2024年新型电力系统的五大动态特性概述报告

徐政浙江大学xuzheng007@zju.edu.cnB站up主“徐政讲直流输电2024年12月 内容提要 1.新型电力系统五大动态特性的提出 2.同步稳定性的新形态-广义同步稳定性3.新型电力系统背景下电网任意点电压支撑强度的定义和计算方法4.新型电力系统背景下频率支撑强度的定义与计算方法5.参考文献 第1章 新型电力系统五大动态特性的提出 新型电力系统实例 存在怎样的动态特性，如何刻画，是一个根本性的问题 新型电力系统动态特性如何分类 针对新型电力系统电源种类多样化的特征，之前适用于同步机店主导的电力系统的动态特性划分方法显然已不再适用，而需要加以修正。对此，IEEE等学术组织分别提出童新的分类方法。IEEE的新的分类方法见“DefinitionandClassification of Power System Stability-Revisited&Extended"(IEEETransactionsonPowerSystems,Vol.36,No.4,July2021）。我认为IEEE提出的新的分类方法逻辑不够严密，对指导电力系统的规划和运行还不够直接和方便因此2022年我在《电力自动化设备》的新型电力系统关键技术专辑上以特约主编寄语的形式提出了新型电力系统五大动态特性的分类方法。 IEEE的新的分类方法 新型电力系统的五大动态特性 构建新型电力系统的过程就是非同步机电源不断取代同步机电源的过程，而新型电力系统的动态特性主要表现在五大方面 （1）广义同步稳定性：只考虑电网中电流电压的基波分量（2）电压稳定性：只考虑电网中电流电压的基波分量（3）频率稳定性：只考虑电网中电流电压的基波分量（4）宽频谐振稳定性：在基波工作点上的线性化系统的动态特性，宽频范围（5）短路电流新特性：只考虑电网中电流电压的基波分量 第2章 同步稳定性的新形态-广义同步稳定性 交流申网能够运行的必要条件 交流电网的特性要求所有电源必须是同一频率的，如果有一个电源频率不同，则必须切除此电源，否则整个交流电网不能运行即交流电网能够运行的必要条件是所有电源必须是同一频率的。 在同步机电源占主导的交流电网中，保持所有电源为同一频率的能力被称为“同步稳定性”，具体表现为同步发电机之间的“功角稳定性”。 非同步机电源不存在固有同步能力 而在同步机电源与非同步机电源并存的交流电网中，保持所有电源为同一频率仍然是交流电网能够运行的必要条件。但其表现形式与同步机电源占主导的交流电网不同，同步机之间的“功角稳定性”已不足以保证同步机电源与非同步机电源之间是同频率的。 由于非同步机电源一般由电力电子换流器控制，其与电网中其他电源保持同步的能力并不是其固有的特性，而是必须由控制器来实现的，这点是与同步机本质不同的 广义同步稳定性的定义 在同步机电源与非同步机电源并存的交流电网中，同步机电源之间的“同步稳定性”概念必须加以扩展以包含“同步机制”本质不同的所有电源之间的同频率运行条件，这种保持所有电源同步运行的性能就被定义为电力系统的“广义同步稳定性” 广义同步稳定性具体包括如下3个方面： （1）传统的同步机之间的同步稳定性：（2）同步机电源与非同步机电源之间的同步稳定性；（3）非同步机电源之间的同步稳定性。 传统同步机之间的“功角稳定性”与“广义同步稳定性”之间的关系 “广义同步稳定性”包含了“功角稳定性”，保持同步机之间的“功角稳定性”并不能确保整个系统的“广义同步稳定性”。换句话说，传统同步机之间的“功角稳定性”仅仅是整个系统保持“广义同步稳定性”的必要条件。 同步机电源的“同步机制 同步机电源的“同步机制”由如下3个方程确定 第1个方程是转子运动方程（也称为摇摆方程） 第2个方程是机械功率方程，主要由该机的调速器特性确定； 第3个方程是发电机电磁功率方程（在发电机用等值电势描述时就是潮流方程），其描述了发电机的输出电磁功率与电网中其他同步电源的电势模值和相位角之间的关系。 同步机电源的“同步机制 同步机电源“同步机制”的外部表现集中反映在电网遭受扰动后的“同步机3阶段响应特性”上。例如，当电网中突然失去一台同步发电机时，电网中的所有同步发电机都会参与对该缺失功率的补偿：但受制于同步机独特的“同步机制”，补偿功率在所有同步发电机中的分配机制是随扰动后的不同时间阶段而变化的。 同步机电源的“同步机制 在扰动后的第一阶段，各同步发电机提供的补偿功率来自于发电机的磁场能量按照各同步发电机与跳闸发电机之间的同步功率系数大小来进行分配。在扰动后的第阶段所有同步发电机的转速变化率趋于相同，各同步发电机提供的补偿功率来自于转子动能，将按照各同步发电机的惯性常数大小进行分配。在扰动后的第三阶段，所有同步发电机的转速趋于一致，各同步发电机提供的补偿功率来自于调速器动作而改变的原动机输出功率，其按照调速器的调差系数倒数大小进行分配。 非同步机电源的“同步机制 非同步机电源类型较多，以典型的电压源换流器为例，确定其“同步机制”的方程是2个。 第1个方程是换流器的交流侧输出方程，由换流器本身的交流侧控制目标决定。 第2个方程就是描述同步信号如何获取的方程，采用PLL时就是PLL的方程，采用PSL时就是PSL的方程。 非同步机电源保持广义同步稳定性的基本手段基于单同步旋转坐标变换的PLL 非同步机电源保持广义同步稳定性的基本手段功率同步环PSL框图 原先由PLL提供的交流母线电压Us的空间旋转向量的旋转角e现在由PSL提供。 广义同步稳定性的失步类型 根据目前的工程经验，造成非同步机电源失去同步稳定性的主要原因有两个：第一个是PLL锁相失败或者PSL失步，第二个是换流器控制系统中各环节时间延迟累积造成的时延过长。 这样，广义同步稳定性意义下的失步可以分为三种类型 （1）同步机之间的功角稳定性破坏（功角失步） （2）非同步机电源的锁相失败失步或PSL失步（3）非同步机电源控制系统时延过长导致的等效失步 而针对上述每一种失步类型，又可以分为小扰动下的失步和大扰动下的失步。 广义同步稳定性破坏的类型 值得指出的是，上述3种失步类型之间是相互耦合的，即同步机之间的功角失步可能会导致非同步机电源的锁相失败或PSL失步：反过来，非同步机电源的锁相失败或PSL失步，也可能导致同步机之间的功角失步。 第3章 新型电力系统背景下电网任意点电压支撑强度的定义和计算方法 问题的提出 接入不同类型系统的两个LCC，两种不同类型电力系统为LCC提供的电压支撑强度如何定义和计算。 电网的戴维南等效原理 当探讨电网的电压支撑强度时，所考察的对象是交流电网在基频下的正序网络。而对应这个基频正序网络，根据戴维南等效原理，从电网中任意点SYS看向电网时，可以将整个电网用个戴维南等效电路来表示。戴维南等效电路由戴维南等效电势E=E之与戴维南等效阻抗Z-Zom相串联组成。戴维南等效电势E.等于入网设备未接入电网时点SYS上的空载电压U=UssZOvsO，戴维南等效阻抗Z等于基频正序网络中各独立电源置零时，从点SYS看向网络的等效阻抗。 电网中任意点电压支撑强度的定义 假设入网设备未接入电网时点SYS上的空载电压模值Usys等于额定电压UN。而设Zdevice=ZdevicePdevice 下面考察入网设备接入电网后，入网设备端口上的电压，也即点SYS上的电压U=UZe是如何变化的。 申网中任意点电压支撑强度的定义 受无穷大电源概念的启发，将电网中任意点的电压支撑强度定义为维持接入点电压模值接近于接入点空载电压的能力，并用UU来刻画，称之为电压刚度Ktg。 显然，电压刚度K的取值范围是[0,1]。当Z等于零时，电压刚度K等于1：当Z等于无穷大时，电压刚度Kt等于零。 电压刚度计算实例 电压刚度计算实例 对于如图所示的纯新能源直流送端系统，假设风电和光伏都采用跟网型控制，PCC点的电压支撑由换流器MMC提供，即正常态下MMC采用恒定电压幅值和恒定频率（Vf）控制 这样，LCC在MMC的支撑电压下完成换相过程，风电和光伏也在MMC的支撑电压下实现跟网型控制。现要求计算PCC点的电压支撑强度和短路比 对于PCC点，风电和光伏以及LCC合起来是作为入网设备看待的，这样送端交流电网本身就一个元件MMC，计算PCC点看向交流电网的戴维南等效阻抗时，需要得到从MMC交流母线PCC点看MMC的等效电路 正常态下的电压刚度 首先计算送端交流电网无故障即处于正常态时PCC点的电压刚度。 此时，MMC的等效电路为恒定电压源，计算戴维南等效阻抗时独立电压源用短路支路来表示，因而MMC用PCC点对地的短路支路来表示，即从PCC点看向交流电网的戴维南等效阻抗Zhnom等于0。 这样，PCC点的电压刚度K等于1。 故障态下的电压刚度 然后计算送端交流电网发生故障时P点的电压刚度 此时，MMC由于PCC点电压跌落处于故障态工况，MMC运行于电流饱和状态，MMC的等效电路为恒定电流源，计算戴维南等效阻抗时独立电流源用开路支路来表示，因而MMC用PCC点对地的开路支路来表示，即从PCC点看向交流电网的戴维南等效阻抗Z等于无大。 这样，故障态下PCC点的电压刚度K等于0 第4章 新型电力系统背景下频率支撑强度的定义与计算方法 频率支撑强度的概念 频率支撑强度表现在2个方面，第1个方面是惯量支撑能力，第2个方面是次调频能力。 同步发电机具有惯量和一一次调频能力，同步发电机的惯量与其运行点无关为恒定值：同步发电机的一次调频能力与其运行点和调速器的调差率紧密相关 负荷具有定的惯量和频率调节效应，但数值较小。 与同步机电源不同，非同步机电源的惯量支撑能力和一次调频能力完全决定于非同步机电源的控制方式和可输出功率裕度。 非同步机电源的频率支撑能力 早期投运的非同步机电源通常按照最大功率跟踪控制，其输出功率与电网频率是解耦的，这种情况下非同步机电源对电网的频率稳定性没有任何支撑作用。 在非同步机电源占比越来越高的情况下，必须改变非同步机电源的控制方式，使其输出功率与电网频率发生耦合，从而具有惯量支撑能力和一次调频能力。 描述惯量支撑能力和一次调频能力的频率动态响应曲线 描述惯量支撑能力和一次调频能力的频率动态响应曲线 电网的惯量支撑能力和一次调频能力可以通过电网在遭受大扰动后的频率动态响应曲线来描述。采用分段折线来表示实际的频率动态响应曲线折线段1为惯量响应时间段，折线段2和折线段3为惯量响应与一次调频共同作用时间段，折线段4为次调频单独作用时间段。 基于该频率动态响应曲线，通常用3个参数来整体描述电网的惯量支撑和次调频能力。第1个参数为扰动初始时段的频率变化率（rate ofchangeof frequency，RoCoF，即折线段1的斜率；第2个参数为频率的最高点/nh或最低点/第3个参数为稳态频率偏差Af 非同步机电源惯量支撑强度的定义和计算方法 不同于惯量等于常数的同步发电机，非同步机电源的惯量是由其控制系统决定的，且惯量的大小不是常数，其随非同步机电源运行点的变化而变化。因此在系统层面，系统的总惯量是随运行方式的变化而变化的。 惯量大小的直接反映是系统的频率变化率RoCoF，特别是扰动初始阶段的ROCoF只与惯量大小和扰动本身有关，因此对惯量大小的计算可以转化为对扰动初始阶段RoCOF的计算 申网对最低惯量的要求 对于特定的电力系统，对RoCoF具有最大值限制，比如限制RoCoF的最大值为不超过1Hz/s等。 通常根据RoCoF的最大限制值和预想的最大有功扰动来反推电网对惯量大小的最低要求。 不同的电网对预想的最天有功扰动有不同的规定，比如欧洲大陆电网规定的最大有功扰动为失去3000MW发电功率，我国电网规定的最大有功扰动一般为单回最大直流输电线路双极闭锁。 非同步机电源的等效惯量提开因子 采用等效惯量提升因子H来刻画非同步机电源的惯量支撑强度。在规定的最大有功扰