華東電網一次調頻能力量化評估及運行控制策略

徐賢，陸曉，周挺，李建華，李兆偉

(1.國網江蘇省電力有限公司，江蘇 南京 210024；2.國家電網有限公司華東分部，上海 200120；3.國電南瑞科技股份有限公司，江蘇 南京 211106)

0 引言

隨著區外直流來電及新能源發電占比日益增加，電網頻率安全問題日益突出。2019年8月9日，英國電網部分電源因故障脫網，系統頻率急劇下跌，低頻減載動作導致大量用戶停電[1—2]。2005年11月20日龍政直流發生雙極閉鎖故障[3]以及2015年9月19日錦蘇直流雙極閉鎖[4]均造成了電網頻率的顯著跌落，所幸未產生嚴重后果。

強制性國家標準GB 38755—2019《電力系統安全穩定導則》[5](以下簡稱《導則》)已于2020年7月1日正式實施。《導則》明確要求包括風電、光伏等電源均應具備一次調頻能力。在新能源發電比重較高的地區，新能源場站還應提供必要慣量與短路容量支撐。

然而，目前華東區域內新能源場站建設時未同步配置燃氣電站、抽水蓄能電站、儲能電站等靈活調節資源，不具備一次調頻能力，不滿足《導則》要求。由于新能源電站建設儲能設備或者提供一次調頻能力尚不是國際上通行的做法[6]，這些措施將增加新能源電站額外的投資及運行成本，因此，有必要對當前以及未來電力系統一次調頻能力進行合理的評估，建立新能源是否參與一次調頻的判斷依據[7]。

在理想情況下，采用發電機調速器實測建模進行仿真計算，可以準確模擬電網頻率響應、評估電網頻率安全。而實際運行時發現，調速器實測建模的仿真結果與實際響應差異較大。華東電網對實際故障下的頻率響應情況進行了細致的研究和分析，發現當前火電機組一次調頻能力不滿足相關標準要求[8—9]，調速器實測建模的計算結果過于樂觀。華東電網采用參數擬合的方法重新建立了調速器的仿真模型，成功復現了幾次故障后系統的頻率響應過程[3—4]。

美國西部電力協調委員會(Western Electricity Coordinating Council，WECC)電力系統的仿真人員發現，由仿真得到的頻率響應曲線與實際監測裝置記錄的頻率響應之間存在較大的差異，頻率仿真結果過于樂觀。為此，WECC重新開展了調速器建模工作，采用參數擬合方法對調速器仿真模型和參數進行修正，以便得到更為準確的仿真結果[10]。

文中在華東電網頻率仿真模型研究成果的基礎上[3—4，11—14]，采用單機簡化模型開展華東電網頻率特性仿真。在確保仿真結果精度的前提下，探索電網頻率響應特性及控制措施的一般規律，研究電力系統安全三級設防標準所對應的頻率控制要求，建立頻率安全評價指標體系，為華東電網一次調頻能力建設出謀劃策，為頻率安全運行保駕護航。

1 一次調頻分析模型

華東電網對一次調頻問題的研究成果表明，影響電網頻率仿真結果的主要因素有：同步發電機模型、調速器模型、負荷模型、未建模非統調機組以及故障期間電網無功電壓響應情況[3]。文中提出的頻率仿真簡化模型充分考慮了上述因素。

1.1 發電機及調速器模型

簡化模型采用了華東電網根據“9·19”故障擬合的調速器詳細模型，充分考慮了限幅、死區、轉速不等率等參數，考慮了火電機組的鍋爐模型和發電機的運動方程，但忽略了發電機的暫態及次暫態響應過程[15—16]。

1.2 負荷模型及電壓影響

簡化模型考慮了負荷模型與故障期間電網電壓波動的影響，負荷模型采用華東電網“9·19”故障擬合的恒阻抗+恒功率的靜態負荷模型。由于華東電網區域內四省一市的負荷模型略有差異，因此，簡化模型根據各省負荷占比對負荷參數進行了等值。由于負荷模型中恒阻抗部分的負荷與電網電壓有關，其大小與電網電壓平方成正比，因此，需要對恒阻抗部分的負荷響應及電網電壓波動進行討論。

用電力系統仿真軟件(Bonneville Power Administration，BPA)仿真計算工具，采用華東電網擬合的詳細模型參數對“9·19”故障進行仿真，分別考慮錦蘇直流閉鎖后切除濾波器、不切除濾波器以及忽略負荷的電壓響應因子(即將負荷模型修改為100%恒功率模型)3種情況進行計算。仿真結果表明：當忽略負荷的電壓因子時，最低頻率與原模型相比降低0.006 Hz，相對誤差為1%；不切除濾波器比切除濾波器仿真結果最低頻率低0.013 Hz，相對誤差為3%。從該仿真結論來看，似乎可以忽略電壓對頻率的影響。仿真曲線如圖1所示。

圖1 BPA詳細模型模擬“9·19”故障時電壓對頻率的影響Fig.1 Effect of voltage fluctuation on frequency response by BPA simulation toolkit based on “9·19” model

然而，在相同條件下，當系統損失功率由4.91 GW提高至7.26 GW時，考慮負荷電壓因子仿真得到的最低頻率比未考慮負荷電壓因子的最低頻率減小了0.13 Hz，此時顯然無法忽略電壓對頻率的影響。仿真結果見圖2。

圖2 BPA“9·19”模型數據損失功率7.26 GW時負荷電壓對頻率仿真結果的影響Fig.2 The frequency response deference with/without consideration of voltage fluctuation with 7.26 GW power loss by BPA simulation toolkit based on “9·19” model

故障后，由于調速器潮流的變化及電源點電壓調節能力的不同使每個負荷節點的電壓水平不一，負荷節點電壓的波動具有分散性和不確定性，似乎很難衡量其對頻率的影響。實際上，由于各節點電壓幅值相對固定，其波動的數值范圍相對固定，因此，可以通過引入電壓偏差因子來表示電壓對頻率的影響。故障時典型節點電壓響應情況見圖3。

圖3 電網發生功率缺額時節點電壓響應情況Fig.3 Node voltage response when power loss occurs

統計表明，故障期間電網平均電壓波動在0.6%左右。通過計算可以得到因電壓波動導致的負荷變化量，可以用下式近似表示(忽略高階項)：

(1)

式中：ΔPu為因電壓變化而引起的負荷變化；p1為負荷的恒阻抗系數；ΔU/U為電壓波動率；PL0為負荷初始值。由此得到ΔPu/PL0≈0.5%。

系統負荷時刻在變化，負荷模型本身也有一定的不確定性，因此，在仿真時可以考慮將電壓引起的波動合并進入負荷的頻率因子(例如英國電網)，也可以在功率損失因子(power loss factor，PLF)中加入負荷電壓偏差因子0.5%，補償因忽略負荷的電壓波動帶來的計算誤差。

1.3 未建模非統調機組

采用華東電網研究結論[3]，即考慮全部同步發電機裝機容量為統調同步發電機裝機容量的1.2倍，在簡化模型中對系統的等效轉動慣量進行了修正，即仍保持統調機組容量為基準容量，修正后的慣性時間常數為原慣性時間常數乘以1.2。

2 簡化模型計算準確性驗證

采用簡化模型復現“9·19”故障后系統頻率最大跌落幅度。簡化模型與BPA詳細模型計算得到的最大頻率跌落分別為-0.411 4 Hz和-0.407 3 Hz，誤差小于0.01 Hz。此外，簡化模型的頻率下跌速度比BPA的略快，主要原因是其忽略了電壓波動的過程。當簡化模型中加入由BPA計算得到的電壓響應曲線時，兩者的頻率響應曲線完全重合。這與在圖1中BPA仿真時忽略電壓因子頻率下降速度更快的結論是一致的，如圖4所示。

圖4 BPA詳細模型與簡化模型響應曲線比較Fig.4 Comparison of frequency response of the simplified model and the BPA model

對比2020年小負荷方式下的BPA計算結果與簡化模型計算結果，如表1所示。

表1 BPA仿真與簡化模型仿真頻率最大跌落比較Table 1 Comparison of maximal frequency drop of the simplified model and the BPA simulation

從表1的計算結果可以看出，簡化模型計算的最低頻率與BPA詳細模型的計算結果誤差可以控制在0.01 Hz以內。再次驗證簡化模型具有較好的計算精度。

3 頻率標準設定

新版《導則》中增加了對“頻率允許偏差”的要求，但目前關于頻率偏差的標準中并未對電網發生N-1時的暫態頻率偏差進行限定。GB/T 15945—1995《電能質量電力系統頻率允許偏差》中規定：電力系統頻率偏差允許值為0.2 Hz，當系統容量較小時，偏差值可放寬到+0.5～-0.5 Hz。在《全國供用電規則》中規定：“供電局供電頻率的允許偏差：電網容量在3 GW及以上者為0.2 Hz；電網容量在300萬千瓦以下者為0.5 Hz。”這里的偏差都是指穩態頻率偏差。

如果暫態情況下仍套用穩態標準，將顯著增加系統的運行成本。為此，文中參照《導則》對穩定的分類，對暫態頻率控制要求進行了分類。分類主要考慮2個因素：一是在頻率偏差達到0.75 Hz時，華東電網頻率協控裝置將動作，切除部分可中斷負荷，該措施為《導則》中第二級標準允許采取的措施；二是頻率偏差達到1.0 Hz時，將觸發第一輪低頻減載裝置動作，該措施為《導則》中第三級標準允許采取的措施。

此外，系統運行時在設防標準與裝置動作值之間留出0.1～0.25 Hz的過渡區，即第一級標準按照最大頻率偏差0.5 Hz進行設防，對應于華東電網頻率協控裝置定值；第二級標準按照最大頻率偏差0.9 Hz進行設防，對應于第一輪低頻減載裝置動作定值(英國電網的設防標準49 Hz，低頻減載裝置動作值48.8 Hz[17])。具體要求如下。

第一級標準：當受端電網區域內任一機組因故障或無故障跳閘、直流系統單極閉鎖或單換流器閉鎖時，系統最大頻率偏差不應大于0.5 Hz。

第二級標準：當受端電網區域內發生直流系統雙極閉鎖,或2個及以上換流器閉鎖(不含同一極的2個換流器)時，系統最大頻率偏差不應大于0.9 Hz；必要時允許采取切機和切負荷、直流緊急功率控制、抽水蓄能電站切泵等穩定控制措施。

第三級標準：當受端電網新能源大規模脫網、失去大容量發電廠等偶發故障時，系統采取低頻/低壓減載、高頻切機等措施,避免造成長時間大面積停電和對重要用戶(包括廠用電)的災害性停電,使負荷損失盡可能減少到最小,電力系統應盡快恢復正常運。

4 頻率安全評價指標及仿真結果分析

為建立評價系統頻率安全分析體系，定義相關指標如下。

定義一次調頻電源發電出力占比為提供一次調頻服務的電源發電總出力與系統總負荷之間的比值為K。

K=PG0/PL0

(2)

式中：PG0為提供一次調頻服務的電源發電總出力，GW；PL0為系統總負荷，GW。

定義非一次調頻電源發電出力占比為不提供一次調頻服務的電源總出力與系統總負荷之間的比值為K1，顯然，K1=1-K。

定義一次調頻電源負載率為提供一次調頻服務的電源發電總出力與其額定功率之間的比值為λ2。

λ2=PG0/PGN

(3)

式中：PGN為提供一次調頻服務的電源額定出力，GW。顯然，λ2∈(0,1)。

定義功率損失占比為系統發生單一故障(含直流雙極閉鎖故障)時系統損失的最大功率與該時刻系統負荷的比值為KPLF。

KPLF=ΔP/PL0

(4)

式中：ΔP為系統內單一故障(含直流雙極閉鎖故障)時系統損失的最大功率，GW。

采用華東電網“9·19”頻率擬合模型參數建立了頻率仿真簡化模型，見附錄圖A1，參數見附錄表A1。計算時僅考慮調速器及負荷的頻率效應，未考慮頻率協控系統等其他措施提供的一次調頻響應。仿真結果如圖5所示。

圖5 事故后頻率按49.1 Hz設防時系統所允許的最大非調頻發電占比Fig.5 Maximum proportion of non-conventional power with no primary frequency response when the lowest system freqency shoud be hold beyond 49.1 Hz during the fault

從圖5中可以看出：

(1) 對于某一固定的λ2(提供一次調頻的電源負載率，一次調頻服務通常由常規同步發電機提供)而言，隨著KPLF增加，其滿足頻率控制要求所允許非調頻電源發電占比K1就越小。曲線左側為頻率穩定域，右側為頻率破壞域。λ2降低時，系統頻率穩定域增加。

(2)λ2=1對應的曲線左側區域為絕對穩定域。當實際系統的KPLF與K1落在該區域時，其一次調頻電源負載率必然滿足要求。

(3)KPLF越小，其頻率穩定性就越好。當KPLF<3%，非調頻電源占比超過90%時，頻率跌落幅度仍然滿足第二級安全標準要求；當KPLF>5.7%，且λ2≥0.9時，即使所有電源均具備3.1%的一次調頻能力上限，事故后電網頻率仍然無法滿足第二級安全標準要求。

(4) 通過查詢該計算結果，可以判斷華東電網當前頻率穩定是否滿足要求，并能找到運行方式調整的措施。例如，可以適當降低單一直流來電的水平，從而降低KPLF以滿足單一直流閉鎖時的頻率安全要求；或者在部分時段適當增加調峰燃機并網發電，通過降低發電負荷率來滿足頻率安全要求。

(5) 該模型同樣可以評估多直流閉鎖時存在的風險。若華東電網區域內火電機組整體一次調頻能力從3.1%提升至5%，其穩定區域明顯變大，如圖6所示。

圖6 一次調頻上限提升至5%時頻率按49.1 Hz設防系統所允許的最大非調頻發電占比Fig.6 Maximum proportion of non-conventional power with no primary frequency response when the lowest system freqency shoud be hold beyond 49.1 Hz and the primary frequency response capability of synchronous generations is raised to 5%

5 華東電網頻率安全形勢及控制措施

預計2020年底華東電網新能源裝機規模將達到70.92 GW，核電24.45 GW,直流來電31 GW。若按新能源最大同時率0.7進行測算,非調頻電源總出力最大可以達到105.9 GW。常規機組一次調頻能力上限為3.1%，考慮區域內最大損失功率為最大水電直流7.2 GW，分別考慮/忽略頻控系統1 GW直流提升能力，仿真結果如圖7所示。可見，2020年華東電網仍然有可能通過增加開機容量來滿足頻率控制要求。當負荷低于160 GW時，常規機組最大允許負載率較小，即系統對機組備用要求較高。

圖7 2020年新能源大發時一次調頻要求的常規機組最大允許負載率Fig.7 Maximum allowable load rate of conventional synchronous generator required by primary frequency res ponse control in 2020 when renewable energy surges

預計2025年華東電網新能源裝機容量將達到112.85 GW,核電34.63 GW,直流來電60 GW。按照新能源同時率0.7計算,華東電網由新能源、核電及直流來電等非調頻電源總出力173.6 GW。仍然考慮最大損失負荷為7.2 GW，分別考慮常規機組一次調頻限幅3.1%和5% 2種情況，并考慮直流頻控提供1 GW一次調頻能力，按照0.9 Hz最大頻率跌落設防時常規機組允許的最大負載率，如圖8所示。

圖8 2025年新能源大發時一次調頻要求的常規機組最大允許負載率Fig.8 Maximum allowable load rate of conventional synchronous generator required by primary frequency res ponse control in 2025 when renewable energy surges

到2025年，華東電網即使按照新能源最大同時率為0.5計算，非一次調頻電源提供電力仍可達到166 GW，與華東電網低谷負荷水平相當。理想情況下全部負荷均可由新能源、核電及直流來電等非一次調頻電源提供電力，即非一次調頻電源的滲透率可能達到100%。此時，電網頻率安全運行面臨非常嚴峻的挑戰。

即使考慮常規機組全部能達到5%的一次調頻上限，直流頻控系統提供1 GW一次調頻響應，當負荷較小時，頻率安全對常規機組的負載率要求仍然很高。例如，當負荷為150 GW時，要求常規機組的負載率不得高于0.64，這將嚴重影響常規機組的運行經濟性。若常規機組的一次調頻能力上限為3.1%，則要求常規機組的負載率運行在40%左右，而常規機組的最低負載率為50%,此時，僅靠區內常規電源調節已無法保證系統頻率運行安全。

最有效的頻率控制措施是限制單個直流輸入功率占系統有功負荷的比重。例如，當非調頻電源占比達到60%時，考慮常規機組一次調頻能力5%，即使不考慮直流頻控系統作用，也只需要將最大損失功率控制在4.3%以下，即可保證頻率安全(當系統負荷為150 GW時，最大直流有功為6.45 GW)。若其他條件不變，考慮常規機組一次調頻能力為3.1%，則只需要將最大損失功率控制在3.9%以下，即可保證頻率安全(當系統負荷150 為GW時，最大直流有功為5.85 GW)。顯然，通過減少單一直流占總負荷比重的措施總能滿足電網頻率控制要求。

2025年，華東電網頻率安全成為影響新能源和直流消納的重要因素。在某些方式下需要限制單一直流最大功率。這將影響直流年利用小時數，需要對這種情況發生的概率進行評估。

限制區外直流來電、提高本地常規火電一次調頻能力以及要求新能源提供一次調頻能力或增加儲能設備來提高電網消納能力，均應作為未來電網保證頻率安全的措施。應逐步考慮新能源具備虛擬慣量和一次調頻能力的需求，實現新能源機組友好并網，具備更高的電網適應性和電網支撐能力，滿足未來電網發展的需要。水電直流、區內風電、光伏的消納需求迫切要求建立一次調頻輔助服務市場來平衡各方的利益。

需要補充說明的是，機組調頻能力的提升并不一定導致機組運行費用的增加。當發電機調速器實測模型能夠真實反映實際水平時，可以通過仿真計算得到當前和未來負荷水平下所需要的一次調頻能力，并據此進行一次調頻容量的安排，無須要求所有機組在所有負荷水平下都提供一次調頻能力，可提高運行機組的經濟性。例如，在負荷大于180 GW，常規機組整體一次調頻性能為3.1%，考慮最大損失功率為7.2 GW時，機組最大允許負載率可以達到0.9，可近似認為，此時一次調頻不構成實際的運行約束。在此前提下，通過輔助服務市場購買少量的一次調頻能力就可以實現頻率安全。此時，運行機組可以根據電網的一次調頻需求來選擇是否提供一次調頻服務以獲取相應的服務補償，或者選擇不提供一次調頻服務以獲取較低的運行成本。

機組負載率的提升對區內機組運行效率有顯著的影響，據有關文獻記錄，當負載率由100%降低至50%時，火電機組邊際發電成本可增加約10%～20%[18]。當常規機組的整體一次調頻性能從3.1%提升至5%時，頻率安全允許的機組最大負載率有明顯的提升，從而使機組有可能運行在更經濟的負載水平，經濟效益明顯。同時，機組一次調頻能力提高后，增加了系統開機方式的靈活性，可以避免因一次調頻能力差異而額外增加系統運行風險或額外預留一次調頻備用。

6 結語

文中建立了包含同步發電機、調速器詳細模型及負荷模型的頻率仿真簡化模型，對實際及預想故障下電網頻率的仿真表明，簡化模型得到的頻率最大跌幅與BPA詳細模型的仿真結果一致，誤差較小。提出了電力系統安全三級設防標準所對應的頻率控制要求，建立了頻率安全評價指標。采用簡化模型對2020年及2025年華東電網頻率安全形勢進行評估，指出2025年頻率安全將成為影響新華東電網新能源和直流來電消納的主要因素之一。

建議盡快提升華東電網區域內火電機組整體一次調頻能力，如由3.1%提升至5%；通過提高一次調頻仿真精度，建立一次調頻輔助服務市場，降低常規機組的運行成本；通過限制單一直流最大功率占總負荷的比重，控制頻率安全風險。后續還應逐步考慮新能源具備虛擬慣量和一次調頻能力，實現新能源機組友好并網，具備更高的電網適應性和電網支撐能力，滿足未來電網發展需求。