基于蓄能切泵的南方電網低頻綜合穩定控制策略與應用

陳興華 ，常東旭 ，陳錦昌 ，徐光虎 ，張遠 ，朱益華 ，武明康

（1.廣東電網電力調度控制中心，廣州 510600；2.直流輸電技術國家重點實驗室（南方電網科學研究院），廣州 510663；3.廣東省新能源電力系統智能運行與控制企業重點實驗室，廣州 510663；4.中國南方電網有限責任公司，廣州 510663；5.廣東電網電力科學研究院，廣州 510062）

0 引言

南方電網是世界上最復雜的交直流互聯大電網之一［1］，共有“八交十直”18條西電東送輸電大通道，由廣東、廣西和貴州構成的南方電網主網直流受入容量占比超過30%；隨著廣東電力市場機制的推進，系統備用容量受市場化行為的制約；同時，新能源在主網電源中占比的快速增加，其一次調頻能力和故障穿越能力不足等特點使得電網備用容量愈發緊張［2-4］，系統頻率穩定問題突出。

根據仿真計算，在2022年夏小方式下，若昆柳龍直流昆北雙極8 000 MW同時閉鎖，且穩控切負荷策略拒動，南方電網主網頻率將低于49.20 Hz；即使考慮直流頻率限制控制（frequency limit control，FLC）及機組一次調頻作用，主網頻率仍無法恢復到49.80 Hz以上，不滿足電力系統正常頻率偏差要求；若短時間內發生多回直流同時或相繼閉鎖的多重故障，且計及故障期間新能源大量脫網，主網功率缺額進一步增加，嚴重時可能導致兩廣斷面、海南-廣東聯絡線解列，造成電網重大事故［5-8］。由此，必須考慮采取統一、快速的切除負荷措施，以維持南方電網主網的頻率穩定。

南方電網負荷中心集中在經濟發達的珠三角地區，終端用戶對供電的可靠性要求高，只能選擇經供用電雙方協議、對用戶不會造成次生災害等實質性影響的“可中斷”負荷作為切除對象，切負荷的布點和選擇極為慎重；另一方面，根據《電力安全事故應急處置和調查處理條例（國務院599號令）》［9］，明確了將穩控裝置動作切除的負荷計入事故損失負荷之中，更限制了直接切電網負荷和低頻減載控制措施的應用場景。因此，南方電網主網頻率控制應優先選擇電網內的抽水蓄能泵工況機組作為緊急頻率控制的主要切除對象（以下簡稱“蓄能切泵”），以彌補電網有功缺額，減少切負荷量。

針對多直流饋入受端電網的頻率穩定控制及蓄能切泵相關技術，國內多個學者也進行了大量的研究。文獻［10］提出了適用于頻率安全穩定的低頻切泵及減載協調優化方法，并仿真驗證了可行性；文獻［11-13］結合華東電網的系統保護，提出應將抽水蓄能資源作為頻率穩定控制的靈活資源廣泛應用；文獻［14］分析了包括蓄能切泵等多種頻率穩定控制手段的控制成本及有效性；文獻［15］開展了通過蓄能切泵等控制方法抑制多直流換相失敗的工程應用。總的來說，目前研究僅提出了蓄能切泵可廣泛參與電網頻率穩定控制，一般采取集中一次全部切除或通過就地化的分散低頻切泵實現，各廠站之間沒有配合，切泵的容量不能跟隨系統頻率的變化分級分輪切除，系統頻率波動劇烈；不能充分通過分層級的切泵配合，躲過切泵造成水錘效應［16］，泵工況機組的調節能力不能被充分利用。由此，需要開展蓄能切泵的精細化協調配合方法研究，實現頻率穩定控制的最優化。

本文從南方電網的實際出發，設計了以蓄能切泵為主體的穩控切泵切負荷、廣域低頻集中切泵、就地低頻分散切泵和低頻減載組成的多層級低頻綜合穩定控制系統，重點研究了蓄能切泵控制系統的架構設計和配置方法，實現了蓄能切泵的分層分輪協調配合和經濟效益的最大化；構建了實際電網模型和實際低頻穩定控制系統硬件，基于實時數字仿真系統（real time digital simulation system， RTDS）開展了硬件在環仿真分析，驗證了頻率穩定控制措施的有效性，并針對系統設計存在的問題，提出了改進方法。本文提出的低頻綜合穩定控制系統及策略已在南方電網投入應用。

1 頻率穩定控制系統架構

根據系統運行情況，南方電網主網受入的單一直流送電容量超過5 500 MW的直流系統均配置了切負荷策略［5］，如昆柳龍直流、牛從直流等；但對大多數送電容量5 000 MW及以下的單一直流，如楚穗、普僑和新東直流等，則未配置穩控切負荷措施。當發生如下典型嚴重故障時，主網電網頻率將不能保持穩定，具體如下。

1）昆柳龍直流雙極或牛從直流雙回滿功率閉鎖，需考慮穩控集中切泵和切負荷；若穩控切泵切負荷策略拒動，系統頻率將快速下降至49.2 Hz及以下，可能觸發低頻減載1輪（49.0 Hz）動作；

2）小方式下楚穗、普僑或新東直流滿功率閉鎖，若主網備用不足，主網頻率將快速下降至正常偏差49.8 Hz以下，且不能穩定恢復；

3）兩回及以上大容量直流閉鎖等多重故障，系統功率缺額過大，可能導致多輪低頻減載動作；

4）因極端天氣或近區嚴重故障導致新能源機組大規模脫網，超過電網一次調頻備用容量，系統頻率快速下降，不能恢復正常頻率偏差范圍等。

為了解決上述問題，需要重點研究低于頻率偏差值（49.80 Hz）而高于低頻減載啟動值（49.20 Hz）這一頻率區間的頻率穩定問題，實現頻率穩定控制的前置化。而在這一頻率區間，可優先利用蓄能機組的調節能力，在無序的低頻減載動作前再增加精細化的分層分輪低頻切泵措施，以減少系統功率缺額，促使頻率快速回升，避免低頻減載動作或減少低頻減載量。而低頻切泵則需要考慮抽水蓄能機組的兩個關鍵運行特性：

1）同一引水洞的各臺機組必須同時運行在機工況或者泵工況，泵工況時出力是額定不可調的，均按照額定功率的電動機負荷運行；

2）抽蓄切泵需要考慮水錘效應，水輪機的水錘效應時間常數一般為0.5～4 s［16］，在該間隔內同一引水洞的泵工況機組不能同時被切除。

以上兩個特點一方面使得低頻切泵的組合選擇相對較少，不宜實現精細化控制；另一方面也要求低頻切泵各輪次之間需相互配合，以躲過機組的水錘效應，實現蓄能調節能力的最大化利用。

根據以上分析，本文設計了南方電網低頻綜合穩定控制系統架構如圖1所示，分為如下4個功能。

圖1 南方電網低頻綜合穩定控制體系架構Fig.1 Low frequency integrated stability control architecture of CSG

1）穩控切泵切負荷功能，由南方羅洞主站接收牛從、昆柳龍直流閉鎖切負荷命令，分配切負荷量至廣東羅洞主站，廣東羅洞主站優先選擇切除所有可切抽蓄泵工況機組，剩余按比例分配到廣州、佛山、東莞及江門等站進行切負荷，作為第二道防線解決單一大容量直流閉鎖主網頻率穩定問題。

2）廣東羅洞主站廣域低頻集中切泵功能：廣東羅洞主站接收6個抽水蓄能電站上送的可切泵信息及頻率信息，實現廣域低頻切泵功能。解決穩控切泵切負荷策略拒動、大容量直流閉鎖或多重故障等導致的廣東電網低頻問題，廣域集中切泵功能可避免單個抽水蓄能電站可切泵量不足、定值整定困難的問題，也可避免無序切泵后局部電網潮流大幅度轉移、運行控制困難的問題。

3）各蓄能子站就地分散切泵功能：主要解決低頻集中切泵系統頻率回升后頻率懸停的問題，同時也可作為廣域低頻集中切泵的后備措施，保證蓄能的切泵能力能夠充分利用。

低頻集中切泵與就地分散切泵的配合關系如圖2所示。圖2中，曲線①為僅采取低頻減載策略的頻率曲線，曲線②為采取廣域集中切泵控制策略的頻率曲線，可以看出廣域集中策略大概率避免低頻減載切負荷策略動作，但可能使頻率懸停于某一固定頻率；曲線③是在曲線②回升階段追加就地切除剩余可切泵，能夠使系統頻率快速、可靠回升到50.0 Hz附近，從而充分利用了蓄能機組的調節能力。

圖2 低頻切泵各層級協調配合示意圖Fig.2 Schematic diagram of coordination and cooperation at all levels of low frequency pump cutting

4）低頻減載功能：作為系統頻率控制的最后一道防線，在系統發生嚴重故障時通過低頻切除一部分負荷制止系統頻率的大幅度下降，保障電網剩余重要負荷的可靠供電。

綜上所述，南方電網低頻綜合穩定控制系統4個層級的協調配合關系如圖3所示。各層級之間通過嚴密的協調配合，充分利用了抽蓄機組的調節能力，確保了南方電網主網的頻率穩定。

圖3 低頻綜合穩定控制系統各層級配合關系Fig.3 Cooperation relationship at all levels of low frequency integrated stability control system

2 低頻綜合穩定控制系統策略設計

根據第1節設計的南方電網低頻綜合穩定控制系統，結合抽水蓄能泵工況機組的運行特性和頻率控制的主要策略開展詳細的設計和配置。

2.1 穩控切泵切負荷功能配置

南方電網羅洞主站是南方電網切負荷穩定控制主站，接收昆北換流站和牛寨換流站發送的切負荷命令，優先選擇切除廣東可切泵，剩余需切負荷量在主網各區域進行分配。廣東羅洞主站裝置負責第二道防線的穩控切泵切負荷功能，其接收南方電網羅洞主站發送的切負荷命令ΔP，優先切除各蓄能的泵總容量Pxn；剩余需切量根據各控制站的上送可切量Psi和權重ki，按式（1）分配n個控制站的切負荷量ΔPi，以實現各地區切負荷的公平性。

穩控切泵切負荷專用于昆柳龍直流和牛從直流大功率閉鎖時頻率穩定控制，其余直流閉鎖或多重故障導致的主網低頻主要依賴其余3個層次解決。

2.2 低頻切泵動作邏輯

廣域低頻集中切泵邏輯在廣東羅洞主站實現，其測量頻率fs取自各抽蓄子站的送出線路頻率綜合值如式（2）所示。

式中：fimin為各抽蓄子站運行線路頻率的最小值；fimax為各抽蓄子站運行線路頻率的最大值；fin為第i個抽蓄子站的測量頻率；n為抽蓄子站的個數。

1）當主站能夠同時獲取兩個或以上電廠子站上送的頻率時，裝置測量頻率fs取所有子站fimin的第2個最小值，滿足“N取2”的頻率取值原則；

2）當主站只能獲取一個電廠頻率時，則主站裝置測量頻率fs取自該電廠所有運行線路的頻率的最大值。

以上頻率測量方法既能保證低頻集中切泵多點頻率測量的準確度，又具備良好的防誤功能。而抽蓄子站的就地低頻切泵功能每臺泵獨立設置，頻率取自機端母線頻率，以保證就地頻率測量的可靠性。

為適應抽水蓄能電站的機組運行特性，各抽水蓄能電站設置了“各涵洞同時最大切泵臺數Nsmax”、“躲水錘效應延時Tsw”2項定值，靈活設置同一引水涵洞最多可同時切泵的臺數，以及隨后需間隔多長延時方可再次切泵，保證在Tsw延時內同一引水洞的切泵臺數不超過Nsmax。

設第i個抽蓄電站各引水涵洞運行的泵工況機組數量為Mi，在Tsw時間內已切除的機組臺數為Nci，則本站同一時間段內可用于低頻切泵的抽蓄數量Nkq如式（3）所示。

式中n為各抽蓄電站的引水涵洞數量。各抽蓄子站低頻集中切泵和就地切泵通過上述方法實現協調配合，避免穩控切機導致的抽蓄電站機組運行異常等次生事故。

2.3 低頻切泵定值設置

當直流閉鎖或其他因素造成系統頻率快速下降時，在不考慮一次調頻及直流FLC作用時，頻率變化曲線近似為線性，如圖2曲線①所示。系統功率缺額與各頻率點的關系可近似用式（4）表示［17-19］。

式中：P為系統有功功率；f為系統頻率；dP/df為頻率下降1 Hz對應的功率缺額；f0為故障前頻率；fset為低頻各輪定值設置值。

根據大量仿真計算及與現場比對，在考慮年平均負荷和正常一次調頻備用容量下，dP/df約為12 600 MW/Hz。據統計目前廣域切泵最大可切量為4 840 MW，根據式（4）計算約為0.4 Hz對應的功率缺額，即廣域低頻集中切泵可控的頻率下限約為49.60 Hz。

為滿足低頻分輪分級切泵的要求，廣東羅洞主站低頻集中切泵設置4個獨立輪，每輪均設置了動作頻率、動作延時和切除泵數定值，動作邏輯與傳統低頻減載保持一致。為躲過系統正常頻率偏差，低頻切泵的第一輪設置為49.75 Hz，各輪最小級差0.05 Hz，每輪切4臺泵；各輪動作延時需適當考慮直流FLC的提升作用（約1 s）。

就地分散切泵可參考廣域切泵的設置，在49.70 Hz附近設置4輪，將剩余可切泵全部切除（全部24臺可切泵），以防止可能出現的頻率懸停問題。低頻切泵的輪次定值設置如表1所示。

表1 低頻切泵定值設置Tab.1 Low frequency cut-off pump settings

2.4 低頻減載定值設置

南方電網主網低頻減載按基本輪為7輪、特殊輪2輪的“7 + 2”輪次設置。基本輪7輪從49.0 Hz開始，每輪級差0.2 Hz，對應的最低控制頻率為47.8 Hz，切負荷總量為統調負荷51%；特殊輪2輪均設置為49.0 Hz，切負荷總量為統調負荷5%，能夠適應大多數嚴重單一或多重故障時的低頻減載量［20］。

3 建模與仿真

3.1 系統建模

為了充分驗證本文提出的多層級頻率綜合穩定控制的適應性及低頻切泵可靠性，基于RTDS系統建立了2021年夏小方式南方電網全電磁暫態模型，交直流系統的主要參數如表2所示。直流系統采用全數字精確模型接入昆北站、牛寨站、南方羅洞站、廣東羅洞站及4個蓄能子站的實際穩控裝置（另兩個尚未完全投產），實現低頻綜合穩定控制策略的硬件在環校核［21］。

表2 交直流系統仿真參數Tab.2 Simulation parameters of AC / DC system

蓄能電站泵工況機組采用感應電動機模型，電網負荷模型采用常用的ZIP負荷模型［22-23］能夠精確反映頻率和電壓變化對負荷的影響，恒阻抗、恒電流、恒功率比值為3∶4∶3。系統各主要220 kV廠站均配置了具備“7 + 2”輪低頻減載功能的數字模型，按照實際的切負荷比例控制施加于ZIP負荷有功功率P和無功功率Q上，實現分輪等比例切負荷控制。

為適應電網發展的需求，評估南方電網多回直流共用接地極故障、平行多回線路或交叉跨越線路遭遇極端天氣、大面積山火或者外部破壞時的主網頻率穩定控制策略適應性，仿真研究了單一直流閉鎖及多回直流同時閉鎖、多直流同時閉鎖 + 兩廣斷面解列、大容量電廠出線全停等多類型多重故障沖擊下的系統頻率穩定特性以及裝置的動作行為，全方位驗證了本文提出的頻率穩定控制系統及策略的適應性和可靠性，并針對設計中存在的問題進行了優化改進。

3.2 典型仿真結果分析

以昆柳龍直流雙極6 000 MW閉鎖穩控切負荷動作+楚穗雙極5 000 MW閉鎖穩控切負荷拒動、廣東低頻試驗項目為例，開展詳細分析。仿真試驗結果如圖4所示。

由圖4可知，系統動作可分為幾個過程。

圖4 頻率穩定控制策略仿真曲線Fig.4 Simulation curve of frequency stability control strategy

昆柳龍直流閉鎖后，昆北站穩控裝置發出切負荷命令500 MW（切負荷基值5 500 MW），約0.4 s 切1號和4號蓄能子站各1臺泵共約600 MW（1—4號蓄能子站的切負荷優先級為2、4、3、1，以下同）；

1）遠方切泵后，由于楚穗直流雙極閉鎖造成的功率缺額，系統頻率快速下降至49.75 Hz以下，羅洞主站低頻集中切泵策略動作3輪（動作時間分別為故障后約2 s，5.5 s和8.5 s），共切除4號蓄能子站2臺泵（“躲水錘效應時間“定值內最多切3臺泵），1—3蓄能子站各3臺泵，共計3 660 MW；

2）低頻集中切泵后，頻率停留在49.65～49.70 Hz，故障后14.5 s各站低頻切泵1輪動作追加切泵，切除剩余所有可切泵，共計1 820 MW，追加切泵后系統頻率快速恢復到50 Hz附近。

仍以上述故障工況，若考慮僅投入1輪就地低頻切泵和低頻減載，切泵量不足，系統頻率快速下降至49.0 Hz以下，低頻減載動作1輪后，系統頻率緩慢回升到49.2 Hz以上，如圖5所示，最終系統頻率恢復到49.54 Hz附近。

圖5 低頻切泵與低頻減載仿真曲線Fig.5 Simulation curve of low frequency pump cutting and loadshedding

以上兩種控制策略的控制效果對比如表3所示。在系統抽蓄泵工況機組充足的情況下，采用本文提出的低頻綜合穩定控制系統相對于傳統的分散低頻切泵 + 低頻減載策略，同一故障下頻率穩定提升的效果明顯，控制代價極小。

表3 控制效果比對Tab.3 Effect comparison of control

3.3 抽蓄子站低頻滑差功能投退分析

本系統中，低頻廣域集中切泵沒有配置低頻滑差功能，但各蓄能子站的就地切泵功能均投入了滑差閉鎖功能，定值為5 Hz/s。仿真試驗中發現在系統功率缺額較大時部分電廠的就地切泵功能可能拒動，1號蓄能子站就地切泵功能拒動，如圖6的曲線①所示，裝置報文顯示“低頻滑差閉鎖”。經分析，在低頻啟動值49.85 Hz附近，頻率下降速度較快，頻率滑差df/dt最大為6.7 Hz/s，且大于定值5 Hz/s，1號蓄能子站的電站裝置在此處判斷了低頻滑差閉鎖，需要頻率回升至低頻啟動定值以上才會重新開放，因此就地低頻切泵策略拒動。

圖6 低頻滑差閉鎖功能投退仿真曲線Fig.6 Simulation curves of low frequency slip blocking function enable/disable

傳統低頻減載設置低頻滑差的目的在于躲過故障時系統頻率波動導致的誤動，主要針對局部區域電網，且低頻各輪動作延時較短。而電網低頻切泵主要針對49.2～49.8 Hz的低頻控制，在故障結束后由于大量的功率缺額，系統頻率在初始段下降段df/dt較大，若仍采用低頻滑差閉鎖，有很大概率導致誤閉鎖；同時，考慮到各抽蓄子站低頻切泵延時均大于5 s，能夠充分通過延時躲過故障，也不需要滑差閉鎖功能。

通過仿真分析，退出低頻滑差閉鎖功能后，裝置能夠正確動作切泵，如圖6曲線②所示。綜上，本系統現場實際運行時，退出了各抽蓄子站低頻滑差閉鎖功能，以進一步確保系統動作的可靠性。

4 結語

本文構建了以低頻切泵為核心的南方電網低頻綜合穩定控制系統，對系統的架構、控制策略和協調配合方法進行了詳細設計，并基于RTDS系統開展了仿真驗證和效果比對。所設計的系統實現了頻率穩定控制對抽水蓄能泵工況機組的精細化和最優化利用，適應了抽水蓄能電站的機組運行特性，已在現場成功投入運行，為南方電網主網的穩定可靠運行提供了重要保障。隨著南方電網新能源占比的進一步提升和廣東目標網架建設的逐步推進，抽水蓄能以及未來的電化學儲能將進一步發揮頻率穩定控制的主體地位，對儲能等靈活資源的調控需要精細化和最優化。本文的研究也為國內多直流饋入的受端電網頻率穩定控制策略研究和系統設計提供了重要參考。