基于蓄能切泵的南方電網(wǎng)低頻綜合穩(wěn)定控制策略與應(yīng)用

陳興華 ，常東旭 ，陳錦昌 ，徐光虎 ，張遠(yuǎn) ，朱益華 ，武明康

（1.廣東電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，廣州 510600；2.直流輸電技術(shù)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（南方電網(wǎng)科學(xué)研究院），廣州 510663；3.廣東省新能源電力系統(tǒng)智能運(yùn)行與控制企業(yè)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，廣州 510663；4.中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司，廣州 510663；5.廣東電網(wǎng)電力科學(xué)研究院，廣州 510062）

0 引言

南方電網(wǎng)是世界上最復(fù)雜的交直流互聯(lián)大電網(wǎng)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(gòu)成的南方電網(wǎng)主網(wǎng)直流受入容量占比超過30%；隨著廣東電力市場(chǎng)機(jī)制的推進(jìn)，系統(tǒng)備用容量受市場(chǎng)化行為的制約；同時(shí)，新能源在主網(wǎng)電源中占比的快速增加，其一次調(diào)頻能力和故障穿越能力不足等特點(diǎn)使得電網(wǎng)備用容量愈發(fā)緊張［2-4］，系統(tǒng)頻率穩(wěn)定問題突出。

根據(jù)仿真計(jì)算，在2022年夏小方式下，若昆柳龍直流昆北雙極8 000 MW同時(shí)閉鎖，且穩(wěn)控切負(fù)荷策略拒動(dòng)，南方電網(wǎng)主網(wǎng)頻率將低于49.20 Hz；即使考慮直流頻率限制控制（frequency limit control，F(xiàn)LC）及機(jī)組一次調(diào)頻作用，主網(wǎng)頻率仍無法恢復(fù)到49.80 Hz以上，不滿足電力系統(tǒng)正常頻率偏差要求；若短時(shí)間內(nèi)發(fā)生多回直流同時(shí)或相繼閉鎖的多重故障，且計(jì)及故障期間新能源大量脫網(wǎng)，主網(wǎng)功率缺額進(jìn)一步增加，嚴(yán)重時(shí)可能導(dǎo)致兩廣斷面、海南-廣東聯(lián)絡(luò)線解列，造成電網(wǎng)重大事故［5-8］。由此，必須考慮采取統(tǒng)一、快速的切除負(fù)荷措施，以維持南方電網(wǎng)主網(wǎng)的頻率穩(wěn)定。

南方電網(wǎng)負(fù)荷中心集中在經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)的珠三角地區(qū)，終端用戶對(duì)供電的可靠性要求高，只能選擇經(jīng)供用電雙方協(xié)議、對(duì)用戶不會(huì)造成次生災(zāi)害等實(shí)質(zhì)性影響的“可中斷”負(fù)荷作為切除對(duì)象，切負(fù)荷的布點(diǎn)和選擇極為慎重；另一方面，根據(jù)《電力安全事故應(yīng)急處置和調(diào)查處理?xiàng)l例（國務(wù)院599號(hào)令）》［9］，明確了將穩(wěn)控裝置動(dòng)作切除的負(fù)荷計(jì)入事故損失負(fù)荷之中，更限制了直接切電網(wǎng)負(fù)荷和低頻減載控制措施的應(yīng)用場(chǎng)景。因此，南方電網(wǎng)主網(wǎng)頻率控制應(yīng)優(yōu)先選擇電網(wǎng)內(nèi)的抽水蓄能泵工況機(jī)組作為緊急頻率控制的主要切除對(duì)象（以下簡(jiǎn)稱“蓄能切泵”），以彌補(bǔ)電網(wǎng)有功缺額，減少切負(fù)荷量。

針對(duì)多直流饋入受端電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定控制及蓄能切泵相關(guān)技術(shù)，國內(nèi)多個(gè)學(xué)者也進(jìn)行了大量的研究。文獻(xiàn)［10］提出了適用于頻率安全穩(wěn)定的低頻切泵及減載協(xié)調(diào)優(yōu)化方法，并仿真驗(yàn)證了可行性；文獻(xiàn)［11-13］結(jié)合華東電網(wǎng)的系統(tǒng)保護(hù)，提出應(yīng)將抽水蓄能資源作為頻率穩(wěn)定控制的靈活資源廣泛應(yīng)用；文獻(xiàn)［14］分析了包括蓄能切泵等多種頻率穩(wěn)定控制手段的控制成本及有效性；文獻(xiàn)［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(yīng)用。總的來說，目前研究?jī)H提出了蓄能切泵可廣泛參與電網(wǎng)頻率穩(wěn)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(shí)現(xiàn)，各廠站之間沒有配合，切泵的容量不能跟隨系統(tǒng)頻率的變化分級(jí)分輪切除，系統(tǒng)頻率波動(dòng)劇烈；不能充分通過分層級(jí)的切泵配合，躲過切泵造成水錘效應(yīng)［16］，泵工況機(jī)組的調(diào)節(jié)能力不能被充分利用。由此，需要開展蓄能切泵的精細(xì)化協(xié)調(diào)配合方法研究，實(shí)現(xiàn)頻率穩(wěn)定控制的最優(yōu)化。

本文從南方電網(wǎng)的實(shí)際出發(fā)，設(shè)計(jì)了以蓄能切泵為主體的穩(wěn)控切泵切負(fù)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(jí)低頻綜合穩(wěn)定控制系統(tǒng)，重點(diǎn)研究了蓄能切泵控制系統(tǒng)的架構(gòu)設(shè)計(jì)和配置方法，實(shí)現(xiàn)了蓄能切泵的分層分輪協(xié)調(diào)配合和經(jīng)濟(jì)效益的最大化；構(gòu)建了實(shí)際電網(wǎng)模型和實(shí)際低頻穩(wěn)定控制系統(tǒng)硬件，基于實(shí)時(shí)數(shù)字仿真系統(tǒng)（real time digital simulation system， RTDS）開展了硬件在環(huán)仿真分析，驗(yàn)證了頻率穩(wěn)定控制措施的有效性，并針對(duì)系統(tǒng)設(shè)計(jì)存在的問題，提出了改進(jìn)方法。本文提出的低頻綜合穩(wěn)定控制系統(tǒng)及策略已在南方電網(wǎng)投入應(yīng)用。

1 頻率穩(wěn)定控制系統(tǒng)架構(gòu)

根據(jù)系統(tǒng)運(yùn)行情況，南方電網(wǎng)主網(wǎng)受入的單一直流送電容量超過5 500 MW的直流系統(tǒng)均配置了切負(fù)荷策略［5］，如昆柳龍直流、牛從直流等；但對(duì)大多數(shù)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(wěn)控切負(fù)荷措施。當(dāng)發(fā)生如下典型嚴(yán)重故障時(shí)，主網(wǎng)電網(wǎng)頻率將不能保持穩(wěn)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(wěn)控集中切泵和切負(fù)荷；若穩(wěn)控切泵切負(fù)荷策略拒動(dòng)，系統(tǒng)頻率將快速下降至49.2 Hz及以下，可能觸發(fā)低頻減載1輪（49.0 Hz）動(dòng)作；

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

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

4）因極端天氣或近區(qū)嚴(yán)重故障導(dǎo)致新能源機(jī)組大規(guī)模脫網(wǎng)，超過電網(wǎng)一次調(diào)頻備用容量，系統(tǒng)頻率快速下降，不能恢復(fù)正常頻率偏差范圍等。

為了解決上述問題，需要重點(diǎn)研究低于頻率偏差值（49.80 Hz）而高于低頻減載啟動(dòng)值（49.20 Hz）這一頻率區(qū)間的頻率穩(wěn)定問題，實(shí)現(xiàn)頻率穩(wěn)定控制的前置化。而在這一頻率區(qū)間，可優(yōu)先利用蓄能機(jī)組的調(diào)節(jié)能力，在無序的低頻減載動(dòng)作前再增加精細(xì)化的分層分輪低頻切泵措施，以減少系統(tǒng)功率缺額，促使頻率快速回升，避免低頻減載動(dòng)作或減少低頻減載量。而低頻切泵則需要考慮抽水蓄能機(jī)組的兩個(gè)關(guān)鍵運(yùn)行特性：

1）同一引水洞的各臺(tái)機(jī)組必須同時(shí)運(yùn)行在機(jī)工況或者泵工況，泵工況時(shí)出力是額定不可調(diào)的，均按照額定功率的電動(dòng)機(jī)負(fù)荷運(yùn)行；

2）抽蓄切泵需要考慮水錘效應(yīng)，水輪機(jī)的水錘效應(yīng)時(shí)間常數(shù)一般為0.5～4 s［16］，在該間隔內(nèi)同一引水洞的泵工況機(jī)組不能同時(shí)被切除。

以上兩個(gè)特點(diǎn)一方面使得低頻切泵的組合選擇相對(duì)較少，不宜實(shí)現(xiàn)精細(xì)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(jī)組的水錘效應(yīng)，實(shí)現(xiàn)蓄能調(diào)節(jié)能力的最大化利用。

根據(jù)以上分析，本文設(shè)計(jì)了南方電網(wǎng)低頻綜合穩(wěn)定控制系統(tǒng)架構(gòu)如圖1所示，分為如下4個(gè)功能。

圖1 南方電網(wǎng)低頻綜合穩(wěn)定控制體系架構(gòu)Fig.1 Low frequency integrated stability control architecture of CSG

1）穩(wěn)控切泵切負(fù)荷功能，由南方羅洞主站接收牛從、昆柳龍直流閉鎖切負(fù)荷命令，分配切負(fù)荷量至廣東羅洞主站，廣東羅洞主站優(yōu)先選擇切除所有可切抽蓄泵工況機(jī)組，剩余按比例分配到廣州、佛山、東莞及江門等站進(jìn)行切負(fù)荷，作為第二道防線解決單一大容量直流閉鎖主網(wǎng)頻率穩(wěn)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(gè)抽水蓄能電站上送的可切泵信息及頻率信息，實(shí)現(xiàn)廣域低頻切泵功能。解決穩(wěn)控切泵切負(fù)荷策略拒動(dòng)、大容量直流閉鎖或多重故障等導(dǎo)致的廣東電網(wǎng)低頻問題，廣域集中切泵功能可避免單個(gè)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(wǎng)潮流大幅度轉(zhuǎn)移、運(yùn)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(tǒng)頻率回升后頻率懸停的問題，同時(shí)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(guān)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(fù)荷策略動(dòng)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(tǒng)頻率快速、可靠回升到50.0 Hz附近，從而充分利用了蓄能機(jī)組的調(diào)節(jié)能力。

圖2 低頻切泵各層級(jí)協(xié)調(diào)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(tǒng)頻率控制的最后一道防線，在系統(tǒng)發(fā)生嚴(yán)重故障時(shí)通過低頻切除一部分負(fù)荷制止系統(tǒng)頻率的大幅度下降，保障電網(wǎng)剩余重要負(fù)荷的可靠供電。

綜上所述，南方電網(wǎng)低頻綜合穩(wěn)定控制系統(tǒng)4個(gè)層級(jí)的協(xié)調(diào)配合關(guān)系如圖3所示。各層級(jí)之間通過嚴(yán)密的協(xié)調(diào)配合，充分利用了抽蓄機(jī)組的調(diào)節(jié)能力，確保了南方電網(wǎng)主網(wǎng)的頻率穩(wěn)定。

圖3 低頻綜合穩(wěn)定控制系統(tǒng)各層級(jí)配合關(guān)系Fig.3 Cooperation relationship at all levels of low frequency integrated stability control system

2 低頻綜合穩(wěn)定控制系統(tǒng)策略設(shè)計(jì)

根據(jù)第1節(jié)設(shè)計(jì)的南方電網(wǎng)低頻綜合穩(wěn)定控制系統(tǒng)，結(jié)合抽水蓄能泵工況機(jī)組的運(yùn)行特性和頻率控制的主要策略開展詳細(xì)的設(shè)計(jì)和配置。

2.1 穩(wěn)控切泵切負(fù)荷功能配置

南方電網(wǎng)羅洞主站是南方電網(wǎng)切負(fù)荷穩(wěn)定控制主站，接收昆北換流站和牛寨換流站發(fā)送的切負(fù)荷命令，優(yōu)先選擇切除廣東可切泵，剩余需切負(fù)荷量在主網(wǎng)各區(qū)域進(jìn)行分配。廣東羅洞主站裝置負(fù)責(zé)第二道防線的穩(wěn)控切泵切負(fù)荷功能，其接收南方電網(wǎng)羅洞主站發(fā)送的切負(fù)荷命令ΔP，優(yōu)先切除各蓄能的泵總?cè)萘縋xn；剩余需切量根據(jù)各控制站的上送可切量Psi和權(quán)重ki，按式（1）分配n個(gè)控制站的切負(fù)荷量ΔPi，以實(shí)現(xiàn)各地區(qū)切負(fù)荷的公平性。

穩(wěn)控切泵切負(fù)荷專用于昆柳龍直流和牛從直流大功率閉鎖時(shí)頻率穩(wěn)定控制，其余直流閉鎖或多重故障導(dǎo)致的主網(wǎng)低頻主要依賴其余3個(gè)層次解決。

2.2 低頻切泵動(dòng)作邏輯

廣域低頻集中切泵邏輯在廣東羅洞主站實(shí)現(xiàn)，其測(cè)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(yùn)行線路頻率的最小值；fimax為各抽蓄子站運(yùn)行線路頻率的最大值；fin為第i個(gè)抽蓄子站的測(cè)量頻率；n為抽蓄子站的個(gè)數(shù)。

1）當(dāng)主站能夠同時(shí)獲取兩個(gè)或以上電廠子站上送的頻率時(shí)，裝置測(cè)量頻率fs取所有子站fimin的第2個(gè)最小值，滿足“N取2”的頻率取值原則；

2）當(dāng)主站只能獲取一個(gè)電廠頻率時(shí)，則主站裝置測(cè)量頻率fs取自該電廠所有運(yùn)行線路的頻率的最大值。

以上頻率測(cè)量方法既能保證低頻集中切泵多點(diǎn)頻率測(cè)量的準(zhǔn)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(tái)泵獨(dú)立設(shè)置，頻率取自機(jī)端母線頻率，以保證就地頻率測(cè)量的可靠性。

為適應(yīng)抽水蓄能電站的機(jī)組運(yùn)行特性，各抽水蓄能電站設(shè)置了“各涵洞同時(shí)最大切泵臺(tái)數(shù)Nsmax”、“躲水錘效應(yīng)延時(shí)Tsw”2項(xiàng)定值，靈活設(shè)置同一引水涵洞最多可同時(shí)切泵的臺(tái)數(shù)，以及隨后需間隔多長(zhǎng)延時(shí)方可再次切泵，保證在Tsw延時(shí)內(nèi)同一引水洞的切泵臺(tái)數(shù)不超過Nsmax。

設(shè)第i個(gè)抽蓄電站各引水涵洞運(yùn)行的泵工況機(jī)組數(shù)量為Mi，在Tsw時(shí)間內(nèi)已切除的機(jī)組臺(tái)數(shù)為Nci，則本站同一時(shí)間段內(nèi)可用于低頻切泵的抽蓄數(shù)量Nkq如式（3）所示。

式中n為各抽蓄電站的引水涵洞數(shù)量。各抽蓄子站低頻集中切泵和就地切泵通過上述方法實(shí)現(xiàn)協(xié)調(diào)配合，避免穩(wěn)控切機(jī)導(dǎo)致的抽蓄電站機(jī)組運(yùn)行異常等次生事故。

2.3 低頻切泵定值設(shè)置

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

式中：P為系統(tǒng)有功功率；f為系統(tǒng)頻率；dP/df為頻率下降1 Hz對(duì)應(yīng)的功率缺額；f0為故障前頻率；fset為低頻各輪定值設(shè)置值。

根據(jù)大量仿真計(jì)算及與現(xiàn)場(chǎng)比對(duì)，在考慮年平均負(fù)荷和正常一次調(diào)頻備用容量下，dP/df約為12 600 MW/Hz。據(jù)統(tǒng)計(jì)目前廣域切泵最大可切量為4 840 MW，根據(jù)式（4）計(jì)算約為0.4 Hz對(duì)應(yīng)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(jí)切泵的要求，廣東羅洞主站低頻集中切泵設(shè)置4個(gè)獨(dú)立輪，每輪均設(shè)置了動(dòng)作頻率、動(dòng)作延時(shí)和切除泵數(shù)定值，動(dòng)作邏輯與傳統(tǒng)低頻減載保持一致。為躲過系統(tǒng)正常頻率偏差，低頻切泵的第一輪設(shè)置為49.75 Hz，各輪最小級(jí)差0.05 Hz，每輪切4臺(tái)泵；各輪動(dòng)作延時(shí)需適當(dāng)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(shè)置，在49.70 Hz附近設(shè)置4輪，將剩余可切泵全部切除（全部24臺(tái)可切泵），以防止可能出現(xiàn)的頻率懸停問題。低頻切泵的輪次定值設(shè)置如表1所示。

表1 低頻切泵定值設(shè)置Tab.1 Low frequency cut-off pump settings

2.4 低頻減載定值設(shè)置

南方電網(wǎng)主網(wǎng)低頻減載按基本輪為7輪、特殊輪2輪的“7 + 2”輪次設(shè)置。基本輪7輪從49.0 Hz開始，每輪級(jí)差0.2 Hz，對(duì)應(yīng)的最低控制頻率為47.8 Hz，切負(fù)荷總量為統(tǒng)調(diào)負(fù)荷51%；特殊輪2輪均設(shè)置為49.0 Hz，切負(fù)荷總量為統(tǒng)調(diào)負(fù)荷5%，能夠適應(yīng)大多數(shù)嚴(yán)重單一或多重故障時(shí)的低頻減載量［20］。

3 建模與仿真

3.1 系統(tǒng)建模

為了充分驗(yàn)證本文提出的多層級(jí)頻率綜合穩(wěn)定控制的適應(yīng)性及低頻切泵可靠性，基于RTDS系統(tǒng)建立了2021年夏小方式南方電網(wǎng)全電磁暫態(tài)模型，交直流系統(tǒng)的主要參數(shù)如表2所示。直流系統(tǒng)采用全數(shù)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(gè)蓄能子站的實(shí)際穩(wěn)控裝置（另兩個(gè)尚未完全投產(chǎn)），實(shí)現(xiàn)低頻綜合穩(wěn)定控制策略的硬件在環(huán)校核［21］。

表2 交直流系統(tǒng)仿真參數(shù)Tab.2 Simulation parameters of AC / DC system

蓄能電站泵工況機(jī)組采用感應(yīng)電動(dòng)機(jī)模型，電網(wǎng)負(fù)荷模型采用常用的ZIP負(fù)荷模型［22-23］能夠精確反映頻率和電壓變化對(duì)負(fù)荷的影響，恒阻抗、恒電流、恒功率比值為3∶4∶3。系統(tǒng)各主要220 kV廠站均配置了具備“7 + 2”輪低頻減載功能的數(shù)字模型，按照實(shí)際的切負(fù)荷比例控制施加于ZIP負(fù)荷有功功率P和無功功率Q上，實(shí)現(xiàn)分輪等比例切負(fù)荷控制。

為適應(yīng)電網(wǎng)發(fā)展的需求，評(píng)估南方電網(wǎng)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(shí)的主網(wǎng)頻率穩(wěn)定控制策略適應(yīng)性，仿真研究了單一直流閉鎖及多回直流同時(shí)閉鎖、多直流同時(shí)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(tǒng)頻率穩(wěn)定特性以及裝置的動(dòng)作行為，全方位驗(yàn)證了本文提出的頻率穩(wěn)定控制系統(tǒng)及策略的適應(yīng)性和可靠性，并針對(duì)設(shè)計(jì)中存在的問題進(jìn)行了優(yōu)化改進(jìn)。

3.2 典型仿真結(jié)果分析

以昆柳龍直流雙極6 000 MW閉鎖穩(wěn)控切負(fù)荷動(dòng)作+楚穗雙極5 000 MW閉鎖穩(wěn)控切負(fù)荷拒動(dòng)、廣東低頻試驗(yàn)項(xiàng)目為例，開展詳細(xì)分析。仿真試驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。

由圖4可知，系統(tǒng)動(dòng)作可分為幾個(gè)過程。

圖4 頻率穩(wěn)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(wěn)控裝置發(fā)出切負(fù)荷命令500 MW（切負(fù)荷基值5 500 MW），約0.4 s 切1號(hào)和4號(hào)蓄能子站各1臺(tái)泵共約600 MW（1—4號(hào)蓄能子站的切負(fù)荷優(yōu)先級(jí)為2、4、3、1，以下同）；

1）遠(yuǎn)方切泵后，由于楚穗直流雙極閉鎖造成的功率缺額，系統(tǒng)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(dòng)作3輪（動(dòng)作時(shí)間分別為故障后約2 s，5.5 s和8.5 s），共切除4號(hào)蓄能子站2臺(tái)泵（“躲水錘效應(yīng)時(shí)間“定值內(nèi)最多切3臺(tái)泵），1—3蓄能子站各3臺(tái)泵，共計(jì)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(dòng)作追加切泵，切除剩余所有可切泵，共計(jì)1 820 MW，追加切泵后系統(tǒng)頻率快速恢復(fù)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(tǒng)頻率快速下降至49.0 Hz以下，低頻減載動(dòng)作1輪后，系統(tǒng)頻率緩慢回升到49.2 Hz以上，如圖5所示，最終系統(tǒng)頻率恢復(fù)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(duì)比如表3所示。在系統(tǒng)抽蓄泵工況機(jī)組充足的情況下，采用本文提出的低頻綜合穩(wěn)定控制系統(tǒng)相對(duì)于傳統(tǒng)的分散低頻切泵 + 低頻減載策略，同一故障下頻率穩(wěn)定提升的效果明顯，控制代價(jià)極小。

表3 控制效果比對(duì)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(tǒng)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(yàn)中發(fā)現(xiàn)在系統(tǒng)功率缺額較大時(shí)部分電廠的就地切泵功能可能拒動(dòng)，1號(hào)蓄能子站就地切泵功能拒動(dòng)，如圖6的曲線①所示，裝置報(bào)文顯示“低頻滑差閉鎖”。經(jīng)分析，在低頻啟動(dòng)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(hào)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(dòng)定值以上才會(huì)重新開放，因此就地低頻切泵策略拒動(dòng)。

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(tǒng)低頻減載設(shè)置低頻滑差的目的在于躲過故障時(shí)系統(tǒng)頻率波動(dòng)導(dǎo)致的誤動(dòng)，主要針對(duì)局部區(qū)域電網(wǎng)，且低頻各輪動(dòng)作延時(shí)較短。而電網(wǎng)低頻切泵主要針對(duì)49.2～49.8 Hz的低頻控制，在故障結(jié)束后由于大量的功率缺額，系統(tǒng)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(dǎo)致誤閉鎖；同時(shí)，考慮到各抽蓄子站低頻切泵延時(shí)均大于5 s，能夠充分通過延時(shí)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(dòng)作切泵，如圖6曲線②所示。綜上，本系統(tǒng)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行時(shí)，退出了各抽蓄子站低頻滑差閉鎖功能，以進(jìn)一步確保系統(tǒng)動(dòng)作的可靠性。

4 結(jié)語

本文構(gòu)建了以低頻切泵為核心的南方電網(wǎng)低頻綜合穩(wěn)定控制系統(tǒng)，對(duì)系統(tǒng)的架構(gòu)、控制策略和協(xié)調(diào)配合方法進(jìn)行了詳細(xì)設(shè)計(jì)，并基于RTDS系統(tǒng)開展了仿真驗(yàn)證和效果比對(duì)。所設(shè)計(jì)的系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)了頻率穩(wěn)定控制對(duì)抽水蓄能泵工況機(jī)組的精細(xì)化和最優(yōu)化利用，適應(yīng)了抽水蓄能電站的機(jī)組運(yùn)行特性，已在現(xiàn)場(chǎng)成功投入運(yùn)行，為南方電網(wǎng)主網(wǎng)的穩(wěn)定可靠運(yùn)行提供了重要保障。隨著南方電網(wǎng)新能源占比的進(jìn)一步提升和廣東目標(biāo)網(wǎng)架建設(shè)的逐步推進(jìn)，抽水蓄能以及未來的電化學(xué)儲(chǔ)能將進(jìn)一步發(fā)揮頻率穩(wěn)定控制的主體地位，對(duì)儲(chǔ)能等靈活資源的調(diào)控需要精細(xì)化和最優(yōu)化。本文的研究也為國內(nèi)多直流饋入的受端電網(wǎng)頻率穩(wěn)定控制策略研究和系統(tǒng)設(shè)計(jì)提供了重要參考。