新型電力系統頻率緊急控制改進方案研究

褚旭，許立強，嚴亞兵，劉琦

(1.國家電能變換與控制工程技術研究中心(湖南大學)，湖南 長沙410082；2.國網湖南省電力有限公司電力科學研究院，湖南 長沙410007)

0 引言

當前，世界各國正處于電力系統清潔能源化轉型發展的關鍵階段[1]，我國提出“雙碳”戰略，逐步推進傳統電力系統借助電力電子技術，向高比例可再生能源接入、負荷側電能拓展利用的新型電力系統深度轉型[2－4]。以湖南省為例，截至2022年4月，湖南電網風電、光伏裝機容量約1 310萬kW，其中風電830萬kW、集中式光伏235萬kW、分布式光伏245萬kW；計劃2030年湖南省非化石能源發電比重達到25%左右，風力發電、太陽能發電裝機總容量至4 000萬kW以上；計劃到2060年，湖南省非化石能源發電比重達到80%以上。

隨著可再生能源裝機及出力占比不斷提高，火電機組調峰下限不斷降低至30%額定負荷，運行在50%額定負荷以下的時間逐年變長，特別是在3—5月豐水期，火電機組全天24 h深度調峰運行，“帶低負荷火電、弱有功支撐”特征凸顯。同時，湖南電網作為±800 kV祁韶特高壓直流受端，2021年輸入電量為360.6億kW·h，較2020年同期增加約14.3%；第二回寧夏—湖南直流預計“十四五”末建成，外電入湘增長顯著。高比例可再生能源、高壓直流受端接入下，湖南電網火電調峰容量占比增加、頻率調節容量不足，系統轉動慣量不斷減小、頻率變化率增大，湖南電網頻率穩定問題凸顯，大干擾后系統支撐能力有待提升。

在大擾動事故發生后，系統通過頻率緊急控制(frequency emergency control，FEC)及時調控，即在全網內切除適量的機組或負荷來控制高頻或低頻事故。現有電力系統頻率緊急控制研究多集中于綜合低頻減載、自動切負荷、直流緊急功率支援、高頻切機等多種控制方式組合的頻率緊急控制方案研究[5]。文獻[6]提出一種綜合直流調制、穩控切機、虛擬慣量和需求響應的多階段協調頻率緊急控制策略，以保障高水電占比送端電網頻率穩定性。文獻[7]提出一種新能源機組協同常規機組的緊急頻率控制優化策略，從而維持系統頻率安全并將含高滲透率新能源發電送端電網對直流閉鎖故障的控制代價最小化。文獻[8]提出一種基于考慮非線性因素系統大頻差下頻率解析模型的綜合時－空條件的緊急控制協調配合方法，該方法通過減小頻率最大偏移量、改善頻率時空分布，提高電網頻率安全穩定性。文獻[9]通過ZIP負荷近區光伏的頻率－無功下垂控制調整并網節點電壓，間接控制ZIP負荷有功功率，從而構建具備本地快速響應能力的“源－荷”協調頻率控制策略。

我國發改委、能源局發布?關于加快推動新型儲能發展的指導意見??“十四五”新型儲能發展實施方案?。預計到2025年，新型儲能裝機規模達30 GW，健全“新能源＋儲能”激勵機制，強制儲能配比不低于10%，儲能應用步入規模化發展階段。湖南省發布?關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見?，預計2023年建成儲能電站150萬kW·h。為提升火電機組調頻能力，火電廠內配置儲能構成新型聯合電源，預計2022年底湖南省部分火電廠火儲聯合調頻投入運行。寧夏、山東等省份出臺補貼政策，優先調用儲能試點項目，并給予電價補償。

本文以具有高壓直流受端接入、高比例可再生能源、分布式有源配電網等特征的湖南電網為研究對象，提出一種計及含分布式電源配電網至主網間輸電通道功率方向和儲能功率吞吐能力的頻率緊急控制改進方案，從而通過分輪次動作切機策略精確切機降低系統高頻，通過傳統法精確切負荷提升系統低頻。

1 新型電力系統及其頻率特性

1.1 新型電力系統結構形態

本文以湖南電網為例進行分析，湖南電網位于華中電網末端，通過±800 kV祁韶直流連接西北電網，通過3回500 kV線路(鄂湘聯絡線)連接湖北電網，通過1 000 kV瀟湘－贛江特高壓交流連接江西電網。因此，湖南電網“特高壓直流密集饋入，交直流緊密耦合”特性明顯，屬于典型的受端系統。湖南電網500 kV主網架如圖1所示，湖南電網共分為6大供電區域(湘中、湘南、湘北、湘西南、湘西北、婁邵地區)，其中火電等不可再生能源和風電、光伏發電等可再生能源的電源主要分布在湘西北和湘西南地區，而負荷主要集中在湘中(長沙、株洲、湘潭)和湘南地區(衡陽、郴州、永州)。

圖1 500 kV湖南電網主網架

1.2 頻率特性

1)同步機類電源頻率特性

火電與水電等同步機類電源，其轉子慣性具有頻率調節特性。當系統中吸收或發出功率發生變化，轉子的機械轉矩與電磁轉矩將會不平衡，導致同步發電機轉子轉速發生變化，從而使得頻率f發生變化，同步發電機的轉子運動方程如式(1)所示。

式中，JG＝∫r2dm表示發電機轉子轉動慣量，與電機轉動半徑r、剛體質量相關；ωG、ωn、ΔωG分別表示轉子實際轉速、額定轉速、轉速偏差；Pm、Pe分別表示發電機機械功率和電磁功率。

傳統電源瞬時頻率響應過程包括:①擾動功率分配階段，傳統電源輸出電勢相位不能突變，功率偏差按照同步功率系數在傳統電源間分配，電機類電源或負荷以慣量形式響應功率不平衡，引起轉速/頻率響應如式(1)所示；②一次調節階段，機組調速器響應功率波動，提供支撐減小頻率偏差；③二次調節階段，自動發電控制系統控制容量充足，機組增加功率輸出，消除頻率偏差。如圖2所示，當系統功率變化引起頻率偏差超過調頻死區，同步電機類電源通過一次調頻與二次調頻實現頻率控制。

圖2 電力系統調頻特性

2)逆變器類電源頻率特性

新型電力系統中，風電、光伏等可再生能源經由電力電子換流器接入系統，當系統功率發生波動時，逆變器類電源控制系統迅速響應，維持恒定功率/最大功率跟蹤輸出；不具備頻率調節能力，系統轉子慣量∑JGi減小，可調頻電源容量占比縮減，頻率偏差ΔfG、頻率變化率dΔfG/dt等特性惡化。作為逆變類電源，其可通過虛擬慣量控制等控制策略實現對系統頻率的支撐，但將導致可再生能源發電量降低，影響高效利用。

3)計及儲能環節電力系統頻率特性

為了保證可再生能源的高效消納、保障新型電力系統頻率穩定，利用儲能環節功率靈活與快速調節特性，為新型電力系統有功平衡與頻率優化提供支撐。如圖2所示，其通過一次調頻與二次調頻，實現對頻率偏差的改善，并通過換流器快速響應實現對頻率變化率的改善。此外，新型電力系統中包含分布式電源與儲能系統，其安裝位置分散，電源容量分散，經由末端配網接入。為了進一步提升系統頻率特性，可充分利用分布式充能系統安裝位置與綜合容量優勢，構建頻率緊急控制優化方案。

2 頻率緊急控制策略

2.1 頻率控制策略

GB 38755—2019?電力系統安全穩定導則?指出，系統已投運光伏電站應盡可能參與系統調頻；依據GB/T 33599—2017?光伏發電站并網運行控制規范?，當系統頻率f高于50.2 Hz，光伏發電站須按照電力系統調度機構指令降低其有功功率，嚴重情況下須切除整個光伏發電站。根據湖南光伏電站頻率適應性要求，當50.2 Hz50.5 Hz時，光伏發電站立刻終止向電網送電，且不允許處于停運狀態的光伏發電站并網。

根據GB/T 19963.1—2021?風電場接入電力系統技術規定第1部分:陸上風電?，當系統頻率高于50.5 Hz時，風力發電站根據調度指令快速降低其輸出有功功率，嚴重情況下可通過安全自動裝置快速切除風電場，此時風電場有功功率變化可超出調度機構規定的有功功率變化最大限值。考慮到風電功率的波動性，以及當前大部分風電場無法參與一次調頻的現狀，風電接入電網后，頻率控制能力下降；可以考慮在發生高頻故障的情況下，優先切除風電機組，盡量保證更多的常規機組參與一次調頻，從而維持系統穩定。

根據GB/T 40595—2021?并網電源一次調頻技術規定及試驗導則?，風電場一次調頻死區f1的設置范圍為±0.03~±0.10 Hz，光伏電站調頻死區f2的設置范圍為±0.02~±0.06 Hz，可再生能源電站一次調頻功率不小于運行功率的6%/10%(低頻/高頻)，一次調頻調差率為2%~10%；儲能電站一次調頻死區f3的設置范圍為±0.03~±0.05 Hz，且能夠應對多種運行負荷工況。

GB/T 31464—2015?電網運行準則?指出，為防止單次切機量過多導致的低頻減載裝置動作和適應功率過剩的不同場景，在滿足系統控制要求前提下，電力系統頻率調節應利用時間元件與頻率元件組合的方式分輪次動作。因此，本文頻率緊急控制方案中采用分輪次動作策略，動作順序依次為儲能系統、水電機組、風電機組、光伏機組、火電機組。為保證系統頻率迅速恢復到允許范圍內，本文頻率緊急控制策略中高頻切機輪次介于2輪至5輪之間，各輪次頻率級差取0.2 Hz，各輪次延時取0.2 s。此外，含高比例可再生能源的電力系統由于慣性低、功率擾動反應靈敏，易發生電網低頻減載過切，且末端配網連接有分布式電源與儲能系統，無潮流方向判別切除負荷分支將造成頻率指標進一步惡化，同時為實現湖南省“堅強電網”建設目標，需要充分考慮頻率調節過程對民生用電、生產用電的影響。

2.2 經濟性指標優化

隨著電力市場逐步發展，電力系統運行經濟性、低碳性地位愈發突出。因此，頻率控制策略優化需要計及經濟效益、碳排放效應。光伏發電站運行成本如式(2)、式(3)所示。

式中，T為頻率緊急控制實施前時窗；FPV為光伏發電站棄光懲罰費用；FR為光伏發電波動補償成本；FLOSS為丟失負荷懲罰費用；CPV為單位棄光懲罰費用；CLOSS為單位損失負荷懲罰費用；EPV，t為t時段光伏發電站棄光總量；ELOSS，t為t時段光伏發電站損失負荷總量；KH為波動補償費用系數；ND為光伏出力的采樣周期；PJ，n為第n個采樣周期的波動補償功率。

風力發電站運行成本如式(4)所示。

式中，Cw為風力發電站運行－維護成本系數；Pwt為風力發電站在t時段的輸出總功率。

火電機組發電排放的氣體是電力系統碳排放主要來源，對于水電機組、可再生能源機組(包括風機和光伏)，其生產單位電能的碳排放近似為0。

電力系統碳排放指標一般可用碳排放強度指標表示。不同類型火電機組的碳排放強度不同，受燃料品質、機組特性等因素影響，火電機組碳排放強度EGi可根據式(5)計算。

式中，ηi、μi、ξi分別為第i個火電機組的燃煤含碳量、碳捕捉率以及碳氧化率；ωi為第i個火電機組的發電煤耗率，g/(kW·h)；MC為碳摩爾質量，取12 g/mol；MCO2為二氧化碳摩爾質量，取44 g/mol。

其中，火電機組發電煤耗率受當前機組運行狀態影響，其計算如式(6)所示。

式中，ai、bi、ci分別為第i個火電機組在正常運行狀態下的燃煤耗量特性參數；ζi為第i個火電機組發電耗煤率修正系數，機組正常運行狀態下ζi取1，機組停機狀態下ζi取0，在深夜調峰或快速升降負荷狀態下ζi取1.01。

3 頻率緊急控制改進方案

隨著輸電網連接的大規模可再生能源、配電網連接的分布式電源的快速大量接入，新型電力系統呈現功率波動性強、頻率調節慣量與阻尼小、配電網有源化、潮流方向多變等特征。高比例可再生能源接入下，電力系統中配電網已成為發電、用電的綜合體，電網控制與保護系統進行頻率調節過程中，須判別待控制網絡或分支屬于“源”還是“負荷”，從而評估切除該配網時對電網整體頻率造成的影響。為了保障新型電力系統穩定性，優化系統頻率特性，本文提出一種基于綜合直接潮流的頻率緊急方案，即基于典型高頻切機、低頻減載策略，通過潮流計算判別各配電網相對大電網的潮流方向，從而將各個配網逐一定性為“源”或“負荷”，從而判別切除該配電網為低頻減載或高頻切機。

配電網綜合直接潮流計算過程中首先要建立對應的輸/配電變壓器、同步機電源和分布式可再生能源的潮流特性數學模型。使用牛頓－拉夫遜法生成節點導納矩陣、雅可比矩陣，進而求解主網系統概率隨機模糊潮流問題；使用前推回代法求解配電網系統概率隨機模糊潮流問題。利用邊界節點間的電壓和主配網間的交互功率實現了包括分布式發電和儲能電源在內的主配電網的概率隨機模糊潮流計算。其計算流程如圖3所示，其中ΔU(k)為第k次潮流計算循環中各節點與根節點間的電壓差。

圖3 配電網綜合直接潮流計算流程

當配電網至主網間輸電通道的功率傳輸方向為由配網至主網，則判定該配網類型為“源”；若配電網至主網間輸電通道的功率傳輸方向為由主網至配網，則判定該配網類型為“負荷”。綜上，本文頻率緊急控制改進方案策略如圖4所示。

圖4 頻率緊急控制改進方案策略

4 結語

針對高比例可再生能源、多逆變類電源、集中與分布式儲能接入場景下新型電力系統頻率緊急控制復雜度高的問題，以湖南電網為例，提出了基于綜合直接潮流計算的快速頻率緊急控制方案，該方案計及儲能功率吞吐效應，兼顧了切除配網對系統頻率的影響，提升了頻率緊急控制精確度。