考虑负荷频率特性的可中断负荷切除策略研究

张 曼， 缪源诚， 常宝立， 黄志光， 时艳强

(1. 南京南瑞继保电气有限公司，江苏 南京 211102；2. 国家电网有限公司华东分部，上海 200120)

0 引言

随着溃入电网的特高压直流规模激增[1-2]，直流闭锁引起的频率稳定问题已成为大受端电网面临的最重大风险之一[3-4]。一方面，单一直流输电规模不断提高，电网面临更大频率冲击源的威胁；另一方面，随着直流受电规模增大，直流对网内常规电源的置换效应进一步加剧，相同功率缺额导致的电网频率跌落更大，电网频率特性呈现恶化趋势。文献[5—6]分析了直流故障造成大受端电网大功率缺额引起的系统频率下降事故，同时分析了大受端电网频率响应特性。文献[7]分析了因受端电网交流故障引发的多馈入直流同时换相失败故障案例。

目前电网故障后的负荷暂态控制，主要通过第二道防线的稳控系统和第三道防线的低频低压减负荷装置实现，以解决故障导致大功率缺额所引发的频率稳定问题。文献[8]提出了特高压直流配套稳控系统的典型设计原则和技术方案。文献[9] 提出了以在线监视为基础的综合考虑事故等级的紧急减负荷风险评估和协调决策框架。

电网发生严重故障(如单回、两回及以上特高压直流同时闭锁)时，可能触发第三道防线大量低频低压减负荷装置动作。由于其切负荷量大，一旦低频减载动作容易触发599号令[10]所规定的电力事故等级，造成严重社会影响。

为了进一步加强第二道防线，拓展第三道防线,充分利用可中断负荷，减小低周减载首轮动作可能，降低触发严重事故等级的风险，本文提出了一种可中断负荷就地按频率切除方案，在系统发生易引发低周减载的大功率缺额时，利用分布式就地装置按频率先切除可中断负荷，提升系统恢复频率至安全值。进一步提出可中断负荷切除策略的定值选择方法，按照“避免过切高周、欠切恢复频率不足”原则，合理选择可中断负荷起切频率定值和切负荷量，并考虑负荷频率调节系数[11-12]的变化，对所选方案进行适应性分析。仿真结果证明了该方案的合理性和可行性。

1 大受端电网频率控制现状

1.1 频率控制主要手段

在中国电网的三道防线中，第二道防线中基于故障联切负荷的紧急控制以及第三道防线中基于频率响应的切负荷校正控制，是目前解决大电网频率稳定问题的主要手段[13-15]。

对于低频减载，DL/T 428—2010[16]规定，当电力系统在实际可能的各种运行方式下因故发生突然的有功功率缺额后，必须能及时切除相应容量的部分负荷，使保留运行的系统部分能迅速恢复到额定频率附近继续运行，不发生频率崩溃，也不使事件后的系统频率长期悬浮于某一过高或过低数值。自动低频减负荷装置动作后，应使运行系统稳态频率恢复到49.5 Hz水平，因负荷过切引起恢复时的系统频率过调，其最大值不应超过51 Hz。

1.2 大受端电网面临的频率问题

对于特高压直流密集馈入的受端电网，直流输送容量持续增加，大量直流功率替代受端电网常规机组，系统转动惯量水平降低、频率调节能力下降，直流闭锁造成的大功率冲击，极易诱发全网频率问题。

国内低频减载第一轮动作频率值均设定在49.0 Hz。经过计算，特高压直流发生双极闭锁就存在低频减载装置动作的风险，易触发599号令所规定的电力事故等级，造成严重社会影响和巨大经济损失。

2 计算模型及理论依据

2.1 研究思路

根据文献[16]的建议，采用单机等值模型进行方案研究，避免采用全网模型时，由于母线电压变化、系统暂稳制约等因素，而影响频率问题的研究。

由于电网中负荷频率调节系数随不同运行工况会存在变化情况，在单机等值模型中对负荷频率调节系数的适应性分析做仿真分析。方案制定完成后，通过全网实际模型进行仿真校验。

2.2 计算模型

采用单机带集中负荷的等值系统进行计算，参考技术规范，在计算模型中进行如下考虑[16]：

(1) 由于系统发生突然有功功率缺额引起系统频率下降，系统潮流和电压也要发生动态变化，从而影响负荷量的变化。在进行方案的整定计算时，可忽略电压对负荷的影响。对此，负荷模型采用恒功率模型，并考虑其负荷频率特性。

(2) 为了求得可能的最大频率偏移，可不考虑系统中旋转备用的作用。即关闭调速器模型，从而保证计算结果具有一定裕度。

对于单机等值模型，发电机的惯性时间常数和负荷的频率因子对仿真结果有较大影响。对此，以华东电网2016年典型方式BPA数据为基础，对直流闭锁故障进行暂态仿真，然后采用单机等值模型进行近似曲线拟合，得出单机模型中发电机惯性时间常数取为7 s，负荷频率调节系数取为2.0。

方案制定后，全网模型校核采用华东电网2016年典型方式数据和模型，负荷模型采用40%恒阻抗模型和60%恒功率模型，未考虑马达模型。

2.3 单机模型仿真理论依据

单机模型下，由于无旋转备用，损失发电全部是由负荷的频率效应来承担的[16]，对此满足如下公式：

(1)

当系统频率下降时，由于负荷的频率调节效应，负荷吸收的有功功率也会减小[18-19]，不同KL将导致负荷有功功率变化量的不同。KL越大，频率下降时负荷有功功率减小的越多，即越有利于频率的恢复。

在实际电力系统运行中，由于负荷的不断发展和变化，导致KL也是动态变化的。若整定可中断负荷的切除策略时，仅将系统负荷作为一个综合负荷，其负荷频率调节系数KL按固定值考虑，得出的策略将不能适应实际电网中KL的变化，有可能出现过切或欠切的情况。因此，在策略研究的时候，考虑负荷频率调节系数的典型变化范围。

3 可中断负荷就地按频率切除策略研究

基于负荷控制的基本原则，可中断负荷就地按频率切除策略研究重点是避免过切高周、欠切恢复频率不足[16-17]，选择合理的起切频率定值和切负荷量。用BPA单机等值模型进行方案研究，方案确定后，用华东电网2016年典型方式数据下的大系统机电仿真程序仿真校核方案可行性和合理性。

策略研究按以下步骤进行：

(1) 根据DL/T 428—2010技术规定，方案研究时，要求本轮可中断负荷切除后恢复频率不低于49.5 Hz，最高频率不高于51 Hz。在满足该频率要求的基础上，尽可能减少切负荷量，对此，按照最高恢复频率不超过50.5 Hz进行研究。

(2) 由于切可中断负荷对用户仍然存在影响，方案须具有一定可靠性，而可中断负荷就地按频率切除需早于低周减载首轮动作，因此，其频率定值fh0暂按不大于49.5 Hz，不小于49.0 Hz区间进行选择，延时取为0.3 s。

(3) 在49.25 Hz频率定值下，通过仿真选择切负荷量的方法为：在典型KL(如2.0)下，先计算若本轮不动作，会导致频率跌至49.01 Hz(即略大于低频减载首轮动作定值)的功率缺额；接着考虑本轮动作，计算频率恢复至49.5 Hz和50.5 Hz所需切负荷量F1和F2(F2>F1)；然后计算若本轮不动作，会导致频率跌至49.24 Hz(即略小于可中断负荷动作定值)的功率缺额；最后考虑本轮动作，计算频率恢复至49.5 Hz和50.5 Hz所需切负荷量F3和F4(F4>F3)。取其交集，作为可选切负荷量，即：若F4>F1，则(F1，F4)为可选切负荷量范围。

(4) 用不同负荷频率因子KL重复此过程，得到几个范围，并取交集。

(5) 在49.50 Hz频率定值下，按以上两个步骤重新计算可选切负荷量范围。

(6) 比较频率定值为49.25 Hz和49.5 Hz的计算结果，选择合理的频率定值fh0。

(7) 在选取的频率定值fh0下，对不同切负荷值进行仿真研究，计算其恢复频率。最终选择合理的切负荷值。

(8) 用2016年典型方式全网实际模型对整体方案进行仿真校核。

3.1 可中断负荷起切频率定值fh0选择

在单机等值模型下，通过仿真计算选择起切频率定值fh0。

(1)fh0=49.25 Hz分析。当门槛值取49.25 Hz时，通过仿真计算，可得到结果如表1—3所示。

表1 门槛值取49.25 Hz切负荷比例计算(KL=1.5)Tab.1 Calculation of load shedding percentage under 49.25 Hz frequency setting value(KL=1.5)

表2 门槛值取49.25 Hz切负荷比例计算(KL=2.0)Tab.2 Calculation of load shedding percentage under 49.25 Hz frequency setting value(KL=2.0)

表3 门槛值取49.25 Hz切负荷比例计算(KL =2.5)Tab.3 Calculation of load shedding percentage under 49.25 Hz frequency setting value(KL=2.5)

表中计算了故障后系统频率恢复至49.5～50.5 Hz之间所需的切负荷比例。当KL在1.5～2.5之间变化时，对不同KL下得到的范围取交集，切负荷比例需在2.51%～3.72%之间。如果假设切负荷量取最小值2.5%，通过仿真，当KL为1.5时最高恢复频率为50.08 Hz，恢复效果比较理想。

(2)fh0=49. 5 Hz分析。当门槛值取49.5 Hz时，通过仿真计算，得到了KL等于1.5，2.0或2.5时，故障后系统频率恢复至49.5～50.5 Hz之间所需的切负荷比例。在KL在1.5～2.5之间变化时，如果要满足KL变化时的恢复频率在49.5～50.5 Hz之间，切负荷量需在2.51%～2.99%。

但是假设切负荷量取最小值2.5%，通过仿真，当KL为1.5时最高恢复频率为50.33 Hz，虽然未超过50.5 Hz，但恢复频率偏高。同时，若起切频率设在49.5 Hz，当发生功率缺额时很容易达到起切频率定值触发该轮动作。

综上，起切频率为49.5 Hz时，切负荷量在计算范围内取值时，最高恢复频率略高，而且发生功率缺额时很容易触发该轮动作。起切频率为49.25 Hz时，切负荷量在计算范围内取值时，恢复频率比较理想，因此可中断负荷切除频率定值设为49.25 Hz更为合适。

3.2 切负荷值选择

基于49.25 Hz的可中断负荷切除频率定值，KL在1.5～2.5之间时，选取2%，2.5%，3% 3个比较有代表性的切负荷比例，对比不同切负荷比例下的恢复频率(见表4—6)，从而选出最优的切负荷比例。

表4 切负荷量2.5%系统恢复频率(KL=1.5)Tab.4 System recovery frequency under 2.5% load shedding percentage(KL=1.5)

表5 切负荷量2.5%系统恢复频率(KL=2.0)Tab.5 System recovery frequency under 2.5% load shedding percentage(KL=2.0)

表6 切负荷量2.5%系统恢复频率(KL=2.5)Tab.6 System recovery frequency under 2.5% load shedding percentage(KL=2.5)

(1) 当切负荷量取2.5 %时，对于KL在1.5～2.5之间变化时，没有高周风险，且恢复频率都在49.5～50.08 Hz之间，恢复频率效果较好。

(2) 当切负荷量取2%时，对于KL在1.5～2.5之间变化时，没有高周风险，但整体恢复频率偏低，当KL=2.5时，恢复频率最低达到49.40 Hz，因此不建议选取2%切负荷量。

(3) 当切负荷量取3%时，当KL=1.5时，恢复频率最高达到50.25 Hz，与切负荷量2.5%相比，恢复频率略高，而且考虑到可中断负荷的具体可实施量，不建议选取3%。

综上，选取2.5%作为可中断负荷的切除量。

4 单机模型仿真校核

对方案在汛低和夏高方式(KL=2.0)的BPA单机模型下进行了校核。在汛低方式下，校核方法主要针对多回特高压直流中发生单回直流双极闭锁的故障方式进行仿真。而对于夏高方式，由于单回特高压直流双极闭锁损失发电比例较低，因此考虑更加严重的两回特高压直流同时发生双极闭锁。记录可中断负荷按频率切除和低频减载的动作情况、最低频率及恢复频率，如表7和表8所示。

表7 汛低方式单机模型校核结果(KL=2.0)Tab.7 Checking results of the single-machine model under flood off-peak scenario(KL=2.0)

表8 夏高方式单机模型校核结果(KL=2.0)Tab.8 Checking results of the single-machine model under summer peak scenario(KL=2.0)

由校核结果可知，在汛低和夏高两种方式下，三大特高压直流分别发生单回或两回直流双极直流闭锁时，可中断负荷就地按频率切除系统动作，减小了低周减载首轮动作可能。

5 全网模型仿真校核

对方案在汛低和夏高方式的BPA全网模型下进行了校核，校核故障方式与单机模型校核时一致。记录可中断负荷按频率切除和低频减载的动作情况、最低频率及恢复频率，如表9和表10所示。

表9 汛低方式全网模型校核结果Tab.9 Checking results of the detailed grid model under flood off-peak scenario(KL=2.0)

表10 夏高方式全网模型校核结果Tab.10 Checking results of the detailed grid model under summer peak scenario

由校核结果可知，由于全网模型中考虑了一次调频作用，最低频率和恢复频率都比单机校核结果高。

汛低方式下，当直流1发生双极闭锁故障时，可中断负荷按频率切除系统未动作；当直流2和直流3双极闭锁时，可中断负荷就地按频率切除系统动作，未触发低频减载动作。

夏高方式下，当直流1，2同时发生双极闭锁故障时，可中断负荷按频率切除系统未动作；当直流1，3和直流2，3发生两回直流双极闭锁时，可中断负荷就地按频率切除系统动作，未触发低频减载动作。同时，在2017年和2018年各典型方式下该方案均通过了校核，具有较好的适应性。

6 结语

通过分析，考虑KL在1.5～2.5之间的变化，得出如下结论：

(1) 起切频率为49.5 Hz，切负荷量在计算范围内取值时，最高恢复频率略高，而且发生功率缺额时很容易触发该轮动作；起切频率为49.25 Hz，切负荷量在计算范围内取值时，恢复频率比较理想，因此建议可中断负荷切除频率定值49.25 Hz。

(2) 当频率启动门槛值选为49.25 Hz，通过对比2.5%和2%的切负荷比例，取2.5%时恢复频率效果较好，也不存在高周风险，能够满足要求。如切负荷比例取3%，恢复频率略高，而且考虑到可中断负荷的具体可实施量，不建议选取3%。

综上，可中断负荷就地按频率切除的起切频率可选取49.25 Hz，切负荷比例取2.5%。单机模型和全网模型的校核结果表明，可中断负荷就地按频率切除系统能够在电网发生易引发低周减载的大功率缺额时，切除可中断负荷，减小了低周减载首轮动作可能，提高了系统的频率稳定性。