考虑频率安全约束的云南电网新能源运行边界研究

蔡葆锐，曾丕江，何金定，黄伟，吴琛，剡文林，张丹，刘旭斐

（云南电力调度控制中心，昆明 650011）

0 前言

云南电网与南方电网主网异步联网后，系统容量变小，惯量降低，频率稳定问题突出[1-3]。近年来随着新能源发展迅速，截至目前，云南电网风电、光伏装机规模已达到12000 MW。未来三年，新能源装机容量还将再翻一番。风电、光伏等新能源大规模并网后，替代常规同步机组发电空间，进一步降低云南电网系统惯量，恶化系统频率，在出现故障导致系统频率波动时，新能源场站频率、电压适应性相比同步机较弱，极易发生新能源机组大面积脱网，继而引发大面积停电事故。如2019年8月9日英国大停电事故中由于系统频率变化率超过了分布式电源保护定值，导致大量分布式电源脱网，进一步加剧了故障严重程度[4]。因此，有必要研究云南电网对新能源的承载能力，为实际运行提供理论支撑。

国内外许多学者从频率稳定角度对新能源承载能力研究进行了探讨。文献[5]建立了包含同步机、新能源的综合频率响应模型，并对以汽轮机为主的某地区电网新能源承载能力进行了研究。文献[6]开发了频率分析软件，考虑频率稳定约束及弃风率约束对西北电网新能源开发及直流外送规模进行了研究，提出了有益的分析方法，但是没有考虑直流FLC对频率稳定的控制作用。

本文将结合云南电网实际情况，考虑火电机组、水电机组和新能源的频率响应特性，以及直流FLC的控制特性，建立包含火电、水电、新能源和直流FLC的频率响应综合模型，通过Matlab/Simulink仿真分析，研究基于频率安全约束的云南电网新能源承载能力。

1 系统频率响应模型

1.1 同步机频率响应模型

常见的同步机包括非再热式汽轮机、再热式汽轮机和水电机组。云南电网主要包括再热式汽轮机和水电机组。考虑机组有功-频率控制主要环节后，再热式火电机组和水电机组闭环控制模型分别如图1和图2所示[7]。在此模型基础上，可以进一步形成电力系统频率响应综合模型。

图1 再热式汽轮机频率特性框图

图2 水轮机频率特性框图

其中，水轮机和汽轮机调速器均采用一阶惯性环节表示，时间常数为TG，增益为1/R，R为机组调差系数。水轮机调速器还包括暂态下降率补偿，RT表示暂时下降率，RP表示永久下降率，TR为复位时间常数。再热式汽轮机考虑了蒸汽容积效应及再热器的动态过程，其中FHP表示高压缸功率比例，TCH表示蒸汽容积效应时间常数，TRH表示再热器时间常数。水轮机考虑了水锤效应，Tw表示水锤效应时间常数。

1.2 直流频率限制控制模型

云南电网2021年通过10回直流与南方电网主网异步联网运行，昆柳龙三端直流输送功率达到了8000 MW，直流FLC控制作用是确保云南电网频率稳定的重要手段。

直流FLC控制逻辑与同步机一次调频类似，当系统频率偏差超过直流FLC死区后，直流FLC根据控制策略计算功率调制量，叠加在直流输送功率设定值上，调整直流输送功率，响应速度为毫秒级。直流FLC的快速动作特性，能立刻减小系统功率偏差，减小同步机加速功率，提高系统频率稳定性[8]。直流FLC根据复归逻辑不同，分为反向频差复归型和积分负反馈复归型[2]，云南电网主要是反向频差复归型，其控制逻辑如图3所示。

图3 直流频率限制器控制逻辑框图

对应的数学表达式为：

且需要满足输出限制：

式中，ΔPup表示FLC正向调节量，ΔPdown表示FLC负向调节量，KP为比例系数，KI为积分系数。ΔPup,max为正向调节限制，ΔPdown,min为负向调节限制。ΔPup,max需要考虑直流过负荷能力和换流站无功电压支撑能力，云南电网均取为0.2 p.u.额定直流功率；ΔPdown,min需要与换流站交流滤波器控制相结合，防止直流功率下降过快产生过电压，云南电网均取为-0.5 p.u.额定直流功率。此外，当直流运行于最小功率0.1 p.u.额定直流功率时，不具备下调能力，此时直流FLC下调节失去作用。

1.3 频率响应综合模型

电力系统的频率响应是一个分布式闭环控制系统，系统中有功功率对频率变化有响应的所有元件均参与到系统的频率响应过程。在进行系统频率总体特性分析时，为了简化分析难度，通常忽略频率的分散性和同步机功角稳定性，认为整个系统所有节点频率完全相同，所用同步机功角同步变化，将整个系统等值为一台或几台同步机。

假设系统由M台再热式火电机组、N台水电机组组成，并且所有水电机组动态特性相同，所有火电机组动态特性相同，那么系统等效模型为：

正常情况下，全网水电机组调差系数RHYj是相等的、火电调差系数RTHi也是相等的，定义水电出力占比α、火电出力占比β分别为：

系统等效惯性时间常数为：

再加上直流FLC控制逻辑后，系统频率响应综合模型如图4所示。

图4 无新能源并网系统频率响应综合模型

其中ΔPHy表示水电机组功率变化量，ΔPTh表示火电机组功率变变化量，ΔPDC表示直流输送功率变化量，ΔPL表示负荷波动。

1.4 新能源出力对系统频率特性的影响

假设原来有M台火电机组，N台水电机组的系统再并入L台风机，定义系统风电出力占比为并网风电容量与系统总装机容量的比值：

式中，γ为系统中风电出力占比，Sk为第k台风机的额定容量。

风电并网导致系统规模扩大，维持风电并网前后扰动规模不变。

风机不参与频率控制情形下，风机转子不响应系统频率变化，图4模型中系统等效惯性时间常数、阻尼系数和调速器的调差系数可表示为：

从式（14）可知，不参与频率控制的风机并网后，将降低系统的等值惯性时间常数、阻尼系数，下降幅度与风电占比γ相等。

对应框图如图5所示。

图5 新能源并网后系统频率响应综合模型

2 云南电网新能源承载力评估

2.1 频率响应指标

与频率稳定相关的指标包括稳态频率偏差、最大频率偏差和频率变化率。

1）稳态频率偏差Δf∞，是指二次调频动作之前，仅由负荷频率特性、一次调频和直流FLC作用下，系统稳态频率与额定频率的偏差。由于FLC非线性特性，云南电网系统频率响应系数呈现出很强的非线性特性，在一定扰动范围内，系统频率将悬浮于FLC死区附近[8]。我国允许的稳态频率偏差为±0.2 Hz，云南电网正常情况下均能满足。

2）最大频率偏差Δfmax，是指系统受到功率扰动后，频率变化过程中与额定频率偏差的最大值。最大频率偏差在第一次频率变化率为0时达到。最大频率偏差与系统负荷频率特性、系统惯量、一次调频容量和直流FLC等因素有关。系统最大频率偏差没有统一的标准，对于云南电网，考虑频率变化过程中不触及第三道防线动作门坎值，取一定裕度后，最高频率不超过50.6 Hz，最低频率不低于49.2 Hz，也就是说需要控制最大频率偏差在-0.8 Hz至0.6 Hz之间。

3）频率变化率（dΔf/dt），是指系统频率上升或下降的速率，系统频率变化率在系统扰动开始时刻最大，在系统扰动初期，受死区限制，同步机调速器和直流FLC均未动作，系统频率响应仅由式（16）决定。

由式（17）可以看出，系统频率变化率最大值仅由扰动幅值ΔPL、新能源出力占比γ以及系统等效惯性时间常数TJ决定。扰动幅值ΔPL、新能源出力占比γ越大频率变率越大，系统等效惯性时间常数TJ越大频率变化率越小。

目前国内对频率变化率没有统一的标准，频率变化率对新能源等相关设备的危害及影响尚也未明确，国内相关学者[10]推荐最大频率变化率限值取为0.5 Hz/s。但是，随着单机容量和单一直流功率不断增大，频率变化率限值取为0.5 Hz/s，将会限制系统运行的灵活性，降低系统效率，频率变化率限值应该如何选取，需要进一步研究。本文暂时按照0.5 Hz/s来计算。

对与云南电网，正常运行时能够保证一次调频和直流FLC调节容量足够，稳态频率偏差均能控制在±0.2 Hz以内，不是限制新能源承载力的主要因素。本文将只考虑最大频率偏差和频率变化率两个约束指标来评估云南电网新能源承载能力。

2.2 仿真模型参数确定

2.2.1 水电机组参数

根据云南电网主要水电厂参数实测报告，云南电网500 kV电压等级并网的水电机组水锤效应时间常数在0.1秒至3.66秒之间。在频率响应综合模型中，所有水电机组等效为一台机组，水锤效应时间常数Tw取典型值2.5秒。

各水电厂调速器类型和参数不同，但是动态特性和控制逻辑相似。云南电网水电机组调差系数RHY均为4%，在频率响应综合模型中，水电机组调速器参数取值如表1所示。

表1 云南电网水电机组调速器参数

2.2.2 火电机组参数

云南电网火电装机容量较小，均为再热式机组，调差系数RTH均为5 %。220 kV及以上电压等级并网的火电机组参数基本相同。在频率响应综合模型中，火电机组模型参数取值如表2所示。

表2 云南电网火电机组模型参数

2.2.3 直流FLC参数

云南电网2021年通过10回直流与南方电网主网异步联网运行，各直流FLC主要参数如表3所示。式（2）中比例系数KP和积分系数KI所有直流均相同，分别为0.222和0.3。

表3 云南电网直流FLC参数

2.2.4 系统等值参数

系统等值参数包括等效惯性时间常数TJ和系统频率阻尼系数D。为了简化计算，根据云南电网主要机组惯性时间常数加权平均计算后云南电网系统等效惯性时间常数TJ=9 s。对于系统频率阻尼系数D，利用电力系统分析软件BPA，建立云南电网详细机电暂态仿真模型，计算直流闭锁和大电源全失后系统频率响应的时域曲线，拟合得到D=6.4。

2.3 仿真分析

1）计算边界，截至2020底，云南电网装机规模为96754 MW，其中火电12873 MW，水电71386 MW，风电8952 MW，光伏3543 MW。预计2021年云南电网省内负荷为19000 MW～31000 MW。

云南电网电源季节特性明显，汛期（6月～10月）来水充沛，水电满发，直流满负荷外送，汛期系统容量在59000 MW～68000 MW之间。汛期风电出力即使全面满发，新能源出力占比最大仅为21%左右，系统惯量足够，并且因为直流运行功率较大，FLC上、下调节容量充裕，对系统频率影响较小，新能源出力不受限制。

2）枯期（11月～次年5月），来水减小，水电出力较小，新能源出力较大，直流外送较小。枯期系统容量在17500 MW～46000 MW之间。若不限制新能源出力，新能源出力占比可能达到55%以上，而此时直流输送功率较小，FLC上、下调节容量不足，对系统频率影响较大。因此，根据云南电网电源结构特性和负荷特性，新能源出力对系统影响最大的方式为枯期小方式。

3）根据实际运行情况，以下运行方式作为计算边界。系统容量为17500 MW，火电机组火力为4125 MW，其余出力由水电机组和新能源电厂承担。楚穗、新东和鲁西三条直流具备FLC下调节能力，下调容量为600 MW，其余直流均停运或以最小功率运行，FLC无下调容量。FLC上调容量较充足，为3000 MW。

4）功率过剩考虑最大单一直流双极闭锁无稳控切机，功率过剩为800 MW。功率欠缺考虑最大单一机组跳闸，功率为850 MW。为了方便计算，功率偏差按±850 MW计算，即ΔPL=0.05。

5）新能源出力占比对最大频率偏差的影响，系统最大频率偏差与故障功率偏差、FLC下调容量和新能源出力占比有关。新能源出力占比在46 %～58 %之间计算结果如表4所示，对应曲线如图6所示。可以看出，由于直流FLC的快速调节特性，其对抑制最大频率偏差的作用十分有效。新能源出力占比达到58 %时，最大频率偏差仅为-0.319 Hz，满足控制要求。提高FLC上下调备用容量能减小系统最大频率偏差，提高新能源承载能力。

表4 不同新能源占比下系统最大频率偏差

图6 不同新能源占比下频率偏差曲线

6）新能源出力占比对频率变化率的影响，频率变化率最大值取为0.5 Hz/s时，根据式（17）可计算出新能源最大占比为44 %，频率变化率是限制云南电网新能源承载能力的最大约束。新能源占比40%～46 %时，频率变化率曲线如图7所示。

图7 不同新能源占比下频率变化率曲线

3 运行建议

1）大规模新能源并网后，异步运行的云南电网频率稳定问题更加突出，在运行中要加强新能源出力占比及系统惯量监视，任意时刻新能源出力占比不得超过44%，确保系统惯量足够。

2）云南电网火电装机容量较小，水电、新能源装机较大，导致云南电源出力的季节特性十分明显，运行方式变化较大，在实际运行过程中需要根据开机方式、直流输送功率的不同，进行实时新能源出力占比实时校核。

3）建议推进存量新能源场站一次调频和惯性响应升级改造。新并网新能源场站，应适当配置一定量的储能，在并网时具备一次调频和惯性响应功能，提升新能源对电网频率稳定的支撑能力。

4）频率变化率是限制新能源承载能力的关键指标，但是目前关于频率变化率对新能源及系统的影响不明确，最大频率变化率应该如何选取尚未取得共识。建议开展相关研究工作，明确频率变化率对新能源及系统的影响，合理选择频率变化率限值。

4 结束语

本文建立了包含火电、水电、新能源以及直流FLC的云南电网频率响应综合模型，根据云南电网实际运行情况，详细分析了基于频率稳定约束的云南电网新能源承载能力研究，得出主要结论如下。

1）云南电网故障过程中最大频率偏差的限制依赖于直流FLC和一次调频，直流FLC和一次调频容量足够的情况下，新能源出力占比最大频率偏差影响不大，不是限制新能源出力占比的主要因素。

2）频率变化率仅由系统等效惯性时间常数和功率扰动量决定，新能源出力占比不断提高后，降低系统等效惯性时间常数，频率变化率不断增加。考虑云南电网功率扰动量为系统容量的5%，最大频率变化率不超过0.5 Hz/s时，云南电网新能源出力占比不得超过44%。