基于蓄能切泵的南方电网低频综合稳定控制策略与应用

陈兴华 ，常东旭 ，陈锦昌 ，徐光虎 ，张远 ，朱益华 ，武明康

（1.广东电网电力调度控制中心，广州 510600；2.直流输电技术国家重点实验室（南方电网科学研究院），广州 510663；3.广东省新能源电力系统智能运行与控制企业重点实验室，广州 510663；4.中国南方电网有限责任公司，广州 510663；5.广东电网电力科学研究院，广州 510062）

0 引言

南方电网是世界上最复杂的交直流互联大电网之一［1］，共有“八交十直”18条西电东送输电大通道，由广东、广西和贵州构成的南方电网主网直流受入容量占比超过30%；随着广东电力市场机制的推进，系统备用容量受市场化行为的制约；同时，新能源在主网电源中占比的快速增加，其一次调频能力和故障穿越能力不足等特点使得电网备用容量愈发紧张［2-4］，系统频率稳定问题突出。

根据仿真计算，在2022年夏小方式下，若昆柳龙直流昆北双极8 000 MW同时闭锁，且稳控切负荷策略拒动，南方电网主网频率将低于49.20 Hz；即使考虑直流频率限制控制（frequency limit control，FLC）及机组一次调频作用，主网频率仍无法恢复到49.80 Hz以上，不满足电力系统正常频率偏差要求；若短时间内发生多回直流同时或相继闭锁的多重故障，且计及故障期间新能源大量脱网，主网功率缺额进一步增加，严重时可能导致两广断面、海南-广东联络线解列，造成电网重大事故［5-8］。由此，必须考虑采取统一、快速的切除负荷措施，以维持南方电网主网的频率稳定。

南方电网负荷中心集中在经济发达的珠三角地区，终端用户对供电的可靠性要求高，只能选择经供用电双方协议、对用户不会造成次生灾害等实质性影响的“可中断”负荷作为切除对象，切负荷的布点和选择极为慎重；另一方面，根据《电力安全事故应急处置和调查处理条例（国务院599号令）》［9］，明确了将稳控装置动作切除的负荷计入事故损失负荷之中，更限制了直接切电网负荷和低频减载控制措施的应用场景。因此，南方电网主网频率控制应优先选择电网内的抽水蓄能泵工况机组作为紧急频率控制的主要切除对象（以下简称“蓄能切泵”），以弥补电网有功缺额，减少切负荷量。

针对多直流馈入受端电网的频率稳定控制及蓄能切泵相关技术，国内多个学者也进行了大量的研究。文献［10］提出了适用于频率安全稳定的低频切泵及减载协调优化方法，并仿真验证了可行性；文献［11-13］结合华东电网的系统保护，提出应将抽水蓄能资源作为频率稳定控制的灵活资源广泛应用；文献［14］分析了包括蓄能切泵等多种频率稳定控制手段的控制成本及有效性；文献［15］开展了通过蓄能切泵等控制方法抑制多直流换相失败的工程应用。总的来说，目前研究仅提出了蓄能切泵可广泛参与电网频率稳定控制，一般采取集中一次全部切除或通过就地化的分散低频切泵实现，各厂站之间没有配合，切泵的容量不能跟随系统频率的变化分级分轮切除，系统频率波动剧烈；不能充分通过分层级的切泵配合，躲过切泵造成水锤效应［16］，泵工况机组的调节能力不能被充分利用。由此，需要开展蓄能切泵的精细化协调配合方法研究，实现频率稳定控制的最优化。

本文从南方电网的实际出发，设计了以蓄能切泵为主体的稳控切泵切负荷、广域低频集中切泵、就地低频分散切泵和低频减载组成的多层级低频综合稳定控制系统，重点研究了蓄能切泵控制系统的架构设计和配置方法，实现了蓄能切泵的分层分轮协调配合和经济效益的最大化；构建了实际电网模型和实际低频稳定控制系统硬件，基于实时数字仿真系统（real time digital simulation system， RTDS）开展了硬件在环仿真分析，验证了频率稳定控制措施的有效性，并针对系统设计存在的问题，提出了改进方法。本文提出的低频综合稳定控制系统及策略已在南方电网投入应用。

1 频率稳定控制系统架构

根据系统运行情况，南方电网主网受入的单一直流送电容量超过5 500 MW的直流系统均配置了切负荷策略［5］，如昆柳龙直流、牛从直流等；但对大多数送电容量5 000 MW及以下的单一直流，如楚穗、普侨和新东直流等，则未配置稳控切负荷措施。当发生如下典型严重故障时，主网电网频率将不能保持稳定，具体如下。

1）昆柳龙直流双极或牛从直流双回满功率闭锁，需考虑稳控集中切泵和切负荷；若稳控切泵切负荷策略拒动，系统频率将快速下降至49.2 Hz及以下，可能触发低频减载1轮（49.0 Hz）动作；

2）小方式下楚穗、普侨或新东直流满功率闭锁，若主网备用不足，主网频率将快速下降至正常偏差49.8 Hz以下，且不能稳定恢复；

3）两回及以上大容量直流闭锁等多重故障，系统功率缺额过大，可能导致多轮低频减载动作；

4）因极端天气或近区严重故障导致新能源机组大规模脱网，超过电网一次调频备用容量，系统频率快速下降，不能恢复正常频率偏差范围等。

为了解决上述问题，需要重点研究低于频率偏差值（49.80 Hz）而高于低频减载启动值（49.20 Hz）这一频率区间的频率稳定问题，实现频率稳定控制的前置化。而在这一频率区间，可优先利用蓄能机组的调节能力，在无序的低频减载动作前再增加精细化的分层分轮低频切泵措施，以减少系统功率缺额，促使频率快速回升，避免低频减载动作或减少低频减载量。而低频切泵则需要考虑抽水蓄能机组的两个关键运行特性：

1）同一引水洞的各台机组必须同时运行在机工况或者泵工况，泵工况时出力是额定不可调的，均按照额定功率的电动机负荷运行；

2）抽蓄切泵需要考虑水锤效应，水轮机的水锤效应时间常数一般为0.5～4 s［16］，在该间隔内同一引水洞的泵工况机组不能同时被切除。

以上两个特点一方面使得低频切泵的组合选择相对较少，不宜实现精细化控制；另一方面也要求低频切泵各轮次之间需相互配合，以躲过机组的水锤效应，实现蓄能调节能力的最大化利用。

根据以上分析，本文设计了南方电网低频综合稳定控制系统架构如图1所示，分为如下4个功能。

图1 南方电网低频综合稳定控制体系架构Fig.1 Low frequency integrated stability control architecture of CSG

1）稳控切泵切负荷功能，由南方罗洞主站接收牛从、昆柳龙直流闭锁切负荷命令，分配切负荷量至广东罗洞主站，广东罗洞主站优先选择切除所有可切抽蓄泵工况机组，剩余按比例分配到广州、佛山、东莞及江门等站进行切负荷，作为第二道防线解决单一大容量直流闭锁主网频率稳定问题。

2）广东罗洞主站广域低频集中切泵功能：广东罗洞主站接收6个抽水蓄能电站上送的可切泵信息及频率信息，实现广域低频切泵功能。解决稳控切泵切负荷策略拒动、大容量直流闭锁或多重故障等导致的广东电网低频问题，广域集中切泵功能可避免单个抽水蓄能电站可切泵量不足、定值整定困难的问题，也可避免无序切泵后局部电网潮流大幅度转移、运行控制困难的问题。

3）各蓄能子站就地分散切泵功能：主要解决低频集中切泵系统频率回升后频率悬停的问题，同时也可作为广域低频集中切泵的后备措施，保证蓄能的切泵能力能够充分利用。

低频集中切泵与就地分散切泵的配合关系如图2所示。图2中，曲线①为仅采取低频减载策略的频率曲线，曲线②为采取广域集中切泵控制策略的频率曲线，可以看出广域集中策略大概率避免低频减载切负荷策略动作，但可能使频率悬停于某一固定频率；曲线③是在曲线②回升阶段追加就地切除剩余可切泵，能够使系统频率快速、可靠回升到50.0 Hz附近，从而充分利用了蓄能机组的调节能力。

图2 低频切泵各层级协调配合示意图Fig.2 Schematic diagram of coordination and cooperation at all levels of low frequency pump cutting

4）低频减载功能：作为系统频率控制的最后一道防线，在系统发生严重故障时通过低频切除一部分负荷制止系统频率的大幅度下降，保障电网剩余重要负荷的可靠供电。

综上所述，南方电网低频综合稳定控制系统4个层级的协调配合关系如图3所示。各层级之间通过严密的协调配合，充分利用了抽蓄机组的调节能力，确保了南方电网主网的频率稳定。

图3 低频综合稳定控制系统各层级配合关系Fig.3 Cooperation relationship at all levels of low frequency integrated stability control system

2 低频综合稳定控制系统策略设计

根据第1节设计的南方电网低频综合稳定控制系统，结合抽水蓄能泵工况机组的运行特性和频率控制的主要策略开展详细的设计和配置。

2.1 稳控切泵切负荷功能配置

南方电网罗洞主站是南方电网切负荷稳定控制主站，接收昆北换流站和牛寨换流站发送的切负荷命令，优先选择切除广东可切泵，剩余需切负荷量在主网各区域进行分配。广东罗洞主站装置负责第二道防线的稳控切泵切负荷功能，其接收南方电网罗洞主站发送的切负荷命令ΔP，优先切除各蓄能的泵总容量Pxn；剩余需切量根据各控制站的上送可切量Psi和权重ki，按式（1）分配n个控制站的切负荷量ΔPi，以实现各地区切负荷的公平性。

稳控切泵切负荷专用于昆柳龙直流和牛从直流大功率闭锁时频率稳定控制，其余直流闭锁或多重故障导致的主网低频主要依赖其余3个层次解决。

2.2 低频切泵动作逻辑

广域低频集中切泵逻辑在广东罗洞主站实现，其测量频率fs取自各抽蓄子站的送出线路频率综合值如式（2）所示。

式中：fimin为各抽蓄子站运行线路频率的最小值；fimax为各抽蓄子站运行线路频率的最大值；fin为第i个抽蓄子站的测量频率；n为抽蓄子站的个数。

1）当主站能够同时获取两个或以上电厂子站上送的频率时，装置测量频率fs取所有子站fimin的第2个最小值，满足“N取2”的频率取值原则；

2）当主站只能获取一个电厂频率时，则主站装置测量频率fs取自该电厂所有运行线路的频率的最大值。

以上频率测量方法既能保证低频集中切泵多点频率测量的准确度，又具备良好的防误功能。而抽蓄子站的就地低频切泵功能每台泵独立设置，频率取自机端母线频率，以保证就地频率测量的可靠性。

为适应抽水蓄能电站的机组运行特性，各抽水蓄能电站设置了“各涵洞同时最大切泵台数Nsmax”、“躲水锤效应延时Tsw”2项定值，灵活设置同一引水涵洞最多可同时切泵的台数，以及随后需间隔多长延时方可再次切泵，保证在Tsw延时内同一引水洞的切泵台数不超过Nsmax。

设第i个抽蓄电站各引水涵洞运行的泵工况机组数量为Mi，在Tsw时间内已切除的机组台数为Nci，则本站同一时间段内可用于低频切泵的抽蓄数量Nkq如式（3）所示。

式中n为各抽蓄电站的引水涵洞数量。各抽蓄子站低频集中切泵和就地切泵通过上述方法实现协调配合，避免稳控切机导致的抽蓄电站机组运行异常等次生事故。

2.3 低频切泵定值设置

当直流闭锁或其他因素造成系统频率快速下降时，在不考虑一次调频及直流FLC作用时，频率变化曲线近似为线性，如图2曲线①所示。系统功率缺额与各频率点的关系可近似用式（4）表示［17-19］。

式中：P为系统有功功率；f为系统频率；dP/df为频率下降1 Hz对应的功率缺额；f0为故障前频率；fset为低频各轮定值设置值。

根据大量仿真计算及与现场比对，在考虑年平均负荷和正常一次调频备用容量下，dP/df约为12 600 MW/Hz。据统计目前广域切泵最大可切量为4 840 MW，根据式（4）计算约为0.4 Hz对应的功率缺额，即广域低频集中切泵可控的频率下限约为49.60 Hz。

为满足低频分轮分级切泵的要求，广东罗洞主站低频集中切泵设置4个独立轮，每轮均设置了动作频率、动作延时和切除泵数定值，动作逻辑与传统低频减载保持一致。为躲过系统正常频率偏差，低频切泵的第一轮设置为49.75 Hz，各轮最小级差0.05 Hz，每轮切4台泵；各轮动作延时需适当考虑直流FLC的提升作用（约1 s）。

就地分散切泵可参考广域切泵的设置，在49.70 Hz附近设置4轮，将剩余可切泵全部切除（全部24台可切泵），以防止可能出现的频率悬停问题。低频切泵的轮次定值设置如表1所示。

表1 低频切泵定值设置Tab.1 Low frequency cut-off pump settings

2.4 低频减载定值设置

南方电网主网低频减载按基本轮为7轮、特殊轮2轮的“7 + 2”轮次设置。基本轮7轮从49.0 Hz开始，每轮级差0.2 Hz，对应的最低控制频率为47.8 Hz，切负荷总量为统调负荷51%；特殊轮2轮均设置为49.0 Hz，切负荷总量为统调负荷5%，能够适应大多数严重单一或多重故障时的低频减载量［20］。

3 建模与仿真

3.1 系统建模

为了充分验证本文提出的多层级频率综合稳定控制的适应性及低频切泵可靠性，基于RTDS系统建立了2021年夏小方式南方电网全电磁暂态模型，交直流系统的主要参数如表2所示。直流系统采用全数字精确模型接入昆北站、牛寨站、南方罗洞站、广东罗洞站及4个蓄能子站的实际稳控装置（另两个尚未完全投产），实现低频综合稳定控制策略的硬件在环校核［21］。

表2 交直流系统仿真参数Tab.2 Simulation parameters of AC / DC system

蓄能电站泵工况机组采用感应电动机模型，电网负荷模型采用常用的ZIP负荷模型［22-23］能够精确反映频率和电压变化对负荷的影响，恒阻抗、恒电流、恒功率比值为3∶4∶3。系统各主要220 kV厂站均配置了具备“7 + 2”轮低频减载功能的数字模型，按照实际的切负荷比例控制施加于ZIP负荷有功功率P和无功功率Q上，实现分轮等比例切负荷控制。

为适应电网发展的需求，评估南方电网多回直流共用接地极故障、平行多回线路或交叉跨越线路遭遇极端天气、大面积山火或者外部破坏时的主网频率稳定控制策略适应性，仿真研究了单一直流闭锁及多回直流同时闭锁、多直流同时闭锁 + 两广断面解列、大容量电厂出线全停等多类型多重故障冲击下的系统频率稳定特性以及装置的动作行为，全方位验证了本文提出的频率稳定控制系统及策略的适应性和可靠性，并针对设计中存在的问题进行了优化改进。

3.2 典型仿真结果分析

以昆柳龙直流双极6 000 MW闭锁稳控切负荷动作+楚穗双极5 000 MW闭锁稳控切负荷拒动、广东低频试验项目为例，开展详细分析。仿真试验结果如图4所示。

由图4可知，系统动作可分为几个过程。

图4 频率稳定控制策略仿真曲线Fig.4 Simulation curve of frequency stability control strategy

昆柳龙直流闭锁后，昆北站稳控装置发出切负荷命令500 MW（切负荷基值5 500 MW），约0.4 s 切1号和4号蓄能子站各1台泵共约600 MW（1—4号蓄能子站的切负荷优先级为2、4、3、1，以下同）；

1）远方切泵后，由于楚穗直流双极闭锁造成的功率缺额，系统频率快速下降至49.75 Hz以下，罗洞主站低频集中切泵策略动作3轮（动作时间分别为故障后约2 s，5.5 s和8.5 s），共切除4号蓄能子站2台泵（“躲水锤效应时间“定值内最多切3台泵），1—3蓄能子站各3台泵，共计3 660 MW；

2）低频集中切泵后，频率停留在49.65～49.70 Hz，故障后14.5 s各站低频切泵1轮动作追加切泵，切除剩余所有可切泵，共计1 820 MW，追加切泵后系统频率快速恢复到50 Hz附近。

仍以上述故障工况，若考虑仅投入1轮就地低频切泵和低频减载，切泵量不足，系统频率快速下降至49.0 Hz以下，低频减载动作1轮后，系统频率缓慢回升到49.2 Hz以上，如图5所示，最终系统频率恢复到49.54 Hz附近。

图5 低频切泵与低频减载仿真曲线Fig.5 Simulation curve of low frequency pump cutting and loadshedding

以上两种控制策略的控制效果对比如表3所示。在系统抽蓄泵工况机组充足的情况下，采用本文提出的低频综合稳定控制系统相对于传统的分散低频切泵 + 低频减载策略，同一故障下频率稳定提升的效果明显，控制代价极小。

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

3.3 抽蓄子站低频滑差功能投退分析

本系统中，低频广域集中切泵没有配置低频滑差功能，但各蓄能子站的就地切泵功能均投入了滑差闭锁功能，定值为5 Hz/s。仿真试验中发现在系统功率缺额较大时部分电厂的就地切泵功能可能拒动，1号蓄能子站就地切泵功能拒动，如图6的曲线①所示，装置报文显示“低频滑差闭锁”。经分析，在低频启动值49.85 Hz附近，频率下降速度较快，频率滑差df/dt最大为6.7 Hz/s，且大于定值5 Hz/s，1号蓄能子站的电站装置在此处判断了低频滑差闭锁，需要频率回升至低频启动定值以上才会重新开放，因此就地低频切泵策略拒动。

图6 低频滑差闭锁功能投退仿真曲线Fig.6 Simulation curves of low frequency slip blocking function enable/disable

传统低频减载设置低频滑差的目的在于躲过故障时系统频率波动导致的误动，主要针对局部区域电网，且低频各轮动作延时较短。而电网低频切泵主要针对49.2～49.8 Hz的低频控制，在故障结束后由于大量的功率缺额，系统频率在初始段下降段df/dt较大，若仍采用低频滑差闭锁，有很大概率导致误闭锁；同时，考虑到各抽蓄子站低频切泵延时均大于5 s，能够充分通过延时躲过故障，也不需要滑差闭锁功能。

通过仿真分析，退出低频滑差闭锁功能后，装置能够正确动作切泵，如图6曲线②所示。综上，本系统现场实际运行时，退出了各抽蓄子站低频滑差闭锁功能，以进一步确保系统动作的可靠性。

4 结语

本文构建了以低频切泵为核心的南方电网低频综合稳定控制系统，对系统的架构、控制策略和协调配合方法进行了详细设计，并基于RTDS系统开展了仿真验证和效果比对。所设计的系统实现了频率稳定控制对抽水蓄能泵工况机组的精细化和最优化利用，适应了抽水蓄能电站的机组运行特性，已在现场成功投入运行，为南方电网主网的稳定可靠运行提供了重要保障。随着南方电网新能源占比的进一步提升和广东目标网架建设的逐步推进，抽水蓄能以及未来的电化学储能将进一步发挥频率稳定控制的主体地位，对储能等灵活资源的调控需要精细化和最优化。本文的研究也为国内多直流馈入的受端电网频率稳定控制策略研究和系统设计提供了重要参考。