新型电力系统频率紧急控制改进方案研究

褚旭，许立强，严亚兵，刘琦

(1.国家电能变换与控制工程技术研究中心(湖南大学)，湖南 长沙410082；2.国网湖南省电力有限公司电力科学研究院，湖南 长沙410007)

0 引言

当前，世界各国正处于电力系统清洁能源化转型发展的关键阶段[1]，我国提出“双碳”战略，逐步推进传统电力系统借助电力电子技术，向高比例可再生能源接入、负荷侧电能拓展利用的新型电力系统深度转型[2－4]。以湖南省为例，截至2022年4月，湖南电网风电、光伏装机容量约1 310万kW，其中风电830万kW、集中式光伏235万kW、分布式光伏245万kW；计划2030年湖南省非化石能源发电比重达到25%左右，风力发电、太阳能发电装机总容量至4 000万kW以上；计划到2060年，湖南省非化石能源发电比重达到80%以上。

随着可再生能源装机及出力占比不断提高，火电机组调峰下限不断降低至30%额定负荷，运行在50%额定负荷以下的时间逐年变长，特别是在3—5月丰水期，火电机组全天24 h深度调峰运行，“带低负荷火电、弱有功支撑”特征凸显。同时，湖南电网作为±800 kV祁韶特高压直流受端，2021年输入电量为360.6亿kW·h，较2020年同期增加约14.3%；第二回宁夏—湖南直流预计“十四五”末建成，外电入湘增长显著。高比例可再生能源、高压直流受端接入下，湖南电网火电调峰容量占比增加、频率调节容量不足，系统转动惯量不断减小、频率变化率增大，湖南电网频率稳定问题凸显，大干扰后系统支撑能力有待提升。

在大扰动事故发生后，系统通过频率紧急控制(frequency emergency control，FEC)及时调控，即在全网内切除适量的机组或负荷来控制高频或低频事故。现有电力系统频率紧急控制研究多集中于综合低频减载、自动切负荷、直流紧急功率支援、高频切机等多种控制方式组合的频率紧急控制方案研究[5]。文献[6]提出一种综合直流调制、稳控切机、虚拟惯量和需求响应的多阶段协调频率紧急控制策略，以保障高水电占比送端电网频率稳定性。文献[7]提出一种新能源机组协同常规机组的紧急频率控制优化策略，从而维持系统频率安全并将含高渗透率新能源发电送端电网对直流闭锁故障的控制代价最小化。文献[8]提出一种基于考虑非线性因素系统大频差下频率解析模型的综合时－空条件的紧急控制协调配合方法，该方法通过减小频率最大偏移量、改善频率时空分布，提高电网频率安全稳定性。文献[9]通过ZIP负荷近区光伏的频率－无功下垂控制调整并网节点电压，间接控制ZIP负荷有功功率，从而构建具备本地快速响应能力的“源－荷”协调频率控制策略。

我国发改委、能源局发布«关于加快推动新型储能发展的指导意见»«“十四五”新型储能发展实施方案»。预计到2025年，新型储能装机规模达30 GW，健全“新能源＋储能”激励机制，强制储能配比不低于10%，储能应用步入规模化发展阶段。湖南省发布«关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见»，预计2023年建成储能电站150万kW·h。为提升火电机组调频能力，火电厂内配置储能构成新型联合电源，预计2022年底湖南省部分火电厂火储联合调频投入运行。宁夏、山东等省份出台补贴政策，优先调用储能试点项目，并给予电价补偿。

本文以具有高压直流受端接入、高比例可再生能源、分布式有源配电网等特征的湖南电网为研究对象，提出一种计及含分布式电源配电网至主网间输电通道功率方向和储能功率吞吐能力的频率紧急控制改进方案，从而通过分轮次动作切机策略精确切机降低系统高频，通过传统法精确切负荷提升系统低频。

1 新型电力系统及其频率特性

1.1 新型电力系统结构形态

本文以湖南电网为例进行分析，湖南电网位于华中电网末端，通过±800 kV祁韶直流连接西北电网，通过3回500 kV线路(鄂湘联络线)连接湖北电网，通过1 000 kV潇湘－赣江特高压交流连接江西电网。因此，湖南电网“特高压直流密集馈入，交直流紧密耦合”特性明显，属于典型的受端系统。湖南电网500 kV主网架如图1所示，湖南电网共分为6大供电区域(湘中、湘南、湘北、湘西南、湘西北、娄邵地区)，其中火电等不可再生能源和风电、光伏发电等可再生能源的电源主要分布在湘西北和湘西南地区，而负荷主要集中在湘中(长沙、株洲、湘潭)和湘南地区(衡阳、郴州、永州)。

图1 500 kV湖南电网主网架

1.2 频率特性

1)同步机类电源频率特性

火电与水电等同步机类电源，其转子惯性具有频率调节特性。当系统中吸收或发出功率发生变化，转子的机械转矩与电磁转矩将会不平衡，导致同步发电机转子转速发生变化，从而使得频率f发生变化，同步发电机的转子运动方程如式(1)所示。

式中，JG＝∫r2dm表示发电机转子转动惯量，与电机转动半径r、刚体质量相关；ωG、ωn、ΔωG分别表示转子实际转速、额定转速、转速偏差；Pm、Pe分别表示发电机机械功率和电磁功率。

传统电源瞬时频率响应过程包括:①扰动功率分配阶段，传统电源输出电势相位不能突变，功率偏差按照同步功率系数在传统电源间分配，电机类电源或负荷以惯量形式响应功率不平衡，引起转速/频率响应如式(1)所示；②一次调节阶段，机组调速器响应功率波动，提供支撑减小频率偏差；③二次调节阶段，自动发电控制系统控制容量充足，机组增加功率输出，消除频率偏差。如图2所示，当系统功率变化引起频率偏差超过调频死区，同步电机类电源通过一次调频与二次调频实现频率控制。

图2 电力系统调频特性

2)逆变器类电源频率特性

新型电力系统中，风电、光伏等可再生能源经由电力电子换流器接入系统，当系统功率发生波动时，逆变器类电源控制系统迅速响应，维持恒定功率/最大功率跟踪输出；不具备频率调节能力，系统转子惯量∑JGi减小，可调频电源容量占比缩减，频率偏差ΔfG、频率变化率dΔfG/dt等特性恶化。作为逆变类电源，其可通过虚拟惯量控制等控制策略实现对系统频率的支撑，但将导致可再生能源发电量降低，影响高效利用。

3)计及储能环节电力系统频率特性

为了保证可再生能源的高效消纳、保障新型电力系统频率稳定，利用储能环节功率灵活与快速调节特性，为新型电力系统有功平衡与频率优化提供支撑。如图2所示，其通过一次调频与二次调频，实现对频率偏差的改善，并通过换流器快速响应实现对频率变化率的改善。此外，新型电力系统中包含分布式电源与储能系统，其安装位置分散，电源容量分散，经由末端配网接入。为了进一步提升系统频率特性，可充分利用分布式充能系统安装位置与综合容量优势，构建频率紧急控制优化方案。

2 频率紧急控制策略

2.1 频率控制策略

GB 38755—2019«电力系统安全稳定导则»指出，系统已投运光伏电站应尽可能参与系统调频；依据GB/T 33599—2017«光伏发电站并网运行控制规范»，当系统频率f高于50.2 Hz，光伏发电站须按照电力系统调度机构指令降低其有功功率，严重情况下须切除整个光伏发电站。根据湖南光伏电站频率适应性要求，当50.2 Hz50.5 Hz时，光伏发电站立刻终止向电网送电，且不允许处于停运状态的光伏发电站并网。

根据GB/T 19963.1—2021«风电场接入电力系统技术规定第1部分:陆上风电»，当系统频率高于50.5 Hz时，风力发电站根据调度指令快速降低其输出有功功率，严重情况下可通过安全自动装置快速切除风电场，此时风电场有功功率变化可超出调度机构规定的有功功率变化最大限值。考虑到风电功率的波动性，以及当前大部分风电场无法参与一次调频的现状，风电接入电网后，频率控制能力下降；可以考虑在发生高频故障的情况下，优先切除风电机组，尽量保证更多的常规机组参与一次调频，从而维持系统稳定。

根据GB/T 40595—2021«并网电源一次调频技术规定及试验导则»，风电场一次调频死区f1的设置范围为±0.03~±0.10 Hz，光伏电站调频死区f2的设置范围为±0.02~±0.06 Hz，可再生能源电站一次调频功率不小于运行功率的6%/10%(低频/高频)，一次调频调差率为2%~10%；储能电站一次调频死区f3的设置范围为±0.03~±0.05 Hz，且能够应对多种运行负荷工况。

GB/T 31464—2015«电网运行准则»指出，为防止单次切机量过多导致的低频减载装置动作和适应功率过剩的不同场景，在满足系统控制要求前提下，电力系统频率调节应利用时间元件与频率元件组合的方式分轮次动作。因此，本文频率紧急控制方案中采用分轮次动作策略，动作顺序依次为储能系统、水电机组、风电机组、光伏机组、火电机组。为保证系统频率迅速恢复到允许范围内，本文频率紧急控制策略中高频切机轮次介于2轮至5轮之间，各轮次频率级差取0.2 Hz，各轮次延时取0.2 s。此外，含高比例可再生能源的电力系统由于惯性低、功率扰动反应灵敏，易发生电网低频减载过切，且末端配网连接有分布式电源与储能系统，无潮流方向判别切除负荷分支将造成频率指标进一步恶化，同时为实现湖南省“坚强电网”建设目标，需要充分考虑频率调节过程对民生用电、生产用电的影响。

2.2 经济性指标优化

随着电力市场逐步发展，电力系统运行经济性、低碳性地位愈发突出。因此，频率控制策略优化需要计及经济效益、碳排放效应。光伏发电站运行成本如式(2)、式(3)所示。

式中，T为频率紧急控制实施前时窗；FPV为光伏发电站弃光惩罚费用；FR为光伏发电波动补偿成本；FLOSS为丢失负荷惩罚费用；CPV为单位弃光惩罚费用；CLOSS为单位损失负荷惩罚费用；EPV，t为t时段光伏发电站弃光总量；ELOSS，t为t时段光伏发电站损失负荷总量；KH为波动补偿费用系数；ND为光伏出力的采样周期；PJ，n为第n个采样周期的波动补偿功率。

风力发电站运行成本如式(4)所示。

式中，Cw为风力发电站运行－维护成本系数；Pwt为风力发电站在t时段的输出总功率。

火电机组发电排放的气体是电力系统碳排放主要来源，对于水电机组、可再生能源机组(包括风机和光伏)，其生产单位电能的碳排放近似为0。

电力系统碳排放指标一般可用碳排放强度指标表示。不同类型火电机组的碳排放强度不同，受燃料品质、机组特性等因素影响，火电机组碳排放强度EGi可根据式(5)计算。

式中，ηi、μi、ξi分别为第i个火电机组的燃煤含碳量、碳捕捉率以及碳氧化率；ωi为第i个火电机组的发电煤耗率，g/(kW·h)；MC为碳摩尔质量，取12 g/mol；MCO2为二氧化碳摩尔质量，取44 g/mol。

其中，火电机组发电煤耗率受当前机组运行状态影响，其计算如式(6)所示。

式中，ai、bi、ci分别为第i个火电机组在正常运行状态下的燃煤耗量特性参数；ζi为第i个火电机组发电耗煤率修正系数，机组正常运行状态下ζi取1，机组停机状态下ζi取0，在深夜调峰或快速升降负荷状态下ζi取1.01。

3 频率紧急控制改进方案

随着输电网连接的大规模可再生能源、配电网连接的分布式电源的快速大量接入，新型电力系统呈现功率波动性强、频率调节惯量与阻尼小、配电网有源化、潮流方向多变等特征。高比例可再生能源接入下，电力系统中配电网已成为发电、用电的综合体，电网控制与保护系统进行频率调节过程中，须判别待控制网络或分支属于“源”还是“负荷”，从而评估切除该配网时对电网整体频率造成的影响。为了保障新型电力系统稳定性，优化系统频率特性，本文提出一种基于综合直接潮流的频率紧急方案，即基于典型高频切机、低频减载策略，通过潮流计算判别各配电网相对大电网的潮流方向，从而将各个配网逐一定性为“源”或“负荷”，从而判别切除该配电网为低频减载或高频切机。

配电网综合直接潮流计算过程中首先要建立对应的输/配电变压器、同步机电源和分布式可再生能源的潮流特性数学模型。使用牛顿－拉夫逊法生成节点导纳矩阵、雅可比矩阵，进而求解主网系统概率随机模糊潮流问题；使用前推回代法求解配电网系统概率随机模糊潮流问题。利用边界节点间的电压和主配网间的交互功率实现了包括分布式发电和储能电源在内的主配电网的概率随机模糊潮流计算。其计算流程如图3所示，其中ΔU(k)为第k次潮流计算循环中各节点与根节点间的电压差。

图3 配电网综合直接潮流计算流程

当配电网至主网间输电通道的功率传输方向为由配网至主网，则判定该配网类型为“源”；若配电网至主网间输电通道的功率传输方向为由主网至配网，则判定该配网类型为“负荷”。综上，本文频率紧急控制改进方案策略如图4所示。

图4 频率紧急控制改进方案策略

4 结语

针对高比例可再生能源、多逆变类电源、集中与分布式储能接入场景下新型电力系统频率紧急控制复杂度高的问题，以湖南电网为例，提出了基于综合直接潮流计算的快速频率紧急控制方案，该方案计及储能功率吞吐效应，兼顾了切除配网对系统频率的影响，提升了频率紧急控制精确度。