新能源与多馈入直流的受端电网频率紧急控制策略

丁浩寅，周 磊，黄志光，黄 慧，李兆伟，陈 浩

（1.国家电网有限公司华东分部，上海 200120；2.南瑞集团（国网电力科学研究院）有限公司，南京 211006）

“碳达峰、碳中和”目标促使电力系统向以新能源为主体、特高压跨区互联互济的方向迈进[1]。随着新能源持续接入和大容量跨区直流的投产，频率问题在送端电网和受端电网愈发显现[2]。从扰动形式来看，大容量直流闭锁、换相失败和重启动给送端/受端电网带来巨量的功率盈余/缺损，导致严重的高频/低频问题。例如，国网公司在运的同送端同受端特高压直流有4组，数量达10条。单一故障引发全局性的多回直流同时换相失败[3]，使送受端电网遭受巨大暂态能量冲击。从支撑能力来看，新能源在电源结构中的比重迅速上升，现阶段并不能提供规模化的惯量和一次调频支撑[4]，加剧了发生频率稳定问题的风险。且进一步，新能源频率耐受能力弱于常规电源，异常频率条件下，大规模新能源脱网更易导致连锁停电事故，如澳大利亚“9·28”和英国“8·9”大停电[5-6]。

为应对上述问题，在频率稳定控制措施方面，文献[7-8]在送端电网采取基于故障信息触发的紧急切除多类型电源措施；文献[9]在传统控制措施基础上引入直流频率控制和多直流协调，扩展频率控制手段；文献[10-11]提出了含风电、光伏等多类电源的过频切机方案；文献[12-13]在受端电网采用融合紧急控制和矫正控制，包含直流调制、抽蓄切泵、精准切负荷措施的频率紧急协调控制系统（以下简称频率协控系统），来解决低频问题。综上所述，前期研究着重于频率控制手段和控制对象的扩充，未考虑高比例新能源和多馈入直流等无调频能力电源，对惯量支撑能力的削弱，以及巨大容量直流闭锁对频率的冲击和恶化。

进入“十四五”，支撑长三角负荷中心的华东电网，作为我国负荷比重最大的受端电网，在构建新型电力系统进程中，采取大量引入区外直流、大规模发展新能源的低碳化举措，其“双高”特征（即区外来电占比高和新能源占比高）进一步凸显，频率问题更加突出[14]。区外直流方面，世界单一容量最大的吉泉直流投产后，直流馈入总规模达70 GW，区外来电占比显著增大的同时，单回直流容量达12 GW，按照单极（单层）闭锁不采取控制措施的导则要求，对应的不平衡功率达6 GW，已接近一回常规直流容量，给系统频率带来极大冲击。区内新能源方面，预计“十四五”内继续新增近100 GW 新能源装机，进一步削弱电网的惯量支撑和一次调频能力[15]。以上两个因素，都给现有的频率协控系统提出了巨大挑战。

为应对上述挑战，在控制策略方面，需要进行大容量直流接入条件下的适应性升级；在控制资源方面，需要在原有江苏可中断负荷基础上，把上海、浙江和安徽可中断负荷，纳入精准切负荷对象。上述背景下，本文首先基于“双高”场景，分析多维因素影响下的频率特性，以及频率控制措施的灵敏度和优先级。其次研究适应大容量直流接入的频率协控系统远方控制策略，和精准切负荷系统扩容后的措施量分配方法。最后结合实际电网仿真，给出频率协控系统配合下，防御不同直流故障扰动的抽蓄开机要求和负荷水平要求。

1 理论与模型

以低频为例，直流闭锁、机组脱网导致的功率扰动发生瞬间，网内发电机功角无法突变，输出有功变化量为

式中：ΔPi为第i台发电机输出功率变化量；Ksik为同步转矩系数；ΔPL为扰动造成的不平衡功率；n为发电机个数。

ΔPi按照发电机i与扰动点j之间的同步转矩系数Ksik分配[16]。从扰动发生后至发电机调速器响应前，系统中发电机按其惯性常数来分担不平衡功率，则有

式中，Mi为第i个发电机的转动惯量。

火电或水电机组调速器在扰动发生后的3～4 s开始响应[17]，增加原动机输出功率，弥补系统功率缺额使频率回升。暂态过程中频率跌落速率与机组惯量负相关，频率偏差最大值与功率缺额和调速器调差系数正相关，与机组惯量负相关[18]。

频率稳定分析手段方面，基于简化模型的理论分析[19]，其结果与实际电网特性存在一定差异。对于实际大电网，目前较为准确手段是基于详细模型的时域仿真。本文研究中，调速器模型采用根据“9·19”故障拟合的详细模型，并考虑火电机组汽轮机锅炉实际蓄热能力[20]。负荷模型采用恒阻抗+恒功率模型，考虑有功负荷频率响应因子[21]。上述模型参数经过故障拟合和事故验证[22]，可以较准确地反映暂态扰动过程中的频率响应情况。

按照时间尺度，频率稳定控制分为稳态频率控制和暂态频率紧急控制。本文侧重研究直流闭锁后较短时间尺度内的紧急控制措施。实际大电网运行在高维注入参数空间，其相应的控制措施，理论上也位于高维空间。但目前的技术水平下，紧急控制作为第二道防线，故障后仅能根据有限的输入变量，由既定的策略表和措施量计算公式，给出低维空间下的控制措施。针对多维因素影响下的频率特性，如何提取关键因素，形成可以涵盖电网各种运行方式的控制策略，是频率紧急控制的难点。以下通过频率特性分析，把影响频率稳定的多维度因素映射到单一因素表征的低维空间，为制定频率控制策略奠定基础。

2 频率特性

由上述理论分析可知，时域仿真元件模型参数确定后，实际电网的频率特性仍然受多个因素影响。把电网内具备惯量支撑和一次调频能力的火电和水电机组统称为常规电源，直流和新能源统称为电力电子电源，二者共同支撑电网负荷，其中常规电源开机规模又称为开机容量，是常规电源出力与旋转备用之和。频率特性各因素之间的关系如图1所示。

图1 频率特性影响因素之间的关系Fig.1 Relationship among factors related to frequency characteristics

上述因素可归为故障前的电网运行状态范畴，而在故障范畴内，直流闭锁故障造成的功率缺额，也是影响频率稳定的一个重要因素。

首先分析单一因素影响，即相同负荷水平和功率缺额下，电源开机规模对频率特性的影响，以及相同负荷水平和电源开机规模下，功率缺额对频率特性的影响。然后分析多重因素影响，即功率缺额、负荷水平、开机规模、电力电子电源共同作用下的频率特性。把多个因素折算为单一因素，保留影响最大的功率缺额因素，其他因素用负荷水平来表征，得到不同负荷水平下，功率缺额与最低频率之间的关系。

2.1 单一因素影响下的频率特性

目前华东网内仅常规电源具备惯量响应和一次调频能力。无调频能力的电力电子电源挤占常规电源开机后，电网调频能力会随着常规电源开机规模的减少而减弱。把常规电源出力与负荷水平的比值定义为常规电源出力占比。以200 GW负荷水平下吉泉直流单极闭锁为例，不同的常规电源出力占比下最大频率偏差如图2 所示。相同的负荷水平及功率缺额下，若维持旋转备用不变，常规电源出力减小，必然导致开机台数减少，惯量减小，参与一次调频机组数量减少，惯量与一次调频影响叠加，最大频率偏差呈非线性增加。

图2 相同负荷水平及功率缺额下，最大频率偏差与常规电源出力占比的关系Fig.2 Relationshipbetweenmaximumfrequencydeviation and ratio of conventional power output at the same load level and power shortage

相同的负荷水平及功率缺额下，若维持常规电源出力不变，旋转备用增大，伴随开机台数增多，惯量增大，参与一次调频机组数量增多，最大频率偏差减小，其关系如图3所示。

图3 相同负荷水平及功率缺额下，最大频率偏差与旋转备用的关系Fig.3 Relationship between maximum frequency deviation and spinning reserve at the same load level and power shortage

类似地，维持负荷水平和电源开机规模不变，不同功率缺额下的最大频率偏差如图4所示。

图4 相同负荷水平及电源开机规模下，最大频率偏差与功率缺额的关系Fig.4 Relationship between maximum frequency deviation and power shortage at the same load level and power supply start-up scale

2.2 多重因素影响下的频率特性

在实际电网中，负荷水平的变化会带来开机规模的变化，大负荷水平一般也对应较大的常规电源开机规模。基于部分影响因素之间的联动关系，维持电力电子电源不变，负荷变化由常规电源出力平衡，即常规电源出力与负荷水平维持固定关系，可实现常规电源出力变化因素由负荷水平的变化来表征。

为保证上述条件可以涵盖电网各种运行方式，需要进一步明确电力电子电源和旋转备用的条件。根据实际电网运行情况，网内直流满送和新能源大发一般不同时出现，直流和新能源出力总和一般不超过65 GW，系统旋转备用一般在30 GW 左右，且在频率仿真过程中，不参与调频的直流来电和新能源出力可相互置换。本文后续的仿真分析中，不同负荷水平下均以电力电子电源（直流和新能源）70 GW、旋转备用25 GW为边界条件。

按照上述边界条件，不同负荷水平下不同频率最低跌落值对应的功率缺额如图5 所示。若功率缺额由直流单极闭锁产生，可以表征不同负荷水平下，频率最低跌落至特定值时，系统可接入的最大直流单极功率；若功率缺额由直流双极闭锁产生，则可以表征无控制措施时，不同负荷水平下，频率最低跌落至特定值时，系统可接入的最大直流功率。

图5 不同负荷水平下，不同频率最低跌落值对应的功率缺额Fig.5 Power shortages corresponding to the lowest frequency drops at different load levels

电力电子电源和旋转备用固化为较保守条件，在牺牲一定灵活性的前提下，把多个频率影响因素折算为2个主要因素：功率缺额和负荷水平。所得出不同负荷水平下功率缺额与最低频率之间的关系，在保证安全性的同时，满足了频率紧急控制策略输入变量的要求，为选择合适的输入变量，构造策略计算公式打下基础。

3 控制措施的灵敏度、优先级和动作时间

暂态过程中控制频率稳定的主要思路是快速平衡电网内有功功率，从电源侧和负荷侧2个方面着手，在电源侧紧急提升直流功率增大有功供给[23]，在负荷侧紧急切除抽水状态的抽蓄机组和可中断负荷[24]，减少负荷消耗。以下进一步分析控制措施灵敏度、优先级和动作时间。

3.1 灵敏度分析

紧急提升直流，通过增加受端电网的注入有功来缓解低频问题，直流功率增大伴随无功消耗增多，从交流系统吸收更多无功，引起近区电压降低。负荷中恒阻抗负荷吸收的有功与电压平方成正比，电压降低使恒阻抗负荷消耗的有功减少，对缓解低频有利。

抽水状态抽蓄机组作为恒功率负荷被切除，近区负荷减少伴随电压升高。负荷中恒阻抗负荷吸收的有功功率与电压平方成正比，电压升高使恒阻抗负荷消耗的有功增大，会进一步恶化低频问题。

切除由恒功率和恒阻抗构成的可中断负荷，抑制低频的效果介于提升直流和切抽蓄之间。以吉泉直流双极闭锁为例，相同措施量下，不同控制措施抑制低频的效果如图6所示，对比结果验证了上述分析结论。

图6 相同措施量下，不同类别控制措施抑制低频效果Fig.6 Suppression effect on frequency reduction by different kinds of control measures under the same capacity of measure

3.2 优先级分析

紧急提升直流，在满足直流过负荷能力和无功控制要求的基础上，仅需要送端电网跨区支援部分电源出力，不导致负荷损失和设备停运，所需代价最小。切除抽水状态的抽蓄机组（以下简称切抽蓄），虽不造成负荷损失，但抽蓄机组启停，仍耗费一定调度控制成本。切除以合约形式允许有条件停电的可中断负荷，可以把停电损失降低至较小。所以综合控制效果灵敏度和成本代价，按照优先级，紧急频率控制措施依次为提升直流、切抽蓄、切可中断负荷。

3.3 动作时间

根据现场实测，直流控保系统接收并执行紧急提升直流命令，直流功率阶跃提升时间约为0.1 s。抽蓄机组开关和负荷线路开关，接收跳闸命令跳开时间约为0.1 s。进一步考虑通信传输时间和电气量采样判据所需延时，在后续仿真提升直流、切抽蓄、切可中断负荷措施时，均以故障后0.3 s 措施执行完毕为前提，保证相应策略可靠实施。

4 控制策略

频率控制策略由华东电网频率协控系统实施。系统构架方面，吉泉直流投产后，新增吉泉直流控制子站。上海、浙江、安徽精准切负荷系统投运后，新增3 个省份的切负荷中心站，华东电网频率紧急协调控制系统具体构架如图7所示。

图7 华东电网频率紧急协调控制系统构架Fig.7 Frame of frequency emergency coordination control system in East China Branch of state Grid

系统策略方面，分为基于直流闭锁故障触发的远方策略和基于频率响应触发的就地策略。吉泉直流投产后，单一直流闭锁导致更大的功率缺额，相应的措施量计算原则需要改进升级。上海、浙江、安徽精准切负荷系统投运后，切负荷对象扩充为包括原有江苏在内的4省份可中断负荷，相应的切负荷量分配方法需要优化调整。以下分别从措施量计算和切负荷量分配，2 个方面对频率协控系统远方策略展开研究。

4.1 吉泉直流投产后措施量计算

针对直流闭锁导致的功率损失，若按照功率平衡原则实施与损失功率相等的措施量，则代价较高。所以一般情况下，措施量小于直流闭锁导致的功率损失量，功率损失量与措施量之差即欠切量。

根据第2 节频率特性结论，影响频率跌落的因素简化为功率缺额和负荷水平两个因素后，功率缺额对频率变化影响最大，作为频率控制策略的核心参考量。把控制策略与功率缺额（即故障造成的功率损失量Ploss）挂钩，以功率损失作为因变量，构造控制措施量的计算公式。负荷水平作为另一个影响因素，在公式中通过不同负荷水平下的不同欠切量来体现，即

式中：P为紧急控制措施量；Ploss为直流闭锁造成的功率损失量；P0为欠切量，在不同负荷水平下整定为不同取值，使式（3）计算出的措施量可以涵盖多个负荷水平下的运行方式。

进一步，基于提升直流和切抽蓄代价较小的特点，把式（3）由连续函数拓展为分段函数，计及当前可用的提升直流和切抽蓄措施量，给出更加灵活的措施量计算结果。

当可用提升直流和切抽蓄措施量W充足时，采用较小欠切量P1计算措施量，并优先分配为提升直流，其次分配为切抽蓄，目的是优先使用代价较小的措施，且较大的措施量可以尽快抑制频率下跌。当可用提升直流和切抽蓄措施量W不足，需要采取切可中断负荷措施时，用较大欠切量P2计算措施量，优先分配为提升直流，其次分配为切抽蓄，最后分配为切可中断负荷，目的是在保证可中断负荷损失最少前提下，用最小的措施量解决频率问题。频率紧急控制的措施量P计算公式为

若可用提升直流和切抽蓄措施量W不足，出现W＜Ploss-P2情况，则分配完提升直流和切抽蓄措施量W后，用切可中断负荷来弥补措施量缺额。切可中断负荷措施量L的计算公式为

欠切量P2决定紧急控制可以采取的最小措施量，一方面与暂态过程需要保证的频率跌落最低值有关，由于第三道防线就地按频率切可中断负荷动作定值为49.25 Hz[25]，为不损失可中断负荷，暂态过程中频率跌落最低值需高于49.25 Hz。另一方面，欠切量P2也与故障造成的功率损失量有关，频率协控系统作为第二道防线，根据安全稳定导则，针对单一直流双极闭锁来设防。吉泉直流投产后，网内单一直流闭锁下功率缺额由8 GW增大为12 GW（落地功率11.4 GW），导致更严重的频率跌落，为保证最低频率高于49.25 Hz，对应欠切量P2相比从前需要进一步减小。不同负荷水平下，吉泉直流双极闭锁对应的最小措施量和欠切量如表1所示。

表1 不同负荷水平下，最小措施量和最大欠切量Tab.1 Minimum measure and maximum undercut at different load levels

若欠切量P2仅参考最小负荷水平下的结果取值，会导致大负荷水平频率跌落不严重时，措施量过大，达不到措施量最小的目的。所以欠切量P2根据不同负荷水平分档，分别取表1中不同分档边界的计算值，具体如表2所示。

表2 不同负荷水平区间的欠切量Tab.2 Undercut in intervals with different load levels

欠切量P1决定紧急控制可以采取的最大措施量，一般取小负荷120 GW水平下频率跌落至49.8 Hz的不平衡功率1 500 MW，且为达到措施量最大的目的，不同负荷水平下维持不变。

4.2 精准切负荷系统扩容后切负荷量分配

上海、浙江、安徽精准切负荷系统接入频率协控系统后，预计可中断负荷的最大可切容量如表3所示。

表3 各省市精准切负荷接入容量Tab.3 Capacity of precise load shedding in different provinces and cities

按照图7 的协控系统构架，把式（5）计算的切可中断负荷总量L分配至各省份的切负荷中心站。传统的切负荷分配原则有最优组合原则和轮次优先级原则，但仅适用于区域局部电网，难以满足有大量省间功率交换的大区电网稳定要求。

基于此，根据按比例均摊原则和功率就地平衡原则，分别提出两类切负荷分配方案供实际选用。

（1）按照各省上送可切负荷在可切负荷总量中的占比，来分配切负荷量，即有

式中：ILJ、ILS、ILZ、ILW分别为江苏省、上海市、浙江省和安徽省上送的可切负荷量；PJ、PS、PZ、PW分别为江苏省、上海市、浙江省和安徽省切负荷中心站接收的切负荷量。该方案的特点是能均衡利用全网的可切负荷资源，逻辑简单，易于实现。

（2）应对直流闭锁的切负荷量若按比例分配至全网各省，直流闭锁导致的功率缺额由全网承担，会带来省间断面潮流较大波动。从减少省间功率交换，就地平衡有功缺额的角度出发，提出优先切除故障直流所在省份的可中断负荷分配方案。

以江苏省内直流闭锁为例，若本省可中断负荷充足，即ILJ≥L时，则仅切除本省可中断负荷，就地平衡有功缺额，减少省间功率波动，表示为

若本省可中断负荷不足，即ILJ＜L时，剩余部分切负荷量L-ILJ，按各省上送比例分配至其他省份，表示为

以落点江苏和上海的两回直流闭锁为例，若两省可中断负荷之和充足，即(ILJ+ILS)≥L时，仅切按照两省上送可切负荷的比例切除两省可中断负荷，分别表示为

若闭锁直流所在的两省可中断负荷不足，即(ILJ+ILS)＜L时，剩余部分切负荷量L-ILJ-ILS，按比例分配至其他省份，即

对于3 回及以上直流闭锁，功率缺额较大情况，对应切负荷量也较大，需要全网各省均参与切负荷，则不再优先切除闭锁直流所在省份负荷，直接按照式（6）分配切负荷量。

策略流程示意如图8 所示。该方案的特点是可就地平衡直流闭锁造成的功率缺额，把切负荷造成的停电损失限制在局部省份内，但会增加逻辑判断环节和复杂程度。

图8 可中断负荷分配策略流程Fig.8 Flow chart of interruptible load distribution strategy

每个省的切负荷中心站收到切负荷量后，按照优先级和轮次分配至执行站，省内切负荷的具体分配和执行方案参照文献[26]。

5 仿真验证

本文主要工作是从顶层角度提出频率紧急控制策略及设计方案。在仿真验证部分，着重给出该系统投运后，实际电网可以抵御多大程度的直流故障扰动，为使该系统发挥作用需要安排多少控制措施资源，不同新能源接入比例下的策略适应性，以及相应的电网运行方式控制要求。

仿真条件与第2.2节相同，兼顾新能源同时率、直流来电和常规电源开机惯量。频率特性分析中的影响因素折算和仿真验证中的边界条件假定，均基于较恶劣的条件，可以覆盖电网可能的多种运行方式。给出最严重情况下的结论，作为频率控制策略的依据和电网运行的参考。

5.1 单回直流单极（或单层）闭锁

吉泉直流满送时，受端单极（或单层）闭锁损失功率5 700 MW 条件下，不同负荷水平频率跌落最低值如图9所示。负荷低于180 GW，存在最低频率跌至49.25 Hz 的风险（考虑0.1 Hz 裕度），可导致就地按频率切可中断负荷动作。

图9 吉泉直流单极(或单层)闭锁，不同负荷水平下的最低频率Fig.9 Lowest frequency under Jiquan DC unipolar(or single layer)block at different load levels

为保证无措施条件下频率稳定且不损失负荷，小负荷方式下，需要限制直流单极（或单层）功率。参考第2.2节图5中结论，根据最低频率49.25 Hz条件下不同负荷水平可承受的功率缺额，对负荷进行分档，不同负荷水平区间下限制直流单极（或单层）送电功率，如表4所示。

表4 不同负荷水平区间下直流最大功率Tab.4 Maximum DC power in intervals with different load levels

5.2 单回直流双极闭锁

单回直流双极闭锁，为不损失负荷，需要有足够的提升直流和切抽蓄容量。西南电网与华中电网异步运行后，复奉、锦苏、宾金3大水电特高压直流不参与紧急提升。考虑龙政、宜华、林枫、灵绍、雁淮、锡泰、吉泉可提升自身额定容量10%，且闭锁直流不参与提升，总的可提直流措施量为2 700 MW。汛期低谷时段，抽蓄机组受库容限制和防汛要求，无法灵活安排抽水，导致切抽蓄措施量进一步减少。有必要基于上述实际运行条件，进一步分析措施量的控制要求，以及不同新能源接入比例下，控制策略的有效性。

不同负荷水平区间下，最大功率的单一直流闭锁，基于相应的欠切量和可提升直流容量，可得出需要预留的最小切抽蓄容量，如表5所示。

表5 不同负荷水平区间，防御单回直流闭锁所需最小切抽蓄容量Tab.5 Minimum cut pumping capacity for single DC block in intervals with different load levels

不同新能源接入比例，直流来电不变，电力电子电源不超过70 GW条件下，最大功率的单一直流闭锁，基于相应的欠切量，采取对应策略，均可控制最低频率在49.6 Hz以上，如图10所示。

图10 不同新能源接入比例下，控制措施抑制低频效果Fig.10 Suppression effect on frequency reduction by control measure at different new energy integration proportions

5.3 多回直流闭锁

汛期条件下，复奉、锦苏、宾金等水电特高压直流为消纳水电需要安排满送，若多直流共用的密集输电通道走廊发生故障，导致2回水电特高压直流同时闭锁的风险大为增加。同时受库容限制和防汛要求，抽蓄机组无法灵活安排抽水，导致措施量进一步减少，即使切除全部可中断负荷，仍有频率低于49 Hz导致低频减载动作的风险。不同负荷水平下，容量最大的两条水电特高压直流锦苏（落地功率6 800 MW）、宾金（落地功率7 600 MW）同时双极闭锁，为保证频率不低于49 Hz 所需的最小措施量如表6 所示。基于最小措施量与可提升直流和可中断负荷容量之差，可得出需要预留的最小切抽蓄容量。随着负荷增大，所需切抽蓄容量进一步减少。负荷大于160 GW时，最小切抽蓄容量为负值，即措施量充足，不安排抽蓄机组抽水，仅依靠提升直流和切可中断负荷措施，仍可防御2回水电特高压直流闭锁，不导致低频减载第1轮动作。

表6 不同负荷水平，防御两回直流闭锁所需最小切抽蓄容量Tab.6 Minimum cut pumping capacity for double DC blocks at different load levels

6 结 语

在“双碳”目标愿景下，构建以新能源为主体的新型电力系统进程中，电网特性将发生深刻变革，频率稳定是系统安全运行的重要前提。本文研究了华东电网“双高”特征下的频率稳定特性，结合控制措施灵敏度和优先级分析，提出了适应大容量直流接入的频率协控系统远方控制策略，和精准切负荷系统扩容后的措施量分配原则。并根据电网实际运行条件，给出了防御单回直流闭锁下的抽蓄开机要求和汛期防御两回水电直流闭锁下的负荷水平要求。

应该指出，在大直流、高比例新能源持续发展的趋势下，系统频率特性将日益复杂且多变，频率防控手段也应进一步丰富。电源侧进一步优化提升常规机组一次调频能力，推进新能源场站和储能电站参与惯量支撑和一次调频能力建设。电网调度侧开展惯量监视、机组一次调频性能监测。负荷侧进一步深化负荷主动响应程度，扩充虚拟电厂、综合能源体等各类可调负荷资源。构建涵盖“源网荷”的多维防控体系，是新型电力系统发展框架下频率安全稳定的重要保证。