面向特高壓交直流大受端電網(wǎng)的頻率緊急控制特性分析

李虎成，袁宇波，卞正達(dá)，徐 偉，周 琦（.國網(wǎng)江蘇省電力公司電力科學(xué)研究院，江蘇南京03；.東北電力大學(xué)，吉林吉林30）

面向特高壓交直流大受端電網(wǎng)的頻率緊急控制特性分析

李虎成1，袁宇波1，卞正達(dá)2，徐 偉1，周 琦1
（1.國網(wǎng)江蘇省電力公司電力科學(xué)研究院，江蘇南京211103；2.東北電力大學(xué)，吉林吉林132012）

以特高壓交直流混聯(lián)為特征的大受端電網(wǎng)易發(fā)連鎖故障，一旦發(fā)生直流閉鎖，頻率穩(wěn)定問題可能隨之出現(xiàn)。針對(duì)多直流協(xié)調(diào)控制、安控抽蓄切泵、精準(zhǔn)負(fù)荷控制等頻率緊急控制方法，開展基于實(shí)際電網(wǎng)典型運(yùn)行方式下電網(wǎng)的頻率緊急控制特性仿真，驗(yàn)證現(xiàn)有頻率緊急控制方法的有效性。

特高壓交直流；直流閉鎖；大受端電網(wǎng)；頻率緊急控制；仿真分析

0 引言

構(gòu)建全球能源互聯(lián)網(wǎng)，旨在推動(dòng)以清潔和綠色方式滿足全球電力需求。隨著電網(wǎng)規(guī)模的不斷擴(kuò)大和電力負(fù)荷的日益增長，以清潔能源為主導(dǎo)、以電為中心的能源新格局逐步形成，區(qū)域電網(wǎng)加快邁進(jìn)特高壓、大電網(wǎng)、高比例清潔能源時(shí)代，電網(wǎng)大范圍優(yōu)化配置資源能力顯著提升。與此同時(shí)，電網(wǎng)一體化特征不斷加強(qiáng)，直流跨區(qū)輸送容量不斷增加，交直流、送受端電網(wǎng)間耦合日益緊密，故障對(duì)電網(wǎng)的影響由局部轉(zhuǎn)為全局［1－4］。近幾年的電網(wǎng)運(yùn)行數(shù)據(jù)表明，特高壓直流閉鎖故障易引發(fā)頻率穩(wěn)定問題。2015年9月19日21：58，錦蘇特高壓直流雙極因直流分壓器電路板間隙被擊穿導(dǎo)致線路欠壓保護(hù)動(dòng)作，發(fā)生雙極閉鎖，損失功率達(dá)4900 MW。事故后，系統(tǒng)頻率快速跌落，經(jīng)過12 s，華東電網(wǎng)頻率從49.97 Hz跌至最低49.563 Hz（創(chuàng)下近10年來首次跌破49.8 Hz的記錄）。最后在機(jī)組一次調(diào)頻和AGC的作用下，全網(wǎng)系統(tǒng)頻率得以恢復(fù)。由于多饋入直流容量占比越來越大，電網(wǎng)同步轉(zhuǎn)動(dòng)慣量逐漸減小，系統(tǒng)的穩(wěn)定調(diào)節(jié)能力也隨之減弱，單回直流閉鎖就有可能觸發(fā)低頻減載動(dòng)作，電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定受到嚴(yán)峻考驗(yàn)［5－10］。本文通過對(duì)實(shí)際電網(wǎng)典型方式模型進(jìn)行數(shù)值仿真，模擬錦蘇特高壓直流閉鎖故障情況下各種頻率緊急控制方法的響應(yīng)特性，驗(yàn)證特高壓直流故障處置體系整體框架，為特高壓直流故障大功率沖擊所帶來的頻率穩(wěn)定問題提供解決方案。

1 頻率緊急控制工程實(shí)踐

華東電網(wǎng)作為國家電網(wǎng)公司最大的受端電網(wǎng)，擁有復(fù)奉、錦蘇、賓金三大特高壓直流，當(dāng)前安全形勢(shì)嚴(yán)峻。一方面，單一直流來電規(guī)模不斷提高，電網(wǎng)面臨更高頻率沖擊源的威脅；另一方面，隨著直流受電規(guī)模增大，直流對(duì)網(wǎng)內(nèi)常規(guī)電源的置換效應(yīng)進(jìn)一步加劇，相同功率缺額導(dǎo)致的電網(wǎng)頻率跌落越大。系統(tǒng)運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)大，亟需保障受端電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行［11－17］。

在大受端電網(wǎng)直流閉鎖故障的頻率緊急控制方面，江蘇公司已做了一些初步嘗試，建成了大規(guī)模源網(wǎng)荷友好互動(dòng)系統(tǒng)，構(gòu)建了基于可中斷負(fù)荷快速響應(yīng)的特高壓故障應(yīng)急處置體系，以提升大電網(wǎng)安全綜合防御能力及省級(jí)電網(wǎng)運(yùn)行彈性。面向特高壓交直流大受端電網(wǎng)的頻率緊急控制如圖1所示，頻率緊急控制已延伸到不同電壓等級(jí)電網(wǎng)的多種控制對(duì)象。

為解決特高壓直流閉鎖后的電網(wǎng)頻率穩(wěn)定問題，華東電網(wǎng)構(gòu)建了頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，主要由協(xié)控運(yùn)行主站、多直流協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)、精準(zhǔn)負(fù)荷控制系統(tǒng)、抽蓄切泵控制系統(tǒng)四大部分組成，實(shí)現(xiàn)多直流協(xié)調(diào)控制、安控切抽蓄機(jī)組、精準(zhǔn)負(fù)荷控制等功能，如圖2所示。其中，多直流協(xié)調(diào)控制主站下設(shè)±800 kV多直流協(xié)調(diào)控制子站和±500 kV直流協(xié)調(diào)控制子站，抽蓄切泵控制主站下設(shè)抽蓄切泵控制執(zhí)行站，精準(zhǔn)負(fù)荷控制主站下設(shè)精準(zhǔn)負(fù)荷控制子站。

針對(duì)華東電網(wǎng)特高壓直流故障，采取多時(shí)間尺度、多資源協(xié)調(diào)優(yōu)化控制。事故前，利用自動(dòng)發(fā)電量控制（AGC）調(diào)節(jié)、精準(zhǔn)負(fù)荷常規(guī)控制進(jìn)行預(yù)防控制，保持電網(wǎng)穩(wěn)定裕度，包括足夠的旋轉(zhuǎn)備用、聯(lián)絡(luò)線及斷面潮流控制等；事故發(fā)生后300 ms內(nèi)，頻率緊急控制系統(tǒng)采取多直流協(xié)調(diào)控制、抽蓄切泵及精準(zhǔn)負(fù)荷緊急控制等多種措施，應(yīng)對(duì)電網(wǎng)頻率、電壓等穩(wěn)定問題；事故發(fā)生1 min后，利用AGC調(diào)節(jié)、精準(zhǔn)負(fù)荷常規(guī)控制進(jìn)行校正和恢復(fù)控制，防止斷面越限、控制聯(lián)絡(luò)線超用、恢復(fù)旋轉(zhuǎn)備用等。

圖1 面向特高壓交直流大受端電網(wǎng)的頻率緊急控制Fig.1 The frequency emergency control framework of UHV AC／DC large receiving end power grid

圖2 華東電網(wǎng)頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)Fig.2 Frequency emergency coordination control system framework of East China power grid

系統(tǒng)在故障前，考慮直流運(yùn)行工況及相關(guān)交流斷面的功率約束，實(shí)時(shí)計(jì)算每回直流可緊急提升／回降的功率。故障后，由控制子站識(shí)別直流故障，計(jì)算相應(yīng)直流故障后的損失功率，協(xié)控運(yùn)行主站結(jié)合當(dāng)前電網(wǎng)的交流斷面運(yùn)行工況、抽蓄運(yùn)行狀態(tài)以及可控負(fù)荷容量等信息，按照優(yōu)先調(diào)制直流，其次控制抽蓄水泵，最后精準(zhǔn)負(fù)荷控制的順序進(jìn)行可控資源的協(xié)調(diào)控制。頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)功能和策略簡圖如圖3所示。

（1）多直流協(xié)調(diào)控制。利用直流短時(shí)過負(fù)荷能力，在直流閉鎖后迅速調(diào)整其余直流輸送功率，實(shí)現(xiàn)對(duì)系統(tǒng)頻率的快速支撐。利用特高壓直流、常規(guī)直流的調(diào)制能力，實(shí)現(xiàn)直流功率緊急調(diào)制功能。

（2）安控抽蓄切泵控制。在華東的直調(diào)抽蓄電站建設(shè)抽蓄切泵控制子系統(tǒng)，按照主站遠(yuǎn)方信號(hào)或就地頻率信號(hào)，同時(shí)或分多輪切除電廠所有機(jī)組功能。通過切除抽蓄水泵，實(shí)現(xiàn)釋放負(fù)荷以提供功率緊急支援。

圖3 頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)功能和策略Fig.3 Function and strategy diagram of frequency emergency coordination control system

（3）精準(zhǔn)負(fù)荷控制。通過新建專用通道直接控制大用戶負(fù)控終端，對(duì)可中斷負(fù)荷實(shí)施分層級(jí)控制，實(shí)現(xiàn)毫秒級(jí)的負(fù)荷快速精準(zhǔn)控制。

2 特高壓直流閉鎖故障時(shí)的頻率特性

錦蘇特高壓±800 kV直流輸電工程，實(shí)現(xiàn)從四川錦屏至江蘇蘇州共計(jì)2090 km的長距離直流輸電，輸電容量達(dá)7200 MW，是目前世界上輸送容量最大的直流輸電工程，其直流輸電示意如圖4所示。

圖4 錦蘇特高壓直流輸電示意圖Fig.4 Diagram of Jinsu UHV DC transmission system

本文以錦蘇特高壓直流為例說明直流閉鎖故障時(shí)對(duì)電網(wǎng)的影響，仿真采用2015年江蘇電網(wǎng)夏季某一典型日運(yùn)行方式模型，晚高峰過后，負(fù)荷處于下降階段，±800 kV錦蘇直流雙極運(yùn)行5600 MW，±500 kV龍政直流雙極運(yùn)行2100 MW。

分別設(shè)置錦蘇直流單極和雙極閉鎖故障，根據(jù)機(jī)組一次調(diào)頻特性展開錦蘇直流閉鎖故障時(shí)的頻率分析。

（1）一次調(diào)頻性能良好，均能正常動(dòng)作。錦蘇直流閉鎖故障時(shí)的系統(tǒng)頻率仿真如圖5所示。由圖可見，單極閉鎖時(shí)，由于系統(tǒng)的一次調(diào)頻作用，全網(wǎng)機(jī)組調(diào)速器有效動(dòng)作，頻率快速維穩(wěn)至49.9 Hz以上；雙極閉鎖時(shí)，在8 s時(shí)刻，系統(tǒng)到達(dá)49.57 Hz的最低頻率，14.5 s時(shí)刻，頻率恢復(fù)至49.8 Hz以上。

圖5 錦蘇直流閉鎖故障時(shí)的系統(tǒng)頻率仿真Fig.5 Frequency simulation diagram in the event of HVDC pole blocking

（2）一次調(diào)頻性能不足，部分正常動(dòng)作。分別按照單極閉鎖和雙極閉鎖故障時(shí)，全網(wǎng)40%，60%，80%的有效機(jī)組調(diào)速器參與一次調(diào)頻進(jìn)行仿真。錦蘇直流單極、雙極閉鎖故障時(shí)的一次調(diào)頻效果仿真如圖6、圖7所示。

由圖6和圖7可以看出，全網(wǎng)的一次調(diào)頻能力直接決定了錦蘇直流閉鎖故障后頻率的快速恢復(fù)能力；若故障瞬間功率缺額過大，一次調(diào)頻也難以將頻率穩(wěn)定在能力范圍內(nèi)。一次調(diào)頻利用系統(tǒng)固有的負(fù)荷頻率特性及調(diào)速器的作用，通過自動(dòng)調(diào)節(jié)功率的增減，阻止系統(tǒng)頻率偏離額定值以限制電網(wǎng)頻率變化，使頻率維持穩(wěn)定，屬于有差調(diào)節(jié)。

圖6 錦蘇直流單極閉鎖時(shí)一次調(diào)頻效果仿真Fig.6 Primary frequency regulation simulation diagram in the event of HVDC unipole blocking

圖7 錦蘇直流雙極閉鎖時(shí)一次調(diào)頻效果仿真Fig.7 Primary frequency regulation simulation diagram in the event of HVDC bipolar blocking

為提高特高壓直流閉鎖后的頻率穩(wěn)定性，有必要進(jìn)一步優(yōu)化現(xiàn)有控制系統(tǒng)中的一次調(diào)頻邏輯，提高全網(wǎng)的一次調(diào)頻性能；加強(qiáng)對(duì)機(jī)組一次調(diào)頻性能的測(cè)試及評(píng)價(jià)，確保機(jī)組一次調(diào)頻功能的有效動(dòng)作。

3 特高壓直流閉鎖故障時(shí)不同緊急控制策略仿真

模擬錦蘇特高壓直流雙極閉鎖故障，依次對(duì)頻率緊急控制工程中的直流調(diào)制、抽蓄切泵、精準(zhǔn)負(fù)荷控制等功能的調(diào)頻特性進(jìn)行仿真分析，表1為錦蘇直流雙極閉鎖時(shí)的不同控制策略。

策略一。錦蘇直流發(fā)生雙極閉鎖時(shí)，全網(wǎng)瞬間損失5600 MW受進(jìn)功率，由多直流協(xié)調(diào)控制主站發(fā)直流調(diào)制指令，調(diào)制龍政直流雙極輸送功率提高10%，即210 MW，在300 ms左右執(zhí)行完畢。

策略二。錦蘇直流發(fā)生雙極閉鎖時(shí)，有2臺(tái)抽水蓄能機(jī)組正處于抽水狀態(tài)，功率400 MW。在策略一的基礎(chǔ)上，由抽蓄切泵控制主站發(fā)切泵指令，抽蓄切泵400 MW，在300 ms左右執(zhí)行完畢。

表1 錦蘇直流雙極閉鎖時(shí)的不同控制策略Table 1 Different emergency control strategies in the event of HVDC bipolar blocking

策略三。錦蘇直流發(fā)生雙極閉鎖時(shí)，全省可參與頻率緊急控制的毫秒級(jí)精準(zhǔn)負(fù)荷容量為1000 MW。在策略二的基礎(chǔ)上，由精準(zhǔn)負(fù)荷控制主站發(fā)毫秒級(jí)負(fù)荷控制指令，按輪次精準(zhǔn)切除負(fù)荷1000 MW，500 ms左右開始，1 min內(nèi)執(zhí)行完畢。

錦蘇直流閉鎖故障時(shí)的不同緊急控制策略的仿真如圖8所示。其中，策略一中的直流調(diào)制功能增加了210 MW直流輸送功率，為系統(tǒng)提供少量的功率支撐，系統(tǒng)頻率曲線有所改善；策略二中的抽蓄切泵功能切除了400 MW水泵負(fù)荷，適當(dāng)減少了系統(tǒng)負(fù)荷，系統(tǒng)頻率顯著提升；策略三中的精準(zhǔn)負(fù)荷控制功能毫秒級(jí)切除了1000 MW負(fù)荷，進(jìn)一步減少了系統(tǒng)負(fù)荷，系統(tǒng)頻率加快恢復(fù)?？梢姡绷髡{(diào)制＋抽蓄切泵＋精準(zhǔn)負(fù)荷控制的頻率緊急控制策略可以在多時(shí)間尺度、空間維度為系統(tǒng)提供緊急功率支撐，達(dá)到較好的頻率緊急控制和恢復(fù)效果。

圖8 錦蘇直流雙極閉鎖時(shí)不同緊急控制策略仿真Fig.8 Different emergency control strategies'simulation diagram in the event of HVDC bipolar blocking

策略四。除了用于頻率緊急控制的毫秒級(jí)精準(zhǔn)負(fù)荷，還有秒級(jí)可控負(fù)荷。在策略三的基礎(chǔ)上，增加1000 MW的秒級(jí)可控負(fù)荷，8 s左右開始實(shí)施控制，15 s內(nèi)控制完畢。

策略五。錦蘇直流發(fā)生雙極閉鎖時(shí)，在策略三的基礎(chǔ)上，增加1600 MW的秒級(jí)可控負(fù)荷，8 s左右開始實(shí)施控制，15 s內(nèi)控制完畢。

錦蘇直流閉鎖故障時(shí)秒級(jí)可控負(fù)荷參與頻率緊急控制的仿真如圖9所示。其中，策略三、策略四、策略五在8 s之前的控制效果是相同的，從8 s開始，策略四較策略三增加了1000 MW的秒級(jí)可控負(fù)荷切除量，策略五較策略四增加了600 MW的秒級(jí)可控負(fù)荷切除量。隨著可控負(fù)荷控制量的增大，系統(tǒng)的頻率加快恢復(fù)；可控負(fù)荷以切除的方式參與調(diào)頻，可以在系統(tǒng)一次調(diào)頻的基礎(chǔ)上加強(qiáng)調(diào)頻效果；當(dāng)可控負(fù)荷控制結(jié)束，系統(tǒng)的頻率變化在AGC作用之前繼續(xù)受一次調(diào)頻性能的制約。

圖9 秒級(jí)可控負(fù)荷參與頻率緊急控制仿真Fig.9 Frequency emergency control simulation diagram with second level controllable load

4 結(jié)語

結(jié)合特高壓交直流大受端電網(wǎng)的現(xiàn)狀，介紹了華東電網(wǎng)在應(yīng)對(duì)特高壓直流閉鎖故障方面開展的頻率緊急控制工程實(shí)踐，并依次對(duì)錦蘇直流閉鎖故障時(shí)的頻率特性及多直流協(xié)調(diào)控制、安控抽蓄切泵、精準(zhǔn)負(fù)荷控制等頻率緊急控制效果進(jìn)行仿真。根據(jù)仿真結(jié)果可以得出以下結(jié)論和啟示：（1）直流閉鎖對(duì)受端電網(wǎng)的頻率易造成較大沖擊，大功率缺額引發(fā)頻率下降，嚴(yán)重時(shí)可導(dǎo)致受端電網(wǎng)頻率失穩(wěn)；（2）推進(jìn)電廠一次調(diào)頻優(yōu)化提升工作，全面提升全網(wǎng)的一次調(diào)頻性能，有助于直流閉鎖故障時(shí)系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定和恢復(fù)；（3）優(yōu)化多直流協(xié)調(diào)控制、安控抽蓄切泵、精準(zhǔn)負(fù)荷控制等頻率緊急控制策略，可提升多時(shí)間和空間尺度的功率緊急支撐效果；（4）開展大電網(wǎng)安全綜合防御體系建設(shè)，完善系統(tǒng)頻率緊急控制功能，綜合利用全網(wǎng)各種可控資源，可減小大功率沖擊下的系統(tǒng)頻率、電壓波動(dòng)，阻斷連鎖故障路徑，降低穩(wěn)定破壞風(fēng)險(xiǎn)，保障電網(wǎng)安全運(yùn)行。

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The Frequency Emergency Control Characteristic Analysis for UHV AC／DC Large Receiving End Power Grid

LI Hucheng1，YUAN Yubo1，BIAN Zhengda2，XU Wei1，ZHOU Qi1
（1.State GridJiangsu Electric Power Research Institute，Nanjing 211103，China；2.Northeast Electric Power University，Jilin 132012，China）

The large receiving end power grid with characteristics of UHV AC／DC mixed was prone to a cascading failure.In the event of HVDC pole blocking，frequency stability problem may occur.For multiple dc coordination control，pumped storage control，accurate load control and other frequency emergency control methods，this paper conducted frequency emergency control characteristic simulation based on the actual power grid model.The simulations verified the effectiveness of the existing frequency emergency control methods.And specific improvement measures were also put forward.

UHV AC／DC；HVDC pole blocking；large receiving end power grid；frequency emergency control；simulation analysis

TM732

：A

：2096－3203（2017）02－0027－05

李虎成

李虎成（1987—），男，湖北十堰人，工程師，從事電網(wǎng)調(diào)度自動(dòng)化和運(yùn)行控制技術(shù)研究；

袁宇波（1975—），男，江蘇丹陽人，高級(jí)工程師，從事繼電保護(hù)試驗(yàn)和研究；

卞正達(dá)（1996—），男，江蘇揚(yáng)州人，電力系統(tǒng)自動(dòng)化專業(yè)本科在讀；

徐 偉（1982—），男，江蘇宿遷人，高級(jí)工程師，從事電力系統(tǒng)穩(wěn)定分析與控制技術(shù)研究；

周 琦（1992—），男，山東菏澤人，工程師，從事電網(wǎng)調(diào)度自動(dòng)化技術(shù)研究。

（編輯 劉曉燕）

2016－12－18；

2017－02－01

國家電網(wǎng)公司科技項(xiàng)目（面向特高壓交直流大受端電網(wǎng)的大規(guī)模負(fù)荷精準(zhǔn)協(xié)調(diào)互動(dòng)控制技術(shù)研究）