新能源與多饋入直流的受端電網(wǎng)頻率緊急控制策略

丁浩寅，周 磊，黃志光，黃 慧，李兆偉，陳 浩

（1.國家電網(wǎng)有限公司華東分部，上海 200120；2.南瑞集團（國網(wǎng)電力科學研究院）有限公司，南京 211006）

“碳達峰、碳中和”目標促使電力系統(tǒng)向以新能源為主體、特高壓跨區(qū)互聯(lián)互濟的方向邁進[1]。隨著新能源持續(xù)接入和大容量跨區(qū)直流的投產(chǎn)，頻率問題在送端電網(wǎng)和受端電網(wǎng)愈發(fā)顯現(xiàn)[2]。從擾動形式來看，大容量直流閉鎖、換相失敗和重啟動給送端/受端電網(wǎng)帶來巨量的功率盈余/缺損，導致嚴重的高頻/低頻問題。例如，國網(wǎng)公司在運的同送端同受端特高壓直流有4組，數(shù)量達10條。單一故障引發(fā)全局性的多回直流同時換相失敗[3]，使送受端電網(wǎng)遭受巨大暫態(tài)能量沖擊。從支撐能力來看，新能源在電源結(jié)構(gòu)中的比重迅速上升，現(xiàn)階段并不能提供規(guī)?；膽T量和一次調(diào)頻支撐[4]，加劇了發(fā)生頻率穩(wěn)定問題的風險。且進一步，新能源頻率耐受能力弱于常規(guī)電源，異常頻率條件下，大規(guī)模新能源脫網(wǎng)更易導致連鎖停電事故，如澳大利亞“9·28”和英國“8·9”大停電[5-6]。

為應對上述問題，在頻率穩(wěn)定控制措施方面，文獻[7-8]在送端電網(wǎng)采取基于故障信息觸發(fā)的緊急切除多類型電源措施；文獻[9]在傳統(tǒng)控制措施基礎(chǔ)上引入直流頻率控制和多直流協(xié)調(diào)，擴展頻率控制手段；文獻[10-11]提出了含風電、光伏等多類電源的過頻切機方案；文獻[12-13]在受端電網(wǎng)采用融合緊急控制和矯正控制，包含直流調(diào)制、抽蓄切泵、精準切負荷措施的頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)（以下簡稱頻率協(xié)控系統(tǒng)），來解決低頻問題。綜上所述，前期研究著重于頻率控制手段和控制對象的擴充，未考慮高比例新能源和多饋入直流等無調(diào)頻能力電源，對慣量支撐能力的削弱，以及巨大容量直流閉鎖對頻率的沖擊和惡化。

進入“十四五”，支撐長三角負荷中心的華東電網(wǎng)，作為我國負荷比重最大的受端電網(wǎng)，在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)進程中，采取大量引入?yún)^(qū)外直流、大規(guī)模發(fā)展新能源的低碳化舉措，其“雙高”特征（即區(qū)外來電占比高和新能源占比高）進一步凸顯，頻率問題更加突出[14]。區(qū)外直流方面，世界單一容量最大的吉泉直流投產(chǎn)后，直流饋入總規(guī)模達70 GW，區(qū)外來電占比顯著增大的同時，單回直流容量達12 GW，按照單極（單層）閉鎖不采取控制措施的導則要求，對應的不平衡功率達6 GW，已接近一回常規(guī)直流容量，給系統(tǒng)頻率帶來極大沖擊。區(qū)內(nèi)新能源方面，預計“十四五”內(nèi)繼續(xù)新增近100 GW 新能源裝機，進一步削弱電網(wǎng)的慣量支撐和一次調(diào)頻能力[15]。以上兩個因素，都給現(xiàn)有的頻率協(xié)控系統(tǒng)提出了巨大挑戰(zhàn)。

為應對上述挑戰(zhàn)，在控制策略方面，需要進行大容量直流接入條件下的適應性升級；在控制資源方面，需要在原有江蘇可中斷負荷基礎(chǔ)上，把上海、浙江和安徽可中斷負荷，納入精準切負荷對象。上述背景下，本文首先基于“雙高”場景，分析多維因素影響下的頻率特性，以及頻率控制措施的靈敏度和優(yōu)先級。其次研究適應大容量直流接入的頻率協(xié)控系統(tǒng)遠方控制策略，和精準切負荷系統(tǒng)擴容后的措施量分配方法。最后結(jié)合實際電網(wǎng)仿真，給出頻率協(xié)控系統(tǒng)配合下，防御不同直流故障擾動的抽蓄開機要求和負荷水平要求。

1 理論與模型

以低頻為例，直流閉鎖、機組脫網(wǎng)導致的功率擾動發(fā)生瞬間，網(wǎng)內(nèi)發(fā)電機功角無法突變，輸出有功變化量為

式中：ΔPi為第i臺發(fā)電機輸出功率變化量；Ksik為同步轉(zhuǎn)矩系數(shù)；ΔPL為擾動造成的不平衡功率；n為發(fā)電機個數(shù)。

ΔPi按照發(fā)電機i與擾動點j之間的同步轉(zhuǎn)矩系數(shù)Ksik分配[16]。從擾動發(fā)生后至發(fā)電機調(diào)速器響應前，系統(tǒng)中發(fā)電機按其慣性常數(shù)來分擔不平衡功率，則有

式中，Mi為第i個發(fā)電機的轉(zhuǎn)動慣量。

火電或水電機組調(diào)速器在擾動發(fā)生后的3～4 s開始響應[17]，增加原動機輸出功率，彌補系統(tǒng)功率缺額使頻率回升。暫態(tài)過程中頻率跌落速率與機組慣量負相關(guān)，頻率偏差最大值與功率缺額和調(diào)速器調(diào)差系數(shù)正相關(guān)，與機組慣量負相關(guān)[18]。

頻率穩(wěn)定分析手段方面，基于簡化模型的理論分析[19]，其結(jié)果與實際電網(wǎng)特性存在一定差異。對于實際大電網(wǎng)，目前較為準確手段是基于詳細模型的時域仿真。本文研究中，調(diào)速器模型采用根據(jù)“9·19”故障擬合的詳細模型，并考慮火電機組汽輪機鍋爐實際蓄熱能力[20]。負荷模型采用恒阻抗+恒功率模型，考慮有功負荷頻率響應因子[21]。上述模型參數(shù)經(jīng)過故障擬合和事故驗證[22]，可以較準確地反映暫態(tài)擾動過程中的頻率響應情況。

按照時間尺度，頻率穩(wěn)定控制分為穩(wěn)態(tài)頻率控制和暫態(tài)頻率緊急控制。本文側(cè)重研究直流閉鎖后較短時間尺度內(nèi)的緊急控制措施。實際大電網(wǎng)運行在高維注入?yún)?shù)空間，其相應的控制措施，理論上也位于高維空間。但目前的技術(shù)水平下，緊急控制作為第二道防線，故障后僅能根據(jù)有限的輸入變量，由既定的策略表和措施量計算公式，給出低維空間下的控制措施。針對多維因素影響下的頻率特性，如何提取關(guān)鍵因素，形成可以涵蓋電網(wǎng)各種運行方式的控制策略，是頻率緊急控制的難點。以下通過頻率特性分析，把影響頻率穩(wěn)定的多維度因素映射到單一因素表征的低維空間，為制定頻率控制策略奠定基礎(chǔ)。

2 頻率特性

由上述理論分析可知，時域仿真元件模型參數(shù)確定后，實際電網(wǎng)的頻率特性仍然受多個因素影響。把電網(wǎng)內(nèi)具備慣量支撐和一次調(diào)頻能力的火電和水電機組統(tǒng)稱為常規(guī)電源，直流和新能源統(tǒng)稱為電力電子電源，二者共同支撐電網(wǎng)負荷，其中常規(guī)電源開機規(guī)模又稱為開機容量，是常規(guī)電源出力與旋轉(zhuǎn)備用之和。頻率特性各因素之間的關(guān)系如圖1所示。

圖1 頻率特性影響因素之間的關(guān)系Fig.1 Relationship among factors related to frequency characteristics

上述因素可歸為故障前的電網(wǎng)運行狀態(tài)范疇，而在故障范疇內(nèi)，直流閉鎖故障造成的功率缺額，也是影響頻率穩(wěn)定的一個重要因素。

首先分析單一因素影響，即相同負荷水平和功率缺額下，電源開機規(guī)模對頻率特性的影響，以及相同負荷水平和電源開機規(guī)模下，功率缺額對頻率特性的影響。然后分析多重因素影響，即功率缺額、負荷水平、開機規(guī)模、電力電子電源共同作用下的頻率特性。把多個因素折算為單一因素，保留影響最大的功率缺額因素，其他因素用負荷水平來表征，得到不同負荷水平下，功率缺額與最低頻率之間的關(guān)系。

2.1 單一因素影響下的頻率特性

目前華東網(wǎng)內(nèi)僅常規(guī)電源具備慣量響應和一次調(diào)頻能力。無調(diào)頻能力的電力電子電源擠占常規(guī)電源開機后，電網(wǎng)調(diào)頻能力會隨著常規(guī)電源開機規(guī)模的減少而減弱。把常規(guī)電源出力與負荷水平的比值定義為常規(guī)電源出力占比。以200 GW負荷水平下吉泉直流單極閉鎖為例，不同的常規(guī)電源出力占比下最大頻率偏差如圖2 所示。相同的負荷水平及功率缺額下，若維持旋轉(zhuǎn)備用不變，常規(guī)電源出力減小，必然導致開機臺數(shù)減少，慣量減小，參與一次調(diào)頻機組數(shù)量減少，慣量與一次調(diào)頻影響疊加，最大頻率偏差呈非線性增加。

圖2 相同負荷水平及功率缺額下，最大頻率偏差與常規(guī)電源出力占比的關(guān)系Fig.2 Relationshipbetweenmaximumfrequencydeviation and ratio of conventional power output at the same load level and power shortage

相同的負荷水平及功率缺額下，若維持常規(guī)電源出力不變，旋轉(zhuǎn)備用增大，伴隨開機臺數(shù)增多，慣量增大，參與一次調(diào)頻機組數(shù)量增多，最大頻率偏差減小，其關(guān)系如圖3所示。

圖3 相同負荷水平及功率缺額下，最大頻率偏差與旋轉(zhuǎn)備用的關(guān)系Fig.3 Relationship between maximum frequency deviation and spinning reserve at the same load level and power shortage

類似地，維持負荷水平和電源開機規(guī)模不變，不同功率缺額下的最大頻率偏差如圖4所示。

圖4 相同負荷水平及電源開機規(guī)模下，最大頻率偏差與功率缺額的關(guān)系Fig.4 Relationship between maximum frequency deviation and power shortage at the same load level and power supply start-up scale

2.2 多重因素影響下的頻率特性

在實際電網(wǎng)中，負荷水平的變化會帶來開機規(guī)模的變化，大負荷水平一般也對應較大的常規(guī)電源開機規(guī)模?；诓糠钟绊懸蛩刂g的聯(lián)動關(guān)系，維持電力電子電源不變，負荷變化由常規(guī)電源出力平衡，即常規(guī)電源出力與負荷水平維持固定關(guān)系，可實現(xiàn)常規(guī)電源出力變化因素由負荷水平的變化來表征。

為保證上述條件可以涵蓋電網(wǎng)各種運行方式，需要進一步明確電力電子電源和旋轉(zhuǎn)備用的條件。根據(jù)實際電網(wǎng)運行情況，網(wǎng)內(nèi)直流滿送和新能源大發(fā)一般不同時出現(xiàn)，直流和新能源出力總和一般不超過65 GW，系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用一般在30 GW 左右，且在頻率仿真過程中，不參與調(diào)頻的直流來電和新能源出力可相互置換。本文后續(xù)的仿真分析中，不同負荷水平下均以電力電子電源（直流和新能源）70 GW、旋轉(zhuǎn)備用25 GW為邊界條件。

按照上述邊界條件，不同負荷水平下不同頻率最低跌落值對應的功率缺額如圖5 所示。若功率缺額由直流單極閉鎖產(chǎn)生，可以表征不同負荷水平下，頻率最低跌落至特定值時，系統(tǒng)可接入的最大直流單極功率；若功率缺額由直流雙極閉鎖產(chǎn)生，則可以表征無控制措施時，不同負荷水平下，頻率最低跌落至特定值時，系統(tǒng)可接入的最大直流功率。

圖5 不同負荷水平下，不同頻率最低跌落值對應的功率缺額Fig.5 Power shortages corresponding to the lowest frequency drops at different load levels

電力電子電源和旋轉(zhuǎn)備用固化為較保守條件，在犧牲一定靈活性的前提下，把多個頻率影響因素折算為2個主要因素：功率缺額和負荷水平。所得出不同負荷水平下功率缺額與最低頻率之間的關(guān)系，在保證安全性的同時，滿足了頻率緊急控制策略輸入變量的要求，為選擇合適的輸入變量，構(gòu)造策略計算公式打下基礎(chǔ)。

3 控制措施的靈敏度、優(yōu)先級和動作時間

暫態(tài)過程中控制頻率穩(wěn)定的主要思路是快速平衡電網(wǎng)內(nèi)有功功率，從電源側(cè)和負荷側(cè)2個方面著手，在電源側(cè)緊急提升直流功率增大有功供給[23]，在負荷側(cè)緊急切除抽水狀態(tài)的抽蓄機組和可中斷負荷[24]，減少負荷消耗。以下進一步分析控制措施靈敏度、優(yōu)先級和動作時間。

3.1 靈敏度分析

緊急提升直流，通過增加受端電網(wǎng)的注入有功來緩解低頻問題，直流功率增大伴隨無功消耗增多，從交流系統(tǒng)吸收更多無功，引起近區(qū)電壓降低。負荷中恒阻抗負荷吸收的有功與電壓平方成正比，電壓降低使恒阻抗負荷消耗的有功減少，對緩解低頻有利。

抽水狀態(tài)抽蓄機組作為恒功率負荷被切除，近區(qū)負荷減少伴隨電壓升高。負荷中恒阻抗負荷吸收的有功功率與電壓平方成正比，電壓升高使恒阻抗負荷消耗的有功增大，會進一步惡化低頻問題。

切除由恒功率和恒阻抗構(gòu)成的可中斷負荷，抑制低頻的效果介于提升直流和切抽蓄之間。以吉泉直流雙極閉鎖為例，相同措施量下，不同控制措施抑制低頻的效果如圖6所示，對比結(jié)果驗證了上述分析結(jié)論。

圖6 相同措施量下，不同類別控制措施抑制低頻效果Fig.6 Suppression effect on frequency reduction by different kinds of control measures under the same capacity of measure

3.2 優(yōu)先級分析

緊急提升直流，在滿足直流過負荷能力和無功控制要求的基礎(chǔ)上，僅需要送端電網(wǎng)跨區(qū)支援部分電源出力，不導致負荷損失和設(shè)備停運，所需代價最小。切除抽水狀態(tài)的抽蓄機組（以下簡稱切抽蓄），雖不造成負荷損失，但抽蓄機組啟停，仍耗費一定調(diào)度控制成本。切除以合約形式允許有條件停電的可中斷負荷，可以把停電損失降低至較小。所以綜合控制效果靈敏度和成本代價，按照優(yōu)先級，緊急頻率控制措施依次為提升直流、切抽蓄、切可中斷負荷。

3.3 動作時間

根據(jù)現(xiàn)場實測，直流控保系統(tǒng)接收并執(zhí)行緊急提升直流命令，直流功率階躍提升時間約為0.1 s。抽蓄機組開關(guān)和負荷線路開關(guān)，接收跳閘命令跳開時間約為0.1 s。進一步考慮通信傳輸時間和電氣量采樣判據(jù)所需延時，在后續(xù)仿真提升直流、切抽蓄、切可中斷負荷措施時，均以故障后0.3 s 措施執(zhí)行完畢為前提，保證相應策略可靠實施。

4 控制策略

頻率控制策略由華東電網(wǎng)頻率協(xié)控系統(tǒng)實施。系統(tǒng)構(gòu)架方面，吉泉直流投產(chǎn)后，新增吉泉直流控制子站。上海、浙江、安徽精準切負荷系統(tǒng)投運后，新增3 個省份的切負荷中心站，華東電網(wǎng)頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)具體構(gòu)架如圖7所示。

圖7 華東電網(wǎng)頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)構(gòu)架Fig.7 Frame of frequency emergency coordination control system in East China Branch of state Grid

系統(tǒng)策略方面，分為基于直流閉鎖故障觸發(fā)的遠方策略和基于頻率響應觸發(fā)的就地策略。吉泉直流投產(chǎn)后，單一直流閉鎖導致更大的功率缺額，相應的措施量計算原則需要改進升級。上海、浙江、安徽精準切負荷系統(tǒng)投運后，切負荷對象擴充為包括原有江蘇在內(nèi)的4省份可中斷負荷，相應的切負荷量分配方法需要優(yōu)化調(diào)整。以下分別從措施量計算和切負荷量分配，2 個方面對頻率協(xié)控系統(tǒng)遠方策略展開研究。

4.1 吉泉直流投產(chǎn)后措施量計算

針對直流閉鎖導致的功率損失，若按照功率平衡原則實施與損失功率相等的措施量，則代價較高。所以一般情況下，措施量小于直流閉鎖導致的功率損失量，功率損失量與措施量之差即欠切量。

根據(jù)第2 節(jié)頻率特性結(jié)論，影響頻率跌落的因素簡化為功率缺額和負荷水平兩個因素后，功率缺額對頻率變化影響最大，作為頻率控制策略的核心參考量。把控制策略與功率缺額（即故障造成的功率損失量Ploss）掛鉤，以功率損失作為因變量，構(gòu)造控制措施量的計算公式。負荷水平作為另一個影響因素，在公式中通過不同負荷水平下的不同欠切量來體現(xiàn)，即

式中：P為緊急控制措施量；Ploss為直流閉鎖造成的功率損失量；P0為欠切量，在不同負荷水平下整定為不同取值，使式（3）計算出的措施量可以涵蓋多個負荷水平下的運行方式。

進一步，基于提升直流和切抽蓄代價較小的特點，把式（3）由連續(xù)函數(shù)拓展為分段函數(shù)，計及當前可用的提升直流和切抽蓄措施量，給出更加靈活的措施量計算結(jié)果。

當可用提升直流和切抽蓄措施量W充足時，采用較小欠切量P1計算措施量，并優(yōu)先分配為提升直流，其次分配為切抽蓄，目的是優(yōu)先使用代價較小的措施，且較大的措施量可以盡快抑制頻率下跌。當可用提升直流和切抽蓄措施量W不足，需要采取切可中斷負荷措施時，用較大欠切量P2計算措施量，優(yōu)先分配為提升直流，其次分配為切抽蓄，最后分配為切可中斷負荷，目的是在保證可中斷負荷損失最少前提下，用最小的措施量解決頻率問題。頻率緊急控制的措施量P計算公式為

若可用提升直流和切抽蓄措施量W不足，出現(xiàn)W＜Ploss-P2情況，則分配完提升直流和切抽蓄措施量W后，用切可中斷負荷來彌補措施量缺額。切可中斷負荷措施量L的計算公式為

欠切量P2決定緊急控制可以采取的最小措施量，一方面與暫態(tài)過程需要保證的頻率跌落最低值有關(guān)，由于第三道防線就地按頻率切可中斷負荷動作定值為49.25 Hz[25]，為不損失可中斷負荷，暫態(tài)過程中頻率跌落最低值需高于49.25 Hz。另一方面，欠切量P2也與故障造成的功率損失量有關(guān)，頻率協(xié)控系統(tǒng)作為第二道防線，根據(jù)安全穩(wěn)定導則，針對單一直流雙極閉鎖來設(shè)防。吉泉直流投產(chǎn)后，網(wǎng)內(nèi)單一直流閉鎖下功率缺額由8 GW增大為12 GW（落地功率11.4 GW），導致更嚴重的頻率跌落，為保證最低頻率高于49.25 Hz，對應欠切量P2相比從前需要進一步減小。不同負荷水平下，吉泉直流雙極閉鎖對應的最小措施量和欠切量如表1所示。

表1 不同負荷水平下，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僅參考最小負荷水平下的結(jié)果取值，會導致大負荷水平頻率跌落不嚴重時，措施量過大，達不到措施量最小的目的。所以欠切量P2根據(jù)不同負荷水平分檔，分別取表1中不同分檔邊界的計算值，具體如表2所示。

表2 不同負荷水平區(qū)間的欠切量Tab.2 Undercut in intervals with different load levels

欠切量P1決定緊急控制可以采取的最大措施量，一般取小負荷120 GW水平下頻率跌落至49.8 Hz的不平衡功率1 500 MW，且為達到措施量最大的目的，不同負荷水平下維持不變。

4.2 精準切負荷系統(tǒng)擴容后切負荷量分配

上海、浙江、安徽精準切負荷系統(tǒng)接入頻率協(xié)控系統(tǒng)后，預計可中斷負荷的最大可切容量如表3所示。

表3 各省市精準切負荷接入容量Tab.3 Capacity of precise load shedding in different provinces and cities

按照圖7 的協(xié)控系統(tǒng)構(gòu)架，把式（5）計算的切可中斷負荷總量L分配至各省份的切負荷中心站。傳統(tǒng)的切負荷分配原則有最優(yōu)組合原則和輪次優(yōu)先級原則，但僅適用于區(qū)域局部電網(wǎng)，難以滿足有大量省間功率交換的大區(qū)電網(wǎng)穩(wěn)定要求。

基于此，根據(jù)按比例均攤原則和功率就地平衡原則，分別提出兩類切負荷分配方案供實際選用。

（1）按照各省上送可切負荷在可切負荷總量中的占比，來分配切負荷量，即有

式中：ILJ、ILS、ILZ、ILW分別為江蘇省、上海市、浙江省和安徽省上送的可切負荷量；PJ、PS、PZ、PW分別為江蘇省、上海市、浙江省和安徽省切負荷中心站接收的切負荷量。該方案的特點是能均衡利用全網(wǎng)的可切負荷資源，邏輯簡單，易于實現(xiàn)。

（2）應對直流閉鎖的切負荷量若按比例分配至全網(wǎng)各省，直流閉鎖導致的功率缺額由全網(wǎng)承擔，會帶來省間斷面潮流較大波動。從減少省間功率交換，就地平衡有功缺額的角度出發(fā)，提出優(yōu)先切除故障直流所在省份的可中斷負荷分配方案。

以江蘇省內(nèi)直流閉鎖為例，若本省可中斷負荷充足，即ILJ≥L時，則僅切除本省可中斷負荷，就地平衡有功缺額，減少省間功率波動，表示為

若本省可中斷負荷不足，即ILJ＜L時，剩余部分切負荷量L-ILJ，按各省上送比例分配至其他省份，表示為

以落點江蘇和上海的兩回直流閉鎖為例，若兩省可中斷負荷之和充足，即(ILJ+ILS)≥L時，僅切按照兩省上送可切負荷的比例切除兩省可中斷負荷，分別表示為

若閉鎖直流所在的兩省可中斷負荷不足，即(ILJ+ILS)＜L時，剩余部分切負荷量L-ILJ-ILS，按比例分配至其他省份，即

對于3 回及以上直流閉鎖，功率缺額較大情況，對應切負荷量也較大，需要全網(wǎng)各省均參與切負荷，則不再優(yōu)先切除閉鎖直流所在省份負荷，直接按照式（6）分配切負荷量。

策略流程示意如圖8 所示。該方案的特點是可就地平衡直流閉鎖造成的功率缺額，把切負荷造成的停電損失限制在局部省份內(nèi)，但會增加邏輯判斷環(huán)節(jié)和復雜程度。

圖8 可中斷負荷分配策略流程Fig.8 Flow chart of interruptible load distribution strategy

每個省的切負荷中心站收到切負荷量后，按照優(yōu)先級和輪次分配至執(zhí)行站，省內(nèi)切負荷的具體分配和執(zhí)行方案參照文獻[26]。

5 仿真驗證

本文主要工作是從頂層角度提出頻率緊急控制策略及設(shè)計方案。在仿真驗證部分，著重給出該系統(tǒng)投運后，實際電網(wǎng)可以抵御多大程度的直流故障擾動，為使該系統(tǒng)發(fā)揮作用需要安排多少控制措施資源，不同新能源接入比例下的策略適應性，以及相應的電網(wǎng)運行方式控制要求。

仿真條件與第2.2節(jié)相同，兼顧新能源同時率、直流來電和常規(guī)電源開機慣量。頻率特性分析中的影響因素折算和仿真驗證中的邊界條件假定，均基于較惡劣的條件，可以覆蓋電網(wǎng)可能的多種運行方式。給出最嚴重情況下的結(jié)論，作為頻率控制策略的依據(jù)和電網(wǎng)運行的參考。

5.1 單回直流單極（或單層）閉鎖

吉泉直流滿送時，受端單極（或單層）閉鎖損失功率5 700 MW 條件下，不同負荷水平頻率跌落最低值如圖9所示。負荷低于180 GW，存在最低頻率跌至49.25 Hz 的風險（考慮0.1 Hz 裕度），可導致就地按頻率切可中斷負荷動作。

圖9 吉泉直流單極(或單層)閉鎖，不同負荷水平下的最低頻率Fig.9 Lowest frequency under Jiquan DC unipolar(or single layer)block at different load levels

為保證無措施條件下頻率穩(wěn)定且不損失負荷，小負荷方式下，需要限制直流單極（或單層）功率。參考第2.2節(jié)圖5中結(jié)論，根據(jù)最低頻率49.25 Hz條件下不同負荷水平可承受的功率缺額，對負荷進行分檔，不同負荷水平區(qū)間下限制直流單極（或單層）送電功率，如表4所示。

表4 不同負荷水平區(qū)間下直流最大功率Tab.4 Maximum DC power in intervals with different load levels

5.2 單回直流雙極閉鎖

單回直流雙極閉鎖，為不損失負荷，需要有足夠的提升直流和切抽蓄容量。西南電網(wǎng)與華中電網(wǎng)異步運行后，復奉、錦蘇、賓金3大水電特高壓直流不參與緊急提升?？紤]龍政、宜華、林楓、靈紹、雁淮、錫泰、吉泉可提升自身額定容量10%，且閉鎖直流不參與提升，總的可提直流措施量為2 700 MW。汛期低谷時段，抽蓄機組受庫容限制和防汛要求，無法靈活安排抽水，導致切抽蓄措施量進一步減少。有必要基于上述實際運行條件，進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。

不同負荷水平區(qū)間下，最大功率的單一直流閉鎖，基于相應的欠切量和可提升直流容量，可得出需要預留的最小切抽蓄容量，如表5所示。

表5 不同負荷水平區(qū)間，防御單回直流閉鎖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，直流來電不變，電力電子電源不超過70 GW條件下，最大功率的單一直流閉鎖，基于相應的欠切量，采取對應策略，均可控制最低頻率在49.6 Hz以上，如圖10所示。

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

5.3 多回直流閉鎖

汛期條件下，復奉、錦蘇、賓金等水電特高壓直流為消納水電需要安排滿送，若多直流共用的密集輸電通道走廊發(fā)生故障，導致2回水電特高壓直流同時閉鎖的風險大為增加。同時受庫容限制和防汛要求，抽蓄機組無法靈活安排抽水，導致措施量進一步減少，即使切除全部可中斷負荷，仍有頻率低于49 Hz導致低頻減載動作的風險。不同負荷水平下，容量最大的兩條水電特高壓直流錦蘇（落地功率6 800 MW）、賓金（落地功率7 600 MW）同時雙極閉鎖，為保證頻率不低于49 Hz 所需的最小措施量如表6 所示?；谧钚〈胧┝颗c可提升直流和可中斷負荷容量之差，可得出需要預留的最小切抽蓄容量。隨著負荷增大，所需切抽蓄容量進一步減少。負荷大于160 GW時，最小切抽蓄容量為負值，即措施量充足，不安排抽蓄機組抽水，僅依靠提升直流和切可中斷負荷措施，仍可防御2回水電特高壓直流閉鎖，不導致低頻減載第1輪動作。

表6 不同負荷水平，防御兩回直流閉鎖所需最小切抽蓄容量Tab.6 Minimum cut pumping capacity for double DC blocks at different load levels

6 結(jié) 語

在“雙碳”目標愿景下，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)進程中，電網(wǎng)特性將發(fā)生深刻變革，頻率穩(wěn)定是系統(tǒng)安全運行的重要前提。本文研究了華東電網(wǎng)“雙高”特征下的頻率穩(wěn)定特性，結(jié)合控制措施靈敏度和優(yōu)先級分析，提出了適應大容量直流接入的頻率協(xié)控系統(tǒng)遠方控制策略，和精準切負荷系統(tǒng)擴容后的措施量分配原則。并根據(jù)電網(wǎng)實際運行條件，給出了防御單回直流閉鎖下的抽蓄開機要求和汛期防御兩回水電直流閉鎖下的負荷水平要求。

應該指出，在大直流、高比例新能源持續(xù)發(fā)展的趨勢下，系統(tǒng)頻率特性將日益復雜且多變，頻率防控手段也應進一步豐富。電源側(cè)進一步優(yōu)化提升常規(guī)機組一次調(diào)頻能力，推進新能源場站和儲能電站參與慣量支撐和一次調(diào)頻能力建設(shè)。電網(wǎng)調(diào)度側(cè)開展慣量監(jiān)視、機組一次調(diào)頻性能監(jiān)測。負荷側(cè)進一步深化負荷主動響應程度，擴充虛擬電廠、綜合能源體等各類可調(diào)負荷資源。構(gòu)建涵蓋“源網(wǎng)荷”的多維防控體系，是新型電力系統(tǒng)發(fā)展框架下頻率安全穩(wěn)定的重要保證。