吳伯林，張宏鑫

（華潤電力（溫州）有限公司，浙江 溫州 325805）

0 引言

華東電網(wǎng)覆蓋上海、江蘇、浙江、安徽、福建四省一市，是中國最大的區(qū)域電網(wǎng)，也是目前世界上最大的單一國家內(nèi)區(qū)域電網(wǎng)。從全國范圍看，華東電網(wǎng)是受端電網(wǎng)。共計有錦蘇、復奉、林楓、宜華、龍政、葛南和賓金7個直流區(qū)外輸電端，總容量達到3176萬千瓦。同時“十三五”期間，華東電網(wǎng)計劃新增4個特高壓直流區(qū)外輸電端：2016年靈紹直流、2017年晉北-南京北直流、2017年錫盟-江蘇直流、2019年準東-皖南直流，合計容量3800萬千瓦，至2020年華東電網(wǎng)計劃受入電力總計達到10000萬千瓦，將初步形成“強交強直”的特高壓大受端電網(wǎng)。

與此同時，電網(wǎng)側直流閉鎖事故頻發(fā)，2015年共出現(xiàn)6次，分別為：

1）4月28日20:12:40，政平站損失1242.6MW，電網(wǎng)頻率下降至49.937Hz；

2）7月13日19:38:33，金華站損失3685.6MW，電網(wǎng)頻率下降至49.825 Hz；

3）7月13日19:41:40，金華站損失2019.4MW，電網(wǎng)頻率下降至49.838 Hz；

4）8月17日23:00:37，復奉站損失885.6 MW，電網(wǎng)頻率下降至49.943 Hz；

5）9月19日21:58:03，錦蘇站損失4899.9MW，電網(wǎng)頻率下降至49.563 Hz；

圖1 9月19日錦蘇直流閉鎖華東電網(wǎng)頻率Fig.1 Frequency of Jinsu DC Blocked East China power grid on september 19

6）10月20日3:05:12，金華站損失3709.9MW，電網(wǎng)頻率下降至49.792 Hz。

由此可見，在當前特高壓電網(wǎng)加速建設的背景下，整個華東電網(wǎng)作為受端電網(wǎng)，面臨的安全風險將逐步加劇。在特高壓輸送線路發(fā)生故障時，如何保證區(qū)域電網(wǎng)的頻率安全是今后需重點關注與研究的課題。

表1 華東網(wǎng)機組一次調(diào)頻電量貢獻指標（15s與60s）Table 1 East China network unit primary FM power contribution index (15s & 60s)

1 直流閉鎖時調(diào)頻響應情況統(tǒng)計

一次調(diào)頻綜合指標是華東電網(wǎng)根據(jù)擾動發(fā)生后機組處理最大調(diào)節(jié)量和電量貢獻量為依據(jù)，得出的綜合指標，反應機組一次調(diào)頻綜合響應能力。根據(jù)華東能源局兩個細則對并網(wǎng)發(fā)電機組一次調(diào)頻考核的指標要求，衡量機組一次調(diào)頻性能的指標為一次調(diào)頻動作正確率和一次調(diào)頻效果。按60s內(nèi)機組一次調(diào)頻電量貢獻指標的月平均數(shù)據(jù)進行考核計算。月平均指標是根據(jù)機組每次的一次調(diào)頻效果指標進行平均值計算得到。

兩個細則考核辦法規(guī)定機組一次調(diào)頻電量貢獻指標大于0，表明機組的一次調(diào)頻動作正確；如果一次調(diào)頻電量貢獻指標大于60，表明機組的一次調(diào)頻性能滿足要求。

在上述直流閉鎖故障中，以9月19日錦蘇直流閉鎖故障造成的影響最為嚴重。事故發(fā)生后損失電量約為4900MW，致使頻率下降最低至49.563Hz，持續(xù)了6min后才恢復正常。圖1為錦蘇直流閉鎖時華東電網(wǎng)頻率曲線。

根據(jù)華東調(diào)度WAMS系統(tǒng)統(tǒng)計[1]，21:58錦蘇直流閉鎖發(fā)生時，全網(wǎng)并網(wǎng)運行機組共223臺，296臺機組處于停機狀態(tài)。在監(jiān)測到的223臺運行機組中，按60s的一次調(diào)頻電量貢獻指標衡量，機組一次調(diào)頻動作正確的機組共180臺，占統(tǒng)計運行機組比例為80.7%。機組一次調(diào)頻性能合格的機組共46臺，占比為20.6%。機組一次調(diào)頻性能不合格的機組共134臺，占比為60%。按15s的一次調(diào)頻電量貢獻指標衡量，機組一次調(diào)頻動作正確的機組共133臺，占比為59.6%。機組一次調(diào)頻性能合格的機組共28臺，占比為12.5%。機組一次調(diào)頻性能不合格的機組共105臺，占比為47.1%。

從15s和60s一次調(diào)頻貢獻電量的對比看，這次擾動后，機組在15s內(nèi)一次調(diào)頻正確響應的機組占59.6%，其中性能滿足要求的機組占12.5%，一次調(diào)頻的效果并不理想。

2 一次調(diào)頻響應對電網(wǎng)頻率的影響

根據(jù)華東區(qū)域電網(wǎng)頻率控制體系，發(fā)電機組的一次調(diào)頻動作響應是發(fā)生電網(wǎng)頻率波動事件時的主要調(diào)節(jié)手段。在9.19錦蘇直流閉鎖故障發(fā)生后，通過仿真計算等手段，分析了在事故發(fā)生過程中，假如所有機組按照理想的一次調(diào)頻響應動作，對電網(wǎng)頻率的影響情況如下。

2.1 定義與參數(shù)

觀察對象為一臺1000MW燃煤火電機組，其一次調(diào)頻參數(shù)設置、動態(tài)性能響應負荷如下規(guī)定。

2.1.1 一次調(diào)頻參數(shù)

額定容量：100萬千瓦

一次調(diào)頻死區(qū)：2轉

限幅6%，即一次調(diào)頻出力上限為6萬千瓦。

調(diào)差系數(shù)5%：5%額定頻率變化2.5Hz，對應100萬千瓦出力，變化率為4萬千瓦/0.1Hz。

2.1.2 一次調(diào)頻動態(tài)響應要求

按照新版國標《電網(wǎng)運行準則》（GB/T 31464-2015）的規(guī)定，機組一次調(diào)頻須頻率故障后3s內(nèi)開始響應，15s內(nèi)達到75%目標值[2]。

2.2 理想機組的響應行為

2.2.1 一次調(diào)頻限幅的動作

根據(jù)調(diào)差系數(shù)5%，計算可得理想機組在頻率跌落0.15Hz時，一次調(diào)頻應響應6萬千瓦，達到一次調(diào)頻限幅。若假設起始頻率為50.0Hz，考慮頻率跌落超過一次調(diào)頻死區(qū)0.033Hz后一次調(diào)頻才會動作，即再經(jīng)過0.15Hz，也就是頻率跌落值達到0.183Hz，頻率低于49.817Hz時，一次調(diào)頻出力達到其限幅。即頻率低于49.817Hz時，一次調(diào)頻能力已用盡，即使頻率跌幅超過上述水平，理想機組所能貢獻的一次調(diào)頻能力也不會增加。

2.2.2 頻率低點時刻機組的響應

頻率擾動后，最低點頻率基本發(fā)生在1 0 s左右（“9.19”和“10.20”的最低頻率時刻分別為12s和10s），此時理想機組已經(jīng)開始響應，但尚未響應到目標值。

新國標僅規(guī)定了一次調(diào)頻須在15s內(nèi)達到75%目標值，對于0s～15s的響應并沒有明確規(guī)定。假設理想機組此時的動態(tài)行為符合線性特征，也就是考慮一次調(diào)頻響應時間3s的滯后，隨后3s～15s之間符合線性上升規(guī)律。按此假設，10s時刻的一次調(diào)頻增加量理想目標值是2.62萬千瓦（即6%調(diào)節(jié)上限×75%×（10-3）/(15-3)）。即理想機組的10s一次調(diào)頻出力變化率為2.62%。

2.2.3 理想機組Kg*_的測算

Kg*_的理論值為調(diào)差系數(shù)的倒數(shù)20，但此時沒有考慮一次調(diào)頻的動態(tài)響應行為，在頻率最低點時，絕大部分機組無法根據(jù)目標要求實現(xiàn)完全響應。

考慮最不利情況下，動態(tài)響應后Kg*_理論最大值7.14。假設大擾動前系統(tǒng)起始頻率為49.9Hz，忽略一次調(diào)頻已經(jīng)開始動作的影響，此時頻率再跌落0.183Hz，該機組10s內(nèi)一次調(diào)頻增加量應為2.62萬千瓦，一次調(diào)頻出力變化率為2.62%，頻率變化率為0.183/49.9=0.367%；此時Kg*_為7.14，此為理想機組Kg*_能夠達到的最大值。

Kg*_隨頻差增大而下降。從頻率49.717Hz開始，頻率繼續(xù)往下，一次調(diào)頻出力變化率不再變化，而頻率變化率繼續(xù)增大。因此，Kg*_持續(xù)變小。當頻率跌到49.25Hz時，Kg*_變小為2.01。

“9.19”最低頻率時刻為12s，滯后時間3s，4s～12s內(nèi)理想機組一次調(diào)頻出力應增加3.375萬千瓦，即理想機組的12s一次調(diào)頻出力變化率為3.375%?！?.19”頻率跌落值為0.409Hz，頻率變化率為0.818%；即單臺理想機組在“9.19”中，Kg*_為4.13。

3 浙江電網(wǎng)機組一次調(diào)頻性能分析

通過對浙江省調(diào)考核系統(tǒng)數(shù)據(jù)進行分析匯總，得到了“9.19”故障時浙江電網(wǎng)運行的44臺機組一次調(diào)頻動作響應情況。對照《火力發(fā)電機組一次調(diào)頻試驗及性能驗收導則》GB/T 30370-2013和《兩個細則》[3]關于一次調(diào)頻考核計算規(guī)則得出：

1）在頻率下降過程中，按機組一次調(diào)頻限幅要求，全省運行機組理論一次調(diào)頻目標響應功率為1439MW。

2）從頻率故障開始后15s時刻，全省機組實際響應功率為401MW，為理論響應量的27.88%，與標準要求的75%相差巨大。

3）頻率故障開始1min內(nèi)，全省機組實際響應功率最大值為698MW，為理論響應量的48.54%，與標準要求的90%相差較大。

表2 “9.19”直流閉鎖時蒼南電廠百萬機組調(diào)頻性能Table 2 Frequency modulation performance of million units in Cangnan Power Plant during "9.19" DC blocking

4）按《兩個細則考核》計算全省機組一次調(diào)頻平均效果（積分統(tǒng)計的電量貢獻值）為0.39，離考核要求的0.6相差較大。

由此可見，在“9.19”錦蘇直流閉鎖故障中，浙江電網(wǎng)運行機組一次調(diào)頻響應情況與理論值相差甚遠。排除核電以及部分供熱機組，火力發(fā)電機組的主要成因可分為兩大類：

◆ 不少機組在滑壓運行時，汽機調(diào)門開度過大，使得負荷快速向上調(diào)節(jié)裕量不足[4]。在全部44臺機組中，發(fā)現(xiàn)有17臺機組存在此問題，尤其是超（超）臨界機組更為明顯。此類機組在正常運行時汽機調(diào)門接近全開，調(diào)門向上調(diào)節(jié)裕量不足；當小頻率擾動時響應尚能滿足基本要求，但當電網(wǎng)大頻差要求機組較大幅度加負荷時，難以快速響應。此類機組在正常運行過程中可視為一次調(diào)頻能力不足。

◆ 剩余機組中一次調(diào)頻響應不足其原因主要為：受機組運行工況的干擾，導致一次調(diào)頻響應不足。例如，某百萬機組由于汽壓下降超過0.8MPa，致使閉鎖回路動作導致調(diào)頻負荷反向拉回。該類機組從汽機調(diào)門運行狀況來看，還具備一次調(diào)頻釋放蓄熱的能力，但出于保護機組運行穩(wěn)定的考慮，兼顧了負荷與汽壓的調(diào)節(jié)，最終犧牲了部分一次調(diào)頻響應能力[8]。

以華潤蒼南電廠百萬超超臨界#2機組為例，在“9.19”直流閉鎖事故發(fā)生后，機組的調(diào)節(jié)性能見表2。

由表2可見，蒼南電廠#2機組在未實現(xiàn)汽輪機優(yōu)化滑壓的情況下，高調(diào)CV3開度保有一定的裕量，一次調(diào)頻響應指標合格，但直流閉鎖故障發(fā)生后15s內(nèi)的調(diào)節(jié)負荷為43.8MW，與標準要求75%尚有偏差，具有一定的優(yōu)化空間。

4 機組一次調(diào)頻性能提升的優(yōu)化建議

通過對直流閉鎖故障下機組一次調(diào)頻響應的分析，結合機組本身的運行工況，提出以下改善機組一次調(diào)頻能力的建議。

4.1 機組一次調(diào)頻功能優(yōu)化

從現(xiàn)有機組一次調(diào)頻控制策略來看，優(yōu)化主要有兩個方向：

圖2 汽機調(diào)門開度與一次調(diào)頻能力關系Fig.2 Relationship between the opening degree of steam machine and the ability of primary frequency modulation

4.1.1 提高DEH響應量，提升15s一次調(diào)頻響應量

通常發(fā)生直流閉鎖故障時，電網(wǎng)頻率在10s～12s左右下降到最低點，從事故預防的角度來看，有必要提升發(fā)電機組15s內(nèi)的一次調(diào)頻響應能力。目前，多數(shù)機組一次調(diào)頻動作過程中DEH動作量偏小，致使15s內(nèi)響應量不足，可根據(jù)機組本身運行工況作相應的優(yōu)化，提升其響應速度。

4.1.2 優(yōu)化CCS協(xié)調(diào)系統(tǒng)一次調(diào)頻控制參數(shù)CCS協(xié)調(diào)控制參數(shù)對機組一次調(diào)頻性能影響巨大[5]。現(xiàn)有很多機組出于穩(wěn)定運行的目的，設置了過于保守的參數(shù)，使得一次調(diào)頻響應過程中犧牲了對功率的調(diào)節(jié)作用，不利于大頻差故障下的頻率恢復。應根據(jù)機組的蓄熱能力和運行工況，配置更為合理的控制策略和參數(shù)，在不影響機組安全的情況下盡可能地提升一次調(diào)頻響應出力，為電網(wǎng)頻率穩(wěn)定提供保障。

4.2 拓展深度調(diào)頻技術

深入研究并拓展機組一次調(diào)頻的控制策略及技術，例如采用抽汽調(diào)節(jié)、凝結水節(jié)流等手段，充分利用汽機側蓄熱，提供機組新的一次調(diào)頻手段和能力[6]。

4.3 優(yōu)化機組運行方式

通過“9.19”故障分析過程發(fā)現(xiàn)，大部分超臨界機組在正?；瑝哼\行時，汽機調(diào)門開度過大甚至全開，調(diào)門向上調(diào)節(jié)負荷裕量不足。當小頻率擾動時響應尚能滿足基本要求，但當電網(wǎng)大頻差要求機組較大幅度加負荷時，難以快速響應。機組正常運行中，汽機調(diào)門開度越大，其節(jié)流損失越小，對機組運行的經(jīng)濟性帶來較大地影響，但卻犧牲了機組AGC、一次調(diào)頻等調(diào)節(jié)性能；當出現(xiàn)“9.19”類似的事故時，無法滿足調(diào)節(jié)的要求。針對這種情況，可以調(diào)整滑壓設定值，使得運行過程中調(diào)門綜合閥位降低，改善其向上調(diào)節(jié)能力，并綜合考慮對機組效率產(chǎn)生的影響。以1000MW機組為例進行分析說明：

圖3 調(diào)閥開度31.5%時一次調(diào)頻能力隨負荷的變化關系Fig.3 Relationship between the change of primary frequency modulation capability and load when the opening of valve is 31.5%

圖4 調(diào)閥開度45%時一次調(diào)頻能力隨負荷的變化關系Fig.4 Relationship between the change of primary frequency modulation capability and load when the opening of valve is 45%

4.3.1 汽輪機的一次調(diào)頻能力估算

如果只考慮通過汽輪機調(diào)節(jié)閥開關進行一次調(diào)頻，并把汽輪機調(diào)節(jié)閥當前開度與全開可帶來的負荷增加看作是機組的一次調(diào)頻能力的話，額定參數(shù)運行時，1000MW機組的一次調(diào)頻能力如圖2所示，這一曲線是在實際試驗數(shù)據(jù)的基礎上、進行分析計算得到的[7]。

從圖2可看出，在額定參數(shù)下，調(diào)節(jié)閥的開度小于31.5%，才可以確保機組具有60MW（即6%額定負荷）的一次調(diào)頻能力，如果主汽壓力降低，要保證這樣的調(diào)頻能力，調(diào)節(jié)閥開度還要減小，圖3是調(diào)節(jié)閥開度保持31.5%運行時，機組一次調(diào)頻能力隨負荷的變化關系。

為了獲得更好的運行經(jīng)濟性，超超臨界汽輪機一般都進行過滑壓優(yōu)化，在大部分負荷段，調(diào)節(jié)閥開度維持在45%左右運行，這會顯著降低其一次調(diào)頻能力，多次低頻事故時超超臨界機組的一次調(diào)頻結果也證實這一判斷，圖4為調(diào)節(jié)閥開度保持45%運行時，機組一次調(diào)頻能力隨負荷的變化關系[8]。

圖5 保證一次調(diào)頻能力調(diào)節(jié)閥開度上限Fig.5 Guaranteed primary frequency modulation capability adjustable valve opening limit

圖6 保證一次調(diào)頻能力滑壓曲線設定下限Fig.6 Guaranteed primary frequency modulation capability sliding pressure curve setting lower limit

圖7 保證調(diào)頻能力運行與優(yōu)化運行兩種方式下的煤耗差Fig.7 Guaranteed coal consumption difference under two modes of operation and optimization operation of FM capability

4.3.2 保障一次調(diào)頻能力情況下運行限制

為了保證超超臨界汽輪機隨時具有規(guī)程要求的6%額定負荷的一次調(diào)頻能力，機組運行參數(shù)應不超出圖5、圖6限值。這一結果是基于該類型機組的實際運行數(shù)據(jù)、并經(jīng)過變工況計算得到。

圖5為保證一次調(diào)頻能力時，不同負荷下調(diào)節(jié)閥的最大開度，如果大于此開度，機組的一次調(diào)頻能力將無法滿足要求[9]。圖6為機組運行滑壓曲線低限，也就是說在一定的負荷下，主蒸汽壓力必須高于該曲線中的設定壓力值，才能保證調(diào)頻能力。

4.3.3 保障一次調(diào)頻能力對機組運行經(jīng)濟性的影響

為了保證機組隨時具有額定的一次調(diào)頻能力，汽輪機調(diào)節(jié)閥必須具有一定的節(jié)流，這會造成機組運行經(jīng)濟性的降低。基于百萬超超臨界機組的實際性能試驗數(shù)據(jù)，計算分析得到確保60MW的一次調(diào)頻能力下運行與機組滑壓優(yōu)化后（調(diào)節(jié)閥開度45%）運行兩種方式下的供電煤耗差，如圖7所示。

圖7典型數(shù)據(jù)為：500MW負荷，兩者差3.7g/kWh；700MW負荷，兩者差2.1g/kWh；900MW負荷，兩者差1.2g/kWh。這是所有涉網(wǎng)機組需要全面評估并平衡的一項重要因素。

5 結束語

本文通過對華東電網(wǎng)直流閉鎖事故下涉網(wǎng)機組一次調(diào)頻調(diào)節(jié)性能的詳細分析，結合機組本身的運行工況及特點，分析了一次調(diào)頻調(diào)節(jié)效果不佳的原因，提出了改善涉網(wǎng)機組一次調(diào)頻能力的建議。目標實現(xiàn)在不影響機組安全的情況下，盡可能地提升一次調(diào)頻的響應出力，為電網(wǎng)頻率穩(wěn)定提供保障。