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引言

華東電網(wǎng)覆蓋上海、江蘇、浙江、安徽、福建四省一市，是中國大的區(qū)域電網(wǎng)，也是目前世界上大的單一國家內(nèi)區(qū)域電網(wǎng)。從全國范圍看，華東電網(wǎng)是受端電網(wǎng)，通過錦蘇、復奉、林楓、宜華、龍政、葛南和賓金共7回直流從區(qū)外受電，總?cè)萘恳堰_到3176萬kW。同時“十三五” 期間，華東電網(wǎng)還將新增特高壓直流區(qū)外來電4 項：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kW，至2020年華東電網(wǎng)受入電力總計將達到10000萬kW，逐步形成“強交強直”的特高壓大受端電網(wǎng)。在特高壓輸送線路故障情況下，如何保證區(qū)域電網(wǎng)的頻率安全是今后需重點關(guān)注與研究的重要課題。造成直流閉鎖故障的原因多種多樣，常見的就是換流閥故障， 此外直流線路故障、輔助設(shè)備故障以及臨近的交流系統(tǒng)故障等均會引發(fā)輸電回路的單極或者雙極閉鎖。特高壓直流雙極閉鎖故障對電網(wǎng)的沖擊很大，尤其是受端區(qū)域電網(wǎng)，在造成大量功率損失的同時，引起系統(tǒng)頻率及相關(guān)廠站電壓大幅變化、線路潮流過載等情況出現(xiàn)，甚至伴有電網(wǎng)解列事故發(fā)生。

一次調(diào)頻性能提升的技術(shù)需求與措施

分析表明， 機組一次調(diào)頻響應(yīng)不足的主要原因是：（1）部分機組在優(yōu)化滑壓參數(shù)經(jīng)濟運行時，汽輪機調(diào)門開度過大，使得負荷快速向上調(diào)節(jié)裕量不足。（2）受機組運行工況的不確定性影響， 導致一次調(diào)頻響應(yīng)不足。

針對較大頻差的頻率故障工況，機組的運行方式與控制策略還有較大的研究與優(yōu)化空間；同時對于如何改進一次調(diào)頻性能評價方法， 發(fā)揮輔助服務(wù)考核的調(diào)節(jié)作用，對一次調(diào)頻技術(shù)需求進行更有針對性的積極引導也非常值得探討； 此外還需進一步考慮電網(wǎng)事故頻率下全網(wǎng)機組正常一次調(diào)頻能力不能滿足需要時的深度調(diào)頻技術(shù)研究。

1、兼顧一次調(diào)頻性能與機組經(jīng)濟性

機組正常運行中，汽輪機調(diào)門開度越大，其節(jié)流損失越小，對機組運行的經(jīng)濟性越有利，但若要保證一次調(diào)頻性能，則需要汽輪機調(diào)門維持一定的節(jié)流壓損。以1000 MW 機組為例，如果只考慮通過汽輪機調(diào)節(jié)閥開關(guān)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，在額定參數(shù)運行時，1000 MW 機組的一次調(diào)頻能力如圖1所示。

圖1 額定參數(shù)下汽輪機調(diào)門開度與一次調(diào)頻能力的關(guān)系

從上述曲線可看出，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，如果主蒸汽壓力降低，要保證這樣的調(diào)頻能力，調(diào)節(jié)閥開度還要減小。調(diào)門開度反映到運行參數(shù)上就是機組的滑壓設(shè)定值曲線， 圖2為機組運行滑壓曲線低限，也就是說在一定的負荷下，汽輪機主蒸汽壓力必須高于該曲線中負荷對應(yīng)的壓力值， 才能保證60MW 的一次調(diào)頻能力。

圖2 保證6%一次調(diào)頻能力時的滑壓曲線低限

基于上汽1000 MW 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)頻能力運行與機組滑壓優(yōu)化后運行（調(diào)節(jié)閥開度45%）2 種方式下的供電煤耗差， 如圖3所示。圖3典型數(shù)據(jù)為： 500MW 負荷時， 兩者差3.7g/（kW˙h）； 700MW 負荷時， 兩者差2.1g/（kW˙h）； 900 MW 負荷時， 兩者差1.2g/（kW˙h）�？梢娖�輪機調(diào)門長期節(jié)流運行對機組經(jīng)濟性的影響是比較明顯的。因此為了兼顧電網(wǎng)對機組一次調(diào)頻能力的需求與機組自身經(jīng)濟性，可設(shè)置相對確定的機組運行方式選擇， 按需求分時段切換機組一次調(diào)頻能力， 在電網(wǎng)需要的時段通過疊加滑壓設(shè)定值偏置的方式將機組切至調(diào)門高壓損運行方式， 提高一次調(diào)頻響應(yīng)能力。

圖3 保證一次調(diào)頻能力運行與滑壓優(yōu)化運行2 種方式間的煤耗差

2、優(yōu)化完善機組一次調(diào)頻控制策略

多數(shù)汽包爐由于蓄熱能力較大， 且汽輪機采用順序閥配置， 因而理論上具備較強的一次調(diào)頻響應(yīng)能力。但從“9˙19” 故障狀態(tài)下的響應(yīng)能力來看， 并未達到相關(guān)標準和考核的要求， 說明其一次調(diào)頻性能還具備一定的優(yōu)化空間。從現(xiàn)有機組一次調(diào)頻控制策略來看， 優(yōu)化主要有2 個方向。

（1）提高DEH 系統(tǒng)15s 一次調(diào)頻響應(yīng)量。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15 s 內(nèi)響應(yīng)量不足， 可根據(jù)機組本身運行工況作相應(yīng)的優(yōu)化， 提升其響應(yīng)速度。同時進一步優(yōu)化汽輪機調(diào)門線性度與流量補償系數(shù)， 改善低負荷工況下調(diào)門控制的準確性與負荷調(diào)節(jié)能力。

（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)頻性能影響很大，很多機組出于穩(wěn)定運行的目的，設(shè)置了過于保守的參數(shù)， 使得一次調(diào)頻響應(yīng)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(yīng)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)限值，在不影響機組安全的情況下盡可能提升一次調(diào)頻響應(yīng)出力。

3、優(yōu)化考核方式合理引導一次調(diào)頻技術(shù)需求

在現(xiàn)有“兩個細則”考核規(guī)則下，一次調(diào)頻的考核是以月平均合格率進行統(tǒng)計的， 大小頻差一視同仁， 每月小頻差動作達200 余次，因此各發(fā)電廠對小頻差下的一次調(diào)頻性能特別關(guān)注， 且合格率普遍很高， 卻忽視了大頻差下的性能要求。同時，2r/min 的一次調(diào)頻死區(qū)使小頻差動作過于頻繁，機組在頻繁動作中增加了蓄熱消耗的概率，在大頻差故障發(fā)生時反而無法及時調(diào)用足夠的蓄熱提升負荷，“9˙19”故障時之所以一次調(diào)頻能力不足的機組比例明顯高于其他幾次頻率故障，是由于2min前的一次小頻差動作提前透支了蓄熱造成的。

因此有必要優(yōu)化發(fā)電機組一次調(diào)頻的輔助服務(wù)考核規(guī)則，研究合理的一次調(diào)頻動作頻度與死區(qū)設(shè)置， 既確保電網(wǎng)頻率控制的質(zhì)量與安全性需求，又減輕電廠機組過度動作造成的設(shè)備損耗與安全風險，還可以間接提高大頻差時機組一次調(diào)頻有效動作的成功率。同時應(yīng)提高大頻差下一次調(diào)頻合格率的考核權(quán)重，引導電廠將一次調(diào)頻優(yōu)化的目標放在支撐電網(wǎng)故障時的頻率快速恢復能力上， 鼓勵發(fā)電機組努力提升大頻差下的一次調(diào)頻性能。

4、拓展深度調(diào)頻技術(shù)研究

隨著特高壓直流回路數(shù)量與容量的進一步增加， 直流閉鎖帶來的故障風險將持續(xù)增大，對特高壓大受端電網(wǎng)，低頻故障風險將遠高于高頻故障風險，有必要深入研究在深度低頻故障工況下特殊的機組功率支援控制策略， 例如采用指令快增與各類型抽汽調(diào)度等手段，充分利用汽輪機側(cè)蓄熱， 提供機組新的一次調(diào)頻手段和能力。同時針對頻率故障特殊工況，利用抽水蓄能、水電機組和燃氣機組的更優(yōu)性能與更靈活方式，拓展現(xiàn)有邊界限制，提供高于正常工況的負荷調(diào)節(jié)能力，承擔更多的深度調(diào)頻能力支援。因而分類型、分機組開展深度調(diào)頻的技術(shù)研究具有重要的意義，將為電網(wǎng)頻率穩(wěn)定提供更有利的技術(shù)保障。