引言

華東電網覆蓋上海、江蘇、浙江、安徽、福建四省一市，是中國最大的區域電網，也是目前世界上最大的單一國家內區域電網。從全國范圍看，華東電網是受端電網，通過錦蘇、復奉、林楓、宜華、龍政、葛南和賓金共7回直流從區外受電，總容量已達到3176萬kW。同時“十三五” 期間，華東電網還將新增特高壓直流區外來電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。在特高壓輸送線路故障情況下，如何保證區域電網的頻率安全是今后需重點關注與研究的重要課題。造成直流閉鎖故障的原因多種多樣，最常見的就是換流閥故障， 此外直流線路故障、輔助設備故障以及臨近的交流系統故障等均會引發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的沖擊很大，尤其是受端區域電網，在造成大量功率損失的同時，引起系統頻率及相關廠站電壓大幅變化、線路潮流過載等情況出現，甚至伴有電網解列事故發生。

一次調頻性能提升的技術需求與措施

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

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化空間;同時對于如何改進一次調頻性能評價方法， 發揮輔助服務考核的調節作用，對一次調頻技術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事故頻率下全網機組正常一次調頻能力不能滿足需要時的深度調頻技術研究。

1、兼顧一次調頻性能與機組經濟性

機組正常運行中，汽輪機調門開度越大，其節流損失越小，對機組運行的經濟性越有利，但若要保證一次調頻性能，則需要汽輪機調門維持一定的節流壓損。以1000 MW 機組為例，如果只考慮通過汽輪機調節閥開關進行一次調頻，并把汽輪機調節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頻能力，在額定參數運行時，1000 MW 機組的一次調頻能力如圖1所示。

圖1 額定參數下汽輪機調門開度與一次調頻能力的關系

從上述曲線可看出，在額定參數下，調節閥的開度小于31.5%，才可以確保機組具有60MW(即6%額定負荷)的一次調頻能力，如果主蒸汽壓力降低，要保證這樣的調頻能力，調節閥開度還要減小。調門開度反映到運行參數上就是機組的滑壓設定值曲線， 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的壓力值， 才能保證60MW 的一次調頻能力。

圖2 保證6%一次調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據， 計算分析得到確保60MW 的一次調頻能力運行與機組滑壓優化后運行(調節閥開度45%)2 種方式下的供電煤耗差， 如圖3所示。圖3典型數據為： 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)。可見汽輪機調門長期節流運行對機組經濟性的影響是比較明顯的。因此為了兼顧電網對機組一次調頻能力的需求與機組自身經濟性，可設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頻能力， 在電網需要的時段通過疊加滑壓設定值偏置的方式將機組切至調門高壓損運行方式， 提高一次調頻響應能力。

圖3 保證一次調頻能力運行與滑壓優化運行2 種方式間的煤耗差

2、優化完善機組一次調頻控制策略

多數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頻響應能力。但從“9˙19” 故障狀態下的響應能力來看， 并未達到相關標準和考核的要求， 說明其一次調頻性能還具備一定的優化空間。從現有機組一次調頻控制策略來看， 優化主要有2 個方向。

(1)提高DEH 系統15s 一次調頻響應量。目前多數機組一次調頻動作過程中DEH 動作量偏小， 致使15 s 內響應量不足， 可根據機組本身運行工況作相應的優化， 提升其響應速度。同時進一步優化汽輪機調門線性度與流量補償系數， 改善低負荷工況下調門控制的準確性與負荷調節能力。

(2)優化CCS 協調系統一次調頻控制參數。CCS協調控制參數對機組一次調頻性能影響很大，很多機組出于穩定運行的目的，設置了過于保守的參數， 使得一次調頻響應過程中犧牲了對功率的調節作用，不利于大頻差故障下的頻率恢復，應根據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限值，在不影響機組安全的情況下盡可能提升一次調頻響應出力。

3、優化考核方式合理引導一次調頻技術需求

在現有“兩個細則”考核規則下，一次調頻的考核是以月平均合格率進行統計的， 大小頻差一視同仁， 每月小頻差動作達200 余次，因此各發電廠對小頻差下的一次調頻性能特別關注， 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 的一次調頻死區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，在大頻差故障發生時反而無法及時調用足夠的蓄熱提升負荷，“9˙19”故障時之所以一次調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。

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

4、拓展深度調頻技術研究

隨著特高壓直流回路數量與容量的進一步增加， 直流閉鎖帶來的故障風險將持續增大，對特高壓大受端電網，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度等手段，充分利用汽輪機側蓄熱， 提供機組新的一次調頻手段和能力。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性能與更靈活方式，拓展現有邊界限制，提供高于正常工況的負荷調節能力，承擔更多的深度調頻能力支援。因而分類型、分機組開展深度調頻的技術研究具有重要的意義，將為電網頻率穩定提供更有利的技術保障。