引言

华东电网覆盖上海、江苏、浙江、安徽、福建四省一市，是中国大的区域电网，也是目前世界上大的单一国家内区域电网。从全国范围看，华东电网是受端电网，通过锦苏、复奉、林枫、宜华、龙政、葛南和宾金共7回直流从区外受电，总容量已达到3176万kW。同时“十三五” 期间，华东电网还将新增特高压直流区外来电4 项：2016 年灵绍直流、2017年晋北—南京北直流、2017年锡盟—江苏直流、2019年准东—皖南直流，合计容量3800万kW，至2020年华东电网受入电力总计将达到10000万kW，逐步形成“强交强直”的特高压大受端电网。在特高压输送线路故障情况下，如何保证区域电网的频率安全是今后需重点关注与研究的重要课题。造成直流闭锁故障的原因多种多样，常见的就是换流阀故障， 此外直流线路故障、辅助设备故障以及临近的交流系统故障等均会引发输电回路的单极或者双极闭锁。特高压直流双极闭锁故障对电网的冲击很大，尤其是受端区域电网，在造成大量功率损失的同时，引起系统频率及相关厂站电压大幅变化、线路潮流过载等情况出现，甚至伴有电网解列事故发生。

一次调频性能提升的技术需求与措施

分析表明， 机组一次调频响应不足的主要原因是：（1）部分机组在优化滑压参数经济运行时，汽轮机调门开度过大，使得负荷快速向上调节裕量不足。（2）受机组运行工况的不确定性影响， 导致一次调频响应不足。

针对较大频差的频率故障工况，机组的运行方式与控制策略还有较大的研究与优化空间；同时对于如何改进一次调频性能评价方法， 发挥辅助服务考核的调节作用，对一次调频技术需求进行更有针对性的积极引导也非常值得探讨； 此外还需进一步考虑电网事故频率下全网机组正常一次调频能力不能满足需要时的深度调频技术研究。

1、兼顾一次调频性能与机组经济性

机组正常运行中，汽轮机调门开度越大，其节流损失越小，对机组运行的经济性越有利，但若要保证一次调频性能，则需要汽轮机调门维持一定的节流压损。以1000 MW 机组为例，如果只考虑通过汽轮机调节阀开关进行一次调频，并把汽轮机调节阀当前开度与全开可带来的负荷增加看作是机组的一次调频能力，在额定参数运行时，1000 MW 机组的一次调频能力如图1所示。

图1 额定参数下汽轮机调门开度与一次调频能力的关系

从上述曲线可看出，在额定参数下，调节阀的开度小于31.5%，才可以确保机组具有60MW（即6%额定负荷）的一次调频能力，如果主蒸汽压力降低，要保证这样的调频能力，调节阀开度还要减小。调门开度反映到运行参数上就是机组的滑压设定值曲线， 图2为机组运行滑压曲线低限，也就是说在一定的负荷下，汽轮机主蒸汽压力必须高于该曲线中负荷对应的压力值， 才能保证60MW 的一次调频能力。

图2 保证6%一次调频能力时的滑压曲线低限

基于上汽1000 MW 机组的实际性能试验数据， 计算分析得到确保60MW 的一次调频能力运行与机组滑压优化后运行（调节阀开度45%）2 种方式下的供电煤耗差， 如图3所示。图3典型数据为： 500MW 负荷时， 两者差3.7g/（kW˙h）； 700MW 负荷时， 两者差2.1g/（kW˙h）； 900 MW 负荷时， 两者差1.2g/（kW˙h）。可见汽轮机调门长期节流运行对机组经济性的影响是比较明显的。因此为了兼顾电网对机组一次调频能力的需求与机组自身经济性，可设置相对确定的机组运行方式选择， 按需求分时段切换机组一次调频能力， 在电网需要的时段通过叠加滑压设定值偏置的方式将机组切至调门高压损运行方式， 提高一次调频响应能力。

图3 保证一次调频能力运行与滑压优化运行2 种方式间的煤耗差

2、优化完善机组一次调频控制策略

多数汽包炉由于蓄热能力较大， 且汽轮机采用顺序阀配置， 因而理论上具备较强的一次调频响应能力。但从“9˙19” 故障状态下的响应能力来看， 并未达到相关标准和考核的要求， 说明其一次调频性能还具备一定的优化空间。从现有机组一次调频控制策略来看， 优化主要有2 个方向。

（1）提高DEH 系统15s 一次调频响应量。目前多数机组一次调频动作过程中DEH 动作量偏小， 致使15 s 内响应量不足， 可根据机组本身运行工况作相应的优化， 提升其响应速度。同时进一步优化汽轮机调门线性度与流量补偿系数， 改善低负荷工况下调门控制的准确性与负荷调节能力。

（2）优化CCS 协调系统一次调频控制参数。CCS协调控制参数对机组一次调频性能影响很大，很多机组出于稳定运行的目的，设置了过于保守的参数， 使得一次调频响应过程中牺牲了对功率的调节作用，不利于大频差故障下的频率恢复，应根据机组的蓄热能力和运行工况，配置更为合理的控制策略和参数限值，在不影响机组安全的情况下尽可能提升一次调频响应出力。

3、优化考核方式合理引导一次调频技术需求

在现有“两个细则”考核规则下，一次调频的考核是以月平均合格率进行统计的， 大小频差一视同仁， 每月小频差动作达200 余次，因此各发电厂对小频差下的一次调频性能特别关注， 且合格率普遍很高， 却忽视了大频差下的性能要求。同时，2r/min 的一次调频死区使小频差动作过于频繁，机组在频繁动作中增加了蓄热消耗的概率，在大频差故障发生时反而无法及时调用足够的蓄热提升负荷，“9˙19”故障时之所以一次调频能力不足的机组比例明显高于其他几次频率故障，是由于2min前的一次小频差动作提前透支了蓄热造成的。

因此有必要优化发电机组一次调频的辅助服务考核规则，研究合理的一次调频动作频度与死区设置， 既确保电网频率控制的质量与安全性需求，又减轻电厂机组过度动作造成的设备损耗与安全风险，还可以间接提高大频差时机组一次调频有效动作的成功率。同时应提高大频差下一次调频合格率的考核权重，引导电厂将一次调频优化的目标放在支撑电网故障时的频率快速恢复能力上， 鼓励发电机组努力提升大频差下的一次调频性能。

4、拓展深度调频技术研究

随着特高压直流回路数量与容量的进一步增加， 直流闭锁带来的故障风险将持续增大，对特高压大受端电网，低频故障风险将远高于高频故障风险，有必要深入研究在深度低频故障工况下特殊的机组功率支援控制策略， 例如采用指令快增与各类型抽汽调度等手段，充分利用汽轮机侧蓄热， 提供机组新的一次调频手段和能力。同时针对频率故障特殊工况，利用抽水蓄能、水电机组和燃气机组的更优性能与更灵活方式，拓展现有边界限制，提供高于正常工况的负荷调节能力，承担更多的深度调频能力支援。因而分类型、分机组开展深度调频的技术研究具有重要的意义，将为电网频率稳定提供更有利的技术保障。