直流閉鎖故障下機組一次調頻性能分析與優化

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。共計有錦蘇、復奉、林楓、宜華、龍政、葛南和賓金7個直流區外輸電端，總容量達到3176萬千瓦。同時“十三五”期間，華東電網計劃新增4個特高壓直流區外輸電端：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。

與此同時，電網側直流閉鎖事故頻發，2015年共出現6次，分別為：

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

2）7月13日19:38:33，金華站損失3685.6MW，電網頻率下降至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，電網頻率下降至49.563 Hz；

圖1 9月19日錦蘇直流閉鎖華東電網頻率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，電網頻率下降至49.792 Hz。

由此可見，在當前特高壓電網加速建設的背景下，整個華東電網作為受端電網，面臨的安全風險將逐步加劇。在特高壓輸送線路發生故障時，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課題。

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

1 直流閉鎖時調頻響應情況統計

一次調頻綜合指標是華東電網根據擾動發生后機組處理最大調節量和電量貢獻量為依據，得出的綜合指標，反應機組一次調頻綜合響應能力。根據華東能源局兩個細則對并網發電機組一次調頻考核的指標要求，衡量機組一次調頻性能的指標為一次調頻動作正確率和一次調頻效果。按60s內機組一次調頻電量貢獻指標的月平均數據進行考核計算。月平均指標是根據機組每次的一次調頻效果指標進行平均值計算得到。

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

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。事故發生后損失電量約為4900MW，致使頻率下降最低至49.563Hz，持續了6min后才恢復正常。圖1為錦蘇直流閉鎖時華東電網頻率曲線。

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

從15s和60s一次調頻貢獻電量的對比看，這次擾動后，機組在15s內一次調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%，一次調頻的效果并不理想。

2 一次調頻響應對電網頻率的影響

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

2.1 定義與參數

觀察對象為一臺1000MW燃煤火電機組，其一次調頻參數設置、動態性能響應負荷如下規定。

2.1.1 一次調頻參數

額定容量：100萬千瓦

一次調頻死區：2轉

限幅6%，即一次調頻出力上限為6萬千瓦。

調差系數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 一次調頻動態響應要求

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

2.2 理想機組的響應行為

2.2.1 一次調頻限幅的動作

根據調差系數5%，計算可得理想機組在頻率跌落0.15Hz時，一次調頻應響應6萬千瓦，達到一次調頻限幅。若假設起始頻率為50.0Hz，考慮頻率跌落超過一次調頻死區0.033Hz后一次調頻才會動作，即再經過0.15Hz，也就是頻率跌落值達到0.183Hz，頻率低于49.817Hz時，一次調頻出力達到其限幅。即頻率低于49.817Hz時，一次調頻能力已用盡，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），此時理想機組已經開始響應，但尚未響應到目標值。

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

2.2.3 理想機組Kg*_的測算

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

考慮最不利情況下，動態響應后Kg*_理論最大值7.14。假設大擾動前系統起始頻率為49.9Hz，忽略一次調頻已經開始動作的影響，此時頻率再跌落0.183Hz，該機組10s內一次調頻增加量應為2.62萬千瓦，一次調頻出力變化率為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，頻率繼續往下，一次調頻出力變化率不再變化，而頻率變化率繼續增大。因此，Kg*_持續變小。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內理想機組一次調頻出力應增加3.375萬千瓦，即理想機組的12s一次調頻出力變化率為3.375%。“9.19”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 浙江電網機組一次調頻性能分析

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

1）在頻率下降過程中，按機組一次調頻限幅要求，全省運行機組理論一次調頻目標響應功率為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，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頻平均效果（積分統計的電量貢獻值）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，浙江電網運行機組一次調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，汽機調門開度過大，使得負荷快速向上調節裕量不足[4]。在全部44臺機組中，發現有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門接近全開，調門向上調節裕量不足；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頻能力不足。

◆ 剩余機組中一次調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頻負荷反向拉回。該類機組從汽機調門運行狀況來看，還具備一次調頻釋放蓄熱的能力，但出于保護機組運行穩定的考慮，兼顧了負荷與汽壓的調節，最終犧牲了部分一次調頻響應能力[8]。

以華潤蒼南電廠百萬超超臨界#2機組為例，在“9.19”直流閉鎖事故發生后，機組的調節性能見表2。

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

4 機組一次調頻性能提升的優化建議

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

4.1 機組一次調頻功能優化

從現有機組一次調頻控制策略來看，優化主要有兩個方向：

圖2 汽機調門開度與一次調頻能力關系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一次調頻響應量

通常發生直流閉鎖故障時，電網頻率在10s～12s左右下降到最低點，從事故預防的角度來看，有必要提升發電機組15s內的一次調頻響應能力。目前，多數機組一次調頻動作過程中DEH動作量偏小，致使15s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。

4.1.2 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巨大[5]?，F有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，在不影響機組安全的情況下盡可能地提升一次調頻響應出力，為電網頻率穩定提供保障。

4.2 拓展深度調頻技術

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

4.3 優化機組運行方式

通過“9.19”故障分析過程發現，大部分超臨界機組在正?；瑝哼\行時，汽機調門開度過大甚至全開，調門向上調節負荷裕量不足。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，汽機調門開度越大，其節流損失越小，對機組運行的經濟性帶來較大地影響，但卻犧牲了機組AGC、一次調頻等調節性能；當出現“9.19”類似的事故時，無法滿足調節的要求。針對這種情況，可以調整滑壓設定值，使得運行過程中調門綜合閥位降低，改善其向上調節能力，并綜合考慮對機組效率產生的影響。以1000MW機組為例進行分析說明：

圖3 調閥開度31.5%時一次調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 調閥開度45%時一次調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 汽輪機的一次調頻能力估算

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的話，額定參數運行時，1000MW機組的一次調頻能力如圖2所示，這一曲線是在實際試驗數據的基礎上、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，如果主汽壓力降低，要保證這樣的調頻能力，調節閥開度還要減小，圖3是調節閥開度保持31.5%運行時，機組一次調頻能力隨負荷的變化關系。

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

圖5 保證一次調頻能力調節閥開度上限Fig.5 Guaranteed primary frequency modulation capability adjustable valve opening limit

圖6 保證一次調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 保證調頻能力運行與優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程要求的6%額定負荷的一次調頻能力，機組運行參數應不超出圖5、圖6限值。這一結果是基于該類型機組的實際運行數據、并經過變工況計算得到。

圖5為保證一次調頻能力時，不同負荷下調節閥的最大開度，如果大于此開度，機組的一次調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，才能保證調頻能力。

4.3.3 保障一次調頻能力對機組運行經濟性的影響

為了保證機組隨時具有額定的一次調頻能力，汽輪機調節閥必須具有一定的節流，這會造成機組運行經濟性的降低?；诎偃f超超臨界機組的實際性能試驗數據，計算分析得到確保60MW的一次調頻能力下運行與機組滑壓優化后（調節閥開度45%）運行兩種方式下的供電煤耗差，如圖7所示。

圖7典型數據為：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直流閉鎖事故下涉網機組一次調頻調節性能的詳細分析，結合機組本身的運行工況及特點，分析了一次調頻調節效果不佳的原因，提出了改善涉網機組一次調頻能力的建議。目標實現在不影響機組安全的情況下，盡可能地提升一次調頻的響應出力，為電網頻率穩定提供保障。