直流闭锁故障下机组一次调频性能分析与优化

吴伯林，张宏鑫

（华润电力（温州）有限公司，浙江 温州 325805）

0 引言

华东电网覆盖上海、江苏、浙江、安徽、福建四省一市，是中国最大的区域电网，也是目前世界上最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。共计有锦苏、复奉、林枫、宜华、龙政、葛南和宾金7个直流区外输电端，总容量达到3176万千瓦。同时“十三五”期间，华东电网计划新增4个特高压直流区外输电端：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3800万千瓦，至2020年华东电网计划受入电力总计达到10000万千瓦，将初步形成“强交强直”的特高压大受端电网。

与此同时，电网侧直流闭锁事故频发，2015年共出现6次，分别为：

1）4月28日20:12:40，政平站损失1242.6MW，电网频率下降至49.937Hz；

2）7月13日19:38:33，金华站损失3685.6MW，电网频率下降至49.825 Hz；

3）7月13日19:41:40，金华站损失2019.4MW，电网频率下降至49.838 Hz；

4）8月17日23:00:37，复奉站损失885.6 MW，电网频率下降至49.943 Hz；

5）9月19日21:58:03，锦苏站损失4899.9MW，电网频率下降至49.563 Hz；

图1 9月19日锦苏直流闭锁华东电网频率Fig.1 Frequency of Jinsu DC Blocked East China power grid on september 19

6）10月20日3:05:12，金华站损失3709.9MW，电网频率下降至49.792 Hz。

由此可见，在当前特高压电网加速建设的背景下，整个华东电网作为受端电网，面临的安全风险将逐步加剧。在特高压输送线路发生故障时，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课题。

表1 华东网机组一次调频电量贡献指标（15s与60s）Table 1 East China network unit primary FM power contribution index (15s & 60s)

1 直流闭锁时调频响应情况统计

一次调频综合指标是华东电网根据扰动发生后机组处理最大调节量和电量贡献量为依据，得出的综合指标，反应机组一次调频综合响应能力。根据华东能源局两个细则对并网发电机组一次调频考核的指标要求，衡量机组一次调频性能的指标为一次调频动作正确率和一次调频效果。按60s内机组一次调频电量贡献指标的月平均数据进行考核计算。月平均指标是根据机组每次的一次调频效果指标进行平均值计算得到。

两个细则考核办法规定机组一次调频电量贡献指标大于0，表明机组的一次调频动作正确；如果一次调频电量贡献指标大于60，表明机组的一次调频性能满足要求。

在上述直流闭锁故障中，以9月19日锦苏直流闭锁故障造成的影响最为严重。事故发生后损失电量约为4900MW，致使频率下降最低至49.563Hz，持续了6min后才恢复正常。图1为锦苏直流闭锁时华东电网频率曲线。

根据华东调度WAMS系统统计[1]，21:58锦苏直流闭锁发生时，全网并网运行机组共223台，296台机组处于停机状态。在监测到的223台运行机组中，按60s的一次调频电量贡献指标衡量，机组一次调频动作正确的机组共180台，占统计运行机组比例为80.7%。机组一次调频性能合格的机组共46台，占比为20.6%。机组一次调频性能不合格的机组共134台，占比为60%。按15s的一次调频电量贡献指标衡量，机组一次调频动作正确的机组共133台，占比为59.6%。机组一次调频性能合格的机组共28台，占比为12.5%。机组一次调频性能不合格的机组共105台，占比为47.1%。

从15s和60s一次调频贡献电量的对比看，这次扰动后，机组在15s内一次调频正确响应的机组占59.6%，其中性能满足要求的机组占12.5%，一次调频的效果并不理想。

2 一次调频响应对电网频率的影响

根据华东区域电网频率控制体系，发电机组的一次调频动作响应是发生电网频率波动事件时的主要调节手段。在9.19锦苏直流闭锁故障发生后，通过仿真计算等手段，分析了在事故发生过程中，假如所有机组按照理想的一次调频响应动作，对电网频率的影响情况如下。

2.1 定义与参数

观察对象为一台1000MW燃煤火电机组，其一次调频参数设置、动态性能响应负荷如下规定。

2.1.1 一次调频参数

额定容量：100万千瓦

一次调频死区：2转

限幅6%，即一次调频出力上限为6万千瓦。

调差系数5%：5%额定频率变化2.5Hz，对应100万千瓦出力，变化率为4万千瓦/0.1Hz。

2.1.2 一次调频动态响应要求

按照新版国标《电网运行准则》（GB/T 31464-2015）的规定，机组一次调频须频率故障后3s内开始响应，15s内达到75%目标值[2]。

2.2 理想机组的响应行为

2.2.1 一次调频限幅的动作

根据调差系数5%，计算可得理想机组在频率跌落0.15Hz时，一次调频应响应6万千瓦，达到一次调频限幅。若假设起始频率为50.0Hz，考虑频率跌落超过一次调频死区0.033Hz后一次调频才会动作，即再经过0.15Hz，也就是频率跌落值达到0.183Hz，频率低于49.817Hz时，一次调频出力达到其限幅。即频率低于49.817Hz时，一次调频能力已用尽，即使频率跌幅超过上述水平，理想机组所能贡献的一次调频能力也不会增加。

2.2.2 频率低点时刻机组的响应

频率扰动后，最低点频率基本发生在1 0 s左右（“9.19”和“10.20”的最低频率时刻分别为12s和10s），此时理想机组已经开始响应，但尚未响应到目标值。

新国标仅规定了一次调频须在15s内达到75%目标值，对于0s～15s的响应并没有明确规定。假设理想机组此时的动态行为符合线性特征，也就是考虑一次调频响应时间3s的滞后，随后3s～15s之间符合线性上升规律。按此假设，10s时刻的一次调频增加量理想目标值是2.62万千瓦（即6%调节上限×75%×（10-3）/(15-3)）。即理想机组的10s一次调频出力变化率为2.62%。

2.2.3 理想机组Kg*_的测算

Kg*_的理论值为调差系数的倒数20，但此时没有考虑一次调频的动态响应行为，在频率最低点时，绝大部分机组无法根据目标要求实现完全响应。

考虑最不利情况下，动态响应后Kg*_理论最大值7.14。假设大扰动前系统起始频率为49.9Hz，忽略一次调频已经开始动作的影响，此时频率再跌落0.183Hz，该机组10s内一次调频增加量应为2.62万千瓦，一次调频出力变化率为2.62%，频率变化率为0.183/49.9=0.367%；此时Kg*_为7.14，此为理想机组Kg*_能够达到的最大值。

Kg*_随频差增大而下降。从频率49.717Hz开始，频率继续往下，一次调频出力变化率不再变化，而频率变化率继续增大。因此，Kg*_持续变小。当频率跌到49.25Hz时，Kg*_变小为2.01。

“9.19”最低频率时刻为12s，滞后时间3s，4s～12s内理想机组一次调频出力应增加3.375万千瓦，即理想机组的12s一次调频出力变化率为3.375%。“9.19”频率跌落值为0.409Hz，频率变化率为0.818%；即单台理想机组在“9.19”中，Kg*_为4.13。

3 浙江电网机组一次调频性能分析

通过对浙江省调考核系统数据进行分析汇总，得到了“9.19”故障时浙江电网运行的44台机组一次调频动作响应情况。对照《火力发电机组一次调频试验及性能验收导则》GB/T 30370-2013和《两个细则》[3]关于一次调频考核计算规则得出：

1）在频率下降过程中，按机组一次调频限幅要求，全省运行机组理论一次调频目标响应功率为1439MW。

2）从频率故障开始后15s时刻，全省机组实际响应功率为401MW，为理论响应量的27.88%，与标准要求的75%相差巨大。

3）频率故障开始1min内，全省机组实际响应功率最大值为698MW，为理论响应量的48.54%，与标准要求的90%相差较大。

表2 “9.19”直流闭锁时苍南电厂百万机组调频性能Table 2 Frequency modulation performance of million units in Cangnan Power Plant during "9.19" DC blocking

4）按《两个细则考核》计算全省机组一次调频平均效果（积分统计的电量贡献值）为0.39，离考核要求的0.6相差较大。

由此可见，在“9.19”锦苏直流闭锁故障中，浙江电网运行机组一次调频响应情况与理论值相差甚远。排除核电以及部分供热机组，火力发电机组的主要成因可分为两大类：

◆ 不少机组在滑压运行时，汽机调门开度过大，使得负荷快速向上调节裕量不足[4]。在全部44台机组中，发现有17台机组存在此问题，尤其是超（超）临界机组更为明显。此类机组在正常运行时汽机调门接近全开，调门向上调节裕量不足；当小频率扰动时响应尚能满足基本要求，但当电网大频差要求机组较大幅度加负荷时，难以快速响应。此类机组在正常运行过程中可视为一次调频能力不足。

◆ 剩余机组中一次调频响应不足其原因主要为：受机组运行工况的干扰，导致一次调频响应不足。例如，某百万机组由于汽压下降超过0.8MPa，致使闭锁回路动作导致调频负荷反向拉回。该类机组从汽机调门运行状况来看，还具备一次调频释放蓄热的能力，但出于保护机组运行稳定的考虑，兼顾了负荷与汽压的调节，最终牺牲了部分一次调频响应能力[8]。

以华润苍南电厂百万超超临界#2机组为例，在“9.19”直流闭锁事故发生后，机组的调节性能见表2。

由表2可见，苍南电厂#2机组在未实现汽轮机优化滑压的情况下，高调CV3开度保有一定的裕量，一次调频响应指标合格，但直流闭锁故障发生后15s内的调节负荷为43.8MW，与标准要求75%尚有偏差，具有一定的优化空间。

4 机组一次调频性能提升的优化建议

通过对直流闭锁故障下机组一次调频响应的分析，结合机组本身的运行工况，提出以下改善机组一次调频能力的建议。

4.1 机组一次调频功能优化

从现有机组一次调频控制策略来看，优化主要有两个方向：

图2 汽机调门开度与一次调频能力关系Fig.2 Relationship between the opening degree of steam machine and the ability of primary frequency modulation

4.1.1 提高DEH响应量，提升15s一次调频响应量

通常发生直流闭锁故障时，电网频率在10s～12s左右下降到最低点，从事故预防的角度来看，有必要提升发电机组15s内的一次调频响应能力。目前，多数机组一次调频动作过程中DEH动作量偏小，致使15s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。

4.1.2 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巨大[5]。现有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，在不影响机组安全的情况下尽可能地提升一次调频响应出力，为电网频率稳定提供保障。

4.2 拓展深度调频技术

深入研究并拓展机组一次调频的控制策略及技术，例如采用抽汽调节、凝结水节流等手段，充分利用汽机侧蓄热，提供机组新的一次调频手段和能力[6]。

4.3 优化机组运行方式

通过“9.19”故障分析过程发现，大部分超临界机组在正常滑压运行时，汽机调门开度过大甚至全开，调门向上调节负荷裕量不足。当小频率扰动时响应尚能满足基本要求，但当电网大频差要求机组较大幅度加负荷时，难以快速响应。机组正常运行中，汽机调门开度越大，其节流损失越小，对机组运行的经济性带来较大地影响，但却牺牲了机组AGC、一次调频等调节性能；当出现“9.19”类似的事故时，无法满足调节的要求。针对这种情况，可以调整滑压设定值，使得运行过程中调门综合阀位降低，改善其向上调节能力，并综合考虑对机组效率产生的影响。以1000MW机组为例进行分析说明：

图3 调阀开度31.5%时一次调频能力随负荷的变化关系Fig.3 Relationship between the change of primary frequency modulation capability and load when the opening of valve is 31.5%

图4 调阀开度45%时一次调频能力随负荷的变化关系Fig.4 Relationship between the change of primary frequency modulation capability and load when the opening of valve is 45%

4.3.1 汽轮机的一次调频能力估算

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的话，额定参数运行时，1000MW机组的一次调频能力如图2所示，这一曲线是在实际试验数据的基础上、进行分析计算得到的[7]。

从图2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，如果主汽压力降低，要保证这样的调频能力，调节阀开度还要减小，图3是调节阀开度保持31.5%运行时，机组一次调频能力随负荷的变化关系。

为了获得更好的运行经济性，超超临界汽轮机一般都进行过滑压优化，在大部分负荷段，调节阀开度维持在45%左右运行，这会显著降低其一次调频能力，多次低频事故时超超临界机组的一次调频结果也证实这一判断，图4为调节阀开度保持45%运行时，机组一次调频能力随负荷的变化关系[8]。

图5 保证一次调频能力调节阀开度上限Fig.5 Guaranteed primary frequency modulation capability adjustable valve opening limit

图6 保证一次调频能力滑压曲线设定下限Fig.6 Guaranteed primary frequency modulation capability sliding pressure curve setting lower limit

图7 保证调频能力运行与优化运行两种方式下的煤耗差Fig.7 Guaranteed coal consumption difference under two modes of operation and optimization operation of FM capability

4.3.2 保障一次调频能力情况下运行限制

为了保证超超临界汽轮机随时具有规程要求的6%额定负荷的一次调频能力，机组运行参数应不超出图5、图6限值。这一结果是基于该类型机组的实际运行数据、并经过变工况计算得到。

图5为保证一次调频能力时，不同负荷下调节阀的最大开度，如果大于此开度，机组的一次调频能力将无法满足要求[9]。图6为机组运行滑压曲线低限，也就是说在一定的负荷下，主蒸汽压力必须高于该曲线中的设定压力值，才能保证调频能力。

4.3.3 保障一次调频能力对机组运行经济性的影响

为了保证机组随时具有额定的一次调频能力，汽轮机调节阀必须具有一定的节流，这会造成机组运行经济性的降低。基于百万超超临界机组的实际性能试验数据，计算分析得到确保60MW的一次调频能力下运行与机组滑压优化后（调节阀开度45%）运行两种方式下的供电煤耗差，如图7所示。

图7典型数据为：500MW负荷，两者差3.7g/kWh；700MW负荷，两者差2.1g/kWh；900MW负荷，两者差1.2g/kWh。这是所有涉网机组需要全面评估并平衡的一项重要因素。

5 结束语

本文通过对华东电网直流闭锁事故下涉网机组一次调频调节性能的详细分析，结合机组本身的运行工况及特点，分析了一次调频调节效果不佳的原因，提出了改善涉网机组一次调频能力的建议。目标实现在不影响机组安全的情况下，尽可能地提升一次调频的响应出力，为电网频率稳定提供保障。