華東電網(wǎng)一次調(diào)頻能力量化評估及運行控制策略

徐賢，陸曉，周挺，李建華，李兆偉

(1.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司，江蘇 南京 210024；2.國家電網(wǎng)有限公司華東分部，上海 200120；3.國電南瑞科技股份有限公司，江蘇 南京 211106)

0 引言

隨著區(qū)外直流來電及新能源發(fā)電占比日益增加，電網(wǎng)頻率安全問題日益突出。2019年8月9日，英國電網(wǎng)部分電源因故障脫網(wǎng)，系統(tǒng)頻率急劇下跌，低頻減載動作導(dǎo)致大量用戶停電[1—2]。2005年11月20日龍政直流發(fā)生雙極閉鎖故障[3]以及2015年9月19日錦蘇直流雙極閉鎖[4]均造成了電網(wǎng)頻率的顯著跌落，所幸未產(chǎn)生嚴(yán)重后果。

強制性國家標(biāo)準(zhǔn)GB 38755—2019《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》[5](以下簡稱《導(dǎo)則》)已于2020年7月1日正式實施?！秾?dǎo)則》明確要求包括風(fēng)電、光伏等電源均應(yīng)具備一次調(diào)頻能力。在新能源發(fā)電比重較高的地區(qū)，新能源場站還應(yīng)提供必要慣量與短路容量支撐。

然而，目前華東區(qū)域內(nèi)新能源場站建設(shè)時未同步配置燃?xì)怆娬尽⒊樗钅茈娬?、儲能電站等靈活調(diào)節(jié)資源，不具備一次調(diào)頻能力，不滿足《導(dǎo)則》要求。由于新能源電站建設(shè)儲能設(shè)備或者提供一次調(diào)頻能力尚不是國際上通行的做法[6]，這些措施將增加新能源電站額外的投資及運行成本，因此，有必要對當(dāng)前以及未來電力系統(tǒng)一次調(diào)頻能力進(jìn)行合理的評估，建立新能源是否參與一次調(diào)頻的判斷依據(jù)[7]。

在理想情況下，采用發(fā)電機調(diào)速器實測建模進(jìn)行仿真計算，可以準(zhǔn)確模擬電網(wǎng)頻率響應(yīng)、評估電網(wǎng)頻率安全。而實際運行時發(fā)現(xiàn)，調(diào)速器實測建模的仿真結(jié)果與實際響應(yīng)差異較大。華東電網(wǎng)對實際故障下的頻率響應(yīng)情況進(jìn)行了細(xì)致的研究和分析，發(fā)現(xiàn)當(dāng)前火電機組一次調(diào)頻能力不滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求[8—9]，調(diào)速器實測建模的計算結(jié)果過于樂觀。華東電網(wǎng)采用參數(shù)擬合的方法重新建立了調(diào)速器的仿真模型，成功復(fù)現(xiàn)了幾次故障后系統(tǒng)的頻率響應(yīng)過程[3—4]。

美國西部電力協(xié)調(diào)委員會(Western Electricity Coordinating Council，WECC)電力系統(tǒng)的仿真人員發(fā)現(xiàn)，由仿真得到的頻率響應(yīng)曲線與實際監(jiān)測裝置記錄的頻率響應(yīng)之間存在較大的差異，頻率仿真結(jié)果過于樂觀。為此，WECC重新開展了調(diào)速器建模工作，采用參數(shù)擬合方法對調(diào)速器仿真模型和參數(shù)進(jìn)行修正，以便得到更為準(zhǔn)確的仿真結(jié)果[10]。

文中在華東電網(wǎng)頻率仿真模型研究成果的基礎(chǔ)上[3—4，11—14]，采用單機簡化模型開展華東電網(wǎng)頻率特性仿真。在確保仿真結(jié)果精度的前提下，探索電網(wǎng)頻率響應(yīng)特性及控制措施的一般規(guī)律，研究電力系統(tǒng)安全三級設(shè)防標(biāo)準(zhǔn)所對應(yīng)的頻率控制要求，建立頻率安全評價指標(biāo)體系，為華東電網(wǎng)一次調(diào)頻能力建設(shè)出謀劃策，為頻率安全運行保駕護(hù)航。

1 一次調(diào)頻分析模型

華東電網(wǎng)對一次調(diào)頻問題的研究成果表明，影響電網(wǎng)頻率仿真結(jié)果的主要因素有：同步發(fā)電機模型、調(diào)速器模型、負(fù)荷模型、未建模非統(tǒng)調(diào)機組以及故障期間電網(wǎng)無功電壓響應(yīng)情況[3]。文中提出的頻率仿真簡化模型充分考慮了上述因素。

1.1 發(fā)電機及調(diào)速器模型

簡化模型采用了華東電網(wǎng)根據(jù)“9·19”故障擬合的調(diào)速器詳細(xì)模型，充分考慮了限幅、死區(qū)、轉(zhuǎn)速不等率等參數(shù)，考慮了火電機組的鍋爐模型和發(fā)電機的運動方程，但忽略了發(fā)電機的暫態(tài)及次暫態(tài)響應(yīng)過程[15—16]。

1.2 負(fù)荷模型及電壓影響

簡化模型考慮了負(fù)荷模型與故障期間電網(wǎng)電壓波動的影響，負(fù)荷模型采用華東電網(wǎng)“9·19”故障擬合的恒阻抗+恒功率的靜態(tài)負(fù)荷模型。由于華東電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)四省一市的負(fù)荷模型略有差異，因此，簡化模型根據(jù)各省負(fù)荷占比對負(fù)荷參數(shù)進(jìn)行了等值。由于負(fù)荷模型中恒阻抗部分的負(fù)荷與電網(wǎng)電壓有關(guān)，其大小與電網(wǎng)電壓平方成正比，因此，需要對恒阻抗部分的負(fù)荷響應(yīng)及電網(wǎng)電壓波動進(jìn)行討論。

用電力系統(tǒng)仿真軟件(Bonneville Power Administration，BPA)仿真計算工具，采用華東電網(wǎng)擬合的詳細(xì)模型參數(shù)對“9·19”故障進(jìn)行仿真，分別考慮錦蘇直流閉鎖后切除濾波器、不切除濾波器以及忽略負(fù)荷的電壓響應(yīng)因子(即將負(fù)荷模型修改為100%恒功率模型)3種情況進(jìn)行計算。仿真結(jié)果表明：當(dāng)忽略負(fù)荷的電壓因子時，最低頻率與原模型相比降低0.006 Hz，相對誤差為1%；不切除濾波器比切除濾波器仿真結(jié)果最低頻率低0.013 Hz，相對誤差為3%。從該仿真結(jié)論來看，似乎可以忽略電壓對頻率的影響。仿真曲線如圖1所示。

圖1 BPA詳細(xì)模型模擬“9·19”故障時電壓對頻率的影響Fig.1 Effect of voltage fluctuation on frequency response by BPA simulation toolkit based on “9·19” model

然而，在相同條件下，當(dāng)系統(tǒng)損失功率由4.91 GW提高至7.26 GW時，考慮負(fù)荷電壓因子仿真得到的最低頻率比未考慮負(fù)荷電壓因子的最低頻率減小了0.13 Hz，此時顯然無法忽略電壓對頻率的影響。仿真結(jié)果見圖2。

圖2 BPA“9·19”模型數(shù)據(jù)損失功率7.26 GW時負(fù)荷電壓對頻率仿真結(jié)果的影響Fig.2 The frequency response deference with/without consideration of voltage fluctuation with 7.26 GW power loss by BPA simulation toolkit based on “9·19” model

故障后，由于調(diào)速器潮流的變化及電源點電壓調(diào)節(jié)能力的不同使每個負(fù)荷節(jié)點的電壓水平不一，負(fù)荷節(jié)點電壓的波動具有分散性和不確定性，似乎很難衡量其對頻率的影響。實際上，由于各節(jié)點電壓幅值相對固定，其波動的數(shù)值范圍相對固定，因此，可以通過引入電壓偏差因子來表示電壓對頻率的影響。故障時典型節(jié)點電壓響應(yīng)情況見圖3。

圖3 電網(wǎng)發(fā)生功率缺額時節(jié)點電壓響應(yīng)情況Fig.3 Node voltage response when power loss occurs

統(tǒng)計表明，故障期間電網(wǎng)平均電壓波動在0.6%左右。通過計算可以得到因電壓波動導(dǎo)致的負(fù)荷變化量，可以用下式近似表示(忽略高階項)：

(1)

式中：ΔPu為因電壓變化而引起的負(fù)荷變化；p1為負(fù)荷的恒阻抗系數(shù)；ΔU/U為電壓波動率；PL0為負(fù)荷初始值。由此得到ΔPu/PL0≈0.5%。

系統(tǒng)負(fù)荷時刻在變化，負(fù)荷模型本身也有一定的不確定性，因此，在仿真時可以考慮將電壓引起的波動合并進(jìn)入負(fù)荷的頻率因子(例如英國電網(wǎng))，也可以在功率損失因子(power loss factor，PLF)中加入負(fù)荷電壓偏差因子0.5%，補償因忽略負(fù)荷的電壓波動帶來的計算誤差。

1.3 未建模非統(tǒng)調(diào)機組

采用華東電網(wǎng)研究結(jié)論[3]，即考慮全部同步發(fā)電機裝機容量為統(tǒng)調(diào)同步發(fā)電機裝機容量的1.2倍，在簡化模型中對系統(tǒng)的等效轉(zhuǎn)動慣量進(jìn)行了修正，即仍保持統(tǒng)調(diào)機組容量為基準(zhǔn)容量，修正后的慣性時間常數(shù)為原慣性時間常數(shù)乘以1.2。

2 簡化模型計算準(zhǔn)確性驗證

采用簡化模型復(fù)現(xiàn)“9·19”故障后系統(tǒng)頻率最大跌落幅度。簡化模型與BPA詳細(xì)模型計算得到的最大頻率跌落分別為-0.411 4 Hz和-0.407 3 Hz，誤差小于0.01 Hz。此外，簡化模型的頻率下跌速度比BPA的略快，主要原因是其忽略了電壓波動的過程。當(dāng)簡化模型中加入由BPA計算得到的電壓響應(yīng)曲線時，兩者的頻率響應(yīng)曲線完全重合。這與在圖1中BPA仿真時忽略電壓因子頻率下降速度更快的結(jié)論是一致的，如圖4所示。

圖4 BPA詳細(xì)模型與簡化模型響應(yīng)曲線比較Fig.4 Comparison of frequency response of the simplified model and the BPA model

對比2020年小負(fù)荷方式下的BPA計算結(jié)果與簡化模型計算結(jié)果，如表1所示。

表1 BPA仿真與簡化模型仿真頻率最大跌落比較Table 1 Comparison of maximal frequency drop of the simplified model and the BPA simulation

從表1的計算結(jié)果可以看出，簡化模型計算的最低頻率與BPA詳細(xì)模型的計算結(jié)果誤差可以控制在0.01 Hz以內(nèi)。再次驗證簡化模型具有較好的計算精度。

3 頻率標(biāo)準(zhǔn)設(shè)定

新版《導(dǎo)則》中增加了對“頻率允許偏差”的要求，但目前關(guān)于頻率偏差的標(biāo)準(zhǔn)中并未對電網(wǎng)發(fā)生N-1時的暫態(tài)頻率偏差進(jìn)行限定。GB/T 15945—1995《電能質(zhì)量電力系統(tǒng)頻率允許偏差》中規(guī)定：電力系統(tǒng)頻率偏差允許值為0.2 Hz，當(dāng)系統(tǒng)容量較小時，偏差值可放寬到+0.5～-0.5 Hz。在《全國供用電規(guī)則》中規(guī)定：“供電局供電頻率的允許偏差：電網(wǎng)容量在3 GW及以上者為0.2 Hz；電網(wǎng)容量在300萬千瓦以下者為0.5 Hz?！边@里的偏差都是指穩(wěn)態(tài)頻率偏差。

如果暫態(tài)情況下仍套用穩(wěn)態(tài)標(biāo)準(zhǔn)，將顯著增加系統(tǒng)的運行成本。為此，文中參照《導(dǎo)則》對穩(wěn)定的分類，對暫態(tài)頻率控制要求進(jìn)行了分類。分類主要考慮2個因素：一是在頻率偏差達(dá)到0.75 Hz時，華東電網(wǎng)頻率協(xié)控裝置將動作，切除部分可中斷負(fù)荷，該措施為《導(dǎo)則》中第二級標(biāo)準(zhǔn)允許采取的措施；二是頻率偏差達(dá)到1.0 Hz時，將觸發(fā)第一輪低頻減載裝置動作，該措施為《導(dǎo)則》中第三級標(biāo)準(zhǔn)允許采取的措施。

此外，系統(tǒng)運行時在設(shè)防標(biāo)準(zhǔn)與裝置動作值之間留出0.1～0.25 Hz的過渡區(qū)，即第一級標(biāo)準(zhǔn)按照最大頻率偏差0.5 Hz進(jìn)行設(shè)防，對應(yīng)于華東電網(wǎng)頻率協(xié)控裝置定值；第二級標(biāo)準(zhǔn)按照最大頻率偏差0.9 Hz進(jìn)行設(shè)防，對應(yīng)于第一輪低頻減載裝置動作定值(英國電網(wǎng)的設(shè)防標(biāo)準(zhǔn)49 Hz，低頻減載裝置動作值48.8 Hz[17])。具體要求如下。

第一級標(biāo)準(zhǔn)：當(dāng)受端電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)任一機組因故障或無故障跳閘、直流系統(tǒng)單極閉鎖或單換流器閉鎖時，系統(tǒng)最大頻率偏差不應(yīng)大于0.5 Hz。

第二級標(biāo)準(zhǔn)：當(dāng)受端電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)發(fā)生直流系統(tǒng)雙極閉鎖,或2個及以上換流器閉鎖(不含同一極的2個換流器)時，系統(tǒng)最大頻率偏差不應(yīng)大于0.9 Hz；必要時允許采取切機和切負(fù)荷、直流緊急功率控制、抽水蓄能電站切泵等穩(wěn)定控制措施。

第三級標(biāo)準(zhǔn)：當(dāng)受端電網(wǎng)新能源大規(guī)模脫網(wǎng)、失去大容量發(fā)電廠等偶發(fā)故障時，系統(tǒng)采取低頻/低壓減載、高頻切機等措施,避免造成長時間大面積停電和對重要用戶(包括廠用電)的災(zāi)害性停電,使負(fù)荷損失盡可能減少到最小,電力系統(tǒng)應(yīng)盡快恢復(fù)正常運。

4 頻率安全評價指標(biāo)及仿真結(jié)果分析

為建立評價系統(tǒng)頻率安全分析體系，定義相關(guān)指標(biāo)如下。

定義一次調(diào)頻電源發(fā)電出力占比為提供一次調(diào)頻服務(wù)的電源發(fā)電總出力與系統(tǒng)總負(fù)荷之間的比值為K。

K=PG0/PL0

(2)

式中：PG0為提供一次調(diào)頻服務(wù)的電源發(fā)電總出力，GW；PL0為系統(tǒng)總負(fù)荷，GW。

定義非一次調(diào)頻電源發(fā)電出力占比為不提供一次調(diào)頻服務(wù)的電源總出力與系統(tǒng)總負(fù)荷之間的比值為K1，顯然，K1=1-K。

定義一次調(diào)頻電源負(fù)載率為提供一次調(diào)頻服務(wù)的電源發(fā)電總出力與其額定功率之間的比值為λ2。

λ2=PG0/PGN

(3)

式中：PGN為提供一次調(diào)頻服務(wù)的電源額定出力，GW。顯然，λ2∈(0,1)。

定義功率損失占比為系統(tǒng)發(fā)生單一故障(含直流雙極閉鎖故障)時系統(tǒng)損失的最大功率與該時刻系統(tǒng)負(fù)荷的比值為KPLF。

KPLF=ΔP/PL0

(4)

式中：ΔP為系統(tǒng)內(nèi)單一故障(含直流雙極閉鎖故障)時系統(tǒng)損失的最大功率，GW。

采用華東電網(wǎng)“9·19”頻率擬合模型參數(shù)建立了頻率仿真簡化模型，見附錄圖A1，參數(shù)見附錄表A1。計算時僅考慮調(diào)速器及負(fù)荷的頻率效應(yīng)，未考慮頻率協(xié)控系統(tǒng)等其他措施提供的一次調(diào)頻響應(yīng)。仿真結(jié)果如圖5所示。

圖5 事故后頻率按49.1 Hz設(shè)防時系統(tǒng)所允許的最大非調(diào)頻發(fā)電占比Fig.5 Maximum proportion of non-conventional power with no primary frequency response when the lowest system freqency shoud be hold beyond 49.1 Hz during the fault

從圖5中可以看出：

(1) 對于某一固定的λ2(提供一次調(diào)頻的電源負(fù)載率，一次調(diào)頻服務(wù)通常由常規(guī)同步發(fā)電機提供)而言，隨著KPLF增加，其滿足頻率控制要求所允許非調(diào)頻電源發(fā)電占比K1就越小。曲線左側(cè)為頻率穩(wěn)定域，右側(cè)為頻率破壞域。λ2降低時，系統(tǒng)頻率穩(wěn)定域增加。

(2)λ2=1對應(yīng)的曲線左側(cè)區(qū)域為絕對穩(wěn)定域。當(dāng)實際系統(tǒng)的KPLF與K1落在該區(qū)域時，其一次調(diào)頻電源負(fù)載率必然滿足要求。

(3)KPLF越小，其頻率穩(wěn)定性就越好。當(dāng)KPLF<3%，非調(diào)頻電源占比超過90%時，頻率跌落幅度仍然滿足第二級安全標(biāo)準(zhǔn)要求；當(dāng)KPLF>5.7%，且λ2≥0.9時，即使所有電源均具備3.1%的一次調(diào)頻能力上限，事故后電網(wǎng)頻率仍然無法滿足第二級安全標(biāo)準(zhǔn)要求。

(4) 通過查詢該計算結(jié)果，可以判斷華東電網(wǎng)當(dāng)前頻率穩(wěn)定是否滿足要求，并能找到運行方式調(diào)整的措施。例如，可以適當(dāng)降低單一直流來電的水平，從而降低KPLF以滿足單一直流閉鎖時的頻率安全要求；或者在部分時段適當(dāng)增加調(diào)峰燃機并網(wǎng)發(fā)電，通過降低發(fā)電負(fù)荷率來滿足頻率安全要求。

(5) 該模型同樣可以評估多直流閉鎖時存在的風(fēng)險。若華東電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)火電機組整體一次調(diào)頻能力從3.1%提升至5%，其穩(wěn)定區(qū)域明顯變大，如圖6所示。

圖6 一次調(diào)頻上限提升至5%時頻率按49.1 Hz設(shè)防系統(tǒng)所允許的最大非調(diào)頻發(fā)電占比Fig.6 Maximum proportion of non-conventional power with no primary frequency response when the lowest system freqency shoud be hold beyond 49.1 Hz and the primary frequency response capability of synchronous generations is raised to 5%

5 華東電網(wǎng)頻率安全形勢及控制措施

預(yù)計2020年底華東電網(wǎng)新能源裝機規(guī)模將達(dá)到70.92 GW，核電24.45 GW,直流來電31 GW。若按新能源最大同時率0.7進(jìn)行測算,非調(diào)頻電源總出力最大可以達(dá)到105.9 GW。常規(guī)機組一次調(diào)頻能力上限為3.1%，考慮區(qū)域內(nèi)最大損失功率為最大水電直流7.2 GW，分別考慮/忽略頻控系統(tǒng)1 GW直流提升能力，仿真結(jié)果如圖7所示。可見，2020年華東電網(wǎng)仍然有可能通過增加開機容量來滿足頻率控制要求。當(dāng)負(fù)荷低于160 GW時，常規(guī)機組最大允許負(fù)載率較小，即系統(tǒng)對機組備用要求較高。

圖7 2020年新能源大發(fā)時一次調(diào)頻要求的常規(guī)機組最大允許負(fù)載率Fig.7 Maximum allowable load rate of conventional synchronous generator required by primary frequency res ponse control in 2020 when renewable energy surges

預(yù)計2025年華東電網(wǎng)新能源裝機容量將達(dá)到112.85 GW,核電34.63 GW,直流來電60 GW。按照新能源同時率0.7計算,華東電網(wǎng)由新能源、核電及直流來電等非調(diào)頻電源總出力173.6 GW。仍然考慮最大損失負(fù)荷為7.2 GW，分別考慮常規(guī)機組一次調(diào)頻限幅3.1%和5% 2種情況，并考慮直流頻控提供1 GW一次調(diào)頻能力，按照0.9 Hz最大頻率跌落設(shè)防時常規(guī)機組允許的最大負(fù)載率，如圖8所示。

圖8 2025年新能源大發(fā)時一次調(diào)頻要求的常規(guī)機組最大允許負(fù)載率Fig.8 Maximum allowable load rate of conventional synchronous generator required by primary frequency res ponse control in 2025 when renewable energy surges

到2025年，華東電網(wǎng)即使按照新能源最大同時率為0.5計算，非一次調(diào)頻電源提供電力仍可達(dá)到166 GW，與華東電網(wǎng)低谷負(fù)荷水平相當(dāng)。理想情況下全部負(fù)荷均可由新能源、核電及直流來電等非一次調(diào)頻電源提供電力，即非一次調(diào)頻電源的滲透率可能達(dá)到100%。此時，電網(wǎng)頻率安全運行面臨非常嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。

即使考慮常規(guī)機組全部能達(dá)到5%的一次調(diào)頻上限，直流頻控系統(tǒng)提供1 GW一次調(diào)頻響應(yīng)，當(dāng)負(fù)荷較小時，頻率安全對常規(guī)機組的負(fù)載率要求仍然很高。例如，當(dāng)負(fù)荷為150 GW時，要求常規(guī)機組的負(fù)載率不得高于0.64，這將嚴(yán)重影響常規(guī)機組的運行經(jīng)濟性。若常規(guī)機組的一次調(diào)頻能力上限為3.1%，則要求常規(guī)機組的負(fù)載率運行在40%左右，而常規(guī)機組的最低負(fù)載率為50%,此時，僅靠區(qū)內(nèi)常規(guī)電源調(diào)節(jié)已無法保證系統(tǒng)頻率運行安全。

最有效的頻率控制措施是限制單個直流輸入功率占系統(tǒng)有功負(fù)荷的比重。例如，當(dāng)非調(diào)頻電源占比達(dá)到60%時，考慮常規(guī)機組一次調(diào)頻能力5%，即使不考慮直流頻控系統(tǒng)作用，也只需要將最大損失功率控制在4.3%以下，即可保證頻率安全(當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷為150 GW時，最大直流有功為6.45 GW)。若其他條件不變，考慮常規(guī)機組一次調(diào)頻能力為3.1%，則只需要將最大損失功率控制在3.9%以下，即可保證頻率安全(當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷150 為GW時，最大直流有功為5.85 GW)。顯然，通過減少單一直流占總負(fù)荷比重的措施總能滿足電網(wǎng)頻率控制要求。

2025年，華東電網(wǎng)頻率安全成為影響新能源和直流消納的重要因素。在某些方式下需要限制單一直流最大功率。這將影響直流年利用小時數(shù)，需要對這種情況發(fā)生的概率進(jìn)行評估。

限制區(qū)外直流來電、提高本地常規(guī)火電一次調(diào)頻能力以及要求新能源提供一次調(diào)頻能力或增加儲能設(shè)備來提高電網(wǎng)消納能力，均應(yīng)作為未來電網(wǎng)保證頻率安全的措施。應(yīng)逐步考慮新能源具備虛擬慣量和一次調(diào)頻能力的需求，實現(xiàn)新能源機組友好并網(wǎng)，具備更高的電網(wǎng)適應(yīng)性和電網(wǎng)支撐能力，滿足未來電網(wǎng)發(fā)展的需要。水電直流、區(qū)內(nèi)風(fēng)電、光伏的消納需求迫切要求建立一次調(diào)頻輔助服務(wù)市場來平衡各方的利益。

需要補充說明的是，機組調(diào)頻能力的提升并不一定導(dǎo)致機組運行費用的增加。當(dāng)發(fā)電機調(diào)速器實測模型能夠真實反映實際水平時，可以通過仿真計算得到當(dāng)前和未來負(fù)荷水平下所需要的一次調(diào)頻能力，并據(jù)此進(jìn)行一次調(diào)頻容量的安排，無須要求所有機組在所有負(fù)荷水平下都提供一次調(diào)頻能力，可提高運行機組的經(jīng)濟性。例如，在負(fù)荷大于180 GW，常規(guī)機組整體一次調(diào)頻性能為3.1%，考慮最大損失功率為7.2 GW時，機組最大允許負(fù)載率可以達(dá)到0.9，可近似認(rèn)為，此時一次調(diào)頻不構(gòu)成實際的運行約束。在此前提下，通過輔助服務(wù)市場購買少量的一次調(diào)頻能力就可以實現(xiàn)頻率安全。此時，運行機組可以根據(jù)電網(wǎng)的一次調(diào)頻需求來選擇是否提供一次調(diào)頻服務(wù)以獲取相應(yīng)的服務(wù)補償，或者選擇不提供一次調(diào)頻服務(wù)以獲取較低的運行成本。

機組負(fù)載率的提升對區(qū)內(nèi)機組運行效率有顯著的影響，據(jù)有關(guān)文獻(xiàn)記錄，當(dāng)負(fù)載率由100%降低至50%時，火電機組邊際發(fā)電成本可增加約10%～20%[18]。當(dāng)常規(guī)機組的整體一次調(diào)頻性能從3.1%提升至5%時，頻率安全允許的機組最大負(fù)載率有明顯的提升，從而使機組有可能運行在更經(jīng)濟的負(fù)載水平，經(jīng)濟效益明顯。同時，機組一次調(diào)頻能力提高后，增加了系統(tǒng)開機方式的靈活性，可以避免因一次調(diào)頻能力差異而額外增加系統(tǒng)運行風(fēng)險或額外預(yù)留一次調(diào)頻備用。

6 結(jié)語

文中建立了包含同步發(fā)電機、調(diào)速器詳細(xì)模型及負(fù)荷模型的頻率仿真簡化模型，對實際及預(yù)想故障下電網(wǎng)頻率的仿真表明，簡化模型得到的頻率最大跌幅與BPA詳細(xì)模型的仿真結(jié)果一致，誤差較小。提出了電力系統(tǒng)安全三級設(shè)防標(biāo)準(zhǔn)所對應(yīng)的頻率控制要求，建立了頻率安全評價指標(biāo)。采用簡化模型對2020年及2025年華東電網(wǎng)頻率安全形勢進(jìn)行評估，指出2025年頻率安全將成為影響新華東電網(wǎng)新能源和直流來電消納的主要因素之一。

建議盡快提升華東電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)火電機組整體一次調(diào)頻能力，如由3.1%提升至5%；通過提高一次調(diào)頻仿真精度，建立一次調(diào)頻輔助服務(wù)市場，降低常規(guī)機組的運行成本；通過限制單一直流最大功率占總負(fù)荷的比重，控制頻率安全風(fēng)險。后續(xù)還應(yīng)逐步考慮新能源具備虛擬慣量和一次調(diào)頻能力，實現(xiàn)新能源機組友好并網(wǎng)，具備更高的電網(wǎng)適應(yīng)性和電網(wǎng)支撐能力，滿足未來電網(wǎng)發(fā)展需求。