火電機組一次調頻的仿真研究

梅柏杉，張德蘭，陳 瑢

(上海電力學院 電氣工程學院，上海 200090)

0 引言

隨著電網容量不斷擴大、發電機組容量提高，機組在電網中發揮的作用也越來越大;且隨著風力發電投入量的增加，電網對一次調頻備用容量的要求也隨之提高。雖然新能源發展迅速，但是我國各大電網以火電為主的現狀在近幾十年改變相對困難，而火電機組的一次調頻特性對電力系統頻率穩定、防止因突發的負荷變動及發電機跳閘造成頻率大范圍波動而引發連鎖反應至關重要，所以投入運行的火電機組都要求具有一次調頻能力[1]。當電網頻率發生變化時，在保證機組安全的前提下，各發電機組通過快速改變汽門開度，調節發電機輸出功率，自動平衡電力系統的第一種擾動負荷分量 (快速的、幅值較小隨機波動的負荷)，從而抑制頻率快速變化。但是，很多火電廠一次調頻考核合格率較低[2～4]，機組不能有效參與一次調頻的主要原因有一次調頻死區和限幅設置不合理[5]。頻率死區、限幅和不等率等參數[6]的合理設置很重要。文獻[7]在仿真的基礎上定性指出在適當的范圍內改變調差系數、調頻限幅和調頻死區對頻率穩定的影響。文獻[8]分析了發電機組并網運行一次調頻的數學模型，基于文獻[1]用數學原理定性指出調差系數偏大時，機組調頻能力不足;調差系數小時，電網穩定性變差。文獻[9]和文獻[10]指出通過前饋環節能加快汽機的響應速度，更好地適應快速的負荷變化。發電機組調速系統發展快速，且全數字式調速器和分布式機爐協調控制系統的應用也日益廣泛。多數火電廠沒有認清機組一次調頻的重要性，進而忽略了機組協調控制系統中參數及結構對一次調頻特性的影響，這使各火電機組不能充分發揮一次調頻的作用，結果影響電網運行的穩定性[2～7]。本文利用 Matlab/Simulink 對火電廠原動機、調速系統建模和仿真，研究分析負荷突變對電網火電機組的影響，及汽輪機汽門開度的變化情況。通過對火電機組一次調頻模型中不同參數進行分析，對比了調頻特性。

1 火電機組一次調頻主要參數

衡量機組一次調頻性能時，通常要求電廠應保證機組滿足以下技術要求[11]:

(1)轉速不等率δ。反映機組一次調頻能力的強弱及穩定性的好壞。火電機組轉速不等率一般為4% ～5%[12]，其計算公式為 δ=(n1-n2)/n×100%。式中:n1為汽輪機空載轉速;n2為汽輪機滿負荷時的轉速;n為汽輪機額定轉速。

(2)調速系統遲緩率 (電液調節型)

單機容量≤100 MW時，遲緩率小于0.15%。

單機容量100 MW～200 MW(包括200 MW)，遲緩率小于0.1%。

單機容量＞200 MW，遲緩率小于0.07%。

(3)機組一次調頻死區。火電機組該參數不大于±0.034 Hz(±2 r/min)。

(4)一次調頻的響應滯后時間和穩定時間。

一次調頻的響應滯后時間應小于或等于3 s;一次調頻穩定時間應小于60 s;當電網頻率差值在調頻死區外時，一次調頻動作45 s前，機組發出有功與響應目標偏差的平均值應在額定有功出力的±3%內。

(5)負荷變化幅度。快速大幅度的負荷變化對機組的安全運行有影響，可限制機組參與一次調頻的負荷變化。限制幅度應滿足以下規定:

額定負荷200 MW及以下的火電機組，限制幅度不小于機組額定負荷的±10%;額定負荷200 MW以上的火電機組，限制幅度不小于機組額定負荷的±6%。機組參與一次調頻的負荷變化幅度，是考慮當頻率變化過大時，機組負荷不再隨頻率變化，以保證機組穩定運行;但是，變化幅度限制得越小，一次調頻能力越弱。

2 火電機組一次調頻原理

發電機輸入和輸出功率之間的不平衡導致電力系統頻率不穩定，數學公式為

式中:Pm為機械功率，與發電機的原動機和調速器的特性有關;Pe為電磁功率，與發電機的電磁特性有關，還取決于電力系統的負荷特性，難以控制，是引起系統頻率波動的主要原因;Hs為發電機的慣性常數;Δω為發電機轉速偏差。

圖1是火力發電機組一次調頻模型原理圖[13]，主要由協調控制系統 (CCS)、調速器、汽輪機及鍋爐組成。

由于在汽輪機跟隨鍋爐的方式下，根據主蒸汽壓力的變化調節汽輪機調門開度，機組負荷變化率較慢，不具備一次調頻的功能;所以，建立的模型采用以鍋爐跟隨汽輪機方式下的協調控制系統。

圖1 火電機組一次調頻原理圖Fig.1 Principle diagram of primary frequency control in thermal power plant

圖1中，Pe為電網功率，ω為發電機轉速，Pmec為汽輪機輸出機械功率，pt為鍋爐主蒸汽壓力，TD為汽輪機的主控制器輸出，BD表示鍋爐的主控制器輸出，CV表示汽輪機調門開度，SF表示蒸汽流量。

2.1 協調控制系統 (CCS)

協調控制系統模型主要由機組負荷指令處理器、汽輪機主控制器和鍋爐主控制器3部分組成，如圖2所示。

圖2 協調控制系統仿真模型Fig.2 Simulation model of coordinative control system

CCS側一次調頻特點是機組運行相對穩定，但是對頻率響應較慢。機組轉速變化和AGC指令共同構成了負荷指令，作為機組的功率目標。功率控制系統通過汽輪機主控制器改變汽輪機調門開度的指令 (CV)，通過鍋爐主控制器修正主蒸汽壓力，最終使機組發電功率達到電網要求。為了克服由于鍋爐的動態遲延和慣性給負荷響應速度帶來的影響，在鍋爐主控制器中加入負荷前饋，采用壓力差實現修正[14]。

2.2 數字電液控制系統模型 (DEH)

汽輪機調速系統模型可分為以下3個部分:速度/負載控制環節、過速保護環節 (負荷限制)和執行機構。仿真模型圖如圖3所示。

圖3 數字電液控制系仿真模型Fig.3 Simulation model of digital electro-hydraulic system

DEH側一次調頻特點是對頻率響應快，但是調節效果較差，對機組穩定運行影響較大。

(1)速度/負載控制環節

速度/負載控制用來產生閥門位置指令，包括一次調頻、功率控制和調節級壓力控制，其中負載控制回路包括功率控制和調節級壓力控制。

選擇功率和調節級壓力控制時，PID起作用，且不能接受CCS系統控制指令;當只有轉速控制時，PID環節不起作用，且可以選擇是否接受CCS系統的指令信號。

含有功率和速度輸入的電液調節系統 (功頻電調)因其具有抗內部干擾能力強、運行方便等優點，在實際系統中應用非常普遍[15]。

(2)接受CCS的遠方控制

汽輪機調速器接受CCS閥門控制時，調速系統中沒有功率控制和調節級壓力控制，功率和壓力控制功能都在CCS中實現[16];轉速控制可有可無，此時DEH是為一個執行機構，且PID不起作用。

由于協調控制系統和調速器系統都能接收功率和壓力控制，所以在建模中，使調速器中的PID不起作用，僅將DEH看作對CCS指令的一個執行機構，如情況 (2)所示[14]。

2.3 汽輪機模型

汽輪機模型已較成熟。文獻[17]對再熱凝汽式汽輪機熱力過程進行了原理分析，并結合現場試驗驗證，改進了傳統的汽輪機模型[18]，較準確地模擬了汽輪機的動態特性，數學模型為

式中:Trh為再熱蒸汽容積時間常數;Tcs為高壓汽室蒸汽容積時間常數;Tco為低壓連通管蒸汽容積時間常數;FHP為高壓缸功率系數;FIP為中壓缸功率系數;FLP為低壓缸功率系數 (其中FHP+FIP+FLP=1);λ為高壓缸功率過調系數。

模型結構如圖4。改進后的模型在0.1～1 Hz的工作頻段更接近實際。

圖4 改進的再熱凝汽式汽輪機模型Fig.4 Model of reheat turbine after improving

3 仿真結果分析

以600 MW的火電機組為例仿真，額定電壓為22 kV，額定轉速為3 000 r/min。根據圖1～4及發電機搭建Simulink仿真模型，一次調頻的調節死區設置為±2 r/min;轉速不等率δ為5%。仿真中采用標幺制。

在45 s初始狀態建立后，網側有功功率突然增加11%，機組功率變化、轉速波動、汽輪機汽門開度如圖5所示。負荷突增，發電機電磁功率Pe開始波動，影響電機轉速;在CCS控制系統收到轉速偏差信號后，經過限幅、死區判斷是否進行一次調頻;當偏差超出死區時，經PID控制調節，輸出控制汽輪機功率的信號，再經DEH系統，控制機械功率Pm;當汽輪機收到CCS的控制信號動作時，調門開度開始改變。

圖5 45 s負荷突變時各輸出量的變化情況Fig.5 Outputs of the model with the step disturbance in 45 s

從波形中可以看出，負荷突變后電磁功率突然增加，導致轉速頻率下降;汽門開度及機械功率在前0.2 s出現了延時，滿足一次調頻的響應時間限制，之后汽門開度逐漸增大，機械功率也增加;經過5 s后，轉速和電磁功率趨于穩定，一次調頻結束，滿足了負荷對頻率的需求。

根據規定設置合理的頻率死區范圍、限幅和不等率等，能有效發揮一次調頻的作用;但是負荷波動一直存在，一次調頻有效意味著汽輪機的汽門需要頻繁動作來減少頻率變化。汽門頻繁動作對機組存在著很大的安全隱患，后續將研究利用飛輪儲能系統參與火電廠一次調頻，減小或盡量消除汽輪機調門的動作，加強機組的安全性和穩定性。

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