火电机组一次调频的仿真研究

梅柏杉，张德兰，陈 瑢

(上海电力学院 电气工程学院，上海 200090)

0 引言

随着电网容量不断扩大、发电机组容量提高，机组在电网中发挥的作用也越来越大;且随着风力发电投入量的增加，电网对一次调频备用容量的要求也随之提高。虽然新能源发展迅速，但是我国各大电网以火电为主的现状在近几十年改变相对困难，而火电机组的一次调频特性对电力系统频率稳定、防止因突发的负荷变动及发电机跳闸造成频率大范围波动而引发连锁反应至关重要，所以投入运行的火电机组都要求具有一次调频能力[1]。当电网频率发生变化时，在保证机组安全的前提下，各发电机组通过快速改变汽门开度，调节发电机输出功率，自动平衡电力系统的第一种扰动负荷分量 (快速的、幅值较小随机波动的负荷)，从而抑制频率快速变化。但是，很多火电厂一次调频考核合格率较低[2～4]，机组不能有效参与一次调频的主要原因有一次调频死区和限幅设置不合理[5]。频率死区、限幅和不等率等参数[6]的合理设置很重要。文献[7]在仿真的基础上定性指出在适当的范围内改变调差系数、调频限幅和调频死区对频率稳定的影响。文献[8]分析了发电机组并网运行一次调频的数学模型，基于文献[1]用数学原理定性指出调差系数偏大时，机组调频能力不足;调差系数小时，电网稳定性变差。文献[9]和文献[10]指出通过前馈环节能加快汽机的响应速度，更好地适应快速的负荷变化。发电机组调速系统发展快速，且全数字式调速器和分布式机炉协调控制系统的应用也日益广泛。多数火电厂没有认清机组一次调频的重要性，进而忽略了机组协调控制系统中参数及结构对一次调频特性的影响，这使各火电机组不能充分发挥一次调频的作用，结果影响电网运行的稳定性[2～7]。本文利用 Matlab/Simulink 对火电厂原动机、调速系统建模和仿真，研究分析负荷突变对电网火电机组的影响，及汽轮机汽门开度的变化情况。通过对火电机组一次调频模型中不同参数进行分析，对比了调频特性。

1 火电机组一次调频主要参数

衡量机组一次调频性能时，通常要求电厂应保证机组满足以下技术要求[11]:

(1)转速不等率δ。反映机组一次调频能力的强弱及稳定性的好坏。火电机组转速不等率一般为4% ～5%[12]，其计算公式为 δ=(n1-n2)/n×100%。式中:n1为汽轮机空载转速;n2为汽轮机满负荷时的转速;n为汽轮机额定转速。

(2)调速系统迟缓率 (电液调节型)

单机容量≤100 MW时，迟缓率小于0.15%。

单机容量100 MW～200 MW(包括200 MW)，迟缓率小于0.1%。

单机容量＞200 MW，迟缓率小于0.07%。

(3)机组一次调频死区。火电机组该参数不大于±0.034 Hz(±2 r/min)。

(4)一次调频的响应滞后时间和稳定时间。

一次调频的响应滞后时间应小于或等于3 s;一次调频稳定时间应小于60 s;当电网频率差值在调频死区外时，一次调频动作45 s前，机组发出有功与响应目标偏差的平均值应在额定有功出力的±3%内。

(5)负荷变化幅度。快速大幅度的负荷变化对机组的安全运行有影响，可限制机组参与一次调频的负荷变化。限制幅度应满足以下规定:

额定负荷200 MW及以下的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±10%;额定负荷200 MW以上的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±6%。机组参与一次调频的负荷变化幅度，是考虑当频率变化过大时，机组负荷不再随频率变化，以保证机组稳定运行;但是，变化幅度限制得越小，一次调频能力越弱。

2 火电机组一次调频原理

发电机输入和输出功率之间的不平衡导致电力系统频率不稳定，数学公式为

式中:Pm为机械功率，与发电机的原动机和调速器的特性有关;Pe为电磁功率，与发电机的电磁特性有关，还取决于电力系统的负荷特性，难以控制，是引起系统频率波动的主要原因;Hs为发电机的惯性常数;Δω为发电机转速偏差。

图1是火力发电机组一次调频模型原理图[13]，主要由协调控制系统 (CCS)、调速器、汽轮机及锅炉组成。

由于在汽轮机跟随锅炉的方式下，根据主蒸汽压力的变化调节汽轮机调门开度，机组负荷变化率较慢，不具备一次调频的功能;所以，建立的模型采用以锅炉跟随汽轮机方式下的协调控制系统。

图1 火电机组一次调频原理图Fig.1 Principle diagram of primary frequency control in thermal power plant

图1中，Pe为电网功率，ω为发电机转速，Pmec为汽轮机输出机械功率，pt为锅炉主蒸汽压力，TD为汽轮机的主控制器输出，BD表示锅炉的主控制器输出，CV表示汽轮机调门开度，SF表示蒸汽流量。

2.1 协调控制系统 (CCS)

协调控制系统模型主要由机组负荷指令处理器、汽轮机主控制器和锅炉主控制器3部分组成，如图2所示。

图2 协调控制系统仿真模型Fig.2 Simulation model of coordinative control system

CCS侧一次调频特点是机组运行相对稳定，但是对频率响应较慢。机组转速变化和AGC指令共同构成了负荷指令，作为机组的功率目标。功率控制系统通过汽轮机主控制器改变汽轮机调门开度的指令 (CV)，通过锅炉主控制器修正主蒸汽压力，最终使机组发电功率达到电网要求。为了克服由于锅炉的动态迟延和惯性给负荷响应速度带来的影响，在锅炉主控制器中加入负荷前馈，采用压力差实现修正[14]。

2.2 数字电液控制系统模型 (DEH)

汽轮机调速系统模型可分为以下3个部分:速度/负载控制环节、过速保护环节 (负荷限制)和执行机构。仿真模型图如图3所示。

图3 数字电液控制系仿真模型Fig.3 Simulation model of digital electro-hydraulic system

DEH侧一次调频特点是对频率响应快，但是调节效果较差，对机组稳定运行影响较大。

(1)速度/负载控制环节

速度/负载控制用来产生阀门位置指令，包括一次调频、功率控制和调节级压力控制，其中负载控制回路包括功率控制和调节级压力控制。

选择功率和调节级压力控制时，PID起作用，且不能接受CCS系统控制指令;当只有转速控制时，PID环节不起作用，且可以选择是否接受CCS系统的指令信号。

含有功率和速度输入的电液调节系统 (功频电调)因其具有抗内部干扰能力强、运行方便等优点，在实际系统中应用非常普遍[15]。

(2)接受CCS的远方控制

汽轮机调速器接受CCS阀门控制时，调速系统中没有功率控制和调节级压力控制，功率和压力控制功能都在CCS中实现[16];转速控制可有可无，此时DEH是为一个执行机构，且PID不起作用。

由于协调控制系统和调速器系统都能接收功率和压力控制，所以在建模中，使调速器中的PID不起作用，仅将DEH看作对CCS指令的一个执行机构，如情况 (2)所示[14]。

2.3 汽轮机模型

汽轮机模型已较成熟。文献[17]对再热凝汽式汽轮机热力过程进行了原理分析，并结合现场试验验证，改进了传统的汽轮机模型[18]，较准确地模拟了汽轮机的动态特性，数学模型为

式中:Trh为再热蒸汽容积时间常数;Tcs为高压汽室蒸汽容积时间常数;Tco为低压连通管蒸汽容积时间常数;FHP为高压缸功率系数;FIP为中压缸功率系数;FLP为低压缸功率系数 (其中FHP+FIP+FLP=1);λ为高压缸功率过调系数。

模型结构如图4。改进后的模型在0.1～1 Hz的工作频段更接近实际。

图4 改进的再热凝汽式汽轮机模型Fig.4 Model of reheat turbine after improving

3 仿真结果分析

以600 MW的火电机组为例仿真，额定电压为22 kV，额定转速为3 000 r/min。根据图1～4及发电机搭建Simulink仿真模型，一次调频的调节死区设置为±2 r/min;转速不等率δ为5%。仿真中采用标幺制。

在45 s初始状态建立后，网侧有功功率突然增加11%，机组功率变化、转速波动、汽轮机汽门开度如图5所示。负荷突增，发电机电磁功率Pe开始波动，影响电机转速;在CCS控制系统收到转速偏差信号后，经过限幅、死区判断是否进行一次调频;当偏差超出死区时，经PID控制调节，输出控制汽轮机功率的信号，再经DEH系统，控制机械功率Pm;当汽轮机收到CCS的控制信号动作时，调门开度开始改变。

图5 45 s负荷突变时各输出量的变化情况Fig.5 Outputs of the model with the step disturbance in 45 s

从波形中可以看出，负荷突变后电磁功率突然增加，导致转速频率下降;汽门开度及机械功率在前0.2 s出现了延时，满足一次调频的响应时间限制，之后汽门开度逐渐增大，机械功率也增加;经过5 s后，转速和电磁功率趋于稳定，一次调频结束，满足了负荷对频率的需求。

根据规定设置合理的频率死区范围、限幅和不等率等，能有效发挥一次调频的作用;但是负荷波动一直存在，一次调频有效意味着汽轮机的汽门需要频繁动作来减少频率变化。汽门频繁动作对机组存在着很大的安全隐患，后续将研究利用飞轮储能系统参与火电厂一次调频，减小或尽量消除汽轮机调门的动作，加强机组的安全性和稳定性。

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