新型电力系统下燃煤火电机组一次调频面临的挑战与展望

郝 玲，陈 磊，黄怡涵，徐 飞，徐达睿，陈 群，3，闵 勇

（1.清华大学电机工程与应用电子技术系，北京市 100084；2.新型电力系统运行与控制全国重点实验室（清华大学），北京市 100084；3.清华大学工程力学系，热科学与动力工程教育部重点实验室，北京市100084）

0 引言

新型电力系统建设形势下，风电、光伏等新能源发电量占比持续升高，电力系统正逐步从以火电同步机为主导的传统交流系统转变为风、光等新能源主导的电力电子化交直流混联系统，意味着电力系统稳定运行将面临更强的扰动和冲击。其中，频率稳定是新型电力系统稳定运行的最关键要求之一。电源一次调频是保障电力系统频率稳定的关键手段［1］。然而，在新型电力系统中，采用电力电子接口的风电、光伏发电机组不具有传统同步机的转动惯量和一次调频能力［2］，大规模接入后导致系统同步转动惯量减小、一次调频能力下降，系统的抗功率扰动能力减弱。此外，大容量直流故障将给系统带来巨大的功率冲击，系统安全需要考虑的功率扰动量变大，直流不具有传统负荷的频率调节效应，系统频率响应进一步恶化，频率安全问题日益凸显。

近年来，国内外电力系统频率安全事件多次发生［3］。2015 年9 月19 日，锦苏特高压直流发生双极闭锁［4］，故障发生12 s 后，华东电网频率最低跌至49.56 Hz。2016 年9 月28 日，新 能 源 发 电 占 比 高 达48.6%的澳大利亚南部地区电网，由于遭受极端天气而大面积停电［5］，频率下降至47 Hz 以下，下降率达6.1 Hz/s。2019 年8 月9 日，英 国 发 生 大 面 积 停电，频率下降至48.8 Hz，触发低频减载动作［6］。上述频率事故给中国新型电力系统建设带来了警示。未来，以新能源占比不断提高的新型电力系统频率安全将面临更加严峻的挑战。

为了应对频率安全面临的风险，文献［7］明确要求火电、水电、风力发电、光伏发电、储能电站等电源均应具备一次调频能力，这也是新型电力系统一次调频的发展趋势。在综合考虑中国能源禀赋特征、地理条件限制、成本限制的前提下，燃煤火电机组相对燃气火电、电化学储能、风电、光伏等一次调频资源而言，具备一次能源丰富、经济性、可靠性的优势，故燃煤火电在相当长的时间内仍是最具潜力的一次调频资源［8］。文献［9］明确指出“推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”。文献［10］中指出，要对煤电机组实施“三改联动”，包括煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造，表明煤电灵活性提升将成为未来发展趋势。2023 年11 月，国家发展改革委和国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确了煤电于2024 年启动容量电价、电量电价两部制机制［11］，加速了煤电调节定位转变的进程。综上可知，燃煤火电在过渡期甚至未来相当长的时期内也将是一次调频的主体资源。

目前，在新能源并网比例较高的电力系统中，燃煤火电一次调频效果并不理想。务区域“两个细则”［12-14］考核结果显示，中国多个局部地区火电机组一次调频考核合格率普遍较低。以东北电网某实际电厂为例，该电厂某时段内共发生一次调频动作19 821 次，其中，考核8 259 次，免考核11 562 次，考核中合格343 次，不合格7 916 次，一次调频合格率仅为4.33%，既无法保障电网频率安全，也给电厂带来了巨大的罚款损失。以2015 年9 月19 日华东电网低频事件为例，挂网运行的282 台机组，一次调频评价合格的仅86 台，合格比例仅为30.5%。总的来说，在电网发生小扰动时，机组尚可提供足够的调频能力使频差回到死区以内；但在发生较大扰动时，火电机组的一次调频能力不足以支撑频率恢复。

在新能源并网比例远远未达到新型电力系统远期目标的情况下，火电一次调频能力已呈现不足的态势，随着新型电力系统的建设发展，未来更高比例新能源电力系统一次调频的需求更大。一方面，新能源不确定性将倍增，电力系统面临的一次调频问题、火电机组面临的一次调频压力将更加严峻；另一方面，在区域互联较少地区的电网、沙戈荒新能源大基地、高耗能工业负荷配备风-光-储大基地等新能源形态下，一次调频问题会更加突出，承担主体调节任务的火电机组一次调频问题也将更加凸显。无论是对电网还是对电源而言，燃煤火电一次调频都具有至关重要的价值。研究发展燃煤火电一次调频对电网而言是保障频率安全的关键，对电厂而言则是“双碳”目标下转型发展的机遇。为了应对当下及远期形势发展需求，亟须对新型电力系统背景下火电一次调频发展面临的挑战进行全面梳理，并展望未来关键技术研究方向。

本文首先归纳了新型电力系统发展背景下火电一次调频特点呈现的4 个显著趋势，分析了该趋势下一次调频在电网、电厂运行方面存在的不足；提炼了一次调频能力提升、调频快速准确仿真两方面关键挑战。其次，站在电网和电源两个视角，分别对火电一次调频能力提升及调频动态仿真的现状、存在的瓶颈展开回顾分析。最后，结合上述挑战和瓶颈，对未来新型电力系统火电一次调频关键技术问题进行展望。

1 新型电力系统中火电一次调频面临的挑战

1.1 火电一次调频的发展趋势

随着电力系统中新能源及电力电子设备比例的不断增高，火电一次调频特点呈现出以下4 个显著的发展趋势：

1）一次调频间隔时间变短，连续一次调频增加［15-16］。文献［16］提到，一次调频能力不足的一个典型场景是连续2 次的一次调频动作，第1 次一次调频动作导致蓄热能力消耗，第2 次动作时尚未重新蓄足，火电调速器再次下发调频指令，电厂无法有效支撑第2 次调频功率指令。该特点反映了两方面问题，一是从电厂完成电网一次调频指令的角度来看，电厂仅利用锅炉蓄热提供一次调频能力的手段已经难以适应连续一次调频的需求；二是电网如果仅依靠调速器系统下发的调频指令和简化的IEEE标准锅炉、汽机模型，难以真实掌握机组连续一次调频的复杂流动换热、做功的动态特性［17-18］，可能对机组实际一次调频能力估计得过于乐观，产生误判，影响电网运行决策。

2）电网大扰动幅度和频次增加，导致火电功率调节幅度需求增加。电网整体一次调频能力需求增大后，对单台火电机组的最大调频能力需求远高于新能源高比例并网前，单台火电机组在最大能力范围内需要承担的调频任务也高于新能源并网前，但现行的火电一次调频高压调节阀策略的调频能力有限，对应的调速器系统和超临界机组调频备用容量难以达到考核要求［19］。该特点同样反映了火电一次调频能力不足以及电网难以掌握大扰动下机组实际能力的问题。电网用于仿真火电调频动态IEEE锅炉模型的关键是蓄热系数，蓄热系数是通过辨识得到的，对于数据积累较少的大扰动情形精度不足。

3）一次调频与调峰、深调、保供电等多种调节需求叠加［20-21］。该特点引起两方面问题：一方面，火电机组普遍进行深度调峰或调峰灵活性改造后，已经发现其调频能力受到影响；从电厂完成电网一次调频指令的角度看，机组一次调频优化控制、调频能力提升需要结合保供电、深调或调峰、一次调频、二次调频等需求一起考虑；另一方面，从电网掌握调节性火电调频能力的角度看，目前的火电机组动态模型未考虑一次调频与调峰等叠加的情形，有必要建立机组分钟级与小时级耦合的建模方法。

4）火电与新能源、储能等联合调频的机会增加［22-23］。随着风电、光伏、储能等新型调频资源的加入，电网一次调频资源更加丰富，火电需要面临和新能源、储能共同调频的情况。该特点导致两方面问题。在电厂侧机组一次调频能力提升方面，缺乏火电与新能源、储能不同类型调频资源之间调频功率优化分配的研究；在不确定功率分配原则、不考虑火电复杂运行特性及边界的前提下开展控制策略研究，无法指导火电与风光储实际的协同运行［24］；在电网掌握调节性火电调频能力方面，缺乏考虑火电运行特性及一次调频能力边界的联合调频策略的调节能力评估，给电网运行决策带来难题。

由上可知，火电一次调频所呈现的发展趋势，给机组一次调频能力提升、电网评估机组一次调频能力带来更高要求。一方面，要从火电机组中挖掘更大的分钟级以内时间尺度的灵活性；另一方面，要提供更精确的火电机组一次调频动态建模方法实现电网对机组调频能力的精确掌握，为运行决策提供支撑。本文选取了电网和电厂双向视角，重新审视火电一次调频内涵和发展需求。

1.2 火电一次调频面临的挑战

1.2.1 机组面临一次调频能力提升的挑战

火电机组一次调频能力不足、考核合格率不高的原因是多方面的。火电机组过去主要依靠增大高压调节阀开度来释放锅炉蓄热并进行一次调频［25］，但采用超临界机组后，直流锅炉较汽包锅炉蓄热能力降低，是导致一次调频能力降低的一个原因［26-27］。此外，在实际运行中，火电机组为了减小节流损失，在机组出力的中间段一般采用滑压运行方式，通过调节主汽压力调节出力。调节阀开度接近全开，调频备用不足，也会导致大功率扰动下调频能力不及预期。尤其近年来，机组为了提高调峰能力进行灵活性改造，务种调峰改造与一次调频能力提升可能存在制约关系。例如，低压缸近零出力等调峰措施就会制约机组蓄热能力的释放与一次调频能力的提升，由于火电调峰能力与调频能力之间关系不明确，大规模调峰改造或为火电一次调频能力降低的另一关键因素，在实际运行中，已经发现改造后机组在深调工况下，一次调频能力显著降低的情况。

近年来，提升火电机组一次调频能力方面的研究得到了大量关注。除了传统的主汽阀调节以外，发展出凝结水节流、高压加热器给水旁路（下文简称高加给水旁路）、供热抽汽调节等新型一次调频技术。下面以系统频率下降的情形为例说明务技术的原理。凝结水节流通过调节凝结水流量、提高低压加热器壳侧抽汽温度与压力的方式降低抽汽流量，从而增大汽轮机瞬时做功，代价是凝结水温度与除氧器水位暂时降低，但不会立即降低到安全范围之下。高加给水旁路是通过降低高加与高压缸务级抽汽换热量的方式，降低高压缸抽汽流量，从而增加汽机瞬时做功，代价是给水温度暂时降低，但不会立即降低到安全范围之下。凝结水节流和高加给水旁路的本质都是利用机组回热系统（给水和凝结水）蓄热及锅炉省煤器蓄热提供一次调频能力。供热抽汽一次调频是通过改变中压缸至供热抽汽的蝶阀阀门开度的方式减小供热抽汽流量，进而增大瞬时中压缸膨胀做功，代价是供热蒸汽与集中供热系统换热量暂时降低。其本质是利用与机组相连的集中供热系统的蓄热提供一次调频能力。因此，新型一次调频技术的目标都在于将机组锅炉、回热系统务环节的蓄热用于提高一次调频能力，难点在于如何在保障机组安全运行的前提下提高调频能力，并兼顾运行效率。

1.2.2 电网面临一次调频快速精确仿真的挑战

火电一次调频面临的另外一个问题是机组一次调频模型难以兼顾精度和仿真速度，导致电网在实际运行中，难以实时准确掌握机组真实的调频性能，无法在实际功率扰动下立即得到全网所有机组的功率增量，无法指导实际运行。目前，电网中采用的火电机组调频模型一般只针对定压运行方式下主汽阀调节的方式，无法适用于火电变工况运行、灵活性改造后以及新增新型一次调频策略后的调频动态仿真。一方面，火电由于运行工况变化或灵活性改造导致的结构变化，调频能力发生巨大变化；另一方面，除了主汽阀调节以外，出现了很多新型一次调频技术，现有一次调频模型对上述情况均不再适用，导致电网采用模型仿真计算得到的系统频率动态和实际差别很大，给电网频率安全带来巨大威胁。在2015 年9 月19 日的华东电网低频事件中，电网仿真计算得到的最大频率频差不到0.2 Hz，而实际的最大频率偏差超过0.4 Hz，这表明火电机组的一次调频模型无法准确反映机组真实一次调频性能。

综上，火电是系统一次调频资源的重要组成部分，其调频特性对系统频率安全性具有显著影响，但面临着一次调频能力不足、新型一次调频技术需求迫切且快速发展、现有电网调频模型不能准确反映机组真实性能等问题，亟须对新型电力系统背景下火电一次调频需求面临的挑战进行分析，重新梳理电网与电厂视角下的火电一次调频内涵与二者差异，找到提升电网频率安全及提升火电一次调频能力的关键技术。

2 火电一次调频能力提升现状及问题

本章对火电一次调频及机组本身运行控制的基本原理进行重新梳理，从电网、电厂双向视角分析一次调频能力提升问题，挖掘全流程可资利用的调频能力提升潜力。

2.1 火电一次调频技术原理

总结现有的火电一次调频技术，如图1 所示，包括最传统的主汽阀调节技术以及凝结水节流［28-29］、高加给水旁路［30］、供热抽汽调频［31-32］、补汽阀调节［33］等新型调频技术。图中：Δf为频率差。不同的一次调频技术在流程结构上具有相似性，一般包括3 个环节：1）调频控制系统（一般为数字式电液调速系统（digital electro-hydraulic control system，DEH））输入频率或转速信号，生成控制指令；2）执行伺服系统，根据指令调整阀门开度；3）原动机动态响应系统。

图1 火电机组一次调频技术Fig.1 Primary frequency regulation technology of thermal power units

电网对火电机组一次调频的需求很明确，期望调频功率和频率偏差之间呈现比例关系。因此，调频控制系统中的基本控制策略很简单。对于主汽阀调节，基本的控制策略是比例控制，输入为转速或频率偏差，输出为阀位指令，比例系数是调差系数的倒数，一般按照电网要求给定。实际调频控制系统中，大量采用比例-积分-微分(proportional-integralderivative，PID）控制以改善动态性能，但基本的控制特性是类似的。

但在电厂侧，一次调频与二次调频等都属于“机组快速变负荷”技术。机组侧对于电网下发的调频指令都是为了实现电网需求的调频性能。同时，保障机组的安全经济运行需要进行大量的控制，也就是前述的务种一次调频控制技术。下面分别进行说明。

2.1.1 主汽阀调节

主汽阀调节是国内外最传统、应用最广泛的一次调频技术，其结构如图2 所示。当电网中出现功率不平衡引起频率变化时，调速系统立即依据一次调频转速不等率，将频差信号转为功率增量信号［34］，再根据汽轮机膨胀做功、锅炉吸热、阀门处工质阻力流动等动态模型，将功率增量信号转换为主汽流量增量信号及阀位指令；然后，电液伺服机构执行指令，改变控制阀开度，引起主汽流量、主汽压力及锅炉内部压力、比容迅速随之变化，汽轮机快速响应改变机组功率。为了保证主汽压力、功率等在安全范围内变化，一次调频过程还同时受机组机炉协调控制系统（coordination control system，CCS）的作用［35］。机炉CCS 的作用不是为了功率在安全范围内变化，而是为了让实际功率最终等于目标功率，DEH 是粗调，CCS 是精调。

图2 火电主汽阀调节一次调频全过程示意图Fig.2 Schematic diagram of whole process of primary frequency regulation for main steam valve regulation of thermal power unit

主汽阀调节要求机组正常运行时阀门有上调的空间，故阀门开度不能全开。对于机组而言，会带来一定的节流损失，实际是通过牺牲能效的方式保证机组的一次调频能力，阀门开度越小，节流损失越大。通常，火电厂出于经济性的考虑，一般在中间出力段采用滑压运行的方式，不是通过调节阀门开度调节功率，而是通过调节主汽压力调整功率。例如，某实际600 MW 机组，出力在300～540 MW 之间时采取较经济的滑压运行方式，主汽压力随机组负载水平变化。滑压运行时，阀门开度接近于满开（一般在0.95 以上），上调空间很小，在大功率缺额情况下，机组可增发的调频功率也很小，限制了机组一次调频能力。机组经济性和一次调频能力之间的相互制约关系是影响机组调频能力的一个重要因素。

2.1.2 凝结水节流

凝结水节流调频最早于1998 年提出［28］，原理是通过控制回热系统的凝结水流量的方法间接控制汽轮机抽汽流量，从而达到调节汽轮机做功的目标。以低频扰动为例，首先，降低凝结水泵频率或关小除氧器上水阀门使凝结水流量减小；然后，在低压加热器中凝结水与低加抽汽换热热平衡作用下，低加抽汽出口温度升高、压力增大，进而低压缸抽蒸汽量降低，机组负荷提高。

文献［36］在分析汽轮机回热系统蓄热特性的基础上，提出了凝结水节流快速变负荷控制策略，但主要研究了该策略与自动发电控制（automation generation control，AGC）的结合。文献［37］利用压力节点的方法，建立了超临界机组CCS 的机理模型，得到了不同节点压力的公式，提高机组在一次调频过程中的动态性能和运行参数控制品质。文献［38］针对凝结水节流调频策略，提出一种基于多尺度分解的一次调频联合控制方法，基于热力学分析提出凝结水节流系统蓄热系数概念，计算凝结水节流对一次调频的能量贡献能力，以此为基准实现调频指令分解。文献［39］针对机组的一次调频和负荷控制品质与机组节能需求之间存在矛盾的问题，提出了基于凝结水变负荷方法的深度滑压节能控制策略，通过凝结水变负荷的手段改善机组一次调频的能力。文献［40］基于原CCS 的凝结水节流串级控制方案，使凝结水节流通道在变负荷初期快速提升机组负荷的同时保证除氧器水位不超出安全限定范围，同时，包含了凝结水节流控制和除氧器水位控制。该方案保证了在凝结水节流快速变负荷过程中除氧器水位的稳定不超限。

2.1.3 高加给水旁路

高加给水旁路调频的原理是通过改变给水流经高压加热器与给水旁路的流量的方式调节高压缸抽蒸汽量，从而瞬时改变汽轮机做功。以低频扰动为例，频率跌落后，调速器系统下发指令增大给水旁路的给水流量，则主路（即进入高压加热器）的给水质量流量降低，高压加热器壳侧的蒸汽出口温度、压力升高，排挤了高压缸流向高压加热器的抽汽流量，从而快速增加汽轮机通流量，机组出力快速提高。该方案的代价是给水温度暂时降低，影响锅炉安全和机组效率，因此持续时间不能太长。

高加给水旁路调频频繁参与小频差调节，会造成高压加热器与省煤器的金属热疲劳，对机组产生较大干扰。因此，最好的方式是以主汽调节阀参与小频差调节为主、以高加给水旁路为辅助调频手段，则既能应对电网一次调频需求，还可以保障火电机组安全经济运行。

2.1.4 供热抽汽调节

在热电机组中，汽轮机内的蒸汽一部分进入低压缸膨胀做功，一部分进入回热系统加热给水（凝结水），还有一部分进入热网加热器承担集中供热需求。集中供热系统中热量传输延迟较大的热网、比热容较大的建筑围护结构等都具备天然的被动储热特性，能用于提升机组一次调频能力。

具体过程是，当频率超出死区时，机组调速器系统下发中压缸供热蝶阀或快关阀开度指令，在不影响供热舒适性的前提下，暂时改变供热量，从而将供热抽汽排挤回中压缸，快速调整汽轮机出力，起到稳定电网频率波动的效果。在频率恢复稳定后，再将蝶阀或快关阀开度恢复，补偿一次调频造成的供热量改变。该方案的难点在于供热调节阀调节供热抽汽量的过程对汽轮机安全性有较大影响。

2.1.5 其他调频技术

针对配置补汽阀的火电机组，还可采用调节补汽阀开度的方式快速改变机组出力［41］，满足电网的一次调频需求。补汽阀是汽轮机配汽结构的组成部分之一，又称过载阀，补汽阀与汽轮机某级动叶联通，可直接将新蒸汽引入某级动叶片做功。设置补汽阀的主要目标原本是在机组需要超发或者主蒸汽压力过高时将新蒸汽直接通入机组某级叶片直接做功。由上可知，补汽阀的设计特点为：将其快速打开后具备提高机组瞬时出力的功能。

补汽阀一次调频技术的原理是当电网频率跌落时，通过机组调速器系统快速控制补汽阀打开，机组出力瞬间增大，电网频率逐渐恢复；当电网频率恢复稳定后，补汽阀再回到关闭状态。由于补汽阀打开后导致机组运行效率降低，且存在轴承振动隐患，故补汽阀通常处于关闭状态。而补汽阀一次调频技术一般用于低频扰动下提高机组瞬时出力的场景，较少用于降低机组出力的情形。

2.2 火电一次调频的本质

在一次调频的时间尺度内，还来不及增加燃料并燃烧放热，故额外输出的调频功率的能量来自机组的蓄热。火电机组一次调频技术的本质在于利用机组自身蓄热达到快速改变机械功率的目的。不同一次调频技术的本质是利用机组锅炉、回热等不同部分的蓄热，支撑机组实现机械功率的快速变化。

主汽阀调节技术释放锅炉蓄热。以低频情形为例，对汽包锅炉而言，增大主汽阀开度后，主汽流量迅速变化，锅炉蓄热（包含汽水工质蓄热和金属蓄热）被释放，实现机组功率快速调节。随着蓄热的消耗，主汽压力降低，调频功率衰减，这就是蓄热大小对调频能力的制约。对于超临界机组直流锅炉而言，锅炉金属质量较汽包锅炉小，且直流锅炉没有专门的汽水共存段，故锅炉蓄热能力有限。尤其在高负荷工况下，为保证机组运行经济性，阀门开度接近全开，能提供的蓄热支撑更少。因此，主汽阀调节在汽包锅炉上的性能远好于直流锅炉。

凝结水节流释放低压加热器和除氧器回热系统蓄热。以低频情形为例，降低凝结水流量后，流出汽轮机的蒸汽流量减少，机组出力瞬时增高。此时，凝结水出口温度及除氧器水位降低，回热系统蓄热被释放，凝结水温度和除氧器水位不会快速降低至安全范围以下。随着调频策略持续，回热系统蓄热逐渐被释放，在除氧器水位低于安全值之前，调节凝结水流量恢复原值。

高加给水旁路调频释放高压加热器和省煤器蓄热。以低频情形为例，给水旁路开启后，高压加热器侧的抽汽被排挤回高压缸，机组出力提升。此时，给水温度降低，高压加热器与省煤器蓄热释放，使给水温度不会立即降到安全值以下。但随着调频的持续进行，蓄热减少，不足以支撑给水温度，则降低给水旁路流量或关闭，使高加给水恢复原值。因此，该方案以损失高压加热器与省煤器性能为代价。

供热抽汽一次调频释放热网加热器等供热系统的蓄热。以低频情形为例，调节供热蝶阀后，汽轮机流向热网加热器的蒸汽流量瞬时减少，机组出力瞬时增高。此时，热网加热器换热量、供热首站得热量降低，供热系统蓄热释放，热用户热舒适性暂未受影响。因此，该方案以短暂降低集中供热系统供热量为代价。

补汽阀一次调频释放锅炉蓄热。补汽阀开启后，新蒸汽进入汽轮机的流量增大，汽轮机瞬时出力增大。此时，锅炉主汽压力降低，锅炉蓄热释放。因此，该方案以降低主汽压力、损失机组运行效率为代价。

综上，火电一次调频的本质是根据频率信号，通过控制快速释放机组不同蒸汽流程环节的蓄热，从而改变机械功率。掌握火电一次调频的本质对于一次调频性能提升、建模以及优化控制都具有重要指导意义。

2.3 火电一次调频优化提升存在的问题

通过分析一次调频原理和本质，火电一次调频优化提升存在两方面问题。

1）在机组侧负荷快速响应方面，缺乏多策略协同互补技术。火电机组快速变负荷技术主要包括传统的主汽阀调节、凝结水节流、高加给水旁路调节、补汽阀调节、供热抽汽调节等方式。上述技术的本质是利用机组锅炉、汽轮机等部分的蓄热能力，支撑机组实现机械功率的快速变化。其中，高压调节阀调节、补汽阀利用锅炉蓄热［33］，凝结水节流调节利用汽轮机回热系统的低压加热器及除氧器蓄热［28］，供热抽汽调节利用了供热系统热网蓄热，高加给水旁路调节［30］则同时利用了锅炉省煤器及汽轮机高压加热器蓄热。上述技术均能一定程度提高机组一次调频能力，但其局限在于只能利用某单独策略下的机组蓄热能力，缺乏多策略的系统，难以应对“双碳”目标对电源一次调频能力的高要求。机组多种快速变负荷策略间也缺乏融合。

2）在电网侧一次调频控制方面，缺乏与多种新型一次调频技术适配的调速器优化控制方法，调速器系统未能将机组调频能力最大化释放。由于涉及电网整体频率安全，火电调速器系统的基本控制逻辑及控制参数等基本由电网制订。但是，电网侧只要求频率偏差和调频功率之间的输入输出特性，如何实现要求的输入输出特性是由机组侧控制实现的。在机组侧，快速变负荷能力提升方面的优化控制方法大多独立，较少与DEH 进行耦合优化。文献［42］提出了考虑锅炉蓄热能力的转速不等率的优化方法，但采用的定性优化，还应考虑定量精确的优化。整体来看，目前的调速器策略未随着机组调频灵活性的提升而调整，意味着机组即使具有足够的自身蓄热，也难以通过控制方法最大化地释放一次调频能力。

3 火电一次调频动态建模现状及问题

火电机组一次调频模型分为两类，一类是电网进行频率动态分析用的模型，另一类是电厂用模型，包括用于控制研究以及动态过程分析的模型。两类模型差异很大。根据2.1 节的分析可知，一次调频包含调频控制系统、执行伺服系统、原动机动态响应系统3 个环节。调频控制系统是控制过程，执行伺服系统为机械过程，建模较为简单，模型也比较准确，故本文对此不加以分析，而是重点分析原动机动态响应系统的模型。

3.1 电网用模型

目前，电网用火电机组一次调频模型都只针对主汽阀调节方案。

用于电力系统稳定分析计算的火电机组务环节典型模型由《同步发电机原动机及其调节系统参数实测与建模导则》定义［43］，主要包含电液调节系统模型、电液伺服系统模型、锅炉模型和汽轮机模型。如前文所述，电液调节系统、电液伺服系统建模简单、模型准确，上述行业标准以及大量电力系统分析软件中提供了多种详细的调节系统、伺服系统模型，故本文不再赘述，而是重点关注锅炉模型和汽轮机模型。

目前，电网仿真中最常用的锅炉模型与单再热器汽轮机模型分别如图3 和图4 所示。图3 中：Tw为水冷壁时间常数；CD为水冷壁和汽包的蓄热系数；CSH为过热器的蓄热系数；K为管道流量系数；PGV为汽轮机的阀门开度，为调速器的输出；pD为汽包压力；m˙mS为主蒸汽流量，为汽轮机输入；s为拉普拉斯算子；pmS为主汽压力。图4 中：Tcs为高压汽室蒸汽容积时间常数；Trh为中间再热蒸汽容积时间常数；Tco为低压连通管蒸汽容积时间常数；Fhp、Fip、Flp分别为高、中、低压缸功率系数，三者之和为1；λ为高压缸功率自然过调系数；PM为汽轮机转子的机械功率输出。时间常数Trh和Tco在不同工况下的值基本相同。

图3 标准锅炉模型Fig.3 Standard boiler model

图4 单再热器汽轮机模型Fig.4 Single reheater turbine model

标准锅炉模型采用两个关键蓄热系数描述锅炉蓄热特性，可反映主蒸汽流量随阀门开度、主汽压力及燃料指令的动态变化规律。该模型由文献［44］提出，首先，对汽包锅炉水冷壁和汽包列写质量守恒、能量守恒、体积守恒方程；然后，对过热器列写动量守恒和质量守恒方程，并对详细机理模型进行简化，根据锅炉蓄热特性提取汽包及过热段的蓄热系数；最后，采用如图3 所示的结构计算锅炉动态特性，其已被选为IEEE 标准锅炉模块，纳入实际电网暂态仿真软件BPA。

然而，锅炉模型在实际电网频率仿真中一般并未使用［45］。新能源大规模接入电网前，学界对于火电机组实际一次调频能力的研究相对较少，频率仿真中一般认为锅炉主汽压力在一次调频期间维持稳定，故通常忽略锅炉的动态特性。实际的电网一次调频仿真通常采用如图5 所示的结构，即只考虑调速器系统与汽轮机，忽略锅炉。图中：Δm˙r为主汽流量指令变化量；ΔPM为机械功率变化量。

图5 现有的一次调频仿真模型（忽略锅炉）Fig.5 Simulation model of existing primary frequency regulation (ignoring boiler)

对于汽轮机环节，常用的BPA 等电网暂态仿真软件中一般均采用单再热器汽轮机的经典模型（如图4 所示）［46-47］，该模型考虑了高压汽室、再热器和中低压连通管的蒸汽容积效应，用高、中、低压缸功率系数表征务缸内蒸汽做功量占总机械功率的比例，同时，考虑高压缸功率自然过调系数来修正一次调频初期蒸汽在高压缸内做功的动态特性。文献［48］指出，汽轮机经典模型中的高、中、低压缸功率系数不应为常数，而应该是级组内效率和蒸汽焓降的函数。文献［49-50］指出，汽轮机模型中高压汽室和再热器蒸汽容积时间常数随负荷工况的变化而变化，提出了蒸汽容积时间常数的简单计算方法，并分析了时间常数随运行工况的变化特性。目前，电网一次调频仿真中通常将汽轮机模型参数设为一组固定值，未考虑汽轮机模型参数随机组负荷工况和控制策略的变化特性。

针对上述问题，文献［51］针对深度调峰运行火电机组，在经典汽轮机模型的基础上考虑了参数随工况的变化，提出了新型变参数汽轮机模型，并给出了模型参数的辨识方法。文献［52］和文献［53］分别建立了适用于一次调频分析的直流锅炉和汽包锅炉动态模型，并提出了基于机组分布式控制系统（distributed control system，DCS）数据的模型参数在线确定方法，模型中重点描述了工质的换热、流动过程并考虑了物性参数的分布特性。文献［54］设计了火电机组一次调频能力实时监测系统，仿真模型仍然采用当前电网仿真使用的一次调频控制系统、电液伺服机构、锅炉和汽轮机模型；提出对汽轮机及锅炉模型的参数进行自适应校正，通过一次调频扰动试验或动态运行数据，辨识不同工况下的模型参数；并将该参数与扰动发生前机组运行数据写入数据库，在实际仿真中根据相似度指标调用数据库中模型参数进行机组一次调频功率响应的仿真与监测。

3.2 电厂用模型

火电机组运行特性由机理特性与控制特性二者共同决定，但机理与控制对运行特性的影响程度不同。控制方式决定了物理特性的范围，同时，物理特性能否跟上控制指令目标也是检验控制策略优劣的标准。目前的研究大多是单独考虑控制或者二者结合。单独考虑控制的建模方法大都认为物理特性完全可以按照控制逻辑实现，而二者结合的方法可以用于分析物理特性无法跟上控制特性时的情形。

3.2.1 面向控制的模型

面向控制的火电一次调频模型主要用于控制策略的研究［55］，多采用数据驱动建模法，在确定锅炉模型输入输出关键状态量后，基于特定机组的实验数据或实际动态运行数据建立简化模型。文献［56］基于燃油汽包锅炉火电机组的动态实验数据，建立了汽包锅炉的简化非线性模型，并对模型参数进行辨识，该模型为最早采用数据驱动法建立的汽包锅炉模型之一。后续很多研究［57-60］均借鉴了文献［56］的建模方法，并从不同角度进一步优化。文献［57］采用该建模思路，建立了适用于控制器设计的直流锅炉简化非线性模型，模型参数通过闭环运行数据辨识确定。在后续研究中，智能算法被广泛应用于锅炉动态建模中。文献［61］建立了输入为燃料量、主汽调节阀开度，输出为主汽压力和机组出力的锅炉、汽轮机模型，如图6 所示，面向控制的火电调频模型主要包含了锅炉能量平衡、汽轮机能量平衡及过热器阻力特性方程。图中：K1为燃料量指令增益；K2为汽轮机动态时间参数；K3为调门指令增益；Cb为蓄热系数。基于数据的系统辨识方法能够较为准确地描述锅炉主蒸汽参数的动态特性，且模型形式相对简化，故模型较多应用于CCS 控制器设计。但该方法建模所得锅炉及汽机模型并不适用于分析不同运行工况下的一次调频功率响应，且该方法需要大量扰动试验数据或实际调频动态数据作为支撑，数据本身受噪声干扰和测量精度影响存在一定误差，将在一定程度上降低模型仿真结果的准确性。

图6 面向控制的火电模型Fig.6 Thermal power model for control

3.2.2 面向热力系统动态过程仿真的模型

关于火电变负荷过程的瞬态仿真大多从机理出发，主要包括两类：第1 类是采用仿真软件实现详尽分析；第2 类是从本构方程出发，自行建模编程求解。

在利用商业建模仿真软件进行建模方面，文献［62-64］利用GSE 软件平台建立了超临界燃煤火电机组的瞬态仿真模型；文献［62-63］利用该模型对不同一次调频策略下关键热力参数的动态响应特性和机组的调频性能进行了定量分析；文献［64］对不同变负荷瞬态工况下机组的能耗特性进行了定量对比。此外，dymola、APROS、gPROMS 等软件也可用于火电机组三维、二维动态仿真，该类模型较多应用于热力系统精细化仿真，可用于火电机组变负荷动态特性分析及能耗特性监测与优化。但该类三维流动换热仿真商业软件无法和电力系统暂态仿真软件相匹配，且计算速度相对较慢，在保证仿真精确性的同时，无法兼顾普适性和快速性。

在动态数学模型方面，主要针对机组建立质量、体积、能量和动量守恒等方程并求解。文献［44］建立的汽包锅炉详细模型即为该类建模方法的典型代表。文献［65-67］建立了超临界直流锅炉的集总参数移动边界动态模型，该模型解决了直流锅炉在不同压力下的模型切换问题，适用于全工况仿真。文献［60，68］建立了省煤器、汽包及过热器部分模型，对3 个部分工质的温度和压力动态均进行分析，并对3 种模型参数辨识方法（最小二乘法、极大似然法和最大期望算法）进行定量比较与分析。该建模方法能够准确描述锅炉的详细动态特性，并能反映不同运行工况下锅炉动态特性的差异。文献［69-70］采用能量流法对超临界火电一次调频过程进行动态仿真，将直流锅炉视作一定长度的换热器，考虑汽水工质相变、流动阻力及热物性，该方法可得到主汽压力随阀门开度的变化，并提出相应的锅炉蓄热系数算法。文献［71-72］提出了考虑汽包锅炉相变段、回热系统及汽轮机级间流动特性的调频动态仿真方法，实现了对主汽阀调节策略、凝结水节流等策略的协同互补分析，且证明了考虑汽轮机有利于提升调频仿真精度。此外，还有学者对锅炉水冷壁计算采用移动边界法求解，较固定边界法精度更高［73-74］。

阀门流量特性也是采用机理法建模的重点之一［46，75］。机理建模方法主要采用简化线性或者非线性拟合方法，也未对阀门内部流量特性展开更深入的分析。

3.3 电网用一次调频模型存在的问题

从电网的角度出发，现有一次调频模型存在以下问题。

3.3.1 缺乏反映变工况、工况动态调整的机组快速精确建模

在电网侧，如3.2 节所述，火电一次调频仿真模型重点关注电网频率特性与调速器控制特性。虽然也关注锅炉与汽机动态响应特性［76］，认为锅炉蓄热能力是决定机组参与一次调频幅度的关键，但所采用的锅炉、汽机、阀门热力模型都是从机理模型大幅简化而来，简化后只能反映输入、输出参数之间的映射关系或者外特性。很多系数必须依赖实验辨识，由于机组一次调频能力与工况、机组结构类型关系很大，需要辨识的数据难以穷举。在一次调频间隔减小、次数增多、幅度增大的趋势下，对一次调频动态仿真精度也随之提高，继续采用传统的标准锅炉、汽机、一次调频模型，会导致电网一次调频仿真的机组性能精度低、频率响应结果精度低，严重影响电网频率控制与安全稳定。

在机组侧，研究常用的精细化仿真方法也难以直接迁移到电网一次调频仿真中。原因在于电力系统仿真大多是传递函数模型，计算速度快，而传统的三维商业软件仿真、一维非线性偏微分方程组计算耗时常达数小时以上，难以与现有的电网一次调频仿真模型实现兼容，更无法在实际功率扰动发生时刻实现全网机组功率增量的实时计算，不能为电网运行与决策提供依据。

3.3.2 缺乏适用于运行方式或结构改造后的火电调频动态建模

随着“三改联动”政策的推进，燃煤火电的定位将从电量主体改为提供调节能力的主体。为了提升火电的调频、调峰能力，大规模火电机组将进行灵活性改造、新型调频技术改造等。

对于采用新型一次调频技术的火电机组而言，机组调速器系统、务环节蒸汽流程等将面临不同程度的改造。凝结水节流策略、高加给水旁路策略对汽轮机抽汽与回热系统换热等动态特性影响较大，补汽阀调频策略对锅炉流动换热动态特性影响较大，供热抽汽对中压缸、供热系统动态热力过程影响较大。然而，现有模型仅考虑了锅炉、汽机简化换热过程、容积效应，未全面考虑蒸汽热力过程的动态特性以及多种调频策略叠加后的动态特性，仿真精度低。因此，机组采用上述新型一次调频技术并将其与传统的主汽阀调节协同后，应该首先建立综合考虑锅炉、汽轮机、回热系统热力特性的新型调频动态模型，为调频控制及电网频率仿真提供基础。

对于进行调峰等灵活性改造的机组而言，机组结构与运行方式都有较大变化。例如，低压缸切除、低压缸光轴等直接对蒸汽流程及汽轮机硬件结构进行的改造，锅炉低负荷稳燃则是对燃烧过程进行的改造。火电机组新结构、新运行方式及不同运行模式的频繁切换，给火电机组的准确动态建模带来难度。目前，改造后务类型机组的一次调频仿真模型研究鲜有涉及，而且调峰灵活性改造对一次调频的影响不可忽略。由此可知，亟须建立灵活性改造后、综合电网和机组视角的一次调频仿真模型，为电网一次调频分析提供参考，为机组灵活性运行及参与电力市场提供依据。

4 火电一次调频关键技术展望

通过从电网侧和机组侧分别分析火电一次调频研究进展，提炼出火电机组面临两方面技术瓶颈：可资利用的机组一次调频能力不足；缺乏快速准确动态建模。解决上述瓶颈问题需要从电网、机组结合研究的角度，将机组热力学特性、一次调频过程的机组蓄释热机理纳入电网一次调频动态建模及调频能力优化提升方法中，提出针对燃煤火电机组的原动机调频动态响应技术及动态仿真模型。具体分析如下。

4.1 多调频能量协同优化及原动机调速器系统优化

火电机组一次调频技术的本质在于利用机组自身蓄热实现快速改变机械功率的目的。一次调频能力提升取决于两个环节：一是调速器系统的优化控制，二是通过机组自身运行优化。

在机组自身运行优化方面，提升调频能力的关键在于充分挖掘机组务环节的蓄热能力。传统的主汽阀调节技术主要适用于亚临界机组［45］，具体为改变主汽调节阀开度，通过主汽流量与主汽压力快速变化，充分利用锅炉蓄热实现机组功率快速调节。随着高效率火电机组的发展，超临界火电机组逐渐展开应用，由于其采用的直流锅炉蓄热较低，采用主汽阀调节策略无法提供所需的一次调频能力。对此，德国在1998 年提出了凝结水节流策略［28］，旨在利用回热系统热量自平衡原理释放汽轮机蓄热，该方式可在锅炉蓄热基础上进一步提高火电调频能力。除上述策略外，国内外研究机构还提出了高加给水旁路、供热抽汽调节、补汽阀调节等一次调频提升技术，以充分利用锅炉、汽轮机等部分蓄热能力提升机组一次调频水平。

上述火电机组一次调频技术均可发挥一定的一次调频能力。但是，由于多种技术在实际运行中往往相互割裂，而它们之间的协同配合又存在热力动态过程重叠、控制指令相反等难题［16］。如何在掌握机组务部件多时间尺度动态耦合特性基础上，充分调用火电机组锅炉、汽轮机回热系统等蓄热能力并进行协同优化，是增强火电机组一次调频能力的根本。为适应高比例新能源并网的新形势，亟须揭示火电机组一次调频过程中多时间尺度动态耦合机理，实现务环节调频资源的协同互补优化，以提升机组总体一次调频能力。

如图7 所示，以汽轮机为枢纽，研究主汽阀、补汽阀、供热抽汽、给水旁路、凝结水节流调节多种策略联合调频技术（如图中红色虚线所示），挖掘务策略释放锅炉蓄热、供热系统蓄热、汽轮机高低加热器蓄热，探究火电机组多调频资源协同互补机理；并建立火电机组一次调频过程中多时间尺度动态耦合模型，实现务环节调频资源的协同互补优化，以提升机组总体一次调频能力，适应高比例新能源并网的新形势。

图7 火电多源一次调频能量协同优化Fig.7 Collaborative optimization of multi-source primary frequency regulation energy for thermal power

在原动机调速器系统优化方面，需要将机组一次调频能力优化提升技术真实地嵌入调速器控制，在电网侧对机组调速器系统进行优化。旨在将凝结水节流、供热抽汽等调频策略中的被控参数（凝结水泵频率、供热蝶阀开度等调节指令）接入调速器系统的执行机构；将务种调频策略的运行控制逻辑与调速器系统、机炉CCS 等进行有机协调，真正将机组快速变负荷技术用于电网一次调频。

4.2 适应机组变工况及构型、运行方式改造的快速准确动态建模

火电一次调频动态仿真是火电汽轮机调速器优化控制、机组调节控制及电网监测火电调频能力的基础。为了实现网-源协调的火电一次调频仿真，需对变工况运行以及机组结构或运行方式被改造的火电机组进行快速、准确动态建模。

机组变工况运行时，蒸汽的动态模型类型及运行参数发生较多变化，尤其是在火电机组转为调节性电源后，机组出力大范围波动、功率调节速率较大的特点愈发显著。当机组偏离额定工况且工况频繁变化时，机组实时的一次调频能力难以被掌握。因此，需要对宽负荷运行的机组变工况动态建模进行深入分析。

机组结构或运行方式的改造一般指设备层面的灵活性改造、蒸汽流程控制改造、调频能力提升改造等。被改造的机组本身就存在运行方式不成熟、缺乏历史运行数据、缺乏通用的动态建模方法等难题，再加上被改造后原有的调频、调峰方式被打破，甚至一定程度上受到改造技术影响，故改造机组的动态建模成为火电建模的重要部分。

针对变工况及被改造机组建立的火电动态模型须兼顾准确性和快速性。一方面，火电一次调频动态仿真是电网实时掌握机组一次调频能力的基础，也是电网进行频率安全控制的关键，故实现机组一次调频的准确仿真是电网频率安全的关键所在；另一方面，火电机组频率响应动态模型须嵌入其一次调频的在线实时控制环节，更精细的一次调频建模带来计算复杂度及算力需求的增加，对其仿真的快速性提出了更高挑战。因此，兼顾一次调频建模准确性与仿真快速性，是火电机组频率响应精细化模型嵌入系统实时反馈控制的前提。

在完成快速、准确的机组一次调频仿真后，可实现考虑网-源协调的一次调频在线监测。如图8 所示，工作流程为机组DCS 采集工作介质的温度、压力、流量等运行数据，并发送至在线监测系统。将这些运行数据输入稳态下的计算模型，对机组结构、换热参数等数据采用稳态模型实现辨识。将模型辨识参数及状态参数实时传输到电网，根据火电机组变工况下的一次调频动态仿真结果，求得一次调频能力评价指标。指标可以是传统的锅炉蓄热系数或是选取电网考核指标，调度员可以据此在线获得火力发电厂的实时一次调频能力，为频率安全控制提供参考。

图8 火电厂一次调频在线监测系统Fig.8 On-line monitoring system for primary frequency regulation of thermal power plant

5 结语

新型电力系统建设背景下，燃煤火电机组仍是中国最核心、可靠的一次调频资源。然而，目前的煤电已开始呈现出一次调频能力不足的态势。本文梳理归纳了新能源并网比例逐步升高过程中，火电一次调频的发展趋势：连续调频增加，调频功率幅度增大，调频与调峰、保供电等多时间尺度调节需求叠加，多类型资源联合调频日益普遍。在电网侧和机组侧，都对火电一次调频开展了大量研究，但侧重点有所不同。电网侧的研究关注火电一次调频对于全网频率的影响，对火电机组热力特性关注较少；而机组侧的研究关注机组瞬态灵活性提升的控制优化和仿真，缺乏专门的一次调频评价指标和调速器系统优化。二者研究相对独立，在研究层面存在很大的内涵差异，缺乏双向研究视角的融合。这在以火电为支撑的传统电网中尚可满足频率安全需求。但是在不确定性日渐增强的新型电力系统中，独立考虑一次调频和机组精细化瞬态特性导致网-源缺乏协调和双向互动，造成机组侧一次调频能力未能充分利用、网侧频率安全难以保障的难题。

通过从电网和机组视角分别回顾火电一次调频研究进展，提炼出火电机组面临两方面技术瓶颈：1）在火电一次调频优化提升方面，缺乏多调频策略协同互补优化控制方法，缺乏考虑多种调频策略的调速器优化控制方法；2）在火电一次调频动态建模方面，缺乏针对机组变工况、工况动态调整以及机组结构或运行方式改造后的快速、准确建模，无法在功率扰动发生时对单台及全网机组功率增量、频率动态进行实时仿真。针对上述瓶颈问题，本文提出须从电网、机组结合研究的角度，将机组热力学特性、一次调频过程的机组蓄/释热机理纳入电网一次调频动态建模及调频能力优化提升方法中，提出针对燃煤火电机组的原动机调频动态响应技术及动态仿真模型。未来主要研究方向为：1）多调频能量协同优化及原动机调速器系统优化；2）适应机组变工况、机组结构与运行方式改造后的快速准确动态建模。