基于分频和自适应死区控制的火电机组一次调频策略

沈烨昱, 牛玉广, 杜鸣*, 张国斌, 霍红岩, 郭瑞君

(1.华北电力大学控制与计算机工程学院, 北京 102206;2.内蒙古电力科学研究院, 呼和浩特 010020)

随着经济社会的高速发展,用电峰谷差不断加大,风电和光伏等新能源的大规模并网给局部电网带来了较大的负荷扰动,新能源自身存在的间歇性和不确定性使得电网运行的频率安全面临更加严峻的挑战[1]。因此,在当前的电力结构下,需要更加深入的研究火电机组的调峰调频,不断提高调峰机组的一次调频能力,进而提高电网抵抗外界扰动的能力,增强运行稳定性,便于平稳运行到新的能源结构[2]。

一次调频是指并网运行机组通过其调节系统感知电网频率的变动,调整其所带负荷,使之与外界负荷相平衡,减小电网频率变化的过程[3]。目前所运用的火电机组一次调频方法通常是计算电网实时频率与标准频率的频率差值,然后根据频率差值、火电机组中汽轮机的调节阀特性以及汽轮机转速不等率进行调节阀开度的调整,从而使电网运行的实时频率趋近标准频率,使电网处于安全的运行状态[4]。然而,由于汽轮机调节阀开度的随机性和汽轮机流量特性的非线性,在不同频率差值下,汽轮机的局部转速不等率与预设值将产生偏差,当频率差值越大局部转速不等率的偏差也将变大,因此在大频率差值条件下,一次调频效果变差,使电网的运行仍处于不安全的状态之中[5]。通过深度挖掘火电机组调频能力,将有助于电力系统频率的调节,提升电力系统频率稳定性[6]。

为了提高系统在多频段的频率调节能力,文献[7]提出了一种在并网运行机组侧增加一次调频动作判断和响应指数在线估算等功能的方法,但未对一次调频效果进行分析。文献[8]对频率信号采用简单的一阶惯性滤波器进行分频滤波。该分频滤波器的实时性较好,但滤波效果较差。文献[9]采用基于低通滤波器的分频器进行分频,但分频效果一般。文献[10]针对储能参与一次调频进行了分析,但未挖掘现有火电机组潜力。文献[11]采用小波分频的滤波算法,存在滤波延时较长等问题。文献[12]提出了一种针对风电的系统调频方案,但对火电机组效果有限。如何兼顾分频滤波的快速性、准确性和自适应性,现有研究尚无定论。针对上述问题,提出一种考虑负荷波动特性基于分频思想和自适应死区控制的火电一次调频控制策略。该方法通过将原一次调频负反馈通道的频率信号通过滤波器分解为高低两个频段,对不同频段合理的设置死区环节及调差系数,在高频通道引入PD控制器进行超前调节,从而可以有效降低负荷波动对系统频率的影响,在不破坏机组稳定性的情况下提高了全频段的一次调频能力,使火电机组的调频潜力得到了进一步的发掘。

1 调频死区分析

在火电机组一次调频中,调频死区设置的范围直接影响着火电机组调频系统能否正常工作,具体是体现在调频系统的响应时间及响应强度,其在整个调频流程中扮演着至关重要的角色[13]。在调频死区范围设置较大时,调频系统传输的信号频率缺失较大,降低传输信号的强度,会导致驱动装置调速器无法按照反馈信号进行动作,危急情况下更容易导致重大事故的发生。当调频死区的范围调至过小时,系统中频率波动范围较小也会启动汽轮机调速器,实际中由于汽轮机在时刻变动,其频率也随之改变,进一步导致整个调频系统会被频繁启动,从而降低了整个调频系统的使用寿命及运行可靠性。

设置死区的目的主要是为了保护整个调频系统的正常稳定运行,通过人为设置一定的裕度,既能减少调频系统动作的频次,提高使用寿命,又能保证调频系统能够及时动作响应[14]。从结构参数设置来看,频率死区范围主要分为两个部分,一个是系统本身根据运行经验设置的固有频率,另外一个是根据客户需求自行设置的人工频率。

(1)

(2)

(3)

(4)

式中:fc为电网中心频率;f2和f3分别为固有频率死区的上下限;f1和f4分别为人工频率死区的上下限;ep为火电机组的调差系数,该参数数值设置的大小主要与系统的负荷调节能力有关,也就是当系统频率发生变化时,系统负荷调节能力也会发生变化;Pgen为机组输出功率;Pc为频差在死区范围内时机组的输出功率;f为电网频率。

ep为图1的斜率,ep参数越低表明整个电网系统的调频性能越优异,反之亦然,但将ep数值设置较低时增加对频率波动的敏感性,将会降低整个系统运行的可靠性,从图1与式(4)可以看出,调频动作的起点及终点,自己整个系统的调频深度。电网系统运行的频率波动较小,处于调频的死区范围内时,调频系统不再工作,即火电机组输出功率不会随频率变动而波动,进而提高火电机组运行的稳定性。

图1 火电机组输出功率与电网频率关系曲线Fig.1 Relation curve between output power of thermal power unit and grid frequency

调频死区范围设定较小时,当电网系统频率出现微小变动,调频系统动作,进而增加了连接的发电机组的动作频次,大大降低发电系统的平衡性,影响运行寿命;当调频死区范围设定较大时,电网系统频率出现较大的波动,调频反馈的信号强度不够,降低了调速器的出力,使得同步发电机无法有效的跟随系统频率变动而动作,也就无法实现正常调节的功能。

图2中设置方式对频率的精度要求不高,中国大部分地区电力系统采用该形式对死区进行设置,针对低频环节,采用常规死区进行控制;针对高频环节,适当减小死区值,滤除一部分高频波动。

图2 常见的火电机组参与一次调频死区设置方式Fig.2 Common setting mode of primary frequency regulation dead band for thermal power units

2 基于分频和自适应死区的一次调频控制方法

如图3所示,一次调频控制方法将负反馈通道的频率信号Δf通过分频器分解为高、低2个信号Δf1、Δf2。对于低频信号Δf1,在低频通道内加上死区环节C1,调差系数R1设为0.05;对于高频信号Δf2,在高频通道内引入PD(proportional derivative)控制器进行超前调节。

图3 基于分频和自适应死区的一次调频控制方法Fig.3 Primary frequency modulation control method based on VMD frequency division and dead zone control

所提控制方法的流程如下。

步骤1采集调频周期内的一次调频指令与火电机组实时出力统计数据确定转差信号;采集系统频率与机组转速频率,计算两者之间差值得到转差信号Δf。

步骤2采用分频环节对经过低通滤波器后的转差信号进行分解,分解成高、低2个频段。

步骤3对分离出的转差进行处理,转差处于高频段时,进行高频控制;高频控制部分加入比例微分控制器进行超前调节,以保证机组及时响应;

步骤4对分离出的转差进行处理,转差处于低频段时,进行低频控制。低频控制部分由死区环节和转速不等率控制环节组成,在此部分中死区参数较大,转速不等率参数较大,以保证调节后机组趋于稳定。如图4中低频死区环节,低频控制环节的死区为C1,C1参数可选择为2 r/min;低频控制环节中的转速不等率为R1,R1参数可选择为5%。

图4 基于分频和自适应死区的一次调频控制方法流程图Fig.4 Flow chart of primary frequency modulation control method based on frequency division and adaptive dead zone

具体流程图如图4所示。

3 一次调频控制系统模型和锅炉模型

为了研究引入分频和自适应死区情况下的电力系统频率控制,建立图5所示的两区域火电一次调频控制模型。

δ1和δ2为转速不等率;Ts1和Ts2为油动机的时间常数;To1和To2为容积方程时间常数;Ta1和Ta2为发电机转子时间常数;β1和β2为自平衡系数;Pm1和Pm2为汽轮机输出功率;PL1、PL2和Pt12为负荷扰动;系统的频率偏差Δf1和Δf2反映了系统内的负荷以及电源功率的随机波动;s为拉普变换后的形式;T12为两区域联络线时间常数图5 两区域火电一次调频控制模型Fig.5 Primary frequency modulation control model of two-region thermal power plant

ΔPL(s)为负荷扰动;Ts为油动机方程时间常数;Tos为容积方程时间常数;Ta为转自方程时间常数图6 引入动态一次调频控制策略系统模型Fig.6 System model with dynamic primary frequency modulation control strategy

系统的频率偏差经分频器分解为高频分量和低频分量,其中一阶低通滤波器和一阶高通滤波器的车传递函数分别为

(5)

(6)

将频率偏差Δf代入式(5)、式(6)可得

(7)

(8)

式中:T1为低通滤波器时间常数;T2为高通滤波器时间常数;Δf1为频率偏差中的低频分量;Δf2为频率偏差的高频分量。

图6为引入所提动态一次调频控制策略的一次调频控制系统模型。

此外,还对常规一次调频模型进行了改进,在对火电机组进行建模时加入了机组动态特性对锅炉蓄能的影响,在实际生产过程中,不同动态工况下的火电机组主蒸汽压力等状态参数有很大差异,这些特征参数直接决定锅炉的蓄能状态[15],进而决定进入汽轮机的蒸汽参数,因此应将锅炉模型加入到火电机组的一次调频模型的建模中,以此来验证本文的调频策略对锅炉稳定性影响不大。

锅炉核心的状态空间表达式为

(9)

式(9)中:Pb为汽包压力,MPa;Dq为标幺化的锅炉有效吸热量;Pt为主蒸汽压力,MPa;Dt为主蒸汽流量,t/h;ut为阀门开度,%;

图7为所建立的锅炉动态模型结构。

Cb为汽包蓄热系数;Ct为主蒸汽管道的蓄热系数;K为汽包压力、主蒸汽压力之间的差值与蒸汽流量的平方的比例系数图7 锅炉动态模型Fig.7 Boiler dynamic model

锅炉工作运行状态是否异常的关键因素取决于锅炉内部蒸汽压力是否稳定,主蒸汽压力也影响着与锅炉相关的附属设备运行稳定性,同时也能反映出来锅炉燃烧中的能量转换关系,在发电机组中,控制锅炉内部蒸汽压力与控制汽轮机的负载二者相互影响、相互关联[16]。因此,将研究主蒸汽压力的变化情况来判断一次调频策略是否破坏了机组稳定性。

4 算例分析

为验证所提出的分频加自适应死区调频策略的效果,在仿真软件中搭建仿真系统。其中,火电站的装机容量为250 MW,负荷突变50 MW,仿真系统的初始频率f=50 Hz,设置3种对比方案比较所提出的一次调频控制方法的有效性,具体对比方案如表1所示。

表1 3种方案情况Table 1 Comparison of the three cases

图8～图11为在0 s时突然减小和增大负荷的频率偏差对比结果、主蒸汽压力变化,以及上述3种调频方式的系统频率变化的比较。可以看出,采用分频加死区和PD控制策略的系统频率从幅值和恢复时间上都有了明显的改善,系统的频率稳定性有明显提高。负荷突减时系统频率最低值由49.268 5 Hz提升到49.442 5 Hz,且波动方差最大值由0.003 7 p.u.降低到0.001 5 p.u.;负荷突增时系统频率最高值由50.731 4 Hz下降到50.557 4 Hz,且波动方差最大值由0.006 p.u.降低到0.001 5 p.u.;当负荷突增或突然减时,改进方案与不考虑分频方案相比主蒸汽压力的调节方式不被弱化,因此本文的调频方法没有破坏机组稳定性。

图8 负荷突减时频率偏差对比Fig.8 Comparison of frequency deviation during sudden load reduction

图9 负荷突减时主蒸汽压力变化对比Fig.9 Comparison of main steam pressure change during sudden load reduction

图10 负荷突增时频率偏差对比Fig.10 Comparison of frequency deviation during sudden load increase

图11 负荷突增时主蒸汽压力变化对比Fig.11 Comparison of main steam pressure change during sudden load increase

图12和图13分别为负荷扰动较小时以及负荷扰动较大时的频率偏差对比,可以看出,3种方式下,方案3的调频方式均为最优,不仅频率达到稳定的时间最短,调节速度快,而且系统最高频率均比其他两种方式低,明显改善了系统抗干扰能力。

图12 负荷扰动较小时频率偏差对比Fig.12 Comparison of frequency deviation when load disturbance is small

图13 负荷扰动较大时频率偏差对比Fig.13 Comparison of frequency deviation when load disturbance is large

从图14和图15可以看出,当负荷扰动较大或负荷扰动较小时,改进方案与不考虑分频方案相比,主蒸汽压力的调节方式没有被弱化,因此没有破坏机组稳定性。

图14 负荷扰动较小时主蒸汽压力变化对比Fig.14 Comparison of main steam pressure change when load disturbance is small

图15 负荷扰动较大时主蒸汽压力变化对比Fig.15 Comparison of main steam pressure change large load disturbance

多种随机负荷扰动下的频率波动方差数据和主蒸汽压力波动方差数据分别如表2和表3所示。

表2 多种随机负荷扰动情况下的频率偏差波动方差数据Table 2 Frequency deviation fluctuation variance data under various random load disturbances

表3 多种连续变化负荷扰动情况下的主蒸汽压力波动方差数据Table 3 Variance data of main steam pressure fluctuation under various continuous load disturbances

加入连续变化的负荷扰动,在0～6 000 s仿真时间内,对比常规一次调频控制方法,系统频率偏差曲线和主蒸汽压力变化曲线如图16和图17所示。相比常规一次调频控制方法,所提出的控制方法显著改善了系统频率偏差的波动情况,频率偏差的最大值由0.57 Hz减小到0.341 Hz,频率偏差波动的方差由3.89×10-2p.u.减小为1.90×10-2p.u.,系统的一次调频能力得到了显著提高。同时,主蒸汽压力的波动方差由7.70×10-6p.u.减小到5.74×10-6p.u.,可以看出,相比于常规控制方式,所提出的控制方法使得主蒸汽压力波动更小,机组的稳定性在一定程度上得到了提高。

图16 负荷连续扰动时的调频效果对比Fig.16 Comparison of frequency modulation effect under continuous load disturbance

图17 负荷连续扰动时主蒸汽压力变化对比Fig.17 Comparison of main steam pressure change under continuous load disturbance

5 结论

为了挖掘火电机组的一次调频能力,所提出一种火电机组基于分频和自适应死区控制一次调频控制方法。该方法将原一次调频负反馈通道的频率信号通过分频器分解成2个频段的信号,在不同频段信号内设置合理的死区环节、调差系数以及加入PD控制器超前调节,从而提高机组的一次调频能力和机组稳定性。根据电网调频模型的仿真结果,得出如下结论。

(1)本文控制方法可以改善系统频率偏差波动,提高机组的调频能力;可以改善系统的频率概率分布。

(2)本文控制方法可以灵活应对各种场景下的负荷功率波动情况,通过分频控制,挖掘机组的调频潜力。

(3)通过引入锅炉的协调控制模型,对比分频前后主蒸汽压力的变化,证明该调频策略在加强机组一次调频能力的同时,也能在一定程度上提高机组的稳定性。