1.3 火电机组调频研究现状
全球气候变暖趋势使得人类的生态环境面临严峻挑战，能源领域中排放因化石能源燃烧所产生的二氧化碳、氮氧化合物等加剧了气候问题。当进入21世纪之后，我国经济的高速发展再次被证明与化石能源（尤其是煤炭）消费和能源效率存在“负脱钩”关系时，政府决定调整能源战略，在节能和提高能效的同时限制化石能源使用，积极发展可再生能源，保证非水电类可再生能源发电收购，积极发展天然气和核能，降低经济发展的二氧化碳排放强度[31-32]。2016年，我国正式签署《巴黎协定》，承诺二氧化碳排放2030年左右达到峰值，并争取尽早达峰，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右，森林蓄积量比2005年增加45亿立方米左右。2020年9月和12月，习近平主席分别在第七十五届联合国大会一般性辩论上和气候雄心峰会上宣布将提高国家自主贡献力度，提出到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上；二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。这一系列承诺进一步明确了新时代我国能源发展的方向，然而，要实现这些目标需要国家整个能源系统发生革命性的改变，可再生能源和清洁能源技术依托下的可再生能源产业也被提升到国家战略性新兴产业的地位[33-34]。
在“十二五”“十三五”的发展过程中，我国积极推进以风电、太阳能为代表的可再生能源的快速发展，在2019年分别达到2.1亿kW和2.0亿kW。2019年我国可再生能源发电装机持续增长，可再生能源发电装机总容量达到4.1亿kW，同比增长16%，占全国总装机容量的比重达到20.6%。可再生能源发电新增装机容量5610万kW，占全国新增装机容量一半以上（58%），连续第三年超过火电新增装机容量。风电新增装机容量持续提升，太阳能发电继续保持稳步增长，分布式光伏发电累计装机容量突破6000万kW，海上风电提前一年完成“十三五”规划目标。可以看到，在“十二五”“十三五”的规模化发展下，可再生能源逐渐从补充电源向主力电源过渡。
近年来，我国电源结构变化如图1-21所示。从电源构成的角度看，风电装机从2010年的3%变化至2023年的14%，太阳能发电装机变化至2023年的17%。火电机组装机从2010年的73%下降到2023年的51%，装机占比下降较多，但是仍具有较大的基数，是我国电源装机中的主力。
为了减少碳排放、实现国家能源安全等，我国积极推动能源转型，大力发展可再生能源，但是伴随着高比例可再生能源的接入，出现了以下相关问题：
（1）弃风、弃光问题
风电、光伏对电力系统渗透率不断提高，同时，出现了风电、光伏发电送出和消纳困难的问题。提升可再生能源利用率，降低弃风、弃光率已引起社会高度关注。近年来，为了解决可再生能源消纳问题，国家发展改革委、国家能源局和国家电网公司等部门先后采取了一系列措施，包括辅助服务市场、火电灵活性、可再生能源优先调度、特高压输电等手段[5]，可再生能源消纳矛盾持续缓解，2023—2024年我国可再生能源弃电量和利用率如图1-22所示。
图1-21 我国电源结构变化
图1-22 2023—2024年我国可再生能源弃电量和利用率
（2）电网稳定性问题
目前，我国部分省级电网的可再生能源发展快，规模较大，而相关的电网稳定性未能得到充足的保障。可再生能源出力波动较大，对电网电压、频率影响较大，一旦发生故障，将会对电网的安全产生重大影响。2019年8月，英国电网发生大规模停电事故，事故造成英国包括伦敦在内的部分重要城市出现停电现象，影响人口约100万。此次事故过程中，风电机组与分布式电源的低抗扰性导致大幅功率缺额、燃气机组的控制保护隐藏缺陷、系统故障过程中损失的电源功率累计超出了英国电网的设防标准是事故的主要原因[35-36]。2020年8月至9月美国加利福尼亚州发生轮流停电事故，加利福尼亚州电网进入紧急状态，至少81万居民用户的正常用电受到影响，根本原因是加利福尼亚州在实现100%可再生能源的道路上过于激进，供给过程中未能实现传统能源、可再生能源和储能协调发展，灵活性装机容量不充分，未能应对极端天气等小概率事件[37]。2020年12月，受到寒潮的影响，我国南方用电量激增，而此时由于外受电能力有限和火电机组故障增加了电力保供困难，我国南方多地开启“限电”模式，每日早晚高峰段实施可中断负荷，电力供应紧张[38-39]。以上事件的发生，实质上是由于在可再生能源大力发展过程中，电网稳定性、旋转备用容量等未能得到充分研究和保障造成的[40]。
由于抽蓄、燃气调峰电站的建设短期内不能完成，成本较高，储能技术受制于当前发展普遍具有较高成本，因此解决我国当前可再生能源消纳问题切实可行的路径为提升火电（供热）机组灵活性。2016年6月28日和7月14日，国家发展改革委、国家能源局先后印发《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》以及《关于印发〈可再生能源调峰机组优先发电试行办法〉的通知》，公布了22个试点项目约18GW装机容量的火电机组。火电机组在我国能源结构中占比近六成，发电量占比近八成，火电机组变负荷能力对电网消纳可再生能源发电有重大影响。如果在负荷高峰时刻可再生能源发电量很少，对调峰机组向上调节能力的要求将超出常规调节范围；如果可再生能源发电量在低谷时刻出力超出调峰机组向下调节能力，调峰机组必须继续减小其出力至非常规出力状态，甚至可能需要通过启停部分调峰机组才能消纳多余的可再生能源发电。“十三五”期间我国明确提出，将实施2.2亿kW火电机组的灵活性改造，使机组具备深度调峰能力。目前，传统机组的出力调节范围一般为额定出力的50%～100%，若通过对火电机组进行灵活性改造，提升调峰能力，降低火电机组的最低运行负荷，将为可再生能源消纳提供技术支撑，有利于提高电网对风电、光伏等可再生能源发电的接纳能力。当纯凝火电机组处于宽负荷灵活运行下时，其电负荷调节特性随着工况点的变化而变化，将进一步对原有电力系统稳定性等造成影响。
火电机组的一次调频调节能力是支撑电力系统进行频率调节的重要能力。根据国家标准《火力发电机组一次调频试验及性能验收导则》（GB/T 30370—2022）对火电机组应具备的一次调频响应能力进行了规定：火电机组转速不等率应为3%～6%；火电机组达到75%目标负荷的响应时间应不大于15s，达到90%目标负荷的时间应不大于30s；机组参与一次调频的调频负荷变化幅度上限应限制在6%～10%之间，额定负荷下运行的机组在增负荷方向最大调频负荷增量幅度不小于3%。但是该试验准则是针对常规负荷运行火电机组而言的，低负荷下机组应具备的一次调频调节能力尚未有指导意见（本书所指的常规负荷为50%～100%额定负荷，低负荷为50%额定负荷以下）。丁宁等人通过对1000MW机组在35%～50%额定负荷时进行了频差扰动试验，发现当机组处于35%额定负荷下时，其频差扰动结果显示机组的实际转速不等率已经达到12.1%，远远大于50%额定负荷下的2.88%，机组在35%额定负荷下时的一次调频响应负荷不足2.5%额定负荷，显示机组的一次调频能力随着负荷的降低而降低[38-39]。因此，在高风电渗透率的电力系统中，提倡火电机组运行灵活性的同时，需要充分考虑机组一次调频响应能力变化对电力系统稳定性的影响。
同时，党的十九大报告提出要推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，推进互联网、大数据、人工智能和实体经济深度融合。本节将在火电机组灵活性改造的背景下，分析火电机组调节动态特性，并结合人工智能技术，研究基于火电机组灵活特性分析的电力系统负荷频率智能优化控制策略。
由于电能不能被大量储存，电力系统中的电能需要保持实时平衡，即发电机组发出的有功功率与负荷和损耗的总和之间保持实时相等的状态，否则将会引起频率振荡。自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）是调节系统频率的主要手段，广义上的AGC由时间响应尺度不同的三级频率控制相互协调补充组成[14]。一次调频主要是发电机根据转速偏差，经过下垂系数进行自动调节的过程，响应周期很短（秒级），通常是有差调节。二次调频为电网运营商在远端检测到电网频差，经过控制器计算，将频差信号转换成机组控制信号，传送给电厂，不同于一次调频，二次调频是无差调节，并且二次调频又称为狭义上的AGC。三次调频则是通过经济调度、备用容量管理等方式对生产计划进行安排，时间尺度通常以小时计。一次、二次调频统称为负荷频率控制（Load Frequency Control，LFC），LFC控制器的输入信号为区域控制偏差（Area Control Error，ACE），单区域系统的LFC模型通常可以用图1-23来表示。
图1-23 单区域系统的LFC模型
本节将通过研究灵活运行下的火电机组调节特性，求解机组动态模型，分析在不同工况下的最大ΔPt，以机组的调节特性分析为基础，展开对新背景下的系统频率控制策略的优化研究。
图1-23中，B为频率偏差系数，R为机组调差系数，H为系统惯量常数，D为负荷阻尼系数，Δf为系统频差，d为负荷扰动，ΔPt为机械功率增量。