YN6140101湛江发电厂1号机组一次调频整改及试验报告.docx
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YN6140101湛江发电厂1号机组一次调频整改及试验报告
YN6140101-2010
湛江发电厂1号机组一次调频
整改及试验报告
2010年03月
YN6140101-2010
批准:
审核:
汇编:
黄卫剑
工作人员:
黄卫剑张曦陈世桐桂春平胡国勤
杨强等
湛江发电厂1号机组2010年一次调频整改及试验报告
1概述
1.1设备概述
湛江电厂1号机组为300MW机组,三大主机均为东方三大动力厂提供,其中锅炉是DG—1021/18.2型亚临界、中间再热、自然循环的燃煤汽包锅炉,采用钢球磨中储式制粉系统,四角喷燃切圆燃烧,平衡通风。
过热汽温采用三级喷水减温调节,再热汽温采用烟气挡板与事故喷水相结合的调节方式。
采用旋转式空气预热器,动叶可调轴流送、引风机。
三台调速给水泵,其中一台是电动泵,两台是汽动泵,单泵容量分别为50%ECR,正常时二台运行,一台备用。
汽轮机为N300—16.7/537/537型单轴超高压再热凝汽式。
回热系统包括有三高加、四低加、一除氧器,除氧器采用滑压运行方式。
目前,机组的控制系统采用ABB公司的SYMPHONY系统进行一体化控制。
1.2一次调频功能概述
电力系统运行的主要任务之一是对频率进行监视和控制,而发电机组的一次调频功能对维持电网频率的稳定至关重要,为保证电网安全、稳定运行,根据《广东电网(统调)发电机组一次调频运行管理规定》要求,广东省电网所有统调的发电机组均要求投入一次调频功能。
目前,机组的控制系统采用ABB公司的SYMPHONY系统进行一体化控制。
一次调频是指当电网频率偏离额定值时,发电机组调节控制系统自动控制机组有功功率的增加(频率下降时)或减少(频率升高时),以使电网频率迅速回到额定值范围的特性。
2目的
1)修改一次调频控制策略,在不影响机组安全运行的情况下,尽可能提高一次调频的调节品质。
2)实际测试逻辑修改后的DEH一次调频响应特性。
3)实际测试逻辑修改后的DEH、CCS联合一次调频响应特性。
3机组一次调频技术要求及实际调频参数设置
3.1机组一次调频技术指标要求
并入广东电网的机组,其一次调频参数设置及性能应同时满足《南方区域发电厂并网运行管理实施细则,南方电监市场〔2008〕10号》和《广东电网发电机组一次调频运行管理规定,广电调市〔2007〕6号》要求,具体要求如下:
3.1.1机组一次调频功能的实现
采用电液调速系统(DEH)的机组,一次调频功能宜由DEH实现,宜采取将频差信号叠加在汽轮机调速汽门指令处的设计方法。
如采取其它形式的设计方法,也应满足各项技术指标要求。
采用分散控制系统(DCS),具有机组协调控制和自动发电控制(AGC)功能的机组,应在DCS中投入频率校正回路,即当机组工作在机组协调或AGC方式时,由DEH、DCS共同完成一次调频功能。
3.1.2机组一次调频应满足的技术要求
1)机组调速系统转速不等率(速度变动率)
2)火电机组转速不等率不高于5%;
3)水电机组转速不等率(永态转差率)不高于4%。
3.1.3机组调速系统迟缓率:
(1)机械、液压调节型:
单机容量≤100MW,迟缓率小于0.4%;
单机容量100MW~200MW(包括200MW),迟缓率小于0.2%;
单机容量>200MW,迟缓率小于0.1%。
(2)电液调节型:
单机容量≤100MW,迟缓率小于0.15%;
单机容量100MW~200MW(包括200MW),迟缓率小于0.1%;
单机容量>200MW,迟缓率小于O.07%。
3.1.4机组一次调频死区
火电机组不大于±0.034Hz(±2r/min),水电机组不大于±0.05Hz(±3r/min)(其中,海南省在未与四省区联网情况下,不大于±12r/min)。
3.1.5一次调频响应行为时间要求
当电网频率变化超过机组一次调频死区时,电液调节型机组响应时间应小于等于3秒,在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始时的45秒内,机组出力实际调节量应达到理论调节量的70%以上;
机械、液压调节型机组应在15秒内根据机组响应目标完全响应。
3.1.6机组一次调频稳定时间
机组参与一次调频过程中,在电网频率稳定后,机组负荷达到稳定所需的时间为一次调频稳定时间,应小于60秒。
3.1.7机组一次调频的负荷变化幅度
机组参与一次调频的负荷变化幅度可加以限制,但限制幅度应满足以下规定:
1)额定负荷200MW及以下的火电机组,限制幅度不小于机组额定负荷的±10%;
2)额定负荷200MW~500MW的火电机组,限制幅度不小于机组额定负荷的±8%;
3)额定负荷500MW及以上的火电机组,限制幅度不小于机组额定负荷的±6%;
4)水电机组参与一次调频的负荷变化幅度不加以限制(轴流转浆式机组负荷变化幅度可根据机组特性适当限制)。
5)对机组一次调频的负荷变化幅度加以限制时,应充分考虑机组及电网特点,确保机组及电网的安全。
3.1.8一次调频功能的认证
机组投入一次调频应通过具备资质单位的试验,确认已达到有关技术要求,并将有关资料送调度机构备案认可。
3.2湛江电力有限公司1号机组一次调频参数设置
300MW—500MW容量等级机组转速差(频差)负荷修正量关系及曲线。
4一次调频逻辑的整改完善
1)最大一次调频修正量由原来的6%ECR修改为8%ECR,一次调频速率限制不低于150MW/min。
2)原DEH和CCS分别包含2个一次调频量修正量计算回路,为了保证DEH和CCS一次调频动作的同步性,CCS侧的一次调频量改由DEH引入。
3)一次调频投入的负荷条件:
DEH侧的投入条件为机组并网后自动投入,CCS侧的投入条件为机炉协调投入自动后自动投入。
4)为防止一次调频动作时引起锅炉风、煤大幅波动,至锅炉侧和汽机侧的一次调频校正量分为两路,其中,到汽机侧的作用速率较高,到锅炉侧的作用速率较低,以保证汽机侧一次调频的动作速度和动作幅度,又不至于一次调频动作引起锅炉风、煤水的频繁波动。
5)为了实时显示机组一次调频动作后一次调频贡献量,增加一次调频贡献量计算逻辑。
一次调频贡献量计算一次调频动作后60秒内(如一次调频动作时间小于60秒,按实际动作总时间计算)的一次调频实际贡献电量与理论一次调频电量之比,并将此比值作例外报告进行数据保存。
6)DEH侧一次调频量原无高、低限限制功能,为防止机组负荷超高限和超低限运行,增加一次调频修正量高限、低限功能。
7)为了避免机组增减负荷方向与一次调频动作方向相反的现象,增加“一次调频指令大于2MW时闭锁减负荷指令,一次调频指令小于-2MW时闭锁增负荷指令”逻辑。
5一次调频实际性能测试
5.1DEH一次调频特性试验(DEH本地控制)
5.1.1转速偏差为±3r/min的一次调频特性测试
1)热控人员在DEH画面上建立一次调频状态、转速差、调频量指令、机组负荷指令、机组负荷、DEH阀位参考、主汽压力设定值和主汽压力的1秒记录曲线。
2)运行人员稳定机组负荷在180MW--270MW负荷段中的某值10—20分钟。
3)运行人员将机组控制方式投入至锅炉跟随方式,汽机控制切回DEH本地控制方式。
4)运行人员在DEH控制画面上将一次调频开关置于投入状态,DEH应显示一次调频已投入状态。
5)热控人员在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中,强制转速差为3r/min,这时,对应的一次调频负荷修正目标量为-2MW。
6)等待机组负荷过渡到稳定状态。
7)热控人员在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中,强制转速差为0r/min,这时,对应的一次调频负荷修正目标量为0MW。
8)等待机组负荷过渡到稳定状态。
9)热控人员在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中,强制转速差为-3r/min,这时,对应的一次调频负荷修正目标量为2MW。
10)等待机组负荷过渡到稳定状态。
11)热控人员在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中,强制转速差为0r/min,这时,对应的一次调频负荷修正目标量为0MW。
12)等待机组负荷过渡到稳定状态。
13)运行人员在DEH控制画面上将一次调频开关置于切除状态,DEH应显示一次调频已切除状态。
14)打印机组一次调频负荷曲线,确定一次调频响应的纯迟延时间、调节过渡时间、实际一次调频量和机组负荷、机前压力的波动范围。
15秒内一次调频的实际调节量应达到最大理论调节量的60%以上,60秒内一次调频贡献电量应达到理论贡献电量的60%以上,60秒内一次调频实际动作量与理论值的偏差平均值在理论值的±8以内,否则应调整相关参数,加快一次调频的响应过程,然后重复步骤5)--13)。
15)根据机组容量和步骤5)—14)的试验结果,决定是否需要进行更大转速差的DEH一次调频特性试验。
如需要,可参照步骤5)—14)进行。
5.1.1.2转速偏差为±8r/min的一次调频特性测试
1)热控人员在DEH画面上建立一次调频状态、转速差、调频量指令、机组负荷指令、机组负荷、DEH阀位参考、主汽压力设定值和主汽压力的1秒记录曲线。
2)运行人员稳定机组负荷在180MW--270MW负荷段中的某值10—20分钟。
3)运行人员将机组控制方式投入至锅炉跟随方式,汽机控制切回DEH本地控制方式。
4)运行人员在DEH控制画面上将一次调频开关置于投入状态,DEH应显示一次调频已投入状态。
5)热控人员在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中,强制转速差为8r/min,这时,对应的一次调频负荷修正目标量为-12MW。
6)等待机组负荷过渡到稳定状态。
7)热控人员在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中,强制转速差为0r/min,这时,对应的一次调频负荷修正目标量为0MW。
8)等待机组负荷过渡到稳定状态。
9)热控人员在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中,强制转速差为-8r/min,这时,对应的一次调频负荷修正目标量为12MW。
10)等待机组负荷过渡到稳定状态。
11)热控人员在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中,强制转速差为0r/min,这时,对应的一次调频负荷修正目标量为0MW。
12)等待机组负荷过渡到稳定状态。
13)运行人员在DEH控制画面上将一次调频开关置于切除状态,DEH应显示一次调频已切除状态。
14)打印机组一次调频负荷曲线,确定一次调频响应的纯迟延时间、调节过渡时间、实际一次调频量和机组负荷、机前压力的波动范围。
15秒内一次调频的实际调节量应达到最大理论调节量的60%以上,60秒内一次调频贡献电量应达到理论贡献电量的60%以上,60秒内一次调频实际动作量与理论值的偏差平均值在理论值的±8以内,否则应调整相关参数,加快一次调频的响应过程,然后重复步骤5)--13)。
15)根据机组容量和步骤5)—14)的试验结果,决定是否需要进行更大转速差的DEH一次调频特性试验。
如需要,可参照步骤5)—14)进行。
5.1.2试验结果
2010年3月17日下午14:
56-15:
11分,机组基本负荷在290MW左右,进行了DEH本地方式的一次调频性能测试。
试验时,将锅炉主控和汽机主控均切至手动状态,DEH退出遥控状态,分别模拟汽机转速偏差为-3r/min和3r/min及-8r/min和8r/min的一次调频试验,其对应的一次调频量分别为2MW和-2MW及12MW和-12MW,一次调频动作延时3秒,一次调频动作45秒后部分汽机阀门开度区域达到理论调频量的70%以上,17—60秒基本达到稳定状态,一次调频动作质量在60%以上,一次调频性能指标满足南方电监局2个实施细则和广东电网电力调度中心相关文件的要求。
本次试验结果参见附录1,2的图1和图2。
5.2DEH、CCS联合一次调频特性试验
5.2.1转速偏差为±3r/min的一次调频特性测试
1)热控人员在DEH画面上建立一次调频状态、转速差、调频量指令、机组负荷指令、机组负荷、DEH阀位参考、主汽压力设定值和主汽压力的1秒记录曲线。
2)运行人员稳定机组负荷在180MW--270MW负荷段中的某值10—20分钟。
3)运行人员将机组控制方式投入至锅炉跟随方式,汽机控制切回DEH本地控制方式。
4)运行人员在DEH控制画面上将一次调频开关置于投入状态,DEH应显示一次调频已投入状态。
5)热控人员在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中,强制转速差为3r/min,这时,对应的一次调频负荷修正目标量为-2MW。
6)等待机组负荷过渡到稳定状态。
7)热控人员在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中,强制转速差为0r/min,这时,对应的一次调频负荷修正目标量为0MW。
8)等待机组负荷过渡到稳定状态。
9)热控人员在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中,强制转速差为-3r/min,这时,对应的一次调频负荷修正目标量为2MW。
10)等待机组负荷过渡到稳定状态。
11)热控人员在DEH的频差计算与负荷补偿逻辑中,强制转速差为0r/min,这时,对应的一次调频负荷修正目标量为0MW。
12)等待机组负荷过渡到稳定状态。
13)运行人员在DEH控制画面上将一次调频开关置于切除状态,DEH应显示一次调频已切除状态。
14)打印机组一次调频负荷曲线,确定一次调频响应的纯迟延时间、调节过渡时间、实际一次调频量和机组负荷、机前压力的波动范围。
15秒内一次调频的实际调节量应达到最大理论调节量的60%以上,60秒内一次调频贡献电量应达到理论贡献电量的60%以上,60秒内一次调频实际动作量与理论值的偏差平均值在理论值的±8以内,否则应调整相关参数,加快一次调频的响应过程,然后重复步骤5)--13)。
15)根据机组容量和步骤5)—14)的试验结果,决定是否需要进行更大转速差的DEH一次调频特性试验。
如需要,可参照步骤5)—14)进行。
5.2.2转速偏差为±8r/min的一次调频特性测试
1)热控人员在DEH画面上建立转速差、调频量指令、机组负荷指令、机组负荷、DEH阀位参考、主汽压力设定值和主汽压力的1秒记录曲线。
2)运行人员稳定机组负荷在210MW—300MW负荷段中的某值10—20分钟。
3)运行人员将机组控制方式投入至协调控制状态或确认机组控制方式在协调控制状态。
4)运行人员在DEH控制画面上将一次调频开关置于投入状态,DEH应显示一次调频已投入状态。
5)运行人员在CCS控制画面上将一次调频开关置于投入状态,CCS应显示一次调频已投入状态。
6)热控人员在DEH的一次调频修正量计算回路中,强制转速差为8r/min,CCS中对应的一次调频负荷修正目标量为12MW。
7)等待机组负荷过渡到稳定状态。
8)热控人员在DEH的一次调频修正量计算回路中,强制转速差为0r/min,CCS中对应的一次调频负荷修正目标量为0MW。
9)等待机组负荷过渡到稳定状态。
10)热控人员在DEH的一次调频修正量计算回路中,强制转速差为-8r/min,CCS中对应的一次调频负荷修正目标量为-12MW。
11)等待机组负荷过渡到稳定状态。
12)热控人员在DEH的一次调频修正量计算回路中,强制转速差为0r/min,CCS中对应的一次调频负荷修正目标量为0MW。
13)等待机组负荷过渡到稳定状态。
14)运行人员在CCS控制画面上将一次调频开关置于切除状态,CCS应显示一次调频已切除状态。
15)打印机组一次调频负荷曲线,确定一次调频响应的纯迟延时间、调节过渡时间、实际一次调频量和机组负荷、机前压力的波动范围。
机组实际出力与机组响应目标偏差的平均值应在机组额定有功出力的±3%内,如超出此范围,则应调整协调控制系统相关参数,适当加快机炉协调控制系统对一次调频的相应过程后重复步骤4)--14)。
5.2.3试验结果
2010年3月17日下午15:
21-17:
33分机组基本负荷在290MW左右,进行了CCS、DEH联合一次调频性能测试,分别模拟汽机转速偏差为±3r/min和±8r/min的一次调频试验,其对应的一次调频量为±2MW和±12MW。
试验过程如下:
15:
21-17:
33,分别进行了CCS-DEH联合方式的一次调频性能测试,一次调频的品质指标合格:
一次调频响应时间小于3秒,最终的一次调频稳定时间在17-60秒之间,一次调频量达到理论值的60%以上,一次调频动作过程中,机组压力偏差在0.5MPa以内。
与标准要求相比,一次调频响应速度、一次调频动作幅度及一次调频动作后的贡献电量均满足调度要求,结果参见附录1,2的图3和图4。
5.3一次调频的实际投入
完成机组一次调频响应特性试验后,实际投入CCS和DEH联合一次调频功能30-60分钟。
在实际投运阶段,汽机转速偏差基本在±3r/min以内,一次调频动修正负荷在±2MW以内,机组负荷、主汽压力、燃料量等没有明显波动,没有出现影响机组安全运行的问题,机组可长期投入一次调频功能。
6相关文件
1)广东省电力调度中心:
关于执行《广东电网发电机组一次调频运行管理规定》修订版的通知,广电调市,2007年6号。
2)《广东电网发电机组一次调频运行管理规定》,广东省电力调度中心,2007年5月。
3)《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》,南方电监市场〔2008〕10号;
4)《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》,南方电监市场〔2008〕10号。
5)《发电机组一次调频性能通报及整改会议纪要》(广电调调〔2009〕26号文);
6)《发电机组一次调频性能调查及整改措施的报告》,广东电科院,2009年8月5日。
7)《广东中调直调电厂机组一次调频整改工作通知》(广电调调〔2009〕28号文);
8)《广东中调直调电厂一次调频整改工作方案》,广东电网调度中心,2009年8月31日。
7质量记录
1)GI/06/12/220-1/2009,机组一次调频性能测试记录表;
2)一次调频试验记录曲线。
8存在问题及建议
无。
9试验结论
通过对湛江发电厂1号机组一次调频控制逻辑的整改和机组实际的一次调频性能测试,湛江发电厂1号机组一次调频性能指标如下:
1)一次调频开关切投显示与实际对应,满足机组一次调频投入的要求。
2)1号机组参与一次调频的死区为±0.033Hz(±2r/min);
3)1号机组转速不等率5%;
4)机组采用DEH、CCS联合一次调频方式。
5)CCS、DEH联合一次调频动作响应时间小于3秒,45秒内的一次调频量达到理论值的70%以上,一次调频动作稳定时间在17秒-60秒之间,1分钟内一次调频贡献电量达到理论电量的85%以上。
6)机组一次调频最大幅值等于±8%Pn(±24MW);
对照《广东电网发电机组一次调频运行管理规定(广东省电力调度中心,2007年5月)》、《南方区域发电厂并网运行管理实施细则(南方电监市场〔2008〕10号)》和《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(南方电监市场〔2008〕10号)》、《广东中调直调电厂机组一次调频整改工作通知(广电调调〔2009〕28号文)》、《广东中调直调电厂一次调频整改工作方案(广东电网调度中心,2009年8月31日)》要求,湛江发电厂3号机组经整改后一次调频性能指标合格。
附录1记录表格
湛江电厂1号机组一次调频整改后性能测试记录表
基本信息
机组容量
300MW
DCS型号
SYMPHONY
DCS厂家
北京贝利
DEH型号
SYMPHONY
DEH厂家
北京贝利
转速不等率
5%
调频死区
±2r/min
迟缓率
0.024%
一次调频最大幅值
±24MW
调频方式
DEH、CCS
一次调频投切信号测试
DEH调频开关
投入
切除
CCS调频开关
投入
切除
DEH/CCS调频开关
投入
切除
备注
DEH画面显示
投入
切除
DEH画面显示
不变化
不变化
DEH画面显示
投入
切除
CCS画面显示
不变化
不变化
CCS画面显示
投入
切除
CCS画面显示
投入
切除
中调显示
投入
切除
中调显示
投入
切除
中调显示
投入
切除
DEH一次调频性能测试(DEH本地控制方式,顺序阀,2010年03月17日14:
56-15:
11)
基本负荷
转速偏差
负荷修正量
调频延时
45秒内最大调频量
实际调频量
主压力偏差
过渡时间
调频质量
299.56MW
30003003r/min
-2MW
2s
-1.54MW
-1.95MW
0.05MPa
20s
73.1%
297.35MW
30033000r/min
2MW
1s
1.30MW
1.32MW
-0.09MPa
19s
298.27MW
30002997r/min
2MW
3s
1.63MW
1.32MW
-0.07MPa
23s
62.1%
299.37MW
29973000r/min
-2MW
2s
-1.75MW
-1.86MW
-0.02MPa
17s
294.55MW
30002992r/min
12MW
2s
9.69MW
10.2MW
-0.12MPa
50s
70.1%
283.30MW
29923000r/min
-12MW
2s
-8.39MW
-8.78MW
-0.18MPa
53s
288.64MW
30003008r/min
-12MW
2s
-7.62MW
-8.15MW
-0.17MPa
47s
72.5%
300.74MW
30083000r/min
12MW
2s
10.01MW
10.01MW
0.24MPa
43s
DEH、CCS联合一次调频性能测试(顺序阀,2010年03月17日15:
21-15:
33)
基本负荷
转速偏差
负荷修正量
调频延时
45秒内最大调频量
实际调频量
主压力偏差
过渡时间
调频质量
290.57MW
30003003r/min
-2MW
2s
-1.20MW
-1.21MW
0.07MPa
36s
60.4%
290.84MW
30033000r/min
2MW
2s
1.57MW
1.57MW
-0.05MPa
32s
290.08MW
30002997r/min
2MW
1s
1.20MW
1.22MW
0.01MPa
17s
61.0%
290.08MW
29973000r/min
-2MW
2s
-1.50MW
-1.50MW
-0.03MPa
27s
285.08MW
30002992r/min
12MW
2s
9.34MW
9.34MW
0.22MPa
36s
61.6%
284.
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