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从一起甩负荷事件中透析机组调频原理与改造
从一起甩负荷事件中透析机组调频原理与改造
摘要
本文简要介绍、分析了周口隆达发电公司2×135MW机组一次甩负荷带小网事件的过程,并透过这次事件对一次调频改造的必要性、机组调频原理、改造方案进行论述。
关键词
小网一、二次调频OPC给定值功率不平衡
1.引言
河南周口隆达发电有限公司现有装机容量2×135MW,处于河南电网末端,两台机组经主变升压后送到川汇站110KV母线上;而川汇站110KV侧消纳负荷能力有限,主要依靠川汇站#1、#2主变升压至220KV送入省网系统。
因为川汇站的两台主变容量不满足N-1,故我厂两台机组受电力系统故障和冲击的影响较大。
(附图1周口川汇变电站及隆达电厂一次系统图)
我厂两台机组均采用上海汽轮机厂生产的N-135-13.24/535/535型超高压、中间再热、双缸双排气凝汽式汽轮机。
汽机电液控制系统控制2个高压主汽门、4个高压调节汽门、2个中压联合汽门,完成对汽机转速及负荷的调节控制。
控制系统采用新华控制工程公司的DEH-ⅢA低压纯电调系统,原系统设计中未包括DEH带小网的特殊运行方式。
2004年6月25日,由于电网故障造成周口隆达电厂两台机组带地区小网运行。
负荷由160MW下降到70MW左右,电网周波上升,致使两台机组OPC动作,又使电网周波下降到49Hz,电网低周减载又切除一部分负荷,在此期间,#2机组因锅炉MFT跳闸,仅有#1机一次调频回路调节电网负荷,但由于负荷变动较大,已经超出了一次调频的调节范围,使OPC频繁动作,严重威胁了机组的安全。
后经过专业技术人员与新华公司共同努力对一次调频进行了改造。
2.事故概述
2.1事故前运行方式
2.1.1.电网系统运行方式
川汇220KV系统南、北母并列运行,漯川线、川汇站#1主变运行于220KV北母,川淮线、川汇站#2主变运行于220KV南母。
川汇110KV系统南、北母并列运行,川西1、川北1、Ⅰ隆川2、川汇站#2主变运行于110KV南母;2川西、Ⅱ隆川2、川汇站#1主变运行于110KV北母。
周川线、淮川线备用于110KV南母。
图1:
周口川汇变电站及隆达电厂一次系统图
2.1.2.隆达电厂运行方式
隆达#1、2机组单元制正常运行,负荷160MW,#1、2机各带80MW。
机组一次调频投入、功率回路投入、#1机多阀运行方式。
2.2事故经过
19:
10周口川汇变电站220KV侧漯川220KV线路#139耐张杆B相因大风造成弓子线对横担放电,致使漯川2开关纵联、零序、接地距离Ⅰ段保护动作,又因漯川2开关拒动,导致220KV北母失灵保护动作跳开川220、221开关。
川汇站#1主变与220KV系统断开。
19:
10#1、2机组甩负荷至总出力70MW左右,OPC动作,自动切除功率回路,负荷在72MW—25MW左右大幅波动,周波波动达1.5HZ,机组高中压调门开关频繁。
19:
13:
09退出#1机组一次调频,负荷在62—22MW间摆动,OPC动作频繁
19:
13:
20降低目标值至50MW。
19:
14#2机组因锅炉“水位低”MFT,汽机跳闸,手动解列#2发电机。
#1机带周口地区110KV母线孤网运行。
19:
15投入#1机组一次调频,#1机组负荷在35—22MW间波动。
19:
16给定值降至70MW以下时转速波动减小,OPC动作减缓。
19:
18回复目标值至80MW。
给定值升至70MW时,转速波动加大OPC动作又开始加剧。
19:
21退出#1机一次调频,#1机切单阀运行。
观察周波在相对较高范围波动。
19:
29降低目标值至50MW。
19:
33周波趋于稳定,OPC停止动作。
19:
39得省调命令,#1机组解列,#1发电机带#1机厂用电运行,控制方式由负荷控制转为转速控制,周波稳定,待机与系统并列。
20:
03川汇变110KV充电正常,Ⅰ、Ⅱ隆川线恢复送电,得省调命令,#1机组重新与系统并列,逐渐带负荷。
在此期间#1机孤网运行OPC保护频繁动作,23分钟内动作有252次之多,负荷在22-42MW之间波动,虽未造成设备损坏,但严重威胁着机组的安全。
3.事故分析
3.1我厂原OPC动作逻辑
3.1.1任何情况下,只要有两路以上的转速大于103%信号到OPC卡,OPC卡立即送出OPC动作开关量(继电器RL3、RL4闭合),OPC电磁阀动作,泄去控制油压,高、中压调门关闭,防止汽机超速。
3.1.2当负荷大于30%,即IMP大于30%的情况下,机组发生甩负荷,油开关RB动作,则不等转速上升到103%,OPC卡即提前动作。
更有效的防止超速。
3.1.3在未并网的情况下,硬件OPC动作或转速大于103%高、中压调门指令到0,在并网的情况下OPC动作高、中压调门指令不置0。
3.2大网运行时的功率-频率调节
当机组在大网中正常运行时,DEH系统闭环控制机组功率和频率,此时DEH系统的频率调节手段为一次调频,如下图所示。
图2:
DEH-IIIA功率、频率调节原理图
图3:
DEH-IIIA功率、频率调节框图
工作原理:
当外界负荷变化时,测频单元感受转速偏差,经频差放大器转换成相对应负荷量与DEH功率给定值运算,如果功率回路投入,这个运算值作为PID控制器的给定值,若功率回路不投入,就作为流量指令控制阀门开度。
3.3事故过程分析
19:
10#1、2机组因线路故障甩负荷后,转速迅速升高,OPC保护动作,#2机组解列#1机组孤网运行,功率在42—22MW波动,见下图4:
图4:
甩负荷瞬间
从上图可看出:
DEH给定值(目标值经工作方式识别和工作方式选择的投标逻辑后,再经高、低限处理,速率限制后成为给定值)在OPC动作切除功率回路时由80MW升至103MW(功率回路切除后更有利于运行操作),给定值与小网负荷相差很大,正向的功率不平衡使转速迅速上升,达到OPC动作值103%,转速的急剧上升使一次调频起作用,产生负频差时OPC已动作,OPC动作后,控制油压泄去调门全部关闭,转速急剧下降,OPC复位,此时由于给定值未变,流量指令仍使进入汽轮机的蒸汽量大于实际需求,调门打开,转速又迅速上升,OPC动作,转速下降,当转速小于2988rpm时(当时一次调频死区为±12rpm),产生正频差,又使流量指令增大,调门大开,转速急剧上升,如此反复,使小网频率、负荷反复震荡,OPC频繁动作。
19:
13运行降低目标值,给定值接近实际负荷,OPC动作明显减缓,频率波动减轻。
OPC与给定值的关系见下图5:
从图5可清楚的看出当给定值降至大致70MW以下时,OPC动作频率明显减缓,直到目标值增大至80MW,给定值渐渐上升后,OPC动作又开始频繁。
图5:
OPC与给定值
19:
21运行人员解除一次调频见图6:
图6:
流量指令、调门指令与一次调频
从上图可看出:
一次调频解除前流量指令大幅变化,这是频差调节的结果,从而使调门指令大幅变化进行负荷、转速的调节,但是opc的动作使控制油压失去,调门指令不起作用,间接使一次调频失去作用。
一次调频解除后,频差为0,流量指令几乎不变,GV1阀位指令在多阀切单阀后渐渐趋至平缓,不再有大幅变化,此时因功率回路切除,一次调频切除,DEH成为阀位控制,DEH对转速、负荷不再有调节作用,只通过运行操作和opc保护防止超速。
从一次调频解除前后的流量指令等参数的变化可明显看出一次调频在机组控制中的作用,但是opc的动作将一次调频的范围限制在3000±90rpm。
19:
39#1机组解列后BR开关断开,DEH转入转速控制,目标值为3000rpm#1发电机带#1机厂用电运行,周波趋于稳定。
参见下图:
图9:
#1机带厂用电运行
通过以上初步分析可得到以下几点结论:
a.功率-负荷不平衡造成转速飞升。
b.给定值降低后,发电机出力与小网上负荷差值减小,转速相对趋于稳定。
OPC动作减缓。
c.一次调频投入时流量指令、调门指令的大幅变化是频差作用的结果。
d.OPC动作将一次调频的范围限制在3000±90rpm。
3.4扩展分析
3.4.1关于一、二次调频
一般情况下,发电机组运行于系统大网上时,电网中各处的频率是相等的,由于转速与频率的对应关系,所以,电网中的各台汽轮机的转速也是一样的电厂端根据要求调整的是机组功率值,频率由系统供、需矛盾调整平衡而非单个电厂所能左右,而发电机组运行于小系统上时,功率一般由用户决定,电厂端调整的则是频率。
汽轮发电机组在电网中并列运行,当外界负荷发生变化时,将使电网频率发生变化,从而引起电网中各机组均自动地按其静态特性承担一定的负荷变化,以减少电网频率改变的过程,称为一次调频。
如下图10:
nn
1No.14No.2
n0n0
△nmax′△n△nmax′
32△P25
△P16
0pmax1p0pmax2p
图10:
并列运行机组的负荷分配
电网中增加的负荷△P=△P1+△P2,一次调频后转速稳定在n0-△n处。
在一次调频过程中,各机组所自动承担的变化负荷的相对值与该机的额定功率和速度变动率有关。
设汽轮机在空载时的转速为
,额定功率时的转速为
,汽轮机额定转速为
,则将
与
的差值与
之比来表征汽轮机转速与功率的对应关系称为速度变动率
,也称速度不等率,不均匀度等
从上可看出,一次调频是按照特性曲线斜率去维持转速或周波,实现的是有差调节,只能缓和电网频率的波动程度,其调频能力是有限的,不能保持周波为常数。
这时就需要用同步器增减某些指定机组的负荷,使其承担外界负荷的变化,以恢复电网频率,这一过程称为二次调频,只有经过二次调频后,才能精确地使电网频率保持恒定值。
其调节过程如下:
如图11,假定某一瞬间电网负荷增加△P,使电网频率下降,机组转速同时下降△n,两台机各按照自己的静态特性曲线自动承担一部分变化负荷,1号机负荷增加△P1,2号机负荷增加△P2,△P=△P1+△P2,达到负荷平衡后,电网频率稳定下来,转速稳定在n1处,这是一次调频过程。
这时如果操作1号机的同步器(即改变功率目标值),使1号机的静态特性曲线由aa上移到a′a′,
nn
a′
a
n0a′
n1a
△P1△P2△P2
△P1′
0p1p1′p1〃p0p2p2′p
图11:
同步器平移调节系统静态特性曲线实现二次调频
则在转速n1下,1号机增发了功率△P1′,使总功率(p1+△P1+△P1′+p2+△P2)大于总负荷(p1+△P1+p2+△P2),于是电网频率升高。
随着电网频率升高,1号机按a′a′静态特性曲线减负荷,2号机按其自身静态特性曲线减负荷。
当转速升到n0时,2号机负荷恢复到一次调频前的数值p2,1号机则承担了全部的负荷变化△P=△P1+△P2,总功率与外界负荷重新平衡,电网频率稳定在转速n0上,这是二次调频。
显然经过二次调频才能使电网频率保持恒定。
通常实现方法有两种:
a.中心调度所调度员根据负荷潮流及电网频率,给各厂下达负荷调整命令。
b.采用自动发电控制系统(AGC),由计算机对各厂机组进行遥控来实现调频全过程。
这种维持频率的方式是机组在电网中并列运行,通过调度的作用改变负荷指令实现的,而在电气系统故障的事故工况下,原来并大网运行的机组,可能会出现带地区小网、带厂用电或孤立电网单机运行的情况,此时将不能完全依赖调度,频率将由电厂端调整。
而仅靠DEH控制系统中一次调频回路的作用是不能将频率稳定下来的。
同时由于操作人员的判断能力,反应速度有限要想在这种情况使调节系统快速将周波稳定下来有必要对一次调频进行改造,使控制回路具备二次调频功能。
3.4.2关于OPC
如果大网运行时汽机的功率与小网上或厂用电的负荷相差很大时,发生甩负荷带小网或厂用电运行,可能使机组转速迅速上升。
当达到OPC动作定值时,OPC保护控制动作,迅速关闭调门,使汽机功率迅速下降,以使功率与负荷尽快接近平衡,当转速下降后,再由一次调频功能完成频率调整。
但是,由于OPC动作后,液压系统需要一定的时间恢复、建立安全油压。
对于甩负荷到空载或完全解列的情况,这些时间完全可以不考虑。
但对于甩负荷到带有一定厂用电,甚至带有较大负荷的地区局域网时,可能由于负载的作用,使电网周波迅速下降,最终导致低周波。
因此,应尽量避免发生OPC,即有必要采取提高OPC动作点,提前输出调门指令,并在调门开启瞬间,给予一个预定值。
从以上的分析可看出改造可从以下几方面进行:
a.增加功率-负荷不平衡功能
b.提高OPC动作设定点
c.判断小网运行
d.小网运行时能自动减小给定值
e.增加二次调频回路
4.一次调频改造
当机组由于电气故障,发生带小网运行工况。
汽轮机出力与发电机负载不平衡,势必造成频率波动,使OPC动作。
这时,本机所发功率与厂用电的负荷一般也不相等,因此6KV厂用电小网周波必然发生波动,如果不增加新的功能,则一旦周波超过51.5Hz,则DEH系统的OPC保护系统动作,快速关闭调门。
汽轮机出力迅速下降,而此时由于机组仍带负载,因此周波也会迅速下降。
一旦周波降低到一定值后,主要辅机可能会跳闸,这将进一步加快本机出力的下降速度,随后可能发生周波的急剧反复上升和下降,造成更多的辅机跳闸,从而形成恶性循环,发生所谓的“频率崩溃”现象,最终发生低周波而导致大面积停电事故。
为此在2004年10月及2005年3月份的#1、2机组大小修中,分别对#1、2机DEH进行了改造增加带小网运行功能。
改造方案:
Ø增加功率-负荷不平衡控制
Ø更改OPC动作定值
Ø增加小网控制、判断逻辑
Ø开放一次调频限制
Ø增加二次调频回路
Ø增加OPC动作快减负荷功能
4.1增加功率-负荷不平衡控制
将原OPC端子板更换为带功率-负荷不平衡功能的OPC端子板,更改内部接线。
当机组并网运行时,功率-负荷不平衡量>60%,OPC保护控制动作;
功率-负荷不平衡量:
功率指汽轮机出力,其大小通过调节级压力反应。
负荷为发电机功率,即发电机有功;
实际调节级压力发电机实际有功
功率-负荷不平衡量=
额定调节级压力(8.8MPa)发电机额定功率
4.2更改OPC超速保护动作值
校验OPC动作值:
4.2.1机组并网前的动作值没有改变。
OPC动作定值=3090rpm,小于3085rpm自动复位.
4.2.2机组并网后:
a.当功率-负荷不平衡量<30%时,OPC动作定值=3210rpm,即107%;
b.30%≤功率-负荷不平衡量≤60%时,OPC保护控制动作转速是合成动作值(功率和调节级压力的合成),OPC保护控制动作区域(3000~3210rpm)即:
实际调节级压力发电机实际有功(实际转速-3000)/3000
当+≥60%时,
额定调节级压力发电机额定功率7%
OPC动作。
附图13:
功率不平衡与OPC控制原理图
4.3增加小网控制、判断逻辑
修改组态:
考虑到电气并网回路复杂,运行方式多样,可能难于提供机组带大网、小网运行方式的状态。
在这种情况下,DEH采用判断当前周波的方法。
4.3.1并网后,一次调频自动投入,操作员可以退出。
4.3.2并网后,当汽轮机的转速≥3030rpm时,二次调频可以人工投入和退出。
4.3.3并网后,当汽轮机的转速≥3060rpm时,认为带小网运行,自动投入二次调频,切除CCS遥控和功率回路。
DEH为阀位控制。
4.4开放一次调频限制
修改组态:
当机组并网运行后DEH系统的一次调频功能自动投入。
由二次调频的投切来控制一次调频的死区和调频范围的大小。
在二次调频未投入时,一次调频的死区为±2r/min(可调)、调频范围为±17r/min;在二次调频投入时,一次调频的死区为0、调频范围为±150r/min。
一次调频功能增加高负荷限制功能。
4.5增加二次调频回路
修改组态:
发生带小网运行时,汽轮机出力与发电机负载不平衡,周波上升或下降,
此时DEH首先按照一次调频的静特性增减本机负荷,以稳定小网周波,同时DEH根据周波的波动状况判断是否处于带小网运行,一旦检测到小网运行,则切除CCS遥控和功率回路,投入二次调频回路,由转速偏差经PI运算产生X2以降低DEH功率定值。
如图12所示,最终稳定在额定周波。
附图14:
一次调频、二次调频、OPC及相互关系
图12:
一次、二次调频原理图
图13:
功率不平衡与OPC控制原理图
图14:
一次调频、二次调频、OPC及相互关系
4.6增加OPC动作快减负荷功能
修改组态:
当OPC动作时,发出“实际OPC动作如并网则快减”信号(OPCBR),该信号使二次调频自动投入,并且按135MW/MIN的速率快减负荷。
与给定值相减,快速适应外界负荷。
4.7厂用电运行方式
当机组的厂用电开闭合而Ⅱ隆川1开关断开时,则发生甩负荷带厂用电状态。
此时DEH转入转速控制方式,由于厂用电仅为额定负荷的5%左右,机组出力与功率的不平衡势必造成OPC动作,机组出力快速下降,厂用电周波也随之下降。
随后,为了保证厂用电频率的稳定,DEH控制调门迅速开启到机组空载流量加上5%厂用电对应的开度上,并根据额定周波与厂用电周波的偏差进行调节,最终稳定在额定频率上。
4.8DEH与CCS接口
当投入CCS协调控制时,必须保证DEH参与调频的功能不会被CCS功率闭环控制所抵消,应当采取如下图所示的接口方式:
图15:
CCS协调控制方式下的功率、频率控制原理图
其中DEH一次调频参数为:
⏹不等率δ=4.6%(可调)
⏹不调频死区+2rpm(可调)
⏹调频范围+17rpm
4.9关于两台机组调频方面的配合
为了避免在发生小网时两台机OPC同时动作,使频率波动增大,#1机的OPC动作值定
为106%,#2机为107%,力图通过一、二次调频及#1机OPC、OPCBR的作用将转速控制下来,尽量避免、减少#2机OPC动作。
4.10小网模拟试验
改造后对小网运行进行了模拟试验,试验采取将机组负荷调至厂用电负荷的2-4倍,短接BR信号,断开发变组出口开关,保持厂用电开关,模拟小网运行。
机组经过3分37秒,转速最终稳定在3000r/m,机组的最高飞升转速3248r/m,期间二次调频、OPC、OPCBR正常动作,厂用电设备无跳闸,试验结果合格。
5.结束语
从以上的分析中,可看出我厂的一次调频改造是必要的、成功的、也是全面的,一次调频改造后,我厂DEH从过去的适应工况单一、调频范围小、受系统影响大的状态扩展为能适应大网、小网、厂用电运行的多种运行工况的控制系统,且能够在电网系统故障的情况下快速稳定周波与负荷,提高了机组的抗干扰的能力,保证了机组的安全运行。
参考文献:
王君侃编功频电液调节系统郑州电力高等专科学校2002.6
常桂莲编汽轮机下册中国电力出版社2001.7
廉宏伟DEH调频问题新华控制工程有限公司2003.12
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- 一起 负荷 事件 透析 机组 调频 原理 改造