MW火电厂电气全套系统次调频义很好地学习资料.docx

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MW火电厂电气全套系统次调频义很好地学习资料

西北电网并网机组一次调频培训

1概述

电网的调频包含三个概念：

自然调频、一次调频和二次调频。

自然调频和一次调频构成了电网的调频特性，它决定着电网频率的稳定性。

1.1自然调频

自然调频是电网的动态调频特性，其特点是利用电网中旋转惯量的蓄能，首先承担电网负荷的变化。

在这一过程中，电网频率偏差将随时间逐渐增大。

自然调频的过程是自然完成的，不需要任何调整手段，其响应时间约为零点几秒。

虽然庞大的旋转惯量有稳频作用，但它却不能取代一次调频，由一次调频决定的电网静态调频特性才是电网频率稳定的基础。

1.2一次调频

一次调频是电网的静态调频特性，其特点是通过电网中各机组调速系统的静态特性，利用机组的蓄能承担电网负荷变化，最终使电网频率形成一个稳态频率偏差，一次调频依靠原动机调速系统自动完成，无需电网调度部门进行干预，其响应时间约为几秒。

当电网中所有机组的调速系统都参与一次调频时，电网将负荷扰动按各机组的不等率分配到各台机组上，不等率小的机组将承担较多的负荷分配。

电网中各机组通常按容量相对值承担一次调频量。

各机组的不等率具有大致相同的数值，一般为4%—5%。

1.3二次调频

电网频率的准确性主要靠电网的二次调频来保证。

过去，二次调频通常由指定的部分机组完成，这些机组称为调频机组。

二次调频是电网调度通过手动或自动方式对电网频率的干预过程，将电网的负荷变化转移到由预先指定的调频机组来承担，消除一次调频过程留下的频率偏差，使电网频率回到额定值。

同时非调频机组根据一次调频承担的负荷变化量，将按其静态特性自动恢复、负荷又回到扰动前的数值。

随着机组自动化程度的提高，越来越多的机组具备AGC功能，可以不同程度参与电网的二次调频。

二次调频的响应时间约为几十秒至一分钟。

电网中不参加一次调频的机组越多，电网的自平衡能力越差。

自平衡能力差的电网，二次调频任务加重，对二次调频的响应速度要求更高。

综上所述，一次调频过程是有差的比例调节，二次调频由于有积分作用，调整结果没有静差。

电网频率是通过一次调频和二次调频来共同保证的，而机组参与电网一次调频的程度，又必须与电网的发展和运行水平相一致。

如果电网中的并网机组不投入一次调频或一次调频的指标不能满足电网的要求，这些机组将会给电网安全运行带来极大的危害，同样对机组本身的运行带来极大的危害，可能导致电网供电质量不合格、电网震荡、汽轮机超速等事故。

2一次调频参数设置

2.1转速不等率δ

转速不等率也叫速度变动率，指汽轮机单独运行时，汽轮机空负荷时所对应的最大转速和额定负荷时所对应的最小转速之差，与汽轮机额定转速之比。

转速不等率即为汽轮机转速与负荷静态控制特性曲线的斜率。

转速不等率越小，机组参与电网一次调频所承担的负荷变动量越大。

上式表示汽轮机从额定负荷到空负荷变化时的转速升高值与汽轮机额定转速（3000r/min）之比为速度变动率。

若此时汽轮机转速由3000r/min升高到3150r/min，速度变动率δ即为5%。

2.2一次调频量

一次调频量和频差信号、调频系数有关，计算公式如下：

调频系数K与速度变动率δ之间的转换关系用下式表示：

在我国，额定转速N0=3000r/min,因此，上式简化为：

当δ=5%时，K=0.667%/r/min。

2.3迟缓率ε

汽轮机调速系统的迟缓率是指在调速系统中由于各部件的摩擦、卡涩、不灵活以及连杆、绞链等结合处的间隙、错油门的重叠度等因素造成的动作迟缓程度。

2.4转速（频率）死区

为了在电网频率变化较小的情况下提高机组运行的稳定性，一般在电调系统设置有转速（频率）死区。

机组一次调频死区指系统在额定转速附近对转速的不灵敏区。

设置转速不灵敏区的目的是消除因转速不稳定引起的机组负荷波动或调节系统摆动。

转速不稳定指转速测量系统的精度不够引起的测量误差。

一次调频函数的设置见下图：

330MW机组的一次调频函数：

f（x）=（2865,20）、（2988,20）、（2998，0）、（3002,0）、（3012,-20）、（3135，-20）。

600MW机组的一次调频函数：

f（x）=（2865,36）、（2988,36）、（2998，0）、（3002,0）、（3012,-36）、（3135，-36）。

2.5电网对并网机组一次调频参数设置的技术要求

并网机组一次调频基本参数设置要求见下表：

一次调频设置参数

要求值

转速不等率δ

4%—5%

转速（频率）死区

±2r/min（±0.033Hz）

一次调频量限幅

6%额定负荷

迟缓率ε

＜0.06%

稳定时间

＜45秒

响应时间（滞后时间）

＜3秒

响应时间（完全响应时间）

＜15秒

3协调控制系统（CCS）的一次调频校正回路

一次调频回路一般都在DEH实现，但应在CCS进行补偿。

只要频差信号不为零，一次调频回路将始终影响负荷控制回路的输出，最终使机组的实发功率与负荷指令不相等。

由于协调控制系统都有功率闭环校正回路，其输出一般都用于汽机主控回路，如果不对DEH的一次调频作用在CCS上进行补偿，CCS的功率闭环校正回路将把这一过程视为内扰，由于比例积分的调节作用，又会把负荷控制回路的输出拉回。

4并网机组一次调频试验

并网机组的一次调频试验是检验机组一次调频能力的重要试验，试验应反映机组的一次调频参数是否正确、一次调频的贡献量是否满足电网要求等方面的内容，一次调频报告是电网核查并网机组一次调频能力的重要技术文件。

并网发电厂要认真组织试验的相关技术环节，真实反映机组能力，做好一次调频试验工作。

4.1一次调频试验依据的相关技术标准和文件

4.1.1《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）

4.1.2《电力建设安全工作规程》（DL-5009.1-2002）

4.1.3《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）

4.1.4《火电机组启动验收性测试验导则》（1996年版）

4.1.5《模拟量控制系统验收测试规程》（DL-2006）

4.1.6《西北电网发电机组一次调频运行管理办法》

4.1.7《西北电网发电机组一次调频运行考评管理办法》

4.2一次调频试验条件

4.2.1电网频率稳定在试验规定的范围内。

4.2.2机组负荷50%—100%，设备无异常，稳定运行。

4.2.3协调控制系统控制参数经过优化，调节品质扰动试验合格。

4.2.4一次调频校正回路参数按要求设置完成。

4.3一次调频试验方法

分两种情况：

电网频率升高0．15HZ时，机组一次调频响应能力、电网频率降低0．15HZ时，机组一次调频响应能力。

由于网调不进行实际频率的变化，要求电厂自己改变频率，因此试验当中由控制人员在组态内部改变频率值，引发一次调频动作。

4.4一次调频试验方案

考虑到一次调频时DEH侧的快速动作必然会影响到机组的压力迅速变化，为保证机组的稳定和安全，只采取一种试验方式，即：

当CCS在投入方式下，机组所有子控制系统处于自动，DEH控制处于遥控方式，投入一次调频回路，而CCS解除后，一次调频回路解除。

4.5一次调频试验报告反映的内容

4.5.1一次调频试验报告的数据要实事求是，除真实反映试验状态，也要反映电网对并网机组一次调频运行管理方面的内容。

下面的报告格式及数据表格仅供参考。

频差X由0.0MW→-36MW

试验时间：

09年3月23日7：

17：

00至7：

30：

00

频差变化幅度

36MW

试验计算时间

540s

频率变化持续时间

517s

开始时实际负荷指令

510.0MW

开始时实际负荷

509.71MW

一次调频响应滞后时间

<3s（1s）

频率变化完成时，实际负荷指令

464.60MW

频率变化完成时，实际负荷值

464.88MW

频率变化完成时，实际负荷变化量

36.03MW

稳定时间（频率变化完成后）

<26s

频率变化完成后26秒时，实际负荷值

464.95MW

频率变化完成后26秒，实际负荷变化量

36.56MW

试验期间压力最大偏差

±0.57MPa

负荷最终变化量

36.36MW

频差X由-36MW→-0.0MW

试验时间：

09年3月23日7：

17：

00至7：

30：

00

频差变化幅度

36MW

试验计算时间

600s

频率变化持续时间

600s

开始时实际负荷指令

464.00MW

开始时实际负荷

464.86MW

一次调频响应滞后时间

<3s（2s）

频率变化完成时，实际负荷指令

510.46MW

频率变化完成时，实际负荷值

510.86MW

频率变化完成时，实际负荷变化量

36.40MW

稳定时间（频率变化完成后）

<20s

频率变化完成后20秒时，实际负荷值

507.86MW

频率变化完成后20秒时，实际负荷变化量

507.77MW

试验期间压力最大偏差

0.62MPa

负荷最终变化量

36.86MW

4.5.2试验报告要有试验记录的数据变化趋势。

趋势时间、数据和数据表格内容相符。

下面的一次调频历史趋势仅供参考。

4.5.2一次调频试验结论。

4.6一次调频的优化策略

4.6.1为保证一次调频的响应速度，增加频差X的微分环节。

4.6.2将上述的微分环节作为锅炉主控的前馈引入，以加快给煤的速度，保证主汽压力的稳定。

5影响一次调频贡献量的原因分析

5.1并网发电企业对《西北电网发电机组一次调频运行考评管理办法》和《西北电网发电机组一次调频运行管理办法》理解不深刻，未能认真履行两个办法的文件精神。

5.2发电企业对本企业热工、运行等重点专业的管理工作监管不到位，一次调频的投、退管理缺失，未能使一次调频的投入做到常态化。

5.3新并网机组未能从思想上重视一次调频的重要性。

5.4锅炉、汽轮机、发电机及其辅机的设备缺陷因素对一次调频控制指标的影响。

5.5煤种因素对一次调频控制指标的影响。

5.6无法定期开展一次调频调节品质试验工作，优化控制参数，不能及时发现问题并整改，导致控制系统因素对一次调频指标的影响。

5.7当AGC和一次调频都投入的情况下，AGC和一次调频存在反调现象，导致控制系统因素对一次调频指标的影响。

6一次调频综合指标及考核度量办法

6.1要求一次调频未经网调允许不得退出，否则根据退出时间长短考核电量。

6.2性能考核，表征一次调频贡献量的指标中，最重要的四项指标是：

转速（频率）死区、响应时间、稳定时间、速度变动率。

6.3一次调频正确动作率。

当某台机组并网运行时，在电网频率越过机组一次调频死区的一个积分期间，如果机组的一次调频功能贡献量为正（或者机组的一次调频动作指令表明机组在该期间机组一次调频动作），则统计为该机组一次调频正确动作1次，否则为不正确动作1次。

7结束语

一次调频两个办法的实施，会对各发电厂一次调频的奖惩结果差异很大。

机组协调控制系统的调节品质即使投运效果良好，如果想获得电网的奖励，也需要加强机组的安全性和设备可靠性管理，加强对热工、运行、燃料等重点专业的管理工作，才能保证一次调频的投入和考核满足电网的要求。

建议各发电公司在考虑一次调频的奖惩条件时要根据机组的现状，制定一个兼顾机组的安全性和经济性的综合控制方案。

1.机组主要控制系统

1.1燃烧管理系统（BMS）

1.1.1BMS主要功能

1.1.1.1点火前炉膛吹扫。

1.1.1.2油燃烧器自动管理。

1.1.1.3煤燃烧器自动管理。

1.1.1.4二次风挡板联锁控制。

1.1.1.5火焰监视。

1.1.1.6有关辅机的启停和保护。

1.1.1.7主燃料跳闸。

1.1.1.8减负荷控制。

1.1.1.9联锁和报警。

1.1.1.10首次跳闸原因记忆。

1.1.1.11与上位机通讯。

1.2协调控制系统（CCS）

1.2.1CCS主要功能

1.2.1.1控制锅炉的汽温、汽压及燃烧率。

1.2.1.2改善机组的调节特性增加机组对负荷变化的适应能力。

1.2.1.3主要辅机故障时进行RUNBACK处理。

1.2.1.4机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷快速增减以及跟踪等处理。

1.2.1.5与BMS配合，保证燃烧设备的安全运行。

1.2.2机组协调控制系统基本运行方式

1.2.2.1汽机跟随的运行方式。

在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷，而汽机则通过改变调门开度以调节主汽压力。

1.2.2.2锅炉跟随的运行方式。

在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以保持主汽压力不变，而汽机则通过改变调门开度以调节机组负荷。

1.2.2.3协调方式。

这种运行方式是锅炉跟随的协调方式。

机炉作为一个整体联合控制机组负荷及主汽压力。

1.3数字电液调节系统（DEH-ⅢA）

1.3.1主要功能

1.3.1.1汽机转速控制

1.3.1.2自动同期控制

1.3.1.3负荷控制

1.3.1.4一次调频

1.3.1.5协调控制

1.3.1.6快速减负荷（RUNBACK）

1.3.1.7主汽压控制（TPC）

1.3.1.8多阀（顺序阀）控制

1.3.1.9阀门试验

1.3.1.10OPC控制

1.3.1.11汽轮机自动控制（ATC）

1.3.1.12双机容错

1.3.1.13与厂用计算机DAS系统或DCS通讯，实现数据共享

1.3.1.14手动控制

1.3.2自动调节系统

1.3.2.1转速控制

在不同的转速范围，阀门状态如下表所示：

a.不带旁路主汽门启动时（BYPASSOFF）

阀门

冲转前

0~2900r/min

阀切换（2900r/min）

2900~3000r/min

TV

全关

控制

控制→全开

全开

GV

全关

全开

全开→控制

控制

IV

全关

全开

全开

全开