一次调频.doc

机组一次调频技术第一节机组一次调频基本概念一、转速不等率转速不等率是指机组在控制系统给定值不变的情况下，机组功率由零至额定值对应的转速变化量（n）与额定转速（n0）的比值，通常以百分数形式表示。 对承担基本负荷的机组，一般取其不等率大一些，以希望电网周波的变化对其功率的影响要小，保证机组在经济工况下长期运行；对承担尖峰负荷的机组，则不等率要小一些，在电网周波变化后希望多分担一点变动负荷。二、功率补偿量机组一次调频的功率补偿量(P)：是由机组转速不等率和电网频率偏差（可转换为转速偏差n）计算出来的，公式如下：式中为额定转速，为机组的额定功率。例如： 额定容量为 、转速不等率为5%的机组，当转速偏差为n=-6转（电网频率偏差为f=-0.10HZ）时，该机组一次调频的功率补偿量P： 三、迟缓率机组的迟缓率：是指由于调速器、传动放大机构和配汽机构部件有磨擦、间隙等原因使输入信息与输出信息之间存在的迟缓现象，这种迟缓现象作用于控制系统使在一定的转速变化范围n，机组功率不变。迟缓率的计算公式如下：=(n/ )*100% 式中为额定转速。四、调频死区机组一次调频频率死区是指系统在额定转速附近对转速的不灵敏区。为了在电网频率变化较小的情况下提高机组稳定性，一般在电调系统设置有频率死区。五、响应滞后时间电网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化所需的时间为一次调频负荷响应滞后时间，应小于3秒。六、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时间为一次调频稳定时间，应小于1min，机组协调系统或自动发电（AGC）运行时，应剔除负荷指令变化的因素。第二节 机组一次调频特性一次调频特性是汽轮发电机组并网运行的基本特性之一，它是指电网的频率发生变化后，机组在控制系统的作用下自动地增加（电网频率下降时）或减小(电网频率升高时)自身的功率，从而限制电网频率变化的特性。传统的一次调频特性定义为静态时汽轮机与其转速之间的关系曲线，又称为汽轮机控制系统的静态特性，如图1所示。实际的静态特性曲线由于系统各组成部分的特性中存在迟缓率，往往分上行和下行两条曲线，并且是非线性的。若电网的周波在机组静态特性的不灵敏区内变化，则机组的负荷变化是随机的。机组调速系统的不等率代表了一次调频的基本特性，它反映了汽轮机功率变化与电网周波之间的静态关系。由于电网周波是随时间变化的随机函数，不同频率的分量具有不同的幅值，同时汽轮机控制系统对周波变化的各频率分量的相应能力是不同的。这是由于机组形式和负荷控制系统的不同造成的，两机组即使静态特性相同，对相同幅值、不同频率的周波变化，其功率变化也可能是不同的，这就是常说的机组负荷适应性不同，也就是一次调频的动态特性不同。典型控制系统的一次调频动态特性分为：（1）纯转速控制系统：在电网周波降低要求机组负荷立即增加时，使高调门动态过开到一个较大的数值，然后关小到与要求功率相适应的稳态值，用高压缸多进的蒸汽量所发出的功率来补偿中、低压缸功率增加的滞后，以使机组整个功率的增加接近于非再热机组的特性。（2）功频系统：当电网周波突然降低，需要增加机组功率时，高压控制阀在开始阶段增加的开度为正常应增加开度的两倍，其后随着功率的增加减小到正常开度，由此补偿中、低压缸的功率滞后，提高再热机组的一次调频能力。（3）准恒功率系统：该系统适应于带基本负荷的机组，对周期较长的电网周波变化，机组的功率几乎保持不变，在高频段，一次调频作用取得主导地位，表现为纯转速系统特性，这样既可利用汽包锅炉的蓄热参与短期的一次调频，又可避免对锅炉产生较大的扰动，保证机组在经济负荷下长期运行。第三节 机组一次调频方案设计在机组水平达到一定的自动化水平后，整个机组实现了协调，机组的负荷受电网或运行人员的，一次调频功能作为事故处理手段应该建立在机组协调的基础之上，同时兼顾锅炉和汽机。为保证机组一次调频功能的完整性，要求在机组不在协调状态下，DEH单独也能完成一次调频功能。一、DEH调频方案1方案A图8-2 DEH系统一次调频功能（方案A）一次调频作为功率指令的校正信号加入到PID的设定值端,通过PID运行,相应地控制汽轮机调门保证机组实际负荷等于经校正后的功率指令。频率偏差与机组负荷变化成一定关系,在机组运行的任何工况下,一定的频率偏差理论上产生同样幅度、速率的负荷变化,有利于二次调频功能的运行。这是该方案的优点。缺点是由于作为定值校正信号，使得此种方式必须在系统功率回路投入的情况下才能起作用；当汽轮机调门从DEH(LOCAL方式)切换为MCS(REMOTE方式)后,DEH侧功率回路退出运行,也就是此种方式的一次调频功能被禁止投运；由于经过控制器，一次调频功能的响应时间受控制器的参数。2.方案B一次调频作为功率控制器输出指令的校正信号,经校正后的指令直接输出到阀门管理程序,保证机组调门开度指令(指汽轮机的流量指令)等于经一次调频校正后的指令输出。 图8-3 DEH系统一次调频功能（方案B）3.方案C图8-4 DEH系统一次调频功能（方案C）这种方案的优点是一次调频功能可以在功率回路解除的情况下正常投运;并且当汽轮机调门从DEH系统切换为MCS系统后,DEH侧的一次调频功能仍可以起作用；由于不经过控制器,一次调频功能的响应速度很快,基本上没有任何延时。缺点是因为频率偏差与机组调门流量指令(线性化校正的开度指令)成一定关系,在机组运行的任何情况下,一定的频率偏差产生同样幅度、速率的开度变化。但是对应于机组负荷而言,在机组运行的不同情况下,一定的频率偏差会产生不同幅度、速率的实际功率变化,不利于二次调频功能对对象的性能把握。结合A、B两种方案的优点,功率回路投入时同方案A,功率回路解除时同方案B,在任何运行方式下均能投运一次调频功能。二、DCS系统的调频方案1.方案A图8-5 DCS系统一次调频功能（方案A和B）频率校正信号加在经速率限制后的功率指令上后作为设定值输入到PID控制器的SP端。优点是频率或转速的偏差与机组负荷变化成一定关系。在机组运行的任何情况下,一定的频率(或转速)偏差理论上产生同样幅度、速率的负荷变化。有利于二次调频功能的运行。缺点是由于作为设定值的校正信号,使得一次调频功能必须在MCS系统的PID回路投入的情况下才能起作用。当MCS系统由于某种本身原因没投功率回路时,一次调频功能不能投运。由于经过控制器,一次调频功能的响应时间受控制器的参数。2. 方案B频率校正信号直接加在功率指令上后再经速率限制作为设定值输入到PID控制器的SP端。这种方式一般来说没有可取之处。速率限制在校正运算的后面,也就是说,当机组稳定运行,AGC或MCS指令没有变化时,在速率限制的范围内一次调频功能可以起作用。当机组正处于变负荷阶段(机组投运AGC后经常会出现)，同方向(加负荷过程中频率偏低或者减负荷过程中频率高)的一次调频功能就被禁止了。三、一次调频运行方式通过对DEH、MCS各种一次调频的分析，合理的一次调频方法应由MCS系统的频率校正(调频)功能及DEH系统的调频功能两部分一起作用来完成。系统因此衍生出几种调频方式:(1) DEH系统手动或阀位方式时的DEH一次调频功能。优点是负荷响应速度很快,但由于非线性的阀门流量特性及不同参数运行的工况,静态上不能准确地达到参数指标的幅度要求。(2) DEH系统功率回路自动方式时的DEH频率校正(调频)功能。优点是负荷响应速度快,静态上也可以达到参数指标的幅度要求,但该状态不能参加机组的MCS及AGC控制。(3) DEH系统在遥控方式，汽机主控在手动方式时的DEH一次调频功能。此时相当于方式（1）。(4) DEH系统在遥控方式,汽机主控在调功方式时的MCS频率校正(调频)功能。优点是可以达到参数指标的幅度要求，但负荷响应速度慢。(5) AGC方式时MCS频率校正(调频)功能。此时相当于方式(4)。由于MCS频率校正功能要通过PID实现,如果机组调频速度不能满足要求，则在方式(4)和方式(5)时要结合方式(1)的DEH一次调频功能,以提高调频的响应速度,同时又保证参数指标的幅度要求。值得说明的是机组在AGC或MCS工况时，为了快速响应调度负荷,基本不使用汽机主控调压方式，故该方式下一次调频功能暂不要求。第四节 机组一次调频对燃烧系统的影响及常用措施采用上述一次调频方案后，在电网频率超出设定的动作死区后，汽机调门快速动作，能够满足电网对机组负荷的需要。但在机组燃料投入自动的情况下，由于调门动作引起的燃料和机前压力变化，会引起燃料发生较大的变化，如果有微分环节影响就更加明显，严重情况下会造成锅炉燃烧不稳定造成灭火停机，不但不能帮助电网频率调整还会给电网造成更大的波动，影响电网安全，同时也给机组带来巨大损失。鉴于一次调频功能是机组响应电网短时间内负荷需要，只需要利用锅炉蓄热的思想，考虑在燃烧系统中增加功能，使燃料在一次调频动作时使燃料保持不变或限制燃料的变化速度，稳定机组燃烧保证安全运行。一、一次调频动作时燃料保持首先（通过一次调频负荷补偿函数输出的应该补偿的负荷量）判断机组一次调频是否进入实际动作区，利用该信号将燃料器切换为保持或跟踪状态，保持一段时间后恢复正常工作，为保证燃料器正常工作，保持时间的长短主要依据调门剧烈动作的时间，只要汽轮机调门的动作对燃料的影响不大时，就可以恢复正常控制。具体逻辑图如图86所示。二、燃料量指令的速率限制由于各电厂采用机炉协调方案不同，可以在燃料前馈目标负荷指令上增加速率限制，或者直接在燃料器的输出端增加速率限制，限制速率的设定既要保证燃料器的正常调整时不造成信号卡涩，又能保证一次调频动作时燃料波动不至于影响燃烧稳定。图8-6 一次调频动作燃烧保持逻辑三、各子系统强制切手动条件修改在系统的设计过程中一般都有偏差大、执行器位置偏差大等切手动条件，保证在品质差或执行器出现问题时，强制切换到手动运行状态，以保证系统和设备的安全。但在一次调频情况下，由于汽轮机调门动作迅速，会造成主汽压力出现短时间波动变大，汽包水位也可能由于虚假水位现象出现大幅波动，燃烧、炉膛压力、送风等由于燃料变化造成偏差大，为保证这些机组主要系统的正常运行，考虑一次调频动作需要适当放宽切手动偏差，以保证一次调频和正常控制作用正常动作。四、一次调频动作范围设置为保证协调正常运行和燃烧稳定，一次调频需要设置上、下负荷限制，超出设定的动作范围，一次调频不动作。如果一次调频动作，机组负荷超出机组额定负荷，将影响汽轮机安全；低于负荷下限，会影响锅炉运行稳定，尤其燃煤机组一般将负荷下限设定为锅炉的最低稳燃负荷。燃煤锅炉受煤质、配风等影响以外，机组负荷也是影响燃烧稳定的主要因素，每台锅炉都有在相应煤种下的最低稳燃负荷，如果低于最低稳燃负荷由于炉膛温度降低、风粉浓度降低，会造成锅炉燃烧不稳、抗干扰能力差，需要投油助燃，否则会出现灭火现象。由于一次调频要求机组响应的范围越大越好，但一次调频动作对机组燃烧、汽包水位等会造成巨大的扰动，为保证机组安全经济运行，将一次调频的动作范围进行限制。其中最高负荷为机组额定负荷，最低负荷限制为机组最低稳燃负荷。同时为保证一次调频在全范围内正确动作，在最低、最高负荷附近分别设置闭锁减、闭锁增逻辑，如图8-7和图8-8所示。图8-7 下限设置逻辑图8-8 上限设置逻辑第六节 某区域电网一次调频管理规定解读下面结合目前我国某区域电网的一次调频管理规定，分析一次调频的主要规定内容以及考核指标。一、不等率转速不等率是机组一次调频的主要指标之一，机组转速不等率为5。火电机组速度不等率一般为45。二、迟缓率具有DEH的机组迟缓率应小于0.06，其它机组应小于0.1。机组容量200MW，迟缓率要求小于0.1。三、功率补偿量负荷限制最大为机组额定容量的5。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；额定负荷220350MW的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的8；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。锅炉的响应能力是制约机组一次调频幅度的主要因素，具有不同的结构形式与控制系统的锅炉，对不同变化速度的汽轮机蒸汽流量扰动的响应有所不同。如直流锅炉与汽包锅炉比较，其蓄热能力小的多，阀门开度扰动对主汽压的影响快，而且幅度更大；另外，采用机炉协调系统与否，对相同的蒸汽流量扰动造成的主汽压变化是不一样的，研究表明两者相差达两倍以上。因此要设计某机组的一次调频动态性或确定其一次调频幅度，首先应获取锅炉在主汽压不超界的情况下，能承受的最大蒸汽流量扰动，记做Dmax(S)，它是频率的函数，因为不同的变化速度的蒸汽流量扰动，引起主汽压变化的大小是不同的。四、死区火电机组一次调频死区不大于2r/min。五、变负荷率机组增减负荷速度不低于额定容量的3/分钟。当AGC功能投入时，可采用AGC增减负荷速度一次调频增减负荷速度。六、响应滞后时间机组一次调频功能进入动作区到机组实发功率发生相应变化的时间小于15秒。当电网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化所需的时间为一次调频负荷响应滞后时间，应小于3秒。七、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时间为一次调频稳定时间，应小于1min，机组协调系统获自动发电（AGC）运行时，应剔除负荷指令变化的因素。八、几种频率死区设置函数比较图8-9 频率死区设置函数图8-9（a）为无死区的线性函数，在引进日本的机组上应用较多；图（b）为国内大多数系统采用的方法；图（c）为目前某省过去使用的方法。比较而言图（b）所示可能更好一些，主要有一下几方面原因：(1) 电网频率偏移500.034Hz开始调整，距地区电网要求的500.lHz还有较大裕量，精度更高。(2) 火电机组负荷调整精度低，小范围调整负荷准确性差，允许有一定的偏差。(3) 转速测量、频率测量数据存在一定的误差和不确定性，设置死区可避开。(4) 减少机组不必要的负荷波动。第七节 一次调频技术应用实例为了加深对一次调频功能的理解，同时对试验措施、报告和数据记录进行讲述，下面以某厂300MW机组为例进行说明。一、系统简介机组采用双进双出直吹式制粉系统，锅炉为自然循环汽包炉，汽机为中间再热、凝汽式。给水系统包括一台电泵、两台汽动给水泵，机组正常运行采用汽动给水泵上水，电泵处于备用。汽轮机采用由DCS实现的纯电调DEH，机组协调设计为DEB-协调方案。二、方式机组一次调频方式为DEH+MCS，即DEH内额定转速与汽轮机转速之差通过函数计算后直接动作调门（DEH在非功率方式时）；MCS进行补偿调整，保证机组负荷满足电网要求。三、DEH内的一次调频逻辑在机组负荷180300MW的范围内允许投入一次调频。有关参数如下：一次调频死区：2r/min功频调差系数： K=2MW /r/min（相当于系统速度变动率：）折合成能流调差率：一次调频最大负荷变化幅度为额定负荷的8%一次调频负荷下限：180 MW 一次调频负荷上限： 300 MW四、MCS内的一次调频补偿逻辑当一次调频动作后，MCS根据电网频率信号，经过死区处理后得出的一次调频负荷，叠加到协调回路的主控制器上，补偿汽机负荷变化对锅炉的影响。五、一次调频曲线设定机组一次调