AGC与一次调频交流

1、AGC与一次调频交流资料 湖北省电力试验研究院自动化所 2008-12 2 基本基本概念（概念（1 1） nAGC与一次调频的实质与一次调频的实质： 电网的频率的控制电网的频率的控制 n根据电网频率偏离根据电网频率偏离50Hz 的方向和数值，实时在线地的方向和数值，实时在线地 通过发电机组的调速系统（一次调频）自动发电控制通过发电机组的调速系统（一次调频）自动发电控制 系统（系统（AGC），调节能源侧的供电功率以适应负荷侧），调节能源侧的供电功率以适应负荷侧 用电功率的变化，达到电网发用电功率的变化，达到电网发/用电功率的平衡，从而用电功率的平衡，从而 使电网频率稳定在使电网频率稳定在50Hz

2、 附近的一个允许范围内。附近的一个允许范围内。 n我国电我国电 网频率变动允许范围为网频率变动允许范围为0.2Hz 。 电网频率变动范围是世界公认的电力质量三个指标中最重要电网频率变动范围是世界公认的电力质量三个指标中最重要 的指标，关系国家经济发展全局。目前经济发达国家的电网频率的指标，关系国家经济发展全局。目前经济发达国家的电网频率 变动允许范围为变动允许范围为0.1Hz，日本，日本 最严格，为最严格，为0.08Hz。随着高。随着高 新技术的不断发展，各国对电网频率允许变动范围的要求将越来新技术的不断发展，各国对电网频率允许变动范围的要求将越来 越严格。越严格。 3 基本基本概念（概念（2

3、 2） n通过发电机组调速系统的自身频率特性对电网的控通过发电机组调速系统的自身频率特性对电网的控 制，通常称之为一次调频。它主要是由发电机组调制，通常称之为一次调频。它主要是由发电机组调 速系统的静态特性来实现的。（速系统的静态特性来实现的。（PID 调节规律）调节规律） n电网电网AGC 则是考虑电网的宏观控制、经济运行及电则是考虑电网的宏观控制、经济运行及电 网交换功率控制等因素，向有关机组调速系统下达网交换功率控制等因素，向有关机组调速系统下达 相应机组的目标（计划）功率值，从而产生电网范相应机组的目标（计划）功率值，从而产生电网范 围内的功率围内的功率/频率控制，称之为二次调频（频率

4、控制，称之为二次调频（CPS、 SCPS）。）。 4 基本基本概念（概念（3 3） 同步器的作用： 单机运行时改变机组的转速，并网运行时改变机组的负荷 5 AGC概念（概念（1） 6 电网调度中心（能电网调度中心（能 量控制系统）量控制系统） E E M M S S （ ） R T U D C S 系系 统统 M M C C S S 系系 统统 微波通道微波通道 DI DI AI DO DO AO AGC请求 AGC解除 调度负荷指令 （ADS） AGC投入 . 机组实际功率 电厂端 单单 元元 机机 组组 AGC概念（概念（2） 7 n与与AGC相关的信号（相关的信号（DCS侧）侧） 机组机

5、组AGC模拟量设定值模拟量设定值 AI 机组实时有功出力机组实时有功出力 AO 机组有功出力上限机组有功出力上限 AO 机组有功出力下限机组有功出力下限 AO 机组有功最大可调速率机组有功最大可调速率 AO 机组机组DCS投入投入/退出信号退出信号 DO 机组机组AGC投入投入/退出信号退出信号 DO 机组有功高限越限告警信号机组有功高限越限告警信号 DO 机组有功低限越限告警信号机组有功低限越限告警信号 DO DCS允许允许AGC投入投入 DO DCS故障故障 DO AGC概念（概念（3） 8 AGC概念（概念（4） 9 协调控制系统（协调控制系统（1） 单元机组协调控制对象模型单元机组协调

6、控制对象模型 单元机组协调控制系统主要通过改变汽机调门开度和锅炉燃烧单元机组协调控制系统主要通过改变汽机调门开度和锅炉燃烧 率来调节机组输出功率，并保持机前压力的稳定。率来调节机组输出功率，并保持机前压力的稳定。 B锅炉燃料量；锅炉燃料量；汽机调门开度；汽机调门开度； N机组输出功率；机组输出功率；PT机前压力；机前压力； 10 协调控制系统（协调控制系统（2） n协调控制的运行方式协调控制的运行方式： n手动方式（手动方式（BASE） n锅炉跟随方式（锅炉跟随方式（BF） n汽机跟随方式（汽机跟随方式（TF） n机炉协调方式（机炉协调方式（COORD） 11 协调控制系统（协调控制系统（3）

7、 现代协调控制系统的典型代表：现代协调控制系统的典型代表： 直接能量平衡控制系统（直接能量平衡控制系统（DEB） 直接指令平衡控制系统（直接指令平衡控制系统（DIB） 12 单元机组直接能量平衡控制系统（单元机组直接能量平衡控制系统（DEB）于）于1957年由年由LN公司公司 首次提出，经多年改进和完善，最终推出了成熟的（首次提出，经多年改进和完善，最终推出了成熟的（DEB-）协）协 调控制系统。调控制系统。 DEB控制系统中采用了以下三个重要信号：控制系统中采用了以下三个重要信号： T 1 P P T 1 S P P P dt dP KP b 1 汽机一级压力对机前压力之比，代表了汽机调门的

8、有效阀位。作为调汽机一级压力对机前压力之比，代表了汽机调门的有效阀位。作为调 门开度的精确测量，在汽轮机运行范围内具有线性特性。不受汽机阀门开度的精确测量，在汽轮机运行范围内具有线性特性。不受汽机阀 门运行方式（单阀或多阀）、阀门本身的非线性或死区的影响，也不门运行方式（单阀或多阀）、阀门本身的非线性或死区的影响，也不 受锅炉侧的任何扰动或燃料系统存在问题的影响。受锅炉侧的任何扰动或燃料系统存在问题的影响。 热量释放信号或热量信号。在燃煤汽包锅炉，用汽机一级压热量释放信号或热量信号。在燃煤汽包锅炉，用汽机一级压 力力P1加上锅炉蓄能变化（用汽包压力加上锅炉蓄能变化（用汽包压力Pb的微分表示，的

9、微分表示，K为锅为锅 炉的蓄热系数），间接代表了进入锅炉的燃料量，锅炉的输炉的蓄热系数），间接代表了进入锅炉的燃料量，锅炉的输 出热量出热量 。 机前压力定值乘以汽压比值为能量平衡信号，表征在定压或滑压机前压力定值乘以汽压比值为能量平衡信号，表征在定压或滑压 等不同运行工况下汽机的能量输入，即汽机对锅炉的能量需求。等不同运行工况下汽机的能量输入，即汽机对锅炉的能量需求。 不受锅炉侧扰动影响，因为在这种扰动下，汽机一级压力和机前不受锅炉侧扰动影响，因为在这种扰动下，汽机一级压力和机前 压力变化是成比例的，比值不变。压力变化是成比例的，比值不变。 直接能量平衡控制系统（直接能量平衡控制系统（1）

10、13 以以 为能量平衡信号的为能量平衡信号的DEB方案方案 DEB协调控制系统，为以协调控制系统，为以BF为基为基 础的综合协调控制方式础的综合协调控制方式 直接能量平衡控制系统（直接能量平衡控制系统（2） 14 缺点：缺点：在动态调节中，在动态调节中，DEB的锅炉侧能量只在汽的锅炉侧能量只在汽 机调门动作后，主汽压力发生变化后才能做出响机调门动作后，主汽压力发生变化后才能做出响 应，为适应锅炉热量的缓慢响应，汽机侧参数整应，为适应锅炉热量的缓慢响应，汽机侧参数整 定较慢，负荷动态迟延较大。定较慢，负荷动态迟延较大。 直接能量平衡控制系统（直接能量平衡控制系统（3） 15 n现代火力发电单元制

11、机组在一定的负荷变化范围内，其负荷控现代火力发电单元制机组在一定的负荷变化范围内，其负荷控 制指令与各个子系统的控制指令之间，在静态存在着线性（或制指令与各个子系统的控制指令之间，在静态存在着线性（或 折线）比例关系。因此，越来越多的协调控制系统采用了直接折线）比例关系。因此，越来越多的协调控制系统采用了直接 指令平衡控制策略，它结构简单，调试整定方便，响应快。指令平衡控制策略，它结构简单，调试整定方便，响应快。 n直接指令平衡控制策略采用前馈指令直接指令平衡控制策略采用前馈指令+闭环校正方式。闭环校正方式。 n将单元机组协调控制直接指令送至锅炉主控和汽机主控，这种将单元机组协调控制直接指令送

12、至锅炉主控和汽机主控，这种 方式使得锅炉和汽机同时获得最快的负荷响应。方式使得锅炉和汽机同时获得最快的负荷响应。 n功率修正和机前压力修正回路作为负荷变化后的滞后校正，使功率修正和机前压力修正回路作为负荷变化后的滞后校正，使 得机组在稳定工况获得准确的设定功率和设定机前压力。得机组在稳定工况获得准确的设定功率和设定机前压力。 n一般采用由汽机侧对功率回路进行校正，由锅炉侧对汽压进行一般采用由汽机侧对功率回路进行校正，由锅炉侧对汽压进行 校正，而当汽压偏差过大，锅炉的控制不能及时调整时，则由校正，而当汽压偏差过大，锅炉的控制不能及时调整时，则由 锅炉和汽机共同对汽压进行控制，保证汽压偏差不超过允

13、许范锅炉和汽机共同对汽压进行控制，保证汽压偏差不超过允许范 围。围。 直接指令直接指令DIB控制系统（控制系统（1） 16 直接指令控制系统（直接指令控制系统（2） 17 锅炉子控制系统汽机子控制系统 负荷控制回路 负荷指令限制回路 负荷指令运算回路 AGC来的 ADS指令 A f MB MT p0 pT NE N0 NS 主 控 系 统 负荷指令处理 （LMCC） 协 调 控 制 级 基础控 制级 负荷快速返回（RB） 负荷指令闭锁增减 （BI/BD） 负荷迫升迫降 （RU/RD） 负荷快速切断 （FCB） 辅助控制功能辅助控制功能 18 机组机组AGC基本技术要求基本技术要求 n1、采用直

14、吹式制粉系统的机组应达到以下基本性能指标要、采用直吹式制粉系统的机组应达到以下基本性能指标要 求：求： n（1）功率偏差）功率偏差Lm 2.5% MCR n（2）响应时间）响应时间Tr 120秒秒 n（3）响应速率）响应速率V 1.0% MCR/分钟分钟 n2、采用中储式制粉系统的机组应达到以下基本性能指标要、采用中储式制粉系统的机组应达到以下基本性能指标要 求：求： n（1）功率偏差）功率偏差Lm 2.5% MCR n（2）响应时间）响应时间Tr 40 秒秒 n（3）响应速率）响应速率V 2.0% MCR/分钟分钟 19 nAGC方式下，方式下，AGC负荷指令频繁地连续变化。（存在的问题）负

15、荷指令频繁地连续变化。（存在的问题） n机组锅炉炉膛容积大，热容量大，锅炉在接到负荷指令后，改变机组锅炉炉膛容积大，热容量大，锅炉在接到负荷指令后，改变 煤量到蒸汽流量发生变化需要时间，即蒸汽产生的纯迟延时间。煤量到蒸汽流量发生变化需要时间，即蒸汽产生的纯迟延时间。 最终导致汽压响应的迟延；对于负荷响应纯迟延较大的机组将难最终导致汽压响应的迟延；对于负荷响应纯迟延较大的机组将难 以适应。以适应。 n直吹式机组燃料量从指令变化到煤粉进入炉膛存在较大延时（中直吹式机组燃料量从指令变化到煤粉进入炉膛存在较大延时（中 储式制粉系统由于煤粉仓的作用，没有制粉过程的影响，负荷的储式制粉系统由于煤粉仓的作用

16、，没有制粉过程的影响，负荷的 响应较快响应较快 。）。） n当机组处于滑压段运行时，滑压运行对负荷的适应性较差，这是当机组处于滑压段运行时，滑压运行对负荷的适应性较差，这是 因为机组在滑压运行时，锅炉蓄热能力将随参数的变化而变化，因为机组在滑压运行时，锅炉蓄热能力将随参数的变化而变化， 变化方向恰好与负荷需求方向相同；当需要增加负荷时，锅炉同变化方向恰好与负荷需求方向相同；当需要增加负荷时，锅炉同 时需要吸收一部分热量来提高参数，使其蓄热能力增加；反之，时需要吸收一部分热量来提高参数，使其蓄热能力增加；反之， 在降低负荷时，参数降低，释放蓄热。这两种结果都阻碍了机组在降低负荷时，参数降低，释放

17、蓄热。这两种结果都阻碍了机组 对外界负荷需求的响应，降低了对外界负荷需求的响应，降低了AGC响应速率。响应速率。 AGC调节性能的改进与提高（调节性能的改进与提高（1） 20 n我们认为提高机组负荷响应速率的关键在于：我们认为提高机组负荷响应速率的关键在于： n调门的动态过开，合理利用锅炉的蓄热。调门的动态过开，合理利用锅炉的蓄热。 n系统在接到系统在接到AGC负荷指令调节后，汽机调门不加任何迟延地迅速打负荷指令调节后，汽机调门不加任何迟延地迅速打 开，并放宽限制汽机调门动作的压力波动允许值。开，并放宽限制汽机调门动作的压力波动允许值。 根据不同负荷段实际功率对汽机调门阶跃响应的对象特性，确定

18、汽根据不同负荷段实际功率对汽机调门阶跃响应的对象特性，确定汽 机前馈指令的分段线性函数。机前馈指令的分段线性函数。 根据工程整定经验，汽机指令在全过程中具有较好的线性度。根据工程整定经验，汽机指令在全过程中具有较好的线性度。 AGC调节性能的改进与提高（调节性能的改进与提高（2） 21 n采用锅炉动态预给煤指令的采用锅炉动态预给煤指令的DIB系统系统 n由于锅炉发热量的改变有较大的迟延和惯性，为了提高机组负荷响由于锅炉发热量的改变有较大的迟延和惯性，为了提高机组负荷响 应速率，通过适当加强锅炉指令的动态前馈，可以大大改善机组应速率，通过适当加强锅炉指令的动态前馈，可以大大改善机组 AGC的调节

19、性能。的调节性能。 n锅炉动态预给煤指令的构成锅炉动态预给煤指令的构成 锅炉直接燃料量指令，分段线性对应于机组负荷指令的总燃料量指锅炉直接燃料量指令，分段线性对应于机组负荷指令的总燃料量指 令；令； 补偿制粉与燃烧迟延的动态预给煤分量，根据对象特性确定；补偿制粉与燃烧迟延的动态预给煤分量，根据对象特性确定； 负荷偏差的纯微分环节，补偿锅炉初始纯迟延阶段的蓄热不足。负荷偏差的纯微分环节，补偿锅炉初始纯迟延阶段的蓄热不足。 AGC调节性能的改进与提高（调节性能的改进与提高（3） 22 AGC调节性能的改进与提高（调节性能的改进与提高（4） 增强一次风量的前馈作用增强一次风量的前馈作用 将负荷指令前

20、馈信号同时作用于一次风量，利用运行中磨将负荷指令前馈信号同时作用于一次风量，利用运行中磨 煤机内的蓄粉来快速响应负荷指令的需要，免去了制粉过煤机内的蓄粉来快速响应负荷指令的需要，免去了制粉过 程所耗费的时间。程所耗费的时间。 23 一次调频一次调频概念概念 n机组一次调频性能是指机组一次调频性能是指：电网频率发生偏离额定值：电网频率发生偏离额定值 时，机组出力的大小与机组运行参数是否稳定。传时，机组出力的大小与机组运行参数是否稳定。传 统上用汽机调速系统的速度变动率（统上用汽机调速系统的速度变动率（转速不等率转速不等率 （空载转速减去额定负荷时的转速除以恩（空载转速减去额定负荷时的转速除以恩

21、n定转速的百分数定转速的百分数 ）、调差系数）及迟、调差系数）及迟 n缓率（缓率（死区死区）表示。当频差或转速差超过死区值时）表示。当频差或转速差超过死区值时 一次调频开始动作，机组一次调频能力的大小（输一次调频开始动作，机组一次调频能力的大小（输 出功率与电网周波变化的比例）以速度变动率（调出功率与电网周波变化的比例）以速度变动率（调 差系数）来表征。差系数）来表征。 %100* 0 n n 24 n静态特性示意 P NN P n1 n2 P1 P2 P1 P2 A B C 25 一次调频一次调频的技术要求（的技术要求（1 1） n一、频率控制死区一、频率控制死区fsq n电液型汽轮机调节控

22、制系统的火电机组和燃机电液型汽轮机调节控制系统的火电机组和燃机fsq为为0.033Hz。 n机械、液压调节控制系统的火电机组和燃机机械、液压调节控制系统的火电机组和燃机fsq为为0.05Hz。 n水电机组水电机组fsq为为0.05Hz。 n二、转速不等率二、转速不等率Kc n火电机组和燃机的火电机组和燃机的Kc为为4% 6%。 n水电机组的水电机组的Kc不大于不大于3%。 n三、最大负荷限幅三、最大负荷限幅 n100MW及以下的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的及以下的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的8； n100200MW的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的的火电机组，限制幅度

23、不小于机组额定负荷的10； n210490MW的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的8； n500MW及以上的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的及以上的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的6； n水电机组参与一次调频的负荷限制幅度不小于机组额定负荷的水电机组参与一次调频的负荷限制幅度不小于机组额定负荷的10； 26 一次调频一次调频的技术要求（的技术要求（2 2） n四、一次调频的响应时间要求四、一次调频的响应时间要求 n所有火电机组、额定水头在所有火电机组、额定水头在50米及以上的水电机组，其一米及以上的水电机组，其一 次调频的负荷响应滞后时间

24、，应小于次调频的负荷响应滞后时间，应小于4秒；额定水头在秒；额定水头在50 米以下的水电机组，其一次调频的负荷响应滞后时间，应米以下的水电机组，其一次调频的负荷响应滞后时间，应 小于小于8秒；秒； n所有机组一次调频的负荷调整幅度应在所有机组一次调频的负荷调整幅度应在15秒内达到理论计秒内达到理论计 算的一次调频的最大负荷调整幅度的算的一次调频的最大负荷调整幅度的90%； n在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒内，秒内， 机组实际出力与响应目标偏差的平均值应在额定有功出力机组实际出力与响应目标偏差的平均值应在额定有功出力 的的5%内。内。

25、27 一次调频一次调频的技术要求（的技术要求（3 3） n五、一次调频调速系统迟缓率五、一次调频调速系统迟缓率 n机械、液压调节型：机械、液压调节型： n机组容量机组容量100MW，迟缓率要求小于，迟缓率要求小于0.4； n机组容量机组容量100200MW（包括（包括200MW），迟缓率要求小于），迟缓率要求小于0.2； n机组容量机组容量200MW，迟缓率要求小于，迟缓率要求小于0.1； n电液调节型：电液调节型： n机组容量机组容量100MW，迟缓率要求小于，迟缓率要求小于0.15； n机组容量机组容量100200MW（包括（包括200MW），迟缓率要求小于），迟缓率要求小于0.1； n机

26、组容量机组容量200MW，迟缓率要求小于，迟缓率要求小于0.06； n水电机组调速器的转速死区小于水电机组调速器的转速死区小于0.04。 28 燃煤机组的一次调频运行方式燃煤机组的一次调频运行方式 n对于设计了对于设计了DCS与与DEH的机组，一次调频控制具有多种不的机组，一次调频控制具有多种不 同的运行方式，各种方式的作用和效果不同。同的运行方式，各种方式的作用和效果不同。 n CCS协调不投，调频不投，协调不投，调频不投，DEH调频投入，该方式的特点调频投入，该方式的特点 是负荷响应快，但出力持续时间短；是负荷响应快，但出力持续时间短； nCCS协调投入，调频投入，协调投入，调频投入，DE

27、H调频不投入，该方式的特调频不投入，该方式的特 点是负荷响应慢，经实践证明无法达到一次调频的目的；点是负荷响应慢，经实践证明无法达到一次调频的目的； nCCS协调投入，调频投入，协调投入，调频投入，DEH调频也投入，该方式的特调频也投入，该方式的特 点是负荷响应较快，出力持续时间长；点是负荷响应较快，出力持续时间长； n建议采用建议采用CCS协调投入，调频投入协调投入，调频投入 29 （-2，0） （2，0） （11，-M） （-11，M） 负荷(%) 转速(RPM) 频差(Hz) （0.033，0） （-0.033，0） （0.183，-M） （-0.183，M） M=46%额定负荷 DEH

28、按一次调频曲线设置按一次调频曲线设置,机组并网后，汽机转速与电网频率是一机组并网后，汽机转速与电网频率是一 致的致的,DEH中普遍使用汽机转速信号代表电网频率。中普遍使用汽机转速信号代表电网频率。DEH一次一次 调频是换算成电负荷当量的调门指令调频是换算成电负荷当量的调门指令= F(转速转速)。 nDEH侧逻辑修改侧逻辑修改 30 nDCS侧逻辑修改侧逻辑修改 n当一次调频动作时，当一次调频动作时，CCS负荷指令应相应增加负荷指令应相应增加 n汽机主控维持输出指令基本不变汽机主控维持输出指令基本不变 n锅炉主控能够及时改变煤量，调整锅炉燃烧锅炉主控能够及时改变煤量，调整锅炉燃烧 n一次调频动作

29、持续一次调频动作持续20s后后,应闭锁与其反向的应闭锁与其反向的AGC指令变化指令变化 31 n一次调频能力不足一次调频能力不足 nDEH机组的一次调频功能主要是依靠一次调频回路产生一次调频负机组的一次调频功能主要是依靠一次调频回路产生一次调频负 荷调整分量，然后直接通过开环控制，经过汽轮机的配汽特性曲线和荷调整分量，然后直接通过开环控制，经过汽轮机的配汽特性曲线和 阀门特性曲线后作用于汽轮机的高压调门来实现。一般认为，一定的阀门特性曲线后作用于汽轮机的高压调门来实现。一般认为，一定的 频差对应一定的负荷变化，比如对于额定负荷为频差对应一定的负荷变化，比如对于额定负荷为300MW的汽轮机在的汽

30、轮机在 5%的转速不等率、的转速不等率、2r/min的死区下，的死区下，11r/min的频差会对应的频差会对应 18MW的理论负荷变化量，但这一对应关系是有前提的，这个前提的理论负荷变化量，但这一对应关系是有前提的，这个前提 是：汽轮机处于额定的参数下运行、汽轮机的配汽特性与负荷指令线是：汽轮机处于额定的参数下运行、汽轮机的配汽特性与负荷指令线 性关系良好、外界能提供足够的能量。性关系良好、外界能提供足够的能量。 n就一次调频能力而言，汽轮机单阀运行普遍比多阀运行时好、就一次调频能力而言，汽轮机单阀运行普遍比多阀运行时好、 135MW机组普遍比机组普遍比600MW机组好；另有试验表明，在相同频

31、差下，机组好；另有试验表明，在相同频差下， 同一台机组在不同的负荷段一次调频动作时的负荷调整量也会有所不同一台机组在不同的负荷段一次调频动作时的负荷调整量也会有所不 同，甚至相差很大。同，甚至相差很大。 n主蒸汽压力对机组一次调频能力的影响只是一个方面。部分机组的主蒸汽压力对机组一次调频能力的影响只是一个方面。部分机组的 CCS仍然存在反拉现象。仍然存在反拉现象。 一次调频过程中存在的问题一次调频过程中存在的问题 32 一次调频过程中存在的问题一次调频过程中存在的问题 n主蒸汽压力变化幅度过大主蒸汽压力变化幅度过大 n 一次调频动作时，主蒸汽压力、汽包水位等重要参数波一次调频动作时，主蒸汽压力

32、、汽包水位等重要参数波 动大是多数电厂对一次调频功能的投运能力限制的主要原动大是多数电厂对一次调频功能的投运能力限制的主要原 因，因， 个别机组个别机组 在试验过程中，高压调门开度减小时，主在试验过程中，高压调门开度减小时，主 汽压力升高幅度较大达到汽压力升高幅度较大达到1Mpa，并且还有快速上升的趋，并且还有快速上升的趋 势。这些现象受机组本身固有特性影响较大，由于一次调势。这些现象受机组本身固有特性影响较大，由于一次调 频动作要求快速性，这些现象很难通过汽机侧控制来进行频动作要求快速性，这些现象很难通过汽机侧控制来进行 减弱，目前比较可行的办法就是在减弱，目前比较可行的办法就是在DCS侧增

33、加一次调频配侧增加一次调频配 合回路，来减小这些参数的波动，提高机组的平衡能力。合回路，来减小这些参数的波动，提高机组的平衡能力。 33 n汽轮机轴向位移变化汽轮机轴向位移变化 n某机组在试验时发现汽轮机轴向位移突然较大幅度变化。这说明，某机组在试验时发现汽轮机轴向位移突然较大幅度变化。这说明， 该汽轮机轴向位移对轴向推力的变化非常敏感。一次调频试验时，该汽轮机轴向位移对轴向推力的变化非常敏感。一次调频试验时， 频差信号发出瞬间，高压调门开度增大，汽轮机高压缸进汽量突频差信号发出瞬间，高压调门开度增大，汽轮机高压缸进汽量突 然增加，引起调阀端轴向推力增加，打破了原来的轴向推力平衡，然增加，引起调