一次调频试验方案

1、辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司新建工程（2×300MW机组）一次调频试验方案辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司一次调频试验方案 辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司辽宁东科电力有限公司2010年4月21日 编 制： 审 核： 批 准： 1. 前言1.1 试验目的通过机组的一次调频试验，了解机组调速系统的静态特性和相关指标，定量认识调速系统相关环节的技术参数，检测机组在电网存在网频偏差情况下的快速补偿能力，验证机组DEH的一次调频逻辑和参数设置，考察机组参与电网的一次调频特性,从而保证机组一次调频的可靠性，提高东北电网的电能质量及频率的控制水平。1.2 试验依据1.2.1 汽轮机调节控制系

2、统试验导则（DL/T-711-1999）1.2.2 东北电网发电机组一次调频调度管理暂行规定1.2.3 有关制造厂家产品说明书、技术要求及图纸。1.3 基本参数和技术指标定义1.3.1一次调频由于系统内机组跳闸或大用户发生跳闸时，电网频率发生瞬间变化，一般变化幅度较大，变化周期在10秒到12分钟之间，要求网上机组的负荷能够在允许的范围内快速地调整，以弥补网上的负荷缺口，保证电网频率稳定的过程，称为一次调频。1.3.2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。1.3.3一次调频动态特性 一次调

3、频特性是汽轮发电机组并网运行的基本特性之一，它是指电网负荷变化引起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。1.3.4功率补偿量 功率补偿量(P)是由机组速度变动率和转速偏差n等相关参数计算出来的，公式如下：P=P0/n0×（n）/ 其中，P0为机组额定容量 n0为机组额定转速n为转速偏差（包含死区的机组转速与3000转之差），即: n=n-3000； 为转差死区；（n）为刨除死区后能够贡献电量的实际转速偏差，以死区=±2r/min为例，即：当电网频率高（机组转速大于3000转/分

4、）时（n）=n-3002; 当电网频率低（机组转速小于3000转/分）时（n）=n-2998。1.3.5速度变动率转速不等率() 是指机组调节系统给定值不变的情况下，汽轮机由空负荷到满负荷的转速变化量与额定转速之比, 通常以百分数形式表示，其计算公式为:=(n1 - n2)/n0×100%式中：n1：汽轮机空负荷时的转速, n2: 汽轮机满负荷时的转速, n0：汽轮机额定转速。对速度变动率的解释如下:汽轮机在正常运行时,当电网发生故障或汽轮发电机出口开关跳闸使汽轮机负荷甩到零,这时汽轮机的转速先升到一个最高值然后下降到一个稳定值,这种现象称为"动态飞升"。转速上升

5、的最高值由速度变动率决定,一般应为45 %。若汽轮机的额定转速为3000转/分,则动态飞升在120150转/分之间。速度变动率越大,转速上升越高,危险也越大。1.3.6 一次调频负荷响应滞后时间一次调频负荷响应滞后时间是指运行机组从电网频率越过该机组一次调频的死区开始，到该机组的负荷开始变化所需的时间。1.3.7 一次调频负荷响应时间一次调频负荷响应时间是指从电网频率越过该机组一次调频的死区开始，达到理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度90%的时间。1.3.8 一次调频负荷响应稳态时间一次调频负荷响应稳态时间是指从电网频率越过该机组一次调频的死区开始，达到理论计算的一次调频幅度±5%

6、以内的时间。1.3.9 一次调频稳定时间一次调频稳定时间是指运行机组从电网频率越过该机组一次调频的死区开始，达到一次调频的最大负荷调整幅度的时间。1.4 技术指标1.4.1 一次调频负荷响应滞后时间：合格标准：小于3s；1.4.2 一次调频负荷响应时间： 机组应在15s内达到理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度的90%。1.4.3 一次调频负荷响应稳态时间：合格标准：小于45s；1.4.4 一次调频稳定时间：合格标准：60s以内；2一次调频试验前的准备2.1. 在进行功能试验前，应由试运指挥部（包含热工、运行、汽机等部门）、调试单位、设备供应方（DEH装置组态、控制系统组态方等相关单位）和功能

7、试验人员联合成立一次调频功能试验组，功能试验组成员要对本次功能试验的要求、内容、步骤和可能出现的影响有充分的了解；负责确认在线功能试验大纲；向有关参加功能试验人员进行技术交底；按功能试验要求对机组运行状况及功能试验所涉及的控制系统有关部分进行检查、确认；必要时安排进行若干项预备性功能试验；制定当功能试验工况异常时，保证机组运行安全、设备安全的技术措施；联系并负责组织、实施功能试验工作，最后确认功能试验工作结束等。2.2 参与功能试验的所有人员应对东北电网发电机组一次调频调度管理暂行规定深刻领会，并应在功能试验中，严格按照东北电网发电机组一次调频调度管理暂行规定执行。2.3 汽轮发电机组和DEH

8、的相关技术资料（如：机组容量、汽轮机型号、调速系统类型、DEH中关于一次调频部分的逻辑组态图等）应当提供给功能试验组，以便功能试验组对该机组一次调频功能的实现，进行可行性审查，保证一次调频功能试验的准确性。2.4 组态方应将功能试验所需记录参数（至少包括一下数据：机组负荷、转速、调门开度、一次调频转差、一次调频增量功率、一次调频已动作、主汽压力、主汽温度、炉膛负压等），编入DCS系统操作员站或工程师站所含趋势画面之中，以便每次功能试验结束时，作为试验分析数据记录。2.5 电厂应在一次调频功能试验前至少一天，与电力调度通信中心取得联系，向电力调度通信中心提出申请。3一次调频试验的条件3.1. 检

9、查机组是否在正常运行方式下（如： DEH的功率方式、协调方式等）均具备一次调频功能，若不能满足在机组检修期间（新建机组在启机前）已经按照调度要求将功能修改完成。3.2. 在DEH和CCS的一次调频逻辑中，必须具备可以模拟转差（或频差）的接口用于一次调频功能试验，如下图所示。汽机实测转速试 验开 关AKF(X)历史数据记录点3.3. 在机组启动前，完成机组一次调频功能静态测试（由功能组态方完成）3.4. 汽轮发电机组调速系统能正常运行3.5. 流量特性修正准确，调节系统的不等率为线性3.6. 汽轮机阀门严密性和阀门快关性能合格3.7. 机组在设计的正常工况下能稳定运行，影响热工自动控制系统投运的

10、机组主、辅设备的缺陷已全部消除。3.8. 机组主要热控系统（DAS、CCS、MCS、SCS、FSSS、DEH等）均已正常投入。能满足机组各种运行工况（机组负荷稳定工况，机组负荷可以在70100%间变工况，以及机组各种正常、随机性扰动工况等）的要求。3.9. 主蒸汽压力、主蒸汽温度、真空等参数维持在额定值，功能试验机组在适宜的额定工况下运行（机组在75%额定负荷区间运行）3.10. 控制系统可以记录以下参数：机组负荷、转速、调门开度、一次调频转差、一次调频增量功率、一次调频已动作、主汽压力、主汽温度、炉膛负压等3.11. DCS组态厂商和DEH组态厂商（逻辑修改方）的技术人员已在现场。 4一次调

11、频功能试验方式4.1 控制方式a. 机组在协调方式下，机组一次调频控制方式为DEH+CCS，即DEH内额定转速与汽轮机转速差通过一定函数计算后直接动作调门；CCS进行补偿，保证机组负荷满足电网要求。b. 机组在DEH遥控方式下, 机组一次调频控制在CCS内实现。c. 机组在DEH遥控解除方式下，机组一次调频控制在DEH内实现，即DEH内额定转速与汽轮机转速差通过一定函数计算后分别叠加在功率设定值（在DEH处于功率闭环方式下）或直接动作调门（在DEH处于阀位方式下）；通过锅炉蓄热，保证机组负荷满足电网要求。4.2  DEH内的一次调频逻辑 在机组负荷60%100%的范围内允许

12、投入一次调频。有关参数要求如下： a. 一次调频死区： ±2r/minb. 一次调频最大负荷变化幅度为额定负荷的±6%c. 一次调频不等率：5%4.3  CCS内的一次调频补偿逻辑当一次调频动作后，CCS根据电网频率信号，经过死区处理后得出的一次调频负荷，叠加到协调控制回路的主调节器上，补偿汽机负荷变化对锅炉的影响。4.4 一次调频曲线设定 根据东北电网发电机组一次调频运行管理规定，机组一次调频负荷补偿曲线设置如下图所示。 214rpm24MW-24MW-2-14rpm命 图 一5. 试验方法及试验记录设备5.1 试验方法在控制系统的工程师站上

13、采用手动置数方式改变一次调频测量转速，检查一次调频动作情况。每改变一次转速设定值，记录完数据后，恢复转速设定值为额定转速3000r/min待机组负荷稳定、压力稳定时，再做下一次试验。5.2 试验记录设备利用DCS、DEH数据记录功能，记录以下参数：试验前后机组负荷、转速、调门开度、一次调频转差、一次调频增量功率、一次调频已动作、主汽压力、主汽温度、汽包水位、炉膛负压等6. 试验步骤6.1  DEH阀位控制方式确认机组处于DEH阀位控制方式，锅炉主控、汽机主控手动，其它各系统自动投入，各项保护投入运行，机组负荷在7585%之间正常工作区。6.1.1改变转速设定值29

14、95 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.1.2改变转速设定值2992 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.1.3改变转速设定值2989 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.1.4改变转速设定值2986 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参

15、数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.1.5改变转速设定值3005 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.1.6改变转速设定值3008 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.1.7改变转速设定值3011 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.1.8改变转速设定值3014 r/min检查一次

16、调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.2  DEH功率控制方式确认机组处于DEH功率控制方式，锅炉主控、汽机主控手动，其它各系统自动投入，各项保护投入运行，机组负荷在6585%之间正常工作区。6.2.1改变转速设定值2995 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.2.2改变转速设定值2992 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主

17、汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.2.3改变转速设定值2989 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.2.4改变转速设定值2986 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.2.5改变转速设定值3005 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.2.6改变转速设定值3008 r/min检查一次调频动作情况，

18、并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.2.7改变转速设定值3011 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.2.8改变转速设定值3014 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.3  CCS控制方式确认机组处于CCS控制方式，其它各系统自动投入，各项保护投入运行，机组负荷在6585%之间正常工作区。6.3.1改变转

19、速设定值2995 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.3.2改变转速设定值2992 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.3.3改变转速设定值2989 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.3.4改变转速设定值2986 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间

20、及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.3.5改变转速设定值3005 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.3.6改变转速设定值3008 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.3.7改变转速设定值3011 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、炉膛负压、给水流量等。6.3.8改变转速设定值3014 r/min检查一次调频动作情况，并记录参数改变前后机组负荷、调门开度、响应时间及炉侧重要参数主汽压