一次调频功能的优化及

1、论文一次调频功能的优化及分析申请人：×××学科（专业）：热能与动力工程指导教师：××× ××××年03月III网络教育学院毕 业 设 计 (论 文) 任 务 书专业班级 热动 层次 专升本 姓名××× 学号××××××××××××××一、毕业设计（论文）题目 一次调频功能的优化及分析 二、毕业设计（论文）工作自×

2、15;××年12月1日起至 ××××年3月30日止三、毕业设计（论文）基本要求：随着电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，而用户对电能质量的要求却在不断提高，电网频率稳定性的问题越来越被重视。为提高电网运行的稳定性，降低电网频率的波动，增强电网抗事故能力，各电网公司相继制定了“发电机组一次调频技术管理规定”要求各发电厂严格按照规定进行改造落实参数投入一次调频，本课题要求结合陡河发电厂各机组的一次调频改造,讨论一次调频的改造情况以及效果分析,具体任务如下:1、 查阅文献,了解课题相关的研究背景及研究现状,细化研究内容;2、 结合陡河

3、发电厂各机组的一次调频改造,讨论一次调频的改造情况以及效果分析;3、 撰写论文不少于8000字。 指导教师： ××× 网络教育学院毕业设计(论文)考核评议书指导教师评语：该生在完成毕业设计期间，态度积极认真，在一次调频改造方面进行了大量工作，具有一定的工程应用价值。建议成绩： 良 指导教师签名：××× ××××年4月1日答辩小组意见：负责人签名 年 月 日答辩小组成员 毕业设计（论文）答辩委员会意见： 负责人签名： 年 月 日摘要论文题目：一次调频功能的优化及分析学科（专业）：热能与动力工程申请

4、人：×××指导教师：×××摘要 一次调频是随着DEH系统的出现后开始被人重视的。原来的纯液压系统由于在设计上具有随转速的变化，自动调节汽轮机进汽量的功能，这个功能是调节系统自身具备的能力，不需要人为干预，也是不可以撤出的，因此对于以前大多为液调机组的电网来讲，一次调频的应用是非常理想的。但是当调节系统变为DEH以后，一次调频就变成了DEH/MCS的一个功能包，可以不投甚至是没有。由于一次调频对于电网的稳定运行是有利的，而对于各个电厂的机组运行又是一个不稳定因素，因此大多数电厂是不愿意主动投入一次调频的，现实的情况也正是这样，

5、多数电厂为了单台机组的运行稳定而不投入一次调频功能或者是部分投入，对于电网频率的稳定运行非常不利。随着电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，而用户对电能质量的要求却在不断提高，电网频率稳定性的问题越来越被重视。大容量火电机组需要根据中调的AGC指令和电网的频率偏差参与电网的调峰、调频。为提高电网运行的稳定性，降低电网频率的波动，增强电网抗事故能力，各电网公司相继制定了“发电机组一次调频技术管理规定”要求各发电厂严格按照规定进行改造落实参数投入一次调频，下面结合陡河发电厂各机组的一次调频改造讨论一下一次调频的改造情况以及效果分析。关键词：一次调频 优化分析论文类型：应用基础17西安交通大学网

6、络教育学院论文前 言为了保证电网的安全经济运行，提高电能质量和电网频率的控制水平，迅速消除由于电网负荷变化而引起的频率波动，电网对机组的一次调频要求越来越高。如果一次调频参数设置不合理，会对机组的安全性与稳定性带来一定的影响。以下针对陡河电厂一次调频参数的设置及其对机组及电网稳定性的影响进行分析，并探讨如何合理设置DEH和DCS一次调频的参数，使其既能满足电网频率快速响应的需求，又能满足机组安全稳定性的要求。目 录1基本概念91.1一次调频91.2速度变动率101.3响应滞后时间和稳定时间101.3负荷变化幅度112华北电网发电机组一次调频运行规定中的主要参数要求123陡河发电厂一次调频改造前

7、的情况124改造情况145结语17致 谢21参考文献23攻读学位期间获得的研究成果23声明25 预览中看不见即可）：1 基本概念1.1 一次调频  对于电网中快速的负荷变动所引起的周波变动，汽轮机调节系统、机组协调控制系统根据电网频率的变化情况利用锅炉的蓄能，自动改变调门的开度，即改变发电机的功率，使之适应电网负荷的随机变动，来满足电网负荷变化的过程这就是一次调频。DEH中一次调频功能是将汽轮机转速与额定转速的差值直接换算成有功功率指令，其控制结构原理见图1。图1DEH一次调频控制结构原理图其中汽轮机额定转速（一般为3 000 r/min）与实际转速的差值经函数f（x）转换

8、后生成一次调频因子，直接叠加到DEH的有功功率给定值上，以控制汽轮机的调门开度。一次调频因子的设置包括频差死区和转速不等率两个因素。频差死区的设置是为了防止在电网频差小范围变化时汽机调门不必要的动作。一次调频不等率定义为：式中n机组空负荷时和满负荷时的转速差值，r/min；n0机组额定负荷值，MW。的数值一般设置在3%6%，值越小，在相同的频差下汽机调门的变化幅值越大，反之则越小。一次调频因子的设置与机组的稳定性密切相关，频差死区越大，越大，机组越稳定，但是对电网一次调频的贡献也越小。一次调频因子的设置应兼顾机组稳定性和一次调频快速响应的指标。一次调频是在调速系统给定值不变的情况下，通过转速反

9、馈作用改变其输出功率来调整电网的频率。在电网频率按自然调频过程变化的同时，调节系统探测到机组转速的变化后，通过转速反馈作用迅速调整各发电机组的输出功率，以维持供电频率稳定。在加负荷方向它需要利用锅炉蓄能的支持，可设置一定的限制，以防止拉跨锅炉。出现功率不足，频率下降过低时，应利用低周减载装置，避免发生频率崩溃。良好的一次调频性能是机组安全运行及电网频率稳定的保障。汽轮发电机的电功率与汽轮机的进汽量（即调门开度）有关，如果进汽量保持不变，那么机组发出的功率与进汽量成正比，当用户的用电量增大时，汽轮机的进汽量应增大，当用户用电量减小时，汽轮机的进汽量应随之减小。为使汽轮发电机发出的电功率与外界用电

10、负荷相适应，机组将在另一转速下运行，这就是汽轮机的自调节性能。根据自动调节系统的工作原理，当汽轮机负荷变化时，汽轮机的转速也会发生变化。在稳定状态下，汽轮机的功率与转速之间的关系，称为调节系统的静态特性。 现代广义的电网一次调频功能，需考虑汽轮机、锅炉、发电机及电网间的相互配合与制约关系，应以整台机组作为控制对象。从功能上既要有传统电网一次调频的快速性，又要有现代控制的整体协调性。汽轮机快速响应外界负荷、频率的变化，锅炉跟随汽轮机的快速响应，满足汽轮机的要求。稳定运行的电力系统，其电源和负荷功率必须是动态平衡的。当电源功率或负荷发生变化造成变化时（以功率不足为例），系统的频率就会随之

11、降低，系统中的负荷设备会因为频率下降而影响其有功的吸收。与此同时，系统中运行的同步发电机组，也会按照其调速系统的静态特性增加调门开度，弥补系统中功率的不足。 1.2 速度变动率速度变动率是指汽轮机由满负荷到空负荷的转速变化与额定转速之比,其计算公式为:=(n1 - n2)/n×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, n：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”。转速上升的最高值由速度变动率决定,

12、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。陡河发电厂速度变动率取5 %。 1.3 响应滞后时间和稳定时间 图2  响应滞后时间和稳定时间示意图   如图2所示 响应滞后时间：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，图中t为响应滞后时间。为保证机组一次调频的快速性，根据华北电网发电机组一次调频运行管理规定要求t应小于3秒。   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的时间，图中t1为稳定时间。为保证机组一次调频的稳定性，根据

13、华北电网发电机组一次调频运行管理规定要求t1应小于1分钟。1.4 负荷变化幅度    机组参与一次调频的负荷变化幅度，是考虑当频率变化过大时，机组负荷不再随频率变化，以保证机组稳定运行。但是，变化幅度限制的越小，一次调频能力越弱，根据华北电网发电机组一次调频运行管理规定要求限制幅度大于机组额定负荷的±10%。    AGC机组在CCS内设置的一次调频调节量计算式为：        式中n0=3000r/min；No为额定功率；5.所以，350MW级AGC机组在（50

14、±0.1）Hz频率范围内参与一次调频时，机组一次调频负荷调整的最大允许范围为±14MW/0.1Hz    机组参与一次调频频率调节死区为（3000±2）r/min，即调节的频差死区为±0.033Hz。电网固定机组一次调频范围为（50±0.1）Hz，即（49.950.1）Hz, 当频率低于49.967 Hz时，N140×50(Hz+0.033)（MW）, 当频率高于50.033 Hz时，N140×50(Hz-0.033)（MW）。在此范围内CCS系统参与电网一次调频能力最大为±9.38M

15、W，超过该区间运行人员手动快速调节负荷满足电网频率需要。 2.华北电网发电机组一次调频运行规定中的主要参数要求2.1 采用电液调速系统（DEH）的汽轮机组，一次调频功能应由DEH实现。应采取将频差信号叠加在汽轮机调速汽门指令处的设计方法，以保证一次调频的响应速度。如采取其它形式的设计方法，也必须满足各项技术指标的要求；2.2一次调频的人工死区控制在±0.033Hz（±2r/min）内；2.3机组调速系统的速度变动率一般为45；2.4一次调频的最大调整负荷限幅，额定负荷210490MW的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±8；额定负荷100200MW的

16、火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±10；2.5电液调节控制系统的火电机组，其调速系统的迟缓率小于0.06。3.陡河发电厂一次调频改造前的情况陡河电厂共有8台机组，2台125MW、2台250MW和4台200MW六台机组，其中2台125MW机组为武汉锅炉厂生产的锅炉，汽轮机为进口日立机组，2台250MW为整体进口日立机组， 4台200MW国产机组锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的670t/h亚临界中间再热自然循环汽包锅炉，中储式制粉系统；汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的N200-130/535/535型亚临界一次中间再热单抽双缸双排汽凝汽式汽轮机；经过控制系统DCS改造，目前七台机组D

17、CS 及DEH系统均采用日立HIACS-5000M控制系统，只有#1机组（125MW）未进行DCS改造。 陡河电厂是在2001年开始陆续进行DCS改造的，改造后 DEH系统中具有一次调频功能，主要原理图如下图3：图3 一次调频逻辑图DEH系统有四种运行方式：功率方式、主气压方式、阀位方式、协调方式，其中只有运行在功率方式时才可以实现一次调频功能，而且操作画面设有一次调频投切按钮，机组运行人员可以根据机组运行状况进行人为投入、退出。一次调频的人工死区控制在±0.099Hz（±6r/min）内；一次调频投入时，一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±10；机

18、组负荷最大波动不超过20MW。从以上数据可以看出，当时机组的一次调频状况对稳定网频的贡献是相当有限的，表一为2003年对陡河发电厂8台机组一次调频的整体情况汇总。机组一次调频AGC#1#1、#2机组都是液调控制，当网频变化时自动调整功率；协调系统中加入一次调频补偿回路是为了适应液调机组调频，不致于出现功率指令不变，将调频功率反调回来。#1、#2机组协调系统中原调频死区为6RPM，速度变动率为20%，不符合调度局要求（频率输入45-55HZ，对应0-100%）。2003年6月改为调频死区为2RPM，速度变动率为5%；即周波下降到49.75Hz以下，调频功率最大上浮12.5MW；周波上升到50.2

19、5Hz以上，调频功率最大下浮12.5MW。#1、#2机组自86年协调系统改造后即投入AGC。投入范围70%-100%负荷。#2#3#3机组已改为纯电调控制，一次调频必须在逻辑中实现；现在#3在机组协调方式、电调功率方式可以实现一次调频。但不符合调度局要求，主要表现以下两点：1、 在电调阀位方式不能实现调频。所以不能满足在机组任何方式下一次调频。2、 另外协调方式中调频功率与功率指令相加后无功率上下限制。2003年7月对 #3机组实行负荷70%-100%涨落实验（变化率为7MW/M），发现以下两点问题：1、 功率动态偏差不满足要求，静态偏差有时不满足要求。2、 汽压调节偏差较大以上是在无启停磨操

20、作时的情况，如果需启停磨特性要更差。另外中调要求范围是50%-100%负荷，50%-70%负荷机组需滑压，未做实验。#4情况基本同#1、#2，只是由于调频功率最大变化20 MW，所以周波下降到49.8Hz以下，调频功率最大上浮20MW；周波上升到50.2Hz以上，调频功率最大下浮20MW。#4机组自86年协调系统改造后即投入AGC。投入范围70%-100%负荷。需待DCS改造调试后满足调度局要求#5#5机组为纯电调控制，一次调频必须在逻辑中实现；除在电调阀位方式外#5机组均按调度局要求实现一次调频。2003年7月对 #5机组实行负荷70%-100%涨落实验（变化率为5MW/M），发现以下问题：

21、功率动态偏差不满足要求。#6#6机组是液调控制，自然具备一次调频功能。#6机组无协调，无法投入AGC。#7#7机组是电液调并存，电调方式下可以实现一次调频。#7机组无协调，无法投入AGC。#8#8机组为纯电调控制，一次调频必须在逻辑中实现；现在#8在机组协调方式、电调功率方式可以实现一次调频。但不符合调度局要求，主要表现以下：1、 在电调阀位方式不能实现调频。2、协调方式中调频功率受变化率限制。2003年7月对 #8机组实行负荷70%-100%涨落实验（变化率为5MW/M），发现以下问题：1、 功率动态偏差不满足要求。2、 汽压调节偏差较大表一4. 改造情况为了提高电网运行的稳定性，提高电网安

22、全运行水平和频率质量，降低电网频率的波动，增强电网抗事故能力，根据国家电力公司华北公司的要求，网内各电厂相应开展了大机组一次调频功能的试验及改造工作，陡河发电厂也从2005年开始陆续对各机组进行一次调频功能的试验及改造工作，陡河电厂一次调频采用了功率回路校正(CCS)+调速侧前馈(DEH)的控制策略。其中：DEH是执行级、有差、开环调节，保证调频快速性；CCS为校正级、无差、闭环调节，保证调频的持续性和精度。为了保证调节品质，一次调频的转速信号及功率信号均做了三取中处理，由DEH及CCS系统共用，保证了两侧信号判断的一致性。DEH侧调频逻辑如图4：图4 由额定转速与三取中后的实际转速

23、信号相减，得出转差信号代表频差，经GAP死区运算后，乘以转速不等率G，得出机组调频功率增量，在乘以主汽压力修正信号（额定汽压/实际汽压），经LIM调频幅度限制后，形成调频阀位控制信号，直接叠加在阀位控制指令上，直接动作调门，满足调频的快速性。 CCS侧调频逻辑如图5：图5转差信号通过函数发生器FG转换成对应的调频功率，经速率限制RL，及调频幅度限制后，叠加到机组负荷指令上，形成最终的实际负荷指令，确保调频的指令和控制精度。其中FG的参数为：12345678转差（RPM）-160-150-15-20+2+15+150功率（MW）+20+20+20000-20-20不难看出一次调频的技术

24、参数：一次调频死区：±0.033Hz（±2rpm）转速不等率：一次调频负荷上限：+20 MW一次调频负荷下限：-20 MW本人先后作为负责人和组织者全程参加了一次调频的改造工作，经过多次的改造后，主要技术指标达到了电网公司的要求，个别指标还优于电网公司的指标，目前各机组的主要指标和参数如下：4.1采取将频差信号叠加在汽轮机调速汽门指令处的设计方法，以保证一次调频的响应速度，即把频差信号直接叠加在综合阀位指令出口，在所有运行方式（功率方式、主气压方式、阀位方式、协调方式）下均可实现一次调频功能，取消逻辑中一次调频叠加后的一阶惯性延迟（原定为2秒）以保证响应迅速。当机组工作在机

25、组协调或AGC方式时，由DEH、DCS共同完成一次调频功能，以保证机组一次调频的响应速度和持续性。4.2.取消电调、协调中的一次调频投/切操作按钮，即人为不能进行一次调频的投切操作，改为由负荷判断后自动投切一次调频，自动投切一次调频参数修改为： #3、4机组（额定负荷250MW）高于120MW自动投入一次调频，低于115MW自动切除一次调频，在负荷高于260MW时自动切除一次调频，负荷下降到255MW时时自动投入一次调频。#5-8机组（额定负荷200MW）高于95MW自动投入一次调频，低于90MW自动切除一次调频，在负荷高于215MW时自动切除一次调频，负荷下降到210MW时时自动投入一次调频

26、。此指标优于电网公司的指标。4.3.由于陡河电厂的汽轮机测速探头是国产磁阻无源探头，为了保证一次调频对转速的精度要求，我们特意在DEH系统中的设计了转速选择三取中逻辑，以消除某个探头测速不准的因素，三取中逻辑如图6。图6 转速三取中运算原理图4.4一次调频的人工死区控制在±0.025Hz（±1.5r/min）内；此指标优于电网公司的指标。4.5机组调速系统的速度变动率设为5。4.6一次调频的最大调整负荷限幅为机组额定负荷的±10。 改进后的逻辑图参见图7   5.结语     通过对机组一次调频

27、的改造，从图8中可以看出，当电网频率下降时，负荷指令增加，主汽调门开度增加，能够保证机组负荷迅速提高，满足电网供电的需求，同时参与一次调频的机组稳定性也未受到影响，因此一次调频功能的改造与优化取得了良好的效果。西安交通大学网络教育学院论文图7 一次调频改进后的逻辑图图8 一次调频改进后的响应曲线25攻读学位期间取得的研究成果2 致 谢本论文是在×××老师的精心指导下完成的。×××老师的和蔼态度，治学严谨的作风，开拓创新的精神风范，对科学敏锐的洞察能力和对科学知识孜孜不倦的追求精神深深的感染了我，让我铭记在心，在以后的工作中我会以

28、15;××老师为榜样，严格要求自己，相信会使我受益终身。在论文完成之际，我要特别感谢我的指导老师×××老师的热情关怀和悉心指导。同时在论文的写作过程中，也得到了许多同学的宝贵建议，同时还要感谢陡河发电厂热工车间的同事们，他们同样给了我学习上有益的帮助，让我更不会忘记的是他们在这段时间对我工作的大力支持，在此一并致以诚挚的谢意。最后，再次感谢所有曾经给我以各种帮助的老师、朋友，是你们让我的生活更加丰富多彩，衷心祝愿你们拥有更美好的未来！感谢所有关心、支持、帮助过我的良师益友。最后，向在百忙中抽出时间对本文进行评审并提出宝贵意见的各位专家表示衷心地感谢！ 参考文献1 段南.大型火电机组一次调频功能投入的研究J.华北电力技术，2003，（10）2 肖增弘，徐丰.汽轮机数字式电液调节系统北京：中国电力出版社，2003. 3 袁文重电力系统一次调频控制策略优化与仿真D学位论文,上海交通大学，2007.4 于达仁,郭钰锋一次调频的随机过程分析J 中国电机工程学报,2002,22,(6):38-41.5 戴义平,赵婷,等发电机组参与一次调频的特性研究J 中国电力,2006,39(11):37-41.6 尹峰 CCS参与的火电机组一次调频能力试验研究J 中国电力,2005,3