AGC与一次调频解析课件

1、AGC与一次调频国网新疆电力公司电力科学研究院10/10/2022AGC与一次调频国网新疆电力公司电力科学研究院 火力发电机组： 在锅炉中通过燃烧煤炭释放出热能。水在锅炉中吸收热能后，转化为过热蒸汽。具有热力势能的过热蒸汽进入汽轮机后膨胀做功，将热力势能转换为驱动发电机组转子的机械功率。发电机再将机械功率转换为电磁功率。做功 后的低能蒸汽在凝汽器中凝结成水。给水泵将水再打入锅炉，强制形成连续循环，使发电机组可连续地生产出电能。 汽轮机的机械功率正比于其进汽流量。而流量又正比于蒸汽压力与进汽阀门有效开度之积。因此，改变阀门开度或蒸汽压力，即可改变机械功率。前者称为定压调节方式，后者称为滑压调节方

2、式。汽轮机调节系统通过改变调节阀开度，使功率负荷达到平衡，最终达到稳定供电频率的目的。2 火力发电机组：2水力发电机组：在天然河流上，修建水工建筑物，集中水头，通过一定的流量将“载能水”输送到水轮机中，使水能旋转机械能带动发电机组发电输电线路用户3水力发电机组：3交流励磁双馈发电机变速恒频风电系统风力发电机组：把风的动能转变成机械动能，再把机械能转化为电力动能，这就是风力发电。风力发电的原理，是利用风力带动风车叶片旋转，再透过增速机将旋转的速度提升，来促使发电机发电。 4交流励磁双馈发电机变速恒频风电系统风力发电机组：4基本概念(1)AGC与一次调频的实质： 电网的频率的控制根据电网频率偏离5

3、0Hz 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）自动发电控制系统（AGC、二次调频），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/用电功率的平衡，从而使电网频率稳定在50Hz 附近的一个允许范围内。5基本概念(1)AGC与一次调频的实质： 电网的频率的第一类变化幅度小、周期短，具有随机性。P1第二类变化幅度较大、周期较长，有一定可预测性。P2第三类变化幅度大、周期长，由生产、生活和气象等节律引起的。P3当外界电负荷增大时，发电机的电磁阻力矩增大，导致转子的转速下降，反之，转子的转速上升。因此，汽轮机应根据转速偏差改变调节汽门的开度，即改变进汽量和焓降，使蒸汽的

4、驱动力矩与电磁阻力矩及摩擦力矩相平衡。故汽轮机调节系统有时称为调速系统。6第一类变化幅度小、周期短，具有随机性。P1当外界电负荷增大频率二次调整 频率二次调整定义为通过改变调频机组调速系统的给定值，改变其输出功率使电网频率回到额定值。在一次调频作用后，最终稳定频率会使机组功率偏离给定值。需通过调整预先指定的调频机组的负荷设定值，使各机组的负荷变化量转移到调频机组上，同时将频率恢复到额定值。变化周期较长、变动幅度较大，有一定可预测性。频率三次调整缓慢变化、变化幅度较大，由生产、生活、气象待变化引起。根据预测的负荷曲线，按最优化的原则对各发电厂、发电机组之间进行有功功率的经济分配。频率一次调整频率

5、一次调整定义为在调速系统给定值不变的情况下，利用汽轮机转速控制或调节器，感受电网频率(周波)变化改变有功功率输出，维持同步区域发电输出与电网负荷平衡。一次调频为有差调节。7频率二次调整 频率二次调整定义为通过改变调频机组调速系统的电厂频率控制8电厂频率控制8基本概念（2）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速系统的静态特性来实现的。（有差调节）电网AGC 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相应机组的目标（计划）功率值，从而产生电网范围内的功率/频率控制，称之为二次调频。（闭环调节）。9基本概念（2

6、）通过发电机组调速系统的自身频率特性对电网的控制AGC概念（1）AGC系统称为自动发电控制系统，它完成电网侧与电源侧的自动控制，可称为大协调控制。而MCS（或CCS）系统称为单元机组的协调控制，它完成发电机组侧的自动控制，也可称为小协调控制。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。 10AGC概念（1）AGC系统称为自动发电控制系统，它完成电网侧AGC：电力系统频率和有功功率自动控制系统称为自动发电控制（AGC)，亦称负荷与频率控制（LFC)； 由自动装置和计算机程序对频率和有功功率进行二次调整实现。自动发电控制（AGC) 是电力系统

7、能量管理系统(EMS)中最重要的控制功能。 EMS包含：自动稳定控制(ASC)、自动发电控制（AGC) 、自动电压控制(AVC)三大控制系统。AGC概念（1）11AGC：电力系统频率和有功功率自动控制系统称为自动发电控制（发电控制与发电计划跟踪系统负荷（如下图）AGC的基本目标12发电控制与发电计划跟踪系统负荷（如下图）AGC的基本目标12发电控制与发电计划跟踪系统负荷13发电控制与发电计划跟踪系统负荷13AGC 在电厂火电机组的实现AGC控制状态包括三种：在线、离线、当地；对电厂而言，应发挥一次调频的作用，随时稳定区域电网频率；优化 CCS 的调节品质，确保较高的变负荷速率小时级负荷调节：按

8、调度前日发电曲线不具备AGC能力的老机组及中小机组15min周期的调节：对具有调功装置的机组，EMS按实时计划曲线送各厂812sec周期的调节：由EMS直接控制机组的CCS。火电机组参加AGC的三种模式:14AGC 在电厂火电机组的实现AGC控制状态包括三种：在线、离 在机组投入CCS运行方式，机组实测负荷信号有效， AGC 指令有效，并且机组实测负荷和AGC负荷指令偏差小于5MW 时允许投入AGC运行。如机组需要投入AGC运行方式，暂定为由当值值长和中调电话联系，决定是否投入AGC运行方式。15 在机组投入CCS运行方式，机组实测负荷信号有效， AGC 电网调度中心（能量控制系统）EMS（

9、）RTUDCS系统MCS系统微波通道AIDIDOAOAOAO调度负荷指令（ADS）AGC投入电厂端单元机组AGC概念（2）AGC允许AGC上限AGC下限AGC速率AGC返回值AO16电网调度中心（能量控制系统）EMS（ ）RDMAGC概念（3）17AGC概念（3）17机炉协调方式（COORD）控制特征：机侧和炉侧同时进行压力和功率的调整，机炉主站在自动。特点：利用锅炉的蓄热量，功率响应快，又有利于压力的稳定，COORD方式一般都是在TF或BF负荷控制方式的基础上形成的，所以实际应用中COORD方式是指以TF（超临界机组采用效果较好）或BF（目前普遍采用的方式）为基础协调中的一种。适应范围：参与

10、AGC控制的机组。协调控制系统（1）18机炉协调方式（COORD）协调控制系统（1）18电网(AGC)运行管理办法 为提高电网AGC运行质量，确保电网频率质量和网间联络线控制水平，参照电力行业标准 DL/T 6571998 “火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程”（测试规程）有关内容，结合调度规程所制定的AGC 系统调度管理的内容制定。19电网(AGC)运行管理办法 为提高电网AGC运行质AGC机组的相关试验与技术管理20AGC机组的相关试验与技术管理20机组AGC基本技术要求（新疆）直吹式汽包炉机组负荷调节速率不低于1.0%Pe/分钟；中间储仓式汽包炉机组负荷调节速率不低2.0%Pe/分

11、钟；燃气机组的负荷调节速率不低于5.0%Pe/分钟；水电机组的负荷调节速率不低于50.0%Pe/分钟；循环流化床机组和燃用特殊煤种（如劣质煤、高水分低热值褐煤等）的火电机组负荷调节速率不低于1.0%Pe/分钟；超临界定压运行直流炉机组负荷调节速率不低于1.0%Pe/分钟，其他类型直流炉机组负荷调节速率不低于1.5%Pe/分钟；其它类型机组负荷调节速率不低于2.0%Pe/分钟。互联电网联络线有功功率控制技术规范（试行） 调计201033号21机组AGC基本技术要求（新疆）直吹式汽包炉机组负荷调节速率机组AGC基本技术性能测试（1）1、负荷随动性能测试（1）测试指令要求省调测试指令应满足以下要求：

12、a、测试指令以斜坡方式连续增、减或减、增各两个周期。b、指令斜坡速率为测试机组申报的调节速率。c、斜坡指令的连续变化不小于测试机组额定负荷的5%，且时间不小于5分钟。（2）测试结果计算对测试曲线进行记录，并计算机组最大负荷偏差Lm。Lm = Max | LdtLat |Ldtt时刻的AGC测试负荷指令。Latt时刻的实际负荷。22机组AGC基本技术性能测试（1）1、负荷随动性能测试222、负荷调节能力测试（1）测试指令要求省调测试指令应满足以下要求：a、测试指令应为阶跃指令，一次发出。b、测试应在增、减两个方向分别进行，且两个方向测试间的时间间隔应不小于10分钟。c、测试指令的变化量应大于或等

13、于测试机组AGC可调范围的50%。机组AGC基本技术性能测试（2）232、负荷调节能力测试机组AGC基本技术性能测试（2）23机组AGC基本技术性能测试（3）1、机组响应时间TrTr = TdT0式中：Td机组实际负荷按照测试指令的方向增加或减少的变化量最后一次超过P1值的时间。P1以电网的要求和避开机组负荷的正常波动为原则确定。其中：600MW机组 P1=1.2MW 300MW机组 P1=1.0MW200MW机组 P1=0.8MW 125MW机组 P1=0.6MWT0机组测试指令发出的时间。2、机组平均负荷调节速率VV = L/（TT0）L AGC测试负荷指令的变化量。T AGC测试指令发出

14、后，机组实际负荷到达AGC测试负荷指令目标值死区范围内的时间；死区范围为机组额定有功出力的1%。24机组AGC基本技术性能测试（3）1、机组响应时间Tr24AGC方式下，AGC负荷指令频繁地连续变化。（存在的问题）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。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。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，负荷的响应较快 。）当机组大修、控制系统改造或自动调节系统发生变化后，机组协调控制系统调节品质将影响AG

15、C效果。 须进行AGC试验，重新确保机组AGC调节效果。AGC调节性能的改进与提高25AGC方式下，AGC负荷指令频繁地连续变化。（存在的问题）A常用名词术语(1)ACE Area Control Error 区域控制偏差AGC Automatic Generation Control 自动发电控制BF Boiler Fellow 锅炉跟随CCS Coordinated Control System 协调控制系统 DCS Distributed Control System 分散控制系统DEB Direct Energy Balance 直接能量平衡DEH Digital Electric H

16、ydraulic Control 数字电液控制EMS Energy Management System 能量管理系统26常用名词术语(1)ACE Area Control 常用名词术语(2)FFC Flat Frequency Control 定频率控制FTC Flat Tie-line Control 定联络线功率控制PLC Power Load Controller 电厂负荷控制器RB Run Back 机组甩负荷RTU Remote Terminal Unit 远方终端单元SCADA Supervisory Control and Data Acquisition 数据采集与监视TBC

17、Tie-line Load Frequency Bias Control 联络线功率频率偏差控制27常用名词术语(2)FFC Flat Freque一次调频概念（1）机组一次调频性能是指：电网频率发生偏离额定值时，控制系统改变机组出力的大小以稳定电网频率。定义为在调速系统给定值不变的情况下，通过转速反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。一次调频范围：100MW及以上火电。机组大修或调速系统发生变化均应进行一次调频验证试验。28一次调频概念（1）机组一次调频性能

18、是指：电网频率发生偏离额定电力系统的一次调频 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。 右图为电网的调频调整示意图。其中a点为系统变化前电网的功率负荷平衡点。 当电网中的负荷从L1增加到L2时，系统的功率负荷平衡点将开始沿调速系统的静态特性线P1下滑，直到系统的功率负荷达到一个新的平衡,b点。 在这个过程中汽轮机调速系统根据电网频率的变化情况，按照其自身的

19、静态特性来自动调整所发功率，来满足电网负荷变化的过程,即为机组参与系统的一次调频过程。 在这个过程中，系统功率负荷的动态平衡完全是自己随动完成的，不需要人工干预，动态平衡的结果是系统稳定在了一个较低的频率水平。这个过程即为电力系统的一次调频过程。 可以看到电力系统的一次调频，是由同步发电机组和负荷设备共同来完成的。L/NL1L2abcNaNbNcfP1P229电力系统的一次调频 右图为电网的调频调整示意图。一次调频是控制系统频率的一种重要方式，但由于它的调节作用的衰减性和调整的有差性，因此不能单独依靠它来调节系统频率。要实现频率的无差调节，必须依靠频率的二次调节。对异常情况下的负荷突变，一次调

20、频可以起到某种缓冲作用。电网的一次调频能力是网内各台机组一次调频能力的共同反映。不管是发电机组并入或丢失还是负荷的突变引起的电网频率波动，网内所有机组一次调频能力大小的总和，基本决定了电网频率的变化过程。30一次调频是控制系统频率的一种重要方式，但由于它的调节作用的衰液调机组：一次调频功能的投入与否、一次调频能力发挥的大小是无法人为干预的。而且由于其一次调频的死区大于电网的正常频率波动，所以目前正常情况下一次调频已经不起作用，只有电网有大的频率偏差才会动作。数字电液调节系统（DEH）的机组：一次调频功能的投入与撤出、一次调频动作时表现出来的能力都是在一定范围内可以实现在线的人为调整的；从这个意

21、义上说，DEH机组应该表现出更为优良的一次调频能力。一次调频概念（2）31液调机组：一次调频功能的投入与否、一次调频能力发挥的大小是无3232液调机组主要有以下特点：在机组解列、并网期间均采用相同的转速比例反馈调节。转速闭环控制范围不大。调节系统存在一定的迟缓率。控制精度不高。操作不够方便。缺少避免误操作和事故追忆记录的手段。33液调机组主要有以下特点：33DEH转速调节系统具有以下特点：为离散调节系统。调节周期的长短对调节性能起作重要作用。在机组解列期间采用转速PID，提高了稳态转速的控制精度。在机组并网期间，各个DEH制造厂家提供的控制策略不尽相同。对于传统DEH控制系统，可投入阀控、功控

22、、压控和CCS协调等多种控制方式。阀控、功控具有转速比例调节作用。人为设置了一次调频死区及调频限幅。在传统DEH控制系统中增加了转速103超速限制功能。增加了单阀、顺序阀可变配汽模式。34DEH转速调节系统具有以下特点：34速度变动率 = (01 )e100% 速度变动率越小汽轮机对系统的调频能力就越强，但自身的稳定性也就越差。一般取值 36% 。 水轮机调速系统的永态转差率在本质上等同于汽轮机调速系统的速度变动率，一般水轮机组的取值为26%。 对大机组为了防止机组甩负荷后转速飞升过高，一般将取值在4.5%左右。35速度变动率35一次调频静态指标转速不等率为静态特性曲线的总体斜率。局部不等率为

23、工作点处的斜率。死区是为了避免转速调节系统频繁动作 而设置的。迟缓率是系统固有的不灵敏度，具有磁滞回线性质。限幅是考虑到锅炉、汽机、电机能力限制 而设置的。一次调频动态指标响应延迟时间是从转速发生变化到功率发生变化的时间。调节时间是从转速发生变化到完成调节过程的时间。上升时间是从功率发生变化10到达到90目标值的时间。稳定性：当发生甩负荷时通过一次调频作用维持机组转速稳定。可用转速超调量、波动次数等指标来衡量。36一次调频静态指标36迟缓率 迟缓率是调节系统在其工作范围内对转速的迟滞/磁滞反应。 = n0100% 其中：n在同一油动机位置(或负荷)下的转速差，r/min。 机组额定功率MW 机

24、械、液压型调节系统 电液型调节系统 100 0.4% 0.15% 100200(包括200) 0.2% 0.10% 200 0.1% 0.06% 37迟缓率机组额定功率MW 机械、液压型调节系统 电液型调节系统死区 转速死区是特指系统在额定转速附近对转速的不灵敏区。为了在电网周波变化较小的情况下，提高机组运行的稳定性，一般在电调系统设置有转速死区。 值得注意的是迟缓率与转速死区的概念并不相同。 系统死区 系统磁滞 图 转速死区与迟缓率的区别38死区 系统死区 死区设为2 r/min（0.034Hz）较为合适。主要考虑如下：1）电网频率偏移500.034Hz开始调整，距地区电网要求的500.1H

25、z还有较大裕量；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。39死区设为2 r/min（0.034Hz）较为合适。主一次调频的技术要求（1）一、频率控制死区fsq电液型汽轮机调节控制系统的火电机组和燃机fsq为0.033Hz。水电机组fsq为0.05Hz。二、转速不等率Kc火电机组的Kc为4% 5%。水电机组的Kc不大于3%。三、最大负荷限幅一次调频的调频负荷变化幅度不应设置下限。 一次调频的调频负荷变化幅度上限，规定如下：1) 250MWPo的火电机组，限制幅度10Po

26、；2) 350MWPo250MW的火电机组，限制幅度8Po；3) 500MWPo350MW的火电机组，限制幅度7Po；4) Po500MW的火电机组，限制幅度6Po。国家电网火力发电机组一次调频试验导则 Q/GDW 669 -201140一次调频的技术要求（1）一、频率控制死区fsq国家电网火力负荷变化幅度上限：1) 250MWPo的火电机组，限制幅度10Po；2) 350MWPo250MW的火电机组，限制幅度8Po；3) 500MWPo350MW的火电机组，限制幅度7Po；4) Po500MW的火电机组，限制幅度6Po。 水电机组参与一次调频的负荷变化幅度不应加以限制。Nf0死区死区50Hz

27、负荷限制上限负荷限制下限图7： 频差处理函数（上下限幅）Nf0死区死区50Hz负荷限制上限图8： 频差处理函数（无下限限幅）41负荷变化幅度上限：Nf0死区死区50Hz负荷限制上限负荷限制常见设置1图：不带死区不带限幅、不改变的曲线设置42常见设置1图：不带死区不带限幅、不改变的曲线设置42常见设置2图：不带死区带限幅、不改变的曲线设置43常见设置2图：不带死区带限幅、不改变的曲线设置43常见设置3图：带死区不带限幅、不改变的曲线设置 44常见设置3图：带死区不带限幅、不改变的曲线设置 44常见设置4图：带死区不带限幅、改变的曲线设置45常见设置4图：带死区不带限幅、改变的曲线设置45常见设置

28、5图：带死区带限幅、不改变的曲线设置46常见设置5图：带死区带限幅、不改变的曲线设置46常见设置6图：带死区带限幅、改变的曲线设置 47常见设置6图：带死区带限幅、改变的曲线设置 47投入指标及控制逻辑一次调频负荷调整量可按下式计算： 或其中：N为单位转速（频率）一次调频负荷调整量（MW/r/min）或（MW/Hz） Ne为机组额定负荷（MW） 为机组速度变动率（%） ne为机组额定转速（r/min） f 为机组额定转速下的频率（Hz）例如：某300MW机组，速度变动率为5，该机组单位一次调频负荷调整量就为2MW/r/min相当于1.2MW/0.01Hz。对于一般机组都设计为45之间。当然，小

29、于4对于一次调频是有利的，但容易造成机组的不稳定。水电机组速度变动率（永态转差率）可小一些，为34。48投入指标及控制逻辑48一次调频的技术要求（2）四、投用范围机组一次调频投用范围为机组核定的有功出力范围，即机组在核定的最低和最高有功出力范围内（协调投入）。五、响应行为要求机组参与一次调频的响应时间应小于3s。机组参与一次调频的稳定时间应小于1min。机组一次调频的负荷响应速度应满足： 达到75目标负荷的时间应不大于15s， 达到90目标负荷的时间应不大于30s。49一次调频的技术要求（2）四、投用范围49一次调频的技术要求（2）ttNft1t图 一次调频响应滞后时间和稳定时间响应滞后时间及

30、稳定时间：图中t为响应滞后时间；图中t1为稳定时间。50一次调频的技术要求（2）ttNft1t图 一次调频响应DEH、CCS一次调频构成 与一次调频有关的控制系统主要分为两大类型，见下页图所示。 一类是一次调频功能由DEH实现。即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。同时在DCS中投入频率校正回路，即当机组工作在机组协调或AGC方式时，由DEH、DCS共同完成一次调频功能。如DCS不投入校正回路，则会出现负荷反调现象。 另一类是频差函数叠加在功率调节器入口（见图中DEH部分虚线）。当DEH功率调节器切除或DEH未投CCS遥控时DEH一次调频功能失效，此时如果

31、协调系统在手动状态时，机组将失去一次调频功能。另一方面影响了响应速度，特别是当功率调节器采用串级控制方式时，问题更为突出。 51DEH、CCS一次调频构成51f(x)HzV负荷给定功率调节器AAA速率限制设定上限负荷设定下限负荷设定操作员设定一次调频函数TPIPIMWMW切换单元汽机调门指令DCS-CCSDEH指令直接叠加在调门上T手动方式协调方式LDCAGC 操作员设定功率调节1：一次调频的变负荷要求2：DEH和CCS（CCBF）侧同时投一次调频功能的负荷变化3：DEH和CCS（CCTF）侧同时投一次调频功能的负荷变化4：CCS单侧投一次调频功能的负荷变化5：CCS手动时DEH投一次调频功能

32、的负荷变化6：CCS自动时DEH单侧投一次调频功能的负荷变化t对于CCBF方式，如没有一次调频功能，由DEH一次调频动作所变化的负荷很快会被CCBF的负荷调节系统拉回，如的曲线6。投一次调频后CCBF的负荷指令与DEH侧同步变化，使二侧调节系统对调门的变化一致。曲线2是CCBF和DEH一同时投入一次调频功能的负荷变化曲线，这种组合的一次调频性能是最好的。曲线4是CCBF单投入一次调频功能的负荷变化曲线，从中可以看出，由于没有DEH帮助，初期变负荷性能比曲线2慢些，但总体性能还比较好。1254637531：一次调频的变负荷要求t对于CCBF方式，如没有一次调频功ttNftN（a）（b）（c）（a

33、）电网频率变化（b）未投入频率校正的负荷曲线（c）投入频率校正的负荷曲线DCS频率校正回路对一次调频的影响 当机组运行在AGC或机组协调控制方式时，不投入频率校正回路将出现负荷反调现象，电网频率还未恢复正常，机组的一次调频能力已消失。54ttNftN（a）（b）（c）（a）电网频率变化（b）未投入图 某电厂机组一次调频曲线55图 某电厂机组一次调频曲线55图 某电厂机组一次调频曲线56图 某电厂机组一次调频曲线56燃煤机组的一次调频运行方式对于设计了DCS与DEH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。 CCS协调不投，调频不投，DEH调频投入，该方式的特点是负荷

34、响应快，但出力持续时间短；CCS协调投入，调频投入，DEH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；建议采用CCS协调投入，调频投入 57燃煤机组的一次调频运行方式对于设计了DCS与DEH的机组，一影响一次调频性能的主要因素有：转速不等率 死区 限幅迟缓率调节周期 油动机时间常数锅炉蓄能中间再热58影响一次调频性能的主要因素有：58问 题 分 析59问 题 分 析59为什么机组一次调频能力不足？DEH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

35、一定的负荷变化，比如对于额定负荷为300MW的汽轮机在5%的转速不等率、2r/min的死区下，11r/min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。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600MW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，甚至相差很大。60为什么机组一次调频能力不足？60为什么调频机组会出现过负荷现象？机组在满负荷运行时，如果电网频率突降造成一次调频动作，机组就

36、会出现过负荷现象，这点在135MW、215MW一系列改造机组上表现的最为明显。改造机组的发电能力已经得到最大程度的挖掘，满负荷运行时，汽轮机、锅炉、发电机和重要辅机已经达到最大出力，若此时一次调频动作需要增加负荷，机组的安全运行会受到一定威胁。61为什么调频机组会出现过负荷现象？61为什么调频时主蒸汽压力变化幅度过大？ 一次调频动作时，主蒸汽压力、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因， 个别机组 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1Mpa，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DCS侧增加一次调