机组一次调频功能的与实现

机组一次调频功能的研究与实现 随着机组容量的不断增加和市场经济的进一步深入，电网的供电质量要求也越来越高，要求电网频率非常稳定，满足各用户的要求。随着计算机技术的应用，机组DEH由原来的液调方式改为电调方式，一次调频功能也由电调实现，虽然机组协调、AGC等功能投入运行，但由于一次调频功能一般为运行人员控制它的投切，致使大部分机组未投入，造成电网频率频繁超限。2002年4月29日青岛会议后，我省开始一次调频功能的恢复工作，6月3日青岛电厂＃2机组率先进行了一次调频试验，到现在为止，大部分电厂已经投入了一次调频功能，但也有部分电厂还没有完成该功能的恢复工作。基本思想一次调频功能是在电网由于机组或其他原因造成电网频率超限的情况下，单元机组利用锅炉蓄能，快速增减负荷，以弥补电网负荷缺口，保证电网安全、稳定。名词解释电网频率特性电网频率是一个频繁变化的参数，也是电网运行的重要监视参数。主要包括三部分：低频区为每天根据用户的生活习惯和作息时间而变化的部分，由计划运行的机组根据电网预测分配负荷，使系统负荷在发电机组之间实现经济分配；高频区是由于用电负荷较小随机变化而造成的，由AGC功能随时完成调整；另外是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2～3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，保证电网频率的稳定，这就是一次调频功能要完成的任务。在液调机组中由液压系统的同步器根据机组的转速直接反应，为进一步提高机组的可控性和控制精度，现在的机组普遍采用电调系统，控制精度明显提高，机组的协调控制也具备了条件，其中一次调频作为DEH系统软件部分的一个功能之一，在前一段时间内被大家忽略一直未投入运行，造成电网频率频繁超限。转速不等率机组转速不等率(δ)：是指机组调节系统给定值不变的情况下，机组功率由0至额定值对应的转速变化量（Δn）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）功率补偿量机组一次调频的功率补偿量(ΔP):是由机组转速不等率δ和电网频率偏差（可转换为转速偏差Δn）计算出来的，公式如下：其中：为额定转速。为机组的额定功率。例如：额定容量为=300MW的发电机，当转速偏差为Δn=-6转（电网频率偏差为Δf=-0.10HZ）时，该机组一次调频的功率补偿量ΔP：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调节系统使在一定的转速变化范围Δn，机组功率不变。迟缓率ε的计算公式如下：ε=(Δn/)*100%其中为额定转速。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。一次调频动态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,它是指电网负荷变化引起电网的频率发生变化后,机组在调节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。典型调节系统的一次调频动态特性纯转速调节系统：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。功频系统：当电网周波突然降低，需要增加机组功率时，高压调节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。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。控制策略比较分析在机组控制水平达到一定的自动化水平后，整个机组实现了协调控制，机组的负荷受电网或运行人员的控制，一次调频功能作为事故处理手段应该建立机组协调控制的基础之上，同时为保证机组一次调频功能的完整性，要求在机组不在协调控制状态下，由DEH完成一次调频功能。DEH调频方案方案A(见图1)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控制运行,相应地调节汽轮机调门保证机组实际负荷等于经校正后的功率指令。优点是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。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;当汽轮机调门控制从DEH控制(LOCAL方式)切换为CCS控制(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;由于经过调节器,一次调频功能的响应时间受调节器的参数控制。方案B(见图2)一次调频作为功率调节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。优点:1与以往老式的液调机组比较,两者具有相同的控制方式。一次调频功能可以在功率回路解除的情况下正常投运;并且当汽轮机调门控制从DEH系统控制(LOCAL方式)切换为CCS系统控制(REMOTE方式)后,DEH侧的一次调频功能仍可以起作用。2由于不经过调节器,一次调频功能的响应速度很快,基本上没有任何延时。缺点: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控制对象的性能把握。方案C(见图3)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。CCS系统的调频方案方案A(见图4)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调节器的SP端。优点: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:由于作为设定值的校正信号,使得一次调频功能必须在CCS系统的PID回路投入的情况下才能起作用。1当CCS控制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。2由于经过调节器,一次调频功能的响应时间受调节器的参数控制。(2)方案B(见图4)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调节器的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CCS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。但是,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。通过对DEH、CCS各种一次调频的分析,合理的一次调频方法应由CCS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系统手动或阀位控制方式时的DEH一次调频功能,相当于以前同步器液调机组的一次调频功能,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,但是该状态不能参加机组的CCS及AGC调节;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CCS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CCS频率校正(调频)功能,此时相当于方式4)。由于CCS频率校正(调频)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。机组在AGC或CCS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。从大量试验来看：(1)大部分参加试验的机组能在试验开始后10～20s内负荷有明显的变化;(2)由于中储式机组的变负荷速率比较高,故一次调频能力普遍优于直吹式机组;(3)机组容量越小,汽包容积越大,机组蓄热量所占比例越大,一次调频能力越好。参数设置 (与华北电网比较)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4％～5％。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<100MW,迟缓率要求小于0.4％；机组容量100MW～200MW，迟缓率要求小于0.2％；机组容量>200MW，迟缓率要求小于0.1％。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220～350MW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调节系统的锅炉，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，采用机炉协调控制系统与否，对相同的蒸汽流量扰动造成的主汽压变化是不一样的，有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。死区 机组一次调频的动作转速死区为：3000±6转/分钟火电机组一次调频死区不大于±r/min变负荷率机组增减负荷速度不低于额定容量的3％/分钟（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）无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秒稳定时间无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，机组协调控制系统获自动发电控制（AGC）运行时，应剔除负荷指令变化的因素。几点说明如果机组DEH的一次调频正常，而DCS处于协调方式且一次调频处于切除状态，机组将不能正常发挥一次调频作用。几种频率死区设置函数比较 图（a）为无死区的线性函数，在日本的机组上较多；图（b）为国内大多数系统采用的方法；图（c）为目前我省正在使用的方法。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50±0.034Hz开始调整,距地区电网要求的50±0.lHz还有较大裕量;控制精度更高。 (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