下载北极星学社本帖最后由 miaopeng117 于 2014-8-14 21:45 编辑 1、何为一次调频及二次调频？DEH的一个主要任务是通过改变调门的开度来调节汽机的转速，汽轮发电机组在并网运行期间，其转速与电网频率对应，电网中所有发电机组输出功率的总和与所有负载消耗功率的总和平衡时，电网频率保持稳定。也就是说，并网机组的转速是由电网中所有机组共同调节的。对于电网中快速的、小的负荷变动所引起的转速变动，汽轮机调节系统利用锅炉的蓄能，不用改变机组负荷的设定值，调节系统测到转速的变化，自动改变调门的开度，即自动改变发电机的功率，使之适应电网负荷的随机变动，达到调节汽轮机转速的目的，这就是一次调频。对于电网中大的负荷变动所引起的转速变动，可采用改变调节系统负荷设定值的方法，改变发电机的功率，使之适应电网负荷的随机变动，达到调节汽轮机转速的目的，这就是二次调频。2、什么是转速不等率？其取值一般为多少？取值大小有哪些影响？转速不等率即速度变动率。在稳定的工况下，汽轮发电机组功率与转速的关系，常用转速不等率来描述：转速不等率=（满负荷转速-空负荷转速）/额定转速转速不等率通常取3%~6%。汽轮机转速、功率及速度变动率的相互关系如下：△n=δn0△N 其中：△n、△N：转速和功率的变化值；δ：调速系统速度变动率；n0、NH：额定转速和功率。汽轮机调节系统速度变动率太小，将会引起负荷波动大，调节系统工作不稳定。汽轮机调节系统速度变动率太大，会造成动态飞升转速过高。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,一般应为4～5 %。若汽轮机的额定转速为3000转/分，则动态飞升在120～150转/分之间。速度变动率越大，转速上升越高，危险也越大。在实际汽轮机在骤然甩掉全负荷时，转速升高约为速度变动率的1.5倍，如果速度变动率大于7％，则由计算结果7％×1.5＝10.5％可见，已接近危急保安器动作值10％～12％的范围了。所以不能过份地用调高δ的方法来满足稳定性的要求。我公司330MW机组的速度变动率设置为5％。3、什么是一次调频的频率偏差死区？什么是一次调频的响应时间？什么是一次调频机组负荷调节限制？一次调频的频率偏差死区是指在此频率偏差范围内，频率变化时，负荷不随频率变化。我公司330MW机组一次调频死区设置为±2r/min。即转速在2998 r/min～3002 r/min之间变化时，负荷不随转速变化。一次调频的响应时间是指从电网频率变化超过机组一次调频死区时开始到机组实际出力达机组额定有功出力的±3%的时间。我公司330MW机组的负荷响应时间要求为：30秒内。（注：机组投入机组协调控制系统或自动发电控制（AGC）运行时，应剔除负荷指令变化的因素。）一次调频机组负荷调节限制是指：为了保证发电机组运行稳定，参与一次调频的机组对负荷变化幅度可加以限制，但限制幅度应在规定范围内。我公司330MW机组的一次调频机组负荷调节限制是±3%ECR，即±10MW。附则：一次调频机组有关参数的设置要求（华东电力市场运营规则上摘录）根据电网对频率调节的基本要求，机组参与一次调频按下列项目和参数进行设置：1、 频率偏差死区按照电网频率控制要求，调频控制死区采用转速表示。取：Δn死区＝±1.5转/分 — ±2转/分与此相对应频率偏差死区定为：Δf死区＝±0.025Hz — ±0.033Hz根据电网频率控制的情况确定调频控制死区的设定值，目前暂按±2转/分（±0.033Hz）设置。2、 转速不等率汽机转速不等率δ取5％。3、 一次调频投入的机组负荷范围机组投入一次调频的负荷范围为机组正常运行的可调范围，即机组在核定的最低和最高负荷范围内均应投入一次调频。4、 一次调频机组负荷调节限制考虑到全网参与一次调频机组的容量和机组调节特性，设置机组负荷调节范围为：ΔMW=±3%ECR — ±6%ECR机组一次调频负荷调节范围目前暂设置为±3%ECR。5、 机组一次调频的响应时间要求一次调频是机组对电网频率变化的快速响应。要求对机组的一次调频回路进行调试和定值扰动试验。即频率变化引起的负荷指令变化为ΔMW=±3%ECR — ±6%ECR时，机组实际负荷变化达到63％的指令值的时间小于或等于30秒。
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这几天一直都在迷惑这写东西！！ 展开
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水电论坛该讲点关于水轮发电机一次调频的哈 展开
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一次调频逻辑</br>2.1 控制方式</br>我厂机组一次调频控制方式为DEH+CCS，即DEH内额定转速与汽轮机实际转速差通过一定函数计算后直接动作高调门；CCS进行补偿，使负荷满足电网要求。</br>2.2 DEH内的一次调频逻辑、一次调频曲线说明</br>我厂在机组负荷0～318MW的范围内投入一次调频。有关参数如下：</br>一次调频死区：±2r/min（负荷≥150MW）和±6r/min（负荷＜150MW）。</br>即：当机组负荷大于等于150MW时，一次调频死区设置为±2r/min，相当于±0.033Hz；当机组负荷小于150MW时，因机组低负荷运行的安全性降低，故一次调频死区设置为±6r/min，相当于±0.1Hz。</br>增加额定转速与实际转速之差的信号(Δn=3000-n)，以4～20mA送到CCS，对应于 –135 ～ 13 r/min。</br>不管频差多大，一次调频动作后，负荷向上所能调整的最大负荷量是24 MW；</br>但当频率升高时，负荷最低能降到0，达到维持机组空转状态。按4～20mA定值，4mA对应-135r/min，即Δn=-135 r/min，即n=3135 r/min；20mA对应13 r/min即Δn=13 r/min，即n=2987 r/min。</br>当负荷在150MW至300MW运行时，若汽轮机转速在3002～3135 r/min范围时，一次调频动作，关小高压调门，以使转速恢复到2998～3002 r/min范围。只要转速不回到此正常范围，一次调频将继续动作关小调门，直至转速回到正常范围为止。当负荷在150MW以下运行时，若汽轮机转速在3006～3135 r/min范围时，一次调频动作，关小高压调门，以使转速恢复到2994～3006 r/min范围。只要转速不回到此正常范围，一次调频将继续动作关小调门，直至转速回到正常范围为止。（3090 r/min时，3%防超速保护动作，即OSP功能将启动）</br>当负荷在150MW至300MW运行时，若汽轮机转速在2987～2998 r/min范围时，一次调频动作，开大高压调门，以使转速恢复到2998～3002 r/min范围。不管转速是否回到此正常范围，一次调频最多按24MW负荷要求，去开大调门，若转速仍未回到正常范围，一次调频将不会持续动作下去。当负荷在150MW以下运行时，若汽轮机转速在2987～2994 r/min范围时，一次调频动作，开大高压调门，以使转速恢复到2994～3006 r/min范围。不管转速是否回到此正常范围，一次调频最多按24MW负荷要求，去开大调门，若转速仍未回到正常范围，一次调频将不会持续动作下去。</br>发电机解列后，因失去并网信号，一次调频功能将自动退出。</br>DEH内还设置了一次调频投切开关，所谓切除一次调频，切除后死区变为±30r/min（50±0.5Hz）；所谓投入一次调频，则是自动按机组负荷来选择±2r/min死区或±6r/min死区。因此，严格的说，机组的一次调频回路始终在投入状态。</br>2.3 CCS内的一次调频补偿逻辑</br>当一次调频动作后，CCS接收DEH发送的转差信号，经过死区处理后将转差与K=-2.22MW/r/min相乘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。（见一次调频控制原理图）</br>一次调频动作后，只要AGC或CCS投入运行，则当频差回到正常范围后，在AGC或CCS给定功率的作用下，发电机有功功率将会自动调回到给定功率下运行。</br>在锅炉自动方式下，一次调频动作后，必然要开大或关小调门，从而引起主汽压力变化，此后锅炉主控制器将根据压力变化来自动调整风、煤，以维持主汽压力。在其它方式下，一次调频动作后，需人为干预锅炉的燃烧调整才能适应负荷变化或调门开度变化需要。</br>2.4 一次调频频差曲线</br>考虑到TDC3000和西门子DCS系统现中间变量较少，对DCS内的功频曲线进行了简单的修改；CCS接收DEH送来的+13r/min对应20MA、-135r/min对应4MA转差信号，在CRT上进行显示，当DEH发出一次调频动作信号为“真”时，转差与 MW加到协调负荷控制回路，保证具备校正功能。转差Δn=3000-n</br></br>图2：#1-#4机一次调频频差曲线</br></br>3 静态特性测试结果</br>利用信号发生器在DEH转速输入端接入3000Hz的转速模拟信号，短接并网信号模拟汽轮机挂闸，模拟CCS投入，功率设置180MW，机前压力13.0MPa，速度级压力7.5MPa，调门开度70%，改变转速模拟信号，观察参数变化，记录数据如下（仅记录CV1、CV2、CV3数据做参考；GV信号为DEH调门的总指令）。</br>转速</br>rpm CV1（%） CV2（%） CV3（%） GV（%）</br>3050 17.47 17.54 16.60 41.18</br>3022 20.57 20.67 19.36 57.46</br>3017 21.22 21.28 19.90 60.72</br>3013 21.64 21.73 20.29 62.99</br>3011 21.91 21.98 20.53 64.18</br>3008 22.23 22.30 20.82 65.92</br>3004 22.70 22.90 21.24 68.53</br>3002 22.96 23.06 21.46 69.83</br>3000 22.91 23.08 21.49 70.04</br>2998 22.98 23.09 21.49 70.04</br>2996 23.15 23.26 21.65 70.92</br>2994 23.41 23.50 21.84 72.21</br>2990 23.86 23.95 22.26 74.48</br>2987 24.20 24.30 22.55 76.34</br>2984 24.27 24.37 22.62 76.77</br>2976 24.27 24.37 22.62 76.77</br></br>图3 DEH的一次调频静态特性</br>通过试验可以看出，DEH内一次调频动作幅度、死区设置附合方案要求，运行人员可以以此作为参考，在电网频率发生变化时预测机组负荷的变化情况。</br>4 动态特性测试结果</br>试验前机组滑压运行，有功负荷235 MW，主汽压力约13.5MPa，总调门指令（即能流指令）约73%，机组转速3003 r/min。通过改变转速基准由3000 r/min 阶跃下降到2996 r/min，模拟电网频率的快速上升。相当于频差变化：</br></br>此时一次调频回路输出负向增大，总调门指令由73.2%突然下降到70.7%，#1、#2高压调门行程由65.4%快速下降到49.4%，#3高压调门行程由11.6%快速下降到10.5%。调门的响应时间约0.06秒，折算到总调门的下降速度约为：</br></br>随着调门的下关，调节级压力在1秒不到的时间内很快响应到位。试验过程中电网周波有所变化。</br>通过#4机组DEH的一次调频逻辑分析和试验验证，#4机组在任何工况下均能参与电网一次调频，其中高压缸负荷响应速度在2秒以内，受再热蒸汽容积的影响，中压缸负荷响应时间较大约15秒。</br>5 一次调频几种典型运行方式</br>由于一次调频不会因为机组的负荷和运行方式的改变而解除，因此一次调频典型运行方式有：协调投入(含AGC)、锅炉自动、机组手动（燃烧等基础自动未投）、DEH负荷控制等四种，仅有协调投入方式下能够保证满足电网一次调频要求，其它方式只能保证机组负荷随电网频率变化瞬时补偿。（协调投入指CCS内汽机基础自动投入，锅炉自动为锅炉基础自动）。</br>由于动态试验是在机组手动、给水等基础自动没有投入、各辅机正常运行下进行的，因此，可以认为机组工作在协调方式下一次调频动作对机组安全影响较小。</br>6 两个说明的问题</br>运行监视的CRT画面没有设一次调频投切按钮，解除和投入必须经过热控人员来完成，因此，当机组启动、停运时运行人员必须注意以下问题。</br>1） 机组正常启动并网后，负荷达到150MW时，应通知热控人员投入一次调频。</br>2） 机组正常停机时，当负荷滑至150MW时，通知热控解除一次调频功能。</br> 展开
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