并网发电机组一次调频技术

并网发电机组一次调频技术内容摘要：

死区时，一次调频小频差变动时时根本反映不出负荷变化。 2)测量信号的问题。 部分电厂一次调频控制所采用的频率变送器，其输出为4^20mA 电流信号，量程过大，有一定的测量误差，稳定性也较差：个别电厂一次调频控制采用的汽轮机转速信号有扰动，不能满足一次调频的要求。 一些电厂的一次调频控制逻辑中，在 CCS 侧采用频率信号进行频差计算，而在 DEH 侧采用汽轮机转速信号进行频差计算，信号不统一。 3)运行方式的影响。 为了减少节流提高机组效率， 大部分机组在正常运行时都采用顺序阀控制方式运行，这种运行方式下的机组，当汽门位置处于重区时，汽轮机调门之间有死行程，在这个区域里阀门的开度与汽轮机进汽量不对应，其对一次调频的响应不灵敏，严重影响一次调频效果。 对于采用滑压方式运行的机组，汽机调门的节流始终很小，滑压和变负荷对汽机调门的动作要求是相反的，滑压运行会抑制汽机调门快速调节负荷的能力，不利于一次调频的控制。 如果改为定压方式运行或提高节流，可以改善一次调频控制效果，但增加节流会使机组的效率降低，对经济运行不利，这是一对矛盾。 4. 2 一次调频 反调问题 由于一些机组 DEH 控制逻辑中带有压力控制回路，有的机组是采用保压方式运行，当机组一次调频动作时，由于汽机调门开度变化，导致压力发生变化，使得压力控制回路动作（保压回路动作），造成压力控制的调门动作与一次调频控制的调门动作方向相反，其结果就是当一次调频动作时，响应不灵敏和反调现象。 对采用能量平衡控制策略的协调控制系统，其一级压力控制内回路对一次调频调节具有严重的反调作用，当机组一次调频动作时，一级压力变化方向与一次调频动作需求方向相反，产生明显的反调作用。 在 AGC 方式下，当机组一 次调频动作与 A 优动作发生冲突时，如果变负荷方向相反，则造成负荷反调。 4. 3 一次调频负有增量不足的问题 影响这一问题的因素很多，主要有以下几点： 1)、机组蓄能不足。 一次调频动作后，主要靠汽机调门的瞬间动作释放能量以及锅炉的，能补充能量达到一次调频负荷增需求，循环硫化床机组和直流炉机组一次调频动作时最大功率幅值难于达到要求，原因是由于循环流化床机组滞后大，机组储能有 限，而燃料的变化所产生的热量变化时间又很长，对于快速大幅波动时，很难达到指标要求。 直流机组储能更小，只能靠损失压力和温度指标来尽量满足快速大幅值波动，后续能量的提供就只能等待燃料产生热量后提供。 2)运行方式的影响，如顺序阀方式和滑压运行方式下，压力控制对一次调频的动作产生抑制作用。 3) DEH 系统设置的流量特性曲线与调节阀实际流量特性不符合，使得阀门输出指令与实际负荷变化不对应。 4)部分电厂为保证锅炉参数稳定，机炉协调控制方式采用机跟炉为基础的协调方式，导致一次调频控制效果差。 5)机炉协调控制失调或调节差。 在锅炉方面，大部分电厂都在掺烧揭煤，对于原设计烧烟煤的锅炉改为参烧褐煤，势必造成制粉系统出力和一次风系统出力不够，严重影响锅炉燃烧稳定，增加了锅炉蒸汽压力控制的难度，一些机组在制粉系统出力达到最大时，负荷也只能带到 7080%左右，有的机组更低，在这种情况下，制粉系统和风系统没有调节余地，反映出来的问题就是主蒸汽压力控制不稳，主蒸汽温度波动大，锅炉响应时间更长，燃烧也不稳，锅炉温度场也偏离原来调整好的位置等等，严重影响一次调频的投入。 此外，一次调频的频繁动作 造成锅炉给水、主汽温度、主汽压力频繁波动，使得机组主要参数不稳定；同时由于燃料的频繁加减，使得锅炉的蒸汽压力来回摆动，由于锅炉的滞后特性，几分钟后汽压才发生变化，如果此时汽压高（或低），而一次调频要求减负荷（或加负荷），则形晌一次调频控制效果。 一次调频控制效果好的电厂，它的主蒸汽压力控制一定是较稳定的，这才能保证大多数工况下的一次调频控制能够满足或基本满足指标要求。 4. 4 一次调颇动作后频差与负荷增量不对应的问题 出现这一现象的主要原因是 DEH 对一次调频的影响。 由于一次调频控制设计为直接益加在综合 阀位出口处，然后按照各个调节阀门的特性曲线去控制各个调节阀门的阀位开度，如果调频指令与真实的调节阅门的流 f 特性曲线不对应，在阔门流且特性曲线斜率较大和较小的负荷点，局部不等率偏差较大，将导致阀门的大开和大关，不利于机组的安全运行。 所以阀门特性曲线对一次调频的影响是最直接和最根本的因素之一。 5. 1 在 DEH 侧和 CCS 侧同时考虑一次调频控制 机组一次调频控制方式必须采用 CCS+DEH 方式。 由频差信号换算成的“一次调频因子”应该从 DEH 计算出来后送至 DCS,通过这种手段能避免协 调控制系统对 DEH 一次调频的反调作用，以保证一次调频控制的速度和精度。 这是一次调频控制最基本。