热工调频RBAGC试验.pptx

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1、11.一次调频试验定义：一次调频是指当电网频率偏离额定值时，发电机组调节控制系统自动控制机组有功功率的增加(频率下降时)或减少(频率升高时)，以使电网频率迅速回到额定值范围。第1页/共41页21.一次调频试验1.1 试验目的 保证电网安全经济运行，提高电源质量及电网运行水平；为了提高电网频率的控制水平，迅速消除由于电网负荷变化引起的频率波动。根据电网公司和对机组参与电网一次调频的要求，通过对机组调节系统的调频试验，检验机组所设计的一次调频控制方案的实际调频能力，同时检验调频响应时间、实际速度变动率、稳定时间等相关指标是否满足要求。第2页/共41页3 1.2 一次调频试验技术指标华北电网发电机组

2、一次调频运行管理规定 3.1机组调速系统的速度变动率：对于液调系统在同步器给定不变的情况下，机组从满负荷平稳的过渡到空负荷过程中，转速静态增加和额定转速之比。火电机组速度变动率一般为4%5%；3.2调速系统迟缓率:调节系统在动作过程中，必须克服各活动部件的摩擦阻力，使静态特性的升速和降速时不相同，两条平行的曲线。同一负荷下最大转速变化值和额定转速之比叫迟缓率。3.3机组参与一次调频的死区火电机组一次调频死区不大于2 r/min（0.033Hz）3.4机组参与一次调频的响应滞后时间：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为一次调频负荷响应滞后时间，应小于3秒。第3页/共41

3、页 1.2 一次调频试验技术指标 3.5 机组参与一次调频稳定时间：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为一次调频稳定时间，应小于1min。3.6 机组参与一次调频的负荷变化幅度额定负荷小于等于200MW的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的10%额定负荷大于200MW小于等于250MW的火电机组，限制幅度不小于20MW额定负荷大于250MW小于等于350MW的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的8%；额定负荷大于350MW小于500MW的火电机组，限制幅度不小于28MW；额定负荷大于等于500MW的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的6%；对于在额定负荷

4、运行的机组，应参与一次调频，调频幅度不小于机组额定负荷的5%，机组滑压运行时，也应该满足这一要求。机组的一次调频不应当受运行人员手动设定的负荷上、下限限制。水电机组参与一次调频的负荷变化幅度不应加以限制。4第4页/共41页 1.2 一次调频试验技术指标 3.7 所有机组一次调频的负荷调整幅度应15s内达到理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度的90%。3.8 一次调频正确动作率当某台机组并网运行时，在电网频率越过机组一次调频死区的一个积分期间，如果机组的一次调频功能贡献量为正，则统计为该机组一次调频正确动作1次，否则，为不正确动作1次。5第5页/共41页 1.2 一次调频试验技术指标 4 对调速

5、系统、机组控制系统的要求 4.1 汽轮机采用电液调速系统（DEH）的机组，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，频差信号产生的调频负荷应经过线性化处理。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。4.2为保证机组参与一次调频的持续性，采用分散控制系统（DCS）、具有机组协调控制和AGC功能的机组，应在协调控制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。6第6页/共41页 1.2 一次调频试验技术指标 4.3一次调频功能是机组的必备功能之一，不应设计为可由运行人员

6、随意切除的功能。目前在役机组中，一次调频设计为可由运行人员随意投切的机组，应取消投退操作按钮，保证一次调频功能始终在投入状态。4.4对于根据机组特性，需要投入机跟炉协调方式的（汽机控制压力、锅炉控制负荷）机组，应经技术监督部门确认，报电网调度部门批准后备案。若机组特性要求必须投入机跟炉控制方式的，其一次调频功能也必须满足本规定的各项技术指标。7第7页/共41页81.3一次调频试验条件电网申请得到批准；与电网相关信号传动完成；机组负荷在50%-100%额定负荷范围内；机组在机炉协调方式或者DEH在本机自动方式下运行；机组各子系统运行稳定；第8页/共41页1.4 控制方案 1）DEH开环（阀控、压

7、控）2）DEH闭环（功控）3）DEH+CCS 在DEH系统中，采用将频差信号叠加在汽机阀门指令之上的方法，以保证一次调频的响应速度。同时在CCS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、CCS共同完成一次调频功能。既保证一次调频的响应速度，又保证机组参与一次调频的持续性。简单来说就是DEH快速粗调，CCS闭环校正。9第9页/共41页1.5 试验方法和过程试验方法：强制实际转速信号，模拟网频变化；通过强制转速差信号；通过预先的切换逻辑，试验时切换到试验块；试验过程：在50%-100%额定负荷间选择两个负荷点，每个负荷点做加减两次扰动试验。10第10页/共41页1.6 试

8、验记录 XXXX年XX月XX日XX:XX，开始转速差10RPM的一次调频试验。强制转速3010RPM：一次调频报告.doc11转速差速差10RPM起始时间到达目标负荷时间起始实际负荷值终了实际负荷值设计负荷变化值实际负荷变化值15S调节量15S的调节量%稳定时间稳定时间指标1min不等率(%)不等率(%)指标调频响应迟延时间第11页/共41页1.7 注意事项逻辑审查：根据要求技术指标设置系统参数，尤其是注意频差对应阀门开度，以及负荷的上下限，防止由于人为强制输错频差或转速导致机组大幅扰动。超压：试验大负荷动作时，防止锅炉出现超压情况。试验前可考虑降低机前压力。问题分析：如首次动作不达标，仔细分

9、析趋势，并要重新检查参数设置，综合考虑DEH和CCS动作。12第12页/共41页132.AGC试验2.1 定义：指发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和调峰的需求。2.2 试验目的：是检验机组是否以具备自动调频及调峰能力，同时检验及优化模拟量控制系统控制参数，使机组具有较强的适应负荷变化的能力。第13页/共41页2.AGC试验2.3 AGC技术指标考核指标一般包括可用率指标KA、调节性能指标K1（调节速率），K2（调节精度），K3（响应时间）。各项目可根据所在电网关于AGC技术指标要求执行。14第14页/共41页2.AGC试验1

10、）调节速率K1调节速率是指机组响应设定指令的速率，可分为上升速率和下降速率。（考虑启磨点）2）调节精度K2调节精度是指机组响应稳定以后，实际出力和设点出力之间的差值。机组平稳运行阶段，机组出力围绕设定值轻微波动。对实际出力与设点指令之差的绝对值进行积分，然后用积分值除以积分时间，即为该时段的调节偏差量。K2=2-实际偏差/允许偏差15第15页/共41页2.AGC试验3）响应时间K3响应时间是指EMS系统发出指令之后，机组出力在原出力点的基础上，可靠地跨出与调节方向一致的调节死区所用的时间。K3=2-实际响应时间/标准响应时间。火电机组AGC响应时间应小于1分钟，水电机组AGC的响应时间应小于2

11、0秒。16第16页/共41页172.AGC试验2.4 试验条件变负荷试验调试合格，动态调节品质满足要求。机组正常运行，所有辅机设备及辅助设备运行正常；各主要闭环调节系统均已通过静态调试，在运行至带满负荷过程中均完成动态试验，调节品质优良；各项保护均已投入。机组与调度的信号静态传动完成，注意信号精度要求。第17页/共41页182.AGC试验AGC投入条件：机组已投入CCS协调控制、AGC指令信号正常。当运行人员确认中调目标负荷已跟踪机组当前实际负荷，即中调目标负荷与机组当前实际负荷偏差不大于10MW后，在“机组协调控制系统”画面中投入AGC。AGC切除条件：运行人员手动切除、AGC指令坏质量、A

12、GC指令超限、CCS切除。试验期间宜解除一次调频功能，避免一次调频对AGC试验造成干扰。第18页/共41页192.AGC试验2.5 AGC负荷跟随试验1）与网调确认AGC相关信号，动态测试。2）AGC投入后，根据网调指令进行测试。在AGC控制方式下，在70%100%负荷范围内负荷指令以1.5%Pe/min(直吹式机组)或2.0%Pe/min(中储式机组)的变化速率、负荷变动量为P=10%Pe的斜坡方式连续增、减(或减、增)各一次的双向变动试验。3）根据网调要求进行AGC考核试验。机组各主要被调参数的动态、稳态品质指标见下表：第19页/共41页20第20页/共41页2.AGC试验2.6 试验记录

13、AGC设定目标负荷由xxxxx MW升至xxxxx MW。AGC报告.doc21起始起始时间到达目到达目标负荷荷时间过程时间给定负荷变化率起始指令值终了指令值AGC指令变化幅度起始实际负荷终了实际负荷最大动态偏差最大静态偏差实际负荷变化率跨出死区调节时间第21页/共41页222.AGC试验2.7 注意事项1）网调AGC负荷指令精度关系到网调对机组AGC技术指标的考核，所以必须要求信号精度。2）AGC试验过程中，运行人员要认真监视负荷指令变化和响应情况，对于启停磨点要提前做出安排检查，防止启停磨不合适影响AGC试验。3）机组在本地控制模式时，注意AGC指令需跟踪机组实际负荷（此部分由网调实现），

14、偏差在一定范围内方可投入。第22页/共41页3 RB试验 3.1 定义 DL/T 1213-2013 火力发电机组辅机故障减负荷技术规程将“辅机故障减负荷 RB（RUN BACK）试验”定义为当发生部分主要辅机故障跳闸，使机组最大出力低于给定负荷时，CCS（协调控制系统）将机组负荷快速降低到实际所能达到的相应出力，并能控制机组在允许参数范围内继续运行称为辅机故障减负。23第23页/共41页3 RB试验3.2 RB 试验验收要求 1)机组进行 RB 功能分项试验时，不需要人工干预，其参数波动范围不危及机组安全和不引起机组保护动作跳闸，即认为该项 RB 试验合格。2)RB 试验项目宜按设计的功能全

15、部进行，也可按用户要求根据现场条件选择部分项目，但 RB功能模拟试验应全部进行。24第24页/共41页3 RB试验3.3 RB 试验逻辑框架1)触发条件：CCS和RB投入、负荷高于一定值、跳闸等。2）复位条件：人为复位、负荷低于一定值、触发事件等。3)跳磨逻辑：跳磨时间、间隔保留磨台数等。4）目标负荷、燃料量、速率等。5）CCS控制方式、定滑压选择。6）相关子系统RB工况参数、保护等处理。7）超迟、联锁等。25第25页/共41页3 RB试验3.3试验目的和分类试验目的：通过真实的辅机跳闸来检验机组在故障下的运行能力和 CCS 的控制性能，保障机组在高度自动化运行方式下的安全性。RB 功能静态（

16、模拟）试验和 RB 功能动态试验两部分内容。（热工试验，机务配合）26第26页/共41页3 RB试验3.5 RB 功能静态（模拟）试验 在机组停机的情况下，根据机组设计的功能，依次模拟 RB 产生的条件，检查负荷指令回路、负荷速率等 RB 功能回路，并按经验数据（或设计）初步设定负荷指令变化速率；检查 RB 工况发生后，与其他热控系统如 FSSS 系统的联系，确认其逻辑功能的正确性；检查热控系统与汽机电调的接口匹配情况，在 RB 工况下，有方式切换的系统应检查方式切换功能是否正常。27第27页/共41页3 RB试验静态试验主要检查内容：1）不同原因的RB发生时，I/O通道应动作正常；2）负荷运

17、算回路及指令变化速率等控制参数正确；3）FSSS调磨逻辑正确；4）CCS应切至机跟随方式运行；5）RB时，主蒸汽压力定/滑压方式选择正确；6）滑压速率设定应根据不同RB特点设定；7）目标燃料量动作正确；8）对应RB类型联锁动作正确。RB静态试验.doc 28第28页/共41页3 RB试验3.6 RB 功能动态试验1）技术交底：应该着重偏向于运行画面监视、操作，安全指导，事故预想，危急处理和明确责任分工。试验目的试验项目试验前应具备的条件试验步骤安全注意事项试验记录内容RB试验技术交底记录表.doc29第29页/共41页3 RB试验2）试验条件所有RB条件下的静态传动检查试验已经完成。CCS及控

18、制子系统已正常投运，并完成相应的定值扰动和负荷变动试验，调节品质合格。CCS在TF方式下定值扰动试验完成，调节品质合格。机组正常运行，所有辅机设备及辅助设备运行正常，机组能够达到额定负荷。机组投入所有主保护。机组负荷大于90%Pe。试验内容、要求及时间安排均已通过调度批准。30第30页/共41页3 RB试验3）试验过程磨煤机RB 手动紧急停磨，触发磨RB，CCS切至机跟随。送引风RB 就地停一台送风机，联跳同侧引风机，触发送风机RB，CCS切至机跟随滑压运行，磨煤机依次跳闸，燃料主控调整至目标燃料量，油枪自动投入，减温水调阀超迟关。注意炉膛负压、一次风调节。一次风RB 就地停一台一次风机，触发

19、一次风机RB，CCS切至机跟随滑压运行，磨煤机依次跳闸，燃料主控调整至目标燃料量，油枪自动投入，减温水调阀超迟关。注意炉膛负压及燃烧情况。给水RB 就地停一台小机，触发给水RB，电泵联锁启动，CCS切至机跟随滑压运行，磨煤机跳闸，燃料主控调整至目标燃料量，减温水调阀超迟关。注意炉膛负压及燃烧情况。注意汽包水位或分离器出口过热度。31第31页/共41页3 RB试验4）安全注意事项机组主要保护必须投入，当出现机组跳闸，应按照规程迅速处理。试验中出现危及机组安全的重大问题应终止试验按照预案进行处理。在试验中，监视主要运行参数及主要调节系统的工作情况，对于调节品质不好的调节系统要及时切除，转为手动调节

20、。在RB不正常的情况下，应手动将锅炉负荷降至50%，并且仅保留运行中的最下层几台磨煤机运行，若工况不稳，可投入油枪稳燃。若机组功率摆动较大，汽机DEH系统应切至阀控方式。送引风RB时注意：防止失速或过流情况，或出现运行风机调节振荡情况，如果发生需要切除自动手动调节。一次风机RB时注意：防止出现一次风压过低导致炉膛负压MFT。给水RB时注意：电泵必须先投入联锁，电泵联锁启动后运行人员根据汽包水位情况可以人为增加电泵出力来调节汽包水位。如果RB触发但上层磨煤机未跳闸，需要人为停止上层磨。32第32页/共41页3 RB试验3.7 RB试验关注点：RB触发保留磨数量,需综合考虑锅炉燃烧稳定和设备出力(

21、尤其是磨煤机和一次风机)，以及煤质好坏导致目标燃料量多少；RB触发后系统采用定压还是滑压,以及目标压力和滑压速率；风烟系统联络门连锁逻辑,需考虑设备类型和出力；一次风压在非一次风RB工况下控制,注意一次风机设备特性；炉膛负压在一次风RB下控制,考虑超关量；目标燃料量应采用实时煤质计算得出,并且注意燃料主控的闭锁时间及跳磨间隔时间；主要控制系统调节偏差和执行机构偏差大切自动条件需注意RB工况；试验前确认是否要退出磨一次风量低等保护；各主要辅机执行机构出力上限得到确认。33第33页/共41页3 RB试验3.8 RB危险点分析及预控措施非一次风机 RB导致轴流一次风机失速一次风机失速原因：a)磨煤机

22、停运间隔时间过短。b)未设置一次风机动叶超驰关闭逻辑。预控措施：a)根据降负荷速率要求设计合理的停磨间隔时间。b)非一次风机 RB 工况设计动叶超驰关闭指令。34第34页/共41页3 RB试验辅机超负荷运行跳闸，辅机超负荷运行原因：a)保留侧辅机未设置调节指令上限。b)保留侧辅机自动调节增负荷过快。c）滑压曲线不合适或燃料未及时降至目标值，负荷降低过慢。d)联启电泵设定目标指令过高。e)辅机自身有缺陷，带不了 50%额定负荷。预控措施：a)RB 试验前应根据单侧辅机出力试验结果合理设置试验辅机调节指令上限，防止超负荷运行。b)保留侧辅机调节速度应设置上限，防止过快增加开度指令。c)为保证降负荷

23、速度应合理设置滑压曲线或采用定压方式，RB 静态试验应确保跳磨逻辑的成功性，磨煤机出入口快关闸板在试验前应确保能正常关闭。35第35页/共41页3 RB试验 炉膛负压超限原因：a)引风机静叶死区大，调节特性不好，自动发散。b)负压自动调节参数满足不了剧烈扰动工况下要求。c)跳磨间隔时间过短。d)送引风机 RB 试验时联锁未动或保留侧风机叶片超驰调节过快。e)风机动静叶指令与反馈偏差超限切除自动逻辑，过早切除自动。预控措施：a)静叶传动应检查执行器和机械传动机构的死区。b)炉膛负压自动应尽早投入，经过充分的扰动试验优化参数。c)跳磨时间间隔不宜过短，一般在 10s 左右。d)送引风机 RB 在送

24、引风机跳闸后应同时联锁跳闸本侧引送风机，有超驰增加保留侧风机出力逻辑的应注意控制速度不宜过快。e)风机动静叶指令与反馈偏差超限应考虑事故工况，防止无谓切除自动导致试验失败。36第36页/共41页3 RB试验汽包水位超限原因：a)自动调节参数满足不了剧烈扰动工况下调整要求。b)滑压曲线不合适机组降负荷速度过慢汽包亏水。c)锅炉热负荷降低过慢。预控措施：a)三冲量水位自动扰动试验应具有代表性，扰动程度不应过小，经过充分的考验。b)给水泵 RB 不联启电泵的可采用定压提高降负荷速度。c)快速减少燃料量，保证热负荷降低速度。37第37页/共41页3 RB试验超温原因：a)直流炉 RB 水煤比自动控制失

25、灵，给水量降低过多。b)直流炉减温水调阀或总阀超驰关闭时间过长。c)RB 过程中煤量反调。预控措施：a)直流炉水煤比设定值曲线应在制造厂的基础上根据当前煤质和实际运行情况修正、优化，中间点温度自动调节速度应能与降负荷速度相匹配。b)为防止汽温骤降所做的减温水调阀超驰关闭应选取适当时间，不应过长。c)RB 触发后燃料主控应闭锁增一定时间。38第38页/共41页3 RB试验汽温骤降原因：a)直流炉 RB 水煤比自动控制参数不合适，给水量减少过慢。b)直流炉减温水调阀或总阀没有超驰关闭或关闭时机滞后。c)非一次风机 RB 试验轴流一次风机失速或离心一次风机从停运侧跑风，热一次风压降低过多。预控措施：a)直流炉水煤比设定值曲线应在制造厂的基础上根据当前煤质和实际运行情况修正、优化，中间点温度自动调节速度应能与降负荷速度相匹配。b)直流炉 RB 试验可增设减温水调阀的超驰关闭逻辑，避免快速降负荷导致减温水自动失灵。c)两级轴流一次风机可设置动叶超驰降低开度指令的逻辑，离心一次风机可设置联络风 门联关脉冲指令。39第39页/共41页40谢谢！谢谢！第40页/共41页感谢您的观看！第41页/共41页