125mw 机组主要小指标耗差分析

125MW 机组主要小指标耗差分析 影响因素 影响供电煤耗升偏 ( g / kwh ) 1、机组降出力 （10，20，30，40）% 2.99, 7.02, 11.03, 16.46 2、新蒸汽压力降低（5，10，15，20）ata 0.97, 1.96, 2.97, 4.35 3、新蒸汽温度降低（5，10，15，20） 0.53, 1.06, 1.59, 2.12 4、再热汽温度降低（5，10，15，20） 0.26, 0.60, 1.07, 1.71 5、真空每降低 1% 3.65 6、凝汽器端差每增大 1（夏季 / 冬季） 1.95 / 0.86 7、凝结水过冷却度每增大 1 0.04 8、高加组解列 / 低加组解列 8.20 / 9.13 9、主给水温度每降低 10 1.13 10、给水调整门压差每增加 10ata 0.42 11、过热器喷水每增加 1%（高加 / 给泵） 0 / 0.08 12、再热器喷水每增加 1%（高加 / 给泵） 1.14 / 1.22 13、空预器漏风率增大 1% 0.14 14、锅炉排烟温度每升高 10 1.71 15、飞灰含碳量每增加 1% 1.24 16、锅炉排污率每增大 1% 1.12 17、厂用电率每增加 1% 3.83 凝汽器汽侧真空严密性降低的查找及处理 凝汽器真空严密性是表征表征凝汽器工作特性的主要指标，是影响汽轮机经济运行的主要 因素之一。严密性下降不仅会造成汽轮机排汽温度上升，有效焓降减小，循环效率降低， 影响汽轮机的出力，而且还会导致排汽缸变形和振动，影响机组设备的安全性。运行经验 表明：凝汽器的真空每下降 1kPa，汽轮机汽耗会增加 1.5%2.5%，功率约增加 1%。因此， 在机组运行过程中应密切监视真空系统真空值，当真空较低时，分析引起真空下降的原因、 确定泄漏的部位，并选择合理的治理方案对提高真空系统的严密性意义重大。 影响汽轮机真空的因素比较复杂,包括凝汽器的严密性、凝汽器传热特性、凝汽 器热负荷及循环水出水管顶部集有空气或虹吸中断、清洁系数、真空泵的出力不足、高-中 压疏水系统大量内漏、冷却水量、循环水流量和进口水温、冷却水系统的特性等。其中， 凝汽器的严密性对维持汽轮机真空尤为重要，但其失常却已成为汽轮机运行中经常出现的 故障之一。凝汽器的严密性包括 2 个方面：汽测真空系统和水侧两部分区域。本文就汽测 真空严密性降低问题，结合黄埔发电厂#2 机组凝汽器漏点的诊断与处理工程实践，对该类 问题进行分析研究。 1 问题的提出 广东粤华发电有限责任公司(以下简称黄埔发电厂)2 号发电机组投产至今已经近 30 年，它是上海东方汽轮机厂生产的 N1252-135/550/550 型超高压、中间再热、双缸双排 汽单轴布置冲动凝汽式机组。发电机组采用双水内冷，凝汽器采用对分双流程海水冷却表 面式，型号为 N-7000-型。 该 125MW 机组自投产以来，机组的汽轮机真空系统多次不同程度地出现真空度偏 低，其中多次是由凝汽器的严密性不足引起的。例如，2006 年 8 月#2 机组在一次热态启动 后，运行人员发现凝汽器真空与历史数据比较有所下降。经过对凝汽器真空下降原因的分 析后，决定对#2 机凝汽器作严密性试验。表 1 列出了该次试验的测试结果。 表 1 第 1 次真空严密性试验测试数据 由表 1 可见，该 2#发电机组凝汽器的严密性不合格，每分钟真空度的下降速度达 0.49kPa/min，高于我国“固定式汽轮机技术条件”中对汽轮机真空系统严密性的标准规定， 即：功率大于 100MW 的汽轮机,真空下降速度不大于 0.4kPa/min。 2 严密性降低的原因及特征 严密性下降主要是由于真空系统存在泄漏，真空系统泄漏表现在外界空气漏入凝 汽器，直接引起汽轮机真空度降低。现场运行情况表明，主要存在以下几处泄漏1-6。 (1)轴封供汽突然中断或轴封供汽压力过低。此时大量空气将漏入凝汽器，真空 急剧下降。故障特征为：凝汽器端差增加，凝结水过冷度增加，转子因急剧冷却而产生负 差胀。 (2)真空系统的管路破裂，如凝汽器铜管、最后一级低加的铜管等发生部分破裂。 主要故障特征为：凝汽器水位升高，端差增加，凝结水过冷度和导电度增加，凝结水泵出 口压力增加，凝结水泵电机电流增加，真空急剧下降。 (3)凝汽器的喉部伸缩节泄漏。运行中由于温度、压力和振动的影响，凝汽器喉 部伸缩节焊缝常被拉裂而产生泄漏。此处漏点较隐蔽，采用氦质检漏不易发现，此时应采 用灌水查漏法。如，韶关电厂 8 号机在用氦质检漏未查出漏点情况下，采用将真空系统灌 水至汽缸轴封处，就在 3 组凝汽器喉部伸缩节处查出 7 处裂纹，最长裂纹达 70mm。 (4)低压缸结合面及安全门法兰泄漏。原因主要有：汽缸制造、检修、安装质 量有问题，汽缸法兰结合面不严或有残余应力存在，机组投运后出现漏汽。机组启动、 停止过程中加减负荷过快，汽缸夹层和法兰加热装置使用不当；停机后汽缸保温打掉得过 早或检修后保温包得不好，停机后缸温下降过快或者汽缸进冷汽、冷水等，使汽缸内外壁 和法兰内外壁温差过大，致使上下缸结合面吻合度不好，局部产生间隙，大量空气由此进 入排汽室，造成真空度下降。 (5)高压扩容器汽管进凝汽器喉部焊口泄漏。由于凝汽器内呈负压状态，外界空 气便通过高压扩容器汽管进入凝汽器的喉部焊口漏入，引起凝汽器真空度下降。 (6)汽轮机轴封系统调节不当。因轴封供汽压力不能随负荷的变化而做相应的调 整，造成空气进入凝汽器汽侧而降低其真空度。汽封间隙的大小、汽封的完好程度也是造 成轴封漏泄的较重要因素。 (7)轴封系统结构不完善。单进、单出轴封系统轴封套上半部轴封无进、出汽管， 只有下半部轴封套有进、出汽管，上半部轴封压力低，下半部轴封压力高,上、下轴封压力 不均匀,影响轴封密封效果。 (8)小汽机轴封送汽不合理。机组运行时，主机轴封通过高低压差进行自密封和 自动跟踪，而小汽机的轴封送汽则由于前后轴封由同一根管道从辅汽直接引入，前后轴封 阻力不等，所以前后送汽压力难于调整和自动调节跟踪，导致了小机前后轴封漏空气。另 外，若轴封供汽压力过低或小汽机轴封回汽门开启过大，都会使空气直接通过回汽总门进 入凝汽器而影响真空。 (9)抽气器、低加进气门、疏水门泄漏以及其他类泄漏，如中压疏水系统内漏、 凝汽器汽侧人孔门及喉接头泄漏、抽空气系统阀门泄漏、排汽管疏水 U 形水封被破坏等。 必需注意的是，当某一故障特征出现时，其具体表现及引起的原因是多方面的。 凝汽器真空系统组成复杂结构庞大，可能的泄漏点很多，当真空偏低时，应先从表现出的 特征，结合真空系统的查漏方法，确定引起真空下降的漏点的具体位置，加以治理。 2 泄漏的判断方法 2.1 基于现场数据的计算分析方法 影响凝汽器真空的因素众多，分析复杂，可选择的措施也较多。众所周知，凝汽 器内的蒸汽凝结空间是汽水两相共存的，其压力是蒸汽凝结温度下的饱和压力。依据文献 7-8知，计算凝汽器真空即确定凝汽器的压力，可按下述公式计算： 式中：pc凝汽器压力，Pa； ts凝汽器饱和蒸汽温度，； tw1循环水入口温度，； t循环水温升，； t凝汽器传热端差，； hc 和 hc凝汽器中的蒸汽比焓和凝结水比焓，kJ/kg； Dc 和 Dw进入凝汽器的蒸汽量和冷却水流量,t/h；Cp水的定压比热，kJ/(kg)。 文献9据此提出： 若 t/t1 (5) 就应考虑胶球清洗装置的投运及凝汽器气密性检测； 若 t/t1 (6) 则通过增大冷却水流量降低循环水温升即可得到显著的真空治理效果。 采用上述方法对 2#机组凝汽器计算表明，在负荷 125MW 附近运行时，该比值为 t/t=1.6。据此可初步确定：2#机组凝汽器真空下降很可能是由于严密性不足，其真空 系统存在泄漏引起的。此时我们采用了以下 2 现场实验方法来进一步确认。 2.2 采用启动备用射水泵运行的方法 启动备用射水泵和备用射水抽气器运行，2#机组凝汽器的真空提高，排汽温度由 初始的 46下降至 41。根据运行经验值可知，当启动备用射水泵以后，排汽温度下降超 过 1，可判定为负压系统漏空气。由于漏空气量不太大，因此在消除凝汽器泄漏故障前， 可通过维持两台射水泵及射水抽气器运行来保持机组的经济运行。 2.3 用真空严密性试验的方法 试验时负荷在 100MW 或以上进行；慢慢关闭射水抽气器空气门，注意真空变化情 况；自关闭射水抽气器空气门开始，每分钟记录机头真空读数和四只排汽温度计读数一次。 试验 5 分钟后，开回射水抽气器空气门，测试结果如前面的表所列。 根据运行规程，每分钟真空下降 0.4kPa/min 时为合格，超过 0.4kPa/min 时为不 合格，最后确认 2#机组凝汽器的真空下降确实是由严密性不足，其真空系统存在泄漏引起 的。另外，该真空严密性试验方法还应在每次消除严密性故障后再作一次，我们共进行了 3 次真空严密性试验，各次试验时的机组运行参数下表 2 所示。 表 2 凝汽系统真空严密性试验条件 3 泄漏部位的查找 3.1 泄漏点查找方法的选择 凝汽器真空严密性差的问题是一个比较复杂的问题，目前在实际工作中已摸索出了 几种行之有效的查漏方法。它们是：有灌水查漏、火烛法、卤素查漏法、超声法、氦质谱 查漏仪。这几种方法的查漏机理不同，各有其优缺点。表 310-11对它们的最小可检漏率 和检测方式等进行了比较。 表 3 几种方法的技术指标比较 火烛法和肥皂水沫法只能用来确定的大量漏气的漏点，且费时费力、准确性差，是通过观 察蜡烛火焰摇曳情况，来确定漏气位置。另外，火烛法会威胁到氢冷发电机组的安全，均 不适合本厂对凝汽器真空的查漏。 卤素检漏法的不足之处是响应时间长、检漏仪的敏感元件如长时间处于浓度较高 的卤素气体中易产生中毒效应。超声波检漏法具有速度快、响应及时、检测方便等优点， 但要求检测员具有丰富的经验，排除复杂的背景超声，且其精度只与泡沫检漏法相当。虽 然氦质谱检漏仪可靠、灵敏度高，但是也有其局限性，在不明真空泄漏的情况下进行查漏， 需将阀门套及法兰保温拆除，工作量很大，有时也难于取得预期的效果。 本厂 2 号机组凝汽器的管室容积大，传热管数多且长，现场超声背景非常复杂， 不适合采用超声波检漏法。且据化学水分析资料显示，凝结水水质指标未发生缓慢变坏的 趋势，可断定凝汽器的传热管不存在泄漏。另外，由于机组设备较旧，因此可能的漏点多， 漏点漏率比较大，且有些漏点可能处在人难以靠近、或在地下的管道处，用氦查谱查漏仪 检漏难有满意效果。鉴于此，决定采用目前常用的检漏方法真空灌水试验，具体有以 下 2 种。 3.2 在运行中采取灌水查漏 此法用于布置在地面以下的负压管道，如低压加热器至凝汽器的疏水管，给水泵 密封水的重力回水至凝汽器管道，15 米 U 型管至凝汽器的负压管道。采用该法对#2 机进行 查漏时，开启#3 低加底部至凝汽器放水门后，凝汽器真空有所提高，排汽温度由 46降至 43，由此可判断低加至凝汽器放水母管有漏。然而，在消除该漏点后，严密性试验(见表 4)仍显示真空下降速度未达到最优值，表明负压系统还存在漏点，决定继续用下列方法查 漏。 表 4 第 2 次真空严密性试验测试数据 3.3 停机后真空系统灌水查漏 真空系统查漏必须在机组停运后，高、中压缸金属温度均低于 150以下方可进 行。循环泵、凝结水泵全部停运前，要确认低压缸的排汽温度低于 50。凝汽器注水前， 在凝汽器底部接出一根透明水管，用来观察凝汽器内水位的高度，灌水高度一般在低压轴 封洼窝以下 100mm 处。另外，凝汽器注水查漏前，汽缸本体、抽汽管道、再热蒸汽冷热段 等的疏水及其它进入凝汽器的疏水要畅通 30min 以上12。凝汽器注水查漏时，关闭以上 疏水门，防止冷水进入高温管道及冷气进入汽轮机造成汽缸上下温差超限。 对于布置在地面以下管道，应打开盖板进行检查，灌水后运行人员配合检修人员 共同检查所有处于真空状态下的管道、阀门、法兰结合面、焊缝和堵头，凝汽器冷却水管 脹口等处有否泄漏。对#2 机查漏发现：凝汽器外壳多处焊接口有漏，检修进行修补焊。再 次开机后做真空严密性试验，结果(参见表 5)表明，真空恢复正常。 4 凝汽器的改造及效果 4.1 为消除泄漏对凝汽器真空系统进行的改造 (1)补焊放水母管焊缝针对低加至凝汽器放水母管有漏，在检修中对放水母管原 焊区段进行了重新补焊研磨，并在焊层的外侧又加焊一层补焊层，形成双密封，彻底消除 了放水母管漏汽现象。 (2)补焊凝汽器外壳焊缝 将凝汽器外壳伸缩节被拉裂的多处旧焊缝全部打磨掉，重新补焊。对新焊缝进行 探伤，直到探伤合格。这样，彻底消除了凝汽器外壳焊缝处的泄漏。 4.2 改造后的效果 对各漏点实施以上有效处理措施后，运行中再次对机组进行了真空气密性试验， 表 5 列出了该次气密性试验的测试结果。 表 5 第 3 次真空严密性试验测试数据 比较表 1，表 4表 5 的真空严密性试验测试数据可知，实施以上有效的处理措施后， 2 号机组启动时真空度明显提高。平均真空值由改造前的 89.31kPa 上升到改造后的 92.87kPa；真空度下降速度明显减小(见图 1)，每分种真空度下降速度由改造前的 0.49kPa/min 减小到改造后的 0.098kPa/min；凝汽器排汽平均温度由 48.82下降到 41.74，端差有明显下降，凝汽器传热效果提高。 图 1 改造前/后真空变化的对比 通过实施上述有效的改造，2 号机真空度提高了 3.98%。以真空度每上升 1%，煤耗下降 2g/(kWh)计，发电煤耗可下降 7.96g/(kWh)。以年发电量 7.5 亿 kW 计，则每年可节约 燃煤 5970t。折合节约资金 239 万元。 5 进一步提高真空度的建议 5.1 定期进行真空严密性试验 对凝汽器真空严密性定期试验，若严密性不合格时，应及时对真空系统查漏、堵 漏，提高汽轮机运行效率，降低厂用电率。 5.2 合理布置轴封系统各疏水 U 形水封 机组运行过程中必须维持轴封系统各疏水 U 形水封的正常工作，U 型管水封的通 流量须留有足够富裕量以应付意外情况发生。同时，为防止凝汽器真空异常时轴封加热器 出现水位，可在 U 型管正压侧距轴加壳体最低点 0.60.8m 处安装一水封高度为 0.50.6m 的 U 型溢流管，并配备排气和排水管，如图 213所示。溢流装置的通流能力应该足够大， 管径可在?准 125mm?准 150mm 间选取。 图 2 轴封加热器疏水溢流系统 5.3 对经常泄漏的汽封或轴封系统进行改造 集思广益，调动检修人员的积极性，对经常泄漏的设备或系统进行改进、改造或 更换。例如，选用一些密封结构良好、长期运行后磨损轻微的汽封，如蜂窝式汽封、侧齿 汽封等更换梳齿式汽封块等传统汽封，可使密封效果有显著提高。对供汽压力不能协调匹 配，在运行中出现顾此失彼的高、低压轴封，可采用在轴封套上半部增加轴封进、出汽管， 以提高轴封套上半部轴封压力，进而提高了轴封密封效果，防止漏真空。根据压力匹配原 则，可对小汽机轴封送汽改为由主机的低压轴封母管供汽，而原有的汽源做为备用。同时 在前轴封进汽管道上加装手动门，达到轴封进汽自动调节和手动控制。针对低压缸中分面 的泄漏，可采用新型耐高温密封胶条。 6 结束语 凝汽器真空系统泄漏是一种比较常见而又难以解决的故障。凝汽器真空系统组成 复杂结构庞大，导致凝汽器真空严密性降低的因素较多，并且泄漏原因与部位和严密性不 足所引发的现象之间不是一一对应的确定关系。采用真空灌水试验是查找泄漏点的一种简 洁而实用的检漏方法。对于在地面以下的负压管道，真空灌水查漏可在机组运行中进行， 但凝汽器汽侧真空系统的查漏必须在机组停运后进行。本文应用这 2 种方法找到了漏点的 具体位置，经处理后，凝汽器真空度下降速度由改造前的 0.49kPa/min 减小到改造后的 0.098kPa/min，大大提高了凝汽器传热效果。为进一步提高真空度，应定期进行真空严密 性试验，同时还应对经常泄漏的设备或系统进行改进、改造或更换。 我国电力 125MW 机组一次调频特性试验研究 工业法规定电网的频率误差率 1%，电网通过机组的 AGC 功能及调频机组实现二次调频，保持电网频率 稳定，但对电网中快速的小的负荷变化需汽轮机调节系统（DEH）在不改变负荷设定点的情况下，监测到 转速的变化，改变发电机功率，适应电网负荷的随机变动，保证电网频率稳定，即一次调频。 为提高电网安全运行水平和频率质量，山东电网发电机组一次调频技术要求：并网运行的机组，其出 力大于最低技术出力时，应具备一次调频功能，除数字式电液调节系统的机组由于存在某种缺陷，没有能 力快速增减负荷外，机组采用的控制方式不得影响一次调频功能。 通过 125MW 机组一次调频特性试验研究，检测机组在电网存在周波偏差情况下的快速补偿能力，并通 过试验调试相关热控系统的各项参数，以确保在投入一次调频功能后，能够快速补偿电网负荷，并保证机 组安全经济稳定运行。 1 一次调频逻辑 (1) 控制方式 机组一次调频控制方式为 DEH+CCS，即 DEH 内额定转速与汽轮机转速差通过一定函数计算后直接动 作调门，CCS 进行补偿，保证机组负荷满足电网要求。 (2) DEH 内的一次调频参数设置 在机组负荷 0125MW 的范围内允许投入 一次调频，有关参数如表 1。 (3) CCS 内的一次调频 补偿逻辑 当一次调频动作后，CCS 根据电网频率信号，经过死区处理后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。 按照一次调频试验工作要求，把原来的一次调频信号经过速率限制改为不经过速率限制，提高机组对 频差的响应速度，但经过机组负荷上下限制，以保证机组的安全运行。 (4) 一次调频曲线设定 根据新的管理办法规定，#2 机组一次调频负荷补偿曲线设置如下图所示。如果 DCS 使用电网频率变送 器信号，只需将转速信号折算为相应的频差信号即可。 一次调频功能对火电机组安全性与稳定 性的影响 随着大容量机组在电网中的比例不断增大，以及因电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，大容量 机组的运行方式也逐步发生了变化，大容量机组需要根据电网中心调度所的负荷需求量和电网的频率偏差 参与电网的调峰、调频。为进一步提高电网运行的稳定性，降低电网频率的波动，增强电网抗事故能力， 根据国家电力公司华东公司的要求，网内各电厂相应开展了大机组一次调频功能的试验工作，随后安徽电 网进行了一次调频联调试验，为投运做好准备。铜陵电厂 3 号机组是哈尔滨动力股份有限公司制造的 300MW 引进型机组，锅炉为强制循环汽包炉，制粉系统为中间储仓式热风送粉系统。DCS 系统为美国 MCS 公司的 MAX 1000+PLUS 系统，DEH 为新华公司的 DEH-IIIA 系统。 1 一次调频功能 对于大容量火电机组 CCS 及 DEH 系统均设计一次调频功能，尽管不同机组的 CCS 主控系统原理有所不 同，但其一次调频原理还是相同的。 1.1 CCS 系统一次调频功能 CCS 主控系统采用的是 MCS 公司的专利技术 DEB400 直接能量平衡控制系统。CCS 主控系统的原理如图 1 所示。 图 1 DEB400 协调控制系统原理 CCS 系统正常运行方式：ACC+DEB(直接能量平衡)+TB(Turbinc Base)，锅炉调压，CCS 至 DEH 的遥控口 投入，CCS 通过 DEH 遥控口控制汽机调门调节功率。CCS 主控系统中 AGC 的功率指令或运行人员的给 定功率指令经过限幅及速率限制后与电网频差所校正的负荷指令进行迭加，迭加的功率指令送至功率 PID 调节器控制汽轮机调门开度。其转差一功率函数模块 f(x)曲线如图 2 所示，转差信号来自 DEH 系统的转 速信号，其主要参数设置为，转速不等率：5%；转差死区：2r/min；转差调节范围：+12r/min；负荷调 节限幅：20MW。当转差信号在死区内时，频差信号切除，函数器输出为 0MW，机组不参加调频；死区 的设置是为了避免机组输出电功率频繁抖动，只有当转差信号超出2r/min 时，机组才根据超出大小参加 调频；当转差信号超出+12r/min 时，函数器输出保持20MW 不变。函数器特性的斜率代表了电网对机组 调频负荷分配比例，函数斜率越大，转速不等率越小，机组调频能力越强；函数斜率越小，转速不等率越 大，机组调频能力越弱。300MW 机组通常调节系统转速不等率取值为 5%。CCS 系统的一次调频功能只 有在 DEB+TB 投入才起作用。 图 2 转差功率函数曲线 1.2 DEH 系统一次调频功能 DEH 系统一次调频功能的转差 功率函数模块曲线与 CCS 系统相同，电网频差所校正的负荷指令直接迭 加到 DEH 系统负荷需求上去控制调门。 2 一次调频功能单机试验 2.1 单机试验 选取两个比较典型的运行工况：机组负荷分别为 90%ECR、60%ECR，DEH 为顺序阀控制，机组定压运行， AGC 解除，分别在下列控制方式下进行一次调频功能试验。转差信号采取强制 DEH 系统的转速信号，使 转速值上升 7r/min 或下降 7r/min。 2.1.1 DEH 调频投入方式下：CCS 系统侧 DEB 投入，锅炉自动调压。CCS 至 DEH 的遥控口解除，DEH 系统功率及压力调节回路解除，一次调频功能投入。 2.1.2 CCS 调频投入方式下：CCS 系统侧 DEB+TB(汽机基本)+一次调频功能投入，锅炉自动调压，汽机 调功。DEH 侧遥控口投入，DEH 系统功率、压力调节回路及一次调频 功能解除。 2.1.3 CCS+DEH 调频投入方式下： CCS 系统侧 DEB+汽机基本+一次调频功能投入，锅炉自动调压，汽 机调功。DEH 侧遥控口投入，DEH 系统功率、压力调节回路解除， 一次调频功能投入。 2.1.4 单机一次调频功能试验数据 此次调频功能试验数据见表 1、表 2。 表 1 90%ECR 工况下一次调频试验数据 控制方式 汽机转速 功率变化值/MW 功率增减 主汽压变化值 水位变化 过热汽温变化值 /(rmin-1) 量达到理 论值的时 间/s /MPa 值 /mm / 2293 269.0281.0 20 16.3416.09 -35-10 539.0536.0DEH 调频 功能投入 3007 278.2268.0 15 16.1016.38 -51-66 540.7540.8 2993 269.8285.0 45 16.2715.89 -47-26 540.2537.4CCS 调频 功能投入 3007 279.5267.0 40 16.3416.61 -58-95 538.0541.6 2993 269.6280.9 30 16.3816.07 -58-24 541.5535.0CCS+DEH 调 频功能投入 3007 279.8268.3 15 16.2516.70 -64-55 533.0537.8 表 2 60%ECR 工况下一次调频试验数据 控制方式 汽机转速 /(rmin-1) 功率变化 值/MW 功率增减 量达到理 论值的时 间/s 主汽压变化值 /MPa 水位变化值 /mm 过热汽温 变化值/ 2293 179.0184.0 12.5412.34 -69-23 530.6529.2DEH 调频 功能投入 3007 184.2179.5 12.2712.40 -83-88 530.3532.8 2993 185.7201.0 75 12.8312.51 -73-32 536.0534.0CCS 调频 功能投入 3007 195.0178.0 75 12.7413.00 -78+20 536.0538.4 2993 185.7196.6 30 12.7712.54 -36-32 530.0531.0CCS+DEH 调 频功能投入 3007 195.2183.3 29 12.7313.11 -35-60 535.0537.6 注：在 DEH 调频功能投入控制方式下，因功率增减量未达到 10MW,所以没有记录此试验数据。 2.2 试验数据分析 2.2.1 DEH 调频功能投入 90%ECR 的运行工况，当转速阶跃变化7r/min 时，负荷变化响应较快，功率变化 10MW 的响应时间 t20s，但汽机关调门时功率响应时间比开调门时要小，有关主要参数变化均不大，此工况下机组可满足 一次调频的快速要求；60%ECR 的运行工况，当转速阶跃变化7r/min 时，负荷变化响应较快，但功率变 化量最大值仅为 5MW，原因是在不同的负荷 (压力)下，相同的调门变化量改变的负荷值不同。由于大部 分机组设计为正常运行时，功率调节是 CCS 通过 EDH 遥控口控制汽机调门来实现的。当 CCS 系统的一 次调频功能不投时，CCS 系统对 DEH 系统一次调频功能的作用是反向的，使机组参加一次调频作用不大。 因此，这种控制方式下的一次调频功能仅仅适用于功率完全是通过 DEH 系统调节的机组。 2.2.2 CCS 调频功能投入 90%ECR 的运行工况，当转速阶跃变化7r/min 时，负荷变化响应时间满足要求，功率变化 10MW 的响应 时间均接近 45s，有关主要参数变化均不大，此工况下机组可满足一次调频的快速要求；但在 60%ECR 的 运行工况，当转速阶跃变化7r/min 时，负荷变化响应较慢，功率变化 10MW 的时间均为 75s，CCS 至 DEH 的调门指令变化幅度较大，机组功率、汽包水位波动较大，因此，在这种负荷工况及控制方式下， 机组不宜参加一次调频，否则，不利于机组稳定运行。 2.2.3 CCS+DEH 调频功能投入 90%ECR 的运行工况，当转速阶跃变化7r/min 时，负荷变化响应时间满足要求，功率变化 10MW 的响应 时间 t30s，功率超调量 1.2MW，有关主要参数变化均不大，此工况下机组可满足一次调频的快速要求； 60%ECR 的运行工况，当转速阶跃变化7r/min 时，结果表明负荷变化响应基本满足要求，功率变化 10MW 的响应时间均为 30s，有关主要参数变化均不大，此工况下机组可满足一次调频的快速要求。 在 CCS+DEH 控制方式下，一方面由于 DEH 系统侧功率对转差响应较快；另一方面由于 CCS 系统侧具有 对功率的校正调节作用，两侧的一次调频投入后，在转速阶跃变化后的初期由于两侧一次调频的迭加作用， 调门开大或关小的速度要大于纯 DEH 或纯 CCS 控制方式下的速度，功率变化响应时间要小于纯 DEH 或 纯 CCS 控制方式下的时间，且随后由于 CCS 系统侧具有对功率的校正调节作用，超调的功率被 CCS 系 统迅速拉回，使功率较快达到目标值，且不会有大的超调量。试验表明，这种控制方式是满足机组在不同 负荷下参加电网一次调频的最优方式，这与安徽省内其他 300MW 机组的试验结果是一致的。 3 全省联调试验 按安徽省电力公司的布置，2001 年 12 月 21 日 13:30 安徽电网进行了一次调频联调试验，电网频率扰动采 用华东天荒坪抽水蓄能电站 600MW 机组的抽水机组跳闸或发电机组跳闸来实现。全省共 15 台火电机组 (铭牌总容量 4437MW)参加联调试验，铜陵电厂 3 号机组试验时的运行方式：CCS 系统运行方式为 AGC(AGC 指令固定)+DEB(直接能量平衡)+TB( 汽机基本)、定压、顺序阀运行。根据单机一次调频功能试 验结果，CCS 及 DEH 系统一次调频功能均投入( 省内其它 300MW 机组也采取此方式) 。试验时机组负荷 为 70%ECR。 3.1 试验方法及结果 3.1.1 一次调频自调节试验 一次调频功能切除，通过天荒坪抽水蓄能电站 600MW 容量的抽水机组跳闸，使电网频率快速上升。目的 是了解安徽电网负荷的频率响应特性。此次自调节试验从抽水机组跳闸开始经过 25s 电网频率达到 50.179Hz，液压机组出力由 1886.6MW 降到 1838.3MW，在华东电网的作用下，电网频率经过 385s 回到 调频死区。 3.1.2 电网频率下降试验 通过开荒坪抽水蓄能电站 600MW 容量的发电机组跳闸，使电网频率下降。通过发电机组跳闸，经过 65s 电网频率达到 49.88Hz，由于调频机组的共同作用，安徽电网调频机组出力由 3182.4MW 经过 105s 上升到 3306.4MW，一次调频机组调节增量 124MW，达到一次调频机组铭牌总容量的 2.8%，电网频率历时 205s 回到调频死区。 3.1.3 电网频率上升试验 通过天荒坪抽水蓄能电站 600MW 容量的抽水机组跳闸，使电网频率上升。通过抽水机组跳闸，经过 20s 电网频率达到 50.104Hz，由于调频机组的共同作用，安徽电网调频机组出力由 3339.7MW 经过 125s 上升 到 3230.4MW，一次调频机组调节减量 109.3MW，达到一次调频机组铭牌总容量的 2.5%，电网频率历时 200s 回到调频死区。 3.1.4 3 号机组联调试验主要数据(见表 3) 表 3 3 号机一次调频试验数据 控制方式 汽机转速极 限值/(rmin - 1) 负荷变化值/MW 负荷增减量 达到理论值 的时间/s 频率恢复 到扰动前 的时间/s 主汽压变 化值/MPa 过热汽温 变化值/ 调频功能切除 时的自调节试 验 3010 无变化 385 无变化 无变化 调频功能投入 时的频率下降 试验 2993 210.18220.01(无超调) 62(理论增 加量 10MW) 205 14.5514.08 542.6540.0 调频功能投入 时的频率上升 试验 3006 2