一次调频考核原因

1、一次调频考核原因分析包春雨刘养炯(安徽淮北国安电力有限公司，安徽淮北 235106)摘要：本文介绍了我厂 320 MW凝汽式汽轮发电机组一次调频考核的主要原因分析。通过 系统分析和整改， 解决了 一次调频的考核问题。本文对于同类型机组一次调频考核问题的分析解决具有一定参考意义。关键词：电厂；一次调频；考核；分析2010年2月份春节前后，华东电网周波变化频繁，安徽省大部分电厂一次调频功能均遭到 不同程度考核。为做好有关工作，我厂先后从机组 DCS和省调提取数据进行对比分析，找出问题所在，解决了一次调频考核问题。1 一次调频问题与核查情况根据安徽电网发电企业调度运行管理办法皖经电力2008114号

2、的规定，1号机组一次调频相关技术参数按如下设置：转速不等率5%调频死区为士 0.0333Hz ( 士 2r/min),调频范围为士 0.2Hz ( 士 12r/min)，同时为了确保一次调频功能投入后机组的安全运行，1号机组参与一次调频的最大负荷限幅为士 6渤定负荷。2010年2月份春节前后，华东电网周波变化频繁，安徽省大部分电厂一次调频均遭到不同 程度考核。我厂也不例外，而且 #1机组单机2月份考核17.6万千瓦时。为查清考核原因，我们 组织有关专业对于涉及到的机组DCS电气功率、频率信号，远动通讯等各信号环节进行了彻底的核查。为查找问题，我们调阅 DCS历史数据，发现在 2月1日11点44

3、分33秒，系统存在一次较 大的频率波动，最大达到了0.07Hz的频差。在这一过程当中，#1机组有实际负荷响应，机组实发功率从209 MW变化到212 MW(如表1和图1所示)。同时，为做好有关工作，我们又从省调提取了我们厂的有关数据，并且和机组DCS提取数据进行了对比分析。从省调侧该机组一次调频响应曲线看，在 2月1日11点43分10秒，系统有个0.07Hz的频差，频率虽然变化，但我厂 #1机组的负荷响应基本上没有反映出来。而且出现同 一频差的时刻还存在1分23秒的时间差（如表 2和图2所示）。我们通过数据比对发现，从机组功率信号送省调后的历史趋势上反映，#1机组功率信号存在保持现象，在省调侧

4、没有实时反映出机组对于一次调频的反应。虽然机组实际存在一次调频响应，但是机组对于一次调频瞬时负荷响应结果无法在省调的数据中反映出来，机组随一次调频响应的功率变化被功率保持问题遮掩，这样一次调频次数越多，直接导致一次调频品质不合格发生考核越多。我们发现上述问题以后，开始查信号未实时传送的原因。我公司#1机组送往省调用于考核一次调频的实发功率信号（ AGC99A02信号源是从 DCS输出，经14DPU柜QAC输出4-20mA信 号送远动，#1机组该信号被省调用于记录机组一次调频负荷响应信号。理论上这一信号回路没 有问题，但是通过运行中观察和停机检修期间DCS强制信号传递试验， 我们发现此功率信号在

5、机组实际负荷变化时送到省调存在信号保持现象。对于调频响应之类的尖波信号在省调侧反映不出来。这一问题应该是我厂 #1机组一次调频遭到考核的最主要原因。后来我们将送往省调的这一 信号源修改为电气实时功率信号，与#2机组保持一致。经测试实时性较好，解决了信号迟延这一问题。GPS寸钟信号我公司由于建设期较早，现有DCS系统中没有配备。出现同一频差存在1分23秒的时间差的原因，是由于机组DCS寸钟长期没有对时导致。机组DCS与省调GPS时钟信号有时间差，此问题虽不影响考核数据，但是给收发双方数据比对带来误差和麻烦。为此，我们要求热控专业定期进行人工时钟校对。2.参数调整及其它工作依据一次调频考核标准，我

6、们重新设置了1号机组DEH侧和CCS侧一次调频相关参数，见表3、4所示。表1 #1机组DCSa据日期时间系统频率Hz实发功率MWAGC旨令MWELE009AO014T005AGC99A011-Feb-1011:44:3749.946209.707205.51-Feb-1011:44:3649.946209.707205.51-Feb-1011:44:3549.927208.7182205.51-Feb-1011:44:3449.927208.7182205.51-Feb-1011:44:3349.927210.3662205.51-Feb-1011:44:3249.943210.3662205

7、.51-Feb-1011:44:3149.943209.4873205.51-Feb-1011:44:3049.958212.5635205.51-Feb-1011:44:2949.982209.1577205.5表2 #1机组省调侧数据日期时间系统频率Hz实发功率MWAGC旨令MWO014T005AGC99A011-Feb-1011:43:0550.019001208.490005205.0000001-Feb-1011:43:1049.931999208.490005205.0000001-Feb-1011:43:1549.948002209.419998205.0000001-Feb-1

8、011:43:2049.952999209.419998205.0000001-Feb-1011:43:2549.951000210.139999205.000000表3 #1机组DEH侧一次调频函数频差-0.2-0.1-0.05-0.03300.03330.050.10.2调频功率-9-6.5-2.70002.76.59表4 #1 机组CCS侧一次调频函数频率47.549.81749.88349.9675050.03350.11750.18352.5调频功率19.219.210.667000-10.67-19.2-19.2除此而外，我们还对以下问题进行了核查。核实电气功率信号经远动送省调与送

9、热控用于调节的功率信号同源、无差的问题；原来机组一次调频功能负荷区是155310 MW,按照省调要求并考虑机组运行安全，将当前机组调频功能区上限由310 MW改为315MW2月份#1机组随电网频率变化响应时，曾出现过炉主控切除自动的情况，进而出现一次调速率在CCS和DEH函数上适当调整，以减少出现炉主控自动切除的情况，减少一次调频对机组运行安全方面的影响。2结束语通过上述工作，在接下来的一年时间里，我厂#1机组基本未出现一次调频考核，较好地解决了一次调频的考核问题。当频率发生变化时，在DEH侧一次调频的作用下，汽机高调门迅速动作，15S内实际负荷变化量就能达到一次调频理论负荷变化量的70咐上,3040S内接近理论负荷变化量，CCS侧无差闭环调节，保证了一次调频动作的持续性和精度，试验结果满足规定要求。一次调频动作时，EH油管路与机组振动没有明显变化。试验过程中，炉膛负压、除氧器水位、 凝汽器水位、加热器水位、过热汽温及再热汽温等机组重要被控参数基本保持稳定，其动态调节品质满足有关规程要求。参考又眺1 淮北国安电力有限公司1号机