您现在的位置:首页 > 新闻中心

新闻中心

公司邮箱
CS@controlsoft.com.cn

一次调频考核原因分析

   
(安徽淮北国安电力有限公司,安徽淮北 235106)
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[2008]114号的规定,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±0.0333Hz (±2r/min),调频范围为±0.2Hz (±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±6%额定负荷。
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QAO卡输出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时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时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,我们重新设置了1号机组DEH侧和CCS侧一次调频相关参数,
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155~310 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315MW。
2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,进而出现一次调频自动切除影响一次调频考核的情况。为此,在机组一次调频响应曲线上,将频率高、降负荷的速率在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%以上,30~40S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。