一次调频反调及CCS负荷反调波动大的原因分析

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1、A丽电力安全技术第l5卷(2013年第8期)率升高时，机组负荷降低。机组一次调频控制方向由图2可以看出，主汽压力(锅炉的蓄热)在正确，并没有出现“反调”的控制。从机组的实际一次调频动作时不断下降，是造成机组一次调频负荷来看，频率扰动时，机组的“出力初值”为“反调”的主要原因在CCS的调节作用下，机193．8Mw，“出力末值”为192．7Mw，“出力末值”组负荷208后恢复。从图2的汽机调门指令变化比“出力初值”低，但在“出力初值”时刻的电网来看，当频率降低时，汽机调门由57．24％上升频率并没有高过扰动前的频率，所以电网对机组的到60,01％；当频率回升后，汽机调门最低降到一次调频考核

2、为“反调”。即频率并未恢复至一次57．8％，高于频率扰动前的57．24％，机组一次调调频动作区外，仍然在机组一次调频动作的范围内，频控制并没有“反调”。机组的出力值就已经降到了比初始值还低，这是不合理的。正常隋况下，一次调频动作结束后，出力、频令值开始增加直至最大值，后期会存在机组出力值回主汽压力71～5—L1s．6_[===r_L1一落的现象，但是回落值在频率还没恢复前必须大于．75IIL—＼厂_、。———J—_1，58．6515．4、rl-一“出力初值”，否则就会造成反调节。。L_机组一次调频控制是利用锅炉的蓄热来完成汽机调57．]L(r——————’、57_8r_，的，而蓄热的变

3、化又会影响机组的一次调频质量。-．一负荷L』_，』一在此次频率扰动事件中，电网频率由49．982Hz(对应转速为2998．92r／rain)降低到49．911Hz(对应图2韶关发电厂1O号机组一次调频动作过程转速为2994．66r／rain)时，机组负荷利用锅炉蓄热迅速由193．8Mw增加到197．4Mw(调差系数为分析图2可知，要避免机组出现一次调频的9．26％，1．08MW／(r／min))。在网内机组一次调“反调”现象，可以通过加速CCS的负荷闭环调节，频的共同作用下，电网频率由49．911Hz(对应转速多利用锅炉的蓄热，从而避免负荷降低过多。同时，为2994．66r／rain)

4、回升到49．963Hz(对应转速为还要加快锅炉燃料的调节，及时补充锅炉的蓄热。2997．78r／rain)。此时电网频率仍未恢复，仍在一从机组来看，机组一次调频控制方面没有问题，但次调频动作的范围内，但锅炉的蓄热已被之前的加是控制和最终机组的一次调频效果却是2个不同的负荷消耗掉了一部分，机组负荷降低的幅度比升高概念。不仅要一次调频控制正确，更重要的是机组时要大，实际负荷从197．4MW降到192．2Mw(调能够真正在一次调频的控制下实现有利于系统频率差系数5．99％，1．67MW／(r／min))。在结束点，电恢复的出力调整。网频率为49．953Hz，机组负荷为192．7MW(比1．3

5、对策及整改措施频率扰动前的193．8Mw降低1．1Mw)。如果机机组一次调频动作时，锅炉蓄热的变化会影响组负荷降低的幅度比升高时的幅度大，则会对电机组负荷的调节，而一次调频主要以开环调节为主网的频率恢复造成不利的影响，一次调频不如不(DEH)，而且为比例有差调节(不等率的倒数即为动作。比例调节增益)，锅炉蓄热的变化对机组一次调频单从“出力初值”和“出力末值”2点的机组的影响较大。实际负荷值来看，机组一次调频好像为“反调”；为减少锅炉蓄热对一次调频的影响，可采取以但从机组一次调频控制的过程来看，一次调频控制下对策和措施方向正确，并没有出现“反调”的控制，仅仅是减(1)采用主汽压力信号对D

6、EH的一次调频指负荷时一次调频的调差系数(5．99％)比加负荷时令进行补偿控制；’(9．26％)小。造成调差系数有差异的主要原因是加(2)增强CCS的负荷调节作用，在一次调频负荷持续的时间比减负荷持续的时间短，同时锅炉动作时，利用CCS的负荷闭环无差调节作用，减的蓄热也发生了变化。少锅炉蓄热变化对一次调频的影响；查看机组的历史记录曲线，汽轮机调门指令、(3)在出现类似的频率波动时，加强锅炉的燃主汽压力、负荷等信号的变化如图2所示。料调节作用，及时补充锅炉蓄热。一一