一次调频讲座.ppt

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1、发电机组在电网中一次调频功能介绍1.一次调频基本概念1.1.汽轮机液压调节系统的静态指标机组在稳态运行时，汽轮机功率或油动机行程随自身转速变化的关系，称为调节系统的静态特性。右图是一个调节系统典型的静态特性曲线。图中两条平行线间的区域，反映了调速系统对转速的不确定性。系统的速度变动率和迟缓率（δ、ε）是反映调节系统静态特性的重要指标。nNn1Nen00图1调节系统的静态特性1.1.1.速度变动率δ=(ｎ0－ｎ1)／ｎe×100%速度变动率越小汽轮机对系统的调频能力就越强，但自身的稳定性也就越差。一般δ取值3～6%。水轮机调速系统的永态转差率在本质上等同于汽轮机调速系统的速度变动率，一般水轮机组

2、的δ取值为2～6%。对大机组为了防止机组甩负荷后转速飞升过高，一般将δ取值在4.5%左右。1.1.2.汽轮机液压调节系统的迟缓率迟缓率ε是调节系统在其工作范围内对转速的迟滞/磁滞反应。ε=Δｎε／ｎe×100%nNn1Nen00图2调节系统的静态特性ε1.1.3.汽轮机电液调节系统的转速死区转速死区，是特指系统在额定转速附近对转速的不灵敏区。为了在电网周波变化较小的情况下，提高机组运行的稳定性，一般在电调系统设置有转速死区。值得注意的是迟缓率与转速死区Δ的概念并不相同。系统死区系统磁滞图3转速死区与迟缓率的区别2.电力系统的一次调频稳定运行的电力系统，其电源和负荷功率必须是动态平衡的。当电源功

3、率或负荷发生变化造成变化时（以功率不足为例），系统的频率就会随之降低，系统中的负荷设备会因为频率下降而影响其有功的吸收。与此同时，系统中运行的同步发电机组，也会按照其调速系统的静态特性增加调门开度，弥补系统中功率的不足。在这个过程中，系统功率负荷的动态平衡完全是自己随动完成的，不需要人工干预，动态平衡的结果是系统稳定在了一个较低的频率水平。这个过程即为电力系统的一次调频过程。可以看到电力系统的一次调频，是由同步发电机组和负荷设备共同来完成的。右图为电网的调频调整示意图。其中a点为系统变化前电网的功率负荷平衡点。当电网中的负荷从L1增加到L2时，系统的功率负荷平衡点将开始沿调速系统的静态特性线P

4、1下滑，直到系统的功率负荷达到一个新的平衡,b点。在这个过程中汽轮机调速系统根据电网频率的变化情况，按照其自身的静态特性来自动调整所发功率，来满足电网负荷变化的过程,即为机组参与系统的一次调频过程。L/NL1L2abcNaNbNcfP1P2图4电网的调频调整示意图3.投入指标及控制逻辑3.1调速系统速度变动率一次调频负荷调整量可按下式计算：或其中：ΔN为单位转速（频率）一次调频负荷调整量（MW/r/min）或（MW/Hz）Ne为机组额定负荷（MW）δ为机组速度变动率（%）ne为机组额定转速（r/min）f为机组额定转速下的频率（Hz）例如：某300MW机组，速度变动率为5％，该机组单位一次调频

5、负荷调整量就为2MW/r/min相当于1.2MW/0.01Hz。对于一般机组都设计为4～5％之间。当然，小于4％对于一次调频是有利的，但容易造成机组的不稳定。水电机组速度变动率（永态转差率）可小一些，为3％～4％；3.2调速系统迟缓率根据《汽轮机调节控制系统试验导则》（DL/T－711－1999）中规定调速系统迟缓率如下：机械、液压调节型机组容量≤100MW，迟缓率要求小于0.4％；机组容量100MW~200MW（包括200MW），迟缓率要求小于0.2％；机组容量＞200MW，迟缓率要求小于0.1％；电液调节型机组容量≤100MW，迟缓率要求小于0.15％；机组容量100MW~

6、200MW（包括200MW），迟缓率要求小于0.1％；机组容量＞200MW，迟缓率要求小于0.06％；3.3频率死区设为±2r/min（±0.034Hz）较为合适。主要考虑如下：1）电网频率偏移50±0.034Hz开始调整，距地区电网要求的50±0.1Hz还有较大裕量；2）火电机组负荷调整精度低，小范围调整负荷准确性差，允许有一定的偏差；3）转速测量、频率测量数据存在一定的误差和不确定性，设置死区可避开；4）减少机组不必要的负荷波动。Nfe(a)Nfe死区(b)Nfe死区(c)图5几种常见的频差处理函数ttNft1Δt图6一次调频响应滞后时间和稳定时间3.4响应滞后时间及稳定时间图中Δt为

7、响应滞后时间；图中t1为稳定时间。3.5负荷变化幅度（1）额定负荷200MW及以下的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±10％；（2）额定负荷220～350MW的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±8％；（3）额定负荷500MW及以上的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±6％；水电机组参与一次调频的负荷变化幅度不应加以限制。Nf0死区死区50Hz负荷限制上限负荷限制下限图7：频差处理函