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wangbaoxin888
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火力发电厂一次调频问题分析论文

摘要:

频率作为电力系统最重要的运行参数之一,其稳定性对电力系统的安全可靠运行有着重要的影响。作为电力发展主力军的火力发电厂,其调频功能直接关系着整个电力系统的安全稳定。本文从电网调频的介绍入手,介绍了一次调频的主要技术指标,通过分析火力发电厂一次调频目前存在的问题,提出了有针对性的改进措施。

关键词:

火力发电厂;一次调频;问题

一、引言

近年来我国电力工业发展十分迅速,现在虽然已经有部分核电机组,但是火力发电依然是电力发展的主力军、仍然占领着我国电力的大部分市场。现代化的火力发电厂是一个庞大、复杂的生产电能和热能的工厂,由燃料系统、燃烧系统、汽水系统、电气系统和控制系统五部分组成。为了生产电能和热能,五大系统必须按照一系列规程、规章协调运行。火力发电厂协调运行的基本要求就是在经济、安全运行的前提下保证电能的质量指标,即在负荷变化的情况下,通过调整发电机组的运行参数以保证电压和频率的额定值,满足用户的要求。

二、电网调频介绍

由于电力系统日益庞大,电网结构日趋复杂,各种短路、甩负荷的事故经常发生,引起电力系统中的频率波动很大。因此为了保证电网的安全运行,为了保证电力系统中频率的稳定,电网调频就是通过发电机组调速系统根据电网频率的变化改变机组出力,将电网频率稳定在标称频率,电网调频又分为一次调频和二次调频。

一次调频指的是当电网频率超出一定范围时,电网频率的变化将使电网中参与一次调频的发电机组能在短时间内自动快速增加或减少负荷,利用机组的蓄热来快速响应电网频率的变化,以使电网频率重新趋于新平衡、稳定的能力。一次调频作为一个随机过程是维护电网稳定的重要手段,其主要特点是频率调整速度快,但调整数量有限并随发电机组不同而不同,同时还具有值班调度员难以控制的特点。

三、一次调频主要技术指标

根据电监会发布的《发电厂并网运行管理规定》(电监市场[2006] 42号)和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场[2006]43号)分别制定的细则,一次调频的主要技术指标有以下几个方面:

(一)转速不等率6

转速不等率6是反映机组调频能力的重要指标,它不仅可以反映机组一次调频能力的强弱,而且还可表明稳定性的好坏。转速不等率6越大,机组的调频能力越小,但是稳定性好;转速不等率6越小,机组的调频能力越强,但是稳定性差。目前汽机的转速不等率6取5%。

(二)频率偏差死区

按照电网频率控制的要求,调频控制死区规定为:△f死区=士~士.根据电网频率控制的情况确定调频控制死区的设定值,目前暂按士设置。

(三)负荷调节范围

负荷调节范围是为了保持一次调频时机组的稳定性和设备的安全运行,对调频负荷进行的限幅,以防止一次调整动作时,机组出现过负荷的现象。设置机组负荷调节范围为△MW=士3%ECR~士6%ECR,机组一次调频负荷调节范围目前暂设置为士3%ECR。

四、火力发电厂一次调频存在问题及改进措施

火力发电厂一次调频能力受到很多因素的影响,例如火力发电厂一次调频能力的大小与火电机组的类型、自动控制系统的参数设置、自动控制系统模块的逻辑设计等因素都有很大的关系,特别是火电机组的实时运行情况例如锅炉的蓄热量,对火力发电厂一次调频能力的大小更是有重大的影响,蓄热量大的机组一次调频能力就强,反之亦然。为了充分发挥火力发电厂中一次调频的能力,本文将重点分析火力发电厂一次调频存在的问题。

(一)火力发电厂一次调频存在的问题

火力发电厂一次调频存在的问题主要包括以下几个方面的内容:

l、调度AGC指令与一次调频动作反向,削弱一次调频作用。由于设计上的不合理这种削弱一次调频作用的现象在火力发电厂中普遍存在。

2、一次调频组态不完善。一次调频的典型运行方式有协调投入、锅炉自动、DEH负荷控制和机组手动等四种,仅仅在协调投入运行方式下才能保证满足电网一次调频的要求,但是某些早期投产发电机组在投入协调方式运行时,一次调频组态不完善造成动作后回调。

3、协调投入运行时主蒸汽压力偏差设定值小。主蒸汽压力偏差设定值小会造成一次调频动作负荷较大,造成主蒸汽压力超差时闭锁负荷。

4、火力发电厂中存在个别机组某些运行方式下一次调频功能不尽完善。

5、频率保护装置和机组调节系统不协调。

(二)火力发电厂一次调频的改进措施

针对火力发电厂一次调频存在的问题,需要采取以下措施进行改进。

l、一次调频在协调不投入运行时将DEH侧一次调频单独使用。一次调频协调投入运行时时将DEH和DCS侧一次调频同时使用。

2、在对DEH粗调进行补偿的同时改善锅炉蓄热消耗引起的机前压力品质。

3、改善一次调频考核方式,为一次调频的.经济补偿提供有力证据。根据相关方面的研究,目前采取一次调频的月正确动作率和月贡献电量进行考核,会使考核过程更加合理、科学。

4、取消DCS和DEH画面上一次调频功能投腿操作按钮,保证一次调频功能始终处于投入状态。两个细则要求一次调频未经网调的批准不得退出,因此取消一次调频功能投腿操作按钮是保证一次调频始终投入的重要手段。

5、加强AGC数据传输的可靠性。AGC与协调控制系统的接口结构示惹西一AGC数据从中调的EMS到发电厂的DCS的传输途径如上图所示,因此EMS到DCS的数据传输具有经历环节多,传输距离长,转换过程多的特点,这些因素的存在就会造成输入输出模块故障,信号断线的现象,最终会影响到AGC的投入率。因此,为了提高火力发电厂一次调频的效率就要加强AGC数据传输的可靠性。

6、为了提高火力发电厂电网AGC的快速响应能力,设计特定的AGC机组运行方式。也就是在AGC负荷调整范围内,机组升降负荷采用定压方式,并适当允许机组有较大参数波动,以充分利用锅炉蓄热能力,等变负荷过程结束后再转为滑压运行方式。

五、结论

电网频率是电能质量和电网稳定运行的重要指标,反映了电力系统供需能量的平衡状态,当电力系统中供电也用电失衡时,电网频率就会波动出现偏差。电网频率的波动,对用户和发电机组的危害都非常大,轻则造成用电设备损坏,耗能增加,重则造成电网瘫痪。火力发电厂作为我国电力系统的主要组成部分,一定要重视一次调频对稳定电网频率的作用,从而采取正确的方法来发挥一次调频的作用。

参考文献:

[1]李端超,陈实,陈中元,卢金滇,发电机组二.次调频调节效能实时测定及补偿方法[J].电力系统自动化,2004,(02).

[2]向德军,卢建刚,黄海东.广东电网统调机组一次调频性能评价系统的实施[J],广东电力,2010.(02):3 8-42.

[3]郑涛,高伏英,基于PMU的机组一次调频特性参数在线监测[J].电力系统自动化,2009,(1 1).

[4]刘晓亭.调速系统运行及故障分析[A].南方十三省水电学会联络会暨学术交流会论文集[C].2008.

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子非鱼1102

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请叫我癸小亥

大哥,涉及一个高压系统的始末,还有土建部分也设略到了,网络是好,但总不是什么都可以百度一下就OK的,何况你现在有明晰的内容,实在没有办法就一条一条的解决,那样估计百度是可以帮上忙的。遇到实际的点滴问题我想大家还是能帮上忙的。 呵呵

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雾霭流年

老兄,这是专业设计呀,涉及一个高压系统的始末,还有土建部分也设略到了,网络是好,但总不是什么都可以百度一下就OK的,何况你现在有明晰的内容,实在没有办法就一条一条的解决,那样估计百度是可以帮上忙的。遇到实际的点滴问题我想大家还是能帮上忙的。

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queenwendy

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蓝天勒蓝天

濮阳500 kV仓颉变电站综合自动化系统技术改造 濮阳500 kV仓颉变电站综合自动化系统技改工程采用技改和扩建同时进行的办法,减少了停电时间及次数。技改内容包括更换所有监控屏,改造所有隔离开关控制回路。通过对2种施工方案的比较,确立了停电时间短、安全可靠的实施方案。对隔离开关的控制回路的改造,提高了隔离开关机构的改造效率,保证了工程进度。 0引言 500kV仓颉变电站位于河南省濮阳市,是豫北地区重要的电源支撑点,对于濮阳地区经济社会发展及河南电网的稳定运行,具有重要意义。本次大规模技改的主要目的,是为了增强该站综合自动化、保护等系统的现代化水平,提高其运行稳定性、可靠性。 此次技改工程施工的同时,还穿插了扩建工程的施工。为了减少停电时间及停电次数,采用技改和扩建同时进行的办法。技改工程包括了所有监控屏和部分保护屏的更换和改造,以及所有隔离开关控制回路的改造。如此大规模、高难度、时间紧、任务重的500kV变电站综合自动化系统改造扩建工程,在河南省尚属首次。 1技改主要内容 1。1主控楼电气继电器室 更换远动柜(3P)、主控继电器室公用测控柜(4P)、500kV断路器(5021、5022断路器)测控柜(5P)、500kV断路器测控柜(5023断路器+主变高压侧)(6P)、2号主变测控柜(7P)、35kV站用变保护测控柜(8P)、35kV电容器电抗器保护测控柜(9P)、500kV塔仓线、洹仓线线路测控柜(15P)、500kV断路器(5032、5033断路器)测控柜(16P)、500kVⅠ母线保护柜Ⅰ(37P)、500kVⅡ母线保护柜Ⅰ(38P)。拆除原主变故障录波柜(48P),更换为2号主变保护C柜(48P):更换500kV线路故障录波柜(49P);新上主变故障录波柜(52P);改造Ⅰ号(12P)和4号直流分屏(13P)。部分小母线拆除及改造,部分电缆拆除、敷设及接线等。 1。2220kV继电器小室22号 更换220kV濮阳Ⅱ、220kV振兴Ⅰ线路测控柜(9P)、母联Ⅰ及分段测控柜(10P)、21继电器室公用测控柜(11P)、220kV濮阳Ⅱ线路保护柜Ⅱ(18P):拆除原4台220kV母线保护柜1G~4G(21P~24P)和原220kV母线失灵保护柜(25P),更换为新220kV第1套母线及失灵保护柜(21P);改造2号直流分屏(13P)。部分小母线拆除及改造,部分电缆拆除、敷设及接线等。 1。3220kV继电器小室22号 拆除220kV线路测控柜(9P),更换220kV振兴Ⅱ、220kV清丰Ⅰ两线路测控柜(10P);更换22继电器室公用测控柜(11P)、220kV故障录波柜(17P):改造3号直流分屏(13P)。部分小母线拆除及改造,部分电缆拆除、敷设及接线等。 1。4室外 由于本期增设了隔离开关闭锁控制,全部隔离开关机构箱、断路器端子箱内部接线需进行改造。 2实施方案的比较及确定 2。1实施方案的提出 按照河南省电力设计院图纸设计,本次改造为拆除原运行屏柜,新屏柜安装在旧的拆除屏柜位置。通过分析图纸和濮阳电业局提供的信息,新的综自系统为许昌继电器厂的产品,与目前正运行的北京中德的综自系统间隔测控单元的布置方式不一样,并且各级调度与站内的通讯接口点在远动屏,综合自动化前后台机与站内运行设备的通讯接口点在各测控屏。原设计初衷是让全站设备停电退出运行,在全站设备停电期间抓紧时间进行技术改造。如果按照原设计图纸的意图施工,只有等到新综自系统完全搭建起来,与所有设备通讯遥测、遥信、遥控正常并与各级调度建立起通讯并传动验收完毕后。即直到综自系统改造完毕。全站设备才可以恢复带电运行,停电时间相当长。 故而,我们提出了以下2种方案: 方案1:旧的综合自动化系统及前后台机继续保持运行:所有技改综自系统新屏重新在备用屏柜位置搭建组网:新的综合自动化前后台机同时在主控室另外搭建,利用濮阳局提供的新调度通信通道与各级调度进行通讯和传动。在运行单位的监督配合下,将正式电源接人新综自系统,使新综自系统正式启动,与旧综自系统同时运行:根据申请的计划设备停电时间,完成其他运行设备的测控转移,对于要更换的保护、录波等设备屏柜,未更换前仍接人老综自系统,更换的同时接入新综自系统。 方案2:仍是组建新的综自网络。与方案1不同的是只将远动屏在新位置竖立接线,与新后台完成与调度的通信和信息点传动,之后申请逐屏退出更 换。 2。22种改造方案的比较 方案1:①停电前准备工作量大、时间长,敷设新电缆前需把电缆通道打通。掀电缆沟盖板,打开竖井口和电缆沟防火墙,当天工作完后,还要将电缆沟盖好,洞口封好,第2天敷设电缆时再重复上述工作。为减少停电后的工作,电缆敷设后还需新屏安装接线。②停电后施工面广,接线人员分布不集中,难以控制,遇到接线问题不便及时解决。③停电后抽出旧电缆才能穿入新电缆接线,而且涉及接线的设备多、用时长、投人人力多。④使用新电缆接线,难免会出现线芯校错、接线不到位现象,为验证接线正确需进行设备实际动作试验,给保护传动验收带来困难。⑤打乱了原设计的屏位布置,使站内屏位布置杂乱无序,为紧随其后扩建设计带来了困难。 方案2:①停电前准备工作量小、时间短。只需敷设少量新上屏间短电缆和数据电缆:做好原电缆的核实标记工作j以上准备工作短时间内就能完成。②停电后施工面集中,二次人员主要集中在控制室测控屏接线,利于协调指挥,遇到接线问题便于及时解决。③停电后涉及接线的设备少,无需费力抽出设备电缆,因而用时短、投人人力少。④利用原电缆无需校线,不存在错芯问题。由于需要综合自动化的设备电缆没有重新接线,许多信号回路只需在被综合自动化的设备端子上点线验证,无需进行设备实际动作试验,给保护传动验收带来极大的方便。⑤屏位布置符合原设计。 综上分析,能否在短时间内完成停电前的准备工作及停电后新旧设备更换传动验收,时间是制约方案选择的首要因素。方案2能最大限度地满足时间及安全要求,更具有可行性和易操作性。 3工作难点及解决办法 3。1工作难点 (1)退屏和进屏。原因是旧屏大多夹在其他屏柜中间,夹靠较紧,不容易退出,新屏也不容易进入,以及屏顶还有小母线。 (2)小母线的解除和重新接人。原因是小母线端子排的接线处正好在小母线下方,小母线与屏顶的空间又很小。 3。2退屏问题解决方法 (1)停电要求:如1个测控屏安装有2个测控单元,则要2个单元的一次部分同时停电。 (2)做好屏内带电部分的停电工作。属本屏内单独使用的电源断开电源空开,若是与其他设备共用的电源,做好隔离措施,即拆掉本屏电缆的对端。 (3)屏顶若有小母线,拆除小母线引下线在本屏端子排的接线,并用高强度绝缘胶布包扎好,细心地逐根退出屏顶妥善处理。应拆掉小母线端子排固定螺丝,使小母线与屏分离,退屏时稍抬高小母线,做好防护工作,防止多根小母线扭曲短路。 (4)退屏时用千斤顶平行用力,慢慢将屏顶出。 3。3危险点控制 (1)确认要退出屏的二次线已不带电,同时更要注意防止运行CT开路或多点接地。 (2)解除本单元的失灵启动回路。 (3)做好公用环网部分电源的解除工作,避免造成运行设备公用环网电源失电。这一点也考虑到了小母线电压的问题,如果中间改造时需要截断。则要在改造截断前先进行小母线的远端跳通工作。 4闭锁回路的改进 隔离开关控制回路加闭锁改造时,若利用原电缆,则原电缆需有2根备用芯才行,而实际上原有电缆只有1芯备用。 停电后涉及所有隔离开关机构的改造,不改变设计就需重新敷设电缆。要在有限的停电时间内,在水泥硬化的隔离开关机构下挖沟、埋管、敷设电缆实属不易。有鉴于此,设计了隔离开关控制回路改进方案,其控制回路原设计及改进设计分别如图1、2所示。 图1隔离开关控制回路原有设计(3。jpg) 图2隔离开关控制回路改进设计(3。jpg) 原隔离开关控制电缆有4芯,用3芯(C810、C813、C815),备用1芯。引入闭锁回路后还需增加2芯(5l、52)。原设计是把闭锁回路2芯(51、52)放在隔离开关控制回路后边,如图1。如将闭锁回路改至隔离开关控制回路的前边,C810回路和52回路在断路器端子箱合二为一,可以共用1芯,原电缆备用芯刚好够用,如图2。因此可以利用原电缆备用芯,无需敷设新电缆,且改进后的设计满足设计要求。 5实施效果评价 本工程技改不但节约了大量电缆(达41km),也减少了停电时间和人力物力,2次停电(500kV7天、220kV11天)施工完成后均做到了一次送电成功,受到了省公司和运行单位的好评,也为以后的技改工作积累了经验。

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