调速系统,迟缓率,速度变动率,重叠度

汽轮机调速系统的迟缓率是指在调速系统中由于各部件的摩擦、卡涩、不灵活以及连杆、绞链等结合处的间隙、错油门的重叠度等因素造成的动作迟缓程度。机械液压型调速器最好的迟缓率ε= 0.3~0.4 %。采用电液压式数字型调速器灵敏度很高,迟缓率(人工死区)可以调节到接近于零。

速度变动率是指汽轮机由满负荷到空负荷的转速变化与额定转速之比,其计算公式为:δ=(n1 - n2)/n×100%式中n1汽轮机空负荷时的转速, n2: 汽轮机满负荷时的转速, n汽轮机额定转速。 对速度变动率的解释如下:汽轮机在正常运行时,当电网发生故障或汽轮发电机出口开关跳闸使汽轮机负荷甩到零,这时汽轮机的转速先升到一个最高值然后下降到一个稳定值,这种现象称为"动态飞升"。转速上升的最高值由速度变动率决定,一般应为4~5 %。若汽轮机的额定转速为3000转/分,则动态飞升在120~150转/分之间。速度变动率越大,转速上升越高,危险也越大。

调速系统的调差系数kδ为汽轮机调速系统的静态频率调节效应系数kf的倒数。调差系数的计算公式为:

kδ=△f(%)/△P(%)式中: △f(%): 电网频率变化的百分数,△P(%): 汽轮发电机组有功功率变化的百分数。调差系数的大小对维持系统频率的稳定影响很大。为了减小系统频率波动,要求汽轮机调速系统有合理的调差系数值,一般为4%~5 %

一次调频的相关基础知识 2010-06-22 18:44

1、何为一次调频及二次调频?

DEH的一个主要任务是通过改变调门的开度来调节汽机的转速,汽轮发电机组在并网运行期间,其转速与电网频率对应,电网中所有发电机组输出功率的总和与所有负载消耗功率的总和平衡时,电网频率保持稳定。也就是说,并网机组的转速是由电网中所有机组共同调节的。

对于电网中快速的、小的负荷变动所引起的转速变动,汽轮机调节系统利用锅炉的蓄能,不用改变机组负荷的设定值,调节系统测到转速的变化,自动改变调门的开度,即自动改变发电机的功率,使之适应电网负荷的随机变动,达到调节汽轮机转速的目的,这就是一次调频。(调速器)

对于电网中大的负荷变动所引起的转速变动,可采用改变调节系统负荷设定值的方法,改变发电机的功率,使之适应电网负荷的随机变动,达到调节汽轮机转速的目的,这就是二次调频。(调频器)

2、什么是转速不等率?其取值一般为多少?取值大小有哪些影响?

转速不等率即速度变动率。在稳定的工况下,汽轮发电机组功率与转速的关系,常用转速不等率来描述:

转速不等率=(满负荷转速-空负荷转速)/额定转速 转速不等率通常取3%~6%。 汽轮机转速、功率及速度变动率的相互关系如下:

△n=δn0△N(原文公式);△n=-δ*n0*△N/NH(应该为这公式,转速不等率也就是调差系数,2010/7/20修改)

其中:△n、△N:转速和功率的变化值;δ:调速系统速度变动率;n0、NH:额定转速和功率。

汽轮机调节系统速度变动率太小,同样的电网频率变化,将会引起负荷波动大,调节系统工作不稳定,即速度变动率小的机组一次调频能力强(甩负荷能力强)。速度变动率大的机组一次调频能力弱(甩负荷能力差,对电厂来说就

是参与调频幅度小,对电厂有利)。汽轮机调节系统速度变动率太大,会造成动态飞升转速过高。汽轮机在正常运行时,当电网发生故障或汽轮发电机出口开关跳闸使汽轮机负荷甩到零,这时汽轮机的转速先升到一个最高值然后下降到一个稳定值,这种现象称为"动态飞升"。转速上升的最高值由速度变动率决定,一般应为4~5 %。若汽轮机的额定转速为3000转/分,则动态飞升在120~150转/分之间。速度变动率越大,转速上升越高,危险也越大。在实际汽轮机在骤然甩掉全负荷时,转速升高约为速度变动率的1.5倍,如果速度变动率大于7%,则由计算结果7%×1.5=10.5%可见,已接近危急保安器动作值10%~12%的范围了。所以不能过份地用调高δ的方法来满足稳定性的要求。 我公司330MW机组的速度变动率设置为5%。

3、什么是一次调频的频率偏差死区?什么是一次调频的响应时间?什么是一次调频机组负荷调节限制?

一次调频的频率偏差死区是指在此频率偏差范围内,频率变化时,负荷不随频率变化。我公司330MW机组一次调频死区设置为±2r/min。即转速在2998 r/min~3002 r/min之间变化时,负荷不随转速变化。

4、一次调频机组负荷调节限制是指:为了保证发电机组运行稳定,参与一次调频的机组对负荷变化幅度可加以限制,但限制幅度应在规定范围内。我公司330MW机组的一次调频机组负荷调节限制是±3%ECR,即±10MW。

5、一次调频的响应时间是指从电网频率变化超过机组一次调频死区时开始到机组实际出力达机组额定有功出力的±3%的时间。我公司330MW机组的负荷响应时间要求为:30秒内。(注:机组投入机组协调控制系统或自动发电控制(AGC)运行时,应剔除负荷指令变化的因素。)

附则:一次调频机组有关参数的设置要求(华东电力市场运营规则上摘录) 根据电网对频率调节的基本要求,机组参与一次调频按下列项目和参数进行设置:

1、频率偏差死区

按照电网频率控制要求,调频控制死区采用转速表示。取: Δn死区=±1.5转/分 — ±2转/分 与此相对应频率偏差死区定为: Δf死区=±0.025Hz — ±0.033Hz

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±2转/分(±0.033Hz)设置。 2、转速不等率

汽机转速不等率δ取5%。 3、一次调频投入的机组负荷范围

机组投入一次调频的负荷范围为机组正常运行的可调范围,即机组在核定的最低和最高负荷范围内均应投入一次调频。 4、一次调频机组负荷调节限制

考虑到全网参与一次调频机组的容量和机组调节特性,设置机组负荷调节范围为: ΔMW=±3%ECR ~ ±6%ECR

机组一次调频负荷调节范围目前暂设置为±3%ECR。 5、机组一次调频的响应时间要求 一次调频是机组对电网频率变化的快速响应。要求对机组的一次调频回路

进行调试和定值扰动试验。即频率变化引起的负荷指令变化为

ΔMW=±3%ECR ~ ±6%ECR时,机组实际负荷变化达到3% ~ 6%指令值的时间小于或等于30秒。


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