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摘要：主汽压力的频繁波动会造成调节系统与之对应的不间断的波动，在连续的开度变化过程中，调节系统的压力也不停的改变。压力的反复变化增大了管材疲劳损伤，发生异常事故的概论增大。通过两台机组的对比、分析，得出主汽压力波动的主要原因。
关键词：主汽压力、一次调频
中图分类号： TN761.2文献标识码： A 文章编号：
最近一段时间，我厂处于满负荷长周期运行过程中，在监视参数的过程中发现一期两台机组的主汽压力都有所摆动，针对这一现象，就我厂目前的运行工况做一次简单的分析。如果负荷处于波动中，汽压会随着负荷的波动而不断地按照压力曲线而波动，所以负荷波动中两台机之间汽压的对比就没有实际意义。
一期两台锅炉均采用北京B/W公司的亚临界参数、自然循环、采用前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉。两台锅炉的基本形式保持了一致性，也就提供了可供对比的基础条件。
发电机做功所需要的能量由汽轮机提供，推动汽轮机做功所需要的蒸汽由锅炉通过燃烧加热给水来提供，同时汽压的大小也由燃烧决定。所以说锅炉燃烧时整个电厂的基础。
下面两张图片分别是一号机和二号机汽压波动及其相关参数的曲线：
一号机曲线
二号机曲线
曲線说明：
10（20）ADS01FU901 XQ01为实际负荷
10（20）CJA01DU001 XQ10为
10（20）ADS01FB101 XQ01为负荷指令
10（20）CJA05DU001 XQ01为锅炉指令
10（20）CJA06DU001 XQ90为汽机指令
10（20）CJA04DU001 XQ10为汽压设定值
10（20）LBA10CP901 XQ01为实际汽压
10（20）CJA05DU001 XQ31
10（20）CJA08DU001 XQ10为实际煤量
10（20）CJA05DU001 XQ17为一次调频
通过两张图片的对比，可以清楚的发现二号机的汽压波动比一号机的剧烈，而且波动的次数也占据绝对优势。随着汽压的波动，煤量的变化也是比较明显的。到底是什么原因造成这种现象的呢？让我们一步一步的分析。
上面说到，汽压主要是由锅炉燃烧决定。电厂中，蒸汽的流通面积相对固定，在负荷一定的情况下，主蒸汽的流量也是相对比较稳定，满足这两个条件的情况下，煤量的少许变化、燃烧的好坏、煤质的变化等因素都会决定汽压的大小。也就是说，炉膛燃烧是决定汽压的关键因素。除此之外，汽温调节过程中的减温水的大幅增减、抽汽量的增减、高辅用汽量的变化、主汽门、调汽门开度的变化以及凝结水温的变化等都会影响汽压的变化。这些影响汽压变化的因素，对两台机组来说都同样存在。所以说以上因素不是造成两台机汽压变化不一样的关键所在。
什么才是造成两台机组之间汽压变化不同的最重要的因素呢？通过进一步的观察两张图片，发现二号机曲线中的一次调频动作次数几乎是一号机的两倍以上。
这里让我们来看一下一次调频的定义：是指由发电机组调速系统的频率特性所固有的能力,随频率变化而自动进行频率调整。其特点是频率调整速度快,但调整量随发电机组不同而不同,且调整量有限,值班调度员难以控制。
一次调频在我们的机组又是如何实现的呢？实现机组一次调频功能主要是根据电网频率的变化，按照一次调频预设的曲线，对机组负荷进行调整，其核心是在电网频率突然降级的时候，在保证设备安全的前提下，在短时间内进行负荷的升降，满足电网的要求。机组正常运行时，当CCS协调控制投入时，一次调频由DEH控制系统和CCS协调系统共同实现。DEH侧的一次调频起到快速反映的作用，当DEH侧的一次调频起作用后，CCS侧的一次调频动作，起到避免CCS协调将一次调频作用反调回去的作用，同时CCS侧的一次调频可以最终达到一次调频要求值的目的。当机组在CCS协调没有投入时，一次调频功能由DEH控制系统来单独实现。简单的说就是当一次调频动作时，机侧首先关小或者开大调气门的开度来满足电网对负荷的要求，由于机组处于CCS协调控制，炉侧就会因为负荷变化而适当的增减煤量，以使炉侧和机侧保持同步动作。
根据上述对一次调频的描述，可以肯定，一次调频是目前长周期满负荷运行期间造成机组负荷波动的元凶，伴随着负荷波动，机侧调气门就会立即做出开大或者关小的响应，这就会造成汽压的波动，同时由于CCS协调控制，出现汽压增加的时候，炉侧就会适当的减少或者增加煤量来控制汽压维持在机组的设定压力下。在这两种作用叠加下，势必会造成汽压的来回波动。
另外，我厂一期两台机组均按照华北网局的相关管理办法设计及投运，目前一次调频参数设置如下：CCS协调控制设计为将调频功率百分数校正信号叠加到通过负荷限制及负荷变化速率限制之后的负荷指令上从而形成实际负荷指令，通过汽机主控调节作为汽轮机调速汽门综合阀位输出指令。频率/功率函数曲线为由（0，6％），（49.817，6％），（49.967，0），（50.033，0），（50.183，-6%）, （55，-6%）点构成的折线，此折线输入为机组频率信号，输出为功率百分数校正信号。
#1机组DEH侧的功率控制频差函数曲线设为当转速增到3008r/min，功率回路参考值减少6％；当转速减到2992r/min时，功率回路参考值增加6％；转速死区设为±2r/min（±0.033Hz）。
#1机组CCS侧的功率控制频差函数曲线设为当频率增到50.183Hz，负荷参考指令减少6％（6%对应36MW负荷），；当频率减到49.817Hz，负荷参考指令增加6％；频率死区设为±0.033Hz（±2r/min）。
#2机组DEH侧的功率控制频差函数曲线设为当转速增到3152r/min，功率回路参考值减少100％，功率目标值减为0％；当转速减到2848r/min时，功率回路参考值增加100％；转速死区设为±2r/min（±0.033Hz）。
#2机组CCS侧的功率控制频差函数曲线设为当频率增到50.183Hz，负荷参考指令减少6％（6%对应36MW负荷），；当频率减到49.817Hz，负荷参考指令增加6％；频率死区设为±0.033Hz（±2r/min）。
一次调频功率补偿量的计算公式为：
Δn/n。×100﹪×Pn
ΔP=－
δ
其中：n。为额定转速，Pn机组的额定功率，Δn为实际转速与额定转速的差，ΔP是在一次调频作用下实际功率的变化量，δ为机组转速的不等率，现设置为5﹪。
由于一号机和二号机一次调频的设计参数不同，造成两台机组在一次调频发生时的效应程度不同，这种不同显示在机组上，就是负荷变化的多少，负荷变化越大汽压的摆动幅度也会相应的增加。
综上，我们可以得出一个结论，造成二号机比一号机汽压频繁波动的主要原因是：在一次调频动作的次数上二号机几乎是一号机的两倍；在一次调频的动作程度上二号机和一号机也有一定的不同。
关键词：主汽压力、一次调频
中图分类号： TN761.2文献标识码： A 文章编号：
最近一段时间，我厂处于满负荷长周期运行过程中，在监视参数的过程中发现一期两台机组的主汽压力都有所摆动，针对这一现象，就我厂目前的运行工况做一次简单的分析。如果负荷处于波动中，汽压会随着负荷的波动而不断地按照压力曲线而波动，所以负荷波动中两台机之间汽压的对比就没有实际意义。
一期两台锅炉均采用北京B/W公司的亚临界参数、自然循环、采用前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉。两台锅炉的基本形式保持了一致性，也就提供了可供对比的基础条件。
发电机做功所需要的能量由汽轮机提供，推动汽轮机做功所需要的蒸汽由锅炉通过燃烧加热给水来提供，同时汽压的大小也由燃烧决定。所以说锅炉燃烧时整个电厂的基础。
下面两张图片分别是一号机和二号机汽压波动及其相关参数的曲线：
一号机曲线
二号机曲线
曲線说明：
10（20）ADS01FU901 XQ01为实际负荷
10（20）CJA01DU001 XQ10为
10（20）ADS01FB101 XQ01为负荷指令
10（20）CJA05DU001 XQ01为锅炉指令
10（20）CJA06DU001 XQ90为汽机指令
10（20）CJA04DU001 XQ10为汽压设定值
10（20）LBA10CP901 XQ01为实际汽压
10（20）CJA05DU001 XQ31
10（20）CJA08DU001 XQ10为实际煤量
10（20）CJA05DU001 XQ17为一次调频
通过两张图片的对比，可以清楚的发现二号机的汽压波动比一号机的剧烈，而且波动的次数也占据绝对优势。随着汽压的波动，煤量的变化也是比较明显的。到底是什么原因造成这种现象的呢？让我们一步一步的分析。
上面说到，汽压主要是由锅炉燃烧决定。电厂中，蒸汽的流通面积相对固定，在负荷一定的情况下，主蒸汽的流量也是相对比较稳定，满足这两个条件的情况下，煤量的少许变化、燃烧的好坏、煤质的变化等因素都会决定汽压的大小。也就是说，炉膛燃烧是决定汽压的关键因素。除此之外，汽温调节过程中的减温水的大幅增减、抽汽量的增减、高辅用汽量的变化、主汽门、调汽门开度的变化以及凝结水温的变化等都会影响汽压的变化。这些影响汽压变化的因素，对两台机组来说都同样存在。所以说以上因素不是造成两台机汽压变化不一样的关键所在。
什么才是造成两台机组之间汽压变化不同的最重要的因素呢？通过进一步的观察两张图片，发现二号机曲线中的一次调频动作次数几乎是一号机的两倍以上。
这里让我们来看一下一次调频的定义：是指由发电机组调速系统的频率特性所固有的能力,随频率变化而自动进行频率调整。其特点是频率调整速度快,但调整量随发电机组不同而不同,且调整量有限,值班调度员难以控制。
一次调频在我们的机组又是如何实现的呢？实现机组一次调频功能主要是根据电网频率的变化，按照一次调频预设的曲线，对机组负荷进行调整，其核心是在电网频率突然降级的时候，在保证设备安全的前提下，在短时间内进行负荷的升降，满足电网的要求。机组正常运行时，当CCS协调控制投入时，一次调频由DEH控制系统和CCS协调系统共同实现。DEH侧的一次调频起到快速反映的作用，当DEH侧的一次调频起作用后，CCS侧的一次调频动作，起到避免CCS协调将一次调频作用反调回去的作用，同时CCS侧的一次调频可以最终达到一次调频要求值的目的。当机组在CCS协调没有投入时，一次调频功能由DEH控制系统来单独实现。简单的说就是当一次调频动作时，机侧首先关小或者开大调气门的开度来满足电网对负荷的要求，由于机组处于CCS协调控制，炉侧就会因为负荷变化而适当的增减煤量，以使炉侧和机侧保持同步动作。
根据上述对一次调频的描述，可以肯定，一次调频是目前长周期满负荷运行期间造成机组负荷波动的元凶，伴随着负荷波动，机侧调气门就会立即做出开大或者关小的响应，这就会造成汽压的波动，同时由于CCS协调控制，出现汽压增加的时候，炉侧就会适当的减少或者增加煤量来控制汽压维持在机组的设定压力下。在这两种作用叠加下，势必会造成汽压的来回波动。
另外，我厂一期两台机组均按照华北网局的相关管理办法设计及投运，目前一次调频参数设置如下：CCS协调控制设计为将调频功率百分数校正信号叠加到通过负荷限制及负荷变化速率限制之后的负荷指令上从而形成实际负荷指令，通过汽机主控调节作为汽轮机调速汽门综合阀位输出指令。频率/功率函数曲线为由（0，6％），（49.817，6％），（49.967，0），（50.033，0），（50.183，-6%）, （55，-6%）点构成的折线，此折线输入为机组频率信号，输出为功率百分数校正信号。
#1机组DEH侧的功率控制频差函数曲线设为当转速增到3008r/min，功率回路参考值减少6％；当转速减到2992r/min时，功率回路参考值增加6％；转速死区设为±2r/min（±0.033Hz）。
#1机组CCS侧的功率控制频差函数曲线设为当频率增到50.183Hz，负荷参考指令减少6％（6%对应36MW负荷），；当频率减到49.817Hz，负荷参考指令增加6％；频率死区设为±0.033Hz（±2r/min）。
#2机组DEH侧的功率控制频差函数曲线设为当转速增到3152r/min，功率回路参考值减少100％，功率目标值减为0％；当转速减到2848r/min时，功率回路参考值增加100％；转速死区设为±2r/min（±0.033Hz）。
#2机组CCS侧的功率控制频差函数曲线设为当频率增到50.183Hz，负荷参考指令减少6％（6%对应36MW负荷），；当频率减到49.817Hz，负荷参考指令增加6％；频率死区设为±0.033Hz（±2r/min）。
一次调频功率补偿量的计算公式为：
Δn/n。×100﹪×Pn
ΔP=－
δ
其中：n。为额定转速，Pn机组的额定功率，Δn为实际转速与额定转速的差，ΔP是在一次调频作用下实际功率的变化量，δ为机组转速的不等率，现设置为5﹪。
由于一号机和二号机一次调频的设计参数不同，造成两台机组在一次调频发生时的效应程度不同，这种不同显示在机组上，就是负荷变化的多少，负荷变化越大汽压的摆动幅度也会相应的增加。
综上，我们可以得出一个结论，造成二号机比一号机汽压频繁波动的主要原因是：在一次调频动作的次数上二号机几乎是一号机的两倍；在一次调频的动作程度上二号机和一号机也有一定的不同。