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一次调频对运行机组安全影响
一次调频对国电双辽发电厂锅炉运行安全影响
前言:
随着社会的发展,电网容量的增大,提高经济效益降低环境污染,采用砍小上大机组的要求,和风电机组的增加,对现有的机组运行方式和格局进行了重新分配。
300MW机组也随着电力发展的需求也进行一次调频方式进行运行,对于负荷变化幅度小,变化周期短所引起的频率偏移,一般由发电机的调速器来进行调整,也就是通过调节汽机进汽门开度的大小来进行。
对负荷变化比较大,变化周期长所引起的频率偏移,单靠调速器不能把它限制在规定范围里,就得进行二次调频。
而电网容量的增大和峰谷电量差值的增大,在机组进行调频中往往出现的问题不仅是电气方面的,在火电机组的锅炉体现出的问题有着很大的变化,对锅炉安全运行和经济指标都有着很大的影响。
对于300MW的再热机组一次调频对锅炉、汽机的影响更大。
1、一次调频:
各机组并网运行时,受外界负荷变动影响,电网频率发生变化,这时,各机组的调节系统参与调节作用,改变各机组所带的负荷,使之与外界负荷相平衡.同时,还尽力减少电网频率的变化,这一过程即为一次调频.二次调频:
一次调频是有差调节,不能维持电网频率不变,只能缓和电网频率的改变程度.所以还需要利用同步器增、减速某些机组的负荷,以恢复电网频率,这一过程称为二次调频。
而负荷的变换不仅是由于现在电用户的增加或减少而形成的,也由于其它电能供给的不稳定而引起,特别是风电、潮汐电站由于风量或潮汐量的变化较大,风电、潮汐电站机组运行不平稳引起电网周波变换的幅度变化也较大。
风电、潮汐电站如在电网中所占负荷越大也易于引起电网周波的大幅度变化。
2、一次调频对汽温、汽压的影响。
在一次调频时,为了满足电网周波的变化,保持正常的周波50Hz,利用电功率调节的方式自动调节汽机进汽门的开度方式进行电功率的调节,以满足电网周波的变化。
而汽机侧为了满足周波的变化,进行的调门开度变化率以最大变化率而进行的。
这样必然会引起汽温、汽压大幅度的变化,在现场运行中主要体现比较明显的是汽压变化,在炉侧由于燃烧系统的迟滞性很难达到同步,特别对于直吹式制粉系统,由于其反应速度较慢,只能靠其蓄热能力来应付负荷变化,在小范围短时间的调频过程中可以满足要求,但长时间电网斌率变化较大时往往引起锅炉汽压、汽温较大变化,也对锅炉运行安全带来很大影响,如果时间超出2分钟,周波在49.92时,机组负荷可增加近20MW-40MW电负荷。
如实际运行截图所示:
2.1例如以某电厂300MW机组为例,在机组负荷210MW时电网周波在49.93Hz时,在周波持续在10秒内,其调频增加负荷近10MW,锅炉主汽压力由额定的16.9Mpa可降至16.4Mpa.而电网调度规定的调频一般为210MW-490MW机组的一次调频范围为机组容量的±8%,即16MW-41.2MW功率补偿量,机组一次调频的功率补偿量(ΔP):
是由机组转速不等率δ和电网频率偏差(可转换为转速偏差Δn)计算出来的,公式如下:
其中:
为额定转速。
为机组的额定功率。
例如:
额定容量为
=300MW的发电机,当转速偏差为Δn=-6转(电网频率偏差为Δf=-0.10HZ)时,该机组一次调频的功率补偿量ΔP:
如果通过公式可推出在周波比较大的范围内变化级49.92Hz-50.08Hz则负荷变化范围±40-60MW之间,对于300MW机组由于直吹式制粉系统的迟滞性和锅炉反映的迟滞必然会引起主气压力大范围的变化,最大可达1-1.5Mpa多,极易引起锅炉超压、低压情况出现。
如果周波持续时间大于50秒则会引起更大的变化。
3、对水位的影响
由于汽压的急剧变化,对于汽包锅炉在水质欠佳的情况下,极易引起泡沫浮腾,由于泡沫浮腾的出现极易形成虚假水位。
在水质较好的情况下,由于汽压的变化降低,汽水饱和温度降低,将引起汽化放热的出现,由于汽化放热的出现必会出现大量的气泡,引起汽包水位的变化,由于给水管路较长再加上给水泵调节存在一定的迟滞,将会引起汽包水位大幅上升,引起水位过高。
在周波频率恢复正常值时,由于机侧快速关门,而制粉系统投入自动控制方式的情况下,必然有大量的燃料投入,极易形成主汽压力急剧增高,在汽压大幅度提高下,饱和水温度增大,引起饱和水密度增加必然会引起汽包水位下降,由于给水自动调节的迟滞,再克服汽包则增加的压力必然引起水位大幅度下降。
根据数学建模可知如图
4、对汽温的影响
只有经过二次调频后,电网频率才能精确地保持恒定值。
二次调频目前有两种方法:
1,由调总下令各厂调整负荷。
2,机组采用AGC方式,实现机组负荷自动调度
简单的说,一次调频是汽轮机调速系统要据电网频率的变化,自发的进行调整机组负荷以恢复电网频率,二次调频是人为根据电网频率高低来调整机组负荷
关于一次调频的问题
机组一次调频功能是指当电网频率超出规定的正常范围后,电网频率的变化将使电网中参与一次调频的各机组的调速系统根据电网频率的变化自动地增加或减小机组的功率,从而达到新的平衡,并且将电网频率的变化限制在一定范围内的功能。
一次调频功能是维护电网稳的
重要手段。
负荷波动导致频率变化,可以通过一次和二次调频使系统频率在规定变化内.对于负荷变化幅度小,变化周期短所引起的频率偏移,一般由发电机的调速器来进行调整,这叫一次调频.对负荷变化比较大,变化周期长所引起的频率偏移,单靠调速器不能把它限制在规定范围里,就要用调频器来调频,这叫二次调频.
为了保证电网的频率稳定,一般对电力环节要进行调频,即一次和二次调频,频率的二次调整是指发电机组的的调频器,对于变动幅度较大(0.5~1.5%),变动周期较长(10s~30min)的频率偏差所作的调整。
一般有调频厂进行这项工作。
电网周波是随时间动态变化的随机变量,含有不同的频率成分。
电网的一次调频是一个随机过程。
因为系统负荷可看作由以下3种具有不同变化规律的变动负荷所组成[1]:
①变化幅度较小,变化周期较短,(一般为10s以内)的随机负荷分量;②变化幅度较大,变化周期较长(一般为10s到3min)的负荷分量,属于这类负荷的主要有电炉、轧钢机械等;③变化缓慢的持续变动负荷,引起负荷变化的主要原因是工厂的作息制度,人民的生活规律等。
一次调频所调节的正是叠加在长周期变化分量上的随机分量,这就决定了电网一次调频的随机性质。
系统规模不大时,电力系统的调峰和调频问题的研究主要从静态的角度开展。
例如,在20世纪80年代中期以前,研究的重点主要是电厂负荷的静态经济分配、安全经济的静态调度、静态最优潮流等,它们对系统的许多动态信息,尤其是许多时间方向上的动态约束信息关心不够,这在系统规模和负荷发展相对有限的早期是可以接受的。
然而,随着系统规模和负荷的迅速发展,电网的调峰和调频出现了许多新的问题和特点,这时再从静态的角度进行解决已很难达到多方协调的效果。
基于静态范畴的一次调频特性的概念是把电网中各台机组负荷分配规律简单地归结为与不等率成反比的关系,而实际情况并非如此简单。
在考察汽轮发电机组对周波变化的一次调频响应时,不仅要看周波变化的幅度,还要看周波变化的速度,因此要涉及到不同机组对不同频率的负荷扰动适应能力的差异,如再热机组与非再热机组。
而这一点用静特性概念是不能描述的,所以必须重新从动态角度来考虑问题。
另外,汽轮机调节系统对周波变化的各频率分量的响应能力不同。
例如,对设计有高压调节阀动态过开能力与没有此能力的再热机组,即使二者静特性完全一致,它们对不同频率的周波变化信号的功率输出响应也可能不一致。
因此,也需要从动态范畴重新考虑这个问题。
第二章机组一次调频运行的技术规范
2.1机组调速系统和控制系统须满足如下要求:
2.1.1采用电液调速系统(DEH)的汽轮机组,一次调频功能应由DEH实现。
应采取将频差信号叠加在汽轮机调速汽门指令处的设计方法,以保证一次调频的响应速度。
如采取其它形式的设计方法,也必须满足各项技术指标的要求;
2.1.2采用分散控制系统(DCS)、具有机组协调控制和AGC功能的组,应在DCS中投入频率校正回路,即当机组工作在机组协调或AGC方式时,由DEH、DCS共同完成一次调频功能,以保证机组一次调频的响应速度和持续性。
2.2机组一次调频的人工死区
2.2.1电液型汽轮机调节控制系统的火电机组一次调频的人工死区控制在±0.033Hz(±2r/min)内;
2.2.2机械、液压调节控制系统的火电机组一次调频的人工死区控制在±0.10Hz(±6r/min)内;
2.2.3水电机组一次调频的人工死区控制在±0.05Hz内。
2.3机组调速系统的速度变动率(或水电机组的永态转差率)
2.3.1火电机组速度变动率一般为4%~5%;
2.3.2水电机组的永态转差率不大于4%。
2.4一次调频的最大调整负荷限幅
2.4.1水电机组一次调频的负荷变化限制幅度为额定负荷的±10%;
2.4.2额定负荷500MW及以上的火电机组,一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±6%;
2.4.3额定负荷210~490MW的火电机组,一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±8%;
2.4.4额定负荷100~200MW的火电机组,一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±10%;
2.4.5额定负荷100MW以下的火电机组,一次调频的负荷调整限幅为机组额定负荷的±8%。
2.5调速系统的迟缓率(或水电调速器的转速死区)
2.5.1电液调节控制系统的火电机组,其调速系统的迟缓率小于0.06%;
2.5.2机械、液压调节控制系统的火电机组,其调速系统的迟缓率小于0.1%;
2.5.3水电机组调速器的转速死区小于0.04%。
2.6响应行为
机组一次调频的响应行为包括一次调频的负荷响应滞后时间、一次调频的最大负荷调整幅度。
一次调频的负荷响应滞后时间指运行机组从电网频率越过该机组一次调频的死区开始,到该机组的负荷开始变化所需的时间。
一次调频的最大负荷调整幅度指运行机组从电网频率越过该机组一次调频的死区开始计时的60s以内或者到电网频率恢复到该机组的一次调频的死区范围以内为止,该机组的有功功率相应进行调整(频率越上限时减少有功、频率越下限时增加有功)的幅度。
当机组的一次调频参数按照本《规定》第3.2~3.5条进行整定时,机组在80%的额定负荷状态下运行,对持续60s的一定频率的阶跃变化,其负荷调整响应的滞后时间、调整的幅度应满足如下要求:
2.6.1所有火电机组、额定水头在50米及以上的水电机组,其一次调频的负荷响应滞后时间,应小于4s;额定水头在50米以下的水电机组,其一次调频的负荷响应滞后时间,应小于8s;
2.6.2所有机组一次调频的负荷调整幅度应在15s内达到理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度的90%;
2.6.3在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45s内,机组实际出力与响应目标偏差的平均值应在理论计算的调整幅度的±5%内。
2.7一次调频功能贡献电量计算
当电网频率越过机组一次调频的死区时,网、省(市)调度机构的一次调频的监测、统计、分析软件根据电网频率和机组一次调频动作行为,自动计算机组的一次调频贡献电量。
具体算法如下:
以机组一次调频死区点的实际发电有功P0为基点,向后积分发电变化量,积分时间长度取2分钟,如果在2分钟内,系统频率恢复到机组一次调频死区以内,则积分时间到此为止。
若期间AGC指令或机组发电计划致使机组发电变化,变化量中应减去机组正常爬坡速率R变化的部分。
即机组i的一次调频积分电量Hi表示为:
式中:
Hi:
机组i的一次调频积分电量;
t0:
系统频率超过机组i一次调频动作死区的时刻;
t1:
系统频率进入机组i一次调频动作死区的时刻;
Pt:
t时刻机组i实际发电;
P0:
t0时刻机组i实际发电;
Si:
该时刻机组状态,0表示机组AGC或计划指令不调整负荷,1表示机组正受AGC或计划指令作用进行负荷调整;
Ri:
机组i的平均爬坡速率;
T:
积分间隔,应不小于RTU刷新时间,考虑到RTU实际刷新周期,积分间隔不大于3s。
注:
目前暂不考虑积分期间AGC指令或机组发电计划变化带来的影响。
2.8一次调频正确动作率
当某台机组并网运行时,在电网频率越过机组一次调频死区的一个积分期间,如果机组的一次调频功能贡献电量为正,则统计为该机组一次调频正确动作1次,否则,为不正确动作1次。
每日的正确动作率计算公式为:
机组一次调频正确动作率=正确动作次数/(正确动作次数+不正确动作次数)。
机组一次调频功能的研究与实现
随着机组容量的不断增加和市场经济的进一步深入,电网的供电质量要求也越来越高,要求电网频率非常稳定,满足各用户的要求。
随着计算机技术的应用,机组DEH由原来的液调方式改为电调方式,一次调频功能也由电调实现,虽然机组协调、AGC等功能投入运行,但由于一次调频功能一般为运行人员控制它的投切,致使大部分机组未投入,造成电网频率频繁超限。
2002年4月29日青岛会议后,我省开始一次调频功能的恢复工作,6月3日青岛电厂#2机组率先进行了一次调频试验,到现在为止,大部分电厂已经投入了一次调频功能,但也有部分电厂还没有完成该功能的恢复工作。
1.基本思想
一次调频功能是在电网由于机组或其他原因造成电网频率超限的情况下,单元机组利用锅炉蓄能,快速增减负荷,以弥补电网负荷缺口,保证电网安全、稳定。
2.名次解释
a)电网频率特性
电网频率是一个频繁变化的参数,也是电网运行的重要监视参数。
主要包括三部分:
低频区为每天根据用户的生活习惯和作息时间而变化的部分,由计划运行的机组根据电网预测分配负荷,使系统负荷在发电机组之间实现经济分配;高频区是由于用电负荷较小随机变化而造成的,由AGC功能随时完成调整;另外是由于系统内机组跳闸或大用户发生跳闸时,电网频率发生瞬间变化,一般变化幅度较大,变化周期在10秒到2~3分钟之间,要求网上机组的负荷能够在允许的范围内快速地调整,以弥补网上的负荷缺口,保证电网频率的稳定,这就是一次调频功能要完成的任务。
在液调机组中由液压系统的同步器根据机组的转速直接反应,为进一步提高机组的可控性和控制精度,现在的机组普遍采用电调系统,控制精度明显提高,机组的协调控制也具备了条件,其中一次调频作为DEH系统软件部分的一个功能之一,在前一段时间内被大家忽略一直未投入运行,造成电网频率频繁超限。
b)转速不等率
机组转速不等率(δ):
是指机组调节系统给定值不变的情况下,机组功率由0至额定值对应的转速变化量(Δn)与额定转速(n0)的比值,通常以百分数形式表示。
(对承担基本负荷的机组,一般取其不等率大一些,以希望电网周波的变化对其功率的影响要小,保证机组在经济工况下长期运行;对承担尖峰负荷的机组,则不等率要小一些,在电网周波变化后希望多分担一点变动负荷)
c)功率补偿量
机组一次调频的功率补偿量(ΔP):
是由机组转速不等率δ和电网频率偏差(可转换为转速偏差Δn)计算出来的,公式如下:
其中:
为额定转速。
为机组的额定功率。
例如:
额定容量为
=300MW的发电机,当转速偏差为Δn=-6转(电网频率偏差为Δf=-0.10HZ)时,该机组一次调频的功率补偿量ΔP:
d)迟缓率
机组的迟缓率:
是指由于调速器、传动放大机构和配汽机构部件有磨擦、间隙等原因使输入信息与输出信息之间存在的迟缓现象,这种迟缓现象作用于调节系统使在一定的转速变化范围Δn,机组功率不变。
迟缓率ε的计算公式如下:
ε=(Δn/
)*100%
其中
为额定转速。
e)调频死区
机组一次调频频率死区,是指系统在额定转速附近对转速的不灵敏区。
为了在电网频率变化较小的情况下提高机组稳定性,一般在电调系统设置有频率死区。
f)一次调频动态特性
一次调频特性是汽轮发电机组并网运行的基本特性之一,它是指电网负荷变化引起电网的频率发生变化后,机组在调节系统的作用下自动地增加〈电网频率下降时〉或减小(电网频率升高时〉自身的功率,从而限制电网频率变化的特性。
典型调节系统的一次调频动态特性
●纯转速调节系统:
在电网周波降低要求机组负荷立即增加时,使高调门动态过开到一个较大的数值,然后关小到与要求功率相适应的稳态值.用高压缸多进的蒸汽量所发出的功率来补偿中、低压缸功率增加的滞后,以使机组整个功率的增加接近于非再热机组的特性。
●功频系统:
当电网周波突然降低,需要增加机组功率时,高压调节阀在开始阶段增加的开度为正常应增加开度的两倍,其后随着功率的增加减小到正常开度,由此补偿中、低压缸的功率滞后,提高再热机组的一次调频能力。
●准恒功率系统:
该系统适应于带基本负荷的机组,对周期较长的电网周波变化,机组的功率几乎保持不变,在高频段,一次调频作用取得主导地位,表现为纯转速系统特性,这样既可利用汽包锅炉的蓄热参与短期的一次调频,又可避免对锅炉产生较大的扰动,保证机组在经济负荷下长期运行。
3.控制策略比较分析
在机组控制水平达到一定的自动化水平后,整个机组实现了协调控制,机组的负荷受电网或运行人员的控制,一次调频功能作为事故处理手段应该建立机组协调控制的基础之上,同时为保证机组一次调频功能的完整性,要求在机组不在协调控制状态下,由DEH完成一次调频功能。
DEH调频方案
◆方案A(见图1)
一次调频作为功率指令的校正信号加入到PID的设定值端,通过PID控制运行,相应地调节汽轮机调门保证机组实际负荷等于经校正后的功率指令。
优点是频率偏差与机组负荷变化成一定关系,在机组运行的任何工况下,一定的频率偏差理论上产生同样幅度、速率的负荷变化,有利于二次调频功能的运行。
缺点是:
由于作为定值校正信号,使得此种方式必须在系统功率回路投入的情况下才能起作用;当汽轮机调门控制从DEH控制(LOCAL方式)切换为CCS控制(REMOTE方式)后,DEH侧功率回路退出运行,也就是此种方式的一次调频功能被禁止投运;由于经过调节器,一次调频功能的响应时间受调节器的参数控制。
◆方案B(见图2)
一次调频作为功率调节器输出指令的校正信号,经校正后的指令直接输出到阀门管理程序,保证机组调门开度指令(指汽轮机的流量指令)等于经一次调频校正后的指令输出。
优点:
1与以往老式的液调机组比较,两者具有相同的控制方式。
一次调频功能可以在功率回路解除的情况下正常投运;并且当汽轮机调门控制从DEH系统控制(LOCAL方式)切换为CCS系统控制(REMOTE方式)后,DEH侧的一次调频功能仍可以起作用。
2由于不经过调节器,一次调频功能的响应速度很快,基本上没有任何延时。
缺点:
因为频率偏差与机组调门流量指令(线性化校正的开度指令)成一定关系,在机组运行的任何情况下,一定的频率偏差产生同样幅度、速率的开度变化。
但是对应于机组负荷而言,在机组运行的不同情况下,一定的频率偏差会产生不同幅度、速率的实际功率变化,不利于二次调频功能对控制对象的性能把握。
◆方案C(见图3)
结合A、B两种方案的优点,功率回路投入时同方案A,功率回路解除时同方案B,在任何运行方式下均能投运一次调频功能。
CCS系统的调频方案
◆方案A(见图4)
频率校正信号加在经速率限制后的功率指令上后作为设定值输入到PID调节器的SP端。
优点:
频率或转速的偏差与机组负荷变化成一定关系。
在机组运行的任何情况下,一定的频率(或转速)偏差理论上产生同样幅度、速率的负荷变化。
有利于二次调频功能的运行。
缺点:
由于作为设定值的校正信号,使得一次调频功能必须在CCS系统的PID回路投入的情况下才能起作用。
1当CCS控制系统由于某种本身原因没投功率回路时,一次调频功能不能投运。
2由于经过调节器,一次调频功能的响应时间受调节器的参数控制。
(2)方案B(见图4)
频率校正信号直接加在功率指令上后再经速率限制作为设定值输入到PID调节器的SP端。
这种方式一般来说没有可取之处。
速率限制在校正运算的后面,也就是说,当机组稳定运行,AGC或CCS指令没有变化时,在速率限制的范围内一次调频功能可以起作用。
但是,当机组正处于变负荷阶段(机组投运AGC后经常会出现),同方向(加负荷过程中频率偏低或者减负荷过程中频率高)的一次调频功能就被禁止了。
通过对DEH、CCS各种一次调频的分析,合理的一次调频方法应由CCS系统的频率校正(调频)功能及DEH系统的调频功能两部分一起作用来完成。
系统因此衍生出几种调频方式:
1)DEH系统手动或阀位控制方式时的DEH一次调频功能,相当于以前同步器液调机组的一次调频功能,优点是负荷响应速度很快,但由于非线性的阀门流量特性及不同参数运行的工况,静态上不能准确地达到参数指标的幅度要求;
2)DEH系统功率回路自动方式时的DEH频率校正(调频)功能,优点是负荷响应速度快,静态上也可以达到参数指标的幅度要求,但是该状态不能参加机组的CCS及AGC调节;
3)DEH系统在遥控方式,汽机主控在手动方式时的DEH一次调频功能,此时相当于方式1);
4)DEH系统在遥控方式,汽机主控在调功方式时的CCS频率校正(调频)功能,优点是可以达到参数指标的幅度要求,但负荷响应速度慢;
5)AGC方式时CCS频率校正(调频)功能,此时相当于方式4)。
由于CCS频率校正(调频)功能要通过PID实现,如果机组调频速度不能满足要求,则在方式4)和方式5)时要结合方式1)的DEH一次调频功能,以提高调频的响应速度,同时又保证参数指标的幅度要求。
机组在AGC或CCS工况时,为了快速响应调度负荷,基本不使用汽机主控调压方式,故该方式下一次调频功能暂不要求。
从大量试验来看:
(1)大部分参加试验的机组能在试验开始后10~20s内负荷有明显的变化;
(2)由于中储式机组的变负荷速率比较高,故一次调频能力普遍优于直吹式机组;(3)机组容量越小,汽包容积越大,机组蓄热量所占比例越大,一次调频能力越好。
4.参数设置(与华北电网比较)
a)不等率
转速不等率是机组一次调频的主要指标之一,机组转速不等率为5%。
火电机组速度不等率一般为4%~5%。
b)迟缓率
具有DEH的机组迟缓率应小于0.06%,其它机组应小于0.1%
机组容量<100MW,迟缓率要求小于0.4%;机组容量100MW~200MW,迟缓率要求小于0.2%;机组容量>200MW,迟缓率要求小于0.1%。
c)功率补偿量
负荷限制最大为机组额定容量的±5%
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%;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%;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%
锅炉的响应能力是制约机组一次调频幅度的主要因素,具有不同的结构形式与调节系统的锅炉,对不同变化速度的汽轮机蒸汽流量扰动的响应有所不同。
如直流锅炉与汽包锅炉比较,其蓄热能力小的多,阀门开度扰动对主汽压的影响快,而且幅度更大;另外,采用机炉协调控制系统与否,对相同的蒸汽流量扰动造成的主汽压变化是不一样的,有研究表明两者相差达两倍以上。
因此要设计某机组的一次调频动态性或确定其一次调频幅度,首先应获取锅炉在主汽压不超界的情况下,能承受的最大蒸汽流量扰动,记做Dmax(S),它是频率的函数,因为不同的变化速度的蒸汽流量扰动,引起主汽压变化的大小是不同的。
d)死区
机组一次调频的动作转速死区为:
3000±6转/分钟
火电机组一次调频死区不大于±r/min
e)变负荷率
机组增减负荷速度不低于额定容量的3%/分钟(AGC功能投入时,可采用
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