利用热网蓄能辅助供热机组调频的控制研究

随着如风电、太阳能等可再生能源的并网,使得火电机组需要进行深度调峰且快速响应调度指令。然而,传统的负荷调节控制方法难以使得机组应对调度指令的频繁变化。火电机组热网包含着大量的管道与热力设备,它们均具有很强的蓄热能力,合理利用其蓄热可在短时间内提升机组负荷响应速度。针对上述问题,对利用热网蓄能辅助供热机组负荷调节进行了研究,并设计了基于调度指令与负荷响应偏差的协调控制系统。仿真结果表明,所设计的协调控制系统能够提高机组负荷响应调度指令的能力,且保证供热压力的稳定。

国产600MW超临界机组宽度调峰试验研究

随着电网负荷及峰谷差的不断增大,在中国600 MW超临界火电机组已经成为电网主力机组并需频繁地承担调峰任务。通常火电机组调峰是指尽可能降低锅炉最低稳燃负荷,即传统的"深度调峰"。提出了"宽度调峰"的概念,并在国产600 MW超临界机组上开展了"宽度调峰"的试验研究,通过设备改造、燃烧调整、配煤掺烧、汽轮机滑压曲线优化和协调控制完善等措施,提高机组调峰性能,实现在传统"深度调峰"方面向下突破锅炉最低稳燃负荷设计值,向上挖掘机组带负荷潜力,扩大机组调峰幅度,达到"宽度调峰"目的。宽度调峰有利于电网安全调度与稳定运行,同时增加发电企业参与电网调峰运行的发电量和经济效益,实现了"调峰运行、网厂双赢"。

超临界600MW机组协调控制的优化

针对华能上海石洞口第二电厂1、2号超临界2×600MW机组自动发电控制(AGC)方式下的主蒸汽温度、主蒸汽压力及汽水分离器中间点温度的控制偏差较大、燃料量波动幅度大等使得AGC投入率较低的问题,结合机组的运行工况,对机组协调和主、再热蒸汽温度、给水流量等子系统的控制策略进行优化,并对优化后的控制系统进行了1.5%/min变负荷试验。在负荷变化过程中,2台机组的主蒸汽温度偏差绝对值均<5℃,再热蒸汽温度偏差绝对值均<10℃,汽水分离器中间点温度偏差绝对值均<6℃,主蒸汽压力偏差绝对值均<0.6MPa,功率偏差绝对值均<2MW,表明优化后的控制系统减小了各参数的控制偏差,负荷响应快,且满足AGC要求。

华电芜湖电厂超超临界660MW机组模拟量控制系统的优化

华电芜湖电厂超超临界660 MW机组投产后因煤质很差导致机组在自动发电控制(AGC)方式下无法满足2%/min负荷变化率,变负荷频繁且变化幅度大,给煤机断煤频繁等工况所产生的主蒸汽压力偏差大、主/再热蒸汽温度大幅度波动,使机组无法在协调控制方式下运行。对此,在原控制策略的基础上,对协调等主要控制策略进行了修改,对相关控制函数及调节参数进行了优化。优化后在AGC方式下可适应较大范围的负荷变化。

广义预测控制在600MW超临界机组协调及汽温控制系统优化中的应用

针对安徽淮南平圩发电有限责任公司3号和4号600MW超临界机组存在的变负荷速率仅为1%/min、主蒸汽压力和温度的波动分别达0.7 MPa和15℃以上及再热汽温无法投入自动控制的实际情况,采用广义预测控制技术,提出了先进的协调及再热汽温控制策略。实际应用表明:新的协调控制策略使机组的变负荷速率达到1.5%/min以上;在变负荷过程中主蒸汽压力和温度的最大动态偏差控制在0.4 MPa和6℃以内,且参数不再振荡,有效提高了机组的运行稳定性;新的再热汽温控制策略实现了烟气挡板对再热汽温的有效控制,再热汽温的最大动态偏差控制在6℃以内,且减少了再热喷水量20 t/h以上,提高了机组的运行经济效率。

“二拖一”燃气-蒸汽联合循环780MW机组控制策略及其优化

介绍了北京太阳宫燃气热电有限公司二拖一燃气-蒸汽联合循环780MW机组协调控制系统,针对机组一拖一和二拖一2种不同运行方式,提出了不同的负荷分配方案,并以基本比例为基础,引入PID算法进行辅助修正负荷分配方案,实现对机组总负荷的协调控制。同时,针对汽轮机跳闸、燃气轮机跳闸等事故,取消了MarkVI中蒸汽轮机跳闸联锁跳闸燃气轮机的保护功能,增加了旁路减压阀、减温水调节阀及截止阀快速开启控制功能。在自动发电控制(AGC)方式下,以30MW/min的升、降负荷速率进行负荷扰动试验结果表明,机组运行稳定,具有良好的调峰能力,负荷调整过程中最大动态负荷偏差<6MW,平均静态负荷偏差<4MW。

超临界350 MW循环流化床机组模拟量控制系统及AGC优化

安徽钱营孜发电有限公司2号机组模拟量控制系统优化前,在稳态工况下,机组主蒸汽压力偏差大且主蒸汽压力控制收敛较慢,同时存在中低负荷段主蒸汽温度达不到额定温度问题;变负荷工况下,主蒸汽压力偏差大,给水自动跟踪差;在高负荷段,由于煤泥的投入,机组主要参数变化更为剧烈,主蒸汽压力超压严重,影响机组安全稳定运行;风烟系统全程无法投入自动,导致机组负荷变化率仅为2 MW/min,不能满足电网相关规定。为了解决2号机组存在的问题,对其主要模拟量控制系统进行优化:修正给水设定曲线、中间点过热度设定曲线;修改氧量控制、一次风量控制及二次风量控制策略,增加变负荷前馈,动态协同进入炉膛的燃料量、给水流量和总风量。优化后,2号机组自动发电控制(AGC)方式下实际负荷变化率达到5.25 MW/min,稳态、变负荷工况下机组主要参数变化平稳。

基于Matlab/Simulink动态建模的600MW机组给水全程控制系统优化

采用Matlab/Simulink软件对同煤大唐塔山电厂(塔山电厂)亚临界600MW机组给水控制系统在高、低负荷下的不同动态特性进行建模和仿真。根据仿真结果,重新构造了控制器结构并优化了调节器参数,实现了机组在低负荷下汽包水位、调节阀差压的解耦和高负荷下汽包水位的精确控制,以及机组从锅炉上水到机组满负荷运行过程、RB等特殊工况下的给水全程控制。

350MW超临界机组甩负荷试验过程分析

介绍了哈汽350MW超临界机组50%及100%甩负荷试验工况下调节系统的运行和调节特性,计算了机组调节系统的特性参数,并对试验中出现的问题进行了分析,对同类型机组甩负荷试验提出了建议。

超临界660MW机组协调控制系统优化及定值扰动试验分析

某超临界660MW机组经过A级检修后,机组物理特性发生改变,需要对协调控制系统进行参数整定优化。本文采用高负荷工况下设置煤量减缓回路、锅炉前馈曲线修正、主蒸汽压力的控制与滑压速率的调整以及通过主蒸汽压力设定值释放更多蓄热等手段对该机组协调控制系统进行优化,并通过负荷、炉膛压力和主蒸汽温度定值扰动试验对优化后机组的调节品质、负荷响应速率进行分析。结果表明,该机组控制系统优化后参数稳定,具有较好的动态控制品质,能够满足机组安全稳定运行的要求。

300MW机组摆动燃烧器调节再热汽温的改进建议

分析了某300MW机组摆动燃烧器法再热汽温控制系统的特点。针对系统中存在的问题,提出了引入模糊控制技术改善再热汽温调节品质等改进建议。对摆动燃烧器的使用维护方法作了简要介绍。

抽水蓄能机组空载工况动态矩阵PID串级控制

针对传统PID控制对含机械时滞抽水蓄能机组调节系统控制效果不理想的问题,提出了一种抽水蓄能机组的动态矩阵PID串级控制策略。考虑液压执行机构的机械时滞和主接力器的限幅与限速,建立了小波动情况下抽水蓄能机组调节系统的数学模型。在调节系统原PID控制作为内环控制的基础上,引入动态矩阵控制作为外环控制,通过天牛须搜索算法来整定优化PID参数,提出了一种新型抽水蓄能机组动态矩阵PID串级控制方法,并应用PID等6种控制策略对调节系统进行控制仿真。结果表明:所提出的控制方法可以在不同机械时滞作用下有效改善抽水蓄能机组调节系统在空载频率扰动时的控制性能。研究成果可为抽水蓄能机组的调节系统控制提供借鉴。

国产引进型300MW机组甩负荷试验分析

介绍了西柏坡发电厂＃ ３ 机组甩负荷试验的情况，对试验结果进行了分析，得出了调节系统动态特性的主要参数。

考虑用户负荷特性的低频减载优化策略及实现方法研究

低频减载对于负荷调节的时效性以及准确性要求较高,在负荷削减的过程中存在欠切和过切的现象。同时,负荷调节涉及的用户较多,给用户带来不便,负荷削减还会对设备的正常运行产生影响。针对上述问题,本文提出一种面向用户负荷特征的低频减载分层调节策略。该策略将负荷调节偏差最低、减载用户比例最小作为优化目标;根据高污染、高耗能等不同特征,设置用户负荷的重要等级标签,以此调节参与负荷削减的用户比例,保障普通用户供电正常。此外本文设计了基于负荷控制单元的低频减载系统执行机构,通过预先向负荷控制单元下发调节策略,解决低频减载的时效性和准确性问题。本文通过仿真分析低频减载控制策略的合理性,实现了平均每轮0.87%的较低调控误差,每轮参与负荷削减用户的比例平均值为45%。该策略实现了监测更靠前、切荷更及时、管控更精准的预期目标。

220MW机组调峰运行方式试验研究

为适应电网调峰的需要 ,兴泰发电有限责任公司对 # 5新型 2 2 0MW机组进行了定压和滑压两种运行方式不同负荷下的对比试验 ,通过对试验数据的比较 。

300MW机组甩负荷试验CFB锅炉的控制

300MW机组甩负荷试验中循环流化床(CFB)锅炉的控制因其热惯性较大需在试验前30min调整给煤量,保持机组在主蒸汽参数低值下运行;前10min各参数为手动控制方式;前300～30s减少给煤量,即调整一、二次风量。甩负荷后,将主、再热蒸汽温度控制在500～560℃之间。对京煤凤凰岭电厂2号300MW机组CFB锅炉进行了机组甩50%负荷和甩100%负荷的试验,试验过程中CFB锅炉控制满足要求。

基于仿人智能控制算法的330MW机组深度调峰控制研究

针对汽轮机DEH系统和机组协调控制系统在中低负荷段存在的非线性和时滞问题,提出了基于仿人智能控制算法的330MW亚临界机组协调系统控制策略,与其它先进控制策略如预测控制策略相比,该智能控制策略具有设计简单、易于实现且无需被控过程数学模型的优点。在国电江苏谏壁发电有限公司330MW亚临界机组实际应用表明,智能协调优化控制系统提高了机组负荷的调节性能,有效抑制了主要参数的波动,明显提高了机组的运行稳定性。

超临界600MW机组锅炉负荷控制策略优化

针对某超临界600 MW机组锅炉煤质变化、磨煤机一次风量测量不准确,使得锅炉负荷难以自动控制的问题,在分析给煤量跟踪给水流量和给水流量跟踪给煤量2种锅炉负荷控制策略的基础上,采用在控制中增加煤质自校正功能的方法,对给水流量跟踪给煤量锅炉负荷控制策略进行了优化。实际应用结果表明,在自动发电控制（AGC）方式且机组大幅度变负荷工况下,锅炉负荷控制系统能够以1.0-1.5%/min的速率响应AGC指令,并将主蒸汽压力、温度控制在±0.4 MPa和±4℃内,满足DL/T 774—2004标准的要求。

河源电厂超超临界2×600MW机组一次调频控制策略及其优化

根据《广东电网发电机组一次调频管理规定》的一次调频响应时间应小于或等于3s、在电网频率变化超过机组一次调频死区开始时的45s内机组出力实际调节量应达到理论调节量的70%以上、一次调频稳定时间应小于60s的要求,以及依据机组一次调频实际贡献电量(频率越限期间机组发电出力偏离原计划曲线的积分电量),对河源电厂超超临界600MW机组一次调频功能进行考核,发现一次调频存在响应速度较慢、调频幅度不足等问题。对此,对机组一次调频功能的频差信号的选取方式、汽轮机主控及负荷闭锁控制逻辑等进行了优化。频差实际响应结果表明,优化后机组一次调频功能能够满足广东电网一次调频的要求。

600MW超临界机组深度调峰协调控制策略优化

介绍超临界机组低负荷运行的控制特点,分析超临界机组深度调峰需求、机组深度调峰低负荷段协调控制特点、深度调峰不同负荷段面临的技术难度和设备改造要点,给出常规负荷阶段锅炉主控、给水主控以及机组滑压曲线优化等精细化协调优化手段,阐述低负荷阶段机组深度调峰所需开展的相关试验以及试验过程中关注的重点难点内容,并对基于先进控制技术、智能算法、专家经验的机组协调控制优化策略开展验证。运行结果表明机组重要运行参数动态、稳态误差均在合理范围之内,机组调节速率及参数变化能够满足电网调度要求,可为同类型机组深度调峰协调控制策略优化提供借鉴。