云南水火电机组与电网协调控制技术研究

本项目进行了煤质自适应的火电机组AGC控制研究。研究了燃煤热值软测量方法,实现了燃料、协调控制及风量等主要调节系统的煤质自适应,使煤质变化后能保证机组的AGC控制指标;提高调节系统克服扰动的能力,使机组的运行稳定性更高,进一步减小机组主参数的调节偏差,使机组的经济性更高,提高火电机组AGC的投用率与调节品质,创新和关键技术如下：     

煤质自适应控制在超临界机组的应用

对超临界W火焰机组煤质自适应控制技术进行了研究,提出了快速的煤质热值软测量方法和燃料与给水等调节的煤质自适应校正方法,改进和优化了基于直接能量平衡（DEB）协调控制方法,结合采用经典方法构造的热量信号,实现了超临界机组的煤质自适应控制,保证了机组主参数调节的稳定性,提高了控制系统对煤质变化的鲁棒性.     

300MW双支腿型循环流化床锅炉一次风自动控制策略优化

神华神东电力有限责任公司萨拉齐电厂300 MW双支腿型循环流化床锅炉一次风自动调节改进前的方案为:变频器调节总风量,出口电动调节门调节锅炉2侧的床压以控制翻床。由于总风量与床压经常互相干扰,调节效果较差,锅炉一次风自动调节一直没有正常投入。针对双支腿型循环流化床锅炉蓄热能力强、一次风调节对翻床有影响及床温波动对锅炉燃烧有影响等特点,将控制策略优化为:全开一次风机出口电动调节门,仅通过2侧的一次风机变频器来控制一次风量,并通过平衡调节的方法防止锅炉翻床事故的发生。改进后一次风变频器自动调节稳定、可靠,机组负荷波动时一次风量跟踪及时、风煤配比适中,再未发生过翻床事故。     

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。     

锅炉送风自动控制策略优化

分析某电厂机组送风无法自动投入的原因,采取机组负荷指令与送风机动叶开度对应关系的离散控制策略,作为送风自动控制的粗调;以氧量对应送风机动叶开度变化的模糊控制策略,作为送风自动控制的前馈细调策略,来实现机组送风量的自动控制。同时结合送风自动的投入,优化炉膛负压自动控制参数。最后通过跟踪整定控制参数,实现了送风自动的投入,且调节品质能满足机组运行要求。     

磨煤机启停导致氮氧化物波动控制技术研究

磨煤机启停容易导致锅炉出口氮氧化物浓度大幅波动,影响脱硝系统的稳定运行。以双进双出钢球磨煤机为例,研究启停磨时氮氧化物波动与容量风、煤位、停磨吹扫时间、二次风量等参数变化的对应关系,确认停磨吹扫时间短、磨内有存煤且入炉煤量与二次风量不匹配,是造成停磨时氮氧化物浓度大幅波动的主因;磨内存煤未吹净、下次启磨时较多煤粉进入炉膛燃烧是造成启磨期间氮氧化物浓度大幅波动的主因。设计磨煤机停磨期间吹扫控制逻辑,确保存煤吹净;修改启停磨期间容量风量折算为燃料量的控制算法,将容量风量按磨煤机内存煤吹扫情况进行修正后折算为燃料量,使折算后的燃料量尽可能接近真实的煤粉量。经实验证实,合理控制停磨前吹扫时间,将磨内存煤吹净及全程投入二次风量自动能明显降低氮氧化物波动幅度,磨煤机启停对脱硝系统的强烈扰动得到有效控制。     

基于燃烧优化的CFB锅炉最优静态调节特性研究

目前,循环流化床(CFB)机组自动发电控制(AGC)一直处于动荡调节过程之中,致使各调节机构动作频繁,这主要是由于对CFB锅炉燃烧系统各调节量随负荷的变化规律(即静态特性)不明所致。因此,根据CFB锅炉的容量、结构、分离器性能、脱硫效率等,通过调节给煤粒度分布、床压降和一二次风比,获得最优物料质量浓度分布,并降低底渣含碳量和飞灰含碳量,然后建立炉内热量平衡、物料平衡和碳量平衡方程,采用牛顿法求解非线性方程组,获得CFB锅炉在不同负荷下燃用不同煤质及其在不同给煤粒度分布下的静态调节特性,确定CFB锅炉优化运行时的燃料量、一次风量、二次风量、石灰石量和排渣量等最佳调节量,将其作为CFB锅炉燃烧调节设定值,可实现CFB锅炉燃烧解耦控制。     

330MW循环流化床机组控制系统优化

针对京海煤矸石发电有限责任公司(京海电厂)330MW机组循环流化床锅炉控制系统存在的协调控制对煤质变化适应性差、炉膛压力高保护频繁动作、二次风量设定值不准确等问题,对控制系统进行了前馈量系数修正、通过惯性环节在机组升降负荷时实现先增加风量再增加煤量和先减少煤量后减少风量等优化。机组变负荷试验结果表明,优化后的控制系统调节性能和品质均满足控制要求,机组各主要指标均在合理范围,控制效果良好。     

超临界机组燃烧自适应优化控制系统的设计

自适应控制具有良好的鲁棒性,调节速度快和抗干扰性能优越。超临界机组燃烧系统是复杂非线性时变系统,针对火电厂超临界机组燃烧系统的特点采用自适应控制系统结构实现对锅炉燃烧系统的优化控制,保证系统运行的高效性和稳定性。通过燃烧自适应控制系统的仿真实验,可以证明能够有效地解决系统变量之间的耦合关系。能够根据当前负荷的变化做出相应的控制,做到稳、快、准地实现主蒸汽压力有效的调节,保证燃料的充分燃烧,使炉膛负压在规定的范围内变化。在煤质和设备特性发生变化时能保证稳定工作且大大提高燃烧效率。使复杂生产过程控制在最佳运行状态,降低煤耗,保证系统的安全性与可靠性。     

火电机组制粉系统自启停智能优化控制策略

以华能南通电厂二期350 MW亚临界火电机组为例,介绍制粉系统自启停智能优化控制策略。应用效果表明,该控制策略基本能够满足制粉系统自启停顺控需求,解决了不同煤种下预暖、启动、停运磨组的方式切换,完成了磨组启停过程中节油运行方式的自动选择,实现了一次风量、磨后温度等模拟量全程自动调节,提高了机组的自动化水平和运行稳定性。     

提高制粉系统的自动投入率

我公司一期工程安装的 2台国产引进型 30 0MW机组 ,分别于 1 995年 7月和 1 2月相继投产 ,均配直吹式制粉系统。机组投产不久 ,就出现磨煤机风量及出口温度较难调节等缺陷 ,风量及出口温度控制自动很难投入。通过对 2套自动的逻辑、定值以及整个一次风系统的分析 ,发现风量及温度自动难以投入的主要原因是冷、热风道阻力相差较大 ,执行机构存在空行程以及风量测量装置选用不当等几个综合因素引起。在分析与论证的基础上 ,做了相应的技术改进 ,从而提高了制粉系统的自动投入率。1　存在的问题直吹式制粉系统都采用冷一次风系统 ,如图1所示。…     

捷制650t／h直流炉制粉装置自动调节系统

本文介绍了一种前馈补偿解耦控制原理，并应用其构成了６５０ｔ／ｈ直流炉直吹式制粉装置解耦控制系统。解决了制粉系统一次风量和磨出口温度自动调节系统不能长期稳定投运的问题．     

基于一次风压及氧量控制的中储式锅炉送风控制

针对中间储仓式制粉系统的送风控制系统、氧量校正控制系统、一次风压控制系统长期调节品质不佳，甚至无法投入自动运行的问题，介绍了一种新的送风系统控制策略。在分析常规控制策略在中储式锅炉送风系统应用中存在的问题后，提出了基于控制一次风压及氧量的控制策略，现场试验证明该策略能够很好地满足机组AGC方式下的负荷变化和RB功能动作时的快速响应，降低了对控制系统风量测量准确性的依赖，并且不需要增加新设备，具有很强的通用性和实用性。     

自动发电控制机组在电网一次调频中的应用研究

随着机组自动发电控制功能的大量应用，如何利用自动发电控制机组参与电网的一次调频控制已变得越来越重要。本文讨论自动发电控制机组参与一次调频功能的投入条件、参数设置和实际应用。通过应用试验和分析，提出自动发电控制机组参与一次调频功能的优点。     

预测及限制型协调控制系统优化设计

为了解决深度调峰工况下,火电机组由于变负荷频次和变负荷幅度增加以及频繁启停磨煤机组造成的主蒸汽压力波动剧烈的问题,本文提出一种预测型锅炉主控前馈及三级限制型总风量前馈构成的协调控制优化逻辑,采用基于启磨煤机预判的预加煤前馈控制、总风量设定值逻辑优化、三级限制下总风量前馈逻辑优化等策略,提高机组变负荷响应能力,达到总风量与高频变化燃料量的最优匹配。在某600 MW机组上采用该优化策略,并通过现场变负荷扰动试验分析机组在高频率及大幅度负荷变动、启停磨煤机组、燃料量波动等复杂工况下主蒸汽压力变化特性,试验表明该优化方法能够综合调控机组主蒸汽压力,保障机组在经济工况下稳定运行。     

300MW单元机组AGC系统研究与优化

以华能杨柳青电厂5号300MW单元机组为例,针对其控制系统存在的负荷响应速度慢,无法满足电网自动发电控制(AGC)功能要求等问题,对5号单元机组协调控制系统、磨一次风控制系统、制粉控制系统等相关控制逻辑进行了优化,并对相应的控制调节参数进行了整定。5号机组在投入协调控制方式后,分别进行了负荷扰动试验和稳定负荷试验。试验结果表明,分散控制系统(DCS)的各项控制指标能够满足电网AGC功能的要求,并且机组主要运行参数也满足运行要求。通过对华能杨柳青电厂5号机组相关控制逻辑的优化和相关各控制系统调节器参数的整定,最终达到了提高机组AGC系统控制品质的目的。     

125MW机组功率自调用于自动发电控制（AGC）的实践

HGT-W微机型功率自动调节装置,作为电网自动发电控制（AGC）系统中的发电厂端单元控制调节装置,由我厂与江苏省电网调度所、电力部南京自动化研究院系统所合作开发,于1995年5月安装于我厂~#8（125MW）机组,经调试投入试运行,并经不断改进、攻关、完善,于1996年4月,自动按调度日负荷曲线调节机组有功功率投人运行,以后该装置相继在~#9、~#10、~#11机组上投入正常运行,实现了我厂自动发电控制。     

300 MW循环流化床空冷机组协调控制及其优化

介绍了华能蒙西发电厂首台国产化300 MW循环流化床机组的协调控制策略.针对需克服流化床机组热惯性问题,对负荷变化时风量/燃料量变化前馈、适应煤质变化对燃料量前馈比例控制等进行了优化.调试及实际运行表明,机组负荷在小范围变化,负荷变化率可达到2%,可实现大范围4 MW/min的负荷变化,优化提高了循环流化床机组控制的稳定性和快速性.     

国产20万千瓦机组热工自动调节系统投入状况调查

1982年下半年我们对已投产的国产20万千瓦机组投入热工自动调节系统的状况,按设计进行了调查,共调查了七个电厂的十台机组,其中燃油机组四台,燃煤机组六台(风扇磨和钢球磨各三台)。各机组的热工自动调节系统投入状况和投入率见附表。现按系统分述如下,供有关制造、设计、运行     

300 MW 循环流化床机组AGC功能的投入及优化

随着大型循环流化床机组的投产,流化床机组自身存在的热惯性大、迟滞性大、参数间耦合关系强烈的特点,使机组的自动控制及自动发电量控制（automatic generation control,AGC）功能的投入存在很大困难。通过对首台国产化300 MW外置循环流化床机组协调控制策略等的优化,克服流化床机组热惯性问题,在保证运行过程的物料平衡、能量平衡以及两侧床压平衡（防止翻床）的基础上,优化协调控制系统,通过控制燃料量变化来提高对主汽压力偏差的响应速度,优化上、下层二次风量的控制来提高流化床锅炉的燃烧率,克服主蒸汽压力、床温、床压的强耦合,适应炉内大量床料的存在所产生的大惯性、非线性,最终投入AGC功能,取得满意的效果。