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。     

1100MW超超临界机组AGC功能优化及试验

超临界机组具有热惯性大、迟滞性强、参数耦合关系强的特性,同时,单机负荷大的机组相对蓄热能力小,导致机组自动发电控制功能投入存在较大困难。通过对国内首台单机容量1 100 MW机组协调控制系统的优化,在重新设定机组滑压曲线基础上,对煤水比、负荷变化等环节进行调整优化,克服热惯性对AGC造成的影响。在AGC模式下以15 MW/min的变负荷速率进行了100 MW的负荷变动试验,能够保证主蒸汽温度变动范围小于10℃;主蒸汽压力变动范围小于1 MPa;同时其它主要参数的变化在控制范围之内。作为单机容量最大的机组,其AGC功能的投入对同类型机组的调试及运行有着重要的借鉴意义。     

自动发电控制(AGC)在330MW机组上的运用与分析

本文就AGC功能在大唐鲁北发电厂330MW机组上的运用展开分析讨论,通过试验检验该机组负荷响应能力,保证机组在AGC功能试验过程中的最小变负荷速率、负荷响应的统计偏差和最大偏差满足要求。同时检验了该机组协调控制系统(CCS)的调节品质,保证机组在AGC功能试验过程中的主蒸汽压力、分离器出口过热度、主蒸汽温度、再热汽温度的统计偏差和最大偏差不超标。     

基于内模控制原理的导前微分主蒸汽温度控制系统

根据锅炉蒸汽温度的动态特性及其控制方式的特点,将1种导前微分控制系统按内模原理的方法进行设计和调整,并对其稳定性进行了分析。在某300MW机组上进行的控制效果验证表明,机组负荷在276～214 MW之间变化时,主蒸汽压力偏差小于±0.3MPa;在机组负荷变化量较小时,主蒸汽温度变化幅度为2～-2℃;在机组负荷变化幅度较大时,主蒸汽温度变化幅度为3～-4℃。     

超临界600MW机组协调控制系统的分析与优化

通过对配备双进双出钢球磨煤机直吹式制粉系统的超临界600MW机组原协调控制系统存在的无法满足6MW/min的AGC变负荷速率、直流锅炉调节特性的非线性、中间点温度偏差等问题的分析,提出了增加变负荷指令前馈,在燃烧、给水和协调控制调节功率回路中增加非线性函数和变参数设置等优化方案。在自动发电控制(AGC)方式下进行了升、降负荷试验,表明优化后的协调控制系统能够满足AGC的考核指标要求,控制品质良好。     

660MW机组协调控制策略优化

针对大唐马鞍山当涂发电有限公司一期超临界2×660 MW机组控制系统存在的主蒸汽压力波动大、对煤质频繁变化适应性差、负荷响应慢等问题,对机组协调控制系统的负荷指令与压力设定、锅炉主控、汽轮机主控、一次调频、给水、燃料等控制回路进行了优化。控制系统优化后,机组稳态下负荷偏差减小,在变负荷过程中主蒸汽压力波动较小,在稳定负荷下主蒸汽压力与设定值偏差较小,控制品质显著提高。     

华能日照电厂1号、2号机组AGC控制功能优化研究

针对华能日照电厂一期2×350 MW机组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,对机组协调控制、过热蒸汽温度、一次风压力、磨煤机一次风量等相关控制逻辑进行了优化,并对相关控制系统调节器参数进行了整定,广泛使用变结构、变参数控制,提高了机组控制系统的控制品质。1号、2号机组在投入协调控制方式后,分别进行了变负荷速率、变负荷范围的试验,以及AGC考核试验。结果表明,优化后的协调控制系统各项控制指标能够满足电网AGC功能的要求,机组负荷变化范围为175~350 MW,负荷变化率达到4.5 MW/min,机组主要参数满足运行要求。     

负荷预估信号在机组协调控制系统中的应用

针对华能铜川电厂一期2×600 MW机组协调控制系统存在的锅炉主蒸汽压力控制滞后,不能满足电网快速变动负荷的质量指标要求的问题,对该控制系统进行了优化。将负荷预估信号动态地叠加到原协调控制系统的锅炉蒸汽压力控制回路中作为直接能量平衡前馈信号,从而提高了机组协调控制系统对负荷变化的响应速度。自动发电控制(AGC)试验表明,优化后的机组协调控制系统负荷适应能力强,响应速度快,各主要运行参数稳定。     

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.     

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。