凝结水变负荷深度调峰技术实现方法及其经济性评价

目前,国内火电机组参与深度调峰需要满足机组负荷响应速率及中低负荷段运行经济性的要求,虽然主蒸汽滑压运行能在一定程度上提高机组的运行经济性,但单一静态滑压运行曲线没有考虑环境参数变化、供热及工业用汽等影响。本文提出一种凝结水变负荷深度调峰技术的实现方法,通过凝结水节流快速变负荷控制技术及基于凝结水变负荷的深度滑压优化控制系统,根据电网自动发电控制(AGC)和一次调频指令需求,综合调配机组主蒸汽调节阀和凝结水泵变频器,同时根据环境和供热等工况变化,实时优化给定主蒸汽压力,实现深度调峰滑压节能优化运行,并通过对比试验评价该技术的经济性。结果表明,该技术能显著提高机组的综合经济效益,满足机组电网考核与运行经济性的需求。     

超超临界1000 MW机组一次调频多变量优化策略

针对凝结水节流变负荷技术在燃煤机组灵活性改造时存在响应滞后10～20 s的情况,本文在某超超临界1 000 MW机组上进行凝结水节流变负荷、抽汽调节变负荷及给水分配变负荷试验,重点分析了后两种变负荷技术的安全性及有效性;并在传统凝结水节流技术的基础上,结合该机组回热系统的布置情况,提出凝结水节流与抽汽调节、给水分配变负荷技术相结合的一次调频多变量优化控制策略,再利用改进的滑压优化系统进一步提高机组节能潜力。一次调频考核试验验证了该优化策略的有效性和可行性,同时证明投入多变量优化系统及滑压优化系统后,该机组年平均节约煤耗1.5 g/(kW·h),节能效果显著。     

900 MW超临界机组一次调频试验研究

针对900 MW超临界直流机组采用全程滑压运行方式、汽机调门节流小、机组蓄热小的特点,对机组一次调频的控制策略作了改进,完成了一次调频现场试验,使机组具备了参与电网一次调频的功能.根据凝结水节流的现场试验结果,提出了凝结水节流实现一次调频的可行性和注意事项,为超临界直流机组参与一次调频提供了新的方法和手段.     

上汽某百万机组凝结水节流辅助调频应用研究

随着我国电力结构转型发展,新能源装机规模日益增大,提高燃煤机组一次调频性能对维护电网稳定具有重要意义。基于上汽机型长期运行在纯滑压经济工况,综合考虑机组运行的经济性和一次调频性能,从上汽某百万机组凝结水节流调频应用实例角度出发,通过开展凝结水节流调频开环应用测试和数据分析可知该电厂凝结水节流调频实际可提升的负荷量约为理论量的37.5%。为此提出了一种满足现场需求的凝结水节流辅助调频具体优化方案,设计了凝结水节流辅助调频功能作为大频差下辅助参与一次调频的后备手段,解决了上汽机型因滑压工况下一次调频能力不足的问题,提升了1000 MW燃煤机组一次调频综合响应能力,对同类型燃煤机组设计凝结水节流辅助调频有很大的实际应用价值。     

火电机组深度调峰一次调频优化控制策略

针对深度调峰下火电机组运行经济性与调频性能之间的矛盾,提出了一种一次调频优化控制策略。综合考虑了热耗率、背压、当前负荷及高压调节阀节流状态,确定在滑压运行区间各个指标均最优的主蒸汽压力,以多目标智能滑压优化运行方式为基础,利用凝结水变负荷技术增加机组储热利用率,从而兼顾了机组低负荷下调频性能与运行经济性。本文综合全工况滑压修正、多目标智能滑压优化及凝结水变负荷技术,在某600 MW机组进行一次调频优化试验。结果表明,该一次调频优化控制策略能够保证机组在中低负荷段达到较高的一次调频合格率,为火电机组深度调峰提供了一种有效方法。     

超(超)临界机组新型节能协调控制系统的研究和应用

介绍了研究和开发的新型节能协调控制系统由锅炉控制负荷,汽机控制压力,调整压力设定值使得汽机高压调门全开,并通过凝结水节流参与负荷调节和优化锅炉燃烧率控制来加快负荷响应,同时应用汽机调门阀限调节技术实现一次调频功能。在基本满足电网AGC变负荷和一次调频功能要求的前提下,实现汽机高压调门全开的新型协调控制方式,提高机组运行经济性,实现节能减排。     

基于凝结水节流的火电机组AGC控制优化方法

近年来电网对火电机组自动发电控制(automatic gain control,AGC)响应能力提出日益严苛的要求。针对火电机组快速变负荷问题提出一种基于凝结水节流的AGC负荷控制策略。设计协调补偿系统对机炉侧和节流侧功率控制进行解耦,基于锅炉热量信号计算节流功率增量定值,基于节流功率反馈模型对机炉侧负荷控制补偿。在源网联合仿真平台上对改进的AGC响应控制策略进行仿真评估,结果证明,该策略能够在连续稳定控制凝结水节流系统的同时,有效改善火电机组AGC考核指标和控制性能标准(control performance standard,CPS)考核指标,提高火电机组参与电网AGC调节的能力。     

凝结水节流技术在电厂的应用探讨

凝结水节流技术是为满足电网频率调整要求,提高机组一次调频时的功率变化能力和机组稳定性,深度挖掘机组蓄能利用的1种新的调节方式。根据岱海电厂600 MW机组三阀全开滑压试验数据,对该机组进行了节流试验。试验结果表明,节流完全可以满足调频速率的要求,但也存在除氧器和凝汽器水位波动大、节流时间受限等问题,并提出改进措施。     

CTF负荷控制方式及凝水节流的应用

漕泾电厂1 000 MW超超临界火电机组采用西门子无调节级汽轮机,为了减少调门节流损失,尽可能提高机组经济性,运行中汽机调门始终全开滑压运行,采用CTF负荷控制方式,但仅靠锅炉燃烧率变化而引起机组负荷变化的速率,是缓慢的过程,满足不了电网快速变化的负荷需求。为了满足电网AGC变负荷的要求,采用基于凝结水调负荷的协调控制系统,解决变负荷初期的负荷响应,改善由于锅炉燃烧的滞后而产生的负荷响应的延时,并与锅炉燃烧率的控制相结合,在经过试验和优化后,在漕泾电厂成功投用。     

凝结水节流调频应用分析

凝结水节流调频是为了提高电能质量和满足电网频率调整要求,同时提高机组的负荷响应能力,深度利用机组蓄能的一种新的调节方式.文章通过分析凝结水节流调频技术在超 (超)临界机组中的实际应用,探讨了其存在的问题,并总结应对措施,为该技术广泛应用提供参考。     

凝结水调频技术在泰州电厂的应用

为了提高电能质量和电网频率的控制水平,迅速消除由于电网负荷变化而引起的频率波动,电网一般都要求发电机组具备在短时间内增加或减小一定量的出力以快速响应电网频率下降或上升的能力。凝结水节流参与机组负荷调节,能够有效挖掘机组蓄能、提高负荷变化能力,满足电网频率调整的要求。泰州电厂二期工程采用全周进汽超超临界二次再热汽轮发电机组,采用主汽调节阀节流进行负荷调节时节流损失很大,总结近年来凝结水节流技术在机组负荷调节上的成功经验,探讨将该技术运用在泰州电厂二期工程中的必要性和可行性。     

利用凝结水节流控制实现900 MW机组的一次调频功能

介绍上海外高桥二厂在凝泵变频的基础上利用凝结水节流技术,放开汽机调门节流限制,保持高压调门全开滑压运行,在满足机组AGC变负荷速率的前提下较大提高了机组的运行经济性。并介绍了在使用新型的凝结水节流功能后运行方面的一些注意事项,为机组安全运行提供保障。     

凝结水节流技术在燃煤机组灵活性改造中的应用

介绍了基于先进控制技术的协调控制调频、凝结水节流调频、供热机组短期抽汽调频、凝汽器冷却工质背压调频等4种提高燃煤机组灵活性的策略,结合实际工作,将凝结水节流技术与某电厂原协调控制相结合并在现场应用。运行结果表明,系统整体运行稳定,机组负荷能够快速响应AGC指令变化,仅凝结水节流对负荷调节速率可增加1.6%Pe/min,25 s内快速跨出AGC调节死区,调节性能良好。经测算,机组平均调节性能综合指标提高约10%,降低煤耗约0.93 g/(kW·h),机组经济性提高,调峰能力增强。     

基于凝结水节流串级控制的新型协调控制

新能源的规模化并网对火电机组变负荷能力提出了更高的要求,凝结水节流控制能够有效利用锅炉蓄热,达到快速变负荷的目的。本文设计的凝结水节流串级控制是结合凝结水节流控制的机炉协调控制系统,凝结水节流通道在调节初期利用机组蓄热快速响应负荷指令,并通过内回路保证除氧器水位不超限;机炉协调控制通道通过调节给煤量保证负荷调节后期的静态性能,包含凝结水流量控制和除氧器水位控制,这样保证了凝结水节流快速变负荷过程中除氧器水位的稳定。以某1 000 MW机组为例,对上述控制策略进行仿真,并应用IAE、ITAE和AGC考核指标对该新型凝结水节流串级控制策略与传统机炉协调控制策略进行量化对比,结果表明:凝结水节流串级控制大大提高机组升负荷速率,且负荷调节过程中除氧器水位变化较小。     

凝结水节流参与的超超临界机组一次调频控制方法

提高火电机组一次调频性能对维护电网稳定具有重要意义。提出一种基于凝结水节流的超超临界机组一次调频控制方法。基于热力学分析提出凝结水节流系统蓄能系数概念,计算凝结水节流对一次调频的能量贡献能力。设计基于多尺度分解的一次调频联合控制方法,调度凝结水节流系统和主机协调控制系统共同进行调频控制。仿真结果表明,所提控制方案能够在提高超超临界机组一次调频响应能力的同时减小机组运行参数扰动,所提蓄能计算有助于凝结水节流系统的安全高效运行。     

凝结水节流对机组负荷影响的仿真研究

为了深入了解凝结水节流技术参与机组负荷调节的潜力,以某超临界600 MW机组为研究对象,分析在不同工况下凝结水流量变化对机组负荷、除氧器水位等参数的影响。仿真结果表明,采用凝结水节流技术可有效提高机组的负荷响应速度,但会导致除氧器水位出现较大波动,对机组安全运行具有一定的影响。基于仿真结果,进行凝结水节流参与协调控制的技术改造,可有效提高机组对自动发电控制(AGC)的负荷响应速率。     

基于“两个细则”考核的燃煤机组自动发电控制系统优化及应用

针对燃煤机组不满足《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》和《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》中关于自动发电控制各项考核指标的问题,对AGC负荷指令的生成控制策略进行研究,通过对协调控制系统逻辑分析以及不同工况下的参数对比,提出600 MW燃煤机组AGC控制策略优化方案。解决了一次调频动作与AGC动作方向一致时,实际负荷先反向动作再正向动作的问题,弱化了一次调频对AGC响应时间的作用,使机组在各个工况下均能满足调频调峰的要求。采用新的控制策略,机组考核量大幅减少,经济效益明显提高。     

1000MW机组节能型协调控制系统的设计与应用

超超临界火电机组大都采用滑压运行,汽机调门的节流很小,电网快速变化的负荷需求与机组较小的蓄热之间的矛盾越来越突出。为了提高超超临界机组在汽机调门节流很小甚至调门全开、无锅炉蓄热可利用的工况下的机组负荷响应能力,设计了一套全新的基于凝结水调负荷的节能型机组协调控制系统,该新型控制系统有效利用了机组凝结水/回热系统中的蓄能,并与锅炉燃烧率的控制合理结合,在经过一系列的试验和优化后,该技术在外高桥三厂得到成功应用。     

基于UCPS评价标准的网源协同机组负荷频率控制策略

基于发电机组一次、二次调频综合性能的机组控制性能标准(unit control performance standard,UCPS),通过对电网能量状态和火电机组能量特性分析,综述了网源不同的能量状态对电网和机组的影响,探索了达到网源双赢的机组侧负荷频率控制策略。该策略利用燃煤机组的"能差",主动参与电网调频、"知能善用"地适应电网侧自动发电控制(AGC)变负荷任务,充分发挥机组良好的调频调功性能。通过对同类型机组的试验对比分析,得出机组侧应用UCPS控制策略,既对电网频率控制有益,又提高机组安全、稳定运行水平,降低机组运行成本,从而达到源网协调控制电网频率总体最优的目标。     

大同二电厂7号机组协调控制系统优化

大同二电厂7号机组存在设计煤种和实际燃用煤种差别较大、磨煤机惯性和延迟较大、一次风机出力不足等问题,导致机组自动发电控制(AGC)指令响应慢和稳态主蒸汽压力偏差大,达不到电网调度中心对AGC的要求,同时严重影响机组的安全性和经济性。为提高机组的响应速度,在保证机组安全的前提下,提出了机炉主控参数自适应及凝结水节流等协调控制优化策略。使机组的稳态压力偏差降低,电网考核指标Kp值有效提高,为发电企业减少了考核损失。