火电厂不同运行方式的比较与选优

在介绍分散控制系统(DCS)及其重要子系统--协调控制系统(CCS)结构、功能的基础上,对CCS在火电厂中不同运行方式进行了比较.基础控制方式(BM方式)是指协调主控的运行方式.适用于机组调试和启停阶段或机、炉控制系统无法自动时;锅炉控制跟随方式(BF方式)是指由汽轮机调节机组输出功率、锅炉调节主汽压力;汽轮机跟随方式(TF方式)是指锅炉调节机组输出功率,汽机调节主汽压力;协调控制方式(CC方式)是对汽包蓄能的合理利用和补偿;直接能量平衡控制方式(DEB方式)是指负荷由汽轮机侧控制,使机组负荷响应快.给出了各种方式控制图,提出现代化火电厂较为经济的运行方式是机炉协调控制方式和直接能量平衡的控制方式.     

大型循环流化床机组协调控制系统的研究

针对450t/h、410t/h循环流化床锅炉由于各参数间的强耦合、大迟延导致的协调控制系统难投入问题．基于河北南部电网已投运机组现场试验得到的汽轮机、锅炉的传递函数,对循环流化床锅炉燃烧控制系统和机炉协调控制系统的控制结构进行了试验研究。研究发现：对于大型循环流化床锅炉的协调控制系统,采用“机跟炉”控制方式是一种有效的控制方法．对于床温、一次风和二次风的控制要充分考虑各参数的相互影响。所得结论既可应用于1台循环流化床锅炉1台汽轮机的协调控制,也可应用于多台循环流化床锅炉1台汽轮机的协调控制．可为循环流化床锅炉自动控制系统的设计与调试提供参考。     

基于改进滑压控制的机炉协调系统设计

<正>1机炉协调控制系统组成动力系统的协调控制系统是把锅炉及汽轮机作为一个单元机组的整体进行综合控制时所用的控制系统,是整个动力装置控制系统的一部分。整个控制系统是由负荷控制系统(主控系统)、常规控制系统(子控制系统)和负荷控制对象3部分组成。负荷控制系统由负荷指令处理部分(负荷管     

某600MW机组高负荷限制保护控制引发负荷异常的分析及优化建议

某600 MW机组配置N600 - 24.2/566/566汽轮机,其控制系统采用北京ABB贝利控制有限公司制造的Symphony DCS.在机组为协调控制方式,数字式电液控制系统(DEH)为遥控方式,单元主控负荷设定值为605MW,主蒸汽压力为24.09 MPa的工况下,主蒸汽压力开始升高.     

计及测量精度的660MW火电机组机炉协调控制

针对660 MW火电机组机炉协调控制系统进行研究,分别采用网格法和校正模型对送风量、热值和燃料发热量等测量参数的测量精度进行改进,并在此基础上完成机组指令形成回路、压力设定值形成回路、锅炉主控系统、汽机主控系统、一次调频回路、快速减负荷(RB)控制回路等机炉协调控制系统组态逻辑设计。通过现场运行,结果表明,该660 MW火电机组设计方案可完成对单元机组的负荷控制、机炉协调控制以及对相关过程参数的准确监测。     

超临界空冷机组协调控制中新型热值校正方法的研究与应用

神华国华定洲发电有限责任公司二期超临界2×660MW空冷机组在不同负荷阶段和环境条件下,汽轮机背压和燃料发热量的变化对机组效率影响很大。采用传统的热值校正方法,在机组变负荷工况下,易使协调控制参数的偏差逐渐积累增大,降低机组的负荷响应速度及运行稳定性。对此,提出了一种新型的热值校正方法,在基于直接指令平衡的协调控制系统基础上,综合考虑了燃料发热量和汽轮机背压对机组效率的影响,以及同等外部环境条件下不同负荷的机组效率差异等因素,对锅炉燃料量指令的关系进行合理校正,以保证机组在不同工况下协调控制系统的控制品质。采用新型的热值校正方法后,机组负荷由600MW降至300MW,汽轮机背压由8.9kPa降至7.8kPa,锅炉主控压力调节器积分输出值由+0.2降至-1.2(受磨煤机停止的影响),机组变负荷结束后主蒸汽压力最大偏差分别为+0.2 MPa和-0.4MPa,未出现由于汽轮机背压下降导致机组变负荷结束后主蒸汽压力偏高的现象;机组负荷由445MW升至495MW,变负荷速率为2%/min,机组负荷响应时间为40s,负荷动态偏差0.5%,主蒸汽压力动态偏差最大为-0.2MPa,稳态偏差接近0。     

330 MW机组协调控制系统的优化

针对达拉特发电厂3号机组由于锅炉和汽轮机动态特性的不同而产生的互相扰动的问题,在协调控制方式下,利用汽轮机动态特性较快的特点,在机组主控设定端加入功率压力反演算函数,对锅炉主控的调节进行平衡,大大提高了协调控制系统的稳定性。     

机组协调控制系统炉侧指令不跟踪的原因分析

中宁发电有限责任公司1号、2号机组多次发生在自动发电控制(Automatic Genera-tion Control,AGC)投入下,机组负荷突降时,炉侧未按机组协调控制系统的指令快速减少燃料量,与机侧动作不一致,最终导致机组超压的现象。针对此问题进行原因分析,结果表明:由于锅炉燃料信号在高限消失时,触发锅炉控制回路主调节器跟踪,抵消了机组负荷指令对锅炉主控的前馈作用。因此,提出了消除主调节器积分饱和及增加对主调节器跟踪限定条件的解决方案,解决方案实施后,协调控制系统运行恢复正常,确保了机组的安全稳定运行。     

600MW锅炉主控分析与研究

随着国内600MW发电机组自动化项目的实施,以微处理器为基础的分散控制系统(DCS)在电厂中已广泛应用,热工自动化控制技术水平大大提高,实现了对汽轮机、锅炉的统一监控和管理。河曲发电厂的分散控制系统(DCS)由德国SIEMENS公司提供,采用TELEPERMXP(T-XP)系统,其控制水平已达到了目前60万机组的先进控制水平,尤其是T-XP系统在单元机组协调控制系统锅炉主控中的应用,实现了高精度自动控制,保证了锅炉的安全,提高了锅炉运行的经济性。从锅炉主控的功能实现、逻辑的特点、应用等方面来分析DCS系统在600MW机组锅炉主控组态中的应用。     

600MW机组协调控制系统实现AGC自动负荷控制的优化

分析了神华河北国华沧东发电有限责任公司一期工程2台600 MW机组采用的协调控制系统的原理,剖析了机组在进行升降负荷时锅炉与汽轮机之间能量平衡关系,针对机组投运初期协调控制系统在负荷升降过程中主蒸汽压力和负荷相互适应能力差,投入AGC后升降负荷速度慢的情况,采取合适的措施对协调控制逻辑进行了优化,并进行了AGC方式下负荷升降试验,取得了较好的效果.     

300 MW机组协调控制系统构成与应用

论述菏泽电厂300MW机组协调控制系统构成，包括实际负荷指令的形成、锅炉指令与热量信号、汽轮机主控站和锅炉主控站。通过对300MW机组协调控制系统(CCS)局部修改、优化完善及参数调整，使CCS及其子系统能长期可靠地投入自动，保证机组安全稳定运行，并能经受大幅度负荷变动的考验(负荷变动范围为50％～100％BMCR，负荷变化率≥2％／min)，包括磨煤机投切扰动的考验，满足电网自动发电控制(AGC)的要求。     

超临界循环流化床机组负荷快速响应的协调控制优化

超临界循环流化床(CFB)机组采用常规煤水比控制策略,存在惯性大、滞后长等问题,导致主蒸汽压力波动大,负荷响应效果差,在区域控制误差(ACE)模式下更为严重。本文根据CFB机组的特点,提出一种负荷快速响应的协调控制优化策略,采用主蒸汽流量协同中间点温度实现全过程给水控制;前馈调节与PID偏差调节相结合,采用负荷和主蒸汽压力偏差共同作用于锅炉主控的负荷快速响应;充分利用CFB锅炉蓄热,通过汽轮机主控与各调节阀指令响应负荷变化。某超临界350 MW CFB机组应用该控制优化策略后,主蒸汽压力波动小且温度稳定,变负荷运行时控制效果良好,ACE模式下负荷响应综合评价指标Kp值达4.21,满足电网考核指标。     

改进型DEB协调控制在大迟延控制对象上的应用

针对神华陕西国华锦界能源有限责任公司(锦界电厂)3号亚临界600MW机组燃料量对主蒸汽压力变化响应的纯迟延长、惯性大的特点,将原机组协调控制系统的单纯直接指令平衡(DIB)控制系统前馈-反馈调节结构优化为改进型直接能量平衡(DEB)控制系统+动态预超调燃料前馈控制结构。应用结果表明,改进后的协调控制系统克服了机组的大迟延环节对主蒸汽压力调节的影响。当机组负荷指令变化时,控制系统快速改变汽轮机调节阀开度,从而消除或减小了锅炉主控对负荷变化响应的迟延;通过合理配置较大比例的动态预超调燃料前馈量,及时提高锅炉蓄热量,减小了主蒸汽压力的动态偏差。DEB控制系统在主蒸汽压力变化前通过锅炉热量信号动态预调节燃料量,使主蒸汽压力快速跟踪其设定值,对长迟延、大惯性系统具有较好的适应性。     

1000MW超超临界机组自动调节优化的探讨

以上海上电漕泾发电有限公司2台1 000MW超超临界火电机组为对象,采用智能超调优化、给水控制系统优化、对电网负荷指令处理优化、机组协调优化等处理手段,对2台机组的控制策略和控制系统进行优化。运行结果表明:锅炉与汽轮机之间及锅炉燃料与给水之间的协调控制品质显著提高。     

350MW超临界CFB机组协调控制系统分析

结合某350 MW超临界循环流化床(CFB)机组协调控制系统,依靠锅炉主控前馈量的合理设置、煤水的精确耦合、汽轮机调节阀负荷响应能力的充分发挥等,克服超临界CFB燃烧响应慢、热惯性大等带来的控制困难,成功实现额定负荷速率(4.5 MW/min)协调变负荷;提出煤质校正确定基准煤量,煤焓回路确定基准水量,主要控制回路的耦合要点,以及针对超临界CFB机组多发的超压、超温问题的逻辑优化等,为同类型机组协调控制提供参考。     

用DCS 实施火电机组负荷控制的特点

益阳电厂2 ×300 MW 机组控制系统采用美国贝利公司生产的INFI - 90 分散控制系统。其负荷控制系统的特点包括负荷指令运算回路的产生;调频控制;汽机主控、锅炉主控和DCS 控制电气系统。因此,机组的机、炉、电三大主机全部可由DCS 集中监控。     

超临界机组协调控制系统的分析与改进

根据超临界直流锅炉动态曲线的特点,对超临界机组和差法解耦后的协调控制系统进行了分析和改进。以某电厂2×600 MW间接能量平衡(IEB)协调控制为例,详细分析了通过引入多个并行前馈信号来改善协调控制方式下的锅炉主控、汽轮机主控的控制品质,减少由反馈积分作用对控制系统性能的影响。     

300MW循环流化床锅炉机组协调控制系统功能及策略

介绍了内蒙古京泰发电有限责任公司2台300MW循环流化床机组协调控制功能投入情况及参数控制效果,结合循环流化床机组协调控制系统主要控制对象纯滞后、惯性大、多变量相互耦合等特点,说明了循环流化床机组协调燃料主控、RB逻辑、给水控制等功能与策略、     

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。     

300 MW机组协调控制系统的完善与优化

分析了宝鸡第二发电有限公司4号机组协调控制系统存在的问题,并据此提出了机主控主汽压力偏差修正负荷指令和炉主控预加煤等优化方案。实践证明,采用这些方案可有效克服直吹式制粉系统锅炉压力、负荷响应滞后大的缺点,提高协调控制系统的响应速度和调节品质。