配置双进双出磨火电机组燃料控制策略优化研究

对于配置双进双出磨煤机的火电机组，燃料控制的及时、准确性关系到机组协调系统的调节品质和变负荷工况下主汽压力、主汽温度等主要参数的稳定性。为解决锅炉燃烧指令的快速跟随性，以及入炉煤量的高精度控制这一难点问题，介绍了一种燃料控制优化策略，通过优化改进燃料主控控制方式、制定一种磨煤机动态瞬时入炉煤量计量和表征方法，提高锅炉燃烧控制品质和机组变负荷过程中协调系统的适应性。     

滑压运行汽包炉机组AGC控制策略研究

锅炉掺烧褐煤显著降低了AGC方式下滑压运行机组负荷响应速度及控制稳定裕度,为了提高机组AGC负荷响应速度和控制精度,在传统控制策略基础上提出了掺烧褐煤机组滑压运行的新型控制策略,基本思想是负荷指令与主汽压力指令分时控制,错峰调节,主汽压力定值动态自适应锅炉运行状态,采用高速负荷指令前馈代替实际负荷指令前馈,动态超前控制改善锅炉的动态特性。新型控制略策在充分利用锅炉蓄热来满足电网负荷需求的前提下,有效地解决了掺烧褐煤直吹式机组滑压运行方式下锅炉参数摆动大的问题,经过长期试验与调试,新型控制策略在铁岭电厂4台机组得到了成功应用。     

补汽阀投用对1000MW机组夏季运行工况的影响

阐述了采用西门子补汽阀技术的1 000 MW机组夏季工况下补汽阀投用与否对机组的功率响应、中间点汽温、主汽压力等参数的影响,对投用补汽阀后机组的经济性作了评估说明。夏季工况下不投用补汽阀,1 000 MW机组在额定参数下无法达到额定功率,并且在AGC(自动发电控制)方式下机组主要参数波动较大,不利于机组稳定运行。投用补汽阀运行,则增大汽轮机的节流损失,降低机组运行效率。如果提高蒸汽参数运行,锅炉金属受热面所能承受的温度上限将下降,金属管壁将更容易超温。因此建议在夏季工况下,对该类型的1 000 MW机组负荷调度采用AGC模式下的人工输入方式,由调度员在线设定机组的目标功率。     

大中型火电机组AGC快速响应控制策略优化的研究

针对我国大中型火电机组在AGC投入时负荷调节响应慢、主汽压力变化大、存在较大纯迟延的现状,提出了基于锅炉主控回路多变量智能解耦控制的优化控制方案,详细阐述了提高锅炉响应速度,减小机组负荷响应迟延时间,实现机组满足2个细则要求并保证全过程经济运行的控制原理.     

自动发电控制与机组协调控制

介绍了自动发电控制（AGC）和实现AGC的必要条件,对火电机组协调控制系统的几种方式在自动发电控制方式下接受中心负荷指令的响应特性进行了分析,提出了采用AGC对火电机组进行控制中应注意的问题。     

1036MW机组协调控制系统实时优化

针对1 000 MW机组传统协调系统控制方式存在关键参数波动大、变负荷耗能大、不能很好适应煤种变化等实际问题,华能海门电厂采用Infit系统,融合预测控制技术、神经网络学习技术及自适应控制技术控制系统,使机组能在调度要求的自动发电控制变负荷速率下实现主汽压力、中间点温度等参数更优的控制品质.对比分析了关键参数运行动态特...     

燃煤直流炉机组适应不同AGC模式的核心控制策略

燃用褐煤的直流炉机组,为适应电网AGC对负荷调节的要求,对其协调控制策略进行改进,从汽温和汽压控制两方面进行了优化。采用同时利用给水和给煤量对中间点温度修正的策略,并通过减温水对给水流量进行修正,实现中间点的稳定控制;利用汽机主控的变参数控制、快速加煤起压回路、一次风压前馈调节等逻辑设计,改善了主汽压力的延迟,缩短了变负荷时压力的启动时间。在机组投入AGC控制后,针对BLO和BLR两种模式不同的变负荷特点,对协调各子系统的前馈量设计了动态变参数修正。根据负荷变动量动态调整修正系数,减小对主汽压力、主汽温度、炉膛压力等重要参数的扰动。控制策略在电厂中的应用结果表明,经过优化后的控制逻辑,能够满足燃烧褐煤机组在不同AGC模式的负荷调节要求,过程中汽温和汽压的控制效果良好。     

600MW超临界W火焰锅炉机组协调及主汽温度控制优化

针对燃烧劣质无烟煤的W形火焰超临界机组存在的锅炉燃烧难于控制,协调控制系统和主汽温度调节品质不理想,特别是难于满足电网快速负荷调度的要求等问题,进行协调及主汽温度控制策略的研究开发,以提高机组协调变负荷能力,满足电网AGC大幅度、快速变负荷的要求。本文结合机组协调及主汽温度控制品质优化的应用情况,具体介绍试验过程及应用效果等。     

国华沧电600MW机组优化协调控制系统实现AGC自动负荷控制

本文分析了国华沧东电厂一期工程2×600MW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汽压力和负荷相互适应能力差及投入AGC后升降负荷速度慢的情况进行深入分析,找出了系统存在的问题,采取合适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。     

机组加负荷时锅炉安全门动作原因及改进

神头第二发电厂2号机组采用INFI90DCS控制系统,机组负荷实现AGC控制.2002-07-09,AGC指令由430MW上升至450MW,司炉启动6号磨煤机,其后,锅炉热负荷、主汽压力直线攀升,主汽压力最大达到18.3 MPa,过热器安全门动作.在其后的3个月,先后又发生同类型事故2次.……     

直接指令平衡控制策略在600 MW机组的应用

在系统提高了机组响应AGC目标负荷的要求后，通过完善锅炉动态前馈回路、主汽压力设定值回路和热值校正回路，使直接指令平衡（DIB）的协调控制在北仑电厂5台机组上取得了很好的效果。     

协调控制系统快速响应AGC指令的设计新方法及其工程应用

自动发电控制(Automatic Generation Control,AGC)是当代电网自动控制的一项基本要求.目前参与AGC控制的火电机组存在响应速度慢等问题,使电网AGC的控制效果较差.姚孟发电有限责任公司的1号和2号300MW本生直流炉式单元机组采用了增量型状态观测器与传统PID控制相结合的协调控制方案,并采用了文章给出的AGC与CCS的接口控制逻辑,使协调控制系统中的预给煤运算等功能在AGC方式下能得以实现,从而使机组能快速响应AGC负荷指令.两台机组AGC联调试验实时趋势曲线证明了这一点.     

600 MW机组协调控制策略优化

针对大同发电有限责任公司2台600 MW机组主汽压力和负荷相互适应能力差、协调不稳定、投入发电机自动控制系统（AGC）后负荷升降速度慢等问题,制定了相应的优化措施,使机组对负荷指令的响应速度大大提高,保证了AGC投入的可靠性。     

600 MW机组协调控制策略优化

针对大同发电有限责任公司2台600 MW机组主汽压力和负荷相互适应能力差、协调不稳定、投入发电机自动控制系统(AGC)后负荷升降速度慢等问题,制定了相应的优化措施,使机组对负荷指令的响应速度大大提高,保证了AGC投入的可靠性。     

330MW汽轮机组AGC策略优化

针对北方联合电力有限责任公司达拉特发电厂4号机组负荷不能及时跟随负荷指令,主汽压力与机前设定压力偏差较大等问题,分析认为机炉协调控制策略存在不足是导致机组AGC不能正常投入的主要原因。对锅炉主控制器及汽轮机主控制器逻辑进行了优化改进,实施后机组的协调控制品质和AGC投入率都得到提高。     

超临界640MW直流炉协调控制策略优化

贵溪电厂三期1、2号机组采用的是ALSTOM的汽轮机,其DEH控制系统限制条件多、过载阀流量特性快对机组主汽压影响大,加之燃烧煤种与设计煤种偏差大且煤种本身差异大等因素,导致机组在试运期间出现几次限制器动作迫降负荷,协调控制系统对AGC指令响应慢,达不到电网调度中心对AGC指令的要求,稳态时主汽压偏差大,升降负荷时过热度波动大等问题,影响机组安全运行和经济性。为此,在原控制策略的基础上,结合工程实际,提出合理的控制策略,采用并行前馈、动态参数补偿、引入直接能量平衡信号、智能加煤加水等手段对控制策略进行优化。优化后在350~510 MW之间进行大幅度负荷扰动及AGC试验,试验结果表明该协调系统的调节品质符合部颁标准,能够满足机组运行和电网的要求。     

AGC模式下超临界机组协调控制策略的完善及应用

自动发电控制(AGC)是电网自动控制的一项基本要求,电网对供电的较高要求需通过AGC和一次调频控制来实现。超临界直流炉机组蓄热能力小、初始响应速度慢,在AGC控制方式下常常难以满足电网的控制要求。针对浙能乐清发电厂超临界机组的特点,对机组协调控制系统进行分析,提出了控制策略优化和完善的措施。现场实际应用表明,改进后的协调控制系统控制策略能有效提高机组的负荷响应能力,且使机组运行更加稳定。     

掺烧褐煤直吹式汽包炉机组AGC控制技术研究

针对掺烧褐煤后导致锅炉主汽压力迟延过大、制粉系统出力不足及机组不能满足电网AGC要求的问题,对机组AGC下协调控制策略进行了改进和修正,增加了新型前馈指令,修改了汽机主控、锅炉主控以及一次风压力等回路的控制策略,并重新整定系统控制参数。修正后的控制策略在多台机组中得到了应用,实践证明控制策略改进效果较好,机组可以在大部分工况下投入自动发电控制(AGC)方式。     

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。     

循环流化床与煤粉锅炉负荷响应速率差异分析研究

依据调兵山2×300 MW循环流化床(CFB)机组AGC运行方式下的负荷响应特性,深入分析了大容量CFB机组与同级别常规煤粉锅炉机组负荷响应速率差异原因,指出CFB机组应发挥其清洁环保优势,在电网中带基本负荷或参与深度调峰,尽量不投用AGC方式,保证CFB机组安全、经济运行,实现清洁能源的合理有效利用。