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。     

基于凝结水节流及热网蓄能的循环流化床供热机组变负荷性能研究

为提高循环流化床机组的变负荷速率,基于火电机组锅炉侧和汽轮机侧响应存在差异,提出了基于凝结水节流和热网蓄能利用的快速变负荷方式。首先建立了抽汽系统以及汽轮机的机理模型,并计算了多个工况下负荷的理论值,验证上述模型的准确性;然后对抽汽系统蓄热进行分析,建立了基于凝结水节流的除氧器蓄热和热网蓄热定量计算模型,分析了影响循环流化床供热机组蓄热能力主要因素;最后提出了蓄热和负荷等响应特性。结果表明:循环流化床供热机组因存在冷渣环节,可调节凝结水流量受限,除氧器蓄热较煤粉炉更小;热网蓄热作为一个巨大的蓄热体,充分利用可提供可观的负荷提升,且短时间内的波动对于热网整体并无影响;除氧器蓄热和热网蓄热2种方式结合使用,在带供热工况下,变负荷时间可以缩短达4 min左右。     

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。     

超临界机组完全变压运行技术与节能分析

系统分析采用变凝结水流量快速调节机组负荷,实现超临界机组完全变压运行的技术特点和节能效果。根据实际运行试验数据,对变凝结水流量调节机组负荷的范围、响应速度、节能效果、除氧器和凝汽器及低压加热器的水位控制、变压运行对锅炉运行特性的影响等问题进行分析,认为变凝结水流量快速调节机组负荷法与传统技术相结合,可实现超临界机组完全变压运行,对大型燃煤机组节能减排意义重大。     

凝结水节流的动态特性分析及模型辨识

为了满足新能源电网的需求,火电机组的变负荷能力必须提高。而凝结水节流可以通过利用机组蓄能,快速、有效地激发机组的变负荷能力,满足电网的需要。以某电厂350 MW超临界火电机组为例,分别在95%工况、85%工况和75%工况进行除氧器上水门节流和凝泵变频节流试验,对节流过程中相关参数变量进行分析,研究不同负荷下机组的动态特性;结合粒子群智能算法完成不同工况、不同节流方式的模型辨识,比较两种控制方式的控制效果。结果表明:凝结水节流量越大,机组提升负荷的能力越强;不同条件下采用粒子群智能算法辨识得到的模型与机组实际的动态特性曲线高度吻合,除氧器上水门节流快速提升机组负荷的能力要优于凝泵变频节流,为大机组控制优化提供参考。     

核电常规岛给水除氧器水位控制系统建模与仿真

通过对核电常规岛的给水除氧器水位对象的机理建模,采用仿真分别对单冲量和三冲量的控制策略进行控制参数的整定,并对其控制品质进行分析比较。根据某工程热平衡图建立的除氧器输入输出介质关系,并通过凝结水阀门进行除氧器水位控制。针对除氧器水位控制中对象的滞后,大惯性,时变性的特性,运用串级三冲量给水控制对其进行变动负荷下的仿真研究,通过与传统的PID控制比较。     

660MW机组凝结水泵变频控制逻辑优化

通常将凝结水泵(凝泵)变频控制逻辑设计为除氧器水位调节阀控制除氧器水位及凝泵变频器控制凝结水压力和凝泵变频器控制除氧器水位及除氧器水位调节阀控制凝结水压力2种控制方式。为了使控制具有裕量,两者均无法使凝泵变频器在最节能方式下运行。对此,对除氧器水位调节阀控制除氧器水位,凝泵变频器控制压力的控制逻辑进行了优化,并应用于华能上海石洞口第二电厂4号机组。结果表明,4号机组负荷在480MW以上以除氧器水位调节阀全开及凝泵变频控制水位方式控制,可降低除氧器水位调节阀节流损失,节能效果更好。同时,避免了因低压加热器疏水泵跳闸、高压加热器切除、除氧器溢流调节阀误开启以及异常工况下除氧器水位低等,保证了机组的安全运行。     

超超临界二次再热机组凝结水节流变负荷技术分析

随着新能源的逐渐规模化并网,为了确保电网安全稳定运行,提高传统火电机组的调峰能力和变负荷速率成为发电行业关注的重点。本文分析了某超超临界1 000 MW二次再热汽轮发电机组的5级低压加热器回热系统特性,建立凝结水变负荷的稳态及动态模型,仿真评估凝结水节流变负荷技术的应用效果。结果表明:机组理论凝结水变负荷能力与实际系统仿真试验基本一致,可快速释放的总蓄热量为2 789~4 605 MJ,是提升机组变负荷初期速率的有效手段;二次再热机组的凝结水节流变负荷能力及机组节能效果比常规亚临界汽包炉更有优势,未来具有较强的研究意义及实用价值。     

1000 MW机组凝结水泵变频解耦控制在节能改造中的应用

针对凝结水泵进行变频控制技术研究和优化是目前大型火电机组节能改造的重点研究方向。以某发电厂1000 MW机组为例,分析除氧器水位调节阀和凝结水泵变频器调节的性能特点,提出一种新的凝结水泵变频解耦控制策略。该策略利用前馈补偿法对凝结水泵变频控制逻辑进行解耦控制优化,消除控制回路之间的相互耦合,实现除氧器水位和凝结水母管压力的全程协同控制并保持稳定,增强凝结水系统自动控制的抗干扰和抗扰动能力,降低系统节流损失和厂用电率,具有较好的节能效果。     

基于背压连续调节的火电机组变负荷控制

传统火电机组协调控制策略受限于锅炉侧的大迟延大惯性,其变负荷响应时间较长,一般不超过额定负荷的2%/min。本文提出一种基于背压调节的新型变负荷控制策略,在保证机组运行在安全背压的前提下,将循环水流量作为机组负荷的控制变量,当机组负荷出现偏差时,背压调节快速动作,减小偏差;而当机组负荷接近负荷指令时,背压调节恢复机组初始背压,保证机组运行的经济性,同时为下次变负荷调节做准备。在仿真机进行背压调节试验,结果表明湿冷机组循环水流量发生变化后30 s内机组背压和出力都将达到另一稳态值;在此基础上通过机理分析与试验曲线辨识,建立了湿冷机组循环水流量变化对机组出力影响的静态、动态模型;将背压连续调节作为机炉协调控制的辅助手段,建立了基于背压连续调节的新型变负荷控制策略,即背压调节用于机组变负荷控制的初始阶段,末期由协调控制完成。在某300 MW燃煤直流锅炉再热机组进行仿真,仿真结果表明该方案缩短了机组变负荷跨出死区的响应时间,提升了机组的变负荷速率。     

适应电网快速调频的热电联产机组新型变负荷控制策略

大型发电机组的一次调频特性对电力系统频率稳定与电能质量至关重要。热电联产机组热网中存储了大量蓄热,在短时间内利用这部分蓄热可以显著改善机组的调频性能而又不影响热用户需求。建立了机组释放蓄热的静、动态模型与热电耦合特性模型,提出了“供热抽汽快速动作、锅炉燃料精准追踪、供热抽汽缓慢恢复”的快速变负荷控制思路,并据此设计了供热抽汽调节与传统协调控制相结合的新型变负荷控制方法。以某330 MW机组为例进行了仿真验证,结果表明所提出的控制策略实现了供热抽汽的快速调节与主动恢复,缩短了机组跨出负荷响应死区的时间,提升了机组的变负荷速率,有效改善了机组的自动发电控制(AGC)性能。     

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。     

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。     

超临界、超超临界机组自动控制技术研究

本项目对超（超）临界机组自动控制技术进行研究,包括超临界机组的动态特性及控制特点;直流炉机组适应快速变负荷过程的协调控制策略,提出了基于炉跟机为基础的机组协调控制方案;燃水比控制回路的最佳反馈量;提高超临界机组AGC、一次调频控制性能的匹配控制方案;有效实现RB功能的控制策略及试验方法。项目在解决实际问题过程中进行,取得了良好的经济和社会效益。     

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。     

凝结水节流模糊参数自整定PID控制器

常规火电机组协调控制系统在调节负荷过程中存在较大的惯性与迟延,凝结水节流技术实现了快速提升负荷响应速度,但存在过度调节的问题。模糊参数自整定PID控制器充分利用PID控制中各个环节,在误差和误差变化发生改变时,根据模糊规则对PID控制参数进行在线修正,提高被控对象的动、静态性能。本文结合600 MW火电机组协调控制状态下系统的运行特点,提出将模糊参数自整定PID控制器应用于具有凝结水节流技术的协调控制系统。仿真结果表明:模糊参数自整定PID控制器应用于凝结水节流协调控制系统后,既提高了机组负荷响应速度,又很大程度上缓解了凝结水的过度调节;火电机组的系统性能和经济效益得到了有效提升。     

660MW超超临界机组低负荷下凝结水系统控制优化

某发电厂660 MW超超临界机组的凝结水控制系统在高负荷时调节品质优良、经济性良好,但是在低负荷及高低负荷切换时,出现了除氧器水位和凝结水泵出口压力参数波动、凝结水泵经济性下降等问题。通过对控制策略的分析和优化,提高了凝结水控制系统在低负荷时的稳定性和经济性。     

提升直流炉供热机组灵活性的电热协调控制策略EI北大核心CSCD

为克服“以热定电”对直流炉供热机组变负荷性能的影响,该文引入并改进双重控制方法,从而实现电热的协调控制。基于运行数据,辨识获得热–电负荷转换的动态模型,建立直流炉供热机组电热协调控制模型;重构热负荷偏差积分信号,实现对热负荷能量的全程检测;设计电热协调的双重控制策略,一方面通过供热抽汽流量主动响应提升发电负荷响应速率,另一方面通过热负荷精准能量平衡实现热负荷的全程自主恢复。仿真结果表明:电热协调双重控制策略可使机组的变负荷速率达到额定负荷的3%/min,自动发电控制(automatic generation control,AGC)调节性能至少提升了一倍,并能维持热负荷等主要参数的稳定。所提控制策略实现了直流炉供热机组的电热协调控制,可显著提升机组的运行灵活性。     

萧山电厂除氧器和凝结水水位智能控制

中小型机组的除氧器和凝汽器水位通常采用单回路ＰＩＤ调节。由于两水位间存在密切的耦合关系 ,因此 ,这种调节系统往往无法长期投入自动运行 ,而采用智能控制技术 ,为除氧器和凝汽器的水位联合控制提供了新的途径。除氧器水位和凝汽器水位是一个多变量控制对象 ,凝结水流量同时影响除氧器和凝汽器水位。除氧器水位受给水流量与凝结水流量的影响 ,凝汽器水位取决于凝结水流量与凝汽量和锅炉补给水量的平衡。在负荷变化不大时 ,凝汽量基本不变 ,凝汽器水位取决于凝结水流量与锅炉补给水量的平衡。由于锅炉补给水流量只有凝结水流量的 1/2 ,故…     

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。