大型单轴燃气-蒸汽联合循环机组控制系统及其特点

分析了德国西门子（SIEMENS）、美国通用电气（GE）、日本三菱（MITSUBISHI）和瑞士阿尔斯通（ALSTOM）4家公司的大型单轴燃气-蒸汽联合循环机组配套的控制系统组态,并比较了它们的技术指标和特点。     

燃气-蒸汽联合循环机组汽包水位控制优化

萧山发电厂西门子V94.3A燃气-蒸汽联合循环机组在启动及运行期间,多次因汽包水位保护动作引起机组跳闸。根据汽包水位变化的主要机理,从水位调节控制系统、高中压旁路及给泵选型等热力系统设计几个方面对跳闸原因进行了分析,提出了通过控制速率、中压旁路最小压力设定、设置高压旁路减温超驰功能3个方面对旁路控制进行优化,同时通过给水控制的优化,实施对汽包水位的有效控制。优化措施实施后取得了较好效果,提高了汽包水位控制系统运行可靠性。     

燃气蒸汽联合循环机组运行优化调控系统

针对电厂机组运行管理过程中人工调控运行参数耗时费力、效率低、准确率低等问题,设计了一种基于数据挖掘的电厂机组运行优化调控系统。首先,采用数据挖掘算法对机组历史和实时运行数据进行参数的整合和相关性分析,得到影响机组运行的关键参数,作为机组健康状态评估的指标。然后,利用长短时记忆（LSTM）神经网络模型对机组健康状态特征模块中确定的特征值进行训练,预测参数随时间的变化趋势,实现机组智能调控。最后,开发了一套燃气蒸汽联合循环发电机组运行调控系统,并应用于浙江某电厂。运行结果表明:该系统可指导机组运行优化,提高机组的运行可靠性及经济性;优化后电厂机组出功功率提升了0.412 5%,年电能产量增加4 806 MW·h,机组年收益增加约326万元。     

燃气-蒸汽联合循环机组循环效率的分析

就宝钢电厂燃气—蒸汽联合循环机组循环效率从机组设计特点和运行中影响机组循环效率等几个方面进行分析。涉及环境温度、高炉煤气温度、高炉煤气热值变化对机组效率的影响，从而找出机组实际运行中如何提高循环效率的途径。     

燃气-蒸汽联合循环机组深度调峰供热研究

针对燃气蒸汽联合循环机组供热时调峰受限问题,本文对"二拖一"燃气-蒸汽联合循环供热机组在不同运行工况下的供热、发电热性进行分析和总结,提出三种调峰时增大供热能力的解决方案:燃气热水炉、储热水罐和蒸汽减温减压,并介绍各方案的技术特点、系统配置及使用建议。     

苏丹吉利联合循环电站的全厂性能试验

介绍了国产联合循环机组在苏丹国家进行性能试验的全过程。尝试了按美国ASME PTC46—1996标准编写的试验大纲进行试验，对比了两国标准，提出了它们之间存在的不同点，同时，也提出了试验过程中必须注意的几个问题。阐明了进行试验的重要性。     

燃气-蒸汽联合循环机组循环水泵优化管理系统设计与开发

针对燃气-蒸汽联合循环机组循环水泵运行管理较为缺乏的现状,设计并开发了燃气-蒸汽联合循环机组循环水泵运行管理系统。该系统基于循环水泵优化模型,能够根据机组负荷、抽汽量以及外部环境条件的变化,对循环水泵的运行方式进行及时调整,实现循环水泵优化运行指导;系统还构建了机组特性数据库,便于对机组检修后模型特性关系的修正与维护。该系统已在某200 MW级联合循环机组中得到成功投运,对降低厂用电率,促进节能降耗,提高机组经济性有着积极作用,具有广阔的应用前景。     

增城9H燃气—蒸汽联合循环机组控制网络设计

随着重型燃气轮机技术的不断发展,9H燃机在我国华电增城项目中首次实施应用,针对该机型的燃气—蒸汽联合循环机组控制网络的设计,国内目前无任何可借鉴和参考的资料.结合增城项目的实施经验,对全厂控制网络的设计方案及其相关实施配置方案进行了梳理与总结,将为后续同类型工程的建设提供指导借鉴.     

燃气-蒸汽联合循环机组现场总线技术设计与实施

要提高电厂的信息化水平,实现电厂控制和管理系统的全面数字化,就必须把数字化扩展到现场设备级,建立基于设备层应用现场总线技术的全厂控制系统.以某燃机电厂现场总线技术应用为例,详细介绍了现场总线的配置方案,提出了现场总线的设计原则和注意事项,并针对现场总线技术实施中存在的问题提出了合理化建议.     

大型燃气-蒸汽联合循环机组维修策略

2班制运行的9F级燃气-蒸汽联合循环机组采用每天起停运行方式,但目前却沿用常规火电机组的雏修模式,造成机组设备特别是辅机设备的可靠性差,维修被动.对此,提出了以可靠性为中心的维修管理模式,对设备的维修策略、维修周期及设备状态检测技术的应用等问题进行了探讨,提出了适应大型燃气轮机检修维护的检修模式和检修策略.     

一种降低燃气轮机气耗的温度控制优化方法研究

燃气轮机的排气温度影响联合循环机组的整体效率,而排气温度的有效控制依赖于燃气轮机的温度控制策略。介绍了GE公司燃气轮机的温度控制设计原理及控制方法,依据不同类型的温度控制曲线的计算过程对其可优化的方法进行了分析研究。依托排气温度、经济性的需求,结合固有设备的性能,对温度控制策略中IGV温控线（TTRXGV）、压比温控线（TTRXP）、功率温控线（TTRXS）进行优化。结合优化后的机组证明燃气轮机发电气耗在折算成纯凝工况后较优化前降低了0.000 5 m³/（kW·h）,在满足燃气轮机安全稳定运行的前提下提升了其经济性,表明所述优化方法的有效性和可靠性。     

S109FA机组低压蒸汽控制阀的异常情况与处理

文章主要介绍了S109FA机组低压蒸汽控制阀ACV的工作原理及作用,及其在启动过程中容易出现的ACV自行关闭、开启受限、卡涩等异常情况和相应的处理方法。     

火电机组主汽温控制优化策略的研究

针对火电机组汽温控制中的对象特性多变、抗扰动性能差、控制器难于整定等问题,将智能优化算法应用于汽温控制系统中,系统地提出了一套适用于工程实际的汽温控制优化策略,即高精度对象辨识、控制预估算法、扰动预估算法、控制器的鲁棒优化等,通过一个具体实例说明应用步骤,现场应用证明了该方法的有效性。     

广义预测控制在600MW超临界机组协调及汽温控制系统优化中的应用

针对安徽淮南平圩发电有限责任公司3号和4号600MW超临界机组存在的变负荷速率仅为1％／min、主燕汽压力和温度的波动分别达0．7MPa和15℃以上及再热汽温无法投入自动控制的实际情况,采用广义预测控制技术,提出了先进的协捌及再热汽温控制策略,实际应用表明：新的协调控制策略使机组的变负荷速率达到1．5％／min以上;在变负荷过程中主蒸汽压力和温度的最大动态偏差控制在0．4MPa和6℃以内,且参数不再振荡,有效提高了机组的运行稳定性;新的再热汽温控制策略实现了烟气挡板对再热汽温的有效控制．阿热汽濉的最夫动态偏筹控制在6℃以内,且减少了再热喷水量20t／h以上,提高了机组的运行经济效率。     

超临界机组AGC控制系统优化

介绍了在华东电网《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》和《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》两个细则实施中,田集发电厂2台600MW超临界机组自动发电控制系统存在的问题;针对这些问题,提出了改进方案,使得机组经济效益得到很大提高.     

广义预测控制在6 0 0 MW超临界机组协调及汽温控制系统优化中的应用

针对安徽淮南平圩发电有限责任公司3号和4号 600 MW超临界机组存在的变负荷速率仅为1%/min、主蒸汽压力和温度的波动分别达0.7 MPa和15 ℃以上及再热汽温无法投入自动控制的实际情况,采用广义预测控制技术,提出了先进的协调及再热汽温控制策略。实际应用表明：新的协调控制策略使机组的变负荷速率达到1.5%/min以上;在变负荷过程中主蒸汽压力和温度的最大动态偏差控制在0.4 MPa和6 ℃以内,且参数不再振荡,有效提高了机组的运行稳定性;新的再热汽温控制策略实现了烟气挡板对再热汽温的有效控制,再热汽温的最大动态偏差控制在6 ℃以内,且减少了再热喷水量20 t/h以上,提高了机组的运行经济效率。     

2号机组旁路控制系统的优化治理

秦皇岛发电有限责任公司一期两台200MW机组的旁路控制系统投入运行多年来故障率很高，由于系统设计繁琐等各种N素导致此套系统自动控制功能可靠性差。为简化控制原理，优化设备性能，对2号机旁路控制系统进行了改造和治理。