基于广义预测控制的除氧器水位快速控制方法仿真

凝结水节流技术利用低压加热器系统蓄热辅助响应一次调频、变负荷的功率需求,提高汽轮机稳态高调门开度,降低节流损失,提高机组运行经济性.该项技术应用时,受常规PID(proportional,integral and differential)除氧器水位控制响应相对较慢的约束,凝结水节流动作幅度较小,辅助负荷响应作用难以充...     

凝结水节流参与机组发电负荷双重控制方案

"机跟炉"协调控制机组负荷响应过程存在迟延和惯性,而凝结水节流参与火电机组负荷调节,能够利用机组蓄热提高负荷响应速率。但凝结水节流受限于除氧器水位,只能解决变负荷初期的响应,最终的负荷响应仍需要锅炉侧燃烧率的变化。针对上述问题,提出了凝结水节流参与机组负荷调节双重控制方案,并通过仿真实验对比机组分别在凝结水节流双重控制方式和"机跟炉"协调控制方式下变负荷过程中的负荷响应情况和机前压力变化情况。结果表明:凝结水节流参与机组负荷调节双重控制方案能够利用机组蓄热,提高机组变负荷过程中响应速率,并维持机组主要参数的稳定。     

二次再热机组烟气余热利用优化方案研究

二次再热已逐渐成为大容量、高参数超超临界机组的发展方向。对超超临界二次再热机组烟气余热利用技术进行了探讨,对4种可能的余热回收方案进行了热经济性计算和调频最大负荷量变化计算。分析结果表明,烟气-高加换热方案节能效果最好,发电煤耗率降低6 g/kWh;烟气-低加换热方案和烟气-低加-空气换热方案对给水调频的潜能无影响,但会降低机组凝结水节流调频的潜能;烟气-高加-空气换热方案和烟气-高加-低加-空气换热方案对凝结水节流调频的潜能无影响,但会降低给水调频的潜能。     

凝结水节流参与机组负荷调节过程建模与分析

凝结水节流参与火电机组负荷调节,能够有效利用机组蓄能提高负荷响应速率,同时不会造成热效率降低和厚壁金属热应力增加。依据质量守恒和能量守恒定律,建立汽轮机低压加热器、除氧器动态模型,阐明了凝结水节流导致汽轮机功率增加的机理。并针对一600 MW典型机组,依据其设计参数分析这一过程的静态、动态特性,最终得到了凝结水流量变化与机组负荷变化之间的传递函数。凝结水节流释放机组蓄热的总量及速度与主蒸汽节流大致相同,在机组协调控制系统设计中引入此方案,可以提高机组变负荷过程中主要参数的稳定性。     

330 MW高背压热电联产机组运行优化分析

大型汽轮机组采用高背压方式供热可以充分利用乏汽余热，提高燃料利用效率，已经有越来越多火电厂进行高背压供热改造。为确保高背压机组运行经济性，针对某电厂330 MW高背压热电联产机组建立Ebsilon模型并进行全工况模拟，根据低压缸最小冷却流量确定了机组的理论负荷区间，针对其实际热负荷条件建立了热网数学模型，结合热网供回水温度分析其在不同环境温度条件下的背压运行方式和电负荷范围，确定了优化背压后机组的实际运行边界；并针对热网回水偏离理想值时的经济性进行分析，确定了机组高背压投运策略。结果表明：机组采用高背压乏汽余热供热方式可以有效提高供热能力约80 MW,但是其环境温度适应性较差，环境温度较高时，采用抽背方式供热的经济性要明显优于抽凝方式，采用优化后的背压运行方式最高可降低标准发电煤耗约34 g/kW·h;另外，热网回水温度严重影响高背压机组的经济性，在不同的供水温度下，其高背压投运的边界回水温度也相应改变。     

风电-循环流化床-热电联产机组联合优化调度

并网发电机组整体的调峰调频能力影响着电网消纳风电负荷的能力,火电机组在一定时期内仍然是补偿风电的首选。但主流的普通煤粉锅炉机组,其调峰调频能力难以达到要求。对比发现,循环流化床机组调峰能力优良但调频能力差,而热电联产机组调峰能力差但调频能力优良。对此,将同一发电集团的风电场同循环流化床锅炉机组、热电联产机组组成一个联合调度体,并分析了不同调度模式下的整体收益,探究了循环流化床锅炉机组调峰能力对热电设备的替代效用。算例分析表明,在消纳风电量相同的条件下,所提模型经济性要高于热电设备消纳方案。     

浅析电厂一次调频控制的分析与优化

一次调频作为电力系统频率控制的一项重要技术手段,对电网频率稳定具有重要意义.本文分析了目前一次调频的基本原理,并针对机组一次调频方式会使汽机调门朝相反方向调整,造成机组调节过于频繁,引起系统振荡的问题通过对调频负荷和调频幅度速率的限制以及调频幅度的修正对电厂一次调频控制进行优化.     

不同调节方式下二次风机低负荷运行能耗分析

针对火电机组常年低负荷运行的现状,结合循环流化床机组二次风机不同调节方式下低负荷运行的数据,分析了风机运行的经济性及安全性。结果表明,对于入口挡板调节的风机,在50%负荷以下采用单台风机运行;对于液阻调节的风机,在70%负荷下采用单台风机运行;对于变频调节的风机,在全频段都采用双台风机并列运行。     

太阳能-地源热泵系统供暖模式

目的 提出太阳能与地源热泵联合供暖和交替供暖两种运行方式,解决太阳能和地源热泵各自单独应用时存在的缺陷.方法 绘制两种供暖方式的原理图,对太阳能集热器、热泵机组和室内散热器建立数学模型;以沈阳地区为例,进行室外温度、逐时热负荷、太阳能辐射强度和热泵机组运行工况的模拟并且采用静态分析法计算两种供暖方式的经济性.结果 两种供暖方式均能稳定的运行,而且就经济性来说交替性供暖在初投资上要比联合供暖高约28.4％,但是交替供暖一个供暖期的运行费用要比联合供暖大约低22.5％.结论 将两种供暖方式的理论研究应用于实际工程中是具有可行性的,而且比较适用于热负荷大于冷负荷地区;在5个供暖期后,初投资较高的交替供暖开始显示出它的经济性;结合使用要比单独使用太阳能和地源热泵更具有节能性.     

国产600MW超临界机组一次调频动态试验与分析

火电机组投入机炉协调方式运行后,采用CCS与DEH侧协同作用的一次调频方式,能够实现快速、持久的一次调频。通过对某国产600 MW超临界机组一次调频现场动态试验结果的分析,尽可能发掘该机组的最大调频能力,提高电网运行的稳定性,降低电网的频率波动,增强电网的抗事故能力。     

660MW超临界火电机组建模与一次调频

为了反映、评估、改善当前国内超临界单元机组参与电网一次调频的能力,根据集总参数法建立了超临界火电机组不同工况下的数学模型。利用Simulink软件进行了随机频率偏差扰动下稳定工况以及变工况时机组参与电网一次调频能力的仿真实验,结果表明了模型的合理性及有效性,为优化改善超临界机组参与电网一次调频能力提供了平台,为实现负荷频率最优控制打下基础。     

一次调频在石横电厂#4机组中的优化与应用

石横电厂作为山东电网的主力调峰调频机组，一次调频的合理应用对于提高电网安全运行水平和频率质量起着至关重要的作用。因此分析和研究机组一次调频的投入是石横电厂#4机组技改工作的重点，根据《山东电网发电机组一次调频技术要求》，并结合石横电厂的实际，对#4机组一次调频问题进行了分析壬口研究，对其中的关键技术环节进行了合理优化。通过机组热态试验数据表明，此次#4机组一次调频技改工作取得了预期的效果，达到了山东电网对调峰调频机组一次调频的技术要求。     

某1000MW汽轮机的全周进汽-滑压调节与旁通调节方式

分析了某大型超超临界汽轮机所采用的调节方式的特点,结果表明,在该机组中,全周进汽-滑压调节方式与旁通调节方式的合理搭配,可使机组具有较好的运行经济性和较高的安全可靠性,以及良好的调频能力.     

600 MW机组喷水减温系统的热经济性研究

结合某亚临界600 MW机组,通过等效热降法建立4种不同喷水减温方式的数学模型,定量分析了在不同负荷下过热器、再热器喷水减温系统对机组经济性的影响。研究结果表明:从最高加热器出口进行分流并严格控制减温水量,有助于提高机组运行经济性;再热器喷水减温对机组整体运行经济性影响较大。     

300MW机组运行方式的经济性分析

通过对妈湾1＃机组的实验分析,总结出在不同负荷下300MW机组的经济解决300MW机组作为调峰机组的经济性问题,试验证明定－滑－定具有较高的经济性和安全性。     

空冷机组凝结水系统蓄能容量定量分析

合理利用凝结水系统蓄能是提高火电机组负荷响应速率的有效手段之一。在分析机组回热加热系统结构及工作机理的基础上,建立各低压加热器及除氧器的质量-能量平衡方程,根据等效焓降法分析凝结水流量同各级抽汽流量之间的关系,计算出凝结水流量变化与发电功率变化之间的静态增益;并依据除氧器容积定量计算出机组凝结水系统蓄能容量。进一步通过对比典型600 MW空冷机组和水冷机组的计算结果,发现相同负荷下空冷机组储能容量较水冷机组储能容量小20%左右;空冷及水冷机组凝结水系统蓄能容量都呈现随功率增加而增加的趋势。所涉及的计算过程及结论对我国华北、西北"富煤少水"地区空冷机组具有参考价值。     

330MW循环流化床机组(CFB)锅炉冷渣器冷却水设计优化

以华能白山煤矸石电厂330MW新建机组为实例,分析了采用凝结水对循环流化床锅炉冷渣器进行冷却的可行性.结论认为采用凝结水冷却冷渣器是完全可行,可以提高机组经济性,符合国家节能减排政策.     

合肥二电厂凝泵变频改造控制实现及优化

合肥二电厂的凝结水系统在运行中,存在较大的节流损失,经济性较差,由此造成的管道振动大、阀门失控现象进一步威胁到机组的安全运行。为此进行凝结水泵变频改造。首次改造后,结合运行实际,调整凝水系统相关设备的运行规程,进一步优化控制策略,使经济性得到更大提高。     

350 MW机组凝结水溶氧量超标的治理

结合国产350 MW超临界机组凝结水系统运行方式及设备特点分析溶氧超标的原因,逐项排查可能导致凝结水溶氧超标的原因,通过对凝结水泵机械密封水系统进行改造和运行方式调整降低溶氧水平。改造后,在各种负荷工况下,凝结水溶氧始终保持在10μg/L以下,优于国标对超临界机组凝结水溶氧要求(20μg/L),机组给水溶氧降至3μg/L以下,保障了机组长周期安全可靠经济运行。     

330MW循环流化床机组(CFB)锅炉冷渣器冷却水设计优化

以华能白山煤矸石电厂330MW新建机组为实例,分析了采用凝结水对循环流化床锅炉冷渣器进行冷却的可行性.结论认为采用凝结水冷却冷渣器是完全可行,可以提高机组经济性,符合国家节能减排政策.