基于零号高压加热器的深度调峰控制策略研究

为提高燃煤火电机组深度调峰脱硝装置投运率、满足电网快速调峰和调频需求,以及提升机组低负荷运行经济性,设计基于零号高压加热器的宽负荷脱硝、深度调峰和调频等控制策略,针对某660 MW机组加以实施和试验验证。试验结果表明：基于零号高压加热器的深度调峰控制功能,利用机组高压回热系统蓄能参与负荷控制,机组深调期间能够满足1%P_e/min的AGC变负荷和电网频差0.083 Hz内的一次调频响应需求;在机组深度调峰期间可增开汽轮机进汽调阀,减少节流损失,全开工况下可降低发电煤耗超过1.6 g/(kW·h);协同深度调峰期间机组快速负荷响应和脱硝烟温控制需求,能够维持脱硝入口烟温超过安全限值,实现脱硝系统安全稳定投运。     

电网“强馈入弱开机”状态下1000MW机组新型协调控制系统开发及一次调频能力研究

为了提高机组的调峰、调频性能及运行经济性,开发了新的协调控制系统,介绍了利用凝结水节流参与负荷调节、锅炉智能超调、汽机调门阀限自动调节等技术,实现汽机高压调门全开下的机跟炉的协调控制方式(CTF)以及新的一次调频功能。投用新型协调控制后,经过现场一次调频模拟试验得出,得出了新的一次调频能够满足上海电网对火电机组一次调频的性能要求的结论。     

330 MW机组深度调峰控制系统问题分析及优化

在电力消费增速放缓、煤电机组投产过多、非化石能源高速增长的形势下,煤电的深度调峰或低负荷运行将成为常态.以某330 MW火电厂机组为例,全面评估排查深度调峰下的机组自动调节品质,深入分析协调控制、汽温控制、给水控制等方面存在的问题,通过开展现场设备治理、优化负荷指令前馈函数和最小流量再循环阀控制逻辑、模拟电网频率开展一次调频试验等措施,机组主蒸汽压力、过热汽温、给水控制等调节品质显著提高,机组达到了在30％额定负荷的灵活性深度调峰和长期安全稳定运行的能力.     

330MW供热机组AGC和一次调频控制策略分析及优化

目前,抽汽式供热燃煤发电厂需要解决的一个难题,既要确保周边工业园区高质量的供热要求,又要满足电网自动增益控制(AGC)和一次调频对大容量供热机组的调度要求。介绍了吴泾热电厂2台330 MW机组在基建调试结束后,因控制策略牺牲了变负荷调节性能而换取稳定供热运行,造成了不能满足电网调度对机组进行AGC和一次调频的要求。从机组控制优化和逻辑要求入手,在供热工况下对AGC和一次调频控制策略进行了梳理和优化。通过多次试验和调整,修改和完善了变负荷时的相关参数,提高了机组的负荷调节性能,满足了电网AGC及一次调频要求。     

S109E联合循环机组一次调频控制策略的研究与实现

简要分析了GE-9E燃气蒸汽联合循环机组转速控制、负荷控制等与一次调频有关的逻辑,介绍了对原9E机组一次调频转速扰动下燃机、汽机负荷的动态响应情况及问题,提出一套在MARK V实现电网要求一次调频功能的控制逻辑。投运及其试验结果表明,采用这套控制逻辑后,9E燃气蒸汽联合循环机组能满足电网的一次调频要求。     

1000MW超超临界火电机组深度调峰研究及应用

近年来,随着国家重视可再生能源的利用,尤其是风电、水电、光伏的迅速发展,电网负荷结构发生了较大的变化,电网在运行中峰谷负荷差明显增大。火力发电机组肩负着重大的调峰任务也承受着更大的调峰压力。火电企业为了在竞争日益激烈的发电市场中立于不败之地,必须满足电网规定的深度调峰要求,提高机组的调峰能力,满足电网安全调度与正常运行的能力。     

电储能系统辅助燃气-蒸汽联合循环机组一次调频研究

为了应对新能源出力与负荷波动的双重不确定性，火电机组将有更高的调峰调频要求。根据天津某燃气电厂实际一次调频现状，建立电储能系统辅助燃气-蒸汽联合循环机组一次调频模型。通过储能系统充放电策略，有效提高机组发电响应能力及灵活性，降低电厂现有一次调频考核值，具有显著的经济效益和社会效益。该技术在我国京津冀、长三角、珠三角等调峰资源较为匮乏、燃气电厂较多的地区有较高的示范推广意义。     

基于正交试验的孤立网调频参数优选

对孤立电网的稳定运行,已引起大家的关注。然而,目前国内外的汽轮发电机组控制系统,无论采用液压调节系统或数字电液控制系统,对于转速和频率的控制均限于一次调频,而一次调频仅能满足大电网调频的需要,并不能满足机组事故工况下陷于孤立网稳定运行的需要。新华公司在其现有DEH系统中增加功率一负荷不平衡判断、增加二次调频、快减给定等功能,实现“小岛运行”的控制思想,提出以正交试验法对调频参数进行优选。     

基于熵权-密切值法的机组一次调频性能综合评价方法

机组一次调频性能对电网频率安全稳定具有非常重要的影响,但目前缺乏有效的综合评价方法。在分析一次调频各项性能指标的基础上,构建了包含响应滞后时间、稳定时间、调频响应幅值、实际转速不等率、调频贡献度指数等指标的机组一次调频性能评价体系,提出了基于熵权-密切值法的机组一次调频性能综合评价方法。利用某电厂深度调峰后一次调频性能试验数据和某地区统调机组的WAMS一次调频实际动作性能数据,对基于熵权-密切值法的一次调频性能综合评价方法进行了验证。算例分析结果表明,所提出的机组一次调频性能综合评价方法是有效的。     

基于辨识模型的中间再热机组一次调频特性研究

大规模的发电机组并网将导致电网负荷变动及发电机跳闸等造成电网频率波动事故,调频能力不足。为解决此问题,提出了一种耦合控制超临界中间再热机组高压、中压调节阀参与电网一次调频的控制策略。在MATLAB/SIMULINK仿真平台搭建了超临界中间再热机组模型,基于实测数据采用直接LMS和间接LMS对模型中的未知参数进行辨识并模拟机组参与一次调频。仿真结果表明:采用的直接LMS和间接LMS两种方法均具有很高的辨识精度,同时控制高、中压调节阀并加入前馈作用时能减小机械功率输出的超调量,且能快速、稳定及安全地响应电网一次调频要求;不同条件下的仿真试验结果表明,合理拟合模型中的参数,可以使一次调频性能得到显著改善。     

1000MW超超临界火电机组一次调频控制与优化

由于电网组成机构的变化,对电网的稳定性也提出了更高的要求,电网频率直接影响着供电质量。一次调频作为电力系统中维持功率供需平衡的重要措施,是保证电力系统频率稳定的主要途径,因此优化控制方式,可以提升供电质量,同时也是机组并网安评的重要指标。本文主要分析1 000 MW超超临界火电机组一次调频原理,识别一次调频重要参数,以提升火电机组运行效率为目标,探索科学的一次调频控制与应用策略,避免机组陷入故障,优化机组一次调频性能,以此来实现保证机组负荷满足电网需求。     

提高1GW超超临界机组变负荷性能的策略分析及实践

从上海电网的主要特征入手,解读本地燃煤机组在电网自动发电控制(AGC)调节中的特殊角色和所需承担的特殊责任;而1GW超超临界机组因其设备特点很难适应电网频繁调频的需求;但AGC调节是上网电厂的一项基本义务,外部形势一时很难改变,燃煤电厂需从自身寻找突破口,以期适应当今电网的调峰需求。介绍了上海外高桥第三发电厂以创新思路寻求突破点,在投产初期采用凝结水调频技术,在持续改进AGC性能期间采用高压抽汽调频技术,在兼顾大幅增减负荷和小幅频繁反向调节负荷两种方式时,通过统计找到辨识方法为策略形成提供依据,并且对单向变负荷时一次调频的反作用提出了约制的建议。     

凝结水调节参与负荷调节的1000MW机组协调控制系统

上海上电漕泾发电有限公司2×1 000 MW超超临界机组目前采用一种新型节能的协调控制方式,调整压力设定值使得汽机高压调门全开,并通过凝结水调节参与负荷调节和优化锅炉燃烧率控制来加快负荷响应,同时应用汽机调门阀限调节技术实现一次调频功能。从而在基本满足电网AGC变负荷和一次调频功能要求的前提下,实现汽机高压调门全开的新型协调控制方式。     

采用顶盖补气法消除混流式水轮机振动的效果

水轮发电机组在运行及在电力系统中主要担任调频调峰任务,但由于混流式水轮机存在着不稳定工况,使好多水电站往往采取迅速躲过这些不稳定工况而被迫运行,为了确保机组安全运行,有利于开展水电站厂内机组之间的经济负荷分配,适应电网调频调峰的基本要求,因此,寻求最经济的方法来消除混流式水轮机的振动,是当前十分迫切的问题.     

水火电站在电网中的功能

本文用华东电网中的火电机组同水电机组相比,说明火电机组由于调峰、调频和事故备用的机动性差;事故多,强迫停运率高;厂用率高;要1.3个千瓦以上才能顶上水电机组1个千瓦。而且火电机组调峰煤耗还要增加40％,寿命也要缩短。     

基于热网及建筑物蓄热特性的大型供热机组深度调峰能力研究

针对我国北方区域电网风电并网后在冬季供暖期经常弃风情况,以及电网内存在高比例的大型供热机组的特点,提出了基于热网及建筑物蓄热特性的大型供热机组深度调峰的方法,并建立了深度调峰的数学模型;通过案例计算,在一定范围内大型供热产热量的变化不会影响供热质量。在采暖期间,热网配合电网低谷深度调峰适当降低热负荷运行,在电网调峰容量十分紧张情况下利用建筑物具有蓄热特点适当减少供热量,从而获得更加深度调峰容量空间协助电网度过低谷具有可行性和可操作性;建立的数学模型可计算出提前蓄热时间和放热时间以及机组的深度调峰能力,为电网调度进行供热机组深度调峰提供了科学的依据。     

一种适用于超临界火电机组负荷适应及一次调频研究的数学模型

随着电网自动化水平的提高,对单元机组的负荷适应能力、参与电网调频能力提出了更高的要求。为了反映、评估、改善当前国内单元机组负荷适应及参与电网调频的能力,根据集总参数法建立了超临界火电机组不同负荷下的数学模型。利用Simulink软件进行了超临界火电机组在不同负荷下负荷适应能力、参与电网调频能力仿真实验。结果表明:模型的正确性及有效性,为提高超临界火电机组在不同负荷下负荷适应能力、参与电网调频能力提供了平台,为实现负荷频率最优控制打下基础。     

基于系统仿真的火电机组一次调频性能优化

火电机组的一次调频性能不仅对电网的安全稳定有重要意义,也关系到机组本身运行经济性。为实现机组一次调频性能的优化,通过系统辨识构建符合机组实际特性的汽轮机调节系统,并增加一个阀门流量非线性环节使模型结构更为真实。基于模型实现了对一次调频影响因素的量化分析,根据分析结果修正了阀门流量函数,增加主汽压力修正环节,基于鲁棒性考虑实现了对一次调频控制参数的重新整定,最终使机组一次调频功能设置更趋合理。实际机组的一次调频试验表明:不同负荷条件下,调整后机组负荷响应速度指标均能满足规程要求,故其一次调频性能是令人满意的。     

基于供热系统热惯性供热机组短时深度参与电网调峰及风电消纳研究

针对我国供热机组占比高的北方寒冷地区特别是东北地区的电网,在冬季供暖期间存在严重弃风的问题,提出了利用供热系统的蓄热特性,供热机组短时深度参与电网调峰及风电消纳的方法,并建立了供热系统热惯性数学模型和含供热系统热惯性供热机组短时深度参与电网调峰及风电消纳的数学模型。结合案例的详细计算说明了配合电网在用电高峰时段,采取供热机组对建筑物提前蓄热的办法,蓄热时间为6. 44 h,在电网低负荷时,供热机组降适当减少供热量进而减少电负荷,利用建筑物和热网的蓄热量满足供热要求,放热时间为8. 26 h,从而获得更加深度调峰容量空间协助电网度过低谷并消纳风电等可再生能源,具有可行性和可操作性。供热机组按最小抽汽量114. 3 t/h运行时,每台机组可为风电并网增加约162. 96 MW的容量。     

深度调峰超超临界机组高压加热器抽汽节流变负荷能力静态分析

在深度调峰负荷50%THA、40%THA及30%THA条件下,对某超超临界660 MW燃煤机组常规回热系统和弹性回热系统内高压加热器抽汽节流调频方式的变负荷能力进行静态分析。结果表明：单台高压加热器抽汽节流调频方式只对最末级高压加热器有效,零号高压加热器在50%THA、40%THA及30%THA工况下的最大变负荷能力依次为1.2%P_e、0.9%P_e和0.5%P_e(P_e表示额定负荷);常规回热系统给水旁路(1号+2号HP)流量比例为50%时,在50%THA、40%THA及30%THA工况下机组负荷增量依次为1.8%P_e、1.4%P_e和1.0%P_e;增设零号高压加热器后各负荷工况下机组负荷增量分别提高32%、37%和26%;在30%THA以上负荷凝结水节流调频方式的变负荷能力明显低于给水旁路调频方式,在30%THA及以下深度调峰负荷下凝结水节流技术将退出一次调频;通过给水旁路调频方式提供1%P_e负荷增量时,50%TH...