状态变量——预测控制技术在600MW机组再热汽温控制中的研究与应用

电厂锅炉的再热汽温是机组安全、经济运行的重要参数之一，该文针对电厂再热汽温被控对象大惯性、大滞后的特点，结合现代控制理论，提出了基于状态变量一预测控制技术的再热汽温控制方法，即先采用状态反馈来补偿汽温被控对象的滞后和惯性，然后通过预测控制来对补偿后的广义被控对象进行控制，仿真试验及现场运行结果表明，该控制方法具有优良的控制品质，是一种对大滞后过程较为有效的控制策略。     

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。     

基于状态变量控制器的再热汽温控制系统

针对南京热电厂6号机组再热汽温被控对象滞后大的特点，采用状态变量控制器，重新设计了原来的再热汽温控制系统。实际运行表明，采用基于状态变量控制器的再热汽温控制系统，在机组升、降负荷及启、停制粉系统的过程中，均使锅炉再热汽温严格控制在允许的范围内，是一种对大滞后过程比较有效的控制方法。     

预测控制技术用于燃煤锅炉再热汽温控制的研究

大型燃煤锅炉的再热汽温是机组安全和经济运行的重要过程参数。针对电厂再热汽温对象大惯性、大时滞的特点,提出基于输出预测的PID控制算法和D步超前预测算法进行预测控制。以600 MW亚临界燃煤机组再热汽温控制为研究对象,仿真结果表明预测控制技术可以克服大迟延对控制系统的影响,有效改善系统的控制品质,提高鲁棒性。     

1 000 MW二次再热超超临界机组再热汽温控制策略及工程应用

通过分析锅炉各调温手段对再热汽温的影响,提出了一种1 000 MW二次再热超超临界机组再热汽温控制方案,从锅炉吸热面布置、摆动燃烧器喷嘴、烟气挡板、一、二次再热器微量喷水减温器、一、二次再热器事故喷水减温器方面做出了设计说明,介绍了某1 000 MW二次再热超超临界机组一、二次再热汽温控制回路的设计及主、再热汽温控制的解耦方法,实践证明本控制方案应用效果良好。     

内模控制器在锅炉再热汽温调节上的应用

降低再热减温水用量,提高再热汽温控制品质是锅炉节能的重要手段.采用燃烧器摆角和事故喷水联合调节方案控制再热汽温,其中燃烧器摆角控制采用IMC控制器,解决了其大惯性、大滞后的问题.该方案在盘山电厂投入运行,控制效果良好.     

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。     

基于大滞后补偿技术的锅炉再热汽温控制系统

针对江苏南热发电有限责任公司5号机组再热汽温被控对象滞后大的特点,综合采用状态变量控制技术、相位补偿技术及自适应Smith预估补偿等多种大滞后控制技术,设计了新型的再热汽温控制系统。实际运行表明．采用先进控制技术的再热汽温控制系统,在机组升、降负荷及启、停制粉系统的过程中,均使锅炉再热汽温严格控制在允许的范围内,是一种对锅炉汽温比较有效的控制方法。     

IMC预测控制在德州电厂摆角控制再热汽温的应用

通过摆角自动控制实现再热汽温的精细调控,一直是燃煤机组电厂的一大难题。通过德州电厂1号机组摆角再热汽温控制改造前后的系统分析,得出采用北京控软公司先进控制系统AECS-2000 IN-TUNE(建模、优化引擎)与MANTRA(运行引擎)中的IMC内模预测控制、MMC多变量解耦控制器、CC协调控制模块以及APC模块等先进控制技术及策略方法,能够解决再热汽温的精细控制,并能提高机组的安全经济运行和节能减排效果,对同类型电厂具有一定的应用参考价值。简单分析了该软件的新控制技术以及策略方法,展望未来电厂先进控制技术的发展方向和前景。     

基于自适应Smith预估算法的再热蒸汽温度控制策略

华电宿州电厂超临界600 MW机组再热蒸汽温度主要由再热烟气调节挡板进行控制,在低温再热器出口管道上设置再热器微量喷水减温器,以防止再热蒸汽超温.由于再热蒸汽温度被控对象具有大滞后、大惯性的特点,且与锅炉燃烧率相耦合,原再热蒸汽温度控制策略不能适应机组变负荷、吹灰等扰动工况,再热烟气调节挡板震荡过调使机组主要参数波动.为此,采用自适应Smith预估算法补偿技术等,对原控制策略进行了优化,使得在机组变负荷过程中再热蒸汽温度偏差小于±10℃,机组稳态时再热蒸汽温度偏差小于±5 ℃,显著提高了机组再热蒸汽温度控制品质和抗干扰能力.     

燃煤电厂脱硝和省煤器自动控制优化

介绍华能临沂电厂5号机组脱硝SCR及低低温省煤器改造基本工艺,并对脱硝改造中氨气流量的自动控制策略和低低温省煤器改造中混水温度、出口烟温的自动控制策略进行论述。根据实际情况,提出以带前馈作用的单回路控制的优化控制策略,解决了脱硝及低低温省煤器中控制对象存在大惯性、大扰动难以控制的问题。     

张家口发电厂4号机组再热汽温调节改进

介绍了河北省张家口发电厂4号机组再热汽温调节系统存在的问题及其影响因素.通过对再热减温水调节系统和摆动燃烧器调节系统进行一系列改造并应用KPA优化控制技术,采用实验建模的方法整定控制参数,使再热汽温的变化控制在最小范围内,以确保机组的安全、稳定运行.     

火力发电厂再热汽温控制系统现状频域分析

文章通过对某电厂的再热汽温系统进行频域特性分析,发现大多数扰动下的系统对象呈带通滤波特性。针对一实际的600 MW级火力发电机组,通过对影响再热汽温的9种扰动信号进行频谱密度分析,发现除了再热减温水温度和机组负荷以外的扰动信号都有通带以外频率,因此采用单纯串级控制结构系统不能对现场扰动信号进行有效抑制,需要设计新的控制方案。     

仿人智能控制在再热汽温控制系统中的探索与应用

针对一类大迟延惯性时变对象,基于现场应用特点提出一种仿人智能控制策略,该方法模拟人脑的智能识别和智能决策,对复杂不确定系统进行有效控制,在电厂再热汽温控制中得到成功应用。     

基于炉膛辐射能信号的主汽温控制试验研究

采用喷水减温的火电厂主蒸汽温度控制系统,因减温器前后的导前区和惰性区的不同响应特性,导致主汽温波动大,直接影响到机组的经济性和稳定运行。炉膛辐射能信号能快速地反映炉膛烟气出口的温度变化。通过对过热汽温的主要影响因素的分析,针对单元机组主汽温控制中的滞后特性,提出了将炉膛辐射能信号引入到主汽温控制回路的设想。引入炉膛辐射能信号参与的主汽温控制控制策略,改变了主汽温在惰性区内的延迟,使主汽温的控制品质提高。通过在沙角A电厂300 MW燃煤机组上的实际运行试验,证明了这种方案有效可行。     

二次再热超超临界机组动态特性分析及控制策略验证

为了二次再热超超临界机组控制策略的制定和实际机组调试运行提供参考数据和预测,以莱芜1000MW二次再热超超临界机组为研究对象,采用工业过程软件apros作为仿真支撑平台开发工程分析模型,对动态特性进行试验分析并验证其主要控制策略。结果显示:二次再热超超临界机组风、煤、给水阶跃扰动,主要参数变化趋势与一次再热超超临界机组基本相同,但二次再热汽温惯性加大致控制难度增加。二次再热超超临界机组控制的关键仍然是控制煤水比和风煤比,过热汽温采取煤水比控制+二级喷水减温方式,一、二次再热汽温采取烟气再循环++烟气挡板+再热器事故喷水减温方式;在2%变负荷率以下均可以控制在合理范围内,从而满足机组安全、稳定、高效运行的需要。     

基于内模控制的再热汽温控制系统

采用内模控制算法对国产２００ＭＷ火电机组带汽汽换热器的多变量再热汽温系统进行控制系统分析与设计。采用了Ｖ规范型控制结构;为使主通道时间迟延最小,对被控对象进行了补偿设计;给出了能实现解耦且无纯微分环节的控制器设计步骤;详述了滤波阵的设计目的和过程。最后对所设计的再热汽温控制系统进行了仿真。结果表明,该汽温控制系统具有优良的控制品质。     

80万千瓦机组自动启动系统

<正> 80万千瓦机组采用机组自动启动系统。该系统能保证在任何热态下的机组启动控制程序。自动控制系统采用功能群控制方式。在锅炉系统方面有燃料系统、新汽温度、给水、过热器、中间再热汽温等功能群。在汽机方面有汽机启动、自动调节供油系统、真     

切向燃烧锅炉再热汽温偏差调整及分析

某电厂2号机组锅炉左右两侧再热汽温存在偏差,为防止再热器热段受热面管壁超温,运行人员需以高温侧为准,降低再热器蒸汽平均温度运行.这样保证了机组受热面的安全性,但降低了机组运行的经济性.文中分析了汽温偏差的形成原因,通过试验方法解决了再热汽温偏差问题.     

提高再热汽温对锅炉和机组热力特性的影响及经济性分析

以某亚临界335MW机组为例,计算再热蒸汽温度(再热汽温)提高时锅炉各个受热面的吸热量及烟气进口温度等参量的变化,得出提高再热汽温对锅炉及机组热力特性的影响程度并进行经济性分析。结果表明:通过增加再热受热面面积提高再热汽温对锅炉炉膛热工况和排烟温度的影响较小;布置在中、高温再热器之后的对流受热面的吸热量和烟气进口温度随再热汽温的提高逐渐降低,且其变化幅度沿烟气流程依次减小;再热汽温每提高10℃机组容量增大约5MW,循环效率提高约0.85%;对再热汽温从538℃提高至566℃进行了具体方案设计,改造后每年可获得收益395.72万元。