超临界机组变负荷过程多变量协同控制

黄冈大别山发电有限责任公司2号机组经超净排放改造后,锅炉燃烧特性发生变化,原有自动控制逻辑及参数不能满足电网的要求,并且2号机组在中低负荷段出现屏式过热器出口壁温超温现象;同时,变负荷过程中机组主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度等主要参数波动较大,导致机组负荷变化率低,仅为3.5 MW/min,不能满足电网相关规定。对此,在不经机务改造的前提下,利用多变量协同控制,优化滑压曲线,对一次风压设定曲线、氧量设定曲线、中间点温度设定曲线及风煤比设定函数进行修改,重新设计自动控制策略,动态协同控制进入炉膛的燃料量、给水流量和总风量。优化后,2号机组在AGC方式下实际负荷变化率达到9 MW/min,主要参数变化平稳,解决了屏式过热器出口壁温超温问题。     

660MW机组协调控制策略优化

针对大唐马鞍山当涂发电有限公司一期超临界2×660 MW机组控制系统存在的主蒸汽压力波动大、对煤质频繁变化适应性差、负荷响应慢等问题,对机组协调控制系统的负荷指令与压力设定、锅炉主控、汽轮机主控、一次调频、给水、燃料等控制回路进行了优化。控制系统优化后,机组稳态下负荷偏差减小,在变负荷过程中主蒸汽压力波动较小,在稳定负荷下主蒸汽压力与设定值偏差较小,控制品质显著提高。     

超临界600MW机组协调控制的优化

针对华能上海石洞口第二电厂1、2号超临界2×600MW机组自动发电控制(AGC)方式下的主蒸汽温度、主蒸汽压力及汽水分离器中间点温度的控制偏差较大、燃料量波动幅度大等使得AGC投入率较低的问题,结合机组的运行工况,对机组协调和主、再热蒸汽温度、给水流量等子系统的控制策略进行优化,并对优化后的控制系统进行了1.5%/min变负荷试验。在负荷变化过程中,2台机组的主蒸汽温度偏差绝对值均5℃,再热蒸汽温度偏差绝对值均10℃,汽水分离器中间点温度偏差绝对值均6℃,主蒸汽压力偏差绝对值均0.6MPa,功率偏差绝对值均2MW,表明优化后的控制系统减小了各参数的控制偏差,负荷响应快,且满足AGC要求。     

华电芜湖电厂超超临界660MW机组模拟量控制系统的优化

华电芜湖电厂超超临界660 MW机组投产后因煤质很差导致机组在自动发电控制(AGC)方式下无法满足2%/min负荷变化率,变负荷频繁且变化幅度大,给煤机断煤频繁等工况所产生的主蒸汽压力偏差大、主/再热蒸汽温度大幅度波动,使机组无法在协调控制方式下运行.对此,在原控制策略的基础上,对协调等主要控制策略进行了修改,对相关控制函数及调节参数进行了优化.优化后在AGC方式下可适应较大范围的负荷变化.     

1100MW超超临界机组AGC功能优化及试验

超临界机组具有热惯性大、迟滞性强、参数耦合关系强的特性,同时,单机负荷大的机组相对蓄热能力小,导致机组自动发电控制功能投入存在较大困难。通过对国内首台单机容量1 100 MW机组协调控制系统的优化,在重新设定机组滑压曲线基础上,对煤水比、负荷变化等环节进行调整优化,克服热惯性对AGC造成的影响。在AGC模式下以15 MW/min的变负荷速率进行了100 MW的负荷变动试验,能够保证主蒸汽温度变动范围小于10℃;主蒸汽压力变动范围小于1 MPa;同时其它主要参数的变化在控制范围之内。作为单机容量最大的机组,其AGC功能的投入对同类型机组的调试及运行有着重要的借鉴意义。     

华能日照电厂1号、2号机组AGC控制功能优化研究

针对华能日照电厂一期2×350 MW机组控制系统存在的负荷响应速度慢,无法满足电网自动发电控制(AGC)功能要求等问题,对机组协调控制、过热蒸汽温度、一次风压力、磨煤机一次风量等相关控制逻辑进行了优化,并对相关控制系统调节器参数进行了整定,广泛使用变结构、变参数控制,提高了机组控制系统的控制品质。1号、2号机组在投入协调控制方式后,分别进行了变负荷速率、变负荷范围的试验,以及AGC考核试验。结果表明,优化后的协调控制系统各项控制指标能够满足电网AGC功能的要求,机组负荷变化范围为175~350 MW,负荷变化率达到4.5 MW/min,机组主要参数满足运行要求。     

超临界空冷机组协调控制中新型热值校正方法的研究与应用

神华国华定洲发电有限责任公司二期超临界2×660MW空冷机组在不同负荷阶段和环境条件下,汽轮机背压和燃料发热量的变化对机组效率影响很大。采用传统的热值校正方法,在机组变负荷工况下,易使协调控制参数的偏差逐渐积累增大,降低机组的负荷响应速度及运行稳定性。对此,提出了一种新型的热值校正方法,在基于直接指令平衡的协调控制系统基础上,综合考虑了燃料发热量和汽轮机背压对机组效率的影响,以及同等外部环境条件下不同负荷的机组效率差异等因素,对锅炉燃料量指令的关系进行合理校正,以保证机组在不同工况下协调控制系统的控制品质。采用新型的热值校正方法后,机组负荷由600MW降至300MW,汽轮机背压由8.9kPa降至7.8kPa,锅炉主控压力调节器积分输出值由+0.2降至-1.2(受磨煤机停止的影响),机组变负荷结束后主蒸汽压力最大偏差分别为+0.2 MPa和-0.4MPa,未出现由于汽轮机背压下降导致机组变负荷结束后主蒸汽压力偏高的现象;机组负荷由445MW升至495MW,变负荷速率为2%/min,机组负荷响应时间为40s,负荷动态偏差0.5%,主蒸汽压力动态偏差最大为-0.2MPa,稳态偏差接近0。     

配置双进双出磨煤机的超临界600MW机组主蒸汽温度控制

针对华能沁北发电有限公司(沁北电厂)3号、4号超临界600 MW机组投产后一直存在主蒸汽温度超温且在机组变负荷过程中主蒸汽温度无法自动控制等问题,对主蒸汽温度及分离器入口温度控制、水煤比控制等进行了调整优化。优化后,使得在机组动态/稳态工况下的主蒸汽温度及压力、机组负荷等主要运行参数均能够控制在合理的范围内,提高了机组自动控制水平。     

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。     

真接能量平衡在协调控制中的应用及优化

介绍直接能量平衡(DEB)的构成方式及DEB方式下各相关子系统的控制过程.对华能淮阴电厂330 MW机组和华能新华电厂330 MW机组协调控制进行优化,并进行了15%范围3%变化率的变负荷试验、自动发电控制(AGC)三角波投入方式下的变负荷考核、辅机故障减负荷(RB)试验.结果表明,协调控制及其子系统能够完全满足机组各种运行工况的要求.