660MW超超临界机组锅炉带循环泵启动给水控制优化

分析了一台660MW超超临界机组锅炉带循环泵启动过程中给水自动控制逻辑存在的问题,提出根据主蒸汽压力、高压旁路阀开度、汽轮机转速、发电机负荷等参数计算出主蒸汽流量,将其作为给水泵转速控制前馈;根据计算出的主蒸汽流量以及给水泵实际转速,控制给水旁路调节阀开度;调整给水控制PID参数并增加参数自适配逻辑。实际运行表明:修改后的给水控制逻辑满足了机组启动及正常运行中的全程自动控制要求。     

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。     

1 000 MW火电机组协调控制策略优化

介绍了1 000 MW超超临界直流炉的控制特点,分析了某电厂1 000 MW火电机组投产后协调控制系统存在的问题,针对变负荷工况下机组主蒸汽压力经常超压、欠压以及锅炉管壁超温的问题提出了控制系统优化策略,从锅炉主控回路、给水控制回路、燃料控制回路等方面进行了控制策略优化和控制参数优化;对锅炉滑压曲线进行了经济优化,最大限度地减少主汽门节流损失,以提高机组经济性,并对实施效果进行了分析和总结。     

1000MW 机组主、再热蒸汽温度波动原因分析及其优化方案

潮州电厂3号、4号1 000 Mw 超超临界燃煤机组在运行过程中多次出现主蒸汽温度、再热蒸汽温度大幅度波动且偏离设定值的问题.为此,对机组主蒸汽温度、再热汽蒸温度波动较大的原因进行分析并提出详细的优化方案.分析结果认为中间点温度波动大、给水调节策略存在问题是主蒸汽温度波动大的主要原因;减温水调节阀投入自动时超调量大,烟...     

超超临界机组辅机故障减负荷过程重要运行参数控制优化

燃煤机组辅机故障减负荷（RB）过程中重要运行参数的控制品质直接影响机组运行安全性及稳定性,本文针对超超临界机组RB过程中给水流量、炉膛负压、一次风压及水煤比存在的控制问题进行分析,并对原采用的前馈控制、PI控制、速率控制、跳磨煤机逻辑、变参数控制等控制策略提出了相应的优化方法。优化后机组RB过程中重要运行参数变化更加平稳,该优化方法对超超临界机组RB过程控制具有较强的参考意义。     

超超临界机组水煤比控制策略优化

某厂2×600 MW超超临界机组水冷壁超温严重,施行低氮燃烧器改造后,主蒸汽、再热蒸汽温度波动较大,为此,将水煤比控制策略由原来煤跟水控制修改为水跟煤控制,并在此基础上进行了机组协调控制策略的优化,变负荷过程中采用变参数控制,将动态、稳态控制策略分离,升、降负荷控制参数独立设置。优化后机组水冷壁超温大幅减少,主蒸汽、再热蒸汽温度控制品质提高,主蒸汽压力变化平稳,可为同类型机组控制策略优化提供参考依据。     

超临界机组高压加热器解列扰动下的主蒸汽温度特性及其控制优化

分析了超临界机组高压加热器(高加)解列扰动下的主蒸汽温度特性,以及不同给水控制方式在扰动工况下引起主蒸汽温度和给水流量的大幅度波动等问题,提出了引入能够及时反映高加解列扰动信号的改进方案.仿真试验表明,改进后的给水控制方式不仅可以有效地克服高加解列的扰动,而且对克服单台高加退出或其它原因引起的给水温度变化也是有效的.     

1 000 MW 超超临界机组管道吊装工艺

1 000 MW超超临界机组的工质流量大、温度高、压力大,其管道采用新型钢种,管道更长、更重,增加了管道吊装施工难度。文章介绍了宁海二期1 000 MW超超临界机组主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、冷段管道和高压给水管道的吊装施工工艺,可为超超临界机组安装工程提供参考。     

超超临界直流锅炉的给水控制

在超超临界机组中,给水状态的波动对主汽压力、过热汽温、机组负荷的影响较大,特别是在异常工况下,给水控制不当能引起机组跳闸。根据超超临界机组给水控制的特点,以某660MW超超临界直流锅炉为例,对不同阶段内的给水控制,以及异常工况下的给水应急措施,可为同类型机组系统的调试和运行提供借鉴。     

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。     

1000MW超超临界机组自动调节优化的探讨

以上海上电漕泾发电有限公司2台1 000MW超超临界火电机组为对象,采用智能超调优化、给水控制系统优化、对电网负荷指令处理优化、机组协调优化等处理手段,对2台机组的控制策略和控制系统进行优化。运行结果表明:锅炉与汽轮机之间及锅炉燃料与给水之间的协调控制品质显著提高。     

超（超超）临界直流炉给水控制方案比较与分析

超超临界机组越来越广泛使用,超超临界直流炉给水波动对机组的主汽温、主汽压、负荷有较大影响,典型的多入多出非线性、强耦合、变参数特点使直流炉给水控制成为重难点问题。目前超超临界机组的各类典型给水控制方案,在被调量表征参数选取、调节量的选取方面存在较大的差异。为了提高火电机组控制水平,火力发电企业开展了多方面的研究与探索。介绍了几种燃水比被调量选取的方案及调节量补偿方案,并对比分析了不同方案的优缺点。     

超临界机组汽水优化控制

介绍了不同国家的超临界机组的给水水质标准,根据相关理论和超临界机组的实际使用经验,对超临界机组在系统设计优化、凝结水精处理系统选型优化、给水处理方式的优化、机组停备用保护措施的优化及化学监督管理工作等多个方面阐述了超临界机组汽水品质优化控制的途径和措施。     

基于阀点优化的1 000 MW超超临界机组节能优化控制技术

针对目前1 000 MW超超临界机组滑压优化运行中存在的问题,分析了凝汽式机组真空变化和抽汽变化对发电机组最优滑压曲线的影响,提出一种以汽轮机阀门开度为控制目标的滑压曲线在线节能优化调整控制策略,结合协调控制系统（CCS）的优化,加快了主蒸汽压力和机组负荷的响应速率,提高了CCS控制品质,实现主蒸汽压力快速、平稳过渡到最佳滑压曲线上,很好地解决了滑压优化带来的CCS控制问题。通过在2台1 000 MW 超超临界机组上的实际应用表明,无论环境温度、抽汽量如何变化,机组始终能在最佳的滑压状态运行,实现了机组经济运行的目的。     

主蒸汽管道设计压力取值分析

为了明确单元机组超临界和超超临界机组主蒸汽管道压力设计标准,阐述了主蒸汽管道设计压力的国内电力标准与ASMEB31.1的区别,分析了单元机组超临界和超超临界机组主蒸汽压力取值不同的主要原因,确定了国内实际1000 MW机组主蒸汽压力的取值方法,对机组的设计有指导意义。分析结果表明,主汽门前设计压力就是最大运行工况下（VWO）的热平衡上的运行压力,GB50764同时参照ASME和IEC的规定得出的设计压力偏于保守。     

1 000 MW超超临界二次再热机组一次调频方式分析

通过分析1 000 MW超超临界二次再热机组一次调频的性能状况,从机炉特性、控制策略和运行方式阐述影响二次再热机组一次调频响应的主要因素,计算评估1000MW超超临界二次再热机组采用主蒸汽调节阀节流的调频方式对机组煤耗指标的影响,在分析主蒸汽调节阀节流调频、凝结水调频和给水调频可行性的基础上,探讨提升1000MW超超临界二次再热机组一次调频能力的方法,为今后超超临界二次再热机组设计运行提供参考。     

超临界循环流化床机组负荷快速响应的协调控制优化

超临界循环流化床(CFB)机组采用常规煤水比控制策略,存在惯性大、滞后长等问题,导致主蒸汽压力波动大,负荷响应效果差,在区域控制误差(ACE)模式下更为严重。本文根据CFB机组的特点,提出一种负荷快速响应的协调控制优化策略,采用主蒸汽流量协同中间点温度实现全过程给水控制;前馈调节与PID偏差调节相结合,采用负荷和主蒸汽压力偏差共同作用于锅炉主控的负荷快速响应;充分利用CFB锅炉蓄热,通过汽轮机主控与各调节阀指令响应负荷变化。某超临界350 MW CFB机组应用该控制优化策略后,主蒸汽压力波动小且温度稳定,变负荷运行时控制效果良好,ACE模式下负荷响应综合评价指标Kp值达4.21,满足电网考核指标。     

660MW超超临界机组给水控制策略

超超临界机组控制的难点是汽温和汽压的控制。水煤比控制的品质直接关系到机组安全运行。在总结调试和正常运行经验的基础上,浅述了660 MW锅炉给水控制策略,分析了调试过程和正常运行中遇到的问题以及相应的控制策略修改。     

超(超)临界机组主蒸汽管道设计压力取值

目前国内对超临界机组和超超临界机组的主蒸汽管道设计压力取值做了不同的要求。根据机组的设计参数和实际运行情况,结合相关规定,对国内现行的超(超)临界机组主蒸汽管道设计压力取值规定进行了分析,认为对超临界和超超临界机组主蒸汽管道设计压力的取值提出不同的要求,并不合理。建议二者取值一致,并采用锅炉最大连续蒸发量(BMCR)工况下的工作压力作为设计压力。     

超超临界1000MW机组50％甩负荷试验的操作与控制措施

在分析广东粤电靖海发电有限公司(惠来电厂)超超临界1 000 MW机组50％甩负荷试验结果的基础上,给出了相关操作方法,提出了主蒸汽压力、给水流量和给煤量、凝汽器和除氧器水位、主蒸汽温度、锅炉燃烧等控制措施,使机组在50％甩负荷期间保持主蒸汽温度稳定,有效地控制了汽轮机转速的飞升,使机组在空负荷工况下运行稳定.在试验中同时对数字式电液控制系统(DEH)的动态特性进行了考核.