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。     

循环流化床与煤粉锅炉负荷响应速率差异分析研究

依据调兵山2×300 MW循环流化床(CFB)机组AGC运行方式下的负荷响应特性,深入分析了大容量CFB机组与同级别常规煤粉锅炉机组负荷响应速率差异原因,指出CFB机组应发挥其清洁环保优势,在电网中带基本负荷或参与深度调峰,尽量不投用AGC方式,保证CFB机组安全、经济运行,实现清洁能源的合理有效利用。     

基于电网“两个细则”的米东电厂一次调频性能优化

为了保证电力系统的安全、稳定运行,并网运行的火电机组需时刻保持电网频率稳定和电网能量的供需平衡,则火电机组需不断改变负荷来满足电网一次调频的要求。因此,针对米东电厂300MW CFB机组,在分析其一次调频特性的基础上,针对存在的问题提出了相应的优化控制策略,提高了机组动态调节特性、满足电网"两个细则"的考核要求,在全疆电厂一次调频考核中评价优秀,并获得持续积分奖励。     

循环流化床机组快速变负荷运行控制策略研究

循环流化床(circulating fluidized bed,CFB)锅炉机组蓄能与煤粉炉差异较大,独特的燃烧方式形成可观的燃料侧蓄能,为提升CFB机组的快速变负荷能力、促进新能源电力规模化并网提供可能。通过机理分析,建立亚临界及超临界CFB锅炉蓄能理论体系,分析燃料侧及汽水侧蓄能能力、控制调节特性,根据实例量化锅炉蓄能。提出CFB锅炉机组蓄能的利用模式,基于此设计先行能量平衡控制系统,缩短机组响应时间,显著提升变负荷速率,并为大比例掺烧煤泥提供有效控制方法。此外,通过电厂工程运行分别实现了亚临界及超临界CFB机组的快速变负荷运行控制。     

600MW超临界CFB机组低负荷运行技术研究

中国自主研发的世界首台600 MW等级超临界CFB锅炉,在四川白马示范电站成功投运。600 MW CFB锅炉具有大范围的调峰能力,在四川电网火电低负荷率期间显示了普通煤粉炉不可比拟的优势。针对机组长期低负荷下出现的异常工况进行分析,并制定相应对策措施,取得了很好的效果,保证了机组安全稳定运行,为后续超临界CFB机组提供了借鉴。     

基于燃烧优化的CFB锅炉最优静态调节特性研究

目前,循环流化床(CFB)机组自动发电控制(AGC)一直处于动荡调节过程之中,致使各调节机构动作频繁,这主要是由于对CFB锅炉燃烧系统各调节量随负荷的变化规律(即静态特性)不明所致。因此,根据CFB锅炉的容量、结构、分离器性能、脱硫效率等,通过调节给煤粒度分布、床压降和一二次风比,获得最优物料质量浓度分布,并降低底渣含碳量和飞灰含碳量,然后建立炉内热量平衡、物料平衡和碳量平衡方程,采用牛顿法求解非线性方程组,获得CFB锅炉在不同负荷下燃用不同煤质及其在不同给煤粒度分布下的静态调节特性,确定CFB锅炉优化运行时的燃料量、一次风量、二次风量、石灰石量和排渣量等最佳调节量,将其作为CFB锅炉燃烧调节设定值,可实现CFB锅炉燃烧解耦控制。     

中国循环流化床燃烧技术的发展与展望

我国循环流化床（CFB）燃烧技术经过40年的发展,实现了从学习跟踪、创新并跑到全面引领的跨越,形成了以定态设计理论为核心的设计体系,基于流态重构技术开发了能效指标可以与煤粉锅炉相媲美的节能型CFB锅炉。目前我国的CFB锅炉在应用数量、装机容量、污染控制等许多方面达到国际领先水平。本文回顾了CFB燃烧技术在我国的发展历程,总结了CFB燃烧技术的中国创新与中国贡献,并对后续的发展进行了展望,未来应充分发挥CFB燃烧技术燃料适应性广的优势,做好低热值燃料的清洁高效消纳,同时进一步提升CFB锅炉负荷调节速度,并实现0~100%的全负荷运行,推动CFB机组由电量型向功能型转变,助力可再生能源消纳利用和电网安全稳定运行。     

四川电网AGC机组协调优化控制策略研究与应用

四川电网电源结构以水电为主,同时还包含燃气机组、燃煤机组等多种类型的发电资源,由于不同发电机组间调节性能差异大,自动发电控制(AGC)机组的协调配合已成为一个亟待解决的难题。针对AGC机组调节性能的差异,通过动态分组方案跟踪不同负荷分量,实现AGC机组在不同时间尺度上的协同配合。同时,为改善AGC机组计划执行情况,提出分时段的自适应均衡控制策略,根据负荷曲线不同时段的变化特点自动切换机组调配策略。运行结果表明,该策略较好地适应四川电网电源结构特点与运行需求,提高了四川电网AGC区域调节品质,并实现了机组间的均衡协调。     

300MW循环流化床锅炉机组压火的特性分析

利用循环流化床(CFB)锅炉蓄热量大的特点,处理锅炉重大缺陷时采用压火(停炉不停机)的处理方法,达到了紧急处理锅炉本体缺陷时机组不解列,减少机组非计划停机的目的.为了考核300MWCFB锅炉机组运行中发生停炉抢修时机组不解列对汽轮机的影响,对降负荷速度、最低负荷限值、汽缸各段抽汽的影响、升负荷速度、蒸汽升温升压的控制等问题,采用对比分析的方法.分析了压火与机组解列对汽轮机安全性的影响、对CFB锅炉受热面保护的影响、对发电机变压器组和电网安全的影响及2种情况下的经济效益的对比,认为压火更有利于汽轮机的安全运行,并以实践经验阐述了压火的技术措施.     

火电厂全厂负荷优化分配及其控制方式的研究

在全厂负荷经济分配的基础上,引入变负荷成本的概念,提出了解决AGC频繁变负荷情况下全厂负荷优化分配及控制的策略,并提出了一些具体的实施方案。全厂负荷优化控制系统能根据电网负荷指令调节全厂负荷,及时满足电网要求,保证机组运行在允许的负荷范围内和安全的工况下,合理地调配各台机组的负荷调节任务,降低机组的负荷调节频度,提高机组的稳定性,延长主、辅机组设备的寿命,经济分配各台机组的负荷,降低全厂的供电煤耗。     

350MW超临界CFB机组RB控制技术分析

结合某350MW超临界循环流化床(CFB)机组各项辅机故障减负荷(RB)试验成功的经验,深入分析控制策略和技术难点,提出解决思路:应设置合适的触发条件、目标负荷和目标压力;较为具体地从RB动作后的燃料量控制、风烟联锁、床温和床压控制等多方面进行燃烧控制说明;给水控制应充分考虑到超临界CFB机组锅炉燃烧滞后性强、蓄热量大的特点,实现RB时煤水耦合基本正确,保证主参数调节稳定。     

300MW机组协调控制策略优化

为适应大电网对机组快速响应提出的更高要求,发电机组在锅炉跟随协调方式下应能快速响应电网负荷并保证机组压力及各运行参数的稳定.这就要求机组在自动发电量控制(AGC)调节精度上达到最大程度的提升,以满足电网的需要.针对300 MW机组的特点,对协调控制策略进行优化改进,保证机组负荷的快速响应和稳定运行.     

基于SSTLF与AGC的机组出力调度系统设计

从浙江电网实际负荷特点及浙江AGC的应用现状出发,提出了基于超短期负荷预测的机组出力调度系统的构想.该系统通过调度员的参与能够实现全网机组出力的实时合理调节,从而达到提高浙江电网守口水平的目标.文章进一步介绍了该出力调度系统的总体结构和设计方案,并介绍了目前成功应用于浙江电网的几种超短期负荷预测方法.文章认为该出力调节系统具有较强的实用性,在国内电网中具有普遍的通用性.     

水、火电机组协调控制在江西电网的实现

介绍了江西电网水、火电机组协调控制的实现方法，提出了对水、火电机组分类并施以不同控制策略的新思路：让水电机组调节ACE、火电机组跟踪负荷的趋势分量，可以发挥各自的特点，其效果在实用中得到了证明。     

基于SSTLF与AGC的机组出力调度系统设计

从浙江电网实际负荷特点及浙江AGC的应用现状出发,提出了基于超短期负荷预测的机组出力调度系统的构想。该系统通过调度员的参与能够实现全网机组出力的实时合理调节,从而达到提高浙江电网守口水平的目标。文章进一步介绍了该出力调度系统的总体结构和设计方案,并介绍了目前成功应用于浙江电网的几种超短期负荷预测方法。文章认为该出力调节系统具有较强的实用性,在国内电网中具有普遍的通用性。     

AGC超短期负荷预测控制模式的研究

介绍了超短期负荷预测的原理,利用AGC机组超短期负荷预测功能对电网负荷趋势进行超前分配,通过修正AGC机组的调节精度,实现了发电机组对电网负荷变化的快速跟踪,达到提高电网稳定运行的目的.     

超临界350 MW循环流化床锅炉变负荷特性

随着可再生能源发电比重的增加,火电机组在深度调峰中的重要性日益突出,大幅度变负荷已成为运行常态。为了研究循环流化床（CFB）机组的深度变负荷特性,本文以河坡电厂超临界350 MW机组CFB锅炉为研究对象,分析了CFB机组变负荷时的床温、蒸汽参数以及污染物排放的变化。结果表明:床温与负荷成正相关,前后位置床温的差值相对较大,通过控制排渣量可显著调节床温;随着负荷变化,高温过热器出口蒸汽与高温再热器出口蒸汽的温度整体稳定,波动较小;60%~90%负荷升降负荷时,由于运行床温和二次风配比合理,NOx排放质量浓度的变化范围分别为30~70 mg/m3和20~50 mg/m3,且中低负荷区间变负荷时NOx的原始生成量显著大于中高负荷;在参与深度调峰时负荷响应速度较快,机组升负荷速率为6 MW/min（1.71%/min）,降负荷速率为4 MW/min（1.14%/min）。总体而言,超临界350 MW机组CFB锅炉变负荷范围广,低负荷稳定性强,NOx原始排放较低。     

大型CFB机组一次风机选型分析与运行优化

从目前已投运300 MW等级CFB机组运行情况来看,一次风机大多存在选型裕量偏大、长期偏离高效区运行等问题。这不仅造成机组运行经济性较差,而且对机组运行的安全性也会产生较大影响。在分析和总结我国300 MW等级CFB锅炉机组一次风机选型经验的基础上,参照一次风机选型设计规范,并综合考虑多种因素对一次风机选型裕量的影响,对600 MW等级CFB机组一次风机的选型裕量进行分析,并提出适用于大型CFB锅炉一次风机的选型裕量。在此基础上,通过分析一次风机风量调节方式的工作原理及适用范围,提出了在不同负荷下采用的风量调节方式。     

云南电网水火电AGC机组协调优化控制策略研究

云南电网属于水火电资源丰富的电网,为水火电协调控制提供了有利的条件.针对云南电网负荷时段上的变化特点提出水、火电AGC机组分时段协调控制模式,即将不同水电、火电模式预先排序成组.利用火电AGC机组在超短期负荷预测模式或计划值模式下跟踪省内负荷,中小水电AGC机组跟踪联络线和频率变化,大型水电厂适当参与调节.运行测试结果表明,该水火电协调控制架构体系能较好地适应于云南电网现有的调度方式.     

凝结水调频技术在泰州电厂的应用

为了提高电能质量和电网频率的控制水平,迅速消除由于电网负荷变化而引起的频率波动,电网一般都要求发电机组具备在短时间内增加或减小一定量的出力以快速响应电网频率下降或上升的能力。凝结水节流参与机组负荷调节,能够有效挖掘机组蓄能、提高负荷变化能力,满足电网频率调整的要求。泰州电厂二期工程采用全周进汽超超临界二次再热汽轮发电机组,采用主汽调节阀节流进行负荷调节时节流损失很大,总结近年来凝结水节流技术在机组负荷调节上的成功经验,探讨将该技术运用在泰州电厂二期工程中的必要性和可行性。