NCS系统运行状态下的改造研究

NCS系统作为主要的电厂监控系统,也作为发电厂调度系统,被广泛的应用在电厂中。对此,本文针对NCS系统的应用和该系统的优点,以该系统在1000MW超临界机组电厂改造中的应用作为案例分析,以此验证该系统应用的效果,为1000MW超临界机组改造提供参考。     

超超临界给水自启停控制系统方案设计与分析

为了使得火电机组启动停止过程中操作更精准、能源更节约,提出一种给水系统自启停功能的设计方案并对其进行全面分析,还进一步提出给水系统与模拟量控制系统全程控制的接口问题.对贯穿机组运行的整个过程的全程给水过程的功能组进行划分并对各个功能组的功能进行介绍.针对给水系统自启停控制过程的特点和难点,对全程给水在升负荷阶段中自动并/退泵与干湿态转换进行全面分析并提出了特殊的控制策略,最终实现从点火至满负荷过程中的全程自动控制.     

双级式储能变流器波形控制策略研究

针对储能变流器双向能量控制的电流谐波问题,提出了一种基于双级式主电路拓扑的电流波形综合控制策略。在直流侧为减小滤波电感体积,采用双重化电路和载波移相控制方法有效抑制输出电流纹波,降低开关损耗;在交流侧为提高系统并网电能质量,采用PI控制和重复控制并联的复合控制方法有效抑制了并网电流的谐波含量,提高了系统的动态响应速度。实验结果验证了该控制策略的有效性和可行性。     

600MW超临界机组凝泵变频控制及效果分析

节能减排是电力行业的一项基本要求,属于考核范围的重要项目之一。在大型发电企业中,各企业都在寻找各种节能减排的方式,凝泵变频控制受到更多的电厂重视和应用推广。本文介绍了浙能乐清电厂在#1机大修过程中对凝泵控制进行了改造,采用变频器控制。根据凝泵变频器的特点和除氧器两个调节阀的特性,对除氧器水位控制策略进行了完善和改进。现场的实际应用表明,改进后的凝泵变频器控制能有效的降低凝泵的耗电量,减小阻力损失,降低企业生产成本,凝泵变频器的控制和除氧器水位调节阀配合在一起能很好的对除氧器水位进行控制。     

浅谈电力系统中的时钟同步技术

电力系统是时间相关系统,无论电压、电流、相角、功角变化,都是基于时间轴的波形。近年来,超临界、超超临界机组相继并网运行,大区域电网互联,特高压输电技术得到发展。     

组态王在超临界萃取中的应用

组态王是由亚控公司开发的具有纯中文界面、编程方法简单、实时趋势记录、报表记录与实时打印,与其他应用程序交换方便,易调试等优点的工控组态软件,将它应用于超临界萃取的过程控制,可实现时萃取全过程的实时监控.友好的人机界面可实现萃取过程的自动化,温度、压力、流量等重要工艺参数的曲线记录和查询、故障报警、出现中断事件时自动停车等,使控制人员能在PC机上就时萃取过程实时监控,极大的提高超临界萃取的效率和运行安全性.     

超临界直流炉蒸汽发生器的建模与仿真分析

研究以某600MW机组超临界直流炉的蒸汽发生器为对象,从过程基本方程出发,建立单相及两相受热管动态特性的动力学方程.采用随体导数法建立了关于在亚临界及超临界工况的非线件分布参数动态数学模型.针对蒸汽发生器在两种典型工况下的动态特性进行了仿真研究,所得结果,对进一步研究超临界直流锅炉的安全运行中全工况动态仿真提供有意义的设计参考.     

考虑电-氢-热多能互补的微网多目标优化配置研究

氢储能具有储能容量大、储存时间长、清洁无污染、实现多种能源网络互联互补和协同优化等诸多优点,有望成为推动分布式能源发展和提升终端能源利用效率的重要支撑技术。为了提高独立型微网供电可靠性及可再生能源利用率,本文建立了考虑电-氢-热多能互补的独立微网多目标优化配置模型,并基于模拟退火的粒子群算法对目标问题进行求解。最后,通过东北某地独立微网优化配置算例,基于MATLAB平台验证了所提多能互补配置方案较传统电储能配置方案负荷失电率降低了3.18%,可再生能源利用率提高了8.37%,所提配置方案可有效促进可再生能源消纳,保证独立微网的供电可靠性。     

新型电力系统下的储能发展

构建以新能源为主体的新型电力系统,需要储能的大力支撑.如何发展储能,以促进新型电力系统的建设 成为当前亟需解决的问题.对我国储能的技术、产业等方面的发展现状进行梳理,同时结合新型电力系统发展情况对 发电侧、电网侧和用户侧储能进行分析,在此基础上,对储能产业发展提出相关政策建议,以期为新型电力系统的构 建提供决策支持.     

新能源场站虚拟同步补偿装置的容量配置策略

为提高大规模新能源场站的主动支撑能力,提出基于模糊机会约束的新能源场站虚拟同步补偿装置（VSCOM）的容量配置策略。首先,构建包含储能与无功补偿单元的虚拟同步补偿装置的基本结构,并对其惯性与备用需求进行建模;其次,计及风电出力不确定性,基于新能源发电历史数据构建出力的不确定性合集,确定极端情况下的出力情况;再次,考虑投资经济性与稳定支撑需求,构建虚拟同步补偿装置中各子单元的容量配置模型;最后,通过算例仿真验证所提模型的可行性与有效性。结果表明新能源场站虚拟同步补偿装置较单一储能可增加新能源场站净收益19.19%,虚拟同步补偿装置可满足高比例新能源系统98.6%的惯量支撑需求,所提方法可促进新能源与电网的协同发展。