1000MW机组热工系统故障分析及优化

在机组正常运行过程中,如果热工保护系统出现单点保护、通道故障、电磁干扰、电源冗余故障等情况时,会给机组的安全运行埋下隐患。通过实际故障案例的归类分析,给出了优化的方法,减少了热控系统故障,提高了热工保护系统的可靠性。     

自动控制技术在火力发电企业节能减排领域的应用

对当前自动控制技术采用的几种先进算法分别进行了介绍,针对先进算法在锅炉闭环燃烧优化控制、凝结水节流控制、汽温优化控制及机组负荷控制等方面的应用情况,说明了自动控制技术在火力发电企业节能减排领域的重要作用与发展潜力;对自动控制技术在实际应用过程中出现的问题进行了分析,并给出了建议。     

超超临界1000 MW机组一次调频多变量优化策略

针对凝结水节流变负荷技术在燃煤机组灵活性改造时存在响应滞后10～20 s的情况,本文在某超超临界1 000 MW机组上进行凝结水节流变负荷、抽汽调节变负荷及给水分配变负荷试验,重点分析了后两种变负荷技术的安全性及有效性;并在传统凝结水节流技术的基础上,结合该机组回热系统的布置情况,提出凝结水节流与抽汽调节、给水分配变负荷技术相结合的一次调频多变量优化控制策略,再利用改进的滑压优化系统进一步提高机组节能潜力。一次调频考核试验验证了该优化策略的有效性和可行性,同时证明投入多变量优化系统及滑压优化系统后,该机组年平均节约煤耗1.5 g/(kW·h),节能效果显著。     

基于凝结水变负荷技术的深度滑压节能控制

针对发电机组的一次调频和自动发电控制(AGC)的负荷控制品质与稳定低节流损失运行的机组节能需求产生矛盾的问题,以及现有凝结水变负荷技术和滑压优化技术的局限性,提出了基于凝结水变负荷技术的深度滑压节能控制策略,通过凝结水变负荷提高机组响应电网一次调频和AGC指令的能力,从而实现机组的最优滑压运行。以某亚临界350 MW机组为例,对基于凝结水变负荷技术的深度滑压节能控制策略进行了可行性和有效性验证。结果表明,机组在达到电网考核指标的前提下实现了深度滑压节能自动控制,节流损失大幅降低,每台机组年平均可节约煤耗1.13g/(kW·h),按煤价600元/t计算,每年可节约62.2万元,节能效果显著。同时,缓解了长期存在的电网一次调频和AGC考核与机组节能运行的矛盾。     

锅炉气力输灰系统节能改造

针对某电厂5-8号锅炉气力输灰系统运行中存在的问题,分析其原因,提出对气力输灰设备应用节流孔板的技术改造措施,并通过试验确定5-8号锅炉干除尘单元的节流孔板规格,通过节能改造保证了双套管输灰系统下料均匀性,减少了用气量,明显提高了机组运行的经济性。     

基于改进型量子粒子群优化算法的汽轮机流量特性优化研究

汽轮机流量特性是火电机组主要调节系统的重要特性之一,关系着机组安全、节能、稳定运行。本文建立汽轮机流量特性仿真优化模型,提出基于改进型量子粒子群优化算法(QPSO)的双目标仿真优化算法,以解决汽轮机流量特性线性度和重叠度耦合优化难题,实现汽轮机流量特性优化;将仿真优化结果应用至实际生产当中,解决了汽轮机流量特性突变、线性度不佳、重叠度大等问题;通过主蒸汽压损和汽轮机热耗率分析,对比了优化前后汽轮机组的节能情况。结果表明,该方法能够有效地提高蒸汽调节品质,降低机组蒸汽节流损失,促进汽轮机组的节能运行水平。     

基于热工控制优化的电泵电流波动问题解决方法

针对130 MW机组电泵电流抖动问题,进行了电泵调节特性试验,提出了基于热工控制优化的解决方法,分别采取调节特性曲线优化和控制信号优化两方面措施,通过调节系统试验确定了优化参数.机组运行实践证明,该方法效果明显,措施有效,提高了机组可靠性.     

电厂负荷分配与配煤优化耦合模型的研究

机组负荷和混煤质量是影响电厂经济运行和节能减排的重要因素,但是目前的研究很少考虑到两者的关联性.本研究提出一个电厂负荷分配与配煤优化耦合模型.该模型的计算是通过负荷优化分配模型优化分配不同时段各机组的负荷;计算出各机组不同负荷下单位小时电力生产所需的热耗量,此计算结果作为配煤优化模型中供热量约束的输入;通过求解配煤优化模型得到各机组在不同负荷下的各掺配煤种的消耗量.研究结果表明: 电厂负荷分配与配煤优化耦合模型能够在合理分配机组负荷的基础上对燃料混配进行优化,既能满足机组实时负荷变化下的生产要求,又可以避免不必要的燃料浪费,并减少污染物排放.     

1000 MW机组凝结水泵变频解耦控制在节能改造中的应用

针对凝结水泵进行变频控制技术研究和优化是目前大型火电机组节能改造的重点研究方向。以某发电厂1000 MW机组为例,分析除氧器水位调节阀和凝结水泵变频器调节的性能特点,提出一种新的凝结水泵变频解耦控制策略。该策略利用前馈补偿法对凝结水泵变频控制逻辑进行解耦控制优化,消除控制回路之间的相互耦合,实现除氧器水位和凝结水母管压力的全程协同控制并保持稳定,增强凝结水系统自动控制的抗干扰和抗扰动能力,降低系统节流损失和厂用电率,具有较好的节能效果。     

新型燃煤电站低温烟气余热优化利用系统

锅炉尾部排烟温度一般在120~140℃,其热损失可达锅炉输入总热量的3%~8%,因此对锅炉尾部排烟余热进行回收意义重大。在对常规余热利用系统换热特性进行深入分析的基础上,提出一种新型低温烟气余热优化利用系统,该系统利用机炉两侧低品位热能预热入炉空气,提高空气预热器入口风温的同时,减少了空气预热器中烟气-空气换热量,并将置换出的这部分热能引入回热系统加热给水和高温凝结水,节约部分高级抽汽,进而增加机组出功。以某典型1000 MW燃煤机组为例,结合热力学的相关原理深入分析了优化系统的节能特性。研究结果表明:优化方案中机组净出功较常规方案增加了20.23 MW,供电煤耗降低值则由常规方案的0.93g/kWh提高到5.09 g/kWh,同时全厂火用效率由常规方案的43.58%提高到43.92%。综合分析,系统节能改造收益显著。     

火电机组AGC系统优化的技术措施研究

火电机组在锅炉低氮燃烧和脱硝系统改造以后,针对影响AGC系统投入的因素,分析原因并采取相应措施,完善机组负荷控制策略,包括锅炉主控前馈信号,汽轮机负荷指令,一次调频控制逻辑,一次风压调整负荷,磨煤机容量风、热风和旁路风挡板控制回路;根据锅炉特性变化,完善燃烧控制模型;通过解决影响AGC系统投入问题以后的技术经济性分析,机组主要被控参数指标对比表明,该技术措施的研究与实施显著提高了机组AGC的品质指标。     

300 MW单元机组燃烧控制系统分析与改进

结合江苏太仓港环保发电有限公司新建机组的调试,介绍了300Mw单元机组燃烧过程被控对象的动态特性以及目前常用的单元机组负荷控制的基本方案．主要有炉跟机方式和炉跟机协调方式。针对电网负荷要求变化较大时锅炉蓄热量不足,导致汽压波动太大而影响锅炉正常运行的问题,对燃烧调节器中的前馈进行了改进．实践证明改进效果较好,机组可以投入自动发电控制(AGC)方式。同时也介绍了送风量、炉膛负压和一次风量的控制。     

600 MW超临界机组冲转时主蒸汽温度偏高的原因分析及改进措施

大唐湘潭发电有限责任公司3号600MW超临界机组在启动调试过程中,多次出现主汽温偏高的问题,尤其在第1次并网带负荷时最频繁,曾因汽温无法控制造成停炉。该型锅炉在其他电厂也出现过类似问题。经分析,其主要原因是:燃烧热负荷小,蒸汽流量小,即使调节阀全开一次汽减温器减温效果不明显。为此,采取加大燃油量、增加燃烧热负荷、炉膛负压控制在-600 Pa、增加油枪的根部风、控制锅炉总风量、改善燃烧、提高给水流量和蒸汽流量及给水温度等措施,解决了冲转时主汽温度偏高的问题。     

循环流化床锅炉燃烧工况考评分析

运行参数解耦困难是循环流化床(CFB)锅炉燃烧自动控制难以投运的关键.以唐山东方发电有限公司(简称东方电厂)1号CFB锅炉为例,通过分析燃烧变量参数的耦合关系及控制策略,建立了CFB锅炉热效率计算模型和控制参数多项式耦合模型,并利用热效率模型对CFB锅炉变工况运行参数筛选,获得各运行负荷高效率控制方案;利用多项式模型对运行参数进一步耦合解析,获得机组负荷与给煤量、平均床温和一、二次风配比等参数的函数关系,并利用此关系式编制了考评计算程序,实时获得锅炉变工况条件下燃烧变量参数目标值.研究结果可为CFB锅炉实现燃烧自动控制提供技术参考.     

阳逻电厂机炉协调控制及自动发电控制系统分析

介绍阳逻电厂自动发电控制(AGC)系统,重点分析了机炉协调控制系统的特点,并给出AGC系统的调试经验。试验表明,负荷指令变化速率是功率偏差和主蒸汽压力偏差的主要影响因素,适当增大锅炉侧控制器动态前馈的补偿,有助于减少偏差。此外,负荷指令变化速率也对锅炉燃烧效率有较大影响。     

600MW机组锅炉多种劣质煤掺烧经济性研究及其运行优化

为适应目前我国燃煤紧张的局势,进行了火电厂锅炉掺烧劣质煤的安全性及经济性研究。通过对混配煤特性计算方法进行整合,提出数学分析模型和理论计算方法,确定多种劣质煤混配煤参数特性分布规律,采用量子粒子群理论对参数方程进行校核计算。采用序贯模块迭代的锅炉热力计算总体算法,对不同混配煤种进行变工况、变煤种热力计算,分析对锅炉参数的影响规律,确定合理掺烧比例范围。运用燃烧空气动力学原理、洁净燃烧理论,对掺烧多种劣质煤的机组锅炉运行性能进行优化,使600 MW时AGC负荷响应速率达16～18MW/min,锅炉热效率提高至93.040%～93.732%,发电煤耗平均降低3.5 g/kWh,炉内结焦得到明显改善。本次试验研究对电厂的节能降耗具有可借鉴的现实意义。     

锅炉高温腐蚀实验研究

锅炉高温腐蚀，对锅炉的安全经济运行有很大危害。该文分析了造成山东省电站锅炉水冷壁高温腐蚀的主要原因。经过研究，提出了改进措施，并进行了实炉实验研究。该文提出的措施为：(1)底层双通道燃烧器区域采用侧边风技术；(2)部分一次风反切；(3)采用富集型煤粉燃烧器强化三次风燃烧。经过实炉的热态实验表明，该文所提出的改造方案，能够解决高温腐蚀问题。改造后，低负荷稳燃及热效率不受影响。采用该文提出的方法，解决高温腐蚀问题，是成功的。     

循环流化床锅炉热惯性

作为一种清洁煤燃烧技术,循环流化床锅炉的运用越来越广泛。单机容量也越来越大。大型循环流化床锅炉并入电网运行后,必然要参与调峰和一次调频,但其热惯性大,不易调节,对负荷响应速度慢的特性对电网安全的影响也更为明显。特别是燃用无烟煤的循环流化床锅炉其燃烧惰性也更为突出,通过毕节电厂在试运过程中的AGC实验对该现象进行简单的分析。     

600MW超临界W火焰锅炉机组协调及主汽温度控制优化

针对燃烧劣质无烟煤的W形火焰超临界机组存在的锅炉燃烧难于控制,协调控制系统和主汽温度调节品质不理想,特别是难于满足电网快速负荷调度的要求等问题,进行协调及主汽温度控制策略的研究开发,以提高机组协调变负荷能力,满足电网AGC大幅度、快速变负荷的要求。本文结合机组协调及主汽温度控制品质优化的应用情况,具体介绍试验过程及应用效果等。     

300MW循环流化床锅炉机组床温特性及调整

床温控制是循环流化床锅炉燃烧调整的重要内容。对东方锅炉(集团)股份有限公司自主型300 MWCFB锅炉的床温控制方法进行了研究;分别从启动、带负荷、额定负荷等工况对床温特性及控制方法进行了试验分析。试验结果表明:启动过程中通过调节一次风量、油枪出力以及点动布煤来控制床温;带负荷过程中通过调节与负荷对应的风量和煤量对床温进行控制;额定负荷下通过改变给煤分布对床温进行控制;稳定工况下床温调整方法有限,通过调整一、二次风量比例可调整炉内燃烧份额,增加一次风量,床温下降;降低一次风量,床温上升,但调整幅度有限。