间接能量平衡协调控制系统前馈控制策略的优化

对于非线性较强的主蒸汽压力和机组负荷,单纯采用机炉主控制系统的间接能量平衡(IEB)协调控制策略,难以在机组变负荷工况下取得较好的控制品质.对此,基于传统的IEB协调控制系统和汽包锅炉动态模型,设计了适应于单元机组特性的前馈控制策略,并分析了该前馈控制的特点,给出了控制参数的在线整定方法.该方法在机组的负荷响应试验过程中,使主蒸汽压力最大动态偏差＜0.35 MPa,表明优化后的IEB协调控制系统具有较好的动态调节品质.     

超临界660MW机组协调控制系统优化及定值扰动试验分析

某超临界660MW机组经过A级检修后,机组物理特性发生改变,需要对协调控制系统进行参数整定优化。本文采用高负荷工况下设置煤量减缓回路、锅炉前馈曲线修正、主蒸汽压力的控制与滑压速率的调整以及通过主蒸汽压力设定值释放更多蓄热等手段对该机组协调控制系统进行优化,并通过负荷、炉膛压力和主蒸汽温度定值扰动试验对优化后机组的调节品质、负荷响应速率进行分析。结果表明,该机组控制系统优化后参数稳定,具有较好的动态控制品质,能够满足机组安全稳定运行的要求。     

改进型DEB协调控制在大迟延控制对象上的应用

针对神华陕西国华锦界能源有限责任公司(锦界电厂)3号亚临界600MW机组燃料量对主蒸汽压力变化响应的纯迟延长、惯性大的特点,将原机组协调控制系统的单纯直接指令平衡(DIB)控制系统前馈-反馈调节结构优化为改进型直接能量平衡(DEB)控制系统+动态预超调燃料前馈控制结构。应用结果表明,改进后的协调控制系统克服了机组的大迟延环节对主蒸汽压力调节的影响。当机组负荷指令变化时,控制系统快速改变汽轮机调节阀开度,从而消除或减小了锅炉主控对负荷变化响应的迟延;通过合理配置较大比例的动态预超调燃料前馈量,及时提高锅炉蓄热量,减小了主蒸汽压力的动态偏差。DEB控制系统在主蒸汽压力变化前通过锅炉热量信号动态预调节燃料量,使主蒸汽压力快速跟踪其设定值,对长迟延、大惯性系统具有较好的适应性。     

负荷预估信号在机组协调控制系统中的应用

针对华能铜川电厂一期2×600 MW机组协调控制系统存在的锅炉主蒸汽压力控制滞后,不能满足电网快速变动负荷的质量指标要求的问题,对该控制系统进行了优化。将负荷预估信号动态地叠加到原协调控制系统的锅炉蒸汽压力控制回路中作为直接能量平衡前馈信号,从而提高了机组协调控制系统对负荷变化的响应速度。自动发电控制(AGC)试验表明,优化后的机组协调控制系统负荷适应能力强,响应速度快,各主要运行参数稳定。     

提高协调控制系统调节品质的研究

针对协调控制系统缺陷,提出ＰＴｎ模块采用分段、变参数控制,负荷指令前馈信号采用ＰＤ控制规律实现微分时间和强度变参数控制,主蒸汽压力控制器实现积分分段、微分时间和强度变参数控制,在磨煤机一次风量设定值控制回路上引入负荷指令的微分前馈信号等改进措施,大大改善了协调控制系统调节品质,提高了协调控制系统对外界负荷的响应能力和升、降负荷速率,有效抑制了主蒸汽压力的超调,扩大了协调的投运范围。     

提高自动发电控制性能指标的协调控制策略优化与应用

分析了使火电机组协调控制品质较差且不能达到自动发电控制(AGC)性能考核指标的原因.采用分项动态自适应前馈技术和基于一次调频功能的AGC控制方案对机组协调控制系统进行了优化,优化后的机组协调控制系统应用于国投天津北疆电厂1号超超临界1 000 MW机组中.结果表明,机组在500～1 000 MW之间以20 MW/min的速率AGC变负荷时,机组负荷动、静态偏差均小于1％,主蒸汽压力偏差小于0.4 MPa,主蒸汽温度偏差小于6℃,微过热点蒸汽温度偏差小于10℃,AGC综合指标系数KP显著提高.     

提高机组实际平均负荷率的控制策略

提出了提高发电机组实际平均负荷率的3个方法:投入机组CCBF方式、增加负荷指令-燃料动态前馈回路、使压力设定通过主蒸汽压力模型作用。给出了协调控制系统改进后机组升降负荷时的实际平均负荷率的提高效果。     

300MW直接空冷机组协调控制系统及AGC响应特性的分析

对国投晋城热电300 MW燃煤机组直接能量平衡(DEB)协调控制系统以及自动发电控制(AGC)的响应特性进行了分析,并且在对控制对象动态特性分析的基础上进行了调节参数的试验整定,指出采用负荷指令、DEB-TFF的微分以及主蒸汽压力偏差作为协调控制系统的前馈信号,可提高机组对外界负荷的适应性。试验结果表明:DEB控制方式达到了协调控制系统快速性和稳定性的要求,有效提高了机组对外界负荷需求的响应。     

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。     

基于动态线性自回归预测及燃烧状态观测器的锅炉控制系统

针对火电机组锅炉控制系统由于燃烧过程滞后而导致的主蒸汽压力波动大等问题,提出了一种新型的锅炉控制系统。利用改进线性自回归预测算法及燃烧状态观测器,分别从压力变化及燃烧过程角度对燃料量需求值进行修正,将修正信号作为前馈引入锅炉控制系统以提高机组主蒸汽压力的稳定性。以可编程控制器作为硬件平台,依据自动发电控制（AGC）考核内容在APROS仿真平台上针对某300 MW机组的高低负荷段分别进行10%MCR和5%MCR单向升降负荷试验,结果表明,基于动态线性自回归预测及燃烧状态观测器的新型锅炉控制系统在提高机组负荷响应速度的同时保证了主蒸汽压力良好的跟随性,提高了机组的AGC响应能力和品质,具有一定的工程应用价值。     

火电机组协调控制系统优化研究

大型火电机组协调控制系统的控制对象具有多变量、非线性、强耦合的特性,目前协调控制存在负荷响应速度慢、主蒸汽压力波动大等问题.基于火电机组对象特性,从对协调控制动态煤量和滑压设定值两个方面进行优化.优化后保证了机组的动态和稳态品质,仿真和实际应用证明了该优化方法的有效性.     

掺烧褐煤机组AGC方式下滑压运行控制策略研究

为了提高机组AGC(自动发电控制)负荷响应速度和控制精度,在传统控制策略基础上提出了掺烧褐煤机组滑压运行的新型控制策略,将负荷指令与主蒸汽压力指令分时控制,错峰调节,使主蒸汽压力定值动态自适应锅炉运行状态,采用高速负荷指令前馈代替实际负荷指令前馈,动态超前控制改善锅炉的动态特性。新型控制策略在充分利用锅炉蓄热来满足电网负荷需求的前提下,有效地解决了掺烧褐煤直吹式机组滑压运行方式下锅炉参数摆动大的问题。     

主蒸汽温度控制系统前馈的优化

针对电网“两个细则”[1]实施下因各电厂提高燃料率的动态超调量对主蒸汽温度控制的影响,基于主蒸汽温度控制动态模型设计了新型主蒸汽温度控制系统的前馈控制器,给出了该控制器的动态配比整定原则和算法,并对该算法进行了模型仿真验证.将前馈控制器用于主蒸汽温度串级控制系统构成主蒸汽温度前馈-串级控制系统,采用该系统对某600 MW机组主蒸汽温度控制系统进行了优化.优化后的控制系统,在机组稳态时主蒸汽温度在±3℃(设定值)的范围内波动;在机组负荷变化率为2.5％MCR时主蒸汽温度在±5℃(设定值)的范围内波动.从而克服了煤量和风量对主蒸汽温度的干扰,消除了“两个细则”实施下提高燃料率的动态超调量对主蒸汽温度的影响.     

盘山电厂600 MW机组主蒸汽压力控制分析

分析了盘山电厂600MW机组协调系统原设计与改造后的主蒸汽压力控制,着重介绍了炉跟机协调中的功率指令前馈。协调系统改造以后,机组的负荷控制及主蒸汽压力控制的稳定性都有所改善。文章还提出了在分散控制系统(DCS)中引进先进算法(如自适应和预估控制等)的建议。     

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。     

自动发电控制(AGC)在330MW机组上的运用与分析

本文就AGC功能在大唐鲁北发电厂330MW机组上的运用展开分析讨论,通过试验检验该机组负荷响应能力,保证机组在AGC功能试验过程中的最小变负荷速率、负荷响应的统计偏差和最大偏差满足要求。同时检验了该机组协调控制系统(CCS)的调节品质,保证机组在AGC功能试验过程中的主蒸汽压力、分离器出口过热度、主蒸汽温度、再热汽温度的统计偏差和最大偏差不超标。     

基于ARMA模型的燃煤机组主蒸汽压力控制策略

燃煤机组的锅炉侧参数普遍具有大延迟、大惯性的特性,影响主蒸汽压力的控制品质。为此,本文将主蒸汽压力信号的ARMA时序预测应用于主蒸汽压力控制,将主蒸汽压力实测值及其设定值作为锅炉主控PID输入,经计算输出机炉协调方式锅炉主控指令,用以调节机组燃料量,控制策略将主蒸汽压力实测值引入ARMA预测模型,通过当前目标负荷及变负荷速率共同确定适用模型参数。将该控制策略用于APROS仿真平台及实际600 MW燃煤机组锅炉主控中,仿真结果表明该控制策略在一定程度上缓解了控制调节大延迟大惯性的影响,实际运行结果表明主蒸汽压力的控制品质有所提升。     

超临界350 MW循环流化床机组模拟量控制系统及AGC优化

安徽钱营孜发电有限公司2号机组模拟量控制系统优化前,在稳态工况下,机组主蒸汽压力偏差大且主蒸汽压力控制收敛较慢,同时存在中低负荷段主蒸汽温度达不到额定温度问题;变负荷工况下,主蒸汽压力偏差大,给水自动跟踪差;在高负荷段,由于煤泥的投入,机组主要参数变化更为剧烈,主蒸汽压力超压严重,影响机组安全稳定运行;风烟系统全程无法投入自动,导致机组负荷变化率仅为2 MW/min,不能满足电网相关规定。为了解决2号机组存在的问题,对其主要模拟量控制系统进行优化:修正给水设定曲线、中间点过热度设定曲线;修改氧量控制、一次风量控制及二次风量控制策略,增加变负荷前馈,动态协同进入炉膛的燃料量、给水流量和总风量。优化后,2号机组自动发电控制（AGC）方式下实际负荷变化率达到5.25 MW/min,稳态、变负荷工况下机组主要参数变化平稳。     

预测及限制型协调控制系统优化设计

为了解决深度调峰工况下,火电机组由于变负荷频次和变负荷幅度增加以及频繁启停磨煤机组造成的主蒸汽压力波动剧烈的问题,本文提出一种预测型锅炉主控前馈及三级限制型总风量前馈构成的协调控制优化逻辑,采用基于启磨煤机预判的预加煤前馈控制、总风量设定值逻辑优化、三级限制下总风量前馈逻辑优化等策略,提高机组变负荷响应能力,达到总风量与高频变化燃料量的最优匹配。在某600 MW机组上采用该优化策略,并通过现场变负荷扰动试验分析机组在高频率及大幅度负荷变动、启停磨煤机组、燃料量波动等复杂工况下主蒸汽压力变化特性,试验表明该优化方法能够综合调控机组主蒸汽压力,保障机组在经济工况下稳定运行。     

超超临界机组协调控制系统及AGC响应特性分析

对南方某电厂超超临界机组协调控制系统的控制策略进行了分析，指出采用主蒸汽压力偏差限制回路、在机组负荷设定值上增加惯性环节及变负荷、变压力过程加入燃料动态加速环节的协调控制策略，可提高机组对外界负荷的适应性。试验结果表明：该机组采用的协调控制策略达到了协调控制系统快速性和稳定性的要求，能够满足AGC试验指标的要求。