华能大坝电厂1机组优化控制系统试验报告.docx
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华能大坝电厂1机组优化控制系统试验报告
华能大坝电厂1#燃煤机组
优化控制系统试验报告
杭州和利时自动化有限公司
华能宁夏大坝发电有限责任公司
2010年9月
1前言
和利时公司始终秉承真诚为用户服务的宗旨,通过不断的技术创新,对控制系统的不断的优化,给用户提供更加安全、可靠、快速和稳定的控制技术,以满足发电厂生产过程控制的需要。
华能大坝电厂1#机组装机容量为330MW,锅炉结构为∏型布置,锅炉燃烧方式为旋流前后墙对冲式,分散控制系统(DCS)采用杭州和利时自动化有限公司MACS-V系统。
按照国家节能减排政策要求,杭州和利时自动化有限公司针对装机容量为300MW等级的单元机组研发了一套优化控制系统,并在华能大坝电厂领导的大力支持下以及大坝电厂热工分厂领导的帮助和配合下,于2010年9月15日至28日在原有的分散控制系统(DCS)的基础上,增加了优化控制系统的软件,经过了现场调试、试验和检验,根据试验记录曲线计算,基本上达到了优化控制系统预期的目的。
2机组优化控制的目的
(1)在机组AGC负荷动态响应中提高燃料量控制、燃煤风量控制、给水量控制的动态响应速度,改善其动态响应特性,提高其负荷响应中的稳定性、准确性、缩短调整周期、减少超调量、尽可能的克服过积分饱和现象,提高其稳定性和控制精度。
(2)当燃烧的煤种、煤质发生变化时,能够连续的对控制指令自动进行补偿,不断的对实际给煤量、送风量、给水量、进行自动修正。
(3)通过连续的滚动补偿校正、预测,逐步趋向于相对平衡状态,使机组运行在(相对)最佳运行工况。
既:
电负荷平衡(功差≤5MW);
汽水系统平衡(机前压差≤0.15Mpa);
烟风系统平衡(氧量偏差≤0.2%);
3规范和标准
DL/T701-1999火力发电厂热工自动化术语
DL/T657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程
建质[1996]40号火电机组热工自动投人率统计方法
建质[1996]111号火电工程调整试运质量检验及评定标准
SDJ279-1990电力建设施工及验收技术规范(热工仪表及控制装置篇)
《华北电集调[2002]19号京津唐电网自动发电控制(AGC)运行管理办法》
《华北电集调[2003]14号华北电网发电机组一次调频运行管理规定》
《广东电网自动发电控制(AGC)运行管理规定》
《广东电网统调发电机组一次调频运行管理规定》
《浙江电网统调发电厂调度运行管理细则》
4采用的优化控制技术
(1)预测控制技术
(2)滚动校正补偿技术
(3)分段控制技术
(4)机前压差、汽包压差快速校正补偿技术
(5)多参数、小变量校正补偿技术
5优化控制的内容和项目
(1)CCS机炉协调控制系统;
(2)总燃料自动调节系统
(3)总风量自动调节系统
(4)汽包水位调节系统
(5)RB功能优化
6CCS协调控制试验数据
(1)试验方法及范围
CCS协调控制动态响应范围:
200-330MW(60%-100%);
响应方式:
阶跃指令;响应范围±35MW(>10%Pe);
最大响应范围±60MW(≥18.2%Pe);
负荷指令速率为:
10MW(3%Pe/min);
机前压力升速率:
0.1Mpa。
(2)考核技术指标
单元机组动态考核指标:
(西门子在300MW等级优化控制技术指标)
负荷变动时-----机组重要参数动态考核指标(35W扰动幅值)
负荷变化、响应范围
给定负荷
被调参数动态允许最大偏差
变化速率
%Pe/min
ΔPsMPa
ΔHmm
60~100
1.5
±0.2
±25
3
±0.35
±30
实测动态指标:
负荷变动时-----机组重要参数动态考核指标(35W扰动幅值)
负荷变化响应范围
给定负荷
被调参数动态允许最大偏差
变化速率
%Pe/min
ΔPsMPa
ΔHmm
60~100
1.5
±0.15
±15
3
±0.35
±25
单元机组静态考核指标:
(西门子在300MW等级优化控制技术指标)
静态时机组考核指标
负荷范围%Pe
给定负荷
被调参数静态允许最大偏差
变化速率
%Pe/min
ΔpeMW
ΔPsMPa
ΔHmm
ΔO2%
60~100
/
±3
±0.15
±20
±0.5
实测稳态指标:
稳态时机组考核指标
负荷范围%Pe
给定负荷
被调参数静态允许最大偏差
变化速率
%Pe/min
ΔPeMW
ΔPsMPa
ΔHmm
ΔO2%
60~100
/
±3
±0.1
±10
±0.15
(3)参照标准(参照2009年浙江电力规划院最新行业标准)如下:
参照国华台山1000MW超超临界机组优化控制系统协调控制指标:
负荷变动幅度(MW)
设定速率
(%Pe/min)
实际速率
(%Pe/min)
迟延时间τ
(≯秒)
最大
超调
(MW)
实际功率
偏差MW
主汽压力
偏差MPa
静差
动差
±90
1.5
≮1.0
60
8
5
0.10
±90
2
≮1.7
60
8
5
0.18
±90
4
≮3
60
8
5
0.35
7CCS协调控制试验情况分析
(1)从试验记录来看,经过优化设计的协调控制、给煤控制、风量控制、给水控制的主要技术指标已经达到或接近西门子在300MW等级优化控制技术指标。
(2)优化控制主要解决了煤种变化对协调控制的影响问题;通过预测控制技术、滚动校正补偿技术、机前压力快速补偿校正技术、汽包压力快速补偿校正技术、烟气氧量快速补偿校正技术的使用,提高了负荷响应下的动态响应速度,基本解决了或减少了PID控制的超调问题。
(3)从增减负荷时的响应曲线来看,运行比较平稳,超调量比较小,衰减率>0.75,基本上没有振荡,安全性有很大提高。
(4)从几组试验曲线记录来看,增减负荷时,如果系统处于相对稳态,那么在负荷变化响应下能够很快进入稳态,超调量比较小;反之系统处于非稳态下,那么在负荷变化响应下进入稳态时间比较长,基本需要一个周期。
(5)国华台山1000MW超超临界机组协调系统品质指标仅作为参考,两者可比性较小。
大坝电厂1#机组是330MW亚临界汽包锅炉,汽包惯性比较大,一般为6-8分钟,而国华台山1000MW超超临界机组容量大,在60%负荷以上已处于干式运行并进入超超临界状态,惯性相对较小,因此其技术指标仅作为参考。
如果要进行比较的话,从试验记录曲线来看,技术指标已接近或达到台山1000MW超超临界机组协调系统品质指标。
(6)关于主汽温度控制系统,原准备了一级过热器动态焓差补偿校正技术、一级过热器微过热度补偿校正技术,但大坝电厂1#机组除了汽包和高过出口有压力测点以外,几级过热器中间都没有压力测点,除了屏过出口及高过出口有温度测点以外,其它的温度测点从智能前端引入,未进入数据库,暂时不能引用,所以喷水减温控制系统未作优化,比较遗憾。
(7)RB功能优化
A、增加了RB的关断功能。
RB动作时,实际负荷小于RB最大允许负荷,或机前压力小于RB最大允许负荷对应的滑压设定点压力时,RB自动关断复位。
B、磨组RB功能改为:
单台磨组跳闸,RB不动作;在两分钟内同时跳两台磨组,CCS协调控制负荷指令迫降30%,同时投油枪,RB不动作。
C、增加了RB动作时的给煤量的定量控制,防止过调。
(8)通过在大坝电厂1#机组上进行的优化控制试验,使我们对优化控制积累了一定的经验,加深了对优化控制的理解,为进一步做好这方面的工作打下了一个良好的基础。
8建议
(1)炉膛负压偏差大强制切手动条件,建议改为±300Pa;因为当一台一次风机跳闸时,锅炉瞬间风压突变比较大,如果此时将炉膛负压调节强制切手动,运行人员可能操作不及。
(2)二次风压感觉有点偏低,二次风量虽然不小,但由于二次风压偏低,可能会造成二次风贴壁走,由于二次风的刚性不足,可能影响燃烧效率。
建议适当提高二次风压运行。
(3)再热器减温水基本上处于全关状态,温度稍有点偏低,初步判断可能是再热器的受热面偏小,建议在大修时适当增加再热器受热面积,对提高锅炉效率,降低排烟温度有好处。
(4)建议增加一级过热器出口、入口对应的温度、压力测点。
9参加试验的单位及成员
(1)华能宁夏大坝发电有限责任公司
雍绍平张永祥张振宁
(2)杭州和利时自动化有限公司
郭敏张伟杰张小辉
附录Ⅰ:
试验期间调节曲线
二〇一〇年九月二十六日
稳态协调控制图趋势图
稳态水位控制趋势图
1.5Pe/min协调控制图趋势图
3Pe/min协调控制图趋势图
3Pe/min水位控制图趋势图
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