火电单元机组的柔性控制
单元机组负荷控制方式特点
单元机组负荷控制方式特点单元机组各种负荷控制方式工作特点热力发电厂机组负荷控制方式一般以下有5种，即锅炉跟随控制方式、汽机跟随控制方式、及以锅炉跟随为根底的协调控制方式、以汽机跟随为根底的协调控制方式、综合型协调控制方式。
一锅炉跟随〔BF〕的控制方式：单元机组锅炉跟随方式示意图1、工作特点：当负荷变化时，汽机主控首先发出调门开度指令以调节负荷；随后压力发生变化，锅炉主控再发出燃料量指令来调节汽压。
2、具体动作过程：当负荷指令P0改变时，汽轮机主控制器先发出汽机控制指令MT，再通过汽轮机子控制系统发出调门开度指令uT，从而改变汽轮机的进汽量，使机组输出电功率PE迅速与P0趋于一致。
调门开度改变后汽压pT随即变化，这时，锅炉主控制器根据汽压偏差发出控制指令MB，再通过锅炉子控制系统改变锅炉的燃烧率指令uB，使汽压pT恢复到给定值p0。
最后稳态时，PE=P0，pT= p0。
3、优点：此控制方式，利用锅炉的蓄热能力，通过直接开关调门改变蒸汽流量，从而改变负荷，所以负荷响应快，对电网稳定有利。
4、缺点：假设负荷变换快，调门动作大，将会造成汽压波动大；另外是当煤量波动引起汽压波动时，为了保持输出电功率而要动作调门，将近一步加大汽压的波动。
5、适应场合：当单元机组中锅炉设备运行正常，机组的输出电功率因汽轮机局部设备工作异常而受到限制时，可采用锅炉跟随方式。
由汽轮机根据带负荷能力控制机组负荷，由锅炉保持汽压。
二汽轮机跟随(TF)的负荷控制方式：单元机组汽轮机跟随方式示意图1、工作特点：当负荷变化时，锅炉主控先发出燃料量指令调节负荷；随后汽压发生变化，汽机主控再发出调门开度指令以调节汽压。
2、具体动作过程：当负荷指令P0改变时，锅炉主控制器先发出锅炉控制指令MB ,锅炉子控制系统计算后发出改变锅炉的燃烧率指令uB。
待汽压pT改变后，汽机主控制器发出汽机控制指令MT，再通过汽轮机子控制系统发出调门开度指令uT，从而改变进入汽轮机的蒸汽流入量，使机组输出电功率PE改变，并与负荷指令P0趋于一致。
火电厂单元机组的协调控制系统
单元机组和控制系统的关系
在单元机组的运行过程中，引起被调量 （如主蒸汽压力、温度）变化的原因是各 种扰动，而控制系统的任务则是要克服扰 动对被调量的影响，使被调量始终保持在 生产过程允许或希望的范围内。 最主要的扰动——外界电负荷的变化。
单元机组协调控制系统的发展
机炉协调的负荷控制方式
把之前两种方式结合起来，取长补短 所引起的压力变化比主汽压力下降后在增大锅炉功率（BF 方式）所引起的压力变化小得多。由于功率调节信号是同 时作用于汽轮机和和锅炉的，所以它比TF方式有更快的功 率响应。 这种锅炉蓄热的合理利用与及时补偿的协调方式，使得单 元机组实际输出功率既能迅速响应给定功率的变化又能保 持主汽压力的相对稳定。
汽轮机跟随的负荷控制方式
由汽轮机控制主汽压力，由锅炉控制机组负荷。 该方式的主汽压力变化较小，对锅炉的稳定有利，但是由于锅炉燃料 量输送及传热过程有较大滞后，使得机组输出功率响应有较大滞后， 调频能力差。 适用情况： a.承担基本负荷的单元机组。 b.当新机组刚刚投入运行，经验还不足时，采用这种方式可使机组 运行比较稳定。 c.当单元机组中汽轮机运行正常，机组输出功率受到锅炉限制时。
机组负荷管理控制中心（LMCC）
又称 机组负荷指令处理装置 负荷控制中心是用来协调机组内、外矛盾，也就是协 调供与求的矛盾
机炉主控制器
机炉主控器协调的是机和炉的内部矛盾
机炉子控制系统
直接与控制对象相联系，执行协调级的指令，使燃烧量、 送风量、给水量、蒸汽流量等与负荷控制指令相适应，实现 负荷控制的任务
。
• 机发 机组
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火电机组灵活性分析及控制策略优化
火电机组灵活性分析及控制策略优化摘要：火力发电是现阶段我国最主要的电力生产手段，火电机组的安全运行是保证火电生产的基础。
由于机组工艺的复杂性，无疑增加了对其进行控制的困难。
实际操作中必须根据火力发电的机组特征、装机功率、所处环境，对机组进行控制。
本文通过对火电汽轮机优化控制和机组灵活性的分析，从机组运行操作管理方法、操作管理技术路径、灵活性运行操作管理三个方面，提出了火电机组灵活性控制的对策与建议。
关键词：火电机组；灵活性分析；控制策略优化引言：随着我国工农业生产的飞速发展和人民生活水平的提高，对电力的需求也越来越多。
火电作为我国电力生产的主要形式，在其中发挥着不可替代的作用。
由于火电多为燃煤燃气，锅炉温度对机组的正常运行影响极大。
日常生产实践中必须加强对锅炉温度的严格控制，及时发现并妥善分析处理机组运行中出现的问题，以保证电力生产的安全性、平稳性。
1汽轮机参数辨识的控制优化及灵活性运行分析当前在汽轮机相关参数辨识研究领域的主要研究方向是参数辨识方法的正确性，为了获得质量较高的参数辨识结果就需要利用仿真软件来对辨识过程进行模拟，那较为常用的模拟工具比如psd-bpa，利用这款工具进行参数辨识模拟的过程中关于参数所包含的数据来源以及处理方法并不需要进行过多的考虑，因为在实际模拟的过程中这些数据会受到多种不同外部因素的影响。
除此之外因为汽轮机本身的工艺具备较高的复杂性，也可能导致辨识结果无法客观反映汽轮机组的相关参数，所以为了保证辨识结果就需要依据汽轮机自身工艺以及对干扰影响参数的控制来形成更好的辨识结果。
这也是当前不少辨识方式所产生的辨识结果无法应用于发电机组对效率提升优化以及故障诊断等具体应用层面。
能够将辨识结果应用于实际优化过程以及设备建模修正的领域较小，不少汽轮机组是将其已经存在的故障诊断结果应用于诊断方法和策略调整的研究过程中。
因为数据的可靠性以及精确度不能够得到有效的验证，导致这种辨识结果无法正确应用于故障诊断以及优化过程。
柔性负荷调度,发电调度的补充
柔性负荷调度，发电调度的补充导读：作为发电调度的补充，柔性负荷调度能够削峰填谷、平衡间歇式能源波动和提供辅助服务，有利于丰富电网调度运行的调节手段，已成为国内外关注的热点。
1.研究背景作为发电调度的补充，柔性负荷调度能够削峰填谷、平衡间歇式能源波动和提供辅助服务，有利于丰富电网调度运行的调节手段，已成为国内外关注的热点。
柔性负荷可定义为用电量在指定区间内变化或在不同时段间转移的负荷，包含具备需求弹性的可调节负荷或可转移负荷，具备双向调节能力的电动汽车、储能、蓄能，以及分布式电源、微网等。
传统发电调度中，机组需按照调控指令完全响应，而柔性负荷调度在满足电网调度指令需求的同时还需尽量减少对用户正常用电的影响。
柔性负荷调度在电力市场发展较为成熟的欧美国家表现为需求响应，重视对电力用户的引导和用户的参与满意度。
中国目前处于市场发展的初级阶段，还缺乏完整的市场运营规则和电价形成机制，尚不能通过经济手段及时有效地调节市场供需，负荷调度更多表现为以分时电价和有序用电为代表的需求侧管理，强调集中调度体制下电网的安全性。
2.负荷调度研究回顾近年来，国内外专家学者在柔性负荷响应潜力、调度模式、响应行为建模和调度架构等方面开展了大量研究工作。
负荷响应潜力评估的主要步骤包括确定研究对象和需求响应项目类型、负荷用电特性分析、分类需求响应项目参与率辨识、价格弹性计算和响应潜力评估，重点在于细分用户群的价格弹性计算方法。
负荷响应潜力与电网运行工况、外界环境变化、用户用电消费心理、响应前用户用电状态等因素密切相关，目前针对负荷在某一具体运行工况下的响应潜力评估研究还较为少见。
负荷调度模式研究聚焦电价机制、合约机制、需求侧竞价以及有序用电等方面。
电力公司通过制定合理的电价能够引导多数柔性负荷，但难以对其进行精确调度；基于合约机制的负荷调度可靠性高，可直接参与调度计划编制；需求侧竞价赋予电力负荷与发电商平等竞价的权利，但对市场发展程度要求较高；国内普遍采用的有序用电模式有利于保障电网安。
单元机组协调控制系统
M
W
实线—一般 直流锅炉；
p
虚线—带分
离器的苏尔
寿直流锅炉
P
t
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图. 直流锅炉动态特性曲线 (a)调节汽门开度扰动；（b）燃料量扰动； (c) 给水量扰动
四、直流炉与汽包炉机组动态特性区别
直流锅炉单元机组的汽水流程如下图所示。在直流 锅炉中，锅炉给水转变为蒸汽的过程是一次性完成的。 锅炉的蒸发量除了受燃烧率影响外，与给水流量直接 有关。当给水流量和燃烧率的比例改变时，锅炉汽水 流程中各个段的界面就发生移动。比如，给水流量减 小，将使蒸发段向给水侧移动，汽水流程中各点的工 质焓值将有所提高，汽温会随之上升。因此，在直流 锅炉单元机组中，还应当把给水流量W和主蒸汽温度或 中间点温度T也做为控制量和被控量。
（3）部分负荷下给水泵的功耗比定压运行时减小。 因为滑压运行时给水压力与机组负荷成正比，在相同的 机组部分负荷条件下，给水泵出口压力比定压运行时要 低得多。例如，某机组在50%负荷下，滑压运行时给水 泵的功耗仅相当于定压运行时的55%。
（4）调峰停机后再启动快，降低了启动损耗。因为 在低负荷下汽轮机的金属温度基本不变，若在机组最 低负荷下打闸停机，可以在较高的金属温度下停机热 备用，如重新热态启动，将大大缩短再启动时间，使 启动损耗相应地降低。例如，一台600MW机组滑压 停机8小时以后再启动，从锅炉点火到带额定负荷仅 需35分钟。使机组的灵活调度能力大为增强。
（3）系统可靠性高。通过设置安全保护系统和采取 一系列可靠性措施，可获得很高的系统可靠性。比如， 当主机或辅机设备故障时，可自动改变控制方式，对实 际功率指令的幅值和变化速率进行改变，并通过相应的 联锁保护，报警显示等措施，保证机组在安全范围内运 行，并维持最佳的工况。
现代火力发电厂单元机组集控运行采用
浅谈现代火力发电厂单元机组集控运行的采用摘要: 随着国民经济的不断发展和技术水平的不断提高,电力的需求量不断增加,机组的容量也不断的加大,机组的控制手段不断地更新,运行的组织结构也发生了变化。
因此,单元机组集控运行势在必行。
笔者针对现代火力发电单元机组集控系统的运行环境、管理技术及其它应注意的相关问题进行探讨，希望通过本文的述降低能耗、便于维护，从而有效提高火电厂经济运行水平。
关键词:火电厂集控运行单元机组中图分类号：tm6 文献标识码：a 文章编号：一、由于机组容量的增大,设备结构越来越复杂。
特别是再热机组的出现,使控制发生了变化。
再热机组中锅炉过热器和再热蒸汽流量必须成一定比例,因此再热机组一般都采用一台锅炉配一台汽轮机的单元制。
有些机组的电气主接线也采用单元制。
这样,单元机组各设备的纵向联系大大增加,已成为一个较独立的整体,如在启停过程中,炉、机、电的操作是交替进行的。
如果仍采用单独控制,各控制室只能通过信号彼此联络,不可能及时、准确地掌握情况,心中无数,势必产生操作上的被动盲目和不协调,所以在大容量火电机组的设计和运行方式上需要把炉、机、电作为一个整体来对待,对这个有机的整体进行监视和控制,即集中控制。
采用集中控制,炉、机、电可以密切配合,协调操作,便于运行管理的统一指挥,有利于机组的安全经济运行。
二、现代科学技术的发展也为实现集中控制提供了可能。
有人曾给集中控制下了这样一个定义,即把有关的主、辅设备集中到一个控制中心进行集中的监视和控制。
但这远远不是集中控制的全部内容。
这样做仅仅可以算作集中办公或控制的集中,真正的集中控制有着更深刻的内涵。
由于机组容量的增大和实行集中控制,机组的信息量和操作量也大大增加。
当机组容量从50mw增加到500mw时,信息量增加了10倍,操作量增大了6倍。
一台500mw的单元机组从启动到开始带负荷,需要运行人员进行900个动作,其中400个为操作动作,500个为监视动作。
火电厂单元机组的经济运行措施分析
火电厂单元机组的经济运行措施分析随着国家电力运营体制改革的深入，能源紧张的现状和电力行业的竞争机制，都要求各火电厂必须节能降耗。
为此，火电厂除加强各生产环节的管理、提高职工的运行和检修技能外，深入研究并完善火电厂优化运行技术将进一步给整个火电厂带来可观的经济效益。
1.单元机组的主要热经济指标单元机组的经济运行状况，主要取决于其燃料和电量的消耗情况，因此，单元机组的主要热经济指标是发电标准煤耗率和厂用电率。
标准煤耗率及厂用电率的大小主要取决于机组的设计、制造及选用的燃料；但运行人员的调整、运行方式的选择对这两项指标也有很大影响。
单元机组的经济运行就是要保证实现标准煤耗率和厂用电率的设计值，并尽可能地降低，以获得最大的经济效益。
2.单元机组的技术经济小指标在运行实践中，常把单元机组的标准煤耗率和厂用电率等主要热经济指标分解成各项技术经济小指标。
控制这些小指标，也就具体地控制了各环节的效率和厂用电率，从而保证了机组的热经济性。
2.1锅炉效率锅炉效率是表征锅炉运行经济性的主要指标。
影响锅炉效率的主要因素有以下几个方面：（1）排烟热损失。
排烟热损失是锅炉热损失中最大的一项，一般占锅炉热损失的4%～8%.影响排烟热损失的主要因素是排烟温度和排烟量。
排烟温度越高，排烟量越大，则排烟热损失越大。
为减少排烟容积，在减少炉膛及烟道漏风的前提下，要保持锅炉有效合理的过剩空气系数。
过剩空气系数过大会增大排烟容积，过小会引起其他损失增大。
（2）化学不完全燃烧热损失。
化学不完全燃烧热损失是指可燃气体随烟气排出炉外所造成的热损失。
影响这项损失的主演因素是燃料性质、过剩空气系数、炉膛温度以及炉内燃料与空气的混合情况等。
（3）机械不完全燃烧热损失。
机械不完全燃烧热损失是指飞灰及排渣含碳造成的热损失。
该项损失仅次于排烟热损失。
影响机械不完全燃烧热损失的主要因素是燃料性质和运行人员的操作水平。
如煤中含灰分、水分、挥发分高，煤粉细度不合理以及运行中锅炉一、二次风不匹配等均会使机械不完全燃烧热损失增加。
国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知
国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知文章属性•【制定机关】国家能源局•【公布日期】2016.06.28•【文号】国能综电力[2016]397号•【施行日期】2016.06.28•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知国能综电力[2016]397号黑龙江、吉林、辽宁、河北、内蒙古、广西、甘肃省（自治区）发展改革委（能源局），国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、国电投集团公司，神华集团、国投公司，铁法煤业，电力规划设计总院：为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，在各地方和发电集团报来建议试点项目基础上，经电规总院比选，综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素，确定丹东电厂等16个项目为提升火电灵活性改造试点项目（详见附件）。
请项目业主和有关省区加强试点项目组织协调和监督管理，确保项目实施进度、质量和改造效果。
电规总院要对项目单位积极提供技术支持，并具体负责验收总结工作。
项目实施过程中，有关重大问题及时向国家能源局电力司报告。
联系人：薄煜 68555070（电话） 68555073（传真）杨旸 68555068（电话）附件：提升火电灵活性改造试点项目清单国家能源局综合司2016年6月28日附件提升火电灵活性试点项目清单省份集团电厂名称装机容量（万千瓦）投产年份类型参数冷辽宁华能丹东电厂1、2号机组2×351998抽凝亚临界辽宁华电丹东金山热电厂1、2号机组2×302012抽凝亚临界辽宁国电大连庄河发电厂1、2号机组2×602007纯凝超临界辽宁国电投本溪发电公司1、2号机组新建工程2×352015开工2017投产抽凝超临界辽宁国电投东方发电公司1号机1×352005抽凝亚临界省份集团电厂名称装机容量（万千瓦）投产年份类型参数冷辽宁国电投燕山湖发电公司2号机组1×602011抽凝超临界辽宁铁法煤业调兵山煤矸石发电有限责任公司2×302009/2010抽凝亚临界吉林国电双辽发电厂1、2、3、4、5号机组2×33（1、2号）2×34（3、4号）1×66（5号）1994/1995/2000/2000/20151、4号抽凝，2、3、5号纯凝1、2、3、4号亚临界，5号超临界吉林国电投白城发电厂1、2号机组2×602010抽凝超临界黑龙江大唐哈尔滨第一热电厂1、2号机组2×302010抽凝亚临界省份集团电厂名称装机容量（万千瓦）投产年份类型参数冷甘肃国投靖远第二发电有限公司7、8号机组2×332006/2007纯凝亚临界内蒙古华能华能北方临河热电厂1、2号机组2×302006/2007抽凝亚临界内蒙古华电包头东华热电有限公司1、2号机组2×302005抽凝亚临界内蒙古神华国华内蒙古准格尔电厂4×332002/2007抽凝亚临界广西国投北海电厂1、2号机组2×322004/2005抽凝亚临界河北华电石家庄裕华热电厂1、2号机组2×302009抽凝亚临界。
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第22卷第7期中国电机工程学报Vol.22 No.7 Jul. 20022002年7月Proceedings of the CSEE©2002 Chin.Soc.for Elec.Eng.文章编号翁一武哈尔滨工业大学能源学院150001School of Energy, Harbin Institute of Technology, Harbin 150030, Chinaflexible controller; boiler-turbine units; en-ergy feed-demand coordination; frequency-power governing摘要包括优点和缺点从能量供需协调的角度出发该控制方法结构简单不带非线性环节对于不同的机组都可以通过调整一个参数－能量供需协调度α≈ ⋅÷≡≡⊃⊇⊇©ƒ∠™∩↵∝⊗↵¬√∅∉∝⊆≥•ℜ∏ ±℘ℑ⊄∏®®≈ 〈≠柔性控制能量供需协调TK323 文献标识码保证能量转换过程各环节能量流的供需平衡国家自然科学基金项目５９７７６０４７的,多输入在认定锅炉系统正常燃烧和正常给水单元机组可简化为一个具有双输入双输出的被控对象功率N eµ÷½ÚÆûÃÅ¿ª¶ÈµT和能量流输入为控制量见图1第1¹ßÐԽϴóµÚ3ÓÉÆûÂÖ·¢µç»úÍê³É¶Ô¿ìËÙÄÜÁ¿×ª»»¹ý³ÌºÍÂýËÙÄÜÁ¿×ª»»¹ý³Ì½øÐÐÐ-µ÷ÊDZØÒªµÄ但目前采用的机炉协调控制存在以下不足目前的机炉协调控制是在机跟炉或炉跟机两种方式的基础上加以修补而成的包括优点和缺点例如加入汽压死区限制结果是引入了非线性回路动态特性设计的难度增加所采用的系统更多是调试出来的即使有些研究采用了最优控制智能控制等设计的控制器复杂限制了应用深入研究锅炉调整方便能满足各型机组控制的要求130中国电机工程学报第22卷２ 火电机组柔性控制的设计思想２．１ 常规协调控制方式的回顾通常火电单元机组包括炉跟机运行以炉跟机为基础的协调运行和以机跟炉为基础的协调运行4种方式锅炉的负荷是根据汽轮机的要求而变化的机组功率锅炉调节器控制主汽压但汽压波动较大锅炉调节器控制能量输入这种方式汽压波动小以炉跟机为基础的协调运行当主汽压波动超过非线性环节的死区时通过其动作限制主汽压波动引入了一个具有上下限幅的非线性环节来提高机组跟踪负荷的能力以上两种协调运行方式都带有明显的炉跟机或机跟炉的痕迹,也就是说仍然或多或少带有这两种基本运行方式自身的不足对控制系统设计产生不利因素机炉间的协调控制实质上就是能量流供需平衡的控制按需分配以满足能量需求为控制目标机跟炉运行方式代表了能供多少能量就供给多少炉跟机运行方式的主要矛盾是能量供应不足机跟炉运行方式的主要矛盾是能量供应过程缓慢这两种基本模式形成了控制特性的两个极端所得到的协调运行方式的控制特性也大致是两种基本方式的控制特性在某种意义下的折衷基于以上分析见图(1)图1中KT1为引入汽轮机调节器的功率信号通道增益KB1为引入锅炉调节器的功率信号通道增益分析发现为零而KT2和KB1取极大增益时火电机组具有完整的机跟炉特性而KT2和KB1取值为零时火电机组具有完整的炉跟机特性KT2和KB2取两极值之间还是机跟炉运行为主功率信号KB1汽压信号KB2汽压信号KT2»ú¸ú¯α图２ 能量供需协调示意图Fig.2 Diagram of energy feed-demand coordination如果设定各信号通道增益表示为KT1 =1－αKT2=α那么当α取最大值1时KB2=0KB1=1就成为机跟炉运行方式KT1 =1KT2=0µ±α取两极值之间KB2KB1取两极值之间就决定了机组协调控制是炉跟机为主用一个简单的参数α取0~1之间的值就表示机组运行的特性α值需要增大而机跟炉功能的比重加大解缓了能量供应不足的矛盾α值需要减小而机跟炉功能的比重下降解第7期于达仁等显然α值具备能量供需协调的功能通过调整α值平衡点既能保证较小的主汽压波动这个点的值αp 是柔性控制的最佳点αp的值也是不同的使机组既能保证较小的主汽压波动满足机组运行的要求表１能量供需协调度α和机组特性的关系Tab.1 Relationship of energy feed-demand coordination and unit characteristics能量供需协调度α机组能量平衡关系机炉运行特性主汽压波动负荷适应性机组控制目标α增大能量供给增大机跟炉特性增大减小减弱满足能量供给α减小能量需求增大炉跟机特性增大增大增强满足能量需求图3中虚线框内为柔性控制器的结构图电网频率和主蒸汽压力同时引入主汽压反馈信号机组功率和电网频率反馈信号P1I11_ααTFS+11S F+β1_αPS+_P2I2αPTNe+_++ÓÉÓÚ·ÇÏßÐÔϵͳÉè¼ÆÊ®·Ö·±Ëö¶ø³£ÓõÄСƫ²îÏßÐÔ»¯·½·¨²»ÊÊÓÃÓÚ´ó·¶Î§±ä¹¤¿öÇé¿ö¹ø¯Æûѹ¹ãÒå¶ÔÏóµÄ·ÇÏßÐÔÊÇ»ðµç»ú×éµÄÖ÷Òª·ÇÏßÐÔ¼ûͼ3过热器管道进口压力P d与出口压力P T 的压力降和蒸汽流量S F之间存在平方关系即d P d－d P T=2kS F d S FS F主蒸汽流量变动∆S T与调节阀的开度变动∆ T和主蒸汽压力变动∆P T的乘积成正比调节阀开度µT和主蒸汽压力P T相互关联由于柔性控制采用功频调节功频调节时调节阀引起的非线性对主蒸汽流量S T没有多大影响非线性系数R=2kS F变动较小根据线性系统的叠加性原理∆N为变量|q|越小当q=0时P T(N)完全线性化当负荷变化∆N1=－40MW∆N3=∆N1+∆N1=－100MWÔÚ40s内升至变化值时 功频调节的|q|值比速度调节小一个数量级０．１３ 火电机组柔性控制模型图3是火电机组柔性控制系统图其中燃烧动态特性为W r(S)燃油或燃煤气为1/(15S+1)T F=98过热器管道阻力系数K sh=0.07T s=8高压缸功率系数λ =1/3转子传递函数1/β =0.010发132中 国 电 机 工 程 学 报第22卷电机同步功率传递函数为1/T r S 锅炉主调节器 P 1I 1KI =200P 2=1汽轮机纯速度调节1/δ =20额定主蒸汽压力为16.17 MPa当机组并网正常工作采用不同能量供需协调度α值的柔性控制的动态特性有很大的区别可见随着α值的增大见图5(a)0.92时随后出现主汽压力P T 相反方向的波动负荷适应能力最好随着α值的增大见图5(b)µ±α ⊇™≥ ≠ƒℜ⊇″♦∂↓≥∉√…↔∠ϒ√∝∪〈∠™↵¬√∅∝⊗∂↓⊂←⊂¬∠™⋅ …∇≠ ℜ↓∅∇≠⊂¬∠™±∉√≥ℑ…≡℘∝⊗∪↔√∠™⊗⇐®≈√ℜ∠™÷≡≡⊃≥ ∉√∪⊕∂↓⊇±″⊃©℘≠ƒ∅∝∝ ∨∝⊗≠ℜ↓∅∇≠⊂¬∠™…÷≡⌡″≈⊇⇐≠⁄↵ ±™≈↓∝⊗©°∉... ⊆ (6)16.2616.0615.86530048004300 0.0 0.20.4 0.60.81.0t /s能量协调度 α主汽压力P T /M P a(a) 主汽压波动特性308304300 输出功率N e /M W 530048004300 t /s0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0能量协调度 α(b) 机组负荷适应性图５ 柔性控制系统汽压和负荷特性Fig.5 Dynamtic characteristics with flexible control16.515.514.54000450050005500t/s 300MW250MW200MW(a)功频调节16.215.815.44000450050005500t /s 300MW250MW 200MW(b)速度调节主汽压力P T /M P a主汽压力P T /M P a图６ 变工况主汽压动态特性的一致性Fig.6 Dynamtic linearity of main steam pressure under variable conditions在不同工况300MW ¸ººÉ³öÏÖ15MW 扰动时可以发现采用速度调节峰值分别为P T 1=15.38MPa, P T 2=15.46MPa第7期于达仁等T2=881s相对调整时间变化度∣(T1－T2 )/ T1×100%=2.5%¹ø¯ÆûѹÌØÐÔË湤¿ö±ä¶¯ºÜС调整时间差值为2s¹ø¯ÆûѹÌØÐÔÁ¼ºÃµÄÈ«¾ÖÐÔÄÜÒ»ÖÂÐÔ1¿ÉÒÔ»ñµÃ½á¹¹¼òµ¥ÄÜÂú×ã¸÷ÐÍ»ú×é´ó·¶Î§È«¹¤¿ö¿ØÖƵÄÒªÇó2ËüµÄÈ¡ÖµºÍ¹ø¯ÓëÆûÂÖ»ú¶ÔÏóÌØÐÔÓйعø¯µÄÀàÐͺÍÆûÂÖ»úµÄÀàÐͶ¼¶Ôα 值有明显的影响仅通过调整一个参数α就可以得到αp值那么α 取值可以根据实际使用情况燃料种类的不同主要表现为燃烧动态特性的差异油和煤气燃烧迅速可看成只有一个惯性环节要求增大能量供给为控制目标的比重而燃油炉的αp值相对较小应该增大能量供给为控制目标的比重锅炉类型的不同主要表现蓄热容量的差异约为汽包炉的1/2~1/4¸ººÉÈŶ¯Ê±Òò´ËÄÜÁ¿¹©¸øËÙ¶ÈÐè¼Ó´óÆûÂÖ»úÀàÐ͵IJ»Í¬Ö÷ÒªÊÇÓÐÎÞÖмäÔÙÈÈÆ÷µÄÇø±ð¸ßѹ¸×²¿·ÖµÄÌØÐԺͷÇÖмäÔÙÈÈ»ú×éÏàͬµÍѹ¸×µÄ¹¦Âʱ䶯ֻËæÖмäÔÙÈÈÆ÷²ÎÊýµÄ±ä»¯¶ø±ä»¯»ú×é¶ÔÄÜÁ¿µÄÐèÇóÒ²ÓÐËù½µµÍµ±»ú×鹤×÷ÔÚ30%负荷以下时两类机组特性相同３良好的全局性能一致性这对锅炉的控制是有利的具有功率调节功能增加功率调节也是容易的本文对火电机组柔性控制仅提出了一个粗浅的想法还有许多工作需要做谨希望广大同行共同加以研究早日应用于生产Ｌｅｅ Ｋ ＹＩＥＥＥ Ｔ．Ｅ．Ｃ １９９６４０１－４０６徐基豫Ｘｕ Ｊｉｙｕ自动调节原理与透平机械自动调节［Ｍ］机械工业出版社(Beijing1991[3]Mello F P. De Dynamic models for fossil fueled steamunits in power system studies[J]6(2)收稿日期 作者简介1966-男博士生导师动力机械故障诊断责任编辑贾瑞君。