火电机组的优化控制超临界机组PPT课件

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1、 报告人：吕剑虹 邮箱邮箱:JhLvS JhLvS 13951966239 13951966239 东南大学 能源与环境学院 超(超)临界机组优化控制关键技术目录存在问题的原因分析及优化控制策略2超(超)临界机组优化控制应用效果3国内外几家典型优化控制系统的对比4火电机组优化控制未来的研发重点5超(超)临界机组控制现状及优化目标1超临界机组的控制现状及优化目标机组负荷升降速率低机组负荷升降速率低、负荷调节精度差、负荷调节精度差常规的AGC控制方案，由于对大滞后被控对象无法找到有效的控制方法，机组负荷的升、降速率仅在1%/min1%/min左右，负荷调节精度差，机组的调峰、调频能力差，无法满足电

2、网对机组负荷的响应要求。常见的问题 1 1获得更高的获得更高的AGC响应速率和调节精度响应速率和调节精度根据机组实际能力，可达到2.0%/min或更高的AGC运行速率和更好的负荷控制精度0.3%，使您在将来的电力市场竞争中处于领先地位。“优化系统”目标 1 1超临界机组的控制现状及优化目标消除扰动能力差，出现消除扰动能力差，出现汽压、汽温等汽压、汽温等参数大幅波动及振荡情况参数大幅波动及振荡情况这是目前机组运行中最普遍出现的情况，机组在大幅度变负荷、启停制粉系统、吹灰等扰动工况下，控制系统常会出现控制不稳定或温度、压力大幅偏离设定值温度、压力大幅偏离设定值的情况，严重影响运行安全性。常见的问题

3、2 2机组运行中主汽压力、主汽温度的波动幅度可被减小至：机组运行中主汽压力、主汽温度的波动幅度可被减小至：稳态工况稳态工况 0.1-0.2MPa/2.0变负荷工况变负荷工况 0.4-0.5MPa/6.0参数也不再振荡，半个波形收敛到定值。参数也不再振荡，半个波形收敛到定值。“优化系统”目标 2 2贵溪600MW超临界机组优化前的曲线1、变负荷率只能设定为3MW/min，负荷偏差达5MW；2、最大主汽压力偏差1.5MPa；3、变负荷时过热度偏差可达30以上。新昌660MW超超临界机组优化前的曲线变负荷率低（35MW/min，1.0MPa主汽温及分离器温度波动频繁，偏差大1、变负荷率只能设定为35

4、MW/min；2、各主要控制参数始终处于振荡波动状态：主汽压力偏差1.0MPa，且反复波动；3、主汽温及分离器温度的偏差达到1520 谏壁1000MW超超临界机组优化前的曲线1 1、存在存在5MW5MW10MW10MW的偏差，的偏差，AGCAGC考核精度、速率均很差；考核精度、速率均很差；主汽压力偏差主汽压力偏差1.5MPa1.5MPa、主汽温下跌、主汽温下跌1515、再热汽温有、再热汽温有2020以上波动。以上波动。7主汽压力偏差1.5MPa汽温波动15-20 超临界机组控制现状及优化控制目标煤种变化对控制系统影响大煤种变化对控制系统影响大在燃煤品质变化时(特别是掺烧后），煤种热值和制粉滞后

5、有很大的变化，控制系统缺乏自适应手段，控制性能也随之变差。运行人员为保证机组安全，只能采用很低的变负荷率运行，且压力波动大很低的变负荷率运行，且压力波动大。常见问题 3 3基本消除煤种变化对机组控制品质的影响基本消除煤种变化对机组控制品质的影响采用神经网络等软测量技术实时计算煤种热值、制粉系统滞后等参数，并据之调整控制系统参数，使机组在燃用不同煤种时始终具有良好的品质。“优化系统”目标 3 3超临界机组控制现状及优化控制目标正常正常AGC调节中，燃料、给水等控制量波动大调节中，燃料、给水等控制量波动大机组正常AGC运行中，由于AGC指令的频繁反复变化（平平均均1 12 2分钟变化一次分钟变化一

6、次），使得机组的燃料、给水、送风等各控制量也大幅来回波动，会造成锅炉水冷壁和过热器管材热应力的反复变化，容易导致氧化皮脱落，大大增加了锅炉爆管的可能性。常见问题4 4机组运行中的燃料、给水波动大幅减小机组运行中的燃料、给水波动大幅减小通过智能预测算法使机组在AGC运行中的燃料、给水等控制量的波动幅度减小60%以上，对于减小机组设备磨损、延长锅炉金属管材寿命、减少爆管等极为有利。“优化系统”目标 4 4再热烟气挡板难以投入自动，机组运行经济性差再热烟气挡板难以投入自动，机组运行经济性差超（超）临界机组的再热汽温通常采用喷水减温“+”烟气挡板的调节手段，但由于烟气挡板对再热汽温的滞后很大（控制对象

7、时间常数达二十几分钟），采用DCS常规控制方案基本无法投入烟气挡板的自动控制无法投入烟气挡板的自动控制。运行人员只能以再热喷水减温为控制手段来调节，机组运行经济性明显受到影响。常见问题5 5具有更好的运行效率具有更好的运行效率通过应用先进控制算法，有效投入再热烟气挡板的自动控制，大幅减少再热减温水量，机组运行效率可得到明显提升。“优化系统”目标 5 5超临界机组控制现状及优化控制目标SCR脱硝控制系统难于推入自动或控制品质差脱硝控制系统难于推入自动或控制品质差由于脱硝被控过程具有大滞后、非线性、时变性及NOx测量会失真等特点，传统的基于常规PID控制系统的脱硝控制系统往往难于取得满意的控制品质

8、，导致NOx、脱硝效率波动大，氨气的使用量偏大。常见问题6 6有效减小有效减小NOx、脱硝效率波动，并减少氨气的使用量、脱硝效率波动，并减少氨气的使用量通过应用先进控制算法，NOx浓度始终被控制在设计值5mg/NM3（稳态）和10mg/NM3（大幅变负荷）范围内，并能减少10的氨气使用量。“优化系统”目标 6 6超临界机组控制现状及优化控制目标原因分析 锅炉的滞后和惯性时间达几百秒至上千秒，汽机的惯性时间仅几秒至几十秒，锅锅炉的滞后和惯性时间达几百秒至上千秒，汽机的惯性时间仅几秒至几十秒，锅炉跟不上汽机（炉跟不上汽机（能量不平衡能量不平衡）是导致参数不稳定的主要原因。要让锅炉跟上汽机，只）是导

9、致参数不稳定的主要原因。要让锅炉跟上汽机，只有以下二种方法：有以下二种方法：锅炉提前动作，依靠锅炉提前动作，依靠“提前的时间提前的时间”来弥补锅炉的来弥补锅炉的“惯性惯性”；锅炉无法提前炉无法提前动作，作，锅炉只能炉只能“过量量”调节，依靠依靠“过量的调节过量的调节”来弥补锅炉来弥补锅炉 的的“惯性惯性”。“过量调节过量调节”就是调节过头，也就容易引起振荡。就是调节过头，也就容易引起振荡。PID控制是根据以前的被调量偏差来进行调节，是属于控制是根据以前的被调量偏差来进行调节，是属于“事后事后”调节，无法提前调调节，无法提前调 节，它只能依靠节，它只能依靠“过量过量”调节使锅炉尽可能跟上汽机。若

10、调节使锅炉尽可能跟上汽机。若“过量过量”量小，锅炉跟不量小，锅炉跟不上；上；”过量过量”量大，系统不稳定，关键参数会振荡。量大，系统不稳定，关键参数会振荡。优化的主要方向：化的主要方向：尽可能将尽可能将锅炉的炉的“过量量调节”变为“不不过量或少量或少过量的提前量的提前调节”！这样不不仅可以使可以使锅炉跟上汽机，而且不会炉跟上汽机，而且不会过调振振荡。预测控制预测控制是提前调节的最佳选择，预测控制又以是提前调节的最佳选择，预测控制又以广义预测控制广义预测控制GPC的效果最佳！的效果最佳！PID与GPC调节效果的对比分析PID 在在k时刻刻 给煤量可能仍会煤量可能仍会进一步一步增加！增加！GPC在

11、在k时刻时刻 给煤量会开始明显减少，提前动作！给煤量会开始明显减少，提前动作！PID与GPC调节效果的对比分析新协调优化控制策略(超临界）新协调优化控制的特点采用预测控制技术，取代了原有的PID控制。预测控制可以根据汽压、汽温等参数的未来预测值进行控制，有效提前锅炉侧的调节时间，使锅炉能跟上汽机的变化，有效提高机组协调控制系统的性能。采用预测控制技术作为机组闭环控制的核心采用预测控制技术作为机组闭环控制的核心采用神经网络实时估算与控制系统相关的各种特性参数（如燃料热值、制粉系统惯性时间等），并据此调整控制系统的参数，使优化系统始终处于在线学习状态，从而对煤种变化等具有很好的适应性。对机组运行特

12、性参数进行全工况实时校正对机组运行特性参数进行全工况实时校正常规的前馈控制一经整定后，其前馈量是固定不变的。而智能前馈将根据机组的实际运行状况，及系统中各特性参数的变化趋势来决定所加的前馈量，确保在各种工况下均有最合适的前馈量。采用采用了智能前馈代替原来简单的了智能前馈代替原来简单的PD前馈前馈超临界机组的煤水比调整二种常见的煤水比调整方法二种煤水比调整方法的优缺点 方案一：调整给煤量方案一：调整给煤量?由于给煤量对分离器温度的影响较慢，因此，通过调整给煤量来控制分离器温度的效果相对差一些；另一方面，给煤量对主汽压力和负荷的影响也慢，因此，有利于主汽压力和机组负荷的稳定。方案二：调整给水流量方

13、案二：调整给水流量?由于给水流量对分离器温度的影响较快，因此，调整给水流量有利于控制分离器的温度，但对机组负荷及主汽压力的影响相对较大。可以结合二种调整方案的优点，提出更好的调整方案。可以结合二种调整方案的优点，提出更好的调整方案。燃水比调整的改进方案燃水比调整的改进方案w:w:给水侧的调节强度给水侧的调节强度 w是一个数值在01之间的系数，w表示给水侧的校正强度，1-w则表示燃料侧的校正强度。这样无论燃料和给水两侧如何进行校正，整个燃水比调节系统的控制总增益不变，系统稳定性不受影响。A1.当中间点温度偏差不大时，说明燃水比失配并不严重，此时单纯校正 燃料侧燃料量来调节燃水比，减小对协调控制系

14、统的扰动；A2.当中间点温度偏差大于某一阈值时，即 时，给水侧校正回路开始投入，弥补燃料侧调节响应慢的缺点，控制汽温偏差在合理范围内；A3.当中间点温度差 时，w为始终为1，燃水比校正作用完全由给水侧完成。燃水比调整的改进方案w:w:给水侧的调节强度给水侧的调节强度 在考虑中间点温度偏差的同时，还参考偏差的变化趋势：A4.若温度差和温度差的偏差变化率的乘积 为正，说明温度差有逐步扩大的趋势，则给水侧校正回路提前投入，相应增加w；A5.若温度差和温度差的偏差变化率的乘积 为负，说明温度差有逐步收敛的趋势，相应减少w，削弱给水侧校正强度，防止过调。定义燃料量指令和给水指令分别为：煤种热值校正的预测

15、调整法新型再热汽温控制策略机组负荷指令N0+预测控制GPC改进的状态变量补偿器ede/dt自适应自适应Smith特性补偿技术特性补偿技术A侧再热汽温设定值烟气挡板指令-+实际再热汽温实际再热汽温的被控过程的被控过程试验获得的再热汽试验获得的再热汽温被控过程模型温被控过程模型（随机组负荷变化）（随机组负荷变化）所选定的再热汽温对所选定的再热汽温对象模型（象模型（固定模型固定模型）机 组负荷A侧再热汽温+-+相位补偿网络新型再热汽温控制策略-等效对象+-机组负荷烟气挡板控制指令再热汽温等效汽温Lag timeLag time再热汽温被控对象F(x)LAGF(x)LAGF(x)LAGF(x)LAGF

16、(x)e-TSLAGLAGLAGLAGLag timeLag timeDelay time新型再热汽温控制策略负荷荷再再热烟气烟气挡板板对再再热汽温的汽温的实际模型模型所采用的等效所采用的等效对象象340MW470MW580MW相位补偿的控制策略调节器大滞后的被控对象相位补偿网络惯性、滞后较小的等效动态对象在保证稳定性的前提下，可加快控制器的动作速度+-再热汽温状态变量控制策略由再热器模型估计各点温度参与自动控制t1t2t3t4Tt1 t2 t3 t4烟气放热烟气放热烟气挡板+-+状态变量控制策略再热汽温设定值Trspk1k4k5k2k3f1f4f5f2f3+K调节器烟气挡板再热汽温Tr123

17、45-+-先进再热汽温控制的技术特点将多种大滞后控制技术，如广义预测控制技术、自适应SMITH特性补偿技术、相位补偿技术及状态变量控制技术有机地融合起来，作为新型再热汽温控制系统的闭环核心，有效提高再热汽温优化控制的性能。融合多种大滞后控制技术作为融合多种大滞后控制技术作为闭环控制的核心闭环控制的核心在再热汽温控制系统的前馈通道中，采用了基于操作经验的模糊智能前馈技术，在再热汽温受到大的扰动时，可模仿人的操作方法，快速调整再热喷水或再热烟气挡板的开度，有效地抑制再热汽温的动态偏差。采用了智能前馈技术采用了智能前馈技术脱硝过程的流程图难点和对策 问问 题题 对对 策策1、被控过程的大滞后特性 采

18、用基于大滞后控制理论，如：预测控制 技术、相位补偿及状态变量控制技术取代传 统的PID控制。2、被控过程的非线性及时变性 采用神经网络技术处理被控过程的非线性及 时变性。3、部份测量参数失真 通过神经网络软测量技术，在线评估测量参 数，并采用变结构控制技术，确保即使部份 参数失真及在测点维护情况下，控制系统仍 能正常投入。4、氨气消耗量大 以控制参数和氨气消耗量为综合优化指标，通过优化，确保在NOx 排放及脱硝效率都满 足环保考核要求下氨气消耗量最小。基于先进技术的脱硝控制方案建立SCR脱硝过程的RBF网络模型 x=x1，x2，xn TRn 为输入向量；()为径向基函数RBF，一般取为高斯函数

19、(x)=exp(x2/2)，为欧几里德（Euclidean）范数，cj=c1j，c2j，cnjTRn 为RBF数据中心，对中心点径向对称，j为径向基函数的宽度，wji为第j个基函数输出与第i个输出节点的连接权值，h为隐层节点的数目，输出层有m个节点，i（x）为网络的第i个输出量。应用脱硝过程RBF网络模型SCR脱硝过程脱硝过程的网络模型的网络模型基于网络模型基于网络模型的的NOx数值数值预估预估应用应用机组负荷机组负荷烟气流量烟气流量脱硝前脱硝前NOx氨气流量氨气流量选择选择NOx测量值测量值测点维护判别NOx被控变量被控变量NOx预估值预估值基于网络模型基于网络模型控制系统参数控制系统参数调

20、整调整应用应用2控制系统的参数自适应控制系统的参数自适应调整参数的调整参数的合理性评价合理性评价为节省氨气用量，改变控制目标传统控制本例控制控制装置与特点特点特点 实现先进控制算法；实现先进控制算法；可靠性高；可靠性高；调试效率高，修改控调试效率高，修改控 制策略无风险；制策略无风险；原原DCSDCS中控制系统完中控制系统完 全保留，可无扰切全保留，可无扰切 换，增加灵活性和安换，增加灵活性和安 全性。全性。优化系统的实现方式DCSDCS中的传统中的传统协调控制系统协调控制系统基于预测控制基于预测控制的现代火电机组的现代火电机组协调控制系统协调控制系统MODIBUSMODIBUS通信通信投入投

21、入/切除切除给水流量指令给水流量指令给煤量指令给煤量指令汽机阀门开度指令汽机阀门开度指令汽机阀门开度指令汽机阀门开度指令给煤量指令给煤量指令给水流量指令给水流量指令优化系统优化系统DCS给水流量指令给水流量指令给煤量指令给煤量指令汽机阀门开度指令汽机阀门开度指令互相跟踪“优化系统”的安全保障机制通通信信模模块块在运行中，即使拉掉在运行中，即使拉掉“优化系统优化系统”的电源，系统也会无扰地切回到原的电源，系统也会无扰地切回到原DCS系统！系统！优化优化系统系统Y/NY/NDCS系统系统控制指令上下限上下限 限制限制计算指令上下限发心跳波心跳波心跳波 检测检测有，保持优化无扰切回DCS控制没有数据

22、数据采集采集Y/NY/N数据越限？Y/NY/N速率越限？无扰切回无扰切回DCS控制控制YY 保持保持优化控制优化控制保持优化控制保持优化控制保持优化控制保持优化控制“优化系统”的安全保障机制在运行中，即使拉掉在运行中，即使拉掉“优化系统优化系统”的电源，系统也会无扰地切回到原的电源，系统也会无扰地切回到原DCS系统！系统！1、DCS侧接受到“优化系统”控制指令（燃料指令、给水指令、汽机调门 指 令等）后，DCS能自动计算出各控制指令当时的上限和下限，并对“优化系 统”来的控制指令进行上、下限约束，以保证在任何极端情况下，控制指令 均不会大幅突变，系统均是安全的；2、“优化系统”以不断向DCS发

23、送心跳波的方式来表征系统的运行状态，DCS 一旦检测不到心跳波，立即切回原DCS中的AGC控制系统；3、“优化系统”不断检测由DCS侧获取的实时数据的正确性（包括上、下限，变化率等），一旦发现任一数据超限，立即将所有输出控制指令（燃料指令 、给水指令、汽机调门指令等）保持，并立即切回原DCS中AGC控制系统。贵溪600MW超临界机组优化前的曲线1、变负荷率只能设定为3MW/min，负荷偏差达5MW；2、最大主汽压力偏差1.5MPa；3、变负荷时过热度偏差可达30以上。贵溪600MW超临界机组优化后的曲线优化后：优化后：1、变负荷率达9MW/min；2、变负荷时，最大主汽压力偏差0.4MPa；3

24、、变负荷时过热度偏差7-8；主汽温偏差小于6；再热汽温偏差小于8 。新昌660MW超超临界机组优化前的曲线变负荷率低（35MW/min，1.0MPa主汽温及分离器温度波动频繁，偏差大1、变负荷率只能设定为35MW/min；2、各主要控制参数始终处于振荡波动状态：主汽压力偏差1.0MPa，且反复波动；3、主汽温及分离器温度的偏差达到1520 新昌660MW超超临界机组优化后的曲线优化后：优化后：1、变负荷率达9MW/min；2、变负荷时，最大主汽压力偏差1.5MPa1.5MPa、主汽温下跌、主汽温下跌1515、再热汽温有、再热汽温有2020以上波动。以上波动。45主汽压力偏差1.5MPa汽温波动

25、15-20 AGC测试曲线(谏壁谏壁#13#13机机1000MW1000MW机组，机组，优化后优化后)优化后：优化后：1、负荷满足省调考核要求，精度仅为0.2-0.3%；2、变负荷时，主汽压力偏差0.5MPa；主汽温变化小于5。再热汽温变化也很小。机组非常稳定。工程应用业绩INFITINFIT优化平台推出优化平台推出4 4年，实施优化控制的机组有年，实施优化控制的机组有120120多台多台,分别为：分别为：1 1、1000MW1000MW超超临界机组超超临界机组1212台；台；2 2、660MW660MW超超临界机组超超临界机组1616台；台；3 3、600MW600MW超临界机组超临界机组4

26、040多台；多台；4 4、300MW300MW及及600MW600MW亚临界机组亚临界机组4040多台。多台。正在实施的各类机组有正在实施的各类机组有2020多台。多台。多种优化方法的技术对比基本情况基本情况 在在DCSDCS中修改原有控制逻辑方式中修改原有控制逻辑方式 这是一种这是一种“修修补补修修补补”及及“头痛医头、脚痛医脚头痛医头、脚痛医脚”的方式，很难彻底的方式，很难彻底解决问题，往往解决了一个问题就会出现一个新问题；解决问题，往往解决了一个问题就会出现一个新问题；无法采用预测控制等先进的控制技术。无法采用预测控制等先进的控制技术。严格来说，这种方式无法采用先进控制技术，不能称作控制

27、系统优化！严格来说，这种方式无法采用先进控制技术，不能称作控制系统优化！技 术 对 比 基于独立平台的整体优化系统基于独立平台的整体优化系统 西门子的新协调西门子的新协调 PROFIPROFI，国外产品，国外产品 采用预测控制技术，在亚临界机组应用较多，超临界应用较少。价格在采用预测控制技术，在亚临界机组应用较多，超临界应用较少。价格在450450650650万之间，国内不易对核心模块进行维护。万之间，国内不易对核心模块进行维护。艾默生艾默生的新协调系统，国外产品的新协调系统，国外产品 采用先进控制技术，价格在较昂贵，只对采用先进控制技术，价格在较昂贵，只对OVATION系统优化，业绩相对较少

28、。系统优化，业绩相对较少。北京控软的北京控软的INT5优化系统优化系统,国外软件，国内包装推广国外软件，国内包装推广 不改变不改变DCS中控制方案，仅对中控制方案，仅对PID调节器参数进行优化，优化的提升空间相对调节器参数进行优化，优化的提升空间相对较小较小，应用业绩较少，操作上的可行性较小。，应用业绩较少，操作上的可行性较小。东南大学的东南大学的INFIT新协调系统新协调系统,具有自主知识产权具有自主知识产权 采用预测控制、神经网络及自适应智能控制技术，在亚临界和超（超）临界机采用预测控制、神经网络及自适应智能控制技术，在亚临界和超（超）临界机组上均有很多的应用业绩（已有组上均有很多的应用业

29、绩（已有120多台，业绩国内外最多），具有煤种的自适应多台，业绩国内外最多），具有煤种的自适应功能，用户反映好，价格在比较适中。功能，用户反映好，价格在比较适中。火电机组优化控制未来的研发重点优化控制优化控制未来的方向未来的方向目标节能减排目标节能减排 汽机配汽深度控制汽机配汽深度控制通过确定汽机的最佳阀点通过确定汽机的最佳阀点，减小节流损失并提高汽，减小节流损失并提高汽机效率；并进一步通过滑机效率；并进一步通过滑压优化，确保汽机实际阀压优化，确保汽机实际阀位控制在最佳阀点上。位控制在最佳阀点上。锅炉燃烧优化控制锅炉燃烧优化控制通过最佳分配锅炉各层煤通过最佳分配锅炉各层煤量、风量及调节最佳的氧

30、量、风量及调节最佳的氧量及一次风量等参数，提量及一次风量等参数，提高锅炉的效率并降低高锅炉的效率并降低NOxNOx排放。排放。锅炉燃烧优化控制锅炉燃烧优化控制汽机配汽的深度优化确定汽机随负荷变化的最佳阀位确定汽机随负荷变化的最佳阀位确定汽机的确定汽机的最佳阀位最佳阀位理论计算理论计算试验验证试验验证获得获得最佳阀位最佳阀位预估预估节能指标节能指标 最佳阀位：使汽机节流损失最小，供电煤耗最低的阀位最佳阀位：使汽机节流损失最小，供电煤耗最低的阀位汽机配汽的深度优化鲁阳1000MW机组CV2/3调门深度优化效果：效果：年平均热耗降低年平均热耗降低20.04 KJ/KWH，发电煤耗降低，发电煤耗降低0.80175g/kwh，年发电年发电117亿计算，节煤亿计算，节煤9380吨，减少成本吨，减少成本844万元。万元。优化前：浅兰色为（优化前：浅兰色为（CV3+CV2）；优化后：浅黄色为）；优化后：浅黄色为CV3，浅红色为，浅红色为CV2。