技术领域
[0001] 本
发明涉及火
力发电技术领域，特别涉及一种机组协调控制的调峰调频系统、设备及其方法。
背景技术
[0002] 近年来，随着国家对
风电、光伏等绿色
能源的重视程度的不断升级，新能源接入的增加及
电网弃风电现象日益增加，为了电网的稳定运行，增加火电厂的灵活性，特别是深度调峰能力，正成为一种新常态。为了积极响应电网要求，在确保机组运行安全的前提下，本着不断拓展灵活性调峰“深度”和“广度”、减少调峰燃油消耗量、增加深度调峰期间的自动投入率、最大限度地减轻运行人员劳动强度的原则，火电机组在低谷负荷工况下的保证长周期安全稳定运行，实现深度调峰。
[0003] 丹麦自1995年就开始推广火电机组灵活性运行，其火电机组的灵活性目前处于世界领先
水平。德国装备制造协会针对火电机组的灵活性改造，制定了改造专项清单，对包括燃烧系统、
锅炉蒸汽制备及烟气
净化等多方面出台了具体的规定。
[0004] 目前，国内已经实施或计划实施的火电灵活性及调峰调频技术方案，大多结合机组自身的运行特性、本厂调峰目标、项目成本投资等综合因素，进行可行性论证与经济造价分析。在保证机组低负荷安全稳定运行的前提下，选择切实可行、高性价比的改造方案，对锅炉、
汽轮机、辅机、供热、控制系统等多个方面实施优化，主要的优化技术方案涉及新建电锅炉、机组热力系统辅助调节的自动发电量控制(AGC)和一次调频优化、锅炉低负荷稳燃、附加高加改造、宽负荷脱硝、
切除低压缸进汽供热。
[0005] 但基于机组自身的改造措施存在调峰深度有限，锅炉、汽机低负荷运行困难并影响机组寿命、对运行人员要求高等问题，无法实现上网电量为零的调峰最高价格收入的运行方式；但外挂式的电锅炉参与火电机组灵活性和调峰调频改造也存在问题，包括新建电锅炉投资大、仅能冬季供热季运行等问题。
发明内容
[0006] 本发明通过将火电机组协调控制系统与电锅炉进行结合，不但可以实现全年的协调控制调峰调频，而且冬季利用电锅炉可实现上网电量为零的最高调峰补贴电价及最高深度调峰，由于机组协调控制系统可实现机组最低到15％以下负荷运行，电锅炉容量设置也大大减小，从而降低了整体系统的投资，可广泛在火电行业进行应用实施。
[0007] 为达到本发明的所述的目的，采用以下技术方案：
[0008] 一种火电机组协调控制调峰调频系统，其特征在于，所述机组协调控制调峰调频系统包括机组协调控
制模块4和电锅炉9，所述机组协调
控制模块4包括锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块和电锅炉控制模块，所述机组协调控制模块4集成在火电机组集控室控制机柜内，与机组原有CCS和AGC控制系统及锅炉、汽机、发电机、电锅炉的各种运行参数
传感器和
控制器进行通信连接。
[0009] 进一步的，所述锅炉协调控制模块包括锅炉干湿态转换控制模块、锅炉
煤水比优化控制模块、锅炉燃烧优化控制模块中的任意一种或组合。
[0010] 进一步的，所述汽机协调控制模块包括汽机负荷调节模块、一次调频控制模块、高低压旁路控制模块、主再热汽温汽压控制模块、汽机抽汽控制及切换模块、辅助蒸汽切换控制模块或小汽机汽源切换模块中的任意一种或组合；
[0011] 进一步的，所述机组协调控制调峰调频系统根据火电机组接收的电网调度中心下达的增减上网电量负荷指令时，通过控制所述锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块和电锅炉控制模块，实现火电机组锅炉、汽机增减负荷、电锅炉增减负荷，进而响应电网对火电机组的深度调峰或调频的需求。
[0012] 进一步的，所述机组协调控制调峰调频系统的锅炉协调控制模块和汽机协调控制模块，通过控制锅炉及汽机各种运行参数，能够实现锅炉负荷从100％至15％的动态变动。
[0013] 进一步的，所述机组协调控制调峰调频系统，根据电网对电厂响应调峰调频时间、幅度、深度的要求，在机组协调控制模块下达增减负荷指令时，在机组负荷率大于30％时，协调控制系统调节机组负荷，当机组负荷率小于30％时，锅炉投入低负荷稳燃技术(可采用少油或无油点火装置等)，确保机组稳燃，进一步降低机组出力。
[0014] 进一步的，所述锅炉干湿态转换控制模块包括汽水分离器或汽包
温度、压力监测控制单元、主再热
蒸汽压力温度监测控制单元、锅炉汽机壁温、锅炉汽机热
应力监测控制单元。
[0015] 进一步的，所述锅炉煤水比优化控制模块采用煤水比静态配合模型、煤水比动态配合模型、煤水比时间差配合模型、煤水比壁温及
热应力配合模型和煤水比综合调节配合模型等任意一种或组合。
[0016] 进一步的，所述锅炉燃烧优化控制模块包括煤种热值校核计算单元、煤量智能前馈单元、
燃料控制单元、风量控制单元、
炉膛压力单元、主蒸汽压力控制单元中的任意一种或组合。
[0017] 进一步的，所述的机组协调控制调峰调频系统还包括电锅炉控制模块，所述电锅炉控制模块包括电锅炉功率控制单元和送变电及电源功率控制单元，所述电锅炉设备9包括
电极蒸汽锅炉、电极热水锅炉及蓄热水罐、电极热水锅炉及蓄
热管网、固体蓄热电锅炉、电加热管及蓄热体中的任意一种；利用送变电及电源功率控制单元调节火电机组供给电锅炉的耗电功率，从而增减火电机组的上网电量。
[0018] 进一步的，所述电锅炉的供电来自火电机组发电机出口、火电机组厂用电
母线或升压站母线中的任意一种。
[0019] 进一步的，所述协调控制深度调峰调频设备包括
硬件部分和
软件部分，其中所述硬件部分包括工控主机或
单片机、通讯模块及电源模块、电锅炉等外挂调峰调频设备，所述工控主机或单片机包括CPU、
存储器及控制器，所述通讯模块包括各类通讯板卡、与DCS的通讯
接口；所述软件部分包括
操作系统、组态软件、系统应用程序组成。
[0020] 一种火电机组协调控制调峰调频系统的优化控制方法，其特征在于，所述优化控制方法采用非线性模型控制、预测控制、神经网络控制、自适应控制、模糊控制等控制技术中的任意一种或组合，应用到火电机组的优化控制，实现机组的深度调峰。
[0021] 进一步的，所述优化控制方法包括下列步骤：
[0022] 所述火电机组协调控制调峰调频系统从机组集控系统和设置在锅炉、汽机、发电机及电锅炉的各种传感器收集相关参数数据，包括电网
频率、AGC指令、负荷指令、机组实发功率、锅炉
燃烧器各层给煤量、给水流量、各级喷水流量、主再热汽流量、主再热汽压力、主再热汽温；
[0023] 根据下一时段电网调度中心对机组的调峰调频负荷指令和AGC指令，分析锅炉、汽机、发电机及电锅炉的目前参数状态，按照下列公式设置机组发电功率、电锅炉耗电功率和机组实时上网功率在下一时段的数值：
[0024] 机组发电功率-电锅炉耗电功率＝机组实时上网功率；
[0025] 根据下一时段机组发电功率及AGC负荷指令，利用锅炉干湿态转换控制模块、锅炉燃烧优化控制模块、锅炉煤水比优化控制模块、电锅炉调峰控制模块，控制机组锅炉负荷调节至目标值，控制电锅炉耗电负荷至目标值，进而实现机组发电功率满足AGC负荷指令要求；
[0026] 机组干-湿态切换过程(机组降负荷)包括，主汽温主汽压下降控制、燃料量减少控制、必要时进行给水
泵双泵到单泵运行的切换、必要时开给水旁路运行、汽包或分离器温度水位控制；
[0027] 机组湿-干态切换过程(机组升负荷)包括，主汽温主汽压上升控制、燃料量增加控制、必要时进行给水泵单泵到双泵运行的切换、必要时开主给水管路关给水旁路、汽包或分离器温度水位控制；
[0028] 机组负荷降低过程中，监测SCR入口烟气温度，必要时通过投入烟气再循环、省煤器旁路、顶层燃烧器、零号高压加热器、给水再循环管路或烟道加热装置中的任意一种，保证SCR入口烟气温度不低于310℃；
[0029] 锅炉负荷降低过程中，必要时投入磨煤机低负荷优化系统、锅炉富
氧燃烧稳燃系统、锅炉小油枪或等离子稳燃系统中的任意一种，保证锅炉负荷在低于30％时的稳定燃烧；监测锅炉水冷壁及各种汽水管道壁温，避免热应力超标；
[0030] 汽机负荷降低过程中，必要时进行供热抽汽汽源切换、工业抽汽汽源切换、小汽机汽源切换、
热压机汽源切换、
轴封及辅助汽源切换中的任意一种切换操作；监测汽轮机高、中、低压缸壁温及热应力变化，避免热应力超标。
[0031] 进一步的，所述系统中调峰调频降负荷方法包括：
[0032] S1、电网调度下达对电厂的负荷需求数据，电厂集控室调峰模块对比实时发电与电网需求负荷量。
[0033] S2、判定下一步需要减负荷，如果机组不需要减少发电负荷，则机组维持当前负荷；若机组需要减少发电负荷，机组进行减负荷操作，锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块共同调整，主要通过AGC功能，分别实现锅炉煤水比优化控制、锅炉燃烧优化控制等。
[0034] S3、若机组负荷继续下降，当机组负荷率在(30％-40％)区间时，锅炉自动进行干态转湿态转换。
[0035] S4、当机组降负荷达到锅炉设计低负荷下限值(机组负荷率<30％)时，协调控制系统跟随AGC指令，投入低负荷稳燃技术措施，此时电锅炉控制模块利用送变电及电源功率控制单元调节火电机组供给电锅炉的耗电功率，从而增减火电机组的上网电量。
[0036] 进一步的，所述系统中调峰调频升负荷方法包括：
[0037] S1、电网调度下达对电厂的负荷需求数据，电厂集控室调峰模块对比实时发电与电网需求负荷量。
[0038] S2、判定下一步需要增负荷，如果机组不需要增加发电负荷，则机组维持当前负荷；若机组需要增加发电负荷，优先退出电锅炉控制模块。依据负荷需求，逐台退出电锅炉设备。
[0039] S3、机组继续增加发电负荷，当机组负荷率需求大于30％时，机组锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块共同作用。
[0040] S4、当机组负荷率处于30％-40％阶段，锅炉自动进行湿态转干态转换。
[0041] S5、当锅炉完成湿态转干态转换后，机组再依据AGC指令进行增负荷操作时，此时锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块共同调整，分别实现锅炉煤水比优化控制、锅炉燃烧优化控制等。
[0042] 本发明的有益效果包括：
[0043] 1.利用火电机组协调控制系统，充分调动锅炉、汽机自身的低负荷运行能力，降低项目改造及整个系统投资额。
[0044] 2.通过将火电机组协调控制系统结合电锅炉，可低成本实现最高零上网电量的深度调峰运行，实现调峰调频效益的最大化。
[0045] 3.火电机组协调控制调峰调频系统可以实现全年四季运行，夏季依靠机组自身和协调控制系统降低锅炉、汽机负荷，实现全年的稳定的调峰调频收入。
附图说明
[0046] 图1是本发明第一
实施例提供的一种火电机组协调控制调峰调频系统的结构示意图；
[0047] 图2是火电机组协调控制模块组成图；
[0048] 图3是火电机组协调控制模块
信号输入输出图；
[0049] 图4是本发明提供的一种火电机组协调控制调峰调频系统的调峰调频方法的
流程图(降负荷阶段)
[0050] 图5是本发明提供的一种火电机组协调控制调峰调频系统的调峰调频方法的流程图(升负荷阶段)
[0051] 附图标记：
[0052] 1为锅炉、2为汽轮机、3为发电机、4为机组协调控制模块、5为凝汽器、6为除氧器、7为电网、8为工业蒸汽输出、9为电锅炉、10为电厂热力系统、11为蓄热水罐或供热管网输出。
具体实施方式
[0053] 为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明了，下面结合具体实施方式并参照附图，对本发明进一步详细说明。应该理解，这些描述只是示例性的，而并非要限制本发明的范围。此外，在以下说明中，省略了对常规公知结构和技术的描述，以避免不必要地混淆本发明的概念，但对火电机组控制系统及干湿态基本概念进行了介绍。
[0054] 实施例一
[0055] 协调控制系统-CCS系统是英文Coordination Control System的缩写。协调控制系统，是指通过控制回路协调汽轮机和锅炉的工作状态，同时给锅炉自动控制系统和汽轮机自动控制系统发出指令，以达到快速响应负荷变化的目的，尽最大可能发挥机组的调频、调峰能力，稳定运行参数，其结构组成包括汽机、锅炉闭环控制系统的总体，也包括各子系统。
[0056] 原电力部热工自动化标委会推荐采用模拟量控制系统(modulating control system，MCS)来代替闭环控制系统、协调控制系统、
自动调节系统等名称，但习惯上仍沿用协调控制系统。
[0057] 火电机组干湿态概念：火电机组超(超)临界锅炉有两种运行形式，(干)固态就是蒸汽压力超过
临界压力后水变成蒸汽一次性通过整个汽水系统；当系统中还有水时就是湿态。启机的时候是湿态的，随着负荷的上升要转换为干态运行，正常时微
过热。中间有个干湿态转化过程，汽水混合物经汽水分离器分离，与汽包锅炉的运行方式一样，此时的锅炉负荷一般为25％-35％BMCR，其中水由汽水分离器储水箱，经炉
水循环泵打入水冷壁再次加热。火电机组深度调峰时，随着机组负荷下降，当达到切换点时，锅炉运行方式也将经历由干态-干湿态-湿态的转换过程；机组负荷增长后，锅炉运行方式经历反向过程。
[0058] 一种火电机组协调控制调峰调频系统，其特征在于，所述机组协调控制调峰调频系统包括机组协调控制模块4和电锅炉9，所述机组协调控制模块4包括锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块和电锅炉控制模块，所述机组协调控制模块4集成在火电机组集控室控制机柜内，与机组原有CCS和AGC控制系统及锅炉、汽机、发电机、电锅炉的各种运行参数传感器和控制器进行通信连接。
[0059] 在本实施例中，所述锅炉协调控制模块包括锅炉干湿态转换控制模块、锅炉煤水比优化控制模块、锅炉燃烧优化控制模块中的任意一种或组合。
[0060] 在本实施例中，所述汽机协调控制模块包括汽机负荷调节模块、一次调频控制模块、高低压旁路控制模块、主再热汽温汽压控制模块、汽机抽汽控制及切换模块、辅助蒸汽切换控制模块或小汽机汽源切换模块中的任意一种或组合；
[0061] 在本实施例中，所述机组协调控制调峰调频系统根据火电机组接收的电网调度中心下达的增减上网电量负荷指令时，通过控制所述锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块和电锅炉控制模块，实现火电机组锅炉、汽机增减负荷、电锅炉增减负荷，进而响应电网对火电机组的深度调峰或调频的需求。
[0062] 在本实施例中，所述机组协调控制调峰调频系统的锅炉协调控制模块和汽机协调控制模块，通过控制锅炉及汽机各种运行参数，能够实现锅炉负荷从100％至15％的动态变动。
[0063] 在本实施例中，所述机组协调控制调峰调频系统根据电网对电厂响应调峰调频时间、幅度、深度的要求，在机组协调控制模块下达增减负荷指令时，在机组负荷率大于30％时，协调控制系统调节机组负荷，当机组负荷率小于30％时，锅炉投入低负荷稳燃技术(可采用少油或无油点火装置等)，确保机组稳燃，进一步降低机组出力。
[0064] 在本实施例中，所述锅炉干湿态转换控制模块包括汽水分离器或汽包温度、压力监测控制单元、主再热蒸汽压力温度监测控制单元、锅炉汽机壁温、锅炉汽机热应力监测控制单元。
[0065] 在本实施例中，所述锅炉煤水比优化控制模块采用煤水比静态配合模型、煤水比动态配合模型、煤水比时间差配合模型、煤水比壁温及热应力配合模型和煤水比综合调节配合模型等任意一种或组合。
[0066] 在本实施例中，所述锅炉燃烧优化控制模块包括煤种热值校核计算单元、煤量智能前馈单元、燃料控制单元、风量控制单元、炉膛压力单元、主蒸汽压力控制单元。
[0067] 在本实施例中，所述的机组协调控制调峰调频系统还包括电锅炉控制模块，所述电锅炉控制模块包括电锅炉功率控制单元和送变电及电源功率控制单元，所述电锅炉设备9包括电极蒸汽锅炉、电极热水锅炉及蓄热水罐、电极热水锅炉及蓄热管网、固体蓄热电锅炉、电加热管及蓄热体中的任意一种；利用送变电及电源功率控制单元调节火电机组供给电锅炉的耗电功率，从而增减火电机组的上网电量。
[0068] 在本实施例中，所述电锅炉的供电来自火电机组发电机出口、火电机组厂用电母线或升压站母线中的任意一种。
[0069] 在本实施例中，所述协调控制深度调峰调频设备包括硬件部分和软件部分，其中所述硬件部分包括工控主机或单片机、通讯模块及电源模块、电锅炉等外挂调峰调频设备，所述工控主机或单片机包括CPU、存储器及控制器，所述通讯模块包括各类通讯板卡、与DCS的通讯接口；所述软件部分包括操作系统、组态软件、系统应用程序组成。
[0070] 一种火电机组协调控制调峰调频系统的优化控制方法，其特征在于，所述优化控制方法采用非线性模型控制、预测控制、神经网络控制、自适应控制、模糊控制等控制技术中的任意一种或组合，应用到火电机组的优化控制，实现机组的深度调峰。
[0071] 在本实施例中，所述优化控制方法包括下列步骤：
[0072] 所述火电机组协调控制调峰调频系统从机组集控系统和设置在锅炉、汽机、发电机及电锅炉的各种传感器收集相关参数数据，包括电网频率、AGC指令、负荷指令、机组实发功率、锅炉燃烧器各层给煤量、给水流量、各级喷水流量、主再热汽流量、主再热汽压力、主再热汽温；
[0073] 根据下一时段电网调度中心对机组的调峰调频负荷指令和AGC指令，分析锅炉、汽机、发电机及电锅炉的目前参数状态，按照下列公式设置机组发电功率、电锅炉耗电功率和机组实时上网功率在下一时段的数值：
[0074] 机组发电功率-电锅炉耗电功率＝机组实时上网功率；
[0075] 根据下一时段机组发电功率及AGC负荷指令，利用锅炉干湿态转换控制模块、锅炉燃烧优化控制模块、锅炉煤水比优化控制模块、电锅炉调峰控制模块，控制机组锅炉负荷调节至目标值，控制电锅炉耗电负荷至目标值，进而实现机组发电功率满足AGC负荷指令要求；
[0076] 机组干-湿态切换过程(机组降负荷)包括，主汽温主汽压下降控制、燃料量减少控制、必要时进行给水泵双泵到单泵运行的切换、必要时开给水旁路运行、汽包或分离器温度水位控制；
[0077] 机组湿-干态切换过程(机组升负荷)包括，主汽温主汽压上升控制、燃料量增加控制、必要时进行给水泵单泵到双泵运行的切换、必要时开主给水管路关给水旁路、汽包或分离器温度水位控制；
[0078] 机组负荷降低过程中，监测SCR入口烟气温度，必要时通过投入烟气再循环、省煤器旁路、顶层燃烧器、零号高压加热器、给水再循环管路或烟道加热装置中的任意一种，保证SCR入口烟气温度不低于310℃；
[0079] 锅炉负荷降低过程中，必要时投入磨煤机低负荷优化系统、锅炉富氧燃烧稳燃系统、锅炉小油枪或等离子稳燃系统中的任意一种，保证锅炉负荷在低于30％时的稳定燃烧；监测锅炉水冷壁及各种汽水管道壁温，避免热应力超标；
[0080] 汽机负荷降低过程中，必要时进行供热抽汽汽源切换、工业抽汽汽源切换、小汽机汽源切换、热压机汽源切换、轴封及辅助汽源切换中的任意一种切换操作；监测汽轮机高、中、低压缸壁温及热应力变化，避免热应力超标。
[0081] 在本实施例中，所述系统中调峰调频降负荷方法包括：
[0082] S1、电网调度下达对电厂的负荷需求数据，电厂集控室调峰模块对比实时发电与电网需求负荷量。
[0083] S2、判定下一步需要减负荷，如果机组不需要减少发电负荷，则机组维持当前负荷；若机组需要减少发电负荷，机组进行减负荷操作，锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块共同调整，主要通过AGC功能，分别实现锅炉煤水比优化控制、锅炉燃烧优化控制等。
[0084] S3、若机组负荷继续下降，当机组负荷率在(30％-40％)区间时，锅炉自动进行干态转湿态转换。
[0085] S4、当机组降负荷达到锅炉设计低负荷下限值(机组负荷率<30％)时，协调控制系统跟随AGC指令，投入低负荷稳燃技术措施，此时电锅炉控制模块利用送变电及电源功率控制单元调节火电机组供给电锅炉的耗电功率，从而增减火电机组的上网电量。
[0086] 在本实施例中，所述系统中调峰调频升负荷方法包括：
[0087] S1、电网调度下达对电厂的负荷需求数据，电厂集控室调峰模块对比实时发电与电网需求负荷量。
[0088] S2、判定下一步需要增负荷，如果机组不需要增加发电负荷，则机组维持当前负荷；若机组需要增加发电负荷，优先退出电锅炉控制模块。依据负荷需求，逐台退出电锅炉设备。
[0089] S3、机组继续增加发电负荷，当机组负荷率需求大于30％时，机组锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块共同作用。
[0090] S4、当机组负荷率处于30％-40％阶段，锅炉自动进行湿态转干态转换。
[0091] S5、当锅炉完成湿态转干态转换后，机组再依据AGC指令进行增负荷操作时，此时锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块共同调整，分别实现锅炉煤水比优化控制、锅炉燃烧优化控制等。
[0092] 本发明的有益效果包括：
[0093] 1.利用火电机组协调控制系统，充分调动锅炉、汽机自身的低负荷运行能力，降低项目改造及整个系统投资额。
[0094] 2.通过将火电机组协调控制系统结合电锅炉，可低成本实现最高零上网电量的深度调峰运行，实现调峰调频效益的最大化。
[0095] 3.火电机组协调控制调峰调频系统可以实现全年四季运行，夏季依靠机组自身和协调控制系统降低锅炉、汽机负荷，实现全年的稳定的调峰调频收入。
[0096] 实施例二
[0097] 与实施例1不同的是，去掉电锅炉系统，仅仅依靠机组自身，即协调控制系统仅包括机组协调控制模块4，所述机组协调控制模块4包括锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块，所述机组协调控制模块4集成在火电机组集控室控制机柜内，与机组原有CCS和AGC控制系统及锅炉、汽机、发电机的各种运行参数传感器和控制器进行通信连接。
[0098] 在本实施例中，所述锅炉协调控制模块包括锅炉干湿态转换控制模块、锅炉煤水比优化控制模块、锅炉燃烧优化控制模块中的任意一种或组合。
[0099] 在本实施例中，所述汽机协调控制模块包括汽机负荷调节模块、一次调频控制模块、高低压旁路控制模块、主再热汽温汽压控制模块、汽机抽汽控制及切换模块、辅助蒸汽切换控制模块或小汽机汽源切换模块中的任意一种或组合；
[0100] 在本实施例中，所述机组协调控制调峰调频系统根据火电机组接收的电网调度中心下达的增减上网电量负荷指令时，通过控制所述锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块，实现火电机组锅炉、汽机增减负荷，进而响应电网对火电机组的深度调峰或调频的需求。
[0101] 在本实施例中，所述机组协调控制调峰调频系统的锅炉协调控制模块和汽机协调控制模块，通过控制锅炉及汽机各种运行参数，能够实现锅炉负荷从100％至15％的动态变动。
[0102] 在本实施例中，所述锅炉干湿态转换控制模块包括汽水分离器或汽包温度、压力监测控制单元、主再热蒸汽压力温度监测控制单元、锅炉汽机壁温、锅炉汽机热应力监测控制单元。
[0103] 在本实施例中，所述锅炉煤水比优化控制模块采用煤水比静态配合模型、煤水比动态配合模型、煤水比时间差配合模型、煤水比壁温及热应力配合模型和煤水比综合调节配合模型等任意一种或组合。
[0104] 在本实施例中，所述锅炉燃烧优化控制模块包括煤种热值校核计算单元、煤量智能前馈单元、燃料控制单元、风量控制单元、炉膛压力单元、主蒸汽压力控制单元。
[0105] 在本实施例中，所述协调控制深度调峰调频设备包括硬件部分和软件部分，其中所述硬件部分包括工控主机或单片机、通讯模块及电源模块，所述工控主机或单片机包括CPU、存储器及控制器，所述通讯模块包括各类通讯板卡、与DCS的通讯接口；所述软件部分包括操作系统、组态软件、系统应用程序组成。
[0106] 一种火电机组协调控制调峰调频系统的优化控制方法，其特征在于，所述优化控制方法采用非线性模型控制、预测控制、神经网络控制、自适应控制、模糊控制等控制技术中的任意一种或组合，应用到火电机组的优化控制，实现机组的深度调峰。
[0107] 在本实施例中，所述优化控制方法包括下列步骤：
[0108] 所述火电机组协调控制调峰调频系统从机组集控系统和设置在锅炉、汽机、发电机的各种传感器收集相关参数数据，包括电网频率、AGC指令、负荷指令、机组实发功率、锅炉燃烧器各层给煤量、给水流量、各级喷水流量、主再热汽流量、主再热汽压力、主再热汽温；
[0109] 根据下一时段电网调度中心对机组的调峰调频负荷指令和AGC指令，分析锅炉、汽机、发电机的目前参数状态，利用协调控制调峰调频系统调节机组锅炉负荷、汽机负荷，实现实时上网电量满足电网调度中心的要求；
[0110] 根据下一时段机组发电功率及AGC负荷指令，利用锅炉干湿态转换控制模块、锅炉燃烧优化控制模块、锅炉煤水比优化控制模块、电锅炉调峰控制模块，控制机组锅炉负荷调节至目标值，进而实现机组发电功率满足AGC负荷指令要求；
[0111] 机组干-湿态切换过程(机组降负荷)包括，主汽温主汽压下降控制、燃料量减少控制、必要时进行给水泵双泵到单泵运行的切换、必要时开给水旁路运行、汽包或分离器温度水位控制；
[0112] 机组湿-干态切换过程(机组升负荷)包括，主汽温主汽压上升控制、燃料量增加控制、必要时进行给水泵单泵到双泵运行的切换、必要时开主给水管路关给水旁路、汽包或分离器温度水位控制；
[0113] 机组负荷降低过程中，监测SCR入口烟气温度，必要时通过投入烟气再循环、省煤器旁路、顶层燃烧器、零号高压加热器、给水再循环管路或烟道加热装置中的任意一种，保证SCR入口烟气温度不低于310℃；
[0114] 锅炉负荷降低过程中，必要时投入磨煤机低负荷优化系统、锅炉富氧燃烧稳燃系统、锅炉小油枪或等离子稳燃系统中的任意一种，保证锅炉负荷在低于30％时的稳定燃烧；监测锅炉水冷壁及各种汽水管道壁温，避免热应力超标；
[0115] 汽机负荷降低过程中，必要时进行供热抽汽汽源切换、工业抽汽汽源切换、小汽机汽源切换、热压机汽源切换、轴封及辅助汽源切换中的任意一种切换操作；监测汽轮机高、中、低压缸壁温及热应力变化，避免热应力超标；
[0116] 本发明的有益效果包括：
[0117] 1.利用火电机组协调控制系统，充分调动锅炉、汽机自身的低负荷运行能力，降低项目改造及整个系统投资额。
[0118] 2.火电机组协调控制调峰调频系统可以实现全年四季运行，夏季依靠机组自身和协调控制系统降低锅炉、汽机负荷，实现全年的稳定的调峰调频收入。
[0119] 实施例三
[0120] 本实施例类似实施例一，不同之处本实施例中协调控制系统的电锅炉为电极锅炉结合蓄热水罐，电极锅炉利用机组调峰调频电力加热水，然后送入蓄热水罐进行蓄热，整个协调控制系统控制电极锅炉供电量和蓄热水罐的蓄热量，完成利用机组锅炉、汽机升降负荷和电锅炉耗电及蓄热罐蓄热结合，响应电网对火电机组调峰调频负荷需求。
[0121] 实施例四
[0122] 本实施例类似实施例三，不同之处在于没有蓄热水罐，电极锅炉加热后的水将热量直接交换给
集中供热管网中的热网
循环水，利用集中供热管网内的循环水作为蓄热体，通过供热低谷时段供热管网整体温度提升来蓄热。
[0123] 实施例五
[0124] 本实施例类似实施例一，不同之处在于电锅炉为电极蒸汽锅炉，利用电极蒸汽锅炉作为启动蒸汽锅炉或工业蒸汽供应汽源，电极蒸汽锅炉的供电由协调控制模块中的电锅炉控制模块控制。
[0125] 实施例六
[0126] 本实施例类似实施例一，不同之处在于协调控制系统中的电锅炉为固体蓄热电锅炉，所述固体蓄热电锅炉的供电由协调控制模块中的电锅炉控制模块控制。
[0127] 实施例七
[0128] 本实施例类似实施例一，所述机组协调控制模块4如图2所示，包括包括锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块和电锅炉控制模块，所述锅炉协调控制模块包括锅炉干湿态转换控制模块、锅炉煤水比优化控制模块、锅炉燃烧优化控制模块中的任意一种或组合。所述锅炉协调控制模块还包括锅炉低负荷优化模块，所述锅炉低负荷优化模块涉及SCR前烟温控制和喷
氨量优化或磨煤机低负荷运行优化，所述SCR前烟温控制技术方案包括烟气再循环、省煤器旁路、设置零号高压加热器、设置给水再循环管路、烟道加热、顶层燃烧器补热等在锅炉低负荷情况下提升SCR前烟气温度的上述技术方案中的任意一种或组合；
[0129] 所述汽机协调控制模块包括汽机负荷调节模块、一次调频控制模块、高低压旁路控制模块、主再热汽温汽压控制模块、汽机抽汽控制及切换模块、辅助蒸汽切换控制模块或小汽机汽源切换模块、汽机滑压运行优化中的任意一种或组合。
[0130] 实施例八
[0131] 本实施例类似实施例一，所述机组协调控制模块4的数据输入和输出如图3所示，数据输入量包括AGC指令、负荷指令、电网频率、机组实发功率、锅炉给煤量、锅炉给水流量、各级喷水流量、蒸汽流量、蒸汽温度等数据中的任意一种或几种组合，数据输出量包括锅炉总给水量、锅炉总给煤量、锅炉负荷、汽机负荷、电锅炉负荷和机组上网电量中的任意一种或几种组合。
[0132] 实施例九
[0133] 本实施例为一种火电机组协调控制调峰调频系统的优化控制方法，其特征在于，所述优化控制方法采用非线性模型控制、预测控制、神经网络控制、自适应控制、模糊控制等控制技术中的任意一种或组合，应用到火电机组的优化控制，实现机组的深度调峰。
[0134] 所述优化控制方法包括下列步骤：
[0135] 所述火电机组协调控制调峰调频系统从机组集控系统和设置在锅炉、汽机、发电机及电锅炉的各种传感器收集相关参数数据，包括电网频率、AGC指令、负荷指令、机组实发功率、锅炉燃烧器各层给煤量、给水流量、各级喷水流量、主再热汽流量、主再热汽压力、主再热汽温；
[0136] 根据下一时段电网调度中心对机组的调峰调频负荷指令和AGC指令，分析锅炉、汽机、发电机及电锅炉的目前参数状态，按照下列公式设置机组发电功率、电锅炉耗电功率和机组实时上网功率在下一时段的数值：
[0137] 机组发电功率-电锅炉耗电功率＝机组实时上网功率；
[0138] 根据下一时段机组发电功率及AGC负荷指令，利用锅炉干湿态转换控制模块、锅炉燃烧优化控制模块、锅炉煤水比优化控制模块、电锅炉调峰控制模块，控制机组锅炉负荷调节至目标值，控制电锅炉耗电负荷至目标值，进而实现机组发电功率满足AGC负荷指令要求；
[0139] 机组干-湿态切换过程(机组降负荷)包括，主汽温主汽压下降控制、燃料量减少控制、必要时进行给水泵双泵到单泵运行的切换、必要时开给水旁路运行、汽包或分离器温度水位控制；
[0140] 机组湿-干态切换过程(机组升负荷)包括，主汽温主汽压上升控制、燃料量增加控制、必要时进行给水泵单泵到双泵运行的切换、必要时开主给水管路关给水旁路、汽包或分离器温度水位控制；
[0141] 机组负荷降低过程中，监测SCR入口烟气温度，必要时通过投入烟气再循环、省煤器旁路、顶层燃烧器、零号高压加热器、给水再循环管路或烟道加热装置中的任意一种，保证SCR入口烟气温度不低于310℃；
[0142] 锅炉负荷降低过程中，必要时投入磨煤机低负荷优化系统、锅炉富氧燃烧稳燃系统、锅炉小油枪或等离子稳燃系统中的任意一种，保证锅炉负荷在低于30％时的稳定燃烧；监测锅炉水冷壁及各种汽水管道壁温，避免热应力超标；
[0143] 汽机负荷降低过程中，必要时进行供热抽汽汽源切换、工业抽汽汽源切换、小汽机汽源切换、热压机汽源切换、轴封及辅助汽源切换中的任意一种切换操作；监测汽轮机高、中、低压缸壁温及热应力变化，避免热应力超标。
[0144] 实施例十
[0145] 如图4所示，在本实施例中，所述系统中调峰调频降负荷方法包括：
[0146] S1、电网调度下达对电厂的负荷需求数据，电厂集控室调峰模块对比实时发电与电网需求负荷量。
[0147] S2、判定下一步需要减负荷，如果机组不需要减少发电负荷，则机组维持当前负荷；若机组需要减少发电负荷，机组进行减负荷操作，锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块共同调整，主要通过AGC功能，分别实现锅炉煤水比优化控制、锅炉燃烧优化控制等。
[0148] S3、若机组负荷继续下降，当机组负荷率在(30％-40％)区间时，锅炉自动进行干态转湿态转换。
[0149] S4、当机组降负荷达到锅炉设计低负荷下限值(机组负荷率<30％)时，协调控制系统跟随AGC指令，投入低负荷稳燃技术措施，此时电锅炉控制模块利用送变电及电源功率控制单元调节火电机组供给电锅炉的耗电功率，从而增减火电机组的上网电量。
[0150] 实施例十一
[0151] 如图5所示，在本实施例中，所述系统中调峰调频升负荷方法包括：
[0152] S1、电网调度下达对电厂的负荷需求数据，电厂集控室调峰模块对比实时发电与电网需求负荷量。
[0153] S2、判定下一步需要增负荷，如果机组不需要增加发电负荷，则机组维持当前负荷；若机组需要增加发电负荷，优先退出电锅炉控制模块。依据负荷需求，逐台退出电锅炉设备。
[0154] S3、机组继续增加发电负荷，当机组负荷率需求大于30％时，机组锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块共同作用。
[0155] S4、当机组负荷率处于30％-40％阶段，锅炉自动进行湿态转干态转换。
[0156] S5、当锅炉完成湿态转干态转换后，机组再依据AGC指令进行增负荷操作时，此时锅炉协调控制模块、汽机协调控制模块共同调整，分别实现锅炉煤水比优化控制、锅炉燃烧优化控制等。
[0157] 应当理解的是，本发明的上述具体实施方式仅仅用于示例性说明或解释本发明的原理，而不构成对本发明的限制。因此，在不偏离本发明的精神和范围的情况下所做的任何
修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。此外，本发明所附
权利要求旨在涵盖落入所附权利要求范围和边界、或者这种范围和边界的等同形式内的全部变化和修改例。
