T_CEEMA 005-2022 煤电机组自动控制系统节能、供热和灵活性改造技术导则.pdf

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  • 5.2.4脱硝优化控制改造

    T/CEEMA0052022

    在传统氨氮摩尔比前馈控制、氨流量串级控制的基础上燃气标准规范范本,可应用预测控制、内模控制、史密斯预估、 状态观测、相位补偿等先进控制算法,设计变结构、变参数的脱硝优化控制方案,实现脱硝过程闭环自 动优化控制,控制目标应兼顾机组排放环保性、能耗物耗等方面的要求,其具体技术要求: 应在原有控制水平的基础上,减少SCR出口NOx浓度的控制偏差20%以上,降低NOx浓度超限概率。 一 宜通过炉内低氮燃烧优化调整,降低SCR入口NOx浓度,减少喷氨量5%以上。 C 宜进行流场优化调整,采用分区喷氨控制,精细化脱硝,减少氨逃逸10%以上。 应快速克服负荷工况变动、磨煤机启停、吹灰过程等带来的扰动,提高脱硝控制系统的稳定性。

    5.2.5脱硫优化控制改造

    在在传统前馈、反馈、解耦控制的基础上,可应用预测控制、内模控制、史密斯预估、状态观测 相位补偿等先进控制算法,设计变结构、变参数的脱硫优化控制方案,实现脱硫过程闭环自动优化控制, 控制目标应兼顾机组排放环保性、能耗物耗等方面的要求,其具体技术要求: a 应在原有控制水平的基础上,减少吸收塔出口S02浓度的控制偏差20%以上,降低S02浓度超限概 率。 应提高脱硫控制系统的稳定性,快速克服烟气负荷、浆液pH值变化带来的扰动。 对于配备变频循环浆液泵的机组,宜通过循环浆液连续调节,降低石灰石平均耗量10%以上,

    5.2.6磨煤机自启停控制优化改造

    在磨煤机原有控制逻辑的基础上,采用顺序控制与模拟量控制相结合的方式,使用跳步、计时、定 时、判断等开关量信息。同时融入预测控制为代表的先进控制算法,针对暖磨等复杂控制过程,设计优 化控制方案,实现磨煤机的快速自启停和机组关键参数的压线运行。控制目标应兼顾磨煤机启停快速性 和机组参数稳定性方面的要求,其具体技术要求: 应缩短平均暖磨时间20%以上,提升暖磨过程经济性。 应克服磨煤机启停扰动,减少主蒸汽压力和温度的波动幅度,主蒸汽压力波动应小于土0.8MPa,主 汽温波动应小于土12℃,再热汽温波动应小于土15℃

    5.2.7水泵自动并退优化改造

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    在水泵原有控制逻辑的基础上,可采用顺序控制与模拟量控制相结合的方式,使用跳步、计时、定 时、判断等开关量信息,同时融入模糊控制、状态观测等方法,设计水泵自动并退的优化控制方案,实 现水泵自动并退和均衡控制,控制目标应兼顾水泵安全边界、机组的稳定性等方面的要求,其具体技术 要求: 水泵并退过程中,泵出口压力、流量等主要运行参数的控制偏差应小于20%额定参数,实现主要参 数压线运行,提高机组运行的经济性。 应实现并联水泵出口压力平衡,避免水泵抢水引起的失速问题。

    5.3.1运行优化改造范围

    运行优化改造包括锅炉燃烧优化、吹灰优化、滑压优化、冷端优化、供热抽汽节流、凝结水节流 高加给水旁路节流、定期轮换、厂级负荷优化分配等

    5.3.2锅炉燃烧优化改造

    以锅炉燃烧优化调整试验为基础,根据锅炉燃烧的物理特性和燃烧优化调整的经验,可采用智能算 法和人工神经网络等为核心,建立锅炉燃烧优化控制系统,实现一次风压、二次风、燃尽风、氧量的闭 环自动优化控制,控制目标应兼顾锅炉安全性、污染物排放和锅炉效率等方面的要求。其具体技术要求: 应提高锅炉效率0.2%以上。 应优化并给出磨煤机的最佳启停时机,提高制粉系统碾磨出力的经济性5%以上 应优化一次风煤比,确保磨入口温度安全的情况下,充分干燥煤粉,降低汽化潜热1%以上,提高 入炉煤粉燃烧的经济性。 应优化二次风配风,均衡各受热面换热比例,减少不同负荷工况下,锅炉各受热面的超温现象,平 均超温频次降低20%以上。 宜通过炉内配煤,提升锅炉燃烧的稳定性、经济性和环保性

    5.3.3吹灰优化改造

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    以受热面换热机理、烟气差压等为基础,根据受热面出、入口运行的烟气侧和工质侧参数,可在线 计算受热面的清洁因子,实现锅炉四管及空预器的按需吹灰,控制目标应兼顾受热面的换热效率、磨损 情况,以及吹灰介质损耗等方面的要求。其具体技术要求: 应根据清洁因子按需吹灰,减少吹灰介质10%以上,同时减少受热面磨损,延长受热面使用寿命10% 以上,提升受热面的可靠性,减少“非停”次数。 清洁因子的相对准确率应在80%以上。 宜提供优化手段减小吹灰对锅炉燃烧、汽温、脱硝的影响

    5.3.4滑压曲线优化改造

    以阀配汽优化为基础,综合考虑机组运行的经济性和快速性,可采用机组变工况计算的方式,建 立滑压曲线的优化模型,实现主蒸汽压力定值的在线遍历和优化。控制目标应兼顾机组变负荷的快速性 和经济性方面的要求。其具体技术要求: 应提供合理的滑压曲线或阀点控制目标,减少汽轮机调门节流损失0.5%,提高机组运行经济性0.5% 以上。 b) 应考虑季节变化引起真空差异对机组效率和所选滑压曲线的影响。 c) 应优化阀门线性度与压力补偿参数,并根据运行工况自动调整阀位控制方法。 d) 机组滑压优化应兼顾机组变负荷能力和一次调频响应能力

    以阀门配汽优化为基础,综合考虑机组运行的经济性和快速性,可采用机组变工况计算的方立 滑压曲线的优化模型,实现主蒸汽压力定值的在线遍历和优化。控制目标应兼顾机组变负荷的快 经济性方面的要求。其具体技术要求:

    5.3.5冷端优化改造

    综合考虑发电收益和循环泵/空冷风机电耗,以及冷端系统设备、参数的边界约束条件,可在线计 算等效益曲线,并给出循环水泵或空冷风机的最佳组合方式。同时可建立冷端系统的优化模型,采用变 工况计算的方式,寻优供电煤耗最低时的最优背压定值,实现冷端背压的闭环自动优化控制,控制目标 应兼顾汽轮机及冷端设备安全性、机组运行经济性方面的要求。其具体技术要求: Q 结合水冷机组冷端优化试验结果,优化并给出循环水泵的最佳组合方式和机组的最佳背压定值,提 升水冷机组冷端综合收益。。 S 结合空冷机组冷端优化试验结果,优化并给出空冷风机的最佳组合方式和机组的最佳背压定值,提 升空冷机组冷端综合收益。。 c)应考虑冷端系统的边界参数,确保冷端优化的安全性

    应实现空冷风机防冻控制,减少冬季风机平均故障率20%以上。 宜提升空冷风机的抗扰动能力,能够克服风向、风速骤变

    5.3.6供热抽汽节流优化改造

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    在原有供热压力或温度控制模式的基础上,可综合考虑机组的安全运行区、热网首站的边界参数要 求,设计并增加供热抽汽节流快速变负荷模式,实现供热抽汽节流的闭环自动优化控制,控制目标应兼 顾机组和热网的安全性、机组变负荷快速性、供热公司考核机制、终端热用户体验等方面的要求。其具 体技术要求: a 应减少锅炉过燃调节3%以上,减少高调阀节流损失0.5%,综合提升机组经济性0.1%以上。 应在机组原有平均变负荷速率的基础上辅助提升5%以上。 供热抽汽节流宜参与正向变负荷,投入率宜不小于80% d 热网首站中供水的温度和压力宜距饱和汽化边界参数30%以上。 : 机组的热电特性距安全运行边界5%以上。

    5.3.7凝结水节流优化改造

    在原有除氧器水位和泵出口压力控制模式的基础上,可综合考虑除氧器水位、凝结水流量、凝泵出 口压力等边界参数,设计并增加凝结水节流辅助变负荷控制模式,实现凝结水节流的闭环自动优化控制 控制目标应兼顾凝结水系统安全性、机组节能减排和变负荷快速性方面的要求。其具体技术要求 应减少锅炉过燃调节3%以上,减少高调阀节流损失0.5%,综合提升机组经济性0.1%以上。 应在机组原有平均变负荷速率的基础上辅助提升5%以上。 凝结水节流应参与正、反向变负荷,投入率宜不小于30%。 d)除氧器水位、凝结水流量、凝泵出口压力等边界参数的安全裕度宜不小于20%

    5.3.8高加给水旁路节流优化改造

    在原有给水控制模式的基础上,可综合考虑高压加热器中给水的温度、压力的安全边界,设计并增 加高加给水旁路节流辅助变负荷模式,实现高加给水旁路节流的闭环自动优化控制,控制目标应兼顾给 水系统的安全性、机组节能减排和变负荷快速性、给水温降经济性损耗、高加及旁路系统设备损耗方面 的要求。其具体技术要求:

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    a 应减少锅炉过燃调节3%以上,减少高调阀节流损失0.5%,综合提升机组经济性0.1%以上。 b 应在机组原有平均变负荷速率的基础上辅助提升5%以上。 高加给水旁路节流宜参与正向变负荷,投入率宜不小于30%。 d 高压加热器中给水的温度和压力宜距饱和汽化边界参数30%以上

    5.3.9设备定期轮换优化改造

    以设备运行参数、累计运行时间为基础,建立设备磨损或热应力损伤当量的在线计算模型,实 损、易损伤设备的科学定期轮换,轮换目标应兼顾设备损伤、系统的可用率,以及工艺过程参数 性等方面的要求。其具体技术要求:

    磨损、易损伤设备的科学定期轮换,轮换目标应兼顾设备损伤、系统的可用率,以及工艺过程参数的平 稳性等方面的要求。其具体技术要求: a 应根据损伤当量,实现石灰石供浆泵、石膏排除泵、旋流子、氧化风机等易磨损设备的定期轮换 确保这类设备长期稳定运行,减少因设备可靠性降低引起的“非停”次数,提高机组的可用率10% 以上。 设备磨损或热应力损伤当量计算的相对准确率应在80%以上。 宜在设备定期轮换过程中,通过指令的阶段性增减和闭锁,保证工艺过程参数控制平稳

    5.3.10厂级负荷优化分配改造

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    5.1.1供热改造新增的抽汽供热、压力匹配器、回水系统和凝汽器补水系统等的监测和控制应纳入对 应单元机组的分散控制系统(DCS)中,建议按照原DCS工艺划分的原则在考虑DPU负荷率满足要求的 前提下通过利用备用通道及新增卡件或控制器的方式分配到对应的控制器,由单元机组的DCS控制系 进行监测和控制

    6.1.2对于实施的汽轮机本体改造时增加的设备和测点宜纳入对应机组的汽轮机数字电液控制系统 (DEH)中,在满足DPU负荷率要求的前提下通过利用备用通道或者新增卡件方式来实现监测和控制。 6.1.3改造新增热网首站作为独立的子系统宜采用分散控制系统(DCS)实现监测和控制,在热网首站 控制室内至少设置1套操作员站和工程师站,具备在热网首站控制室内通过操作员站实现设备的集中监 测和控制,通过工程师站实现对系统的调试和维护;建议在机组集中控制室机配置1台操作员站实现供 热首站设备的远程监控和操作,实现供热首站的无人值守或少人值守。 6.1.4若热网循环泵等的高压开关柜距离热网首站电子设备间距离较远且监测与控制信号需采用硬接 线连接时,为防止控制信号的传输衰减,宜采用布置远程I/0柜来实现。 6.1.5对于供热改造若需实施化学补给水系统增容的,其增加设备的监测与控制宜纳入原化学补给水 系统的控制系统中,建议通过新增卡件及控制器的方式来实现,确保新增化学补给水系统的顺序控制功 能组能正常投运,且能够跟原有的系统在运行控制模式上相融合,不应影响原系统控制功能止常投运 6.1.6供热数据采集、传输与存储系统是通过现场视频监控及数据采集装置对一级网(中继泵站)、 热力站、二级网、热用户的数据(温度、压力、瞬时流量、累积流量等)进行采集、传输、存储和汇总 上报。

    6.1.2对于实施的汽轮机本体改造时增加的设备和测点宜纳入对应机组的汽轮机娄

    系统的控制系统中,建议通过新增卡件及控制器的方式来实现,确保新增化学补给水系统的顺序控制功 能组能正常投运,且能够跟原有的系统在运行控制模式上相融合,不应影响原系统控制功能正常投运 6.1.6供热数据采集、传输与存储系统是通过现场视频监控及数据采集装置对一级网(中继泵站)、 热力站、二级网、热用户的数据(温度、压力、瞬时流量、累积流量等)进行采集、传输、存储和汇总 上报。

    a)现场视频监控及数据采集装置应能够实现对一级网(中继泵站)、热力站、二级网、热用户的数据 采集与控制。 b)应具备根据具体数据的功能设置采集数据的属性,包括数据采集的内容、形式、安全、类型、采样 周期等。 c)实时数据刷新频率宜能实现秒级,便于实现精确控制。 d)数据采集装置应支持多种数据通信协议,操作系统应有安全加固。 )实时数据采集应提供数据校验功能,鉴别被采集数据的合格性及合理性

    6.1.6.2数据传输系统要求

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    现场监视信号宜通过硬接线或专线与上层信息系统通信,不具备条件的地方可采用物联网、无线通 信或VPN专网通信。 b) 现场控制信号应采用硬接线或专线与上层信息系统通信。 c) 应采用国际标准通用协议,宜选用基于TCP/IP协议的网络。 d) 宜支持多种数据通信协议,兼容多种现场设备。 e) 应具备数据双向传输功能。 f) 应符合实时性要求。 g 带宽应留有余量,且余量不宜小于数据传输峰值的20%。 h) 具备备用信道的通信网络宜采用与主信道不同的信道类型,

    6.1.6.3数据存储系统要求:

    6.1.6.4数据信息的安全要求:

    a)信息安全管理应遵循GB/T22239信息系统安全等级保护基本要求。

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    O 数据信息系统参照国家发展和改革委员会令第14号(2014)《电力监控系统安全防护规定》的要求, 遵循“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则设计网络安全区域,可分为生产控制区 和信息管理区,并按分区控制网络接入和开展网络边界防护。 C 信息系统定级遵循GB/T22240的定级原则。 一 信息系统安全保护管理过程遵循GB/T25058的过程管理要求。 智能热网工业控制系统的安全控制选择和安全控制列表的制定,遵循GB/T32919规定的安全控制基 线和安全控制列表

    6.1.7网源数据采集及存储系统应具备与智能热网管控平台通过标准通讯协议进行

    6.1.8供热改造后热电联产机组监控系统能够实现将主要参数上传至能源管理机构的功能,需接入的 数据包含但不限于:机组负荷、主汽流量(汽机侧)、抽汽流量、抽汽压力、抽汽温度、热网加热器疏 水温度、热网补水流量、热网首站补水温度等。

    6.1.9热网智能化系统要求

    热网智能化系统主要通过将热网及热源侧采集到的主要参数进行整合,利用先进的机器学习算法和 智能控制方法等在满足相关边界条件下实现供热超前判断、最优决策、精准调控,满足安全、经济、节 能、环保、高效运行需求,为热用户提供高品质的服务。其控制系统可采用与常规控制系统相同的ICS 最小系统、可编程逻辑控制器(PLC)、工控机等来实现,应配置标准化的通信接口和软件接口,方便 与常规控制系统连接、加载高级算法,并提供必要的参数调整手段。控制系统要求应满足本文件5.1 的要求。

    6.1.10供热改造后,新增供热系统数据应接入现有的SIS系统,其画面和参数应能在SIS系统实时显 示。

    6. 2 控制系统改造

    6.2.1控制设备功能改超

    6.2.1.1热源控制设备应满足下列要求:

    a)实现抽汽流量、温度、压力等工艺参数的采集和监测: ) 设置流量、温度、压力等工艺参数的超限及设备故障报警; 设置工艺参数及设备状态的联锁保护;

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    品质满足DL/T657和所属电网“两项细则”标准的要求。 C 对机组在供热方式下自动发电控制(AGC)、协调控制(CCS)的电负荷上下限制进行重新核算整定。 d 将热量信号进行负荷换算,对主要辅机故障减出力(RUNBACK)触发、复位的负荷门槛值及发生后 的负荷目标值进行重新核算整定。

    6.2.2.3智能热网管控系统

    针对供热系统多机组多热源的多联供方式,分散的供热区域、差异化的用热需求,宜通过智能融合 技术建立一套完整健全的智能热网管控系统,实现数字化、精细化、差异化按需精准供热。具体要求: a) 利用通讯技术读取热源、热网首站、中继泵站、热力站运行参数及状态的数据信息。 b)利用泛在感知实现热用户(温度、智能阀状态、流量、热量)监测及气象数据采集,进行未来24 小时热负荷预测。 C)天 利用视频融合实现对热源、热网首站、中继泵站、热力站必要区域视频监控,并通过图像识别、机 器学习等技术实现视频信号智能分析和报警功能,警如:热源及热网的跑水漏汽、管网泄漏等。 d) 根据a)、b)及c)利用智能融合技术,对热网运行进行优化分析,智能决策,实现对热网进行智 能控制。 结合所采集的数据利用预先设定的算法规则在满足供热稳定性、安全性、经济性的条件下,计算出 热源侧供热控制调节回路的目标值,通过硬接线的方式下将其送到机组DCS控制器中进行闭环调节 实现网源一体化的自动平衡调节功能。 F) 对于多机组联供热源系统,在计算各热源侧供热控制的目标值时应能够实现机组间供热的最优分配 保证供热效果的前提下使得该时刻的全厂发电成本最小,从而实现较好的经济效益。

    7.1优化控制系统要求

    7.1.1单独配置的优化控制系统要求应满足本文件5.1要求。 7.1.2采用原DCS控制系统的优化控制系统要求应满足DL/T1083的要求, 7.2优化控制系统改造 7.2.1优化控制系统改造范围

    7.1.1单独配置的优化控制系统要求应满足本文件5.1要求。

    7.2优化控制系统改造

    燃煤机组运行灵活性的主要判断指标主要包括:深度调峰能力、负荷快速响应能力、调峰状态 污染物排放等。针对燃煤机组灵活性的控制系统改造,应采取低负荷稳燃控制措施,保证锅炉安

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    运行;应对锅炉燃烧控制系统、机组协调控制系统及脱硝控制系统进行优化,可采用机组辅助调 手段,挖掘锅炉、回热系统和热网系统蓄能潜力,提高机组变负荷能力并满足环保要求。同时, 6基础逻辑及保护回路进行梳理并进行优化,保证机组安全稳定运行。

    7.2.2低负荷稳燃控制

    针对燃煤机组灵活性的控制系统改造,为保证锅炉安全稳定运行应采取低负荷稳燃控制措施。宜采 用智能燃烧优化控制技术,对总风量、风煤比、一次风压、磨分离器转速、燃烧器摆角、燃尽风等进行 在线自寻优控制,提升锅炉一次风压、二次风、燃尽风和运行氧量的智能控制水平,同时宜适当降低 次风压、降低煤粉细度、提高煤粉均匀性、合理配风、优化磨煤机投运方式等对制粉系统进行整体优化 和提效,保证炉膛内煤粉燃烧的充分、完全,在锅炉运行安全性的前提下提高锅炉效率、降低NOx排放

    7.2.2.1其具体技术要

    a)锅炉应在低负荷具备不投油稳燃能力,炉内燃烧稳定,火检指示止常; b) 应减少锅炉各受热面的超温现象,平均超温频次降低10%以上; 锅炉出口NOX含量应在原有基础上降低5%以上; d 应降低飞灰含碳量1%以上; e)应减小氧量,进而减少排烟损失,提高锅炉效率0.2%以上; f)对存在左右侧烟道烟温存在偏差的锅炉,应减小左右侧烟温偏差土5℃以上。 7.2.2.2采用分仓配煤、炉内掺烧的燃煤锅炉,宜对单台磨煤机的煤质独立进行热值校正,以减小启 停磨煤机对系统的扰动。其具体技术要求: a)启停磨阶段,主蒸汽压力波动应小于土0.8MPa; b)启停磨阶段,中间点温度波动应小于土10℃; c)启停磨阶段,汽包水位波动应小于土30mm; d) 启停磨阶段,主汽温波动应小于土8℃,再热汽温波动应小于土10℃。 7.2.2.3应对给水流量、汽包水位、凝结水流量等重要测量参数精度进行补偿校核,必要时可通过试 验对低负荷工况进行标定,保证深度调峰工况汽包水位、除氧器水位的稳定。其具体技术要求: a)汽包水位的动态偏差应小于土60mm,稳态偏差应小于土25mm; b)除氧器水位的动态偏差应小于土40mm,稳态偏差应小于土20mm。

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    7.2.2.4宜对机组重要自动控制系统采用变参数、预测控制及自适应控制等技术方法和措施,提高参 数的控制品质。其具体技术要求: 稳态品质指标:给定值附近,不振荡:

    b)定值扰动时,控制系统衰减率=0.75

    7.2.3变负荷速率的提升

    针对燃煤机组灵活性的控制系统改造,应对机组协调控制系统进行优化,可采取辅助负 及储能调频技术提升机组变负荷能力。

    a)应在机组原有变负荷速率的基础上提升20%以上; b)应在机组原有一次调频合格率基础上提升5%以上: c)储能调频技术应参与正、反向变负荷,投入率宜不小于90%。

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    7.2.3.4对锅炉存在屏过壁温超温、左右侧烟道烟温存在偏差的问题,可根据机组需要进行系统相关 改造工作

    7.2.4DCS基础逻辑优化与保护梳理

    7.2.4.2应对磨组控制逻辑优化,

    a) 深度调峰期间,不应发生磨煤机保护误动及拒动问题; b) 应缩短平均暖磨时间20%以上,提高启、停磨组的快速性; C 应克服磨煤机启停扰动,主蒸汽压力波动应小于土0.8MPa,中间点温度波动应小于土10℃,汽包水 位波动应小于土30mm,主汽温度波动应小于土8℃,再热汽温度波动应小于土10℃; d 油火检和煤火检信号应包括模拟量信号和开关量信号。

    7.2.4.3应对给水控制系统进行优化,宜使其具有出力自动平衡功能的给水泵自动并泵和退泵技术, 实现机组调峰过程中给水泵的自动启动和退出,宜同时对电泵、汽泵顺序控制逻辑、最小流量阀控制逻 辑、给水旁路调节阀控制、给水泵汽轮机汽源切换逻辑进行优化,保证给水系统运行安全。其具体技术 要求:

    应克服自动并、退泵扰动,给水泵泵出口流量、给水流量等主要运行参数的控制偏差应小于 定参数:

    循环阀的控制逻辑应包括给水泵流量不低于下限

    7.2.5低负荷脱硝优化控制

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    针对燃煤机组灵活性的控制系统改造,宜对NOx测量设备进行改造,采用分区喷氨控制,并对脱硝 控制系统进行优化设计,保证脱硝控制系统响应的快速性及稳定性。 7.2.5.1建议保留串级控制策略,宜采用神经网络软测量技术在线评估测量参数;并应用预测控制、 跟踪微分、状态观测、相位补偿等先进控制算法,及时预测进口NOx浓度变化,准确动作喷氨调节阀门, 提高脱硝控制系统的稳定性,快速克服变负荷工况、制粉系统启停、吹灰过程等带来的扰动。其具体技 术要求:

    a)应在原有控制水平的基础上,减少SCR出口NOx浓度的控制偏差20%以上; 6 应在原有控制水平的基础上,喷氨量节省在10%以上: 应在原有控制水平的基础上,快速克服变负荷工况、制粉系统启停、吹灰过程等带来的扰动,减少 SCR出口NO×浓度波动20%以上

    应在原有控制水平的基础上,减少SCR出口NOx浓度的控制偏差20%以上;

    7.2.5.2可通过汽、水、风、烟参数的监测,对锅炉入炉煤质甚至成分进行实时估计分析,指导锅炉 整体风量及配风分布,降低NOx生成质量浓度及动态波动幅度,为SCR喷氨调节构建良好基础,并建 议采用分区喷氨控制,精细化脱硝,减少氨逃逸。其具体技术要求: a)宜通过锅炉燃烧优化调整,降低炉内NOx生成水平及波动幅度20%以上; 宜采用分区喷氨控制,精细化脱硝,减少氨逃逸10%以上。 7.2.5.3宜对SCR进、出口NOx浓度采样测量设备进行改造,使其测量具备多点取样、快速取样、定

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    8.1.1验收测试人员应由有资质专业机构的专业技术人员组成,验收测试具体对象时应根据设计文件、 招标文件和产品技术文件的要求进行

    8.1.1验收测试人员应由有资质专业机构的专业技术人员组成,验收测试具体对象时应根据设计文件、

    3.1.2节能降耗、供热改造及灵活性改造等验收测试的功能对象应包括网络系统、通信系统、控制设 备,如涉及智能设备的还应包括智能组件及平台; 8.1.3节能降耗、供热改造及灵活性改造等验收测试范围应包括硬件及网络通信一致性测试,控制系 统基本功能性测试,控制系统控制性能测试

    节能降耗、供热改造及灵活性改造等验收涉及技术指标应符合DL/T774、DL/T657、DL/T 相关标准

    3.1.5节能降耗、供热改造及灵活性改造等验收涉及网络通信的测试应根据通信方案设计文件,信号 质量应符合DL/T659;通讯带宽应留有余量,且余量不宜小于数据传输峰值的20%;信息安全管理应 遵循GB/T22239信息系统安全等级保护基本要求。

    工况下的运行控制性能,不断调整机理模型、控制策略及控制参数,以获得满意的性能品质,达到所要 求的全部功能和性能指标

    8.2.1节能降耗、供热改造及灵活性改造等控制系统的硬件及网络通信一致性测试紧固件标准,测试内容包括:

    a)基本功能与性能测试。电源亢余能力;控制计算单元性能;通信及1/0系统性能, b) 数据运算与记录能力测试。最大逻辑页面的组态运算能力;最大模拟量计算模块的运算能力;模拟 量信号快速变化时的数据记录能力。 c)通信能力测试。最大模拟量通信测试;最快通信速率测试;长期高负荷通信能力测试。 d 投退过程无扰测试。投入退出测试;断电恢复测试;通信中断测试。 e) 长周期运行与环境适应性测试。满负荷长周期测试;电磁干扰环境适应性测试;机柜风扇故障环境 测试。

    T/CEEMA0052022

    8.2.2节能降耗、供热改造及灵活性改造等控制系统的功能性及控制性能测试,测试内容应包括: a)节能降耗、供热改造及灵活性改造等自动控制系统应具备各设备的联锁保护功能,并完成系统模拟 量参数自动闭环控制。 b)节能降耗、供热改造及灵活性改造等设备涉及DCS系统的应符合DL/T655、DL/T656、DL/T659、 DL/T1083的验收要求。 C) 节能降耗、供热改造及灵活性改造等设备的功能组开关量控制部分应符合DL/T658验收要求。 d)节能降耗、供热改造及灵活性改造后,机组在额定负荷与深度调峰范围内运行,机组变负荷测试应 满足DL/T1210和电网考核要求。 e)节能降耗、供热改造及灵活性改造等设备的模拟量调节回路应符合DL/T657验收要求。 f)节能降耗、供热改造及灵活性改造后,机组深度调峰运行期间主保护回路应能可靠投入。机组协调 控制系统能应能可靠投入。总风量、给水流量等主要测点应能可靠投入,同时应能保证给水控制、 总风量控制、除氧器水位控制、给水再循化控制等主要自动调节回路可靠投入。 g)节能降耗、灵活性改造测试涉及经济性内容应包括磨煤机、锅炉配风、循环泵、空冷风机、蓄能利 用等。改造后宜提高碾磨出力经济性2%,一、二次配风经济性2%,冷端综合收益1%,降低空冷风 机电耗3%,蓄能利用减少节流损失2%。 h)节能降耗、灵活性改造测试涉及参数性能应包括滑压曲线、背压定值、锅炉氧量、吹灰优化、厂级 负荷优化分配等,保障机组变负荷能力、一次调频合格率满足电网指标的情况下,宜提高冷端综合 收益2%;提高锅炉效率0.3%;提高减少吹灰介质5%;提高厂级负荷优化分配的经济性2%。 i)节能降耗、灵活性改造测试涉及开关量系统的测试应包括磨煤机、水泵等的自动启停、自动轮换等。 测试启停及轮换过程中主要控制参数如主汽压、主(再)热汽温、脱硝、脱硫等控制品质可参照 DL/T657,机组深度调峰负荷段控制参数技术指标可适当放宽。。 J 供热热网系统应能完成对所有热用户温度、流量等参数的采集,并根据采集的是数据统计计算出热 负荷总需求实时数据。 k) 供热热网系统应能根据用户热负荷需求和机组当前运行参数,通过智能算法对热源系统设备进行控 制功能调节,提高供热系统运行经济性。 1)供热热网系统使用智能设备的应能达到智能控制的设计要求,如采用机器学习等,对热网运行进行 优化分析并提供参数;依据上述分析结果形成最优的控制策略的应能够自动对各热力站进行调整。 m) 灵活性改造后机组深度调峰低负荷稳燃运行期间,不应投用辅助能量进行助燃,机组协调控制系统

    3.2.2节能降耗、供热改造及灵活性改造等控制系统的功能性及控制性能测试,测试内容应包括: a)节能降耗、供热改造及灵活性改造等自动控制系统应具备各设备的联锁保护功能,并完成系统模拟 量参数自动闭环控制。 b)节能降耗、供热改造及灵活性改造等设备涉及DCS系统的应符合DL/T655、DL/T656、DL/T659 DL/T1083的验收要求。 C) 节能降耗、供热改造及灵活性改造等设备的功能组开关量控制部分应符合DL/T658验收要求。 d)节能降耗、供热改造及灵活性改造后,机组在额定负荷与深度调峰范围内运行,机组变负荷测试应 满足DL/T1210和电网考核要求。 e)节能降耗、供热改造及灵活性改造等设备的模拟量调节回路应符合DL/T657验收要求。 f)节能降耗、供热改造及灵活性改造后,机组深度调峰运行期间主保护回路应能可靠投入。机组协调 控制系统能应能可靠投入。总风量、给水流量等主要测点应能可靠投入,同时应能保证给水控制、 总风量控制、除氧器水位控制、给水再循化控制等主要自动调节回路可靠投入。 g)节能降耗、灵活性改造测试涉及经济性内容应包括磨煤机、锅炉配风、循环泵、空冷风机、蓄能利 用等。改造后宜提高碾磨出力经济性2%,一、二次配风经济性2%,冷端综合收益1%,降低空冷风 机电耗3%,蓄能利用减少节流损失2%。 h)节能降耗、灵活性改造测试涉及参数性能应包括滑压曲线、背压定值、锅炉氧量、吹灰优化、厂级 负荷优化分配等,保障机组变负荷能力、一次调频合格率满足电网指标的情况下,宜提高冷端综合 收益2%;提高锅炉效率0.3%;提高减少吹灰介质5%;提高厂级负荷优化分配的经济性2%。 i)节能降耗、灵活性改造测试涉及开关量系统的测试应包括磨煤机、水泵等的自动启停、自动轮换等。 测试启停及轮换过程中主要控制参数如主汽压、主(再)热汽温、脱硝、脱硫等控制品质可参照 DL/T657,机组深度调峰负荷段控制参数技术指标可适当放宽。。 供热热网系统应能完成对所有热用户温度、流量等参数的采集,并根据采集的是数据统计计算出热 负荷总需求实时数据。 供热热网系统应能根据用户热负荷需求和机组当前运行参数,通过智能算法对热源系统设备进行控 制功能调节,提高供热系统运行经济性。 1)供热热网系统使用智能设备的应能达到智能控制的设计要求,如采用机器学习等,对热网运行进行 优化分析并提供参数;依据上述分析结果形成最优的控制策略的应能够自动对各热力站进行调整。 m) 灵活性改造后机组深度调峰低负荷稳燃运行期间,不应投用辅助能量进行助燃,机组协调控制系统

    航天标准T/CEEMA0052022

    应能可靠投入,脱硫、脱硝、除尘等环保设施应能可靠投入。机组处于深度调峰的时间应不小 小时,且机组主要参数应能满足机组安全稳定运要求

    8.3.1节能降耗、供热改造及灵活性改造等验收资料应包括控制系统功能设计说明,如硬件及网络设 备配置及清册、控制系统设计方案及逻辑说明等。 8.3.2节能降耗、供热改造及灵活性改造过程中涉及设计变更及逻辑修改应有文档记录并保存 8.3.3节能降耗、供热改造及灵活性改造验收试验单应包括设备启动/停止允许条件、联锁保护条件等 内容,试验完成后,应有建设单位、调试单位、监理单位(如有)、运行单位人员签名。 8.3.4节能降耗、供热改造及灵活性改造后,调试单位应出具调试及投运报告。调试及投运报告应包 括设备概况、控制说明、控制系统调试投运过程概述、投运过程中主要参数记录曲线、结论和存在问题

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