1000MW火电机组协调控制策略优化
关于1000MW燃煤机组主蒸汽压力控制策略的研究与优化
关于1000MW燃煤机组主蒸汽压力控制策略的研究与优化安子健1滕广凤（神华国华绥中发电有限责任公司辽宁葫芦岛市 125222）【摘要】为了能够更好的优化百万机组蒸汽压力控制逻辑，通过对绥中二期百万机组主蒸汽压力控制逻辑的研究分析，总结出协调控制过程中主蒸汽压力控制逻辑存在的不足。
通过对控制逻辑进行优化，从而达到对主蒸汽压力的精细化控制，总结出有一定借鉴意义的经验。
【关键词】压力控制分析优化1 前言随着我国火力发电技术的不断发展，目前大容量、高参数已经逐渐成为国内主流发电机组的代名词。
随着火电机组各种参数的提高，机组的安全运行区间不断缩小，因此对各个参数的控制要求也在不断的提高。
其中，主蒸汽压力的控制直接影响机组的安全性和经济性。
本文通过对绥中电厂1000MW超超临界燃煤机组主蒸汽压力控制的研究与分析，针对控制过程中存在的超压问题，提出解决办法，通过对控制逻辑的优化，进而达到对主蒸汽压力的精细化控制。
2 主蒸汽压力控制分析主蒸汽压力运行方式，大致可以分为定压运行方式、滑压运行方式两种。
滑压运行方式：要求汽轮机调速汽门保持位置不变。
当电负荷改变时，锅炉改变燃烧量，蒸汽参数改变，从而保持汽轮机调速汽门位置不变。
定压运行方式：要求锅炉维持蒸汽参数不变。
当负荷改变时，汽轮机改变调速汽门位置改变负荷，锅炉则相应改变燃料量维持蒸汽参数不变。
综合以上滑压和定压两种运行方式的特点，在低负荷下滑压运行的调节阀节流损失比定压运行低得多，经济性显著。
在高负荷时定压运行方式具有其优越性，比如，可有效地利用锅炉蓄热，提高对外界负荷需求的响应速度。
因此，1000MW燃煤机组多采用定-滑-定运行方式，压力与负荷的曲线关系如图【1】：图1 机组压力运行曲线主蒸汽压力控制方式，大致可以分为锅炉跟随方式、汽机跟随方式和协调控制方式三种。
锅炉跟随方式：外界负荷需求变化时，首先改变汽轮机调节汽门的开度，改变进汽量，使机组输出功率与外界负荷需求相适应。
1000MW超超临界机组协调控制系统节能优化试验研究_宫广正
行滑压运行优化，按获得的最优滑压运行曲线计算，供电煤耗平均可以降低0.83g/（kW ·h ），取得了很好的节能效果。
1机组简介宁海电厂5号和6号机组采用上海汽轮机厂生产的1000MW 一次中间再热超超临界双背压凝汽式汽轮机，锅炉为上海锅炉厂有限公司引进Alstom -Power 公司技术生产的1000MW 超超临界一次再热、单炉膛单切圆燃烧直流炉。
在运行参数和热力系统运行状态基本不变的情况下，机组负荷与主蒸汽流量成正比例关系，主蒸汽流量与主蒸汽压力和汽轮机高压调节汽门开度成正比例关系。
因此，相同负荷工况下，主蒸汽压力和高压调节汽门开度基本成反比例关系。
机组正常运行时采用滑压方式运行（即变负荷运行时高压调节汽门开度不变，由主蒸汽压力控制机组负荷），在汽轮机高压调节汽门开度减小，调节汽门节流损失增大，由主蒸汽门前参数和高压缸排汽参数计算的高压缸效率下降[2]。
同时，进汽压力提高使得蒸汽比热上升，高压缸排汽温度下降，循环吸热量增加，循环热效率下降，并且因给水泵功耗上升使小汽轮机耗汽量增加，汽轮机做功量减少。
调节汽门节流损失增大、高压缸排汽温度下降和小汽轮机耗汽量增加等因素均将对机组运行经济性造成不利影响。
因此，本项优化研究旨在确定各负荷工况下较合适的主蒸汽压力，即滑压曲线，在确保机组安全性和可控性前提下使得运行经济性最佳。
2系统滑压曲线介绍及存在问题宁海电厂滑压设定是根据机组负荷变化而变化的，负荷小于200MW 时压力设定值保持在8.5MPa 不变；当负荷大于200MW 时，机组为滑压１０００ＭＷ超超临界机组协调控制系统节能优化试验研究宫广正（神华国华太仓发电有限公司，江苏太仓215433）收稿日期：2015-07-07，高级工程师，从事电厂生产管理工作。
E-mail:476465680@第10期运行状态，压力设定根据厂家给定的机组压力负荷曲线得出，压力设定值是机组的目标负荷的折线函数，压力设定曲线如图1所示。
电厂1000MW机组辅机故障减负荷控制优化策略探究
电厂1000MW机组辅机故障减负荷控制优化策略探究现阶段我国火力发电厂使用主要的发电机组是600MW及1000MW级超临界燃煤发电机组，为了保障机组的安全运行，这种大型的机组往往都具备辅机故障减负功能，文章主要就火电厂1000MW机组辅机故障减负荷控制优化策略进行简单的分析讨论。
标签：电厂；1000MW机组；辅机故障减负荷；控制优化策略辅机故障减负荷（RUN BACK，RB）功能的主要作用是在机组的主要辅机发生跳闸、锅炉最大出力小于给定功率等等故障时，控制系统迅速的降低机组负荷，确保其达到实际出力，保证超临界燃煤发电机组的正常运行，发电机组的运行状况直接关系到整个电网的稳定、安全运行，研究1000MW机组辅机故障减负荷控制优化策略对于提高电网的安全性、稳定性有着现实意义。
1 1000MW超临界燃煤发电机组辅机故障减负荷控制概述超临界燃煤发电机组的负荷控制与燃料控制、给水控制等等息息相关，机组辅机故障减负荷控制的内容主要包括燃烧系统与给水控制、煤水比控制、主汽压力控制、中间点温度和过热汽温控制、汽轮机控制等等几部分内容，下文从这几个方面就机组辅机故障减负荷控制问题进行简单的介绍。
1.1 燃烧控制辅机故障减负荷实验之后，整个发电机组处于低负荷运行状态，在此期间为了防止锅炉炉膛熄火需要采取一定的控制手段稳定锅炉的燃烧过程。
具体的控制过程中首先需要根据辅机故障减负荷实验的目标负荷确定运行的磨煤机的台数，必须要保证对冲或者相邻磨煤机都正常运行，严禁隔层运行，前后墙对冲炉跳磨的时间间隔控制在5～10s左右，跳磨时应始终遵循由上至下、先跳后墙的原则，燃烧不稳定或者煤炭的质量较差时需要采取一定的助燃措施，比如投入等离子或者油枪。
超临界机组辅机故障减负荷实验后的目标煤量会影响机组的功率、分离器出口温度、水冷壁温度、主汽温度等等，为了避免调节过程中蒸汽过热度及反调太高，降负荷速率应该与燃料的变化速率基本保持一致。
此外，燃烧器的间隔时间、剩余的煤量、切除的顺序、数量等等因素也会影响到炉膛的压力，进而影响炉膛内煤炭的燃烧情况，因此，相关工作人员需要严格控制这些因素。
1000MW超超临界机组协调控制策略优化
1000MW超超临界机组协调控制策略优化王亚顺;檀炜【摘要】The article briefly describes the characteristics of ultra-supercritical unit control, taking a power plant 1000MW-ultra supercritical unit as for an example, analyzes the principle of control strategy and coordination problems. In the entire unit to start trial operation period, the control parameters were optimized and the load change test achieved a good result, which providing some certain reference for the similar1000MW unit.%本文简要介绍了超超临界机组的控制特点，并以某电厂1000MW超超临界机组为例，分析了其协调控制策略及存在问题。
在机组整套启动试运期间，对控制参数进行优化，负荷变动试验取得了很好的控制效果，并为同类1000MW机组控制策略提供了一定的参考作用。
【期刊名称】《仪器仪表用户》【年(卷),期】2016(023)006【总页数】4页(P64-67)【关键词】超超临界直流锅炉;协调控制;燃水比;控制策略【作者】王亚顺;檀炜【作者单位】中电华创电力技术研究有限公司，上海 200086;中电华创电力技术研究有限公司，上海 200086【正文语种】中文【中图分类】TK32最近10年，超超临界火电机组发电技术得到了飞速的发展, 单台机组容量也由600MW快速发展到现在的1000MW。
截至到2015年9月，我国已投产的1000MW超超临界机组已达到82台，高容量、高参数的百万机组逐步成为我国燃煤机组绿色发展的一条重要道路。
1000MW火电机组协调控制系统发展现状及控制策略-电力论文-水利论文
1000MW火电机组协调控制系统发展现状及控制策略-电力论文-水利论文——文章均为WORD文档，下载后可直接编辑使用亦可打印——一、火电机组协调控制简述所谓火电机组协调控制是大型单元火电机组较为普遍使用的一种控制方式，是指对锅炉和汽轮机组进行整体协调控制的系统，它采用递阶控制系统结构，将自动调节、逻辑控制、保护等多种功能进行有机结合，构成火电机组运行的综合控制系统，保证机组能量转换过程的顺利进行。
火电机组协调控制系统在整个火电机组运行中起到至关重要的作用，可以保证机组输出功率快速与电网匹配、协调锅炉与汽轮机之间的能量转换及火电机组的运行安全。
二、1000MW 火电机组协调控制系统发展现状（一）我国1000MW 火电机组协调控制系统发展现状。
近年，我国单机容量百万千瓦大型火电机组发展迅速，装机数量和总容量均居世界首位。
据有关资料统计，现在我国火电厂投运500MW ~1000MW 机组共有300 余台，其中超临界机组占1/3.火电机组的控制协调系统在火电锅炉运行中的重要性日益显现，已得到了广泛的应用。
1000MW 大型火电机组协调控制的对象包括直流锅炉、汽轮机和发电机组成的整个机组。
协调控制系统的主要特点表现在：多输入和多输出；随负荷变化机组的动态特性变化幅度大；强非线性、强耦合、大惯性、存滞后。
火电机组的协调控制系统包括给水子系统、燃烧子系统、气温子系统、送风子系统等多个子系统。
这些子系统之间交叉合作，共同完成对1000MW 火电机组协调控制的目的。
协调控制系统的研究现状分为两方面，基于模型的研究和基于智能化方法的研究。
（二）机组协调控制方面存在的问题。
通常来说，一般的机炉协调控制与电网要求相距甚远，1000MW 大型火电机组也不例外。
目前，1000MW 大型火电机组协调控制方面常见的问题以及优化目标为：1. 机组稳定运行后蒸汽压力不稳定，出现频繁波动，有时最大值达到0. 5MPa.主要是锅炉主控压力调节器调节参数偏弱等原因造成。
火电机组协调控制优化技术
火电机组协调控制优化技术摘要: 随着光伏、风电等新能源发电大幅度增长，以及特高压输电技术的飞速发展，给电网的稳定性带来了前所未有的考验，从而要求占主导地位的火电机组具有更好的调频、调峰性能。
为了更好的响应电网“两个细则”的要求，火电企业积极开展协调控制系统优化技术研究，提高机组的调节性能。
关键词：火电机组协调控制优化0 前言近几年，随着绿色能源的飞速发展，促使电力生产结构发生了重大变化，而太阳能、潮汐能、风能等新能源发电具有间断性，导致电网系统频率频繁波动，威胁电网安全运行。
鉴于此，为保证电网的安全运行，提升供电质量，国家电网制定了规范文件，对发电机组的调频调峰性能提出了严格统一的速度、范围要求，即“两个细则”[1]。
电网“两个细则”、环境保护、大规模减排等多重因素，使得发电企业积极进行设备、技术改造，来提高发电机组效率和负荷响应能力，降低运行和维修成本，减少污染气体排放。
其中，机组协调控制系统优化是发电企业广泛采用的一项重要措施。
1火电机组协调控制系统火电机组协调控制是根据单元机组的负荷控制特点，实现锅炉和汽机之间供需平衡而提出的一种控制策略[2]。
火电机组协调控制系统是将锅炉、汽机及辅机作为一个整体加以控制的十分复杂的多变量控制系统,该系统有机的、协调的控制锅炉的燃料、送风、给水以及汽机调节阀门开度,使各变量间的影响最小，其任务是:既要保证机组快速响应负荷需求,又能使机组的主要参数机前压力在变负荷的过程中保持相对稳定。
根据控制原理不同，可分为基本方式（BASE）、汽机跟随(TF)、锅炉跟随(TF)以及机炉协调控制（CCS）。
1.1 基本方式（BASE）基本方式，也称手动控制方式，该方式下，汽机控制器、锅炉控制器均处于手动状态，运行人员通过手动改变风、煤、水的大小来调节主汽压力，通过改变汽机调门开度来改变机组的输出功率。
1.2汽机跟随方式(TF)汽机跟随方式是指锅炉控制负荷，汽机控制主汽压力的控制方式。
1000MW超超临界机组协调控制系统运行与优化设计
1000MW超超临界机组协调控制系统运行与优化设计发表时间：2017-07-17T15:15:53.697Z 来源：《电力设备》2017年第8期作者：王福祥[导读] 摘要：随着国民经济和电力负荷的迅速增长，电网容量也随之增长，我国越来越多采用大容量、高参数机组。
（山西漳泽电力长治发电有限责任公司山西长治 046021）摘要：随着国民经济和电力负荷的迅速增长，电网容量也随之增长，我国越来越多采用大容量、高参数机组。
本文对1000MW超超临界机组协调控制系统存在问题进行分析，并根据存在的问题提出相应的改进策略，旨在提高1000MW超超临界机组协调控制系统的运行安全性和效率。
关键词：1000MW超超临界机组；协调控制系统；问题；改进1 1000MW超超临界机组协调控制系统存在问题1.1主蒸汽压力波动大（1）主蒸汽在出现压力升高的情况时，系统可根据压力情况自行做出相应的调节。
在系统调节的过程中，主要通过对燃料进行减少的方式来实现，这样一来就极易发生甩主气温问题。
（2）在对机组进行定压运行之后，由于需要承担较大的负荷，主汽压力实际值与所设定值发生较大的偏差，甚至偏差会超过1MPa ［1］。
（3）在主汽压力出现上升时，锅炉给水流量会出现明显降低，还可能引导主蒸汽温度发生明显升高。
反之，当主汽压力出现下降时，锅炉会加大给水的流量，使得主蒸汽温度出现明显下降。
1.2正常运行中的调节问题（1）烟气挡板的调节动作较为缓慢，经常需要通过减温水的方式来帮助其进行气温的调节。
（2）减温水的调节门动作非常缓慢，导致超温和甩汽温问题。
（3）供氨的压力调节门质量较差，经常出现较大摆动的情况，致使供氨的压力升高，发生脱销跳闸的现象。
（4）在机组运行的过程中，锅炉炉膛负压波动非常显著，使得供氨的压力出现明显升高，会出现脱硝跳闸的情况。
（5）在机组运行的过程中，锅炉炉膛负压波动会明显增大，机组的安全稳定性会受到非常大的影响。
1.3大幅度加减负荷时蒸汽汽温变化较大（1）在出现大幅度的调整负荷时，再热蒸汽气温会出现非常显著的升高，引起事故减温水投入。
1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进探讨
1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进探讨随着能源需求的不断增加和新能源技术的不断发展，电力系统的规模和技术水平也在不断提升。
超超临界机组作为当前电力系统中的主力机组之一，在AGC（Automatic Generation Control，自动发电控制）和一次调频响应方面的性能要求越来越高。
本文将对1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应进行改进探讨，以提高其在电力系统中的运行稳定性和可靠性。
一、1000MW超超临界机组AGC的问题分析AGC是电力系统中一个重要的控制系统，其主要作用是根据电网负荷的变化和发电机组的运行状况，自动调节发电机组的功率输出，使电网负荷与发电机组的输出之间达到动态平衡。
对于1000MW超超临界机组来说，AGC的性能要求更加严格，主要表现在以下几个方面：1. 快速响应能力：超超临界机组AGC需要能够在较短的时间内对电网负荷的变化做出快速响应，确保电网频率的稳定。
2. 稳定性和精度：AGC系统需要保持较高的稳定性和控制精度，对于小幅度的频率偏差和功率波动能够进行快速调节。
3. 抗干扰能力：AGC在面对电网负荷突变、外部扰动和故障时，需要具有较强的抗干扰能力，确保系统的安全和可靠运行。
以上三点是1000MW超超临界机组AGC面临的主要问题，针对这些问题，需要进行一系列的改进和优化措施。
1. 优化控制算法：针对超超临界机组的特性和机组负荷特点，可以对AGC的控制算法进行优化，提高响应速度和控制精度。
可以采用模糊控制、神经网络控制等先进的控制算法，对AGC系统进行智能化升级，提高其对电网负荷变化的适应能力。
2. 增加辅助控制策略：在1000MW超超临界机组的AGC系统中，可以增加一些辅助控制策略，如预测控制、模型预测控制等，提高系统对电网负荷变化的预测能力，从而更好地完成功率调节和频率控制任务。
3. 强化通信网络：AGC系统需要通过广域通信网络与电网中其他机组和负荷进行信息交换和协调控制。
关于1000MW超超临界燃煤机组协调控制策略优化分析
关于1000MW超超临界燃煤机组协调控制策略优化分析发布时间：2022-07-01T05:36:01.061Z 来源：《中国科技信息》2022年3月5期作者：王庆[导读] 本文以某电厂两台1000MW超超临界燃煤机组为例，探讨了其协调控制系统的调节品质问题，并就其控制策略方面的缺陷进行了分析；然后结合机组的相关特性，提出了一些相应的优化和整改措施，以供借鉴和参考。
王庆浙江浙能台州第二发电有限责任公司浙江省台州市 317109摘要：本文以某电厂两台1000MW超超临界燃煤机组为例，探讨了其协调控制系统的调节品质问题，并就其控制策略方面的缺陷进行了分析；然后结合机组的相关特性，提出了一些相应的优化和整改措施，以供借鉴和参考。
关键词：1000MW;超超临界；燃煤机组；协调控制起初，投产使用后的机组，对于其自动发电量控制（AGC）及一次调试效果，均可通过较长的时间进行优化，而今，机组一经投入使用，就要考核AGC及一次调频，无法在足够的时间内对协调品质进行升级和优化，从而增加了热控专业技术人员的挑战。
因此，为了对机组AGC及一次调频性能进行改善，本文主要分析了新机组的控制策略优化问题，内容如下。
1.燃煤机组协调控制策略设计思路本案例中的两台1000MW超超临界燃煤机组，选用的变压直流炉和汽轮机分别为产于东方锅炉厂的单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、前后墙对冲燃烧方式、半露天布置燃煤Π型锅炉和产于上海汽轮机厂的双背压凝汽式汽轮机。
发电机为THDF125/67型号的发电机组，产于上海。
分散控制系统采用艾默生公司OV ATION系统，数字电液控制系统为西门子T-3000，控制对象包含EH油、主机盘车、DEH等。
采取的协调控制方式为锅炉跟随模式，目标指令根据接收的调度指令或者由操作员进行手动设置，并经过特定的运算形式，形成目标负荷指令（MWD），在惯性环节的带动下，进入DEH系统，并在锅炉主控运算回路中，形成锅炉输入指令（BID）。
1000MW超超临界燃煤机组协调控制策略优化
摘 要 ：对 嘉 兴 发 电 厂 三 期 工 程 ２台 １００ＭＷ 超 超 临 界 直 吹 式 燃 煤 汽 轮 发 电 机 组 基 建 调 试 及 商 业 运 ０ 行 后 协 调 控 制 系统 的 品 质 性 能进 行 研 究 ，分 析 原设 计 控 制 策 略 的 不 足 ；结 合 机 组 特 性 ，提 出优 化 与 改
进 的措 施 ，完善 机 组 协 调 控 制 品 质 和 性 能 。
关 键 词 ：超 超 临界 ；１００Ｍ ；五 阶 惯 性 ；协 调 控 制 ０ Ｗ
中图 分 类 号 ： Ｋ ２ Ｔ ３３ 文 献标 志 码 ： Ａ 文 章 编 号 ：１ ０ — ８ １ ２ １ ） ９ ０ ３ — ４ ０ ７ １ ８ （０ ２ ０ — ０ １０
自动 发 电量 控 制 （ Ｃ） 一 次 调 频 效 果 ，现 在 只 ＡＧ 和
要 机 组 一 投 入 商 业 运 行 ，就 开 始 Ａ Ｃ 和 一 次 调 Ｇ 频 的 考 核 ，用 于 优 化 协 调 品 质 的 时 问 大 为 缩 短 ， 这 对 热 控 专 业 技 术 人 员 是 一 个 很 大 的 挑 战 。为 了 满 足 这 两 项 考 核 要 求 ，在 较 短 的 时 间 里 对 新 Ａ ＧＣ
ｒｇｎ ｌｃ ｎｒ ｌｓｒ ｔｇ ｎ ｄ ｓｇ ｎ ｒ ｐ ｓ ｓｔ ｅ ｏ ｔｍｉａｉｎ ｓ ｌｔｏ ｓｂ ｓ ｄ ｏ ｈ ｈ ｒ ｃｅ ｉｔ ｓｏ ｈ — ｉｉ ａ ｏ ｔｏ ｔａ ｅ ｙ ｉ ｅ ｉ ｎ ａ ｄ ｐ ｏ ｏ ｅ ｈ ｐｉ ｚ ｔｏ ｏ ｕ ｉｎ ａ ｅ ｎ ｔ ｅ ｃ ａ ａ ｔｒｓｉ ｆｔ ｅ Ｕ ｃ ｎ ｔ ｎ ｏ ｄ ｒｔ ｎ ａ ｃ ｈｅｃ ｏ ｄｎ ｔｄ ｃ ｎｒ ｌｑ ａｉｙａ ｄ ｐ ｒｏ ｍａ ｃ ． ｉｓｉ ｒ ｅ ｅ ｈ ｎ ｅ ｔ ｏ ｒ ｉａ ｅ ｏ ｔｏ ｕ ｌ ｎ ｅ ｒ ｎ ｅ ｏ ｔ ｆ Ｋ ｅ ｒ ｓ ｌ ａｓ ｐ ｒｒｔｃ ｌ １０ ０ ＭＷ ；ｆｖ — ｒ ｅ ｎ ｒｉ ｙ ｗｏ ｄ ：ｕｔ —ｕ ｅ ｃ ｉ ａ ； ０ ｒ ｉ ｉ ｅ ｏ ｄ ｒｉ ｅｔａ；ｃ ｏ ｄｎ ｔｄ ｃ ｎ ｒ ｌ ｏ ｒ ｉａ ｅ ｏ ｔｏ
1000MW火电机组AVC系统控制策略优化
1000MW火电机组AVC系统控制策略优化陈娜红徐福龙（神华福能发电有限责任公司，福建泉州362712）摘要：神华福能发电有限责任公司500kV系统为3/2接线方式，两台1000MW级超超临界燃煤汽轮发电机组，两回500kV出线。
全站AVC系统采用国电南瑞科技的NS3000（V8）软件，当两台机组出力相差较大时，AVC系统给高负荷机组无功功率分配得少，给低负荷机组无功功率分配得多，导致500kV系统母线电压在接近调度下发低限值运行范围时，低负荷机组机端电压偏低，影响厂用电系统安全运行，基于此，对AVC程序控制调节策略进行优化。
关键词：AVC系统；控制策略；无功分配1厂站自动电压控制系统功能电厂自动电压控制（Automatic Voltage Control，AVC）系统是电网AVC系统的子系统，它既能实现电网无功优化，显著减少线损，提高电能质量，又能实现电厂的独立控制，以达到厂内降损节能，优化无功出力和改善母线电压水平的目的。
通过协调控制每台发电机的无功进相，实现高压母线的电压控制，降低网内无功补偿设备的要求。
2厂站AVC功能实现方式我厂500kV系统设计为两台1000MW级超超临界燃煤汽轮发电机组，机端电压27kV，机组经主变升压后以3/2接线方式接入500kV升压站。
AVC站控层采用国电南瑞科技的NS3000（V8）软件，间隔层采用西门子AK1703测控装置。
厂站AVC系统接收省调主站下发的500kV母线目标电压指令，经过AVC监控软件计算，并综合考虑系统、设备故障、AVR限制、闭锁条件后，计算出电厂应承担的总无功出力，给出各机组能力范围内的调节方案，通过发电机测控装置发出增减磁信号，经DCS系统的AVR控制物理通道向励磁调节器发出控制信号，通过增减励磁调节器电压给定值来改变发电机励磁电流，进而调节发电机无功出力，使500kV母线电压维持在省调下达的母线电压死区范围内，同时在控制过程中保证发电机在规定的参数范围内安全、稳定运行。
1000MW超超临界火电机组设计、施工、调试、运行问题分析、改进成果和经验教训
1000MW超超临界火电机组设计、施工、调试、运行问题分析、改进成果和经验教训——华电莱州一期工程建设经验及教训【摘要】莱州公司在一期工程（2×1000MW级）建设过程中，把握“安全、质量、工期、造价”四大核心要素，于2012年实现一期工程圆满“双投”，#2机组被授予“中国华电集团公司发电装机突破1亿千瓦标志性机组”，各项经济技术指标均达到国内同类型机组先进水平。
#2机组实现了168试运后不停机直接进入商业运行，连续运行191天，创国内百万机组高水平，实现了“投产即达标、投产即稳定、投产即盈利”的预定目标，并在工程设计、施工、调试、运行方面积累了宝贵的经验。
【关键词】百万机组工程设计施工调试运行经验引言莱州一期工程的工程建设，坚持高起点、高标准，全程从严管理，取得了优异的基建管理成绩，在基建全过程中赢得了高度评价和荣誉，列举如下：1、2010年，莱州一期工程被中国电力规划设计协会评选为“2010年度电力行业优秀工程咨询成果一等奖”。
2、2010年，莱州一期工程被中国施工企业联合会、中电建协共同确定为“国家重大工程全过程质量控制试点工程”。
3、2011年，莱州一期工程被国家电监会、中电建协共同确定为“电力建设安全生产标准化试查评项目”。
4、2011年，《降低影响混凝土结构耐久性的缺陷率》获得全国工程建设QC成果一等奖。
5、2012年，《电焊气割防火罩的研制与应用》获得中电建协成果发布一等奖。
本文重点论述莱州一期工程在工程设计、施工、调试及运行方面积累的经验，并介绍其在试运和运行中所遇到的重要设备问题及解决情况。
1 华电莱州一期工程基本情况1.1莱州一期项目简介华电莱州发电有限公司成立于2010年8月，由华电国际电力股份有限公司和山东省国际信托投资有限公司按照75%和25%的比例合资组建。
项目规划容量8×1000MW，一期工程建设2台1000MW级国产超超临界燃煤机组，配套建设2×3.5万吨级通用泊位和3.5万吨级航道工程，是集团公司首家以百万机组起步的发电企业，也是华电国际首个电港一体化项目，属于“节能、节水、占地少、环保型”的港口大型电站项目。
1000MW超超临界机组协调控制策略探讨
1000MW超超临界机组协调控制策略探讨摘要：随着用电需求的不断复杂，电厂面临着更加复杂的调峰和调频工作。
电厂机组的运行不仅要满足快速调变负荷的要求，还要保证整个机组的稳定运行，因此对于协调控制系统要求较高。
本文对1000MW机组的协调控制系统进行分析研究，以期为相关的电厂操作提供参考。
关键词：协调控制性系统；应用研究；机组1引言目前，我国的电力能源主要来自于燃煤火力发电。
而一般情况下，火力发电电厂均面临着一个问题，即发电效率不高，存在较大的改善空间。
提升电厂发电效率的一个方法就是引进超超临界机组。
另外，经济不断发展，对于电力的需求也是逐渐地增加和日趋复杂，电厂机组的协调控制也面临着巨大的挑战。
在新形式下，电厂需要更加频繁的调峰和调频，此外在调变系统的过程中也需要保证自身机组的运行正常和稳定。
电厂中最终的设备是锅炉和汽轮机，锅炉和汽轮机的调变过程存在明显的不同，锅炉的调变特性是延迟高、惯性高，而汽轮机的调变过程特性是反应快、惯性小。
因此，火电机组的协调控制系统需要结合机组设备的具体运行特征，采取有效的控制措施，使得汽轮机和锅炉的运行能够随着电网需求变化而同时变化，从而满足电网的需求，同时也能够保证机组的稳定运行。
火电机组的协调控制系统应用和研究必须为全机组的运行提供有效的保证。
针对此，本文主要对电厂1000MW机组的协调控制系统进行研究，对影响控制效果的因素进行探讨。
2协调控制系统概述及研究现状火电机组的协调控制主要对电厂的主要设备（汽轮机和锅炉）进行整体性系统考虑，通过相应的控制方法实现对机组指标控制，以保证机组可以实现稳定运行。
该过程主要以直接和间接能量平衡为控制基础，在协调过程中，使用的控制方法主要有前馈和反馈调节、线性控制方法和非线性控制方法等。
电厂机组通过协调控制实现机组快速响应且稳定运行的基本目的。
我国自上世纪80年代开始研究电厂的协调控制系统，对于协调控制系统有三个基本的层面:机组与电网负荷要求的协调、电厂中锅炉和汽轮机的协调、锅炉中风煤比和给水系统的协调。
1000MW火电机组协调控制优化提升涉网性能
1000MW火电机组协调控制优化提升涉网性能摘要：随着新能源在电网中的占比越来越大，火电机组在电网中的调峰作用日益突出，对机能的协调控制能力要求非常高，同时也是后期火电厂提升赢利最重要的一环。
关键词：协调控制略；涉网性能；一次调频随着近几年新能源的不断发展，为保证电网运行安全稳定，有序消纳新能源、提供高质量的电能。
火电机组的调峰地位日益突出，因此火电厂协调控制系统控制变的越来越重要。
协调控制系统是由负荷控制系统（主控系统），常规控制系统（子控制系统）和负荷控制对象3大部分组成的，如图所示：机组接收到电网AGC指令后通过CCS协调动作机、炉主控制器，机炉主控器分别去控制锅炉和汽轮机子控制系统。
机主控快速响应负荷变化，炉主控快速响应压力变化，最终通过压力负荷曲线寻求压力平衡点，从而控制机组稳定，各参数优良。
一）机炉协调主控器：负荷指令运算器接收AGC负荷指令。
并将指令下达到主控器是CCS。
机炉协调主控器接受并处理外部负荷指令，形成目标负荷控制信号，控制汽机和锅炉协调动作，使机组能较快地适应负荷的增减，保持汽压在允许范围内变化，满足电网需求的一种运行方式。
二）机、炉主控器：机、炉主控器各由两个独立的PID调节器构成，功率调节和压力调节各一个。
机主控控负荷炉主控控压力；功率调节器以发电机功率信号为被调过程量，LDC目标负荷为给定值，通过机主控阀门开度控制负荷，炉侧通过产生的压力偏差调整煤量。
燃料主控是基础，它的动作必然引起给水主控、风量控制动作。
三）燃料主控：即制粉系统的控制，热一次风量跟随热风门开度变化，但磨煤机热一次风调门不能超过调整死区否则在降负荷关的过程中，虽然调门动作但实际炉膛热负荷并未下降会造成锅炉的超温超压。
正常运行时，对于一次风压的偏置当多磨热风门处于极限开度时进行调整应加正偏置，反之则加负偏置，调整过程应缓慢，一次风压对制粉系统前非常大的扰动，调整时务必注意。
同时，低负荷工况下给煤量控制系统优化，燃料量闭环控制，优化燃料下限设定合理，并能保持最低稳燃燃料量，并且有锅炉防超压功能（安全）。
1000MW火电机组凝结水变频调节应用与控制策略
1000MW火电机组凝结水变频调节应用与控制策略摘要：为响应国家节能减排号召，百万机组均采用凝结水变频调节控制。
变频控制过程中既要保证除氧器水位的有效控制，又要满足凝结水其它用户对压力的需求。
结合单冲量和三冲量控制模式的优点，介绍了某百万机组兼顾除氧器水位和凝结水最小压力情况下的复合控制策略，该控制策略可满足从机组启动到满负荷运行过程中每个阶段凝结水各用户的需求，实现了机组全过程节能的目标。
关键词：变频控制、单变量控制模式、三冲量控制模式引言目前国内已投运的百万机组超过百台，直流锅炉除氧器液位控制是电厂运行人员关心的一个重要参数。
为响应国家节能减排号召，许多电厂对凝结水泵进行了变频改造，但变频改造后应在满足机组运行的基本要求下，继续探索变频器的最小变频，达到节能减排的目的。
为了实现除氧器水位和凝结水母管压力的稳定控制，目前百万机组凝结水上水门大多采用双调门带旁路的控制方式，在机组运行的各个阶段都可以保证良好的阀门调节特性，以实现对机组除氧器水位和凝结水母管压力的有效控制。
由于除氧器液位控制系统存在较大的延迟特性，除氧器进口存在较多的流量来源以及除氧器出口给水流量随着功率的变化而变化等特性，单纯依靠除氧器液位信号对除氧器液位进行控制已不能满足系统对稳定性、快速性和准确性的要求，往往会引起系统的调节时间过长、超调量过大，甚至振荡。
因此根据机组不同的负荷采用不同的控制模式:单冲量控制模式和三冲量控制模式，并在控制模式切换过程中通过对凝结水主调节阀和凝结水副调节阀的输出进行控制，从而避免除氧器液位出现剧烈波动，改善系统的动态性能成为一种需求。
1、除氧器液位控制基本组成和系统特性1.1除氧器系统构成除氧器上水系统主要由凝汽器、两台变频凝结水泵、凝结水精处理装置、凝结水杂项用户、轴封加热器、低压加热器、除氧器、凝结水再循环管路、凝结水主调节阀、凝结水副调节阀、旁路阀以及各水汽管道、流量仪表、液位仪表以及控制器等构成，其中凝结水泵采用一拖一的形式，除氧器液位调节阀由100%的旁路阀和30%辅助调节阀以及100%的主调节阀构成，如图 1 所示。
1000MW超超临界机组的综合优化策略分析
1000MW超超临界机组的综合优化策略分析发表时间：2019-08-29T13:56:00.907Z 来源：《云南电业》2019年2期作者：黄振杰[导读] 本文将对华润电力（海丰）有限公司1000MW超超临界机组的优化运行进行分析。
（华润电力（海丰）有限公司 518200）摘要：对于社会的发展而言，能源是最为关键的支撑力量，同样也是社会大众日常生产、生活中所不可缺少的基础物质。
伴随着社会的不断发展，人们对于能源的需求也正在不断地提升，并且随着社会现代化建设速度的不断提升，能源的供求量以及消耗量也大幅度增加。
当前能源主要分为可再生与不可再生资源两种，而煤炭属于生产中最关键的不可再生资源，通过煤炭进行火力发电是当前社会电力行业中最主要的方法之一。
这就需要将火力发电厂的供电煤耗进行降低，从而达成节能减排的目的。
对于我国而言，促进经济与社会发展的重要措施就是节能减排，尤其是对于高耗能产业来讲，节能减排是最为艰巨的挑战。
因此，本文将对华润电力（海丰）有限公司1000MW 超超临界机组的优化运行进行分析。
关键词：1000MW超超临界机组；优化运行；火力发电前言在我国电力产业中，火力发电一直占据着主体位置，并且发电量、装机容量一直在不断上涨。
由于电力企业的性质特殊，火力发电与其他发电形式相比，电能、电网、电压的持续供应能力更加稳定。
水电受到地理位置、自然环境以及气候变化的影响，无法长期提供优质电源，而核电的投入又十分巨大，我国核电装机量较火电相比还很小。
综上所述，火力发电是目前国内最主要的电能供应方式，但同时其也增加了耗能。
因此，对火力发电机组进行优化运行、节能降耗是基于1000MW超超临界机组进行运营的华润电力（海丰）有限公司重点关注的课题之一。
一、超超临界技术的发展超超临界技术的发展起源于二十世纪五十年代，但由于其选取过高的蒸汽参数，当时的材料技术水平局限了其进一步的发展，超超临界机组的可靠性比较低。
随后的数十年发展中，只能将蒸汽参数降到了超临界水平，即为24.1MPa、538/566℃。
1000MW机组的协调控制
1000MW机组的协调控制
三、协调控制系统实例 3.2 单元机组负荷控制
3.2.2 汽机跟随方式（TF）（续）
在机组启动初期，旁路控制的主汽压力设定值与汽机跟踪 方式的压力设定值相差较大时，旁路压力调节刚转换至汽机跟 踪压力调节时，采用较慢的积分调节，使压力慢慢控制到设定 值上来，之后进入较快的积分调节，以保持主汽压力的稳定。
大多数PID控制器的参数是现场调节的。PID控制的价值取 决于它对于大多数控制系统广泛的适应性。也就是说，PID控制 器现在还大量地在工业现场使用着。虽然在许多给定的情况下 还不能提供最佳控制。
什么是PID控制？它是比例、积分和微分控制的简称。即：
Proportional-Integral-Differential Controller
控制方式(即负荷控制)。 (4)汽轮机跟随协调控制模式(CTF)：锅炉主控自动控制负荷，DEH
处于初压控制方式，控制汽压。这种控制方式汽压稳定，但响应 负荷相对较慢。 (5)锅炉跟随协调控制模式(CBF)：锅炉主控自动控制汽压，DEH处 于遥控限压控制方式(即负荷控制)。
1000MW机组的协调控制
机组主控、锅炉主控和汽机主控的控制原理示意图
1000MW机组的协调控制
三、协调控制系统实例 3.2 单元机组负荷控制
3.2.1 锅炉手动方式（BM）
当汽机主控与锅炉主控同时在手动方式时，机组就工作在 锅炉手动方式（BM），此时CCS操作画面的“BM”灯亮。
在该方式下，汽机和锅炉侧的调整均只能通过手动调整实 现，即通过手动操作汽机主控站的输出来控制机组的功率和主 汽压力，通过手动操作锅炉主控站的输出来控制进入炉膛的燃 料量，从而控制机组功率和主汽压力。
火电机组协调控制系统优化策略
火电机组协调控制系统优化策略摘要：随着人们对电力需求不断增加，火电厂机组的功率和容量不断增大，加上电网《两个细则》的考核规定，这对火电厂机组的协调控制提出了更高的要求。
但是传统的控制方法已经无法满足火力发电厂的发电需求。
负荷变化频次增加，负荷变化速率慢，也很容易导致主蒸汽压力、温度上升或者下降，从而影响到火电机组的稳定性。
因此，需要对火力机组协调性进行优化调整，提高机组对煤种、负荷变动的适应性，从而有效的提高机组协调控制系统的安全性。
关键词：火电厂；机组协调控制；控制系统；优化策略引言:LI前火电发电依然是我国发电的主要方式，全国火电发电量占整个电力发电的70%以上。
随着电网的容量不断增加，火电厂大量使用300MW及以上的大型发电机组。
山于火力发电机容量大，电力系统峰谷差值越来越大，这就要求电力企业能及时对电网负荷变化做出调峰。
通过优化对机组的协调控制策略，可以有效提高机组的发电效率和发电质量。
一、火电厂概况某火力发电厂2#机组釆用超临界、四角切圆，II型锅炉。
汽轮机使用的是600MW 超临界、一次再热，四缸四排汽轮机。
中速磨煤机一次风直吹制粉系统, 每一台锅炉配备六台中速磨煤机，5台运行，1台备用。
临界机组和亚临界机组的协调控制系统有相似之处，也有不同之处，不同之处在于超临界机组对水的控制。
亚临界控制系统主要是对蒸汽流量、汽包水位、给水流量；而超临界控制系统则是通过煤水的比例和过热度进行控制，所以在控制的时候存在耦合的问题。
超临界控制系统不仅要控制总煤量，而且还要控制煤水比例和总风量，所以比亚临界控制系统更加复杂。
发电机组在运行过程中，投入的锅炉煤种发热量和设计煤种热量可能存在差异，所以锅炉在运行过程中很难确定需求煤量，从而导致锅炉主控制系统指令出现较大差异，影响主蒸汽压力。
比如600MW功率的发电机组，用好的煤种只需180t/h煤量就能满足机组负荷发电，但是差的煤种需要330t/h的煤量才能满足机组运行的负荷。