超临界大型火电机组安全控制技术
600MW超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策
600MW 超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策摘要：为适应碳达峰、碳中和目标下燃煤机组的发展趋势，通过研究 QB 厂600MW 机组深度调峰至 30%额定负荷下热工控制系统对机组安全运行的限制及保护等条件，提出了针对性的解决对策，为同类型机组深度调峰工况的安全运行提供了有益借鉴。
关键词：深度调峰；热工控制；限制；保护；安全1热控技术对超临界火电机组深度调峰的约束与保护1.1协调控制系统的负荷区间限制QB 厂600MW 超临界机组协调控制系统通常针对50%额定负荷以上负荷区间，在 50%额定负荷以下以启停机控制为主，协调投用的最低负荷为 300MW。
当机组运行过程中负荷低于 50%额定负荷以下时，控制对象特性会发生较大变化，主要运行参数以及设备都接近于正常调节范围的下限，调节、安全裕度较小，存在协调控制系统调节品质差、AGC 响应速度慢、一次调频性能差、燃烧不稳定等问题。
在低负荷工况时，机组被控过程的动态特性变化显著。
煤质、燃烧稳定性、电网调度指令的频繁变化等各种扰动因素叠加时，采用常规PID 和并行前馈的控制策略有时难以有效控制，需要针对深度调峰工况进行逻辑优化。
1.2大负荷区间主、再热汽温控制深度调峰工况下，给水量、燃料量、减温水、协调等回路因为调节对象特性相比中高负荷工况差异明显，过热汽温控制品质不能满足自动连续运行要求，负荷稳定时汽温控制一般，在变负荷时，主汽温控制偏差较大，有时主汽温控制的较低，影响机组经济性，需要做出针对性的逻辑优化。
再热汽温控制采用尾部烟道挡板调整，再热烟气挡板控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且再热汽温波动较大。
有时再热汽温控制的很低，影响机组经济性。
由于配煤不均，燃料量波动大，频繁开关锅炉尾部烟道挡板，造成再热汽温波动大。
1.3脱硝排放控制系统脱硝喷氨控制控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且烟囱入口 NOx 浓度波动较大，存在超标风险。
另外，NOx 浓度测量存在测点少、延迟长等特点，动态过程中极易造成控制回路振荡发散，值班员监盘时工作量大，存在过度喷氨的现象，加剧空预器、烟冷器的堵塞程度。
火电机组深度调峰控制技术探讨
火电机组深度调峰控制技术探讨摘要：近年来，随着新能源产业的持续壮大，风电和太阳能逐渐改变了目前电网格局，由于新能源的不稳定性，各高参数机组如何频繁高效地解决调频调峰问题、实现机炉间的协调控制、进一步提高调节负荷的深度成为各电厂的主要任务。
超临界机组的协调控制系统是将锅炉、汽机及辅机作为整体加以控制的多变量、强耦合、非线性的时变系统，目前传统且广泛的协调控制系统，在低负荷下容易出现煤水配比失衡，导致汽温汽压偏差过大，影响机组安全经济运行。
因此针对超临界机组深度调峰的安全性和经济性的问题，提出了一种基于多目标粒子群的协调优化控制方案，并在炼油化工企业＃2机组进行应用，较好地适应了机组在低负荷下的运行工况，对同类型机组有较高的推广价值。
关键词：超临界机组；深度调峰；多目标粒子群；协调控制优化本文提出基于模糊指标函数的受限预测控制方法，但计算量大，过程复杂，且在目前的控制方法中还考虑安全性和经济性指标；针对协调控制系统中的锅炉主控、汽机主控和给水主控分别进行了分析和优化，相当于解耦进行控制；根据模糊控制的思想研究了自使用模糊PID控制器在机组协调控制系统中的应用，都是为PID控制器建立模糊规则表以提高其鲁棒性和智能性，但缺少了模糊规则表中参数量化的具体方法；提出一种基于仿人智能控制的协调系统优化方法，对协调系统控制参数的优化有较大提高，但未考虑到机组运行的经济性。
针对上述提到的问题，提出一种基于多目标粒子群的协调优化控制方案，首先对DCS中原有的协调控制系统结构进行优化，再利用多目标粒子群算法对其中参数进行寻优，得到最优的控制参数，最终可在考虑多种约束的同时提高机组运行的经济性，保证控制的快速性和准确性。
为提高电网消纳清洁能源的能力，火电机组的调峰宽度需要进一步提高，因此越来越多的超临界机组参与到深度调峰中，但在低负荷下机组的主蒸汽温度、压力等参数不稳定会对机组运行的安全性带来更大的风险，同时如何在低负荷运行时提高运行的经济性，也是超临界机组参与深度调峰的一个重要影响因素。
660MW超超临界燃煤发电机组深度调峰运行管理措施
660MW超超临界燃煤发电机组深度调峰运行管理措施发布时间：2022-10-08T08:16:04.810Z 来源：《新型城镇化》2022年19期作者：高波[导读] 在“碳达峰、碳中和”的战略目标加持下，近年来，我国新能源的装机容量及发电电量不断攀升。
而新能源发电由于其随机性、间歇性及不稳定性等特点，大规模的并网导致新能源的消纳问题越来越凸显、部分地区甚至已经出现弃风弃光现象。
火电机组作为传统电力系统的电力、电量主力电源，在以新能源为主体的新型电力系统背景下，势必向着高峰时段承担兜底保供、低谷时段调节余缺的角色转变，这就对现有火电机组安全稳定运行能力提出更高的要求。
本文通过探索调节660MW超超临界燃煤发电机组锅炉、汽轮机及其辅机的运行方式，对影响机组低负荷运行期间安全稳定运行因素进行分析，找到机组低负荷稳定运行管理的关键点，并提出相关措施保障机组深度调峰期间安全，对大比例可再生能源发电持续发展作出贡献。
高波内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司内蒙古呼和浩特 010206摘要：在“碳达峰、碳中和”的战略目标加持下，近年来，我国新能源的装机容量及发电电量不断攀升。
而新能源发电由于其随机性、间歇性及不稳定性等特点，大规模的并网导致新能源的消纳问题越来越凸显、部分地区甚至已经出现弃风弃光现象。
火电机组作为传统电力系统的电力、电量主力电源，在以新能源为主体的新型电力系统背景下，势必向着高峰时段承担兜底保供、低谷时段调节余缺的角色转变，这就对现有火电机组安全稳定运行能力提出更高的要求。
本文通过探索调节660MW超超临界燃煤发电机组锅炉、汽轮机及其辅机的运行方式，对影响机组低负荷运行期间安全稳定运行因素进行分析，找到机组低负荷稳定运行管理的关键点，并提出相关措施保障机组深度调峰期间安全，对大比例可再生能源发电持续发展作出贡献。
关键词：超超临界机组；深度调峰；运行管理；措施一、深度调峰期间660MW超超临界机组运行管理中存在的问题随着新能源的快速发展、新型用能设备广泛接入，可再生能源在电网中所占的比例快速增长，燃煤发电机组利用小时逐步降低，逐渐由传统提供电力、电量的主体性电源向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源和系统调节性电源并重转变，深度调峰频次、幅度逐步加大，深度调峰期间机组安全运行就显得格外重要，主要体现在以下几方面：（1）低负荷时，高、低压加热器疏水压差小，容易发生疏水不畅，严重时可能导致高、低压加热器切除运行；（2）随着负荷的降低，四抽压力以及给水流量也在不断的降低，调整不当可能导致给水流量大幅波动，严重时导致机组跳闸；（3）随着燃料量的减少，汽温也随之会出现降低，尤其是在锅炉“干态”往“湿态”转变的过程中，容易出现蒸汽温度过热度不足，调整不及时可能导致汽轮机进水；（4）炉膛温度降低、火焰充满度下降、燃烧稳定性下降，而且随着煤种、风量、磨煤机出力等方面的突然扰动，燃烧可能偏离正常状况，严重时造成锅炉灭火、汽轮机跳闸。
对火电厂600MW超临界机组协调控制系统的分析
对火电厂600MW超临界机组协调控制系统的分析作者：曾有琪韦培元马军来源：《城市建设理论研究》2012年第30期摘要：就国内火电厂的火电机组发展现状来看，大规模、高效率的超临界机组已经形成了市场化规模，600MW超临界机组比传统的亚临界机组有着压倒性的性能优势。
超临界机组对煤耗量的大幅度降低，有效缩减了火电厂的运营投资，在减少能源消耗、缩减运营成本的同时，也减少了污染物向环境中的排放。
文章就600MW超临界机组内容进行了简单的概述，介绍了600MW超临界机组协调控制策略，阐述了600MW超临界机组协调控制系统。
关键词：600MW超临界机组；控制策略；控制对象；协调控制系统Abstract: Considering the development situation of the domestic thermal power units of thermal power plants, the large-scale, high-efficiency supercritical unit has formed the marketization scale, and600 MW supercritical units have the overwhelming performance advantages compared with conventional subcritical units. Supercritical units contribute to the huge reduction in the amount of coal consumption, effectively reducing the investment in thermal power plant operators, which also can reduce the pollution emission to environment. In this paper, the content of 600MW supercritical units is described simply, coordinated control system strategy of the 600MW supercritical units are introduced, as well as its coordinated control system.Key words: 600 MW supercritical units; control strategy; controlled object; coordinated control system中图分类号：F407.61 文献标识码：A 文章编号：2095-2104（2012）随着国内对火电机组内容研究的不断深入，以及火电机组相关技术、系统在近几年内的高速发展，高效率、大规模的超临界机组在火电厂中的应用越来越广泛和普及。
660MW 超超临界火电机组单列辅机控制设计优化探讨
660MW 超超临界火电机组单列辅机控制设计优化探讨摘要：随着电力行业的迅猛发展，超超临界机组现已逐渐成为我国火电系统的主流机型。
近年来，鉴于大型辅机的可靠性已过关，参数及性能要求更高的单列辅机配置机组开始提上日程，这也意味着对自动控制技术提出了更高的要求。
关键词：660MW超超临界；单列辅机；控制目前，我国火电机组逐渐向大容量、超高参数等级发展。
为了节省投资、节能降耗、降低发电成本，主要辅机单列布置的超超临界机组逐渐投入使用。
基于此，本文探讨了660MW超超临界火电机组单列辅机控制策略。
一、超超临界机组简介火电厂超超临界机组是指锅炉内工质的压力。
锅炉内的工质都是水，水的临界参数是:22.129MPa、374.15℃；在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度相同，就叫水的临界点，炉内工质压力低于这个压力就叫亚临界锅炉，大于这个压力就是超临界锅炉，炉内蒸汽温度不低于593℃或蒸汽压力不低于31 MPa被称为超超临界。
目前，对超超临界机组并无严格的界限，一般认为，只要主蒸汽温度达到或超过600℃，就认为是超超临界机组。
二、单列辅机技术发展背景我国的能源结构是一个多煤、贫油、少气的国家，一次性能源中90%是煤炭资源，因此我国发电厂主要以火力发电为主，火力发电厂机组约占全国总装机容量的74.5%，而且70%以上是燃煤机组，不仅消耗大量的煤炭资源，而且给环境造成较大的污染。
《国家国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》要求：推进传统能源清洁高效利用。
电力工业是节能减排的重点领域，近年来，我国一大批超临界和超超临界高效环保机组相继投产，总体能耗水平有所降低，但和发达国家的水平相比总体煤耗仍然偏高，还有较大的差距。
如何降低火电厂的能耗水平、降低电厂的初投资、如何进行创新成为摆在广大火电事业人面前新的问题，并且做出了很多的努力，通过对电厂系统设计进一步优化，鉴于大型辅机可靠性的提高，提出了辅机单列配置设计方案，发展单列辅机的发电技术是一个重要的尝试，或将成为火电发展的一个新的方向。
1000MW超超临界火电机组电气设备及运行
1000MW超超临界火电机组电气设备及运行摘要：超超临界技术是国际上成熟、先进的发电技术，在机组的可靠性、可用率、热机动性、机组寿命等方面已经可以和亚临界机组媲美，并有了较多的商业运行经验。
目前，国际上超超临界机组的参数能够达到主蒸汽压力25～31MPa，主蒸汽温度566～611℃，热效率42%～45%。
我国将超超临界机组的研究设定在蒸汽压力大于25MPa，蒸汽温度高于580℃的范围。
基于此，本文主要对1000MW超超临界火电机组电气设备及运行进行分析探讨。
关键词：1000MW超超临界；火电机组；电气设备；运行1、前言1000MW级超超临界燃煤发电是一种先进、高效的发电技术，代表了当前火力发电的最高水平，1000MW级超超临界燃煤发电技术的研发和应用对实现我国火电结构调整、节能降耗，建设资源节约型、环境友好型社会，促进电力工业可持续发展具有重要意义。
2、超超临界火电厂全厂控制网络方案超超临界机组较超临界机组的工艺参数要求相对高一些，对材料的选择和使用要求更为重要。
而对热控方案设计而言，1000MW超超临界机组和600MW超/超超临界机组两者在基本控制方案上没有太大的差别。
分散控制系统(DCS)和可编程控制器(PLC)在火电厂自动化控制中已得到大量应用，随着大型火电机组炉、机、电的运行和管理水平不断提高，DCS和PLC系统极高的可靠性、丰富的控制功能和对运行操作的简化，为减员增效提供了诸多的方便，并取得了良好的效果。
因此1000MW机组的控制方式都采用分层分级的网络结构。
全厂控制网络由厂级监控信息系统(SIS)以及机组级的控制网络(DCS)、辅助系统控制网络三层构成，实现全厂监控系统的网络化管理和信息共享。
通过对控制系统的选择和控制点的设置，分别介绍几个典型的1000MW机组全厂网络控制方案如下:(1)方案一:设置厂级管理信息系统(MIS)、厂级监控信息系统(SIS)。
单元机组和机组公用部分采用DCS系统控制。
超临界大型火电机组安全控制技术范本
超临界大型火电机组安全控制技术范本超临界大型火电机组是目前国内火电发电的主要装备之一，其安全控制技术是保证火电厂正常运行和避免事故发生的重要手段。
本文将针对超临界大型火电机组的安全控制技术进行详细探讨，包括火电机组的结构与工作原理、安全控制系统的组成与功能、安全控制技术的应用案例等。
一、超临界大型火电机组的结构与工作原理超临界大型火电机组由锅炉、汽轮机、发电机及辅助设备组成。
锅炉是转化燃料能量为热能的装置，其中包括燃烧器、过热器、再热器等关键部件。
汽轮机是将热能转化为机械能的装置，其工作原理是利用高温高压蒸汽驱动转子旋转。
发电机是将汽轮机输出的机械能转化为电能的装置，其主要部件有转子、定子等。
安全控制系统是超临界大型火电机组中至关重要的一部分，其主要功能是监测和控制火电机组的运行参数，确保其安全、稳定地运行。
安全控制系统通常包括传感器、控制器和执行器等组成部分。
传感器用于采集锅炉、汽轮机、发电机及辅助设备的运行参数，如温度、压力、流量等。
控制器根据传感器采集到的参数，对火电机组进行控制和调节。
执行器根据控制器的指令，控制各个设备的开关、调节阀等。
二、安全控制系统的组成与功能安全控制系统由控制层、监控层和操作层组成。
其中，控制层包括控制器、执行器等设备，负责具体的控制操作；监控层通过监测设备采集到的数据，对火电机组的运行状态进行实时监控；操作层负责人员对安全控制系统的操作与管理。
安全控制系统的主要功能包括以下几个方面：1. 监测运行参数：通过传感器采集火电机组各个设备的运行参数，如温度、压力、流量等，并将数据传输给监控层。
2. 报警与保护：根据预设的参数范围，实时监测火电机组各个设备的运行状态，一旦超出安全范围，及时发出报警信号，并启动保护措施，避免事故的发生。
3. 控制与调节：根据设定的操作要求，通过控制器向执行器发送指令，控制火电机组的开关、调节阀等设备的工作状态，确保其按照预定的工作模式进行运行。
亚临界,超临界,超超临界火电机组技术
亚临界、超临界、超超临界火电机组技术区别一、定义所谓的"临界"是指锅炉工作情况下承受的一定温度和压力的蒸汽状态。
可以查出水的临界压力为22.115MPa ，由此知，此压力对应下的状态叫临界状态；(1)水在加热过程中存在一个状态点——临界点(2)低于临界点压力，从低温下的水加热到过热蒸汽的过程中要经过汽化过程，即经过水和水蒸汽共存的状态；(3)而如果压力在临界压力或临界压力以上时，水在加热的过程中就没有汽水共存状态而直接从水转变为蒸汽。
T-S图临界点T饱和水线饱和汽线S水的临界点1.1 压力低于25MPa（对应的蒸汽温度低于538摄氏度）时的状态为亚临界状态；亚临界自然循环汽包锅炉的燃烧室蒸发受热面与汽包构成循环回路。
受热面上升管吸热量越大，则上升管内的含汽率增大，与下降管比重差增大，因此推动更大的循环量。
其特性是带有“自补偿”性质的。
而直流锅炉燃烧室内的平行上升管组吸热量越大则工质比容增大，体积流速变大，阻力增大。
对带有联箱的平行管组，吸热多的管子质量流量必然降低，其特点是“直流”性质的。
1.2 压力在25MPa 时的状态（对应的蒸汽温度高于538摄氏度）为超临界状态；超临界是物质的一种特殊状态，当环境温度、压力达到物质的临界点时，气液两相的相界面消失，成为均相体系。
当温度压力进一步提高，即超过临界点时，物质就处于超临界状态，成为超临界流体。
超临界水是一种重要超临界流体，在超临界状态下，水具有类似于气体的良好流动性，又具有远高于气体的密度。
超临界水是一种很好的反应介质，具有独特的理化性质，例如扩散系数高、传质速率高、粘度低、混合性好、介电常数低、与有机物、气体组分完全互溶；对无机物溶解度低，利于固体分离，反应性高、分解力高；超临界水本身可参与自由基和离子反应等等。
1.3 压力在25-31MPa 之间(温度在600度以上）则称为超超临界状态。
二、 参数水的临界状态参数为压力22.115MPa 、温度374.15℃2.1 亚临界火电机组蒸汽参数： P=16~19MPa ，T= 538℃/ 538℃或T= 540℃/ 540℃。
660MW超超临界机组RB试验控制细解
１ 机 组 Ｒ 功 能 Ｂ
２ Ｒ Ｂ项 目 当下列任一条件存在 时 ． 协调控制系统将发 出负荷 Ｒ Ｂ请求 此 时系统工作在机 跟随控制方 式 ． 滑压运行 ． 随着锅 炉出力的降低将 机 组负荷降到辅机对应 的出力水平。 负荷大于 ３ ０ Ｗ．运行 中一 台引风机跳闸产生 Ｒ 负荷 降到 ６Ｍ Ｂ ３０ ５ ＭＷ 时 Ｒ Ｂ结束 负荷大于 ３ ０ ６ ＭＷ．运行 中一 台送风机跳闸产生 Ｒ 负荷 降到 Ｂ ３０ Ｗ 时 Ｒ ５Ｍ Ｂ结束 。 负荷大于 ３０ Ｗ． ６ Ｍ 运行中一台一 次风机跳 闸产 生 Ｒ 负荷 降到 Ｂ ３０ ５ ＭＷ 时 Ｒ Ｂ结束。 １ 给水 泵 ＲＢ ） 负荷 大于 ３ ０ Ｗ ， ６ Ｍ 两台汽泵 运行 ， 台汽泵跳 闸， 一 产生 Ｒ 。 Ｂ 负荷 二 台汽泵运行 ． 台运行 中跳闸 ． 一 系统利用双输出控制模块将另 降到 ３ ０ ５ ＭＷ 时 Ｒ Ｂ结束 台运行 的且处于 自 动工况下的汽泵快速增速 ．以求总给水量不变 空 预器 Ｒ Ｂ已经不设置 ． 利用 空预器跳闸联跳对应侧 的风机触发 泵的高限转速为 ５ ０ Ｒ Ｍ ８０Ｐ ＲＢ动作 当处 于 自动工况下的汽泵转速大 于 ５ ０ Ｒ Ｍ． ８ ０ Ｐ 调节器 自动跟踪 以消 除调节死 区． 并将转速保持在 ５ ０ Ｒ Ｍ左右 ８０ Ｐ ３ Ｒ Ｂ调 节 方 式
２秒 。
２ 锅炉主控切手动 ． ） 燃料主控稳定煤量 Ｒ Ｂ发生 ． 炉主控 自动切手动 ， 炉主控跟踪 （ 正后 的总燃 料 锅 锅 校 量／ ） 燃料主控在 Ｒ ３ Ｂ发生的前 ３ Ｓ 自动维持运行磨的煤 量基本 不 ０内 变． Ｓ ３ 以后 以 Ｒ ０ Ｂ负荷对应煤量为设定值进 行调节 ． 调节器根据处 于 自动状 态的给煤机的数量进 行变参 数调节 跳闸一次风机 出口动 叶强制关闭 校正后的总燃料量 ＝ 实际总煤量艨 质校正 系数＋ 油折合标煤 燃 联关其 出 口 挡板 、 冷一次风挡板 、 联络挡 板及同侧空预器一次风 流量 出 口挡 板 ． ＊ Ｂ动作过程 中（ ３Ｓ以后 ） Ｒ 前 ０ 燃料主控设 定值＝ （ Ｂ 生时校 【Ｒ 发 利用 双输 出控制系统将另一台运行的且处 于 自动工况 下一次风 正后 的总燃料量／Ｂ发生时的机组负荷）Ｒ Ｒ Ｂ负荷一 燃油折合标煤量 】 机的动 叶迅速开大 ． 高限 ９ ％， 求一次风压力不变。 ０ 煤质校正 系数 当处 于自动工况下的・次风机动叶开度大于 ９ ％． ０ 调节器 自动 ３ 汽机主控转为 Ｔ ） Ｆ方式调节压力 跟踪以消除调节死区， 动叶开度保持在 ９％ 并将 ０ 左右 。（ 下转第 ３ ６ ８ 页）
1000MW超超临界机组控制介绍
目录目录一、国际上超临界机组的现状及发展方向二、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况三、超临界直流炉的控制特点四、1000MW超（超）临界机组启动过程五、1000MW超（超）临界机组的控制方案一、国际上超临界机组的现状及发展方向我国一次能源以煤炭为主，火力发电占总发电量的75%全国平均煤耗为394g/(kWh)，较发达国家高60~80g，年均多耗煤6000万吨，不仅浪费能源，而且造成了严重的环境污染，烟尘，SOx,NOx,CO2的排放量大大增加火电机组随着蒸汽参数的提高，效率相应地提高¾亚临界机组(17MPa,538/538℃)，净效率约为37~38%，煤耗330~340g¾超临界机组(24MPa,538/538℃)，净效率约为40~41%，煤耗310~320g¾超超临界机组(30MPa,566/566℃)，净效率约为44~45%，煤耗290~300g（外三第一台机组2008.3.26投产，运行煤耗270g）由于效率提高，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。
一、国际上超临界机组的现状及发展方向1957年美国投运第一台超临界试验机组，截止1986年共166 台超临界机组投运，其中800MW以上的有107台，包括9台1300MW。
1963年原苏联投运第一台超临界300MW机组，截止1985年共187台超临界机组投运，包括500MW,800MW,1200MW。
1967年日本从美国引进第一台超临界600MW机组，截止1984年共73台超临界机组投运，其中31台600MW, 9台700MW，5台1000MW，在新增机组中超临界占80%。
一、国际上超临界机组的现状及发展方向¾目前超临界机组的发展方向90年代,日本投运的超临界机组蒸汽温度逐步由538/566℃提高到538/593℃，566/593℃及600/600℃，蒸汽压力保持在24~25MPa，容量以1000MW为多，参数为31MPa,566/566℃的两台700MW燃气机组于1989年和1990年在川越电厂投产。
2024年超临界大型火电机组安全控制技术(5篇)
2024年超临界大型火电机组安全控制技术引言随着全球能源需求的不断增长，火电厂作为一种主要的能源发电方式，在能源系统中扮演着重要的角色。
然而，火电厂的运行安全一直是一个重要的问题。
尤其是在超临界大型火电机组中，温度、压力和流量等参数的高水平对运行的稳定性和安全性提出了更高的要求。
本文将介绍2024年超临界大型火电机组的安全控制技术。
一、超临界大型火电机组的特点超临界大型火电机组是指蒸汽参数处于超临界状态（即温度和压力超过临界点），具有以下特点：1. 高效率：超临界状态的蒸汽具有更高的热效率，使得火电机组的发电效率提高。
2. 环保：超临界火电机组具有更低的排放量，对环境的影响较小。
3. 高温高压：超临界状态下，蒸汽温度和压力较高，对设备的运行稳定性和安全性提出更高要求。
2024年超临界大型火电机组安全控制技术（2）1. 温度控制技术超临界大型火电机组的温度控制是保证其安全运行的重要手段。
通过对锅炉温度和各个部件温度的监测和控制，可以有效防止温度超过设定范围，避免设备的损坏和安全事故的发生。
温度控制技术包括以下方面：- 温度传感器：采用高精度、高可靠性的温度传感器，对锅炉内的温度进行实时监测。
- 温度控制系统：通过对锅炉的燃烧控制、给水控制和汽水分离控制等参数的调节，实现对锅炉温度的精确控制。
- 温度预警系统：建立温度预警系统，一旦温度超过设定值，系统会及时报警，提醒运行人员采取相应的措施。
2. 压力控制技术超临界大型火电机组的压力控制是确保其安全运行的关键。
通过对锅炉内部压力的监测和控制，可以有效防止压力超过设定范围，避免设备的破裂和安全事故的发生。
压力控制技术包括以下方面：- 压力传感器：采用高精度、高可靠性的压力传感器，对锅炉内的压力进行实时监测。
- 压力控制系统：通过对燃烧控制、给水控制和汽水分离控制等参数的调节，实现对锅炉压力的精确控制。
- 压力预警系统：建立压力预警系统，一旦压力超过设定值，系统会及时报警，提醒运行人员采取相应的措施。
超临界机组宽负荷调频调峰控制关键技术及应用
２０２０年东北电力技术专论超临界机组宽负荷调频调峰控制关键技术及应用李建军１，姚㊀远１，胡绍宇１，王海波２，范挺举２（１．国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁㊀沈阳㊀１１０００６；２．神华国华绥中发电有限责任公司，辽宁㊀葫芦岛㊀１２５２２２）摘要：为了使超临界机组能够进行超低负荷运行，具备宽负荷快速调节能力，对机组的控制技术进行创新，开发了新型控制系统㊂基于智能控制技术，设计使各控制子系统深度协调㊁精准配合调节的先进协调控制系统，确保机组在不同负荷段响应调峰负荷指令时的快速性和稳定性；将基于不同负荷段调速系统的多模型预测控制和ＰＩＤ控制相结合用于一次调频控制，确保机组在任意负荷段运行时，一次调频的性能指标都能满足要求㊂关键词：智能控制；协调控制系统；一次调频［中图分类号］ＴＭ６２１㊀［文献标志码］Ａ㊀［文章编号］１００４－７９１３（２０２０）１２－０００１－０４ＫｅｙＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙａｎｄＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆＷｉｄｅＬｏａｄＦｒｅｑｕｅｎｃｙＭｏｄｕｌａｔｉｏｎａｎｄＰｅａｋＳｈａｖｉｎｇＣｏｎｔｒｏｌｆｏｒＳｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌＵｎｉｔｓＬＩＪｉａｎｊｕｎ１，ＹＡＯＹｕａｎ１，ＨＵＳｈａｏｙｕ１，ＷＡＮＧＨａｉｂｏ２，ＦＡＮＴｉｎｇｊｕ２（１．ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＳｔａｔｅＧｒｉｄＬｉａｏｎｉｎｇＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏ．，Ｌｔｄ．，Ｓｈｅｎｙａｎｇ，Ｌｉａｏｎｉｎｇ１１０００６，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｈｅｎｈｕａＧｕｏｈｕａＳｕｉｚｈｏｎｇＰｏｗｅｒＧｅｎｅｒａｔｉｏｎＣｏ．，Ｌｔｄ．，Ｈｕｌｕｄａｏ，Ｌｉａｏｎｉｎｇ１２５２２２，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｅｎａｂｌｅｔｈｅｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｕｎｉｔｏｐｅｒａｔｉｎｇａｔｕｌｔｒａ⁃ｌｏｗｌｏａｄａｎｄｔｏｈａｖｅｔｈｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｒａｐｉｄａｄｊｕｓｔｍｅｎｔｏｆｗｉｄｅｌｏａｄ，ｔｈｅｃｏｎｔｒｏｌｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｏｆｔｈｅｕｎｉｔｉｓｉｎｎｏｖａｔｅｄａｎｄａｎｅｗｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍｉｓｄｅｖｅｌｏｐｅｄ．Ｂａｓｅｄｏｎｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔｃｏｎｔｒｏｌｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ａｎａｄ⁃ｖａｎｃｅｄｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍｉｓｄｅｓｉｇｎｅｄｔｏｍａｋｅｅａｃｈｓｕｂ⁃ｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍｄｅｅｐｌｙｃｏｏｒｄｉｎａｔｅａｎｄａｃｃｕｒａｔｅｌｙｃｏｏｐｅｒａｔｅｗｉｔｈｔｈｅｒｅｇ⁃ｕｌａｔｉｏｎ，ｓｏａｓｔｏｅｎｓｕｒｅｔｈｅｕｎｉｔ ｓｆａｓｔｒｅｓｐｏｎｓｅｔｏｔｈｅｐｅａｋｌｏａｄｃｏｍｍａｎｄｉｎｄｉｆｆｅｒｅｎｔｌｏａｄｓｅｃｔｉｏｎｓｓｐｅｅｄａｎｄｓｔａｂｉｌｉｔｙ．Ｔｈｅｃｏｍｂｉｎａ⁃ｔｉｏｎｏｆｍｕｌｔｉｍｏｄｅｌｐｒｅｄｉｃｔｉｖｅｃｏｎｔｒｏｌａｎｄＰＩＤｃｏｎｔｒｏｌｂａｓｅｄｏｎｄｉｆｆｅｒｅｎｔｌｏａｄｓｅｃｔｉｏｎｓｉｓａｐｐｌｉｅｄｔｏｐｒｉｍａｒｙｆｒｅｑｕｅｎｃｙｒｅｇｕｌａｔｉｏｎｃｏｎｔｒｏｌ，ｗｈｉｃｈｅｎｓｕｒｅｓｔｈａｔｔｈｅｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｉｎｄｅｘｏｆｐｒｉｍａｒｙｆｒｅｑｕｅｎｃｙｒｅｇｕｌａｔｉｏｎｃａｎｍｅｅｔｔｈｅｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｗｈｅｎｔｈｅｕｎｉｔｏｐｅｒａｔｅｓｉｎａｎｙｌｏａｄｓｅｃｔｉｏｎ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔｃｏｎｔｒｏｌ；ｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍ；ｐｒｉｍａｒｙｆｒｅｑｕｅｎｃｙｍｏｄｕｌａｔｉｏｎ㊀㊀随着国家电力产业结构调整，近年来风电㊁太阳能发电㊁核电以及生物质发电等新能源发电占比越来越高㊂相比于传统的火力发电，新能源发电具有波动性㊁间接性㊁调节能力差等特点，给电力系统调频调峰带来严峻挑战㊂尤其是在东北地区，由于水电占比低以及调峰电源建设条件差等因素，进一步加剧了电网调频调峰的难度，同时又限制了新能源的消纳能力㊂为了提升电力系统调频调峰能力，破解新能源消纳困境，迫切需要火电机组具备宽负荷快速调节能力，使其能够在超低负荷区间实现深度调峰，因此很多机组纷纷开展相应的技术改造㊂大型超临界机组一般按带基本负荷设计，在低负荷运行时远远偏离设计工况，调节能力变得非常差，原有的控制系统已经远远不能满足运行要求，必须开发适合宽负荷调频调峰要求的新型控制系统㊂１㊀技术关键按设计要求，大容量㊁高参数的超临界燃煤机组一般都是在额定负荷下运行，即使参与调频调峰也是运行在５０％ １００％负荷段㊂当在５０％额定负荷以下运行时，机组的特性发生很大变化，对机组运行的安全性㊁稳定性㊁经济性产生很大影响㊂在宽负荷调频调峰过程中，要采取有针对性㊁可靠性的控制措施解除或削弱快速升降负荷和超低负荷运㊀２０２０年行对机组的影响，尤其要做好以下几方面工作：①机炉之间㊁机炉控制子系统之间㊁控制子系统与主控系统之间要实现深度协调和精准配合，使机组主要参数能够按设计要求压红线运行；②控制好省煤器出口工质温度，避免省煤器沸腾；③控制好减温水流量，避免减温水大幅波动；④控制好磨煤机出口温度，稳定燃烧；⑤控制好风量，保证一定的烟气温度；⑥控制好风机出力平衡，避免抢风；⑦控制好给煤机转速，避免转速过高发生堵磨㊁转速过低导致磨振动大；⑧防止热工保护系统失灵㊂２㊀系统设计２ １㊀机组主控在协调方式运行时，机组主控接收电网调度中心的负荷指令（ＡＧＣ）㊁频率或频差信号和运行人员设置的负荷指令，经变化率限制㊁高低负荷限值限制㊁负荷增加／减少闭锁及一次调频修正等处理运算，输出１台机组能接受的实际负荷指令㊂负荷变化率是由运行人员根据电网要求的指标设定，并结合锅炉㊁汽轮机的热应力裕度限制形成㊂高负荷限制和低负荷限制是由运行人员根据机组的能力（负荷指令的上限和下限要在各设备的出力范围内，并且保证锅炉燃烧的稳定）设定㊂负荷增加／减少闭锁功能根据运行工况产生㊂负荷增加闭锁信号产生条件：给水泵达上限㊁燃料达上限㊁送风机叶片全开㊁引风机叶片全开㊁一次风机叶片全开㊁锅炉蒸汽温度低等；负荷减少闭锁信号产生条件：给水泵达下限㊁燃料达下限㊁主蒸汽压力高等［１］㊂一次调频修正指令根据机组的装机容量和电网要求的调速系统速度变动率㊁一次调频死区㊁功率补偿幅度等参数自动计算得出㊂一次调频和ＡＧＣ在电网中的作用㊁响应时间和控制精度上的要求不同㊂一旦电网的频率偏离额定值时，机组必须立即响应一次调频指令，延迟时间越短越好；为了满足电力系统频率和联络线功率控制，要求机组在规定的出力调整范围内，跟踪ＡＧＣ指令，按照一定调节速率实时调整发电出力㊂因此，不能把２个指令简单叠加在一起㊂机组在执行ＡＧＣ指令时，为了克服汽轮机响应快㊁锅炉响应慢的矛盾，在汽轮机侧增加负荷指令延迟环节，目的在于推迟调速汽门的动作时间，使锅炉储备一定的能量，尽量保证能量供求平衡和控制参数稳定㊂根据一次调频和ＡＧＣ的不同控制要求，设计机组调频调峰指令系统如图１所示㊂图１㊀指令管理系统２ ２㊀协调控制ａ 设计方案机组的调频调峰功能需要协调控制系统实现，在保证机组安全稳定运行的前提下，为了使机组在宽负荷调频调峰过程中的响应速度和控制精度满足电网要求，不但要克服机炉之间响应特性的矛盾，更要克服锅炉燃料㊁送风量㊁给水㊁减温水各子系统之间响应特性的差异，确保各控制子系统之间互相配合㊁精准配比㊂为此，设计了基于智能控制技术㊁各子系统深度协同配合加速的先进协调控制系统㊂协调控制系统逻辑如图２所示，主要由汽轮机主控㊁锅炉主控㊁锅炉各子系统控制组成［２］㊂图２㊀协调控制系统逻辑ｂ 汽轮机主控汽轮机主控系统接收调频调峰指令管理系统发出的汽轮机负荷指令信号㊁机前压力定值㊁机组实际负荷信号㊁实际机前压力信号以及一次调频前馈信号，通过调节器运算输出控制信号驱动调速汽门，使机组实际负荷与给定负荷相等㊂在协调控制方式下，如果锅炉输入和输出平衡在负荷快速改变时被破坏，主蒸汽压力偏差超过控２０２０年李建军，等：超临界机组宽负荷调频调峰控制关键技术及应用制系统内部预先设定的数值，主蒸汽压力控制将优先于机组负荷控制，即汽轮机调速汽门的超驰控制，以维持汽轮机输出和锅炉输入相匹配，保证机组安全㊁稳定运行㊂ｃ 锅炉主控锅炉主控系统接收调频调峰指令管理系统发出的锅炉负荷指令信号㊁机前压力定值㊁实际机前压力信号，通过调节器运算形成锅炉主控输出信号［３］㊂由于锅炉响应呈现非线性特性，所以在锅炉主控中采用变参数ＰＩＤ控制，以满足机组在不同负荷下的响应特性㊂ｄ 锅炉控制子系统锅炉主控输出信号作为锅炉控制子系统的指令，使锅炉负荷满足汽轮机需求的同时维持机前压力在设定值附近㊂同时将锅炉内部过程控制变量（烟气含氧量㊁炉膛压力和蒸汽温度等）维持在可接受的范围内，保证锅炉安全㊁稳定㊁经济运行㊂各控制子系统之间互相配合是机组稳定控制的必备条件，增加负荷时，必须增加燃料量，同时增加与之匹配的风和水；减少负荷时，必须减少燃料量，同时减少与之匹配的风和水㊂燃水比㊁燃风比的平衡是锅炉稳定运行不可缺少的，尤其是在超低负荷运行时这种平衡更需要精准㊂同样其他控制子系统也要与之协调变化，否则会引起蒸汽温度㊁压力大幅变化，燃烧不稳定㊂在不同负荷下，锅炉输入㊁输出的平衡由各控制子系统共同维持㊂各控制子系统接收相应的指令信号㊁被调量信号，通过调节器运算输出控制指令驱动相应的执行机构达到控制目标㊂但是在负荷变动时，仅采用常规调节器不能满足外界负荷需求的快速性要求㊂为了显著加快机组负荷响应速度，必须在控制系统中引入前馈信号㊂但是，如果各控制子系统的前馈信号没有在锅炉控制子回路负荷变化过程中协同配合，会使整个控制系统失去控制㊁产生振荡㊂因此，根据锅炉控制子系统的不同响应特性和相互的关联特性，归纳总结经验丰富的运行人员累积的操作经验和技巧，进行深度模拟，基于智能控制技术，设计各控制子系统能够深度协同配合的前馈加速信号，使控制系统在满足快速响应调频调峰要求的同时，时刻保持锅炉的动静态平衡和稳定［４］㊂为了利于逻辑实现，基于智能控制技术的前馈控制信号以规则的方式实现，根据机组运行的特点，将机组负荷调节过程分为以下几个典型控制状态：升负荷㊁降负荷㊁由升转降㊁由降转升，设计控制规则如下㊂其中：ｕａ㊁ｕｆ㊁ｕｗ分别为风量㊁燃料㊁给水控制子系统的加速控制前馈；ｕａ１㊁ｕｆ１㊁ｕｗ１㊁ｕａ２㊁ｕｆ２㊁ｕｗ２分别为和负荷变化率相关的可调变量㊂Ｒ１㊀ＩＦ升负荷ＴＨＥＮ㊀ｕａ＝ｕａ１；ｕｆ＝ｕｆ１；ｕｗ＝ｕｗ１Ｒ２㊀ＩＦ降负荷ＴＨＥＮ㊀ｕａ＝－ｕａ１；ｕｆ＝－ｕｆ１；ｕｗ＝－ｕｗ１Ｒ３㊀ＩＦ由降转升ＴＨＥＮ㊀ｕａ＝ｕａ２；ｕｆ＝ｕｆ２；ｕｗ＝ｕｗ２Ｒ４㊀ＩＦ由升转降ＴＨＥＮ㊀ｕａ＝－ｕａ２；ｕｆ＝－ｕｆ２；ｕｗ＝－ｕｗ２通过前馈控制逻辑的输出信号ｕａ㊁ｕｆ㊁ｕｗ分别加速改变风量㊁燃料㊁给水量，就可以在动态平衡中快速改变负荷㊂ｅ 防止省煤器沸腾控制机组在滑压运行过程中，当减负荷时从临界压力快速下降，省煤器工质温度超过此压力下的饱和温度，省煤器里的工质有可能蒸发，如果省煤器出口工质温度高于分离器水箱压力下的饱和温度一定边界值（１０ħ）就会发生省煤器沸腾㊂省煤器沸腾会给锅炉带来一定伤害，为了防止这种情况发生，需要通过增加给水量来降低省煤器内工质的温度，为了避免突然加水给控制系统带来冲击，影响控制系统的稳定性，要根据预判渐进加水㊂另外，省煤器出口工质温度一般与燃水比正相关，能够提前反应燃水比变化，将省煤器出口工质温度控制信号作为燃水比的前馈控制，有利于在工况发生变化时快速稳定燃水比，既可以保护省煤器，又能改善燃水比调节品质㊂考虑控制要求及特点，为防止省煤器沸腾，控制回路采用模糊控制策略，模糊控制器选用二维输入㊁单维输出的结构模式，输入量是分离器水箱压力下的饱和温度与省煤器出口工质温度，输出量是给水量偏置信号㊂ｆ 一次调频控制一次调频快速响应能力对电网尤为重要，精准的前馈控制是提高一次调频响应快速性的重要手段㊂由于在不同负荷段，机组的响应特性不同，特别是在额定负荷运行和低负荷运行差异更大㊂同样的控制作用下，在低负荷段会存在一次调频响应速度较慢㊁调频幅度不足㊁持续性差等问题［５－６］㊂另外，调速汽门流量特性的非线性特征会造成阀门在不同位置时响应特性的不同㊂为此，设计采用调速㊀２０２０年系统多模型预测前馈控制的一次调频控制方法，通过建模试验获取不同负荷段机组调速系统的多模型，采用快动缓回㊁分段不等率设置㊁压力修正㊁时间修正等综合控制策略，解决机组一次调频过程中１５ｓ㊁３０ｓ响应指数不达标（快速性欠缺）以及积分电量不达标（持续性欠缺）等问题㊂３㊀工程应用绥中发电有限责任公司２ˑ１０００ＭＷ机组按带基本负荷设计，为了提升机组宽负荷调频调峰的控制性能，按照新的控制系统设计重新优化逻辑，停机检修期间进行ＤＣＳ逻辑组态㊁静态调试㊁仿真测试㊂机组启动运行后，首先进行动态调试，使各控制系统按工艺要求逐一投入自动并满足要求；然后按照５０％ １００％负荷段和５０％以下负荷段进行稳态测试㊁负荷变动试验㊁ＡＧＣ负荷跟随试验及一次调频试验［７］㊂各项试验和长时间的实际运行表明，控制系统运行稳定㊁可靠，显著提高了机组的宽负荷调频调峰能力㊂运行曲线如图３所示㊂图３㊀ＡＧＣ方式宽负荷运行曲线４㊀结论超临界机组是以一次完成汽水循环㊁强耦合㊁非线性㊁大迟延为特征的多输入㊁多输出㊁多参数的复杂被控对象㊂在低负荷运行时，运行工况远远超出了设计要求，机组的安全性㊁稳定性㊁经济性和调节能力都变得很差㊂为了提升超临界机组宽负荷调频调峰能力，确保机组安全稳定经济运行，对机组的控制技术进行了创新㊂ａ基于智能控制技术，设计使各控制子系统深度协调㊁精准配合调节的先进协调控制系统，确保机组在不同负荷段响应调峰负荷指令时的快速性和稳定性㊂ｂ将基于不同负荷段调速系统的多模型预测控制和ＰＩＤ控制相结合用于一次调频控制，确保机组在任意负荷段运行时一次调频性能指标都能满足要求㊂ｃ新的控制系统提高了超临界机组宽负荷调频调峰能力，为网源协调运行㊁新能源消纳提供了有力的技术支持㊂参考文献：［１］㊀郝㊀欣，张㊀志，王㊀喆．滑压运行汽包炉机组ＡＧＣ控制策略研究［Ｊ］．东北电力技术，２０１２，３３（１０）：１０－１２．［２］㊀姚㊀远，管庆相，吴㊀松．直吹式锅炉机组协调控制系统优化［Ｊ］．东北电力技术，２００７，２８（８）：１－４．［３］㊀姚㊀远，张天放，邵㊀毅，等．掺烧褐煤的直吹式超临界机组ＡＧＣ控制优化［Ｊ］．东北电力技术，２０１５，３６（１１）：１－３．［４］㊀戴㊀黎，郑㊀伟，胡绍宇，等．百万千瓦机组节能优化运行控制技术研究［Ｊ］．东北电力技术，２０１７，３８（１１）：１－３，１１．［５］㊀于海存，殷建华，党少佳，等．汽轮机组调节阀重叠度区一次调频功能优化［Ｊ］．内蒙古电力技术，２０１８，３６（４）：５７－６２．［６］㊀殷建华，于海存，霍红岩，等．基于电网考核细则的火电机组一次调频优化［Ｊ］．内蒙古电力技术，２０１９，３７（３）：７７－８２．［７］㊀史民科，王义俊，胡海波．３３０ＭＷ循环流化床机组ＡＧＣ控制策略分析及优化［Ｊ］．内蒙古电力技术，２０１８，３６（６）：６－１０．作者简介：李建军（１９７０），男，硕士，教授级高级工程师，主要从事火电热工自动化领域的技术研究工作㊂（收稿日期㊀２０２０－０８－０１）。
国产60万kW超临界机组自控系统首次成功应用
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维普资讯
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Ｗ３ （ １ ０期） 期 总 ２
自 动化控制系统在国华锦界电厂投入运行 ； 今年 １ １ 月 ６日和 ７ ２ 月 ４日， 采用 国电智深 Ｅ Ｐ ＤＦ
据 了解 ， 国电力工业在改革开放以来不断跨上新 台阶。１８ 年全 国发 电装机容量突破 我 ９７ １ ｋ ，９ ５ 亿 ｗ １９ 年突破 ２ ｋ ，００年突破 ３ ｋ ， ０ 年底突破 ４ ｋ ，０ ５ 亿 Ｗ ２０ 亿 Ｗ ２ ４ ０ 亿 ｗ ２０ 年底 突破 ５ 亿ｋ ｗ。以 ２ ０ 年 １ 月 ４日 ０６ ２ 投产的邹县发电厂 ７ 号机组为标志 ， 我国发电装机总容量突破 ６ 亿ｋ ｗ。在此期间， 我国发电装机容量和发 电量先后超过法 国、 国、 英 加拿大 、 国、 罗斯 和 德 俄
日本 ， １９ 从 ９ ６年底 开始 一 直稳 居世 界第 ２位 。 国家 发 改 委 预测 ， 国“ 我 十一 五 ” 间 预 计新 增 期 装 机 ３５亿 ｌ 。 ．
■转载 自＜ 国家电力信息 网》 ２ ０ ０ ７—０ ７—２ ７
国产 ６ ０万 ｋ 超 临界机组 自控 系统首次成功应 用 Ｗ
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Ｎ Ｔ分散控制系统的河北龙山电厂两台 ０ ｋ 亚临界直接空冷机组顺利通 过考核并正 ６万 Ｗ
式投产 ； 月 ６日， ８ 国电智深 ６ 万 ｋ 超Ｉ界火 电机组 自控系统在国电电力庄河 电厂顺利通 ０ Ｗ Ｉ 缶 过考核运行， 为高参数、 大容量超Ｉ界和超超Ｉ界机组 自动化控制系统的开发和应用 ， Ｉ 缶 Ｉ 缶 积累了 丰富的研发和工程实践经验。同时， 采用国产 自控系统设备 可以大大降低工程建设投资及运 行维护费用 ， 目前国产 自控系统设备投资 比进 口低 ３ 蝴 计运行费用仅是进 口的十分之一 。 ０
超临界大型火电机组安全控制技术(四篇)
超临界大型火电机组安全控制技术超临界大型火电机组是指在高温高压条件下运行的火电机组，利用化石燃料（如煤、油、气）进行燃烧产生高温高压蒸汽，然后将蒸汽通过汽轮机驱动发电机发电。
在超临界状态下，火电机组的效率更高，燃烧更充分，能够有效降低二氧化碳排放。
然而，超临界大型火电机组的高温高压运行状态也带来了更高的安全风险。
因此，安全控制技术非常重要。
一、超临界大型火电机组的安全风险分析超临界大型火电机组的高温高压工作环境带来了以下安全风险：1. 高温高压蒸汽爆炸风险：超临界大型火电机组运行时，蒸汽压力和温度都非常高，一旦蒸汽系统出现泄漏或其他故障，可能引发爆炸事故，造成人员伤亡和设备损坏。
2. 燃烧系统故障风险：超临界大型火电机组的燃烧系统承受着巨大的压力和温度，一旦燃烧系统发生故障，可能导致火灾和爆炸，严重危及安全。
3. 锅炉爆炸风险：超临界大型火电机组的主要设备是锅炉，在高温高压工作环境下，一旦锅炉出现爆炸或泄漏问题，可能引发严重的事故。
超临界大型火电机组安全控制技术（二）为了保证超临界大型火电机组的安全运行，需要采取一系列安全控制技术，包括以下方面：1. 设备运行状态监测与预警技术：通过安装各种传感器和监测设备，实时监测超临界大型火电机组的运行状态，包括温度、压力、流量等参数，一旦发现异常情况，及时发出预警信号，以便采取相应的措施。
2. 安全阀与过压保护技术：超临界大型火电机组的高温高压系统中，需要安装安全阀和过压保护设备，一旦系统压力超过预设范围，即可自动启动安全阀，释放多余的压力，以保证系统的安全运行。
3. 火灾探测与灭火技术：超临界大型火电机组的高温高压环境容易引发火灾，因此需要安装火灾探测设备，并配备灭火系统，一旦发现火灾情况，可以及时启动灭火装置，以防止火灾蔓延。
4. 蒸汽系统泄漏控制技术：超临界大型火电机组的蒸汽系统泄漏是一大安全隐患，需要采取一系列控制措施，包括安装泄漏监测装置、加强密封和维护、定期检测、及时修复漏损等。
火电机组的优化控制(超临界机组)课件
明确火电机组性能优化的评价标准，如效率、稳 定性、可靠性等。
性能优化措施
列举并解释实现性能优化的具体措施，如调整控 制系统参数、改进设备结构等。
性能调整与试验
介绍性能调整和试验的方法和步骤，以及如何通 过试验验证性能优化效果。
04
超临界机组的控制与 运行优化
超临界机组的变负荷控制技术
火电机组的优化控 制(超临界机组)课 件
contents
目录
• 火电机组概述 • 超临界机组的特点与优势 • 火电机组的优化控制策略 • 超临界机组的控制与运行优化 • 案例分析与实践
01
火电机组概述
火电机组的工作原理
01
火电机组通过燃烧燃料产生热能 ，将热能转化为机械能，再通过 发电机将机械能转化为电能。
超临界机组的热力系统优化
热力系统分析
对热力系统进行全面分析，找出系统 瓶颈和优化潜力。
热力系统改造
通过技术改造，提高热力系统的效率 ，降低能耗。
超临界机组的运行维护与故障诊断
运行维护策略
制定合理的运行维护计划，确保机组安全稳定运行。
故障诊断技术
采用先进的故障诊断技术，及时发现并处理机组故障，减少非计划停机时间。
超临界机组的经济性分析
投资成本
超临界机组的建设成本相对较高，但 由于其高效性和长寿命，通常在几年 内即可回收投资成本。
运行成本
维护成本
超临界机组的维护成本也相对较低， 由于其先进的技术和设计，使得机组 的可靠性和稳定性更高，减少了故障 和维修的需求。
超临界机组的运行成本较低，具有较 高的能源利用效率和较低的燃料消耗 ，能够为企业节约大量的运营成本。
02
火电机组主要包括产。
超临界机组技术特点及调试要点简介
2、4磨出口门改为一控一
• 本工程磨煤机的五根粉管各配有一个气动插板 出口门，根据原设计五个插板门的控制气源由 装在一路管路上的电磁阀控制，分五路送去个 各个插板门。由于仪用气源压力大致只有67bar，供给五个门同时动作比较吃力，关门时 大概需要15-25秒，不符合有关规定。经过各 方讨论，决定效仿E磨煤机给等离子用的气动 插板门，每个门的气源独立从仪用气源上取出， 用一个电磁阀控制，提高气动插板门的开关速 度，但是由于工作量比较大，而工程进度比较 紧，此工作在168后作为尾工处理。
• 超临界锅炉由于压力、温度高，爆管问题 也就成为威胁机组安全稳定运行的首要问 题。其中屏式过热器爆管是最主要，原因 是屏过入口小联箱布置有调节流量的节流 缩孔，该处容易堵异物而缩小通流面积， 导致蒸汽流量减小，管子冷却不够而超温 爆管。
2、9、1减少锅炉爆管的办法
1、应对管道进行清理及通球试验，对于通球完毕的管道，做到及时封堵，封堵 后再采用胶带粘结。集箱安装及与管子对口前应进行内部清理，可采用压缩 空气吹扫法。在检查集箱各接管座时，采用直径与通球球径相同的钢丝绳或 圆钢捅扎的方法，彻底清除了钻孔底片，在清除了集箱内部杂物后进行了严 密可靠的封堵。 2、严格执行焊口100％无损检验和热处理工艺，并加强焊口的防水措施，不至于 焊口因遇水温度急剧变化而产生裂纹； 3、采用稳压直流转干态工艺吹管，提高吹管流量和蒸汽过热度，改善锅炉吹管 效果； 4、利用吹管后的停炉机会打开所有屏过及末过入口小集箱的手孔，用内窥镜检 查小集箱内部，彻底清理其中杂物，从而有效减少或防止锅炉爆管。 5、应高度重视锅炉水循环安全性，调试时应高度重视壁温测点的检查传动，确 保其位置正确，指示准确可靠；机组运行中应加强对受热面金属壁温测点的 监视，尤其应防止水冷壁温度测点指示超限：应认真进行制粉系统及锅炉燃 烧调整试验，确保风粉分配均匀合理，投运磨煤机或燃烧器应防止产生局部 热负荷过高或火焰偏斜。 6、严格控制汽水品质，投好凝结水精处理装置，要求从锅炉点火吹管期间即投 入精处理。加强凝结水质的监控，严防凝汽器泄漏发生。
350MW超临界机组深度调峰运行优化调整技术分析
350MW超临界机组深度调峰运行优化调整技术分析摘要：随着风电、光伏等清洁能源大规模并网，我国对燃煤火电机组调峰灵活性的要求越来越高。
为此，有限公司根据自身特点对350MW超临界机组低负荷运行进行了优化调整。
通过优化磨煤机运行方式，提高煤粉细度，调节磨煤机出口空气与粉体混合温度，控制一次风与粉体的均匀度，调节煤粉的湍流强度。
从而优化单燃烧器内外二次风。
控制风量比，挖掘机组减温水量和深调峰潜力，最终实现机组30%额定负荷无油稳定运行，保证SCR脱硝系统正常运行。
关键词：350MW超临界机组；深度调峰；低负荷稳定燃烧；脱硝系统引言：机组深度调峰运行，节能潜力巨大。
350MW亚临界机组深度调峰运行优化研究。
通过深入特性试验，对机组深度调峰进行安全评价和能耗诊断，分析了制约机组经济性的主要因素及中压缸上下缸温差过大的原因对提取口进行了分析，并提出了相应的解决方案。
通过汽轮机配汽方式的优化，论证了单台汽泵运行的可行性和经济性。
结果表明，若能有效解决中压缸体提取过程中两个半缸之间温度梯度大的问题，可采用喷嘴蒸汽分布法进行深度调峰。
一、锅炉深度调峰存在的问题1.水冷壁母管接头根部裂纹4号炉经过环保超低排放改造，多次深度调峰，安全运行415天。
该炉于2018年4月22日停炉检修，在炉内抗磨防爆检查中，发现该炉水冷壁主管接头根部有裂纹。
经研究分析，由于锅炉两侧水冷壁集管较长，导致前壁水冷壁集管较长，材质不一致。
当给水温度为300℃时，前壁水冷壁出口集管两端与管板的膨胀差约为15.2mm，两侧水冷壁出口集管与前壁的膨胀差为管排末端约22.24mm，不一致；同时，每个集管与水冷壁之间存在温差。
温差是在30°C 计算的。
管接头角焊缝的最大应力约为94mpa。
以原水墙上的集管为基础，总长12m。
此外，机组负荷率低，深度调峰的任务势必对锅炉各级厚壁构件的结构产生一定的影响。
二、350MW超临界机组深度调峰运行优化调整技术分析1.锅炉主控系统在火力发电机组中，液态水可以在直流锅炉中转化为过热蒸汽，锅炉的蒸发能力由燃料量和给水流量决定。
超超临界1000MW机组深度调峰风险及应对措施
超超临界1000MW机组深度调峰风险及应对措施摘要：随着社会快速发展和进步，光伏、风电等新能源装机占比快速增大，各大型火电机组在电力供应需求减少的情况下要进行深度调峰。
本文以超超临界1000MW机组为主要研究对象，分析深度调峰的风险以及应对措施，以期为同类型火电机组安全运行提供一定借鉴作用。
关键词：超超临界1000MW机组；深度调峰风险；分析；措施前言新能源加入让电网结构更加多元化，电网对火电机组的高效和稳定运行提出了更高的要求，火电机组调峰任务也越来越重。
因此，必须对火电机组的实际运行情况及深度调峰工况下存在的风险展开评估，并针对其存在的问题，制定出行之有效的应对措施具有重要意义。
一、设备概况本次分析以某电厂1000MW超超临界燃煤机组为参考对象。
锅炉为高效超超临界参数变压运行直流炉，一次中间再热、单炉膛、锅炉采用∏型布置方式，前后墙对冲燃烧方式，采用双层等离子点火系统；汽轮机为一次中间再热，单轴、四缸、四排汽、双背压、十级回热抽汽，带有 1220mm末级动叶片的超超临界反动凝汽式汽轮机组。
二、深度调峰风险分析机组正常运行时，控制方式为CCS方式，一次调频投入，AGC自动调节负荷。
当省内辅助服务市场开启后，要求机组退出AGC，执行深调指令，手动进行调整。
低负荷工况下，锅炉稳燃、水冷壁局部壁温超温、锅炉给水流量波动、环保参数管控等都是低负荷下值得关注和解决的问题。
1、锅炉燃烧不稳问题随机组负荷逐渐降低，锅炉膛内的热负荷也随之下降，煤粉燃烧条件变差，燃烧的稳定性和抗扰动能力下降，若发生煤质变差、磨煤机跳闸、风机跳闸等情况，甚至会造成锅炉灭火。
2、水冷壁局部壁温超温低负荷下锅炉内部的热负荷相对集中，容易导致水冷壁的局部超温现象。
需避免因给水泵再循环大幅度调整而影响省煤器入口给水流量及减温水量的波动。
3、汽动给水泵组汽源切换导致给水流量波动风险机组深调期间，根据小机调门开度变化，采取逐渐暖开辅汽至小机供汽电动门的措施或通过调整切换阀后蒸汽压力设定值缓慢开启冷再至小机切换阀，供汽压力变化，易造成主给水流量异常波动。
600MW超临界火电机组RB控制策略研究与应用
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编号：SM-ZD-71283 超临界大型火电机组安全
控制技术
Through the p rocess agreeme nt to achieve a uni fied action p olicy for differe nt people, so as to
coord in ate acti on, reduce bli ndn ess, and make the work orderly.
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超临界大型火电机组安全控制技术 简介：该方案资料适用于公司或组织通过合理化地制定计划，达成上下级或不同的人员 之间形成统一的行动方针，明确执行目标，工作内容，执行方式，执行进度，从而使整 体计划目标统一，行动协调，过程有条不紊。
文档可直接下载或修改，使用时请详细阅 读内容。
目前，国内装机容量已突破 4亿千瓦，引进和建设低煤
耗、大容量的超临界大型火电机组可以提高我国发电厂的经 济性，同时也能满足节能、环保的要求，国内已投产600 MW 、
800 MW 、900 MW 级超临界燃煤机组多台，邹县电厂 2 X 1000 MW 超超临界燃煤机组立项在建。
随着超临界燃煤机 组占国内装机容量的比重越来越大，其运行情况将对电网安 全产生很大影响。
所以根据超临界大型火电机组的特点，实 施科学合理的安全控制监测，将对确保电力安全生产发挥积 极的作用。
1超临界机组安全生产的特点
温度》540 C),和亚临界机组相比在运行过程中存
题有所不同。
其主要问题有：①过热器进出口的部分管子过 度磨损和水冷壁管、再热器管的泄漏，这些问题大多与燃料
的含灰量和烟气流速有关；②汽机高压缸第一级叶片根部腐 蚀，此种现象在机组投运 6〜8年后渐渐严重，蒸汽品质是
主要的原因；③高压阀门的泄漏问题。
超临界大型火电机组的不可用率（包括强迫停炉、维修
与计划停运）的影响因素是多方面的，超临界压力锅炉的不
超临界大型火电机组蒸汽参数高(压力》
22.12 MPa 、
在的问
可用率约为汽轮机、发电机和电站辅机的3倍。
水冷壁管泄
漏是锅炉方面的主要问题，大部分是由于过热所致。
管壁结垢和水冷壁中质量流量过低、管内紊流程度不够，使锅炉在高热负荷区发生核态沸腾所引起。
造成上述问题的原因大多是锅炉水冷壁无法得到足够的冷却和缺少凝结水除盐设备或除盐设备不完善。
水的品质对于超临界机组的可靠运行极为重要。
与锅炉相比汽轮机受超临界压力的影响较小。
超临界汽
轮机的主要问题是汽轮机叶片和阀门受固体粒子的侵蚀，严格控制汽水品质并采用内置式分离器可解决上述问题。
再者，腐蚀可能促成叶片（低压缸叶片）裂缝，造成强迫停运。
现已得知，含氧量高、pH值低及Na+、Cl-含量高，均会降低
12%Cr不锈钢叶片的疲劳强度。
如果凝汽器中的循环水漏入
凝结水，可能会增加氯化物和其他的污染，再加上如果凝结水深度除盐装置运行不当，则杂质就会经锅炉而进入汽轮机。
因此，汽水品质控制和防止凝汽器泄漏是重要的防范措施。
机组启停期间，旁路系统设计是否得当，对阀门的运行
分重要。
在机组启停过程中阀门全开时，大量的高温高压蒸汽对阀门密封面进行冲刷；特别是机组事故停机时，大量的额定参数的蒸汽对阀门密圭寸面的冲刷更为严重，就可能弓
起问题。
一般认为，经过约20次启动后，阀门需要检查、维
护和修理。
2 超临界机组安全控制重点
(1)主要设备材料选择。
对于管道和联箱的壁厚部分，
除了提高蠕变强度外，消除或减小热疲劳影响是一个主要问题。
出于这个考虑，合金的应用发展集中在包含9%〜12%Cr
的铁素体钢。
优化钢中的强化元素Cr、Nb、Mo和V含量
以及用合金元素W来部分的替换Nb ,在9%〜12%Cr铁素体钢中便产生了3种新型合金HCM12A、NF616和E911
(P92、P122和E911 ),可将蒸汽参数提高到620 C /34 MPa。
若超过620 C,抗氧化能力则成为一个附加的限制因
素，尤其对9%Cr钢。
含有Co和更多W的12%Cr的新型
合金NF12和SAVE12，所承受的工作温度范围在650 C 以内。
当温度超过650 C可能需要奥氏体钢和镍基合金;
于过热器/再热器管子，除了提高蠕变强度外，蒸汽侧氧化和烟气侧抗腐蚀能力是主要的问题。
此外，管壁金属实际温度通常超过蒸汽温度约28 C。
所以铁素体钢之中的任何一种
在蒸汽温度为565 C的过热器/再热器管子末段中使用是不
太可能的，在这些比较高的温度下需要用奥氏体钢。
根据煤的腐蚀性，较高含量的Cr钢或包覆层是必须的。
在蒸汽温度
为620 C和非腐蚀的运行条件下，超级304H、Tempalloy
AA1、Esheat 1250、17CW Mo材料是可接受的。
在腐
蚀比较严重的情况下，则推荐20%〜25%Cr的合金。
例如
HR3C、NF709和IN72覆层。
一些备选合金如Incone 1617、
NF709 和Cr30A 合金等，在具有Incone 1617 (50%Cr )
覆层的情况下可使用在650 C的蒸汽环境下；如果将分别
包含25%Cr、12%HCM2 (T23 )和HCM12 的两种新钢种应用在上水冷壁部分，单纯从蠕变强度的观点来看，其在
595〜650 C的蒸汽温度范围中是适当的，但在锅炉中烟气
侧腐蚀问题存在时，这些合金将必须包覆或覆焊含超过
18%〜20%Cr的合金层；只有遵循以上原则合理科学地选择
锅炉各部件的金属材料，才能有效地避免金属疲劳损坏，确保机组安全运行。
(2)加强受热面冷却。
为了对处于较低工质流量下的每
根管子提供充分的冷却，采用优化多通道内螺纹管，该螺纹
管是西门子KWU公司和B&W 公司在一起研究的，该管能
够用一般的挤压方法加工制造，它的内螺纹高度高、螺距小、从而可使管内工质的混合与紊流加强、冷却效果明显优于单通道和传统的多通道内螺纹管的冷却效果，可确保锅炉安全可靠的运行。
并且加工方法更加简单，成本更加低廉。
(3)寿命管理技术。
为提高超临界大型火电机组的可用
率，采用高温关键设备和寿命评估为基础的设备寿命管理
(LM )技术，应针对性地对过热器、水冷壁、再热器等主要部件的运行参数进行在线监测，利用这些参数对部件不同位置的实时状态(温度、应力及残余寿命)进行评估，及时正确地将状态和寿命评估结果应用到设备管理的决策中，可明显提高设备运行的安全性、可靠性，实现设备的优化运行和
依据状态安排检验与维修管理，全面实施设备状态检修。
(4)汽水品质控制。
汽轮机叶片和高压阀门受固体粒子
的侵蚀以及旁路系统的阀门泄漏是影响机组不可用率的主要因素，关键原因是汽水品质不良。
因此应加大对汽水品质的控制，设置全面严格的汽水系统在线监测，确保汽水品质的优良。
另外，用氯化处理和活性炭床处理，防止供水中的有机物质进入锅炉。
因为在锅炉运行温度下，有机物会分解为酸性化合物，对除盐装置中的树脂有害。
严格控制水处理工况，依据BELEWS CREEK电厂所确立的水化学标准：钠
离子小于3 ppb，溶解氧小于5 ppb，硅小于15 ppb，含
铁量小于20 ppb，导电度小于02微姆，pH值为92〜95 , 联氨为20〜50 ppb ;制定较亚临界压力机组更严格的控制标准。
3 结论科学合理地选择锅炉水冷壁管的形式，根据设计参数合
理选择锅炉主要部件的应用材料；实施科学合理的设备在线监测，严格对超临界大型火电机组事故的多发部件进行在线监测，由其对锅炉过热器、水冷壁、再热器等部位。
严格控制汽水品质；对高压阀门实施及时合理的状态检修，认真进行运行维护和停机保养，确保超临界火电机组安全可靠地运行，杜绝事故停机，夯实电网安全基础。
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