660MW超临界机组控制方案说明要点
660MW超超临界机组教材重点
日本采用引进、仿制、创新的技术发展路线。 日本的超临界机组占常规火电机组装机容量 的60%以上，其450MW以上机组全部采用超 临界参数，最初投运的两套超超临界机组由 三菱公司设计，容量700MW、蒸汽参数 34.5Mpa/620℃/650℃。
我国于上世纪80年代后期开始从国外引进超 临界机组，第一台超临界机组于1992年6月 投产于上海石洞口二厂（2×600MW， 25.4MPa，541/569℃）。目前我国已经投产 的超临界机组共计10余台。2006年，我国首 批国产超超临界百万千瓦机组（华能玉环电
厂一期工程）相继投运，标志着我国电力工
业技术装备水平和制造能力进入新的发展阶 段。
部分超临界机组可靠性举例
电厂\项目 部分超临界机组可马靠歇性尔举电例厂
机组容量MW 可用率%
2×630
88.7（1985年）
美国
勃鲁斯电厂 蒙太尔电厂
2×1120 2×1300
AEP电力公司 7×1130
韩国保宁电厂
超临界机组和亚临界机组特点比较
超临界机组是指主蒸汽压力高于临界压力（22.13MPa）的锅炉 和汽轮发电机组，它具有如下特点： (1） 热效率高、热耗低。超临界机组比亚临界机组可降低热 耗～2.5％，故可节约燃料，降低能源消耗和大气污染物的排放 量。 (2）超临界压力时水和蒸汽比容相同，状态相似，单相的流 动特性稳定，没有汽水分层和在中间集箱处分配不均的困难，并 不需要象亚临界压力锅炉那样用复杂的分配系统来保证良好的汽 水混合，回路比较简单。 (3) 超临界锅炉水冷壁管道内单相流体阻力比亚临界汽包炉双 相流体阻力低。 (4) 超临界压力下工质的导热系数和比热较亚临界压力的高。 (5） 超临界压力工质的比容和流量较亚临界的小，故锅炉水 冷壁管内径较细，汽机的叶片可以缩短，汽缸可以变小，降低了 重量与成本。
660MW超临界机组APS自启停控制
660MW超临界机组APS自启停控制一、引言随着能源需求的不断增长，电力行业正迅速发展，并推动着全球经济的持续增长。
电力是现代社会中不可或缺的基础设施，而发电机组作为电力系统的核心装备，其自启停控制系统的可靠性和稳定性对电网的安全运行和电力供应的可靠性至关重要。
本文将重点介绍660MW超临界机组APS自启停控制系统的原理和特点。
二、660MW超临界机组概述660MW超临界机组是目前电力系统中常见的大型发电机组之一，其主要由汽轮机、汽机调速系统、锅炉、电气控制系统等部件组成。
这类机组的最大特点是采用超临界锅炉技术，使得机组效率更高、发电成本更低。
而APS自启停控制系统就是为了确保这类机组安全、稳定地实现自动启动和停机而设计的。
三、APS自启停控制系统原理1. 控制策略APS自启停控制系统采用的是模糊逻辑控制策略，将自启停控制的决策过程转化为一系列的模糊化规则，通过对输入变量（如汽机转速、锅炉压力、汽轮机转速等）进行模糊化处理，从而得到相应的输出控制指令，实现对整个自启停过程的精确控制。
这种控制策略既能够适应不同运行条件下的自启停控制需求，又能够保证系统的稳定性和可靠性。
2. 控制原理APS自启停控制系统的控制原理主要包括两方面：自启动控制和自停机控制。
在自启动控制方面，系统会根据系统当前运行状态和设定的启动参数，分析汽轮机和锅炉的运行情况，确定启动的时机和相应的控制方式，确保汽轮机的安全、稳定地启动。
而在自停机控制方面，系统会根据系统当前运行状态和设定的停机参数，分析汽轮机和锅炉的运行情况，确定停机的时机和相应的控制方式，确保汽轮机的安全、稳定地停机。
四、660MW超临界机组APS自启停控制系统特点APS自启停控制系统具有以下特点：1. 高可靠性APS自启停控制系统采用了先进的控制策略和多重安全保护措施，确保在任何运行条件下都能够有效地保护机组的安全和稳定运行。
系统还具有自动故障诊断和排除功能，能够快速、准确地对系统故障进行判断和处理，最大限度地减少运行故障对机组运行的影响。
660MW超临界机组APS自启停控制
660MW超临界机组APS自启停控制660MW超临界机组APS自启停控制系统是指利用先进的自动化控制技术和高效的燃煤锅炉系统，实现对超临界机组的启停控制。
本文将从系统结构、工作原理、控制方法等方面对这一技术进行详细介绍。
一、系统结构660MW超临界机组APS自启停控制系统主要由自动控制系统、燃煤锅炉系统和执行机构三部分组成。
自动控制系统包括集散控制系统、信号采集系统和数据处理系统，用于监测和控制整个机组的运行状态；燃煤锅炉系统包括煤粉输送系统、燃烧系统、水循环系统等，用于提供燃料和热能支持；执行机构包括阀门、泵等，用于执行控制系统下达的指令。
二、工作原理660MW超临界机组APS自启停控制系统在工作时，首先通过信号采集系统获取各种参数的变化情况，包括燃煤锅炉系统的压力、温度、流量等参数，以及发电机的转速、电压、功率等参数。
然后将这些参数通过数据处理系统进行处理，形成机组的运行状态数据，再通过集散控制系统进行分析和决策，最终下达相应的控制指令给执行机构，以实现对机组的启停控制。
三、控制方法660MW超临界机组APS自启停控制系统采用了先进的控制方法，包括模糊控制、PID控制、模型预测控制等。
模糊控制能够处理系统参数模糊、不确定性等问题，提高了控制系统的鲁棒性；PID控制能够根据机组运行状态的实时变化进行调整，使得控制系统具有较好的动态性能；模型预测控制则能够通过对机组运行状态的预测，提前对控制量进行调整，以实现对机组的精准控制。
四、应用场景660MW超临界机组APS自启停控制系统在现代发电厂得到了广泛的应用，特别是在大型发电厂中更加常见。
利用这一自动化控制技术，可以有效降低机组的人工干预，减少操作人员的劳动强度，提高机组的运行稳定性和可靠性，从而节约人力成本，提升发电效率。
660MW超临界机组APS自启停控制
660MW超临界机组APS自启停控制660MW超临界机组是我国目前主流的火电机组，其自启停控制对于保障电网稳定运行至关重要。
本文将介绍一种基于自适应预测控制算法的660MW超临界机组APS自启停控制方案。
1.控制目标660MW超临界机组的自启停控制主要目的是在电网需求变化的情况下实现机组的快速启动和停机，以保障电网的稳定运行。
具体来说，控制目标包括：（1）对机组的启动和停机进行自动控制，并在控制过程中实时监测机组状态。
（2）在机组启停过程中，根据电网负荷的变化和机组状态的反馈信息，自适应调整控制参数，使机组启停更加稳定和可靠。
2.自适应预测控制算法自适应预测控制算法是一种基于模型预测控制和自适应控制的技术，可以在不确定环境下实现机组的启停控制。
该算法主要包括以下步骤：（1）建立机组动态模型，用于预测机组启停后的状态。
（2）利用预测结果和反馈信息，计算控制器响应。
（3）根据实时的控制效果和机组状态，自适应调整控制参数，以提高控制稳定性和可靠性。
具体来说，在660MW超临界机组的APS自启停控制系统中，我们采用基于自适应预测控制算法的模型预测控制器。
控制器的输入包括电网负荷、机组运行模式、机组启停信号和机组状态反馈等信息，输出则为机组的各个控制量。
3.控制架构660MW超临界机组的APS自启停控制系统采用分布式架构，其中包括主控制系统、本地控制系统和监控系统三部分。
主控制系统：由上位机和下位机组成，负责整个系统的启停控制。
上位机接收电网负荷变化等信息，下发控制命令给本地控制系统，并监控机组状态。
监控系统：由相应软件组成，负责机组参数和状态的监测和记录，对机组启停过程中出现的问题进行实时诊断和处理。
4. 控制流程机组启动：在接收到主控制系统下达的机组启动指令后，本地控制系统将根据预设的启动程序执行相应的控制操作。
此过程中，自适应预测控制器将通过机组动态模型预测机组不同阶段的状态，并根据实时反馈信息自适应调整控制参数。
660MW超临界机组控制方案说明
龙泉金亨2×660MW超临界机组MCS系统逻辑设计说明设计：校对：审核：批准：新华控制工程有限公司2012年3月18日660MW超超临界机组控制方案说明1．超超临界机组模拟量控制系统的控制要求超临界机组相对于亚临界汽包炉机组，有两点最重要的差别：一是参数提高，由亚临界提高至超临界；二是由汽包炉变为直流炉。
正是由于这种差别，使得超临界机组对其控制系统在功能上带来许多特殊要求。
也正是由于超临界机组与亚临界汽包炉机组这两个控制对象在本质上的差异，导致各自相对应的控制系统在控制策略上的考虑也存在差别。
这种差别在模拟量控制系统中表现较为突出。
此处谨将其重点部分做一概述。
1.1 超临界锅炉的控制特点(1)超临界锅炉的给水控制、燃烧控制和汽温控制不象汽包锅炉那样相对独立，而是密切关联。
(2)当负荷要求改变时，应使给水量和燃烧率（包括燃料、送风、引风）同时协调变化，以适应负荷的需要，而又应使汽温基本上维持不变；当负荷要求不变时，应保持给水量和燃烧率相对稳定，以稳定负荷和汽温。
（3）湿态工况下的给水控制——分离器水位控制，疏水。
（4）干态工况下的给水控制-用中间点焓对燃水比进行修正，同时对过热汽温进行粗调。
（5）汽温控制采用类似汽包锅炉结构，但应为燃水比+喷水的控制原理，给水对汽温的影响大；给水流量和燃烧率保持不变，汽温就基本上保持不变。
1.2 超临界锅炉的控制重点超临界机组由于水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。
因此，超临界机组的负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切相关的；而维持燃水比又是保证过热汽温的基本手段；因此保持燃/水比是超临界机组的控制重点。
本公司采用以下措施来保持燃/水比：（1）微过热蒸汽焓值修正对于超临界直流炉，给水控制的主要目的是保证燃/水比，同时实现过热汽温的粗调，用分离器出口微过热蒸汽焓对燃/水比进行修正，控制给水流量可以有效对过热汽温进行粗调。
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。
660MW超超临界机组协调控制系统优化分析
学术论坛660MW超超临界机组协调控制系统优化分析张 鑫（京能（锡林郭勒）发电有限公司，内蒙古 锡林浩特 026000）摘要：本文主要对国内某发电公司的两台660MW超超临界机组协调控制系统进行分析，首先分析了机组的协调控制相关的策略特点与难点，然后对机组的运行期间出现的协调控制系统问题加以优化，最终为机组的运行安全和经济运行打下一定的基础。
关键词：660MW超超临界机组；控制策略；优化；大延迟；协调控制系统1 概述本次分析的机组为660MW超超临界褐煤间接空冷机组。
锅炉为高参数超超临界褐煤直流锅炉，并使用中速辊式正压直吹式的制粉系统，汽轮机为高背压九级回热高效汽轮机，发电机为双水内冷汽轮发电机，机组辅机配置为：空气预热器两台、磨煤机七台、送风机两台、引风机两台、一次风机两台、汽动给水泵一台，公用电泵一台。
热工控制系统（DCS）使用OVATION分散控制系统，模拟量控制系统（MCS）能够对系统进行分散控制，并针对锅炉和汽轮机以及设备加以连续的闭环控制，确保机组稳定安全，符合安全启、安全停、定压、滑压的运行标准。
2 协调控制的策略分析超超临界机组使用的协调控制系统由汽轮机和锅炉的主控回路、负荷指令和主蒸汽压力的相关设定、协调方式的切换、辅机故障快速减负荷、频率和热值的校正等功能回路。
汽轮机和锅炉的主控回路一般情况下有四种不同的运行控制：汽轮机跟随控制方式（锅炉和汽轮机的主控系统分别是手动和自动），机炉协调控制方式（锅炉和汽轮机的主控系统均为自动），锅炉跟随控制方式（锅炉和汽轮机的主控系统分别为自动和手动），基本控制方式（锅炉和汽轮机的主控系统均为手动）。
协调控制系统通常使用锅炉跟随的方式。
炉跟机协调控制方式下，由锅炉主控系统来承担维持机前压力，而汽轮机主控则使用在对机组的负荷控制。
此种控制方式特点为机组负荷响应快，负荷控制精度要高，但机前压力波动大。
依据相关部门对机组的要求，使用此协调的方式可以更加符合要求，下图1显示为2.1 机组的负荷指令和蒸汽压力定值处理回路机组的负荷指令回路是负责机组接收外部负荷指令，然后再进行处理，最后再当作负荷的给定值发送至锅炉与汽轮机的主控系统，总共三个子回路：最大限制和最小限制回路，负荷控制站，变化率限制回路。
660MW超超临界锅炉调试要点分析
660MW超超临界锅炉调试要点分析本文主要是针对660MW的超超临界锅炉调试要点进行阐述，分析的内容主要包括锅炉冷态通风、锅炉冷热态冲洗、锅炉吹管、锅炉干湿态转换过程、给水和蒸汽温度的控制、超超临界锅炉增加的主保护等方面的内容，对确保660MW 超临界锅炉调试工作的有效开展提供了参考依据。
标签：660MW；超超临界；锅炉调试；要点0 前言本文主要是针对某火电厂的2台660MW超超临界空冷发电机组进行分析，锅炉内部配置了大气扩容式启动系统、冷一次风正压直吹式制粉系统及中速碗式磨煤机系统，内部配置了12只燃尽风喷口，4只侧燃尽风喷口，在尾部位置设置了分烟道，要想对出口处的蒸汽温度进行测量，需要利用烟气分流档板来进行，为了节省燃油的使用，需要选择具有稳燃功能的燃烧器，并且运用微油进行点火启动。
1 锅炉冷态通风为了确保在锅炉使用过程中尾部烟道和炉膛内产生大量的热偏差，需要对侧煤仓及锅炉布置的特点进行了解，对燃烧器叶片进行定期的检查和清理工作，对各风量的标准进行合理的制定，将风速调平后使用。
首先，需要对燃烧器的初始位置进行调节和设定，需要结合实际的使用需求，对燃烧器的位置进行合理设置，为了避免在实际的使用过程中出现较多的偏差，实验人员需要对炉膛内部的燃烧器进行定期的检查，并做好记录工作。
其次，需要对一次风速进行调平处理，防止炉膛内温度出现不均匀情况。
锅炉在投产后常会出现较大的偏差，需要在锅炉调试期间对风速进行调平，确保预热器出口两侧排烟温度保持相同。
最后，对磨煤机入口处的风量合理标定，做好调试期间的标定校准工作，正确显示风量，确保磨煤机使用的稳定性[1]。
2 锅炉冷热态冲洗由于超超临界锅炉内部受热面管的最小内径为13mm，由于水质不好，管内常会造成大量结垢现象，给管道的正常运行造成了较大的阻力，严重时可能会导致爆管现象的发生。
为了确保热面管的运行安全稳定性，需要及时清理管内存在的杂质。
可以采用冷态及热态清理方式，其中冷态清理分为循环冲洗及开式冲洗两个阶段，同时还需要对锅炉疏水泵进行试转，防止出现严重超出电机额定电流等现象。
660MW超超临界机组启动阶段水汽品质控制方法
660MW超超临界机组启动阶段水汽品质控制方法摘要：结合炉水碱化烘干法停备用与机组冷态启动后存在的问题，提出了水汽品质控制方法及要求。
跟踪启动后给水中铁离子含量，有效抑制给水的流动腐蚀（FAC）。
关键词：超超临界机组，机组启动，流动腐蚀江苏国信靖江发电有限公司为660MW超超临界变压运行直流锅炉。
锅炉型号为HG2038/26.15-YM（3）。
停备用采用炉水碱化烘干法。
运行采用给水氧化性全挥发工况（AVT（O）），氨水采用脱硝（SCR）供氨母管氨气与水混合制备。
一、锅炉冷态启动流程及水质控制标准1.建立凝汽器至除氧器循环，除氧器出口铁小于200μg/L后，进行除氧器加热，水温达到104℃后；进行锅炉上水，启动分离器液位达到7m，冲洗至储水箱Fe≤500μg/L，SiO2≤200μg/L，启动BCP泵，维持500m3/h流量进行循环，直至启动分离器出口Fe≤200μg/L、PH=9.2-9.6，锅炉冷态冲洗结束。
锅炉点火升温，保持水冷壁温度150～170℃，直至启动分离器出口水Fe≤100μg/L、PH=9.2-9.6，锅炉热态冲洗结束。
锅炉升温升压，当主蒸汽左右侧Fe≤50μg/L，SiO2≤30μg/L，Na≤20μg/L，氢电导率≤0.5μS/cm[1]，进行蒸汽冲转。
直至锅炉干态运行前，锅炉冲洗水由锅炉疏水阀排出，不进行回收。
机组停炉前，将给水pH提高至9.6，进行热炉带压放水余热烘干。
机组运行期采用氧化性全挥发工况，给水pH=9.2～9.6，给水氢电导率≤0.15μS/cm，溶解氧含量≤7μg/L。
2013年12月至2015年2月，国信靖江发电限公司共进行了11次启动保养工作。
机组由冷态进行启动，汽轮机冲转至3000rpm/min后，停炉采用热炉带压放水方式保养。
二、启动中存在问题1.汽机、锅炉系统水冲洗时间长启动中，汽机与锅炉的冷态冲洗时间长，受控率差，扣除除氧器与启动分离器上水时间，冲洗时间在均1.5小时以上。
660MW超临界机组过热蒸汽温度的控制系统及运行调整
660MW超临界机组过热蒸汽温度的控制系统及运行调整摘要：大型火电站当中，一项较重要的运行调整就是过热蒸汽温度控制和调整。
过热蒸汽温度控制系统，对于火电机组热效率的提升具有重要意义，能够保障机组发电过程中所产生的热量得到应有的利用，使发电效率大大提升。
因此在本文当中就将对某火力发电企业机组过热蒸汽温度控制系统设计工作进行分析，将设计工作当中对过热蒸汽温度控制系统大延迟、大惯性以及时变性和非线性内在机理问题，进行攻克的过程进行研究，同时对过热蒸汽温度的运行调整提出相关建议。
关键词：660MW；超临界机组；过热蒸汽温度；控制：调整1.前言浙能乐清一期2*660MW超临界机组，锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π型结构、露天布置燃煤锅炉。
DCS系统用的是北京ABB贝利控制系统有限公司的Industrial IT Symphony 系统。
在本文当中，将主要对机组当中的过热蒸汽温度控制系统进行研究，过热蒸汽温度控制系统主要存在大延迟，大惯性以及时变性和非线性内在机理问题，并提出相应的运行调整分析。
2.过热蒸汽温度控制系统解析2.1工艺流程分析过热器喷水减温系统工艺流程：炉膛上部布置有前屏过热器和后屏过热器，水平烟道依次布置高温再热器和高温过热器，共有二级喷水减温器，将每一级减温器都进行左右两侧均匀布置。
在第一级减温器当中，主要是将减温器布置在后屏过热器的入口处，该级减温器的喷口量达到了总设计喷水量的2/3，对第一级减温器进行控制的是两个喷嘴和调节阀门。
在第二级减温器当中，主要是将其设置在末级过热器的入口处，该级减热器喷水量达到了总设计排水量的1/3。
图一过热减温水DCS画面2.2过热汽温控制系统2.2.1减温控制系统在第一级减温控制系统（以此为例）当中，进行温度调节时的被调量是前屏过热器出口处的气温，同时该控制系统还能够保护屏式过热器的管壁不会出现温度过高的现象，并与末级过热汽温控制系统进行配合协同工作，保证整体控制系统温度得以调节。
660MW超超临界机组极热态启动分析及操作要点
660MW超超临界机组极热态启动分析及操作要点摘要:超超临界机组热态､极热态启动对主､再热蒸汽参数要求很高,在实际启动过程中,采用调整旁路等手段,蒸汽压力可以达到,汽温却较难控制,容易导致暖机､暖缸不充分,造成热应力较大,启动､暖机､冲转时间延展,操作难度增大｡同时会出现负胀差,这对汽轮机伤害较大｡由于主汽温较高,使高压缸排汽温度较高,导致部分部件因温度高,膨胀危险性增大｡本文通过分析能源有限公司三期工程2×660MW超超临界火电机组2018年机组投产以来各次启机过程的经验,对机组稳定运行以及跳闸后短时间的极热态启动进行分析,提出针对性的措施和注意事项,可为今后同类型机组极热态启动提供参考｡关键词:超超临界;极热态启动;分析;要点1机组热态､极热态的启动参数及难点热态启动参数:主汽温550℃､再热汽温480℃,过热器出口压力12MPa｡极热态启动参数:主汽温580℃､再热汽温550℃､过热器出口压力12MPa｡由此可见,机组热态､极热态启动时,汽轮机金属部件温度较高,要防止汽缸和转子被冷却,如果处理不当,将对汽轮机的安全及寿命造成极大影响｡所以,对汽温､压力要求很高｡而在实际启动过程中,采用调整旁路等手段,蒸汽压力可以达到,汽温却较难控制｡因为要考虑锅炉侧壁温变化的影响,还要避免因汽温不持续上升或温度过低,导致汽轮机经历一个冷却过程,造成暖机､暖缸不充分,各个金属部件热应力较大,启动､暖机､冲转时间延展,操作难度增大,并出现负胀差,这对汽轮机伤害较大｡同时,主汽温度较高,使高压缸排汽温度较高,导致部分部件因温度高,膨胀危险性增大｡因此要求我们要尽快､稳定地控制汽温､汽压,使之能够安全冲转､并网､带负荷｡2系统概述某能源有限公司三期2×660MW超超临界机组分别于2018年和2019年通过168h试运｡锅炉为东方锅炉厂有限公司生产的超超临界变压运行直流本生锅炉,为DG1937/28.25-Ⅱ13型一次再热､单炉膛､前后墙对冲燃烧方式､尾部双烟道结构､平衡通风､露天布置､固态排渣､全钢构架､全悬吊结构Π型锅炉｡汽轮机为上海汽轮机厂有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的超超临界汽轮机,为N660-27/600/610型一次中间再热､单轴､四缸四排汽､双背压､纯凝汽式汽轮机｡3极热态启动分析及操作要点3.1极热态启动特点极热态启动一般指机组跳闸后时间小于1h且已查明原因,可直接冲转并网的情况｡机组跳闸后汽轮机高压转子温度很高,在这种情况下进行极热态启动,如果操作不当,对汽轮机的使用寿命将会产生不可逆转的影响｡综合了解,极热态启动对于参数选择极为严苛,在极热态启动过程中,通过调整燃料量及调节旁路的方法,蒸汽压力很容易满足,但是蒸汽温度较难控制,机组跳闸后,锅炉侧蒸汽温度下降速率远大于汽轮机调节级温度,如参数选择不当,将会导致汽轮机经历一个冷却过程,造成暖机不充分,出现负胀差等情况,甚至可能发生因受热不均导致汽轮机转子弯曲的重大事故｡机组即使能短时间使参数满足条件,通过X､Z准则,但仍会影响启动､冲转､暖机､升负荷的时间｡因此,机组启动参数选择对于极热态启动非常重要｡机组几次极热态启动过程,总结极热态启动有以下特点:①锅炉重新上水时需严格控制上水时间及上水量;②机组启动时,汽轮机金属温度非常高,一般仅比额定参数低50℃左右,因此,需严格控制主､再热蒸汽温度,使其与高､中压缸温度匹配,避免因温差引起汽缸和转子的热冲击;③控制好主､再热蒸汽压力,否则产生的鼓风摩擦容易造成高压缸12级温度过高,从而发生切缸;④尽可能加快升速､并网､带负荷的速度,减少一切不必要的停留操作,缩短启动时间,这在极热态启动中极其重要｡3.2机组跳闸后注意事项机组跳闸后,检查锅炉MFT､汽轮机跳闸､发电机解列动作正常,检查机组各辅助设备联动正常｡迅速关闭轴封系统溢流调节门,开启辅汽至轴封供汽调节门､冷再热蒸汽(以下简称冷再)供辅汽调节门,确认辅汽联箱压力正常,双机运行由运行机组提供辅汽,单机运行尽快启动电动给水泵,保证能开启高压旁路(开启前确保主蒸汽压力<10MPa),由冷再供辅汽,并及时投入轴封电加热,开启辅汽联箱及轴封供汽管道疏水,维持轴封供汽温度≥320℃,汽轮机轴封母管压力3.5~5kPa,小机轴封压力8~12kPa｡汽水分离器出口压力<14MPa时,间断性开启ERPV阀进行泄压,汽水分离器压力<14MPa,通过361阀控制汽水分离器出口主蒸汽压力下降速率≤0.2MPa/min｡确认锅炉吹扫完成及时停运送､引风机,关闭风烟系统各挡板,进行锅炉闷炉,如果送､引风机均跳闸,则开启各风烟挡板保持锅炉自然通风冷却15min 后关闭｡3.3极热态启动操作要点机组跳闸后重新上水时若使用汽动给水泵,需运行机组稳定负荷550MW,运行机组负荷过低无法带动启动机组小机冲转;运行机组负荷过高导致用汽量过多,运行机组无法带动其负荷｡开启锅炉上水旁路电动门､调节门,调整给水流量150~200t/h,监视锅炉水冷壁及分离器壁温下降速率≤2.5℃/min,分离器内外壁温差在40℃以内,可适当增加给水流量｡锅炉储水箱液位≥10m,调整省煤器入口流量为600t/h,控制361阀开度维持储水箱水位正常,及时启动疏水泵回收至凝汽器或除氧器｡启动锅炉风烟系统前,提前检查好各风机及油站,建立通道,投入脱硝声波吹灰､空气预热器连续吹灰,尽量缩短启动风机到锅炉点火的时间｡锅炉点火前只允许使用机组跳闸前备用磨煤机建立一次风通道,禁止使用跳闸磨煤机通风,防止煤粉进入炉膛发生爆燃｡启动A磨煤机运行,如A磨煤机内有存煤,铺煤时间30s 即可降磨辊,降磨辊前将炉膛负压调低,炉膛点火成功后及时调整炉膛负压正常｡成功后,尽快提高锅炉燃料量,调整燃烧率与锅炉金属壁温相匹配,防止较大的给水量冷却受热面导致氧化皮脱落,给锅炉运行中爆管埋下极大隐患｡升温升压过程及时调整高､低压旁路开度,维持主蒸汽压力7~8MPa,高压旁路后压力0.8~1.2MPa,高压旁路后温度350~360℃｡控制蒸汽温度的关键点有以下几个方面:①吹扫完成后快速点火,避免风组长时间启动,从而冷却炉温;②磨煤机启动时可选择上层磨煤机,提高炉温及主蒸汽温度;③尽早投入2号高压加热器,增加汽轮机高排流量,减少鼓风摩擦产生的热量;④通过调整提高炉膛火焰中心;⑤通过调整主､再热管道的左右侧疏水来调整蒸汽温度偏差;⑥极热态启动目标是较快速度提高蒸汽温度,与冷态启动控制蒸汽温度方法相反,需维持较低给水温度,加大上水量,将给水量通过361阀外排,减少炉水的产汽量,在燃料量不变的情况下,蒸汽吸热增强,能更快提高主蒸汽温度,缩短启动时间｡通过实践总结,按以下参数进行汽轮机冲转较合适:主蒸汽压力8MPa､主蒸汽温度550~580℃,再热蒸汽压力0.6~0.8MPa､再热蒸汽温度520~540℃,高压旁路开度>60%､低压旁路开度>30%｡汽轮机冲转时严密监视汽缸温升､上下缸温差､内外壁温差､轴向位移､胀差､振动､轴瓦温度､油温油压等重要参数｡通过调整机前压力及冷再压力,时刻注意高压缸12级温度,防止鼓风摩擦严重造成高压缸12级温度过高,激活高排温度控制器,严重情况甚至切缸｡整个冲转并网过程中,在汽轮机500r/min及3000r/min时不停留,低负荷阶段也快速通过,保证不发生切缸｡机组自动投缸的条件:实际负荷>66MW､负荷率>35MW/min､DEH负荷设定值>185MW､最大负荷上限>185MW3.4极热态启动关键a.调整轴封供汽温度与汽轮机缸体温度匹配,避免转子产生较大热应力,引起动静摩擦及发生疲劳､蠕｡b.控制主､再热蒸汽温度,使机组尽快满足TSE､X､Z准则,防止汽轮机冷却,保证汽轮机本体充分暖机｡c.控制主､再热蒸汽压力,减少不必要操作,有效控制好高压缸12级温度,避免切缸风险｡4结语本文结合实际经验,概括了660MW超超临界机组极热态启动过程的注意事项及操作要点｡在当前激烈的电力市场竞争中,不仅是电力供应的安全要求,环保要求也越来越高,机组跳闸后的极热态启动能快速安全恢复正常供电,可极大提高机组在电网中的竞争力｡本文总结了一些极热态启动中的经验,可为今后同类型机组极热态启动提供参考｡参考文献:[1]崔存星.1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策[J].河南科技,2018(35):45-47.[2]沈健雄,孙中华,张雄俊.1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策[J].科技创新与应用,2014(20):13-14.[3]刘建海,刘志杰,任宏伟.1000MW汽轮机温､热态启动胀差控制[J].东北电力技术,2012,33(1):22-25.。
660MW超临界机组APS自启停控制
660MW超临界机组APS自启停控制随着电力需求的不断增长，火力发电厂已经成为许多国家主要的电力供应方式之一。
660MW超临界机组是一种高效、低排放的火力发电机组，具有很高的经济性和环保性。
APS 自启停控制系统作为660MW超临界机组的一部分，起着至关重要的作用。
本文将探讨660MW超临界机组APS自启停控制的原理、特点和应用。
APS自启停控制系统采用了先进的控制算法和高性能的控制器，能够对660MW超临界机组进行智能化、自动化的控制。
其主要原理包括以下几点：1. 自动化控制：APS自启停控制系统能够根据预设的启停参数，实现机组的自动启停。
在机组启动过程中，系统通过监测各个部件的状态和参数，实时调整控制策略，确保机组的安全、稳定运行。
在机组停机过程中，系统也能够自动控制各个部件的停机顺序和速度，确保机组的平稳停车，减少机组的磨损和故障率。
2. 智能化监测：APS自启停控制系统通过高精度的传感器和先进的数据采集技术，对机组各个部件的状态和参数进行实时监测和分析。
系统能够及时发现机组运行中的异常情况，并采取相应的控制策略进行调整，避免机组发生故障或损坏。
3. 柔性化控制：APS自启停控制系统具有较强的柔性控制能力，能够根据机组运行状态和外部环境变化，及时调整控制策略，确保机组的性能和安全。
例如在气候变化较大的环境下，系统可以根据不同的环境参数调整控制策略，最大限度地发挥机组的性能。
4. 可视化：APS自启停控制系统能够通过图形化界面实时显示机组运行状态和各项参数，用户能够清晰了解机组的运行情况，方便进行监控和管理。
APS自启停控制系统已经在许多660MW超临界机组中得到了广泛的应用，取得了良好的效果。
其主要应用包括以下几个方面：660MW超临界机组APS自启停控制系统作为660MW超临界机组的一部分，具有很高的智能化、自动化控制能力，能够有效地提高机组的运行效率和安全性。
随着技术的不断发展和应用范围的不断扩大，APS自启停控制系统将在未来得到更广泛的应用和推广。
660MW超临界机组APS自启停控制
660MW超临界机组APS自启停控制一、引言660MW超临界机组是目前国内火力发电的主流产品之一，其具备高效、低耗、低污染的特点，受到了广泛的应用和认可。
在火力发电厂的运行中，APS（自动化保护系统）始终扮演着关键的角色，特别是在机组的自启停控制方面更是至关重要。
本文将围绕660MW超临界机组APS自启停控制展开论述，旨在深入分析该系统的原理、设计和应用。
二、660MW超临界机组APS自启停控制系统原理自启停控制系统是以机组自身状态和外部条件为依据，通过对相关参数的监测和控制，来实现对机组的自动启停操作。
660MW超临界机组APS自启停控制系统一般由以下几个方面组成：1. 自启停逻辑自启停逻辑是整个系统的核心部分，其根据机组运行状态（如压力、温度、速度等）、外部信号（如电网状态、负荷变化等）和用户需求（如手动操作、自动操作等），进行逻辑判断，并生成针对不同情况的控制命令。
2. 监测装置监测装置用于实时监测机组的运行状态和外部条件，包括传感器、仪表、控制器等设备，通过采集、处理和反馈信息，为自启停逻辑提供必要的依据。
3. 控制装置控制装置用于执行自启停逻辑生成的控制命令，对机组的各种执行部件（如阀门、泵、电机等）进行操作，从而实现机组的启停控制。
4. 人机界面人机界面是用户与系统交互的接口，通常以触摸屏、操作台等形式呈现，用户可以通过人机界面对系统进行设置、操作和监控。
三、660MW超临界机组APS自启停控制系统设计要点在设计660MW超临界机组APS自启停控制系统时，需要考虑以下几个重点方面：1. 可靠性机组的自启停控制是一个涉及到安全和稳定的重要功能，因此系统的可靠性至关重要。
在设计过程中，需要考虑到各种可能的故障和异常情况，并采取相应的措施来确保系统的稳定性和可靠性。
2. 灵活性机组的自启停操作可能因为各种原因而需要进行调整和修改，因此系统设计需要具有一定的灵活性，可以根据实际需要进行配置和调整，保证系统的适用性和可维护性。
660MW超临界机组APS自启停控制
660MW超临界机组APS自启停控制APS自启停控制系统是指具备自动启动和停机功能的电厂控制系统，旨在实现对660MW 超临界机组的自动控制和管理。
APS自启停控制系统在电厂的运行中起着至关重要的作用，能够有效提高电厂的生产效率和安全性，是电厂自动化管理的重要组成部分。
APS自启停控制系统主要由自动控制系统、监控系统、网络系统和安全系统等部分组成。
自动控制系统通过PLC控制器实现对660MW超临界机组的自动操作；监控系统负责对机组的运行状态进行实时监控和数据采集；网络系统提供了无线通信和远程监控功能；安全系统则保障了系统的安全稳定运行。
APS自启停控制系统的核心功能包括自动启动、自动调速、自动负荷调节、自动停机等。
在电厂运行中，当系统检测到需要启动660MW超临界机组时，自动控制系统将启动机组并进行自动调速，以保证机组正常投入运行。
当机组达到额定负荷后，自动负荷调节功能将根据电网的负荷情况自动调整机组的输出功率，从而实现对电网负荷的稳定供应。
当系统需要停机时，APS自启停控制系统将自动执行停机程序，确保机组安全有序地停机。
APS自启停控制系统具有以下特点：1. 高效性：APS自启停控制系统能够实现对660MW超临界机组的自动控制和运行管理，提高了电厂的生产效率和运行稳定性。
2. 可靠性：系统通过PLC控制器实现对机组的自动操作，具有较高的自动化水平和可靠性。
3. 安全性：APS自启停控制系统配备了完善的安全系统，能够保障机组和设备的安全运行。
4. 灵活性：系统能够实现对电厂机组的多种操作控制，具有较强的灵活性和适用性。
5. 自动化管理：通过网络系统实现远程监控和通信功能，实现对电厂的自动化管理。
超临界660MW锅炉燃水比控制策略
超临界660MW锅炉燃水比控制策略发布时间：2021-01-15T06:19:03.556Z 来源：《中国电业》（发电）》2020年第23期作者：张亚克[导读] 超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。
目前运行的超临界机组运行压力均为24～25MPa。
贵州省习水鼎泰能源开发有限责任公司贵州遵义 564611摘要：超临界锅炉中间点温度是指水冷壁出口汽水分离器中工质的温度。
在超临界压力下运行的锅炉水冷壁中工质温度随吸热量的变化而变化,而水冷壁出口工质温度的变化必然首先直接影响到过热汽温.因此,中间点温度作为控制过热汽温的超前信号或首要参考温度显然是十分关键的。
本文以习水二郎电厂巴威B&W-2090/25.4-M型“W火焰”超临界直流锅炉为例，根据给水调整特性提出一些解决超临界汽温对策方法和思路。
关键词：直流锅炉策略；过热度；水煤比1、超临界锅炉概述超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。
目前运行的超临界机组运行压力均为24～25MPa。
理论上认为，在水的状态参数达到临界点时（压力22.129MPa，温度374℃），水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽水共存的二相区存在，二者的参数不再有区别。
1.1直流炉的工作原理直流锅炉依靠给水泵的压头将锅炉给水依次通过预热、蒸发、过热各受热面而变成过热蒸汽。
直流炉的汽水流程如图1所示。
在直流锅炉蒸发受热面中，由于工质的流动不是依靠汽水密度差来推动，而是通过给水泵压头来实现，工质依次通过各受热面，蒸发量等于给水量，故可认为直流锅炉的循环倍率为1。
直流锅炉的汽水流程中未设置汽包,而且直流锅炉是由各受热面以及连接这些受热面的管道所组成。
锅炉给水通过给水泵的压头一次性通过预热、蒸发、过热各受热面而变成过热蒸汽,蒸发量等于给水量。
蒸发段是汽、水混合物,随着管道的往后推移,工质由饱和水逐渐被加热成饱和蒸汽。
660MW超临界机组APS自启停控制
660MW超临界机组APS自启停控制引言：超临界发电机组是目前火力发电厂的主要装备之一，其运行稳定和控制可靠对于保障电网的安全稳定运行具有重要意义。
APS自启停控制系统作为发电机组的重要组成部分，其自动化程度和控制精度直接影响着发电机组的运行效率和安全性。
本文将介绍660MW超临界机组APS自启停控制系统的组成结构和工作原理，以及其在实际运行中的应用情况和未来发展方向。
一、APS自启停控制系统的组成结构APS自启停控制系统是超临界机组的重要控制系统之一，其主要包括以下几个部分：1. 主控制系统：主要由液压控制系统和电气控制系统组成，用于对机组进行启停控制和调节控制。
2. 保护系统：用于监测机组的运行状态，一旦发现异常情况，及时采取保护措施以确保机组和设备的安全运行。
3. 通讯系统：用于与电网和其它设备进行数据交互和信息传输，确保机组与外部系统的协调运行。
4. 监控系统：用于实时监测机组运行的各项参数，并对运行情况进行分析和评估，以便及时调整控制策略。
5. 辅助系统：包括火车系统、空气系统、燃油系统等，在机组启停和运行过程中发挥重要的辅助作用。
二、APS自启停控制系统的工作原理APS自启停控制系统的工作原理主要通过控制机组的启停和调节，实现对机组运行的自动化控制。
具体包括以下几个方面：1. 启动控制：通过对锅炉的点火和蒸汽系统的预热，使机组从冷态逐步升温到热态，实现机组的启动。
2. 调节控制：在机组达到热态后，通过对蒸汽的调节和锅炉的控制，实现机组的平稳运行，并根据负荷变化调整机组输出功率。
3. 停机控制：在机组运行过程中，一旦发现异常情况，如超温、超速等，立即采取停机控制措施，确保机组和设备的安全运行。
三、APS自启停控制系统在实际运行中的应用情况随着新能源和电网调度的发展，APS自启停控制系统在超临界机组的应用情况也在不断改进和完善。
目前在实际运行中主要表现在以下几个方面：1. 启停时间的缩短：优化了机组启停控制策略，大大缩短了机组的启停时间，提高了机组的运行效率和经济性。
国电哈密大南湖超超临界660机组运行说明书讲解
国电哈密大南湖发电厂2X660MW超超临界机组HG-1948/28.25-HM6超超临界直流锅炉运行说明书（参考版）F031OYX001B201编制：校对：审核：审定：哈尔滨锅炉厂有限责任公司二○一四年一月目录1．介绍 (1)1.1 目的和范围 (1)1.2 运行过程中应注意的问题 (1)1.3. 需要引起注意的事项 (1)1.4 紧急停炉 (6)1.5 水质要求 (9)1.6 保养程序 (10)1.7 机组启动运行要点 (11)1.8 机组停运的要点 (11)1.9 禁止项目 (11)1.10 运行时应禁止和注意的项目 (12)2．系统启动 (14)2.1 启动前介绍 (14)2.2 启动系统介绍 (15)2.3 温态、热态和极热态启动 (42)3．系统停运 (47)3.1 停运前的操作 (47)3.2 系统停运 (48)4．吹灰器的操作 (54)4.1 运行的基本原则 (54)4.2 限制 (55)5．变换煤种 (56)6．锅炉定值及报警 (57)附录-A (62)附录-B (63)1．介绍1.1 目的和范围本文是针对国电哈密大南湖电厂超超临界直流锅炉运行方面的指导书。
运行说明书的目的是向运行人员提供该机组在启、停及运行方面的标准及要求。
如果锅炉运行偏离了说明书的要求，那么我们无法达到所要求的目的。
不按照要求运行很可能造成很严重的后果。
而且运行人员应该熟悉锅炉的设计意图以便更好的完成运行任务。
本文不可能包括所有的问题。
很难预测设备和材料的损耗情况，这也和电厂的运行水平和管理模式有很大的关系。
因此本说明书仅提供给运行人员相关设备的运行指导和帮助。
1.2 运行过程中应注意的问题1.锅炉运行人员应认真学习下列各说明书。
1)锅炉设计说明书2)燃烧器设计说明书2.运行人员在熟悉理解设备每个部件的特性、使用方法后，严格遵守一些操作限制和注意事项。
3.运行规程紧密联系了锅炉及其辅机的运行和维护。
运行人员应该熟悉锅炉设备的详细特性和处理事故的方法。
超超临界660MW机组集控运行规程
发电厂2×660MW机组集控运行规程超超临界660MW机组集控运行规程1机组设备概述 (7)1.1锅炉设备概述 (7)1.2汽机设备概述 (8)1.3发电机设备概述 (10)2机组设备规范 (11)2.1锅炉设备规范 (11)2.1.1锅炉规范 (11)2.1.2燃料特性 (13)2.1.3锅炉汽水要求 (14)2.1.4燃料灰渣特性 (14)2.1.5燃油特性（轻柴油） (15)2.1.6锅炉设备技术数据 (15)2.1.7锅炉热力数据汇总表 (24)2.2汽机设备规范 (25)2.2.1主机设备规范 (25)2.2.2汽轮机发电机组临界转速 (26)2.2.3机组变工况热力参数 (26)2.3发电机及励磁机设备规范 (27)2.3.1发电机规范 (27)2.3.2励磁变压器规范 (29)2.3.3励磁整流柜参数 (30)2.3.4励磁调节器规范 (30)2.3.5氢系统规范 (30)2.3.6定子冷却水系统规范 (31)2.3.7发电机密封油系统规范 (31)3机组主要保护 (32)3.1汽机主要保护 (32)3.1.1汽轮机超速及跳机保护 (32)3.1.2汽轮机主要联锁保护 (32)3.1.3调节级叶片保护 (32)3.2锅炉主要保护 (33)3.2.1炉膛安全保护系统FSSS (33)3.2.2MFT条件 (33)3.2.3机电炉大联锁保护 (34)3.3电气主要保护 (34)3.3.1发变组保护 (34)3.3.2保护配置情况 (34)4机组启动 (36)4.1启动规定及要求 (36)4.1.1启动要求 (36)4.1.2机组禁止启动条件 (37)4.1.3启动状态的划分 (39)4.1.4机组主要检测仪表 (39)4.1.5主要控制及调节装置 (40)4.2启动前联锁、保护试验项目 (41)4.3启动前的检查和准备 (41)4.3.1启动前检查： (41)4.3.2辅助设备及系统的投入 (45)4.4.1凝结水系统冲洗 (47)4.4.2给水系统及锅炉冷态冲洗 (47)4.4.3锅炉上水 (47)4.4.4启动汽机轴封系统 (49)4.4.5启动汽机真空系统 (49)4.4.6启动汽机EH油系统 (49)4.4.7汽机高、低压旁路投用： (50)4.4.8启动锅炉风烟系统 (50)4.4.9启动锅炉炉前燃油系统 (50)4.4.10锅炉吹扫 (51)4.4.11锅炉点火 (52)4.4.12锅炉热态冲洗 (56)4.4.13锅炉升温升压 (56)4.4.14汽机冲转及升速至额定值 (57)4.4.15发电机并列 (65)4.4.16升负荷至60MW (72)4.4.17升负荷至120MW (74)4.4.18升负荷至260MW (75)4.4.19厂用电切换 (76)4.4.20升负荷至330MW (76)4.4.21升负荷至660MW (76)4.4.22锅炉启动过程注意事项 (76)4.4.23汽机启动过程注意事项 (77)4.5热（温）态启动 (78)4.5.1机组热（温）态启动原则 (78)4.5.2锅炉温态（热态、极热态）启动 (79)4.5.3汽机温态（热态、极热态）启动 (81)5机组正常运行及维护 (81)5.1机组正常运行参数限额 (81)5.1.1锅炉运行限额 (81)5.1.2汽机运行限额 (87)5.1.3发电机系统运行限额 (103)5.2机组运行方式 (104)5.2.1机组运行方式种类 (104)5.2.2机组运行方式投运条件 (104)5.2.3机组运行方式说明 (105)5.2.4机组正常运行的负荷调节 (106)5.3运行参数的监视与调整 (108)5.3.1机组运行调整的任务和目的 (108)5.3.2锅炉运行正常运行监视与调整 (109)5.3.3汽轮机系统的运行维护与调整 (114)5.3.4发电机系统主要参数的监视与调整 (116)6日常维护及定期试验 (125)6.1锅炉日常维护及定期试验 (125)6.2汽机日常维护及定期试验 (126)6.3电气日常维护及定期试验 (128)7机组停运 (129)7.1机组停运方式的规定 (129)7.2机组停用前的准备 (129)7.2.1锅炉停用前的准备 (129)7.3正常停机 (130)7.3.1机组减负荷 (130)7.3.2发电机解列 (132)7.3.3机组解列后的工作 (134)7.4滑参数停机 (136)7.4.1滑降范围及控制指标 (136)7.4.2机组的滑参数停机操作 (136)7.4.3滑参数停机控制参数 (139)7.4.4滑参数停机注意事项 (139)7.4.5滑参数停机和正常停机的异同点 (140)8机组停运后的冷却及保养 (140)8.1锅炉停炉后冷却 (140)8.2机组停运后的保养 (141)8.2.1机组停运后的保养注意事项 (141)8.2.2锅炉停运后的保养 (142)8.2.3汽机停运后的保养 (143)8.2.4发电机停运后的保养 (143)9事故处理 (144)9.1事故处理的原则 (144)9.2机组紧急停运 (145)9.2.1锅炉紧急停炉 (145)9.2.2汽机紧急停机 (145)9.3机组故障停运 (146)9.3.1锅炉故障停炉 (146)9.3.2汽机故障停机 (147)9.3.3电气故障停机 (148)9.4机组综合性故障及处理 (148)9.4.1锅炉MFT (148)9.4.2汽轮机运行中跳闸 (150)9.4.3发变组主开关跳闸（甩负荷） (151)9.4.4厂用电中断（全部中断） (152)9.4.5厂用电中断（部分中断） (154)9.4.6仪用压缩空气失去 (154)9.4.7机组控制系统异常 (157)9.4.8火灾 (159)9.5锅炉异常运行及事故处理 (161)9.5.1锅炉RB (161)9.5.2水冷壁泄漏、爆管 (166)9.5.3省煤器泄漏、爆管 (167)9.5.4过热器泄漏、爆管 (168)9.5.5再热器泄漏、爆管 (169)9.5.6尾部烟道二次燃烧 (169)9.5.7主再蒸汽温度异常 (170)9.5.8主蒸汽压力高 (171)9.5.9锅炉灭火 (171)9.5.10锅炉结焦 (172)9.6汽机异常运行及事故处理 (172)9.6.1汽轮机负荷摆动 (172)9.6.2主再蒸汽温度过高 (173)9.6.3主再蒸汽温度过低 (173)9.6.5汽轮机转子轴向位移增大 (177)9.6.6汽轮机水冲击 (178)9.6.7不正常的振动和异声 (179)9.6.8周率变化 (180)9.6.9汽轮机严重超速 (180)9.6.10汽轮机轴承金属温度高 (181)9.6.11运行中叶片损坏或断落 (181)9.6.12油箱油位、润滑油压同时下降 (182)9.6.13油位不变、油压下降 (183)9.6.14油压正常，油位下降 (183)9.6.15循环水中断 (184)9.7发电机异常运行及事故处理 (185)9.7.1发电机过负荷运行 (185)9.7.2发变组过激磁 (186)9.7.3发电机定子三相电流不平衡 (186)9.7.4发电机定子回路发生单相接地故障 (187)9.7.5发电机出口TV电压回路断线 (187)9.7.6发电机转子一点接地 (188)9.7.7发电机转子绕组匝间短路 (189)9.7.8发电机失磁 (189)9.7.9发电机升不起电压 (190)9.7.10励磁功率柜（整流柜）故障 (190)9.7.11电力系统振荡及发电机失步 (191)9.7.12发电机逆功率运行 (192)9.7.13发电机非全相运行 (193)9.7.14电机着火及氢气系统爆炸 (194)9.7.15发变组非同期并列 (195)9.7.16周波异常 (195)9.7.17发电机水冷系统故障 (196)9.7.18发电机氢冷系统故障 (199)9.7.19主系统事故处理 (200)10机组试验 (203)10.1机组试验原则 (203)10.2机炉电大联锁试验 (204)10.3锅炉试验 (206)10.3.1锅炉试验项目 (206)10.3.2锅炉水压试验 (206)10.3.3锅炉安全门整定试验 (210)10.3.4锅炉联锁保护试验 (213)10.3.5MFT、OFT保护试验 (214)10.4汽机试验 (215)10.4.1DEH调节系统静止试验 (215)10.4.2脱扣保护试验 (216)10.4.3ETS通道试验 (216)10.4.4超速保护试验 (217)10.4.5润滑油压低联锁保护试验 (217)10.4.6顶轴油泵、盘车低油压联锁试验 (218)10.4.7自动汽机阀门试验 (218)10.4.8高中压主汽门、调门严密性试验 (220)10.4.9抽汽逆止阀活动试验 (221)10.4.10真空严密性试验 (221)10.4.11发电机断水保护试验 (222)10.5发电机试验 (223)10.5.1试验前准备 (223)10.5.2主开关拉合试验 (223)10.5.3灭磁开关联跳试验 (223)10.5.4试验后恢复操作 (223)1机组设备概述1.1锅炉设备概述一期工程二台660MW超超临界机组锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造,引进日本三菱重工业株式会社（Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd）技术,超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、低NO X PM主燃烧器和MACT燃烧技术、四墙切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。
660MW超超临界机组集控运行规程20100930
若规程中内容与国家相关标准有冲突时，以国家相关标准为准。
1机组启动................................... 错误！未定义书签。
1.1检修后的验收与试验........................ 错误！未定义书签。
1.1.2检查与验收.............................. 错误！未定义书签。
1.1.2.1机组大、小修后应检查的项目............ 错误！未定义书签。
（1）设备变更报告............................. 错误！未定义书签。
（2）检修工作票............................... 错误！未定义书签。
（3）消防设备及系统........................... 错误！未定义书签。
（4）环保设备及系统........................... 错误！未定义书签。
1.1.2.2机组大、小修后启动前的检查内容........ 错误！未定义书签。
（1）热机设备系统............................. 错误！未定义书签。
（2）电气设备系统............................. 错误！未定义书签。
（3）热控设备及系统........................... 错误！未定义书签。
（4）化学设备系统............................. 错误！未定义书签。
（5）公用设备系统............................. 错误！未定义书签。
1.1.3分部试运................................ 错误！未定义书签。
1.1.3.1辅机试转前的确认条件 (8)1.1.3.2试运要求.............................. 错误！未定义书签。
1.1.3.3保护、联锁的状态确认.................. 错误！未定义书签。
660MW超临界机组APS自启停控制
660MW超临界机组APS自启停控制1. 引言1.1 背景介绍随着能源需求的不断增长和环保意识的提升，大型火力发电厂的运行稳定性和效率显得尤为重要。
660MW超临界机组作为目前火力发电厂中较为常见的机组类型，其自启停控制系统对于确保机组运行的安全性和可靠性起着至关重要的作用。
传统的机组启停控制主要依靠人工操作，存在着操作复杂、实时性差等问题，难以满足现代火力发电厂对于自动化、智能化的需求。
开发一套高效、智能的APS自启停控制系统成为当前研究的热点之一。
本文旨在探讨660MW超临界机组APS自启停控制系统的设计与实现，旨在提高机组的运行效率、降低人工干预和操作风险。
通过深入分析APS系统的架构、工作原理以及控制策略，以期为火力发电厂的运行管理提供技术支持和参考。
1.2 研究目的研究目的：本文旨在探讨660MW超临界机组APS自启停控制系统的设计和优化。
通过对APS自启停控制系统架构、工作原理、控制策略和实验结果分析的深入研究，旨在提高系统性能和效率，从而为电力行业的可靠性和稳定性作出贡献。
具体研究目的包括分析APS自启停控制系统的整体架构和关键组成部分，探讨其工作原理和应用场景，研究660MW超临界机组APS自启停控制策略的设计优化，并通过实验结果分析不断优化系统性能。
通过本次研究成果的总结和未来展望，将为相关领域的学术研究和实际应用提供一定的参考和借鉴。
2. 正文2.1 APS自启停控制系统架构APS自启停控制系统架构是660MW超临界机组自动控制系统中的重要组成部分。
该系统主要包括控制器、传感器、执行器和通信模块。
控制器负责监测和控制机组运行状态，传感器用于实时采集机组各种参数数据，执行器则负责执行控制命令。
通信模块用于与其他系统进行数据交互。
在APS自启停控制系统中，控制器通常采用高性能的工控机或PLC作为主控制单元，通过采集传感器数据并根据预设的算法进行逻辑控制，实现对机组启停过程的精确控制。
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龙泉金亨2X 660MV超临界机组MCS系统逻辑设计说明设计：校对：审核：批准：新华空制工程有限公司2012 年3 月18 日660MW超超临界机组控制方案说明1．超超临界机组模拟量空制系统的空制要求超临界机组相对于亚临界汽包炉机组，有两点最重要的差别：一是参数提高，由亚临界提高至超临界；二是由汽包炉变为直流炉。
正是由于这种差别，使得超临界机组对其控制系统在功能上带来许多特殊要求。
也正是由于超临界机组与亚临界汽包炉机组这两个控制对象在本质上的差异，导致各自相对应的控制系统在控制策略上的考虑也存在差别。
这种差别在模拟量控制系统中表现较为突出。
此处谨将其重点部分做一概述。
1.1超临界锅炉的控制特点(1) 超临界锅炉的给水控制、燃烧控制和汽温控制不象汽包锅炉那样相对独立，而是密切关联。
(2) 当负荷要求改变时，应使给水量和燃烧率(包括燃料、送风、引风)同时协调变化，以适应负荷的需要，而又应使汽温基本上维持不变；当负荷要求不变时，应保持给水量和燃烧率相对稳定，以稳定负荷和汽温。
3)湿态工况下的给水控制——分离器水位控制，疏水。
4)干态工况下的给水控制- 用中间点焓对燃水比进行修正，同时对过热汽温进行粗调。
5)汽温控制采用类似汽包锅炉结构，但应为燃水比+喷水的控制原理，给水对汽温的影响大；给水流量和燃烧率保持不变，汽温就基本上保持不变。
1.2超临界锅炉的控制重点超临界机组由于水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。
因此，超临界机组的负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切相关的；而维持燃水比又是保证过热汽温的基本手段；因此保持燃/ 水比是超临界机组的控制重点。
本公司采用以下措施来保持燃/ 水比：1)微过热蒸汽焓值修正对于超临界直流炉，给水控制的主要目的是保证燃/ 水比，同时实现过热汽温的粗调，用分离器出口微过热蒸汽焓对燃/ 水比进行修正，空制给水流量可以有效对过热汽温进行粗调。
（2）中间点温度本工程采用中间点温度（即分离器出口温度）对微过热蒸汽焓定值进行修正。
当中间点温度过高，微过热蒸汽焓定值立即切到最低焓，快速修改燃/ 水比、增加给水量。
当中间点温度低与过热度，表明分离器处于湿态运行，此时焓值修整切为手动。
（3）喷/ 水比（过热器喷水与总给水流量比）在超临界机组如果喷/ 水比过大（或过小），即流过水冷壁的给水量过小或过大），用喷/ 水比修正微过热蒸汽焓定值（即修正燃/水比），改变给水流量，使过热减温喷水处于良好的空制范围内。
（4）燃水指令的交叉限制回路本工程给水最小流量限制、燃/ 水交叉限制，主要目的是在各种工况下防止燃料与给水比的失调。
燃料指令由锅炉指令加变负荷超调量前馈，经给水指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范围内）；给水指令经燃料指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范围内）。
5）高加解列超调前馈高加解列，给水温度偏低，通过超调前馈快速减少给水量（超调量与负荷成比例关系），以确保燃/ 水比调整使过热汽温在正常范围内。
注：高加解列超调量只受最小流量限制，不受其他条件影响。
1.3超临界锅炉的给水空制超临界锅炉给水空制要完成了多重空制任务：空制燃/ 水比、实现过热汽温的粗调、满足负荷的响应。
1）给水指令组成给水指令由燃料指令经f（x）对应的总给水量减去过热器喷水量、通过燃/ 水比修正，加变负荷超调量前馈，经燃料指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范围内），加高加解列前馈。
具体分析如下：1) 给水指令的前馈给水指令的前馈包括：静态前馈和动态前馈二部分组成。
①静态前馈这是给水指令的主导部分，由燃料指令折算出锅炉需要的给水总量，扣除减温水量后，作为直流炉的给水指令，通过这部分的静态前馈，基本保证了燃/ 水之比。
由于燃料、给水对过热汽温反应存在时差，因此给水指令要经惯性环节延迟。
②变负荷超调量动态前馈变负荷超过1.5%(9MW时对燃料、给水指令超调前馈，主要是为了提高机组的负荷响应速度。
③高加解列超调前馈高加解列，给水温度偏低，通过超调前馈快速减少给水量(超调量与负荷成比例关系)，以确保燃/ 水比调整使过热汽温在正常范围内。
2)给水指令的反馈修正静态前馈部分基本上确定了燃料与给水流量之间的关系，在实际运行中，这一关系还应根据实际情况作必要的修正，使分离器出口焓维持在定值附近。
反馈修正的思路为：当过分离器出口焓大于设定值时，适当逐步加大给水指令；反之，则减少给水指令。
焓定值的确定可分为二种情况，一种是正常情况下焓定值的确定；另一种是当分离器出口超温时的焓定值计算。
①正常情况下分离器出口焓定值的计算在正常情况下，分离器出口焓定值由二部分组成：一是基准的焓设定值；是由实际运行情况确定的定值修改量。
a.基准的焓设定值基准的焓设定值是分离器出口压力的函数，f(x) 代表了不同负荷对分离器出口蒸汽保证一定的过热度的空制要求。
b. 焓设定值的修正焓控设定值修正是指根据分离器出口温度或喷/ 水比在一定范围内修正焓控设定值。
当分离器出口温度大于定值3C（初设），经过焓设定积分器将焓设定值适当减少，相应增加给水流量指令；反之相反。
用喷/水比（过热器喷水量/ 总给水量比值）对焓控定值进行修正，其因是直流锅炉的给水流量空制与减温水总量的空制之间存在着必然的联系，比如当过热喷水量大，就说明前面的水冷壁的给水流量偏小，即可以通过减小焓空定值，增加给水流量而使过热喷水恢复到原来的值。
注：焓定值修正范围：中间点温度过热度在超过热、欠过热范围内，即焓控设定值必须保证在Hmax和Hmin之间。
②分离器出口超温时的焓定值计算给水空制系统还必须实现防止水冷壁管出口温度的越限，当分离器出口温度偏差大于3C时，按上节方法减小焓设定值；当分离器出口温度大于限值（超过热）时，控制回路将焓设定值迅速切至最低限Hmi n,从而快速增加给水流量，防止水冷壁出口温度进一步上升；当水冷壁出口温度超过其对应负荷下的温度保护定值，则发生MFT这是直流锅炉为防止水冷壁管超温而设置的一个重要保护。
2）湿态运行方式1）当分离器出口温度低于欠热度（分离器出口压力函数），即为湿态方式。
2）湿态方式燃/水比切手动，用上述给水指令与给水流量的偏差的PI 调节控制给水调门或电动给水泵。
3）锅炉处于非直流运行方式，焓控制器处于跟踪状态，给水控制保持32%BMCR 流量指令，由于分离器处于湿态运行, 通过液控阀10HAG41AA101 、10HAG42AA101）进锅炉排污扩容器，在暖管阶段通过调阀10HAG70AA101 进入一级减温，给水系统处于循环工作方式。
在机组负荷大于32%BMCR 后，锅炉逐步进入直流运行状态，焓控制器开始工作。
3）干态运行方式用给水指令与给水流量的偏差的PI 调节空制用电泵或汽泵转速，即空制给水量。
干态方式用分离器出口焓对燃/水比进行修正。
4）RB给水指令RB 时经燃料指令折算的给水指令缩短延迟时间，60 秒后用过热器入口焓对燃/水比进行修正（在RB过程，喷/水比不参与），确保过热汽温在可控范围内。
5）给水控制方式给水空制系统采用二台50%汽泵、一台30%电泵、主给水旁路调门0给水空制系统通过对泵速和阀门的配合空制来给水量0为适应机组的各种运行方式，设计多回路变结构空制系统0机组在启动和低负荷（小于30%额定负荷）时，由一台电泵向锅炉供水0这时给水调节系统按单电泵工作方式0当锅炉给水量较小时，用出口旁路阀调节给水量0当旁路开度达90%时，应改为电泵或汽泵转速空制0当负荷大于30%，当主给水电动门打开，旁阀超驰以一定速率关闭0正常工况二台汽泵运行，主给水电动门打开，空制汽泵转速来调节负荷。
给水空制系统属单回路空制，转速空制一拖三，不采用平衡算法，原因是给水回路是快速跟随系统0空制系统变参数由空制内部变结构完成，分单电泵、单汽泵、双汽泵、混泵空制方式0正常工况电泵处于后备自并”状态。
1.4改善超临界机组协调空制调节品质为了提高机组负荷响应的能力，主要方法为：① 采用机组指令并行前馈到机、炉主空，即要充分利用机组的蓄热，也要提速燃烧指令；② 加快锅炉侧的快速响应尤其是燃水的快速响应，对给水和给煤应有合理的、经智能化处理的超调量，加快整个机组的动态响应速度01.4.1变负荷时，燃水指令的超调①当增负荷幅度9MW同时机组实际负荷指令变化率大于0.2MW/min （这是二次确认，即非AGC工况按下《GO 0 ），启动增负荷超调指令。
② 超调持续时间的判断逻辑当增负荷幅度差值V3MW、机组实际负荷指令与实发功率偏差V2MW/上述任一条件成立，增负荷超调结束0③超调量超调量与变负荷速率、实际负荷指令有关。
变负荷速率越快，超调的量也越大；负荷指令越高，超调的量也越大。
④ 当遇到加负荷后随即又减负荷的工况，则加负荷超调立刻结束，同时触发减负荷超调。
反之亦然。
注：减负荷超调类同。
1.4.2增加一次风量的前馈一次风压设定值是机组指令的正比函数，通过改变一次风压来提高锅炉变负荷 速率；利用锅炉主控指令的前馈信号同时改变一次风量，充分利用磨煤机内的蓄粉 来快速响应负荷需要。
2.本公司超临界机组协调控制策略协调控制系统设计原则是将汽机、锅炉作为整体考虑。
在综合控制策略基础 上，通过预测提前量来提高机组负荷响应能力、抑制动态偏差；与各种非线性、方 向闭锁等控制机理的有机结合，协调处理燃料与给水匹配，使过热蒸汽温基本稳 定，协调控制机组功率与机前压力，协调处理负荷要求与实际能力的平衡。
在保证机组具备快速负荷响应能力的同时，维持机组主要运行参数的稳定。
g2.1机组指令处理回路机组指令处理回路是机组控制的前置部分，它接受操作员指令、AGC 旨令、新华控制工程肓限公司HINE-U^L C^NTHOL ENC I HEEP-HC CO ..LTD仁丘$£0MW 超临界机组负荷控制中心2011-0-12轨切压力 吓力设定r;;：!ACC 控制24.0& IPd 0.00 IFii Q. 30 ■班 24. 05 IP1I 目标负简I300^09 IT 25S.2S ITnsni a 调频功宰 茬制方式 一欧0. fl TP ・crT>负荷拒爭鮫大fS 最巾SW2?iC52 If255.03 IT3SC.OC ITfl-00 IT e.oD If锅炉主控m I 手_主汽isaffla.zvhDEM目标值 变H 荷車给定值汽机主控lb 2L I■CCS反to 06. 6 % 90. 0 %f&jKiSta 炉It 靈S 魚凤H B15.0 th W.DPa IWWkoiJm-汽舷 主;宅弧ACCfS 专撫料担专料均值41. 2 %HP450 60 40 itJ客蛊卿板控■W I»||0C5iag I0 4? 4i 1H l(UD.O0mm0 mm次调频指令和机组运行状态信号。