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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。
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。
600MW超临界机组控制策略0 引言作为实现机组安全经济运行目标的有效手段，自动控制系统在机组安全运行中所起的作用日益重要，其功能也日益复杂，担负着机组主、辅机的参数控制、回路调节、联锁保护、顺序控制、参数显示、异常报警、性能计算、趋势记录和报表输出的功能，已从辅助运行人员监控机组运行发展到实现不同程度的设备启停功能、程控和联锁保护的综合体系，成为大型火电机组必不可少的组成部分[1,2]。
1 超临界机组的控制策略1.1 协调控制系统单元机组指由发电机、汽轮机和锅炉构成，是一个相互关联的复杂的多输入输出的控制对象，必须将锅炉和汽轮发电机视为一个整体来考虑。
协调控制系统的任务有3项：保证机组输出功率迅速满足电网的要求；迅速协调锅炉、汽轮机之间的能量供求平衡，使输入机组的热量尽快与机组的输出功率相适应；在各种运行工况下，均能保证机组安全运行。
协调控制系统设计关键在于处理机组的负荷适应性与运行稳定性这一矛盾。
既要控制汽机充分利用锅炉蓄能，满足机组负荷要求；又要动态超调锅炉的能量输入、补偿锅炉蓄能，要求既快又稳。
现代大型锅炉、汽轮机单元机组是一个多变量控制对象，机、炉两侧的控制动作相互影响，且机、炉的动态特性差异较大。
超临界机组中的锅炉都是直流锅炉，作功工质占汽、水循环总工质的比例大，锅炉惯性相对于汽包炉大大降低，超临界机组工作介质刚性提高，动态过程加快。
超临界直流炉大型机组的这些特点决定了其协调控制从本质上区别于传统汽包炉，它需要更快速的控制作用，更短的控制周期，以及锅炉给水、汽温、燃烧、通风等之间更强的协同配合。
1.2 给水全程控制系统超临界直流炉的主蒸汽压力变化是汽轮机负荷或锅炉出力的变化所引起的，为了保持住锅炉出力和汽轮机所需的蒸汽量的平衡，就应该稳住给水流量。
由于超临界机组给水变成过热蒸汽是一次性完成的，所以给水量就等于蒸发量，因此，给水量是锅炉主控调节的根本，不同给水量就对应不同的负荷。
1.3 中间点温度控制和过热汽温控制汽温控制的质量直接关系到机组的安全经济运行，而过热汽温的控制又是锅炉各项控制中较为困难的任务之一，这主要是由于：造成过热汽温变化的原因有很多，如负荷、减温水等；在各种扰动下，汽温对象具有非线性、时变等特性，使控制难度加大；汽温对象具有大迟延、大惯性的特点，尤其随着机组容量和参数的提高，蒸汽过热受热面比例加大，使迟延和惯性更大，进一步加大了控制的难度。
600 MW 机组超临界锅炉结焦问题与控制措施发布时间：2021-06-25T10:25:41.720Z 来源：《中国电业》2021年第7期作者：吴胜聪[导读] 锅炉燃烧是消耗大量能量并排放污染物的过程吴胜聪大唐桂冠合山发电有限公司 546501摘要：锅炉燃烧是消耗大量能量并排放污染物的过程。
因此，有必要在锅炉燃烧过程中优化和调整各种参数，以找到最佳的参数比，提高机组的经济性和安全性。
本文对结焦问题的原因进行了详细的分析，并积极采取切实有效的方法和手段加以解决，以达到优化锅炉燃烧的目的。
关键词：火电厂；锅炉；结焦；控制措施1锅炉结焦概况某600MW机组超临界锅炉在运行中出现结焦现象。
由于前期再热器部分管壁温度出现过超温现象，运行期间曾进行过吹灰，运行下层磨，关小再热烟气挡板，关小燃尽风门开度和喷事故减温水降低入口汽温等操作，但对壁温影响效果并不明显。
为避免发生爆管等更严重事故，决定停炉检查。
停炉冷却期间发现炉底捞渣机处有大量焦块，停炉检查时还发现屏式过热器管屏上也挂有大量焦块，拉稀管处也出现大量焦块，说明炉内受热面的沾污比较严重。
从焦块的外观来看主要为灰、红色酥松状，极少量晶体块。
根据现场结焦情况判断，机组再热器部分管壁金属超温的主要原因是屏式过热器及拉稀管挂焦形成“烟气走廊”，使部分再热管屏吸热量大幅升高，最终出现超温现象。
从结焦形态来看，炉膛出口烟气温度并未达到灰的流动温度FT，应介于软化温度ST和FT之间[1]。
2锅炉结焦的危害在煤粉锅炉运行一定的时间之后，就会在燃烧器两侧水冷壁上出现结焦的问题，在这一过程中，首先是锅炉炉膛四周水冷壁管的表面上出现颗粒状的灰粒，在出现大量聚集之后，就会直接在其表面粘附粘结性的焦渣，通过人工的方式就可以将其清除，但是对于炉膛深处的位置上不能够进行清理的，就无法进行处理。
在一定时间之后，就会有较大块的焦块出现，甚至还会从炉膛的水冷壁管上直接掉落，从而落入底部的捞渣机内部，导致实际的工况出现一定的变化，这样就会让其底部的水封密封水直接飞溅到相应的高度，让内部水瞬间气化，导致其负压直接转变为正压，进而在燃烧过程中出现较大的烟气压力波动，如果超出运动的范围波动，则会出现锅炉灭火的情况。
600MW超临界机组引风送风控制系统
李子萧;潘维加
【期刊名称】《工业控制计算机》
【年(卷),期】2013(026)004
【摘要】目前超临界机组已成为我国火电的主力机组.而国产超临界机组主要采用经典控制方案,与国外同类机组相比,控制效果并不理想,调节品质有待完善.将重点对超临界机组引风、送风系统的现有控制方案进行分析,针对超临界机组的非线性、大纯滞后、强耦合、多变量等特点,结合当前逐渐成熟的智能控制理论对现有的燃烧控制方案进行优化.设计一套采用模糊自整PID控制器的调节方案,再对其控制方案进行仿真,以验证设计的正确性.
【总页数】3页(P61-63)
【作者】李子萧;潘维加
【作者单位】长沙理工大学电气与信息工程学院,湖南长沙410004
【正文语种】中文
【相关文献】
1.引风自动控制系统故障的技术分析和改进 [J], 王金辉
2.600MW超临界机组引增风机合并后送、引风机故障减负荷试验 [J], 俞康;李本贤
3.浅谈300MW机组送引风自动控制系统 [J], 郭艳宏
4.引风送雨,振兴中华--空中南水北调方案设想 [J], 王红旗
5.以DDZ—Ⅱ型仪表构成引风自动控制系统的改进 [J], 郭瑞先
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600MW超临界直流机组RB功能控制策略摘要:完善和优化国产600MW超临界机组辅机故障减负荷(RB)功能对电厂、电网的安全均具有重要意义。
分析了成功运用于红海湾电厂国产600MW超临界机组RB功能控制策略:在RB触发时不设置降负荷目标值,不设置固定的减负荷速率,而将机组自动转为机跟炉(TF)滑压运行方式,根据当时机组状况,以最优减负荷速率使机组重新稳定在最优负荷目标值附近。
试验证明,这种控制策略品质良好,可推广应用于同类机组。
但在具体应用使应需注意避免RB反复动作、防止电泵联启后仍误发给水泵RB及相关参数要进行优化等问题。
关键词:600MW机组超临界机组RunBack 控制策略红海湾电厂一期工程(2×600MW)超临界机组设计了多项RB功能,包括引风机、送风机、一次风机、给水泵和空预器RB等。
在电厂密切配合下,广东省电力试验研究所成功完成各项RB试验。
目前对传统汽包炉RB探讨的工程实例较多,对直流炉RB方面有待深入实践和总结。
1 控制策略1.1 设备概况红海湾电厂2×600MW工程三大主机均由东方锅炉、汽轮机、发电机提供。
锅炉型号为DG1950/25.4-Ⅱ2,型式为∏型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用内置式启动分离系统、三分仓回转式空气预热器、采用正压冷一次风机直吹式制粉系统、超临界参数变压直流本生型锅炉。
燃烧器采用前后墙对冲分级燃烧技术。
在炉膛前后墙各分三层布置低NOx旋流式HT-NR3煤粉燃烧器,每层布置6只燃烧器,全炉共设有36只燃烧器。
在最上层燃烧器的上部布置了燃尽风喷口(AAP)。
其中18只燃烧器设有启动油枪,用于启动和维持低负荷热量提供。
油枪总输入热量相当于30%B-MCR锅炉负荷。
本工程提供的超临界本生型直流锅炉方案,采用定—滑—定的变压运行方式。
后期进行微油改造,一台炉设有一层微油枪实现点火启动、稳燃等功能。
600MW超临界机组送风量控制探究
作者：刘洋
来源：《中国高新技术企业》2013年第16期
摘要：随着超临界机组对自动控制要求的提高以及对燃烧控制提出了节能减排的要求，送风量自动控制的投运势在必行。
通过对风量测量技术的改进及控制策略的优化，文章论述了风量自动控制的可行性，并通过试运行证实了风量自动控制的良好品质。
关键词：600MW超临界机组；二次风；质量测量；控制策略
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）24-0064-02
二次风量测量失准是一直存在并长期困扰各电厂的一项技术难题，由于每层二次风布置空间有限，并且二次风管道无足够的直管段，导致测量装置所处的位置，其气流不稳定，热态时不同工况下的温度场差别也大，进而影响到二次风量测量的准确性。
为了保障风量自动投入且运行良好，对总风量测量装置进行了改造，并且优化了风量自动的控制策略。
通过风量测量装置改造，使得风量参数更加精确，投入风量自动控制试运行后，有助于提高机组在不同负荷段燃烧的经济性，对锅炉稳定运行以及节能减排也起到了一定作用。
1 二次风系统概述
1.1 风量测量装置改造前概述及存在问题
某公司在4×600MW机组建设中，送风量测量采用了层二次风量测量方式。
由于锅炉风箱设计及测点安装位置原因，导致风量测量失准。
在实际运行过程中，暴露的具体问题如下：
1.1.1 由于设计不合理，直管道较短，导致风量无法准确测量。
由于锅炉设计原因，层二次风量测量装置前直管道非常短，导致无法满足风量测量中的Df（当量值）对管路的要求。
由于直管道过短，在风量测量装置附近紊流现象非常严重，因此风量测量值波动非常大，输出差压信号不稳定，风量信号与风门开度、温度、压力的曲线偏离非常大，风量测量装置无法投用。
1.1.2 风量测量装置泄露堵塞现象非常严重。
实际运行中，由于沿线管路的细微沙眼以及接口处的安装会导致有细微的渗漏，同时由于采用差压的测量原理，其静压处由于压力最小，极其容易产生粉尘堆积，粉尘由于惯性进入到测量装置的内腔导致变送器的负压侧堵塞。
1.1.3 单点式测量装置形成气流内流，容易导致堵塞。
实际运行工况中，由于直管道较短，风场不均匀的紊流工况，每一个测点的流速都不尽相同，高速区测点与低速区的测点其差压值更大，这使得高速区夹带粉尘的气流向低速区流动，从而形成内流，易导致取压管和流量计内部形成堵塞。
1.2 原二次风量自动控制策略介绍
原控制策略中，送风自动控制对象为空预器出口热二次风母管压力，其压力定值为锅炉负荷对应函数，同时运行人员可以通过手动增减偏置改变二次风压力定值，从而改变送风机的动叶开度，达到送风自动控制。
由于之前所述二次风量测量不准，各层二次风门的控制无法投入自动控制，仍采用手动控制方式，由运行人员在增减负荷过程中手动增减二次风门开度。
在送风自动控制策略中，有风机跳闸快速关闭送风机动叶和压力偏差大解除送风自动
逻辑。
2 风量测量及控制策略优化
2.1 风量测量装置改造
鉴于原风量测量装置无法弥补锅炉设计的不合理之处，进而导致测量不准的问题，利用机组大修，对风量测量装置进行了改造。
本次风量改造，采用的是GDWZL-50MTC插入式多点多原理复合式流量测量装置，它是通过管道截面平均流速、流体密度及管道的有效面积来确定流量的。
由于管道中的流速分布不是均匀的，为了准确计算，将管道截面分为多个环区。
检测管由动静压管、信号放大装置等组成多个测量区，用于测量不同流速下被放大了的流量信号，在检测管中流量信号被平均后输出，保证了测量结果的准确性。
流体流过管道的质量流量按如下公式计算：
Qm=Km×[1.86639×f（dP）]×SQRT[dP×（Ph+Pg）/（273.15+t）]（t/h）
式中：
t——实际流体温度（℃）
dP——实际差压（kPa）
Pg——实测流体表压（kPa）
Ph——当地平均大气压力（Ph=101.34）（kPa）
Km——流量单位为质量流量（t/h）的仪表系数
f（dP）——流量校准函数
在3号机组点火期间，浙江电科院对新改造风量测点进行了标定，确定了各项测点的系数，并给出了测量值准确的结论，为保证风量自动的投入给出了有力依据。
2.2 风量自动控制策略修改
基于送风量的准确测量，本次风量自动控制策略修改内容如下：取消原风压控制改为风量控制，将炉主控对应的风量函数通过氧量修正后，作为风量设定值；二次风母管上新增的左右侧各3个风量值“三取中”后相加，作为总二次风量；新增加氧量自动逻辑，氧量设定值为负荷对应的函数；在送风自动中仍然保留风机跳闸，快速关闭送风机动叶和流量偏差大，解除送风自动逻辑。
3 控制策略试运效果
经过送风机二次风测量系统的改造优化，在该机组大修复役前投入自动试运行，并与浙江电科院先后进行了负压扰动试验、负荷扰动试验、RB试验等各项性能试验，通过在各种运行工况下的变化记录分析，无论在机组负荷平稳状态下还是大幅变化过程中，风量测量值均能准确反映实际风量值，满足燃烧系统安全、经济运行的需求。
4 结语
采用风量调节后的送风自动控制，从试运效果来看，基本能够满足控制品质要求，对提高机组在不同负荷段燃烧的经济性也起到了改善作用。
由于新增风量测量值与以往总风量的测量值有所不同，因此在风量的设定值上值得商榷，这也是以后进行探讨及改进的方向。
参考文献
[1] 孙长生.火电厂热工自动化技术培训[M].北京：中国电力出版社，2008：32-34.
[2] 边立秀，等.热工控制系统[M].北京：中国电力出版社，2002：42-45.
作者简介：刘洋（1986—），男，浙江大唐乌沙山发电有限责任公司助理工程师，研究方向：火力发电厂热工控制系统维护及检修。
