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超超临界二次再热机组调频综合协调控制优化目前，电网规定的一次调频死区为50±0.033Hz（相当于±2rpm），要求电网频率超出死区后3s机组有功功率需要发生相应变化。
同时，对周期在10s以内的负荷变化所引起的频率波动是极微小的，通过负荷效应，负荷能够自行吸收这种频率波动；对周期在几十秒到几分钟内变化且幅度也较大的负荷变化引起的频率波动，仅靠一次调频是不能满足要求的，必须进行频率的二次调整即AGC控制。
因此，电网对一次调频的考核主要集中在10s至几十秒之间的负荷变化所引起的频率波动。
一次调节对系统频率变化的响应快，根据IEEE的统计，电力系统综合的一次调节特性时间常数一般在10秒左右；由于发电机的一次调节仅作用于原动机的阀门位置，而未作用于火力发电机组的燃烧系统，当阀门开度增大时，是锅炉中的蓄热暂时改变了原动机的功率，由于燃烧系统中的化学能量没有发生变化，随着蓄热量的减少，原动机的功率又会回到原来的水平。
因而，火力发电机组一次调节的作用时间是短暂的。
不同类型的火力发电机组，由于蓄热量的不同，一次调节的作用时间为0.5到2分钟不等。
根据发电厂并网运行管理实施细则，要求机组的AGC和一次调频必须快速准确的做出反应，以确保电网整体的稳定。
因此，国内机组基本均运行在以锅炉跟随为主的协调控制方式（BF-CCS）下，即此时汽轮机侧调节功率，锅炉侧调节压力。
当机组负荷指令发生变化时，依靠汽轮机侧的快速性进行功率调整，而锅炉侧根据负荷和压力的变化同步调节风、煤、水，使机组保持能量平衡。
由于一次调频效果及正确率的好坏直接影响到一个电厂的经济效益，现在越来越多的电厂已开始重视和关注一次调频功能，加大一次调频补偿量幅度和降低一次调频死区是经常采用的方法，而这些方法对机组的协调控制产生很大的扰动。
同时，部分电厂为降低节流损失采取滑压运行，造成调门调频裕度不足，也对一次调频性能指标造成较大影响。
一、基于给水补偿的火电机组一次调频优化控制系统及方法华能莱芜电厂百万机组为超超临界二次再热机组，与常规机组相比，多一次再热，受热面增加较多，储能大大增大；汽轮机比常规一次再热机组多一个超高压缸，汽机做功占比：超高压缸19.8%，高压缸21%，中低压缸59.2%，常规一次再热机组汽轮机做功占比基本为：高压缸33.3%，中压缸33.3%，低压缸33.3%，二次再热机组汽轮机高压缸做功占比较一次再热机组低了近一半，此特点一定程度上降低了汽轮机节流损失，提高了汽轮机运行效率，但同时也造成汽轮机快速变负荷能力较差。
1000MW超超临界二次再热机组锅炉安全阀和EBV技术协议1000MW超超临界二次再热锅炉安全阀和EBV阀的技术要求如下。
1.技术要求1.1. 安全阀和EBV的规格及性能参数按照附表1的要求，并符合ASME 第I 卷规范，所有安全阀和EBV必须具有良好的机械性能。
1.2. 安全阀和EBV的设计、性能、材质、制造、检测、铭牌以及认证必须完全遵守ASME 第I 卷规范，ASME/ASTM/ANSI，MSS-SP-61，ISO 9001-1994质保体系，以及有关的制造商的标准及规定。
1.3.德莱赛公司按照附图准备并提交确认图纸，确认图纸应包括零部件材质清单，以及外形尺寸。
1.4. 按ANSI 标准对EBV阀体进行射线探伤。
末级过热器出口安全阀需按ANSI标准对阀门入口承压部件进行射线探伤。
1.5. 所有安全阀和EBV的阀体在锅炉正常运行的情况下，保证设计使用寿命为30年1.6. 发货时水压试验堵塞装于安全阀内与安全阀一起发运。
1.7.安全阀和EBV在突然开启和关闭时，不得发生震荡、震动和泄漏。
1.8. 所有安全阀和EBV能承受现场的如下水压试验：分离器出口：水压试验压力53.85 MPag，温度20~90℃过热器出口：水压试验压力51 MPag，温度20~90℃一级再热器：水压试验压力 20.175 MPag，温度20~90℃二级再热器：水压试验压力 6.45 MPag，温度20~90℃1.9 EBV阀的驱动装置应与阀体的要求相适应，安全可靠、动作灵活，并附有动态特性曲线，满足控制要求的行程开关。
对于EBV阀门及其所配的执行机构，应提供中文版使用说明书并要求。
1.10 锅炉为露天布置，阀门工作环境为：环境温度-15～50℃，平均相对湿度81%，平均风速1.5m/s。
阀门厂家提供的阀门及其执行机构能在-15～70℃环境温度下运行，并具有良好的性能。
1.11 EBV的压力取样管（虹吸管）由卖方供货且采用焊接连接。
超超临界压力二次再热生产流程1.在超超临界压力二次再热生产流程中，首先需要确定再热蒸汽的温度和压力。
In the ultra-supercritical pressure secondary reheat production process, the temperature and pressure of thereheat steam need to be determined first.2.然后，需要设计再热器，以确保再热蒸汽能够达到所需的温度和压力。
Then, it is necessary to design the reheater to ensurethat the reheat steam can reach the required temperature and pressure.3.再热器的设计需要考虑燃料的燃烧效率和再热蒸汽的受热面积。
The design of the reheater needs to consider the combustion efficiency of the fuel and the heating surfacearea of the reheat steam.4.在确定了再热器设计方案之后，需要进行材料的选择和加工工艺的优化。
After determining the design scheme of the reheater, it is necessary to select materials and optimize the processing technology.5.同时，还需对再热器进行严格的检测和试验，以确保其能够安全稳定地运行。
At the same time, it is necessary to conduct strict inspection and testing on the reheater to ensure that it can operate safely and stably.6.完成再热器的设计和制造之后，需要将其安装到锅炉系统中，并进行调试。
1000MW超超临界二次再热燃煤发电技术高嵩;赵洁;黄迪南【摘要】To save primary energy,enhance environmental protection,reduce greenhouse gas emissions and improve the economic performance of power generation units,the Units 3 and 4 of Guodian Taizhou Power Plant Phase Ⅱ Project are independently developed,designed,manufactured and constructed as the demonstrative project of 1 000-MW ultra-supercritical coal-fired power generation technologies with double reheat cycles.This paper presents the general technical plans from the aspects of main parameter selection,boiler and steam turbine development,thermal system optimization,environmental protection technique integration and automatic control system development.The operation of the two units shows that the efficiency of the units have reached as high as 47.81％ and 47.95％with the net coal consumption of 266.57 g/(kW· h) and 265.75g/(kW· h) respectively.At the same time,the dust,SO2 and NOx emission concentrations have been reduced lower than 5 mg/m3,35 mg/m3 and 50 mg/m3 under the standard state,meeting and being better than the requirements of ultra-low emission.The successful commission and stable operation of the demonstrative project has laid solid foundation for the future development of clean coal-fired power generation technologies with higher parameters and better efficiency,accumulated valuable experience for the construction of the units of the same type and improved the competitiveness of China's coal-fired power generationtechnologies in the international market.%为节约一次能源、加强环境保护、减少温室气体排放和提高机组的经济性,自主研发、自主设计、自主制造和自主建设了国电泰州电厂二期1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电示范工程,介绍了机组总体技术方案,包括机组主机参数选择、锅炉与汽轮机研发,系统优化与节能减排集成,自动控制系统研究.机组投产后发电效率分别高达47.81％、47.95％,机组供电煤耗分别达到266.57 g/(kW·h)、265.75 g/(kW·h),烟尘、S02、NOx排放浓度在标准状态下分别低于5 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3,达到并优于超低排放要求.示范工程的成功投产和稳定运行为中国开发更高参数、更高效率、更为清洁的燃煤发电技术奠定了基础,为建设同类机组积累了宝贵的经验,大幅提高了中国燃煤发电技术的国际竞争力.【期刊名称】《中国电力》【年(卷),期】2017(050)006【总页数】6页(P6-11)【关键词】燃煤发电;1000 MW;超超临界机组;二次再热循环;示范工程【作者】高嵩;赵洁;黄迪南【作者单位】中国国电集团公司,北京 100034;中国能源建设集团有限公司,北京100022;上海电气集团股份有限公司,上海200233【正文语种】中文【中图分类】TM621自2006年中国首台1 000 MW等级超超临界机组投产以来，10年间通过引进、消化吸收和再创新，中国已成为世界上超超临界燃煤发电技术发展最快、成就最高的国家。
1000MW超超临界二次再热机组性能分析1000MW超超临界(USC)二次再热机组目前处于工程应用的初级阶段,与传统一次再热机组相比,锅炉侧增加了一级再热,汽轮机增加了一个超高压缸,回热加热器增加了两级回热,相应的各换热面的布置发生了变化,能量分布、换热面的传热性能等仍待进一步研究。
本文首先运用(火用)分析法,基于(火用)平衡方程,运用(火用)效率、(火用)损系数和(火用)损率研究了某1000MW USC二次再热机组锅炉的(火用)损分布和(火用)效率,研究结果表明锅炉的(火用)效率为53.5%;锅炉的(火用)损失主要集中在炉内燃烧和炉内换热面的换热;炉内换热面的(火用)损失主要集中在水冷壁、过热器和空气预热器中。
接着,本文研究了USC二次再热机组锅炉调温方式对锅炉燃烧特性的影响,针对USC二次再热锅炉不同调温方式,进行了全炉膛热态数值模拟计算分析与研究,研究结果表明挡板调节能够在保持过热蒸汽温度在合理范围内条件下,有效调节二次再热蒸汽温度。
最后,本文针对USC二次再热机组整体特性,运用能量分析和(火用)分析方法,分析了整个机组的热力学特性,结果表明在整个二次再热系统中锅炉系统的(火用)损率达85%,其中炉膛燃烧的(火用)损率为48%,炉内换热面的(火用)损率为37%。
炉内换热面中水冷壁具有最大的(火用)损率22%,因此锅炉侧优化燃烧和传热十分必要。
汽轮机侧的超高压缸和两个低压缸具有最大的(火用)损失。
回热加热系统的(火用)损率为2.3%,主要集中在3号、7号和10号加热器。
同时研究了机组的灵敏性,通过研究机组(火用)效率随机组负荷、给水温度、主蒸汽温度和压力、两次再热蒸汽温度和低压缸排汽压力的变化,得出机组负荷、给水温度和低压缸排汽压力对机组效率影响较大,并给出其详细的影响曲线,为机组的进一步运行优化提供理论依据。
1000MW机组超超临界直流锅炉燃烧调整分析摘要：技术成熟的大容量超临界和超超临界机组将是我国洁净煤发电技术的主要发展方向，也是解决电力短缺、能源利用率低和环境污染严重等问题的最现实和最有效的途径。
锅炉燃烧调整是保证整个机组的稳定性、安全性、经济性的重要手段，保证锅炉各项参数和指标在设计值范围内是燃烧调整的主要目的，2×1000MW机组自2010年6月投产以来，遇到了两侧主再热汽温偏差大、锅炉炉膛出口CO含量高、飞灰含碳量较高等问题，通过锅炉的燃烧调整，找到锅炉的最佳运行方式，保证锅炉的安全经济运行。
关键词：1000MW机组超超临界；直流锅炉；燃烧调整1、锅炉概况两台超超临界机组，锅炉由上海电气生产，锅炉型号：SG-3044/27.46-M53X，锅炉型式为超超临界参数、直流锅炉、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊构造、露天布置、单炉膛塔式布置形式。
燃烧系统采用的是阿尔斯通公司低NOx摆动式四角切圆燃烧技术（LNCFS），采用中速磨煤机一次风正压直吹式制粉系统设计，配置6台ZGM133N中速磨煤机，共计48个直流式燃烧器，在炉膛呈四角切圆方式燃烧。
2、锅炉冷态试验每次在机组检修后都进行相应的锅炉冷态试验，主要是检查：（1）核对锅炉燃烧系统的一、二次风风门挡板的安装位置、角度是否正确，调节是否灵活；（2）进行一次风调平、二次风挡板特性试验，核对各个煤粉管一次风压及一、二次风流量测点，核准一、二次风量和一次风速显示正确，调整进入磨的一次风量，保证煤粉细度。
3、锅炉启动初期的燃烧调整采用机械雾化油枪点火，在启动初期，易造成燃烧不充分及局部受热面温升超限，因此在启动点火时，为保证锅炉安全，燃烧调整我们采取以下措施：（1）适当开大首台磨组上下两层的二次风挡板及周界风，适当降低一次风速度，保证煤粉燃烧充分；（2）提高一次风温度，原采用风道燃烧器进行加热热一次风，安全性较差，现通过技术改造，加入了热一次风换热器，保证首台磨出口温度在90~95℃左右，煤粉的燃尽率和稳定性得到了提高；4、锅炉正常运行时的燃烧调整4.1制粉系统的运行方式及一次风量ZGM133N中速磨的额定出力为95.8t/h，磨煤机正常出力在额定出力的50~100％之间，当磨煤机平均出力小于50％时，停运一套制粉系统，当平均出力达到80％时，启动备用磨组，正常运行5台磨，锅炉带额定负荷。
华能莱芜电厂上大压小2×1000MW超超临界二次再热锅炉机组HG-2752/32.87/10.61/3.26-YM1锅炉锅炉本体说明书哈尔滨锅炉厂有限责任公司华能莱芜电厂上大压小2×1000MW超超临界二次再热锅炉机组HG-2752/32.87/10.61/3.26-YM1锅炉锅炉本体说明书编号：F0310BT001A121编制：校对：审核：审定：二○一五年四月目录1．锅炉技术规范 (2)2．设计条件 (3)2.1 工程概况 (3)2.2 煤种 (5)2.3 点火及助燃 (7)2.4 锅炉给水及蒸汽品质要求 (7)2.5 厂用电系统电压 (8)2.6 锅炉运行条件 (8)3．锅炉特点 (9)4. 锅炉性能计算参数及结构数据 (9)4.1 锅炉性能计算数据表 (9)4.2 锅炉结构数据 (12)5．锅炉整体布置 (13)5.1 炉膛及水冷壁 (16)5.2 启动系统 (20)5.3 过热器系统 (22)5.4 再热器系统 (24)5.5 减温器 (26)5.6 省煤器系统 (27)5.7 燃烧设备 (28)5.8 空气预热器 (30)5.9 高、低压旁路省煤器系统 (30)5.10 烟气再循环系统 (32)5.11 锅炉钢结构及平台楼梯 (33)5.12 刚性梁 (38)5.13 炉顶密封及吊挂 (42)5.14 辅助设备说明 (43)附图................................................................. 47～651、锅炉技术规范锅炉为1000MW等级二次再热超超临界参数变压运行直流锅炉，采用塔式布置、单炉膛、水平浓淡燃烧器低NOx分级送风燃烧系统、角式切园燃烧方式，炉膛采用螺旋管圈和垂直膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、二次中间再热。
过热蒸汽调温方式以煤水比为主，同时设置二级八点喷水减温器；再热蒸汽主要采用分隔烟道调温挡板和烟气再循环调温，同时燃烧器的摆动对再热蒸汽温度也有一定的调节作用，在高低温再热器连接管道上还设置有事故喷水减温器。
锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用烟煤。
锅炉型号：HG-2752/32.87/10.61/3.26-YM1锅炉锅炉主要参数如下（BMCR、BRL工况）：注：1.BMCR工况表示锅炉最大连续出力工况，对应于汽轮机在阀门全开时（VWO 工况）的进汽量参数；2. 锅炉额定蒸发量（BRL）即是汽机在TRL工况下的进汽量；3. 压力单位中“g”表示表压。
“a”表示绝对压(以后均同)。
2、设计条件2.1 工程概况莱芜电厂现为大型火力发电企业，始建于1972年，一期装机容量为405MW（原为3×125MW，后经通流改造为3×135MW），已超出服务年限，正在拆除。
二期工程已扩建2×330MW亚临界抽凝式汽轮机，发电机为330MW双水内冷发电机，配2×1025t/h 煤粉炉。
2.1.1 厂址所在地莱芜发电厂位于莱芜市南9km的山区边缘处，吊鼓山和风凰寨之间的莲花河河谷狭长的台地上。
本期扩建厂址位于莱芜2×330MW机组东北侧，南依吊鼓山，北靠莲花河，东北毗邻吊鼓山村。
2.1.2 主要气象条件（1）主要气象特征值累年平均气温为 12.7℃日平均温度≤+5℃的天数 116d累年极端最高气温为 39.2℃，发生于1960.6.21和1967.6.6两次累年极端最低气温为 -22.5℃，发生于1957.2.11累年全年主导风向为： E 相应频率为11%累年夏季主导风向为： E 相应频率为10%累年冬季主导风向为： E 相应频率为12%累年最大积雪厚度 24cm，发生于1957.2.2累年最大冻土深度为： 44cm，发生于1963、1976两年夏季室外平均风速 2.2m/s冬季室外平均风速 2.7m/s最大风速： 27.3m/s冬季大气压力 1020.2hPa夏季大气压力 944.0hPa最热月月平均室外计算相对湿度 76%（2）地震基本烈度：根据山东省地震工程研究院《莱芜电厂2×1000MW上大压小工程场地地震安全性评价报告》，场地地震基本烈度为7度，地震动反应谱特征周期为0.35s。
厂址及附近既无发震构造、全新活动断裂，也无危机厂址安全的其他潜在地址、地震灾害产生的条件。
（3）污秽等级：Ⅲ级（4）覆冰厚度10mm2.1.3 水文地质条件工程地质水文地质厂址区场地地下水类型主要为基岩裂隙岩溶水，大气降水为主要补给方式，人工开采为主要排泄方式，调查该区常年地下水稳定水位埋深大于20m，可不考虑地下水对建筑材料的腐蚀性。
水文条件厂区洪水的威胁主要来自电厂厂区西面和北面的莲花河。
根据水文专业资料，厂区河段的设计洪水位，老厂3×135MW机组大门口附近100年一遇洪水位为223.47m，莲花河右岸为防洪墙，本期附属设施区不受莲花河100年一遇洪水影响。
本期煤场区西侧莲花河100年一遇洪水位214.64m，煤场区场地自然地面标高为218.50m-222.60m，煤场区场地不受莲花河100年一遇洪水影响。
本期汽车卸煤沟区自然地面标高为210.50m-215.30m，部分场地低于莲花河100年一遇洪水水位，需要采取防洪措施。
铁路南侧电厂厂区，自然地面标高217.30m-238.80m，亦不受莲花河100年一遇洪水水位影响。
2.1.4水源本工程水源主要有城市中水、牟汶河拦河闸水库地表水、雪野水库地表水，牟汶河拦河闸水库作为中水备用水源，循环冷却水系统水源拟采用城市中水与地表水联合供水，混合比例按中水70%，地表水30%设计。
2.1.5辅机冷却水系统本工程辅机冷却水系统由开式循环冷却水系统和闭式循环冷却水系统组成。
闭式循环冷却水，设计温度39℃，设计压力0.4-1.0MPa开式循环冷却水（中水），设计温度36℃，设计压力0.2-0.5MPa2.1.6运输2.1.6.1 铁路运输（1）莱芜市铁路运输概况莱芜市铁路交通条件便利，辛（店）泰（安）铁路、磁（窑）莱（芜）铁路在莱芜交汇，并与京沪铁路相接。
（2）老厂铁路专用线简介电厂现有铁路专用线由莱芜矿区的南冶煤矿铁路专用线上接轨，矿区铁路由东莱线的颜庄车站接轨，老厂2×330MW机组铁路专用线在电厂既有专用线上开叉接轨。
（3）本期工程铁路运输情况本期工程铁路专用线在电厂既有专用线上开叉接轨，现有铁路专用线为Ⅱ级。
2.1.6.2 公路运输区域交通概况：莱芜市公路交通网发达，由市区向外辐射。
博莱高速路、泰莱高速公路和莱新高速路与济青高速、京福高速、京沪高速公路相通。
厂址东侧约3km处为205国道，公路交通十分便利。
2.1.6.3 大件设备运输根据中国物资储运总公司2008年5月编制的《大件设备运输可行性研究报告》，对于能够采用铁路实现基本直达运输的优先选择铁路运输方式；对于无法由铁路承运的设备，以水路运输为主、公路运输为辅，即采用水陆联合运输方式。
2.1.7 输配电布置电厂两台机组以发电机－变压器组单元接线接入500kV系统。
2.2煤种本期工程设计煤种为荷泽新汶混煤。
远期可能燃用神华煤（校核煤1）和校核煤2。
煤质分析资料见下表：2.3点火及助燃用油锅炉启动点火、助燃油采用#0号轻柴油，技术指标暂定如下：2.4锅炉给水及蒸汽品质要求2.4.1锅炉给水质量标准二氧化硅≤15μg/L（期望值≤10μg/L）溶解氧≤30～150μg/L（加氧工况）≤7μg/L（挥发处理）铁≤10μg/L（期望值≤5μg/L）铜≤3μg/L（期望值≤1μg/L）钠≤5μg/L（期望值≤2μg/L）PH 8.0－9.0(无铜系统、加氧处理）9.0－9.6(无铜系统、挥发处理）氢电导率（25℃）＜0.15μs/cm（期望值＜0.10μs/cm）（加氧处理）＜0.2μs/cm（期望值＜0.15μs/cm）（挥发处理）TOC ≤200μg/L氯离子≤5μg/L（期望值≤2μg/L）联氨 10～50μg/L（挥发处理）2.4.2蒸汽品质要求钠≤5μg/kg（期望值≤2μg/kg）二氧化硅≤15μg/kg（期望值≤10μg/kg ）铁≤10μg/kg（期望值≤5μg/kg）铜≤3μg/kg（期望值≤1μg/kg）氢电导率（25℃）≤0.20μs/cm（期望值≤0.15μs/cm）2.5厂用电系统电压：中压厂用电电压等级为10kV一级，3相，50Hz，额定功率200kW及以上的电动机的额定电压为10kV。
低压厂用电系统（包括保安电源）为380V三相四线制、50Hz；额定值200kW以下的电动机额定电压为380V，交流控制电压为单相220V。
直流控制电压为220/110V，来自直流蓄电池系统，直流系统额定电压为220/110V，电压变化范围-15%～+10%。
直流油泵的电机额定电压为220V直流，与直流蓄电池系统相连，直流系统额定电压为230V，电压变化范围-12.5%～+12.5%。
设备照明由单独的380/220V照明变压器引出，检修插座电源额定电压为380/220V、70A、三相四线制、50Hz，单相220V、20A。
2.6锅炉运行条件锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。
制粉系统：采用中速磨正压直吹式制粉系统，每炉配6台磨煤机，五运一备。
煤粉细度（设计、校核煤种）R90=21% ，煤粉均匀性系数为1.1。
给水调节：机组配置2×50%B-MCR调速汽动给水泵。
汽轮机旁路系统：旁路容量按高压40%的三级串联旁路设计。
3、锅炉特点1）一次汽温调节采用煤水比和二级八点喷水，再热汽温调节采用成熟可靠的调节挡板加烟气再循环的组合方式，燃烧器摆动作为辅助的调温手段，有效实现三级高温受热面的汽温调节，保证锅炉运行稳定、可靠、高效。
2）根据本工程燃用煤种的特点，在锅炉设计中重点考虑防止炉内及对流受热面结渣问题，同时对低负荷稳燃、高效燃烧、防止水冷壁高温腐蚀、低NOX排放及汽温调节等方面的问题给予关注。
对煤种变化和煤质变差趋势的适应能力、负荷调节能力等方面采取了切实有效的措施。
在炉膛设计时采用了较大的炉膛断面，较高的炉膛高度和较大的炉膛容积，以获得较低的炉膛容积热负荷和适宜的炉膛出口烟温。
3）采用适应性较强的螺旋管圈和垂直管圈水冷壁系统，能保证在变压运行的四个阶段即超临界直流、近临界直流、亚临界直流和启动阶段中控制金属壁温、控制高干度蒸干（DRO）、防止低干度高热负荷区的膜态沸腾（DNB）以及水动力的稳定性等。
4）启动系统采用再循环泵模式，有利于加速启动速度，保证启动阶段运行的可靠性、经济性。
5）过热器采用三级布置，以辐射特性为主，兼具对流特性型，更加适合采用煤水比和两级喷水减温控制汽温的调温方式。
