大唐长山热电厂扩建工程660MW超临界机组化学调试方案

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超临界火力发电机组深度调峰试验的实施方案发布时间：2023-02-21T05:11:05.111Z 来源：《福光技术》2023年2期作者：杨世界[导读] 本试验以机组最低稳燃负荷试验为基础，新协调全程投入，进行机组负荷变动试验，然后对各系统、新协调性能、和设备适应性进行评估。

大唐长山热电厂吉林松原 131109摘要：随着我国新能源装机规模不断扩大，新能源受制于时间、气候影响，对电网影响较大，电网为确保其稳定性，在新能源电量上网较大时，要求传统煤电机组进行调峰。

以前300MW级以下机组做为调峰主力机组，近年600MW级火力发电机组也开始进入深度调峰。

完成深度调峰试验对深度调峰后机组的稳定性、安全性、经济性都有及其重要的影响，故制定深度调峰试验实施方案，保证深度调峰试验顺利进行。

600MW火力发电机组并网后进行深度调峰调试工作且保证10日内完成，达到深度调峰要求，编制以下深调方案按计划实施。

关键词：660MW；超临界；发电机组；实施方案一、试验目的本试验以机组最低稳燃负荷试验为基础，新协调全程投入，进行机组负荷变动试验，然后对各系统、新协调性能、和设备适应性进行评估。

二、试验过程1、机组并网后1-2天，INFIT新协调厂家调整建模参数及对50%-100%负荷段新协调进行维护。

2、并网后第3天，厂家重点进行300MW-250MW 负荷区间调试。

3、并网后第4天，厂家重点进行250MW-220MW 负荷区间调试。

4、并网后第5天，厂家重点进行220MW-190MW 负荷区间调试。

5、并网后第6-7天，厂家对各负荷段协调出现问题的区域重新调试，再优化。

6、值长每天协调好调峰时间段，且应在白班进行油枪试投工作，发现缺陷及时联系维护人员处理。

7、值长根据运行制粉方式对煤斗上煤，在2号煤场70-120货位取顺兴煤种，保证所有煤斗顺兴煤比例大于75%，每日对入炉煤化验监督，保证煤质灰分、硫分、热值均在设计范围内，严禁混入经济煤种。

660MW超超临界深度调峰能力优化调整试验及风险分析摘要：近年来，随着我国电力行业的迅速发展，风电、太阳能、水电等清洁能源的装机容量持续增高，但是，随着清洁能源机组装机容量的增大，伴随而来的弃风率、弃光率、弃水率也在持续增高。

为了保证电网的安全稳定运行，需要求火电机组，尤其大容量机组具备深度调峰能力。

即在电网调峰过程保证机组负荷降至50%以下，既要保证机组的安全稳定运行，又能随时接带满负荷。

以上要求，就给燃煤发电厂带来诸多困难和危险，例如：锅炉低负荷燃烧不稳、水冷壁中水动力不足、机组可能转湿态运行、环保参数无法控制。

因此，研究火力发电厂灵活性调峰对今后电力行业发展具有深远意义。

商洛发电有限公司660MW超超临界机组，为响应国家深度调峰政策，进行了深度调峰试验。

关键词：制粉优化；燃烧调整；深度调峰；引言面对用电量增幅趋缓、电网峰谷差逐年增大的形式，电网调度对660MW火电机组深度调峰能力需求日益凸显。

深度调峰不仅是电网的需求，也是电厂在激烈竞争中生存的需求。

本文针对商洛发电有限公司660MW深度调峰能力优化进行简要分析。

1、商洛发电有限公司660MW超超临界直流锅炉简介商洛发电有限公司1号锅炉为东方锅炉股份有限公司制造，超超临界变压运行直流炉，单炉膛、一次中间再热、前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构、П型布置。

锅炉出口蒸汽参数按29.4MPa（a）/605/623℃，对应汽机的入口参数28MPa（a）/600/620℃。

最终的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求需与汽轮机的参数相匹配。

对应汽机VWO工况的锅炉的最大连续蒸发量（B-MCR）1950t/h，锅炉最终的最大连续蒸发量（B-MCR）应与汽轮机的VWO工况相匹配。

1.1锅炉主要性能指标1.1.1过热蒸汽：最大连续蒸发量（B-1950 t/hMCR）：额定蒸发量（BRL）：1859.7 t/h额定蒸汽压力（过热器出29.4 MPa（a）口）：额定蒸汽压力（汽机入28 MPa（a）口）：额定蒸汽温度：605 ℃1.1.2再热蒸汽：蒸汽流量（B-MCR/BRL）：1650.93 / 1573 t/h进口/出口蒸汽压力（B-6.27/ 6.09 MPa（a）MCR）：进口/出口蒸汽压力5.96 / 5.78 MPa（a）（BRL）：进口/出口蒸汽温度（B-367 / 623 ℃MCR）：进口/出口蒸汽温度357 / 623 ℃（BRL）：给水温度（B-MCR）：303℃给水温度（BRL）：299 ℃2、锅炉燃烧调整试验结果及分析本次试验通过对制粉系统优化、燃烧调整和CCS系统优化，保证机组低负荷下安全运行。

论660MW超超临界燃煤机组锅炉运行调试与优化措施摘要：随着可持续发展战略的提出和落实，社会各界对能源和资源节约的重视程度不断提高。

因此，针对锅炉运行过程中存在的能源消耗问题进行全面分析，采取合适的锅炉运行调试和优化措施，降低其实际的能源消耗。

关键词：锅炉运行；能源消耗；运行调试；优化措施引言随着社会经济的稳定增长，企业行业竞争日益激励，再加上行业市场环境趋于复杂化，为了在激烈的行业市场竞争中占有重要地位，大部分燃煤电厂都会选择优化煤炭燃烧来降低经济成本投入，提高自身的经营效益。

因此，针对能源匮乏和资源紧张以及污染严重的现状，企业需要积极落实可持续发展战略，采取相关的节约能源措施，并根据企业的经营情况，分析其中存在的相关问题，并通过运行调试和优化措施，来降低能源消耗。

本文针对锅炉运行过程中存在的问题进行简要分析，并指出采取合适的优化调试措施来维持锅炉的稳定运行。

一、锅炉运行调试的常见问题（一）安全管理不到位在锅炉运行过程中，由于工作人员对安全管理工作缺少正确认识，在企业的经营发展过程中，工作人员只抓企业的生产经营，忽视了生产过程中的安全管理工作。

再加上缺少严格的管理制度，导致工作人员缺少较强的工作责任心，在生产过程中因操作不够规范且缺少安全意识，使得他们在工作中多是应付了事的工作态度，为企业生产经营带来了潜在的危及问题。

（二）生产条件性较差企业在生产经营过程中，受到天气条件、燃料质量、地理环境等因素的影响，使得生产条件和标准规定之间存在明显差距。

再加上燃烧器存在着明显的煤粉分配不够均匀现象，从而影响锅炉燃烧的运行效果。

例如，在锅炉中燃烧风速的偏差达到20m/s以上，其煤粉浓度偏差在22%。

而在同层的各支管中燃烧风速的偏差达到23m/s以上，则煤粉浓度偏差在18%。

（三）设备的安全隐患锅炉的正常运行是需要可靠的附属设备，如安全阀门等等。

由于温差和压强的影响，使得设备容易出现裂缝，导致气体泄露而污染大气环境。

660MW超超临界直接空冷机组整套启动中的问题及处理措施本文主要针对660MW超超临界直接空冷机组整套启动过程中存在的问题开展论述，结合问题存在的原因，提出相应的处理措施，保证整个机组试运行顺利推进。

标签：超超临界直接空冷机组整套启动存在问题处理措施内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司五期工程2×660MW汽轮机发电机组，该机组是由东汽生产的660MW超超临界一次中间再热，三缸两排汽，直接空冷凝汽式汽轮机。

本次研究主要针对该机组整套启动过程中存在的的问题进行了总结分析，并进一步分析了问题产生的原因，提出了相应的处理措施，现将具体研究内容介绍如下：一、盘车转子停止转动1.问题分析在对机组进行电气专业短路实验和空载实验完成之后，技术人员准备对整个机组的阀门进行严密性试验。

当时锅炉的运行参数为主汽压力11.9MPa，再热汽压力2.3119MPa。

当严密性试验完毕之后，汽机转速到0，人工手动啮合盘车，启动过程中的电流为0当时电流30.3A，启动约一分半后，盘车掉闸。

间隔20分钟后再次启动，启动失败，这时对盘车电机的电流进行检查，发现在33～35A 之间波动。

半个小时之后，挂闸困难，强行挂闸后，手动盘车不能正常运作，随后盘车电流突然激增到71A，汽轮机真空遭到破坏。

通过对整个机组进行全面检查之后，导致上述问题出现的原因，主要包括以下几个方面，一个是盘车机电出现了电气故障，另一个是汽轮机大轴内部存在残余的弯曲，机械设备在启动过程中，由于启动力矩太大，不能正常开启。

还有就是顶轴油压出现了突变，使得大轴顶起高度，达不到相应标准，启动力矩增加。

最后一个原因是盘车大齿与大轴齿轮啮合不到位，从而引起启动力矩增加。

2.处理措施针对上述故障可能发生的原因，技术人员立即采取措施进行检修。

首先将所在机组的所有疏水关闭，开始进行闷缸处理。

在故障现场调整机组各个瓦顶轴油压以及顶起的高度，检查之后发现一个发电机的7瓦顶起高度不符合要求。

简析660MW超超临界锅炉的调试发表时间：2018-06-01T10:26:54.753Z 来源：《电力设备》2018年第1期作者：黄钰[导读] 摘要：结合某发电厂660MW超超临界锅炉，对其调试进行分析，首先概述了某发电厂660MW超超临界锅炉，对660MW超超临界锅炉的调试要点进行了简要分析，以供借鉴参考。

（大唐吉木萨尔五彩湾北一发电有限公司）摘要：结合某发电厂660MW超超临界锅炉，对其调试进行分析，首先概述了某发电厂660MW超超临界锅炉，对660MW超超临界锅炉的调试要点进行了简要分析，以供借鉴参考。

关键词：660MW超超临界；锅炉；调试要点一、某发电厂660MW超超临界锅炉的概述某发电厂是2台660MW超超临界空冷发电机组，锅炉是国产超超临界、直流、变压型的DG2090/25.4-II2型锅炉，锅炉使用的是扩容式内置大气启动系统，双进双出磨煤机和冷一次风机止压直吹式制粉系统，运用前后墙对冲燃烧，配置了相应的燃烧器和燃尽风喷口。

在其尾部有分烟道设置，使用烟气分流挡板对再热器出口的蒸汽温度进行调节，利用两级喷水和煤水比对过热器蒸汽温度进行控制。

为了达到节约燃油的目的，把锅炉前墙下层的燃烧器改成了使用少油进行点火的具有启动和稳燃性能的燃烧器。

二、660MW超超临界锅炉的调试要点分析结合某发电厂660MW超超临界锅炉，对其调试要点进行分析，具体表现为：1、锅炉冷态通风调试分析。

主要体现在：（1）合理设定燃烧器调风器的初始位置。

烧器安装后，需要对燃烧器调风器位置预先进行设定，为了防止安装的误差，试验人员应该进入炉膛或风箱内部认真整定和检查燃烧器，并做好相关的标记和记录。

（2）一次风速调平分析。

由于磨煤机使用的是侧煤仓布置，一台磨煤机的两根煤粉管最大可相18m，如果调整不及时可能导致炉膛的温度不均。

调试第-台锅炉的时候没有引起重视，止式投产之后炉膛两侧的温度发生了偏斜，两侧的空气预热器出口排烟温度差20-30℃；所以调试第二台锅炉的时候重视了一次风速的调平，使其在热态运行的状祝下，两侧空气预热器的出口排烟温度达到了相同的程度。

超临界660MW机组汽轮机启动调试问题分析吴寿贵;刘继锋;张臣;高奎;王新养【期刊名称】《热力发电》【年(卷),期】2018(047)004【摘要】针对某超临界660 MW机组汽轮机启动调试过程中出现低速暖机时间长、带初负荷过程负荷和再热蒸汽压力异常波动、再热器多次保护动作导致机组跳闸事故等重大问题,分析并阐明启动参数低、X7准则定值高、高中压调节阀开度比例不匹配、分布式控制系统与汽轮机数字电液控制系统控制逻辑不完善是存在问题的主要原因.通过启动参数调整、X7准则优化、控制策略优化以及逻辑深度排查,并针对问题提出有效的防范措施后,再次启动顺利完成汽轮机空负荷试运,带负荷试运以及一次性通过168 h满负荷连续试运,可为同类型新建机组的汽轮机启动调试提供借鉴.【总页数】5页(P99-103)【作者】吴寿贵;刘继锋;张臣;高奎;王新养【作者单位】西安热工研究院有限公司,陕西西安710054;西安热工研究院有限公司,陕西西安710054;西安热工研究院有限公司,陕西西安710054;西安热工研究院有限公司,陕西西安710054;西安热工研究院有限公司,陕西西安710054【正文语种】中文【中图分类】TK26【相关文献】1.600 MW超临界汽轮机高中压缸联合启动问题分析及处理 [J], 田莉;陈华桂2.600MW超临界直接空冷汽轮机组调试期间故障问题分析与处理 [J], 张锋锋;焦晓峰;杨晋;程朝辉;范景利3.东汽1000MW超超临界汽轮机组的启动调试 [J], 张长乐;郑凤才;肖明4.超超临界660MW机组轴封蒸汽电加热器故障引起汽轮机振动大分析处理 [J], 王战锋; 田宁5.1000MW超超临界机组密封油系统启动调试典型问题分析与处理 [J], 何冬辉; 叶振起; 赵奕州因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析660MW超超临界机组是一种新型的高效发电机组，其具备启停调峰运行方式，通过对其运行方式进行优化分析，可以进一步提高其运行效率和灵活性。

针对超超临界机组的启停过程，可以采取以下优化措施：1. 启动过程优化：在机组启动时，可以采用分段启动方式，即先启动辅机（如给水泵、循环水泵等），再启动主机。

这样可以避免主机在冷机状态下启动，减少机组启动时间和能耗。

3. 调峰运行优化：针对电网调峰需求，可以通过合理调整机组的出力来满足电网负荷变化。

对于超超临界机组，其调峰能力较强，可以通过调整锅炉给煤量和汽机负荷来实现调峰运行。

通过建立机组的调峰模型，并根据电网的负荷预测结果来进行优化调度，可以最大程度地满足电网调峰需求，减少电网中的短期功率波动。

需要对660MW超超临界机组的启停调峰运行方式进行优化分析。

通过对机组的运行数据进行统计和分析，可以得到机组的运行特性和性能参数。

基于这些参数，可以构建机组的动态模型和优化模型，进一步分析机组的启停调峰运行方式。

在机组的启停过程中，关键的优化指标包括：启动时间、停机时间、能耗和设备损坏等。

通过对这些指标进行综合分析和评估，可以得到不同的运行方式的优劣。

以启动过程为例，可以通过对启动过程中各个辅机的启动时间和主机的启动时间进行研究和优化，来减少机组的启动时间和能耗。

还需要对机组的保护控制系统进行优化，提高其对启动过程的控制精度和可靠性。

采用合理的启动策略和参数设置，可以最大程度地减少机组的启动时间和能耗。

对于停机过程和调峰运行方式的优化分析，也可以采取类似的方法。

通过对停机过程中各个辅机的停机时间和主机的停机时间进行研究和优化，来减少机组的停机时间和能耗。

针对调峰运行方式，可以对锅炉给煤量和汽机负荷等参数进行优化，以提高机组的调峰能力和效率。

660mW超超临界机组同期装置调试摘要同期装置承担着机组与电网顺利对接的重要任务。

现代大型发电机组越来越多的使用自动同期装置。

本文对自动同期装置调试流程进行分析，并基于国华陈家港2×660mW机组调试中出现的问题进行探讨。

讨论同期装置电气回路与热工DCS逻辑的配合，同时对同期回路调试提出了几点宝贵的意见。

对国内大型火力发电机组同期装置的调试具有较为实用的指导意义和借鉴价值。

关键词机组；电网；同期装置；调试0 引言陈家港电厂一期机组为2×660mW超超临界机组，其同期装置使用深圳市智能设备开发有限公司开发的第八代产品，型号为SID-2CM。

保证同期装置调试的质量，为机组的顺利并网创造条件。

1 同期装置调试流程1.1 同期电压回路分析港电公司的同期电压取向：系统侧电压取自500kV母线PT二次电压，待并侧电压取自发电机出口PT二次电压。

由于设计的同期回路中未使用转角变，所以必须保证输入同期装置的电压为同向电压，即矢量方向一致。

确定PT二次回路电压相别。

港电公司的一次系统示意图如图1所示，发电机出口电压经过主变，升压为升压站电压。

主变的接线组别为YNd11，由于同期电压均使用PT二次星侧电压，即二次电压同一次电压同相位。

1.2 矢量分析YNd11接线的变压器高压侧电压在12点位置，同相别低压侧电压在11点位置。

通过矢量图可以得知，主变高压侧的BC线电压同发电机出口C相电压相位一致。

如图2所示。

同理可得：主变高压侧AB线电压同发电机出口A相电压相位一致。

主变高压侧CA线电压同发电机出口B相电压相位一致。

2 机组调试中出现的问题分析2.1 同期电压回路短路问题概述：陈家港1号机组同期装置在进行1号主变高压侧开关传动试验时，同期电压回路发生短路现象，发电机出口PT二次至同期装置电压熔丝熔断。

事件经过：2010年6月9日下午15时，机组调试人员对同期装置进行设备传动试验。

当调试所调试人员将SA1切换把手由试验位转换至手准位，准备用手动同步表进行同期合闸时，待并侧电压突然降低为零，同步表指针位置偏离同步点。