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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。
第50卷第1期 熬力透年Vol . 50 No . 12021 年 03 月_________________________________________T H E R M A L T U R B I N E ___________________________________________Mar .2021文章编号：1672-5549(2021)01.021.4超超临界二次甬热机组机炉壬保护系统分析张天海，高爱民，汤可怡，肖新宇(江苏方天电力技术有限公司，南京211102)摘要：采用常规的热工保护系统已经不能满足二次再热机组的正常运行要求。
根据国内某660 M W 超超临界二次再热机组设备特点，对机炉主保护系统进行了详细的设计分析，主要包括主燃料硬件跳闸回路、主燃 料跳闸软逻辑以及汽轮机危急遮断保护回路等三个方面。
主燃料跳闸硬件保护设计为2套完全独立、相互冗 余的带电跳闸回路，可有效避免保护系统的拒动和误动。
主燃料跳闸软逻辑中修改了汽轮机跳闸和再热器保 护丧失等相关逻辑，满足了二次再热机组的保护需要。
对ETS 保护回路的超速保护、数据采集及处理和跳闸条件等方面都进行了改进，大大提高了系统可靠性。
所分析的内容可为二次再热机组热工保护系统设计和维 护提供参考。
关键词：二次再热；主燃料切除；危急跳闸中图分类号：TK267文献标志码：A doi ： 10.13707/j. cnki. 31 -1922/tli. 2021.01.005Analysis of Main Protection System for Ultra-SupercriticalDouble Reheat UnitZHANG Tianhai # GAO Aijnin # TANG Keyi # XIAO Xinyu(Jiangsu Frontier Electric Technology Co. #Ltd. # Nanjing 211102# China )Abstract % For double reheat unit# conventional thermal protection system is unable to meet the normal operatingrequirements. According to the characteristics of a domestic 660 MW ultra-supercritical double reheat unit# the mainprotection system of boiler and unit including the main fuel trip hardware trip circuit# main fuel trip soft logic and emergency trip system protection circuit are analyzed in detail. The main fuel trip hardw two sets of completely independent and mutually redundant live trip circuits # so it can effectively prevent the protection system from r ejection and mis-operation. In main fuel trip soft logic# related logics such as steam turbine tripping and loss of reheater protection are modified to meet the protection needs of double rehea the ETS protection circuit are improved in terms of over-speed protection# acqui shutdown # etc. # t hus the system reliability has been greatly improved. The analyzed content can provide reference for the design and maintenance of the thermal protection system of double reheat unit.K e y words % double reheat & main fuel trip & emergency trip二次再热发电技术代表当前世界领先的发电 水平，是目前提高火电机组热效率的有效途 径[1>]。
660MW超临界机组热控设备故障分析与防范措施【摘要】火电厂超临界机组技术在实际运行和管理过程中也出现了系列的问题和故障，其中由于热控设备故障导致的故障和问题占有一定比例。
【关键词】660MW超临界；机组；热控；设备；故障我国特点是农业人口数量比较巨大，社会发展仍有一个巨大空间的对电力需求，由于传统能源结构形式的巨大限制，我国传统电力生产供应结构系统构成中，火力发电工业系统能源仍然还占有了相当的重要程度的比例。
火力发电厂机组技术水平、运行效果直接影响我国电力供应和社会、经济的发展。
660MW的超临界机组还将是作为未来当前拟建的未来我国超临界核电站主力机组规模建设的其中一个重要组成，在保障我国电力供应，创造电力价值方面发挥了巨大的作用和效果。
为充分保障了其长期运行状态的连续稳定、可靠，采用了热流控制设备来对整个机组系统的安全运行参数进行自动控制功能的完美实现，以保障机组连续可靠的运行。
然而在实际的运行维护过程中，热控设备系统故障时有发生，导致机组不能够稳定的运行，造成系统停机等现象，造成电厂效益降低甚至引发社会问题等等。
1故障出现的原因分析由于热控设备系统的组成和控制是通过多方面综合控制实现，受到系统、设备、人员、电力供应等各方面影响较大，是导致热控设备故障的主要原因。
1.1控制系统方面热控系统是基于计算机技术和自动化技术的拓展，通过对各热控设备和传感器进行有机结合，通过系统化管理实现自动化的热控管理。
因此，其控制系统对于热控设备作用的发挥起到决定性的基础。
由于系统软件错误、数据传输故障、网络通信异常、传感器失灵等各方面的原因均能导致控制系统的拒动、误动，进而影响控制系统功能的实现，造成各种故障，影响机组运行的稳定和设备的故障，对发电企业造成损失。
1.2热控设备方面热控设备是热控系统的基础，是实现热控动作的基本单元，然而在实际运行过程中，热控元件的故障经常导致热控设备发生故障甚至破损，造成热控设备不能够正常进行动作，发生误动或是拒动，严重损害到系统的控制和操作，影响机组的稳定运行甚至是造成机组停机或损坏。
第 32 卷 第 10 期2019 年 10 月江西电力职业技术学院学报Journal of Jiangxi Vocational and Technical College of ElectricityVol.32 No.10Oct.2019上汽660MW超超临界汽轮机油动机动作异常造成跳闸的分析及处理黄聪（广东粤电大埔发电有限公司，广东梅州 514200）摘 要：针对某电厂660MW上汽超超临界汽轮发电机组1号、2号机组在启动过程中，因汽轮机汽门油动机动作异常造成机组跳闸的事件，通过深入分析事件的原因，提出油动机内部的插装式单向阀存在问题并制定改造的措施，对措施一一落实，最后达到了预期的效果，保证了机组的正常运行。
关键词：上汽超超临界机组；油动机；插装式单向阀；卡涩中图分类号：TM621 文献标识码：B 文章编号：1673-0097(2019)10-0007-020 引言某电厂1号、2号汽轮机采用上海汽轮机厂引进西门子技术生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压凝汽式汽轮发电机组，汽轮机型号为N660/-25/600/600。
机组采用HMN型积木块组合。
该机组具有优异的热力性能、可靠性高、效率高、高稳定性、运行灵活、快速启动及调峰能力。
汽轮机共有9只油动机，分别是主汽门油动机2只、调门油动机2只，再热主汽门油动机2只，再热调门油动机2只，以及补汽阀油动机1只［1］。
1 油动机说明汽轮机EH油动机为单侧作用的油动机，即通过EH供油系统来的压力油开启，弹簧力关闭。
油动机工作时，从EH供油系统来的压力油经过过滤器后分为两路，一路到快关电磁阀，用于建立安全油；一路到电液伺服阀，用于开关汽门的动力用油。
电磁阀块安装在油缸缸体上，上面安装有快关电磁阀、逆止阀和插装式单向阀。
电磁阀块通过内部油路和油缸体油路相连。
快关电磁阀接受保护系统来的控制信号，电磁阀带电后建立安全油，汽门开启，失电后控制单向阀的压力油接通回油，使单向阀打开；汽门关闭，为了加快油动机的关闭时的速度，在单向阀后又增加了一个通流面积更大的单向阀（见图1）。
超超临界660MW机组滑参数停机操作及分析摘要：所谓滑参数停机，就是逐渐降低主、再热蒸汽的参数进行减负荷直至达到所要求的参数后停机、停炉。
火电机组采用滑参数停机的主要目的是为了使机组参数，如锅炉侧压力、温度，汽机侧汽缸及转子温度降至较低水平，从而缩短检修工期，提高经济效益。
本文结合许昌龙岗发电有限责任公司66MW机组滑参数停机的操作过程，从机组滑参数停机的准备工作、停机曲线，参数控制方法、机组负荷停留点的选择，减温水的使用等方面总结了滑参数停机过程中的操作控制等经验，提出了滑参数停机操作的注意事项。
关键词：滑参数停机控制方法1、研究对象我公司2×660MW超超临界机组锅炉为上海锅炉厂有限公司制造的国产超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，锅炉型号：SG-2000/26.15-M625。
我厂锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛四角切圆燃烧方式、设计煤种为郑州煤和禹州煤的混煤，校核煤种为禹州地方矿煤。
我厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的660MW超超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、反动凝汽式汽轮机。
过热汽温通过水煤比调节和三级喷水控制，第一级喷水布置在低过出口管道上，第二级喷水布置在分隔屏出口管道上。
第三级喷水布置在后屏出口官道上。
2、龙岗电厂滑停参数停机过程08：00 负荷620MW启动3A磨煤机、3F磨煤机，3号炉A、B、F煤仓准备烧空，通知输煤3A仓、3F仓停止上煤，3B仓保持低煤位，C、D、E煤仓上煤保证低位发热量大于4500Kcal/kg，收到基挥发份大于18%，水份小于7%。
15:00 3F煤仓烧空。
17:54 3A煤仓烧空。
18:00 3B煤仓烧空。
3B煤仓空仓后，维持CDE给煤机运行，作为滑参数停机时磨煤机运行方式，降低汽轮机滑压偏置，降低主汽压力，为滑参数停机做准备，适当调整分离器中性点温度，维持分离器出口30℃左右过热度，一、二、三级减温水切手动，适当降低过热蒸汽温度至580℃。
干货660MW超临界机组跳闸后的极热态恢复操作一、极热态恢复前的检查：1、机组跳闸后，集控室发出报警，运行人员确认后复位。
2、检查机组跳闸后联锁动作正确。
及时调整锅炉风量至30％～40％，检查空预器密封装置提至最高位，否则手动提升。
3、检查发电机主开关确已在断位。
4、检查交流启动油泵、交流辅助油泵启动，顶轴油泵自启，润滑油压正常。
5、确认厂用电系统切换至#01启备变运行良好。
6、检查VV阀、汽机所有疏水阀打开（就地打开关闭的手动隔离阀）；检查大机所有进汽门关闭，所有抽汽逆止门关闭。
7、检查主汽压力达27.4MPa时PCV阀自动开启，主汽压力缓慢降低，否则手动打开PCV阀。
8、轴封按照热态要求切至相应汽源：单机运行时，辅汽切换至冷段供汽，相邻机组运行时，切换至临机供汽，调整轴封压力正常，保证机组安全停运。
9、单机运行时跳闸后，尽快投入油枪，维持主汽温度和风温。
如热一次风温下降至200℃以下，不能满足A磨暖风器用汽且辅汽联箱压力不能维持时，启动炉点火，向辅汽供汽。
10、检查真空正常，调整凝汽器、除氧器水位正常。
11、机组惰走期间，按防止汽机擀瓦措施调整润滑油温、轴封温度在规定范围内。
12、主机转速到零后，投入盘车，检查汽机各部温差、大轴偏心、盘车电流正常。
13、检查励磁调节器自动减至最小，否则手动完成。
14、过、再热蒸汽减温水不应漏流，否则应将过、再热器事故减温水手动阀关闭。
15、机组正常运行中线路、母线跳闸（非发变组保护动作），最终引起机组跳闸过程中，将触发汽机ACC、PLU保护动作、汽轮机超速保护动作，值班人员应做好超速事故预想，发现汽机超速立即手动打闸。
16、视不同情况采取特殊泄压方式：通过PCV阀及高旁泄主汽压力、低旁泄再热汽压力、主汽阀前疏水泄管道压力。
主汽压力＞20MPa、再热蒸汽压力＞1.5MPa时，禁止开启高压旁路进行泄压。
高旁开启时必须缓慢操作，防止管道冲击、振动。
17、切断加热器疏水阀，尤其#3高加至除氧器疏水阀。
深度调峰下660MW燃煤发电机常见故障及改进措施摘要：当前在“双碳”目标的引领和要求，光伏、风电等清洁能源的快速发展，燃煤发电机承担的深度调峰压力越来越大，深度调峰发电机快速变负荷，转子温度、定子温度随之频繁变化，导致转子绕组、定子绕组、定子铁心等出现热疲劳、零部件磨损，其可靠性寿命加速消耗，故障率增高。
本文分析了参与深度调峰的发电机典型故障，并提出相应的改进措施。
本文的内容对参与深度调峰的机组提供了优化方案和改进措施，保证设备的安全可靠运行，以及提高电力设备运行可靠性具有十分重要的意义。
关键词：燃煤发电机；深度调峰；典型故障；改进措施1 引言2020年习近平主席在第七十五届联合国大会上郑重宣布：中国将提高国家自主贡献力度，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取2060年前实现碳中和。
这既是不容置疑的庄严承诺，也是需要坚定不移完成的既定目标，现役煤电未来的发展重点不再是装机规模的增长，而是提高现有机组的灵活性和可靠性，承担起新能源为主体的新型电力系统安全稳定运行的重任。
随着新型电力系统对燃煤机组灵活运行要求不断深入，频繁快速深度调峰、频繁启停热备盘车、长期停备及调压调频等异常工况占比增多，已经超出燃煤电发电机的安全稳定运行能力范围。
据统计西北某电厂#1机2020-2022年运行情况，机组共参与调峰超过1500次，调峰时长接近4000小时，平均每月调峰次数超过45次，调峰范围为20%-100%。
机组在宽负荷工况下运行时，定子、转子等部件在额定负荷和深调负荷工况时的温差较大，铜、铁心和绝缘温度涨差将进一步加大。
在该工况下运行已对发电机各部件造成不同程度的损害，严重危害机组的安全稳定可靠运行，本文通过分析西北某电厂两台660MW燃煤发电机的典型故障，剖析故障原因，并提出改进措施。
2 缺陷案例一2.1基本概况西北某电厂#1发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN－660-2-22型同步交流发电机,额定容量733MVA,额定功率660MW,额定定子电压22kV,额定定子电流19245A，励磁电压426V，励磁电流4673A，产日期2013年。
解析燃煤机组磨煤机爆燃控制措施磨煤机的爆燃是燃煤机组运行中的较大事故，由于燃煤具有高挥发分、易燃、易爆的特点，并且热风温度达300℃即表现出较强的着火倾向，容易引起制粉系统自燃和爆炸。
印度ADANI项目在试运中曾发生磨煤机爆燃，造成工期延误、设备损坏等。
该项目为5×660MW超临界燃煤机组，机组配套制粉系统采用上海重型机器厂HP1203磨煤机。
本文通过对该项目磨煤机爆燃现象的研究分析，提出制粉系统运行操作中预防爆燃措施，并在磨煤机及制粉系统中补充完善防爆逻辑，对预防和消除爆燃取得了良好效果。
1 事故经过2011年10月26日，印度ADANI项目#7机组在负荷530MW稳定运行，机组协调控制投入。
A、B、C、E、F磨煤机投入运行，给煤机煤量分别为在59.4t/h、57.4t/h、58.2t/h、56.8t/h、56t/h。
17时05分21秒F给煤机出口插板门关闭，联跳F给煤机。
17时06分14秒热风调门开始由30%关至0%，用时20s。
在热风调门关闭，冷风调门全开时，1至4号角风速分别为35m/s、31m/s、31m/s、32m/s。
17时06分39秒在集控室听到一声巨响，锅炉火焰电视显示炉膛内火焰猛烈抖动后恢复正常，运行人员手动关闭热风调节门，全开冷风调节门。
17时07分36秒F磨煤机出口温度高至95℃跳闸。
运行人员将机组协调控制切至手动，调整风煤比，稳定机组负荷320MW，派人去现场检查，发现F磨煤机爆燃。
图1 F磨煤机爆燃的曲线图爆破后的现象如下：（1）F制粉系统爆燃，造成热一次风入口膨胀节破裂，风道防爆门爆开；（2）检查F磨煤机发现：F2、F3煤粉管道各一个弯头破裂，F2在锅炉2号角煤粉管水平段与垂直段转向弯头处破裂，F3在锅炉4号角煤粉管水平段转向弯头处破裂，两个弯头都掉落在17m平台上严重变形；（3）F磨煤机入口热一次风关断门因气源管断裂，就地远方均无法操作，热一次风关断门无法关闭，漏出的热一次风吹到附近的电缆桥架上，威胁电缆安全，机组于20时04分解列停机。
