600MW超临界机组控制技术.

超临界机组的自动发电（AGC）控制

江苏省电力试验研究院有限公司

2007 年 7 月

1. 超临界机组的特性

1.1 临界火电机组的技术特点

超临界火电机组的参数、容量及效率

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24MPa~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。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法维持自然循环，即不再能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。

提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比，采用超临界参数可在理论上提高效率2%～2.5%，采用超超临界参数可提高4%～5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。

1.2 超临界机组的启动特点

超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点：

1.2.1 设置专门的启动旁路系统

直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。

一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。

1.2.2 配置汽水分离器和疏水回收系统

超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一般为25%~45%。

低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷

壁出口处分离，干饱和蒸汽被送入过热器，因而在低负荷时超临界锅炉需要汽水分离器和疏水回收系统，疏水回收系统是超临界锅炉在低负荷工作时必需的另一个系统，它的作用是使锅炉安全可靠的启动并使其热损失最小。常用的疏水系统有三种类型：扩容式疏水系统、疏水热交换器式系统和辅助循环泵式系统，具有不同的结构和不同的效率。

1.2.3 启动前锅炉要建立启动压力和启动流量

启动压力是指直流锅炉在启动过程中水冷壁中工质具有的压力。启动压力升高，汽水体积质量差减小，锅炉水动力特性稳定，工质膨胀小，并且易于控制膨胀过程，但启动压力越高对屏式过热器和再热器和过热器的保护越不利。启动流量是指直流锅炉在启动过程中锅炉的给水流量。

2. 超临界机组的启动系统

2.1 超临界机组启动系统功能及形式

2.1.1 启动系统功能

超临界直流锅炉启动系统的主要功能是建立冷态、热态循环清洗、建立启动压力和启动流量、以确保水冷壁安全运行；最大可能地回收启动过程中的工质和热量、提高机组的运行经济性；对蒸汽管道系统暖管。启动系统主要由启动分离器及其汽侧和水侧的连接管道、阀门等组成，有些启动系统还带有启动循环泵、热交换器和疏水扩容器。

2.1.2启动系统形式

超临界直流锅炉的启动系统按形式分为内置式和外置式启动分离器2种：外置式启动分离器系统只在机组启动和停运过程中投入运行，而在正常运行时解列于系统之外；内置式启动分离器系统在锅炉启停及正常运行过程中均投入运行。不同的是在锅炉启停及低负荷运行期间汽水分离器湿态运行，起汽水分离作用，而在锅炉正常运行期间汽水分离器只作蒸汽通道。

2.2 启动系统的控制

外置式启动分离器系统的优点是：分离器属于中压容器（一般压力为7 MPa），设计制造简单，投资成本低。缺点是：在启动系统解列或投运前后过热汽温波动较大，难以控制，对汽轮机运行不利；切除或投运分离器时操作较复杂，不适应快速启停的要求；机组正常运行时，外置式分离器处于冷态，在停炉进行到一定阶段要投入分离器时，对分离器产生较大的热冲击；系统复杂，阀门多，维修工作量大。

内置式分离器启动系统由于系统简单及运行操作方便，适合于机组调峰要求。在直流锅炉发展初采用外置式启动分离系统，随着超临界技术发展，目前大型超临界锅炉均

采用内置式启动分离器系统。内置式分离器启动系统由于疏水回收系统不同，基本可分为扩容器式、循环泵式和热交换器式3种。在这里介绍哈尔滨锅炉厂生产的HG-1950/25.4-YM1 型锅炉，采用超临界压力、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构π型布置的前后墙对冲燃烧方式的本生型直流锅炉，启动系统采用工质和热量回收效果好的带再循环泵的内置式启动分离器系统，其结构如图2.1所示：

图2.1 HG-1950/25.4-YM1型锅炉内置式启动分离系统

带再循环泵的内置式启动分离器系统由下列设备组成。

1) 启动再循环泵

锅炉启动时，锅炉管路冲洗和上水冲洗结束后，如满足启动允许条件：循环泵冷却水流量正常、循环泵出口隔离阀关闭、最小流量隔离阀关闭、贮水箱水位正常、再循环调节阀关闭，运行人员可以手动启动循环泵。在降负荷过程中，如果负荷<40%锅炉最大连续蒸发量（BMCR）、燃烧器在燃烧、且满足循环泵启动允许条件，则循环泵自动启动。在启动循环泵一段时间内，如果最小流量隔离阀和启动再循环隔离阀都未开，再循环泵跳闸。

2) 最小流量隔离阀循环泵启动后5s联锁开启最小流量隔离阀。在锅炉运行过程中，如果循环泵在运行，再循环流量大于定值时，隔离阀自动关闭；当再循环流量超过低限时，隔离阀自动打开。

3) 再循环隔离阀

循环泵启动后5s联锁打开再循环隔离阀，循环泵停止联锁关闭再循环隔离阀。

4)过冷水隔离阀

为防止循环泵入口水饱和汽化，威胁循环泵安全，系统设计了一路从省煤器入口过来的过冷水到循环泵入口，以增加循环泵入口水的过冷度。当循环泵入口水的过冷度小于20℃，过冷水隔离阀自动打开’过冷度大于30℃时，过冷水隔离阀自动关闭。

5)再循环调节阀

调节贮水箱水位在设计范围内。

6)大、小溢流阀

当再循环调阀无法调节贮水箱在正常水位时，小溢流阀先打开；当水位继续升高超过某一高度时，大溢流阀也打开；当水位恢复到正常时，大、小溢流阀自动关闭。为了安全，当锅炉压力比较高时，联锁关闭溢流阀。

7)大、小溢流调节阀

大、小溢流调节阀对贮水箱水位进行开环调节，水位在某一个范围内变化时，溢流调节阀从0%开到100%。

2.3 启动系统运行

2.3.1 启动过程

直流之前：锅炉给水泵控制分离器水位，负荷逐渐增加，一直到纯直流负荷方式后切换到中间点焓值自动控制方式。

启动之前：按照冷态、温态、热态启动方式，顺序启动锅炉相关的辅机；贮水箱水位由再循环调节阀和大、小溢流调节阀控制。

启动阶段：省煤器入口的给水流量保持在某个最小常数值；当燃料量逐渐增加时，随之产生的蒸汽量也增加，从分离器下降管返回的水量逐渐减小，分离器入口湿蒸汽的焓值增加。

直流点：分离器入口蒸汽干度达到，饱和蒸汽流入分离器，此时没有水可分离#锅炉给水流量仍保持在某个最小常数值。

蒸汽升温阶段：给水流量仍不变，燃烧率继续增加，在分离器中的蒸汽慢慢地过热，分离器出口实际焓值仍低于设定值，温度控制还未起作用。所以此时增加的燃烧率不是

用来产生新的蒸汽，而是用来提高直流锅炉运行方式所需的蒸汽蓄热，到分离器出口的蒸汽焓值达到设定值，进一步增加燃烧率，使焓值超过设定值。

中间点温度控制阶段：进一步增加燃烧率#给水量相应增加，锅炉开始由定压运行转入滑压运行。焓值控制系统投入运行，分离器出口的蒸汽温度由(煤水比)控制。当锅炉负荷增加至35%，锅炉正式转入干态运行。

2.3.2 停机过程

机组降负荷：从纯直流锅炉方式切换到启动运行方式，机组控制方式由温度控制切换到水位控制的过程。

中间点温度控制阶段：锅炉负荷指令同时减少燃烧率和给水流量，焓值控制系统自动。给水流量逐渐减少，达到最低直流负荷流量。

蒸汽降温阶段：给水流量仍不变，燃烧率继续减小，在分离器中蒸汽过热度降低，开始有水分离出。

直流点：蒸汽过热度完全消失，流入分离器的蒸汽呈饱和状态。

启动阶段：进一步减小燃烧率，给水流量不变，分离器入口蒸汽湿度增加，贮水箱中开始积水，水位控制开始动作，再循环调节阀和大、小溢流调节阀自动调节水位。

3. 超临界机组的协调与AGC控制

3.1 超临界机组CCS及AGC控制中的难点

3.1.1 机、炉之间耦合严重

超临界机组控制难点之一在于其非线性耦合，使得常规的控制系统难以达到优良的控制效果。由于直流锅炉在汽水流程上的一次性通过的特性，没有汽包这类参数集中的储能元件，在直流运行状态汽水之间没有一个明确的分界点，给水从省煤器进口开始就被连续加热、蒸发与过热，根据工质（水、湿蒸汽与过热蒸汽）物理性能的差异，可以划分为加热段、蒸发段与过热段三大部分，在流程中每一段的长度都受到燃料、给水、汽机调门开度的扰动而发生变化，从而导致了功率、压力、温度的变化。直流锅炉汽水一次性通过的特性，使超临界锅炉动态特性受末端阻力的影响远比汽包锅炉大。当汽机主汽阀开度发生变化，影响了机组的功率，同时也直接影响了锅炉出口末端阻力特性,改变了锅炉的被控特性。由于没有汽包的缓冲，汽机侧对直流锅炉的影响远大于对汽包锅炉的影响。

3.1.2 强烈的非线性

超临界机组采用超临界参数的蒸汽，其机组的运行方式采用滑参数运行，机组在大

范围的变负荷运行中，压力运行在10MPa～25MPa.之间。超临界机组实际运行在超临界和亚临界两种工况下，在亚临界运行工况工质具有加热段、蒸发段与过热段三大部分，在超临界运行工况汽水的密度相同，水在瞬间转化为蒸汽，因此在超临界运行方式和亚临界运行方式机组具有完全不同的控制特性，是特性复杂多变的被控对象。因此在设计控制方案时若不考虑自适应变参数控制，将使自动控制系统很在机组整个协调负荷范围均达到满意的品质。

3.1.3 机组蓄热能力小、锅炉响应慢与AGC运行方式下要求快速变负荷的矛盾

超临界机组蒸发区的工质贮量与金属质量相比同参数的汽包炉要小得多，因而其变负荷时依靠降低压力所释放的能量较少，而锅炉侧多采用直吹式制粉系统，存在较大的延迟特性，使得在快速变负荷时机、炉两侧能量供求的不平衡现象尤为严重，易造成主控参数的大幅波动。

但对于电网控制而言，为了用电侧频繁变化下维持频率和联络线交换功率的稳定，发给各机组的AGC指令也是频繁波动的，并要求机组实际负荷能以较快的响应速度跟随调度指令。图1.1是2006年6月8日17:30～19:00江苏电网调度EMS系统对华能太仓#4机组（600MW）的AGC指令曲线，从图中可看出AGC指令每隔2～3分钟即会变化一次，而且经常来回反向动作，如果机组协调控制系统设计得不好，在这种负荷扰动下极易造成运行的不稳定。

图3.1 600MW机组AGC指令变化曲线

3.2 国内外目前控制方案介绍

目前，国内大型火电机组的控制系统多为国外进口，协调控制方案或按照国外厂家的设计做部分改进，或参照国内同类机组控制方案进行设计，对于直流炉机组由于应用

在国内时间较短，在协调控制策略上基本上都沿用了国外DCS厂家的原设计，以下分别分析各家DCS公司的协调控制方案技术特点：

1) FOXBORO公司设计了基于BF的CCS和基于TF的CCS两种协调控制方式（见

图3.2），其中BF-CCS时机侧同时调功和调压以防止压力偏差过大，并将负荷指令经过惯性环节后才进入汽机功率调节器，以在变负荷初始阶段减缓汽机侧的动作速度，防止由于锅炉的的大惯性而使指控参数出现大幅波动，锅炉侧调压并采用负荷指令和汽机调门等效开度的DEB指令做前馈以加速响应。TF-CCS时锅炉侧调功并引入负荷指令信号作前馈，汽机调压回路引入功率偏差，利用锅炉蓄能，减少功率波动，可称作综合型协调控制。

图3.2 FOXBORO超临界机组协调控制方案

煤水比控制（见图3.3）上首先根据燃料量指令计算对应的设计给水流量，并根据分离器出口温度与设计值偏差判断目前的给水流量计算值是否合适，并相应的增减省煤器入口给水流量指令。控制回路中还同时设计了减温水校正功能，基本思想是：若系统

目前的减温水流量高于设计流量，则应适当下调分离器出口温度的设定值，减少给水流量，以使机组工作于效率较高的工况下。

图3.3 FOXBORO公司超临界机组煤水比控制方案

2) 日立公司控制方案

日立公司的协调控制方案与FOXBORO公司设计的基于BF的CCS较类似，只不过在锅炉指令的前馈处理上未使用DEB信号，而直接采用负荷指令UD经超前滞后处理后引入燃料量、风量、给水回路中补偿锅炉侧的相应滞后，汽机侧功率回路也同样采用主汽压力偏差修正负荷指令的方法防止主汽压力波动过大。

煤水比控制上日立公司采用焓值计算校正功能（见图3.4），这样可避免由于水蒸汽在不同工况下的不同焓——温特性而造成调节偏差，首先根据分离器出口压力计算出当前工况下的过热器入口焓设定初值，该焓值经过当前减温水与设计值的偏差或者分离器温度与当前值的偏差校正后产生过热器入口焓设定终值，该最终设定值与过热器入口实际焓进入焓值校正PID运算得出给水流量附加值，该值加上由锅炉指令经煤水比曲线和

惯性延迟后产生的给水流量初始指令而得出最终的省煤器入口流量指令。方案中同时还设计了给水温度校正回路，通过省煤器出口实际焓与当前工况下的设计焓值比较来修正给水流量的设定值，从而可提前一步消除由于高压加热器故障等因素造成的给水温度扰动。

图3.4日立公司煤水比修正控制方案

3) 西门子公司控制方案

西门子公司在超临界机组协调控制上（见图3.5）采用汽机侧纯调功，锅炉侧调压并接受由负荷指令和主汽压力指令共同产生的锅炉加速信号做前馈，提前动作燃料量和给水流量来改善锅炉侧的动态相应特性。并通过以下几种手段来避免出现主汽压力的过大偏差：

通过主汽压力偏差限制变负荷速率，防止在压力偏差较大时由于汽机调门的持

续动作而使参数更加恶化。

变负荷时机组负荷指令经过几阶惯性环节后再进入汽机功率调节器，适当延缓

汽机侧的动作速度以等待锅炉侧响应。

负荷指令经滑压曲线后也经过几阶惯性环节后再进入锅炉压力调节器，这样在

变负荷时压力慢上几拍再变，防止同时升/降负荷和压力时锅炉侧负担过重，从

而出现参数的较大波动。

图3.5 西门子公司超临界机组协调控制方案

煤水比控制上西门子公司设计的方案较为复杂，其基本思想是首先根据当前负荷、压力等物性参数计算出水冷壁的总吸热率，再通过屏过出口温度与设计值偏差（温差控制器）、分离器出口焓与设计值偏差（焓差控制器）的两级校正后计算出过热器入口焓的期望值，最终由下式得出省煤器入口流量指令：

省煤器入口流量指令= 水冷壁的总吸热率/（过热器入口焓期望值-省煤器出口焓）

西门子在解决煤水回路相互耦合的问题上引入了焓值解耦的策略，在焓值控制器变动的同时也通过微分信号改变燃料量，这相当于是“锅炉指令变动时燃料量通过惯性环节才计算出给水流量”这一过程的逆运算，目的是为了保持燃料量回路始终比给水流量回路超前一段时间，从而消除焓值控制器变化时由于煤、水调节回路惯性不同所造成的额外扰动。

图3.6 西门子公司超临界机组煤水比控制方案

3.3 控制方案的比较分析及优化

3.3.1 国外DCS公司设计策略的实际投用效果

从上述几家DCS公司所设计的超临界机组协调控制方案在国内电厂的实际应用效果来看，均存在着一定的问题。

FOXBORO公司对其设计的协调方案在直流炉上推荐采用TF-CCS方式，在江苏镇

江#5、#6机组（600MW）使用后，机组运行较稳定，主汽压力偏差不大，但未能很好的解决锅炉侧调节功率大滞后的问题。变负荷时的响应很慢，AGC测试速率仅为1.2%左右，而且消除静差的能力也较差，负荷指令与实发功率经常有10MW左右的静态偏差而长时间不能消除，同时由于汽机侧调功，在升负荷初期由于机组滑压运行压力定值上升而造成调门反而关闭，功率在升负荷初期是反向调节的，造成其一次调频性能也很难满足要求。

日立公司的控制策略在上海外高桥电厂900MW超临界机组应用后，实际运行中仅能勉强达到1.0%的AGC速率，其原因主要在于锅炉侧仅采用功率指令作为燃料量、给水流量的动态加速信号，抗内扰能力差，不能及时消除由于工况偏移所造成的额外扰动，且该信号仅在变负荷过程中起作用，静态时调节压力完全靠一个锅炉主控的单回路来完成，对于大滞后对象，只有PID参数整定得很慢才能保证其稳定性，但同时就造成被调量的动态偏差较大，而汽机侧采用经压力偏差修正的功率指令，一旦压力出现大偏差则转而校正压力，从而影响了变负荷速率。同时由于汽机侧在牺牲负荷的前提下保证压力又反过来造成锅炉侧不能及时增加燃料量，相当于两个耦合回路相互等待，最终的结果就是实际变负荷率与设定值相差很大。

西门子公司的协调方案采用汽机侧单纯调节功率，锅炉侧调压并接受由负荷指令和主汽压力指令共同产生的锅炉加速信号做前馈。在整体设计上与日立公司的控制策略类似，其应用的锅炉动态加速信号、通过主汽压力偏差限制变负荷速率和主汽压力定值增加惯性环节仅能在变负荷时起到有效作用，锅炉侧本质上还是靠一个单回路在调节压力，一旦发生扰动时主汽压上升，汽机调门将持续关闭以保证功率，将更加恶化锅炉侧的调节。该策略在华润常熟600MW机组上试投用时，由于机组制粉系统采用的是双进双出磨煤机，燃料量无法准确测得，内扰问题严重，结果造成控制系统在静态下即出现不稳定现象。

3.3.2 优化方案分析

以上几种控制方案品质不佳的根本原因，在于没有很好的解决机、炉间的非线性耦合特性，还是采用常规汽包炉的控制思路来设计协调逻辑。常规协调控制系统属于多变量控制系统，在控制策略设计中，必须考虑到单元机组汽压和功率两个控制回路是互相关联的，它们有共同的特征方程式、稳定裕度和衰减率，如果其中一个系统不稳定，则另一个系统也必然不稳定，一个控制回路是否投入自动，将影响另一个回路自动的投入。为了使汽压和功率控制回路相对自己的给定值为无差调节系统同时对非己方的给定值

信号不产生静态偏差，要求两回路的调节器都含有积分项，为了使系统有足够的稳定裕度，必须将两回路的调节器的参数设置得很迟钝，而控制品质变差，所以单元机组汽压和功率控制系统全部投入时的控制品质，必然要比单独投入两者中任一回路时的控制品质要差。

直流锅炉其蓄热量与汽包锅炉比较起来也是较小的，因而其控制系统显然也是有很大区别的，在汽包锅炉中，调节给水流量对锅炉的蒸发量与过热蒸汽温度并没有什么影响；而在直流锅炉中，给水流量却与蒸发量，过热汽温有密切关系。这表明，在直流锅炉中，各被调量之间的相互干扰是很大的，例如：给水流量的变化直接影响主汽压力与主汽温度的变化，而锅炉燃烧率的变化，同样也会使主汽压力和主汽温度两个方面受到影响。所以，在直流锅炉中，要调节主汽压力就一定要同时调节燃烧率，燃烧量与空气量，和给水量，而相比之下汽包炉系统中只要适度调节燃烧率就可以稳定其他的被调量。这就表明当汽机调门扰动时，对于汽包炉而言如果没有设计很好的解耦方案，锅炉侧没有提前快速响应，由于系统容量较大，还可以牺牲一些蓄热来补偿机、炉间动态特性的差异，机组工况也还不会出现过大的波动；但对于直流而言却承受不了这样的牺牲，结果即会造成主汽压力偏差过大，调节不稳定。

由于目前电网对各机组较高的AGC考核要求，整体协调方案上还需设计为汽机调节功率，锅炉调节压力的基于BF方式的CCS，此时如何保证机组的稳定运行，主控参数不大幅越限就成为了机组协调控制系统的关键问题。我院在总结了多台600MW超临界机组的热控调试及试验经验后，从以下几点出发对超临界机组的CCS控制进行了优化：1) 压力控制是直流锅炉控制系统的关键环节，压力的变化对机组的外特性来说将影响机组的负荷，对内特性来说将影响锅炉的温度。因此设计策略时应以优先稳定压力为前提考虑。上述的几种控制方案中，锅炉主控指令均要经过一段时间的惯性延迟（补偿煤水动态特性差异）才改变给水流量指令，这样虽在变负荷时对汽温影响较小，但却增加了主汽压力控制的难度，相当于把温度控制回路中的一部分惯性转嫁到压力控制回路上来，同时由于几个方案中均采用改变给水流量来调节中间点焓值，最终使得给水调温和调压回路的时间常数相近，产生强烈的耦合特性，即使是西门子的方案中采用了焓值解耦策略也不能从根本上解决问题。由超临界机组运行特性可知，燃料量变化对于主汽压力的影响是较小的，主要是影响汽温的变化，而后才由于减温水的调节使得压力上升，而给水流量的改变对于汽压和汽温均有明显的影响，因此从采用改变燃料量来校正汽温是解除两者之间耦合的较好办法，同时应适当减小锅炉主控指令指给水指令之间的惯性环节，使给水能较快速动作的稳定压力，而在变负荷时一方面通过预测控制算法动态超

调一定量的燃料量以补偿制粉系统的惯性，另一方面也适当的牺牲一定的温度来保证变负荷的快速性，通过这些手段可将煤-水两回路之间的耦合特性减小的最低程度。

2) 协调好煤水之间的匹配关系后，剩下的关键问题如何消除机、炉之间的相互耦合关系，补偿锅炉的的大惯性特性，在变负荷及发生内扰时，锅炉侧能跟得上汽机侧调节功率而造成的持续扰动。直接能量平衡控制策略（DEB）早期即是为直流锅炉控制而提出的，其独特的地方是在所有情况下都解除发电控制和锅炉控制间的耦合和使用根据汽轮机能量需求计算的具有自校正性质的机组指令。DEB策略中采用能量平衡信号

Ps*(P1/Pt)来表征汽机向锅炉要求的能量需求量，式中的P1/Pt代表汽机第一级压力与主蒸汽压力之比，其物理含义为汽机调节阀开度的有效值，这一比率在汽机运行范围内有一定的线形特性，Ps代表主蒸汽压力定值，在机组稳态时Ps=Pt，P1即代表进入汽机的蒸汽流量，在机组动态时，能量平衡信号代表汽机在适应负荷需求改变时进入汽机的蒸汽流量。但在变负荷时Ps*(P1/Pt)在时间上仍略慢于机组的功率指令UD，因此较好的方案是采用UD作静态前馈和能量平衡信号的微分叠加共同产生锅炉侧的前馈信号，这样既可满足变负荷时指令快速动作的要求，又能保证稳态下由于系统内扰产生的汽机调门动作及时反应到锅炉侧，提前增减燃料量和给水流量以保证压力的稳定。

3) 煤水比校正回路的修正功能应当是针对全负荷范围内的工况而不是单一工况点的，比如说在某个负荷点下由于入炉煤质的变化造成过热器入口焓值的偏移，此时应通过校正将程序中原先预设的煤水比曲线整体平移一个数值，这样在机组变负荷至另一个负荷点的过程中，煤水比校正回路就可不用重新计算而保持不变。当前面介绍的几家公司的方案中均采用在当前给水流量（焓值设定值）上叠加上焓值（温度）调节器输出的做法，这样在变负荷过程中焓值（温度）调节器仍需不停计算以获得下一个工况点的参数，增加了额外的不必要扰动。因此煤水比控制回路应通过中间点焓值（温度）的偏差计算出一个校正系数来一乘积方式修正到燃料量指令上，从而达到煤水比校正全工况校正的目的。

4) 超临界机组在协调负荷（通常在40%～100%Pe）范围内其压力、温度等机组运行参数均存在很大跨度的变动，机、炉系统的动态特性也随之发生很大的改变，在控制系统设计中若采用相同的策略和特性参数必然造成在某一工况下控制效果很好而在另一

工况下就较差，不能满足全协调负荷下的优化控制要求。因此必须根据在机组不同负荷下燃烧系统、制粉系统、水蒸汽物理性质等方面的变化通过自适应算法动态修正控制系统中的各调节和特性参数，并在某些特殊情况下（如超温、超压、启停磨）应用超驰控制快速消除扰动，从而保证机组在各种负荷和工况下的控制稳定。

3.3.3 优化控制方案投运效果：

由我院研发的超临界机组控制策略到目前为止已在十几台600MW超临界机组上成功应用，所有机组均在2%Pe/min速率下的AGC方式下稳定运行，机组变负荷响应迅速，各主要参数控制情况良好。

图3.7和3.8是国电常州#2机组在2006年12月6日进行AGC试验的负荷、煤、水、压力、汽温运行曲线，可看出在机组大幅度12MW/min变负荷情况下控制品质优良，系统运行相当稳定。主要的参数变动情况见下表：

450MW～600MW负荷段AGC试验数据

项目设定值

实际值

考核值最大正偏差最大负偏差

AGC速率（%） 2.0 2.2～2.4 2.0 变负荷初始纯延时N/A < 40秒< 90秒负荷动态偏差（%）N/A <1.5% <5.0% 负荷稳态偏差（%）N/A <0.5% <1.5% 主汽压力（MPa）23.60～24.2 0.39 -0.61 N/A 氧量（%） 3.3～4.6 0.7 -0.3 ±1.5 甲侧主汽温度（℃）570.4 5 -2 ±10 乙侧主汽温度（℃）570.6 5 -3 ±10

图3.7 国电常州#2机组AGC试验450MW～600MW负荷段（BASEO**模式）负荷、压力、煤水变化曲线

图3.8 国电常州#2机组AGC试验450MW～600MW负荷段（BASEO**模式）主汽温度、氧量变化曲线

图3.9和3.10是扬州第二发电厂#4机组在2007年3月13日进行AGC试验的负荷、煤、水、压力、汽温运行曲线。主要的参数变动情况见下表：

580MW→480MW负荷段AGC试验数据

项目设定值

实际值

考核值最大正偏差最大负偏差

AGC速率（%） 2.0 2.3 2.0 变负荷初始纯延时N/A < 20秒< 90秒负荷动态偏差（%）N/A <1.5% <5.0% 负荷稳态偏差（%）N/A <0.5% <1.5% 主汽压力（MPa）24.2→21.5 0.37 -0.27 N/A 氧量（%） 2.9 0.7 -0.3 ±1.5 炉膛负压（Pa）-120 90 -130 ±200 甲侧主汽温度（℃）541 4 -1 ±10 乙侧主汽温度（℃）541 6 0 ±10

图3.9 扬二#4机组AGC试验580MW～480MW负荷段（BASEO**模式）负荷、压力、煤水变化曲线

图3.10 扬二#4机组AGC试验580MW～480MW负荷段（BASEO**模式）主汽温度、氧量变化曲线

图3.11～3.14是华能太仓#4机组在2007年3月13日进行AGC试验的负荷、煤、水、压力、汽温运行曲线。主要的参数变动情况见下表：

350MW→468MW→348MW→467MW负荷段AGC试验数据

项目设定值

实际值

考核值最大正偏差最大负偏差

AGC速率（%） 2.0 2.1～2.3

国家标准：1.0 江苏省标准：2.0

变负荷初始纯延时N/A < 40秒< 90秒负荷动态偏差（%）N/A <1.5% <5.0% 负荷稳态偏差（%）N/A <0.5% <1.5%

主汽压力（MPa）

15.8→18.6

→15.9→19.1

0.47 -0.4 N/A

氧量（%）6.0→4.5→5.9

→4.5

0.7 -0.8 ±1.5

甲侧主汽温度（℃）565.5 2.5 -7.6 ±10 乙侧主汽温度（℃）566.1 3.2 -4.8 ±10

热工自动控制B-总复习2016

热工自动控制B-总复习2016

在电站生产领域，自动化（自动控制）包含的内容有哪些？ 数据采集与管理；回路控制；顺序控制及联锁保护。 电站自动化的发展经历了几个阶段，各阶段的特点是什么？ 人工操作：劳动密集型；关键生产环节自动化：仪表密集型；机、炉、电整体自动化：信息密集型；企业级综合自动化：知识密集型； 比较开环控制系统和闭环控制系统优缺点。 开环：不设置测量变送装置，被控制量的测量值与给定值不再进行比较，克服扰动能力差，结构简单，成本低廉；闭环：将被控制量的测量值与给定值进行比较，自动修正被控制量出现的偏差，控制精度高，配备测量变送装置，克服扰动能力强； 定性判断自动控制系统性能的指标有哪些？它们之间的关系是什么？ 指标：稳定性、准确性、快速性。关系：同一控制系统，这三个方面相互制约，如果提高系统快速性，往往会引起系统的震荡，动态偏差增大，改善了稳定性，过渡过程又相对缓慢。 定性描述下面4 条曲线的性能特点，给出其衰减率的取值范围。 粉：等幅震荡过程，ψ=0；绿：衰减震荡过程，0<ψ<1；红：衰减震荡过程，0<ψ<1；蓝：不震荡过程，ψ=1； 在热工控制系统中，影响对象动态特性的特征参数主要有哪三个？容量系数，阻力系数，传递迟延 纯迟延与容积迟延在表现形式上有什么差别，容积迟延通常出现在什么类型的热工对象上？ 容积迟延：前置水箱的惯性使得主水箱的水位变化在时间上落后于扰动量。纯迟延：被调量变化的时刻，落后于扰动发生的时刻的现象。纯延迟是传输过程中因传输距离的存在而产生的，容积迟延因水箱惯性存在的有自平衡能力的双容对象 建立热工对象数学模型的方法有哪些？ 机理建模：根据对象或生产过程遵循的物理或化学规律，列写物质平衡、能量平衡、动量平衡及反映流体流动、传热等运动方程，从中获得数学模型。实验建模：根据过程的输入和输出实测数据进行数学处理后得到模型 了解由阶跃响应曲线求取被控对象数学模型的方法、步骤及注意事项，能对切线法、两点法做简单的区分。 注意事项：1实验前系统处于需要的稳定工况，留出变化裕量；2扰动量大小适当，既克服干扰又不影响运行；3采样间隔足够小，真实记录相应曲线的变化；4实验在主要工况下进行，每一工况重复几次试验；5进行正反两个方向的试验，减小非线性误差的影响。方法：有自平衡无延迟一阶对象：切线发和0.632法；有自平衡有延迟一阶对象：切线发和两点法；有自平衡高阶对象：切线发和两点法；无自平衡对象：一阶近似法和高阶近

(整理)600MW超超临界机组资料

600MW超超临界汽轮机介绍第一部分 两缸两排汽 600MW超超临界汽轮机介绍 0 前言 近几年来我国电力事业飞速发展，大容量机组的装机数量逐年上升，同时随着国家对环保事业的日益重视及电厂高效率的要求，机组的初参数已从亚临界向超临界甚至超超临界快速发展。根据我国电力市场的发展趋势，25MPa/600℃/600℃两缸两排汽 600MW 超超临界汽轮发电机组将依据其环保、高效、布局紧凑及利于维护等特点占据相当一部分市场份额，下面对哈汽、三菱公司联合制造生产的25MPa/600℃/600℃两缸两排汽600MW超超临界汽轮机做一个详细的介绍。 1 概述 哈汽、三菱公司联合制造生产的600MW超超临界汽轮机为单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式机组。高中压汽轮机采用合缸结构，低压汽轮机采用一个48英寸末级叶片的双分流低压缸，这种设计降低了汽轮机总长度，紧缩电厂布局。机组的通流及排汽部分采用三维设计优化，具有高的运行效率。机组的组成模块经历了大量的实验研究，并有成熟的运行经验，机组运行高度可靠。 机组设计有两个主汽调节联合阀，分别布置在机组的两侧。阀门通过挠性导汽管与高中压缸连接，这种结构使高温部件与高中压缸隔离，大大地降低了汽缸内的温度梯度，可有效防止启动过程缸体产生裂纹。主汽阀、调节阀为联合阀结构，每个阀门由一个水平布置的主汽阀和两个垂直布置的调节阀组成。这种布置减小了所需的整体空间，将所有的运行部件布置在汽轮机运行层以上，便于维修。调节阀为柱塞阀，出口为扩散式。来自调节阀的蒸汽通过四个导汽管（两个在上半，两个在下半）进入高中压缸中部，然后进入四个喷嘴室。导汽管通过挠性进汽套筒与喷嘴室连接。 进入喷嘴室的蒸汽流过冲动式调节级，然后流过反动式高压压力级，做功后通过外缸下半的排汽口进入再热器。 再热后的蒸汽通过布置在汽缸前端两侧的两个再热主汽阀和四个中压调节阀返回

超临界火力发电机组热工控制技术及其应用

超临界火力发电机组热工控制技术及其应用 摘要：基于超临界火力发电机组的运行特点，结合热工控制系统的设计要求，深入探讨了超临界发电机组热工控制技术的特殊性，首以锅炉给水控制系统和过热汽温控制系统为例，详细分析了热工控制系统的设计原理。实际应用表明了该方案的有效性。 超临界发电机组以其热能转换效率高、发电煤耗低、环境污染小、蓄热能力小和对电网的尖峰负荷适应能力强等特点而得到广泛应用，日益成为我国火力发电的主力机组。超临界直流锅炉没有汽包，工质一次通过蒸发部分，即循环倍率等于1，在省煤器、蒸发部分和过热器之间没有固定不变的分界点，水在受热蒸发面中全部转变为蒸汽，沿工质整个行程的流动阻力均由给水泵来克服。 超临界直流锅炉主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量(负荷)，主要输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度。由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动则将对各输出量产生影响，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量/燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。 一、超临界机组的控制原则 (1)保持燃料量与给水流量之间的比值关系不变，保证过热蒸汽温度为额定值。当有较大的温度偏差时，若仅依靠喷水减温的方法来校正温度，则需要大量的减温水，这不仅进一步加剧燃水比例失调，还会引起喷水点前各段受热面金属和工质温度升高，影响锅炉安全运行。 (2)不能直接采用燃料量或给水流量来调节过热汽温，而是采用微过热汽温作为燃水比校正信号。虽然锅炉出口汽温可以反映燃水比例的变化，但由于迟延很大，因而不能以此作为燃水比例的校正信号。在燃料量或给水流量扰动的情况下，微过热汽温变化的迟延远小于过热汽温。同时，微过热点前包括有各种类型的受热面，工质在该点前的恰增占总恰增的3/4左右，此比例在燃水比及其他工况发生较大变化时变化并不大。因此，通过保持一定的燃水比例，维持微过热点的汽温(或焰值)不变，以间接控制出口汽温。 因此，与亚临界汽包锅炉机组相比，在超临界发电机组的热工控制系统中，锅炉给水控制系统和过热蒸汽温度控制系统不同，其他系统大致相似。下面以某发电厂4×6OOMW超临界发电机组为例，介绍其主要特色。 二、锅炉给水控制系统 2.1 给水控制系统的主要任务 超临界发电机组没有汽包，锅炉给水控制系统的主要任务不再是控制汽包水位，而是以汽水分离器出口温度或烙值作为表征量，保证给水量与燃料量的比例不变，满足机组不同负荷下给水量的要求。 当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焰值的动态特性相似;在锅炉的燃水比保持不变时(工况稳定)，汽水行程中某点工质的烙值保持不变，所以采用微过热蒸汽烩替代该点温度作为燃水比校正是可行的，其优点如下: (1)分离器出口焰(中间点焰)值对燃水比失配的反应快，系统校正迅速。 (2)烩值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变恰给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温(粗)调正。 (3)焓值物理概念明确，用"焓增"来分析各受热面的吸热分布更为科学。它不仅受温度变化的影响，还受压力变化的影响，在低负荷压力升高时(分离器出口温度有可能进人饱和区)，恰值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。 因此，静态和动态燃水比值及随负荷变化的恰值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 2.2 给水控制系统的工艺流程 此发电厂为600MW超临界发电机组的锅炉为螺旋管圈、变压运行直流锅炉，其启动系统配有2只内置式启动分离器，在锅炉启动和低负荷运行时，分离器处于湿态运行，同汽包一样起着汽水分离的作用，此时适当控制分离器水位，通过循环回收合格工质;当锅炉进入直流运行阶段时，分离器处于干态运行，成为(过热)蒸汽通道。机组配备有2台50%锅炉最大额定出力(BMCR)汽动给水泵和1台30%BMCR的电动抬水泵。由变速汽轮机拖动的锅炉给水泵(汽动给水泵)，布置在汽机房13~70m 层。每台汽动给水泵配有1台定速电动机拖动的前置泵，布置在除氧间零米层。给水泵汽轮机的转速由给水控制系统调节，以改变给水流量;液力偶合器调速的电动给水泵，作为启动和备用，前置泵与主泵用同一电动机拖动，它布置在除氧间零米层。在机组启动时，电动给水泵以最低转速运行，用其出口管道旁路上的气动调节阀控制给水流量。当机组负荷上升，给水流量加大时，由给水控制系统的信号控制给水泵的转速，以调节给水流量，直至汽动给水泵投人，停止电动给水泵运行，使其处

超临界火电机组

火力发电革命性变革 ——超临界（超超临界）机组运用 超临界（超超临界）是一个热力学概念。对于水和水蒸气，压力超过临界压力22.129MPa的状态，即为超临界状态。同时这一状态下对应的饱和温度为374.15℃。超临界机组即指蒸汽压力达到超临界状态的发电机组。蒸汽参数达到27MPa/580℃/600℃以上的高效超临界机组，属于超超临界机组。 超临界（超超临界）机组最大的优势是能够大幅度提高循环效率，降低发电煤耗。但相应地需要提高金属材料的档次和金属部件的焊接工艺水平。现在全世界各国都非常重视超临界（超超临界）机组技术的发展。 超超临界机组蒸汽参数愈高，热效率也随之提高。热力循环分析表明，在超超临界机组参数范围的条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组的热耗率就可下降0.13%～0.15%；主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25～0.30%；再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15%～0.20%。在一定的范围内，如果采用二次再热，则其热耗率可较采用一次再热的机组下降1.4%～1.6%。 超临界（超超临界）机组的发展在20世纪60～70年代曾经历过低谷时期，主要是因为当时的试验条件所限，没有认识到超临界（超超临界）压力下工质的大比热容特性对水动力特性以及传热特性的影响，因而引发了水冷壁多次爆管等事故。经过理论和技术方面的不断发展，发现了超临界压力下的工质存在类膜态沸腾导致传热恶化问题，克服了技术发展障碍。与此同时，随着金属材料工业的发展，超临界（超超临界）机组获得了新的生命。 超临界（超超临界）机组具有如下特点： (1）热效率高、热耗低。超临界机组比亚临界机组可降低热耗约 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。

1000MW超超临界机组控制介绍

目录 目录 一、国际上超临界机组的现状及发展方向 二、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况 三、超临界直流炉的控制特点 四、1000MW超（超）临界机组启动过程 五、1000MW超（超）临界机组的控制方案

一、国际上超临界机组的现状及发展方向 我国一次能源以煤炭为主，火力发电占总发电量的75% 全国平均煤耗为394g/(kWh)，较发达国家高60~80g，年均多耗煤6000万吨，不仅浪费能源，而且造成了严重的环境污染，烟尘，SOx,NOx,CO2的排放量大大增加 火电机组随着蒸汽参数的提高，效率相应地提高 ?亚临界机组(17MPa,538/538℃)，净效率约为37~38%，煤耗330~340g ?超临界机组(24MPa,538/538℃)，净效率约为40~41%，煤耗310~320g ?超超临界机组(30MPa,566/566℃)，净效率约为44~45%，煤耗290~300g （外三第一台机组2008.3.26投产，运行煤耗270g）由于效率提高，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。

一、国际上超临界机组的现状及发展方向 1957年美国投运第一台超临界试验机组，截止1986年共166 台超临界机组投运，其中800MW以上的有107台，包括9台 1300MW。 1963年原苏联投运第一台超临界300MW机组，截止1985年共187台超临界机组投运，包括500MW,800MW,1200MW。 1967年日本从美国引进第一台超临界600MW机组，截止1984年共73台超临界机组投运，其中31台600MW, 9台700MW，5台 1000MW，在新增机组中超临界占80%。

大型火电机组热工自动控制系统

大型火电机组热工自动控制系统 一、自动化 支撑：理论与技术 从技术装置来看发展： 1．三、四十年代基地式仪表 2．五、六十年代单元组合仪表 3 ．七十年代计算机控制 国外，五十年代开始试验计算机控制 （1）DDC控制 （Direct Digital Control直接数字控制） （2）SCC控制 （Supervisory Computer Control监督计算机控制） （3）DCS控制 （Distributed Control Systems分散控制系统） （4）FCS控制 （Fieldbus Control System现场总线控制系统） 理论上看控制发展： 五十年代以前， 理论基础是传递函数（经典控制），以简单控制系统为主。六十年代，以状态空间分析方法为基础，现代控制理论应用。 由于以线性系统为前提，但实际应用效果不好。 第三代控制理论出现

针对机理复杂，精确数学模型难以建立。 理论上看控制发展： 以专家控制系统、神经网络控制和模糊控制为主。 典型应用： MAX Power 1000+ 以专家系统，神经网络进行生产过程设备故障分析和性能分析。 XDPS分散控制系统（新华控制工程公司）加入了模糊控制模块。 OVATION分散控制系统(西屋）提供模糊控制、神经网络算法模块。 二热工自动化 自动检测 顺序控制 自动保护 自动调节 我国机组近年发展： 300MW→600MW亚临界→ 600MW超临界 →1000MW（ 660MW）超超临界 一般 600 MW机组单元机组和公用系统I/O 测点数量一般约8000~9000点；控制设备数量约为 750~ 900 个。（ DCS 系统） 1000MW超超临界机组单元机组和公用系统 I/ 0 测点数量达到 12000 点左右，控制设备数量约为 1100~1400 个，模拟量控制回路数量和600MW机组无明显差别。

600MW超临界机热工试题

600MW超临界机组热控试题 一、填空题（每小题1分）共10分 1.锅炉跟随为基础（CBF）的协调控制方式，即主蒸汽压力通过锅炉 自动控制，机组功率通过汽机调门自动控制。 2.直流锅炉汽温调节的主要方式是调节煤水比，辅助手段是喷 水减温。 3.当任一跳机保护动作后，汽机主汽阀将迅速关闭、停止机组运行。 4.汽轮机的进汽方式主要有节流进汽、喷嘴进汽两种。 5.有一测温仪表，精确度等级为0.5级，测量范围为400—600℃， 该表的允许误差是±1℃。 6.DEH基本控制有转速、功率、调节级压力三个回路。 7.任何情况下,只要转速n>103‰立即关闭高压调门和中压调门。 8.单元机组按运行方式可分为炉跟机、机跟炉、协调、手动四种方 式。 9.动态偏差是指调节过程中被调量与给定值之间的最大偏差。 10.滑压运行时滑主蒸汽的质量流量、压力与机组功率成正比例变化。 二、选择题（每小题1分）共10分 1.下列参数哪个能直接反映汽轮发电机组的负荷（ B ） A 主汽压力 B 调节级压力 C 高调门开度 D 凝气器真空 2.锅炉MFT的作用是：（C ） A跳引风机 B跳送风机 C切断所有燃料 D切断所有风源

3.锅炉点火前必须建立启动流量的原因是（ A ）。 A、防止启动期间水冷壁超温 B、防止启动期间过热器超温 C、为强化热态冲洗效果 D、为建立汽轮机冲转压力 4.高主、高调、中主、中调门的缩写正确的是：（ A ） A、TV、GV、RSV、IV B、TV、RSV、GV、IV C、TV、IV、RSV、GV D、IV、TV、GV、RSV 5.炉水循环泵跳闸条件是：（ B、 C、 D ） A、过冷度>30℃ B、冷却水温度>55℃ C、最小流量阀关闭 D、给水泵全跳闸 6.直流锅炉的中间点温度控制不是定值，随:（ B ） A、机组负荷的增大而减小 B、机组负荷的增大而增大 C、火焰中心位置的升高而降低 D、减温水量的增大而减小 7.对于直流锅炉，燃水比变大，则不正确的叙述是（ D ） （A）过热汽温升高；（B）水冷壁管子温度升高； （C）排烟温度升高；（D）主汽压升高 8. 滑压控制方式其最大的优点在于( A )。 (A)减少了蒸汽在调门处的节流损失；(B)提高了汽机本体的热效率； (C)汽包水位控制较容易；(D)主蒸汽温度容易维持恒定。 9.直线结构特性的阀门在变化相同行程的情况下，在阀门小开度时要比在大开度时对系统的调节影响( A )。 (A)大；(B)小；(C)相等；(D)无法确定。 10. 汽轮机调节系统的作用是调节汽轮发电机组的( B )。

600MW超临界机组考试试题

600MW超临界机组试题 600MW超临界机组补充试题 一、填空题 1.小机盘车可分为手动和油涡轮两种；其中油涡轮盘车盘车时，可以将转子 盘车转速控制在80~120 转/分左右（高速），它是靠控制进入油涡轮的压力油量来实现盘车的启停和转速高低。 2.中速磨煤机防爆蒸汽分别从一次风室、机壳＿、分离器＿入磨，用于防止磨煤机启动 和停止过程中的爆炸。 3.磨煤机的变加载是接受给煤机的电流信号，控制比例溢流阀压力大小，变更蓄能器和 油缸的油压，来实现加载力的变化。 4.密封风用于磨煤机传动盘、拉杆关节轴承、磨辊。 5.冷一次风的用户有密封风机风源、给煤机密封风、磨一次冷风。 6.汽轮机密封油主油源是空侧密封油泵，第一备用油源（即主要备用油源）是汽机 主油泵。当主油源故障时，第一备用油源自动投入运行。第二备用油源由主油箱上备用交流电动密封油泵供给，当汽机转速小于2/3 额定转速或第一备用油源故障时，第二备用油源自动投入。第三备用油源是直流密封油泵提供的。 7.主油箱事故排油门应设 2 个钢质截止门，操作手轮上不允许加锁，并应挂有明 显的警告牌。 8.汽机房内着火时，当火势威胁至主油箱或油系统时，应立即破坏真空紧急停机， 并开启主油箱事故放油门，并控制放油速度应适当，以保证转子静止前润滑油不中断。 9.轴封溢流正常情况下溢流至#8低加，当#8低加停运时溢流至凝汽器。 10.除氧器滑压运行时可避免除氧器汽源的节流损失。 11.汽轮机正常运行中的配汽方式为喷嘴配汽。 12.汽轮机停运后，如果转子短时间无法转动，转子会向_下__弯曲，此时应将转子高点置 __最高位___，关闭__汽缸疏水__，保持__上下缸温差_，监视转子__挠度__，当确认转子正常后，再手动盘车180o。当盘车电机电流过大或转子盘不动时，不可__强行盘车___，更不可用吊车__强制盘车或_强行冲转。停盘车_8__小时后，方可停止润滑油系统。

超超临界机组介绍

超超临界锅炉介绍 国家政策情况 节能调度 一、基本原则和适用范围 （一）节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。 （二）基本原则。以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施优化调度，并与电力市场建设工作相结合，充分发挥电力市场的作用，努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。 （三）适用范围。节能发电调度适用于所有并网运行的发电机组，上网电价暂按国家现行管理办法执行。对符合国家有关规定的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有购电合同，合同期满后，执行本办法。 二、机组发电序位表的编制 （四）机组发电排序的序位表（以下简称排序表）是节能发电调度的主要依据。各省（区、市）的排序表由省级人民政府责成其发展改革委（经贸委）组织编制，并根据机组投产和实际运行情况及时调整。排序表的编制应公开、公平、公正，并对电力企业和社会公开，对存在重大分歧的可进行听证。 （五）各类发电机组按以下顺序确定序位： 1.无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组； 2.有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组； 3.核能发电机组； 4.按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组； 5.天然气、煤气化发电机组； 6.其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组； 7.燃油发电机组。 （六）同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供

第1-3热工自动控制系统

热工自动控制系统 一、教材 热工控制系统华北电力大学边立秀等编中国电力出版社 http:〃61.155.6.178/zyf 密码：200803Y 二、主要参考书 0:超超临界机组控制设备及系统肖大雏主编化学工业出版社2007年 1.陈来九：热工过程自动调节原理与应用第三章第七章 2 .电子书：热工过程自动控制杨献勇主编清华大学出版社 3.《热工自动控制系统》华北电力大学李遵基 4.《热工自动控制系统》东北电院张玉铎、王满稼 三、课程主要内容 1 ?简单介绍单回路反馈系统(复习) (1)基本调节作用 (2)工业调节器 (3)调节器参数的整定 2.重点介绍电厂热工过程自动控制系统，包括汽温、给水、燃烧自动控制 3?介绍单元机组负荷(协调)控制系统(直流锅炉自动控制系统以及单元机组给水全程控制系统) 三、考核方法 1.期末考试+平时成绩。 2.平时成绩包括：作业，回答问题，出勤，平时答疑，约占10% 第一章概述 § 1-1火电厂自动控制的发展 控制方式大致经历了三个发展阶段： 1、独立控制： 机、炉、电各自独立地进行控制，机、炉、电及重要的辅机各自设置一套控制表盘，它们之间无联系。 调节仪表均为大尺寸的较笨重的基地式仪表，由运行人员进行监视与控制。国外在20-40年代，我国50年代建造的火电厂属该类型。 2、集中控制： 40年代以后，由于中间再热式汽轮机的出现，使锅炉和汽轮机之间的关系更加密切，为了便于 机炉的协调运行和事故处理，将它们的控制盘集中安装在一起，对机炉实行集中控制。集中控制的初 级阶段，调节仪表采用电动或汽动单元组合仪表。50年代后，采用组件组装仪表或以微处理机为核 心的数字调节器，对机炉进行集中控制。

600MW超临界机组给水控制的分析

一、超临界机组给水系统的控制特性 汽包炉通过改变燃料量、减温水量和给水流量控制蒸汽压力(简称汽压)、蒸汽温度(简称汽温)和汽包水位，汽压、汽温、给水流量控制相对独立。而直流炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），其主要的输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度,由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动将对各输出量产生作用，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量、燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。 实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的煤水比来控制汽水行程中某一点焓（分离器入口焓）达到规定要求，是一个切实有效的调温手段。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的煤水比保持不变时（工况稳定），汽水行程中某点工质的焓值保持不变，所以采用微过热蒸汽焓替代该点温度作为煤水比校正是可行的，其优点在于： 1) 分离器入口焓（中间点焓）值对煤水比失配的反应快，系统校正迅速； 2) 焓值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温（粗）调正。 3) 焓值物理概念明确，它不仅受温度变化影响，还受压力变化影响，在低负荷压力升高时（分离器入口温度有可能进入饱和区），焓值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。 因此，静态和动态煤水比值及随负荷变化的焓值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 二、超临界机组给水系统工艺介绍 某电厂2×600MW超超临界燃煤锅炉（HG-1792/26.15-YM1），由哈尔滨锅炉厂引进三菱技术制造，其形式为超超临界、П型布置、单炉膛、墙式切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。锅炉采用平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用烟煤。主要参数见表一：

关于超超临界1000MW机组参数选型的报告(锅炉)

关于沙洲二期超超临界机组参数选型的报告 一、百万超超临界机组材料选型范围 1、锅炉方面 目前百万超超临界机组锅炉受热面管材选型主要考虑奥氏体钢TP347HFG、Super304、HR3C、NF709，材料方面国内外均没有新的突破。 表1-1奥氏体钢Super304、HR3C主要规格及使用条件 ＊数据来源于北京科技大学《新型奥氏体耐热钢HR3C的研究进展》2010.10 再热器出口管道目前百万超超临界机组全部采用P92，P92的温度使用上限为650℃。 2、汽机方面 汽轮机叶片、转子、汽缸、阀体选用材料为铁素体9-12%Cr耐热钢，目前主要形成两个等级，600℃/625℃。 上表数据来源：上海发电设备成套设计研究院《超超临界机组材料》 我公司二期工程主机参数选型目前涉及到两大方案，即600℃/600℃型和600℃/620℃型。 1）600℃的9-10%Cr耐热钢汽轮机至今已运行10年以上，无论含W或不含W都能在600℃下安全运行，属于有成熟运行业绩产品。 2）625℃的9%Cr钢已完成用于产品前的全部试验，试验数据表明“625℃的超超临界参数”汽轮机已不存在材料技术问题。但目前此参数机组国内仅有产

品订单但无投运业绩（安徽田集660MW机组）。国外德国达特尔恩有产品业绩，无投运业绩。仅日本有投运业绩，时间不长。 二、再热器出口603℃提升到623℃技术 1、技术上的实现手段主要是增加低温再热器和高温再热器的受热面面积 2、材料使用情况：从选材上可以看出，为了确保再热蒸汽温度提高至623℃后锅炉再热器的安全性，将高温再热器的出口散管由T92材料提升至SA-213 S 304H，高温段的材料仍然采用Super304、HR3C。 三、选用623℃参数后，管壁温度的运行情况分析： 1、根据AMSE的标准一般炉内管壁温度取蒸汽温度+（25 ~ 39）℃，国内计算取50℃，选用623℃参数后，高温再热器出口段平均壁温在（648 ~ 662）℃，HR3C的允许管壁温度672℃，上限壁温还有10℃的安全余量，但是由于并列管排的热偏差的存在，炉内可能有局部管壁超过672℃。 热偏差一般塔式炉比Π型炉小，热偏差系数选取1.2左右。 2、再热器汽温选用623℃，根据运行控制（-10 ~ +5）℃，炉侧再热器汽温最高628℃连续运行，考虑并列管偏差的存在，局部联箱、出口管道的温度640℃，据P92的允许管壁温度650℃，有10℃的余量。如果选用623℃炉型，考虑选用P122管道，因为600℃以上9%Cr钢的蒸汽氧化性能略显不足。 3、主汽压力的选取，一般百万超超临界机组压力等级从27.0 MPa~29.27 MPa不等，现建议主汽压力选取锅炉侧压力为29.27 MPa，相应汽机侧为28.0MPa。因为从安全、经济角度考虑，主汽压力每提高 1.0 MPa，机组热效率上升0.18%~0.29%。 不建议继续提高主汽压力的原因： a)目前主蒸汽集箱及出口管道采用的材质是P92，属于9%C钢，允许的承压为30MPa。29.27 MPa的参数选型能够充分将材料的性能发挥至极限，如果继续提高压力等级，管道的壁厚增加量过多，投资费用大幅增加，且联箱、管道管壁过厚，温差应力大，容易导致材料过早失效。 b)压力的提高不仅关系到材料强度及结构设计，而且由于汽轮机排汽湿度的原因，压力提高到某一等级后，必须采用更高的再热温度或二次再循环,目前技术上还没有成熟。

600MW超临界机组旁路系统简介

2009年12月(下 ) ［摘要］现代大型燃煤机组为了能保证机组安全和调峰快速启停都装配有旁路系统，本文以东方汽轮机和锅炉厂600MW 机组旁路系统为 例介绍了其构成和功能，为正常启停、调峰运行和事故处理时提供参考。［关键词］旁路；旁路系统；回收工质；快速启停600MW 超临界机组旁路系统简介 马旭涛 王晓晖 （广东红海湾发电有限公司，广东汕尾516600） 广东红海湾发电有限公司一期工程＃1、＃2机组为国产600MW 超临界压力燃煤发电机组，循环冷却水取自海水，为开式循环，三大主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造，容量及参数相互匹配。汽轮机型号：N600-24.2/566/566，型式：超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。 1设备概况 机组旁路采用高压和低压两级串联的旁路系统，其中高压旁路容量为40%锅炉最大容量，布置在汽机房的6.4m 平台上。低压旁路设置两套装置，总容量为高压旁路的蒸汽流量与喷水流量之和，布置在汽机房的13.7m 平台上。高、低压旁路各由一套液压控制装置驱动控制。 高压旁路系统从汽机高压缸进口前的主蒸汽总管接出，经减温减压后接入再热蒸汽冷段总管上。低压旁路系统从汽机中压缸进口前的再热蒸汽总管接出，经两路减温减压后，分别接入A 、B 凝汽器。 高、低压旁路各设有独立的液压控制装置，通过电液伺服阀调节。高、低旁正常调节全行程开、关均需20~30秒，在事故状态下，高、低压旁路均可实现快开（2秒全开）和快关（2秒全关），高压旁路减温水来自给水母管，低压旁路减温水来自凝结水精处理装置出口母管。高、低压旁路减温水调节阀也是用各自液压控制装置电液伺服阀控制。 2旁路系统的构成及主要作用 2.1构成 由高压旁路和低压旁路串联而成，高压旁路为40%容量，低压旁路为52%容量。高压旁路和高压缸并联，低压旁路和中、低压缸并联。示意图如（图一） ： 图1旁路系统结构组成 2.2主要作用 1）回收工质（凝结水）和缩短机组启动时间，从而可以大大节省机组启动过程中的燃油消耗量； 2）调节新蒸汽压力和协调机、炉工况，以满足机组负荷变化的要求，并可实现机组滑压运行； 3）保护锅炉不致超压，有安全门的作用，保护再热器在机组启动初期因没有蒸汽流通发生干烧而损坏； 4）实现在FCB 时，停机不停炉。 3旁路的基本控制及功能介绍 由于我厂采用的是中压缸启动，在汽机冲转时，要求高低旁控制好冲转参数，因此，启动初期，调节锅炉出口压力是旁路主要的控制功能，正常运行之后，旁路处于跟随状态，实现对主汽压力，再热器，凝汽器的一些保护功能。具体的自动启动过程如下： 在冷态时，也就是主汽压力小于1.0Mpa 的时候，旁路自动启动的过程如下，在锅炉点火以后，在触摸屏上点击STARTUP 按钮，这时候旁路系统的状态显示会出现Ymin on 和cold start ，这时候是最小阀位过程，高旁阀门会开启到设定的最小阀位（ 10%），这时候保持这个阀位不动，让压力上升，在主汽压力上升到设定的最小压力1.0MPa 时候，显示切换到Warm start 状态，同时阀门开启维持这个压力，在阀门开度达到设定的阀位30%的时候，程序根据计算出来的锅炉允许的升压速率升高主汽压力的设定值，如果这时候锅炉燃烧能和设定速率配合，阀位基本保持30%不变，同时主汽压力上升，这时候就是设定阀位状态，如果锅炉燃烧使得主汽压力升速率过快，设定值低于实际压力，阀门便会开大维持压力为设定值，实际压力如果升速率过慢，则阀门会关小。在阀门低于30%的时候，设定值则不会继续增加，只有阀门重新开到30%以上才会继续增加设定值。在这个过程中主汽压力根据调节上升，到了设定的冲转压力则整个自动启动过程结束，高旁自动切换到压力控制方式，屏幕显示Press CTRL .这时候可以从屏幕上设定压力设定值，高旁就会来调整主汽压力到设定值。在汽机准备冲转的时候要低旁设自动并跟踪再热蒸汽压力，随着汽轮机转速上升关小低旁，一般3000转定速低旁还是未关闭完全的。再并网后随着继续开大阀位，准备高压缸进汽（即切缸），这时候需手动快速加阀位的同时快速把高压旁路切除。检查高压缸排气VV 阀关闭并给高排逆止门开启信号。高旁切除以后，旁路保持快关状态，这时候检查高排逆止门确已开启高低旁关闭。在切缸过程中，高低旁和阀位协调控制好主再热蒸汽压力，过程连续快捷保证高排逆止门顺利开启是关键。当然按每次启动的实际情况，我们常用手动控制来实现上述过程。 高旁温度控制，目的是控制进入再热器的蒸汽温度在适当的范围内，设定值由运行人员手动设定，它是通过简单的单回路偏差调节，取高旁出口温度与设定值比较形成偏差。当高旁出口温度达到360℃时，旁路系统会延时20S 发出报警，当高旁出口温度达到400℃时，高旁保护快关。 低旁在投入自动以后就一直是压力控制，来控制热再压力，屏幕上的压力设定值是热再压力的最小限制，低旁的压力设定值是根据调节级压力计算出来的一个值，如果这个值小于设定的最小压力，取最小压力设定值作为实际的压力设定值。 低旁温度控制，目的是控制进入凝汽器的蒸汽温度在适当的范围内，由于低旁出口饱和蒸汽温度不能准确测量，故不是采用单纯的偏差调节。根据低旁的阀位和进入低旁的蒸汽压力和温度可得出进入低旁蒸汽的焓值。另外低旁喷水取用的是凝结水，温度和压力已知，再通过喷水调节阀开度和阀前后差压可得出喷水的流量，通过能量平衡计算出所需减温水的量，即得出喷水调节阀的开度。 喷水截止阀是开关门，当截止阀所对应的减压阀开度大于2%时，截止阀联锁全开，小于2%时，联锁全关。 226

洛河2×600MW超临界机组热工自动化系统的优化改进

洛河2×600MW超临界机组热工自动化系统的优化改进 刘斌 一、概述 大唐淮南洛河发电厂三期2×600MW超临界机组分散控制系统（DCS）采用ABB 公司生产的Symphony控制系统。软件组态采用Composer 4.3控制软件,图形组态采用PGP 4.0组态软件。其主要包括：数据采集及处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、旁路系统（BPS）、炉膛安全监视系统（FSSS）以及事故追忆系统（SOE）等。DEH系统和MEH系统也采用ABB的控制软件及硬件，即与DCS一体化，是一套完成全套机组各项控制功能的完善的控制系统。两台机组分别于2007年11月30日、12月8日完成168h试运行，正式投入商业营运。 二、热工自动化系统的逻辑优化 1、FSSS的逻辑优化 1.1 在等离子模式下且等离子均启弧成功，判定为“等离子启弧成功”。 1.2 对煤层运行的判断要考虑到直吹式制粉系统的特点，从磨煤机运行、给煤机运行、煤仓下煤到磨煤机出粉需要一个时间过程，以煤粉A层为例说明判断A 层有火的逻辑：A磨煤机和A给煤机已运行240秒且A层3/4有火。由此，“有火记忆”逻辑为“任一油层或任一煤层运行”。 1.3 对“失去全部燃料”逻辑变更为“等离子启弧成功”闭锁该保护，通过“有火记忆”来确认的，所以，“失去全部燃料”是在任一油层或任一煤层运行且无“等离子启弧成功”信号的情况下才发出的。当运行人员切除等离子模式或由一个等离子启弧失败的情况下，“失去全部燃料”就回归到常规模式。“失去全部燃料”逻辑简图如下所示：

1.4 对“失去全部火焰”逻辑也变更为“等离子启弧成功”闭锁该保护，通过“有火记忆”来确认的，所以，“失去全部燃料”是在任一油层或任一煤层运行且无“等离子启弧成功”信号的情况下才发出的。当运行人员切除等离子模式或由一个等离子启弧失败的情况下，“失去全部火焰”就回归到常规模式。“失去全部火焰”逻辑简图如下所示： 1.5 针对“汽机跳闸”逻辑，考虑到汽轮机跳闸时，在低负荷阶段可以采用停机不停炉的运行方式，维持锅炉最低负荷运行。蒸汽经汽轮机旁路系统进入凝汽器，待故障原因消除后机组又可以热态启动。所以增加负荷大于35%时汽机跳闸才触发MFT。当然“汽机跳闸”取自两个高压主汽门全关行程接点的串接信号，一旦一个行程开关不动作等故障发生就会引起该保护的拒动。 1.6 在炉膛吹扫条件中，增加了以下允许条件：燃烧器摆角在水平位；SOFA挡板全关；燃油母管进、回油快关阀全关；火检冷却风母管压力正常；全部等离子不运行。 2、辅机保护的逻辑优化 2.1 原设计上凝泵电机下轴承温度没有进保护逻辑，现该点温度进保护逻辑，其

600MW超临界机组低压加热器水位控制系统设计

目录 一摘要 (2) 二关键字 (3) 三设计要求 (4) 四低压加热器系统相关介绍 (6) 4.1 低压加热器 (6) 4.2 低加控制系统 (10) 五设计思路 (14) 六低加控制系统框图 (15) 七主要仪表选型 (16) 7.1 变送器 (16) 7.2 控制器 (17) 7.3 执行器 (19) 7.4 显示器 (19) 八附图 (20) 九总结 (24) 十致谢 (25) 十一参考文献 (26)

教师批阅：一摘要 现在大中型汽轮机都采用抽气回热循环，采取在不同 压力下从汽轮机中抽取一部分已部分做功的蒸汽引至会惹加 热器中加热给水，提高水的温度，减少了汽轮机排往凝汽器 中的蒸汽量，降低了能源损失，提高了热力系统的循环效率。 本次设计任务是完成对600MW超临界机组低压加热器水位控制 系统设计。本设计根据低压加热器水位控制相关要求，结合热工 控制仪表相关知识对低压加热器水位控制系统进行设计，基本达 到了设计任务书相关要求。

教师批阅：二关键词 低压加热器控制系统水位测量

教师批阅：三设计要求 600MW超临界机组低压加热器水位控制系统设计 课题内容与要求 1.针对机组运行要求，利用所学知识，设计低压加热器水位控 制系统的总体方案。内容包括：合理选择传感器、变送器、 调节器和执行器等。并根据自己方案编写主要模块的组态， 实现对低压加热器水位的控制。该控制系统要求的功能： 1)维持低压加热器水位为要求值，并实现保护调节功 能； 2)能显示低压加热器水位测量值； 3)能记录低压加热器水位测量值； 4)能显示和记录执行器阀位值； 5)可在线设置或修改参数和组态，实现控制功能。 2.设计内容： 1)选择传感器，执行器、调节器等，设计总体方案； 2)画出系统框图及接线图； 3)设计调节器组态； 4)设计模拟量输出/输入通道； 5)画出控制系统SAMA图； 6)撰写设计说明书，要求字迹清楚，图表规范。 已知技术条件与参数 系统误差：满足控制指标要求 使用环境：温度：传感器-30℃～＋80℃， 变送器执行器：-30℃～＋80℃，

600MW超临界机组的给水控制的分析

600MW超临界机组给水控制的分析 王富有 南京科远自动化集团股份有限公司，江苏，南京，211100 摘要：汽包炉的给水控制是相对独立的，而超临界机组锅炉给水控制则是和燃烧、汽温等系统相互耦合在一起的，因此直流炉的给水控制相对于汽包炉而言要复杂些。同时给水控制系统又是超临界机组热控系统中的重点，对提高机组的控制自动化程度、减少启停误操作、缩短机组启动时间、提高机组启停的可靠性具有重要作用，也是实现机组级自启停（APS）控制的一个技术关键。本文以某超超临界600MW机组为例，介绍锅炉给水调节系统的控制。 关键词：600MW，超临界，给水，焓，煤水比，自动调节 一、超临界机组给水系统的控制特性 汽包炉通过改变燃料量、减温水量和给水流量控制蒸汽压力(简称汽压)、蒸汽温度(简称汽温)和汽包水位，汽压、汽温、给水流量控制相对独立。而直流炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），其主要的输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度,由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动将对各输出量产生作用，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量、燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。 实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的煤水比来控制汽水行程中某一点焓（分离器入口焓）达到规定要求，是一个切实有效的调温手段。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的煤水比保持不变时（工况稳定），汽水行程中某点工质的焓值保持不变，所以采用微过热蒸汽焓替代该点温度作为煤水比校正是可行的，其优点在于： 1) 分离器入口焓（中间点焓）值对煤水比失配的反应快，系统校正迅速； 2) 焓值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温（粗）调正。

600MW超临界机组控制技术

超临界机组的自动发电（AGC）控制

江苏省电力试验研究院有限公司 2007 年 7 月 1. 超临界机组的特性 1.1 临界火电机组的技术特点 超临界火电机组的参数、容量及效率 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24MPa~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。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法维持自然循环，即不再能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。 提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比，采用超临界参数可在理论上提高效率2%～2.5%，采用超超临界参数可提高4%～5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。 1.2 超临界机组的启动特点 超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点： 1.2.1 设置专门的启动旁路系统 直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。 一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。 1.2.2 配置汽水分离器和疏水回收系统 超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一般为25%~45%。

超超临界机组介绍

火电厂超超临界机组和超临界机组指的是锅炉内工质的压力。锅炉内的工质都是水，水的临界压力是:22.115MPA 374℃[2] ；在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，就叫水的临界点，炉内工质压力低于这个压力就叫亚临界锅炉，大于这个压力就是超临界锅炉，炉内蒸汽温度不低于593℃或蒸汽压力不低于31 MPa被称为超超临界。 从国际及国内已建成及在建的超临界或超超临界机组的参数选择情况来说，只要锅炉参数在临界点以上，都是超临界机组。但对超临界和超超临界机组并无严格的界限，只是参数高了多少的一个问题，目前国内及国际上一般认为只要主蒸汽温度达到或超过600度，就认为是超超临界机组。 超临界、超超临界火电机组具有显著的节能和改善环境的效果，超超临界机组与超临界机组相比，热效率要提高 1.2%，一年就可节约6000吨优质煤。未来火电建设将主要是发展高效率高参数的超临界（SC）和超超临界（USC）火电机组，它们在发达国家已得到广泛的研究和应用。 一般而言，新蒸汽的压力大于临界压力(22.064MPa)小于25MPa 的锅炉称为超临界锅炉，配套的汽轮机称为超临界汽轮机；新蒸汽的压力介于25－31MPa的锅炉称为超超临界锅炉，配套的汽轮机称为超超临界汽轮机。 先进发电技术小资料

■超超临界燃煤发电技术：指容量为60万千瓦以上，主蒸汽压力达到25兆帕以上，温度达到593－650℃或者更高的参数，并具有一次再热或二次再热循环的燃煤发电技术，具有煤耗低、环保性能好、技术含量高的特点，机组热效率能够达到45％左右。 ■煤炭高效洁净燃烧技术：指使煤炭在燃烧过程中提高效率、减少污染物排放的技术，包括超（超）临界发电、循环流化床锅炉(CFB)燃烧发电、增压流化床燃烧联合循环（PFBC-CC）发电、低氮氧化合物（NOX)燃烧等洁净发电技术以及工业锅炉高效燃烧技术等。 ■大型空冷发电机组：指用空气作为凝汽器冷却介质的汽轮机发电机组，突出优势是节水。 ■循环流化床技术：指用循环流化床燃烧方式的火力发电技术。循环流化床燃烧的基本原理是把煤和吸附剂石灰石加入锅炉燃烧室 的床层中，通过炉底鼓风使床层悬浮、形成湍流混合条件，使燃烧效率得到提高。 ■整体煤气化燃气—蒸汽联合循环发电技术：是将煤通过气化和脱硫、除尘等净化处理转化为清洁煤气，直接燃烧供燃气轮机做功、发电，尾气再供应余热锅炉、生产蒸汽驱动蒸汽轮机发电的发电厂。在单机容量、煤种的适应性、变负荷能力及环保等方面均比其它洁净煤发电技术更先进。