关于1000MW燃煤机组主蒸汽压力控制策略的研究与优化
1000MW机组过热汽温控制简要分析
1000MW机组过热汽温控制简要分析摘要：针对广东某电厂2×1000MW机组过热器减温水系统流程、过热蒸汽温度自动控制进行简要的介绍，并与国内同类型机组控制系统的设计进行比价，提出该系统为了更好的控制好各参数相应的建议。
关键词：超超临界锅炉；过热蒸汽温度ABSTRAT: Aiming at sea level of 2 ×1000MW units in power plant superheater desuperheating water flow of the system, the superheated steam temperature automatic control was briefly introduced, and with the domestic same type unit control system design for parity, this system is put forward in order to better control the parameters corresponding suggestions。
Key words: ultra supercritical boiler; superheated steam temperature前言：广东某电厂一期工程1号、2号机组为国产1000MW超超临界压力燃煤发电机组，主要是带基本负荷运行，同时具有一定的调峰能力，热力系统为单元制系统，循环冷却水取自海水，为开式循环，三大主设备由上海电气集团公司制造,容量及参数相互匹配。
锅炉型号为SG-3093/27.46-M533，型式为∏型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、八角双切圆燃烧方式、平衡通风、机械干式排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用带BCP泵的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、超超临界参数变压直流锅炉。
超超临界1000MW机组锅炉运行参数控制研究
图 4 自动运行风煤 比曲线
45
1. 3 一次风压的控制 一次风压过高会使煤粉细度、飞灰含碳量、底渣含
碳量、空气预热器( 空预器) 漏风率及引风机负荷等提 高, 一次风压过低会产生磨煤机堵塞、磨煤机干燥出力 不够、锅炉排烟温度升高等问题。
图 5 为一次风压随负荷变化曲线。由图 5 可见, 在 50% 负荷时一次风压较低, 说明在调试过程中低负 荷时一次风压偏高。
表 1 锅炉运行参数
项目
最大连续蒸发量( B M CR ) / t h - 1
过 额定蒸发量( BR L) / t h - 1
热 蒸
额定蒸汽压力( a) ( 过热器出口) / M Pa
汽 额定蒸汽压力( a) ( 汽轮机入口) / M Pa
额定蒸汽温度( 过热器出口) /
蒸汽流量( B M CR / BRL) / t h- 1
本文机组实际运行中( 1 000 M W 工况) 通过对二 次风门的调整来控制炉膛左右侧烟温偏差, 达到了良 好的效果, 二次风箱压力约为 1. 5 kP a。二次风门开 度比较结果见图 9, 不同二次风门开度对烟温偏差的 影响见图 10。
图 8 一、二次风比值随负荷变化趋势
46
图 9 二次风门开度比较
一、二次风配比的大小与煤粉燃烧器着火过程密 切相关, 比值大则煤粉气流着火所需吸热量就大, 着火 时间也越长, 适合于负荷较高的工况, 与此同时煤粉浓 度相应降低, 不适 合于挥发分含量 低的煤种; 比值较 小, 煤粉燃烧初始根部补给氧量不足, 挥发分析出时不 能完全燃烧, 还会造成燃烧器喷口结焦或烧损[ 2] 。
见图 11 和图 12, 过热器和再热器压降随负荷变化趋 势分别见图 13、14。
图 12 再热蒸汽压力随负荷变化曲线 图 13 过热器压降随负荷变化趋势
1000 MW超超临界汽轮机蒸汽参数的优化及讨论
第３期
冯伟忠：１０００ ＭＷ超超临界汽轮机蒸汽参数的优化及讨论
主调门及补汽阀均参与调频。任何时候在加负荷时，
先开补汽阀作为快速响应，而后再由机组的协调控制
系统增加锅炉热负荷直至补汽阀全关。在减负荷时，
先关小主调门，而后锅炉降低热负荷直至主调门全开。
不管是开启补汽阀或关小主调门均会增加节流损失，
这就意味着该机型在参与一次调频及快速二次调频时
度，单独设汽动给水泵汽轮机的凝汽器，降低进入主凝汽器的蒸汽流量及热负荷，以降低机组平均
背压和端差等，机组运行性能因而提高。
关键词：能源与动力工程；超超临界；汽轮机；补汽阀；滑压运行；参数优化
中图分类号：ＴＭ６２１．４
文献标识码：Ａ
Ｄｉｓｃｕｓｓｉｏｎ ａｎｄ Ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｏｆ Ｓｔｅａｍ Ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ １０００ ＭＷ
摘 要：探讨了１０００ ＭＷ超超临界汽轮机组的参数及运行方式。外高桥三期２×１０００ ＭＷ汽轮机
为上汽（ＳＩＥＭＥＮＳ）机型，采用补汽阀调频及过负荷调节。以压力条件作为划分定压和滑压的判据，
最高冷却水温条件下，功率≤１０００ ＭＷ时不开补汽阀；其它水温下能在功率＞１０００ ＭＷ且Ｐ＜２７
ＭＰａ时尽可能进行滑压运行；它采用≥３Ｄ弯管等，降低造价，降低再热系统压降时，降低冷却水温
万方数据
动 力 工程
第２７卷
级的单轴汽轮机领域，唯德国ＳＩＥＭＥＮＳ有着较多的 业绩，且其综合技术优势明显，再加上外高桥二期２ ×９００ ＭＷ项目的ＳＩＥＭＥＮＳ汽轮机ｕｊ的性能表现优 异心］，故三期的汽轮机最终亦选择了上海电站集团 引进的该机型。
１基本参数的选择
鉴于在外高桥三期之前的玉环工程，已就１０００
1000MW超超临界机组协调控制系统运行与优化设计
1000MW超超临界机组协调控制系统运行与优化设计摘要：随着国民经济和电力负荷的迅速增长，电网容量也随之增长，我国越来越多采用大容量、高参数机组。
本文对1000MW超超临界机组协调控制系统存在问题进行分析，并根据存在的问题提出相应的改进策略，旨在提高1000MW超超临界机组协调控制系统的运行安全性和效率。
关键词：1000MW超超临界机组；协调控制系统；问题；改进1 1000MW超超临界机组协调控制系统存在问题1.1主蒸汽压力波动大（1）主蒸汽在出现压力升高的情况时，系统可根据压力情况自行做出相应的调节。
在系统调节的过程中，主要通过对燃料进行减少的方式来实现，这样一来就极易发生甩主气温问题。
（2）在对机组进行定压运行之后，由于需要承担较大的负荷，主汽压力实际值与所设定值发生较大的偏差，甚至偏差会超过1MPa［1］。
（3）在主汽压力出现上升时，锅炉给水流量会出现明显降低，还可能引导主蒸汽温度发生明显升高。
反之，当主汽压力出现下降时，锅炉会加大给水的流量，使得主蒸汽温度出现明显下降。
1.2正常运行中的调节问题（1）烟气挡板的调节动作较为缓慢，经常需要通过减温水的方式来帮助其进行气温的调节。
（2）减温水的调节门动作非常缓慢，导致超温和甩汽温问题。
（3）供氨的压力调节门质量较差，经常出现较大摆动的情况，致使供氨的压力升高，发生脱销跳闸的现象。
（4）在机组运行的过程中，锅炉炉膛负压波动非常显著，使得供氨的压力出现明显升高，会出现脱硝跳闸的情况。
（5）在机组运行的过程中，锅炉炉膛负压波动会明显增大，机组的安全稳定性会受到非常大的影响。
1.3大幅度加减负荷时蒸汽汽温变化较大（1）在出现大幅度的调整负荷时，再热蒸汽气温会出现非常显著的升高，引起事故减温水投入。
再热器事故减温水在投入之后，再热蒸汽气温会逐渐恢复到设定值，但此时烟气挡板并不会关小，并且动作减缓，使得事故减温水的投入时间延长。
（2）在进行加负荷的过程中，主蒸汽气温会出现显著下降，在进行减负荷的过程中，主蒸汽气温表现为非常明显的升高。
华能海门电厂1000MW机组日立锅炉典型控制策略介绍
三、控制系统和主要控制策略介绍
1.
协调控制系统概述： 2）汽包炉中，汽包把汽水流程分为加热段、蒸发段和过热段，三段受
热面的位置和面积是固定不变的，在给水流量变化时，仅影响汽包水位， 不影响蒸汽压力和温度。而燃烧量变化时仅改变蒸汽流量和蒸汽压力， 对蒸汽温度影响不大，因此给水、燃烧、蒸汽温度控制系统是可以相对 独立的，可以通过控制给水流量、燃烧率、喷水流量分别控制汽包水位、 蒸汽流量和蒸汽压力、温度。而直流锅炉没有汽包，直流状态下又没有 炉水小循环回路，给水是一次性流过加热段、蒸发段和过热段的，三段 受热面没有固定的分界线。当给水流量及燃烧量发生变化时 ，三段受热 面的吸热比率将发生变化，锅炉出口温度以及蒸汽流量和压力都将发生 变化，因此给水、气温、燃烧系统是密切相关的，不能独立控制，应该 作为整体进行控制。 3）直流炉在锅炉启动、停炉和最低直流负荷以下运行期间为了避免过热 器进水，为水冷壁的安全运行提供足够高的工质重量流速和尽可能回收 工质及其所含的热量，使启动更容易，设有启动系统。直流锅炉启动系 统由汽水分离系统和热量回收系统两部分组成。在低负荷时处于湿态运 行，当负荷升高后转入干态运行。控制系统要适应锅炉运行方式的要求， 保证过程参数的稳定。 4）从控制系统输入输出的角度看，通常将协调控制系统作为三输入、三 输出的控制系统，输入包括压力、负荷、温度，输出包括给水、燃料、 调门开度，参数间有强耦合性，因此各控制子系统相互关联，综合考虑， 保证调节过程中能量平衡与物料平衡。
Auto
Hand
Auto/ Hand
Auto/ Hand
Auto/ Hand
Boiler follow
Hand
Auto
Auto
Auto
Auto
MW tracking
1000MW火电机组锅炉前后墙对冲燃烧控制系统课题研究技术报告.
1 绪论1.1 课题研究的背景和意义国外在发展先进的大型超临界火电机组方面已经取得了很大进展，技术日益成熟，并被广泛应用，取得了显著的节能和环保效益。
国产火力发电机组要提高经济性和热能利用效率，需要增大机组容量，并提高机组的参数。
增大单机容量，可以降低机组每千瓦的投资，而提高机组的参数可以提高火力发电机组的效率。
燃煤锅炉在我国大量存在并发挥着重要作用。
燃煤锅炉是一个具有较大纯迟延和容量迟延特性的控制对象，而且其燃料量难以准确测量，因此燃煤锅炉控制的难点在于燃烧系统的控制。
锅炉燃烧控制的任务是使进入锅炉的燃料的燃烧热量与锅炉的蒸汽负荷要求相适应，同时保证锅炉燃烧过程安全经济地运行。
锅炉主蒸汽压力是锅炉燃烧控制系统中的一个极为重要的指标，同时也是保证锅炉安全运行的主要条件之一。
蒸汽压力过高会增加对机器设备损伤，蒸汽压力过低又不能正常启动设备，这些不仅对生产和生产设备造成很大的负面影响，也给企业带来了较大的经济损失。
由于采用中间储粉仓式制粉系统在基建投资和运行费用上的耗费比采用直吹式制粉系统多，因此现代大型发电机组大多数采用直吹式制粉系统。
直吹式锅炉的燃烧控制具有如下特点]1[：(1) 直吹式制粉设备的锅炉将制粉设备与锅炉本体紧密的联系成一个整体，因此，直吹式制粉设备的锅炉运行中，制粉系统也成为燃烧过程自动控制不可分割的部分；(2) 直吹式锅炉中，改变燃料调节机构的给煤机转速后，还需要经过磨煤制粉的过程，才能使进入炉膛的煤粉量发生变化。
直吹式锅炉在适应负荷变化或消除燃料内扰方面的反应均较慢，从而引起汽压较大的变化。
同时，大容量机组的应用，对自动控制系统提出了更高的要求，不但要求系统硬件的可靠性必须提高，更重要的必须保证控制策略的可靠性和先进性。
1.2 本课题设计的目的针对该电厂两台1000MW火电机组的DG3000/26.15-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生锅炉（每台炉共配有48个HT-NR3型旋流煤粉燃烧器，并采用前后墙对冲的布置方式，与之配套的是6台中速磨煤机，1台磨煤机配1台电子称重式给煤机）设计符合实际情况的燃烧控制系统。
1000MW超超临界机组汽轮机节能改造及运行优化方案探讨
1000MW超超临界机组汽轮机节能改造及运行优化方案探讨摘要：能源是人类社会发展的源动力，随着社会的发展，人类对能源的需求量逐渐提高，然而全球能源的紧缺问题却日益严峻，如何高效的利用能源是解决这一问题的关键。
中国作为世界第一大煤炭生产及消费国，燃煤发电厂不仅承担着生产二次能源的任务，同时消耗了大量的一次能源，因此，对1000MW超超临界机组汽轮机的节能方面进行研究，降低火力发电厂供电煤耗，对我国节能减排具有重要的意义。
关键词：1000MW；超超临界机组；节能改造；运行；优化方案引言：随着我国工业化、城镇化进程的不断加快，人民生活水平日益提高，但我国资源储备率下降严重，节能减排工作形势严峻。
提高资源的利用率、保护环境已成为我国经济可持续发展的重要要求。
相关人员应做好研究工作，加强超超临界1000MW机组的节能降耗，充分利用资源，减少污染物的排放，保护生态环境，从而促进我国经济的可持续发展。
1 超超临界1000MW机组应用的必要性由于受到经济发展水平等因素制约，我国的燃煤发电技术发展相对缓慢。
超超临界1000MW机组作为重要的机组有着很多优点：第一，安全性能更好，有利于维护我国电网体系的安全；第二，与国内发电机组平均发电煤耗相比，超超临界1000MW机组的煤耗要低20t/h；第三，在机组设计方面，超超临界1000MW机组采用内螺纹管+螺旋管圈水冷壁形式，并采用分级燃烧方式和再循环泵的锅炉启动系统；第四，燃烧器的结构可以分为直流一次风、内二次风和旋流三次风，燃烧器的喷口处容易形成外浓内淡的环形煤粉浓度分布，并使煤粉气流与直流二次风混合延迟，扩大还原区面积，减少NOx的生成。
因此，超超临界1000MW机组的应用研究对机组的安全运行及我国的“节能减排”工作都具有十分重要的意义。
2 对节能改造技术的研究2.1 真空系统改造凝汽器真空提高系统属于热力发电厂节能技术领域，针对热力发电厂水环式真空泵抽气系统而设计的节能装置。
1000MW火电机组汽轮机控制系统分析与设计
1000MW火电机组汽轮机控制系统分析与设计摘要：现代火力发电汽轮机组因经济效益，节能减排的需求越来越向大容量、高参数方向发展，汽轮机控制策略更加复杂，特别是在变工况过程中，需要综合考虑的因素更多了，同时单机容量的增加对控制系统的稳定性，设备可靠性以及机组的自动化水平提出了更高的要求。
关键词：1000MW；超超临界；机组仿真；控制系统引言：随着汽轮机组越来越向大容量、高参数方向发展，其控制策略更加复杂，特别是在变工况过程过程中，需要综合控制的因素更多了，单机容量的增加对控制系统的稳定性及设备可靠性提出了更高的要求，1000MW汽轮机控制系统更是其中的重中之重。
一方面参数的提高要求机组控制更加快速准确，另一方面机组的启停步骤及判断条件更加复杂，因此对1000MW汽轮机控制系统提出了全自动启停的要求，以降低人为失误造成的机组主设备的热应力冲击和故障损坏。
达到提高运行的经济性和保障设备安全，实现机组节能降耗，减轻操作人员的工作强度的目的。
1轮机控制系统架构设计1.11000MW汽轮机控制系统硬件结构设计该类型汽轮机控制系统是以ABBSymphonyPlus分布式控制系统为基础搭建的。
分散控制系统DCS是一个开放的由现场过程控制器级别和上层操作员级别共同组成的双层或多层控制网络结构，其结合了电子，计算机，通讯，先进控制技术等多种学科，目前使用已经非常普遍，其而下一步的发展方向目前看是更加开放的现场总线及无线技术。
DEH．y-期均为通用控制系统其不对外开放，随着DCS系统应用的日渐广泛，汽轮机控制系统也根据市场需求逐渐由专用DEH向通用型DEH转变。
另一方面DEH作为整个电厂分散控制系统的一部分，与DCS紧密的结合在提高电厂的整体自动化水平，方便维护等方面的优点也越来越为人们所重视。
1.21000MW汽轮机组控制系统组成上海汽轮机有限公司生产制造的百万千瓦超超临界汽轮机其控制系统由四个子系统组成分别是：汽轮机安全保护系统，汽轮机闭环控制系统，汽轮机自启动控制系统，汽机油泵风机．每个子系统含有一对独立的控制器及其输入输出卡件分别完成其所分配的控制任务，彼此协调工作实现机组的启动、运行、保护等任务。
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关于1000MW燃煤机组主蒸汽压力控制策略的研究与优化
安子健1滕广凤
（神华国华绥中发电有限责任公司辽宁葫芦岛市 125222）
【摘要】为了能够更好的优化百万机组蒸汽压力控制逻辑，通过对绥中二期百万机组主蒸汽压力控制逻辑的研究分析，总结出协调控制过程中主蒸汽压力控制逻辑存在的不足。
通过对控制逻辑进行优化，从而达到对主蒸汽压力的精细化控制，总结出有一定借鉴意义的经验。
【关键词】压力控制分析优化
1 前言
随着我国火力发电技术的不断发展，目前大容量、高参数已经逐渐成为国内主流发电机组的代名词。
随着火电机组各种参数的提高，机组的安全运行区间不断缩小，因此对各个参数的控制要求也在不断的提高。
其中，主蒸汽压力的控制直接影响机组的安全性和经济性。
本文通过对绥中电厂1000MW超超临界燃煤机组主蒸汽压力控制的研究与分析，针对控制过程中存在的超压问题，提出解决办法，通过对控制逻辑的优化，进而达到对主蒸汽压力的精细化控制。
2 主蒸汽压力控制分析
主蒸汽压力运行方式，大致可以分为定压运行方式、滑压运行方式两种。
滑压运行方式：要求汽轮机调速汽门保持位置不变。
当电负荷改变时，锅炉改变燃烧量，蒸汽参数改变，从而保持汽轮机调速汽门位置不变。
定压运行方式：要求锅炉维持蒸汽参数不变。
当负荷改变时，汽轮机改变调速汽门位置改变负荷，锅炉则相应改变燃料量维持蒸汽参数不变。
综合以上滑压和定压两种运行方式的特点，在低负荷下滑压运行的调节阀节流损失比定压运行低得多，经济性显著。
在高负荷时定压运行方式具有其优越性，比如，可有效地利用锅炉蓄热，提高对外界负荷需求的响应速度。
因此，1000MW燃煤机组多采用定-滑-定运行方式，压力与负荷的曲线关系如图【1】：
图1 机组压力运行曲线
主蒸汽压力控制方式，大致可以分为锅炉跟随方式、汽机跟随方式和协调控制方式三种。
锅炉跟随方式：外界负荷需求变化时，首先改变汽轮机调节汽门的开度，改变进汽量，使机组输出功率与外界负荷需求相适应。
此时势必造成机前压力偏离额定值。
锅炉依据机前压力偏差调整燃烧率和给水流量，消除主蒸汽压力偏差，达到新的能量平衡。
这种运行方式的特点是机组响应外界负荷的速度快，但主蒸汽压力的波动性大。
汽机跟随方式：外界负荷需求变化时，首先改变锅炉负荷。
当主蒸汽压力产生额定值偏差时，调整汽轮机调节汽门开度，维持主蒸汽压力恒定。
该运行方式下，机组对外界负荷响应较慢，但主蒸汽压力稳定性好。
协调控制方式：当外界负荷需求变化时，同时改变机炉的负荷。
既考虑到机组响应外界负荷的快速性，又不致造成机前压力的过分波动，使机炉之间出现的能量不平衡程度尽可能小，时间尽可能短，这样的运行方式则称之为机炉协调控制方式。
因此，1000MW燃煤机组多采用，汽机主控和锅炉主控同时调节负荷和主蒸汽压力的控制方式。
汽机主控逻辑如图【2】，锅炉主控逻辑如图【3】：
图2 汽机主控图3 锅炉主控
3 主蒸汽压力控制过程中存在的问题
自机组投产以来，虽然主蒸汽控制基本符合控制要求，但是还是存在以下两个问题。
3.1 升降负荷过程中主蒸汽压力偏离给定值
由于机组采用机炉协调控制方式，当机组升负荷时，汽机主控响应负荷控制指令，迅速开大调速气门，导致主蒸汽压力下降，而此时随着负荷的升高机组主蒸汽压力定值按照滑压曲线相应升高，进而加大了主蒸汽压力与给定值的偏差。
当机组降负荷时，汽机主控响应负荷控制指令，迅速关小调速气门，导致主蒸汽压力上升，而此时随着负荷的升高机组主蒸汽压力定值按照滑压曲线相应降低，同样加大了主蒸汽压力与给定值的偏差。
由于锅炉侧相应负荷变化较慢，主蒸汽压波动明显，不能很快与给定值相匹配。
3.2 高负荷时主蒸汽压力波动大
实际运行中，高负荷时压力参数波动较低负荷大，这是由于机组在低负荷运行时受控过程的增益较低，在高负荷运行时受控过程的增益较高，另外，高负荷时部分辅机出力达到上限，工作在非线性区，使得原控制系统参数不能满足实际系统要求，这种影响在锅炉侧更为明显。
以上两个问题由图【4】可以看出，在升降负荷过程中和高负荷运行时，主蒸汽控制品质明显较低负荷运行时差。
图4 优化前调节曲线
4 主蒸汽压力控制策略完善
为提高主蒸汽控制品质，针对机组在变负荷和高负荷时主蒸汽压力控制存在的问题，从汽机主控控制逻辑和锅炉主控控制逻辑两方面入手，加大汽机主控压力拉回回路控制作用同时，设计汽机主控超驰保压回路和锅炉主控PID调节器变参数回路，进而达到主蒸汽压力精细化控制的目的。
4.1 汽机主控超驰保压回路
加大主汽压力拉回回路作用。
此回路是为了让汽机调门帮助锅炉维持压力，防止压力偏差过大或压力快速变化造成锅炉参数波动过大，影响机组稳定运行。
如图【6】所示，通过函数块F(X)实现，当压力设定值与实际压力偏差在-0.25MPa～+0.25MPa 之间时，汽机调门只保证负荷稳定。
当压力设定值与实际压力偏差超过-0.25MPa～+0.25MPa时，汽机调门动作帮助锅炉维持压力相对稳定。
为了机组安全考虑，增加汽机调门超驰保压回路，当主汽压力偏差超过允许的压力偏差范围时，直接通过调整汽轮机调门的方式快速调整主汽压力，防止主汽压力过高威胁机组安全。
此时，汽轮机调节系统处于主蒸汽压力调节状态，以主蒸汽压力调节为主要控制目标，满足发电功率为次要目标，发挥了汽轮机系统能够快速平滑主蒸汽压力参数的长处。
（当机侧压力超过25.3时,发超驰指令开调门卸压）如图【5】。
图5 优化后汽机主控逻辑
4.2 锅炉主控变参数控制
增加锅炉主控PID不同负荷下的变参数控制。
同时，增加锅炉主控积分调节器入
口压力偏差动态调节回路，如图【6】所示0＜A＜1，为了减少稳定负荷工况下的误差，加大积分调节器的前向增益，增加误差积分作用；负荷变动工况下，因动态响应滞后，动态误差可能较大，因此降低积分调节器的前向增益，加速闭环响应。
定负荷运行时，侧重于稳态误差的调节；变负荷运行时，侧重于动态跟踪误差的调节。
增加此回路是为了防止升降负荷动态过程中压力大幅波动时导致PID长时间累计作用过调，造成系统振荡。
图5 优化后汽机主控逻辑
通过对汽机主控和锅炉主控的逻辑优化，我们进行了升降负荷实验，在升降负荷过程和高负荷运行过程中，主蒸汽压力跟踪给定值的能力明显加强了。
可见逻辑优化效果明显，但同时也存在一定的问题。
在高负荷运行时，由于汽机主控加强了对主蒸汽压力的控制，进而使调速气门动作频繁，机组负荷呈现锯齿波动，但通过检查对负荷的影响非常小在±3~5MW范围内，因此可以接受。
具体实验曲线如图【7】所示：
图7 优化后调节曲线
5 结论
随着大容量高参数火电机组的迅猛发展，火电厂自动控制水平也在不断的提高，机组安全运行的可靠性、经济性则显得尤为重要，由此可见主蒸汽压力控制品质提升的必要性。
通过对绥中电厂二期主蒸汽控制逻辑的优化，进一步提高了主蒸汽压力的控制品质，达到了控制品质精细化的目的，提高了机组的安全性和经济性，其控制思路及控制策略完善方案对同类型机组有一定的借鉴意义。
【参考文献】
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【作者简介】
安子健，DCS系统工程师，热工，绥中发电有限责任公司，地址：辽宁省葫芦岛市绥中县，邮编：125222，邮箱：vierian@
滕广凤，女，1963年生，高级工程师，从事专业技术管理工作，现服务于神华国
华绥中发电有限责任公司。
地址：辽宁省葫芦岛市绥中县前所镇，邮编：125222。