600MW超临界机组磨煤机点火能量浅析
600MW超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策
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。
超临界600 mw汽轮机组能耗分析
超临界600 mw汽轮机组能耗分析近年来，随着能源安全和环境保护日益受到重视，气体发电机组能效的提高成为电力工程领域的热点问题。
其中，超临界汽轮机组技术的应用受到比较广泛的关注，超临界汽轮机组的应用可以提高能源利用效率，减少煤炭的消耗，从而节约能源。
超临界600 mw汽轮机组是指有功功率超过600mw的汽轮机组。
这种机组采用超临界循环工质，可以提高增压比，减少蒸汽损失，进而提高机组效率，节约能源。
要达到节能效果，必须对其能耗进行分析与优化。
一是对超临界600 mw汽轮机组的热力学特性进行分析，包括动力学传热性能分析、摩擦因子研究以及机组内部损失分析；二是分析超临界汽轮机组能级结构，进而研究其功率曲线特性；三是分析汽轮机机组的能效曲线，确定高效运行区域，以此确定机组的最优化运行条件；四是研究超临界汽轮机组的能耗影响因素，建立相应的数学模型，进而确定机组能耗的变化规律。
超临界600 mw汽轮机组能耗分析需要借助于计算机系统。
可以使用专业的计算机软件，对机组的热力学特性进行分析，绘制出汽轮机组的功率曲线和能效曲线。
从而优化仿真结果，达到最佳的运行性能，可以极大的提高机组的效率和节能效果。
超临界600 mw汽轮机组的能耗控制必须根据实际情况进行优化设计。
通过多种方法，如减少蒸汽密度和增强导叶等，可以进一步降低超临界汽轮机组能耗。
同时，可以通过必要的节能技术，比如采暖节能和节能减排技术，实现节能减排，提高汽轮机组能效。
总之，要提高超临界600 mw汽轮机组能效和节能效果，必须对其能耗进行有效的分析和优化，并采用有效的节能技术。
可以采用热力学特性分析、能级结构分析、功率曲线分析等方法，通过计算机系统仿真，绘制出机组的能效曲线，从而确定机组最佳的运行条件。
通过采用必要的节能技术，可以进一步降低汽轮机组的能耗，使其达到最优的节能效果。
超临界600 mw汽轮机组能耗分析
超临界600 mw汽轮机组能耗分析随着我国社会经济的发展，汽轮机组发电已经成为我国电力行业的重要组成部分，其中超临界600 MW轮机组能源分析尤为重要。
超临界600 MW汽轮机组的服役期一般为20年，此期间的运行质量和能源利用率直接影响其投资回报率及设备寿命。
目前，汽轮机组的能源利用率居于低位，有待解决。
研究和分析超临界600 MW汽轮机组能源利用率，可以有效地提高运行技术水平，改善供电经济性，提高电力总体效率。
超临界600 MW汽轮机组能源利用率的优化应从汽轮机组结构设计、汽轮机组运行优化及各种节能技术三个方面进行考虑。
首先，汽轮机组结构设计要求合理。
在结构设计中，汽轮机组的工作参数应该经过计算与分析，以确保实际的参数与设计参数的一致性，以免影响汽轮机组的运行及效率。
其次，超临界600 MW汽轮机组运行优化也是运行能耗降低的重要技术手段。
一般来说，在运行过程中要注意实时监控蒸汽质量，以便及时调整蒸汽压力、蒸汽流量及蒸汽温度等参数，使其保持在设计要求的范围内，以保证汽轮机组的能效最大化。
此外，采用各种节能技术也能显著降低汽轮机组能耗，提高汽轮机组能源利用率。
例如，可以采用空气加热器组合式节能器，改进汽轮机组负载过程，减少负载过程中的能源损耗；也可采用汽蒸汽中间循环节能装置，减少大蒸汽罐内热量损失，有效提高蒸汽热力效率。
总之，超临界600 MW汽轮机组能源利用率的提高，对提高发电效率、确保发电安全和降低发电成本都十分重要，其优化应从汽轮机组结构设计、汽轮机组运行优化及各种节能技术三个方面着手，以保证汽轮机组能源利用率最大化。
本文通过分析超临界600 MW汽轮机组能源利用率，提出了增加其能源利用率的多种方法，以保证汽轮机组能耗最小化，提高投资回报率及质量安全性。
此外，广大电力行业从业人员也应关注最新的技术信息，学习相关技术，以便能够提高汽轮机组的能效水平。
对600MW超临界火力发电机组锅炉效率的几点探讨
对600MW超临界火力发电机组锅炉效率的几点探讨目前世界上各国所利用的火力发电机的主要能源大都为煤炭，在我国，煤炭消耗也已成为主要的能源消耗方式.。
我国的火电机组企业主要类型为600MW 火力发电组，锅炉在使用过程中对热的利用率直接影响到资源节约，减少能源损失，提高资源利用率是当前的重点和难题.。
本文将以600MW火力发电机组的锅炉的相关数据为基础，重点从对火力发电机组锅炉的热平衡和平衡的公式计算研究、火力发电机组锅炉的分析以及对热和的损失的分析及解决措施等方面来进行探讨.。
关键词：火力发电机组；超临界；锅炉效率在全球经济迅速发展的时代大背景影响、工业迅速发展以及中层阶级的快速膨胀的各种因素的综合作用下，能源消费成为全球各国的主要消费方式，中国的能源消费在全球占到了五分之一，虽然我国在大力发展可再生资源和清洁资源，但由于我国在能源技术方面存在的不足，目前仍旧使用煤炭为主要的能源，而我国目前却处在一种能源消耗高、利用率低的不乐观情况下，所以，通过提高火电机组的能源利用率是当前发展的必然趋势.。
火力发电机组锅炉的热效率和效率可以最直接、最直观的反映出火电机组对能源的利用率情况，为节约能源提供相对准确的数据与有力的指导.。
要想提高能源的利用率，就要尽量减少能源在利用过程中的，就必须分析影响热和损失的主要原因，并探寻解决措施来实现节能.。
一、对火力发电机组锅炉的热平衡和平衡公式的研究首先，根据600MW超临界火力发电机组锅炉的相关数据，建立锅炉热平衡模型，而后进行列平衡式计算.。
设消耗的染料量为D3，燃烧低位发热量为Qdw，锅炉的进水量为D1，焓通过水进入锅炉内的量为h1，通过蒸汽口的水流量为D2，通过蒸汽口的焓的量为h2，二热后蒸汽口的水流量为Dz，二热后蒸汽出口的焓的量为hz2，二热后蒸汽进口的焓的量为hz1，排烟损失的热为Q4，炉墙散热损失的热为Q5，由此可得锅炉热平衡方程为：列式为：D3Qdw+D1h1=D2h2+Dz（hz2-hz1）+Q4+Q5.。
浅谈600MW超临界燃煤机组启动的节能降耗
浅谈600MW超临界燃煤机组启动的节能降耗摘要：对600MW超临界燃煤机组启动系统进行节能改造，可降低机组启动时长，进而缩短该过程环保排放超标的时间，提高机组运行环保效益及经济效益。
为此本文对600MW超临界燃煤机组启动的节能降耗进行分析，给出节能降耗优化设计具体方案，供相关人员借鉴参考。
关键词：600MW；超临界燃煤机组；启动节能引言：节能降耗是电力行业创新发展的主题之一，近年来，电力系统中600MW超临界燃煤机组的年平均利用小时数有降低趋势，但受到机组运行规律的影响，其启停频率不断提高，带来额外的能源消耗，导致机组运行成本明显上升。
为适应目前及未来一段时间内，该类型机组的运行特点，并顺应行业可持续发展的要求，需要对启动节能设计方案进行分析。
1超临界燃煤机组启动过程分析600MW超临界燃煤机组启动涉及到多个子系统的协调配合，过程比较复杂，如上水、冲洗、加压、并网等步骤，整个启动过程经历的时间较长，也导致其存在较高的资源浪费情况。
例如，某发电厂600MW超临界燃煤机组从启动到机组并网的时间达到25h，从辅助设备启动到厂用电切换且负荷上升至150MW需要经历20h，整个启动过程需要消耗大量电能及燃油，在此过程中排放的有害气体超标，难以达到环保部门要求。
以上问题在超临界燃煤机组启动过程中普遍存在，给电厂运行带来较高成本，不利于可持续发展目标的实现，因此需要对机组启动流程进行节能优化，缩短启动时间以减少燃油、电能消耗及有害物质的排放。
2超临界燃煤机组启动过程节能设计2.1添加启动给水泵2.1.1方案规划常规600MW超临界燃煤机组一般使用电泵启动与汽泵启动相结合的方式，即当机组负荷提升至30%左右，汽动给水泵并入进行给水，电泵与汽泵同时运行，当机组负荷达到50%后，将电泵全部切换为汽泵[1]。
该启动流程的缺点在于，汽泵冲转启动与给水泵切换需要消耗较长时间，导致机组启动时间延长，进而带来能耗过高的问题。
浅谈600MW机组“W火焰”煤粉燃烧炉煤耗控制 郑光明
浅谈600MW机组“W火焰”煤粉燃烧炉煤耗控制郑光明摘要：世界首批600MW超临界W火焰机组的技术特点，以实现该类型机组稳定、经济、环保运行为目标，基于该类型机组水冷壁超温、协调控制效果差、煤质适应性差、机组吹管与汽机启动耗油多等一系列关键技术难题进行了系统地分析和研究，率先在国内外成功研发了一整套600 MW超临界W 火焰机组运行调试关键技术，形成了多项创新性理论及技术发明成果。
本文分析了浅谈600MW机组“W火焰”煤粉燃烧炉煤耗控制。
关键词：600MW机组“W火焰”；煤粉燃烧炉；煤耗控制；1W 火焰锅炉的主要特点电站锅炉燃用无烟煤、半无烟煤多采用W火焰锅炉。
W火焰锅炉分为上下两个炉膛, 燃烧器布置在下炉膛的拱上, 并布置卫燃带;一次风向下引入, 可降低一次风速, 增加煤粉浓度促进着火。
一是 W火焰炉一次风射流方向与水冷壁基本平行, 煤粉不易刷墙, 而且锅炉壁面上有二次风和三次风乏气引入, 比重较大的黄铁矿颗粒不会贴墙。
二是火焰温度最高的燃烧中心区域水冷壁上敷设了致密的碳化硅卫燃带,保护水冷壁,使炉内高温腐蚀减缓。
三是由于一次风射流方向与水冷壁面平行, 壁面有乏气形成风幕保护, 卫燃带上结渣较轻。
四是由于W 火焰炉燃烧温度高,NOx 排放水平较四角和墙式燃烧锅炉高, 一般为(800～1 200)mg /m32主要问题随着锅炉容量增大、炉膛受热面热负荷增加, 多通道垂直管屏结构不断改进,一般为在炉膛下部采用多次上升, 在炉膛上部采用一次上升形式。
这种结构采用小径管, 工质质量流速高, 便于冷却管壁金属。
通道内管屏焓增较小, 通道之间混合充分, 热偏差减少。
但是, 由于系统过于复杂, 且工质流程长, 汽水系统阻力大, 厂用电消耗大。
另外, 炉膛下部各上升管屏中的工质因流程不同, 所处状态不同, 管屏中工质汽化量差别较大, 故管壁金属温度和膨胀程度也不同,相邻管屏交界处会因膨胀应力差而被拉伤。
目前, 大容量超临界直流锅炉炉膛采用一种螺旋盘管结构的水冷壁, 也称螺旋管圈或螺旋管带结构。
浅析600MW亚临界燃煤机组燃烧器系统的优化
浅析600MW亚临界燃煤机组燃烧器系统的优化摘要：为了有效控制设备数损坏和环保压力的日益增加，根据煤种和电厂实际运行面临的诸多问题，本厂对燃烧器进行改造和升级。
一、燃烧器简介本机组的燃烧器采用前后墙对冲燃烧方式:制粉系统为中速磨正压直吹式系统，磨煤机为ZGM113G型中速辊式磨煤机，共6台，其中一台备用。
煤粉细度为R90一10~40%，锅炉共配有30只低NOx轴向旋流式煤粉燃烧器:每层各有5燃烧器，同一层的5只燃烧器与一台磨煤机相连，燃烧器的投、停与磨煤机的投、停同步。
为降低NOx的生成量，在煤粉燃烧器上方的2只燃尽风风箱上布置了1层共10只燃尽风调风器。
布置如下：煤粉燃烧器各层高度间距为4.4m，各燃烧器宽度间距为3.68m，最外侧燃烧器中心线到两侧墙水冷壁中心线的距离为2.99m，燃烧器上部布置有燃尽风（OFA）风口，10只燃尽风调风器分别布置在前后墙上。
燃尽风距最上层燃烧器中心线距离为4m。
平时运行中，屏式过热器管壁温度高容易超温，氮氧化物生成量较大，喷氨量大，容易造成空预器堵塞，基于以上原因，对锅炉燃烧器进行改造优化。
二、燃烧器的改造2.1燃烧系统改造主要涉及以下几个方面：1）燃尽风改为前后墙各5个主燃尽风和2个侧下辅助燃尽风，增加燃尽风风量加大燃尽风喷口的面积，燃尽风主要采用直流射流；2）将主燃尽风的标高提高，使其距离上层煤粉燃烧器6.2米~6.5米,以增加还原区的高度，同时新增侧下燃尽风，以保护侧墙水冷壁及提高侧墙未燃尽煤粉的燃尽性；3）采用低氮燃烧方式后，主燃烧区处于还原性气氛中，会造成水冷壁壁面严重缺氧，低氮燃烧改造的同时在侧墙安装贴壁风系统；4）将原燃烧器一次风喷管及浓缩器进行更换，采用文丘里+优化浓缩器的结构形式，文丘里结构可以起到很好的均流作用，将煤粉管道内的上下气流偏差进行均流，同时配合优化后的浓缩器，使一次风出口达到外浓内淡的煤粉浓度分布效果；为提高浓缩器及中心筒的耐磨性，将浓缩器和中心筒表面加装碳化硅护圈；将中心风筒的直径缩小，保证冷却浓缩器所需的冷却风量即可。
超临界600 mw汽轮机组能耗分析
超临界600 mw汽轮机组能耗分析汽轮机组是现代社会能源转换的重要设备，机组的能耗是该项技术发展的关键指标之一，超临界600 mw汽轮机组能耗分析正是由此而起。
本文旨在分析超临界600 mw汽轮机组的能耗情况，并提出具体节能建议。
超临界600 mw汽轮机组是一种具有较高效率的机组，其具有较高的涡轮机效率、较低的热耗散和较低的排放控制要求。
它的设计用于进行工业能源的调节，这一过程要求有效的能量利用，对能量消耗的分析就十分必要了。
就发电能耗而言，超临界600 mw汽轮机组的能耗比较复杂，它与机组内各种参数、各项系统及其配置有着较大的关系。
它的能量消耗取决于燃料用量、发电机效率、热效率、冷却水流量、空气温度等因素。
首先，应该尽可能降低燃料消耗。
建议改进汽轮机控制系统，增加抽油机和燃烧器设备，提高蒸汽压力，缩短转子启动时间，减少电动调节装置的能量损失。
此外，根据环境温度及气候变化情况，调整冷却系统流量及湿度等参数，可有效降低系统整体的能耗。
其次，应定期对发电机及其配套设备进行整体能耗检查，精确调整汽轮机各项参数，减少每次启动的能量损失和维护成本，从而提高整体的发电效率。
此外，可选择应用节能新技术，如新一代可变调速控制系统、可控硅调速电源等。
这些新技术可有效降低汽轮机组变频调速部分的能耗，提高整体的热效率，同时缩短调速过程的控制时间，降低系统的能量损耗。
最后，应注重汽轮机组的定期维护，包括汽轮机外壳、机舱、热交换器和气缸等部件，保证它们能够正常工作，从而减少系统内各部分能量损失，杜绝能量浪费。
总而言之，超临界600 mw汽轮机组能耗分析是复杂且棘手的问题，需要全面考虑汽轮机组系统内多种参数及条件。
只有全面、系统地考虑各种因素，才能真正分析汽轮机组的能耗情况，并找出相应的节能建议。
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600MW超临界机组磨煤机点火能量浅析
摘要：现代大型燃煤机组在调峰运行时最频繁的操作就是启停制粉系统，在不
同的负荷工况下点火能量满足是制粉系统投入的重要条件之一。
本文以600MW
超临界机组为例分析了各条件下如何满足制粉系统点火能量条件。
为正常启停、
调峰运行和事故处理时提供参考。
关键词：制粉系统点火能量微油逻辑
0 引言
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，锅炉为东方锅炉厂DG1950/25.4-Ⅱ2，型式为∏型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用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、超临界参数变压直流
本生型锅炉。
磨煤机为上海重型机械制造厂的碗式中速磨煤机，基本出力为68t/h。
每台锅炉设6台中速磨煤机，对应前墙从下到上C、D、E层磨，后墙A、F、B层磨。
每
台磨分6跟粉管对应的一层制粉系统的6个燃烧器。
满负荷其中5套制粉系统运行，1套备用。
炉前燃油系统分为点火油与启动油两个部分，点火油系统设36只点火油枪，每只油枪出力250kg/h，采用机械雾化方式。
点火油枪采用高能点火器点火，用
于启动油枪或者煤粉燃烧器的点火，在锅炉低负荷运行时，用于稳定煤粉燃烧器
的燃烧。
启动油系统设18只启动油枪，每只油枪出力2200kg/h，采用蒸汽雾化
方式，雾化蒸汽由辅助蒸汽提供，启动油枪用于锅炉暖炉、维持锅炉负荷。
故障原因及处理过程：1号机400MW负荷，C，D，F 制粉系统运行。
运行中F给煤机突然跳闸（首出为继电器跳闸），燃料量由160T/H降至110T/H。
处理过程：马上启动B制粉系统，但是由于B制粉系统长时间没有启动，煤
斗不下煤，立即减负荷至260MW（两台制粉系统最大出力对应的负荷），启动
刚检修结束的A制粉系统，投入微油枪（6只微油枪只有5只微油有火检）后也
进入了微油模式，点火源条件仍不满足。
进过十几分钟处理后B制粉系统才有煤下，同时根据气温调整煤水比（过程中自动情况下给水响应缓慢，将汽泵切至手
动调整）。
处理过程中1号机高加系统解列，迅速调整气温汽压，待稳定后重新
将高加投入运行。
上述事故过程中A制粉系统没有点火能量条件影响了事故处理时间，2次启
动不成功扩大了事故影响。
正常应该是在F磨一跳后马上就能启动一套制粉系统
就不会有这么大的扰动，负荷影响就很小。
下面我们具体探讨下各磨在各工况下
的点火能量条件。
1 机组启动时
1.1 锅炉第一台制粉系统的启动在微油改造前是用二级点火方式，即先用高
能点火器点燃点火油枪，然后由点火油枪点燃启动油枪或煤粉。
点火能量条件如
下（任意一条满足即可）：①至少12支启动油枪投运。
②机组负荷>20％且至
少6支启动油枪投运。
③机组负荷>30％。
在微油改造后比较简单了，锅炉采用气化微油点火的启动方式，在后墙A层
布置6支微油枪点火后直接点着煤粉。
其点火能量条件为：微油模式且6支微油
枪在运行。
由于微油改造后大大减少了机组启停时的油耗，而耗油量大的启动油枪基本
不用，在A、C层制粉系统都进行微油改造后启动油系统就可以拆除了。
所以这
里就着重探讨微油改造后点火能量的逻辑。
1.2 锅炉第二台制粉系统的启动：在气化微油启动A制粉系统后第二台C制
粉系统的点火能量条件为：在微油模式下，A制粉系统出力＞34t/h。
2 正常加减负荷时
正常加减负荷时的各制粉系统点火能量条件总结如下（任意一条满足即可）：①负荷＞50%。
（适用于所有制粉系统）②微油模式且6枝微油枪在运行(适用
于A制粉系统)。
③在微油模式下，A制粉系统出力＞34t/h（适用于B、C、D、E、F制粉系统）。
④5只点火油枪运行。
（适用于所有制粉系统）⑤微油模式且有
3台给煤机及以上运行时（适用于B、D、E、F制粉系统），即TONYOILPMT微油许可条件。
由上述逻辑条件我们可以知道上述事故中，对于A制粉系统当时负荷已经降
至300MW（50%负荷）以下不满足；虽然进入了微油模式但是只有5枝微油枪在
运行不满足条件；当时并没有点点火油枪所以也不满足点火能量的条件。
而B制粉系统是在F磨跳闸后就立即启动，机组负荷还未降至300MW以下
所以是满足点火能量条件的，开启了B给煤机后不下煤，在敲煤斗的过程中并没
有停止B给煤机，在后来有下煤后为机组负荷的及时恢复提供了条件。
从逻辑中我们可以看出300MW以下时如果只有2台制粉系统运行且A制粉
系统停运时是较危险的工况。
所以平时我们尽量要保证各微油枪都可用，如果A
制粉系统检修则其他制粉系统的点火油枪至少保持有5只及以上可用，当然负荷
不低于50%最好。
实际上按照规程负荷条件只要满足30%即可保证其他制粉系统满足点火要求；另外A制粉系统检修恢复时，在机组有负荷且微油模式下有5只微油枪也是能满
足A制粉系统点火要求的。
可建议修改逻辑保证机组在低负荷下的安全可靠性。
因为微油枪和点火油枪在备用状态下是打油循环的，长时间不用油枪可能堵塞；
其火检探头也经常由于探头熏黑等原因光感不足导致没火检。
在低负荷投入时6
只油枪时常有一只不着，事故情况下紧急通知检修处理或者热工给条件都是影响
处理时机的。
参考文献：
[1]广东红海湾600MW超临界压力燃煤发电机组集控运行规程（第二版）2007（07）.
[2]广东红海湾600MW超临界压力燃煤发电机组辅机运行规程（第二版）2007（07）.。