某300MW机组负荷波动大原因分析及处理建议
300MW火电机组节能分析
300MW火电机组节能分析摘要：对于某火电厂的300MW#1机组的运行情况和节能潜力进行分析，重点探讨了该机组在节能方面的潜力问题，这对于今后同类机组设计、改造和维护具有一定的意义，能够为类似火电机组的建设及运行起到一定的借鉴作用。
关键词：300M火电机组；节能潜力；煤耗1.煤耗方面节能潜力分析要想节约煤炭和降低发电成本，努力降低煤耗则是一个重要问题，因为全国煤炭消耗总量的百分之六十左右都是用于火力发电厂的每年用煤量，燃料成本约占火电厂发电成本的百分之七十以上。
某电厂#1机组1025T/H锅炉为钢球磨直吹式燃烧系统，设计煤种为当地无烟煤，实际运行中入炉煤质波动较大，#1机组供电煤耗上半年统计指标为345g/kwh,比国内同类型300MW机组先进值325g/kwh高出20g/kwh,煤耗方面消耗较大，究其原因分析如下：1.1燃烧调整的影响及对策原因分析：炉不完全燃烧的情况下，明显能够造成飞灰可燃物的升高、炉渣含碳量的增大。
煤粉粗，往往是燃烧调整比较困难的重要原因。
由于磨煤机煤粉细度粗细不稳定，风门故障开度不准等原因造成燃烧不完全。
煤粉炉运行经济性影响很大程度上受到煤粉细度的影响。
尽管燃烧在细煤粉的环境下容易着火及燃烬，但是随之磨煤机的用电量也会相应增加。
所以应该从多个方面进行考虑经济性的问题，从而选择最合适的煤粉细度。
一般来说，最合适的煤粉细度则是以机械末完全燃烧热损失、制粉电耗率、钢球损耗总和最小时的细度。
对策：尽量提高磨煤机出口温度，维持在120℃~160℃之间，保持适当的一次风压，以利煤粉着火；对于锅炉运行调整不当的情况应及时进行调整，同时，煤粉细度必须维持在5%左右；各辅机的运行方式同时应该进行优化；最佳配风方式应该在考虑煤质的情况下进行试验确定。
优化锅炉吹灰方式、定期清洗空预器蓄热片、维持适当的炉膛负压运行，保持合理的烟气流速、增加尾部烟道受热面等都是降低排烟温度的有效措施。
1.2真空度的影响及对策原因分析：根据本地的实际情况，真空值应该为95kpa左右，但是，由于各种因素的影响，在实际运行中，机组真空都在93kpa左右，这样的真空严密性还有提高的空间，虽然试验合格但是还没有达到优良的条件。
300MW火力发电机组深度调峰的技术措施及运行注意事项
300MW 火力发电机组深度调峰的技术措施及运行注意事项摘要：近年来，风电、光伏等清洁能源大规模并网，在电网的日常运行中，峰谷负荷偏差不断增大。
是电网机组深度调峰的主要原因之一，在日负荷调度过程中，当负荷小于额定负荷的50%时，调峰时间将会不断增加。
当某一时刻调峰深度达到70%以上时，调峰负荷深度明显变大。
如果正常改变调峰减载方式，运行量大，需要燃油喷射稳定燃烧。
本文论述了火电机组运行灵活性调峰深度的现状，分析了现阶段火电机组的几种控制策略及优化控制技术。
关键词：火力发电厂；优化与控制；策略；深度调峰；前言近年来，随着《可再生能源法》的颁布实施，我国新能源产业得到快速发展，可再生能源在能源总量中的比重进一步提高。
由于新能源发电波动性大，电网支持政策的缺失和不完善，电厂深度调峰方式成为亟待解决的问题。
2016年和2017年平均弃风率约为15%，北方集中供热地区火电厂调压符合仅为10%～20%。
探索实现火电厂峰谷深度的技术途径，对适应能源发展战略的需要具有重要意义。
逐步提高新能源利用率，大容量火电厂深度调峰可以节能降耗，提高火电厂的运行灵活性和火电厂的深峰容量，提高经济效益。
1、火电机组控制系统现状为保证机组安全经济运行，提高火电机组的灵活性和深度调峰能力，对协调控制系统的要求非常高。
大型火电机组DCS及控制系统，负荷响应快，主蒸汽压力和温度稳定。
为了提高深度调峰的灵活性和性能，有必要研究和开发新的深度调峰控制策略和算法，使主蒸汽压力、主蒸汽温度等主要参数安全、稳定、经济地运行。
在电力市场化改革的背景下，提高电厂的竞争力有利于深化国家电力体制改革。
由于DCS厂家对应用软件的设计和配置投入较少，早期采用的国外控制方案和算法较多，现场调试不够详细。
火电厂大多数控制系统基本能满足小负荷变化或低速负荷变化的调节要求，但是在机组深度调整运行的情况下，主蒸汽压力、功率、主蒸汽温度、水位等主要运行参数波动频繁。
2、安全性影响分析如果发电机组的调峰深度过大，特别是全厂只有一台机组运行时，一旦机组发生故障，处理不当将导致全厂停电。
火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议
火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议摘要：由于特高压输送电量逐年增加、新能源占比逐渐加大，造成电网峰谷差加大，火电机组需成为电网调峰的重要力量。
但火电机组深度调峰普遍存在机组调峰能力不足、负荷响应速率较低、系统自动投入率低、人员手动操作量大等问题。
为深挖火电机组调峰能力，提高调峰安全性，本文就火电机组深度调峰难点进行分析，并提出运行优化建议。
关键词：火电机组；深度调峰；难点分析；运行优化建议一、难点分析1、机组不投油稳燃负荷高，不能满足调峰至30%需求某电力集团有30万等级以上机组70台，只有4台机组能达到调峰至30%额定负荷，剔除因供热制约未进行调峰运行的8台机组外，58台机组稳定调峰运行负荷不能满足调峰至30%额定负荷需求，占比82.8%。
其中32台机组需投油稳燃。
2、调峰期间自动投入率低某电力集团46台机组提出需对调峰负荷段的协调控制系统开展优化，以适应快速调峰的要求。
主要集中在以下六个方面：1）协调控制只能控制40%负荷以上工况；2）给水泵汽源自动切换；3）自动转态；4）减温水自动；5）给水泵自动切除、自动并泵；6）给水主、旁路自动切换。
3、深度调峰影响经济性梳理某电力集团70台煤电机组，截至目前参与深度调峰共52台煤电机组，其中百万机组11台，60万等级机组20台，30万等级机组21台。
依据这52台煤电机组参与深度调峰期间的DCS数据，计算机组的锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率影响如下：（1）锅炉效率表1：50%调峰至40%额定负荷工况下锅炉效率变化表1为参考深度调峰的52台机组锅炉效率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.15～2.33%，平均下降1.02%。
60万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.0～1.0%，平均下降0.39%。
30万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.4～0.9%，平均下降0.48%。
（2）汽轮机热耗率表2：50%调峰至40%额定负荷工况下汽轮机热耗率变化表2为参考深度调峰的52台机组汽轮机热耗率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升137～343kJ/kWh，平均上升213kJ/kWh；60万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升82～390kJ/kWh，平均上升256kJ/kWh；30万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升80～368kJ/kWh，平均上升198kJ/kWh。
300MW机组深度调峰危险及对策
300MW机组深度调峰危险及对策随着中国经济的快速发展，电力需求也越来越大。
为了满足电力需求和保障电网的稳定运行，一些电力公司正在建设300兆瓦（MW）的大型机组。
这些大型机组带来的深度调峰危险也是不可忽视的。
本文将就300MW机组深度调峰危险进行分析，并提出一些对策。
300MW机组的深度调峰危险在于负荷过大导致机组供电能力不足。
在高峰期，电力需求非常大，特别是在夏季和冬季的空调和供暖高峰期，电网需要大量的电力供应。
如果300MW机组无法满足需求，就会导致供电不足，甚至发生停电事故。
深度调峰还存在运行不稳定的风险。
300MW机组一般为燃煤或燃气电厂，这些燃料的供应存在波动性。
如果供应不稳定，机组的运行也会受到影响。
当负荷突然增加时，机组可能无法及时响应，导致供电不稳定，甚至损坏机组设备。
解决深度调峰危险的对策可以从以下几个方面考虑。
可以采用电力储能技术来缓解峰值负荷。
电力储能可以将多余的电力储存起来，在负荷高峰期释放出来供电使用，以便平衡供需关系。
可以利用电池储能技术或抽水蓄能技术来实现电力储存。
可以进行负荷侧管理，通过动态调整用户用电行为来平衡系统负荷。
在高峰期鼓励用户减少用电，提倡合理用电，节约能源。
还可以通过智能电网技术，实时监测系统负荷变化，并根据需要进行调节。
应加强电力系统运行的监控和预测，及时发现负荷峰值的变化，以便及时采取措施。
通过数据分析和建模，可以预测高峰期的负荷变化趋势，以便提前调配资源，保障供电的稳定性。
加大对300MW机组的维护和更新力度，提高机组的运行效率和可靠性，减少机组故障的发生。
定期进行设备检修和升级，确保机组能够及时响应负荷需求，稳定供电。
300MW机组的深度调峰危险是存在的，但通过采用电力储能、负荷侧管理、监控预测和设备维护等对策，可以有效减少危险发生的概率，并保障电网的稳定运行。
某公司300MW机组并网后负荷波动异常分析
某公司300MW机组并网后负荷波动异常分析本文结合某公司300MW机组并网后，由于机组高压调门的开度与通过阀门的蒸汽流量不对应而出現的负荷异常波动问题进行了总结概括，并对其进行原因分析，通过在线对机组高压调门开度进行修正，使机组负荷最终恢复正常。
同时本文也提出了相应的处理及防范措施以供参考，避免类似事故再次发生。
标签：300MW机组;负荷波动;高压调门开度修正;防范引言某公司300MW机组为哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机，型号为N300-16.7/538/538。
该型汽轮机共配有2只高压主气门、6只高压调门、2只中压主气门、2只中压调门，汽门通过油动机操作控制，汽门油动机每两年返厂维修一次，油动机维修完成后，所有汽门行程，均需重新定位。
1、事件经过7月9日，该机组在机组检修任务完成后启机。
20：20H，机组并网后负荷至160MW时，高压调门开度31%，主汽压力14.35MPa，在投入机组协调、AGC 后，机组负荷、高压调门开度、主汽压力等参数出现波动现象，且随时间推移，参数波动逐渐加剧。
20：33H，运行人员退出AGC，解除机组协调，手动控制机组负荷，机组负荷趋于稳定。
此时机组负荷值165MW，高压调门开度30.87%，主汽压力14.7MPa。
在机组参数波动期间，机组负荷最高达到186MW，最低至156MW;高压调门开度最高开至37.86%，最低至29.08%，主汽压力在14.08-14.5MPa之间来回振荡、波动，一个波动周期约10S。
图1负荷等参数波动曲线在机组投入协调、AGC后，负荷等开始波动，机务人员随即对机组汽门进行了现场确认，确认所有汽门外观运行正常;其后又对高压旁路电动门进行了刹紧操作，确认高压旁路电动门关闭严密。
调阅机组1月15日启机后运行参数发现，机组此次运行参数较1月参数偏高（详见下表），初步怀疑存在机组高压调门汽门开度不足、蒸汽流量与阀门开度不对应[1]。
300MW机组汽泵小机跳闸原因分析及处理
300MW 机组汽泵小机跳闸原因分析及处理摘要：汽动给水泵在火力发电热力系统中具有举足轻重的地位，它的正常与否，直接决定了火力发电机组整体的健康运行水平。
本文就汽泵小机一些不常见的跳闸原因如转速偏差值大、喷油飞锤误动、温度测点接线接反等进行分析、讨论，由表及里，摊出现象，捋出本质，给出处理对策及防范措施。
可借鉴于同类机组，用作参考预见，以维护运行。
关键词：汽泵小机；跳闸；转速偏差值；飞锤误动；测点接线；对策前沿重庆中机龙桥热电有限公司300MW供热式抽凝机组，给水系统配置两台50%BMCR容量的汽动给水泵及一台30%BMCR容量的电动调速给水泵，汽动给水泵型号：FK5F32M；小汽机型号：G6.6-0.8-2，单缸、单流、冲动式、纯凝汽汽轮机，东汽出品。
运行中当一些常规参数超限条件满足时，保护动作跳闸，如超速、润滑油压低、排汽真空低、轴瓦温度高、轴振、轴位移大等。
本文就常规跳闸条件里所不具有的，转速偏差值大、喷油飞锤误动、温度测点接线接反，三项现实事例原因进行分析，按照时间线索，务求明晣条理，分呈脉络，清醒意识，防患未然，未雨绸缪，举重若轻而具参考意义。
1.汽泵小机转速偏差值大跳闸1.事件经过2014年09月03日中班，18：21：37`负荷212MW，锅炉MFT，床温低于650℃且未投油首出；主机以20MW/min速率降负荷，18：22：13 `A汽泵3762.25r/min，开始降转速，18：23：58` 至2847.68r/min，关闭出口门，旋转备用。
此时B汽泵单独运行，电动给水泵检修无备用。
18：27：36` 负荷120MW，B小机入口压力低跳闸，MEHB排汽温度高首出、排汽温度高停机，而此时排汽温度53.8℃，系误发。
立即开启A汽泵出口门，并升速带负荷，但已来不及，18：27：42`给水泵均停主汽流量大于30%首出，锅炉BT。
18：31：52`汽包水位高BT，机组跳闸。
在此后恢复过程中，B小机冲转后旋转备用，出口门关闭。
300MW机组深度调峰危险及对策
300MW机组深度调峰危险及对策
随着电力需求的不断增加，电力系统调峰的难度也越来越大。
300MW机组在电力系统中具有重要的地位，它可以快速调整供电能力，以满足用户的需求。
由于运行的不确定性和设备的特殊性，300MW机组的深度调峰行为具有一定的危险性。
本文将对300MW机组深度调峰的危险性进行分析，并提出相应的对策。
300MW机组深度调峰的危险主要体现在以下几个方面：
1.机组负荷过大，可能导致设备故障。
当机组负荷超过额定值时，设备可能由于长时间的高负荷运行而导致过热、烧毁等故障，进而引发事故。
2.机组调峰时对发电机组的冲击可能导致设备震动。
在机组调峰时，调整负荷时的快速切换可能导致设备的震动，一方面会影响机组的稳定运行，另一方面也会对设备的寿命产生不利影响。
针对上述危险性，可以采取以下对策：
1.合理安排机组调峰计划。
在进行深度调峰时，要综合考虑机组的运行状态、设备的寿命等因素，合理安排调峰计划，避免机组长时间运行在负荷过大的状态下。
2.加强设备的检修和维护。
定期对机组设备进行检查和维护，及时发现并修复设备的故障，保持设备的良好运行状态，减少设备高负荷运行带来的故障风险。
3.优化机组调峰策略。
合理设置机组的调峰速度和调峰幅度，避免快速切换带来的冲击和震动，保证机组的稳定运行。
4.加强对电压稳定性的控制。
在机组调峰时，可以通过合理的控制器参数设置和检测手段，对机组输出电压进行稳定控制，避免电压波动对用电设备的损坏。
300MW机组深度调峰危险及对策
300MW机组深度调峰危险及对策300MW机组深度调峰问题一直备受关注，主要原因是深度调峰过程中存在着很大的安全隐患。
因此，必须采取一些必要的对策来保证深度调峰过程的安全可靠性。
深度调峰是指系统在吸收大量新能源且全面推行清洁能源的发展战略下，需要对电网进行高效的调整，以适应日益强烈的负荷波动和电力市场需求变化，同时保证电网的稳定性和安全性。
在深度调峰的过程中，需要充分考虑机组的运行特性和安全性问题。
深度调峰会使机组承受高负荷电力输出，可能会导致机组过载、机组的失效或其他安全事故。
因此，在深度调峰中，机组调度要充分考虑机组的性能和安全措施。
以下是机组深度调峰可能会遇到的危险及对策。
一、机组过载在深度调峰中，机组承受的电力输出可能非常高，如果机组长时间处于过载状态，会给电网的稳定性带来严重影响。
因此，必须采取措施来避免机组过载。
对策：采用合适的电网调度策略，给予机组足够的运行余地。
根据机组负荷特性，设定合理的功率曲线，避免机组过载。
同时，要加大机组的维护力度，保证机组各项硬件设施的良好运行状态。
二、机组失效在深度调峰过程中，机组的部件可能会遭受损坏或疲劳，导致机组失效。
机组失效会给电网带来很大的灾难性影响。
对策：加强机组的定期维护和检修，开展机组可靠性评估和设备保护。
在机组运行过程中采取措施，及时诊断机组故障，减少机组的停机时间。
三、其他安全事故在深度调峰中，可能还会出现其他安全事故，例如机组内部爆炸、重大事故等。
这些事故会给机组和电网都带来极其严重的影响和损失。
对策：加强机组的维护、保护和监测，对机组进行充分的安全检查和评估，建立健全的安全应急机制和事故应对预案。
总之，机组深度调峰过程中存在着很多安全风险，需要高度关注和理解。
通过充分采取必要的安全措施，能够有效减少安全事故的发生，保证深度调峰过程的安全可靠性。
300MW级机组满负荷下高加解列的应对策略
300MW级机组满负荷下高加解列的应对策略摘要：我国90年代以及本世纪初投产的300MW机组，为提高机组经济性大多进行了增容改造，增容改造会使机组过负荷能力减弱，满负荷条件下高压加热器跳闸将使机组负荷瞬间升高，存在机组跳闸风险。
本文针对这一情况进行了理论分析、事故处理策略研究及相关数值计算，得出了满负荷下高加跳闸的事故处理思路与流程。
关键词：燃煤机组；高压加热器；事故处理1系统介绍深圳妈湾电厂6台300MW级机组锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的亚临界、控制循环、汽包炉。
2台50％容量的汽动给水泵和一台50%容量的启动及备用电动给水泵，给水经高压加热器进入锅炉。
发电机为哈尔滨电机厂制造的QFSN-300-2型三相交流隐极式同步汽轮发电机。
汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产N300-16.7/537/537型汽轮机。
汽轮机旁路系统采用高压旁路和低压旁路的两级旁路系统，低压旁路出口接至汽轮机凝汽器上的第三级减温减压器，旁路容量按汽轮机最大进汽量的35%设计。
高加跳闸时，三台高加同时切除，一二三段抽汽电动门关闭，给水走大旁路直接进入锅炉。
妈湾电厂6台300MW级机组经哈尔滨汽轮机厂及阿尔斯通公司改造后分别增容为320MW及330MW。
增容改造一方面使机组效率提高，但另一方面改造后的机组过负荷能力减弱[1]。
满负荷工况下，由于各系统运行均接近满出力工况，此时若高加跳闸，高压抽汽被切断，大量额外的蒸汽进入汽轮机，使机组负荷瞬间增高，很可能超出设备极限，造成机组跳闸，甚至设备损坏。
因此降低高加跳闸时机组峰值负荷是高加跳闸事故处理的关键[2]。
2事故案例以下两个实例分别是增容改造前及改造后满负荷工况下高加跳闸时的相关过程。
1. 2009年5月31日18：46：53，妈湾电厂#6机组负荷303MW，主汽压力16.43MPa，煤量117T/H。
高加跳闸，锅炉快速减煤，至18：47：03煤量减至110T/H。
高加跳闸后给水切旁路，相应抽汽电动门逆止门关闭，机组负荷开始上升，至18：48：24负荷升至最高点338.23MW；之后负荷逐步下降，至18：55：00 负荷回至300MW，整个负荷上升过程主汽压力基本不变，其余参数也均在可控范围之内。
300MW汽轮发电机组不稳定振动的原因分析与处理
300MW汽轮发电机组不稳定振动的原因分析与处理摘要：随着我国经济在快速发展，社会在不断进步，人们生活质量在不断提高，对于用电需求在不断加大，为了满足日益增加的用电需求，汽轮发电机组的容量也随之不断提升，由此也导致了汽轮发电机组振动问题越来越复杂，已经成为影响机组安全运行的重要因素之一。
文章以某300MW汽轮发电机组调试阶段出现的多种振动现象进行了深入分析，指出了导致不稳定振动的具体原因，随后结合实际工作经验，提出了动平衡、调整轴瓦紧力、加固下垫铁等问题解决措施，并在多次实验中取得了良好效果。
关键词：汽轮发电机组;不稳定振动;高中压转子;动静碰摩;布莱登汽封引言某发电公司一台C300/220－16．7/0．3/537/537型、单轴、双缸双排汽、亚临界、一次中间再热、抽汽凝汽式汽轮机，轴系共7个支撑轴瓦，其中1、2号轴瓦支撑高中压转子，3、4号轴瓦支撑低压转子，5、6号轴瓦支撑发电机转子，7号轴瓦为滑环轴转子外伸端的支撑轴瓦，滑环轴转子为发电机转子的外伸，各转子之间均采用刚性联轴器连接。
2018年9月，该机进行A级检修，检修时将高中压隔板汽封、轴端汽封、过桥汽封更换为布莱登汽封，并把所有汽封的径向间隙调至厂家规定的下限数值。
1机组振动情况该机于2009年2月投产发电，投产时就存在过高中压转子临界(1540r/min)时1号轴承轴振超标的问题，随起停次数的增多有恶化的趋势，且与转子热状态有一定关系，热态较冷态大，升速时最大已超过330μm，但运行停机降速时振动略超跳闸值;200r/min时2号、3号轴承轴振偏大，超过50μm，此时的振动数值为晃度值，即晃度偏大，且方向与定速后振动相位相同。
定速3000r/min后2号轴承轴振偏大，4号轴承瓦振超标。
2010年4月，该机进行了首次大修，大修时测得高中压转子过桥汽封处存在80μm弯曲，6月4日，大修后首次启动，启动过程中过高中压转子临界时1号轴承轴振仍然超标，定速3000r/min后只有4号轴承瓦振超标，瓦振数值与轴振数值相当，7号轴承轴振并不大，最大不超过35μm，但由于锅炉结焦灭火，机组发生了几次甩负荷之后7号轴承振动出现爬升，其中7号X方向振动变化最明显，9月24日，7号X方向振动已爬升至101μm。
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中限制 ９ ％ 即为全开 ） ０ ，投 入 自动不 起作 用；此 外 ，还发现磨煤机料位不准确 ，多 台给煤机没有投 人 自动 ；而且运行人员修改主汽压力设定值幅度很 大 ，且 非 常频 繁 ，有时候 仅 修改 不 到 ３ ｓ ０ 就开 始反
向大 幅修 改 随机查 看 了一 段 Ａ Ｃ指 令 没 有 变化 时 的协 调 Ｇ 控 制相 关 数 据 ，发 现 机 组 实 际 功 率 不 稳 定 ，在 约
一
直低 于 Ａ Ｃ指 令 ：在 约 ２ ｎ内 ，实 际 功 率最 Ｇ ０ｍｉ
荷指 令 Ｕ Ｄ Ｌ ，然后 ，分 别 送到 机、炉 主控制 器。 机炉主控制器接受负荷指令 Ｕ Ｄ后 ，对锅炉控制 Ｌ 系统和汽机控制系统发出协调动作的指挥信号 ，即
锅炉 负荷 指 令 Ｂ 和 汽机 负 荷 指 令 Ｔ Ｄ Ｄ，改 变锅 炉
台双进双 出钢球磨 （ ，Ｂ ，Ｄ ，采用正压直 Ａ ，ｃ ）
吹式 制粉 系统 ， “ ｗ” 型 火焰 燃 烧 方 式 。Ｄ Ｓ系统 Ｃ 采用 上 海 新华 控 制 有 限公 司 的 ＸＤ Ｓ一 ０ Ｐ ４０分 散 控 制系统 。较 长一 段 时 间以来 ，该机 组 出现 负荷 波动 大 、对 Ａ Ｃ指 令 响应 慢 的 现象 。文 中在 对 该 现 象 Ｇ 进行 了全 面调 查 、分 析 的基础 上 ，指 出 了存 在 的 问 题 ，并 提 出整 改建 议 。 单元 机组 的 负荷控 制 由协调 控 制系统 实 现 。协 调控 制系统 的 思 想是 将 汽机 、锅 炉作 为整 体 考 虑 ， 在能量 平衡 控 制 策 略基 础 上 ，通 过 前 馈／ 馈 、连 反
８台给煤机有 ３台发生堵煤断煤 ，给煤量均为 ０ ８ ；
个 容量 风 挡板 中仅 Ｄ磨 ２个 挡 板 投 入 了 自动 ，其 他 容量 风 挡板 均为 手动 ；投 人 自动 的 Ｄ磨煤 机 左 、 右 容量 风 挡 板 的指 令 偏 置 均 设 为 ８ ％ ，这 样 无 论 ８ 在什 么 工 况 下 ，这 ２个 挡 板 均 会 保 持 全 开 （ 态 组
高值比当时的 Ａ Ｃ Ｇ 指令低了 ８７Ｍ ；实际功率最 ． Ｗ
低值 比当时的 Ａ Ｃ指令低 了 ２ ． Ｗ；实际功率 Ｇ ６２ Ｍ
与 Ａ Ｃ指令 平 均偏差 达 １ ． Ｇ ５ ３ＭＷ。
的燃料量 、风量 、给水量和汽机调节汽门开度 ，以 适应外部负荷变化的需要。
收稿 日期 ：２０ －６１ ０ ８０ —９
造成 这种 现 象的主要 原 因是 制粉 系统运 行状 况欠佳 、机 组控 制 方式 不 当等 ，并提 出处理
建议 。
关键 词 ：负荷 波动 ；协调控 制 ；制粉 系统 中 图分类 号 ： Ｍ２； Ｋ２ Ｔ６１ Ｔ２７ 文 献标 识码 ：Ｂ 文 章编 号 ：１ ８ １ （ ０） －４－ ０ －９ ２ ８００ ９ ３ ００ ８ ０ ６０ ０
１ 概
述
２ 机 组 负荷 波 动 大 的现 象
观察 该 机组运 行 情况 ，发 现机 组 投入 机跟炉 为 基 础 的协 调控 制 方 式 。但 制 粉 系 统 运 行 很 不 正 常 ，
某 火力 发 电有 限 公 司 ３ ０ＭＷ 机 组 是 ２ ０ ０ ０ ３年 投产 的 ３ ０ＭＷ 亚 临界 汽 包 炉机 组 ，每 台机 组 配 ４ ０
综合以上分析可以看出机组负荷波动大的根对于为何要将容量风挡板全开的问题根据了本原因在于煤质较差制粉系统运行状况欠佳给解的情况主要是由于给煤机经常堵煤断煤且煤质煤机经常堵煤断煤致使实际燃料量经常不能满足较差造成实际燃料量长期低于所需的燃料量即燃料需求导致经常出现机组实际功率低于agc使处于自动调节也最终必然会将所有容量风挡板全指令的现象
理 论上分 析 ，这 种方法 确实 能起 到临 时调节机
煤机堵煤、断煤 。由于堵煤断煤现象不能短时间内
解决 ，故发生 这种情 况就 至少持续 好几个 小 时 ，致 使实际 燃料量 不能满 足所需 的燃料 量 ，导致机 组实 际负荷 长期低 于 Ａ Ｃ指令 。 Ｇ
３ ２ Ｔ Ｃ Ｓ协 调控 制方式 的影响 分析 ． Ｆ Ｃ
１ ｉ ０ｒｎ内，实 际功率最高值为 ３０ １ Ｗ，比 Ａ Ｃ ａ １． Ｍ Ｇ
指令 ３ ０ １ ０ ． ＭＷ 高 出 ｌ ０ＭＷ。
随机 查看 了一段 Ａ Ｃ指 令 有 一 定 变 化 时 的协 Ｇ 调 控 制相 关 数 据 ，发 现 由于 制 粉 系 统 运 行 状 况 不 好 ，实 际燃 料 量不 能满 足所 需燃 料 量 ，故实 际功 率
续／ 断续、非线性、方 向控制等控制机理 的有机结 合 ，以协调控制机组功率与机前压力 ；协调处理负 荷要求与实际带负荷能力的平衡 ；在保证机组具备
快速 负荷 响应 能力 的同时 ，维持 机 组 主要运 行参 数 的稳 定 。协调 主控 系统 由 ２部分 组成 ：负荷 指令 形 成部 分 和机炉 主控 制器 。负荷指 令形 成部 分 是将 运 行 人员 给定 的 负荷 指令 或 电 网 中心 调 度 所 （ Ｄ ） Ａ Ｓ 来 的 负荷指 令进 行处 理 ，转 化为机 组 能够 接受 的负
第 ２ ２ｏ ８ ｇ／ ｏ８年第 ６ 期
湖
南
电
力
经验与探讨
某 ３０ＭＷ 机 组负荷 波动大原 因分析及处 理建议 ０
刘 武 林 ，朱 晓星
（ 南省 电力公 司试验 研 究 院 ，湖 南 长 沙 ４ ０ ０ ） 湖 １０ ７
摘
要 ：对 某 ３０ＭＷ 机 组正 常运行 中 负荷 波动 大的现 象进行 了调 查 ，经过 分 析后 指 出 ０
３ 机 组 负 荷 波 动 大 原 因分 析
３ １ 给煤 机 断煤 的影 响分 析 ．
４ ・ ９
・
经验 与探 讨
湖
南
电的情况来看 ，该 ３０ Ｗ 机组制粉系统 ０ Ｍ 运行情况不太好 ，８台给煤机 中经常有 ２～ ３台给
调查中发现，运行人员经常大幅频繁地调整主 汽压力设定值 。据了解这是在锅炉主控实际不起任 何作用的特殊工况下为调节机组负荷采取的不得已 手段 ：在 Ｔ Ｃ Ｓ控制方式下 ，通过修改 主汽压力 ＦＣ 设定值 ，试图改变汽机调门开度 ，从而迅速改变进 入 汽轮 机 的蒸 汽量 ，达到 调节机 组负 荷 的 目的 。