近年投产的东方锅炉厂配套超临界600MW机组锅炉在点火起动至机组并网初期，存在不同程度的屏式过热器（屏过）超温，并因主蒸汽温度过高导致汽轮机冲转后振动超标，被迫打闸停运等问题。对此，结合多家电厂的运行实践，分析了影响汽温的主要因素，并提出了相应的控制措施。

针对在调试中发现的华能铜川电厂60MW直接空冷机组冷岛控制系统存在的汽轮机背压在设定值附近摆动引起程序步序频繁切换，汽轮机背压对程度步序切换响应滞后，无误操作闭锁，控制繁多等问题进行了设置延时时间和时间间隔，增加工况选择闭锁，简化控制逻辑等改进，改进后，经1号机组整套起动及168h试运行表明，控制系统结构简单可靠，汽轮机背压调节灵活，满足机组运行要求.

某超临界600MW机组冲转时存在锅炉侧主蒸汽温度高、压力低的问题，与汽轮机要求的冲转参数不匹配。对此，提出了维持锅炉燃油量12-13t／h、冲转时退出给水流量低保护、给水流量降至160-180t／h、机组冲转随机投入高低压加热器、给水温度提高到200℃以上等措施，实施后，可控制主蒸汽温度为400℃，主蒸汽压力为6-8．73MPa，锅炉水冷壁壁温在350℃以内，效果良好。解决了冲转时主蒸汽温度偏高的问题，节约了燃油，具有很好的经济性和安全性。

在对国华锦界能源有限公司1号亚临界600MW空冷机组给水泵大联锁控制逻辑的优化过程中，展示了3台互为备用且均能从A段或B段母线起动电动给水泵的大联锁控制逻辑设计核心。57％ECR负荷下单给水泵运行单给水泵备用的大联锁试验和100％ECR负荷下双给水泵运行单给水泵备用的大联锁试验结果表明，优化后的控制逻辑设计合理、正确。

介绍了国华锦界能源有限责任公司3号机组辅机故障快速减负荷（RB）的试验过程，针对试验中的汽包水位及炉膛压力控制，分析了提高主蒸汽压力设定值，优化蒸汽量前馈以及一次风机RB过程磨煤机跳闸速率和燃料指令减速率等控制策略，并通过试验验证了该控制策略的有效性.

作为发电厂制粉系统中的主要组成部分-磨煤机控制系统,其工作能否正常直接影响锅炉的出力,影响着整个机组的负荷大小,而磨煤机控制系统是否正常完善,则又直接影响到磨煤机的出力大小及其安全稳定性.本文通过在机组调试中对美国Svedala磨煤机发现的问题进行提出、解剖分析,对于不合理的就地控制回路及磨煤机控制逻辑进行修改完善,从而更加满足了磨煤机的运行状况,适应"W"火焰锅炉燃烧方式.同时通过在调试中经过一系列的改进,大大降低了磨煤机保护的误动率,提高了机组的安全经济运行.

对华能巢湖电厂一期2×600 MW机组原保安电源控制系统存在的接线、二次回路、同期检查回路以及控制逻辑复杂,使得控制可靠性差进行了改进,将保安电源系统由PLC控制改为DCS控制,并在调试过程中对保安电源控制系统出现的DCS与柴油发电机的接口、负荷投切、保安段失电判据等问题进行了完善。改造后的保安电源控制系统具有硬件功能完整、响应速度快、可靠性高、维护方便等特点。

由煤质变化造成的炉内燃烧不稳定一直是影响某电厂600 MW机组锅炉安全运行的关键原因。以该锅炉为研究对象,通过Gambit软件建立炉膛的三维结构并生成网格,在FLUENT软件中选择合理的数学模型,进行了不同煤质下炉内燃烧的数值模拟。研究发现：随着煤质的改善,炉内温度和CO浓度升高,气粉分离现象减轻,煤粉着火提前,炉膛火焰充满度逐渐提高,但燃烧器分组效果降低。模拟结果与锅炉实际运行情况吻合较好。

汽轮机轴封温度和压力控制的准确稳定,对汽轮机的安全运行至关重要。通过对广东河源电厂2×600 MW机组汽轮机轴封系统在运行过程中存在的低压轴封温度控制偏差大问题的分析,对原控制策略进行了串级回路和变积分参数控制优化。优化后,将低压轴封温度控制在动态偏差±2℃内,静态偏差±0.5℃内。

针对华能铜川电厂一期2×600 MW机组协调控制系统存在的锅炉主蒸汽压力控制滞后,不能满足电网快速变动负荷的质量指标要求的问题,对该控制系统进行了优化。将负荷预估信号动态地叠加到原协调控制系统的锅炉蒸汽压力控制回路中作为直接能量平衡前馈信号,从而提高了机组协调控制系统对负荷变化的响应速度。自动发电控制（AGC）试验表明,优化后的机组协调控制系统负荷适应能力强,响应速度快,各主要运行参数稳定。