600MW超临界机组协调控制系统的应用研究 - 图文

600MW超临界机组协调控制系统的应用研究

［作者：张朝阳 王玉山 宋兆星 发表时间：2007-8-15 阅读：466］

节约一次能源、加强环境保护、减少有害气体的排放、降低地球的温室效应，己经受到国内外的高度重视。我国电力总装机容量己逾300GW，但火电机组平均单机容量不足1OOMW,平均供电煤耗高达394g/kWh，较发达国家高60~80g/kWh，高出25%左右，资源浪费太大，废气排放严重。火电机组随着初蒸汽参数的提高，效率相应地提高，超临界机组平均煤耗为310~320g/kWh，比亚临界机组平均减少20~40g/kWh。因此，我国从八十年代后期开始重视发展超临界机组。随着国家建设节约型社会的规划，600MW超临界机组及1000MW超超临界机组在国内日趋成为主流，尽快掌握并消化吸收超临界机组的控制技术，显得尤为重要。

对于汽包炉单元机组，其协调控制策略己经很成熟，控制效果也比较理想。但是，目前国内对滑压运行的超临界机组的协调控制策略研究并不够，工程应用经验也比较少，是一个新课题。本文根据大唐国际南方三厂新投产的600MW超临界机组协调控制系统的设计和调试经验，详细介绍了滑压运行的超临界机组协调控制系统的特点，并对超临界机组协调控制系统的控制策略进行分析和综合。

大唐国际乌沙山电厂1、2号机组，宁德电厂3、4号机组及潮州电厂1、2号机组的锅炉岛均为哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三井巴布科克能源有限公司技术设计制造的600MW超临界直流锅炉。该型锅炉为单炉膛、前后墙对冲燃烧方式、采用一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Ⅱ型布置，神

府东胜煤为设计煤种，大同塔山煤为校核煤种。上述六台机组分别在2006年5月~9月投入商业运行，协调控制系统稳定可靠，控制品质优良。

一、600MW超临界机组协调控制系统的主要特点

理论上认为，在临界点(22.129MPa、374℃)时，水的汽化会在一瞬间完成，即饱和水与饱和蒸 汽之间不再有汽、水共存的两相区存在，两者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在临界压力下无法维持自然循环，不能再采用汽包锅炉，直流炉成为唯一的型式。

汽包炉中，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。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。

直流锅炉没有汽包，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也都将发生变化。因此，给水、汽温、燃烧系统是密切相关的，不能独立控制，而应该作为整体进行控制。直流锅炉随着蒸汽压力的升高，蒸发段的吸热比例逐渐减少，加热段和过热段的吸热比例增加，以及受热面管径变小、管壁变厚，因此随着蒸汽压力的升高，分离器出口汽温和锅炉出口汽温时被性增加，时间常数和延迟时间增加。 直流炉没有汽包，机组总的汽水循环工质的质量相比汽包炉大大下降，但工质在机组内的循环速率上升，这就要求协调控制系统更及时、准确、更严格地保证负荷和燃烧率之间的关系。由于没有汽包缓冲，要求协调控制系统严格保持机组的能量和物质平衡，特别是燃烧率和给水量间的平衡关系。直流炉蓄热较少，对于直吹式机组，制粉系统的大滞后特性更不利于机、炉间的协调控制。 \

直流锅炉蓄能比较小，当外部负荷变化时汽压波动大，且因加热、蒸发、过热过程在各受热面没有固定的分界线，当给水或燃料扰动时都将引起汽温的波动。因此，为使锅炉有良好的调节品质，需要有高性能的控制系统。

在超临界机组控制中，机、炉之间存在严重的非线性藕合。直流锅炉流程中每一段的长度都受燃料、给水、汽机调门开度的扰动而变化，从而导致功率、压力、温度变化。直流锅炉是一个三输入/三输出相互糯合关联极强的被控对象，汽机调门开度变化不仅影响锅炉出口压力，还影响了汽水流程的加热段，导致了温度的变化;燃烧率增加，缩短了加热段和蒸发段，使压力、温度、功率均增加;给水量增加，加热段和蒸发段延长，推出一部分蒸汽，因此压力和功率开始是增加的，但由于过热段的缩短使汽温下降，导致功率和压力下降，汽温在一段时间延迟后单调下降稳定在一个较低值上。 强烈的非线性是超临界机组又一主要特征。超临界机组采用滑参数运行，机组在大范围的变负荷运行中，运行压力在lOMPa~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，在亚临界运行工况下给水具有加热段、蒸发段与过热段三大部分，在超临界运行工况下汽水的密度相同，水在瞬间转化为蒸汽。超临界

运行方式和亚临界运行方式具有完全不同的控制特性，因此超临界机组是被控特性复杂多变的对象。随着负荷的变化，超临界机组的动态特性参数亦随之大幅度变化，如燃水比调节的温度对象，在负荷变化

50-100%范围内增益变化达5-6倍，时间常数的变化也有3倍左右。由于超临界直流炉的强非线性，常规的控制策略难以达到良好的控制效果，因此需要大量采用变参数PID、变结构控制策略，以保证在各个负荷点上都具有良好的控制效果。

直流锅炉中汽水没有固定的分界点，它随着燃料，给水流量及汽机调门的变化而前移或后移，而汽水分界点的移动直接影响到汽水流程中加热段、蒸发段和过热段的长度，影响主蒸汽的温度，并导致主汽压力、

机组负荷的变化。因此，要保证主蒸汽温度稳定，必须要控制汽水流程，控制蒸发点。一般通过控制煤水比来粗调主蒸汽温度，通过过热喷水减温来细调主蒸汽温度。理论和实践证明，要保证直流锅炉汽温的调节性能，用维持特定的燃水比来控制汽水行程中某一点温度(分离器出口温度)为负荷的函数是切实有效的手段。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质温度的动态特性相似。在锅炉的燃水比保持不变时(稳定工况)，汽水行程中某点工质的温度保持不变，故对滑压运行锅炉采用以微过热蒸汽温度替代该点温度作为燃水比校正信号。注意微过热点温度对燃料率和给水量的响应较慢，响应时间达2~4分钟。由于燃烧对温度的动态响应 要比给水对温度的动态响应慢的多，因此控制方案设计中要考虑煤水控制参数的动态补偿。

从以上分析可以看出，从协调控制的角度来说，超临界机组是一个多输入多输出的多变量非线性被控对象，如何选择控制量与被控量的关系，是设计协调控制系统控制方案的关键。 二、60OMW超临界机组机炉协调控制策略

协调控制系统CCS，是通过控制回路协调汽轮机和锅炉的工作状态，同时给锅炉自动控制系统和汽轮机自动控制系统发出指令，以达到快速响应负荷变化的目的，尽最大可能发挥机组的调频调峰能力，同时还要稳定运行参数。

大唐南方三厂60OMW超临界机组协调控制系统主要包括机主控(TM)、炉主控(TM)、负荷指令设定、压力设定、协调方式切换、辅机故障减负荷(RUNBACK)、频率校正等功能回路。对应于机、炉主控，表1列出了5种常见的协调运行方式。图1为600MW超临界机组协调控制系统原理示意图。

在这5种方式中，炉跟机协调和机跟炉协调两种方式为真正意义上的机组协调控制方式。在炉跟机协调方式下，炉主控负责维持机前压力，机主控用于控制机组负荷，机组的负荷响应速度快、负荷控制精度较高，但机前压力波动幅度较大。按照调度部门对机组投入AGC运行指标的要求，在这种协调方式下机组最适合投入AGC运行，也是本文设计所用的协调控制方式。在机跟炉协调方式下，机主控维持机前压力，炉主控控制机组负荷。由于采用反应快速的汽机高压调阀控制机前压力，因此机前压力波动较小，这对于机组的稳定运行比较有利;但同时由于采用了惯性和迟延都较大的锅炉来控制机组负荷，因此机组的负荷响应特性较差，负荷控制精度也较低。

负荷设定回路接受运行人员手动设定的目标负荷或中调自动发电(AGC)指令，经速率限制、负荷上下限限制和负荷指令闭锁增减运算后，分别送往机、炉主控等回路;频率校正回路把频差信号转换为负荷偏差信号，叠加到负荷指令上;压力设定回路提供定压/滑压两种机前压力设定值，滑压设定值为负荷的函数。 1.锅炉主控回路

超临界机组直流炉的蓄热相对汽包炉比较小，利用调门变化机组负荷的能力相当有限，负荷调节主要由锅炉承担，因此提高机组负荷响应速度的重点应放在锅炉主控回路。

对于直吹式制粉系统，锅炉给煤量由给煤机控制。由于从原煤到煤粉有一个较长的制粉过程，所以给煤量变化到煤粉量变化有一个纯延迟和惯性，且纯延时时间和惯性时间会随磨煤机的运行工况变化，难以测定，尤其在连续下雨、煤较湿时会明显增加。因此设计锅炉主控回路时，要考虑采用各种措施来克服锅炉侧的延迟，充分利用直流炉的蓄热，以提高机组的负荷适应能力。 CCS方式下，锅炉主指令由以下几部分组成: (1)基本部分

机组负荷指令加频率校正部分乘0.8的系数。该指令作为锅炉主指令的基本部分去控制燃料量，亦是锅炉主控制器的静态前馈部分。

(2)机组负荷指令的动态补偿信号

主要是在机组负荷变动时补偿机组蓄热的减少。这部分动态前馈信号除了常规的负荷指令微分，还增加了一部分动态补偿环节(图2)。增加的这部分是末经速率限制的负荷指令和经速率限制后的负荷指令之差的一阶和二阶惯性环节之和。采用惯性环节的目的，一方面是防止该环节波动过于频繁，另一方面是用于系统的动态补偿。值得注意的是，在具体控带逻辑组态中，为了防止因输入信号突变造成的微分环节输出过大，必须对微分环节的幅度进行限制。 (3)机前压力调节器的输出部分

与亚临界机组类似，超临界机组机前压力的变化也代表了机、炉能量的不平衡，因此需要根据机前压力的变化相应改变燃料量，以达到机炉新的能量平衡。

在滑压运行方式下，压力定值一般取自己经速率限制的输入信号，为机组负荷指令的滑压函数，该速率限制通常设为0.2~0.3MPa/min。实际上，主汽压力对于燃料的阶跃响应特性曲线是一个典型的三阶过程，为此应将压力定值生产回路改进，对滑压函数的输出增加三阶惯性环节，这样不仅可以满足机组滑压运行的要求，而且不会对机组的AGC投入品质造成大的影响。 (4)机前压力对锅炉的动态补偿信号

由机前压力设定值PTsp的微分和典前压力设定值减机前压力PT的微分组成，以保证机组在滑压 时能有较好的机前压力跟随。

锅炉主控回路的输出作为锅炉主指令去燃水比控制回路，同时控制燃烧量和给水量，保证机组在负荷变化时始终具有合适的燃水比，从而保证主蒸汽温度的稳定性。

由于要保证动态过程的燃水比，给水调节系统中设有给水量对燃料量的延迟环节，使得给水流量要等燃

料量变化一段时间后才开始变化，导致锅炉的变负荷性能比较差。因此，在机组主汽温变化允许的前提下，适当减小给水的延迟时间，提前变化给水流量，能有效地改善锅炉侧的变负何性能。 2.汽机主控回路

汽机主控为CCS和DEH之间的接口，在机炉协调控制方式下其被调量为实发功率。机前压力和机前压力设定值的偏差乘以具有死区和限幅的压力修正函数(\压力拉回\回路)，加上通过三阶惯性环节后的负荷指令，最终产生汽机主控指令来控制机组负荷。

在设计压力拉回回路上，主要是用机前压力偏差信号修正负荷指令信号。这样做的目的是当机前压力偏差较小时，由锅炉主控制系统控制机前压力，维持机前压力为定值。当机前压力偏差较大时，仅靠锅炉主控调节效果不是很好，稳定时间也较长，此时让汽机协助锅炉共同稳定主汽压力，可短时间牺牲负荷而兼顾一下压力，这样在两者共同作用下使机前压力达到定值，加快了整个响应的动态过程。 机、炉解藕的设计:锅炉侧对负荷指令的响应远慢于汽轮机侧，故用三阶惯性环节即 来匹配两者之间的动态特性,即在压力定值生产回路中滑压函数的输出增加三阶惯性环节，PT3代表从机组负荷指令变化到新蒸汽产生的动态过程。

3.燃料量和给水量的比值控制回路

在直流炉中给水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。超临界机组的负荷控制与给水控制、燃料控制密切相关，而维持燃水比是保证过热汽温的基本手段。因此;燃料量指令和给水流量指令的产生与负荷指令成一定比例关系。 (1)燃料量指令=锅炉主指令+微过热点温度调节的动态解藕信号;

(2)给水量指令=三阶惯性环节PT3迟延后的锅炉主指令×燃水比函数×微过热点温度调节器的输出0.7~1.2)。

总之，给水量指令与燃料量指令构成比值控制回路。

由于制粉系统的大迟延特性，燃料量变化相比给水量变化对锅炉负荷的影响是一个慢速过程。另外，微过热点温度对燃水比失调反应迅速。因此，代表锅炉热负荷(燃料量)动态特性的三阶惯性环节和微过热点温度调节的动态解稍信号被应用到燃料量控制和给水控制的解藕设计中。 三、工程应用

大唐国际南方三厂600MW超临界机组的协调控制系统在设计、调试阶段经过多次论证，反复优化，并进行了大量的负荷变动试验以获得最佳控制参数，取得了不错的效果，达到了既快速响应电网负荷变化要求、又能保证机组安全稳定运行的目标。

图3为大唐国际宁德电厂#3机组在机炉协调控制方式下，负荷以12MW/min的变化速率，从300MW升到45OMW(变动幅度为15OMW)的负荷变动试验实时响应曲线。负荷的最大超调量为4MW，压力最大超调量为0.4MPa，主汽温度的最大动态偏差在±4℃范围内，微过热点温度最大动态偏差在±5℃以内。 对于大型超临界燃煤机组而言，煤质的变化对机组协调控制系统和AGC投入品质的影响很大。在机组带稳定负荷时，系统可以靠调节器的积分作用适应煤质的变化;变负荷时，为了提高机组对负荷指令的快速响应能力，往往采用较强的前馈环节。当燃煤的发热量有较大改变时，如果不进行必要的校正，负荷就会出现较大的超调

或欠调。如何解决协调控制系统对煤质变化的适应性问题，是今后大型超临界机组函待研究、解决的问题。 四、结论

由于600MW超临界机组压力等级高，工作介质刚性提高，动态过程加快，另外直流炉蓄热能力小，各子系统的相互联系更加紧密，机炉之间，给水、燃烧、汽温之间等各系统的控制是一个相互藕合的过程，因此在协调控制系统设计中要统筹全局，合理解藕，采用静态、动态前馈，引入汽机侧压力拉回回路，锅炉侧加快响应，充分利用锅炉蓄热，才能提高机组的负荷适应性和运行稳定性。本文所述的协调控制系统己在大唐国际南方三厂六台机组上成功应用，取得了良好的控制效果，保证了机组的稳定运行。随着今后大量600MW超临界机组乃至10OOMW超超临界机组的投产，本文提供的协调控制策略为大型超临界协调控制系统的设计提供了很好的借鉴。

超临界火力发电机组热工控制技术及其应用* 罗 毅,祝 伟,王国兴

（1. 华北电力大学，北京市 102206；2. 辽宁发电厂，辽宁省 抚顺市 113007；3. 江苏利港发电股份有

限公司，江苏省 江阴市 214444） 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，并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。

关键词：超临界机组；火力发电机组；热工控制技术；给水控制；过热汽温控制

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。

1 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，工质在该点前的焓增占总焓增的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（或焓值）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4×600MW超临界发电机组为例，介绍其主要特色。

2 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焓值作为表征量，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焓值的动态特性相似；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焓值保持不变，所以采用微过热蒸汽焓替代该点温度作为燃水比校正是可行的，其优点如下：

(1) 分离器出口焓（中间点焓）值对燃水比失配的反应快，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，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，静态和动态燃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。 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

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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的电动给水泵。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，直至汽动给水泵投入，停止电动给水泵运行，使其处于备用状态。

启动过程中，蒸汽加热除氧器给水，主给水泵的出水分别经三级高压加热器后进入省煤器，考虑到低负荷下直流锅炉对重量流速的要求，在启动和低负荷阶段最小给水流量设置为40%BMCR，流过水冷壁管的汽水混合物进入分离器，分离器疏水分2路，一路进入除氧器，进行合格工质及热量的回收；另一路经扩容器扩容后进入疏扩箱，由扩疏泵输送至凝汽器或直接向外排放。随着循环加热的进行，当给水达到一定温度后，锅炉允许点火。

给水系统按要求的流量、压力和温度供给锅炉给水，以及向有关设备供给各种运行工况所需要的减温水，以保证机组的正常运行。 2.3 给水系统的控制策略

在机组燃烧率低于40%BMCR时，锅炉处于非直流运行方式，分离器处于湿态运行,分离器中的水位由分离器至除氧器以及分离器至扩容器的组合控制阀进行调节，给水系统处于循环工作方式；在机组燃烧率大于40%BMCR后，锅炉逐步进入直流运行状态。给水控制系统原理见图1。

图1 给水控制系统原理图

因此，超临界机组锅炉给水控制分低负荷时（40%BMCR以下）的汽水分离器水位调节及锅炉直流运行

（40%BMCR以上）时的煤/水比调节。 2.3.1 汽水分离器水位调节

分离器水位通过改变锅炉给水量来实现。当发生水膨胀时，由调节阀V－514、V－517来辅助控制分离器水位。

根据锅炉汽水分离器贮水罐水位，按比例控制锅炉汽水分离器的贮水罐水位调节阀开度。当贮水罐水位在11.3m以下时，贮水罐水位调节阀全关；当贮水罐水位达到15.4m以上时，贮水罐水位调节阀全开。 当出现下列情况之一时锅炉汽水分离器的贮水罐水位控制用强制手动：贮水罐水位控制阀交流电源失去，贮水罐水位控制阀直流电源失去，控制指令信号发生故障，分离器贮水罐压力信号发生故障，分离器贮水罐水位信号发生故障。 2.3.2 燃水比调节

（1） 一级减温器前后温差。如果各受热面的吸热比例不变，过热器出口焓值为一常数时，减温器后蒸汽焓值也是一常数，与负荷无关，保持减温器前后温差为一常数，也就间接地保持了减温器前蒸汽温度为一常数，相当于用减温器前微过热汽温作为校正燃水比信号。由于在运行过程中，上、下排喷燃器的切换以及蒸汽吹灰的投入与否，过热器属于对流过热或辐射的吸热特性等诸多因素，锅炉受热面在不同负荷情况下吸热比例变化较大。若要保持微过热段汽温和各级减温器出口汽温为定值，则各级喷水量变化就较大。为了克服这一缺点，采用保持减温器前后温差的调节系统，与直接调节微过热段汽温调节系统相比，虽然其调节品质有所降低，但改善了一级减温器的工作条件。燃水比作为过热蒸汽温度控制的粗调方式，直接影响过热蒸汽温度，而作为喷水减温的辅助手段在调节过热蒸汽温度时，又会反过来影响燃水比。引入减温器前后温差，可将调整燃水比与喷水减温二者协调起来，补偿汽温控制时喷水减温对燃水比的影响，实现燃水比控制与喷水减温控制方式间的解耦作用。由于给水量调整燃水比对汽温的影响滞后较大，且燃水比着重于保持汽温的长期稳定，因此，一级温差偏差对燃水比的校正作用相对较缓慢。

（2）总给水量。A侧、 B侧一级减温水流量和A侧、B侧二级减温水流量，经平滑处理相加可得总喷水流量；3个主给水流量信号经主给水温度修正后三取中，可得主给水量；总喷水流量与主给水量相加得总给水流量。

（3） 控制策略。A侧、B侧一级减温器前后温差二取一，与负荷经f(x)形成的要求值进行比较，其偏差送入温差PID控制器，其输出与调速级压力、平均温度等前馈量相加，作为焓值设定值与用分离器出口温度和出口压力计算出的实际焓值比较，偏差送入焓值PID调节器,其输出加上燃料偏差作为给水量的要求值。该要求值与实际总水量的偏差送入给水调节器，产生给水指令信号。给水指令经平衡算法，送入2台汽动泵和一台电动泵，去控制给水量。当汽动泵A、B

都自动时，可手动给定泵的偏置量，以承担不同负荷要求。当汽动泵A、B 有手动时，自动生成偏置，实

现2泵负荷的平衡。而电动泵只能手动给定泵的偏置量。

（4） 给水泵转速控制。在给水泵控制系统中，给水主控发出的给水需求指令，被送到给水泵转速控制器，通过改变给水泵转速来维持给水流量。

（5） 给水调节门控制。给水调节门不直接调节给水流量，调节门仅控制给水母管压力。当给水母管压力发生偏差时，通过给水调节门的调节来维持给水母管压力，以保证对过热器的喷水压力。

（6） 给水泵最小流量控制。电动给水泵和汽动给水泵都设计有最小流量控制系统。该系统通过给水再循环，保证给水泵出口流量不低于最小流量设定值，以保证给水泵设备的安全。给水泵最小流量控制系统通常为单回路调节系统，流量测量一般采用二取一。给水泵最小流量控制系统仅工作在给水泵启动和低负荷阶段；当锅炉给水流量大于最小流量定值时，给水再循环调节阀门就关闭。最小流量给水再循环调节阀通常设计为反方向动作，即控制系统输出为0时，阀门全开；输出为100％时，阀门全关。这样当失电或失去气源时，阀门全开，可保证设备的安全。 3 锅炉过热蒸汽温度控制系统

3.1 过热蒸汽温度控制的任务

过热蒸汽温度控制的主要任务是维持过热器出口温度在允许的范围之内，并保护过热器，使其管壁温度不超过允许的工作温度。过热蒸汽温度是锅炉汽水系统中的温度最高点，蒸汽温度过高会使过热器管壁金属强度下降，以至烧坏过热器的高温段，严重影响安全；过热蒸汽温度偏低，则会降低发电机组能量转换效率。据分析，汽温每降低5℃，热经济性将下降1%；且汽温偏低会使汽轮机尾部蒸汽湿度增大，甚至使之带水，严重影响汽轮机的安全运行。该机组要求控制过热蒸汽温在538～548℃的范围内。 3.2 影响过热蒸汽温度的主要因素 3.2.1 燃料、给水比（煤水比）

只要燃料、给水比的值不变，过热汽温就不变。只要保持适当的煤水比，在任何负荷和工况下，直流锅炉都能维持一定的过热汽温。 3.2.2 给水温度

正常情况下，给水温度一般不会有大的变动；但当高压加热器因故障退出运行时，给水温度就会降低。对于直流锅炉，若燃料不变，由于给水温度降低时，加热段会加长、过热段缩短，因而过热汽温会随之降低，负荷也会降低。 3.2.3 过剩空气系数

过剩空气系数的变化直接影响锅炉的排烟损失，影响对流受热面与辐射受热面的吸热比例。当过剩空气系数增大时，除排烟损失增加、锅炉效率降低外，炉膛水冷壁吸热减少，造成过热器进口温度降低、屏式过热器出口温度降低；虽然对流过热器吸热量有所增加，但在煤水比不变的情况下，末级过热器出口汽温会有所下降。过剩空气系数减小时的结果与增加时的相反。若要保持过热汽温不变，则需重新调整煤水比。 3.2.4 火焰中心高度

火焰中心高度变化造成的影响与过剩空气系数变化的影响相似。在煤水比不变的情况下，火焰中心上移类似于过剩空气系数增加，过热汽温略有下降；反之，过热汽温略有上升。若要保持过热汽温不变，亦需重新调整煤水比。 3.2.5 受热面结渣

煤水比不变的调节下，炉膛水冷壁结渣时，过热汽温会有所降低；过热器结渣或积灰时，过热汽温下降较明显。前者情况发生时，调整煤水比就可；后者情况发生时，不可随便调整煤水比，必须在保证水冷壁温度不超限的前提下调整煤水比。

对于直流锅炉，在水冷壁温度不超限的条件下，后四种影响过热汽温因素都可以通过调整煤水比来消除；所以，只要控制、调节好煤水比，在相当大的负荷范围内，直流锅炉的过热汽温可保持在额定值。此优点是汽包锅炉无法比拟的；但煤水比的调整，只有自动控制才能可靠完成。 3.3 过热蒸汽温度控制策略

600MW超临界发电机组锅炉过热汽温的调节是以调节煤水比为主，用一、二级减温水作细调。 3.3.1 过热汽温粗调（煤水比的调节）

煤水比的调节的主要温度参照点是中间点（即内置式分离器出口处）焓值（或温度）。锅炉负荷大于40％MCR时，分离器呈干态，中间点温度为过热温度。具体控制思路见锅炉给水控制系统部分。 3.3.2 过热汽温细调

由于锅炉调节中受影响的因素很多，只靠煤水比的粗调是不够的；而且，还可能出现过热器出口左、右侧温度偏差。因此，在后屏过热器的入口处和高温过热器（末级过热器）的入口处分别布置了一级和二级减温水（每级左、右各一）。喷水减温器调温惰性小、反应快，开始喷水到喷水点后汽温开始变化只需几秒钟，可以实现精确的细调。必须注意的是，要严格控制减温水总量，以保证有足够的水量冷却水冷壁；投用时，尽可能多投一级减温水，少投二级减温水，以保护屏式过热器。 3.3.2.1 屏式过热器出口温度控制系统

该机组的屏式过热器出口温度控制系统（又称一级减温控制系统）如图2所示。该系统由A(左)侧和B(右)侧2套系统构成。2套系统的结构相似，都采用温差串级控制策略。

图2 一级减温控制系统原理图

例如，A(左)二级减温器入口温度与A(左)二级减温器出口温度的温差信号作为主调节器的过程被控量，主调的输出作为副调节器的给定值，过热器A(左)一级减温器出口温度为副调节器的被调量，形成串级调节系统，产生一级喷水减温器的喷水量指令去控制过热器A(左)一级减温器入口水调节门，使进、出二级减温器的温差随负荷(蒸汽流量)而变化。这可防止负荷增加时一级喷水量的减少和二级喷水量的大幅度增加，从而使一级和二级喷水量相差不大，各段过热器温度相对比较均匀。设定值可由运行人员手动设定或由修正后的蒸汽流量经f(x)形成。蒸汽流量、总风量、燃烧器倾角（燃料指令）经动态滤波处理后，加到主调节器的输出，作为前馈量，其目的是当负荷变化引起烟气侧扰动时，及时调整喷水量，消除负荷扰动，减小 过热汽温波动。

为了保证机组的经济性，防止过多喷水，由汽水分离器出口压力经f(x)形成饱和温度，再加上10℃的过热度后作为喷水的最低温度限。

当发生锅炉主燃料跳闸(MFT)或汽机跳闸或负荷小于等于y%时，优先降一级过热汽温度；当A侧二级减温器出口温度变送器发生故障，或A侧一级减温出口温度偏差超过低限，或A侧一级减温器阀位偏差超过低限，或A侧一级减温出口温度变送器发生故障，或A侧二级减温器入口温度变送器发生故障，或优先降温时，A侧一级喷水控制阀应强制手动；当B侧二级减温器出口温度变送器发生故障、或B侧一级减温出口温度偏差超过低限，或B侧一级喷水阀位偏差超过低限，或B侧一级减温出口温度变送器发生故障，或B侧二级减温器入口温度变送器发生故障，或优先降时，B侧一级喷水控制阀应强制手动。 3.3.2.2 末级过热蒸汽温度控制系统

该厂的末级过热蒸汽温度控制系统(又称二级减温控制系统)如图3所示。该系统也由结构相似的A(左)侧和B(右)侧2套系统构成，采用典型的串级汽温控制方案，左末级过热器出口温度为被控量，主调节器的输出作为副调节器的给定值，过热器左二级减温器出口温度为副调节器的被调节量，形成串级调节系统。副调节器产生的指令去调节左二级减温器入口水调节门，改变左二级喷水减温器的喷水量。

图3 末级过热蒸汽温度控制系统原理图

系统的设定值可由运行人员手动设定或由修正后的蒸汽流量经f(x)形成。蒸汽流量、总风量、燃烧器倾角（燃料指令）经动态滤波补偿处理后，加到主调节器的输出作为前馈量，其目的是当负荷变化引起烟气侧扰动时能及时调整喷水量，消除负荷扰动，减小过热汽温波动。同时，为了保证机组的经济性，防止过多喷水，系统还设置了最低喷水温度限制，即由汽水分离器出口压力经f(x)形成饱和温度，再加上10℃的过热度后作为喷水的最低温度限。

当发生锅炉主燃料跳闸(MFT)或汽机跳闸或负荷小于y%时，优先降二级减温系统出口温度；当左末级过热器出口温度变送器发生故障，或左二级减温出口温度偏差超过低限，或左二级喷水调节阀位偏差超过低限，或左二级减温系统末级过热器出口温度与设定值偏差超过低限时，左二级喷水控制阀应强制手动；当右末级过热器出口温度变送器发生故障，或右二级减温出口温度偏差超过低限，或右二级喷水调节阀位偏差超过低限，或右二级减温系统末级过热器出口温度与设定值偏差超过低限时，右二级喷水控制阀应强制手动。 4 结论

本文针对超临界火力发电机组结构和运行特点，深入探讨了热工控制技术的特殊性。与亚临界汽包锅炉机组相比，超临界机组的燃水比控制是核心，它解决了锅炉给水控制问题。同时，作为过热蒸汽温度控制的粗调手段，为过热汽温控制创造了条件。其他系统与亚临界汽包锅炉机组基本相同。

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超临界机组锅炉过热汽温调节研究

摘要：本文首先介绍了超临界直流锅炉发展的过程及超临界直流锅炉在现代电力生产中的重要作用。通过对超临界直流锅炉特性的认识和分析并熟悉串级控制系统和前馈控制系统基本原理的前

提下，以串级控制系统和前馈控制系统相结合为基础，对超临界直流锅炉过热汽温的控制和调节系统进行了试分析和设计。

关键词：超临界直流锅炉；过热汽温调节；中间点焓值；微过热汽温；煤水比 一 .超临界直流锅炉运行特性的分析 1. 概述

随着锅炉朝着大容量高参数的方向发展，超临界机组具有高效、安全和环境污染小的特点，近些年来我国电力行业正积极的开发和生产600MW及以上的超临界机组锅炉。相对亚临界机组而言，超临界机组热效率要提高3~4个百分点，同时煤耗要降低20~30g。由于效率的提高，不仅煤耗大大降低，污染物的排量也由于效率的提高相应的减少，经济效益十分明显。 以下是各种机组的基本参数和效率以及煤耗量的具体数值::

亚临界机组（16 ~17Mpa , 538/538 ℃ ，净效率约为37~38 %，煤耗330~350g）

超临界机组 (24 ~28Mpa , 538/538 ℃ ，净效率约为40~41 %，煤耗310~320g) 超超临界机组(30MPa以上、566/566 ℃，净效率约为44~46 %，煤耗280~300g) 由于效率的提高，不仅煤耗大大降低，污染物排量也、相应减少，经济效益十分明显。

发展超临界机组乃至超超临界机组，不仅符合我国节能增效的能源政策，也是降低火电厂环境污染，建造环保节能社会的需要。目前，600MW超临界机组已成为我国新一代主力发电机组。 大型超临界机组自20世纪50年代在美国和德国开始投入商业运行以来，随着冶金工业技术的发展，提供了发电设备用的碳素体钢、奥氏体钢及超合金钢。到今天超临界机组已大量投运，并取得了良好的运行业绩。近十几年来，发达国家积极开发应用高效超临界参数发电机组。美国（169台）和前苏联（200多台）是超临界机组最多的国家，而发展超超临界技术领先的国家主要是日本、德国和丹麦。

目前我国的发电机组已进入大容量、高参数的发展阶段，近10多年来已从国外引进了7800MW常规超临界机组（不包括后石电厂已投运4×600 MW），分别是华能石洞口二厂2×600MW，华能南京电厂2×300MW，华能营口电厂2×300MW，华能伊敏电厂2×500MW，盘山电厂2×500MW，绥中电厂2×800MW，外高桥电厂2×900MW，这些机组具有较高的技术性能，在提高发电煤炭利用率和降低污染方面发挥了一定的作用，也为我国超临界机组的运行积累了经验。中国华能集团公司在沁北电厂建设2×600 MW超临界机组，为我国自行研制、开发大型超超临界发电机组奠定了基础。目前我国正处于电力建设的快速期，每年新增火电机组1 500～2 000万kW，如果还不以超临界机组为主，则将造成很大的能源浪费。 2. 工质特性变化

热力学理论认为，在22. 129MPa、温度3 7 4 .15℃

时，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、水共存的两相区存在，两者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在临界压力下无法维持自然循环，只能采用直流炉。超临界直流炉的汽水行程如图1所示。

直流锅炉没有汽包，整个锅炉是由许多管子并联，然后用联箱连接串联而成。在给水泵的压头作用下，工质顺序一次通过加热、蒸发和过热受热面。进口工质为水，出口工质为过热蒸汽。由于没有汽包，所以在加热和蒸发受热面之间，以及在蒸发和过热受热面之间都没有固定的分界线。 加热区和过热区中的参数变化同自然循环锅炉相同;在蒸发区中由于流动阻力，压力有所降低，相应的饱和温度也有所下降。 (1) 应有高品质的给水:：进入锅炉的给水全部变为蒸汽，给水所含的盐分除少量溶于蒸汽而被带出外，其余杂质均将沉积在受热管内壁上。

(2)节约钢材：:采用小管径而且不用汽包，就可大量节约钢材。一般直流锅炉大约可节约20 %-30%的钢材。

(3) 由于强制工质流动，蒸发部分的管子允许有多种布置方式不必象自然循环锅炉那样要用立置的蒸发管。但蒸发段的最后部分受热面应安置在热负荷较为温和的地区。

(4)直流锅炉不受工作压力的限制，而且更适于超高压力和超临界压力，因为随压力的提高以及水和汽的比容差的减小，工质的流动更为稳定。

(5)锅炉储存的热量少。当外界负荷变化较快而燃烧和给水调整赶不上时，汽压和汽温的波动较大。但是正因为储热少，对调节的反映也快，如配有灵敏的调节设备，可适应外界负荷变动。 (6)直流锅炉的起动和停炉的时间较短，一般不超过1小时。汽包锅炉由于汽包壁很厚，为减少由于汽包壁内外和上下温差而引起的热应力，在起动和停炉时常需缓慢进行，要用3 -10小时之久。

3 超临界机组的特点

（1）超临界直流炉没有汽包

超临界直流炉没有汽包环节，给水经加热、蒸发和变成过热蒸汽是一次性连续完成的，随着运行工况的不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发地在一个或多个加热区段内移动。因此，为了保持锅炉汽水行程中各点的温度、湿度及水汽各区段的位置为一规定的范围，要求燃水比、风燃比及减温水等的调节品质相当高。

（2）超临界直流锅炉蓄能小且呈分布特性

在超临界直流炉中，由于没有汽包，汽水容积小，所用金属也少，锅炉蓄能显著减小且呈分布特性。

蓄能以二种形式存在—工质储量和热量储量。

工质储量是整个锅炉管道长度中工质总质量，它随着压力而变化，压力越高，工质的比容越小，必需泵入锅炉更多的给水量。在工质和金属中存在一定数量的蓄热量，它随着负荷非线性增加。由于锅炉的蓄质量和蓄热量整体较小，负荷调节的灵敏性好，可实现快速启停和调节负荷。另一方面，也因为锅炉蓄热量小，汽压对被动负荷变动反映敏感，这种情况下机组变负荷性能差，保持汽压比较困难。

（3）超临界机组表现出严重非线性

在超临界锅炉中，各区段工质的比热、比容变化剧烈，工质的传热与流动规律复杂。变压运行时随着负荷的变化，工质压力将在超临界到亚临界的广泛压力范围内变化，随之工质物性变化巨大，这些都使得超临界机组表现出严重非线性。

具体体现为汽水的比热、比容、热烩与它的温度、压力的关系是非线性的，传热特性、流量特性是非线性的，各参数间存在非相关的多元函数关系，使得受控对象的增益和时间常数等动态特性参数在负荷变化时大幅度变化。 （4）超临界机组强烈的藕合特性 采用直流锅炉，因而不象汽包炉那样，由于汽包的存在解除了蒸汽管路与水管路及给水泵间的藕合，直流炉机组从给水泵到汽机，汽水直接关联，使得锅炉各参数间和汽机与锅炉间具有强烈的藕合特性，整个受控对象是一多输入多输出 的多变量系统。

直流锅炉的一次循环特性，使机组的主要控制参数功率、压力、温度均受到了汽机调门开度、燃料量、给水量的影响。从而也说明直流锅炉是一个三输入/三输出相互藕合关联及强的被控特性。 4.运行特点

超临界压力机组一般都采用变压运行或复合运行。对变压运行的机组启动和低负荷运行过程中均处于亚临界状态，一般设计成35%负荷以上进入超临界状态，为此超临界压力锅炉还必须配置相应的启动系统，以完成锅炉启动过程中参数 从亚临界到超临界的转换。 （1）分离器干湿态转换

超临界压力锅炉在启动过程中，对启动系统的运行具有特殊的要求。锅炉上水后汽水分离器中保持一定的水位，点火后水冷壁受到加热，开始产生蒸汽，此时汽水分离器的作用相当于锅筒，处于湿态。从汽水分离器出来的蒸汽进入过热器进一步加热，水则回收或排放。

随燃烧率的增加，产汽量逐渐的增加，分离器内的水越来越少大约到35%负荷左右，产汽量与进入省煤器的给水量相等，汽水分离器已经没有水位由湿态转变为干态，此过程称为干湿态转换。在启动过程中汽水分离器的水位是自动控制的，当干湿态转换完成后各水位控制阀均处于关闭状态。

分离器干湿态转换前与亚临界压力直流锅炉相同，也存在一个汽水膨胀阶段。 二．串级调节与前馈调节原理简介，及二者的结合运用方法 （1）串级控制系统

串级系统和简单系统有一个显著的区别，即串级系统在结构上形成了 两个闭环，一个闭环在里面，被成为内回路或副回路，在控制过程中起着粗调的作用；一个闭环在外面被成为外回路或者主回路，用来完成细调任务，以最终保证被调量满足生产要求。无论是主回路还是副回路都有各自的控制对象，测量变送器和调节器。在主回路中的被控对象，被测参数和调节器分别称为主对象，主参数和主调节器。在副回路内则相应的被称为副对象，副参数和副调节器。副对象是整个控制对象的一部分，常称为控制对象的导前区，主对象是控制对象的另一部分，常被称为控制对象的惰性区。应该指出，系统中有两个调节器 它们的作用各不相同。主调节器具有自己独立的给定值它的输出作为副调节器的给定值，而副调节器的信号则是送到调节机构去控制生产过程。比较串级系统和简单系统，前者只比后者多了一个测量变送器和一个调节器增加的仪表投资不多，但控制效果确有明显的改善。

下图是简单回路控制系统结构原理图与串级控制系统结构原理图，通过以下两图可简单了解它们的不同与相同之处。 （1） 前馈控制系统

一般的控制系统都是根据被测量和给定值之间的 偏差进行控制的负反馈系统。那么当被空对象受到扰动后，只有等到被调量发生变化，偏差出现后才开始控制，这种控制动作落后于扰动，必然造成控制过程中存在动态偏差。可以设想，如果控制系统不是根据被调量的偏差而是直接根据扰动（造成偏差的原因），进行控制就有可能及时消除扰动的影响而使被调量基本不变或很少变化。这种直接根据扰动进行控制的系统就称为前馈控制系统。前馈控制系统有时称“扰动补偿”。 首先以下图所示的换热器的前馈控制为例来说明前馈系统的组成。如图实线部分所示。换热器用通入其壳体的蒸汽的热量来加热管中流过的料液，工艺上要求料液出口温度 恒定，通过控制加热

蒸汽流量q以改变进入换热气的热量来控制 。在这个系统中，引起温度 改变的主要因素是被加热料液的流量（或称为负荷）D，因此当负荷D变化时，前馈调节器就直接根据负荷变化信号通过执行器改变蒸汽流量调节阀的开度μ，从而改变加热蒸汽流量q。甚至可以在 还未变化之前就及时使控制信号适应负荷的变化，维持换热器的热平衡，这就实现了前馈控制。

通过这个事例就可以简单了解前馈控制系统的工作原理和它优于串级控制系统的基本原理。 （3）串级控制系统按其结构特点可视为反馈控制系统。只是它在单回路的基础上又加了一级回路。增加的副回路对进入副回路的扰动有很强的克服能力。同时改善了系统的动态特性，提高了系统的工作频率即减小了时间常数加快了系统的响应。若控制系统中控制通道的惯性和迟延较大（如当机组符合变化时，锅炉侧的纯时延和大滞后是影响机组动态响应的关键因素。）反馈控制则不能达到良好的控制效果。若系统中存在着经常变动可测而不可控制的扰动时，反馈控制也难以克服扰动对被调量的影响。而前馈控制系统是直接根据扰动进行控制的，因此可以及时消除扰动被调量的影响减小被调量的动态偏差。而且不像反馈控制系统那样根据被调量的偏差反复调节，因此前馈控制系统的调节过程时间较小。同时前馈控制系统可以用来克服生产过程中的主要的、可测的扰动。由以上特性可知前馈控制系统和串级控制系统相结合起来可以互相利用彼此的优点和克服彼此的缺点使整个控制系统尽量达到准确、快速、稳定的要求。 三．超临界机组控制特点和中间点焓值的调节方法及选取原则 1．超临界机组控制特点

(1)超临界机组是一个多输入、多输出的被控对象，输入量为汽温、汽压和蒸汽流量，输出量为给水量、燃料量、送风量;

(2)负荷扰动时，主汽压力反应快，可作为被调量;

(3)超临界机组工作时，其加热区、蒸发区和过热区之间无固定的界限，汽温、燃烧、给水相互关联，尤其是燃水比不相适应时，汽温将会有显著的变化，为使汽温变化较小，要保持燃烧率和给水量的适当比例;

(4)从动态特性来看，微过热汽温能迅速反应过热汽温的变化，因此可以该信号来判断给水和燃烧率是否失调;

(5)超临界机组的蓄热系数小对压力控制不利，但有利于迅速改变锅炉负荷，适应电网尖峰负荷的能力强。

2．直流锅炉动态特性

从控制特性角度来看，直流锅炉与汽包锅炉的主要不同点表现在燃水比例的变化，引起锅炉内工质储量的变化，从而改变各受热面积比例。

影响锅炉内工质储量的因素很多，主要有外界负荷、燃料流量和给水流量。

对于不同压力等级的直流锅炉，各段受热面积比例不同。压力越高，蒸发段的吸热量比例越小，而加热段与过热段吸热量比例越大。因而，不同压力等级直流锅炉的动态特性通常存在一定差异。 （1） 汽机调门开度扰动

.主汽流量迅速增加，随着主汽压力的下降而逐渐下降直至等于给水流量。

.主汽压力迅速下降，随着主汽流量和给水流量逐步接近，主汽压力的下降速度逐渐减慢直至稳定在新的较低压力。

.过热汽温一开始由于主汽流量增加而下降，但因为过热器金属释放蓄热的补偿作用，汽温下降并不多，最终主汽流量等于给水流量，且燃水比未发生变化，故过热汽温近似不变。

.由于蒸汽流量急剧增加，功率也显著上升，这部分多发功率来自锅炉的蓄热。由于燃料量没有变化，功率又逐渐恢复到原来的水平。 （2）燃料量扰动

燃料发生变化时，由于加热段和蒸发段缩短，锅炉储水量减少，在燃烧率扰动后经过一个较短的延迟，蒸汽量会向增加的方向变化，当燃烧率增加时，一开始由于加热段蒸发段的缩短而使蒸发量增加，也使压力、功率、温度增加。

.由于给水流量保持不变，因此主汽流量最终仍保持原来的数值。但由于燃料量的增加而导致加热段和蒸发段缩短，锅炉中贮水量减少，因此主汽流量在燃料量扰动后经过一段时间的延迟后会有一个上升的过程。

.主汽压力在短暂延迟后逐渐上升，最后稳定在较高的水平。最初的上升是由于主汽流量的增大，随后保持在较高的水平是由于过热汽温的升高，蒸汽容积流量增大，而汽机调速阀开度不变，流动阻力增大所致。

.过热汽温一开始由于主汽流量的增加而略有下降，然后由于燃料量的增加而稳定在较高的水平。

.功率最初的上升是由于主汽流量的增加，随后的上升是由于过热汽温(新汽烩)的增加。 （3）给水流量扰动

当给水流量扰动时，由于加热段、蒸发段延长而推出一部分蒸汽，因

此开始压力和功率是增加的，但由于过热段缩短使汽温下降，最后虽然蒸汽流量增加但压力和功率还是下降，汽温经过一段时间的延迟后单调下降，最后稳定在一个较低的温度上。

随着给水流量的增加，主汽流量也会增大。但由于燃料量不变，加热段蒸发段都要延长。在最初阶段，主汽流量只是逐步上升，在最终稳定状态，主汽量必将等于给水量，稳定在一个新的平衡点。

.主汽压力开始随着主汽流量的增加而增加，然后由于过热汽温的下降而有所回落。 .过热汽温经过一段较长时间的迟延后单调下降直至稳定在较低的数值。

.功率最初由于蒸汽流量增加而增加，随后则由于汽温降低而减少。因为燃料量未变，所以最终的功率基本不变，只是由于蒸汽参数的下降而稍低于原有水平。 3．中间点焓值的调节方法及选取原则 （1） 直流锅炉微过热汽温动态特性

过热蒸汽温度能正确反映燃水比例的改变，但存在较大的迟延，通常为400s左右;因此不能以过热蒸汽温度作为燃水比例的控制信号，通常采用微过热汽温作为燃水比例的校正信号。在这个意义下，微过热汽温的动态特性具有特殊的要性。 微过热汽温又称为中间点温度。

以微过热汽温作为燃水比的校正信号时，其过热度的选择是非常重要的。从控制系统品质指标的角度考虑，所取的微过热汽温过热度越小，迟延越小。然而，若烩值小于2847kJ / kg

( 6801}caVkg，则图中虚线以下，曲线进入明显的非线性区，汽温随烩值变化的放大系数明显减小，而受汽压变化的影响很大，变得不稳定。这影响微过热汽温对于燃水比例关系的代表性。 经验证明，微过热蒸汽的烩值在28471}J/kg左右时，其特性比较稳定。

按照反应较快和便于检测等条件，通常在选取一个合适的地点，根据该点工质温度来控制燃水比。这一点称为中间点，中间点汽温变化的时滞应不超过30~ 40s。但应说明，不同负荷时，中间点的汽温不是固定不变，而是机组负荷的函数。 4．、超临界机组的控制策略

超临界机组直流炉机组与亚临界汽包炉机组的主要区别在锅炉本体部分。超超临界机组较超临界机组而言，只是工艺参数相对高一些，但在热控设计方面两者基本上没有大的差别。 （1） 过热蒸汽温度控制的任务

过热蒸汽温度控制的主要任务是维持过热器出口温度在允许的范围之内，并保护过热器，使其管壁温度不超过允许的工作温度。过热蒸汽温度是锅炉汽水系统中的温度最高点，蒸汽温度过高会使过热器管壁金属强度下降，以至烧坏过热器的高温段，严重影响安全;过热蒸汽温度偏低，则会降低发电机组能量转换效率，据分析，汽温每降低5℃，热经济性将下降1 %;且汽温偏低会使汽轮机尾部蒸汽湿度增大，甚至使之带水，严重影响汽轮机的安全运行。该机组要求控制过热蒸汽温在的571 ℃范围内。

（2） 影响过热蒸汽温度的主要因素 1） 燃料、给水比（煤水比）

只要燃料、给水的比不变，过热气温就不变。只要保持适当的煤水比，在任何负荷和工况下，直流锅炉都能维持一定的过热气温。 2） 给水温度

正常情况下，给水温度一般不会有大的波动；但当高压加热器因故障退出系统时，给水温度就会降低。对于直流锅炉，燃料不变，由于给水温降低加热段加长、过热段缩短过热汽温会随之降低，负荷也会降低。

3） 过剩空气系数

过量空气系数的变化直接影响锅炉排损失，同时影响对流受热面与辐射受热面的吸热比例。当过量空气系数增大时，除排烟热损失增加、锅炉效率降低外，炉膛水冷壁吸热减少，造成过热器进口温度降低、屏式过热器出口温度减低；虽对流过热器吸热量有所增加，但在煤水比不变的情况下，末级过热器出口汽温有所下降。过量空气系数减小时，结果与增加时相反。若要保持过热汽温不变，则需重新调整煤水比。 4） 火焰中心高度

火焰中心高度变化的影响与过量空气系数变化的影响相似。在煤水比不变的情况下，火焰中上移类似于过量空气系数增加，过热汽温略有下降；反之，过热汽温略有上升。若要保持过热汽温不变，也需重新调整煤水比。 5） 受热面结渣

煤水比不变的调节下，炉膛水冷壁结渣，过热汽温有所下降；过热器结渣或积灰时，过热汽温下降明显。前者发生时，调整煤水比就可；后者发生时，不随便调整煤水比，必须在保证水冷壁温度不超限的前提下调整煤水比。 对于直流锅炉，在水冷壁温度不超限的条件下，后四种影响过热汽温因素都可以通过调整煤水比来消除;所以，只要控制、调节好煤水比，在相当大的负荷范围内，直流锅炉的过热汽温可保600MW超临界发电机组锅炉过热汽温的调节是以 调节煤水比为主，用一、二级减温水作细调。 1)过热汽温粗调(煤水比的调节)

煤水比的调节的主要温度参照点是中间点(即内置式分离器出口)烩值(或温度)。锅炉负荷大于40%MCR，分离器呈干态，中间点温度为过热温度。从直流锅炉汽温控制的动态特性可知:过热汽温控制点离工质开始过热点越近，汽温控制时滞越小，即汽温控制的反应明显，具体控制思路见锅炉给水控制系统部分。持在额定值，这个优点是汽包锅炉无法比拟的;但煤水比的调整，只有自动控制才能可靠完成。

燃水比也燃料量与给水之间的比例,它不是恒定不变的。它必须随着负荷的改变而改变,下试可说明这一点：i =i +

式中，i —主蒸汽焓值（kj /kg） i —给水焓值（kj /kg） F—燃料量（t/h） W—给水量（t/h） Q —燃料低位发热量（kj /kg） η—锅炉效率

因为锅炉给水温度是随负荷的增加而升高的，故i 也随之升高，机组定压运行时，主蒸汽温度和压力为定值，即i 为一定值，Q 和η可视为常数，因此燃水比F/W是随着负荷的升高而减小的 另一方面，燃料量和给水量在负荷改变时按燃水比F/W并进行调整，但二者对汽温的动态影响是不同的。为减小负荷动态调整过程中汽温波动，还必须对负荷调整产生的燃料量指令和给水指令分别设置动态校正环节。 2）过热汽温细调

由于锅炉调节中，受到许多因素变化的影响，只靠煤水比的粗调还不够;另外，还可能出现过热器出口左、右侧温度偏差。因此，在后屏过热器的入口和高温过热器(末级过热器)的入口分别布置了一级和二级减温水(每级左、右各一)。**减温器调温惰性小、反应

快，开始**到**点后汽温开始变化只需几秒钟，可以实现精确的细调。所以，在整个锅炉负荷范围内，要用一、二级**减温来消除煤水比调节(粗调)所存在的偏差，以达到精确控制过热汽温的目的。必须注意的是，要严格控制减温水总量，尽可能少用，以保证有足够的水量冷却水冷壁;投用时，尽可能多投一级减温水，少投二级减温水，以保护屏式过热器。 屏式过热器出口温度控制系统

如图2所示，又称为一级减温控制系统。该系统由A(左)侧和B(右)侧两套系统构成，结构相似，都采用温差串级控制策略。 为了保证机组的经济性，防止过多**，由汽水分离器出口压力经f(x)形成饱和温度，再加上10℃的过热度，作为**的最低温度限。

二级减温器入口温度与出口温度的温差信号作为主调节器的过程被控量，主调的输出作为副调节器的给定值，一级减温器出口温度为副调节器的被调量，形成串级调节系统，产生一级**减温器的**量指令去控制一级减温器入口水调节门，使进、出二级减温器的温差负荷(蒸汽流量)而变化。这可防止负荷增加时一级**量的减少和二级**量的大幅度增加从而使一级和二级**量相差不大，各段过热器温度相对比较均匀。设定值可由运行人员手动设定或由修正后的蒸汽流量经f (x)形成。蒸汽流量、总风量、燃烧器倾角(燃料指令)经动态滤波处理后，加到主调的输出，作为前馈量，其目的使为了在负荷变化引起烟气侧扰动时 末级过热蒸汽温度控制系统

如图3所示，又称为二级减温控制系统。该系统也由A(左)侧和B(右)侧两套系统构成，结构相似，采用典型的串级汽温控制方案。

系统的设定值可由运行人员手动设定或由修正后的蒸汽流量经f(x)形成。蒸汽流量、总风量、燃烧器倾角(燃料指令)经动态滤波补偿处理后，加到主调的输出，作为前馈量，其目的使为了在负荷变化引起烟气侧扰动时，及时调整**量，消除负荷扰动，减小过热汽温波动。

为保证机组的经济性，防止过多**，系统还设置了最低**温度限制，即由汽水分离器出口压力经f(x)形成饱和温度，再加上10℃的过热度，作为**的最低温度限。 四 直流锅炉的启动系统

1、直流锅炉启动过程的主要问题

（1）直流锅炉无储存汽水的锅筒，启动一开始就必须不间断地向锅炉送进给水。如果启动流量按30%额定流量计算一台容量为2650t/h的800MW锅炉启动初期就需要800t/h的启动流量。这样多的给水流量既要经过水质的化学处理，又要在锅炉内吸收燃料燃烧放出的热量，如果不利用，既造成自然水资源的大量浪费，又造成水质处理过成运行费用和热量的浪费。因此，为了回收工质和热量，直流锅炉必须设置专门的启动系统。

（2）对于单元机组的成套启动，为了尽可能缩短汽轮机的启动时间，必须使直流锅炉的启动和汽轮机的启动能够密切配合。这就是说，锅炉送出的过热蒸汽参数应该按照汽轮机启动的要求逐渐提高。

（3）直流锅炉启动中存在汽水的膨胀问题，热膨胀不但会导致水冷壁内的水动力不稳定，还会导过热器出口的蒸汽达不到额定参数，甚至出现蒸汽带水，危及机组安全运行。

（4）对于中间再热机组，机组启动时再热器中无工质通过，需要保护再热器受热面。因而需要汽轮机旁路系统。 2、启动系统的作用

（1）建立启动压力和启动流量，保证给水连续的通过省煤器和水冷壁，尤其是保证水冷壁的足够冷却和水动力的稳定性。

（2）回收锅炉启动初期排出的热水、汽水混合物、饱和蒸汽以及过热度不够的过热蒸汽，以实现工质和热量的回收。

（3）在机组启动过程中，实现锅炉各受热面之间和锅炉与汽轮机之间工质状态的配合。单元机组启动过程初期，汽轮机处与冷态，为了防止温度不高的蒸汽进入汽轮机后凝结成水滴，造成叶片的水击启动系统应起到固定蒸发受热面终点，实现汽水分离的作用。从而使给水量调节、汽温调节、燃烧量调节相对独立，互不干扰。 3、超临界机的启动系统

超临界直流锅炉与亚临界汽包锅炉最大的区别在于超临界直流锅炉设计有启动旁路系统。启动旁路系统锅炉启动时，需保证直流炉水冷壁的最小流量(约35%MCR)，当负荷小于35 % MCR时，汽水分离器处于有水状态(即湿态运行)，此时通过水位控制阀完成对分离器水位控制及最小给水流量控制;当负荷上升等于或大于35%MCR时，给水流量与锅炉产汽量相等，为直流运行方式，进入干态运行，汽水分离器变为蒸汽联箱使用。

为平稳实现锅炉控制由分离器水位和最小流量控制转换为蒸汽温度控制及给水流量控制，必须首先增加燃料量，而给水流量保持不变，这样过热器入口烩值随之上升，当过热器入口烩值上升到定值时，温度控制器参与调节，使给水流量增加，从而使蒸汽温度达到与给水流量的平衡(燃水比控制蒸汽温度)。升负荷过程中，分离器从湿态向干态转换。

图形、表格用截图

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大型电站锅炉运行与调整

目 录

锅炉运行调整特点和任务

直流锅炉的运行与调整 （汽温、汽压特性、运行控制） 机组变压运行 （机组运行方式） 前后对冲锅炉燃烧调整 （燃烧调整） “W”火焰锅炉的燃烧调整 （燃烧调整）

一、锅炉运行调整特点和任务

对单元制机组，炉-机-电串联构成不可分割的整体，其中任何环节运行状态的改变都将引起其它环节运行状态的改变，因此，炉-机-电的运行与调整是相互联系的。但是各环节的工作有其各自不同的特点：锅炉侧重于调整，汽轮机侧重于监视，电气侧重于与单元机组的其它环节以及与外界电网的联系。锅炉是高温、高压蒸汽的生产者，而汽轮机、电气是蒸汽的使用者和消耗者，锅炉的运行与调整比汽轮机和电气要重要得多，锅炉运行状态决定着整过电厂运行的安全性和经济性。锅炉机组的运行调整操作比汽轮机、电气的操作要复杂得多，频率也高得多。锅炉的运行调整具有单一性的特点，同一电厂相同容量和型号的两台锅炉的运行调整的手段、方式和幅度都有差别，两者不能完全套用，因此，锅炉运行操作人员必须潜下心来摸清锅炉的“脾气”，了解锅炉的特点。 电站锅炉的产品是过热蒸汽，锅炉运行的任务就是要根据用户要求提供用户所需的一定压力和温度的过热蒸汽，同时锅炉机组本身还应做到安全和经济运行。由于汽轮发电机组的运行状态随着外界负荷的变化而变化，锅炉也必然相应地进行一系列调整。使供给锅炉的燃料量、空气量、给水量等与外界负荷变化相适应。即使在外界负荷稳定的时候，锅炉内部因素的改变（如煤质变化）也会引起运行参数的变化，同样要求进行燃烧调整。因此，锅炉机组的运行实际上是处在不断的调整之中，其稳定只是相对的。 在正常运行中，对锅炉进行监视和调整的主要内容有： ? 确保锅炉的安全运行

? 使锅炉蒸发量适应外界负荷需要 ? 均匀给水保持汽包水位正常

? 保持正常的汽温、汽压，争取压红线运行 ? 保持水、汽品质合格

? 保持燃烧稳定，减少锅炉各项损失，提高锅炉效率 二、直流锅炉的运行与调整 1、汽温的静态特性

由于直流锅炉各级受热面是串联连接，水的加热与汽化、蒸汽的过热三阶段的分界点在受热面中的位置不固定而随工况变化。对于没有再热器的直流锅炉，当锅炉负荷变化时，在锅炉燃料发热量、锅炉效率、给水焓不变条件下，保持适当的煤/水比，主蒸汽温度可保持稳定，而汽包锅炉没有此特性，其温度随负荷的变化大；如果燃料发热量增加，主蒸汽温度增加，如果锅炉效率下降，主汽温度下降，给水含下降，主蒸汽温度也下降。对有再热器的直流锅炉，不同工况下，锅炉辐射吸热量与对流吸热量的份额会发生变化。因此，为维持主汽温度不变，煤/水比应进行适当修正。 2、汽压静态特性

直流锅炉压力是由系统的质量和热量平衡以及工质流动压力降等因素决定的。 2.1燃料量扰动

当燃料量增加，汽机调门开度不变时，有以下3种情况：

? 给水量随燃料增加，使煤/水比不变→因蒸汽流量增加使汽压上升。

? 给水流量保持不变，煤/水比上升→为维持汽温必须增加减温水量，同样因蒸汽流量增加使汽压上升。 ? 给水流量和减温水保持不变，则汽温升高，蒸汽容积增大，汽压也有所上升。如果汽温升高在允许范

围内，汽压上升不大。 2.2给水量扰动

给水量增加，汽机调门开度不变时，也有以下3种情况：

? 燃料量随给水量增加，使煤/水比不变→因蒸汽流量增加使汽压上升。 ? 燃料量保持不变，减少减温水量保持汽温，汽压不变。

? 燃料量和减温水保持不变，如果汽温下降，在允许范围内，则汽压上升。 3、动态特性

3.1锅内工质储存量变化

将直流锅炉受热面简化为省煤器、水冷壁、过热器三个受热管段串联组成。水通过省煤器进行加热，水冷壁进口为未饱和水，在水冷壁中加热、汽化和蒸汽微过热，然后通过过热器过热。

燃料量或给水量的扰动，会造成水冷壁热水段、蒸发段和微过热段长度发生变化，从而使锅内工质储存量发生变化。如燃料量增加→受热面热负荷增大、水冷壁热水段和蒸发段长度缩短、蒸汽微过热增长→部分空间的储水转变成蒸汽，短时间内蒸汽质量流量大于给水质量流量。同样，给水流量增大→造成部分蒸汽空间转变成水空间，短时间内蒸汽质量流量小于给水质量流量。由于锅内储存水量发生变化而使蒸汽流量增加或减少的部分称为附加蒸发量。

从以上所述可知，当直流锅炉热负荷与给水量不相适应时，出口汽温会显著变化。因此运行中热负荷与给水应很好地配合，也就是要保持精确的煤/水比。反之，只要保持适当的煤/水比，直流锅炉就可以在任何负荷与任何工况下维持一定的过热汽温。这种情况与自然循环锅炉有较大的区别。 3.2汽温汽压变化特性 3.2.1调门开度变化

当调门开度突然增大时，蒸汽流量急剧增加，汽压迅速下降。如果给水压力和给水阀开度不变，给水流量会自动增加，稍高于原来水平。汽压降低使锅炉金属和工质释放热量，产生附加蒸发量。随后蒸汽流量逐渐减少，最终与给水量相等，保持平衡。同时汽压降低的速度也逐渐减缓，达到最终值。由于燃料量不变，而给水量有所增加，锅炉出口汽温会有降低。在最初阶段，蒸汽流量显著增大时，汽温应明显下降，但由于过热器金属释放储热起到补偿作用，因而汽温下降是比较平稳的。 3.2.2燃料量变化

当燃料量突然增加时→蒸发量延时后发生增加的波动，随后蒸发量稳定下来与给水量保持平衡。 随着蒸发量增加，锅炉压力也逐渐升高，给水量自动减小。

煤/水比既使增加很小，蒸汽温度也会明显升高。但是，在过渡初始阶段，由于蒸发量与燃烧放热量基本按比例变化，再加上管壁金属储热的延缓作用，过热蒸汽温度要经过一定的滞后才逐渐升高。如果燃料增加速率和幅度大（煤/水增加快而多），可能造成热水段末端发生工质膨胀现象，锅炉瞬间排出大量蒸汽，蒸汽温度有一个先下降后逐渐上升的过程。 当煤/水比增加时，蒸汽压力延时后上升，最后保持在较高水平。蒸汽压力最初的上升是因蒸发量增加引起，保持在较高水平是由于汽温升高后，蒸汽容积流量增大，而汽轮机调门开度不变致所。 3.2.3给水量变化

给水量突然增加时，由于燃料量不变，热水段和蒸发段要延长，在最初阶段，蒸汽流量会逐渐增加。最终稳定状态，蒸发量等于给水量，达到新平衡。由于存在金属储热延缓作用，汽温变化与燃料量扰动相似，蒸汽温度是逐渐下降的。过热蒸汽压力由于蒸汽流量增加而升高，当汽温下降、容积流量减少时，又有所降低，最后稳定在稍高水平。 3、直流锅炉蒸汽参数调节

调节任务有：使蒸发量满足汽轮机要求；保持蒸汽压力和温度稳定；保持最佳风量，使锅炉效率最佳；保持炉膛负压；保持汽水流程中某些中间点温度。

要对直流锅炉进行正确可靠的操作和配用自动调节系统，正确选择调节信号和手段很重要。 3.1主调节信号的选择

主调节信号——即被调参数或被调量。

在直流锅炉蒸汽参数调节中被调量是汽压和汽温。但仅仅把锅炉出口汽温和汽压作为主调节信号，调节品质差。因此还必须选择必要的辅助信号。 蒸汽参数调节主要通过煤/水比，通常可以用蒸汽温度间接判断。由于煤/水比与蒸汽温度之间是累计关系，每一工况的扰动要通过一定的延时显现出来，即扰动后被调参数（蒸汽温度）有一段延时才发生变化，为提高调节品质和便于操作人员运行判断，除了采用煤/水比外，还要选择其它测量值作为主调节信号。 直流锅炉主调节信号有：过热器出口烟温、锅炉蒸发量、过热器出口压力。

利用过热器出口烟温作为主调节信号的优点在于它的变化延时很小。利用过热器出口烟温和锅炉蒸发量可以迅速判断出燃料发热量的变化情况。锅炉蒸发量的变化并不一定由燃料量变化引起，汽轮机功率变化同样会引起锅炉蒸发量暂时的增减，因此，要正确判断是燃料扰动引起还是外界负荷变化引起，就必须加入过热器出口压力这一主调信号。由此可见，过热器出口烟温、锅炉蒸发量和过热器出口压力这三个主调信号，在锅炉带不同负荷时可以用来调整燃料量；当锅炉负荷变动时可以用来调节给水量。

由于直流锅炉出口和蒸汽、水管路所有中间截面是相互联系的，界面是移动的，因此，直流锅炉的调节质量不仅在于准确地保持给定的蒸发量及额定的汽温、汽压，同时还应该保持住中间工质的截面温度，这

样才能稳定锅炉出口温度。所以，还必须选择适当的中间温度点作为主调信号。该点一般是指汽水分离器出口温度。

3.2蒸汽参数调节原理

锅炉运行必须保证汽轮机所需要的蒸汽量和过热蒸汽压力和温度的稳定。锅炉蒸汽参数的稳定取决于：汽轮机功率与锅炉蒸发量的平衡、燃料量与给水量的平衡。第一个平衡可以稳定汽压，第二个平衡可以稳定汽温。但是由于加热、蒸发和过热三个过程无固定的界面，使得汽压、汽温和蒸发量之间又是相互依赖和关联的，一个调节手段不仅仅只影响一个被调参数。 3.2.1汽压调节

汽压调节就是保持锅炉出力和汽轮机所需蒸汽相等。汽压变化是汽轮机负荷或锅炉出力变动引起。其变动反映了两者的不平衡。而直流锅炉的出力首先应由给水量来保证，然后相应调整燃料量以保持其它参数稳定。在带基本负荷的直流锅炉上，如果采用自动调节，还可以采用调节汽机调门的方法来稳定汽压。 3.2.2过热汽温调节

过热汽温调节主要是调整燃料量与给水量。由于锅炉效率、燃料发热量和给水焓（温度）在运行中也会变化，加上给煤量和燃料量在运行中有波动，在实际锅炉运行中要保证煤/水比的精确值很难。因此，直流锅炉除采用煤/水比作为粗调的手段外，还必须采用喷水减温作为辅助调节手段。有些锅炉也采用烟气再循环、烟气挡板和燃烧器摆动等作为调节手段。但国内常用这些方法调节再热汽温。

为了维持锅炉出口汽温的稳定，通常在过热汽区段取一温度测点，将它固定在相应的数值上，这就是通常所说的中间点温度。该点目前一般采用汽水分离器出口温度。

由此得出直流锅炉的操作经验：给水调压，燃料配合给水调温，抓住中间点温度，微量喷水。 3.2.3再热汽温调节

再热汽温过低，会增加汽轮机汽耗，再热汽温过高，对金属材料有损坏，特别是再热汽温的急剧变化会导致中压缸与转子间胀差发生显著变化，引起汽轮机振动和事故。因此，必须调节再热汽温。但再热汽温调节不能采用煤/水比调节，因为再热器布置在烟温较低的区域，主要表现为对流传热特性而非辐射传热特性。再热汽温调节一般通过烟气调节挡板为主，微量喷水作为辅助手段。 3.2.4汽温调节注意事项

? 加强汽温监视，特别注意中间点温度监视，分析变化趋势，调节超前，以减少波动； ? 掌握各减温水调门开度与喷水量之间关系，熟悉过热器、再热器的汽温特性，为手动调节打下坚实基础。 ? 在调温时，避免操作应平稳均匀，大开大关；加强燃烧侧的烟温偏差调整，尽量减少烟温偏差。 3.3直流锅炉蒸汽参数手动调节

由于直流锅炉蓄热能力小，工况扰动后被调参数往往变化快而剧烈，因此必须掌握规律才能进行有效操作。 3.3.1负荷不变时蒸汽参数的调节

对于带固定负荷直流锅炉，主要是调节汽温。因而在煤/水比确定后，操作中应尽量减少燃料量的改变。 燃料量一般取自磨煤机进口的负荷风量（双进双出磨）或给煤机进口给煤量（中速磨），给水流量以省煤器进口流量为准。

过热器出口烟气温度和中间点汽温可以作为燃料量的调整依据；由于燃料量的调节精度还受到燃料变化和制粉系统本身供应的限制，要保证煤/水比的稳定一般有困难，这是应借助减温水进行调节。在带固定负荷时，蒸汽参数的调节是借助喷水调节汽温而尽可能稳定住燃料量。给水调节只有在喷水量较大时才进行。 3.3.2变负荷时蒸汽参数的调节

此时调节的任务是在新的出力下确定给水量与燃料量之间必要的比例，以保持锅炉蒸汽参数稳定。

在增加或减少负荷时，应控制增减的速度和频率，避免调节过大发生震荡。通常每次变化应控制在10%额定蒸发量以内，而且应均匀增减；两次增减负荷之间应有足够的间隔。

锅炉负荷改变时，应注意燃料量与给水量之间的配合协调，燃料量的改变可以稍微超前一点。调节过程中同样应监视过热器出口烟温和中间点汽温。

喷水调节作为辅助手段，以消除主调节（煤/水比）中所出现的偏差。而且在变负荷变化前，喷水量要在一合适的位置，以适应变负荷时增、减两方面的需要。 三、机组变压运行 1、变压运行定义

对单元机组，在负荷变动时可采用常规定压运行方式，也可采用变压运行方式。采用变压运行时，汽轮机调门基本保持全开，锅炉按负荷需要改变蒸汽出口压力，负荷低则汽压低，负荷高则汽压高，而过热蒸汽温度则维持不变。变压运行就是改变新汽压力以适应负荷变动。这是汽轮机随动的控制方式，变压运行机组一般不参与调频。 2、变压运行优缺点

缺点：过热蒸汽压力随机组负荷的降低而降低，使机组循环热效率下降。 优点：

a变压运行时，过热蒸汽压力随机组负荷的降低而降低，汽轮机调门开度和第一级通流面积均保持不变，减少了节流损失，并改善了汽轮机高压端蒸汽流动状况，使变压运行时汽轮机的内效率要高于定压运行。负荷越低，这种效益越大。

综合考虑汽轮机内效率提高的效益和机组循环热效率下降造成的损失，对于亚临界参数，用喷嘴调节汽轮机，

在额定负荷30%～40%以下时，采用变压运行才有利。

b变压运行时，高压缸排汽温度几乎不变并略有升高，不象定压运行那样随负荷降低而降低，因此锅炉在低负荷时能维持额定再热蒸汽温度。这样当负荷低于额定负荷70%时，变压运行经济性比定压运行有显著改善。

在变压运行方式下，限制负荷变动速度的不是汽缸壁而是与饱和工质接触的锅炉厚壁部件（因汽轮机内部工质温度变化不大），即由于厚壁部件局部温度急剧变化所引起的热应力。根据经验，采用带炉水循环泵的复合循环锅炉的单元机组所允许的负荷变化速度，在变压运行时约为定压运行的两倍，每分钟可达额定负荷的10%。由于汽包锅炉具有固定的过热器受热面，在不同负荷和压力下难以维持固定的蒸汽温度；储热容量大，负荷变化时调节控制系统响应能力差；汽包安全受热应力限制。所以汽包锅炉较难适应变压运行方式。在国外，采用变压运行机组的亚临界锅炉通常配炉水循环泵，并采用螺旋管水冷壁以尽量弥补以上不足。由于超临界锅炉本身的特点，完全能适应变压运行要求，但当压力低于临界值（22.129MPa）时，应注意防止发生膜态沸腾，汽水分配不均和汽水分层现象。 四、前后对冲锅炉燃烧调整 1、前后对冲燃烧锅炉优点

前后墙对冲燃烧方式是600MW以上机组锅炉最主要的燃烧方式。它主要有以下两个优点：

? 燃烧器容易布置，不至于炉膛过宽，在大型化方面有很大优势。沿前后墙高度方向可以布置多排，每排

可以布置多个燃烧器，如一般600MW机组锅炉常见的布置方式有：前后墙沿高度布置3排，每排4个，共24个燃烧器（如湘潭二期）；前后墙沿高度布置4排，每排4个，共32个燃烧器（如江苏常熟第二发电厂）。而四角切圆燃烧锅炉由于一次风速受到限制，炉膛尺寸不可能太大，否则，炉膛充满度差，在600MW机组以下锅炉可以采用四角切圆燃烧形式，当燃用容易着火的高挥发份煤时，也可以作到600MW机组（上海锅炉厂生产），如果要进一步加大容量，应采用双炉膛结构。而“W”火焰锅炉最大目前只能到600MW（韩丰电厂、金竹山）。

? 烟温、汽温偏差小。由于燃烧器前后墙为对称布置，而且炉膛宽度相对较小，可以单个燃烧器分别调节

风量，因此炉膛温度较均匀，炉膛出口烟温偏差小，汽温偏差也小。而四角切圆燃烧锅炉出口存在残余旋转，左右烟温偏差大，左右烟温偏差随锅炉容量的增大而增大。“W”火焰由于炉膛宽度大，对配风均匀性的要求也高，容易造成大的烟温偏差，特别是低负荷时，部分制粉系统退出，烟温偏差更大，容易出现部分管壁超温。大的烟温偏差必然带来汽温偏差。

不足：目前所有的前后对冲燃烧锅炉的燃烧器都是采用旋流燃烧器，二次风在一次风的周围，为“风包粉”结构，二次风混入一次风早，对燃用低挥发份的无烟煤非常不利。目前，国内外还没有完全燃用低挥发份无烟煤的前后对冲燃烧锅炉。 2、前后对冲锅炉燃烧调整

A、华润电力常熟第二发电厂

600MW超临界机组锅炉（哈尔滨锅炉厂有限责任公司与三井巴布科克能源公司联合投标制造），型号为HG-1950/25.4-YM1，采用低NOX轴向旋流燃烧器(LNASB)前后墙对冲燃烧方式。制粉系统采用双进双出钢球磨煤机正压直吹式制粉系统，每台锅炉配置4台BBD-4360型双进双出钢球磨煤机。设计煤种为神府东胜烟煤，校核煤种1为混煤，校核煤种2为大同煤。表1 锅炉主要技术参数

项 目 主蒸汽流量 主蒸汽温度 主蒸汽压力 再热蒸汽进/出口温度 再热蒸汽进/出口压力 再热蒸汽流量 省煤器进口给水压力 省煤器进口给水温度 热风温度（一/二次风） 排烟温度（修正前/后） 锅炉效率 表2 煤质特性 项目 收到基碳分 符号 Car 单位 % 设计煤 64.4 校核煤1 54.14 校核煤2 54.5 实际煤质 63.2 单位 t/h ℃ MPa ℃ MPa t/h MPa ℃ ℃ ℃ % B-MCR 1950 543 25.4 307/569 4.82/4.63 1588.5 28.78 289 273/303 134/130 93.45 BRL 1860 543 25.4 301/569 4.57/4.39 1508.8 28.34 286 269/297 130.6/127 93.6 项目 收到基氢分 收到基氧分 收到基氮分 收到基硫分 收到基灰分 收到基水分 可燃基挥发分 收到基低位发热值 变形温度 软化温度 流动温度 符号 Har Oar Nar Sar Aar Mt Vdaf Qnet.v DT ST FT 单位 % % % % % % % kJ/kg ℃ ℃ ℃ 设计煤 3.64 10.05 0.79 0.43 8.79 12.1 38 23826 1160 1190 1290 校核煤1 3.51 6.83 0.80 0.77 21.02 12.93 39 20870 1360 1440 1490 校核煤2 3.36 7.26 0.73 0.63 26.68 6.84 28 21156 1160 1250 1330 实际煤质 3.60 9.56 0.79 0.68 12.10 10.23 36.8 22952 燃烧系统 燃烧器 本锅炉燃烧器采用三井巴布科克公司（Mitsui Babcock）的低Nox轴向旋流煤粉燃烧器（Low Nox Axial Swirl Burner－LNASB）。 燃烧器布置方式（如图1）采用前后墙布置，对冲燃烧。前后墙上在标高18.351m、22.194m、26.037m、29.880m上各布置4排燃烧器，每排各有4只LNASB燃烧器，共32只LNASB燃烧器。在最上层煤粉燃烧器上方，前后墙标高33.388m处各布置1排燃尽风口，每排布置7只，共14只燃尽风口。燃烧器层间距为3.8m。燃烧器有分风箱，风箱分为前后墙风箱，根据燃烧器前后墙布置的层数，前后墙风箱又各分为四个小的分风箱，即每排燃烧器一个小风箱，每排小风箱从炉膛两侧进风。 每只LNASB燃烧器装有1支油枪用于点火、暖炉和低负荷稳燃。

LNASB燃烧器的结构如图2所示，主要由一次风道、二次风道、三次风道、旋流控制机构、中心风孔、喉口等组成。

图2 LNASB燃烧器结构图

LNASB燃烧器的燃烧配风方式如下：

1）一次风

一次风由一次风机提供：它首先进入磨煤机干燥原煤并携带磨制合格的煤粉通过燃烧器的一次风入口弯头组件进入LNASB燃烧器，再流经燃烧器的一次风管，最后进入炉膛。一次风管内靠近炉膛端部布置有铸造的整流器，用于在煤粉气流进入炉膛以前对其进行浓缩。整流器的浓缩作用和二次风、三次风调节协同配合，以达到在燃烧的早期减少NOx的目的。

2）二次风、三次风

燃烧器风箱为每个LNASB燃烧器提供二次风和三次风。每个燃烧器设有一个风量均衡挡板，用以使进入各个燃烧器的分风量保持平衡。二次风和三次风通过燃烧器内同心的二次风、三次风环形通道在燃烧的不同阶段分别送入炉膛。燃烧器内设有套筒式挡板用来调节二次风和三次风之间的分配比例。

二次风和三次风通道内布置有各自独立的旋流装置。三次风旋流装置为不可调节的型式，固定在燃烧器出口最前端位置。而二次风旋流装置为沿轴向可调节的型式，调整旋流装置的轴向位置即可调节二次风图1 燃烧器布置图 的旋流强度。

风量和旋流挡板的调节杆均穿过燃烧器面板，能够在燃烧器和风箱外对档板的位置进行调整。 3）中心风

燃烧器设有中心风管，用以布置点火设备。一股小流量的中心风通过中心风管送入炉膛，以提供点火设备所需要的风量，并且在点火设备停运时防止灰渣在此部位集聚。

4）燃尽风（OFA）

燃尽风风口包含两股独立的气流：中央部位的气流是非旋转的气流，它直接穿透进入炉膛中心；外圈气流是旋转气流，用于和靠近炉膛水冷壁的上升烟气进行混合。 调整方法

1、通过调节燃烧系统挡板，使每个燃烧器二次风量尽量均匀

二次风系统在每排燃烧器左右侧总风道上装有风量测量装置，同时前后墙大风箱上有风压测点，运行中根据风量和风压显示值调节各排燃烧器总风门的开度（通常前墙风门的开度要大于后墙），使各排燃烧器风量均匀；

前后大风箱分隔控制每排燃烧器（4个）的总风量，各燃烧器风量调整是通过风量均衡挡板调节（但没有风量监视手段）。挡板的调节杆为手动拉杆，调节不方便，热态下经常出现卡涩现象，一般只能在冷态

下调好，热态下基本不调整。

2、尽量使每个燃烧器一次风速一致，煤粉浓度、细度和均匀性一致

首先从粉管布置上采取措施。目前直吹式对冲炉有两种供粉方式，一是单台磨煤机供一层（前后）燃烧器，另一种是单台磨煤机供前墙或后墙一排燃烧器，采取哪种方式需根据设计磨煤机台数和燃烧器层数来定。常熟二厂锅炉采用前一种，每层8个燃烧器由一台磨煤机供粉，驱动端和非驱动端分别供前后墙燃烧器，这种方式磨煤机台数少、单台磨煤机出力大，但在煤粉分配均匀性方面存在缺点，即系统阻力（尤其前后墙）存在较大偏差。

通过调整或试验完成。一般在冷态试验中，通过调整可调缩孔开度将每台磨煤机出口的一次风管阻力调平。由于冷态和热态下存在区别，煤粉分配的浓度偏差和均匀性不可能完全消除。 B、湘潭电厂二期

锅炉系东方锅炉（集团）有限公司生产的DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生锅炉,前后墙对冲燃烧。每台炉共配有24个BHDB公司生产的HT-NR3型旋流煤粉燃烧器，与之配套的是6台沈阳重型机械厂生产的BBD4060双进双出磨煤机。设计燃用山西省晋城贫煤与河南省平顶山烟煤的混煤。 燃料：山西省晋城贫煤与河南省平顶山烟煤的混煤 项 目 收到基碳 元 收到基氢 素 收到基氧 分 析 收到基氮 收到基全硫 收到基灰份 工 收到基水份 业 空气干燥基水份 分 析 干燥无灰基固定碳 干燥无灰基挥发份 收到基低位发热量 变形温度 灰熔软化温度 点 熔化温度 符号 Car Har Oar Nar St,ar Aar Mt Mad Cdaf Vdaf Qnet,ar kJ/kg DT ST FT ℃ ℃ ℃ 22570 1450 20300 1450 24605 1230 1380 ＞1450 单位 % % % % % % % % % % kcal/kg 设计煤种 校核煤种(一) 校核煤种(二) 60.06 2.52 3.49 1.11 0.98 23.54 8.23 1.38 85.03 14.93 5391 52.3 3.2 5.3 1.4 0.5 29.2 8 79 21 4850 66.52 2.16 2.29 0.95 1.43 18.07 8.56 1.38 89.15 10.85 5876 燃烧及制粉系统

本机组采用正压直吹式燃烧系统。燃烧设备为前后墙布置，对冲燃烧，旋流式燃烧器。前、后墙各布置3层HT－NR3燃烧器，每层4只；同时在前、后墙各布置一层燃烬风喷口，其中每层2只侧燃烬风喷口，前后共8只燃烬风喷口。每只煤粉燃烧器布置有一只250kg/h的小油枪，用于启动油枪和煤粉燃烧器的点火及维持煤粉燃烧器的稳燃；前墙中排、后墙中排每只燃烧器中心布置有启动油枪，单只出力4700kg/h，共8只。各煤粉燃烧器及风箱入口处均布置有风门挡板，风门挡板配有一个执行器，用于调节。

煤粉燃烧器主要由一次风弯头前冷却空气阀，一次风弯头，文丘里管，二次风装置，外二次风装置（含调风器，调节机构），煤粉浓缩器，稳燃环，外二次风执行器（也叫三次风执行器）及燃烧器壳体等零部件组成。(见附图1“燃烧器结构示意图”)

煤粉及其输送用风(即一次风)经煤粉管道、燃烧器一次风管、文丘里管，煤粉浓缩器后喷入炉膛；二次风(兼作停运燃烧器的冷却风)经二次风大风箱、燃烧器内、外二次风通道喷入炉膛。

燃烧器和磨煤机连接关系见图2。

前墙

后墙

E4 左侧墙 B1 E3 B2 A3 E2 B3 A2 E1 B4 A1 右侧墙

C4 右侧墙 D1 C3 D2 F2 C2 D3 F3 C1 D4 F4 左侧墙

1 2 A4 F1

1 2

1 2

1 2

1 2

1 2

磨F 3 4 磨E 3 4 磨D 3 4 磨C 3 4 磨B 3 4 磨A 3 4 附图2 燃烧器和磨煤机连接关系图

调整方法

1、通过调节燃烧系统挡板，使每个燃烧器二次风量尽量均匀 通过风箱入口风门执行器调平各层燃烧器总风量。

燃烧器内二次风为直流，通过调节手柄来调节套筒位置调平各燃烧器内二次风量。

外二次风为旋流，通过叶片角度调节旋流强度；内、外二次风的风量分配通过调节各内二次风套筒开度和外二次风调风器开度来实现的。

2、一次风速、煤粉浓度和细度的均匀性也只能靠燃烧器的合理布置、可调缩孔的阻力调平和运行过程中清理杂物实现。 五．“W”火焰锅炉的燃烧调整 1．双进双出磨煤机运行调整

对直吹式制粉系统特点而言，由于没有中间粉仓，在磨煤机料位保持不变前提下，进入磨煤机的煤量等于入炉煤量。因此煤粉细度难以保持稳定，锅炉负荷越高，煤粉越粗；一次风速也难以保持稳定，锅炉负荷越高，一次风速也越高；特别是当煤质发热量下降时，带同样锅炉负荷所需煤量增加，导致煤粉粗、一次风速高，对锅炉的稳定着火和燃烬十分不利。因此，对于直吹式制粉系统，其调整手段很有限，它受制于锅炉负荷。

对于双进双出磨煤机运行中可以从以下几方面进行调整：

煤粉细度调整：主要通过调整分离器挡板开度和调整系统风量。

磨煤机出口温度调整：通过磨煤机入口冷风门进行。对于燃用无烟煤的锅炉，调整的原则是：在磨煤机大瓦温度安全的前提下，尽可能提高磨煤机出口温度，以利于煤粉的稳定着火与燃烬。

密封风与磨煤机差压调整：在保证磨煤机筒体不漏粉前提下，尽可能降低密封风差压。由于密封风是低温风，要尽量减少。一般情况下，磨煤机密封风与磨煤机入口一次风压的差压在1.5kPa左右基本能满足要求。 磨煤机筒体内存煤量（料位）调整：在正常运行过程中，磨煤机筒体内应保持合适的料位，料位太低，抗断煤干扰能力差，锅炉负荷容易出现波动，而且钢球利用率低，制粉电耗和钢耗高；料位太高，容易出现筒体漏粉，而且钢球被煤粉所埋没，提升高度受限，钢球利用率低。因此，运行中应保持合理的料位。一般在400～600Pa之间。此外，要定期添加钢球，以维持磨通体内恒定的钢球量。

磨煤机出口风管风速的调平和磨煤机之间一次风量的调平：磨煤机本身风管风速的调平和磨之间风量的调平与否直接关系到煤粉细度的均匀性、炉内燃烧稳定性、炉膛温度的均匀性和锅炉的经济性。磨煤机本身风管风速的调平要通过可调缩孔来进行，一般设置好后不应轻易变动，而磨之间风量的调平需要在运行过程中进行。对制粉系统进行定期清理（清理分离器挡板、回粉管和均分器）是保持磨煤机本身风管风速平衡的唯一手段。

2.风门挡板调整与氧量调平。

对旋流燃烧器“W”火焰锅炉而言（如耒阳电厂巴威公司锅炉），主要是通过调节内、外二次风的风量和旋流强度进行调整，而且可以调节的范围很有限。运行过程中，关键是要保持各个燃烧器进口二次风量的整体平衡。因此，要加强这些流量测点的日常维护。

对FW流派的“W”火焰锅炉而言，主要通过调节A～F挡板、乏气风挡板和消旋叶片的开度进行调节，以适应煤种和负荷变化的需要。其中A、B、D、E挡板为手动，一般不经常变动，只有F挡板要经常改变，由于沿炉膛宽度方向是采用前后大风箱结构，而且炉膛宽度大，在F挡板的操作过程中一定要保证沿炉膛宽度方向各投运的F风喷口风速均匀（通过尾部空气预热器进口氧量表反映出来）。

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