350MW超临界机组控制方案说明A
仁丘2×350MW超临界机组MCS系统逻辑设计说明
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新华控制工程有限公司2011年8月28日
超临界机组控制方案说明
1．超临界机组模拟量控制系统的功能要求
超临界机组相对于亚临界汽包炉机组，有两点最重要的差别：一是参数提高，由亚临界提高至超临界；二是由汽包炉变为直流炉。正是由于这种差别，使得超临界机组对其控制系统在功能上带来许多特殊要求。也正是由于超临界机组与亚临界汽包炉机组这两个控制对象在本质上的差异，导致各自相对应的控制系统在控制策略上的考虑也存在差别。这种差别在模拟量控制系统中表现较为突出。此处谨将其重点部分做一概述。
1.1 超临界锅炉的控制特点
(1)超临界锅炉的给水控制、燃烧控制和汽温控制不象汽包锅炉那样相对独立，而是密切关联。
(2)当负荷要求改变时，应使给水量和燃烧率（包括燃料、送风、引风）同时协调变化，以适应负荷的需要，而又应使汽温基本上维持不变；当负荷要求不变时，应保持给水量和燃烧率相对稳定，以稳定负荷和汽温。
（3）湿态工况下的给水控制——分离器水位控制，疏水。
（4）干态工况下的给水控制-用中间点焓对燃水比进行修正，同时对过热汽温进行粗调。
（5）汽温控制采用类似汽包锅炉结构，但应为燃水比+喷水的控制原理，给水对汽温的影响大；给水流量和燃烧率保持不变，汽温就基本上保持不变。
1.2 超临界锅炉的控制重点
超临界机组由于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。因此，超临界机组的负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切相关的；而维持燃水比又是保证过热汽温的基本手段；因此保持燃/水比是超临界机组的控制重点。本公司采用以下措施来保持燃/水比：（1）微过热蒸汽焓值修正
对于超临界直流炉，给水控制的主要目的是保证燃/水比，同时实现过热汽温的粗调，用分离器出口微过热蒸汽焓对燃/水比进行修正，控制给水流量可以有效对过热汽温进行粗调。
(2) 中间点温度
本工程采用中间点温度（即分离器出口温度）对微过热蒸汽焓定值进行修正。当中间点温度过高，微过热蒸汽焓定值立即切到最低焓，快速修改燃/水比、增加给水量。当中间点温度低与过热度，表明分离器处于湿态运行，此时焓值修整切为手动。
(3) 喷/水比（过热器喷水与总给水流量比）
在超临界机组如果喷/水比过大（或过小），即流过水冷壁的给水量过小（或过大），用喷/水比修正微过热蒸汽焓定值（即修正燃/水比），改变给水流量，使过热减温喷水处于良好的控制范围内。
(4) 燃水指令的交叉限制回路
本工程给水最小流量限制、燃/水交叉限制，主要目的是在各种工况下防止燃料与给水比的失调。燃料指令由锅炉指令加变负荷超调量前馈，经给水指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范围内）；给水指令经燃料指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范围内）。
（5）高加解列超调前馈
高加解列，给水温度偏低，通过超调前馈快速减少给水量（超调量与负荷成比例关系），以确保燃/水比调整使过热汽温在正常范围内。
注：高加解列超调量只受最小流量限制，不受其他条件影响。
1.3 超临界锅炉的给水控制
超临界锅炉给水控制要完成了多重控制任务：控制燃/水比、实现过热汽温的粗调、满足负荷的响应。
1）给水指令组成
给水指令由燃料指令经f(x)对应的总给水量减去过热器喷水量、通过燃/水比修正，加变负荷超调量前馈，经燃料指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范围内），加高加解列前馈。具体分析如下：
（1）给水指令的前馈
给水指令的前馈包括：静态前馈和动态前馈二部分组成。
①静态前馈
这是给水指令的主导部分，由燃料指令折算出锅炉需要的给水总量，扣除减温水量后，作为直流炉的给水指令，通过这部分的静态前馈，基本保证了燃/水之比。由于燃料、给水对过热汽温反应存在时差，因此给水指令要经惯性环节延迟。
②变负荷超调量动态前馈
变负荷超过5MW时对燃料、给水指令超调前馈，主要是为了提高机组的负荷响应速度。
③高加解列超调前馈
高加解列，给水温度偏低，通过超调前馈快速减少给水量（超调量与负荷成比例关系），以确保燃/水比调整使过热汽温在正常范围内。
（2）给水指令的反馈修正
静态前馈部分基本上确定了燃料与给水流量之间的关系，在实际运行中，这一关系还应根据实际情况作必要的修正，使分离器出口焓维持在定值附近。反馈修正的思路为：当过分离器出口焓大于设定值时，适当逐步加大给水指令；反之，则减少给水指令。
焓定值的确定可分为二种情况，一种是正常情况下焓定值的确定；另一种是当分离器出口超温时的焓定值计算。
①正常情况下分离器出口焓定值的计算
在正常情况下，分离器出口焓定值由二部分组成：一是基准的焓设定值；二是由实际运行情况确定的定值修改量。
a．基准的焓设定值
基准的焓设定值是分离器出口压力的函数，f(x) 代表了不同负荷对分离器出口蒸汽保证一定的过热度的控制要求。
b. 焓设定值的修正
焓控设定值修正是指根据分离器出口温度或减温水流量在一定范围内修正焓控设定值。当分离器出口温度大于定值3℃（初设），经过焓设定积分器将焓设定值适当减少，相应增加给水流量指令；反之相反。
用喷/水比（过热器喷水量/总给水量比值）对焓控定值进行修正，其因是直流锅炉的给水流量控制与减温水总量的控制之间存在着必然的联系，比如当过热喷水量增加，就说明前面的水冷壁的给水流量偏小，即可以通过减小焓控定值，增加给水流量而使过热喷水恢复到原来的值。
注：焓定值修正范围：中间点温度过热度在超过热、欠过热范围内，即焓控设定值必须保证在Hmax和Hmin之间。
②分离器出口超温时的焓定值计算
给水控制系统还必须实现防止水冷壁管出口温度的越限，当分离器出口温度偏差大于3℃时，按上节方法减小焓设定值；当分离器出口温度大于限值（超过热）时，控制回路将焓设定值迅速切至最低限Hmin，从而快速增加给水流量，防止水冷壁出口温度进一步上升；当水冷壁出口温度超过其对应负荷下的温度保护定值，则发生MFT，这是直流锅炉为防止水冷壁管超温而设置的一个重要保护。
2）湿态运行方式
（1）当分离器出口温度低于欠热度（分离器出口压力函数），即为湿态方式。（2）湿态方式燃/水比切手动，用上述给水指令与给水流量的偏差的PI调节控制给水调门或电动给水泵。
（3）锅炉处于非直流运行方式，焓控制器处于跟踪状态，给水控制保持32% BMCR流量指令，由于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32%BMCR后，锅炉逐步进入直流运行状态，焓控制器开始工作。
3）干态运行方式
用给水指令与给水流量的偏差的PI调节控制用电泵或汽泵转速，即控制给水量。干态方式用分离器出口焓对燃/水比进行修正。
4）RB给水指令
RB时经燃料指令折算的给水指令缩短延迟时间，60秒后用过热器入口焓对燃/水比进行修正（在RB过程，喷/水比不参与），确保过热汽温在可控范围内。
5）给水控制系统采用二台50%汽泵、主给水调门，二台机组共用一台30%电泵。正常工况二台汽泵运行，主给水调门或主给水电动门全开，控制汽泵转速来调节负荷。给水控制系统属单回路控制，汽泵控制一拖二，不采用平衡算法，原因是给水回路是快速跟随系统，控制系统变参数由控制内部变结构完成（一台汽泵或二台汽泵投入自动，对不采用平衡算法其控制增益要调整的），即分单泵、双泵调节。1.4 改善超临界机组协调控制调节品质
为了提高机组负荷响应的能力，主要方法为：
①采用机组指令并行前馈到机、炉主控，即要充分利用机组的蓄热，也要提
速燃烧指令；
②加快锅炉侧的快速响应尤其是给水的快速响应，对给水和给煤应有合理
的、经智能化处理的超调量，加快整个机组的动态响应速度。
1.4.1变负荷时，燃水指令的超调
①当增负荷幅度5MW，同时实际负荷变化率大于0.1MW/min（这是二次确认，即按下《GO》。），启动增负荷超调指令。
③超调持续时间的判断逻辑
当增负荷幅度差值2MW、机组实际负荷指令与实发功率偏差小于1.5MW，上述任一条件成立，增负荷超调结束。
③超调量
超调量与变负荷速率、实际负荷指令有关。变负荷速率越快，超调的量也越大；负荷指令越高，超调的量也越大。
④当遇到加负荷后随即又减负荷的工况，则加负荷超调立刻结束，同时触发减负荷超调。反之亦然。
注：减负荷超调类同。
1.4.2增加一次风量的前馈
一次风压设定值是机组指令的正比函数，通过改变一次风压来提高锅炉变负荷速率；利用锅炉主控指令的前馈信号同时改变一次风量，充分利用磨煤机内的蓄粉来快速响应负荷需要。
2．本公司超临界机组协调控制策略
协调控制系统设计原则是将汽机、锅炉作为整体考虑。在综合控制策略基础上，通过预测提前量来提高机组负荷响应能力、抑制动态偏差；与各种非线性、方向闭锁等控制机理的有机结合，协调处理燃料与给水匹配，使过热蒸汽温基本稳定，协调控制机组功率与机前压力，协调处理负荷要求与实际能力的平衡。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。
图一350MW超临界机组负荷控制中心
2.1 机组指令处理回路
机组指令处理回路是机组控制的前置部分，它接受操作员指令、AGC指令、一次调频指令和机组运行状态信号。根据机组运行状态和调节任务，对负荷指令进行处理使之与运行状态和负荷能力相适应。
2.1.1 AGC指令
AGC指令由省调远方给定，4～20mA对应150MW～350MW。当机组发生
RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK，退出AGC控制。
2.1.2一次调频指令
一次调频指令为频率对应功率关系，频率调节死区范围为±0.033HZ（3000±2r/min），频率调节范围确定为50±0.2 HZ，即49.8～50.2 HZ（对应于汽轮机转速控制范围为3000±12r/min），对应±20MW。当负荷达到上限350MW或下限
160MW对一次调频信号进行方向闭锁，当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK时退出一次调频控制。
2.1.3机组指令的实际能力识别限幅功能
机组指令的实际能力识别限幅是根据机组运行参数的偏差、辅机运行状况，识别机组的实时能力，使机组在其辅机或子控制回路局部故障或受限制情况下的机组实际负荷指令与机组稳态、动态调节能力相符合。保持机组/电网，锅炉/汽机和机组各子控制回路间需要/可能的协调，及输入/输出的能量平衡。
机组指令的实际能力识别限幅功能，反映了协调控制系统一种重要设计思想——控制系统自适应能力：
1）正常工况——“按需要控制”，实际负荷指令等于目标指令；
2）异常工况——“按可能控制”，目标指令跟踪实际负荷指令。
机组指令的实时能力识别限幅功能主要有：
1）方向性闭锁
2）迫升/迫降（Run Up/Run Down）
3）辅机故障快速减负荷（Runback）
所有机组实时能力识别限幅功能，均设计有超驰优先级秩序，并具备明了的CRT显示。
2.1.
3.1方向闭锁功能
方向闭锁技术作为CCS的安全保护，具有下例功能：
1）防止参数偏差继续扩大的可能；
2）防止锅炉各子控制回路间及锅炉、汽机间的配合失调有继续扩大的可能。
2.1.
3.1.1机组指令增闭锁
1）机控指令达上限；
2）锅炉指令增闭锁；
3）给水控制增闭锁；
4）PT 5）引风控制增闭锁； 6）送风控制增闭锁； 7）一次风控制增闭锁； 8）RUNBACK。 2.1. 3.1.2机组指令减闭锁 1）机控指令达下限； 2）锅炉指令减闭锁； 3）给水控制减闭锁； 4）PT>PS； 5）引风控制减闭锁； 6）送风控制减闭锁； 7）一次风控制减闭锁。 2.1. 3.2迫升/迫降（Run Up/Run Down）指令 迫升/迫降作为CCS的一种安全保护，具备按实际可能自动修正机组指令功能。迫升/迫降主要作用是对有关运行参数（燃料量、送风量、给水流量、一次风压）的偏差大小和方向进行监视，如果它们超越限值，而且相应的指令已达极限位置，不再有调节余地，则根据偏差方向，对实际负荷指令实施迫升/迫降，迫使偏差回到允许范围内，从而达到缩小故障危害的目的。 2.1. 3.2.1迫升 1）机组指令减闭锁； 2）下列任一条件成立： （1）机前压力高于定值3%；（以下数值暂定） （2）风量指令小于总风量5%； （3）给水指令小于给水流量5%； （4）一次风压高于设定值1KPa。 2.1. 3.2.2迫降 1）机组指令增闭锁； 2）下列任一条件成立： （1）机前压力低于定值3%；（以下数值暂定） （2）风量指令大于总风量5%； （3）给水指令大于给水流量5%； （4）一次风压低于设定值1KPa。 2.1. 3.3辅机故障快速减负荷（Runback） 机组主要辅机在运行中跳闸是突发事件，此时若仅靠运行人员操作，由于操作量大、人为因素多，不能确保机组安全运行。因此RB功能是否完善是衡量CCS系统设计重要指标。 本公司根据多年RB功能设计与工程实践，提出“以静制动、综合协调”的RB 控制策略，在众多电厂得到成功实施，并取得良好的经济效益和社会效益。 以静制动——指发生RB工况时，BMS按要求切除多于燃料，CCS根据RB目标值计算出所需的燃料量后，锅炉主控处于静止状态。 综合协调——指发生RB工况时，协调各子系统以确保运行工况的平衡过渡，汽机主控维持负荷与机前压力关系。在快速减负荷的同时要对某一辅机跳闸引起的运行工况扰动进行抑制，即采用适当的前馈量，以减小RB工况初期影响机组运行稳定的不利因素。对外协调BMS、DEH、SCS控制系统快速、平稳地把负荷降低到机组出力允许范围内。 2.1. 3.3. 仁丘350MW超临界燃煤机组RB控制策略（简介） 1）Runback项目 （1）运行中一台引风机跳闸； （2）运行中一台汽动给水泵跳闸； （3）运行中一台磨煤机跳闸。 2）BMS快速且切除磨煤机完成粗调（切磨方式FSSS设计，以下只供参考） （1）RB发生时，保留对冲二台磨、一层半粉（优先采用下层），投对应一台磨油枪，本工程如四台磨正常运行（双进双出），则保留B、D磨，对应的下、中层火咀；油枪选择可采用B磨油枪（前墙下层油枪），如果不成功，则改投D磨油枪。 (2) 三台磨运行，保留对冲二台磨、一层半粉；四台磨运行（一台单进双出或单进单出），先切除故障磨，再按三台磨原则处理。投一台保留磨油枪。 （3）大于二台磨运行, 保留对冲二台磨（下层优先），愿则先切除故障磨，再切除单侧磨，切除间隔6秒。相关的燃烧器出口门关闭,对应的容量风门、旁路风门关闭。 注：前后对冲、双进双出磨，组合复杂，是否采用保留前后墙对冲，由用户及FSSS专业敲定。 （4）磨煤机运行中跳闸，按上述原则投油。CCS判断是否产生磨煤机RB？不是，其它处于自动工况容量风门增大，确保燃料平衡；如果是，发RB信号；同时处于自动工况的容量风门立即开大，尽量减少燃料量失衡，20秒后维持最大可能出力。 图二 A汽泵跳闸RB1 3）细调由CCS完成 （1）RB发生时BMS快速切除燃料，同时引风调节前馈关小（幅度与切除燃料量成比例）。 （2）CCS根据RB发生前单位煤耗（实时）计算目标值所需的燃料量，等BMS 完成切除燃料后，根据目标燃料量与保留燃料量比较，通过RB燃料调节，维持目标燃料量（本工程通过容量风来控制燃料）。 （3）RB过程中汽机主控增闭锁。 （4）低于目标负荷或负荷变化率小于3 MW/min ，RB过程结束。 注：抽汽工况根据蒸汽流量判断（蒸发量折算到机组功率） 4）给水指令是锅炉煤量的函数，此时给水指令的延迟时间要自动减少，即快速保持燃/水比；并采用分离器出口焓对燃/水比进行修正，确保过热汽 温在可控范围内。 图三 A汽泵跳闸RB2 5）利用DEH RB接口实现快速降负荷（汽机主控采用脉冲量接口） RB过程的主要手段是快速切除燃料，在克服燃料惯性后，其主汽压力快速下降，此时汽机主控仍然采用脉冲量控制，不能快速关调门，即不能维持《机前压力——负荷关系》；当机前压力低于滑压定值0.3MPa，通过DEH RB接口动作，关小调门，来维持机前压力与负荷关系；在机前压力回升到低于滑压定值0.1MPa，恢复CCS遥控；当机前压力再低于滑压定值0.3MPa，DEH RB接口再次动作，维持机前压力与负荷关系，同时快速降负荷。 注：本工程采用模拟量接口，有专门机侧RB调节器，因此CCS 送DEH RB信号是禁止的。 6）内部协调 如果一台引风机在运行中跳闸产生RB工况时，则对送风机控制进行相应比例 前馈，以减小炉膛压力波动幅度。 3.协调控制系统简介 3.1协调控制方式 3.1 .1 协调控制分MAN、BF、TF、CCBF、CCTF五种方式 1)MAN方式 MAN方式——即锅炉主控、汽机主控都在手动方式。 2)BF方式 BF方式——炉跟机，即锅炉控制主汽压力，汽机主控在手动方式。 3)TF方式 TF方式——机跟炉，即汽机控制主汽压力，锅炉主控在手动方式。 4)CCBF（炉跟机）方式 CCBF方式——即汽机控制功率，锅炉控制压力。这是一种控制功率为主的综合控制方式，机组指令按比例直接作用到汽机、锅炉主控；DEB信号作为前馈作用到锅炉主控调节模块，功率偏差、机前压力偏差作为细调。为了限制过多失放蓄热，在汽机主控设计用机前压力偏差对功率定值进行修正。 5)CCTF（机跟炉）方式 CCTF方式——即锅炉控制功率，汽机控制压力。这是一种控制压力为主的综合控制方式，机组指令按比例直接作用到锅炉、汽机主控；DEB信号作为前馈作用到锅炉主控调节模块，功率偏差、机前压力偏差作为细调。这里用功率偏差对机前压力控制进行前馈，在保证机前压力稳定的前提下，减小功率偏差；同时用机前压力偏差对功率控制进行前馈，在保证功率稳定的前提下，减小机前压力偏差。 3.1.2负荷控制中心 负荷控制中心是一体化人机接口。除显示重要参数外，它包括以下功能： 1）锅炉主控操作器 内容：定压、滑压偏置、变压速率设定，定压方式下压力保持、进行功能； 容量风指令及容量风均值；磨入口风压显示。 2）汽机主控操作器 内容：负荷上下限、变负荷速率设定；汽机主控指令、DEH负荷参考及汽机各阀门开度显示。 3）操作员指令 在CCS 方式下通过操作员指令达到改变负荷目的，其指令具有保持、进行功能； 4）一次调频 一次调频是根据电网频率与额定频率（50HZ ）之差，综合电网安全、机组的调峰能力，设定为0.0167HZ(1rpm)对应2MW 。此转差功率关系直接作用于DEH 内部，从而达到快速改变负荷。CCS 接收转差频率关系起到同步作用，否则将进行负荷拉回；也可由CCS 单独完成一次调频功能。当CCS 发生Runback 、Runup 、Rundown ，切除CCS 一次调频。 5）重要状态信息及RB 、RU 、RD 投切功能 增、减闭锁，RU 、RD 及不同辅机RB 状态指示，RB 、RU 、RD 在协调方式下，可以投入(RB 需要经过试验)。操作员指令投入自动（AGC 控制），负荷由中调控制。 3.2锅炉主控方案 锅炉主控分三种工况：1）炉跟机——调节算法输入：机组指令、DEB 为前馈信号，机前压力与设定值相比较。平衡算法输入：调节算法输出作为容量风指令；容量风指令均值作为反馈。2）机跟炉——调节算法输入：机组指令、DEB 为前馈信号，机组指令与实发功率相比较。平衡算法输入：调节算法输出作为容量风指令；容量风指令均值作为反馈。3）RB 工况： RB 调节器控制容量风，此时锅炉主控处于机跟炉方式，跟踪校准后的燃料指令均值；RB 结束，自动转为正常的机跟炉方式。 注：本系统用积分模块组成平衡算法。 1）DEB 信号 )1()(111d p P t S p T P T d S P B k p u += 采用与汽机调阀开度成正比的信号p p S T P *÷)(1作为锅炉负荷前馈，式中微分项 在动态过程中加强燃烧指令，以补偿机、炉之间对负荷要求响应速度的差异。由于 要求补偿的能量不仅与负荷变化量成正比，而且还与负荷水平成比例，所以微分项要乘以p p S T P *÷)(1。 式中：P 1——首级压力；P T ——机前压力；P S ——机前压力定值。 2）燃料信号的热值补偿 燃料量的热值补偿环节，用积分无差调节特性来保持燃料信号与锅炉蒸发量之间的对应关系，它和总燃料量信号之差经积分运算后送到乘法模块对燃料信号进行修正。 3）风/煤交叉 风/煤交叉采用锅炉燃料指令（经煤/水交叉限制）与该指令经惯性环节输出相比较，取大值控制风量、取小值控制燃料量，可以避免实际信号波动对控制带来负面影响，方便地实现了加负荷先加风、后加煤；减负荷先减煤、后减风的“富风”策略。 5）滑压定值 滑压定值是负荷函数，增加滑压偏置，既能满足运行使用的灵活性，又能解决滑压、定压的无扰切换。 6）高加解列对锅炉主控影响 高加解列D 突变（即DEB 指令突变），对锅炉主控有影响，我们采用DEB 指令保持20秒，以抑制其不利因素。 3.3汽机主控 汽机主控在BF 方式下控制功率，当机前压力偏差超出±0.3MPa ，对功率设定值进行修正,减少闭锁现象。在TF 方式下控制机前压力，用功率偏差对压力定值进行修改。RB 过程也采用TF 方式，用专用RB 调节器，维持负荷与机前压力关系；RB 过程机组指令跟踪实发功率，常规的TF 调节器处于跟踪状态。当送DEH RB 接口动作，汽机主控跟踪负荷参考。RB 结束，进入常规的TF 控制方式。 3.4磨煤机控制 3.4.1磨机负荷控制(容量风挡板控制) 煤粉由容量风带出磨煤机，在磨内粉位一定的情况下（即风/粉比一定），控制容量风的流量，就可以控制磨的出力。燃料主控的指令直接作用于容量风挡板控制磨煤机负荷，自动时运行人员可以加一定量的偏置以调整每台磨的出力。 3.4.2磨机总风量控制(旁路风挡板控制) 磨煤机的总风量包括容量风和旁路风，容量风用于输送煤粉，流量与磨的负荷成正比，旁路风有两个作用：干燥原煤及保证磨最小总风量，防止煤粉在管道沉积。给煤机转速与磨的总风量对应的函数曲线f(x)保证磨风量设定值大于磨最小总风量。另外，给煤量的变化对磨的出口温度影响也较大，当出口温度偏离设定值时，适当调整旁路风量的定值，调节磨的出口温度。 3.4.3磨煤机粉位控制 双进双出磨的优点是对负荷变化的响应快，其原因是磨出力的改变是通过容量风流量的改变而改变的。而前提条件是，磨的料位必须保持恒定，即风/粉比恒定。因此，磨的料位控制也是双进双出磨最基本的控制之一,也是投磨煤机负荷(容量风挡板)自动的必要条件。 差压信号——在磨的大罐底部装有两个差压测量装置，驱动端、非驱动端各一个。装置由下向上对煤粉吹出恒定流量的气流，通过测量煤粉层上面与气流下端的差压，可测得煤粉的料位。差压测量装置定期进行吹扫，防止煤粉堵塞。在吹扫过程中，差压信号无效，此时应保持吹扫前的测量值，待吹扫结束后，信号才有效，此时恢复使用测量的信号。 3.4.4磨煤机出口温度控制 磨煤机的出口温度通过磨的冷、热风挡板开度反比例控制。在控制磨的出口温度同时保持磨的入口总风量不变。在暖磨期间，不控制磨的出口温度，而控制磨的入口风温。 3.5 引风系统 本系统采用二台50%轴流风机，引风控制采用平衡算法，以满足一台引风机运行中跳闸，该风机控制动叶超驰关闭；另一台运行引风机自动增加出力。 系统设计防内爆、平衡算法调节死区消除，方向闭锁和联锁保护功能。 1）防内爆 发生MFT瞬间炉膛压力急剧下降，可能发生炉膛变形。因此一旦发生MFT、炉膛压力不高，运行中的引风调节机构按送风执行器指令比例减小，40秒后逐步恢复。 2)RB切除燃料影响 RB发生时切除给粉机（BMS），同时引风调节前馈关，关的幅度与切除燃料量成比例。 3）非线性控制 炉膛负压影响因素较多，波动也很频繁。对于较小波动（偏差小于±20Pa）不 调节，这样有利于运行工况稳定。 5）方向闭锁 炉膛压力高于50Pa,送风控制增闭锁、引风控制减闭锁；炉膛压力低于-200Pa,送风控制减闭锁、引风控制增闭锁。 6）启停磨影响 一次风机、磨的启停对炉膛压力影响较大,为此本系统设计了动态前馈。 7）炉膛压力量程为-1000Pa——1000Pa（便于RB工况），一台为大量程-3KPa ——3KPa ，便于事端记录。 8）喘振保护 当某种原因使某引风机喘振，通过就地报警接点使该引风机动叶超驰关3%，同时该风机增闭锁；5秒后报警信号未能消除，该风机控制切手动，同时声光报警，由机务专业进行检查。 9）为什么要用平横算法 ①平横算法优点 对多回路输出系统（即一个调节回路带二个或以上执行机构），对象的特性（增益）受其回路投入套数影响。采用平衡算法具备自动修正增益功能，可避免调节器变参数，因此平衡算法得到普遍应用。 当运行中一台磨煤机跳闸，其对应的煤粉管关断门、容量风挡板强制关闭，通过平衡算法可以使处于自动工况下其它容量风挡板适当开大，快速消除内扰。 ②衡算法的优点，在特定场合成了缺点 平衡功能范围是有限制的，超出范围就出现死区。以二平衡为例作说明：如果引风机控制指令70%（平衡算法输入），输出也70%；不考虑偏置，A 引控制指令70%、B引控制指令70%。当B引跳闸，该引控制指令以一定速率关闭。根据平衡原理，A引以一定速率开到140%（实际90%限位），力图维持其引风量。此时引风控制指令70%，平衡算法输出90%。当负荷快速下降时，要等引风机控制指令降到45%以下，A引风机才开始回调，显然存在25%死 区。 ③如何克服特定场合“缺点” GE新华通过多年工程实践，有了克服“缺点”的有效措施。例如何消除“调节死区”，增加“检修位”克服检修对多回路控制处于自动状态下回路影响。 消除死区原理很简单，在DCS系统中采用“适时跟踪”机理。即只要跳闸风机指令小于1%，处于自动工况的风机指令超过89%；发一个短脉冲使调节器瞬间跟踪A、B风机指令均值，即平衡算法输入改为45%，消除了调节死区。 所谓的“检修位”其实质是把停运的执行器指令到平衡算法的反馈“强制”为零，这样就避免了检修操作带来的扰动。 3.6送风控制 本系统送风控制采用一台100%轴流风机，风量指令与负荷相对应，可以通过氧量校正M/A输出（自动或手动）修正风量指令。本系统具备喘振保护及完善的连锁功能。 1）风量指令 风量指令由锅炉指令先经风煤限制，方便实现加负荷时先加风、后加煤； 减负荷时先减煤，后减风。后经氧量校正，再经过最小风量限制。 2）送风机喘振保护（与引风机类同）。 3）引风机跳闸影响 引风机跳闸对炉膛压力影响较大，采用比例前馈适当减小送风量，可以有效地抑制炉膛压力波动。 3.7一次风压控制 本系统采用一台100%轴流风机，通过维一次母管压力与机组负荷指令关系，来提升机组变负荷能力。同样具备喘振保护及完善联锁功能。 3.8二次风挡板控制 1）二次风箱压力控制 通过二侧二次风调节挡板来控制左右侧二次风箱压力。 2）NOx风量控制 锅炉NOx排量属于减排重要指标，NOx排量与负荷成比例，通过顶部二次风挡板开度可以有效控制NOx排量。 3）燃料风挡板控制 燃料风挡板开度与对应燃料成比例，当某一制粉系统局部故障（在单进单出模式），该磨燃料风挡板手动控制。一台给煤机对应三个燃料风门，因此又分单操、层操。正常工况采用层操。 3.9密封风压控制 本工程采用二台100%密封风机，正常工况一运一备。密封风压定值是一次风压定值加X（一般2——3KPa），采单回路调节。 当一台运行中的密封风机跳闸，该风机入口调门强制关闭。处于备运的的密封风机联启，如果《控制联锁》投入，备运风机的入口调门自动状态下超驰快开，目标是原风机跳闸前入口位置，超驰控制时间35秒，过后恢复正常控制。同时《控制联琐》解除。如果是密封风压低，引起的备运风机联启，此时该备运风机入口调门由运行手动操作。本系统只允许单一入口调门投入自动。 3.10 汽温控制系统 1）过热汽温 过热汽温二级控制。控制方式为串级，其主环和付环均为比例积分调节。（1）抗积分饱和功能 由于汽温调节对象的惯性和延迟大，调节特性差，使主调容易发生积分饱和现象，从而使系统动作迟缓，易发生振荡。为此采用付调指令限值启动抗积分饱和功能。 （2）阀门特性修正 一、超临界机组给水系统的控制特性 汽包炉通过改变燃料量、减温水量和给水流量控制蒸汽压力(简称汽压)、蒸汽温度(简称汽温)和汽包水位，汽压、汽温、给水流量控制相对独立。而直流炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），其主要的输入量是给水量、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，一种输入量扰动将对各输出量产生作用，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。 实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的煤水比来控制汽水行程中某一点焓（分离器入口焓）达到规定要求，是一个切实有效的调温手段。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；在锅炉的煤水比保持不变时（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煤水比校正是可行的，其优点在于： 1) 分离器入口焓（中间点焓）值对煤水比失配的反应快，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，它不仅受温度变化影响，还受压力变化影响，在低负荷压力升高时（分离器入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，静态和动态煤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。 二、超临界机组给水系统工艺介绍 某电厂2×600MW超超临界燃煤锅炉（HG-1792/26.15-YM1），由哈尔滨锅炉厂引进三菱技术制造，其形式为超超临界、П型布置、单炉膛、墙式切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。锅炉采用平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用烟煤。主要参数见表一： 热工自动控制B-总复习2016 在电站生产领域，自动化（自动控制）包含的内容有哪些？ 数据采集与管理；回路控制；顺序控制及联锁保护。 电站自动化的发展经历了几个阶段，各阶段的特点是什么？ 人工操作：劳动密集型；关键生产环节自动化：仪表密集型；机、炉、电整体自动化：信息密集型；企业级综合自动化：知识密集型； 比较开环控制系统和闭环控制系统优缺点。 开环：不设置测量变送装置，被控制量的测量值与给定值不再进行比较，克服扰动能力差，结构简单，成本低廉；闭环：将被控制量的测量值与给定值进行比较，自动修正被控制量出现的偏差，控制精度高，配备测量变送装置，克服扰动能力强； 定性判断自动控制系统性能的指标有哪些？它们之间的关系是什么？ 指标：稳定性、准确性、快速性。关系：同一控制系统，这三个方面相互制约，如果提高系统快速性，往往会引起系统的震荡，动态偏差增大，改善了稳定性，过渡过程又相对缓慢。 定性描述下面4 条曲线的性能特点，给出其衰减率的取值范围。 粉：等幅震荡过程，ψ=0；绿：衰减震荡过程，0<ψ<1；红：衰减震荡过程，0<ψ<1；蓝：不震荡过程，ψ=1； 在热工控制系统中，影响对象动态特性的特征参数主要有哪三个？容量系数，阻力系数，传递迟延 纯迟延与容积迟延在表现形式上有什么差别，容积迟延通常出现在什么类型的热工对象上？ 容积迟延：前置水箱的惯性使得主水箱的水位变化在时间上落后于扰动量。纯迟延：被调量变化的时刻，落后于扰动发生的时刻的现象。纯延迟是传输过程中因传输距离的存在而产生的，容积迟延因水箱惯性存在的有自平衡能力的双容对象 建立热工对象数学模型的方法有哪些？ 机理建模：根据对象或生产过程遵循的物理或化学规律，列写物质平衡、能量平衡、动量平衡及反映流体流动、传热等运动方程，从中获得数学模型。实验建模：根据过程的输入和输出实测数据进行数学处理后得到模型 了解由阶跃响应曲线求取被控对象数学模型的方法、步骤及注意事项，能对切线法、两点法做简单的区分。 注意事项：1实验前系统处于需要的稳定工况，留出变化裕量；2扰动量大小适当，既克服干扰又不影响运行；3采样间隔足够小，真实记录相应曲线的变化；4实验在主要工况下进行，每一工况重复几次试验；5进行正反两个方向的试验，减小非线性误差的影响。方法：有自平衡无延迟一阶对象：切线发和0.632法；有自平衡有延迟一阶对象：切线发和两点法；有自平衡高阶对象：切线发和两点法；无自平衡对象：一阶近似法和高阶近 600MW超超临界汽轮机介绍第一部分 两缸两排汽 600MW超超临界汽轮机介绍 0 前言 近几年来我国电力事业飞速发展，大容量机组的装机数量逐年上升，同时随着国家对环保事业的日益重视及电厂高效率的要求，机组的初参数已从亚临界向超临界甚至超超临界快速发展。根据我国电力市场的发展趋势，25MPa/600℃/600℃两缸两排汽 600MW 超超临界汽轮发电机组将依据其环保、高效、布局紧凑及利于维护等特点占据相当一部分市场份额，下面对哈汽、三菱公司联合制造生产的25MPa/600℃/600℃两缸两排汽600MW超超临界汽轮机做一个详细的介绍。 1 概述 哈汽、三菱公司联合制造生产的600MW超超临界汽轮机为单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式机组。高中压汽轮机采用合缸结构，低压汽轮机采用一个48英寸末级叶片的双分流低压缸，这种设计降低了汽轮机总长度，紧缩电厂布局。机组的通流及排汽部分采用三维设计优化，具有高的运行效率。机组的组成模块经历了大量的实验研究，并有成熟的运行经验，机组运行高度可靠。 机组设计有两个主汽调节联合阀，分别布置在机组的两侧。阀门通过挠性导汽管与高中压缸连接，这种结构使高温部件与高中压缸隔离，大大地降低了汽缸内的温度梯度，可有效防止启动过程缸体产生裂纹。主汽阀、调节阀为联合阀结构，每个阀门由一个水平布置的主汽阀和两个垂直布置的调节阀组成。这种布置减小了所需的整体空间，将所有的运行部件布置在汽轮机运行层以上，便于维修。调节阀为柱塞阀，出口为扩散式。来自调节阀的蒸汽通过四个导汽管（两个在上半，两个在下半）进入高中压缸中部，然后进入四个喷嘴室。导汽管通过挠性进汽套筒与喷嘴室连接。 进入喷嘴室的蒸汽流过冲动式调节级，然后流过反动式高压压力级，做功后通过外缸下半的排汽口进入再热器。 再热后的蒸汽通过布置在汽缸前端两侧的两个再热主汽阀和四个中压调节阀返回 仁丘2×350MW超临界机组MCS系统逻辑设计说明 设计： 校对： 审核： 批准： 新华控制工程有限公司2011年8月28日 超临界机组控制方案说明 1．超临界机组模拟量控制系统的功能要求 超临界机组相对于亚临界汽包炉机组，有两点最重要的差别：一是参数提高，由亚临界提高至超临界；二是由汽包炉变为直流炉。正是由于这种差别，使得超临界机组对其控制系统在功能上带来许多特殊要求。也正是由于超临界机组与亚临界汽包炉机组这两个控制对象在本质上的差异，导致各自相对应的控制系统在控制策略上的考虑也存在差别。这种差别在模拟量控制系统中表现较为突出。此处谨将其重点部分做一概述。 1.1 超临界锅炉的控制特点 (1)超临界锅炉的给水控制、燃烧控制和汽温控制不象汽包锅炉那样相对独立，而是密切关联。 (2)当负荷要求改变时，应使给水量和燃烧率（包括燃料、送风、引风）同时协调变化，以适应负荷的需要，而又应使汽温基本上维持不变；当负荷要求不变时，应保持给水量和燃烧率相对稳定，以稳定负荷和汽温。 （3）湿态工况下的给水控制——分离器水位控制，疏水。 （4）干态工况下的给水控制-用中间点焓对燃水比进行修正，同时对过热汽温进行粗调。 （5）汽温控制采用类似汽包锅炉结构，但应为燃水比+喷水的控制原理，给水对汽温的影响大；给水流量和燃烧率保持不变，汽温就基本上保持不变。 1.2 超临界锅炉的控制重点 超临界机组由于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。因此，超临界机组的负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切相关的；而维持燃水比又是保证过热汽温的基本手段；因此保持燃/水比是超临界机组的控制重点。本公司采用以下措施来保持燃/水比：（1）微过热蒸汽焓值修正 超临界火力发电机组热工控制技术及其应用 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，首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。 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。 一、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，工质在该点前的恰增占总恰增的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(或焰值)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4×6OOMW超临界发电机组为例，介绍其主要特色。 二、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烙值作为表征量，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焰值的动态特性相似;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烙值保持不变，所以采用微过热蒸汽烩替代该点温度作为燃水比校正是可行的，其优点如下: (1)分离器出口焰(中间点焰)值对燃水比失配的反应快，系统校正迅速。 (2)烩值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变恰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人饱和区)，恰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恰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的电动抬水泵。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，直至汽动给水泵投人，停止电动给水泵运行，使其处 俄罗斯特罗伊茨克1×660MW超临界机组给水的全程控制策略 发表时间：2019-04-02T16:38:28.223Z 来源：《基层建设》2019年第1期作者：李伟德[导读] 摘要：超临界机组的给水控制既承担过热汽温控制又与负荷控制密不可分，在机组启停阶段还承担防止蒸发器超温和水动力稳定的重要任务，是超临界机组控制系统的核心和难点。 哈尔滨电站科技开发有限公司黑龙江省 150000摘要：超临界机组的给水控制既承担过热汽温控制又与负荷控制密不可分，在机组启停阶段还承担防止蒸发器超温和水动力稳定的重要任务，是超临界机组控制系统的核心和难点。本文详细介绍全程给水控制的控制策略，并且对机组干态运行阶段给予焓值控制中间点温度提出了优化和改进意见，以供参考。 关键词：660MW超临界；直流锅炉；给水控制策略超临界机组给水控制系统是机组协调控制的基础，也是控制汽温的基本手段[1】，并且给水控制对直流锅炉的负荷、压力、温度等机组重要参数都有着较大的影响。本文介绍了在机组运行的整个过程中给水控制系统的控制策略，以提高机组的安全稳定运行。 1.机组概况 俄罗斯特罗伊茨克1×660MW超临界机组采用哈尔滨锅炉厂有限公司生产的直流锅炉，每台机组配置2台50％BMCR（锅炉最大连续出力）汽动给水泵，并配1台35％BMCR的电动给水泵。本文以该660MW超临界机组为例，介绍全程给水控制系统的设计思想和控制策略。给水系统配置如下：2台汽动给水泵和一台电动给水泵及其再循环调门；1台40％BMCR容量的锅炉再循环泵及出口调门、再循环调门和过冷水调门；1个省煤器进口主电动门和1个旁路调门；2个储水箱疏水调门。 2.超临界直流锅炉给水系统的动态特性和控制要求 直流锅炉与汽包炉相比较，其最大的区别是直流锅炉没有汽包。为保证工质在水冷壁中稳定流动，直流锅炉依靠给水泵的压力来推动工质在水冷壁稳定流动[2】。超临界直流锅炉在不同的运行阶段给水系统的动态特性差异很大。当锅炉在冷态启动阶段时，该动态特性类似于汽包锅炉，给水流量的变化主要影响的是汽水分离器的水位，存在着汽-水两相区；随着锅炉压力的升高达到在临界压力时，水在22.12MPa压力下加热到374.15℃时全部汽化为蒸汽即为变相点；当工作压力大于临界压力时，即在超临界压力下，水的汽化潜热变为零，水变成蒸汽，不再存在汽-水两相区[3】。 由此可见，直流锅炉给水的加热、蒸发、过热过程在省煤器、水冷壁、过热器各受热面之间没有固定的分界线，其界线随运行工况变化而变化。直流锅炉给水控制的目的是保证炉膛受热面能得到与热负荷相适应的冷却水量，即保持一定燃-水比。用保持燃-水比的方法直接控制过热器出口汽温是直流锅炉重要的控制任务。燃料量和给水量不相适应即燃-水比失调时，出口过热蒸汽温度会产生显著的变化。 3.给水全程控制过程 （1）锅炉启动阶段，从锅炉上水到点火前，采用给水流量定值控制。省煤器进口给水流量自动控制在最小设定值（35%BMCR）时，开始为调节阀调节给水流量，电动给水泵调节阀前后差压。当调节阀开度>80%时，电动给水泵切换为控制给水流量（调节阀从80%回落至70%，电动给水泵又切为控制差压，即存在10%的回差）。 （2）带部分负荷阶段，分离器湿态运行，控制分离器水位。给水流量保持在某个最小常数值（35%BMCR）时，分离器水位由分离器至扩容器的控制阀进行调节，给水系统处于循环方式。分离器水位控制通过改变分离器至扩容器的调门开度来实现，是典型的开环控制。 （3）纯直流阶段，带中间点温差修正的直流炉给水控制。进一步增加燃烧率，当锅炉负荷升至35%BMCR时，运行方式从湿态转入干态运行，使分离器中的蒸汽温度达到设定值，汽温信号通过选大器，温度控制系统投入运行，开始增加给水流量。 3.1煤-水比控制回路 系统采用中间点温度和喷水比来校正燃水比，并通过调节锅炉总给水流量来实现燃水比控制。这是一个前馈-串级调节系统，副调节器输出为给水流量控制指令，通过控制给水泵转速使得锅炉总给水流量等于给水给定值，以保持合适的燃水比。主调节器以中间点温度为被调量，其输出按锅炉指令形成的给水流量基本指令进行校正，以控制锅炉中间点汽温在适当范围内。控制系统可以分为两大部分，即给水流量指令形成回路和给水泵转速控制回路。 锅炉总给水流量给定值是由给水基本指令和主调节器输出的校正信号两部分叠加而成。 锅炉指令作为前馈信号经动态延时环节和函数发生器后给出的给水流量基本指令，以使燃水比协调变化。其中动态延时环节是补偿燃料量和给水流量对水冷壁工质温度的动态特性差异。由于燃料制粉过程的延迟以及燃料燃烧发热与热量传递的迟延，因此，给水流量对水冷壁工质温度的影响要比燃料量要快得多，所以增负荷时要先加燃料，经动态延时后再加水，以防止给水增加过早使水冷壁工质温度下降。锅炉指令经函数发生器给出不同负荷下的给水流量需求。由于燃料量也是锅炉指令的函数，所以函数发生器实际上是间接地确定燃水比。这样，当锅炉指令变化时，给水流量和燃料量可以粗略地按一定比例变化，以控制过热汽温在一定范围内。 校正信号是以分离器蒸汽温度作为中间点温度来修正给水流量基本指令。校正信号由主调节器输出的反馈调节信号和微分器输出的前馈调节信号组成，前馈根据分离器蒸汽温度和它的给定值之间的偏差运算得到，后者是分离器蒸汽温度的微分。前馈信号起动态补偿作用，当燃料的发热量等因素发生变化，如发热量上升使分离器气温上升时，微分器的输出增加，提高给水流量给定值，使给水流量增加，以稳定中间点温度。 中间点温度的给定值由三部分组成：（1）汽水分离器压力信号经函数发生器后给出分离器温度给定值的基本部分。其中为消除汽水分离器压力信号的高频波动需要设置滤波环节。当机组负荷小于100MW时，函数器的输出为分离器压力对应的饱和温度；当机组负荷大于100MW后，函数器的输出为分离器压力对应的饱和温度，并加上适当的过热度。 （2）过热度喷水比的修正信号是由实际的过热器喷水比与其给定值的偏差计算得到。过热器喷水比率的给定值是由机组负荷指令信号经函数发生器给出，它是根据设计工况下一、二级减温水总量与机组负荷的关系计算得到的。滤波环节用于消除过热器喷水比率信号的高频波动。为防止修正信号动态波动较大而引起分离器的干、湿切换，因此喷水比修正作用不能太强，通过函数器对其修正的幅度和变化率进行限制。本系统的喷水比修正只在机组的负荷大于100MW之后才起作用，当机组的负荷小于100MW时，中间点温度给定值仅仅是分离器压力的函数。 火力发电革命性变革 ——超临界（超超临界）机组运用 超临界（超超临界）是一个热力学概念。对于水和水蒸气，压力超过临界压力22.129MPa的状态，即为超临界状态。同时这一状态下对应的饱和温度为374.15℃。超临界机组即指蒸汽压力达到超临界状态的发电机组。蒸汽参数达到27MPa/580℃/600℃以上的高效超临界机组，属于超超临界机组。 超临界（超超临界）机组最大的优势是能够大幅度提高循环效率，降低发电煤耗。但相应地需要提高金属材料的档次和金属部件的焊接工艺水平。现在全世界各国都非常重视超临界（超超临界）机组技术的发展。 超超临界机组蒸汽参数愈高，热效率也随之提高。热力循环分析表明，在超超临界机组参数范围的条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组的热耗率就可下降0.13%～0.15%；主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25～0.30%；再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15%～0.20%。在一定的范围内，如果采用二次再热，则其热耗率可较采用一次再热的机组下降1.4%～1.6%。 超临界（超超临界）机组的发展在20世纪60～70年代曾经历过低谷时期，主要是因为当时的试验条件所限，没有认识到超临界（超超临界）压力下工质的大比热容特性对水动力特性以及传热特性的影响，因而引发了水冷壁多次爆管等事故。经过理论和技术方面的不断发展，发现了超临界压力下的工质存在类膜态沸腾导致传热恶化问题，克服了技术发展障碍。与此同时，随着金属材料工业的发展，超临界（超超临界）机组获得了新的生命。 超临界（超超临界）机组具有如下特点： (1）热效率高、热耗低。超临界机组比亚临界机组可降低热耗约 2.5％，故可节约燃料，降低能源消耗和大气污染物的排放量。 (2）超临界压力时水和蒸汽比容相同，状态相似，单相的流动特性稳定，没有汽水分层和在中间集箱处分配不均的困难，并不需要象亚临界压力锅炉那样用复杂的分配系统来保证良好的汽水混合，回路比较简单。 目录 目录 一、国际上超临界机组的现状及发展方向 二、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况 三、超临界直流炉的控制特点 四、1000MW超（超）临界机组启动过程 五、1000MW超（超）临界机组的控制方案 一、国际上超临界机组的现状及发展方向 我国一次能源以煤炭为主，火力发电占总发电量的75% 全国平均煤耗为394g/(kWh)，较发达国家高60~80g，年均多耗煤6000万吨，不仅浪费能源，而且造成了严重的环境污染，烟尘，SOx,NOx,CO2的排放量大大增加 火电机组随着蒸汽参数的提高，效率相应地提高 ?亚临界机组(17MPa,538/538℃)，净效率约为37~38%，煤耗330~340g ?超临界机组(24MPa,538/538℃)，净效率约为40~41%，煤耗310~320g ?超超临界机组(30MPa,566/566℃)，净效率约为44~45%，煤耗290~300g （外三第一台机组2008.3.26投产，运行煤耗270g）由于效率提高，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。 一、国际上超临界机组的现状及发展方向 1957年美国投运第一台超临界试验机组，截止1986年共166 台超临界机组投运，其中800MW以上的有107台，包括9台 1300MW。 1963年原苏联投运第一台超临界300MW机组，截止1985年共187台超临界机组投运，包括500MW,800MW,1200MW。 1967年日本从美国引进第一台超临界600MW机组，截止1984年共73台超临界机组投运，其中31台600MW, 9台700MW，5台 1000MW，在新增机组中超临界占80%。 龙泉金亨2X 660MV超临界机组 MCS系统逻辑设计说明 设计： 校对：审核： 批准： 新华空制工程有限公司 2012 年3 月18 日 660MW超超临界机组控制方案说明 1．超超临界机组模拟量空制系统的空制要求 超临界机组相对于亚临界汽包炉机组，有两点最重要的差别：一是参数提高，由亚临界提高至超临界；二是由汽包炉变为直流炉。正是由于这种差别，使得超临界机组对其控制系统在功能上带来许多特殊要求。也正是由于超临界机组与亚临界汽包炉机组这两个控制对象在本质上的差异，导致各自相对应的控制系统在控制策 略上的考虑也存在差别。这种差别在模拟量控制系统中表现较为突出。此处谨将其重点部分做一概 述。 1.1超临界锅炉的控制特点 (1) 超临界锅炉的给水控制、燃烧控制和汽温控制不象汽包锅炉那样相对独立，而是密切关联。 (2) 当负荷要求改变时，应使给水量和燃烧率(包括燃料、送风、引风)同时协调变化，以适应负荷的需要，而又应使汽温基本上维持不变；当负荷要求不变时，应保持给水量和燃烧率相对稳定，以稳定负荷和汽温。 3)湿态工况下的给水控制——分离器水位控制，疏水。 4)干态工况下的给水控制- 用中间点焓对燃水比进行修正，同时对过热汽温进行粗调。 5)汽温控制采用类似汽包锅炉结构，但应为燃水比+喷水的控制原理，给水 对汽温的影响大；给水流量和燃烧率保持不变，汽温就基本上保持不变。 1.2超临界锅炉的控制重点 超临界机组由于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。因此，超临界机组的负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切相关的；而维持燃水比又是保证过热汽温的基本手段；因此保持燃/ 水比是超临界机组的控制重点。本公司采用以下措施来保持燃/ 水比： 1)微过热蒸汽焓值修正 对于超临界直流炉，给水控制的主要目的是保证燃/ 水比，同时实现过热汽温的粗调，用分离器出口微过热蒸汽焓对燃/ 水比进行修正，空制给水流量可以 有效对过热汽温进行粗调。 （2）中间点温度 本工程采用中间点温度（即分离器出口温度）对微过热蒸汽焓定值进行修正。当中间点温度过高，微过热蒸汽焓定值立即切到最低焓，快速修改燃/ 水 比、增加给水量。当中间点温度低与过热度，表明分离器处于湿态运行，此时焓值修整切为手动。 （3）喷/ 水比（过热器喷水与总给水流量比） 在超临界机组如果喷/ 水比过大（或过小），即流过水冷壁的给水量过小 或过大），用喷/ 水比修正微过热蒸汽焓定值（即修正燃/水比），改变给水 流量，使过热减温喷水处于良好的空制范围内。 大型火电机组热工自动控制系统 一、自动化 支撑：理论与技术 从技术装置来看发展： 1．三、四十年代基地式仪表 2．五、六十年代单元组合仪表 3 ．七十年代计算机控制 国外，五十年代开始试验计算机控制 （1）DDC控制 （Direct Digital Control直接数字控制） （2）SCC控制 （Supervisory Computer Control监督计算机控制） （3）DCS控制 （Distributed Control Systems分散控制系统） （4）FCS控制 （Fieldbus Control System现场总线控制系统） 理论上看控制发展： 五十年代以前， 理论基础是传递函数（经典控制），以简单控制系统为主。六十年代，以状态空间分析方法为基础，现代控制理论应用。 由于以线性系统为前提，但实际应用效果不好。 第三代控制理论出现 针对机理复杂，精确数学模型难以建立。 理论上看控制发展： 以专家控制系统、神经网络控制和模糊控制为主。 典型应用： MAX Power 1000+ 以专家系统，神经网络进行生产过程设备故障分析和性能分析。 XDPS分散控制系统（新华控制工程公司）加入了模糊控制模块。 OVATION分散控制系统(西屋）提供模糊控制、神经网络算法模块。 二热工自动化 自动检测 顺序控制 自动保护 自动调节 我国机组近年发展： 300MW→600MW亚临界→ 600MW超临界 →1000MW（ 660MW）超超临界 一般 600 MW机组单元机组和公用系统I/O 测点数量一般约8000~9000点；控制设备数量约为 750~ 900 个。（ DCS 系统） 1000MW超超临界机组单元机组和公用系统 I/ 0 测点数量达到 12000 点左右，控制设备数量约为 1100~1400 个，模拟量控制回路数量和600MW机组无明显差别。 600MW超临界机组热控试题 一、填空题（每小题1分）共10分 1.锅炉跟随为基础（CBF）的协调控制方式，即主蒸汽压力通过锅炉 自动控制，机组功率通过汽机调门自动控制。 2.直流锅炉汽温调节的主要方式是调节煤水比，辅助手段是喷 水减温。 3.当任一跳机保护动作后，汽机主汽阀将迅速关闭、停止机组运行。 4.汽轮机的进汽方式主要有节流进汽、喷嘴进汽两种。 5.有一测温仪表，精确度等级为0.5级，测量范围为400—600℃， 该表的允许误差是±1℃。 6.DEH基本控制有转速、功率、调节级压力三个回路。 7.任何情况下,只要转速n>103‰立即关闭高压调门和中压调门。 8.单元机组按运行方式可分为炉跟机、机跟炉、协调、手动四种方 式。 9.动态偏差是指调节过程中被调量与给定值之间的最大偏差。 10.滑压运行时滑主蒸汽的质量流量、压力与机组功率成正比例变化。 二、选择题（每小题1分）共10分 1.下列参数哪个能直接反映汽轮发电机组的负荷（ B ） A 主汽压力 B 调节级压力 C 高调门开度 D 凝气器真空 2.锅炉MFT的作用是：（C ） A跳引风机 B跳送风机 C切断所有燃料 D切断所有风源 3.锅炉点火前必须建立启动流量的原因是（ A ）。 A、防止启动期间水冷壁超温 B、防止启动期间过热器超温 C、为强化热态冲洗效果 D、为建立汽轮机冲转压力 4.高主、高调、中主、中调门的缩写正确的是：（ A ） A、TV、GV、RSV、IV B、TV、RSV、GV、IV C、TV、IV、RSV、GV D、IV、TV、GV、RSV 5.炉水循环泵跳闸条件是：（ B、 C、 D ） A、过冷度>30℃ B、冷却水温度>55℃ C、最小流量阀关闭 D、给水泵全跳闸 6.直流锅炉的中间点温度控制不是定值，随:（ B ） A、机组负荷的增大而减小 B、机组负荷的增大而增大 C、火焰中心位置的升高而降低 D、减温水量的增大而减小 7.对于直流锅炉，燃水比变大，则不正确的叙述是（ D ） （A）过热汽温升高；（B）水冷壁管子温度升高； （C）排烟温度升高；（D）主汽压升高 8. 滑压控制方式其最大的优点在于( A )。 (A)减少了蒸汽在调门处的节流损失；(B)提高了汽机本体的热效率； (C)汽包水位控制较容易；(D)主蒸汽温度容易维持恒定。 9.直线结构特性的阀门在变化相同行程的情况下，在阀门小开度时要比在大开度时对系统的调节影响( A )。 (A)大；(B)小；(C)相等；(D)无法确定。 10. 汽轮机调节系统的作用是调节汽轮发电机组的( B )。 600MW超临界机组试题 600MW超临界机组补充试题 一、填空题 1.小机盘车可分为手动和油涡轮两种；其中油涡轮盘车盘车时，可以将转子 盘车转速控制在80~120 转/分左右（高速），它是靠控制进入油涡轮的压力油量来实现盘车的启停和转速高低。 2.中速磨煤机防爆蒸汽分别从一次风室、机壳＿、分离器＿入磨，用于防止磨煤机启动 和停止过程中的爆炸。 3.磨煤机的变加载是接受给煤机的电流信号，控制比例溢流阀压力大小，变更蓄能器和 油缸的油压，来实现加载力的变化。 4.密封风用于磨煤机传动盘、拉杆关节轴承、磨辊。 5.冷一次风的用户有密封风机风源、给煤机密封风、磨一次冷风。 6.汽轮机密封油主油源是空侧密封油泵，第一备用油源（即主要备用油源）是汽机 主油泵。当主油源故障时，第一备用油源自动投入运行。第二备用油源由主油箱上备用交流电动密封油泵供给，当汽机转速小于2/3 额定转速或第一备用油源故障时，第二备用油源自动投入。第三备用油源是直流密封油泵提供的。 7.主油箱事故排油门应设 2 个钢质截止门，操作手轮上不允许加锁，并应挂有明 显的警告牌。 8.汽机房内着火时，当火势威胁至主油箱或油系统时，应立即破坏真空紧急停机， 并开启主油箱事故放油门，并控制放油速度应适当，以保证转子静止前润滑油不中断。 9.轴封溢流正常情况下溢流至#8低加，当#8低加停运时溢流至凝汽器。 10.除氧器滑压运行时可避免除氧器汽源的节流损失。 11.汽轮机正常运行中的配汽方式为喷嘴配汽。 12.汽轮机停运后，如果转子短时间无法转动，转子会向_下__弯曲，此时应将转子高点置 __最高位___，关闭__汽缸疏水__，保持__上下缸温差_，监视转子__挠度__，当确认转子正常后，再手动盘车180o。当盘车电机电流过大或转子盘不动时，不可__强行盘车___，更不可用吊车__强制盘车或_强行冲转。停盘车_8__小时后，方可停止润滑油系统。 超临界机组给水和汽温控制 发表时间：2017-01-16T16:21:37.027Z 来源：《电力设备》2016年第24期作者：杨德宝 [导读] 加负荷过程中，控制好分离器的过热度，加负荷时可将分离器出口过热度下调，对控制汽温上涨速度有利。 (国电双鸭山发电有限公司黑龙江省双鸭山市 155136) 摘要：600MW超临界直流锅炉采用带有循环泵的启动系统,其主要特点是采用给水泵与循环泵并联运行的方式,提高了水冷壁在低负荷下运行的可靠性和经济性以及机组对负荷变化的跟踪性能.可以对超临界直流锅炉启动过程中的循环流量调节,给水泵流量调节,储水箱水位调节,水冷壁由控制循环转为直流运行工况等复杂过程灵活控制. 关键词：汽温；给水；调整；控制；水位 1.超临界机组的给水控制系统 直流锅炉是多变量系统，直流锅炉的控制任务与汽包锅炉有很大差别，对于直流锅炉不能象汽包炉那样，将燃料、给水、汽温简单地分为3个控制系统，而是将给水量与燃料量的控制与一次汽温控制紧密地联系在一起，这是直流锅炉控制最突出的特点。 2.汽水分离器水位控制 我厂超临界机组采用内置式汽水分离器，锅炉启动点火前进行冷态冲洗，进入分离器的流量保持最低运行负荷50%MCR下的900t/h，冲洗排放经储水箱溢流阀排到疏水扩容器，然后排至锅炉排水管。冷态冲洗合格后回收至凝汽器锅炉允许点火。用炉水循环泵出口调门来控制省煤器入口保持30%BMCR流量，将锅炉上水旁路调门关回保持3-5%BMCR流量。点火后随燃料量投入的增加，进入分离器的工质压力、温度和干度不断提高，汽水在分离器内实现分离。蒸汽进入过热器系统，饱和水通过汽水分离器排入疏水扩容器实现工质回收。 随着压力上升，水冷壁汽水开始膨胀，分离器储水箱液位逐渐升高，这时可通过分离器储水箱小溢流阀排放控制水位，随着汽水膨胀的结束，分离器储水箱水位开始下降，分离器的正常水位由上水旁路调门、炉水循环泵出口调门和锅炉储水箱小溢流阀来控制，此时分离器为湿态运行，给水控制方式为分离器水位与最小给水流量控制。当水冷壁出口（进入分离器）工质的干度提高到干饱和蒸汽后，汽水分离器已无疏水，转变成蒸汽联箱，锅炉切换到30%MCR下的干态运行（纯直流运行）。锅炉在30%BMCR（本生负荷）以下为再循环运行方式。随着负荷的提高，增加给水流量与负荷相适应，循环流量相应减少。 此后，进入分离器的流量随着负荷上升而增加，蒸汽温度不断提高，直至MCR负荷。当分离器切换到干态运行后，给水控制的任务由分离器水位控制转变为与燃料量控制配合控制中间点温度及给水流量控制。 3.超临界机组主汽温控制 我厂超临界锅炉的过热汽温调节方法是采用水煤比进行粗调，一、二级喷水减温进行细调。其中第一级喷水减温器装置在低温过热器与屏式过热器之间，消除屏式过热器中产生的偏差；第二级喷水减温器装置在屏式过热器与高温过热器之间，维持过热器出口汽温在额定值。 3.1影响过热蒸汽温度的主要因素 一是，煤水比增加汽温上涨，反之汽温会降低；二是给水温度；三是过量空气系数；四是火焰中心高度；五是受热面结渣。 3.2过热蒸汽温度的调节 3.2.1过热汽温的粗调（即煤水比的调节）。 对于直流锅炉，控制主蒸汽温度的关键在于控制锅炉的煤水比，而煤水比合适与否则需要通过中间点温度来鉴定。超临界压力直流锅炉中间点温度一般选择为汽水分离器的出口温度，在过热汽温调节中，中间点温度实际与锅炉负荷有关，二者有一定的函数关系，那么锅炉的煤水比B/G按中间点温度来调整，中间点至过热器出口区段的过热汽温变化主要依靠喷水减温调节。对于直流锅炉，要保持稳定汽温的关键是要保持固定的煤水比。 根据中间点温度可以控制燃料/给水之间的比例。中间点温度的偏差信号指示运行人员及时调节煤水比，消除中间点温度的偏差。但需要强调的是，中间点温度的设定值与锅炉特性和负荷有关，如变压运行，饱和温度随压力下降而降低，中间点温度也随之下降，而不是一个固定值。 锅炉汽水分离器出口蒸汽焓值修正，由不同负荷下设计汽水分离器出口过热度加上烟气挡板指令比例和在工程师站设置的偏置的修正组成。过热器减温水流量过大会减少汽水分离器出口温度设定值，由不同负荷下设计的一级减温器出、入口温差和实际的一级减温器出、入口温差的偏差PI调节输出作为汽水分离器出口焓值设定值的修正；由于锅炉燃烧原因，汽水分离器出口温度在设计值内，过热汽温达不到设计值时，可以在操作员站设置偏置，反之依然。 3.2.2过热汽温的细调 考虑到实际运行中锅炉负荷的变化，给水温度、燃料品质、炉膛过量空气系数等因素，对过热汽温变化均有影响，因此在实际运行中要保证比值B/G的精确值也是不容易的。因此除了采用B/G作为粗调的调节手段外，还必须采用在蒸汽管道设置喷水减温器作为细调的调节手段。 4超临界机组再热汽温控制 为了提高发电机组的热效率，高参数大容量机组广泛采用中间再热器，以提高进入中压缸的蒸汽温度。保持再热器出口汽温，除了为保障机组有设计的热效率外，还与保持主汽温的目的一样，是为了确保机组的安全运行。影响再热器出口汽温的因素很多，如：机组负荷的大小；火焰中心位置的高低情况等。 4.1再热蒸汽温度调节特点 4.1.1再热蒸汽压力低于过热蒸汽，一般为过热蒸汽的1/4～1/5。 4.1.2再热器进口蒸汽状况决定于汽轮机高压缸的排汽参数，而高压缸排汽参数随汽轮机的运行方式、负荷大小及工况变化而变化。 4.1.3再热蒸汽压力低，再热蒸汽放热系数低于过热蒸汽，在同样蒸汽流量和吸热条件下，再热器管壁温度高于过热器壁温。 4.2再热蒸汽温度调节 再热汽温调节方法宜采用烟气侧调节，即采用摆动燃烧器或分隔烟道等方法。但考虑为保护再热器，在事故状态下，使再热器不被过热烧坏，在再热器进口处设置事故喷水减温装置，当再热器进口汽温采用烟气侧调节无法使汽温降低，则要用事故喷水来保护再热器管壁 超超临界锅炉介绍 国家政策情况 节能调度 一、基本原则和适用范围 （一）节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。 （二）基本原则。以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施优化调度，并与电力市场建设工作相结合，充分发挥电力市场的作用，努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。 （三）适用范围。节能发电调度适用于所有并网运行的发电机组，上网电价暂按国家现行管理办法执行。对符合国家有关规定的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有购电合同，合同期满后，执行本办法。 二、机组发电序位表的编制 （四）机组发电排序的序位表（以下简称排序表）是节能发电调度的主要依据。各省（区、市）的排序表由省级人民政府责成其发展改革委（经贸委）组织编制，并根据机组投产和实际运行情况及时调整。排序表的编制应公开、公平、公正，并对电力企业和社会公开，对存在重大分歧的可进行听证。 （五）各类发电机组按以下顺序确定序位： 1.无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组； 2.有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组； 3.核能发电机组； 4.按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组； 5.天然气、煤气化发电机组； 6.其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组； 7.燃油发电机组。 （六）同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供 600MW超临界机组给水控制的分析 王富有 南京科远自动化集团股份有限公司，江苏，南京，211100 摘要：汽包炉的给水控制是相对独立的，而超临界机组锅炉给水控制则是和燃烧、汽温等系统相互耦合在一起的，因此直流炉的给水控制相对于汽包炉而言要复杂些。同时给水控制系统又是超临界机组热控系统中的重点，对提高机组的控制自动化程度、减少启停误操作、缩短机组启动时间、提高机组启停的可靠性具有重要作用，也是实现机组级自启停（APS）控制的一个技术关键。本文以某超超临界600MW机组为例，介绍锅炉给水调节系统的控制。 关键词：600MW，超临界，给水，焓，煤水比，自动调节 一、超临界机组给水系统的控制特性 汽包炉通过改变燃料量、减温水量和给水流量控制蒸汽压力(简称汽压)、蒸汽温度(简称汽温)和汽包水位，汽压、汽温、给水流量控制相对独立。而直流炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），其主要的输入量是给水量、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，一种输入量扰动将对各输出量产生作用，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。 实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的煤水比来控制汽水行程中某一点焓（分离器入口焓）达到规定要求，是一个切实有效的调温手段。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；在锅炉的煤水比保持不变时（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煤水比校正是可行的，其优点在于： 1) 分离器入口焓（中间点焓）值对煤水比失配的反应快，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。 热工自动控制系统 一、教材 热工控制系统华北电力大学边立秀等编中国电力出版社 http:〃61.155.6.178/zyf 密码：200803Y 二、主要参考书 0:超超临界机组控制设备及系统肖大雏主编化学工业出版社2007年 1.陈来九：热工过程自动调节原理与应用第三章第七章 2 .电子书：热工过程自动控制杨献勇主编清华大学出版社 3.《热工自动控制系统》华北电力大学李遵基 4.《热工自动控制系统》东北电院张玉铎、王满稼 三、课程主要内容 1 ?简单介绍单回路反馈系统(复习) (1)基本调节作用 (2)工业调节器 (3)调节器参数的整定 2.重点介绍电厂热工过程自动控制系统，包括汽温、给水、燃烧自动控制 3?介绍单元机组负荷(协调)控制系统(直流锅炉自动控制系统以及单元机组给水全程控制系统) 三、考核方法 1.期末考试+平时成绩。 2.平时成绩包括：作业，回答问题，出勤，平时答疑，约占10% 第一章概述 § 1-1火电厂自动控制的发展 控制方式大致经历了三个发展阶段： 1、独立控制： 机、炉、电各自独立地进行控制，机、炉、电及重要的辅机各自设置一套控制表盘，它们之间无联系。 调节仪表均为大尺寸的较笨重的基地式仪表，由运行人员进行监视与控制。国外在20-40年代，我国50年代建造的火电厂属该类型。 2、集中控制： 40年代以后，由于中间再热式汽轮机的出现，使锅炉和汽轮机之间的关系更加密切，为了便于 机炉的协调运行和事故处理，将它们的控制盘集中安装在一起，对机炉实行集中控制。集中控制的初 级阶段，调节仪表采用电动或汽动单元组合仪表。50年代后，采用组件组装仪表或以微处理机为核 心的数字调节器，对机炉进行集中控制。600MW超临界机组给水控制的分析
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