330MW机组风煤比控制方式的优化方案
330 MW锅炉一、二次风配比分析及引风机运行优化
330 MW锅炉一、二次风配比分析及引风机运行优化摘要：定量分析330 MW亚临界火力发电机组锅炉一、二次风的配比以及冷、热一次风配比，优化引风机运行，提高锅炉燃烧效率和设备运行可靠性。
结果表明一次风和二次风的体积流量均随负荷增加而单调增大，但二次风体积流量随负荷的增加速率比一次风体积流量更大。
低负荷下，一次风占总风量的体积百分比相比设计值偏大17%，一次风量偏大，二次风不能有效包裹一次风，一、二次风配比失调。
冷一次风主要用于磨煤机密封风，主要跟磨煤机的启停有关，随负荷变化不明显。
热一次风流量和热一次风流量占一次风总风量体积百分比均随负荷增加而单调增大。
引风机运行优化措施包括降低引风机动叶动作频率、减少控制油压波动和制定低负荷时单台引风机运行措施。
关键词：燃煤火力发电机组；一次风率；二次风体积流量；一、二次风配比；引风机运行优化1引言随燃煤火力发电机组设备老化，燃料品种不断更换，锅炉一、二次风配比，冷、热一次风配比往往偏离理想工况，降低了锅炉热效率[1-3]。
引风机在长时间频繁受到不均匀轴向冲击的情况下，动叶调节的滑块经常出现磨损老化和疲劳裂纹，引风机振动增大，降低了引风机使用寿命，导致锅炉燃烧系统和风烟匹配调节的难度增大[2-4]。
因此有必要分析锅炉一、二次风配比规律，优化引风机运行，提高引风机的运行稳定性和锅炉燃烧热效率。
本研究拟定量分析330 MW亚临界火力发电机组锅炉一、二次风的配比以及冷、热一次风配比，优化引风机运行，提高锅炉燃烧效率和设备运行可靠性。
本文的分析有助于了解锅炉燃烧系统的配风规律和最佳配风，优化引风机运行，保证机组安全经济运行。
2一、二次风配比以某电厂330 MW亚临界、一次再热和直接空冷的燃煤火力发电机组为例，进行分析。
运行数据取自7月1~3日三天，数据间隔为15分钟，机组负荷为167~329 MW，平均负荷253.3 MW，平均负荷率为76.76%。
图1示出一次风和二次风的体积流量均随负荷增加而单调增大。
330MW机组的燃烧调整
330MW机组的燃烧调整摘要本文针对扬电330MW机组的正压直吹式制粉系统进行介绍，并根据本人实际工作经验总结探讨不同工况和煤质影响下，优化炉膛燃烧的方案。
关键词燃烧工况；煤量；干燥出力；总风量0引言扬州发电有限公司2×330MW锅炉为东方锅炉厂生产的DGl036/18.2—∏4型锅炉。
锅炉为亚临界参数、四角切圆燃烧方式、自然循环汽包炉。
单炉膛∏型露天布置，一次再热，平衡通风、固态排渣。
锅炉采用正压直吹式制粉系统，配置五台HP843型中速磨煤机，四台磨煤机可带MCR负荷，一台备用。
在锅炉运行操作中，以燃烧调整最为重要，而对制粉系统的调整操作又是在燃烧调整中最为核心的一个重要部分。
我就从对制粉系统的操作方面谈谈300MW机组的燃烧调整。
1 磨煤机简述其工作原理是：原煤在两个碾磨部件的表面之间，在压紧力的作用下受到挤压和碾磨而被粉碎成煤粉。
由于碾磨部件的旋转使磨成的煤粉被甩至风环处，干燥用的热风经风环吹入磨煤机内，对煤粉进行干燥并将其带入碾磨区上部的煤粉分离器中，经过分离，不合格的粗粉返回碾磨区重磨，细粉经煤粉分离器由干燥剂带出磨外。
原煤中夹带的杂物（大石块、黄铁矿等）被甩至风环后，因风速不足以阻止它的下落，故经风环落至杂物箱内。
由于该磨对煤的干燥过程是在磨煤机内的磨盘上方经热风的吹送经行的，对磨盘上的煤所起的干燥作用不大，所以煤水分的多少对于风量、风温的配比及时调整，但煤的水分也不能过高，否则会使煤形成稀泥状，而被压成煤饼，使磨煤机的出力下降，而且造成磨煤机的震动。
这就要求我们要及时的掌握上一班和本班的煤样水分情况，在安全的前提下尽量提高磨煤机的出口温度，增加其干燥出力，避免磨煤机的不正常震动。
2 磨煤机在变负荷工况下的运行调整6、7号炉均为5套独立的制粉系统。
由于磨煤量多少直接与锅炉发热量成比例，而炉膛发热量的多少又与负荷对应。
因此如果负荷变化不是很大，可以通过调整磨煤量多少即给煤机转速来调节炉膛发热量：加负荷时增加给煤机转速，同时开大磨得热一次风门，关小磨得冷一次风门，同时开打其对应的二次风门；减负荷时反之。
330MW机组送风自动控制系统优化
330MW机组送风自动控制系统优化摘要：在锅炉机组应用中，送风系统是其中的重要组成部分。
该系统在运行中，经常出现引风出力偏大以及燃烧稳定性差等问题，并因此对其实际运行效果产生了较大的影响。
在本文中，将就330MW机组送风自动控制系统优化进行一定的研究。
关键词：330MW机组；送风自动控制系统；优化1 引言我国南部某电厂，其锅炉经常发生灭火情况。
经过对灭火问题原因的分析，发现为送风自动控制回路存在问题所导致，为了能够对该问题进行解决，该电厂对锅炉送风控制回路进行改造，以期获得较好的运行效果。
2 改造前系统状况在原有锅炉中，其在风量调节方面使用的为具有带氧量校正的送风自动控制回路，在协调方式当中，燃料的主控指令由锅炉协调PID控制实现输出，对其产生影响的因素有主汽压力偏差以及负荷偏差，总燃料量则同现场给粉机的转速反馈具有关联。
在实际运行当中，当煤质变差时，燃料则会因释放热量降低而降低炉膛温度，在锅炉具有相同的负荷情况下，给粉机转速也将随之提升，此时按照原风量的送风量将增加，在使大量冷风进入到炉膛之后，将在大幅度降低炉膛温度的情况下对燃烧工况产生影响。
3 改造方案实施3.1 修改自动控制指令原理为了在运行中避免因煤质方面的变化使送风指令变化的情况下影响到燃烧效果，在经过修改后，改造方案提出的送风自动控制指令由下列信号产生：第一，限速后功率指令函数运算值；第二，限速后功率指令函数运算值在经过滤波处理后形成的值；第三，最小风量指令值或垂扫风量指令值。
此外，在新回路当中引入了总燃料量以及蒸汽温度校正微分修整，通过该方式获得的风量指令，即能够保证锅炉在点火前，其吹扫风量以及锅炉点火燃料量较小时的风量值较小，且能够保证在不同工况情况下，风量指令值始终处于一个稳定合理的水平。
总体来说，在新回路当中，因煤质发生变化对送风指令造成的影响将大幅度降低，以此对燃烧的稳定性提供了重要保障。
3.2 改造后送风控制特点3.2.1 送风指令修改在原有控制回路当中，主要由总燃料量以及燃料指令决定风量指令，当负荷不变的情况下，当燃料发生大幅度变化后，则会使风量发生较大变化，并因此使炉膛的燃烧工况不断恶化。
330MW火电机组协调控制策略设计与优化
330MW火电机组协调控制策略设计与优化Design and Optimization of Coordinated Control Strategy in330MW Power Unit葛举生王兆舜刘伟姚慧钟谷伟（国电南京自动化股份有限公司，江苏南京210032）摘要：针对某330MW火电机组原协调控制无法正常投入的问题，进行DCS系统升级改造时，设计了全新的协调控制策略。
对初次投入协调控制后，变负荷过程中负荷响应速度较慢、机组稳态时主汽压力波动较大的问题进行了详细分析。
基于机组的动态特性和运行状况,从一次风压控制、锅炉主控、汽机主控等方面提出了优化方案,克服锅炉热惯性及迟滞性,并充分利用锅炉蓄热，提高机组变负荷能力。
优化后机组投入了AGC控制，AGC试验结果表明：优化后的协调控制系统，在变负荷工况下，调节响应速度快、负荷动态偏差小；机组稳态时，主汽压力波动小，机组运行稳定遥关键词：火电机组;控制系统改造曰变负荷试验曰协调控制策略优化Abstract:"view of the problem that the original coordinated control of a330MW thermal power unit cannot be put into normal operations new coordinated control strategy is designed when the DCS system is upgraded in this paper.After the coordinated control is put into operation for the first time,the problems of slow load response speed during load change process snd large fluctuation of main steam pressure in the steady state of the unit tre analyzed in detail.Based on the dynamic characteristics snd operation conditions of the unit,to overcome the problems of large thermal inertia and hysteresis of the boiler熏nd make full use of the heat storage of the boiler to improve the load changing capacity of the unit,the optimization Schemes sre carried out from the aspects of primary yir pressure control,boiler main control,turbine main control, etc.AGC control is put into operation after optimization,the AGC test results show that the optimized coordinated control system has fast response speed and small load dynamic deviation under the condition of load change.In the steady state of the unit,the main steam pressure fluctuation is small lnd the unit operation is stable.Keywords:power unit,control system retrofit,load change test,coordinated control strategy optimization分散控制系统(Distributed Control System,DCS)作为电厂控制系统的大脑与核心，集中体现了整个电厂的自动化水平，对电厂的安全稳定经济运行起着举足轻重的作用。
基于最佳风煤比修正的燃烧优化控制
基于最佳风煤比修正的燃烧优化控
制
“基于最佳风煤比修正的燃烧优化控制”是一种通过改变炉内气流和燃料含量来调节炉内燃烧状态，以提高热效率和减少污染物排放的技术。
它是以最佳风煤比为目标，进行实时调整，将具有调节效果的控制因子引入实时燃烧控制系统中，使得燃烧过程的燃料/空气比例达到最佳值，从而提高燃烧质量和燃烧效率，减少失效，并有效减少污染物排放量。
最佳风煤比修正的燃烧优化控制由三个部分组成，即燃烧控制器、火焰探测器和燃烧优化控制算法。
燃烧控制器对煤粉燃烧过程进行控制和监控，火焰探测器实时测量燃烧情况，燃烧优化控制算法根据实时火焰探测数据，控制煤粉燃烧的最佳风煤比例，以保证燃烧的稳定性和高效性。
最佳风煤比修正的燃烧优化控制是一种能够在实时燃烧控制系统中引入具有调节功能的控制因子，以实现最佳燃烧效果的方法。
该控制系统利用火焰探测器实时测量燃烧情况，根据实时检测数据，控制煤粉燃烧的最佳风煤比
例，以满足燃烧的稳定性和高效性，从而提高热效率和减少污染物排放。
最佳风煤比修正的燃烧优化控制对提高热效率有着重要作用，但也存在一定的风险。
首先，它要求实时监测燃烧情况，这意味着必须安装高精度的火焰探测器，以保证系统的可靠性和实时性。
其次，由于控制系统是实时调节，因此在操作过程中要求操作者有较高的技术水平，以避免操作失误对系统安全造成不利影响。
总之，最佳风煤比修正的燃烧优化控制是一种可以提高热效率，减少污染物排放量的有效技术，但也要求安装高精度的火焰探测器，且操作者具备较高的技术水平。
330MW循环流化床锅炉直接空冷机组AGC控制功能优化
330MW循环流化床锅炉直接空冷机组AGC控制功能优化由于330MW循环流化床锅炉燃烧惯性大、耦合强，直接空冷系统机组真空受环境影响很大，在AGC控制方式下的机组負荷调节品质常常难以满足电网的控制要求。
通过采用锅炉主控前馈分段主动调节、一次风量错时超前调节、机炉动态解耦等优化措施，有效提高了宁夏国华宁东发电有限公司#1、#2机组AGC 协调控制能力，使机组负荷控制指标完全满足西北电网并网机组AGC性能要求。
标签：循环流化床；协调控制；AGC；超前控制；直接空冷引言CFB锅炉（Circulating Fludized Bed Boiler，以下简称CFB锅炉）作为一种煤的清洁、高效燃烧技术自八十年代初进入燃煤锅炉的商业市场以来，在中小型锅炉中已占有了相当的份额。
并在技术日趋成熟的同时逐渐向更大容量发展。
它具有燃料适应性广、燃烧效率高、氮氧化物排放低、低成本石灰石炉内脱硫、负荷调节比大等突出优点。
CFB低成本实现了严格的污染排放指标，同时燃用劣质燃料，在负荷适应性和灰渣综合利用等方面具有综合优势，为煤粉炉的节能环保改造提供了一条有效的途径，并得到大量应用。
宁夏国华宁东发电有限公司#1、#2机组采用东方锅炉（集团）股份有限公司自主知识产权的国产DG-1177/17.5-II3型亚临界循环流化床锅炉，该炉型采用内置床、大宽深比的单体炉膛、单侧不对称布置三个分离器设计。
配套上海电气集团上海汽轮机有限公司生产的NZK330-16.67/538/538型双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。
循环流化床锅炉由于燃料热值低、颗粒大、低温燃烧、受床料影响热容量大等特点，燃烧过程复杂，燃烧系统惯性大、耦合性强、非线性强，控制系统除考虑控制燃料、风量、水位、汽温等煤粉炉被控对象，另外还须控制锅炉床温、床压等被控对象，控制目标更加复杂多样；加之汽轮机侧直接空系统冷带来的诸多影响因素，因此实现大型流化床锅炉直接空冷机组AGC控制是控制领域公认的疑难问题。
浅析某电厂330MW机组AGC方式下协调控制系统的优化
浅析某电厂330MW机组AGC方式下协调控制系统的优化发布时间：2021-06-25T03:02:20.651Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第6期作者：刘运兵沈妹[导读] 根据某省经信委会同电监办联合下发的《电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》和《电网统调发电机组运行考核办法》（简称两个细则），对涉网调峰发电机组从运行管理到性能指标进行全面的考核，要求发电机组AGC方式下速率达到1.5%；一次调频全程投入，动作幅度达到3%，并且对响应时间做分段要求；江苏南热发电有限责任公司摘要：随着电网两个细则考核的实施，电网对机组的负荷快速响应及电能质量提出更高的要求。
涉网机组在AGC方式下，机组的AGC 调节速率、AGC 调节精度均要满足电网负荷需求。
我厂立足于现有系统，通过外挂PLC（AGC优化逻辑），解决控制系统快速性与稳定性的矛盾入手，在满足网调负荷变化速率的基础上，最大限度地提高调节精度，并保证机组压力及其他各运行参数的稳定。
本文主要介绍针对330MW 机组的特点，对协调控制策略作一些优化改进方案，和对部分子系统调节特性进一步优化措施，以及进一步提高协调控制调解品质、提高锅炉效率的设想。
关键词：AGC 协调控制前馈汽温优化0 引言根据某省经信委会同电监办联合下发的《电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》和《电网统调发电机组运行考核办法》（简称两个细则），对涉网调峰发电机组从运行管理到性能指标进行全面的考核，要求发电机组AGC方式下速率达到1.5%；一次调频全程投入，动作幅度达到3%，并且对响应时间做分段要求；AGC精度达到0.5%。
AGC控制系统作为涉网发电机组DCS 功能中的核心控制部分，承担着单元机组协调锅炉、汽机侧各个闭环控制系统以响应调度负荷指令的重要任务，是连接电网与单元机组之间的桥梁，其性能直接影响着电网有功调节水平和机组运行的安全性、稳定性、经济性。
目前，330MW亚临界机组在运行过程中，随着机组工况和煤种的变化，尤其是燃煤掺配燃烧带来的燃料发热量频繁变动，机组被控对象的动态特性相对较差，过程的滞后和惯性也随之变大，系统的非线性和时变性的特征越来越显著，导致机组的稳定性差，在稳定的工况及升、降负荷过程中主汽压力、燃料量、各级汽温、风量等关键参数的波动明显，AGC 的投入、AGC 指令频繁波动以及AGC 负荷响应加快，这些因素又加剧了各调节系统的不稳定性，给机组安全和稳定带来隐患。
330MW机组风煤比控制方式的优化方案
330MW机组风煤比控制方式的优化方案（华能海口电厂符亮）［摘要］海口电厂#8、9机组为了节能减排和提高协调控制品质，对机组风煤比控制方式进行了优化调整，取得了显著的节能效果。
在此基础上，乂对协调控制中的相关策略逻辑进行了优化改造的探讨，以实现节能和协调控制品质的同步优化。
关键词：锅炉风煤比燃烧优化方案0.设备概述华能海口电厂四期工程共两台330MW机组（编号#8、#9），配套锅炉型号为HG1018/18. 6-YM23型，是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司根据美国ABB-CE燃烧工程公司技术生产制造的引进亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉、单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧器，冷一次风正压直吹式制粉系统、水封斗式刮板捞渣机连续固态排渣, 全钢构架悬吊结构，露天布置。
设汁燃料为烟煤。
每台炉配置两台50%容量的静叶可调轴流式吸风机，两台50%容量的动叶可调轴流式送风机，两台50%容量的入口静叶调节离心式一次风机，五台MPS190中速磨煤机。
2009年2月，#8、9炉一次风机进行变频改造，一次风机正常运行改为变频调节。
1. 问题的提出1.1原风煤比控制方式海口电厂#8、9机组原磨煤机风煤比控制方式如下：各台磨煤机的给煤量由锅炉主控指令产生；一次风量按给定的风煤比跟随其给煤量变化，山磨煤机热风调整门调节；磨煤机冷风调整门跟随热风调整门变化，调节磨煤机出口温度稳定；一次风母管压力随着负荷的加减而增减。
磨煤机一次风控制逻辑见图1。
1.2磨煤机风门档板调节特性差磨煤机冷、热风调整门采用档板调节，不可避免地存在调节线性差的情况。
用其调整磨煤机一次风量和温度，调节特性较差，对机组协调控制的调节品质影响很大。
1. 3 一次风量测量不准为了节省空间和降低成本，磨煤机入口管道的布置非常的紧凑复朵，没有长的直管段，整个磨煤机入口管道上的速度场和温度场分布很不均匀，一次风量或冷、热风门开度的微小变化，都可能对其速度场和温度场产生较大的干扰。
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330MW机组风煤比控制方式的优化方案（华能海口电厂符亮）[摘要] 海口电厂#8、9机组为了节能减排和提高协调控制品质，对机组风煤比控制方式进行了优化调整，取得了显著的节能效果。
在此基础上，又对协调控制中的相关策略逻辑进行了优化改造的探讨，以实现节能和协调控制品质的同步优化。
关键词：锅炉风煤比燃烧优化方案0. 设备概述华能海口电厂四期工程共两台330MW机组（编号#8、#9），配套锅炉型号为HG1018/18.6－YM23型，是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司根据美国ABB-CE燃烧工程公司技术生产制造的引进亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉、单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧器，冷一次风正压直吹式制粉系统、水封斗式刮板捞渣机连续固态排渣，全钢构架悬吊结构,露天布置。
设计燃料为烟煤。
每台炉配置两台50%容量的静叶可调轴流式吸风机，两台50%容量的动叶可调轴流式送风机，两台50%容量的入口静叶调节离心式一次风机，五台MPS190中速磨煤机。
2009年2月，#8、9炉一次风机进行变频改造，一次风机正常运行改为变频调节。
1. 问题的提出1.1 原风煤比控制方式海口电厂#8、9机组原磨煤机风煤比控制方式如下：各台磨煤机的给煤量由锅炉主控指令产生；一次风量按给定的风煤比跟随其给煤量变化，由磨煤机热风调整门调节；磨煤机冷风调整门跟随热风调整门变化，调节磨煤机出口温度稳定；一次风母管压力随着负荷的加减而增减。
磨煤机一次风控制逻辑见图1。
1.2 磨煤机风门档板调节特性差磨煤机冷、热风调整门采用档板调节，不可避免地存在调节线性差的情况。
用其调整磨煤机一次风量和温度，调节特性较差，对机组协调控制的调节品质影响很大。
1.3 一次风量测量不准为了节省空间和降低成本，磨煤机入口管道的布置非常的紧凑复杂，没有长的直管段，整个磨煤机入口管道上的速度场和温度场分布很不均匀，一次风量或冷、热风门开度的微小变化，都可能对其速度场和温度场产生较大的干扰。
一般大型锅炉磨煤机入口风道温度最高点和最低点的温差有时超过100℃。
温度参与气流密度的计算，大约每10℃的温度测量误差引起1%的流量误差。
这就是造成一次风量不管采用何种方法测量，其误差都很大的原因。
#8、9炉磨煤机原一次风量测量使用热式测量装置，测量误差较大，有时甚至出现定性错误，即一次风量指示与冷、热风门开度成反向变化。
后来改造加装了差压式测量装置，测量误差还是较大。
因此，用各磨煤机一次风量信号来进行精确控制，效果很不理想。
1.4 与节能降耗的潮流背道而驰原制粉系统优化控制方案，是2009年4月根据西安热工研究院《9号锅炉燃烧及制粉系统优化调整试验报告》制定的优化方案。
具体如下：表１原制粉系统优化控制方案由于磨煤机进口热风门担负有调整风煤比的一次风量的任务，必须保留有一定的调节裕量，一般要求热风门开度在70%以下，否则将影响控制品质。
因此，这样调节，风门档板存在较大的截流损失，对一次风机电耗的影响较大。
这种调节方法与当前节能降耗的潮流背道而驰，必须进行优化改造。
1.5 一次风机控制方式不合理在#8、9机组协调控制中，磨煤机进口热风门调整一次风量，一次风机调节控制一次风母管压力，一次风母管压力设定值跟踪机组负荷，设定值函数f(x)见图2：机组负荷在150MW以下时，设定值保持7.0KPa不变；机组负荷在150MW～330MW之间，设定值在7.0KPa～12 KPa之间线性增加；设定值最大不超过12.0KPa。
一次风机控制逻辑见图3。
一次风机的这种调节控制方式是不合理的。
虽然，制粉系统需要的总一次风量与机组负荷是线性关系，但是，由于不同负荷下运行的磨煤机台数不同，各台磨煤机的出力并不与机组负荷呈线性关系，其需要的一次风量与机组负荷并不呈线性关系。
因此，制粉系统需要的一次风母管压力并不与机组负荷呈线性关系，这种调节控制方式必须进行修改。
1.6 问题的提出综上所述，海口电厂#8、9机组原磨煤机风煤比控制方式不仅控制特性不理想，而且与节能降耗的潮流背道而驰，必须对其进行全面的优化改造。
2. 风煤比控制方式的优化海口电厂#8/9机经过几年不断的探索和试验，制定出了新的风煤比优化运行方案，取得了很好的节能效果。
2.1 新的风煤比优化控制方案#8/9炉自2009年10月起，不再使用磨煤机进口热风门调整一次风量，而是在运行中保持磨煤机进口热风门全开，用一次风机变频调节调整一次风母管压力，直接控制各磨一次风量。
磨煤机进口冷风门还照原进行磨煤机的风温调整。
新的风煤比优化控制方案如下：表２新制粉系统优化控制方案2.2 新方案的一次风机节电效果#8机在负荷等工况稳定的情况下，进行了新旧制粉系统优化方案的对比试验。
在调整保持各磨煤机风煤比（出口风压）等参数都不变的情况下，得出磨煤机热风门开度70%和100%两种工况的数据（见图4和表３）。
执行新的制粉系统优化方案后，一台机组一次风机总单耗降低了3KW.H/T煤，一次风机总电耗降低了0.14%，一次风机总电流降低了32A，一次风机运行一年约节省厂用电233万度,节省费用约108万元（按上网电价0.465元/度）。
仅此一项两台机组一年就节省费用超过200万元。
表３新旧优化方案的运行参数对比2.3 新方案对空预器漏风率的影响空预器漏风量的大小是和空预器密封间隙和烟风压力的大小成比例的。
#8/9炉锅炉的一次风压力(＞7kPa)远高于二次风压力(＜2kPa)，在同样的密封条件下，一次风的漏风量要比二次风大很多。
从锅炉设计说明书中的计算漏风量(见表4)可看出,在空预器漏风中,一次风占的比例超过78%。
因此，运行中降低一次风母管压力,将显著降低空预器漏风率。
空预器漏风率的降低，又降低了锅炉的排烟温度和送引风机电耗。
在执行了新的优化运行方案后，#8/9炉空预器的平均漏风率从2009年的10.63%和8.51%降至2010年的6.26%和5.48%，分别下降了4.37%和3.03%，相当降低煤耗0.96g/kw.h和0.67g/kw.h。
按#8/9机组去年发电量173,240万kw.h和181,660万kw.h计算，共节约标煤2880吨，节省费用259.2万元（标煤按900元/吨）。
表4 标准工况的计算漏风量3. 协调控制策略的优化改造方案风煤比控制方式改变后，各磨煤机的一次风量直接由一次风机调节。
原磨煤机热风门的调节功能取消后，对机组协调控制品质影响较大，必须对协调控制系统的进行改造，才能适应新的风煤比控制方式，实现运行参数的精确控制。
3.1 磨煤机控制策略正常运行中给煤机都在自动状态，各磨煤机出力通过给煤机的偏置调整。
磨煤机出力分配要从以下多方面综合考虑：(1)保证炉膛燃烧的安全性。
尽量维持燃烧稳定，防止发生火嘴烧损和炉膛结焦。
(2)保证各磨煤机的安全运行。
根据各磨煤机设备状况、石子煤量等情况调整出力，一般按能者多劳的原则分配。
(3)实现制粉系统的经济运行。
调整各磨煤机的出力，以使各磨煤机都处于最佳工况。
使总的热风门开度尽量开大，总的冷风门开度尽量关小。
调整各磨煤机的出力，使制粉系统所须一次风母管压力最低，以降低一次风机电耗。
(4)实现锅炉经济运行最优化。
综合考虑飞灰含碳量、排烟温度、主汽（再热汽）温度等情况，调整各磨煤机的出力，以提高锅炉效率。
3.2 一次风机控制策略原来一次风机的控制方式不合理，风煤比控制方式改变后，一次风机又担负起一次风量的调整任务，就更不能使用这种控制方式，必须对一次风机控制策略进行修改。
以下是两种简单实用的一次风机控制策略优化方案。
3.2.1 一次风机控制策略优化方案一仍采用一次风机变频调节调整一次风母管压力，把一次风母管压力设定值跟踪机组负荷，修改为跟踪最大出力的磨煤机的煤量。
在机组负荷变化时，各台磨煤机的煤量同步加减，一次风母管压力也跟随着煤量加减，这就保证了各台磨煤机的风煤比都能够稳定。
只要一次风母管压力能满足最大出力磨煤机的需要，也能满足其他磨煤机的需要。
修改后的一次风母管压力设定值函数f(x)见图5：最大出力的磨煤机煤量在25吨以下时，设定值保持7.0KPa；最大出力的磨煤机煤量在25吨以上随着煤量线性增加；煤量38吨时，对应设定值为8.5KPa。
计算公式如下：当煤量≤25吨；y=7.0 kPa当煤量＞25吨；y=0.1154x+4.1154 kPa运行中可根据煤质等情况适当调整偏置值，以适应工况变化。
修改后的一次风机控制逻辑见图6。
目前#8/9机采用的是这种方法。
采用这种方法，还需要对原协调控制中有关风煤比（一次风量）的控制逻辑进行修改，把原来对磨煤机热风门的控制调节改为对一次风机的控制调节。
这项逻辑修改非常复杂，还要经过反复的调试，才能投入正式运行。
为了减少逻辑修改的工作量，可以考虑采用下面的优化方案二。
3.2.2 一次风机控制策略优化方案二另一个优化方案是用一次风母管总流量来参与风煤比的精确控制。
由于磨煤机进口管道条件限制，在这里无论用何各种测量方法，一次风量都存在较大误差，对风煤比的精确控制影响很大。
大型锅炉的一次风冷、热风母管一般都有二十米以上的直管段。
这些直管段内的温度不存在偏差，速度场也比较稳定，安装风量测点能保证有足够的精确度。
因此，用冷、热风母管流量相加的总一次风量来参与总风煤比的控制，其控制精度肯定比原来的分磨控制方式高很多。
而且，大型锅炉在设计时有的在一次风冷、热风母管上已经安装了风量测点，为优化方案提供了便利。
为了简化协调控制逻辑的修改，在磨煤机控制策略优化方案的基础上，把风煤比控制策略由原来的分磨控制改为“总风煤比”控制，即用总一次风量和总煤量信号来控制。
“总风煤比”控制方法是把一次风机调整一次风母管压力改为调整总一次风量，设定值跟踪机组总煤量（比例为1.8：1）。
为保证最低一次风速的安全性，仍然控制一次风母管压力最低值≮7.0kPa。
这种方法风煤比的控制精度高，能改善显著提高机组协调控制品质，是较理想的精确控制方案。
3.3.协调控制策略3.3.1 #8/9机组锅炉燃烧控制系统现状海南电网容量小，峰谷差大，稳定性差。
#8/9机组参与电网的调峰、调频，要求负荷要快速响应。
协调控制中负荷适应性和主汽压力稳定性是一对主要矛盾，满足负荷快速响应，必然使主汽压力大幅波动。
由于汽机调门调节响应快速，而锅炉燃烧调整有较大的惯性，因此，#8/9机组协调控制一般都采用CCBF方式（即汽机主要调整功率，锅炉主要调整主汽压力）。
#8/9机组是采用给煤机煤量为反馈信号的直吹式中速磨系统。
本系统的特点是给煤机控制器接受锅炉主控指令，调整给煤机煤量跟踪负荷变化。
中速磨煤机从给煤量变化到出粉量变化存在较大的迟延。
而且在大幅增加煤量的瞬间，磨煤机出粉量还会出现短时间的减小。
再加上锅炉燃烧惯性，使机组控制调整中锅炉的迟延特别大（约300秒）。