直流锅炉主蒸汽温度、压力控制
肖斌[国电福州发电有限公司]
摘要：随着近年来火电机组单机容量不断增大，参数不断增高，如何控制主蒸汽温度和压力成为影响机组安全经济运行的首要问题。本文从火电厂运行值班员角度分析了主蒸汽温度、压力变化的原因以及控制手段，具有一定的实践指导意义。
关键词：直流锅炉；主蒸汽温度；主蒸汽压力；控制
对于直流锅炉而言，主蒸汽温度和主蒸汽压力是其燃烧控制的主要参数，也是影响朗肯循环效率的重要参数，控制好主蒸汽温度和主蒸汽压力对火电机组的安全、经济运行有着十分重要的意义。
一.主蒸汽温度控制
主蒸汽温度是锅炉燃烧控制的一项主要参数，温度超温，损坏过热器受热面，影响汽轮机组的寿命及安全性；主蒸汽温度过低，易形成蒸汽带水，对汽轮机组的安全运行造成巨大威胁。
1.燃水比
直流炉主蒸汽温度的控制主要依靠控制锅炉的燃水比来实现，燃水比控制是否合适是通过中间点温度来反映的，即我们通常所说的分离器出口温度，在机组控制中通过“过热度”这一参数直观的反映中间点温度，这里的“过热度”是指分离器出口蒸汽温度与分离器压力对应下的蒸汽饱和温度的差值。维持足够的过热度是保证主蒸汽温度稳定的重要前提，机组正常运行中该过热度一般控制在12-16℃之间。
过热度的调整通过设定偏置值来实现我们期望达到的分离器出口温度，但由于给水系统的响应需要时间，锅炉自动控制系统不能立即调整至设定值，这时候需要运行人员的人为干预进行快速调整和预判调整。①快速调整主要是通过设定给水流量偏置，以使给水流量快速响应，在短时间内改变给水流量，达到调整燃水比的目的。此手段较为快捷，对燃水比调节系统的后续扰动也较大，一般作为紧急情况下的干预手段。②预判调整是指值班员通过调整BTU（热值校正系数）、过热度偏置设定值等手段提前改变燃水比，实现分离器出口温度的稳定，预判的依据是实际入炉燃料量及热值。当实际入炉燃料量或热值增大或者即将增大时，我们通过上调BTU数值或者减小过热度偏置设定值来减小燃水比，反之亦然。该调整手段的实质是通过值班员的预判调整来减轻锅炉燃烧系统及协调控制系统的迟滞状况，进而减轻直至消除燃水比失衡的现象，使主蒸汽温度维持稳定。
2.过热器减温水
过热器减温水分为一级减温水和二级减温水，主要作用是保证过热蒸汽温度不超温，从而保护过热器。减温水的控制主要依靠自动控制，值班员通过设置温度偏置值来控制过
热蒸汽温度，一般保持一级减温水开启，二级减温水微开或者关闭，最大限度避免末级过热器出口蒸汽带水情况发生，保证汽轮机组的安全运行。
3.燃烧器运行方式
对于燃烧器为前后墙对冲布置的锅炉，炉内热负荷分布受到燃烧器运行方式的影响，一般上层燃烧器运行有利于维持较高的主蒸汽温度，下层燃烧器运行可以保证较高的分离器出口温度。前后墙对冲的燃烧方式因燃烧器喷口无法上下摆动，因而对主蒸汽温度的影响不如四角切圆燃烧方式明显。在燃烧器投退，特别是上层燃烧器投退时，主蒸汽温度的变化较大，因此在投运燃烧器时应该预开减温水，而后根据主蒸汽温度的变化情况控制燃料的增速率，防止过热蒸汽升温速率过快导致超温；退出燃烧器时应缓慢降低燃料量，并相应关小冷一次风和二次风，及时调整其余制粉系统的一次风量及二次风，避免炉内热负荷长时间、大范围分布失衡，保证主蒸汽温度不低温。
主蒸汽温度的控制手段中，燃水比用于主蒸汽温度的粗调控制，减温水用于主蒸汽温度的精调控制。通过控制燃水比控制主蒸汽温度时，应该兼顾减温水量的控制，当燃水比过大时，减温水量相应偏大，汽温的可控裕度减小，超温的可能性就增大了；当燃水比过小时，减温水接近全关，超温的危险性降低，但低温的危险性凸显出来。改变燃烧器运行方式来控制主蒸汽温度则是在燃水比无法起到正常调节作用时采取的手段，例如炉内受热面结焦、掺烧劣质煤等引起的主蒸汽温度持续超温、低温或者偏温情况。
二.主蒸汽压力控制
主蒸汽压力作为锅炉燃烧控制的另一项主参数，过高会使各承压部件应力增加，设备损坏风险升高，汽轮机末几级叶片蒸汽湿度增大，影响叶片寿命；过低机组经济性无法保证外，为维持负荷需增大蒸汽流量，汽轮机组轴向位移增加，动静碰摩的可能性增大。
1.内驱因素
直流炉转为干态运行后，其主蒸汽压力来源于给水压力，这也是直流炉区别于汽包炉的一个主要特点。直流炉主蒸汽压力的变化必然伴随着给水压力的变化，反之给水压力变化必然引起主蒸汽压力的变化。在锅炉给水控制系统中，分离器出口温度设定值、省煤器入口给水流量的偏置值以及总燃料量能够直接影响给水流量，而当汽机侧阀门开度不变时，给水压力就会随给水流量变化，主蒸汽压力也随之变化，这些能够直接驱使给水压力变化的因素，暂称之为内驱因素。降低分离器出口温度设定值、增加省煤器入口给水流量的偏置值以及增加燃料量，会导致主蒸汽压力升高；反之主蒸汽压力降低。
由内驱因素导致主蒸汽压力变化的过程，实际上就是燃水比动态变化过程对主蒸汽压力产生影响的过程，这个过程是旧燃水比平衡向新燃水比平衡变化的过程，这个过程需要的自平衡时间较长，因而对主蒸汽压力影响的时间也较长，在协调控制方式下可能出现压
力振荡的现象，不利于安全稳定运行，应该尽量避免因内驱因素导致的压力变化。
举个例子，在磨煤机堵煤后逐渐吹扫通畅的过程中，由于积存在磨煤机里的煤不计入协调控制的总燃料量中，会导致实际入炉煤量高于显示煤量，即实际燃水比上升，过热度上升，此时给水控制系统会增加给水量，给水压力上升，主蒸汽压力上升。若要维持主蒸汽压力，则需开大汽机侧阀门开度，增加机组出力。在这个过程中，不能因为过热度上升而盲目降低分离器出口温度设定值或者增加给水流量偏置值，这样会使给水压力进一步上升，致使主蒸汽压力上升过快而超限。正确的方法是通过上调BTU数值降低燃料量，然后开大汽机侧阀门以保证主蒸汽压力不超限。
2.外扰因素
直接引起主蒸汽压力变化的因素，如汽机侧阀门开度的变化、吹灰器的投退、过再热器减温水的加减等，暂称之为外扰因素。它们对主蒸汽压力影响较为直接，也容易进行人为控制，因此调节起来更加快速，对主蒸汽压力的扰动也更小一些。
由外扰因素引起的压力波动，缺乏源动力，非事故情况下不会造成主蒸汽压力超限，可以通过一些小范围调整使压力重新趋向平稳。例如降负荷过程的初始阶段，汽机侧阀门关小，由于锅炉释放蓄热以及燃烧系统的迟滞性，主蒸汽压力会有上升趋势，此时可以投入吹灰器运行，起到缓和乃至抑制压力上升的作用，使降负荷过程平稳过渡到协调控制的正常程序中，这样调整既控制住了主蒸汽压力，又减小了协调控制的后续扰动。
对锅炉主蒸汽压力的控制实际上是协调控制系统闭环反馈控制的一个缩影。在稳态情况下，主蒸汽压力、汽机侧阀门开度、机组负荷、燃料量、给水流量都是不变的，任意一个参数发生变化就会导致其余参数一起发生变化，直至达到新的稳态。例如：投入吹灰器→机组负荷下降→汽机侧阀门开大→主蒸汽压力下降→燃料量增加→给水流量增加→蒸汽流量增加→机组负荷回升→汽机侧阀门关小→主蒸汽压力上升→燃料量下降→给水流量下降→趋向平稳。在这样一个闭环控制系统里，找到主蒸汽压力变化的原因，认清主蒸汽压力变化的趋势，对症下药，才能安全高效地控制主蒸汽压力。
肖斌国电福州发电有限公司福建省福清市江阴工业园区 320309
作者简介：肖斌（1983—），国电福州发电有限公司发电部值长，助理工程师，从事集控运行工作。
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燃煤超临界直流锅炉主汽压力调整 摘要：超临界直流锅炉具有发电效率高、高负荷适应性强等优点，是未来大型锅炉发展的方向，汽温、汽压是直流锅炉的主要参数，因此研究其特性特别重要.。超临界直流锅炉是指主蒸汽压力超過22.12MPa的锅炉，通常额定汽压为24.2MPa.。超临界直流锅炉汽压控制主要通過增减锅炉燃烧率和给水量来调整，从而使锅炉蒸发量的变化与机组负荷变动相适应.。 本文针对我厂350MW超临界直流锅炉运行中正常加减负荷、机组湿态运行、机组负荷波动過程中汽压调整和汽压的影响因素做了详细分析，并对事故处理情况下汽压调节进行个人讲述.。 引言：随着电网调峰能力的加剧，各电厂为了避免响应速率受到考核和争 取电网两个细则补偿，不断优化提高AGC响应速率，我厂在AGC方式下负荷大幅波动情况下，汽温、壁温极易超温，且AGC退出频繁.。我厂在AGC方式下减负荷過快时经常会出现主汽压力较负荷对应滑压函数值高1.5-2MPa以上，导致机组深度减负荷后锅炉管壁严重超温、再热汽温跌破510℃，或汽轮机调 门开度小于38%，严重者小于33%中调门摆动参与负荷调节，AGC方式下快减负荷对汽压调节造成很大的困难.。因此，本论文在控制各项指标在正常范围的情况下，调整机组主汽压力，确保稳定经济.。 1设备概况 大唐延安热电厂一期工程装设2X350MW燃煤汽轮发电机组我厂锅炉由哈尔滨锅炉厂制造，型号为：HG-1125/25.4-YM1型，锅炉形式为超临界、一次中间再热、前后墙对冲燃烧、固态排渣、全钢全悬吊结构，紧身封闭 布置、直流式煤粉锅炉.。 2超临界锅炉汽压调整的意义 汽轮发电机组因为在实际运行中处于变工况，此时进入汽轮机的蒸汽参数、流量、排汽装置真空的变化，将会引起各级的压力、温度效率发生变
660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制 策略 摘要：针对660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制，分析影响锅炉蒸汽温度的主要因素，采取过热汽温和再热汽温调整控制的策略，为机组安全稳定运行提供技术支持。 关键词：660MW；超超临界直流锅炉；汽温控制；策略； 宁德发电公司1、2号机组为660 MW超超临界发电机组，配置 DG2060/26.15-II1型超超临界直流锅炉，蒸汽参数为26.03 MPa，605/603℃。过热汽温的调整主要由水煤比控制中间点温度，并设置两级喷水减温器调节各段及出口蒸汽温度，再热蒸汽温度主要由尾部烟气挡板调节，在高再入口管道装设有事故喷水减温器。 1 660MW超超临界直流锅炉 超超临界机组是在常规超临界机组的基础上发展起来的新一代高参数、大容量发电机组，与常规超临界机组相比，超超临界机组的热效率比超临界机组的高4% 左右。但由于超超临界机组运行参数高，锅炉为直流炉，需适应大范围深度调峰的要求，因此，这给超超临界机组汽温控制提出更高要求。 2汽温调节的重要性 维持锅炉蒸汽温度稳定对机组安全稳定运行至关重要，汽温过高或过低，都将严重影响机组安全稳定运行。蒸汽温度过高，将使锅炉受热面及蒸汽管道金属材料的蠕变速度加快，影响使用寿命，严重超温将会导致金属管道过热爆管。当蒸汽温度过高超过允许值时，使汽轮机的部件的机械强度降低，导致设备损坏或使用寿命缩短。蒸汽温度过低，将会降低机组热效率。汽温过低，使汽轮机末级叶片湿度增加。蒸汽温度大幅度快速下降会造成汽轮机金属部件过大的热应力、
热变形，甚至会发生动静部件摩擦，严重时会发生水冲击，威胁汽轮机安全稳定运行。因此，机组在运行中，在各种内、外扰动因素影响下，如何通过运行分析进行调整，用最合理的控制措施保持汽温稳定，是汽温调节的首要任务。 3锅炉蒸汽温度的影响因素 3.1水煤比的影响：超超临界锅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。超超临界锅炉以调节水煤比作为过热蒸汽温度的主要调节手段，是过热汽温调节的能量平衡基础。以喷水减温作为精确调节。水煤比主要是维持中间点温度在规定范围内，作为过热汽温调节的导前信号。 3.2炉膛过量空气系数的影响：过量空气系数增大时会引炉膛温度下降，锅炉辐射吸热量减少，而对流吸热量有所增加，过热汽温会上升，再热汽温会有所上升。 3.3燃料性质的影响：燃料性质的影响的较大因素包括水分、挥发分、发热量和煤粉细度。煤质越差或煤粉越粗着火越晚，燃烧推迟，改变辐射换热和对流换热的变化，影响过热器和再热器的吸热量，导致汽温的变化。 3.4给水温度变化的影响：在同样给水量和水煤比的情况下，直流锅炉的加热段将延长，过热段缩短，过热汽温会随之降低，再热器出口汽温则由于汽轮机高压缸排汽温度下降而降低。 3.5中间点温度的影响：中间点温度是超超临界机组控制的重要参数之一，作为过热汽温调节的导前信号，中间点温度控制在一定范围内，锅炉汽水系统中的相变点界面被基本控制住，就能保证过热蒸汽温度在可控范围内。中间点温度的控制原则是保持15-20℃的微过热度。 3.6火焰中心位置的影响：当火焰中心位置高时，炉膛出口烟温会上升。由于辐射式过热器和对流式过热器吸热量增加使汽温升高。
摘要 锅炉超大容量、高参数发展，给水系统采用自动控制系统是必不可少的，它可以减轻运行人员的劳动强度，保证锅炉的安全运行。对于大容量高参数锅炉，其给水系统是非常复杂和比较完善的。直流锅炉将是国家未来的发展方向，给水系统是其中的重要环节。随着火电机组容量的提高及参数的增加，机组在启停过程中需要监视的参数及控制的项目越来越多，超临界机组锅炉给水控制系统是超临界机组控制系统中的重点和难点。近些年来，研究超临界机组给水的文献相应增多，火电机组越大，其设备结构就越复杂，自动化程度也要求越高。 本文介绍了直流锅炉的给水控制策略，包括对直流锅炉的发展历程、应用、结构特点、启动系统、给水控制系统的工作任务；同时还介绍了直流锅炉给水系统的控制原理,介绍了前馈、反馈、串级控制的特点和应用；主要通过对直流锅炉给水控制系统分析与研究，介绍了直流锅炉的给水控制系统的工艺流程，重点介绍了给水控制系统的控制回路，给水信号回路的测量，给水流量的控制回路，以及给水控制回路的指令形成和控制方法，还包括一些辅助回路的控制策略。最后简略的介绍了直流锅炉给水控制的技术发展。 关键词: 超临界直流锅炉；给水控制系统；前馈-串级控制；给水泵 Abstract The boiler faces, the high parameter development large capacity, uses the automatic control system for the aqueous system is essential, It may reduce the movement personnel's labor intensity, guarantees boiler's safe operation. Regarding the large capacity high parameter boiler, it gives the aqueous system is very complex and perfect. The once-through boiler will be the national future development direction, for the aqueous system is important link. Along with thermal power unit capacity enhancement and parameter increase, unit, in opens stops the parameter which and the control project in the process needs to monitor are getting more and more, the supercritical unit boiler gives the water control system is in the supercritical unit control system's key point and the difficulty. Recent year, studies the supercritical unit to increase correspondingly for the water literature, the thermal power unit
我厂三期机组主蒸汽温度低原因及处理 近期，我厂＃6、7机组机组负荷在50%及以上时经常出现主蒸汽温度低现象,现总结其原因及其处理方向。 一、主蒸汽温度过低的危害 当主蒸汽压力和凝结真空不变，主蒸汽温度降低时，主蒸汽在汽轮机内的总焓降减少,若要维持额定负荷，必须开大调速汽阀的开度，增加主蒸汽的进汽量。一般机组主蒸汽温度每降低10℃,汽耗量要增加1.3%～ 1.5％。 主蒸汽温度降低时，不但影响机组的经济性，也威胁着机组的运行安全.其主要危害是： (1）末级叶片可能过负荷.因为主蒸汽温度降低后，为维持额定负荷不变,则主蒸汽流量要增加,末级焓降增大，末级叶片可能过负荷状态。 （2）末几级叶片的蒸汽湿度增大。主蒸汽压力不变，温度降低时，末几级叶片的蒸汽湿度将要增加，这样除了会增大末几级动叶的湿汽损失外，同时还将加剧开几级动叶的水滴冲蚀，缩短叶片的使用寿命。 （3）各级反动度增加。由于主蒸汽温度降低，则各级反动度增加，转子的轴向推力明显增大，推力瓦块温度升高，机组运行的安全可靠性降低. （4）高温部件将产生很大的热应力和热变形。若主蒸汽温度快速下降较多时，自动主汽阀外壳、调节级、汽缸等高温部件的内壁温度会急剧下降而产生很大的热应力和热变形，严重时可能使金属部件产生裂纹或使汽轮机内动、静部分造成磨损事故；当主蒸汽温度降至极限值时,应打闸停机。 (5）有水击的可能.当主蒸汽温度急剧下降50℃以上时,往往是发生水冲击事故的先兆，汽轮机值班员必须密切注意,当主蒸汽温度还继续下降时，为确保机组安全，应立即打闸停机。 二、引起主蒸汽温度低的因素: 1)水煤比。 在直流锅炉动态分析中，汽轮机调节汽阀的扰动，对直流锅炉是一种典型的负荷扰动。当调节汽阀阶跃开大时，蒸汽流量D和机组输出功率N E立即增加，随即逐渐减少,并恢复初始值，汽轮机阀前压力P T一开始立即下降，然后逐渐下降至新的平衡压力。由于直流锅炉的蓄热系数比汽包锅炉小,所以直流锅炉的汽压变化比汽包锅炉大得多。当负荷扰动时，过热汽温T2近似不变，这是由于给水流量和燃烧率保持不变，过热汽温就基本保持不变。 燃烧率扰动是燃料量、送风量和引风量同时协调变化的一种扰动。当燃烧率B阶跃增加时，经过一段较短的迟延时间，蒸汽流量D会暂时向增加方向变化;过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后单调上升,最后稳定在较高的温度上；汽压P T和功率N E的变化也因汽温的上升而最后稳定在较高的数值。 当燃烧率不变而给水流量增加时，一开始由于加热段和蒸发段的伸长而推出一部分蒸汽,因此蒸汽流量 D、汽压P T、功率N E几乎没有迟延的开始增加，但由于汽温T2的下降，最后虽然蒸汽流量D增加，而输 出功率N E却有所减少；汽压P T也降至略高于扰动前的汽压，过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后，最后稳定在较低的温度。 给水和燃料复合扰动时的动态特性是两者单独扰动时的动态特性之和，由图2可知,当给水和燃料按比例变化时，蒸发量D立即变化，然后稳定在新的数值上，过热汽温则保持在原来的数值上(额定汽温）.这就是说明严格控制水煤比是直流炉主蒸汽调节的关键。
660MW超临界直流炉主、再热蒸汽温度 的运行调整分析 摘要：超临界技术的应用可以提高电厂生产效率，减少环境污染，节约设备能源，因此，在世界上许多国家和地区都得到了广泛使用，由于直流锅炉没有热包，热应力问题尤为突出，因此，保证主蒸汽的稳定是一项尤为重要的工作。由于超临界直流机组在我国商业运行的时间还较短，直流炉的特性注定了机组主汽温度自动控制与机组的协调控制存在紧密联系，要解决机组主汽温度自动控制，机组协调控制及给水控制必须稳定。660MW 超临界机组的主、再热蒸汽温度的运行调整在正常运行中是非常重要的，是保证机组稳定运行的一个重要方面，汽温过高会影响机组的寿命，过低会降低机组的效率。 关键词：超临界直流炉；主蒸汽温度调整；措施 电站锅炉过热汽温、再热汽温影响着机组的安全经济运行。由于超临界压力锅炉没有汽包，热水受热面、蒸发受热面和过热受热面之间没有固定的界限，运行工况发生变化时，各受热面的长度会发生变化，控制锅炉过热器出口温度(主汽温) 在允许范围内对整个电厂的安全运行和生产具有非常重要的意义，主汽温度过高或过低都会影响整个机组的正常运行。超超临界机组运行参数高，其控制要求也比常规机组更为严格，尤其超超临界直流锅炉的主汽温变化特性就比汽包锅炉更为复杂，控制和调节也更为困难。因此，研究直流锅炉的汽温变化特性就有着很重要的现实意义和理论价值。 一、超临界直流炉汽温控制的必要性及特征 超临界直流炉技术的汽温是受水煤比、机组负荷、风量和燃烧情况等因素影响。汽温过热以及大幅度偏离等因素，会导致超临界直流炉技术汽温在经济和设备安全等方面都受到影响。超临界直流炉技术汽温如果超高会降低金属设备的强度，超临界直流炉技术气温较低又会导致汽轮机的损耗加强，同时，系统的热效
直流锅炉主蒸汽温度、压力控制 肖斌[国电福州发电有限公司] 摘要：随着近年来火电机组单机容量不断增大，参数不断增高，如何控制主蒸汽温度和压力成为影响机组安全经济运行的首要问题。本文从火电厂运行值班员角度分析了主蒸汽温度、压力变化的原因以及控制手段，具有一定的实践指导意义。 关键词：直流锅炉；主蒸汽温度；主蒸汽压力；控制 对于直流锅炉而言，主蒸汽温度和主蒸汽压力是其燃烧控制的主要参数，也是影响朗肯循环效率的重要参数，控制好主蒸汽温度和主蒸汽压力对火电机组的安全、经济运行有着十分重要的意义。 一.主蒸汽温度控制 主蒸汽温度是锅炉燃烧控制的一项主要参数，温度超温，损坏过热器受热面，影响汽轮机组的寿命及安全性；主蒸汽温度过低，易形成蒸汽带水，对汽轮机组的安全运行造成巨大威胁。 1.燃水比 直流炉主蒸汽温度的控制主要依靠控制锅炉的燃水比来实现，燃水比控制是否合适是通过中间点温度来反映的，即我们通常所说的分离器出口温度，在机组控制中通过“过热度”这一参数直观的反映中间点温度，这里的“过热度”是指分离器出口蒸汽温度与分离器压力对应下的蒸汽饱和温度的差值。维持足够的过热度是保证主蒸汽温度稳定的重要前提，机组正常运行中该过热度一般控制在12-16℃之间。 过热度的调整通过设定偏置值来实现我们期望达到的分离器出口温度，但由于给水系统的响应需要时间，锅炉自动控制系统不能立即调整至设定值，这时候需要运行人员的人为干预进行快速调整和预判调整。①快速调整主要是通过设定给水流量偏置，以使给水流量快速响应，在短时间内改变给水流量，达到调整燃水比的目的。此手段较为快捷，对燃水比调节系统的后续扰动也较大，一般作为紧急情况下的干预手段。②预判调整是指值班员通过调整BTU（热值校正系数）、过热度偏置设定值等手段提前改变燃水比，实现分离器出口温度的稳定，预判的依据是实际入炉燃料量及热值。当实际入炉燃料量或热值增大或者即将增大时，我们通过上调BTU数值或者减小过热度偏置设定值来减小燃水比，反之亦然。该调整手段的实质是通过值班员的预判调整来减轻锅炉燃烧系统及协调控制系统的迟滞状况，进而减轻直至消除燃水比失衡的现象，使主蒸汽温度维持稳定。 2.过热器减温水 过热器减温水分为一级减温水和二级减温水，主要作用是保证过热蒸汽温度不超温，从而保护过热器。减温水的控制主要依靠自动控制，值班员通过设置温度偏置值来控制过
直流锅炉的温度控制与调节 摘要：在直流锅炉的运行中，过热汽温和再热汽温的控制和调节十分重要，它不仅关系到锅炉输出蒸汽参数是否满足机组经济性要求，还对水冷壁，过热器以及再热器受热面的安全产生重要影响。 关键词：直流锅炉；过热汽温；再热汽温；控制调整 一、过热汽温的控制与调节 1、影响过热汽温的主要因素 a 燃料、给水比（煤水比） 直流锅炉过热器出口焓（h″ ss ）的表达式为： 式中—过热器出口和给水焓，kJ/kg； B、G—燃料和给水量，kg/h； Q ar,net —燃料的低位发热量（收到基），kJ/kg； —锅炉效率，％。 可以看出，若公式中h fw、Q ar,net 和保持不变，则（即过热汽温）的值就 取决于B/G的比值；只要B/G的比值不变，过热汽温就不变。另一方面还可以看出，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。 b 给水温度 在正常情况下，给水温度一般不会有大的变动，但当高压加热器因故障出系时，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，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。因此，当给水温度 降低时，必须改变原来设定的煤水比，即适当提高煤水比，以使过热汽温维持在 额定值。一般高加出系时，在燃料不变的情况下，适当减少给水量，提高煤水比，但此时机组负荷有所降低。在锅炉满负荷运行时出现高加出系，若要维持机组负 荷不变，必须增加燃料，锅炉超出力运行；这是必须注意锅炉各受热面的温度水平，防止管壁过热。 c 过量空气系数 过量空气系数的变化直接影响锅炉的排烟损失（q ），同时影响对流受热面 2 与辐射受热面的吸热比例。当过量空气系数增大时，除排烟损失增加、锅炉效率 降低外，炉膛水冷壁吸热减少，造成过热器出口温度降低、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 出口汽温有所下降。过量空气系数减少时，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。 d 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，火焰中心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，亦需要重新调整煤水比。 e 受热面结渣 煤水比不变的调节下：炉膛水冷壁结渣时，过热汽温有所降低；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 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。 总之，对于直流锅炉，在水冷壁温度不超限的条件下，影响过热汽温的因素 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 荷范围内度，直流锅炉的过热汽温可以保持在额定值，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。 2、过热汽温的调节
超临界直流炉控制策略特点 一、超临界直流炉机组特点 当蒸汽压力提到高于22.1Mpa时就称为超临界机组，如果蒸汽压力超过27Mpa，则称为超超临界火电机组。由于超临界压力下无法维持自然循环即不能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。随着锅炉朝着大容量参数的方向发展，超临界机组日益显示其诸多优点，不仅煤耗大大降低，污染物排污量也相应减少，经济效益十分明显。超临界机组与亚临界汽包锅炉结构和工艺过程有着显著不同，其控制具有如下一些特点： 1、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时一次性连续完成，随着运行工况不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发的在一个或多个加热区段内移动，汽水之间没有一个明确的分界点。这要求控制系统更为严格保持各种比值的关系（如给水量/蒸汽量、燃料量/给水量及喷水量/给水量等）。 2、由于没有储能作用的汽包环节，锅炉的蓄能显著减小，负荷调节的灵敏性好，可实现快速启停和调节负荷，但汽压对负荷变动反映灵敏，变负荷性能差，汽压维持比较困难。 3、直流炉由于汽水是一次完成，因而不象汽包炉那样。汽包在运行中除作为汽水分离器外，还作为燃水比失调的缓冲器。当燃水比失去平衡时，利用汽包中的存水和空间容积暂时维持锅炉的工质平衡关系，以保持各断受热面积不变。这使得直流炉汽机与锅炉之间具有强烈的耦合特性，整个受控对象是一多输入多输出的多变量系统。 二、超临界机组的控制策略 超临界机组的发电负荷在电网中的比重正在稳步上升，电网要求超临界机组能调峰运行，其控制策略应保证机组良好的负荷响应性和关键运行参数的稳定。直流锅炉作为一个多输入、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，与汽包炉相比，其控制策略最大的区别在于：协调控制系统、给水调节系统、减温调节系统。以下以大唐乌沙山4×600MW超临界直流炉机组为例，重点介绍其协调、给水及减温的控制方案。 1、协调控制系统 协调控制系统的任务是：最大限度利用蓄能，具有快速响应的发电负荷控制，发电负荷控制与锅炉控制解耦，在所有工况下，锅炉指令都基于汽机的能量需求，保证锅炉与汽机相协调。本台机组的协调控制系统共设计了五种运行方式： 1）基本方式BASE：锅炉主控、汽机主控均在手动，锅炉主控控制燃料料，汽机主控遥控DEH控制汽机调门开度。 2）汽机跟随方式TF：汽机主控自动，锅炉主控手动，汽机主控通过调节汽机调门开度保证汽压，锅炉主控控制燃料量。 3）锅炉跟随方式BF：锅炉主控自动，汽机主控手动，锅炉主控通过控制燃料量保证汽压，汽机主控遥控DEH控制调门开度。 4）炉跟机协调方式CCS：本模式是以锅炉跟随为基础的协调控制模式，即锅炉主控、汽机主控均在自动位，锅炉主控调节汽压，汽机主控调节功率。 5）机跟炉协调方式CCS：本模式是以汽机跟随为基础的协调控制模式，即锅炉主控、汽机主控均在自动位，汽机主控调节汽压，锅炉主控调节功率。 考虑到汽机对负荷的响应快，负荷控制精度高，机组投AGC运行时优先采用炉跟机协调方式，充分利用锅炉的蓄能，但压力控制是直流锅炉控制系统的关键环节，压力的变化对机组的外特性来说将影响机组的负荷，对内特性来说将影响锅炉的温度，且直流炉机组的滑压运行范围大在10Mpa～24Mpa之间，这些都对汽压的调节品质提出了更严格的要求。机组
超高压直流锅炉给水控制与汽温调节 由于超高压直流锅炉与汽包锅炉在结构设计上有一定的区别，因此机组在调节的时候应用的方法也会有所不同。故而从锅炉的实际运行特点方面，分析介绍了此类型锅炉的给水控制和汽温调节的特性和方法。 标签：超高压直流锅炉；给水控制；汽温调节 中图分类号：TB 文献标识码：A文章编号：16723198（2012）10017901 直流锅炉的主要特点是汽水系统没有汽包，工质一次通过省煤器、水冷壁、过热器（即循环倍率等于1），即水在蒸发受热面中一次全部转变为蒸汽。工质在整个行程中的流动阻力均由给水泵来克服，因此，其运行调节特性和汽包炉有着很大的差别。下面从集控运行操作方面，做一下简要分析。 1 超高压直流锅炉的给水控制和汽温调节方法 超高压直流锅炉的运行过程可分为锅炉启动及低负荷运行（循环方式）和直流运行（本生方式）两个阶段。每个阶段的调节方法和侧重点都有所不同。 1.1 锅炉启动及低负荷运行阶段（循环方式） 不同容量的直流锅炉，其转干态直流运行的最低负荷有所不同，一般在25%~35%BMCR（锅炉最大连续蒸发量）之间。本单位的锅炉是35%BMCR。 在循环方式下，其运行方式与强制循环汽包炉是基本相同的，汽水分离器及其水箱相当于汽包，只是因为两者的容积相差甚远，汽水分离器的水位变化速度也就更快。此时，由炉水循环泵将汽水分离器水箱的水升压后送到省煤器入口，并与给水共同构成锅炉给水流量。 此阶段汽温的调节主要是通过控制燃烧率的大小和调节一、二级减温水量来完成。在此阶段，汽水分离器的水位控制调节阀应投自动，根据锅炉水质进行循环清洗，调节给水流量，控制汽水分离器水位。当扰动较大时，水位会产生较大的波动，必要时将水位调节阀解除自动，用手动控制。 根据实际运行经验，炉水循环泵出口调节阀一般不投自动，防止循环流量大幅变化，造成汽水分离器水位变化较大。在启动时保持一定的给水流量，缓慢增加燃料量，保持适当的升温升压率，逐渐减小炉循环泵出口流量至出口调门关闭，在此过程中汽水分离器水位调节阀也逐渐关小直至关闭，机组即进入直流运行状态，这是一个自然而然的过程。此时，只要操作均匀缓慢，保证省煤器入口
火电厂锅炉主汽温度变化原因及控制方法分析 经济的快速发展，各行各业及人们在生产生活中对电能的需求量有了大幅度的提升，为了保证电能的有效供应，电厂在技术上有了很大的改变。锅炉做为电厂正常生产运营的重要设备，其自身的正常运营是保证电能稳定供应的关键。长期以来，在锅炉运行过程中其主蒸汽温度都是控制的难点。文章对引起主蒸汽温度变化的各种原因进行了分析，并进一步对主汽温度控制的主要方法进行了具体的阐述。 标签：火电厂；锅炉；主汽温度；控制 前言 电厂的正常运行，需要各设备有效的发挥各自的性能，而锅炉做为电厂的重要生产设备，对电厂的稳定安全运行有着极其重要的作用。主蒸汽温度作为锅炉运行过程中重要的输出变量，对其进行严格的控制，不仅可以保证锅炉运行的安全性和稳定性，同时还能有效的保证电能的正常供应，对锅炉的使用寿命将起到了积极的作用。所以可以通过对过热器出口气温的控制来对主蒸汽温度进行调节，从而使其在正常范围内进行运转，这是具有十分重要意义的事情。 1 引起主蒸汽温度变化的各种原因分析 1.1 主蒸汽压力的变化 主蒸汽压力对于过热汽温的影响是通过工质焓升分配和蒸汽比热容的变化实现的，过热蒸汽的比热容受压力影响较大，低压下额定汽温与饱和温度的差值增大，过热汽总焓升就会减小。 1.2 给水温度的影响 当锅炉出力不变时，给水温度的高低对主蒸汽压力的影响是很大的。当锅炉给水温度较低时，则需要较多的燃料，这时炉膛内燃料量较多，炉内总辐射热及出口烟温差则会有所增加，同会导致过热器出口的汽温增加，同时烟气量和传热温差的增加也会使出口的汽温升高，这二者相加起来则会导致过热汽温有大幅度的升高，而且升高的幅度比锅炉单纯增加负荷时要大得多，通常情况下给水温度降低3℃，过热汽温就升高约1℃。 1.3 炉膛火焰中心位置的影响 炉膛出口烟的温度会随着炉膛火焰中心位置的移动而发生变化，越往上移，其出口的烟温则会越高。通常在锅炉运行时，导致其火焰中心位置温度发生的变化的因素较多，大致有以下几点：
600MW超临界机组的投产标志着我国火电机组的运行水平步入新境界，而直流锅炉也是大容量锅炉的发展方向之一。众所周知，蒸汽温度过高可能导致受热面超温爆管，而蒸汽温度过低将使机组的经济性降低，严重时可能使汽轮机产生水冲击。而这些现象在许多电厂均有发生，因此过热蒸汽温度与再热蒸汽温度直接影响到机组的安全性与经济性。超临界直流锅炉的运行调节特性有别于汽包炉，煤水控制与汽温、汽压调节的配合更为密切。下面针对襄樊电厂#5、#6机组所采用的SG1913/25.40-M957型号的锅炉，就机组启动至低负荷运行阶段，煤水控制与蒸汽参数调节浅谈一下自己的看法。机组启动阶段：根据锅炉的型号不同，不同容量的锅炉其转干态直流运行的最低负荷有所不同，一般在25%～35% BMCR 之间，我厂为210MW左右负荷开始转干态，在湿态情况下，其运行方式与强制循环汽包炉是基本相同的。汽水分离器及集水箱就相当于汽包，但是两者容积相差甚远，集水箱的水位变化速度也就更快。由锅炉启动疏水泵将集水箱的水打至凝汽器,与给水共同构成最小循环流量。其控制方式较之其它超临界直流锅炉有较大不同，控制更困难。给水主要用于控制启动分离器水位，锅炉启动及负荷低于35%BMCR时，且分离器水位在6.2~7.2m之间时，由给水泵出口旁路调门和给水泵的转速共同来控制省煤器入口流量保证锅炉的最小循环流量574t/h，保证锅炉安全运行。锅炉启动阶段汽温的调节主要依赖于燃烧主要控制，由旁路系统协助控制，通过投退油枪的数量及层次、调节炉前油压、减温水、高低旁的开度等手段来调节主再热蒸汽温度。此阶段启动分离器水位控制已可投自动，但是大多数锅炉的水位控制逻辑还不够完善，只是单纯的控制一点水位，还没有投三冲量控制，当扰动较大时水位会产生较大的波动，甚至根本无法平衡。此阶段要注意尽量避免太大的扰动，扰动过大及早解除自动，手动控制，以免造成顶棚过热器进入水。锅炉启动初期需要掌握好的几个关键点： 1 工质膨胀：工质膨胀产生于启动初期，水冷壁中的水开始受热初次达到饱和温度产生蒸汽阶段，此时蒸汽会携带大量的水进入分离器，造成贮水罐水位快速升高，锅炉有较大排放量，此过程较短一般在几十秒之内，具体数值及产生时间与锅炉点火前压力、温度、水温度、投入油枪的数量等有关。此时要及时排水，同时减少给水流量，在工质膨胀阶段附近，应保持燃料量的稳定，此时最好不要增投油枪。 2 虚假水位：虚假水位在整个第一阶段都有可能产生，汽压突然下降出现的情况较多，运行中应对虚假水位有思想准备，及时增加给水满足蒸发量的需要，加强燃烧恢复汽压。运行中造成汽压突然下降的原因主要有：汽机调门、高旁突然开大、安全阀动作、机组并网，切缸过中都有可能造成虚假水位，这一点和汽包炉是基本相同的。 3 投退油枪的时机及速度：投退油枪时要及时协调沟通，及时增减给水。保持一定的燃水比就基本上能维持汽温的稳定。为保持水位稳定，应避免在低水位时连续投入数枝油枪，或者水位很高调节困难时连续退出油枪。 4 炉内稳燃在实行无油点火或节油点火的时候，一定要注意炉内的稳燃问题，如果发
关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析 伴随国内经济水平的快速提升，电力生产已然是重中之重的一个环节。早期生产因为技术条件不足，普遍选用参数较低、能耗较大且污染严重的燃煤系统。经过不断发展，当前国内逐步利用效率更高且污染较轻的系统取代传统燃煤机组。随着电力领域的持续前行，超临界直流锅炉也出现在实际生产之中，不同种类的锅炉设备所适用的场合有所差异，同时内部给水控制架构也不尽相同，所以在实际应用过程中始终存在不足之处。本文就针对目前超临界直流锅炉的发展进行研究，对内部控制系统存在的问题提出对应的优化方案。 [关键词]超临界;直流锅炉;给水控制系统;汽温调节 Nie Xin-yang [Abstract]With the rapid improvement of domestic economic level，electric power production has become one of the most important links. Due to the lack of technical conditions in early production，coal-fired systems with low parameters，large energy consumption and serious pollution were generally selected. After continuous development，the current domestic use of higher efficiency and less pollution system to replace the traditional coal-fired units. With the continuous development of the electric power field，supercritical once through boiler also appears in the actual production. Different types of boiler equipment are suitable for different occasions，and the internal water supply control
论直流锅炉的汽温调节 摘要：汽温是660MW级超超临界直流锅炉主要控制指标，与汽轮机热效率和有 效焓降有直接关系，控制稳定的汽温关乎锅炉、汽轮机的安全经济运行。直流锅 炉燃烧率直接影响锅炉汽温变化,按要求控制水煤比，保证各负荷工况中间点温度 处于正常，是直流锅炉汽温控制的主要调整原则。 关键词：过热度中间点温度静态特性水煤比喷水减温 一、概述 京能五间房煤电一体化项目2×660MW超超临界空冷机组的锅炉为北京巴布 科克•威尔科克斯有限公司生产，锅炉型号B&WB-2117/29.4-M。锅炉型式采用П型、超超临界参数、变压直流炉、单炉膛、前后墙对冲燃烧，一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身全封闭布置，设有无循环泵的内置式启动系统。 前后烟道底部设置烟气调温挡板来调节烟温。来自高加的给水首先进入省煤器进 口集箱，然后经过省煤器管组和悬吊管进入省煤器出口集箱。水从省煤器出口集 箱经一根炉膛下降管被引入位于炉膛下部的水冷壁进口集箱，然后沿炉膛向上经 螺旋水冷壁进入水冷壁中间集箱。从水冷壁中间集箱出来的工质再进入上部的垂 直水冷壁，由水冷壁出口集箱经连接管进入出口混合集箱，充分混合后进入锅炉 前部的汽水分离器。锅炉在最小直流负荷点（本生点）以下运行时，进入分离器 的工质是汽水混合物，分离器处于湿态运行。分离出的水经贮水箱排入疏水扩容器。汽水分离器分离出的蒸汽依次流过锅炉顶棚、水平烟道侧包墙、尾部烟道包墙、低温过热器、屏式过热器、后屏过热器和末级过热器。各级过热器之间共设 两级（4个）减温器。汽机高压缸排汽经冷再管道进入低温再热器进口集箱，依 次流过低温再热器管组、高温再热器管组，最后经热再管道进入汽机中压缸。再 热器设有两级减温器，必要时可用它来控制再热汽温，但正常情况下再热汽温应 由尾部烟气调温挡板来控制以提高电厂的经济性。 二、汽温调节特性 1、汽温的静态调整特性 直流锅炉各级受热面串联布置，水在加热蒸发、汽化和过热过程中没有明显 的临界点，随着锅炉运行工况的变化，各受热面吸热比例发生变化，导致该临界 点时刻在变化，直接影响出口蒸汽参数。我们可通过如下热平衡方程式进行分析： Ggs（hzq-hgs）=https://www.doczj.com/doc/b419145793.html,ηgl（式一） 式中：Ggs——给水流量，kg/s ；hzq——主蒸汽焓，kJ/kg；hgs——给水焓， kJ/kg；Bm——燃料量，kg/s；https://www.doczj.com/doc/b419145793.html,——低位发热量，kJ/kg；ηgl——锅炉效率。 通过上式进行分析可知，当锅炉运行工况稳定情况下，燃料低位发热量、锅 炉效率及给水温度恒定，只要控制Ggs/Bm不变时，即水煤比不变化，控制主蒸 汽焓hzq不变，即可控制汽温恒定，当Ggs/Bm增大时，主蒸汽温度下降，反之 上升。因此保持稳定水煤比是控制锅炉主蒸汽温度的最有效手段。 2、汽温的动态调整特性 1）锅炉燃烧变化引起的汽温波动。当锅炉突然强化燃烧，例如进入大量煤粉或者燃料量发热量明显提高，将会导致锅炉汽化点前移，过热段加长，锅炉管壁 蓄热大量增加并得以释放，汽温在某一阶段瞬间升高，但当蒸发量带走热量与燃 烧产热趋于平衡后，汽温开始趋于平衡，此时水煤比可能发生轻微变化。 2）给水流量变化引起汽温波动。当锅炉给水流量增加时，锅炉蒸发段和加热段增长，汽化点后移，过热段减小，蒸发量增加，在锅炉吸热量恒定情况下，汽
浅谈直流锅炉运行中主再热蒸汽温度的调整 摘要：随着火力发电机组机组锅炉参数的提高，直流锅炉得到了广泛的应用。 在直流锅炉的运行中，主蒸汽和再热蒸汽温度的调整十分重要，它不但关系到锅 炉输出蒸汽参数是否满足机组经济性要求，还对水冷壁、过热器以及再热器受热 面的安全产生重要影响。要调整好主再热蒸汽温度，首先应该清楚在实际运行中 影响主再热汽温的因素。利用影响主再热汽温的因素，不但可以在机组主再热蒸 汽温度投入自动调整时弥补自动调整手段的不足，扩大自动调整的工作范围，而 且在主再热汽温不能全部实现自动调节的特殊工况下——如锅炉在启动到转干态 运行前进行主再热汽温的调整时，锅炉转干态后中间点温度还不能投入自动调整时，或者是因自动调整异常而切手动调整中间点温度时，仍然可以将汽温尽可能 调整合格，且保证受热面的安全。本文对过热再热汽温的影响因素进行了分析， 探索了其结论在直流锅炉主再热汽温调整中的应用，希望能为相关人员提供参考。 关键词：主再热蒸汽温度；调整；影响因素；应用 引言：主蒸汽和再热蒸汽温度都是大型火力发电厂直流锅炉出口蒸汽的主要 参数。主再热蒸汽温度的调整是通过调温手段将主再热蒸汽温度调整到适合当时 机组状态所需求的蒸汽温度。当影响主再热蒸汽温度的因素发生变化时，会导致 主再热蒸汽温度发生相应的变化。研究各种因素对主再热蒸汽的影响特性，应用 到主再热汽温调整方法中，能够提高汽温调整的水平，使机组发挥出更高的效能。 1 从直流锅炉启动到转干态之前，影响主再热蒸汽温度的因素 直流锅炉在此时处于湿态运行阶段，给水中只有一部分被蒸发成蒸汽，即蒸 汽流量小于给水流量。此时给水流量一般维持启动流量（此流量大于水冷壁安全 流量，但不应使启动时间过长，一般为25%～30%BMCR给水流量）不变，总风 量维持启动风量（一般为30%BMCR工况总风量）。此阶段，影响主再热汽温的 因素主要有：燃料量、蒸汽流量、火焰中心高度、配风特点、调温烟气挡板开度 和减温水流量。 1.1 燃料量的影响：燃料量越大主再热蒸汽温度越高。这是由于在其它条件不变时，燃料量越大，提供给单位蒸汽量的热量越多。 1.2蒸汽流量的影响：蒸汽流量越大主再热蒸汽温度越低。因为，蒸汽流量相当于是锅炉的冷却流量，蒸汽流量越大，则单位流量的蒸汽在过热器主吸收的热 量越少。主蒸汽和再热蒸汽的流量受燃料量、汽机进汽量、旁路蒸汽流量和锅炉 温度水平共同决定。 1.3炉膛火焰中心高度的影响：火焰中心越高，主再热蒸汽温度越高，即主再热蒸汽的温升越大。这是因为火焰中心越高，使得炉膛吸热量越少，从而产生的 蒸汽量越少，即锅炉的冷却流量减小；蒸发受热面少吸的这部分热量被烟气带走，使过热器和再热器处的烟气温度升高，而使得过热器和再热器处冷却流量减少且 传热温差增大，这两种因素同时作用，都使得主再热蒸汽的温度升高。 1.4配风的影响：配风特点的变化是可以改变火焰中心高度的。如果喷燃器附近区的风量足够大，为富氧燃烧，那么燃料在喷燃器附近区域几乎完全燃烧，火 焰短而温度高，热量集中在喷燃器附近区域传给水冷壁，水冷壁产汽量大；同时 过热器和再热器处烟气温度温度低；这个两个原因使过热器和再热器温度降低， 相当于火焰中心低。如果燃烧区风量较小，为缺氧燃烧，那么没有与氧气化合的 燃料在离开喷燃器附近区域才能得到氧气燃烧，使得火焰长而温度低，相当于火 焰中心高，使主再热蒸汽温度相对较高。
直流锅炉的特性及运行调整 （一）、直流锅炉的特点： 水的临界点22.115MPa 374.15 C,大于这个压力，超临界机组。蒸汽压力超过27MPa超超临界火电机组。由于超临界压力下无法维持自然循环即不能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。超临界机组不仅煤耗大大降低，污染物排污量也相应减少，经济效益十分明显。超临界机组与亚临界汽包锅炉结构和工艺过程有着显著不同，其特点： 1、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时一次性连续完成，随着运行工况不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发的在一个或多个加热区段内移动，汽水之间没有一个明确的分界点。这要求更为严格保持各种比值的关系（如给水量/ 蒸汽量、燃料量/ 给水量及喷水量/ 给水量等）。对直流锅炉来说，热水段、蒸发段和过热段受热面之间是没有固定界限的。这是直流炉的运行特性与汽包炉有较大区别的基本原因。 2、由于没有储能作用的汽包环节，锅炉的蓄能显著减小，负荷调节的灵敏性好，可实现快速启停和调节负荷，适合变压运行。但汽压对负荷变动反映灵敏，变负荷性能差，汽压维持比较困难。 3、直流炉由于汽水是一次完成，因而不象汽包炉那样。汽包在运行中除作为汽水分离器外，还作为煤水比失调的缓冲器。当煤水比失去平衡时，利用汽包中的存水和空间容积暂时维持锅炉的工质平衡关系，以保持各断受热面积不变。 （二）、直流炉的运行特性动态特性指给水量、燃料量、功率（调门开度）变化而其他条件不变情况下蒸汽流量、汽温、汽压的变化。 1 ．给水量 给水量扰动时，在其他条件不变的情况下，给水量增加。由于壁面热负荷未变化，故热水段都要延长，蒸汽流量逐渐增大到扰动后的给水流量。过渡过程中，由于蒸汽流量小于给水流量，所以工质贮存量不断增加。随着蒸汽流量的逐渐增大和过热段的减小，出口过热汽温渐渐降低，但在汽温降低时金属放出贮热，对汽温变化有一定的减缓作用。汽压则随着蒸汽流量的增大而逐渐升高。值得一提的是，虽然蒸汽流量增加，但由于燃料量并未增加，故稳定后工质的总吸热量并未变化，只是单位工质吸热量减小（出口汽温降低）而已。 当给水量扰动时，蒸发量、汽温和汽压的变化都存在时滞。这是因为自扰动开始，给水自入口流动到原热水段末端时需要一定的时间，因而蒸发量产生时滞，蒸发量时滞又引起汽压和汽温的
锅炉过热蒸汽温度控制系统 在燃煤锅炉运行中，过热蒸汽温度是一个很重要的控制参数。过热蒸汽温度是锅炉运行质量的重要指标之一，过热蒸汽温度较高，可能造成过热器蒸汽管道损坏；过热蒸汽温度过低，会降低内功率。所以在锅炉运行中，必须保持过热蒸汽温度稳定在规定值附近。 本文介绍模糊控制在中小型燃煤锅炉过热蒸汽温度中的应用，采用模糊控制系统的思路，并用此方法控制燃煤锅炉的过热蒸汽温度，使得锅炉过热蒸汽温度即使在扰动幅度较大的情况下仍能保持平稳。模糊控制的控制算法不依赖于对象的数学模型,算法简单,易于实现,且对干扰和对象模型时变具有较强的适应性，它能根据输出偏差的大小进行自动调节，使输出达到给定值。能提高国内锅炉的燃烧效率、燃料适应性、负荷调节性能、污染、灰渣等众多独特优点而受到越来越广泛的重视，在电力、供热、工厂蒸汽生产中得到越来越广泛的应用。 以某600MW汽轮发电机组的汽包锅炉为例，其过热蒸汽生产流程简图和流程图如下图所示： 过热蒸汽流程图 1． 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，气温每降低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5 3 8～ 5 4 8℃的范围内。 2 ．2 影响过热蒸汽温度的主要因素 2 ．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。 2．2． 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。 2．2． 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。 2．2． 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。若要保持过热温不变，亦需重新调整煤水比。 2．2． 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 6 0 0 Mw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4 o ％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