B侧再热汽温调节系统内扰试验方案
超临界锅炉过热器-再热器的汽温特性及调节分析
超临界锅炉过热器\再热器的汽温特性及调节分析摘要：本文对直流锅炉的过热器、再热器汽温特性、变化特点、汽温调节进行了简要分析，并结合我厂实际情况阐述锅炉汽温偏差产生的原因，提出超临界压力锅炉运行中应关注的问题，与电力同仁共勉。
关键词：直流锅炉超临界过热器再热器汽温21世纪以来，为了提高锅炉效率，最大限度的降低能源消耗，电站锅炉逐步向超临界锅炉方向发展。
超临界锅炉的汽温特性与传统的汽包炉汽温特性有明显的不同，汽温过高将引起管壁超温、金属蠕变寿命降低，会影响机组的安全性；汽温过低将引起循环热效率的降低。
根据计算，过热器在超温10～20℃下长期工作，其寿命将缩短一半以上；汽温每降低10℃，循环热效率降低0.5%，而且汽温过低，会使汽轮机排汽湿度增加，从而影响汽轮机未级叶片的安全工作。
通常规定蒸汽温度与额定温度的偏差值在-10～+5℃范围内。
下面对直流锅炉的汽温特性进行分析，不断摸索调整汽温的最佳手段，控制汽温在允许范围内，保证锅炉安全运行。
一、过热器或再热器汽温特性1、过热器或再热器出口汽温随锅炉负荷的变化规律称为过热器或再热器的汽温特性。
过热器的汽温特性如图1-1所示。
图1-1 过热器的汽温特性l―辐射式过热器；2、3―对流式过热器23随着锅炉负荷的变化，辐射式过热器的汽温特性与对流式过热器相反。
当锅炉负荷增加时，燃料消耗量和过热器中蒸汽的流量都相应增大，由于炉内火焰温度变化不大，辐射式过热器吸收的炉膛辐射热增大不多，相对于每干克蒸汽的辐射吸热量反而减小，因此辐射式过热器的出口汽温随锅炉负荷的增大而降低。
辐射式过热器的汽温特性见图1-1中的曲线1。
当锅炉负荷增大时，燃料消耗量增大，烟气流速增大，烟温升高、对流传热量增加，相对于每千克蒸汽的对流吸热量增加，因此对流式过热器的出门汽温随锅炉负荷的增大而增大。
对流式过热器的汽温特性见图1-1中曲线2、3，过热器离炉膛越远，过热器进口烟温越低，烟气对过热器的辐射换热份额越少，汽温随负荷增加而上升的趋势更加明显。
RB试验方案-
RB试验方案1.1 协调控制系统协调控制系统采用间接能量平衡方式，协调汽机、锅炉，使机组满足负荷需求，维持主汽压力在给定值，保证整个机组的安全、经济运行。
系统设计有RUNBACK功能，当机组辅机异常时，系统自动切换到安全运行方式。
协调控制系统设计有以下功能回路：a. 单元负荷指令处理回路、机前压力设定值处理回路、机组最大出力运算回路、参数越限迫升/降回路、闭锁增/减回路b. 运行方式及方式选择回路：系统有五种运行方式（基本方式、汽机跟随方式、锅炉跟随方式、炉跟机协调控制方式、机跟炉协调控制方式）。
c. 负荷RUNBACK回路：当下列任一条件存在时，将发生负荷RUNBACK请求。
此时系统系统工作在机跟随协调控制方式，维持机前压力,随着锅炉出力的降低将机组负荷降到辅机对应的出力水平。
1.1 RB试验内容负荷大于180MW，运行中一台引风机跳闸产生RB。
目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min； λ一台空预器运行中跳闸则跳同侧引风机，按引风机RB处理。
负荷大于180MW，运行中一台送风机跳闸产生RB。
目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min。
λ负荷大于180MW，运行中一台一次风机机跳闸产生RB。
目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min。
λ负荷大于180MW，运行中一台给水泵跳闸且备用泵没有联启，产生RB。
目标负荷150MW，减负荷速率为50MW/min。
λ负荷大于210MW，运行中一台磨跳闸余两台磨运行，产生RB。
目标负荷190MW，减负荷速率为40MW/min。
λ负荷大于160MW，运行中一台磨跳闸余一台磨运行，产生RB。
目标负荷135MW，减负荷速率为40MW/min。
λ注：各项RB的负荷目标值和减负荷速率待讨论后最终确定。
2 RB试验目的2.1当机组主要辅机故障跳闸造成机组实发功率受到限制时（协调控制系统在自动状态），为适应设备出力，协调控制系统强制将机组负荷减到尚在运行的辅机所能承受的负荷目标值。
RB 试验
3.2.3 RUNBACK 功能3.2.3.1 RB 动作条件与项目汽动给水泵 RB每台汽动给水泵出力按照200MW 计算,电动给水泵出力按照90MW 计算，当发生一台汽动给水泵跳闸且负荷大于200MW 时，触发RB 动作，RB 目标负荷180MW。
送／引风机/空预器RB每侧风烟系统出力按照200MW 计算,当发生一侧风烟系统跳闸（送风机/引风机/空预器跳闸）且负荷大于200MW 时,触发RB 信号，RB 目标负荷180MW。
一次风机 RB每台一次风机出力按照200MW 计算,当发生一台一次风机跳闸且负荷大于200MW时,触发RB 信号，RB 目标负荷180MW。
3.2.3.2 RB 动作后逻辑情况1) 当 RB 动作时；自动按照AB1-AB3-AB2-AB4（油枪）顺序间隔3 秒依次投入AB层燃油组和A 层少油点火装置（A 层少油点火运行人员可在操作画面，根据机组运行状态选择是否投入）。
当以上RB 动作时A 磨煤机和B 磨煤机均不在运行状态时，按照CD1-CD3-CD2-CD4(油枪)顺序间隔3 秒依次投入CD 层燃油组。
2) 当RB 动作，若机组运行磨煤机台数≥3 时直接跳闸E 磨煤机； E 磨煤机跳闸后8s（若RB 发生时，E 磨没有运行，则直接跳闸D 磨；一次风机RB 时延时2秒），当运行磨煤机台数≥3 时跳闸D 磨煤机；D 磨煤机跳闸后7s（若RB 发生时，若D 磨没有运行，则直接跳闸C 磨），当运行磨煤机台数≥3 时跳闸C 磨煤机；最终保持两台磨煤机处于运行状态。
3) RB 动作后协调方式切为机跟随滑压方式，滑压速率（0.3MPa/min）压力设定值依据RB 滑压曲线设定。
4) RB 发生后，减温水调门维持自动状态，超驰关闭30 秒。
5) 汽泵跳闸触发给水泵RB 时，电泵联启2 秒后，勺管从30%按照一定速率开至x%（x%为RB 前负荷对应的函数f(x)）。
函数由调试期间根据实际情况整定。
浅谈600MW亚临界机组锅炉再热蒸汽温度调节
浅谈600MW亚临界机组锅炉再热蒸汽温度调节发布时间：2021-04-07T12:18:44.093Z 来源：《中国电业》2020年第31期作者：魏向国李勇[导读] 再热汽温调节在自动控制中占有很重要的作用魏向国李勇河北国华定州发电有限责任公司河北定州 073000摘要：再热汽温调节在自动控制中占有很重要的作用，为了使再热汽温符合设计要求，则如何采取有效的调节方法进行再热汽温的调节就显得异常重要，本文主要介绍再热汽温调节的特点以及针对国华定州电厂介绍再热汽温的调节特点以及逻辑实现。
关键词：再热汽温调节逻辑1 再热汽温调节概述蒸汽再热器也叫中间再热器或二次过热器，为了提高循环热效率，超高参数及其以上的机组一般都采用蒸汽中间再热。
在运行中要求再热汽温的变化不超过5～100C，再热汽温降低会降低循环效率，过高又会影响再热器或汽轮机的工作安全。
再热器进口蒸汽状态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。
当汽轮机负荷降低时，再热器入口汽温也相应降低，要维持再热器的额定出口汽温，则其调温幅度大。
由于再热汽温调节机构的调节幅度受到限制，则维持额定再热汽温的负荷范围受到限制。
再热汽温调节不宜用喷水减温方法，否则机组运行经济性下降。
再热器置于汽轮机的高压缸与中压缸之间。
因此在再热器喷水减温，使喷入的水蒸发加热成中压蒸汽，使汽轮机的中、低压缸的蒸汽流量增加，即增加了中、低压缸的输出功率。
如果机组总功率不变，则势必要减少高压缸的功率。
由于中压蒸汽作功的热效率较低，因而使整个机组的循环热效率降低。
从实际计算表明，在再热器中每喷入1％MCR的喷水，将使机组循环热效率降低0.1％～0.2％。
因此，再热汽温调节方法采用烟气侧调节，即采用摆动燃烧器或分隔烟温等方法。
但考虑为保护再热器，在事故状态下，使再热器不被过热而烧坏，在再热器进口处设置事故喷水减温器，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不超温，以保证再热器的安全。
(整理)定值扰动试验.
热控自动调节系统扰动试验规范[#11号机组]编制2013/9/6自动调节系统目录1．一次风压控制系统22．除氧器水位控制系统33．再热汽温（再热烟气挡板）控制系统4 4．一级喷水减温控制系统55．二级喷水减温控制系统56．再热喷水减温控制系统67．低加水位控制系统7附录A控制系统功能及参数设置8附录B技术指标定义111．一次风压控制系统1.1控制系统描述：一次风压控制系统调整的是一次风母管压力，系统设定值由负荷（主汽流量）经函数转换而成，由两台一次风机入口挡板共同来控制。
分工频调整和变频调整两种情况。
1.2试验前准备工作：1.2.1运行、热控参与试验人员到场1.2.2运行人员确认试验设备工作正常，满足试验要求。
1.2.3检查组态、调节器参数和自动切除定值设置正确、确认调节器作用方向。
参数定值见附录A.1。
确认各子系统内回路设定值生成正常。
检查自调系统切手动条件齐全、设置正确。
无其他闭锁信号限制、无超驰保护信号发生。
1.2.4调节系统测点指示正确在正常范围。
参数见附录A.11.2.5调节系统执行机构动作灵活、死区满足使用要求。
1.2.6运行人员试验手自动切换正常、设定值调整幅度、速率满足要求。
1.2.7保持机组负荷稳定，且负荷在70%~100%之间；1.2.8该调节系统随机组投入运行时间30天以上。
1.2.9试验过程中如果自动调节系统切为手动或威胁系统安全的情况下，运行操作人员应及时进行人工干预。
待系统调整稳定后，重新进行试验。
1.3扰动类型：设定值阶跃扰动1.4试验过程1.4.1试验前一次风压调整稳定，测量值在设定值附近稳定调整2min左右；1.4.2一次风机变频器转速或一次风入口调门开度要保证有足够的扰动可调量，即设定值阶跃增加后，一次风机变频器或一次风入口调门指令有足够的增加空间，以保证一次风压的调整，反之亦然。
1.4.3一次性快速改变一次风压设定值±300pa,并保持扰动量不变；1.4.4试验宜不少于两次，设定值阶跃上升和阶跃下降各一次，并记录相关试验曲线及参数；1.5品质指标：1.5.1稳态品质指标：±100pa;1.5.2一次风压给定值改变±300pa时，动态最大偏差＜60Pa,过渡过程衰减率稳定时间＜50s，在0.75~1之间。
热工自动调节系统扰动试验方案
.自动调节系统扰动试验方案RB试验方案1、试验目的：1.1 检验机组在辅机发生故障跳闸锅炉出力低于给定功率时，自动控制系统将机组负荷快速降低到实际所能达到的相应出力的能力，是对机组自动控制系统性能和功能的考验。
1.2验证控制回路的安全可靠性。
2、试验条件：2.1一次设备工作可靠。
2.2燃料自动、主汽温自动、再热汽温自动、炉膛负压自动、送风机自动、一次风压自动、给水自动、凝汽器水位自动均已投入。
2.3机组运行稳定，负荷在额定负荷附近可做15%负荷扰动。
2.4机组功率控制方式应为协调方式。
2.5锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）已可靠投入运行。
3 、试验步骤：3.1送风机RUNBACK试验：●模拟量控制系统投入自动。
●待负荷及汽压稳定，手动跳闸一台送风机，报警显示送风机跳闸。
●最上三层磨煤机自动跳闸，负荷指令迅速减至60%负荷。
●主汽压下降及调门关小，机组负荷将自动降至需求负荷，观察机组运行情况，记录各系统曲线。
●待机组运行稳定后，重新启动跳闸送风机及磨煤机，将负荷缓慢回升至试验前位置。
●试验中以下参数应加强监视：1)运行送、引风机电流；2)炉膛压力；3)锅炉燃烧情况；4)锅炉汽包水位；5)锅炉主、再热蒸汽温度；6)锅炉空预器运行情况；●注意事项：1)注意监视锅炉燃烧情况，如燃烧迅速恶化应手动MFT。
2)监视汽包水位及蒸汽温度，如有必要可手动干预，以机组能维持运行为目的。
3)如运行送、引风机电流过大，可进一步手动降低目标负荷，直至降至安全电流。
4)如主汽压力无法维持，可进一步手动降低目标负荷。
3.2 给水泵RUNBACK试验：●5号机组2台给水泵并列自动运行。
●将机组投入协调方式运行。
●两台给水泵并列自动运行，将备用给水泵联锁解除。
●待负荷及汽压稳定，手动跳闸一台给水泵。
●最上三层磨煤机自动跳闸，备用给水泵不启动，汽包水位迅速下降，负荷指令迅速减至50%负荷。
（此过程中，若汽包水位降至-150mm，则操作员手动增加液耦指令，参与补水，以防止因汽包水位低低导致锅炉MFT）。
机组RB试验方案(修改稿)
目录1. 编制依据2. 系统概况3. RB试验目的4. RB试验前应具备的条件5. RB试验的职责分工6. RB试验前的准备工作7. RB试验动作过程及主要操作程序8. 试验安全措施1 编制依据1.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》电力部电建[1996]159号1.2 《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号1.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号1.4 《电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）》DL 5011-921.5 《火电机组达标投产考核标准（1998年版）》电力工业部1.6 《火电机组达标投产动态考核办法（试行）》 [1998]国家电力公司1.7 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL 5009.1-92能源部能源基[1992]129号1.8 东北电力科学研究院质量管理标准2 系统概况3 RB试验目的机组大负荷运行时,当机组的主要辅助设备突然故障,使机组承担负荷能力下降,需要系统快速减少燃料并使实际负荷指令下降到所能承担的水平。
RB 试验目的为考验机组协调系统和各子系统对外部大扰动的响应速度使机组在负荷返回过程中能够安全稳定的继续运行，平稳过渡到所能承担的负荷能力。
4 RB试验前应具备的条件4.1 MFT装置整定数据正确，动作正常。
4.2 DEH静态试验合格，调节系统各部套无卡涩现象，电调经甩负荷模拟试验。
4.3 ETS静态试验合格,汽轮机超速保护装置良好，电超速、机械超速保护动作值应在110%额定转速范围内。
4.4 SCS各联锁、闭锁、保护动作正常。
4.5 MCS各系统投入，协调系统及各子系统投入经实际检验工作正常并调节良好。
4.6 DAS系统及常规主要监视仪表指示正确。
4.7各管道上的安全门在超压时均能正常动作。
4.8发电机主断路器和灭磁开关合、跳闸良好。
4.9励磁系统经过模拟试验，电压调节安全可靠。
rb试验方案(讨论稿)分析
RB试验方案（讨论稿）1. RB的项目：根据《火力发电机组辅机故障减负荷技术规程》DL/T 1213-2013 RB应包括如下项目：1 空气预热器RB2 引风机RB3 送风机RB4 一次风机RB根据电厂运行规程和其它地方的经验，建议有：5 磨煤机RB（包括一台磨煤机RB和两台磨煤机RB）2.触发条件RB动作原因：（机组控制方式必须在CBF或CTF方式下）机组负荷指令＞500MW，二台送风机运行时，一台送风机跳闸；机组负荷指令＞500MW，二台引风机运行时，一台引风机跳闸；机组负荷指令＞500MW，二台一次风机运行时，一台一次风机跳闸；机组负荷指令＞500MW，二台空预器运行时，一台空预器跳闸；磨煤机RB：机组负荷指令＞840MW，一台磨煤机跳闸；机组负荷指令＞630MW，二台磨煤机跳闸。
RB试验降负荷目标及速率初步设定如下：小值处理。
以上根据数据来自《电厂运行规程》。
按以往一些工程的经验，目标负荷煤量的计算方法为：RB前的煤量/RB前的负荷×RB的目标负荷。
3.RB动作结果磨煤机RB动作时，机组主控方式自动切至 BI 方式。
锅炉主控 BID 指令自动下降，机组负荷快速下降。
空预器RB、引风机RB、送风机RB动作时，相关辅机联锁动作，停对应侧的送、引风机。
机组主控方式自动切至 BI 方式，DEH 自动切至初压模式。
BID 指令自动下降到 50％，机组负荷快速下降。
助燃油枪自动投入运行。
（初步定为投最下层油枪，投入油枪的速度是在油压能够保持稳定，不影响油枪燃烧的情况下，尽可能快的投入各油枪，各油枪的投运时间间隔可能小于正常层启动程控的时间间隔，）磨煤机以从上到下的次序跳闸，保留三台磨运行。
一次风机RB动作时，机组主控方式自动切至 BI 方式，DEH 自动切至初压模式。
BID 指令自动下降到 50％，机组负荷快速下降。
助燃油枪自动投入运行。
磨煤机以从下到上的次序跳闸，保留三台磨运行。
当机组负荷降至不大于RB目标负荷且基本稳定后，主蒸汽压力、主蒸汽温度等主要参数基本稳定，则RB复位。
热工自动控制系统扰动试验制度
热工自动控制系统扰动实验制度一、实验目的通过实验检查自动调节系统调节品质，掌握自动调节对象调节特性，为热控人员进一步对调节系统优化调整提供依据，保证热工自动调节系统安全可靠投入运行，从而提高机组运行的安全性和经济性.二、扰动实验投入运行的模拟量控制系统应定期做扰动实验.主要自动控制系统每月进行一次扰动实验，并做好扰动实验记录.扰动实验应在机组负荷较稳定情况下进行，分为定值扰动实验、内扰实验和外扰实验.除定期实验外，出现下列情况时也应做扰动实验：1、设备A级检修后；2、控制策略有变动；3、调节参数有较大修改；4、模拟量控制系统发生异常；三、定期扰动实验的调节系统机组CCS、AGC控制系统由省调定期测试，热控对照规程标准对实验结果进行分析，必要时进行参数整定；条件允许情况下，每月热控需对下列各子系统定期扰动实验，实验标准参见中华人民共和国电力行业标准DL/T 774-2004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》.1、汽包水位自动调节系统；（甲、乙汽泵调速；电泵调速；主给水调节阀）2、主汽温度自动调节系统；（甲、乙一级减温水阀；甲、乙二级减温水阀）3、再热汽温自动调节系统；（甲、乙再热减温水阀；再热事故喷水阀）4、一次风压自动调节系统；（甲、乙一次风机入口挡板）5、二次风压自动调节系统；（甲、乙送风机入口挡板；甲、乙送风机偶合器调速）6、炉膛压力自动调节系统；（甲、乙引风机入口挡板；甲、乙引风机偶合器调速）7、磨煤机出口温度自动调节系统；（各台磨煤机入口冷风门）8、磨煤机入口一次风量自动调节系统；（各台磨煤机入口一次风门）9、除氧器水位自动调节系统；（除氧器进口调节阀；甲、乙凝泵变频调速）10、凝汽器水位自动调节系统；（凝汽器进口调节阀）11、汽封压力自动调节系统；（汽封进口调节阀）12、其他要求实验的调节系统四、实验前应编写实验措施，经生产技术部审核，并经总工程师批准后方可执行.实验结束后，应填写实验报告.实验结果如达不到规定的调节品质要求，应分析原因，提出解决对策.五、定值扰动机组稳定运行，各参数稳定，机组负荷在70%负荷以上进行，调节系统工作正常，定值扰动量随各调节系统而定，调节过程衰减率应在0.7～0.9，系统稳定时间参见DL/T 774-2004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》.六、内扰实验内扰实验应在70%负荷以上进行，扰动量宜为被调介质满量程的10%.调节过程衰减率应在0.7～0.9，被调节量的峰值不应达到保护动作值（对于主蒸汽压力和负荷控制系统，衰减率应在0.9～0.95）.七、外扰实验（负荷扰动）负荷扰动实验应在机组负荷70%以上进行，负荷变化分慢、中、快三种工况，各工况下机组主要参数变化范围应按DL/T 774-2004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》执行.机组主要参数变化范围下表.机组主要参数变化范围本制度自2007年1月1日起执行附：热工自动调节系统扰动实验记录表Q/318-223.022.405江苏新海发电有限公司热工自动调节系统扰动实验记录表参加实验人员：运行人员：（注：该表由参加实验人员填写，班组保存，对实验结果不符要求的要组织分析）。
过、再热汽温变化的影响因素及调节方法
汽温特性——锅炉负荷变化时，过热器与再热器
出口蒸汽温度跟随变化的规律。（负荷对汽 温影响）
℃
1 —辐射式过热器 2 —半辐射式过热器 3 —对流式过热器
汽 温
额定汽温
本厂2*300MW单元机组，锅炉形式为亚临界、 一次中间再热、自然循环锅炉，汽轮机形式为亚 临界、单轴、双缸、双排汽、中间再热凝汽式。 以此机组为例分析气温影响因素及调节方法。
★汽温的调节方式
蒸汽侧调节方法 烟气侧调节方法
★各类汽温调节方式的基本要求为：
①调节范围广（60/70—100%负荷）； ②调节惯性或延迟时间小，灵敏度好； ③结构简单可靠，维护工作量小； ④附加的金属消耗量和能量消耗量小；
⑤对电站循环热效率影响小。
蒸汽侧的调节，是指通过降低蒸汽的焓值来调
节温度。例如喷水式减温器向过热器中喷水，喷 入的水的加热和蒸发要消耗过热蒸汽的一部分热 量，从而使汽温下降，调节喷入的水量，可以达 到调节汽温的目的。
过、再热汽温变化的影响因素及 调节方法
—白文方
一 、过、再热汽温变化的影响因素
控制汽温的重要性，影响汽温变化的因素。
二、过热器、再热器汽温调节方法
蒸汽侧和烟气侧调温方法与原理，汽温调节选择 原则。
过热器—将饱和蒸汽加热到额定过热温度的锅炉受热 面部件； 再热器—将汽轮机高压缸排汽重新加热到额定再热温 度的锅炉受热面部件。
汽温影响因素：锅炉的受热面设计时，规定了锅炉的 燃料特性、给水温度、过剩空气系数和各种热损失等 额定参数，但实际运行时由于各种扰动，不能获得设 计预定的工况，导致锅炉的蒸汽参数发生变化。
内扰—由锅炉设备本身的工作条件变化所引起，如受 热面积灰、结渣，烟道漏风等因素； 外扰—由锅炉外部的条件引起时，如用户对锅炉负荷 需要的变化随时间而变化。
过热气温调节系统整定热工作业实验五
过热气温调节系统的整定
被调对象导前区传递函数 202)161(5.7)(s S G +=
被调对象惰性区传递函数 301)
251(5.1)(s S G +=
主汽温和导前气温变送器系数均为 0.1
PID 调节器模块为
一、内回路的整定
副调节器采用比例调节规律 221
δ=a G
调节比例系数，使得衰减率约等于0.75 （0.75~0.9）
副调节器参数2 = 1/27.7 响应曲线为
衰减率ψ=0.75 峰值时间12s 超调量35%
二、外回路的整定
当内回路整定好后，可以把它看作一个快速随动系统，在外回路中可以等效为一个比例环节，这样外回路等效为一个单回路系统
使用临界比例带法确定其整定参数
将调节器整定参数Ti 取∞，Td 取0 调节δ的取值，使得输出为等幅振荡，记录下此时的临界比例带δc 和临界振荡周期Tc
δc =0.188 Tc=90.7s
根据公式计算PI调节器δ=2.2δc=0.413 Ti=0.85Tc=77.07
根据计算出来的数值调整整定参数的大致范围，但仍有一定误差，需要在计算结果的取值附近改变数值，使出来的图像基本为预期效果，衰减率ψ在0.75至0.9之间
修正之后的主调节器参数为PI调节器δ=0.65 Ti=1/0.013
响应曲线为
衰减率ψ=0.75 峰值时间88s 超调量32%
三、整个系统的整定
副调节器参数δ= 1/27.7
主调节器参数δ=0.65 Ti=1/0.013
响应曲线为
衰减率ψ=0.75 峰值时间124s 超调量35%。
主汽、再热器压力温度试验规程
主蒸汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度调节系统定期扰动试验自动调节系统扰动试验是发现调节系统隐患，提高调节品质的重要手段。
为保证调节系统试验顺利进行，试验前应检查保护功能及报警保护定值。
由专责工程师负责试验进行。
燃烧控制系统的基本任务。
●维持蒸汽压力稳定●保证燃烧过程的经济性●维持炉膛压力稳定主蒸汽温度控制的任务。
●过热蒸汽温度控制的任务是维持过热器出口蒸汽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。
再热蒸汽温度控制的任务。
●随着蒸汽压力提高，为了提高机组热循环的经济性，减小汽轮机末级叶片中蒸汽湿度，高参数机组一般采用中间再热循环系统。
1投入前的试验项目及质量要求1.1过热蒸汽温度动态特性试验试验应在高、低负荷下各进行一次，每一负荷下的试验不少于两次。
1.2再热蒸汽温度动态特性试验试验就在70%和100%两种负荷下进行，每一负荷下的试验不少于两次。
1.3减温水调节门特性试验在锅炉每次大修后使用和新投入使用的调节均应进行本项试验，其质量要求如下：1.3.1调节门的最大流量应满足锅炉最大负荷要求，并约有10%的裕量。
1.3.2调节门的漏流量应小于其最大流量的10%。
1.3.3调节门特性曲线应呈线性，工作段应大于70%，其回程误差应小于最大流量的3%。
1.3.4调节门的死行程应小于全行程的5%。
2投入条件2.1锅炉运行正常，过热蒸汽温度达到额定运行参数。
2.2机组负荷在60%以上，再热蒸汽温度达到额定运行参数。
2.3减温水调节门有足够的调节裕量。
2.4主蒸汽温度表、再热蒸汽温度表指示准确，记录清晰。
3质量指标3.1锅炉稳定运行时，过热蒸汽温度及再热蒸汽温度应保持在给定值±2℃范围内，执行器不应频繁动作。
3.2减温水扰动10%时，过热汽温及再热汽温从投入自动开始到扰动消除时的过渡过程时间不应大于2min。
3.3负荷扰动10%时，过热汽温和再热汽温的最大偏差不应超出±4℃，其过渡过程时间不应大于4min。
浅谈再热汽温的调节(图文)
浅谈再热汽温的调节(图文)论文导读：当锅炉负荷降低、再热汽温降低时。
过热器挡板全开。
烟气再循环是指从锅炉尾部烟道抽出部分烟气回送至炉膛。
关键词：过热器挡板，负荷，烟气再循环1、分隔烟道挡板调温国内许多600MW机组都采用了这种方式进行再热汽温的调节。
它的原理是，将烟道竖井分隔为主烟道和旁通烟道两个部分。
在主烟道内布置再热器，在旁通烟道内布置低温过热器或省煤器。
两个烟道出口均安装有烟气挡板，调节烟气挡板的开度可以改变流经两个烟通道的烟气流量分配，从而改变烟道内受热面的吸热量，实现对再热汽温的调节。
例如，当锅炉负荷降低、再热汽温降低时，可开大主烟道烟气挡板，同时关小旁通烟道烟气挡板，使流过再热烟道的烟气量增大，再热汽温升高。
烟气流量的改变，也会影响到过热汽温，但如果旁通烟道的低温过热器热量占总过热热量的比例很小，这个影响并不大，并且可通过调节减温器的喷水量加以消除。
锅炉负荷变化时，需按一定规律操作两侧的调节挡板，以使流量与开度的关系尽可能接近线性关系。
图1是美国FW公司2020t/h锅炉再热器烟道挡板的开启曲线。
锅炉在额定负荷时，过热器挡板全开，再热器挡板开65﹪；负荷开始从额定值下降时，过热器挡板不动，再热器挡板逐渐开大，超过80﹪后进入不灵敏区，此时过热器挡板参与调节（关小），使调节的线性度改善。
按该曲线，锅炉从点火至汽轮机并网，再热器挡板是全关的，目的是启动中最大限度地保护再热器，防止干烧。
图1 FW—2020t/h锅炉再热器调温挡板开度曲线2、摆动式燃烧器摆动式燃烧器是利用燃烧倾角的大小来变动火焰中心，改变炉膛出口温度与各受热面吸热量的分配，从而调节汽温的。
CE锅炉也同时用来调节过热汽温。
由于是靠改变炉膛出口温度来调节再热汽温，因此，采用摆动式燃烧器调温的锅炉，再热器的更多级布置于炉膛内或靠近炉膛出口，以增大减温幅度。
摆动式燃烧器的摆动范围通常在—30°～20°之间。
过高会增加飞灰可燃物，过低则冲击冷灰斗，易结焦。
电厂主再热汽温调整试验总结
电厂主再热汽温调整试验总结某电厂#6、#7炉自投产以来，一直存在主再热汽温偏低的问题，尤其是#7炉主/再热汽温，长期低于530℃（#7机组负荷300MW,运行A、B、C、D磨，主汽温度510°C左右，再热汽温500°C左右），严重影响到机组经济性。
为此，分厂联系东方锅炉厂家，由东方锅炉厂家技术中心锅炉室张秀昌主任及杨工牵头，于2016年01月31日-02月02日开始对#6炉进行燃烧调整试验。
经过锅炉厂家现场优化调整，虽然主再热汽温仍不能满足要求，但其中得出一些经验值得学习，现将主要调整工作及采取的措施与大家共同分享一下。
一、锅炉厂家进行的主要工作：1、改变各磨煤机组合运方，找出最差组合运方，记录主再热汽温与设计值偏离的数据；2、在各工况下，调整配风方式，通过增大燃烬风率、主燃烧区域缩腰配风、调节燃烬风及主燃烧区域摆角，观察各工况下主/再热汽温的调节余量；3、改变各运方后，就地实测炉膛屏底烟温；二、通过调整#6炉配风及运方得出以下结论：1、本次试验调整，在机组负荷基本保持一致的工况下，改变多种磨组合运方，其中有ACDE；ABCE；BCDE,以及试验前ABCD磨运行方式，多种运行工况，均能保证锅炉燃烧稳定，无明显结焦。
ABCD磨为最差运方，无法保证再热汽温设计要求（无法达到530℃）,主汽温度基本无调节余量（减温水多数时间全部关闭）。
2、除ABCD磨运行方式以外，其他任何磨组合运行工况基本能维持主再热蒸汽温度在530℃以上，再热汽温在ABCE磨组合时相对差一点；3、磨煤机组合运行方式，在燃烬风开大后对炉膛出口NOx排放无明显影响，燃烬风风率对炉膛出口NOX排放影响十分明显，机组负荷300MW时，其他参数基本不变，OFAl45%t65%；OFΛ250%t65%；0FΛ350%t65%,脱硝入口NOx含量由50/420降至320/330,但燃烬风开大后主再热汽温降低明显；4、东方锅炉主再热汽温对主汽压力变化十分敏感，与主汽压力变化趋势呈正比关系。
300MW机组锅炉汽温控制系统优化调试
300MW机组锅炉汽温控制系统优化调试与问题探讨300MW机组锅炉汽温控制系统优化调试过程，包括过热汽温和再热汽温系统调试与控制组态修改，参数整定，并对过热汽温和再热汽温控制难点进行了分析讨论，当负荷变化时，炉底风热风挡板投自动，可引起机组负荷不稳定，汽温变化较大，炉膛压力、烟气含氧量较大变化，不利于提高机组热效率，概述过热汽温控制分为A、B侧，为二级控制系统，这两级喷射式减温器用来控制末级过热器的出口蒸汽温度，使其在负荷50～100%BMCR时，温度控制在541±3℃；多段类型的控制按顺序排列，控制在一级减温器完成，经过二级减温器温降维持正常恒定；在60～100%BMCR 滑压运行方式下，和80～100%BMCR定压运行模式下，再热蒸汽温度一般控制在541℃±5℃，通过调节进入锅炉底部的热风注入挡板进行控制，以调节热二次风实现上述目的。
1 过热汽温控制系统调试与控制组态修改1.1过热汽温调节系统的任务过热蒸汽温度自动控制的任务——是维持过热器出口蒸汽温度在允许范围内，并且保护过热器，使管壁温度不超过允许的工作温度。
1.2 原控制系统构成原设计过热汽温控制系统是以常规PID调节器组成的串级温差控制系统，其控制热力系统结构如图1，原控制系统的抗干扰能力差，在稳定工况下，运行人员每隔15分钟左右，必须将控制系统切为手动操作，待系统稳定后再投入自动，给运行人员的操作增加了很大工作量，而且控制参数经常超标，不利于机组安全经济运行，图 1 为过热汽温控制热力系统原理。
该过热汽温控制系统的缺点是由于过热汽温控制系统的对象特征具有很大的迟延，用简单的数学模型很难得到理想的等效对象特征和控制品质，Smith率先提出一种克服纯迟延的控制方案，即Smith预估器，如果数学模型完全准确，Smith预估器完全可以纯迟延对控制系统的影响，从而在理论计算上解决了大迟延对象的控制问题，ABB Bailey 公司的INFI-90控制系统中设计了Smith预估器控制算法，为工程实现提供了平台。
扰动试验方案
广东粤嘉电力有限公司热工模拟量控制系统（MCS）定期扰动试验方案批准：胡再新审核：黄伟国钟浩浩编写：黄伟国罗文元陈姗2008年4月目录汽包水位调节系统（单冲量）内扰试验方案 (1)汽包水位调节系统（单冲量）定值扰动试验方案 (3)汽包水位调节系统（电泵三冲量）内扰试验方案 (5)汽包水位调节系统（电泵三冲量）定值扰动试验方案 (7)A侧一级过热汽温调节系统内扰试验方案 (10)A侧一级过热汽温调节系统定值扰动试验方案 (13)B侧一级过热汽温调节系统内扰试验方案 (16)B侧一级过热汽温调节系统定值扰动试验方案 (19)A侧二级过热汽温调节系统内扰试验方案 (22)A侧二级过热汽温调节系统定值扰动试验方案 (25)B侧二级过热汽温调节系统内扰试验方案 (28)B侧二级过热汽温调节系统定值扰动试验方案 (31)A侧再热汽温调节系统内扰试验方案 (34)A侧再热汽温调节系统定值扰动试验方案 (37)B侧再热汽温调节系统内扰试验方案 (40)B侧再热汽温调节系统定值扰动试验方案 (43)炉膛压力调节系统定值扰动试验方案 (46)送风调节系统定值扰动试验方案 (49)一次风母管压力调节系统定值扰动试验方案 (52)A磨煤机入口风量调节系统定值扰动试验方案 (55)A磨煤机出口温度调节系统定值扰动试验方案 (58)B磨煤机入口风量调节系统定值扰动试验方案 (61)B磨煤机出口温度调节系统定值扰动试验方案 (64)协调控制系统负荷扰动（7MW/MIN）试验方案 (67)协调控制系统负荷扰动(21MW/MIN)试验方案 (71)除氧器水位调节系统定值扰动试验方案 (74)凝汽器水位调节系统定值扰动试验方案 (76)汽机轴封压力调节系统定值扰动试验方案 (78)高加水位调节系统定值扰动试验方案 (80)低加水位调节系统定值扰动试验方案 (82)附录记录表格样式 (83)汽包水位调节系统（单冲量）内扰试验方案1试验项目汽包水位调节系统（给水旁路调整门）内扰试验。
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B侧再热汽温调节系统内扰试验方案
1试验项目
B侧再热汽温调节系统减温水流量内扰试验。
2试验目的
检验B侧再热汽温调节系统的调节品质。
3试验仪器及数据记录
a）试验设备：工程师站1台，操作员站1台。
b）记录参数：机组负荷，B侧再热汽温，B侧再热汽温设定值，B侧再热减温器后汽温，B侧再热减温水调节门指令及开度。
4试验条件
a）锅炉运行正常，机组负荷在在70%ECR-100%ECR范围内，且负荷稳定；
b）主蒸汽各级温度、再热汽温度指示准确；
c）减温水调节门有足够的调节裕量；
d）M/A操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号。
5试验步骤
a）投入B侧再热汽温调节系统自动。
b）运行人员将B侧再热汽温设定值设定为572℃，并等待B侧再热出口汽温稳定10—20分钟。
c）运行人员将B侧再热汽温调节系统切至手动，并迅速增加减温水流量10%（额定值）后重新将B侧再热汽温调节系统投入自动。
d）热控专业试验人员同时计算减温水流量恢复到扰动前的值的时间，并打印记录曲线。
6质量指标
a）锅炉稳定运行时，再热蒸汽温度允许偏差为：±5℃。
b）执行器不应频繁动作。
c）内扰：减温水扰动10％时，再热汽温从投入自动开始到扰动消除时的过渡过程时间应不大于2min；
d）定值扰动：再热汽温给定值改变±4℃时，控制系统衰减率Ψ=0.75~1、稳定时间为：小于12min。
e）机组协调控制系统负荷变动速率小于或等于1%ECR/min时，再热汽温最大偏差不应超过±5℃；
f）机组协调控制系统负荷变动速率小于或等于3%ECR/min时，再热汽温最大偏差不应超过±10℃；
7安全措施
a）试验正式开始前将试验方案发至各相关部门；
b）试验前由生产经营部生技分部组织参加试验人员详细讨论试验方案；
c）试验过程中参加试验人员听从当值值长的统一指挥；
d）建议在试验过程中增加一名运行人员，一人操作，一人监视。
e）试验过程中如遇危及设备和人身安全的不安全因素应立即终止试验。
f）发生以下情况时，运行人员可根据实际情况将调节系统切至手动：
──锅炉稳定运行时，再热汽温超出报警值；
──减温水调节门已全开，而汽温仍继续升高或减温水调节门已全关，而汽温仍继续下降；
──控制系统工作不稳定，减温水流量大幅度波动，汽温出现周期性不衰减波动；
──减温水调节门内漏流量大于其最大流量的15%；
──锅炉运行不正常，再热汽温低于额定值。
g）试验后水位调节系统参数与状态恢复原运行方式。
8试验分工
a）指挥：当值值长；
b）操作：当值运行人员；
c）记录曲线设定：维修部热控分部；
d）参数记录：热控专业试验人员；
e）配合：维修部热控分部负责；
f）主持及资料汇总：热控专业。
9时间安排
200 年月日时～月日时。