BTU校正原理

BTU校正原理：当锅炉的负荷指令与热负荷之间存在偏差时，系统修正热值信号，同时将修正后的热值信号对锅炉主控指令进行修正。

BTU手动改变时的影响：
1.在汽机跟随方式时（TF）手动控制煤主控加减煤量，假如煤主控不变，实际煤量不变。

关小BTU，燃料指令变小，校正后的煤量减少，为了维持煤水比不变，给水自动减少，造成煤水比失调，中间点温度升高，（此时实际煤量不变）。

开大BTU时，燃料指令增加，实际煤量不变时，校正后的煤量增加，为了维持煤水比不变，水自动增加，中间点温度下降。

（TF 时手动改变BTU，实际改变的是水，反应速度很快）
2.在协调方式（CCS）负荷不变，煤水比正常，若手动关小BTU，燃料指令不变，由于煤质发热系数降低，校正后的煤量减少，为了维持煤水比不变，实际煤量会增加，水此时不变。

中间点温度升高。

开大BTU时，燃料指令不变，由于煤质发热系数升高，校正后的煤量增加，为了维持煤水比不变，实际煤量会减少，水此时不变。

中间点温度下降。

（CCS时手动改变BTU，实际改变的是煤，反应速度较慢）
自己慢慢体会下，其实比较简单（煤水比中的煤指令时经过校正的设计煤指令即，给煤指令）BTU在锅炉的调整中的作用有哪些;武汉锅炉为您详解：
超临界直流锅炉机组是强耦合、多参数、非线性的控制对象,在系统控制中,应尽可能的保证机组的稳定性。

在目前锅炉的运行中多数不能达到设计煤种的运行要求,并且煤种的变化多样,因此在众多的系统设计中考虑了BTU修正。

在汽包炉中,通常用热量信号修正燃料的热值,这种方法主要考虑了锅炉热量信号的整定使热量信号
仅代表燃料的变化,不反映汽机调门外扰的变化,这种修正较好的利用了直吹式给煤机燃料可以直接测量的优势,燃烧控制系统可以较快的克服燃料侧的扰动,同时热量信号又可以在线对燃料的热值进行修正。

直流锅炉蓄能较小无法得到类似于汽包锅炉的热量信号,因此在直流炉中BTU修正中最多的是采用蒸汽流量对热值的修正,考虑的基本点是根据设计煤种的热值,所燃烧的煤量应该产生的热量与实际煤种产生的热量的偏差对燃料进行补偿。

这种BTU修正的方法在实际应用中往往造成系统的不稳定。

燃料回路作为控制系统的内环应尽快克服燃料的扰动,其控制目的是在稳定的负荷工况下保证压力或负荷的稳定,任何汽机侧的外扰不应该构成对燃料的扰动。

如果以蒸汽流量修正燃料量,当汽机调门发生扰动(如一次调频)使蒸汽流量发生变化,必然导致燃料的变化,使燃料控制系统不能稳定的运行。

因此在系统中可以考虑用设计煤种的热值与实际煤种的热值对燃料进行修正,电厂应每天对燃料取样热值通知运行,运行人员根据燃烧的产地煤输入燃料热值,保证燃烧控制的稳定。

超临界机组控制的综述
作者：安全管理网来源：安全管理网点击： 234 评论：0更新日期：2008年05月08日
1. 对超临界机组控制系统的讨论
随着电力系统的发展，600MW超临界机组已经成为我国电力行业的主力机组，但由于超临界机组的直流运行特性、变参数的运行方式、多变量的控制特点，与亚临界汽包炉比较在控制上具有很大的特殊性，因此对超临界机组的运行方式和控制策略应进行必要的讨论。

超临界机组的运行特性
1.1. 超临界火电机组的技术特点
1.1.1. 超临界火电机组的参数、容量及效率
超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129Mpa。

目前运行的超临界机组运行压力均为24Mpa~25Mpa, 理论上认为,在水的状态参数达到临界点时(压力22.129、温度374.℃),水完全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、水共存的二相区存在,二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。

提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。

与同容量亚临界火电机组的热效率相比,在理论上采用超临界参数可提高效率2%～2.5%,采用超超临界参数可提高4%～5%。

目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。

1.1.
2. 超临界机组的启动特点
超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点：
设置专门的启动旁路系统
直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。

一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。

配置汽水分离器和疏水回收系统
超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷，直流最小负荷一般为25%~45%。

低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。

例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷壁出口处分离，干饱和蒸汽被送入过热器，因而在低负荷时超临界锅炉需要汽水分离器和疏水回收系统，疏水回收系统是超临界锅炉在低负荷工作时必需的另一个系统，它的作用是使锅炉安全可靠
的启动及其热损失最小。

启动前锅炉要建立启动压力和启动流量
启动压力是指直流锅炉在启动过程中水冷壁中工质具有的压力，启动压力升高。

汽水体积质量差减小，锅炉水动力特性稳定，工质膨胀小，并且易于控制膨胀过程，但启动压力越高对屏式过热器和再热过热器的保护越不利。

启动流量是指直流锅炉在启动过程锅炉的给水流量。

1.1.3. 置式汽水分离器的控制方式
超临界机组具有外置式启动分离器和内置式启动分离器。

本文仅就内置式启动分离器进行讨论。

内置式启动分离器在湿态和干态的控制是不相同的，而且随着压力的升高，湿干态的转换是内置式汽水分离器的一个显著特点。

内置式汽水分离器的湿态运行
如前所述，锅炉负荷小于35%时，超临界锅炉运行在最小水冷壁流量，所产生的蒸汽要小
于最小水冷壁流量，汽水分离器湿态运行，汽水分离器中多余的饱和水通过汽水分离器液位控制系统控制排出。

内置式汽水分离器的干态运行
当锅炉负荷大于35%以上时，锅炉产生的蒸汽大于最小水冷壁流量，过热蒸汽通过汽水分
离器，此时汽水分离器为干式运行方式，汽水分离器出口温度由煤水比控制，即由汽水分离器湿态时的液位控制转为温度控制。

汽水分离器湿干态运行转换
在湿态运行过程中锅炉的控制参数是分离器的水位和维持启动给水流量，在干态运行过程中锅炉的控制参数是温度控制和煤水比控制，在湿干态转换中可能会发生蒸汽温度的变化，故在此转换过程中必须要保证蒸汽温度的稳定。

1.2. 超临界机组控制系统概述
作为实现机组安全经济运行目标的有效手段,自动控制系统在机组安全运行所起的作用日益
重要,其功能也日益复杂,担负着机组主、辅机的参数控制、回路调节、联锁保护、顺序控制、参数显示、异常报警、性能计算、趋势记录和报表输出的功能,已从辅助运行人员监控机组
运行发展到实现不同程度的设备启停功能、程控和联锁保护的综合体系,成为大型火电机组
运行必不可少的组成部分。

经过几十年的发展,目前超临界发电技术已经相当成熟,其控制系统从总体上来说与常规亚临界发电机组相比并没有本质的区别。

但就超临界机组本身来说，其直流炉的运行方式、大范围的变压控制，使超临界机组具有特殊的控制特点和难点。

1.2.1. 超临界机组控制中存在的问题
1.1 机、炉之间耦合严重,常规的控制系统难以达到高的控制效果，超临界机组难点之一在
于非线性耦合。

由于直流锅炉在汽水流程上的一次性循环特性，没有汽包这类参数集中的储能元件，在直流运行状态汽水之间没有一个明确的分界点，给水从省煤器进口就被连续加热、蒸发与过热，根据水、湿蒸汽与过热蒸汽物理性能的差异，可以划分为加热段、蒸发段与过热段三大部分，在流程中每一段的长度都受到燃料、给水、汽机调门开度的扰动而变化，从而导致了功率、压力、温度的变化。

1.2.2. 汽机扰动对锅炉的耦合特性
直流锅炉汽水一次性循环特性，使超临界锅炉动态特性受末端阻力的影响远比锅筒式锅炉大。

当汽机主汽阀开度发生变化，影响了机组的功率,同时也直接影响了锅炉出口末端阻力特性,改变了锅炉的被控特性,由于没有汽包的缓冲，汽机侧对直流锅炉的影响远大于对汽包锅炉
的影响。

其特性不但影响了锅炉的出口压力，而且由于压力的变化引起了给水流量的变化，延长了锅炉侧汽水流程的加热段，导致了温度的变化。

1.2.2.1. 锅炉燃料扰动对压力、温度、功率的影响
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。

1.2.2.2. 给水扰动对压力、温度、功率的影响
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
1.2.2.3. 被控参数之间的耦合关联
在直流锅炉中，压力控制是最重要的被控对象，因为压力的变化不仅影响机组负荷的变化，还会影响给水流量的变化，从而导致对温度的影响。

从上面的分析可以看出，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
输出相互耦合关联及强的被控特性。

1.2.2.4. 强烈的非线性是超临界机组又一主要特征
超临界机组采用超临界参数的蒸汽,其机组的运行方式采用滑参数运行，机组在大范围的变
负荷运行中，压力运行在10MPa~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，在超临界运行工况汽水的密度相同，水在瞬间转化为蒸汽，因此在超临界运行方式和亚临界运行方式机组具
有完全不同的控制特性，是复杂多变的被控对象。

1.3. 超临界机组的控制策略
从上面的分析中已经看到，超临界机组是以汽水一次循环为特征的直流锅炉，是具有三输入/三输出的强耦合、非线性、多参数的被控对象。

接下来讨论采用怎样的控制策略实现对超
临界机组的控制。

对于具有内置式启动分离器的超临界机组，具有干式和湿式两种运行方式。

在启动过程锅炉建立最小工作流量，蒸汽流量小于最小给水流量，锅炉运行在湿式方式，此时机组控制给水流量，利用疏水控制启动分离器水位，启动分离器出口温度处于饱和温度，此时直流锅炉的运行方式与汽包锅炉基本相同。

控制策略基本是燃烧系统定燃料控制、给水系统定流量控制、启动分离器控制水位、温度采用喷水控制。

当锅炉蒸汽流量大于最小流量，启动分离器内饱和水全部转为饱和蒸汽，直流锅炉运行在干式方式，即直流控制方式。

此时锅炉以煤水比控制温度、燃烧控制压力。

我们讨论的超临界直流锅炉的控制策略主要讨论锅炉处于直流方式的控制方案。

假如直流锅炉处在定压力控制方式，那末对于直流锅炉机组负荷、压力、温度三个过程变量中就具有两个稳定点，一个是压力，另一个是温度。

因为压力一定分离器出口的微过热温度也就确定了。

在机组负荷变化过程中对压力和温度的控制应该是定值控制。

在锅炉变压力运行时，机组负荷、压力、温度是三个变化的控制量，在负荷发生变化时，压力的控制根据负荷按照预定的滑压曲线控制，分离器出口温度按照分离器出口压力的饱和温度加上微过热度控制。

协调控制系统建立方案时应该以变负荷、变压力、变温度的控制特征考虑控制策略。

1.3.1. 系统设计中应考虑的问题：
1.3.1.1. 在前面的分析中已经提出，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。

因此无论协调控制系统采用机跟炉为基础还是采用炉跟机为基础的协调方式，均应考虑汽机调门变化和锅炉燃烧变化对压力的动态响应，协调锅炉与汽机的控制。

1.3.1.
2. 在直流锅炉中采用煤水比控制温度，在超临界机组中仍应采用煤水比的控制方案，一般来说煤水比控制的温度的选择应以控制特性快为主要考虑依据。

目前对内置式启动分离器的超临界直流锅炉一般取分离器出口温度。

在超临界状态下由于汽水转换可以在瞬间完成，蒸汽的热容量很大，此时的温度控制性能很好，温度控制稳定。

但在湿干态转换过程中温度变化很大，系统设计应考虑湿干态转换过程中温度的控制。

1.3.1.3. 对于直吹式制粉系统来说，燃烧过程对压力、温度影响较慢，系统设计应考虑煤水的时间协调。

1.3.1.4. 超临界直流锅炉机组是强耦合、多参数、非线性的控制对象，在系统控制中，应尽
可能的保证机组的稳定性。

在目前锅炉的运行中多数不能达到设计煤种的运行要求，并且煤种的变化多样，因此在众多的系统设计中考虑了BTU修正。

在汽包炉中，通常用热量信号修正燃料的热值，这种方法主要考虑了锅炉热量信号的整定使热量信号仅代表燃料的变化，不反映汽机调门外扰的变化，这种修正较好的利用了直吹式给煤机燃料可以直接测量的优势，燃烧控制系统可以较快的克服燃料侧的扰动，同时热量信号又可以在线对燃料的热值进行修正。

直流锅炉蓄能较小无法得到类似于汽包锅炉的热量信号，因此在直流炉中BTU修正中最多的是采用蒸汽流量对热值的修正，考虑的基本点是根据设计煤种的热值，所燃烧的煤量应该产生的热量与实际煤种产生的热量的偏差对燃料进行补偿。

这种BTU修正的方法在实际应用中往往造成系统的不稳定。

燃料回路作为控制系统的内环应尽快克服燃料的扰动，其控制目的是在稳定的负荷工况下保证压力或负荷的稳定，任何汽机侧的外扰不应该构成对燃料的扰动。

如果以蒸汽流量修正燃料量，当汽机调门发生扰动（如一次调频）使蒸汽流量发生变化，必然导致燃料的变化，使燃料控制系统不能稳定的运行。

因此在系统中可以考虑用设计煤种的热值与实际煤种的热值对燃料进行修正，电厂应每天对燃料取样热值通知运行，运行人员根据燃烧的产地煤输入燃料热值，保证燃烧控制的稳定。

1.3.1.5. 超临界机组是高参数、大容量的被控对象，机组的变负荷率应满足锅炉的运行要求。

目前制造厂对超临界直流锅炉的变负荷率限制在1%/分。

在满足机组负荷变化率的要求下，为稳定机组压力，对超临界机组来说以机跟炉为基础的协调控制系统不失是一个好的控制方案。

1.3.1.6. 对于DCS系统控制的大型机组来说，控制系统必须要完成机组的稳定负荷控制、变负荷控制、主要辅机故障工况下的快速减负荷控制。

因此机组指令控制系统必须适时监视风、水、煤系统的运行状况，一旦检测到机组主要辅机出现跳闸，控制系统必须要以特定的控制方式，特定的机组负荷变化率，特定的机组目标负荷发出快速减负荷指令，适时的控制机组的负荷、压力、温度，完成RUNBACK功能。

在直流锅炉中，事故处理情况下必须要考虑分离器出口温度，这就必须考虑在事故工况下有合适的煤水比。

系统设计必须要以适当的控制方案保证煤水比的控制。

在超临界直流锅炉中，最典型的设计是实测的燃料量信号实现煤水比的控制。

比起用锅炉指令实现煤水比控制来说，这种设计的主特点是在任何燃料的扰动都反映到煤水比的控制。