直流炉的协调控制共23页
超超临界直流炉机组协调控制策略
汽 包 锅 炉 基 本 相 同 而 当 锅 炉 负 荷 继 续 增 加 ． 发 量 蒸
大 于 最 小 流 量 时 ．分 离 器 中 的 饱 和 水 转 变 为 饱 和 蒸 汽 ． 炉 运 行 于 干 态 模 式 由 此 也 可 看 出 整 个 锅 炉 启 锅 动 过 程 中 就 是 非 线 性 过 程 ［ ３、 ］
点 ） 该 温 度 设 定 值 是 南 压 力 形 成 的 单 值 函 数 总 而 ．
言之 ． 力控 制是 直流 锅炉 控制 系统 的关 键环 节 ． 压 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 控 制 力 是 稳 定 控制 超临 界机 组 的基础 ． ． 为 了 满 足 电 网 ＡＧＣ（ 动 发 电 控 制 ） 要 求 ， 自 的 本
轮 机 耗 汽 量 的 平 衡 关 系 ｋ－ 变 为 吸 热 量 与 给 水 量 ｌ ｆ转 的 平 衡 ．只 要 保 持 好 变 负 荷 过 程 中 的 这 一 热 量 平 衡 关 系 ． 分 离 器 出 口 比 焓 或 过 热 度 将 始 终 保 持 则 平 稳 ． 炉 处 于 协 调 平 稳 的 受 控 状 态 理 论 上 ． 机 如
量 ． 用 疏 水 控 制 启 动 分 离 器 水 位 ． 动 时 分 离 器 出 利 启
口温 度 处 于 饱 和 温 度 ．此 时 直 流 锅 炉 的 运 行 方 式 与
较 高 ． 机 前 压 力 波 动 幅 度 较 大 ． 经 过 优 化 控 制 逻 但 后 辑 ． 力 也 得 到 了 很 好 的 控 制 现 以 北 疆 电 厂 和 潮 州 压
超超临界机组直流炉协调控制策略探讨
超超临界机组直流炉协调控制策略探讨发表时间：2016-11-04T15:39:22.453Z 来源：《电力设备》2016年第15期作者：郑建林[导读] 随着科学技术的发展，人们对物质的要求也越来越高。
（国网能源新疆准东煤电有限公司新疆昌吉 831800）摘要：随着科学技术的发展，人们对物质的要求也越来越高。
我们希望当前的材料技术是节能环保的，是符合现代可持续发展理念的，而超超临界机组的火力发电模式就适应了这一要求，它不仅在材料上体现了高度的清洁，在效率上也是非常突出的。
这种机组与传统的方式不同，它主要采用的是直流锅炉，所以相应的控制协调方式也有了很大的改变。
本文以超超临界机组直流锅炉为研究对象，探讨其协调控制策略的应用。
关键词：超超临界机组；直流炉；控制协调方式前言：随着社会的逐渐进步，电力在人们的生活中发挥着越来越重要的作用。
当前的用电过程中，人们不仅重视的是它的亮度，还有其能源利用质量。
传统时期内，煤炭是我们生活中比不可少的物质，而它的污染也是不可估量的。
而现阶段临界机组的出现将其完全取代，以能耗低、利用效率高的优势在生产中占据了主要地位。
一、超超临界机组（一）超超临界机组的发展从上个世纪开始，就有国家对超超临界机组进行了研究。
以美国、原苏联、日本等三个国家为首，它们分别对临界机组进行了研究发明。
随后，各国也都开始效仿，他们也都看到了其中的重大意义，想要将此技术延续到本国之中。
最初的超超临界机组的运行规律还不是非常的稳定，可靠性也不是很强。
这主要是因为运行参数与投入材料不符，二者的协调性导致了一系列问题的产生。
接着，各国又都致力于高配置参数的研究中，只要将参数运行差异的问题解决，就能在很大程度上提高超超临界机组的运行效率与质量。
直到丹麦燃煤超超临界机组的产生，将质量提升到了世界发展水平之上。
它的参数为传统参数运行的二十倍，机组容量是传统机组的十倍。
这个数值是从前不敢想象的，它的延续与改进将超超临界机组推向了一个新的高潮。
直流锅炉控制
电厂660 MW 机组锅炉为DG2000/26.15-Ⅱ型超超临界参数变压直流型锅炉
减温水流量 锅炉指令BD 中间点汽温 负荷指令
f(t)
f(t)
f(x)
∑
PI
× 燃料量M 给水指令 燃料率指令 原控制方案
主汽温度在锅炉运行稳定的情况下波动达到15℃左右，变负 荷过程中，有时汽温波动达到30℃。
改进 （1）协调控制协调，汽机控制加压力限制；避免汽轮 机调门动作对锅炉的储能过度的释放，导致汽温骤然 下降。
第三节 直流锅炉控制方案
一、直流锅炉的控制任务
直流锅炉的控制任务和汽包锅炉基本相同； （1）使锅炉的蒸发量迅速适应负荷的需要； （2）保持蒸汽压力和温度在一定范围内； （3）保持燃烧的经济性； （4）保持炉膛负压在一定范围内。 直流锅炉的控制系统也包括给水、燃料、送风、炉膛压 力和汽温等控制系统。 在给水控制、过热汽温控制、直流锅炉特有的启动过 程控制（或燃料控制）上有所不同，而送风、炉膛压力和 再热汽温等控制系统与汽包锅炉相同。
燃水比改变后，汽水流程中各点工质焓值和温 度都随着改变，可选择锅炉受热面中间位置某点 蒸汽温度作为燃水比是否适当的信号。 中间点温度不仅变化趋势与过热汽温一致，而 且滞后时间比过热汽温滞后时间要小得多。中间 点温度过热度越小，滞后越小，也就是越靠近汽 水行程的入口，温度变化的惯性和滞后越小。超 临界机组一般取汽水分离器出口蒸汽温度作为中 间点温度来反映燃水比。
（1）调整给水量（以燃料为基础控制）
锅炉指令BD
燃料量M
给水流量W
f (t )
f (x ) 基本给水指令 × 分离器出口温度修正 减温器进出口温差修正 以及其它修正
燃料调节器
给水调节器
直流锅炉控制技术
二、直流炉的运行控制(一)直流锅炉汽压控制机组负荷增加时，汽机调门开大，蒸汽流量立即增加，使得汽轮机功率也同样立即增加。
由于锅炉给水流量和燃烧率均未变化，蒸汽流量和汽轮机功率的暂时增加是由于蒸汽压力下降而使锅炉放出蓄热引起。
由于直流锅炉蓄热能力小，压力下降的速度大一些。
稳定后汽压维持在偏低的数值。
(二)直流锅炉汽温控制直流锅炉不像汽包锅炉那样有汽包可以将蒸发受热面和过热器分开，由于直流锅炉给水和燃料单一的变化特性决定了将明显影响汽温。
为此必须保持燃水比不变，但即使保证燃水比作为调温的基本手段，过热器之间，往往仍需要喷水减温，以适应变动工况下调节汽温和保护过热器的需要。
运行中应使喷水调节阀开度处于中间位置，以备工况变动既能开大也能关小。
因此，直流锅炉汽温控制的基本措施就是保持燃水比，喷水减温只是临时措施。
通过控制中间点温度不变，就表示汽温变化稳定。
再热器温度的控制采用尾部烟道烟气挡板和冷再入口事故一级喷水减温。
主要影响因素为再热器出口汽温、机组负荷变化速度、喷水减温及低温再热器出口汽温的变化速度。
燃烧率和给水流量的比例变化1%，将使过热蒸汽温度变化10℃。
1.过热汽温控制。
过热蒸汽温度是由煤/水比和两级喷水减温来控制。
喷水取自高加出口，每级减温器喷水量为该负荷下的3%主蒸汽流量。
系统在35%～100%BMCR负荷范围内维持出口汽温在℃。
在20%BMCR 负荷以下不允许投一级喷水。
在10%BMCR负荷以下不投二级喷水。
如果喷水调节阀关闭超过10秒之后且过热汽温低于控制的目标值，则每个隔离阀自动关闭。
若隔离阀关闭则减温水控制阀自动关闭。
在失去控制信号和电源时喷水阀固定不动。
2.再热汽温控制。
滑压运行时，在50%～100%BMCR负荷之间，再热器出口蒸汽温度控制在569+5～10℃。
正常运行期间，再热蒸汽温度由布置在尾部烟道中的烟气挡板控制。
两个烟道的挡板以相反的方向动作。
烟气挡板的连杆有一个执行器，可调节满行程限制值，使之在关闭位置下至少有10%的烟气量通过。
直流锅炉的运行调整
汽温信号
燃料和给水流量发生扰动，主蒸汽温度的响应滞止 时间与飞升时间都较长。
中间点:为了提高调节质量，按照反应较 快和便于检测等条件，通常在过热区的 开始部分选取的一个合适的地点，根据 该点工质温度来控制“煤水比”。
在给定负荷下，与主蒸汽焓值一样，中 间点的焓值（或温度）也是煤水比的函 数。只要煤水比稍有变化，就会影响中 间点温度，造成主蒸汽温度超限。而中 间点的温度对煤水比的指示，显然要比 主蒸汽温度的指示快得多。
（2）内部扰动 内扰是指锅炉机组本身的因素引
起的汽压变化。
在外界负荷不变时，汽压的变 化主要决定于炉内燃烧工况的稳定 。
锅炉热交换情况的改变也会影 响汽压的稳定。
（3）怎样判断内扰或外扰
如果蒸汽压力p与蒸汽流量D的变化方向相 反，那么此时就是外扰的影响。
如果蒸汽压力p与蒸汽流量D的变化方向一 致时，这通常是内扰影响的表现 。
锅炉的蓄热能力：当外界负荷变化而燃烧 工况不变时，锅炉能够放出热量或吸收热
量的大小。
燃烧设备的惯性：从燃料开始变化到 炉内建立起新的热负荷平衡所需要的 时间。与调节系统的灵敏度、燃料的 种类和制粉系统的形式有关。
2 影响汽压变化的主要因素
（1）外部扰动
外扰是指外部负荷的正常增减 及事故情况下的甩负荷，它具体 反映在汽轮机所需蒸汽量的变化 上汽。压的稳定取决于锅炉产汽量 与汽轮机的需要汽量的平衡。
中间点的选择：一般为具有一定过热度的微过 热蒸汽（如分离器出口）。
低负荷时炉膛单位辐射热增加且煤水 比稍稍变大，将使中间点的焓值升高。因 此，不同负荷下中间点焓值的设定值并不 是一个固定值。
随着过量空气系数的增大，辐射 式再热器吸热量减少不多，而对流式再 热器的吸热器增加。对于显示对流式汽 温特性的再热器，出口再热汽温将升高
第六讲 直流炉给水控制系统(12页)
第四章直流炉给水控制系统直流锅炉给水调节系统具有多重控制任务：（1）维持中间点温度等于定值；（2）快速跟随燃料量，保证燃水比，共同满足负荷要求；（3）调整中间点温度，实现过热汽温粗调。
第一节直流炉给水系统的特点一、汽包炉给水系统特点在汽包锅炉中，汽包把整个锅炉的汽水流程分隔成三部分，即加热段（省煤器）、蒸发段（水冷壁）和过热段（过热器）。
这三段受热面面积的大小是固定不变的。
汽包除作为汽水的分离装置外，其中的存水和空间容积还作为燃水比失调的缓冲器。
当燃水比（给水跟踪燃料流量的比例关系）失调后，在一段相当长的时间里（非事故的范围内），并不改变原来那三段受热面面积的大小。
例如，增加给水流量，给水量的变化就破坏了原来的平衡状态，汽包水位升高了；但由于燃料流量没有变化，所以蒸发段的吸热量及其产生的蒸汽量可近似认为不变。
因为过热段的受热面是固定的，因此出口汽压、汽温都不会有什么变化，如同燃水比未失调一样。
如果燃料方面的变化破坏了原来的平衡状态，比如燃料量增加，蒸发段就会产生较多的蒸汽，但同时过热段也吸收了较多的热量，所以可使汽温变化不大，然而此时出口蒸汽压力和流量却都增加了。
由于给水流量没有改变，汽包中的部分水变成了多蒸发的那部分蒸汽，所以汽包水位降低了。
从以上所述可以看出，在汽包锅炉中，水位是燃水比是否失调的标志。
用给水流量调节水位，实质上起到了间接保持燃水比不变的作用。
二、直流炉给水系统特点直流炉的汽水流程中既没有汽包，又没有炉水小循环回路。
直流炉是由受热面以及连接这些受热面的管道所组成，图4-1是直流炉汽水流程示意图．给水泵图4-1直流炉汽水流程示意图给水泵强制一定流量的给水进入炉内，一次性流过加热段、蒸发段和过热段，然后去汽轮机。
它的循环倍率始终为1，与负荷无关。
给水泵出口水压通过上述三段受热面里的工质，直接影响出口汽压，所以直流炉的汽压是由给水压力、燃料流量和汽轮机调节汽门共同决定的。
直流炉汽水流程中的三段受热面没有固定的分界线。
超超临界直流炉机组协调控制策略
超超临界直流炉机组协调控制策略发布时间：2021-10-09T05:15:31.927Z 来源：《中国电业》2021年第15期作者：杨忠山[导读] 最近五年，随着我国经济的快速腾飞，用电量需求急剧增加，电网容量也在不断扩大杨忠山甘肃电投常乐发电有限责任公司邮编：736100摘要：最近五年，随着我国经济的快速腾飞，用电量需求急剧增加，电网容量也在不断扩大，用户对电能质量要求日益提高。
电网负荷分配通常采用AGC控制方式，由中调统一分配，机组升负荷、降负荷均要达到电网的要求。
对配备中间粉仓的中储式制粉系统的机组，达到相应速率指标难度不大，但对直吹式机组，由于其惯性大，要达到规定的升负荷、降负荷速率除与机组本身特性有关外，还与所设计的控制系统有关。
当负荷指令发生变化时，由于直吹式制粉系统锅炉燃烧存在极大的惯性，主汽压力不能及时随汽机调汽门变化而变化，容易造成主汽压力调节过调，偏差超过规定值，影响锅炉系统运行的安全性。
要使机组在确保稳定性的前提下，具有更快、更灵活的负荷响应，就需要协调机组负荷适应能力和主汽压力稳定的矛盾，对协调控制系统的设计提出来更高的要求。
论文所设计的协调控制策略已在某电厂660MW超超临界机组中得到应用，长时间的良好应用效果证明所设计的控制系统具有一定的适用性、代表性。
关键词：直流炉；协调控制；超超临界；AGC引言节约一次能源，加强环境保护，减少有害气体的排放，降低地球的温室效应，已经受到国内外的高度重视。
我国电力总装机容量已逾3亿kW，但火电机组平均单机容量不足10万kW，平均供电煤耗高达394g／kWh，较发达国家高60～80g／kWh，高出25％左右，资源浪费大，废气排放严重。
火电机组随着初蒸汽参数的提高，效率相应提高，超临界机组平均煤耗在310～320g，比亚临界机组平均减少20～40g 煤耗，因此我国从20世纪80年代后期开始重视发展超临界机组。
随着国家建设节约型社会的规划，600MW超临界机组及1000MW超超临界机组在国内日趋成为主流，尽快掌握并消化吸收超临界机组的控制技术，显得尤为重要。
600MW直流炉-华北电力大学协调控制系统讲义
第二章协调控制一、协调控制概述协调控制系统关键在于处理机组的负荷适应性与运行的稳定性这一矛盾。
既要控制汽机充分利用锅炉蓄能，满足机组负荷要求；又要动态超调锅炉的能量输入，补偿锅炉蓄能，要求既快又稳。
超临界机组中的锅炉都是直流锅炉，作功工质占汽－水循环总工质的比例增大，锅炉惯性相对于汽包炉大大降低；超临界机组工作介质刚性提高，动态过程加快。
超临界直流炉大型机组的协调控制需要更快速的控制作用，更短的控制周期，以及锅炉给水、汽温、燃烧、通风等之间更强的协同配合。
二、协调控制的主要策略（1）锅炉、汽机之间功率平衡信号与汽机相比，锅炉系统动态响应慢、时滞大；对直流炉来说，合理地选择功率平衡信号，才能适应直流炉对快速控制的要求。
因此功率平衡信号的选择，对整个机组动态特性的影响极大。
依照实际的P1(或MW)信号出现后,再反馈到锅炉侧,因此是基于反馈的锅炉跟踪汽机设计.根据MWD,控制锅炉侧,因此是一种前馈控制.控制策略思想比P1信号慢,相差一个汽机/发电机时间常数τ.比MWD 信号慢,相差一个锅炉侧时间常数τB 。
时间上MWD 信号出现最早.时间关系机组的实发电功率.当前发电汽机实际消耗的功率.机组为达到一定负荷应当需要的功率.特点当前的机组发电功率代表了当前机组承担的负荷,也即锅炉应产生的负荷功率。
汽机第一级压力P1可换算为汽机侧当前实际消耗的蒸汽量,也即锅炉侧当前应提供的蒸汽功率。
机组负荷指令(MWD)代表了机组应发的功率,也代表了锅炉侧应提供的蒸汽功率。
物理意义第三方案机组实发功率(MW)第二方案汽机第一级压力(P1)第一方案机组负荷指令(MWD)需求信号MWD信号在快速性及时间上具有优势，前苏联及日本一般采用MWD信号。
下图为前苏联设计的协调系统示意框图。
图1 所示的前苏联协调控制方案，则是简单地采用了主汽压力Pt的动态微分来抵消锅炉侧的内扰，虽可以发挥一定的作用，但未能考虑到主汽压力与额定（设定）值之间的偏差，例如主汽压力已低于设定值，主汽压力升高过程中，锅炉侧反会减负荷，是其设计不合理之处。
直流锅炉的温度控制与调节
直流锅炉的温度控制与调节1 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：,''ar net ss fw BQ h h G η=+式中''ss fw h h 、—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 ；η—锅炉效率，％。
可以看出，若公式中h fw 、Q ar,net 和η保持不变，则''ss h （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 2），同时影响对流受热面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。
直流炉的协调控制
直流炉的协调控制
主汽压力设定值形成回路
主汽压力根据负荷指令 折算得到，加上运行人员的 手动偏置，再经过惯性环节、 增减速率限制等运算后分别 送往机、炉主控等回路。
FCB发生后，主汽压力 根据锅炉主控指令折算得到。
精品课件
直流炉的协调控制
2.2主要控制模式 (1)基本模式(BASE)：锅炉主控手动控制，DEH处于本地限压控制
适应机组调峰的要求，对负荷调节既有利又有弊。
(3)汽包炉机组可以简化为一个双输入双输出的控制对象，而超临界
直流炉机组是一个多输入多输出的控制对象，各个过程参数之间
的偶合较强，动态特性的延迟和惯性时间大，因此，直流炉的自
动调节系统较复杂，控制难度显著增大，对调节系统提出了更高
的要求。
精品课件
直流炉的协调控制
方式(转速或负荷控制)。 (2)汽轮机跟随模式(TF)：锅炉主控手动控制， DEH处于初压控制方
式，通过调节汽轮机调门开度保证汽压。 (3)锅炉跟随模式(BF)：锅炉主控自动控制汽压，DEH处于本地限压
控制方式(即负荷控制)。 (4)汽轮机跟随协调控制模式(CTF)：锅炉主控自动控制负荷，DEH
处于初压控制方式，控制汽压。这种控制方式汽压稳定，但响应 负荷相对较慢。 (5)锅炉跟随协调控制模式(CBF)：锅炉主控自动控制汽压，DEH处
精品课件
于遥控限压控制方式(即负荷控制)。
直流炉的协调控制
2.3锅炉跟随协调控制原理 锅炉跟随协调控制方式时，汽轮机控制机组负荷，锅炉控制
主汽压力，因此能够快速响应电网负荷需求，但是主汽压力等主 要运行参数波动较大。 (1)锅炉主控
最主要的控制指令来自于机组负荷指令，作为锅炉主控最基 本值去控制煤、水、风；主汽压力的变化代表了机炉能量的不平 衡，因此需根据压力的偏差相应改变煤、水、风，对锅炉指令进 行细调。
直流炉控制
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。
直流锅炉的控制和调节
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。
直流炉汽温调节
超临界机组给水和汽温控制系统2.直流锅炉的主要型式和调节特点2.1直流锅炉的主要型式工程热力学中将水的临界状态点参数定义为：压力22.115MPa，温度374.15℃。
当水的状态参数达到临界点时，汽化潜热为0，汽水密度差也为0。
因此超临界压力下水变成蒸汽不再存在汽水两相区。
超临界压力火电技术由于参数本身的特点决定了超临界压力锅炉只能采用直流锅炉。
直流锅炉出现的初期，水冷壁有三种相互独立的结构型式：即本生型、苏尔寿型和拉姆辛型。
随着锅炉向高参数、大容量化的发展，按照采用膜式水冷壁和实现变压运行的要求，现代直流锅炉的水冷壁结构型式演变为一次垂直上升管屏、多次垂直上升和下降管屏、螺旋围绕上升管屏和垂直内螺纹管管屏4种型式。
前两种型式的受热面大多用于带基本负荷的机组，实践证明不适合滑压运行，和我国厂网分开竟价上网的基本政策不相符，故基本不予考虑。
后两种型式的受热面各有优缺点。
1) 螺旋管圈水冷壁是德国、瑞士等国为适应变负荷运行的需要而发展的。
水冷壁管沿锅炉内壁四周倾斜上升。
其优点是：(1) 工作在炉膛下辐射区的水冷壁同步经过炉膛受热最强的区域和受热最弱的区域；(2) 水冷壁的工质在下辐射区一次性沿着螺旋管圈上升，没有中间联箱，工质在比容变化最大的阶段避免了再分配；(3) 不受炉膛周界的限制，可灵活选择并联工作的水冷壁管子根数和管径，保证较大的质量流速。
螺旋管圈的这些优点，使得水冷壁能够工作在热偏差最小和流量偏差最小的良好状态。
因此，其水动力稳定性较高，不会产生停滞和倒流，可以不装节流圈，最适合变压运行。
由于螺旋管圈水冷壁需要专门的悬吊钢架，所以，一般仅布置在炉膛折焰角下部的下辐射区，而在炉膛上辐射区使用垂直管屏。
由于炉膛上部的热负荷降低，只要维持足够的质量流速，管内发生传热恶化的可能性不大，管壁温差也随着减小，因而采用垂直管屏也不会造成膜式壁的破坏。
当然，上辐射区水冷壁入口的流量分配不均匀或上辐射区热偏差增大时，也会出现管壁超温破坏的现象。