汽包锅炉蒸汽温度控制系统

二级减温器出口汽温
末级过热器出口汽温
总风量
燃烧器摆角
主蒸汽流量
A
△ K ∫ PID1 ∑ (2) (3) f(t ) f(t )
(1)
∑
(2) f(x )
(1)
∑ △
K ∫
手动切换 T
PID2
A NO
f(x ) 二级减温水调节阀 图10-17 二级减温控制系统简图
第四节 再热汽温一般控制方案
一、再热蒸汽温度控制任务 保持再热器出口汽温为给定值 二、再热汽温的影响因素 （1）机组负荷的变化（蒸汽流量变化）对再热汽 温有很大的影响； （2）烟气热量变化也是影响再热蒸汽温度的重要 因素。 由于再热器是纯对流布置，再热器入口工质 状况取决于汽轮机高压缸排汽工况，因而再热汽 温的变化幅度较过热汽温大的多。
T
T
2
G2(s)
T2
T
1
G(s) 过热汽温控制对象方框图
0
t
减温水对汽温T1和汽温T2的影响
G1 ( s)
T1 (s) K1 T2 (s) (1 T1s)n1
G2 ( s)
T2 ( s) K2 W j ( s) (1 T2 s)n2
一、过热汽温串级控制系统
过热器Ⅰ 减温器 T3 T2 过热器Ⅱ T1
f2(x) KZ 喷水阀
KZ 再热挡板
过热挡板
图10－19 采用烟气挡板控制再热汽温控制方案
以300MW机组数喷水量每减少1%，火电 厂的热经济提高0.2%-0.3%。 对现场300MW机组的数据分析，机组只 采用喷水减温会导致煤耗率比设计工况增加 0.46-0.6%，再热气温每减少10t/h，在VWO. （阀门全开功率）工况下机组的煤耗率减少 0.551g/KW*h。由此可见减少喷水量对于电 厂经济效益的提高有着重要作用。
在AGC方式时，CCS接受AGC指令作为 负荷调节的目标值。在调试过程中，AGC 按一定的变负荷速率进行变负荷试验，增、 减量一般在10%MCR左右，以此来考核 CCS的调节性能。在AGC调试过程中，机 组的调节性能也基本符合规定要求，主汽 温在（535土8）℃、再热汽温在（535土 10）℃范围内。在2%MCR／min速率时， 系统的纯延滞为3.5min，AGC指令变化范 围为10%MCR时，机组滑压加负荷特性试 验曲线如图所示。
某600MW火电机组在投用AGC过程中，有时 出现过热蒸汽、再热蒸汽的超温现象： 一、AGC状态 AGC调节区域分为死区、正常调节区、辅助调 节区和紧急辅助调节区。 AGC的基点功率参考负荷预测结果后确定， 如基点功率设定不准确，区域偏差控制的调节值 有可能经常进入紧急辅助调节区，迫使AGC进行 快速调节。由于随机出现的冲击负荷常常会使基 点功率出现偏离，在网内发电机组一次调频未投 用时，调频完全由AGC承担。按原来ＡＣＥ的考 核目标，又有10min过零的要求。因而区域电网 运行过程中，AGC的指令变化比较频繁，有时波 动较大。
－
－K2
PID1
－K1
±△ PID2
烟温
送风量V
f1(x)
－
∑
×
烟气 流量 VG KZ
KZ 挡板 图10－22 利用烟气再循环的再热汽温控制系统
喷水调节阀
3. 采用摆动燃烧器调节手段的再热汽温控制系统
减温器后再热汽温
主蒸汽流量
再热汽温
送风量
f(x ) A ∑1 A ∑2 PID1
PID2
∑3 PID3
二、过热汽温对象特性
过热汽温系统是一个多输入单输出对象。 影响过热汽温主要扰动有三种： （1）蒸汽流量（负荷）扰动； （2）烟气热量扰动：燃烧器运行方式变化、燃料 量变化、燃料种类或成分变化、风量变化等等这 些变化最终均反映在烟气热量的变化； （3）减温水流量扰动。
D Q W GD(s) + GQ(s) GW(s) + +
1. 采用烟气挡板调节手段的再热汽温控制系统
屏 式 过 热 器 高 温 过 热 器 高 温 再 热 器
低温 再热器
低温 过热器
省煤器 燃烧器
省煤器
再热挡板 至空气预热器
过热挡板
图10－18烟气挡板控制再热汽温烟道布置示意图
主蒸汽流量D A f3(x)
再热汽温
△
PID1
±△ A
－
△ ∑ PID2
f1(x) －K KZ
控制系统切手动的一般原则是： （1）测量信号出现问题； （2）控制偏差大； （3）调节机构出现问题； （4）设备的一些特殊要求。 因此，一级减温控制系统切手动的条件是： (1) 导前汽温T5信号故障 (2) 汽温T4信号故障 (3) 蒸汽流量信号故障 (4) 温度设定值与实际值偏差大 (5) 调节阀控制指令与反馈偏差大 (6) 主燃料跳闸（MFT） (7) 汽机跳闸 (8) 锅炉负荷低于20％ 当出现上述条件之一时，切换器T切向NO，强制手动控制。
600MW机组过热汽温控制系统
一级减温器 T5 分割屏过热器 T4 后屏过热器 T3 二级减温器 T2 末级过热器 T1 初级过热器 至汽机
蒸汽Hale Waihona Puke Baidu
A
M
B
M
A
M
B
M
A
B
A
B
一级减温水 图10-15 过热蒸汽流程图 A、B－减温水调节阀；A、B－ 减温水截止阀
二级减温水
二、过热汽温控制系统方案
汽包锅炉蒸汽温度控制系统
第一节 过热汽温系统概述
一、过热汽温控制的任务
以600MW机组汽包锅炉为例，过热汽温额定值为541℃（主汽压力为 17.3Mpa），负荷在60-100%范围变化时，过热汽温不超过额定值的-10－ +5℃，长期偏差不允许超过±5℃。为了防止过快的蒸汽温度变化速率造成 某些高温工作部件产生较大热应力，还对温度变化的速率进行限制，一般 限制在3℃/min内。
∑4
再热喷水调节阀
摆动燃烧器
图10－24 摆动燃烧器的再热汽温控制原理
600MW 再热汽温控制系统
1．燃烧器摆角控制系统
A侧再热汽温 B侧再热汽温 蒸汽流量 ∑/n A △ K ∫ f(x )
∑
手动切换
T A
A角
B角
C角
D角
图10－25 燃烧器摆角控制系统
减温器出口汽温
A侧再热汽温
A侧再热汽温2
一级减温器出口汽温 主蒸汽流量 分隔屏过热器出口汽温 K A ∑ （ 1） △ K ∫ PID1 总风量 燃烧器摆角 f(x ) N f(t ) (1) (3) f(t ) (2)
∑
∑
(4)
(2)
∑
△ K ∫ PID2
手动切换 T NO f(x ) 一级减温水调节阀 图10－16 一级减温控制系统简图 A
蒸汽
γT2
PI2
γT1
PI1
KZ
减温水 调节阀
串级过热汽温控制系统
三、过热汽温分段控制系统
（1）过热汽温分段控制系统
Ⅰ段过热器 一级减温器 T4 Ⅱ段过热器 二级减温器 T3 T2 Ⅲ段过热器 T1
γT4 PI4
γT3 PI3
γT2
PI2
γT1 PI1
KZ
减温水Wj1 减温水Wj2
KZ
图10-12 过热汽温分段控制系统
θ
１．蒸汽流量（负荷）扰动下的汽温特性 (1) 静态特性
(2) 动态特性
以对流式过热器为例
D
ΔD 0 T TD t
GTD ( s )
0 τ
D
KD T (s) e D s D( s ) 1 TD S
t
2．烟气热量扰动下汽温特性
Qy
ΔQy
0
T
TQ
t
0 τ
Q
KQ T (s) s GTQ ( s) e Q Q( s) 1 TQ S
总风量
蒸汽流量
∑/n A △
f(t )
(1)
(2) PID1 (3)I1 (1) ∑ △ ∑ ∑ f( x )
K
∫
K
手动切换
∫
NO T
PID2
A (1) NO (2)
强制关 T
A
0％
f(x)
减温水调节阀 图10－26 再热汽温喷水减温控制系统
汽温控制系统运行问题
运行中常见问题与原因分析
常见问题主要是自动控制品质恶化问题，汽温 波动大。 汽温控制系统是一个有多个于扰源的控制系统。 干扰因素主要有机组负荷变化（尤其是AGC机 组）、吹灰、直吹式机组磨煤机的启停、过量空 气系数变化、给水温度变化、受热面污染情况不 同、燃烧器运行方式的差异、燃料种类及成分变 化大、火焰中心偏斜、一次风冷态调平、二次风 冷热态调整、煤粉细度、二次风室风压、燃烧器 倾角的影响、一次风量大小、过热蒸汽出口压力 波动等。
二、CCS动态特性 CCS的动态特性包括协调控制当地方式和 AGC方式２种。 在CCS当地方式时，CCS进行定值调节， 负荷指令变化的目标值通过ＣＲＴ设定， 燃料主控可以根据其设定值计算出在不同 速率时的燃料前馈量，经协调控制后可以 较好地解决系统惯性大的矛盾。在该工况 下，机组的CCS阶跃响应动态特性基本满 足600MW机组规定的调节品质考核要求。
但是，实际运行中的工况与调试有较大差 别。在实际运行中，CCS的负荷变化目标 是AGC指令，对CCS来说负荷变化的目标 值是随机的，燃料主控很难精确地计算出 不同工况下的燃料前馈量。当实际工况超 出试验工况的要求，尤其在波动周期较小 时，CCS调节品质就会降低。
三、机组汽温控制特点 机组满负荷时蒸汽流量为2000t／h，主蒸 汽温度控制主要依靠调节两级减温水量来实 现，再热汽温控制通过调节烟道挡板和喷水 减温相结合来达到目的。 在满负荷时，原设计的过热器减温水量在 80～100 t／h，但投用后实际减温水量在设 计值的２倍左右，相当于锅炉出力的10%。 减温水量大给CCS和汽温控制带来一定的难 度。
再热减温水 再热汽温 低温再热器 减温器后再热汽 温 高温再热器
主调
副调
烟气挡板
2. 采用烟气再循环调节手段的再热汽温控制系统
VG 再循环烟气量
0 0 主汽流量 0 主汽压力 主汽温度 t
t t
0
t
图10－20 烟气再循环装置
图10－21 烟气再循环对其他参数的影响
再热汽温 A 报警 开热风门 H/L △
四、AGC对锅炉汽温控制的影响 AGC涵盖了调度侧和电厂端２个系统， 其特性好坏都会对锅炉温度控制产生一定 的影响。 １．调度端对锅炉起温的影响 就调度端而言，影响电厂端的主要因素 是AGC控制信号在小周期内的频繁变化和 连续过量变负荷，其原因主要有两个方面： ①设定值中基点功率与实际负荷的偏差； ②AGC调节方式的影响。
从目前热工控制的现状来看，仅由热工人 员通过自动控制系统调整，尤其是通过调整 PID参数的手段是不可能解决汽温波动大、 超温问题的。 需要通过热工、运行、机务等有关技术人 员协作配合，进行运行调节、燃烧器摆动、 火焰中心调整等手段，甚至通过必要的设备 改造才能解决问题。
汽温控制系统与热工其他控制系统是相 互耦合的，其中，协调控制系统（CCS） 和燃烧控制系统（包括送风控制）对汽温 控制影响最大。 影响这两个系统的主要因素是机组负荷 出力的变化，尤其是投自动发电控制 （AGC）的机组。机组负荷变化，由于系 统的大惯性，不可避免地引起汽压、送风 以及燃烧状况的调整，进而影响机组主要 参数包括汽温的稳定性。
（2）按温差控制的分段控制系统
Ⅰ段过热器
一级减温器 T4 Ⅱ段过热器 二级减温器 T3 T2 Ⅲ段过热器 T1
γT4 －
γT3 ＋ PI3 －
γT2
γT1 ＋ f1 (x ) － PI1
f2(x) ∑
蒸汽流量D
D
＋
＋
－
＋
＋ － PI2
PI4
KZ 一级减 温 水调节 阀
KZ 二级减 温 水调节 阀
图10-13 按温差控制的过热汽温分段控制系统
在纯火电机组构成的区域电网中，火电机 组同时承担调功和调频任务。从电网要求而言， AGC要求机组变负荷速率越快越好。 在AGC频繁快速调节时，矛盾最突出的是 区域电网中容量最大的机组。大机组的惯性、 纯延滞制约着协调控制系统（CCS）的快速 响应能力。当AGC的指令频繁变化或连续增 减负荷的工况超过CCS承受范围时，CCS的 调节品质就会降低，严重时会引起锅炉过热器 和再热器超温。
t
3．减温水量扰动下的过热汽温特性
Wj
0
ΔWj
t
GTW j ( s)
T (s) K e s W j ( s ) 1 Tc s
T
TC
GTW j ( s )
0
τ
D
T (s) K W j ( s ) (1 Ts )n
t
第二节 过热汽温控制方案
W
j
0
ΔWj
t
T1 G1(s)
Wj
（１）AGC设定功率中基点功率的合理性。 AGC软件中虽然有经济调度（ＣＥＤ） 模块，但实时负荷预测存在一定时差，因 而对基点功率很难做到准确地实时修正。 这样，由于基点功率准确性差，设定值中 相应的调节功率的变化量便增大。在AGC 程序中，启动紧急辅助调节区的概率也就 增大。在进入紧急辅助调节区时，为了满 足改善联络线偏差的需要，AGC的控制速 率加快，而AGC过程往往经若干周期的来 回衰减才能完成。
三、再热汽温度调节手段 以改变烟气流量作为主要调节手段 （1）改变烟气挡板位置，从而改变尾部烟道 通过再热器的烟气分流量； （2）改变再循环烟气流量； （3）改变燃烧器的倾斜角度； （4）采用多层布置圆型燃烧器等调节方法。 再热蒸汽温度的另一个调节手段是喷水 减温，但它是一种辅助调节手段。
四、再热汽温控制方案