600MW超临界直流炉机组控制特点ppt课件.ppt

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1、,600MW超临界直流炉机组控制特性分析,600MW超临界直流炉机组控制特性分析,华北电科院有限责任公司热控技术研究所,一、国际上超临界机组的现状,我国一次能源以煤炭为主，火力发电占总发电量的75%,全国平均煤耗为394g/(kWh)，较发达国家高6080g，年均多耗煤6000万吨，不仅浪费能源，而且造成了严重的环境污染，烟尘，SOx,NOx,CO2的排放量大大增加,火电机组随着蒸汽参数的提高，效率相应地提高压临界机组(17MPa,538/538 )净效率约为3738%煤耗330340g超临界机组(24MPa,538/538 )净效率约为4041%煤耗310320g超超临界机组(30MPa,5

2、66/566 )净效率约为4445%煤耗290300g由于效率的提高，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。,1957年美国投运第一台超临界试验机组，截止1986年共166台超临界机组投运，其中800MW以上的有107台，包括9台1300MW。,1963年原苏联投运第一台超临界300MW机组，截止1985年共187台超临界机组投运，包括300MW,500MW,800MW，1200MW。,1967年日本从美国引进第一台超临界600MW机组，截止1984年共73台超临界机组 投运，其中31台600MW, 9台700MW，5台1000MW，在新增机组中超临界占80%。,二、目前超临界机组的发展方向

3、,90年代，日本投运的超临界机组蒸汽温度逐步由538/566 提高到538/593， 566/593 及600/600 ，蒸汽压力保持在2425MPa，容量以1000MW为多， 参数为31MPa,566/566的两台700MW燃气机组于1989年和1990年在川越电厂 投产。目前正在研究参数为34.3MPa,649/593及34.3MPa,649/593的机组。,欧洲超临界机组参数多为25MPa,540/540，机组容量中等，440600MW。德国两台900MW机组于1999年投产；1998年投运的丹麦一台参数为28.5MPa,580/580/580的二次中间再热， 411MW机组的净效率达到

4、了47是目前世界上效率最高的超临界火电机组。欧盟制定了“THERMIE”700先进燃煤火电机组发展计划，联合欧洲40家公司于1998年开始，计划用17年时间开发35MPa,700/720/（720）的超超临界机组，其净效率达到50%以上。,美国电力科学院（EPRI）从1986年起一直致力开发32MPa,593/593/593的带中间负荷的燃煤火电机组。,二、国内500及以上超临界直流炉机组投运情况,我国自80年代后期开始重视发展超临界火电机组，国家确定以河南沁北电厂作为国产化依托，将超超临界发电技术列为国家高技术发展计划，计划开发30MPa,600/600，600MW以上的超超临界机组，供电效

5、率达4345% 。,我国前期的超临界机组多为从原苏联直接引进，如营口，盘山，伊敏，绥中等厂，机组运行方式均以定压运行为主，后期主要以从欧洲引进技术的滑压运行机组,目前国内已投运的500MW及以上超临界直流炉机组,三、超临界直流炉的控制特点,理论上认为：（22.129MPa、温度374），水的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、水共存的两相区存在，两者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在临界压力下无法维持自然循环，不能再采用汽包锅炉，直流炉成为唯一的型式。,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

6、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。为防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，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 低于本生流量时，给水流量要保持恒定。因此在本生负荷下超临界锅炉需要设置汽水 分离器和疏水回收系统。启动前锅炉要建立启动压力和启动流量,超临界直流炉，由于锅炉的蓄质和蓄热量小，因而负荷调节的灵敏性好，可实现快速 启、停和调节负荷。,三、超临界直流炉的控制特点存在问题,超临界机组控制中机、炉之间

7、存在严重的非线性耦合。直流锅炉在直流运行状态汽水之间没有一个明确的分界点 ，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，直流锅炉是一个三输入/三输出相互耦合关联极强的被控对象；,汽机扰动对锅炉的耦合特性：汽机调门开度变化不仅影响了锅炉出口压力，还影响了汽水流程的加热段，导致了温度的变化；,锅炉燃料扰动对压力、温度、功率的影响：燃料率增加，缩短了加热段和蒸发段，使压力、温度、功率均增加；,给水扰动对压力、温度、功率的影响：给水量增加，加热段和蒸发段延长，推出一部分蒸汽，因此压力和功率开始是增加的，但由于过热段的缩短使汽温下降，导致功率和压力下

8、降，汽温一段时间延迟后单调下降稳定在一个较低温度上。,三、超临界直流炉的控制特点存在问题,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10MPa25MPa.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。,超临界机组是被控特性复杂多变的对象，随着机组负荷的变化，机组的动态特 性参数亦随之大幅度变化。如燃水比

9、调节的温度对象，在负荷变化50-100%范围内，增益变化达56倍，时间常数的变化也有3倍左右。,三、超临界直流炉的控制特点汽包炉的控制,汽包炉中，汽包把汽水流程分为加热段、蒸发段和过热段，三段受热面的位置和面积是固定不变的，在给水流量变化时，仅影响汽包水位，不影响蒸汽压力和温度。而燃烧量变化时仅改变蒸汽流量和蒸汽压力，对蒸汽温度影响不大，因此给水、燃烧、蒸汽温度控制系统是可以相对独立的，可以通过控制给水流量、燃烧率、喷水流量分别控制汽包水位、蒸汽流量和蒸汽压力。,三、超临界直流炉的控制特点直流炉,直流锅炉没有汽包，又没有炉水小循环回路，给水是一次性流过加热段、蒸发段和过热段的，三段受热面没有固

10、定的分界线。当给水流量及燃烧量发生变化时 ，三段受热面的吸热比率将发生变化，锅炉出口温度以及蒸汽流量和压力都将发生变化，因此给水、气温、燃烧系统是密切相关的，不能独立控制，应该作为整体进行控制。直流锅炉随着蒸汽压力的升高，蒸发段的吸热比例逐渐减少，而加热段和过热段的吸热比例增加；以及受热面管径变小，管壁变厚，因此，随着蒸汽压力的升高，锅炉分离器出口气温和锅炉出口气温的惯性增加，时间常数和延迟时间增加。,四、超临界直流炉的控制策略,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。因为直流炉蓄热较小，调门变化时引起的负荷变化较小，而

11、且压力变化较大，对机组的负面影响较大 ，所以国外的资料中更推荐在超临界机组中采用机跟炉为基础的协调方式，协调锅炉与汽机的控制。但是在该方案的设计中应该充分考虑利用锅炉的储能加快机组对负荷的响应。,在超临界机组中要保证主蒸汽温度的稳定，必须要控制汽水流程，控制蒸发点。一般通过控制煤水比来粗调主蒸汽温度，通过过热喷水减温来细调主蒸汽温度。理论和实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的燃水比来控制汽水行程中某一点焓（分离器出口焓）为负荷的函数是切实有效的手段。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的燃水比保持不变时（稳定工况），汽水行程中某点工质的焓值保持不变，

12、对于滑压运行锅炉，故采用微过热蒸汽焓替代该点温度作为燃水比校正信号，其优点在于：,分离器出口焓（中间点焓）值对燃水比失配的反应快，系统校正迅速；,焓值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温（粗）调正。,四、超临界直流炉的控制策略,超临界直流炉的设计中风煤比的控制在静态平衡的前提下要考虑动态下的风煤交叉，保证动态过程中风大于煤，确保锅炉燃烧的稳定。,在超临界直流炉RB逻辑设计中需要充分考虑分离器出口温度，即必须考虑在事故工况下有合适的煤水比。,由于超临界直流炉的强非线性，常规的控制策略难以达到良好的控制效果。因此需要大量采用变参数PID，变结构控制策

13、略，以保证在各个负荷点上控制系统具有良好的效果,注意微过热点焓值对燃料率和给水量的响应较慢，响应时间达24分钟。由于燃烧对温度的动态响应要比给水对温度的动态响应慢的多，因此控制方案设计中要考虑煤水控制参数的动态补偿。,焓值物理概念明确，用“焓增”来分析各受热面的吸热分布更为科学。它不仅受温度变化影响，还受压力变化影响，在低负荷压力升高时（分离器出口温度有可能进入饱和区），焓值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。因此，静态和动态燃水比值及随负荷变化的焓值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。,四、超临界直流炉的控制策略启动系统,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

14、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。,五、超临界直流炉给水控制的典型方案,六、三井巴布科克 超临界直流炉协调控制思想,协调控制系统CCS，是指通过控制回路协调气轮机和锅炉的工作状态，

15、同时给锅炉自动控制系统和气轮机自动控制系统发出指令，以达到快速响应负荷变化的目的，尽最大可能发挥机组的调频调峰能力，同时还要稳定运行参数。协调控制系统的运行方式大致有炉跟机方式、机跟炉方式、协调方式和手动方式四种，根据单元机组的不同的工况和运行要求，以及锅炉主控BM和气轮机主控（TM）所具备的不同的控制方式及组态，可构成多种不同的单元机组协调控制系统的运行方式。,协调控制系统和协调控制方式，不同厂商根据不同的机组需要设计有不同的控制策略。下图为三井巴布科克超临界直流炉协调控制原理图 。,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

16、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。,七、国华太仓电厂600MW超临界直流炉控制策略,国华太仓发电有限责任公司2600MW超临界机组，汽轮机为超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽凝汽式汽轮机，高中压缸是具有冲动式调节级和反动压力级的混合型式。锅炉为上锅引进技术制造的国产超临界参数、变压运行、单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、露天布置的燃煤锅炉。过热器出口压力：25.4MPa、过热蒸汽温度：571、过热蒸汽流量：1913t/h、再热器出口压力：4.16MPa、再热器出口蒸

17、汽温度：569、设计煤量：251t/h。 DCS控制系统为上海福克斯波罗公司生产的I/A，S控制系统。,国华太仓电厂600MW超临界直流炉给水控制策略,煤水比控制煤水比是直流炉给水控制中的关键。保证分离器出口温度比保证机前压力更为重要。通过控制煤水比来粗调主蒸汽温度，通过过热喷水减温来细调主蒸汽温度。理论和实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的燃水比来控制汽水行程中某一点焓或温度（分离器出口焓或温度）为负荷的函数是切实有效的手段。 分离器出口温度（焓值）主要是修正燃水比。采用分离器出口焓值校正燃水比比采用分离器出口温度效果更好。 随超临界机组蒸汽压力的升高，直流炉中间点温度的惯性增加

18、，时间常数和延迟均增大，燃料量和给水量扰动下中间点温度有更大惯性，因此中间点温度（焓值）控制器需要采用变参数PID控制器。 当分离器出口温度435时，给水指令闭锁减。 中间点温度或焓值对燃料率和给水量的响应较慢，响应时间达24分钟，因此设计中间点温度的动态微分补偿和中间点温差动态补偿。 RB工况下为保证合适的燃水比，需要将三阶惯性环节切掉，中间温差动态补偿切掉。,喷水减温控制控制策略与常规的串级PID控制喷水量和给水量的比值是锅炉热负荷的函数，当喷水量和给水量的比值增大时，说明煤水比中煤多了一些。过热汽温控制在直流负荷以前，采用喷水减温控制；在直流负荷以后，以控制煤水比为主，喷水减温为辅。二级

19、喷水减温控制采用常规的燃料量微分信号、主蒸汽流量微分信号作前馈的串级控制,给水流量控制主要是给水泵流量控制和最小流量阀控制，和常规汽包炉控制方式类似。锅炉启动阶段，从锅炉上水到点火前，采用给水流量定值控制带部分负荷阶段，分离器湿态运行，控制分离器水位。给水流量保持在本生流量（35%MCR），分离器水位由分离器至除氧器以及分离器至扩容器的调节阀进行控制，给水系统处于循环方式。纯直流阶段，带中间点温差修正的直流炉给水控制。进一步增加燃烧率，当锅炉负荷升至35BMCR时，运行方式从湿态转入干态运行。使分离器中的蒸汽温度达到设定值，汽温信号通过大选器，温度控制系统投入运行，开始增加给水流量。国华太仓锅

20、炉启动系统为Suler设计的带扩容器式分离器启动系统，为内置式启动分离器。分离器干态运行时，仅做蒸汽流通集箱。启停和低负荷运行时回收分离器的疏水和能量。,对于直流炉来讲，为了确保水冷壁在低负荷时有效的冷却，通过水冷壁的流量不能小于某个值，即最低直流负荷。当机组启动和停炉时，启动系统投入使用，由于启动系统要经历不同的运行状态，故须采用不同的运行方式，且能平稳，自动地切换。 机组启动 水位控制到温度控制的切换：自动控制分离器水位，负荷逐渐增加，一直到纯直流锅炉方式后切换到温度自动控制方式。给水流量保持在某个最小常数值（35%BMCR）。增加燃烧率，使温度超过设定值。汽温信号通过选大器，温度控制系统

21、投入运行，开始增加给水流量。 停炉 温度控制到水位控制的切换,国华太仓电厂600MW超临界直流炉协调控制策略,国华太仓为了保证AGC对机组负荷变动率的要求采用炉跟机为基础的协调控制系统，对超临界机组来说以机跟炉为基础的协调控制策略比较好机、炉之间存在严重的非线性耦合。燃料量、给水量、汽机调门开度的扰动变化，导致了功率、压力、温度的变化，超临界直流锅炉是一个三输入/三输出相互耦合关联极强的被控对象。给水、气温、燃烧系统是密切相关的，不能独立控制，应该作为整体进行控制。压力与锅炉的水动力有关，温度反映了锅炉热负荷，温度是超临界直流炉中最关键的参数。因此超临界直流炉的解耦必须以温度和负荷为主，压力次

22、要。超临界直流炉具有强烈的非线性，因此协调控制系统PID均采用变参数。超临界直流炉蓄热较少，采用p1*PTsp/PT的微分做前馈，而不用负荷指令的微分前馈。其他的微分前馈与汽包炉的一样。RB动作后，炉主控切为手动，压力设定跟踪实际压力，给水控制仍自动。RB动作后14分钟由滑压切为定压运行。给水泵RB跳三台磨，保留两台运行，自动启两层油枪。,谢谢!欢迎批评指正！,6.1C、给水控制系统原理说明1,省煤器入口给水流量加减温喷水流量必须与蒸汽流量相适应。这个基本要求还通过过热汽温控制来调节，以维持负荷变化后在分离器出口的焓。蒸汽和给水及喷水流量会使炉膛内系统的蒸发点移动。,如果一级过热器出口温度太低

23、，那么调节器就要求增加分离器出口的焓以恢复这一点的温度。温度调节器的输出与负荷指数前馈信号在模块29里相加作为焓值调节器模块30的设定值。,调整给水流量来控制分离器出口焓和一级减温器前后的温度降。对于一个稳定的蒸气流量，增加给水流量的速率将使蒸发点移动，从而减少了分离器出口焓，伴随着一级过热器出口温度和焓的减少，一级减温器前后的温差将增加。,由模块37到模块58设置了额定给水流量的设定值，作为负荷的函数。几个修正量被加到这个需求中。在设计的BMCR稳态运行工况下，给水需求与理论上的需求相适应。当蒸汽或水回路偏离设计条件时这个需求指令需作调整。其中，首先要考虑的是蒸气温度的变化。,6.1C、给水

24、控制系统原理说明2,焓值解耦回路 焓值控制器的输出的任何变化将会立刻影响给水量，而后由于锅炉入口和出口焓值的改变将需要改变燃烧率。这将依次改变水蒸汽回路的焓值，而且可能会出现不稳定的工况。这个焓值解耦逻辑把这种影响减到最小。,启动给水调节原理 在低负荷时，调整电泵的速度以维持启动阀两端的差压为一固定值（约59bar）。启动时，当给水启动调节阀关闭时，电动给水泵以最小转速运行。在负荷增加而且开始产汽时，给水阀将开启以维持流过省煤器的本生流量。,省煤器出口和一级过热器入口之间吸热量的计算 通过水/汽和水冷壁管金属质量的吸热模型，计算给水和热量需求的变化，以满足负荷需求的变化，然后按给水和金属部件所

25、吸收的热量添加燃料。同时还可以保证给水调节系统运行在本生负荷以下时，给水流量一定（本生流量），由于加热器的退出导致给水温度偏低，上面逻辑可以通过计算水冷壁入口焓的变化，及时调整给水流量。,6.1C、储水箱液位控制原理说明,工作原理 汽水混合物进入分离器容器，蒸汽流向过热器，水流向储水箱。在负荷非常低时，水没有被蒸发而全部进入储水箱，然后利用一台循环泵把水泵回到省煤器入口。循环流量的变化是储水箱液位的函数。在启动期间，水膨胀在储水箱里会造成很高的液位，靠两个排放阀的连续排放，排掉一些水。随着负荷的增加，更多的水转化成蒸汽，储水箱的液位降低。这个过程通过减少循环流量来相互配合，直到液位低时水泵跳闸

26、为止。在本生负荷点以上，所有水都转化成蒸汽。在减负荷时应采取一些特殊的措施以防止不必要的水排放。,溢流阀 溢流阀的功能就是将循环泵和循环调节阀正常运行而不能排除的储水箱多余水排掉。溢流阀的开度由储水箱液位和压力决定。压力高时禁止溢流阀的开启。在持续高负荷运行期间，储水箱可以充以暖泵管道来的水，此时必须防止循环阀和溢流阀的开启，因此设置循环流量低于80%本生流量，禁止开溢流阀逻辑。,循环流量 要求的循环流量在F(x)模块24上设定。在稳定状态或缓慢变化工况下，这个信号成为流量调节器的设定值。水位和流量控制系统在动态时互相不受影响。延迟模块27防止容器液位小的变化时液位和流量控制系统之间的相互作用

27、。然而在液位快速变化期间，循环流量设定值是立即变化的。在循环流量控制和主给水控制系统之间存在着相互作用的风险。这种相互作用可以通过控制循环阀和溢流阀的开启速率来减少。在循环泵已启动和流量调节阀处于自动调节状态并且储水箱处于高液位时，必须要避免循环流量突然增加，因为这种增加会造成锅炉当前条件下给水流量不正确的减少。“限制流量方式”逻辑对于避免上面问题很有效。,6.3E 、直流炉风量控制系统原理说明1,氧量修正控制 氧量调节器的输出调整过燃风和二次风系统，使烟气的含氧量恢复到设定值。氧量调整系数修正量（0.85-1.15）对过燃风和二次风挡板都起作用，以保证锅炉在正确的过量空气量下运行。,OFA过

28、燃风控制 逻辑计算所需的总空气量，给出了设计的省煤器出口的过剩空气量。逻辑还计算提供给炉膛的二次风量，以实现正确的燃烧器区的理想配风。从总风量中减去二次风量得出所需的过燃风量。 在风量控制方案设计中充分考虑了风燃比（）的概念。在锅炉中有三个区域的风燃比很重要，它们是省煤器出口、燃烧器区域、工作中的燃烧器。省煤器出口是一个全面的指征，包括所有的燃烧风和所有的燃料。典型的在BMCR工况下，它可能是1.19，过剩空气比是0.19。燃烧器区域（BZ），它计算燃烬风入口以下所有进入炉膛的燃料和空气。包括风箱漏风。工作中的燃烧器（WBZ）计算的是从燃烧器进入的燃料和空气，不包括风箱漏风。 总的风量指令与燃

29、烧器区域的风燃比相乘得到燃烧区域的总风量，它减去油和煤燃烧器未投入运行的各层二次风量之和以及炉膛漏风得到从工作燃烧器进入炉膛的风量，此风量与总的风量指令的比值即为工作燃烧器风燃比（WBZ）。同时WZ有最小值限制。 总的风量指令与过剩空气系数相乘得到燃烬风总量的基本值，总的风量指令与（1BZ）的乘积是燃烧器区域风量欠缺或多出的部分，它和燃烬风总量的基本值相加得到燃烬风总量给定值。 前墙和后墙的OFA风箱的控制是相同的。燃烬风控制的目的是降低NOX 的排放。,6.3E 、直流炉风量控制系统原理说明2,燃烧器二次风量控制 根据给煤机的煤量指令确定的磨总风量定值减去磨一次风量定值后得到磨二次风设定值，

30、再经氧量微调系数的修正后作为磨二次风量给定,并最低不得低于最小二次风量限值。 逻辑中设有风煤交叉连锁逻辑，以保证升负荷时先增加二次风量，后增加煤量；而在减负荷时，先减煤量，后减二次风量。有一点是很重要的，即对交叉系统裕度只能作较小的调整，裕度太大可能会使交叉限制系统失控进而导致炉膛爆炸。因此较大的裕度不得由运行人员来调整。 在锅炉点火和低负荷运行期间，所有二次风挡板将吹扫位或根据磨组里已燃烧的燃料量在调节状态。当锅炉负荷增加时，运行的磨煤机组退出运行后，进入炉膛的二次风对燃烧过程可能是不利的，允许关闭二次风挡板。 如果由于失去风机而使MFT动作，那么就不会执行点火后清扫动作。二次风挡板会在MF

31、T后缓慢打开，提供一个从负压吸入口到烟囱的畅通的通道。,6.4C 、喷水减温控制原理说明1,过热器喷水的控制原理基于两回路控制，而不是串级调节系统。 外层慢速回路（而不是主调节器）基于前馈与锅炉响应的匹配。而内层快速回路基于常规的PID调节器控制（如同主/副串级调节回路中的副调节器）。这个回路要比串极控制回路调试容易。,与负荷有关的前馈分量 负荷的前馈信号是一个微分脉冲、有适当比例和受约束的信号。负荷增加时导致产生更多的蒸汽，要求更多的冷却，增加喷水量从而降低过热器入口温度。,末过设定点与测量的蒸汽温度之间的误差 设定值的增加导致喷水量的减少，这使得减温器出口的温度增加。当末级过热器出口温度升

32、高时，模块8的输出减少，通过相应增加模块3的输出来适应这个变化。因此，这使得调节器模块14的设定值很稳定。为了协调这个控制回路，设置在模块3里的延时必须与实际过热器热延迟相匹配，实际值在现场试验期间确定，而且对不同的蒸汽量会有所改变。因此必须改变每一个时间延迟模块中作为蒸汽流量的函数的时间常数T。,外回路预测所要求的二级减温器出口所需的温度（末级过热器入口）以维持所要求的末级过热器出口蒸汽温度。,6.4C 、喷水减温控制原理说明2,焓值校正 我们假设末过温度的设定值增加5会要求末过入口的设定值增加相同的5。由于运行压力的增加使蒸汽的焓值和比热有所改变，这意味末级过热器入口温度需要一个较小的变化

33、使在末级过热器出口得到一个相同的温度变化。这个校正由模块10和61来完成。,锅炉设计成能控制跨越二级减温器的温度降 这作为负荷的一个函数已被编制好。这个装在模块53里，然后在模块4里与已延迟的二级减温器出口温度信号相加，作为屏式过热器出口温度控制回路的设定值。,饱和度的限制 末级过热器出口压力通过选择模块13来确定饱和温度极限，其值用于控制器模块14的设定值。该限值是由蒸汽的饱和温度加上一个与压力有关的温度裕度得出的。理论上，模块62应当包含可查找的蒸汽表。即使在第二级蒸汽真的发生了饱和，那也没有什么风险。但这种保护作为标准的一部分，也考虑了在低负荷时降低非饱和的过热汽温度以匹配再热器出口温度这种不正常的工况。,