再热器出口汽温控制

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1. 调整再热汽量。

再热汽量是影响再热汽温的关键因素之一，通过调整再热汽量可以有效地控制再热汽温。

1000MW二次再热π型锅炉汽温的协调控制策列研究1.摘要本文主要通过对哈锅1000MW二次再热π型锅炉主汽温及一二次再热汽温的研究，分析超临界机组汽温系统的非线性、耦合性、级联传导性，以及多种因素间的关联性，掌握汽温变化的内部规律，辨识主汽温被控对象的数学模型，根据热力系统参数理论分析，最终得出主汽温控制系统控制策略的关键控制变量和控制方案，为同类型锅炉提供实际参考。

关键词:1000MW二次再热；Π型锅炉；主汽温；一二次再热汽温；控制；1.引言二次再热机组由于增加了一级再热系统，其控制水准关系到机组发电效率及负荷控制水平。

同时，系统具有延迟和惯性较大等特性，常规PID控制方法更难以取得满意的控制效果，具体表现在机组运行过程中主汽温波动大、管屏壁温超温多，锅炉减温水调门动作频繁、剧烈、磨损大，机组安全和经济性能得不到可靠保证。

常规汽温控制系统基本均采用传统的“串级控制”的控制策略，但未全面考虑机组动态变化时多个关键控制变量之间的关系。

1.锅炉设备概况某电厂“上大压小”2×1000MW新建工程燃煤锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司（简称“哈锅”）研制开发的1000MW二次中间再热、超超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的直流、单炉膛双切圆、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、露天布置的π型锅炉。

1.二次再热机组汽温的特性分析由于二次再热机组机组汽水流程长，在传统的汽温控制策略中，各级汽温控制相互独立，缺乏协调统一性，抗扰能力差。

通过对换热器传热机理的分析，利用换热器进口和出口蒸汽间的比热容、换热器多容特性两个重要物理特征，设计基于物理机理的减温喷水控制策略。

同时，通过解决汽温大惯性和非线性系统的过程控制问题，提升大范围负荷变化时过、再热器减温水控制稳定性。

如果仅仅通过烟气再循环和烟气挡板等调节手段很难保证过热汽温和一、二次再热汽温在合理范围内，所以这也是过热汽温和一、二次再热汽温控制的基础。

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。

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。

控制循环或自然循环锅炉影响汽温的运行因素一、影响过热汽温的主要运行因素1、给水温度当给水温度降低时，汽包内的水与较低温度的给水混合后，干度下降。

在燃料量不变的情况下，汽包产汽量下降，即进入过热器的蒸汽量减少，引起过热汽温上升。

增加燃料恢复产汽量后，汽温更上升。

2、过量空气系数当过量空气系数变化时，直接影响锅炉的排烟损失，同时影响对流受热面与辐射受热面的吸热比例。

当过量空气系数增加时，除排烟损失增加，锅炉效率降低外，炉膛辐射吸热减少，烟道对流传热增加，具有对流特性的过热器吸热量有所增加，末级过热器出口汽温上升。

具有辐射特性的过热器，汽温可能下降。

3、火焰中心高度火焰中心温度上移时，炉膛出口烟气温度上升，引起过热汽温上升；反之，过热汽温下降。

4、受热面结渣当炉膛水冷壁结渣时，水冷壁吸热量降低，汽包产汽量减少；同时，炉膛出口烟气温度上升，过热汽温升高。

若过热器结渣或积灰时，过热汽温明显下降。

二、影响再热汽温的主要运行因素1、给水温度当给水温度降低时，在燃料量不变的条件下，锅炉蒸发量降低。

如果保持给水温度降低前的锅炉蒸发量，必须增加燃料量。

对于汽包锅炉，由于燃料量增加，相应的烟气量增加，对流布置的再热器吸热量就会随之增加，再热汽温上升。

2、过量空气系数过量空气系数增加时，对流再热器吸热量增加，出口汽温上升。

过量空气系数减少时，对流再热器吸热量减少，出口汽温降低。

3、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，但对辐射再热器的锅炉调温作用更为明显。

火焰中心上移，辐射式或对流式再热器吸热量增加，再热汽温上升。

4、受热面结渣当炉膛水冷壁结渣时，水冷壁吸热量降低，炉膛出口烟气温度上升，再热汽温升高。

当再热器结渣或积灰时，再热汽温明显下降。

5、烟气流量利用烟道挡板改变两侧烟道的烟气量，可以改变两侧烟道内受热面的吸热量，达到调温度的目的。

某侧烟气量增大，则该侧受热面的吸热量增大，出口汽温提高。

气温调整原则蒸汽温度的调整应以烟气侧为主，蒸汽侧为辅。

烟气侧的调整主要是改变火焰中心的位置和流过过热器和再热器的烟气量，蒸汽侧的调整，是根据蒸汽温度的变化情况适当调整相应减温器的减温水量，达到调整蒸汽温度的目的，再热汽温应以烟气侧进行调整，以提高机组的经济性，再热器系统喷水减温只做辅助调整。

正常运行时维持锅炉侧主再汽温为538±5℃之间，主再热汽温偏差≯14℃，最大≯28℃。

若锅炉主再热汽温≥550℃时，减温水调整无效时，必要时应立即停止上层磨机运行，以降低汽温当气温达到550°且仍有上升趋势时，应报机组长，值长，加大调整幅度，促使气温恢复至正常值。

当汽温达到547—557°范围内，运行不能超过15min。

主再热汽温达到565°运行15min仍不能恢复至正常值或仍上升时，应立即打闸停机。

汽温降至530°时，应及时调整，机组满负荷时，降510°应减负荷运行，在减负荷过程中如有回升趋势应停止减负荷，汽温每降低1°减负荷5mw，450°负荷应减到0，降至430°仍不能恢复时应打闸停机。

正常运行时过热汽温，再热汽温调整应由自动装置完成，自动投入时加强监视。

发现异常，事故时及时解列自动，手动调节汽温。

过热器和再热器喷水管路中闭锁阀是用于喷水不流入汽轮机，以免损坏汽轮机的叶片，当锅炉主燃料切断MFT时，降闭锁阀关闭。

锅炉负荷小于20%B−MCR时，降闭锁阀关闭当喷水调整阀开度不大于5%时，才能将闭锁阀开启主再热汽温最高不允许超过546°，546—552°一年累计不超过400小时，主再热汽温不允许在15min内由额定汽温升至566°或下降至510°，否则停机，超过566°一年累计不超过80小时，15min内快速波动一年不超过80小时。

主再热主气门前温差达42°，最多可运行15min，否则应停机且4小时内部能发生两次。

国电双鸭山发电有限公司2×600MW机组HG-1900/25.4-YM3型超临界直流锅炉说明书编号: 06.1600.008-01编写:校对:审核:审定：批准:哈尔滨锅炉厂有限责任公司本说明书对国电双鸭山发电有限公司2×600MW机组超临界直流锅炉主要设计参数、运行条件及各系统部件的规范进行了说明，并介绍了采用英国三井巴布科克能源公司技术的超临界本生直流锅炉的技术特点。

本说明书应结合锅炉图纸，计算书等技术文件参考使用。

1. 锅炉容量及主要参数 (1)2. 设计依据 (2)2.1 燃料 (2)2.2 点火及助燃油 (3)2.3 自然条件 (3)3 锅炉运行条件 (4)4 锅炉设计规范和标准 (4)5 锅炉性能计算数据表（设计煤种） (5)6 锅炉的特点 (6)7 锅炉整体布置 (8)8 汽水系统 (9)9 热结构 (19)10 炉顶密封和包覆框架 (24)11 烟风系统 (29)12 钢结构（冷结构） (29)13 吹灰系统和烟温探针 (32)14 锅炉疏水和放气（汽） (33)15 水动力特性 (34)附图: (35)国电双鸭山发电有限公司的2台600MW——HG-1900/25.4-YM3型锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司利用英国三井巴布科克能源公司（MB）的技术支持，进行设计、制造的。

锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生（Benson）直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置（见附图01-01～04）。

锅炉为紧身封闭布置。

锅炉设计煤种和校核煤种均为双鸭山本地煤。

30只低NO X轴向旋流燃烧器（LNASB）采用前后墙布置、对冲燃烧，6台ZGM113N 中速磨煤机配正压直吹制粉系统。

锅炉以最大连续出力工况（BMCR）为设计参数。

在任何5磨煤机运行时，锅炉能长期带额定负荷（ECR）。

1.锅炉容量及主要参数2.设计依据2.2 点火及助燃油油种：#0轻柴油密度0.825t/m3运动粘度(20℃时)： 3.0～8.0mm2/s凝固点：小于0℃闭口闪点：不低于65℃机械杂质：无含硫量：≤0.2%水份：痕迹灰份：≤0.02%低位发热值Q net,ar41800 kJ/kg2.3 自然条件该地区处于寒温带，属大陆性季风气候，冬季受蒙古高气压控制，严寒而漫长，封冬期较长。

1000MW二次再热机组再热汽温调整与优化一、运行情况概述该厂2×1000MW二次再热锅炉型式为2710t/h超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛塔式布置、四角切向燃烧、平衡通风。

设计煤种为神华煤。

过热蒸汽/一次/二次再热蒸汽额定温度605/613/613℃ 根据设计在65%～100BMCR负荷段，一次、二次再热蒸汽温度应能达到在额定值。

然而该厂二期两台机组投产初期，均存在再热汽温偏离设计值较多问题，月度均值只有587℃左右，机组效率大幅受限。

由于1000MW 等级的二次再热机组尚属首例，无成功调整经验借鉴，因此该厂从机组特性上深入研究，在磨组组合、吹灰、二次风门调整及煤种掺烧配烧中探索出一条二次再热1000MW超超临界机组再热汽温控制手段。

二、运行调整与优化1.吹灰方式调整从二次再热锅炉受热面布置可以看出，低温过热器受热面处于燃烧器出口，即处炉膛温度最高区域。

由于低温过热器受热面的辐射特性，较干净的低过受热面势必造成低过吸热过多，从而导致锅炉再热汽温低于设计值。

运行数据显示，低温过热器温升及烟气温降均大于设计值，说明低温过热器受热面吸热占较大。

针对此现象通过减少一次再热高再热段以下区域重点减少低过受热面区域吹灰频率和吹灰器数目，达到增加再热器的吸热，提高再热汽温的目的。

2.磨组运行方式优化通过磨煤机的组合方式来调节再热汽温与改变燃烧器的摆角的原理一样，都是改变燃烧中心来调整再热汽温。

选取下列磨组运行方式。

高负荷ABDEF、ABCDF运行时，一、二次再热器汽温距额定值甚远，主要原因是主燃区分为两段，降低了炉膛火焰的集中度，使锅炉燃烧剧烈程度降低。

如表1所示，在磨煤机组合中，ACDEF组合运行时的一、二再热蒸汽温度最高。

一是由于该种运行方式拉长了主燃烧区域的高度，炭粒子在炉膛的停留时间延长所致。

在600MW～800MW，重点比较BCDE/CDEF两种磨组运行方式。

采用上4台磨组运行时，由于主燃烧区域的上移，即火焰中心的上抬，再热汽温有着明显升高。

再热汽温调节方法
再热汽温调节方法主要包括以下几种：
1. 烟气挡板调节：烟气挡板可以手控或自控，当负荷变化时，调节挡板开度可以改变通过再热器的烟气流量，从而达到调节再热汽温的目的。

例如，当负荷降低时，可以开大再热器侧的烟气挡板开度，使通过再热器的烟气流量增加，提高再热汽温。

2. 烟气再循环调节：利用再循环风机从尾部烟道抽出部分烟气再送入炉膛。

通过对再循环气量的调节，改变经过热器、再热器的烟气量，使汽温发生变化。

3. 摆动式燃烧器：通过改变燃烧器的倾角来改变火焰中心的高度，从而使炉膛出口温度得到改变，以达到调整再热汽温的目的。

4. 再热喷水减温调节：喷水减温器由于其结构简单、调节方便、调节效果好而被广泛用于锅炉再热汽温的细调。

但使用这种方法会使机组热效率降低，因此应尽量减少再热喷水的用量以提高整个机组的热经济性。

以上信息仅供参考，具体采用哪种方法还需要根据实际运行情况来确定。

如需更多信息，建议咨询专业工程师。

锅炉再热汽温度调节品质差原因分析及对策杨宝林 河北衡丰发电有限责任公司摘 要：本文论述了通过加强锅炉运行管理，提高运行人员操作人水平，从而达到提高锅炉再热汽温调节品质，延长了锅炉“四管”工作寿命，从而保证锅炉的稳定运行。

关键词：运行管理 热偏差 再热汽 汽温调整 防止超温。

0 前 言我厂锅炉再热汽温存在调节品质差，再热器左右侧热偏差大等问题，主要原因是：再热汽温调节是通过改变布置于水平烟道中的烟气档板开度来实现的，而且烟气挡板调节时，只能调节再热器的低温管组换热，过渡管组和高温管组无法实现调节。

减温水做为事故喷水调节再热汽温，布置在再热器入口，迟缓性较大。

这就造成了再热汽调节迟缓，稳定性差的特点。

另外，再热器内工质流量流减少，冷却效果差，使其工作条件恶化，而热偏差存在会造成容易使再热器金属超温，所以，必须提高再热汽温的调节品质，是保证再热器的安全运行的一项主要工作。

1 锅炉概况衡丰发电有限责任公司安装两台北京巴威公司生产的B&WB—1025/18.3—M型、亚临界参数、一次中间再热、单汽包、自然循环、半露天、单炉膛、平衡通风、固态排渣煤粉锅炉。

设计煤为阳泉无烟煤和晋中贫煤1：1比例混烧，在矩形燃烧室的前后墙上共布置了24支标准的EI —DRB旋流燃烧器，每墙分上、中、下三层，呈前后墙对充布置，制粉采用了钢球磨中间储仓式热风送粉系统，每台炉有四套制系统，分别为A、B、C、D四套制粉系统，出口三次风通过专门的喷口进入炉膛，其中A、D制粉系统的三次风进入后墙中、下和中、上层燃烧器之间，B.C制系统三次风进入前墙中、下和中、上层燃烧器之间。

再热器由水平管组、过渡管组和垂直管组构成，垂直管组（高温段）布置于水平烟道，水平管组（低温管）布置在尾部竖井烟道，过渡段布置在尾部烟道转向室内，在再热器的烟气出口安装了烟气调节挡板，再热汽温以烟气挡板调节为主，并辅助有事故喷水调节。

锅炉主要参数为：4－再热器冷段 5－再热器热段 3－低温过热器6、7－前、后屏式过热器8、9－高温过热冷、热段锅炉本体布置（图1）锅炉最大连续蒸发量：1025吨/时 : 过热蒸汽压力17.3Mpa 过热蒸汽温度: 540℃ 再热器出口温度:540℃再热器出口压力: 3.66Mpa 再热蒸汽流量:823.8吨/时前后墙燃烧器及三次风布置如图2（后墙与前墙对称分布）：AB后墙OFA燃烧器布置（图2）2 再热器运行方面存在的问题我厂锅炉再热汽温存在调节品质差，燃烧工况变化时，再热汽温波动大，稳定性差，在燃烧工况变化时，波动±10℃；低负荷时（180MW 以下），再热汽温热偏差大，依靠运行手段无法实现调平，主要表是：2.1 再热汽左、右侧温度偏差大，特别在180MW 负荷以下时，针对不同制粉系统的运行方式，左右侧最偏差最高能达30℃。

火电厂主蒸汽和再热蒸汽汽温的主要调整方法以火电厂主蒸汽和再热蒸汽汽温的主要调整方法为标题，本文将详细介绍火电厂主蒸汽和再热蒸汽汽温的调整方法。

一、主蒸汽汽温的调整方法主蒸汽汽温是指从锅炉中出来的蒸汽温度，也是火电厂发电的重要参数之一。

主蒸汽汽温过高或过低都会影响发电效率和设备寿命，因此需要对主蒸汽汽温进行调整。

1. 调整给水温度给水温度是指进入锅炉的水温度，它的高低会直接影响到主蒸汽汽温。

当主蒸汽汽温过高时，可以适当提高给水温度来降低主蒸汽汽温；当主蒸汽汽温过低时，可以适当降低给水温度来提高主蒸汽汽温。

2. 调整燃烧控制燃烧控制是指调整燃烧器的燃烧状态，控制燃烧产生的热量和蒸汽量。

通过调整燃烧器的燃烧状态，可以控制主蒸汽汽温的升高和降低。

3. 调整送风量送风量是指送进锅炉的空气量，它的大小会直接影响燃烧的强弱和蒸汽的产生量。

适当增加送风量可以提高燃烧强度，从而升高主蒸汽汽温；适当减小送风量可以降低燃烧强度，从而降低主蒸汽汽温。

4. 调整水位水位是指锅炉内水面的高度，它的高低会直接影响到蒸汽产生量和蒸汽质量。

当水位过低时，会导致蒸汽产生不足，从而降低主蒸汽汽温；当水位过高时，会导致蒸汽含水量过高，从而降低主蒸汽汽温。

因此，需要适时调整水位来保持合适的蒸汽产生量和质量。

二、再热蒸汽汽温的调整方法再热蒸汽汽温是指蒸汽在再热器中再次加热后的温度，也是影响火电厂发电效率和设备寿命的重要参数之一。

再热蒸汽汽温过高或过低都会影响发电效率和设备寿命，因此需要对再热蒸汽汽温进行调整。

1. 调整再热蒸汽温度再热蒸汽温度是指再热器的加热温度，它会直接影响到再热蒸汽汽温的高低。

当再热蒸汽汽温过高时，可以适当降低再热蒸汽温度来降低再热蒸汽汽温；当再热蒸汽汽温过低时，可以适当提高再热蒸汽温度来提高再热蒸汽汽温。

2. 调整再热器的水流量再热器的水流量是指水在再热器内的流量，它的大小会直接影响到再热蒸汽汽温。

适当增加再热器的水流量可以提高再热蒸汽汽温；适当减小再热器的水流量可以降低再热蒸汽汽温。

目录一 600MW火电机组DCS系统设计 11.1电源部分 11.2通信部分 21.3 系统接地 21.4 软件部分 3二、设计正文 42.1 已知技术条件与参数 42.2设计总体方案及传感器、执行器、调节器等的选择 42.2.1 再热汽温的影响因素 42.2.2再热汽温控制的任务 52.2.3 再热汽温的控制方法 52.2.4执行器的选择 62.2.5变送器的选择 82.2.6控制器的选择 102.4画出系统框图及接线图 122.4.1再热器烟道挡板控制系统 132.4.2再热器喷水减温控制回路 14三、设计心得 16五、附表 18一 600MW火电机组DCS系统设计DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求(包括紧急故障处理)，CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有裕度；所有站的CPU负荷率在恶劣工况下不得超过60％，所有计算站、数据管理站、操作员站、历史站等的CPU负荷率在恶劣工况下不得超过40％；控制站、操作员站、计算站、数据管理站、历史站或服务器脱网、离线、死机，在其它操作员监视器上应设有醒目的报警功能，或在控制室内设有独立于DCS系统之外的声光报警；DCS应采用合适的冗余配置和直至卡件的自诊断功能，使其具有高度的可靠性，系统的任何一个组件发生故障均不影响整个系统工作。

DCS系统应易于组态、易于实用和易于扩展；系统的报警、监视和自诊断功能应高度集中在CRT上，控制功能应尽可能在功能和物理上进行分散；主要控制器应采用冗余配置，重要I/O点应考虑采用非同一板件的冗余配置；系统设计应采用各种抗噪声技术、包括光电隔离、高共模抑制比以及合理的接地和屏蔽；分配控制回路和I/O信号时，应使一个控制器或一块I/O板件损坏时对机组的安全运行的影响尽可能小。

I/O板件及其电源故障时，应使I/O处于对系统安全的状态，不出现误动；电子设备机柜的外壳防护等级应满足有关标准的规定；机柜内的模件应能带电插拔，而不影响其它模件的正常运行。

锅炉丨二次再热机组再热汽温控制方案研究再热汽温是表征锅炉运行工况的重要参数之一。

汽温过高，会使锅炉受热面及蒸汽管道金属的蠕变速度加快，影响锅炉使用寿命；汽温过低将会引起机组热效率降低，使汽耗率增大，还会使汽轮机末级叶片处蒸汽湿度偏大，造成汽轮机末级叶片侵蚀加剧。

再热汽温对象具有大延迟、大惯性的特点，而且影响再热汽温变化的因素很多，如机组负荷变化、煤质变化、减温水量、受热面结焦、风煤配比、燃烧工况以及过剩空气系数等，汽温对象在各种扰动作用下反映出非线性、时变等特性，使其控制难度增大。

随着电网规模不断增大以及大容量机组在电网中的比例不断增加，电网要求发电机组具有更高的负荷调整范围和调整速率，快速的负荷变化极易导致再热器超温，而大量使用喷水减温又会严重降低机组热效率。

如何保证再热汽温自动调节系统正常投用，同时兼顾机组运行的安全性和经济性，是一个长期而复杂的课题。

随着近年来火力发电技术的不断发展，二次再热超超临界发电技术逐渐成熟，国内已有多台二次再热机组在建或即将开建。

而二次再热机组锅炉增加了一级二次再热循环，锅炉的受热面布置更加复杂，锅炉汽温控制的复杂性和难度也相应增加，其中最主要的在于两级再热汽温的控制。

因此，合理的再热汽温控制是二次再热机组安全性、经济性、可靠性的有力保证。

二次再热机组锅炉特点二次再热机组锅炉相比一次再热增加了一级再热器，主要的蒸汽参数也有很大差异，下表是典型的二次再热π型锅炉与常规的一次再热π型锅炉的主要参数对比。

表1二次再热锅炉与常规一次再热锅炉的主要参数对比从表1可以看出，二次再热锅炉具有以下特征：(1)增加了一级二次再热循环，主汽流量减少，主汽与再热汽之间的吸热比例发生变化。

(2)蒸汽温度调节对象由一次再热的主汽温度、再热汽温度变为主汽温度、一次再热汽温度、二次再热汽温度三个，调节方式和系统耦合将更加复杂。

(3)再热汽温度和给水温度提高，空预器入口的烟温将会提高，导致排烟温度的控制难度增大。

350MW超临界机组汽温调节控制技术的探讨作者：邢增钒来源：《城市建设理论研究》2012年第36期摘要：本文主要结合笔者多年的工作经验，主要对350MW超临界机组汽温调节控制技术进行了探讨分析，可供大家参考。

关键词：超临界锅炉;蒸汽温度;温度控制中图分类号：P184.5+3 文献标识码：A 文章编号：超临界锅炉汽温控制系统与亚临界机组也有较大的区别，通常的控制方案为通过调节给水流量稳定中间点温度，当中间点温度控制在预期的范围中之内时，后面的蒸汽流程就与亚临界机组没有本质区别了。

因此海南东方电厂1100t/h超临界锅炉的过热汽温调节方法是采用煤水比进行粗调，二级喷水减温进行细调。

1过热汽温的粗调（即煤水比的调节）对于直流锅炉，控制主蒸汽温度的关键在于控制锅炉的煤水比，而煤水比合适与否则需要通过中间点温度来鉴定。

在直流锅炉运行中，为了维持锅炉过热蒸汽温度的稳定，通常在过热区段中取一温度测点，将它固定在相应的数值上，这就是通常所谓的中间点温度。

实际上把中间点至过热器出口之间的过热区段固定，相当于汽包炉固定过热区段情况类似。

在过热汽温调节中，中间点温度实际是与锅炉负荷有关，中间点温度与锅炉负荷存在一定的函数关系，那么锅炉的煤水比B/G按中间点温度来调整，中间点至过热器出口区段的过热汽温变化主要依靠喷水减温调节。

对于直流锅炉，其喷水减温只是一个暂时措施，要保持稳定汽温的关键是要保持固定的煤水比。

其原因是：从图1可以看出直流炉G=D，如果过热区段有喷水量d，那么直流炉进口水量为（G-d）。

如果燃料量B增加、热负荷增加，而给水量G未变，这样过热汽温就要升高，喷水量d必然增加，使进口水量（G-d）的数值就要减少，这样变化又会使过热汽温上升。

因此喷水量变化只是维持过热汽温的暂时稳定（或暂时维持过热汽温为额定值），但最终使其过热汽温稳定，主要还是通过煤水比的调节来实现的。

而中间点的状态一般要求在各种工况为为过热蒸汽。