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华能玉环电厂4×1000MW机组锅炉系统运行实践张志挺华能玉环电厂目录1玉环电厂锅炉设备概况2 玉环电厂锅炉设备运行现状3 玉环电厂锅炉系统投产三年来的运行实践 3.1水冷壁节流孔异物堵塞或结垢3.2 空预器排烟温度偏高3.3磨煤机出口粉管缩孔积粉自燃目录3.4灰系统设计出力不足3.5 渣系统运行可靠性较差3.6吹灰汽源改造3.7 再热器事故喷水位置改造3.8 一次风机倒转3.9 其它问题1 玉环电厂锅炉设备概况华能玉环电厂4×1000MW超超临界燃煤机组工程为国家重点工程。
锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司引进日本三菱重工业株式会社技术制造的HG-2953/27.46-YM1型超超临界变压运行直流锅炉与上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的N1000-26.25/600/600（TC4F）型超超临界凝汽式汽轮机配套，组成单元制机组。
4台机组分别于2006年11月28日、2006年12月30日、2007年11月11日和2007年11月24日投产发电。
1 玉环电厂锅炉设备概况✤锅炉主要技术参数280294298℃省煤器进口水温度603603603℃再热器出口蒸汽温度365366377℃再热器进口蒸汽温度 4.565.625.94MPa 再热器出口蒸汽压力 4.745.816.14MPa 再热器进口蒸汽压力187323162446t/h 再热蒸汽流量605605605℃过热蒸汽温度22.2027.3327.46MPa 过热蒸汽压力221428072953t/h 过热蒸汽流量75％BMCR BRL BMCR 单位项目360mg/Nm 3NOx 排放量888%空气预热器漏风率（一年后）666%空气预热器漏风率（一年内）353535%BMCR 锅炉不投油最低稳定负荷93.65%BRL 工况锅炉保证效率(LHV)114122125℃锅炉排烟温度（修正后）118127129.4℃锅炉排烟温度（未修正）305319324℃预热器出口二次风温度293305309℃预热器出口一次风温度232323℃预热器进口二次风温度292929℃预热器进口一次风温度75％BMCR BRL BMCR 单位项目✤锅炉主要技术参数2 玉环电厂锅炉设备运行现状✤主要经济性指标现状294.54299.82299.57g/kWh综合供电煤耗293.03297.88298.51g/kWh 生产供电煤耗 5.075.785.60%综合厂用电率 4.585.175.26%发电厂用电率279.62282.48282.80g/kWh 发电煤耗1640376.361944205.201177205.40104×kWh 发电量2009年1～10月份2008年2007年单位项目✤锅炉热效率玉环电厂1～4号锅炉设计热效率保证值(BRL 工况)为93.65%。
第１期・・电力建设ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ第２９卷第１期２００８年１月Ｖｏｌ．２９Ｎｏ．１Ｊａｎ，２００８华能玉环电厂１０００ＭＷ超超临界机组输煤系统陈斌（华东电力设计院，上海市，２０００６３）［摘要］华能玉环电厂是国内首次自主设计的百万千瓦级超超临界机组电厂。
文章对电厂输煤系统进行了介绍，并对系统配置进行了说明。
最后，文章还对百万千瓦级机组燃煤电厂输煤系统的配置提供了一些建议。
［关键词］华能玉环电厂；超超临界；输煤系统；系统配置中图分类号：ＴＫ２８４．３文献标志码：Ｂ文章编号：１０００－７２２９（２００８）０１－００５５－０３收稿日期：２００７－０９－１０作者简介：陈斌（１９７０—），男，大学，高级工程师，主要从事火力发电厂输煤工程设计与管理工作。
１工程概况华能玉环电厂煤质资料和耗煤量分别如表１、２。
２输煤系统方案１．１卸煤设施和贮煤设施１．１．１卸煤设施燃煤由火车从矿区运至北方下水港，再由海轮运至电厂专用卸煤码头。
卸煤设施一、二期公用。
全厂建设１座５万ｔ级专用卸煤码头，共设置２个泊位，每个泊位上安装２台桥式抓斗卸船机，每台卸船机的额定出力为１５００ｔ／ｈ，每个泊位的设计年通过能力约为４７０万ｔ，分别满足２×１０００ＭＷ机组耗煤量要求。
由卸船机卸下的煤均可以通过安装在码头上的Ｃ－０１Ａ／Ｂ胶带输送机转运至引桥Ｃ－０２Ａ／Ｂ胶带输送机，通过Ｃ－０２Ａ／Ｂ胶带输送机将煤送至厂内Ｔ－０２转运站并进入厂内输煤系统。
码头Ｃ－０１Ａ／Ｂ及引桥Ｃ－０２Ａ／Ｂ胶带输送机双路布置（一、二期各１路，互为备用）。
燃煤进入Ｔ－０２转运站后，经Ｃ－０３Ａ／Ｂ、Ｃ－０４Ａ／Ｂ、Ｃ－０５Ａ／Ｂ（一、二期公用），Ｃ－２１Ａ／Ｂ、Ｃ－２２Ａ／Ｂ（二期）胶带输送机及Ｔ－０３、Ｔ－０４、Ｔ－０５（一、二期公用），Ｔ－２１、Ｔ－２２（二期）转运站进入煤场。
上述胶带输送机均为双路布置，一、二期各用１路，互为备用。
1000MW超超临界机组给水控制方法了解【建筑工程类独家文档首发】超临界机组与亚临界机组显著的区别是锅炉采用直流炉）直流锅炉的显著特点是没有汽包。
直流锅炉是一个多输入、多输出的控制对象，为满足直流锅炉动态响应快、惯性小的特性，锅炉侧控制采用并行前馈小偏差调整的控制策略。
即锅炉主控的输出并行送到各燃料、风量、给水各子调节系统，在此基础上进行偏差调整，保证锅炉稳态时的无偏差调节。
给水控制是超超临界锅炉主要控制难点，与亚临界有很大区别。
给水控制系统的控制任务是在低负荷时保持给水流量不低于锅炉最低要求给水流量，在锅炉进入直流运行方式时，保持适当的燃水比。
下面以华电国际邹县电厂四期工程2台1000Mw超超临界燃煤汽轮发电机组为例，介绍超超临界给水控制系统。
一、给水控制对象锅炉给水系统配置有2台50%容量的汽动变速给水泵，1台25%BMCR （锅炉最大连续蒸发量）容量的变速电动给水泵作为备用。
汽动给水泵设计有高低压两路汽源，自动切换，其中高压汽源为冷再热蒸汽，低压汽源为四段抽汽，厂用辅汽作为启动和调试汽源，小机排汽至主机凝汽器。
给水泵控制采用DCS和西门子WOODWARD505控制器联合进行控制，505控制器接收DCS 送来的遥控转速信号，控制高低压调门开度，调节小机转速，满足系统给水要求。
给水流量的闭环控制在DCS内实现，WOODWARD505控制器实现水泵转速的闭环控制。
WOODWARD505控制器采用单505运行方式，并将505操作面板的部分运行人员的操作功能在DCS中做专门操作画面，实现远方操作，信号传输采用硬接线和通信2种方式。
505输出控制高、低压汽源的2个调门。
机组正常运行时使用四抽来汽，当低压调门全开，四抽汽源不能满足小机运行需要时，高压调门开启，引入冷再热蒸汽。
高压调门在系统布置上位于小机主汽门前面。
在主汽门前高、低压气源混合再经过低压调门进入汽机。
电动给水泵通过调整液力偶合器的勺管位置从而改变给水泵的转速来改变泵的性能曲线，使工作点移动，从而达到调节水泵流量的目的。
1000MW超超临界机组的先进设计与经济运行分析作者：李虎引言华能玉环电厂安装4×1000MW超超临界燃煤发电机组，在全国首次采用国际先进的超超临界燃煤发电技术，是国家“863计划”中引进超超临界机组制造技术的依托工程，也是我国“十五”重点建设项目。
经过精心安装与调试，1、2号机组已经于2006年提前实现双投，运行半年来，设备稳定，机组各项指标达到设计要求。
经测算，额定负荷下的锅炉效率为93.88%，汽轮机热耗为7295.8kJ(kW.h)，发电煤耗为270.6g/(kW.h)，氮氧化物排放量为270mg/m3，供电煤耗为283.2g/(kW.h)，机组热效率高达45.4%，达到国际先进水平，二氧化硫排放浓度为17.6mg/m3，优于发达国家排放控制指标。
3、4号机组也将力争于2007年投产。
一、1000MW机组特点玉环电厂超超临界机组主要设计参数见表1。
1.1 汽轮机特点机组汽轮机由上海电气集团联合西门子公司设计，为单轴四缸四排汽；所采用的积木块是西门子公司近期开发的3个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合：1个单流圆筒型H30高压缸，1个双流M30中压缸，2个N30双流低压缸。
汽轮机4根转子分别由5只径向轴承支承，除高压转子由2个径向轴承支承外，其余3根转子，即中压转子和2根低压转子均只有1只径向轴承支承，提高了轴承稳定性，也缩短了轴向的长度，使轴总长度仅为29m。
整个高压缸静子件和整个中压缸静子件由它们的猫爪支承在汽缸前后的2个轴承座上。
而低压部分静子件中，外缸重量与其他静子件的支承方式是分离的，即外缸的重量完全由与它悍在一起的凝汽器颈部承担，其他低压部件的重量通过低压内缸的的猫爪由其前后的轴承座支承。
所有轴承座与低压缸猫爪之间的滑动支承面均采用低摩擦合金，具有良好的摩擦性能，不需要润滑，有利于机组顺畅膨胀。
盘车装置采用液压电动机，采用顶轴油驱动，安装在机头位置，位于1号轴承座内。
华能玉环电厂4×1000MW超超临界机组燃水比控制策略作者：王远平1，傅望安1，时标1，王利国2一、概述玉环电厂4×1000MW超超临界燃煤火力发电机组:锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司(三菱重工业株式会社提供技术支持)设计的超超临界变压运行直流锅炉(型号:HG-2953/27.56-YM1)，采用Ⅱ型布置、单炉膛、低NO x PM主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热，调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。
锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神府东胜煤，校核煤种为晋北煤，锅炉最大连续蒸发量2953t/h，主蒸汽额定温度为605℃，主汽压力27.56MPa，再热蒸汽额定温度为603℃，再热蒸汽压力5.94MPa。
汽轮机由上海汽轮机厂(德国西门子公司提供技术支持)设计的一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，额定参数26.25MPa/600℃/600℃。
发电机由上海发电机厂(德国西门子公司提供技术支持)设计，额定参数1056MV A/27kV/l000MW，冷却方式为水一氢一氢。
在此，对玉环电厂超超临界燃煤火力发电机组及其控制特点做简要介绍，并对其燃水比控制策略进行分析。
二、超超临界燃煤火力发电机组及其控制特点2.1 超超临界燃煤火力发电机组的特点(1)超超临界直流锅炉是一个多输入、多输出的被控对象，没有汽包环节，在不同的运行工况下，其加热区、蒸发区和过热区之间的界限是变动的。
因此，为了维持锅炉汽水行程中各点的温度、湿度及汽水各区段的位置在规定的范围内，要求控制系统严格地保持燃烧速率与给水之间(燃水比)的平衡关系、燃烧速率与风量之间(燃风比)的平衡关系。
这种平衡关系不仅是稳态下的平衡，而且应保持动态下的平衡。
(2)超超临界直流锅炉由于没有储能作用的汽包环节，汽水容积小，所用金属少，锅炉蓄能小且呈分布特性。
1•工程概况华能玉环电厂位于浙江省东南沿海瓯江口，乐清湾东岸，玉环半岛西侧，为港口电厂。
电厂三面环山，一面靠海，占地面积110公顷，场地通过爆破开山 280万立方米围海造地而 成。
玉环电厂规划四台1000MW 超超临界燃煤机组，一、二期连续建设，是国家 863计划引 进超超临界机组技术、 逐步实现国产化的依托工程， 建成后将成为国内单机容量最大、 参数 最高、亚洲规模前列的燃煤火力发电厂， 可有效缓解浙江乃至华东电网用电紧张的形势， 并 能带动国内电力制造及相关产业水平的提高。
®f il 厂ik Jch i ri ；i. con? j *电厂主设备按照“引进技术、联合生产” 的原则制造。
锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公 司供货，日本三菱公司提供技术支持，为超超临界变压运行垂直管圈直流炉，一次中间再热、平衡通风、固态排渣、 n 型布置、单炉膛、反向双切圆燃烧，炉膛容积28000m3,最大连续蒸发量（B-MCR 2953t/h ，出口蒸汽参数 27.56MPa/605 C /603 C 。
汽轮机和发电机分别由 上海汽轮机有限公司和上海汽轮发电机有限公司供货，均由德国西门子公司提供技术支持。
汽轮机采用超超临界，一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽，"er?mj f 旧卢衣.**** 杭ttl 市X rlhh、-二riXitb ”额定功率1000MV，参数26.25Mpa/600 C /600 C。
发电机铭牌功率1000MV，冷却方式为水- 氢-氢，额定电压27kV, F级绝缘，功率因素0.9。
主要辅机的选择既考虑了安全可靠、籍以支撑主机的安全运行，也考虑了提高国内辅机制造水平、降低工程造价的因素。
磨煤机采用的是引进型HP1163型中速磨；一次风机和送风机采用动叶可调轴流式风机，引风机采用静叶可调轴流式风机，每台炉均各配置两台，并联运行，水平对称布置，垂直进风，水平出风；给水泵配置选用2X 50%容量汽动泵和1X 25%BMC容量电动泵；机组的旁路容量按40%BMClR置；循环水系统采用单元制，循环水泵选用2X 50%^量固定叶泵。
华能玉环电厂1000MW工程摘要：华能玉环电厂4×1000MW超超临界工程为国内首台百万机组，是国家863计划公关项目，汽机基座作为电厂的核心建筑工程有他独特之处，和国内其他汽机基座相比有很多不同之处，施工方案也有其特点，同时也应用了一些新工艺。
本文主要对基座上部结构施工质量控制进行说明，重点从钢筋安装、模板支设、混凝土施工几个方面进行总结。
关键词：1000MW汽轮发电机施工技术总结1、引言由于我国近年来处于新一轮的经济增长期，国民经济持续高速增长，近年来出现了全国大面积缺电现象，为保证国民经济健康稳定的增长，全国出现了电力建设的高潮，1000MW超超临界机组煤耗低，已成为了我国电力工业的发展方向，华能玉环电厂是我国第一座装备国产百万千瓦级超超临界燃煤机组的电厂。
被喻为电厂土建心脏的汽轮发电机基座是引进德国西门子技术设计，为整体框架式现浇钢筋混凝土结构，型式复杂，工艺要求高，施工难度大。
2、工程概况华能玉环电厂1000MW汽轮发电机基础由底板、柱子和运转层组成，基座上部结构，长47.65m，宽16.0～11.0m，混凝土设计强度C40，方量1600m3。
3、施工方案策划3.1 主要施工步骤本工程钢筋采用钢筋加工车间集中加工，现场绑扎成型，模板采用竹胶板，对拉螺栓、槽钢和脚手管内拉外顶的加固方案；混凝土采用搅拌站集中生产，罐车运输，布料机浇筑的方案。
3.1.1 施工层划分汽轮发电机基座上部框架结构按照每层为一个施工段施工，并留设水平施工缝。
3.1.2 现场施工机械布置3.1.2.1 垂直运输机械布置现场垂直运输采用布置在汽机厂房内的1#、2#平臂吊进行现场钢筋、模板等材料的倒运。
3.1.2.2 混凝土浇筑机械布置汽轮发电机上部结构混凝土浇筑采用2台28m布料机进行浇筑。
3.2 施工工艺流程施工工序流程：定位放线→脚手架塔设→检查验收→施工缝处理→检查验收→钢筋制作→预埋件制作→钢筋绑扎→预埋件安装→检查验收→模板支设→检查验收→混凝土浇筑→混凝土养护→模板拆模→混凝土外观检查。
华能玉环电厂4×1000MW超超临界机组燃水比控制策略作者：王远平1，傅望安1，时标1，王利国2一、概述玉环电厂4×1000MW超超临界燃煤火力发电机组:锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司(三菱重工业株式会社提供技术支持)设计的超超临界变压运行直流锅炉(型号:HG-2953/27.56-YM1)，采用Ⅱ型布置、单炉膛、低NO x PM主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热，调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。
锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神府东胜煤，校核煤种为晋北煤，锅炉最大连续蒸发量2953t/h，主蒸汽额定温度为605℃，主汽压力27.56MPa，再热蒸汽额定温度为603℃，再热蒸汽压力5.94MPa。
汽轮机由上海汽轮机厂(德国西门子公司提供技术支持)设计的一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，额定参数26.25MPa/600℃/600℃。
发电机由上海发电机厂(德国西门子公司提供技术支持)设计，额定参数1056MV A/27kV/l000MW，冷却方式为水一氢一氢。
在此，对玉环电厂超超临界燃煤火力发电机组及其控制特点做简要介绍，并对其燃水比控制策略进行分析。
二、超超临界燃煤火力发电机组及其控制特点2.1 超超临界燃煤火力发电机组的特点(1)超超临界直流锅炉是一个多输入、多输出的被控对象，没有汽包环节，在不同的运行工况下，其加热区、蒸发区和过热区之间的界限是变动的。
因此，为了维持锅炉汽水行程中各点的温度、湿度及汽水各区段的位置在规定的范围内，要求控制系统严格地保持燃烧速率与给水之间(燃水比)的平衡关系、燃烧速率与风量之间(燃风比)的平衡关系。
这种平衡关系不仅是稳态下的平衡，而且应保持动态下的平衡。
(2)超超临界直流锅炉由于没有储能作用的汽包环节，汽水容积小，所用金属少，锅炉蓄能小且呈分布特性。
一方面，由于蓄能小，负荷调节的灵敏性好，可以实现机组的快速启停和负荷调节;另一方面，由于蓄能小，在外界负荷变动时汽压反映很敏感，因此，机组变负荷性能较差，保持汽压困难。
(3)由于循环工质总质量下降，循环速度上升，工艺特性加快，这就要求控制系统的实时性更强，控制周期更短，控制的快速性更好。
从汽机一锅炉协调控制的角度分析，要求协调控制更及时、准确。
(4)在超超临界直流锅炉中，不同工况下各区段工质的比热、比容、热焓与其温度、压力的关系是非线性的，工质传热特性、流量特性是非线性的。
(5)在直流炉工艺结构中，采用直吹式制粉系统，从给煤、制粉、送粉到燃烧环节，具有大的纯迟延和大的滞后特性，因此燃烧系统成为机组的又一个控制难点。
(6)在直流炉工艺结构中，从给水泵到汽轮机，汽水直接关联，因此锅炉各参数之间以及汽轮机与锅炉之间具有较强的耦合特性，整个被控对象是一个多输入、多输出的多变量系统。
2.2 超超临界燃煤火力发电机组控制系统的特点对超临界直流炉直吹式机组，控制系统应能最大限度利用蓄能、快速响应发电负荷控制、发电负荷控制与锅炉控制的解耦以及锅炉与汽机的协调，以满足电网要求机组既能带基本负荷，又能调峰运行的需要。
因此，在进行控制系统配置和构造协调控制策略时，必须考虑控制作用的快速性、稳定性、准确性，控制系统要有变负荷、变工况的自适应能力。
玉环电厂1O00MW机组协调控制系统(MCS)是按照三菱提供设计进行逻辑组态，三菱控制方案有以下几个特点:(1)锅炉侧控制对象分机炉协调(CC)、锅炉跟踪(BF)、锅炉输入(BI)和锅炉手动(BH)四种机炉协调方式。
其中BI和BH包含汽机跟随方式。
各种运行方式自动根据给水、燃料、风量、炉膛负压、水燃比、锅炉输入控制、汽机控制等的状态自行判定，无需运行人员手动切换。
(2)锅炉控制采用以给水为基本量的控制方案。
湿态方式时，燃料量控制主蒸汽压力;干态方式时，给水控制主蒸汽压力。
同时考虑燃料量交叉限制及防止省煤器ECO出口汽化。
燃料量控制以锅炉输入指令为基础，同时考虑燃水比校正、给水量交叉限制、风量比交叉限制以及防止锅炉受热面超温。
(3)锅炉汽水分离器疏水箱水位在湿态时主要由锅炉循环泵再循环流量控制，同时考虑机组在非冷态方式启动时第1支油枪点火防止疏水箱的虚假水位。
考虑机组用汽动给水泵启动的应对策略。
(4)二次风控制策略:综合考虑机组负荷、炉膛与风箱差压、燃油压力、运行磨煤机组合及相应的给煤机出力，并以锅炉输入率为前馈指令，以求达到锅炉的最佳燃烧。
(5)控制系统(包括过热、再热汽温控制系统)考虑全面的前馈和变参数控制，使控制系统在机组的不同负荷段都能达到较好的控制效果。
(6)过热汽温调温方式为燃水比加三级喷水，再热汽温调温方式为烟气挡板、燃烧器摆动以及事故紧急喷水。
(7)一次调频功能考虑主蒸汽压力的修正，提供频差的高/低和速率限制，防止锅炉输入控制需求指令的波动，以维持锅炉在安全的范围内运行。
(8)当发生锅炉辅机故障快速减负荷(RB)时，控制方式将自动切换到锅炉输入控制(BI)方式，同时BI目标自动设定到预先设定的RB目标负荷，以达到快速稳定负荷的目的。
三、超超临界燃煤火力发电机组燃水比控制直流锅炉在控制上与汽包炉的区别很大，尤其是超超临界变压运行的直流炉，其燃烧与给水的自动控制更为复杂。
理论上，如果锅炉效率、燃料发热量、给水热焓均保持不变，则过热蒸汽温度只决定于燃料量与给水量的比值，如果该比值保持一定，则出口过热蒸汽和给水的热焓保持不变。
但在实际运行过程中，受煤质变化、负荷变化、配风变化、给水温度变化等各种因素影响，要精确控制燃水比很困难。
如果燃水比失调，将严重影响机组的安全运行，过热汽温的波动会导致减温水喷水量的大范围变化，这不但影响机组的效率而且可能造成设备的损坏，影响整个系统的稳定。
因此，在控制策略上必须保证燃水比作为维持过热蒸汽温度的主要调节手段，把减温水作为辅助的细调手段。
考虑到给水到锅炉出口这一流程的惯性较大，为保证燃水比调节的迅速并排除喷水调节的干扰，一般情况下，取微过热汽温或微过热蒸汽焓值来反应燃水比状况。
玉环电厂10OOMW机组过热汽温控制采用燃水比作为粗调，以一、二、三级喷水减温作为细调。
使用汽水分离器入口温度信号作为中间点温度进行控制。
下面，对燃水比控制做详细分析。
3.1 微过热汽温信号的采用超超临界直流锅炉正常运行时，水冷壁出口即汽水分离器入口的蒸汽温度处于微过热状态，该点是反映燃料和水关系变化最灵敏的地方，通常将该点称之为中间点温度，该点温度还需根据锅炉热负荷、喷水量进行修正。
锅炉运行中将中间点温度控制在一定范围内，就可以认为锅炉汽水系统中的相变点界面被基本固定住，从而达到了燃料和水保持一定比值关系，也才能保证过热汽温在可控制范围内。
根据经验数据，中间点温度每变化1℃，低负荷时对过热汽温的影响达10℃，高负荷时对过热汽温的影响为5℃，因此超超临界机组直流锅炉调节的关键是调整燃水比，以保证中间点温度的变化范围。
玉环电厂10OOMW机组的锅炉有2只立式汽水分离器，每只汽水分离器入口安装4个温度测点，分2组，每组测点可选，最后取均值作为A或B汽水分离器的入口温度，并用A和B汽水分离器入口温度的平均值作为中间点温度。
该温度信号与汽水分离器压力下的饱和温度的差值即为汽水分离器入口蒸汽的过热率。
3.2 微过热蒸汽过热率设定值形成锅炉输入指令(BID)信号并行送给给水控制系统和燃料控制系统，即锅炉指令直接送给水主控，而锅炉指令经过燃水比修正后送燃料主控。
在协调方式时，微过热蒸汽过热率设定跟随负荷需求指令(MWD)，在除协调外的其他方式则跟随锅炉输入指令(BID)，生成的微过热蒸汽过热率经过一个一阶惯性环节处理，这是考虑锅炉时间常数有关的滞后功能。
3.3 燃水比控制回路燃水比控制回路通过控制进入炉膛的燃料量来调节锅炉水冷壁出口温度，与机组负荷相适应，控制框图如图1所示。
系统有2种控制方式:(1)当锅炉处于湿态运行方式时，燃水比控制回路通过切换器切换到主蒸汽压力控制，即主蒸汽压力由燃料量控制(同汽包炉)。
这是因为锅炉处于湿态方式运行时，湿蒸汽是在汽水分离器分里离的，饱和蒸汽通过过热器是为了保护过热器和再热器，这种运行方式类似于"汽包炉"。
主汽压是由燃料量的多少来决定的，燃料量的增/减会立即影响蒸汽量和主汽压。
给水流量的增/减对蒸汽量的产生和主汽压没有影响，仅影响汽水分离器疏水箱水位，水位由炉水再循环、疏水调节阀控制。
主蒸汽温度仅由过热器喷水流量控制。
因此，在这种工况下，调整燃水比来控制主蒸汽压力。
(2)当锅炉处于干态运行方式时，燃水比指令控制汽水分离器入口蒸汽的过热度。
这是因为此时汽水分离器入口处的介质完全处于干态，介质以完全干态的方式进入过热器。
这种运行方式就是"直流炉"方式，主汽压由给水量决定。
锅炉干态运行时，过热蒸汽温度也受喷水流量控制，但这种控制是有限的。
基本解决方案是通过燃水比来控制汽水分离器入口工质的微过热度，从而使主蒸汽温度控制始终处于最佳位置，以快速响应温度扰动。
为了保护锅炉，必须把微过热蒸汽过热率控制在规定的设定点上。
即通过燃水比回路控制分离器入口的过热率，使之与对应负荷下的设定过热率相一致。
在控制结构上，比例控制和积分控制分开，有利于系统的调试和参数整定，采用变增益变参数控制以提高控制系统适应各种工况的能力。
另外，为了协助主蒸汽温度的控制，把每一受热面(后烟道后墙水冷壁入口及一、二、三和末级过热出口)的温度偏差加起来的比例控制作为前馈信号。
并将上游温度偏差(即分离器出口蒸汽温度、一级过热器出口温度)加在主蒸汽温度控制回路上作为前馈指令。
当燃料切为手动控制时，燃水比跟踪燃料偏差。
当一级过热器出口蒸汽温度超过基于分离器压力的设定值时，将以燃水比低限为目标值强降燃水比，速率为0.75t/min;当后烟道后墙水冷壁过热率高时将以实际燃水比-3t为目标值强降燃水比，速率为0.75t/min;当水冷壁金属温度高或后烟道后墙水冷壁过热率高高时，将以实际燃水比-3t为目标值强降燃水比，速率为lOt/min。
这就是超驰"燃水比"控制。
3.4 主燃料控制回路上述生成的燃水比指令经过根据锅炉输入指令(BID)计算的高、低燃水比限制，将燃水比指令加在总燃料量需求指令上。
总燃料流量需求指令是基于不同的启动方式所提供的锅炉输入需求产生的。
主燃料控制原理见图2。
主燃料控制还考虑以下几个因素:(1)根据正常运行、不同启动方式计算出基本的燃料需求指令。
(2)为了改进锅炉在负荷改变期间的响应性，燃料需求指令加进锅炉输入比率指令(BIR-FF)作为前馈信号。
