火力发电厂协调控制系统的分析.docx

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火力发电厂协调控制系统的分析

大型火电厂锅炉-汽轮机组协调控制系统的分析

上海发电设备成套设计研究所杨景祺

目前我国火电站领域的技术具有快速的发展，单元机组的容量已从300MW发展到600MW，外高桥电厂单元机组容量已达到900MW。

DCS系统在火电站的成功应用，大大提高了电站控制领域的自动化投入水平。

本文主要对大型火电机组的两种主要炉型—汽包炉和直流炉机组的协调控制系统的设计机理进行概要性的说明。

1.协调控制系统的功能和主要含义

协调控制系统是我国在80年代引进的火电站控制理念，主要设计思想是将锅炉和汽机作为一个整体，完成对机组负荷、锅炉主汽压力的控制，达到锅炉风、水、煤的协调动作。

对于协调控制系统而言包含三层含义：

机组与电网需求的协调、锅炉汽轮机协调以及锅炉风、水、煤子系统的协调。

1.1.机组与电网需求的协调

机组与电网需求的协调主要是机组最快的响应电网负荷的要求，包括了电网AGC控制和电网一次调频控制两个方面。

目前华东电网已实现了电网调度对电厂机组的负荷调度和一次调频控制。

1.2.锅炉汽轮机的协调

锅炉汽轮机的协调被认为是机组的协调，主要是协调控制锅炉与汽轮机，提高机组对电网负荷调度的响应性和机组运行的稳定性。

从协调控制系统而言，对汽包锅炉和直流锅炉都具有相同的控制概念，但由于两种炉型在汽水循环上有很大的差别，导致控制系统具有很大的差别。

1.3.锅炉协调

锅炉协调主要考虑锅炉风、水、煤之间的协调。

2.汽包锅炉机组的协调控制系统

汽轮机、锅炉协调控制系统概念的引出，主要在于汽轮机和锅炉对于机组的负荷与压力具有完全不同的控制特性，汽轮机以控制调门开度实现对压力、负荷的调节，具有很快的调节特性，而锅炉利用燃料的燃烧产生的热量使给水流量变为蒸汽，其控制燃料的过程取决于磨煤机、给煤机、风机的运行，对压力、负荷的调节具有很慢的调节特性。

因此协调控制系统就是要以优良的控制策略实现对锅炉-汽轮机的统一控制。

以达到锅炉-汽轮机组对负荷响应的快速性和对压力控制的稳定性。

协调控制系统的设计包含了两种协调控制方式，一种是以炉跟机为基础的协调控制系统，这种协调控制方式是建立在锅炉控制压力、汽机控制功率的基础上，具有负荷响应快的优点。

另一种是以机跟炉为基础的协调控制系统，这种协调控制方式是建立在汽机控制压力、锅炉控制功率的基础上。

对于炉跟机为基础的协调控制系统有必要提到80年代中期引用的直接能量平衡控制系统，该控制系统的引用，使汽包锅炉机组的协调控制系统从探索趋于成熟，使汽轮机-锅炉协调控制系统趋于简单、响应性快、稳定性高。

直接能量平衡控制思想，选用汽机调速级压力（P1）与汽机自动主汽门前压力（Pt）之比乘以机前压力定值（Ps）作为汽机对锅炉的能量需求（该信号是直接能量平衡信号P1*Ps/Pt），该信号以动态前馈及控制指令的形式控制锅炉的燃料量。

直接能量平衡的主要基础在于P1/PT代表了汽轮机调门的开度，在额定参数下，汽机调门开度的变化反映了汽机进汽量的变化，同样也反应了汽机对锅炉能量需求的变化。

机前压力定值Ps的改变，反映了锅炉被控参数对锅炉输入量需求的变化。

因此P1*Ps/Pt可以反映负荷对锅炉燃烧的需求量，也可以满足锅炉主汽压力对燃烧的需求量。

而当燃料量发生改变时，由于调速级压力P1和机前压力Pt对燃料响应的在数量上和时间上的基本一直性，使P1/Pt基本不变，这样P1*Ps/Pt就仅仅反映负荷对锅炉燃烧的需求量，而不反映燃料量的变化。

具有作为燃料需求指令的基本条件。

仔细分析还可以看出，在汽机调门维持不变的情况下，P1/Pt维持一定，改变压力设定值Ps即改变了锅炉的燃料指令，从而达到了控制负荷的目的，也就是说直接能量平衡信号不但适用与定压控制方式，而且适用与滑压运行方式。

直接能量平衡控制系统的另一个重要特点是采用热量信号（P1+dPd/dt）作为燃料的反馈信号。

对于（P1+dPd/dt）进行适当的调整，可以使（P1+dPd/dt）在调门开度的扰动下，P1的正微分面积与dPd/dt负微分面积基本相等，使（P1+dPd/dt）在调门开度的扰动下基本不变，而仅反映燃料的变化。

直接能量平衡系统就是利用P1*Ps/Pt仅反映汽机对锅炉能量需求的特点和（P1+dPd/dt）仅反映燃料变化的特点，实现了机组负荷对燃料的需求

对于直吹式制粉系统锅炉燃烧系统，为克服燃料的扰动和磨煤机投运/切除过程中对负荷的影响，增加的燃料控制回路，充分利用了直吹式制粉系统锅炉燃料测量速度快的特点，可以更快的克服燃料扰动。

机跟炉为基础的协调控制系统采用的是汽机控压力，锅炉控负荷的运行方式，这种控制方式由于充分利用了汽机调门动作对压力响应快的特点，因此能很好的控制机组压力，但由于锅炉的燃烧特性比较慢，因此机组对负荷的响应比较慢，在系统的设计上为提高锅炉的响应性，将机组指令信号以前馈和反馈的形式作用到锅炉控制，以加大前馈量的方式提高锅炉对负荷的响应性。

3.汽包锅炉机组协调控制系统的示例

3.1.锅炉操作主菜单

在DCS的操作环境中，采用树状结构，协调控制系统的操作画面均从主菜单中调用。

在锅炉操作环境中按下顶部菜单CCS软键，可调出锅炉操作主菜单，锅炉操作主菜单如图3-2所示：

锅炉操作主菜单包含了锅炉的操作画面名称，运行人员只要移动球标到操作画面前的绿框（选择按钮），按下球标左键，就可以调出这幅操作画面。

例如要调出机组指令操作画面，只要将球标移到<机组指令给定>前面的绿框，按下球标左键，就可以调出如图３－3所示的机组指令操作画面。

3.2.机组指令操作画面

机组指令操作画面如图３－3所示，它具有机组指令显示操作器及中调指令显示器、功率设定、功率测量、机组指令上限设定、机组指令下限设定、机组令变化率设定、ADS方式，机组运行状态及机组控制方式等状态显示及切换按钮

3.2.1.机组指令显示操作器：

操作画面中具有独立的机组指令显示操作器，用以实现运行人员对控制系统的操作和对机组运行状态的监视。

3.2.2.中调指令显示器

协调控制系统可接受电网中调的控制指令，电网中调的状态与指令在中调指令中显示。

3.2.3.状态指示灯及操作按钮组介绍

机组指令操作画面上还有六个按钮组，每组四个按钮，分别显示系统状态及方式选择。

Ａ、ADS方式组（电网中调方式组）

ADSAVAIL：

状态指示灯，用来显示电网中调对机组AGC请求。

ADSFAIL：

状态指示灯。

代表了AGC的解列信号。

ADSACK：

状态指示灯，显示系统的运行状态。

若系统内无故障，系统协调控制投运，该指示灯亮，表明系统允许接受电网中调信号；

ADSON：

按钮。

在ADSACK灯亮时，该按钮可以掀下并变亮，表明系统工作在电网中调给定负荷的工况下；

Ｂ、机组状态组

BLCOK：

这是一个状态指示灯，代表了协调系统目前在闭锁状态，当系统检测到燃料，送引风机达上下限，机组指令达到上下限，出现闭锁状态，此时运行人员不能改变机组负荷指令。

BLOCKINC：

是一个状态指示灯，对应于方向闭锁，具体指示闭锁加。

BLOCKDEC：

是一个状态指示灯，对应于方向闭锁，具体指示闭锁减。

BLOCKACK：

按钮。

用于消除AGC指令加减至240MW时的闭锁，持续按住有效。

Ｃ、机组指令给定组

TRACK：

状态指示灯。

表明机组指令目前处于跟踪方式，机组指令处于跟踪状态时该灯亮；

MAN：

状态指示灯。

表明机组指令目前由运行人员给定；

Ｄ、控制功能选择组：

功能选择按钮键组具有四个有效按钮。

滑压：

状态指示灯，控制系统在滑压控制方式，该指示灯亮；

定压：

状态指示灯，控制系统在定压控制方式，该指示灯亮；

RUNBACKON：

功能选择按钮，代表RUNBACK功能选择，灯亮时代表该功能有效。

需要说明的是只有在协调控制投运时，RUNBACK功能选择才有效，若机组发生RUNBACK条件：

如一台送风机在运行中跳闸，在机组指令操作画面上会出现RUNBACK信息，RUNBACK信息见表３－２。

C-INTLOCK：

交叉联锁指示灯，代表风煤交叉联锁功能，该指示灯亮，代表风煤交叉联锁功能有效。

Ｅ、控制方式状态组：

这组状态指示灯反映了协调控制系统目前的工作状态及控制方式。

CCS：

代表系统目前工作在协调控制方式下。

BFT：

代表系统目前工作在锅炉自动调压，汽机手动的控制方式。

TFB：

代表系统目前工作在汽机自动调压，锅炉手动的控制方式。

MAN：

机组目前工作在手动控制方式。

Ｆ、DEH状态按钮组：

反映了DEH目前的控制状态和方式。

PERIDEH：

允许DEH遥控状态指示灯，代表协调控制系统目前运行状态良好，DEH

可以参加遥控。

DEH：

状态指示灯反映了DEH工作在遥控方式。

此时由协调控制系统控制向DEH发出控制指令。

在机组指令显示操作画面中，除正常操作显示功能外，还应能显示机组故障运行的状态，RB是主要的故障运行显示状态。

RUNBACK信息表

FDFRUNBACK

送风机跳闸

AIRRUNBACK

空预器跳闸

IDFRUNBACK

引风机跳闸

MILLRUNBACK

磨煤机跳闸

BRPRUNBACK

两台炉水泵跳闸

BFPRUNBACK

给水泵跳闸

.3协调主控操作系统

协调主控操作系统主要完成了协调控制方式的选择、定/滑压方式选择、协调控制系统的投入。

.3.1功率控制器

功率控制器接受机组指令控制器发出的负荷指令信号和机组的实发功率信号，控制器的输出给DEH，完成对汽机的控制。

.3.2DEH控制器

DEH控制器是协调控制系统与DEH系统的控制接口。

DEH操作器显示DEH系统的控制方式、锅炉控制系统的汽机侧的连锁关系。

DEH控制器的手/自动按钮可以进行手/自动切换，当DEH在本机控制时，DEH控制器处于跟踪状态，T字符出现。

在炉跟机控制方式且炉手动，手动按钮为粉红色。

当DEH控制器自动时，代表汽机在自动控制方式。

.3.3滑压控制器

协调控制系统具有滑压和定压两种压力控制方式。

在滑压控制方式时，协调控制系统按照系统内设置好的负荷与压力的关系自动设定机前压力，控制锅炉燃烧，汽机控制机组负荷。

.3.4压力控制器

压力控制器接受滑压控制器发出的压力指令信号和实测的机前压力信号，控制器的输出给燃料控制器，完成对压力的控制。

3.5锅炉燃料控制系统

在锅炉燃料控制系统操作画面上具有DEB控制器、燃料控制器和五台给煤机控制器。

3.4.2

DEB控制器

DEB控制器作为锅炉主控，接受机组主控系统中定压控制器、滑压控制器的输出，向燃料控制器发出燃料指令。

并且显示直接能量平衡信号和热量信号，表示压力的平衡状态。

3.4.2燃料控制器

燃料控制器控制进入炉膛的燃料，进入炉膛的燃料具有燃油量和燃煤量，系统中已将燃油按照两倍的燃煤折算为燃料量。

在直接能量平衡系统中，利用直吹式制粉系统燃料可测量的特点，直接控制燃料量，可最大限度的克服燃料侧的扰动，这较好的补偿了直吹式制粉系统燃料延迟大的，不利于控制的弱点，较好的克服了燃料扰动对机组压力、负荷的影响。

五台给煤机的控制采用了多输出系统，实现了任意台给煤机手自动切换的无平衡、无扰动。

实现了系统的自动增益修正。

在燃料系统的设计中，考虑了任一台给煤机跳闸，多输出系统的自动平衡作用，确保了在磨煤机跳闸时燃料的最小扰动。

3.5送风控制系统

送风控制系统主要控制炉膛氧量，保证锅炉的稳定经济燃烧。

送风控制系统控制的是进入炉膛的总风量，包括一次风量和二次风量。

系统的设计思想是在稳定氧量的前提下，尽量减少送风系统的不必要动作，考虑到在燃料控制的过程中燃料指令的变化比较频繁，因此系统设计中没有采用锅炉指令作为送风控制系统的指令信号，而是采用负荷指令作为送风控制系统的指令，氧量作为修正的设计方案，同时考虑风煤指令的交叉联锁，变负荷工况下风量优先的原则。

为协调送引风的关系保证炉膛负压，控制系统设计中考虑了炉膛负压高低对送风系统的方向闭锁，炉膛压力高时闭锁送风机开，炉膛压力低时闭锁送风关。

4.对超临界机组控制系统的讨论

随着电力系统的发展，600MW超临界机组已经成为我国电力行业的主力机组，但由于超临界机组的直流运行特性、变参数的运行方式、多变量的控制特点，与亚临界汽包炉比较在控制上具有很大的特殊性，因此对超临界机组的运行方式和控制策略应进行必要的讨论。

超临界机组的运行特性

4.1.超临界火电机组的技术特点

4.1.1.超临界火电机组的参数、容量及效率

超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129Mpa。

目前运行的超临界机组运行压力均为24Mpa~25Mpa,理论上认为,在水的状态参数达到临界点时（压力22.129、温度374.℃）,水完全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、水共存的二相区存在,二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。

提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。

与同容量亚临界火电机组的热效率相比,在理论上采用超临界参数可提高效率2%～2.5%,采用超超临界参数可提高4%～5%。

目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。

4.1.2.超临界机组的启动特点

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

直流锅炉的启动特点是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。

一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此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

超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷，直流最小负荷一般为25%~45%。

低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。

例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷壁出口处分离，干饱和蒸汽被送入过热器，因而在低负荷时超临界锅炉需要汽水分离器和疏水回收系统，疏水回收系统是超临界锅炉在低负荷工作时必需的另一个系统，它的作用是使锅炉安全可靠的启动及其热损失最小。

•启动前锅炉要建立启动压力和启动流量

启动压力是指直流锅炉在启动过程中水冷壁中工质具有的压力，启动压力升高。

汽水体积质量差减小，锅炉水动力特性稳定，工质膨胀小，并且易于控制膨胀过程，但启动压力越高对屏式过热器和再热过热器的保护越不利。

启动流量是指直流锅炉在启动过程锅炉的给水流量。

4.1.3.置式汽水分离器的控制方式

超临界机组具有外置式启动分离器和内置式启动分离器。

本文仅就内置式启动分离器进行讨论。

内置式启动分离器在湿态和干态的控制是不相同的，而且随着压力的升高，湿干态的转换是内置式汽水分离器的一个显著特点。

•内置式汽水分离器的湿态运行

如前所述，锅炉负荷小于35%时，超临界锅炉运行在最小水冷壁流量，所产生的蒸汽要小于最小水冷壁流量，汽水分离器湿态运行，汽水分离器中多余的饱和水通过汽水分离器液位控制系统控制排出。

•内置式汽水分离器的干态运行

当锅炉负荷大于35%以上时，锅炉产生的蒸汽大于最小水冷壁流量，过热蒸汽通过汽水分离器，此时汽水分离器为干式运行方式，汽水分离器出口温度由煤水比控制，即由汽水分离器湿态时的液位控制转为温度控制。

•

汽水分离器湿干态运行转换

在湿态运行过程中锅炉的控制参数是分离器的水位和维持启动给水流量，在干态运行过程中锅炉的控制参数是温度控制和煤水比控制，在湿干态转换中可能会发生蒸汽温度的变化，故在此转换过程中必须要保证蒸汽温度的稳定。

4.2.超临界机组控制系统概述

作为实现机组安全经济运行目标的有效手段,自动控制系统在机组安全运行所起的作用日益重要,其功能也日益复杂,担负着机组主、辅机的参数控制、回路调节、联锁保护、顺序控制、参数显示、异常报警、性能计算、趋势记录和报表输出的功能,已从辅助运行人员监控机组运行发展到实现不同程度的设备启停功能、程控和联锁保护的综合体系,成为大型火电机组运行必不可少的组成部分。

经过几十年的发展,目前超临界发电技术已经相当成熟,其控制系统从总体上来说与常规亚临界发电机组相比并没有本质的区别。

但就超临界机组本身来说，其直流炉的运行方式、大范围的变压控制，使超临界机组具有特殊的控制特点和难点。

4.2.1.超临界机组控制中存在的问题

1.1机、炉之间耦合严重,常规的控制系统难以达到高的控制效果，超临界机组难点之一在于非线性耦合。

由于直流锅炉在汽水流程上的一次性循环特性，没有汽包这类参数集中的储能元件，在直流运行状态汽水之间没有一个明确的分界点，给水从省煤器进口就被连续加热、蒸发与过热，根据水、湿蒸汽与过热蒸汽物理性能的差异，可以划分为加热段、蒸发段与过热段三大部分，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。

4.2.2.汽机扰动对锅炉的耦合特性

直流锅炉汽水一次性循环特性，使超临界锅炉动态特性受末端阻力的影响远比锅筒式锅炉大。

当汽机主汽阀开度发生变化，影响了机组的功率,同时也直接影响了锅炉出口末端阻力特性,改变了锅炉的被控特性,由于没有汽包的缓冲，汽机侧对直流锅炉的影响远大于对汽包锅炉的影响。

其特性不但影响了锅炉的出口压力，而且由于压力的变化引起了给水流量的变化，延长了锅炉侧汽水流程的加热段，导致了温度的变化。

4.2.2.1.锅炉燃料扰动对压力、温度、功率的影响

燃料发生变化时，由于加热段和蒸发段缩短，锅炉储水量减少，在燃烧率扰动后经过一个较短的延迟蒸汽量会向增加的方向变化，当燃烧率增加时，一开始由于加热段蒸发段的缩短而使蒸发量增加，也使压力、功率、温度增加。

4.2.2.2.给水扰动对压力、温度、功率的影响

当给水流量扰动时，由于加热段、蒸发段延长而推出一部分蒸汽，因此开始压力和功率是增加的，但由于过热段缩短使汽温下降，最后虽然蒸汽流量增加但压力和功率还是下降，汽温经过一段时间的延迟后单调下降，最后稳定在一个较低的温度上

4.2.2.3.被控参数之间的耦合关联

在直流锅炉中，压力控制是最重要的被控对象，因为压力的变化不仅影响机组负荷的变化，还会影响给水流量的变化，从而导致对温度的影响。

从上面的分析可以看出，直流锅炉的一次循环特性，使机组的主要控制参数功率、压力、温度均受到了汽机调门开度、燃料量、给水量的影响。

从而也说明直流锅炉是一个三输入/三输出相互耦合关联及强的被控特性。

4.2.2.4.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，压力运行在10MPa~25MPa.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。

4.3.超临界机组的控制策略

从上面的分析中已经看到，超临界机组是以汽水一次循环为特征的直流锅炉，是具有三输入/三输出的强耦合、非线性、多参数的被控对象。

接下来讨论采用怎样的控制策略实现对超临界机组的控制。

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。

我们讨论的超临界直流锅炉的控制策略主要讨论锅炉处于直流方式的控制方案。

假如直流锅炉处在定压力控制方式，那末对于直流锅炉机组负荷、压力、温度三个过程变量中就具有两个稳定点，一个是压力，另一个是温度。

因为压力一定分离器出口的微过热温度也就确定了。

在机组负荷变化过程中对压力和温度的控制应该是定值控制。

在锅炉变压力运行时，机组负荷、压力、温度是三个变化的控制量，在负荷发生变化时，压力的控制根据负荷按照预定的滑压曲线控制，分离器出口温度按照分离器出口压力的饱和温度加上微过热度控制。

协调控制系统建立方案时应该以变负荷、变压力、变温度的控制特征考虑控制策略。

4.3.1.系统设计中应考虑的问题：

4.3.1.1.在前面的分析中已经提出，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。

因此无论协调控制系统采用机跟炉为基础还是采用炉跟机为基础的协调方式，均应考虑汽机调门变化和锅炉燃烧变化对压力的动态响应，协调锅炉与汽机的控制。

4.3.1.2.在直流锅炉中采用煤水比控制温度，在超临界机组中仍应采用煤水比的控制方案，一般来说煤水比控制的温度的选择应以控制特性快为主要考虑依据。

目前对内置式启动分离器的超临界直流锅炉一般取分离器出口温度。

在超临界状态下由于汽水转换可以在瞬间完成，蒸汽的热容量很大，此时的温度控制性能很好，温度控制稳定。

但在湿干态转换过程中温度变化很大，系统设计应考虑湿干态转换过程中温度的控制。

4.3.1.3.对于直吹式制粉系统来说，燃烧过程对压力、温度影响较慢，系统设计应考虑煤水的时间协调。

4.3.1.4.超临界直流锅炉机组是强耦合、多参数、非线性的控制对象，在系统控制中，应尽可能的保证机组的稳定性。

在目前锅炉的运行中多数不能达到设计煤种的运行要求，并且煤种的变化多样，因此在众多的系统设计中考虑了BTU修正。

在汽包炉中，通常用热量信号修正燃料的热值，这种方法主要考虑了锅炉热量信号的整定使热量信号仅代表燃料的变化，不反映汽机调门外扰的变化，这种修正较好的利用了直吹式给煤机燃料可以直接测量的优势，燃烧控制系统可以较快的克服燃料侧的扰动，同时热量信号又可以在线对燃料的热值进行修正。

直流锅炉蓄能较小无法得到类似于汽包锅炉的热量信号，因此在直流炉中BTU修正中最多的是采用蒸汽流量对热值的修正，考虑的基本点是根据设计煤种的热值，所燃烧的煤量应该产生的热量与实际煤种产生的热量的偏差对燃料进行补偿。

这种BTU修正的方法在实际应用中往往造成系统的不稳定。

燃料回路作为控制系统的内环应尽快克服燃料的扰动，其控制目的是在稳定的负荷工况下保证压力或负荷的稳定，任何汽机侧的外扰不应该构成对燃料的扰动。

如果以蒸汽流量修正燃料量，当汽机调门发生扰动（如一次调频）使蒸汽流量发生变化，必然导致燃料的变化，使燃料控制系统不能稳定的运行。

因此在系统中可以考虑用设计煤种的热值与实际煤种的热值对燃料进行修正，电厂应每天对燃料取样热值通知运行，运行人员根据燃烧的产地煤输入燃料热值，保证燃烧控制的稳定。

4.3.1.5.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率限制在1%/分。

在满足机组负荷变