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第7章单元机组协调控制系统高8万字

第七章单元机组协调控制系统

第一节协调控制系统的基本概念

随着电力工业的发展，高参数、大容量的火力发电机组在电网中所占的比例越来越大。

大容量机组的汽轮发电机和锅炉都是采用单元制运行方式。

所谓单元制就是由一台汽轮发电机组和一台锅炉所组成的相对独立的系统。

单元制运行方式和以往的母管制运行方式相比，机组的热力系统得到了简化，而且使蒸汽经过中间再热处理成为可能，从而提高了机组的热效率。

一、单元机组负荷控制的特点

随着大容量机组在电网中的比例不断增大，以及因电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，大容量单元机组的运行方式也逐步发生了变化，过去常常只带固定负荷的大机组，现在也需求根据电网中心调度所的负荷需求指令和电网的频率偏差参和电网的调峰、调频，甚至在机组的某些主要辅机局部故障的情况下，仍然维持机组的运行。

在单元制运行方式中，锅炉和汽轮发电机既要共同保障外部负荷要求，也要共同维持内部运行参数（主要是主蒸汽压力）稳定。

单元机组输出的实际电功率和负荷要求是否一致，反映了机组和外部电网之间能量的供求平衡关系；而主蒸汽压力则反映了机组内部锅炉和汽轮发电机之间能量的供求平衡关系。

然而，锅炉和汽轮发电机的动态特性存在着很大差异，即汽轮发电机对负荷请求响应快，锅炉对负荷请求的响应慢，所以单元机组内外两个能量供求平衡关系相互间受到制约，外部负荷响应性能和内部运行参数稳定性之间存在着固有的矛盾，这是单元机组负荷控制中的一个最为主要的特点。

二、协调控制系统及其任务

单元机组的协调控制系统（CoordinatedControlSysten简称CCS）是根据单元机组的负荷控制特点，为解决负荷控制中的内外两个能量供求平衡关系而提出来的一种控制系统。

从广义上讲，这是单元机组的负荷控制系统。

它把锅炉和汽轮发电机作为一个整体进行综合控制，使其同时按照电网负荷需求指令和内部主要运行参数的偏差要求协调运行，即保证单元机组对外具有较快的功率响应和一定的调频能力，对内维持主蒸汽压力偏差在允许范围内。

具体的讲，协调控制系统的主要任务是：

1．接受电网中心调度所的负荷自动调度指令、运行操作人员的负荷给定指令和电网频差信号，及时响应负荷请求，使机组具有一定的电网调峰、调频能力，适应电网负荷变化的需要。

2．协调锅炉、汽轮发电机的运行，在负荷变化率较大时，能维持二者之间的能量平衡，保证主蒸汽压力稳定。

3．协调机组内部各子控制系统（燃料、送风、炉膛压力、给水、汽温等控制系统）的控制作用，使机组在负荷变化过程中主要运行参数在允许的工作范围内，以确保机组有较高的效率和可靠的安全性。

4．协调外部负荷请求和主/辅设备实际能力的关系。

在机组主/辅设备能力受到限制的异常情况下，能根据实际可能，限制或强迫改变机组负荷。

这是协调控制系统的连锁保护功能。

三、协调控制的基本原则

根据被控对象动态特性的分析可知，从锅炉燃烧率（及相应的给水流量）改变到引起机组输出电功率变化，其过程有较大的惯性和迟延，如果只是依靠锅炉侧的控制，必然不能获得迅速的负荷响应。

而汽轮机进汽调节阀动作可使机组释放（或储存）锅炉的部分能量，输出电功率暂时有较迅速地响应响应。

因此，为了提高机组的响应性能，可在保证安全运行（即主蒸汽压力在允许范围内变化）的前提下，充分利用锅炉的蓄热能力，也就是在负荷变动时，通过汽轮机进汽调节阀的适当动作，允许汽压有一定波动而释放或吸收部分蓄能，加快机组初期负荷的响应速度。

和此同时，根据外部负荷请求指令加强对锅炉侧燃烧率（及相应的给水流量）的控制，及时恢复蓄能，使锅炉蒸发量保持和机组负荷一致，这就是负荷控制的基本原则，也是机炉协调控制的基本原则。

四、协调控制方式

常见的机组协调控制方式有以下几种方案：

1．以锅炉跟随为基础的协调控制方式

该方式是在汽轮机侧控制负荷（输出电功率）NE、锅炉侧控制主蒸汽压力PT的基础上，让汽轮机侧的控制配合锅炉侧控制PT的一种协调控制方式。

以锅炉跟随为基础的协调控制方式如图7-1所示。

图7-1以锅炉跟随为基础的协调控制方式

汽轮机主控制器接受机组负荷指令（功率给定值N0）和机组实发功率反馈信号NE，当负荷指令N0改变时，汽轮机主控制器立即根据负荷偏差∆N=NO-NE，改变进入汽轮机子控制系统（即DEH系统）的负荷指令NT，进而改变进汽调节阀的开度μT以及进汽流量，使发电机输出的电功率NE迅速和机组负荷指令NO趋于一致，满足负荷的需求。

锅炉主控制器接受主蒸汽压力的给定值PO和机前实际主蒸汽压力的反馈信号PT，当汽轮机侧调负荷或其它原因起主蒸汽压力PT变化时，锅炉主控制器根据汽压偏差∆P=Po-PT，改变锅炉子控制系统的负荷指令NB，从而改变锅炉的燃烧率（及相应的给水流量等），以补偿锅炉蓄能的变化，尽力维持主蒸汽压力PT的稳定。

由于汽轮机侧响应负荷指令No的速度比较快，即在负荷指令No改变时，通过改变进汽调节阀的开度μT，可充分利用锅炉的蓄能，使机组的实发功能NE作出快速响应。

此时，势必引起主蒸汽压力PT较大的变化，尽管锅炉侧的控制可根据主蒸汽压力的偏差来补偿锅炉蓄能的变化，但由于主蒸汽压力对燃烧率的响应存在着较大的惯性，仍然会使主蒸汽压力出现较大的暂态偏差。

为减小主蒸汽压力在负荷过程中的波动，可将主蒸汽压力偏差∆P信号引入汽轮机侧的控制之中，以此限制汽轮机进汽调节阀的开度变化，以防止过度利用锅炉蓄能，从而减小了PT的动态变化。

以上利用∆P对汽轮机进汽调节阀的限制作用，可减缓汽压的急剧变化，但同时减缓了机组对负荷的响应速度。

由此可见，该协调控制方式是以降低负荷响应性能为代价来换取汽压控制质量提高的。

或者说是通过抑制汽轮机侧的负荷响应速度，使机炉之间的动作达到协调的，其结果兼顾了负荷响应和汽压稳定两个方面的控制质量。

2．以汽轮机跟随为基础的协调控制方式

该方式是在锅炉侧控制负荷（输出电功率）NE、汽轮机侧控制主蒸汽压力PT的基础上，让汽轮机侧的控制配合锅炉侧控制NE的一种协调控制方式。

以汽轮机跟随为基础的协调控制方式如图7-2所示。

图7-2以汽轮机跟随为基础的协调控制方式

锅炉主控制器接受机组负荷指令（功率给定值）No和机组实发功率反馈信号NE；当负荷指令No改变时，锅炉主控制器根据负荷偏差∆N=NO-NE，改变锅炉子控制系统指令NB，从而改变锅炉的燃烧率（及相应的给水流量等），以适应负荷的能量需求。

汽轮机主控制器接受主蒸汽压力的给定值PO和机前实际主蒸汽压力反馈信号PT，当锅炉侧调负荷或其它原因引起主蒸汽压力PT变化时，汽轮机主控制器根据汽压偏差∆P=PO-PT，改变汽轮机子控制系统的负荷指令NT，从而改变进汽调节阀的开度μT及进汽流量，以维持主蒸汽压力PT的稳定。

由于锅炉侧主蒸汽压力对燃烧率的响应缓慢，在负荷指令NO改变时，通过改变燃烧率并不能马上转化为适应负荷需求的蒸汽能量，即不能马上在∆P变化上体现出负荷需求。

显然，汽轮机侧根据∆P不能及时控制输出电功率NE和NO相适应。

为提高机组的负荷响应能力，可将负荷偏差信号∆N引入汽轮机侧的控制之中，以此改变汽轮机进汽阀的开度，在锅炉侧响应负荷的迟缓过程中，暂时利用蓄能使机组迅速作出负荷响应。

以上∆N及时改变汽轮机进汽调节阀开度的作用，可提高机组的负荷响应能力，但同时会引时主蒸汽压力较大的动态偏差，由此可见，该协调方式是以加大汽压动态偏差为代价来换取负荷响应速度提高的。

由于这种协调控制方式直接由负荷指令控制燃烧率，可以说它是通过加快锅炉侧的负荷响应速度，使机炉之间的动作达到协调的。

其结果同样是兼顾了负荷响应和汽压稳定两个方面的控制质量。

3．综合型协调控制方式

该方式是上述两种协调控制方式的综合，如图7-3所示。

图7-3综合型协调控制方式

在锅炉跟随为基础或汽轮机跟随为基础的协调控制方式中，只有一个被控量是通过两个控制变量的协调操作来加以控制的，而另一个被控量是单独由一个控制变量来控制的，因而，它们只是实现了“单向”协调。

“单向”协调控制在负荷的响应过程中，机组或机炉之间的能量供求仍存在较大的动态失衡现象。

为避免这一问题，综合协调控制方式采用的是“双向”协调，即任一被控量都是通过两个控制变量的协调操作加以控制的。

当负荷指令NO改变时，机、炉主控制器同时对汽轮机侧和锅炉侧发出负荷控制指令，改变燃烧率（及相应的给水流量等）和汽轮机进汽调节阀开度，一方面利用蓄能暂时应付负荷请求，快速响应负荷，另一方面改变进入锅炉的能量，以保持机组输入能量和输出能量的平衡。

当主蒸汽压力产生偏差时，机、炉主控制器对锅炉侧和汽轮机侧同时进行操作，一方面加强锅炉燃烧率的控制作用，补偿蓄能的变化，另一方面适当限制汽轮机进汽调节阀的开度，控制蒸汽流量，维持主蒸汽压力稳定，以保证机、炉之间的能量平衡。

由此可见，综合型协调控制方式，能较好的保持机组内、外两个能量供求的平衡关系，既具有较好的负荷适应性能，又具有良好的汽压控制性能，是一种较为合理和完善的协调控制方式，但系统结构比较复杂。

应当明确，无论是何种协调控制方式，都是从处理“快速负荷响应和主要运行参数稳定”这一对源于机、炉动态特性差异的矛盾出发而设计的。

把握这一要点，对认识、分析、设计协调控制系统大有助益。

五、协调控制系统的基本组成

单元机组协调控制系统是由负荷管理控制中心（LMCC），机炉主控制器和相关的锅炉、汽轮机子控制系统所组成。

如图7-4所示。

图7-4单元机组协调控制系统的组成框架

负荷管理控制中心（LMCC）的主要作用是：

对机组的各负荷请求指令（电网中心调度所负荷自动调度指令ADS，运行操作人员设定的负荷指令）进行选择和处理，并和电网频率偏差信号∆f一起，形成机组主/辅设备负荷能力和安全运行所能接受的，具有一次调频能力的机组负荷指令NO。

NO作为机组实发电功率的给定值信号，送入机炉主控制器。

机炉主控制器的主要作用是：

接受负荷指令NO、实际电功率NE、主蒸汽压力给定PO和实际主蒸汽压力PT等信号；根据机组当前的运行条件及要求，选择合适的负荷控制方式；根据机组的功率（负荷）偏差∆N=NO-NE和主蒸汽压力偏差∆P=PO-PT进行控制运算，分别产生锅炉负荷指令（锅炉主控制指令）NB和汽轮机负荷指令（汽轮机主控制指令）NT。

NT、NB作为机炉协调动作的指挥信号，分别送往锅炉和汽轮机有关子控制系统。

机、炉的各有关子控制系统，是对锅炉、汽轮机实现常规控制的有关系统，它们包括：

燃料量控制系统、送风量控制系统、炉膛压力控制系统，一次风压控制系统、二次风量控制系统、过热汽温控制系统、再热汽温控制系统、给水（汽包水位）控制系统、燃油压力控制系统、除氧器的水位和压力控制系统、凝汽器的水位和再循环流量控制系统、直吹式磨煤机（一次风量、出口温度、给煤量）控制系统、发电机氢气冷却控制系统、锅炉连续排污控制系统、电动泵的密封水差压和再循环流量控制系统、汽动泵的密封水差压和再循环流量控制系统、以及协调控制系统的支持系统——炉膛安全监控系统（FSSS）和汽轮机数字电液控制系统（DEH）……等等。

这些系统对机、炉主控制指令NT、NB来说，相当于伺服（随动）系统，它们根据NT、NB指令，控制锅炉的燃烧率和汽轮机进汽调节阀的开度，维持机炉的能量平衡和参数稳定，保证机组运行的安全性和经济性。

负荷管理控制中心和机炉主控制器是机组控制的协调级，起着上位控制作用，是协调控制系统的核心，有时将其直接称为协调控制系统；而锅炉、汽轮机各子控制系统是机组控制的基础级（直接控制级），起着最基本最直接的控制作用，它们的控制质量将直接影响负荷控制质量。

因此，只有在组织好各子控制系统，并保证其具备较高控制质量的前提下，才有可能组织好协调控制，并使之达到所要求的负荷控制质量。

第二节超临界压力机组特点及其协调控制

超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过临界压力22.129Mpa的锅炉和汽轮发电机组。

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。

提高蒸汽参数并和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。

一、直流锅炉的特点：

（1）直流锅炉工作原理

如图所示，把水在沸腾之前的受热面称为加热段；水开始沸腾到全部变为饱和蒸汽的区段叫做蒸发段；蒸汽开始过热到额定的过热温度称为过热段。

工质的流动全部依靠给水泵的压头。

给水在给水泵的压力作用下，顺次流过加热，蒸发，过热区段，一次将给水全部加热成为过热蒸汽。

如图所示，沿管子长度方向，工质的状态和参数大致的变化情况是：

在加热段，水的焓和温度逐渐增高，比体积略有增大，压力则由于流动阻力而有所降低；在蒸发段，由于水的蒸发而使汽水混合物的焓继续提高，比体积几句增加，压力降低较快，相应的饱和温度随压力的降低而降低；在过热段，蒸汽的焓、温度和比容均在增大压力则由于流动阻力较大二而降低。

p一压力；θ－温度；h一焓；ν一比容

（2）各受热面的大小没有固定的界限

当给水流量不变，而燃烧率增加时，由于蒸发所需的热量不变，因而加热和蒸发的受热面缩短，过热受热面增加，所增加的燃烧热量全部用于使蒸汽过热，汽温将急剧上升。

当给水量增加，而燃烧率不变时，由于加热及蒸发段的伸长，而增加了蒸发，同时过热段的减少，从而使蒸汽温度下降。

燃料全和给水量对过热汽温（或焓hgr）的影响。

一次工质在稳定工况下的热平衡方程式：

式中hgr——过热蒸汽焓值；

hgs——给水焓值；

Wgs——给水流量；

Q1x——一次工质的有效吸热量。

假定一次工质的吸热量Q1x占锅炉内工质的有效吸热量的份额为ψ1，可得：

式中M——燃料量；

Qar——燃料使用基的低位发热量；

η——锅炉热效率。

综合以上两式，得：

在实际运行中负荷变化等原因引起燃料和给水流量的比例失调会使过热汽温发生很大的变化。

所以采用改变喷水流量作为调温手段将很难把出口汽温校正过来。

因此，对于直流锅炉来说，调节汽温的根本手段应是使燃烧率和给水流量保持适当比例（粗调）。

在直流锅炉中，虽然也需要采用喷水减温作为调温手段，但这仅作为过热汽温的细调手段，以使过热汽温精确地等于给定值。

（3）蓄热量小

在超临界直流炉中，由于没有汽包，汽水容积小，所用金属也少，锅炉蓄能显著减小且呈分布特性。

蓄能以二种形式存在——工质储量和热量储量。

工质储量是整个锅炉管道长度中工质总质量，它随着压力而变化，压力越高，工质的比容越小，必需泵入锅炉更多的给水量。

在工质和金属中存在一定数量的蓄热量，它随着负荷非线性增加。

由于锅炉的蓄质量和蓄热量整体较小，负荷调节的灵敏性好，可实现快速启停和调节负荷。

另一方面，也因为锅炉蓄热量小，汽压对被动负荷变动反映敏感，这种情况下机组变负荷性能差，保持汽压比较困难。

由于直流锅炉的蓄热量小，对外界负荷扰动比较敏感，在外界负荷变动时，其主汽压的波动比汽包锅炉剧烈得多。

汽包锅炉对压力变化速度有严格的要求。

但直流锅炉中，工质流动依靠给水泵压力推动，压力下降而引起水的蒸发不会阻碍工质的正常流动。

因此直流锅炉允许汽压有较大的下降速度，这有利于有效地利用锅炉的蓄热能力。

在主动变负荷时，由于直流锅炉的热惯性小，其蒸汽流量能迅速变化，所以它在负荷适应性方面比汽包锅炉来得快，有利于机组对电网尖峰负荷的响应。

二、直流炉的动态特性

直流锅炉是一个多输入和多输出的调节对象，其主要输出量（需要调节的变量）为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），主要的输入量（引起汽温、汽任和蒸汽流量变化的主要原因）为给水流量、燃烧率和汽轮机调门．

直流锅炉动态特性

从控制特性角度来看，直流锅炉和汽包锅炉的主要不同点表现在燃水比例的变化，引起锅炉内工质储量的变化，从而改变各受热面积比例。

影响锅炉内工质储量的因素很多，主要有外界负荷、燃料流量和给水流量。

对于不同压力等级的直流锅炉，各段受热面积比例不同。

压力越高，蒸发段的吸热量比例越小，而加热段和过热段吸热量比例越大。

因而，不同压力等级直流锅炉的动态特性通常存在一定差异。

汽机调门开度扰动

（1）主汽流量迅速增加，随着主汽压力的下降而逐渐下降直至等于给水流量。

（2）主汽压力迅速下降，随着主汽流量和给水流量逐步接近，主汽压力的下降速度逐渐减慢直至稳定在新的较低压力。

（3）过热汽温一开始由于主汽流量增加而下降，但因为过热器金属释放蓄热的补偿作用，汽温下降并不多，最终主汽流量等于给水流量，且燃水比未发生变化，故过热汽温近似不变。

（4）由于蒸汽流量急剧增加，功率也显著上升，这部分多发功率来自锅炉的蓄热。

由于燃料量没有变化，功率又逐渐恢复到原来的水平。

燃料量扰动

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。

（1）由于给水流量保持不变，因此主汽流量最终仍保持原来的数值。

但由于燃料量的增加而导致加热段和蒸发段缩短，锅炉中贮水量减少，因此主汽流量在燃料量扰动后经过一段时间的延迟后会有一个上升的过程。

（2）主汽压力在短暂延迟后逐渐上升，最后稳定在较高的水平。

最初的上升是由于主汽流量的增大，随后保持在较高的水平是由于过热汽温的升高，蒸汽容积流量增大，而汽机调速阀开度不变，流动阻力增大所致。

（3）过热汽温一开始由于主汽流量的增加而略有下降，然后由于燃料量的增加而稳定在较高的水平。

（4）功率最初的上升是由于主汽流量的增加，随后的上升是由于过热汽温（新汽焓）的增加。

给水流量扰动

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。

（1）随着给水流量的增加，主汽流量也会增大。

但由于燃料量不变，加热段和蒸发段都要延长。

在最初阶段，主汽流量只是逐步上升，在最终稳定状态，主汽流量必将等于给水量，稳定在一个新的平衡点。

（2）主汽压力开始随着主汽流量的增加而增加，然后由于过热汽温的下降而有所回落。

（3）过热汽温经过一段较长时间的迟延后单调下降直至稳定在较低的数值。

（4）功率最初由于蒸汽流量增加而增加，随后则由于汽温降低而减少。

因为燃料量未变，所以最终的功率基本不变，只是由于蒸汽参数的下降而稍低于原有水平。

直流锅炉微过热汽温动态特性

过热蒸汽温度能正确反映燃水比例的改变，但存在较大的滞后，通常为400s左右，因此不能以过热蒸汽温度作为燃水比例的控制情号，通常采用微过热汽温比作为燃水比例的校正信号。

微过热汽温又称为中间点温度。

不论是在燃料量扰动下，还是给水量扰动下，微过热汽温变化趋势和过热汽温一致，而且，微过热汽温变化的滞后,比过热蒸汽温度变化的滞后要小得多，这对于控制直流锅炉燃水比例的调节过程品质是非常重要的。

以微过热汽温作为燃水比的校正信号时，其过热度的选择是非常重要的。

从控制系统品质指标的角度考虑，所取的微过热汽温过热度越小，迟延越小。

然而，若焓值小于2847kJ／kg（680kcal/kg），则图中虚线以下，曲线进入明显的非线性区，汽温随焓值变化的放大系数明显减小，而受汽压变化的影响很大，变得不稳定。

这影响微过热汽温对于燃水比例关系的代表性。

经验证明，微过热蒸汽的焓值在2847kJ/kg左右时，其特性比较稳定。

按照反应较快和便于检测等条件，通常在过热段的起始部分选取一个合适的地点，根据该点工质温度来控制燃水比。

这一点称为中间点，中间点汽温变化的时滞应不超过30～40s。

但应说明，在不同负荷时，中间点的汽温不是固定不变，而是机组负荷的函数。

图微过热汽温推荐值和压力的关系

超临界机组设有汽水分离器，其分离器的出口温度作为微过热汽温，进行煤水比控制。

三、和亚临界火电机组相比超临界压力火电机组的特点：

（1）比同容量亚临界火电机组热效率高、热耗低。

亚临界机组（16～17Mpa、538/538℃），净效率约为37～38%，煤耗330～350g；超临界机组（24～28Mpa、538/538℃），净效率约为40～41%，煤耗310～320g；超超临界机组（30MPa以上、566/566℃），净效率约为44～46%，煤耗280～300g。

目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。

故可节约燃料，降低能源消耗和大气污染物的排放量。

（2）超临界压力时水和蒸汽比容相同，状态相似，单相的流动特性稳定，没有汽水分层和在中间集箱处分配不均的困难，并不需要象亚临界压力锅炉那样用复杂的分配系统来保证良好的汽水混合，回路比较简单。

（3）超临界锅炉水冷壁管道内单相流体阻力比亚临界汽包炉双相流体阻力低。

（4）超临界压力下工质的导热系数和比热较亚临界压力的高。

（5）超临界压力工质的比容和流量较亚临界的小，故锅炉水冷壁管内径较细，汽机的叶片可以缩短，汽缸可以变小，降低了重量和成本。

（6）超临界压力直流锅炉没有大直径厚壁的汽包和下降管，制造时不需要大型的卷板机和锻压机等机械，制造、安装、运输方便。

同时取消汽包而采用汽水分离器，汽水分离器远比亚临界锅炉的汽包小，内部装置也很简单，制造工艺也相对容易，相应地降低了成本。

（7）启动、停炉快。

超临界压力直流锅炉不存在汽包上下壁温差等安全问题，而且其金属重量和储水量小，因而锅炉的储热能力差，所以其增减负荷允许的速度快，启动、停炉时间可大大缩短。

一般在较高负荷（80～100％）时，其负荷变动率可达10％/min。

（8）超临界压力锅炉适宜于变压运行。

（9）超临界锅炉机组的水质要求较高，使水处理设备费用增加，例如蒸汽中铜、铁和二氧化硅等固形物的溶解度是随着蒸汽比重的减小而增大，因而在超临界压力下，即使温度不高，铜、铁和二氧化硅等的溶解度也很高，为防止它在锅炉蒸发受热面及汽机叶片上结垢，超临界锅炉需100％的凝结水精处理，除盐除铁。

（10）超临界压力锅炉的蓄热特性不及汽包炉，外界负荷变动时，汽温、汽压变化快而必须有相当灵敏可靠的自动调节系统，锅炉机组的自控水平要求也较高一些。

变压运行的超临界压力锅炉压力随机组负荷变化而变化，不需用汽轮机调节门控制机组负荷，而且部分负荷运行时，由于蒸汽容积流量变化小，能保持较高的汽机效率，并通过改善锅炉过热器和再热器的流量分配，提高了机组效率。

可见超临界机组优点很多，中国近几年在大力发展超临界机组。

但是超临界机组也存在着一些不足：

（1）超临界压力锅炉由于参数高，锅炉停炉事故的概率比亚临界多，降低了设备的可用率和可靠性。

另外，超临界压力锅炉出现管线破裂和起动阀泄漏故障时影响较大。

（2）超临界压力锅炉虽然热效率高，但锅炉给水泵、循环泵却要消耗较多的电耗，压力参数的提高又会增加系统的漏泄量，实际上对热效率的提高和热耗的减少都会有一定的影响。

（3）超临界压力锅炉为了保证水冷壁和过热器的冷却，启动时要建立一定的启动压力和流量，为此要配置一整套专用的启动旁路系统，因而启、停的操作较复杂，热损失也大。

（4）超临界直流锅炉水冷壁的安全性较差。

直流锅炉的水冷壁出口处，工质一般已微过热，故管内会发生膜态沸腾，自然循环有自补偿特性，而直流炉没有这种特性，因此，直流炉水冷壁管壁的冷却条件较差，较易出现过热现象。

四、超临界机组的启动特点

超临界锅炉和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，超临界锅炉和自然循环锅炉相比，有以下的启动特点：

（1）设