国产600MW超临界机组汽温控制系统分析.docx
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国产600MW超临界机组汽温控制系统分析
国产600MW超临界机组汽温控制系统分析
1.引言
我国发电装机总容量和发电量均跃居世界第二位。
在年发电量中，火电占81.54%，是我国的主要发电方式。
并且我国是以煤作为发电主要燃料。
我国燃煤电站存在的突出问题是机组效率低，供电煤耗高。
[1]
据介绍，我国已探明的煤炭储量为10000亿吨，人均拥有量在世界上处中等水平，加上可采量及开采能力的限制，我国的煤炭供需矛盾仍很突出，并将随火电的发展进一步增大。
由于我国电力工业总体水平与国外先进水平相比有较大差距，能耗高和环境污染严重是目前我国火电厂中存在的两大突出问题，并成为制约我国电力工业乃至整个国民经济发展的重要因素。
因此，在增产煤炭的同时，必须更加重视节约发电用煤工作，提高机组的热效率以实现节能，降低污染物的排放。
[4]
对于600MW机组，亚临界参数的供电煤耗仍然和超临界机组有较大差距。
例如，上海石洞口第二发电厂引进的超临界600MW机组，其供电煤耗为300g/kw.h,比同容量的国产亚临界机组煤耗低31g/kw.h，也就是说，一座1000MW的燃煤发电厂，采用超临界参数机组比采用亚临界参数机组每年至少可节约标准煤20多万吨。
我国于20世纪80年代初引进亚临界300MW、600MW机组制造技术，经“七五”、“八五”重大装备技术攻关及优化研究，取得了较大成绩。
但在努力发展火电机组的同时，我们应当注意到目前，世界上超临界参数机组的蒸汽压力已经提高到25－31MPa，蒸汽温度控制在540－600℃。
先进的超临界机组效率已经达到47％～49％,我们与世界先进水平还有很大的差距。
[3]
大容量、高参数、高效率的大机组标志着一个国家技术装备水平。
自改革开放以来，我国电力工业的技术水平得到了较大提高。
尤其是近年来，我国新建了一批超临界机组，它们将迅速成为我国电力企业的主力军，因此提高对超临界机组的运行控制水平。
对电力行业的发展有着重要的意义。
目前超临界火电机组的过热汽温很高，要求汽温调节反应迅速，调节幅度要大。
在大型超临界机组的控制中，主汽温是一个很重要的参数，一般误差范围为＋5～－10℃。
主汽温偏高，将缩短过热钢管的使用寿命，甚至发生爆管现象，威胁到机组的安全运行；主汽温度偏低，又将降低机组运行的经济性。
因此，对主汽温进行控制，并获得良好的控制效果，是个十分现实的问题。
而再热循环可以降低汽轮机尾部叶片处的蒸汽湿度，降低汽耗，提高电厂的热循环效率。
尽管控制理论在过去几十年发展很迅速，但随着向高参数、大容量方向发展，其过热器的延迟、惯性越来越大。
为了提高控制品质，加强对常规控制方法的改进具有十分重要的意义。
本文将在充分了解超临界机组发展的基础上，对超临界机组的工作原理和运行特点与亚临界机组相比较，从而更好的掌握超临界机组的知识。
另外，本文将对传统的主汽温控制系统和再热汽温控制系统的控制原理作进一步学习，并对给定的某超临界机组的汽温控制系统作详细分析，总结超临界机组汽温控制系统的特点，同时结合同类型亚临界机组的主汽温控制系统，对二者的特点，差别做出总结，以达到更好的认识超临界机组的运行特性的目的。
2.超临界机组的工作原理和运行特点
2.1超临界机组的技术特点
采用超临界压力锅炉时，由于机组容量增大，蒸汽参数提高，可使电厂建设速度加快，机组热效率提高，热耗下降。
如在汽温保持538的情况下，采用24.2MPa超临界压力的机组比16.7MPa机组降低1.8%；在压力16.7MPa或24.2MPa时，若汽温由538℃提高到565℃，机组净效率增加0.9%。
采用超临界压力还有其他优点，压力提高，蒸汽比容减小，蒸汽管道的直径减小。
提高蒸汽压力后，对同样功率的机组，还可减少蒸汽用量。
因此汽轮机尺寸可较小，这对于发展大功率的汽轮机是有利的。
[4]
2.2超临界机组的工作原理
在超临界压力范围内，水在加热过程中呈单向流变化，比容逐渐增大而成为过热蒸汽。
此时，汽水密度差很小或完全无差别，因此不能产生自然循环，只能采用直流锅炉。
直流锅炉由于没有汽包，整个锅炉由许多管子并联，并用联箱连接而成的。
在给水泵压头的作用下，给水顺序依次经过加热、蒸发、过热各个受热面，即工质沿锅炉汽水管道流过，一次完成水加热、汽化和蒸发过热过程，最后蒸汽过热到所给定的温度。
由于工质的运动是靠给水泵的压头来推动的，所以在直流炉的所有受热面中工质都是强制流动的。
在高压自然循环的蒸发受热面中，循环一次大约只有10%左右的水被汽化成蒸汽。
但在直流锅炉的蒸发受热面中，由于工质仅一次通过，因此水将一次全部蒸发完毕，成为干饱和蒸汽。
所以，按照循环倍率的定义，直流锅炉的循环倍率K=1，即在稳定流动时，给水量等于蒸发量。
直流锅炉的工作特点
在直流锅炉中，由于取消了汽包且工质一次性通过各受热面，因此其工作过程具有如下特点：
（1）由于没有汽包，也就是蒸发受热面和过热其受热面之间没有中间分离容器隔断，因此直流锅炉水的加热、蒸发和蒸汽过热的受热面并没有固定的界限。
如锅炉吸热和其它条件都不变时，若减小给水量，则只需吸收较少的热量就可以使水达到沸点，故开始沸腾点提前，即加热水段的长度减小，蒸发段的长度也会缩小。
但锅炉受热管的总长度是不变的，所以过热段的长度势必增长，也就是增大了作为过热器的受热面，因而过热蒸汽的温度上升。
反之，给水量增大时，过热汽的温度将下降。
（2）由于没有汽包，直流锅炉的水容量及相应的蓄热能力大为降低，一般约为同参数的汽包锅炉的1/2~1/4。
因此，当负荷发生变化时，直流锅炉的压力变化速度也比较快，这就要求直流锅具有更灵敏的调节控制技术。
（3）由于没有汽包和汽水分离器，直流锅炉不能连续排污，给水带入盐类除了蒸汽带走一部分外，其余的部分都将沉积在锅炉的受热面中。
因此，直流锅炉对贵给水品质的要求很高。
（4）直流锅炉的蒸发受热面中，工质的流动有时会出现一些流动不稳定、脉动等问题。
这些直流锅炉特有的流动现象直接影响锅炉的安全运行。
（5）汽包锅炉中由于循环倍率高，蒸发受热面出口的蒸汽含量是很低的，蒸发受热面管内换热属于泡状沸腾（或称核态沸腾），出现膜态沸腾的可能性较小，因而受热面的管壁温度略高于工质温度。
在直流锅炉的蒸发受热面中，给水从开始沸腾一直到完全蒸发，在高热负荷、高含汽率的条件下，就很容易出现传热恶化而处于膜态沸腾状态，这时受热面的壁温会急剧升高，甚至超温烧坏，工作不安全。
因此，防止传热恶化是直流锅炉设计和运行中必须注意的问题。
（6）直流锅炉中，政府受热面的进口和出口并不像汽包锅炉那样是汇合在一个压力下，而是存在着压差，其数值为蒸发受热面中工质的流动压降，直流锅炉要有较高的给水泵压头。
（7）启动时自然循环锅炉的蒸发受热面是靠锅炉水的自然冷却循环而得到的冷却保护的。
在直流锅炉中则应有专门的系统，以便在启动时有足够的水量通过蒸发受热面，保护受热面管壁不致烧坏。
（8）在直流锅炉中蒸发受热面不构成循环，无汽水分离问题。
因此，当压力增高，汽水密度差减小，以至于超临界压力时，直流锅炉仍能可靠的工作。
[4]
2.3超临界机组的运行特点
2.3.1直流锅炉的运行调节特点
直流锅炉的运行调节的要求基本上与汽包锅炉相同。
如锅炉的蒸发量应随时适应外界负荷的要求，保持汽温、汽压稳定并符合规定值，维持经济燃烧等。
但在蒸汽参数调节方面，直流锅炉比汽包锅炉要复杂的多。
直流锅炉蒸汽参数调节有以下特点:
（1）直流锅炉汽温、汽压的调节过程相互影响较大。
（2）直流锅炉蒸发区域过热区之间没有固定的界限当燃料量和给水量失调时，将会导致汽温的很大变化。
（3）直流锅炉的储热能力小，所以任何工况的扰动对汽温和汽压的影响要比汽包炉大得多。
也就是说，直流锅炉惰性小，对工况的扰动适应性差，但对增减符合是有利的，因而调节灵敏。
（4）直流锅炉的出口汽温变化，同汽水通道上的所有的中间截面工质焓值得变化是相互关联的。
当锅炉工况变动时，首先反映出来的是过热器入口汽温变动，然后是过热器各中间截面汽温逐渐向后变动，最后导致出口汽温的变动。
所以为了维持锅炉的出口汽温稳定，可以把在过热器区段某一点的温度作为超前信号。
2.3.2直流锅炉的动态特性
直流锅炉的工况变动主要是由给水量、燃料量的改变引起的。
这些量配合不当，蒸汽参数就要偏离规定值。
下面分析一下某直流锅炉在汽轮机调速阀开度、燃料量和给水量节约变化时的动态特性。
2.3.2.1调速阀开度变化
当调速阀开度突然增大时，蒸汽流量急剧增加，锅炉压力将迅速降低。
如果给水压力和给水阀开度不变，给水量就会自动增加。
汽压降低只是锅炉金属和工质释放储热，产生附加蒸汽量。
随后蒸汽流量逐渐减少，最终与给水流量相等，保持平衡。
同时汽压降低的速度也会逐渐缓慢，最终达到稳定值。
因为燃料量保持不变，而给水量略有增加，故过热器出口汽温稍微降低。
如果只从燃料量与工质的热平衡考虑，在最初阶段，正气流量显著增大时，汽温应显著下降，但由于过热器金属释放储热所引起的补偿作用，故出口汽温虽然下降但变化较为缓和。
2.3.2.2燃料量变化
燃料量突然增大时，蒸发量在短暂延迟后将发生一次向上的波动，随后再向下并稳定下来与给水量保持平衡。
蒸发量变化的迟缓现象主要是传热的金属储热的影响波动过程中超过给水量的额外蒸发量，是由于加热段和蒸发段的缩短。
随着蒸发量的增加，锅炉压力也逐渐升高，故给水量自动减小。
燃料量与给水量的比值，即使只有很小的改变，汽温也会发生明显的改变。
但在过渡过程的初始阶段，由于蒸发量与燃料在炉内的放热量近似按比例变化，在再加上管壁金属储热所引起的延缓作用，所以过热汽温要经过一定的时滞才会逐渐变化。
在过热器起始部分，汽温变化的时滞较小，且其变化速度较快；在过热器出口，汽温变化时滞较大，变化速度较小，过渡过程延续时间较长。
如果燃料量增加的速度和幅度都很急剧，则有可能使加热末端发生突然膨胀现象，锅炉瞬间排出大量蒸汽。
在这种情况下，汽温将首先下降，然后再逐渐上升。
蒸汽压力在短暂延迟后逐渐上升，最后稳定在较高的水平。
最初的压力上升是源于蒸发量的增加；随后压力保持在较高水平是由于汽温升高，蒸汽容积流量增大，而汽轮机调速阀未变的缘故。
2.3.2.3给水量变化
给水量突然增加时，蒸汽流量也会增大。
但由于燃料量不变，加热段和蒸发段都要延长。
这时锅炉内部工质的储热量将增加，所以在开始阶段，蒸汽流量虽然上升，但小于给水量。
但最终蒸汽量必然等于给水量，达到新的平衡。
由于金属储热的延缓作用，汽温的变化与燃料量的变化时相似，在过热器起始部分和出口端亦有一定的时滞，然后逐渐变化到稳定值。
过热蒸汽压力由于蒸汽流量增加而升高当汽温下降，容积流量减小时压力又有所降低，最后稳定在稍高水平。
燃料量与给水量复合变化时的动态特性，是燃料量、给水量两个动态特性的叠加。
当燃料量与给水量按比例变化时，可是蒸发量很快稳定在一个新的水平上，而过热器出口汽温可维持不变。
这种按比例的复合变化的重要特性，可以用来满足外界负荷变化的要求。
直流锅炉运行调节严格控制煤水比是调节蒸汽参数的关键。
3.汽温控制的任务和原理
3.1过热汽温的任务和意义
锅炉过热蒸汽温度是影响机组生产过程安全性和经济性的重要参数。
现代锅炉的过热器是在高温高压的条件下工作的，过热器出口的过热蒸汽温度是机组整个汽水行程公职温度的最高点，也就是金属温度的最高处。
过热器采用的是耐高温高压的合金钢材料，过热正常运行时的温度已接近材料允许的最高温度。
如果过热汽温度过高，容易损坏过热器，也会使蒸汽管道、汽轮机内部的某些零件产生过大的热膨胀变形而损坏，影响机组的安全运行。
如果过热蒸汽温度过低，将会降低机组的热效率，一般蒸汽温度每降低5~10℃，热效率约降低1%，不仅增加燃料的消耗量，浪费能源，而且还将使汽轮机最后几级的蒸汽湿度增加，加速汽轮机叶片的水蚀。
另外，过热蒸汽温度降低还会导致汽轮机高压部分级的焓降减小，引起各级反动度增大，轴向推力增大，也对汽轮机的安全运行带来不利影响。
所以过热蒸汽温度过高或过低都是生产过程所不允许的。
[20]过热汽温控制的任务是维持过热器出口的主蒸汽温度在允许的范围内，并对过热器进行保护，使管壁金属温度不产过允许的工作范围。
正常运行时，一般要求过热器出口蒸汽温度与额定值偏差不超过±5℃。
影响过热汽温的因素很多有些是设计问题，也有许多是运行问题，因为设计问题是既成事实，不易改变，所以要控制好过热汽温，必须从运行中影响气温变化的因素入手。
目前电厂广泛采用喷水减温作为控制汽温的手段。
影响机组符合变化的因素有很多，但主要有蒸汽流量，烟风传热量和减温水等。
在各种扰动下，汽温控制对象是有延迟、惯性和自平衡能力的。
汽温控制系统就是根据这些扰动下过热汽温对象的动态特性采用合理的系统构成尽可能的消除扰动，维持过热汽温在允许的范围内。
[20]
3.2过热汽温控制的基本方案
3.2.1具有导前微分信号的双回路过热汽温自动控制系统
采用带导前微分信号的双回路过热汽温控制系统，其系统及构图如下所示，图3-1中Ө为主蒸汽温度，使系统的主信号；Ө1位减温器出口蒸汽温度，使系统的局部反馈信号，成为导前汽温信号。
Ө和Ө1经温度变送器变成信号Ө1和IӨ1。
IӨ1经微分器转变成微分信号IӨ1`、IӨ。
IӨ1`和主汽温的给定信号IӨ0一起进入调节器。
在稳定状态下，IӨ1`=0，在调节器采用PI控制规律下必然有IӨ=IӨ0，即主汽温稳定在给定值。
当某种原因使主汽温发生变化，如Ө和Ө1上升时IӨ和IӨ1随之上升使调节器输入偏差增加，输出控制指令It上升，经执行器使喷水调节阀开度增加，减温水量增加，见闻器出口汽温下降。
不难想象如果要等到主汽温下降后再减小减温水流量，就可能会因减温水量增加过多而导致主汽温反而下降。
在调节过程初期由于导前汽温比主汽温更能反应调节效果，当主汽温开始下降时，二者信号及时作用于调节器，抑制减温水调节阀过分开大。
这对于防止因对象延迟和惯性过大而产生的过调，改善控制品质，是十分有效的。
如果主汽温与给定值还不相等，系统会在主信号作用下最终克服偏差，进入稳态。
3.2.2串级汽温控制方案
在图3-2所示的过热汽温串级系统中，有主副两个调节器。
由于主汽温对象具
有较大的延迟和惯性，主调节器多采用PID控制规律，其输入偏差信号为IӨ-IӨ0,输出信号为It1，副调节器采用PI或P控制规律，接受导前汽温信号和主调节器输出信号。
副调节器输出It2增加，减温水量增加，过热汽温下降。
在主、副调节器均具有PI控制规律的情况下，当系统达到稳定时，主、副调节器的输入偏差为零。
串级控制系统据有内外两个回路。
内回路由导前汽温变送器、副调节器、执行器、减温水调节阀即减温器组成；外回路由主汽温对象、汽温变送器、主调节器及整个内回路组成。
内回路相当于以主调节器输出It1为给定值、以导前汽温IӨ1为被调量、以减温器为控制对象组成一个单回路控制系统，因这一控制对象的延迟和惯性比较小，所以它的控制过程是快速而稳定的。
如果没有内回路的作用，减温水增加后，要经过对象较长的延迟才能通过主汽温反映出控制效果，而在主汽温没有反映出控制效果之前，即主汽温没有明显下降时，减温水调节阀会不停地开大，其结果是减温水增加过多，最后反而导致主汽温低于给定值。
相对于内回路，外回路是一个低速回路，它的主要任务是维持主汽温等于给定值。
3.3再热汽温控制的任务
再热循环可以降低汽轮机尾部叶片处的蒸汽湿度，降低汽耗，提高电厂的热循环效率，所以单元机组要采用中间再热技术。
在锅炉运行中，再热汽温随负荷变化较大。
当机组负荷降低30%时，再热汽温如不加以控制，锅炉再热器出口汽温将降低28~35℃。
受热面积灰、给水温度变化、燃料改变和过量空气系数的变化都会影响再热汽温。
此外，由于再热器是纯对流布置，再热器入口工质状况取决于汽轮机高压缸排汽工况，因而再热气温的变化幅度较过热汽温大的多。
但在各种扰动下，再热汽温的动态相应特性与过热汽温相类似，共有的特点为有延迟、惯性、有自平衡能力。
再热汽温控制系统的任务是保持再热器出口汽温为给定值。
对于再热汽温的控制，以改变烟气流量作为主要控制手段，例如改变再循环烟气流量；变化烟气挡板位置，从而改变尾部烟道通过再热器的烟气分流量；改变燃烧器的倾斜角度；采用多层布置圆形燃烧器等方法。
改变烟气流量的方法比喷水控制方法有更高的经济性，因为再热器采取喷水减温时，将较少效率较高的高压气缸内的蒸汽流量，降低电厂热效率。
所以在正常情况下，不采用喷水调温方式。
但喷水减温方式简单可靠，可以作为再热汽温超过极限值的事故情况下的保护控制手段。
4.沁北电厂汽温控制系统分析
4.1过热汽温控制系统
4.1.1概述
沁北电厂两台600MW火电机组采用超临界压力一次中间再热强制循环直流炉。
过热汽温空中系统的主要任务是保证进入汽机高压缸做功的一次蒸汽温度在540℃±5℃范围内变化，整个过热器管路的金属不被高温烧坏。
目前超临界火电机组的过热汽温很高，要求汽温调节反应迅速，调节幅度要大。
高压或超高压锅炉的给水品质好，过热汽温调节多采用直接控制方式。
沁北电厂过热汽温采用两级喷水减温调节。
喷水减温器的调节比较简单，只要根据汽温的变化适当变更相应的减温水调节阀门开度，改变进入减温器的减温水量即可达到调节过热汽温的目的。
当汽温高时，开大调节门增加减温水量；当汽温低时，关小调节门减少减温水量，或根据需要将减温器退出运行。
过热汽温调节大多采用多级喷水调节，通常，第一级喷水减温器布置在分隔屏过热器之前。
由于该级减温器距过热器出口商有较长距离，减温器的出口蒸汽还要经过辐射式分隔屏过热器、半辐射式后隔屏过热器和高温对流过热器等，所以相对来说，它对出口汽温的调节时滞较大。
而且由于蒸汽流经这几级过热器后汽温的变化幅度较大，误差也大，所以很难保证出口蒸汽温度在规定的范围内。
因此第一级减温器只能作为主蒸汽温度的粗调节。
同时，由于分隔屏过热器布置在炉膛的上方没所处位置的烟温也是所有过热器中最高的，为了保证分隔屏过热器的安全运行，必须保证其冷却可靠，使之管壁温度不超过允许值。
第一级喷水减温器设在此处就可以保证该级过热器进口温度参数一定，借以保障其冷却作用。
第二级喷水减温器设在高温对流过热器进口。
由于该位置距离主蒸汽进口处较近，且之后整个温度变化幅度也不太大，所以第二级喷水减温的灵敏度较高，调节时滞也较小，能有效地保证主汽温度符合要求。
因此，第二级喷水调节是主汽温度的细调节，也称终级调节。
由于喷水减温器调温的特点是：
只能使蒸汽减温而不能升温。
因此，锅炉按额定设计时，过热器受热面时超过需要的。
也就是说，锅炉在定负荷下运行时过热器吸收的热量将大于蒸汽所需要的过热热量。
这时就必须用减温水来降低蒸汽的温度使之保持额定值。
由于一般联合过热器运行特性都偏于对流特性，所以当锅炉负荷降低时，汽温也降低，这时减温水阀就应关小，直至减温器解列为止，此时锅炉的负荷约为额定值的70%。
如果此后负荷再减小，对于顶芽运行的机组，由于蒸汽已失去汽温调节手段，因而主蒸汽就不能保持规定值，故锅炉不宜在此条件下作定压运行。
因此，主汽温调节随着锅炉的负荷变化设计了定压和滑压两种不同的控制方式。
在规定的锅炉运行范围内，特别是达到温度控制的负荷时，过热蒸汽温度调节应控制第一级和第二级过热器的出口温度为设定值。
在低负荷、汽机跳闸及MFT时，应连锁严密关闭喷水隔离阀。
为了整个机组的安全经济运行，必须将末级过热器出口的主蒸汽温度控制在运行人员设定的数值上。
沁北电厂过热蒸汽温度分两级（AB侧）独立喷水减温控制。
一级减温为过热汽温的粗条，二级减温为过热汽温的细调。
4.1.2第一级过热器喷水减温控制
第一级喷水减温控制系统采用串级调节，级联前馈的控制方案，主环调节器、副环调节器的参数可以自动修改。
该系统控制方案的SAMA图如图4-1所示，A、B两侧一级过热器出口蒸汽温度分别有两个测量信号，系统正常时选择大值信号输出。
A、B两侧一级喷水减温控制系统的结构完全相同。
下面以A侧一级减温控制系统为例说明系统的结构及工作原理。
A侧一级减温控制设计为串级控制系统，控制目的是维持A侧一级过热器出口的蒸汽温度在设定值上。
一级过热器蒸汽温度的设定值有两部分组成，一部分是由机组给定负荷
图4—1第一级喷水减温系统
信号经函数发生器后形成的基本设定值。
另一部分是以过热汽二级减温A侧阀门开度经函数发生器给出的级联前馈信号。
两部分叠加形成了主环PID调节器的设定值SP。
串级控制系统主环PID调节器的过程变量PV为A侧屏式过热器出口蒸汽温度信号。
主环控制的主要任务是消除一级过热器出口温度的稳态偏差。
副环PID调节器过程变量则为一级减温器出口蒸汽温度，副环控制的主要任务是快速消除负荷、煤水失调、减温水压力等各方面的扰动。
主环PID调节器的输出加上两个前馈信号作为副环PID调节器的设定值，这两个前馈信号一个是由机组给定负荷信号经惯性环节和函数发生器后给出，目的是给出一级减温器出口蒸汽温度随负荷不同的改变量，加惯性环节的目的是模拟制粉、燃烧、传热过程的时间延迟。
另一个前馈信号是由机组给定负荷信号经函数发生器后和总给水量信号比较给出的煤水比值偏差校正信号，该前馈信号反应锅炉煤、水比的动态失调对一级减温器出口温度的控制要求为了防止一级减温调节阀达到极限位置后控制系统出现几分饱和，主环PID调节器输出设计有上、下限限制回路，控制系统组态原理图如图4-2所示。
上、下限限制回路有函数发生器F（x）、加法器∑K和减法器∑K，自适应块ADAPT、主环PID调节块组成。
自适应块ADAPT用来自动修正主环PID调节块的规格号S16（上限）、S17（下限）。
上限限制的原理如下：
主环PID调节器的输出加上两个前馈信号作为副环PID调节器的设定值。
当一级减温阀门开度较大时，主环PID调节器的输出上限为一级喷水后汽温减去两个前馈信号后再加上十几度的正偏置，即副环PID调节器的设定值比实际值大十几度，这时主环PID调节器输出实际上未起作用。
随着一级减温调节阀门开度的关小，前述偏置随函数发生器逐渐减小，当一级减温调节阀门全关时，前述偏置减小到零，即副环PID调节器的设定值等于实际值。
这时如果一级过热器出口蒸汽温度仍比设定值低，因为一级减温调节阀门已全关，副环的实际值不可能再提高，故副环的设定值不能再提高，以避免当一级
过热器出口温度上升到比设定值高时，因副环的设定值比实际值高很多而导致一级减温调节阀门不能打开，影响一级过热器出口汽温的控制质量。
图4—2上、下限限制回路组态原理图
下限限制的原理和上限限制的原理相同，它是为了防止一级减温调节阀门全开而一级过热器出口汽温仍比设定值高时而设计的，动作过程与上限限制正好相反。
副环PID调节器的输出上、下限分别为一级减温调节阀门的全开和全关位置。
为了达到调节系统自动、手动双向无扰动切换，副环PID调节器的跟踪输入信号为一级减温调节阀门操作站的输出，而主环PID调节器的跟踪输入信号为一级减温水后的汽温减去两个前馈信号的值。
为了系统运行安全，过热汽一级喷水减温控制设计有如下保护系统：
当锅炉主燃料量跳闸时，应全关一级减温水调节阀门，即一级减温水调节阀门操作站强制输出为0%。
为了不使过热汽一级减温控制后的蒸汽带水，必须使蒸汽具有一定的过热度，因而系统设计了饱和温度限制回路。
该回路利用机组给定负荷信号通过函数功能块F（x），得到主蒸汽的压力随负荷改变的压力改变量，此值再叠加上高温过热器出口蒸汽压力，然后利用水蒸汽图表可以获得对应压力下蒸汽的饱和温度。
蒸汽的饱和温度加上一定的过热度形成饱和温度的限定值，此值引入了大值选择块副调节器的设定值下限。
如果系统出现下列情况时，一级减温水调节阀门操作站应强制切到手动状态：
（1）一级过热器出口汽温信号故障；
（2）一级减温器出口汽温信号故障；
（3）机组给定负荷信号故障；主给水流量信号故障；
（4）机组给定负荷故障
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