技术专题介绍 7

1. 600MW超临界机组 技术专题介绍7 超临界锅炉运行技术

2. 主要内容 • 1. 锅炉运行调整的任务 • 2. 超临界锅炉运行调整的方法和手段

3. G 1. 锅炉运行调整的任务 600MW IP HP LP LP Stack AH EP IDF FDF Boiler PAF 磨煤机

4. 1. 锅炉运行调整的任务 • (1) 保证负荷(蒸发量)要求 • (2) 保持蒸汽参数稳定 • 汽温 • 汽压 • (3) 保证高燃烧效率 • (4) 保证机组运行安全,延长使用寿命

5. 2. 超临界锅炉运行调整的方法和手段 • (1) 负荷(蒸发量)控制的方法和手段 • (2) 汽温调节的方法和手段 • (3) 汽压调节的方法和手段 • (4) 如何保证高燃烧效率 • (5) 如何保证机组运行安全,延长使用寿命

6. G 600MW IP HP LP LP Stack AH EP IDF FDF Boiler PAF 磨煤机

7. 前墙 后墙 G G 启动油枪 E C 暖磨 B D 煤粉燃烧器 F A 316 HP 高过 高过 IP 高再 屏过 屏过 LPB 低再 低过 低过 LP 包墙 包墙 低加 顶棚 顶棚 凝汽器 分离器 储水罐 CP 361 GC 水冷壁 除氧器 CBP 低加 CCP 给水泵 省煤器 高加 汽轮机排汽

8. 烟气挡板 燃烧 再热汽温 过热汽温 汽温 给水量 汽压 磨煤机 给煤 喷 水 煤水比 给煤机 配风 送风机 引风机 负荷

9. 被控参数 • (1)给水流量／蒸汽流量 • 因为给水系统和蒸汽系统是直接连通的，且由于超临界锅炉直流蓄热能力较小，给水流量和蒸汽流量比率的偏差过大将导致较大的汽压波动。 • (2)煤水比 • 稳定运行工况时，煤水比必须维持不变，以保证过热器出口汽温为设计值。而在变动工况下，煤水比必须按一定规律改变，以便既充分利用锅炉蓄热能力，又按要求增减燃料，把锅炉热负荷调到与机组新的负荷相适应的水平. • (3)喷水流量／给水流量 • 超临界锅炉喷水仅能瞬时快速改变汽温．但不能始终维持汽温，因为过热受热面的长度和热焓都是不定的。为了保持通过改变喷水流量来校正汽温的能力，控制系统必须不断地把喷水流量和总给水流量之比恢复到设计值。 • (4)送风量／给煤量(风煤比) • 为了抑制NOx的产生，以及锅炉的经济、安全运行，需对各燃烧器的进风量进行控制，具体是通过各层燃烧器的二次风门和燃尽风门控制风量，每层风量根据负荷对应的风煤比来控制。

10. 负荷(蒸发量)控制的方法和手段 • 控制手段:给水流量 • 给水系统和蒸汽系统是直接连通的， • 给水流量=主蒸汽流量

11. 超临界机组给水控制 3.2.3 给水系统的控制策略 在机组燃烧率低于35％BMCR时，锅炉处于非直流运行方式，分离器处于湿态运行，分离器中的水位由分离器至除氧器以及分离器至扩容器的组合控制阀进行调节，给水系统处于循环工作方式； 在机组燃烧率大于35％ BMCR后，锅炉逐步进入直流运行状态。给水控制系统原理见图1。因此，超临界机组锅炉给水控制分低负荷时的汽水分离器水位调节及锅炉直流运行(35％BMCR以上)时的煤／水比调节。 2．3．1 汽水分离器水位调节 分离器水位通过改变锅炉给水量来实现。当发生水膨胀时，由水位调节阀来辅助控制分离器水位。根据锅炉汽水分离器贮水罐水位，按比例控制锅炉汽水分离器的贮水罐水位调节阀开度。

13. 2．3．2 给水调节 (1)一级减温器前后温差。 由于在运行过程中，炉膛燃烧情况、过热器对流/辐射吸热特性等因素的影响，锅炉受热面在不同负荷情况下吸热比例变化较大。若要保持微过热段汽温和各级减温器出口汽温为定值，则各级喷水量变化就较大。为了克服这一缺点，采用保持减温器前后温差的调节系统。燃水比作为过热蒸汽温度控制的粗调方式，直接影响过热蒸汽温度，喷水减温器前后温差作为辅助手段调节过热蒸汽，将调整燃水比与喷水减温二者协调起来，实现燃水比控制与喷水减温控制方式间的解耦作用。由于给水量调整燃水比对汽温的影响滞后较大，且燃水比着重于保持汽温的长期稳定，因此，一级温差偏差对燃水比的校正作用相对较缓慢。 (2)控制策略。 A侧、B侧一级减温器前后温差二取一，与负荷经 f(x) 形成的要求值进行比较，其偏差送入温差PID控制器，其输出与调速级压力、平均温度等前馈量相加，作为焓值设定值与用分离器出口温度和出口压力计算出的实际焓值比较，偏差送入焓值PID调节器，其输出加上燃料偏差作为给水量的要求值。该要求值与实际总水量的偏差送入给水调节器，产生给水指令信号。给水指令经平衡算法，送入2台汽动泵和一台电动泵，去控制给水量。当汽动泵A、B都自动时，可手动给定泵的偏置量，以承担不同负荷要求。当汽动泵A、B有手动时，自动生成偏置，实现2泵负荷的平衡。而电动泵只能手动给定泵的偏置量。

15. (2)总给水量 A侧、B侧一级减温水流量和A侧、B侧二级减温水流量，经平滑处理相加可得总喷水流量；3个主给水流量信号经主给水温度修正后三取中，可得主给水量；总喷水流量与主给水量相加得总给水流量。

16. 大唐潮州电厂600MW超临界机组锅炉汽水系统

17. 大唐潮州电厂600MW超临界机组除氧给水系统

18. 大唐潮州电厂600MW超临界机组负荷管理中心

19. 大唐潮州电厂600MW超临界机组的DEH系统

20. (2) 汽温调节的方法和手段 • 过热汽温调节 • 煤水比作为粗调 • 喷水减温为细调 • 再热汽温调节 • 烟气挡板

21. 超临界机组汽温调整手段分析 • 汽包炉机组中能够长期控制汽温的手段如减温喷水、燃烧器摆角在超临界机组中的作用已完全不同。 • (1)减温喷水引自进入锅炉的总给水量，它实质上是调整了工质流量在水冷壁和过热器之间的分配比例。图1所示为不同减温喷水量对直流炉各区段工质温度的影响。减温喷水量改变了这些中间区段的热量／水量比值，因而区段内工质温度发生相应变化。但因最终进入锅炉的总给水量未改变，燃水比未改变， 稳态时锅炉出口过热汽温也不会改变。

22. 锅炉过热蒸汽温度控制 3．2 影响过热蒸汽温度的主要因素 3．2．1 燃料、给水比(煤水比) 只要燃料、给水比的值不变，过热汽温就不变。只要保持适当的煤水比，在任何负荷和工况下，直流锅炉都能维持一定的过热汽温。 3．2．2 给水温度 正常情况下，给水温度一般不会有大的变动；但当高压加热器因故障退出运行时，给水温度就会降低。对于直流锅炉，若燃料不变，由于给水温度降低时，加热段会加长、过热段缩短，因而过热汽温会随之降低，负荷也会降低。 3．2．3 过剩空气系数 过剩空气系数的变化直接影响锅炉的排烟损失。影响对流受热面与辐射受热面的吸热比例。当过剩空气系数增大时，除排烟损失增加、锅炉效率降低外，炉膛水冷壁吸热减少，造成过热器进口温度降低、屏式过热器出口温度降低；虽然对流过热器吸热量有所增加，但在煤水比不变的情况下，末级过热器出口汽温会有所下降。过剩空气系数减小时的结果与增加时的相反。若要保持过热汽温不变，则需重新调整煤水比。

23. 3．2．4 火焰中心高度 火焰中心高度变化造成的影响与过剩空气系数变化的影响相似。在煤水比不变的情况下，火焰中心上移类似于过剩空气系数增加，过热汽温略有下降；反之，过热汽温略有上升。若要保持过热汽温不变，亦需重新调整煤水比。 3．2．5 受热面结渣 煤水比不变的调节下，炉膛水冷壁结渣时，过热汽温会有所降低；过热器结渣或积灰时，过热汽温下降较明显。前者情况发生时，调整煤水比就可；后者情况发生时，不可随便调整煤水比，必须在保证水冷壁温度不超限的前提下调整煤水比

24. (2)燃烧器摆角或烟气挡板变化只影响锅炉内的热量在各受热面区段的分配，锅炉内吸收的总热量并未改变。只改变热量分配对工质温度的影响如图2所示。(2)燃烧器摆角或烟气挡板变化只影响锅炉内的热量在各受热面区段的分配，锅炉内吸收的总热量并未改变。只改变热量分配对工质温度的影响如图2所示。 (3)进入锅炉的燃烧率和给水量之间形成燃水比，只有这一总的比率发生改变，才能持续影响稳态出口汽温。通常锅炉有二级、左右二侧减温喷水，这些减温喷水提供瞬态的汽温调整， 还可以补偿局部的热量和工质配比的不平衡。

25. 3．3 过热蒸汽温度控制策略 在超临界机组中， 通过燃水比才能长期维持过热汽温， 由于燃水比变化时过热汽温的响应延时很大，几乎不能直接使用过热汽温作为燃水比的反馈信号。在寻求快速、准确反映燃水比变化的信号中，处于水冷壁出口的微过热汽温或微过热蒸汽焓值，对燃水比扰动的响应曲线斜率是单调的， 响应相对较快并近似为一阶惯性环节，在直流炉控制中得到广泛应用。 影响燃水比稳态和动态调节的因素多，对超临界机组汽温控制系统的设计具有重要意义，现分析如下。 2．1 燃烧率与给水量的配合 燃水比不是恒定不变的， 它必须随负荷的改变而改变。如下式： 式中 iht为主蒸汽焓值，kJ／kg； ifw为给水焓值，kJ／kg；F为燃料量，t／h；W 为给水量，t／h；Q为燃料低位发热草，kJ／kg；n为锅炉效率。 锅炉给水温度随负荷的增加而升高，因此ifw也随之升高；机组定压运行时，主蒸汽温度和压力为定值，即ifw为一定值；Q 和n可视为常数，因此燃水比是随负荷的升高而减小的。无论是定压还是滑压运行，这一公式都是计算静态燃水比 与负荷关系的基本公式。 另⋯·方面，燃料量和给水量在负荷改变时按燃水比进行调整，但二者对汽温的动态影响是不同的。为减小负荷动态调整过程中的汽温波动，还必须对负荷调整产生的燃料量指令和给水量指令分别设置动态校正环节，保证燃料量和给水量的动态匹配。

26. 2．2 微过热汽温和微过热蒸汽焓值 微过热汽温在一定的过剩空气系数下也与锅炉负荷密切相关。工质在炉膛中吸热辐射、对流两部分，所以当负荷变化时，微过热汽温和微过热蒸汽焓值也随着变化。二者相比，焓值在灵敏度和线性度方面具有明显优势。当负荷变化时，工质压力将在超临界到亚临界的广泛压力范围内变化。由水和蒸汽的热力性质可知， 蒸汽的过热度越低， 热焓一压力一温度间关系的非线性度越强， 特别是在亚临界压力下饱和区附近， 这种非线性度更强， 如图所示。

27. 在过热度低的区域，当增加或减少同等的给水量时，焓值变化的正负向数值大体相等，但微过热汽温的正负向变化量则明显不等。如果微过热汽温低到接近饱和区，给水量扰动可引起明显的焓值变化，但温度变化却很小。因此，应优先选用微过热蒸汽焓值作为反馈信号， 以保证燃水比的调节精度和更好的调节性能。 当采用此反馈信号通过调整给水量来调整燃水比时，则给水调节系统外回路(给水主调)的任务就是调整微过热汽温或焓值到期望的设定值。负荷变化时该设定值作相应变动，不仅如此，该设定值也还需串接惯性环节进行动态校正。 (1)加负荷时首先应增加燃料量、提高燃烧率，以先满足炉膛蓄热量提高的需要，然后再按校正信号增加给水量；减负荷时，应先减燃料量、降低燃烧率，因最初炉膛蓄热量还要释放出部分热量，然后再按校正信号减少相应给水量。 因此，应使微过热汽温或焓值校正给水量的作用适当滞后。 (2)负荷变化时给水温度也相应改变。 机组负荷给定值变化后，给水温度要等到汽轮机抽汽温度变化，再经高压加热器的传导后才发生变化。囚此，微过热汽温或焓值的设定值信号也应与此变化过程相适应，即通过惯性环节的动态校正，使设定值变化与实际微过热汽温或焓值物理变化过程相匹配.

28. 2．3 燃烧器摆角 当通过燃烧器摆角或其他手段改变锅炉内各吸热段热量分配比例时，微过热汽温或焓值必然会发生改变，但燃水比未改变，过热汽温保持不变，因此控制系统中对此引起的微过热汽温的变动应加以补偿。 由于烟气的流动，扰动引起的锅炉烟气侧各处温度变化的速度很快,可以认为炉膛内烟气热量的变化是同时作用到锅炉各受热面的。所以，补偿燃烧器摆角等热量分配手段引起的微过热汽温改变只需静态补偿即可。 2．4 燃水比调整与减温喷水的协调 燃水比调整是保持汽温的最终手段，但对过热汽温影响的迟延大；减温喷水能较快改变过热汽温，但最终不能维持汽温恒定。将二者协调起来，才能获得整体汽温调整和响应性能的最优。 将一级喷水减温器前后温差(△ )与代表适量喷水的温差设定值相比较，形成一级减温器温差偏差(△)，用△去修正燃水比，通过这一设计可达到协调二者的目的。据此调整后的燃水比将使△稳定在预定的温差设定值上， 以保持一级减温喷水阀工作在适中位置， 可及时响应对汽温上下波动进行的调整。 通过给水量调整燃水比对汽温的影响滞后较大，且燃水比着重于保持汽温的长期稳定.用一级减温器温差偏差对燃水比的校正作用应相对缓慢，校正作用的积分时间一般为几分钟。

29. 600MW 超临界发电机组锅炉过热汽温的调节是以调节煤水比为主，用一、二级减温水作细调。 3．3．1 过热汽温粗调(煤水比的调节) 煤水比的调节的主要温度参照点是中间点(即内置式分离器出口处)焓值(或温度)。锅炉负荷大于40％MCR时，分离器呈干态，中间点温度为过热温度。具体控制思路见锅炉给水控制系统部分。

30. 3．3．2 过热汽温细调 由于锅炉调节中受影响的因素很多，只靠煤水比的粗调是不够的；而且，还可能出现过热器出口左、右侧温度偏差。因此，在后屏过热器的入口处和高温过热器(末级过热器)的入口处分别布置了一级和二级减温水(每级左、右各一)。喷水减温器调温惰性小、反应快，开始喷水到喷水点后汽温开始变化只需几秒钟，可以实现精确的细调。必须注意的是，要严格控制减温水总量，以保证有足够的水量冷却水冷壁；投用时，尽可能多投一级减温水，少投二级减温水，以保护屏式过热器。

32. (3) 汽压调节的方法和手段

33. (4) 如何保证高燃烧效率

34. (5) 如何保证锅炉运行安全,延长锅炉使用寿命

36. 3.1 锅炉本体性能介绍(哈锅） （1）锅炉运行方式： 锅炉采用定—滑—定的运行方式，压力—负荷曲线见下图，并保证与汽轮机相匹配。锅炉带基本负荷，并可参与调峰。

37. （2）锅炉效率： 燃用设计煤种，在B-MCR及BRL工况下锅炉保证热效率分别不低于93.66%和93.84%(按低位发热值)。 （3）在全部高加停运时，锅炉的蒸汽参数保持在额定值，各受热面不超温，蒸发量满足汽轮机在此条件下达到额定出力。 （4）锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于30%B-MCR，并保证长期安全稳定运行。在最低稳燃负荷及以上范围内自动化投入率达到100%。 （5）锅炉负荷变化率满足下述要求： 在50%～100%B-MCR时，不低于±5%B-MCR/分钟； 在30%～50%B-MCR时，不低于±3%B-MCR/分钟； 在30%B-MCR以下时，不低于±2%B-MCR/分钟； 负荷阶跃：大于10%汽机额定功率/分钟。 (6) 过热器和再热器温度控制范围 过热汽温在30%～100%B-MCR、再热汽温在50%～100%B-MCR负荷范围时，蒸汽温度保证稳定在额定值，偏差不超过±5℃。

38. (6)锅炉燃烧室的承压能力 锅炉燃烧室的设计承压能力大于±5800Pa，当燃烧室突然灭火内爆，瞬时不变形承载能力不低于±9800Pa。 (7)在炉膛出口水平烟道两侧对称点温差不超过50℃。若实测超过该值时，任何受热面保证不超温。 （8）过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5℃和10℃。 （9）锅炉炉墙、热力设备及管道等的保温表面温度在锅炉正常运行条件下，当环境温度(距保温表面1m处空气温度)小于等于27℃时，不超过50℃；当环境温度大于27℃时，保温表面温度允许比环境温度高25℃。散热量(按金属壁温计算)不超过下表规定值： （10）省煤器入口联箱(包括该联箱)至过热器出口的工质总压降不大于3.47MPa(按B-MCR工况计算)。

39. （11）再热器蒸汽侧的压降不大于0.19MPa(按B-MCR工况计算)。（11）再热器蒸汽侧的压降不大于0.19MPa(按B-MCR工况计算)。 （12） 锅炉两次大修间隔大于5年。 （13） 燃烧器防磨件及省煤器防磨板等使用寿命大于50000小时 （14） 喷水减温器的喷咀使用寿命大于80000小时。 （15） 锅炉各主要承压部件按200,000运行小时设计寿命计算，其使用寿命大于30年，受烟气磨损的低温对流受热面的使用寿命达到100,000小时，空气预热器的冷段蓄热元件的使用寿命不低于50,000小时。 (16) 锅炉的起动时间(从点火到机组带满负荷)，保证与汽轮机相匹配，满足以下要求： 冷态起动 6～8 小时 热态起动 1.5～2 小时 温态起动 3～4 小时 极热态起动 ＜1.5 小时 (17) 锅炉机组在30年的寿命期间，允许的启停次数不少于下述值： 冷态 300 次 热态 5000 次 温态 2000 次 极热态 500 次 负荷阶跃(10%汽轮机额定功率) 12000次

40. (18) 在使用年限内，各种状态下启动分离器、过热器集箱等厚壁元件每次起动的寿命消耗见下表。寿命消耗不大于70%。 (19) 锅炉的汽水系统为无铜系统。

41. 图5 启动分离器结构图

42. 3.2 超临界机组协调控制 3.2.1 协调控制对象特点 (1) 机、炉控制耦合 汽轮机和锅炉之间的非线性耦合是超临界机组难点之一。 由于没有汽包的缓冲，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。主汽阀开度一方面控制汽轮机功率，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，这和汽包式锅炉的情况不同。 例如当汽轮机负荷增加时，汽轮机功率调节器会增大汽机主汽阀开度，增大汽轮机进汽量，由于锅炉的响应速度较慢，无法及时产生足够蒸汽．从而使机前压力降低，阻碍了汽轮机进汽量进一步增大。为了获得更多进汽量以满足负荷需求．汽轮机功率调节器会进一步开大调节汽门，导致机前压力进一步降低，最终形成恶性循环。 对于锅筒式锅炉．由于锅筒的蓄热较大，可利用锅筒的蓄热满足汽轮机超调的需求，使主汽压力不致产生过大波动 对采用直流锅炉的超临界机组而言，由于锅炉的蓄热相对较小，难以满足汽轮机的需求，从而使主汽压力大幅度变化，降低了控制质量.

43. (2) 非线性特性强 超临界机组是被控特性复杂多变的对象．随着机组负荷的变化，机组的动态特性参数也大幅度变化。超临界机组普遍采用变压方式运行，因此超临界机组也会在亚临界压力范围内运行。由于超临界和亚临界区工质物性的巨大差异，以及不同燃烧率下锅炉蒸发段(或相变点)位置的迁移等因素的影响，使超临界机组呈现很强的非线性特性和变参数特性，远比常规的亚临界机组难于控制。 (3) 燃水比难于控制 超临界机组控制的重点在于锅炉的燃水比调节。由于燃水比变化时出口汽温的响应延迟很大．因此不能用出口汽温来作为燃水比调节的反馈量。 3.2.2 控制策略问题 对于大型超临界机组快速稳定控制的工程含义有2点： (1)要求机组负荷变化时，在控制系统的作用下，负荷跟踪变化快。 (2)无论处于何种运行工况，受控参数应稳定在允许范围内。

44. 1. 汽机一锅炉之间的协调控制 机组协调控制的主要目的是： 协调机一炉之间动态过程的速度差异，使得受控参数稳定。 负荷需求变化时，系统能够快速地增、减机组的出力，平稳地满足电网需要. 主要输出量: 汽温、汽压和蒸汽流量(负荷)， 主要输入量: 给水量、燃烧率和汽机调门开度。 2. 机组协调控制任务 协调控制系统的任务就在于:维持机组运行过程中的能量平衡，包括: 机组输入能量与输出能量的平衡； 机炉之间的能量平衡； 锅炉内部各子系统之间的平衡。 由于能量信号不易测量，通常用一些间接的信号代表这种平衡关系。机前压力即是机炉能量需求关系的体现。

45. 协调控制功能： （1）参与电网调频、调峰 （2）协调机炉之间的能量平衡；保证机组安全经济运行； （3）辅机故障时实现RB,增减闭锁，迫升/迫降功能； 3 协调控制系统的分类 目前，火力发电厂协调控制系统所采用的控制策略归纳起来有如下9种运行方式。其中，基本方式为低级方式，机跟炉方式或炉跟机方式为较高级方式，机跟炉协调方式、炉跟机协调方式、机炉协调方式为高级方式；常用协调方式有直接能量平衡控制系统（DEB）、指令直接平衡控制系统（DIB）和远方调度方式（ADS）。 1）基本方式 基本控制策略：汽机主控和锅炉主控均处于手动运行方式。 适用范围：适用于机组启动及低负荷运行工况，在汽机和锅炉辅机工作异常时也应用这种方式。

46. 2）机跟炉方式（汽机跟踪方式） 基本控制策略：汽机自动调压，锅炉手动调功。 适用范围：当汽机运行正常，锅炉不具备投入自动的条件时采用该运行方式。所谓锅炉不具备投入自动条件包括在低负荷运行工况以及锅炉部分辅机工作异常工况。另外，当锅炉运行不稳定或锅炉异常工况，一般也采用这种运行方式，由汽机快速维持主汽压力为某一定值，使得锅炉系统及各主要运行参数快速恢复稳定运行，以便防止事故扩大及排除故障. 3）炉跟机方式（锅炉跟踪方式） 基本控制策略：锅炉自动调压，汽机手动调功。 适用范围：当锅炉运行正常，汽机部分设备工作异常或机组负荷受到限制时应用这种方式。

47. 4）机跟炉协调方式（以汽机跟踪为基础的协调方式）4）机跟炉协调方式（以汽机跟踪为基础的协调方式） 基本控制策略：汽机自动调压，锅炉自动调功，并参与电网的一、二次调频。 在该方式下，汽机主控和锅炉主控均处于自动运行方式，由汽机来维持主汽压力，并接受目标负荷的前馈信号，压力设定值由运行人员手动给定或接受自动滑压设定值。单元机组输出功率的调整任务由锅炉承担，锅炉主控还接受目标负荷的前馈信号，部分电厂还设计有目标负荷的导前信号等，目标负荷由运动人员手动给定或接受电网调度ADS负荷分配指令，同时参与电网的一、二次调频。 适用范围：适用于带基本负荷机组。

48. 5）炉跟机协调方式（以锅炉跟踪为基础的协调方式）5）炉跟机协调方式（以锅炉跟踪为基础的协调方式） 基本控制策略：锅炉自动调压，汽机自动调功，并参与电网的一、二次调频。 在该方式下，汽机主控和锅炉主控均处于自动运行方式。由锅炉来维持主汽压力，并接受目标负荷的前馈信号，部分电厂还设计有目标负荷的导前信号、能量平衡信号等，单元机组输出功率的调整任务由汽机承担。压力设定值及目标负荷指令的形成与机跟炉协调方式相同。 适用范围：适用于参与电网调峰机组。

49. 6）机炉协调方式 基本控制策略：机炉协调方式实际上是机跟炉协调方式与炉跟机协调方式的合成，目前，机炉协调方式的控制策略普遍采用锅炉调功，汽机既调功又调压的运行方式，并同时参与电网一、二次调频。 在该方式下，汽机主控和锅炉主控均处于自动运行方式。汽机既调压又调功，一般设置为调功的系数低于调压的系数，使其以调压为主、调功为辅，并接受目标负荷的前馈信号及参与电网的一、二次调频，压力设定值由运行人员手动给定或接受自动滑压设定值。单元机组输出功率的调整任务主要由锅炉承担，锅炉主控还接受目标负荷的前馈信号，部分电厂还设计有目标负荷的导前信号等，目标负荷由运行人员手动给定或接受电网调度ADS负荷分配指令，同时参与电网的一、二次调频。部分单元机组的机炉协调方式也采用锅炉调压，汽机既调功又调压的运行方式，并同时参与电网一、二次调频。在该方式下，汽机主控以调功为主、调压为辅。 7）DEB协调控制 单元机组负荷控制DEB于1957年由L＆N公司首次提出，经20多年改进和完善，最终于20世纪80年代初推出了成熟的DEB／400（DEB-Ⅳ）协调控制系统。

50. DEB控制系统中采用了以下3个重要信号： （1）P1/PT：汽轮机一级压力对机前压力之比，代表了汽轮机调门的有效阀位。 （2）PS·P1/PT：机前压力定值乘以汽压比值为能量平衡信号，表征在定压或滑压等不同运行工况下汽轮机的能量输入，即汽轮机对锅炉的能量需求。 （3）P1+K·dPb/dt：热量释放信号或热量信号。 L&N公司推荐的DEB协调控制系统DEB／400（DEB-Ⅳ）