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普通燃煤机组协调控制
普通燃煤机组的主、辅设备，控制设备都已成熟，但如何提高机组变负荷速率、辅机故障RB的技术指标等有待提高。
1．常规协调控制存在问题
发电厂主、辅机可控性提高和DCS系统的成功应用使得机炉协调控制在发电厂控制中得到广泛应用。
但是目前多数协调控制系统设计是组件组装仪表的翻版，设计理念还是以闭环为主，靠闭环调节来维持被控制参数。
由于机炉之间的特性差异、运行期间的各种扰动，如果仅靠被控参数偏差来调节必然导致调节滞后、调节效果差、变负荷能力弱。
本公司通过多年工程实践，利用DCS系统的信息共享，对一些主要扰动进行预测，通过“提前量”抑制动态偏差、提高机组变负荷能力。
2．GE新华协调控制策略
协调控制系统设计原则是将汽机、锅炉作为整体考虑。
通过预测提前量来提高机组负荷响应能力、抑制动态偏差；与各种非线性、方向闭锁等控制机理的有机结合，协调控制机组功率与机前压力，协调处理负荷要求与实际能力的平衡。
在保证机组具备快速负荷响应能力的同时，维持机组主要运行参数的稳定。
预测控制（即前馈量）不是新的控制思路，引风控制的送风指令前馈是典型的范例。
借助于DCS系统信息共享，控制系统设计重点要考虑被控对象特性、各种扰动对被控对象的影响，即预测提前量。
预测控制有以下优点:
1）抑制动态偏差
以引风控制为例，由于影响炉膛压力因素众多，正常工况采用送风指令对引风控制前馈是切实可行的。
但是，在磨煤机、一次风机启停时,尤其是RB工况，如果不采取措施，过大的动态偏差使闭环控制不堪承受。
为此增加以下扰动预测：
①磨煤机启停；②一次风机启停；③送风机跳闸；④RB切除燃料。
2）提高机组变负荷能力
为提高机组变负荷能力，采取主要措施：
①机组指令同时前馈于机、炉主控，即《综合控制》；
②一次风压定值是负荷函数（比例关系）；
③机组指令前馈于磨一次风量控制。
2.1协调控制方案比较
常规的协调控制采用“直接能量”信号来协调机炉主控同步动作（见图一），而本文的《综合控制》是指，机组指令同步前馈于机、炉主控进行粗调；而“直接能量”信号与热量信号，机组指令与机组功率作为各自的控制回路细调（见图二）。
根据负荷燃料关系、汽机调门特性，“提前量”是可估算的，其原则是“不过调”
图一常规协调控制方案
与采用常规方案的洛河、淮北二电厂比较，《综合控制》提高了机组变负荷能力，同时也便于闭环回路参数整定、缩短了调试时间。
这在后期的工程中得到充分的验证。
图二综合协调控制方案
2．RB控制思路
机组主要辅机在运行中跳闸是突发事件，此时若仅靠运行人员操作，由于操作量大、人为因素多，不能确保机组安全运行。
因此机组RB功能是否完善是衡量协调控制系统的重要指标。
1）RB过程指标
RB过程应在自动工况下“安全、快速、平稳”地把负荷降到机组允许出力范围内。
2）RB过程机组控制方式
《机跟炉协调》即汽机主控维持机前压力（滑压），锅炉主控维持目标燃料量。
3）RB过程汽温控制
RB发生后立即发一个脉冲，超驰关闭喷水减温阀门；同时摆动火嘴超驰上移5％，以减少汽温下降幅度。
2.1常规的RB控制思路
图三常规RB燃料控制及目标值
1）锅炉主控指令以一定的速率下降，到指令小于目标值，RB过程结束。
分析：
锅炉指令与实际燃料是定性关系，RB发生时通过BMS切除燃料（二台磨或二层给粉机）。
显然用指令近似燃料量过于粗糙，同时切磨（或给粉机）过程中燃料可能有较大波动（与组态有关，如马鞍山二电厂一期原RB方案）；再则锅炉指令小于目标值，是否机组已降到安全负荷？
（见图三）
2）缺少必要的前馈措施
分析：
辅机跳闸发生RB时，BMS按要求切除燃料。
此刻对运行工况扰动大，仅仅依赖被控参数大偏差进行调节，对闭环控制来讲调节效果差，试验结果也不尽人意。
其表现为：
试验过程中运行工况扰动大，不能有效克服；机组重要运行参数越限多。
2.2GE新华《以静制动、综合协调》的RB控制思路
1）以静制动
发生RB工况时，BMS按要求切除燃料、投油，CCS根据RB发生前单位煤耗（实时）计算目标值所需的燃料量；等BMS完成切除燃料后，根据目标燃料量与保留燃料量比较，维持目标燃料量。
即锅炉主控处于《静止状态》。
（见图四）
2）综合协调
指发生RB工况时，协调各子系统以确保运行工况的平衡过渡，汽机主控维持负荷与机前压力关系。
在RB发生瞬间，对某一辅机跳闸引起的运行工况扰动进行抑制，即采用适当的前馈量，减小动态偏差，有利于机组运行安全。
对外协调BMS、DEH、SCS控制系统快速、平稳地把负荷降到机组出力允许范围内。
图四新华RB燃料控制及目标值
2.3RB控制思路比较
1）定性改为定量
常规RB用锅炉主控指令以一定速率降到目标值，作为RB过程结束依据。
虽然控制逻辑简单，但过于粗糙。
而《以静制动》思路是定性转为定量，以当时的实时煤耗来计算RB目标值所需燃料量，并以实发功率降到目标值或二分钟后实际负荷变化率小于1%，作为RB过程结束标志。
2）提前量缩小动态偏差
通过扰动前馈量来缩小各个系统的动态偏差，提高了RB控制质量。
以运行中一台送风机跳闸为例，立即对引风控制前馈关，抑制送风机跳闸对炉膛压力影响，同时切磨切除燃料也要及时减少引风量。
本文RB思路是洛河、淮北二电厂RB控制方案的继续与提高，主要区别是，RB燃料计算一步到位，更为简便、实用；采用专用RB调节回路等综合措施减小RB过程时间（降50%负荷控制在4～6min）。
超临界机组控制策略（600MW）
1．超临界锅炉的控制特点
（1）超临界锅炉的给水控制、燃烧控制和汽温控制不象汽包锅炉那样相对独立，而是密切关联。
（2）当负荷要求改变时，应使给水量和燃烧率（包括燃料、送风、引风）同时协调变化，以适应负荷的需要，同时应使汽温基本上维持不变；当负荷要求不变时，应保持给水量和燃烧率相对稳定，以稳定负荷和汽温。
（3）湿态工况下的给水控制——分离器水位控制，疏水。
（4）干态工况下的给水控制——用中间点焓对燃水比进行修正，同时对过热汽温进行粗调。
（5）汽温控制采用类似汽包锅炉结构，但应为燃水比+喷水的控制原理，给水对汽温的影响大；给水流量和燃烧率保持不变，汽温就基本上保持不变。
2．超临界锅炉的控制重点
超临界机组由于水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。
因此超临界机组的负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切相关的，而维持燃水比又是保证过热汽温的基本手段。
因此保持燃/水比是超临界机组的控制重点。
本公司采用以下措施来保持燃/水比：
（1）微过热蒸汽焓值修正
对于超临界直流炉，给水控制的主要目的是保证燃/水比，同时实现过热汽温的粗调，用微过热蒸汽焓（或中间点温度）对燃/水比进行修正，控制给水流量可以有效对过热汽温进行粗调。
（2）中间点温度
采用分离器出口温度（即中间点温度）对微过热蒸汽焓定值进行修正。
当中间点温度过高，微过热蒸汽焓定值立即切到最低焓，快速修改燃/水比、增加给水量。
当中间点温度低与过热度，表明分离器处于湿态运行，此时焓值修整切为手动。
（3）燃水指令的交叉限制回路
给水最小流量限制；燃/水交叉限制，主要目的是在各种工况下防止燃料与给水比的失调。
燃料指令由锅炉指令加变负荷超调量前馈，经给水指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范围内）；给水指令经燃料指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范围内）。
（4）喷/水比（过热器喷水与总给水流量比）
在超临界机组如果喷/水比过大（或过小），即流过水冷壁的给水量过小（或过大），用喷/水比修正微过热蒸汽焓定值（即修正燃/水比），改变给水流量，使过热减温喷水处于良好的控制范围内。
（5）高加解列超调前馈
高加解列，给水温度偏低，通过超调前馈快速减少给水量（超调量与负荷成比例关系），以确保燃/水比调整使过热汽温在正常范围内。
注：
高加解列超调量只受最小流量限制，不受其他条件影响。
3．超临界锅炉的给水控制
超临界锅炉给水控制要完成多重控制任务：
控制燃/水比、实现过热汽温的粗调、满足负荷的响应。
1）给水指令组成
给水指令由燃料指令经f（x）对应的总给水量减去过热器喷水量、通过燃/水比修正，加变负荷超调量前馈，经燃料指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范围内），加高加解列前馈。
具体分析如下：
（1）给水指令的前馈
给水指令的前馈包括：
静态前馈和动态前馈二部分组成。
①静态前馈
这是给水指令的主导部分，由燃料指令折算出锅炉需要的给水总量，扣除减温水量后，作为直流炉的给水指令，通过这部分的静态前馈，基本保证了燃/水之比。
由于燃料、给水对过热汽温反应存在时差，因此给水指令要经惯性环节延迟。
②变负荷超调量动态前馈
变负荷超过8MW时对燃料、给水指令超调前馈，主要是为了提高机组的负荷响应速度。
3高加解列超调前馈
高加解列，给水温度偏低，通过超调前馈快速减少给水量（超调量与负荷成比例关系），以确保燃/水比调整使过热汽温在正常范围内。
（2）给水指令的反馈修正
静态前馈部分基本上确定了燃料与给水流量之间的关系，在实际运行中，这一关系还应根据实际情况作必要的修正，使过热器进口的焓维持在定值附近。
反馈修正的思路为：
当过热器进口的焓大于设定值时，适当逐步加大给水指令；反之，则减少给水指令。
焓定值的确定可分为二种情况，一种是正常情况下焓定值的确定；另一种是当过热器进口超温时的焓定值计算。
①正常情况下过热器进口焓定值的计算
在正常情况下，过热器进口焓定值由二部分组成：
一是基准的焓设定值；二是由实际运行情况确定的定值修改量。
a．基准的焓设定值
基准的焓设定值是分离器出口压力的函数，f（x）代表了不同负荷对过热器进口蒸汽保证一定的过热度的控制要求。
b.焓设定值的修正
焓控设定值修正是指根据过热器进口温度或减温水流量在一定范围内修正焓控设定值。
当过热器进口温度大于定值3℃（初设），经过焓设定积分器将焓设定值适当减少，相应增加给水流量指令；反之相反。
用喷/水比（过热器喷水量/总给水量比值）对焓控定值进行修正，其因是直流锅炉的给水流量控制与减温水总量的控制之间存在着必然的联系，比如当过热喷水量增加，就说明前面的水冷壁的给水流量偏小，即可以通过减小焓控定值，增加给水流量而使过热喷水恢复到原来的值。
注：
焓定值修正范围：
中间点温度过热度在超过热、欠过热范围内，即焓控设定值必须保证在Hmax和Hmin之间。
②当分离器出口超温时的焓定值计算
给水控制系统还必须实现防止水冷壁管出口温度的越限，当当分离器出口温度偏差大于3℃时，按上节方法减小焓设定值；当当分离器出口温度大于限值（超过热）时，控制回路将焓设定值迅速切至最低限Hmin，从而快速增加给水流量，防止水冷壁出口温度进一步上升；当水冷壁出口温度超过其对应负荷下的温度保护定值，则发生MFT，这是直流锅炉为防止水冷壁管超温而设置的一个重要保护。
2）湿态运行方式
（1）当分离器出口温度低于欠热度（分离器出口压力函数），即为湿态方式。
（2）湿态方式燃/水比切手动，用上述给水指令与给水流量的偏差的PI调节控制给水旁路调门或电动给水泵。
（3）锅炉处于非直流运行方式，焓控制器处于跟踪状态，给水控制保持32%BMCR流量指令，由于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32%BMCR后，锅炉逐步进入直流运行状态，焓控制器开始工作。
3）干态运行方式
用给水指令与给水流量的偏差的PI调节控制用电泵或汽泵转速，即控制给水量。
干态方式用过热器入口焓对燃/水比进行修正。
4）RB给水指令
RB时经燃料指令折算的给水指令缩短延迟时间，60秒后用分离器出口焓对燃/水比进行修正（在RB过程，喷/水比不参与），确保过热汽温在可控范围内。
4．改善超临界机组协调控制调节品质
为了提高机组负荷响应的能力，主要方法为：
1采用机组指令并行前馈到机、炉主控，即要充分利用机组的蓄热，也要提速燃烧指令；
2加快锅炉侧的快速响应尤其是给水的快速响应，对给水和给煤应有合理的、经智能化处理的超调量，加快整个机组的动态响应速度。
1）变负荷时，燃水指令的超调
①当增负荷幅度8MW，同时实际负荷变化率大于0.3MW/min（这是二次确认，即按下《GO》；AGC投入无须操作员二次确认。
），启动增负荷超调指令。
②超调持续时间的判断逻辑
当增负荷幅度差值<3MW、机组实际负荷指令与实发功率偏差小于2MW，上述任一条件成立，增负荷超调结束。
③超调量
超调量与变负荷速率、实际负荷指令有关。
变负荷速率越快，超调的量也越大；负荷指令越高，超调的量也越大。
④当遇到加负荷后随即又减负荷的工况，则加负荷超调立刻结束，同时触发减负荷超调。
反之亦然。
注：
减负荷超调类同。
2）增加一次风量的前馈
一次风压设定值是机组指令的正比函数，通过改变一次风压来提高锅炉变负荷速率；利用锅炉主控指令的前馈信号同时改变一次风量，充分利用磨煤机内的蓄粉来快速响应负荷需要。
母管制机组调节的特殊问题
热电联供机组采用母管制运行方式，与单元机组控制上的区别在于机炉之间无一一对应关系，但维持供需之间的能量平衡是一致的。
对母管制运行机组来讲，维持母管压力的稳定，即维持了供需之间的能量平衡。
一般的母管压力控制是采用母管压力偏差调节去修正并列锅炉出口压力定值，虽然也能维持母管压力，但并列锅炉负荷分配是定性的。
因此定量、合理、方便分配并列运行锅炉热负荷是区别单元机组的特殊任务。
1．控制策略
采用类似单元机组的“能量信号”与“热量信号”来协调供/需侧的能量平衡，负荷分配采用平衡控制原理，其输出作为锅炉热负荷指令。
负荷分配采用一拖多个设备的平衡控制机理，简化了控制结构、方便运行修改偏置，满足了锅炉各种控制方式的无扰切换。
1.1供、需作为整体考虑
从供、需之间能量平衡机理，采用能量信号（DEB）、热量信号UQ；表达式为：
1）能量信号
用能量信号作为热负荷指令有利于供需之间的能量平衡，同时直观，方便热负荷分配。
2）热量信号
D——母管制锅炉总蒸汽流量；
M——母管压力：
PMS——母管压力设定值
1.2控制方案
并列运行锅炉的负荷分配应采用定量的变负荷或固定负荷（流量）控制。
在变负荷工况由运行通过偏置量来实现其最佳分配，也可以让一台锅炉带固定负荷（即流量控制）。
任何一台锅炉可以是流量控制（固定负荷），也可是负荷控制、或维持其锅炉出口压力，各种方式可以任意选择，切换是无扰的。
当上述任一方式投入，该锅炉可以投入《RU/RD》、《RUNBACK》功能。
当上述功能任一发生时，运行方式立刻转入流量控制方式；当某一锅炉发生RUNBACK时，该炉《RU/RD》功能切除。
当一台锅炉投入负荷控制，其承担调节负荷功能。
当二或三台锅炉投入负荷控制，那就共同承担变动负荷。
负荷的上、下限，方向闭锁，辅机故障RB功能在各自的炉侧完成。
2.热负荷分配中心
控制系统设计原则是将供汽、用汽作为整体考虑。
在能量平衡控制策略基础上，通过前馈/反馈、连续/断续、非线性、方向控制等控制机理的有机结合，来协调控制供需能量平衡，协调处理热负荷要求与实际能力的平衡。
在保证需侧具备快速负荷响应能力的同时，维持炉侧主要运行参数的稳定。
热负荷指令的实际能力识别限幅是根据锅炉运行参数的偏差、辅机运行状况，识别炉侧的实时能力，使炉侧在其辅机或子控制回路局部故障或受限制情况下的炉侧实际负荷指令与炉侧稳态、动态调节能力相符合。
保持需侧/炉侧，锅炉各子控制回路间需要/可能的协调，及输入/输出的能量平衡。
热负荷指令的实际能力识别限幅功能，反映了炉侧模拟量控制系统一种重要设计思想——控制系统自适应能力：
1）正常工况——“按需要控制”
2）异常工况——“按可能控制”
热负荷指令的实时能力识别限幅功能主要有：
1）方向性闭锁
2）迫升/迫降（RunUp/RunDown）
3）辅机故障快速减负荷（Runback）
所有炉侧实时能力识别限幅功能，均设计有超驰优先级秩序，并具备明了的CRT显示。
2.1方向闭锁功能
方向闭锁作为炉侧控制的安全措施，具有下例功能：
（1）防止参数偏差继续扩大的可能；
（2）防止锅炉各子控制回路之间及锅炉、热负荷之间的配合失调有继续扩大的可能。
2.2迫升/迫降功能
迫升/迫降作为炉侧MCS控制的一种安全保护，具备按实际可能自动修正本锅炉热负荷指令功能。
迫升/迫降主要作用是对有关运行参数（燃料量、送风量、给水量）的偏差大小和方向进行监视，如果它们超越限值，而且相应的指令已达极限位置，不再有调节余地，则根据偏差方向，对实际热负荷指令实施迫升/迫降，迫使偏差回到允许范围内，从而达到缩小故障危害的目的。
2.3快速减负荷（RUNBACK）功能
机组主要辅机在运行中跳闸是突发事件，此时若仅靠运行人员操作，由于操作量大、人为因素多，不能确保机组安全运行。
因此RB功能是否完善是衡量MCS系统设计重要指标。
本公司推出的RB控制策略《以静制动、综合协调》。
母管制热电联供机组首要任务是确保供汽安全，根据热电联供性质，我们建议设计以下RB功能：
（1）一台送风机运行中跳闸
（2）一台引风机运行中跳闸
3.锅炉主控简介
锅炉主控在正常工况分二种情况，1）带固定负荷，即维持该锅炉出口流量；2）带变动负荷，即根据负荷中心要求，来调节蒸发量；当然维持其锅炉出口压力，也间接带变动负荷。
异常工况根据炉侧RB性质、负荷能力计算RB目标值所对应的燃料量。
燃料信号经热值修正作为反馈信号。
风/煤交叉采用静态DEB指令与该指令经惯性环节输出相比较，取大值控制风量、取小值控制燃料量，可以避免实际信号波动对控制带来负面影响，方便地实现了加负荷先加风、后加煤；减负荷先减煤、后减风的“富风”策略。
3.1变动负荷控制
负荷中心的热负荷指令，经速率限制，上、下限幅，与本炉的热量信号相比较作为调节算法的偏差输入，其输出作为平衡算法的输入。
经热值修正的燃料信号作为平衡算法的反馈输入。
3.2固定负荷控制
所谓“固定负荷”即（流量控制）定值由运行设定，其它类似变负荷控制。
3.3锅炉出口压力控制
锅炉出口压力调节是并列运行锅炉常规的控制方法，其实质是定性的变负荷控制，由于并列锅炉的相关性，对负荷分配不具备定量控制能力。
当本锅炉发生RUNBACK、RU/RD自动转为固定负荷控制。
4．母管制机组RB工况
当一台并列运行锅炉因辅机故障发生RB时，立刻转为“固定负荷”控制方式；BMS完成切除一层给粉机（总共三层，保留二层），细调由专用RB调节器完成，其燃料量指令是根据RB时刻单位煤耗，乘以RB目标负荷，反馈是实际燃料量。
在RB过程保持其燃料量，当锅炉蒸发量低于RB目标负荷或蒸发量下降速率低于xt/min，故障锅炉RB结束。
其它锅炉保持其原有的控制方式，如果参与变负荷控制，那么要承担维持母管压力稳定任务，故障锅炉减少的负荷由它们承担。
如果在压力控制，由于并列锅炉的相关性，故障锅炉减少的负荷也由其它锅炉承担。
循环流化床锅炉燃烧特点及控制要点
1．CFB锅炉燃烧特点
循环流化床燃烧过程与常规煤粉炉有很大区别，突出表现在循环和流化两方面。
CFB锅炉的燃料一般由煤和石灰石两部分组成，物料（煤粒和石灰石）给料口进入炉膛密相区下部后，被高温物料包围而迅速着火，并在燃烧室中拌以高速风流在沸腾、悬浮的状态下进行燃烧。
同时，高温烟气携带炉料和大部分未燃烬的煤粒飞逸出燃烧室顶部，经旋风分离器分离出未燃烬燃料由返料器送回炉膛底部，再次进入炉膛循环燃烧。
流化是一次风由炉膛下部的一次风箱进入，通过布风板进入燃烧室，扰动由煤和石灰石组成的床料使之流化，并携带床料向上移动整个燃烧室。
2．CFB锅炉区别煤粉炉重要控制参数
循环流化床锅炉燃烧系统为多输入、多输出的热力系统，变量间的相互影响大，耦合度强，同时由于炉内大量床料存在，使得其动态特性非常复杂，体现在大惯性、大滞后、强耦合、时变和非线性，给循环流化锅炉的自动控制带来很大的困难。
同时有的调节参数又影响多个被调参数。
床温是CFB锅炉特有的，也是至关重要的控制参数，床温的控制直接影响炉内的脱硫和脱硝。
能有效地去除SO2（二氧化硫）和NOX（氮氧化物）的最佳床温是850～950℃，但在实际运行中，要将床温控制在某一确定温度是很困难的，而只将床温控制在一定范围内。
影响床温的主要因素很多，如煤种、燃料的粒径、床料量、一二次风量、返料量、排渣量等。
不同的CFB锅炉采用床温控制方式也各不相同。
比较典型的有：
调整一、二次风比例；控制给煤量；控制返料量等。
CFB锅炉底部的床料是由灰、渣及大颗粒的燃料组成，一次风由底部吹入，不停地扰动这些床料。
CFB锅炉没有明显的料床厚度，但仍有密相区和稀相区之分，床料高度是指密相区静止时的料层厚度。
维持相对稳定的床料高度十分必要，若料层高，太厚使布风板阻力加大，分层严重，可能引起床下风室风道振动，而且增大风机电耗；若料层簿，高度太小则会发生吹穿，燃烧热量减小，运行不稳定，带负荷能力受到影响。
可见，料层厚度不仅影响床温，而且对锅炉经济运行影响很大。
CFB机组不管是内置式、还是外置式，都需要保持左、右床料均衡。
当左、右燃料厚度不一致，二侧阻力不相等，阻力大的一侧风量减少，阻力小的一侧风量增加；这种现象增强到到一定程度时，流化床失去稳定性，机组难于运行；严重时出现床的一侧阻力很小，风量非常大，床料被吹空；另一侧床料累积过多，床料很厚，风量很小，难于流化，甚至阻力大于风机压头，使流化风降为0，造成机组停运。
这就通常所说的“翻床”现象。
“翻床”使外置式一侧支腿床料失去流化，造成炉膛结焦，严重危及锅炉安全运行。
由于料层高度与床压近似成比例关系，通过差压了解床料高度。
影响床料厚度的因素较多，给煤量、石灰石量、返料量、一次风量及排渣量，通常采用排渣来控制床压的。
综合上述：
CFB锅炉区别煤粉锅炉的重要参数是：
床温、床压（要确保二侧均衡）。
3．CFB锅炉的控制特点
CFB锅炉控制特点是围绕床温、均衡二侧床压展开的，由于CFB锅炉存放大量床料，适合带基本负荷，如何提高CFB机组变负荷能力？
也是本次讨论内容。
3.1CFB锅炉床温控制
CFB锅炉影响床温因素很多，控制方案要根据不同炉型（内置、外置）、配置而定。
对内置式通常采用改变一、二次风比例；对外置式通常采用返料量，实现床温控制。
1）内置式床温控制
内置式常见方案改变一、二次风比例，但一次风主要功能确保正常流化，再则一次风对床压影响较大。
采用改变前墙下层二次风（总风量由二次热风门控制），即改变上、下层二次风比例来控制床温。
对床温控制设定±10℃（暂定）调节死区。
2）外置式床温控制
对于外置式控制返料量（也有内置式采用）实现床温调节，由于床温控制滞后大，设置较大死区，可以避免锥型阀频繁动作对炉内再循环灰量的影响。
3.2CFB锅炉床压及均衡控制
CFB锅炉床压高低影响床温、流化效果，涉及到CFB锅炉安全、经济运行。
影响床压因素较多，通常采用床底排渣来控制床压；为均衡左、右侧床压，通过各侧排渣来均衡二侧床料厚度，由于排渣受出口温度限制，必要时通过二侧床差来修正左、右侧燃料指令。
300MWCFB锅炉一般采用6台滚筒式冷渣机，5运1备，6台冷渣机分左、右二侧。
当冷渣机出口温度低于某一定值，控制其转速速来保持负荷所对应侧的床压；如果某台冷渣机出口温度高，则转为温度控制，减小冷渣机排渣量，使出口温度在受控范围内。
由于床压
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