超临界火力发电机组热工控制技术及其应用
热工自动化技术在火力发电中的应用与创新
热工自动化技术在火力发电中的应用与创新随着工业化和城市化进程的加速推进，全球能源需求不断增长。
作为能源的重要来源之一，火力发电在全球范围内得到了广泛的应用。
随着对环保和高效能源的需求不断提升，火力发电技术与装备也在不断升级和改进。
热工自动化技术作为现代化的控制技术，正逐渐在火力发电中得到广泛应用并带来了一系列的创新。
1. 燃煤锅炉控制系统燃煤锅炉是火力发电中最常见的能源转化设备，其自动化控制系统的稳定和高效对整个发电过程至关重要。
燃煤锅炉控制系统主要包括燃烧控制系统、给水控制系统、汽水循环系统、排烟系统等。
通过热工自动化技术，可以对锅炉的各个参数进行实时监测和控制，保证其运行在最佳状态，提高发电效率。
2. 水轮机控制系统水轮机是火力发电的动力装置，其自动化控制系统负责控制水轮机的启停、负荷调节、保护和自动化调度等功能。
通过热工自动化技术，可以实现水轮机的远程监控和智能化调节，提高其运行的稳定性和可靠性。
热网是火力发电厂的供热系统，其控制与调度对于保证供热质量和能源利用效率至关重要。
热网控制系统通过热工自动化技术，可以实现对热网系统的实时监测和优化调控，提高供热系统的稳定性和运行效率。
1. 数据采集与分析随着物联网技术的不断发展，热工自动化系统可以实现对火力发电设备和系统的大数据采集和分析。
通过数据分析技术，可以实现对发电设备的运行状态、能耗分布、故障预警等方面的智能化监测和分析，为提高发电效率和降低能耗提供有力的支持。
2. 智能化调度与优化热工自动化技术可以实现对火力发电系统的智能化调度和优化。
通过对发电系统的运行数据进行实时分析，可以根据负荷变化、天气变化等因素进行智能化的发电调度与优化，提高能源利用效率，降低发电成本。
3. 远程监控与智能维护通过热工自动化技术，可以实现对火力发电设备的远程监控和智能化维护。
运用远程监测技术，可以实现对设备的远程状态监测和故障诊断，及时发现和处理设备故障，提高设备的运行可靠性和可维护性。
浅谈350MW超临界机组协调控制系统的优化设计与应用
浅谈350MW超临界机组协调控制系统的优化设计与应用摘要：在我国的火力发电厂中，超临界机组是其主要的动力机组，不仅工作效率高，而且具有十分突出的经济性。
为了进一步研究超临界机组的应用问题，本文基于350MW超临界机组，对其中的协调控制系统进行了研究分析，并提出了对其的优化设计应用方案，以期为相关从业人员提供科学的参考和借鉴。
关键词：350MW超临界机组；协调控制系统；系统设计前言：随着科技的飞速发展以及节能环保理念的推广，这使得容量大且排放低的超临界机组得到了前所未有的重视，且得到了长足发展。
而其中的协调控制系统作为机组的核心部位，起着平衡电网和机组之间供求关系的作用，其将锅炉和电机作为一个整体进行把控，对整个机组的安全运行起着至关重要的作用。
1350MW超临界机组协调控制系统的组成2.1主蒸汽压力形成回路主蒸汽压力的预设值为Pa,其针对滑压运行和定压运行分别有自动设定和手动设定两种工作模式。
在滑压运行情况下，其由函数发生器f(x)对负荷指令进行运算，以得出不同负荷情况下的压力标准值，而在定压运行情况下，压力的标准值则由技术人员根据当时机组的实际运行情况进行手动的调整[1]。
在实际应用过程中，技术人员往往采用联合变压的工作模式。
2.2主蒸汽温度把控系统一般情况下，主蒸汽温度把控系统运行的正常与否在很大程度上影响着机组的安全运行，若温度过高，会造成锅炉以及蒸汽输送管道的损坏，减少其使用寿命，若温度过低则会造成机组的耗煤量增加，降低机组的利用效率。
温度的不稳定，不仅会造成机组部件的损坏，更会引起汽机内的气压不稳，严重时甚至会危及到机组的安全运作。
而对于超临界机组而言，这一问题已得到了很好的解决，其通过控制锅炉的耗煤效率，形成稳定的换热外部环境，又通过把控工作流量以形成稳定的换热内部环境，此外再通过对燃水比的把控，从而确保了换热过程中内外部环境的稳定和安全。
通过以上过程，实现了对温度的准确把控。
2.3机组负荷的形成回路负荷指令，亦称LDC，其主要功能在于对机组的各类负荷需求指令进行筛选，并根据机组的实际运行情况进行指令处理，使之转变为锅炉和汽机设备的负荷能力，从而实现对实际负荷指令No的安全运行。
1000MW超超临界二次再热火电机组控制系统的应用与优化
1000MW超超临界二次再热火电机组控制系统的应用与优化摘要：我国是以煤炭为主要一次能源的国家，火力发电在我国电力生产中占有主导地位。
随着化石燃料的枯竭以及国际社会对环保排放限制的日益提高，在现有的材料技术和热工控制水平的基础上发展超超临界二次再热机组将是我国今后火电机组的发展趋势。
关键词：超超临界；二次再热；汽温控制一、DCS（EDPF-NT PLUS）系统理论介绍DCS全称为分散控制系统（Distributed Control System），是一种以计算机技术、控制技术、网络技术和CRT显示技术为基础，根据风险分散的理念设计出来的高新集成控制系统。
DCS系统的控制功能的相对分散和操作管理的相对集中，实现复杂生产工程的整体协调和局部自治，在电力、化工等领域应用十分广泛。
国电泰州1000MW机组工程依据全厂控制系统的“主辅一体化”的控制理念，机组DCS控制系统采用国电智深EDPF-NT PLUS分散控制系统。
EDPF-NTPLUS系统构架由上至下分别是操作层、运算层和基础层。
操作层的主要作用是用户通过操作站对系统进行监控；运算层主要包括交换机与分散处理单元DPU，这些数据经过处理并在操作层中显示给用户，分散处理单元DPU的功能是实现相应数据计算和控制逻辑；基础层主要包括各种I/O卡件和通讯卡件，用于接收与发送信号至就地控制设备。
1.1EDPF-NT PLUS系统的硬件EDPF-NT PLUS系统强大的功能是基于其系统成熟可靠的硬件产品，其系统配置了种类齐全的硬件，完全满足现场不同控制功能和要求的需要。
1）功能站EDPF-NT PLUS系统的功能站（如历史站、操作员站、工程师站）是一个逻辑概念，同一物理计算机上可以同时具有多个功能站的功能。
每类功能都分配给某些用户（如操作员站、工程师站、历史站），只需修改相应权限即可使用相应功能。
功能站通过冗余并行，出现故障时，一台站故障不影响冗余站的正常运行，同时冗余站可以无扰接管故障站的工作。
1000MW超超临界机组控制系统新技术的应用解析
1000MW超超临界机组 控制系统新技术的应用
姚 峻
华东电力试验研究院有限公司
外高桥三厂1000MW机组系统概况
超超临界， BMCR时，锅炉出口汽压27.9MPa，主汽温/再热汽 温605℃/603℃。
ALSTOM技术的塔式锅炉 + SIEMENS技术的单轴 四缸汽轮发电机。 100%高压旁路。
影响FCB成功是否的几条关键因素
保证工质平衡。关键是旁路需快开，必要时 包括中压安全门打开，且能保证凝汽器入口 不超温。 保证能量平衡。关键是锅炉在大幅快减负荷 后，燃烧稳定，煤/水比不明显失调。 汽机能维持住3000RMP，不超速，转速控制 动作精确。 小汽机汽源切换要成功，否则再发生汽泵跳 闸就比较困难了。
新型协调控制系统的设计与实施
外高桥三厂1000MW机组运行中汽机调门始终全开， 纯滑压运行的机组，无节流损失，经济性最优，但负 荷调节响应最差。 为了满足电网AGC变负荷的速率要求，外高桥三厂采 用了基于凝结水节流 的新型节能型的协调控制系统， 该技术在国内属于首次应用 ，并已在外三厂#7/#8机 组获得很大的成功。
（3） FCB工况下机组的控制
FCB功能是完全依赖于机组的控制系统而实现的。FCB工 况是发电机组最大的工况扰动，是对整个机组所有的保护、 调节和程控系统的综合检验。 FCB试验前，仔细梳理保护、调节和程控回路 。 “细节决定成败”，控制系统中的一些小细节往往决定了 FCB的成功是否。比如防止主要辅机出现跳闸或不正常动作， 比如防止信号坏质量或偏差大引起回路切手动，等等。 FCB主控制回路 DEH的主要任务是维持汽机3000rpm运行；DCS的协调控 制回路按RB控制方式执行，快速减负荷至50-55%左右；高 旁接受快开指令，几秒后转入与锅炉燃烧率相关的压力控 制。
超临界大型火电机组安全控制技术范文（二篇）
超临界大型火电机组安全控制技术范文一、引言超临界大型火电机组是当前电力系统中最重要的发电设备之一。
其安全控制技术对于确保电力系统的稳定运行具有极为重要的意义。
本文将从超临界大型火电机组的工作原理和运行特点出发，阐述其安全控制技术的实践应用和优化方法，为保障电力系统稳定运行提供技术支撑。
二、超临界大型火电机组的工作原理和运行特点1. 工作原理超临界大型火电机组利用燃料的燃烧产生高温高压的蒸汽，驱动汽轮机转动从而产生电能。
其燃烧系统包括炉膛、燃烧器、气道等部分，通过控制燃料的供给和风量的调节，确保燃料的完全燃烧和高效利用。
2. 运行特点超临界大型火电机组具有以下运行特点：（1）燃烧效率高：超临界大型火电机组采用高温高压的工作参数，燃烧效率显著提高，节能减排效果明显。
（2）负荷调节能力强：超临界大型火电机组的负荷调节能力较强，能够根据电网负荷变化快速调整出符合要求的发电能力，维持电力系统的稳定运行。
（3）安全性高：超临界大型火电机组在安全控制方面具备多重保护及控制策略，能够及时响应各种异常情况，确保设备和人员安全。
三、超临界大型火电机组的安全控制技术应用1. 温度控制技术超临界大型火电机组在运行过程中，需要保持燃烧温度在合理范围内，避免炉膛过热或过冷造成设备损坏。
温度控制技术包括燃料供给控制、风量调节、水循环控制等，通过智能化控制系统实现对温度的实时监测和调节。
2. 压力控制技术超临界大型火电机组的运行需要保持适当的蒸汽压力，以确保蒸汽能够充分驱动汽轮机转动。
压力控制技术通过监测锅炉压力和汽轮机负荷来实现对蒸汽压力的控制，保证系统运行的安全性和稳定性。
3. 负荷控制技术超临界大型火电机组具有较强的负荷调节能力，负荷控制技术是实现其稳定运行的关键。
通过智能化控制系统，根据电网负荷变化实时调整发电能力，保持发电机组与电网的匹配，确保电力系统的稳定运行。
四、超临界大型火电机组安全控制技术的优化方法1. 系统升级与改进通过对超临界大型火电机组的控制系统进行升级与改进，提升其控制精度和响应速度。
2024年超临界大型火电机组安全控制技术(5篇)
2024年超临界大型火电机组安全控制技术引言随着全球能源需求的不断增长，火电厂作为一种主要的能源发电方式，在能源系统中扮演着重要的角色。
然而，火电厂的运行安全一直是一个重要的问题。
尤其是在超临界大型火电机组中，温度、压力和流量等参数的高水平对运行的稳定性和安全性提出了更高的要求。
本文将介绍2024年超临界大型火电机组的安全控制技术。
一、超临界大型火电机组的特点超临界大型火电机组是指蒸汽参数处于超临界状态（即温度和压力超过临界点），具有以下特点：1. 高效率：超临界状态的蒸汽具有更高的热效率，使得火电机组的发电效率提高。
2. 环保：超临界火电机组具有更低的排放量，对环境的影响较小。
3. 高温高压：超临界状态下，蒸汽温度和压力较高，对设备的运行稳定性和安全性提出更高要求。
2024年超临界大型火电机组安全控制技术（2）1. 温度控制技术超临界大型火电机组的温度控制是保证其安全运行的重要手段。
通过对锅炉温度和各个部件温度的监测和控制，可以有效防止温度超过设定范围，避免设备的损坏和安全事故的发生。
温度控制技术包括以下方面：- 温度传感器：采用高精度、高可靠性的温度传感器，对锅炉内的温度进行实时监测。
- 温度控制系统：通过对锅炉的燃烧控制、给水控制和汽水分离控制等参数的调节，实现对锅炉温度的精确控制。
- 温度预警系统：建立温度预警系统，一旦温度超过设定值，系统会及时报警，提醒运行人员采取相应的措施。
2. 压力控制技术超临界大型火电机组的压力控制是确保其安全运行的关键。
通过对锅炉内部压力的监测和控制，可以有效防止压力超过设定范围，避免设备的破裂和安全事故的发生。
压力控制技术包括以下方面：- 压力传感器：采用高精度、高可靠性的压力传感器，对锅炉内的压力进行实时监测。
- 压力控制系统：通过对燃烧控制、给水控制和汽水分离控制等参数的调节，实现对锅炉压力的精确控制。
- 压力预警系统：建立压力预警系统，一旦压力超过设定值，系统会及时报警，提醒运行人员采取相应的措施。
火力发电站新技术应用介绍
火力发电站新技术应用介绍随着能源需求的不断增加，火力发电站作为主要的发电方式之一，也在不断进行技术改进和创新。
新技术的应用不仅提高了火力发电站的发电效率和环境友好性，还为可持续发展提供了更多的可能性。
本文将介绍几种火力发电站新技术的应用。
一、超临界火电技术超临界火电技术是一种高效的发电技术，利用超过临界点的高温高压水蒸汽来驱动涡轮机发电。
相比于传统的亚临界火电技术，超临界火电技术具有更高的燃烧效率和传热效率，减少了燃料的消耗和排放物的排放，提高了发电效率和环保性能。
二、燃料多元化利用技术传统的火力发电站主要使用煤炭作为燃料，而煤炭资源的有限和环境污染问题促使人们寻求燃料多元化利用技术。
新技术使得火力发电站可以利用天然气、生物质、储能等多种燃料进行发电，降低了对煤炭的依赖，减少了燃料的排放和碳足迹。
三、超低排放技术火力发电站的排放物对环境和人类健康带来了负面影响，超低排放技术的应用有效地减少了这些排放物。
通过引入先进的脱硝、脱硫和除尘设备，火力发电站可以将污染物的排放降至最低限度，改善大气质量和环境健康。
四、热电联供技术热电联供技术将火力发电和供热系统相结合，将发电过程中产生的余热用于供暖或者工业生产。
这种技术能够提高能源利用效率，减少能源浪费和二氧化碳排放，实现能源的高效利用和综合利用。
五、智能化控制技术随着物联网和人工智能技术的发展，火力发电站的智能化控制技术也得到了广泛应用。
通过实时监测和数据分析，智能化控制技术可以优化发电过程，提高设备的运行效率和可靠性，降低发电成本和能源消耗。
六、碳捕集和封存技术碳捕集和封存技术是一种减少二氧化碳排放的关键技术，在火力发电站中得到了广泛应用。
这种技术通过捕集发电过程中产生的二氧化碳，将其封存在地下或者其他地方，避免其进入大气。
碳捕集和封存技术有助于降低温室气体排放，减轻气候变化的影响。
综上所述，火力发电站新技术的应用为提高发电效率、减少碳排放和保护环境健康提供了重要的支持。
超临界大型火电机组安全控制技术
超临界大型火电机组安全控制技术1. 简介随着我国经济的快速发展和能源需求的增加，火电厂的规模也在逐渐扩大。
为了提高火电厂的发电效率，超临界技术逐渐被引入到火电厂中。
同时，随着火电机组规模的不断扩大，安全控制也越来越重要。
本文将介绍超临界大型火电机组安全控制技术。
2. 超临界火电机组概述超临界火电机组是指蒸汽参数高于标准煤化学发热量14660千焦耳/千克的火电机组。
与传统的火电机组相比，超临界火电机组具有更高的效率、更小的烟气排放量和更少的二氧化碳排放量。
超临界火电机组的主要技术特点包括高等级的过热温度、高压缩比、高效汽轮机以及低通量炉排。
3. 超临界大型火电机组安全控制技术超临界大型火电机组的安全控制技术主要包括以下几个方面：3.1 烟气流量控制技术超临界火电机组烟气流量控制技术是保障设备安全运行的重要技术手段之一。
通过对烟气流量的测量和控制，可以有效的保障锅炉、烟气除尘设备等的安全运行。
同时，烟气流量控制技术还可以调节锅炉的热负荷，增加发电效率。
3.2 水位控制技术超临界大型火电机组的水位控制技术起着至关重要的作用。
水位过低会造成缺水危险，水位过高会导致行波管漏水，严重的甚至会导致爆管事故。
因此，实时监控水位并采取相应的控制措施非常必要。
传统的水位控制技术是基于PID控制算法实现的，而随着技术的发展，越来越多的智能算法被引入到水位控制技术中，如模糊逻辑控制和神经网络控制。
3.3 燃烧控制技术火力发电厂的燃烧控制一直是关注的焦点。
超临界火电机组的燃烧控制要求更加严格，需要实时监测燃烧质量、氧含量等参数，以保障锅炉的安全运行。
目前，火电厂通过电磁阀控制燃油、燃气喷嘴的开始和结束时间，调整燃料供给量，以控制燃烧质量。
3.4 高温高压保护技术超临界大型火电机组的高温高压保护技术是保障设备安全运行的重要技术之一。
在超临界火电机组热力过程中，如果温度和压力超过了一定的限制，就有可能出现爆管事故。
因此需要进行实时监测和保护。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
超临界火力发电机组热工控制技术及其应用摘要：基于超临界火力发电机组的运行特点，结合热工控制系统的设计要求，深入探讨了超临界发电机组热工控制技术的特殊性，首以锅炉给水控制系统和过热汽温控制系统为例，详细分析了热工控制系统的设计原理。
实际应用表明了该方案的有效性。
超临界发电机组以其热能转换效率高、发电煤耗低、环境污染小、蓄热能力小和对电网的尖峰负荷适应能力强等特点而得到广泛应用，日益成为我国火力发电的主力机组。
超临界直流锅炉没有汽包，工质一次通过蒸发部分，即循环倍率等于1，在省煤器、蒸发部分和过热器之间没有固定不变的分界点，水在受热蒸发面中全部转变为蒸汽，沿工质整个行程的流动阻力均由给水泵来克服。
超临界直流锅炉主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量(负荷)，主要输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度。
由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动则将对各输出量产生影响，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量/燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。
一、超临界机组的控制原则(1)保持燃料量与给水流量之间的比值关系不变，保证过热蒸汽温度为额定值。
当有较大的温度偏差时，若仅依靠喷水减温的方法来校正温度，则需要大量的减温水，这不仅进一步加剧燃水比例失调，还会引起喷水点前各段受热面金属和工质温度升高，影响锅炉安全运行。
(2)不能直接采用燃料量或给水流量来调节过热汽温，而是采用微过热汽温作为燃水比校正信号。
虽然锅炉出口汽温可以反映燃水比例的变化，但由于迟延很大，因而不能以此作为燃水比例的校正信号。
在燃料量或给水流量扰动的情况下，微过热汽温变化的迟延远小于过热汽温。
同时，微过热点前包括有各种类型的受热面，工质在该点前的恰增占总恰增的3/4左右，此比例在燃水比及其他工况发生较大变化时变化并不大。
因此，通过保持一定的燃水比例，维持微过热点的汽温(或焰值)不变，以间接控制出口汽温。
因此，与亚临界汽包锅炉机组相比，在超临界发电机组的热工控制系统中，锅炉给水控制系统和过热蒸汽温度控制系统不同，其他系统大致相似。
下面以某发电厂4×6OOMW超临界发电机组为例，介绍其主要特色。
二、锅炉给水控制系统2.1 给水控制系统的主要任务超临界发电机组没有汽包，锅炉给水控制系统的主要任务不再是控制汽包水位，而是以汽水分离器出口温度或烙值作为表征量，保证给水量与燃料量的比例不变，满足机组不同负荷下给水量的要求。
当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焰值的动态特性相似;在锅炉的燃水比保持不变时(工况稳定)，汽水行程中某点工质的烙值保持不变，所以采用微过热蒸汽烩替代该点温度作为燃水比校正是可行的，其优点如下:(1)分离器出口焰(中间点焰)值对燃水比失配的反应快，系统校正迅速。
(2)烩值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变恰给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温(粗)调正。
(3)焓值物理概念明确，用"焓增"来分析各受热面的吸热分布更为科学。
它不仅受温度变化的影响，还受压力变化的影响，在低负荷压力升高时(分离器出口温度有可能进人饱和区)，恰值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。
因此，静态和动态燃水比值及随负荷变化的恰值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。
2.2 给水控制系统的工艺流程此发电厂为600MW超临界发电机组的锅炉为螺旋管圈、变压运行直流锅炉，其启动系统配有2只内置式启动分离器，在锅炉启动和低负荷运行时，分离器处于湿态运行，同汽包一样起着汽水分离的作用，此时适当控制分离器水位，通过循环回收合格工质;当锅炉进入直流运行阶段时，分离器处于干态运行，成为(过热)蒸汽通道。
机组配备有2台50%锅炉最大额定出力(BMCR)汽动给水泵和1台30%BMCR的电动抬水泵。
由变速汽轮机拖动的锅炉给水泵(汽动给水泵)，布置在汽机房13~70m 层。
每台汽动给水泵配有1台定速电动机拖动的前置泵，布置在除氧间零米层。
给水泵汽轮机的转速由给水控制系统调节，以改变给水流量;液力偶合器调速的电动给水泵，作为启动和备用，前置泵与主泵用同一电动机拖动，它布置在除氧间零米层。
在机组启动时，电动给水泵以最低转速运行，用其出口管道旁路上的气动调节阀控制给水流量。
当机组负荷上升，给水流量加大时，由给水控制系统的信号控制给水泵的转速，以调节给水流量，直至汽动给水泵投人，停止电动给水泵运行，使其处于备用状态。
启动过程中，蒸汽加热除氧器给水，主给水泵的出水分别经三级高压加热器后进人省煤器，考虑到低负荷下直流锅炉对重量流速的要求，在启动和低负荷阶段最小给水流量设置为40%BMCR，流过水冷壁管的汽水混合物进人分离器，分离器疏水分2路，一路进人除氧器，进行合格工质及热量的回收;另一路经扩容器扩容后进人疏扩箱，由扩疏泵输送至凝汽器或直接向外排放。
随着循环加热的进行，当给水达到一定温度后，锅炉允许点火。
给水系统按要求的流量、压力和温度供给锅炉给水，以及向有关设备供给各种运行工况所需要的减温水，以保证机组的正常运行。
2.3 给水系统的控制策略在机组燃烧率低于40%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40%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(40%BMCR以下)的汽水分离器水位调节及锅炉直流运行(40%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，由调节阀V-514、V-517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。
当贮水罐水位在11.3m以下时，贮水罐水位调节阀全关;当贮水罐水位达到15.4m以上时，贮水罐水位调节阀全开。
当出现下列情况之一时锅炉汽水分离器的贮水罐水位控制用强制手动:贮水罐水位控制阀交流电源失去，贮水罐水位控制阀直流电源失去，控制指令信号发生故障，分离器贮水罐压力信号发生故障，分离器贮水罐水位信号发生故障。
2.3.2 燃水比调节(1)-级减温器前后温差。
如果各受热面的吸热比例不变，过热器出口焰值为一常数时，减温器后蒸汽恰值也是一常数，与负荷无关，保持减温器前后温差为一常数，也就司接地保持了减温器前蒸汽温度为一常数，相当于用减温器前微过热汽温作为校正燃水比信号。
由于在运行过程中，上、下排喷燃器的切换以及蒸汽吹灰的投人与否，过热器属于对流过热或辐射的吸热特性等诸多因素，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，与直接调节微过热段汽温调节系统相比，虽然其调节品质有所降低，但改善了一级减温器的工作条件。
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，而作为喷水减温的辅助手段在调节过热蒸汽温度时，又会反过来影响燃水比。
引入减温器前后温差，可将调整燃水比与喷水减温二者协调起来，补偿汽温控制时喷水减温对燃水比的影响，实现燃水比控制与喷水减温控制方式间的解藕作用。
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)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。
(3)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，其偏差送人温差PID控制器，其输出与调速级压力、平均温度等前馈量相加，作为恰值设定值与用分离器出口温度和出口压力计算出的实际恰值比较，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。
(4)给水泵转速控制。
在给水泵控制系统中，给水主控发出的给水需求指令，被送到给水泵转速控制器，通过改变给水泵转速来维持给水流量。
(5)给水调节门控制。
给水调节门不直接调节给水流量，调节门仅控制给水母管压力。
当给水母管压力发生偏差时，通过给水调节门的调节来维持给水母管压力，以保证对过热器的喷水压力。
(6)给水泵最小流量控制。
电动给水泵和汽动给水泵都设计有最小流量控制系统。
该系统通过给水再循环，保证给水泵出口流量不低于最小流量设定值，以保证给水泵设备的安全。
给水泵最小流量控制系统通常为单回路调节系统，流量测量一般采用二取一。
给水泵最小流量控制系统仅工作在给水泵启动和低负荷阶段;当锅炉给水流量大于最小流量定值时，给水再循环调节阀门就关闭。
最小流量给水再循环调节阀通常设计为反方向动作，即控制系统输出为0时，阀门全开;输出为100%时，阀门全关。
这样当失电或失去气源时，阀门全开，可保证设备的安全。
三、锅炉过热蒸汽温度控制系统3.1 过热蒸汽温度控制的任务过热蒸汽温度控制的主要任务是维持过热器出口温度在允许的范围之内，并保护过热器，使其管壁温度不超过允许的工作温度。
过热蒸汽温度是锅炉汽水系统中的温度最高点，蒸汽温度过高会使过热器管壁金属强度下降，以至烧坏过热器的高温段，严重影响安全;过热蒸汽温度偏低，则会降低发电机组能量转换效率。
据分析，汽温每降低5℃，热经济性将下降1%;且汽温偏低会使汽轮机尾部蒸汽湿度增大，甚至使之带水，严重影响汽轮机的安全运行。
该机组要求控制过热蒸汽温在538~548℃的范围内。
3.2 影响过热蒸汽温度的主要因素3.2.1 燃料、给水比(煤水比的调节)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。