单元机组给水控制系统毕业设计.docx

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单元机组给水控制系统毕业设计

单元机组给水控制系统毕业设计

1绪论

1.1论文研究的背景和意义

电力工业在我国国民经济中有着非常重要的作用。

我国电力工业在新的起点上实现了又好又快发展，发电量和电网规模已居世界第一位。

转变发展方式进展明显，电源结构逐步优化，水电装机2.3亿千瓦，年发电量6900亿千瓦时，风电并网运行规模超4500万千瓦，均居世界第一。

技术装备水平显著提高，在大型空冷机组、循环流化床机组应用等方面取得国际领先地位[1]。

超临界锅炉具有发电效率高、负荷适应性强等特点，是中国未来大型锅炉的发展趋势，深入研究并掌握其动态特性是十分重要的。

直流锅炉是指靠给水泵压力，使给水顺序通过省煤器、蒸发受热面、过热器并全部变为过热蒸气的锅炉。

由于给水在进入锅炉后，水的加热、蒸发和水蒸气的过热，都是在受热面中连续进行的，不需要在加热中途进行汽水分离。

因此，它没有自然循环锅炉的汽包。

在省煤器受热面、蒸发受热面和过热器受热面之间没有固定的分界点，随锅炉负荷变动而变动。

直流锅炉的主要优点是它可适用于一切压力，特别在临界压力及以上压力范围内广泛应用。

由于它没有汽包，因此，加工制造方便，金属消耗量小；水冷壁布置比较自由，不受水循环限制；调节反应快，负荷变化灵活；启、停迅速；最低负荷通常低于汽包锅炉[3]。

超临界直流锅炉的这些特点，也决定了其运行调节特性有别于汽包炉，汽温调节与给水控制的配合更为密切。

机组的主要设备之一是锅炉，超临界机组中的锅炉都是直流炉，与汽包炉相比在控制上有其特殊性。

最显著的区别是，在直流炉中没有汽包将给水控制系统与汽温控制系统和燃烧控制系统隔离开来。

给水系统虽然在超临界机组中只是一个子系统，但其在整个机组中发挥着举足轻重的作用。

通过使用，调试引进的国外超临界机组锅炉给水控制策略、供水控制系统的工艺流程，及时归纳、研究探讨和改进以形成我们自己的技术，以及对后面超临界机组仿真系统的开发和超超临界机组控制系统的研究有重要意义。

本文将对直流炉的给水系统进行设计。

1.2国内外研究动态

超临界直流炉的专利方案，是由移居美国的捷克人马克本生在1919年提出的，1923年德国西门子公司按他的专利建成了第一台实验性超临界机组。

从30年代至60年代，德国、美国、前苏联和日本，先后对超临界机组实验台进行实验，发现超临界机组不仅效率高，而且超临界蒸汽也有一定的优越性。

因而，吸引着生产发展速度快、电力需求急、竞争能力较强的国家如美国、前苏联和日本，大步向前发展超临界机组，先后掌握了先进的超临界技术，而且技术比较成熟，自动控制水平比较高[5]。

梁福余，庄建华在文献[9]中以国华太仓电厂6O0MW超临界机组全程给水系统为对象，对给水控制系统进行了详细分析，提出实现全程给水控制系统的控制策略，在调试过程中，主要进行了逻辑和参数的调整这种控制策略对其他发电厂同类机组实现全程给水自动调节具有一定参考作用，也为完善其他控制系统提供了新的思路。

王玉清，董传敏等在文献[10]中针对超临界直流锅炉对象特性复杂、控制回路间相互耦合，导致实现给水全程控制难度较大。

把机组整个给水过程分为干态模式和湿态模式给水2个阶段，分别采用相应的控制方案。

干态模式用分离器出口焓值校正给水流量指令；湿态模式用最小流量来维持给水流量。

同时，合理采用了前馈、变参数、变结构以及解耦等控制技术，来改善调节品质。

通过现场调试和实际运行表明，焓值能很好地反映燃水比的变化，用焓值校正给水流量对维持过热汽温非常效果比较好。

张秋生，岳建华等在文献[11]中根据超临界直流炉的控制特点及给水控制，分析了目前国内常用的两种控制结构，比较了基于中间点焓值校正和基于中间点温度校正的优缺点，提出了给水超驰控制策略以克服部分特殊工况下常规给水控制策略的不足，工程应用效果良好。

李长青，毕艳洲等在文献[12]中针对超临界机组的控制特点，对淮浙煤电有限公司安徽凤台发电分公司1600MW超临界直流机组给水控制工作原理及其控制策略进行了介绍。

基于STAR-90仿真平台，通过仿真试验，证明了该给水控制策略是合理的，达到了良好的调节效果，为今后国内超临界大型机组给水控制系统的研究设计提供了借鉴和参考。

目前，随着单元机组容量的增大和参数的提高，机组在启停过程中需要监视和控制的项目越来越多，因此，为了机组的安全和经济运行，必须实现锅炉给水从机组的启动到正常运行，又到停炉冷却全部过程均能实现自动控制。

1.3论文的主要工作

1.3.1本论文主要包括如下研究内容

（1）分析与设计超临界机组直流炉给水控制系统控制方案。

（2）干湿态转换时应注意的问题。

（3）锅炉启动和正常运行时煤水比如何分配最佳。

（4）用Visio绘制某电厂给水控制方案的SAMA图。

1.3.2论文的难点

首先，本课题的难点是给水控制系统在超临界直流机组中的应用。

在汽包炉机组中，给水控制系统成功的案例很多。

不过在超临界机组中，由于超临界机组的给水量与主汽温有很强的耦合关系，所以在考虑给水量的同时也要考虑到主汽温的变化，因此给水与主汽温的关系将是组态中考虑的难点。

其次，直流炉给水系统是一个串级加前馈的控制系统，串级系统中主调节器和副调节器的合理搭配以及前馈参数的合理调整也将是组态及调试中遇到的问题。

最后，如何在给水指令形成回路将给水泵公用指令合理的分配到3台给水泵也是值得关注的问题，如果指令分配不好，将会造成给水系统的扰动，对系统的稳定性影响较大。

1.4本章小结

超临界机主与相同容量的亚临界汽包炉相比，反应速度更快，更难于控制。

600MW超临界直流锅炉以其启停速度快、负荷变化快的特点将逐渐成为我国今后发展的调峰主力机组，对该机型的运行特性应更深入的了解，在实际运行中更为合理和精确的控制机组运行。

2超临界直流锅炉概述

2.1超临界机组简介

2.1.1超临界机组定义

超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.125MPa。

目前运行的超临界机组运行压力均为24～25MPa。

理论上认为，在水的状态参数达到临界点时（压力22.125MPa，温度374.15℃），水的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，即不能再采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。

超临界机组具有无可比拟经济性，单台机组发电热效率最高可达50%，每kW/h煤耗最低仅有255g，较亚临界压力机组煤耗低；同时采用低氧化氮技术，在燃烧过程中减少65%的氮氧化合物及其它有害物质的形成，且脱硫率可超98%，可实现节能降耗、环保的目的。

超临界机组和超超临界机组不仅提高煤炭利用率，而且是降低环境污染有效而经济的途径之一[1]。

2.1.2超临界机组在国外的应用

水的临界状态点压力和温度分别为22.125MPa和374.15℃。

通常认为蒸汽参数超过水的临界状态点压力和温度数值的机组称为超临界机组，实际投运的超临界机组的蒸汽参数大多在23.5MPa，538℃以上，一般把参数超过29MPa，560℃的机组称为超超临界机组或高效超临界机组。

蒸汽机组随着蒸汽参数的提高，机组效率不断上升，表2-1列出了亚临界机组，超临界机组和超超界机组的净效率和供电煤耗。

表2-1亚临界、超临界和超超临界机组的净效率和供电煤耗

蒸汽参数

机组净效率/%

供电煤/g（kwh）-1

17MPa，538℃

37—38

330—340

24MPa，538℃

40—41

310—320

30MPa，566℃

44—45

290—300

超临界直流锅炉的专利方案，是由捷克人马克本生在1919年提出来的，1923年德国西门子公司按他的专利建成了第一台试验性超临界机组。

美国于1957年在Philo电厂投运了蒸汽参数为31MPa，538℃功率为125MW的超临界试验机组，随后投产了蒸汽参数更高的Eddystone电厂，其蒸汽参数34.4MPa，566℃功率为325MW超超临界机组。

美国由于初期采用了过高的蒸汽参数，超出了当时的技术水平，不可避免地发生了频繁的事故，后来制造的超临界机组蒸汽参数大多采用24.1MPa，538℃美国投运的超临界机组大约170台，其中燃煤机组占70%以上，并拥有台世界上单机容量最大的1300MW机组。

由于美国电力工业大力发展高效的燃气蒸汽联合循环，绝大部分超临界机组都是在上世纪60和70年代投运的。

前苏联从上世纪50年代以来一直积极地发展超临界机组，主要立足于国内自主开发。

1963年投运了第一台蒸汽参数为25MPa，570℃功率为300MW的超临界机组，其后所有300MW及以上的机组都采用超临界技术。

至1985年共有18台超临界机组投入运行，总功率达6800万kW，单机功率最高为1200MW，蒸汽参数为23.5MPa，540℃。

日本发展超临界机组采用引进、仿制、创新的技术路线。

日本第一台超临界机组是从美国通用公司引进的600MW样机，于1967年正式投入运营。

随后，由东芝公司仿制相同样机于1969年投运，而1971年投运的600MW机组则有效地利用了日本自己的技术。

当日本发现引进的美国超临界机组技术不能在广泛的范围内滑压变负荷运行和快速经济地启停时，便在70年代后期果断从欧洲引进了水冷壁管螺旋盘绕上升的本生超临界直流锅炉技术。

80年代以后，日本能自行开发能够带中间负荷，滑压运行的超临界直流锅炉。

日本将450MW以上机组全部采用超临界参数，超临界机组占其火电容量的50%以上，最大单机容量为1000MW，蒸汽参数一般为24.1MPa，538～566℃[14]。

2.1.3超临界机组在我国的应用

20世纪70年代末，随着改革开放和经济的快速增长，我国的电力工业迅猛发展。

20世纪80年代，我国从美国WestingHouse公司和CE公司引进了亚临界300MW和600MW等级的技术，并成功地进行了国产化。

此后的20年内，这两个等级的机组一直作为中国电力建设的主力机组，其运行供电煤耗约在320～340g/kWh（净效率为36.1%～38.4%，不含脱硫）。

我国超临界机组的发展起步较晚，但起点较高。

大陆的第一个超临界机组项目是上海石洞口第二发电厂的2×600MW超临界机组，这是我国电力超临界技术发展的第一个里程碑[4]。

自20世纪90年代后期，大容量先进超超临界机组在德国及日本等国相继建成投产，这些机组的运行性能得到了国际业界的普遍认可。

2004年，继上海外高桥第二发电厂900MW超临界机组顺利投产后，由我国政府主导，通过引进技术国产化及国内自主研发，我国的火力发电建设的重心开始转向600MW和1000MW等级的引进技术型国产超临界和超超临界机组。

基于节能减排的要求，1000MW等级的机组已成为目前我国新建燃煤机组的主流。

2006年11月，我国首台1000MW超超临界机组在浙江玉环电厂建成投产。

近年来，我国的电力总装机容量每年以9.0×107～1.1×108kW的规模高速增长，截至2010年底，我国已建成投产1000MW超超临界机组33台，全国发电装机总量已达9.62×108kW，其中73.4%为火电机组[1]。

对已投产的600MW超临界机组的运行情况进行统计，年平均含脱硫煤耗约为310g/（kWh）（净效率为39.62%），而大部分1000MW超超临界机组的年平均含脱硫煤耗在290～300g/（kWh）（净效率为40.95%～42.36%），这些已投产机组的运行煤耗大大低于我国火电机组的平均煤耗。

同时，为加快节能减排的步伐，我国政府每年关停大量的中小容量（200MW及以下）高耗能机组，使得全国火电机组的容量和效率结构明显改善，平均煤耗逐年稳步下降。

2.2超临界直流锅炉

2.2.1直流炉的工作原理

直流锅炉依靠给水泵的压头将锅炉给水一次通过加热、蒸发、过热各受热面而变成过热蒸汽。

直流炉的汽水流程如图2-1所示。

在直流锅炉蒸发受热面中，由于工质的流动不是依靠汽水密度差来推动，而是通过给水泵压头来实现，工质一次通过各受热面，蒸发量等于给水量，故可认为直流锅炉的循环倍率为1。

图2-1直流炉工作原理图

直流锅炉没有汽包，在水的加热受热面和蒸发受热面间，及蒸发受热面和过热受热面间无固定的分界点，在工况变化时，各受热面长度会发生变化。

1.直流锅炉的结构特点

直流锅炉无汽包，工质一次通过各受热面，各受热面之间无固定的界限，随着锅炉负荷和工况的变动而变动。

直流锅炉的结构特点主要表现在蒸发受热面和汽水系统上。

直流锅炉的省煤器、过热器、再热器、空预器及燃烧器等与自然循环锅炉相似。

2.直流锅炉适用于压力等级较高的锅炉

根据直流炉的工作原理，任何压力的锅炉理论上都可采用直流锅炉。

但实际上中、低压锅炉、高压锅炉以及亚临界锅炉一般均采用汽包型，而超临界压力的锅炉只能采用直流型。

3.直流锅炉可采用布置自由的小直径蒸发管

直流锅炉采用小直径蒸发管会增加水冷壁管的流动阻力，但由于水冷壁管内的流动为强制流动，且采用小直径蒸发管大大降低了水冷壁管的截面积，提高了管内汽水混合物的流速，因此保证了水冷壁的安全。

工作压力相同的条件下，水冷壁管的壁厚与管径成正比，直流锅炉采用小管径水冷壁且不用汽包，可以降低锅炉的金属耗量。

与自然循环锅炉相比，直流锅炉通常可以节省约20%～30%的钢材。

但由于采用小直径蒸发管后流动阻力增加，给水泵电耗增加，因此直流锅炉的厂用电量比自然循环锅炉大。

4.直流锅炉的给水品质要求高

直流锅炉没有汽包，不能进行锅内水处理，给水带来的盐分除一部分被蒸汽带走外，其余将沉积在受热面上影响传热，且这些盐分只有停炉清洗才能除去，因此为了确保受热面的安全，直流锅炉的给水品质要求高。

直流炉通常要求凝结水进行100%的除盐处理。

5.直流炉的自动控制系统要求高

直流炉无汽包且蒸发受热面管径小，金属耗量小，使得直流锅炉的蓄热能力较低。

当负荷变化时，依靠自身锅水和金属蓄热或放热来减缓汽压波动的能力较低。

当负荷发生变化时，直流炉必须同时调节给水量和燃料量，以保证物质平衡和能量平衡，才能稳定汽压和汽温。

6.直流锅炉的启停速度和变负荷速度快

为了保证受热面的安全工作，且为了减少启动过程中的工质损失和能量损失，直流锅炉需设专门的启动旁路系统。

直流锅炉由于没有汽包，在启停过程及变负荷运行过程中的升、降温速度可快些，锅炉启停时间大大缩短，锅炉变负荷速度提高。

2.2.2超临界直流炉的静态特性

热力学理论认为，在22.125MPa、温度374.15℃时，水的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、水共存的两相区存在，两者的参数不再有区别。

由于在临界参数下汽水密度相等，因此在临界压力下无法维持自然循环，只有采用直流炉。

超临界直流炉的汽水形程经历了加热、蒸发和过热三个过程，如图2-2所示。

图2-2超临界直流炉汽水行程示意

1.汽温静态特性

由图2-2可知，超临界直流炉的各级受热面串联连接，给水的加热、蒸发和过热三个阶段的分界点在受热面中的位置虽工况变化而变化。

根据一次工质在稳定工况下的热平衡方程式且假设二次工质吸热量为0（无再热器），有：

（2-1）

式中

W——给水流量，等于主流量；

hgr——过热蒸汽焓；

hgs——给水焓；

M——燃料量；

ηgl——锅炉效率；

Qar，net——燃料量应用基低位发热量；

经整理得：

（2-2）

对一个新工况，有：

（2-3）

由式（2-2）和（2-3）可知：

①当

即燃水比不变时，过热蒸汽焓（温度）保持不变；

②当燃料发热量变小时，过热蒸汽焓（温度）随之降低；反之，升高；

③当给水焓降低时，过热蒸汽焓（温度）随之降低；反之，升高；

2.汽压静态特性

超临界机组的主汽压由系统的质量平衡、热量平衡和工质流动压降等决定。

①当燃料量M增加时，若燃水比保持不变，则主汽流量增加从而使汽压上升；若燃水比增加，则过热汽温增加，减温水流量也需增加，相应地增加主汽流量，从而汽压上升。

②当给水流量增加时，若燃水比保持不变，则主汽流量增加从而使汽压上升；若燃水比减小，从而过热汽温降低，减少减温水流量，汽压基本不变。

2.2.3超临界直流炉的动态特性

超临界直流炉在运行过程中经常受到各种扰动，如汽机调门开度扰动、燃料量扰动等，各种扰动下的动态特性示意如图2.3所示。

图2-3超临界机组的动态特性

1.汽机调门开度扰动（图2-3a）

汽机扰动对锅炉是一种负荷扰动，对超临界机组的影响具有典型的耦合特性：

汽机调门开度变化不仅影响了锅炉出口的压力，还影响了汽水流程的加热段，导致了温度的变化。

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的增加而下降，但由于过热器金属释放蓄热的补偿作用，汽温下降的并不多，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，由于燃料量没有发生变化，功率有逐渐恢复到原来的水平。

2.燃料量扰动（图2-3b）

燃料量扰动是指燃料量、送风量、引风量同时变化的一种扰动。

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会有一个上升的过程。

2）主汽压力在短暂的延迟后逐渐上升，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。

3.给水流量的扰动（图2-3c）

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流量，稳定在新的平衡点。

2）主汽压力开始随着主汽流量的增加而增加，然后由于过热温的下降而有所回落。

3）过热汽温经过一段较长时间的延迟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的增加而增加，随后则由于气温降低而减少。

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。

2.3超临界机组的控制特点

2.3.1汽包锅炉的控制特点

汽泡锅炉的汽水行程中，汽包将锅炉受热面分割为加热，蒸发和过热三段。

汽包在运行中除作为汽水分离器外，还作为燃水比失调的反冲器。

当燃水比失去平衡关系时，利用汽包中的存水和空间容积暂时维持锅炉的工质平衡关系，以保持各段受热面积不变。

因此，当我们用汽包水位H、过热汽温T和主汽压PT来表示汽包锅炉的运行状态时，与3个主要控制量（给水流量W、减温水流量WJ和燃料量M）之间的关系如下：

可见，上式中的传递函数为上三角阵，由此也说明汽包锅炉给水、汽温和汽压控制可采用单变量系统的分析方法，设计相应的较为独立的控制系统。

2.3.2超临界锅炉的控制特点

在直流炉中给水变成过热蒸汽是一次性完成的，见图2-2，因此锅炉的蒸发量D不仅决定于燃料量M，同时也决定于给水流量W。

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而不可分的。

当给水量和燃烧率的比例改变时，直流炉的各个受热面的分界就发生变化，从而导致过热汽温发生剧烈的变化。

根据上述超临界机组的静、动态特性分析，表征超临界机组运行状态的三个重要参数（主汽压力PT、微过热汽温Tsl和过热汽温T）与三个相应的控制量

（燃料量M、给水流量W和减温水流量WJ）之间的矩阵方程可表示如下：

由此可见，主汽压力与微过热汽温构成多变量相关被控对象，而减温水流量对主汽压力与微过热汽温没有直接的影响，因此在维持燃水比的前提下，减温水控制可按单回路控制系统设计。

综上所述，超临界机组有以下控制特点：

1.超临界机组是一个多输入、多输出的被控对象，输入量为给水量、燃料量、汽机调门开度，输出量为汽温、汽压和蒸汽流量；

2.负荷扰动时，主汽压力反应快，可作为被调量；

3.超临界机组工作时，其加热区、蒸发区和过热区之间无固定的界限，汽温、燃烧、给水相互关联，尤其是燃水比不相适应时，汽温将会有显著的变化，为使汽温变化较小，要保持燃烧和给水量的适当比例；

4.从动态特性来看，微过热汽温能迅速反应过热汽温的变化，因此可以将该信号来判断给水和燃烧率是否失调；

5.超临界机组的蓄热系数小对压力控制不利，但有利于迅速改变锅炉负荷，适应电网尖峰负荷的能力强。

2.3.3超临界直流炉和汽包炉控制系统比较

超临界机组与汽包炉机组的控制任务相同，即在能够承受的限度内，机组的发电负荷对指令的响应速度最快，同时协调锅炉与汽轮发电机间的运行，使锅炉的热量输入与电能输出相平衡，保持锅炉各输入，如燃料、风和水之间的匹配关系。

为完成上述机组控制任务，机炉协调控制系统应做到：

最大限度利用蓄能，具有快速响应的发电负荷控制，发电负荷控制与锅炉控制解耦，在所有工况下，锅炉指令都基于汽机的能量需求，保证锅炉与汽机相协调[6]。

直接能量平衡（DEB）控制策略在汽包锅炉机组应用中表现出良好的性能。

实际上，DEB控制策略最初是用于直流炉机组控制的，但直流炉机组DEB控制策略还需就以下问题进一步的研究和完善。

1.热量度量，基于准确热量度量的锅炉输入热量和汽机需求信号的直接平衡是DEB良好控制性能的基础，准确的热量信号只反映锅炉的能量输入、对汽机调门开度变化是解耦的。

而直流炉由于蓄热呈分布特性、无类似汽包的相对集中蓄热，简便的热量度量难以求取。

直流炉这一重要信号缺失给解除机炉间的耦合、协调锅炉与汽机间的控制作用、发热量校正和燃水比校正都带来困难。

2.蓄热量小，不能满足应快速响应的发电负荷控制的需要。

控制系统应最大限度地利用直流炉能快速改变锅炉蒸汽负荷的能力，以补偿相对其相对较低的蓄热量，这在很大程度上取决于锅炉前馈信号选择和形式。

另一方面，应有完善的实时监视锅炉跟踪负荷的能力，以锅炉实际能力为限改变机组负荷。

3.严重非线性耦合的解除。

应在深入分析超临界机组过程机理的基础上找出各参量间相互影响关系，减弱或消除不利的耦合。

2.3.4超临界锅炉的控制任务

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如图2-4所示。

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。

超临界机组的控制任务：

1）快速、准确响应负荷并维持主汽压在一定的范围内，使锅炉的蒸发量适应负荷的需求；

2）维持过热气温和再热气温在一定的范围内；

3）维持燃烧的经济性；

4）维持炉膛负压；

图2-4超临界机组的输入输出

2.4超临界锅炉的给水控制系统

2.4.1锅炉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焓值作为表征量，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