协调控制系统 CCS介绍ppt课件.ppt
,介绍,协调控制系统CCS,协调控制系统的定义,概括地说就是把锅炉和汽轮机作为一个整体进行控制，共同适应电网对负荷的需求，并能保证机组本身安全运行的一种策略。协调控制系统是一种总称，包括单元机组的主控系统和子控系统。,单元机组协调控制系统的有关名称,协调控制系统CCS名称有广义和狭义之分广义CCS又称为MCS系统：模拟量控制系统 MCS（modulating control system) 单元机组的MCS系统包括机组负荷主控系统及子系统。但是，习惯上说CCS往往狭义的，是指的MCS系统中的主控系统部分。,协调控制系统概述,MCS(CCS),主控系统,子控制系统,负荷指令管理（LMCC）,机炉主控回路,负荷指令运算,锅炉子控制系统,汽机子控制系统,给水控制,燃烧控制,汽温控制,DEH,辅机子控制系统,除氧器水位压力控制、高低加水位控制等,负荷指令处理,自动控制的基本概念及术语被控对象被控制的生产过程或设备，也称为调节对象或简称对象。例如汽包水位控制系统中的汽包。被控量控制系统所要控制的参数，又称为被调量，例如汽包水位。设定值被控量所要达到或保持的数值。例如汽包水位定值 。扰动量破坏被控量与设定值相一致的一切作用，例如汽包水位控制系统中的蒸汽流量、给水量。,调节器用于自动控制系统中的控制装置、或具有相似作用的软件。例如P、PI、PID调节器。控制指令或称调节指令。一般是调节器的输出信号，也可是运行人员手动给出的控制信号，该信号被送往执行机构。执行机构接受控制指令、对被控对象施加作用的机构。也称为执行元件、执行器。例如，机械执行机构、电动执行机构、液压执行机构。控制机构其动作可以改变进入对象的质量或能量的装置，例如给水阀门、空气挡板。,协调控制系统概况,随着国民经济的发展，电网因用电结构变化，负荷峰谷差逐步加大，为保证电网安全经济运行，必须实施自动发电控制（AGC），即根据发电机组本身的调节能力及其在电网中的作用，分类进行控制，自动维持电网中发供电功率的平衡，从而保证电能质量。,自动发电控制需要由电网调度所对机组负荷实施遥控，整个单元机组与电网侧一起纳入AGC系统，AGC系统要求单元机组必须作为一个协调整体来实施控制。 为此，必须提高电厂自动化水平，在保证机组主要运行参数在允许范围内变化的前提下，使机组的输出电功率尽快适电网负荷变化的需要。,AGC控制概述,AGC系统称为自动发电控制系统，它完成电网侧与发电机组侧的自动控制，可称为大协调控制。而MCS（或CCS）系统称为单元机组的协调控制，它完成发电机组侧的自动控制，也可称为小协调控制。 AGC:automatic generation control,电网调度中心,EMS,（ ）,RTU,DCS系统,MCS系统,微波通道,DI,DI,AI,DO,DO,AO,AGC请求,AGC解除,调度负荷指令（ADS）,AGC投入,协调控制方式,机组实际功率,单元机组,电厂端,EDC（经济调度控制）+ACE（区域控制偏差）= ADS指令,AGC示意,AGC系统主要组成,电网调度中心的能量管理系统EMS电厂端的远方终端RTU和微波通道DCS系统的MCS控制系统,维持系统频率在允许偏差范围内。维持互联电网净交换功率在预定值附近。按一定周期对全网发电功率在各机组间进行经济分配。,AGC完成的主要功能,AGC系统投入的基本条件,电厂单元机组的MCS系统必须在协调控制方式下运行各组成设备正常。电网调度中心的能量管理系统、微波通道、电厂端的远方终端RTU必须都在正常工作状态，并能从电网调度中心的能量管理系统的终端CRT上直接改变机炉协调控制系统中的调度负荷指令。接口通畅。机炉协调控制系统能直接接收到从能量管理系统下发的要求执行自动发电控制的“请求”和“解除”信号、调度负荷指令的模拟量信号(标准接口为420mA)。能量管理系统能接收到机组协调控制系统的反馈信号：协调控制方式信号和AGC已投入信号。,AGC系统投入的基本条件,能量管理系统下达的“调度负荷指令”信号与电厂机组实际出力的绝对偏差必须控制在允许范围以内。就地控制和远方控制之间相互切换是双向无扰的。机组在协调控制方式下运行，负荷由运行人员设定称就地控制；接受调度负荷指令，直接由电网调度中心控制称远方控制。在就地控制时，调度负荷指令自动跟踪机组实发功率；在远方控制时，协调控制系统的手动负荷设定器的输出负荷指令自动跟踪调度负荷指令。,就单元机组自身看，对单元机组实施控制时，由于锅炉与汽机的动态特性不同，锅炉的主汽压、汽机的进汽量、发电功率三者之间相互影响，为了能使单元机组能快速适应负荷的变化，必须对这三个量协同考虑，即实行协调控制。从而保证主汽压力在允许范围内变化的前提下，尽快适应电网负荷变化的需要。,控制方式,1、协调控制的基本原则及方案2、主要控制方式3、定压和滑压运行,控制方式,原则：在保证机组安全运行(即汽压在允许范围内变化)的前提下，充分利用机组的蓄热能力。即在负荷变动时，通过汽轮机调门的适当动作，允许汽压有一定波动而释放或吸收部分蓄能，加快机组初期负荷的响应速度。与此同时，加强对锅炉侧燃烧率(及相应的给水流量)的调节，及时恢复蓄能，使锅炉蒸发量保持与机组负荷一致。,控制方式,方案： 协调控制的基本方案是一个以前馈反馈控制为主的多变量协调控制方案。其中，反馈控制是协调控制的基础，通过它来确保机组内、外两个能量供求平衡关系，以及实现各种协调控制方式的选择切换。前馈控制主要是为了补偿机组的动态迟延，加快负荷响应，同时为了保证有关运行参数的稳态值与指令一致。,控制方式,机炉分别控制方式机炉协调控制方式,控制方式,1、锅炉跟随方式（BF-BOILER FOLLOW）2、汽机跟随方式（TF-TURBINE FOLLOW） 3、手动方式,控制方式,锅炉跟随和汽轮机跟随方式的主要优缺点比较,控制方式,手动方式又称基础控制方式。此时，锅炉和汽机负荷都由操作员手动控制。,控制方式,锅炉跟随和汽轮机跟随方式在输出电功率和汽压的控制性能方面存在顾此失彼的问题。为此，必须采用机炉协调控制方式。常见的机炉协调控制方式有三种方案：以锅炉跟随为基础的协调控制方式、以汽轮机跟随为基础的协调控制方式和综合型协调控制方式。,基本方式（BASE）：锅炉主控制器、汽机主控制器均在手动状态，由汽机DEH控制机组功率，锅炉控制主汽压力。机组在任何状态下均可采用基本方式运行。 汽机跟随方式（TF）：锅炉主控制器处于手动状态，控制机组功率，汽机主控制器投入自动，维持主汽压力。 锅炉跟随方式（BF）:锅炉主控制器投入自动，维持主汽压力；汽机主控制器处于手动状态，DEH以负荷控制方式或负荷调节方式控制机组负荷。 机炉协调方式（COORD）：锅炉主控制器和汽机主控制器同时投入自动，锅炉和汽机同时响应负荷指令，并以一种预置的方式去协调机、炉运行，使机组负荷和主汽压力均得到良好的控制。,切换条件,控制效果分析 锅炉跟随控制方式、汽轮机跟随控制方式和协调控制方式通常是可供单元机组控制系统选择切换的三种基本控制方式。一般说来，协调控制方式的控制效果介于锅炉跟随控制方式和汽轮机跟随控制方式之间，使输出电功率和主汽压的控制得到兼顾在正常运行条件下，经常采用协调控制方式，其他控制方式一般起辅助作用或备用。,控制方式,控制方式,根据主蒸汽压力给定值的不同，单元机组有定压与滑压两种运行方式。它们的协调控制方案有所区别，但协调控制的基本原则是相同的。,主控系统,优点：工况稳定，负荷响应快，允许较大的变负荷率，控制系统简单 缺点：节流损失大,主控系统,滑压运行：机组运行中主汽压给定值随负荷而变。优点：（1）节流损失小；（2）汽轮机可保持较高的内效率；（3）降低了汽轮机的热应力和热变形；（4）减少了给泵的功耗缺点：滑压运行时汽包内外壁温差大，运行时的变负荷速率较低，控制系统较复杂,主控系统,最大/最小允许负荷限制（MAX/MIN）,负荷快速返回（Run BackRB）,负荷指令限制回路按照功能划分大致上可以分为,负荷快速切断（Fast Cut BackFCB）,负荷闭锁增/减（Block Increase/Decrease）,负荷迫升/迫降（RUN UP/DOWNRU/RD）,I类故障：跳闸或切除（来源明确，根据切投状况直接确定）,II类故障：设备工作异常（无法直接确定，根据运行参数的偏差间接确定）,最大最小负荷限制（是最基本的负荷限制，与主辅机的故障无关）负荷返回（RB） （适用于一类故障，辅机故障处理）负荷指令闭锁增减（BI/BD） （适用于二类故障处理）负荷迫升迫降（RU/RD） （适用于二类故障处理）负荷快速切断（FCB） （适用于一类故障，主设备故障处理）,单元机组主辅机故障类型,单元机组负荷指令限制,主控系统,主辅设备不同，故障类型不同，采用的限制方法不同,主控系统,最大/最小允许负荷限制回路（MAX/MIN）,保证机组的实际负荷指令不超越机组的最大和最小允许负荷值。,主控系统,负荷快速返回（Run Back 即RB）,根据主要辅机的切投状况，在线地识别与计算出机组的最大可能出力值。若实际负荷指令大于最大可能出力值，则发生负荷快速返回，将实际负荷指令降至最大可能出力值，同时规定机组的负荷返回速率。,主控系统,（1）最大可能出力值的在线识别与计算 机组的最大可能出力值与主要辅机的切投状况直接有关。机组的最大可能出力可由投入运行的主要输机的台数确定。对于某一种辅机，每台都有一个对应机组容量的负荷百分数。根据共同运行的台数，将它们的负荷百分数相加，即可确定该种辅机所能承担的最大可能出力。,T,0,50%,送风机A 在运行,T,0,50%,送风机B在运行,+,送风机所能承担的最大可能出力,送风机所能承担的最大可能出力,机组负荷指令,H/,送风机RB,-,+,主控系统,（2）负荷返回速率的规定 当机组发生负荷快速返回时，为了保证机组在此过程种能够安全、稳定地继续运行，必须对最大可能出力值的变化速度进行限制。每种设备对应一种RB速率, 当发生几种设备RB时,比较取最大者为最终减负荷速率,将机组负荷指令减下来, 直到新的负荷指令等于或小于单台辅机的承受能力。在非协调方式下, 发生RB条件虽不能减机组负荷指令, 但可以发出类似RB的信号给FSSS, 以便切除若干层给煤机。,主控系统,V,目标负荷(经负荷最大/最小限制),机组最大可能出力,实际负荷指令NO,下降速率,T,RB速率,上升速率,T,正常变负荷速率,正常变负荷速率,主控系统,负荷快速切断回路（FAST CUT BACKFCB）,当主机(汽轮发电机)发生跳闸时，快速切断负荷指令，维持机组继续运行。,FCB处理单元机组主设备跳闸故障时的负荷限制，单元机组主设备跳闸故障可发生在炉、机、电及电网侧，FCB限制的是发电机前后的主设备出现跳闸故障时的负荷，分两种情况：一、电网侧跳闸，发电机解列，单元机组维持厂用电运行二、发电机侧跳闸，汽机停运，炉维持最小负荷运行，启动旁路，维持汽压，准备重新带负荷。FCB的限制回路实现结合在RB回路中考虑由于实际中，FCB时降负荷过大，所以这种负荷限制功能很难实现，一般就由FSSS系统当作保护来处理。,主控系统,主控系统,负荷闭锁增减回路（Block INC/DEC）,对主要运行参数的偏差大小和方向进行监视。如果其中任何一个超出规定限值，则根据偏差的方向，对实际负荷指令实施增或减方向的闭锁，以防止故障危害的进一步扩大，直至偏差回到规定限值内才解除闭锁。,主控系统,第一类故障和第二类故障第一类故障：设备跳闸或切除，可直接识别第二类故障：设备工作异常，无法直接识别,运行参数监视,主控系统,机组在实际运行过程中，一些不明原因可能造成执行机构工作到极限状态，如燃烧器喷嘴堵塞、风机挡板卡涩、给水调节机构故障等，这类故障属设备工作异常情况，即II类故障。具体处理时，由于造成这类故障的因素不能直接识别，但一般这类故障会造成参数的偏差增大（主要为燃料量、送风量、给水流量），通过对参数的偏差进行监视来对实际目标负荷指令实施增或减方向的闭锁（当定值减实际值偏差变大越限时，为防止实际值进一步变小，使偏差进一步变大越限，实施增闭锁。反之则实施减闭锁。因为机组负荷减小，运行参数增加。），以防止故障危害的进一步扩大，直至偏差回到规定值时解除闭锁闭锁逻辑由参数偏差来产生, 燃料量为最大值 送风机指令为最大值 送风机送风量比极限值高一个预定值 引风机指令为最大值 给水流量比设定值小一个预定值 给水指令在最大 汽机调门位置在最大 机组指令比实发功率大一定值 机前压力比设定值低一定值(暂定 1MPa) 燃料量比设定值低一定值 风量比设定值低一定值 炉膛压力比设定值低一定值 炉膛压力比设定值高一定值 机组指令达上限幅,在下列情况下机组负荷指令闭锁增:,在下列情况下机组负荷指令闭锁减:, 燃料量在最低点 两台电泵的指令都在最低点 机前压力比设定值高一定值(暂定0.5MPa) 实发MW比机组指令高一定值 燃料量比设定值高一定值 给水流量比设定值高一定值 炉膛压力比设定值高一定值 炉膛压力比设定值低一定值 风量在最低点 机组负荷指令达低限幅 两台送风机的指令都在最低点 汽机调门开度在最低点 引风机指令在最低点,在一些特殊情况下，机组运行值班员可通过CRT上的GO/HOLD按钮的操作，强制使机组处于负荷保持状态。当按下HOLD时，同时发生闭锁增和闭锁减。,主控系统,除氧器水位控制简介,如图所示，凝水经过凝结水泵升压，送往轴封加热器，在轴封加热器的出口，有一个流量元件，用于测量凝结水流量，此后，再经过除氧器水位控制阀送往8、7、6、5号低加，进入除氧器。在除氧器水位控制阀旁有一个旁路阀，由SCS控制，这是一可中间停的电动门，用于在凝结水量不够时，协助除氧器水位控制阀向除氧器补水。除氧器贮水箱中的水由给水泵升压，成为给水，送往3、2、1号高加，在高加出口，设有流量元件，用于测量进入锅炉汽包的给水量。,二、系统的任务，影响除氧器水位的因素及控制手段1任务 该系统的任务是维持氧除器的水位为设定值。氧除器的水位过高会影响汽轮机安全运行（汽机进水），氧除器的水位过低，则可能导致给水泵汽蚀，影响给水泵的安全。2影响除氧器水位因素： a. 凝结水量 b. 给水量（包括过热、再热器减温水） c. 抽汽量（以及进入除氧器的辅汽量） d. 来自高加的疏水量 其中给水量代表流出除氧器的质量，而凝结水量、抽汽和疏水是进入除氧器的质量，当进入和流出不平衡时，则导致除氧器水位变化。,3控制水位的手段 在上述影响除氧器水位的因素中，b给水量是汽包水位控制的要求，c抽汽是不加控制的，d疏水随高压加热器运行情况而变，因此可以用作控制除氧器水位的变量，只有a凝结水量。在本系统中，将通过控制除器水位控制阀（又称凝结水量控制阀）的开度，控制进入除氧器的凝结水流量，继而控制除氧器水位。,三、控制原理,1正常情形：（1）由两个液位变送器测出除氧器的水位，经SM2XMTRS选择后，获得PV信号，并用H/ 算法，判别除氧器水位是否过高。（2）设定值SP由运行人员在M/A站上设定。（3）当给水流量小于30时，由单冲量（1E ）PI调节器自动控制水位，最终使PVSP。（4）当负荷大于30时，将自动选择三冲量方案，切换是自动、无扰的。此时，凝结水流量控制器PID根据流量元件测得的凝结水流量反馈信号的变化，自动地改变除氧器水位控制阀的开度，随时使凝结水流量与其设定值相一致，这样有利于克服凝结水量的自发扰动。给水量作为前馈信号（包括减温水量），被当作凝结水流量控制器的设定值的一部分，当给水流量增加时，凝结水量设定值随之增加，从而使凝结水量控制器PID的输出增加，凝结水控制阀门将开大，增加凝结水量（可将这一过程称为粗调）。,这样可以使凝结水量快速响应给水量的变化。可以说，如果说进入除氧器的凝结水量与流出除氧器的给水量同步变化的话，则除氧器水位将变化不大，但由于还存在抽汽和高加疏水的影响，所以除氧器水位仍然会有所变化，对于这个变化，三冲量控制器（3E控制器、也称为主调节器）PID的输出将发生变化，该调节器的输出，可认为是凝结水流量控制器PID的设定值的另一部分，PID将根据其设定值，对凝结水量作进一步调整。可以看出，最终将由PID消除水位偏差（这一过程可称为细调）。,所以这是一个串级三冲量控制方案，此时，若：流量降到30以下 或给水量信号质量坏 或凝结水流量质量坏则切向单冲量控制。这一切换也是自动且无扰的。,2特殊情形（1）当除氧器水位过高时（H/算法提供），将超驰关闭凝结水量控制阀。（2）当凝结水控制阀开足后，若仍不能满足除氧器对凝结水量的要求，则利用SCS开旁路门。,3M/A站的方式 当: a. 除氧器水位高； b. 阀指令与实际阀位偏差大； c. 过程变量与设定值偏差大，即 SPPV过大； d. *除氧水位测量BQ时， 则切手动(MRE),4M/A站指示 PV：除氧器水位 SP：除氧器水位设定值 CO：水位控制阀位指令,习题：1.MCS系统组成2.AGC系统主要功能3.AGC系统投入的基本条件4.锅炉跟随和汽轮机跟随方式的主要优缺点比较5.影响除氧器水位因素,谢谢！,
