600MW火力发电机组培训教材：模拟量控制系统.doc

*600MW火力发电机组培训教材模拟量控制系统*有限责任公司*电力高等专科学校二一一年二月目 录1 *2×600MW机组模拟量控制系统概述51.12´600MW单元机组主辅设备概况51.1.1 锅炉51.1.2 汽轮机61.1.3 发电机61.1.4 热力系统及主要辅机61.2 大型单元机组的生产过程及其对控制的要求91.2.1 大型单元机组的生产流程91.2.2 大型单元机组对控制的要求111.3 *600MW单元机组协调系统概况121.3.1 协调控制级121.3.2基本控制级132 过程控制系统基础知识简介162.1过程控制系统的任务、组成及性能指标162.1.1过程控制系统的任务162.1.2过程控制系统的组成162.1.3 过程控制系统的分类162.1.4 过程控制系统的性能指标172.2 热工过程实验数据处理202.2.1 热工过程控制对象的动态特性202.2.2实验求取对象阶跃响应曲线222.3调节器参数对控制系统的影响及工程整定方法242.3.1 调节器参数对控制系统的影响242.3.2 调节器参数的工程整定方法263 单元机组负荷自动控制系统293.1 单元机组负荷自动控制系统的功能及控制对象动态特性293.1.1 单元机组负荷控制的特点及功能293.1.2 单元机组负荷控制对象的动态特性303.2 单元机组负荷控制系统的运行方式333.2.1 锅炉跟随负荷控制方式(Boiler Follow Mode)333.2.2 汽机跟随负荷控制方式(Turbine Follow Mode)343.2.3 机炉负荷协调控制方式(Coordinated Control Mode)353.3 机炉负荷协调控制系统的典型方案383.3.1 负荷反馈控制383.3.2 负荷前馈控制423.3.3 机炉负荷协调控制系统的典型方案453.4 600MW单元机组负荷控制系统介绍513.4.1 600MW机组负荷协调控制系统的总体结构523.4.2 机组负荷指令处理回路523.4.3 机组频率修正指令563.4.4机组最大/最小出力运算回路563.4.5 机组主蒸汽压力设定值形成回路703.4.6 锅炉主控系统723.4.7 汽轮机主控系统784 燃烧过程自动控制系统824.1 燃烧控制系统的任务824.2 600MW机组燃烧系统工艺流程简介834.2.1 风烟系统834.2.2 制粉系统834.3 直吹式燃烧控制对象的动态特性864.3.1 汽压被控对象的生产流程864.3.2 燃烧率扰动下汽压对象的动态特性864.3.3 负荷侧扰动下主汽压力对象的动态特性874.4 600MW燃烧控制系统分析884.4.1 直吹式燃烧控制系统概述884.4.2 燃料主控制系统894.4.3 燃油压力控制系统944.4.4 给煤机给煤率控制系统954.4.5 一次风压控制系统994.4.6 磨煤机一次风量控制系统1054.4.7二次风量控制系统1084.4.8 燃烧器二次风挡板控制系统1204.4.9 炉膛压力控制系统1255 给水控制系统1345.1 600MW机组锅炉给水系统工艺流程简介1345.1.1 锅炉给水系统的工艺流程1345.1.2 给水泵设备简介1365.2 给水全程控制中的一些特殊问题1375.2.1 给水全程控制的概念1375.2.2 给水全程控制中的特殊问题1385.2.3 给水控制对象的动态特性1425.2.4 变速泵给水控制系统的基本方案1445.3 600MW机组给水控制系统介绍1465.3.1信号的测量与校正1475.3.2 给水调节阀控制系统1565.3.3 给水泵转速控制系统1615.3.4 给水泵最小流量控制系统1726 蒸汽温度控制系统1766.1 机组过热器与再热器工艺流程简介1766.1.1 过热器的组成及布置1776.1.2 再热器的组成及布置1776.2 汽温控制的任务及汽温对象的动态特性1786.2.1 汽温控制的任务及其必要性1786.2.2 汽温对象的静态和动态特性1796.2.3 *600MW机组汽温调节方式1836.2.4 过热汽温控制系统的典型方案1846.3 600MW机组过热汽温控制系统1856.3.1 过热器喷水减温系统流程图1856.3.2 过热器一级喷水减温控制系统1866.3.3 末级过热器出口汽温控制系统1906.4 600MW机组再热汽温控制系统1946.4.1 再热器的作用特点及再热汽温调节手段1946.4.2 再热汽温控制系统的组成1966.4.3 再热器喷水减温控制系统1966.4.4摆动燃烧器控制系统1997辅机控制系统2047.1磨煤机出口温度控制系统2047.1.1 磨煤机出口温度控制信号的形成2047.1.2 冷一次风调节挡板控制指令2057.2 空气预热器冷端温度控制系统2087.2.1 空气预热器的作用及空气预热器的低温腐蚀2087.2.2 防止和减轻低温腐蚀的方法2087.2.3.采用暖风器的空气预热器冷端温度控制系统2087.3 除氧器压力控制系统2167.3.1 除氧器压力控制的意义2167.3.2 除氧器压力控制系统2167.4除氧器水位控制系统2187.4.1 除氧器水位的偏差信号2187.4.2 单冲量和三冲量水位控制信号2187.4.3 除氧器水位调节门调节指令操作站2187.5凝结水储水箱液位控制系统2227.5.1 自动控制方式2227.5.2 手动控制方式2227.5.2 跟踪方式2227.6 加热器正常疏水控制系统2247.6.1 低压加热器正常疏水门控制系统2247.6.2 高压加热器正常疏水门控制系统2267.7 凝结水泵最小流量控制2287.7.1 凝结水泵出口流量测量值2287.7.2 凝结水泵最小流量再循环调节门的控制2287.8 汽机排汽装置热井水位控制系统2307.8.1 汽机排汽装置热井水位测量值2307.8.2 汽机排汽装置热井水位调节门的控制2307.9 汽轮机排汽背压控制系统2327.9.1 直接空冷系统2327.9.2 汽轮机排汽背压对机组的影响2337.9.3 汽轮机排汽背压控制系统233附录245附录1 CCS系统组态图中的和利时HOLLiAS功能模块及其图标245附录2 主要符号表2471 *2×600MW机组模拟量控制系统概述火力发电厂大型单元机组是典型的热工过程系统。单元机组是由锅炉、汽轮机、发电机和辅机设备构成的庞大的设备群。其工艺流程复杂，主、辅设备众多，管道纵横交错，而且随机组容量的增大、蒸汽参数的提高，整个机组的结构也愈加复杂：有上千个参数需要监视、操作或控制，运行方式多样，切换关系复杂，对象特性多变，因而单元机组是一个典型的多输入多输出相互耦合的复杂控制对象。所以，大型机组的自动化水平受到特别的重视。目前，许多控制系统逐步把常规控制与计算机控制结合起来，有的已全部采用计算机进行控制。*2×600MW机组采用和利时公司的HOLLiAS-MACS集散控制系统（DCS），该系统在600MW机组上的主要控制功能包括：·单元机组数据采集系统（DAS）；·单元机组模拟量控制系统（MCS）；·机组顺序控制系统（SCS）；·汽轮机数字电液控制系统（DEH）；·机组安全监控保护系统。1.1 2´600MW单元机组主辅设备概况*发电厂一期2X600MW燃煤空冷脱硫机组的锅炉、汽轮机、发电机分别为上海锅炉有限公司、上海汽轮机有限公司、上海汽轮发电机有限公司产品。1.1.1 锅炉*发电厂一期2X600MW燃煤空冷脱硫机组采用的是上海锅炉厂制造的SG2093/17.5-M910型亚临界参数型汽包炉，采用控制循环、一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣的燃煤锅炉。锅炉的制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式系统。在锅炉最大连续出力（BMCR）工况下的主要参数如下：· 过热蒸汽流量t/h2093· 过热器出口蒸汽压力 MPa17.50· 过热器出口蒸汽温度541· 再热蒸汽流量t/h1743.3· 再热器进口蒸汽压力MPa3.96· 再热器出口蒸汽压力MPa3.78· 再热器进口蒸汽温度331· 再热器出口蒸汽温度541· 给水温度2771.1.2 汽轮机本机组采用上海汽轮机有限公司生产的型号为N600-16.7/538/538的亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。在汽轮机最大连续出力(TMCR)工况下的主要参数如下：· 机组出力 MW 641.9· 工作转速 r/min 3000· 主蒸汽压力 MPa 16.67· 再热蒸汽压力 MPa 3.566· 高压缸排汽压力 Mpa 3.962· 主蒸汽温度 538· 再热蒸汽温度 538· 高压缸排汽温度 326.1· 主蒸汽流量 t/h 1993.7· 再热蒸汽流量 t/h 1665.7· 背 压 kPa 151.1.3 发电机发电机是由上海汽轮发电机有限公司制造的QFSN-600-2型水-氢-氢冷却、静态励磁汽轮发电机。汽轮发电机组在阀门全开工况下的输出功率值为667.193MW。其他参数如下：· 额定电压 KV 20· 额定电流 KA 19.25· 功率因数 0.9· 同步转速 rpm 3000· 频 率 HZ 50· 效 率 % 991.1.4 热力系统及主要辅机1.1.4.1 制粉系统本机组制粉系统为冷一次风正压直吹式制粉系统。每台炉配2台一次风机，一次风经两台三分仓容克式空气预热器，再经过一次风母管送入磨煤机，一次热风作为干燥和输送煤粉介质，在调节过程中通过控制磨煤机通风量来实现；一次冷风用于调节磨煤机出口温度，防止磨煤机温度过高引起煤粉着火。为了减少炉膛断面热负荷，防止炉膛结焦，减小单个燃烧器的容量，采用6台上海重型机器厂引进ABBCE技术生产的HP1003型磨煤机，其中5台运行，1台备用。每台磨对应一层四角切圆燃烧的一次风喷口。每台炉有6台沈阳华电电站装备有限公司GM-BSC21-26型称重式给煤机与磨煤机一一对应，每台磨出口设有四根煤粉管道，每根煤粉管道从磨出口依次设有气动快关阀，手动可调缩孔和气动插板门。原煤从原煤仓落入给煤机，给煤机将原煤经过电子称计量后送入磨煤机，磨煤机将原煤磨制成合格煤粉后由一次风管送入炉膛。被分离出来的石子煤经石子煤排出管排入石子煤斗，石子煤定期由石子煤振动输送机和石子煤皮带送入石子煤仓再用汽车转送至灰场。燃烧器采用正四角切圆摆动式煤粉燃烧器。燃烧器共设置六层煤粉喷嘴，燃烧器的一、二次风喷嘴呈间隔排列，顶部设有OFA二次风。连同煤粉喷嘴的周界风，每组燃烧器各有二次风挡板14组，均由气动执行器单独操作。为满足锅炉汽温调节的需要，燃烧器喷嘴采用摆动结构，除OFA层喷嘴单独摆动外，其余喷嘴由内外连杆组成一个摆动系统，由一台气动执行器集中带动作上下摆动。上述气动执行器均采用进口的直行程结构，其特点是结构紧凑，能适应频繁启动。在燃烧器二次风室中配置了三层共12支轻油枪，采用机械压力雾化方式，燃油容量按30%MCR负荷设计。锅炉有两级点火，一级采用高能点火器直接点燃轻柴油，二级由油枪点燃煤粉。1.1.4.2 风烟系统风烟系统为平衡通风的运行方式，系统中包括的主要设备有空预器、引风机、送风机、一次风机等。*电厂空预器采用三分仓容克式受热面回转式空预器，送风机、引风机和一次风机均采用轴流式风机。轴流式风机与离心式风机相比，在相同功率下，轴流式风机流量大风压低，离心式风机风压高流量小。送风机，一次风机入口均设有消音器，在冬季尤其是下雪天气应注意防止冰帽将入口堵塞。密封风机风源取自一次风机出口冷一次风联络管，这样一次风机与密封风机形成串联运行方式，采用风机串联运行方式不但可以保证密封风的出口风压，而且可以降低投资与密封风机电耗，提高机组经济性。密封风滤网排气排向B侧二次风道。在空预器入口风道上设置了暖风器，防止冬季空预器发生低温腐蚀。风烟系统又可分为一次风系统，二次风系统和烟气系统。一次风系统配置两台并列运行的上海鼓风机厂有限公司生产的PAF19-14-2型50%容量的动叶可调双级轴流式一次风机。一次风机的风量是利用风机入口的电动动叶调节器装置来调节的。冷空气由吸风口吸入，经消音器进入一次风机。一次风机出口的冷风分三路：一路经暖风器，空预器加热至316.7后送至一次风热风母管，再由热风母管分配至6台磨煤机；第二路从一次风机出口直接进入一次风冷风母管，再由冷风母管分配至6台磨煤机，冷风与热风混合后进入磨煤机进行煤粉干燥和输送。第三路为密封风机提供工作气源。磨煤机入口的冷风、热风母管除将冷风、热风均匀分配到各个磨煤机外，还有平衡风压的作用。磨煤机冷风、热风在混合前，在热风各支管上均设有只用于隔绝进入磨煤机热风的气动热风速断挡板和用于调节磨煤机通风量的电动热风调节挡板。在冷风各支管上也布置有一只电动冷风速断挡板和用于调节磨煤机出口风温的电动冷风调节挡板。热风速断挡板在紧急情况下610秒钟快速关闭，隔绝热风。而冷风速断挡板也能在45秒内关断，同时调节风门又有一定的隔绝作用。为了防止热风速断挡板和热风调节挡板动静部分密封材料高温老化和热风外露，特从密封风母管引一路密封风对其进行密封和冷却。二次风系统配置并列运行的两台豪顿华工程有限公司生产的ANN-2660/1400N型50%容量的动叶可调轴流式风机。它的作用是将大气中的新鲜空气吸入，并将其送入炉膛助燃。送风机出口的冷风经暖风器，空气预热器加热后送往二次风箱。送风机出口设有联络管和联络挡板，在单侧送风机故障时，可开启联络挡板确保本侧空预器安全可靠运行，避免造成超温或不必要停运。空预器出口热风道设有联络风管以平衡炉膛两侧二次风压，特别是单台送风机及空预器停运时，可通过联络风道向锅炉均匀送风。空预器出口的热风经锅炉两侧的二次风道送入二次大风箱，再分配至每个角的二次风室，最后由安装在各燃烧器入口的二次风室内的二次小风门控制各燃烧器的二次风量。烟气系统配置两台成都电力机械厂生产的AN37e6(V19+4°)型50%容量的静叶可调轴流式引风机，将炉膛的烟气抽出，经锅炉尾部受热面，空预器，电除尘和引风机后进入烟囱排至大气。为了平衡两侧烟气流量和单侧引风机故障退出运行，在电除尘出口烟道上设置了联络管。1.1.4.3 高低压旁路系统锦能公司采用高、低压二级串联旁路系统，旁路容量为30%BMCR。汽轮机为高压缸启动方式时，旁路系统功能仅考虑改善机组的起动性能，缩短起动时间和减少汽轮机的循环寿命损耗，回收工质，保护再热器不超温。高旁由机前总管引出，高旁阀数量为1个；低旁引出一路后分为两路分别接到两根排汽管，低旁阀数量为2个。三个旁路阀前后都设有疏水管道至本体疏水扩容器，均以启动调节阀控制。主蒸汽总管与高旁间还设有暖管管路，以免正常运行时旁路突然投入受到较大的热冲击。高旁减温水来自给水泵出口管道，低旁设有二级减温，减温水来自凝结水系统1.1.4.4 回热系统回热系统：由三个高压加热器、三个低压加热器和一个除氧器构成，除氧器采用滑压运行，各加热器疏水逐级自流。1.1.4.5 除氧给水系统锅炉给水泵将从除氧器给水箱来的给水通过高压管路、高压加热器送到锅炉汽包。除氧器采用滑压运行方式。每台机组配置三台50%容量的电动调速给水泵，各给水泵前均设有前置泵；一台内置式除氧器，除氧器水箱有效容积为235m3，相当于约6分钟的锅炉最大给水量。在一号高加出口、省煤器进口的给水管路上设有电动闸阀，并设有不小于15%BMCR容量的启动旁路，在旁路管道上装有气动控制阀。三台高压加热器采用大旁路系统。1.1.4.6 主蒸汽和再热蒸汽系统主蒸汽管道上布置有两极喷水减温器，通过控制减温水流量的大小来过热器出口汽温。主蒸汽管道采用2-1-2连接方式，从过热器出口集箱双管接出合成一路后在进汽机前分成两路，分别接至汽轮机左右侧主汽门。再热蒸汽温度通过摆动喷燃器调节，再热器入口管道布置了一级喷水减温器，作为再热蒸汽的应急控制手段。再热冷段和再热热段管道，均采用2-1-2连接方式，锅炉和汽机接口均为2个。1.1.4.7抽汽系统汽轮机具有七级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向高压辅助蒸汽联箱供汽。二级抽汽还作为辅助蒸汽系统的备用汽源。五至七级抽汽分别向三台低压加热器供汽，五级抽汽除供五号低压加热器外，还向暖风器和低压辅助蒸汽联箱供汽。为防止汽轮机进水，本系统设计有完善的疏水系统。1.1.4.8直接空冷系统汽轮机的排汽引入室外空冷凝汽器内直接用空气来冷凝，凝结水再经泵送回汽轮机的回热系统。56个冷却段排成8列，每列由5个顺流冷却段和2个逆流冷却段组成，每个冷却段配一台轴流风机。风机采用变频调速且一对一配置变频器，控制系统通过调整空冷风机的转速来保证汽机排汽压力和凝结水温度在一定的变化范围内。1.1.4.9.凝结水系统设两台100%容量立式定速凝结水泵，三台低压加热器，一台轴封冷却器，一台300m3凝结水贮水箱，两台凝结水补充水泵和一台凝结水输送水泵，凝结水精处理采用中压系统。轴封冷却器出口凝结水管道上设有最小流量再循环系统至排汽装置。凝结水贮水箱配凝结水输送泵。排汽装置除接受主机排汽、本体疏水以外，还接受低压旁路排汽，高、低加事故疏水及除氧器溢流水。其喉部内设置有七号低加和低压旁路的三级减温减压器。1.2 大型单元机组的生产过程及其对控制的要求1.2.1 大型单元机组的生产流程图1-1是大型单元机组的生产流程示意图，可见它是以锅炉、汽轮机(包括高压和中、低压汽轮机)和发电机为主体设备的一个整体。根据其生产流程可划分为以下几个主要系统：燃料系统的任务是将原煤从煤场经输煤皮带送入制粉系统，磨成煤粉之后，通过燃料量控制机构22，经喷燃器23送入锅炉炉膛6燃烧。风烟系统是将空气经送风机10鼓入锅炉的空气预热器29，受热后变成热风，经风道一方面输入制粉系统，用来干燥和输送煤粉；另一方面直接经调风门11按一定比例送入炉膛作为助燃风(即二次风)。燃料和空气在炉膛内燃烧产生的大量热量传给蒸汽受热面(即水冷壁25)中的水。燃烧后的高温烟气经型烟道，不断将热量传给过热器26，再热器27，省煤器28和空气预热器29，每经过一个设备，烟气温度便会降低一些，最后低温烟气经除尘器后由引风机14吸出，再经烟囱排入大气。112222101314至烟囱212018191516172485256726128279321223429图1-1 大型单元机组生产流程示意图图中： 1-汽轮机高压缸； 2-汽轮机中、低压缸； 3-发电机； 4-高压缸调汽门； 5-汽包； 6-炉膛； 7-烟道； 8-过热器减温器；9-再热器减温器； 10-送风机； 11-调风门； 12-中低压缸调汽门；13-烟道挡板； 14-引风机； 15-凝汽器； 16-凝结水泵；17-低压加热器； 18-除氧气； 19-给水泵； 20-高压加热器；21-给水调节机构； 22-燃料量控制机构； 23-喷燃器； 24-补充水；25-水冷壁管； 26-过热器； 27-再热器； 28-省煤器；29-空预器汽水系统中，给水泵19将除氧器18水箱中的水泵入高压加热器20，再经过锅炉省煤器28回收一部分烟气中的余热后进入汽包5。汽包中的水在水冷壁25中进行自然或强制循环，不断吸收炉膛内的辐射热量，加热成饱和蒸汽由汽包顶部流出，再经过多级(大约3-4级)过热器26将饱和蒸气加热成过热蒸汽D送入汽轮机的高压缸1作功后，其温度、压力都降低了。为了提高机组的热效率，需要把这部分蒸汽送回锅炉内的再热器27再次加热，然后再进入中、低压汽轮机2作功。作功后的乏汽从汽轮机低压缸尾部排入凝汽器15冷凝为凝结水。凝结水与补充水24一起经凝结水泵16先打到低压加热器17，然后进入除氧器。至此完成了汽水系统的一次循环。在图1-1中可以看到，在汽水系统中还有两个喷水减温器8和9，它们是用来控制蒸汽温度的。循环水系统是由循环水泵将冷却水(冷水塔、冷水池或江河的水)泵入凝汽器用来冷却在汽轮机中作过功的乏汽。发配电系统主要包括发电机3，励磁机，主变压器，配电设备直到电网(图中未画出)。灰渣系统 锅炉和烟气除尘器排出的煤渣和细灰，经冲灰沟被灰渣泵送往灰场(图中未画出)。1.2.2 大型单元机组对控制的要求随着工业生产规模的扩大和人民生活水平的提高，不仅电能需求量日益增大，而且用电结构也发生了很大变化，电网负荷的峰谷差加大。为了适应调峰的需求，大型单元机组对自动控制系统提出了新的、更高的要求。口 对负荷控制的要求单元机组负荷控制的任务就是根据锅炉和汽轮机的不同特性，使锅炉和汽轮机协调动作、相互配合，在满足电网要求的同时保持机组主要参数稳定。在满足电网负荷要求和维持机组主要运行参数稳定两个方面，单元机组是一个整体。但机、炉又是相对独立的，他们有各自的调节手段，而且运行特性很不相同。随着单元机组容量的增加，早期的“锅炉跟随汽机”或“汽机跟随锅炉”的负荷控制方式已不能满足要求，必须采用更为合理的负荷控制方案，即单元机组的负荷协调控制方式。同时由于对大型机组参与调峰的要求愈来愈迫切，要求负荷协调控制系统的设计和投运具有较高的调节品质。口 对实现全程控制的要求所谓全程控制系统是指在机组启停过程和正常运行时的升降负荷过程中均能实现自动控制。由于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也愈来愈多，人工监视、操作的方式已远远不能满足运行要求。因此，要求在启停过程中也能够实现汽温、给水、主汽压力、汽机升速与负荷控制等系统的自动控制。口 对保护系统的要求大型机组一旦发生事故不仅影响电能的正常生产，给电网造成巨大损失，而且设备损坏后往往需要较长的修复时间，因此必须设计安全保护系统来防止主要设备不发生严重损坏。主机的保护系统主要包括炉膛安全监控系统(FSSS)、汽机紧急跳闸系统、顺序跳闸系统，此外机炉辅机及旁路系统也必须有完整的保护和联锁。主保护装置应当冗余配置，即两套同样的保护装置并列工作，各自具有独立的操作电源，从而保证一套失灵时另一套立即取代。口 对信息通信系统的要求单元机组的信息通信系统必须具备以下特点：·快速实时响应能力，能够及时地传输现场过程信息和操作管理信息；·由于通信系统的任何中断和故障都可能造成停机，因此通信系统必须连续运行，并具有极高的可靠性，采取冗余配置；·通信系统必须能适应恶劣的工业环境，不受诸如电源、雷击、电磁和电位差等干扰的影响。同时由于监控、调节、保护的需要，各控制系统所采集的参数和输出的指令必须统一、信息共享。口 对人机接口的要求由于大型单元机组在运行时的监测点多，参数变化速度快，如果采用常规仪表和单一的控制设备，工作人员对机组运行参数进行监视和操作的劳动强度很大，而且也难以做到及时调整、迅速处理。因此为适应火电机组向大容量、高参数的发展，需要采用先进的人机接口装置，使运行人员可以在中央控制室实现单元机组的启动、停止、正常调整以及事故处理，提高效率并大大降低运行人员的劳动强度。口 对测量信号的要求为了保证测量信号的可靠性，必须对变送器的输出信号进行有效性判断，所有参数都应设置越限报警值，一旦参数超越此值，及时报警显示，以减少事故的发生。为了提高测量精度，必须对一些信号进行参数校正，例如蒸汽流量信号的温度压力校正、锅炉给水流量温度校正以及汽包水位信号密度校正等。此外，重要的开关量信号应当采取“三选二”的表决方式，以防止误动作。由上述分析可见，大型单元机组的发展对控制系统提出的要求，涉及到自动检测、数据处理、事故报警、联锁保护、程序控制和参数控制等许多方面的内容。1.3 *600MW单元机组协调系统概况*600MW机组协调控制系统采用上、下两级控制，如图1-2所示。上级为单元机组负荷控制系统(也称协调控制级)，它具有四种运行方式，各种运行方式之间既可由操作人员通过OM画面进行手动切换，又可根据机组运行联锁条件和逻辑控制电路自动进行无扰切换，以达到最佳的运行状态，下级为锅炉侧控制系统和汽机侧控制系统，以及有关的辅机控制系统(也称基本控制级)。1.3.1 协调控制级协调控制级负责协调锅炉和汽轮发电机的运行，接受外部负荷指令经过运行限制后，产生锅炉负荷指令MB和汽轮发电机负荷指令MT。系统提供了滑压和定压运行方式。控制系统能在以下四种方式中的任何一种运行：·机炉协调控制方式锅炉和汽轮机控制系统同时接受机组负荷指令，也同时考虑机组稳定运行的一种控制方式，该方式下机组可以接受一次调频和二次调频信号。·锅炉跟随控制方式机组的出力靠汽轮机调门开度的大小决定，锅炉根据汽轮机的运行状况，自动维护机前压力稳定的一种控制方式。·汽轮机跟随控制方式机组的出力靠锅炉燃料量的大小决定，汽轮机自动维持机前压力稳定的一种控制方式。·基本控制方式锅炉侧与汽轮机侧控制系统均不接受协调控制级来的负荷指令信号，而各自独立控制的一种运行方式。 锅 炉 汽轮发电机锅 炉控制子系统汽轮机控制子系统协调控制级基本控制级单元机组单元机组负荷控制系统外部负荷指令MBMT调汽门给水空气燃料图1-2 单元机组协调控制系统组成方框图图中：MB锅炉负荷指令；MT汽轮机负荷指令；1.3.2基本控制级基本控制级包括锅炉侧的自动控制系统，汽轮机侧自动控制系统和辅机控制系统。1.3.2.1 锅炉侧自动控制系统口 锅炉燃烧控制系统锅炉燃烧控制系统的作用是控制锅炉的燃料量，送风量和引风量的具体数值，使锅炉生产的蒸汽满足汽轮机的用汽需要，即满足负荷指令的要求。同时要保证锅炉燃烧的经济性和安全性。燃烧控制包括以下若干子控制系统：·磨煤机负荷控制系统通过给煤量调整和磨煤机负荷调整，满足磨煤机出力的需求。·磨煤机一次风量控制系统其作用是通过调整进入各台运行磨煤机中的一次风量来控制锅炉燃料量的大小。·燃油流量控制系统其作用是通过调节供油管道中的燃油调节阀的开度来维持油枪组喷入炉膛的油量，以保证燃油流量与燃料指令相一致。·一次风压控制系统其作用是调节两台一次风机入口导向挡板的开度，以保证一次风母管压力与机组负荷指令相一致，协助一次风量控制系统工作。·二次风量控制系统通过调节两台送风机动叶使锅炉燃烧过程中的风量与燃料量相适应，维持烟气中的含氧量O2为最佳值，使锅炉达到最高的热效率。·二次风挡板控制系统通过调整进入炉膛的各层二次风挡板，来保持各层燃烧器周围一定过剩空气系数的要求。达到降低NO2产生，提高燃烧经济性的目的。·炉膛负压控制系统通过调节两台引风机入口动叶开度，以控制引风量的大小，从而达到维持炉膛压力恒定的作用。口 锅炉给水控制系统锅炉给水控制系统的作用是通过调整给水流量的大小，保证汽包水位在允许范围内，同时要保持给水泵的安全、稳定运行。锅炉给水控制系统包括以下若干子控制系统：·启动用给水调节阀控制系统通过调整启动用给水调节阀的开度，维持维持汽包水位在期望值·给水泵转速控制系统通过控制给水泵的转速，以维持汽包水位在期望值，同时保证给水泵始终运行在最大工作流量极限曲线以内。口 锅炉汽温控制系统锅炉汽温控制系统的作用是控制过热蒸汽和再热蒸汽的温度与单元机组运行工况的要求相一致。包括以下若干子控制系统：·一级过热蒸汽温度控制系统通过I级减温水流量的控制，保护屏式过热器管壁不至超温，同时配合未级过热汽温控制系统的工作。·未级过热蒸汽温度控制系统通过级减温水流量的控制，维持过热器出口汽温与机组运行工况所要求的汽温数值相一致。·燃烧器摆动角控制系统通过调整燃烧器摆动角度的大小，达到控制再热汽温的目的。·再热蒸汽喷水减温控制系统用于再热蒸汽温度太高，超出允许的温度偏差设定值(即事故状态)，投入并调整冷段再热器入口安装的减温器喷水流量的大小，以降低再热汽温。1.3.2.2 汽轮机侧自动控制系统汽轮机侧自动控制系统完成大范围的转速控制，负荷控制，异常工况下的负荷限制，主汽压力控制，阀门控制与管理以及自动减负荷等任务。该部分的详细内容请参阅该培训教材有关汽轮机控制部分的内容。1.3.2.3 辅机自动控制系统主要辅机控制系统包括以下几部分：·磨煤机出口温度控制系统通过调整磨入口冷、热一次风挡板的相对开度来实现对磨煤机出口的风粉混合物温度的控制，以维持磨煤机安全运行。·磨煤机密封差压控制系统通过调节密封风挡板的开度，使磨煤机内的粉风和密封风之间的差压维持在设定值，以保证磨煤机不漏粉。·空气预热器冷端温度控制系统通过调节进入暖风器的蒸汽流量，以达到控制空预器冷端温度为设定值，防止空预器发生低温腐蚀。·除氧器压力控制在启动阶段，通过调节辅助汽源进汽阀门的开度，维持给水箱升温的要求，且使除氧器在设定压力下，进行定压除氧。当正常运行过程中，由四段抽汽供除氧器运行在滑压工作状态，当系统甩负荷时，投入冷再蒸汽，以维持要求的压力下降速率和压力值。·给水箱水位及其补水控制系统通过调节凝结水泵至给水箱调整门，凝结水泵至补水箱调整门和补水泵至凝汽器调整门的开度，维持给水箱水位为期望值，凝汽器热井水位为期望值。2 过程控制系统基础知识简介2.1过程控制系统的任务、组成及性能指标2.1.1过程控制系统的任务过程控制系统的任务是保持生产稳定，降低成本，降低消耗，改善劳动条件，促进文明生产。过程控制系统是保证生产安全和提高劳动生产率的重要手段。过程控制系统是由许多学科相结合构成的一门应用学科。它渗透了各种专业知识，如自动控制理论、自动控制仪表、计算机技术、生产设备及运行等方面的知识。2.1.2过程控制系统的组成过程控制系统包括一下几个组成部分：图2-1过程控制系统的组成被控对象：被控制的生产过程或工艺设备；测量变送器：将原始的物理量信号转变成便于远传的某种信号，且与原物理量有成比例关系的测量设备；控制器：接受被调量与设定值的偏差，按预定规律运算后，发出控制命令，对系统施加控制作用。E=R-C，E>0为正偏差，E<0为负偏差。调节阀：包括执行机构和阀门两部分。接受调节器来的控制信号，调节管道中的介质流量，实现自动化。2.1.3 过程控制系统的分类过程控制系统有许多分类方法，最常见的几种分类方法如下：按生产过程工艺参数分：流量、压力、温度、液位控制系统等； 按系统完成的任务分：比值、分程、选择、全程等； 按设定值变化规律分：恒值、程序、随动控制系统； 按系统机构分：闭环、开环、复合控制系统； 按控制装置分：模拟量（常规，连续）、数字量（计算机，离散）控制系统等。2.1.4 过程控制系统的性能指标2.1.4.1过程控制系统的过渡过程过程控制系统在一种稳定工况下，受到干扰作用后，通过控制系统的控制作用，又重新达到另一个稳定的过程，称为过程控制系统的过渡过程。A. 无差的稳定过程B. 有差的稳定过程C. 等幅振荡定过程D. 增幅振荡定过程率减振荡过程非周期过程率减振荡过程非周期过程 例如，在阶跃扰动下，定值控制系统的过渡过程如下：图2-2 阶跃扰动下动态过程的几种形态控制系统的性能指标应从：稳定性、准确性和快速性三方面要求。2.1.4.2 动态性能指标(1). 稳定性裕量A 率减率:M1M3TKy(¥)y(t)t0图2-3 阶跃扰动下的率减振荡过程曲线当y<0时，为增扩振荡过程，系统不稳定；当y=0时，为等幅振荡过程，系统临界稳定；当0<y<1时，为率减振荡过程，系统稳定；当