火电厂模拟量控制系统 ppt 讲稿.ppt

火电厂模拟量控制系统介绍,高爱国,2010 年 10 月 26 日,华北电力科学研究院有限责任公司 NORTH-CHINA ELECTRIC POWER RESEARCH INSTITUTE CO.LTD,目录,1.依据标准、规程2.控制系统性能指标3.模拟量控制品质指标4.火电厂风烟控制系统5.火电厂燃料控制系统6.火电厂给水控制系统7.火电厂汽温控制系统8.火电厂协调控制系统,9.超临界机组特点10.直流炉汽温控制11.直流炉给水控制12.AGC试验和考核分析13.RB试验注意事项14.总结15.结束,1.依据标准、规程,火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程L/T 657-2006,注意：火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程，DL 657-1998,作废,本标准规定了火力发电厂模拟量控制系统验收测试的内容、方法，以及应达到的品质指标。本标准适用于装设单击容量为125MW600MW等级机组的火力发电厂新建工程各个阶段和技术改造工程的模拟量控制系统验收测试。,2.模拟量控制系统负荷变动试验导则电建199640 号3.火电机组热工自动投入率统计方法电建199640 号4.火电工程调整试运质量检验及评定标准 1996,1.依据标准、规程,5.火力发电厂设计技术规程DL5000-2000，为条文强制性行业标准，是最基本的火电厂设计技术标准，又成为“大火规”，第12章对火电厂热工自动控制系统的设计提出最基本要求。6.火力发电厂热工控制系统设计技术规定DL/T5175-2003，是“大火规”热工自动化部分的补充和具体化，它给出了火电厂热工控制系统在模拟量控制、开关量控制以及设备选择等方面应遵循的设计方法和设计原则。7.电力建设施工验收技术规范 第5部分：热工自动化，DL/T 5190.5-2004，火电厂热工自动化专业电力建设施工验收的具体技术要求。8.火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程 DL/T 774-2004，以采用分散控制系统的机组为主，包括了火电厂分散控制系统的硬件、软件、单体测量仪表、过程控制仪表、DAS、MCS、FSSS、SCS、DEH、TSI、BPS等所涉及到的现有热工自动化设备的检修、试验、运行维护的内容、方法、应达到的技术标准以及热工技术管理等内容。9.火力发电建设工程启动试运及验收规程，DLT5437-2009，简称启规。,1.依据标准、规程,在执行以上规程的同时还需严格遵守以下法令及规范：10.中华人民共和国主席令第 70 号中华人民共和国安全生产法11.国电发2000589 号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求12.质量、职业健康安全和环境整合管理体系规范及使用指南另外还包含一些电网公司的相关规定（以华北网为例）13.华北区域发电厂并网运行管理实施细则14.京津唐电网自动发电控制（AGC）运行管理规定15.华北电网发电机组一次调频运行管理规定,2.控制系统性能指标,稳定性指控制系统在受到干扰作用后，系统平衡被破坏，在控制设备的控制作用下，控制系统能恢复到一个新的平衡状态，称为稳定的控制系统。稳定的控制系统的被控参数和控制参数的过渡过程曲线最后趋于平衡；不稳定的控制系统过渡过程曲线则是渐扩的，无法恢复平衡。准确性指被控参数的实际值与给定值之间的动态偏差和静态偏差。最大动态偏差是指整个过渡过程中被控参数偏离给定值的最大差值；静态偏差是过渡过程结束后被控参数与给定值之间的差值。现场中希望两个偏差越小越好。快速性指过渡过程的持续时间，即从干扰发生起至被控参数又建立新的平衡状态为止的过渡时间。一般认为被控参数进入偏离给定值范围内就基本稳定了。当然，过渡时间越短，控制过程进行的就越快，系统品质也就越好。,2.控制系统性能指标,控制系统在受到干扰作用时的过渡过程曲线,2.控制系统性能指标,衰减率介绍,衰减率：定值扰动试验中，被调参数首次过调量（M1）与第二次过调量（M2）的差值与首次过调量（M1）之比称为过渡过程衰减率。当=0.75-0.9 最好稳定程度可以用衰减率来衡量：,2.控制系统性能指标,几个概念,动态偏差：是指在整个调节过程中被调量偏离给定值的最大偏差值。稳态偏差：是指调节过程结束后被调量偏离给定值的最大偏差值。实际负荷变化率：实际负荷变化速率(%Pe/min)实际负荷变化量Pe变化时间t（t为从负荷指令开始变化至实际负荷变化达到新的目标值所经历的时间）。负荷响应纯迟延时间：是指负荷扰动试验开始后实际负荷变化的迟延时间，即从负荷指令开始变化的时刻到实际负荷发生与指令同向连续变化的时刻所经历的时间。,3.模拟量控制品质指标,火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程（DL_T_657-2006）规定如下指标：,3.模拟量控制品质指标,其它系统指标,注：A-300MW等级以下机组 B-300MW等级以上机组,4.火电厂风烟控制系统,汽包炉主要模拟量控制系统概貌图,4.火电厂风烟控制系统,“自动控制系统也是有工作范围的”,（1）对可预知发生扰动的控制比较有效（前馈）（2）抗非可预测扰动的能力有限（PID）（3）对持续存在的干扰元不能完整克服,“自动控制系统的工作能力是有限的”,由于执行机构或系统环境因素造成的缺陷，自动控制逻辑是无法弥补的（执行机构卡涩、执行机构非线性不对称、超出设备出力等）,4.火电厂风烟控制系统,风烟控制系统主要包括1、炉膛负压控制系统2、送风量控制系统3、一次风压控制系统4、磨煤机入口一次风量控制系统5、磨煤机出口温度控制系统6、风箱与炉膛差压控制系统7、燃尽风、辅助风控制系统风烟控制系统：主要承担锅炉燃烧系统的燃料载体风、助燃风、并维持炉膛燃烧稳定安全。,4.火电厂风烟控制系统,1.引风控制系统,1.1 调节参数：炉膛负压，三测点取中值处理，该调节关系到炉膛负压保护1.2 调节机构：引风机执行机构1.3 炉膛压力是通过调节两台引风机执行机构来控制的。根据压力偏差和前馈信号形成对引风机执行机构的控制输出。送风机动叶指令被用来作为前馈信号以提高在负荷变化时的响应性。同时还要考虑是否增加一些其它的前馈逻辑。1.4 如果出现炉膛压力波动很大的工况，系统就会自动地采取适当的超驰控制。若发生主燃料跳闸（MFT），将通过炉膛压力控制回路迫使引风机动叶指令根据MFT前机组负荷的大小自动减少一定值，以防止由于炉膛风量的突然减少和燃料量的失去而可能导致的炉膛内爆。,4.火电厂风烟控制系统,1.引风控制系统,1.5 去引风机动叶的指令通过方向闭锁联锁回路后送出，方向闭锁回路是为了防止引风机动叶指令向使炉膛压力过度恶化的方向变化。1.6 投入时机：在烟风系统启动后，炉膛压力自动即可投入；1.7 注意事项：在锅炉点火、制粉系统投入时易造成炉膛压力的摆动，在炉膛压力摆动时应及时观察炉膛压力变化情况，当炉膛压力在调节过程中出现发散情况应及时解除炉膛压力自动，待自动参数重新整定后，将炉膛压力自动投入。,4.火电厂风烟控制系统,1.引风控制系统,影响指标因素：（1）执行机构的控制精度（调节死区），要求1%之内，达不到则影响控制精度。（2）回差（上下行程同指令点，反馈偏差），影响正负两方向调节品质（3）左右侧两执行机构特性不同，液偶左右侧往往发生同指令不同出力现象（电流不同），自动投入时发生抢风等现象，控制角度靠执行机构偏执功能克服，但如果不是横差（即不线性），则不能满足控制要求。（4）送风前馈设置、一次风前馈设置不合理造成控制精度降低，启停磨煤机造成大幅扰动，启停磨期间应重点加强监视,4.火电厂风烟控制系统,2.送风控制系统,2.1 调节参数：锅炉送风量；该调节关系到总风量低保护。（通常设置30%）总风量由下列经过温度校正的风量组成：A、B侧空预器出口二次风量、减去A、B侧热风再循环风量、加上所有磨一次风量2.2 调节机构：送风机调节机构；2.3 设定值的给定：锅炉所需要的总燃烧风量是通过调节两台送风机调节机构来控制的。根据总风量指令（AFD）形成对送风机动叶角度的控制输出。总风量指令根据燃料量指令（FFD）的函数和锅炉输入加速指令相加形成，并用烟气含氧量进行校正以确保完全燃烧。,4.火电厂风烟控制系统,2.送风控制系统,2.4 燃料量和总风量之间的关系如下图所示（某厂举例）2.5 投入时机：锅炉负荷在40%负荷以上投入锅炉送风量自动。,4.火电厂风烟控制系统,2.送风控制系统,影响指标因素：（1）执行机构的控制精度（调节死区），要求1%之内，达不到则影响控制精度。（2）回差（上下行程同指令点，反馈偏差），影响正负两方向调节品质（3）左右侧两执行机构特性不同，液偶左右侧往往发生同指令不同出力现象（电流不同），自动投入时发生抢风等现象，控制角度靠执行机构偏执功能克服，但如果不是横差（即不线性），则不能满足控制要求。（4）燃料指令的大幅波动造成风量指令的大幅度扰动，同时也影响炉膛负压安全。,4.火电厂风烟控制系统,3.氧量控制系统,3.1 依照锅炉工作负荷计算得到稳态的燃料流量指令、稳态的通风流量指令，两者之比即为稳态的空气/燃料比值。稳态的空气、燃料流量指令，在各自闭环系统中得到执行控制，因控制中出现的各种误差不能保证空气/燃料比值稳定地处于理想点，故消除这类误差是氧量校正回路的任务，利用氧量来判断燃烧质量。3.2 一般来说氧量的设定值不仅与工作负荷相关，而且与燃料类型、O2 参数测量的选择位置、管道的漏风特性有关。通常具有如下规律：（1）工作负荷高时，氧量设定值低一些；负荷低时，氧量设定值高一些。（2）燃煤的氧量值曲线高一些，燃油的氧量值低一些，混合燃料在两者之间。（3）O2 参数的测量位置、氧量曲线参数由锅炉设备制造厂确定和提供。（4）调试期间，锅炉专业应根据实际煤种与设计煤种的区别 适当修改氧量曲线,4.火电厂风烟控制系统,3.氧量控制系统,3.3 负荷指令和氧量之间的关系如下图所示（某厂举例）3.4 投入时机：锅炉负荷在40%负荷以上,投入锅炉送风量自动之后。,4.火电厂风烟控制系统,4.一次风压控制系统,4.1 调节参数：空预器出口热一次风母管风压；4.2 调节机构：一次风机调节机构；4.3 一次风是由一次风机提供磨煤机的，它被用来：a）将磨煤机里的煤粉送到炉膛里 b）干燥煤粉 c）作为喷燃器里的燃烧风,4.火电厂风烟控制系统,4.一次风压控制系统,4.4 一次风机出口的一部分风经过空气预热器变成热风，另一部分旁路预热器是冷风。热风和冷风在每台磨煤机的入口混合。送到每台磨煤机的一次风量由热风挡板调节。为了使一次风量控制效果更好，将通过调整一次风机调节机构使空气预热器出口的热一次风压力控制在最适当的设定值上。热一次风压力设定值产生原则是使所有磨煤机热风挡板最大开度控制在80的开度，另外，将所有给煤机中带最大给煤率者所需的最小热一次风压力也作为一个设定值。这两个设定值经大值选择器后输出，高者选中。同时还考虑了运行人员手动对该设定值进行偏置。,4.火电厂风烟控制系统,4.一次风压控制系统,4.5 某电厂一次风压力与负荷关系曲线如图4.6 投入时机：通常在一次风机投入后，各项参数基本稳定后即可投入一次风风压自动,4.火电厂风烟控制系统,5.磨入口一次风量控制系统,5.1 每台磨煤机都设计有一次风量控制，因为热风的风量比冷风的风量大，所以采用热风挡板控制一次风流量。以便将磨制好的煤粉输送到炉膛，并且维持每个煤粉燃烧器都有适当的煤/风比例。即磨煤机入口风量既要满足制粉系统的需要同时又要满足锅炉燃烧的需要，因此在实际给定其定值时要从以上两个方面进行考虑给出风煤比曲线，通常磨煤机一次风量的设定值由对应给煤机的给煤率经函数发生器给出，同时给运行人员提供了对一次风量设定值进行偏置的手段。5.2 由于下列原因，一次风量需要反馈控制（闭环）：(1)为了补偿从磨煤机出口到炉膛之间管道阻力的变化(2)为了使炉膛变化对一次风量的影响减到最小,4.火电厂风烟控制系统,5.磨入口一次风量控制系统,5.3 然而目前由于各种原因(主要是:设计热风和冷风混和后的直管段太短,一般要求至少2倍管道直径以上,最好3-4倍)导致风量测量不准确,很多厂目前采用了开环控制,直接用给煤量对应热风调整门开度,这样就不能满足5.2的要求，达不到理想效果。5.4 给煤率和一次风量之间的关系如下图所示（某厂举例）,5.5 投入时机：磨煤机出口温度控制投入 自动之后,4.火电厂风烟控制系统,6.磨出口风温控制,6.1 磨煤机出口温度带磨煤机保护，为了维持磨煤机出口温度为设定值，每台磨煤机都设计有出口温度控制。该温度设定值由运行人员手动给出。6.2 设定值的给定：通常磨煤机出口温度选取7080，对于高挥发份煤种磨煤机出口温度控制可低一些，但不应低于60以防止影响磨煤机干燥出力，对于低挥发份煤种，磨煤机出口温度可控制高一些，但不宜超过90。6.3 投入时机：磨煤机各项参数稳定后可投入该项自动。,4.火电厂风烟控制系统,7.辅助风控制,7.1 助燃，为燃料的燃烧提供充足的氧量。辅助风为燃烧的后期提供空气，采用分段配风，使燃烧完全且不至于降低着火温度，其中油枪的辅助风在投油时作为燃料风。7.2 辅助风挡板控制：根据风箱与炉膛的差压来调整辅助风门，保持风箱与炉膛的适当差压。7.3 设定值值的给定：炉膛/大风箱差压应满足克服燃烧器送风系统阻力要求同时调整锅炉辅助风与周界风、燃尽风的分配；通常其设定值为锅炉负荷的函数；7.4 投入时机：锅炉负荷在40负荷以上投入锅炉送风量自动。,4.火电厂风烟控制系统,8.燃料风,8.1 与一次风混合助燃，增加燃料和一次风的刚度，保证燃料的点燃和燃烧过程。燃料风又叫夹心风或周界风，为燃料在初期燃烧提供少量空气，并保持一次风的刚度和良好的混合。周界风可以冷却火嘴；夹心风可以保持一次风的刚度；保持火焰中心稳定燃烧。8.2 燃料风挡板控制：燃料风挡板根据各层的燃料流量进行调节。,4.火电厂风烟控制系统,9.过燃风控制,1、过燃风（火上风/燃尽风）：为燃烧进一步燃尽提供空气，可用于减少Nox的排放量。当燃尽风开启时，可以使主燃烧区的空气量相对减少，燃烧温度相对较低，呈现还原性氛围，可减少Nox的排放量，且不易结焦。2、过燃风挡板控制：负荷大于80%左右时，随负荷增大而开大风门，满负荷时全开；小于85%时，设定一个最小开度，只开少许风门，以冷却风口。,4.火电厂风烟控制系统,9.二次风汇总表,5.火电厂燃料控制系统,1.燃料控制系统,5.火电厂燃料控制系统,1.燃料控制系统,燃料控制系统的目的是根据机组指令或由运行手动给定指令来控制给煤机的转速，从而保证给煤量。在此回路中增加了热值修正功能，当煤种质量较好时可减少给煤量，反之则增加给煤量。热值校正（BTU）一定的负荷指令对应着一定的燃料量，一定的燃料量又对应着一定的发热量，实际代表燃料发热量的是锅炉所产生的蒸汽量。当煤种变化时，煤的发热量随之而变，此时的负荷指令对应的就不是以前的燃料量，热值修正就是用来计算机组的煤种偏离设计煤种时煤量的修正系数的，目的是保证当煤种变化时，机组的负荷不变。,5.火电厂燃料控制系统,1.燃料控制系统,锅炉主控前馈分类（1）负荷指令微分（2）负荷指令比例（3）汽压指令微分（4）汽压偏差微分锅炉主控前馈意义：缓解锅炉惯性大问题，及时弥补变负荷锅炉蓄热变化，保证主汽压力控制在合理范围。,6.汽包炉给水控制系统,1.给水控制任务,汽包锅炉给水自动控制的任务是使锅炉的给水量适应锅炉的蒸汽负荷，这两者是否平衡反应在汽包水位上，所以给水控制系统也叫汽包水位控制系统。保持汽包水位正常是保证锅炉和汽轮机安全运行的重要条件。锅炉汽包水位过高，会影响汽包内汽水分离装置的正常工作，造成汽包出口的蒸汽中含有的水分过多而使过热器管壁结垢，因而会导致过热器烧坏，同时还会使过热汽温产生急剧变化，而且使汽轮机叶片易结垢，降低汽轮机的出力，甚至使汽轮机产生水冲击造成叶片段裂。直接影响机组运行的经济性和安全性。汽包水位过低，则可能破坏锅炉水循环，造成水冷壁管烧坏，甚至引起锅炉爆炸事故。,6.汽包炉给水控制系统,汽包水位动态特性分析各种特性响应曲线3-48 给水流量阶跃扰动下的水位响应曲线.swf各种特性响应曲线3-49 蒸汽流量阶跃扰动下的水位响应曲线.swf各种特性响应曲线3-50 燃料量阶跃扰动下的水位响应曲线.swf,水位动态特性的分析可以看出给水控制的某些特点：(1)由于给水量扰动下的水位动态特性存在一定的延迟，所以给水控制系统如果采用以水位为被调量的单回路反馈控制系统，则控制过程中水位将会有相当大的偏差，因此应考虑采用串级调节方案。(2)由于在蒸汽量和燃料量扰动下的水位动态特性存在“虚假水位”现象，而这个水位暂时的变化的幅度是不能靠调节给水量来减小的，对于“虚假水位”现象严重的锅炉，为了在负荷变化时水位不超出允许的范围，必须限制负荷在一次的突变量和变负荷的速度。此外由于“虚假水位”的出现，如果只根据水位调节给水量，那么在负荷变化的开始阶段，给水流量的变化将与负荷变化的方向相反，因而扩大进出流量的不平衡。所以在设计给水控制系统时，常常引入蒸汽流量D作为前馈信号，以改善外部扰动时的控制品质。,6.汽包炉给水控制系统,3.给水控制框图,6.汽包炉给水控制系统,4.考虑给水全程控制方案,用负荷的高低划分，分为如下四种工况：（1）0到（12%-15%）额定负荷（MCR)，由给水旁路阀控制水位（单冲），电泵定速运行。电泵最小流量控制系统负责保证电泵流量大于其允许最小流量。泵出口压力控制系统和汽泵不工作。（2）（12%-15%)MCR到（25%-30%）MCR，由电泵调速控制水位（单冲），旁路给水调节阀控制电泵出口压力。因流量大于电泵额定流量的30%，电泵最小流量阀自动关闭。汽泵不工作。（3）（25%-30%）MCR到（45%-50%）MCR，电泵调速控制水位（三冲），主给水调节阀控制电泵出口压力。（4）（45%-50%）MCR到100%MCR，汽泵调速控制水位（三冲），主给水调节阀控制汽泵出口压力。电泵不工作。,6.汽包炉给水控制系统,介绍关于25项反错中汽包水位的相关内容,除氧器水位控制系统也是类似与汽包水位控制系统的单-三冲控制系统。参与控制测点分别为(1)除氧器水位（2）给水流量（3）#5低加出口凝结水流量,其它控制回路均为单回路控制系统,存在问题：（1）个别厂发生给水流量侧量装置、凝结水流量测量装置满量程与机组额定要求数值相同，没有调节余量.,7.火电厂汽温控制系统,1.过热汽温控制系统,1.1 锅炉过热器是由辐射过热器、对流过热器、屏式过热器和减温器等组成，其任务是将汽包出来的饱和蒸汽加热到一定数值，然后送往汽轮机去作功。由于过热器承受高温、高压，它的材料采用耐高温、耐高压的合金钢。过热器正常运行的温度已接近钢材允许的极限温度，强度方面的安全系数很小。因此，必须相当严格地将过热汽温控制在给定值附近.过热汽温控制的任务是维持过热汽温在给定值附近，一般要求过热汽温与给定值的暂态偏差不超过10，长期偏差不超过5，过热汽温过高会使过热器和汽轮机高压缸承受过高的热应力而损坏，汽温偏低会降低机组热效率。1.2 过热汽温的给定值，既与锅炉的的负荷有关，又与锅炉的运行方式有关，所以在定压方式和滑压方式下，汽温的设定值不同。,7.火电厂汽温控制系统,1.过热汽温控制系统,过热汽温控制对象的动态特性各种特性响应曲线3-56 减温水扰动下过热汽温阶跃响应.swf各种特性响应曲线3-59 烟气热量扰动下过热汽温阶跃响应曲线.swf各种特性响应曲线3-58 锅炉负荷扰动下过热汽温阶跃响应.swf,总结:过热汽温在这三种扰动下的响应均为有迟延、有惯性、有自平衡能力。一般用对象的特征参数、Tc、/Tc来表示对象调节性能的难易程度，这些值越小，调节性能就越好。在以上三个扰动中减温水的最大，烟气扰动次之，蒸汽流量扰动最小。其中蒸汽流量是主物料量，为机组负荷，不能作为控制手段，而烟气流量实现又比较困难，且会与再热汽温互相影响，所以一般采用喷水减温作为控制手段，尽管对象的调节特性不够理想，但它对过热器的安全运行比较有利，所以被广泛采用。但要提醒一点的是如果只根据汽温偏差来改变喷水量往往不能满足生产上的要求。因此应该加入一些能够比过热蒸汽温度提前反映扰动的信号，使扰动发生后，过热汽温还没有发生明显变化的时候就进行调节，及早消除扰动对温度的影响以便有效地控制温度的变化。,7.火电厂汽温控制系统,1.过热汽温控制,7.火电厂汽温控制系统,1.过热器温控制,7.火电厂汽温控制系统,2.再热汽温控制,再热循环可以降低汽轮机尾部叶片处的蒸汽湿度，降低汽耗，提高电厂的热循环效率，所以大机组广泛采用中间再热技术。再热汽温控制，一般以采用烟气控制方式为主，以喷水减温控制为辅，实际采用的烟气控制方式有改变烟气挡板位置、摆动喷燃器倾角等方法。改变烟气流量的控制方式比喷水控制方式有较高的经济性，因为喷入再热器的水要变成中压蒸汽而在汽机中、低压缸中作功，必然增加中低压缸低效发电份额，降低了电厂热效率。所以在正常情况下再热汽温不采用喷水减温方式，但喷水控温方式简单、可靠，所以可以把它作为再热汽温超过极限值的事故情况下的保护控制手段。,7.火电厂汽温控制系统,2.再热汽温控制,喷水减温是作为温度过高的一种保护手段，仅在烟气调节不能控制再热汽温在设定值加5.5范围内，才自动投入工作。,7.火电厂汽温控制系统,汽温控制问题,串级控制相关问题-抗积分饱和功能（1）积分饱和的现象判断（2）目前各DCS控制器提供得功能不同，有的DCS中PID块具有抗饱和积分功能，有的没有。（3）不具备抗饱和积分功能的PID如何通过辅助逻辑实现。,设计问题（4）减温喷水位置与喷水后温度测点距离设计应不要太近,8.协调控制系统,1.协调控制,单元机组在进行协调控制时，必须很好地协调汽机、锅炉两侧的控制动作，合理保持内外两个能量供求平衡关系，即单元机组与电网用户之间能量供求平衡关系和单元机组中锅炉与汽轮机之间能量供求平衡关系，以同时兼顾负荷响应能力和机组汽压稳定两个方面的性能指标的基本要求。,8.协调控制系统,2.协调控制系统功能,（1）参加电网调峰、调频：调峰是按电网的负荷变化，根据该机组在电网中的地位与经济效益，有计划、大幅度地进行调度控制。而调频则是瞬间的、有限制的，按该机组负荷控制系统设定的频差校正特性对机组负荷进行校正，保证机组输出功率的质量能迅速满足电网的要求。（AGC和一次调频）（2）稳定机组运行：协调控制系统应能随时检测与消除机组运行过程中的各种内、外扰动，维持锅炉与汽机的能量平衡以及锅炉内部燃料、送风、引风、给水各子控制回路的能量平衡与质量平衡。机组的稳定运行，即机炉间的能量平衡，是以机前压力的稳定为标志的。（机炉内部协调）,8.协调控制系统,2.协调控制系统功能,（3）具有完善的接口，协调各辅助系统，维持机组安全稳定 协调控制系统执行机组运行的闭环控制任务，需要与其他控制系统不断进行信息交换。这些系统有数据采集系统(DAS)、汽机数字电液控制系统(DEH)、锅炉燃烧器管理系统(BMS)、顺序控制系统(SCS)、汽机旁路控制系统(BPS)和网局调度系统等。通过上述接口，机组运行过程中可能出现局部故障或负荷需求超过了机组此时的实际能力，产生外界需求与机组可能出力的失调。负荷控制系统应具有机组主辅机出力的协调能力及在锅炉、汽机子控制系统的控制能力受到限制的异常工况下，自动将机组负荷由“按电网需要控制”变为“按机组实际可能出力控制”，维持控制指令与机组能力的平衡，锅炉与汽机的能量平衡以及锅炉燃烧、送风、引风、给水各子控制回路之间的能量平衡。例如：协调控制系统应能判断机组RB等恶劣工况，RB触发后能迅速指导锅炉和汽机动作，使机组维持在安全稳定的负荷，避免机组非停，保护系统安全。（RB）,8.协调控制系统,3.协调控制系统方式分类,协调控制系统的设计必须满足机组在各种工况下运行的要求，并提供可供运行人员选择或联锁自动切换的相应控制方式。系统方式的切换均应为无扰动过程。同时实现在切除机或炉的某一部分自动后，不会影响负荷控制系统的稳定运行。具有在各种工况下(如正常运行、机组启动、低负荷或局部故障条件等)都能投入自动的适应能力。主要有四种控制方式，四种方式的根本区别在于对功率和主汽压力的控制处理。（1）汽机为基础，锅炉跟随的负荷控制方式，简称炉跟机方式；（2）锅炉为基础，汽机跟随的负荷控制方式，简称机跟炉方式；（3）机跟炉为基础的协调控制方式；（4）炉跟机为基础的协调控制系统。,8.协调控制系统,3.协调控制系统方式分类“炉跟随”、“机跟随”,炉跟随：汽机手动，锅炉调压。适用于下述情形：当汽轮机的出力小于锅炉的出力，而且汽轮机调节阀已开至最大，靠锅炉控制系统维持机组稳定运行的工况；汽轮机侧的主、辅机或控制系统故障，汽轮机控制系统处于手动状态，只能靠锅炉控制系统来维持机前压力稳定的场合。机跟随：锅炉手动，汽机调压。适用于以下工况：在锅炉侧发生主机、辅机及控制系统故障，锅炉控制系统投入手动运行时，采用该运行方式；在锅炉出力小于汽轮机出力，而且想让机组带最大可能的负荷运行时采用该方式。,8.协调控制系统,3.协调控制系统方式分类“机跟炉协调”,8.协调控制系统,3.协调控制系统方式分类“机跟炉协调”,汽机调压，锅炉调功汽机跟随负荷控制方式是由锅炉调功系统和汽轮机调压系统构成的。当外界功率指令改变后，锅炉控制器迅速发出改变燃烧率的指令，调节燃料量，送风量、引风量和给水流量等，燃烧率的变化引起锅炉蒸发量、蓄热量、汽包压力和机前压力的相继变化，产生汽压偏差。汽轮机控制器根据汽压偏差的大小，发出改变调节阀开度的指令，使汽轮机的进汽量变化，从而改变机组的实发功率，使其与功率指令趋于一致。特点：因汽轮机对汽压变化的响应速率比锅炉快，对各种扰动因素引起的汽压偏差均能快速消除，故能保证机前压力稳定。但在负荷变化时，没有利用锅炉蓄热，机组输出功率的改变要等到燃烧率改变，引起蒸发量，锅炉蓄能及汽压相继变化后才响应，负荷适应能力差。优点是机组运行的稳定性好，负荷变化或燃料扰动时压力很稳；其缺点有两方面，一是没有利用锅炉蓄能，负荷适应性差；二是燃烧率扰动时，机组功率波动较大。,8.协调控制系统,3.协调控制系统方式分类“炉跟机协调”,8.协调控制系统,3.协调控制系统方式分类“炉跟机协调”,锅炉调压，汽机调功以炉跟机为基础的协调控制方式是由汽轮机调功系统和锅炉调压系统构成的，即通过控制汽机调节阀开度来改变机组输出功率的大小，而汽压的稳定则是靠锅炉侧改变燃料量、送风量、引风量及给水量等来保证。适用于带基本负荷的单元机组 特点：优点是对电网的负荷适应性好，能充分利用锅炉蓄能；其缺点为运行稳定性差，不仅当负荷变化时，因锅炉动态响应慢，使汽压波动大，而且在燃烧率扰动(如增加)时，为保持功率，汽机控制器调节其调节阀开度(关小或关大)，更使压力波动加剧。目前机组投AGC时的首选协调方式。克为了提高协调控制品质，需要在锅炉主控加入相应的前馈信号。主要有如下信号：负荷指令的静态前馈和微分前馈；压力偏差的微分前馈；机前压力设定的微分前馈；部分动态补偿信号。服压力波动大的策略:,8.协调控制系统,4.协调控制方法（按前馈回路分类）,炉跟机为基础的协调系统又分为：间接能量平衡系统（DIB）直接能量平衡系统（DEB）,3.协调控制方式切换,能实现无扰自动切换，适应各种运行工况。,8.协调控制系统,4.1 直接能量平衡的协调控制系统,8.协调控制系统,4.1 直接能量平衡的协调控制系统,P1 汽机一级压力 PT 机前压力PTS 机前压力给定 Pd 汽包压力Cb 锅炉蓄热系数 P1+Cb d Pb热量信号 PTS P1/PT 为能量信号Cb为汽包压力每下降一个MPa,所释放出来的热量,8.协调控制系统,4.1.DEB控制系统的主要特点,这种控制系统的一个主要特点是：采用能量平衡信号P1/PT取代功率指令信号，两者的比值信号与汽轮机调节阀开度成正比。无论什么原因引起的调节阀开度变化，该比值都能作出灵敏反应，所以，无论是在动态还是静态，它都反映了汽轮机调节阀开度，即汽轮机输入能量。,8.协调控制系统,5.协调控制系统结构框图,8.协调控制系统,5.指令级回路生成,负荷指令、汽压指令生成回路。限幅作用限速作用调频回路,8.协调控制系统,总结进入协调系统重要测点,机前压力：三取中电功率（有功）：电气送DCS调节级压力：三取中电网频率：单点汽包压力AGC指令RB逻辑中用到的辅机跳闸信号,8.协调控制系统,协调控制系统操作要点,负荷变化速率设定根据机组实际情况设，一般负荷变动试验做完后，不允许运行人员随意改动。负荷变化量设定必须合理，一般不允许连续小变化量升降负荷，一般不允许来回连续频繁升、降负荷。滑压速率一般不大于0.25MPa/min，不允许投入协调后频繁修改滑压速率。堵煤后，立即将协调切为机跟随方式，即机前压力自动，解除燃料自动，待问题解决后重新投入协调。,8.协调控制系统,个别厂协调控制系统投运过程中出现的问题,超压：欠氧燃烧，突然大量加风；煤质突变堵煤：锅炉主指令变化较快，煤比较湿超温：煤量变化快，减温水调节慢振荡：煤质变化较大，无BTU校正，PID参数不合理小幅度升降负荷，煤量变化大：微分设置不合理,8.协调控制系统,6.汽包炉协调控制系统效果图,火电厂模拟量控制系统介绍,直流炉策略,汽包炉策略,9.超临界机组特点,9.1 超临界机组特点,临界机组的定义理论上，水的临界状态点压力和温度数值分别为22.115 MPa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即称为超临界机组。目前实际投运的超临界机组的蒸汽压力大多在23.5 MPa以上，蒸汽温度在538 以上。一般对于参数在30 MPa、560 以上的机组，在习惯上称之为超超临界机组或高效超临界机组。因为在超临界压力下，没有明显的水/汽相变，超临界压力锅炉必须用直流锅炉。,9.超临界机组特点,9.1 超临界机组特点,超临界机组的两大特点：无汽包环节、工质在亚临界和超临界之间变化。,9.超临界机组特点,9.1 超临界机组特点,9.超临界机组特点,9.1 超临界机组特点 详解,（1）超临界直流炉没有汽包环节，给水经加热、蒸发和变成过热蒸汽是一次性连续完成的，随着运行工况的不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发地在一个或多个加热区段内移动。因此，为了保持锅炉汽水行程中各点的温度、湿度及水汽各区段的位置为一规定的范围，要求燃水比、风燃比及减温水等的调节品质相当高。（2）在超临界直流炉中，由于没有汽包，汽水容积小，所用金属也少，锅炉蓄能显著减小且呈分布特性。蓄能以工质储量和热量储量两种形式存在。工质储量是整个锅炉管道长度中工质总质量，它随着压力而变化，压力越高，工质的比容越小，必需泵人锅炉更多的给水量。在工质和金属中存在一定数量的蓄热量，它随着负荷非线性增加。由于锅炉的蓄质量和蓄热量整体较小，负荷调节的灵敏性好，可实现快速启停和调节负荷。另一方面，也因为锅炉蓄热量小，负荷变动对汽压影响较大，这种情况下机组变负荷性能差，保持汽压比较困难。,9.超临界机组特点,9.1 超临界机组特点 详解,（3）直流炉中，由于没有储能作用的汽包环节，工质在机组内的循环速度上升，直接做功的蒸汽质量与总的机组循环工质总质量(水和蒸汽)的比值很高。这就要求控制系统应更为严格地保持工作负荷与燃烧速率之间的关系，严格地保持机组的物料平衡关系，特别是:燃烧速率与给水之间的平衡关系，即通常所说的燃水比以及燃烧速率与给煤、通风之间的平衡关系。这种平衡关系不仅是稳态下的平衡，而且应保持动态下的平衡。一旦失衡，产生的危险性要严重得多。因此必须给予重视。（4）在直流炉工艺结构中，直吹式机组成为又一个控制难点。由于省略了煤粉中间储仓，从给煤、制粉、送粉环节开始，就已纳人机组燃烧系统的数学模型。燃烧系统本身就复杂，具有大的纯时延和大的滞后特性，形成难于控制的环节。对直吹式机组来说，由于增加了给煤、制粉工艺，纯时延及滞后特性进一步增加，动力学响应速度进一步下降，成为机一炉协调控制策略的要点。,9.超临界机组特点,9.1 超临界机组特点 详解,（5）超临界锅炉中，各区段工质的比热、比容变化剧烈，工质的传热与流动规律复杂。变压运行时随着负荷的变化，工质压力将在超临界到亚临界的广泛压力范围内变化，随之工质物性变化巨大，这些都使得超临界机组表现出严重非线性。具体体现为汽水的比热、比容与它的温度、压力的关系是非线性的，传热特性、流量特性是非线性的，各参数间存在非相关的多元函数关系，使得受控对象的增益和时间常数等动态特性参数在负荷变化时大幅度变化。（6）超临界机组采用直流锅炉，因而不像汽包炉那样，由于汽包的存在解除了蒸汽管路与水管路及给水泵间的藕合，直流炉机组从给水泵到汽机，汽水直接关联，使得锅炉各参数间和汽机与锅炉间具有强烈的藕合特性，整个受控对象是一多输人多输出的多变量系统。,9.超临界机组特点,9.2 直流锅炉动态特性,（1）从控制特性角度来看，直流锅炉与汽包锅炉的主要不同点表现在燃水比例的变化，引起锅炉内工质储量的变化，从而改变各受热面积比例。（2）影响锅炉内工质储量的因素很多，主要有外界负荷、燃料流量和给水流量。（3）对于不同压力等级的直流锅炉，各段受热面积比例不同。压力越高，蒸发段的吸热量比例越小，而加热段与过热段吸热量比例越大。因而，不同压力等级直流锅炉的动态特性通常存在一定差异。,9.超临界机组特点,9.2 直流锅炉动态特性曲线,9.超临界机组特点,9.2 直流锅炉动态特性曲线分析,1、汽机调门开度扰动 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。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慢直至稳定在新的较低压力。过热汽温一开始由于主汽流量增加而下降，但因为过热器金属释放蓄热的补偿作用，汽温下降并不多，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。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。由于燃料量没有变化，功率又逐渐恢复到原来的水平。,9.超临界机组特点,9.2 直流锅炉动态特性曲线分析,2、燃料量扰动燃料发生变化时，由于加热段和蒸发段缩短，锅炉储水量减少，在燃烧率扰动后经过一个较短的延迟，蒸汽量会向增加的方向变化，当燃烧率增加时，一开始由于加热段蒸发段的缩短而使蒸发量增加，也使压力、功率、温度增加。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后会有一个上升的过程。主汽压力在短暂延迟后逐渐上升，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。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。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。,9.超临界机组特点,9.2 直流锅炉动态特性曲线分析,3、给水流量扰动当给水流量扰动时，由于加热段、蒸发段延长而推出一部分蒸汽，因此开始压力和功率是增加的，但由于过热段缩短使汽温下降，最后虽然蒸汽流量增加但压力和功率还是下降，汽温经过一段时间的延迟后单调下降，最后稳定在一个较低的温度上。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量，稳定在一个新的平衡点。主汽压力开始随着主汽流量的增加而增加，然后由于过热汽温的下降而有所回落。过热汽温经过一段较长时间的迟延后单调下降直至稳定在较低的数值。功率最初由于蒸汽流量增加而增加，随后则由于汽温降低而减少。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。,10.直流炉汽温控制,1.直流炉汽温控制,10.直流炉汽温控制,1.直流炉汽温特性,直流炉中的减温喷水实质上是调整的工质流量在水冷壁和过热器之间分配比例，不会影响最终汽温的稳态参数，最终