《机组协调控制系统》PPT课件.ppt

1,第二章 协调控制系统,2.1 概 述 2.2 单元机组动态特性 2.3 间接能量平衡协调系统 2.4 直接能量平衡协调系统 2.5 自动发电控制 2.6 协调系统实例分析1 2.7 协调系统实例分析2,2,2-1 概 述,3,一、协调控制的基本概念 从大系统理论出发，协调控制是一种解决大系统控制问题的基本策略。 所谓大系统可理解为由若干相互关联子系统组成的复杂系统。应用大系统理论处理这类庞大而复杂系统控制问题的基本方法就是分解协调的方法。所谓分解就是把大系统化为若干子系统，以便进行分块的处理与控制，求得各子系统的局部最优解；而协调则是从系统的全局出发，合理地调整各子系统之间的关系，求得各子系统之间的和谐与统一，进而得到整个大系统的最优解。,4,大系统中包含的各子系统之间，相互关联的结构有多种多样的形式。其中最为普遍的形式是一种递阶的结构。在这种递阶的结构中，各子系统处于不同级别的层次中，并具有不同的职能。,5,协调控制级上的协调控制器要对下一级中的若干个控制器进行协调。协调的过程是一个多目标决策的过程，也是一个全局优化的过程。,6,二、单元机组协调控制系统 单元机组协调控制系统把锅炉和汽轮发电机组作为一个整体进行控制，采用了递阶控制系统结构，把自动调节、逻辑控制、联锁保护等功能有机地结合在一起，构成一种具有多种控制功能，满足不同运行方式和不同工况下控制要求的综合控制系统。 单元机组协调控制系统的设计充分利用了机炉对象特性方面的特点，采用了前馈、补偿、多变量解耦等控制策略，使控制系统具有合理、可靠、易于维护调整等优点。建立在现代控制理论和方法基础上的单元机组协调控制系统也处于研究和发展之中。,7,单元机组协调控制系统框图,8,单元机组协调控制系统可认为是一种二级递阶控制系统。处于上位级的机炉协调级，也叫作单元机组主控系统，是整个系统的核心部分。处于局部控制级的子系统包括锅炉燃料控制系统，风量控制系统，汽轮机功率/ 频率调节系统，以及直流锅炉的给水控制系统。 单元机组主控系统产生指挥机炉控制器动作的锅炉指令和汽机指令。局部控制级的控制器执行主控系统发出的指令，完成指定的控制任务。,协调控制主控系统结构框图,9,负荷管理中心结构图,10,单元机组协调控制系统简化框图,11,三、主要特点 （1）系统结构先进。采用了递阶控制结构，在局部控制级的基础上引入了机炉协调级，把锅炉、汽轮发电机组作为一个整体进行控制。控制器设计主要采用了前馈、反馈、补偿以及变结构控制等技术，并充分地利用了机炉动态特性方面的特点，克服系统内部耦合和非线性特性，获得优良的控制品质。同时，又保留了控制器结构简单，易于工程实现和参数整定，便于操作、维护等优点。并能直接接收电网自动调度系统指令，为实现电网级自动调度和协调控制奠定了基础。,12,（2）系统功能完善。除了在正常工况下的连续调节功能之外，系统还设计有一整套逻辑控制系统。包括实际功率给定逻辑，局部故障处理逻辑，运行方式切换逻辑，以及显示报警、监督管理等功能。系统可根据实际需要和设备状况，选择不同的运行方式，比如机跟炉、炉跟机、机炉协调方式；定压运行或滑压运行方式；固定功率输出或可调功率方式；调频或非调频方式等。适应不同运行工况对控制功能的要求。 （3）系统可靠性高。通过设置安全保护系统和采取一系列可靠性措施，可获得很高的系统可靠性。比如，当主机或辅机设备故障时，可自动改变控制方式，对实际功率指令的幅值和变化速率进行改变，并通过相应的联锁保护，报警显示等措施，保证机组在安全范围内运行，并维持最佳的工况。,13,2-2 单元机组动态特性,14,一、单元机组的运行方式 单元机组的运行方式有定压运行和滑压运行两种。定压运行是指无论机组负荷怎样变动，始终维持主蒸汽压力以及主蒸汽温度为额定值，通过改变汽轮机调节汽门的开度，改变机组的输出功率。 滑压运行则是始终保持汽轮机调节汽门全开，在维持主蒸汽温度恒定的同时，通过改变主蒸汽压力改变机组的输出功率。,15,1、滑压运行方式 单元机组在滑压运行方式下，保持主汽门和调节汽门全开。外界负荷需求变化时，通过调节锅炉的燃料、风量、给水以及相应的输入量，改变锅炉的蒸发量，进而改变汽轮机的进汽压力，在维持汽温为额定值的前提下，使进入汽轮机蒸汽的能量改变，使汽轮发电机组的输出功率适应外界负荷的需求。 采取的办法是不使汽轮机调节汽门处于全开的位置，而是留出一定的调节余地。当外界负荷需求变更时，首先通过调整汽轮机调节汽门的开度，改变进汽量，利用锅炉内部的蓄热能量，较快地适应外界负荷的需求。与此同时，调整进入锅炉的输入量，使燃烧率改变，与外界负荷需求达到新的平衡。调节汽门的调节余地也为机组参与电网一次调频创造了条件。,16,滑压运行方式具有以下主要特点: （1）汽轮机调节汽门保持近似全开将会使进汽节流损失降低。负荷越低，节流损失的降低越明显。另外，汽轮机的级效率也要比定压运行时高。例如某机组在50%负荷下，滑压运行级效率比定压运行时要高出15%左右。 （2）在部分负荷下，主蒸汽和再热蒸汽的压力降低，容易保持蒸汽温度不变。可获得较高的循环效率。 （3）部分负荷下给水泵的功耗比定压运行时减小。因为滑压运行时给水压力与机组负荷成正比，在相同的机组部分负荷条件下，给水泵出口压力比定压运行时要低得多。例如，某机组在50%负荷下，滑压运行时给水泵的功耗仅相当于定压运行时的55%。,17,（4）调峰停机后再启动快，降低了启动损耗。因为在低负荷下汽轮机的金属温度基本不变，若在机组最低负荷下打闸停机，可以在较高的金属温度下停机热备用，如重新热态启动，将大大缩短再启动时间，使启动损耗相应地降低。例如，一台600MW机组滑压停机8小时以后再启动，从锅炉点火到带额定负荷仅需35分钟。使机组的灵活调度能力大为增强。 （5）负荷越低，滑压运行的经济性越显著。其主要原因是在低负荷下滑压运行的调节阀节流损失比定压运行低得多。而在额定负荷下滑压运行的经济效益则不明显。因此，大容量单元机组参加电网调峰运行时，采用滑压运行方式是极为有利的。,18,2、定压运行方式 定压运行方式的基本特征是机组负荷在任何稳定工况下，均保持主蒸汽压力和温度为额定值。定压运行机组的运行方式有机跟炉、炉跟机和机炉协调三种方式。需要强调的是，使汽轮机调节汽门具有一定调节余量的滑压运行方式已不是单纯的滑压运行，也可分为机跟炉、炉跟机和机炉协调方式。 （1）机跟炉方式 外界负荷需求变化时，首先改变锅炉负荷。当主蒸汽压力产生额定值偏差时，调整汽轮机调节汽门开度，维持汽轮机机前压力恒定。这种方式简单地称为锅炉保持负荷、汽机保持压力的方式，也称为锅炉基本、汽机跟随方式。该运行方式下，机组对外界负荷响应较慢，但主蒸汽压力稳定性好。,19,（2）炉跟机方式 外界负荷需求变化时，首先改变汽轮机调节汽门的开度，改变进汽量，使机组输出功率与外界负荷需求相适应。此时势必造成机前压力偏离额定值。锅炉依据机前压力偏差调整燃烧率和给水流量，消除主蒸汽压力偏差，达到新的能量平衡。这种方式称为汽机保持负荷、锅炉保持压力方式。也称为汽机基本、锅炉跟随方式。这种运行方式的特点是机组响应外界负荷的速度快，但机前压力的波动性大。 （3）机炉协调方式 当外界负荷需求变化时，同时改变机炉的负荷。既考虑到机组响应外界负荷的快速性，又不致造成机前压力的过分波动，使机炉之间出现的能量不平衡程度尽可能小，时间尽可能短，这样的运行方式则称之为机炉协调运行方式。,20,3、联合运行方式 综合以上滑压和定压两种运行方式的特点，不难发现在低负荷时滑压运行有利，在高负荷时定压运行方式具有其优越性。比如，可有效地利用锅炉蓄热，提高对外界负荷需求的响应速度。如果根据机组的不同负荷水平，在低负荷下采用滑压运行方式，在高负荷下采用定压运行方式，就构成联合运行方式。 4、调频运行方式 电网规模的扩大和对供电质量的更高要求，对大机组参加电网调频的要求愈来愈迫切。单元机组参加电网调频的方式分为一次调频和二次调频。一次调频是指汽轮机电液调速系统根据电网频率的变化，自动地改变一部分负荷，以减小电网频率的波动。,21,一次调频特性示意图,22,二、直流锅炉的结构特点,随着锅炉朝着大容量高参数的方向发展，直流锅炉由于其自身的许多优点，而被日益广泛地采用。 由于直流锅炉与汽包锅炉相比，存在着结构上的差异，使得在运行特性和控制特性上都有其自身的特点。 1. 锅炉按水循环方式分类 (1) 水循环过程 锅炉的受热面，包括加热水的省煤器、使水汽化的蒸发受热面和加热蒸汽的过热器，一侧由烟气侧吸收热量，另一侧把热量传给给水或蒸汽。,23,不论哪种受热面，都应能随时把热量带走以保证受热面金属的正常工作，所以内部工质应不断流动。水在省煤器中和蒸汽在过热器中均为单相工质，只是一次通过受热面。给水流经省煤器的阻力要由给水泵的压头来克服，故省煤器进口的压力高于蒸发面中的压力。过热器中蒸汽的流动阻力是由压力降来克服的，即在过热器进口和出口之间也有压力差。流经蒸发受热面的工质为水和汽的混合物。,(2) 锅炉分类 汽水混合物可能一次或多次流经蒸发受热面，对于结构不同的锅炉，推动汽水混合物流动的方式也不一样，按此可把锅炉分为几种类型：自然循环锅炉、强制循环锅炉和直流锅炉。,24,图. 蒸汽锅炉蒸发部分的几种类型 （a）自然循环；（b）多次强制循环；（c）直流式 1给水泵；2省煤器；3汽包；4下降管；5联箱；6蒸发管；7过热器；8强制循环泵,25,1）自然循环锅炉和多次强制循环锅炉 共同特点是都有汽包。汽包将省煤器、蒸发部分和过热器分隔开，并使蒸发部分形成密闭的循环回路。汽包内的大容积能保证汽和水的良好分离。但是汽包锅炉只适用于临界压力以下的工作压力。 2）直流锅炉 如图（C），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。直流锅炉的另一特点是：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。直流锅炉既可用于临界压力以下，也可设计为超临界压力。,26,3）复合循环锅炉 在自然循环和多次强制循环锅炉中，水要多次流经蒸发部分才能完全转变为蒸汽；在直流锅炉中，水只一次通过蒸发部分就全部汽化。所谓复合循环锅炉是在一台锅炉上具有这两种循环方式的锅炉。,图. 复合循环系统 l-8一同图5-1；9一混合器；10一止回阀；11一汽水分离器；12一调节阀,27,图（a）为亚临界压力低负荷再循环系统，锅炉在低负荷时由蒸发部分流入分离器的为湿蒸汽，经分离后蒸汽流入过热器，而水则由循环泵送回到省煤器进口，这时流经蒸发部分的工质流量超过流出的蒸汽量，即循环倍率大于1。高负荷时由蒸发部分出来的是微过热蒸汽，这时循环泵停用，锅炉按纯直流方式工作。 图（b）示出超临界压力下的复合循环系统，它不用汽水分离器，只是在低负荷时开启调节阀12使较多的工质流经蒸发部分；但在高负荷时关闭调节阀，锅炉按纯直流方式工作。不论在低负荷或高负荷时再循环泵均在工作。,28,2. 直流炉的结构,左图为直流锅炉汽水流程布置图。一次工质在给水泵压力作用下，经省煤器加热后，进入下辐射区蒸发为湿蒸汽，再经对流过渡区、上辐射区和对流过热区加热成过热蒸汽，送至汽轮机。可见，直流锅炉是由各受热面及连接这些受热面的的管道组成。其汽水流程中没有汽包和锅内小循环回路。,图. 直流锅炉简图 l省煤器；2下辐射区；3对流过渡区；4上辐射区；5对流过热区；6 空气预热器,29,直流锅炉没有汽包，整个锅炉是由许多管子并联，然后用联箱连接串联而成。在给水泵的压头作用下，工质顺序一次通过加热、蒸发和过热受热面。进口工质为水，出口工质为过热蒸汽。由于没有汽包，所以在加热和蒸发受热面之间，以及在蒸发和过热受热面之间都没有固定的分界线。,图. 直流锅炉工作原理,焓；,压力；,比容；,温度；,30,3. 结构特点 上图示出沿直流锅炉管子工质的状态和参数的变化：加热区和过热区中的参数变化同自然循环锅炉相同；在蒸发区中由于流动阻力，压力有所降低，相应的饱和温度也有所下降。 （1）应有高品质的给水：进入锅炉的给水全部变为蒸汽，给水所含的盐分除少量溶于蒸汽而被带出外，其余杂质均将沉积在受热管内壁上。 （2）节约钢材：采用小管径而且不用汽包，就可大量节约钢材。一般直流锅炉大约可节约2030的钢材。 （3）因强制工质流动，蒸发部分的管子允许有多种布置方式不必象自然循环锅炉那样要用立置的蒸发管。但蒸发段的最后部分受热面应安置在热负荷较为温和的地区。,31,（4）直流锅炉不受工作压力的限制，而且更适于超高压力和超临界压力，因为随压力的提高以及水和汽的比容差的减小，工质的流动更为稳定。 （5）锅炉储存的热量少。当外界负荷变化较快而燃烧和给水调整赶不上时，汽压和汽温的波动较大。但是正因为储热少，对调节的反映也快，如配有灵敏的调节设备，可适应外界负荷变动。 （6）直流锅炉的起动和停炉的时间较短，一般不超过1小时。汽包锅炉由于汽包壁很厚，为减少由于汽包壁内外和上下温差而引起的热应力，在起动和停炉时常需缓慢进行，要用310小时之久。,32,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。 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。 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。 下图为直流锅炉动态特性曲线：,三、单元机组动态特性分析,33,图. 直流锅炉动态特性曲线 (a)调节汽门开度扰动；（b）燃料量扰动； (c) 给水量扰动,实线一般直流锅炉； 虚线带分离器的苏尔寿直流锅炉,34,1. 外部负荷扰动下直流锅炉动态特性 上图(a)所示为外部负荷扰动下直流锅炉有关参数响应曲线。假定汽机耗汽量正比于调节阀开度 与蒸汽压力 的乘积，在 阶跃增加的情况下，蒸汽流量阶跃增加，使得蒸汽压力开始时以一定速度下降。由于给水流量和燃料流量没有变，蒸汽流量逐渐回落至与给水流量相应的值，蒸汽压力则逐渐稳定。汽机功率的变化与蒸汽流量成比例，其增加的总能量来自锅炉金属和工质所释放的蓄热量。过热蒸汽温度在蒸汽流量增加之后，先以一定速度下降，随着蒸汽流量降至原来的值而回升至原来的值。这反映锅炉燃水比例没有改变。即总蒸发量与各受热面吸热量比例没有改变。,35,2. 燃料量扰动下直流锅炉动态特性 图(b)所示为燃料量扰动 下直流锅炉有关参数响应曲线。在燃料量阶跃增加的情况下，经过短暂迟延后，各受热面吸热量迅速增加，使蒸汽流量迅速增加（通常称之为附加蒸发量）。对过热段受热面来说，吸热量与蒸汽流量同时增加，使得开始时过热汽温基本不变。由于给水流量没有改变，附加蒸发量使锅炉内工质储量减少，加热与蒸发受热面积减少，蒸汽流量经过一个峰值后逐渐减少，直至与给水流量相等。同时，过热段受热面的增加及炉膛发热量增加，过热蒸汽温度经过一端时间迟延后迅速上升，最后的明显偏差反映了燃水比例的变化。,36,蒸汽压力首先是随着蒸汽流量增加而上升，随后虽然蒸汽流量逐步下降，但蒸汽温度升高而造成蒸汽容积流量的增大、沿程压力降的增加而使蒸汽压力保持较大的偏差。与此相似，机组功率的增加是蒸汽流量的暂时增加与蒸汽温度的升高的综合效果，其根本原因还在于燃料量增加后，工质总吸热量的增加。,37,3. 给水流量扰动下直流锅炉动态特性 给水流量扰动 下直流锅炉动态特性如图(c)所示。由于水是不可压缩的，所以给水流量的变化瞬间即可影响到加热段各受热面内工质流量。但蒸汽是可压缩的，给水流量扰动对蒸发段和过热段蒸汽流量的直接影响是有迟延的。给水流量增加，使之大于蒸发量会造成蒸发段长度的改变而产生附加蒸发量，这个过程同样具有一定惯性迟延。因此，在给水流量阶跃增加的情况下，蒸汽流量的增加有一定的迟延和惯性；而过热汽温的变化与燃料量扰动下相似，在较大的迟延。,38,给水流量扰动最终改变各受热面积比例，过热汽温呈现的较大稳态偏差反映燃水比例的改变。蒸汽流量的增加，造成蒸汽压力随着上升，之后由于温度下降而下降，最终由于工质总吸热量不变，而蒸汽流量增加造成排汽损失增加从而使蒸汽压力略低于扰动前的值。,39,四、直流炉与汽包炉机组动态特性区别,直流锅炉单元机组的汽水流程如下图所示。在直流锅炉中，锅炉给水转变为蒸汽的过程是一次性完成的。锅炉的蒸发量除了受燃烧率影响外，与给水流量直接有关。当给水流量和燃烧率的比例改变时，锅炉汽水流程中各个段的界面就发生移动。比如，给水流量减小，将使蒸发段向给水侧移动，汽水流程中各点的工质焓值将有所提高，汽温会随之上升。因此，在直流锅炉单元机组中，还应当把给水流量W和主蒸汽温度或中间点温度T也做为控制量和被控量。,40,如果能做到燃水比恒定，就可由燃料量B代表给水量，相应地可保持汽水流程中各点温度的稳定。这样，就可以把直流锅炉单元机组受控对象简化为与汽包锅炉机组相类似的双输入、双输出模型。,41,图. 汽包锅炉与直流锅炉单元机组动态响应曲线比较 1汽包锅炉响应曲线；2直流锅炉响应曲线,42,直流锅炉机组在汽机调节门开度扰动下，主蒸汽压力的变化很快，比汽包锅炉的幅度要大。这反映出其蓄热能力比汽包锅炉小得多。 燃料量扰动时，送风量、引风量以及直流锅炉的给水量相应地变化。此时，直流锅炉机组汽压和功率的变化较快、幅度要高。一方面反映出直流锅炉的热惯性较小，同时，给水流量的增加直接使锅炉的能量输入有所增加。需要指出，对于直流锅炉机组来说，保证燃料量与给水量按适当比例变化，是机组正常运行与控制的前提。,43,2-3 间接能量平衡系统,（IEB）,44,一、炉跟机控制系统 基本点：汽轮机为基础，锅炉跟随的负荷控制方式，简称炉跟机方式； 机接受负荷指令，负责调节功率，具有较好的负荷响应能力；炉负责调节汽压，维持汽压的稳定，由于锅炉动态响应慢，动态过程中汽压波动大；因机炉间的相互影响，燃料扰动（如增加）时压力、功率都有变动（上升），而为保持原有功率，汽轮机调节汽门要动作（关小），更使压力有所波动（增加）。,45,图. 炉跟机方式,特点： .充分利用锅炉蓄热量，机组能比较快地适应电网负荷的要求，但汽压波动大。 .由于汽压允许变化范围小，限制了机组对负荷的适应性。,46,工作过程：汽机调节器WT1(s)控制输出功率，锅炉调节器WT2(s)控制汽压。当功率给定值N0变化时，通过汽机调节器控制蒸汽调节阀开度uT，改变汽机的进汽量，使输出功率NE符合负荷要求。同时，调节阀开度uT的改变，使机前压力PT发生变化，通过锅炉调节器改变燃料量。,47,二、机跟炉控制系统 基本点：锅炉为基础，汽轮机跟随的负荷控制方式，简称机跟炉方式； 机跟炉方式：炉接受负荷指令，负责调节功率，负荷响应能力差，不仅不能利用锅炉蓄能，负荷增加时，还要先向锅炉附加蓄能，要先提高汽包压力；因机炉间的相互影响，燃料扰动时，机组功率波动也大，如燃料增加时，功率、汽压都上升，要保持原有汽压，汽轮机调节汽门开大，会使功率更为增加，对燃煤机组来说这个缺点比较突出。单纯的汽轮机跟踪运行方式对电网干扰较大，不利于电网周波的稳定；但因汽轮机调压的动态响应比锅炉调压快，不论负荷变化或燃料扰动，汽压波动都小，有利于机组本身运行参数的稳定。,48,图. 单元机组机跟炉方式,特点： .汽压波动小； . 功率变化大，负荷适应性差，未利用蓄热； . 适用于带基本负荷的机组。,49,工作过程：当功率给定值N0变化时，通过锅炉调节器改变燃料量M，同时，给水量和送风量也改变。在使机前压力PT改变后，通过汽机调节器调节蒸汽调节阀开度uT，使汽机功率与负荷要求一致。,50,三、协调控制系统 协调控制方式就是一种较好地解决机组的负荷适应性与运行稳定性这一对矛盾的运行方式。协调控制系统的一个重要设计思想，就在于蓄能的合理利用和补偿： 1）充分利用锅炉的蓄能，又要相应限制这种利用； 2）补偿蓄能，动态超调锅炉的能量输入。 协调控制系统的一个关键控制策略，在于尽可能减少和消除锅炉、汽轮机动作间的相互影响，采用扰动补偿、自治或解耦的控制原则。扰动应由扰动侧的控制回路自行快速消除，而非扰动侧的控制回路应少动或不动，以利于动态过程的稳定。,51,为了提高负荷响应能力，世界上越来越多的CCS设计采用前馈控制技术，使锅炉输入能被控制得很接近于届时要求的量，而不完全依赖于反馈控制的缓慢且往往会引起不稳定的积分过程。,52,工作过程：功率偏差信号和汽压偏差信号同时送到汽机调节器和锅炉调节器。稳态时，实发功率NE等于给定值N0，机前压力PT等于给定值P0 ；暂态时，当功率给定值N0增大时，N= N0-NE增大，通过汽机调节器WT1(s)开大调节阀开度uT，同时通过锅炉调节器WT2(s)增大燃料量和蒸汽流量，使输出功率NE增大。这时，PT减小，P= P0-PT减小，使汽机调节器WT1(s)关小调节阀uT，通过调节器WT2(s)增大PT，使PT达到正常值，而N继续使NE达到N0，机组达到新的稳态。,53,特点： .允许汽压有一定波动，充分利用蓄热，使机组较快适应电网负荷要求。 .利用负的压力偏差能适当限制汽机调节阀动作，机前压力不致产生较大的偏差，确保汽压波动在允许范围之内。 .锅炉调节器接受功率偏差前馈信号，能迅速改变燃料量，使机组功率较快地达到功率给定值。,54,1、补偿锅炉侧扰动的机跟炉协调系统（I1）,引入功率偏差信号至汽机调节器，做为对锅炉侧扰动的补偿信号；引入功率定值信号做为锅炉前馈信号。 I1系统具备对锅炉侧扰动单向补偿的能力，并不具备对汽机侧扰动补偿的能力。,55,2、补偿汽机侧扰动的机跟炉协调系统（I2）,56,3、补偿锅炉侧扰动的炉跟机协调系统（I3）,57,58,采用了功率指令Nsp与PT相乘，再进行积分运算，做为锅炉调节器的输出部分。其作用是补偿不同负荷工况下锅炉动态特性的非线性影响。在额定负荷下，Nsp为常数时，锅炉主控制器为典型的比例积分调节规律。功率指令Nsp和Nsp的微分做为锅炉前馈指令。 第一是采用了实发功率N与汽压偏差的乘积做为对锅炉侧扰动的补偿信号。这对于克服机炉动态特性随负荷变化引起的非线性特性有一定作用。 第二是对调节器的输入偏差进行限幅。,59,4、补偿汽机侧扰动的炉跟机协调系统（I4）,在汽机侧出现扰动的动态过程中，利用输出功率与机前压力响应在初始阶段形状相似但方向相反的特点，简单地把功率偏差信号引入至锅炉调节器G2，就构成了对汽机侧扰动补偿的功能。,60,5、实现双向补偿的炉跟机协调系统（I5）,61,6、实现双向补偿的机跟炉协调系统（I6）,62,双向补偿机跟炉协调系统的变形结构,63,Bailey-820协调系统,64,7、实现双向串联补偿的协调系统（I7）,65,8、实现单向串联补偿的炉跟机协调系统（I8）,66,9、采用非线性补偿的协调控制系统（I9）,67,10、联合变压运行的协调控制系统（I10）,68,当机组负荷低于N1，譬如30%，或大于N2，譬如91%时，机组按照定压方式运行。在负荷为N1至N2之间，机组汽轮机调节汽门固定在91开度附近，按照滑压运行方式运行。 系统中设置了三个调节器。Gl是汽机主调节器。G2是锅炉主调节器。G3是汽机阀位校正调节器，其输出用来校正压力定值信号，维持滑压运行时调节汽门开度为91定值。,69,表 稳定工况下功率、压力和调节汽门开度,积分负反馈相当于一个惯性环节，使压力定值的变化滞后于功率定值的变化。否则将造成压力定值与功率定值同步变化，在Gl的入口相消，无法使调节汽门有一定的动态过开，使机组的负荷适应能力太差。,70,2-4 直接能量平衡系统,（DEB）,71,一种以汽轮机能量需求信号直接对锅炉输入能量进行控制的协调控制系统。这种协调方式的基本出发点是在任何工况下均保证锅炉能量的输入与汽轮机能量的需求相平衡。 这类控制系统的主要特点为: （1）机组的功率由汽机调节汽门进行控制，具有炉跟机控制方式的特点，即机组对外界负荷的响应性好。 （2）采用了一个代表汽机能量需求的信号。这个信号作为机炉之间的协调信号，或称为能量平衡信号，控制锅炉的输入能量，保证任何工况下机组内部能量供需的平衡。,72,73,美国Max控制系统公司（原利诺公司）采用MAX1000分散控制系统的第四代直接能量平衡（direct enengy balance，DEB）协调控制系统，称为DEB400，该系统的特点为： 1）机组功率由汽轮机侧调节，负荷响应快。机侧采用串级控制，副环PI以第一级压力作反馈。,74,2）以能量平衡信号 作为锅炉侧的负荷前馈 指令，以热量信号 作反馈，直接接汽轮机的能 量需求来控制锅炉的能量输入。系统无需机前压力的反馈控制，取消了世界上其他公司CCS系统都必须具有的机前压力闭环校正。上两式中， 为汽轮机第一级压力， 为汽包压力。,75,一、DEB协调控制原理 1. 能量平衡信号 ( )称为能量平衡信号（energy balance signal）, 其中压力比 线性地代表了汽轮机的有效阀位，可精确 测量实际调节阀门开度。DEH系统取 为适用于任 何定压或滑压运行的能量平衡信号，以该信号响应汽轮机能量需求来调节锅炉的输入指令如燃料、送风等。,76,图. 协调控制系统原则性功能框图,77,能量平衡信号的特点有： 1) ( )正确反映汽轮机对锅炉的能量需 求，且只反映外扰（汽轮机调节汽门开度变化），而不受锅炉侧内扰（燃料扰动）的影响。 2) ( )代表汽轮机对锅炉的能量需求，协 调机炉间的能量平衡，能适用于所有运行工况：定压运行或滑压运行、汽轮机控制是液压调节或是DEH控制，都能使锅炉输入匹配汽轮机的需求。 3）压力比 代表的是汽轮机实际调节汽门开度， 而非要求的开度。,78,2. 热量信号 汽包锅炉的DEB控制系统，不论是中间贮仓式制粉系统，或是直吹式制粉系统，其锅炉的输入能量信号都采用热量信号（heat release）进行测量。热量信号的特点是： 1）热量信号度量了锅炉总的能量输入，计及全部燃用燃料（煤、油）总的炉内放热。 2）热量信号能识别燃料热值、水分、灰分等煤质以及燃烧工况变化的影响，任何燃料输入扰动，无须待燃烧率指令受影响发生变化，系统即可予以迅速消除。 3）热量信号测量锅炉的能量输入，考虑到了锅炉的蓄能，因而既适用于静态，也适用于动态，具有实时性。,79,4）用作燃料控制系统的反馈，热量信号只反映锅炉的内扰（燃料变化），而不反映外扰。 3. 机炉间能量平衡 机炉间能量平衡，以机前压力 稳定为标志。DEB400 CCS系统的锅炉侧燃料调节系统，其PI调节器输入信号为：,前馈（指令）=能量平衡信号=,反馈=热量信号（HR）=,燃料偏差,=（ ）-,=,=,80,式中,为机前压力偏差。,对静态工况，有,=0,=0,则,=,=0,由于,为汽轮机调节汽门开度，不可能为零，则必然是,=0,即,所以DEB系统的锅炉燃料调节器，具有保持机前压力等于其给定值的能力，无需另外再加压力的积分校正，从而也就消除了带压力校正的串级控制所引起的问题，系统也最简单。,81,二、结论 DEB协调控制系统实际上也是一种利用物理规律巧妙构思的单向解耦系统，即按输出要求（能量增量与蓄能补偿）控制输入的机炉直接能量平衡原理。静态工况，机前压力总是等于压力定值，无需机前压力的闭环校正。这样，机前压力 可以看成是DEB系统内部取决于定值 的一个平衡参数，汽轮机侧功率指令ULD改变或调节汽门开度 扰动，对机前压力静态没有影响， 与 静态无关。所以对DEB系统可以视作一个单向解耦系统，汽轮机侧扰动不影响机前压力。由于单向解耦DEB协调控制实际上已经由机炉相互影响的 、MW多变量控制系统转化为一个单变量MW控制系统，因而在快速响应负荷的基础上，又大大提高了系统的稳定性和调节品质。,82,2、以P11+k（Psp-PT）为前馈信号的协调系统,美国Foxboro公司广泛采用的协调控制系统。,83,3、取消主压力调节器的DEB协调控制系统,美国L&N公司对DEB/300系统的改进型，命名为DEB/400,84,2-5 自动发电控制,（AGC）,85,现代电力系统的频率和功率的调整一般是按负荷变动周期的长短和幅度的大小分别进行调整。 一次调频：对于幅度较小、变动周期短的微小分量，主要是靠汽轮发电机组调速系统来自动调整完成的，即所谓一次调频。一次调频的特点是由汽轮发电机组本身的调节系统直接调节，因此响应速度最快。 二次调整：由于调速器为有差调节，因此对于变化幅度较大、周期较长的变动负荷分量，需要通过改变汽轮发电机组的同步器来实现，即通过平移调速系统的调节静态特性，从而改变汽轮发电机组的出力来达到调频的目的，称为二次调整。,86,手动控制：当二次调整由电厂运行人员就地设定时称就地手动控制； 自动发电控制：当二次调整由由电网调度中心的能量管理系统来实现遥控自动控制时，则称为自动发电控制（AGC）。 自动发电控制的系统示意图如下图所示。,图. 自动发电控制系统示意图,87,自动发电控制系统主要由三部分组成：电网调度中心的能量管理系统（EMS）、电厂端的远方终端（RTU）和分散控制系统的协调控制系统、微波通道。 实现自动发电控制系统闭环自动控制必须满足下列基本要求： 1）电厂机组的热工自动控制系统必须在自动方式运行，且协调控制系统必须在“协调 控制”方式。 2）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。,88,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。 3）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。 4）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。就地控制和远方控制之间相互切换是双向无扰的。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。,89,2-6 单元机组协调系统实例分析1,90,主控系统由负荷指令处理回路和机、炉主控制器两部分组成。 一、负荷指令处理回路 1、CCS与ADS接口 可接受电网负荷自动调度系统(Automatic Dispatch SystemADS)给出的机组负荷指令，单元机组置于远方控制方式。,91,CCS与ADS接口回路原理图,92,2、机组实际负荷指令的形成 负荷指令处理回路的主要功能之一是对来自中调的负荷指令或机组值班员手动给定的负荷指令及电网频差信号进行处理，产生机组的实际负荷指令。,实际负荷指令形成回路的组成原理框图,93,l负荷主站(UM) 负荷主站是协调控制系统中位于最高一级的人机接口，它有三种工况，即机组目标负荷( )自动设定、机组值班员手动设定和跟踪。 自动工况下，负荷主站输出信号跟随中调负荷指令ADS变化，工况为单元机组负荷远方控制方式。 当运行人员将UM切至手动，或切负荷主站于手动逻辑为1时，负荷主站工作到手动工况。目标负荷由机组值班员手动设定，单元机组负荷为就地控制方式。 当负荷主站跟踪驱动逻辑为1时，UM切至跟踪状态，输出目标负荷跟随机组实发电功率( )。,94,2、频差校正 并网运行的火力发电机机组在电网频率变化时，其自身的电液调速系统会使机组自动改变一部分负荷，以减小电网频率的波动，这是机组的一次调频能力。,汽轮机nNT特性,95,3.实际负荷指令限制 实际负荷指令的变化速率是由常数A设定并作用于速率限制模块，即目标负荷的变动速率小于等于时，随变化而变化；当时，按设定的速度变化。当负荷主站处于跟踪状态时，图中非门2输出为0，解除速率限制。 由常数块设定的负荷指令上限Nmax、下限Nmin分别通过切换开关T1、T2加至小选2和大选输入端，这样使实际负荷指令只能在Nmin、Nmax间变化。对实际负荷指令的幅值及变化速度加了限制，目的是保证机组的安全运行。,96,4.负荷指令的闭锁增/闭锁减（BI/BD） 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，为防止事故的发生，必须对负荷指令进行方向闭锁。 5.负荷指令的迫降/迫升(RD/RU) 如果在系统发生闭锁增或闭锁减的过程中，同时出现某些重要参数偏差大并超过设定的限值，为保证机组的安全运行，还必须将机组的负荷迫降或迫升到与其自身允许出力相适应的水平上运行。,97,6.负荷指令保持(Hold) 正常情况下，机组值班员随时按“保持”(Hold)键，动作时刻的实际负荷指令值同时成为的上限限值和下限限值，因此实际负荷指令被闭锁在当前值。,98,99,二、机、炉主控制器 机、炉主控制器是单元机组协调控制系统的核心，它决定单元机组负荷控制的策略。控制器的给定输入是负荷处理回路输出信号，经运算处理后输出汽机负荷指令和锅炉负荷指令。汽机子控制回路和锅炉子控制回路在汽机指令和锅炉指令的作用下分工协调动作，共同响应外界对机组的负荷需求，同时维持机前压力在设定值。,100,汽机主控,锅炉主控,101,1、主控制器组成及运行方式 控制器输入信号有: 机组实际负荷指令(ULD) ，机组实发电功率(MW) ，机前压力(Turottle Pressure)PT，压力设定值Ps，第一级压力(First Stage Pressure)P1，以及汽包压力(Drum Pressure) Pb。控制器输出信号是:汽机指令(TURB Demand)TD和锅炉指令(BLR Demand)BD。 主控系统的运行方式(即控制策略)有以下几种: (1)手动方式； (2)汽机跟随方式(TF)； (3)锅炉跟随方式(BF)； (4)机、炉协调方式(COORD)。,102,2、机、炉协调控制方式(COORD),该协调控制策略采用了直接能量平衡原理、炉跟机的控制方式、非线性元件的单向解耦，因而使系统具有较好的控制品质。,103,三、跟随控制方式 机、炉任一侧处于手动工况，相应另一侧处于自动工况，形成跟随控制方式，分别有机跟炉控制方式(TF)和炉跟机控制方式(BF)。 1.锅炉跟随控制方式(BF) 机侧控制器均处于跟踪状态，汽机控制由运行人员通过汽机主站手动控制；炉侧可由运行人员选择CCS1或DEB两种结构。,104,2.汽机跟随控制方式(TF) 当锅炉子控制系统中燃料操作器(A/M1)和送风操作器(A/M2)在手动控制，而汽机主站于自动工况时，系统运行在汽机跟随控制方式。,汽机跟随方式,105,四、机、炉手动控制方式 当汽机主站、炉侧燃料、送风均在手动时，机组运行在机、炉分别手动控制方式。 五、运行方式间的无扰切换 1.汽机控制回路,106,汽机控制回路,107,2.锅炉控制回路,108,汽机主站,109,六、滑压运行 大型中间再热式汽轮发电机机组大多具备定压运行和滑压(变压)运行两种运行方式。定压运行下是用改变汽机调节阀开度来改变机组功率，机前压力维持不变。滑压运行方式下，汽机在不同负荷下调节阀全开或接近全开，机组功率的改变是依靠进汽压力改变来实现，即锅炉主汽压力应随机组目标负荷变化而变化。,110,1、滑压运行方式的特点 （l）减少汽机调节阀的节流损失 通常，滑压运行下汽机几组调节阀(喷嘴)全开，与定压方式相比节流损失要小。 （2）汽机可获得较高的内效率 滑压运行时主蒸汽的重量流量和压力与机组功率基本上成正比，主汽温度并不随功率变化，故主汽体积流量基本不变。这样，汽机各级速比、压力、焓降和温度变化较小，各级相对内效率基本不变，即在设计条件下运行。,111,（3）改善机组部件的热应力和热变形 滑压运行时主蒸汽温度不变，汽机各部件热应力和热变形比定压运行时小得多。对中间再热机组，滑压运行时蒸汽压力随负荷降低而减小，蒸汽比热减小，再热汽温容易达到额定值，这使中、低压缸运行条件得以改善。 （4）减小给水泵的功耗 给水泵是火力发电机机组中耗功最大的辅机，滑压运行时给水泵由于出口压头下降而使耗功下降。尤其在采用变速给水泵滑压运行方式下可进一步降低给水泵的功耗。,112,滑压运行特性曲线,2、主汽压力设定回路 机组主汽压力给定值Ps设定回路如下图所示，它由函数发生器f(x)，切换开关T，定值器A及速率限制器组成，它有压力定值自动设定和手动设定两种工作状态，分别对应滑压运行和定压运行。,113,1.定压运行方式,2.滑压运行方式 在低负荷和高负荷阶段B是定值，只有在中等负荷期间，B随P1增大而增大，即主汽压力设定值Ps随机组负荷增大而增大，进行滑压运行。,主压力设定回路,114,2-7 单元机组协调系统实例分析2,沁北发电厂,115,一、机组负荷指令 机组负荷指令子回路向自动调度系统（ADS）和机组运行人员提供与控制系统进行通信的手段并产生机组输出功率的指令。 该系统通过机组主控制站建立锅炉和汽机的指令，并同时向锅炉和汽机发出指令，从而以最高的稳定性获得机组最快的响应。 1. ADS (1)ADS投入允许条件：机组负荷控制在协调控制方式。 (2)ADS强制退出条件：机组负荷协调控制方式没有投入；或调度负荷信号故障。,116,2. 机组目标负荷值的设定 a、机炉协调控制方式没有投入时，机组目标负荷设定值跟踪发电机实际功率。 b、当机炉协调控制方式投入但机组负荷目标大于磨组出力时，机组目标负荷设定值跟踪磨组出力。 c、ADS没有投入，调度负荷指令跟踪发电机实际功率。 d、机组负荷协调控制方式投入： 在“UM”画面调出1B标签1LACCSREM1291(描述：GEN TARGET LOAD SET发电机目标负荷设定）操作面板可以进行机组目标负荷设定（范围：0-660MW）。,117,3、机组负荷上限和下限值设定 a、机组负荷协调控制方式没有投入，机组负荷上限和下限设定值跟踪发电机实际功率，机组负荷上限设定值为发电机实际功率+5 MW，下限设定值小于发电机实际功率-5 MW。 b、机组负荷协调控制方式投入且机组目标负荷大于磨组出力，机组负荷上限和下限设定值跟踪机组目标负荷，机组负荷上限设定值为机组目标负荷+5 MW,下限设定值为机组目标负荷-5 MW。 c、机组负荷协调控制方式投入且机组目标负荷小于磨组出力，调出操作面板可以进行机组目标负荷高限、低限值设定；,118,4、机组目标负荷变化率的设定： 调出标签1LACCSREM1346 （描述：TARGET LOAD CHANGE RATE SET机组目标负荷变化率设定）操作面板可以进行设定（范围：0-60MW/min）。当机组负荷协调控制方式投入且机组目标负荷大于磨组出力，机组目标负荷变化率为30MW/min。 5、机组目标负荷设定值经过一次调频修正，机组目标负荷高限和低限限制、机组目标负荷变化率限制后形成机组给定负荷。,119,6、计算磨组出力能力时，如给煤机在自动方式运行，出力能力按最大计算，如在手动方式，按实际输出指令计算。给煤机总出力如小于机组目标负荷时，即认为机组目标负荷大于磨组出力。 7、机组一次调频投入： a、机组一次调频投入允许条件：机组负荷协调控制方式投入。 b、机组一次调频投入强制退出条件：机组负荷协调控制方式没有投入或发电机频率信号故障。 c、机组一次调频投入投入方法： 调出标签1LACCSRCM1409 （描述：FREG CORRECT ON SWIH调频投入开关) 操作面板，操作即可投入，操作即可退出。,120,机组负荷指令,121,二、锅炉主控 锅炉主控系统产生对对锅炉的燃烧速率指令，其原理是电能输出最终与燃烧的化学能量的输入有关。 1. 锅炉跟踪方式下锅炉主控指令的形成 a. 在锅炉跟踪方式未投入，锅炉跟踪方式的调节器输出跟踪锅炉主控的输出。 b. 根据汽机调节级压力，汽机主汽压力和主汽压力设定值确定锅炉主控指令的前馈。 c. 锅炉基本指令，经过速率限制后的主汽压力设定值与汽机主汽压力偏差纯积分和纯比例（由发电机功率确定的比例系数）修正，经过汽机主汽压力纯微分修正（即把PID三项功能单独分开整定），成为锅炉跟踪方式下锅炉主控指令。,122,2. 协调控制方式下锅炉主控指令的形成 a. 在协调控制方式未投入，锅炉跟踪方式下锅炉主指令跟踪锅炉主控的输出。 b. 根据机组目标负荷确定锅炉主控指令前馈（要求锅炉燃料量）。 c. 锅炉主控指令前馈，经过速率限制后的主汽压力设定值与汽机主汽压力偏差负荷偏差纯积分和纯比例（由发电机功率确定的比例系数）、不同负荷下压力设定值变化的前馈的修正，再经过汽机主汽压力纯微分修正（即把PID三项功能单独分开整定），成为协调控制方式下锅炉主控控制指令。,123,d. 在协调的控制方式下，燃料量大于目标值、给水流量大于目标值、炉膛压力小于目标值、总风量大于目标值时，机组负荷迫升动作（RU）。燃料量小于目标值、给水流量小于目标值、炉膛压力大于目标值、总风量小于目标值时，机组负荷迫降动作(RD)。 e. 机组负荷迫升动作（RU），在负荷变化率限制下机组目标负荷逐渐升高到机组负荷迫升信号消失，机组负荷目标值保持当前负荷。 f. 机组负荷迫降动作(RD)，在负荷变化率限制下机组目标负荷逐渐降低到机组负荷迫升信号消失，机组负荷目标值保持当前负荷。,124,3. 在下列情况下锅炉主控强制手动： 汽机主汽压力信号故障 协调方式下发电机功率故障 锅炉跟踪方式下调节级压力信号故障 给水泵全手动。 煤主控未在自动 这种情况下通过人为控制锅炉主控输出，改变锅炉燃料量，调整机组负荷。煤主控未在自动，锅炉主控强制手动时，锅炉主控输出跟踪锅炉实际燃料量。,125,4. 在锅炉主控自动投入后，锅炉主控输出由协调或锅炉跟踪方式下的相应锅炉主控控制指令决定。 5. 在协调方式下，如辅机出力小于机组目标负荷的需求，则机组RUN BACK动作，锅炉主控强制手动，锅炉主控输出跟踪RUN BACK目标值（燃料量），RUN BACK目标值和燃料变化率由不同RUN BACK原因决定。 6. 当煤主控在自动、锅炉主控手动、机组RUN BACK没有动作时，锅炉主控输出变化率由运行人员人为设定。,126,7. 燃料变化率的设定，调出标签1LACCSREM1886 （描述：FUEL CHANGK RATE燃料变化率）操作面板，可以进行燃料变化率设定（范围：0-24 t/h/min）。 8.锅炉主控输出100%对应锅炉燃料量为240t/h（暂定） 9.锅炉主控自动投入的方法： 在BM画面选择 “1A”，选中标签1LACCSM/A1