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 1 目目 录录 1 *2600mw 机组模拟量控制系统概述5 1.12600mw 单元机组主辅设备概况 .5 1.1.1 锅炉 .5 1.1.2 汽轮机 .6 1.1.3 发电机 .6 1.1.4 热力系统及主要辅机 .6 1.2 大型单元机组的生产过程及其对控制的要求 .9 1.2.1 大型单元机组的生产流程 .9 1.2.2 大型单元机组对控制的要求 11 1.3 *600mw 单元机组协调系统概况12 1.3.1 协调控制级 12 1.3.2 基本控制级.13 2 过程控制系统基础知识简介 16 2.1 过程控制系统的任务、组成及性能指标.16 2.1.1 过程控制系统的任务.16 2.1.2 过程控制系统的组成.16 2.1.3 过程控制系统的分类 16 2.1.4 过程控制系统的性能指标 17 2.2 热工过程实验数据处理 20 2.2.1 热工过程控制对象的动态特性 20 2.2.2 实验求取对象阶跃响应曲线.22 2.3 调节器参数对控制系统的影响及工程整定方法.24 2.3.1 调节器参数对控制系统的影响 24 2.3.2 调节器参数的工程整定方法 26 3 单元机组负荷自动控制系统 29 3.1 单元机组负荷自动控制系统的功能及控制对象动态特性 29 3.1.1 单元机组负荷控制的特点及功能 29 3.1.2 单元机组负荷控制对象的动态特性 30 3.2 单元机组负荷控制系统的运行方式 33 3.2.1 锅炉跟随负荷控制方式(boiler follow mode) 33 3.2.2 汽机跟随负荷控制方式(turbine follow mode) .34 3.2.3 机炉负荷协调控制方式(coordinated control mode) 35 3.3 机炉负荷协调控制系统的典型方案 38 3.3.1 负荷反馈控制 38 3.3.2 负荷前馈控制 42 3.3.3 机炉负荷协调控制系统的典型方案 45 3.4 600mw 单元机组负荷控制系统介绍.51 3.4.1 600mw 机组负荷协调控制系统的总体结构.52 3.4.2 机组负荷指令处理回路 52 3.4.3 机组频率修正指令 56 3.4.4 机组最大/最小出力运算回路56 3.4.5 机组主蒸汽压力设定值形成回路 70 2 3.4.6 锅炉主控系统 72 3.4.7 汽轮机主控系统 78 4 燃烧过程自动控制系统 82 4.1 燃烧控制系统的任务 82 4.2 600mw 机组燃烧系统工艺流程简介.83 4.2.1 风烟系统 83 4.2.2 制粉系统 83 4.3 直吹式燃烧控制对象的动态特性 86 4.3.1 汽压被控对象的生产流程 86 4.3.2 燃烧率扰动下汽压对象的动态特性 86 4.3.3 负荷侧扰动下主汽压力对象的动态特性 87 4.4 600mw 燃烧控制系统分析.88 4.4.1 直吹式燃烧控制系统概述 88 4.4.2 燃料主控制系统 89 4.4.3 燃油压力控制系统 94 4.4.4 给煤机给煤率控制系统 95 4.4.5 一次风压控制系统 99 4.4.6 磨煤机一次风量控制系统 .105 4.4.7 二次风量控制系统108 4.4.8 燃烧器二次风挡板控制系统 .120 4.4.9 炉膛压力控制系统 .125 5 给水控制系统 .134 5.1 600mw 机组锅炉给水系统工艺流程简介 .134 5.1.1 锅炉给水系统的工艺流程 .134 5.1.2 给水泵设备简介 .136 5.2 给水全程控制中的一些特殊问题 .137 5.2.1 给水全程控制的概念 .137 5.2.2 给水全程控制中的特殊问题 .138 5.2.3 给水控制对象的动态特性 .142 5.2.4 变速泵给水控制系统的基本方案 .144 5.3 600mw 机组给水控制系统介绍146 5.3.1 信号的测量与校正147 5.3.2 给水调节阀控制系统 .156 5.3.3 给水泵转速控制系统 .161 5.3.4 给水泵最小流量控制系统 .172 6 蒸汽温度控制系统 .176 6.1 机组过热器与再热器工艺流程简介 .176 6.1.1 过热器的组成及布置 .177 6.1.2 再热器的组成及布置 .177 6.2 汽温控制的任务及汽温对象的动态特性 .178 6.2.1 汽温控制的任务及其必要性 .178 6.2.2 汽温对象的静态和动态特性 .179 6.2.3 *600mw 机组汽温调节方式.183 6.2.4 过热汽温控制系统的典型方案 .184 3 6.3 600mw 机组过热汽温控制系统185 6.3.1 过热器喷水减温系统流程图 .185 6.3.2 过热器一级喷水减温控制系统 .186 6.3.3 末级过热器出口汽温控制系统 .190 6.4 600mw 机组再热汽温控制系统194 6.4.1 再热器的作用特点及再热汽温调节手段 .194 6.4.2 再热汽温控制系统的组成 .196 6.4.3 再热器喷水减温控制系统 .196 6.4.4 摆动燃烧器控制系统199 7 辅机控制系统204 7.1 磨煤机出口温度控制系统204 7.1.1 磨煤机出口温度控制信号的形成 .204 7.1.2 冷一次风调节挡板控制指令 .205 7.2 空气预热器冷端温度控制系统 .208 7.2.1 空气预热器的作用及空气预热器的低温腐蚀 .208 7.2.2 防止和减轻低温腐蚀的方法 .208 7.2.3.采用暖风器的空气预热器冷端温度控制系统 .208 7.3 除氧器压力控制系统 .216 7.3.1 除氧器压力控制的意义 .216 7.3.2 除氧器压力控制系统 .216 7.4 除氧器水位控制系统218 7.4.1 除氧器水位的偏差信号 .218 7.4.2 单冲量和三冲量水位控制信号 .218 7.4.3 除氧器水位调节门调节指令操作站 .218 7.5 凝结水储水箱液位控制系统222 7.5.1 自动控制方式 .222 7.5.2 手动控制方式 .222 7.5.2 跟踪方式 .222 7.6 加热器正常疏水控制系统 .224 7.6.1 低压加热器正常疏水门控制系统 .224 7.6.2 高压加热器正常疏水门控制系统 .226 7.7 凝结水泵最小流量控制 .228 7.7.1 凝结水泵出口流量测量值 .228 7.7.2 凝结水泵最小流量再循环调节门的控制 .228 7.8 汽机排汽装置热井水位控制系统 .230 7.8.1 汽机排汽装置热井水位测量值 .230 7.8.2 汽机排汽装置热井水位调节门的控制 .230 7.9 汽轮机排汽背压控制系统 .232 7.9.1 直接空冷系统 .232 7.9.2 汽轮机排汽背压对机组的影响 .233 7.9.3 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.247 4 1 *2600mw 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。*2600mw 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 2600mw 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277 1.1.2 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 5 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 15 1.1.3 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 % 99 1.1.4 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 6 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， 7 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。 8 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。 9 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)。 b w h d p af w 11 22 22 10 13 14 14 至烟囱 21 20 18 19 15 16 16 17 24 8 5 25 6 7 16 26 16 1 28 27 9 32 12 23 4 w mw d 29 10 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、 11 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。 12 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。 锅锅 炉炉 汽轮发电机汽轮发电机 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 13 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。 14 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。 15 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，e0 为正偏差，e=0.75-0.9 为好，即保证主导复根的率减率大于等于 0.75- 0.9, 就可满足要求。 图 2-4 非周期成分对过渡过程的影响 图(a)和图(b)：基本上以时间轴为中心作率减振荡，响应过程主要取决于主导复根。由于 tk 不同，过渡过程时间不同； 图(c)：率减振荡在 t 轴上方，主要非周期成分和主要振荡成分同时起作用。 图(d)：具有稳定偏差的响应过程，此系统无积分调节作用，非 周期成分不率减，长期存在。 b相位裕量和幅值裕量 图 2-5 在开环对数频率特性曲线上表示相位裕量和幅值裕量 （a） （b） （c） （d） （a）稳定系统 （b）不稳定系统 (+) kg(+) c g (-) kg(-) c g -180 0 l() () - 180 0 l() () 18 图中：c 为增益穿越频率，即幅频线与 0db 线交点处的频率； g 为相位穿越频率，即相频线与-180线交点处的频率； 幅值裕量 kg： （4db-12db 之间） 在 g 下，幅值 l(g)与 0db 的差值，称为幅值裕量。即 若 kg0db,为负幅值裕量，系统不稳定 相位裕量 ： (30-65) 在 c 下，其相角(c)与-180的差值称为相位裕量。即 若(c)-180为正相位裕量，系统稳定； 若(c) 4 10cja01du004 sh1/2 runback 10cja01du007 sh6/8 mft 10hyy00cz001 sh7/7 or 0.0 1 or agc 5s 5s 2 sh 2 not3 sh 2 sh 2 h l 4 10cja01du004 sh1/2 not not & 6 sh 2 6 2 10cja01du005 sh1/1 图 3-22 机组负荷指令处理回路（原图号：10cja01du001 sh2/3） 2 sh 1 v 3 sh 1 ai ao o/tr tro a m ap 10lab82aa001 sh3/5 or 10cja01du003 sh2/2 not off on slc a off bl a on agc 1 sh 1 or 6 sh 1 not 10cja01du002 sh1/1 10cja01du003 sh1/2 10cja01du004 sh1/2 10cja01du006 sh1/1 h l or 10cja01du006 sh1/1 变化速率限制功能在 ccs 方式下，且没有发生 mft 和 rb 的情况下才有 效。 闭锁减负荷 闭锁增负荷 图 3-23 机组负荷指令处理回路（原图号：10cja01du001 sh3/3） & not 10hfd10zz700 a ai 6 bad h/l h & not 10hfd20zz700 b ai 7 bad h/l h & not 10hlb10zz700 a ai 8 bad h/l h & not 10hlb20zz700 b ai 9 bad h/l h & not 10hnc10zz700 a ai 10 bad h/l h & not 10hnc20zz700 b ai 11 bad h/l h or 10hlb10aa700 sh4/6 10cja01du003 sh1/2 10hya00du001 sh2/3 9 sh 7 11 10 10cja01du001 sh1/3 c rb 10cja01du003 sh2/2 h l &300srunback 10cja01du001 sh1/3 12 sh 8 13 sh 7 sh 8 10cja01du002 sh1/1 10cja01du003 sh2/2 10cja01du004 sh2/2 120s 15 sh 7 14 sh 7 or & 10lae53aa101 sh1/2 10lae54aa101 sh1/2 10lae51aa101 sh1/1 10lae52aa101 sh1/2 10laf41aa101 sh1/1 10laf42aa101 sh1/2 图 3-30 rb 信号激活控制回路（原图号：10cja01du007 sh6/8） 1# 2# 1# 2# mcs 2 10cja01du003 sh2/2 h l 1 sh 1 h l 2 sh 1 t 2 1 c c t 2 1 c h l 4 sh 2 t 2 1 c h l 5 sh 3 t 2 1 c h l 6 sh 3 t 2 1 c h l 3 sh 2 t 2 1 c h l 8 sh 5 t 2 1 c 9 sh 6 runback1 10hyy00cz003 sh1/2 or & 13 sh 6 14 sh 6 15 sh 6 sh 8 图 3-31 rb 速率的确定（原图号：10cja01du007 sh7/8） runback2 10hyy00cz003 sh1/2 & 13 sh 6 14 sh 7 off on slc a off bl a on 12 sh 6 10hya00du001 sh3/3 not 10hyy00cz003 sh2/2 图 3-32 rb 控制逻辑信号（原图号：10cja01du007 sh8/8） 3.4.5 机组主蒸汽压力设定值形成回路 3.4.5.1 单元机组的定压运行与滑压运行 单元机组的运行方式按主汽压给定值不同，有定压运行与滑压运行之分。定压运行是指机 组在不同工况运行时，依靠改变调节汽门的开度来控制机组的实发功率，该方式的运行稳定， 但节流损失大。 随着大功率单元机组的不断增多，对单元机组运行提出了能否提高汽轮机效率和热效率， 能否快速启停机组以适应尖峰负荷需要等一系列问题，故采用滑压运行的机组就越来越多。滑 压运行机组的机前压力给定值是随负荷变化的，整个运行过程中，汽轮机调节汽门全开，机组 的功率变化依靠汽轮机进汽压力来实现，具体地讲，机组在额定功率时，按额定压力运行；在 低负荷时，则以低于额定数值的某一压力运行，而在工况变动范围内，主蒸汽温度并不变化， 仍保持在额定值。滑压运行与定压运行相比较，具有如下优点： 减少了汽机调节阀的节流损失； 提高了机组的热效率； 改善了机组部件的热应力和热变形； 汽温易于控制； 机组启、停、变负荷快。 滑压运行方式的优越性主要体现在汽轮机方面，而对汽包锅炉来说，滑压运行有不利的一 面：当负荷变化时，汽包内的饱和温度随汽包内压力变化而变化，从而使汽包内壁温度变化较 大，内、外壁温差变化较大，热应力增大，这对汽包等厚壁设备是不利的。因此，从安全运行， 寿命损耗考虑，滑压运行机组的负荷变化率要受到锅炉的限制，一般允许的负荷变化率略低于 定压运行时允许的负荷变化率。 滑压运行时，随汽压变化锅炉的蓄能也在变化。当负荷指令增大时，控制作用(增加锅炉 燃烧率)不仅要满足增大负荷的需要，还需满足升高汽压(增加锅炉蓄能)的需要，显然与定压 运行相比，要求加强控制且控制时间增长。因此，机组在滑压运行时负荷响应的速度减慢。为 加快机组负荷响应速度，使之具有一次调频能力，不宜采用纯滑压运行方式，而应采用节流变 压运行方式，即汽轮机调节汽阀不是处于全开状态，而是处于接近全开的位置，以便留有一定 的调节余地。当负荷要求增加时，首先开大汽轮机调节汽阀，利用锅炉蓄热，尽快适应负荷的 变化；稳态时，调节汽阀开度回到起始状态。这种运行方式在上述适应负荷变化的控制过程中， 汽压的波动比定压运行方式时要大。 机组滑压运行时，负荷受到许多因素的限制，其中最主要的因素是锅炉燃烧稳定，特别是 低负荷，不许用油稳燃的情况下，这个问题就更为突出。为了有利于稳定燃烧，当负荷低于某 限值时改为定压运行。高负荷时，机组已在接近设计的经济工况下运行，滑压运行的效益已不 显著；同时为提高机组的负荷响应速率和一次调频能力，宜采用定压运行。 上海汽轮机有限公司生产的空冷 600mw 机组运行方式灵活，可采用定压运行、滑压运行及 “定滑定”等多种运行模式。以“定滑定”方式运行时，滑压运行的范围按 4090% 额定负荷。不同阀位点滑压运行最大范围可达 18100%，以满足运行的不同要求。该 600mw 机 组联合变压运行曲线如图 3-33 所示。 当机组功率小于(40%额定负荷)时，机组作定压运行，汽压给定值为，通过汽轮机 1 n min p 调节汽门开度的变化改变机组的实发功率。当机组功率在与(40%90%额定负荷)之间时， 1 n 2 n 机组作滑压运行。汽压给定值为功率的函数，此时汽轮机调节汽门开度为。机组的实 0 pn t 发功率的增或减依靠控制汽压的增减来实现。当机组功率大于时，机组作定压运行，汽压 2 n 给定值为额定值，机组实发功率的改变也由汽轮机调节汽门的开度变化来实现。 max p 600mw 机组的主汽压设定值的形成如图 3-34 所示。可以看到，主蒸汽压力设定值通过以 下三种方式形成：主蒸汽压力自动设定(即联合变压运行)方式，主蒸汽压力手动设定(即定压 运行)方式和主蒸汽压力跟踪方式。 % 100 0 图 2-33 机组联合变压运行曲线 max p t p min p 1 n 2 n n % 0t t p t t 3.4.5.2 主蒸汽压力设定值跟踪方式 主蒸汽压力设定值给定站处于跟踪方式的条件是以下任意一个条件满足： 汽轮机控制非自手动，且锅炉控制也非自动； 机组发生 mft； 机组发生 rb。 此时，主蒸汽压力设定值给定站将主蒸汽压力测量值作为主蒸汽压力指令。 3.4.5.3 主蒸汽压力设定值手动方式 由图 3-34 可以看出，主蒸汽压力设定值给定站的手动控制指令和跟踪指令相同。当汽轮 机控制非自手动，且锅炉控制也非自动，或者在机组发生 mft，或者在机组发生 rb 时有效。 ， 如果工作在主蒸汽压力手动设定运行方式，则通过主蒸汽压力设定值给定站手动给定主蒸汽压 力设定值，并将其输出作为主蒸汽压力指令。