现代火电厂计算机控制系统课件

第1节概述一、电力系统的发展与热力发电厂计算机控制系统电力行业是把一次能源通过对应的各种发电设备转换成电能，并且把电能输送到最终用户处，向最终用户提供不同电压等级第1章热工自动控制系统的基本理论

和不同可靠性要求的电能及其他电力辅助服务的一个基础性的工业行业。电力辅助服务在近几年的电力改革中已经被高度重视，辅助服务包括基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务是指为了保证电力系统安全稳定地运行，保证电能质量，发电机组所必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等。二、热工生产过程自动控制与自动控制

系统1.随动控制系统2.自动调节系统即断续控制系统和连续控制系统。断续控制系统所要控制的变量是开关量(开或关、大或小、有或无)。连续控制系统所要控制的变量是连续变化量，生产过程中热工参数的自动控制系统通常都是连续控制系统。三、生产过程自动控制系统的举例一个典型的反馈控制系统的结构如图1.1所示。单元机组控制系统流程图如图1.2所示。图1.1典型的热工过程控制系统图1.2单元机组控制系统工艺流程图基本反馈控制系统的主要环节为：1.设定值2.调节对象调节对象既可能是一些工艺设备、装置，也可能是一个生产过程。3.调节器4.执行器第2节单回路控制系统在过程控制系统中，应用最为广泛的是图1.3单变量反馈控制系统简化框图r—设定值；e—偏差；u—调节量；y—被调量；yi，…，Vn—扰动PID自动控制器。

一、PID控制原理自动控制技术都是基于反馈的，其要素包括3个部分：测量、比较和执行。PID控制的结构框图如图1.4所示。图1.4PID控制结构框图1.PID控制的工作原理及环节(1)比例(Poportional)控制(2)积分(Integral)控制(3)微分(Differential)控制2.PID控制器的参数及存在的缺陷二、PID控制算法1.理想PID算法(1)位置算法(2)增量算法(3)速度算法2.控制精度和采样周期T的确定(1)对象的动态特性(2)执行机构的性能(3)系统扰动信号的频率(4)对控制质量的要求3.理想PID算法的改进(1)积分算法的改进a.圆整误差问题b.积分分离(2)微分算法的改进a.微分先行算法b.不完全微分算法其典型阶跃响应曲线有两类，如图1.5所示。图1.5热工调节对象的典型阶跃响应曲线(a)有自平衡能力(b)无自平衡能力三、PID参数整定1.PID控制器的参数整定方法控制器参数整定的方法很多，一般分为理论整定法和工程整定法两大类。(1)凑试法①整定比例部分。②引入积分环节。③引入微分环节。(2)试验经验法①稳定边界法(临界比例带法)。②衰减曲线法。图1.6临界振荡与衰减振荡实验曲线(a)临界振荡实验曲线(b)衰减振荡实验曲线图1.74∶1和10∶1衰减振荡过程③动态特性法。④基于偏差积分指标最小的整定方法。2.PID控制器参数自整定自整定方法一般为两类：基于模型的自整定方法和基于规则的自整定方法。四、PID控制效果分析自动控制系统的控制质量取决于它的动态特性，即取决于组成控制系统的控制对象和调节设备的动态特性。1.比例调节(P调节)(1)比例调节的动作规律(比例带)(2)比例调节的特点(有差调节)工业过程在运行中经常会发生负荷变化。所谓负荷是指物料流或能量流的大小。(3)比例带对于调节过程的影响图1.8加热器出口水温控制系统图1.9比例调节为有差调节图1.10自力式气压调压阀简图2.积分调节(I调节)(1)积分调节动作规律图1.10所示的自力式气压调压阀就是一个简单的积分调节器。(2)积分调节的特点，无差调节积分调节的特点是无差调节，与比例调节的有差调节形成鲜明的对比。(3)积分速度对于调节过程的影响3.比例积分调节的动作规律图1.12P与I调节过程的比较图1.11积分速度对调节过程的影响4.比例积分调节过程图1.14给出了热水流量阶跃减小后的调节过程，它显示出各个量之间的相互关系。图1.13PI调节器的阶跃响应图1.14加热器水温PI控制系统在热水流量阶跃扰动下的响应过程5.比例积分微分调节过程图1.15PI控制系统不同积分时间的响应过程图1.16比例积分微分调节器的阶跃响应图1.17比例微分积分调节过程曲线比例积分微分调节器兼有比例、积分、微分3种调节作用的特点。控制系统除承受给定输入作用外，还承受干扰信号的作用。图1.18干扰作用下的随动系统图1.18是比例控制的随动系统。图1.19比例-积分控制系统6.结合实例分析PID控制系统的控制效果PID控制系统中，被控对象的阶跃响应曲线如图1.20所示。图1.20被控对象阶跃响应曲线(a)无自平衡能力对象(b)有自平衡能力对象影响汽包水位的因素主要有：锅炉负荷、图1.22蒸汽流量扰动下的水位阶跃响应曲线图1.21给水流量作用下水位阶跃响应

蒸汽压力、炉膛热负荷等。(1)汽包水位在给水量W作用下的动态特性(2)汽包水位在蒸汽流量D扰动下的动态特性在蒸汽流量D扰动作用下，水位的阶跃响应曲线如果图1.22所示。图1.23PI控制加入10%蒸汽的响应曲线①采用PI控制方式，无微分作用图1.24PI控制加入10%给水的响应曲线②采用不完全微分的PID控制方式图1.25设定值为1的响应仿真曲线图1.2610%蒸汽扰动的响应仿真曲线图1.2710%给水扰动作用的响应仿真曲线第3节复杂控制系统前面所介绍的PID控制算法是目前控制系统中最常用的一种控制策略。一、串级控制1.串级控制的基本控制策略当被控对象有几个干扰因素同时影响一个被控量时，而单回路控制系统只能控制一

个被控量，要达到较好的控制效果，必须要增加控制回路，这就形成了串级控制系统。所谓串级控制系统就是指在单回路控制的基础上增加一个或者多个控制内回路，用来控制可能引起被控量发生变化的因素，从而抑制被控对象的时滞特性，提高系统的动态响应速度。其原理框图如图1.28所示。2.串级控制的主要优点串级控制主要有以下优点：(1)副过程所受到的干扰，当还未影响到被控量y1时，就得到副回路的控制。(2)副回路中参数的变化，由副回路给予控制，对被控制量y1的影响大为减弱。图1.28串级控制系统原理图(3)副回路的惯性由副回路给予调节，因而提高了整个系统的响应速度。(4)有利于克服副回路内执行机构等的非绕性。①计算主回路偏差信号e1(k)②计算主回路PID控制器的输出u1(k)③计算副回路的偏差信号e2(k)④计算副回路PI控制器的输出u2(k)现在以图1.29汽包锅炉燃料-汽压控制系统为例来说明串级控制系统在电站中的应用。图1.30是本控制系统的方框图。图1.29汽包锅炉燃料-汽压控制系统图1.30汽包锅炉燃料-汽压控制系统控制框图3.串级控制系统中副回路的确定(1)主、副变量间应有一定的内在联系(2)使系统的主要干扰被包围在副回路内(3)使副环尽可能包围更多的次要干扰(4)副变量的选择应考虑到主、副对象时间常数的匹配，以防“共振”的发生(5)使副环尽量少包含纯滞后或不包含纯滞后4.控制器参数的工程整定(1)两步整定法控照串级控制系统主、副回路的情况，先整定副控制器，后整定主控制器的方法叫做两步整定法。(2)一步整定法所谓一步整定法，是指根据经验先将副控制器一次确定，不再变动，然后按一般单回路控制系统的整定方法直接整定主控制器参数。二、前馈控制1.前馈控制所谓前馈控制，实际上是一种按扰动进行调节的开环控制系统。前馈反馈控制系统方框图见图1.32。图1.31换热器的前馈控制系统及其方框图2.前馈补偿装置及控制算法图1.32前馈反馈控制系统方框图(1)比值算法(用于相乘方案)(2)位置算法(用于相加方案)①干扰幅值大而频繁，对被控变量影响剧烈，仅采用反馈控制达不到要求的对象。②主要干扰是可测而不可控的变量。③当对象的控制通道滞后大，反馈控制不及时，控制质量差，可采用前馈或前馈-反馈控制系统，以提高控制质量。三、解耦控制1.解耦设计的必要性分析2.解耦控制方法(1)传统解耦控制方法。(2)自适应解耦控制方法。(3)智能解耦控制。①模糊解耦控制。②神经网络解耦控制。(4)鲁棒控制。图1.34压力-流量耦合系统及控制框图图1.35多变量解耦控制系统框图四、前馈-反馈控制反馈控制系统是基于偏差的控制，无论是何种扰动只有在其影响到系统的输出，使输出产生偏差后，系统才会产生控制作用。图1.36前馈控制系统框图如图1.37所示，这里只对一些主要的扰动进行补偿，而没有必要追求完全补偿。图1.37前馈-反馈控制系统在实际工程应用中，通常还采用前馈-串级控制，如图1.38所示。图1.38前馈-串级控制系统图1.39带纯滞后环节的单回路控制系统第4节针对延时系统的控制策略如图1.39是一个带滞后环节的单回路控制系统图。Smith预估控制原理图如图1.40所示。图1.40Smith预估控制系统原理图图1.41Smith预估控制系统等效方框图第1节概述在电站分散控制系统中，模拟量控制系统大都是过程控制系统，一般包括主控制系统、锅炉侧的各子控制系统和汽轮机侧的部分控制系统。一、锅炉模拟量控制系统第2章火力发电厂锅炉自动控制系统图2.1汽包型机组汽水系统示意图图2.2直流型机组汽水系统示意图图2.3锅炉风烟系统示意图1—输煤皮带；2—原煤仓；3—给煤机；4—粗粉分离器；5—双进双出钢球磨煤机；6—W型火焰炉膛；7—燃烧器；8—二次风箱；9—空气预热器；10—一次风机；11—送风机；12—除尘器；13—引风机；14—烟囱；15—一次风温控制挡板；16—调温风控制挡板；17—一次风关断挡板；18—一次风控制挡板；19—密封风关断挡板；20—密封风控制挡板；21—辅助风控制挡板；22—暖风器；23—除渣系统；24—除尘系统1.给水控制系统锅炉给水控制系统是调节锅炉的给水量以适应机组负荷(蒸汽量)的变化，保持汽包水位稳定(对于汽包锅炉)或保持在不同锅炉负荷下的最佳燃水比(对于直流锅炉)。2.汽温控制系统过热汽温通常采用分级喷水减温控制。3.燃烧控制系统燃烧控制系统的任务是使锅炉的燃烧率随时适应外界负荷的需求，并实现安全经济

运行。它主要包括：燃料控制系统。送风量控制系统。引风量控制系统。二、锅炉炉膛安全监控系统为了锅炉燃烧管理和安全保证，火电机组的自动控制系统中专门设置了锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)。第2节锅炉给水自动控制系统锅炉给水控制的任务是使给水量对应于锅炉的蒸发量，以保持锅炉运行过程中的汽水流量平衡，并维持汽包水位在规定的范围内。典型的大容量火电机组的给水系统结构如图2.4所示。采用节流调节方式，方法简单可靠，缺点是节流损失大，增加泵消耗的功率，同时调节阀门处在很高压差下工作，阀芯容易磨损和损坏。图2.4大容量火电机组给水系统图图2.5给水流量的节流调节(a)节流调节系统示意图(b)节流调节原理图图2.6给水流量的水泵变速调节(a)水泵变速调节示意图(b)水泵变速调节原理图变速泵又分为电动变速泵和汽动变速泵。图2.7变速水泵的压力-流量特性及安全工作区变速泵的压力-流量特性如图2.7所示。二、控制对象的动态特性图2.8给水控制对象结构示意图锅炉给水控制对象的结构示意如图2.8所示。1.给水流量扰动下水位变化的动态特性给水流量W阶跃变化时，水位的响应曲线如图2.9所示。2.蒸汽流量扰动下水位变化的动态特性蒸汽流量D阶跃变化时，水位的响应曲线如图2.10所示。图2.10蒸汽流量阶跃扰动下的水位响应曲线图2.9给水流量阶跃扰动下的水位响应曲线3.燃烧率扰动下水位变化的动态特性在燃烧率Q阶跃变化时，水位的响应曲线如图2.11所示。图2.11燃烧率阶跃扰动下的水位响应曲线图2.12单冲量给水控制系统三、给水控制系统的类型与整定方法汽包锅炉的给水控制系统主要有3种类型。1.单冲量给水控制系统单冲量给水控制系统如图2.12所示。2.单级三冲量给水控制系统单级三冲量给水控制系统如图2.13所示。图2.13单级三冲量给水控制系统图2.14串级三冲量给水控制系统图3.串级三冲量给水控制系统串级三冲量给水控制系统如图2.14所示，其给水调节任务由两个调节器完成。四、给水全程控制系统所谓全程控制系统是指在启停过程和正常运行时均能实现自动控制的控制系统。1.首先，要实现给水全程控制，必须解决以下几个问题图2.15汽包水位的求取图2.16平衡容器结构(1)测量信号的修正。①汽包水位不仅与取样装置的差压有关，而且还与汽包压力有关。②给水流量的测量一般只需采用温度校正即可。总给水流量信号按照图2.17的原理求得。减温水量＝1级左+1级右+2级左+2级右+3级左+3级右③流出锅炉的主蒸汽流量，包括进入汽轮机的蒸汽和进入高压旁路的蒸汽流量。主蒸汽流量计算原理如图2.18所示。(2)给水控制系统结构的切换。图2.17总给水流量的计算图2.18主汽流量的计算(3)调节机构的切换。(4)泵的最小流量和最大流量保护，使泵的工作点始终落在安全工作区内。2.给水全程控制系统方案举例(1)某300MW机组给水系统①电泵启动②电泵三冲量控制③汽泵投运④给水泵最小流量保护图2.19某300MW机组给水控制系统图以电泵为例，其最小流量控制原理如图2.20所示。a.测量。b.最小流量设定值。c.PID调节器对设定值和实际流量的偏差进行运算，给出再循环控制阀的开度指令。d.特殊情形。(2)某600MW机组给水系统。①启动、冲转及带15％负荷图2.20给泵最小流量控制原理图2.21某600MW机组给水控制系统图②升负荷至15％～30％③30％～100％负荷阶段④泵出口流量平衡控制回路⑤给水泵最小流量再循环第3节锅炉蒸汽温度自动控制系统一、过热汽温自动控制系统1.过热汽温控制系统的任务过热汽温控制的任务是维持过热器出口汽温即主汽温度在允许的范围内，并对过热

器本身实现保护，使其管壁金属温度不超过允许的工作范围。2.过热汽温控制对象的静态和动态特性图2.22锅炉负荷与过热汽温的静态关系(1)静态特性①锅炉负荷与过热汽温的关系②过剩空气系数与过热汽温的静态关系③给水温度与汽温的关系④燃烧器的运行方式与过热汽温的静态关系⑤进入过热器的蒸汽的热焓与过热汽温的静态关系⑥其他因素与过热汽温的静态关系受热面清洁程度。饱和蒸汽用量。排污量。燃料性质。尾部烟道中烟气分配挡板位置。(2)动态特性过热汽温控制对象的动态特性是指引起过热汽温变化的扰动与汽温之间的动态关系。响应曲线如图2.23所示。3.过热汽温控制系统典型方案(1)串级汽温控制方案

图2.23过热汽温控制对象的动态特性(a)锅炉负荷扰动下(b)烟气量扰动下(c)减温水扰动下采用喷水减温的串级汽温控制系统方案如图2.24所示。图2.24喷水减温串级控制方案(2)采用导前微分信号的汽温控制系统(3)采用相位补偿的汽温控制系统图2.25采用导前微分信号的汽温控制系统图2.26采用相位补偿器的过热汽温控制系统为了不降低对过热器的保护功能，在一般锅炉中都将喷水点尽可能地靠前布置。对由此而引起的较大惯性和迟延问题，可采用相位补偿方法来改进过热汽温控制系统设计，方案如图2.26所示。(4)应用状态变量观测器的过热汽温控制系统应用状态变量的过热汽温控制方案如图2.27所示。(5)分段式过热汽温控制系统图2.27用状态变量观测器的过热汽温控制方案过热汽温采用串级控制系统的原理图如图2.28所示。①一级减温控制系统

一级减温控制系统如图2.29所示。图2.28串级汽温控制系统原理图图2.29一级减温水控制原理图图2.30二级减温水控制原理图②二级减温控制系统二级减温控制系统如图2.30所示。该系统与一级减温控制系统的结构基本相同，也是一个串级双回路控制系统。二、再热汽温控制系统1.再热汽温控制的任务2.再热汽温的控制手段及控制系统再热汽温的控制一般以烟气控制方式为主，可采用的烟气控制方法有：控制烟气挡板的位置，采用烟气再循环，也可通过

改变摆动燃烧器的倾角来控制再热汽温。作为烟气挡板控制或燃烧器倾角控制的辅助控制手段，是微量喷水或事故喷水减温方法。(1)采用烟气挡板控制再热汽温现代大型锅炉一般都用分隔墙将尾部烟道分成两个并联烟道，分别布置低温对流过热器和低温对流再热器，如图2.31所示，过热器烟道出口挡板和再热器烟道挡板配合动作，可改变流经再热器烟道的烟气流量，从而控制再热蒸汽温度。图2.31改变烟气挡板位置调节再热汽温图2.32烟气挡板再热汽温控制系统原理图①正常情况下的再热汽温控制②特殊情况下的再热汽温控制图2.33再热烟道挡板和过热烟道挡板随控制指令变化的关系曲线图2.34喷水减温示意图图2.35微量喷水控制原理图图2.35是一种采用再热器入口汽温作导前汽温信号的串级微量喷水调节方案。可采取两种措施，防止再热器超温：一是通过调整燃烧使炉膛出口烟温不要太高，启动阶段燃料量不可大于设计值；二是手动使再热器烟道挡板关闭。(2)采用摆动燃烧器控制再热汽温图2.36为用燃烧器倾角控制再热汽温的原理图。第4节锅炉燃烧自动控制系统图2.36燃烧器倾角再热汽温控制系统一、锅炉燃烧控制任务及对象控制特性1.燃烧过程自动控制系统的任务(1)控制燃料量，维持蒸汽压力稳定(2)控制送风量，保证燃烧过程的经济性(3)控制引风量，维持炉膛压力稳定2.燃烧过程控制对象的动态特性(1)燃烧率扰动下的汽压动态特性在燃烧率阶跃扰动下，锅炉输出蒸汽负荷DT不变时及汽轮机调门开度μT不变时，

主汽压力的动态响应曲线如图2.37所示。(2)汽轮机侧扰动下的汽压动态特性图2.37燃烧率扰动时汽压的响应曲线(a)DT不变(b)μT不变在燃烧率不变，汽轮机调门或用汽量阶跃扰动时，主汽压对象的阶跃响应曲线如图2.38所示。图2.38汽轮机侧扰动时的汽压特性曲线(a)汽机调门阶跃扰动(b)用汽量阶跃扰动二、燃料量控制系统1.燃料量的测量与热量信号(1)给粉机转速(2)磨煤机进出口差压(3)给煤机转速(4)热量信号在燃烧率不变的情况下，改变汽轮机的调门开度，蒸汽流量和主汽压力的变化曲线如图2.39所示。热量信号可用2.40所示的组态方案求得。2.燃料量(燃煤量)控制系统的基本结构燃料量控制系统一般都采用燃料量的测量信号作为反馈信号，系统的基本结构如图2.41所示。制粉系统分为中间储仓式和直吹式两大类。图2.39燃烧率不变，调门开度扰动时蒸汽流量与汽包压力的变化曲线图2.40热量信号测量回路图2.41燃料量控制系统的基本结构3.燃煤量控制系统的基本要求(1)风煤的配合图2.42采用直吹式制粉系统的燃煤量控制系统基本结构(一)图2.43采用直吹式制粉系统的燃煤量控制系统基本结构(二)(2)信号处理(3)偏置调节(4)参数修正(5)偏差监视(6)与燃烧器管理系统BMS(或FSSS)的结合(7)自动跟踪4.典型的燃料量控制系统(1)燃料主控系统的功能(2)主控制器输入偏差信号的形成(3)总负荷均值化由图2.44可知，燃料主控制器带有4个磨煤机副回路。(4)燃料主控制器的跟踪(5)燃料主控制器输出限幅(6)风煤系统的动态配合图2.44燃料量主控系统组态图BM—平均煤粉量；Bg—平均煤粉量指令；Bo—燃油量；B—总燃料量；eM—煤粉量偏差信号；yN—调节器跟踪信号；RM—磨煤机负荷指令；V计—计算空气量；Vmin—维持锅炉吹扫的最小风量，一般设置30%的额定风量下面再介绍两个典型的燃料量控制方案，在方案中将全面地反映前面所述的对燃料量控制系统的基本要求。(1)一种应用于中间储仓式制粉系统的燃煤量控制系统(2)一种应用于直吹式制粉系统的燃煤量及一次风量控制系统(3)跟踪与平衡回路5.磨煤机控制(1)中间储仓式制粉系统的磨煤机出口煤粉温度控制及磨煤机入口负压控制图2.45中间储仓式制粉系统燃料量控制方案图2.46直吹式制粉系统燃料量及一次风量控制方案图2.47跟踪与平衡回路原理图(2)直吹式制粉系统的煤粉温度的控制三、送风量控制系统送风量控制系统任务是使送风量与燃料量有合适的比例，实现安全经济燃烧。图2.48磨煤机出口煤粉温度及入口负压控制系统1.总风量的测量实现总风量自动控制的一个关键是送风量的准确测量。常用的风量测量装置有对称机翼型和复式文丘里管。图2.49直吹式制粉系统磨出口温度控制方案图2.50带氧量校正的送风控制系统2.典型的送风量控制系统燃料燃烧需适量的过剩空气，以实现安全经济燃烧。图2.51氧量与负荷的关系3.二次风挡板控制系统由两台送风机送出的风量被送入二次风图2.52二次风(辅助)挡板控制系统

箱，再由二次风箱进入炉膛，使进入炉膛的燃料充分燃烧。四、炉膛压力控制系统炉膛压力控制系统的任务是通过控制引风量将炉膛压力控制在设定值附近，即引风量控制系统。引风量一般通过引风机的入口挡板(离心式)或动叶(轴流式)来控制。“平衡回路”的作用是为了实现跟踪和无扰动切换。图2.53燃料风挡板控制方案图2.54油枪风挡板指令图2.55引风量控制系统第5节锅炉炉膛安全监控系统一、概述炉膛安全监控系统(FurnaceSafeguardSupervisorySystem)，简称FSSS，是现代大型火电机组必须具备的一种监控系统。1.FSSS系统的主要功能FSSS系统的主要功能由四部分构成：(1)安全监控功能。(2)炉膛吹扫。(3)油及油枪管理。(4)主燃烧器的切投及磨煤机给煤机的管理。2.形成炉膛爆燃的原因和防止措施(1)形成炉膛爆燃的原因所谓炉膛爆燃指的是在锅炉的炉膛、烟道和通风管道中积存的可燃混合物突然同时被点燃，而使烟气侧的压力急剧升高的现象。从原理上讲，只有符合下列3种情况才有可能发生爆燃：①炉膛或烟道内有燃料和助燃空气积存。②积存的燃料和助燃空气混合物是爆炸性的。图2.56天然气和氧的可燃混合物浓度范围③具有足够的点火能源。这3个条件缺少任一个都不可能引起爆燃。(2)防止炉膛爆燃的原则性措施①在主燃料进入炉膛与空气混合处，有足够的点火能源。②当有未点燃的燃料进入炉膛时，这段时间应尽可能地缩短，使积存的可燃物的容积占炉膛容积的比例尽量小。③对于已进入炉膛的可燃混合物未用尽时，应用一定的风量吹扫，快速冲淡，使之不在可燃范围，并由吹扫风量排出炉膛。二、火焰检测系统火焰检测系统是炉膛安全监控系统中一个十分重要的组成部分。FSSS中炉膛灭火保护就是利用火检检测有无火焰信号来判断炉膛是否灭火。图2.57某厂炉膛灭火保护原理图1.火焰检测器的构成火焰检测器由两部分构成，探头部分和信号处理电子卡件。探头组件由瞄准管、瞄准管套壳、瞄准透镜和筒体、探头筒体、光纤电缆等组成。图2.58探头板原理图2.火焰检测系统的运行原理(1)探头部分(2)信号处理电子卡件图2.59信号处理卡件对火焰信号进行处理的原理图频率检测部分的核心是用一个频率比较器，它利用不同燃料产生的火焰的脉动频率有很大区别这一原理来判断所要检测的火焰信号是否存在。图2.60频率检测部分原理框图三、炉膛吹扫1.吹扫条件2.启动时吹扫3.跳闸后吹扫四、燃油泄漏试验和油枪管理1.油泄漏试验2.油枪管理油枪也称为油燃烧器，一般在锅炉启停时作为过渡燃烧器使用。图2.61某锅炉吹扫逻辑图2.62燃油泄漏试验逻辑图2.63某锅炉AB层间油枪1＃角启、停逻辑图(1)启动1＃角油枪(2)停运1＃角油枪(3)非正常停运五、主燃料跳闸主燃料跳闸(MFT)是锅炉安全监控系统的主要组成部分，它连续地监视预先确定的各种安全条件是否满足，一旦出现可能危机锅炉安全运行的危险情况，就快速地切断进入炉膛的燃料，以防止锅炉灭火后爆燃，避免发生设备和人身伤害事故，或者图2.64MFT控制原理图

限制事故的进一步扩大。1.当下列任一条件出现时，将导致MFT：(1)两台引风机停。(2)两台送风机停。(3)两台一次风机停(全燃煤时)。(4)风量<30％。该信号由CCS提供。(5)炉膛压力高。压力突然升高过多可能是局部燃烧所致。另外，为了安全，也为了保护环境，也不允许正压燃烧。(6)炉膛压力低。压力过低则可能是局部熄火所致，此外过大的负压可能导致内爆，压力过高或过低都会影响到燃烧器的稳定燃烧。(7)汽包水位高。过高的水位导致汽水分离效果变差，影响蒸汽质量。还可能导致蒸汽带水进入汽轮机，造成事故。(8)汽包水位低。水位过低将影响到汽包自然循环，程度严重时可能导致干锅，危急锅炉安全。(9)两台空预器都停。意味着空预器停转，若有高温烟气流过空预器，势必会使空预器变形、损坏，甚至烧毁。(10)手动紧急跳闸。在危急情况下可手动触发MFT停炉。(11)炉膛灭火。(12)失去燃料。(13)失去工业电视探头冷却风。TV探头冷却风是为了保护探头免受高温损坏，同时可以对探头进行清洁。没有探头的正常工作，相当于失去了“眼睛”，就不能了解炉内燃烧情况，这是很危险的。(14)再热器失去保护。汽机跳闸后，若高旁未开，且锅炉负荷又大于30％。这时再热器中无蒸汽流动，若锅炉负荷仍然较高，则会损坏再热器。(15)汽机跳闸。(16)发电机跳闸。(17)FSSS盘柜电源故障。2.MFT动作后的自动操作(此图中未给出)(1)停所有一次风机，跳闸所有给水泵。(2)停所有给粉机、磨煤机。(3)停重油泵、轻油泵。(4)关闭再热器、过热器减温水遮断阀。(5)关闭燃油角阀，关闭点火器角阀，关闭燃油遮断阀。(6)全开燃料风、辅助风挡板。(7)汽机跳闸，发电机解列。六、煤燃烧器启停FSSS还有个重要功能是对煤燃烧器启停进行控制，和对其相关主设备磨煤机给粉机给煤机进行保护。煤燃烧器的启停先要满足启停条件，其中重要的一个是点火能量满足。第1节概论一、概述汽轮机是电厂中的重要设备，在高温高压蒸汽的作用下高速旋转，完成热能到机械能的转换。二、汽轮机调节系统的基本概念第3章汽轮机的自动控制图3.1凝汽轮机转速调节系统三、汽轮机调节系统的发展过程我国从1963年开始研究电液转换的AEH系统，从1973年开始研制采用高压抗燃油的AEH系统。第2节电液调节系统一、电液调节系统的原理与特点电液调节系统具有如下的优点：(1)系统灵敏度高，稳态精度高，动态响应快；(2)可采用各种调节规律，如PID、最优控制规律等；(3)易于综合各种信号；(4)容易实现各种逻辑电路；(5)能够满足各种运行方式要求；(6)便于与计算机连接，实现进一步自动化。二、电液调节系统的基本部件1.测量变送器(1)转速测量变送器f=nz/60(2)功率变送器2.放大器及调节器图3.2磁阻发送器3.电液转换器电液转换器是将电信号转换成液压信号的转换放大元件，它是电液调节系统中的一个关键部件。从电磁部分的结构来分，有动圈式力矩电动机和动铁式力矩电动机；从电磁部分的励磁方式来分，有永磁式和外磁式；从液压部分的结构分，有断流式和继流式，或滑阀式和蝶阀式；从油的工质来分，有透平油和抗燃油。第3节数字式电液控制系统(DEH)一、数字式电液控制系统的特点数字式电液控制系统具有下列优点：(1)适应工艺流程改进的灵活性；(2)可在带负荷下进行喷嘴调节和节流调节互相切换；(3)汽轮机自启动、监视和自动增减负荷；(4)具有CRT显示运行参数、趋势记录、事

件追踪、打印功能；(5)具有调节系统的数据传输功能。二、控制系统基本部件控制系统硬件基本部件包括计算机电气部件及液压部件。1.DPU板2.转速、功率、汽压测量(1)转速的测量①测频法②测周法(2)功率、汽压测量①功率测量②汽压测量3.输入／输出板(I／O板)(1)模拟量输入AI板(2)模拟量输出AO板(3)开关量输入DI板(4)开关量输出DO板4.通信(1)共享存储器通信机构(2)并行通信接口IEEE—488①控制其他设备的控制器；②从控制器获取信息的受话器；③将信息送给控制设备的送话器。(3)EIA—RS232C标准串行接口三、DEH功能简介1.调节功能(1)汽轮机基本控制(2)手动控制(3)多阀控制的阀门管理(喷嘴调节与节流调节自动转换)(4)中压缸启动2.协调控制功能(1)锅炉跟随方式(2)汽轮机跟随方式(常压运行)(3)汽轮机跟随方式(滑压运行)(4)协调控制方式(5)低汽压保护与简易协调控制3.数据处理功能(1)汽轮机启动和运行中的监视(2)画面拷贝、越限参数报警打印及事故追忆记录4.自启动功能(1)汽轮机热应力监视(ATC监视)(2)汽轮机自启动控制(ATC控制)四、典型的DEH系统1.系统的硬件(1)DEH控制柜①基本控制计算机，采用双机冗余的方式。②基本控制模拟量输入／输出，配有汽轮机转速、功率、调节级压力等信号专用接口，超速保护等硬件。③阀门控制，配有阀门控制的专用接口。④ATC计算机及其ATC监视与ATC控制的

输入／输出，配有ATC程序用模拟量、开关量输入／输出接口。⑤UPS电源及配电。(2)操作台：运行人员操作键盘及显示指示表；(3)图像站：工业用彩色CRT，一台工业用PC机，一台打印机；(4)调试终端；(5)液压部件：DEH系统的液压部件包括供油系统、执行机构和危急遮断系统。(6)双泵互备用高压抗燃油供油系统供油系统由供油装置、抗燃油再生装置、油管路及蓄压器组成。①供油装置，供油装置提供控制部分所需要的压力油，同时保持油的良好品质。②抗燃油与再生装置，DEH采用的液压油为磷酸酯型抗燃油。③油管路及高压蓄压器、低压蓄压器，油系统中的主要部件是高压蓄能器和低压蓄能器。(7)执行机构(8)危急遮断系统2.系统的软件ATC模块包括16个子程序：1)高压转子应力计算；2)蒸汽室金属温度；3)盘车监测；4)转子应力控制；5)偏心与振动监视；6)进水检测及疏水阀控制；7)汽轮机自动控制ATC目标值，升速率和升负荷率控制；8)轴承油及轴承金属温度监视；9)发电机监测；10)轴封汽、低压排汽及冷凝器真空监视；11)差胀及转子位置监视；12)低压排汽压力对再热温度的监视；13)传感器故障检测；14)暖机控制；15)顺序控制；16)中压转子应力计算。3.系统功能(1)实现汽轮机的自动控制1)转速控制2)负荷控制(2)阀门试验(3)汽轮机启停和运行中的监视DEH设置有16幅彩色画面：1)运行参数曲线；2)差胀和轴向位移曲线；3)轴承振动；4)轴承金属温度；5)调节级温度；6)汽温和壁温；7)汽缸进水检测；8)系统硬件故障显示；9)发电机参数；10)发电机冷却系统；11)重要传感器故障；12)ATC启动曲线；13)模拟趋势显示；14)阀位指令；15)报警测点之一；16)报警测点之二。(4)超速控制和超速保护功能(5)DEH系统与协调控制系统的接口(6)多阀控制的阀门管理功能(7)DEH还设置有主汽压保护功能，即TPC。(8)中压缸带旁路启动(9)汽轮机自启动即ATC控制功能第4节DEH系统的转速控制和负荷控制DEH系统的最主要任务是对汽轮机进行有

效的控制。一、高压主汽阀(TV)控制高压主汽阀控制用于启动升速和机组跳闸时隔绝蒸汽进行紧急停机。1.高压主汽阀的工作方式(1)控制系统处于自动方式运行，由TV控制机组转速时，数字系统有两种自动(AUTO)工作方式。1)操作员自动方式(OA)。2)自动汽轮机程序控制方式(ATC)。(2)在TV控制机组转速升至2900r/min时，实行TV至GV的切换，切换完成后有一开偏置信号使高压主汽阀保持全开。(3)TV手动方式。2.高压主汽阀的转速控制原理(1)控制方式选择。(2)TV转速控制阶段的主要状态逻辑有如下两种：图3.5高压主汽阀(TV)的转速控制原理图1)TV的控制逻辑。2)进行-保持逻辑(GO-HOLD)。3)设定值形成回路。(4)控制回路。二、高压调节汽阀(GV)控制1.高压调节汽阀控制的任务2.高压调节汽阀的工作方式(1)高压调节汽阀自动(AUTO)方式①自动汽轮机程序控制(ATC)；②自动同步控制，该方式接受自动同步系统来的信号，只在励磁未投时才使用；③POS方式，该方式的控制来自监控程序，在内部故障，外部申请中断以及任务优先级别的安排时使用；④操作员自动控制(OA)；⑤遥控自动方式(REMOTE)，该方式用于协调控制(CCS)和自动调度系统控制(ADS)；⑥电厂计算机控制(PLANTCOMP)，该方

式仅限于电厂有厂级上级计算机时使用。图3.6高压调节汽阀(GV)的转速控制原理图(2)高压调节汽阀手动方式2.高压调节汽阀的转速自动控制3.高压调节汽阀的负荷自动控制1)操作员自动(OA)方式。2)自动汽轮机程序控制方式(ATC)。DEH系统是通过数据链及其接口与计算机连接的，它可以实现以下操作：1)计算机通过数据链从DEH系统的公共数据区收集数据，也可以从ATC获得信息。2)电厂计算机通过数据链去改变DEH系统的负荷设定值，从而达到控制机组的目的。4.设定值形成逻辑(4)属于保护类型的信号1)低主汽压力控制信号。2)外部负荷返回请求信号(RUNBACK)。图3.7高压调节汽阀的设定值形成逻辑图3.8高压调节汽阀的负荷控制原理图3)功率给定值切除信号。5.高压调节汽阀的负荷控制(1)频率校正回路。(2)发电机功率校正回路。(3)第一级(即调节级)压力校正回路。(4)校正回路的维修测试。6.高压调节汽阀的负荷控制原理x=KΔn(其中Δn大于不灵敏区)图3.9DEH系统的频率校正原理图(a)频率校正环节(b)频率校正原理三、中压调节汽阀(IV)的控制1.中压调节汽阀的工作方式2.中压调节汽阀的转速控制原理3.中压调节汽阀的综合控制图3.10中压调节汽阀的转速控制原理图(a)转速控制原理(b)线性化处理图3.11中压调节汽阀的综合控制原理图(1)进行(GO)与保持(HOLD)逻辑。(2)中压调节汽阀的控制逻辑。1)中压调节汽阀(IV)控制；2)IV至TV转换在进行中；3)IV至TV转换已完成(IVTVXCOM)。(3)中压调节汽阀速度下跌逻辑。四、DEH系统的手动操作1.手动操作方式2.手动操作系统图3.12高压调节汽阀的一级手动控制原理图(1)GV一级手动控制系统(2)二级手动控制和手动备用操作系统第5节DEH系统的汽轮机自动程序控制一、汽轮机自动程序控制的内容汽轮机自动程序控制包含ATC监视和ATC控制两大部分，ATC监视仅限于对机组的状态进行监视而不实行控制，ATC控制则必伴随着ATC监视，担负ATC周期性控制和信息记录两大任务，实现对机组自启停和自动带负荷的控制。图3.13ATC控制的模块结构及其信息交换系统1.ATC周期性控制任务的内容2.周期性信息记录任务的主要内容二、汽轮机自动程序控制的运行方式1.ATC控制(1)ATC全自动控制。(2)ATC联合控制。2.ATC监视3.ATC切除三、自动程序控制方式逻辑(1)无论三触发端处于什么状态，其3个状态输出端中只有一端为1态(即逻辑真)，其余均为0(逻辑假)；(2)当三个输入端的优先权的排列顺序为S0,S1，S2即1)当S0=1,无论S1，S2为何态,均会有FF0=1,FF1=0,FF2=0；2)当S0=0,S1=1，无论S2为何态FF0=0,FF1=1,FF2=0；3)当S0=0,S1=1，S2=1，有图3.14自动汽轮机程序控制(ATC)方式逻辑框图FF0=0,FF1=0,FF2=1。四、ATC的任务，工作条件和功能汽轮机程序控制具有监视和控制两大任务。DEH系统进入“ATC控制”方式最基本的条件是：(1)ATC的主要传感器无故障；(2)不出现机组跳闸数据；(3)高压和中压缸转子的应力数据计算合格；(4)机组处于负荷控制时，实际负荷值不等于负荷请求值。在系统中，汽轮机自动控制程序的功能如下：(1)选择的工作方式，即根据上述的方式逻辑，选择其中一种作为当前的运行方式；(2)定时调用模拟量转换程序和16个模块子程序，提供状态计算和分析结果；(3)实现与DEH的软件接口，该接口用于将确定的信息通知系统；(4)在控制方式下，系统在各阶段的功能是：第6节DEH系统的超速防护和汽轮机危急遮断控制系统一、DEH的超速防护系统1.转速信号三选二逻辑2.超速防护控制系统(OPC)(1)超速防护控制系统的功能DEH系统的超速防护系统控制具有下述功能：①负荷部分下跌，中压调阀(CIV)快速关闭功能；②负荷下跌预测功能；③超速防护控制功能。(2)系统超速防护控制的原理①负荷部分下跌，快关中压调节汽阀(CIV)功能，目的是提高电力系统的稳定性。②负荷下跌预测功能(LDA)。该功能是在下述条件之下发生时起作用的：1)发电机励磁电路断路，汽轮机机械功率高于30％实发功率；2)发电机励磁电路断路，再热蒸汽压力出现低限故障。③超速防护控制功能。二、DEH的危急遮断控制系统1.ETS系统的保护功能(1)超速保护；(2)轴向位移保护；(3)润滑油压低保护；(4)EH(抗燃油)油压低保护；(5)凝汽器真空低保护。2.ETS的遮断控制继电器总逻辑3.电气超速遮断(1)电气超速遮断的工作原理电气超速遮断主要是由一个安装在盘车设备处的磁阻发信器和一个安装在遮断电气柜中的转速插件所组成。(2)电气超速遮断控制继电器逻辑4.轴向位移遮断(1)轴向位移检测机构(2)轴向位移遮断控制继电器逻辑5.润滑油低压遮断6.抗燃油低油压遮断(LP)7.机组低真空遮断(LV)8.ETS的遥控接(REM)9.机械超速遮断系统(1)机械超速遮断系统的工作原理(2)机械超速遮断机构自动超速遮断部分的主要部件是：转轴、碰约、遮断与复位连杆、蝶阀座、飞锤弹簧、飞锤、弹簧定位螺圈、定位销、蝶阀、危急遮断滑阀、滑阀套筒和节流孔塞等。

手动脱扣机构是供危急情况下就地操作使用的。危急速断滑阀也可以在控制室内遥控操作复位。三、汽轮机自动保护控制系统的液压机行机构1.保护系统执行机构的组成(1)保护系统的组合执行机构1)危急遮断电磁间(AST，4个)。2)超速防护电磁阀(OPC，2个)。3)危急遮断控制块。(2)单向阀(2个)(3)隔膜阀2.保护系统执行机构在液压控制系统中的连接3.OPC液压执行机构的工作特点4.AST液压执行机构的工作特点(1)串联油路中的任一路电磁阀［(20—1)／AST，(20—2)／AST或(20—3)／AST，(20—4)／AST］动作，都可以进行停机，而任何一个电磁阀误动作时，却不会引

起错误停机；(2)并联油路中，任何一个奇数号电磁阀［(20—1)／AST和(20—3)／AST］和任何一个偶数号电磁阀［(20—2)／AST和(20—4)／AST］动作，系统都可以交叉动作并停机。第1节协调控制系统概述一、单元机组负荷控制的特点二、协调控制系统及其功能、任务1.协调控制系统2.协调控制系统的功能数据采集系统(DAS)；汽轮机数字电液控制系统(DEH)；第4章协调控制系统锅炉燃烧器管理系统(BMS)；顺序控制系统(SCS)；汽轮机旁路控制系统(BPC)。3.协调控制系统的任务(1)锅炉-汽轮机作为一个整体进行控制①接受电网总调的负荷自动调度，参与调峰、调频②锅炉、汽轮机的能量平衡控制③锅炉内部燃料、送风、引风、给水等子

系统控制动作的协调a.近似的单变量独立系统b.几个操作量协调动作的组合系统c.多变量系统④消除各种工况扰动，稳定机组运行a.前馈／反馈控制、连续／断续控制、线性／非线性控制以及双方向／单方向控制结构；b.扰动补偿、自治或解耦的控制原则。⑤机组出力与主、辅机设备实际能力的协调a.各种指令的上／下限、变化率以及偏差的限幅；b.机组指令与子系统指令的方向闭锁；c.串级调节系统上游PI模块的抗过度积分；d.机组指令的迫降／迫升；e.机组指令的暂停；f.辅机故障减负荷。⑥具有多种可供运行人员选择的控制系统与运行方式a.系统切换的无平衡、无扰动过程；b.故障工况的系统联锁自动切换；c.切除机或炉的某一部分子系统自动时，控制系统照常能够稳定运行的完整性组态；d.系统切换无需修正系统的整定参数。⑦与其他控制系统的通信、接口图4.1某电厂300MW机组的分散控制系统硬件配置与通信(2)保障机组与控制系统运行的安全可靠性①仪表的可靠性②系统的可靠性a.冗余控制双变送器、三变送器监控检测；重要信号旁证；重要执行回路的二级手操(CRT键盘软手操+A／M站操作)；对CCS系统的二路AC220V供电，其中一

路为UPS电源；机柜、组件箱的冗余供电或不停电供电；冗余控制处理器(CP、AP或MFC、DPU等)；冗余通信(节点总线、组件总线、文件总线、厂区环路或数据高速公路等，此外，CCS／BMS间与CCS／DEH间重要信息交往还有硬接线连接)。b.机组实时能力识别限幅方向闭锁；机组指令的迫降／迫升；辅机故障减负荷；暂停。c.故障对策系统或运行方式联锁自动切换；闭锁保持，或指定故障情况下的输出状态；故障切手动／联锁切手动；超驰控制。d.防止运行人员的误操作联锁安全保护的超驰控制，优先级高于正常自动及软手操；不满足许可条件时，运行人员操作无效；误操作不能投自动或导致强迫切手动；向扩大参数偏差的错误方向操作无效；重要安全功能或操作需运行人员确认(与再确认)；状态显示与操作提示；辅机、各种挡板的启／停操作配合；局部设备、子系统未送电或未选择控制系统运行方式时：不能投自动或联锁切手动，初始化(原始)状态处于允许的基本系统或安全运行方式。e.主燃料跳闸(MFT)处理切手动；防内爆保护；超驰定位控制或顺序控制。f.机组甩负荷(FCB)处理切手动；超驰减负荷；超驰定位控制。g.防内爆控制引风机静叶快速动态关小；炉膛压力大偏差超驰控制；二次风挡板定位控制或顺序控制；引风保持自动、送风切手动暂时保持。h.汽轮机防进水保护i.串级调节系统上游PI模块的抗过度积分措施j.风／煤交叉联锁-空气优先原则k.重要回路的执行机构监控阀位指令与实际阀位的偏差监控；方向闭锁；超驰开／关；带直接手操；失电、断气或断信号保护。l.多输出同步控制任意次序无平衡、无扰动的手动／自动切换；自动增益修正；各输出手动状态的偏置，投入自动后能保持。m.协调控制系统各子系统间的联锁n.显示报警与监控管理硬接线UMS操作管理；CRT画面监控与键盘软手操。(3)提高机组运行的技术经济效益第2节协调控制系统的总体结构一、CCS的总体结构1.协调控制系统的设计原则2.协调控制系统的总体结构锅炉、汽轮机的子控制系统，是基础级控制系统。二、单元机组负荷管理控制中心图4.2单元机组负荷控制系统的组成框图1.负荷管理控制的主要功能(1)外部负荷指令的选择(2)最大／最小负荷限制(3)负荷指令变化速率限制(4)负荷指令的修改2.负荷管理控制的系统分析(1)目标负荷指令形成(2)负荷指令限幅与变化速率限制(3)一次调频图4.3机组负荷管理控制中心原理简图(4)迫升、迫降/甩负荷处理3.负荷管理控制的控制逻辑(1)过程变负荷闭锁逻辑(2)负荷指令迫降与甩负荷逻辑①负荷指令迫降逻辑②负荷指令甩负荷逻辑(3)负荷指令迫升逻辑三、机炉主控系统1.机炉主控系统的基本原理图4.4过程变负荷闭锁逻辑简图图4.5单元机组负荷迫降与甩负荷逻辑图图4.6机组负荷迫升逻辑图2.机炉主控系统的控制方式单元机组机炉主控系统的控制方式有以下3种基本方式：锅炉跟随(BF)、汽轮机跟随(TF)、协调控制(CCS或COORD)。(1)锅炉跟随的控制方式(2)汽轮机跟随的控制方式(3)协调控制方式3.锅炉和汽轮机主控制器(1)锅炉主控制器图4.7锅炉跟随的控制方式图4.8汽轮机跟随的控制方式图4.9机炉协调控制方式图4.10锅炉主控制器原理图图4.11汽轮机主控制器原理图(2)汽轮机主控制器(3)机炉主控制器举例①手动方式(BASE)②汽机跟随方式(TF)③锅炉跟随方式(BF)④协调控制方式(CCS)第3节协调控制系统的运行方式一、CCS的运行方式总述1.手动(BASE)2.锅炉跟随(BF)3.汽轮机跟随(TF)4.协调控制(CCS)二、手动运行1.锅炉主控制器(BM)切手动的条件如下：燃料在手动方式；汽包压力故障；第一级压力故障；主燃料跳闸MFT；RUNBACK结束；机前压力故障；机前压力达高限；机前压力实际值与给定值偏差越高/低限。2.汽机主控制器(TM)切手动的条件如下：机前压力故障；机前压力达高限；机前压力实际值与给定值偏差越高/低限；主燃料跳闸MFT；第一级压力故障；功率变送器故障；功率偏差高/低报警；阀位偏差越限。三、锅炉跟随运行1.运行性能2.运行方式四、汽轮机跟随运行1.运行性能2.运行方式五、协调控制运行各种CCS大致可以分成4类：以锅炉跟随为基础的协调控制(CCS1或BF-CCS)；以汽轮机跟随为基础的协调控制(CCS2或TF-CCS)；综合型协调控制CCS；直接能量平衡协调控制(DEB)。图4.13以锅炉跟随为基础的协调控制方式图4.14以汽轮机跟随为基础的协调控制方式图4.15综合型协调控制方式图4.15综合型协调控制方式1.以锅炉跟随为基础的协调控制CSS12.以汽轮机跟随为基础的协调控制CSS23.综合型协调控制CSS4.直接能量平衡的协调控制DEB(1)DEB协调控制原理①能量平衡信号②热量信号③机炉平衡(2)对DEB协调控制机理的分析(3)DEB协调控制系统特点①结构简单②负荷响应快，稳定性好③调试整定方便④应用范围广a.与任何汽轮机液压或电液(DEH)控制系统相容；b.适用于汽轮机自动(功率控制)或手动的任何工况；c.适用于汽轮机DEH遥控或本机的操作；d.适用于汽轮机控制受到限制(如负荷上/

下限)的工况；e.适用于机组定压运行或滑压运行；f.适用于机组带中间负荷或基本负荷运行；g.适用于机炉协调控制(CCS或COORD)或锅炉跟随(DF)方式。六、运行方式的切换第4节解耦控制在协调控制系统中的实现一、单元机组被控对象的耦合问题1.单元机组被控对象的耦合问题(1)多变量的强耦合(2)被控对象非线性(3)机组动态特性是时变的(4)锅炉侧存在很大的纯迟延(5)系统存在着不确定干扰2.单元机组被控对象耦合的控制问题二、单元机组被控对象的模型简化送风量与燃料量相适应，保持燃烧稳定；引风量与送风量相适应，保持炉膛压力；给水量通过保持汽包水位进行控制，使给水流量与蒸汽流量相平衡；主蒸汽温度控制相对独立。图4.17汽包锅炉单元机组被控对象的简化模型三、解耦控制在协调控制系统中的实现1.预测解耦图4.18预测控制原理图2.模糊解耦(1)定义变。(2)模糊化(fuzzify)。(3)知识库。图4.19模糊控制框架图图4.20模糊解耦控制系统图(4)逻辑判断。(5)解模糊化(defuzzify)。3.神经网络解耦人工神经网络(ArtificialNeuralNet-works,ANN)，简称神经网络，一种模仿动图4.21神经网络结构

物神经网络行为特征，进行分布式并行信息处理的算法数学模型。图4.22神经网络解耦控制系统(1)输入层(2)隐含层(3)输出层图4.23自适应解耦控制结构4.自适应解耦第1节计算机分散控制系统的一般概念一、计算机控制技术二、分散控制系统概述分散控制系统(DistributedControlSystem，简称DCS)是人们根据国外厂家产品名称意译而得。分散控制系统的含义第5章计算机分散控制系统的硬件设备有两个方面：一是强调各种被控的生产设备的地理位置是分散的，系统相应的控制设备也在地理位置上分散布置；二是指控制系统所具有的功能是分散的，即计算机控制系统的数据采集、过程控制、运行显示、监控操作等功能进行分散，这种功能的分散同时意味着整个系统危险性的分散。1.第一阶段(20世纪70年代中期)图5.1计算机流量控制系统图5.2计算机过程控制系统典型结构图这些系统一般都是由以下5个主要部分组成：(1)有数据处理能力的数据采集系统(或称过程接口单元)；(2)具有较强运算能力和各种控制规律可独立完成回路控制任务，实现分散控制的现场控制站(过程控制单元)；(3)具有集中显示，集中操作功能的CRT操作站；(4)具有专用通讯协议的数据高速公路；(5)具有大规模复杂运算能力、多输入多输出控制功能、管理全系统信息和实现全系

统优化的监控计算机。2.第二阶段(20世纪80年代初、中期)第二代分散控制系统一般由以下几部分组成：(1)局域网络。(2)多功能现场控制站。(3)增强型操作站。(4)主计算机(或称管理计算机)。(5)系统管理站(或称系统管理模件)。续表(6)网间连接器(或称网关)。3.第三阶段(20世纪80年代中、后期)三、分散控制系统的应用四、典型分散控制系统的结构1.INFI—90系统构成INFI—90系统的主要设备包括：(1)过程控制单元PCU(ProcessControlUnit)；(2)过程控制观察站PCV(ProcessControlView)；图5.3INFI—90系统结构示意图(3)操作员接口站OIS(OperatorInterfaceStation)；(4)工程师工作站EWS(EngineerWorkStation)；(5)计算机接口单元CIU(ComputerInterfaceUnit)；(6)通信网络等。2.WDPF系统的结构构成上述系统的主要设备有：(1)数据高速公路(DataHighway)；图5.4WDPFⅡ系统DPU(系列32)结构示意图(2)信息高速公路(InformationHighway)；(3)分布式处理单元DPU(DistributedProcessingUnit)；(4)完全控制单元TCU(TotalControlUnit)；(5)通用可编程控制器接口UPCI(UniversalProgrammableControllerInterface)；(6)站接口单元SIU(StationInterfaceUnit);(7)WEStation工作站;图5.5WDPFⅡ系统结构图(8)PC机接口和中心遥测单元CTU(CentralTelemetryUnit)。3.MAX—1000系统的结构组成系统的主要设备有：(1)远程处理单元RPU(RemoteProcessingUnite)；(2)工作站WS(WorkStation)；(3)通信网络。4.HIACS—3000系统的结构图5.6I/ASeries系统的结构示意图图5.7Teleperm-ME系统的结构示意图5.I/ASeries的结构6.TELEPERM-ME系统的结构(1)AS(220EAT)。(2)AS(220EHF)。(3)AS(235)。(4)AS(235H)。五、分散控制系统的结构分析六、分散控制系统的特点1.控制分散、信息集中2.控制功能齐全、控制算法丰富图5.8分散控制系统3.人机界面友好、操作使用简便4.灵活性好，适应性强5.实时性好，协调性强6.技术先进、可靠性强7.在线性好、可用性高8.安装简单、调试方便第2节计算机控制系统的数据采集一、传感器按照其用途，传感器可分类为：压力敏和力敏传感器、位置传感器、液面传感器、能耗传感器、速度传感器、热敏图5.9PCI—1710HG多功能卡传感器、加速度传感器、射线辐射传感器、振动传感器等。以其输出信号为标准可将传感器分为：图5.10PCI—1710HG产品的成套性图5.11PCL—10168电缆模拟传感器——将被测量的非电学量转换成模拟电信号。数字传感器——将被测量的非电学量转换成数字输出信号(包括