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机组协调控制与AGC、一次调频


机组协调控制CCS、AGC、一次调频

发电机组控制 电能质量:电压、频率、波形和供电的可靠性 电压与无功功率:当系统提供的无功功率小于无功功率 负荷时,电压下降。 频率与有功功率: 当系统提供的有功功率小于负荷时, 系统频率下降。 有功功率和无功功率的调节 有功功率: 通过调汽机的进汽量(改变发电机功率角) 调节有功功率。 无功功率: 通过调节励磁电流达到

无功功率的平衡。

一 、单元机组控制问题 单元机组的输出电功率(有功功率)与电 网负荷要求是否一致反映了机组与外部电 网之间能量供求的平衡关系,而主蒸汽压 力反映了单元机组内的锅炉与汽轮机、发 电机之间能量供求的平衡关系。 机组的输出电功率PE和主蒸汽压力pT是单 元机组控制的两个主要参数。

二、 单元机组协调控制系统基本组成
ADS指令 ADS指令 电网频率 电网频率 值班员指令 值班员指令 外部负荷指令

协 调 控 制 级

负荷指令处理回路 主蒸汽压力给定值po 主蒸汽压力pT 机炉主控制器 锅炉指令BD 汽轮机指令TD 实际负荷指令P0

机组输出电功率PE

负 荷 控 制 系 统

基 础 控 制 级

锅炉控制系统 燃 料 空 气 给 水

汽轮机控制系统 进 汽 量

子 控 制 系 统

单 元 机 组

锅炉

汽轮机、发电机

图13-1 单元机组协调控制系统的组成

AGC(Automatic Generation Control)
电网能量管理系统 Energy Manage System (EMS)
电网 通信 RTU DCS ∽

远程终端单元 Remote Terminal Unit RTU

协调控制系统 Coordinate Control System (CCS)

AGC几种方案

三、机组负荷控制系统被控对象动态特性
单元机组 TD
μT

汽轮机控制系统

GNT(s)

+ +

PE

GPT(s)

GNB(s) BD μB GPB(s) + + pT

锅炉控制系统

图13-2 负荷被控对象方框图

GNT(s)——汽轮机调门开度μT对机组输出电功率PE的传递函数 GPT(s) ——汽轮机调门开度μT对 主蒸汽压力pT 的传递函数 GNB(s) ——燃烧率μB对机组输出电功率PE的传递函数 GPB(s) ——燃烧率μB对主蒸汽压力pT的 传递函数

机前压力维持不变条件下,测的利用燃料调负荷

2. 负荷控制系统被控对象动态特性

? 对于锅炉侧,由于各控制系统的动态过程 相对于锅炉特性的迟延和惯性可忽略不计, 因此可假设它们配合协调,能及时跟随锅 炉指令BD,接近理想随动系统特性,故有 μB=BD。 ? 对于汽轮机侧,如果汽轮机控制系统采用 纯液压调速系统,则汽轮机指令TD就是调 门开度μT,μT=TD。这样,负荷控制系统 的广义被控对象的动态特性与单元机组的 动态特性相同。

如果汽轮机控制系统采用功频电液控制系统,则汽轮机指令TD 就是汽轮机功率指令。这样,广义被控对象的动态特性会有很大 改变。
TD + 1/δn - GT(s) + + - nT n0 GPT(s) μT GNT(s) + + PE

GNB(s)
BD 锅炉控制系统 μB GPB(s) + + pT

图13-4 汽轮机采用功频电液控制系统时广义被控对象方框图 GT(s)——功频调节器;nT——汽轮机转速;n0——转速给定值;δn——转速不等率
_

TD

TD
ΔμT

t
BD ΔμB t pT ΔpT BD

t

t

pT

t
PE PE

t

t
(a)

t
(b)

图13-5 汽轮机采用功频电液控制系统时广义被控对象动态特性

第二节 负荷指令处理回路
负荷指令处理回路的主要作用是:对外部 负荷要求指令进行选择并根据机组运行情 况进行处理,使之转变为一个适合于机、 炉运行状态的实际负荷指令P0。同时根据 机组的运行方式,产生主蒸汽压力给定值po。

一、正常工况下负荷指令处理
在机组的设备及主要参数都正常的情况 下,机组通常接受的三个外部负荷指令为: 电网调度所的负荷分配指令ADS、值班员 手动指令(就地负荷指令)和电网调频所 需负荷指令。
正常工况下,负荷指令一般受到以下限制:

1.负荷指令变化速率限制 2.运行人员所设定的最大、最小负荷限制

就地指令
A

中调指令
ADS

电网频率 f - + 变化率限制值 MW/min A 输 入

f0频率给定值
a -k N T3 Δf Y T4 Δ Y 输出>输 入1 输出等于输 入1

T 变化率限制值

Δ Δf

速率限制 回路 + ∑1

f(x)

0

+ T2

0%

最小负荷Pmin A 最大负荷Pmax A >

Ps

为了安全和稳态运行,幅度在3%负荷
死区±0.033HZ(±2r/min) 一种比例控制

∫ 输 出



速率限制回路原理图
(b)

P0实际负荷指令 (a)

图13-6 正常工况下负荷指令处理原则性方案

二、异常工况下的负荷指令处理
当机组的主机、主要辅机或设备发生故障,影响 到机组的带负荷能力或危及机组的安全运行时,就 要对机组的实际负荷指令进行必要的处理,以防止 局部故障扩大到机组其他处,以保证机组能够继续 安全、稳定地运行。 机组主机、主要辅机或设备的故障原因有两类: 第一类为跳闸或切除,如某台风机跳闸等,这类故 障的来源是明确的,可根据切投状况加以确定。 第二类为工作异常,其故障来源是不明确的,无 法直接确定,只能通过测量有关运行参数的偏差间 接确定。

对机组实际负荷指令的处理方法有四种:负荷 返回(Run Back ,RB);快速负荷切断 (Fast Cut Back,FCB,快速甩负荷);负荷 闭锁增/减(Block Increase/ Block Decrease, BI/BD) 和负荷迫升/迫降 (Run Up/ Run Down,RU/RD)。 其中,负荷返回RB和快速负荷切断FCB是 处理第一类故障的,负荷闭锁增/减BI/BD和 负荷迫升/迫降RU/RD是处理第二类故障。

1.负荷返回RB
又称辅机故障减负荷或甩负荷,其主要作 用是:根据主要辅机的切投状况,计算出 机组的最大可能出力值。若实际负荷指令 大于最大可能出力值,则发生负荷返回, 将实际负荷指令降至最大可能出力值,同 时规定机组的负荷返回速率。 因此,负荷返回回路具有两个主要功能: 计算机组的最大可能出力值;规定机组的 负荷返回速率。

(1)最大可能出力值的计算 当锅炉和汽轮发电机组运行正常时,机组的最大可能出 力值与主要辅机的切投状况直接有关,主要辅机跳闸或切 除,最大可能出力值就会减小。因此机组的最大可能出力 由投入运行的主要辅机的台数确定。应随时计算最大可能 出力值,并将它作为机组实际负荷指令的上限。 机组的主要辅机设备有风机(送、引风机)、给水泵 (电动、汽动给水泵)、锅炉循环水泵,空气预热器以及 汽轮机或电气侧设备等。因此,负荷返回RB的主要类型 包括送风机RB、引风机RB、一次风机RB、给水泵RB、 磨煤机RB等。

0 A 送风机A运行 T 送风机B运行 A 引风机A运行 T 引风机B运行 A 空气预热器A运行 T f(x) > T ∑ RB 返回速率(MW/min) f(x) T ∑ f(x) T ∑ < RB 目标值(MW)

空气预热器B运行
A 汽泵A转数>2kr/min 同时汽泵A出口门开 汽泵B转数>2kr/min 同时汽泵B出口门开 A 电泵运行 A 一次风机A运行 T 一次风机B运行 图13-7 负荷返回回路 f(x) T ∑ T T ∑ f(x)

T

RB与其它系统关系 CCS、FSSS、DEH和SCS系统 CCS系统是机组中心,是实现RB功能的关键部 分。RB的发生判断、目标负荷计算、RB结束等 由CCS完成,并协调机组的各系统动作。 对锅炉侧来说,CCS首先要发信号至FSSS完 成切粉(投油),同时,锅炉主控制器适当调整 燃料量,维持适当的锅炉燃烧率。 对汽轮机侧来说,机组协调系统自动切换TF方 式,由汽轮机完成调压功能,其他的子系统仍然 处于自动方式,维持各参数,保证机组的稳定运 行。

FSSS系统根据各厂的系统不同,功能也不尽相同,但

均要接受CCS发出的RB信号,完成切粉降低燃烧率的功 能。
对于某些特定状态下,要求RB优先级高一些,无论机组 是否处于协调方式均要发生,所以一些RB逻辑直接在 FSSS中设计,如强制循环锅炉的炉水循环泵RB、直吹式 制粉系统锅炉的一次风机RB大多设计在FSSS内。此外, 根据每台锅炉的最低稳燃负荷,不同的锅炉降低燃烧率的 方式不同,对于最低稳燃负荷较高的机组,FSSS应设计 有投油的功能。

DEH系统在RB过程中也很重要,在RB 发生后,锅炉维持固定的燃烧率,机组的 汽压参数由汽轮机通过调整调节汽门,减 少负荷完成。 其他系统如SCS系统在给水泵RB时,要 通过程序联启电动给水泵和其他的相应操 作。只有通过以上各子系统的协调动作, 才能使机组自动、平稳地降低负荷至目标 值。

当发生负荷返回时,会自动切换机组的 运行方式。若锅炉辅机发生跳闸而产生负 荷返回,则机组将以汽轮机跟随方式运行, 这时因为此时锅炉担负机组负荷能力受到 限制。同理,若汽轮机辅机发生跳闸而产 生负荷返回,则机组将以锅炉跟随方式运 行。

(2)负荷返回速率的规定

当机组的主要辅机跳闸或切除时,最大 出力阶跃下降,这对于机组来说是一个较 大的冲击,为保证负荷返回过程中机组能 安全、稳定地继续运行,所以必须对最大 可能出力值的变化速率进行限制。

2.负荷快速切断FCB 负荷快速切断FCB(又称快速甩负荷)的作用是 当机组突然与电网解列(送电负荷跳闸),或发 电机、汽轮机跳闸时,快速切断负荷指令,实现 机组快速甩负荷。
主机跳闸的负荷快速切断通常考虑两种情况: 一种是送电负荷跳闸,机组仍维持厂用电运行,即不停机 不停炉; 另一种是发电机跳闸、汽轮机跳闸,由旁路系统维持锅 炉继续运行,即停机不停炉。负荷指令应快速切到0(锅 炉仍维持最小负荷运行)。 负荷快速切断回路的功能与实现和负荷返回回路相似, 只不过减负荷的速率要大得多。

3.负荷闭锁增/减BI/BD 第二类故障会造成诸如燃料量、空气量、给水流量等 运行参数的偏差增大。 负荷闭锁增/减指的是,当机组在运行过程中,如果出 现下述任一种情况: (1)任一主要辅机已工作在极限状态,比如给风机等工 作在最大极限状态; (2)燃料量、空气量、给水流量等任一运行参数与其给 定值的偏差已超出规定限值。 认为设备工作异常,出现故障。该回路就对实际负荷 指令加以限制,即不让机组实际负荷指令朝着超越工作极 限或扩大偏差的方向进一步变化,以防止事故的发生,直 至偏差回到规定限值内才解除闭锁,这就是所谓的负荷指 令闭锁或负荷闭锁。负荷指令闭锁分闭锁增BI(实际负荷 指令上升方向被闭锁)和闭锁减BD(实际负荷指令下降 方向被闭锁)。

引起机组实际负荷指令闭锁的原因主要有: (1)闭锁增BI 1) 负荷BI:机组实际负荷指令达到运行人员手动设定的最大负荷限制值, 或机组输出电功率小于机组实际负荷指令,且二者偏差大于允许值; 2) 主蒸汽压力BI:汽轮机负荷达到最大值,或在锅炉跟随方式下,机前 主蒸汽压力小于给定值,且二者偏差大于允许值; 3) 燃料BI:燃料指令达到高限(给煤机工作在最大极限状态),或燃料 量小于燃料指令,且二者偏差大于允许值; 4) 给水泵BI:给水泵输出指令达到高限,或给水量小于给水指令,且二 者偏差大于允许值; 5) 送风机BI:送风机输出指令达到高限,或风量小于风量指令,且二者 偏差大于允许值; 6) 引风机BI:引风机输出指令达到高限,或炉膛压力高于给定值,且二 者偏差大于允许值; 7) 一次风机BI:一次风机输出指令达到高限,或一次风压小于给定值,, 且二者偏差大于允许值。

实际负荷指令为最大负荷限制值

≥1

输出电功率小于实际负荷指令一定限值
汽机负荷达到最大 锅炉跟随方式 主蒸汽压力小于给定值一定限值 燃料指令达到高限 燃料量小于燃料指令一定限值 BI ≥1 & ≥1

给水泵输出指令达到高限
给水量小于给水指令一定限值 送风机输出指令达到高限 送风量小于风量指令一定限值 引风机输出指令达到高限 炉膛压力高于给定值一定限值 一次风机输出指令达到高限 一次风压小于给定值一定限值

≥1

≥1

≥1

≥1

≥1

图13-8 负荷闭锁增 BI逻辑图

? 4.负荷迫升、迫降RU/ RD 对于第二类故障,采取负荷闭锁增/减BI/BD 措施是机组安全运行的第一道防线。当采 用BI/BD措施后,监测的燃料量、空气量、 给水流量等运行参数中的任一参数依然偏 差增大,这样需采取进一步措施,使负荷 实际负荷指令减小/增大,直到偏差回到 允许范围内。从而达到缩小故障危害的目 的。这就是实际负荷指令的迫升/迫降RU/ RD,负荷迫升/迫降是机组安全运行的第二 道防线。

通常,下列情况之一发生,则产生实际负荷指令迫降RD: 1)燃料RD:燃料指令达到高限(给煤机工作在最大极限状 态),同时燃料量小于燃料指令的偏差大于允许值; 2)给水RD:给水泵输出指令达到高限(给水泵工作在最大 极限状态),同时给水量小于给水指令的偏差大于允许 值; 3)送风机RD:送风机输出指令达到高限(送风机工作在最 大极限状态),同时风量小于风量指令,且二者偏差大 于允许值; 4)引风机RD:引风机输出指令达到高限(引风机工作在最 大极限状态),同时炉膛压力高于给定值,且二者偏差 大于允许值; 5)一次风机RD:一次风机输出指令达到高限(一次风机工 作在最大极限状态),同时一次风压小于给定值,且二 者偏差大于允许值。

ADS 手动设定

f

T


A
A RB目标值 N Σ

f(x)
BD 0% A BI Y T 调频投入



T Y N

< 100% A A 0% 速率限制 回路 T T

T Y

RU RD RB T

RD或RU

手动速率

T



A

RB速率
∑ Pmin A Pmax A < P0 >

RD/RU速率

热应力限制

图13-9 负荷指令处理回路原则性构成功能框图

单元机组连锁(三个层次)
(1)RB: 由CCS发出 CCS和FSSS协调 动作 (2)FCB:电气或 CCS发出 (3)机组跳闸全停

第三节 机炉主控制器
机炉主控制器是由汽轮机主控制器(TM,Turbine Master) 和锅炉主控制器(BM,Boiler Master)两部分组成。 机炉主控制器主要作用是: (1)根据机组运行的条件和要求,选择合适的负荷控制方 式; (2)接受P0、PE、pT和p0信号,并按照选择的负荷控制方 式将这些信号送到机炉主控制器中的相应控制回路中,控 制回路经过控制运算给出锅炉指令BD和汽机指令TD,从 而完成负荷控制任务。 负荷控制方式:机炉分别控制方式和机炉协调控制方式。

一、机炉分别控制方式
1、锅炉跟随方式 由汽轮机侧调功率,锅炉侧调汽压。 P0改变时,汽轮机主控制器先发出改变调门开度的TD, 改变汽轮机的进汽量,使机组PE迅速与P0趋于一致。调门 开度改变后pT随即变化,这时,锅炉主控制器根据汽压偏 差发出BD,改变锅炉的燃烧率(及相应的给水流量),使 pT恢复到给定值p0,最后稳态时,PE=P0,pT=p0。 当燃烧率扰动(内扰)时,汽压变化而产生偏差,蒸汽 流量也变化。汽轮机侧为了保持输出电功率不变而要动作 调门,其结果将进一步加剧汽压的变化,使偏差增大,造 成较大的汽压波动。

P0 +

- GTM(s)

TD 汽轮机控制系统

μT

+ GNT(s) + PE

pT

p0

PE

P0



+ △



+ GPT(s) △

PI

PI

GNB(s)

p0 BD TD + GBM(s) -

BD 锅炉控制系统 μB GPB(s)

+

+ pT

图13-9 锅炉跟随方式

图13-10 锅炉跟随方式方框图

锅炉跟随方式一般用于蓄热能力相对较大的中, 小型汽包锅炉机组。母管制运行机组常采用这种 方式。 大型单元机组蓄热能力相对较小,尤其是直流 锅炉机组在负荷变化较剧烈的场合,正常情况下 一般不采用这种负荷控制方式。 锅炉跟随方式在大型单元机组负荷控制中只是 作为一种辅助运行方式。一般当锅炉侧正常,机 组输出电功率因汽轮机侧的原因而受到限制时, 如汽轮机侧的主、辅机或控制系统故障,汽轮机 控制系统处于手动状态,常采用锅炉跟随方式来 维持主蒸汽压力稳定。

2、汽轮机跟随方式
p0 pT p0 - + GTM(s) TD 汽轮机控制系统
μT

+ GNT(s) + PE

PE

P0



+ △





GPT(s) △

PI

PI

GNB(s)

P0 BD TD

BD GBM(s) - 锅炉控制系统 μB

+

+ pT

+

GPB(s)

图13-11 汽轮机跟随方式

图13-12 汽轮机跟随方式方框图

锅炉调节机组的输出电功率、汽轮机调节 汽压。 当P0改变时,锅炉主控制器先发出改变锅炉 的燃烧率的指令BD。pT改变后,汽轮机主控 制器发出改变调门开度的指令TD,从而改变 进入汽轮机的蒸汽流入量,使机组输出电功率 PE改变,并与实际负荷指令P0趋于一致。最后 稳态时,PE=P0,pT=p0。

当燃烧率扰动时,汽压变化而产生偏差, 蒸汽流量也变化,机组输出电功率随之变 化。汽轮机主控制器为了保持汽压而要动 作调门,其结果将进一步加剧蒸汽流量的 变化,使机组输出电功率的变化加剧,偏 差增大。造成较大的输出电功率波动。

机组负荷响应速度慢,不利于带变动负荷和参加 电网调频。这种负荷控制方式适用于带基本负荷 的单元机组,在一些特殊场合被使用,如: (1)新机组刚投人运行,机组特性尚未完全掌握的 情况下; (2)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; (3)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; (4)机组启动过程中采用滑压升负荷,当汽压达到 额定值后,进行定压升负荷。

锅炉跟随

汽机跟随

电功率

汽压

电功率

汽压

负荷扰动

响应快

波动大

响应慢

波动小

燃烧率扰动

波动小

波动大

波动大

波动小

3、其它方式
在单元机组的启动和停止阶段,以及设备问题不能承担输出电功率 自动控制任务时,将输出电功率自动控制作用切除,转为操作员手动 操作。 对于锅炉跟随方式,汽轮机主控制器切为手动,操作员手动改变汽 机主控指令,调节机组输出功率,而汽压仍由锅炉侧进行自动控制。 对于汽轮机跟随方式,锅炉主控制器切为手动状态,由操作员手动 改变锅炉主控指令,调节机组的输出电功率,而汽压仍由汽轮机侧进 行自动控制。 以上两种方式叫不带功率控制的锅炉跟随方式和汽轮机跟随方式。 机炉主控制器全部解除自动控制,转为手动控制,主控指令由操作 员手动改变,各自维持各子系统的运行参数稳定,而不参与机组输出 功率和汽压的自动控制,负荷自动控制系统相当于被切除,这种方式 称为基本控制方式。

二、机炉协调控制方式
没有考虑机组的动态特性,忽视了机炉 之间的内在相互关联性,因此对带变动负 荷的单元机组来说,其在输出电功率和汽 压的控制性能方面存在顾此失彼的问题。 协调控制是将锅炉和汽轮机作为有机的 整体进行系统设计,解决负荷响应快速性 和汽压运行稳定问题,由此要考虑机侧和 炉侧同时兼有调功和调压的双重任务。

PE反映了机组对外能量的输出量,故为外部参数,要 迅速适应负荷变化的需要。pT反映机、炉之间用汽和产汽 的能量平衡与否以及机组蓄能大小,是机炉运行是否协调 的一个主要指标。 从机组动态特性知:从燃烧率改变到机组电功率变化有 较大的惯性和迟延,如果依靠锅炉侧调节,必然不会获得 迅速的负荷响应,而汽轮机调门动作可使机组释放部分蓄 能,输出电功率暂时迅速增加。 为提高负荷响应能力,在保证机组安全运行(即汽压在 允许范围内变化)前提下,充分利用机组蓄热能力,加快 机组初期负荷的响应速度。同时,加强对锅炉侧燃烧率的 调节,及时恢复蓄能,使蒸发量保持与机组负荷一致。 协调控制系统的设计思想,就在于蓄能的合理利用和补偿, 也就是:(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。

为了提高负荷响应能力,在协调控制系 统中多采用前馈控制技术。同时为了保证 充分利用蓄热能力,并使汽压不超过允许 范围,协调控制系统还引入了一些非线性 环节。 因此协调控制是以前馈——反馈控 制为主的多变量控制系统,其中反馈控制 是负荷控制的基础,通过它来确保机组内、 外两个能量供求平衡关系,前馈控制主要 是为了补偿机组的动态迟延,加快负荷响 应。

1、以汽轮机跟随为基础的协调控制系统
PE P0


pT

p0















非线性环节的限幅值±Δpmax 即为主蒸汽压力pT允许变化 的范围,

PI

PI

BD 以汽轮机跟随方式为基础 的协调控制系统

TD

2、以锅炉跟随为基础的协调控制系统
pT


p0


PE


P0






A
- +

PI

PI

从汽压偏差对汽 轮机调门的限制作用 可见,尽管这样可使 汽压波动不超过允许 范围,但同时也减慢 了输出电功率的响应 速度,实质上是以降 低输出电功率响应性 能作为代价来换取汽

压控制质量的提高。
BD TD

以锅炉跟随为基础的协调控制系统

3、综合型协调控制系统
pT p0 PE P0












A

PD









PI

PI

BD

TD

4、负荷指令间接平衡的协调控制系统
由于锅炉的动态迟延和惯性是影响单元机组负荷特性的 主要制约因素。因此,前馈控制的重点是锅炉侧。前馈信 号来源有两种: (1) 按负荷指令进行的前馈控制,负荷指令反映电网对机组 的负荷要求,将负荷指令作为锅炉侧的前馈信号,可加速 平衡汽轮机与锅炉之间能量供求关系,进而加快锅炉侧的 负荷响应速度; (2)按蒸汽流量进行前馈控制,蒸汽流量反映汽轮机对锅 炉的负荷要求,将蒸汽流量作为锅炉侧的前馈信号,也可 加快锅炉侧的负荷响应速度。因此,虽然前馈信号不同, 但作用都是使锅炉的输入能量与能量要求随时保持平衡, 也就是使机炉之间能量保持平衡。

P0 +

PE

pT p0
+ D + ∑ △






D

×

I



≯≮ + + ∑ +


K ∑ + K



以汽轮机跟随为基础的一 种协调控制方式。 锅炉侧是以P0(1+d/dt)作 为前馈信号,形成对锅炉 侧的前馈控制作用。比例 作用使得燃烧率与指令始 终保持一致,微分作用用 于补偿锅炉的动态迟延和 惯性,加速锅炉的负荷响 应。

PI BD TD 负荷指令间接平衡的协调控制系统

图13-16

锅炉侧以功率偏差作为反馈信号,对功率 偏差进行积分来校正锅炉指令BD,以保证 机组的功率偏差在稳态时为零。此外,还 根据汽压偏差来修正指令BD,即通过调整 锅炉燃烧率来减少汽压波动。如当pT低于 给定值时,应增大燃烧率使锅炉蓄能增加, 使pT上升。锅炉指令为 K P ? 1 ( P ? P ) BD ? (1 ? s) P ? K ( p ? p ) ?
0 1 0 T I 0

s

0

E

稳态时,积分控制使得PE=P0,若汽压偏 差为零,则BD=P0 。

汽轮机侧以汽压偏差作为反馈信号,形成 对汽轮机侧的PI反馈控制。而功率偏差作为 前馈信号用来修正压力给定值。当P0改变 时,引起压力给定值的改变,控制器发出 的汽机指令TD的改变。这样能充分利用锅 炉的蓄热能力提高机组负荷响应速度。 汽轮机侧的PI调节器可保证稳态时,其 调节器输入端信号的代数和近似为零,于 (1 ? s) P0 ? PE ? K ( pT ? p0 ) ? 0 是有
1 pT ? p0 ? ( P0 ? PE ) K

当P0增加时,P0-PE立即增加,暂时减少压力 给定值,这时汽轮机侧的PI调节器输出立即增大 调门开度指令TD,增大机组输出电功率。 P0 作为前馈信号送到机、炉控制回路中,使机、 炉同时改变负荷,保证快速响应外界负荷要求。 当燃烧率干扰为增加时,使pT上升,使得PE增 加,由于中间再热机组功率滞后较大, pT 的反应 比PE 灵敏,在扰动初期,汽轮机调门将开大,又 对汽轮机是一扰动,使得PE增加。这种协调控制 系统消除锅炉燃烧内扰能力相对较差。汽轮机汽 机调门产生扰动时, pT 与PE变化方向相反,一般 控制回路能较快消除扰动。

5、以能量平衡信号为基础的协调控制系统 ? 以能量平衡信号为基础的协调控制系统是 一种以汽轮机能量需求信号为基础的协调 控制系统,其出发点是在任何工况下保证 锅炉输入能量与汽轮机需求能量相适应。 ? 汽轮机耗汽量可作为对锅炉输入能量的要 求信号,以保持锅炉产能与汽轮机耗能随 时平衡,从而实现机、炉间的基本协调。 汽轮机对锅炉的能量要求信号也称能量平 衡信号。

调节级压力p1可以代表进入汽轮机的实际 蒸汽流量,因此用p1 作为对锅炉的能量要 求信号。但仅采用p1 作为前馈信号将对主 蒸汽压力pT造成动态正反馈作用。 如燃烧率增加,使主蒸汽压力pT 上升, 会使调节级压力p1 上升,这样采用p1 前馈 作用会使燃烧率进一步增加。由此可见, p1 并不总是代表汽机的能量要求,因此单 引p1 作锅炉前馈信号,很少采用。

为了克服正反馈,应以汽轮机的能量需 求信号而不是实际的消耗能量信号作为对 锅炉的能量要求信号,即应以蒸汽流量的 需求(称为目标蒸汽流量)而不是实际蒸 汽流量作为锅炉的前馈控制信号。为此必 须对p1进行修正,以形成目标蒸汽流量信 号。目前有两种修正法:压力比修正法和 压力差修正。 下面介绍具有压力比修正的能量平衡信 号的构成。

能量平衡信号为p1p0/pT,压力比p0/pT 为p1 的修 正系数,它能克服动态过程中p1 正反馈,能量平 衡信号准确地代表汽轮机的能量需求。 p1与pT 之比精确地表示汽轮机调门的有效流通 面积或开度。即。μT=0时, p1=0; μT =μTmax 时, p1 =p1max。 如果定压运行时,p0为常数,则能量平衡信号 与调门开度之间是线性关系,汽轮机能量需求也 可由代表调门开度的压力比p1 / pT表示。 如果滑压运行时, p0 不是常数,则能量平衡 信号与调门开度不是线性关系,代表调门开度的 压力比p1 / pT 不能正确表示汽轮机能量需求,这 时必须采用p1p0/pT 作为汽轮机的能量需求信号。

锅炉侧扰动对主蒸汽压力pT和调节级压力p1具有 相似的影响,如燃烧率自发增加时, pT 上升, p1 也上升,而p1 / pT (调门开度)保持不变,能 量平衡信号p1 p0/ pT不变,因而动态过程中正反馈 作用消失。稳态时,通过控制使得 pT = p0 , 故 p1 p0/ pT =p1,即能量需求等于实际消耗或目标 蒸汽流量等于实际蒸汽流量。 由此可见,能量平衡信号p1 p0/ pT无论动态还 是静态都能准确地代表汽轮机的能量需求 。因此, 能量平衡信号p1 p0/ pT 被广泛应用于单元机组的 协调控制中,形成了各种形式的协调控制方案。

p1

po

pT

P0

PE

△ K ∫

+ ∑



△ K ∫ -

÷

f(x) × p 1p o / p T ΔP





锅炉指令BD 图13-17 以能量平衡信号为前馈信号的协调控制方案

汽机指令TD

一次调频问题

协调控制系统结构(一次、二次和三次调整)
_

+ K

f

fo

+
+ Po _ e 主控指令

PE

主控制器

子控制系统

机组

电网

一次调频使得电网频率明显改善。 为了安全和稳态运行,幅度在3%负荷 死区±0.033HZ(±2r/min)
+ no + Po _ f(x) + e 主控制器 _ n 主控指 令 PE 子控制系统 机组 电网

K (no ? n) ? Po ? PE ? 0
Po PE n ? no ? ? K K

发电机组一次调频静态特性
f fo fb a b

Δf ΔP

O

Po

Pb

PE

斜率

?n 1 ? P0 K

P 调差系数: K? 0 ?n 单位:MW/(r/min) 转速不等率δ:

?n ?n P0 ?? ? 100% ? ? ? 100% n0 P0 n0 1 P0 ? ? ? 100% K n0

设300MW机组,额定功率300MW, n0=3000转/分 调差系数K=2 MW/(r/min) 则

?n 1 P0 ?? ? 100% ? ? ? 100% n0 K n0 1 300 ? ? ? 100% ? 5% 2 3000

二次调频
+ no + f(x) + e 主控制器 _ n 主控指 令 PE 子控制系统 机组 电网

Po

_

n no Po2 Po1

O

Po1

Po2

PE

二次调频
电网 通信 RTU DCS ∽

电网控制策略
(1)定频率控制 (2)定联络线功率控制

PADS ? GP ?f ? GI ? ?f dt
0

t

(3)联络线功率频率偏差控制

ACE ? ?P ? K ?f ? 0 T

PADS ? GP ACE ? GI ? ACEdt
0

t

一次调频的几种方式
1、DEH调频方式 2、CCS调频方式 3、CCS+DEH调频方式

1、DEH调频方式 常用方法之一

CCS 一次调频

+ no + f(x) + e

_ n

Po
_

主控制器

主控指 令

PE 子控制系统 机组

电网

一次调频方法可由CCS系统的频率校 正(调频)或DEH系统的调频分别完成。 因此衍生出几种一次调频方式: (l)DEH系统手动或阀位控制方式时 的DEH一次调频功能,优点是负荷响应速 度很快,但由于非线性的阀门流量特性及 不同参数运行的工况静态上不能准确地达 到参数指标的幅度要求。 (2)DEH系统功率回路自动方式时的 DEH频率校正(调频)功能,优点是负 荷响应速度快,静态上也可以达到参数指 标的幅度要求,但是该状态不能参加机组 的CCS及AGC调节。

(3)DEH系统在遥控方式,汽轮机主控在手动 方式时的DEH一次调频功能,此时相当于第 (1)种方式。 (4)DEH系统在遥控方式,汽轮机主控在调功 方式时的CCS频率校正(调频)功能。优点是可 以达到参数指标的幅度要求,但负荷响应速度慢。 (通信) (5)AGC方式时, CCS频率校正(调频)功能。 此时相当于方式(4)。由于CCS频率校正功能 要通过PID实现,如果机组调频速度不能满足要 求,则在方式(4)和方式(5)时要结合方式 (1)的DEH一次调频功能,以提高调频的响应 速度,同时又保证参数指标的幅度要求。

机组在AGC或CCS工况时,为了快 速响应调度负荷,基本不使用汽轮机主控 在调压方式上。

(6)CCS+DEH调频投入方式下:CCS系统一次调 频功能投入,锅炉自动调压,汽机调功。 DEH侧遥控口投入,DEH系统功率、压力调 节回路解除,一次调频功能投入。

汽机主控 ADS+K1△f + PI - PE TD +

DEH E P 调门开度


K2△f

△f前馈
△f

在协调级和DEH同时调频,调节动态特性有所改善
K2
汽机主控 TD 调门开度 Kp2 机组

ADS+K1△f

Kp1

PE P

例: DEH系统的主要参数设置为,转速不等率: 5%;转差死区:±2r/min;转差调节范围: +12r/min;负荷调节限幅:±20MW。当转 差信号超出+12r/min时,函数器输出保持 ±20MW不变。 函数器特性的斜率代表了电网对机组调 频负荷分配比例,函数斜率越大,转速不 等率越小,机组调频能力越强;机组通常 调节系统转速不等率取值为5%。

90%ECR工况下一次调频试验数据
表1 90%ECR工况下一次调频试验数据
控制方式 汽机转速 /(r· -1) min 2293 功率变化值/MW 功率增减 量达到理 论值的时 间/s 20 主汽压变化值 /MPa 16.34→16.09 - △ 0.25 16.10→16.38 △ 0.28 水位变 化值 /mm -35→10 -51→66 过热汽温变化值 /℃ 539.0→536.0 540.7→540.8

DEH调频 功能投入

269.0→281.0 △12 278.2→268.0 -△12.2

3007

15

CCS调频 功能投入

2993

269.8→285.0 △ 15.2
279.5→267.0 - △ 12.5 269.6→280.9 △ 10.4 279.8→268.3 - △ 11.5

45

16.27→15.89 - △ 0.38
16.34→16.61 △ 0.27 16.38→16.07 - △ 0.31 16.25→16.70 △ 0.45

-47→26
-58→95 -58→24 -64→55

540.2→537.4
538.0→541.6 541.5→535.0 533.0→537.8

3007

40

CCS+DEH 调 频功能投入

2993

30

3007

15

60%ECR工况下一次调频试验数据
控制方式 汽机转 速 /(r· -1) min 2293 3007 CCS调频 功能投入 2993 3007 CCS+DEH 调 频功能投入 2993 功率变化 值/MW 功率增减 量达到理 论值的时 间/s 主汽压变化值 /MPa 12.54→12.34 - △0.2 12.27→12.40 水位变化 值/mm 过热汽温 变化值/℃

DEH调频 功能投入

179.0→184.0 184.2→179.5 185.7→201.0 75 75 30

-69→-23 -83→-88 -73→-32

530.6→529.2 530.3→532.8 536.0→534.0 536.0→538.4 530.0→531.0

△0.13
12.83→12.51

△15.3
195.0→178.0

- △0.32
12.74→13.00 -78→+20

-△17
185.7→196.6

△0.26
12.77→12.54 -36→-32

△10.9
3007 195.2→183.3 29

- △0.23
12.73→13.11 -35→-60 535.0→537.6

-△11.9 △0.38 注:在DEH调频功能投入方式下,因功率增减量未达到10MW,所以没有此试验数据。

两侧的一次调频投入后,在转速阶跃变 化后的初期由于两侧一次调频的迭加作用, 调门开大或关小的速度要大于纯DEH或纯 CCS控制方式下的速度,功率变化响应时 间要小于纯DEH或纯CCS控制方式下的时 间,且随后由于CCS系统具有对功率的校 正调节作用,超调的功率被CCS系统迅速 拉回,使功率较快达到目标值,且不会有 大的超调量。 试验表明,这种控制方式是机组在不同负 荷下参加电网一次调频的方式。但汽压波 动大。

注意: 在协调级未投一次调频时,协调控 制系统负荷给定值没有改变而机组有功功 率发生了变化,协调控制系统功率控制回 路就会发出和与DEH一次调频作用方向相 反汽轮机调门指令,从一定程度上抵消了 一次调频效果。

fo Po

+

f(x) + e + _

_
控制器 机组2 PE2

fo Po

+

f (x) + e + _

_

PE1
控制器 机组1

f 电网负荷

+ fo + _

e
f (x)

PE2 等效机组2 ff PE1

fo

f (x)

等效机组1

电网负荷

系统等效图

电力系统一次调频存在的问题

超临界机组协调控制系统实例
一、负荷指令处理回路

1. 回路分析
(1) 目标负荷的选择 外部负荷指令有三种:ADS指令、运行人 员手动设定目标负荷指令和电网频率。目 标负荷的选择由切换器T2实现。

频率f

输出电功率PE

ADS指令

运行人员设定 目标负荷
I

A

最大功率限制 I A

最小功率限制 I A

负荷变化率

I

A -K

f2(x)
频率校正
Y
N
Y

N

ADS方式

T1

A

0

T2

K
Y

N

T4
Y

N Y

负荷指令 跟踪

N

速率 选择

0

A

T5

T3 PID
N

目标值

Y

RB或 RD 负荷 指令 跟踪

T6
N Y

T7

频率校正值

负荷指令
? ?

?

? ?

?

∑4
Y

∑1

∑2

∑3

协调控制

T8

N

//L

H//

H//

//L

实际负荷指令Po

LDC减

LDC增

LDC达最大 LDC达最小

(2)负荷指令的形成 l) ADS方式。 2)运行人员手动方式。
协调控制 选择远方控制 选择本地手动设 定 BI BD RD或RB ADS指令品质坏 ≥1 1

&

S 1

ADS方式

R 0

ADS逻辑

当机组为基本方式、锅炉跟随方式或汽 轮机跟随方式中任一运行方式时,负荷指 令跟踪逻辑信号为“1”时,T3、T7的输出 信号将输出电功率,此时,负荷指令跟踪 输出电功率。

实际负荷指令 0% A 2台磨煤机 跳闸RB 3台磨煤机 跳闸RB 空预器单侧运行 RB 1台一次风机跳 闸RB 1台引风机跳闸 RB 1台送风机跳闸 RB 1台汽泵跳闸RB 电泵未联启 1台汽泵跳闸RB 电泵联启 Y T1 N T2 N T3 N T4 N Y Y Y RD 2台磨煤机跳闸RB目标值 A 3台磨煤机跳闸RB目标值 A 空预器单侧运行RB目标值 A 1台一次风机跳闸RB目标值 A 1台引风机跳闸RB目标值 A 1台送风机跳闸RB目标值 A 1台汽泵RB目标值 A 1台RB目标值 A

T5
N T6 N T7 N T8 N T9

Y
Y Y

Y
Y

目标值 RB或RD目标值生成

该机组只设计RD功能,没有设RU功能。具 体考虑以下几种情况RD负荷指令:
1)燃料RD:燃料主控输出已达最大,而燃料量小 于指令一定限值; 2)给水RD:给水泵指令达最大,而给水流量小于 指令一定限值; 3)送风RD:送风机指令达最大,而空气量小于指 令一定限值; 4)引风RD:引风机指令达最大,而炉膛压力高于 指令一定限值; 5)一次风RD:一次风机指令在最大,而风压小于 指令一定限值。

(5)频率校正
P Pmax

f -Pmax

一次调频特性曲线

(3)BI/BD逻辑 当发生某个信号闭锁时,闭锁信号通过逻辑回路将速率 选择信号置为“0”,从而使得负荷指令不再改变,同时 通过使得ADS方式逻辑信号为“0”,机组退出ADS方式。 闭锁增BI的项目: l)负荷BI:荷指令达到运行人员设定的负荷最大值; 2)给水泵BI:给水泵输出指令达到高限,或给水流量小于 给水指令一定限值; 3)送风机BI:送风机输出指令达到高限,或风量小于风量 指令一定限值; 4)引风机BI:引风机输出指令达到高限,或炉膛压力高于 设定值一定限值; 5)一次风机BI:一次风机输出指令达到高限,或一次风压 小于设定值一定限值; 6)燃料BI:燃料指令达到高限,或燃料量小于燃料指令一 定限值。

减闭锁减BD 的项目: l)负荷BD:负荷指令达到运行人员设定的负荷最 小值; 2)给水泵BD:给水泵输出指令达到低限,或给 水流量大于给水指令一定限值; 3)送风机BD:送风机输出指令达到低限,或风量 大于风量指令一定限值; 4)引风机BD:引风机输出指令达到低限,或炉膛 压力低于设定值一定限值; 5)一次风机BD:一次风机输出指令达到低限,或 一次风压力高于设定值一定限值; 6)燃料BD:燃料指令达到低限,或燃料量大于燃 料指令一定限值。

键入LDC变化 ADS方式 键入负荷保持 RD或RB BI LDC达最大 ≥1 &

≥1

S 1 R 0

速率选择 R 速 选择

LDC增

≥1 ≥1 1

BD
LDC达最小 LDC减 ≥1 &

速率选择逻辑信号

二、主蒸汽压设定值
1. 定压方式下的压力设定 定压方式下的主蒸汽压力设定值的运算 回路如图右侧所示。它将一个阶跃的给定 压力目标值ps变为机组能够接受的斜坡信 号。

有效负荷指令

主蒸汽压力 爬坡最大值

主蒸汽压力pT

主蒸汽压力 目标值ps

速率设定值 I A

I

A

I
f1(t) Y TPSP -

A N 跟踪主汽压力

f1(x) ps A

f2(t)

T1 TGT + ∑1 TPSP<TGT H// 爬坡速率保持 N Y

K T2 N

-K

有效负荷指令

∑3

T3 <

Y

A

0

> N

//L <

Y T4 + ∑2


N 跟踪主汽压力

Y Y

T5 N T6 滑压方式

主蒸汽压力设定回路

主蒸汽压力设定值po

人工选择滑压 人工选择定压

S 1 R 0

滑压方式

旁路投入 BASE RB TF

≥1 ≥1

≥1

≥1

跟踪主汽压力

人工选择保持

≥1

S 1 R 0

爬坡速率保持

1
1 TPSP>TGT TPSP<TGT 人工选择爬坡 ≥1 ≥1

有关切换逻辑信号

三、机炉主控制器
锅炉主控状态 手动 自动 手动 自动 汽轮机主控状态 手动 手动 自动 自动 负荷控制方式 基本方式 锅炉跟随 汽轮机跟随 协调控制 调频功能 无 无 无 有

主蒸汽压力 主蒸汽压力pT 设定值po

调速级压力p1 f1(x) D ÷ N
y1 t kp1po/pT

f1(t)

△ K ∫ CC /BF PID × Kp1po/pT ∑1 ∑2 Y N T1 y3 I A N T3 锅炉主控指令BD 锅炉主控制器 T 2 跟踪总燃料 ∑5
t 动态校正 y2 t

∑3 f2(t) y1 - ∑4 暂停跟踪 y2 × +

t y3

t y4

y4

总燃料量

Y

输出电功率PE

实际负荷指令Po ∑1 f1(x)

主蒸汽压力 主蒸汽压力p T 设定值po

∑2

N
f3(x)

D ÷ f2(x) △ K ∫ TF PID

△ CC PID P
K ∫

∑3 汽轮机跟随 Y N T1 N T2 T 3 N T4 DEH非遥控 暂停跟踪 Y

I DEH负荷设定值

A Y

汽轮机主控指令TD 汽轮机主控制器

协调控制系统投运准备、调试 和运行问题

第一节 投运前准备工作及基本要求
一、模拟量子控制系统具备良好调节品质 对于整个机组的控制系统而言,协调控制系统 位于最上层,协调系统能否正常投运、投运效果 如何,不仅与协调系统本身的设计方案有关,更 取决于下层的模拟量控制系统,如送风、炉膛压 力、一次风母管压力、磨煤机一次风量、磨煤机 出口温度、给水控制、主汽温度及再热汽温度等 子控制系统的调节品质,各主要子控制系统要投 入运行,并具备良好的调节品质是协调制系统投 运的基础,是协调控制系统投运前的准备工作之 一。

二、DEH系统具备良好调节品质 对于协调控制系统来说,DEH也是其下 层的子系统,因此,要求DEH调试完毕, 尤其是功率调节回路要控制品质良好,阀 门开度一蒸汽流量特性函数要正确。

三、有关计算和测量信号正确 测量信号正确 主要指机前主汽压力、汽轮机调速级压 力、机组实发功率等信号,要检查安装、 接线、组态等测量环节准确。机组运行过 程中,根据具体情况综合判断上述诸信号 正确与否。

四、CCS与DEH接口正确
对于DEH送往CCS的负荷参考信号,要求 DEH系统的设计要保证其正确,而CCS要保证在 没有遥控DEH之前,控制指令信号要跟踪负荷参 考信号。这两个信号的准确可靠,是保证投入 CCS后负荷保持平稳的关键。

五、连锁保护逻辑调试正确并投入运行 在投入协调控制系统之前,机组保护逻 辑要调试正确,并投入运行,主要包括锅 炉一汽轮机一发电机的大连锁保护逻辑、 炉膛压力保护等逻辑。

六、系统设计以及组态实现正确 1.手/自动操作器 协调系统的手/自动操作器主要指锅炉主控制器 和汽轮机主控制器,要求检查满足下列要求: (1)手/自动切换无扰动。 (2)跟踪信号正确。 (3)没有强制切手动信号。 (4)设定值“增”、“减”按钮、指令“增”、 “减”按钮均动作正确,增/减幅值合理。 (5)各种数据、图形以及色彩等指示信号正确。

2.控制回路 (1)所有相关的信号接线正确。 (2)控制回路组态正确,控制器静态试验动作方向正确。 (3)控制器参数合理。 (4)手动、炉跟机、机跟炉、协调等所设计的各种运行 方式之间跟踪正确,切换无扰动。 (5)机组负荷指令的手动调整(升/降)、负荷高/低 限值的调整、负荷变化率的设定等功能性检查。 (6)自动发电控制(AGC)远方/就地控制方式的切换 实验,保证无扰动。 (7)定/滑压运行方式的切换实验,保证无扰动。 (8)负荷增/减闭锁功能性检查。 (9)其他控制逻辑检查正确,必要时做静态测试。

第二节 调试步骤及注意事项
一、调试范围 包括负荷管理中心系统、机前压力设定 值产生系统、机炉全手动控制方式、锅炉 跟随方式、汽轮机跟随方式、机炉协调方 式、相关逻辑系统。

二、系统冷态调试 (一)设计组态检查 首先对系统原理图、组态图仔细研究, 并确认两者之间没有不同,如发现错误, 按照工作程序进行逻辑修改,作好修改记 录。 (1)负荷管理中心系统。该部分功能是 根据远方调度要求、本地操作指令以及机 组本身的具体状况而计算出机组的出力指 令。根据其功能,该部分静态调试有以下 内容:

l)远方指令。包括调度指令和电网频率偏差 两部分。检查这两个信号要设置有品质检测模块, 以及实现投入与否的切换模块;对于频率信号, 要设置调频函数,还要检查频率校正作用变化速 度的限制功能。 2)本地操作指令。指运行人员手动设置的机 组出力指令。对于该指令,要检查确保设置跟踪 功能,即手动状态时要跟踪机组实际出力,同时 还应设置速率变化限制、幅值限制功能。 检查与该指令相关的画面操作显示,包括指令 增减按钮、速度设置按钮、幅值限制按钮以及相 应的显示要正确,同时检查上述按钮的点击操作 变化幅度的设置要合理。

3)机组实际状况。主要指机组出力指令 的闭锁增/减、RB功能等。一般地,当主 要辅机的出力达到设计值的上/下限时, 一要闭锁机组出力指令的增/减,而两台 辅机运行中有一台停止时。机组要降出力 运行,即所谓的RB。 检查组态保证上述功能的设置完善。 另外, 检查通过运行人员手动设置机组 出力指令的跟踪功能,来实现在手动、锅 炉跟随、汽轮机跟随方式时机组需求指令 跟踪机组实际出力。

(2)机前压力设定值产生系统。该部分功 能是根据机组实际工况计算合理的机前压 力(主汽压力)设定值,是实现CCS,尤 其是实现滑压控制的主要内容。该部分静 态调试有以下内容: 1)定压运行设定值。 2)滑压运行设定值。

1)定压运行设定值。机组定压运行时,机 前压力设定值由运行人员手动设置,检查 调试以下内容:①手动设置的跟踪功能, 即手动状态时要跟踪实际压力的测量值; ②速率变化限制、幅值限制功能;③与该 指令相关的画面操作显示,包括指令增减 按钮、速度设置按钮、幅值限制按钮以及 相应的显示要正确,同时检查上述按钮的 点击操作变化幅度的设置要合理。

2)滑压运行设定值。机组滑压运行时,机 前压力设定值由两部分形成:根据机组实 际出力而计算的结果、运行人员手动设置 的偏置、检查调试以下内容:①手动设置 的偏置的跟踪功能,即手动状态时要跟踪 实际压力测量值与根据实际负荷而计算出 的值的差;②根据实际负荷计算压力设定 值的函数;③与该指令相关的画面操作显 示,包括人工偏置设置的增减按钮、相应 的显示要正确,同时检查上述按钮的点击 操作变化幅度的设置要合理。

(3)机炉全手动控制方式。 在该方式下,汽轮机控制、锅炉控制全部是手动调节, 静态调试检查内容: 1)各种跟踪功能,手动状态时,锅炉主控PI控制器 的输出要跟踪燃料控制指令(一般地,给煤机转速指令)、 汽轮机主控制器输出要跟踪来自 DEH的负荷参考信号、 TF方式的 PI控制器和 CCS方式的汽轮机PI控制器都要跟 踪汽轮机主控输出值。 2)汽轮机主控制器输出信号与DEH的接口连接正确, 要通过DEH的仿真实验来验证,以DEH投入遥控前后汽轮 机调节汽门保持不动为标准。 3)相关的画面操作显示,包括人工操作增减按钮、 DEH投入操作、相应的显示要正确,同时检查上述按钮的 点击操作变化幅度的设置要合理。

(4)锅炉跟随控制方式。 汽轮机控制为手动方式,锅炉控制是自 动方式,静态调试检查内容: 1)各种跟踪功能,静态多次模拟投切自 动,以锅炉主控输出指令、燃料控制指令 都没有切换扰动为标准。 2)控制回路静态检查,各个前馈环节 形式确认,补偿环节组态设计正确,PI控制 器接口信号、作用方向正确,逻辑信号的 接口正确。 3)相关的画面操作显示,包括手/自动 投切操作按钮以及相应的显示、运行方式 显示等画面内容要正确。

(5)汽轮机跟随控制方式。 汽轮机(调节汽门)控制为自动方式,锅炉 (燃料)控制是手动方式,静态调试检查内容: 1)各种跟踪功能,静态多次模拟投/切自动, 以汽轮机调节汽门指令没有切换扰动为标准。 2)控制回路静态检查,该方式下的控制目标 是机前压力,PI控制器接口信号应为机前压力与 其设定值。另外,要检查确认PI控制器方向正确, 各个前馈环节确认; 3)相关的画面操作显示,包括手/自动投切 操作按钮以及相应的显示画面内容要正确,运行 方式显示正确。

(6)协调控制方式。 汽轮机控制、锅炉控制全部是自动方式,静态 调试检查内容: 1)各种跟踪功能,静态多次模拟投/切自动, 以汽轮机调节汽门指令、锅炉主控输出指令、燃 料控制指令都没有切换扰动为标准。 2)控制回路静态检查,PI控制器接口信号要 与控制方式相吻合,PI控制器方向正确,各个前 馈环节确认。 3)相关的画面操作显示,包括手/自动投切 操作按钮以及相应的显示画面内容要正确,运行 方式显示正确。

(7)逻辑设计检查、调试。 根据协调控制系统的组成,其逻辑一般 包括负荷控制中心逻辑、RB发生/结束逻 辑、运行方式切换逻辑、机炉主控逻辑、 定/滑压切换逻辑。上述逻辑是实现协调 控制功能的关键,在静态调试阶段要对上 述逻辑分别进行检查、调试,确保正确。

1)负荷控制中心逻辑。 主要实现AGC投入/切除、一次调频投 入/切除、机组负荷闭锁增/减等功能, 对每一项功能,要进行下列检查调试:① 检查逻辑设计是否合理,是否符合机组实 际以及相关规定;②检查相关信号的来源 是否正确。③采用强制信号等手段,模拟 实际条件检查逻辑结果正确与否。注意, 强制信号时要在信号的源头上进行。

2)RB发生/结束逻辑。 进行下列检查调试:①检查逻辑设计是 否正确,是否符合机组实际以及相关规定, 同时要采纳操作人员的意见,便于实际操 作,具有实际可行性。要设计有“RB结束” 手动按钮。②检查相关信号的来源是否正 确。③采用强制信号等手段,模拟实际条 件检查逻辑结果正确与否。注意,强制信 号时要在信号的源头上进行。

3)运行方式逻辑切换逻辑。 主要BF、TF、CCS、手动等运行方式之 间的切换,要进行下列检查调试:①检查 逻辑设计是否正确,是否符合机组实际以 及相关规定,同时要采纳操作人员的意见, 便于实际操作,具有实际可行性;②检查 相关信号的来源是否正确;③采用强制信 号等手段,模拟实际条件检查逻辑结果正 确与否。注意,强制信号时要在信号的源 头上进行。

4)机炉主控逻辑。 主要实现机、炉主控强切手动功能,要进行下 列检查调试:①检查逻辑设计是否正确,是否符 合机组实际以及相关规定。一般触发锅炉主控强 切手动的条件主要有燃料控制手动、汽包压力信 号坏、汽轮机调速级压力信号坏、机前压力信号 坏、机前压力高、机前压力控制偏差大以及MFT 等;触发汽轮机主控制器强切手动的条件主要有 DEH故障(包括不在远方)、汽轮机阀位高限等。 ②检查相关信号的来源是否正确。③采用强制信 号等手段,模拟实际条件检查逻辑结果正确与否。 注意,强制信号时要在信号的源头上进行。

5)定/滑压切换逻辑。 主要实现定/滑压运行方式的切换,要 进行下列检查调试:①检查逻辑设计是否 正确,是否符合机组实际以及相关规定, 一般地定/滑压切换逻辑采用RS触发器来 实现,常用条件有RB发生与否、协调投入 与否、定/滑压手动切换按钮等;②检查 相关信号的来源是否正确;③采用强制信 号等手段,模拟实际条件检查逻辑结果正 确与否。注意,强制信号时要在信号的源 头上进行。

(二)参数静态设置、调试 这部分工作主要依靠技术人员的工程经验,同 时要在前面静态调试完毕的基础上进行。 (1)负荷管理中心系统。该部分的静态设置、 调试有以下内容: 1)远方指令。调试工作主要包括:①条件允 许时联系调度,改变调度指令,观察画面和算法 中相应参数变化正确与否,或者在RTU处发出 信号进行调试;③根据调度颁布的一次调频规程, 设置根据电网频率偏差计算机组负荷指令变化的 静态函数,设置频差指令变化速度。

2)本地操作指令。设置该指令的最大/最小 值,及其速度限制值。 3)机组实际状况限制功能。静态参数设置、 调试主要内容有:①设置不同辅机RB时机组的 目标负荷。RB目标负荷应该通过实际实验,根据 机组实际来确定,此处主要是根据经验和同类机 组的情况进行初步设置;③设置机组出力闭锁增 /减、实际出力几个负荷点的判断等定值。 检查组态保证上述功能的设置完善。该部分还 有重要一点,即通过运行人员手动设置机组出力 指令的跟踪功能,来实现在手动、锅炉跟随、汽 轮机跟随方式时机组需求指令跟踪机组实际出力。

(2)机前压力设定值产生系统。该部分静 态参数设置、调试有以下内容: 1)设置函数参数,根据实际负荷计算滑 压运行方式的压力设定值,该函数的设置 主要是根据机务提供的技术资料。 2)设置压力设定值的速率变化限制值、 最大/最小幅值等参数。

(3)机炉全手动控制方式。该部分静态参 数设置、调试有以下内容: 1)设置汽轮机主控制器输出至DEH的 信号、负荷参考信号的量程,保证二者一 致。 2)设置锅炉主控制器输出信号、燃料 控制指令的量程,保证二者一致。

(4)锅炉跟随控制方式。初步设置: 1)各个前馈环节的比例、微分参数; 2)DEB指令计算环节的参数; 3)补偿环节参数; 4)锅炉主控PI控制器入口热量信号与 DEB指令信号的量程参数,保证二者标度 范围一致; 5)锅炉主控PI控制器参数。 上述参数的设置主要是依靠经验,基本 上等于其他同类机组的相关参数。

(5)汽轮机跟随控制方式。 初步设置汽轮机主控PI控制器参数,主要是两 方面: 1)机前压力及其设定值的线性化,一般是 设置成0~100%。 2)TF回路的PI控制器参数初步设置。该控 制回路有两种思路,对应的控制器参数有两种设 置方式:①传统的PI无差控制思想,此时由于该 回路时间常数较小,积分时间设置相对较短;② 有差控制思想,由于TF控制机前压力。不必要和 其设定值之间误差为零,只要稳定机前压力即可, 有一定的误差没有本质影响,因此可将积分时间 相对随意地设置一个较大值,而主要调整比例作 用。

(6)协调控制方式。初步设置: 1)汽轮机主控PI控制器参数 2)锅炉主控PI控制器参数 3)前馈环节的比例、微分参数

三、系统热态调试 协调控制系统的热态调试是在冷态调试 确保系统回路、逻辑正确的基础上,在机 组运行并具有一定的负荷出力之后,将系 统投入自动运行状态,主要工作是对控制 器参数进行调整,同时包括少量可能的控 制回路、逻辑的组态修改。 一般地,在机组负荷出力达到50%~ 60%之后,协调系统投入自动运行和热态 调试。

协调系统的热态调试还要满足下列条件: (1)锅炉运行正常,燃烧稳定。 (2)机组功率、负荷指令、主蒸汽压力、调速 级压力、总风量、总燃料量等主要参数准确可靠、 记录清晰。 (3)DEH系统的转速控制、功率控制以及其他 功能正常,能够转入CCS控制方式。 (4)送/引风控制系统、给水控制系统、汽温、 除氧器水位等主要子系统投入自动运行,并且调 节品质良好。 (5)协调控制系统各运行方式转换正确,相应 的参数初步设置合理,汽轮机主控、锅炉主控等 手/自动操作站工作正常,跟踪正确,没有强制 切手动信号发生。

1.锅炉主控、汽轮机主控操作器全手动运行 方式调试 (1)将锅炉主控、汽轮机主控的操作器 置于手动状态。具体操作为:将燃料系统 一个或者多个层(分)操作器投入自动状 态,锅炉主控操作器(即燃料总操作器) 置于手动状态;在确保CCS和DEH之间的 接口信号正确的基础上,将DEH投入遥控 状态,汽轮机主控操作器置于手动状态。

(2)手动操作锅炉主控、汽轮机主控操作 器。具体操作如下: 1)在显示器画面上手动改变锅炉主控操 作器的输出、汽轮机主控操作器维持不动, 以确认画面制作正确,点击产生的指令变 化率大小合理,方向正确,燃料量以及相 应的主汽压力、送/引风量变化正确合理, 氧量、给水流量信号在扰动后能够恢复稳 定。 同时,记录锅炉主控指令、燃料量变化 与主汽压力的变化曲线,以利于控制器参 数调试。

2)在显示器画面上手动改变汽轮机主控操 作器的输出、锅炉主控操作器维持不动,以 确认画面制作正确,点击产生的指令变化率 大小合理,方向正确,调节汽门开度以及相 应的机组实际负荷、机前压力、蒸汽流量、 给水流量变化正确合理。 同时,记录汽轮机主控指令、调节汽门开 度变化与机组实际负荷、机前压力、蒸汽流 量的变化曲线,以利于控制器参数调试。

2.锅炉跟随运行方式热态调试 (1) 锅炉主控自动控制系统回路逻辑检查确认。 (2)检查相关过程变量、前馈信号,保证显示正 常,执行机构动作灵敏。 (3)投自动前,应使测量值与设定值基本相等, 必要时,对PID调节器输出进行限幅保护。 (4)锅炉主控自动控制系统控制器参数设置。结 合前面全手动调试时记录的锅炉主控指令、燃料量 变化主汽压力的变化曲线,预置调节器参数。

(5)试投BF。在前面全手动调试基础上, 在显示器画面上将锅炉主控操作器置于自 动状态、汽轮机主控操作器于手动状态不 变。如果投入自动后相关参数变化较大, 甚至导致系统不稳定,则要立即解除自动, 查找原因,否则可以维持自动状态。 (6)控制器参数调试、确定。在BF状态 下,维持汽轮机主控操作器输出不变,进 行主汽压力定值扰动试验,记录并观察主 汽压力及其指令等参数曲线,据此调整锅 炉主控PI控制器参数。

3.汽轮机跟随运行方式热态调试 (1)汽轮机主控TF(通过调节汽门来调节主汽 压力)自动控制系统回路逻辑检查确认。 (2)检查相关过程变量、前馈信号,保证显 示正常,执行机构动作灵敏。 (3)投自动前,应使测量值与设定值基本相等, 必要时,对PID调节器输出进行限幅保护。 (4)汽轮机主控TF自动控制系统控制器参数设 置。结合前面全手动调试时记录的汽轮机主控指 令、主汽压力的变化曲线,预置调节器参数。

(5)试投TF。在前面全手动调试基础上,在显示 器画面上将汽轮机主控操作器置于自动状态、锅 炉主控操作器于手动状态不变,切换到TF方式。 如果投人自动后相关参数变化较大,甚至导致系 统不稳定,则要立即解除自动。查找原因,否则 可以维持自动状态。 (6)控制器参数调试、确定。在TF状态下,维 持锅炉主控输出不变,进行主汽压力定值扰动试 验,记录并观察汽轮机调节汽门开度、主汽压力 及其指令等参数曲线,据此调整汽轮机主控TF系 统的PI控制器参数。

4.锅炉、汽轮机协调运行方式热态调试 (1)汽轮机主控自动控制系统回路逻辑检查 确认。 (2)检查相关过程变量、前馈信号,保证显 示正常,执行机构动作灵敏。 (3)投自动前,应使汽轮机主控、锅炉主控 的控制器的测量值与设定值基本相等,必要时, 对PID调节器输出进行限幅保护。 (4)汽轮机主控系统控制器参数以及前馈环 节参数设置。一般地结合前面全手动调试时记录 的汽轮机主控指令、机组负荷的变化曲线,预置 调节器参数。同时预设置汽轮机主控、锅炉主控 系统之间的前馈环节参数。

(5)试投CCS。在前面全手动调试基础上, 首先投入BF,系统稳定后,在显示器画面上 将汽轮机主控操作器置于自动状态,切换到 CCS方式。如果投入自动后相关参数变化较 大,甚至导致系统不稳定,则要立即解除自 动,查找原因,否则可以维持自动状态。 (6)控制器参数调试、确定。在 CCS方式 下,进行主汽压力定值扰动试验,记录并观 察燃料量指令、汽轮机调节汽门开度、主汽 压力及其指令等参数曲线,据此调整锅炉主 控和汽轮机主控系统的PI控制器参数,以及二 者之间的前馈环节参数。

5. 负荷管理中心内容调试 (1)机组负荷指令的增/减操作,试验画面按钮的动作 幅度、方向的正确性;试验机组负荷指令的高/低限、速 率限的设置。 (2)机前压力(主蒸汽压力)目标值的增/减操作,试 验画面按钮的动作幅度、方向的正确性;试验压力设定值 的高/低限、速率限的设置。 (3)定/滑压运行方式调试。具体调试内容如下: 1)定/滑压运行方式切换操作,试验能否无扰切换, 以及画面按钮、相应状态显示的正确性。 2)试验、调试定/滑压运行方式的参数,尤其是滑压 运行设定值与机组负荷关系的曲线参数的调试。 (4)AGC.一次调频以及RB调试试验。(放后)

6.负荷摆动试验 协调控制系统调试、投运完毕后,为检 查整个机组模拟量控制系统适应负荷变化 的能力以及调节品质,为AGC、一次调频 和RB试验打基础,需要进行负荷摆动试验。 (1)试验条件。机组启动后,已经正常运 行,具备带满负荷、安全稳定运行的能力; 协调控制系统的各种功能经过试验已投入 运行,各模拟量控制系统投入自动运行, 调节品质达到机组要求;试验应在70%~ 100%M显示器正常工况下进行。

(2)负荷变动范围。负荷变动试验的负荷 变动幅度和负荷实际变化速率按有关标准 执行。负荷变动试验的负荷变动幅度为 15%MCR;负荷实际变化速率为3%~ 4%MCR/min。 (3)试验时记录的主要参数。一般记录: 机组实际功率、机组负荷指令、主蒸汽压 力、速度级压力、主蒸汽温度、再热蒸汽 温度、锅炉给水流量、烟气氧量、炉膛压 力、除氧器水位、凝汽器水位、各加热器 水位。

(4)试验步骤。 1)确认以下主要系统的自动调节回路 投入:主蒸汽压力系统、锅炉给水调节系 统、主蒸汽温度调节系统、再热蒸汽温度 调节系统、炉膛压力调节系统、送风及氧 量调节系统、除氧器水位调节系统。 2)在各回路自动调节系统工作稳定后, 投入协调控制系统机炉协调方式。当机组 协调控制投入稳定后,进行负荷摆动试验。

3)操作步骤:①分别将负荷变化率设置 为1.5%、2%MCR/min;②以10%MCR阶 跃量增加/减少机组目标负荷指令,观察 负荷响应情况并记录机组负荷及各参数变 化数据;③机组负荷及运行参数稳定后, 以10%MCR阶跃量减少/增加机组目标负 荷指令。观察负荷响应情况并记录机组负 荷及各参数变化数据;④在不同的负荷变 化率下,增减负荷至少三次,以数据三次 的平均值为准。

(5)注意事项。 1)运行人员密切监盘,注意各主要参数的变 化,如发现异常情况,要及时中断试验,按运行 规程进行操作,防止事故的发生; 2)在无异常情况时运行人员要尽量减少操作, 以免影响试验效果; 3)试验前运行操作人员应该对试验措施进行学 习,制定相应的反事故措施,作好事故预想。 (6)搜集试验数据,对数据结果进行整理分析, 并编写试验报告。

8、协调系统投入后品质试验以及指标 对协调系统投入运行后,应该进行必要 试验来检验调节品质。一般是进行负荷变 动试验和AGC试验,要求满足下列指标。 (1)负荷变动试验:在机炉协调控制方式 下,70%~100%负荷范围内,负荷指令以 直吹式机组2%Pe/min或3%Pe/min、负 荷变动量为ΔP=15%Pe,分别进行负荷单 向变动试验;机组各主要被调参数的动态、 稳态品质指标见表。

(2)AGC负荷跟随试验:在AGC控制方式 下,70%~100%负荷范围内,负荷指标以 1.5%Pe/min(直吹式机组),负荷变动 量为ΔP=10%Pe的斜坡方式连续增、减 (或减、增)各一次的双向变动试验;机 组各主要被调参数的动态、稳态品质指标 见表。

注1.600MW等级直吹式机组:指标①为合格指标,指标②为优良指标。 2.600MW等级以下直吹式机组:指标②为合格指标,指标③为优良指标。 3.300MW等级及以上中间储仓式机组:指标④为合格指标,指标⑤为优良指标 4.300MW等级以下中间储仓式机组:指标⑤为合格指标,指标⑤为优良指标

RB现场试验
一、试验条件 (1) 机组主辅机运行正常。 (2)锅炉炉膛安全监视保护系统FSSS、汽轮 机保护、发电机保护等主保护必须投入,且动作 正确可靠。 (3)高低压旁路系统运行良好。 (4)各相关控制系统投人自动方式,特别是协 调系统投入自动方式,且能够经受较大幅度的负 荷扰动,控制品质良好。 (5)汽轮机电液控制装置中的电调投入可靠, 且具备良好的负荷控制特性。

二、试验方法 RB试验是一个既具有相当难度,又有一定 危险性的试验,所以应该本着既安全可靠 又接近实际运行工况的思想制定RB试验方 案。主要有如下工作: (1)确定RB试验的具体项目。 (2)确定RB试验的各辅机的具体降负荷 幅度和速率。 (3)确定各种RB试验的具体步骤及应采 取的安全措施。

三、试验步骤与方法 1.试验项目的确定 一般大型机组协调系统的RB设计有好多 个项目,但具体到每1台机组,应合理选 择试验项目,做到既不漏作,又不重复试 验。根据这一原则一般需做RB的项目主要 有1台送(引)风机、磨煤机(或给粉 机),其他RB项目可视具体机组情况而定。

2.各辅机RB的最大出力的确定 RB辅机最大出力一般应确定在不低于机 组最低稳燃负荷的基础上,根据具体辅机 RB的可能最大出力而定。具体方法为:模 拟某一辅机RB的工况,逐步调整机组的出 力至稳定运行可能的最大值,将此最大值 降低5%作为该工况RB的最大出力。对于有 两台并列运行的设备,需分别确定出两个 最大负荷值,取其中较小作为该工况下的 最大值。依次类推,逐一确定出各辅机故 障时RB的机组最大出力。

3.RB速率的确定 应根据不同辅机故障对机组运行参数的 不同响应特性,借鉴运行人员成功处理RB 故障的经验具体确定。RB速率决定了锅炉 减燃料的速度,速度过快或过慢都会造成 机组参数的不稳定,不同的辅机故障应采 用不同的RB速率。

4.进行实际RB试验 (1)机组主辅机运行正常,所有重要保 护投人运行。 (2)各相关系统投入自动。 (3)燃料主控投入自动,MCS投入协 调方式。 (4)上述系统运行正常后进行RB试验。 (5)为安全起见,每一种RB试验均按负 荷的降幅分两步进行,第一步为半幅值试 验,第二步为全幅值试验,第一步成功后 再进行第二步。

5.试验的安全措施 (1)试验前应进行油枪试验,以便必要时投油助燃。 (2)试验中,一旦发生异常应采取相应的措施。 (3)试验中发生炉膛负压波动较大,燃烧不稳时应 投油助燃。 (4)必要时切除部分自动进行手动干预。 (5)严重时应立即停止试验,并按规程要求处理。 (6)影响设备、机组安全时应按规程停机。 (7)运行部门应根据试验方案制定必要的事故预想 及相关的安全措施。


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