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经典CCS讲义


第一节 第二节 第三节 第四节 第五节 第六节 第七节 第八节 第九节

协调控制系统 CCS 概述 ---------------------------------------------------- 4 测量信号的处理 -------------------------------------------------------------------

11 平衡电路的原理、XMASTER 算法及 M/A 站 ------ 17 凝汽器水位控制系统 --------------------------------------------------------- 21 除氧水位控制系统 ------------------------------------------------------------- 24 除氧器压力控制系统 --------------------------------------------------------- 27 汽包水位控制(给水控制)系统 --------------------------------- 28 给水泵最小流量控制 --------------------------------------------------------- 36 过热蒸汽温度控制系统 ---------------------------------------------------- 39

一、过热汽温控制系统的任务------------------------------------------------------------------------ 39 二、过热汽温控制对象的静态和动态特性 -------------------------------------------------------- 39 三、过热汽温控制系统典型方案 -------------------------------------------------------------------- 41 四、涉及主设备的改进措施 --------------------------------------------------------------------------- 51 五、过热汽温控制系统的整定------------------------------------------------------------------------ 52 六、淮北二电厂 300MW 机组过热汽温控制系统 -------------------------------------------------- 54

第十节

再热蒸汽温度控制系统 ---------------------------------------------------- 58

一、再热汽温控制的任务 ------------------------------------------------------------------------------ 58 二、影响再热汽温的因素及控制手段和控制系统----------------------------------------------- 58 三、淮北二电厂 300MW 机组再热汽温控制系统 -------------------------------------------------- 63

第十一节

燃烧控制系统 ---------------------------------------------------------------- 66

一、燃烧过程自动控制系统的任务 ----------------------------------------------------------------- 66 二、燃烧过程控制对象的动态特性 ----------------------------------------------------------------- 66 三、燃料量控制系统 ------------------------------------------------------------------------------------ 67 四、送风量控制系统 ------------------------------------------------------------------------------------ 77 五、引风量控制系统 ------------------------------------------------------------------------------------ 81 六、淮北二电厂燃烧控制系统------------------------------------------------------------------------ 83 一) 燃料量控制系统 ------------------------------------------------------------------------------ 83 二) 送风量控制系统 ------------------------------------------------------------------------------ 89

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三) 引风量控制(炉膛压力控制) ----------------------------------------------------------- 92 四) 一次风控制系统 ------------------------------------------------------------------------------ 95 五) 辅助二次风挡板及燃料风(周界风)挡板控制 ------------------------------------- 97

第十二节 第十三节

制粉控制 --------------------------------------------------------------------------- 100 机炉负荷协调控制系统 ---------------------------------------------- 102

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第一节

协调控制系统 CCS 概述

CCS 是一种连续的调节系统(Continuious Control System) ,被控的变量是模拟量。 电站的最终目标是满足电网负荷要求,要靠锅炉和汽轮发电机共同配合,由于两者特 性有较大差异,所以为了既满足电网需求,又能使机组安全稳定运行,必须协调锅炉和汽 轮机之间的运行,所以需要一种负荷协调控制系统(Coordinated Control System) 。 这种系统往往是将被控量与设定值进行比较,经调节器运算后输出控制信号,使被控 量发生变化,最终使被控量等于或接近设定值,系统是一个闭合的回路。所以又称其为闭 环控制系统(Closed loop Control System) 。 所以 CCS 术语有三种来源,但本质上并无很大区别。狭义上讲,CCS 只是指负荷协调 控制系统,广义上讲,单元机组上所有的连续调节系统都属于 CCS。 电厂生产过程采用自动化技术已有较长历史,相对于其它工业部门具有较高的自动化 水平,而且仍以较快的速度发展。促使这种发展的主要因素有: (1)随着大容量、高参数汽轮发电机组的出现,要求监控的参数越来越多,因此,自动控 制系统已成为锅炉。汽轮发电机组不可缺少的组成部分。为了保证机组的安全、经济 运行对自动化设备的可靠性,以及对自动控制系统的性能都提出了更高的要求。 (2)电子技术的发展也为自动化提供了越来越完备的仪表和设备。特别是随着计算机控制 技术的发展,微机分散控制系统(DCS) ,以其功能全面、组态灵活、安全可靠的优 点,而被广泛应用于火电厂的自动控制。 淮北二电厂 2?300MW 单元机组,采用 WDPF 分散控制系统作为控制设备,自动化水 平高、功能全。在以后各节中,将对该机组主要闭环控制系统的设计思想进行分析。下面 先介绍一些基础知识。 1.自动控制的基本概念及术语 被控对象――被控制的生产过程或设备,也称为调节对象或简称对象。例如汽包水位 控制系统中的汽包。 被控量――控制系统所要控制的参数,又称为被调量,例如汽包水位。 设定值――被控量所要达到或保持的数值。例如汽包水位定值 。 扰动量――破坏被控量与设定值相一致的一切作用,例如汽包水位控制系统中的蒸汽 流量、给水量。 调节器――用于自动控制系统中的控制装置、或具有相似作用的软件。例如 P、PI、 PID 调节器。 控制指令――或称调节指令。一般是调节器的输出信号,也可是运行人员手动给出的 控制信号,该信号被送往执行机构。 执行机构――接受控制指令、对被控对象施加作用的机构。也称为执行元件、 执行器。 例如,机械执行机构、电动执行机构、液压执行机构。 控制机构――其动作可以改变进入对象的质量或能量的装置,例如给水阀门、空气挡 板。 2.自动控制系统的分类

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实际生产过程中采用的自动控制系统的类型是多种多样的,从不同的角度出发,可以 进行不同的分类。 (1)按设定值变化的规律来分,有恒值控制系统、程序控制系统和随动控制系统。 恒值是指设定值不随时间而变化。例如电厂锅炉水位、汽温控制系统,属于这 一类型 (2)按系统的结构来分,有闭环控制系统、开环控制系统和复合控制系统。 闭环控制系统亦称反馈控制系统,这是一种最基本的控制系统。在闭环控制系 统中。被控量信号以反馈方式送入调节器的输入端,作为不断引起控制作用的 依据,而控制的目的是尽可能地减少被控量与其设定值之间的偏差,因此,信 号是沿控制系统的闭合回路传递的。 如果系统中不存在被被控量的反馈回路, “调节器” 只是根据直接或间接反映 扰动输入的信号来控制,例如前馈控制系统,这种控制系统被称为开环系统。 开关量控制,例如阀门的开、关,挡板的开、关、电机的启、停,一般称为顺 序控制,但也有一些电厂将这类系统称为开环控制系统。 生产过程中,开环控制和闭环控制常常配合使用,组成复合控制系统,例如前 馈、反馈控制系统。 (3)按控制系统闭环回路的数目来分,有单回路控制系统和多回路控制系统,例如 机组负荷协调控制系统就是一种多回路控制系统。 (4)按系统特性分,有线性控制系统和非线性控制系统。 所有各种类型的控制系统中,最基本、也是目前热工生产达程中用得比较广泛的,是 线性闭环、恒值控制系统。 3.自动调节器的典型动态特性 在最基本的热工自动控制系统中,自动调节器和被控对象组成一个相互作用的闭合回 路。在这种系统中,调节器根据被控量 Y 与设定值 Z 的偏差信号 e,而使执行机构按一定 的规律动作,从而引起控制机关位置 m 的变化。 目前的调节器的动态特性一般由三种典型调节作用组成,它们是比例、积分和微分作 用,即 P、I、D 作用。即使 DCS 应用于电厂以后,PID(规律)仍然是主要的控制器。 (1)比例作用(P 作用) 比例作用的动态方程为 m=ke,K 称为比例系数, ? ?

1 k

称为比例带。

比例作用的规律是, 偏差 e 愈大, 控制机关位移量 m 也愈大, 偏差 e 的变化速度 快, 控制机关的移动速度也快。 当采用 P 作用调节器时, 控制机关位置 m 与被控量或相关变量的数值之间必然存在着 一一对应的关系,因此,在不同负荷时(即对应不同的控制机关位置) ,被控量与设定值之 间的偏差也不同,也就是说,调节过程结束时,被控量总是有偏差的。合适确定比例带, 一般总能使系统达到稳定,δ 越大,对提高稳定性愈有利,但调节过程速度放慢,静态时 被控量与设定值偏差也增大。 (2)积分作用(I 作用)

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积分作用的动态方程式为 m ? e ? dt ,从该式可以看出,如果被控量不等于给定 值,即 e ? 0 ,执行机构就不会停止动作,只有在 e =0,即偏差消失时,执行机构才停止 动作,因此,调节过程结束时,被控量必定是无差的。 在调节过程中,积分作用也存在着不合理的一面,即如果参数整定不当,会使调节过 程发生振荡。 (3)微分作用(D 作用) 微分作用的动态方程式是 m ? 不应再不会,

?

de ,从上式可以看出,调节过程结束时,偏差 e dt

de 必须等于零,所以控制机构位置不会有变化,这样就不能适应负荷的变 dt

化,因此,仅有微分作用是不能执行控制任务的。 但微分作用的特点是其控制作用与偏差的变化速度成正比。在调节过程的开始阶段, 被控量 Y 虽然偏离设定值不大,但如果其变化速度较快,微分作用可以使执行机构产生一 个较大的位移。也就是说 D 作用比 P、I 作用超前,它加强了控制作用,限制了偏差的进一 步增大,所以微分作用可以有效地减少动态偏差。 (4)比例、积分、微分(PID)调节器 比例、积分、微分调节器的动态方程式为

m?

1? 1 de ? ? e ? ? edt ? Td ? ? ? ? Ti dt ? ?

δ 称为比例带, Ti 称为积分时间常数,Td 称为微分时间常数。 这种调节器有比例、积分、微分作用的特点,因此,在采用这种调节器时,只要三个 作用配合得当,就可以避免调节过程过分振荡,可得到无差的控制结果(积分作用) ,又能 在调节过程中加强控制作用,减少动态偏差(微分作用) 。 调节过程的品质应从三个方面来衡量,即稳定性,准确性(动态、静态偏差) ,以及 快速性(调节时间) 。不能认为稳定性越高,调节品质就越好,在整定 P、I、D 参数时,应 从稳定性、准确性、快速性三方面综合考虑。 4.主要的热工对象特性 对象特性可以用静态特性和动态特性来描述。静态特性描述的是对象平衡时输出与输 入之间的关系,而动态特性是描述对象动态变化过程中输出与输入之间的关系。分析被控 对象的动态、静态特性有利于设计性能优良的控制系统。对象特性可以通过理论计算、试 验方法获得。后面各节在对系统进行分析时,将对某些对象的对象特性进行分析。 5. 跟踪和无扰动切换 自动调节系统通常可以有两种或多种运行方式,例如手动、自动方式;采用 DCS 后, 为了实现最优的控制性能和实现全程自动控制,对于同一个被控量,可能有多种控制方案。 当进行方式切换或方案切换时,应该是无扰动的。为了实现无扰动切换,就必须采用跟踪 技术。关于 WDPF 系统的跟踪方法,可参见 WDPF 讲义。本讲义对一些重要的跟踪在介绍 有关系统时也将进行分析。

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6.提高 CCS 可靠性及控制性能的措施 (1)为了提高测量信号的可靠性,除了在计算机硬件上采取必要措施(如提高 转换精度、采用抗干扰措施等)外,还用软件对测量进行处理。例如(质量检查、双测 量处理、三测量处理) (2)MRE ,切手动。在出现影响投入自动的信号后,为了安全起见,应将系统 强切到手动方式。 (3)PLW ,优先降。当出现某些异常或特殊情况时,将不再采用正常的控制信 号,而是自动地降低控制输出。 (4)PRA, 优先增。与 PLW 相似,但,是增加控制输出。 (5)BI, 闭锁增。负荷协调控制系统中采用的一种功能。当某一被调量,例 如燃料量,跟不上燃料量需求指令的变化,且差距越来越大时,则闭锁机组负荷指令的增 加。详细描述请参见负荷协调控制系统一节。 (6)BD , 闭锁减。与 BI 相反。 (7)RU、RD, 迫升/迫降。负荷协调控制系统在出现异常时的一种升/降负荷的 行为。 (8)RB, 快速减负荷。在出现主要辅机跳闸时,负荷协调控制系统自动快速降 低负荷。 (9)为了均衡负荷和实现无扰切换,对于多执行机构,采用平衡回路 7.淮北二厂 CCS 所涉及的过程控制系统 由 WDPF 实现,包括下列控制策略 (1)凝汽器热井水位控制 9 号 DPU (2)除氧器水位控制系统 7 号 DPU (3)除氧器压力控制 12 号 DPU (4)汽包水位控制(又称为给水控制) 7 号 DPU (5)过热蒸汽温度控制系统 10 号 DPU (6)再热蒸汽温度控制系统 10 号 DPU (7)燃料量控制 2 号 DPU (8)送风量控制(氧量控制) 4 号 DPU (9)引风量控制(炉膛负压控制) 5 号 DPU (10)二次风挡板控制(二次风箱与炉膛间的差压控制)4 号 DPU (11)一次风压控制 4 号 DPU (12)燃油控制 4 号 DPU (13)制粉系统控制,包括 磨入口负压控制(-300~-500Pa)1 号 DPU 磨出口温度控制(100~105℃) 1 号 DPU (14)其它子系统 (15) 在上述子系统的基础上,是机组负荷协调控制控制系统 14 号 DPU 8.SAMA 图

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CCS 用 SAMA 图来描述控制策略。以下是 CCS SAMA 图图例。

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9.SAMA 图中几个重要缩写及含义 LWI 禁止减。这时,无论是手动还是自动,都不能减小控制输出。当出现异常情况 时,如果继续减小控制输出会使控制性能进一步恶化的话,则应禁止减小控制输出。 RAI 禁止增。与 LWI 相似,但,是不允许增加控制输出。 MRE 切手动。 ARE 切自动。 PLW 优先降,又称减超弛。 PRA 优先增,又称增超驰。 另外: 在 PID 控制器旁标有 direct 或 indirect, direct 表示对 PV-SP 进行 PID 运算, indirect 则表示对 SP-PV 进行运算, 目的是实现负反馈

第二节

测量信号的处理

过程变量的测量与处理是构成闭环控制系统的一个重要组成部分,为了保证自动调节 系统具有较好的品质,就必须使测量信号具有一定准确性。

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在热力设备运行过程中,有许多因素会影响到测量的准确性,特别是由于测量元件、 变送器或电路故障,可能会导致测量信号的失真甚至错误,进而使自动控制系统不能正常 运行。对测量信号进行处理的目的,就是为了提高测量信号的可靠性和准确性,为提高自 动控制系统的品质创造必要条件。 对于某一过程变量,根据其在过程中的重要程度,可分别采取单测量、双测量或三测 量处理方法。 单测量是指使用一个测量元件(一个变送器)测量工厂中某一点上的物理参数。对那 些不太重要的参数或者是被用于记录、显示、补偿等用途的参数,例如加热器水位、燃油 压力、给水温度等,一般采用这种测量方法。 对于那些被认为对工厂运行相对重要的参数,例如凝汽器热井水位、屏式过热器出口 汽温等,采用双测量方法,即采用两个测量元件(变送器) ,测量同一个意义的参数。 对于那些对工厂安全、经济运行非常重要的参数,往往采用三测量方法,即用三个测 量元件(变送器)测量同一个意义的过程参数。例如,主蒸气压力、机组负荷、炉膛压力、 汽包水位、高温过热器出口汽温等。 当用多个测量元件测量同一个参数时,究竟用哪一个测量元件(变送器)测出的参数 作为自动控制系统所使用的过程变量呢? 这就需要由相应的算法来处理和选择。 对单测量的处理较为简单,仅需对测量信号进行质量的检查,若无质量问题,则说明 该测量可用于自动控制系统,否则就不能用作自动控制系统中的过程变量信号,系统就不 能以自动方式运行,测量处理算法将发出切手动信号。这里说明一下,所谓一个信号出现 了质量问题一般是指,一个输入信号的值是一个非法数值,或者是一个不在正常的测量范 围内的值,或输入信号的值长时间未得到更新。 而对双测量和三测量的处理则相对复杂一些,下面分别予以说明。 一、 双测量处理算法 SM2XMTRS SM2XMTRS--Select and Mointor 2 Transmitter Signals。 SM2XMTRS 是WDPF中的一个文本算法 (软件模块) 它监视两个模拟量变送器的 , 输入,检查它们的质量以及两者的偏差。该算法产生的输出,根据所选择的方式,可能是 两个输入中的任意一个(A 或 B),也可能是其中的较大者(HIGHER)、较小者(LOWER)或两 者的平均值(AVERAGER)。运行人员可以通过WDPF所提供的图形界面进行选择。图 2 -1 所示的是 WEStation CRT 上的一个用于双测量选择的图形界面举例。

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图 2-1

Westation CRT 上的双测量选择界面举例

(一)方式选择 1.当算法第一次执行时,根据跟踪输入算法 TRIN 初始化时的规定,选择某一个信号。 2.变送器A方式 当变送器B出现质量报警,或两个变送器都有质量报警时,将自动选择A方式;当A 无质量报警时,可通过图形界面上的选择按钮由运行人员选择A;当B无质量报警而A有 质量报警时,不可能选择A方式。 3.变送器B方式 当变送器A出现质量报警,而B无质量报警时,将自动选择B方式;当B无质量报警 时,也可通过选择按钮由运行人员选择B方式。 4.当A和B都无质量问题时,可用按钮选择其中的较低者或较高者。 关于 TRIN: 如果 TMODE 被初始化,且 TMODE 请求信号为 TRUE,又无质量报警,则按照下表 进行方式选择。 TRIN 1 平均值 2 较低者

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3 4 5

较高者 A B

若 TRIN 不是 1~5,或者是对 TRIN 未作初始化,则选择平均值。 如果上一个方式被禁止了,或者由于质量问题,或者存在大偏差报警而不能进入某一 个方式,那么,将选择下一个优先级较低的方式。平均值方式的优先级最高,而 B 的优先 级最低。直到选择一个未遭禁止的方式。 如果两个测量都有质量报警,则该算法的输出选择零输出,而方式仍为 A 方式。 当 TMODE 信号为 FALSE 时,可由运行人员任意选择不同的方式。 (二)该算法的输出 1.XOUT: 将按照所选择的方式,决定用哪一个信号值输出,作为 CCS 中的过程变量。 它们可能是平均值、较低者、较高者、变送器A或变送器B。 2.XDEV: 变送器偏差报警 当两个变送器测量值的偏差大于偏差报警死区值 ALDB 时,或两个变送器信号都含有 非法数值时,将产生变送器偏差报警。 3.XABQ: 变送器A质量报警 当变送器A模拟量值为 BAD 或 NOT GOOD 时,将产生变送器A质量报警。 4.XBBQ: 变送器B质量报警 当变送器B模拟量值为 BAD 或 NOT GOOD 时,将产生变送器B质量报警。 5.XALM: 变送器异常报警 两个变送器中任一个有质量报警、或者两个输入或其中一个有非法数值、或两个变送 器的值的偏差大于控制偏差死区 CNDB 时,将产生变送器异常报警。 6.MRE: 切手动 当两个变送器都有质量报警或两者偏差大于 CNDB 时,将发出切手动信号。 用图形界面上的 DEV 按钮,可决定是否对偏差进行检查。在界面上若显示出红色的 "DEV CHECK"则说明当前对偏差是进行检查的, 若此时出现大偏差, 将会产生 MRE 信号。 ; 如果再按下 DEV 按钮, 则取消检查。 若取消检查, 则只有在两个变送器都出现质量报警时, 才会产生 MRE,而不管是否有大的偏差; 7.PBPT: 打包的数字输出 它包含两个变送器质量报警、MRE、变送器异常报警、跟踪请求信号、该算法的方式、 禁止对控制偏差报警检查而产生 MRE 等特征状态。 (三)其它说明 如果使用 RATE 或 DBND 参数,那么, 1.SM2XMTRS 在方式切换时,将按照用户输入的速率(单位/秒) ,将控制系统采用 的过程变量 XOUT 从一个旧值变化到新的值。否则,若 RATE 值中输入的是零或无输入, 则在方式变化时,输出 XOUT 立即变化到新的值。

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2.当 XA 和 XB 两者偏差的绝对值小于 ALDB-DBND 时,XDEV 状态才会消失。若 DBND 没有或为零,则在 XA 与 XB 的偏差回到 ALDB 以下时 XDEV 才会消失。 3.CNDB 状态的消除与 XDEV 相似. 在对 SM2XMTRS 算法定义时,要定义一个字段 CNTL(控制指示字) ,这是一个整形 数。在该字段中, 第0位---平均值选择,0表示不允许,1表示允许。 第1位---低值选择, 0表示不允许,1表示允许。 第2位---高值选择, 0表示不允许,1表示允许。 第3位---质量报警类型, 0代表 BAD,1代表 NOTGOOD。 二、三测量处理算法 MEDSEL2 Median Value Selector Quality and Deviation Check MEDSEL2 是一个文本算法,是一个三测量处理算法,它监视每一个输入的质量以及它 们之间的偏差。 只要没有质量报警和偏差报警,算法的输出将选取三个测量中的中间值,否则,算法 将决定选取最好或最可能正确的输入,或者是选取输入值的平均值。 该算法除了产生 XOUT 输出外,还将产生一个高值报警输出 HI,低值报警输出 LO, 以及 12 个数字信号,用来指示输入信号的状态。 MEDSEL2 算法的主要功能是: 1.若两个测量无质量报警,当两者的偏差大于控制偏差死区 CNDB 时,则产生一个控 制偏差报警。同样,当偏差大于报警偏差死区 ALDB 时,则产生一个报警偏差报警。ALDB 应小于 CNDB。 2.如果所有变送器都有质量报警,则算法输出为零,即 XOUT=0。如果 XOUT 的值是 非法的,或三个输入都出现质量报警,则输出 XOUT 的质量为 BAD。 3.如果有两个输入存在质量报警,则 XOUT 选择第三个无质量报警的输入。 4. 如果只有一个输入有质量报警, 而且其它两个输入没有控制偏差报警, 那么, XOUT 等于那两个无质量报警的输入信号的平均值。 5.如果只有一个输入出现质量报警,而另两个无质量报警,但有控制偏差报警,那么, XOUT 在两个好的测量中选择。 a, 如果其中的较大者大于高报警限值 HMTR, 而较小者不小于低报警限值 LMTR, 则取较低者。 b, 如果其中的较小者小于低报警限值 LMTR, 而较大者不大于高报警限值 HMTR, 则取较大者。 c,根据控制字中的规定选择其中的一个。 6.如果三个输入都不存在质量报警,但三个当中两两之间都有控制偏差报警,那么, a,如果其中最大者大于 HMTR,而最小者不小于 LMTR,则选最小者。 b,如果其中最小者小于 LMTR,而最大者不大于 LMTR,则选最大者。 c,根据控制字的规定,选择最大者或最小者。

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7.如果没有质量报警,但其中之一与另外两个都有控制偏差报警,而另两个之间没有 控制偏差报警,那么,XOUT 是那两个无控制偏差报警的输入信号的平均值。如果,三个 都无质量报警, 而有两个之间存在控制偏差报警, 但与第三个无控制偏差报警, 那么, XOUT 取第三个变送器的值。 8.如果三个都无质量报警,也无控制偏差报警,而两两之间都有报警偏差报警(或都 无报警偏差报警) ,那么,将取它们的中间值输出。 9.如果三个都无质量报警,也无控制偏差报警,但有一个变送器与另两个都有报警偏 差报警,而另两个之间无报警偏差报警,那么,取另两个的平均值输出。 10.如果无质量报警,也无控制偏差报警,但有两个输入存在报警偏差报警,而它们 与第三个却无报警偏差报警,那么,XOUT 取第三个变送器的值。 该算法除了产生 XOUT 输出外,还将产生下列输出: (1)XBQ:质量报警。若三个都存在质量报警,则,XBQ 为 TRUE(真)。 (2)XABQ: A质量报警。 (3)XBBQ: B质量报警。 (4)XCBQ: C质量报警。 (5)ABDC: A与B之间存在控制偏差报警。 (6)ACDC: A与C之间存在控制偏差报警。 (7)BCDC: B与C之间存在控制偏差报警。 (8)ABDA: A与B之间存在报警偏差报警。 (9)ACDA: A与C之间存在报警偏差报警。 (10)BCDA:B与C之间存在报警偏差报警。 (11)XALM: 变送器异常报警。当任一变送器输入有质量报警,或者任意两个变送 器的偏差大于控制偏差死区 CNDB 或报警偏差死区 ALDB 时,称为变送器异常报警。 (12)MRE: 切手动 当下列情形出现时,产生 MRE 信号: a,所有变送器都有质量报警 b,一个存在质量报警,而另两个无质量报警的输入之间却又存在控制偏差报警。 c,三个之间都有控制偏差报警。 MRE 信号可能是脉冲信号,也可能是保持信号,这取决于控制指示字 CNTL 的规定。 CNTL 控制指示字的第0位,表示 MRE 输出类型,0代表脉冲,1代表保持。 打包的数字输出 PBPT 包括了 MRE、变送器异常报警、质量报警、控制偏差报警、报 警偏差报警等信息。

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第三节

平衡电路的原理、XMASTER 算法及 M/A 站

一 、平衡电路一般原理 对于同一个过程变量,有时由两个或多个执行机构及辅助设备共同控制。例如,一次风 母管压力,它由两台一次风机共同控制;二次风母管压力由两台送风机共同控制;炉膛压 力由两台引风机控制,等等。 在这类多执行机构的系统中,每个执行机构都配有手动/自动控制站(M/A站) ,执 行机构的动作可以由它们共同的控制器进行自动控制,也可由运行人员分别在相应的手动 /自动控制站手动操作。 以双执行机构的系统为例,在正常情况下,两控制站都可投入自动方式,控制器的自 动控制信号分别经过相应的控制站去控制对应的执行机构,两执行机构及辅助设备在自动 控制信号的控制下同时改变出力。 但是当其中一侧设备由于某种缺陷而不能产生与另一侧的设备同等的出力时,就希望 能通过适当的操作,降低存在缺陷的一侧的控制输出,同时将这一侧减少了的出力,由另 一侧自动予以补偿,这样可避免对过程产生较大扰动。 如果一侧控制站处于手动方式,运行人员可手动从控制站上改变控制输出。在这种情 况下,有两点要求应予以考虑。第一,当系统处于平衡状态,手动调整一侧的控制输出时, 应该有适当的“电路”自动对另一侧处于自动方式的控制站的输出予以修正,使两侧控制 输出之和保持不变,以尽量减小对过程的扰动。第二,处于手动方式的控制站的输入应自 动跟随该站的手动输出,以便实现从手动方式向自动方式的无扰切换。 如果两站都处于手动方式,应考虑两个站分别投入自动时的无扰切换。 平衡“电路”正是考虑上述要求而设计的。图 3-1 该电路的原理方框图。 1.当两个控制站都处于自动方式时,设PI调节器输出的自动控制信号为 Co,A侧控 制站的输出为 Ca,B侧控制站的输出为 Cb,正常时,Ca=Co,Cb=Co,两控制站的输出之 和为2Co 此时,因两个站都处于自动方式,切换开关T2选择 bo 输出。运行人员可通过B站上 的设定值按钮,设置一偏置值 bo,bo 又被称为手动偏置。加入偏置后,两站输出分别为 Ca =Co+bo,Cb=Co-bo,两控制站输出之和仍为2Co,即加入偏置后,对A、B两站的控 制输出进行了重新分配,而对系统不会产生扰动。 2.设A站被置为手动,B站仍为自动。切换开关T1将选择 δ 1 ,即A站输出与 A 站输入之间的偏差Ca-C1, 积分器将根据该偏差进行运算, 并改变其输出 b1, 直到偏差 δ 1=0,即Ca=C1。这样,当A站再切向自动时是无扰动的。切换开关T2将选择 b1 输 出,b1 被称为自动偏置。由图 3-1 可见,Ca=Co+b1 , 所以,b1=Ca-Co;对于B站, 其输出 Cb=C2=Co-b1 ,所以,Cb=2Co-Ca,Ca+Cb=2Co, 即手动调整 Ca 不会对两 站控制输出之和产生影响。为了能够无扰地切向自动,bo 应跟踪 b1 。

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若A站自动,B站手动,平衡“电路”的功能与上述情形是相似的。 3.若A、B两站都处于手动方式,两站手动输出分别为 Ca、Cb,此时PI调节器的 输出 Co 将跟踪 (Ca+Cb) 切换开关 T1选择 δ 1 , /2。 T2选择 b1, 平衡时应有 Ca=C1=Co+b1 =(Ca+Cb)/2+b1 ,所以,b1=(Ca-Cb)/2;而 C2=Co-b1=(Ca+Cb)/2-(Ca-Cb)/2 =Cb。也就是说,平衡时,Ca=C1,Cb=C2,即两个站的输入与输出都是相等的,这样, 任何一个站从手动切向自动时都不会产生扰动。

图 3-1

平衡电路原理框图

二、XMASTER 算法 淮北二电厂 2?300MW 机组采用 WDPF 集散控制系统作为控制设备, WDPF 中, 在 平 衡电路功能是用 XMASTER 算法实现的。 该算法能监视下游多达16个算法的运行方式,在下游所有的算法都要求上游算法跟 踪时,XMASTER 算法执行一个由用户定义的跟踪。 XMASTER 可以用来平衡下游 M/A 站算法的输出。

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实际的下游算法的数量是由用户初始化确定的。用户将该算法的输出连接到下游算法 的串级输入上。 在组态 XMASTER 算法时,用户规定了哪一个算法使用 XMASTER 输出,图形控制语 言自动地连接相应的返回信号,XMASTER 算法检查返回信号,看有多少个下游算法在请 求上游算法跟踪 (也就是看有下游多少个 M/A 站在手动方式) 然后根据这个信息及控制类 , 型计算出一个输出,再将这个输出送到下游算法的输入端。 XMASTER 有一种控制类型称为平衡型(MA BALANCER) 。在这种控制类型下, 如 果所有的下游 M/A 站都要求上游算法跟踪,例如下游各 M/A 站都在手动方式,那么, XMASTER 算法的输出将是下游各站返回信号中的最大者、最小者或平均值(在组态时规 定) 。 如果下游任一个站不要求上游的 XMASTER 算法跟踪,例如下游某些站处于自动方式 时,那么,XMASTER 的输出将是一个平衡值。这个平衡值能使所有的下游算法的输出的 平均值等于经增益修正和偏置过的输入值(XMASTER 上游的自动控制信号) 。 三、M/A 站 M/A 站的功能主要是为运行人员提供一个与生产过程的接口,通过它,运行人员可改 变控制输出、修改设定值、进行手动/自动切换等操作;在 M/A 站上还以柱状图、数值、字 母显示的形式,显示过程变量、设定值、控制输出等参数及手动/自动状态。WDPF 的 M/A 站有两种实现形式,一种形式是采用软站,即 Soft station, 在 WDPF 的 WEStation 的 CRT 上,以图形的形式显示出 M/A 站的“操作面板” ,如图 3-2 所示,在软站上,除了正常显 示站的手/自动状态外,运行中可能还会显示“MRE”“PLW”“PRA”字样,这些字样分 、 、 别表示存在强切手动信号、优先降、优先增。根据系统的划分,一般可将与某一个系统有 关的 M/A 站集中在同一幅画面上,例如,将引风系统中 A 和 B 两台引风机入口静叶 M/A 站放在同一个画面上。软站的另一种出现形式是在系统模拟图中,在有关执行机构附近有 一 POKE 区,当球标激活该 POKE 区时,将弹出与该执行机构对于的一个软站。M/A 站的 另一种形式是 LIM 站,LIM 站安装于 BTG 盘上,又可称为硬站, 面板如图 3-3 所示。 有些控制系统只采用软站作为运行人员与过程的接口,例如燃油压力控制站(燃油再循环 阀控制站) 、汽轮机润滑油温度控制站等等。但对于那些相对重要的系统,往往既采用软站, 又采用硬站。在这种情况下,从软站进行的操作与从硬站 LIM 进行的操作是等效的,两种 站的面板上显示的参数值及系统状态也是相同的。但硬站 LIM 除了具有手动或自动两种运 行方式外, 还有一种就地(LOCAL)控制方式; 在就地方式时, 即使 WDPF 的 DPU 出现故障, 也能通过 LIM 对执行机构进行手动控制。关于 M/A 算法的详细说明,请参见 WDPF 讲义 中对算法的描述。

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图 3 -2 软站面板举例

图 3-3

LIM 面板

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第四节
一、过程描述

凝汽器水位控制系统

图 4-1 凝汽器热井补水系统 汽轮机低压缸的排汽,在凝汽器中凝结,凝结水经过凝泵升压后,送往除氧器,其间 经过了除盐装置,轴封加热器,凝结水流量调整门,8 号、7 号、6 号、5 号低加。运行过 程中,由于排汽量的变化、或除氧器要求的凝结水量的变化、或种种原因造成的工质损失, 都会引起热井水位的变化。可以从补水箱向凝汽器补水,通过调节补水量可以控制热井水 位。由于运行过程中,凝汽器热井为真空状态,水箱中的水会自动流进热井,所以本机组 没有设补水泵。 补水量可以通过补水管道上的两只调节阀来调节,如图 4-1。 在出现热井水位高高时,由 SCS 控制的一电动门可以将凝结水送回补水箱。 二、调节系统的任务,影响水位的因素以及调节手段 1.任务:维持热井水位在设定值附近,水位过低,会影响凝泵工作,导致汽蚀;水位太高, 则会影响蒸汽凝结,影响真空。 2.影响热井水位的因素 a. 低缸排汽量。 b. 凝结水量(进入除氧器) 。

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补水量。 回水量。 其中低压缸排汽和补水是进入热井的质量, 而凝结水流量和回水量是流出热井的质量。 当两者不平衡时,热井水位则会变化。 3.调节手段 在上述影响因素中,排汽量与机组负荷有关,而负荷是外界对机组的负荷要求决定的, 随着负荷的变化,排汽凝结量也随之变化;而凝结水量则要根据除氧器水位要求而变,因 此,a 和 b 都不能成为调节凝汽器水位的手段,只有 c、d 可作为调节手段,其中 d 只有在 水位高高时,可以用于放水。 所以正常时,用 A、B 补水阀调节补水量,从而调节热井水位。 c. d. 三、控制原理

图 4-2 凝汽器热井水位控制系统原理图 凝汽器热井水位控制系统原理如图 4-2 所示,分析如下。 1.正常情况 (1)由水位变送器测量(单测量)获得过程变量信号 PV。对 PV 将进行质量判别,同时进 行高值检查和低值检查,以判别水位是否正常,供逻辑使用。

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(2)设定值 SP 的形成 SPA 由两部分组成,一部份是从 B 阀 M/A 站上由运行人员给出的水位设定值,另一部 分是从 A 阀站上加的偏置值,SPA=SPB+bias, 即 SPA 大于 SPB。 (3)SPA 和 PV 的偏差,经过 PIDA 调节器运算,形成 A 阀的自动控制信号,去控制 A 阀 开度,最终使 PV=SPA,当 PV 长时间小于 SPA 时,A 阀将开足;若水位 PV 继续降低,当 PV 小于 SPB 时,那么 B 阀将执行控制。 (4)B 阀 M/A 站的设定值 SPB 比 SPA 要低,当水位继续下降,低于 SPB 时,PIDB 的输出 开始增加,逐渐打开 B 阀,加强补水。 2.特殊情形 (1) 当热井水位过低时, (由低限判别算法 /L 提供信号) 将超驰打开两只补水阀 (100%) 。 (2)当热井水位过高时, (由高限判别算法 H/ 提供信号)超驰关两只补水阀。 (3)当出现水位高高时, (由水位开关提供) ,SCS 将打开凝汽器到补水箱电动门。 3.M/A 站方式: (1)当出现超驰开、超驰关(PLW、PRA)时,A、B 站切手动。 (2)当 A 阀开度指令与其实际位置偏差大时,A 站切手动。 当 B 阀开度指令与其实际位置偏差大时,B 站切手动。 (3)*水位测量质量坏时,A、B 站都切手动。 (注:文中加*处是作者的建议。以下同) 。 4.站的显示 A 站:SP 设定值偏置 PV 过程变量(水位) CO A 阀指令 B 站:PV 显示水位 SP 显示水位定值 CO B 阀指令

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第五节
一、过程描述

除氧水位控制系统

图 5-1 凝结水系统流程 如图 5-1 所示,凝水经过凝结水泵升压,送往轴封加热器,在轴封加热器的出口,有 一个流量元件,用于测量凝结水流量,此后,再经过除氧器水位控制阀送往 8、7、6、5 号 低加,进入除氧器。 在除氧器水位控制阀旁有一个旁路阀,由 SCS 控制,这是一可中间停的电动门,用于 在凝结水量不够时,协助除氧器水位控制阀向除氧器补水。 除氧器贮水箱中的水由给水泵升压,成为给水,送往 3、2、1 号高加,在高加出口, 设有流量元件,用于测量进入锅炉汽包的给水量。 二、系统的任务,影响除氧器水位的因素及控制手段 1.任务 该系统的任务是维持氧除器的水位为设定值。氧除器的水位过高会影响汽轮机安全运行 (汽机进水) ,氧除器的水位过低,则可能导致给水泵汽蚀,影响给水泵的安全。 2.影响除氧器水位因素: a. 凝结水量 b. 给水量(包括过热、再热器减温水) c. 抽汽量(以及进入除氧器的辅汽量) d. 来自高加的疏水量 其中给水量代表流出除氧器的质量,而凝结水量、抽汽和疏水是进入除氧器的质量,当 进入和流出不平衡时,则导致除氧器水位变化。 3.控制水位的手段

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在上述影响除氧器水位的因素中,b 给水量是汽包水位控制的要求,c 抽汽是不加控制 的,d 疏水随高压加热器运行情况而变,因此可以用作控制除氧器水位的变量,只有 a 凝结 水量。 在本系统中,将通过控制除器水位控制阀(又称凝结水量控制阀)的开度,控制进入 除氧器的凝结水流量,继而控制除氧器水位。 三、控制原理

图 5-2 除氧器水位控制原理图 除氧器水位控制系统原理如图 5-2 所示,分析如下。 1.正常情形 (1)由两个液位变送器测出除氧器的水位,经 SM2XMTRS 选择后,获得 PV 信号,并用 H/ 算法,判别除氧器水位是否过高。 (2)设定值 SP 由运行人员在 M/A 站上设定。 (3)当给水流量小于 30%时,由单冲量(1E )PI 调节器①自动控制水位,最终使 PV= SP。 (4)当负荷大于 30%时,将自动选择三冲量方案,切换是自动、无扰的。此时,凝结水流

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量控制器 PID②根据流量元件测得的凝结水流量反馈信号的变化, 自动地改变除氧器水位控 制阀的开度,随时使凝结水流量与其设定值相一致,这样有利于克服凝结水量的自发扰动。 给水量作为前馈信号(包括减温水量) ,被当作凝结水流量控制器的设定值的一部分, 当给水流量增加时,凝结水量设定值随之增加,从而使凝结水量控制器 PID②的输出增加, 凝结水控制阀门将开大,增加凝结水量(可将这一过程称为粗调) 。 这样可以使凝结水量快速响应给水量的变化。可以说,如果说进入除氧器的凝结水量 与流出除氧器的给水量同步变化的话,则除氧器水位将变化不大,但由于还存在抽汽和高 加疏水的影响,所以除氧器水位仍然会有所变化,对于这个变化,三冲量控制器(3E 控制 器、也称为主调节器)PID③的输出将发生变化,该调节器的输出,可认为是凝结水流量控 制器 PID②的设定值的另一部分,PID②将根据其设定值,对凝结水量作进一步调整。可以 看出,最终将由 PID③消除水位偏差(这一过程可称为细调) 。 所以这是一个串级三冲量控制方案,此时, 若:流量降到 30%以下 或给水量信号质量坏 或凝结水流量质量坏 则切向单冲量控制。这一切换也是自动且无扰的。 2.特殊情形 (1)当除氧器水位过高时(H/算法提供) ,将超驰关闭凝结水量控制阀。 (2)当凝结水控制阀开足后,若仍不能满足除氧器对凝结水量的要求,则利用 SCS 开 旁路门。 3.M/A 站的方式 当: a. 除氧器水位高; b. 阀指令与实际阀位偏差大; c. 过程变量与设定值偏差大,即 SP-PV 过大; d. *除氧水位测量 BQ 时, 则切手动(MRE) 4.M/A 站指示 PV:除氧器水位 SP:除氧器水位设定值 CO:水位控制阀位指令

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第六节
一、过程描述

除氧器压力控制系统

图 6-1 除氧器压力控制系统流程 如图 6-1,本机组用高压辅助蒸汽,或汽机的四级抽汽对凝结水加热、除氧。为了保 证除氧效果,应该使凝结水始终处于饱和状态。一旦欠饱和,则蒸汽快速凝结,除氧器压 力将下降,这时就需要快速补充蒸汽量。 在启动之初,由于四级抽汽压力较低,所以要用辅汽来加热。当四抽压力达到一定的 值以后,除氧器将改为随四抽滑压运行,对四级抽汽是不加调节的。 所以除氧器压力控制实际上是指启动初期对进入除氧器的辅汽量的控制。 二、影响因素与控制手段 显然,凝结水流量和辅汽量的变化将对除氧器压力产生影响。 如前节所述,为满足除氧器水位控制要求,凝结水量不断调整,不可能作为除氧器压 力的控制变量,所以只有通过控制辅汽流量来控制除氧器压力。这里,用除氧器压力控制 阀(辅汽至除氧器的气动调节阀) ,来控制进入除氧器的辅汽流量。 三、控制原理 除氧器压力控制系统原理如图 6-2 所示,分析如下。 1.正常情况下 (1)除氧器压力信号,即 PV 由压力变送器获得。 (2)设定值 SP 则由运行人员从压力控制阀 M/A 站上设定。 若辅汽至除氧器的电动门已经打开,则由运行人员设定的值作为除氧器压力控制设定 值,否则,定值将跟踪过程变量,即 SP-PV=0,控制器输出不再变化, (实际上,此时控 制阀已被超驰关闭) 。

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正常情况下,除氧器压力控制器将根据除氧器压力与设定值的偏差,控制除氧器压力 控制阀的开度,从而使压力 PV=设定值 SP。

图 6-2 除氧器压力控制系统原理图 2.特殊情形 当辅汽到除氧器电动门关闭时,将超驰关闭控制阀。 另外,SCS 在四抽至除氧器电动门打开后,会自动切除压力控制阀的压缩空气气源。 3.站的方式 当 MFT 或者阀位指令与实际阀位偏差大时,或*压力测量质量坏时,将切手动。 4.站显示 PV:除氧器压力 SP:压力设定值 CO:阀位指令

第七节

汽包水位控制(给水控制)系统

一、过程描述 如图 7-1 所示,本机组配了三台给水泵:A 和 B 为汽动泵(TDBFP) ,C 为电动泵 (MDBFP) ,电动给水泵作为汽动给水泵的备用泵,也作为启动给水泵。三台给水泵的转速 都是可调的。每台泵的容量可维持机组 50%负荷运行。

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图 7-1 给水系统流程图 电泵转速通过液力耦合器调整,汽泵通过 BFPT 控制器控制小机进汽,从而调节转速。 给水泵打出的水进入给水母管,一部分被用作过热器的减温水,另外的部分经过 3、2、 1 号高加进入锅炉省煤器、汽包,在高加的出口,安装有流量测量元件,可测出进入汽包的 给水量。 在高加出口、省煤器的入口处,设计了一组阀门。 (1)主给水门,正常运行时全开。 (2)启动阀 1、2,正常运行中一般不用 (3)小流量调节门及前后的电动门,又可称为启动旁路门。 二、系统的任务,影响水位的因素及调节手段 1.任务:汽包水位过高会影响汽水分离效果,使蒸汽带水;汽包水位过低,会影响汽水循 环,甚至干锅。汽包水位控制系统的任务就是维持锅炉汽包水位为设定值,实现全程水位 自动控制。 2.影响因素与调节手段 影响水位的因素主要有: (1)流出汽包的蒸汽流量 (2)放水或排污量 (3)进入汽包的给水流量 从质量平衡角度看,当流出汽包的蒸汽流量、排污、放水量和进入汽包的给水量不平 衡时,汽包水位将发生变化。 (4)汽包压力的变化。汽包压力的变化可能会导致“虚假”水位现象。例如:当汽包

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压力 Pd 下降时,汽包中的饱和水就会大量汽化,产生大量汽泡,使得水位升高,往往是由 于汽轮机用汽量 D 增加导致 Pd 下降,即 D ↑ 导致 H↑ 。而从质量平衡角度看,流出汽 包的质量增加,应使水位下降,所以这种水位上升现象是一种“虚假”水位现象。同样由 于用汽量 D 减少,Pd 升高,将导致水位暂时下降(也是虚假水位现象) 。 上述几种主要因素中,蒸汽量取决于外界负荷的要求,汽压的变化则是燃料量、蒸汽 量等综合影响的结果,而只有给水量是一个可控制的量,可以用作汽包水位调节手段。 汽包对象特性如图 7-2:

图 7-2 汽包对象特性 由于这样一种特性,当只用一种简单的 PI 调节,即只根据水位调节时,就会导致错误 的动作。例如:D ↑ 导致 H ↑,而 H ↑ 要求给水 W ↓ ,这将使得 D 与 W 严重不平 衡,所以接下来的是水位快速回落,系统很难稳定。所以汽包水位控制系统一般都设计成 三冲量串级控制方案。 现已经确定,给水流量是调节手段,那么,如何调节给水量呢? 可用两种方法:一是节流(阀门)调节。可通过启动旁路阀调节给水量,二是转速调 节。 如图 7-3 所示,当给水泵定速运行时,其 P-Q 线不动,假定原工作点在 A(流量为 QA) ,若关小阀门,管道阻力特性线则上移,工作点将上移至 B,流量变为 QB,从而实现 了流量的调节。 节流调节的缺点是节流造成节流损失,会降低机组的效率。所以,大容量机组在正常 运行时,都采用转速调节,即通过调整给水泵转速调节给水量。 当机组正常运行时,主给水门将全开,旁路门全关,管道阻力特性不变。假定原工作 点为 A,流量显 QA,转速为 nA ,若升高转速到 nB ,则泵的 P-Q 线将上移,工作点移到 B,此时流量变为 QB,所以也实现了流量控制。

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图 7-3 给水泵流量-压力特性 三、控制原理 1.主要信号的获取 (1)水位信号

图 7-4 平衡容器结构 汽包水位测量采用如图 7-4 所示的平衡容器。图中△P 为差压,γ a 为平衡容器中 饱和水的比重,可近似认为不变,近似为 50 度时水的比重,γ ’和γ "分别为汽包中的饱 和水和饱和蒸汽的比重,h 为汽包水位。因此根据流体静力学原理有 △P= L?γ a-[hγ ’ + (L-h)?γ "] = L(γ a-γ ")-h(γ ’-γ ") ∴ h=[-△P+L(γ a-γ ")] / (γ ’-γ ") γ ’和γ "都是汽包压力的函数, 记 L(γ a-γ ") =f1(P) (γ ’-γ ")=f2(P)

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则, h=[-△P+f1(P)]/f2(P)

图 7-5

汽包水位的求取

(2)主蒸汽流量信号: 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。根据 费留格尔公式,流经汽轮机汽流量是汽机一级压力函数,因此不再需要在主蒸汽管道上 加装流量测量元件,从而可以避免用测量孔板而产生的节流损失。主蒸汽流量计算原理 如图 7-6 所示。

图 7-6

主汽流量的计算

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(3)给水流量

图 7-7 总给水流量的计算 总给水流量信号按照图 7-7 的原理求得。 计算总的给水流量的目的,是为了与前述主蒸汽流量相比较,因为蒸汽流量中不但包 括流出汽包的蒸汽量还包括减温水转换成的蒸汽量,所以,为了反映进、出汽包的水、汽 质量的平衡,这里总的给水流量不仅包括从主给水管道测出的进入锅炉汽包的给水流量, 还应包括减温水量,每一只减温水阀的流量都由测量元件测出。 减温水量=1 级+2 级左+2 级右+3 级左+3 级右。 2.汽包水位设定值 SP 由运行人员从启动控制阀(或称为启动旁路阀)的 M/A 站上给定。 3.单冲量控制方案 启动之初,主给水门关闭,启动阀 1、2 也关闭,启动控制阀前后的电动门打开(参见 图 7-1) ,此时,电泵定速运行,通过启动控制阀的节流作用,调节给水流量控制水位。原 理如图 7-8 所示。

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图 7-8 给水控制系统原理图 此时,启动控制阀控制器 PID①对设定值和水位值之间的偏差进行 PID 运算,自动控 制指令经启动控制阀 M/A 站输出,去控制启动控制阀的开度,改变进入汽包的给水,最终 使水位等于定值。 随着负荷的开高,要求的给水量增加,该启动控制阀逐渐开大,到了一定开度以后, 调节性能变差,这时应该手动逐渐打开主给水门(通过 SCS) ,或者,当负荷增加,控制阀 开大以后,当发现控制阀已无法再对给水进行调节时,手动升高电泵转速,提高压头,增 加给水,此时,启动控制阀仍然可以自动地将水位维持在设定值上。 随着负荷继续升高,给水压力已升得较高,阀门承受的节流压差也越来越大,当启动 控制阀门已开到 90%以后,可以将电动给水泵转速控制投自动。给水控制由阀门节流调节 方式变成了给水泵转速调节方式。 此时单冲量控制器 PID②将对水位与定值之间的偏差进行计算,PID②的输出经电泵 M/A 站, 输出到电动给水泵勺管控制机构, 自动调整电泵转速, PID②最终使水位等于定值。 在电泵转速控制投自动的同时,启动控制阀 M/A 站,自动地切成手动,以防止责任不分, 互相干扰. 如前所述,随负荷升高,节流加强,所以此时 应手动打开主给水门,作为调节型阀门,不能 长期处于一个高温高压环境中,所以当主给水门全开后,则发出一个脉冲,超驰关闭启动控 制阀。

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4.三冲量控制方案 负荷继续升高后,仅用 PID②这个单冲量调节器,已难以保证调节品质,当负荷(蒸汽 流量)大于 30%以后,将自动采用三冲量控制方案。PID 调节器③(又称为给水流量调节 器)接受给水流量反馈信号,当给水流量由于扰动而发生波动时,该调节器会快速地调节 泵的转速, 有效克服给水波动。 用蒸汽流量信号作为给水流量调节器 PID③的设定值的一部 分,是为了使进入锅炉的给水量与流出锅炉的蒸汽量随时保持平衡。 (不严格地讲,只要能 保持两者平衡,就能保持水位不变) ,这样可以有效地克服虚假水位对调节品质的影响。 为了最终使水位能保持在定值上,PI 调节器④(称为三冲量水位调节器)将对水位与 其定值的偏差进行 PI 运算,其输出成为给水量设定值的另一部分。PI 调节器④最终将水位 维持在设定值(细调) 。 5.小机的投运 (1)随着负荷进一步升高,则需启小机。逐步升高小机转速,升高泵的出口压头,当转速 大于 3000 RPM 时,小机可投入遥控方式,此后,可在小机的 M/A 站上控制转速。小机的 运行及控制可参见本套讲义的 BFPT 控制部分。 当泵的出口压头略大于给水母管压头时, 打 开汽泵出口门,并继续手动调节汽泵转速,使汽泵转速与电泵转速逐步接近。此时水位仍 将由电泵自动维持。 当汽泵和电泵流量相近时,可将汽泵投自动,此时汽动给水泵将按三冲量方案自动调 节。 此后建议再启动第二台汽动泵。 将电动泵转速控制 M/A 站切手动,逐渐降低电泵转速,当其流量较低时,关闭其出口 门,停电泵(若要将其作为备用泵,出口门可以不关) 。为了使两汽泵的负荷均衡,所以用 了 MASTER 算法。 当电泵跳闸时,勺管指令超驰至 0,同样,当小机跳闸时,到小机去的指令超驰至 0 (PLW) 。 四、站方式 1.在启动控制阀 M/A 站 当下列任一条件出现时切手动 a. MFT b. 水位测量 BQ c. 主阀全开 d. 指令到与实际阀位偏差大 e. 电泵 M/A 站投入自动 f. 汽泵 A 或汽泵 B 投入自动 2. 电泵 M/A 站 当下列任一条件出现时,切手动: a. MFT b. 水位测量 BQ c. 电泵跳闸

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d. 指令与勺管实际位置偏差较大 e. A 、B 汽泵都投入了自动 f. 启动控制阀在自动,且开度小于 90% 3.汽动给水泵(A) a. A 泵跳闸 b. BFPT 控制器的速度信号 BQ c. 速度指令与实际速度偏差大 d. 启动控制阀在自动 e. 不可能投三冲量(蒸汽流量 BQ、给水流量 BQ) f. MFT g. 水位 BQ *h. BFPT 控制器不在遥控方式。 五、站指示: 1.启动控制阀 M/A 站 SP:水位设定值 PV:汽包水位 CO:阀的开度指令。 2.电泵 M/A 站 PV:显示电泵转速 CO:为勺管指令 3.汽泵 M/A 站 PV:显示汽泵转速 CO:为送往 BFPT 控制器的遥控转速指令

第八节

给水泵最小流量控制

一、系统流程 除氧器水箱中的水是饱和水,给水泵入口水可认为是接近饱和的水,汽蚀裕量不大, 若给水泵流量太低(例如启动时或负荷较低时) ,泵的效率就会较低,加上冷却不够,则可 能导致汽蚀,为了防止汽蚀,在泵的出口与除氧器水箱之间设有一再循环管,装有一个再 循环控制阀,如图 8-1,可用它分流一部分流量。

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图 8-1 给水泵再循环系统 二、任务及手段 该系统的任务:控制泵的流量不低于规定的值。 手段:调节再循环阀的开度。 三、原理(以电泵为例) 给水泵最小流量控制原理如图 8-2。 1.测量:泵的入口处有一流量元件,用双测量获得流量信号,并用 H/、/L 进行高低 判断。 2.最小流量设定值。一般来说,不同的转速下要求的最小流量是不同的,如图 8-3 所示,最小流量是转速的函数。运行中,运行人员可以利用再循环控制 M/A 站的设定值接 钮对最小流量设定进行偏置。有些机组的最小流量设定值为常数。 3.PI 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。 4.特殊情形: a. 当给水泵的流量已经足够大且再循环阀开度已经较小, 则超驰关 (PLW) 再循环阀 (脉 冲) ; b. 电动泵跳闸,或电动泵流量较小,超驰开(PRA)再循环阀(脉冲信号) 。 四、站方式 当阀位指令与实际阀位偏差大时,切手动。 *当流量测量 BQ 时,切手动。 五、站指示 SP:显示经过偏置以后的最小流量定值。 PV:显示泵的流量

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图 8-2 给水泵最小流量控制原理图

图 8-3 最小流量线

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第九节

过热蒸汽温度控制系统

一、过热汽温控制系统的任务 过热汽温是影响机组安全运行及经济运行的重要参数之一。过热汽温较高时,机组热效 率则相对较高,但过高的过热汽温是汽机金属材料所不允许的。由于过热器处于锅炉的高温 区且承受着高压,尽管它的材料采用的是昂贵的耐高温高压的合金钢,但主汽温的设计值已 接近钢材允许的极限温度,强度方面的安全系数也很小,所以过热器金属超温是不允许的. 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,并对过热器实 现保护,使管壁金属温度不超过允许的工作范围。正常运行时,一般过热器温与额定值偏差不 超过±5℃. 二、过热汽温控制对象的静态和动态特性 分析汽温控制对象的特性,是为了分析影响汽温的因素和影响方式,并寻找到合适的 控制手段。 影响过热汽温的因素很多,有些是设计问题,也有许多是运行问题,因此要维持一定 的过热汽温,首先要分析一下影响过热汽温的因素。只有这样才能设计出优良的过热汽温 控制系统。 1.静态特性 (1)锅炉负荷与过热汽温的关系 锅炉负荷(一般可用总风量代表)增加时,炉膛中燃烧的燃料增加,但炉膛中的最高温度没 有多大变动,炉膛辐射放热量相对变化不大,使得炉膛出口烟温增高。 这说明负荷增加时,每千 克燃料的辐射放热百分率减少;而在炉膛后的对流换热区中,由于烟温和烟速的提高,每千克 燃料的对流放热百分率将增大。 因此,对于对流式过热器来说,当锅炉的负荷增加时,出口汽温 的稳态值升高;辐射式过热器则具有相反的汽温特性,即当锅炉负荷增加时,会使出口汽温的 稳态值降低。如图 9-1 。

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图 9-1 汽温与锅炉负荷的关系 两种过热器的串联配合,可以取得较平的汽温特性,但在一般采用这两种过热器串联的 锅炉中,过热器出口的过热蒸汽温度,在某个负荷范围内,随锅炉负荷的增加将有所升高。 (2)过剩空气系数与过热汽温的静态关系 过剩空气量改变时,燃烧生成的烟气量亦改变,因而所有对流受热面吸热改变,而且对离 炉膛出口较远的受热面影响显著。目前大多数锅炉的过热器均以对流吸热为主,当增大过剩 空气量时,将使过热汽温上升。 (3)给水温度与汽温的关系 提高给水温度,将使过热汽温下降 ,这是因为产生每千克蒸汽所需的燃料量减少了,流经 过热器的烟气量也减少了。因此,是否投入高压给水加热器会使给水温度相差很大,这对过热 汽温有明显影响。 (4)燃烧器的运行方式与过热汽温的静态关系 在炉膛内投入高度不同的燃烧器或改变燃烧器倾角(再热汽温调节的需要)会影响炉 内温度分布和炉膛出口烟温,因而也会影响过热汽温,火焰"中心"相对提高时,过热汽温将升 高。 (5)进入过热器的蒸汽的热焓与过热汽温的静态关系 一定压力下,过热器入口蒸汽焓值增加,将使出口汽温增加;采用喷水减温时,喷水量增加, 进入过热器的蒸汽热焓降低,过热汽温将下降。 同一负荷下,当锅炉汽包压力较低时,进入过热 器蒸汽的饱和蒸汽焓值比较高压力下的饱和蒸汽的焓值要高,但从汽包产生的饱和蒸汽量却 减少了,所以出口主汽温将增加。 (6)其它因素与过热汽温的静态关系 ①受热面清洁程度。过热器之前的受热面发生积灰或结渣时,进入过热器的烟温升高,因 而使过热汽温上升,而过热器本身发生积灰或结渣将使过热汽温下降。 ②饱和蒸汽用量。当锅炉的吹灰器或其它辅机使用饱和蒸汽时,为了供应饱和蒸汽就需 要增加燃料,其结果 将使过热汽温升高。 ③排污量。排污对过热汽温的影响和使用饱和蒸汽一样,但由于排污水的焓较低,故影响

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较小。 ④燃料性质对过热汽温的影响。 当由煤粉改燃油时,由于炉膛内的辐射 吸热百分率增大, 过热汽温将降低。 ⑤尾部烟道中再热汽温控制档板位置对过热汽温有较大影响。例如,当关小再热器烟道 挡板(一般相应开大过热器档板)时,过热汽温会升高。 2.动态特性 如前所述,影响过热汽温的因素很多,但其中锅炉输入热量和过热器入口蒸汽焓(或入口 汽温)是两种最主要的扰动。在各种扰动下汽温对象动态特性都有一定的迟延和惯性,典型的 汽温阶跃响应曲线如图 9-2 。

图 9-2 典型的汽温动态响应特性曲线 汽温对象在不同的扰动作用下,其动态特性参数的数值(对象延迟时间τ ,对象时间常数 Tc,对象自平衡系数ρ )可能有很大差别。 为了能在调节机构动作后能及时地对汽温产生影响, 要求在调节机构动作后,汽温对象的动态特性具有较小的τ 和τ /Tc,因此正确选择调节汽温 的手段是非常重要的。 目前广泛采用喷水减温作为控制汽温的手段。对于维持汽温这一要求而言,汽温对象在 控制作用下动态特性的延迟τ 和时间常数 Tc 还嫌太大,如果只根据汽温偏差来改变减温水 量往往不能有效地控制汽温偏差,所以,在设计汽温控制系统时,应该充分考虑影响汽温的各 种因素及其影响,以便设计出合理且可行的具有良好控制品质的过热汽温控制系统。 三、过热汽温控制系统典型方案 对象结构如图 9-3 所示。

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图 9-3 采用一及减温的对象结构图 1.串级汽温控制方案 采用喷水减温的串级汽温控制系统方案如图 9-4 所示。 从被控对象动态特性看,减温水 扰动下的汽温动态特性具有一定的延时和较大的惯性,仅采用过热器出口汽温设计的过热汽 温控制系统难以满足生产要求,可采用减温器出口的蒸汽温度作为导前信号。在有关扰动下, 尤其是减温水扰动时,减温器出口处的汽温要比过热器出口处的汽温提前反映扰动作用,从 而可及时地调整减温水量。因此,采用导前汽温信号构成串级汽温控制系统可以改善汽温控 制的品质。

图 9-4 喷水减温串级控制方案 在该方案中,只要导前汽温发生变化,副调节器 PID1 就去改变减温水调节阀的开度,改变 减温水量,初步维持后段过热器入口(减温器出口)处的汽温,对后段过热器出口主汽温起粗调 作用。后段过热器出口主汽温由主调节器 PID2 控制。只要后段过热器出口汽温未达到设定 值,主调节器 PID2 的输出就不断地变化,使副调节器不断地去改变减温水量,直到主汽温恢复 到主汽温设定值为止。 稳态时,减温器出口的汽温,即导前汽温可能与原来数值不同,而主汽温

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一定等于设定值。 由于导前汽温能比主汽温提前反映扰动对主汽温的影响,尤其是减温水扰动,显然串级 控制系统可以减小主汽温的动态偏差。 在串级汽温控制系统中,两个回路的任务及对象的动态特性不同。副调节器的任务是快 速消除落在内回路内的扰动影响,要求控制过程的持续时间较短,但不要求无偏差,故可选用 比例调节器,也可用比例、积分、微分调节器。主调节器的任务是维持主汽温为设定值,一般 选用比例、积分、微分调节器,在采用计算机控制系统后,还可选用更复杂的控制算法。 2.采用导前微分信号的汽温控制系统 图 9-5 为采用导前信号的微分作为补充信号的汽温控制系统。 如果不加入这个导前微 分信号,控制系统就是一个只根据主汽温度进行控制的单回路系统。加入这个导前信号后,由 于它能迅速反映扰动影响,所以能有效地克服扰动对主汽温的影响。在动态过程中,PID 调节 器根据导前信号的微分信号和主汽温度信号动作,但在稳态时,导前信号稳定不变,微分器的 输出为零,因此过热器出口主汽温度一定等于设定值。

图 9-5 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 随着单元机组容量的增大,过热器管道变长,主汽温对有关扰动的迟延和惯性增大,若仍 采用一级减温水控制主汽温度,将面临着下面的矛盾: 如果将减温器靠近过热器出口布置,虽可降低主汽温对减温水量(即控制作用)变化的迟 延和惯性,有利于减小过热汽温在各种扰动下的动态偏差,但牺牲了减温水对整个过热器的 保护功能;反之,若减温水靠前布置,虽能对绝大部分过热器起保护作用,但过热汽温对减温水 量变化的迟延和惯性加大,即使采用前述串级控制或导前信号微分控制方案有时也不能获得 较好的控制品质。

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图 9-6 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 9-6 所示。 为实现方便,相位补偿环节的传递函数一般可用 W(S)=(1+α τ S)2 /(1+τ S)2 的形式,对 于大容量锅炉,过热汽温对象可近似为高阶惯性环节(都在 4 阶以上,有的高达 6 阶),所以采用 相位补偿后,在合理选择α 和τ 的情况下,相当于将被控对象传递函数的阶数降低两阶,这样 不但方便了调节器参数的整定,也使主汽温控制系统的品质得到较大提高。 4.应用状态变量观测器的过热汽温自动控制系统 在过热汽温自动控制系统中应用对象的状态变量作为反馈信号,能有效地提高控制性 能。这里简单介绍这种控制方案。 从减温器出口汽温(导前汽温)θ 1 至过热器出口汽温θ 2 间的动态特性可用 n 阶惯性环 节来近似表示,即 W(S)=θ 2 /θ 1 =k/(1+TS)n 。它有 n 个状态变量,原则上可以根据θ 1 和θ 2 估计(观测)出这 n 个状态变量 xi (i=1,2,3,....n)。把这些状态变量作为控制作用的反馈信号, 并用积分调节器来保证稳态时过热汽温等于其设定值θ 20 。应用状态变量的过热汽温控制 方案如图 9-7 所示。

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图 9-7 用状态变量观测器的过热汽温控制方案 图中,ki (i=1,2,3....n)是观测器的增益,应适当取较大数值,使状态观测器的输出θ 2 '与实 际过热汽温θ 2 较快接近;fi (i=1,2,3,...n)为控制增益,适当整定,以获得较好的控制性能;积分 调节器最终消除稳态误差,积分作用可以缓慢进行校正。 5.过热汽温分段控制系统 如前所述,对于过热蒸汽管道较长的大型锅炉,若只采用一级减温水控制主汽温,在保护过热 器和提高过热汽温控制系统品质两方面要做到两全齐美是有一定难度的。为了兼顾两方面 的要求,可以采用分段控制系统方案,即将整个过热器分成若干段,每段分别设置减温器,分别 控制各段的汽温,并维持主汽温为给定的值。如图 9-8 所示。分段控制系统一般采用下述 两种控制方案。

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图 9-8 设置两级减温水的对象结构示意图 (1) 分别设置独立的定值控制系统 在该方案中,两级减温水控制方案可分别采用串级控制策略。第一级减温水将二段过热 器(屏式过热器)出口汽温控制在某个定值;第二级减温水将三段过热器(高温对流过热器)出 口汽温,即主汽温度控制在设定值。这种系统可称为分段定值控制系统。分成两级减温后,各 级控制系统的对象特性的迟延和惯性都要比只采用一级减温水方案时的对象特性的迟延和 惯性小,因而可以改善控制品质。 在这种系统中,两级减温水的控制是独立的,两个控制系统可 分别整定,可独立地投入运行。 (2) 按温差控制的分段控制系统 对于混合型过热器,由于具有辐射特性的屏式过热器与高温对流过热器随负荷变化的汽 温静态特性方向相反,因而导致在负荷变化后,稳态时两级减温水中的一级减少,而另一级增 加,使得两级减温水量分配不均。解决这一问题的方法之一是采用温差控制方案,如图 9-9。 在该方案中,二级减温水的控制仍采用串级方案,用以维持主汽温度;而一级减温水则根据二 级减温器的前后温差进行控制。该温差的设定值为负荷的函数,如图 9-10。负荷增加时,该 设定值减小,这意味着一级减温水量必须增加;反之,一级减温水量减少。这样,可使一级和二 级减温水量在不同负荷时都可做到比较均匀分配。显然,对于混合型过热器而言,该方案优于 上述两级独立的定值控制方案。

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图 9-9 温差控制系统

图 9-10 温差设定值与锅炉负荷的关系 6.分段控制系统方案的改进 (1) 一级减温水控制策略 一级减温水控制系统的主要任务是保护处于高温区的过热器尤其是处于炉膛高温中的 屏式过热器,同时协助改善二级减温控制系统的控制品质。 因此,对于一级减温控制系统来说, 以二段过热器出口汽温为被控变量或以一级减温器出口(二段过热器入口)汽温为被控变量, 原则上都是可行的。如以一级减温器出口处的汽温为被控变量,则由于对象的惯性较小,只要 设计一个简单的单回路调节系统即可。这样,系统简单,参数整定也较为方便。若采用以二段 过热器出口汽温为被控变量,由于对象存在较大迟延和惯性,即使采用串级控制系统并经很 好整定,但调节过程还是存在衰减缓慢、调节时间较长等缺点,反而会对二级减温系统的控制 品质产生不良影响。另一方面,一级减温器出口汽温的静态特性实际反映的是屏式过热器之 前的初级对流过热器的对流特性,它和高温对流过热器随负荷变化的静态特性在方向上是一 致的,以这点的汽温作为被控变量对解决一、二级减温水分配不均问题是有好处的。因此,在 设计一级减温控制系统时,可采用图 9-11 所描述的超弛控制策略,在这里,一级减温器出口

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(屏式过热器入口)汽温是系统的被控变量,其定值是锅炉负荷、 主汽压力和汽包压力微分的函 数,若这个函数定义恰当,不但能合理地分配一、 二级减温水的静态比例,而且对改善二级减温 控制系统的性能都是有益的。

图 9-11 一级减温控制方案 图 9-11 中,虽然出现了两个"串联"的 PID 调节器,但该系统并不是普通意义上的串级控 制系统。 只有当屏式过热器出口汽温超过某个值时,例如超过图中 A1 值时,PID1 输出才减小, 通过小值选择器,形成串级控制,使屏式过热器出口汽温不致超温;而当屏式过热器出口汽温 低于 A1 值时,该系统是以屏式过热器入口汽温为被控变量的单回路控制系统。 为了实现对整个过热器,特别是对处于炉膛高温中的屏式过热器的保护,并且使得整个 过热器的汽温分布较为连续,可以通过图中的函数 f(x)2,使屏式过热器入口汽温的设定值略 低,而有意识地提高一级减温水量占整个减温水量的比例。但应注意,屏式过热器入口汽温任 何时侯都不能低于入口汽压下的饱和汽温,以防止蒸汽带水。 9-11 中 f(x)3 用来估算屏式 图 过热器入口处的饱和温度值,A2 则是为了使蒸汽有适当的过热度,屏式过热器入口汽温的最 低定值不能低于加法器 4 的输出,这样可有效防止动态过程中蒸汽进入湿蒸汽区。 (2) 二级减温水控制策略 图 9-12 是一种二级减温控制方案的方框图。其基本思想是,通过较为准确的计算,确 定末段过热器入口处应具有的温度值,使得过热蒸汽在这一温度值的基础上,经过末段过热 器吸热后,其出口汽温正好达到或接近要求的定值。若仍有偏差,再由主调节器来消除。 由图 9-12 可见,该串级系统的副调节器 PID 除了克服减温水扰动外,还根据一个经过较 准确估算的入口汽温定值来控制减温水量,这与传统串级系统的设计思想相比,有明显进步。 实际上这是一种建立在串级系统基础之上的前馈反馈控制策略,但与普通的前馈设计方案相 比,有一定的新意。

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图 9-12 二级减温控制方案 实现这一思想的关键是末段过热器入口汽温定值的估算。 根据水蒸汽特性,某一状态下的 蒸汽温度可由焓值和压力两个参数求出。在这里,末段过热器入口处压力等于出口处的主汽 压力加上蒸汽从入口流到出口产生的压损,而入口焓值则是出口焓值减去蒸汽流经末段过热 器的焓增值。有了这两个参数就可根据水蒸汽图表查出入口汽温定值。水蒸汽特性表可用 拟合方法存入计算机中,或用水蒸汽参数计算公式计算;压损可根据蒸汽流量和阻力特性计 算;出口蒸汽焓值可据出口主蒸汽压力和要求的主汽温度定值,由水蒸汽表查得。 不难看出,问题的关键是对焓增值的估计。在此,对影响焓增的几种因素作一分析。 ①流经末段过热器的蒸汽焓增与锅炉输入热量直接有关。输入热量增加,焓增加大。一 般用风量间接代表锅炉输入热量,风量信号可从燃烧控制系统的测量信号中获取。 ②炉内过剩空气系数,将影响到末段过热器入口处的烟速,过剩空气系数增大,会使进入 高温对流过热器的烟速升高,因而可为它提供更多的热量。过剩空气系数可用主蒸汽流量与 风量比值来间接表示。 ③火焰中心的位置将影响入口烟温。火焰中心高,炉膛出口烟温升高,则本应由水冷壁吸 收的热量,被烟道中的其它部分,包括末段过热器吸收了,热量的再分配,使蒸汽流经末段过热 器后的焓增值增大。火焰中心的位置难以测量,只能作粗略估计,可以用最高两层燃烧器的燃 料量与总燃料量的比值作为反映火焰中心位置的间接信号。 ④再热汽温控制系统在采用烟气挡板或燃烧器倾角控制再热汽温时,对过热汽温也有影 响,可用再热汽温控制指令间接反映这种影响。 ⑤对一些动态影响因素,也应加以考虑。例如,负荷的快速变化会引起过热汽温的变化;

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在锅炉燃料量快速增加时,若用户(汽轮机)的用汽量不变,则由于烟气中的热量迅速增加,使得 过热蒸汽的温度上升;反之,用汽量迅速增加时,若锅炉输入热量不增或增加缓慢,则会使得过 热汽温降低。这种动态不平衡可以用汽包压力的微分信号 dPd/dt 来反映。当汽包压力增加 时,dPd/dt 为正,表示与当时过热蒸汽流量所需的热量相比输入热量过多,此时则应通过降低 入口汽温定值的方法,增加减温水量,以阻止汽温上升,反之亦然。 在汽机控制压力这一运行方 式(汽机跟随方式 TF)下,该动态修正信号是不必要的,可取消。 (3) 一、二级减温水综合控制方案 在一般的主汽温控制系统中,每级减温水的控制是相对独立的。也可以采用另一种控制方案: 两级减温水的控制不是独立的,而是根据主汽温度这一个被控变量,由一个控制系统来统一 控制一级和二级减温水量,图 9-13 是这一策略的原理性方框图。

图 9-13 一、二级减温水综合控制方案 该策略的基本思想是: ①,稳态时,使得一级减温水量多于二级减温水量。 如前所述,这样可使得整个过热器的温 度分布较为连续,特别是有利于保护处在炉膛高温中的屏式过热器。 ②,在动态过程中,由二级减温器承担过热汽温的主要调节任务。因为主汽温对于二级减 温水的响应速度比对一级减温水的响应速度要快得多。当系统受到各种扰动而使主汽温偏 离设定值时,通过加大二级减温水调节的力度,能使主汽温的动态偏差较小,调节品质提高。 ③,采用较精确的前馈来提高系统的调节品质。 图中有三个控制指令,它们的形成原理说明如下: ①总减温水量指令。该系统的主汽温度设定值是由锅炉的负荷指令经函数块 1 形成 的,PID 调节器 2 对定值与主汽温测量值的偏差运算,其输出成为总减温水量指令的一部分,

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该 PID 调节器使得稳态时主汽温度等于设定值;再根据影响主汽温的种种因素,引入前馈信号 作为总减温水量指令的另一部分,以进一步改善控制品质。如前所分析的那样,有影响的前馈 参量较多,如可采用锅炉送风量 、汽包压力微分信号等。 ②一级减温水量指令。总减温水量指令分别通过函数块 3 和 4 去分配一级和二级减温 水量指令,通过这两个函数块.使得分配给一级减温水量指令的份额比分配给二级减温水量 指令的份额大。函数块 5 是一惯性环节,其输出经最大及最小一级减温水量限制后,形成一级 减温水量指令。PID 调节器 6 用于控制实际的一级减温水量并克服一级减温水扰动。 ③二级减温水量指令。实际的二级减温水量指令由两部分合成:一部分是函数块 4 的输 出,这是从总减温水量指令分配的份额;另一部分是减法器 7 的输出。由于惯性环节(滞后)5 的存在,在动态过程中,实际的一级减温水量指令与从总减温水量指令分配到的分额有一定 的偏差,若最大或最小减温水量限制起作用的话,也会形成偏差,因此,为使实际的一级减温水 量指令和实际的二级减温水量指令之和与总减温水量指令相等,这一偏差在加法器 8 中与从 总减温水量指令中分配到的二级减温水量指令的份额相加,形成实际的二级减温水量指令。 PID 调节器 9 控制二级减温水量并用于克服二级减温水的扰动。 在上述方案中,函数块 3 和 4 实现了"稳态时一级减温水量多于二级减温水量"的思想,而 惯性环节 5 则使得动态过程中二级减温水量指令的变化比一级减温水量指令快得多,从而实 现"动态过程中由二级减温水承担过热汽温的主要调节任务"的思想。 9-14 表示了总减温 图 水量指令与一级、二级减温水量指令间的关系。 图 9-13 中 PID10 及 PID11 分别实现屏式过热器的高温保护和防带水保护。其原理与 图 9-11 中的原理是相似的。图 9-13 中用汽包压力及 f(x)12 来确定屏式过热器出口允许 的最高温度;用汽包压力及 f(x)13 来决定屏式过热器入口允许的最低温度。

图 9-14 总减温水指令与一、二级减温水指令的关系 四、涉及主设备的改进措施 为了保证过热汽温控制系统安全正常工作,对主设备可以采用如下一些改进措施:

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1.减温水关断阀的设置及其控制逻辑的设计 与其它调节阀一样,减温水调节阀在最小开度时,非线性特性明显。 特别是,在开度指令到 零时,例如在锅炉低负荷时,主汽温度本身较低,不需喷水减温时,仍会有一定的漏流,因而使主 汽温度更低,这种特性对于控制系统的品质是不利的。为了克服这一不利因素,可以在调节阀 前设置一关断阀,关断阀的运行逻辑设计为当下述条件均满足时打开关断阀: (1)锅炉主蒸汽流量>10%MCR (2)无主燃料跳闸 (3)控制系统输出的调节阀开度指令已达到一定的值(例如 6%) 否则,关闭关断阀。 2.大小调节阀分程控制方案 这也是改善调节阀门特性的一项措施。分程控制,就是在每级每侧减温水管路上并行设 置低流量调节阀和高流量调节阀,前者的容量大约为该级该侧最大设计减温水量的 25%,而 后者为 75%。实际运行时,当小阀全开后,开始打开大阀。这种设计有利于减小减温水调节阀 的体积,提高阀门调节精度。 3.减温水压力的保证方案 减温水一般取自锅炉给水管路上某点,该点与喷水点的压差主要是给水及蒸汽流经管道 的压损。在高负荷时,系统要求的减温水量较大,为了保证有足够的减温水量而又使减温水管 道尺寸不致太大,可考虑在给水管路上减温水取出点之后安装差压调节阀,通过阀门的适当 节流来增加压差。

图 9-15 减温水差压控制原理方框图 图 9-15 为减温水差压控制原理框图。差压设定值是锅炉负荷的函数,随负荷增加有所 增加,而且在运行中可以通过手动调整偏置值修改差压设定值。因为在高负荷时,系统要求的 减温水量较多,具有足够的差压既能保证足够的减温水量又不致使减温水管道尺寸太大。 五、过热汽温控制系统的整定 过热汽温控制系统是一个复杂的前馈反馈控制系统,可能采用的控制策略有多种,这里仅

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对以串级控制为基础的控制方案,说明基本的整定原则。 1.前馈通道的整定 前馈通道各环节特性可根据锅炉设计说明书的有关数据和运行后获得的稳态数据,以静 态补偿为目的,确定有关参数。 例如,在图 9-13 所示的方案中,总风量与总减温水量指令的关 系,可根据锅炉说明书中减温水量与负荷的关系以及执行机构静态特性来确定。 2.反馈通道中控制器参数的整定 以图 9-4 所示的串级控制系统为例: 控制系统方框图如图 9-16 所示,它有两个闭合的调节回路: 由对象调节通道的导前区 W1(S)(含执行器、减温水调节阀的特性)、导前汽温变送器γ 1 和副调节器 WR1(S)组成的副调节回路。 由对象调节通道的惰性区 W2 (S)、主汽温变送器γ 2 、主调节器 WR2 (S)及副调节回 路组成的主调节回路。

图 9-16 串级汽温控制系统方框图 副调节器的作用主要是根据导前汽温的变化,快速消除落在副回路中的扰动,进而使主 汽温保持基本不变。副调节器的参数可按一般的单回路调节系统的整定方法,按快速随动系 统的要求整定。根据对象特性 W1 (S)和γ 1 整定 WR1 (S),当副回路成为一快速随动系统后, 意味着导前汽温随主调节器的输出快速变化,因此,主调节回路的方框图可改画成图 9-17。 在副调节器参数整定完成后,主调节器的参数可按照对象惰性区特性 W2 (S)以及两个变 送器的特性来整定。实际上 W2 (S)是不能用试验方法直接测得的,可以用主汽温对副调节器 的输出扰动的传递函数 W0 (S)除以 W1 (S)来近似求得。也可以在将副调节器投入后,用主调 节器的输出作为扰动,作出主汽温对该扰动的响应曲线,求得等效传递函数 W20 (S)(含变送器

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在内),再据 W20 (S)整定出主调节器的参数。

图 9-17 主回路近似方框图

六、淮北二电厂 300MW 机组过热汽温控制系统 一) 过程描述

图 9-18 淮北二电厂过热汽温系统流程图 如图 9-18,系统共布置有三级减温水: 1.初过出口,大屏入口,为一级减温 2.大屏出口,后屏入口,为二级减温(分两侧) 3.后屏出口,高过入口,为三级减温(分两侧) 每一个减温器都设有一个减温水流量调整门,一个电动隔离门,一个流量元件,减温 水取自给水泵后、高加前给水母管,因此能保证减温水有足够的压头。运行中,尽量多地 将减温水分配在一级。 若只设计一级减温,喷水如果越靠前, 对象的惯性越大,对控制系统的设计来说,难

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度也越大;如果靠后,虽然对象的惯性减小,有利于控制系统的设计,但失去了保护过热 器的功能。因此,本机组分三级减温。 二) 控制原理 即便是分成三级减温,对象特性仍表现为大迟延,大惯性。所以每级减温控制都采用 导前信号,构成串级调节系统。 (一)一级减温水控制方案

图 9-19 一级减温控制系统方框图 一级减温控制系统原理如图 9-19 所示。 1.测量:测量出大屏出口 A 侧及 B 侧汽温,求平均值,作为大屏出口的汽温,即 PV;测量出一级减温器后的蒸汽温度,作为导前信号(用双测量) 。 2.设定值是负荷的函数(负荷用汽机一级压力 P1 代表) ,根据是否是滑压运行方 式,采用不同的定值函数,但该定值可由运行人员从 M/A 站上作适当修改。 3.主调节器对测量值(PV)与设定值(SP)之间的偏差进行 PI 运算,其输出使 喷水调整门开度变化,调节减温水流量,最终 PV=SP。 4.为了改善调节品质,克服大惯性对系统品质的影响,也是为了有效地消除减温 水的自发扰动,采用了减温器后的汽温作为导前信号。出现扰动时,导前汽温比出口汽温

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反应得早(快) ,副调节器就可以及时地进行调节,这种设计尤其有利于克服减温水扰动。 当出现 MFT 或汽机跳闸、或负荷小于 x%时,将超驰关闭减温水。 当减温水调节阀的开度大于 x%(例如 5%) ,则发出一个脉冲信号打开一减隔离门, 反过来。当开度小于 x%时,经延时,关闭隔离门(由 SCS 实现) ,以彻底关断减温水。 5.M/A 站的方式 a. 大屏出口汽温 BQ b. 一级减温器后的汽温 BQ c. 减温水调整门的控制指令与实际的位置偏差大 d. MFT e. 汽机跳闸时 f. 负荷小于 x%时(25%) * g. 大屏出口汽温与设定值之间偏差大。 (二)二级减温控制方案 两侧分别控制,采用的方案也为采用减温器后的汽温作为导前信号的串级方案。 (三)三级减温水控制方案 三级减温控制方案如图 9-21 所示。 1.测量:用双测量获得锅炉出口主汽温(PV) ;两侧减温器后的汽温也用双测量,分别作 为两侧喷水调门的导前信号。 2. 设定值是负荷的函数, 负荷可用汽轮机一级压力 P1 代表。 该定值也可由运行人员从 M/A 站上进行偏置修改。 锅炉出口主汽温与负荷的关系如图 9-20 所示。

图 9-20 锅炉出口主汽温与负荷的关系 该图说明,不同负荷下可以控制的的汽温是不同的,不同的运行方式(滑压/定压)下, 即使负荷相同,汽温也是不同的。所以汽温设定值应根据负荷情况实事求是地确定,随着 负荷的增加,可逐步增加汽温设定值。

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3. 原理

图 9-21 三级减温控制原理图 a. 被测出的主汽温度与其设定值求偏差,在 PI 调节器①中进行计算,其输出送到 PI②和 PI③中,经过 PI②、③的处理后,最后使 A、B 两侧的减温水调门开度变化,改变 减温水量,最终主汽温等于设定。 b. PI②和③实际上是在对减温器后的汽温进行控制, 减温器后的蒸汽温度被称为导 前信号,它能快速反映减温水的扰动,所以 PI②和③对于有效地克服扰动,尤其是减温水 扰动有好处。 c. PI 调节器①的输出,被用作 PI②和 PI③的输入,PI②和 PI③的另一个输入是减 温器后的蒸汽温度,所以,从物理意义上讲,PI 调节器①的输出是减温器后蒸汽温度的设 定值。 降低这个设定值,将会使减温水增大,从而使包括减温器后温度和主汽温度在内 的汽温值下降。 因此,若发现某个扰动因素会使主汽温升高,那么,就可以通过降低导前汽温的 设定值的方法,使减温水快速地增加,这将有利于改善调节品质。 总风量是对汽温的一个主要影响因素(它也反映了负荷) ,所以,本系统取风量信 号作为前馈信号,叠加到导前汽温设定值上。 另外,还要考虑到动态影响,从动态看,汽轮机用汽量增加,汽温会下跌。汽轮机

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一级压力的变化反映蒸汽流量发生了变化;此外,最能反映动态变化程度的是汽包压力信 号。所以本系统可以考虑将总风量、汽轮机一级压力以及汽包压力这 3 个信号,用作前馈 信号,叠加在导前汽温定值上。 d. XMASTER 用于在两侧减温水都以手动方式控制时,实现跟踪(PID①要跟踪, 否则 PI①的输出就难以预料了) 。 e. 特殊情形: 当 MFT 或负荷小于 x%时,超驰关闭三级减温水。 当 3 级减温水开度指令大于 x%后,发出脉冲信号,打开隔离门,否则延时后关闭隔离 门。 4.站方式(以 A 站为例) a. MFT 或负荷小于 x% b. A 阀指令与实际位置偏差大 c. 3 减后汽温测量 BQ *d. 前馈信号测量 BQ 上述任一信号出现,将使 M/A 站切手动。

第十节

再热蒸汽温度控制系统

一、再热汽温控制的任务 对于大容量、 高参数机组,为了提高机组的循环效率,防止汽机末级带水,需采用中间再热 系统。新蒸汽经过高压缸作功后,再回到锅炉的再热器吸热,被加热后的再热蒸汽送往中、低 压缸继续作功。 提高再热汽温对于提高循环热效率是有利的,但受金属材料的限制,目前一般机组的再 热蒸汽温度都控制在 560℃以下。 再热蒸汽温度控制系统的任务是将再热蒸汽温度控制在某个定值上;此外,在低负荷时, 或机组甩负荷时,以至汽轮机跳闸时,保护再热器不超温,以保证机组的安全运行。 二、影响再热汽温的因素及控制手段和控制系统 影响再热汽温的因素很多,锅炉负荷对再热蒸汽温度的影响较大,一方面是由于再热器 的对流特性的影响,另一方面是由于再热器入口的工质状态随负荷变化而变化的幅度也较 大。此外受热面积灰、给水温度的变化、过剩空气系数的变化等因素对再热汽温也有一定 影响。 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。上述几种再热汽

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温控制方法各有优缺点,但就可靠性、滞后时间、对其它参数的影响、运行经济性等技术指 标而言,改变烟气挡板位置和调整燃烧器倾角的方法优于其它方法。 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。当用烟气挡板或或改变燃烧器倾角不能将再热汽温控制住,在再热汽温高过一定值时,则 通过喷水快速降低再热汽温。由于采用减温水控制再热汽温会降低机组的循环热效率,因此 不宜作为再热汽温的主要控制手段。 1.采用烟气档板控制再热汽温

图 10-1 配备再热挡板和过热挡板的烟气系统 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,分别布置初级对流过热器 和再热器,例如马鞍山第二发电厂 300MW 机组, 如图 10-1, 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。通常一侧挡 板开大时,另一侧挡板关小,这样可克服挡板的非线性影响,也可减小对引风系统的影响。

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图 10-2 典型再热汽温控制系统 图 10-2 为一典型的再热汽温控制系统原理框图,说明如下: (1) 正常情况下的再热汽温控制 再热汽温定值是主蒸汽流量的函数,考虑到低负荷时,挡板难以将再热汽温维持在较高 温度(例如 540℃),因而在保证一定的过热度的情况下,可适当降低再热汽温的设定值。 设定值 也可由运行人员手动设定(如图中 A1)。 再热汽温测量值与设定值之偏差,由 PID 调节器运算, 输出控制信号去控制再热器档板和过热器挡板的开度,PID 调节器 2 最终消除再热蒸汽温度 与其设定值的偏差。图 10-3 表示了函数关系 f(x)3、f(x)4 的特性。

图 10-3 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 函数关系表明,过热烟道挡板和再热烟道挡板随 PID 输出的控制信号的变化,一个开大, 另一个关小。

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再热汽温对象也是一个具有较大惯性的对象,与设计过热汽温控制系统一样,若要使再 热汽温控制系统具有较好的控制品质,应在充分分析影响再热汽温的因素及其影响的基础上, 设计合适的前馈控制方案。 在众多的影响因素中,机组负荷是最主要的扰动,因此,采用锅炉负 荷信号来构成前馈信号是比较恰当的,代表锅炉负荷的信号可以是总风量信号,如图 10-2。 为进一步改进系统的品质,可以用再热器入口的汽温作为导前汽温信号,构成串级再热 汽温控制系统。 (2) 特殊情况下的再热汽温控制 ① 如果烟道档板不能将再热汽温维持在设定值,那么,当再热汽温超过设定值一定量(图 中的偏置值 A2,一般是 10℃)以后,PID5 输出开始增加,将对再热器入口施以喷水,以快速降低 再热汽温。再热汽温下降到一定值之后,PID5 的输出减小,直至关闭减温水。 喷水减温系统的减温水取自再热器减温水母管,母管水是从给水泵某一抽头引出的,因 此有足够的压头。减温水经关断阀和调节阀喷向再热器入口端,如图 10-4。 尽管喷水减温是一种以牺牲热效率为代价的再热汽温控制手段,但是当档板控制(或燃 烧器倾角控制)效果不太理想时,往往采用微量喷水控制方案。 考虑到这种情况,锅炉应在高温 再热器入口布置微量喷水减温器,而在低温再热器入口布置事故喷水减温器。图 10-5 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。图中对温度设定值的偏 置为 3℃,当再热汽温高出设定值 3℃时,微量喷水投入;若汽温高过设定值更多时,如图 10-5, 当再热汽温比设定值高出 A2 时,事故喷水投入。

图 10-4 喷水减温示意图 无论是对于事故喷水调节阀还是微量喷水调节阀,为了解决漏流问题,在它们之前都设 有关断阀,关断阀的控制逻辑的设计与过热汽温控制系统中的设计相似。 ② 当锅炉吹扫时,BMS 系统要求再热烟道挡板和过热烟道挡板处于全开;当 MFT 时, 挡板锁定; MFT 复位后,挡板释放控制。在这些特殊情况下,再热烟道挡板和过热烟道挡板自 动调节系统将由逻辑控制取代。 ③ 在低负荷时,或者在旁路未投入的情况下启动锅炉时,由于再热器中蒸汽流量较小甚 至无蒸汽流动,再热器处于干烧状态,此时,虽然锅炉输入热量很低,但亦有可能使金属超温,这 时可采取两种措施,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,二是手动 使再热器烟道挡板关闭。

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图 10-5 温量喷水控制原理图 2.采用摆动燃烧器控制再热汽温 改变燃烧器倾角是控制再热汽温的一种有效的手段。通过改变燃烧器的倾角,可以改变 火焰中心的位置,从而改变炉膛出口烟温,对再热汽温实施调节。图 10-6 为用燃烧器倾角控 制再热汽温的方案的原理框图。

图 10-6 燃烧器倾角再热汽温控制系统 对其原理说明如下: ① 再热汽温设定值是主蒸汽流量的函数,该设定值与再热汽温测量值求偏差后,送控制

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器(图中采用的是 Smith 预估控制器),由控制器将再热汽温维持在设定值上。 这里总风量被 用作为燃烧器倾角的前馈控制信号。 ② 喷水减温是辅助控制的一种手段。 只有在燃烧器倾角压到一定角度之后,且再热汽温 仍然较高时,方可投入喷水。 用于燃烧器倾角控制器的再热汽温设定值加上一个由燃烧器倾角控制指令经一个函数 关系 f(x)后而形成的偏置值,成为减温水控制器的温度设定值。 当燃烧器倾角(指令)已压到最 低时,f(x)的输出减至零。也就是说当靠燃烧器倾角已不能控制再热汽温时,减温水才正式承 担起控制再热汽温任务;此外,虽然倾角控制指令未降到最低,但是,如果再热汽温超过了经过 f(x)偏置过的设定值时,减温水作为一种安全措施也将投入。 减温水控制方案中采用了减温器出口的汽温作为导前信号,构成串级控制系统,有利于 克服扰动影响。在减温水调节阀前也设置一关断阀,其控制逻辑与过热汽温的减温水控制系 统中的逻辑相似。 3.采用烟气再循环方法控制再热汽温 所谓烟气再循环,就是用再循环风机从烟道尾部抽取低温烟气,送回炉膛底部,从而改变 辐射受热面与对流受热面的吸热比例,以达到控制再热汽温的目的。 烟气再循环方法,在控制再热汽温的同时,也会对过热汽温产生较大的影响。若由于某种 原因,再热汽温较高,这时起升温作用的烟气装置不需要投入,只能用事故喷水控制再热汽 温,。对停用的再循环烟道来说,炉膛内的高温烟气可能经过挡板缝隙倒流到再循环烟道而烧 坏设备,故在停运时,要采取相应措施,防止高温烟气流入。 烟气再循环的再一个不足之处是再循环风机的工作条件恶劣,容易损坏和腐蚀;此外风 机的运行也增加了厂用电的消耗。 由于上述原因,一般大机组上已不采用这种再热汽温控制方法。 三、淮北二电厂 300MW 机组再热汽温控制系统 一) 过程描述 本机组的再热器布置在炉膛上方及水平烟道中,在壁再入口,布置有事故喷水减温器, 在中再的入口分两侧布置了微量喷水减温器。 二) 本机组所采用的再热汽温控制手段 a. 通过摆动燃烧器,改变倾角,改变火焰中心的位置,这是锅炉厂在设计时考虑的主要 手段,但运行中由于执行机构问题,可能效果不好。 b. 作为补充,当燃烧器倾角不能控制好再热汽温时,可通过微量喷水调节再热汽温。 c. 若上述手段仍不能满足要求,特别是在发现再热器超温时,可以用事故喷水。喷水 来自给水泵的中间抽头,因再热蒸汽压力较主汽压力要低,减温水形成的蒸汽参数也就较 低,所以对整个机组的热效率产生不良影响。 所以运行中,b、c 两种手段应尽可能的少用。 三) 控制原理 (一)燃烧器倾角控制

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图 10-7 燃烧器倾角控制方案 控制方案如图 10-7 所示。 1.通过双测量测出再热汽温(PV) 。 2.设定值是汽机一级压力的函数,但可由运行人员从 M/A 站上作适当的偏置。 3.PI 调节器对 PV 与 SP 的偏差进行运算,输出送燃烧器倾角控制站,倾角控制 M/A 站的输出再经平衡回路,分配到 8 组执行机构的 M/A 站,最终使 PV=SP。 4.考虑到风量对再热汽温影响明显。所以将总风量作为前馈信号,直接控制燃烧器的 倾角。 汽机-机压力(反映汽机负荷)对再热汽温有明显影响。一级压力低,则高排压力低, 冷再温度也低,所以对再热汽温影响较大。因此系统中,将汽机一级压力信号也用作为前 馈信号。 (二)微量喷水:

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图 10-8 再热蒸汽喷水减温系统 再热蒸汽系统减温水布置如图 10-8 所示。在壁再入口设计有事故喷水,在中再入口 设计有微量喷水。 微量喷水控制策略为采用导前汽温信号的串级控制方案,其原理可参考过热汽温控制 方案,这里不再详细分析。为了体现优先使用燃烧器倾角、少用喷水的原则,这里的再热 汽温定值比倾角控制 M/A 站上反映的定值稍高一些(由运行人员偏置) 。 两侧喷水都采用了串级控制方案,相互独立。 (三)事故喷水 再热汽温定值在倾角站上的基础上,由运行人员适当偏置。采用的也是串级方案。 当 MFT 时,将超驰关闭减温水门。 (四)站方式 下列任一信号出现,则切手动 1.倾角 M/A 站 a. 指令与执行器实际位置大偏差 b. 倾角指令已达高限 c. 倾角指令已达低限 d. MFT e. 负荷前馈信号 BQ f. 负荷小于 x% g. 汽温信号 BQ 2.微量喷水 M/A 站 a. 执行机构故障(指令与位置偏差大)

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b. PV 与 SP 大偏差 3.事故喷水 M/A 站 a. 执行机构故障(指令与位置偏差大) b. PV 与 SP 大偏差

第十一节

燃烧控制系统

一、燃烧过程自动控制系统的任务 设计锅炉燃烧自动控制系统的目的是控制燃烧过程,使燃料燃烧所提供的热量适应外界 对锅炉输出的蒸汽负荷的需求,同时保证锅炉的安全经济运行。 锅炉燃烧过程自动控制主要包括三项控制内容: 1. 控制燃料量。 当外界对锅炉蒸汽负荷的要求变化时,必须相应地改变锅炉燃烧的燃料量(单 位时间内送入炉膛的燃料重量)。 2.控制送风量。为了实现经济燃烧,必须相应地调节送风量,使送风量(单位时间内送入炉膛 的空气重量)与燃料量相适应。燃烧过程的经济与否可以从过剩空气系数是否合适来衡量, 过剩空气系数通常可用烟气中的含氧量来间接表示。也可通过使风量与燃料量成一定比例 的方法实现经济燃烧。控制送风量也是为了实现安全运行,若风量相对于燃料量太少的话,亦 可能导致熄火事故。 3.控制引风量。为了保持炉膛压力在要求的范围内,引风量(单位时间内从炉膛引出的烟气 重量)必须与送风量相适应。炉膛压力的高低也关系着锅炉的安全、经济运行。炉膛压力过 低,会使大量的冷风漏入炉膛,将会增大引风机的负荷和排烟损失,炉膛压力太低甚至会引起 内爆;反之,炉膛压力高且高出大气压力时,会使烟气冒出,不仅会影响环境卫生,甚至可能影响 设备和人身安全。 相应地,由三个(子)控制系统,即燃料量控制系统、送风量控制系统、引风量控制系统,来 实现上述三项控制。 三个控制系统之间存在着密切的相互关联,要控制好燃烧过程,必须使燃料量、送风量及 引风量三者协调变化;锅炉正常运行时,燃料量、 总风量两者必须成适当比例,代表这两个成适 当比例的量的变量被定义为锅炉的燃烧率。 二、燃烧过程控制对象的动态特性 尽管燃烧过程控制对象是一个多输入、多输出的复杂的对象,但从设计燃烧控制系统的 目的来看,主要需要了解一下在燃烧率扰动下的对象动态特性。

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汽压是锅炉燃烧是否适应负荷要求的标志,保持汽压稳定也是锅炉正常运行的基本要 求。 在燃烧率阶跃扰动下,锅炉输出蒸汽负荷 DT 不变时及汽机调门开度μ T 不变时,主汽压 力的动态响应曲线如图 11-1 所示。 图 11-1 燃烧扰动下的锅炉动态特性 如果燃烧率不变,在汽机调门开度或蒸汽量扰动下的汽压动态特性如图 11-2 所示。

图 11-2 汽机侧扰动下的锅炉动态特性 三、燃料量控制系统 燃料量控制系统的任务是根据机组负荷协调控制系统输出的或由运行人员手动给定的 燃烧率指令来控制燃料量。 1.燃料量的测量与热量信号 燃料量控制系统中,燃料量信号作为按燃烧率指令进行控制的反馈信号,应能及时地反映 实际燃料量的变化。正确及时地测量燃料量,是燃料量控制系统的关键问题。对于液体和气 体燃料,可以直接测量进入炉膛的燃料量,但是对于固体燃料(电厂锅炉主要以煤作燃料),直接 测量进入炉膛的燃料量是较困难的,通常采用间接测量方法。 (1)给粉机转速 对采用中间储仓式制粉系统的锅炉,可采用给粉机转速来间接代表燃料量。但是,给粉机 转速不能反映煤粉自流等因素的影响,由于煤粉自流,同样的转速,给粉量却可能不一样,这种 偏差只有在影响到主汽压或机组负荷时,才能通过改变燃烧率指令去消除自流等因素的影 响。 (2)磨煤机进出口差压 对采用直吹式制粉系统的锅炉,可用磨煤机进出口差压来近似代表燃料量,这是以假定磨

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煤机出力与其进出口差压的平方根成正比为前提的。但影响磨煤机进出口差压的因素很多 (如煤种、一次风量及磨煤机工况等),而且该信号的波动也较大。 (3)给煤机转速 对采用直吹式制粉系统的锅炉,也可用给煤机转速求出燃料量。在要求给煤机的转速调 节良好的同时,还应考虑到煤层密度、厚度对燃料量的影响,才能使给煤量与转速之间保持确 定的关系。 前述的 3 种方法是煤量的测量方法。有时为了保持炉膛中燃烧稳定,在烧煤的同时还要 烧油,所以总燃料量的测量实际包括燃油量的测量和燃煤量的测量两部分。 (4)热量信号 测量进入炉膛的燃料燃烧后的发热量,是间接测量进入炉膛的燃料量的一种方法。 进入炉 膛燃烧的燃料量可用下式的热量信号 Q 来表示。

Q=D+Cd ? dPd / dt
式中,D 蒸汽流量(Kg/s); Cd 蓄热系数(Kg/MPa); Pd 汽包压力(MPa)。 蓄热系数 Cd 代表锅炉的蓄热能力,即表示汽包压力每下降 1MPa 时锅炉所释放出的蒸汽 量。

Cd ?

?? ?D ? dt?/?P ?t ? ? P ?t ??
d 0 d 1

Cd 通常用试验方法求得。 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 11-3(a)。 根据调门开度改变时蒸汽流量和汽包压力的变化曲线,用作图法可求出蓄热系数。从图 11-3(a)的△D-t 图上,量取面积 A, A=∫△D?dt; Pd-t 图上,可以得到△Pd=Pd(t0)-Pd(t1)。 从 由此可计算出蓄热系数 C=A/△Pd。 D 是用蒸汽流量单位表示的锅炉汽水吸热量。 如不考虑管道金属的蓄热变化,Q 可近似代 表炉膛热负荷的大小,因而可代表进入锅炉燃烧的燃料量。此外,用热量信号还能反映燃料热 值的变化。 热量信号可用图 11-3(b)所示的组态方案求得。 无论是采用直吹式还是采用中间储仓式的制粉系统,都可以用热量信号代表进入锅炉的 燃料量。

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(a)

(b) 图 11-3 热量信号的求取

2.燃料量(煤量)控制系统的基本结构 最简单的燃料量控制系统可用由负荷主控系统的锅炉控制器输出的燃烧率指令或由运 行人员从煤控制站上手动输出的燃烧率指令去直接控制燃料系统的执行机构,改变进入锅炉 的燃料量。但若不将燃料量测量信号引入系统,则在出现燃料扰动时,这种方案不能快速消除 扰动,只有等到主汽压或机组负荷发生变化时,才通过负荷主控系统或由运行人员手动改变 燃烧率指令来调整燃料量,最终消除扰动。所以,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 11-4 所示。 燃料量调节器根据燃烧率指令和燃料量反馈信号,并行地去控制各燃料量调节机构。不 同的燃料控制系统的区别主要体现在燃料量信号的测量方法和燃料量调节机构的调节特点 上。 燃料量的测量问题在前面已作介绍。燃料量控制系统的结构方案还与制粉设备的选型及 制粉系统的设计有关。制粉系统分为中间储仓式和直吹式两大类。

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图 11-4 燃料控制系统的基本结构 对于中间储仓式制粉系统,可通过调节给粉机转速来调节燃料量,因有中间储仓,燃料量 调节的动态反应较快,因此系统结构也相对简单。 对采用中速磨的直吹式制粉系统,从给煤进入磨煤机到输出煤粉,存在较大迟延,为提高 响应速度,调节系统可根据燃烧率指令先调节一次风量,然后再按照一次风量与给煤量的配 比关系调节给煤机转速,改变给煤量,即燃烧率指令/一次风量/燃料量控制方案,如图 11-5。 这种控制方案的优点是负荷响应速度较快,当燃烧率指令变化时,立即改变一次风量可 以迅速带走磨煤机中的存粉,从而达到快速响应负荷指令的目的。但是一次风量的扰动,特别 是磨煤机温度控制系统会对一次风量形成经常性的扰动,将对燃料量产生经常性的扰动;此 外,这种方案实际上是将一次风量控制系统和燃料量控制系统合成为一个系统,使系统比较 复杂。

图 11-5 直吹式制粉系统控制方案一 另一种方案是燃烧率指令/燃料量/一次风量控制方案。该方案按照由燃烧率指令所形成

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的给煤量指令直接控制给煤量;按照一次风与燃料量的配比关系由一次风量控制系统控制一 次风量,与此同时,通过微分环节使一次风量动态超调,将磨煤机中的一部分储存的煤粉及时 吹进炉膛,这样当要求增加负荷时,就能快速适应负荷变化的需要;相反,在减负荷时,为防止实 际一次风量小于给煤量所要求的一次风量,采用一次风量指令来限制给煤量指令,这样可防 止由于一次风相对较少而堵煤,方案如图 11-6。

图 11-6 直吹式制粉系统控制方案二 3.燃煤量控制系统的基本要求 在具体设计燃料量调节系统时,应考虑下面一些问题: 1) 风煤的配合 送风量和燃料量应同时根据燃烧率指令来调节,两者之间的配合调节是由送风量控制系 统完成的。应考虑到,当由于送风系统的设备情况而使实际风量受到限制时,燃料量控制系统 也应限制燃料量。 2) 信号处理 为补偿给煤、 制粉、 输粉和燃烧的迟延,需对燃料量测量信号加以动态阻尼(用惯性环节); 此外,如采用转速信号作为反映燃料量的信号,则在当给煤(粉)机试转时,因实际上无煤,应切 除给煤(粉)机转速信号。 3) 偏置调节 对于燃料控制系统,各层给粉机的转速(或各台磨煤机的转速)根据同一指令平行控制,根 据各层(磨)的实际情况,有时需要限制某一层(磨)的负荷,为此须对各层(各磨)负荷设有分别 调节的手段,即可对各层(各磨)的指令加偏置。 4) 参数修正 当投入自动的燃料控制的层数(或磨的台数)变更时,总燃料量调节器的整定参数,或回路 增益应能自动修改。

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5) 偏差监视 当主要变量值或变量偏差越限时,产生报警信号,必要时要限制设备运行或将调节系统 切手动。 6) 与燃烧器管理系统 BMS 的结合 燃料量控制系统与燃烧器管理系统之间存在着密切的联系,尤其是对直吹式制粉系统。 在磨组的起动阶段及发生主燃料跳闸时,燃料量的控制应与燃烧器的管理相配合,以保证锅 炉的安全运行。 7) 自动跟踪 当控制系统从手动方式切换到自动方式或从自动方式切换到手动方式时,为了既使执行 机构没有切换冲击,又不会对对象产生扰动,必须考虑自动跟踪问题。 燃料量控制系统中,有多 台执行机构并列工作,所以应考虑任何一台执行机构投入自动或退出自动的情况。 4.典型的燃料量控制系统 在介绍燃料量控制系统之前,首先介绍一下锅炉燃烧率的形成: (1)对于并列运行的锅炉,各台锅炉共同维持汽压不变,各台锅炉的燃烧率指令由母管汽 压控制器(校正器)形成。 (2)对于一台孤立运行的锅炉(例如供汽锅炉),其燃烧率指令由汽压控制器形成。 (3)在单元机组运行方式中,燃烧率指令则由机组负荷控制系统形成(参见协调控制系统 一节)。 下面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 方案如图 11-7 所示。 对该方案作简要说明如下: 由机组负荷控制系统来的燃烧率指令 BD 受到实际总风量 AF 的限制后,与热量信号 HR 求偏差,送总燃料量控制器 PID,其输出经总燃料控制站和跟踪与平衡处理后,形成各层燃料 量指令 Ai。Ai 经过该层燃料控制站后,输出该层给粉机的转速指令。控制回路的增益根据投 入自动的层数进行修正。此外,图中逻辑部分: ①当实际总风量小于风煤比所要求的风量时,将产生报警信号; ②当送风手动时,或人为取消风量/煤量联锁限制时,燃烧率指令不受实际风量限制,否则 由小值选择器限制; ③当总燃料控制站输出指令达上限或下限时,或"风<煤"报警出现时,总燃料控制站切手 动; ④当总燃料控制站切手动后,发出联锁信号,将送风控制切手动;并通知负荷主控,让燃烧 率指令 BD 跟踪热量信号 HR; ⑤判断总燃料控制站的输出是否达上限或下限,以形成将总燃料控制站切手动的信号; ⑥当相应层的燃料控制站切手动后,输出站方式信号;对各层站的方式综合后,判断是否 形成"所有站都为手动"信号;若所有层的燃料控制站都为手动,则总燃料控制器跟踪各层燃料 (给粉机转速)指令的平均值; ⑦BMS 发出将该层给粉机转速指令置最小;

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⑧当某一给粉机跳闸时,对被用于平均值计算的转速指令应修改,图中 A 为 0。

图 11-7 一种用于中储式制粉系统的燃料量控制系统 (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 对该方案作简要说明: 方案如图 11-8 所示。总燃料的控制原理与图 11-7 的方案相似。燃料量的测量方法, 除了象图 11-7 采用热量信号外,也可考虑采用给煤机转速来表示给煤量信号。在给煤机转 速控制部分,给煤需求信号由一次风量加以限制,这是为了确保有足够的一次风量;另外,加入 该磨的给煤量反馈信号,以有利于克服给煤量的自发扰动。 直吹式制粉系统控制的一大特点是,在控制给煤量的同时,要对一次风量加以控制。一次 风量需求信号是给煤量需求信号的函数,在该方案中,用函数关系 f(x)恰当地定义给煤量与所 要求的一次风量间的关系,根据煤种的变化等因素,运行人员可手动对一次风量需求值加适 当的偏置,使一次风量与给煤量具有最合适的关系。为了补偿磨煤机的惯性,采用由磨主控制 站输出的给煤量需求信号的微分作为超前信号,在要求增加负荷时,能使一次风量迅速增加, 吹出磨煤机中的存粉,从而可迅速增加进入炉膛的燃料量。

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图 11-8 一种用于直吹式制粉系统的燃料量控制系统 图中逻辑部分说明如下: ①~⑤,与应用于中间储仓式制粉系统的燃料量控制系统的逻辑基本相同。 ⑥ 当一次风量控制或给煤量控制或风粉温度控制为手动方式时、 或磨停运时,磨主控站 切手动。 ⑦ 当一次风量控制为手动方式、或当给煤机被 BMS 控制在最小转速时、或煤量测量 信号不好时、或磨跳闸时、或 BMS 将一次风挡板关闭时,给煤机控制站切手动。 ⑧ BMS 发出信号将给煤机转速降到最低。 ⑨ BMS 发出信号停给煤机时,将转速指令降至零。 ⑩ 当一次风量测量、 或一次风量测量信号不好时、 或磨跳闸时,一次风量控制站切手动。 11 BMS 发出信号,将一次风挡板位置设置在点火位置。 12 BMS 发出信号将一次风挡板关闭。 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 11-9 为中间储仓式制粉系统的磨煤机出口煤粉温度的控制方案,由于在中间储仓式 制粉系统中,磨煤机负压控制采用乏气再循环方法,乏气量的变化对煤粉温度有较大影响, 所 以磨煤机出口煤粉温度的控制与磨煤机负压的控制是联系在一起的,再循环挡板的开度指令 信号被用作热风挡板的前馈信号。

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图 11-9 中储式制粉系统之控制系统 (2)直吹式制粉系统的煤粉温度的控制

图 11-10 直吹式制粉系统磨出口温度控制方案 对于直吹式制粉系统,磨煤机出口煤粉温度一般是是通过冷、热一次风挡板开度的协调

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变化来控制的。控制方案方框图如图 11-10 所示。当开大热风门时,将关小冷风门,冷、热 风挡板开度之和为 100% ,可减小煤粉控制系统对一次风量的扰动。 当磨组跳闸时,BMS 系统 将发出信号,关闭热风挡板,打开冷风挡板(图中逻辑①)。 6.一次风母管压力的控制

图 11-11 一次风母管压力控制系统 一般来说,大型锅炉都设有两台一次风机,供应制粉系统所需的一次风。进入各台磨煤机 及供给每只燃烧器的一次风都从一次风母管供应,为使制粉系统及燃烧系统能正常工作,同 时保证一次风机的安全运行,必须将一次风母管的压力控制在一定的值。一次风母管的压力 由两台一次风机的入口挡板共同来控制。控制方案如图 11-11 所示。 一次风母管压力的测量值与设定值求偏差后,由 PID 调节器运算,调节器的输出经 “平衡 回路” ,产生两台一次风机入口挡板的开度指令。当某台一次风机起动时,为使起动电流不致 过大,联锁信号将对应一次风机入口挡板关闭,经延时后释放联锁信号。 当某一次风机跳闸时, 或一次风机运行中一次风压太低时,也将关闭对应一次风机的入口挡板(图中逻辑①)。 平衡回 路的作用是为了实现跟踪和无扰切换。ADPT 块根据投入自动的一次风机台数,对 PID 调节 器的参数适时修正,以保证回路增益保持不变。 7.燃油流量及压力控制 燃油作为一种点火和助燃燃料,在有些锅炉上燃油量并不调节,而是随着油枪投入的数 量的变化,燃油量发生变化,即变化是不连续的,这时只要求对燃油压力加以控制。 控制燃油压 力是为了确保油料能喷入炉膛并良好雾化,也是为了有足够的油量进入炉膛,防止由于油量 太少而熄火。有些锅炉,要求油量能连续调节,这时的燃油控制包括压力控制和流量控制两方

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面。当油压正常时,通过回油控制阀可连续调节进入炉膛的油量;,当油压偏低时,由图中逻辑 ①将控制系统功能将切向以油压为被控量的最小油压控制。方案如图 11-12 所示。

图 11-12 燃油压力与流量控制方案 四、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。大型锅炉 一般配有两台轴流式送风机,送风量是通过送风机的动叶来调整的。总风量指令由从负荷控 制部分送来的燃烧率指令按照风/煤比例关系确定,由于这个关系的确定不可能很精确,特别 是煤种变化时,这个关系也应改变,所以一般用烟气中的含氧量对总风量指令进行修正。实际 总风量与总风量指令的偏差经 PID 调节器运算后,形成送风机动叶指令。简单的送风量控制 系统可直接用总风量指令产生送风机动叶指令,但为了有效地克服总风量扰动,应引入总风 量测量信号。 1.总风量的测量 实现送风量自动控制的一个关键是送风量的准确测量。现代大型锅炉一般分设一次风 和二次风,有些锅炉还有三次风,因此总风量是这三种风的流量之和。 常用的风量测量装置有对称机翼型和复式文丘里管。一些简便的测量装置,有装于风机 入口的弯头测风装置和装于矩形风道内的档风板等。 每一种风的风量是分别测量的,根据风量测量装置测得的差压△P 求得风量 Fa,其关系式 为:

Fa ? ? ?g?p
式中,α 为流量系数,ρ 为空气密度。 空气密度随温度 T 而变化,可以近似认为密度与温度成反 比关系,所以风量与压差的关系经温度修正后可改写为

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Fa ? ?

g? p ?273 ? t ?

式中 t 为°C。 2.典型的送风量控制系统 图 11-13 为一典型的送风量控制系统方框图,图中,燃烧率指令经函数关系 f(x)1 和超前 环节 f(t)2,并经氧量修正及小值选择器后形成总风量指令,f(x)1 反映的是恰当的风/煤比例关 系,f(t)2 能在燃烧率指令变化时,实现超前改变送风量。 燃料燃烧需适量的过剩空气,以实现安全经济燃烧。过剩空气系数可用烟气中的氧量来 衡量,过剩空气系数α =21/(21-O2 %),其中 O2 %为烟气中氧量的百分数,最佳的 O2 %与负荷 的关系 f(x)3,大致可用图 11-14 来描述。 氧量过大,会增加排烟损失,氧量过小,会导致不完全 燃烧损失加大。根据煤种的变化,运行人员可调整氧量定值。氧量与其设定值的偏差由 PID4 调节,PID4 的输出对总风量指令作修正,继而改变送风量,最终使氧量的测量值等于其设定 值。 大值选择器 5 的作用是使总风量(指令)不小于当时燃料量(包括煤量和油量)所需的总风 量,f(x)6 由风/煤比确定,由这一限制,可使燃料量控制系统在锅炉加负荷时实现"先增风才能 增煤"的要求,而在减负荷时"先减燃料量后减风"。大值选择器 5 的另一个作用是确保总风量 (定值)不低于最小总风量(定值)。 总风量指令与总风量测量值的偏差由 PID7 运算,其输出经"平衡回路",形成两台送风机 的动叶指令。 平衡回路是为了实现跟踪和无扰动切换。 ADPT 块能根据投入自动的送风机的 台数,在线修改 PID7 的参数。 当要求起动某一台送风机时,或某台运行中的送风机跳闸时,应关闭相应送风机的动叶, 图中逻辑①将动叶指令跟踪至零。 BMS 系统发出自然通风信号时,逻辑②将动叶指令跟踪 在 至 100%。 由于送风量对炉膛压力影响较大,为了控制好炉膛压力,保证安全运行,当炉膛压力较低 时,逻辑③将闭锁送风机动叶的关小;当炉膛压力较高时,逻辑④将闭锁送风机动叶的开大。 在可能导致送风机喘振时,将限制送风机动叶的开大。图 11-13 中 f(x)8 是根据送风机的 特性曲线定义的,当送风机出口风压升高时,意味着风机的工作点向可能发生喘振的区域逼 近,这时,应关小动叶的角度,使风机的工作点远离喘振区。

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图 11-13 典型的送风量控制方案

图 11-14 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箱,再由二次风箱进入炉膛,帮助进入炉膛的燃 料燃烧。一般来说,每一层二次风的风量都有二次风挡板来调节(有些锅炉没有二次风挡板); 二次风挡板又分辅助风挡板、助燃风挡板、油枪风等。 辅助风挡板控制方案如图 11-15 所示。辅助风挡板控制系统的被控参数是二次风箱压 力与炉膛压力的差值,该差值的设定值是负荷的函数或燃烧率的函数,由图中的 f(x)定义,根据 运行情况,运行人员可对该定值作适当修改。每一层辅助风挡板的控制是分别进行的,且可通 过偏置 bias 来调整,以便使各层的辅助二次风量最佳。

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图 11-15 辅助风挡板控制方案 燃料风 (又称周界风) 挡板是根根据相应层的煤量(给煤机转速或给粉机转速)来控制的, 以便使该层的燃料燃烧工况最佳。方案如图 11-16 所示。 油枪风挡板根据对应层的燃油量来控制,根据燃烧状况,可通过偏置方法适当调整。方案 如图 11-17 所示。 在上述控制系统中,BMS 系统将根据其需要,对二次风挡板实施超驰控制。

图 11-16 燃料风挡板控制方案

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图 11-17 油枪风控制方案

五、引风量控制系统 引风量控制系统的任务是通过控制引风量将炉膛负压控制在设定值附近,所以该系统又 被称为炉膛压力控制系统。引风量通过引风机的入口挡板(离心式)或动叶(轴流式)来控制。 燃烧控制系统在根据燃烧率指令控制燃料量和送风量的同时,必须相应地控制引风量, 以维持炉膛压力在设定值附近,保证安全运行。正常运行时,炉膛压力设定值为-50~-100Pa, 具体数值与炉膛压力的测量位置有关。因为送风量是炉膛压力最重要的扰动因素,所以一 般取送风机动叶的控制指令(或送风机动叶的实际位置),作为引风量控制的前馈信号。当送 风量(或控制指令)变化时按比例改变引风量(指令),再根据炉膛压力与定值的偏差,由炉膛压 力调节器进行校正调节。 图 11-18 为一典型的引风量控制系统的方框图,说明如下: 系统采用送风机动叶指令的平均值作为前馈信号,当送风量变化时,同时调整引风量,使 炉膛的输入质量与输出质量基本保持平衡,可避免炉膛压力出现较大变化。实际上,当燃烧率 变化时,不仅仅是高温烟气的质量发生了变化,烟气的温度也发生了变化,这导致了炉膛压力 随燃烧率指令的变化呈非线性变化的特性,所以有些炉膛压力控制系统采用燃烧率指令经非 线性环节 f(x)1 处理后的信号作为前馈信号,这样的设计可以使前馈控制更准确,可更好地改 善系统的品质。

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图 11-18 引风量控制系统 前馈控制不可能做到保持炉膛压力精确不变,所以,炉膛压力的偏差经一带死区的非线 性环节 f(x)2 后,被送往 PID3 调节器,该调节器的输出与前馈信号叠加,形成引风量控制指令。 PID3 调节器最终将炉膛压力控制在设定值附近。 之所以采用带死区的非线性环节 f(x)2,是因 为炉内燃烧过程是一个剧烈的化学反应过程,炉膛压力处于快速波动状态,如果直接将炉膛 压力信号的偏差送到 PID3 调节器,其输出将不断波动,会引起引风挡板(或动叶)的频繁动作; 采用带死区的非线性环节后,只要压力是在一定的范围内波动,调节器的输出就不会发生变 化,从而可避免挡板(或动叶)的频繁动作。 "平衡回路"的作用是为了实现跟踪和无扰动切换。 经某台引风机的控制站输出的指令还 要经过一些处理后才成为真正的引风量控制指令。 1) 当炉膛压力较高时,不允许继续减小引风量。由逻辑①决定。 2) 当炉膛压力较低时,不允许继续增大引风量。由逻辑②决定。 3) 当炉膛压力低于一定的值后,环节 f(x)4 将根据压力低的程度,输出一个信号去减小引风 量。 4) 当发生 MFT(主燃料跳闸)时,炉内烟温急剧下降,而使炉膛压力急剧下降,为了防止内爆, 系统将产生一个信号,迅速减小引风量,以阻止炉膛压力的进一步降低;等经过一定时间后,再

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逐步使这个信号回零。 减小引风量信号的控制逻辑为: 逻辑③,在无 MFT 信号时,选择 f(x)5 的输出;逻辑④, 在 MFT 发生一定时间后,选择零;逻辑⑤,在未发生 MFT 时,选择零;逻辑⑥,在一台引风机运 行时选择 2,在两台引风机运行时选择 1。 关小的幅度与 MFT 时刻的负荷水平有关,f(x)5 定义了关小幅度与负荷水平的关系;f(t)6 为一惯性环节,由它使关小挡板(或动叶)的信号逐渐变为零。 乘法器 7 根据投入运行引风机的 台数对关小信号的幅度进行修正。 5) 对于轴流风机来说,为防止发生喘振,将限制引风机动叶角度的进一步增大。 6) 当要求起动引风机时,由逻辑⑦联锁关闭入口挡板(或动叶)。 7) 当 BMS 发出自然通风信号时,由逻辑⑧全开入口挡板(或动叶)。 六、淮北二电厂燃烧控制系统 如前所述,燃烧控制包括三项内容: (1)控制燃料量 (2)控制送风量 (3)控制引风量 一) 燃料量控制系统 本系统的任务是根据机组负荷协调控制系统或运行人员手动给出的燃烧率指令(锅炉指 令 BD)来控制燃料量。 1.燃料量的测量 作为燃烧控制系统中的反馈信号,它应能及时地反映燃料量的变化,对于燃油,等于 进油量减去回油量; 而对于煤粉量, 尤其是本机组, 由于采用的是中贮式制粉系统, 直接 测 量是因难的,只能用间接方法, 可 用 给 粉 机 转 速 信 号 计 算 出 燃 料 量, 但 由 于 难 以 考 虑 自 流 因 素, 所 以 只 作 为 可 选 方 法 。 这 里 主 要 采 用 热量信号(HR) 代 表进入炉膛的燃 料量。 2. 控制原理 淮北二电厂燃料量控制方案如图 11-19 所示。 a.系统设计了一个燃料主控站,运行人员可以手动地从这里发出给粉机指令,这个指 令经过一个平衡回路,分配到 A、B、C、D、E 5 个给粉机控制站。 每一个给粉机控制站,除了接受燃料主控站给出的给粉机指令以外, 还可由运行人 员手动控制本层给粉机转速。 b.为了运行的灵活性,又将 1 层中的 1 号、3 号角和 2 号、4 号角分成两个组,每组 再设一个手/自动控制站,运行人员可以通过这个组控制站单独控制两个角的给机转速。

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图 11-19 燃料量控制方案

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为了灵活,对于处于自动控制的某一层来说,在接受从燃料主控量来的给粉机转速指 令的同时,还可以用偏置方法(用 SP 按钮) ,适当调整本层的转速指令,从而实现各层负 荷的重新分配。注意,这种调整与手动控制是有区别的。 对于分别送到 1、3#或 2、4#角的指令,当 1、3#都停,或 2、4#都停时,则分别 超驰降到 0。 c.在上述基础之上,建立燃料自动控制系统 燃料指令 FD(来自上级,参见下面第 4 小节中的叙述)与燃料量的测量值( 可以是 HR,也可以是根据给粉机转速求出的给粉量再加燃油量) ,求偏差进行 PI 运算,作为给粉 机自动控制指令的一部分。 燃料量究竟用什么信号, 可 由运行人员选择, 如果 HR 信号无问题, 运行人员按下 “选 HR”按钮,则选择了 HR。 当燃油信号 BQ 时,则自动选择 HR。 运行人员也可以 按下“选燃料量”按钮, 选择由给粉机转速及燃油量折算出的燃料量。 d.为了加快给粉机转速对燃料指令的响应,以改善锅炉的负荷响应能力,该系统将燃料指 令的微分信号 (由 LEAD/LAG 算法实现实际微分功能)加到燃料主控站的入口。 , LEAD/LAG 算法特性如图 11-20 所示。

图 11-20 超前滞后环节特性 e.当燃料主控在手动时,作为它的上级指令,燃料量指令 FD 将跟踪实际的 HR。 4.燃料量指令如何来? 先 谈 一 下交叉限制(cross limit) 的 概 念。 燃料量指令来源于锅炉指令,当锅炉指令增加时,就想办法去增加燃烧率,也就是去 增加风量和燃料量, 为保证安全稳定燃烧, 任何时候都要保证风量富裕, 所以在增加 燃 料 指

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令之前,先要看风量是否允许,若风量不允许,则不能增加燃料量指令。这就是交叉限制 (CROSS LIMIT)。 下面分析实现交叉限制的原理。 如图 11-21 所示,对于锅炉指令 BD(来自机组负荷协调控制系统。将在协调控制系 统一节中阐述) ,加法器①的输出特性实际上是一个实际微分特性,因此,当要求增加锅炉 负荷时,加法器①的输出超前增加,而滞后环节②的输出缓慢增加,取大值通过过大选③, 风煤比函数 f(x)的输出将超前增加, 结果使风量指令超前增加, 这样风量就可能增加较快 (先 增风) ,这就为进一步增加燃料,创造了条件。大选④的作用反映出任何时候,风量指令都 不能小于当前燃料下所需的基本风量加过剩风量,而大选⑤ 的作用,是确保任何时候,风 量都不能小于 30%。

图 11-21 风量指令和燃料指令的形成及交叉限制 再看一下燃料指令的形成过程。当锅炉指令增加后,先看一下当前的总风量是否能满 足锅炉指令的要求(注意,应从总风量中扣除所需的过剩空气) 。若能满足要求,则锅炉指 令通过小选⑥,继而使燃料指令得到增加(后增煤) 。 当然,如前所述,风量指令增加后,总风量会增加,若不出意外,锅炉指令应能通过 小选⑥,而使燃料指令增加。

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反过来,看一下减负荷的过程。当锅炉指令降低时,锅炉指令可以顺利通过小选⑥, 燃料指令将减少(所谓“先减煤”。 ) 而风量一侧,由于风煤比函数前的输入信号降低较缓慢,这样,风量指令减小缓慢(即 实现了“后减风”。 ) 所以,这一部分控制策略实现了(1)任何时候都是富风运行; (2)先增风,后才能增 煤;先减煤,后才能减风。 关于过剩空气。过剩空气系数 ? ?

21 ,所以控制烟气中的氧量就是控制过剩空 21 ? O2

气量。用 4 个测点,用 3 个 SM2XMTRS 算法,测到一个平均氧量。 氧量的设定值是负荷的函数,负荷高时,燃烧趋于稳定,因此氧量可小一点,满负荷 时氧量一般控制在 4%~6%。 根据煤种变化情况,运行人员可以对氧量设定值进行偏置修正。 5.燃油控制 (1)手段

图 11-22 炉前油系统 炉前油系统如图 11-22 所示。通过调节再循环管路上的回油量控制阀的开度,可以 改变回油量,从而调节进入炉膛的燃油量。 (2)控制原理 燃油控制方案如图 11-23 所示。 a.测量:分别用单测量测出进油量和回油量,所以 PV=进油量-回油量。 b.流量设定值 SP 就是运行人员希望的燃油量,由运行人员燃油流量设定器上给定。 c.燃油量和设定值的偏差经过 PI①(燃油量控制器)运算,产生自动控制信号,经 燃油控制阀 M/A 站,去控制燃油回油控制阀的开度。最终使 PV=SP。

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d.正常运行时,希望燃油压力在 3MPa 左右,不能低于 2.6MPa,当燃油量要求较少 时,燃油控制阀可能开得较大,这样就应注意燃油压力,应防止它降得很低,影响运 行中的油枪的雾化效果和燃烧的稳定性。 若发现母管油压低于某一个值,燃油回油控制阀的任务将从控制燃油量转变为控 制油压。 通过压力测量元件测到的压力值与运行人员给出的压力设定值被送往 PI②, (燃 油压力控制器)进行 PI 运算,其输出去控制燃油回油控制阀的开度。 MFT 时,回油控制阀将超驰开。

图 11-23 燃油控制方案 6.燃料系统中各站的方式 (1)某层 1#、3#角 M/A 站(2#、4#角同) a. 1#给粉机停或 3#给粉机停 b. 1#给粉机转速 BQ,或 3#给粉机转速 BQ c. 指令与实际转速大偏差 上述任一条件出现时,切手动。 (2)A 层给粉机控制 M/A 站(B、C、D、E 层同) 当 1#、3#角 M/A 站和 2#、4#角 M/A 站都不能投自动时,切手动。

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(3)燃油控制站 M/A a. 燃油压力 BQ b. 燃油量 BQ c. 指令与阀位大偏差时 当上述任一信号存在时切手动。 7.站的指示: a. A 层给粉机控制站 SP 指示手动偏置值,CO 指示 A 层给粉机转速指令。 b. 燃油控制站 PV:显示燃油压力;SP:显示燃油压力;CO:显示阀指令。 另用一个燃油流量设定器,其 SP:显示流量定值;PV:显示燃油流量。 二) 送风量控制系统 1.任务、流程及控制手段 送风机(两台)送出来的风,经过空预器进入锅炉的二次风箱,在二次风箱中,布置 了 8 层二次风挡板,虽然通过改变这些挡板开度可以控制各层的辅助二次风量,但它们更 主要的任务是控制风箱与炉膛的差压,以保证二次风速合适。 另外,每层煤燃烧器还配备了周界风(冷却煤燃烧器,它的大小与该层煤粉量成一定比 例) 。 在本系统中,将通过调节送风机动叶角度,调节风量。 在风道中挡板位置不变的情况下, 风道阻力特性不变, 改变动叶角的角度, 风量将改变。 如图 11-24,例如,原工作点为 A,当增加动叶角度后,工作点移至 B,从而风量发生了 变化。

图 11-24 轴流式送风机特性 2. 调节原理 送风量控制方案如图 11-25 所示。

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(1) 测量: 二次风量用两侧测量元件分别测出进入 A 测风箱和 B 侧风箱的二次风; 一次风量, 也分两侧测量。二次风量和一次风量之和为总风量。 (2) 风量的设定值,即交叉限制后的风量指令。

图 11-25 送风量控制方案 (3)a. 总风量与风量指令的偏差,由 PI 运算,输出自动控制指令,经送风机动叶控制 站,再经平衡回路送 A、B 送风机 M/A 站,分别控制 A、B 送风机动叶,最终使总风量等 于风量指令。对总风量与风量指令的偏差还要进行判别,看是否过大,供机组负荷协调控 制系统实现 RD、RU 功能。 b. 对 A、B 风机的自动控制指令,运行人员可以进行手动偏置。 c. 当 SCS 发出指令要求开送风机动叶时(见 SCS 中对送风机动叶控制的描述) , 或两台引风机都跳闸后,将超驰打开动叶(PRA) ;此外,当两台引风机都跳闸 5 分钟后, 如果炉膛压力不是太高的话(一般来说说不可能太高) ,则产生 PRA 脉冲,将送风机动叶 超弛打开。

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当 SCS 要求关动叶时,则超驰关闭动叶(PLW) 。 对于轴流式送风机,尤其要注意喘振问题。当风机工作在 B 点时,若由于风道中某个 挡板关小,使阻力曲线上移,工作点将移至 C,此时风压升高、流量减小。如果风道中的挡 板关闭较多,则工作点将进一步上移,例如 D(驼峰) ,此后如果再关小挡板,则可能出现 这样一种情况,风机所能提供的压头将比 D 点的压力低,即比原先风道中的压头还要低, 这样风机将送不出风,风将从风机中倒回,风道中的压头将迅速下降。风道压力下降后, 风机又能送出风,风道压力又将回升,当压力再次高出风机所能提供的压头时,将重复上 述过程,这就是喘振,喘振将对风机安全构成威胁。 如何防止喘振?工作点应离开驼峰,例如:C 工作点就是一个稳定的工作点。假定, 管道阻力增加后,工作点仍在本角度的风机特性的驼峰的右下方,则可认为风机运行于稳 定区。 在本控制系统中,送风机动叶角度指令将受到喘振保护信号的限制。 从风机特性曲线看,对于一定的流量,当其最大的动叶角度不超过某一值时,工作点 将处于稳定区域中。因此也可以这样说,允许的最大动角是流量的函数。所以本控制方案 中采用风机的流量信号的函数作为最大动叶角度限值信号。 若喘振保护信号质量坏(风量测量 BQ)则不再限制。 此外,当送风机控制指令已达上限时,将闭锁机组负荷指令的增加(BI) ,反之,当达 下限时,则闭锁机组指令的减小(BD) 。参见协负荷调控制系统。 本系统的风机动叶控制站的输出,将作为引风机入口静叶的前馈信号。参见引风控制 系统。 其它:a. 当炉膛压力低时,将禁止减少(LWI)送风量机动叶指令,以防止炉膛压力 更低。 b. 当前总风量与当前燃料量所需的风量相比,裕量不大时,也将禁止减少送风 机动叶指令(见燃料控制框图) 。 c. 当炉膛压力高时,则禁止增加(RAI)送风机动叶角度指令。 当 LWI 信号出现时,M/A 站的输出不可增加,同样,当 RAI 信号出现时, M/A 站的输出不可减小。关于 LWI 和 RAI 的意义,请参见 WDPF 讲义中对 M/A 算法的描述。 3. 站方式 (1) A 风机 M/A 站(B 站相似) a. A 风机跳闸(指停运) b. A 及 B 引风机都在手动 c. 风量测量 BQ d. MFT e. PV 与 SP 大偏差 f. 指令与实际位置大偏差时 则产生 MRE 信号,站切手动。 此外,当 SCS 发出超驰指令时也切手动。

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(2) 送风机动叶控制站 A 站、B 站都在手动,则切手动 三) 引风量控制(炉膛压力控制) 1. 任务: 为了保证安全和稳定的燃烧, 必须将炉膛压力控制在一定范围内 (-50~-100Pa) , 压力过高会造成高温烟气、烟灰外泄,造成环境污染,甚至人身伤害,过低则可能造成燃 烧不稳定。无论过高还是过低,都会对炉墙造成很大压力,可能破坏锅炉结构。 2.流程、影响因素及调节手段 炉膛燃烧所形成的烟气,经过水平烟道,竖井,再经过空预器入口烟气挡板、除尘器、 引风机入口挡板、入口静叶、出口挡板、排出烟囱。 通过调节引风机入口静叶,可调节引风量,达到控制炉膛压力的目的。 3.控制原理

图 11-26 引风量(炉膛压力)控制方案 引风量控制方案如图 11-26 所示。 (1)测量:通过三测量,获得炉膛压力信号。 (2)设定值:由运行人员从 A 引风机的 M/A 站上给定。 (3)因为炉内燃烧是一个剧烈的化学反应,所以炉膛压力(PV)波动较大,这个波动是不 可避免的。为了防止由于这种波动,导致执行机构上下频繁调节,所以对 PV 信号用一个 LAG 滤波环节,经滤波后再与 SP 比较,进行 PI 运算,去控制引风机入口静叶,最终使 PV

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约等于 SP。 若滤波效果还不能解决上下频繁动作的问题,在组态 PI 算法时,还可对(PV-SP) 偏差信号加上一个死区。 (4)因为送风量是炉膛压力的最大影响因素,所以将送风机动叶指令作为引风机静叶指令 的前馈信号(参见送风量控制系统图) ,与 PI 调节器叠加。 (5) 对上述自动控制指令,运行人员可以用偏置方法,重新分配 A、B 侧指令(用 B 站的 SP 按钮) 异常情形: (6)在两台引风机都跳闸后,若炉膛压力不低,则 PRA 全开入口静叶(脉冲信号),进行自 然通风。 (7)当 SCS 发出关静叶指令时,则 PLW 去关静叶。 (8)当 MFT 时,炉膛压力急剧下降,为了防止内爆,应该立即快速地关小引风机入口静 叶,减小引风量。 关多少呢?要根据当时的负荷水平决定,若当时负荷高,则要关得多一些。 当时的负荷水平可以由送风机指令来代表,但 MFT 后送风机指令难以保证不变,所以 要想办法记住跳闸时刻送风机的指令,图中,切换开关 T①,在未发生 MFT 时,其输出跟 随送风机指令一起变化,变化关系由 f(x)②决定。 一旦 MFT 将产生个 MFT 超驰信号(脉冲) ,切换开关 T③不再选用自动调节信号,而 选择加法器④的输出,加法器④的输出等于 T⑤的输出加上 T①的输出。 T⑤的输出等于多少?它将维持为 MFT 前的引风机开度指令,相当于记住原来的静叶 指令。而 T① 的输出是一个负值,也就是说,T③ 选择了一个比以前要小的输出,将引风 机静叶关小。 在 MFT 发生若干秒后发出一脉冲,由 T⑥开关,把由 T⑤记住的原先的开度指令恢复 过来,即,将静叶再开到原来的水平。 而 T③ 在 MFT 超驰关脉冲结束后,再重新选回 M/A 站输出指令,待 T⑥的恢复脉冲 结束后,控制将回到正常情形 。 假定只有一台引风机在运行,则关小的程度要更大些。这时乘法器 ⑦的作用是,将 T ①的输出乘以 2 ,否则乘以 1。 *存在问题:当 MFT 后,超驰关小静叶时,此时 T③ 无法接受 M/A 站输出的指令,意味 着此时运行人员或自动调节器无法再控制炉膛压力,要到 MFT 超驰关脉冲信号结束以后, 才可能调节。 建议作适当修改:

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图 11-27 引风量控制修改方案

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在该修改方案中,如图 11-27,MFT 超弛指令与引风机控制站的输出叠加,构成新的 引风机静叶指令,在超弛控制的同时,自动控制或手动控制可以继续,此时运行人员仍然 可控制静叶,一旦 MFT 超驰脉冲结束以后,T⑧又选择 0%,超弛关指令逐渐被释放,但这 种释放是缓慢的。 (9) 当炉膛压力过高时,将禁止关小静叶(LWI) ,当炉膛压力过低时,将禁止开大静叶 (RAI) 。 (10) 因本机组采用的是轴流式引风机,也存在发生喘振的可能性,因此,也可参考送 风机控制方案,设计防喘振策略。 4.站方式(A 站、B 站相似) a.SCS 超驰关时 b. 引风机 A 跳闸(停) c. 指令当实际位置大偏差 d. PV 与 SP 大偏差 e. 炉膛压力信号 BQ 上述任一情况发生,则产生 MRE,M/A 站切手动。 四) 一次风控制系统 本机组由两台离心式一次风机提供一次风,用于送粉。 1.任务:保证一次风压,从而保证送粉动力。 2.手段:通过调整一次风机入口挡板,控制一次风母管压力。 3..原理: 一次风控制方案如图 11-28 所示。 (1) 测量:通过双测量获得过程变量 PV。 (2) 设定值:根据锅炉指令(参见机组负荷协调控制系统)给出一次风压设定值。 (*建 议根据 A、B、C、D、E 当中最大的给粉机转速指令来定) 。但设定值可由运行人员 利用 A 一次风机 M/A 站上的 SP 按钮适当修正。 (3) 设定值 SP 与过程变量 PV 求偏差,进行 PI 计算,输出自动控制信号,再经平衡回 路分配给 A、B 站,它们的输出再去控制 A、B 一次风机的入口挡板,运行人员可 以用 B 站的 SP 按钮进行偏置,重新分配 A、B 一次风机入口挡板指令。 (4) 当一次风压力过低时,将产生 LWI 信号,对于运行中的一次风机,禁止减小入口挡 板指令;当 SCS 发出指令要求打开一次风机入口挡板时,将产生一个 PRA 脉冲, 超弛打开挡板;当 SCS 发出关一次风机入口挡板时,产生 PLW 脉冲。 (5) 这里输出到执行机构去的信号是 INC 和 DEL 脉冲。 当挡板开度指令大于实际开度(由位置变送器提供)时,则发 INC 脉冲;若小于实 际位置信号,则发 DEC 脉冲,当两者相接近时,则不发。 (6) 当一次风母管压力低时,将禁止减小(LWI)挡板开度。

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图 11-28 一次风压力控制方案 4.站方式 a. 一次风机跳闸(停) b. 挡板开度与开度指令大偏差 c. SP 与 PV 大偏差 d. 出现 PLW、PRA 上述任一情况发生,将产生 MRE 信号,将一次风机 M/A 站切手动。

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五) 辅助二次风挡板及燃料风(周界风)挡板控制

图 11-29 辅助风、周界风挡板布置 1.流程及任务:如图 11-29 所示,本机组的锅炉布置有 5 层煤燃烧器,这 5 层布置有周 界风(又称燃料风)挡板,为 2 层三次风也配备了燃料风挡板,另外再配有 8 层辅助二次 风挡板。共有 15 层挡板,这些挡板的作用主要是维持风箱和炉膛之间的差压,具体说,将 由 AA、AB、BC、OFA 等 8 层二次风挡板来控制差压,其中油层二次风挡板,在油枪运行 中也不承担控制差压的任务,周界风也不承担差压控制任务。 2. 控制原理:

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图 11-30 二次风挡板控制原理框图 辅助风挡板控制原理如图 11-30 所示。 (1)用双测量算法处理,得到风箱差压信号 PV。 (2)差压设定值 SP 是蒸汽流量的函数(即锅炉负荷的函数,函数关系如图 11-31) ,但 可由运行人员进行偏置修改。

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图 11-31

二次风箱-炉膛差压与锅炉负荷的关系

(3)SP 与 PV 求偏差,进行 PI 运算,生成的控制指令先经风箱/炉膛差压控制站,再经 MASTER 平衡算法,分配到 AA、CC、DD、EX 和 OF A 挡板 M/A 站,以及 AB、BC、DE 挡板控制站 M/A。 这些站的输出分别控制该层挡板开度,最终使差压等于定值。 (4)当某层油枪处于运行时,该层的二次风挡板(指 AB、BC、DE 层)将根据油压决 定,此时它们不调风箱与炉膛之间的差压。 (5)周界风挡板,将根据该层给粉机指令(即燃烧器出力)按一定的函数关系开大或 关小挡板,如图 11-32,运行人员也可以对挡板指令偏置。当某层给粉机已停时,则超驰 打开周界风。

图 11-32 周界风挡板开度与燃烧器出力的关系 (6)BMS 根据运行情况,发出指令超驰关闭或打开辅助二次风挡板。 BMS 对二次风挡板的要求: 一旦发生 MFT,将发出脉冲,通知 CCS 打开所有二次风挡板。 若两台引风机或两台送风机都停时,发出长信号,打开所有二次风挡板(自然通风) 一般原则:

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① 当负荷大于 30%以后,可自上而下关辅助二次风挡板,时间间隔为 10S,反之, 当负荷小 30%,则自下而上开辅助风挡板。 ② 在没有 MFT 时,究竟关哪一层,要视具体情况而定。若 E 层不运行,则关 EX 及 DE 层挡板 (当 DE 层油枪不运行时可关, 否则不能关) 若 DE 层油枪已停, 。 则关 DE 层。 若 D 层给粉机不在运行,则关 DD 层挡板。若 C 层给粉机不在运行,则关 CC、BC 层挡板 (当 BC 层油枪不在运行时) 。若 BC 层油枪不在运行,则关 BC 层。AB 层停,则关 AB 层 挡板。若 A 层也停,则关 AA 层。

第十二节

制粉控制

图 12-1 制粉系统图 1.系统流程: 淮北二厂 2?300MW 机组的制粉系统为中储式系统,系统如图 12-1 所示,在排粉机 的抽吸作用下,热二次风及部分再循环风在磨煤机、分离器、排粉机、再循环挡板、磨煤 机这个闭合环路中形成一个高速流动的气流,原煤经给煤机进入磨煤机后,在磨煤机中干 燥、研磨成粉后随气流流过粗分、细分,落入粉仓。 2.控制系统的任务: (1)将磨出口温度控制在正常范围内(100~105℃)

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温度过高,可能导致失火,温度过低,影响制粉效果。 (2)将磨的入口压力控制在正常范围(-300~-500Pa) ,如果出现正压,则可能漏粉; 过分负压,则漏进冷风较多。 3.控制手段 通过控制热风挡板的开度,可以改变进入磨煤机的热风风量,从而达到控制磨出口温 度的目的。通过控制再循环挡板开度可以控制再循环的风量,从而控制磨的入口负压。 这两个控制任务之间是相互影响的。 当热风挡板开度增加时,磨出口温度增加,磨的入口压力也将增加;当增加再循环挡 板开度时,磨的入口压力增加,同时会导致出口温度下降(进入磨煤机的热风量减小) 。 4.控制原理:

图 12-2 制粉系统控制方案 制粉系统控制原理如图 12-2 所示。 a. 单测量获得磨的出口温度信号。 b. 温度定值由运行人员在热风挡板 M/A 站上设定。 c. PI 调节器对过程变量和设定值的偏差进行 PI 运算, 输出指令经热风挡板 M/A 站, 去控制热风挡板,最终使磨的出口温度等于其设定值。 d. 考虑到再循环挡板开度对磨的出口温度的影响, 这里将再循环挡板开度自动指令 作为热风挡板开度指令的“前馈” ,例如,当再循环挡板增加时,也增加热风挡板开度。 e. 当磨煤机跳闸以后,或者磨煤机出口温度高时,则超驰关热风挡板。

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f. 磨的入口压力采用单测量,对它用一个惯性环节进行滤波,设定值由运行人员从 再循环挡板 M/A 站上给定,再循环挡板 PI 调节器对压力测量值和其设定值的偏差进行 PI 运算,输出自动控制再循环档板指令,最终使磨入口压力等于其设定值。 g. 考虑到热风挡板开度是影响入口压力的主要因素,因此,将热风挡板自动控制指 令作为再循环挡板开度指令的“前馈”信号。当热风挡板开度增加时,相应关小再循环挡 板。 4.站方式: (1)热风挡板 M/A 站 a.磨跳闸 b.温度与设定值大偏差 c.指令与挡板实际位置在偏差 任一信号出现则切手动 (2)再循环挡板 a.磨跳闸 b.压力与定值大偏差 c.指令与挡板实际位置大偏差. 任一信号出现则切手动。

第十三节

机炉负荷协调控制系统

一、任务 机组负荷协调控制系统的任务是使机组尽可能快地响应电网对该机组的负荷要求,同 时,应能保证主汽压力尽量稳定,以保证机组的安全稳定运行。 二、单元机组对象的动态特性: (1)当其它输入不变时,改变汽机调门开度,例如,将调门开大,主蒸汽流量将迅速 增加,这表明汽轮机能迅速响应负荷要求变化,但由于燃烧未能相应加强,主汽压开始下 跌,蒸汽流量也渐渐下跌,最后又回到了原来的值,没有能满足电网的长期需要,而压力 则降到了一个相对较低的值如图 13-1 (a)。 (2)若其它输入不变,增加燃烧率(锅炉指令 BD) ,主汽压力将逐渐升高,主蒸汽流 量也逐渐增加, 负荷逐渐增加, 说明锅炉改变燃料量后, 负荷响应比较缓慢, 如图 13-1 (c)。 (3)当外界要求增加负荷时,由于一个负荷特性快(汽轮机) ,一个特性慢(锅炉) , 就难以满足既快速,又稳定的要求,如果仅满足快速的要求,可通过不断开大汽机调门开 度来实现,虽可保证负荷需求(也不可能长久) ,但压力将一路下跌,如图 13-1 (b),会 影响机组安全。 所以机炉两者之间应协调控制调门开度指令和锅炉指令。

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图 13-1 单元机组对象动态特性 三、运行方式 单元机组负荷协调控制系统一般有下列几种运行方式: 1.手动方式:汽机指令和锅炉指令都是手动发出,此时,运行人员兼顾汽压和负荷,手动 调节汽机指令(调门开度指令)及锅炉指令,使压力基本稳定,并使机组负荷按照电网需 要变化。 2.机跟炉方式(汽机跟随锅炉) 此时,锅炉侧根据电网需求来调节锅炉指令(增/减燃烧率) ,而汽机则根据主汽压力的 变化,自动调节汽机调门开度。 可以看出,这种方式下,当外界需要机组增加负荷时,锅炉开始加强燃烧,压力渐渐升高, 汽机则根据压力升高情况,自动地调整汽机指令,渐渐开大调门开度,负荷随之增加,由 于锅炉响应较慢,所以使负荷增加得较慢,但是由于汽机调门变化对压力的影响较快,所 以压力显得十分稳定。 该方式的特点是:压力稳定,但负荷响应慢。 3.炉跟机方式(锅炉跟随汽机) 此时,汽机侧根据电网负荷需求来调节汽机调门开度,而锅炉则根据主汽压力的变化 自动地调整燃烧。 当外界负荷需求增加时,汽机可以很快地升高机组的负荷,但压力将下降,由于锅炉 惯性较大,它虽然根据压力变化进行调节,但压力难以很快补上来,可能导致压力下跌较 多。 该方式的特点是:负荷响应快,但压力不稳定。 4.协调控制方式 协调方式则是综合机跟炉和炉跟机方式的优点,尽可能地克服它们的缺点。协调方式

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下,机、炉主控都将处于自动方式,即机指令和炉指令都是自动调整的。 协调控制方案较多:例如 同时将外界负荷变化指令送达机侧和炉侧; 采用直接能量平衡信号(DEB) ; 进行压力限制; 采用各种前馈、微分环节,用以改善系统特性。 本节主要介绍淮北二电厂的协调控制系统方案以及运行方式。 淮北二厂 300MW 机组协调控制系统的运行方式也分为: 1.手动方式 MANUAL,此时机主控、炉主控(燃料主控)都在手动。 2.机跟炉方式 TF,特征是机主控自动、炉主控手动。 3.炉跟机方式 BF,特征是炉主控自动、机主控手动。 4.协调控制方式 CCS,特征是机、炉主控都自动。 四、协调控制系统的构成 系统由三部分构成: 1.负荷指令的形成 2.压力定值的形成 3.机、炉主控制指令的形成 此外,还有一个功能全面的逻辑控制系统,用来实现方式切换和跟踪等功能。 (一)负荷指令的形成 1.正常情况下负荷指令的形成(CCS 方式下) 指令的来源: (1)运行人员手动给定。 (2)来自 ADS(自动调度系统) 。当投入 AGC(自动发电控制)后,机组将由电网调 度发出的负荷指令直接控制。 就本机组而言, 机组主控站投自动意味着 ADS 投入。 但是当下列任一信号出现时, 机组主控站不能投自动: 汽机主控站在手动; 锅炉主控站在手动; ADS 故障或 ADS 不可用(例如来自调度系统的遥调信号质量坏、遥调信号不在正 常范围等) ; 出现 RD、RU、RB(在本节后面介绍) ; 机组负荷指令 LDC OUT 超过高限。 (3)一次调频信号。这是根据汽轮机的静态特性曲线生成的指令。

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(a) (b) 图 13-2 汽轮机静态特性 一般来说,当电网频率发生变化时,汽轮机的调速系统会自动根据电网频率的变化来 改变阀门开度,从而使机组的负荷发生变化。该过程称为一次调频。例如,如图 13-2(a) , 原来机组在 NA,3000rpm,即 A 点运行,当转速升高(电网频率升高)时,如果 DEH 的速 度反馈信号是插入的,则机组将按照静态特性参与一次调频,也就是说它将自动关小调门, 降低供给电网的电量,从而缓解频率的升高,此时,工作点移到 B 点,负荷降为 NB。也就 是说,当汽轮机转速升高时,它将自动地按一定比例减小发出的功率。 尽管汽轮机按照其静态特性减小了功率, 但此时转速仍高于 3000rpm, 电网频率仍偏高。 若要进一步降低转速(使电网频率继续降低) ,电网调度可以要求网上的各机组(包括本机 组)再适当降一点负荷。这属于二次调频。二次调频结束后,工作点处于 C 点,此时,负 荷为 NC,转速又回到 3000rpm。 二次调频相当于平移了汽轮机的静态特性曲线,如图 13-2(b)所示。 。 为什么要在协调控制系统的负荷指令中,加入频差信号呢? 这是因为当投入 CCS 方式后,汽机功率 PI 控制器(见图 13-8)将对负荷指令和实际 MW 进行 PI 运算,最终会使 MW=负荷指令。 这说明,若负荷指令中不含频率信号,机组的实发 MW 将不受频率影响,即使 DEH 将 速度反馈插入,也不起作用,也就是说,机组丧失了一次调频能力,这对于并于网上的机 组来说,是不合适的。 如何插入频率信号?如图 13-3 所示,在机组主控站的输出上叠加了频差信号。这样, 机组的负荷指令,不仅仅是运行人员给定的值或仅仅是 ADS 指令(ADS 指令可以由运行人 员偏置) ,它还包括频差信号成分。这个成分可能是零(相当于没有插入)也可能是按静态 特性曲线折算出的负荷(即已插入) 。若机组的速度不等率定为 4%,则可折算: 52HZ 对应―300MW 48HZ 对应+300MW 若来自 DEH 的频率信号无质量问题且机组处于 CCS 运行方式,运行人员从负荷指令 计算机(LDC)画面上按下 FREQ CONTROL ON 按钮,则可插入频差信号;若按下 FREQ CONTROL OFF 按钮,则退出。 所以,指令负荷的构成可用图 13-3 表示。

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图 13-3

机组负荷指令形成原理(一)

上述三种成分构成的负荷指令还不能直接用于 CCS 的负荷指令, 它还要受到下列限制, 参见图 13-4。

图 13-4 机组负荷指令形成原理(二) (1)负荷变化速率限制 4000~6000KW/min。 速率可以由运行人员设定。 (2)负荷指令受到最大负荷、最小负荷的限制。 (3)当不在 CCS 方式时,机组负荷指令跟踪实发功率信号。

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当出现异常情况时, 例如当出现 RD/RU/RB 时, 负荷指令按照事先规定好的 RD/RU/RB 速率改变。例如,一台引风机跳闸引超 RB 时,负荷指令将以 150MW/min 的速率降低。 2. 异常情况下的负荷指令:

图 13-5 RB/RD/RU 指令 (1)RUN DOWN 与 RUN UP(迫降与迫升) 首先,谈一下闭锁增(BLOCK INCREAE)和闭锁减(BLOCK、DECREASE)的问 题: 闭锁增,即不可再增大;闭锁减,则不可再减小; 当送风机的开度指令已达上限;或 给水泵控制指令已达上限;或 引风机指令已达上限;或 汽机阀指令已达上限时,则闭锁增。 当出现送风机指令已达下限;或 引风机指令已达下限;或 给水泵指令已达下限;或

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给粉机指令已达下限;或 汽机阀位指令达下限时,则闭锁减。 再谈 RD(RUN DOWN)与 RU(RUN UP) : 首先, CCS 方式下, LDC 画面上, 在 在 按下 RD/RU 允许按钮, 则表明可以实现 RD/RU 功能。 ①关于 RD 在 RD/RU 允许的情况下,若已经出现 BLOCK INC,当 a. 燃料量比其需求量要小(得多) b. 送风量比其需求量要小(得多) c. 给水量比其需求量要小(得多) *d. 炉膛压力比其定值高(得多) 此时,将进入 RD 状态。进入 RD 后,将按照一定的速率开始减少 LDC 输出。 当上述偏差被缩小后,RD 过程结束。 如图 13-5,当出现 RD 时,LDC OUT 将从原先的锅炉指令起,逐步向零变化(切换 开关 T 算法可以设定变化速率) ,此时的锅炉指令将跟随 LDC OUT 变化(见图 13-7 ) 。 当锅炉指令减小后,RD 条件将在某个时刻消失,此后 LDC OUT 又回到正常情形。所 以当 RD 导致 LDC OUT 从原先的锅炉指令逐步变小时,并不是一定要变到零。 ②RU 关于与 RD 意义相反 这里,有一个概念问题需要说明一下,在有些厂家的设计中,BLOCK INCREASE 和 BLOCK DECREASE 并不是在某些指令达到上限或下限时才出现,而是在运行过程中当发 现需求量(例如送风量需求)与实际过程变量(送风量)出现大的偏差时,为防止偏差进 一步扩大,需求量将停止增加或减小,这是在行进的过程中停来下“等待” ,而并非一定要 等到执行机构的指令(例如送风机动叶指令)不能再升或降时才停下。而 RD、RU 则是在 执行机构已达上限或下限时,若需求与设计过程变量仍然存在很大偏差时,才出现,而且, 此时将通过降低“需求” ,来缩写偏差。可见,这里的 BI 或 BD 是一种积极消除大偏差的行 为,而 RD、RU 则是一种被动的行为,因为此时执行机构已无法再开大或关小,已不能通 过增加或减小执行机构开度来消除大偏差,所以只能通过降低“需求”来减小偏差。我们 认为,这样一种概念或提法是比较恰当的。 ③关于 RUN BACK 快速降负荷(RB) 当机组在某个较高的负荷水平上运行时,若出现了重要辅机跳闸,机组就可能不能继 续维持原来的负荷水平。此时,为了能使机组继续稳定运行,应该主动、快速降低负荷指 令。 例如:原来在 50%负荷以上运行,这时跳一台引风机,剩下的一台引风机最多只能维 持 50%负荷,所以负荷指令应迅速降低到 50%。 下列情况导致 RB: 跳一台空预器; 跳一台一次风机;

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跳一台引风机; 跳一台送风机; 跳给水泵(三台泵中要有两台泵都停,而且要经适时延时) ; 汽轮发电机部分甩负荷 给粉机跳闸(一层或多层,图中未画出) 。 要使系统具有 RB 功能,运行人员必须事先在 CRT 的 LDC 画面上按下“RB 允许”按 钮。何时结束 RB?当锅炉指令已降到辅机允许的最大出力时,则自动结束 RB。 (二)主汽压力设定值的形成

图 13-6 主汽压力定值的形成 如图 13-6,机组主汽压力可以由运行人员从燃料主控站(即锅炉主控站)上设定。 当要求机组以滑压运行方式运行时,压力定值将根据负荷指令“LDC OUT”自动设定。 如何选择滑压方式? 当在 CCS 方式,或在 BF 方式时,只要主汽压力与其设定值没有大的偏差,运行人员 可从 LDC 画面上按下“选择滑压方式”按钮,则可进入滑压方式。不在 CCS 或 BF 方式, 或在出现 RD、RU、RB 时,将退出滑压运行方式。 当按下“选择定压方式”按钮,则退出滑压运行方式,进入定压运行方式 无论是手动给定,还是根据“LDC OUT”给定,都要经过一个速率限制以及最大、最 小限制。当在手动方式时或旁路打开时,压力定值将跟踪实际压力。

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(二)机、炉控制指令的形成 1.锅炉指令

图 13-7

锅炉主控指令的形成

当锅炉主控站在手动时,给粉机指令由运行人员手动调节(参见第十一节中燃料控制 部分) ,给粉机指令的上级指令燃料指令 FD 将跟踪热量信号 HR(燃料量) ,而燃料指令的 上级指令锅炉指令 BD 则跟踪燃料指令 FD。 当锅炉主控投自动后,有两种情形: A、若汽机主控站在手动,则为 BF 方式(炉跟机方式) B、若汽机在自动,则为 CCS 方式(协调方式) 不管是上述哪种情形,此时,都由锅炉侧自动调节主汽压力,锅炉指令的形成原理 如图 13-7 所示。这里有两种做法。 a. 采用锅炉主汽压力控制器。将主汽压力测量值(三测量)与主汽压力设定值求偏差, 在锅炉主汽压力控制器中进行 PI 运算,其输出为锅炉指令 BD,主汽压力控制器最终使得 主汽压力 Pt 等于设定值 PS。 为了提高锅炉的负荷响应速度,改进压力调节品质,将机组的负荷指令用作锅炉指令 的前馈信号,而且采用了一个超前环节。 b. 采用 DEB 信号。要使汽压稳定,最好能做到锅炉的能量输入始终与锅炉的能量输出 相平衡。锅炉的能量输出一般就是指汽机的能量输入,而汽机能量输入可以用汽机一级压 力 P1 来表示,所以可以考虑用 P1 信号直接控制锅炉指令,但仅用 P1 是不够的,它可能产生 正反馈影响。例如,由于锅炉自身扰动,燃烧短暂加强,这会使 Pt 上升,又会使 P1 上升, 按照上述设计,锅炉侧则理解为汽机所需要的能量增加了,这就会使锅炉指令再增加,结 果使 Pt 继续上升。所以这样的设计是不稳定的,应进行改进。

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汽机的能量需求,应体现在对汽机阀门的开度变化上。在某一主汽压力 Pt 下,调门开 度越大,调节级压力 P1 越大,或者说,调门开度与

P1 成比例。 Pt

在当前要求的主汽压力下,汽机的能量需求应为调门开度?主汽压力设定值,即

P1 PS 。 Pt
锅炉应根据这个需求增加锅炉指令 BD,才能使锅炉的能量输入与输出能量相平衡,显 然用这个信号具有直接和快速的优点。所以被称为直接能量平衡信号 DEB。 为了改善动态品质,所以采用了 DEB 微分信号与 DEB 叠加,最终成为锅炉指令 BD。 这里没有了锅炉主汽压力控制器,压力还能维持在定值上吗? 从图 13-7 可见,此时,锅炉指令 BD 为 DEB+DEB ?

dDEB ,这个指令经交叉限 dt

制后,成为即燃料指令,与 HR 求偏差后进行 PI 运算,并输出给粉机指令(参见第十一节 燃料控制系统) 。 因此最终应有

DEB+DEB ?

dDEB =HR dt

P ? ? ? d ( 1 PS ) ? Pt P ?=P ? Cd dPd 即, 1 Ps ?1 ? ? 1 Pt ? dt dt ? ? ? ?
稳定时,微分输出为 0,所以

P1 Ps=P1 Pt

即, P=Ps 。所以,即使没有 PI 调节器的校正,也能使主汽压力最终与其设点值相等。 t c. 在出现 RD、RU、RB 时,锅炉指令 BD 将按 LDC OUT 变化。

2.汽机主控指令 汽机主控指令的形成原理如图 13-8 所式。

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图 13-8

汽机主控指令的形成原理

(1)当 DEH 不在遥控方式时,汽机主控不能投自动,此时汽机主控指令 TD 将跟踪 DEH 的负荷基准 LOAD REF。 运行人员可利用 DEH 操作画面或手动盘控制汽轮机调门开度,继而控制负荷和压力。 在 DEH 投遥控后, 若机主控站处于手动方式, 运行人员可以用机主控站上的增/减键改 变汽机指令。 (2)当汽机主控站投自动时,又有两种情形: A、锅炉主控在手动。此时为 TF 方式,汽机将自动维持主汽压力,主汽压力 Pt 与其 设定值 Ps 求偏差,然后交给汽机主汽压力控制器运算,输出指令去汽机 DEH,最终使 Pt =Ps 。 B、 若锅炉主控也投自动,此时为 CCS 方式,主汽压力将由锅炉主控去调,汽机侧 将根据机组负荷及负荷指令调节。测量到的实际 MW(双测量)与设定值(LDC OUT) 求偏差,并由汽机功率(MW)控制器进行 PI 运算,其输出去控制汽机负荷基准,继而改 变机组负荷,最终 MW=LDC OUT。 为了提高负荷响应速度,将 LDC OUT 用作汽机主控指令的前馈信号。 可以看出, ,这里的 CCS 方式特点是机调功,炉调压,即 CCS 是建立在 BF 基础之上 的。 尽管采用 DEB 可以改善压力调节品质,但若负荷需变化过大,或其它原因,仍有可能

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使主汽压波动较大,例如,在增负荷时,主汽压力会降低,若降得过多,则不利于机组安 全运行,此时应该注意防止由于汽机指令进一步增加而导致压力进一步下降。 因此,用压力与其定值的偏差程度,去限制汽机指令的进一步变化,如图中 f(x) ,它 是一个带死区的函数发生器,它表示允许压力波动,但不能过大。 对于 RU、RD、RB 情形(此时仍在 CCS 方式,且只能在 CCS 方式) ,此时锅炉按 LDC OUT 调,LDC OUT 将按照 RD/RU/RB 的要求变化,而汽机侧将维持主汽压力的稳定,此 时由汽机指令由主汽压力控制器决定。 四、站方式及运行 这里主要介绍负荷协调控制系统中各种运行方式的选择方法,以及运行中的注意事 项。如前所述,站的方式决定了协调控制系统的运行方式,所以,首先介绍各站投入自动 的条件。 1.炉主控站(即燃料主控站 FUEL MASTER) : 当下列情况出现时,切手动 (1)MFT (2)主汽压力及其设定值偏差大 (3)主汽压力高 (4)主汽压力测量 BQ (5)汽压一级压力 BQ (6)汽包压力 BQ (7)A、B、C、D、E 给粉机控制站都在手动 * 建议把送风机动叶控制站在手动、两引风机控制站都在手动、或给水控制站都在手动作 为切手动信号。因为这些下级子系统是实现 CCS 的基础,只有它们投入自动后才能真正实 现 CCS 方式。 2.锅炉主控站的指示 CO-给粉机控制指令 SP-主汽压力设定值 PV-主汽压力 3.汽机主控站 当出现下列信号时切手动 (1)MFT (2)主汽压力与其设定值偏差大 (3)主汽压力高 (4)主汽压力坏质量 (5)MW 信号 BQ (6)MW 与 LDC OUT 偏差大 (7)汽机指令与实际负荷基准大偏差 (8)DEH 不在遥控 4.汽机主控站的指示

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CO-汽机主控指令 PV-MW SP-LDC OUT 5.机组主控站(UNIT MASTER) 机组主控站是负荷协调控制系统与自动发电控制系统 AGC 之间的接口。该站投入自动 则意味着机组此时由电网调度直接控制负荷。 下列任一信号存在时,该站不能投入自动方式: a. 汽机主控站不在自动 b. 锅炉主控站不在自动 c. ADS(自动调度系统)信号故障 d. ADS 系统不具备条件 e. RD/RU/RB f. 调度指令与从机组主控站上发出的指令偏差大 g. 机组负荷指令(LDC OUT)超过一定的值。 当机组主控站投入自动后, 将发出一个信号给 AGC 系统, 告知调度, 机组已经进入 AGC 方式。 6.机组主控站的指示 PV-调度指令 SP-运行人员对调度指令的修正值 CO-从机组主控站输出的机组指令。 运行过程中还应注意下面两个问题: 1.当汽机调门已达高限时(来自 DEH) ,或者汽机主控指令已达上限,或主汽压力比定值 低得较多,或给粉机指令已达上限或送风机指令已达上限,或引风机指令已达上限,则汽 机主控指令禁止增。此时,无论是手动指令还是自动指令都不会增加。反之,对于达下限 情形,无论是手动指令还是自动指令则禁止减。 2.当 LDC OUT 已达上限,或给粉机指令已达上限,或送风机指令已达上限,或引风机指 令已达上限,或给水泵指令已达上限,或汽机侧已禁止增,则禁止增加锅炉主控指令(即 给粉机指令) 。反之,对于达下限情形,则禁止减。 下面谈一下方式选择操作。在协调控制系统中,有下列主要操作: 1?各个站的投自动/切手动操作,包括机主控站(TURBINE MASTER) 、炉主控站(即 燃料主控站 FUEL MASTER)以及机组主控站(又称 ADS INTERFACE) 。 2?投/切 DEB 3?RD/RU 功能的切投 4?RB 功能切投 5?频差是否插入 6?选择是否在滑压/定压运行。 以上操作一般是在 LDC 画面上进行的。LDC 画面如图 13-9 所示。 注:由于目前没有 (

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淮北二电厂的 LDC 画面资料, 该画面是根据洛河电厂 4 号机 LDC 画面所绘制, 两者可能存 在差异。本图仅供参考。 )

图 13-9 LDC 画面

在该画面上提供了下 ADS INTERFACE(即机组主控站) 、TURBINE MASTER(即汽 机主控站) 、FUEL MASTER(即锅炉主控站)操作面板画面;还提供了 RU/RD 方式切投按 钮、RB 方式切投按钮、频率信号切投按钮、定、滑压方式选择按钮。此外,在该画面上还 有下列主要参数显示: 主蒸汽温度 机组功率 主蒸汽压力 机组运行方式:BF、TF、CCS 五、RB 时,CCS 对 BMS 的要求 1.当 CCS 送出 RB 信号后,BMS 将切掉某些层的给粉机,以保证负荷能快速下降,现在 设计的情况是: (1)若原来有四层及以上煤粉在运行,且所有的给煤机都停(即制粉停,无三次风或三 次风中无粉) ,则发出指令跳 E 层给粉机,6S 后,跳 D 层。 (2)若原来有三层及以上煤粉在运行,若又有给煤机在运行,则先发出指令跳 E 层,6S 后,若仍有三层及以上粉在运行,则 6S 后跳 D 层。

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若在跳 D 后,仍有三层运行,则 6S 后跳 C 层。 总之,在 RB 后,跳粉的顺序是自上向下(E、D、C) 。跳完后,可保留三层或两层粉 运行,这取决于制粉系统的给煤机是否在运行。 对于一次风机 RB,又有其特殊性: 若原有 3 层及以上运行,则先跳 E,若仍有 3 层及以上煤粉运行,2S 后,则跳 D,若 仍有三层在运行,则跳 C。也就是说,一次风机 RB 时,最多只能保留两层煤粉运行。 2.RUN BACK 时,切除煤粉是为了快速降负荷;但为了稳定燃烧,需投油枪。 (1)RB 后,若有给煤机运行,最终只剩下 2 层粉,若这两层煤粉是相邻的(如 A、B) , 这时将启动 DE 层油枪,顺序为 1#、3#、2#、4#,时间间隔 15S。 若剩下的两层不是相邻的,则发出指令启动 AB 层油枪(顺序也为 1#、3#、2#、4 #) 。 (2)对于无给煤机运行的情况(最终保留了三层粉) ,若原来有四层以上层粉运行,那么 启动 AB 层油枪。

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