毕业设计--125MW中间再热燃煤机组的协调控制系统设计.doc

内蒙古工业大学本科毕业设计说明书引 言电力工业的发展，高参数大容量的火力发电机组在电网中所占的比例越来越大，电网因用电结构变化，负荷峰谷差逐步加大，因此要求大型机组具有带变动负荷运行的能力，以便迅速变化满足负荷变化的需要及参加电网调频。大型的机组都是以锅炉、汽轮机组成单元机组方式运行，机、炉之间相互联系紧密，成为一个不可分割的整体。因此，必须将二者作为一个联合的条件对象进行控制，又由于外部负荷变化时，机、炉的动态响应特性差别比较大，控制系统应该考虑两者的特点做适当的分工协调，以提高机组适应负荷变化和保持内部能量平衡的能力，所以协调控制就成为必然的趋势，协调控制系统的控制策略设计直接决定了协调控制系统的调试及控制品质。目前，大型单元机组已承担了绝大多数的负荷。在单元机组协调控制系统中让机、炉同时按照电网负荷的要求变化，接收外部负荷的指令，根据主要运行参数的偏差，协调进行控制，从而在满足电网负荷要求的同时，尽最大可能发挥机组的调频、调峰能力，保持主要运行参数的稳定。因此，单元机组为了保证运行的高度安全、经济、稳定，对其自动化水平提出了更高的要求。火电厂大型的单元机组控制对象为强耦合、时变、滞后大的复杂系统，当各种扰动作用时，导致控制对象参数不确定，模型难于准确建立。目前国内外对大型单元机组的研究投入了大量人力物力，但进展不大，应用主要控制策略仍为传统的PID控制，很难使机组达到最佳状态。因此，我们有必要不断的探索，以寻求更好的控制策略，来满足日益提高的电力系统要求。第一章 单元机组协调控制系统1.1 单元机组协调控制的发展 国民经济不断增长，增加了对能源的需求量，电力工业逐渐发展为大电网、大机组、高参数、高度自动化。由于高参数，大容量机组发展迅速，装机容量日益增多，因此对机组的自动化需求也日益提高。与其它工业生产过程相比，电力生产过程更加要求保持生产的连续性，高度的安全性和经济性。单元机组协调控制系统已成为大型单元机组普遍采用的一种控制系统，该系统把自动调节、逻辑控制、安全保护、监督管理融为一体，具有功能完善、技术先进、可靠性高等特点，在工程应用中，协调控制系统能否成功的投入和运行，发挥其应有的功能，取决于机组主设备的可控性、系统控制设备的性能及可靠性、系统设计与整定的合理性等因素。大型单元机组从设计、制造、安装都充分考虑到机组自动控制方面的需要，使机组可靠性得到了不断改善和提高，为机组自动化水平的提高奠定了基础。单元机组自动控制系统主要包括自动检测与监视系统、自动调节系统、程序控制系统、自动保护系统等等。自动检测与监视系统：把反映运行工况的物理参数，比如、压力、流量、转速、位移、成分等，以及反映设备运行状态的物理参数，比如设备运行/停止、刀闸接通/断开、阀门开启/关闭等进行检测。同时，也作为自动控制系统进行自动操作的依据。自动控制系统：它也称为闭环控制系统。在机组运行过程中，持续不断的对主要运行参数进行调节，克服内部和外部各种扰动，维持各项参数在规定范围内。程序控制系统：它也叫做顺序控制系统。某些生产设备需要依照既定的操作步骤和顺序进行一系列的操作，例如主辅机设备的顺序的启停等。自动保护系统：为了确保设备安全，在发生故障时能够自动地完成必要操作，使故障及时排除或防止故障扩大。例如汽轮机保护系统、锅炉保护系统、继电保护系统。1.2 单元机组协调控制系统的基本概念1.2.1 单元机组协调控制系统概述1协调控制的基本概念单元机组的输出电功率与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；主汽压力反应了锅炉和汽轮发电机组之间能量供求的平衡关系。协调控制系统就是为完成这两种平衡关系而设置的。使机组对外保证有较快的负荷响应和一定的调节能力，对内保证主要运行参数稳定的系统称为协调控制系统。协调控制系统（Coordinated Concror system-CCS）,使将单元机组的锅炉和汽轮发电机作为一个整体进行控制的系统。生产过程是否正常进行，通常是用一些物理量来表征（例如：汽轮发电机的参数、锅炉的汽压、汽温、炉膛负压、烟气成分、汽包水位等）。当这些物理量偏离所希望维持的数值时，就表示生产过程离开了规定工况，必须加以调节。因为调节的任务就是使表征生产过程是否正常进行的这些物理量保持在所希望的数值上。而这种数值的控制中，协调控制是一种重要的方法。从大系统理论出发，协调控制是一种解决大系统控制问题的基本策略。而大系统是指由若干相互关联的子系统组成的复杂系统。应用大系统理论解决控制问题的基本方法就是分解-协调的方法。所谓分解是把大系统化为若干子系统，以便进行分块处理与控制，求得各子系统的局部最优解；而协调则是从系统的全局出发，合理地调整各子系统之间的和谐与统一，进而得到整个大系统的最优解。大系统中包含的各子系统之间相互关联的结构有多种多样的形式，其中最为普遍的形式是递阶结构，也称为多级控制。在这种递阶的结构中，各子系统处于不同级别的层次中，并具有不同的功能。如图1-1，处于上位协调的协调控制器职能，就如同总公司的董事长，其下协调级的控制器就相当于各子公司的总裁，处于局部控制级的控制器则相当于各部门的经理。图1-1 递阶控制系统结构框图常规的自动控制系统是汽轮机和锅炉分别控制。汽轮机调节机组负荷和转速，机组负荷的变化必然会反映到机前主蒸汽压力的变化，即机前主蒸汽压力反映了机炉之间的能量平衡。主蒸汽压力的控制由锅炉燃烧调节系统来完成，燃烧调节系统一般又分为主蒸汽压力调节系统、送风氧量调节系统、炉膛负压调节系统等子系统。随着单元机组容量的不断增大、电网容量的增加和电网调频、调峰要求的提高以及自身稳定（参数）运行要求的提高，常规的自动调节系统已很难满足单元机组既参加电网调频、调峰，又稳定机组自身运行参数这两个方面的要求，因此必须将汽轮机和锅炉视为一个统一的控制对象进行协调控制。所谓协调控制，是指通过控制回路协调汽轮机和锅炉的工作状态，同时给锅炉自动控制系统和汽轮机自动控制系统发出指令，以达到快速响应负荷的目的，尽最大可能发挥机组的调频、调峰能力，稳定运行参数1。单元机组协调控制系统是在常规机炉局部控制系统基础上发展起来的新型控制系统。单元机组在处理负荷要求并同时维持机组主要运行参数的稳定这两个问题时，是将机炉作为一个整体来看待的。然而汽机、锅炉又是相对独立的，它们通过各自的调节手段，如汽轮机调节阀开度、锅炉燃烧率，满足电网负荷的要求及主参数的稳定，但它们的能力不尽相同，主要表现在锅炉调节的相对滞后，如果在设计控制系统时能充分考虑它们的差异，采取某些措施（如引入某些前馈信号、协调信号），让机炉同时按照电网负荷的要求变化，接收外部负荷的指令，根据主要参数的偏差，协调地进行控制，这样的控制系统称为协调控制系统。协调控制系统是由负荷指令处理回路、机炉主控制回路、主压力设定回路三部分组成。负荷指令处理回路接收中调指令、操作员指令和频率偏差指令，通过选择和计算，再根据机组主辅机运行情况，发出机组实际负荷指令，送给机炉主控制回路，改变调节阀的开度和锅炉燃烧率。机前压力设定回路，由运行人员选择定压/滑压运行方式，经幅值和变化率处理后形成合适的机前压力设定点，保证机组处于稳定、经济的运行工况。2单元机组协调控制系统的结构单元机组协调控制系统的结构如下图1-2所示。图中只给出了单元机组锅炉和汽轮发电机组最主要的控制系统部分。单元机组协调控制系统可认为是一种二级递阶控制系统。处于上位级的机炉协调级，也叫作单元机组主控系统，是整个系统的核心部分。处于局部控制级的子系统包括锅炉燃料控制系统，风量控制系统，汽轮机功率/频率调节系统，以及直流锅炉的给水控制系统。单元机组主控系统产生指挥机炉控制器动作的锅炉指令和汽机指令。局部控制级的控制器执行主控系统发出的指令，完成指定的控制任务。1.2.2 单元机组协调控制系统的基本要求1机组并网运行时，应使机组满足电网对机组负荷的要求，并具有较高的负荷适应能力。在调节过程中，各调节机构的动作不应过分频繁，不致出现过分超调。2保证机组运行安全。当主机或主要辅机设备故障时，应自动采取相应的措施，把故障限制在最小的范围内，保证设备安全的前提下，不致使机组全停。负荷变更时，变更幅度和速度必须限制在安全允许的范围内。3对于允许滑压运行的单元机组，其协调控制系统应能满足定压和滑压不同运行方式的需要。4具有机炉间协调与能量平衡，实时监视主机、辅机的运行能力。5系统要方便于运行人员的干预，保证任何一台执行器手动、自动切换的自平衡、无扰动。中调指令 操作员指令 频差指令 单元机组主控系统 汽机指令 锅炉指令 给 水控 制系 统风 量控 制系 统燃 料控 制系 统汽轮机控 制系 统 进 燃 风 给 汽 料 量 水 量 量 量 机 炉 受 控 对 象图1-2 单元机组协调控制系统框图1.2.3 单元机组协调控制系统的特点单元机组协调控制系统是在常规机炉控制系统基础上发展起来的，其主要特点包括以下几个方面：1系统结构先进。采用了递阶控制结构，机炉协调控制器是一个多变量控制器，采用了前馈、反馈、补偿以及变结构控制等技术，充分利用了机炉动态特性的特点，克服系统内部耦合和非线性特性。2系统功能完善。除了正常工况下的连续调节之外，系统根据需要设计了一整套逻辑控制系统。3系统可靠性高。通过设置安全保护系统和采取一系列可靠性措施，可获得很高的系统可靠性2。1.2.4 单元机组协调控制的任务单元机组协调控制的任务有三项:又能迅速协调锅炉、汽轮机之间的能量供求关系，使输入机组的热能尽快与机组的输出功率相适应；而且在各种运行工况下，确保机组安全稳定运行。协调控制系统的任务是协调地控制锅炉燃料量、送风量、给水量等，以及汽轮机阀门开度，使机组既能保证机组输出功率迅速满足电网的要求，又能保证机组运行稳定。1.3 单元机组的运行方式单元机组的运行方式有定压运行和滑压运行两种。定压运行是指无论机组负荷怎样变动，始终维持主蒸汽压力以及主蒸汽温度为额定值，通过改变汽轮机调节门的开度，改变机组的输出功率。滑压运行则是始终保持汽轮机调节汽门全开，在维持主蒸汽温度恒定的同时，通过改变主蒸汽压力改变机组的输出功率。1.3.1 滑压运行 采用滑压运行方式和滑压参数启停是单元机组具有的特点之一。单元机组在滑压运行方式下保持主汽门和调节汽门全开。外界负荷变化时，通过调节锅炉的燃料、风量、给水以及相应的输入量，改变锅炉的输入量，改变锅炉的蒸发量，进而改变汽轮机的进气压力，在维持汽温为额定值的前提下，使进入汽轮机蒸汽能量改变，使汽轮发电机组的输出功率适应外界负荷的需求。由于锅炉设备内部具有很大的蓄热能力，热惯性也大。当外界负荷需求变化时，虽然改变了锅炉的能量输入，但直到锅炉输出蒸汽能量的变化，还要经过一段滞后时间和惯性过程。这就会使滑压运行方式下，机组难以快速地响应。另外，如果使汽轮机总是处于全开位置，当电网频率波动时，机组就不可能通过调节进汽量，参与电网的一次调频。所以不要使汽轮机的调节汽门处于全开位置，而是留出一定的调节余地。滑压运行方式具有以下主要特点：1汽轮机调节汽门保持近似全开将会使进汽节流损失降低。2在部分负荷下主蒸汽和再热蒸汽的压力降低，容易保持蒸汽温度不变。3部分负荷下给水泵的功耗比定压运行时小。4负荷越低，滑压运行的经济性越显著。5调峰停机后再启动快，可降低启动损耗。1.3.2 定压运行 定压运行方式的基本特征是机组负荷在任何稳定工况下，均保持主蒸汽压力和温度为额定值。定压运行机组的运行方式有锅炉跟随、汽机跟随、协调控制方式三种。1锅炉跟随方式汽机控制手动，汽机调节器接受功率给定值与实发功率反馈信号，根据它们之间的偏差，调节汽门开度，从而改变进汽量，使发电机输出功率迅速满足负荷要求。锅炉主控制器自动，锅炉调节器接受机前压力定值的机前压力反馈信号，根据偏差，调整燃料量，从而保证主汽压力稳定。如图1-3所示。图1-3 锅炉跟随方式所以，在锅炉跟随系统中，快速的功率响应和较大的主汽压力偏差是同时存在的，这就是由于锅炉跟随系统机组功率对汽机侧调节作用的响应迅速，当负荷要求变化时，本系统通过改变汽机调节阀开度，充分利用机组蓄能，就可以得到机组功率的快速响应。但是，这是以牺牲主蒸汽压力为代价的，又因为在锅炉侧的调节作用下，主汽压力的响应有较大惯性。为了减小主汽压力的波动，以锅炉跟随为基础的协调控制系统可以采用机前压力的定值与机前压力的反馈值之间的偏差信号，通过函数模块（死区特性），作用在汽机调节器的输出端。当汽压偏差超过非线性模块的不灵敏区时，汽机调节器发出的调节阀开度指令将受到限制。2汽机跟随方式当机组负荷发生变化时，通过锅炉调节器控制燃料量。机前压力改变后，按机前压力与给定值的偏差，通过汽机调节器改变汽轮机调节阀开度，从而改变机组功率。如图1-4所示。汽机跟随为基础的协调的控制系统，可以在汽机调节器前，加入功率偏差的前馈信号，其原理是利用锅炉的蓄能，同时允许汽压在一定范围内波动。功率偏差信号（NO-NE）可以看作是暂时改变的汽机调节器的给定值，当（PO- PT）0时，汽压给定值降低，汽压调节器发出开大调节阀的指令，增加输出功率，反之亦然，当函数模块F（x）=0时，前馈作用不存在。图1-4 汽机跟随方式3协调控制方式锅炉和汽机同时接受负荷指令，并按一定的策略去协调锅炉和汽机之间的控制。锅炉主控制器自动，保证主汽压，同时接受负荷指令的前馈信号；汽机主控制器自动，保证机组功率。负荷指令作为机组功率设定值。对于单元机组协调控制系统控制质量的评价，主要根据以下两方面进行：其一是能否尽快地响应电网对机组的负荷要求；其二是在内、外扰动作用下，机炉控制回路能否协调工作和能否使汽压偏差和功率偏差尽可能减小，如图1-5所示。几种不同的运行方式间可以灵活的进行切换，锅炉出力受限制时，切至汽机跟随方式；当汽机出力受限制时，切至锅炉跟随方式。任何一种运行方式的选择均要求所需要的子系统已被选择在自动方式；任何子系统的自动方式的切除，都将导致协调控制系统转到与之相适应的自动级。当机组负荷发生变化时，通过锅炉调节器控制燃料量3。图1-5 协调控制方式1.4 单元机组协调控制系统各部分功能介绍 单元发电机组是由锅炉、汽轮发电机和辅助设备组成的庞大的设备群。协调控制系统包括机组主控、锅炉主控和汽轮机主控，下面作具体介绍。1.4.1 锅炉主控 锅炉定值通过锅炉主控器设定，锅炉主控器可根据不同的运行方式可以自动或手动。 1当所有依赖锅炉主控器的控制回路都在自动时，它可以手动；反之，锅炉控制都在手动时，它不能手操，而只跟踪燃料量。2 在汽轮机跟随方式时，锅炉主控器可以手操也可以自动，由运行员选择。当在自动时，运行员通过手动负荷设定器改变负荷定值。3. 锅炉跟随方式，锅炉主控器只能自动运行，它的输入信号是压力定值与汽轮机阀位开度的乘积所代表的直接能量平衡信号。4. 在协调控制方式运行时，锅炉主控器也只能自动运行，它的输出就是燃料量和风量调节的定值。1.4.2 机组主控1负荷信号（1）在协调和汽轮机跟随运行方式时，负荷信号由运行人员在“手动负荷设定器”上人工设置。当机组切换到自动发电控制时，机组接受电网的自动调度信号。机组上的上述负荷需求信号要受到负荷限值（最大/最小负荷限值及发生RUN BACK、RUN UP/RUN DOWN等）对负荷需求设定值的限制，负荷指令的变化亦要受到人工设定速率或汽轮机热应力的限制。当机组参加电网一次调频，还要迭加上频差部分的负荷指令，这时机组主控输出为机组负荷需求指令，同时送往锅炉和汽轮机主控。（2）锅炉跟随方式时，机组负荷指令由汽轮机主控器设置。2. 负荷定值控制当机组能力和负荷需求不相适应时，应根据机组实际能力对负荷定值做一定限制。图1-6 负荷指令管理中心的结构图（1）与机组负荷相关的主要运行参数而引起强迫增（RUN UP）、强迫减（RUN DOWN）；机组负荷超出了主、辅机的安全运行，这种迫降负荷既称RUN DOWN；当上述各值超出各自运行的下限值时，则要发生迫升负荷，即RUN UP。（2）辅机故障负荷RUN BACK是指机组的主要辅机发生故障时，自动将负荷减到和主要辅机负载能力相适应的负荷水平。主要辅机故障指：部分风机（送风机、引风机、一次风机）故障、给水泵故障、磨煤机故障、锅水循环泵故障等。发生主轴开关跳闸所引起的大幅度甩负荷，为维持汽轮机电厂用电或空负荷运行而导致的RUN BACK称FCB。3机组主控进行操作的内容（1）选择机组运行方式；（2）设置机组需求负荷；（3）设置负荷变动率；（4）设置机组负荷最大/最小值；（5）电网调度信号的切换；（6）电网频率信号的切换。1.4.3 汽轮机入口压力定值根据机组负荷情况，可选择定压或滑压运行，汽轮机入口压力（或主汽压力）的定值一般是负荷的函数（如图1-7所示）。1668压 15力定 值 10 MPa 668 5 29 75 100负荷指令（%）图1-7 主汽压力定值与负荷指令的关系曲线1.4.4 汽轮机主控当DEH装置在远方控制方式时，汽轮机主控才能通过DEH起调节作用。1当选择协调运行方式时，电功率（需求负荷）为设定值，实测电功率和需求负荷相比较，其偏差经汽压偏差修正，然后经PI处理去改变汽轮机调节汽门开度，达到消除功率偏差的目的。2当选择了汽轮机跟随方式，汽轮机进汽压力在设定值，实测进汽压力与设定值相比较，其偏差经汽轮机压力控制器去改变汽轮机调节汽门开度，达到消除压力偏差的目的。3当选择了锅炉跟随和手动方式时，运行员直接在汽轮机主控器上操作来增加负荷，得到所需要的电功率。汽轮机调节汽门需求位置与实际开度的偏差送到DEH系统去修正阀位，最后达到平衡3。1.5 单元机组协调控制系统的分类目前，各种不同单元机组协调控制系统的设计，都是从处理快速负荷响应和主要参数运行稳定这一矛盾出发的，只是汽轮机、锅炉控制系统的任务及相互间的联系信号不同，具体方案各异而已。一般协调控制系统可按反馈和前馈回路不同进行分类。（1）按反馈回路分类： 汽轮机跟随锅炉为基础的协调控制系统 锅炉跟随汽轮机为基础的协调控制系统（2）按前馈回路分类： DIB：指令信号间接平衡 DEB：能量直接平衡系统另一种分类方法是从能量平衡的观点出发，把协调控制系统划分为直接能量平衡（DEB）和间接能量平衡（IEB）两大类。（3）按能量平衡分类： 直接能量平衡（DEB） 间接能量平衡（IEB） 直接能量平衡协调控制系统直接能量平衡协调控制系统是以汽轮机能量平衡需求信号直接对锅炉输入能量进行控制的协调控制系统，基本出发点是在任何工况下均保证锅炉能量的输入与汽轮机能量的需求相平衡。主要特点是采用能量平衡信号PSP1/Pt取代功率给定信号，作为控制回路的前馈信号，P1为汽机调速级后压力，直接反映的是进汽流量也就是机组负荷，Pt为机前压力也就是自动主汽门前压力，PS为机前压力设定值，P1/Pt与汽机调节阀开度成正比，无论什么原因引起的调节阀开度变化，该值都能做出灵敏的反映，无论在静态还是动态，PSP1/Pt可以表征定压运行或滑压运行等不同运行工况下汽机的能量输入（亦即汽机对锅炉的能量需求），从而调节锅炉的风/煤输入指令。燃煤机组的燃料量如采用给粉机转速或给煤率等信号来直接测量，易受制粉系统延迟、煤质变化等诸多干扰的影响。在燃煤汽包锅炉DEB控制系统中，无论是直吹式或中间粉仓制粉系统，都采用热量信号作为燃料量反馈，提供了一个在稳态或动态工况下都适用的燃煤量工程测量方法。 间接能量平衡协调控制系统协调控制系统是在简单的机炉控制系统的基础上发展的。按控制方式的不同，这种简单的机炉控制系统可分为机跟炉方式和炉跟机方式两种。在机跟炉系统中，机组输出功率由锅炉给定，汽轮机主汽门开度调节主蒸汽压力。其主要缺点是对机组负荷变化需求的响应速度慢。当锅炉侧产生内部扰动时，机前压力PT和输出功率N的变化将引起主汽门开度和燃料量的同时动作，最终导致输出功率长时间的波动甚至振荡，因而机跟炉方式既不适用于带变动负荷的运行工况，也缺乏有效抑制锅炉侧内部扰动的能力。在炉跟机系统中，充分利用了机组内部蓄热能量，机组对负荷变化需求的响应性好，但是维持机炉能量的平衡，最终要由锅炉输入量的改变，保持机前压力。若没有考虑机炉对象的耦合性，系统品质会不理想；若调节器参数整定不当，可能会使系统振荡、不稳定。单元机组协调控制系统吸收了机跟炉、炉跟机控制的特点，提高了系统的控制品质2。第二章 单元机组数学模型的动态分析2.1 单元机组数学模型的动态分析大型单元机组控制系统是一种多变量复杂控制系统，滞后大，受控过程是一个多输入多输出过程。在输入和输出之间存在着交叉的关联和耦合。只有通过合理的简化与近似处理，采用理论建模或实验的方法，才能建立起满足一定精度要求的动态特性数学模型。汽包锅炉单元机组可简化为一个具有双输入双输出的被控对象。如图2-1所示。图中，机组的输出功率和机前压力为被控量；主汽门调节阀开度和燃料量为控制量。WNT和WNB分别为发电机实发功率对调门开度和燃料量的传递函数；WPT和WPB分别为机前压力对调门开度和燃料量的传递函数。这种合理简化的前提是：1送风量与燃料量相适应，保持燃烧稳定；2引风量与送风量相适应，保持炉膛压力；3给水量通过保持汽包水位进行控制，使给水流量与蒸汽流量相平衡；4主蒸汽温度控制相对独立。图2-1 单元机组负荷控制对象数学模型在保证上述条件的基础上，进一步假定：1考虑单元机组在额定工况下的小扰动特性，即作为线性系统处理。2把分布的传热过程，分布的管道阻力视为集中传热，集中管道阻力，即作为集中参数系统处理。在此基本假设条件下，单元机组受控过程动态特性可由下式表示：单元机组负荷控制对象的阶跃响应特性如图2-2所示：图2-2 阶跃响应特性图单元机组动态特性分析：1燃烧率扰动下，主蒸汽压力和输出功的动态特性如下：当汽轮机调门开度不变，而发生阶跃扰动时，主蒸汽压力和输出电功率的响应曲线如图2-2（a）所示。增加锅炉的燃烧率，必定使锅炉蒸发受热面的吸热量增加，汽压经过延迟后逐渐升高。由于汽轮机调门开度保持不变，进入汽轮机的蒸汽流量增加，从而自发的限制了汽压的升高。当蒸汽流量与燃烧率达到新的平衡时，汽压P就趋于一个较高的新稳态值，具有自平衡能力。由于蒸汽流量的增加使汽轮机输出功率增加，输出电功率N也增加。当蒸汽流量不变时，输出电功率也趋于一个较高的新稳态值，具有自平衡能力。2调门开度扰动下主蒸汽压力和输出功率的动态特性如下：当锅炉燃烧率保持不变，而发生阶跃扰动时，主蒸汽压力和功率的响应曲线如图2-2（b）所示。汽轮机调门开度阶跃增加后，一开始进入汽轮机的蒸汽流量立刻成比例增加，同时汽压P也随之立刻阶跃下降（阶跃下降的大小与蒸汽流量的阶跃增量成正比，且与锅炉的蓄热量大小有关）。由于燃烧率保持不变，所以蒸发量也不变。蒸汽流量的增加是因为锅炉汽压下降而释放出一部分蓄热，这只是暂时的。最终，蒸汽流量仍恢复到与燃烧率相适应的扰动前的数值，主蒸汽压力也逐渐趋于一个较低的新稳态值。因蒸汽流量在过渡过程中有暂时的增加，故输出功率相应也有暂时的增加。最终，输出功率也随蒸汽流量恢复到扰动前的数值。可以看出，机组增加负荷时，初始阶段所需的蒸汽量主要是由于锅炉释放蓄热量而产生的。通过以上分析，可以看出负荷控制对象的动态特性的特点是：当汽轮机调门开度动作时，被控量和的响应都很快，即热惯性小；当锅炉燃烧率改变时，和的响应都很慢，即热惯性大，一快一慢就是机炉对象动态特性方面存在的较大差异8。2.2 机炉动态特性的基本特征构成单元机组受控对象的设备是锅炉和汽轮发电机组两大部分。协调控制系统设计时，主要针对一个双输入、双输出的受控对象。通过对机炉内在机理的分析，可以看出其动态特性方面的以下基本特征。1在锅炉控制量作用下，输出被控量和的响应是一个慢速的惯性过程。而在汽轮机控制量的作用下，输出被控量和的响应则是一个快速的过程。2由于锅炉的热惯性比汽轮发电机组的惯性大得多，使得输出被控量和对于的响应速度十分接近，表现为传递函数矩阵中与之间十分相似的特性。3根据以上机炉特性的基本特征，利用汽轮机调门开度作为控制量，可以快速的改变机组的被控量和。其实质是利用了机组内部的蓄热，主要是锅炉内部的蓄热。机组容量越大，相对的这种蓄热能力越小。因而，利用汽轮机调节门控制机组输出功率的方法只是一种有限的、暂态的策略。2.3 控制系统对模型精度的要求同控制理论和算法对模型的要求是不同的。因不而，建模的目的以及对模型精度的要求应依据模型应用的要求而定。分析受控过程的基本特性，掌握其内在最主要、最本质的特征，对于设计出合理的控制系统是十分重要的。如前所述，单元机组协调控制系统，把机炉作为一个整体，针对机炉对象的特性，运用反馈、前馈、补偿以及多变量解耦等控制理论方法，构成功能完备、结构简单可靠的控制系统。这些系统对过程模型精度方面的要求并不是很高的4第三章 多变量系统的解耦设计3.1 概述 对于多变量控制系统，通过变量的配对选择，可降低各回路间的耦合。然而若经配对选择，仍存在严重耦合，则需要考虑解耦设计，解耦设计的基本原理在于设置一个补偿网络，用以抵销存在于各回路间的关联，以使各被调量能实现单变量控制。这种理论和方法物理概念清晰，使用的数学工具较少，与单变量控制理论紧密衔接，便于工程技术人员掌握，因而，在工业过程控制中应用比较广泛。3.2 解耦方法简介控制系统解耦的基本原理是设置一个合理的补偿网络，分全解耦和单向解耦，所谓全解耦，对于双变量来说，简单的来说就是指两个输入信号对控制对象能够分别控制，能够完全的解除系统之间的耦合，实现完全单相控制；而单相解耦通过补偿网络只能实现一个变量的单相控制，不能完全解除系统中的耦合，在实际生产过程中能够得到比较满意的控制效果。解耦方法一般有串联补偿法、反馈补偿法和和差补偿法。3.2.1 串联补偿法 采用串联补偿法解耦的多变量控制系统如下图所示，图3-1 串联解耦系统 T-调节器传递矩阵；C-补偿装置传递矩阵；W-被控对象传递矩阵； U-调节器输出向量；Y-被调量向量；G-给定值向量；M-扰动向量 W=Wij为被控对象的传递矩阵，C=Cij为解耦网络的传递矩阵，对于C的设要求使其经解耦后系统的等效对象的传递矩阵WB=Weij为对角矩阵。即：WC=We(除对角元素不为0，其余都为0)串联补偿法可分为：（1） 串联前补偿结构；（2）带调节器的串联前补偿结构；（3） 串联后补偿结构;（4）单向解耦1串联前补偿结构以双输入双输出系统为例，在被控对象的输入侧串联一个补偿网络，如图3-2所示，这种补偿方式称之为串联前补偿结构。系统的等效对象传递函数表示为： （3-1） 图3-2 串联前补偿结构图实现完全解耦的条件为： （3-2） 由上式可解出补偿器的传递函数为： （3-3）实现解耦以后系统的等效对象传递函数为： （3-4） 在式（3-4）中： （3-5）由此，可以按照单变量系统设计出调节器R11和R22。串联前补偿解耦可以消除定值x扰动时对其它回路被调量的影响，但不能对发生在对象输入侧的扰动实现解耦。这意味着当出现对象输入扰动时，仍然会对其它回路产生影响，只能由各自调节回路的调节作用去消除。 2带调节器的串联前的补偿结构，这种解耦系统的结构如图3-3所示。图3-3 带调节器的串联前的补偿结构图推导补偿环节和的传递函数时，可以先通过简单的框图交换，把系统化为图3-2所示的结构，有： 可得完全解耦的串联前补偿器、表达式为式（5-4）： （3-6）进一步可得带调节器的串联前补偿器R12、R21表达式为式(5-6)： （3-7） 3串联后补偿结构在受控对象的输出侧串联一个解耦网络，可实现系统的全解耦。系统结构如图3-4所示。以补偿器的输出C1、C2作为系统的输出，可得到等效对象的传递函数矩阵为：图3-4 串联后补偿的结构图由解耦条件可得到补偿器传递函数为： （3-8）应当指出，上述解耦是补偿器输出C1、C2对定值扰动x与内扰u的全解耦。对于实际系统输出和而言，仍将受到内扰u的交叉干扰。对于系统调节器而言，等效为： 其中 （3-9）3.2.2 反馈补偿法采用反馈补偿法的解耦控制系统框图如图3-5所示。由解耦网络A组成反馈解耦回路，由于调节器输出向量U和扰动向量M具有相同通道。因此，反馈解耦回路不仅能消除各通道间的相互关联，同时还能抑制系统的内扰，实现对内扰的不变性原理。解耦网络A可等效成串联解耦网络，然后借助串联解耦网络的计算来求出。反馈解耦回路等效成串联解耦网络后，系统框图如图3-6所示。图3-5 反馈补偿控制系统框图所以不难看出：图3-6 反馈解耦系统等效框图 由于 ： 则： 其中，We解耦后等效对象传递矩阵。 （3-10）考虑到解耦作用在于消除交叉通道间的关联，因此，可令A的对角元素，I为单位矩阵。由此上述式中：所以根据上述式子不难得出： （3-11）3.2.3 和差补偿法以上所介绍的几种解耦方法，在理论上具有较好的解耦效果，但实际上，常遇到以下问题：一是所设计的解耦补偿环节，经常是在物理上不可实现的。其二，补偿环节是按被控对象数学模型，根据零-极点对消的原则设计出来的。这不仅使之实现有困难，而且当对象中的参数变化而造成数学模型的改变时，可能造成系统开环不稳定，从而带来控制上的困难。采用和差补偿法解耦，不需采用补偿装置，而是利用对象各通道传递函数的特点，对各通道的传递函数进行加减运算，使等效对象的传递矩阵成为对角矩阵。以下以一个具有两个输入和两个输出的对象为例，如图3-7所示。图3-7 和差补偿系统结构图设此对象的传递矩阵为： （3-12）令： 由此可得： （3-13）当W12与W22有相似特性，变化方向相同时，选k1可使W12-k1W22=0；当W21与W11有相似特性，变化方向相反时，选k2可使W21+k2W11=0。由此可得： （3-14） 则有： （3-15） 即实现了完全解耦。3.2.4 单向解耦单向解耦是使经过补偿的等效对象传函矩阵成为一个三角阵，使补偿器的数量减少。以双输入双输出系统为例，如果系统中某一侧扰动对另一侧系统输出的影响较小，可忽略不计，或者受干扰侧控制回路消除干扰的能力较强，就可以考虑采用单向解耦，省去其中的一个补偿器。采用单相串联补偿解耦的控制系统框图与全解耦串联补偿解耦法系统框图相同，见图3-4，只是该解耦的补偿矩阵为下三角阵，这里不详细介绍。第四章 125MW中间再热燃煤机组协调控制系统的设计4.1 系统解耦串联解耦设计针对国产125MW中间再热燃煤机组，对其进行协调控制系统的串联解耦设计。为简化起见，只考虑了主蒸汽压力和电功率两个回路之间的协调，而没有考虑机组的汽温控制回路。根据解耦理论，针对给定的125MW单元机组数学模型特点和实际生产情况，分析数学模型动态特性，采用串联后补偿解耦方法，对系统进行单向解耦，设计的基本步骤为：(1) 设计系统解耦框架图；(2) 计算合理的补偿网络传递函数；(3) 做不带调节器系统解耦后仿真响应曲线；(4) 初步分析解耦效果；(5) 系统加调节器，分析设计效果。4.1.1 系统解耦框架图及数学模型系统采用串联后补偿结构。 （4-1）图4-1 串联后补偿的结构图其中 （4-2） （4-3） （4-4） （4-5）4.1.2 解耦网络设置 1全解耦补偿网络设置由解耦条件可得到补偿器传递函数为： （4-6） （4-7）应当指出，上述解耦是补偿器输出、对设定值扰动的全解耦。对于实际系统输出和而言，仍将受到扰动的交叉干扰。对于系统调节器而言，等效为： （4-8）其中 （4-9） （4-10）带入参数可解得：解耦矩阵传递函数为： （4-11） （4-12） （4-13） 2单向解耦网络设置由式（4-12）我们可以看到，在解耦矩阵传递函数中，不稳定，实现完全解耦时，k2的值相当复杂，而且物理上也不易实现。采用完全和差解耦时，对被控对象的传递矩阵的形式有较高的要求。在实际生产过程中，扰动常来自某一方面，所以，针对该系统及被控对象，而且该系统运行特性要求输出功率稳定，且运行过程中的主要扰动来自锅炉侧，所以采用串联后补偿单向解耦方案，以炉跟机为基础的协调控制方式，可得到比较满意的控制效果。根据式（4-7）给出的解耦条件：,由于与特性的相似性，可以近似的认为两者的极点可以抵消，即： （4-14） 即补偿矩阵为： 4.1.3 受控对象数学模型及等效传递矩阵考虑图4-3所示的双输入、双输出系统，受控系统的动态传递函数表示为 （4-15）图4-1 汽压温度系统对象传递函数框图 各传递函数为 （4-16） （4-17） （4-18） （4-19）式中，为主蒸汽压力，量纲为MPa；为电功率，量纲为MW；为燃料量，量纲为t/h；为汽轮机同步器位移，量纲为mm。 由上诉理论可知,解耦后,被控对象等效传递矩阵如下所示： （4-20）4.1.4 系统无调节仿真研究1未解耦环节系统分析图4-2 系统无解耦Simulink图解耦前仿真结果：当只有阀门开度单独作用时，功率的输出曲线如图4-3所示。 图4-3 阀门开度作用下的功率输出曲线 当只有阀门开度单独作用时，主汽压力的输出曲线如图4-4所示。图4-4 阀门开度作用下的主汽压力输出曲线当锅炉燃烧率保持不变，而汽轮机调门开度阶跃增加后，主蒸汽压力和功率的响应曲线如图4-3、4-4所示，一开始进入汽轮机的蒸汽流量立刻成比例增加，功率迅速增加。由于燃烧量保持不变，所以蒸发量也不变，蒸汽流量的增加是因为锅炉汽压下降而释放出一部分蓄热，这只是暂时的。最终，蒸汽流量仍恢复到与燃烧率相适应的扰动前的数值，蒸汽量也逐渐趋于一个较低的新稳态值，同时主汽压力也随之立刻阶跃下降，功率也将逐渐下降回到稳定值。从4-3、4-4可以看出，功率和主汽压力的变化不是完全的成比例，因为锅炉的蓄热量大小有一定的影响。当只有燃煤量单独作用时，功率的输出曲线如图4-5所示。图4-5 燃煤量作用下的功率输出曲线当只有燃煤量单独作用时，主汽压力的输出曲线如图4-6所示。图4-6 燃煤量作用下的主汽压力输出曲线 当汽轮机调门开度不变，而燃煤量发生阶跃扰动时，输出电功率和主蒸汽压力的响应曲线如图4-5、4-6所示。增加锅炉的燃烧率，必定使锅炉蒸发受热面的吸热量增加，汽压经过迟延后逐渐升高。由于汽轮机调门开度保持不变，进入汽轮机的蒸汽流量增加，从而自发的限制了汽压的升高。当蒸汽流量与燃烧率达到新的平衡时，汽压就趋于一个较高的新稳态值。由于蒸汽流量的增加使汽轮机输出功率增加，输出电功率也增加。当蒸汽流量不变时，输出电功率也趋于一个较高的新稳态值，具有自平衡能力。从上面的分析可以看出，系统存在严重耦合，功率的输出不仅受阀门开度的影响，还受燃煤量地影响；主汽压力不仅受燃煤量的影响，还受阀门开度的影响。当锅炉燃料量动作时，功率和主汽压力方向相同，所以可以和之比是一个常数。而当汽机阀门开度动作时，功率和主汽压力的响应曲线方向相反，所以可以大致的把与之比也近似为一个负的常数。系统解耦就是基于这样一个理论。2不带调节器串联单向解耦方框图及仿真研究 针对125MW中间再热燃煤机组给出的数学模型，分析数学模型的特点，可用如图4-7所示的系统进行解耦。图4-7 不带调节器串联单向解耦Simulink图 由上述理论可知，该解耦网络将实现阀门开度对功率的单一影响，因为系统采用单向解耦，所以系统将不能解除燃煤量对功率的耦合而实现燃煤量对主汽压力的单一控制。上述理论以下的系统仿真得以验证。 3. 仿真曲线分析当只有功率设定值扰动时，阀门开度动作时，系统的输出曲线如图4-8、4-9所示。图4-8 阀门开度动作下功率输出曲线图4-9 阀门开度动作下主汽压力输出曲线当功率设定值扰动，阀门开度增加时，汽体压力迅速排出，系统由于受到蒸汽增加和锅炉蓄热作用，功率在很短的时间内达到了峰值，随后在500秒左右达到扰动稳态值。由图4-9可以看出，主汽压力是一个下降状态，有较大的波动，说明由于受系统耦合作用，主汽压力受到阀门开度的影响。这是由于阀门开度的增大，蒸汽的迅速排出，压力显然会随着蒸汽流失而减小，在90秒左右达到最低值，在220秒左右达到平衡值。当只有主汽压力设定值扰动，燃煤量动作时，系统的输出曲线如图4-10、4-11所示。图4-10 主汽压力设