协调控制系统 CCS介绍

1、第 1 页第 2 页协调控制系统的定义协调控制系统的定义n 概括地说就是把锅炉和汽轮机作为一个概括地说就是把锅炉和汽轮机作为一个整体进行控制，共同适应电网对负荷的整体进行控制，共同适应电网对负荷的需求，并能保证机组本身安全运行的一需求，并能保证机组本身安全运行的一种策略。协调控制系统是一种总称，包种策略。协调控制系统是一种总称，包括单元机组的主控系统和子控系统。括单元机组的主控系统和子控系统。第 3 页单元机组协调控制系统的有关名称单元机组协调控制系统的有关名称 协调控制系统协调控制系统CCS名称有广义和狭义之分名称有广义和狭义之分广义广义CCS又称为又称为MCS系统：模拟量控制系统系统：模拟

2、量控制系统 MCS（modulating control system) 单元机组的单元机组的MCS系统包括机组负荷主控系统系统包括机组负荷主控系统及及子系统。子系统。但是，习惯上说但是，习惯上说CCS往往狭义的，是指的往往狭义的，是指的MCS系系统中的主控系统部分统中的主控系统部分。 第 4 页MCS(CCS)主控主控系统系统子控制子控制系统系统负荷指令管负荷指令管理（理（LMCC）机炉主控回路机炉主控回路负荷指令运算负荷指令运算锅炉子锅炉子控制系统控制系统汽机子汽机子控制系统控制系统给水控制给水控制燃烧控制燃烧控制汽温控制汽温控制DEH辅机子辅机子控制系统控制系统除氧器水位压力控制、除氧器

3、水位压力控制、高低加水位控制等高低加水位控制等负荷指令处理负荷指令处理第 5 页自动控制的基本概念及术语自动控制的基本概念及术语被控对象被控对象被控制的生产过程或设备，也称为调节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。或简称对象。例如汽包水位控制系统中的汽包。被控量被控量控制系统所要控制的参数，又称为被调量，例控制系统所要控制的参数，又称为被调量，例如汽包水位。如汽包水位。设定值设定值被控量所要达到或保持的数值。例如汽包水位被控量所要达到或保持的数值。例如汽包水位定值定值 。扰动量扰动量破坏被控量与设定值相一致的一切作用，例如破坏被控量与设定值相一致

4、的一切作用，例如汽包水位控制系统中的蒸汽流量、给水量。汽包水位控制系统中的蒸汽流量、给水量。第 6 页调节器调节器用于自动控制系统中的控制装置、或具有相似作用于自动控制系统中的控制装置、或具有相似作用的软件。例如用的软件。例如P P、PIPI、PIDPID调节器。调节器。控制指令控制指令或称调节指令。一般是调节器的输出信号，也或称调节指令。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。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。执行机构执行机构接受控制指令、对被控对象施加作用的机构。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

5、，机械执行机构、电动执行也称为执行元件、执行器。例如，机械执行机构、电动执行机构、液压执行机构。机构、液压执行机构。控制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，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。例如给水阀门、空气挡板。第 7 页 随着国民经济的发展，电网因用电结构变随着国民经济的发展，电网因用电结构变化，负荷峰谷差逐步加大，为保证电网安全经化，负荷峰谷差逐步加大，为保证电网安全经济运行，必须实施济运行，必须实施自动发电控制（自动发电控制（AGC），即根据发电机组本身的调节能力及其在电网中即根据发电机组本身的调节能力及其在电网中的作用，分类进行控制，

6、自动维持电网中发供的作用，分类进行控制，自动维持电网中发供电功率的平衡，从而保证电能质量。电功率的平衡，从而保证电能质量。第 8 页 自动发电控制需要由电网调度所对机组负荷自动发电控制需要由电网调度所对机组负荷实施遥控，整个单元机组与电网侧一起纳入实施遥控，整个单元机组与电网侧一起纳入AGC系统，系统，AGC系统要求单元机组必须作为一系统要求单元机组必须作为一个协调整体来实施控制。个协调整体来实施控制。 为此，必须提高电厂自动化水平，在保证机为此，必须提高电厂自动化水平，在保证机组主要运行参数在允许范围内变化的前提下，使组主要运行参数在允许范围内变化的前提下，使机组的输出电功率尽快适电网负荷变

7、化的需要。机组的输出电功率尽快适电网负荷变化的需要。 第 9 页AGC控制概述控制概述称为自动发电控制系统，它完成电网侧称为自动发电控制系统，它完成电网侧与发电机组侧的自动控制，可称为大协调控制。而与发电机组侧的自动控制，可称为大协调控制。而MCS（或（或CCS）系统称为单元机组的协调控制，）系统称为单元机组的协调控制，它完成发电机组侧的自动控制，也可称为小协调控它完成发电机组侧的自动控制，也可称为小协调控制。制。AGC:automatic generation control第 10 页电网调度中心电网调度中心E EM MS S（ ）RTUDCS系系统统M MC CS S系系统统微波通道微波

8、通道DIDIAIDODOAOAGC请求AGC解除调度负荷指令（ADS）AGC投入协调控制方式机组实际功率单元机组电厂端EDC（经济调度控制）+ACE（区域控制偏差）= ADS指令AGC示意示意第 11 页AGC系统主要组成系统主要组成电网调度中心的能量管理系统电网调度中心的能量管理系统EMS电厂端的远方终端电厂端的远方终端RTU和微波通道和微波通道DCS系统的系统的MCS控制系统控制系统第 12 页维持系统频率在允许偏差范围内。维持系统频率在允许偏差范围内。维持互联电网净交换功率在预定值附近。维持互联电网净交换功率在预定值附近。按一定周期对全网发电功率在各机组间进按一定周期对全网发电功率在各机

9、组间进行经济分配。行经济分配。 第 13 页AGC系统投入的基本条件系统投入的基本条件电厂单元机组的电厂单元机组的MCS系统必须在协调控制方式下运行系统必须在协调控制方式下运行各组成设备正常。各组成设备正常。电网调度中心的能量管理系统、微电网调度中心的能量管理系统、微波通道、电厂端的远方终端波通道、电厂端的远方终端RTU必须都在正常工作状必须都在正常工作状态，并能从电网调度中心的能量管理系统的终端态，并能从电网调度中心的能量管理系统的终端CRT上直接改变机炉协调控制系统中的调度负荷指令。上直接改变机炉协调控制系统中的调度负荷指令。接口通畅接口通畅。机炉协调控制系统能直接接收到从能量管机炉协调控

10、制系统能直接接收到从能量管理系统下发的要求执行自动发电控制的理系统下发的要求执行自动发电控制的“请求请求”和和“解除解除”信号、调度负荷指令的模拟量信号信号、调度负荷指令的模拟量信号(标准接口标准接口为为420mA)。能量管理系统能接收到机组协调控制。能量管理系统能接收到机组协调控制系统的反馈信号：协调控制方式信号和系统的反馈信号：协调控制方式信号和AGC已投入信已投入信号。号。第 14 页AGC系统投入的基本条件系统投入的基本条件能量管理系统下达的能量管理系统下达的“调度负荷指令调度负荷指令”信号与电厂机信号与电厂机组实际出力的绝对偏差必须控制在允许范围以内。组实际出力的绝对偏差必须控制在允

11、许范围以内。就地控制和远方控制之间相互切换是双向无扰的。就地控制和远方控制之间相互切换是双向无扰的。机机组在协调控制方式下运行，负荷由运行人员设定称就组在协调控制方式下运行，负荷由运行人员设定称就地控制；接受调度负荷指令，直接由电网调度中心控地控制；接受调度负荷指令，直接由电网调度中心控制称远方控制。在就地控制时，调度负荷指令自动跟制称远方控制。在就地控制时，调度负荷指令自动跟踪机组实发功率；在远方控制时，协调控制系统的手踪机组实发功率；在远方控制时，协调控制系统的手动负荷设定器的输出负荷指令自动跟踪调度负荷指令动负荷设定器的输出负荷指令自动跟踪调度负荷指令。第 15 页，对单元机组实施控制时

12、，由于锅炉对单元机组实施控制时，由于锅炉与汽机的动态特性不同，锅炉的主汽压、汽机的进汽与汽机的动态特性不同，锅炉的主汽压、汽机的进汽量、发电功率三者之间相互影响，为了能使单元机组量、发电功率三者之间相互影响，为了能使单元机组能快速适应负荷的变化，必须对这三个量协同考虑，能快速适应负荷的变化，必须对这三个量协同考虑，即实行协调控制。从而保证主汽压力在允许范围内变即实行协调控制。从而保证主汽压力在允许范围内变化的前提下，尽快适应电网负荷变化的需要。化的前提下，尽快适应电网负荷变化的需要。第 16 页1、协调控制的基本原则及方案、协调控制的基本原则及方案2、主要控制方式、主要控制方式3、定压和滑压运

13、行、定压和滑压运行第 17 页 原则：原则：在保证机组安全运行在保证机组安全运行(即汽压在允许范即汽压在允许范围内变化围内变化)的前提下，充分利用机组的蓄热能力。的前提下，充分利用机组的蓄热能力。即在负荷变动时，通过汽轮机调门的适当动作，即在负荷变动时，通过汽轮机调门的适当动作，允许汽压有一定波动而释放或吸收部分蓄能，加允许汽压有一定波动而释放或吸收部分蓄能，加快机组初期负荷的响应速度。与此同时，加强对快机组初期负荷的响应速度。与此同时，加强对锅炉侧燃烧率锅炉侧燃烧率(及相应的给水流量及相应的给水流量)的调节，及时的调节，及时恢复蓄能，使锅炉蒸发量保持与机组负荷一致。恢复蓄能，使锅炉蒸发量保持

14、与机组负荷一致。第 18 页 方案：方案： 协调控制的基本方案是一个以前馈协调控制的基本方案是一个以前馈反馈控制为主的多变量协调控制方案。其中，反反馈控制为主的多变量协调控制方案。其中，反馈控制是协调控制的基础，通过它来确保机组内、馈控制是协调控制的基础，通过它来确保机组内、外两个能量供求平衡关系，以及实现各种协调控外两个能量供求平衡关系，以及实现各种协调控制方式的选择切换。前馈控制主要是为了补偿机制方式的选择切换。前馈控制主要是为了补偿机组的动态迟延，加快负荷响应，同时为了保证有组的动态迟延，加快负荷响应，同时为了保证有关运行参数的稳态值与指令一致。关运行参数的稳态值与指令一致。第 19 页

15、机炉分别控制方式机炉分别控制方式机炉协调控制方式机炉协调控制方式第 20 页 1、锅炉跟随方式、锅炉跟随方式（BF-BOILER FOLLOW）2、汽机跟随方式、汽机跟随方式（TF-TURBINE FOLLOW） 3、手动方式、手动方式第 21 页锅炉跟随和汽轮机跟随方式的主要优缺点比较锅炉跟随和汽轮机跟随方式的主要优缺点比较控控制制方方式式锅锅炉炉跟跟随随汽汽机机跟跟随随被被控控量量电电功功率率汽汽压压电电功功率率汽汽压压负负荷荷指指令令扰扰动动响响应应快快波波动动大大响响应应慢慢波波动动小小燃燃烧烧率率扰扰动动波波动动小小波波动动大大波波动动大大波波动动小小第 22 页 手动方式又称基础控

16、制方式。此时，手动方式又称基础控制方式。此时，锅炉和汽机负荷都由操作员手动控制。锅炉和汽机负荷都由操作员手动控制。第 23 页 锅炉跟随和汽轮机跟随方式在输出电功率和汽锅炉跟随和汽轮机跟随方式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。为此，压的控制性能方面存在顾此失彼的问题。为此，必须采用机炉协调控制方式。常见的机炉协调控必须采用机炉协调控制方式。常见的机炉协调控制方式有三种方案：制方式有三种方案：以锅炉跟随为基础的协调控以锅炉跟随为基础的协调控制方式、以汽轮机跟随为基础的协调控制方式和制方式、以汽轮机跟随为基础的协调控制方式和综合型协调控制方式。综合型协调控制方式。第 24 页：锅

17、炉主控制器、汽机主控制器均：锅炉主控制器、汽机主控制器均在手动状态，由汽机在手动状态，由汽机DEHDEH控制机组功率，锅炉控制主汽压力。控制机组功率，锅炉控制主汽压力。机组在任何状态下均可采用基本方式运行。机组在任何状态下均可采用基本方式运行。：锅炉主控制器处于手动状态，：锅炉主控制器处于手动状态，控制机组功率，汽机主控制器投入自动，维持主汽压力。控制机组功率，汽机主控制器投入自动，维持主汽压力。: :锅炉主控制器投入自动，维持主锅炉主控制器投入自动，维持主汽压力；汽机主控制器处于手动状态，汽压力；汽机主控制器处于手动状态，DEHDEH以负荷控制方式以负荷控制方式或负荷调节方式控制机组负荷。或

18、负荷调节方式控制机组负荷。 ：锅炉主控制器和汽机主控制：锅炉主控制器和汽机主控制器同时投入自动，锅炉和汽机同时响应负荷指令，并以一器同时投入自动，锅炉和汽机同时响应负荷指令，并以一种预置的方式去协调机、炉运行，使机组负荷和主汽压力种预置的方式去协调机、炉运行，使机组负荷和主汽压力均得到良好的控制。均得到良好的控制。切换条件切换条件第 25 页控制效果分析控制效果分析 锅炉跟随控制方式、汽轮机跟随控制方式和协调控锅炉跟随控制方式、汽轮机跟随控制方式和协调控制方式通常是可供单元机组控制系统选择切换的三种基制方式通常是可供单元机组控制系统选择切换的三种基本控制方式。一般说来，协调控制方式的控制效果介

19、于本控制方式。一般说来，协调控制方式的控制效果介于锅炉跟随控制方式和汽轮机跟随控制方式之间，使输出锅炉跟随控制方式和汽轮机跟随控制方式之间，使输出电功率和主汽压的控制得到兼顾在正常运行条件下，经电功率和主汽压的控制得到兼顾在正常运行条件下，经常采用协调控制方式，其他控制方式一般起辅助作用或常采用协调控制方式，其他控制方式一般起辅助作用或备用。备用。第 26 页 根据主蒸汽压力给定值的不同，单元机根据主蒸汽压力给定值的不同，单元机组有定压与滑压两种运行方式。它们的协组有定压与滑压两种运行方式。它们的协调控制方案有所区别，但协调控制的基本调控制方案有所区别，但协调控制的基本原则是相同的。原则是相同

20、的。第 27 页优点：工况稳定，负荷响应快，允许优点：工况稳定，负荷响应快，允许较大的变负荷率，控制系统简单较大的变负荷率，控制系统简单 缺点：节流损失大缺点：节流损失大第 28 页滑压运行：机组运行中主汽压给定值随负滑压运行：机组运行中主汽压给定值随负荷而变。荷而变。优点优点：（：（1 1）节流损失小；）节流损失小；（2 2）汽轮机可保持较高的内效率；）汽轮机可保持较高的内效率；（3 3）降低了汽轮机的热应力和热变形；）降低了汽轮机的热应力和热变形；（4 4）减少了给泵的功耗）减少了给泵的功耗缺点缺点：滑压运行时汽包内外壁温差大，运：滑压运行时汽包内外壁温差大，运行时的变负荷速率较低，控制系

21、统较复杂行时的变负荷速率较低，控制系统较复杂第 29 页最大最大/最小允许负荷限制最小允许负荷限制（MAX/MIN）负荷快速返回（负荷快速返回（Run BackRB）负荷快速切断（负荷快速切断（Fast Cut BackFCB）负荷闭锁增负荷闭锁增/减（减（Block Increase/Decrease）负荷迫升负荷迫升/迫降（迫降（RUN UP/DOWNRU/RD）第 30 页第 31 页保证机组的实际保证机组的实际负荷指令不超越负荷指令不超越机组的最大和最机组的最大和最小允许负荷值。小允许负荷值。第 32 页负荷快速返回负荷快速返回（Run Back 即即RB）根据主要辅机的切投状根据主要

22、辅机的切投状况，在线地识别与计算况，在线地识别与计算出机组的最大可能出力出机组的最大可能出力值。若实际负荷指令大值。若实际负荷指令大于最大可能出力值，则于最大可能出力值，则发生负荷快速返回，将发生负荷快速返回，将实际负荷指令降至最大实际负荷指令降至最大可能出力值，同时规定可能出力值，同时规定机组的负荷返回速率。机组的负荷返回速率。第 33 页（1）最大可能出力值的在线识别与计算）最大可能出力值的在线识别与计算 机组的最大可能出力值与主要辅机的切投机组的最大可能出力值与主要辅机的切投状况直接有关。机组的最大可能出力可由投入状况直接有关。机组的最大可能出力可由投入运行的主要输机的台数确定。对于某一

23、种辅机，运行的主要输机的台数确定。对于某一种辅机，每台都有一个对应机组容量的负荷百分数。根每台都有一个对应机组容量的负荷百分数。根据共同运行的台数，将它们的负荷百分数相加，据共同运行的台数，将它们的负荷百分数相加，即可确定该种辅机所能承担的最大可能出力。即可确定该种辅机所能承担的最大可能出力。第 34 页T T0 050%50%送风机送风机A A 在运行在运行T T0 050%50%送风机送风机B B在运行在运行+ +送风机所能承担送风机所能承担的最大可能出力的最大可能出力第 35 页送风机所能承担送风机所能承担的最大可能出力的最大可能出力机组负荷指令机组负荷指令H/H/送风机送风机RB- -

24、+ +第 36 页（2）负荷返回速率的规定）负荷返回速率的规定 当机组发生负荷快速返回时，为了保证机组在当机组发生负荷快速返回时，为了保证机组在此过程种能够安全、稳定地继续运行，必须对最大此过程种能够安全、稳定地继续运行，必须对最大可能出力值的变化速度进行限制。可能出力值的变化速度进行限制。每种设备对应一每种设备对应一种种RBRB速率速率, , 当发生几种设备当发生几种设备RBRB时时, ,比较取最大者为最比较取最大者为最终减负荷速率终减负荷速率, ,将机组负荷指令减下来将机组负荷指令减下来, , 直到新的负直到新的负荷指令等于或小于单台辅机的承受能力。在非协调荷指令等于或小于单台辅机的承受能

25、力。在非协调方式下方式下, , 发生发生RBRB条件虽不能减机组负荷指令条件虽不能减机组负荷指令, , 但可但可以发出类似以发出类似RBRB的信号给的信号给FSSS, FSSS, 以便切除若干层给煤以便切除若干层给煤机。机。第 37 页 V V目标负荷目标负荷( (经负荷最经负荷最大大/ /最小限制最小限制) )机组最大机组最大可能出力可能出力实际负荷实际负荷指令指令N NO O下降速下降速率率T TRBRB速率速率上升速上升速率率T T正常变负正常变负荷速率荷速率正常变负正常变负荷速率荷速率第 38 页当主机当主机(汽轮发电汽轮发电机机)发生跳闸时，发生跳闸时，快速切断负荷指快速切断负荷指令

26、，维持机组继令，维持机组继续运行续运行。第 39 页 FCB处理单元机组主设备跳闸故障时的负荷处理单元机组主设备跳闸故障时的负荷限制，单元机组主设备跳闸故障可发生在炉、机、限制，单元机组主设备跳闸故障可发生在炉、机、电及电网侧，电及电网侧，FCB限制的是发电机前后的主设备限制的是发电机前后的主设备出现跳闸故障时的负荷，分两种情况：出现跳闸故障时的负荷，分两种情况：一、电网侧跳闸，发电机解列，单元机组维持厂一、电网侧跳闸，发电机解列，单元机组维持厂用电运行用电运行二、发电机侧跳闸，汽机停运，炉维持最小负荷二、发电机侧跳闸，汽机停运，炉维持最小负荷运行，启动旁路，维持汽压，准备重新带负荷。运行，启

27、动旁路，维持汽压，准备重新带负荷。FCB的限制回路实现结合在的限制回路实现结合在RB回路中考虑回路中考虑由于实际中，由于实际中，FCB时降负荷过大，所以这种负荷时降负荷过大，所以这种负荷限制功能很难实现，一般就由限制功能很难实现，一般就由FSSS系统当作保护系统当作保护来处理。来处理。第 40 页对主要运行参数的偏差大小对主要运行参数的偏差大小和方向进行监视。如果其中和方向进行监视。如果其中任何一个超出规定限值，则任何一个超出规定限值，则根据偏差的方向，对实际负根据偏差的方向，对实际负荷指令实施增或减方向的闭荷指令实施增或减方向的闭锁，以防止故障危害的进一锁，以防止故障危害的进一步扩大，直至偏

28、差回到规定步扩大，直至偏差回到规定限值内才解除闭锁。限值内才解除闭锁。第 41 页第一类故障和第二类故障第一类故障和第二类故障第一类故障：设备跳闸或切除，可直接识别第一类故障：设备跳闸或切除，可直接识别第二类故障：设备工作异常，无法直接识别第二类故障：设备工作异常，无法直接识别运行参数监视运行参数监视第 42 页机组在实际运行过程中，一些不明原因可能造成执行机构工作到极限机组在实际运行过程中，一些不明原因可能造成执行机构工作到极限状态，如燃烧器喷嘴堵塞、风机挡板卡涩、给水调节机构故障等，这状态，如燃烧器喷嘴堵塞、风机挡板卡涩、给水调节机构故障等，这类故障属设备工作异常情况，即类故障属设备工作异

29、常情况，即II类故障。类故障。具体处理时，由于造成这类故障的因素不能直接识别，但一般这类故具体处理时，由于造成这类故障的因素不能直接识别，但一般这类故障会造成参数的偏差增大（主要为燃料量、送风量、给水流量），通障会造成参数的偏差增大（主要为燃料量、送风量、给水流量），通过对参数的偏差进行监视来对实际目标负荷指令实施增或减方向的闭过对参数的偏差进行监视来对实际目标负荷指令实施增或减方向的闭锁（当定值减实际值偏差变大越限时，为防止实际值进一步变小，使锁（当定值减实际值偏差变大越限时，为防止实际值进一步变小，使偏差进一步变大越限，实施增闭锁。反之则实施减闭锁。因为机组负偏差进一步变大越限，实施增闭锁

30、。反之则实施减闭锁。因为机组负荷减小，运行参数增加。），以防止故障危害的进一步扩大，直至偏荷减小，运行参数增加。），以防止故障危害的进一步扩大，直至偏差回到规定值时解除闭锁差回到规定值时解除闭锁闭锁逻辑由参数偏差来产生闭锁逻辑由参数偏差来产生第 43 页 燃料量为最大值燃料量为最大值 送风机指令为最大值送风机指令为最大值 送风机送风量比极限值高一个预定值送风机送风量比极限值高一个预定值 引风机指令为最大值引风机指令为最大值 给水流量比设定值小一个预定值给水流量比设定值小一个预定值 给水指令在最大给水指令在最大 汽机调门位置在最大汽机调门位置在最大 机组指令比实发功率大一定值机组指令比实发功率大

31、一定值 机前压力比设定值低一定值机前压力比设定值低一定值(暂定暂定 1MPa) 燃料量比设定值低一定值燃料量比设定值低一定值 风量比设定值低一定值风量比设定值低一定值 炉膛压力比设定值低一定值炉膛压力比设定值低一定值 炉膛压力比设定值高一定值炉膛压力比设定值高一定值 机组指令达上限幅机组指令达上限幅在下列情况下机组负荷指令闭锁增在下列情况下机组负荷指令闭锁增: :第 44 页在下列情况下机组负荷指令闭锁减在下列情况下机组负荷指令闭锁减: : 燃料量在最低点燃料量在最低点 两台电泵的指令都在最低点两台电泵的指令都在最低点 机前压力比设定值高一定值机前压力比设定值高一定值(暂定暂定0.5MPa)

32、实发实发MW比机组指令高一定值比机组指令高一定值 燃料量比设定值高一定值燃料量比设定值高一定值 给水流量比设定值高一定值给水流量比设定值高一定值 炉膛压力比设定值高一定值炉膛压力比设定值高一定值 炉膛压力比设定值低一定值炉膛压力比设定值低一定值 风量在最低点风量在最低点 机组负荷指令达低限幅机组负荷指令达低限幅 两台送风机的指令都在最低点两台送风机的指令都在最低点 汽机调门开度在最低点汽机调门开度在最低点 引风机指令在最低点引风机指令在最低点第 45 页在一些特殊情况下，机组运行值班员可通过在一些特殊情况下，机组运行值班员可通过CRT上的上的GO/HOLDGO/HOLD按钮按钮的操作，强制使机

33、组处于负荷保持状态。的操作，强制使机组处于负荷保持状态。当按下当按下HOLDHOLD时，同时发生闭锁时，同时发生闭锁增增和闭锁减。和闭锁减。 第 46 页除氧器水位控制简介除氧器水位控制简介第 47 页如图所示，凝水经过凝结水泵升压，送往轴封加热器，如图所示，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结水流量，此后，再经过除氧器水位控制阀送往8 8、7 7、6 6、5 5号低加，进入除氧器。号低加，进入除氧器。在除氧器水位控制阀旁有一个旁路阀，由在除氧器水位控制阀旁

34、有一个旁路阀，由SCSSCS控制，控制，这是一可中间停的电动门，用于在凝结水量不够时，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。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，送往除氧器贮水箱中的水由给水泵升压，成为给水，送往3 3、2 2、1 1号高加，在高加出口，设有流量元件，用于号高加，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。测量进入锅炉汽包的给水量。第 48 页二、系统的任务，影响除氧器水位的因素及控制手段二、系统的任务，影响除氧器水位的因素及控制手段1 1任务任务 该系统的任务是维持氧除器的水位为设定值

35、。氧除器的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。水位过低，则可能导致给水泵汽蚀，影响给水泵的安全。2 2影响除氧器水位因素：影响除氧器水位因素： a. a. 凝结水量凝结水量 b. b. 给水量（包括过热、再热器减温水）给水量（包括过热、再热器减温水） c. c. 抽汽量（以及进入除氧器的辅汽量）抽汽量（以及进入除氧器的辅汽量） d. d. 来自高加的疏水量来自高加的疏水量 其中给水量代表流出除氧器的质量，而凝结水量、抽汽其中给水量代表

36、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。导致除氧器水位变化。第 49 页3 3控制水位的手段控制水位的手段 在上述影响除氧器水位的因素中，在上述影响除氧器水位的因素中，b b给水量是汽包给水量是汽包水位控制的要求，水位控制的要求，c c抽汽是不加控制的，抽汽是不加控制的，d d疏水随高压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，只有的变量，只有a a凝结水量。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

37、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，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。继而控制除氧器水位。第 50 页三、控制原理三、控制原理第 51 页1 1正常情形：正常情形：（1 1）由两个液位变送器测出除氧器的水位，经）由两个液位变送器测出除氧器的水位，经SM2XMTRSSM2XMTRS选择选择后，获得后，获得PVPV信号，并用信号，并用H/ H/ 算法，判别除氧器水位是否过高。算法，判别除氧器水位是否过高。（2 2）设定值）设定值SPSP由运行人员在由运行人员在M/AM/A站上设定。站上设定。（3 3）当给水

38、流量小于）当给水流量小于3030时，由单冲量（时，由单冲量（1E 1E ）PIPI调节器自调节器自动控制水位，最终使动控制水位，最终使PVPVSPSP。（4 4）当负荷大于）当负荷大于3030时，将自动选择三冲量方案，切换是自时，将自动选择三冲量方案，切换是自动、无扰的。此时，凝结水流量控制器动、无扰的。此时，凝结水流量控制器PIDPID根据流量元件测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。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