第四节 分散控制系统的电厂自动化实现

1、第四节 电厂分散控制系统的自动化信息实现电厂自动化功能是依据分散控制系统作为其控制设备实现的。电厂自动化本身就是一个信息处理的过程，而分散控制系统则是信息处理的设备。根据电厂信息处理的自动化要求，它们可分成不同的自动化监控信息系统，目前已成熟应用于各大电厂的系统有DAS， MCS、CCS、SCS、DEH、FSSS，它们由各自对应的过程控制单元加以实现，由操作人员接口站进行信息的集中处理。一、数据采集系统（DAS）数据采集系统是属于电厂过程信息的计算机监视系统。图4-1所示，为DAS系统的示意总体结构图，随着计算机监视系统的应用发展，DAS系统逐渐与生产管理系统一体化，组成计算机监视与生产管理一

2、体化的网络系统。对面向生产过程信息的DAS系统主要包括三方面：一为输入/输出（I/O）过程通道；二为高速数据通信网络（总线）；三为操作员站、工程师站等人机接口单元。它的信息化功能主要从操作员站上显现，由工程师站进行其功能的组态。图4-1 多级网络式结构DAS总体示意图1。数据采集与显示电厂生产过程的各种变量，如温度、压力、流量等称为模拟量；而设备状态，如泵、风机的启/停，阀门、挡板的开/关称为开关量。数据采集系统的数据采集就是通过各种测量元件、变送器、开关接点、继电器等将模拟量和开关量信号引入计算机系统。对于模拟量中的温度信号，通常直接由测温元件引入计算机系统，这些测温元件通常为热电偶或热电阻

3、；压力、流量、差压以及其他非电量的测量，通常要通过变送器，将过程变量转换成标准的电信号，如420Madc、15VDC等。对于一台大型火电机组来说，数据采集系统所要采集的数据面广而量大。一台600mw机组索要采集的模拟量和开关量的数据总达40006000点至多，这些数据分布在电厂的各个部位。数据采集通常是将就地测量的测温元件、变送器、开关接点等用电缆引导到电子设备端子板，通过I/O过程模件引入DAS系统的机柜内集中处理，它属于大型分散控制系统设备的一部分，即DAS部分。目前还有一种用于电厂测量环境条件恶劣的场所的，采用的智能测量前端，由它们将现场的模拟量和开关量直接转换为数字信息，采用数字通信与

4、远方的主机进行通信传输现场数字信号，通常称为远程I/O，目前它也是连接到DCS的DAS系统中的，主要是对电厂的一些辅助信号作检测。目前已有分散控制系统将集中I/O模件和远程智能I/O前端结合起来应用，这种形式的应用既有DCS系统成熟的软件体系，又可根据现场分散设备的具体情况灵活配置远程智能I/O前端，这样将远程智能I/O前端的应用扩大到大型火电机组。在火电厂使用成熟，历史悠久的远程智能I/O是QD系列，它有极强的抗干扰能力，分辨率达24位，易与不同类型的DCS连接，完成火电厂锅炉水冷壁温度、汽轮机气缸壁温及发电机线圈温度的检测和监控。DAS系统通过显示器屏幕显示信息，它是火电企业信息化后通用的

5、信息显示形式，其画面种类有：（1）模拟图。用不同画面分别表示机组概貌和锅炉、汽轮机、发电机、厂用电等各局部工艺系统的流程，画面内辅以模入、开入活参数，如流量、压力、温度、调节阀门开度等模拟量参数，辅机的启、停状态， - 1 -阀门/挡板的开、关状态等开关量信号。（2）棒状图。将同类参数用水平或垂直棒图排列在一起，形象地显示数字大小或越限情况。（3）曲线图。可显示趋势曲线、历史曲线和机组启、停曲线等。(4) 相关图。以任一主要参数为中心、与若干与其相关的参数组成一幅画面，以便于对主要参数的综合监视和分析。（5）成组显示。可从所有模拟量中任选若干个参数组成一幅画面，现实内容包括点号、名称、参数值、

6、越限情况或成组开关量信息。（6）检索类画面。包括标号检索、目录检索、模拟量报警及切除一览、开关量跳变等。（7）报警类画面。当有报警产生时，相应的报警组在显示画面上闪光，并有声音报警，报警确认后，闪光变为平光。（8）模拟量控制画面。一幅画面显示一个或数个控制回路的变量、定值、输出以及控制回路的手动/自动状态切换和增/减操作。（9）开关量控制画面。一幅画面显示一个或一组设备的启/停或开/关允许条件、启/停或开/关的操作及其状态。（10）诊断显示。诊断显示包含了系统和子系统一级的信息，这些信息是操作者了解到可测故障的情况、颗监视系统状态和一些性能指标等。从系统状态显示图上可方便得得到各子系统的工作状

7、态。进入子系统状态显示后，可进一步观察子系统的状态显示和诊断结果。如今如此显示中的I/O状态显示，还可以得到各通道信息标签（TAG）。诊断信息画面反映了子系统的类型和状态、故障发生时间、单位时间内故障的次数、事件描述、类型等。系统性能显示画面反映了CPU负荷率、存储器利用率等，画面用数字或棒状图显示。2。火电机组主要测点及其分布大型机组测点多、分布广，几乎包容了机组几各工艺系统的全部主要参数和主要设备状态。通常来说，下列主要工艺系统的参数应纳入DAS系统。（1）空气系统空气系统的主要模拟量输入有：送风机出口风压力、空气预热器后风压力、二次风总风压力、一次风机出口压力、一次风总风压力、送风机入口

8、风温度、暖风器出口风温度、空气预热器出口风温度、送风总风量一次风总风量。空气系统的主要开关量输入有：送风机润滑油压力状态、送风机喘振差压状态、送风机及相关挡板状态、一次风量及相关挡板状态。（2）烟气系统烟气系统的主要模拟量输入有：炉膛压力或负压、空气预热器后烟气压力、除尘器后烟气压力、空气预热器后烟气温度、烟道各段烟气温度、烟气含氧量、炉膛温度。烟气系统的主要开关量输入有：炉膛火焰监视、火焰检测其冷却空气状态、引风机及相关挡板状态、空气预热器及相关挡板状态。（3）燃油/制粉系统燃油/之分系统的主要模拟量输入有：磨煤机入口压力、中速墨出口风压力、粗粉分离器后风压力、排粉入口压力、磨煤机进出口风压

9、差、锅炉供回油压力、磨煤机入口风温度、磨煤机出口风粉混合物温度、排粉机进口风粉温度、锅炉燃油温度、燃油流量、给煤量。燃油/之分系统的主要开关量输入有：磨煤机及相关挡板状态、排粉机及相关挡板状态。（4）蒸汽（主蒸汽、抽汽、辅助蒸汽）系统蒸汽系统的主要模拟量输入有：汽包饱和蒸汽压力，过热器出口蒸汽压力、汽轮机第一级压力、汽轮机主汽门后蒸汽压力、各段抽气压力、汽轮机高压缸排气压力、再热气出口蒸汽压力、汽轮机中压缸进汽压力、汽轮机排汽真空、高低压缸轴封汽压力、给水泵汽轮机高压进汽压力、给水泵汽轮机低压进汽压力、给水泵汽轮机汽封汽压力、除氧器汽源压力、除氧器压力、汽轮机高低压旁路减压器后蒸汽压力、给水母

10、 - 2 -管水压力、过热器减温器入口汽温度、过热器减温器出口汽温度、过热器出口器温度、汽轮机主汽门前汽温度、汽轮机高压缸排气温度、高压缸排汽管上下汽温度等。蒸汽系统的主要开关量输入有：蒸汽系统各主要管路的阀门状态。（5）凝结水系统凝结水系统主要模拟量输入有：凝结水泵出口水压力、凝结水升压泵出口水压力、凝结器出口凝结水温度等。凝结水系统主要开关量输入有：主要工艺阀门状态、凝结水泵状态，凝结水升压泵状态。（6）给水系统给水系统主要模拟量输入有：给水泵出口水压力、至锅炉给水压力、再热减温水压力、过热减温水压力、电动给水泵润滑油温度、给水泵入口流量、再热减温器减温水流量、过热减温器减温水流量、给水流

11、量、直流炉汽水分离器水位、汽包水位等。给水系统主要开关量输入有：给水管路主要工艺阀门状态和给水泵、给水前置泵状态。（7）循环冷却水系统循环冷却水系统主要模拟量输入有：凝汽器入口或出口循环水压力、循环泵出口水压力、循环水母管水压力、凝汽器入口循环水温度、凝汽器出口循环水温度。（8）汽轮机本体系统汽轮机本体系统主要模拟量输入有：汽轮机润滑油压力、汽轮机调速油压力、汽轮机支撑轴承温度、汽轮机推力轴承温度、汽轮机转速、汽轮机差胀、汽轮机气缸膨胀、汽轮机转子轴向位移、汽轮发电机组轴承振动、汽轮机润滑油温度。（9）发电机氢油水系统发电机氢油水系统主要模拟量输入有：发电机氢汽压力、空气侧密封油压力、氢气侧密

12、封油压力、水冷发电机冷却水压力、氢气侧密封油回油温度、空气侧密封油温度、密封油进油温度，发电机进出口氢气或空气温度、定转子冷却水流量。另外，随着DCS的发展，有些电厂电气参数也被纳入到DCS的DAS中，这些参数是通过智能化多功能电器参数测量仪表检测，再通过通信进入DCS中的。3。显示器显示画面的调用一台大型火电机组，要有几百幅画面，例如一台600MW机组一般有300多幅，为了能在如此多的画面中尽快调用出所需的画面，通常设计了横向及纵向调用图，形成了一种倒“树”状结构。对于一般的画面要求按键次数不超过3次，重要画面的调用要求按键次数在12次。一般的，分散控制系统的画面调用，可用下述5种方法较快地

13、进行：（1）通过总图及以下的调用指导调用。如系统总貌系统图等可调用任意图形。（2）通过菜单调用。区域菜单可调用系统图、控制图、状态图、趋势图。（3）通过用户功能键进行调用。（4）通过报警现实选择器调用。（5）通过每一幅画面的文件名调用，文件名一般按照工艺系统来定义。4。制表打印和报警制表打印一般分为定时打印和随即召唤打印两种。定时打印主要是常规的工作日志报表打印，有分值报表、日报表等，分别在每值、每日的终了时，对预定的参数按小时测量值机平均值、累计值一次性打印。随机打印属于由发生报警激活的打印，特别记录了模拟量越限和复位时间或开关量变态时操作性质和时间。另外随机打印还可对事件顺序记录进行随机打

14、印，要求时间分辨率达13ms；事故追忆打印也即对引起机组跳闸的事故，井事故发生前若干分钟（通常为515mim）及事故后若干分钟（通常515mim），按一定时间间隔（通常1020s）对指定的若干个参数变化值进行打印。参数越限或运行辅机跳闸需报警引起运行人员的注意，及时调整，保证机组的安全运行。这种报警功能不仅通过打印报警功能实现，还需通过屏幕显示实现，包括声光报警等。- 3 -5。在线性能计算在线性能计算主要是定时进行经济指标计算，如锅炉效率、汽轮机效率、热耗、煤耗、厂用电率、不给水率等的计算，此外也包括二次参数计算：对来自I/O过程通道的信息进行二次计算，包括补偿计算，变化率、累计、平均、差值

15、、平方根、最大值、最小值等的计算。在线性能计算的关键是要给出正确、合理的计算公式和可靠的现场测量数据。性能计算刻有下列6项：（1）汽轮机效率。对高压缸、中压缸、低压缸分别计算热效率。（2）锅炉效率。用热损失法和输入输出法两种方法计算。（3）凝汽器性能。计算理想传热系数、实际传热系数以及两者的比值。（4）给水加热器效率。主要计算三台高压加热器的端差、冷端温差、温升。（5）预热器效率。计算总效率，以实际效率与理想效率之比表示。（6）机组质量与能量平衡。计算汽耗、热耗、流量、机组热效率等。上述性能计算每10mim计算一次，对于所要用到的点，所取的值是10mim内的平均值。计算结果与所需要的中间结果均

16、放入数据库中，随时可用于点显示、画面显示、报表等。6。操作指导可根据用户要求设置机组启停操作指导、最佳运行操作指导、预防或处理事故操作指导等。操作指导是通过显示器屏幕显示具体的操作步骤知道操作员进行操作，以保证机组的安全、经济运行或启/停。二、单元机组协调控制系统（CCS）1。单元机组协调控制系统的任务随着电力工业的发展，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，以便迅速满足负荷变化的需要及参加电网调频。大型机组通常都以锅炉-汽轮机-发电机组成单元制运行方式。在这种运行方式中，锅炉和汽轮发电机共同维

17、持外部负荷要求，也要共同保证内部参数运行（主要是主蒸汽压力）稳定。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得平衡关系；主蒸汽压力反映了机组内部锅炉与汽轮发电机之间能量供求平衡关系。就负荷控制而言，锅炉和汽轮发电机是一个不可分割的整体，是一个联合的被控对象。由于锅炉和汽轮发电机的动态特性存在很大的差异，即汽轮发电机负荷响应快；锅炉负荷响应慢。所以单元机组内外两个能量供求平衡关系互相约制，外部负荷响性能与内部运行参数稳定性之间存在固有的矛盾。根据这一特点，单元机组在实施负荷控制时，必须很好的协调机、炉两侧的控制动作，合理的保持好内外两个能量供求平衡关系，已兼顾符合相应

18、性能和内部运行参数稳定两个方面。具体来讲，就是对外保证单元机组有较快的功率响应和有一定的调频能力；对内保证主蒸汽压力偏差在允许范围内。或者说，在保证主蒸汽压力偏差在允许范围内的前提下，使机组的输出电功率尽快适应电网负荷变化的需要。这就是单元机组协调控制的任务。2。单元机组协调控制系统组成单元机组负荷控制系统的组成特点如图4-2所示。单元机组负荷控制系统通常有两大部分组成：负荷指令管理部分和机炉负荷控制部分。负荷指令管理部分的主要作用是，对外部负荷要求指令（或称目标负荷指令）进行选择并加以处理，使之转变为单元机组设备负荷能力、安全运行所能接受的实际负荷指令，并作为功率给定值信号。机炉负荷控制部分

19、的主要作用是，根据机组的运行条件及要求，选择合适的负荷控制方式，按实际负荷指令，以及机组的功率偏差和主蒸汽压力偏差进行控制运算，分别产生对机、炉侧的控制作用。作为机、炉有关子控制系统协调动作的指挥信号，分别称为汽轮机主控制指令和锅炉主控制指令机、炉的各有关子控制系统采用常规控制系统。它们对主控制指令来说，相当于伺服系统。由此可见，机、炉主控制命令分别代表了汽轮机调门开度指令和锅炉燃烧率（燃料量、风量及给水量）指令。 - 4 -图4-2 单元机组负荷控制系统组成既然负荷控制系统作为机、炉子控制系统的指挥机构，只起上位控制作用，那么，机、炉的子控制系统则是负荷控制的基础，是单元机组控制系统中的基础

20、控制级。它们的控制质量将直接影响负荷控制质量和机组的稳定运行。因此，只有在组织好各自控制系统，并保证其具备较高控制质量的前提下，才有可能组织负荷控制系统，并使之达到要求的控制质量。3。协调控制系统控制方案单元机组协调控制系统的运行方式是指协调主控的运行方式。单元机组协调控制系统通常有四种基本运行方式：1）汽轮机为基础、锅炉跟随的负荷控制方式（简称炉跟机方式）、2）锅炉为基础，汽轮机跟随的负荷控制方式（简称机跟炉方式）、汽轮机-锅炉综合共屡控制方式（简称协调方式）、4）汽轮机、锅炉手动控制（简称手动方式）。根据单元机组不同的工况和运行要求，可选择锅炉主控和汽轮机主控所具备的不同的控制方式及组态，

21、可构成多种不同的单元机组协调控制系统的运行方式。协调控制系统控制方案包括机组主控（负荷指令管理部分）、锅炉主控和汽机主控等部分，如图4-3所示。（一）机组主控（1）负荷信号1）在协调和汽机跟随（锅炉主控在自动）运行方式时，负荷信号有运行人员在“手动负荷设定器”（MLS）上人工设置。当机组切换到自动发电控制（AGC）时，机组接受电网的自动调度信号。机组的上述负荷需求信号受到负荷限值（最大/最小负荷限值及发生RUNBACK、RUN UP/RUN DOWN等）对负荷需求设定值的限制；负荷指令的变化速率一要受到人共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（协调控制方时下），还要叠加上频差部

22、分的负荷指令，这时机组主控的输出为机组负荷需求指令，同时送往锅炉主控和汽机主控。2）在炉跟随方式时，机组负荷指令由汽轮机主控器设置。（2）负荷定值限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作一定的限制。1）与机组负荷有关的主要运行参数越限而引起的增、减负荷作用。当符合指令或与辅机有关的调节指令有矛盾时，如给水、燃料、送风、引风等超过各自运行上限值时，则必须将负荷降至和该上限制相适应才能 - 5 -保证主、辅机的安全运行，这种迫降负荷即称RUNDOWN;当上述各值超出各自运行下限值时，则要发生迫升负荷，即RUNUP。2）辅机故障减负荷RUN BACK 是指主要辅机部分故障时

23、，自动将负荷减到和主辅机负载能力相适应的负图4-3 协调控制系统方案荷水平。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，发生主油开关跳闸所引起的大幅度甩负荷。为维持汽轮机代厂用电或空负荷运行而导致的RUNBACK，成为FCB。（3）机组主控进行操作的内容（如图4-4所示）图4-4 某电厂机组主控操作界面- 6 -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/最小限值；5）电网调度信号的切换；6）电网频率信号的切投。（二）锅炉主控锅炉定值通过锅炉主控器设定，锅炉主控器根据不同的运行方式可以自动或手动。

24、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，当锅炉控制都在手动方式时，它不能手操，而只跟踪燃料量。2）在汽轮机跟随方式时，锅炉主控制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，锅炉主控制器只能自动运行，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，同锅炉跟随方式，它的输出就是燃料量和风量调节的定值。（三）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。它的主控信号通过DCS的数据高速公路网络传输至实现DEH功能的过程控制单元。1）当选择协调运行

25、方式时，电功率为设定值，实测电功率和需求负荷香比较，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减负荷，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。三、模拟量控制系统（MCS）协调控制系统中，主控系统的协调指挥作用要由机、炉子控制系统来具体执行，才能最终完成整个系统的控制任务。但主要

26、的子系统是在锅炉侧，而锅炉侧主要的子控制系统是燃烧控制系统、给水控制系统和汽温控制系统。（一）燃烧控制系统1、燃烧过程调节的任务锅炉燃烧过程调节的目的在于使进入锅炉的燃料的燃烧热量与锅炉的蒸汽负荷要求相适应，同时保证锅炉燃烧过程安全经济地运行。因此，当锅炉的负荷改变时，锅炉将需要进行燃烧的调整。锅炉燃烧调节包括下列几项内容：（1）燃料量调节燃料量调节的目的是使进入锅炉的燃料燃烧所产生的蒸汽量能与锅炉向外部负荷的供汽量相适应。当单元机组采取机跟炉负荷调节方式时（即锅炉调负荷、汽轮机调汽压），可以直接取电网的负荷要求P，0作为锅炉的负荷要求信号；当单元机组采取炉跟机负荷调节方式时（即汽轮机调负荷、

27、锅炉调汽压）由于锅炉出口汽压是表征锅炉生产的蒸汽量与汽轮机耗汽量之间的平衡指标，所以可以取锅炉出口汽压PT作为锅炉的负荷要求信号；当单元机组采取机炉协调负荷调节方式时，可以取来自负荷管理控制部分的锅炉主控制指令作为锅炉的负荷要求信号。（2）送风量调节燃料量变化时，也应相应地改变进入炉膛的空气量，以保证燃料的完全燃烧和排烟热损失最小。所以 - 7 -送风量调节的目的是保证锅炉燃烧过程的经济性。燃烧过程的经济与否可以从过剩空气系数是否为最佳来衡量。但是到目前为止，过剩空气系数还不能通过仪表进行直接测量，因此通过测量烟气含氧量这一间接指标来判断燃烧的经济性，或者直接以保持风与燃料比值的办法来保证燃烧

28、的经济性。（3）引风量调节引风量调节的目的是使引风量与送风量相适应，并保持炉膛压力在要求的范围内。因为炉膛压力的高或低，关系着炉膛的安全、经济运行。负压过大，使大量冷风漏入炉膛而降低炉膛温度，并且会增大引风机负荷和排烟热损失；反之，如果炉膛压力大于大气压力，会使炉烟冒出，不仅影响环境卫生，甚至可能影响设备和人身的安全。设置燃烧过程自动调节系统来完成上述三项调节任务时，可以用三个调节器去控制三个调节量（燃料量、送风量和引风量）以维持三个被调量（机组负荷或汽压、过剩空气系数或最佳烟气含氧量、炉膛负压）。2、燃烧过程调节的组成燃烧过程的调节系统有三个被调量和三个调节量。锅炉的运行实践表明，对燃烧过程

29、的三个被调量的调节存在着明显的相互影响。这主要是由于对象内部（各调节量与各被调量之间）存在相互作用，即其中每个被调量都同时受到几个调节量的影响，而每个调节量的改变又能同时影响几个被调量。图4-5表示了燃烧对象的调节量对被调量的这种影响。所以燃烧过程调节对象是一个多输入多输出的多变量相关调节对象。根据对锅炉燃烧过程的运行实践及其分析，对燃烧过程的调节可以提出以下的几点基本认识：（1）燃烧过程中，汽压pT是锅炉燃料热量与汽轮机需要热量是否平衡的指标；过剩空气系数是燃料量B和送风量V是否保持适当比例的指标；炉膛负压Sl是送风量V和引风量G是否平衡的指标。因此，虽然对象的几个调节量对几个被调量都有严重

30、影响，但如果在锅炉的运行过程中，严格保持燃料量B、送风量V和引风量G这三个调节量的比例，就能保持汽压当炉膛的负压要求变化时，并使过剩空气系数和炉膛负压Sl基本不变。也就是说，pT、pT、Sl基本不变；当锅炉的符合要求不变时，燃烧过程的三个调节系统应能保持各自的调节量稳定不变。（2）燃烧过程的三个调节系统，虽然必须保持互相间的协调动作，以实现燃烧过程的三项调节操作，但究竟由哪一个调节器去完成哪一项任务，并没有一成不变的规定，一般可以有、三种组合方案，如图4-6所示。这几种调解方案的最终调解结果并无差别，主要是动作的先后次序略有不同。（3）燃烧自动调节系统的方案与锅炉的运行方式以及负荷调节方式等生

31、产工艺有密切的关系。例如母管制还是单元制？带变动负荷还是带固定负荷？锅炉的燃料是油、燃气还是煤粉？若是煤炉，则有无中间储粉仓等。设备和工艺条件不同，锅炉的燃烧过程自动调节系统的方案也有所差别。对于直吹制煤粉锅炉，其制粉系统的自动调节也是燃烧自动调节的组成部分,主要是磨煤机控制系统。图4-5 燃烧对象调节对被调量的影响- 8 -图4-6 燃烧调节系统组合示意图3、燃烧过程自动调节系统的基本方案燃烧自动调节系统主要包括三个相对独立而又紧密联系的子系统。（1）燃料调节子系统燃料调节的任务在于使进入锅炉的燃料量随时与外界负荷要求相适应。因为汽压是锅炉燃料热量与汽轮机需要能量的平衡的标志，并且在负荷扰动

32、下汽压具有近乎比例的响应特性，因此汽压可以作为燃料调节系统的被调量。由于汽压调节对象在燃料量扰动下的动态响应较快（较小），所以燃料量调节原则上可以采用以汽压作为被调量的单回路调节系统的结构方案。但是对于燃煤锅炉来说，运行中的煤量自发性扰动（煤粉的阻塞与自流）是经常容易出现的，所以在设计燃煤锅炉的燃料调节系统时，必须考虑使系统具有快速消除燃料自发性扰动的措施引入燃料量的负反馈，这样，燃料量调节系统大多采用串级系统的结构方案，如图4-7所示，这是因为这样就可以把燃料量信号作为负反馈信号引入副调节器（燃料调节器），另一方面，图4-7 燃烧调节系统原则性方案采用串级系统的结构方案，能使燃料调节系统具有

33、根据锅炉运行需要从带变动负荷（或带固定负荷）切换到带固定负荷（或带变动负荷）的功能。(2) 送风调节子系统送风调节的任务在于保证燃烧过程的经济性，具体地说就是要保证燃烧过程中有合适的燃料与风量比例。送风调节对象近乎比例环节，因此送风调节系统采用以燃烧经济性指标（如烟气含氧量）为被调量的单回路结构方案，在原理上看是合适的。但是对氧量的准确、快速、可靠测量至今还不能说达到了十分令人满意的程度，因而限制了这个方案的实际应用。在这种情况下送风调节系统采用直接保持燃烧率与送风量比例关系的比值调节系统方案（图4-8）显然更为可行。在这个方案中，燃料量信号B以前馈形式引入送风调节系统，作为送风调节器的给定值

34、，送风量信号V作为反馈信号引入送风调节器而构成为一个比值调节系统，这就实现了使送风量能始终快速地- 9 -跟踪燃料量的变化而变化。由于送风调节器采用PI作用调节器，所以静态时，调节器入口信号的平衡关系式为BK-V=0或式中 K风煤比例系数。 V=K B只要调整比例系数K为适应的值，调节系统就能使进入锅炉的送风量与燃料量保持最合适的比例，达到经济燃烧的目的。图4-8 送风调节系统的原则性方案但是，保持燃料量与送风量为固定比例的送风调节系统在锅炉的长期运行过程中，并不能始终确保燃烧过程的最近经济性，因为在不同的负荷时，以及使用不同的燃料时，燃料量和送风量的最佳比例系数K不是常数。因此，对一个完善的

35、燃烧经济性调节系统方案，应该考虑采取有燃烧经济性指标的校正调节（如图4-9所示）来修正送风量，使之与燃料量之间的比值达到最佳，或者采取随负荷、燃料品种变化而修正送风量的送风系统，如图4-9（c）所示。图4-9（a）是具有氧量校正调节的送风调节系统。把它可以看作为一个有燃料量前馈调节的串级调节系统，副调节器（送风调节器）的任务是保持送风量与燃料量的基本比例（燃烧经济性的粗调），主调节器（氧量校正调节器）的作用是，在副调节器保证了风煤成基本比例的基础上进一步实现送风量的校正调节（燃烧经济性的细调）。当烟气中含氧量高于给定值时，氧量校正调节器发出校正信号，修正送风量调节器的给定值，使送风调节器减少送

36、风量。经过校正后的送风量将保证烟气中含氧量等于给定值。当系统处于静态时，副调节器（假设为PI作用）的入口信号的平衡关系为BK-V+O2=0因此，校正后额送风量信号为V=BK+O2式中 O氧量校正调节器的输出信号。 2可见，在有氧量校正的送风调节系统中，送风量除了需要与燃料量保持正比例外，还有附加一个校正送风量信号 ，才能使烟气中含氧量达到最佳值。烟气中最佳含氧量的数值随锅炉的负荷改变而变化，一般在负荷增加时，最佳含氧量的值减小。为了使氧量给定值随负荷改变而变化，可将负荷信号D通过一个函数F(X)，产生一个随负荷而改变的最佳含氧量信号作为氧量校正调节器的给定值，如图4-9（b）所示。不同负荷下的

37、最佳含氧量值由锅炉热效率试验后确定，然后设置在函数器中。有氧量校正信号的送风调节系统，其结构比较复杂，又由于其主、副回路的时间常数（工作速度）相差不大，所以系统的整定投入比较困难。直接根据负荷、燃料品种的变化去修正最佳风煤比系数K的单回 - 10 -路比值调节系统方案如图4-9（c）所示，此系统结构简单，整定投运也比较方便，还没有对烟气氧量要求可靠、正确测量的问题。但在此系统中，负荷和燃料品种的修正系数在实际应用中较难确定。图4-9送风调节系统的改进(3) 引风调节子系统引风调节的任务是保持炉膛负压在规定的范围之内。由于引风调节对象的动态响应快，测量也容易，所以引风调节系统一般只需采取以炉膛负

38、压Sl作被调量的单回路调节系统，如图4-10所示。由于送风量的变化是引起负压波动的主要原因，为了能使引风量快速的跟踪送风量，以保持二者的比例，可将送风量作为前馈信号引入引风调节器，这样当送风调节系统动作时，引风调节系统将立即跟着动作，而不是等炉膛负压偏离给定值后再动作，从而能使炉膛负压基本不变。所以引风调节系统引入送风前馈信号以后，将有利于提高引风系统的稳定性和减小炉膛负压的动态偏差。送风量信号通过前馈补偿装置F(X)送到引风调节器而使引风量跟着改变，但当系统处于静态时，前馈补偿装置F(X)的输出应为零，以使炉膛负压保持为给定值。根据锅炉燃烧过程自动调节的基本任务，可以确定对燃烧自动调节系统的

39、基本要求：迅速适应外部负荷要求；及时消除锅炉燃料侧的自发扰动；维持调节过程中各被调量在允许的范围之内；保证锅炉运行的安全性和经济性。图4-10 引风调节系统原则方案在设计燃烧过程自动调节系统的组成时，除了考虑必须保证满足上述控制要求外，并且还要考虑锅炉结构、运行方式、燃料系统等设备条件及其工艺要求，所以工程上有各种不同类型的燃烧自动调节体统方案。本节只要从燃烧过程自动调节的基本任务出发，讨论能完成这些调节任务所必须具备的最基本的调节系统构成方案。图4-11所示为单元制运行锅炉燃烧自动调节系统的两种基本方案。当汽轮机负荷变化时，锅炉出口 - 11 -汽压pT立即改变，汽压调节器输出满足负荷要求的

40、燃烧率指令P至燃料调节器和送风调节器。如果锅炉带固定负荷，则通过切换开关将由运行人员设定的固定燃烧率指令P0。送到燃料和送风调节器。图4-11（a）所示系统中，燃料调节器以满足负荷要求的燃烧率指令P（或P0）作为燃料量的给定值，其调节的目的是使燃料量与燃烧率要求相适应；送风调节器也以P（或P0）作为送风量的给定值，其调节目的是使送风量与燃烧率要求相适应。引风调节器（负压调节器）以炉膛负压为被调量，它调节引风量使炉膛负压保持在一定的范围内。所有调节器都采用比例积分作用调节器，因此，在静态时，汽压调节器、氧量调节器、引风调节器保持各自的被调量等于给定值。燃料调节器的入口端信号P-BK=0，送风调节

41、器的入口端信号，从而间接保证了燃料量与空气量的一定比例，即 P-V=0（当不考虑氧量校正信号O2时）V=BK或这个系统的工作过程简述如下： V=K B当汽轮机负荷改变时，锅炉出口压力PT立即变化而偏离给定值，使汽压调节器输出信号“燃烧率指令”信号P发生变化，然后通过燃料和送风调节器去同时改变锅炉的燃料量和送风量；送风量的变化通过前馈补偿装置f(x)作用到引风调节器，改变引风量使之与送风量适应，以使炉膛负压Sl近似不变或变化很小。调节过程结束后，出口汽压pT、燃烧经济性指标O2、炉膛负压Sl仍恢复等于给定值；锅炉的燃料量、送风量、引风量都改变为与燃烧率要求相适应的新的数值。图4-11 单元制运行

42、锅炉燃烧自动调节系统基本方案当汽轮机负荷不变时（或锅炉带固定负荷）时，对锅炉的燃烧率指令信号P(或P)不变，此时，0锅炉燃料、送风调节器的任务是分别消除各自可能发生的燃料量和送风量的自发性变化，使锅炉稳定地承 - 12 -担所规定的负荷。例如，当燃料量发生自发性扰动时，燃料量信号B将发生变化，使燃料调节器的入口出现信号的不平衡而引起其输出信号的改变，动作燃料执行机构直到燃料量恢复到扰动前的数值。在燃料侧发生内扰时，送风调节器是不动作的；同样，当送风量发生内扰时，由送风调节器动作自行消除，燃料调节器也是不动作的，实现了各调节量的自发性扰动由各自的调节系统去消除的控制要求。图4-11（b）所示的系

43、统与（a）所示系统方案并无原则上的区别，它们的主要不同点表现在燃烧经济性调节的实现方法上。在（a）所示系统方案中，燃料量和送风量之间的合适比例是通过燃料和送风两个调节器的共同正确动作而间接实现的；在（b）所示系统方案中，燃料量和送风量之间的合适比例是由送风调节器单独实现的。由此可见，在（a）系统中，送风调节器单独投入工作并不能保证燃烧经济性调节的实现，只有当燃料调节器也投入工作的条件下，才能实现燃烧经济性的调节。（a）系统与（b）系统的另一个不同点在于当负荷发生变化时，（a）系统的燃料和送风调节器是同时动作去改变燃料量和送风量的，而（b）系统中送风量的改变落后于燃料量的改变，并且，燃料量的自发

44、性扰动会引起送风调节器不必要的。4。磨煤机控制系统煤从煤斗进入给煤机，由给煤机的转速控制进入磨煤机的煤量，在磨煤机中，煤变成煤粉，所谓制粉系统，在磨煤机中，煤粉与空气的混合物可直接进入燃烧器。所以煤磨煤机控制系统包括磨煤机风量控制系统和磨煤机出口温度控制系统。大型机组的锅炉配置午5到6台磨煤机，每台磨煤机都有一套完全相同的磨煤机风量控制系统和磨煤机出口温度控制系统。目前磨煤机通过配置冷风调节门和热风调节门，如图-所示，进行磨煤机的控制。其磨煤机风量和磨煤机出口温度控制原理性方框图如图4-12所示。图4-12 磨煤机风量和磨煤机出口温度控制原理性方框图磨煤机风量和出口温度控制系统的被控对象是一个

45、2*2多变量系统，其两个输入分别为冷、热风挡板的开度，两个输出量分别为一次风风量和磨煤机出口温度，也即这两个输出变量具有耦合的作用，为了达到较好的调节效果，控制系统中采用了解耦的方法，如图4-12所示，即在温度调节器的输出去控制热风门的同时，通过一个负的比例环节去控制冷风门，使温度的调节作用基本上不影响一次风量；同时在风量调节器的输出控制冷风的同时，通过一个整的比例环节去控制热风门，使风量调节器动作基本上不影响温度。 另外还有些燃烧控制的子系统，如一次风压控制系统主要通过一次风机导叶开度控制一次风母管的差压；辅助风控制系统主要通过辅助风挡板控制二次风风箱压力和炉膛压力的差压；燃料风（周界风）控

46、制系统为比值控制系统，燃料风风门的开度由相应的给煤机转速决定，是相应给煤机转速的函数；燃尽风控制系统亦为比值控制系统，燃尽风风门的开度为锅炉负荷的函数。（二）给水控制系统汽包锅炉和直流锅炉的给水控制系统各有其不同的任务。汽包锅炉给水控制系统的主要任务是控制汽包水位为给定值；直流锅炉给水控制系统比较多的是用给水量来调节加热过程的中间点温度，或采用控制给水流量来响应锅炉负荷的变化。从能量转换的角度分析，给水控制系统控制给水量的总的目的是保证锅 - 13 -炉的发热量和吸热量的平衡。大型火电机组通常配置3台给水泵，1台容量为25%或30%的电动给水泵，两台容量各为额定容量50%的汽动给水泵。电动给水

47、泵一般是作为启动泵和备用泵，正常运行是用两台汽动给水泵。一般给水流量的控制是全程给水控制，是锅炉负荷从0100%时的控制。1。汽包锅炉给水控制系统汽包锅炉给水控制系统为适应机组的各种运行方式，设计为高可靠性的多回路变结构控制系统，其全程汽包全程控制系统如图4-13所示，它的由基本的三部组成。图4-13 汽包水位全程控制系统原理性功能框图（1）旁路阀单冲量控制回路机组在启动和低负荷时，由一台电动泵向锅炉供水，这是给水控制系统按单冲量调节方式工作。因锅炉所需给水流量很小，电动给水泵运行在最低转速，用给水旁路阀调节给水流量，以保证一定的汽包水位，旁路阀开度运行在090%之间。（2）电动给水泵转速单冲

48、量控制回路当旁路阀开度达到一定值（80%=90%）时，控制系统自动切换到电动给水泵转速控制汽包水位；当锅炉负荷达到一定值（例如25%）时，主阀自动打开，但这是仍为单冲量调节方式。（3）给水泵转速三冲量控制回路当锅炉负荷升高到电动给水泵额定负荷值（例如30%）时，需启动一台汽动给水泵；当锅炉负荷进一步升高到某预先整定值（例如35%）时，系统自动切换到三冲量调节方式；三冲量是以汽包水位为主要被调量，蒸汽流量为前馈量，及给水流量为反馈量的三冲量，其中蒸汽流量是为了在调节过程中克服虚假水位，而给水流量是为克服给水系统内扰而设置。在正常运行时，两台汽动给水泵运行，汽包水位由由汽动给水泵转速控制。2。直流

49、锅炉给水控制系统本次以CE直流锅炉给水控制系统为例，如图4-14，所示，说明直流给水控制系统的特点。- 14 -在正常运行时，该给水控制系统的主控部分为给水流量与锅炉负荷指令之间偏差的PID调节加上前馈控制，该前馈信号由三部分相加组成：锅炉锅炉负荷指令的PD，给水泵再循环阀门的位置信号的函数，给水旁路阀门位置信号的函数，由两台汽动给水泵的转速控制来实现给水流量控制。在启、停和低负荷时，用给水旁路阀来控制给水流量，为给水流量和锅炉负荷指令之间偏差的PID调节加上锅炉负荷指令的前馈（PD）；当给水流量增加到一定值后，主给水阀开启，给水旁路阀关闭，系统切换到气泵转速控制的正常运行方式。图4-14 C

50、E直流锅炉给水控制系统原理图（三）汽温控制系统大型机组大多采用一次中间再热。汽温控制系统包括过热蒸汽温度控制系统和再热正气温度控制系统。汽温控制系统的控制策略为：1）过热气温喷水控制，常为二级或三级喷水减温控制。2）摆动火嘴的摆动角度或烟气旁路挡板作为再热器出口温度的正常调节手段，喷水减温作为辅助调节手段。1。过热汽温控制系统过热蒸汽温度是锅炉运行质量的重要指标之一。过热蒸汽温度过高或低都会显著地影响电厂的安全性和经济性。过热蒸汽温度过高，可能造成过热器、蒸汽管道和汽轮机的高压部分金属损坏；过热蒸汽温度过低，会引起电厂热耗上升，并使汽轮机轴向推力增大而造成推力轴承过载，还会引起汽轮机末级蒸汽温

51、度增加，从而降低汽轮机的内效率，加剧对叶片的侵蚀。所以，在锅炉运行中，必须保持过热汽温稳定在规定值附近。一般要求过热汽温与规定值的暂时偏差值不超过±10C，长期偏差不超过±5C。- 15 -针对过热汽温调节对象调节通道惯性延迟大、被调量信号反馈慢的特点，应该从对象的调节通道中找出一个比被调量反应快的的中间点信号作为调节器的补充反馈信号，以改善对象调节通道的动态特性，提高调节系统的质量。目前采用的过热蒸汽温度串级调节系统方案为主要控制方案。300MW以上机组的过热蒸汽温度的控制系统普遍采用的是二级喷水减温控制，过热器设计成两级喷水减温的形式，可以有效地减小过热蒸汽温度在扰动下

52、产生的迟延，改善过热蒸汽温度的调节品质，第一级喷水减温还能防止屏式过热器超温、保证机组的安全运行。（1）二级温度控制系统如图4-15，是一个双回路的串级控制系统，被调量为末级过热器出口温度，也就是主蒸汽的温度，它是整个过热气温调节系统调节的目的。二级减温控制系统中， PID2二级减温控制系统内回路的调节器模块； PID1是二级减温控制系统外回路调节器模块。主回路的被控量是二级过热器的出口蒸汽的温度，这个温度和主回路的给定值进行比较形成了偏差信号，这个给定值可以人为地去设定，通常是540。副回路的被控量为二级减温器出口的蒸汽温度，其温度的测量值送入到副回路中与给定值进行比较，形成出口蒸汽温度的偏

53、差信号。二级过热器蒸汽的温度控制是锅炉出口蒸汽温度的最后一个控制，为了保证气轮机的安全运行，要求要提高整个蒸汽温度的控制的调节品质。二级温度控制的前馈信号有主蒸汽温度和压力的给定值、主蒸汽流量代表的负荷大小、送风量和火嘴的角度，因为这些外扰信号会引起过热蒸汽温度的变化，故把这些信号引入到系统里，来控制它们对过热蒸汽温度的影响，改善了二级过热蒸汽温度的控制品质。（2）一级减温控制系统和二级减温控制系统的结构相同，它也是一个串级双回路控制的系统，引入了前馈信号和防超温保护回路而形成的喷水减温控制系统。有一级减温控制系统的内回路的调节器和一级减温控制系统的外回路调节器组成；主回路的被控量是二级减温器

54、入口的蒸汽温度，其实测值送入主回路与其给定值相比形成二级减温器入口蒸汽温度的偏差信号。主回路的给定值由机组负荷的主蒸汽流量信号经函数器f（x）产生，主回路的控制由PID来调节，主回路的控制器接受二级减温器入口蒸汽偏差信号并送至副回路。副回路的被控量为一级减温器出口的蒸汽温度。其温度的测量值送入副回路与其给定值进行比较，形成了一级减温器出口蒸汽温度的偏差信号。副回路的给定值是由主回路控制器的输出与主回路控制器的输出与前馈信号形成。副回路采用的是PI调节，接受一级减温器出口蒸汽温度的偏差信号。系统也引入与二级温度控制相似前馈信号，以改善了一级过热蒸汽温度的控制品质。在实际的生产运行中，机组的负荷会

55、变化，控制对象的动态特性也随着变化，为了在较大的负荷范围内有很好的控制品质，将主、副调节器设计成自动随负荷的变化不断地调整调节器的整定参数，提高控制系统的稳定性。2。再热汽温自动调节系统再热循环可以降低汽轮机尾部叶片处的蒸汽温度、降低汽耗、提高电厂的热循环效率，所以单元机组普遍采用中间再热技术。主蒸汽经高压缸做功后，进入再热器再热，由再热1温自动调节系统控制进入中压缸做功蒸汽的温度，一般都将再热器布置在较低的烟温区。对于再热蒸汽温度，几乎都采用改变烟气流量作为主要的调节手段，改变尾部烟道通过再热器的烟气分流量或改变燃烧器的倾斜角度（图4-16）等。变烟气流量的调节方式比喷水调节方式有较高的经济

56、性，因为再热器采取喷水减温时，将减少效率较高的高压汽缸内的蒸汽流量，降低了电厂热效率，所以在正常情况下再热汽温不采用喷水调温方式。但喷水减温方式简单、可靠，所以可以把它作为再热汽温超过极限的事故情况下的保护调节手段。当采用烟气挡板控制再热汽温时，锅炉的尾部烟道分隔为两部分，在主烟道中布置低温再热器，旁路烟道中布置低温过热器，烟气挡板布置在烟温较低的省煤器下面。采用烟气挡板调温的优点是设备结构简单、操作方便；缺点是调温的灵敏度较差、调温幅度也小。此外，挡板开度与汽温变化也不成线性关系。为此，通常将主、旁两侧挡板按相反方向联动联结，以加大主烟道的烟气量的变化和克服挡板的非线形。 - 16 -采用改

57、变燃烧器倾斜角度调节再热汽温的方式，实际上是以改变炉膛火焰中心位置来使再热器的入口烟温改变，从而达到调节再热汽温的目的的。图4-15 过热器二级减温控制系统的原理方案的SAMA图当采用变烟气流量作为调节再热汽温的手段时，调节通道的惯性迟延较小，因此对再热汽温的自动调节，原则上只需要采用单回路调节的方案。考虑到负荷变化是引起再热汽温变化的主要扰动，把主蒸汽流量（负荷）作为前馈信号引入调节系统将有利于再热汽温的稳定。图4-17为再热汽温自动调节系统的原理图。将这个系统的工作原理说明如下：当再热汽温处于规定值附近变化时，汽温的偏差由烟气侧调节器来校正消除。蒸汽流量D作为负荷前馈信号通过函数器f(x)

58、去直接控制烟气调节机构。当函数器的参数整定合适时，能使负荷变化时的再热汽温保持基本不变或变化很小。虽然喷水减温调节器也是以过热汽温为调 - 17 -节信号，但此信号通过偏置器时被叠加了一个负偏置信号Z（Z由偏置器设置，它的大小相当于再热汽温允许的超温限值）。这样，当再热汽温正常时，喷水调节器的入口端始终只有一个负偏差信号，它使喷水阀图4-16 改变燃烧器角度及烟气挡板位置调节再热气温全关。只有当再热汽温超过顶的限值时，调节器的入口偏差才会变为正，从而发出喷水减温阀开的指令。当再热汽温的内绕道特性有较大的迟延（例如SG-935-170型直流锅炉）时，应该采用串级调节系统的方案，如图4-18所示。当烟气调节机构动作后，由于烟气热量（用烟气流量