协调控制系统全解

1、 第三讲 协调控制系统协调控制系统全解第1页3.1 单元机组协调控制基本概念一、单元机组负荷控制特点 对负荷控制而言，锅炉和汽轮机是不可分割整体。 锅炉和汽轮机在响应外界负荷时动态特征存在很大差异。主蒸汽压力反应机炉内部能量是否平衡，实发功率表征发电机组与外部电网是否平衡。二、单元机组负荷控制方式 1、炉跟机（BF）协调控制系统全解第2页炉跟机特点：2、机跟炉（TF）机跟炉特点：协调控制系统全解第3页3、以炉跟机为基础协调控制方式CBF特点：协调控制系统全解第4页4、以机跟炉为基础协调控制方式CTF特点：协调控制系统全解第5页5、综合协调控制方式协调控制系统全解第6页三、前馈控制在机炉协调控制

2、中应用协调控制系统全解第7页1、按负荷指令进行前馈控制 如上图（a）所表示，在协调控制方式下，切换器T选择实际负荷指令P0作为前馈信号，f(t)采取PD百分比微分作用，当P0改变时，能使燃烧控制器超前动作，加速锅炉负荷响应。2、按蒸汽流量需求进行前馈控制 若系统在锅炉跟随方式下，负荷指令由汽轮机手动控制或由DEH就地控制，P0跟踪机组实际功率，P0=PE，而PE是被调量，不能主动反应负荷需求改变，这时再用P0作前馈就失去了“前馈”意义。 这时，通常采取蒸汽流量需求信号作为锅炉前馈信号。蒸汽流量需求是汽轮机希望消耗能量，用此信号可保持汽轮机耗能与锅炉产能随时平衡，从而改进机组负荷响应。汽轮机对锅

3、炉能量需求信号也称能量平衡信号。协调控制系统全解第8页p1大致上代表汽轮机进汽量，能够作为对锅炉能量需求信号。缺点：仅采取p1作为前馈信号，当锅炉侧内扰时，将对汽压pT造成动态正反馈。如：燃烧率扰动使主汽压增加时，即使调门开度不变，调整级压力p1也增加，假如直接把p1作为前馈信号直接作用于锅炉，就会使燃烧率深入增加。 所以，若采取p1作为前馈信号，就必须对其进行修正。 （1）含有压力比修正能量平衡信号（图4-23（a）当锅炉内扰引发进入汽轮机蒸汽量改变时，p1/pT可保持不变。这么就消除了内扰影响。滑压运行时因为p0改变，该信号一样有效。协调控制系统全解第9页（2）含有压力差修正能量平衡信号（

4、图4-23（b ）稳态时：主汽压力偏差项为零，压力修正项为零。锅炉侧内扰：如B自发增加时，主汽压力上升pT，调整级压力上升p1。压力修正项为：适当选择系数K，使就能用该修正值来抵消主汽压力上升引发调整级压力上升，消除锅炉侧内扰引发正反馈。负荷侧扰动时：调整级压力与主汽压力改变方向相同。协调控制系统全解第10页伴随协调控制系统发展，许多系统已难以区分终究属于炉跟机还是机跟炉形式。基于前馈控制按能量平衡方法进行分类方式应运而生。这种分类方式从一定意义上来讲，揭示了协调控制系统含有内在本质特征。 1、直接能量平衡协调控制方式DEB协调控制系统全解第11页协调控制系统全解第12页2、直接指令平衡控制系

5、统DIB（间接能量平衡IEB）协调控制系统全解第13页四、单元机组负荷控制方式基本组成协调控制系统全解第14页3.2 单元机组负荷管理控制中心一、负荷管理控制中心基本原理1、负荷指令运算步骤协调控制系统全解第15页2、负荷指令限制步骤（1）最大/最小负荷限制步骤机组最大可能出力与主要辅机投切情况相关。主要辅机故障切除时，机组最大可能出力值减小，为了确保机组能量力而行，应依据辅机运行情况，计算最大可能出力值，作为机组负荷上限。如有机组以运行中磨煤机台数来计算机组最大可能出力。协调控制系统全解第16页（2）负荷快速返回RB 机组运行过程中，当机组主要辅助设备突然发生故障，造成机组负担负荷能力下降时

6、，就要求机组负荷指令处理装置将机组实际负荷指令下降到机组所能负担水平，这种辅机故障引发机组实际负荷指令快速下降，称为快速返回，简称RB（RUN BACK）引发RB辅机有：送风机、引风机、给水泵、一次风机、空气预热器等协调控制系统全解第17页 机组正常运行时，假如主要辅机发生故障，使机组需求出力与允许出力之间不能平衡，这时将发生快速减负荷（RUN BACK），其目标是将机组负荷需求限制在机组允许负荷范围内，在降低负荷过程中，为确保机组安全，必须维持一定降负荷率。 快速减负荷（RUN BACK）产生条件包含汽动给水泵跳闸、电动给水泵跳闸、引风机故障、送风机故障、空预器故障、磨煤机故障、一次风机故障

7、。各种故障所产生快速减负荷（RUN BACK）值不一样，各种故障所产生RUN BACK减负荷速率不一样，当需求负荷与设备允许负荷差值在允许范围内时，设备故障并不马上产生快速减负荷（RUN BACK）。 协调控制系统全解第18页 机组正常运行时，当煤主控、给水控制、送风控制、引风控制设定值与实际值偏差超限，产生RUN DOWN（迫降）或RUN UP（迫升），当跳闸类故障产生后，需求负荷与允许负荷之差过大，RUN BACK生效。如需求负荷与允许负荷之差值在允许范围内，则RUN DOWN生效，在RUN BACK生效同时，必定伴有RUN DOWN。当机组发生快速减负荷（RUN BACK）时，机组负荷控

8、制自动转为汽机跟踪，锅炉主控在手动控制。协调控制系统全解第19页 一旦RB发生，控制系统将由协调控制方式自动转向汽机跟踪方式，在锅炉主控将各锅炉子回路输入指令以设定改变率减小到设定值。汽机主控成为压力控制，实际功率输出逐步被减小到设定负荷，直到机组出力限制条件取消后，再由运行操作人员手动选定新控制方式。 鉴于风烟系统RB功效在通常PI控制中执行，因反应延迟，过程量变动较大，难以维持稳定控制，甚至使RB失败。为此，日立企业采取如图15所表示对策，使用动态先行控制加以改进。即当一侧送风机发生故障时，使用交叉偏置（Cross Bias）修正另一侧送风机输入指令，以控制过程量变动，确保稳定运行。 协调

9、控制系统全解第20页图 交差偏置（Cross Bias）修正 协调控制系统全解第21页 一旦直流锅炉高负荷运行时一台给水泵突然脱扣，工况扰动巨大，给水急剧减小，极易造成锅炉各段受热面超温，属于最难处理辅机RUNBACK(RB)之一。石洞口二厂两台超临界600MW直流炉给水系统正常运行中由两台255%汽动给水泵组成，一台40%电动给水泵备用。 石洞口二厂600MW超临界机组配有六台磨煤机，正常满负荷运行时，五台磨运行，一台备用；两台汽泵运行，一台电泵冷备用，运行中当一台或两台汽泵跳闸时，控制逻辑中无电泵自开启功效，如发生一台汽泵跳闸，发55% RUNBACK信号，如发生两台汽泵跳闸，直接发MFT

10、信号。 石洞口二厂600MW超临界机组RB思想协调控制系统全解第22页给水泵Runback基本控制原理以下：依据三台泵运行情况，计算出总给水能力假如只有一台汽泵运行发出55%RB如发生给水泵跳闸假如只有一台电泵运行发出40%RB假如两台给水泵运行无RB信号发出假如机组五台磨运行，马上跳去一台磨假如机组小于等于四台磨运行，不跳磨机组闭环控制系统控制燃料量、给水量、风量值至RB目标值协调控制系统全解第23页 （1）600MW超临界直流锅炉高负荷时给水泵RUNBACK处理关键是控制适当水煤比，在处理早期可保持较大水煤比。高负荷时锅炉蓄热较大，给泵脱扣后锅炉给水量瞬间剧降，易引发锅炉超温，所以给水泵刚

11、跳闸后给水流量可控制在1200t/h左右。待水冷壁壁温、汽水分离器入口汽温、主汽温正常后，再将给水恢复至正常水煤比。 （2）电泵要尽快开启及时带上流量以减轻汽泵压力。给水泵RUNBACK中单台汽泵运行经常因大流量而出现跟踪或强制信号，不但使给水量无法跟踪燃料量，对运行汽泵也很不利，而电泵打出流量后就能使汽泵恢复到正常运行范围内，为给水调整投入自动创造条件。 协调控制系统全解第24页 （3）亲密监视中间点温度改变，以预防超温或者分离器满水，当给水被迫在手动时中间点温度是给水控制最主要参考量。 （4）高负荷时跳闸,因负荷剧降，机组运行方式可能会受到限制，要监视主汽机调门动作情况，等限制条件消除后，

12、及时将汽机控制切至初压方式。 （5）及时调整主汽压力与机组实际负荷相匹配，预防汽机调门开度过小。调整主汽压力设定值时也要注意给水流量改变，当汽泵因大流量而出现跟踪或强制信号时可将主汽汽压设定值略微抬高，使汽机调门适当关小，待给泵跟踪或强制信号消除后再投入给水自动。协调控制系统全解第25页 （6）因负荷剧降，要注意除氧器、分离器及凝汽器水位和其它各项参数改变。 （7）在减负荷过程中，注意汽温、汽压改变，及时调整主蒸汽、再热蒸汽减温水喷水流量，保持汽温稳定。协调控制系统全解第26页（3）负荷增/减闭锁（BLOCK I/D）引发机组闭锁原因：1）第二类故障：指运行中存在可能造成机组实际负荷增减受到限

13、制，但又不能马上加以识别故障原因。比如：燃烧器喷嘴堵塞、风机挡板卡涩、执行器连杆折断、给水调整机构故障等。2）各辅机动作速率不一致或负荷指令改变过快。协调控制系统全解第27页负荷指令增/减闭锁实现方案协调控制系统全解第28页（4）负荷迫升/迫降 （RUN UP/RUN DOWN）对于第二类故障，除采取负荷增/减闭锁办法外，通常还可能深入采取迫升/迫降办法。负荷增/减闭锁是“消极防守”性办法，负荷迫升/迫降则是“主动进攻”性办法。从偏差允许限值范围看，前者为第一道防线，后者为第二道防线。如：送风量指令达高限，或者送风量小于定值超出允许偏差，都产生负荷增闭锁信号，假如上述两种情况同时出现，就说明在

14、送风机最大出力情况下，送风量还不能满足正常燃烧需要，所以必须迫降机组负荷。协调控制系统全解第29页3.3 实例之一 一、负荷管理控制中心原理图协调控制系统全解第30页1、目标负荷指令生成2、实际负荷指令形成协调控制系统全解第31页3、辅机故障甩负荷逻辑协调控制系统全解第32页二、锅炉主控协调控制系统全解第33页1、锅炉跟随BF方式协调控制系统全解第34页2、协调控制方式协调控制系统全解第35页3、RB与手/自动切换协调控制系统全解第36页三、汽机主控1、汽轮机主控跟踪与手/自动切换协调控制系统全解第37页2、汽轮机跟随方式协调控制系统全解第38页3、汽机主控协调控制方式（1）机组实际负荷指令P

15、0前馈调整。（2）负荷偏差eN限幅（3）压力偏差ep协调控制系统全解第39页四、主汽压力给定值形成与运行方式选择1、主汽压力定值形成协调控制系统全解第40页2、控制系统运行方式选择协调控制系统全解第41页DROP3 sh01: LDCBase ModeBypasson Not ANDBase ModeBypasson NotSelMWMR Not ANDTF ModeBF ModeOR3.4 实例之二 协调控制系统全解第42页一、负荷指令形成 1. 选择爬坡速率（SELECT RATE）SELRATE 单元机组协调控制系统(Coordinated Control SystemCCS)可接收电网

16、负荷自动调度系统(Automatic Dispatch SystemADS)给出机组负荷指令，单元机组置于远方控制方式。 ADS远方遥控方式或人工请求，置位“SELRATE”，负荷按给定速率向负荷要求指令爬坡。 当发生RUNBACK或RUNDOWN，或负荷指令被闭锁且LDC仍沿被闭锁方向升/降，或LDC不升也不降，或经过人工请求LDCHOLD，都将复位“SELRATE”，退出按给定速率向负荷要求指令爬坡工况。 协调控制系统全解第43页 在图DROP3 sh01中，来自中调负荷遥控装置RTU-1电网负荷指令是本接口回路输入信号，而接口回路输出信号是积分器输出信号负荷指令LDCOUT， LDCOU

17、T就是电网对机组负荷要求指令。正常状态下，ADS投入，逻辑为ADSMODE， RTU-1电网负荷指令与当前LDCOUT比较，形成 “LDC INC”和“LDC DEC”逻辑。 当 “LDC INC” 逻辑时，正值RATE 作用到积分器输入端，积分器输出信号LDOUT增加，其速率由积分器积分常数决定。同理，当 “LDC DEC” 逻辑时，负值A作用至积分器，LDOUT指令减。在既没有增指令又没有减指令时，即SELRATE逻辑不成立时，零值作用于积分器，输出LDCOUT指令保持不变。协调控制系统全解第44页 2. 跟踪负荷指令（TRACKLDC） 在机组正常运行（旁路系统未投入）时，机组处于炉跟踪

18、BF、或机跟踪TF或手动基本BASE下，负荷指令处于跟踪工况。 当负荷指令不跟踪锅炉主控和机组功率时，负荷指令跟踪经机前压力偏差修正功率。 3. 跟踪锅炉主控（TRACKBM） 机组运行在手动基本BASE且旁路系统投入，或汽机跟踪方式下，负荷指令跟踪锅炉主控输出。 4. 跟踪机组功率（TRACKMW） 在旁路系统未投入且机组处于手动基本BASE方式且电气功率信号品质好；或炉跟踪BF；或机跟踪TF时，负荷指令跟踪机组实际功率。协调控制系统全解第45页二、实际负荷设定值 负荷目标值：人工设定 负荷改变率：人工设定 1. 受人工设定最大负荷、最小负荷设定值限制。一旦机组实际负荷指令到达/最小限值，则

19、负荷指令将被闭锁（闭锁增/闭锁减）。 2. 向负荷要求指令爬坡。 3. 运行人员可经过操作按钮实现远方控制或就地控制。远方控制时接收ADS命令。 4. 当发生RUNBACK或RUNDOWN时，切换到RUNBACK目标值。 协调控制系统全解第46页在图DROP3 sh01: LDC中：1、频率校正 并网运行火力发电机组在电网频率改变时，其本身电液调速系统会使机组自动改变一部分负荷，以减小电网频率波动，这是机组一次调频能力。 汽轮机nNT特征 协调控制系统全解第47页 机组参加电网频率调整过程有一次调频和二次调频两种情况： 一次调频是机组直接接收电网频率改变而采取对应增/减负荷控制方式； 二次调频

20、是电网控制中心检测到电网频率偏差，以负荷指令形式分配给网上调频机组，以稳定电网频率控制方式； 机组响应电网频率信号是指一次调频，只有在机组处于协调方式时才允许投入一次调频信号。 现场测得频率信号f（有效范围为47.552.5Hz）与给定频率50Hz求差值频差，再经函数发生器f(x)得频差校正信号。 一次调频信号投入由切换开关逻辑条件LDCAUTO决定。协调控制系统全解第48页 中调负荷遥控装置RTU-7发送来电网频率信号FREQUENCY经函数发生器f(x)，形成频差修正信号FREQCORR。 频差修正信号FREQCORR投入由切换开关决定，当SELFRECO逻辑条件成立时，投入一次调频功效。

21、 在协调方式下，且电网频率品质不坏，同时人工请求投入频率校正时，当SELFRECO逻辑条件成立。协调控制系统全解第49页 电网在有效范围为47.552.5Hz内，FREQCORR=0FREQCORR协调控制系统全解第50页DROP3 sh02: Turbine Boiler Master协调控制系统全解第51页 锅炉-汽机主控 主控制器包含锅炉主控回路和汽机主控回路两部分。控制器输入信号有: 机组实际负荷指令(LDCOUT) ，机组实发电功率(SELMW) ，机前压力(Turottle Pressure)PT，压力设定值Ps，第一级压力(First Stage Pressure)P1，。控制器

22、输出信号是:汽机指令(TMOUT)和锅炉指令(BMOUT )。 主控系统运行方式(即控制策略)有以下几个: 手动方式； 汽机跟随方式(TF)； 锅炉跟随方式(BF)； 机、炉协调方式(COORD); 滑压运行方式。协调控制系统全解第52页1. 机炉协调方式(COORD) 当机组运行方式为协调方式时，协调控制系统锅炉控制器SP值为机前压力设定值，PV值为机前压力PT，是被调量，输出锅炉指令BMOUT。汽机控制器以经频率修正机组负荷指令与机前压力偏差经f(x)后迭加为设定值，以机组实发电功率SELMW为被凋量，输出为汽机指令TMOUT。可见，该协调控制系统是以炉跟机为基础。 协调控制系统全解第53

23、页 函数f(x)含有如上图所表示特征，输入为压差，其输出作用于汽机指令回路。由图可知，当P在(-，+)内，输出为零；在P越过设定范围后，其输出限制汽机指令改变。 如机组负荷指令增加时，调整器输出增大，汽机指令TMOUT增大，开大汽机调整汽门，汽机进汽量增加，机组输出功率增加。在汽门开大同时，机前压力PT下降，PT与其设定值Ps差值大于+时，函数器输出正值反向作用到汽机指令运算回路抑制汽机调整阀开大，这种变结构控制有利于机组稳定运行。 协调控制系统全解第54页 前馈通道中导前微分步骤是填补锅炉惯性和拖延，减缓动态过程机、炉间能量供求关系不平衡。乘法器设置目标是使这种动态赔偿在负荷点越高时作用越强

24、。以能量信号作为锅炉前馈信号，所以该系统基于直接能量平衡工作原理。（1）炉主控指令 锅炉控制回路前馈信号是经典能量信号，即机前压力第一级压力机前压力设定值协调控制系统全解第55页 机前压力设定值反应了机组负荷改变，经动态赔偿步骤（百分比+导前微分）后，作为锅炉主控系统前馈信号，提前反应了机组负荷改变，改进控制性能品质，形成锅炉主指令信号BMOUT。 （2）机主控指令 机主控输出信号迭加一个前馈信号，即负荷指令机前压力设定值表示机组负荷要求汽机调门开度（阀位），提前反应了机组负荷改变，改进控制性能品质。协调控制系统全解第56页 功率偏差与压力偏差迭加送入汽机主控，主控输出与前馈信号生成汽机主控指

25、令。 汽机主控百分比增益和积分增益可随机前压力偏差信号经f(x)后信号改变，提升了控制系统性能和适应能力。协调控制系统全解第57页2.汽机跟随控制方式(TF) 汽机跟随方式当锅炉子控制系统中燃料操作器(A/M1)和送风操作器(A/M2)在手动控制，而汽机主站于自开工况时，SELTF逻辑条件成立，系统运行在汽机跟随控制方式。 汽机侧机主控器以机前压力PT为被调量，确保PT=Ps。而进入锅炉燃料量和风量由运行人员分别经过A/M手动给出。 功率偏差信号经f(x)后，送入锅炉主控器PGAIN端，表示控制器百分比增益随功率偏差进行调整，可大大改进锅炉控制性能。 不论是锅炉跟随方式还是汽机跟随方式，机前压

26、力PT均为闭环控制，而机组实发电功率SELMW为开环手动控制。所以说，这种跟随方式实际是锅炉主汽压力自动控制方式。 协调控制系统全解第58页3. 机炉手动控制方式(基本方式) 当汽机主站、炉侧燃料、送风均在手动时，机组运行在机、炉分别手动控制方式。4. 跟踪燃料量方式 当炉侧燃料手动时，锅炉主控系统跟踪总燃料量。协调控制系统全解第59页DROP3 sh04: Throttle Pressure SetPoint协调控制系统全解第60页DROP3 sh06: LDC-RUNBACK协调控制系统全解第61页机组局部故障处理 主控系统能适应主辅机实际能力调整机组出力。当机组运行时出现局部故障或负荷需

27、求超出了机组当初实际能力，辅机出力远小于其指令或辅机指令已达最小，主控系统将对负荷指令进行方向闭锁：闭锁增（BLOCK INCREASE）或闭锁减（BLOCK DECREASE），强迫负荷指令迟缓下降（RUN DOWN）或辅机故障快速减负荷（RUNBACK）。系统在主辅机或子回路控制能力受限制异常情况下，照样安全保持机组指令与机组能力平衡，锅炉与汽机能力平衡以及锅炉燃料、送风、给水等各子回路间能力平衡。协调控制系统全解第62页RUNBACK 当机组发生局部故障时，应对机组负荷指令进行必要处理，预防局部故障扩大甚至引发停机事故。快速减（甩）负荷(RUNBACK)是主要局部故障处理方法之一。 当机

28、组运行在协调方式下，主要辅机发生跳闸而且负荷要求指令大于一台该辅机负荷限值时，主控系统将产生RUNBACK信号，使机组负荷指令快速减到还在运行辅机所能负担负荷。协调控制系统全解第63页 本系统对不一样辅机故障分别设定了不一样减负荷目标值和速率，并将协调控制系统切换到对应控制方式。 本系统考虑了锅炉给水泵、送风机、引风机、一次风机、空预器、失去3层煤、失去2层煤等引发RUNBACK。这些均为锅炉侧辅机故障，它们引发RUNBACK时，主控系统将由协调方式自动切换到汽机跟随方式。 机组运行在非协调方式，人工请求DEH就地方式，负荷闭锁增或闭锁减，ADS指令品质坏，RUNDOWN或RUNBACK，禁止

29、ADS远方操作等都将退出远方控制方式。 协调控制系统全解第64页发生RUNBACK时目标负荷设定协调控制系统全解第65页 协调主控系统设计有4种运行方式，能平衡无扰动地自动或手动进行方式转换，以适应机组在不一样工况下安全运行。4种控制方式为：基本方式（全手动），锅炉跟随，汽机跟随，协调方式。另外还提供3种辅助控制方式：“ADS”遥控方式，定压控制方式，滑压控制方式。 工作模式锅炉主控汽机主控调频手 动手 动手 动无锅炉跟随(BF)调压，负荷指令修正，能量信号前馈手 动无汽机跟随(TF)手 动自动调整汽压无协调(CC)调压，调功，负荷指令前馈调功，调压，主汽压力设定值校正负荷指令前馈有协调控制系

30、统全解第66页 负荷控制运行方式切换 （1）汽机系统、锅炉燃烧系统均正常，汽机主控和锅炉主控都能投自动时就可运行于协调方式； （2）在协调方式下，由手动连锁条件引发汽机主控切手动将运行方式切为锅炉跟随方式； （3）在协调方式下，由手动连锁条件引发锅炉主控切手动将运行方式切为汽机跟随方式； （4）在锅炉跟随方式下，由手动连锁条件引发锅炉主控切手动将运行方式切为基本方式； 协调控制系统全解第67页 （5）在汽机跟随方式下，由手动连锁条件引发汽机主控切手动将运行方式切为基本方式； （6）由基本方式到汽机跟随方式或锅炉跟随方式，再到协调方式，是依据汽机系统和/或锅炉系统正常，汽机主控和/或锅炉主控具备

31、投自动条件时将汽机主控和/或锅炉主控投自动来实现。协调控制系统全解第68页RUN DOWN 在某一子系统产生对机组负荷指令闭锁增后，假如该子系统阀位指令以及过程参数偏差都到达各自预定限值，则产生负荷指令迟缓下降（RUN DOWN）信号，当该子系统过程参数偏差消失后，则负荷指令退出RUN DOWN状态。 如：燃料、送风、给水、引风、一次风等协调控制系统全解第69页 本系统RUN DOWN条件有： （1） 燃料量远小于燃料指令 ，而且满足以下条件之一： a. 煤主控和油主控均自动且油主控指令和煤主控指令均达最大值； b. 煤主控自动而油主控手动且煤主控指令达最大值； c. 煤主控手动而油主控自动且

32、油主控指令达最大值； （2） 送风量小于送风量指令 ，而且满足以下条件之一： a. 两台送风机均自动且阀位指令均达最大值； b. 一台送风机自动且其阀位指令达最大值而另一台送风机手动； c. 两台送风机均手动；协调控制系统全解第70页 （3） 给水量小于给水量指令 ，而且汽动给水泵调整指令或电动给水泵出口调整阀指令达最大值，负荷指令RUNDOWN； （4） 炉膛压力大于设定值 ，而且满足以下条件之一： a. 两台引风机均自动且阀位指令均达最大值； b. 一台引风机自动且其阀位指令达最大值而另一台引风机手动； c. 两台引风机均手动； （5） 一次风压小于设定值 ，而且满足以下条件之一： a.

33、两台一次风机均自动且阀位指令均达最大值； b. 一台一次风机自动且其阀位指令达最大值而另一台一次风机手动； c. 两台一次风机均手动；协调控制系统全解第71页 方向闭锁条件基于两个方面。第首先是与机炉协调直接相关子系统阀位指令到达预定最大、最小限值，如： （1）机组实际负荷指令到达操作人员设定负荷最大、最小限值； （2） 一次风机阀位指令到达预定最大、最小限值； （3）汽动给水泵或电动给水泵转速指令到达预定最大、最小限值； （4）送风机阀位指令到达预定最大、最小限值； （5）引风机阀位指令到达预定最大、最小限值； （6）汽机调门开度达最大、最小值； 协调控制系统全解第72页 第二方面是与机炉协

34、调直接相关子系统过程参数与其设定值偏差超限，如机组实发功率、燃料量、给水量、风量、炉膛负压等参数相对于各自设定值偏差越过预定高、低限，则对负荷指令进行方向闭锁，限制机组负荷速度与幅度。 一旦发生负荷指令增/减闭锁，则不论是就地控制还是远方控制都无法改变机组负荷要求指令。协调控制系统全解第73页 3.5 协调控制系统小结协调控制系统全解第74页一、超临界机组控制特点1、被调量之间相互影响更大，控制更复杂 超临界锅炉没有汽包，给水一次性流过加热段、蒸发段和过热段，三段受热面没有固定分界限，当给水流量或燃料量发生改变时，三段吸热面百分比发生改变，锅炉过热器出口汽温、主蒸汽流量和汽压都将发生改变。所以

35、给水、汽温、燃烧控制亲密相关。 超临界锅炉基本控制指标：风煤比、燃水比。 其中风煤比控制类似于汽包炉，只要燃料和风量测量可靠，按静态平衡控制风煤比就能确保一定过剩空气。 不过燃水比控制要复杂得多，直流炉燃水比改变要引起受热面分界改变。燃料指令改变到进入炉膛燃料量改变要比给水改变慢得多，所以要考虑燃水比动态修正，而此动态修正又可能造成系统不稳定。如BTU中蒸汽流量或给水流量修正。协调控制系统全解第75页2、过热汽温控制必须以保持适当燃水比为前提 燃水比升高时，加热（蒸发）段缩短，过热段增加，过热汽温上升；反之亦然。燃水比失配可引发过热汽温大范围内波动。所以要把锅炉出口过热蒸汽温度限制在一定范围内，必须保持适当燃水比。 以中间点温度（普通采取汽水分离器出口蒸汽温度）作为燃水比校正信号，相当于人为制造了直流炉“分界”。这种分界是给水控制结果，是认为强制结果。没有中间点温度稳定这个前提，过热汽温是无法用喷水减温来控制。 有系统不采取前面介绍改变给水流量来调整燃水比，而是用过热蒸汽温度来校正燃烧率指令。以下列图所表示。协调控