电厂控制系统简介

1、电厂AGC、协调控制系统介绍电厂控制系统简介第1页内容纲领1、AGC、协调控制概念。2、协调控制系统控制原理。3、分系统控制介绍：锅炉主控、汽机主控、引风自动、送风自动4、汽包水位控制逻辑。5、主汽温度控制逻辑。电厂控制系统简介第2页AGC、协调控制概念电力系统频率和有功功率自动控制系统称为自动发电控制（AGC为Automation Generator Control 缩写) 。通常指是电网调度中心直接经过机组DCS控制系统实现自动增、减机组目标负荷指令功效。是当前机组一个基本功效。电力系统自动发电控制（AGC）系统由主站控制系统、信息传输系统、和电厂控制系统等组成。电厂控制系统简介第3页电厂

2、控制系统简介第4页协调控制系统概念CCS三种起源：CCS是一个连续调整系统（Continuious Control System），被控变量是模拟量。电站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，因为二者特征有较大差异，所认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运行，所以需要一个负荷协调控制系统（Coordinated Control System）。这种系统往往是将被控量与设定值进行比较，经调整器运算后输出控制信号，使被控量发生改变，最终使被控量等于或靠近设定值，系统是一个闭合回路。所以又称其为闭环控制系统（Closed loop Control

3、 System）。狭义上讲，CCS只是指负荷协调控制系统，广义上讲，单元机组上全部连续调整系统都属于CCS。电厂控制系统简介第5页单元机组协调控制任务：单元机组运行时，锅炉和汽轮发电机共同维持外部负荷要求，也共同确保内部运行参数(主要是主蒸汽压力)稳定。所以，单元机组输出功率与负荷要求是否一致，反应了机组与外部电网之间能量供求平衡关系;而主蒸汽压力则反应了机组内部锅炉和汽轮发电机之间能量供求平衡关系。也就是说，功率和主汽压力是单元机组协调控制主要参数。因为锅炉和汽轮发电机运行过程各有特点它们动态特征存在很大差异，汽轮发电机负荷响应快，锅炉负荷响应慢。所以，单元机组在进行负荷控制时，必须很好地协

4、调机、炉两侧控制操作，合理地保持好内外两个能量供求平衡关系，以兼顾负荷响应性能和内部运行参数稳定。也就是说，要使单元机组对外有较快功率响应和一定调频能力，对内确保主蒸汽压力维持在允许范围内，这就是单元机组协调控制任务。电厂控制系统简介第6页提升CCS可靠性及控制性能办法： （1）为了提升测量信号可靠性，除了在计算机硬件上采取必要办法（如提升转换精度、采取抗干扰办法等）外，还用软件对测量进行处理。比如（质量检验、双测量处理、三测量处理） （2）MRE ，切手动。在出现影响投入自动信号后，为了安全起见，应将系统强切到手动方式。 （3）PLW ，优先降。当出现一些异常或特殊情况时，将不再采取正常控制

5、信号，而是自动地降低控制输出。 （4）PRA， 优先增。与PLW相同，但，是增加控制输出。 （5）BI， 闭锁增。负荷协调控制系统中采取一个功效。当某一被调量，比如燃料量，跟不上燃料量需求指令改变，且差距越来越大时，则闭锁机组负荷指令增加。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一个升/降负荷行为。 （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，采取平衡回路。电厂控制系统简介第7页协调控制是指单元机组锅炉和汽机协

6、调动作、控制机组功率和主汽压力。当负荷指令改变时，机组主控制器并行地改变锅炉燃烧率和汽机进汽量，同时为了使主汽压力波动在合理范围内，用汽压改变来适当地限制汽机调门开度改变和适当加强锅炉调整作用。在这种协调控制方式下，机组既能较快地响应负荷改变，又能维持机组稳定运行。当锅炉或汽机有一方受到限制，机组就不能在协调方式下运行。若锅炉侧运行正常，而机组输出功率受到汽机限制时，主控制器能够采取经过锅炉调整来维持汽压稳定运行方式，这就是锅炉跟随方式。若单元机组中汽机运行正常，机组输出功率受到锅炉限制时，主控制器能够采取经过汽机调整来维持汽压稳定运行方式，这就是汽机跟随方式。控制方式选择：电厂控制系统简介第

7、8页锅炉跟随（BF）方式：电厂控制系统简介第9页锅炉跟随方式是由汽机调节机组输出功率，锅炉调节汽压。当负荷改变时，先由汽机侧发出控制动作，由此引起主汽压力改变，再由锅炉跟随发出控制动作，所以称为锅炉跟随方式。可采取改进措施：在主控制器中，利用调门开度作为前馈控制，一方面赔偿锅炉动态特征延迟和惯性，加快响应，其次在变动负荷控制过程中起粗调作用，调节器只需对压力偏差稍加校正即细调，可使系统趋于稳定。这样在一定程度上防止了锅炉侧必须要等到主汽压力发生偏差后才进行调节弱点，既可使控制质量大为提高，也可使控制过程缩短。电厂控制系统简介第10页汽机跟随（TF）方式：电厂控制系统简介第11页汽机跟随方式是由

8、锅炉调整机组输出功率，汽机调整主汽压力。当负荷改变时，先由锅炉侧发出控制动作，待主汽压力改变后，再由汽机跟随发出控制动作，所以称为汽机跟随方式。汽机跟随方式中，因为主汽压力对调门开度改变反应很快，汽机主控制器可确保主汽压力改变很小，有利于机组运行安全和稳定。不过负荷改变时因为没有利用机组蓄热能力，电功率改变要等到燃料、风量、给水等改变引发蒸发量、蓄能及主汽压力改变后才开始响应，有较大延迟，所以负荷适应能力较差，不利于带变动负荷和参加电网调频。这种方式普通适合用于带基本负荷单元机组和蓄热能力较小直流锅炉。当单元机组锅炉部分调整受到限制、或者当机组发生RUNBACK或FCB(汽轮发电机故障或电网故

9、障要求机组停机不停炉或带厂用电)时，为使机组安全运行而采取汽机跟随运行方式。电厂控制系统简介第12页以上所述两种控制方式，因为没有考虑锅炉和汽机动态特征上差异和它们之间内在相互关联性，所以在功率和汽压控制性能万面存在顾此失彼问题电厂控制系统简介第13页协调控制直接能量平衡方式(DEB方式)设计思想主要为:表达机炉协调控制标准，当出现负荷需求时，机炉并行参加控制功率和汽压;以能量平衡观点来设计协调控制系统。能量指单位时间内能量，即功率。 汽机速度级压力PI。它代表进入汽机蒸汽流量，亦即汽机输入功率。热量信号HR=PI+C(dPd/dt)。Pd为汽包压力，C为锅炉蓄热系数。热量信号代表单位时间内燃

10、料燃烧传给锅炉热量。电厂控制系统简介第14页热量计算电厂控制系统简介第15页协调控制当负荷指令改变时，经过汽机主控制器功率调整器输出，汽机调门动作，使功率快速与目标负荷一致;同时，当负荷指令改变时，锅炉侧在负荷指令前馈和反馈功率调整器作用下，锅炉主控制器输出改变，从而改变燃烧率;在锅炉燃烧延迟期间，作用在汽机侧功率偏差信号马上使汽机调门动作，暂时利用蓄热能力使机组输出功率快速响应。蓄热量改变产生偏差，偏差信号作用于锅炉主控制器，加紧锅炉侧响应，最终使热量平衡，由锅炉侧确保输出功率与负荷指令一致。在锅炉侧增加负荷指令前馈，是为了加紧锅炉侧燃烧率改变。即使速度级压力有前馈作用，但在需要功率快速响应

11、时，速度级压力响应速度还是不够。电厂控制系统简介第16页锅炉主控电厂控制系统简介第17页汽机主控主汽压力偏差作用于汽机功率调整回路，预防在功率改变时压力偏差过调。当主汽压力偏差超出一定值后，作用于汽机侧，以预防过分利用锅炉蓄能，从而使主汽压力动态改变减小。汽机主控带器不但要确保功率与负荷指令一致，且帮助锅炉较快地控制主汽压力稳定。从主汽压力偏差对汽机调门限制作用可见，尽管这么可减缓主汽压力急剧改变，但同时也减慢了输出电功率响应速度，实质上是以降低功率响应性能为代价换取主汽压力控带质量提升。在此意义上，协调结果是兼顾了电功率和主汽压力两方面控制质量。功率偏差作用在汽机侧，使汽机调门配合锅炉侧动作

12、。因为暂时利用了蓄热能力，机组功率响应是加紧了，不过主汽压力偏差也所以加大，实质上是以加大主汽压力动态偏差为代价换取功率响应提升。电厂控制系统简介第18页汽机主控电厂控制系统简介第19页引风自动引风量控制系统任务是经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。引风量经过引风机入口挡板(离心式)或动叶(轴流式)来控制。燃烧控制系统在依据燃烧率指令控制燃料量和送风量同时,必须对应地控制引风量,以维持炉膛压力在设定值附近,确保安全运行。因为送风量是炉膛压力最主要扰动原因，所以普通取送风机动叶控制指令(或送风机动叶实际位置)，作为引风量控制前馈信号。当送风量(或控制指令

13、)改变时按百分比改变引风量(指令),再依据炉膛压力与定值偏差，由炉膛压力调整器进行校正调整。电厂控制系统简介第20页引风量控制系统电厂控制系统简介第21页系统采取送风机动叶指令平均值作为前馈信号,当送风量改变时,同时调整引风量,使炉膛输入质量与输出质量基本保持平衡,可防止炉膛压力出现较大改变。前馈控制不可能做到保持炉膛压力准确不变,所以,炉膛压力偏差经一带死区非线性步骤f(x)2后,被送往PID3调整器,该调整器输出与前馈信号叠加,形成引风量控制指令。PID3调整器最终将炉膛压力控制在设定值附近。之所以采取带死区非线性步骤f(x)2,是因为炉内燃烧过程是一个猛烈化学反应过程,炉膛压力处于快速波

14、动状态,假如直接将炉膛压力信号偏差送到PID3调整器,其输出将不停波动,会引发引风挡板(或动叶)频繁动作;采取带死区非线性步骤后,只要压力是在一定范围内波动,调整器输出就不会发生改变,从而可防止挡板(或动叶)频繁动作。 平衡回路作用是为了实现跟踪和无扰动切换。经某台引风机控制站输出指令还要经过一些处理后才成为真正引风量控制指令。电厂控制系统简介第22页电厂控制系统简介第23页送风自动电厂控制系统简介第24页电厂控制系统简介第25页电厂控制系统简介第26页电厂控制系统简介第27页汽包水位控制给水系统流程图：电厂控制系统简介第28页任务：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

15、影响汽水循环，甚至干锅。汽包水位控制系统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。电厂控制系统简介第29页影响水位原因主要有：（1）流出汽包蒸汽流量（2）放水或排污量 （3）进入汽包给水流量 从质量平衡角度看，当流出汽包蒸汽流量、排污、放水量和进入汽包给水量不平衡时，汽包水位将发生改变。 （4）汽包压力改变。汽包压力改变可能会造成“虚假”水位现象。上述几个主要原因中，蒸汽量取决于外界负荷要求，汽压改变则是燃料量、蒸汽量等综合影响结果，而只有给水量是一个可控制量，能够用作汽包水位调整伎俩。电厂控制系统简介第30页汽包对象特征如图比如：当汽包压力Pd下降时，汽包中饱和水就会大量汽化，

16、产生大量汽泡，使得水位升高，往往是因为汽轮机用汽量D增加造成Pd 下降，即D 造成H 。而从质量平衡角度看，流出汽包质量增加，应使水位下降，所以这种水位上升现象是一个“虚假”水位现象。一样因为用汽量D降低，Pd升高，将造成水位暂时下降（也是虚假水位现象）。电厂控制系统简介第31页因为这么一个特征，当只用一个简单PI调整，即只依据水位调整时，就会造成错误动作。比如：D 造成H ，而H 要求给水W ，这将使得D与W严重不平衡，所以接下来是水位快速回落，系统极难稳定。所以汽包水位控制系统普通都设计成三冲量串级控制方案。电厂控制系统简介第32页电厂控制系统简介第33页单冲量控制方案开启之初，主给水门关

17、闭，开启阀1、2也关闭，开启控制阀前后电动门打开（参见图71），此时，电泵定速运行，经过开启控制阀节流作用，调整给水流量控制水位。原理如图电厂控制系统简介第34页电厂控制系统简介第35页此时，开启控制阀控制器PID对设定值和水位值之间偏差进行PID运算，自动控制指令经开启控制阀M/A站输出，去控制开启控制阀开度，改变进入汽包给水，最终使水位等于定值。伴随负荷开高，要求给水量增加，该开启控制阀逐步开大，到了一定开度以后，调整性能变差，这时应该手动逐步打开主给水门（经过SCS），或者，当负荷增加，控制阀开大以后，当发觉控制阀已无法再对给水进行调整时，手动升高电泵转速，提升压头，增加给水，此时，开启

18、控制阀依然能够自动地将水位维持在设定值上。电厂控制系统简介第36页伴随负荷继续升高，给水压力已升得较高，阀门承受节流压差也越来越大，当开启控制阀门已开到90以后，能够将电动给水泵转速控制投自动。给水控制由阀门节流调整方式变成了给水泵转速调整方式。此时单冲量控制器PID将对水位与定值之间偏差进行计算，PID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，PID最终使水位等于定值。在电泵转速控制投自动同时，开启控制阀M/A站,自动地切成手动,以预防责任不分,相互干扰.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,作为调整型阀门,不能长久处于一个高温高压环境中，所

19、以当主给水门全开后，则发出一个脉冲,超驰关闭开启控制阀。电厂控制系统简介第37页三冲量控制方案 负荷继续升高后，仅用PID这个单冲量调整器，已难以确保调整品质，当负荷（蒸汽流量）大于30以后，将自动采取三冲量控制方案。PID调整器（又称为给水流量调整器）接收给水流量反馈信号，当给水流量因为扰动而发生波动时，该调整器会快速地调整泵转速，有效克服给水波动。用蒸汽流量信号作为给水流量调整器PID设定值一部分，是为了使进入锅炉给水量与流出锅炉蒸汽量随时保持平衡。（不严格地讲，只要能保持二者平衡，就能保持水位不变），这么能够有效地克服虚假水位对调整品质影响。 为了最终使水位能保持在定值上，PI调整器（称为三冲量水位调整器）将对水位与其定值偏差进行PI运算，其输出成为给水量设定值另一部分。PI调整器最终将水位维持在设定值（细调）。电厂控制系统简介第38页主汽温度控制过热汽温控制任务是维持过热器出口汽温即主汽温度在允许范围内,并对过热器实现保护,使管壁金属温度不超出允许工作范围。正常运行时,普通过热器温与额定值偏差不超出5影响主汽温度改变原因有：锅炉负荷、过剩空气系数、给水温度、燃烧器运行方式、受热面清洁程度、燃料性质、尾部烟道中再热汽温控制档板位置等等。电厂控制系统简介第39页结构特点目前广泛采用喷水减温作为控制汽温伎俩。对象结构下列图电厂控制系统简介第40页从被控对象动态特