机炉协调控制

协调控制系统大型单元机组的生产过程及其对控制的要求大型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。锅炉的产热、汽机的做功及发电机的发电协调配合完成发电生产。由于其工艺流程复杂，设备众多，管道纵横交错，有上千个参数需要监视、操作或控制，而且电能生产还要求有高度的安全可靠性和经济性，因此，大型机组的自动化水平受到特别的重视。单元制机组热力发电过程μNTPTH§1单元机组负荷控制系统对象特性一、负荷控制系统的控制任务：在保持机组稳定运行的前提下，快速响应电网对机组负荷的需求。NpTBVsμμNpTB负荷对象特性：GpB(s)Gpμ(s)GNB(s)GNμ(s)μNpTBμNpTB多变量对象特点：有自衡能力，机快炉慢，耦合严重；

炉侧有蓄热，燃料量的扰动频发。二、负荷控制基本方案1.锅炉跟踪方式（炉跟机）特点：系统响应速度快，但机组稳定性差。锅炉汽机机调炉调PTNBGpB(s)Gpμ(s)GNB(s)GNμ(s)μNpTBPIDPIDN0Ps2.汽机跟踪方式（机跟炉）特点：机组稳定性好，但系统响应速度慢。锅炉汽机机调炉调PTNBGpB(s)Gpμ(s)GNB(s)GNμ(s)μNpTBPIDPIDN0Ps3.解耦控制1）前馈补偿法k22g22(s)k21g21(s)k12g12(s)k11g11(s)μ1y1y2μ2D21(s)D12(s)Gc2(s)Gc1(s)-++++++++++-只要使：就可是系统解耦，等效系统为k11g11(s)y1μ'1k22g22(s)y2μ'2Gc1(s)Gc2(s)前馈补偿2）对角矩阵法G22(s)G21(s)G12(s)G11(s)μ1y1y2μ2D22(s)D21(s)D12(s)D11(s)μc1μc2GC2(s)GC1(s)补偿网络选择等效系统为G'11(s)y1μc1G'22(s)y2μc2Gc1(s)Gc2(s)可使两个单变量系统这种解耦方法不仅可以解除耦合，还可改善单变量对象特性。但解耦网络复杂，往往难以实现。4.机炉协调方式锅炉汽机机调炉调PTNBPSN0GpB(s)Gpμ(s)GNB(s)GNμ(s)μNpTBPIDPID以炉跟机为基础的双向补偿协调控制系统一、间接能量平衡协调控制系统以炉跟机为基础的单向解耦协调控制系统（一）+μBμTPT_+_NE+N0锅炉控制器P0汽机控制器锅炉P0-PT汽机_(a)§2协调控制基本控制方案F(x)为带有死区的非线性环节，有利于提高协调控制系统的稳定性。死区的大小决定了蓄能的利用，兼顾负荷适应性与运行稳定性，斜率的选择取决于压力偏差动态校正的速度。以炉跟机为基础的双向解耦协调控制系统（二）+μBμTPT_+_NE+N0锅炉控制器P0汽机控制器锅炉P0-PT汽机_PD(b)F(t)为比例为分环节，有利于改善锅炉对功率的响应特性。F(x)为死区的环节，有利于提高协调控制系统的稳定性。以机跟炉为基础的单向解耦协调控制系统（一）__+μBμTPT_NE+N0P0汽机控制器锅炉汽机(a)锅炉控制器ΔPN0-NE以机跟炉为基础的单向解耦协调控制系统（二）++PD(b)__+μBμTPT_NE+N0P0汽机控制器锅炉汽机锅炉控制器ΔPN0-NE 机炉间的能量平衡，以机前压力Pt的稳定为标志。当Pt维持在定值Ps时，就意味着机炉间达到静态平衡。间接能量平衡式协调控制系统方案中，锅炉控制均串级压力控制方式，主调节器为具有积分作用的压力控制器，副调节器为燃料调节器。二、直接平衡协调控制系统

理论分析与试验研究表明，汽机第一级压力P1与机前压力PT的比值P1/PT可较好地反映汽机调节汽门开度μ

。P1/PT信号用于检测调节汽门开度不仅具有响应快的特点，而且可克服直接测量汽机阀位存在的死区和非线性。

P1/PT×Ps是一种构造的能量平衡信号，代表汽机对锅炉的能量需求。在稳定时，μ恒定，PT=Ps

，P1/PT×Ps=P1，代表了汽机需求的能量与进入汽机的能量相等；在动态中，Δμ>0，PT<Ps，则P1/PT×Ps>P1，代表了汽机需求的能量大于进入汽机的能量；

Δμ<0，PT>Ps，则P1/PT×Ps

<

P1，代表了汽机需求的能量小于进入汽机的能量。

1.直接能量信号

当外界负荷指令N0增大时，P1/PT×Ps一般比负荷N0大，则这样在动态过程中，可动态地多增加一些锅炉的能量输入，有利于及时补充被利用的锅炉蓄能。

P1/PT×Ps信号的另一特点是不受锅炉内扰的影响。如锅炉内扰使PT上升，因μ未变，P1相应增大，因此P1/PT基本保持不变。故以P1/PT×Ps作为锅炉侧的直接能量输入信号，定量地建立了机炉之间的能量平衡供求关系，使机炉能够协调动作，满足电网的负荷需求。2.直接能量平衡协调控制系统(DEB)1)静态平衡进入锅炉控制器入口的能量偏差信号为：在静态工况下，因此锅炉控制器的积分作用总是消除调节器入口偏差，使ef最终等于零。由于P1/Pt恒不等于零，这就必须使可见，该系统中的燃料调节器具有保持机前压力Pt等于压力给定值的能力，而无需另加压力校正调节器。

2)动态过程在动态过程中，汽包压力的微分信号具有防止Pt过调，使过程稳定的作用。例如，由于锅炉内扰作用使Pt增高时锅炉调节器入口偏差信号由于ef<0，使燃料量减少，加速Pt的回升。当Pt开始回升时，提供了过程阻尼，使燃料量难以继续增加，防止Pt出现过调，有助于变负荷过程的稳定。由此可见，这种取消主压力调节器的DEB系统不仅系统结构有所简化，而且利用汽包压力微分起到使控制过程更加平稳的作用。汽机能量需求信号直接作为锅炉指令，与热量反馈信号构成燃料控制信号，可以更为直接、快速地实现机、炉之间的动静态能量平衡。DEB协调控制系统具有以下特点：（1）结构简单。DEB的独特设计，将锅炉、汽轮机相互影响的、复杂的、多变量的CCS系统，由单向解耦转化为单变量系统。系统无需机前压力闭环校正，结构最为简单。（2）负荷响应快。对燃煤汽包锅炉机组，不论正常运行或加/减负荷，DEB系统均有满意的调节品质。（3）调试整定方便。整定参数范围宽，维护简单。（4）应用范围广。DEB系统采用来自汽轮机调门动作结果的蒸汽参数测量的能量信号，匹配机、炉平衡，适合与各种DEH的接口，并适用于机组的定压运行、滑压运行，带中间负荷运行或带基本负荷运行。§3协调控制的工程实现一、协调控制系统的功能

工程上机炉协调控制系统主要完成以下功能：（1）接收中调来的负荷指令信号，实现自动发电控（AGC）；（2）在满足电网负荷变化要求的同时，能够保证单元机组本身运行的稳定；（3）能够根据机组状况采取相应运行方式，并具有处理意外事件的能力（可测的与非可测的）；（4）方便、简洁的运行人员接口。机炉协调控制系统一般由协调主控系统及与协调主控系统相关的锅炉汽机控制子系统组成。对单元机组协调控制协调的功能一般有以下几个方面：（1）建立电网调度中心与机组锅炉控制和汽机控制系统之间的通信联系。实施机组负荷控制，参与电网调频。（2）在异常情况下，对单元员机组及其锅炉和汽机负荷需求指令进行限制。（3）改善机组对外界负荷扰动的响应能力，及时克服各种扰动影响，提高机组对负荷变化的适应能力。（4）机组具有较高的运行效率。（5）减小锅炉和汽机的热应力。（6）减轻运行人员的劳动强度，确保机组的安全运行。协调控制系统组成一般协调主控系统主要由两部分组成：第一部分为机组指令处理回路，用以协调机组能力与电网需求的平衡，根据AGC指令或本机的运行人员指令（目标指令），经运算处理，给出在幅值大小和变化率均为机组可能接受的实际机组功率指令ULD（UnitLoadDemand）。第二部分为机炉主控系统或机炉主控制器，根据机组功率指令ULD、机组的运行工况、运行方式以及机、炉不同的动态特性，协调锅炉与汽轮机间的能量平衡，提供机组级的输出功率与机前压力联合控制，从而使机组的负荷适应性与运行稳定性兼优。报警区域目标负荷负荷速率ADSM压力设定负荷主站BDBIRDRURBHOLDRU/RD允许FREQ功率MASPPV汽机主站压力MASPPV锅炉主站MBFTFCCSDEH定压滑压最大最小负荷DEHLOC实际负荷指令MWTP1负荷主站(UM)

负荷主站是协调控制系统中位于最高一级的人——机接口，它有三种工况，即机组目标负荷()自动设定、机组值班员手动设定和跟踪。2频差校正在机、炉主控制器中，机组负荷调节是以机组实发电功率Ne为反馈信号，即稳态时Ne=N0(实际负荷指令)。因此，电网频率变化时，机组一次调频能力使机组负荷变化ΔNe

；然而机组负荷指令N0未变，负荷控制结果使Ne反向变化而消除ΔNe，即破坏了机组的一次调频作用。为保持机组一次调频作用，应在实际负荷指令N0中加入由电网频率变化产生的ΔNe，这样在实发电功率Ne变化ΔNe时其给定值N0也相应变化ΔN0

，且方向相同，负荷控制器输入信号不变。这就是设置频差校正回路的原因。3实际负荷指令限制

由常数块设定的负荷指令上限Nmax、下限Nmin分别通过切换开关T1、T2加至小选和大选输入端，这样使实际负荷指令只能在Nmin、Nmax间变化。对实际负荷指令的幅值及变化速度加了限制，目的是保证机组的安全运行。负荷指令的闭锁增/闭锁减（BI/BD）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，为防止事故的发生，必须对负荷指令进行方向闭锁。

5负荷指令的迫降/迫升(RD/RU)

如果在系统发生闭锁增或闭锁减的过程中，同时出现某些重要参数偏差大并超过设定的限值，为保证机组的安全运行，还必须将机组的负荷迫降或迫升到与其自身允许出力相适应的水平上运行。6负荷指令保持(Hold)

正常情况下，机组值班员随时按“保持”(Hold)键，实际负荷指令值同时成为的上限限值和下限限值，因此实际负荷指令被闭锁在当前值。在同时发生闭锁减和闭锁增时，上述动作一样出现，因而负荷指令也将保持。（二）负荷指令处理逻辑1UM切至手动工况:(1)中调指令与目标负荷偏差大；(2)风量控制在手动(FDFInManual)；(3)锅炉主站在手动(BMInManual)；(4)汽机主站在手动(TMInManual)。2负荷指令闭锁增(1)负荷指令达上限；(2)汽机主站闭锁增；(3)给煤机转速指令达上限；(4)送风机位置指令达上限；(5)引风机位置指令达上限；(6)汽动泵转速指令达上限。

负荷指令闭锁减（1）负荷指令达下限；（2）汽机主站闭锁减；（3）给煤机转速指令达下限；（4）送风机位置指令达下限；（5）汽动泵转速指令达下限。

4负荷指令的迫降(1)送风机动叶开度在最大而空气流量小于指令要求(2)燃料主控在最大而燃料量小于指令要求(3)锅炉给水泵在最大而给水流量小于指令要求(4)引风机静页开度在最大5负荷指令的迫升(1)送风机动叶开度在最小而空气流量大于指令要求(2)燃料主控在最小而燃料量大