1000MW火电机组热控控制系统方案

...wd......wd......wd...1000MW火电机组热工控制系统目录第一局部DCS总体情况介绍2—7第二局部超超临界锅炉启动系统说明8—14第三局部机、炉、电主保护梳理15—17第四局部协调及启动系统控制说明18—25第五局部汽轮机调节器DTC26—62第六局部DEH自启动逻辑63—84第一局部DCS总体情况介绍本工程锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的超超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、双切圆燃烧、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊构造Π型布置。锅炉出口蒸汽参数为27.56MPa(a)/605/603℃。汽轮机采用上海汽轮机厂生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽。最大连续功率〔TMCR〕下参数：额定功率1060.157MW；额定主汽门前压力26.25MPa〔a〕；额定主汽门前温度600℃；额定再热汽阀前温度600发电机采用上海电机厂生产的THDF125/67发电机组，额定功率1000MW，最大连续输出功率1100MW，额定电压27kV，额定功率因数0.9〔滞后〕，额定转速3000r/min，冷却方式为水氢氢DCS系统采用爱默生公司OVATION400控制系统，工作站操作系统采用win3.2.x，组态工具为DELELOPERSTUDIO。两台机组共设置三个网络，分别为#7机组、#8机组、公用网络，网络之间信号交互采用硬接线。单元机组共配置32对控制器〔含2对MEH控制器〕，公用系统配备3对控制器。控制器布置如下〔每一系统项为一对控制器〕系统序号控制范围I/O点数1协调控制、燃料主控、给水主控2吹灰系统3一次风机A、火检风机A密封风机A4一次风机B、火检风机B密封风机B5制粉系统A+燃油系统AB〔给煤机A/磨煤机A/微油AB层油燃烧器、A层火检二次风等〕6制粉系统B7C层制粉系统,CD层油系统8D层制粉系统9FSSS逻辑：MFT主保护、锅炉吹扫、油泄漏10E层制粉系统,EF层油系统11F层制粉系统12锅炉启动系统、锅炉疏水放汽系统13A侧风烟系统：送风机A、引风机A、空预器A炉膛风量、压力14机组级自启停15B侧风烟系统：送风机B、引风机B、空预器B炉膛风量、压力16过热蒸汽、再热蒸汽系统摆动喷嘴控制17高加、辅汽系统、疏水18凝结水系统(B侧)、凝补水(B侧)闭冷水用户19凝结水系统(A侧)、凝补水(A侧)低加、除氧器20给水泵系统(B侧21给水泵系统(A侧)22循环水系统(A侧)真空系统(A侧)闭/开冷水系统(A侧)23循环水系统(B侧)真空系统(B侧)闭/开冷水系统(B侧)24循环水系统(C侧)真空系统(C侧)汽机旁路系统25单元机组电气A系统发变组26单元机组电气B系统SOE(热力)、SOE(电气)27脱硫系统〔1〕脱硫系统〔2〕2829除尘、飞灰、脱硝30除尘、排渣31电气公用32热力公用233热力公用脱硫DCS网络构造框架图如下：DCS系统总貌图如下：DCS电源原理示意图如下：MFT硬回路采用单回路设计，由DCS侧送三个常闭触点至跳闸表决回路和操作台硬按钮〔双按钮串并联〕并联后触发扩展继电器组动作。MFT硬回路原理图如下：第二局部超超临界锅炉启动系统说明概述对于采用直流运行方式的超临界超超临界锅炉而言，水冷壁内的工质流量与锅炉负荷成正比变化，当锅炉负荷升高时、质量流速升高，当锅炉负荷降低时、质量流速也随之降低。但当水冷壁内的工质流量降低到维持水循环安全性的最低流量时就不再随着锅炉负荷的降低而降低，而是保持最低质量流量不变,以保证水循环的安全性。此时锅炉的运行方式类与汽保炉相类似，采用再循环运行方式。〔锅炉给水流量和负荷的关系示意图见以以以下列图〕25%BMCR25%BMCR设置启动系统的主要目的就是在锅炉启动、低负荷运行及停炉过程中，通过启动系统建设并维持炉膛内的最小流量，以保护炉膛水冷壁，同时满足机组启动及低负荷运行的要求。因此直流锅炉必须设置启动系统。直流锅炉的启动系统形式及容量确实定根据锅炉最低直流负荷、机组运行方式、启开工况及最大工况时水冷壁质量流速的合理选取、以及工质的合理利用等因素确定。系统组成锅炉启动系统简图见以以以下列图：接入扩容器或凝汽器接入扩容器或凝汽器接入扩容器或凝汽器启动系统流程图二只汽水别离器及其引入引出管系统：其外径为φ1150，总长4.68m，材质为15CrMoG，每只别离器上部切向引入二根由后烟道后包墙出口集箱出来的汽水混合物管，进展汽水别离。一只汽水别离器贮水箱：外径为φ1150，总长14.8m，材质同汽水别离器，由别离器来的二根水连通管自贮水箱下部引入，去再循环泵的疏水管由贮水箱底部引出，别离器筒身上装有水位控制用管接头，其顶部装有放水管。由贮水箱底部引出的疏水管道〔循环泵入口管道〕：此管道上装有再循环泵入口电动截止阀及化学清洗用管接头。一台立式离心式循环泵：配有转子浸入炉水中的湿式马达，利用送往泵冷却器的低压冷却水冷却马达腔体内的炉水，其构造和型式与控制循环锅炉的循环泵相似，泵进出口管上装有测点测量泵的压头及进出口压差。泵出口管道：装有泵出口调节阀、逆止阀、流量计。自别离器贮水箱去扩容器的疏水管道：由别离器贮水箱去循环泵入口的管道上引出去疏水扩容器的疏水总管，再由此总管引出三根平行的疏水支管，每根疏水支管上装有一只调节阀、电动截止阀。加热管道：自省煤器出口管道引出，一路送往循环泵出口管道，一路送往去疏水扩容器的三根疏水管道，每根加热管上各装—只始终保持开启的截止阀。去循环泵进口管道的冷却水管，管道上装有调节阀、逆止阀和流量孔板。循环泵的最小流量管道：此管道装在泵的出口管道和泵的冷却水管道之间，管上装有气动截止阀、逆止阀及流量计。启动系统热备用管道：此时循环泵解列，由于别离器贮水箱冷凝作用和泵的加热水系统仍投运，别离器贮水箱水位缓慢上升，通过此管上的热备用水位调节阀将积水送往过热器二级喷水减温器进展喷水。启动系统的容量和功能本锅炉配有容量为25%BMCR的启动系统，与锅炉水冷壁最低直流负荷的质量流量相匹配，锅炉启动过程中流量变化和控制简图见以以以下列图。启动过程简图启动系统的功能如下：1〕锅炉给水系统、水冷壁和省煤器的冷态和温态水冲洗，并将冲洗水送往锅炉的疏水扩容系统。2〕满足锅炉的冷态、温态、热态和极热态启动的需要，直到锅炉到达25%BMCR最低直流负荷，由再循环模式转入直流方式运行为止。3〕只要水质合格，启动系统即可完全回收工质及其所含热量，包括锅炉点火初期水冷壁汽水膨胀阶段在内的启动阶段的工质回收。4〕锅炉在完毕水冲洗〔长期停炉或水质不合格时〕，锅炉点火前给水泵供应相当于5%BMCR的给水，而再循环泵那么一直提供20%BMCR的再循环水量，二者相加，使启动阶段在水冷壁中维持25%BMCR的流量作再循环运行以冷却水冷壁和省煤器系统不致超温，通过别离器疏水调节阀控制别离器贮水箱中的水位，通过泵出口再循环阀调节再循环流量。当锅炉产汽量到达5%BMCR时，别离器水位调节阀全关，再循环流量逐渐关小，给水流量逐步增大，以与锅炉产汽量匹配，当负荷到达25%BMCR〔最低直流负荷〕时，再循环阀全关，锅炉转入直流运行。5〕锅炉转入直流运行时，启动系统处于热备用状态。6〕启动别离器也能起到在水冷壁系统与过热器之间的温度补偿作用，均匀分配进入过热器的蒸汽流量。主要部件和管道的用途别离器及其引入、引出管系统：用于启动时将水冷壁系统来的汽水混合物靠离心力的作用进展汽水别离，别离出来的蒸汽向上引出送往过热器。水那么向下引出经连通聚集到别离器贮水箱，启动期间别离器的功能相当于锅筒。别离器贮水箱：起到炉水的中间贮藏工作，别离器下部的水空间及二根通往贮水箱的水连通管均包括在贮水系统的容量内，其容量必须保证能贮藏在翻开通往疏水扩容器的疏水调节阀前的全部工质，包括水冷壁汽水膨胀期间的全部工质，以保证过热器无水进入。由汽水别离器贮水箱底部引出的循环泵入口管道：用于启动时将别离器疏水送往循环泵，完成炉水的再循环过程。循环泵：在启动过程中借助于循环泵完成别离器疏水的再循环过程，循环泵提供的再循环水与给水混合后在整个启动过程中使省煤器——水冷壁系统保持25%BMCR的流量，保持恒定的质量流速以冷却省煤器和水冷壁系统，並保证水冷壁系统水动力的稳定性。锅炉启动前的给水管道——省煤器——水冷壁系统的水冲洗和启动初期的汽水膨胀阶段中别离器系统别离出来的大量炉水排放过程也是依靠循环泵完成。泵的出口管道：用于将循环泵送出的再循环炉水送到给水管道进展混合后再送往省煤器和水冷壁系统完成再循环运行模式，出口管道上所装再循环流量调节阀用来调节再循环流量。启动期间泵出口调节阀容量的选择要满足最低直流负荷为25%BMCR以及初期锅炉负荷为5%BMCR以及冷态冲洗时的流量。去疏水扩容器的疏水管道：用于启动初期锅炉给水量为5%BMCR，且锅炉负荷到达5%BMCR前，通过疏水扩容器和疏水箱后，进入冷凝器疏水回收工质以及在水冷壁产生汽水膨胀阶段向通过疏水扩容系统向冷凝器疏水回收工质，由疏水总管上引出的三根支管上均装有别离器疏水调节阀在启动初期可用于控制别离器水位。疏水调节阀容量的选择要满足以下工况：a温态启动时出现汽水膨胀时的流量；b热态启动时出现汽水膨胀时的流量；c锅炉最小流量运行时的流量；d锅炉完毕汽水膨胀在最低压力运行时的流量。暖管加热管道：用于将省煤器出口的热水在启动期间和锅炉热备用状态加热循环泵和去疏水扩容器的疏水调节阀及其管道。冷却水管道：它在启动期间将高加引出的给水送到泵入口管道，使泵入口保持一定的过冷度以防止泵产生“汽蚀〞现象，管道上装有调节阀可以控制冷却水量。该管路从主给水管引出，经调节阀和截止阀后引至泵入口管道，管路容量约为2%BMCR。循环泵的最小流量管道：为了改善启动循环泵的调节特性，维持循环泵的最小安全流量，设置了再循环泵最小流量回流管路。该管路从再循环泵出口引出经流量孔板和最小流量调节阀后至贮水箱出口；用于在启动循环时建设泵的最小流量。带循环泵的启动系统的优点缩短启动时间。配置了循环泵的启动系统，由于可以提高省煤器入口的给水温度，因此可以缩短启动时间，对于经常启动的两班制机组来说，缩短动时间可带来良好的经济效益；在启动过程中回收工质和热量。启动过程中水冷壁的最低流量为25%BMCR，因此锅炉的燃烧率为加热25%BMCR的流量到达饱和温度和产生相应负荷下的过热蒸汽。如采用不带循环泵的简易系统，那么再循环流量局部的饱和水要通过疏水扩容系统后，进入除氧器或冷凝器，在负荷极低时，这局部再循环流量由图1可看出将接近25%BMCR的流量，除氧器和冷凝器不可能接收如此多的工质和热量，只有排入废水池，造成大量工质的损失，采用再循环泵后这局部流量在省煤器——水冷壁系统中作再循环，因而不会导致工质和热量的损失，在水冲洗阶段因水质不合格时，才通过疏水扩容器减压后，排往凝结水箱至废水沟。在机组冷态清洗时，可以减少补给水。为了保证冷态清洗的效果，通常要求冷态清洗时水冷壁的流量为25%BMCR,对于不带启动循环泵的系统，这局部清洗水必须全部为补给水，造成制水设备的容量加大；而采用启动循环泵以后，在清洗水质合格的前提下，锅炉清洗后期可以开启启动循环泵，使用较少的清洗补给水量就可以在水冷壁系统中获得清洗所需的流量。循环泵的压头可以保证启动期间水冷壁系统水动力的稳定性和较小的温度偏差。对于经常启停的机组，采用再循环泵可防止在热态或极热态启动时因进水温度较低而造成对水冷壁系统的热冲击而降低锅炉寿命。在锅炉启动过程中启动系统的主要方式初次启动或长期停炉后启动前进展冷态和温态水冲洗：总清洗水量可达25-30%BMCR，除由给水泵提供一小局部外，其余由循环泵提供，水冲洗的目的是去除给水系统、省煤器系统和水冷壁系统中的杂质，只要停炉时间在一个星期以上，启动前必须进展水冲洗。在冲洗水的水质不合格时，通过扩容系统，最终排入废水池。采用再循环泵后，由于再循环水也可利用作为冲洗水，因此节省了冲洗水的耗量。启动初期〔从启动给水泵到锅炉出力到达5%BMCR〕：锅炉点火前，给水泵以相当于5%BMCR的流量向锅炉给水以维持启动系统25%BMCR的流量流过省煤器和水冷壁，保证有必要的质量流速冷却省煤器和水冷壁不致超温，并保证水冷壁系统的水动力稳定性。在这阶段，再循环泵提供了20%BMCR的流量，在此期间利用别离器疏水调节阀来控制别离器贮水箱内的水位并将多余的水通过疏水扩容器减压和疏水箱后，排入冷凝器回收，疏水调节阀的管道设计容量除考虑5%BMCR的疏水量外，还要考虑启动初期水冷壁内出现的汽水膨胀〔它由于蒸发过程中比容的突然增大所导致〕，这种汽水膨胀能导致贮水箱内水位的波动。从别离器贮水箱建设稳定的正常水位到锅炉到达25%BMCR的最小直流负荷：当别离器贮水箱，已建设稳定水位后，别离器疏水调节阀开场逐步关小，当锅炉出力到达5%BMCR的出力时，别离器疏水调节阀应完全关闭。此后，再循环流量由装于循环泵出口管道上的再循环水量调节阀来调节，并随着锅炉蒸发量的逐渐增加而关小，如图1所示：主蒸汽的压力与温度由燃料量来控制，并采用过热器喷水作为主蒸汽温度的辅助调节手段，对于冷态启动，一旦主蒸汽压力到达汽机冲转压力，主蒸汽压力将由汽机旁路系统来控制以与汽机进汽要求相匹配。当锅炉出力到达25%BMCR后，阀应完全关闭，此时通过汽水别离器的工质已到达完全过热的单相汽态，因此锅炉的运行模式从原来汽水二相的湿态运行〔也即再循环模式〕转为干态运行即直流运行模式，此时锅炉到达最小直流负荷25%BMCR。从此，主蒸汽的压力与温度分别由给水泵和煤水比来控制，锅炉的出力也逐步提高。启动系统的热备用：当锅炉到达25%BMCR最低直流负荷后，应将启动系统解列，启动系统转入热备用状态，此时通往疏水扩容器的别离器疏水支管上的三只疏水调节阀和电动截止阀已全部关闭。随着直流工况运行时间的增加，为使管道保持在热备用状态，省煤器出口到疏水调节阀的加热管道上的截止阀始终开启着，因此可以用来加热疏水调节阀并有一路进入泵出口管道以加热循环泵及其管道及泵出口调节阀。另外，在锅炉转入直流运行时，别离器及贮水箱已转入干态运行，考虑到时间一长，别离器和贮水箱因冷凝作用可能积聚少量冷凝水，此时可通过别离疏水管道上的支管上的热备用泄放阀将少量的冷凝水送往过热器喷水减温器。启动循环泵事故解列时的锅炉启动：本工程启动系统的设计也考虑了再循环泵解列后锅炉的启动，由于通往疏水扩容器的别离器疏水管道尺寸和管道上三只水位调节阀的设计通流能力可以满足汽水膨胀阶段以及因再循环泵事故运行时全部冲洗水量均可排入疏水扩容器和凝结水箱，水质不合格的排入废水池，水质合格的那么排入冷凝器。因此，当循环泵解列时，锅炉仍可正常启动包括极热态、热态、温态和冷态启动直到锅炉到达25%BMCR最低直流负荷，完成锅炉由湿态运行模式转换成干态运行模式，除在锅炉的上水和水冲洗阶段，此时，给水泵的给水量增大至等于疏水管道排入扩容器的水量，而在汽水膨胀和渡过膨胀后的阶段以及热态冲洗阶段，其给水量和排入扩容器的水量与别离器水量之差和蒸汽产量与排入扩容器水量之和基本相等。另外，在整个启动过程中由于再循环泵的解列，水冷壁系统的水循环动力〔循环压头〕改由给水泵提供所需的压头。第三局部机、炉、电主保护梳理一、锅炉MFT保护1、手动MFT，双按钮串联后送3路至DCS,再进展三取二。2、丧失再热器保护在蒸汽闭锁条件下，存在总燃料流量大于30％MCR，并超过10秒。两台送风机均停两台引风机均停所有锅炉给水泵均停锅炉出口主蒸汽压力高高保护,锅炉出口主蒸汽压力信号模拟量高高三取二与上汽机侧主蒸汽压力A/B侧压力任一高信号MFT保护动作。全炉膛灭火保护,任一台给煤机投运证实延时120秒后，所有火检失去所有燃料丧失，同时满足三条：a、任一油角阀开60s或微油模式下，RS触发器置“1〞，MFT时复归；b、所有油角阀、微油角阀全关或OFT或燃油快关阀关闭；c、所有给煤机未在服务。汽轮机跳闸MFT，汽机跳闸信号由DEH侧表征后送DCS进展三取二判断。机组负荷大于30%，汽机跳闸去MFT；机组负荷小于30%，高旁开度小于一定3％，汽机跳闸延时10s触发MFT保护。尾部烟道后墙入口联箱入口温度高高保护，一级过热器出口联箱出口温度两侧高高三取二相与延时3秒保护动作。锅炉总风量低低保护：锅炉总风量低于25%延时20s火检冷却风压力低低保护：保护动作延时60s：模拟量经低限后三取二延时60s炉膛压力高高，炉膛压力大于5.88kPa炉膛压力低低，炉膛压力小于-5.88kPa给水流量低低，给水流量小于542t/h延时30秒二、汽机、发电机保护1、电超速保护电超速保护共两路，采用三选二逻辑，任一路动作即触发ETS保护，软、硬回路同时动作。2、手动停机按钮在操作员站上同时按下两个停机按钮即触发ETS保护。3、电气保护对于某些重要故障如差动、定子接地等故障保护，不能为此汽轮发电机组空转的，需要将汽机跳闸。该动作信号也是作用于ETS。4、FM458高速处理器故障即汽轮机失控。两块FM458卡件故障或冗余卡件与主卡程序不一致。5、汽轮机附加保护2号机柜中形成的综合保护以3付硬接线〔常闭〕接至1号机柜。通讯检测后的信号为报警，未经处理的信号进展三取二用于保护。6、启动装置<7.5%此时，汽机也已经跳闸。7、锅炉MFT8、定冷水温度>589、定冷水流量<96m310、发电机冷氢温度>5311、发电机励磁热风温度>80℃12、凝汽器水位>1650mm，〔取消该保护〕13、凝汽器压力保护凝汽器压力保护可分两局部〔均为带质量判断的三选二〕：a.凝汽器压力>28kPa，转速>402rpm时，直接触发ETS保护b.凝汽器压力超过计算值〔为低压缸进气压力的函数〕，转速>402rpm时，延时5分钟触发ETS保护。14、轴向位移>±1mm15、轴承座振动高1～5号轴承座振动>11.8mm/s6～8号轴承座振动>14.7mm/s16、轴瓦温度高此保护共有二十一个通道，均采用带质量判断的三选二逻辑。1～5号轴瓦温度>130℃，6～8号轴瓦温度>10717、润滑油母管压力低，<2.3bar18、润滑油油箱油位低低，油位的上下限为转速的函数19、低压缸排汽温度>11020、润滑油供应故障，油位低时跳机不跳泵，21、EH油母管压力低低，油压<105bar22、高中压主汽门/调门故障，当高、中压缸两路进汽门均出现故障，即高中压缸断汽时，ETS保护动作。23、高压缸叶片温度保护，高压缸进汽蒸汽温度为12级后的温度，共三个测点。高压内缸前部温度计算值由高压内缸壁温90%测量值〔三点〕计算得到后几级叶片的模拟值。当蒸汽温度超过此计算值时，触发叶片温度保护。温度高切除高压缸，高高跳机。第四局部协调及启动系统控制说明1、机组控制方式1.1机炉协调控制〔CCS〕方式：机组负荷指令〔就是功率需求〕同时送给锅炉和汽机，以便使输入给锅炉的能量能与汽机的输出能量相匹配。汽机调门控制将直接响应机组负荷指令，锅炉输入指令将根据经主蒸汽压力偏差修正的机组负荷指令形成。机炉协调控制〔CCS〕运行方式的投入，不仅要把锅炉输入控制和汽机主控投入自动，而且还要把所有的主要控制回路投入自动控制方式，例如给水控制、燃料量控制、风量控制和炉膛压力控制。1.2锅炉跟踪控制〔BF〕方式：汽机主控在机炉协调控制方式运行期间切换到手动时，运行方式就会从CCS方式切换到BF方式。在这种运行方式下，机组负荷通过操作人员手动改变汽机主控输出来改变。在“锅炉输入控制自动〞和“汽机主控手动〞条件下，根据用实际负荷信号修正的主蒸汽压力偏差自动地设定去锅炉的需求指令，负荷指令信号跟踪实际的负荷信号。1.3锅炉输入控制〔BI〕方式：锅炉的输入指令是由操作人员手动操作给出的，操作人员通过改变锅炉输入控制改变机组负荷。在“锅炉输入控制手动〞和“汽机主控自动〞的条件下，根据主蒸汽压力偏差自动地设置去汽机调门的控制指令。在这种方式下，负荷指令信号跟踪实际的负荷信号。当发生辅机故障快速减负荷〔RB〕时，会自动地选择锅炉输入控制方式。1.4锅炉手动控制〔BH〕方式在机组启动和停顿期间使用这种方式。当在干态方式运行期间给水控制切换到手动时，或在湿态方式运行期间燃料量控制切换到手动时，会自动的地选择这种方式。在这种运行方式下，机组负荷是不受控的。如果汽机主控处于自动方式，那么汽机调门将控制主蒸汽压力。2、机组负荷控制机组给定负荷信号受所允许的负荷范围以及负荷变化率限制。负荷变化率可以由运行人员手动设定或根据目标负荷自动设定。2.1目标负荷设定在机炉协调控制方式下，机组的目标负荷可以由运行人员手动设定，也可以承受中调来的负荷指令信号。如果机组不在机炉协调控制方式下，目标负荷跟踪实际的负荷信号。在不承受中调指令时，目标负荷可在机炉协调画面的目标负荷设定区设定，也可以在该画面上投入ADS方式承受中调来的指令。2.2负荷变化率设定为了防止目标负荷出现阶跃变化对控制系统的冲击，控制系统中设计了负荷变化率限制。负荷变化率可以手动设定，也可以自动设定。在自动方式时，根据机组给定负荷或者锅炉输入指令自动给出机组的负荷变化率。在手动方式时，负荷变化率可在机炉协调画面的负荷变化率设定区设定。3、锅炉主控锅炉输入指令信号在CCS方式下由机组给定负荷信号和主蒸汽压力校正信号组合形成，在BF方式下由机组实际负荷信号和主蒸汽压力校正信号组合形成。在BI方式下，锅炉输入指令信号可以由运行人员在锅炉主控操作器上手动输入。当发生机组RUNBACK工况时，锅炉输入指令信号将根据预先设定的RUNBACK目标值和RUNBACK速率强制下降。在BH方式下，锅炉输入指令在干态运行时跟踪给水流量信号〔转换成MW单位〕，在湿态运行时跟踪实际负荷信号。4、汽机主控机组运行在CCS方式下时，汽机主控承受机组主控系统来的机组给定负荷信号控制发电机有功功率，所以机组实际负荷将和给定负荷相等；如果主汽压力偏差超过控制系统内部预先设定的数值时，汽机主控将不再控制机组负荷，转而控制主蒸汽压力以便维持汽机输出和锅炉输入相匹配,即称为汽机调门的超驰控制。汽机主控在CCS方式下使用的控制机组功率的PI控制器和在BI或BH方式下可能使用的控制主蒸汽压力的PI控制器分别单独设计，以便改善调节品质。汽机主控考虑了随机组负荷不同的变参数功能。采用主蒸汽压力偏差校正实际负荷，并对汽机调门给出某种限制。通过增加这些功能，可以防止汽机调门的快速变化并使得机组可能快速适应负荷要求。5、主蒸汽压力控制通过下述两种方法自动给出主蒸汽压力的滑压设定值：a)在CCS方式下根据机组负荷指令信号b)在非CCS方式下根据锅炉输入指令信号在主蒸汽压力设定值手动设定允许时，也可以由运行人员改变主蒸汽压力设定值。在主蒸汽压力设定值回路中设计了一个相应于锅炉时间常数的惯性环节，这是由于锅炉时间常数的影响，使得当锅炉输入指令变化时主蒸汽压力的响应有一个滞后。如果没有这个环节，将有可能引起汽机调门的超驰控制，进而引起限制机组负荷。6、湿态/干态切换作为超临界锅炉的特点，有两种运行方式。它们的分界点大约在锅炉产生的蒸汽流量等于锅炉最小给水流量的工况点上。如果锅炉产生的蒸汽流量小于锅炉最小给水流量，即称为“湿态方式〞，如果锅炉产生的蒸汽流量大于锅炉最小给水流量，即称为“干态方式〞。湿态运行方式可以被看作一个汽包锅炉。当然，随着锅炉运行方式的不同，控制策略也会不同。大体上，可以根据机组负荷指令来判断锅炉运行方式的切换。当锅炉由湿态方式切换到干态方式时，汽水别离器储水箱液位也被用作一个切换条件。7、RUNBACKRUNBACK〔RB〕功能设计用在下述工况上：如果在机组正常运行时出现锅炉或汽机重要辅机事故跳闸的工况,锅炉输入指令将会按照预先设定的速率快速下降，下降速率根据跳闸辅机的种类不同而有所不同。如果不作上述处理，机组将不能继续稳定运行。锅炉输入指令将一直下降到剩余运行辅机所能允许的负荷水平为止。为了到达锅炉输入指令快速下降的目的，锅炉侧的相应子控制回路均应在自动控制方式，这些子控制回路包括给水、燃料量、送风和炉膛压力。此外，为了到达快速稳定压力控制以防止由于锅炉输入指令变化造成主蒸汽压力波动的目的，还需要使汽机主控处于自动运行方式。RB发生后，锅炉输入指令将在锅炉输入方式下以预先设定的目标值和变化率来减少，这时机炉协调控制方式将退出。本工程现在设计的RB考虑了以下辅机：送风机、引风机、一次风机、空预器和给水泵。8、穿插限制功能谓穿插限制功能，就是指在诸如给水、燃料和风量的每个流量需求指令上加上一些限制，以确保这些参数之间的不平衡在任何工况下都不会超出最大允许的限值。这些功能只有在相应的回路运行在自动方式下才有效。—由燃料量给出给水流量指令的最大和最小限制－由给水流量给出燃料量指令的最大限制－由总风量给出燃料量指令的最大限制－由燃料量给出总风量指令的最小限制9、协调控制回路的总体说明协调控制回路使用目标负荷与机组实际负荷相比较。目标负荷信号通常由操作人员手动给出，或来自于电网调度指令。这个目标负荷信号通过一个速率限制器，该速率限制器根据预先设定的限值来限制目标负荷的变化率。如果目标负荷的变化率率小于所选定的限制率，目标负荷将不受限制地向后传递。如果目标负荷的变化率率大于所选定的限制率，目标负荷将只能以该速率限制器所选定的最大变化率向后传递。然后，该目标负荷信号被送到一个加法器中。在这个加法器上，给目标负荷加上一个频率偏差信号，以补偿系统频率偏差。然后两个信号的和通过“负荷限制器〞的选择器〔高值和低值选择器〕。“负荷限制器〞的输出信号就是所谓的“机组给定负荷〞。机组给定负荷信号然后分配给汽机主控和锅炉主控。去汽机主控的机组给定负荷信号用于和机组发出的实际功率相比较的负荷设定值。将主蒸汽压力的偏差信号加到所产生功率信号以补偿主蒸汽压力的偏差。来自加法器的输出信号就是所谓的修正的功率指令。在协调控制方式下，减法器送出一个代表期望值与实际〔修正过的〕负荷之间差的误差信号〔功率控制信号〕给汽机电液调速器。去汽机电液调速器的功率控制信号通过高、低选择器。在正常运行下，功率控制信号直通这些选择器到达PI调节器，调节器输出信号送给汽机电液调速器。然而，当主蒸汽压力的偏差过大时，高、低值选择器就会闭锁功率控制信号通过，而允许由主蒸汽压力偏差信号取而代之发送给电液调速器。在这些条件下，电液调速器中断了功率控制而改为主蒸汽压力控制。在高值选择器逻辑里，减法器在协调控制方式下从主蒸汽压力的偏差信号里减掉一个7bar信号。在低值选择器逻辑里，加法器在协调控制方式下在主蒸汽压力的偏差信号上加上一个7bar信号。中选择锅炉输入〔BI〕或锅炉手动〔BM〕方式时，汽机主控将由另一个PI压力调节器来控制主蒸汽压力，这个PI调节器和汽机侧功率PI调节器是分开的。去锅炉输入控制的机组给定负荷信号被送到一个加法器，在那里加上主蒸汽压力的校正信号，然后通过RB切换器送到诸如给水、燃料量、炉膛压力等相关的锅炉子控制回路。10、BTU热值修正回路当锅炉的煤种发生变化时，煤的热值也将变化，此时一样的负荷燃料指令将产生不同的锅炉热负荷值，此时机组的负荷和主蒸汽压力都将出现变化,为了解决这一问题，必须在系统中对煤的热值进展自动或手动修正。校正回路的原理如下：当前负荷对应的理论煤量和修正后实际煤量之间存在着偏差时，系统便开场修正热值信号，同时将修正后的热值信号对燃料主控指令进展修正。11、燃料主控11.1燃料量指令11.1.1总燃料量控制燃料量控制的目的就是控制总燃料量以满足当前锅炉输入的需求。总燃料量由两种燃料流量组成〔煤和轻油〕。11.1.2总燃料量指令总燃料量指令是根据不同的启动方式所要求的锅炉输入指令产生的。给水/燃料比率指令加在总燃料量指令上。同时考虑了穿插限制功能和再热器保护功能。主燃料煤的实际发热值可能有所改变，而锅炉的吸热条件取决于燃料的种类和燃烧器所在的层位置。为了对这种情况进展补偿，把给水/燃料比率偏置〔WFR〕指令加在总燃料量指令上。另外，为了改进锅炉在负荷改变期间的响应，加进锅炉输入变化率指令〔BIR-FF〕作为前馈信号。11.1.3穿插限制功能确保不平衡始终不超出规定限值－由于总给水量缺乏而引起的燃料量指令减少－由于总风量缺乏而引起的燃料量指令减少11.1.4再热器保护功能当进入再热器的蒸汽通道还没建设时,燃料量指令必须低于限制值。11.2给水/燃料比率控制给水/燃料比率〔WFR〕指令是通过下述方法产生的。当锅炉处于湿态运行方式时，主蒸汽压力由燃料量控制〔和汽包锅炉一样〕。在这种情况下，是通过调整给水/燃料比率指令来控制主蒸汽压力。主燃料煤实际发热值也许改变，锅炉吸热收条件取决于燃料的种类和燃烧器所在层的高度。当锅炉处于干态运行方式时，调整给水/燃料比率指令，以补偿上述变化。在这种情况下，给水/燃料比率指令控制汽水别离器入口蒸汽的过热度。此外，为了保护锅炉，必须把过热度控制在适当的设定点上。为了协助主蒸汽温度的控制，还把每一局部的温度偏差加起来作为比例控制信号。当一级过热器出口蒸汽温度超过基于别离器压力的设定值时，将减少燃料指令。这将超驰给水/燃料比率控制。当别离器入口过热度变得比由别离器压力形成的设定值低〔高〕时，将会通过积分作用增加〔减少〕给水/燃料比率指令。12、给煤机控制12.1总煤量指令总煤量指令是由总燃料量指令减去实际燃油流量得出的。12.2给煤机主控总煤量指令和实际测量的总给煤量比较，然后分配给每台给煤机作为每台给煤机的给煤量指令。当给煤机主控在手动操作方式时，可以通过对给煤机主控的手动增减实现对所有给煤机给煤量的同时等量增减。如果在CCS方式或BI方式下给煤机主控输出到达控制范围的极限值，机组将无法连续稳定运行，因此设计了增/降闭锁功能，以便维持机组的稳定运行，该项闭锁也是控制系统的一项保护功能。12.3总煤量调节器增益自动修正根据投入自动的给煤机台数自动修正总煤量调节器控制增益的功能。12.4给煤机给煤量控制每台给煤机具备单独的给煤量操作器。可通过单独设定偏置对每台给煤机给煤量进展调整。13、给水控制13.1给水控制给水控制的目的是控制总给水流量，以满足当前锅炉输入指令。总给水流量在省煤器入口测量。基于锅炉输入指令的给水流量指令受到总燃料量的穿插限制，以保证调节过程产生的不平衡始终不超出规定限值。另外，在所有工况下，都要维持给水流量的指令高于锅炉最小给水流量，以保护锅炉受热面。由于上述控制逻辑，在无外部干预下，锅炉控制的状态可以在湿态别离器〔湿态方式〕和干态别离器〔干态方式〕之间双向切换。这是因为给水流量和燃料量的比率在低负荷条件下比较高。因此，进入别离器的蒸汽随着负荷降低湿度就会增加，随着负荷升高干度就会增加。锅炉最小流量由过热器总的喷水流量经函数发生器给出，这是因为过热器喷水管道是从锅炉省煤器出口分出来的一路。另外，在机组启开工况下，考虑到机组的热平衡，启动偏置加到锅炉最小流量指令里。为了防止省煤器汽化现象的发生，在给水流量需求指令上还加上正的偏置以增加给水流量。主调节器使用一个对给水流量偏差进展比例加积分功能去产生副调节器〔锅炉给水泵流量调节器〕的锅炉给水泵流量需求指令。13.2给水泵最小流量控制根据每台给水泵的入口流量来控制通过每台泵的最小给水流量，这是为了确保泵的安全运行。给水泵的入口流量送到函数发生器，函数发生器的输出作为泵最小流量阀的指令。当入口流量信号增加时，函数发生器输出减少；当入口流量信号减少时，函数发生器输出增加。修正后的函数发生器输出信号用来调节泵最小流量调节阀。在最小流量控制回路中，有两个函数发生器，再经小选和大选后形成最小流量阀开度指令。13.3汽水别离器控制13.3.1汽水别离器液位控制汽水别离器〔WS〕液位控制的目的就是通过锅炉再循环水流量调节阀〔BR〕、储水箱液位调节阀〔WDC〕和锅炉再循环泵热备用疏水排放阀来维持别离器储水箱的液位低于要求值。别离器的疏水原那么上仅在锅炉清洗和湿态方式期间进展。13.3.2锅炉再循环水流量控制锅炉再循环水流量控制的目的，就是通过将锅炉在湿态运行期间所产生的疏水再循环，到达回收热量和提高锅炉效率的效果。锅炉再循环水流量的设定值根据别离器储水箱液位经函数发生器给出。如果储水箱液位比要求值高，并且BCP已启动，那么就会启动控制BR流量的PI调节器，以便使BR流量与水别离器储水箱的液位相匹配。之后，当锅炉蒸汽流量增大并且储水箱液位下降时，BR流量也将会减少。最终BR阀将关闭，BCP将停顿。即在干态方式时锅炉再循环量将为零。锅炉再循环水流量设定值的产生有如下四种工况：a)在湿态运行期间的正常设定值b)用于锅炉启动时使用汽动给水泵的设定值。如果需要采用汽动给水泵启动锅炉，那么应减少BR流量设定值，以便可以增加给水流量，因为由汽动给水泵来进展低流量范围的控制是不可行的。c)防止省煤器汽化的设定值。如果省煤器出口温度增加，为了减少它，暂时减少BR设定值，以便增加来自锅炉给水泵的给水流量。d)防止第一支燃烧器点火时膨胀现象的设定值。暂时减少BR设定值，以便WS疏水箱液位不再跌落。当锅炉再循环泵停顿时，BR阀被强制关闭。13.3.3WDC的控制储水箱液位调节阀〔WDC〕是根据汽水别离器储水箱液位的函数来控制的。为每一个液位调节阀单独配备了函数发生器，这三个调节阀设计用在不同的汽水别离器储水箱水位范围。函数发生器参数设置为在别离器疏水调节阀A翻开后才能开启别离器疏水调节阀B和C。另外，为了在液位快速变化时提前动作，在别离器疏水调节阀B和C的控制程序上加上了液位微分信号。WDC阀将作为BR阀在湿态方式运行期间和BCP热备用疏水排放调节阀在干态方式运行期间的危急后备之用。当别离器疏水调节阀出口的隔离阀关闭时，将强制关闭疏水调节阀。13.3.4BCP热备用疏水排放阀的控制锅炉再循环泵热备用疏水排放调节阀也是根据汽水别离器储水箱的液位的函数来控制的。该阀门只在锅炉干态方式运行时开启，通过BCP热备用疏水到三级过热器侧的管路的排放来防止汽水别离器液位的形成。在锅炉湿态方式运行期间，该阀始终关闭。13.3.5BCP喷射水的控制在湿态方式运行期间，通过该调节阀维持1-3%MCR的喷射水流量以冷却疏水。在干态方式运行期间，该阀门将被关闭。然而，通过该阀门的旁路节流孔板仍可保持暖管。第五局部汽轮机调节器DTC1DTC概述汽轮机调节器是DEH的核心局部。它通过控制一个或多个高、中压调门的开度来调整进入汽轮机的蒸汽量，到达调节汽轮机转速、负荷或主汽门前压力的目的。除此以外，SIEMENSDEH调节器还具有限制高压叶片压力、高排温度等保护汽轮机的调节功能，并在电网频率出现偏离时能及时增、减机组出力来调整电网频率；机组出现负荷大扰动甚至发生甩负荷后仍能带厂用电或维持汽轮机定速运行。SIEMENSDEH调节系统采用积木块设计，包括以下几个局部：•速度/负荷控制•主蒸汽压力控制•高压缸排汽温度控制•高压缸叶片前基本压力的极限压力控制•高压缸压力比控制•设定值的形成•阀位控制图2-1汽轮机调节器DTC的构造图转速/负荷调节器、压力调节器和启动装置限制值TAB的等三路输出信号通过中央小选模块，形成有效的允许设定值去作用高、中压调门。为了汽轮机的安全和控制品质的优化，高、中压调门允许进汽设定值还要进展三次不同的处理和修正，才形成最终的调门开度指令：1〕高压叶片压力限制调节器和高排温度限制调节器根据功能的不同，分别通过“小选〞和“减法〞对高、中压调门的允许进汽设定值进展处理；2〕允许进汽设定值进展调门特性曲线的线性化修正处理；3〕由阀位限制设定值进展限制。为了实现上述调节功能，汽轮机调节器DTC与汽轮机开环系统的汽轮机自启动程控SGCST、汽轮机保护系统ETS、机组协调控制BLE、热应力评估TSE、阀门自动试验ATT以及液压控制回路EHA等系统或模块存在信息和信号的交互与传输。2转速控制汽轮机转速调节系统主要包括实际转速测量和处理模件NT、转速设定值模件NS以及转速调节器等三大局部，其作用是根据汽轮机自启动程控SGCST设定的目标转速，完成汽轮机从启动到中速暖机、再升至额定转速暖机到同期并网的转速控制。在这过程中，为了限制汽轮机的热应力，机组的升降速率取决于热应力评估TSE模块，运行人员无法手动干预。另外，根据工频一致原理，机组并网期间也可通过转速控制到达负荷控制的目的。2.1转速的测量和处理NT汽轮机的大轴上有一个齿轮盘，齿轮盘的凹槽是一个固定数。齿轮盘随汽轮机高速旋转，每个凹槽转过传感器时都会使传感器的感应电压发生变化，传感器输出信号的频率也因此与汽机转速成线性关系。通过这个频率和齿轮数就可以方便的计算出汽轮机转速。转速测量和处理的回路见图2-2。图2-2转速NT测量和处理的原理图汽轮机共有六个转速传感器，每三个一组，分成两组。每组的转速测量值通过3个通道读入汽轮机调节器的转速测量和处理模件中。信号进入NT模件后首先进展高频滤波处理，再由一个三选一功能块按通道1、2、3的优先顺序选取一个正常通道的信号作为汽轮机的实际转速值〔NT〕。该三选一功能块还会对三个通道进展监视，发现通道故障后会给出通道故障报警〔STNT1/2/3〕。实际转速值NT提供应以下模件和自动处理单元：·OM画面显示·汽轮机开环控制系统DTS·汽轮机保护系统DTSZ·汽轮机应力计算程序WTG·电液油动机控制装置EHAS·转速/负荷调节器NPR·转速设定值模件NS·甩负荷识别模件LAW由于大型汽轮发电机组都是挠性转子，轴系的工作转速大于转子的固有频率。当机组的转动频率和转子的固有频率一致时，机组会因共振引起振动加剧，从而影响机组安全，所以一般在机组启动过程中都要求以较快的转速通过临界转速，这就是所谓的过临界。转速测量和处理NT模件提供了对临界转速的监视，根据该型汽轮机的特点，其临界转速分为两个区域，临界转速区域的开场限值GSPA和完毕限值GSPE分别是：390r/min～840r/min和900r/min～2850r/min。模件再对实际转速信号进展微分处理，可以获取转速的变化率，即平常所说的升、降速率。一般要求过临界的转速不少于100r/min2。在汽机启动过程中〔非汽机跳闸后的惰走过程〕，当转速落在临界转速区域内时发现机组的升速率低于100r/min2，DEH将退出启动，发出升速率过小NTGRKL的报警，OM上的ACCL<min指示灯亮。DEH对机组启动过程中的热应力控制十分严格，从冲转条件到暖机程度的判断，从升速率的计算到变负荷速率的限制，热应力评估器TSE都发挥重要作用。因此机组在临界转速区域内发生TSE故障，发出WTS信号时，DEH也将退出启动。DEH退出启动时，会发出给转速设定模件NS发出退出启动信号ANFABR。此时转速设定值＝当前实际转速－60r/min，从而确保调门可靠关闭直至退出临界转速区域后，由运行人员在OM上复置“转速设定值复位子环〞后，发出SWFQ信号，DEH才会将退出启动信号ANFABR复位，并允许DEH再次设高目标转速冲转。为模拟电网频率扰动，在转速测量和处理模件中附加了一个频率变化仿真模块STFCH。当模拟电网频率扰动的命令开场，仿真模块在一定的范围内根据实际需要的变化率、幅值和持续时间给出一个模拟的频率变化量，并加到转速的实际值中。图2-3转速设定值形成原理图2.2转速设定值NS转速设定值的形成分为两大局部。第一局部是目标转速设定。目标转速NS是不同工况下汽轮机需要到达的转速设定值。将目标转速NS经过速率限制后生成的转速指令成为延时转速设定值NSV。其中延时转速设定值是有效的转速设定值，它用于转速调节器NPR进展转速控制。NS和NSV都在OM上显示。目标转速NS形成回路由设定值调整和存贮器模块M以及相应的控制逻辑回路构成。存贮器模块M在不同的设置指令S作用下存储相应的设定值SV并输出，直至另一个指令发出。设置指令的优先级是按自下而上排序。八种不同工况下的目标转速设定值见表一。序号工况转速设定值说明1超速试验投入PSSE＝3400超速试验时将转速设定值上限也放大2过临界时升速率小或TSE故障，退出启动ANFABRTAB小于50％TABGNF汽轮机跳闸SS＝NT－60在转速跟踪方式NSNF下，设定值永远小于实际值，NPR的输出为负，保证调门可靠关闭。3临界区域外TSE故障同期并网时的转速调整＝NSV保持工况前一时刻的延时转速设定值4超速试验完毕RSSE机组并网后，实际功率PEL大于最小功率PMIN甩负荷＝30005升至同步转速指令NSYNC＝3009指令由汽轮机自启动程控STEP25发出。目标转速略高于额定转速，保证发电机并网后不会逆功率6升至暖机转速指令NSWART＝360自启动程控STEP217DEH控制负荷时，NPR调节器在负荷控制LBPR与转速控制LBNP间切换产生设置指令SB＝SVNS根据功频一致原理计算出SVNS，目的在于保证切换时无扰8排除上述工况，可手动设定目标转速由运行人员在OM设定目标转速注：1、优先级自上而下逐渐降低；2、TSE故障后，汽轮机的启动失去了应力监视，因此启动需要中断或退出；3、同步并网期间，由于电网频率是随机变动的，因此转速设定值在NSOG和NSUG间切换，延时转速设定值NSV那么按一定速率在两个定值之间变动。4、正常运行时，SVNS＝3000r/min，切至转速控制方式瞬间SVNS＝NT＋PEL×K。其中K为转速不等率，K＝0.15；5、在机组启动过程中〔未并网〕，如果实际转速与设定转速NSV偏差过大，OM会发出告警并停顿目标转速的变化，NSV保持。根据不同工况生成的目标转速设定值NS送至一个设定值调节器SPC。设定值调节器SPC会对输入的设定值按一定的速率限制后再输出形成所谓的延时转速设定值NSV，并将它送至转速/负荷调节器NPR模件、甩负荷判别LAW模件以及OM上显示。延时转速设定值是真正用于转速调节的有效设定值。设定值调节器SPC有三种工作方式：1〕正常限速随动方式。在此方式下，SPC的输出值根据设好的速率逐渐增加或减少至输入值，SPC会监视输入/输出值之间的偏差，最终动态偏差为0。设定值变化的速率取决于不同的工况：A、正常情况下的升、降速率是由温度裕度子模块WTF计算出来的，升速率OFBN和降速率UFBN通过大小选模块控制在200％以内。B、同期并网时，需要缓慢的调节转速以便同期装置能及时捕捉到同期点，因此此时的变速率最大不超过180r/min2。C、超速试验时，此时的升速率是一个较小的定值，目的在于确保转速上升平稳可控。2〕SPC快速跟踪方式。在该方式下，SPC不再对输入值进展限速，输入值直通成为输出值。在以下工况下，SPC处于快速跟踪方式：A、转速跟踪方式NSNF(退出冲转)B、发生甩负荷LAW一定时间后，发电机出口开关和500KV开关都闭合C、设置指令SBD、机组带负荷运行，NPR处于转速控制方式发生甩负荷LALBNR其中转速跟踪方式NSNF是保证汽轮机安全运行的重要手段，在机组启动过临界时发现升速率太小或TSE故障，或TAB<50%，或汽轮机跳闸后都将会使转速设定值跟踪实际转速－60，从而确保NPR的输出为负，调门可靠的关闭，并将NSNF信号储存，直到汽轮机再次发出升至暖机转速指令，或升至同期转速指令，或汽机转速落在临界区域外时复置“转速设定值复位子环〞后发出SWFQ指令才可将转速跟踪指令复归。正是由于这个原因，所以汽机跳闸后很难再次立即恢复冲转，需要转速惰走到390r/min以下，机组才能再次升速。3〕SPC保持方式。此时SPC保持前一时刻NSV，并不受输入信号变化的影响。在以下工况下，SPC处于保持方式：A、启动过程中，延时转速设定值NSV和实际转速NT的偏差过大。B、负荷设定值模件PS来的停顿转速设定值变化STPNS指令。开环控制系统DTS来的自动停机AUSTRM或TSE故障WTS信号都将使STPNS指令有效。典型的汽轮机启动过程中，目标转速设定值NS、延时转速设定值NSV和实际转速的变化情况如图。图2-4汽轮机启动过程中的设定转速和实际转速汽轮机自启动程控走步到第21步，会发出NSWART有效指令，将目标转速设定为暖机转速360r/min。延时转速设定值NSV会按一定的速率逐渐升高，同时调门逐渐开启，主机转速跟随NSV一起升高。经过一定时间暖机，程控判断暖机完毕并且运行人员释放额定转速后，程控走步到第25步，将汽机目标转速NS设为3009r/min，NSV按照600r/min2的速率逐步升高，调门逐渐开大，汽机转速跟随NSV一起升高。DCS发出并网请求后，根据同步升降转速的需要将目标转速切至NSOG或NSUG。到并网同步完毕后，目标转速切回存储器中记录的3009r/min，直到汽机并网带负荷到最小负荷PMIN以上，目标转速再切为额定转速值3000r/min。机组并网后的实际转速取决于电网频率。2.3转速调节回路分析根据汽轮机调速系统的静态特性可知，汽机的出力和转速是相互对应。功率越大，转速越低，反之功率越小，转速越高。汽轮机的功率和转速关系曲线就是静态特性曲线，其中特性曲线的斜率就是就是转速不等率。我厂汽轮机的转速不等率是5％，即150r/min转速偏差对应1000MW功率的变动。因此实际功率和转速偏差的对应关系就是∆n=PEL×0.15。正是由于这种严格的对应关系，所以转速调节和负荷调节的机理是一致的，因此两者的调节器可以采用同一个PI调节器。只需根据工况需要，进展一些回路的切换，即可实现转速和负荷控制的切换。它在以下工况下调节汽轮发电机组的转速或负荷：·汽轮机启动·与电网并网·汽轮机带负荷·甩负荷·汽轮机停机图2-5转速调节回路原理图转速控制的原理如上图。在机组启动过程中，延时转速设定NSV和实际转速NT的偏差再乘上转速不等率的倒数K4〔K4＝1/0.15〕即〔NSV－NT〕×K4作为PI调节器的输入，PI输出经过限幅处理后，加上调节器的前馈〔NSV－NT〕×KDN成为转速调节器的输出YNPR。YNPR送至OSB处理，最终形成阀位指令。这就是转速控制的基本原理。3负荷控制负荷控制与转速控制采用同一个调节器。负荷控制回路中包括四个局部，分别是实际负荷处理、目标负荷设定、最大负荷设定和负荷调节器。正常情况下，作为被控量的负荷设定值与控制量实际负荷之间的偏差是负荷调节器的主要处理对象。但由于工频一致的因素，因此负荷控制也可以通过转速偏差来实现控制，机组对电网频率偏差响应的一次调频回路就是将频差转为负荷偏差叠加到负荷设定值中，到达调频目的。为了实现不同控制方式下的无扰切换，在转速/负荷调节器中设置了较多的切换和跟踪回路。3.1负荷实际值PEL的处理发电机负荷用双冗余的负荷传感器测量。两个实际负荷值PEL1和PEL2的从电厂ANL直接读入汽轮机调节器。在正常的运行中，选用两个负荷实际值中的大值作为实际负荷PEL，并输出到以下的模块和自动设备中：·运行和监控系统OM·机组协调级BLE·汽轮机开环控制系统DTS·透平应力评估WTG·转速设定值NS·负荷设定值PS·转速/负荷调节器NPR·甩负荷识别LAW模块会监视两个实际值PEL1和PEL2的是否失效或偏差过大。如果一个值失效，汽轮机仍然可以继续运行，并将失效信息STPEL1/2输出到OM系统。如果两个通道之间偏差过大，那么负荷测量故障信息STPEL输出到OM系统。3.2负荷设定值PS负荷设定值的形成回路与转速设定值的形成回路基本一样，目标负荷设定值PS先转为延时的负荷设定值PSV，再生成有效的负荷设定值PSW。其中目标负荷设定值是在贮存器M中形成，根据不同的工况确定不同的目标负荷设定值。目标负荷设定值经过负荷变动率的限制后输出成为延时负荷设定值PSV，PSV再经过一些处理就生成有效负荷设定值PSW。目标负荷形成回路由设定值调整和存贮器模块M以及相应的控制逻辑回路构成。存贮器模块M在不同的设置指令S作用下存储相应的设定值SV并输出，直至另一个指令发出。设置指令的优先级是按自下而上排序。八种不同工况下的目标转速设定值见表二序号工况转速设定值说明1TSE故障WTS＝PSVTSE故障，机组升降负荷的热应力无法控制，因此保持当前设定值，负荷不变动。2汽轮机自启动程控发出的最小负荷指令PSMIN＝PSMIN自启动程控STEP15设定，设定值为150MW，目的是防止汽轮机无负荷或低负荷运行产生高压缸鼓风不安全。3DEH控制负荷时，NPR调节器在转速控制LBNP与负荷控制LBPR间切换产生设置指令SB＝SVPS根据功频一致原理计算出SVPS，目的在于保证切换时无扰4DEH外部设定〔CCS过来〕＝PSX协调投入时，DEH承受CCS发出的负荷指令5停机程控发出STILL＝PSUG停机程控只有跳机后才会发出，此功能实际上是无效6初压方式下〔主汽压控制方式〕＝PSV＝PELDEH切至初压方式运行时，PS跟踪实际负荷7目标负荷超限＝PSB＋1％当延时负荷设定值PSV比最大负荷设定值PSB大2％时8排除上述工况，可手动设定由运行人员在OM设定目标负荷注：1、TSE故障，或负荷限制有效BEGRIE〔即PSV大于PSB时〕，或DEH处于非限压方式，或机组未并网时，DEH闭锁外部负荷外部设定PSXAB；2、DEH在初压方式下，且压力调节器有效FDPRIE时，负荷设定值开场跟踪实际负荷，以便初压和限压切换时无扰；3、正常运行时，SVPS＝PEL－PSF，从负荷控制切至转速控制时，SVPS＝0。4、表中的优先等级是自上而下逐渐降低。根据不同工况生成的目标负荷设定值PS送至一个设定值调节器SPC。设定值调节器SPC会对输入的设定值按一定的速率限制后再输出形成所谓的延时负荷设定值PSV，并在OM上显示。设定值调节器SPC有三种工作方式：1〕正常限速随动方式。在此方式下，SPC的输出值根据设好的速率逐渐增加或减少至输入值，SPC会监视输入/输出值之间的偏差，最终动态偏差为0。负荷变化率取决于热应力，即使由运行人员手动设定时，该设定值也将最终输入热应力WTF模件与其生成的速率取小，从而防止机组升降负荷过程中热应力超标。假设由运行人员设定，需在OM上的将“负荷变化率投切子环〞置ON位。2〕SPC快速跟踪方式。在该方式下，SPC的输出值快速跟踪。根据优先级的不同，PSV的快速跟踪的值有所区别：A、机组处于非负荷控制方式时LB＝0,PSV＝0，与原理图上跟踪压力偏差FDXW的修正值有所出入。此时为保证无扰切换，起跟踪作用的是NPR中的SVPS。B、转速/负荷调节器在机组带负荷运行时，在转速调节器和负荷调节器间切换发出设置命令SB时，PSV＝SVPS。C、目标负荷超限后，PSV＝PSB－1％。D、初压方式下，压力调节器有效时，PSV＝PEL，跟踪实际负荷〔有速率限制〕。3〕SPC保持方式。此时SPC保持前一时刻NSV，并不受输入信号变化的影响。在以下工况下，SPC处于保持方式：A、升负荷过程中PSVLH，压力偏差过大，限压动作GDER。B、TSE故障WTS。C、汽轮机程控停运AUSTA。延时负荷设定值PSV叠加压力偏差修正，再与最大允许负荷设定值PSB取小后即生成有效负荷设定值PSW。假设超出负荷限制，负荷限制有效BEGRIE信号发出，闭锁外部负荷设定。3.3负荷调节回路分析〔还是有些不太理解如何在逻辑中实现〕负荷调节回路是一个带前馈的调节系统。前馈有两个：一是负荷前馈，有效负荷设定值PSW乘以前馈增益KPS后，直接加到调节器的出口，目的是提高负荷调节的速度，加快对电网负荷需求的响应。二是调频限制前馈，该前馈在机组并网始终有效，目的是出现频率大幅偏差后能限制调频的幅度，保护汽轮机。有效负荷设定值PSW与实际负荷PEL的偏差再加上一次调频分量作为调节器的输入，经过调节器PI运算、双向限幅后输出与负荷和频率限制前馈叠加生成负荷调节器NPR的最终输出指令YNPR。YNPR直接被送至进汽设定值形成OSB模件中的主小选〔MIN〕模件的输入端汽轮机开环控制系统DTS。图2－8负荷调节回路原理图3.4带负荷运行时不同控制方式间的无扰切换在前面转速调节回路分析一节中已讲过，由于汽轮机的静态特性决定了功率和频率〔转速〕存在线性关系，转速和负荷实际上是一个被调量，因此转速和负荷控制可以共用一个PI构造的调节器。也正由于上述原因，在机组带负荷后，机组负荷可由运行人员决定是通过转速调节器，还是通过负荷调节器进展负荷调节。另外，DEH也会检测机组的运行状态，发现机组甩负荷、发电机与电网解列等工况时会将负荷调节自动切至转速调节器。1〕并网瞬间分析〔LB的回路还是比较模糊〕汽轮机自启动程控允许走步的一个条件就是转速/负荷调节器处于负荷控制方式，即冲转前LBPR＝1，因此机组同期并网完成后，当电网主开关一闭合LSE，机组即刻进入负荷调节器发挥作用的负荷控制阶段。此时NPR中的主要信号状态如下：·机组在负荷调节器作用下带负荷运行LBPR〔C1〕＝1·机组不在转速调节器作用下带负荷运行LBNR〔C2〕＝0·机组处于负荷操作方式LB＝1，即机组并网同时〔发电机出口开关和电网开关都处于合闸位〕DEH在负荷调节器作用下带负荷运行LBPR＝1·负荷操作方式下没有发生负荷中断，C10＝1正是由于C10＝1，将转速/负荷PI调节器的输入偏差从转速偏差回路切至调频回路，同时将有效负荷设定PSW回路接通，使PI调节器的输入偏差为PSW－PEL，调节器转为负荷控制。此时的目标负荷设定值PS＝PSMIN＝150MW，机组逐渐把负荷升至目标负荷。在升至最小负荷设定值期间，转速设定值NS＝3009r/min。直到机组负荷大于最小负荷设定值后，目标转速设为3000r/min。2〕运行人员在OM从负荷控制LBPR切至转速控制LBNR的分析转速/负荷调节器有效〔NPRIE＝1〕或发电机出口开关未合闸〔GSA＝1〕时〔这点也很有疑问，为什么不合闸可以切换〕，运行人员在OM上通过负荷运行方式“LOADOPMODE〞预选块，可以选择不同的机组带负荷运行方式，选择1是转速控制方式LBNRB＝1，选择2是负荷控制方式LBPNB＝1。机组并网后，正常都是在负荷调节器作用下带负荷运行〔LBPR＝1〕。出现某些情况，需要转换成在转速调节器作用下带负荷运行〔LBNP＝1〕时，NPR中的主要信号状态如下：·机组不在负荷调节器作用下带负荷运行LBPR〔C1〕＝0·机组在转速调节器作用下带负荷运行LBNP〔C2〕＝1·机组退出负荷控制，LB＝0〔主要原因是C1＝0〕·C10＝0〔主要原因是LB＝0〕上述开关信号状态的转变，最主要由于C10开关信号从“1〞置为“0〞后，转速/负荷调节器的输入端切回转速控制回路。只是此时的PI调节器的输入端不同于转速控制时的转速偏差，而是先把转速偏差乘以不等率转换成负荷设定值后再减去实际负荷成为负荷偏差：∆＝〔NSV－NT〕×K4－PEL，从而到达负荷控制的目的。此时的控制原理如图2-9.图2-9转速调节器作用下带负荷运行〔LBNP＝1〕的原理图为了实现两种负荷控制方式间的无扰切换，NPR中引入了SVNS和SVPS。正常运行时，SVNS＝3000r/min，SVPS＝PEL－PSF，切至转速控制方式后SVNS＝NT＋PEL×K，SVPS＝0。其中NT为切换瞬间的机组实际转速；PEL为切换瞬间的机组实际出力；K为转速不等率，K＝0.15；PSF为一次调频分量图2-10从负荷控制LBPR切至转速控制LBNR瞬间的回路图图2-10描述的就是切换开场，设置命令SB发出后瞬间，控制回路为实现无扰切换所采取的措施。此时DEH发出脉冲信号，设置命令SB置为1，因此在转速设定值模件中，目标转速NS＝SVNS，且速率限制块此时处于快速跟踪状态，无延时的把NS值输出成为NSV。而从上图可知，在切换瞬间，SVPS＝NT＋PEL×K，所以NSV＝NS＝SVPS＝NT＋PEL×K。此时PI控制器的输入偏差为：∆＝〔NSV－NT〕×K4－PEL＝〔NT＋PEL×K－NT〕×K－PEL＝0。而SB＝1的时候，转速/负荷调节器处于快速跟踪状态，调节器的输出SV＝YPI＋K×〔K4×∆〕＝YPI＋K×K4×0＝YPI切换前后，控制器的输出没有改变，所以切换是无扰的。等到切换的脉冲消失，SVNS恢复成正常值，SVNS＝3000r/min，但NSV保持了切换瞬间将功率折算成频差的转速设定值，直到运行人员再次输入目标转速值。操作员设高转速设定值，升负荷，反之降负荷。3〕运行人员在OM从转速控制LBNR切至负荷控制LBPR的分析运行人员在OM上发出切换至负荷控制的切换命令时，LBPRB＝1，NPR中的主要信号如下：·机组在负荷调节器作用下带负荷运行LBPR〔C1〕＝1·机组不在转速调节器作用下带负荷运行LBNP〔C2〕＝0·机组负荷控制，LB＝1·C10＝1上述开关信号状态的转变，使机组恢复到负荷调节器作用下带负荷运行〔LBPP＝1〕。运行人员通过手动设定目标负荷来调整机组出力。此时的调节器的回路如图2-11。图2-11从转速控制LBNR切回负荷控制LBPR时的控制原理图由于机组在转速调节器带负荷运行时，一次调频的作用是被切除的，而转回负荷调节器带负荷运行时，一次调频限制回路立即投入，为了消除切换瞬间的负荷设定值的扰动，因此负荷设定值在切换瞬间需要扣除一次调频分量。因此SVPS此时等于PEL－PSF。切换瞬间发出设置命令SB＝1，在目标负荷设定模件中，PSV快速跟踪PS，PSV＝PS＝SVPS＝PEL－PSF，并保存在设定值贮存器模件中。而C10＝1，使得PI调节器的输入端从转速偏差切回负荷偏差。此时PI调节器的输入端的偏差：Δ＝SVPS－PEL＋PSF＝(PEL－PSF－PEL)＋PSF＝0SB＝1，使得PI调节器处于快速跟踪状态：SV＝YPI＋K×Δ＝YPI所以切换时是无扰动的。3.6一次调频回路分析随着大容量机组在电网中比例不断增加和用户对电能质量要求的提高，电网频率稳定性问题越来越被重视。并网机组的故障跳闸，会对电网频率产生较大的冲击，电网调度系统以及自动发电控制〔AGC〕调节的滞后性将无法满足电网稳定运行的要求。入网机组一次调频功能的有效投入，那么可以弥补这一缺乏。因此目前并网机组基本上都要求投入一次调频。SIEMENS型汽轮机DEH的一次调频提供了一次调频组件和一次调频限制组件，前者用于满足机组对电网频率偏差的弥补，后者那么在于保护汽轮机，限制调频的幅度；前者由运行人员通过OM进展投切，后者是始终有效的。一次调频工作原理如以以以下列图：图2-12一次调频的基本原理1〕一次调频功能一次调频由运行人员手动投切，并且只有机组处于负荷控制方式下〔LB＝1〕才有效。当退出负荷控制方式时，一次调频会自动失效。由于实际中的频率是很难稳定的，为了防止一次调频不断动作，因此对一次调频做了死区，死区一般是两转。但转速偏离额定转速〔NNOM＝3000r/min〕两转以上，转速的偏差值〔Δ＝NSV－NT〕乘上不等率，将频差信号转换成相应需要调整的负荷量叠加到负荷偏差中，并通过转速调节器的比例前馈部件KDN直接作用于PI调节器输出。当电网频率下降，并网的汽轮发电机组实际转速低于额定转速，所以根据频差计算出的一次调频负荷分量是一个正的数值，即意味着机组需要加负荷。反之频率升高，调频风量为负值，说明供大小于求，需要减少机组出力。图2-13一次调频特性曲线2〕一次调频限制一次调频限制的目的是在电网出现大频率偏差时，限制DEH的调频的幅度，从而保护汽轮机。因此一次调频限制的死区大于一次调频的死区，所以在机组正常调频时，频率限制不会启动。只有频率偏差过大时，超出了一次调频限制的死区，频率限制开场发挥功能。此时频差信号成为一个固定值，以此来限制一次调频过调的问题。4机组甩负荷时的汽轮机控制由于发电机发出的电能是通过电网输送给用户。因此在机组正常运行时，如果发电机出口开关或升压站的电网开关突然跳闸，或电网输电突然中断，都将引起汽轮发电机组甩负荷。由于此时汽轮机的输入能量远大于其输出能量，两者能量的不平衡必将引起汽轮机转速飞升。为了防止汽轮机超速，所有的DEH都设有防超速的安保系统。传统的以西屋机为代表的DEH系统一般都设有OPC回路，待汽轮机转速升至3090r/min引起OPC动作后，调门的EH油压泄去，调门快速关闭，从而到达防止汽轮机超速的目的。而西门子型DEH那么采用与此完全不同的方式，它通过对机组甩负荷的识别，快关调门后，将机组从负荷控制切为转速控制，既预防了汽轮机超速，又能在转速稳定后，维持汽轮机空负荷或带厂用电运行。4.1甩负荷识别LAW甩负荷识别模件LAW把甩负荷分为两个阶段，第一阶段是瞬时负荷中断KU〔所谓的短甩负荷〕，机组的功率信号出现以下情况，即可认为机组发生瞬时负荷中断KU：·瞬时降低的负荷量超过甩负荷识别极限值GPLSP〔约为70％〕·机组出力较低，此时瞬时降低的负荷量可能不会超过GPLSP，但同时满足以下四个条件：A、发电机出口开关和主变高压侧开关闭合B、实际负荷低于两倍厂用电负荷的限值GP2EBC、实际负荷高于逆功率值GPNEGD、有效负荷设定值PSW－实际负荷PEL的差值大于两倍厂用电负荷的限值GP2EB瞬时负荷中断信号KU马上发出一定时间后，机组负荷还是很低〔发生KU的条件二依然满足〕，那么发出甩负荷信号LAW。KU和LAW都送至转速/负荷调节器NPR，另外LAW还送至转速设定模件。图2－14甩负荷识别瞬时负荷中断信号KU发出后，会快速关闭调门〔KU并不直接用于调门快关，调门快关是由调门阀位和阀位指令偏差过大触发的，有关调门的快关功能见阀门管理一节〕，减少汽轮机的输入能量，尽量降低汽轮机转速可能的飞升量。但为了防止在短时间内屡次发生KU中断，导致调门频繁开关，LAW模块用RS触发器进展闭锁。KU信号经过一段时间延时才会将触发器复位，否那么KU信号一直存在。4.2甩负荷后的DEH控制分析1〕瞬时负荷中断ku后的分析无论因何种原因〔包括发电机出口开关或升压站电网开关跳闸〕导致机组瞬时负荷中断，转速/负荷调节器NPR模件中的C10开关量都将置0，即C10＝0，导致NPR处于转速控制回路。此时的控制原理如图2-15。图2-15负荷瞬时中断后的控制原理此时PI的输入端偏差：∆＝转速设定值－NT－PEL。根据甩负荷前的控制方式，转速设定值回路略有不同，如果当时带负荷运行〔LB＝1〕，C18＝0，那么转速设定值＝NSV。NSV根据当时的机组功率又有所不同，假设实际功率小于最小负荷时，NSV＝3009r/min〔同期转速〕；假设大于最小负荷，NSV＝3000r/min。甩负荷前，如果机组不在带负荷运行方式〔LB＝0〕，C18＝1，那么转速设定值回路切至NNOM。总之，瞬时负荷中断后，转速/负荷调节器的转速控制回路起作用，转速设定值为额定转速NNOM或同期转速NSYNC。由于甩负荷，实际转速肯定会有所上升，而且不可能出现逆功率，因此PI调节器的输入偏差为负值，PI调节器在负偏差的作用下，输出快速减到零。而调门的阀位控制回路会作用使其快速关闭。在调节和硬件回路双管作用下，确保机组甩负荷后调门能迅速关闭，机组转速不超速。在负荷瞬时中断KU发出后，在甩负荷识别时间内，NPR回路不会发生任何切换，也不触发设置命令〔SB＝0〕，因此在甩负荷识别LAW发出前假设KU信号消失，那么C10＝1，NPR的控制回路切回原工况。所有的回路和设定值都不变。2〕甩负荷LAW后的分析甩负荷信号LAW是负荷瞬时中断信号KU延时后发出的脉冲信号。因此甩负荷前期的DEH处理就是负荷瞬时中断后所做的处理。唯一的区别在于，甩负荷LAW认为负荷已中断不可能恢复，因此在甩负荷识别时间过后，发出甩负荷信号后，NPR调节器会发生切换，发出设置命令〔SB＝1〕，NPR成为在转速调节器作用下的带负荷运行〔LBNR＝1〕。此时NPR调节器控制根据转速偏差换算得出的目标负荷与实际负荷的偏差。换言之，在电网故障消除后，DEH不会自动恢复到事故前工况，只能维持机组在KU后的状态。假设机组未与电网解列，运行人