搜索
第1页模拟量控制系统介绍协调控制系统CCS第2页模拟量控制系统协调控制系统的定义概括地说就是把锅炉和汽轮机作为一个整体进行控制，共同适应电网对负荷的需求，并能保证机组本身安全运行的一种策略。协调控制系统是一种总称，包括单元机组的主控系统和子控系统。第3页模拟量控制系统单元机组协调控制系统的有关名称协调控制系统CCS名称有广义和狭义之分广义CCS又称为MCS系统：模拟量控制系统MCS（modulatingcontrolsystem)单元机组的MCS系统包括机组负荷主控系统及子系统。但是，习惯上说CCS往往狭义的，是指的MCS系统中的主控系统部分。协调控制系统概述第4页模拟量控制系统MCS(CCS)主控系统子控制系统负荷指令管理（LMCC）机炉主控回路负荷指令运算锅炉子控制系统汽机子控制系统给水控制燃烧控制汽温控制DEH辅机子控制系统除氧器水位压力控制、高低加水位控制等负荷指令处理第5页模拟量控制系统自动控制的基本概念及术语被控对象――被控制的生产过程或设备，也称为调节对象或简称对象。例如汽包水位控制系统中的汽包。被控量――控制系统所要控制的参数，又称为被调量，例如汽包水位。设定值――被控量所要达到或保持的数值。例如汽包水位定值。扰动量――破坏被控量与设定值相一致的一切作用，例如汽包水位控制系统中的蒸汽流量、给水量。第6页模拟量控制系统调节器――用于自动控制系统中的控制装置、或具有相似作用的软件。例如P、PI、PID调节器。控制指令――或称调节指令。一般是调节器的输出信号，也可是运行人员手动给出的控制信号，该信号被送往执行机构。执行机构――接受控制指令、对被控对象施加作用的机构。也称为执行元件、执行器。例如，机械执行机构、电动执行机构、液压执行机构。控制机构――其动作可以改变进入对象的质量或能量的装置，例如给水阀门、空气挡板。第7页模拟量控制系统协调控制系统概况随着国民经济的发展，电网因用电结构变化，负荷峰谷差逐步加大，为保证电网安全经济运行，必须实施自动发电控制（AGC），即根据发电机组本身的调节能力及其在电网中的作用，分类进行控制，自动维持电网中发供电功率的平衡，从而保证电能质量。第8页模拟量控制系统自动发电控制需要由电网调度所对机组负荷实施遥控，整个单元机组与电网侧一起纳入AGC系统，AGC系统要求单元机组必须作为一个协调整体来实施控制。为此，必须提高电厂自动化水平，在保证机组主要运行参数在允许范围内变化的前提下，使机组的输出电功率尽快适电网负荷变化的需要。第9页模拟量控制系统AGC控制概述AGC系统称为自动发电控制系统，它完成电网侧与发电机组侧的自动控制，可称为大协调控制。而MCS（或CCS）系统称为单元机组的协调控制，它完成发电机组侧的自动控制，也可称为小协调控制。AGC:automaticgenerationcontrol第10页模拟量控制系统电网调度中心EMS（）RTUDCS系统MCS系统微波通道DIDIAIDODOAOAGC请求AGC解除调度负荷指令（ADS）AGC投入协调控制方式机组实际功率单元机组电厂端EDC（经济调度控制）+ACE（区域控制偏差）=ADS指令AGC示意第11页模拟量控制系统AGC系统主要组成•电网调度中心的能量管理系统EMS•电厂端的远方终端RTU和微波通道•DCS系统的MCS控制系统第12页模拟量控制系统•维持系统频率在允许偏差范围内。•维持互联电网净交换功率在预定值附近。•按一定周期对全网发电功率在各机组间进行经济分配。AGC完成的主要功能第13页模拟量控制系统AGC系统投入的基本条件•电厂单元机组的MCS系统必须在协调控制方式下运行•各组成设备正常。电网调度中心的能量管理系统、微波通道、电厂端的远方终端RTU必须都在正常工作状态，并能从电网调度中心的能量管理系统的终端CRT上直接改变机炉协调控制系统中的调度负荷指令。•接口通畅。机炉协调控制系统能直接接收到从能量管理系统下发的要求执行自动发电控制的“请求”和“解除”信号、调度负荷指令的模拟量信号(标准接口为4～20mA)。能量管理系统能接收到机组协调控制系统的反馈信号：协调控制方式信号和AGC已投入信号。第14页模拟量控制系统AGC系统投入的基本条件•能量管理系统下达的“调度负荷指令”信号与电厂机组实际出力的绝对偏差必须控制在允许范围以内。•就地控制和远方控制之间相互切换是双向无扰的。机组在协调控制方式下运行，负荷由运行人员设定称就地控制；接受调度负荷指令，直接由电网调度中心控制称远方控制。在就地控制时，调度负荷指令自动跟踪机组实发功率；在远方控制时，协调控制系统的手动负荷设定器的输出负荷指令自动跟踪调度负荷指令。第15页模拟量控制系统就单元机组自身看，对单元机组实施控制时，由于锅炉与汽机的动态特性不同，锅炉的主汽压、汽机的进汽量、发电功率三者之间相互影响，为了能使单元机组能快速适应负荷的变化，必须对这三个量协同考虑，即实行协调控制。从而保证主汽压力在允许范围内变化的前提下，尽快适应电网负荷变化的需要。第16页模拟量控制系统控制方式1、协调控制的基本原则及方案2、主要控制方式3、定压和滑压运行第17页模拟量控制系统控制方式原则：在保证机组安全运行(即汽压在允许范围内变化)的前提下，充分利用机组的蓄热能力。即在负荷变动时，通过汽轮机调门的适当动作，允许汽压有一定波动而释放或吸收部分蓄能，加快机组初期负荷的响应速度。与此同时，加强对锅炉侧燃烧率(及相应的给水流量)的调节，及时恢复蓄能，使锅炉蒸发量保持与机组负荷一致。第18页模拟量控制系统控制方式方案：协调控制的基本方案是一个以前馈—反馈控制为主的多变量协调控制方案。其中，反馈控制是协调控制的基础，通过它来确保机组内、外两个能量供求平衡关系，以及实现各种协调控制方式的选择切换。前馈控制主要是为了补偿机组的动态迟延，加快负荷响应，同时为了保证有关运行参数的稳态值与指令一致。第19页模拟量控制系统控制方式机炉分别控制方式机炉协调控制方式第20页模拟量控制系统控制方式1、锅炉跟随方式（BF-BOILERFOLLOW）2、汽机跟随方式（TF-TURBINEFOLLOW）3、手动方式第21页模拟量控制系统控制方式锅炉跟随和汽轮机跟随方式的主要优缺点比较控制方式锅炉跟随汽机跟随被控量电功率汽压电功率汽压负荷指令扰动响应快波动大响应慢波动小燃烧率扰动波动小波动大波动大波动小第22页模拟量控制系统控制方式手动方式又称基础控制方式。此时，锅炉和汽机负荷都由操作员手动控制。第23页模拟量控制系统控制方式锅炉跟随和汽轮机跟随方式在输出电功率和汽压的控制性能方面存在顾此失彼的问题。为此，必须采用机炉协调控制方式。常见的机炉协调控制方式有三种方案：以锅炉跟随为基础的协调控制方式、以汽轮机跟随为基础的协调控制方式和综合型协调控制方式。第24页模拟量控制系统基本方式（BASE）：锅炉主控制器、汽机主控制器均在手动状态，由汽机DEH控制机组功率，锅炉控制主汽压力。机组在任何状态下均可采用基本方式运行。汽机跟随方式（TF）：锅炉主控制器处于手动状态，控制机组功率，汽机主控制器投入自动，维持主汽压力。锅炉跟随方式（BF）:锅炉主控制器投入自动，维持主汽压力；汽机主控制器处于手动状态，DEH以负荷控制方式或负荷调节方式控制机组负荷。机炉协调方式（COORD）：锅炉主控制器和汽机主控制器同时投入自动，锅炉和汽机同时响应负荷指令，并以一种预置的方式去协调机、炉运行，使机组负荷和主汽压力均得到良好的控制。切换条件第25页模拟量控制系统控制效果分析锅炉跟随控制方式、汽轮机跟随控制方式和协调控制方式通常是可供单元机组控制系统选择切换的三种基本控制方式。一般说来，协调控制方式的控制效果介于锅炉跟随控制方式和汽轮机跟随控制方式之间，使输出电功率和主汽压的控制得到兼顾在正常运行条件下，经常采用协调控制方式，其他控制方式一般起辅助作用或备用。控制方式第26页模拟量控制系统控制方式根据主蒸汽压力给定值的不同，单元机组有定压与滑压两种运行方式。它们的协调控制方案有所区别，但协调控制的基本原则是相同的。第27页模拟量控制系统主控系统优点：工况稳定，负荷响应快，允许较大的变负荷率，控制系统简单缺点：节流损失大第28页模拟量控制系统主控系统滑压运行：机组运行中主汽压给定值随负荷而变。优点：（1）节流损失小；（2）汽轮机可保持较高的内效率；（3）降低了汽轮机的热应力和热变形；（4）减少了给泵的功耗缺点：滑压运行时汽包内外壁温差大，运行时的变负荷速率较低，控制系统较复杂第29页模拟量控制系统主控系统最大/最小允许负荷限制（MAX/MIN）负荷快速返回（RunBack—RB）负荷指令限制回路按照功能划分大致上可以分为负荷快速切断（FastCutBack—FCB）负荷闭锁增/减（BlockIncrease/Decrease）负荷迫升/迫降（RUNUP/DOWN——RU/RD）第30页模拟量控制系统I类故障：跳闸或切除（来源明确，根据切投状况直接确定）II类故障：设备工作异常（无法直接确定，根据运行参数的偏差间接确定）•最大最小负荷限制（是最基本的负荷限制，与主辅机的故障无关）•负荷返回（RB）（适用于一类故障，辅机故障处理）•负荷指令闭锁增减（BI/BD）（适用于二类故障处理）•负荷迫升迫降（RU/RD）（适用于二类故障处理）•负荷快速切断（FCB）（适用于一类故障，主设备故障处理）单元机组主辅机故障类型单元机组负荷指令限制主控系统主辅设备不同，故障类型不同，采用的限制方法不同第31页模拟量控制系统主控系统最大/最小允许负荷限制回路（MAX/MIN）保证机组的实际负荷指令不超越机组的最大和最小允许负荷值。第32页模拟量控制系统主控系统负荷快速返回（RunBack即RB）根据主要辅机的切投状况，在线地识别与计算出机组的最大可能出力值。若实际负荷指令大于最大可能出力值，则发生负荷快速返回，将实际负荷指令降至最大可能出力值，同时规定机组的负荷返回速率。第33页模拟量控制系统主控系统（1）最大可能出力值的在线识别与计算机组的最大可能出力值与主要辅机的切投状况直接有关。机组的最大可能出力可由投入运行的主要输机的台数确定。对于某一种辅机，每台都有一个对应机组容量的负荷百分数。根据共同运行的台数，将它们的负荷百分数相加，即可确定该种辅机所能承担的最大可能出力。第34页模拟量控制系统T050%送风机A在运行T050%送风机B在运行+送风机所能承担的最大可能出力第35页模拟量控制系统送风机所能承担的最大可能出力Δ机组负荷指令H/送风机RB-+第36页模拟量控制系统主控系统（2）负荷返回速率的规定当机组发生负荷快速返回时，为了保证机组在此过程种能够安全、稳定地继续运行，必须对最大可能出力值的变化速度进行限制。每种设备对应一种RB速率,当发生几种设备RB时,比较取最大者为最终减负荷速率,将机组负荷指令减下来,直到新的负荷指令等于或小于单台辅机的承受能力。在非协调方式下,发生RB条件虽不能减机组负荷指令,但可以发出类似RB的信号给FSSS,以便切除若干层给煤机。第37页模拟量控制系统主控系统V≯目标负荷(经负荷最大/最小限制)机组最大可能出力实际负荷指令NO下降速率TRB速率上升速率T正常变负荷速率正常变负荷速率第38页模拟量控制系统主控系统负荷快速切断回路（FASTCUTBACK—FCB）当主机(汽轮发电机)发生跳闸时，快速切断负荷指令，维持机组继续运行。第39页模拟量控制系统FCB处理单元机组主设备跳闸故障时的负荷限制，单元机组主设备跳闸故障可发生在炉、机、电及电网侧，FCB限制的是发电机前后的主设备出现跳闸故障时的负荷，分两种情况：一、电网侧跳闸，发电机解列，单元机组维持厂用电运行二、发电机侧跳闸，汽机停运，炉维持最小负荷运行，启动旁路，维持汽压，准备重新带负荷。FCB的限制回路实现结合在RB回路中考虑由于实际中，FCB时降负荷过大，所以这种负荷限制功能很难实现，一般就由FSSS系统当作保护来处理。主控系统第40页模拟量控制系统主控系统负荷闭锁增／减回