CCS控制原理.docx

1、CCS控制原理机炉负荷协调控制系统一、任务机组负荷协调控制系统的任务是使机组尽可能快地响应电网对该机 组的负荷要求，同时，应能保证主汽压力尽量稳定，以保证机组的安全 稳定运行。二、单元机组对象的动态特性：1.当其它输入不变时，改变汽机调门开度，例如，将调门开大，主 蒸汽流量将迅速增加，这表明汽轮机能迅速响应负荷要求变化，但由于 燃烧未能相应加强，主汽压开始下跌，蒸汽流量也渐渐下跌，最后又回 到了原来的值，没有能满足电网的长期需要，而压力则降到了一个相对 较低的值如图 1 (a)。2.若其它输入不变，增加燃烧率，主汽压力将逐渐升高，主蒸汽流 量也逐渐增加，负荷逐渐增加，说明锅炉改变燃料量后，负荷

2、响应比较 缓慢，如图 1 (c)。3.当外界要求增加负荷时，由于一个负荷特性快(汽轮机)，一个特 性慢(锅炉)，就难以满足既快速，又稳定的要求，如果仅满足快速的 要求，可通过不断开大汽机调门开度来实现，虽可保证负荷需求(也不 可能长久)，但压力将一路下跌，如图 1 (b)，会影响机组安全。所以机炉两者之间应协调控制调门开度指令和锅炉指令。图 1 单元机组对象动态特性三、运行方式单元机组负荷协调控制系统一般有下列几种运行方式：1手动方式：汽机指令和锅炉指令都是手动发出，此时，运行人员 兼顾汽压和负荷，手动调节汽机指令（调门开度指令）及锅炉指令，使 压力基本稳定，并使机组负荷按照电网需要变化。2机

3、跟炉方式（汽机跟随锅炉）此时，锅炉侧根据电网负荷需求来调节锅炉指令（增 /减燃烧率）， 而汽机则根据主汽压力的变化，自动调节汽机调门开度。可以看出,这种方式下,当外界需要机组增加负荷时,锅炉开始加强 燃烧，压力渐渐升高,汽机则根据压力升高情况，自动地调整汽机指令， 渐渐开大调门开度，负荷随之增加，由于锅炉响应较慢，所以使负荷增 加得较慢，但是由于汽机调门变化对压力的影响较快，所以压力显得十 分稳定。该方式的特点是：压力稳定，但负荷响应慢。3炉跟机方式（锅炉跟随汽机） 此时，汽机侧根据电网负荷需求来调节汽机调门开度，而锅炉则根 据主汽压力的变化自动地调整燃烧。当外界负荷需求增加时，汽机可以很快地

4、升高机组的负荷，但压力 将下降，由于锅炉惯性较大，它虽然根据压力变化进行调节，但压力难 以很快补上来，可能导致压力下跌较多。该方式的特点是：负荷响应快，但压力不稳定。4协调控制方式 协调方式则是综合机跟炉和炉跟机方式的优点，尽可能地克服它们 的缺点。协调方式下，机、炉主控都将处于自动方式，即机指令和炉指 令都是自动调整的。协调控制方案较多：例如 同时将外界负荷变化指令送达机侧和炉侧； 采用直接能量平衡信号（ DEB）； 进行压力限制； 采用各种前馈、微分环节，用以改善系统特性。 新铝电厂协调控制系统的运行方式也分为：1手动方式，此时机主控、炉主控（燃料主控）都在手动。2机跟炉方式 TF，特征是

5、机主控自动、炉主控手动。3炉跟机方式 BF，特征是炉主控自动、机主控手动。4协调控制方式 CCS，特征是机、炉主控都自动。四、协调控制系统的构成系统由三部分构成：1负荷指令的形成2压力定值的形成3机、炉主控制指令的形成此外，还有一个功能全面的逻辑控制系统，用来实现方式切换和跟 踪等功能。（一）负荷指令的形成1正常情况下负荷指令的形成（CCS方式下）指令的来源：（1）运行人员手动给定。（2）来自 ADS（自动调度系统）。当投入 AGC（自动发电控制）后， 机组将由电网调度发出的负荷指令直接控制。 就本机组而言，机组负荷控制站投自动意味着 ADS 投入。但是 当下列任一信号出现时，机组负荷控制站不

6、能投自动： 汽机主控站在手动；锅炉主控站在手动；ADS 故障或 ADS 不可用（例如来自调度系统的遥调信号质量坏、 遥调信号不在正常范围等）；出现 RB、FCB、负荷指令增闭锁、负荷指令减闭锁；机组负荷指令超过高限。3）一次调频信号。这是根据汽轮机的静态特性曲线生成的指令。（a） （b）图 2 汽轮机静态特性一般来说，当电网频率发生变化时，汽轮机的调速系统会自动根据 电网频率的变化来改变阀门开度，从而使机组的负荷发生变化。该过程 称为一次调频。例如，如图 2（a）， 原来机组在 NA，3000rpm，即 A 点 运行，当转速升高（电网频率升高）时，如果 DEH 的速度反馈信号是插 入的，则机组

7、将按照静态特性参与一次调频，也就是说它将自动关小调 门，降低供给电网的电量，从而缓解频率的升高，此时，工作点移到 B 点，负荷降为 NB。也就是说，当汽轮机转速升高时，它将自动地按一定 比例减小发出的功率。尽管汽轮机按照其静态特性减小了功率，但此时转速仍高于 3000rpm， 电网频率仍偏高。若要进一步降低转速（使电网频率继续降低），电网 调度可以要求网上的各机组（包括本机组）再适当降一点负荷。这属于 二次调频。二次调频结束后，工作点处于 C 点，此时，负荷为 NC，转速 又回到 3000rpm。二次调频相当于平移了汽轮机的静态特性曲线，如图 2（b）所示。 为什么要在协调控制系统的负荷指令中

8、，加入频差信号呢？ 这是因为当投入 CCS 方式后，汽机功率 PI控制器（见图 8）将对负 荷指令和实际负荷进行 PI 运算，最终会使实际负荷负荷指令。这说明，若负荷指令中不含频率信号，机组的实发负荷将不受频率 影响，即使 DEH 将速度反馈插入，也不起作用，也就是说，机组丧失了 一次调频能力，这对于并于网上的机组来说，是不合适的。在机组负荷控制站的输出上叠加了频差信号。这样，机组的负荷指 令，不仅仅是运行人员给定的值或仅仅是 ADS 指令（ADS 指令可以由运 行人员偏置），它还包括频差信号成分。这个成分可能是零（相当于没 有插入）也可能是按静态特性曲线折算出的负荷（即已插入）。若机组 的速

9、度不等率定为 4（我厂为4.5%），则可折算：52HZ 对应300MW48HZ 对应300MW若来自 DEH 的频率信号无质量问题且机组处于 CCS 运行方式，本机 组一次调频自动投入，即插入频差信号。上述三种成分构成的负荷指令还不能直接用于 CCS 的负荷指令，它 还要受到下列限制：（1）负荷变化速率限制 0 10MW/min 。 速率可以由运行人员设 定，孤网运行下，负荷变化速率设定为 5MW/min。（2 ）负荷指令受到最大负荷、最小负荷的限制。（3 ）当不在 CCS 方式时，机组负荷指令跟踪实发功率信号。当出现异常情况时，例如当出现 RB、FCB、负荷指令增闭锁、负荷指 令减闭锁时，负

10、荷指令按照事先规定好的 RB、FCB、负荷指令增闭锁、 负荷指令减闭锁速率改变。例如，一台引风机跳闸引超 RB 时，负荷指 令将以150MW/min 的速率降低。2 异常情况下的负荷指令：（1） 闭锁增和闭锁减的问题：闭锁增，即不可再增大；闭锁减，则不可再减小；闭锁增BLOCK INCREASE 和闭锁减BLOCK DECREASE 并不是在某些指 令达到上限或下限时才出现，而是在运行过程中当发现需求量（例如送 风量需求）与实际过程变量（送风量）出现大的偏差时，为防止偏差进 一步扩大，需求量将停止增加或减小，这是在行进的过程中停来下“等 待”，而并非一定要等到执行机构的指令（例如送风机动叶指令

11、）不能 再升或降时才停下。而迫降 RD、迫升 RU 则是在执行机构已达上限或下 限时，若需求与设计过程变量仍然存在很大偏差时，才出现，而且，此 时将通过降低“需求”，来缩写偏差。可见，这里的 BI 或 BD 是一种积 极消除大偏差的行为，而 RD、RU 则是一种被动的行为，因为此时执行 机构已无法再开大或关小，已不能通过增加或减小执行机构开度来消除 大偏差，所以只能通过降低“需求”来减小偏差。热电350MW机组负荷指令增闭锁条件为（OR）： 汽包水位设定实际水位（200mm）实际压力主汽压力设定（2MPa） 燃料量设定实际燃料量（30T） 任意一台一次风机（频率50Hz）出力达上限 任意一台送

12、风机（动叶开度84%）出力达上限 任意一台引风机（动叶开度84%）出力达上限 机组系统转速2985rpm 热电350MW机组负荷指令减闭锁条件为（OR） ： 汽包水位设定实际水位（200mm） 实际压力主汽压力设定（2MPa） 燃料量设定实际燃料量（30T） 机组系统转速3015rpm3.关于RUN BACK 快速降负荷（RB） 当机组在某个较高的负荷水平上运行时，若出现了重要辅机跳闸， 机组就可能不能继续维持原来的负荷水平。此时，为了能使机组继续稳 定运行，应该主动、快速降低负荷指令。例如：原来在 50负荷以上运行，这时跳一台引风机，剩下的一台 引风机最多只能维持 50负荷，所以负荷指令应迅

13、速降低到 50。 下列情况导致 RB：跳一台一次风机； 跳一台引风机； 跳一台送风机；跳给水泵（三台泵中要有两台泵都停，而且要经适时延时）； 要使系统具有 RB 功能，运行人员必须事先在 CRT 的 LDC 画面上按 下“RB 允许”按钮。当锅炉指令已降到辅机允许的最大出力时，则自动 结束RB。（二）主汽压力设定值的形成 机组主汽压力可以由运行人员从燃料主控站（即锅炉主控站）上设 定。当要求机组以滑压运行方式运行时，压力定值将根据负荷指令“ LDC OUT”自动设定。当在 CCS 方式，或在 BF方式时，只要主汽压力与其设 定值没有大的偏差，运行人员可从 LDC 画面上按下“定/滑压切换”按

14、钮，则可进入滑压方式。不在 CCS 或 BF方式，或在出现 RD、RU、RB时， 将退出滑压运行方式。当按下“定/滑压切换”按钮，则退出滑压运行方式，进入定压运 行方式。无论是手动给定，还是根据负荷指令“LDC OUT”给定，都要经过 一个速率限制以及最大、最小限制。当在手动方式时或旁路打开时，压 力定值将跟踪实际压力。（三）机、炉控制指令的形成1锅炉主控指令当锅炉主控站在手动时，给粉机指令由运行人员手动调节，给粉机 指令的上级指令燃料指令 FD 将跟踪热量信号 HR（燃料量），而燃料指令 的上级指令锅炉指令 BD则跟踪燃料指令 FD。当锅炉主控投自动后，有两种情形：A 、若汽机主控站在手动，

15、则为 BF 方式（炉跟机方式）B 、若汽机在自动，则为 CCS 方式（协调方式） 不管是上述哪种情形，此时，都由锅炉侧自动调节主汽压力。2汽机主控指令（1）当 DEH 不在遥控方式时，汽机主控不能投自动，此时汽机主控指 令 TD 将跟踪 DEH 的负荷基准 LOAD REF 。运行人员可利用 DEH 操作画面或手动盘控制汽轮机调门开度，继而 控制负荷和压力。在 DEH 投遥控后，若机主控站处于手动方式，运行人员可以用机主 控站上的增/减键改变汽机指令。（2）当汽机主控站投自动时，又有两种情形：A 、锅炉主控在手动。此时为 TF 方式，汽机将自动维持主汽压力， 主汽压力Pt与其设定值 Ps求偏差

16、，然后交给汽机主汽压力控制器运算， 输出指令去汽机 DEH，最终使PtPs 。B 、 若锅炉主控也投自动，此时为 CCS 方式，主汽压力将由锅炉 主控去调，汽机侧将根据机组负荷及负荷指令调节。测量到的实际 MW （双测量）与设定值（LDC OUT）求偏差，并由汽机功率（MW）控制器 进行 PI 运算，其输出去控制汽机负荷基准，继而改变机组负荷，最终MWLDC OUT。为了提高负荷响应速度，将 LDC OUT 用作汽机主控指令的前馈信号。可以看出，这里的 CCS 方式特点是机调功，炉调压，即 CCS 是建 立在BF 基础之上的。若负荷需变化过大，或其它原因，仍有可能使主汽压波动较大，例 如，在增

17、负荷时，主汽压力会降低，若降得过多，则不利于机组安全运 行，此时应该注意防止由于汽机指令进一步增加而导致压力进一步下降。 因此，用压力与其定值的偏差程度，去限制汽机指令的进一步变化，用 一个带死区的函数发生器，允许压力波动，但不能过大。对于 RB、FCB、负荷指令增闭锁、负荷指令减闭锁情形（此时仍在 CCS 方式，且只能在 CCS 方式），此时锅炉按 LDC OUT 调功，LDC OUT 将按照 RB、FCB、负荷指令增闭锁、负荷指令减闭锁的要求变化，而汽 机侧将维持主汽压力的稳定，此时由汽机指令由主汽压力控制器决定。四、站方式及运行这里主要介绍负荷协调控制系统中各种运行方式的选择方法，以 及

18、运行中的注意事项。如前所述，站的方式决定了协调控制系统的运行 方式，所以，首先介绍各站投入自动的条件。1炉主控站：当下列情况出现时，切手动（1）MFT 动作（2）RB 动作（3）主汽压力及其设定值偏差大4MPa（4）实发功率品质坏（5）任一辅机跳闸（6）机侧主汽压力坏点（7）燃料主控站手动 至少一台给煤机煤量控制自动，燃料主控站自动。（8）汽机主控手动方式 and 调节级蒸汽压力坏点（9）FCB 闭锁跟踪燃料指令2锅炉主控站的指示CO给煤机控制指令SP主汽压力设定值PV主汽压力3汽机主控站当出现下列信号时切手动（1 ）RB 动作（取反） and 机跟随方式 and 主汽压力与其设定值偏差 大4

19、MPa（2 ）机侧主汽压力坏质量（3 ）功率输出信号 DQ 品质坏（4 ）协调方式 and 负荷指令 LDC OUT 与功率 MW 与偏差大 30MW 延时3 秒。（5）汽机主控指令与阀位给定偏差10延时3秒andRB 动作（取反）。 （6 ）DEH 来允许 CCS 控制切除（2 秒脉冲）（7 ）FCB 闭锁跟踪燃料指令4汽机主控站的指示CO汽机主控指令SP负荷指令LDC OUTPV功率 MW5.机组主控站（UNIT MASTER） 机组主控站是负荷协调控制系统与自动发电控制系统 AGC 之间 的接口。该站投入自动则意味着机组此时由电网调度直接控制负荷。 下列任一信号存在时，该站不能投入自动方

20、式：a.汽机主控站不在自动b.锅炉主控站不在自动c.ADS（自动调度系统）信号故障d.ADS系统不具备条件e.RB、FCB、负荷指令增闭锁、负荷指令减闭锁f.调度指令与从机组主控站上发出的指令偏差大g.机组负荷指令（LDC OUT）超过一定的值。当机组主控站投入自动后，将发出一个信号给 AGC 系统，告知调度， 机组已经进入 AGC 方式。6机组主控站的指示CO从机组主控站输出的机组指令。SP运行人员对调度指令的修正值PV调度指令五、负荷管理中心画面1.机组负荷控制中心画面中的机组负荷指令管理窗口：最大允许负 荷、最小允许负荷、负荷上限设定、负荷下限设定、负荷变化率、负荷 进行、负荷保持。最大

21、、小允许负荷是在机组 RB 功能投入的情况下，RB 动作后根据 RB 动作条件计算后给出，画面中不允许操作员给定。负荷上、下限设定值（385MW、90MW）、负荷变化率已根据厂家资料 设定好，正常运行时操作员不得私自更改。CCS控制方式下运行需要机组增、减负荷，通过“机组负荷手操器” 输入机组负荷指令。点击“负荷进行”按钮变红、“目标负荷指令”经 过限幅、限速后输出“实际负荷指令”，直到 实际负荷指令目标负 荷指令负荷进行”自动切换至“负荷保持”按钮变红；当机组负荷未达 到目标值因其他原因（例如辅机故障等）需要保持机组负荷时点击“负 荷保持”按钮。当需要恢复目标负荷时点击“负荷进行”按钮。机组

22、“实 际负荷指令”便会自动升至目标负荷值。当满足下列条件时负荷进行自动切换至负荷保持（OR） ：负荷增闭锁时增负荷负荷减闭锁时减负荷CCS 方式下，负荷进行时或 AGC 投入时 AGC 指令与 LDCOUT 偏差大 （90MW），既没有增负荷也没有减负荷目标负荷与限制变化率后目标负荷指令（LDCOUT 限幅前）偏差绝对 值小于0.01M.压力偏差高 2 值切手动（压力设定值与机侧主汽压力偏差1.2MPa）.2.主汽压力设定窗口：滑压压力对应值、滑压偏置设定值、主汽压力 设定、主汽压速率设定、主汽压力指令、实际主汽压力。定压运行：主汽压力设定由运行人员根据机组实际运行工况来设定 相应的参数。期间

23、若机组 RB 动作且汽机主控在自动的情况下，则 CCS 自动切换到滑压运行方式，即主汽压力设定手操器投入自动；主汽压力 设定值输入后（大于 8 小于19MPa），点击“压力进行”按钮变红，当前 的“主汽压力指令”根据设定的压力变化率 0.20Mpamin 自动跟踪“主 汽压力设定”值。当目标压力指令与机组压力设定值偏差小于 0.002MPa 后，自动切回压力保持。运行人员不得私自更改“压力变化率 指令”。滑压运行：一般机组 CCS 控制方式下运行，点击“定滑压切换”按 钮变红时投入机组压力自动，即机组处于滑压运行方式。一般机组按“定 压方式”运行。滑压偏置为当前设定的压力与当前负荷对应的压力之

24、间 的差值，一般越小经济性越高。偏置范围为 0-2MPa。六、关于CCS 方下的一些操作说明1.AGC 方式：机组在 CCS 方式下，满足下列条件即可投入 AGC（AGC 允许 and）：RB 动作取非目标负荷与 AGC 指令偏差大AGC 指令坏点取非满足上述条件后，“AGC 允许”指示红灯，点击“AGC 方式”即可投 入 AGC（注意：一定得确认目标负荷和 AGC 指令的偏差。）2.若 CCS 故障跳闸为“锅炉跟随方式”运行，禁止运行人员在 CCS “汽机主控手操器”内手动减负荷，因为单箭头操作一下对应汽机阀位 1%的开度变化。应切换为 DEH 主控画面中的“阀控”方式进行增、减机 组负荷。

25、具体操作方法为点击 DEH 主控画面中的“CCS 方式”按扭，自 动切换为“阀控”方式。3.运行过程中还应注意下面两个问题： 当汽机调门已达高限时（来自 DEH），或者汽机主控指令已达上限， 或主汽压力比定值低得较多，或给煤机指令已达上限或送风机指令已达 上限，或引风机指令已达上限，则汽机主控指令禁止增。此时，无论是 手动指令还是自动指令都不会增加。反之，对于达下限情形，无论是手 动指令还是自动指令则禁止减。当 LDC OUT 已达上限，或给煤机指令已达上限，或送风机指令已达 上限，或引风机指令已达上限，或给水泵指令已达上限，或汽机侧已禁 止增，则禁止增加锅炉主控指令（即给粉机指令）。反之，对于达下限 情形，则禁止减。运行三部2015.11.14