超临界机组控制方案说明Word文件下载.docx

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给水指令经燃料指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范围内）。

（4）喷/水比（过热器喷水与总给水流量比）

在超临界机组如果喷/水比过大（或过小），即流过水冷壁的给水量过小（或过大），用喷/水比修正微过热蒸汽焓定值（即修正燃/水比），改变给水流量，使过热减温喷水处于良好的控制范围内。

（5）高加解列超调前馈

高加解列，给水温度偏低，通过超调前馈快速减少给水量（超调量与负荷成比例关系），以确保燃/水比调整使过热汽温在正常范围内。

注：

高加解列超调量只受最小流量限制，不受其他条件影响。

1.3超临界锅炉的给水控制

超临界锅炉给水控制要完成了多重控制任务：

控制燃/水比、实现过热汽温的粗调、满足负荷的响应。

1）给水指令组成

给水指令由燃料指令经f（x）对应的总给水量减去过热器喷水量、通过燃/水比修正，加变负荷超调量前馈，经燃料指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范围内），加高加解列前馈。

具体分析如下：

（1）给水指令的前馈

给水指令的前馈包括：

静态前馈和动态前馈二部分组成。

①静态前馈

这是给水指令的主导部分，由燃料指令折算出锅炉需要的给水总量，扣除减温水量后，作为直流炉的给水指令，通过这部分的静态前馈，基本保证了燃/水之比。

由于燃料、给水对过热汽温反应存在时差，因此给水指令要经惯性环节延迟。

②变负荷超调量动态前馈

变负荷超过8MW时对燃料、给水指令超调前馈，主要是为了提高机组的负荷响应速度。

3高加解列超调前馈

（2）给水指令的反馈修正

静态前馈部分基本上确定了燃料与给水流量之间的关系，在实际运行中，这一关系还应根据实际情况作必要的修正，使过热器进口的焓维持在定值附近。

反馈修正的思路为：

当过热器进口的焓大于设定值时，适当逐步加大给水指令；

反之，则减少给水指令。

焓定值的确定可分为二种情况，一种是正常情况下焓定值的确定；

另一种是当过热器进口超温时的焓定值计算。

①正常情况下过热器进口焓定值的计算

在正常情况下，过热器进口焓定值由二部分组成：

一是基准的焓设定值；

二是由实际运行情况确定的定值修改量。

a．基准的焓设定值

基准的焓设定值是分离器出口压力的函数，f（x）代表了不同负荷对过热器进口蒸汽保证一定的过热度的控制要求。

b.焓设定值的修正

焓控设定值修正是指根据过热器进口温度或减温水流量在一定范围内修正焓控设定值。

当过热器进口温度大于定值3℃（初设），经过焓设定积分器将焓设定值适当减少，相应增加给水流量指令；

反之相反。

用喷/水比（过热器喷水量/总给水量比值）对焓控定值进行修正，其因是直流锅炉的给水流量控制与减温水总量的控制之间存在着必然的联系，比如当过热喷水量增加，就说明前面的水冷壁的给水流量偏小，即可以通过减小焓控定值，增加给水流量而使过热喷水恢复到原来的值。

注：

焓定值修正范围：

中间点温度过热度在超过热、欠过热范围内，即焓控设定值必须保证在Hmax和Hmin之间。

②当过热器进口（分离器出口）超温时的焓定值计算

给水控制系统还必须实现防止水冷壁管出口温度的越限，当过热器进口温度偏差大于3℃时，按上节方法减小焓设定值；

当过热器进口温度大于限值（超过热）时，控制回路将焓设定值迅速切至最低限Hmin，从而快速增加给水流量，防止水冷壁出口温度进一步上升；

当水冷壁出口温度超过其对应负荷下的温度保护定值，则发生MFT，这是直流锅炉为防止水冷壁管超温而设置的一个重要保护。

2）湿态运行方式

（1）当过热器进口温度低于欠热度（分离器出口压力函数），即为湿态方式。

（2）湿态方式燃/水比切手动，用上述给水指令与给水流量的偏差的PI调节控制给水旁路调门或电动给水泵。

（3）锅炉处于非直流运行方式，焓控制器处于跟踪状态，给水控制保持32%BMCR流量指令，由于分离器处于湿态运行,分离器中的水位由分离器至除氧器以及分离器至扩容器的组合控制阀进行调节，给水系统处于循环工作方式；

在机组燃烧率大于32%BMCR后，锅炉逐步进入直流运行状态，焓控制器开始工作。

3）干态运行方式

用给水指令与给水流量的偏差的PI调节控制用电泵或汽泵转速，即控制给水量。

干态方式用过热器入口焓对燃/水比进行修正。

4）RB给水指令

RB时经燃料指令折算的给水指令缩短延迟时间，60秒后用过热器入口焓对燃/水比进行修正（在RB过程，喷/水比不参与），确保过热汽温在可控范围内。

1.4改善超临界机组协调控制调节品质

为了提高机组负荷响应的能力，主要方法为：

1采用机组指令并行前馈到机、炉主控，即要充分利用机组的蓄热，也要提速燃烧指令；

2加快锅炉侧的快速响应尤其是给水的快速响应，对给水和给煤应有合理的、经智能化处理的超调量，加快整个机组的动态响应速度。

1.4.1变负荷时，燃水指令的超调

①当增负荷幅度8MW，同时实际负荷变化率大于0.3MW/min（这是二次确认，即按下《GO》；

AGC投入无须操作员二次确认。

），启动增负荷超调指令。

②超调持续时间的判断逻辑

当增负荷幅度差值<

3MW、机组实际负荷指令与实发功率偏差小于2MW，上述任一条件成立，增负荷超调结束。

③超调量

超调量与变负荷速率、实际负荷指令有关。

变负荷速率越快，超调的量也越大；

负荷指令越高，超调的量也越大。

④当遇到加负荷后随即又减负荷的工况，则加负荷超调立刻结束，同时触发减负荷超调。

反之亦然。

减负荷超调类同。

1.4.2增加一次风量的前馈

一次风压设定值是机组指令的正比函数，通过改变一次风压来提高锅炉变负荷速率；

利用锅炉主控指令的前馈信号同时改变一次风量，充分利用磨煤机内的蓄粉来快速响应负荷需要。

2．本公司超临界机组协调控制策略

协调控制系统设计原则是将汽机、锅炉作为整体考虑。

在综合控制策略基础上，通过预测提前量来提高机组负荷响应能力、抑制动态偏差；

与各种非线性、方向闭锁等控制机理的有机结合，协调处理燃料与给水匹配，使过热蒸汽温基本稳定，协调控制机组功率与机前压力，协调处理负荷要求与实际能力的平衡。

在保证机组具备快速负荷响应能力的同时，维持机组主要运行参数的稳定。

图一超临界机组负荷控制中心

2.1机组指令处理回路

机组指令处理回路是机组控制的前置部分，它接受操作员指令、AGC指令、一次调频指令和机组运行状态信号。

根据机组运行状态和调节任务，对负荷指令进行处理使之与运行状态和负荷能力相适应。

2.1.1AGC指令

AGC指令由省调远方给定，4～20mA对应300MW～600MW。

当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK、FCB，退出AGC控制。

2.1.2一次调频指令

一次调频指令为频率对应功率关系，频率调节死区范围为±

0.033HZ（3000±

2r/min），频率调节范围确定为50±

0.2HZ，即49.8～50.2HZ（对应于汽轮机转速控制范围为3000±

12r/min），对应±

40MW。

当负荷达到上限600MW或下限320MW对一次调频信号进行方向闭锁，当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK、FCB时退出一次调频控制。

2.1.3机组指令的实际能力识别限幅功能

机组指令的实际能力识别限幅是根据机组运行参数的偏差、辅机运行状况，识别机组的实时能力，使机组在其辅机或子控制回路局部故障或受限制情况下的机组实际负荷指令与机组稳态、动态调节能力相符合。

保持机组/电网，锅炉/汽机和机组各子控制回路间需要/可能的协调，及输入/输出的能量平衡。

机组指令的实际能力识别限幅功能，反映了协调控制系统一种重要设计思想——控制系统自适应能力：

1）正常工况——“按需要控制”，实际负荷指令等于目标指令；

2）异常工况——“按可能控制”，目标指令跟踪实际负荷指令。

机组指令的实时能力识别限幅功能主要有：

1）方向性闭锁

2）迫升/迫降（RunUp/RunDown）

3）辅机故障快速减负荷（Runback）

4）带厂用电运行（FCB）

所有机组实时能力识别限幅功能，均设计有超驰优先级秩序，并具备明了的CRT显示。

2.1.3.1方向闭锁功能

方向闭锁技术作为CCS的安全保护，具有下例功能：

1）防止参数偏差继续扩大的可能；

2）防止锅炉各子控制回路间及锅炉、汽机间的配合失调有继续扩大的可能。

2.1.3.1.1机组指令增闭锁

1）DEH指令闭锁增；

2）机控指令达上限；

3）锅炉指令增闭锁；

4）给水控制增闭锁；

5）PT<

PS；

6）引风控制增闭锁；

7）送风控制增闭锁；

8）一次风控制增闭锁；

9）RUNBACK。

2.1.3.1.2机组指令减闭锁

1）DEH指令闭锁减；

2）机控指令达下限；

3）锅炉指令减闭锁；

4）给水控制减闭锁；

5）PT>

6）引风控制减闭锁；

7）送风控制减闭锁；

8）一次风控制减闭锁。

2.1.3.2迫升/迫降（RunUp/RunDown）指令

迫升/迫降作为CCS的一种安全保护，具备按实际可能自动修正机组指令功能。

迫升/迫降主要作用是对有关运行参数（燃料量、送风量、给水流量、一次风压）的偏差大小和方向进行监视，如果它们超越限值，而且相应的指令已达极限位置，不再有调节余地，则根据偏差方向，对实际负荷指令实施迫升/迫降，迫使偏差回到允许范围内，从而达到缩小故障危害的目的。

2.1.3.2.1迫升

1）机组指令减闭锁；

2）下列任一条件成立：

（1）燃料指令小于燃料量5%；

（以下数值暂定）

（2）风量指令小于总风量5%；

（3）给水指令小于给水流量5%；

（4）一次风压高于设定值1KPa。

2.1.3.2.2迫降

1）机组指令增闭锁；

2）下列任一条件成立：

（1）燃料指令大于燃料量5%；

（2）风量指令大于总风量5%；

（3）给水指令大于给水流量5%；

（4）一次风压低于设定值1KPa。

2.1.3.3辅机故障快速减负荷（Runback）

机组主要辅机在运行中跳闸是突发事件，此时若仅靠运行人员操作，由于操作量大、人为因素多，不能确保机组安全运行。

因此RB功能是否完善是衡量CCS系统设计重要指标。

本公司根据多年RB功能设计与工程实践，提出“以静制动、综合协调”的RB控制策略，在众多电厂得到成功实施，并取得良好的经济效益和社会效益。

以静制动——指发生RB工况时，BMS按要求切除多于燃料，CCS根据RB目标值计算出所需的燃料量后，锅炉主控处于静止状态。

综合协调——指发生RB工况时，协调各子系统以确保运行工况的平衡过渡，汽机主控维持负荷与机前压力关系。

在快速减负荷的同时要对某一辅机跳闸引起的运行工况扰动进行抑制，即采用适当的前馈量，以减小RB工况初期影响机组运行稳定的不利因素。

对外协调BMS、DEH、SCS控制系统快速、平稳地把负荷降低到机组出力允许范围内。

2.1.3.3.600MW超临界燃煤机组RB控制策略（简介）

1）Runback项目

（1）运行中一台送风机跳闸；

（2）运行中一台引风机跳闸；

（3）运行中一台一次风机跳闸；

（4）运行中一台汽动给水泵跳闸；

（5）运行中一台磨煤机跳闸。

2）BMS快速且切除磨煤机完成粗调（切磨方式仅供参考）

（1）RB发生时，包留三台磨；

A磨或B磨运行投下层油；

如果下层油启动不成功，则投中层油。

RB发生时，A、B磨未运行投中层油；

如果中层油启动不成功，则投下层油。

（2）大于四台磨运行,按F、E、D磨顺序切除，间隔6秒。

（3）一次风机RB，大于四台磨运行,按F、E、D磨顺序切除，间隔3秒

（4）磨煤机运行中跳闸，按上述原则投油。

CCS判断是否产生磨煤机RB？

不是，其它给煤机自动提速，确保燃料平衡；

如果是，处于自动工况的给煤机立即提速，尽量减少燃料量失衡，30秒后维持最大可能出力。

3）细调由CCS完成

RB发生时刻保持单位煤耗，等BMS切除多余燃料（初设延迟12秒），用单位煤耗乘以RB目标值作为RB燃料指令、与实际燃料偏差经积分调节，控制燃料量，在RB过程保持其燃料不变。

给水指令是锅炉煤量指令的函数，此时给水指令的延迟时间要自动减少（暂定6秒），即快速保持燃/水比；

并采用过热器入口焓对燃/水比进行修正，确保过热汽温在可控范围内。

RB发生时立刻发一个脉冲，摆动火咀向上提高3%、关闭过热、再热喷水调门，因为RB切除上层燃料，火焰中心下移，过热、再热都要偏低。

协调系统能自动识别机组的负荷区间及实发功率下降速率，当实际负荷达到RB目标值或下降速率小于5MW/min，RB过程结束。

4）利用DEHRB接口实现快速降负荷（汽机主控采用脉冲量接口）

RB过程的主要手段是快速切除燃料，在克服燃料惯性后，其主汽压力快速下降，此时汽机主控仍然采用脉冲量控制，不能快速关调门，即不能维持《机前压力——负荷关系》；

当机前压力低于滑压定值0.3MPa，通过DEHRB接口动作，关小调门，来维持机前压力与负荷关系；

在机前压力回升到低于滑压定值0.1MPa，恢复CCS遥控；

当机前压力再低于滑压定值0.3MPa，DEHRB接口再次动作，维持机前压力与负荷关系，同时快速降负荷。

5）内部协调

如果一台送风机在运行中跳闸产生RB工况时，则对引风机控制进行相应比例前馈，以减小炉膛压力波动幅度。

如果一台引风机在运行中跳闸，不联跳相应送风机，则对送风机控制进行相应比例前馈。

6）给水泵RB

（1）给水泵RB特点

本机组配二台50%容量汽泵，一台30%容量电泵。

因此RB目标值分别为：

480MW（电泵已自启）；

300MW（单汽泵运行）。

（2）电泵自动并泵功能

二台汽泵运行，一台运行中跳闸；

电泵自启动成功，延迟2秒，电泵从初始位，以最大速率增速，当电泵出口压力达到运行汽泵出口压力时，并泵完成；

自动投入、与汽泵一起控制给水流量。

（3）二台汽泵运行、一台跳闸，电泵自启动成功。

负荷大于490MW，发生RB，目标值480MW（保留四台磨运行）。

（4）二台汽泵运行、一台跳闸，电泵自启动不成功；

或一台汽泵、一台电泵运行，一台电泵跳闸。

负荷大于310MW产生RB，目标值300MW。

（5）二台泵运行、一台跳闸，处于自动工况下的泵将快速增速，以求总给水量不变。

汽泵的高限转速为5700rpm、电泵勺管指令高限90%，平衡算法自动消除调节死区。

3.协调控制系统简介

3.1协调控制方式

协调控制分MAN、BF、TF、CCBF、CCTF五种方式。

1）MAN方式

MAN方式——即锅炉主控、汽机主控都在手动方式。

2）BF方式

BF方式——炉跟机，即锅炉控制主汽压力，汽机主控在手动方式。

3）TF方式

TF方式——机跟炉，即汽机控制主汽压力，锅炉主控在手动方式。

4）CCBF（炉跟机）方式

CCBF方式——即汽机控制功率，锅炉控制压力。

这是一种控制功率为主的综合控制方式，机组指令按比例直接作用到汽机、锅炉主控；

DEB信号作为前馈作用到锅炉主控调节模块，功率偏差、机前压力偏差作为细调。

为了限制过多失放蓄热，在汽机主控设计用机前压力偏差对功率定值进行修正。

5）CCTF（机跟炉）方式

CCTF方式——即锅炉控制功率，汽机控制压力。

这是一种控制压力为主的综合控制方式，机组指令按比例直接作用到锅炉、汽机主控；

这里用功率偏差对机前压力控制进行前馈，在保证机前压力稳定的前提下，减小功率偏差；

同时用机前压力偏差对功率控制进行前馈，在保证功率稳定的前提下，减小机前压力偏差。

3.2锅炉主控方案

锅炉主控分三种工况：

1）炉跟机——调节算法输入：

机组指令、DEB为前馈信号，机前压力与设定值相比较。

平衡算法输入：

调节算法输出作为燃料指令；

燃料量作为反馈。

2）机跟炉——调节算法输入：

机组指令、DEB为前馈信号，机组指令与实发功率相比较。

3）RB工况：

RB调节器控制燃料，此时锅炉主控处于机跟炉方式，跟踪实际燃料量；

RB结束，自动转为正常的机跟炉方式。

本系统用积分模块组成平衡算法。

1）DEB信号

采用与汽机调阀开度成正比的信号

作为锅炉负荷前馈，式中微分项在动态过程中加强燃烧指令，以补偿机、炉之间对负荷要求响应速度的差异。

由于要求补偿的能量不仅与负荷变化量成正比，而且还与负荷水平成比例，所以微分项要乘以

式中：

P1——首级压力；

PT——机前压力；

PS——机前压力定值。

2）燃料信号的热值补偿

燃料量的热值补偿环节，用积分无差调节特性来保持燃料信号与锅炉蒸发量之间的对应关系，它和总燃料量信号之差经积分运算后送到乘法模块对燃料信号进行修正。

3）减小磨煤机启停对负荷的影响

众所周知直吹式制粉系统磨煤机启停对负荷影响大，对采用燃料平衡算法系统来说，有以下因素：

（1）停给煤机必然使其它处于自动工况的给煤机增速，而磨煤机内的余粉通过一次风送进炉膛，引起停磨增负荷。

（2）启动给煤机使其它处于自动工况的给煤机减速，引起启磨减负荷。

对不采用燃料平衡算法的系统来说，有以下因素：

启/停给煤机对燃料的内扰要等机前压力变化时才能进行调节，显然对负荷影响也大；

控制系统增益受给煤机投入台数影响。

综合上述因素，启停阶段对燃料反馈信号进行动态补偿，维持进炉膛燃料量平衡。

（1）启磨时，该磨燃料反馈信号经迟延、惯性环节，来维持燃料量平衡。

（2）停磨时，该磨燃料反馈信号经惯性环节，减小余粉影响。

4）风/煤交叉

风/煤交叉采用锅炉燃料指令（经燃/水交叉限制）与该指令经惯性环节输出相比较，取大值控制风量、取小值控制燃料量，可以避免实际信号波动对控制带来负面影响，方便地实现了加负荷先加风、后加煤；

减负荷先减煤、后减风的“富风”策略。

5）滑压定值

滑压定值是负荷函数，增加滑压偏置，既能满足运行使用的灵活性，又能解决滑压、定压的无扰切换。

6）高加解列对锅炉主控影响

高加解列D突变（即DEB指令突变），对锅炉主控有影响，我们采用DEB指令保持20秒，以抑制其不利因素。

3.3汽机主控

汽机主控在BF方式下控制功率，当机前压力偏差超出±

0.3MPa，对功率设定值进行修正,减少闭锁现象。

在TF方式下控制机前压力，用功率偏差对压力定值进行修改。

RB过程也采用TF方式，用专用RB调节器，维持负荷与机前压力关系；

RB过程机组指令跟踪实发功率，常规的TF调节器处于跟踪状态。

当送DEHRB接口动作，汽机主控跟踪负荷参考。

RB结束，进入常规的TF控制方式。

3.4FCB（具体见超临界机组FCB功能专题说明）

当外部系统电源故障，机组从电网解列后带厂用电运行。

此时DEH转为转速控制，旁路快速打开，控制机前压力（此压力预定）。

BMS切除上层磨，CCS根据预定厂用电负荷、旁路容量，控制燃料量；

故障消除，按规程并网，带负荷。

4．控制方案的动态模拟仿真

4.1序言

随着电力工业向高参数、超临界发展，对机组协调控制系统提出更高的要求，Runback功能已成为投产移交必试项目，FCB功能已提到议事日程。

上述试验风限高、代价大，采用动态模拟仿真，可以方便对控制方案进行验证，起到事半功倍的效果，现场实践已证明。

4.2试验目的

验证超临界机组协调控制方案，具体是：

各种功能投切、控制方式的无扰切换、方向闭锁、迫升/迫降、Runback功能。

4.3试验方法

采用简化的数字模型，利用DCS系统虚拟DPU（也可在调试其间用DPU动态仿真）。

4.4RUNBACK试验

本报告简介给水泵RB功能，其它因篇幅不作介绍。

4.4.1试验慨况

二台50%汽动给水泵，一台30%电动泵。

当二台汽泵运行，一台泵运行中跳闸，电泵在后备联启状态，电泵自启、自动并泵；

如负荷大于490MW，则产生RB，目标负荷480MW。

如果电泵5秒内不能启动，或一台汽泵、一台电泵运行，电泵运行中跳闸，负荷大于310MW，则产生RB，目标负荷300MW。

机组发生RB，BMS切磨投油，燃料量的精确计算由CCS完成，此后锅炉主控处于“静止”状态；

协调控制方式显示为“CCTF”、“滑压”，汽机主控维持负荷与机前压力关系。

产生RB时刻，CCS根据当时的燃料量及实发功率，计算出当时的单位煤耗（并在RB其间保持），乘以RB目标值，即得到RB燃料指令。

BMS切磨、投油后，CCS锅炉主控RB调节器根据RB燃料指令与实际燃料偏差进行调节，多减少补。

燃料、给水减少，机前压力经延迟下跌，此时CCS汽机主控RB调节器快速关调门，维持机前压力与负荷关系，即快速减负荷。

汽机主控与DEH接口采用模拟量控制，能满足维持压力、快速减负荷要求。

当汽机主控与DEH接口采用开关量控制，需要用DEH_RB接口来快速关调门（具体已在汽机主控介绍）。

燃料指令快速减小，风量指令也快速减；

RB过程切除燃料，根据切除燃料量对引风控制前馈，减小燃料突减对引风控制的扰动。

4.4.2RB目标值480MW分析

1）电泵自动并泵

二台汽泵运行，一台运行中调闸；

跳闸汽泵以一定速率关、运行汽泵则按一定速率开（平衡原理）；

如电泵在“后备”（投入启动、控