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1、二、过热汽温对象特性 过热汽温系统是一个多输入单输出对象。归结起来，影响过热汽温主要扰动有三种：（1）蒸汽流量（负荷）扰动；（2）烟气热量扰动：燃烧器运行方式变化、燃料量变化、燃料种类或成分变化、风量变化等等这些变化最终均反映在烟气热量的变化；（3）减温水流量扰动。第1页/共80页+GD(s)GQ(s)GW(s)DQW第2页/共80页蒸汽流量（负荷）扰动下的汽温特性(1)静态特性 第3页/共80页(2)动态特性 以对流式过热器为例 tt00DTDDTD第4页/共80页2烟气热量扰动下汽温特性 tt00QyTQyQTQ第5页/共80页3减温水量扰动下的过热汽温特性 Dtt00WjTWjTC第6页
2、/共80页第二节 过热汽温控制方案 一、过热汽温调节手段 采用减温器作为过热汽温的调节手段时，要求有足够的调节余量，一般在减温水门关死的情况下，锅炉出力最大时，汽温要高于给定值约3040。第7页/共80页二、过热汽温串级控制系统 T2T1tt00WjTWj图10107 减温水对汽温T1和汽温T2的影响WjT1T2G1(s)G2(s)G(s)图10108 8 过热汽温控制对象方框图第8页/共80页减温器T1T3T2T2T1PI1PI2KZ蒸汽过热器过热器减温水调节阀图109串级过热汽温控制系统第9页/共80页三、过热汽温分段控制系统（1）过热汽温分段控制系统 一级减温器T3T4T4T3PI3PI
3、4KZ段过热器段过热器减温水Wj1T1T2T2T1PI1PI2KZ段过热器二级减温器减温水Wj2图10-110-12 过热汽温分段控制系统第10页/共80页（2）按温差控制的分段控制系统 蒸汽流量D一级减温器T3T4T4T3PI3PI4KZ段过热器段过热器一级减温水调节阀T1T2T2T1PI1PI2KZ段过热器二级减温器二级减温水调节阀Df2(x)f1(x)图10-110-13 按温差控制的过热汽温分段控制系统第11页/共80页过热汽温设定值问题（一）机组滑参数停机启动过程对汽温控制的要求滑参数停机过程对汽温控制的要求 所谓滑参数停机，就是逐渐降低主蒸汽和再热蒸汽参数进行减负荷，直至达到要求的
4、参数后停机、停炉。火电机组采用滑参数停机，主要是为了停机后，使机组参数，如锅炉侧压力、温度，汽轮机侧汽缸及转子温度等降至较低水平。第12页/共80页 滑参数停机是降温、降压过程，对于锅炉、汽轮机各金属部件则是降温冷却过程，会对锅炉的厚壁元件及汽轮机各零部件内产生一定的热应力，并影响汽轮机零部件的疲劳强度、热变形及转子与汽缸的胀差、机组的振动等。由于这些因素，对降温、降压及降负荷速率均有一定要求。第13页/共80页滑参数停机过程中汽温会发生波动，原因主要有:（）减温水量过大。有时减温水量能达到该运行工况下主汽流量的40%左右，减温后蒸汽温度接近对应压力下的饱和温度。同时，由于滑参数停机是变负荷工
5、况，汽温受到燃料、燃烧状况、风量及给水温度等因素影响较大。尤其是在主给水切换至旁路引起给水泵转速调节范围较大时，都会引起减温水量大幅度变化，造成汽温突降。第14页/共80页（）滑参数停机汽温设定曲线的参数未考虑锅炉的汽温特性。该曲线是由汽轮机制造厂提供的理想控制曲线，而汽温调节是由锅炉侧实现的。在中、低负荷时，如果曲线需要的温度与实际汽温相差较大，调整汽温到需要温度需较大的减温水量，从而造成汽温难于控制。因此，汽轮机制造厂提供的滑参数停机曲线只能作为参考曲线，应在此基础上，按锅炉的实际汽温特性及汽温曲线，对理想控制曲线进行修正，从而得到汽温设定值曲线，不能只是随负荷而变化的一条简单直线。第15
6、页/共80页 关于锅炉的实际汽温特性，由于大型锅炉受锅炉结构、燃料性质、燃烧方式及受热面布置等影响，各锅炉的汽温特性有一定差别。有些锅炉实际运行参数与设计参数有较大偏差，如在同负荷下锅炉的实际汽温曲线与滑参数曲线汽温差别较大，必然导致减温水量过大；有的机组在中、低负荷时，主汽温度已达到额定温度。第16页/共80页 在降负荷过程中，随工质压力、温度的降低，金属材料及工质的贮热会释放，使变负荷工况下与稳定运行时，减温水量不同。在30%额定负荷下，如果减温水量较大，在将给水切换至旁路而造成水位不稳时，或给水泵转速大幅度调节造成减温水量较大变化时，都极易造成蒸汽温度波动或突降。第17页/共80页 滑参
7、数停机中，要严格控制主蒸汽温度的下降速度(1.01.5min)和再热汽温下降速度（1.02.0min）。温降速度控制得如何，是滑参数停机成败的关键。而温度的控制与锅炉的运行、调整密切相关。应随锅炉的汽温特性对汽温进行分段控制，主要以燃料的增、减来控制负荷、压力以及蒸汽温度的变化，减温水仅作汽温细调手段，且减温水量要保持在一定范围内，即10%20%主蒸汽流量内，不宜过大。同时，降负荷时，应注意监视下列参数：主、再热蒸汽压力、温度，汽包壁温差，汽轮机轴振动，高、低压缸胀差，上、下缸温差，低压缸排汽温度，轴向位移，轴承金属温度等。第18页/共80页滑参数启动过程对汽温控制的要求 第19页/共80页过
8、热汽温设定值 f1(x)用于定压方式，f2(x)用于滑压方式，第20页/共80页第三节 过热汽温控制系统实例 A、B减温水调节阀；A、B 减温水截止阀一级减温器二级减温器分割屏过热器末级过热器至汽机后屏过热器T2A T1初级过热器蒸汽MM一级减温水AB BA MM二级减温水AB BT3T4T5图10-110-15 过热蒸汽流程图第21页/共80页二、过热汽温控制系统方案 NOf(x)PID1NAKK主蒸汽流量（1）分隔屏过热器出口汽温(2)PID2一级减温器出口汽温总风量TA手动切换f(x)一级减温水调节阀燃烧器摆角f(t)f(t)(3)(4)(1)(2)K图1016 一级减温控制系统简图第2
9、2页/共80页 控制系统切手动的一般原则是：（1）测量信号出现问题；（2）控制偏差大；（3）调节机构出现问题；（4）设备的一些特殊要求。因此，一级减温控制系统切手动的条件是：(1)导前汽温T5信号故障(2)汽温T4信号故障(3)蒸汽流量信号故障(4)温度设定值与实际值偏差大(5)调节阀控制指令与反馈偏差大(6)主燃料跳闸（MFT）(7)汽机跳闸(8)锅炉负荷低于20 当出现上述条件之一时，切换器T切向NO，强制手动控制。第23页/共80页NO二级减温器出口汽温二级减温水调节阀PID1AKK末级过热器出口汽温(1)PID2总风量TA手动切换f(x)燃烧器摆角f(t)f(t)主蒸汽流量(2)(3)
10、f(x)(1)(2)图10-110-17 7 二级减温控制系统简图 第24页/共80页第四节 再热汽温一般控制方案 一、再热蒸汽温度控制任务 保持再热器出口汽温为给定值二、再热汽温的影响因素（1）机组负荷的变化（蒸汽流量变化）对再热汽温有很大的影响；（2）烟气热量变化也是影响再热蒸汽温度的重要因素。由于再热器是纯对流布置，再热器入口工质状况取决于汽轮机高压缸排汽工况，因而再热汽温的变化幅度较过热汽温大的多。第25页/共80页三、再热汽温度调节手段 以改变烟气流量作为主要调节手段（1）改变烟气挡板位置，从而改变尾部烟道通过再热器的烟气分流量；（2）改变再循环烟气流量；（3）改变燃烧器的倾斜角度；
11、（4）采用多层布置圆型燃烧器等调节方法。再热蒸汽温度的另一个调节手段是喷水减温，但它是一种辅助调节手段。第26页/共80页四、再热汽温控制方案 1.采用烟气挡板调节手段的再热汽温控制系统 燃烧器过热挡板省煤器省煤器低温过热器低温再热器屏式过热器高温过热器高温再热器再热挡板至空气预热器图1018烟气挡板控制再热汽温烟道布置示意图第27页/共80页f3(x)A图1019 采用烟气挡板控制再热汽温控制方案主蒸汽流量D再热汽温AK过热挡板f1(x)f2(x)KZKZ再热挡板KZ喷水阀PID1PID2第28页/共80页2.采用烟气再循环调节手段的再热汽温控制系统 00主汽流量00t再循环烟气量VGt主汽
12、压力t主汽温度t图1021 烟气再循环对其他参数的影响图1020 烟气再循环装置第29页/共80页再热汽温A挡板f1(x)KZKZ喷水调节阀K1K2烟温烟 气 流 量VG送风量VH/L报警开热风门PID1PID2图1022 利用烟气再循环的再热汽温控制系统第30页/共80页3.采用摆动燃烧器调节手段的再热汽温控制系统 第31页/共80页送风量减温器后再热汽温再热汽温主蒸汽流量A1f(x)4A23再热喷水调节阀摆动燃烧器图1024 摆动燃烧器的再热汽温控制原理PID2PID1PID3第32页/共80页第五节 再热汽温控制系统实例 1燃烧器摆角控制系统 蒸汽流量A/nf(x)A侧再热汽温KD角图1
13、025 燃烧器摆角控制系统TA手动切换B侧再热汽温A角B角C角第33页/共80页f(x)NOPID1AK(1)PID2减温器出口汽温总风量TA手动切换f(x)减温水调节阀f(t)蒸汽流量(2)(3)I1NO(1)/nA侧再热汽温A侧再热汽温2强制关0(1)(2)图1026 再热汽温喷水减温控制系统TAK第34页/共80页第六节 汽温控制系统投运准备、调试及运行问题 第35页/共80页6-1 投运准备工作及基本要求 一、检测元件性能检查 检测元件主要是热电偶、减温水流量、执行机构位置反馈测量装置等。温度测点位置是否合理和测温元件的安装质量，直接影响着自动控制系统的投入和正常运行；正常运行中，汽温
14、的变化范围很小，为提高测量的灵敏度，应对温度变送器进行零点迁移和量程压缩，应根据各测点温度的变化范围确定各个变送器的量程。减温水控制阀门是控制系统能否投入运行的关键，应及时检修，并保证质量符合要求。在锅炉启动后应及早进行试验。减温水流量测量确保正确，通过DCS显示并结合阀门开度，根据经验进行判断。第36页/共80页二、要求（）主蒸汽各级温度、再热蒸汽温度指示准确，记录清晰。（）减温水控制阀门、燃烧器倾角或尾部烟道控制挡板有足够的控制裕量。具体要求：）调节阀流量特性曲线的线性工作段应该大于全行程的70%，回程误差不大于调节阀最大流量的3%。）调节阀指令、位置反馈偏差不应过大，一般应不大于3%。）
15、调节阀死行程应小于全行程的5%。）调节阀全关时，漏流量应小于调节阀最大流量的10%。第37页/共80页（）手自动操作器正常 ）跟踪信号正确。）没有强制切手动信号。）设定值增减按钮、指令增减按钮均动作正 确，增减幅值合理。）各种数据、图形以及色彩等指示信号正确。（）控制回路正常 ）所有相关的信号接线正确。）控制回路组态正确，控制器静态试验动作方向正确。）控制器参数合理。）控制逻辑检查正确，必要时做静态测试。第38页/共80页6-2 调试步骤及注意事项 一、调试范围 各级过热汽温减温水自动控制、再热汽温微量喷水和事故喷水自动控制、燃烧器倾角自动控制以及机组中其他烟气侧汽温自动控制系统。第39页/共
16、80页二、系统整体调试的基本条件（）基建方面需满足下列条件 ）DCS系统恢复完毕，工程师站、操作员站可用。）主控室、电子间及其他现场环境清洁，有充足的照明，温度。湿度满足设备的要求。）中间端子柜、输出继电器柜接线完毕。）所有设备应就位，包括各种变送器、热电偶、热电阻测量校验安装完毕；各取样管连接好；启动执行机构安装、接线、单体调试完毕，具备随时送电的能力。调试前控制设备都应做完静态恢复。第40页/共80页 （）调试所需的资料齐备。包括接线图、逻辑图、控制系统及其有关的设备说明书。（）调试使用的仪器、工具、备件、材料齐备。（）DCS现场恢复完毕，包括硬件与软件的恢复。（）一次元件及取样管路检查完
17、毕，符合要求。）对照设计图纸检查热电偶、热电阻及变送器的安装符合设计要求，各取样管的取样点符合设汁要求。）检查有关单位对热电偶、热电阻及变送器的校验报告，查看零点及量程符合设计要求。第41页/共80页（）执行机构检查完毕，符合要求。联合电厂、电建公司和监理等方面进行检查验收，执行机构行足下列要求：）手/自动切换应动作灵活、正确。）动作方向应正确。）机构动作应平稳、灵活。）电动执行机构行程时间的偏差应小于士20%额定时间。）行程误差应小于或等于允许基本误差。）电动执行机构回程误差应小于或等于1/2允许基本误差，气动执行机构回程误差应小于或等于2/3允许基本误差。）电动执行机构死区应小于或等于基本
18、误差。第42页/共80页三、系统冷态调试 设计检查 对系统原理图、组态图仔细研究，并确认二者之间没有不同，如发现错误，按照工作程序进行逻辑修改，作好修改记录。控制回路检查以下内容：（）测点连接是否正确。检查参数连接是否正确；用于设定值变化的负荷参数一般为调速级压力或者机组负荷，该参数连接是否正确；对应的温度参数与相应的执行器指令连接是否一致。上述检查不仅看组态，更要检查与就地对应信号是否一致。第43页/共80页（）控制器组态连接是否正确。包括信号连接正确，画面手操器与对应组态连接正确。控制逻辑主要检查以下内容：）切手动逻辑是否正确。主要条件有测温元件故障、执行机构故障、控制偏差大、MFT、机组
19、负荷低等。既要检查逻辑，也要注意对应信号的正确性。）减温水强关逻辑是否正确。主要条件是MFT或者机组负荷低。第44页/共80页参数静态设置控制回路参数的静态设置包括两个方面：（）标么化设置。汽温参数的工程量程为0600，将该参数乘以1/6后，量程变为0100%。进行标么化处理很简单，只要算出100%和最大工程量程的比例即可。标么化处理不是非进行不可，将有关参数合并到控制器参数中完全可以达到同样目的。（）控制器参数静态设置。这部分工作主要依靠技术人员的工程经验，同时，要在前面标么化设置完毕的基础上进行。第45页/共80页对于调试经历不多的人员，有两点建议：）由于汽温控制系统时间常数大，动作迟缓，
20、因此，该系统的参数设置不必要象给水控制系统那样“战战兢兢”，即使、I、参数设置过强，短时间内不会产生很大问题，完全有时间来进行调整。）控制器参数初步设置，内环积分时间取1min左右，外环积分时间可以取33.5min左右。第46页/共80页四、系统热态调试 热态调试是在冷态调试确保系统回路、逻辑正确的基础上，在机组运行后将系统投入自动运行状态，主要工作是对控制器参数进行调整，同时包括少量可能的控制回路、逻辑的组态修改。第47页/共80页主要内容如下。控制系统回路、逻辑确认 对汽温控制系统中的每一个调节系统进行系统联调，查看回路是否通畅，正反作用是否正确，手/自动切换是否无扰，各连锁功能是否能实现
21、。第48页/共80页控制器参数设置 控制器参数的整定，由于工程现场受实际工作条件的限制，多数只能使用经验试凑法，根据调试人员的经验和相同的机组类型已经使用过的参数表，预置调节器参数，投入自动，视实际条件进行必要试验，观察过程变量的响应曲线，再调整控制器参数，直到最理想的结果。注意投自动前一定要求负荷稳定，通知运行人员注意监视运行状态。第49页/共80页 如果现场条件允许，可以进行必要的对象特性试验。一般试验项目以及主要内容如下：（）过热蒸汽温度动态特性试验。试验分别在70%和100%两种负荷下进行，每种负荷下的试验不少于次。试验项目主要包括二级减温水扰动下主蒸汽温度、二级导前汽温动态特性，一级
22、减温水扰动下中间点温度、一级导前汽温动态特性，以及其他必要试验。（）再热汽温度动态特性试验。试验分别在70%和100%两种负荷下进行，每种负荷下的试验不少于次。试验项目主要包括再热汽温度动态特性，再热器减温水扰动下的再热汽温动态特性。第50页/共80页投自动前的准备工作及投入条件（）检查所有过程变量、前馈信号显示正常，执行机构动作灵敏。（）根据经验判断调节器参数合理，操作器跟踪正常，特别注意调节器的、参数以及正反作用正确。（）对于一些重要系统，要采取必要的防护措施：投自动前，应使测量值与设定值基本相等，并对PID调节器输出进行限幅。（）系统投入条件如下：）锅炉运行正常，达到向汽轮机送汽条件。）
23、主给水管路为正常运行状态。）蒸汽温度、喷水流量、表征机组负荷的相关参数、调节间反馈信号等主要参数运行正常，指示正确，记录清晰。）机组负荷大于逻辑中投自动的门槛值。）M/A操作站工作正常，跟踪信号正确，没有切手动信号。）执行机构工作正常，减温水控制阀门、燃烧器倾角或尾部烟道控制挡板有足够的控制裕量。）控制系统逻辑设计其他条件满足。第51页/共80页自动投入后品质试验以及指标（）稳定运行。锅炉稳定运行时，过热蒸汽温度和再热蒸汽温度应保持在给定值士2范围内，执行器应不频繁动作。（）内扰。减温水扰动10%时，过热汽温和再热汽温从投入自动开始到扰动消除时的过渡过程时间应不大于2min。（）定值扰动。过热
24、汽温和再热汽温给定值改变士4时，控制系统应在4min内恢复稳定。对于烟气分流挡板和摆动燃烧器的再热蒸汽温度控制系统应在12min内恢复稳定。（）机组协调控制方式下的静态、动态指标。70%100%负荷范围内，静态时，即机组负荷变化率小于%额定负荷min变化时，过热汽温允许偏差为士4，再热汽温允许偏差士；机组负荷变化率按3%额定负荷min变化时，过热汽温允许偏差为士8，再热汽温允许偏差士10。第52页/共80页6-3 运行中常见问题与原因分析 常见问题主要是自动控制品质恶化问题，汽温波动大。汽温控制系统是一个有多个于扰源的控制系统。干扰因素主要有机组负荷变化（尤其是AGC机组）、吹灰、直吹式机组磨
25、煤机的启停、过量空气系数变化、给水温度变化、受热面污染情况不同、燃烧器运行方式的差异、燃料种类及成分变化大、火焰中心偏斜、一次风冷态调平、二次风冷热态调整、煤粉细度、二次风室风压、燃烧器倾角的影响、一次风量大小、过热蒸汽出口压力波动等。第53页/共80页 从目前热工控制的现状来看，仅由热工人员通过自动控制系统调整，尤其是通过调整PID参数的手段是不可能解决汽温波动大、超温问题的。实践证明，需要通过热工、运行、机务等有关技术人员协作配合，进行运行调节、燃烧器摆动、火焰中心调整等手段，甚至通过必要的设备改造才能解决问题。第54页/共80页 汽温控制系统与热工其他控制系统是相互耦合的，其他控制系统性
26、能的好坏影响汽温控制的稳定性，其中，协调控制系统（CCS）和燃烧控制系统（包括送风控制）对汽温控制影响最大。而影响这两个系统的主要因素是机组负荷出力的变化，尤其是投自动发电控制（AGC）的机组。机组负荷变化，由于系统固有的大惯性，不可避免地引起汽压、送风以及燃烧状况的调整，进而影响机组主要参数包括汽温的稳定性。目前热工自动控制系统所能够做的就是优化控制器参数以及控制系统结构，使机组参数波动小些。第55页/共80页 以600MW机组来分析AGC工况下变负荷运行与汽温波动内在联系和实际影响问题，以及相应对策。在纯火电机组构成的区域电网中，火电机组同时承担调功和调频任务。从电网要求而言，AGC要求机
27、组变负荷速率越快越好，但发电机组的系统惯性又不允许机组的调速过高。电网中不同容量的机组存在不同的惯性，机组容量越大其惯性相对也大，因而在AGC频繁快速调节时，矛盾最突出的是区域电网中容量最大的机组。大机组的惯性、纯延滞制约着协调控制系统（CCS）的快速响应能力。当AGC的指令频繁变化或连续增减负荷的工况超过CCS承受范围时，CCS的调节品质就会降低，严重时会引起锅炉过热器和再热器超温。第56页/共80页 某600MW火电机组在投用AGC过程中，有时出现过热蒸汽、再热蒸汽的超温现象，给安全生产带来了隐患。其主要控制系统特性如下：一、AGC状态 AGC控制状态包括在线、离线和当地种。对所有在线的电
28、厂端机组只能发同样的升降负荷命令。为适应区域偏差控制的要求，调节区域分为死区、正常调节区、辅助调节区和紧急辅助调节区。AGC的基点功率参考负荷预测结果后确定，如基点功率设定不准确，区域偏差控制的调节值有可能经常进入紧急辅助调节区，迫使AGC进行快速调节。由于随机出现的冲击负荷常常会使基点功率出现偏离，在网内发电机组一次调频未投用时，调频完全由AGC承担。按原来的考核目标，又有10min过零的要求。因而区域电网运行过程中，AGC的指令变化比较频繁，有时波动较大。第57页/共80页二、CCS动态特性 CCS的动态特性包括协调控制当地方式和AGC方式种。在CCS当地方式时，CCS进行定值调节，负荷指
29、令变化的目标值通过设定，燃料主控可以根据其设定值计算出在不同速率时的燃料前馈量，经协调控制后可以较好地解决系统惯性大的矛盾。在该工况下，机组的CCS阶跃响应动态特性基本满足600MW机组规定的调节品质考核要求。第58页/共80页 在AGC方式时，CCS接受AGC指令作为负荷调节的目标值。在调试过程中，AGC按一定的变负荷速率进行变负荷试验，增、减量一般在10%MCR左右，以此来考核CCS的调节性能。在AGC调试过程中，机组的调节性能也基本符合规定要求，主汽温在（535土8）、再热汽温在（535土10）范围内。在2%MCRmin速率时，系统的纯延滞为3.5min，AGC指令变化范围为10%MCR
30、时，机组滑压加负荷特性试验曲线如图所示。第59页/共80页第60页/共80页 但是，实际运行中的工况与调试有较大差别。在实际运行中，CCS的负荷变化目标是AGC指令，对CCS来说负荷变化的目标值是随机的，燃料主控很难精确地计算出不同工况下的燃料前馈量。当实际工况超出试验工况的要求，尤其在波动周期较小时，CCS调节品质就会降低。第61页/共80页三、机组汽温控制特点 机组满负荷时蒸汽流量为2000th，主蒸汽温度控制主要依靠调节两级减温水量来实现，再热汽温控制通过调节烟道挡板和喷水减温相结合来达到目的。在满负荷时，原设计的过热器减温水量在80100 th，但投用后实际减温水量在设计值的倍左右，相
31、当于锅炉出力的10%。减温水量大给CCS和汽温控制带来一定的难度。第62页/共80页四、AGC对锅炉汽温控制的影响 AGC涵盖了调度侧和电厂端个系统，其特性好坏都会对锅炉温度控制产生一定的影响。调度端对锅炉起温的影响 就调度端而言，影响电厂端的主要因素是AGC控制信号在小周期内的频繁变化和连续过量变负荷，其原因主要有两个方面：设定值中基点功率与实际负荷的偏差；AGC调节方式的影响。第63页/共80页（）AGC设定功率中基点功率的合理性。AGC软件中虽然有经济调度（）模块，但实时负荷预测存在一定时差，因而对基点功率很难做到准确地实时修正。这样，由于基点功率准确性差，设定值中相应的调节功率的变化量
32、便增大。在AGC程序中，启动紧急辅助调节区的概率也就增大。在进入紧急辅助调节区时，为了满足改善联络线偏差的需要，AGC的控制速率加快，而AGC过程往往经若干周期的来回衰减才能完成。第64页/共80页 实际运行中，AGC即调功同时还要调频。AGC发给电厂端的负荷控制信号常常就在小周期内上下波动，有时在几分钟内负荷指令会出现反向的情况。负荷预测能力越弱，基点功率的合理性就越差，AGC指令信号的变化频度和幅度就越大。这样，AGC对CCS的要求就会高于调试工况下的品质。即使是试验工况满足要求的机组协调系统，在AGC指令频繁反向时品质也会变差。这时，汽温控制系统就会在强大的外扰下产生超调，导致锅炉超温。
33、在AGC调试中，按AGC变负荷工况试验时，基本满足规定速率的各项指标。第65页/共80页 但在实际运行时，AGC指令信号的变化周期有时在58min之内反向，使CCS很难在规定的调节品质内完成协调控制任务，汽温控制系统相当于一直在强大扰动工况下调节，汽温也就难以稳定。第66页/共80页（）AGC调节方式的不适应性。所属厂站接受相同的AGC负荷指令，调节时同升同降。但由于不同厂站的不同机组的价性存在差异，尤其是纯延滞的不同，使CCS在执行AGC指令时的响应速度必然参差不齐。容量较小的机组（例如200、300MW机组）时滞和惯性相对较小，容量较大的机组（例如600MW机组）时滞和惯性较大。即使大小机
34、组在试验时的平均速率（例如同是%MCRmin）相同，在每个时段上的响应速度也不相等，大机组往往先慢后快。有时，刚刚执行完AGC的升负荷指令，CCS还未进入稳态，AGC的减负荷指令又到了，这时CCS又必须急剧减负荷，汽温控制系统就会产生超调，直至超温。第67页/共80页电厂端对锅炉超温的影响 （）CCS适应性差。AGC方式下，变负荷速率反映了机组在规定的参数品质范围内负荷响应变化的能力。CCS变负荷速率是由系统的动态特性决定的，主要受锅炉惯性。不同燃煤锅炉的动态特性也不尽相同。在AGC试验过程中，考核CCS调节能力的变负荷范围一般为10%MCR左右。而在实际运行中，CCS的负荷目标值始终是AGC
35、的指令值，AGC的连续变化量超过试验工况时，协调控制系统适应AGC的能力就变差，调节品质降低。在AGC的连续变化量为18%MCR（108MW）、变化速率为%MCRmin时，该机组的实际调节特性如图所示。第68页/共80页图中主汽温和再热汽温上下波动峰值都超出规定指标。第69页/共80页（）实际运行时扰动过频。在CCS当地方式时，考核CCS的品质以阶跃扰动试验来衡量，且在实际非AGC运行工况中，系统扰动程度一般不会超出阶跃扰动的工况，负荷变化的目标值也是可设定的。在AGC方式时，CCS的品质一般按一定速率下的变负荷方式来考核，实际工况的扰动程度往往会超过试验工况。例如，当AGC指令在小周期反复变
36、化时，对协调控制系统来说，引起扰动的严重性超过了阶跃扰动的试验工况。当扰动过频或扰动量过大时，CCS调节品质即变差。而对汽温自动调节系统而言，相当于给锅炉主汽温和再热汽温控制系统加入了小周期的反复扰动。第70页/共80页 对于主蒸汽温度调节系统，当CCS接受AGC加负荷指令控制调节阀开大时，由于主蒸汽压力下降，主蒸汽温度随之改变，减温水量减少。当增加的燃料量生效后，主蒸汽压力稳住且回升，主蒸汽温度受燃料量和主蒸汽压力的双重影响而快速上升，减温水量也必须快速放大，以稳定主蒸汽温度。第71页/共80页 由于该机组的减温水量变化较大，机组负荷变化50MW情况下，减温水变化量在100t/h左右。当减温
37、水量大幅度增加时，增加了蒸汽量的变化。负荷引起的燃料量调节变化又反过来影响主蒸汽温度控制，使主蒸汽温度控制产生新的扰动，调节过程发生波动。而在主蒸汽温度控制尚未稳定时，AGC又进行反向调节，主蒸汽温度调节又必须作与上述相反的调节，使主蒸汽温度大幅度摆动，难以衰减，因而引起主蒸汽温度控制系统超调，最终造成锅炉过热器超温。第72页/共80页AGC指令小周期波动的实际调节特性如图所示，主蒸汽温度超过规定指标，因而过热器超温在所难免。第73页/共80页 再热汽温调节系统是以过再热器烟道挡扳控制和再热器减温水调节的合理搭配来控制再热汽温的。当CCS接受AGC加负荷指令时锅炉主控参制器使燃料量增加，因而触
38、发该机组再热器减温水控制系统的前馈调节回路，适度改变减温水量；增加的燃料量生效后，又使过再热器烟道挡板调节系统和再热器减温水调节系统作相应的调节。第74页/共80页 而烟道挡板调节对再热汽温改变具有较大的滞后性，该机组挡板滞后为35min，加之燃煤系统也有滞后性，往往对再热汽温还未来得及起作用，再热器减温水还未调整到位，AGC又发来反向指令。协调控制作用调整后，再热器减温水调节和烟道挡板控制又要作相应的改变，造成再热汽温调节系统的不稳定。严重时造成系统超调，导致锅炉再热器超温。第75页/共80页五、结论（）机组CCS的调节品质及系统特性的优劣对锅炉超温有直接影响。在纯火电机组的区域电网中，当各
39、台机组的CCS调节品质基本相同时，容量最大的发电机组最容易出现与AGC不相适应的情况，对锅炉超温有间接影响。因此，优化CCS的调节性能可以促进汽温稳定性的提高。第76页/共80页（）当AGC按区域联络线频率偏差或网络随机负荷进行调节时，如果AGC指令变化比较频繁且变化周期较小（比如小于网内最大机组纯延滞的倍），或者AGC在一定的变负荷速率时连续增减负荷的变化量很大（例如超过规定的正常试验工况时），发电机组的CCS就难以适应AGC的变化要求，尤其大机组的CCS调节品质就有可能变差，主汽温和再热汽温调节系统可能发生超调，严重时会引起主汽温和再热汽温越限，造成锅炉过热器和再热器超温。第77页/共80
40、页（）锅炉超温涉及多种因素，对于调度侧，可以进一步优化能量控制系统（）的功能，增强负荷预测的准确性，增加AGC软件的组态，最好能对电厂机组实行分组控制，改进区域电网考核办法，比如由ACE考核法（AREA CONTROL ERROR区域控制偏差）过渡到CPS考核法（联络线功率交换控制性能考核标准）。第78页/共80页 对于电厂方面，则应发挥一次调频作用，随时稳定区域电网频率，优化CCS调节品质，确保较高变负荷速率，使主要指标优于行业标准，比如在CCS当地工况时将汽温的变化范围控制在士（56），在 AGC况变化时，给协调控制系统和汽温控制系统留出较宽的调节空间。这样，既能促进AGC机组的正常运行，又能确保区域电网的发展和稳定。第79页/共80页感谢您的观看。第80页/共80页