《邹县600MW机组协调控制系统.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《邹县600MW机组协调控制系统.doc（10页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、邹县600MW机组协调控制系统原理与分析李刚 （华电国际邹县发电厂）摘要：以协调控制系统的基本原理为基础，以邹县600MW机组协调控制系统为例，介绍协调控制的思想、设计、控制功能的实现以及实际应用中问题的分析。关键词：协调控制；原理；分析；应用1 邹县电厂三期工程简介邹县电厂三期工程两台600MW燃煤汽轮发电机组是国家“九五”重点建设项目，#5机组于1997年1月17日投产,#6机组于1997年11月5日投产。邹县电厂三期工程为世界银行贷款与国内投资相结合的建设项目。其主要设备供货情况为：锅炉由美国福斯特惠勒能源公司（FW）提供；汽轮发电机组由东方电站成套设备公司和日本株式会社日立制作所合作设
2、计生产；输变电设备主要由法国施耐德公司、欧洲ABB公司、意大利NMG等公司生产；热控设备采用WDPF-II型分散控制系统，由美国西屋公司提供。锅炉为亚临界、中间一次再热、自然循环、平衡通风、单炉膛、悬吊式、燃煤汽包炉。制粉系统采用正压直吹式，锅炉按滑压运行和5% 超压运行设计，以带基本负荷为主并能满足调峰、调频要求,点火及助燃燃用#0轻柴油，油枪出力设计可带30%MCR负荷,最低稳燃负荷为30%MCR。汽轮机为亚临界、中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式，设计额定功率为600MW，最大连续出力658MW。汽机采用高中压缸合缸结构，低压缸为双流反向布置。机组设计为中压缸启动方式。旁路系统不能投入
3、时，也可用高压缸方式。旁路系统采用二级串联的启动旁路，容量为300t/h，只能满足机组启动需要，不具备保护功能。机组甩负荷时，不能实现停机不停炉。发电机为全封闭、自通风、强制润滑、水/氢/氢冷却、圆筒型转子、同步交流发电机。发变组保护采用ABB公司生产的微机式继电保护，每套保护均设双CPU，整个发变组保护为双套配置。三期工程的热控自动化设备按“WDPFII型分散控制系统为主，安全可靠，中等实用”的原则进行配置，采用以WDPF为中心，辅以FSSS、HITASS、DEH、MEH、BYPASS、ASS-2、AVR等系统协调配合，构成了机组完整的控制系统。可以在集控室（辅以少量的就地操作）实现机组的启
4、停、事故处理、全过程的运行监视操作。2 单元机组协调控制系统综述在当今电力工业的高速发展过程中，高参数、大容量的火力发电机组在电网中所占的比例越来越大。运行人员需要监视的参数多，操作步骤更多，参数控制的要求也更高，这就对机组的安全提出了更高的要求。协调控制系统作为锅炉汽轮发电机组控制核心，可以在单元机组中解决这些问题。协调控制系统（Coordinated Control System简称CCS）包括锅炉、汽轮发电机各自的子控制系统和机炉控制系统。它是机组安全、经济运行的神经中枢。协调控制系统的任务是协调锅炉和汽机之间的相互动作，共同适应电网负荷的变化，并维持主蒸汽压力在机组的运行允许范围内变化
5、。2.1 协调控制系统在单元机组中使用的必要性、锅炉和汽轮机采用单元制运行后，由于两者的动态差异使得机组对外界负荷变化的快速反映和维持主汽压力在允许范围内变化成为一对矛盾，采用协调控制技术就是为了有效的解决这对矛盾。、随着机组容量的逐渐增大，为了进一步提高效率，降低劳动强度，减少误操作，要求机组的自动化水平更高。、随着各种高新技术的应用，用电设备的电源质量要求也越来越高，为了保证供电质量，提高周波稳定性，机组参与调频的要求更是迫切，而这些要求的实现都是建立在单元机组实现协调控制的基础之上。2.2 协调控制系统的结构组成控制系统有负荷指令处理、机炉主控制系统、锅炉子控制系统和汽机控制系统三部分组
6、成。其中机炉主控制系统是CCS的核心，锅炉子控制系统和汽机控制系统是CCS直接作用的执行级，在使用EHC（电液调节控制系统）的汽机中，EHC一般留有与CCS的接口。、负荷指令处理系统的基本任务：、机组负荷指令的增/减；、机组最大/最小负荷的设置；、机组最大负荷变化率的设置；、建立机组的目标负荷指令；、远方/就地控制；、快速切回；、负荷指令的增/减闭锁；、负荷指令的迫升/迫降；、机炉主控制回路机炉协调控制器接受负荷管理控制中心负荷指令信号，通过选取合适的控制策略进行处理，分别控制锅炉、汽机的运行，以适应机组或电网 的要求，它是协调控制系统的核心部分。、锅炉跟随汽机运行方式，其系统示意图如下：Po
7、汽机主控+锅炉主控_No锅炉 B汽轮机发电机这种控制方式是由汽机调节器来控制发电机的输出功率，锅炉调节器控制汽压。也就是说当负荷改变时，先由汽机侧发出控制动作，待汽压改变后，再由锅炉跟随发生控制动作，所以将这种控制方式称为锅炉跟随汽机控制方式。这种控制方式在负荷改变时利用了锅炉的储热量，具有较好的负荷适应性，对带变动负荷及电网调频有利。但是若负荷变化过剧，则容易造成机组储热量过分利用而导致汽压产生较大的波动，不利于机组运行的安全性和稳定性。、汽机跟随锅炉运行方式：其系统示意图如下锅炉主控制器 +Po 汽机主控制器_No_+B锅炉汽轮机发电机在上图所示的是单元机组汽机跟随方式，这种控制方式是指当
8、机组负荷指令改变时，首先由锅炉控制器发出改变锅炉燃烧率指令，燃烧率改变后，主汽压力会发生变化，同时引起蒸发量、蓄热量的相继变化，这时汽机控制器发出指令改变调门开度，从而改变进入汽轮机的蒸汽流量 ，使机组输出的电功率相应的改变。最终输出电功率与负荷指令趋于一致，汽压也恢复到给定值。、这两种控制方式的比较：a、对于负荷指令改变时，汽机跟随锅炉的控制系统的响应特点是：汽机前汽压的变化很小而输出的功率的起始变化很慢；锅炉跟随汽机的控制系统的响应特点是：汽机前压力的动态偏差较大而输出功率的起始变化较快。b、对于其中的原因是：在动态过程中，锅炉的蓄热是否被利用造成了这两种控制系统的工作特点。c、在锅炉跟随
9、汽机的控制系统中，当机组负荷指令增加时，由于汽压的迅速降低（汽机调门开度改变所致），使锅炉释放出蓄热，从而使机组的输出功率很快的有所增加。d、在汽机跟随锅炉的控制系统中，当机组负荷指令增加时，首先增加锅炉的燃烧率，锅炉的蒸发量增加，使得蓄热增加，汽包压力升高，引起机前压力升高，压力升高后，汽机主控制器发出开大调节汽阀指令，机组的输出功率开始增加，由于调节汽阀的动作对汽压的影响很快，因此汽压的动态偏差很小。可见在汽机跟随锅炉的控制系统中，非但没有利用锅炉的蓄热来加快对给定负荷的响应，反而在动态过程的起始阶段，先增加锅炉的蓄热，这就使机组对负荷的起始响应很慢。由以上的介绍可以看出，要使机组在安全运
10、行的前提下对外界负荷具有较好的响应性，主要问题在于充分的、合理的利用锅炉的蓄热，也就是当外界负荷要求改变时，应该让汽机前的汽压在允许的范围内变化。从多变量的控制理论来看，就是整定系统时要合理的利用功率调节和压力调节两个回路间的相互作用，以取得满意的控制效果。另外随着控制技术和理论的日益成熟，人为的以这两种基本控制系统的任意一种为基础，再引入前馈技术、非线性元件或交叉环节后使锅炉和汽机更协调的配合，就能组成了满足工程要求的协调控制系统。3 邹县600MW机组的协调控制系统分析邹县发电厂600MW机组协调控制系统是由美国西屋公司设计并由该公司WDPF分散控制系统实现。作为机组负荷和运行参数的控制中
11、心，本机组CCS包括的内容十分广泛，共65套系统，主要内容如下：A、协调控制系统B、炉膛负压控制系统C、风量控制系统D、一次风压控制系统E、磨煤机燃料量控制系统F、磨煤机料位控制系统G、磨煤机温度控制系统H、磨煤机辅助风控制系统I、磨煤机密封风控制系统J、燃油压力控制系统K、给水控制系统L、过热汽温控制系统M、再热汽温控制系统N、热井水位控制系统O、凝结水流量控制系统P、除氧器水位控制系统Q、除氧器压力控制系统R、空预器冷段温度控制系统S、汽机润滑油温度控制系统3.1 负荷指令运算回路负荷指令运算回路LDC是WDPF内部的一个虚拟计算机系统，主要功能是将各种负荷要求加工成机组实际可以接受的指令
12、。这些负荷要求有：运行人员设定的机组目标负荷；电网调度中心遥控目标负荷；机组异常工况对目标负荷的修正。、目标负荷设定的三种方式、运行人员设置目标负荷由运行人员在控制盘上设置，当机组工作在TF2、BF2、CC-BF和CC-TF方式下，LDC意味着处于自动方式，此时的计算过程是比较复杂的。LDC输出跟踪目标的过程是一个定值过程，运用一个加法器实现。具体实现过程为：LDC输出=LDC输出+ZZ为每次的累加量，它有3种选择：Z=0Z=K*AZ= -K*A选择哪一种与高值监视器和选择速率逻辑有关。如果E0和E H则Z=K*A如果E 0和E H则Z=0如果E 0和E L则Z= -K*A如果E 0和E L则
13、Z=0HLA*Ket目标0目标1如果E=0，则Z=0图中假定了目标值从目标1增加到目标2。、ADS的负荷请求在LDC自动方式下，如果需要将机组切到远方工作方式，只要运行人员按下“REMOTE”即可，此时机组的目标负荷就接受远方调度来的指令。LDC的输出过程与运行人员设定目标负荷一样。、RUN下的负荷目标值当机组的主要辅机故障，机组实际负荷指令应以一定速率返回到与该故障辅机对应的负荷水平，也就是LDC输出跟踪机组的实际允许负荷，即RUB目标值。a、任一送风机、引风机、一次风机和汽动给水泵跳闸，LDC目标值为额定负荷的300MW。b、当发电机定子冷水故障发生甩负荷时，LDC目标值为额定负荷的156
14、MW。c、当任一台汽动给水泵跳闸，另一台汽动给水泵和电泵运行，LDC目标值为额定负荷的480MW。d、当两台汽动给水泵跳闸，电泵运行时，LDC目标值为额定负荷的180MW。另外机组运行时会发生RUNDOWN，机组发生RUNDOWN时，其目标负荷为0%。其条件为：在LDC自动时a、给水流量小于指令且给水在最大b、空气流量小于指令且送风机在最大c、燃料量指令最大且燃料量小于指令d、炉膛压力高于指令且引风机在最大e、一次风母管压力低于指令且一次风机在最大机组发生RUNDOWN时，其目标负荷为0%。、机组负荷要求指令的闭锁机组在运行中，即使主要辅机未发生故障，但他们已经工作在极限状态，或者机组中一些主
15、要流量与其负荷指令之间大于允许值时，也应该对机组负荷要求指令加以限制。这就是所谓机组负荷要求指令的闭锁。负荷指令闭锁分为增闭锁和减闭锁。引起机组实际负荷指令闭锁的原因主要有：、减闭锁a、给水流量大于指令或者给水在最小b、空气流量大于指令或者送风机在最小c、燃料量大于指令或者燃料量在最小d、炉膛压力低于指令或者引风机在最小e一次风母管压力大于指令或者一次风机在最小、增闭锁a、给水流量小于指令或者给水在最大b、空气流量小于指令或者送风机在最大c、燃料量小于指令或者燃料量在最大d、炉膛压力高于指令或者引风机在最大e、一次风母管压力低于指令或者一次风机在最大当机组发出闭锁指令后，若机组处于REMOTE
16、方式将被切除。当发生闭锁条件后，机组负荷指令就被限制进一步按照原先要求变化。当闭锁条件消除后，机组负荷指令继续按照原先的要求执行增减。、机组负荷速率的限制机组的负荷速率的设定值分为5%、3%、1%、0%以及MAXRTSP共五种。5%、3%、1%、0%四种速率限制是由DEH送来。DEH系统的热应力计算回路根据实际机组的参数计算出相应的速率值，若运行人员选择 的速率大于该速率值，实际速率就采用热应力计算出的速率，若小于热应力计算出的值，实际的速率就采用运行人员设定的速率。同时协调系统还设计了最大速率限制，即最大速率不能超过10%。、直接能量平衡的运用邹县电厂600MW机组协调控制系统使用直接能量平
17、衡法。直接能量平衡法（DEB）协调控制系统最早是由美国L&N于1995年提出的。直接能量平衡协调控制系统是一种以汽机能量需求信号直接对锅炉输入能量进行控制的协调控制系统。汽机一级压力P1与机前压力PT的比值可以很好的代表汽机调门的开度，该信号是由DEH系统来完成的，直接送到LDC回路。P1/ PT信号用于检测汽机阀门开度不仅具有响应快的特点，同时可克服直接测量阀位存在的死区和非线性的影响。汽机能量需求信号可以采用机前压力定值PSP与代表汽机进汽阀门开度的P1/ PT相乘机给出，即（P1/ PT）* PSP。当机组进入稳定工况时，机前压力等于压力设定值，该式就简化为P1。在稳定工况下，机前压力和
18、汽机调节门开度都为恒定的，因此，P1就代表进入汽机的蒸汽量。在动态过程中，由于汽机阀门的改变回使机前压力偏离给定值，（P1/ PT）* PSP不等于实际进入汽机的能量，而是代表汽机所需的能量。功率调节回路为及时使机组输出功率与外界负荷需求相适应，在动态过程中会使汽机调门有一定的过调。例如外界负荷指令阶跃增加，汽机调门开大，增加进汽量，但由于锅炉补充能量不及时，会使机前压力下降。只有在动态过程中使汽机调门有一定的过调，才能满足功率的需求。同时利用（P1/ PT）* PSP作为锅炉的前馈信号，正好符合暂态过程中更多的增加一些锅炉能量的输入，补充被利用了的锅炉蓄能。3.2 各种工作方式下机炉主控制器
19、控制策略的实现、基本方式（BASE ）当锅炉主控与汽机主控都在手动控制方式下，机组处于基本方式，此时锅炉主控信号和汽机主控信号跟踪其手动信号。、锅炉跟随1方式（BOILER FOLLOW1）在该方式下锅炉主控在自动，汽机主控在手动。此时机前压力及设定值的偏差将送入锅炉主汽压力控制器，控制器输出与功率前馈信号LDC输出相加，其输出经锅炉主控自动/手动站环节，得到锅炉主控信号，汽机主控信号为LDC输出信号，这样由锅炉调节机前压力，汽机保证负荷要求。、锅炉跟随2方式（BOILER FOLLOW2）这种方式与锅炉跟随1方式类似，机前压力仍由锅炉主控调节，LDC信号经电网频率校正后作为功率前馈信号，仍为
20、汽机保证负荷要求，汽机主控信号为LDC输出信号。(4)、汽机跟随1方式（TURBINE FOLLOW1）该方式下锅炉主控手动，汽机主控自动。此时机前压力及设定值的偏差将送入汽机机前压力控制器，LDC输出作为功率前馈信号，控制器输出经汽机主控自动/手动站环节，得到汽机主控信号，锅炉主控信号为LDC输出信号，这样由汽机调节机前压力，锅炉保证负荷要求。、汽机跟随2方式（TURBINE FOLLOW2）该方式下,机前压力由汽机主控调节，LDC信号经电网频率校正后作为锅炉主控信号，LDC输出信号作为功率前馈信号，由锅炉满足负荷要求。、协调控制方式下的锅炉跟随（COORDINATED CONTROL BO
21、ILER FOLLOW MODE ）在该方式下，锅炉调压力，汽机调负荷，LDC输出信号经电网频率校正后作为功率前馈信号。、协调控制方式下的汽机跟随（COORDINATED CONTROL TURBINE FOLLOW MODE ）在该方式下，汽机调机前压力，LDC信号输出作为前馈信号，由发电机来的实发功率信号与设定值比较后，送入功率控制器，控制器输出与经电网频率校正后的LDC输出信号相加，最后得到锅炉主控信号。上述锅炉跟随方式2、汽机跟随方式2、协调方式下的锅炉跟随与汽机跟随方式中，设有一次调频功能，DEH来的汽机转速信号经一函数环节，得到频率校正信号与实际负荷指令LDC输出相加，使机组参与电
22、网一次调频，这样在电网二次调频前就可以减少电网频率变化的幅度，提高机组的负荷适应能力。3.3 机前压力设定值的实现机组设有滑压和定压两种运行方式，在滑压方式下控制与定压方式下控制基本相同，只是机前压力设定值的设定情况不同。(1)、定压方式下机前压力的设定在定压方式下，除基本方式外，机前压力设定值都跟踪机前压力的目标值，基本方式下的机前压力设定值跟踪的是机前压力的实际值。机前压力跟踪目标值的过程类似与目标负荷的实现回路，采用相同的加法器按照设定的速率进行累加。(2)、滑压方式下的机前压力设定在滑压方式下，是机前压力设定值对“TP（LDC）”的跟踪，其中TP（LDC）是由负荷指令LDC输出确定的机
23、前压力的设定值，由函数发生器实现。因此滑压方式下，对应机组的不同负荷，机前压力是变化的，而汽机调门开度保持不变。机前压力设定值跟踪过程与定压方式下的机前压力设定值跟踪目标值是一样的。 机前压力（Mpa）16.676.0930.6 95100LOAD (%)4 邹县发电厂协调控制系统应用分析邹县电厂#5、6机组协调控制系统自投产来一直运行良好，控制参数基本没有进行过优化，控制逻辑及原理也基本上未做修改，综合几年来的运行，该系统也存在一定的问题，通过检修人员的努力现在已全部解决，现总结如下：4.1 #6机组协调控制系统产生大的扰动而引发锅炉主燃料跳闸（MFT）#6机组协调控制系统出现大的波动而引发
24、跳机在调试时曾发生过2次，当时外国专家认为参数不匹配，进行参数优化。2001年再次发生类似情况后，经过搜集相关资料，分析几次发生的过程，结合逻辑图、控制图，参照曲线，不断探讨研究，终于找到问题所在。原因为设计时未考虑到直吹式制粉系统与中间储仓式制粉的区别（二者能量不平衡），导致该问题在一定的特殊条件下触发，从而引发锅炉灭火。在机组启动期间进行验证，找到问题的根源，制定出防范措施。当时#6炉启动A磨，机组处于锅炉跟随协调控制滑压运行方式，C、D、F磨运行并且处于完全自动控制方式。A磨启动后，运行人员按照调度命令增带负荷，LDC的输出开始增加。当LDC的输出增加到327MW时，此时LDC的输出突然
25、增加到385MW，随之又降到373MW，LDC的剧烈变化引起锅炉主控制器的剧烈变化，从而引起风量和燃料量的剧烈变化，风机调节无法满足这样不正常的剧烈变化，导致炉膛负压高而锅炉MFT。从历史曲线看，LDC指令的剧变，主要因为：A磨刚刚开启，磨内没有足够的煤粉，磨煤机料位测量波动大，虽然开大容量风档板，但实际出力并没有相应开度下的燃料量，造成其他磨的容量风档板减小，从而造成燃料量的数值在增加，但真正进入炉膛的燃料量并没有增加，锅炉不能产生足够的能量去满足汽机的需求，但汽机为满足不断增加的负荷需求，就要不断的开大调门，增加进汽量，当调门开到100%时，促使机组的控制方式由锅炉跟随协调控制方式切至锅炉
26、跟随方式2。当控制方式切换时，LDC的输出要跟踪DEH系统送来的相应调门开度下汽机所需的能量。此时按照能量平衡，汽机需求的能量大，锅炉输出能量不能满足要求，使能量失去平衡。这样为满足能量的平衡，LDC就要求锅炉尽快输出相应的能量来满足汽机的需求。从图纸中可以看到LDC的输出作为前馈信号送到锅炉主控器，补偿锅炉的惯性，这样LDC的剧变就引起锅炉主控器的剧变，同时在滑压方式下，LDC的突变会改变压力设定值的变化，设定值的变化进而再次引起锅炉主控器的变化，从而引起风量和燃料量的剧烈变化。因风机和磨煤机调节特性的不同，不可能满足风量和燃料量的剧烈变化这样的要求，在调节过程中，就会引起炉膛负压剧烈波动，
27、当负压高到跳闸值时造成锅炉MFT。通过综合分析，应在LDC回路中增加主汽压力的闭锁增和闭锁减功能。当主汽压设定值与实际值存在一定的偏差时（设定为0.5MPa），即锅炉输出能量与汽机需求能量不平衡，闭锁LDC回路的增减，当锅炉输出能量与汽机需求的能量平衡后，LDC回路继续进行，直到满足要求。通过在线的试验，证明该方案是切实可行的，避免了以后类似问题的发生。4.2 #6机组炉膛负压在低负荷时波动大#6炉炉膛负压自动调节系统曾有一段时间在低负荷时波动大，无法投入自动。通过分析，引起波动的原因是风量到负压调节系统的前馈信号不匹配。随着机组的投运，部分调节设备的调节特性发生变化，原先的参数不能满足要求，
28、需要进行参数的优化。通过该前馈系数的几次调整试验，解决了该问题。4.3 #5、6机组主汽温在负荷变化较快时容易引起过热汽超温主蒸汽温度系统的特点是惯性和迟延大，在采用导前汽温串级调节方法后，有时仍不能满足要求。我厂#5、6机组的主汽温调节系统就存在调节迟缓的问题。针对此问题，在调试期间，通过与外国专家讨论研究，最终采用积分饱和的方法使其得到解决。即在输出最小或最大后，使积分作用暂时取消，当反向作用发生后，输出能够及时发生变化，避免了一些负向积分时间，提高调节速度。另外对就地执行机构经常进行调整，使其调节特性满足系统要求。邹县发电厂600MW机组协调控制系统控制理论、控制思想和控制策略都比较先进
29、，运行比较稳定，完全能够保证机组的安全经济运行。经过几年的运行与维护，我们认为一个好的协调控制系统在机组稳定运行的情况下，要想充分发挥其功效还需要注意以下三点：1) 表测量准确，调节机构调节特性满足要求。仪表和调节机构工作特性的好坏是决定协调控制系统工作好坏的主要因素。当一个协调控制系统调试完毕后，仪表和调节机构工作特性的变化会引起系统的变化。若通过系统的调整来补偿仪表和调节机构的不足，只能是越调越乱。由此仪表的测量精度，调节机构的调节特性要满足要求，当存在问题时要及时处理，防止问题的进一步扩大。仪表要按照校验周期进行校验，调节机构在大小修期间要进行静态调试。2) 控制系统参数要不断进行优化。热力系统部分参数的变化、仪表和调节机构特性的变化等都要求协调控制系统各参数也随之变化。因此根据日常的运行工况，要寻找适当的机会对控制系统的各参数进行优化。一般大修后要做好各调节系统的扰动试验，由此决定各参数的优化值。3) 人员技术素质要高要理解和分析协调控制系统，需要较全面的理论知识，需要熟知热力生产过程、汽轮机控制和调节、自动控制理论、就地仪表设备的测量原理等知识，只有全面了解这些知识才能很好的去分析协调控制系统出现的问题，有时不一定是协调控制系统的问题，可能是其他环节的原因，需要综合的去分析。参考文献：1 协调控制系统 山东电力研究院 1999年2 邹县发电厂600MW机组SAMA图