叶祺贤----国产1000MW机组协调控制系统介绍

（2）协调控制方式将自动切切至汽机跟随方式，并且锅炉主控的输出将以RB 速率跟踪最大目标负荷率，达到快速减少燃料量的目的。 （3）除磨煤机外，其它辅机设备发生RUNBACK时，将按从下往上的顺序，每 隔10秒停一台磨煤机，一次风机每隔5秒停一台磨煤机，最终维持三台磨煤机 运行。 （4）一次风机RUNBACK时，相应的调节回路将自动提升另一侧风机动叶，一 次风机上限为95%，磨煤机的上限为85%。 （5）RUNBACK发生后，氧量控制切手动，热值修正停止。 （6）增加送风RB时引风机OVERRIDE信号。 （7）RB发生时减温水比例作用增强，以迅速关闭减温水。 （8）当发生RB时跳磨会引起主汽温急剧下降这时切除煤量到给水的惯性环节。 （9）一、二次风和给水流量等调节系统也将根据燃料量的变化进行相应的调 整，以维持锅炉的主要运行参数。
曲线三
2．3升负荷100MW、速率1.5%/min（8号机组） 2008年5月17日00：11开始升负荷700MW到800MW试验，负荷速率设定在 1.5%/min，当时负荷700MW、主汽压力17.86Mpa、给水流量2287T/h、燃 料量68%，到00：20升负荷试验结束，此时负荷797MW、主汽压力 20.48Mpa、给水流量2099T/h、燃料量77%。具体见曲线四。
曲线六
3．3 FCB试验过程（8号机组） 定义在300MW以上发生发电机开关GCB跳闸或50万开关与50万7#8#机组联 络开关全跳闸为FCB。FCB由RB信号通道快速跳磨煤机，保留三台磨运行。 5月21日21:55进行了FCB试验，试验时机组负荷1011MW，MCS自动全部投 入，主汽压力26.4MPa、煤量101%、给水量2628t/h、主汽温594℃、分离 器出口温度448℃、除氧器水位491mm、除氧器压力1014Kpa、凝汽器水位 697mm、凝水流量1800t/h，手动跳50万开关与50万7#8#机组联络开关， 发FCB信号，旁路快开，跳B/C磨煤机，煤量快速到53%，汽机到转速控制 方式，汽机转速飞升最高3161rpm，最低2995rpm，在100s内稳定在 2999rpm，主汽压力最高28.4Mpa，给水量最低1343t/h，主汽温最低 573℃，凝水流量快速到3537 t/h，炉膛负压最低到-467Pa，分离器出口 温度最低371℃，机组带厂用电负荷35MW，待机组稳定后，主汽压力 14.7Mpa、给水量1381t/h、除氧器水位615mm、除氧器压力474Kpa，凝汽 器水位765mm，试验圆满成功，见曲线七、曲线八。
曲线四
3．RUNBACK、FCB试验过程 3．1引风机RUNBACK试验（7号机组） 3月13日13:50进行了引风机RUNBACK试验，采用了引风机跳闸联锁跳同侧 送风机的方式，试验时MCS自动全部投入，机组负荷1000MW，主汽压力 24.9Mpa、煤量85%、给水量2690t/h、主汽温592℃，手动跳引风A，待负 荷稳定后，机组负荷644MW，主汽压力15.12Mpa、煤量53.8%、给水量 1566t/h、主汽温最大下降15℃，炉膛负压最高371Pa，试验成功，见曲 线五。
谢 谢 大 家！
2．协调控制方式下变负荷过程 2．1变负荷100MW、速率1.5%/min（7号机组） 2008年3月9日14：35开始降负荷900MW到800MW试验，负荷速率设定在 1.5%/min，当时负荷902MW、主汽压力22.86Mpa、给水流量2287T/h、 燃料量84%，到14：43降负荷试验结束，此时负荷801MW、主汽压力 20.67Mpa、给水流量2123T/h、燃料量75%。具体见曲线一。 2008年3月9日15：01开始升负荷800MW到900MW试验，当时负荷807MW、 主汽压力20.65Mpa、给水流量2113T/h，到15：09升负荷试验结束， 此时负荷899MW、主汽压力22.78Mpa、给水流量2261T/h。具体见曲线 一。
国产1000MW机组协调控制系统介绍
上海电力建设启动调整试验所 叶祺贤
摘要：随着发电技术的不断发展和节能减排要求的不断深 化，超（超）临界机组在国内火电建设中得到了广泛地应 用和发展。本文以上海外高桥第三发电厂1000MW机组为 例，对机组协调控制系统的组成和功能进行了介绍，并对 机组调试期间协调控制系统的投运情况进行了分析。 关键词：超（超）临界 协调控制 滑压 RUNBACK
在机组的调试过程中，根据业主方“建造节能减排电厂”指导理念，通过 和业主相关技术人员研究讨论，机组协调控制系统最终采用的方式是自 然滑压基础上的CTF方式，在一定负荷条件下，汽机调门在全开位置，机 组的升降负荷完全由煤量加减和煤水比控制焓值来实现，只有当主汽压 力超过27MPa时，通过汽机补汽阀来调节压力。 1．2 RUNBACK功能 机组协调控制系统中还包含RUNBACK功能，主要包括：机组最大允许负荷 运算回路、RB激活回路、RB速率回路和FCB回路。在机组正常运行时，主 要辅机设备如送、引风机、一次风机、空气预热器、磨煤机或汽动给水 泵的全运行状态可允许最大负荷，当其中的任一辅机设备或发电机发生 跳闸时，允许最大负荷将小于机组实际负荷，将产生RUNBACK。由于上海 外高桥第三发电厂机组为单汽动给水泵设计，无汽动给水泵RB。 RUNBACK工况发生后，除FSSS、SCS控制系统将完成锅炉主要辅机之间或 与辅机有关的辅助设备的启停等相应的联锁和保护外，RUNBACK控制回路 还增加修改成以下的逻辑控制。
曲线七
曲线八
4．结论 上海外高桥第三发电厂机组协调控制系统经过热态投运及变 负荷试验，已经能满足机组正常运行与调峰要求，机组运行 主要的控制参数如负荷、主蒸汽压力、给水、燃料、风量、 炉膛压力等的调节品质都满足了设计和机组运行的要求。机 组在投产后，为更好地满足机组调峰要求，提高负荷响应品 质，又通过凝结水调频功能对协调控制系统进行了优化。
曲线五
3．2送风机RUNBACK试验（7号机组） 3月13日15:15进行了送风机RUNBACK试验，试验时机组负荷978MW，MCS自 动全部投入，主汽压力24.4Mpa、煤量94%、给水量2677t/h、主汽温 600℃，手动跳送风机A，待负荷稳定后，机组负荷629MW，主汽压力 14.8Mpa、煤量56%、给水量1549t/h、主汽温最大下降16℃，炉膛负压最 低-1900Pa，试验成功，见曲线六。
（1）RUNBACK控制回路将煤量根据一定的燃料变动速率减至RUNBACK要求的 最大允许负荷的煤量。
序号 1 2 3 4 5 6 7 RUNBACK名称 磨煤机RUNBACK 引风机RUNBACK 送风机RUNBACK 一次风机RUNBACK 空预器RUNBACK 发电机冷切器RUNBACK FCB 目标负荷率 当前负荷 50% 47% 45% 45% 55% 45% 速率 50% 100% 100% 150% 150% 100% 100%
曲线二
2．3Leabharlann 降负荷100MW、速率1.5%/min（8号机组）
2008年5月16日23：04开始降负荷900MW到800MW试验，负荷速率 设定在1.5%/min，当时负荷905MW、主汽压力23.46Mpa、给水流 量2416T/h、燃料量83%，到23：12降负荷试验结束，此时负荷 801MW、主汽压力20.35Mpa、给水流量2073T/h、燃料量74%。具 体见曲线三。
1、协调控制系统介绍 协调控制方式， RUNBACK功能； 2、协调控制方式下的机组变负荷功能 变负荷100MW、速率1.5%/min（7、8号机组） ； 变负荷150MW、速率1.5%/min（7、8号机组） ； 3、RUNBACK、FCB试验过程 4、结论
1．协调控制系统概述 1．1协调控制方式 上海外高桥第三发电厂1000MW机组热控控制DCS系统采用西门子有限公司 生产的SPPA-T3000装置， 协调控制系统CCS作为DCS控制系统中的一部 分，主要承担机组正常运行或事故方式时保持重要的参数如机组负荷、 主汽压力、主汽温度或分离器水位等的稳定、安全运行。 上海外高桥第三发电厂1000MW机组中协调控制设计有四种方式：当汽机 并网后，此时汽机在INITIAL MODE，BM在手动，由汽机通过调门开度来 保持主汽压力，机组在机跟炉控制方式（TF）、当BM在手动切自动，汽 机仍在INITIAL MODE，此时锅炉控制负荷，汽机控制主汽压力，机组在 以机跟炉为基础的协调控制（CTF）、如将汽机INITIAL MODE切为LIMIT MODE方式时，转为汽机控制负荷，锅炉改变燃料量来保持主汽压力，机 组在炉跟机控制方式（BF）、此时如将负荷的控制设定切为REMOTE，机 组在以炉跟机为基础的协调控制（CBF）。这种控制方式，充分利用了锅 炉的蓄热，能够较快速地适应负荷，但主汽压力变动较大。
曲线一
2．2变负荷150MW、速率1.5%/min（7号机组） 2008年3月10日12：40开始升负荷850MW到1000MW试验，负荷速率设定 在1.5%/min，当时负荷848MW、主汽压力21.74Mpa、给水流量2188T/h、 燃料量81%，到12：52升负荷试验结束，此时负荷996MW、主汽压力 25.77Mpa、给水流量2485T/h、燃料量95%。具体见曲线二。 2008年3月10日13：09开始降负荷1000MW到850MW试验，当时负荷 997MW、主汽压力25.3Mpa、给水流量2463T/h，到13：20降负荷试验 结束，此时负荷850MW、主汽压力21.9Mpa、给水流量2187T/h。具体 见曲线二。