300MW机组协调控制系统解析
300MW火电机组协调控制系统优化
电气工程与自动化♦Dianqi Gongcheng yu Zidonghua300 MW火电机组协调控制系统优化杨宏斌(山西临汾热电有限公司，山西临汾041000)摘要:分析了同煤集团山西临汾热电有限公司原协调控制系统存在的问题，找出了电厂机组AGC调节品质较差的本质原因，并 针对协调系统锅炉汽机主控以及调节过程中涉及的燃烧子系统的自动控制进行了优化。
优化后的机组双细则考核和补偿数据证明了 该方案的适用性和有效性。
关键词:AGC;协调;优化0引言同煤集团山西临汾热电两台30万kW机组的DCS系统采用 的是北京国电智深NT+控制系统,汽轮机电液调节系统DEH 采用美国ABB公司的Symphonyx系统。
控制功能方面，DCS系 统实现了MCS自动控制系统、顺序控制系统SCS、锅炉安全 监控系统FSSS、数据采集系统DAS及事故追忆SOE功能，而 DEH系统则对汽轮机启停、调门控制和重要参数进行监视和 保护。
机组协调控制方式为锅炉跟随汽机，即当机组在CCS控 制方式和AGC控制时，锅炉调节汽压，汽机髙压调汽门控制 功率，将汽压偏差引入汽轮机主控制器，让汽轮机在控制功 率的同时，配合锅炉共同控制主蒸汽压力，以改变汽压的控制 质量。
1现存问题分析及解决方案临汾热电两台机组设计接收来自中调AGC信号，由CCS 系统计算负荷偏差，并计算出机组目标负荷，由DEH系统进行 负荷调节。
临汾热电2014年双机运行以来，AGC调节品质差、一次调频动作不正确,造成机组整个协调控制系统品质差，影 响了机组的各项指标要求。
从现场来看，主要存在以下问题：锅炉侧惯性迟延较大、磨煤机制粉风量控制差，导致实发功率 不能及时跟随调度指令;高压阀门摆动,造成负荷不稳，恶化 了调节品质;一次调频动作不可靠。
以上问题的存在,造成临 汾热电两台机组不能达到两个细则对于机组稳定性、准确性、快速性的要求。
1.1磨煤机制粉风量控制差1.1.1原因分析AGC功能主要有三个闭环控制:机组控制环、区域调节控 制环和计划跟踪环,机组控制环由DCS自动实现;区域调节控 制的目的是使区域控制误差调到零，这是AGC的核心;区域计 划跟踪控制的目的是按计划提供发电基点功率。
300MW循环流化床机组协调控制技术分析
热量 ： ４ ５ ０ ０ ￣５ ５ ０ ０ ｋ ｃ ａ ｌ ／ ｋ ｇ ； 床温范围 ： ８ ８ ０ ￣９ ５ ０℃ ； ＡＣ Ｃ 投入
方式 ： 非 连 续 投入 。 （ ３ ）河北 秦 皇 岛 电厂 。机 组类 型 ： 引 进 阿 尔 斯 通公 司 的 ３ ０ ０ ＭＷ Ｃ Ｆ Ｂ锅 炉 ； 给煤 方式 ： 三 级 给煤 ； 燃 煤 低 位
Ｃ Ｃ Ｓ就是要在对负荷快速响应的同时 ， 兼顾 到机组运行 的稳定
性， 汽 机调 速 系统 的 负 荷 动 态 响 应 特 性 比较 快 ， 近 似 为 比例 系 统 。而 锅 炉 侧 无论 是 锅 炉 燃 烧 系 统 还 是 汽 水 系 统 的 惯 性 都 比
非连续投入 。（ ２ ）大唐云南红河 电厂 。机组类 型 ： 引进阿尔 斯
３ 循 环 流 化 床 机 组 的 考 核 标 准 以 及 在 电 网 中 的 运 行
方 式
（ １ ）到 目前 为 止 ， 从 原 电 力 部 到 现 在 的 国家 电监 会 和 中 国
数的不断增加 ， 在电网中， 对循环流化床 机组 的 ＡＧ Ｃ以及一 次
调 频 运行 方 式 与 该 类 型 机 组 中 锅 炉 结 构 和 燃 烧 方 式 的 特 性 所
通公司的 ３ ０ ０ ＭＷ Ｃ Ｆ Ｂ锅 炉 ； 给煤方式 ： 三级给煤 ； 燃 煤 低 位 发
较 大， 协调控制 就是要 在两 者 之问 找到 一个 相对 的动 态平 衡 点， 满足机组在 负荷 响应过程 中的快速性及稳定性 的需求 。
根 据 ＤＬ ／ Ｔ ６ ５ ７ －２ ０ ０ ６ （ （ 火 力 发 电厂 模 拟 量 控 制 系 统 验 收 测
ＡＣ Ｋ ３ 运行方式实际上是 基于 Ｃ Ｃ Ｓ的 一 种 运 行 方 式 ， 所谓
300MW直接空冷机组协调控制系统及AGC响应特性的分析
Ｖ ｌ３ ｏ ３ ｏ。４ Ｎ ．
Ｈ ｉ ｎｊ ｎ ｌｃ ｉ Ｐ ｗ ｒ ｅｌ ｇｉ ｇＥ ｅｔ ｃ ｏ ｅ ｏ ａ ｒ
Ｊｎ２ １ ｕ ．Ｏ ２
３ ０ＭＷ 直 接 空冷 机 组 协 调 控 制 系统 ０ 及 Ａ ＧＣ 响 应 特 性 的 分 析
袁俊 文 马 ， 钢 孔令 慧 姚 法勇 杨 ， ， ， 伟
ｂ ０ ｙ３ ０ ＭＷ ｏ ｌ ｒｄ ｕ ｉ ｉ ｉｃ ｅ ｇＴ ｅｍａ ｏ ｅ ｌｎ ，ｅ ｐ ｒｍｅ ｔｌ ｎ ｓｔｅｐ ｒｍｅｅ ｎｔｅｂ ｓ ｆｈ ｃ ａ ｅ ｎｔ ｎＪｎ ｈ ｎ ｈ ｒ ｌ ｗ ｒ ａ ｔ ｘ ｅ ｉ ｆ Ｐ Ｐ ｉ ｎａｌ ｔ ｅ ｈ ａａ ｔｒｏ ａｉ ｏ ｅ ｙｕ ｈ ｓ ｔ
ｔ ｅ ｆ ｅ —ｆ ｒ ｒ ｉｎ ｌｏ ｉｈ ｉ ｒｍ ｏ ｄ ｃ ｍｍａ ｄ，ｄｉ ｅ ｅ ｔａ ｆＤＥＢ —ＴＦＦ ａ ｄ ｍａｎ ｓｅ ｍ ｒ ｓ ｕ ｅ ｄ ｖａ ｈ ｅ ｄ ｏ ｗａ ｄ ｓｇ ａ ｆｗｈ ｃ ｓｆｏ ｌａ ｏ ｎ ｆ ｒ ｎ ｉ ｌｏ ｆ ｎ ｉ ｔ ａ ｐ ｅ ｓ ｒ ｅ ｉ－ ｔ ｎ，ｉ ｎ ｎ ｉ ｇ ｔ ｅ ａ ａ ｔ ｅ ｏ ｘｅ ｎ ｌｌ ａ ｆｕ ｉ．Ｔｈ ｅ ｕ ｔｏ ｅ ｔｓ ｏ ｈ ｔＤＥＢ ｃ ｎ ｒ ｌｒ ａ ｈｅ ｈ ｅ ｉ ｏ ｎ ｅ ｈａ ｃ ｎ ｈ ｄ ｐ ｉ ｆｅ ｔ ｒ ａ ｏ ｄ ｏ ｎ ｔ ｖ ｅ ｒｓ ｌ ｆｔ ｓ ｈ ｗｓ ｔ ａ ｏ ｔｏ ｅ ｃ ｓ ｔ ｅ ｒ — ｑ ｉｅ ｎ ｏ ｈ ａ ｉ ｉｙ ａ ｄ ｓａ ｉ ｔ ｆｃ ｏ ｄ ｎ ｔｄ ｃ ｎ ｒｌ ｓ ｓｅ ，ｗｈ ｃ ｆｅ ｔｖ ｌ ｎ ａ ｃ ｓ ｔ ｅ ｒ ｓ ｏ ｅ ｔ ｕ ｒ ｍｅ ｔｆ ｒｔ ｅ ｒ ｐ ｄ ｔ ｎ ｔ ｂ ｌ ｙ ｏ ｏ ｒ ｉ ａ ｅ ｏ ｔｏ ｙ ｔｍ ｉ ｉ ｈ ｅｆ ｃｉｅ ｙ ｅ ｈ ｎ ｅ ｈ ｅ ｐ ｎｓ ｏ ｔ ｅ ｅ ｔ ｒ ａ ｏ ｄ． ｈ ｘｅ ｌｌ ａ ｎ
300MW机组协调控制系统及一次调频组成和优化
300MW机组协调控制系统及一次调频组成和优化广西投资集团来宾发电有限公司广西来宾 546100摘要：实际运行中，大部分300MW机组一次调频存在各种各样的问题，动作幅度达不到要求而被电网公司考核，本文针对火电厂一次调频存在的问题及优化控制策略进行了分析，以300MW机组为例。
关键词：一次调频；转速不等率；转速死区；协调控制一次调频是汽轮机调速系统根据电网频率的变化自动调节汽门开度，改变汽轮机功率，从而调节电网负荷偏差的过程，在网300MW机组共同通过一次调频的调整，维持电网频率在50Hz稳定运行。
1一次调频构成及电网考核要求1.1一次调频构成一次调频功能采用汽轮机转速为基础的DEH阀控、功率控制、CCS协调控制三种控制方式，300MW机组协调运行方式运行时，DEH侧一次调频、CCS侧一次调频共同作用，DEH侧一次调频动作快，能够快速响应电网频率变化引起的300MW 机组负荷变化，但持续时间短，CCS侧一次调频，作用在汽轮机主控制器上，为稳定一次调频负荷量提供了保障。
控制逻辑中火电300MW机组转速不等率一般设置为4%-5%，滤波死区通常设置为为±2r/min，调频负荷变化幅度上限可以加以限制，但限制幅度不应过小，是否满足：额定功率≥500MW300MW机组，幅值上限不小于6%额定功率；额定功率≥350MW且 <500MW300MW机组，幅值上限不小于7%额定功率；额定功率≥250MW且 <350MW300MW机组，幅值上限不小于8%额定功率；额定功率<250MW，幅值上限不小于10%额定功率[1]。
1.2火电300MW机组一次调频现状及原因分析造成一次调频合格率低的原因分析：大部分300MW机组一次调频采用转速偏差作为电网频率变化值，而汽轮机转速测量精度较低，且与电网实际频率存在滞后现象，导致汽轮机动作滞后；阀门流量特性不准确，当一次调频动作时，相应汽轮机调节阀动作，但因阀门流量特性不好，阀门虽然动作，但实际总进汽量并未有明显变化，导致负荷变化幅度达不到要求[2]；逻辑设置不合理，未设置AGC 与一次调频反向动作时闭锁功能、未考虑压力拉回回路对一次调频的影响；某些300MW机组为了增大一次调频动作量，在标准调频函数基础上增加偏置，局部放大一次调频幅值，以达到提高15秒和30秒响应指数的目的，此种控制策略小幅度提高了一次调频控制效果，但因为门槛式放大，只要频差超过所设门槛值，调频量即放大，对是否为有效小扰动无差别对待，造成了大量无效一次调频波动，导致一次调频正确动作率降低。
分析300MW火力发电机组协调控制系统的优化
140中国航班设备与制造Equipment and ManufacturingCHINA FLIGHTS分析300MW 火力发电机组协调控制系统的优化贡占宽 王毅 李津云|河北衡丰电厂摘要：当今发电企业生产中热控自动化控制起到越来越高的稳定机组运行的作用,机组自动发电量与电网资源配置需求相互协调优化管理就是基于热控自动化控制系统实现的。
当前发电厂机组通过协调控制系统实现自动发电量控制系统投入运行，能够在有效的降低运行管理人员劳动强度的同时实现机组运行的最优化控制进而提高机组稳定性和发电量。
因此热控控制系统中相关的协调控制在发电机组稳定运行工作中起到相当重要的作用。
本文通过对某发电企业实际控制系统改进经验的分析,对协调控制系统提出相关的优化方案。
关键词：火力发电机组;发电量控制;协调控制系统;优化近年来我国经济与国际高度接轨并高速发展，社会总用电量快速上涨，这就导致了发电单元机组容量和发电厂竞争也日趋激烈，协调控制相对当前３００ＭＷ机组火力发电厂显得尤为重要。
通过优化协调系统的调节品质和工作模式从而满足发电机组越来越高的安全性、稳定性和经济性的要求，受到人们越来越高的重视。
1 协调控制系统的概述1.1 协调控制的概念协调控制通过协调锅炉与汽轮机之间的各子系统系统来完成机组功率控制的任务，这是一种包含前馈信号和反馈信号的控制系统。
为达到协调控制在工作中各环节和各单元能够全面统一的控制与管理，最终将各子系统的优势发挥到最大程度，我们将大分析300MW 火力发电机组协调控制系统的优化控制系统分解成相互协调的若干子系统，这称为分解协调控制。
而协调控制的最终目的，就是通过调整各子系统之间的相互关系，使各子系统从顺应全局控制目标，进而达到各子系统之间的和谐统一，从而使得整个系统达到最优化。
1.2 协调控制的功能与含义我国引进协调控制理念系统用于火力发电机组负荷控制。
为实现在锅炉运行中将煤、风、水的相互协调运行的目的，协调控制系统将锅炉和汽轮机看成一个整体，相互之间协调运行，最终完成对机组负荷和主气压力等的控制目的。
300MW循环流化床机组协调控制系统的研究与投运
1前言辽宁煤矸石发电有限责任公司机组为300MW亚临界参数循环流化床发电机组。
锅炉为上海锅炉厂制造，采用自然循环、中间再热的循环流化床燃煤锅炉。
汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的亚临界蒸汽参数、单轴、中间再热、直接空冷凝汽式汽轮机。
循环流化床锅炉由于具有燃烧效率高、低污染、燃料适应性广的优点而得到越来越广泛的应用,但是在其应用化和大型化的过程中还存在着需要解决的问题。
这些问题除了循环流化床本体设计和结构本身存在的问题外,循环流化床锅炉热工自动控制方面的问题已经成为其推广应用的主要障碍。
这些困难主要是:a.循环流化床锅炉是一个非线性、时变、多变量耦合的控制对象,循环流化床锅炉自动控制系统需要完成比煤粉锅炉更复杂的控制任务。
b.采用现代控制理论方法的基础是要求有描述受控对象的较为精确的数学模型。
然而由于循环流化床特性的复杂性,难以建立循环流化床锅炉精确的燃烧数学模型。
c.由于循环流化床燃烧的复杂性和特殊性,使得实现循环流化床锅炉的自动控制变得十分困难。
对于煤粉锅炉行之有效的常规控制方法,已经难以保证循环流化床锅炉各项控制指标的实现。
协调控制系统是现代大型火电机组最重要的自动控制系统，协调控制系统能否投入关系到整台机组的自动化控制水平，同时协调控制也是机组一次调频及AGC控制投入的基础，但对于目前国内已投运的循环流化床机组进行调研，能真正将机组协调控制系统投入的较少。
因此针对辽宁煤矸石发电有限责任公司300MW循环流化床机组，进行协调控制系统的研究与投运。
2 协调控制系统的控制方式组成（1）以锅炉跟随为基础的协调控制在控制上还是采用以锅炉跟随为基础的协调控制，汽机和锅炉两侧并行地接受负荷指令。
锅炉侧通过前馈的比例控制来快速加减锅炉主控指令，用以粗调主汽压力。
主汽压力偏差信号进入锅炉主控PID，用以细调主汽压力；汽机侧通过改变主汽门开度来调整机组出力的大小，当汽机机前压力与设定值偏差超过一定限值时，汽机主汽门开度将受到限制。
300MW火电厂发电机组协调控制系统优化
300MW火电厂发电机组协调控制系统优化摘要：在胜利发电厂协调控制系统投入的实践中，通过对自动控制系统控制策略进行优化，解决负荷控制响应缓慢和压力控制的波动问题，分析燃料量、风量对协调控制系统投入的影响和相应的试验结果。
同时，简要介绍协调控制系统投入过程中所做基本试验过程和结果。
关键词：协调、燃料、负荷、控制策略一、引言胜利发电厂2x300 MW机组作为大型燃煤电厂，参加电网自动发电控制(AGC)势在必行。
AGC对单元机组的基本要求就是机炉协调控制系统(CCS)要投入，并且要求具有较高的调节品质。
但是该机组的协调控制系统在投运期间，控制品质一直很差，主汽压力波动大（13.5---16.3Mpa）, 在变负荷运行时，负荷偏差大，系统不易稳定，严重影响了机组的安全稳定运行，这就需要对该系统进行优化。
二、现状调查与分析胜利发电厂二期300MW燃煤机组协调控制系统采用的是以炉跟机为基础的协调控制系统，即汽机调节器控制输出功率，锅炉调节器控制主汽压力。
其中，功率调节子系统为单回路自动调节系统；锅炉压力调节子系统采用以机前压力为主调、一次风流量为副调的串级调节系统，其基本工作原理是（如图1-1），当功率设定值变化时，汽机调节器改变调节阀开度，从而改变进汽量，使发电机输出功率迅速满足负荷要求；调节阀开度改变后机前压力随即改变，于是通过锅炉调节器改变燃料量。
该系统的优点是压力调节速度快，当压力一但有偏差，调节系统能迅速改变给粉量，缺点很明显：即无论是负荷扰动还是锅炉内部扰动，都会引起机前压力变化，当多个扰动发生时，就会引起压力不稳定。
另外，在实际应用中，发现一次风流量测量装置所安装的风粉管道直管段不够长，不能满足测量装置的技术要求，导致流量测量与实际有偏差，且由于测量的是风粉混合物，极易发生堵管现象，给粉量不稳定，导致主汽压力波动大。
在变负荷运行期间，虽然汽机侧调节器输出、汽机调门相应变化，但实际负荷的变化与指令偏差较大（如图1-2），这说明DEH逻辑定义的汽机阀门流量特性曲线与与实际流量特性曲线有偏差，导致阀门开度变化与功率变化不同步。
300MW机组调节保安系统讲解
弹 出
复位分解
复位 反馈
带电！
挂闸完成
失电！
遮断、超速模块
蓄能器
伺服阀
伺服阀是四通阀，如图所示，p为压力油来油，T为回油，A与B为去油动机腔室。003系列伺服阀（300MW机组高调、高主）， 仅用其中的一个通道（A或B），实现三通。见下图：
伺服阀滑阀在中间位置。பைடு நூலகம்
来油通过两侧节流孔进入伺服阀的上部，作用在主滑阀两侧的作用力相 等，滑阀不动作，处于中间位置，油动机既不开，也不关。
伺服阀在开阀位置。
油动机需要开启时，线圈带电，使拨叉向右移动，堵住右侧小孔，使右 侧通过节流孔的来油建立起油压，使主滑阀左右两侧失去平衡，滑阀向 左移动，导通P和A，油动机充油，阀门开启
伺服阀在关阀位置。
油动机需要关闭时，线圈反向带电，使拨叉向左移动，堵住左侧小孔， 使左侧通过节流孔的来油建立起油压，使主滑阀左右两侧失去平衡，滑 阀向右移动，导通T和A，油动机出油，阀门关闭
一、抗燃油油站
高调门
右侧高主（带伺服阀）
左侧高主（电磁阀）
中压联合汽阀
低压保护装置
飞环
撑钩的脱扣
手拉脱扣 器撑紧钩急的遮脱断扣阀由在三连方杆面的实拉现动：下手向拉右脱移扣，器切、断 机供械油停并机泄电掉磁高铁压动保作安、油飞，环关击阀出停打机击。撑钩； 这几方面均可达到停机的目的。 飞 出
调节保安系统概述
我厂汽轮机调节保安系统采用东方汽轮机厂生产的D300P型汽轮 机调节保安系统。该系统可分为：低压保安系统，高、低压接口 装置，高压抗燃油系统及汽轮机安全监视保护系统。
调节保安系统是高压抗燃油数字电液控制系统（DEH）的执行机 构，它接受DEH发出的指令，完成挂闸、驱动阀门及遮断机组等 任务。本机组的调节保安系统满足下列基本要求： 挂闸 适应高、中压缸联合启动的要求 适应中压缸联合启动的要求 具有超速限制功能 需要时，能够快速、可靠地遮断汽轮机进汽 适应阀门活动试验的要求 具有超速保护功能
浅谈电厂300MW机组协调控制系统的优化
浅谈电厂300MW机组协调控制系统的优化[摘要] 火电机组热控自动化水平的高低高低，直接反映了企业的安全生产、技术管理水平的高低。
为满足电网资源优化配置的需要，机组AGC功能的投运也势在必行。
作为AGC投运基础的CCS能长期稳定运行，不但可以实现机组的最优控制、提高机组的发电效率及机组运行的可靠性和稳定性，而且可以降低运行人员的劳动强度。
因此不断对CCS系统及各子系统控制策略进行优化完善，对各系统参数进行调整，可以使CCS系统长周期稳定投运。
本文重点介绍平凉电厂300MW机组CCS协调及子系统控制策略的优化和参数调整的一些经验。
[关键词] 300MW机组控制策略调节参数优化0 前言随着单元机组容量的增加和发电厂上网竞争的日益激烈，发电厂对机组的安全稳定运行和经济性要求越来越高，如何优化协调系统及各子系统调节品质，保证机组安全经济、稳定运行越来越受到人们重视，笔者从事电厂自动控制工作多年，以华能平凉电厂4*300MW机组为例，浅谈300MW机组协调控制系统的优化的经验。
1 平凉电厂设备介绍平凉电厂为4×300MW 燃煤凝汽式机组，锅炉为亚临界自然循环中间再热汽包炉，制粉系统采用6 台正压直吹式中速磨，四角切圆燃烧，六层煤粉，三层油。
汽机为单轴，双缸双排汽机组，投产以来，由于控制方式多、调节参数配置不好、控制策略等原因，造成协调控制系统无法长期稳定投入，经过更改控制方式、控制策略、调试系统参数，使得协调控制系统能够长期稳定投入，并成功投入了AGC控制。
2 协调系统控制策略、参数优化2.1 原系统控制策略及存在的问题平凉电厂采用西屋早期的控制策略，分为：BASE（基本控制方式）、BF（锅炉跟随方式）、TF（汽机跟随方式）、TF2（过度方式）、CCBF（以锅炉跟随为主的协调控制方式）、CCTF（以汽机为主的协调控制方式），控制方式多，且各方式切换时设有两秒的保持，增加了协调逻辑的复杂性。
其中TF2方式为过度方式，在投入锅炉和汽机主控自动后或机组发生RUNBACK后进入TF2方式，在这种方式下汽机控制主汽压力，锅炉控制负荷，汽机主控器和锅炉主控器之间无协调信号。
浅析300MW循环流化床锅炉协调控制系统
浅析300MW循环流化床锅炉协调控制系统循环流化床锅炉在结构、系统以及气固流动方面与煤粉炉存在很大差别，流化床锅炉的控制对象具有纯滞后、惯性大、多变量相互耦合等特点，其自动控制水平及品质一直较低。
本文分析了300MW循环流化床机组控制的特点，探讨了300MW循环流化床锅炉协调控制系统优化策略，以供参考。
标签：300MW；循环流化床锅炉；协调控制1、300MW循环流化床机组控制的特点1.1床温控制的要求高一次风量床料、回料、给煤等都会对床温造成影响。
床温过高不仅使排烟温度升高，热效率降低，引起燃烧室和分离器内耐火材料脱落，影响脱硫脱销效果，还会使返料系统产生两次燃烧，也可能高温结焦，将直接导致锅炉出力下降，甚至被迫停机。
床温过低将导致锅炉出力下降，脱硫效率降低，飞灰和排渣中的可燃物增加，锅炉热效率降低，甚至引起锅炉灭火。
内置床的面积较大，每台给煤机对应一定面积的床面，因此在运行中应尽量运行所有的给煤机进行多点布煤，这样才能保证床面上的煤量分布均匀。
从实际运行来看，所有运行的给煤机煤量成“V”型，即两侧最边上的给煤机煤量最多，中间2台给煤机的煤量最少，才能保证整个床上温度的均衡。
1.2床料和床压控制的特点维持相对稳定的床料厚度对循环流化床锅炉的安全稳定运行有着重要的作用。
根据经验，将床料厚度控制在850～1000mm之间为宜。
如果料层太厚，会加大布风板的阻力，床料分层严重，有可能会引起床下风室风道振动，增大风机的电耗，同时还容易造成局部流化状态恶化，导致结焦现象的发生；如果料层太薄，那么一次风会直接穿过，燃烧热量减少，运行不稳定，使带负荷能力受到影响。
所以，必须注意给煤量、排渣量的均衡及负荷所对应一次风量的控制。
1.3风机出力的平衡控制循环流化锅炉的总风量包括二次风量、一次风量、流化风量。
通过实践证明，在总风量中，三者的比例关系应控制在5∶4∶1。
在引风机的前馈控制中包含二次风机和一次风机开度指令的综合作用，而在引风机RB状态下联跳二次风机的同时要相应减少一次风机的出力。
300MW火电机组协调控制系统解读
课程设计说明书学生姓名:学号：学院:班级:题目:300MW火电机组协调控制系统指导老师:2010年 12 月 23 日1选题背景1.1设计目的通过本课程设计，使学生能较好的运用过程控制的基本概念、基础理论与方法，根据大型火电机组的生产实际，对火电机组的过程控制系统进行分析，设计出原理正确，功能较为全面的300MW火电机组协调控制系统。
随着单元机组的发展，必须将汽轮机和锅炉作为一个整体进行控制，而机、炉的调节特性有相当大的差别，锅炉是一个热惯性大、反应很慢的调节对象，而汽轮机相对是一个惯性小、反应快的调节对象。
因此要用协调控制系统，保证在满足负荷要求的同时，保持主要运行参数的稳定。
1.2设计内容和要求（1）负荷指令管理部分输入参数：外部负荷要求指令（就地指令，中调指令ADS，电网频率变化所要求负荷指令）。
输出参数：实际负荷指令错误！未找到引用源。
，锅炉负荷指令。
负荷指令限制回路：a、最大/最小允许负荷限制回路b、负荷返回回路（RB）常用辅机：送风机、引风机、给水泵、发电机失磁、备用、规定返回速率c、迫升/迫降回路（RUN UP/DOWN）d、闭锁增/减回路（BLOCK INCERASE/DECREASE）e、负荷快速切断回路（Fast Cut Back）负荷操作：LMCC（负荷管理中心）面板:增、减负荷按钮：中、高、低速选择；速度限制（速率整定在3%-5%）（2）机炉负荷控制部分：输入参数：第一级压力错误！未找到引用源。
，机前压力错误！未找到引用源。
、机前压力定值错误！未找到引用源。
、锅炉负荷指令、实际负荷指令错误！未找到引用源。
、频率偏差错误！未找到引用源。
、实发功率错误！未找到引用源。
输出参数：锅炉指令、至DEH的负荷指令锅炉主控制器：a、前馈信号形成错误！未找到引用源。
b、机前压力定值形成定压、滑压汽机主控：三个调节器：汽机机前压力调节器、电功率调节器、蒸汽流量调节器工作方式：a、以锅炉跟随为基础的CCS（功率控制）b、锅炉跟随（非电功率）c、汽机跟随（电功率）d、手动系统跟踪：a、汽机基本，且汽机处于（就地）控制时，实际负荷指令跟踪DEH负荷基准b、炉基本时，锅炉主控指令跟随锅炉负荷指令c、非功率控制方式时，电功率调节器输出跟踪错误！未找到引用源。
300MW机组的控制方式简介 (1)
300MW机组的控制方式简介天能电厂300MW机组控制方式分为机炉手动控制方式、汽机跟随控制方式、锅炉跟随控制方式、机炉协调、AGC方式（调度遥控方式）五种方式，其中机炉协调又可分为以炉跟机为基础的协调控制方式、以机跟炉为基础的协调控制方式。
（一)机炉手动控制方式（基础控制方式)这种控制方式锅炉、汽机都是手动，由运行人员操作，汽机和锅炉的控制指令均由运行人员手动控制，机、炉各自运行，之间不存在任何关联。
该方式适用于机组启动的初级阶段和停机的最后阶段，在参数不稳定和操作量较大的情况下，该方式能很好的稳定机炉运行，在机组滑停的最后阶段，该方式也经常应用，它能使机组在各自手动状态下稳定运行，运行操作人员人为控制的主动性增加，机动性增强，调整手段增多，灵活的适应于现场操作。
此方式下汽机、锅炉运行人员应相互配合，加强沟通。
在机炉设备出现故障或机组协调不稳定时，应解除机组协调控制(建议先解除机主控然后再解除炉主控，这样对汽机的运行有利，因为机组的不稳定工况归根结底基本都体现在对汽机的影响上）。
机组的子控制系统自动无法投入时，也应切为手动方式运行。
该方式的缺点是：所有操作均由人工判断、操作，汽机、锅炉运行人员配合不到位，易引起误操作或压力、负荷不协调现场。
（二）机主控《也称为机跟炉、机跟随，简称TF》这种控制方式简单的说就是：汽机调压力，锅炉手动调燃料。
汽机投入自动，而锅炉是手动，锅炉不参与调整，汽机只进行机前压力调整。
当负荷指令变化时，通过锅炉主燃料控制画面调节燃料量的变化，待机前压力改变后，再通过汽机改变调门开度，使输出功率满足外界负荷的要求。
特点：锅炉运行稳定，汽压波动小，但适应外界负荷能力差。
机跟炉控制方式一般用于以下几种情况下：1）承担基本负荷的机组；2）当新机组投入初期，经验不足时，采用这种方式，使机组比较稳定；3）当机组汽轮机运行正常，机组输出功率受到锅炉限制时（如锅炉磨煤机煤量最大时仍无法满足机组接待负荷需要等）。
300MW火电机组协调控制系统的设计
目录1．选题背景 (1)1.1 设计背景.................................... 错误!未定义书签。
1.2 设计任务.................................... 错误!未定义书签。
2．方案论证.............................. 错误!未定义书签。
2.1 协调控制系统的功能.......................... 错误!未定义书签。
2.2 单元机组的运营方式.......................... 错误!未定义书签。
2.2.1 定压运营方式........................... 错误!未定义书签。
2.2.2 滑压运营方式........................... 错误!未定义书签。
2.2.3 联合运营方式........................... 错误!未定义书签。
2.3 单元机组负荷控制方式........................ 错误!未定义书签。
2.3.1 以锅炉跟随为基础的协调控制方式......... 错误!未定义书签。
2.3.2以汽轮机跟随为基础的协调控制方式....... 错误!未定义书签。
2.3.3 综合型协调控制方式..................... 错误!未定义书签。
3．过程论述.............................. 错误!未定义书签。
3.1负荷指令管理部分............................. 错误!未定义书签。
3.1.1负荷指令运算回路....................... 错误!未定义书签。
3.1.2负荷指令限制回路....................... 错误!未定义书签。
3.1.3 负荷增／减闭锁BLOCK I/D ............... 错误!未定义书签。
300MWCFB机组协调控制系统分析
300MW CFB机组协调控制系统分析摘要：文中结合某300MWCFB机组协调控制系统，成功实现机组额定负荷速率（4.5MW/min）协调变负荷，从协调总体框架、锅炉主控、锅炉主控前馈等多个方面具体分析协调控制系统，提出各回路设置的意义和互相耦合的要点；并针对CFB机组多发的超压、超温进行逻辑控制优化等，为同类型机组协调控制提供参考。
关键词：CFB机组；协调控制系统；锅炉主控；前馈信号0引言300MW循环流化床（CFB）锅炉兼备参数和CFB燃烧技术的优点，参数高、效率高，有深度调峰性能，适合宽煤种燃烧性强，有采取廉价炉内石灰石脱硫及生成烟气NOx含量低等优势，现正成为火力燃煤发电供热机组的主要发展趋势[1]。
CFB锅炉燃烧滞后性强、热惯性大，煤与水的耦合性比煤粉锅炉难度大，还因其具备适应宽煤种的燃烧能力，即煤质变化波动大，必须考虑对协调品质的影响，变负荷时必须考虑对中间点温度后续汽温的影响，避免造成机组协调控制系统投入难度大、品质差[2-3]。
1设备概况锅炉采用DG1025/18.2-π1型CFB直流锅炉，单炉膛、Ｍ形布置、平衡通风、一次中间再热，采用3台高温蒸汽冷却式旋风分离器进行气固分离，其下部各布置1台U形阀回料器；不带再循环泵的启动系统，在负荷≥30％锅炉最大连续蒸发量（BMCR）后，进入直流运行；锅炉采取床下油枪点火，设置4个床下点火风道，分别从炉膛后侧进入风室；前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均等布置10个给煤口，炉后水冷壁下部均等布置5个排渣口。
2协调控制系统分析CFB锅炉中煤在炉膛内的燃烧，不像煤粉锅炉直接充分燃烧，进入锅炉煤量变化到磨损为炭颗粒后实现完全燃烧放热需要8～10min；送入的新燃料并不是提供保证锅炉燃烧所需的所有能量，其在锅炉燃烧的“即燃炭”和物料存储大量的热，锅炉燃烧热惯性大、滞后性强。
CFB机组没有汽包作为缓冲单元，给水调节实现与新燃料、“即燃炭”的存储蓄热、燃烧表现滞后等因素的强耦合，进而保证汽水参数的基本稳定。
协调控制系统
一、协调控制系统功能说明1. 系统简介机、炉协调控制系统就是根据机、炉的运行状态和控制要求，选择适应机组控制的运行方式。
具体要求就是快速适应大范围负荷变化率，在整个负荷变化范围内要求机组有良好的负荷适应能力，机组主要运行参数在负荷变化过程中保持相对稳定，保证机组在整个负荷变化范围内有较高的效率，即锅炉、汽机和主要辅机（送风机、引风机、一次风机、给煤机、给水泵等）参数保持较小范围的波动且能快速适应机组负荷变动。
2. 系统控制原理300MW机组协调控制系统的主控制系统是由机组“负荷管理中心”和机炉主控制器两部分组成。
机炉主控制器接受机组“负荷管理中心”送来的机组负荷指令，该指令具有最大/最小负荷限制和变化率限制。
负荷指令经机炉主控制器的作用，分别对锅炉和汽机控制系统送出指令，使机组的输出功率适应负荷指令的要求，同时保持机前压力为给定值。
机炉主控制器有四种控制方式，它们之间可以自动或手动切换。
我公司机炉协调控制具有四种控制方式,如下图:工作模式锅炉主控汽机主控调频基本方式手动手动无BF 自动、调压手动无TF 手动自动、调节主汽压力无CCS 调压、负荷指令前馈调压、调功、频率校正、主汽压力设定值校正输出有基本方式（BASE）：指锅炉、汽机主控均处于手动控制方式，由操作员设定汽机主汽门阀位指令和锅炉燃料指令来控制机前压力和机组负荷。
如果汽机控制在“非远操方式”时，汽机主汽阀门开度交给DEH系统控制，汽机主控输出跟踪主汽门阀位反馈。
锅炉跟随（BF）：是汽机局部故障时的一种辅助运行方式，此时汽机主控在手动方式，由操作员手动设定汽机调门开度指令，控制机组负荷。
锅炉主控在自动方式，该方式下机组负荷响应快，但以牺牲主汽压力为代价，不管是内扰还是外扰的影响，动态过程压力波动相对较大，系统抗干扰能力较差，因此锅炉侧引入了汽机主汽阀门指令前馈，对外扰有一定的抑制作用。
汽机跟随（TF）:是在锅炉局部故障时或启、停磨煤机等工况变动大时的一种辅助运行方式，此时锅炉主控在手动控制方式，由操作员手动设定燃料指令，汽机主控自动调整机前压力，该方式下动态过程压力波动较小，机组运行稳定，但是机组负荷响应慢。
浅谈电厂300MW机组协调控制系统的优化
浅谈电厂300MW机组协调控制系统的优化摘要：随着我国经济的不断发展，我国的电力系统科技水平也有了非常大的进步。
本文主要对电厂在工作中的相关设备进行简单讲述，讨论协调系统进行控制的策略以及参数进行优化等等操作，供相关领域人士参考。
关键词：机组；协调控制系统；优化引言：随着我国综合国力的不断增强，我国的电力系统的发展也逐渐壮大，在电力系统工作过程中，相关的工作要求和标准也随着电力行业的发展而提高，在电网系统工作过程中火电机组热控的电子自动化工作水平。
直接影响着供电公司的供电能力，决定着经济市场和企业公司的生产和作业，所以在电网系统工作过程中，要保证机组可以在一段时间内稳定的工作，使得机组达到最优化，提升机组的发电功率和工作过程中的稳定性，从而保证供电需求方的劳动和生产顺利的进行。
1电厂在工作过程中相关设备的简单讲述电厂在工作过程中一般使用的是燃煤凝汽式机组，在工作过程中主要靠锅炉进行自然循环供能，在制粉工作过程中主要使用正压直吹式速磨的方法，四角切圆燃烧，加入五层煤粉三层油，自从这种方法投入生产以来，因为在工作过程中控制制粉的方法比较繁多，往往会出现一些配置不够良好、修正参数不准确以及控制策略不够完善的问题，导致了协同控制系统不能够在一定时间内稳定的投产，相关的技术人员将控制的方法、调整系统参数和控制策略进行了相应的修改或者更正，让协调控制系统可以在长时间内稳定的运行[1]。
2协调系统进行控制策略以及参数进行优化2.1使用以前的系统在控制策略方面的简单介绍以及存在的问题或者漏洞在电厂进行作业过程中，机组的控制策略方式复杂繁多，传统上一般主要采用六种控制策略的方法，最基本的控制方式就是BBS1，锅炉一般控制的方式是BF，汽机的控制方式通常是TF，在电厂进行工作作业中最基本的工作环节就是锅炉跟随，这项环节非常基本也非常重要[2]。
这个环节的优化大大的关系到了机组的优化，所以在进行这项环节作业时，一般通过汽机跟随的方式作为协调控制核心环节的方法，在实际的工厂作业中采用的控制方式比较繁多复杂，每一个方式都有它自身的特点和适应运用的场景，技术人员要充分的了解并掌握每一种控制方式的特点，合理地在不同的环境中运用控制模式，使得电厂电力发电时机组得到有效的优化，降低电厂及供电公司的成本以及作业难度，保证电厂可以达到生产标准和要求。
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在此方式下，锅炉侧以反映汽轮机对锅炉需求
的能量平衡信号 的锅炉蓄能，当
机作组为PP负T1前P荷s 馈指引令入变，化以时补，充通被过利用前
馈调节信号，提前调整锅炉燃烧，以适应负荷
变化需求。锅炉控制器给出锅炉负荷指令，作
为锅炉燃料和风量调节的主信号。同时采用热
量信号作为反馈信号与锅炉负荷指令相
N 150 Y T
PR PR 05
LD 03
LDC OUT
四、机炉主控制器的具体方案
机、炉主控制器是协调控制系统的控制机构， 主要功能是根据机组的运行条件和要求，运行人 员可选择协调、锅炉跟随、汽机跟随等控制方式， 给出合理的控制方案提供机组全面的协调控制。
机炉负荷指令的形式： 定压运行：手动方式、锅炉跟随方式、汽
3、汽轮机跟随方式
汽轮机跟随方式如图 SH03③所示。在此方 式下，机组功率控制 回路被切除，汽轮机 侧汽压控制回路进行 自动控制。锅炉主控 制器切手动，即锅炉 侧负荷由操作员手动 控制。
4、协调控制方式
协调控制方式如图SH03④所示。在此方式下，
机组的功率和汽压都进行自动控制，由汽轮机
侧对功率进行控制，使输出功率 等于P机E 组实际 负荷指令 ；由锅P炉0 侧对汽压进行控制，使主汽
AD 04
ADS投入
T2.OUT
RATE_LIM.RO01
V≯
CCS 方式 RB 发生
HB 07
/∑L
ADD.RO01
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180 Y T
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A
150 Y T
BR 05
BR
N
QC
QA 04
180 Y T
WR 05
WR
300MW机组协调控制系统
学生姓名： 韩丽 指导老师： 于鹏娟 日 期： 12.31
目录：
一、原始资料及设计任务 二、DEB\400的系统的特点 三、负荷管理控制中心的具体方案 四、机炉主控制器的具体方案 五、小结
一、原始资料
本燃煤汽轮发电机组设备为上海三大主 机厂引进技术改造，主要辅机由上海电站 辅机厂、杭州汽轮机厂等厂家引进技术改 造。锅炉为亚临界一次中间再热控制循环 中间储仓式燃煤汽包锅炉，汽轮机为亚临 界一次中间再热、高中压缸合缸、单轴凝 汽器。汽轮机在0-25%及85%以上负荷采用 定压运行，25%-85%之间采用滑压运行。本 单元机组正常运行的主要任务是担负青岛 地区的基本负荷及山东电网的调峰（且要 求调频），对外负荷响应有较高的要求。
P0
作为锅炉主控负荷指令。压
代表了汽轮机的有效阀位，而
T
则P1 PT
P0
则适应于定压或滑压的控制方式，且不受锅
炉燃烧率的影响，该信号作为调节锅炉燃烧率的
输入指令，能准确代表汽轮机对锅炉的能量需求。
3、以热量信号DQ作为反馈，与汽轮机的能量需求信
号相平衡，无需以主汽压力作为被调量的反馈控
制，热量信号
对于中间储仓式制粉系统和
负荷管理控制中心（SH01）
电网频率
HZ4001
HZ
中调指令
AD4001 ADS
操作员指令 负荷下限
MW_SP
负荷上限
负荷变化率
RATE_LIM.RI01
机组功率
MW4001
I
A
AI A
I
A
I MW
QH 04
QC
FX1.OUT f(x)
Y
FQ
TN 0
04
T1.OUT
一次调频投入
QC
QA 04
N YT
平衡。热量信号为
（因调节级压力 p 能
1
准确反映蒸汽流量D的变化，比蒸汽流量信号容
易测的，故常用调节级压力信号替代蒸汽流量
信号）。汽轮机侧以主汽压力的偏差信号作为
前馈调节信号，主汽压力信号组成了一个用非
线性函数器f(x)实现的主汽压力偏差拉回回路，
该回路根据主汽压力偏差开调节汽轮机的功率，
从而防止主汽压力的大幅度波动。
设计任务
1、根据单元机组对象的特点和机组正常运 行的任务确定协调控制系统的负荷指令处 理部分、机炉主控制部分的基本方案。
2、画出SAMA图和逻辑图。
二、DEB\400的系统的特点
1、机组功率由汽轮机侧调节，能快速地控制机组
的输出功率与外界负荷要求匹配。
2、力以比能pp量1 平线衡性信地号
P1 PT
轮机跟随方式、协调控制方式 滑压运行：协调控制方式
1、手动方式
手动方式如图SH03①所示。在此方式下， 机组功率和汽压控制回路被切除，锅炉主控和汽 轮机主控都切手动，由操作员手动控制改变锅炉 指令和汽轮机负荷指令，汽轮机侧DEH在就地时， 跟踪汽轮机负荷参考值。
2、锅炉跟随方式
锅炉跟随方式如图 SH03②在此方式下机组 功率控制回路被切除，汽 压自动控制。此时，汽轮 机负荷由操作员手动控制， 通过汽轮机主控制器发出 机组负荷指令，直接作为 汽轮机负荷指令。锅炉侧 由锅炉主控制器和能量平 衡前馈信号来控制，保证 汽压等于给定值，主控制 器给出锅炉负荷指令，作 为锅炉燃料和风量调节系 统的主信号。同时采用热 量信号与锅炉指令相平衡。
小结
该系统是一个以炉跟机为基础的协调控制 系统。机组对负荷的快速响应是通过机炉两侧 的前馈调节实现的。而当锅炉蓄热过度，引起 主汽压力明显下降时，又通过压力拉回回路， 抑制汽轮机调门过调，保证汽压在允许范围内。 在调节过程后期，锅炉通过压力调节器PI维持 主控压力为定值，汽轮机利用功率调节器PI保 证机组负荷为定值。在该系统中，汽包压力的 微分信号使控制过程更加平稳，汽轮机的能量 需求信号直接作为锅炉指令，与热量反馈信号 构成燃料控制信号，更为直接、快速的实现机 炉之间的动态能量的平衡。
直吹式系统机组都适应。
DEB\400系统
三、负荷管理控制中心
负荷管理控制中心是协调控制系统的指挥机构， 它的主要功能是根据电网调度中心的要求负荷指 令或机组运行人员要求改变负荷的指令以及机组 主辅机运行情况，处理成适合于机炉运行状态的 实际负荷要求指令P0。负荷管理控制中心包括： 1、机组负荷指令的方式及处理。 2、机组最大负荷\最小负荷限制。 3、负荷要求指令的增\减闭锁。