单元机组的控制与调节
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单元机组的基本控制方式
单元机组的基本控制方式
单元机组的基本控制方式包括：
1. 自动控制方式：单元机组可以通过一定的控制系统实现全自动控制，自动启动、停止、调节负载等，大大提高了运行效率和稳定性。
2. 手动控制方式：当自动控制出现故障时，可采用手动控制方式，手动启动、停止、调节负载等。
3. 远程控制方式：单元机组可以接受远程控制，远程模拟操作实现启动、停止、调节负载等控制功能。
4. 并网控制方式：单元机组可以通过与电网的自动控制系统实现并网运行，实现与其他发电机组协同运行或隔离运行。
5. 过载保护控制方式：单元机组可以设置过载保护控制方式，当运行负载过大时可以自动切断电源，从而保护设备安全。
单元机组协调控制系统
进 汽 量
制 系 统
单
元 机
锅炉
汽轮机、发电机
组
图单1元3－机1 单组元协机调组控协制调系控制统系统的组成
三、机组负荷控制系统被控对象动态特性
单元机组
TD
汽轮机控制系统 μT
GNT(s)
+ PE
+
GPT(s)
BD
μB
锅炉控制系统
GNB(s) GPB(s)
+
pT +
图13－2 负荷被控对象方框图 GNT(s)——汽轮机调门开度μT对机组输出电功率PE的传递函数 GPT(s) ——汽轮机调门开度μT对主蒸汽压力pT 的传递函数 GNB(s) ——燃烧率μB对机组输出电功率PE的传递函数 GPB(s) ——燃烧率μB对主蒸汽压力pT的传递函数
单元机组协调控制系统
（1）最大可能出力值的计算 当锅炉和汽轮发电机组运行正常时，机组的最
大可能出力值与主要辅机的切投状况直接有关， 主要辅机跳闸或切除，最大可能出力值就会减小。 因此机组的最大可能出力由投入运行的主要辅机 的台数确定。应随时计算最大可能出力值，并将 它作为机组实际负荷指令的上限。
机组的主要辅机设备有风机（送、引风机）、 给水泵（电动、汽动给水泵）、锅炉循环水泵， 空气预热器以及汽轮机或电气侧设备等。因此， 负荷返回RB的主要类型包括送风机RB、引风机 RB、一次风机RB、给水泵RB、磨煤机RB等。
单元机组协调控制系统
二、 单元机组协调控制系统基本组成
ADS指令
电网频率
值班员指令
外部负荷指令
协
调
控
制 级
主蒸汽压力给定值po
主蒸汽压力pT
负荷指令处理回路
火电厂单元机组的协调控制系统
火电厂单元机组的协调控制系统 火电厂单元机组的协调控制系统
单元机组和控制系统的关系
在单元机组的运行过程中，引起被调量 （如主蒸汽压力、温度）变化的原因是各 种扰动，而控制系统的任务则是要克服扰 动对被调量的影响，使被调量始终保持在 生产过程允许或希望的范围内。 最主要的扰动——外界电负荷的变化。
单元机组协调控制系统的发展
机炉协调的负荷控制方式
把之前两种方式结合起来，取长补短 所引起的压力变化比主汽压力下降后在增大锅炉功率（BF 方式）所引起的压力变化小得多。由于功率调节信号是同 时作用于汽轮机和和锅炉的，所以它比TF方式有更快的功 率响应。 这种锅炉蓄热的合理利用与及时补偿的协调方式，使得单 元机组实际输出功率既能迅速响应给定功率的变化又能保 持主汽压力的相对稳定。
汽轮机跟随的负荷控制方式
由汽轮机控制主汽压力，由锅炉控制机组负荷。 该方式的主汽压力变化较小，对锅炉的稳定有利，但是由于锅炉燃料 量输送及传热过程有较大滞后，使得机组输出功率响应有较大滞后， 调频能力差。 适用情况： a.承担基本负荷的单元机组。 b.当新机组刚刚投入运行，经验还不足时，采用这种方式可使机组 运行比较稳定。 c.当单元机组中汽轮机运行正常，机组输出功率受到锅炉限制时。
机组负荷管理控制中心（LMCC）
又称 机组负荷指令处理装置 负荷控制中心是用来协调机组内、外矛盾，也就是协 调供与求的矛盾
机炉主控制器
机炉主控器协调的是机和炉的内部矛盾
机炉子控制系统
直接与控制对象相联系，执行协调级的指令，使燃烧量、 送风量、给水量、蒸汽流量等与负荷控制指令相适应，实现 负荷控制的任务
。
• 机发 机组
全 依 变 锅
• 发 主 的 蒸 两 率 对 象 功 制 出 控 组 输 组 机 元 机
单元机组和控制系统的关系
在单元机组的运行过程中，引起被调量 （如主蒸汽压力、温度）变化的原因是各 种扰动，而控制系统的任务则是要克服扰 动对被调量的影响，使被调量始终保持在 生产过程允许或希望的范围内。 最主要的扰动——外界电负荷的变化。
单元机组协调控制系统的发展
机炉协调的负荷控制方式
把之前两种方式结合起来，取长补短 所引起的压力变化比主汽压力下降后在增大锅炉功率（BF 方式）所引起的压力变化小得多。由于功率调节信号是同 时作用于汽轮机和和锅炉的，所以它比TF方式有更快的功 率响应。 这种锅炉蓄热的合理利用与及时补偿的协调方式，使得单 元机组实际输出功率既能迅速响应给定功率的变化又能保 持主汽压力的相对稳定。
汽轮机跟随的负荷控制方式
由汽轮机控制主汽压力，由锅炉控制机组负荷。 该方式的主汽压力变化较小，对锅炉的稳定有利，但是由于锅炉燃料 量输送及传热过程有较大滞后，使得机组输出功率响应有较大滞后， 调频能力差。 适用情况： a.承担基本负荷的单元机组。 b.当新机组刚刚投入运行，经验还不足时，采用这种方式可使机组 运行比较稳定。 c.当单元机组中汽轮机运行正常，机组输出功率受到锅炉限制时。
机组负荷管理控制中心（LMCC）
又称 机组负荷指令处理装置 负荷控制中心是用来协调机组内、外矛盾，也就是协 调供与求的矛盾
机炉主控制器
机炉主控器协调的是机和炉的内部矛盾
机炉子控制系统
直接与控制对象相联系，执行协调级的指令，使燃烧量、 送风量、给水量、蒸汽流量等与负荷控制指令相适应，实现 负荷控制的任务
。
• 机发 机组
全 依 变 锅
• 发 主 的 蒸 两 率 对 象 功 制 出 控 组 输 组 机 元 机
单元机组协调控制系统
下图为直流锅炉动态特性曲线：
M
W
实线—一般 直流锅炉；
p
虚线—带分
离器的苏尔
寿直流锅炉
P
t
t
t
图. 直流锅炉动态特性曲线 (a)调节汽门开度扰动；（b）燃料量扰动； (c) 给水量扰动
四、直流炉与汽包炉机组动态特性区别
直流锅炉单元机组的汽水流程如下图所示。在直流 锅炉中，锅炉给水转变为蒸汽的过程是一次性完成的。 锅炉的蒸发量除了受燃烧率影响外，与给水流量直接 有关。当给水流量和燃烧率的比例改变时，锅炉汽水 流程中各个段的界面就发生移动。比如，给水流量减 小，将使蒸发段向给水侧移动，汽水流程中各点的工 质焓值将有所提高，汽温会随之上升。因此，在直流 锅炉单元机组中，还应当把给水流量W和主蒸汽温度或 中间点温度T也做为控制量和被控量。
（3）部分负荷下给水泵的功耗比定压运行时减小。 因为滑压运行时给水压力与机组负荷成正比，在相同的 机组部分负荷条件下，给水泵出口压力比定压运行时要 低得多。例如，某机组在50%负荷下，滑压运行时给水 泵的功耗仅相当于定压运行时的55%。
（4）调峰停机后再启动快，降低了启动损耗。因为 在低负荷下汽轮机的金属温度基本不变，若在机组最 低负荷下打闸停机，可以在较高的金属温度下停机热 备用，如重新热态启动，将大大缩短再启动时间，使 启动损耗相应地降低。例如，一台600MW机组滑压 停机8小时以后再启动，从锅炉点火到带额定负荷仅 需35分钟。使机组的灵活调度能力大为增强。
（3）系统可靠性高。通过设置安全保护系统和采取 一系列可靠性措施，可获得很高的系统可靠性。比如， 当主机或辅机设备故障时，可自动改变控制方式，对实 际功率指令的幅值和变化速率进行改变，并通过相应的 联锁保护，报警显示等措施，保证机组在安全范围内运 行，并维持最佳的工况。
M
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实线—一般 直流锅炉；
p
虚线—带分
离器的苏尔
寿直流锅炉
P
t
t
t
图. 直流锅炉动态特性曲线 (a)调节汽门开度扰动；（b）燃料量扰动； (c) 给水量扰动
四、直流炉与汽包炉机组动态特性区别
直流锅炉单元机组的汽水流程如下图所示。在直流 锅炉中，锅炉给水转变为蒸汽的过程是一次性完成的。 锅炉的蒸发量除了受燃烧率影响外，与给水流量直接 有关。当给水流量和燃烧率的比例改变时，锅炉汽水 流程中各个段的界面就发生移动。比如，给水流量减 小，将使蒸发段向给水侧移动，汽水流程中各点的工 质焓值将有所提高，汽温会随之上升。因此，在直流 锅炉单元机组中，还应当把给水流量W和主蒸汽温度或 中间点温度T也做为控制量和被控量。
（3）部分负荷下给水泵的功耗比定压运行时减小。 因为滑压运行时给水压力与机组负荷成正比，在相同的 机组部分负荷条件下，给水泵出口压力比定压运行时要 低得多。例如，某机组在50%负荷下，滑压运行时给水 泵的功耗仅相当于定压运行时的55%。
（4）调峰停机后再启动快，降低了启动损耗。因为 在低负荷下汽轮机的金属温度基本不变，若在机组最 低负荷下打闸停机，可以在较高的金属温度下停机热 备用，如重新热态启动，将大大缩短再启动时间，使 启动损耗相应地降低。例如，一台600MW机组滑压 停机8小时以后再启动，从锅炉点火到带额定负荷仅 需35分钟。使机组的灵活调度能力大为增强。
（3）系统可靠性高。通过设置安全保护系统和采取 一系列可靠性措施，可获得很高的系统可靠性。比如， 当主机或辅机设备故障时，可自动改变控制方式，对实 际功率指令的幅值和变化速率进行改变，并通过相应的 联锁保护，报警显示等措施，保证机组在安全范围内运 行，并维持最佳的工况。
单元机组协调控制系统-(CCS)
第二部分 ： 单元机组自动控制系统分析
第五章 单元机组协调控制系统 (CCS)
5.1 协调控制系统的基本概念
大容量机组的汽轮发电机和锅炉都是采用单 元制运行方式。所谓单元制就是由一台汽轮 发电机组和一台锅炉所组成的相对独立的系 统。单元制运行方式与以往的母管制运行方 式相比，机组的热力系统得到了简化，而且 使蒸汽经过中间再热处理成为可能，从而提 高了机组的热效率。
节阀的适当动作，即释放或吸收部分蓄能， 加快机组初期负荷的响应速度；与此同时， 根据外部负荷请求指令，加强对锅炉侧燃烧 率(及相应的给水流量)的控制，及时恢复蓄 能，使锅炉蒸发量保持与机组负荷一致。这 就是负荷控制的基本原则，也是机炉协调控 制的基本原则。
四、协调控制方式 常见的机组协调控制方式有以下几种方案：
二、协调控制系统及其任务 单元机组的协调控制系统(Coordinated Control System，简称CCS)是根据单元机 组的负荷控制特点，为解决负荷控制中的内 外两个能量供求平衡关系而提出来的一种控 制系统。
协调控制系统的主要任务是：
(1)接受电网中心调度所的负荷自动调度指令、 运行操作人员的负荷给定指令、电网频差信 号，及时响应负荷请求，使机组具有一定的 电网调峰、调频能力，适应电网负荷变化的 需要。
(2)协调锅炉、汽轮发电机的运行，在负荷变 化率较大时，能维持两者之间的能量平衡， 保证主蒸汽压力稳定。
(3)协调机组内部各控制子系统(燃料、送风、 引风、给水、汽温等控制系统)的控制作用， 在负荷变化过程中使机组的主要运行参数在 允许的工作范围内，以确保机组有较高的效 率和可靠的安全性。
(4)协调外部负荷请求与主／辅设备实际能 力的关系。在机组主／辅设备能力受到限制 的异常情况下，能根据实际情况，限制或强 迫改变机组负荷。这是协调控制系统的联锁 保护功能。
第五章 单元机组协调控制系统 (CCS)
5.1 协调控制系统的基本概念
大容量机组的汽轮发电机和锅炉都是采用单 元制运行方式。所谓单元制就是由一台汽轮 发电机组和一台锅炉所组成的相对独立的系 统。单元制运行方式与以往的母管制运行方 式相比，机组的热力系统得到了简化，而且 使蒸汽经过中间再热处理成为可能，从而提 高了机组的热效率。
节阀的适当动作，即释放或吸收部分蓄能， 加快机组初期负荷的响应速度；与此同时， 根据外部负荷请求指令，加强对锅炉侧燃烧 率(及相应的给水流量)的控制，及时恢复蓄 能，使锅炉蒸发量保持与机组负荷一致。这 就是负荷控制的基本原则，也是机炉协调控 制的基本原则。
四、协调控制方式 常见的机组协调控制方式有以下几种方案：
二、协调控制系统及其任务 单元机组的协调控制系统(Coordinated Control System，简称CCS)是根据单元机 组的负荷控制特点，为解决负荷控制中的内 外两个能量供求平衡关系而提出来的一种控 制系统。
协调控制系统的主要任务是：
(1)接受电网中心调度所的负荷自动调度指令、 运行操作人员的负荷给定指令、电网频差信 号，及时响应负荷请求，使机组具有一定的 电网调峰、调频能力，适应电网负荷变化的 需要。
(2)协调锅炉、汽轮发电机的运行，在负荷变 化率较大时，能维持两者之间的能量平衡， 保证主蒸汽压力稳定。
(3)协调机组内部各控制子系统(燃料、送风、 引风、给水、汽温等控制系统)的控制作用， 在负荷变化过程中使机组的主要运行参数在 允许的工作范围内，以确保机组有较高的效 率和可靠的安全性。
(4)协调外部负荷请求与主／辅设备实际能 力的关系。在机组主／辅设备能力受到限制 的异常情况下，能根据实际情况，限制或强 迫改变机组负荷。这是协调控制系统的联锁 保护功能。
(完整)09第三章 单元机组协调控制系统
协调控制：通过控制回路协调汽轮机和锅炉的工作状 态，同时给锅炉和汽轮机自动控制系统发出指令，以 达到快速响应负荷变化的目的，尽最大可能发挥机组 调频、调峰能力，稳定运行参数。 特别是600MW以上的机组都设置了协调控制系统。 协调控制系统（CCS）（按原电力部自动化协会推荐应 称为：MCS），但习惯原因多数仍使用CCS表示协调控 制系统。 二、协调系统的运行方式 （插图） 协调控制系统在协调机炉运行时共有四种运行方式， 各运行方式都有优缺点，根据实际情况酌情选择使用。 （原则：负荷变动不能使主汽压力变化过大） 1）炉跟机：需要机组进行负荷变化时，首先改变汽机 的负荷，然后在协调系统控制下让炉来稳定主汽压力。 优点：负荷变化快；缺点：机组参数变化大
4）采用前馈信号使跟随方及时动作以避免参数波动。 应该说这一点是协调系统和原来常规仪表的主要区别。 常规仪表就是由于没有这种功能才会在大机组负荷变 动面前“束手无策”。 下面以图3-1为例，了解以下内容： 1）如何看自动控制图（了解各种符号的含义） 2）如何分析自动控制图（自动控制原理） 3）分析协调控制原理
一、符号识别 最好能将符号记录 下来,以便日后查看
补充自动控制图形符号说明：
LAG（英文含义：落后、迟延）--惯性 LIM（limit：限制、限定）--幅值限定 RAMPC—速率限定
汽轮机负荷调节
锅炉负荷指令运
系统：（机主控
算系统：经过此
电路）输入量为
运算单元输出到
发电机+ 功率T和
锅炉调节系统以
自上动边信调菱高两数小出负低入R加入个法为高定被被过限输切备切用的/为号节U形手值个值负的荷值中法的信运手的N比信器值数限限限定出换，换两一自发可中动选信。荷最指选选为减器两号算动模B较号的限值定定定数为：可设个个动生以例时过大上指但某切A择号其，小令A择择输负：个进。信拟器之输表C幅（输的数值限一以备输。，器产如快，面令应时换器中右是数必数函（测线偿器最出荷将或行号信K： 差 出示器 右 入 输 值 时 定般 控 以 入右， 生： 汽 ， 会 传 不 力 间开：选侧要值须值数X量性运是：小。指输 多 加。号自根两作。模：侧。入，，数切制决信）边手不在机否损送大计段关在择输求，大转信矫算自在的右令动据个为拟一）在输当该值换这定号：的动同启温则坏下于算内，输最入机运于换号正等动两信侧。调输输比侧，运入输限设个使中对动度热汽来高会不入小为组行这器进或操快个号节入入较输一行不入定被汽不应机的限限大的的最输中个F行补作速输作器信入侧时能超单轮增力设负数制于。：号限为，超过元机长过备荷值在某，， 个数值（偏差信号） 决定输出调节 信号的大小。
单元机组的运行调整
单元机组的运行调整
课程介绍
单元机组运行过程中，炉机电协调，共同完成由燃料化学 能一机械能一电能的转换。各个环节的工作又都有其特点。锅 炉侧重于调节，汽轮机侧重于监视，电气部分则与其他环节以 及外部电力系统紧密联系。有关电气部分的内容将在以后章节 介绍。
本课程主要介绍锅炉运行调整、汽轮机的运行监视、大容 量机组调峰。
汽轮机的运行监视
轴向位移的监视
2、轴向位移的监视 汽轮机运行过程中，轴向推力作用在转子上，推力轴承被用来承受转子的轴向推力，借以保持
汽缸等静止部件与转子的相对位置，维持动静部件之间的轴向间隙。转子轴向位移大小反映了汽轮 机推力轴承的工作状况。蒸汽流量过大、蒸汽参数降低、真空降低、隔板汽封磨损漏汽量增大、通 流部分积垢等因素都会引起轴向推力增大，这将使推力轴承油膜破裂，推力瓦块磨损，甚至可发展 到动静间隙消失而发生碰磨事故。如果汽缸进水，转子将出现负的轴向位移，其结果更加危险。
大容量机组调峰
概述
随着电力事业的发展，电网的峰谷差日趋增大，原来承担调峰任务的中温中压机组已不能满足 需要，越来越多的大容量单元机组开始参与调峰运行。不仅新设计的大型机组如此，而且原设计带 基本负荷的大型机组也按照调峰的需要进行必要的改造。后者可能采取的调峰运行方式主要有两种 。
（一）变压运行 这是一种负荷跟踪方式，即机组改变负荷时主蒸汽压力不固定，汽轮机调速汽阀全开或部分全
当锅炉汽压降低而需要增加蒸发量时，应加强燃烧，即增加燃料量，同时增加送风量；反之 ，应减少燃烧量，减少送风量。
锅炉运行调整
气温的调节
汽温调节也是从蒸汽侧和烟气侧进行的。蒸汽侧的主要影响因素有蒸汽流量、饱和蒸汽湿度、 减温水量和水温、给水温度等，汽包锅炉的主要调节手段是利用喷水减温来改变蒸汽侧的工质吸热 量；直流锅炉则是通过改变燃料量与给水量的比例进行调节，维持中间点温度，而喷水减温则只是 细调手段。
课程介绍
单元机组运行过程中，炉机电协调，共同完成由燃料化学 能一机械能一电能的转换。各个环节的工作又都有其特点。锅 炉侧重于调节，汽轮机侧重于监视，电气部分则与其他环节以 及外部电力系统紧密联系。有关电气部分的内容将在以后章节 介绍。
本课程主要介绍锅炉运行调整、汽轮机的运行监视、大容 量机组调峰。
汽轮机的运行监视
轴向位移的监视
2、轴向位移的监视 汽轮机运行过程中，轴向推力作用在转子上，推力轴承被用来承受转子的轴向推力，借以保持
汽缸等静止部件与转子的相对位置，维持动静部件之间的轴向间隙。转子轴向位移大小反映了汽轮 机推力轴承的工作状况。蒸汽流量过大、蒸汽参数降低、真空降低、隔板汽封磨损漏汽量增大、通 流部分积垢等因素都会引起轴向推力增大，这将使推力轴承油膜破裂，推力瓦块磨损，甚至可发展 到动静间隙消失而发生碰磨事故。如果汽缸进水，转子将出现负的轴向位移，其结果更加危险。
大容量机组调峰
概述
随着电力事业的发展，电网的峰谷差日趋增大，原来承担调峰任务的中温中压机组已不能满足 需要，越来越多的大容量单元机组开始参与调峰运行。不仅新设计的大型机组如此，而且原设计带 基本负荷的大型机组也按照调峰的需要进行必要的改造。后者可能采取的调峰运行方式主要有两种 。
（一）变压运行 这是一种负荷跟踪方式，即机组改变负荷时主蒸汽压力不固定，汽轮机调速汽阀全开或部分全
当锅炉汽压降低而需要增加蒸发量时，应加强燃烧，即增加燃料量，同时增加送风量；反之 ，应减少燃烧量，减少送风量。
锅炉运行调整
气温的调节
汽温调节也是从蒸汽侧和烟气侧进行的。蒸汽侧的主要影响因素有蒸汽流量、饱和蒸汽湿度、 减温水量和水温、给水温度等，汽包锅炉的主要调节手段是利用喷水减温来改变蒸汽侧的工质吸热 量；直流锅炉则是通过改变燃料量与给水量的比例进行调节，维持中间点温度，而喷水减温则只是 细调手段。
单元机组集控运行第一章
开始
机组长和辅控主值检查设备 定期试验及轮换管理规定
否 具备试验条件
是
按定期试验和轮换项目 内容开展定期工作
做好相关记定的时间正点交接班，双方值长、机组长及辅控 主值在运行日志上共同签字，正式交接完毕，交班人员退出现 场；
10）接班后机组长及辅控主值向本机组人员布置本机组的 重点工作、操作注意事项及针对设备缺陷等情况需做的事故预 想；
11）交班后由值长主持班后碰头会，对本班安全工作、生 产任务及优缺点进行总结，明确责任、吸取教训、制订防范措 施。
6）在事故处理时，可以不填写操作票，但必须要执行操作 监护制度，操作任务必须明确，且在运行日志上需详细记录；
7）填写好的操作票由操作人签字，然后由监护人、机组长、 值长审核签字；
8）现场实际操作前，应由监护人和操作人共同检查操作票， 发现问题及时改正；
9）操作时需要两人进行，操作中应严格执行“唱票、对照、 复诵”的监护操作制度；
第一章 单元机组概述
1.1 单元机组的特点及其运行方式
1.1.1 单元机组的特点
正常运行时，各独立单元所需的蒸汽和厂用电均取自 本单元，这种系统称为单元系统。具备独立单元和单元系统 特点的机组称为单元机组。
与非单元机组相比，单元机组具有系统简单、投资少、 操作方便、自动化程度高、安全、稳定、可靠等优点，有利 于机、炉、电实现分散控制与集中管理的生产方式。
4）接班前30分钟接班人员进入现场，按接班巡回检查分工， 检查现场设备、控制室检查DCS、CRT运行参数、日志、表单记 录、管辖区域及表盘卫生，向交班人员了解运行方式、设备定 期试验倒运、设备缺陷情况；
5）接班前5分钟由交班值长主持班前碰头会； 6）交班值长向接班人员进行运行操作及机组运行工况交底； 7）接班机组长、辅控主值向本值值长汇报班前检查情况； 8）接班值长布置上级有关文件精神、本班工作重点及注意 事项；
热工典型系统自动控制
一、单元机组出力控制系统（单元主控）1、炉跟机。
当电网负荷指令变化时，汽机调门迅速响应。
调门开度变化，导致主汽压力变化，主汽压力调节器改变燃料量来保持汽压的稳定。
优点：充分利用了锅炉的蓄热量，使机组较快的响应电网负荷的变化。
缺点：由于锅炉的大惯性和大迟延，加燃料时，主汽压力并不能马上升高，使得主汽压力波动大。
解决办法就是，对机组出力变化的幅度和速度进行限制。
适用于参与电网调频的机组。
2、机跟炉。
电网指令变化时，锅炉燃烧量直接改变，随着燃烧量的变化主汽压力就会跟着变化，此时汽机调门开度将不断调整以保持汽压的稳定。
而调门的开大关小意味着机组出力的变化，从而适应电网指令。
特点：主汽压力是用调门来控制的，所以汽压会非常稳定，但没有利用锅炉的蓄热量，即没有把锅炉的温度所储存的能量转化为机组出力。
即让锅炉容器的温度下降来迅速增加出力。
对电网指令响应很慢，适用于基础负荷的电厂。
3、CCS方式。
当电网指令增大时，功率偏差信号同时去到汽机主控和锅炉主控去。
一方面通过开大调门响应外界负荷，另一方面锅炉主控使燃烧量增加，加大锅炉出力。
由于锅炉出力比汽机慢得多，因此主汽压力会下降，此时主汽压力与设定值有偏差，偏差信号送到锅炉主控去增加燃烧量，继续加大锅炉出力。
另一方面送到汽机主控去，把调门开度关小，以限制主汽压力的下降幅度。
当燃烧量自发减小时，比如跳磨。
主汽压力会下降，一方面主汽压力的偏差会使得汽机主控关小调门，以限制主汽压力的下降幅度。
另一方面偏差信号正作用于锅炉主控，使锅炉主控增加燃烧量，以增加锅炉出力。
在这个过程中，机组负荷会暂时的下降，但功能偏差信号形成，正作用于汽机主控和锅炉主控，使得汽机调门开大，锅炉主控指令加大。
特点：即利用了锅炉的高温蓄热能力，又发挥了汽机的快速响应功能。
14、下图为AGC指令与跟踪值的切换，当汽机主控切手动后，XV04为Array5、下图为汽机主控中，机跟炉、炉跟机的切换开关。
当点TF后，汽机主控跟的是压力偏差信号，当非TF时，跟踪功率偏差信号。
单元机组协调控制系统
理 论 广 角
Ｉ ■
Ｃ ｏ１。ｄ ｃｏｙ￣ ｈ ｒａ ｈｌ ＇ ｉ ｃｃｎ ｅ ｏＲｌ ｎ ｅ Ｔ ｎｇ （ｗ ５１ ｅ
单 元 机 组 协 调控 制 系 统
曹雪伟 （ 保定热电厂 河北 周爱强 保定 ０１０） ７ ０ ０
【 摘
一
要］ 单元机组协调控制 系统把锅 炉、汽轮发 电机 组作为一个整体进行控 制，采用 了递阶控 制系统 结构 ，把 自动调节 、逻 辑控制、连锁保护等功 能有机地 结合在
级的 主控系 统是 协调控 制 系统 的核 心 ，它 对 负荷指 令 进行运 算 处理 形成 控制
决策 ，给 出汽机 负荷 指令 和锅 炉负荷 指令 。处于局 部 控制 级 的各子 系统 在机 炉主指 令下分 工协调 动作 ，完成 给定 的控制 任 务。 随着 电网运行 自动化 水平 的提 高， 以单元 机组 协调控 制 系统 为基础 ，构
下控制 要求 的综合控 制系 统 。
（ ）协 调控制 系统 的组成 二 单元 机组 协调控 制 系统 ，它是建 立在 汽机 控制 子系统 和锅 炉控 制子 系统 基 础上 的主 控系 统和机 、炉子控 制 系统组 成 的二 级递 阶控制 系 统 。处于 调节
发 生 的时候 ，即 可按照 机 炉双方 的特 性 ，采 用适 当的 前馈信 号 ，使能 量 的失
起 ，构成一种 具有多功能控制功 能，满足 不同运行方式和不 同工况下控制要求 的综合控 制系统 。
［ 关键词］ 协调 控制 系统 中图分类号 ：Ｔ ６ 文献标识码 ：ｈ 文章编号 ：１０ － １ Ｘ ２ ０ ） ２ ａ － ２ ０ ０ Ｍ ０ ９ ９ ４ （０ ８ １ （） ０ ０ － １
一
、
单元 机组协 碍控制 系统 的概述
Ｉ ■
Ｃ ｏ１。ｄ ｃｏｙ￣ ｈ ｒａ ｈｌ ＇ ｉ ｃｃｎ ｅ ｏＲｌ ｎ ｅ Ｔ ｎｇ （ｗ ５１ ｅ
单 元 机 组 协 调控 制 系 统
曹雪伟 （ 保定热电厂 河北 周爱强 保定 ０１０） ７ ０ ０
【 摘
一
要］ 单元机组协调控制 系统把锅 炉、汽轮发 电机 组作为一个整体进行控 制，采用 了递阶控 制系统 结构 ，把 自动调节 、逻 辑控制、连锁保护等功 能有机地 结合在
级的 主控系 统是 协调控 制 系统 的核 心 ，它 对 负荷指 令 进行运 算 处理 形成 控制
决策 ，给 出汽机 负荷 指令 和锅 炉负荷 指令 。处于局 部 控制 级 的各子 系统 在机 炉主指 令下分 工协调 动作 ，完成 给定 的控制 任 务。 随着 电网运行 自动化 水平 的提 高， 以单元 机组 协调控 制 系统 为基础 ，构
下控制 要求 的综合控 制系 统 。
（ ）协 调控制 系统 的组成 二 单元 机组 协调控 制 系统 ，它是建 立在 汽机 控制 子系统 和锅 炉控 制子 系统 基 础上 的主 控系 统和机 、炉子控 制 系统组 成 的二 级递 阶控制 系 统 。处于 调节
发 生 的时候 ，即 可按照 机 炉双方 的特 性 ，采 用适 当的 前馈信 号 ，使能 量 的失
起 ，构成一种 具有多功能控制功 能，满足 不同运行方式和不 同工况下控制要求 的综合控 制系统 。
［ 关键词］ 协调 控制 系统 中图分类号 ：Ｔ ６ 文献标识码 ：ｈ 文章编号 ：１０ － １ Ｘ ２ ０ ） ２ ａ － ２ ０ ０ Ｍ ０ ９ ９ ４ （０ ８ １ （） ０ ０ － １
一
、
单元 机组协 碍控制 系统 的概述
单元机组的调节控制
给水量控制是通过燃料量与给水量的比率信号对锅炉主指令进行修正，从而控制给水量的。负 荷变化时，由于给水系的延迟，暂由锅炉蓄热量的变化和汽轮机功率变化而产生的主蒸汽压力偏差 来对锅炉主指令信号进行修正。由于燃料量对主蒸汽温度影响较大，因此燃料量偏差对给水量也应 修正，以使主蒸汽温度稳定，只是这一修正是在燃料量降低超过一定幅度时才开始改变给水量。
空气量控制信号是在燃烧控制系统要求的燃料量信号基础上，叠加烟气含氧量的修正而形成的 。
再热汽温控制系统首先利用燃烧器摆角、烟气挡板或烟气再循环进行烟侧调节，如仍超温，则 利用喷水减温来控制。
单元机组的运行控制方式
概述
电网要求机组调频时，处于协调控制运行方式的机组需要在接受电网中心调度所发来的负荷指 令、机组值班员手动给定的负荷指令和电网频率偏差信号三种负荷指令时，根据实际运行状态切换 为锅炉跟随、汽轮机跟随及煤油手动等方式。
单元机组的运行控制方式
单元机组的运行控制方式
控制运行方式
2、汽轮机跟随、输出功率可调的控制方式 这种运行方式的负荷指令运算回路与协调控制方式基本相同，其特点是控制系统不接受频差信
号和中调指令，只接受值班员的手动指令。运算后的负荷指令仅送往锅炉主控器，保证机组实发功 率等于功率指令规定值。汽轮机主控器则成了压力控制系统。这种运行方式的负荷跟踪性较差，反 应速度较慢，适用于带基本负荷的机组。
单元机组的调节控制
课程介绍
单元机组的控制调节是指单元机组各种系统和设备通过控制系统进行 安全经济运行，并且快速适应外界负荷的需求。
本课程主要介绍单元机组的负荷调节、机炉主控制器、单元机组的综 合协调控制系统、单元机组的运行控制方式。
目录
一、单元机组的负荷调节 二、机炉主控制器 三、单元机组的综合协调控制系统 四、单元机组的运行控制方式
空气量控制信号是在燃烧控制系统要求的燃料量信号基础上，叠加烟气含氧量的修正而形成的 。
再热汽温控制系统首先利用燃烧器摆角、烟气挡板或烟气再循环进行烟侧调节，如仍超温，则 利用喷水减温来控制。
单元机组的运行控制方式
概述
电网要求机组调频时，处于协调控制运行方式的机组需要在接受电网中心调度所发来的负荷指 令、机组值班员手动给定的负荷指令和电网频率偏差信号三种负荷指令时，根据实际运行状态切换 为锅炉跟随、汽轮机跟随及煤油手动等方式。
单元机组的运行控制方式
单元机组的运行控制方式
控制运行方式
2、汽轮机跟随、输出功率可调的控制方式 这种运行方式的负荷指令运算回路与协调控制方式基本相同，其特点是控制系统不接受频差信
号和中调指令，只接受值班员的手动指令。运算后的负荷指令仅送往锅炉主控器，保证机组实发功 率等于功率指令规定值。汽轮机主控器则成了压力控制系统。这种运行方式的负荷跟踪性较差，反 应速度较慢，适用于带基本负荷的机组。
单元机组的调节控制
课程介绍
单元机组的控制调节是指单元机组各种系统和设备通过控制系统进行 安全经济运行，并且快速适应外界负荷的需求。
本课程主要介绍单元机组的负荷调节、机炉主控制器、单元机组的综 合协调控制系统、单元机组的运行控制方式。
目录
一、单元机组的负荷调节 二、机炉主控制器 三、单元机组的综合协调控制系统 四、单元机组的运行控制方式
《汽轮机原理》第10章01
第十章 汽轮机运行
第一节 单元制机组的运行
现代大型火电厂都是由过滤、汽轮机、发电机等主辅机组成的庞大、复杂 的独立的单元制机组。随着用电结构的变化，机组的功率必须适应负荷变化的 要求，参加电网调频、调峰运行。
一、单元制机组运行特点
（一）单元制机组的负荷适应性 • 锅炉与汽轮机的时间常数相差很大，负荷改变引起锅炉风、煤、水量变化； • 汽轮机中低压缸功率滞后。 导致机组功率变化滞后于外界负荷的变化，对外界负荷适应性较差，一次调频 能力相对降低。
为保证转子不发生脆断，汽轮机的超速试验以及带大负荷运行，应在定速 后经一段时间的低负荷运行，待转子被加热到脆性转变温度以上再进行。
12
（5）热冲击
热冲击是指蒸汽与汽缸、转子等部件在短时间内进行强烈热交换的过程。
此时金属部件内温差大，热应力大，甚至超过材料的屈服极限。严重时，一次
严重的热冲击就可能造成部件损坏。热冲击的主要原因有三种：
降负荷率应比启动或升负荷时更小。
9
热应力与汽缸内外壁温差成正比。可通过控制汽缸内、外壁温差来控制热 应力。汽缸内外壁的最大允许温差为50一70℃。
在启动和负荷变化时，调节级汽室的汽温变化很大，汽缸的最大温差常常 出现在调节级对应的汽缸壁与法兰螺栓孔处。必须严格控制调节级汽室蒸汽温 度的变化率。 （2）螺栓及法兰的热应力。
14Leabharlann （2）转子的绝对膨胀。• 转子的相对死点：推力轴承与转子推力盘接触面是转子的死点。转子轴向
位置由推力轴承决定。
• 转子的绝对膨胀：转子以该相对死点为起点，沿转子轴向的膨胀称转子的
绝对膨胀。
（3）汽缸与转子的相对膨胀
汽轮机启、停和工况变化时，转子和汽缸分别以各自的死点为基准沿轴
第一节 单元制机组的运行
现代大型火电厂都是由过滤、汽轮机、发电机等主辅机组成的庞大、复杂 的独立的单元制机组。随着用电结构的变化，机组的功率必须适应负荷变化的 要求，参加电网调频、调峰运行。
一、单元制机组运行特点
（一）单元制机组的负荷适应性 • 锅炉与汽轮机的时间常数相差很大，负荷改变引起锅炉风、煤、水量变化； • 汽轮机中低压缸功率滞后。 导致机组功率变化滞后于外界负荷的变化，对外界负荷适应性较差，一次调频 能力相对降低。
为保证转子不发生脆断，汽轮机的超速试验以及带大负荷运行，应在定速 后经一段时间的低负荷运行，待转子被加热到脆性转变温度以上再进行。
12
（5）热冲击
热冲击是指蒸汽与汽缸、转子等部件在短时间内进行强烈热交换的过程。
此时金属部件内温差大，热应力大，甚至超过材料的屈服极限。严重时，一次
严重的热冲击就可能造成部件损坏。热冲击的主要原因有三种：
降负荷率应比启动或升负荷时更小。
9
热应力与汽缸内外壁温差成正比。可通过控制汽缸内、外壁温差来控制热 应力。汽缸内外壁的最大允许温差为50一70℃。
在启动和负荷变化时，调节级汽室的汽温变化很大，汽缸的最大温差常常 出现在调节级对应的汽缸壁与法兰螺栓孔处。必须严格控制调节级汽室蒸汽温 度的变化率。 （2）螺栓及法兰的热应力。
14Leabharlann （2）转子的绝对膨胀。• 转子的相对死点：推力轴承与转子推力盘接触面是转子的死点。转子轴向
位置由推力轴承决定。
• 转子的绝对膨胀：转子以该相对死点为起点，沿转子轴向的膨胀称转子的
绝对膨胀。
（3）汽缸与转子的相对膨胀
汽轮机启、停和工况变化时，转子和汽缸分别以各自的死点为基准沿轴
火电厂中的单元机组集控运行
火电厂中的单元机组集控运行文摘：在我国电力系统中，主要的供应方式以火电为主。
然而，在我国火力发电市场，因政策法规不明晰、火力电厂建设不规范等原因，导致一大批能耗高、污染严重的小规模火力电厂，在“蓝天白云”的号召下，环境保护部门对这些非达标小规模火力电厂进行了全面清理，并在较大规模火力电厂中推行单机集控的运行模式，以降低火力电厂的总体污染物排放量，提高火力电厂的能源转换效率。
本文对火力发电厂中单机集中控制操作进行了探讨，以期为提高火力发电厂的技术水平提供参考。
引言：随着社会的发展与科学技术的不断提高，火力电厂已成为居民及社会用电的重要来源。
本文的目的是通过对火电厂中的单元机组集控运行进行讨论分析，提高火电厂的火电技术，提高并改善火电厂中单元机组集控运行技术的运行效率，从而使火电厂更加满足人们日益增长的电力需求。
1.中央单元运行控制技术1.1火电厂及机组集中控制技术火力发电厂的发电原理是通过煤炭等可燃物完全燃烧，生成水蒸汽，水蒸汽推动汽轮发电机组运转，将能量转换成电能。
热电联产机组的运行集中控制技术是一种新型的集成控制技术，也就是自动运行的 DCS （分布式控制系统）管控系统。
它能对火力发电厂的研发、生产和运行过程进行实时、高效的在线监控，并使其在监控中发挥出优异的效果。
在热电联产系统中引入现代互联网和信息技术，既能保障其生产方式的自动化，又能提高其管理水平。
火力发电厂分块操作集中控制技术是一种相互联系、相互补充的系统。
1.2集中控制技术的控制手段火电厂机组集中控制技术，本质上属于一种集中控制技术。
它主要应用于对火电厂发电所必需的机械设备进行集中控制和管理，包括锅炉、汽轮机、发电机、各种辅机等，对火力发电厂的日常能源需求进行控制。
为满足火力发电厂的蒸汽需要，确保汽轮发电机组的正常运行，必须实时监测、跟踪和调节煤炭及水的含量。
为了提供更为优化和高效的运行与控制系统，必须把涉及到的热力设备全部视为一个完整的整体。
单元机组协调控制系统
荷真正平衡.
机 态时组压处力于机 荷运”自组 运算机动处算回跟/于回手路随协路动.”调切状状换态单时元负
机跟随状态时DEH由此 信号来控制,即由压力 调节器控制,控制目标 主汽压力等于给定数值.
负 传机当 D当荷 送组E被率汽 负指到H处控.机荷回令汽于制主指路作机协量控令工为主调机所变作给控方组控化正定回式的制时常数路时实的,时值.加,际, 功 中调速间节负串器荷联输相惯出应性的的是主微希汽分望阀通汽门道. 机开负度荷沿变此化线稍路慢输些出,以到 便D和EH锅炉的负荷变化相 适应.
：固定常数输出数值幅值限制环节，限制数值由程 序设定，当输入信号数值超过限制数值后，环节输出 等于限制数值大小。例如，限制数值等于105，当输 入数值小于105时，环节输出等于环节的输入，而当 环节输入为110超过限制数值后，环节输出等于105。
：高限报警电路，环节输入为模拟量，输出为开关 量。上方数字为输入信号的高限数值，当输入信号超 过高限数值，电路输出报警信号（输出“1”信号）， 输入信号低于高限数值时，电路没有报警信号输出 （输出“0”信号）。
4. MFT—（Master fuel trip）锅炉主燃料跳闸 当发生炉膛灭火等事故后，如不切断进入炉膛的燃料可 能会造成煤粉爆炸等危及锅炉安全的事故，此时，相关 电路会产生MFT主燃料跳闸信号，使机组协调控制系统 进入MFT工况，以切断锅炉的所有燃料供给。
5. ETS—汽轮机紧急调闸 当继续运行，会危及汽轮机设备安全时，例如，汽轮机超速、 发电机甩负荷等工况出现时，相关控制器使汽轮机进入ETS工 况，强行关断进汽阀门以保护汽轮机等设备的安全。
汽机主控
DEH控制
汽机负荷
煤量控制
f(X)
f(X)
f(X) 炉膛负压给定
机 态时组压处力于机 荷运”自组 运算机动处算回跟/于回手路随协路动.”调切状状换态单时元负
机跟随状态时DEH由此 信号来控制,即由压力 调节器控制,控制目标 主汽压力等于给定数值.
负 传机当 D当荷 送组E被率汽 负指到H处控.机荷回令汽于制主指路作机协量控令工为主调机所变作给控方组控化正定回式的制时常数路时实的,时值.加,际, 功 中调速间节负串器荷联输相惯出应性的的是主微希汽分望阀通汽门道. 机开负度荷沿变此化线稍路慢输些出,以到 便D和EH锅炉的负荷变化相 适应.
：固定常数输出数值幅值限制环节，限制数值由程 序设定，当输入信号数值超过限制数值后，环节输出 等于限制数值大小。例如，限制数值等于105，当输 入数值小于105时，环节输出等于环节的输入，而当 环节输入为110超过限制数值后，环节输出等于105。
：高限报警电路，环节输入为模拟量，输出为开关 量。上方数字为输入信号的高限数值，当输入信号超 过高限数值，电路输出报警信号（输出“1”信号）， 输入信号低于高限数值时，电路没有报警信号输出 （输出“0”信号）。
4. MFT—（Master fuel trip）锅炉主燃料跳闸 当发生炉膛灭火等事故后，如不切断进入炉膛的燃料可 能会造成煤粉爆炸等危及锅炉安全的事故，此时，相关 电路会产生MFT主燃料跳闸信号，使机组协调控制系统 进入MFT工况，以切断锅炉的所有燃料供给。
5. ETS—汽轮机紧急调闸 当继续运行，会危及汽轮机设备安全时，例如，汽轮机超速、 发电机甩负荷等工况出现时，相关控制器使汽轮机进入ETS工 况，强行关断进汽阀门以保护汽轮机等设备的安全。
汽机主控
DEH控制
汽机负荷
煤量控制
f(X)
f(X)
f(X) 炉膛负压给定
单元机组协调控制系统-毕业设计论文精选全文完整版
可编辑修改精选全文完整版引言单元机组协调控制系统是大型火力发电机组的主要控制系统之一，是实现整个电网调度自动化的基础条件。
由于协调控制系统是一个典型的多输入多输出系统，为了消除耦合作用对整个系统控制效果的影响，根据多变量过程控制系统解耦理论，首先要对控制系统进行解耦。
因此采用解耦理论对单元机组协调控制系统进行分析和设计是一个很重要的方向。
【3】由于高参数，大容量机组的迅速发展，装机容量也日益增多，因此对机组的自动化需求也日益提高。
与其他工业生产过程相比，电力生产过程更加要求保持生产的连续性，高度的安全性和经济性。
单元机组协调控制系统已成为大型单元机组普遍采用的一种控制系统，该系统把自动调节、逻辑控制、安全保护、监督管理融为一体，具有功能完善、技术先进、可靠性高等特点。
在工程应用中，单元机组协调控制系统是在常规机炉局部控制系统基础上发展起来的新型控制系统。
单元机组在处理负荷要求并同时维持机组主要运行参数的稳定这两个问题时，是将机炉作为一个整体来看待的，必须要考虑协调控制，共同响应外界负荷的需求。
它是一个复杂的多变量强耦合控制对象，存在着大滞后、多扰动、时变等特性。
目前新投产项目中国产机组所占比例越来越高，研究国产燃煤单元机组的生产特性，对于实现机组的协调控制，以及机组的安全、稳定、经济运行意义重大。
第一章火电厂燃煤机组简介1.1火电厂锅炉【10】锅炉是利用燃料或其他能源的热能，把水加热成为热水或蒸汽的机械设备。
锅炉包括锅和炉两大部分，锅的原义是指在火上加热的盛水容器，炉是指燃烧燃料的场所。
锅炉中产生的热水或蒸汽可直接为生产和生活提供所需要的热能，也可通过蒸汽动力装置转换为机械能，或再通过发电机将机械能转换为电能。
提供热水的锅炉称为热水锅炉，主要用于生活，工业生产中也有少量应用。
产生蒸汽的锅炉称为蒸汽锅炉，又叫蒸汽发生器，常简称为锅炉，是蒸汽动力装置的重要组成部分，多用于火电站、船舶、机车和工矿企业。
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——系统负荷功率变化是随机的 PL1——是持续负荷分量，变化缓慢、幅 一 度大，取决于生产和生活规律 PL3——是随机负荷分量，变化快、幅 一 度很小，引起频率偏移很小，可 一 有一次调频来调节 PL2——是脉动负荷分量，变化幅度大， 一 引起的频率偏移较大，须通过二 一 次调频来调节
负荷
PL
电力系统综合负荷
可将油动机行程经位移传感器反馈到频率 偏差的输入端 或用功率变送器的输出信号作为调差反馈 环节的输入信号，如图： 大功率机组必须采用直接功率反馈控制 ——因为蒸汽压力对机组处理的影响很大
频率给定 频率测量
Uf + +
- -
控制作用
UP
调差设定
-
+
功率给定 功率测量 25
2014-4-11
辽电大连培训中心
汽轮机自启停控制系统（保证机组安全短时启、停）
——控制热应力、延长机组寿命、实现寿命管理
汽轮机调节系统培训课件
5、发电机和电气控制系统
（1）发电机组自动控制系统
图
——励磁系统控制发电机电压和无功功率 ——调速系统控制发电机转速和有功功率 ——自动同期并列装置和断路器控制同期并列 ——自控系统控制经济运行组合和分配 （2）厂用电控制系统
单元机组的控制与调节 燃料 水
空气
锅 炉 发电机
电网
DCS
汽轮机调节系统培训课件
第一节
单元机组的负荷控制
一、单元机组负荷控制的特点
机组热控技术已达到了一个崭新的水平
——随着机组参数和容量的提高 ——随着计算机的采用和控制仪表的进步
以 DCS 为手段的自动控制系统有效地实 现机组安全经济运行 担负着：主、辅机参数控制、回路调节、 异常报警、 联锁保护、 顺序控制、 参数显示、 性能计算、 趋势记录、 报表输出等功能。
f
.
Pw Pw
fw fw
汽轮机调节系统培训课件
o
Pe
（6）原动机的特性
汽容量影响：由于调节阀门与第一级喷嘴之间 存在一定的空间，当阀门开度变动时，进汽两 的变化不能促使汽压立即改变，形成机械功率 滞后于阀门开度变化的现象。
——机组容量越大，汽容影响越大。 ——可用一个 惯性环节 来表示 ——其时间常数为 TCH，一般为 0.2 ~ 0.3 s
汽轮机调节系统培训课件
1、计算机监视系统
包括：厂级监视用计算机及分散控制系统的数字采集系统 作用：对锅炉、汽轮机、发电机及电气系统生产过程参数 一 和设备运行状态进行监视 主要功能：数字采集处理、越限报警、屏幕显示、性能计 一 算、操作指导、打印制表、事故追忆打印和事 一 件顺序记录和历史数据存储等
一次调频——使系统的总发电出力满足系统 一 总负荷的要求
——主要由汽轮机的调速控制实现
二次调频——使电力系统运行频率与额定频 一 率之间的误差趋于零
——由调节发电机的频率特性实现
合理分配发电出力——在电力系统各成员之 一 间使联络线交换的功率满 一 足预先商定的计划值
——以此保证运行水平和各方利益
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（5）调节特性的失灵区
也称：“迟缓率”
如图：存在一个“失灵区”，其宽度为“Δfw”，可用ε表 示：
即： f w / f e 称之为调节器的 “迟缓率”
与调差率（速度变动率）的关系为：
P W /
注意：
1）δ* 不能取得太小，否 一 则功率分配误差大 2）失灵区太小对机组不 一 利，应适当
——再热式汽轮机还要考虑再热段 一 的充汽时延
汽轮机调节系统培训课件
（三）电力系统频率控制
1、频率的一次调整：
——当电力系统负荷变化引起系统频率变化时， 系统内并联运行机组的调速器会根据电力系统 频率变化自动调节进入它所控制的原动机的动 力元素，，改变输入原动机的功率，使系统频 率维持在某一值运行， 一次调频：电力系统内并联运行机组的调速器在没 一 有手动和自动调节装置参与调节的情况 一 下，自动调节原动机的输入功率与系统 一 负荷功率变化相互平衡来维持电力系统 一 频率的一种调节 即：图中由 A 点到 D 点 再到 C 点的过 程…… 汽轮机调节系统培训课件
一次调频的调节过程：
图
PG（f）为电力系统等效发电机组静态调节特性曲线 PL（f）为电力系统负荷的静态频率特性曲线 ——两条曲线的交点即为系统的运行点 PT为原动机输入功率 若：PTA= PGA= PLA ，则系统稳定 A 点运行 若电力系统负荷突然增加 ΔPL，则开始频率不变， 机组将转子中储存的一部分动能转换成电能；达 到 A 点。同时转速下降，又到 C 点。 若没有调速器调节，负荷增加完全由负荷频 率特性调节，则系统稳定在 B 点运行。
与频率3次方成正比的负荷，如：泵与风机
与频率更高次方成正比的负荷，如：特殊泵 将上述各类负荷综合，可得有功功率与频率的关系为：
f f f PD 0 PDe 1 PDe P P 2 De n De f f f e e e
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4、汽轮机自动控制系统
汽轮机调节系统（调速系统，对转速和负荷连续调控） 汽轮机保护系统（保护动作时自动关闭主汽门，停机）
低真空保护
超速保护
其执行机构是自动主汽门
汽轮机监视系统（固有保护装置之外的安全监视、保护）
包括： 汽轮机转速； 轴向位移； 相对膨胀；轴承振动； 转子挠度；推力轴瓦和支持轴瓦温度；
特点： 1）增强了各仪表控制系统之间的联系
2）取代了大部分常规仪表 3）提高了对机组的监视能力 4）存贮了大量的历史数据 5）增强了数据处理能力
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2、机炉协调主控制系统
调节功能 两个功能： 逻辑判断功能（异常时联锁保护动作）
作用：根据负荷调度命令和电力系统频率，在 一 单元机组所能承担负荷的情况下，对汽 一 轮机自动控制系统和锅炉自动控制发出 一 指挥和控制指令 另：按负荷需求和机组运行状态采用不同的 一 运行方式
若转速变化不大，可以近似地认为：
2
PG 0 TG
PE dt
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发电机特性框图：
ΔPG + - ΔPD
1 0 Is
Δω
KD
1 0 Is K D
Δω
即：
ΔPG +
ΔPD
其中：
PD 为负荷的频率调节系数 KD f ——衡量负荷调节效应的大小
——确保厂用电不致中断 ——厂用电包括备用电源和紧急直流电源 ——设有备用电源自动投入装置、蓄电池、UPS
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6、辅助设备及各支持系统 的自动控制系统
——火电厂辅助系统的自动控制系统
大多属于顺序控制系统 作用：保证这些系统的安全运行 包括： ——输煤控制系统； ——锅炉吹灰控制系统； ——锅炉补给水处理控制系统； ——给水启停控制； ——风机启停控制； ——锅炉启停系统控制； ——煤粉制备系统控制；
其相对值：P
d
2
n
0 1 f f ... f
2 2
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n n
3、发电机组的功率调节控制特性
总框图：
——负荷变化与转速变化之间的关系
1/ R
调速器 原动机 发电机及负荷 +
ΔPG
1 K + － ΔP R 1 sT s
1 1 sTCH
转动惯量
Δω=ω - ω0
转子以恒定转速 ω0 运行时： 输入的机械转矩 TG = 输出的电磁转矩 Te 输入功率PG（= ω0 TG） = 输出功率Pe （ = ω0 Te）
有扰动时，加速转矩、角速度偏移和相位的关系为：
d d T TG TE I I 2 dt dt
其相对值： K 1 PG G
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ΔPG
f
PG
PGa PGb
（4）电气液压调速器
即：“电调”，如下 图： 为一功频电液调速器，有三部分组成： 若设置汽压给定和真空给定，可改善调节性能
2014-4-11
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24
调差特性的实现： ——有多种不同的方法
另外：
有功功率和频率的调节控制还涉及：
——机组调速器的结构和工作原理；
——调速系统的工作特性； ——电力系统负荷的频率特性；
——电力系统的调频方法；
有功功率和频率的调节控制还与电力系统 的经济调度控制（电力系统运行方式）密 切相关
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（二）单元机组的有功功率控制
1、电力系统的有功功率平衡
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2、频率的二次调节
图
概念：用手动或通过自动装置改变调速器频率（或 一 功率）给定值，调节进入原动机的动力元素 一 来维持电力系统频率的调节方法。 ——改变调速器频率给定值即为改变空载频率 ——即相当于机组静态特性向上平移 ——目的是保持系统频率不变或较少变化 结论：通过二次调频，系统的负荷变化可完全由等效机 一 组输入功率的增加承担了，即：
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主要功能可以概括为……
自 动 检 测 自 动 保 护 顺 序 控 制 连 续 控 制
信 息管 处理 理和
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二、单元机组负荷控制的 主要系统
——为一系列的自动化系统 这些系统用以实现机组负荷控制的功能
包括：计算机监视（数据采集）系统 机炉协调主控制系统 锅炉自动控制系统 汽轮机自动控制系统 发电机和电气控制系统 旁路控制系统 辅助设备及支持系统的自动控制系统 就地控制系统
1 － 0 Is K D Δω
ΔPD
1 传 0 Is K D 递 1 1 1 1 函 PD 1 Is K 数 R 1 sT 1 sT CH 0 D
负荷
PL
电力系统综合负荷
可将油动机行程经位移传感器反馈到频率 偏差的输入端 或用功率变送器的输出信号作为调差反馈 环节的输入信号，如图： 大功率机组必须采用直接功率反馈控制 ——因为蒸汽压力对机组处理的影响很大
频率给定 频率测量
Uf + +
- -
控制作用
UP
调差设定
-
+
功率给定 功率测量 25
2014-4-11
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汽轮机自启停控制系统（保证机组安全短时启、停）
——控制热应力、延长机组寿命、实现寿命管理
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5、发电机和电气控制系统
（1）发电机组自动控制系统
图
——励磁系统控制发电机电压和无功功率 ——调速系统控制发电机转速和有功功率 ——自动同期并列装置和断路器控制同期并列 ——自控系统控制经济运行组合和分配 （2）厂用电控制系统
单元机组的控制与调节 燃料 水
空气
锅 炉 发电机
电网
DCS
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第一节
单元机组的负荷控制
一、单元机组负荷控制的特点
机组热控技术已达到了一个崭新的水平
——随着机组参数和容量的提高 ——随着计算机的采用和控制仪表的进步
以 DCS 为手段的自动控制系统有效地实 现机组安全经济运行 担负着：主、辅机参数控制、回路调节、 异常报警、 联锁保护、 顺序控制、 参数显示、 性能计算、 趋势记录、 报表输出等功能。
f
.
Pw Pw
fw fw
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o
Pe
（6）原动机的特性
汽容量影响：由于调节阀门与第一级喷嘴之间 存在一定的空间，当阀门开度变动时，进汽两 的变化不能促使汽压立即改变，形成机械功率 滞后于阀门开度变化的现象。
——机组容量越大，汽容影响越大。 ——可用一个 惯性环节 来表示 ——其时间常数为 TCH，一般为 0.2 ~ 0.3 s
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1、计算机监视系统
包括：厂级监视用计算机及分散控制系统的数字采集系统 作用：对锅炉、汽轮机、发电机及电气系统生产过程参数 一 和设备运行状态进行监视 主要功能：数字采集处理、越限报警、屏幕显示、性能计 一 算、操作指导、打印制表、事故追忆打印和事 一 件顺序记录和历史数据存储等
一次调频——使系统的总发电出力满足系统 一 总负荷的要求
——主要由汽轮机的调速控制实现
二次调频——使电力系统运行频率与额定频 一 率之间的误差趋于零
——由调节发电机的频率特性实现
合理分配发电出力——在电力系统各成员之 一 间使联络线交换的功率满 一 足预先商定的计划值
——以此保证运行水平和各方利益
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（5）调节特性的失灵区
也称：“迟缓率”
如图：存在一个“失灵区”，其宽度为“Δfw”，可用ε表 示：
即： f w / f e 称之为调节器的 “迟缓率”
与调差率（速度变动率）的关系为：
P W /
注意：
1）δ* 不能取得太小，否 一 则功率分配误差大 2）失灵区太小对机组不 一 利，应适当
——再热式汽轮机还要考虑再热段 一 的充汽时延
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（三）电力系统频率控制
1、频率的一次调整：
——当电力系统负荷变化引起系统频率变化时， 系统内并联运行机组的调速器会根据电力系统 频率变化自动调节进入它所控制的原动机的动 力元素，，改变输入原动机的功率，使系统频 率维持在某一值运行， 一次调频：电力系统内并联运行机组的调速器在没 一 有手动和自动调节装置参与调节的情况 一 下，自动调节原动机的输入功率与系统 一 负荷功率变化相互平衡来维持电力系统 一 频率的一种调节 即：图中由 A 点到 D 点 再到 C 点的过 程…… 汽轮机调节系统培训课件
一次调频的调节过程：
图
PG（f）为电力系统等效发电机组静态调节特性曲线 PL（f）为电力系统负荷的静态频率特性曲线 ——两条曲线的交点即为系统的运行点 PT为原动机输入功率 若：PTA= PGA= PLA ，则系统稳定 A 点运行 若电力系统负荷突然增加 ΔPL，则开始频率不变， 机组将转子中储存的一部分动能转换成电能；达 到 A 点。同时转速下降，又到 C 点。 若没有调速器调节，负荷增加完全由负荷频 率特性调节，则系统稳定在 B 点运行。
与频率3次方成正比的负荷，如：泵与风机
与频率更高次方成正比的负荷，如：特殊泵 将上述各类负荷综合，可得有功功率与频率的关系为：
f f f PD 0 PDe 1 PDe P P 2 De n De f f f e e e
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4、汽轮机自动控制系统
汽轮机调节系统（调速系统，对转速和负荷连续调控） 汽轮机保护系统（保护动作时自动关闭主汽门，停机）
低真空保护
超速保护
其执行机构是自动主汽门
汽轮机监视系统（固有保护装置之外的安全监视、保护）
包括： 汽轮机转速； 轴向位移； 相对膨胀；轴承振动； 转子挠度；推力轴瓦和支持轴瓦温度；
特点： 1）增强了各仪表控制系统之间的联系
2）取代了大部分常规仪表 3）提高了对机组的监视能力 4）存贮了大量的历史数据 5）增强了数据处理能力
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2、机炉协调主控制系统
调节功能 两个功能： 逻辑判断功能（异常时联锁保护动作）
作用：根据负荷调度命令和电力系统频率，在 一 单元机组所能承担负荷的情况下，对汽 一 轮机自动控制系统和锅炉自动控制发出 一 指挥和控制指令 另：按负荷需求和机组运行状态采用不同的 一 运行方式
若转速变化不大，可以近似地认为：
2
PG 0 TG
PE dt
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发电机特性框图：
ΔPG + - ΔPD
1 0 Is
Δω
KD
1 0 Is K D
Δω
即：
ΔPG +
ΔPD
其中：
PD 为负荷的频率调节系数 KD f ——衡量负荷调节效应的大小
——确保厂用电不致中断 ——厂用电包括备用电源和紧急直流电源 ——设有备用电源自动投入装置、蓄电池、UPS
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6、辅助设备及各支持系统 的自动控制系统
——火电厂辅助系统的自动控制系统
大多属于顺序控制系统 作用：保证这些系统的安全运行 包括： ——输煤控制系统； ——锅炉吹灰控制系统； ——锅炉补给水处理控制系统； ——给水启停控制； ——风机启停控制； ——锅炉启停系统控制； ——煤粉制备系统控制；
其相对值：P
d
2
n
0 1 f f ... f
2 2
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n n
3、发电机组的功率调节控制特性
总框图：
——负荷变化与转速变化之间的关系
1/ R
调速器 原动机 发电机及负荷 +
ΔPG
1 K + － ΔP R 1 sT s
1 1 sTCH
转动惯量
Δω=ω - ω0
转子以恒定转速 ω0 运行时： 输入的机械转矩 TG = 输出的电磁转矩 Te 输入功率PG（= ω0 TG） = 输出功率Pe （ = ω0 Te）
有扰动时，加速转矩、角速度偏移和相位的关系为：
d d T TG TE I I 2 dt dt
其相对值： K 1 PG G
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ΔPG
f
PG
PGa PGb
（4）电气液压调速器
即：“电调”，如下 图： 为一功频电液调速器，有三部分组成： 若设置汽压给定和真空给定，可改善调节性能
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调差特性的实现： ——有多种不同的方法
另外：
有功功率和频率的调节控制还涉及：
——机组调速器的结构和工作原理；
——调速系统的工作特性； ——电力系统负荷的频率特性；
——电力系统的调频方法；
有功功率和频率的调节控制还与电力系统 的经济调度控制（电力系统运行方式）密 切相关
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（二）单元机组的有功功率控制
1、电力系统的有功功率平衡
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2、频率的二次调节
图
概念：用手动或通过自动装置改变调速器频率（或 一 功率）给定值，调节进入原动机的动力元素 一 来维持电力系统频率的调节方法。 ——改变调速器频率给定值即为改变空载频率 ——即相当于机组静态特性向上平移 ——目的是保持系统频率不变或较少变化 结论：通过二次调频，系统的负荷变化可完全由等效机 一 组输入功率的增加承担了，即：
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主要功能可以概括为……
自 动 检 测 自 动 保 护 顺 序 控 制 连 续 控 制
信 息管 处理 理和
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二、单元机组负荷控制的 主要系统
——为一系列的自动化系统 这些系统用以实现机组负荷控制的功能
包括：计算机监视（数据采集）系统 机炉协调主控制系统 锅炉自动控制系统 汽轮机自动控制系统 发电机和电气控制系统 旁路控制系统 辅助设备及支持系统的自动控制系统 就地控制系统
1 － 0 Is K D Δω
ΔPD
1 传 0 Is K D 递 1 1 1 1 函 PD 1 Is K 数 R 1 sT 1 sT CH 0 D