协调控制系统试验
RB控制系统试验
3 协调控制系统输 出至FSSS跳磨或 给粉机的控制逻 辑正确，数字量 输出回路能正确 动作；
4 协调控制系统在 RB发生后能够自 动切换到TF方式 运行；
5 RB时，主汽压采 用的定压/滑压 方式符合设计要 求，一般应切换 到滑压方式运行；
6 滑压运行方式时， 滑压速率参数设 定制策略主要由模拟量控制系统(MCS)和燃烧器管理系统(BMS)共同实现
RB功能模拟 试验
在机组停运的情况下，按 设计的功能依次模拟RB 产生的条件，进行RB功 能模拟试验。试验中，主 要应检查以下一些内容：
1 所有的RB数字量 输入回路能够正 确动作；
2 负荷运算回路、 负荷指令变化速 率等RB控制参数 已正确设定；
RB控制系统试验
RB控制系统
当发生部分主要辅机故障跳闸，使锅炉最大出力低于给定功率时，协调控制系统将机组 负荷快速降低到实际所能达到的相应出力，并控制机组在允许参数范围内继续运行，该 过程称为RB。
RB试验的目的是检验机组和控制系统在故障下的适应能力，RB功能的实现为机组在高 度自动化运行方式下提供了安全保障。
RB功能动态试验
● 在进行RB动态试验之前，应检查具备以下条件： ● 1）协调控制系统及控制子系统已正常投用，并完成相应的定值扰动和负荷摆动试验，调节品质合格； ● 2）协调控制系统在TF方式下定值扰动试验合格，调节品质符合要求。参考指标：0.6～0.8MPa定值扰 动下，过渡过程衰减率Ψ=0.7～0.9、稳定时间＜6min； ● 3）RB功能模拟试验已完成，结果满足要求； ● 4）机组保护系统已正常投入 。 ● 在进行正式的RB动态试验之前，一般应进行预备性试验，以确认协调控制系统在RB工况下能正确进行 控制，并根据预备性试验的结果相关参数进行适当调整。 ● RB正式试验一般在90%Pe以上负荷工况下进行，以考核机组和协调控制系统在RB工况下控制能力。 动态试验应按设计的RB功能分项进行，记录各被调量的动态曲线。 ● RB试验的品质指标：机组RB试验时，参数波动范围不危及机组安全和不引起机组保护动作跳闸，即为 合格
机组协调控制智能优化系统的研究与实践王海
机组协调控制智能优化系统的研究与实践王海发布时间：2023-08-03T07:12:46.384Z 来源：《工程建设标准化》2023年10期作者：王海[导读] 针对燃煤机组普遍存在煤质多变燃烧不稳、复杂工况主参数波动大、宽负荷下涉网性能不佳等难题，根据电网考核指标算法和AGC 负荷指令变化的特点，以智能控制器为基础，开展智能控制系统的实践研究。
大唐陕西发电有限公司延安热电厂陕西延安 716000摘要：针对燃煤机组普遍存在煤质多变燃烧不稳、复杂工况主参数波动大、宽负荷下涉网性能不佳等难题，根据电网考核指标算法和AGC负荷指令变化的特点，以智能控制器为基础，开展智能控制系统的实践研究。
关键词：燃煤机组、协调控制、智能优化。
一、研究与实践简述智能控制系统主要技术内容包括：基于机炉能量平衡的负荷指令智能重构、基于历史数据的宽负荷基准煤自适应控制、适应AGC指令频繁变化的锅炉主控智能前馈、基于向量自回归的水煤比自寻优技术、基于模糊规则预测的脱硝控制等，有效解决了机组涉网调节、提高机组燃料灵活性与安全稳定运行的协同优化难题。
二、系统架构智能控制系统以新一代高性能控制器为核心，在高性能控制器中实现历史数据分析比对、系统建模、逻辑组态和算法封装工作。
高性能控制器内置通信模块，采用Modbus通信协议与DCS系统进行通讯。
项目通过开发独有的智能算法和控制策略，在提升机组调频调峰能力的同时，保证机组主要参数在合理范围内，同时具备自学习能力，针对不同运行工况和煤质频繁变化表现出较强的适应性。
三、实践成果（1）基于机炉能量平衡的负荷指令智能重构。
控制系统在机组变负荷时根据机炉能量平衡原则，在常规控制方法的基础上对机组负荷指令进行精准修正，为了达到更好的AGC响应能力，针对AGC考核指标在机组负荷指令回路中增加调频前实际负荷指令微分环节提高响应速度、增加AGC目标负荷指令微分提高响应时间，其微分动作量受机组负荷、压力调节偏差和变化速率、一次调频等自动校正。
1000MW超超临界机组协调控制系统节能优化试验研究_宫广正
行滑压运行优化，按获得的最优滑压运行曲线计算，供电煤耗平均可以降低0.83g/（kW ·h ），取得了很好的节能效果。
1机组简介宁海电厂5号和6号机组采用上海汽轮机厂生产的1000MW 一次中间再热超超临界双背压凝汽式汽轮机，锅炉为上海锅炉厂有限公司引进Alstom -Power 公司技术生产的1000MW 超超临界一次再热、单炉膛单切圆燃烧直流炉。
在运行参数和热力系统运行状态基本不变的情况下，机组负荷与主蒸汽流量成正比例关系，主蒸汽流量与主蒸汽压力和汽轮机高压调节汽门开度成正比例关系。
因此，相同负荷工况下，主蒸汽压力和高压调节汽门开度基本成反比例关系。
机组正常运行时采用滑压方式运行（即变负荷运行时高压调节汽门开度不变，由主蒸汽压力控制机组负荷），在汽轮机高压调节汽门开度减小，调节汽门节流损失增大，由主蒸汽门前参数和高压缸排汽参数计算的高压缸效率下降[2]。
同时，进汽压力提高使得蒸汽比热上升，高压缸排汽温度下降，循环吸热量增加，循环热效率下降，并且因给水泵功耗上升使小汽轮机耗汽量增加，汽轮机做功量减少。
调节汽门节流损失增大、高压缸排汽温度下降和小汽轮机耗汽量增加等因素均将对机组运行经济性造成不利影响。
因此，本项优化研究旨在确定各负荷工况下较合适的主蒸汽压力，即滑压曲线，在确保机组安全性和可控性前提下使得运行经济性最佳。
2系统滑压曲线介绍及存在问题宁海电厂滑压设定是根据机组负荷变化而变化的，负荷小于200MW 时压力设定值保持在8.5MPa 不变；当负荷大于200MW 时，机组为滑压１０００ＭＷ超超临界机组协调控制系统节能优化试验研究宫广正（神华国华太仓发电有限公司，江苏太仓215433）收稿日期：2015-07-07，高级工程师，从事电厂生产管理工作。
E-mail:476465680@第10期运行状态，压力设定根据厂家给定的机组压力负荷曲线得出，压力设定值是机组的目标负荷的折线函数，压力设定曲线如图1所示。
350MW机组 RB方案
目录1 RB试验的目的2 RB试验的依据3 RB试验应具备的条件4 RB控制概况5 RB冷态试验6 RB动态试验7 RB试验结果评定8 组织分工9 安全注意事项1 RB试验的目的运行中的大型火电机组，当主要辅机发生故障跳闸或手动切除，造成锅炉出力无法满足机组负荷的要求，机组实发功率受到限制时，为了适应运行设备出力，机组协调控制系统自动将机组负荷迅速降到尚在运行的辅机所能承受的目标负荷值，并控制机组在允许参数范围内继续运行而不停炉。
这一过程称为辅机故障快速减负荷（RUNBACK），简称RB。
检验该功能的试验，称为RB试验。
RB(RUNBACK)试验的主要目的是检验和考核协调控制系统和RB控制功能，考核和检查RB工况下各调节子系统的控制性能，检查考核在RB工况下BMS有关逻辑能否使各控制系统及辅机设备协调一致的动作。
通过RB试验，可以检验机组主设备、辅机设备、热工控制系统能否为机组的高度自动化运行提供了安全、可靠保障。
新启规要求，RB试验作为锅炉性能试验的一部分，在机组试生产阶段完成。
2 RB试验的依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009年版）》2.2《火电机组启动验收性能试验导则》2.3《模拟量控制系统（MCS）组态图》2.4《分散控制系统（DCS）设计说明书（软件部分）》3 RB试验应具备的条件3.1 模拟量控制系统，如：协调控制系统、燃烧控制系统、给水控制系统、温度控制系统和其他辅助控制系统均已正常投运，并经过相应的定值扰动和负荷变动试验，可满足机组运行，达到《验评标准》的要求。
3.2 协调控制系统CCS的三种运行方式：CCS协调方式（CCBF）、BF锅炉跟随、TF汽机跟随已投运过，并已进行过负荷变动试验。
运行方式的切换已经过考验，能手动或自动进行无扰切换。
滑压方式运行正常。
3.3 炉膛安全监控系统（FSSS）已正式投入运行，RB信号至FSSS和DEH的联系信号检查正常，逻辑关系正确。
火电厂热工控制系统调试基本要求
第一章火电厂热工控制系统调试基本要求现代单元制机组热工控制系统主要由DCS控制系统实现，通常按功能划分为几大系统：数据采集系统（DAS）、开关量控制系统（OCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、模拟量控制系统(MCS)、汽机数字电液控制系统（DEH）、旁路控制系统（BPS）等。
电力行业标准对火力发电厂热工控制系统的设计、调试和质量验收都提出了具体的要求。
《火力发电厂设计技术规程》DL 5000对火力发电厂热工控制系统提出了总体性的设计要求，《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》DL/T 5175则给出了具体的设计原则和设计方法。
《DCS技术规范书》是根据各工程的特点由买卖双方签定的技术合同文件，对火力发电厂热工控制系统提出了更为具体的基本要求。
新建机组热控系统的调试主要包括以下阶段：调试前的准备、控制系统受电前检查和受电后的测试、组态软件检查和功能测试、外部系统的联调、模拟量控制系统的投入和调试、协调控制系统的投入及负荷变动试验、RB试验、文档验收等。
第一节火电厂热工控制系统调试依据及标准一、热控系统调试采用的电力行业标准1. 与调试有关的设计标准DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》；DL/T5175-2003《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》；1. 施工安装、调试及验收标准DL/T 5190.5-2004《电力建设施工验收技术规范第5部分：热工自动化》；DL/T 655-2006《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程》DL/T 656-2006《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程》DL/T 657-2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》DL/T 658-2006《火力发电厂开关量控制系统验收测试规程》DL/T 659-2006《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》DL/T 1012-2006《火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程》DL/T 824-2002《汽轮机电液调节系统性能验收导则》电建[1996]第159号《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》2. 运行和检修维护标准DL/T 774-2004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》二、有关技术资料和文件主要是指设计院和设备制造厂提供的控制系统设计技术文件和设备说明资料，如控制逻辑图（digital logic diagram）是开关量控制系统和炉膛安全监控系统的主要调试依据；SAMA图（analog functional diagram）是模拟量控制系统的主要调试依据；DCS系统手册是DCS系统的主要调试依据。
RB试验方案-
RB试验方案1.1 协调控制系统协调控制系统采用间接能量平衡方式，协调汽机、锅炉，使机组满足负荷需求，维持主汽压力在给定值，保证整个机组的安全、经济运行。
系统设计有RUNBACK功能，当机组辅机异常时，系统自动切换到安全运行方式。
协调控制系统设计有以下功能回路：a. 单元负荷指令处理回路、机前压力设定值处理回路、机组最大出力运算回路、参数越限迫升/降回路、闭锁增/减回路b. 运行方式及方式选择回路：系统有五种运行方式（基本方式、汽机跟随方式、锅炉跟随方式、炉跟机协调控制方式、机跟炉协调控制方式）。
c. 负荷RUNBACK回路：当下列任一条件存在时，将发生负荷RUNBACK请求。
此时系统系统工作在机跟随协调控制方式，维持机前压力,随着锅炉出力的降低将机组负荷降到辅机对应的出力水平。
1.1 RB试验内容负荷大于180MW，运行中一台引风机跳闸产生RB。
目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min； λ一台空预器运行中跳闸则跳同侧引风机，按引风机RB处理。
负荷大于180MW，运行中一台送风机跳闸产生RB。
目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min。
λ负荷大于180MW，运行中一台一次风机机跳闸产生RB。
目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min。
λ负荷大于180MW，运行中一台给水泵跳闸且备用泵没有联启，产生RB。
目标负荷150MW，减负荷速率为50MW/min。
λ负荷大于210MW，运行中一台磨跳闸余两台磨运行，产生RB。
目标负荷190MW，减负荷速率为40MW/min。
λ负荷大于160MW，运行中一台磨跳闸余一台磨运行，产生RB。
目标负荷135MW，减负荷速率为40MW/min。
λ注：各项RB的负荷目标值和减负荷速率待讨论后最终确定。
2 RB试验目的2.1当机组主要辅机故障跳闸造成机组实发功率受到限制时（协调控制系统在自动状态），为适应设备出力，协调控制系统强制将机组负荷减到尚在运行的辅机所能承受的负荷目标值。
协调控制
汽机主控投入条件
在CCS画面手动发出CCS请求DEH系统投遥控； 在DEH侧切换控制方式为阀控后，投入CCS（遥控）方式； 投入汽机主控。 DEH切遥控，DEH切遥控后汽机由负荷中心控制。
协调方式下汽机主控
锅炉主控投入自动，汽机主控自动由机跟炉切换到协调方式。在协 调方式下汽机主控负责调节机组功率。 汽机主控指令：f(pt) + ∫（MWs-MW）dt 其中： MWs为功率设定； MW为机组功率。
机组负荷指令控制 回路
机组负荷指令系统主要用于协调控制需要的目标负荷ULD由以下回路 组成：AGC控制的M/A操作器、目标负荷设定、负荷指令上下限设定、 负荷速率变化设定等回路。
锅炉主控
锅炉主控由两种方式 1、BF控制方式 方式为锅炉主控自动汽机主控手动。 锅炉主控指令的形成：∫（Ps-Pt）dt。 其中Ps 为压力设定值； Pt为机前压力。 投入BF方式后从指令形成可看出BF方式指令以直接能量作用输出。 2、协调方式下锅炉主控指令 在协调方式下锅炉主控指令切换到另外一路。 锅炉主控指令的形成：f(ULD)+df(ULD)/dt+df(pS)/dt+ f(t)*∫（Ps-Pt）dt。 其中ULD为目标负荷。微分为了提高机组动态响应特性。
协调控制投运
锅炉主控和汽机主控均投入自动。 分别以1%、1.5%的速率完成165～305MW的变负荷试验。 进入168计时前要求完成AGC和一次调频试验及RB试验（RB试验最好 在168前完成）。 内蒙电网公司要求机组AGC变负荷的速率为1.5％。 一次调频的死区2转、11转最大调频功率8％额定负荷26.4MW。 循环流化床协调控制特点（难点） DCS组态图逻辑图和现场情况不符，投运是要根据自己经验对逻辑 进行大量修改。 锅炉高负荷燃烧反应滞后；
RB试验方案
RB试验方案1.试验目的Run Back（RB）功能是协调控制系统（CCS）的重要组成部分，是指机组的重要辅机出现异常和故障情况下负荷指令和燃料量快速反应，以保证机组继续安全运行。
RUNBACK试验的目的在于考核机组正常运行时，一旦发生RUNBACK系统包含的某一辅机故障，机组主要热工自动控制系统相互配合，将机组负荷快速安全降低到机组实际所能达到的最大数值上稳定运行的能力，本项试验确认机组涉及RB功能的软、硬件功能是否完善，为今后RB功能的长期投入提供依据。
机组RB功能试验时，主要参数波动范围若不危机机组安全和引起机组保护动作，即为合格。
2.系统概述、RB控制策略及品质指标2.1主机概述汽轮机为亚临界、中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式，设计额定功率为600MW。
汽机采用高中压缸合缸结构，低压缸为双流反向布置。
从机头向发电机方向看为逆时针方向旋转。
本机共设有八段抽汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器。
本机设有二个高压自动主汽门和四个高压调节汽门，布置在机头前的运转层下方；二个左右对称布置的中压联合汽门。
汽轮发电机组轴系中除#1、2轴承采用可倾瓦式轴承外，其余均采用椭圆形轴承。
各轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温装置。
推力轴承位于高中压缸和低A缸之间的#2轴承座，采用倾斜平面式双推力盘结构。
高中压缸的膨胀死点位于#2轴承座，低A缸、低B缸的膨胀死点分别位于各自的中心附近。
死点处的横键限制汽缸的轴向位移。
同时，在前轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键，引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制其横向跑偏。
汽机给水系统设计有2台50%BMCR容量的汽动变速给水泵和一台50%BMCR容量的电动调速给水泵作为备用。
小机设计有高低压两路汽源，并可采用辅汽冲转。
小机排汽至主机凝汽器。
凝汽器设计为双壳体、双背压、单流程，可在机组最大出力、VWO工况凝汽器循环冷却水的进水温度为33℃，出水温度小于43℃，额定背压10.13 kPa。
百万千瓦发电机组协调控制策略分析与优化
百万千瓦发电机组协调控制策略分析与优化摘要：随着新能源应用规模的逐步扩大，风力发电和太阳能发电所占比重不断增加。
新能源燃料成本极低，能够承担一部分传统负荷，降低电力系统运行成本，由于新能源功率输出具有随机性、间歇性的特点，对电力系统的功率平衡产生了一定程度的影响，因此电力系统必须保留一部分扩展容量，以平衡电源输出功率的波动，保证新能源既承担传统负荷，又保证了电力系统的可靠性。
关键词：发电机组；协调控制；分析；优化引言电力供需监测信息显示，随着江河汛、枯来水流量变化以及煤炭产量、价格等因素的变化，导致水电、火电发电机组出力也随之变化，进而使得电网电力供求形势发生较大震荡，电网在低谷阶段的负荷甚至只有高峰阶段的40%左右，在供大于求的阶段为保障电网安全运行，机组负荷时常被安排在较低负荷运行，偏离设计工况较多，对机组运行经济性带来较大影响。
因此做好机组低负荷时段的经济运行应对措施，对于促进发电企业开展生产精益化管理、提高市场竞争力来说有着重要意义。
1协调控制系统协调控制系统将锅炉和汽轮发电机作为整体来进行控制，协调锅炉控制系统与汽轮发电机控制系统的工作，以消除锅炉和汽轮发电机在动态特性方面的差异，使机组既能够适应电网的负荷变化，又能够保证安全稳定经济运行。
协调控制系统回路主要包括负荷指令处理回路、汽轮发电机主控回路、锅炉主控回路和相关子回路。
为适应机组大范围变负荷，增强对变负荷的适应能力，协调控制系统以间接能量平衡控制为主，同时增加其它必要的调节手段，如热值修正自适应参数控制策略等，提高协调控制系统在各种工况下对不同煤质状况的适应性。
2风力发电机组的部件目前最新的技术所呈现出的风力发电机组机型包含三种类型，分别是定桨距失速型机组、全桨叶变距型机组以及基于变速恒频技术的变速型机组。
三种基础类型虽然有所不同，但是都采用三叶片和水平轴的叶轮结构。
布局上一般会安放在上风向位置，风车舱内的机械结构需要按照轴线的位置来进行逐一的设计。
RB试验方案全解
RB试验方案全解国投宣城发电有限责任公司1号机组RUNBACK性能试验方案1系统概况国投宣城发电有限责任公司1号机组（600MW）锅炉为超临界压力、循环泵式启动系统、前后墙对冲低NOX轴向旋流燃烧器、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架的变压本生直流炉。
汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机，型号为：N600-24.2/566/566。
发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司生产的水氢氢冷却、静态励磁汽轮发电机。
分散控制系统采用西门子电站自动化有限公司的T3000分散控制系统。
其主要包括：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、旁路系统（BPS）、炉膛安全监视系统（FSSS）。
机组控制系统设计有RB功能。
2试验目的在机组正常运行过程中如有一台重要辅机故障突然跳闸，机组带负荷能力下降，机组需操作的对象和影响的参数较多，操作人员往往会难以应对，同时操作过程中有可能过调或欠调，使参数进一步恶化而导致MFT事故发生，造成机组非计划停运，势必给电网的稳定运行造成冲击。
为大大减小网内大机组由于单台重要辅机跳闸而造成机组跳闸的概率，确保电网安全稳定运行，所有涉网机组须具备RB功能（根据机组类型及设计而定）并完成现场试验。
现场试验采用辅机实际跳闸动作检验RB功能逻辑及其降负荷动态过程的稳定性，同时验证主要参数自动调节性能、主保护及辅机联锁保护动作的正确性；通过试验整定RB功能动态参数，确定了不同辅机故障跳闸时运行监控方式及操作的要点。
使RB控制方案达到在自动方式下自动处理事故的功能。
3试验依据(1)、《安徽电网发电企业调度运行管理办法》皖经电力[2008]114号(2)、《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》DL/T 774-2004 4试验条件(1)、RB试验前，机炉协调控制系统应投入自动运行；协调控制系统增减负荷、保护闭锁试验正确；RB信号产生静态试验正确；RB信号与SCS、BMS、DEH系统联锁静态试验正确，就地设备可控；机组各主要保护动作正确并正常投入。
协调控制系统(CCS)的测试与维护
• (二)协调控制系统功能性检查及方式切换试 二 协调控制系统功能性检查及方式切换试 验 • 在控制系统软件修改后，应对协调控制 在控制系统软件修改后， 系统进行功能性检查及方式切换试验： 系统进行功能性检查及方式切换试验： • (1)机组负荷指令的手动调整 升和降 、 机组负荷指令的手动调整(升和降 机组负荷指令的手动调整 升和降)、 负荷高／低限值的调整、 负荷高／低限值的调整、负荷变化率的设 定功能性检查。 定功能性检查。 • (2)锅炉跟随、汽轮机跟随、协调控制三 锅炉跟随、 锅炉跟随 汽轮机跟随、 种方式的切换试验。 种方式的切换试验。 • (3)负荷增减闭锁 负荷增减闭锁(Block Increase／ 负荷增减闭锁 ／ Block Decrease)功能性检查。 功能性检查。 功能性检查 • (三)控制系统投入的条件 三 控制系统投入的条件
5)主控制器能根据机组运行工况，对不 主控制器能根据机组运行工况， 主控制器能根据机组运行工况 同的运行控制方式进行切换， 同的运行控制方式进行切换，实现单元机 组协调控制、锅炉跟随， 组协调控制、锅炉跟随，汽轮机跟随及手 动了运行方式的切换。 动了运行方式的切换。 • 6)主汽压调节由控制热一次风流量大小 主汽压调节由控制热一次风流量大小 来调节燃烧率。 来调节燃烧率。 •
•
协调控制系统的主要任务是实现整台机 组的负荷调节、压力调节、 组的负荷调节、压力调节、协调控制方式 切换、负荷指令、跟踪功能、 切换、负荷指令、跟踪功能、过程变量负 荷闭锁、快速返回(RB)、ADS功能、定压 功能、 荷闭锁、快速返回 、 功能 滑压控制切换、闭锁增、闭锁减、 滑压控制切换、闭锁增、闭锁减、快速上 快速下降等。 升、快速下降等。它接受汽轮机的机前压 第一级压力、调节汽门阀位、 力、第一级压力、调节汽门阀位、发电机 有功功率和频率作为协调控制系统的主要 输入信号，机前压力作为主蒸汽压力的主 输入信号， 要被调量， 要被调量，第一级压力作为汽轮机负荷的 反馈信号代表进人汽轮机的蒸汽流量。 反馈信号代表进人汽轮机的蒸汽流量。输 出信号是锅炉指令和汽轮机指令。 出信号是锅炉指令和汽轮机指令。
黄厂扰动试验方案PZ(2008-12-12 10-41-09)
黄厂200MW机组模拟量控制系统扰动试验方案1扰动试验要求：（1）为确保机组安全、稳定、经济运行，使投入运行的模拟量控制系统达到最佳品质指标应定期做扰动试验。
当出现下列情况时也应做扰动试验：a 设备大修；b控制策略改变；c 调节参数改变；d 模拟量控制系统发生异常。
（2）根据审批后的试验措施进行试验。
试验结束后应填写试验报告。
试验结果如达不到规定的调节品质，应分析原因，提出解决对策。
（3）内扰试验（包括定值扰动）。
内扰试验应在70% 负荷以上进行，扰动量宜为被调量的10%。
调节过程衰减率应在0.7—0.9，被调量的峰值不应达到保护动作值。
（4）外扰试验（负荷扰动）。
机组负荷在70%时可进行负荷扰动试验，负荷变化分慢、中、快三种工况，各工况下机组主要参数变化范围应按DL/T657—2006[火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程]执行。
机组主要参数变化范围见该规范性附录A（模拟量控制系统品质指标）验收测验品质指标。
2主要自动控制系统试验措施：主要自动控制系统有：机组燃烧调节、改变主汽压力定值、机组送风调节系统、机组协调控制系统扰动试验。
2.1机组燃料调节系统扰动试验措施（一）实验目的（1）提高燃料调节系统在给粉机自流、卡涩等现象发生时的抗干扰能力。
（2）根据试验结果适当调整各有关参数（如比例带、积分时间等），提高调节品质。
（3）试验控制回路的安全可靠性。
（4）提高检修人员业务素质及运行人员的应变能力。
（二）试验条件（1）汽包水位调整到合适位置，保持电负荷稳定不变。
（2）炉膛负压调节系统和送风调节系统处于自动状态。
（3）稳定工况下，主汽压力应保持在给定值的±0.2MPa范围内。
（4）给粉机运行正常，无卡涩及自流现象。
将中层粉投入自动。
调节手动状态的各台给粉机，使投入自动的那层给粉机的转速在450-550r.p.m左右，即确保投入自动的给粉机在线性范围内有调节的上、下余量。
（5）试验时，要有司炉和工作负责人以上岗位人员进行操作试验。
300MW火电厂机组RB试验措施
十里泉电厂＃6机组RB试验说明RB是指机组各种主要辅机故障时，协调控制系统使机组自动减至与运行辅机出力相适应或保持锅炉最低稳燃的目标负荷，同时保证机组的安全、经济运行。
1.RB试验1.1RB试验必须具备的条件1.1.1机组主要辅机运行正常1.1.2机组的主要保护如：FSSS、汽机保护、发电机保护、水位保护等要投入运行，且动作可靠。
1.1.3相关的系统和联锁要投入运行，如旁路控制系统、辅汽至除氧器电动门。
1.1.4各控制子系统和机组协调控制系统要运行在自动方式，且经过严格的负荷摆动试验，调节质量满足要求。
1.1.5DEH（汽轮机数字电液控制系统）电调运行具备良好的负荷响应特性。
1.2试验数据和设备对于主要的参数如主蒸汽压力、机组负荷、炉膛压力、汽包水位、调门开度等要有数据记录，为试验后的数据分析作准备。
1.3试验方法1.3.1我厂此次设臵送风机RB、引风机RB、给水泵RB，RB允许负荷均为200 MW，各种RB的目标负荷为190MW。
1.3.2根据各种RB的特性确定和运行人员的经验确定RB的速率，DEH降负荷的速率为150MW/分钟。
1.3.3进行实际的RB试验1.3.3.1检查机组的主辅机运行正常，所有的主保护运行正常。
1.3.3.2各控制子系统和协调控制系统运行正常1.3.3.3制作条件进行RB试验。
2.几点说明2.1机组的目标负荷确定，除考虑对应设备的带负荷能力外，还要考虑机组的最低稳燃负荷（暂定为180 MW）、环境条件的变化来确定整个机组的最大可能出力。
2.2每种工况RB根据运行经验确定在锅炉侧切除火嘴的速率为2秒钟一个。
2.3给水泵RB的发出条件：考虑电泵联动不成功，运行人员手动开启电泵，操作电泵抢水的实际情况，暂按汽泵跳闸后，电泵未运行延时10秒发RB信号。
2.4在RUNBACK方式下，将一级减温，二级减温，再热事故喷水调门自动关闭，在关闭的同时产生10秒的闭锁脉冲，10秒钟内运行人员无法操作。
热工调试技术实例RUNBACK试验
热工调试技术实例—RUNBACK试验
❖
下面是锦界600MW汽包炉一次风机
RUNBACK旳第二次试验曲线，前一次因为
炉膛负压超出MFT保护低限(+2.5，-2.0kPa)
而失败，第一次试验后对炉膛负压自动调整
5.48kPa，保存旳三台磨煤机一次风量最低分
别为67.88、63.94和64.85t/h，RUNBACK结
束时负荷保持在329.05MW。
一次风机RUNBACK试验曲线
一次风机RUNBACK试验时 一次风压调整曲线
一次风机RUNBACK试验时 磨煤机一次风量调整曲线
欢迎提出宝贵意见，谢谢！
回路重新进行了阶跃扰动试验(设定值0.2kPa
，前馈200t/h送风量)，调整调整参数，并增
长了引风机超驰回路。2023年4月24日17:15
进行了第二次一次风机RUNBACK试验，试
验时负荷590MW、炉膛负压-0.10kPa，MCS
自动全部投入。使B一次风机跳闸，
RUNBACK发生。在整个过程中，炉膛负压
热工调试技术实例—RUNBACK试验
③根据实际情况自动开启相应旳油枪(或开启等离子拉弧)。 ④。 (3)程序控制系统(SCS) ①迅速关闭跳闸旳辅机设备旳进出口门等。 ②汽包炉除磨煤机RUNBACK外，其他RUNBACK发生后，将自动
联关一级、二级过热器减温水调门和再热器减温水调门。(直流炉 不关闭减温水调门)
②机组负荷维持在450MW左右，投入各个调整回路，稳定运营约30 分钟。
③解除部分有关旳联锁保护。 ④手动或模拟保护动作跳闸任意一台辅机设备。 ⑤检验RUNBACK实际动作过程是否到达要求，检验各调整系统旳
1号机组协调控制系统优化及投运
作者简介 ：杜礼春 （９ ４一） １７ ，男 ，国 电重庆恒泰发电有 限公司设备管理部工程师 ，Ｅｍａ ： ｕｉ ｕ ＠ｔｍ．Ｇｍ。 － ｉ ｄｌｈｎ ０ ｏ ｌ ｃ
第２ 期
杜 礼 春 ，等
１ 号机 组协 调 控 制 系 统优 化 及 投 运
路 堵塞 、 粉仓来 粉不均 、 Ｉ 煤 ＰＤ调节 品质不 能满足 机
（） ｃｓ系 统 的调节 品质进 行 了优化 和整 定 。 ５ｃ
组 运行 。 据这 些原 因 ， 订 了相应 的对策 和措 施 。 首先 是在 保证 机组 安全 运行 的前 提下 ， 根 制 加适 度 的扰 （ ） 机组 大修 中 ， 影响 协调控 制 系统投 入 动进 行试 验来 对系 统进 行优 化 ， １在 对 同时注 意捕 捉运 行 的设备存 在 的 问题 进行彻 底大 修和 改造 。 过程 中偶发故 障引起 的扰动及 设备切投 对优化 系统
使得氧 量 自动 控 制未 能 国 电重庆 恒泰 发 电有 限公 司 ｌ号机 组于 ２ ０ 号不 能真 实反 映炉膛 氧量 ， ０６ 投入。 年 １ ２月投 入商 业运行 。 Ｓ系统采 用 国电智深控 ＤＣ （ ） 空预器 堵 灰 ： 空预 器堵 塞 时会 对 整个 风 ３ 制 技术有 限公 司 的 Ｅ Ｆ ＮＴ分 散控制 系统 ， ＤＰ — 控制 回转式 空预器 发生 技 术先进 ， Ｓ控制 系统 自动投 入情况 总体 良好 。 烟 控制 系统 自动投入 带来 影响 ， ＭＣ 风 但 随着煤炭 市场 的变化 导致来煤质量 差 以及设备 原 局 部堵 灰后 ， 烟控 制系 统的 阻力随着 空预器 的转 从 因， 以前 整定 的 Ｐ Ｄ 控 制参数 不 能满 足机 组投入 动 而发 生改变 ，进 出 口差压 周期性 地剧 烈波动 ， Ｉ 使得 引风 自动 调节波 动 自动 的需要 ，使得 协调控 制系 统投入 率低 ，无法实 而 使炉膛 压力 也剧烈波 动 ， 现 ＡＧＣ功 能的正 常运行 。为 了提 高 １ 号机 组协调 大 。 （ ）煤 粉仓 下 粉 不均 ： 目前 ，燃 料 控制 投 自 ４ 控 制系 统 的投 入率 ，确保 ＡＧＣ 功 能的正 常运行 ，
《火电工程启动调试工作规定》、《模拟量控制系统负荷变动试验导则》、《火电机组热工自动投入率统计方法》
电力工业部司局文件建质[1996]40号关于颁发《火电工程启动调试工作规定》等四个规程的通知各网、省（直辖市、自治区）电力公司，南方电力联营公司、华能集团公司，中电联，电规总院，上海电建局，西北电建总公司：为适应我国火电建设大机组发展的需要，规范火电机组的启动调试及交接验收工作，我部通过电建[1996]159号文颁发了《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》。
为配合其执行，现将与之配套的《火电工程启动调试工作规定》、《模拟量控制系统负荷变动试验导则》、《火电机组热工自动投入率统计方法》、《汽轮机甩负荷试验导则》等四个规程颁发给你们，请遵照执行，并将执行中的问题及时报部建设协调司。
附件：1. 《火电工程启动调试工作规定》2. 《汽轮机甩负荷试验导则》3. 《模拟量控制系统负荷变动试验导则》4. 《火电机组热工自动投入率统计方法》电力工业部建设协调司一九九六年五月二十二日附件1《火电工程启动调试工作规定》1. 总则1.1. 为加强火电工程调试工作的管理，明确启动调试工作部门的任务和职责范围，提高调试工作水平，根据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》的精神，制定本规定。
12 本规定适用于新（改、扩）建火电工程的启动调试工作。
凡承担火力发电机组启动调试工作及与机组启动调试工作有关的单位均应执行本规定。
13 火电工程的启动调试工作应由具有相当资质等级的调试单位承担。
14 工程建设单位在确定工程施工单位的同时，应明确具体承担调试的单位，签订委托合同。
调试单位宜及早参与设备选型、初步设计审查等与工程建设有关工作，确保调试工作的顺利进行。
2. 启动调试的工作任务与职责2.1. 启动调试工作是火电基本建设工程的一个关键阶段，基本任务是使新安装机组安全顺利地完成整套启动并移交生产。
投产后能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。
22 启动调试工作要按国家标准和部颁规程、规范及设备文件的要求进行。
协调控制系统
第一节机组运行控制方式1.单元机组协调控制系统（CCS），可根据运行状况和控制要求，选择机组负荷控制方式。
1.1.协调控制方式：机炉协调控制，能及时满足外界负荷需求，同时能自动维持主汽压力稳定。
1.2.炉跟机协调控制方式：适用于参加电网调峰、调频工况。
该方式下汽机控制系统（DEH）主要用于满足外界负荷需求，锅炉燃烧自动调节系统维持主汽压力稳定。
1.3.机跟炉协调控制方式：适用于机组带基本负荷工况。
该方式下，首先由锅炉燃烧自动调节系统根据外界负荷需求对锅炉输入能量进行调节，DEH系统根据主汽压力变化情况再满足外界负荷需求。
1.4.当机组出力受汽机限制时，应采用锅炉跟随的控制方式。
1.5.当机组出力受锅炉限制时，应采用汽机跟随的控制方式。
1.6.手动方式：汽机DEH系统及锅炉燃烧自动调节控制系统均为手动方式的工况。
S系统与DEH系统运行方式间的控制关系：机组并网运行后，DEH系统有主汽压调节、负荷调节和阀位调节三种选择方式。
当CCS系统投入时，DEH选择遥控调节方式，受CCS系统统一管理并接受其阀位调节指令。
第二节 CCS功能及操作1.机组指令处理回路:机组指令处理回路是机组控制的前置部分，它接受AGC指令、一次调频指令和机组运行状态。
根据机组运行状态和调节任务，对负荷指令进行处理使之与运行状态和负荷能力相适应。
1.1.机组负荷的设定1.1.1.自动调度系统AGC来的负荷指令。
AGC指令由省调远方给定，当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK，退出AGC控制。
1.1.2.操作员的CCS画面上设定的负荷指令。
根据机组运行参数的偏差、辅机运行状况，保持机组/电网，锅炉/汽机和机组各子控制回路间的协调及能量平衡。
1.2.负荷变化率的设定1.2.1.操作员在CCS画面上设定的增、减负荷变化率；1.2.2.锅炉侧燃烧率决定的增、减负荷变化率的限制指令；1.3.负荷最大、最小值的设定1.3.1.由负荷回路中的小值选择器来的设定协调控制方式下的最大值310MW；1.3.2.由负荷回路中的大值选择器来的设定协调控制方式下的最小值；1.3.3.当发生快速减负荷（RUNBACK）时，负荷的最大值由主要辅机掉闸的情况来决定；1.4.协调控制方式下的闭锁增、闭锁减1.4.1.当运行出现下列情况之一，闭锁负荷的增加：1.4.1.1.机组指令达上限（运行人员设定）；1.4.1.2.燃料指令达上限；1.4.1.3.送风指令达上限；1.4.1.4.一次风机指令达上限；1.4.1.5.引风指令达上限；1.4.1.6.汽机阀位闭加（DEH）；1.4.1.7.给水指令达上限。
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。
协调控制系统
2、控制量与被控量关系的选择
被控参数压力的控制： 被控参数压力的控制： 在多个被控参数选择上首选汽轮机调门控制压 力。 被控参数温度的控制： 被控参数温度的控制： 在直流锅炉中影响中间点温度 中间点温度的主要因素是锅 在直流锅炉中影响中间点温度的主要因素是锅 炉的“ 给水量增加， 炉的“燃料/水”比。给水量增加，使汽化点 向出口端移动，过热区段缩短， 向出口端移动，过热区段缩短，因此蒸汽温度 下降。 燃料量增加， 下降。而燃料量增加，则使汽化点向入口端移 过热区段加长，主汽温度则上升。 动，过热区段加长，主汽温度则上升。
二、超临界机组协调控制策略
超临界机组的控制基本策略： 超临界机组的控制基本策略： 1. 系统中强化了燃烧率的作用； 系统中强化了燃烧率的作用； 2. 增大机前压力的波动幅度以充分利用机组的 蓄能； 蓄能； 3. 降低机组对负荷指令的响应速度来改善控制 效果。 效果。 超临界机组协调控制系统的负荷指令运算回 路和亚临界机组基本相同， 路和亚临界机组基本相同，最大不同是锅炉 控制侧。 控制侧。下面予以简介
1、锅炉主控制器结构
（1）协调控制方式下锅炉主控制指令计算
当机组切换到协调方式下运行， 当机组切换到协调方式下运行，机组的主蒸汽压力和 负荷是由锅炉、 负荷是由锅炉、汽轮机协调控制
（2）锅炉处于跟踪方式下的锅炉主控制指令 计算。锅炉跟踪方式，即汽轮机侧是手动调节功率， 计算。锅炉跟踪方式，即汽轮机侧是手动调节功率，
合理的协调系统控制方案是： 合理的协调系统控制方案是：采用燃料控制中间点 温度，给水控制负荷、汽轮机控制机组压力。 温度，给水控制负荷、汽轮机控制机组压力。
3. 控制特点
直流锅炉在稳定运行期间,为得到稳定的 控制,须维持某些比率为常数,在启动和低 负荷运行时,要大幅度地改变这些比率,以 得到宽范围的控制。这些比率是： 得到宽范围的控制。这些比率是： （1）给水量/蒸汽量 给水量（即煤水比） （2）热量输入/给水量（即煤水比） （3）喷水流量/给水流量
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协调控制系统负荷变动试验
● 1）机组负荷调至试验负荷段，稳定机组运行工况，在机炉协调控制方式下进行单方向负荷设定值变动 试验； ● 2）机组负荷指令变化率：直吹式2% 或3% Pe /min、中储式3% 或4% Pe /min、负荷变动量 ΔP=15% Pe； ● 3）机组负荷及各主要参数稳定运行10min后，再进行反方向的变动试验； ● 4）增减负荷试验可分别进行1～3次。 ● 根据负荷变动试验的动态曲线，计算出负荷变化的最大动态偏差、稳定时间、负荷响应纯迟延时间和实 际负荷变化率。 ● 根据机组各主要参数的动态曲线，计算主汽温、再热汽温、主汽压力、炉膛压力、汽包水位等被调参数 的最大动态偏差和稳定时间； ● 当机组运行工况稳定后，分别记录机组各主要参数变化曲线(试验时间不少于1h，也可利用分散控制系 统的历史数据)，并根据最大波动数据计算出各参数的稳态偏差
协调控制系统试验
协调控制系统任务
现代协调控制技术的典型代表是直接能量平衡控制系统（DEB）和直接指令平衡控制系 统（DIB）。它们的共同特点是对动态特性差异较大的锅炉和汽轮发电机组进行整体负荷 平衡控制，使机组尽快响应调度的负荷变化要求，并保持主汽压力和机炉各主要运行参 数在允许的范围；在一些特定的工况下，通过保护控制回路和控制方式转换保持机组的 稳定和经济运行。
2 偏差报警：冗余测量信号之 间的偏差、控制输出指令与 执行器位置反馈之间的偏差、 调节器的被调量和设定值之 间的偏差等。
3 方向性闭锁保护：协调控制 系统负荷指令增减闭锁、炉 膛压力对送引风机动叶调节 开/关闭锁、燃料量和风量交 叉限制等
4 超驰控制保护：协调控制系 统负荷指令迫增/迫降、炉膛 压力防内爆超驰保护、机组 启停时磨煤机超驰控制等
协调控制 系统负荷 变动试验
试验过程中，运行人员应密
01 切监视锅炉、汽机运行主要
参数，发现影响机组安全运 行的情况来自，应停止试验。在试验中若发生异常情况应
02 立即终止试验，并按照《运
行规程》及预先制订的《试 验反措》及时进行处理，待 异常消除后再确定是否继续 进行试验。
03 当出现影响机组安全的异常
情况时，应暂停试验，查清
原因后再继续进行
04 在协调控制系统调试及试验
的过程中，原则上操作人员 只需改变负荷设定值，不介 入其它控制，但在影响机组 安全的异常情况下应立刻中 断该试验，并将协调控制系 统切到手动 。
负荷变动试验时的注意事项及安全措施：
火电厂协调控制系统主要包括机组负荷指令控制、汽机主控、锅炉主控、压力设定、频 率校正、RB等控制回路；它直接作用的执行级是锅炉控制系统和汽机控制系统
减温水调节 阀静态特性
协调系统功能测试，主要包 括：
1 控制方式无扰动切换：AGC 远方/就地控制方式的无扰动 切换、CCS的协调控制、锅 炉跟随控制、汽机跟随控制 之间的无扰动切换、模拟量 控制系统所有手动/自动方式 之间的无扰动切换、给水控 制系统单/三冲量控制方式之 间的无扰动切换等