CCS协调控制系统
CCS
b
b
)
dP dt
b
负荷管理控制中心
T1
T2
T8
T9
<
最大负荷限制设定器
N0
图2—1 负荷要求指令处理模块结构图
滑压运行时锅炉跟随方式分析
当负荷指令和实际负荷之间偏差较小时，系统中非线性元件输出为零，µ T 就等于f3(x)的输出，即保持一定的汽机调门开度，但当机组功率跟不上负 荷指令的变化时，其差值经非线性元件暂时改变µ T'。由于这一改变量不能 太大，故系统中采用了小值选择来保证该改变量不会大于15%。
该系统直接采用经过动态校正的(P 该系统直接采用经过动态校正的 1/PT)×PSP作为 × 锅炉负荷指令信号。 锅炉负荷指令信号。燃料控制回路的反馈信号采 用热量信号（ 用热量信号（P1+CbdPb/dt ）。 进入锅炉燃料控制器入口的能量偏差信号为
P1 ∆e = ( ) × P SP − ( P 1 + C PT ( P SP − P T ) = P1 × − C PT P1 = × ∆ PT − C PT
间接能量平衡（ 间接能量平衡（IEB）协调控制系统 ）
系统的特点是用用负荷指令间接平衡机炉之间的能量关系， 系统的特点是用用负荷指令间接平衡机炉之间的能量关系，属于 以汽轮机跟随为基础的协调控制系统。 以汽轮机跟随为基础的协调控制系统。
直接能量平衡（ 直接能量平衡（DEB）协调控制系统 ）
Pb
在稳定工况下，汽轮机第一级压力 代表了进入汽机的蒸汽量； 在稳定工况下，汽轮机第一级压力P1代表了进入汽机的蒸汽量；P1与机前压力 PT的比值可以很好地代表汽机调节阀门的开度。在动态过程中，（ 1/PT）×Psp不 的比值可以很好地代表汽机调节阀门的开度。在动态过程中，（ ，（P 等于实际进入汽机的能量，而是代表了汽机所需的能量。 等于实际进入汽机的能量，而是代表了汽机所需的能量。 信号的另一特点是不受锅炉内扰的影响， 发生变化时， （P1/PT）×Psp信号的另一特点是不受锅炉内扰的影响，PT发生变化时，汽机首 级压力P 也会相应地变化， 近似不变。 级压力 1也会相应地变化，P1/PT近似不变。
ccs
3．2．2 协调控制系统3．2．2．1 协调控制系统概述常规的自动调节系统是汽轮机和锅炉分别控制。
汽轮机调节机组负荷和转速，机组负荷的变化反映到机前主蒸汽压力的变化，即机前主蒸汽压力反映了机炉之间的能量平衡。
主蒸汽压力的控制由锅炉燃烧调节系统来完成，燃烧调节系统一般又划分为主汽压力（燃料控制）调节系统、送风和氧量调节系统、炉膛负压调节系统等子系统。
随着单元机组容量的不断增大、电网容量的增加和电网调频、调峰要求的提高，以及机组自身稳定(参数)运行要求的提高，常规的自动调节系统已很难满足单元机组既参加电网调频、调峰又稳定机组自身运行参数这两个方面的要求，因此必须将汽轮机和锅炉视为一个统一的控制对象进行协调控制。
所谓协调控制，是指通过控制回路协调汽轮机和锅炉的工作状态，同时给锅炉自动控制系统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的调频、调峰能力，稳定机组运行参数。
协调控制系统(CCS)原指机、炉闭环控制系统的总体，包括各子系统。
按照电力部热工自动化标委会推荐采用模拟量控制系统(modulating control system MCS)来代替闭环控制系统、协调控制系统、自动调节系统等名称，CCS单指机炉协调控制部分。
3．2．2．2 协调控制系统的运行方式目前，单元机组负荷自动控制系统已从早期的锅炉跟随汽机或汽机跟随锅炉的方式发展为机炉协调控制方式，后者根据前馈或反馈回路的不同又有不同的控制方案。
一般来说，协调控制系统有如下几种控制方式：1）锅炉跟随控制方式图3-3为锅炉跟随控制方式的调节原理方框图，这种控制方式是在母管制系统的锅炉负荷控制方案的基础上形成的。
这种控制方式的特点是，主蒸汽压力由锅炉指令（燃烧率）调节，机组负荷由汽机指令（调门）调节。
在负荷变化时，锅炉蒸汽量之所以能迅速变化，主要是因为从锅炉蓄热量的改变获得了热量，因而机组能比较快地适应电网负荷的要求，但汽压波动较大。
机组协调控制系统(CCS)
三、协调控制系统的作用
协调控制系统由负荷指令处理回路和机炉主控制回路这两大部分组成，它们各自 的作用分别介绍如下： １、负荷指令处理回路的作用 负荷指令处理回路的作用 （1）负荷指令处理回路接受的外部指令是电网调度所的负荷分配指令、机组运行人 员改变负荷的指令、电网频率自动调整的指令。根据机组运行状态和电网对机 组的要求，选择其中一种指令或两种以上指令。 （2）限制负荷指令的变化率和起始变化幅度。
（３）限制机组最高和最低负荷。 （４）甩负荷保护。 （５）根据机组的辅机运行状态，选择不同的运行工况。 ２、机炉主控制回路的作用 机炉主控制回路的作用 （１）接受经过处理的负荷指令P0，对锅炉调节系统和汽机调节系统发出协调的指挥 信号－－锅炉指令PB和汽机指令PV。 （２）根据机组输出功率与负荷要求之间的偏差，决定不同的运行方式。
S 由上式可见，汽机控制回路功率给定值P0的反馈信号是p1，因p1对汽机调节阀开度的 响应比实发功率灵敏得多。故汽机调节阀能迅速而平稳地响应功率给定值的变化。
(1 + S )P0 − Kp1 + K p 1 (P0 − PE ) = 0
锅炉燃烧指令PM为：
1 p p PM = 1 + 1 S 1 + K ( p 0 − pT ) p T pT S 燃烧率指令的前馈信号是能量平衡信号p1 / pT ，式中微分项在动态过程中加强燃 烧指令，以补偿机炉之间对负荷要求响应速度的差异。由于要求动态补偿的能量不仅 与负荷变化率成正比，而且与负荷水平成正比，所以微分项要求乘以p1 / pT 值，汽压 偏差积分项保证了稳态时能消除压力偏差。 能量平衡信号与功率给定信号性质不同。后者仅表示电网对机组的负荷要求，前 者反映了汽机对锅炉的能量要求，这就为机炉之间动态过程中协调控制两个控制回路 的工作提供了一个比较直接的能量平衡信号。与指令信号间接平衡的协调系统相比， 锅炉控制回路的前馈信号无论是动态还是静态的精度都比较高，整定也比较方便。 通过上述分析介绍，我们不难看出，采用以锅炉跟随为基础的能量直接平衡协调 控制系统，在快速适应负荷要求，以及克服系统内部扰动方面，都有比较大的优势， 是目前诸多协调控制方案中较好的一种。
CCS系统简介
CCS系统简介一、系统概述及其任务CCS系统英文全称为Coordinated Control System ,即协调控制系统。
它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。
从广义上讲，这是单元机组的符合控制系统。
它把锅炉和汽轮发电机作为一个整体进行综合控制，使其同时按照电网负荷需求指令和内部主要运行参数的偏差要求协调运行，既保证单元机组对外具有较快的功率响应和一定的调频能力，又保证对内维持主蒸汽压力偏差在允许范围内。
具体地讲，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和电网频率偏差信号，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、协调机组内部各子控制系统（燃料、送风、炉膛压力、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。
二、新华CCS系统简介XDPS系统是新华公司自主开发的，基于windowsNT 平台上工作的分布式处理系统。
利用XDPS系统构成的DCS系统中包含有DAS、CCS、SCS、FSSS四个子系统。
各子系统之间相对独立，均有其自身的I/O卡件及对应的DPU—分布式处理单元。
通过控制扩展的智能和非智能的I/O卡件实现对工业现场各种模拟量、开关量、脉冲量等的采集和控制。
对于CCS系统而言，外观所能看到的只有I/O卡件，已经没有了传统意义上的调节器、伺放、操作器等装置，取而代之的是软件自身具有的各种丰富功能的功能块。
自动调节系统在接受外界的输入信号后，就利用内部的组态程序进行控制运算，而后输出控制信号。
所有自动系统均可实现手/自动无扰切换。
三、实例简介1、除氧器压力控制由系统图可知，这是一个简单的单回路控制系统，通过除氧器压力调整门调整三抽进汽量来控制除氧器压力。
机组协调控制系统CCS
一、CCS控制系统简介。
协调控制系统CCS又称为单元机组的负荷控制系统,是将锅炉、汽机及辅机作为一个整体加以控制的十分复杂的多变量控制系统,该系统有机的、协调的控制锅炉的燃料、送风、给水以及汽机调节阀门开度,使各变量间的影响最小。
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。
单元机组协调控制系统的任务是:既要保证机组快速响应负荷需求,又能使机组的主要参数机前压力在变负荷的过程中保持相对稳定。
二、CCS协调控制系统的控制方式。
协调控制系统有以下五种控制方式：1、炉跟机方式（BF）。
当锅炉主控自动，汽机主控手动时为BF方式，锅炉主控控制机前压力，汽机调节机组功率。
2、机跟炉方式（TF）。
当汽机主控自动，锅炉主控手动时为TF方式，汽机主控控制机前压力；锅炉调节机组功率。
3、协调炉跟机方式（CCBF）。
当锅炉主控自动，汽机主控再投入自动时为CCBF方式，锅炉主控控制机前压力，汽机主控控制负荷。
4、协调机跟炉方式（CCTF）。
当汽机主控自动，锅炉主控再投入自动时为CCTF方式，汽机主控控制机前压力，锅炉主控控制负荷。
5、机炉手动方式。
汽机主控和锅炉锅主控均为手动方式，由锅炉调节压力，汽机改变调节汽门开度，调节实发功率。
控制方式之间通过负荷管理中心（LMCC）由运行人员实现无扰切换。
；每种方式下均有相应的调节器自动，其余的调节器跟踪。
协调方式下当因辅机故障发生RB时，锅炉主控自动将目标负荷降至正在运行的辅机所承担的负荷水平（即RB目标值），汽机主控则自动控制机前压力至设定值，RB结束后机组维持CCTF方式。
三、机组协调控制投入和切除条件及投、退协调控制的操作1、机组协调控制投入的条件：（1）机组负荷达到60%额定负荷以上，运行稳定。
协调控制系统 CCS介绍
模拟量控制系统
第 24 页
控制方式
控制效果分析
锅炉跟随控制方式、汽轮机跟随控制方式和协调控
制方式通常是可供单元机组控制系统选择切换的三种基 本控制方式。一般说来，协调控制方式的控制效果介于 锅炉跟随控制方式和汽轮机跟随控制方式之间，使输出 电功率和主汽压的控制得到兼顾在正常运行条件下，经 常采用协调控制方式，其他控制方式一般起辅助作用或 备用。
模拟量控制系统
第 15 页
控制方式
1、协调控制的基本原则及方案
2、主要控制方式
3、定压和滑压运行
模拟量控制系统
第 16 页
控制方式
原则：在保证机组安全运行(即汽压在允许范 围内变化)的前提下，充分利用机组的蓄热能力。
即在负荷变动时，通过汽轮机调门的适当动作，
允许汽压有一定波动而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，加强对 锅炉侧燃烧率(及相应的给水流量)的调节，及时 恢复蓄能，使锅炉蒸发量保持与机组负荷一致。
模拟量控制系统
第 30 页
主控系统
最大/最小允许
负荷限制回路
（MAX/MIN）
保证机组的实际 负荷指令不超越 机组的最大和最 小允许负荷值。
模拟量控制系统
第 31 页
主控系统 根据主要辅机的切投状 况，在线地识别与计算 出机组的最大可能出力 值。若实际负荷指令大 于最大可能出力值，则 发生负荷快速返回，将 实际负荷指令降至最大 可能出力值，同时规定 机组的负荷返回速率。
负荷指令处理
MCS (CCS)
子控制 系统 锅炉子 控制系统
给水控制
燃烧控制 汽温控制 汽机子 控制系统 辅机子 控制系统
DEH
除氧器水位压力控制、 高低加水位控制等
CCS协调控制系统
CCS协调控制系统CCS协调控制系统的简述：机、炉均自动的方式称为协调控制方式、即CCS方式。
锅炉主控指令的产生方式7.1.1.1由燃料均值调治器产生，设定值=（燃料均值/当前功率）×RB对应负荷127MW，，过程值=燃料均值，此调治器在RB动作时起作用。
由“功率调治器+负荷指令前馈”产生，设定值=本质负荷指令-5×（PT-SP），过程值=机组本质负荷，前馈值=机组负荷指令函数，此调治方式在TF方式时起作用。
由“DEB+负荷指令前馈”产生，设定值=DEB，过程值=热量信号，前馈值=机组负荷指令函数，此方式在BF方式时起作用。
CCS汽机主控指令的产生方式由“功率调治器+负荷指令前馈”产生，设定值=本质负荷指令，过程值=机组本质负荷，前馈值 =机组负荷指令函数，此方式在BF方式时起作用。
由“主汽压力调治器+负荷指令前馈”产生，设定值=主汽压力设定值，过程值=主汽压力，前馈值=机组负荷指令函数，此方式在TF、非RB时起作用。
由主汽压力调治器产生，设定值=主汽压力设定值，过程值=主汽压力，此方式在RB动作时起作用。
CCS负荷指令的产生方式手动产生：即在AGC未投入时，由运行人员手动设定的机组负荷指令AGC产生：AGC（AUTOMATICGENERATORCONTROL）自动发电控制，即由省调直接给定机组指令调治机组负荷在一次调频投入时，机组指令为‘AGC指令’加上‘频差对应的功率值（由DEH送来）CCS的投入：锅炉主控投入自动今后，牢固一段时间，观察锅炉主控的调节质量，机前压力颠簸不大于检查汽包水位自动、送风自动、引风等系统自动工作正常，且DEH系统工作正常，今后在DEH控制盘进步行汽机阀切换，由单阀控制切至序次阀控制（切换机会前压力应大于），并切除DEH功率控制、转速控制后，将DEH就地控制切至MCS遥控控制，此时，负荷控制中心画面上汽机主控按扭由浅白色转为黑色、遥控指示灯由浅白色转为绿色（注：采用单阀、序次阀控制由运行人员依照情况而定）用汽机主控软手操调治汽机调门，观察汽机响应情况。
协调控制系统
协调控制系统（CCS）1 系统简介CCS是一种连续的调节系统（Continuious Control System），被控的变量是模拟量。
单元机组的输出电功率与负荷要求是否一致反映了机组与外部电网之间能量供求的平衡关系；主汽压力反映了机组内部锅炉和汽轮发电机之间能量供求的平衡关系。
使机组对外保证有较快的负荷响应和一定的调频能力；对内保证主要运行参数（主蒸汽压力）稳定的系统称为协调控制系统（Coordinated Control System）。
这种系统往往是将被控量与设定值进行比较，经调节器运算后输出控制信号，使被控量发生变化，最终使被控量等于或接近设定值，系统是一个闭合的回路。
所以又称其为闭环控制系统（Closed loop Control System）。
所以CCS术语有三种来源，但本质上并无很大区别。
狭义上讲，CCS只是指负荷协调控制系统，广义上讲，单元机组上所有的连续调节系统都属于CCS。
蒲圻电厂2×300MW单元机组，采用OVATION分散控制系统作为控制设备，自动化水平高、功能全。
2 系统基本范围单元机组模拟量控制系统由协调控制系统及控制子系统、辅助设备自动控制系统构成。
协调控制系统（CCS）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。
协凋控制系统主要有4大控制子系统：给水控制系统、汽温控制系统、燃烧控制系统和汽机控制系统。
锅炉燃烧控制系统和汽机控制系统是协凋控制系统的执行级，给水控制系统通过主汽流量前馈信号与机组负荷指令进行协凋，汽温控制系统则通过煤量或风量前馈信号与锅炉燃烧指令进行协凋。
图3－1为我厂300MW机组协凋控制系统及控制子系统相互关系示意图。
汽包锅炉的给水控制系统由汽包水位控制系统和给水泵最小流量再循环控制系统组成。
低负荷下的单冲量汽包水位控制，主要由给水旁路阀控制。
30％负荷以上则采用三冲量汽包水位控制系统，电泵转速通过液力耦合器调整，汽泵通过BFPT控制器控制小机进汽，从而调节转速。
单元机组协调控制系统(CCS)
§7.1 CCS的基本概念(6)
➢ 以锅炉跟随为基础的协调控制方式:
§7.1 CCS的基本概念(7)
➢ 以汽轮机跟随为基础的协调控制方式
§7.1 CCS的基本概念(8)
➢ 综合型协调控制方式
§7.1 CCS的基本概念(9)
CCS 的基 本组 成
➢ CCS
➢ p1/pT信号的微分项整定不受汽轮机控制回路的影响，只需按 机炉对负荷要求响应速度的差异确定参数就可以了。与负荷 指令间接平衡的协调系统相比，锅炉控制回路的前馈信号无 论是动态的还是静态的精度都比较高，整定也比较方便。
§7.3 机炉主控制器(17)
系统分析(2)
➢ 从锅炉内扰来看，当燃烧率自发增加时，pT及p1均升高，因 为p1对燃烧率变化比实发电功率PE灵敏，在汽轮机控制回路 中功率积分项尚未改变时，汽轮机调节器就使汽轮机调节阀 关小，促使p1恢复到与功率给定值相适应的水平。与此同时， 锅炉控制回路接受两个减小PB指令的信号，一个是由于p1恢 复而使p1/pT减小的信号，另一个是负的压力偏差信号（p0pT），所以锅炉侧消除内扰的能力较强。
§7.1 CCS的基本概念(1)
CCS释义： 在单元机组的调节方式中，无论扰动发生在
锅炉侧还是汽轮机侧，都能保证机炉之间能很好 地相互跟随协调运行，同时兼顾负荷和汽压两者 的关系，能在确保机组安全运行的前提下最大限 度地适应负荷需要的调节方式或控制系统。
§7.1 CCS的基本概念(2)
单元机组负荷控制的特点：
协调锅炉、汽轮发电机的运行，在负荷变化较大时，能维持两 者之间的能量平衡，保证主蒸汽压力稳定。
协调机组内部各子控制系统（燃料、送风、炉膛压力、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。
单元机组协调控制系统
单元机组协调控制系统概述定义：锅炉和汽机相互配合接受外部负荷指令，共同适应电网对负荷的需求，并保证机组本身安全运行的控制系统。
协调控制系统（CCS）是整个单元机组自动化系统的一个重要组成部分，CCS与FSSS、DEH等的联系如图所示：其组成如下。
发电系统组成：主控制系统锅炉的燃料控制系统风量控制系统给水控制系统和汽温控制系统汽机侧的数字功频电液控制正常运行时，锅炉和汽机控制系统接受来自主控制系统的负荷指令。
主控制系统是协调控制系统的核心部分，有时把主控制系统直接称为协调控制系统。
协调控制系统的方框图如下：主控系统图1 单元机组协调控制系统方框图一、主控系统的组成1、任务：（1）产生负荷控制指令（2）选择机组负荷控制方式2、组成：负荷（功率）指令处理装置机炉主控制器二、负荷指令处理装置（一）负荷指令运算回路输入信号：机组值班员手动给定的负荷指令ADSΔf输出信号：机组负荷指令N0负荷指令处理回路实例图工作过程：运行人员输入→负荷率限止→上下限限止→机组负荷出力。
图2 负荷指令处理回路实例（二）机组最大可能出力运算回路● 定义：考虑各种辅机的运行状况而计算出的机组出力。
● 机组最大可能出力运算回路原理图 （三）机组的允许最大负荷运算回路● 定义：考虑锅炉燃烧器等不可测故障时，使锅炉的实际出力达不到机组功率指令N 0的要求，而设置的机组负荷运算回路，简称返航回路。
● 返航回路的工作过程：（1）正常运行：N 允许=N 最大，4接通6（2）大于5%的燃烧率，积分器2的输出为机组允许最大负荷信号。
运算过程示意图如下：（出力变化率限止）运行人员要求负荷指令负荷急 增 减图3 机组最大可能出力运算回路原理图图4 机组允许最大负荷运算过程示意图偏差信号 最大负荷时间τ燃烧率偏差，τ τ τ τ 0 0 0 0 0U 2U 3U 4U 603U 2、U 3、U 4、U 6分别为积分器2、反向器3、偏置器4和6的输出信号 τ0出现6%燃烧率偏差τ1监控器31动作时间，切换器5将燃烧率偏差信号直接送入偏置器4 τ2燃烧率偏差信号=1%，机组允许最大负荷信号停止下降，机组稳定τ3、故障排除，燃烧率偏差信号＜1%，积分器输入为正值，直至允许最大出力等于最大可能出力。
单元机组协调控制系统 (CCS)
以机组功率对外界负荷适应性比较差。这种
方式以保证汽压为主，适用于带基本负荷的
机组。
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3．综合型协调控制方式 该方式是上述两种协调控制方式的综合，前 两种方式中，只有一个被调量是通过两个控 制变量的协调操作来加以控制的，而另一个 被调量是单独由一个控制变量来控制的，因 而，它们只是实现了“单向”协调。
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由此可见，综合型协调控制方式能较好地保 持机组内、外两个能量供求的平衡关系，既 具有较好的负荷适应性能，又具有良好的汽 压控制性能，是一种较为合理和完善的协调 控制方式，但系统结构比较复杂。
应当明确，无论是何种协调控制方式，都是
从解决“快速负荷响应和主要运行参数稳定”
这一对源于机、炉动态特性差异的矛盾而设
在负荷变动时，通过汽轮机进汽调
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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。
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第二部分 ： 单元机组自动控制系统分析
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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。
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单元机组协调控制系统——CCS
TF
针对工况：机、炉出力基本能够平衡，机
组具备压力投自动调节的条件，但由于机、 或炉中有一个还不具备自动调整出力的条 件。机已热透，具备进行自动调整的条件，
炉故障或不稳定，不具备进行自动调整的条件。 事故：RB。
特点：机主控制器自动调压，炉主控制器
设定机组的压力给定值，由主控制器进行压力自 动调节。 ► 如果LMCC尚未投入AGC方式，需要调整机组的 负荷时，由运行人员在负荷指令处理回路（或称 负荷管理控制中心）上设定机组的负荷给定值； 如果LMCC已经投入AGC方式，本机组运行人员 没有负荷控制权，需要调整机组的负荷时，由中 调的ADS装置为在负荷指令处理回路（或称负荷 管理控制中心LMCC）提供机组的负荷给定值。
1.3.2 主控制器工作方式的适用工 况分析
► 基础模式 ► 压力控制模式 ► CCS方式（功率控制模式）
基础模式
► 针对工况：启动中，从点火、升温、升压直
到旁路控制压力；事故：MFT，FCB； ► 工况特点：机组机、炉严重不平衡，且较不 稳定。 ► 控制器特点：机、炉主控制器都处于手动或 跟踪的运行方式。
需要主蒸汽压力给定值。压力设定值形成回 路的基本功能就是，提供主控制器所需的主 蒸汽压力给定值。
4、负荷指令处理回路的基本功能
► 主控制器计算汽轮机和锅炉的流量给定值时，
需要机组负荷给定值。负荷指令处理回路的 基本功能就是，提供主控制器所需的负荷给 定值。
CCS组成及功能示意图
负荷 控制 系统
值班员负 调度 荷指令 指令 调频 指令 压力实测 压力给定
压力控制模式包括
TF（turbine fellow,汽轮机跟随）模式。 BF（boiler
ccs讲义
机炉协调控制随着我国火电厂中300MW及以上的大容量机组日益增多，大机组参加电网调频调峰已不可避免，对机组的自动化要求也就随着提高．考虑到单元机组负荷自动控制的特点，为保证高质量的电力供应，大机组必须采用协调控制协调控制系统（CCS）是整个单元机组自动化系统的一个重要组成部分，CCS与FSSS、DEH 等的联系如图2－11—1所示。
所谓单元机组协调控制系统，概括地说，就是锅炉和汽机相互配合接受外部负荷指令，共同适应电网对负荷的需求，并能保证机组本身安全运行的控制系统．协调控制系统是一总称，它包括主控制系统，锅炉的燃料控制系统、风量控制系统、给水控制系统和汽温控制系统，汽机方面另有数字功频电液控制（DEH）。
在正常运行时，锅炉和汽机控制系统接受来自主控制系统的负荷指令。
主控制系统是协调控制系统的核心部分，发电系统第一节 单元机组的机护协调控制一、单元机组负荷自动控制的特点1、单元机组是一个互相关联的复杂被控对象，其方框图如图2—11－2（a ）所示。
从燃烧被控对象动态特性的分析可知，燃料量M-机前压力P T 通道的传送函数为s PM e TSS W τ-=1)( 或s PM e TS K S W τ-+=1)(图2－11－2单元机组被控对象方框图（a ）原理方框图;（b ）等效变换方框图式(2－11－1）为汽机负荷保持不变时的传送函数，式（2－11－2）是汽机负荷变化时的传递函数.调节阀门开度μT ——机前压力P T 通道的传递函数为)1()(21TS k k S W P ++-=μ （2-11-3） 或 )1()('1TSk S W P +-=μ （2-11-4） 式(2－11－3）是汽机负荷随汽压变化（汽机负荷最后保持稳定）时的传递函数，式(2-11-4)是汽机负荷与调节阀门开度同时变化时的传递函数。
图2一11－2（a ）中的W T （S ）为蒸汽量D 一实发功率N E 通道的传递函数。
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
协调控制系统（CCS）CCS系统既协调控制系统，单元机组的协调控制系统是根据锅炉和汽机动态特性的特点，组织起来的负荷调节系统。
使汽压在允许范围内变化的前提下，尽快的使机组适应电网负荷的需求，该系统担负着单元机组生产过程中的汽、水、煤、油、风烟等诸系统的主要过程变量的调节任务。
接受来自中调的遥控指令（ADS）或本机设定的负荷指令，对机组进行负荷控制。
CCS的主体部分分为各个闭环的模拟调节子系统，这些控制系统本身还具有完善的逻辑控制功能，自动的执行系统的切换、操作、跟踪、保护、监视等任务。
CCS系统的硬件构成采用上海新华控制系统公司的XDPS-400分散控制系统。
该系统配置采用冗余措施，提高系统的可靠性，通过人机接口设备，操作员接口站（MMI）可以对各个闭环回路进行操作、调整，对各参数的在线监视以及报警显示、打印等，同时还设置手操器对各个回路进行操作。
重要辅机的调节如：#1——#3给水泵勺管调节；AB侧送风机动叶调节；AB侧引风机静叶调节；AB侧一次风机入口挡板调节。
1．机炉协调控制系统1．1 运行方式1．1．1 BASE方式这是最基本的运行方式，由运行人员手操控制燃料和汽机调门开度，此时锅炉主控在手动方式,DEH在就地控制方式1．1．2 锅炉基本方式（锅炉调负荷，汽机调主汽压力——机跟炉或机调压运行方式），该方式通常用于炉侧出力收到限制或炉侧自动系统未投运的工况，锅炉来响应机组负荷指令的变化或由运行人员手操控制燃料量，汽机主控自动将机前压力作为控制目标。
它可以分为锅炉基本手动和锅炉基本自动俩种方式。
“锅炉基本手动”方式：锅炉主控手动调节负荷，DEH投入遥控调节机前压力；“锅炉基本自动”方式：锅炉主控投入自动维持负荷，DEH投入遥控调节机前压力。
1．1．3 汽机基本方式（汽机调负荷，锅炉调主汽压力——炉跟机运行方式）分汽机基本手动和汽机基本自动两种方式。
“汽机基本手动”方式：DEH在就地方式，由运行人员手动体调节负荷，锅炉主控在自动方式调节机前压力；“汽机基本自动”方式：DEH投入遥控调节负荷，锅炉主控投入自动调节机前压力。
CCS
第一章概述CCS(Coordinated Control System)协调控制系统：指将锅炉-汽轮发电机组作为一个整体进行控制，通过控制回路协调锅炉与汽轮机组在自动状态的工作，给锅炉、汽轮机的自动控制系统发出指令，以适应负荷变化的需要，尽最大可能发挥机组调频、调峰的能力，它直接作用的执行级是锅炉燃料控制系统和汽轮机控制系统。
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、协调控制方式切换、负荷指令、跟踪功能、过程变量负荷闭锁、快速返回(RB)、ADS功能、定压滑压控制切换、闭锁增、闭锁减、快速上升、快速下降等。
它接受汽轮机的机前压力、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。
输出信号是锅炉指令和汽轮机指令。
RB（辅机故障减负荷）和FCB（机组快速甩负荷）的功能作用？举例说明。
RB功能是指机组某些主要辅机（送风机、引风机、一次风机、空预器、给水泵、锅炉炉水循环泵等）突然跳闸停止运行时，模拟量控制系统自动改变负荷设定值，和其他控制系统自动地将负荷减至与剩余的运行负载能力相适应的一个新的平衡点，并保持机组继续稳定运行。
FCB是针对机组某些严重的故障，如机组突然与电网解列、汽轮机跳闸或发电机故障时的快速甩负荷，以使机组仍能维持带厂用电运行或停机仅维持锅炉最低负荷带旁路运行。
第二章协调控制系统主要包括：(1)机炉协调控制系统；(2)锅炉制粉控制系统；(3)锅炉给水控制系统；(4)锅炉汽温度控制系统；(5)炉膛压力控制系统；(6)送风机控制系统；(7)二次风流量控制系统；(8)一次风压力控制系统；(9)炉膛燃油控制系统；(10)空预器出口温度控制；(11)除氧器压力、水位控制系统；(12)热井水位调节系统；(13)汽动给水泵最小流量控制系统；(14)电动给水泵最小流量控制系统；(15)低压密封蒸汽温度调节系统；(16)再热冷段来蒸汽压力调节系统。
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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矿产资源开发利用方案编写内容要求及审查大纲
矿产资源开发利用方案编写内容要求及《矿产资源开发利用方案》审查大纲一、概述
㈠矿区位置、隶属关系和企业性质。
如为改扩建矿山, 应说明矿山现状、
特点及存在的主要问题。
㈡编制依据
(1简述项目前期工作进展情况及与有关方面对项目的意向性协议情况。
(2 列出开发利用方案编制所依据的主要基础性资料的名称。
如经储量管理部门认定的矿区地质勘探报告、选矿试验报告、加工利用试验报告、工程地质初评资料、矿区水文资料和供水资料等。
对改、扩建矿山应有生产实际资料, 如矿山总平面现状图、矿床开拓系统图、采场现状图和主要采选设备清单等。
二、矿产品需求现状和预测
㈠该矿产在国内需求情况和市场供应情况
1、矿产品现状及加工利用趋向。
2、国内近、远期的需求量及主要销向预测。
㈡产品价格分析
1、国内矿产品价格现状。
2、矿产品价格稳定性及变化趋势。
三、矿产资源概况
㈠矿区总体概况
1、矿区总体规划情况。
2、矿区矿产资源概况。
3、该设计与矿区总体开发的关系。
㈡该设计项目的资源概况
1、矿床地质及构造特征。
2、矿床开采技术条件及水文地质条件。