协调控制系统(CCS)的测试与维护
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。
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。
CCS(协调控制系统)解读
Fuel demand 燃料主控指令
BTU校正 Boiler Demand O2校正后风量 风量限制
PID
实际煤量偏差
去除燃油量
Fuel demand
Feeder A~F
Water Demand 给水主控指令
• 焓控制
控制原理： 实际给水指令 ＝设计给水×设计焓增/实际焓增
• 煤水比控制
控制原理： 给水指令＝F(修正的锅炉负荷指令)
Water Demand 给水主控指令－－－焓控制
焓控制器：
分离器出口压力、温度对应的焓值作为焓控制器实际值，锅炉主 控对应的焓设定值经过锅炉温控器输出修正后作为焓控设定值，经过 焓控制器后输出指令送入给水控制回路。 由锅炉主控输出负荷指令对应的设计给水量－对应设计过热减温 水量得出负荷对应的设计给水量；锅炉负荷指令对应的省煤器出口设 计焓－锅炉出口设计焓得出锅炉设计焓增；设计焓增经过焓控制器输 出修正获得实际焓增；
FD Fan control 送风主控指令
送动叶进行控制。 六台磨一次风量之和、二次风箱风量之和、OFA风量 之和构成了实际总风量信号；送风机主控对风量偏差进行 控制，同时通过电流平衡回路逐步调整动叶开度，是风机 电流逐步平衡。
FD Fan control 送风量主控指令
Water Demand 给水主控指令－－－焓控制
Boiler Demand
设计给水
设计焓增
饱和度修正
实际焓增
启动循环泵出口流量
实际减温水量
给水指令
CCS撤出条件
CCS条件：汽机主控自动&锅炉主控自动；汽机、锅炉主控 任一自动撤出，CCS撤出；
汽机主控自动撤出条件：
• • • • • • 1、主汽压力测量信号坏值（三取二）； 2、锅炉主控自动且发电机功率坏值； 3、汽机负荷指令坏值（三取二）； 4、DEH未在远控； 5、旁路阀未全关； 6、DEH未跟踪（汽机指令与调节器设定偏差大）；
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)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。
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。
600MW单元机组协调控制系统设计
1.协调控制系统简介2.1 协调控制系统的任务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。
协调控制系统就是为完成这两种平衡关系而设置的。
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（主汽压力）稳定的系统称为协调控制系统。
协调控制系统（Coordinated Control System----CCS）是将单元机组的锅炉和汽轮机作为一个整体来进行控制的系统。
2.2 负荷控制对象的动态特性在单元机组中，锅炉和汽轮机是两个相对独立的设备。
从机组负荷控制角度来看，单元机组是一个存在相互关联的多变量控制对象，经适当假设可以看作是一个具有两个输入和两个输出的互相关联的被控对象，其方框图如图1所示。
对象的输入量µB为锅炉燃料量调节机构开度，代表锅炉燃烧率（及相应的给水量），µB 的变化将引起机前压力ＰT的变化，用WPB(S)描述该通道的特性,在汽轮机调节阀开度µT不变时, W PB(S)具有以下形式:W PB(S)= K1／(T1 s + 1)² (1)式(1)是一个简化了的和二阶系统,它表明燃料------压力通道具有较大的惯性和迟延.在燃烧率变化后,在汽轮机调门开度µT不变时,pT的变化也将引起机组实发功率PE的变化。
图1中, WNB(s)是燃料一切通道的传递函数,它具有如下形式:W NB(S)= K2／(T2 s + 1)² (2)在机组燃烧率保持不变,将汽轮机调节阀门开度通常用同步器位移量表示µT改变,它将引起机前压力pT的变化,以及机组实发功率PE的变化,这两个通道的传递函数WNµ(S)、WPµ(S)形式如下:W Pµ(S) = —［K3 +（K4／T4s + 1）］ (3)WNµ(S) =［K5／（T5s+ 1）］—［K6／( T6s + 1)²］ (4)以上四个式子是通过实验方法得到的,通过理论分析和线性化处理也可得出以上关系。
火电厂集控运行专业《CCS协调控制试题》
一、判断题单元机组负荷控制的特点及任务〔16〕1、火力发电厂的协调控制系统出发点是把汽轮机和发电机作为一个整机来考虑。
〔×〕2、单元机组是一个多输入、多输出的被控对象，分析负荷控制系统时，须把锅炉和汽轮机作为一个整体考虑。
〔×〕3、协调控制系统英文缩写为CCS。
〔√〕4、协调控制系统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。
〔√〕5、采用中间再热的单元制机组，庞大的中间再热容积使得汽轮机中低压缸功率滞后，加上锅炉的热惯性大，使得汽轮发电机组的一次调频能力降低。
〔√〕6、从运行的角度讲，机组对负荷要求的快速响应能力必须建立在不能危及机组本身运行稳定性的根底上。
〔√〕7、常规的自动调节系统是汽轮机和锅炉分别控制，汽轮机调节机组转速和负荷，主汽压力的控制由锅炉控制系统来完成。
〔√〕8、机前压力的波动也和锅炉的蓄热能力有关，锅炉的蓄热能力越大，机前压力波动越大。
〔×9、机组在CCS方式下运行，DEH接受CCS的汽轮机调节汽门开度指令。
〔×〕10、RB〔负荷返回〕功能与机组增减负荷限制等控制功能可以有效地降低机组异常工况时运行人员的操作强度，保障机组的平安运行。
〔√〕11、FCB〔快速切除负荷保护〕的种类可分为甩负荷只带厂用电运行、甩负荷停机不停炉。
〔√〕12、辅机跳闸自动减负荷的目标值，称为RB目标值。
〔√〕13、当单元机组发生RB时，说明汽轮发电机运行不正常。
〔×〕14、迫降功能是协调控制系统中负荷指令处理器的其中一个作用。
〔√〕15、RB试验是对机组主要辅机设备故障下运行能力的检验，是对控制系统性能和功能的检验，RB机组的实现为机组在高度自动化运行方式下提供了平安保障。
〔√〕16、RB试验的目的，是检验机组和控制系统故障下的适应能力。
〔×〕机组负荷控制方式〔15〕17、机跟炉控制方式，也叫汽机根本，锅炉跟随方式。
〔×18、CCS在以锅炉为根本控制方式下，锅炉调负荷，汽轮机调压力。
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。
广东某电厂2#机组DCS协调控制系统(CCS)优化工作总结
采用规则+差量控制(此方法我们已成功用于多台大型锅炉的控制)，规则+差量控制的 重点在控制对象的规则模型的建立，规则模型的建立主要应由过程控制专家或系统的设计 人员来提供，或由控制对象的历史运行数据分析得来；如锅炉的减温水流量与锅炉负荷的 函数关系应由锅炉的性能设计人员来提供。
规则+差量控制中的差量(设定值与测量值之差)控制，主要用于在系统运行时在线调 整规则模型内的参数(调整哪些参数由过程控制专家或系统的设计人员定)，使规则模型更 接近真实系统。
改变汽压设定值为 15MPa，观察 BF 方式下，汽压跟踪设定值的品质。此 时，汽机调门开度应保持不变。 7、 改变汽压设定值扰动，改变功率变化率为 5MW/Min，以提高汽压变化率， 改变汽压设定值为 14MPa，观察 BF 方式下，汽压跟踪设定值的品质。此 时，汽机调门开度应保持不变。
根据实验测试结果，分析数据，模拟锅炉燃烧数学模型，经过离线动态仿 真，优化热量信号数学模型如下：
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差量控制方法的选择：对大滞后系统用模糊控制法，一般系统可采用常规PID方法。 规则+差量控制方法可用于多输入多输出复杂系统。 规则+差量控制的特点：有自学习功能(对被调整参数的记忆)，对操作人员的经验依 赖性不强，控制精度高，响应快，抗干扰能力强。 成熟的复杂回路智能控制策略: 能提高用户系统的控制精度，从而提高产品质量；提 高(被控对象)系统的运行的稳定性和安全性，真正实现减人降耗；提高系统的反应速度， 避免人工控制的超调或滞后，避免(被控对象)系统运行的大起大落。
·如可避免锅炉的汽包的干烧或满水，汽包水位的投自动大大减轻操作工的劳动 强度；锅炉氧量的自动可使风煤比处于最佳值，提高锅炉效率；锅炉负荷的投自动可使锅 炉能迅速响应热（电）用户负荷的变化。 2005年 应用于福建安溪发电有限公司 2X50MWCFB分散控制系统, 主汽温和床温及主汽压 力控制。 2004年 应用于浙江红宝热电厂 2X130T/h CFB 分散控制系统, 主汽温和床温及主汽压力 控制。 2003年 应用于山西永济热电厂 一炉(武汉凯迪410T/H CFB锅炉), 主汽温和床温及主汽压 力控制 。 2002年7月 应用于广东东莞德永佳纺织制衣有限公司（港商独资）新厂热电联产工程 4炉 (75T/H CFB)2机(15MW)DCS,针对德永佳热电站为 孤网、母管制、CFB的特点，采用最新控 制方法，完成 炉膛压力、汽包水位、主汽温度、床层厚度、床温、氧量、负荷(主汽压力) 控制投自动，完成对原老厂10多台柴油发电机组的自启停，领CFB投自动化全国之先。 2002年4月 应用于山东华泰纸业(上市公司）二炉（WGZ170/9.8-1型170 煤粉炉）二机（25MW
控制系统检维修作业指导书(SIS、CCS部分)
SIS/CCS系统检维修作业指导书1 总则1.1编写目的1.1.1为规范浙江中控技术股份有限公司北海炼化维保团队对于TRICON安全控制系统的日常维护和大修检修作业行为。
1.1.2 为有利于检修方提高检维修工作效率，确保检维修工作质量，避免检维修作业中的错误与失误，强化维修人员的故障处理能力，提供完善、标准、规范的检修作业程序。
1.1.3 为有利于检修资料归档。
1.2 适用人员本作业指导书为所有浙江中控技术股份有限公司北海炼化维保团队作业人员所共同遵守的质量保证程序。
1.3 适用范围适用于中国石化北海炼化有限责任公司对所有TRICONEX TRICON V10型系统安全控制系统的日常维护、故障处理、检修等作业，其他控制系统可参考使用。
1.4 编写依据本规程依据中华人民共和国行业标准《信号报警、安全联锁系统设计规范》（HG/T20511-2000）及TRICONEX公司TRICON技术资料编写。
1.5 确保目标1.5.1确保TRICON安全控制系统在日常维护及大修的检修全过程无不安全因素发生。
1.5.2确保TRICON安全控制系统检修项目的验收率、合格率为100％。
2 概述2.1 系统简介TRICON系统是一种现代化的可编程逻辑与过程控制器，它提供了高水平的系统容错能力，可作为石化生产装置的联锁保护系统，实现装置的紧急停车。
对于V10型TRICON系统，有三种形式的机架：主机架、扩展机架和远程延伸机架，主机架与扩展机架最多相距30m，与远程延伸机架最多相距2km。
系统最多包含一个主机架、八个扩展机架和六个远程延伸机架，支持总数多达118组输入/输出模件或通讯模件，最大点数为：2048个数字输入点，1024个数字输出点，1024个模拟输入点，512个模拟输出点和80个脉冲输入点。
其通讯模件不仅可与Modbus装置和集散控制系统（TRICON）连接，还能通过点对点（Peer-to-Peer）或802.3网络与外部主机相连接。
黔东火电厂CCS协调控制系统概述
单 元 负 荷控 制 回路 的 主 要 任 务 是 ：根 据 机 组 可 以 接 受 的 次 只是 简 单 地 将 文字 处 理 作 为 计算 机教 学 的主 要 内容 ．就难 以适应 学 员 需要 。 因此 ． 结 合 计 算 机 网络 发 展 现状 ， 及 学 要 以 员 需求 的实 际 ． 大 教学 内容 更 新 力 度 ， 而 保 证 计 算 机 学科 加 从 的先 进性 和 时 代性 。我 认 为 要 从 三 个层 次来 思 考 教 学 内容 的 选 定 ： 是 计 算 机 网络 操 作 的基 本技 能 ， 括 掌 握Ｗｉｄ ｗ 和 一 包 ｎｏ ｓ ０ｆｅ ｆ ｃ 应用 软 件 的使 用 方 法 ， ｉ 收发 电子 邮件 、 载 文 件 等 。二 是 下 计 算 机 网络 技术 的相 关 知 识 ，如 政 务 网络 运 行 及 网络 信 息 安 全 基 本 知 识 ； 联 网传 媒 发 展 历 史 、 本 特 点 ， 互 基 以及 互 联 网 对 我 国 政 治 、 济 、 化 的 影 响 ： 界 主 要 国 家 电子 政 务 发 展 策 经 文 世 略、 发展 模 式 和实 施 路径 ， 行 业信 息 化建 设 的 情况 等 。 是 提 各 三 高 领导 基 于 网络 环 境 下 开 展 问 政能 力 ， 织 相关 应 用 的培 训 ， 组 如博 客 、 博 、 于 网路 的 问政 、 微 基 监督 、 应急 预 案 和舆 论 引导 等 。 （ ） 用 多种 教 学 方 法 四 采 党 校 主 体班 讲 课 和 高 校教 育 不 一 样 ， 高校 课 堂 讲 课 ， 在 必 须 把 条 框 理 论 知 识 点 讲 全 ． 在 主 体 班 讲 这 些 ． 方 面 时 间 但 一 不 够用 ， 一 方 面 学 员 也 没 兴 趣 听 。所 以 。 主 体 班 讲 课 ． 另 在 必 须 有 分 析 ， 通 俗 易 懂 ， 的 内 容不 在 于 多 ， 在 于 精 。高 质 要 讲 而
动车段集中控制系统(CCS)结构组成及维护标准
动车段集中控制系统(CCS)结构组成及维护标准
张晓锋
【期刊名称】《西铁科技》
【年(卷),期】2018(000)004
【摘要】随着我国高铁大量开通运营,动车组的检修、养护工作已成为保证高铁运营安全、提高服务品质的重要保证。
动车段是动车组停放、整备、检修和养护的重要场所,动车段集中控制系统(简称CCS),整合了联锁、CTC/TDCS等系统功能,实现动车段作业组织信息共享、计划管理、作业过程管理、安全控制、辅助决策等功能。
本文介绍了西安动车段CCS系统结构组成、日常、月度及年度维护试验项目、内容。
【总页数】3页(P42-44)
【作者】张晓锋
【作者单位】[1]西安局集团公司西安电务段
【正文语种】中文
【中图分类】U225
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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。
单元机组协调控制系统-(CCS)
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二、协调控制系统分析 1．负荷运算 负荷运算电路只有在协调控制方式下才起作 用,负荷运算的任务可以用一个操作、两个校 正、一个限制来概括。 一个操作是电路的中间部分，通过“操作员 设定”的手动操作单元，运行人员使用鼠标 或键盘可以设定机组负荷的大小。
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两个校正为主汽压力校正和频率偏差校正。 当主汽压力不等于压力给定数值后,由负荷 运算模块最左侧的压力校正支路对机组负 荷进行校正，以保证主汽压力等于给定数 值。当机组频率和电网频率出现偏差后， 由负荷运算模块最右侧的频率偏差校正支 路对机组负荷进行校正，以保证机组输出 负荷和电网的负荷需求相平衡。
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二、汽包锅炉给水控制系统 (一)给水控制的任务 汽包锅炉给水自动控制的任务是使锅炉的给 水量适应锅炉的蒸发量,以维持汽包水位在规 定的范围内，保持给水流量的相对稳定。 (二)给水控制对象的动态特性 主要的扰动有:给水流量W、锅炉蒸发量D、 炉膛热负荷等。
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1．给水流量扰动下水位的动态特性 给水流量是调节机构所改变的控制量,给水 流量扰动是来自控制侧的扰动，又称内扰。 水位控制对象的动态特性表现为有惯性的 无自平衡能力的特点，属于多容无自平衡 能力对象。
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三、协调控制的基本原则
从锅炉燃烧率改变到引起机组输出电功率 变化,其过程有较大的惯性和迟延，如果只 是依靠锅炉侧的控制，必然不能获得迅速 的负荷响应。而汽轮机进汽调节阀动作， 可使机组释放(或储存)锅炉的部分能量，使 输出的电功率有较迅速的响应。因此，为 了提高机组的响应性能，可在保证安全运 行的前提下，充分利用锅炉的蓄热能力， 在负荷变动时，通过汽轮机进汽调
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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。
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。
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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(二)外围设备的检修 二 外围设备的检修 (1)变送器量程核对与确认。 变送器量程核对与确认。 变送器量程核对与确认 (2)执行机构行程和方向确认，动作应平 执行机构行程和方向确认， 执行机构行程和方向确认 灵活。 稳、灵活。 • 4．8．4机炉协调控制系统 ． ． 机炉协调控制系统 • 机炉协调控制系统由负荷运算回路、 机炉协调控制系统由负荷运算回路、锅 炉主控和汽轮机主控回路三部分组成。 炉主控和汽轮机主控回路三部分组成。设 置有四种基本的运行方式， 置有四种基本的运行方式，即协调控制方 炉跟机自动控制方式、 式、炉跟机自动控制方式、机跟炉自动控 制方式和手动方式。 制方式和手动方式。 • (一)机炉协调控制系统功能 一 机炉协调控制系统功能 • • •
• RB（辅机故障减负荷）和FCB（机组快速甩负荷） （辅机故障减负荷） （机组快速甩负荷） 的功能作用？举例说明。 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、 功能是指机组某些主要辅机（ 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） 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， 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， 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， 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。 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 是针对机组某些严重的故障， 是针对机组某些严重的故障 网解列、汽轮机跳闸或发电机故障时的快速甩负荷， 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。 最低负荷带旁路运行。
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（ 协调控制系统（CCS）的投入 ） 与维护
• 4．8 CCS系统检查、测试 系统检查、 ． 系统检查 • 4．8．1概述 ． ． 概述 • CCS(Coordinated Control System)协 协 调控制系统：指将锅炉-汽轮发电机组作为 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， 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、 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， 汽轮机的自动控制系统发出指令，以适应 负荷变化的需要， 负荷变化的需要，尽最大可能发挥机组调 调峰的能力， 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。 锅炉燃料控制系统和汽轮机控制系统。
• •
(1)负荷指令处理装置的主要功能。 负荷指令处理装置的主要功能。 负荷指令处理装置的主要功能 1)根据机炉运行状态，选择机组可以接 根据机炉运行状态， 根据机炉运行状态 受的ADS、频差信号、操作员设定及跟踪 受的 、频差信号、 实际功率等各种外部指令， 实际功率等各种外部指令，处理后转化为 机炉的功率给定值NO(机组出力指令 。 机组出力指令)。 机炉的功率给定值 机组出力指令 • 2)进行对外部负荷指令的变化率和变化 进行对外部负荷指令的变化率和变化 幅度的限制处理。 幅度的限制处理。一般外部对机组的负荷 要求都是以电功率为目标， 要求都是以电功率为目标，但根据机组负 荷变化能力的规定对机组负荷指令的要求， 荷变化能力的规定对机组负荷指令的要求， 应不超过规定负荷变化速度及负荷变化幅 度。
3)最高、最低负荷的限制。对机组的负 最高、最低负荷的限制。 最高 荷要求指令不应超过机组的实际允许出力 的上、下限值，即闭锁增、闭锁减。 的上、下限值，即闭锁增、闭锁减。当机 组负荷要求超过实际可能允许的出力时， 组负荷要求超过实际可能允许的出力时， 应对负荷要求进行限制。 应对负荷要求进行限制。 • 4)当机组辅机发生部分故障，为了保证 当机组辅机发生部分故障， 当机组辅机发生部分故障 机组正常运行，不管此时电网对机组负荷 机组正常运行， 要求如何(即不接受电网负荷要求 即不接受电网负荷要求)， 要求如何 即不接受电网负荷要求 ，都能把 机组负荷降到相应的水平(故障后所能允许 机组负荷降到相应的水平 故障后所能允许 的负荷水平)。在机组降负荷过程中， 的负荷水平 。在机组降负荷过程中，可按 照故障类型自动选择不同的降负荷速度。 照故障类型自动选择不同的降负荷速度。 • (2)锅炉能量信号和热量信号的构成和特 锅炉能量信号和热量信号的构成和特 点： •
• • • • •
4．8．3基本检修项目及要求 ． ． 基本检修项目及要求 (一)DCS自动控制系统软件检查和试验 一 自动控制系统软件检查和试验 (1)测量信号的系数及补偿参数的检查。 测量信号的系数及补偿参数的检查。 测量信号的系数及补偿参数的检查 (2)例外报告量程及报警限值检查。 例外报告量程及报警限值检查。 例外报告量程及报警限值检查 (3)各系统控制软件逻辑、定值、参数设 各系统控制软件逻辑、 各系统控制软件逻辑 定值、 置的检查和模拟试验。 置的检查和模拟试验。 • (4)各控制系统相关画面的检查。 各控制系统相关画面的检查。 各控制系统相关画面的检查
• (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
2)协调控制系统需要解决的主要矛盾是 协调控制系统需要解决的主要矛盾是 协调负荷的响应速度与机组的运行稳定性 之间的关系。汽轮机调负荷， 之间的关系。汽轮机调负荷，既充分利用 了锅炉蓄能，负荷适应性又最好。为了补 了锅炉蓄能，负荷适应性又最好。 偿动态过程中锅炉蓄能的变化以及机炉动 态响应差异， 态响应差异，系统还设计了能量平衡信号 的动态前馈信号 • (Ps×P1／PT)×d(Ps×P1／PT)／dt指对 × ／ × × ／ ／ 指对 (Ps×P1／PT)微分。 微分。 × ／ 微分 •
•．2协调控制系统 ． ． 协调控制系统 主要包括： 主要包括： (1)机炉协调控制系统； 机炉协调控制系统； 机炉协调控制系统 (2)锅炉制粉控制系统； 锅炉制粉控制系统； 锅炉制粉控制系统 (3)锅炉给水控制系统； 锅炉给水控制系统； 锅炉给水控制系统 (4)锅炉汽温度控制系统； 锅炉汽温度控制系统； 锅炉汽温度控制系统 (5)炉膛压力控制系统； 炉膛压力控制系统； 炉膛压力控制系统 (6)送风机控制系统； 送风机控制系统； 送风机控制系统 (7)二次风流量控制系统； 二次风流量控制系统； 二次风流量控制系统 (8)一次风压力控制系统； 一次风压力控制系统； 一次风压力控制系统 (9)炉膛燃油控制系统； 炉膛燃油控制系统； 炉膛燃油控制系统
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1)(Ps×P1／PT)是锅炉能量信号的核心 × ／ 是锅炉能量信号的核心 (式中 式中P1-汽机第一级压力；PT机前压力； 汽机第一级压力； 机前压力 机前压力； 式中 汽机第一级压力 PS-机前压力设定值 。P1／PT代表了汽轮 机前压力设定值)。 ／ 代表了汽轮 机前压力设定值 机调门的有效阀位，能灵敏反映阀位的变 机调门的有效阀位， 化，它代表预期汽轮机能量输入或者是汽 轮机所需的能量。 轮机所需的能量。为了反应动态变负荷工 况下的汽轮机能量需求， 况下的汽轮机能量需求，对能量信号做了 一些技术处理。 一些技术处理。引人能量平衡信号的实际 微分环节以加快响应速度。引入机前压力 微分环节以加快响应速度。 偏差校正回路， 偏差校正回路，有利于保持机组运行工况 的稳定。 的稳定。
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(1)锅炉运行正常，炉膛燃烧稳定。 锅炉运行正常，炉膛燃烧稳定。 锅炉运行正常 (2)机组功率、负荷指令、主蒸汽压力、调速级 机组功率、 机组功率 负荷指令、主蒸汽压力、 压力、总风量、总燃料量等重要参数准确可靠， 压力、总风量、总燃料量等重要参数准确可靠， 记录清晰。 记录清晰。 (3)DEH系统功能正常，能转人 系统功能正常， 控制方式。 系统功能正常 能转人CCS控制方式。 控制方式 (4)燃烧、给水、过热汽温、再热汽温、除氧器 燃烧、 燃烧 给水、过热汽温、再热汽温、 水位等主要自动控制系统已投人运行。 水位等主要自动控制系统已投人运行。 (5)协调控制系统控制方式及各参数设置正确， 协调控制系统控制方式及各参数设置正确， 协调控制系统控制方式及各参数设置正确 汽轮机主控、锅炉主控等M／ 操作正常 操作正常， 汽轮机主控、锅炉主控等 ／A操作正常，跟踪信 号正确，无切手动信号。 号正确，无切手动信号。 4．8．5制粉控制系统 ． ． 制粉控制系统
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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。