600MW机组协调控制系统优化-5页文档资料
600MW机组协调控制系统优化
600MW机组协调控制系统优化作者：孙涛来源：《硅谷》2011年第18期摘要：阐述河北国华沧东发电有限责任公司一期工程2×600MW机组采用的协调控制系统的原理，分析机组在进行升降负荷时锅炉与汽轮机之间能量平衡关系，针对机组投运初期协调控制系统在负荷升降过程中存在的主汽压力和负荷相互适应能力差的问题以及投入AGC后升降负荷速度慢的情况进行深入分析，找出问题的根本原因，通过采取有效的优化措施，并进行AGC方式下负荷升降试验，验证优化工作取得良好效果。
关键词：协调；控制；AGC；优化中图分类号：TK39 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2011）0920193－011 机组概况河北国华沧东发电有限责任公司一期工程为两台600MW亚临界燃煤发电机组。
汽机岛由上海汽轮机厂供货，锅炉岛由上海锅炉厂供货。
2 协调控制系统控制原理协调控制的设计方案是以锅炉跟随为基础的协调控制系统，原设计机组采用定-滑-定运行方式，从0到27%为定压方式运行，27%到77%负荷区间为滑压运行方式，77%以上为定压运行方式。
锅炉主控输出指令由以下几个部分组成：1）机组负荷指令给定值信号；2）机组负荷指令给定值的微分信号；3）机组负荷指令目标值的微分信号；4）机组滑压设定值的微分信号；5）频差信号；6）压力设定值与实际值偏差的微分信号；7）锅炉主汽压力PID调节器输出信号。
其中，机组负荷指令给定值信号为锅炉主控制器的主前馈信号，其他微分前馈用于在机组负荷升降过程中提高锅炉主控制器的响应速度，压力设定值与实际值偏差的微分信号用于在主汽压力与设定值偏差过大时快速动作锅炉主控制器帮助调节主汽压力。
在机组负荷指令变化的初期汽机侧调门是基本不变的，因为送到汽机控制器的机组负荷指令要经过一个四阶滞后，延时时间t为锅炉产生蒸汽时间的0.2倍。
经过四阶惯性环节延迟后的负荷指令还要加上压力拉回回路计算的结果，再与实际负荷值进行偏差运行，偏差值经PID 回路计算后做为汽机主控的输出送往DEH控制系统控制阀门开度。
600MW机组协调控制系统
第一章协调控制系统第一节机组负荷指令LDC1．选择爬坡速率逻辑（DROP3 SH12）单元机组协调控制系统(CCS)可接受电网负荷自动调度系统(ADS)给出的机组负荷指令，单元机组置于远方控制方式。
ADS远方遥控方式或人工请求或RB/RD，置位“SELRATE”选择爬坡速率逻辑，负荷按给定速率向负荷要求指令爬坡。
当“复位选择爬坡速率逻辑”成立：发生RB/RD时在一定时间内目标负荷仍大于实际负荷，或负荷指令被闭锁且LDC仍沿被闭锁的方向升/降，或负荷指令和实际负荷相等，或没有发生RB/BD时，或通过人工请求LDCHOLD，都将复位“SELRATE”，退出按给定速率向负荷荷值是本接口回路的输入信号，而接口回路输出信号是积分器的输出信号负荷指令LDCOUT， LDCOUT就是电网或人工对机组的负荷要求指令。
正常状态下，ADS投入，机组为ADSMODE， RTU-1的电网负荷指令与当前LDCOUT比较，形成“LDC INC”和“LDC DEC”逻辑；ADS不投时，人工设定的目标负荷与当前LDCOUT比较，形成“LDC INC”和“LDC DEC”逻辑；在发生RB时，RB给定负荷值与当前LDOUT比较，由RBRATE形成“LDC INC”和“LDC DEC”逻辑。
当“LDC INC” 逻辑时，正值RATE 作用到积分器的输入端，积分器输出信号LDOUT增加，其速率由积分器，输出LDCOUT指令保持不变。
2. 跟踪负荷指令逻辑TRACKLDC（DROP3 SH08）在机组正常运行（旁路系统未投入）时，机组处于炉跟踪BF、或机跟踪TF或手动基本BASE下（即“跟踪负荷逻辑”成立），负荷指令处于跟踪工况。
当负荷指令不跟踪锅炉主控和机组功率时，负荷指令跟踪经机前压力偏差修正的功率。
当跟踪负荷指令的逻辑不成立时，负荷指令由功率人工设定值决定。
3．ADS的投入逻辑（DROP3 SH11）在LDC自动时，且网控发出ADS远方控制有效的脉冲信号后，操作员通过键盘发出将机组投入远方控制指令后，机组即进入“远操”方式。
对火电厂600MW超临界机组协调控制系统的分析
对火电厂600MW超临界机组协调控制系统的分析作者：曾有琪韦培元马军来源：《城市建设理论研究》2012年第30期摘要：就国内火电厂的火电机组发展现状来看，大规模、高效率的超临界机组已经形成了市场化规模，600MW超临界机组比传统的亚临界机组有着压倒性的性能优势。
超临界机组对煤耗量的大幅度降低，有效缩减了火电厂的运营投资，在减少能源消耗、缩减运营成本的同时，也减少了污染物向环境中的排放。
文章就600MW超临界机组内容进行了简单的概述，介绍了600MW超临界机组协调控制策略，阐述了600MW超临界机组协调控制系统。
关键词：600MW超临界机组；控制策略；控制对象；协调控制系统Abstract: Considering the development situation of the domestic thermal power units of thermal power plants, the large-scale, high-efficiency supercritical unit has formed the marketization scale, and600 MW supercritical units have the overwhelming performance advantages compared with conventional subcritical units. Supercritical units contribute to the huge reduction in the amount of coal consumption, effectively reducing the investment in thermal power plant operators, which also can reduce the pollution emission to environment. In this paper, the content of 600MW supercritical units is described simply, coordinated control system strategy of the 600MW supercritical units are introduced, as well as its coordinated control system.Key words: 600 MW supercritical units; control strategy; controlled object; coordinated control system中图分类号：F407.61 文献标识码：A 文章编号：2095-2104（2012）随着国内对火电机组内容研究的不断深入，以及火电机组相关技术、系统在近几年内的高速发展，高效率、大规模的超临界机组在火电厂中的应用越来越广泛和普及。
600MW机组协调控制系统的分析
(2)负荷变化速率限制:最大变负荷率受机组运行状况的限制，为了保证机组平稳运行，不允许变负荷的速率过大。
(3)指令增/减闭锁:根据机组运行时产生的某些故障，以运行参数的偏差大小和方向对实际负荷指令实施增/减方向的闭锁，防止故障的危害进一步扩大。
由于启停一套制粉系统对协调控制系统所产生的扰动得到了有效的控制，基本消除了机前压力和负荷大幅度波动。
3.3 RB功能优化
当机组主要辅机发生故障而跳闸时，为维持锅炉允许出力，必须使机组快速自动降负荷，同时保证主要调节系统工作正常，维持机组主要参数在允许范围内。机组在进入168h考核前，通过RB试验，明确了机组在重要辅机失去下的控制特性。进一步对RB功能进行了分析和研究，对以下问题进行了改进和优化:
锅炉主控和汽轮机主控都采用单回路控制，取消了压力调节器。基于DEB控制策略，稳态时PT= PT0，主蒸汽压力测量值和给定值相等。由于采用了DEB控制策略，锅炉主控和汽轮机主控单回路控制相对于串级控制有相似的优点，即对扰动有较强的克服能力和一定的自适应能力等，同时简化了系统。
三、控制系统优化
3.1负荷指令前馈优化
DEB方案体现了锅炉快速响应负荷的思想，能量平衡信号(P1/PT)×PT0是BD的主体，反映了汽轮机对锅炉的能量要求，这就为机炉动态过程中协调两个控制器回路的工作提供了一个比较直接的能量平衡信号。P1/PT对调节阀开度微小的变化反应灵敏，(P1/PT)×PT0进一步反映了汽轮机能量要求。在稳态时，PT=PT0，(P1/PT)×PT=P1，它代表汽轮机的即时功率。在过渡过程中，PT≠PT0，(P1/PT)×PT0等于未来达到稳定时的P1值，代表汽轮机的预期功率。(P1/PT)×PT0×K1×d((P1/PT)×PT0)/dz代表汽轮机功率的变化在单位时间内锅炉所需补充的蓄热。K2×dPT0/df代表压力定值变化在单位时间内锅炉所需补充的蓄热。汽轮机功率和压力定值的微分项作用是在动态过程中加强燃烧率指令，以补偿机炉间对负荷的响应速度的差异(协调)和压力定值变化所要调节的蓄热(保证汽压较小的变化率，补偿压力损失)。由上述分析可知，热量指令BD完全代表了负荷变化所需的全部能量变化，反映了锅炉快速、准确地调节燃烧工况以适应负荷的变化。稳态时，调节器的被调量应等于设定值，各微分项为零。即BD=HR=P1。
600MW机组协调控制系统设计解析
1引言单元机组协调控制的任务是快速跟踪电网负荷的需要和保持主要运行参数的稳定。
当电网负荷变动时，从汽轮机侧看，只要改变汽机调速汽门的开度，就能迅速改变进汽量，从而能立即适应负荷的需要。
但锅炉即使马上调整燃料量和给水量，由于锅炉固有的惯性及迟延，不可能立即使提供给汽轮机的蒸汽量发生变化。
如果汽轮机调汽门开度已改变，流入汽机的蒸汽量相应发生变化，那么此时只能利用主汽压力的改变来弥补或储蓄这个蒸汽量供需差额，此时，主汽压力将产生较大的波动。
因此，提高机组负荷适应能力与保持主要参数稳定存在一定的矛盾。
协调控制系统设计时将锅炉、汽轮机和发电机作为一个整体来考虑，使锅炉、汽机同时响应负荷要求，协调锅炉及其辅机与汽机的运行，以迅速、准确、稳定地响应负荷要求。
协调控制系统保证机组出力适应电网的负荷变化要求、维持机组稳定运行。
具体地说就是对外保证单元机组有较快的功率响应和有一定的调频能力，对内保证主蒸汽压力偏差在允许范围内。
协调控制系统是协调地控制锅炉燃料量、送风量、给水量等，以及汽机调节阀门开度，使机组既能适应电网负荷指令的要求，又能保持单元机组在额定参数下安全、经济地运行。
单元机组协调控制系统可认为是一种二级递阶控制系统。
处于上位级的机炉协调级，也叫作单元机组主控系统，是整个系统的核心部分。
处于局部控制级的子系统包括锅炉以及汽机子控制系统。
2 协调控制系统任务与作用2.1 协调控制系统协调控制系统作用：保证机组出力适应电网的负荷变化要求、维持机组稳定运行。
具体地说就是对外保证单元机组有较快的功率响应和有一定的调频能力，对内保证主蒸汽压力偏差在允许范围内。
协调控制系统任务：是协调地控制锅炉燃料量、送风量、给水量等，以及汽机调节阀门开度，使机组既能适应电网负荷指令的要求，又能保持单元机组在额定参数下安全、经济地运行在单元机组中，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的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2.1所示。
浅谈国产600MW机组协调控制系统和其逻辑优化
浅谈国产600MW机组协调控制系统和其逻辑优化【摘要】某公司采用了国产600MW机组，本文简要介绍了协调控制系统，阐述了如何对其进行逻辑优化，希望可以提供一些有价值的参考意见。
【关键词】600MW机组，协调控制，逻辑优化1协调控制系统具体来讲，协调控制就是整体控制机炉，对负荷响应的快速性进行考虑，同时，又保证机组可以稳定的运行。
要促使电网需求得到满足，同时，又要将机组实际可能出力给充分纳入考虑范围。
本600MW机组协调控制系统将两级控制应用了过来，分别为上级控制和下级控制，上级为单元机组负荷控制系统，下级被称之为基本控制级，包括锅炉侧控制系统、汽机侧控制系统等。
协调控制级主要是对锅炉和汽轮发电机的运行进行协调和控制，对外部负荷指令进行接收。
2协调控制系统的逻辑优化一是机组的特点：本600MW机组具有一定的特殊性，将汽包锅炉、磨煤机直吹送粉、2台电动给水泵以及风冷机组的发电工艺给应用了过来。
在协调控制策略方面，则是将锅炉跟踪汽机给应用了过来。
但是，因为锅炉跟踪汽机需要先将当前汽轮机的负荷消耗信号给得出来，然后对锅炉的控制动作进行协调，本负荷消耗信号将锅炉的滞后时间常数给包括了进来，因此，对于负荷指令，本机组出力只有较慢的响应速度。
因为，相较于汽轮机组来讲，锅炉有着较慢的受控过程，特别是本发电机组将直吹送粉燃烧工艺给应用了进来，那么在很多工艺中都会导致时间的延迟。
机组的负荷指令没有较快的响应速度，那么就会在较大程度上降低供电质量和机组调节品质，对机组的经济性造成较大的影响。
二是原协调控制系统中存在的问题：阶跃的负荷信号不能够被锅炉主控的微分前馈所接受，那么就会有大幅波动问题发生于负荷中。
并且，只能够在负荷指令的速率限制之前叠加一次调频，那么就会将降低一次调频的质量。
将升降负荷投入到协调控制系统，机前压力有着较大的波动和较多的超调，这是因为仅有负荷指令微分前馈存在于炉主馈中。
在对协调控制进行切除时，有着较大的压力和负荷波动，这样无扰切换就无法实现。
600MW火力发电机组协调系统优化及合理调节
600MW火力发电机组协调系统优化及合理调节摘要：随着中国改革开放的不断深入，社会发展水平也在不断提升，我国电网建设规模也随之扩大，人们用电需求量增加的同时，相关部门一定要重视电力输送的品质，一定要注意供电的稳定性及安全性。
如果想要满足人们日益增长的需要就必须要有一定协调系统。
能够对于系统进行一定程度的优化，以此来降低成本提高效率。
提高供电系统的安全性和稳定性。
本文通过分析火力发电机组的一些结构和性质，深入的进行探究系统的优化与调节的一些具体的方法，对于现有的问题提出了一些具体的解决方法。
推动供电系统的升级。
满足大多数人的需要。
关键词：600MW火力发电机组；优化；合理调节1.火电发电系统机组的协调控制系统1.1基本方式基本方式可以归为低级运行方式，机组可以在启动状态以及供电负荷较低的状态下运行，一般而言，汽轮机和锅炉辅助如果出现运行异常的情况时是可以运用这种办法排查故障的。
所谓的基本方式就是将锅炉与汽机的主要控制系统处于手动状态，然后由相关工作人员统一手动控制，这样便可以通过系统负荷指令跟踪管控机组的实际发出功率，而且可以使其始终保持向更高一级控制系统转换的状态。
1.2基本内容工艺水系统：（工艺水箱，工艺水泵，轴封水，冷却水）烟气系统：（进、出口挡板，旁路挡板，增压风机，冷却风机，密封风机，加热器，烟囱，吸收塔）浆液制配系统：（制出石灰石浆液，打入吸收塔，脱去原烟气中的硫份，从而维持硫效率，和ph值）供浆系统：石灰石供浆泵向吸收塔打浆，氧化系统：氧化风机3台，向吸收塔鼓入氧气，使吸收塔内的石灰石浆液氧化达到一定的密度后，可以启动石膏脱水系统。
石膏脱水系统：（真空泵，真空皮带机脱水机，滤布冲洗水泵，滤布冲洗水箱..）脱吸收塔内石膏，可以提高副产品的价值1.3机跟炉方式这种方式也叫做汽轮跟踪方式，它属于协调系统中一种比较高级的方式。
如果在一定的情况下，汽轮机状态正常，锅炉没有自主运行时，就可以采取这种方法来面对一些紧急发生的情况。
600MW大惯性机组协调控制系统的优化
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６ ０ ０ ＭＷ 大 惯 性 机 组 协 调 控 制 系统 的优 化
苏 海 涛
（ 大唐 国际 张 家 口发 电厂 ， 河北张家 口 ０ ７ ５ １ ３ ３）
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600MW机组协调控制系统优化
1 机组概况
河北国华沧东发电有限责任公司一期工程为两台600MW亚临界燃煤发电机组。
汽机岛由上海汽轮机厂供货，锅炉岛由上海锅炉厂供货。
2 协调控制系统控制原理
协调控制的设计方案是以锅炉跟随为基础的协调控制系统，原设计机组采用定-滑-定运行方式，从0到27%为定压方式运行，27%到77%负荷区间为滑压运行方式，77%以上为定压运行方式。
锅炉主控输出指令由以下几个部分组成：1）机组负荷指令给定值信号；2）机组负荷指令给定值的微分信号；3）机组负荷指令目标值的微分信号；4）机组滑压设定值的微分信号；5）频差信号；6）压力设定值与实际值偏差的微分信号；7）锅炉主汽压力PID调节器输出信号。
其中，机组负荷指令给定值信号为锅炉主控制器的主前馈信号，其他微分前馈用于在机组负荷升降过程中提高锅炉主控制器的响应速度，压力设定值与实际值偏差的微分信号用于在主汽压力与设定值偏差过大时快速动作锅炉主控制器帮助调节主汽压力。
在机组负荷指令变化的初期汽机侧调门是基本不变的，因为送到汽机控制器的机组负荷指令要经过一个四阶滞后，延时时间t为锅炉产生蒸汽时间的0.2倍。
经过四阶惯性环节延迟后的负荷指令还要加上压力拉回回路计算的结果，再与实际负荷值进行偏差运行，偏差值经PID回路计算后做为汽机主控的输出送往DEH控制系统控制阀门开度。
汽机主控输出指令由以下几个部分组成：1）机组负荷指令给定值经过四阶惯性延迟；2）锅
炉主控送来的机组负荷指令给定值的一阶微分信号；3）频差信号；4）主汽压力偏差信号即压力拉回回路；5）实际负荷值。
以上信号1-4相加后同实际负荷求偏差送入汽机主控PID调节器，PID 调节器的输出来控制汽轮机调速汽门的开度。
压力拉回回路就是计算设定压力与实际压力的偏差，当偏差值超过规定值后（原设计为±1.8%），就将这个偏差值经过处理放大后叠加到负荷命令回路中。
举例来说，当升负荷时，根据滑压曲线首先要增大压力设定值，如果在升负荷过程中，实际压力比设定压力低出太多，超过规定值，就会产生一个负数加到负荷命令上，从而减小负荷命令，减小调门开度，以便于增大实际压力，当实际压力与设定压力偏差小于规定值时，该值输出为0。
降负荷时也起到同样道理，因为该回路具有将压力拉回作用，因此称之为压力拉回回路。
一次调频功能就是当电网频率低于或高于某个限值时，不通过协调控制回路产生命令，直接将信号作用到汽机控制器负荷调节回路，使机组负荷迅速变化以响应电网需要。
3 存在问题
#1、#2机组协调控制系统在2007年机组投入商业运营后基本能满足现场生产的需要，但是在负荷升降和遇到机组吹灰或燃料等扰动的情况下，主汽压力、温度的摆动幅度过大，导致汽包水位剧烈波动。
同时快速负荷变化能力差，负荷命令变化后机组实际负荷响应慢，达不到调度中心对投运AGC机组的要求。
AGC投入合格标准：1）AGC机组负荷调节速率（MW/分钟）不小于机组额定出力的1.5%；2）机组投入AGC控制时，出力调整迟延时间应小于
30秒（从调度中心侧命令发出至调度中心监视到命令完成的时间）。
协调投入情况：从负荷指令开始变化到机组实际负荷开始变化时间比较长，约为2-3分钟，且在负荷变化过程中主蒸汽压力与设定值偏差比较大，最大处达到0.7MPa。
这说明目前的调节系统在利用锅炉蓄热快速响应负荷和锅炉主控的调节能力上存在不足，需要对锅炉主控和汽机主控进行优化调整。
4 原因分析
1）从控制方案设计来看，没有利用锅炉的蓄热，当负荷命令变化后不是立即改变汽机调门的开度以响应负荷要求。
再就是对压力要求太高，不仅在锅炉测设计了压力拉回回路，而且在汽机控制器内部当压力偏差太大时就会切除负荷调节回路转而去调整压力；2）机组正常运行中，AGC负荷调整区间正是机组滑压运行区间，在此区间主蒸汽压力要对应负荷从11MPA变化到16.7MPA，虽然机组滑压可以减少节流损失，对于经济运行是有利的，但对于投运AGC确是极其不利的。
因为升负荷时不仅要快速加强燃烧多发电，同时还要提高主蒸汽压力，这会更加导致锅炉燃烧跟不上汽轮机对能量的要求；同理，降负荷时不仅要快速减少燃烧，少发电，同时还要降低主蒸汽压力，这会更加导致锅炉燃烧远远超过汽轮机对能量的要求。
5 协调控制优化改造试验
5.1 提高汽机主控的快速响应能力。
从机组主控送来的汽机负荷指令要经过一个四阶延时后在同实际负荷进行偏差运算后作为汽机主控的输入，为了提高汽机主控的响应，利用锅炉的蓄热，我们缩短了四阶惯性环
节的延时时间，从原来的10.5秒减少到8.3秒。
同时，对汽机功率调节器的调节参数进行优化，加强调节作用。
5.2 优化锅炉主控，提高主蒸汽压力的稳定性。
锅炉在负荷升降过程中，由于煤量匹配不合理，造成在升负荷初期压力提升过慢，滞后于压力设定值，但是到了负荷变化的后期，压力迅速提升，超过设定值，造成过调现象。
此种现象表明在变负荷全过程中，给煤量变化的不合理，在前期给煤量增加的量不够，后期给煤量又显得过多，造成整个主汽压力的调节在变负荷过程中呈现阶段性变化。
为此，我们采用MATLAB建立了锅炉主控的前馈调节模型，通过模型分析采取以下措施：1）增大机组负荷指令给定值信号的微分时间，适当减少系数；2）增大机组负荷指令目标值信号的微分作用，适当减少系数；3）适当减弱负荷变化过程中锅炉主控PID 调节器的调节作用；4）修改逻辑使得机组压力设定值偏差拉大过程中和压力设定值偏差缩小过程中的积分时间分别控制。
通过以上几项方针，我们现场进行了实际的逐步调整，根据调节效果逐步修改调节参数，最终达到AGC投入合格标准。
6 结束语
通过对机组协调控制系统汽机主控、锅炉主控以及锅炉燃料风量调节系统的优化调整，提高了机组对负荷指令的响应速度，使锅炉和汽机之间的匹配关系更加合理，既充分利用了锅炉的蓄热，又保证了机组主要参数的稳定。
进而保证了AGC投入的可靠性，取得了很好的效果。
希望以上资料对你有所帮助，附励志名言3条：
1、常自认为是福薄的人，任何不好的事情发生都合情合理，有这样平常
心态，将会战胜很多困难。
2、君子之交淡如水，要有好脾气和仁义广结好缘，多结识良友，那是积蓄无形资产。
很多成功就是来源于无形资产。
3、一棵大树经过一场雨之后倒了下来，原来是根基短浅。
我们做任何事都要打好基础，才能坚固不倒。