火力发电机组CCS协调控制系统的优化
机组协调控制系统(CCS)
第一节 协调控制系统的基本概念 第二节 协调控制系统的基本方案分析 第三节 单元机组协调控制系统实例分析 第四节 协调控制系统的整定
2021/10/10
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第一节 协调控制系统的基本概念
一、基本概念
当前随着大型发电机组的日益增多，大容量机组的汽机和锅炉都是组成单元制热 力系统。
单元机组在处理满足负荷要求并同时维持机组主要运行参数稳定这两个问题时，
ADS指令 频差信号 值班员指令
PB
负荷指令
LD
机炉主控
处理回路
制器回路 Pμ
图11-1 单元机组协调控制系统组成原理示意图
2021/10/10
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由上图，协调控制系统是由负荷指令处理回路和机炉主控制回路这两部分组成。 负荷指令处理回路接受中央调度所指令、值班员指令和频率偏差信号，通过选择和运 算，再根据机组的主辅机实际的运行情况，发出负荷指令。机炉主控制回路除接受负 荷指令信号外，还接受主蒸汽压力信号根据这两个信号的偏差，改变汽机调节阀的开 度和锅炉的燃烧率。
（２）方式II－－汽机根随锅炉而汽机输出功率可调方式 这种调节方式时，锅炉、汽机自动系统都投入，但机组不参加电网调频，调度所
也不直接改变机组的负荷。只有机组运行人员可以改变机组的给定功率，机组输出功 率能自动保持等于给定功率。
（３）方式III－－汽机跟随锅炉而机组输出功率不可调节方式 这时汽机运行正常，锅炉部分设备有故障，机组维持它本身实际输出功率，不接
是将机炉作为一个整体来看待的。然而汽机、锅炉实际上又是相对独立的，它们通过 各自的调节手段，如汽轮机调节阀开度、锅炉燃烧率，满足电网负荷的要求并保持机 组主要参数（主蒸汽压力）的稳定，但它们的能力不尽相同，差异较大。若在单元机 组控制系统的设计中，充分考虑它们的差异，以及各自的特点，采取某些措施（如引 入某些前馈信号、协调信号），让机炉同时按照电网负荷要求的变化，接收外部负荷 的指令，根据主要运行参数的偏差，协调地进行控制，从而在满足电网负荷要求的同 时保持主要运行参数的稳定。这样的控制系统称为协调控制系统。
300MW火电机组协调控制系统优化
电气工程与自动化♦Dianqi Gongcheng yu Zidonghua300 MW火电机组协调控制系统优化杨宏斌(山西临汾热电有限公司，山西临汾041000)摘要:分析了同煤集团山西临汾热电有限公司原协调控制系统存在的问题，找出了电厂机组AGC调节品质较差的本质原因，并 针对协调系统锅炉汽机主控以及调节过程中涉及的燃烧子系统的自动控制进行了优化。
优化后的机组双细则考核和补偿数据证明了 该方案的适用性和有效性。
关键词:AGC;协调;优化0引言同煤集团山西临汾热电两台30万kW机组的DCS系统采用 的是北京国电智深NT+控制系统,汽轮机电液调节系统DEH 采用美国ABB公司的Symphonyx系统。
控制功能方面，DCS系 统实现了MCS自动控制系统、顺序控制系统SCS、锅炉安全 监控系统FSSS、数据采集系统DAS及事故追忆SOE功能，而 DEH系统则对汽轮机启停、调门控制和重要参数进行监视和 保护。
机组协调控制方式为锅炉跟随汽机，即当机组在CCS控 制方式和AGC控制时，锅炉调节汽压，汽机髙压调汽门控制 功率，将汽压偏差引入汽轮机主控制器，让汽轮机在控制功 率的同时，配合锅炉共同控制主蒸汽压力，以改变汽压的控制 质量。
1现存问题分析及解决方案临汾热电两台机组设计接收来自中调AGC信号，由CCS 系统计算负荷偏差，并计算出机组目标负荷，由DEH系统进行 负荷调节。
临汾热电2014年双机运行以来，AGC调节品质差、一次调频动作不正确,造成机组整个协调控制系统品质差，影 响了机组的各项指标要求。
从现场来看，主要存在以下问题：锅炉侧惯性迟延较大、磨煤机制粉风量控制差，导致实发功率 不能及时跟随调度指令;高压阀门摆动,造成负荷不稳，恶化 了调节品质;一次调频动作不可靠。
以上问题的存在,造成临 汾热电两台机组不能达到两个细则对于机组稳定性、准确性、快速性的要求。
1.1磨煤机制粉风量控制差1.1.1原因分析AGC功能主要有三个闭环控制:机组控制环、区域调节控 制环和计划跟踪环,机组控制环由DCS自动实现;区域调节控 制的目的是使区域控制误差调到零，这是AGC的核心;区域计 划跟踪控制的目的是按计划提供发电基点功率。
火力发电机组CCS协调控制系统的优化
火力发电机组CCS协调控制系统的优化摘要：伴随当前社会经济快速发展，大型火力发电厂的数量逐步增多，电网供电负荷方面出现了巨大变化，尤其是在快速大容量变化的条件下，依靠原有的调度方式从电网调度联系电厂进行升降负荷的方法已经无法与当前电网的运行情况相吻合，所以本文重点对火力发电机组协调控制系统进行分析和研究，确保机组主要指标和电网频率处于稳定状态。
关键词：火力发电机组；协调控制系统；控制方式；优化1火力发电机组CCS协调控制系统研究现状自动发电控制（AGC）的基本任务在于对电网频率进行维持，保证其处于允许的误差条件下，并且保证频率累积误差处于可控范围之内，对互联电网净交换功率进行控制，依照相关的计划来进行操作，保证交换电能量处于计划限制范围之内，并且符合电网频率、电网安全约束条件以及对外净交流功率计划的条件下进行发电机组出力的控制。
伴随当前电网规模进一步扩大，网架的结构也越来越复杂，尤其在一些特高压输电网络的普及以及新能源的不断发展条件下，电网频率负荷控制的难度越来越高，需要对调度支撑系统进行升级和创新。
当前，如果电网出现大功率缺失扰动，则会导致系统频率出现大幅跌落。
同时，在一段时间内，由于联络线交换功率数据采集计算的过程中出现一定的时延，或者在频率偏差系数设置的过程中和实际情况出现一定的出入，都会造成AGC计算的过程中，ACE无法正确的将电网功率控制偏差反映出来；与此同时，如果ACE计算的结果是正值，那么AGC会向自动模式机组下发减出力的命令，导致系统频率进一步恶化；同时，在出现故障之后，机组发电计划没有及时合理的作出相应的调整，AGC计划跟踪模式机组执行的计划可能出现减负荷等情况，对故障的恢复是非常不利的。
与此同时，火电机组的AGC性能主要和给水、风量、燃料、协调控制系统等相关系统共同组成，然而传统的火电机组控制系统往往只是重视就地机组的稳定运行，这就造成调频调峰等涉网能力无法达到智能电网的要求，另外在降耗、环保等方面也对发电机组的频率、调频、调峰功能产生了影响。
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。
600MW大惯性机组协调控制系统的优化
ｔ ｅ ｒ ｉ ｓ ｔ ｉ ｃ ｓ ｏ ｆ ｃ ｏ ａ ｌ ， ｉ ｔ ｐ ｒ ｏ ｐ ｏ ｓ ｅ ｄ ｔ ｈ ｅ ｕ ｓ ｅ ｏ ｆ ＤＥＢ ＋ｆ ｅ ｅ ｄ ｆ ｏ ｒ ｗａ ｒ ｄ ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｓ ｃ ｈ ｅ ｍｅ ｆ ｏ ｒ ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｏ ｐ ｔ ｉ ｍｉ ｚ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ， ａ ｎ ｄ ｉ ｍｅ ｌ ｅ ｍｅ ｎ ｔ ｅ ｄ ｉ ｎ
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华 北 电 力技 术
ＮＯ ＲＴ Ｈ Ｃ ＨＩ ＮＡ Ｅ Ｌ ＥＣ Ｔ ＲＩ Ｃ Ｐ ＯＷＥ Ｒ
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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）
（ Ｄ ａ ｔ ａ ｎ ｇ Ｉ ｎ ｔ ｅ ｒ ｎ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｌ Ｚ ｈ ａ ｎ ｇ ｊ ｉ ａ ｋ ｏ ｕ Ｐ ｏ ｗ ｅ ｒ Ｐ ｌ ａ ｎ ｔ ， Ｚ ｈ ａ ｎ ｇ ｊ ｉ ａ ｋ ｏ ｕ ０ ７ ５ １ ３ ３ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ）
300MW火电厂发电机组协调控制系统优化
300MW火电厂发电机组协调控制系统优化摘要：在胜利发电厂协调控制系统投入的实践中，通过对自动控制系统控制策略进行优化，解决负荷控制响应缓慢和压力控制的波动问题，分析燃料量、风量对协调控制系统投入的影响和相应的试验结果。
同时，简要介绍协调控制系统投入过程中所做基本试验过程和结果。
关键词：协调、燃料、负荷、控制策略一、引言胜利发电厂2x300 MW机组作为大型燃煤电厂，参加电网自动发电控制(AGC)势在必行。
AGC对单元机组的基本要求就是机炉协调控制系统(CCS)要投入，并且要求具有较高的调节品质。
但是该机组的协调控制系统在投运期间，控制品质一直很差，主汽压力波动大（13.5---16.3Mpa）, 在变负荷运行时，负荷偏差大，系统不易稳定，严重影响了机组的安全稳定运行，这就需要对该系统进行优化。
二、现状调查与分析胜利发电厂二期300MW燃煤机组协调控制系统采用的是以炉跟机为基础的协调控制系统，即汽机调节器控制输出功率，锅炉调节器控制主汽压力。
其中，功率调节子系统为单回路自动调节系统；锅炉压力调节子系统采用以机前压力为主调、一次风流量为副调的串级调节系统，其基本工作原理是（如图1-1），当功率设定值变化时，汽机调节器改变调节阀开度，从而改变进汽量，使发电机输出功率迅速满足负荷要求；调节阀开度改变后机前压力随即改变，于是通过锅炉调节器改变燃料量。
该系统的优点是压力调节速度快，当压力一但有偏差，调节系统能迅速改变给粉量，缺点很明显：即无论是负荷扰动还是锅炉内部扰动，都会引起机前压力变化，当多个扰动发生时，就会引起压力不稳定。
另外，在实际应用中，发现一次风流量测量装置所安装的风粉管道直管段不够长，不能满足测量装置的技术要求，导致流量测量与实际有偏差，且由于测量的是风粉混合物，极易发生堵管现象，给粉量不稳定，导致主汽压力波动大。
在变负荷运行期间，虽然汽机侧调节器输出、汽机调门相应变化，但实际负荷的变化与指令偏差较大（如图1-2），这说明DEH逻辑定义的汽机阀门流量特性曲线与与实际流量特性曲线有偏差，导致阀门开度变化与功率变化不同步。
论火力发电厂机组运行方式的优化
论火力发电厂机组运行方式的优化摘要:火力发电厂机组运行方式决定着电厂运行的经济性和安全性。
首先介绍了调度对机组负荷控制指令的形成,然后分析了四种常用的电厂机组运行控制方式,最后基于自动发电控制理论探讨了机组运行方式的优化,指出在协调控制系统CCS和自动发电控制AGC基础上,一定要注重整个优化机组运行方式,建立更加全面的机组协调控制系统。
关键词:火力发电厂发电机组运行方式我国能源消费仍以煤为主,特别是电力行业是耗煤大户。
但是,一次能源毕竟是有限的,从环保和可持续发展的角度出发,必须改变我国电力行业对煤依赖过大的局面。
从另一方面讲,如果火力发电厂能够通过机组运行方式的优化和调整降低机组的煤耗,也是对我国建设节约型社会的重大贡献。
本文就将主要探讨火力发电厂机组运行方式的优化。
1 调度对机组负荷控制指令的形成电厂所发出负荷的大小是由调度指令所形成的,一般而言,调度对机组负荷指令的形成要经过三个过程(以600MW机组、调度负荷控制采用直接到单机的方式为例来进行说明)。
第一,调度(网调或省调)将负荷控制指令(遥调信号,量程为300MW～600MW)通过数字光纤通道发送到电厂RTU系统。
第二,电厂RTU系统通过电气信号通道(4～20mA)将调度指令传送给运行机组。
第三,运行机组将可以调节的控制指令反馈给调度(遥信信号)。
对机组而言,当接收到调度指令时,采取何种控制方式是可选的,下面就分别做一讨论。
2 电厂机组的运行控制方式分析根据电厂规程规定,600MW电厂采用的控制方式有四种,即全手动(BASE)、炉跟机模式(BF)、机跟炉模式(TF)机炉协调模式(CCS)。
机组正常运行时一般采用CCS模式,运行中如果有负荷调节一般选择滑压或定压方式。
根据不同工况或有设备发生故障时,可灵活选用BASE、BF或TF方式。
式中ACE为区域控制偏差;K为电网频率系数。
ACE控制方式有三种:定频率FFC、定联络线交换功率FTC和联络线、频率偏差控制TBC,华北电网在这种控制模式下,实现了区域间的功率控制方式。
关于机组协调控制系统机组负荷管理控制简介及相应优化建议陈干群
关于机组协调控制系统机组负荷管理控制简介及相应优化建议陈干群发布时间：2023-06-02T01:39:47.058Z 来源：《中国科技信息》2023年6期作者：陈干群[导读] 机组负荷管理控制中心是机组协调控制系统CCS的负荷主控及其操作面板的总称。
本文论述我厂协调系统负荷管理中心的基本组成及现存问题以及相关优化建议。
深能合和电力（河源）有限公司广东省河源市 514000摘要：机组负荷管理控制中心是机组协调控制系统CCS的负荷主控及其操作面板的总称。
本文论述我厂协调系统负荷管理中心的基本组成及现存问题以及相关优化建议。
关键字：机组负荷管理；负荷速率；负荷限制；一、概述机组协调控制系统CCS的负荷主控及其操作面板的主要任务是通过机组操作员手动给定负荷、调度自动给定或跟踪模式的方式给出机组的初始目标负荷指令，再根据机组参与电网调频的能力以及选定的变负荷速率，形成机组的负荷需求指令送至锅炉主控、汽机主控的控制逻辑中。
同时负荷管理控制中心也参与了机组运行方式的选择、调频补偿以及RB保护动作等多重任务，是机组协调控制系统CCS的核心组成部分。
现对我厂#3、4机组的负荷管理控制逻辑内容中常用部分并结合其操作面板做简单的介绍和分析。
二、负荷指令的形成传统的负荷指令形成的流程示意：2.1负荷指令选择：负荷指令的选择存在3种模式：AGC模式、手动模式以及跟踪模式。
AGC模式：机组满足AGC投入允许的情况下，投入AGC时，机组目标负荷指令将自动跟踪AGC目标值。
1、手动模式：当机组控制在协调方式CCS下未投入AGC时，机组目标负荷指令将由操作人员从“目标负荷”功能框中手动输入。
2、跟踪模式：当机组触发“负荷指令跟踪”模块时，机组负荷指令将自动跟踪发电机出口功率。
“负荷指令跟踪”模块触发的情况有：a、锅炉主控手动或锅炉主控真自动消失。
b、机组RB动作过程中负荷指令将跟踪发电机出口功率并降至RB动作目标负荷。
c、机组处于BF模式时，主蒸汽压力＞20MPa时或机组处于湿态。
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燃料指令 图 1 :CCS 改造前控制系统原理图
汽机主控指令
节汽轮机调门开度来调节负荷。该方案公式如 下：
1) 汽 机 能 量 需 求 信 号 BD=（P1/PT） ×PT0+（P1/PT）×PT0*K1×d(（P1/PT）×PT0)/ dt+K2×dPT0/dt 。
2) 锅炉热量信号 Q= P1×K+Ck×d(Pb)/dt 其原理图如图 1 所示。 上述汽机能量需求信号和热量信号组成 了燃料控制的主要部分。但是该方案对于锅炉 热量信号的准确度要求较高，由于现场调试条 件的限制、机组长期运行特性变化很大等原因， 导致热量信号可能无法整定的很精确，最终使 得能量需求信号和热量信号之间总是存在一定 偏差，影响主汽压力的控制效果。尤其是在投 入 AGC 的情况下，主汽压力超调会很大。
2 优化后协调控制系统
2.1 优化后协调控制系统控制策略
针对改造前锅炉、汽机控制策略存在的 不足之处，我们对控制方案进行了优化。改进 后控制策略原理图如图 2 所示。
2.2 优化后协调控制系统分析
针对原来控制方案的不足之处，我们对
156 • 电子技术与软件工程 Electronic Technology & Software Engineering
CCS 投入后，汽机主控回路控制负荷。 当实际负荷和负荷设定值存在偏差时，通过调
机前压力 机前压力设定值 调节级压力 汽包压力 目标负荷 实际功率
负荷指令
LEAD LAG +-
△
Σ
AB
÷
A/B In1 In2
×
Σ
AB C
SELM
MRE XALM
SELM
MRE XALM OutGP
1 改造前协调控制系统
1.1 改造前协调控制系统控制策略分析
某 电 厂 #1 机 组 采 用 西 屋 早 期 的 控 制 策 略—能量平衡。即稳态时汽机的能量需求信号 和热量信号平衡，保持燃料指令输出为定值； 动态过程中由于热量信号和汽机能量需求信号 不平衡，他们的偏差通过 PID 运算输出去改 变燃料量，经过调整最终使热量信号和汽机能 量需求信号达到新的平衡，进入稳态工况。为 了增强锅炉的响应速度，原控制策略中还有负 荷指令的微分前馈。这个前馈回路的主要功能 是：升 / 降负荷时，立刻增加 / 减少适量的燃 料量；升 / 降负荷结束后，减少 / 增加适量的 燃料量，以保证升 / 降负荷时，锅炉能够迅速 增加 / 减少燃料，在升降负荷结束时，锅炉能 够减去或增加部分燃料量从而保证主汽压力超 调量较小。
• 电力电子 Power Electronics
火力发电机组 CCS 协调控制系统的优化
文/王培成
摘
为 满 足 电 网 的 调 频 要 求， 大
型火电机组投运 AGC 功能，则需 要 要 CCS 协调控制系统长周期经济
稳定运行 [1]，能更好的适应蒸汽
负 荷 升 降 变 化。 本 文 以 某 火 电 厂
1.2 改造前协调控制系统存在问题
面对网调对电厂 AGC、一次调频等要求 的日益提高，该电厂 #1 机组原控制方案无法 满足要求，所以必须对控制方案不足之处进行 优化。改造前机组运行过程中发现，升降负荷 存在以下问题： 1.2.1 机前主汽压力响应慢
升 负 荷 时， 汽 机 通 过 增 加 调 门 开 度 来 增 加负荷，汽机能量需求信号立刻增大，但是锅 炉燃烧是一个大惯性大迟延的过程，由于热量 信号整定不够精确或者锅炉长期运行特性有所 变化，使得热量信号不能够完全正确反映锅炉 的燃烧情况。当升降负荷进行时，如果升速率 一定，那么负荷指令前馈微分输出为恒定值，
1# 机组 CCS 协调控制系统为例，
分析了该系统改造前控制方案的
缺 陷， 提 出 了 优 化 控 制 方 案， 经
一次调频和 AGC 试验证实各指标
均优于网调规定 , 提高了自动控
制品质。
【关键词】CCS 一次调频 协调控制 AGC
随 着 计 算 机 技 术 的 高 速 发 展，DCS 的 可靠性、容量和速度等性能的提高，DCS 在 电厂过程控制中得到广泛应用。发电厂使用 的 DCS 主 要 有：ABB 公 司 的 N-90、INFI90、SYMPHONY，FOXBORO 公 司 的 I/A， EMERSON（ 原 WESTINGHOUSE） 公 司 的 WDPF 和 OVATION，SIEMENS 公 司 的 TETEPERM-XP， 日 立 公 司 的 5000M，L&N 公司的 MAX-1000 等。国产主要有新华控制 工程有限公司的 XDPS，和利时。笔者工作的 某电厂 #1 机组原分散控制系统（DCS）有以 下系统组成：主控系统为美国西屋公司生产 的 WDPF- Ⅱ，DEH、MEH 为 上 海 新 华 公 司 XDPS-400，CCS(Coordinated Control System) 为 Foxboro 公司 , 并将厂用电、DEH、MEH、 吹灰等系统纳入到 DCS 系统中。本文将介绍 该厂的 1# 机组的 CCS 控制策略优化，供其它 电厂借鉴。
此时仅仅依靠汽机能量需求信号和热量信号的 偏差来改变燃料量，导致压力响应速度慢。特 别是在升降负荷结束后，稳态偏差迟迟不能消 除。 1.2.2 AGC 投入后，汽机负荷响应慢，不能达 到网调的要求
对火力发电机组来说，负荷的响应速度和 机前压力的波动量是一对矛盾的过程。如升负 荷时，要保证负荷的响应速度，就要迅速动作 汽机调门，充分利用锅炉蓄热，所以会导致主 汽压力的快速下降；要保证主蒸汽压力的平稳， 就需要牺牲负荷的响应速度，等待锅炉燃烧产 生的新蒸汽。CCS 投入后，从机组运行角度 来考虑，升降负荷过程中希望主蒸汽压力波动 较小，所以一般采取适当牺牲负荷的响应速度 来保证主蒸汽压力的稳定。但是在投入 AGC 后，网调更关心负荷的响应速度，所以必须对 原先的控制策略进行优化，不仅要保证主蒸汽 压力的波动量而且还要满足 AGC 对负荷响应 速度的要求。