CCS控制原理.docx

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CCS控制原理

机炉负荷协调控制系统

一、任务

机组负荷协调控制系统的任务是使机组尽可能快地响应电网对该机组的负荷要求,同时，应能保证主汽压力尽量稳定，以保证机组的安全稳定运行。

二、单元机组对象的动态特性：

1.当其它输入不变时，改变汽机调门开度，例如,将调门开大，主蒸汽流量将迅速增加，这表明汽轮机能迅速响应负荷要求变化，但由于燃烧未能相应加强，主汽压开始下跌，蒸汽流量也渐渐下跌,最后又回到了原来的值，没有能满足电网的长期需要，而压力则降到了一个相对较低的值如图1（a）。

2。

若其它输入不变，增加燃烧率，主汽压力将逐渐升高,主蒸汽流量也逐渐增加，负荷逐渐增加，说明锅炉改变燃料量后，负荷响应比较缓慢,如图1（c）。

3。

当外界要求增加负荷时，由于一个负荷特性快（汽轮机），一个特性慢（锅炉），就难以满足既快速，又稳定的要求，如果仅满足快速的要求，可通过不断开大汽机调门开度来实现，虽可保证负荷需求（也不可能长久），但压力将一路下跌,如图1（b），会影响机组安全。

所以机炉两者之间应协调控制调门开度指令和锅炉指令。

图1单元机组对象动态特性

三、运行方式

单元机组负荷协调控制系统一般有下列几种运行方式：

1．手动方式：

汽机指令和锅炉指令都是手动发出,此时，运行人员兼顾汽压和负荷,手动调节汽机指令（调门开度指令）及锅炉指令,使压力基本稳定，并使机组负荷按照电网需要变化.

2．机跟炉方式（汽机跟随锅炉）

此时,锅炉侧根据电网负荷需求来调节锅炉指令（增/减燃烧率）,而汽机则根据主汽压力的变化，自动调节汽机调门开度。

可以看出，这种方式下,当外界需要机组增加负荷时，锅炉开始加强燃烧，压力渐渐升高，汽机则根据压力升高情况，自动地调整汽机指令,渐渐开大调门开度，负荷随之增加，由于锅炉响应较慢,所以使负荷增加得较慢，但是由于汽机调门变化对压力的影响较快，所以压力显得十分稳定。

该方式的特点是:

压力稳定,但负荷响应慢.

3．炉跟机方式（锅炉跟随汽机）

此时,汽机侧根据电网负荷需求来调节汽机调门开度,而锅炉则根据主汽压力的变化自动地调整燃烧.

当外界负荷需求增加时,汽机可以很快地升高机组的负荷，但压力将下降，由于锅炉惯性较大,它虽然根据压力变化进行调节，但压力难以很快补上来，可能导致压力下跌较多.

该方式的特点是:

负荷响应快，但压力不稳定。

4．协调控制方式

协调方式则是综合机跟炉和炉跟机方式的优点，尽可能地克服它们的缺点.协调方式下，机、炉主控都将处于自动方式，即机指令和炉指令都是自动调整的。

协调控制方案较多：

例如

同时将外界负荷变化指令送达机侧和炉侧；

采用直接能量平衡信号（DEB）；

进行压力限制；

采用各种前馈、微分环节，用以改善系统特性。

新铝电厂协调控制系统的运行方式也分为:

1．手动方式，此时机主控、炉主控（燃料主控）都在手动。

2．机跟炉方式TF，特征是机主控自动、炉主控手动。

3．炉跟机方式BF，特征是炉主控自动、机主控手动。

4．协调控制方式CCS,特征是机、炉主控都自动。

四、协调控制系统的构成

系统由三部分构成：

1．负荷指令的形成

2．压力定值的形成

3．机、炉主控制指令的形成

此外,还有一个功能全面的逻辑控制系统，用来实现方式切换和跟踪等功能。

（一）负荷指令的形成

1．正常情况下负荷指令的形成（CCS方式下）

指令的来源：

（1）运行人员手动给定。

（2）来自ADS（自动调度系统）。

当投入AGC（自动发电控制）后，机组将由电网调度发出的负荷指令直接控制。

就本机组而言，机组负荷控制站投自动意味着ADS投入。

但是当下列任一信号出现时，机组负荷控制站不能投自动：

汽机主控站在手动；

锅炉主控站在手动;

ADS故障或ADS不可用（例如来自调度系统的遥调信号质量坏、遥调信号不在正常范围等）；

出现RB、FCB、负荷指令增闭锁、负荷指令减闭锁；

机组负荷指令超过高限。

（3）一次调频信号。

这是根据汽轮机的静态特性曲线生成的指令。

（a）（b）

图2汽轮机静态特性

一般来说，当电网频率发生变化时,汽轮机的调速系统会自动根据电网频率的变化来改变阀门开度，从而使机组的负荷发生变化.该过程称为一次调频。

例如，如图2（a），原来机组在NA，3000rpm，即A点运行,当转速升高（电网频率升高）时，如果DEH的速度反馈信号是插入的，则机组将按照静态特性参与一次调频，也就是说它将自动关小调门，降低供给电网的电量，从而缓解频率的升高，此时，工作点移到B点，负荷降为NB。

也就是说，当汽轮机转速升高时，它将自动地按一定比例减小发出的功率。

尽管汽轮机按照其静态特性减小了功率，但此时转速仍高于3000rpm，电网频率仍偏高。

若要进一步降低转速（使电网频率继续降低），电网调度可以要求网上的各机组（包括本机组）再适当降一点负荷。

这属于二次调频。

二次调频结束后，工作点处于C点，此时，负荷为NC，转速又回到3000rpm。

二次调频相当于平移了汽轮机的静态特性曲线，如图2（b）所示。

为什么要在协调控制系统的负荷指令中，加入频差信号呢？

这是因为当投入CCS方式后，汽机功率PI控制器（见图8）将对负荷指令和实际负荷进行PI运算，最终会使实际负荷＝负荷指令。

这说明,若负荷指令中不含频率信号,机组的实发负荷将不受频率影响，即使DEH将速度反馈插入，也不起作用,也就是说，机组丧失了一次调频能力，这对于并于网上的机组来说，是不合适的.

在机组负荷控制站的输出上叠加了频差信号。

这样,机组的负荷指令，不仅仅是运行人员给定的值或仅仅是ADS指令（ADS指令可以由运行人员偏置）,它还包括频差信号成分。

这个成分可能是零（相当于没有插入）也可能是按静态特性曲线折算出的负荷（即已插入）。

若机组的速度不等率定为4％（我厂为4。

5％），则可折算：

52HZ对应―300MW

48HZ对应＋300MW

若来自DEH的频率信号无质量问题且机组处于CCS运行方式，本机组一次调频自动投入，即插入频差信号。

上述三种成分构成的负荷指令还不能直接用于CCS的负荷指令,它还要受到下列限制：

（1）负荷变化速率限制0～10MW/min。

速率可以由运行人员设定，孤网运行下，负荷变化速率设定为5MW/min.

（2）负荷指令受到最大负荷、最小负荷的限制。

（3）当不在CCS方式时，机组负荷指令跟踪实发功率信号。

当出现异常情况时，例如当出现RB、FCB、负荷指令增闭锁、负荷指令减闭锁时,负荷指令按照事先规定好的RB、FCB、负荷指令增闭锁、负荷指令减闭锁速率改变。

例如，一台引风机跳闸引超RB时,负荷指令将以150MW/min的速率降低.

2．异常情况下的负荷指令：

（1）闭锁增和闭锁减的问题：

闭锁增，即不可再增大;闭锁减，则不可再减小;

闭锁增BLOCKINCREASE和闭锁减BLOCKDECREASE并不是在某些指令达到上限或下限时才出现，而是在运行过程中当发现需求量（例如送风量需求）与实际过程变量（送风量）出现大的偏差时，为防止偏差进一步扩大，需求量将停止增加或减小,这是在行进的过程中停来下“等待”，而并非一定要等到执行机构的指令（例如送风机动叶指令）不能再升或降时才停下。

而迫降RD、迫升RU则是在执行机构已达上限或下限时，若需求与设计过程变量仍然存在很大偏差时，才出现，而且，此时将通过降低“需求"，来缩写偏差。

可见,这里的BI或BD是一种积极消除大偏差的行为，而RD、RU则是一种被动的行为，因为此时执行机构已无法再开大或关小,已不能通过增加或减小执行机构开度来消除大偏差,所以只能通过降低“需求”来减小偏差。

热电350MW机组负荷指令增闭锁条件为（OR）：

汽包水位设定＞实际水位（200mm）

实际压力＜主汽压力设定（2MPa）

燃料量设定〉实际燃料量（30T）

任意一台一次风机（频率＞50Hz）出力达上限

任意一台送风机（动叶开度＞84%）出力达上限

任意一台引风机（动叶开度＞84％）出力达上限

机组系统转速＜2985rpm

热电350MW机组负荷指令减闭锁条件为（OR）：

汽包水位设定＜实际水位（200mm）

实际压力＞主汽压力设定（2MPa）

燃料量设定〈实际燃料量（30T）

机组系统转速＞3015rpm

3。

关于RUNBACK快速降负荷（RB）

当机组在某个较高的负荷水平上运行时，若出现了重要辅机跳闸，机组就可能不能继续维持原来的负荷水平。

此时，为了能使机组继续稳定运行，应该主动、快速降低负荷指令.

例如：

原来在50％负荷以上运行，这时跳一台引风机，剩下的一台引风机最多只能维持50％负荷，所以负荷指令应迅速降低到50%。

下列情况导致RB：

跳一台一次风机；

跳一台引风机；

跳一台送风机；

跳给水泵（三台泵中要有两台泵都停,而且要经适时延时）；

要使系统具有RB功能，运行人员必须事先在CRT的LDC画面上按下“RB允许”按钮。

当锅炉指令已降到辅机允许的最大出力时,则自动结束RB.

（二）主汽压力设定值的形成

机组主汽压力可以由运行人员从燃料主控站（即锅炉主控站）上设定。

当要求机组以滑压运行方式运行时，压力定值将根据负荷指令“LDCOUT”自动设定。

当在CCS方式，或在BF方式时，只要主汽压力与其设定值没有大的偏差,运行人员可从LDC画面上按下“定/滑压切换”按钮，则可进入滑压方式。

不在CCS或BF方式，或在出现RD、RU、RB时,将退出滑压运行方式。

当按下“定/滑压切换"按钮，则退出滑压运行方式，进入定压运行方式。

无论是手动给定，还是根据负荷指令“LDCOUT”给定，都要经过一个速率限制以及最大、最小限制。

当在手动方式时或旁路打开时，压力定值将跟踪实际压力。

（三）机、炉控制指令的形成

1．锅炉主控指令

当锅炉主控站在手动时，给粉机指令由运行人员手动调节，给粉机指令的上级指令燃料指令FD将跟踪热量信号HR（燃料量），而燃料指令的上级指令锅炉指令BD则跟踪燃料指令FD.

当锅炉主控投自动后，有两种情形：

A、若汽机主控站在手动，则为BF方式（炉跟机方式）

B、若汽机在自动，则为CCS方式（协调方式）

不管是上述哪种情形,此时，都由锅炉侧自动调节主汽压力.

2．汽机主控指令

（1）当DEH不在遥控方式时，汽机主控不能投自动，此时汽机主控指令TD将跟踪DEH的负荷基准LOADREF。

运行人员可利用DEH操作画面或手动盘控制汽轮机调门开度，继而控制负荷和压力。

在DEH投遥控后，若机主控站处于手动方式,运行人员可以用机主控站上的增/减键改变汽机指令。

（2）当汽机主控站投自动时，又有两种情形:

A、锅炉主控在手动。

此时为TF方式，汽机将自动维持主汽压力，主汽压力Pt与其设定值Ps求偏差，然后交给汽机主汽压力控制器运算，输出指令去汽机DEH，最终使Pt＝Ps。

B、若锅炉主控也投自动，此时为CCS方式，主汽压力将由锅炉主控去调，汽机侧将根据机组负荷及负荷指令调节.测量到的实际MW（双测量）与设定值（LDCOUT）求偏差,并由汽机功率（MW）控制器进行PI运算，其输出去控制汽机负荷基准，继而改变机组负荷，最终MW＝LDCOUT。

为了提高负荷响应速度，将LDCOUT用作汽机主控指令的前馈信号。

可以看出,，这里的CCS方式特点是机调功，炉调压，即CCS是建立在BF基础之上的.

若负荷需变化过大，或其它原因,仍有可能使主汽压波动较大，例如，在增负荷时，主汽压力会降低，若降得过多，则不利于机组安全运行，此时应该注意防止由于汽机指令进一步增加而导致压力进一步下降.因此，用压力与其定值的偏差程度，去限制汽机指令的进一步变化，用一个带死区的函数发生器，允许压力波动，但不能过大。

对于RB、FCB、负荷指令增闭锁、负荷指令减闭锁情形（此时仍在CCS方式,且只能在CCS方式）,此时锅炉按LDCOUT调功,LDCOUT将按照RB、FCB、负荷指令增闭锁、负荷指令减闭锁的要求变化，而汽机侧将维持主汽压力的稳定,此时由汽机指令由主汽压力控制器决定。

四、站方式及运行

这里主要介绍负荷协调控制系统中各种运行方式的选择方法，以及运行中的注意事项。

如前所述,站的方式决定了协调控制系统的运行方式，所以，首先介绍各站投入自动的条件。

1．炉主控站:

当下列情况出现时,切手动

（1）MFT动作

（2）RB动作

（3）主汽压力及其设定值偏差大±4MPa

（4）实发功率品质坏

（5）任一辅机跳闸

（6）机侧主汽压力坏点

（7）燃料主控站手动

至少一台给煤机煤量控制自动,燃料主控站自动。

（8）汽机主控手动方式and调节级蒸汽压力坏点

（9）FCB闭锁跟踪燃料指令

2．锅炉主控站的指示

CO－给煤机控制指令

SP－主汽压力设定值

PV－主汽压力

3．汽机主控站

当出现下列信号时切手动

（1）RB动作（取反）and机跟随方式and主汽压力与其设定值偏差大±4MPa

（2）机侧主汽压力坏质量

（3）功率输出信号DQ品质坏

（4）协调方式and负荷指令LDCOUT与功率MW与偏差大±30MW延时3秒。

（5）汽机主控指令与阀位给定偏差±10%延时3秒andRB动作（取反）。

（6）DEH来允许CCS控制切除（2秒脉冲）

（7）FCB闭锁跟踪燃料指令

4．汽机主控站的指示

CO－汽机主控指令

SP－负荷指令LDCOUT

PV－功率MW

5.机组主控站（UNITMASTER）

机组主控站是负荷协调控制系统与自动发电控制系统AGC之间的接口。

该站投入自动则意味着机组此时由电网调度直接控制负荷。

下列任一信号存在时，该站不能投入自动方式：

a。

汽机主控站不在自动

b。

锅炉主控站不在自动

c。

ADS（自动调度系统）信号故障

d。

ADS系统不具备条件

e。

RB、FCB、负荷指令增闭锁、负荷指令减闭锁

f。

调度指令与从机组主控站上发出的指令偏差大

g.机组负荷指令（LDCOUT）超过一定的值.

当机组主控站投入自动后，将发出一个信号给AGC系统，告知调度，机组已经进入AGC方式.

6．机组主控站的指示

CO－从机组主控站输出的机组指令。

SP－运行人员对调度指令的修正值

PV－调度指令

五、负荷管理中心画面

1。

机组负荷控制中心画面中的机组负荷指令管理窗口：

最大允许负荷、最小允许负荷、负荷上限设定、负荷下限设定、负荷变化率、负荷进行、负荷保持。

最大、小允许负荷是在机组RB功能投入的情况下，RB动作后根据RB动作条件计算后给出，画面中不允许操作员给定.

负荷上、下限设定值（385MW、90MW）、负荷变化率已根据厂家资料设定好，正常运行时操作员不得私自更改。

CCS控制方式下运行需要机组增、减负荷,通过“机组负荷手操器”输入机组负荷指令.点击“负荷进行”按钮变红、“目标负荷指令"经过限幅、限速后输出“实际负荷指令"，直到实际负荷指令＝目标负荷指令负荷进行”自动切换至“负荷保持”按钮变红;当机组负荷未达到目标值因其他原因（例如辅机故障等）需要保持机组负荷时点击“负荷保持"按钮。

当需要恢复目标负荷时点击“负荷进行”按钮。

机组“实际负荷指令”便会自动升至目标负荷值。

当满足下列条件时负荷进行自动切换至负荷保持（OR）：

负荷增闭锁时增负荷

负荷减闭锁时减负荷

CCS方式下，负荷进行时或AGC投入时AGC指令与LDCOUT偏差大（90MW），既没有增负荷也没有减负荷

目标负荷与限制变化率后目标负荷指令（LDCOUT限幅前）偏差绝对值小于0。

01M.

压力偏差高2值切手动（压力设定值与机侧主汽压力偏差±1.2MPa）.

2.主汽压力设定窗口:

滑压压力对应值、滑压偏置设定值、主汽压力设定、主汽压速率设定、主汽压力指令、实际主汽压力.

定压运行：

主汽压力设定由运行人员根据机组实际运行工况来设定相应的参数.期间若机组RB动作且汽机主控在自动的情况下，则CCS自动切换到滑压运行方式，即主汽压力设定手操器投入自动；主汽压力设定值输入后（大于8小于19MPa），点击“压力进行”按钮变红，当前的“主汽压力指令”根据设定的压力变化率0。

20Mpa／min自动跟踪“主汽压力设定"值。

当目标压力指令与机组压力设定值偏差小于±0。

002MPa后，自动切回压力保持.运行人员不得私自更改“压力变化率指令”。

滑压运行:

一般机组CCS控制方式下运行,点击“定滑压切换"按钮变红时投入机组压力自动，即机组处于滑压运行方式。

一般机组按“定压方式”运行。

滑压偏置为当前设定的压力与当前负荷对应的压力之间的差值，一般越小经济性越高.偏置范围为0—2MPa。

六、关于CCS方下的一些操作说明

1。

AGC方式:

机组在CCS方式下，满足下列条件即可投入AGC（AGC允许and）：

RB动作取非

目标负荷与AGC指令偏差大

AGC指令坏点取非

满足上述条件后,“AGC允许”指示红灯，点击“AGC方式”即可投入AGC（注意:

一定得确认目标负荷和AGC指令的偏差.）

2。

若CCS故障跳闸为“锅炉跟随方式”运行，禁止运行人员在CCS“汽机主控手操器”内手动减负荷,因为单箭头操作一下对应汽机阀位1％的开度变化。

应切换为DEH主控画面中的“阀控"方式进行增、减机组负荷.具体操作方法为点击DEH主控画面中的“CCS方式”按扭，自动切换为“阀控"方式.

3。

运行过程中还应注意下面两个问题:

当汽机调门已达高限时（来自DEH），或者汽机主控指令已达上限，或主汽压力比定值低得较多，或给煤机指令已达上限或送风机指令已达上限,或引风机指令已达上限,则汽机主控指令禁止增。

此时，无论是手动指令还是自动指令都不会增加。

反之，对于达下限情形，无论是手动指令还是自动指令则禁止减。

当LDCOUT已达上限，或给煤机指令已达上限，或送风机指令已达上限，或引风机指令已达上限，或给水泵指令已达上限,或汽机侧已禁止增，则禁止增加锅炉主控指令（即给粉机指令）。

反之，对于达下限情形，则禁止减。

运行三部

2015。

11。

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