直流炉的协调控制

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1、1、超临界直流炉机组的特点(1)给水的加热、蒸发和变成过热蒸汽是一次性连续完成的，汽水之间没有一个明确的分界点，工质的流动，完全依靠给水泵产生的压头。随着运行工况不同，锅炉将运行在亚临界、超临界压力下。进入直流状态后，当给水量、燃料量和机组负荷等有扰动时，蒸发点会自发地在一个或多个加热区段内移动。直流炉的协调控制直流炉的协调控制(2)没有储能作用的汽包，锅炉总体蓄能显著减小。在外界负荷变化时，自行保持负荷和参数的能力就较差，对扰动较敏感，汽压波动幅度较大，压力波动速度往往超过汽包锅炉一倍以上。但是在主动调整锅炉负荷时，由于

2、其蓄热能力小，且允许的压力升降速度快，可以使其蒸汽参数迅速地跟上工况的需要，所以能较好的适应机组调峰的要求，对负荷调节既有利又有弊。(3)汽包炉机组可以简化为一个双输入双输出的控制对象，而超临界直流炉机组是一个多输入多输出的控制对象，各个过程参数之间的偶合较强，动态特性的延迟和惯性时间大，因此，直流炉的自动调节系统较复杂，控制难度显著增大，对调节系统提出了更高的要求。2、协调控制系统的构成2.1主要功能协调控制系统的功能与汽包炉并没有多大的差别，主要由以下七个部分组成：(1)负荷指令处理回路。(2)主汽压力设定值形成回路。

3、(3)锅炉主控。(4)汽机主控。(5)辅机故障快速降负荷(RUNBACK)控制回路。(6)电网频差校正回路。(7)热值校正回路。直流炉的协调控制负荷指令处理回路负荷指令经过运行人员手动设定的上、下限限制、RUNBACK计算得到的上、下限限制、升降负荷速率限制、负荷指令增、减闭锁等运算后分别送往机、炉主控等回路。负荷指令设定回路投入自动方式即为接受网调自动发电控制(AGC)指令。直流炉的协调控制负荷指令增闭锁：负荷指令减闭锁：实际燃料小于燃料量设定实际燃料大于燃料量设定主汽压力低于设定1MPa主汽压力高于设定1MPa实际给水

4、量小于给水量设定实际给水量大于给水量设定实际总风量小于总风量设定实际总风量大于总风量设定任意一台一次风机动叶开度大于95%一次调频增负荷任意一台送风机动叶开度大于90%任意一台引风机动叶开度大于90%一次调频减负荷直流炉的协调控制主汽压力设定值形成回路主汽压力根据负荷指令折算得到，加上运行人员的手动偏置，再经过惯性环节、增减速率限制等运算后分别送往机、炉主控等回路。FCB发生后，主汽压力根据锅炉主控指令折算得到。直流炉的协调控制2.2主要控制模式(1)基本模式(BASE)：锅炉主控手动控制，DEH处于本地限压控制方式(转速

5、或负荷控制)。(2)汽轮机跟随模式(TF)：锅炉主控手动控制，DEH处于初压控制方式，通过调节汽轮机调门开度保证汽压。(3)锅炉跟随模式(BF)：锅炉主控自动控制汽压，DEH处于本地限压控制方式(即负荷控制)。(4)汽轮机跟随协调控制模式(CTF)：锅炉主控自动控制负荷，DEH处于初压控制方式，控制汽压。这种控制方式汽压稳定，但响应负荷相对较慢。(5)锅炉跟随协调控制模式(CBF)：锅炉主控自动控制汽压，DEH处于遥控限压控制方式(即负荷控制)。直流炉的协调控制2.3锅炉跟随协调控制原理锅炉跟随协调控制方式时，汽轮机控制机

6、组负荷，锅炉控制主汽压力，因此能够快速响应电网负荷需求，但是主汽压力等主要运行参数波动较大。(1)锅炉主控最主要的控制指令来自于机组负荷指令，作为锅炉主控最基本值去控制煤、水、风；主汽压力的变化代表了机炉能量的不平衡，因此需根据压力的偏差相应改变煤、水、风，对锅炉指令进行细调。由于锅炉响应的延迟、蓄热的补偿，因此需要根据负荷指令、压力设定、频差信号等进行动态补偿修正。直流炉的协调控制(2)汽机主控控制指令来自于机组负荷指令。由于锅炉响应的延迟、蓄热的补偿，因此需要适当地延缓汽轮机的响应来防止主汽压力的大幅波动，一般是对负荷

7、指令增加惯性、压力拉回等。(3)燃料、给水、风量控制主要的控制指令都来自于锅炉主控指令，同时又利用热值、焓值、氧量分别对指令进行修正。由于燃料、给水的动态响应特性不同，对给水适当地延缓，对燃料增加动态解耦。总风量指令=风煤比函数f2×氧量校正；燃料量指令=(锅炉主控指令f4+焓值调节的动态解耦)×热值校正；给水量指令=煤水比函数f3(迟延)×焓值调节器的输出。直流炉的协调控制锅炉跟随协调控制原理图直流炉的协调控制2.4电网频差校正回路主要由DEH通过改变汽轮机调门开度来瞬间响应电网频率偏差，MCS接受来自DEH电网频率偏差

8、信号(一次调频增量)主要是用于改变燃料量、给水量和总风量，克服由于汽轮机调门变化而引起的主汽压力偏差。DEH中一次调频不等率设为5%，调频死区设为±2r/min，最大调频幅度为±6%额定负荷。DEH处于限压控制方式才能投入一次调频。2.5热值校正回路采用比较电负荷和锅炉负荷的偏差作为热值校正的基准信号。