协调控制系统讲义.doc

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1、协调控制系统第一章概述1.1、单元机组协调控制的任务和要求单元机组协调控制的任务有三项：（1）保证机组输出功率迅速满足电网的要求；（2）迅速协调锅炉、汽轮机之间的能量供求关系，使输入机组的热能尽快与机组的输出功率相适应；（3）在各种运行工况下，确保机组安全稳定运行。随着电力工业自动化水平的提高，发电自动控制（AGC）对单元机组协调控制系统的控制品质提出了越来越高的要求、这些要求主要包括：大范围的负荷变动，良好的负荷静态、动态跟踪性能、稳定性能等。1）负荷范围理想情况下，我们希望能够在整个机组的负荷范围

2、内进行全程控制，但是有很多实际因素限制了机组协调控制系统和AGC的投运范围，例如燃烧制粉系统在大范围变化负荷时，需运行人员手动干预。对于直吹式制粉系统，涉及磨煤机组切、投的操作；对于中间储仓式制粉系统，需要给粉机切、投和相关风门的操作；当锅炉负荷低于一定值后，为稳定锅炉的燃烧，则需要投油助燃（即锅炉最低稳燃负荷），根据各厂锅炉的实际情况，CCS及AGC的正常负荷调节范围一般在60%额定负荷以上。2）负荷指令的变化幅度和变化速率锅炉是一个具有很大热惯性的大迟延对象，从改变锅炉燃烧率指令到其负荷发生变化的

3、动态调节过程周期较长，因此需要对机组负荷变化的幅度和变化的速率有所限制[44]，一般负荷变化的幅度应保证在10%～15%额定负荷以上。而且负荷调整的时间间隔也要大于锅炉主要参数的动态调节过程周期。对于负荷变化的速率与机组的类型有很大的关系，一般应为1%MCR/min~3%MCR/min。3）动静态指标目前我国电网调度系统对负荷控制系统的控制指标尚没有严格的要求，为保证电网的安全、稳定运行，规定在10%～15%MCR的负荷变动工况下：——负荷响应速率≥1.5%MCR/min；——负荷响应滞后时间≤15s

4、；——负荷动态偏差≤3%MCR；——负荷静态偏差≤1.5%MCR；——主蒸汽压力动态偏差≤0.6MPa；——主蒸汽压力静态偏差≤0.3Mpa1.2协调控制系统的研究现状单元机组协调控制系统可按反馈和前馈回路进行不同的分类：按反馈回路可分为以汽机跟随为基础的协调控制系统和以锅炉跟随为基础的协调控制系统；按前馈回路可分为能量直接平衡的协调控制系统和指令信号间接平衡的协调控制系统。随着电力工业的发展，电网中大容量的单元机组的数量增加，国内外对整个单元机组的自动控制系统的研究也达到了一个新的阶段，1.2.1直

5、接能量平衡的广泛应用（DEB）火力发电厂通过锅炉的燃烧把储存在煤或油中的化学能转换成蒸汽的热力势能；汽轮机将蒸汽的热力势能转变为旋转机械能，汽轮机带动发电机，将机械能转换成电能，最后将电能输送给用户。我们可以看出整个生产过程是一系列的能量转换与平衡的过程。我们知道，整个电网中所有的机组的发电量要与电网中的负荷随时保持平衡，电站无法储存它所发出的电能，因此它也应该满足输出能量与输入能量以及中间蓄能的动态平衡关系。通常情况下，汽轮发电机通过汽轮机调节系统，控制进入汽轮机的蒸汽量以达到蒸汽量与输出的电能相平

6、衡。影响到主汽压力的参数后，锅炉调压系统为了维持压力参数的稳定，通过调整燃烧率指令改变输入的燃料量以维持输入的热量与汽轮机消耗的蒸汽能量相平衡。这种通过单独控制方式实现能量平衡的方式，可称为间接能量平衡[2]（IEB）。显然该平衡过程的动态响应较慢，而且与锅炉惯性和制粉系统的迟延有很大的关系，是一种被动适应的平衡方式。与间接能量平衡的方法不同，直接能量平衡（DirectEnergyBalance）的方法是基于物理意义上的一种协调控制方法，它巧妙的解决了锅炉主汽压的稳定性和负荷的适应性的矛盾。汽机的第一

7、级压力P1与主蒸汽压力PT的比值线性的代表了汽轮机的有效阀位，能灵敏反映阀位的细微变化，而且只对阀门的开度变化有反映，不受燃料量变化(内扰)的影响。将乘以主汽压力的给定值PS，即构成了汽机的能量需求信号。它准确反映了汽机对锅炉的能量需求，可以作为燃料控制器的给定值。用汽包压力Pd的微分代表锅炉蓄能的变化，然后利用第一级汽压P1加上蓄能代表进入锅炉的燃料量。最后根据进入锅炉的能量与汽机能量需求平衡得到关系。这一从实践中总结出来的规则，得到了理论上的认同，并且在实践中取得了良好的效果。1.2.2指令信号间

8、接平衡的日趋应用（DIB）该系统的特点是用功率信号间接平衡机、炉之间的能量关系，当电网要求机组出力增加，先增大功率设定值Ng，它与发电机实际功率Ne的偏差信号ΔN，一方面经汽机主控系统，增大汽机调门开度，使汽轮机出力增加；另一方面通过前馈作用到锅炉主控系统，使燃料量增加，以增大锅炉出力。由于锅炉的热惯性与迟延，其出力增加的速度要比汽轮发电机慢的多，因此主汽压力Pt下降，与其设定值Pg之间出现偏差ΔP，一方面通过锅炉主控系统进一步加大燃料量，促使主汽压力回