MW机组的协调控制.ppt

* * 1000MW机组的协调控制 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。 1000MW机组的协调控制 1000MW机组的协调控制 (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)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。 1000MW机组的协调控制 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。 1000MW机组的协调控制 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% 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% 1000MW机组的协调控制 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。 1000MW机组的协调控制 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)。 1000MW机组的协调控制 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。 1000MW机组的协调控制 (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，一般是对负荷指令增加惯性