火电厂CCS基本知识

燃机电厂MCS逻辑1.协调控制系统协调控制包括：机组负荷控制(CJA00DE)、压力设定回路(CJA00DP)、燃机排气温度设定回路(CJA00DT)。

包括：50CJA00DE100机组负荷设定50CJA00DE100A机组速率设定50CJA00DE100B机组总负荷设定值50CJA00DE100C机组电网负荷设定50CJA00DE110 机组负荷上下限50CJA00DP100 高压蒸汽压力设定50CJA00DP200中压蒸汽压力设定50CJA00DP300低压蒸汽压力设定50CJA00DT100 燃机排气温度设定50CJA00DT110 蒸汽温度设定50CJA00DT200 燃机排气最大温度设定2.机组负荷控制(CJA00DE)机组的负荷和温度设定采用外部设定，此设定影响燃机的负荷和温度控制。

燃机的控制（负荷控制和温度控制）经过MIN-gate（取小功能块）后运行至次级的位定控制器，以控制进入燃机的燃料量。

燃料量决定燃机负荷和燃机排气温度；后者与燃机的IGV (进气导叶)协同作用，这样最终调节燃机的空气流量，从而控制燃机的排气温度。

在机组负荷和温度设定值范围内，也应考虑启动和运行过程中余热锅炉的热应力。

由于燃机的排气总是通过余热锅炉排出（无转向挡板,也可认为是旁路挡板），模块设定值GT正常情况下总是投入（通过一个带选择开或关（ON/OFF）的设定值模块实现，见50CJA00EE010）此设定值将在以下情况退出：1) 在异常或不正常情况下手动退出；2) 燃机的负荷限制发生时，由燃机控制器自动切为手动；机组负荷设定(50CJA00DE100)代表了联合循环运行的负荷设定。

此设定值能够由运行人员手动调节，运行人员可以设定整个电厂传送至电网的净出力(50CJA00DE100C)也可以设定毛出力，即总的发电出力(50CJA00DE100B)。

净出力设定能通过远程控制进行调节，如AGC指令。

负荷设定值限制在机组的最大出力与最小出力之间。

第一节 协调控制系统CCS概述CCS是一种连续的调节系统（Continuious Control System），被控的变量是模拟量。

电站的最终目标是满足电网负荷要求，要靠锅炉和汽轮发电机共同配合，由于两者特性有较大差异，所以为了既满足电网需求，又能使机组安全稳定运行，必须协调锅炉和汽轮机之间的运行，所以需要一种负荷协调控制系统（Coordinated Control System）。

这种系统往往是将被控量与设定值进行比较，经调节器运算后输出控制信号，使被控量发生变化，最终使被控量等于或接近设定值，系统是一个闭合的回路。

所以又称其为闭环控制系统（Closed loop Control System）。

所以CCS术语有三种来源，但本质上并无很大区别。

狭义上讲，CCS只是指负荷协调控制系统，广义上讲，单元机组上所有的连续调节系统都属于CCS。

电厂生产过程采用自动化技术已有较长历史，相对于其它工业部门具有较高的自动化水平，而且仍以较快的速度发展。

促使这种发展的主要因素有：（1）随着大容量、高参数汽轮发电机组的出现，要求监控的参数越来越多，因此，自动控制系统已成为锅炉。

汽轮发电机组不可缺少的组成部分。

为了保证机组的安全、经济运行对自动化设备的可靠性，以及对自动控制系统的性能都提出了更高的要求。

（2）电子技术的发展也为自动化提供了越来越完备的仪表和设备。

特别是随着计算机控制技术的发展，微机分散控制系统（DCS），以其功能全面、组态灵活、安全可靠的优点，而被广泛应用于火电厂的自动控制。

淮北二电厂2×300MW单元机组，采用WDPF分散控制系统作为控制设备，自动化水平高、功能全。

在以后各节中，将对该机组主要闭环控制系统的设计思想进行分析。

下面先介绍一些基础知识。

1．自动控制的基本概念及术语被控对象――被控制的生产过程或设备，也称为调节对象或简称对象。

例如汽包水位控制系统中的汽包。

被控量――控制系统所要控制的参数，又称为被调量，例如汽包水位。

协调控制习题一、选择题1．在锅炉跟随的控制方式中，功率指令送到(A)调节器，以改变调节阀门开度，使机组尽快适应电网的负荷要求。

(A)汽轮机功率；(B)燃料量；(C)送风量；(D)热量。

2．单元机组在启动过程中或机组承担变动负荷时，可采用(A)的负荷调节方式。

A)锅炉跟随；(B)汽机跟随；(C)协调控制；(D)以上都可以。

3．锅炉主蒸汽压力调节系统的作用是通过调节燃料量，使锅炉蒸汽量与(A)相适应，以维持汽压的恒定。

(A)汽机耗汽量；(B)给水量；(C)锅炉送风量；(D)凝结水流量。

4．滑压运行时主蒸汽的质量流量、压力与机组功率成（A）变化。

（A）正比例；(B)反比例；(C)保持不变；(D)难以确定。

5．协调控制方式是为蓄热量小的大型单元机组的（B）而设计的。

（A）程序控制；（B）自动控制；(C)集中控制；(D)程序控制和自动控制。

二、判断题1．协调控制系统采用前馈回路，有利于提高机组对汽压的适应性。

( ).2.单元机组汽机跟随控制方式的特点是，功率响应快、汽压波动小，能充分利用锅炉的蓄热。

( )3.负荷指令管理回路的主要任务是根据机炉运行状态选择适当的外部负荷，并转换为机炉的负荷给定值。

( )4.在单元机组运行时，汽轮机侧主蒸汽温度一般高于锅炉侧主蒸汽温度。

( )5.单元机组协调控制系统中，为加快锅炉侧的负荷响应速度，可采用前馈信号。

( )6.单元机组是一个多输入、多输出的被控对象，在分析负荷控制系统时必须把锅炉作为一个整体考虑。

( )7.以锅炉跟随为基础的协调控制方式中，非线性元件死区的大小决定了锅炉蓄热的利用和限制。

( )8.从机组负荷控制系统角度来看，负荷控制系统的被控对象除了单元机组外，还包括汽轮机控制系统、锅炉控制系统( )三、填空题(每空2分，共20分)1.__________是现代化电网运行控制的基本技术之一，它的作用是实现电网自动调频和调峰，并保证电网安全和经济运行。

2.由于电是不能__________的，所以发电和用电必须同时完成。

燃机电厂MCS逻辑1.协调控制系统协调控制包括：机组负荷控制(CJA00DE)、压力设定回路(CJA00DP)、燃机排气温度设定回路(CJA00DT)。

包括：50CJA00DE100机组负荷设定50CJA00DE100A机组速率设定50CJA00DE100B机组总负荷设定值50CJA00DE100C机组电网负荷设定50CJA00DE110 机组负荷上下限50CJA00DP100 高压蒸汽压力设定50CJA00DP200中压蒸汽压力设定50CJA00DP300低压蒸汽压力设定50CJA00DT100 燃机排气温度设定50CJA00DT110 蒸汽温度设定50CJA00DT200 燃机排气最大温度设定2.机组负荷控制(CJA00DE)机组的负荷和温度设定采用外部设定，此设定影响燃机的负荷和温度控制。

燃机的控制（负荷控制和温度控制）经过MIN-gate（取小功能块）后运行至次级的位定控制器，以控制进入燃机的燃料量。

燃料量决定燃机负荷和燃机排气温度；后者与燃机的IGV (进气导叶)协同作用，这样最终调节燃机的空气流量，从而控制燃机的排气温度。

在机组负荷和温度设定值范围内，也应考虑启动和运行过程中余热锅炉的热应力。

由于燃机的排气总是通过余热锅炉排出（无转向挡板,也可认为是旁路挡板），模块设定值GT正常情况下总是投入（通过一个带选择开或关（ON/OFF）的设定值模块实现，见50CJA00EE010）此设定值将在以下情况退出：1) 在异常或不正常情况下手动退出；2) 燃机的负荷限制发生时，由燃机控制器自动切为手动；机组负荷设定(50CJA00DE100)代表了联合循环运行的负荷设定。

此设定值能够由运行人员手动调节，运行人员可以设定整个电厂传送至电网的净出力(50CJA00DE100C)也可以设定毛出力，即总的发电出力(50CJA00DE100B)。

净出力设定能通过远程控制进行调节，如AGC指令。

负荷设定值限制在机组的最大出力与最小出力之间。

一、CCS控制系统简介。

协调控制系统CCS又称为单元机组的负荷控制系统,是将锅炉、汽机及辅机作为一个整体加以控制的十分复杂的多变量控制系统,该系统有机的、协调的控制锅炉的燃料、送风、给水以及汽机调节阀门开度,使各变量间的影响最小。

它是建立在汽机控制子系统和锅炉控制子系统基础上的主控系统和机、炉子控制系统组成的二级递阶控制系统。

处于调节级的主控系统是协调控制系统的核心,它对负荷指令进行运算处理形成控制决策,给出汽机负荷指令和锅炉负荷指令。

处于局部控制级的各子系统在机、炉主指令下分工协调动作,完成给定的控制任务。

单元机组协调控制系统的任务是:既要保证机组快速响应负荷需求,又能使机组的主要参数机前压力在变负荷的过程中保持相对稳定。

二、CCS协调控制系统的控制方式。

协调控制系统有以下五种控制方式：1、炉跟机方式（BF）。

当锅炉主控自动，汽机主控手动时为BF方式，锅炉主控控制机前压力，汽机调节机组功率。

2、机跟炉方式（TF）。

当汽机主控自动，锅炉主控手动时为TF方式，汽机主控控制机前压力；锅炉调节机组功率。

3、协调炉跟机方式（CCBF）。

当锅炉主控自动，汽机主控再投入自动时为CCBF方式，锅炉主控控制机前压力，汽机主控控制负荷。

4、协调机跟炉方式（CCTF）。

当汽机主控自动，锅炉主控再投入自动时为CCTF方式，汽机主控控制机前压力，锅炉主控控制负荷。

5、机炉手动方式。

汽机主控和锅炉锅主控均为手动方式，由锅炉调节压力，汽机改变调节汽门开度，调节实发功率。

控制方式之间通过负荷管理中心（LMCC）由运行人员实现无扰切换。

；每种方式下均有相应的调节器自动，其余的调节器跟踪。

协调方式下当因辅机故障发生RB时，锅炉主控自动将目标负荷降至正在运行的辅机所承担的负荷水平（即RB目标值），汽机主控则自动控制机前压力至设定值，RB结束后机组维持CCTF方式。

三、机组协调控制投入和切除条件及投、退协调控制的操作1、机组协调控制投入的条件：（1）机组负荷达到60%额定负荷以上，运行稳定。

火电厂CCS控制原理说明CCS的控制原理主要包括三个步骤：捕获、压缩和储存。

首先，捕获是从火电厂废气中分离出二氧化碳的过程。

在火电厂燃烧煤炭或天然气产生的废气中，二氧化碳的浓度相对较低，通常只占总体废气的一小部分。

因此，需要使用CCS技术来捕获和分离二氧化碳。

CCS采用吸收剂（如胺）来吸收二氧化碳。

废气通过吸收器，吸收剂与气体接触，使二氧化碳被吸收，而其他气体则在废气中得以释放。

通过连续的吸收过程，可将二氧化碳从废气中分离出来。

接下来，压缩是将捕获的二氧化碳压缩为高密度的状态。

由于吸收过程中所产生的二氧化碳浓度与废气中的浓度相对较低，所以需要对其进行压缩，以提高其密度，减少体积，方便运输和储存。

压缩是通过将二氧化碳通过压缩设备进行多级压缩实现的。

压缩设备采用一组多级压缩机，将二氧化碳逐级压缩至所需压力。

最后，储存是将压缩后的二氧化碳安全地存储在地下储存库中。

地下储存库可以是地下岩层、地下盐库或油田等地质层。

将二氧化碳输送到储存库的过程即为注入过程。

在注入过程中，二氧化碳通过钻孔和注入管道输送到储存库中，然后通过控制注入压力和流量来保证二氧化碳的稳定注入。

储存库的选择和设计需要考虑地质条件、岩层稳定性和密封性等因素，以确保注入的二氧化碳不会泄漏到地表。

火电厂CCS的控制主要体现在捕获过程和注入过程上。

在捕获过程中，需要对吸收剂和废气的接触时间、吸收剂浓度、吸收剂的流动速度等进行控制，以确保二氧化碳被有效地吸收出废气。

在注入过程中，需要对注入压力和流量进行控制，以确保二氧化碳稳定注入地下储存库。

此外，还需要对CCS设备和系统进行监测和操作控制，以确保CCS系统的安全稳定运行。

总结起来，火电厂CCS的控制原理主要包括捕获、压缩和储存三个步骤。

通过适当的控制和操作，可以实现有效的二氧化碳捕获、压缩和储存，从而减少火电厂的温室气体排放，缓解气候变化的问题。

CCS控制说明一．概述：本说明对300MW机组的CCS控制系统进行介绍，燃烧系统采用3台双进双出直吹磨，二．系统组成：MCS系统主要由下列各系统组成：A. 协调控制系统包括RB功能，一次调频功能。

提供定压运行和滑压运行。

B. 燃料控制系统C. 磨煤机风量控制系统D. 磨煤机出口温控制系统D. 磨煤机煤位控制系统E. 一次风压控制系统G. 送风控制系统包括氧量调节。

H. 吸风控制系统I. 左、右主蒸汽温度控制系统J. 左、右一级减温控制系统K. 左、右再热蒸汽温度控制系统L．二次风风量调节第一节协调控制设计简介控制系统设计原则是将汽机、锅炉作为整体考虑。

在能量平衡控制策略基础上，通过前馈/反馈、连续/断续、非线性、方向控制等控制机理的有机结合，来协调控制机组功率与机前压力，协调处理负荷要求与实际能力的平衡。

在保证机组具备快速负荷响应能力的同时，维持机组主要运行参数的稳定。

2.1.1机组指令处理回路机组指令处理回路是机组控制的前置部分，它接受AGC指令、操作员指令、一次调频指令和机组运行状态。

根据机组运行状态和调节任务，对负荷指令进行处理使负荷能力与运行状态相适应。

2.1.2 AGC指令AGC指令由总调远方给定，4～20mA对应150MW～300MW。

当机组发生Run Up/Run Down；Runback；非CCS方式；机组负荷和AGC指令偏差大；以上之一时退出AGC控制。

（我公司现阶段无AGC控制系统）2.1.3 操作员指令非AGC工况由操作员给出机组指令，经指令处理（速率、上下限幅）作为实际负荷指令（AGC指令也同样）。

2.1.4一次调频指令一次调频指令由当前频率与额定频率常数（50Hz）的差的折线给出。

折线的参数由采用的不等率（4-6%）决定。

频率调节死区范围为±0.033HZ，即CCS侧一次调频调节死区范围为3000±2r/min。

频率调节范围确定为50±0.168 HZ。

发电厂CCS学习资料点滴发电厂CCS控制系统学习参考资料1一、机组目标负荷值的设定：机组负荷协调控制方式没有投入时，机组目标负荷设定值跟踪发电机实际功率。

机组负荷协调控制方式投入时且机组负荷目标在于磨组出力范围内时，机组目标负荷设定值跟踪机组负荷需求；二、机组负荷上限和下限值设定:机组负荷协调控制方式没有投入，机组负荷上限和下限设定值跟踪汽轮发电机实际功率。

三、机组目标负荷变化率的设定：进行设定（范围：0-12MW/min）。

四、主汽压力设定值锅炉和汽机主控都没有投入自动时，机组主汽压力设定值跟踪汽机侧实际主汽压力。

当协调投入或锅炉跟踪方式投入且滑压运行投入时，机组主汽压力设定值跟踪机组给定负荷对应的滑压曲线。

五、锅炉跟踪方式下锅炉主控指令的形成在锅炉跟踪方式未投入，锅炉跟踪方式的调节器输出跟踪锅炉主控的输出。

根据汽机调节级压力，汽机主汽压力和主汽压力设定值确定锅炉主控指令的前馈。

锅炉基本指令，经过速率限制后的主汽压力设定值与汽机主汽压力偏差纯积分和纯比例（由发电机功率确定的比例系数）修正，经过汽机主汽压力纯微分修正（即把PID三项功能单独分开整定），成为锅炉跟踪方式下锅炉主控指令。

六、协调控制方式下锅炉主控指令的形成在协调控制方式未投入，锅炉跟踪方式下锅炉主指令跟踪锅炉主控的输出。

根据机组目标负荷确定锅炉主控指令前馈（要求锅炉燃料量）。

锅炉主控指令前馈，经过速率限制后的主汽压力设定值与汽机主汽压力偏差负荷偏差纯积分和纯比例（由发电机功率确定的比例系数）、不同负荷下压力设定值变化的前馈的修正，再经过汽机主汽压力纯微分修正（即把PID三项功能单独分开整定），成为协调控制方式下锅炉主控控制指令。

七、汽机跟踪方式下汽机主指令形成逻辑汽机主控根据经过速率限制后的主汽压力设定值与汽机主汽压力偏差，改变汽机主汽高压调速汽门开度，维持汽机主汽压力等于设定值。

八、机炉协调方式下汽机主指令形成逻辑汽机主控根据经过汽机高压调速汽门开度偏差积分修正和速率限制后的主汽压力设定值与汽机主汽压力偏差、机组目标负荷与发电机实际功率偏差、机组目标负荷的前馈来改变汽机主汽高压调速汽门开度，使汽机主汽压力和负荷偏差为零。

机炉协调控制随着我国火电厂中300MW及以上的大容量机组日益增多，大机组参加电网调频调峰已不可避免，对机组的自动化要求也就随着提高．考虑到单元机组负荷自动控制的特点，为保证高质量的电力供应，大机组必须采用协调控制协调控制系统（CCS）是整个单元机组自动化系统的一个重要组成部分，CCS与FSSS、DEH 等的联系如图2－11—1所示。

所谓单元机组协调控制系统，概括地说，就是锅炉和汽机相互配合接受外部负荷指令，共同适应电网对负荷的需求，并能保证机组本身安全运行的控制系统．协调控制系统是一总称，它包括主控制系统，锅炉的燃料控制系统、风量控制系统、给水控制系统和汽温控制系统，汽机方面另有数字功频电液控制（DEH）。

在正常运行时，锅炉和汽机控制系统接受来自主控制系统的负荷指令。

主控制系统是协调控制系统的核心部分，发电系统第一节 单元机组的机护协调控制一、单元机组负荷自动控制的特点1、单元机组是一个互相关联的复杂被控对象，其方框图如图2—11－2（a ）所示。

从燃烧被控对象动态特性的分析可知，燃料量M-机前压力P T 通道的传送函数为s PM e TSS W τ-=1)( 或s PM e TS K S W τ-+=1)(图2－11－2单元机组被控对象方框图（a ）原理方框图;（b ）等效变换方框图式(2－11－1）为汽机负荷保持不变时的传送函数，式（2－11－2）是汽机负荷变化时的传递函数.调节阀门开度μT ——机前压力P T 通道的传递函数为)1()(21TS k k S W P ++-=μ （2-11-3） 或 )1()('1TSk S W P +-=μ （2-11-4） 式(2－11－3）是汽机负荷随汽压变化（汽机负荷最后保持稳定）时的传递函数，式(2-11-4)是汽机负荷与调节阀门开度同时变化时的传递函数。

图2一11－2（a ）中的W T （S ）为蒸汽量D 一实发功率N E 通道的传递函数。

火电厂英文缩写名词解释DCS是分布式控制系统。

又称之为集散控制系统。

指控制功能分散、风险分散、操作显示集中、采用分布式结构的智能网络控制系统。

NCS升压站网络监控系统（NCS）作为全厂控制系统的一个子站，与DCS等其它系统一起构成完整的电厂自动化系统，形成对全厂的生产管理与发电控制。

ECS电气控制系统是将原来的DCS系统中的电气部分独立出来进行专业管理，实现厂用电中低压电气系统的保护、测量、控制、分析等综合功能。

协调发电厂热控与电气自动化的同步发展，全面提高发电厂的自动化水平和厂用控制管理水平，保证发电厂运行的安全性和可靠性，增强发电厂在当前电力市场经济运行的优势和竞争能力。

ETS汽轮机跳闸保护系统就是当有危及汽轮机安全运行的状态或参数出现时，迅速关闭汽轮机进汽阀门，及时切断汽轮机所有进汽的保护系统。

顺序控制系统（SCS）：包括锅炉、汽机的主要辅机设备及系统的控制、联锁、保护功能，SCS设计为子功能组级和驱动级二级控制的层次性结构。

DEH数字电液控制系统(DEH):由计算机控制部分和EH液压执行机构组成。

采用DEH控制可以提高高、中压调门的控制精度，为实现CCS协调控制及提高整个机组的控制水平提供了基本保障，更有利于汽轮机的运行。

PSS电力系统稳定器PSS是励磁系统的一种功能,是抑制有功振荡的,励磁正常工作是以机端电压为反馈量PSS是在这个基础上加入了有功的反馈,也就是在有功发生振荡时为系统增加一个阻尼,是振荡尽快平稳.单独一个电厂投入PSS是没有效果的,只有大部分电源点都投入PSS,电网的抗振荡能力才能提高.现在电网要求电厂投入PSS和一次调频这些都是为了电网的稳定.AVC自动电压控制以系统中各条母线的电压合格为约束条件，以电网功率损耗最小为目标，进行无功-电压优化，并向设备下发控制命令的调节过程。

AGC 自动发电控制, 根据电网对各电厂负荷的运行要求 ,对机组发电功率由电网调度进行自动控制的系统。