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邹县600MW机组协调控制系统原理与分析李刚<华电国际邹县发电厂）摘要：以协调控制系统的基本原理为基础，以邹县600MW机组协调控制系统为例，介绍协调控制的思想、设计、控制功能的实现以及实际应用中问题的分析。
b5E2RGbCAP关键词：协调控制；原理；分析；应用1 邹县电厂三期工程简介邹县电厂三期工程两台600MW燃煤汽轮发电机组是国家“九五”重点建设工程，#5机组于1997年1月17日投产,#6机组于1997年11月5日投产。
p1EanqFDPw邹县电厂三期工程为世界银行贷款与国内投资相结合的建设工程。
其主要设备供货情况为：锅炉由美国福斯特·惠勒能源公司<FW）提供；汽轮发电机组由东方电站成套设备公司和日本株式会社日立制作所合作设计生产；输变电设备主要由法国施耐德公司、欧洲ABB公司、意大利NMG 等公司生产；热控设备采用WDPF-II型分散控制系统，由美国西屋公司提供。
DXDiTa9E3d锅炉为亚临界、中间一次再热、自然循环、平衡通风、单炉膛、悬吊式、燃煤汽包炉。
制粉系统采用正压直吹式，锅炉按滑压运行和5% 超压运行设计，以带基本负荷为主并能满足调峰、调频要求,点火及助燃燃用#0轻柴油，油枪出力设计可带30%MCR负荷,最低稳燃负荷为30%MCR。
RTCrpUDGiT汽轮机为亚临界、中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式，设计额定功率为600MW，最大连续出力658MW。
汽机采用高中压缸合缸结构，低压缸为双流反向布置。
机组设计为中压缸启动方式。
旁路系统不能投入时，也可用高压缸方式。
旁路系统采用二级串联的启动旁路，容量为300t/h，只能满足机组启动需要，不具备保护功能。
机组甩负荷时，不能实现停机不停炉。
5PCzVD7HxA发电机为全封闭、自通风、强制润滑、水/氢/氢冷却、圆筒型转子、同步交流发电机。
发变组保护采用ABB公司生产的微机式继电保护，每套保护均设双CPU，整个发变组保护为双套配置。
600MW超临界仿真机冷态启动过程及正常停运操作步骤华北电力大学杰德控制系统工程研究中心2008年9月冷态启动过程一、投入辅助系统二、锅炉上水注意：①电泵启动条件：启动前电泵转速调节控制器开度为0%；启动电泵辅助油泵(电动给水泵本体)。
②在以后的过程中调节电泵转速调节控制器开度，始终保持锅炉启动给水泵出水压力大于省煤器出口总管压力，且随着压力增大，压差增大。
三、点火前准备工作四、升温升压过程注意：1、在升压开始阶段，饱和温度在100℃以下时，升温率不得超过1.1℃/min,升压率低于1.0MPa/min。
2、在蒸发量增加的同时，必须确保省煤器入口流量为30%BMCR （600t/h左右，即给水流量和循环流之和)。
3、大约点到14支枪时，可满足冲转条件。
冷态冲转参数选择：360℃≤主蒸汽温度≤430℃，再热蒸汽温度320℃，主蒸汽压力为8.92MPa，再热蒸汽压力1.0MPa。
4、满足冲转条件前，高压旁路蒸汽减压阀和低压旁路蒸汽减压阀开度最好不低于50%。
5．一般过再热减温水要到并网带负荷后再投入，主蒸汽温度控制主要靠过热器减温水调节；再热蒸汽温度主要靠烟气挡板开度调节。
五、冲转过程说明：1、汽轮机冲车采用高中压联合启动的方式。
汽机挂闸成功后，确认GV(高调门）全开，TV（高压主汽门）、IV（中压调节门）全关，检查高排逆止门关闭（在旁路系统操作画面）。
2、并网前输入的目标值为转速，并网后根据控制回路投/切分为：负荷（MW）、阀位（%）或者主蒸汽压力（MPa）。
3、在实际操作中，2000RPM时暖机时间应为150分钟。
我们所说的1分钟暖机只是示意。
在汽轮机暖机过程中按照冷态启动曲线将将主蒸汽温度升为420℃，再热蒸汽温度350℃，同时维持主再热蒸汽压力稳定。
4、为避免汽机发生共振。
禁止在临界转速范围内定速。
汽轮机临界转速：第一临界转速760 到860rpm；第二临界转速1450到1700rpm。
第三临界转速：2150到2250rpm。
J/GC011
锅炉补给水处理系统流程图第 7 页共 9 页
J/AJ047 风险控制计划表(RCP)
批准：王永学审核：沙建广编制：高正秀编制日期：注：控制方法：W：见证； H：停工待检； S：连续监护； A：提醒； R：记录确认。
控制时机：P：作业开始前；D：每天至少一次；Z：每周一次（4Z：每月依次，12Z；每季度一次）；T：活动连续过程或中断后重新开始作业前
环境因素控制表
J/GC0036 工程名称：利港电厂600MW超临界机组扩建工程作业过程/活动：补给水及预处理系统和锅炉补给水处理系统分部试运编号：BOP-23 第9页共 9页
部门负责人：王永学编制人：高正秀日期：。
华电邹县发电厂四期工程#7号机组性能试验情况分析2023年，随着中国经济的不断发展，电力需求量也不断增加。
为了满足这个越来越大的需求，华电邹县发电厂四期工程#7号机组投入使用。
本文将对该机组进行性能试验情况分析，希望能够为我们更好地认识和了解这个重要设备的贡献提供一些参考。
华电邹县发电厂四期工程#7号机组是一台超超临界机组，安装容量为1100兆瓦。
机组采用国内自主研发的大型双缸双排燃气轮机组和人工涡轮机组，采用燃煤为主要原料，为华东地区提供了巨大的电力供应。
这个机组具备以下的性能特点：首先，该机组在运行过程中具备了较高的能源利用率。
燃煤是主要的原料之一，而燃煤的资源蕴藏丰富而廉价。
通过科学合理的设计和运作，该机组能够将燃煤的能量充分转换为电力，减少能源的浪费，提高了资源的利用效率。
其次，该机组的操作过程十分稳定。
为了充分利用机组的性能，华电邹县发电厂采用了最先进的安全监控系统和自动化控制技术，通过实时监测实现了对机组运行过程中的各项指标的自动化调节和管理。
这种系统的优势在于能够在保证机组运行稳定性的情况下，提高机组的发电效率，同时大大减少了人为操作的失误和因此造成的可能的设备损坏和人身伤害。
再次，华电邹县发电厂四期工程#7号机组在污染物排放方面也有不错的表现。
在这个机组的运行过程中，对于污染物的处理采用了各种最先进的处理技术，大大减少了机组对于环境的影响。
同时采用了尾气治理技术，减少了烟气排放对于大气污染的影响。
综上所述，华电邹县发电厂四期工程#7号机组的运行性能得到了全面升级和优化，具备了高效、安全、稳定、环保的特征，为国家的大力发展提供了重要的电力保障，为实现“绿色低碳”的发展理念也做出了重要贡献。
火力发电厂DCS顺序控制系统SCS调试全套1设备概况神华国华宁东发电厂二期2×660MW扩建工程是超超临界空冷机组,本工程装设2χ660MW超超临界间接空冷燃煤机组酒己两台超超临界、一次中间再热、平衡通风、固态排渣直流锅炉，采用定一滑一定方式运行。
每台锅炉配1台100%容量的动叶可调轴流式一次风机，酉己1台100%容量的动叶可调轴流式送风机，酉己1台100%容量的动叶可调轴流式引风机，引风机设计裕量同时必须满足烟气脱硫、脱硝系统的要求,烟气经过脱硫塔后至湿式除尘器然后排至间冷塔内。
本工程2X660MW汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸二排汽间接空冷凝汽式汽轮机，机组能以定——滑——定方式运行，滑压运行的范围暂按40〜90%额定负荷，汽轮机采用高中压联合启动方式，可带基本负荷并调峰运行，凝汽器为干式空冷凝汽器。
本工程发电机为2×660MW水氢氢冷却的汽轮发电机组，以发电机、变压器组单元接线接入厂内75OkV配电装置发电机出口不设断路器，750kV配电装置采用3/2断路器接线，2回750kV出线，启动/备用变高压电源直接由一期的330kV升压站引接。
机组J顺序控制系统功能由DCS分散控制系统实现，其主要功能是完成二进制控制对象的远方操作控制功能、重要辅机及阀门的联锁保护功能以及相应系统的顺序控制功能。
主要的顺序控制系统包括以下部分：1.1锅炉烟风系统子组项：空预器子组项，包括主、副电机等；送风机子组项,包括送风机、润滑油泵、风机动叶等；引风机子组项，包括引风机、润滑油泵、风机动叶等；一次风机子组项，包括一次风机、变频控制等。
1.2制粉系统功能组项：磨煤机子组项：包括磨煤机、有关风门挡板、煤粉挡板；给煤机子组项：包括给煤机、煤闸门挡板。
给水泵子组项：包括给水泵、给水泵润滑油泵、出口阀门、最小流量阀等；凝汽器反冲洗子组项，：包括凝汽器循环水进、出口阀门等；低压加热器子组项：包括低加进、出水阀、旁路阀等；高压加热器子组项：包括高加进、出水阀、旁路阀等;过热蒸汽及再热蒸汽疏水功能组；汽机抽汽功能组；除氧器给水功能组；凝汽器真空功能组；汽机油系统功能组；汽机轴封系统功能组；发电机氢油水系统功能组；工业水系统功能组；循环水系统功能组。
600MW等级机组A级检修标准项目及验收质量标准
电气专业
一、《600MW等级机组A级检修标准项目及验收质量标准》编写的依据
1、《发电企业设备检修导则》。
2、邹县电厂《600MW机组电气检修规程》。
3、根据华电国际邹县发电厂600MW机组A级检修经历。
二、600MW等级机组A级检修标准项目及验收质量标准
注1：检修项目计划、备品备件、消耗材料、费用、工时、质量监督、技术监督、三级验收是按一台（一段母线、一个分支）设备编制统计的，统计总工时、费用时要根据每类设备数进行。
注2：对于一般变压器在投入运行后的5年内和以后每间隔10年进行一次A级吊芯检修，对于为箱沿焊接的全密封变压器，若经过试验并结合检查及运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时才进行A级吊芯检修；在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后或运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行A级检修。
600MW超临在界机组模拟量控制系统工程实践与优化的开
题报告
本文研究的是600MW超临界机组模拟量控制系统工程实践与优化问题。
随着发电技术的不断发展和机组容量的不断提高，模拟量控制系统作为电站控制系统的重要
组成部分，也呈现出更加复杂和高精度的趋势。
因此，对于如何优化模拟量控制系统，提高其可靠性和控制精度，一直是电力工程领域的重要研究方向。
本研究选择了600MW超临界机组作为研究对象，针对其模拟量控制系统进行实践和优化，具体研究内容如下：
1.调研和分析600MW超临界机组模拟量控制系统的设计方案和现状，了解其存
在的问题和挑战。
2.建立600MW超临界机组模拟量控制系统的仿真模型，分析系统的性能指标，
包括控制精度、稳定性、响应速度等。
3.实践600MW超临界机组模拟量控制系统，并对实验结果进行分析和评估，确
定其存在的问题和改进方案。
4.针对存在的问题，提出优化方案并进行试验验证。
5.结合实验结果和仿真模型分析，总结出优化600MW超临界机组模拟量控制系
统的经验和方法，为今后相似工程提供参考。
本研究旨在通过实践和优化600MW超临界机组模拟量控制系统，为提高其可靠性和控制精度，提供技术支持和解决方案。
同时，对于模拟量控制系统的设计和优化
也具有一定的参考价值。
邹县600MW机组协调控制系统原理与分析李刚（华电国际邹县发电厂）摘要：以协调控制系统的基本原理为基础，以邹县600MW机组协调控制系统为例，介绍协调控制的思想、设计、控制功能的实现以及实际应用中问题的分析。
关键词：协调控制；原理；分析；应用1 邹县电厂三期工程简介邹县电厂三期工程两台600MW燃煤汽轮发电机组是国家“九五”重点建设项目，#5机组于1997年1月17日投产,#6机组于1997年11月5日投产。
邹县电厂三期工程为世界银行贷款与国内投资相结合的建设项目。
其主要设备供货情况为：锅炉由美国福斯特·惠勒能源公司（FW）提供；汽轮发电机组由东方电站成套设备公司和日本株式会社日立制作所合作设计生产；输变电设备主要由法国施耐德公司、欧洲ABB公司、意大利NMG等公司生产；热控设备采用WDPF-II型分散控制系统，由美国西屋公司提供。
锅炉为亚临界、中间一次再热、自然循环、平衡通风、单炉膛、悬吊式、燃煤汽包炉。
制粉系统采用正压直吹式，锅炉按滑压运行和5% 超压运行设计，以带基本负荷为主并能满足调峰、调频要求,点火及助燃燃用#0轻柴油，油枪出力设计可带30%MCR负荷,最低稳燃负荷为30%MCR。
汽轮机为亚临界、中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式，设计额定功率为600MW，最大连续出力658MW。
汽机采用高中压缸合缸结构，低压缸为双流反向布置。
机组设计为中压缸启动方式。
旁路系统不能投入时，也可用高压缸方式。
旁路系统采用二级串联的启动旁路，容量为300t/h，只能满足机组启动需要，不具备保护功能。
机组甩负荷时，不能实现停机不停炉。
发电机为全封闭、自通风、强制润滑、水/氢/氢冷却、圆筒型转子、同步交流发电机。
发变组保护采用ABB公司生产的微机式继电保护，每套保护均设双CPU，整个发变组保护为双套配置。
三期工程的热控自动化设备按“WDPF—II型分散控制系统为主，安全可靠，中等实用”的原则进行配置，采用以WDPF为中心，辅以FSSS、HITASS、DEH、MEH、BYPASS、ASS-2、A VR 等系统协调配合，构成了机组完整的控制系统。
可以在集控室（辅以少量的就地操作）实现机组的启停、事故处理、全过程的运行监视操作。
2162 单元机组协调控制系统综述在当今电力工业的高速发展过程中，高参数、大容量的火力发电机组在电网中所占的比例越来越大。
运行人员需要监视的参数多，操作步骤更多，参数控制的要求也更高，这就对机组的安全提出了更高的要求。
协调控制系统作为锅炉汽轮发电机组控制核心，可以在单元机组中解决这些问题。
协调控制系统（Coordinated Control System简称CCS）包括锅炉、汽轮发电机各自的子控制系统和机炉控制系统。
它是机组安全、经济运行的神经中枢。
协调控制系统的任务是协调锅炉和汽机之间的相互动作，共同适应电网负荷的变化，并维持主蒸汽压力在机组的运行允许范围内变化。
2.1 协调控制系统在单元机组中使用的必要性⑴、锅炉和汽轮机采用单元制运行后，由于两者的动态差异使得机组对外界负荷变化的快速反映和维持主汽压力在允许范围内变化成为一对矛盾，采用协调控制技术就是为了有效的解决这对矛盾。
⑵、随着机组容量的逐渐增大，为了进一步提高效率，降低劳动强度，减少误操作，要求机组的自动化水平更高。
⑶、随着各种高新技术的应用，用电设备的电源质量要求也越来越高，为了保证供电质量，提高周波稳定性，机组参与调频的要求更是迫切，而这些要求的实现都是建立在单元机组实现协调控制的基础之上。
2.2 协调控制系统的结构组成控制系统有负荷指令处理、机炉主控制系统、锅炉子控制系统和汽机控制系统三部分组成。
其中机炉主控制系统是CCS的核心，锅炉子控制系统和汽机控制系统是CCS直接作用的执行级，在使用EHC（电液调节控制系统）的汽机中，EHC一般留有与CCS的接口。
⑴、负荷指令处理系统的基本任务：①、机组负荷指令的增/减；②、机组最大/最小负荷的设置；③、机组最大负荷变化率的设置；④、建立机组的目标负荷指令；⑤、远方/就地控制；⑥、快速切回；⑦、负荷指令的增/减闭锁；⑧、负荷指令的迫升/迫降；⑵、机炉主控制回路机炉协调控制器接受负荷管理控制中心负荷指令信号，通过选取合适的控制策略进行处理，分别控制锅炉、汽机的运行，以适应机组或电网的要求，它是协调控制系统的核心部分。
①、锅炉跟随汽机运行方式，其系统示意图如下：217这种控制方式是由汽机调节器来控制发电机的输出功率，锅炉调节器控制汽压。
也就是说当负荷改变时，先由汽机侧发出控制动作，待汽压改变后，再由锅炉跟随发生控制动作，所以将这种控制方式称为锅炉跟随汽机控制方式。
这种控制方式在负荷改变时利用了锅炉的储热量，具有较好的负荷适应性，对带变动负荷及电网调频有利。
但是若负荷变化过剧，则容易造成机组储热量过分利用而导致汽压产生较大的波动，不利于机组运行的安全性和稳定性。
②、汽机跟随锅炉运行方式：其系统示意图如下在上图所示的是单元机组汽机跟随方式，这种控制方式是指当机组负荷指令改变时，首先由锅炉控制器发出改变锅炉燃烧率指令，燃烧率改变后，主汽压力会发生变化，同时引起蒸发量、蓄热量的相继变化，这时汽机控制器发出指令改变调门开度，从而改变进入汽轮机的蒸汽流量，使机组输出的电功率相应的改变。
最终输出电功率与负荷指令趋于一致，汽压也恢复到给定值。
218③、这两种控制方式的比较：a、对于负荷指令改变时，汽机跟随锅炉的控制系统的响应特点是：汽机前汽压的变化很小而输出的功率的起始变化很慢；锅炉跟随汽机的控制系统的响应特点是：汽机前压力的动态偏差较大而输出功率的起始变化较快。
b、对于其中的原因是：在动态过程中，锅炉的蓄热是否被利用造成了这两种控制系统的工作特点。
c、在锅炉跟随汽机的控制系统中，当机组负荷指令增加时，由于汽压的迅速降低（汽机调门开度改变所致），使锅炉释放出蓄热，从而使机组的输出功率很快的有所增加。
d、在汽机跟随锅炉的控制系统中，当机组负荷指令增加时，首先增加锅炉的燃烧率，锅炉的蒸响应，反而在动态过程的起始阶段，先增加锅炉的蓄热，这就使机组对负荷的起始响应很慢。
由以上的介绍可以看出，要使机组在安全运行的前提下对外界负荷具有较好的响应性，主要问题在于充分的、合理的利用锅炉的蓄热，也就是当外界负荷要求改变时，应该让汽机前的汽压在允许的范围内变化。
从多变量的控制理论来看，就是整定系统时要合理的利用功率调节和压力调节两个回路间的相互作用，以取得满意的控制效果。
另外随着控制技术和理论的日益成熟，人为的以这两种基本控制系统的任意一种为基础，再引入前馈技术、非线性元件或交叉环节后使锅炉和汽机更协调的配合，就能组成了满足工程要求的协调控制系统。
3 邹县600MW机组的协调控制系统分析邹县发电厂600MW机组协调控制系统是由美国西屋公司设计并由该公司WDPF分散控制系统实现。
作为机组负荷和运行参数的控制中心，本机组CCS包括的内容十分广泛，共65套系统，主要内容如下：A、协调控制系统B、炉膛负压控制系统C、风量控制系统D、一次风压控制系统E、磨煤机燃料量控制系统F、磨煤机料位控制系统G、磨煤机温度控制系统H、磨煤机辅助风控制系统I、磨煤机密封风控制系统J、燃油压力控制系统K、给水控制系统L、过热汽温控制系统M、再热汽温控制系统N、热井水位控制系统219220 O 、凝结水流量控制系统P 、除氧器水位控制系统Q 、除氧器压力控制系统R 、空预器冷段温度控制系统S 、汽机润滑油温度控制系统3.1 负荷指令运算回路负荷指令运算回路LDC 是WDPF 内部的一个虚拟计算机系统，主要功能是将各种负荷要求加工成机组实际可以接受的指令。
这些负荷要求有：运行人员设定的机组目标负荷；电网调度中心遥控目标负荷；机组异常工况对目标负荷的修正。
⑴、目标负荷设定的三种方式①、运行人员设置目标负荷由运行人员在控制盘上设置，当机组工作在TF2、BF2、CC-BF 和CC-TF 方式下，LDC 意味着处于自动方式，此时的计算过程是比较复杂的。
LDC 输出跟踪目标的过程是一个定值过程，运用一个加法器实现。
具体实现过程为：LDC 输出=LDC 输出+ZZ 为每次的累加量，它有3种选择：Z=0Z=K*AZ= -K*A选择哪一种与高值监视器和选择速率逻辑有关。
如果E>0和E >H 则Z=K*A如果E >0和E ≤H 则Z=0如果E< 0和E< L 则Z= -K*A如果E< 0和E ≥L 则Z=0如果E=0，则Z=0图中假定了目标值从目标1增加到目标2。
②、ADS 的负荷请求在LDC 自动方式下，如果需要将机组切到远方工作方式，只要运行人员按下“REMOTE ”即可，此时机组的目标负荷就接受远方调度来的指令。
LDC 的输出过程与运行人员设定目标负荷一样。
③、RUN 下的负荷目标值当机组的主要辅机故障，机组实际负荷指令应以一定速率返回到与该故障辅机对应的负荷水平，也就是LDC输出跟踪机组的实际允许负荷，即RUB目标值。
a、任一送风机、引风机、一次风机和汽动给水泵跳闸，LDC目标值为额定负荷的300MW。
b、当发电机定子冷水故障发生甩负荷时，LDC目标值为额定负荷的156MW。
c、当任一台汽动给水泵跳闸，另一台汽动给水泵和电泵运行，LDC目标值为额定负荷的480MW。
d、当两台汽动给水泵跳闸，电泵运行时，LDC目标值为额定负荷的180MW。
另外机组运行时会发生RUNDOWN，机组发生RUNDOWN时，其目标负荷为0%。
其条件为：在LDC自动时a、给水流量小于指令且给水在最大b、空气流量小于指令且送风机在最大c、燃料量指令最大且燃料量小于指令d、炉膛压力高于指令且引风机在最大e、一次风母管压力低于指令且一次风机在最大机组发生RUNDOWN时，其目标负荷为0%。
⑵、机组负荷要求指令的闭锁机组在运行中，即使主要辅机未发生故障，但他们已经工作在极限状态，或者机组中一些主要流量与其负荷指令之间大于允许值时，也应该对机组负荷要求指令加以限制。
这就是所谓机组负荷要求指令的闭锁。
负荷指令闭锁分为增闭锁和减闭锁。
引起机组实际负荷指令闭锁的原因主要有：①、减闭锁a、给水流量大于指令或者给水在最小b、空气流量大于指令或者送风机在最小c、燃料量大于指令或者燃料量在最小d、炉膛压力低于指令或者引风机在最小e一次风母管压力大于指令或者一次风机在最小②、增闭锁a、给水流量小于指令或者给水在最大b、空气流量小于指令或者送风机在最大c、燃料量小于指令或者燃料量在最大d、炉膛压力高于指令或者引风机在最大e、一次风母管压力低于指令或者一次风机在最大当机组发出闭锁指令后，若机组处于REMOTE方式将被切除。
