西门子1000MW机组闭环控制简介

1000MW机组闭环控制简介汤益琛一、机组协调控制协调控制的目的可以简单描述为：在维持机、炉能量平衡的前提下快速响应系统负荷需求。

我厂1000MW机组的协调控制方式是以锅炉跟随为基础的机炉协调控制方式，即我们常说的锅炉控压力，汽机控负荷，特点是负荷响应快，主汽压力欠稳。

变负荷时的响应优化图1 协调控制示意图1、负荷控制回路通过查看DCS和DEH控制画面中可以发现，机组负荷指令N与汽轮发电机组最终响应的负荷指令是有区别的，因为协调控制是一种智能控制，是会根据自身特点和能力来灵活响应系统负荷需求的。

锅炉具有大惯性、大迟延的调节特性，压力拉回回路是当锅炉对主汽压力调节不足时，让响应速度快的汽轮机参与稳定主汽压力。

即当主汽压力偏差较大时，汽机加负荷，开调门，抑制汽压上涨；反之，则减负荷、关调门。

五号机的压力拉回回路的压力偏差动作值范围为0.35～0.8 MPa，六号机为0.15～0.8 MPa。

该回路示意图如图2：图2 压力拉回回路一次调频优化主要是针对投AGC时，AGC指令与一次调频方向不一致，引起调频效果差而设计。

简单说，就是当一次调频响应幅值>0.1MW时，暂停AGC指令响应，并增加1.5MW的一次调频效果。

信号补偿是因为DEH的负荷指令是通过硬接线从DCS模拟量输出的，存在信号衰减。

为了还原失真的信号，此处将DEH收到的信号通过跨服务器AP间通讯传回DCS，进行差额补偿。

2、锅炉主控指令主要由以下几部分组成：（1）、基本指令：单元负荷指令和频率校正叠加作为B-MASTER的基本指令，是机组稳定运行时的锅炉负荷，即汽机发多少，锅炉就烧多少。

（2）变负荷/压力速率：锅炉惯性、迟延大，加负荷若只靠基本指令作用，则变负荷、压力速度过慢，所以为了达到要求的变负荷/压力速率要求，必需增加额外的锅炉负荷。

这与汽车提速的道理类似，起步时加大油门实现快速提速，等接近目标速度时逐渐减小油门，减小加速度。

负荷和压力设定值产生的动态补偿就是为了实现这一过程，等到稳态时其输出为0.（3）锅炉蓄热补偿：锅炉压力的改变会引起锅炉蓄热的变化，变负荷（包括一次调频）初期都是通过增、耗锅炉蓄热来实现快速响应的。

PID 控制原理一、 理论回顾1、 闭环控制系统（closed —loop control system ）闭环控制系统是系统被控对象的输出（被控制量）会反送回来影响控制器的输出，形成一个或多个闭环。

闭环控制系统有正反馈和负反馈，若反馈信号与系统给定值信号相反，则称为负反馈（Negative Feedback ），若极性相同，则称为正反馈，一般闭环控制系统均采用负反馈，又称负反馈控制系统。

2、PID 控制是比例积分微分控制（Proportional-Integral-Differential ）；输入：控制偏差e ( t ) = r ( t ) - y ( t )输出：偏差的比例(P)、积分(I)和微分(D)的线性组合式中 Kc ——比例系数 T I ——积分时间常数T D ——微分时间常数3、比例调节（P 调节）在 P 调节中，调节器的输出信号u 与偏差信号e 成比例，即u ＝K c e ；式中，Kc 称为比例增益（视情况可设置为正或负）。

当偏差e 为零，因而u=0时，并不意味着调节器没有输出，它只能说明此时有u=u 0.注意：在实际应用中，由于执行器的运动（如阀门开度）有限，控制器的输出u(t)也就被限制在一定的范围之内，换句话说，在Kc 较大时，偏差e(t)仅在一定的范围内与控制器的输出保持线性关系。

因此，比例控制有一定的应用范围，超过该范围时，控制器输))()(1)(()(0dt t de T dt t e T t e K t u D tIc ++=⎰出与输入之间不成比例关系。

3.1、比例控制的特点○1、P 调节对偏差信号能做出及时反应，没有丝毫的滞后。

○2、比例调节的显著特点就是有差调节。

如果采用比例调节，则在负荷扰动下的调节过程结束后，被调量不可能与设定值准确相等，它们之间一定有残差。

因为根据比例调节的特点，只有调节器的输入有变化,即被调量和设定值之间有偏差,调节器的输出才会发生变化。

1000MW 超超临界西门子汽轮机真正实现了汽轮机的自动启动(ATC ),其中难点就是对汽轮机热应力的监视和控制,这是确保汽轮机安全运行的根本。

依靠其本身设计的应力监视系统、温度准则系统,蒸汽参数与汽机各部件金属温度配合良好,使汽机快速启动又保证汽轮机的安全使用。

从暖阀、挂闸、冲转、暖机、升速至3000r /min 全过程自动。

机组并网后,控制机组负荷速率依然是以应力计算出的裕度为基准。

1热应力准则介绍及转子温度计算热应力监视系统的主要就是对汽机的高主门、调阀、高、中压转子和高压缸体等部件的温差进行监视,使蒸汽温度与金属温度匹配,减小热应力对金属部件的冲击,以免金属疲劳。

1.1X2准则在冷态冲转阶段,蒸汽凝结放热时的换热量极大,为避免高调门的冲击,X2准则根据主调门阀体温度确定了饱和温度的上限。

确保主汽压对应饱和温度小于高调阀温度。

X2=主汽压饱和温度-(高调50%处壁温+1.3×高调50%处壁温对应的f (x )函数)。

在启机顺控第13步检查蒸汽参数中需要满足确认,主要是准备开主汽门,对高压阀体进行暖阀。

1.2X4、X5、X6准则X4准则要求主汽温度不能过低。

确保主汽压对应饱和温度小于主汽温度。

X4=主汽温-主汽压饱和温度对应的f (x )函数。

在启机顺控第20步需要确认,主要是为了防止开调门后,饱和温度过低,防止湿蒸汽进入汽轮机。

X5准则确保进入避汽轮机高压缸部分温度不低,确保主汽温高于高压缸的壁温和高压转子的温度。

X5=主汽温-(高压转子表面温度和高压缸50%处壁温)取大后的f (x )函数。

在启机顺控第20步需要确认,防止开调门后高压缸冷却。

X6准则要求再热汽温不能过低。

确保再热汽温高于中压转子温度。

X6=再热汽温-中压转子表面温度的f (x )函数。

在启机顺控第20步需要确认,防止开调门后中压缸冷却。

1.3X7A 、X7B 准则X7A 准则保证高压汽轮机转子的暖机度,目的是使高压汽轮机充分暖机,一旦满足表示高压缸暖机完成。

目录目录一、国际上超临界机组的现状及发展方向二、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况三、超临界直流炉的控制特点四、1000MW超（超）临界机组启动过程五、1000MW超（超）临界机组的控制方案一、国际上超临界机组的现状及发展方向我国一次能源以煤炭为主，火力发电占总发电量的75%全国平均煤耗为394g/(kWh)，较发达国家高60~80g，年均多耗煤6000万吨，不仅浪费能源，而且造成了严重的环境污染，烟尘，SOx,NOx,CO2的排放量大大增加火电机组随着蒸汽参数的提高，效率相应地提高¾亚临界机组(17MPa,538/538℃)，净效率约为37~38%，煤耗330~340g¾超临界机组(24MPa,538/538℃)，净效率约为40~41%，煤耗310~320g¾超超临界机组(30MPa,566/566℃)，净效率约为44~45%，煤耗290~300g（外三第一台机组2008.3.26投产，运行煤耗270g）由于效率提高，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。

一、国际上超临界机组的现状及发展方向1957年美国投运第一台超临界试验机组，截止1986年共166 台超临界机组投运，其中800MW以上的有107台，包括9台1300MW。

1963年原苏联投运第一台超临界300MW机组，截止1985年共187台超临界机组投运，包括500MW,800MW,1200MW。

1967年日本从美国引进第一台超临界600MW机组，截止1984年共73台超临界机组投运，其中31台600MW, 9台700MW，5台1000MW，在新增机组中超临界占80%。

一、国际上超临界机组的现状及发展方向¾目前超临界机组的发展方向90年代,日本投运的超临界机组蒸汽温度逐步由538/566℃提高到538/593℃，566/593℃及600/600℃，蒸汽压力保持在24~25MPa，容量以1000MW为多，参数为31MPa,566/566℃的两台700MW燃气机组于1989年和1990年在川越电厂投产。

1000MW火电机组热工控制系统2015年10月目录第一部分 DCS总体情况介绍 2—7 第二部分超超临界锅炉启动系统说明 8—14第三部分机、炉、电主保护梳理 15—17 第四部分协调及启动系统控制说明 18—25 第五部分汽轮机调节器DTC 26—62 第六部分 DEH自启动逻辑 63—84第一部分 DCS总体情况介绍本工程锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的超超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、双切圆燃烧、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型布置。

锅炉出口蒸汽参数为27.56 MPa(a)/605/603℃。

汽轮机采用上海汽轮机厂生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽。

最大连续功率（TMCR）下参数：额定功率1060.157 MW；额定主汽门前压力 26.25MPa（a）；额定主汽门前温度 600℃；额定再热汽阀前温度600℃。

发电机采用上海电机厂生产的THDF125/67发电机组，额定功率1000MW，最大连续输出功率1100MW，额定电压27kV，额定功率因数0.9（滞后），额定转速3000r/min，冷却方式为水氢氢DCS系统采用爱默生公司OVATION400控制系统，工作站操作系统采用win3.2.x，组态工具为DELELOPER STUDIO。

两台机组共设置三个网络，分别为#7机组、#8机组、公用网络，网络之间信号交互采用硬接线。

单元机组共配置32对控制器（含2对MEH控制器），公用系统配备3对控制器。

控制器布置如下（每一系统项为一对控制器）DCS网络结构框架图如下：DCS系统总貌图如下：DCS电源原理示意图如下：MFT硬回路采用单回路设计，由DCS侧送三个常闭触点至跳闸表决回路和操作台硬按钮（双按钮串并联）并联后触发扩展继电器组动作。

MFT硬回路原理图如下：第二部分超超临界锅炉启动系统说明1．概述对于采用直流运行方式的超临界超超临界锅炉而言，水冷壁内的工质流量与锅炉负荷成正比变化，当锅炉负荷升高时、质量流速升高，当锅炉负荷降低时、质量流速也随之降低。

1000MW机组锅炉闭环控制系统功能说明（锅炉本体）锅炉闭环控制系统功能说明（锅炉本体）目录页码1.0概述……………………………………………………………………………..空2.0控制回路的功能说明2.1机组协调控制 (1)⑴机组运行方式⑵机组主控⑶负荷增/减闭锁⑷汽机主控⑸锅炉主控⑹主汽压力控制⑺锅炉输入率需求⑻湿态与干态的切换⑼快速减负荷（RB）操作⑽交叉限制功能⑾协调控制回路的总体说明2.2给水控制⑴给水主控 (10)⑵锅炉给水泵流量控制…………………………………………………………（见注1）2.3水分离器控制 (11)⑴分离器的液位控制⑵锅炉再循环水量控制⑶WDC阀的控制⑷BCP热备用疏水排放调节阀⑸BCP喷水阀控制2.4汽机旁路控制……………………………………………………………（见注1）⑴概述⑵高压汽机旁路压力控制⑶高压汽机旁路温度控制⑷低压汽机旁路压力控制⑸低压汽机旁路温度控制2.5燃料控制⑴燃料量需求指令 (13)⑵水/燃料比控制 (13)⑶轻油控制 (14)⑷给煤机控制……………………………………………………………………（见注1）2.6磨煤机点火控制 (14)⑴一次风流量控制⑵磨煤机出口温度控制⑶磨煤机旋风分离器控制2.7风量和炉膛负压控制 (14)⑴风量控制⑵炉膛负压控制2.8一次风压控制 (15)2.9主蒸汽控制 (15)⑴一级过热器喷水控制⑵二级过热器喷水控制⑶三级过热器喷水控制2.10再热蒸汽温度控制 (16)⑴过热器/再热器旁通烟道出口烟气分配挡板控制⑵燃烧器摆动控制⑶再热器喷水控制2.11风箱挡板控制………………………………………………………………（见注2）注：1.详见图61110-1021-2《锅炉闭环控制系统功能说明（锅炉本体外）》2.详见图61120-1002《风箱挡板控制方法和控制要求》1.0概述空2.0控制回路的功能说明2.1 机组协调控制⑴机组运行方式机组协调控制就是用来根据机组运行工况形成一个下面所列的适合与锅炉和汽机要求的需求指令。

西门子重型燃气轮机闭环控制策略摘要：伴随着经济的发展和社会的进步，节能减排已经成为社会发展的根本要求，相关部门要对工业机械进行统筹性管理，积极建构绿色管理框架。

在西门子重型燃气轮机管理体系中，要对具体的控制过程予以重视，维护控制处理水平，实现最终的运行目标。

本文对西门子重型燃气轮机闭环控制内涵进行了简要分析，并集中讨论了控制措施，以供参考。

关键词：西门子重型燃气轮机；闭环控制；内涵；策略在节能减排的背景下，西门子重型燃气轮机的应用成为了社会热点，主要采取的是TELEPERM XP和T3000的控制系统，整体配备了414PG级别处理器，能在建立闭环控制逻辑的同时，维护相关数据的处理和存储问题，有效整合运维机制，为管理工作的优化奠定坚实基础。

一、西门子重型燃气轮机闭环控制内涵分析在西门子重型燃气轮机运行过程中，能实现启动过程、升速过程、并网过程以及负荷处理过程的自动化操作，且整体运行结构会利用闭环控制有效维护运行水平。

闭环控制项目中，会借助启动升速控制器、速度控制器、负荷控制器以及排气温度测定控制器等相关元件，有效维护压比限制参数以及负荷限制参数等，建立正规化控制器独立运算模式，并且能将运算出的数值直接输入到相关设备中，借助综合控制回路就能对最小控制值的输出过程和应用效果予以分析，最终有效调节预混阀处理和IGV阀门处理效果，真正提升整体设备的运维水平[1]。

二、西门子重型燃气轮机闭环控制策略分析在对西门子重型燃气轮机闭环控制工作予以分析的过程中，要积极建立健全统筹性较强的控制机制，维护策略的同时，保证相关问题得到有效解决，也为后续操作项目的整合和优化提供保障。

（一）整合升速控制器为了有效升级管理效果和处理水平，要积极落实更加实体化的机组启动命令，并且在激活升速器后，将西门子重型燃气轮机的盘车速率直接上升到额定空载转速位置，有效对燃气轮机进行处理，确保变频器和燃气轮机自身燃烧效果能得到满足，且能在相关设备共同作用下对转子升速水平予以控制，有效维护其实际运行趋势，确保其速率能达到2100r/min，整体压气机空气质量流量参数和和输出燃料流量参数能维持在一致的水平线上[2]。

1000MW机组深度滑停过程控制及分析摘要：本文详细介绍了1000MW超超临界机组的一次深度滑停操作，总结出操作思路和特点，给出了注意事项，为今后同类型机组的深度滑停提供了参考。

关键词：超超临界；滑停；超低排放；烧空仓1.引言某厂#1、2锅炉型号为DG3060/27.46-π1型，为东方锅炉厂制造的超超临界参数直流炉，制粉系统为前后墙对冲布置，再热汽温采用烟气档板调节。

#1、2汽轮机型号为N1000-26.25/600/600型，为单轴四缸四排汽、冲动凝汽式汽轮机，旁路容量能满足机组安全启停及保证主汽温度和汽轮机金属温度相匹配的要求。

2.滑停概述为了使汽轮机停机后缸温和转子温度在短时间内降到较低的水平，缩短检修工期，通常有两种办法：一是运用压缩空气快冷技术，是在停机后的高温阶段，向汽轮机内输送300℃-350℃左右干燥洁净的空气，通过对压力、流量、温度的控制，按比例降低汽缸温度，达到快速冷却及防腐保养的目的；二是运用滑参数停机的方法，是在运行中用锅炉降温降压的方式来逐步冷却汽轮机本体，操作简便，也不需要额外配置冷却设备。

3.滑停目标滑停目标是满足机组安全停机检修的各项要求的同时多发电量、避免考核，尤其是在环保要求日益严格的大形势下，一定要杜绝环保指标的长时间超标。

3.1 机组滑停过程中降负荷率≯15MW/min，降温速度≯1℃/min，降压速度≯0.08-0.1MPa/min，主、再热汽温过热度＞80℃。

300MW以下降负荷率≯10MW/min，降温速度≯0.8℃/min，主、再热汽温过热度≥50℃。

同时密切监视汽缸上下缸、内外壁金属温差，汽轮机胀差、轴向位移、推力瓦温、各轴承振动及轴瓦温度、回油温度在规程规定的范围内。

3.2 汽机打闸时控制内上壁缸温300℃，主汽压力滑至3.0MPa左右，锅炉主、再热蒸汽降至300℃左右，锅炉各煤仓烧空仓，各环保参数达超低排放要求。

3.3 在燃料、汽压控制方面尽量平稳，减温水调节要避免大增大减，尤其在低负荷阶段，防止汽温剧烈波动造成锅炉氧化皮脱落，同时防止汽轮机发生异常。

1000MW机组西门子DEH系统逻辑优化一、西门子系统简介上汽厂1000MW机组的DEH系统采用西门子公司的SPPA-TXP3000 控制系统，液压部分是采用高压抗燃油的电液伺服控制系统。

由SPPA-TXP3000与液压系统组成的数字电液控制系统通过数字计算机、电液转换机构、高压抗燃油系统和油动机控制汽轮机主汽门、调节汽门和补汽阀的开度，实现对汽轮发电机组的转速与负荷实时控制。

该系统满足了高可靠性、可扩展性、有冗余的汽轮机转速/负荷控制器的需要。

DEH控制系统为SPPA-TXP3000系统，DEH岛采用大DEH方案，即将属于DCS的汽机油系统、发电机的氢油水系统及部分与汽机安全有关的抽汽逆止门等并入DEH 岛，同时将MEH系统及与小机相关系统也并入DEH岛。

二、逻辑优化第一条甩负荷逻辑优化西门子超超临界机组DEH逻辑中甩负荷识别模件LAW是把甩负荷分为两个阶段，第一阶段是瞬时负荷中断KU（所谓的短甩负荷），机组的功率信号出现二种情况，即可认为机组发生瞬时负荷中断KU：1、瞬时降低的负荷量超过甩负荷识别极限值GPLSP（约为70％）728MW；2、机组出力较低，此时瞬时降低的负荷量可能不会超过GPLSP（728MW），但同时满足以下四个条件：A、发电机出口开关和主变高压侧开关闭合(正常运行时GLSE=1)B、实际负荷低于两倍厂用电负荷的限值GP2EB(104MW)C、实际负荷高于逆功率值GPNEG（-26MW）D、有效负荷设定值PSW－实际负荷PEL的差值大于两倍厂用电负荷的限值GP2EB瞬时负荷中断信号KU马上发出2秒后，机组负荷还是很低（发生KU的条件2依然满足），则发出甩负荷信号LAW。

KU和LAW都送至转速/负荷调节器NPR，另外LAW还送至转速设定模块。

西门子超超临界机组DEH逻辑中“带负荷下的转速控制运行方式”的逻辑即为带厂用电孤岛运行的典型设计。

若机组未设计带厂用电孤岛运行的方式，当“长甩负荷”信号LAW被触发后，汽轮机控制方式切换到“带负荷下的转速控制运行方式”，机组在此控制方式下且未与电网解列，只能维持3000转/分运行无法正常带负荷，易触发发电机逆功率保护动作。