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单元机组协调控制系统(CCS)功能及操作

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机组协调控制系统(CCS)

机组协调控制系统(CCS)

三、协调控制系统的作用
协调控制系统由负荷指令处理回路和机炉主控制回路这两大部分组成，它们各自 的作用分别介绍如下： １、负荷指令处理回路的作用 负荷指令处理回路的作用 （1）负荷指令处理回路接受的外部指令是电网调度所的负荷分配指令、机组运行人 员改变负荷的指令、电网频率自动调整的指令。根据机组运行状态和电网对机 组的要求，选择其中一种指令或两种以上指令。 （2）限制负荷指令的变化率和起始变化幅度。
（３）限制机组最高和最低负荷。 （４）甩负荷保护。 （５）根据机组的辅机运行状态，选择不同的运行工况。 ２、机炉主控制回路的作用 机炉主控制回路的作用 （１）接受经过处理的负荷指令P0，对锅炉调节系统和汽机调节系统发出协调的指挥 信号－－锅炉指令PB和汽机指令PV。 （２）根据机组输出功率与负荷要求之间的偏差，决定不同的运行方式。
S 由上式可见，汽机控制回路功率给定值P0的反馈信号是p1，因p1对汽机调节阀开度的 响应比实发功率灵敏得多。故汽机调节阀能迅速而平稳地响应功率给定值的变化。
(1 + S )P0 − Kp1 + K p 1 (P0 − PE ) = 0
锅炉燃烧指令PM为：
1 p p PM = 1 + 1 S 1 + K ( p 0 − pT ) p T pT S 燃烧率指令的前馈信号是能量平衡信号p1 / pT ，式中微分项在动态过程中加强燃 烧指令，以补偿机炉之间对负荷要求响应速度的差异。由于要求动态补偿的能量不仅 与负荷变化率成正比，而且与负荷水平成正比，所以微分项要求乘以p1 / pT 值，汽压 偏差积分项保证了稳态时能消除压力偏差。 能量平衡信号与功率给定信号性质不同。后者仅表示电网对机组的负荷要求，前 者反映了汽机对锅炉的能量要求，这就为机炉之间动态过程中协调控制两个控制回路 的工作提供了一个比较直接的能量平衡信号。与指令信号间接平衡的协调系统相比， 锅炉控制回路的前馈信号无论是动态还是静态的精度都比较高，整定也比较方便。 通过上述分析介绍，我们不难看出，采用以锅炉跟随为基础的能量直接平衡协调 控制系统，在快速适应负荷要求，以及克服系统内部扰动方面，都有比较大的优势， 是目前诸多协调控制方案中较好的一种。

CCS系统简介

CCS系统简介

CCS系统简介一、系统概述及其任务CCS系统英文全称为Coordinated Control System ,即协调控制系统。

它是根据单元机组的负荷控制特点，为解决负荷控制中的内外两个能量供求平衡关系而提出来的一种控制系统。

从广义上讲，这是单元机组的符合控制系统。

它把锅炉和汽轮发电机作为一个整体进行综合控制，使其同时按照电网负荷需求指令和内部主要运行参数的偏差要求协调运行，既保证单元机组对外具有较快的功率响应和一定的调频能力，又保证对内维持主蒸汽压力偏差在允许范围内。

具体地讲，协调控制系统的主要任务是：1、接受电网中心调度所的负荷自动调度指令、运行操作人员的负荷给定指令和电网频率偏差信号，及时响应负荷请求，使机组具有一定的电网调峰、调频能力，适应电网负荷变化的需要。

2、协调锅炉、汽轮发电机的运行，在负荷变化率较大时，能维持两者之间的能量平衡，保证主蒸汽压力稳定。

3、协调机组内部各子控制系统（燃料、送风、炉膛压力、给水、汽温等控制系统）的控制作用，在负荷变化过程中使机组的主要运行参数在允许的工作范围内，以确保机组有较高的效率和可靠的安全性。

二、新华CCS系统简介XDPS系统是新华公司自主开发的，基于windowsNT 平台上工作的分布式处理系统。

利用XDPS系统构成的DCS系统中包含有DAS、CCS、SCS、FSSS四个子系统。

各子系统之间相对独立，均有其自身的I/O卡件及对应的DPU—分布式处理单元。

通过控制扩展的智能和非智能的I/O卡件实现对工业现场各种模拟量、开关量、脉冲量等的采集和控制。

对于CCS系统而言，外观所能看到的只有I/O卡件，已经没有了传统意义上的调节器、伺放、操作器等装置，取而代之的是软件自身具有的各种丰富功能的功能块。

自动调节系统在接受外界的输入信号后，就利用内部的组态程序进行控制运算，而后输出控制信号。

所有自动系统均可实现手/自动无扰切换。

三、实例简介1、除氧器压力控制由系统图可知，这是一个简单的单回路控制系统，通过除氧器压力调整门调整三抽进汽量来控制除氧器压力。

机组协调控制系统CCS

机组协调控制系统CCS

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。

(完整)09第三章 单元机组协调控制系统

(完整)09第三章 单元机组协调控制系统

协调控制：通过控制回路协调汽轮机和锅炉的工作状 态，同时给锅炉和汽轮机自动控制系统发出指令，以 达到快速响应负荷变化的目的，尽最大可能发挥机组 调频、调峰能力，稳定运行参数。 特别是600MW以上的机组都设置了协调控制系统。 协调控制系统（CCS）（按原电力部自动化协会推荐应 称为：MCS），但习惯原因多数仍使用CCS表示协调控 制系统。 二、协调系统的运行方式 （插图） 协调控制系统在协调机炉运行时共有四种运行方式， 各运行方式都有优缺点，根据实际情况酌情选择使用。 （原则：负荷变动不能使主汽压力变化过大） 1）炉跟机：需要机组进行负荷变化时，首先改变汽机 的负荷，然后在协调系统控制下让炉来稳定主汽压力。 优点：负荷变化快；缺点：机组参数变化大
4）采用前馈信号使跟随方及时动作以避免参数波动。 应该说这一点是协调系统和原来常规仪表的主要区别。 常规仪表就是由于没有这种功能才会在大机组负荷变 动面前“束手无策”。 下面以图3-1为例，了解以下内容： 1）如何看自动控制图（了解各种符号的含义） 2）如何分析自动控制图（自动控制原理） 3）分析协调控制原理
一、符号识别 最好能将符号记录 下来,以便日后查看
补充自动控制图形符号说明：
LAG（英文含义：落后、迟延）--惯性 LIM（limit：限制、限定）--幅值限定 RAMPC—速率限定
汽轮机负荷调节
锅炉负荷指令运
系统：（机主控
算系统：经过此
电路）输入量为
运算单元输出到
发电机+ 功率T和
锅炉调节系统以
自上动边信调菱高两数小出负低入R加入个法为高定被被过限输切备切用的/为号节U形手值个值负的荷值中法的信运手的N比信器值数限限限定出换，换两一自发可中动选信。荷最指选选为减器两号算动模B较号的限值定定定数为：可设个个动生以例时过大上指但某切A择号其，小令A择择输负：个进。信拟器之输表C幅（输的数值限一以备输。，器产如快，面令应时换器中右是数必数函（测线偿器最出荷将或行号信K： 差 出示器 右 入 输 值 时 定般 控 以 入右， 生： 汽 ， 会 传 不 力 间开：选侧要值须值数X量性运是：小。指输 多 加。号自根两作。模：侧。入，，数切制决信）边手不在机否损送大计段关在择输求，大转信矫算自在的右令动据个为拟一）在输当该值换这定号：的动同启温则坏下于算内，输最入机运于换号正等动两信侧。调输输比侧，运入输限设个使中对动度热汽来高会不入小为组行这器进或操快个号节入入较输一行不入定被汽不应机的限限大的的最输中个F行补作速输作器信入侧时能超单轮增力设负数制于。：号限为，超过元机长过备荷值在某，， 个数值（偏差信号） 决定输出调节 信号的大小。

CCS功能说明书

CCS功能说明书

#3(300MW)机组DCS改造工程CCS功能说明书东北电力科学研究院热工自动化技术研究所2004年6月目录1．本期工程设备概况 (3)2．与MCS有关的OVATION系统软、硬件的一些说明 (3)3 本期工程CCS设计说明 (3)3.1 概述 (3)3.2 主要子系统功能说明 (5)3.2.1 锅炉－汽机协调控制 (5)3.2.1.1 工作模式 (5)3.2.1.2 运行方式切换 (5)3.2.1.3 负荷设定值 (6)3.2.1.4 主汽压力设定值 (7)3.2.1.5 定压/滑压运行模式 (7)3.2.1.6 CCS与DEH 的接口 (8)3.2.1.7 ADS 的接口 (8)3.2.2 炉膛压力控制 (8)3.2.2.1 信号 (8)3.2.2.2 功能 (8)3.2.3 风量/燃料指令 (8)3.2.3.1 风量指令 (8)3.2.3.2 氧量设定值 (9)3.2.3.3 燃料量指令 (9)3.2.3.4 燃料—空气交叉限制 (9)3.2.4 送风量控制 (9)3.2.4.1 信号 (9)3.2.4.2 功能 (9)3.2.5 一次风压力控制 (9)3.2.5.1 信号 (9)3.2.5.2 功能 (9)3.2.6 燃料控制 (9)3.2.6.1 信号 (9)3.2.6.2 功能 (9)3.2.7 燃油控制 (9)3.2.8 锅炉给水控制 (10)3.2.8.1 信号 (10)3.2.8.2 功能 (10)3.2.9 过热汽温控制 (10)3.2.9.1 信号 (10)3.2.9.2 安全措施 (10)3.2.10 再热汽温控制 (10)3.2.10.1 信号 (11)3.2.10.2 功能 (11)3.2.11 除氧器控制及凝汽器控制 (11)3.2.11.1 信号 (11)3.2.11.2 功能 (11)3.2.12 辅助风、燃料风挡板及过燃风挡板控制 (11)3.2.12.1 信号 (11)3.2.12.2 功能 (11)3.2.13 辅助单回路调节 (11)1．本期工程设备概况铁岭发电厂#3机组(300MW)为燃煤凝汽式机组。

单元机组协调控制系统(CCS)

单元机组协调控制系统(CCS)
过程。 “快速负荷响应和主要运行参数稳定”
§7.1 CCS的基本概念(6)
➢ 以锅炉跟随为基础的协调控制方式:
§7.1 CCS的基本概念(7)
➢ 以汽轮机跟随为基础的协调控制方式
§7.1 CCS的基本概念(8)
➢ 综合型协调控制方式
§7.1 CCS的基本概念(9)
CCS 的基 本组 成
➢ CCS
➢ p1/pT信号的微分项整定不受汽轮机控制回路的影响，只需按 机炉对负荷要求响应速度的差异确定参数就可以了。与负荷 指令间接平衡的协调系统相比，锅炉控制回路的前馈信号无 论是动态的还是静态的精度都比较高，整定也比较方便。
§7.3 机炉主控制器(17)
系统分析(2)
➢ 从锅炉内扰来看，当燃烧率自发增加时，pT及p1均升高，因 为p1对燃烧率变化比实发电功率PE灵敏，在汽轮机控制回路 中功率积分项尚未改变时，汽轮机调节器就使汽轮机调节阀 关小，促使p1恢复到与功率给定值相适应的水平。与此同时， 锅炉控制回路接受两个减小PB指令的信号，一个是由于p1恢 复而使p1/pT减小的信号，另一个是负的压力偏差信号（p0pT），所以锅炉侧消除内扰的能力较强。
§7.1 CCS的基本概念(1)
CCS释义： 在单元机组的调节方式中，无论扰动发生在
锅炉侧还是汽轮机侧，都能保证机炉之间能很好 地相互跟随协调运行，同时兼顾负荷和汽压两者 的关系，能在确保机组安全运行的前提下最大限 度地适应负荷需要的调节方式或控制系统。
§7.1 CCS的基本概念(2)
单元机组负荷控制的特点：
协调锅炉、汽轮发电机的运行，在负荷变化较大时，能维持两 者之间的能量平衡，保证主蒸汽压力稳定。
协调机组内部各子控制系统（燃料、送风、炉膛压力、给水、 汽温等控制系统）的控制作用，在负荷变化过程中使机组的主 要运行参数在允许的工作范围内，以确保机组有较高的效率和 可靠的安全性。

单元机组协调控制系统——CCS

单元机组协调控制系统——CCS
启动中，旁路关闭后，蒸汽流量、主汽参数达到 规定值；
TF
针对工况：机、炉出力基本能够平衡，机
组具备压力投自动调节的条件，但由于机、 或炉中有一个还不具备自动调整出力的条 件。机已热透，具备进行自动调整的条件，
炉故障或不稳定，不具备进行自动调整的条件。 事故：RB。
特点：机主控制器自动调压，炉主控制器
设定机组的压力给定值，由主控制器进行压力自 动调节。 ► 如果LMCC尚未投入AGC方式，需要调整机组的 负荷时，由运行人员在负荷指令处理回路（或称 负荷管理控制中心）上设定机组的负荷给定值； 如果LMCC已经投入AGC方式，本机组运行人员 没有负荷控制权，需要调整机组的负荷时，由中 调的ADS装置为在负荷指令处理回路（或称负荷 管理控制中心LMCC）提供机组的负荷给定值。
1.3.2 主控制器工作方式的适用工 况分析
► 基础模式 ► 压力控制模式 ► CCS方式（功率控制模式）
基础模式
► 针对工况：启动中，从点火、升温、升压直
到旁路控制压力；事故：MFT，FCB； ► 工况特点：机组机、炉严重不平衡，且较不 稳定。 ► 控制器特点：机、炉主控制器都处于手动或 跟踪的运行方式。
需要主蒸汽压力给定值。压力设定值形成回 路的基本功能就是，提供主控制器所需的主 蒸汽压力给定值。
4、负荷指令处理回路的基本功能
► 主控制器计算汽轮机和锅炉的流量给定值时，
需要机组负荷给定值。负荷指令处理回路的 基本功能就是，提供主控制器所需的负荷给 定值。
CCS组成及功能示意图
负荷 控制 系统
值班员负 调度 荷指令 指令 调频 指令 压力实测 压力给定
压力控制模式包括
TF（turbine fellow,汽轮机跟随）模式。 BF（boiler

ccs讲义

ccs讲义

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。

协调控制系统

协调控制系统

第一节机组运行控制方式1.单元机组协调控制系统（CCS），可根据运行状况和控制要求，选择机组负荷控制方式。

1.1.协调控制方式：机炉协调控制，能及时满足外界负荷需求，同时能自动维持主汽压力稳定。

1.2.炉跟机协调控制方式：适用于参加电网调峰、调频工况。

该方式下汽机控制系统（DEH）主要用于满足外界负荷需求，锅炉燃烧自动调节系统维持主汽压力稳定。

1.3.机跟炉协调控制方式：适用于机组带基本负荷工况。

该方式下，首先由锅炉燃烧自动调节系统根据外界负荷需求对锅炉输入能量进行调节，DEH系统根据主汽压力变化情况再满足外界负荷需求。

1.4.当机组出力受汽机限制时，应采用锅炉跟随的控制方式。

1.5.当机组出力受锅炉限制时，应采用汽机跟随的控制方式。

1.6.手动方式：汽机DEH系统及锅炉燃烧自动调节控制系统均为手动方式的工况。

S系统与DEH系统运行方式间的控制关系：机组并网运行后，DEH系统有主汽压调节、负荷调节和阀位调节三种选择方式。

当CCS系统投入时，DEH选择遥控调节方式，受CCS系统统一管理并接受其阀位调节指令。

第二节 CCS功能及操作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、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之与运行状态和负荷能力相适应。

1.1.机组负荷的设定1.1.1.自动调度系统AGC来的负荷指令。

AGC指令由省调远方给定，当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK，退出AGC控制。

1.1.2.操作员的CCS画面上设定的负荷指令。

根据机组运行参数的偏差、辅机运行状况，保持机组/电网，锅炉/汽机和机组各子控制回路间的协调及能量平衡。

1.2.负荷变化率的设定1.2.1.操作员在CCS画面上设定的增、减负荷变化率；1.2.2.锅炉侧燃烧率决定的增、减负荷变化率的限制指令；1.3.负荷最大、最小值的设定1.3.1.由负荷回路中的小值选择器来的设定协调控制方式下的最大值310MW；1.3.2.由负荷回路中的大值选择器来的设定协调控制方式下的最小值；1.3.3.当发生快速减负荷（RUNBACK）时，负荷的最大值由主要辅机掉闸的情况来决定；1.4.协调控制方式下的闭锁增、闭锁减1.4.1.当运行出现下列情况之一，闭锁负荷的增加：1.4.1.1.机组指令达上限（运行人员设定）；1.4.1.2.燃料指令达上限；1.4.1.3.送风指令达上限；1.4.1.4.一次风机指令达上限；1.4.1.5.引风指令达上限；1.4.1.6.汽机阀位闭加（DEH）；1.4.1.7.给水指令达上限。

单元机组协调控制系统-(CCS)

单元机组协调控制系统-(CCS)
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二、协调控制系统分析 1．负荷运算 负荷运算电路只有在协调控制方式下才起作 用,负荷运算的任务可以用一个操作、两个校 正、一个限制来概括。 一个操作是电路的中间部分，通过“操作员 设定”的手动操作单元，运行人员使用鼠标 或键盘可以设定机组负荷的大小。
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两个校正为主汽压力校正和频率偏差校正。 当主汽压力不等于压力给定数值后,由负荷 运算模块最左侧的压力校正支路对机组负 荷进行校正，以保证主汽压力等于给定数 值。当机组频率和电网频率出现偏差后， 由负荷运算模块最右侧的频率偏差校正支 路对机组负荷进行校正，以保证机组输出 负荷和电网的负荷需求相平衡。
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二、汽包锅炉给水控制系统 (一)给水控制的任务 汽包锅炉给水自动控制的任务是使锅炉的给 水量适应锅炉的蒸发量,以维持汽包水位在规 定的范围内，保持给水流量的相对稳定。 (二)给水控制对象的动态特性 主要的扰动有:给水流量W、锅炉蒸发量D、 炉膛热负荷等。
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1．给水流量扰动下水位的动态特性 给水流量是调节机构所改变的控制量,给水 流量扰动是来自控制侧的扰动，又称内扰。 水位控制对象的动态特性表现为有惯性的 无自平衡能力的特点，属于多容无自平衡 能力对象。
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三、协调控制的基本原则
从锅炉燃烧率改变到引起机组输出电功率 变化,其过程有较大的惯性和迟延，如果只 是依靠锅炉侧的控制，必然不能获得迅速 的负荷响应。而汽轮机进汽调节阀动作， 可使机组释放(或储存)锅炉的部分能量，使 输出的电功率有较迅速的响应。因此，为 了提高机组的响应性能，可在保证安全运 行的前提下，充分利用锅炉的蓄热能力， 在负荷变动时，通过汽轮机进汽调
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第五章 单元机组协调控制系统 (CCS) 5.1 协调控制系统的基本概念 大容量机组的汽轮发电机和锅炉都是采用单 元制运行方式。所谓单元制就是由一台汽轮 发电机组和一台锅炉所组成的相对独立的系 统。单元制运行方式与以往的母管制运行方 式相比,机组的热力系统得到了简化，而且使 蒸汽经过中间再热处理成为可能，从而提高 了机组的热效率。

协调控制系统

协调控制系统

协调控制系统（CCS）CCS系统既协调控制系统，单元机组的协调控制系统是根据锅炉和汽机动态特性的特点，组织起来的负荷调节系统。

使汽压在允许范围内变化的前提下，尽快的使机组适应电网负荷的需求，该系统担负着单元机组生产过程中的汽、水、煤、油、风烟等诸系统的主要过程变量的调节任务。

接受来自中调的遥控指令（ADS）或本机设定的负荷指令，对机组进行负荷控制。

CCS的主体部分分为各个闭环的模拟调节子系统，这些控制系统本身还具有完善的逻辑控制功能，自动的执行系统的切换、操作、跟踪、保护、监视等任务。

CCS系统的硬件构成采用上海新华控制系统公司的XDPS-400分散控制系统。

该系统配置采用冗余措施，提高系统的可靠性，通过人机接口设备，操作员接口站（MMI）可以对各个闭环回路进行操作、调整，对各参数的在线监视以及报警显示、打印等，同时还设置手操器对各个回路进行操作。

重要辅机的调节如：#1——#3给水泵勺管调节；AB侧送风机动叶调节；AB侧引风机静叶调节；AB侧一次风机入口挡板调节。

1．机炉协调控制系统1．1 运行方式1．1．1 BASE方式这是最基本的运行方式，由运行人员手操控制燃料和汽机调门开度，此时锅炉主控在手动方式,DEH在就地控制方式1．1．2 锅炉基本方式（锅炉调负荷，汽机调主汽压力——机跟炉或机调压运行方式），该方式通常用于炉侧出力收到限制或炉侧自动系统未投运的工况，锅炉来响应机组负荷指令的变化或由运行人员手操控制燃料量，汽机主控自动将机前压力作为控制目标。

它可以分为锅炉基本手动和锅炉基本自动俩种方式。

“锅炉基本手动”方式：锅炉主控手动调节负荷，DEH投入遥控调节机前压力；“锅炉基本自动”方式：锅炉主控投入自动维持负荷，DEH投入遥控调节机前压力。

1．1．3 汽机基本方式（汽机调负荷，锅炉调主汽压力——炉跟机运行方式）分汽机基本手动和汽机基本自动两种方式。

“汽机基本手动”方式：DEH在就地方式，由运行人员手动体调节负荷，锅炉主控在自动方式调节机前压力；“汽机基本自动”方式：DEH投入遥控调节负荷，锅炉主控投入自动调节机前压力。

火电机组协调(CCS)技术研究及应用

火电机组协调(CCS)技术研究及应用

28:p o c u s聚焦■电力能源火电机组协调（CCS)技术研究及应用★中国人民解放军63621部队李高平，魏东，王亮★杭州和利时自动化有限公司姜国岩，张鹏程，张树强摘要：大型单元机组是一个多变量控制对象。

机、炉的控制动作相互影 响，且动态特性差异较大。

为把炉、机的参数检测、过程调节、联锁保 护、逻辑控制等各个方面作为一个整体进行控制，使炉、机控制更具灵 活性、快速性和准确性，既能满足电网调峰和调频的需求，又能保证机 组安全、经济运行，建立合理的机、炉协调控制策略是至关重要的。

关键词：协调控制系统（CCS);机组负荷；RB;R D/RU;燃烧率；能 量平衡使机组在主、辅机或子回路控制受到限制的异 常情况下，自动过渡到安全状态稳定运行。

(4)具有多种选择运行方式协调控制系统应满足机组各种工況运行的要求，提供可方便选择且具有自动联锁切换的控制方式。

1协调控制系统的功能及要求单元机组协调控制系统要求实现如下基本功能：(1)参与电网的调峰和调频，快速响应电网负 荷的需求调峰是电网根据负荷需求对机组进行的负荷调度；调频则是机组按频差特性根据网频变化自动完成的负荷调整。

因此，调频是随机发生的，调峰则是人为组织的。

(2)稳定机组运行检测与平抑机组运行中的各种内、外扰动，协调炉、机的能量平衡，协调锅炉内部燃料、送风、引风、给水、汽温等各子系统的能量平衡和质量平衡。

(3)机组出力与主辅机实际运行能力的平衡机组运行中可能出现局部故障，或负荷需求超过了机组实时的负荷能力，使某些参数产生供需偏差。

CCS设计应有：•方向闭锁（in-crease block,、decrease block);机组指令迫升/迫降（runup/rundown);•辅机故障减负荷（runback)。

2协调控制系统的对象特性从机组负荷控制角度来看，单元机组是一个相 互关联、多变量耦合控制对象，为便于分析，经适当 假设可简化表示为图1方框图所示被控系统。

协调控制系统

协调控制系统

2、控制量与被控量关系的选择
被控参数压力的控制： 被控参数压力的控制： 在多个被控参数选择上首选汽轮机调门控制压 力。 被控参数温度的控制： 被控参数温度的控制： 在直流锅炉中影响中间点温度 中间点温度的主要因素是锅 在直流锅炉中影响中间点温度的主要因素是锅 炉的“ 给水量增加， 炉的“燃料/水”比。给水量增加，使汽化点 向出口端移动，过热区段缩短， 向出口端移动，过热区段缩短，因此蒸汽温度 下降。 燃料量增加， 下降。而燃料量增加，则使汽化点向入口端移 过热区段加长，主汽温度则上升。 动，过热区段加长，主汽温度则上升。
二、超临界机组协调控制策略
超临界机组的控制基本策略： 超临界机组的控制基本策略： 1. 系统中强化了燃烧率的作用； 系统中强化了燃烧率的作用； 2. 增大机前压力的波动幅度以充分利用机组的 蓄能； 蓄能； 3. 降低机组对负荷指令的响应速度来改善控制 效果。 效果。 超临界机组协调控制系统的负荷指令运算回 路和亚临界机组基本相同， 路和亚临界机组基本相同，最大不同是锅炉 控制侧。 控制侧。下面予以简介
1、锅炉主控制器结构
（1）协调控制方式下锅炉主控制指令计算
当机组切换到协调方式下运行， 当机组切换到协调方式下运行，机组的主蒸汽压力和 负荷是由锅炉、 负荷是由锅炉、汽轮机协调控制
（2）锅炉处于跟踪方式下的锅炉主控制指令 计算。锅炉跟踪方式，即汽轮机侧是手动调节功率， 计算。锅炉跟踪方式，即汽轮机侧是手动调节功率，
合理的协调系统控制方案是： 合理的协调系统控制方案是：采用燃料控制中间点 温度，给水控制负荷、汽轮机控制机组压力。 温度，给水控制负荷、汽轮机控制机组压力。
3. 控制特点
直流锅炉在稳定运行期间,为得到稳定的 控制,须维持某些比率为常数,在启动和低 负荷运行时,要大幅度地改变这些比率,以 得到宽范围的控制。这些比率是： 得到宽范围的控制。这些比率是： （1）给水量/蒸汽量 给水量（即煤水比） （2）热量输入/给水量（即煤水比） （3）喷水流量/给水流量
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16楼星民
发表于2005-6-22 12:18| 只看该作者希
望
给
大
家
有
所
帮
助
！
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协
调
控
制
系
统
第
一
节
机
组
运
行
控
制
方式
1 .
单元机组协调控制系统（C C S ），可根据运行状况和控制要求，选择机组负
控制方式。

1 . 1 .协调控制方式：机炉协调控制，能及时满足外界负荷需求，同时能自动
持主汽压力稳定。

1 . 2 .炉跟机协调控制方式：适用于参加电网调峰、调频工况。

该方式
汽机控制系统（D E H ）主要用于满足外界负荷需求，锅炉燃烧自动调节系统维持主汽压力
定。

1 . 3 .机跟炉协调控制方式：适用于机组带基本负荷工况。

该方式下，首先由锅炉燃
自动调节系统根据外界负荷需求对锅炉输入能量进行调节，D E H 系统根据主汽压力变化情
再满足外界负荷需求。

1 . 4 .当机组出力受汽机限制时，应采用锅炉跟随的控制方式。

1
5 .当机组出力受锅炉限制时，应采用汽机跟随的控制方式。

1 .
6 .手动方式：汽机D E
系统及锅炉燃烧自动调节控制系统均为手动方式的工况。

1 . 7 . C C S 系统与D E H 系统
行方式间的控制关系：机组并网运行后，D E H 系统有主汽压调节、负荷调节和阀位调节三
选择方式。

当C C S 系统投入时，D E H 选择遥控调节方式，受C C S 系统统一管理并接受
阀位调节指令。

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A G C 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
令进行处理使之与运行状态和负荷能力相适应。

1 . 1 .机组负荷的设定1 . 1 . 1 .自动
度系统A G C 来的负荷指令。

A G C 指令由省调远方给定，当机组发生R U N U P / R U N
O W N 、R U N B A C K ，退出A G C 控制。

1 . 1 . 2 .操作员的C C S 画面上设定的负
指令。

根据机组运行参数的偏差、辅机运行状况，保持机组/电网，锅炉/汽机和机组各子
制回路间的协调及能量平衡。

1 . 2 .负荷变化率的设定1 . 2 . 1 .操作员在C C S 画面
设定的增、减负荷变化率；1 . 2 . 2 .锅炉侧燃烧率决定的增、减负荷变化率的限制指令
1 . 3 .负荷最大、最小值的设定1 . 3 . 1 .由负荷回路中的小值选择器来的设定协调控
方式下的最大值3 1 0 M W ；1 . 3 . 2 .由负荷回路中的大值选择器来的设定协调控制方
下的最小值；1 . 3 . 3 .当发生快速减负荷（R U N B A C K ）时，负荷的最大值由主要
机掉闸的情况来决定；1 . 4 .协调控制方式下的闭锁增、闭锁减1 . 4 . 1 .当运行出现
列情况之一，闭锁负荷的增加：1 . 4 . 1 . 1 .机组指令达上限（运行人员设定）；1 .
. 1 . 2 .燃料指令达上限；1 . 4 . 1 . 3 .送风指令达上限；1 . 4 . 1 . 4 .一次风
指令达上限；1 . 4 . 1 . 5 .引风指令达上限；1 . 4 . 1 . 6 .汽机阀位闭加（D E H
；1 . 4 . 1 . 7 .给水指令达上限。

1 . 4 . 2 .当运行出现下列情况之一，闭锁负荷减
：1 . 4 . 2 . 1 .机组指令达下限（运行人员设定）；1 . 4 . 2 . 2 .燃料指令达下限
1 . 4 .
2 .
3 .送风指令达下限；1 .
4 . 2 . 4 .一次风机指令达下限；1 . 4 . 2 .
.引风指令达下限；1 . 4 . 2 . 6 .汽机阀位闭减（D E H ）；1 . 4 . 2 . 7 .给水指
达下限。

1 . 4 . 3 .当发生R B 、R D 时，上述闭锁信号将被解除。

1 . 5 .快减负荷R
N B A C K ：机组主要辅机故障时，机组快速自动降负荷维持最大允许出力。

1 . 5 . 1 .
B 项目：1 . 5 . 1 . 1 .运行中一台送风机跳闸；1 . 5 . 1 . 2 .运行中一台引风机跳
；1 . 5 . 1 . 3 .运行中一台一次风机跳闸；1 . 5 . 1 . 4 .运行中两台汽泵跳闸，电
联启失败；1 . 5 . 1 . 5 .运行中二台磨煤机跳闸。

1 . 5 . 2 . R B 发生时，F S S S
动完成下列工作（粗调）：1 . 5 . 2 . 1 . R B 发生时，A 磨或B 磨运行投一组油。

1 .
. 2 . 2 .四台磨运行，按D 、C 磨顺序切除，间隔6秒。

1 . 5 . 2 . 3 .一次风机R B
四台磨运行，按D 、C 磨顺序切除，间隔3秒。

且联跳相应的给煤机。

1 . 5 . 2 . 4 .磨
机运行中跳闸，由C C S 判断是否产生磨煤机R B ，如是，按上述原则投油。

1 . 5 . 3 .
生R B 后的处理：1 . 5 . 3 . 1 .发生送风机、引风机、一次风机、给水泵、R B 时，应
过F S S S 顺序切除部分磨煤机，但至少应保留两台磨煤机运行。

1 . 5 . 3 . 2 .发生R
后，D E H 系统将转入主汽压调节方式或切换阀位调节方式，锅炉侧自动调节系统将降低燃
率指令，减少热负荷。

1 . 5 . 3 . 3 .发生R B 后，应尽量维持燃烧及各参数稳定，自动
节系统参数波动较大时，应转为手动，燃烧不稳时投油助燃。

1 . 5 . 3 . 4 .发生R B 后
应尽快查找辅机跳闸原因，恢复正常运行工况。

1 . 5 . 4 .快速减负荷R B 的速率限值：
. 5 . 4 . 1 .燃料引起的R B ，负荷变化率为3 0 M W / m i n ，目标值：
M W ；1 .
. 4 . 2 .一次风机引起的R B ，负荷变化率为1 5 0 M W / m i n ，目标值：
M W ；1
5 . 4 . 3 .引风机引起的R B ，负荷变化率为1 5 0 M W /
m i n ，目标值：
M W ；
. 5 . 4 . 4 .送风机引起的R B ，负荷变化率为1 5 0 M W /
m i n ，目标值：
M W。