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1、单元机组协调控制系统、一次调频单元机组协调控制系统、一次调频和和AGC第一节第一节 概述概述发电机组控制发电机组控制 电能质量：电压、频率、波形和供电的可靠性电能质量：电压、频率、波形和供电的可靠性 电压与无功功率电压与无功功率: 频率与有功功率频率与有功功率:有功功率和无功功率的调节有功功率和无功功率的调节有功功率有功功率: 通过调汽机的进汽量（改变发电机功率角）调节有功功率。无功功率无功功率:通过调节励磁电流达到无功功率的平衡。一一 、单元机组控制问题、单元机组控制问题单元机组的输出电功率（有功功率）（有功功率）与电网负荷要求是否一致反映了机组与外部电网之间能量供求的平衡关系，而主蒸汽压力
2、反映了单元机组内的锅炉与汽轮机、发电机之间能量供求的平衡关系。机组的输出电功率PE和主蒸汽压力pT是单元机组控制的两个主要参数。二、二、 单元机组协调控制系统基本组成单元机组协调控制系统基本组成协调控制级基础控制级机炉主控回路给水空气燃料锅炉汽轮机、发电机锅炉控制系统汽轮机控制系统主蒸汽压力给定值po负荷指令处理回路ADS指令值班员指令外部负荷指令电网频率主蒸汽压力pT实际负荷指令P0机组输出电功率PE图131 单元机组协调控制系统的组成单元机组负荷控制系统子控制系统进汽量锅炉指令BD汽轮机指令TD三、机组负荷控制系统被控对象动态特性三、机组负荷控制系统被控对象动态特性+BT+GNT(s)GP
3、T(s)GNB(s)GPB(s)PEpT汽轮机控制系统锅炉控制系统TDBD图132 负荷被控对象方框图GNT(s)汽轮机调门开度T对机组输出电功率PE的传递函数 GPT(s) 汽轮机调门开度T对主蒸汽压力pT 的传递函数GNB(s) 燃烧率B对机组输出电功率PE的传递函数 GPB(s) 燃烧率B对主蒸汽压力pT的传递函数单元机组1. 单元机组的动态特性单元机组的动态特性图133 单元机组被控对象动态特性TTBtttpTtPE（a）BtTtBtpTpTtPE（b）机前压力维持不变条件下，测的利用燃料调负荷2. 负荷控制系统被控对象动态特性负荷控制系统被控对象动态特性对于锅炉侧，由于各控制系统的动
4、态过程相对于锅炉特性的迟延和惯性可忽略不计，因此可假设它们配合协调，能及时跟随锅炉指令BD，接近理想随动系统特性，故有B=BD。对于汽轮机侧，如果汽轮机控制系统为开环时，则汽轮机指令TD就是调门开度T，TTD。这样，负荷控制系统的广义被控对象的动态特性与单元机组的动态特性相同。如果汽轮机控制系统为功频控制，则汽轮机指令TD就是汽轮机功率指令。这样，广义被控对象的动态特性会有很大改变。+BT+GNT(s)GPT(s)GNB(s)GPB(s)PEpTGT(s)锅炉控制系统TDBD图134 汽轮机控制系统为功频控制时广义被控对象方框图GT(s)功频调节器；nT汽轮机转速；n0转速给定值；n转速不等率
5、_+1/n+n0nT+BDTDtttpTtPE图135 汽轮机控制系统为功频控制时广义被控对象动态特性（a）BtTttpTpTtPE（b）TDBD第二节第二节 负荷指令处理回路负荷指令处理回路负荷指令处理回路的主要作用是：对外部负荷要求指令进行选择并根据机组运行情况进行处理，使之转变为一个适合于机、炉运行状态的实际负荷指令P0。同时根据机组的运行方式，产生主蒸汽压力给定值po。一、正常工况下负荷指令处理一、正常工况下负荷指令处理在机组的设备及主要参数都正常的情况下，机组通常接受的三个外部负荷指令为：电网调度所的负荷分配指令ADS、值班员手动指令（就地负荷指令）和电网调频所需负荷指令。正常工况下
6、，负荷指令一般受到以下限制：负荷指令变化速率限制负荷指令变化速率限制运行人员所设定的最大、最小负荷限制运行人员所设定的最大、最小负荷限制图136 正常工况下负荷指令处理原则性方案输出YPs0%速率限制回路中调指令电网频率就地指令f变化率限制值f0频率给定值ADSaf最小负荷Pmin最大负荷Pmaxf(x)AfAAP0实际负荷指令A变化率限制值 MW/min1kN0输出输入1速率限制回路原理图（a）（b）T3TT4输出等于输入1输入YT2为了安全和稳态运行，幅度在3负荷死区0.033HZ(2r/min)一种比例控制二、异常工况下的负荷指令处理二、异常工况下的负荷指令处理 机组主机、主要辅机或设备
7、的故障原因有两类机组主机、主要辅机或设备的故障原因有两类：第一类为跳闸或切除，如某台风机跳闸等，这第一类为跳闸或切除，如某台风机跳闸等，这类故障的来源是明确的，可根据切投状况加以类故障的来源是明确的，可根据切投状况加以确定。确定。 第二类为工作异常，其故障来源是不明确的，第二类为工作异常，其故障来源是不明确的，无法直接确定，只能通过测量有关运行参数的无法直接确定，只能通过测量有关运行参数的偏差间接确定。偏差间接确定。 对机组实际负荷指令的处理方法有四种：负荷对机组实际负荷指令的处理方法有四种：负荷返回（返回（Run Back ，RB）；快速负荷切断）；快速负荷切断 (Fast Cut Back
8、，FCB，快速甩负荷，快速甩负荷)；负荷；负荷闭锁增闭锁增/减减(Block Increase/ Block Decrease，BI/BD) 和负荷迫升和负荷迫升/迫降迫降 (Run Up/ Run Down，RU/RD)。 其中，负荷返回其中，负荷返回RB和快速负荷切断和快速负荷切断FCB是是处理第一类故障的，负荷闭锁增减处理第一类故障的，负荷闭锁增减BI/BD和和负荷迫升迫降负荷迫升迫降RU/RD是处理第二类故障。是处理第二类故障。1负荷返回RB又称辅机故障减负荷或甩负荷，其主要作又称辅机故障减负荷或甩负荷，其主要作用是：根据主要辅机的切投状况，计算出用是：根据主要辅机的切投状况，计算出机
9、组的最大可能出力值。若实际负荷指令机组的最大可能出力值。若实际负荷指令大于最大可能出力值，则发生负荷返回，大于最大可能出力值，则发生负荷返回，将实际负荷指令降至最大可能出力值，同将实际负荷指令降至最大可能出力值，同时规定机组的负荷返回速率。时规定机组的负荷返回速率。 因此，负荷返回回路具有两个主要功能：因此，负荷返回回路具有两个主要功能：计算机组的最大可能出力值；规定机组的计算机组的最大可能出力值；规定机组的负荷返回速率。负荷返回速率。 0TTf(x)A送风机A运行TTA送风机B运行f(x)引风机A运行引风机B运行TTAf(x)空气预热器A运行空气预热器B运行TTAf(x)汽泵A转数2kr/m
10、in同时汽泵A出口门开汽泵B转数2kr/min同时汽泵B出口门开TA电泵运行RB 目标值（MW）TTAf(x)一次风机A运行一次风机B运行RB 返回速率（MW/min）图137 负荷返回回路RB与其它系统关系与其它系统关系 CCS、FSSS、DEH和和SCS系统系统2负荷快速切断负荷快速切断FCB 负荷快速切断负荷快速切断FCB（又称快速甩负荷）的（又称快速甩负荷）的作用是当机组突然与电网解列（送电负荷作用是当机组突然与电网解列（送电负荷跳闸），或发电机、汽轮机跳闸时，快速跳闸），或发电机、汽轮机跳闸时，快速切断负荷指令，实现机组快速甩负荷。切断负荷指令，实现机组快速甩负荷。主机跳闸的负荷快速
11、切断通常考虑两种情况：一种是送电负荷跳闸，机组仍维持厂用电运行，一种是送电负荷跳闸，机组仍维持厂用电运行，即不停机不停炉；即不停机不停炉；另一种是发电机跳闸、汽轮机跳闸，由旁路系统另一种是发电机跳闸、汽轮机跳闸，由旁路系统维持锅炉继续运行，即停机不停炉。负荷指令应维持锅炉继续运行，即停机不停炉。负荷指令应快速切到快速切到0（锅炉仍维持最小负荷运行）。（锅炉仍维持最小负荷运行）。负荷快速切断回路的功能与实现和负荷返回回路相似，只不过减负荷的速率要大得多。3负荷闭锁增负荷闭锁增/减减BI/BD第二类故障会造成诸如燃料量、空气量、给水流量等运行参数的偏差增大。负荷闭锁增减指的是，当机组在运行过程中，
12、如果出现下述任一种情况：（1）任一主要辅机已工作在极限状态，比如给风机等工作）任一主要辅机已工作在极限状态，比如给风机等工作在最大极限状态；在最大极限状态； （2）燃料量、空气量、给水流量等任一运行参数与其给定）燃料量、空气量、给水流量等任一运行参数与其给定值的偏差已超出规定限值。值的偏差已超出规定限值。认为设备工作异常，出现故障。该回路就对实际负荷指令加以限制，即不让机组实际负荷指令朝着超越工作极限或扩大偏差的方向进一步变化，以防止事故的发生，直至偏差回到规定限值内才解除闭锁，这就是所谓的负荷指令闭锁或负荷闭锁。负荷指令闭锁分闭锁增BI（实际负荷指令上升方向被闭锁）和闭锁减BD（实际负荷指令
13、下降方向被闭锁）。引起机组实际负荷指令闭锁的原因主要有：（1）闭锁增BI1）负荷BI：机组实际负荷指令达到运行人员手动设定的最大负荷限制值，或机组输出电功率小于机组实际负荷指令，且二者偏差大于允许值；2）主蒸汽压力BI：汽轮机负荷达到最大值，或在锅炉跟随方式下，机前主蒸汽压力小于给定值，且二者偏差大于允许值；3）燃料BI：燃料指令达到高限（给煤机工作在最大极限状态），或燃料量小于燃料指令，且二者偏差大于允许值；4）给水泵BI：给水泵输出指令达到高限，或给水量小于给水指令，且二者偏差大于允许值；5）送风机BI：送风机输出指令达到高限，或风量小于风量指令，且二者偏差大于允许值；6）引风机BI：引风
14、机输出指令达到高限，或炉膛压力高于给定值，且二者偏差大于允许值；7）一次风机BI：一次风机输出指令达到高限，或一次风压小于给定值，且二者偏差大于允许值。实际负荷指令为最大负荷限制值BI图138 负荷闭锁增 BI逻辑图输出电功率小于实际负荷指令一定限值汽机负荷达到最大锅炉跟随方式主蒸汽压力小于给定值一定限值燃料指令达到高限燃料量小于燃料指令一定限值给水泵输出指令达到高限给水量小于给水指令一定限值送风机输出指令达到高限送风量小于风量指令一定限值引风机输出指令达到高限炉膛压力高于给定值一定限值一次风机输出指令达到高限一次风压小于给定值一定限值11111111&4负荷迫升、迫降负荷迫升、迫降RU/ R
15、D对于第二类故障，采取负荷闭锁增/减BI/BD措施是机组安全运行的第一道防线。当采用BI/BD措施后，监测的燃料量、空气量、给水流量等运行参数中的任一参数依然偏差增大，这样需采取进一步措施，使负荷实际负荷指令减小增大，直到偏差回到允许范围内。从而达到缩小故障危害的目的。这就是实际负荷指令的迫升迫降RU/RD，负荷迫升/迫降是机组安全运行的第二道防线。通常，下列情况之一发生，则产生实际负荷指令迫降RD：1）燃料RD：燃料指令达到高限（给煤机工作在最大极限状态），同时燃料量小于燃料指令的偏差大于允许值；2）给水RD：给水泵输出指令达到高限（给水泵工作在最大极限状态），同时给水量小于给水指令的偏差大
16、于允许值；3）送风机RD：送风机输出指令达到高限（送风机工作在最大极限状态），同时风量小于风量指令，且二者偏差大于允许值；4）引风机RD：引风机输出指令达到高限（引风机工作在最大极限状态），同时炉膛压力高于给定值，且二者偏差大于允许值；5）一次风机RD：一次风机输出指令达到高限（一次风机工作在最大极限状态），同时一次风压小于给定值，且二者偏差大于允许值。调频投入PmaxYADSA手动设定PminBDBIRURB速率RD/RU速率热应力限制手动速率fP0RB目标值AATTTRDT速率限制回路TRBTRD或RUATf(x)A0%T图139 负荷指令处理回路原则性构成功能框图YNNAA100%0%A
17、Y第三节第三节 机炉主控回路机炉主控回路机炉主控回路是由汽轮机主控制器机炉主控回路是由汽轮机主控制器(TM，Turbine Master)和锅炉主控制器（和锅炉主控制器（BM，Boiler Master）两部分组成。）两部分组成。 机炉主控制器主要作用是：机炉主控制器主要作用是：（1）根据机组运行的条件和要求，选择合适的负荷控制方）根据机组运行的条件和要求，选择合适的负荷控制方式；式；（2）接受）接受P0、PE、pT和和p0信号，并按照选择的负荷控制方信号，并按照选择的负荷控制方式将这些信号送到机、炉主控制器中，经过控制运算给出式将这些信号送到机、炉主控制器中，经过控制运算给出锅炉指令锅炉指令
18、BD和汽机指令和汽机指令TD，从而完成负荷控制任务。，从而完成负荷控制任务。 负荷控制方式：机炉分别控制方式和机炉协调控制方式。负荷控制方式：机炉分别控制方式和机炉协调控制方式。+BT+GNT(s)GPT(s)GNB(s)GPB(s)PEpT汽轮机控制系统锅炉控制系统TDBD图1310 锅炉跟随方式方框图GTM(s)GBM(s)P0+p0pTBDTDp0PIPEP0PI图139 锅炉跟随方式1、锅炉跟随方式、锅炉跟随方式一、机炉分别控制方式一、机炉分别控制方式锅炉跟随方式在大型单元机组负荷控制中只是作为一种辅助运行方式。一般当锅炉侧正常，机组输出电功率因汽轮机侧的原因而受到限制时，如汽轮机侧的
19、主、辅机或控制系统故障，汽轮机控制系统处于手动状态，常采用锅炉跟随方式来维持主蒸汽压力稳定。2、汽轮机跟随方式+BTGNT(s)GPT(s)GNB(s)GPB(s)PEpT汽轮机控制系统锅炉控制系统TDBD图1312 汽轮机跟随方式方框图GTM(s)GBM(s)P0+p0pTBDTDp0PIPEP0PI图1311 汽轮机跟随方式机组负荷响应速度慢，不利于带变动负荷和参加电网调频。这种负荷控制方式适用于带基本负荷的单元机组，在一些特殊场合被使用。锅炉跟随汽机跟随电功率汽压电功率汽压负荷扰动响应快波动大响应慢波动小燃烧率扰动波动小波动大波动大波动小3、其它方式基本控制方式基本控制方式二、机炉协调控
20、制方式协调控制是将锅炉和汽轮机作为有机的整体进行系统设计，解决负荷响应快速性和汽压运行稳定问题，由此要考虑机侧和炉侧同时兼有调功和调压的双重任务。 为提高负荷响应能力，在保证机组安全运行（即汽压在允许范围内变化）前提下，充分利用机组蓄热能力，加快机组初期负荷的响应速度。同时，加强对锅炉侧燃烧率的调节，及时恢复蓄能，使蒸发量保持与机组负荷一致。协调控制系统的设计思想，就在于蓄能的合理利用和补偿，也就是：（1）充分利用锅炉的蓄能，又要相应限制这种利用；（2）补偿蓄能，动态超调锅炉的能量输入。为了提高负荷响应能力，在协调控制系统中多采用前馈控制技术。同时为了保证充分利用蓄热能力，并使汽压不超过允许范
21、围，协调控制系统还引入了一些非线性环节。因此协调控制是以前馈反馈控制为主的多变量控制系统，其中反馈控制是负荷控制的基础，通过它来确保机组内、外两个能量供求平衡关系，前馈控制主要是为了补偿机组的动态迟延，加快负荷响应。1、以汽轮机跟随为基础的协调控制系统非线性环节的限幅值pmax即为主蒸汽压力pT允许变化的范围，BDTDf(x)PoPEpopT图1314 以汽轮机跟随方式为基础 的协调控制系统PIPI由于通过汽轮机调门调功会对汽压产生影响，故功率偏差信号经函数发生器f(x)后对主蒸汽压力给定值进行修正，以避免功率调节过程中由于主蒸汽压力变化对功率调节的回拉作用。2、以锅炉跟随为基础的协调控制系统
22、从汽压偏差对汽轮机调门的限制作用可见，尽管这样可使汽压波动不超过允许范围，但同时也减慢了输出电功率的响应速度，实质上是以降低输出电功率响应性能作为代价来换取汽压控制质量的提高。BDpTTDp0PIPEP0PI以锅炉跟随为基础的协调控制系统A3、综合型协调控制系统pTp0PEP0BDTDPIPIAPD4、负荷指令间接平衡的协调控制系统、负荷指令间接平衡的协调控制系统由于锅炉的动态迟延和惯性是影响单元机组负荷特性的主要制约因素。因此，前馈控制的重点是锅炉侧。前馈信号来源有两种：(1)按负荷指令进行的前馈控制，负荷指令反映电网对机组的负荷要求，将负荷指令作为锅炉侧的前馈信号，可加速平衡汽轮机与锅炉之
23、间能量供求关系，进而加快锅炉侧的负荷响应速度；（2）按蒸汽流量进行前馈控制，蒸汽流量反映汽轮机对锅炉的负荷要求，将蒸汽流量作为锅炉侧的前馈信号，也可加快锅炉侧的负荷响应速度。因此，虽然前馈信号不同，但作用都是使锅炉的输入能量与能量要求随时保持平衡，也就是使机炉之间能量保持平衡。负荷指令做前馈信号（超超临界机组）TDTDNBDPIpTTDpoPIPEPo以锅炉跟随为基础的协调控制p1po/ pTDBDPIpTpoPIPEPop1po/ pT以汽机跟随为基础的协调控制1000MWBDPIpTTDpoPIPEPo1000MW机组协调控制系统f(x)f(x)KPTiK5、以能量平衡信号为基础的协调控制
24、系统、以能量平衡信号为基础的协调控制系统以能量平衡信号为基础的协调控制系统是一种以汽轮机能量需求信号为基础的协调控制系统，其出发点是在任何工况下保证锅炉输入能量与汽轮机需求能量相适应。汽轮机耗汽量可作为对锅炉输入能量的要求信号，以保持锅炉产能与汽轮机耗能随时平衡，从而实现机、炉间的基本协调。汽轮机对锅炉的能量要求信号也称能量平衡信号。调节级压力p1可以代表进入汽轮机的实际蒸汽流量，因此用p1作为对锅炉的能量要求信号。但仅采用p1作为前馈信号将对主蒸汽压力pT造成动态正反馈作用。如燃烧率增加，使主蒸汽压力pT上升，会使调节级压力p1上升，这样采用p1前馈作用会使燃烧率进一步增加。由此可见，p1并
25、不总是代表汽机的能量要求，因此单引p1作锅炉前馈信号，很少采用。为了克服正反馈，应以汽轮机的能量需求信号而不是实际的消耗能量信号作为对锅炉的能量要求信号，即应以蒸汽流量的需求（称为目标蒸汽流量）而不是实际蒸汽流量作为锅炉的前馈控制信号。为此必须对p1进行修正，以形成目标蒸汽流量信号。目前有两种修正法：压力比修正法和压力差修正。下面介绍具有压力比修正的能量平衡信号的构成。能量平衡信号为p1p0/pT，压力比p0/pT为p1的修正系数，它能克服动态过程中p1正反馈，能量平衡信号准确地代表汽轮机的能量需求。 p1与pT之比精确地表示汽轮机调门的有效流通面积或开度。即。T0时， p10；TTmax时，
26、p1p1max。如果定压运行时，p0为常数，则能量平衡信号与调门开度之间是线性关系，汽轮机能量需求也可由代表调门开度的压力比p1/pT表示。如果滑压运行时，p0不是常数，则能量平衡信号与调门开度不是线性关系，代表调门开度的压力比p1/pT不能正确表示汽轮机能量需求，这时必须采用p1p0/pT作为汽轮机的能量需求信号。锅炉侧扰动对主蒸汽压力pT和调节级压力p1具有相似的影响，如燃烧率自发增加时，pT上升，p1也上升，而p1/pT（调门开度）保持不变，能量平衡信号p1p0/pT不变，因而动态过程中正反馈作用消失。稳态时，通过控制使得pTp0，故p1p0/pTp1，即能量需求等于实际消耗或目标蒸汽流
27、量等于实际蒸汽流量。由此可见，能量平衡信号p1p0/pT无论动态还是静态都能准确地代表汽轮机的能量需求。因此，能量平衡信号p1p0/pT被广泛应用于单元机组的协调控制中，形成了各种形式的协调控制方案。p1po /pTpTp1锅炉指令BDpoK图1317 以能量平衡信号为前馈信号的协调控制方案f(x)PPEKP0汽机指令TD一次调频和AGC协调控制系统结构(一次、二次和三次调整）_主控指令e+Kfof+Po主控制器子控制系统机组PE电网_一次调频使得电网频率明显改善。为了安全和稳态运行，幅度在3负荷死区0.033HZ(2r/min)_主控指主控指令令e+f(x)non+Po主控制器主控制器子控制
28、系统子控制系统机组机组PE电网电网_发电机组一次调频静态特性PbbPoPEaffofbfPO转速不等率：调差系数KMW/(r/min)二次调频二次调频_主控指主控指令令e+f(x)non+Po主控制器主控制器子控制系统子控制系统机组机组PE电网电网_PEnnoOPo1Po2Po1Po2二次调频电网控制策略电网控制策略（1）定频率控制（2）定联络线功率控制（3）联络线功率频率偏差控制RTUDCS电网通信AGC（AutomaticGenerationControl）电网能量管理系统Energy Manage System(EMS)远程终端单元Remote Terminal UnitRTU协调控制系
29、统Coordinate Control System（CCS）RTUDCS电网通信计划值ACE机组分担f负荷预测机组组合发电计划交换计划跟踪控制调节控制机组主控制汽轮发电机组电力系统AGC几种方案AGC控制指令各机组参数EMSRTU1号机组CCS2号机组CCSn号机组CCS广域网各机组及全厂实时/非实时参数局域网AGC控制指令和（或）实时计划曲线EMS1号机组CCS2号机组CCSn号机组CCS厂级实时监控系统AGC控制指令广域网各机组及全厂运行参数局域网AGC实时计划曲线EMS1号机组CCS2号机组CCSn号机组CCS厂级实时监控系统RTU一次调频的几种方式一次调频的几种方式1、DEH调频方式
30、2、CCS调频方式3、CCS+DEH调频方式1、DEH调频方式常用方法之一CCS 一次调频一次调频_主控指令主控指令e+f(x)non+Po主控制器主控制器子控制系统子控制系统机组机组PE电网电网_CCS+DEH调频投入方式下：CCS系统一次调频功能投入，锅炉调压，汽机调功。PIPADS+K1fPEK2f汽机主控TDDEH调门开度E在协调级和DEH同时调频，调节动态特性有所改善f前馈Kp1Kp2ADS+K1fP汽机主控TD调门开度K2f机组PE例：DEH系统的主要参数设置为，转速不等率：5%；转差死区：2r/min；转差调节范围：+12r/min；负荷调节限幅：20MW。当转差信号超出+12r
31、/min时，函数器输出保持20MW不变。函数器特性的斜率代表了电网对机组调频负荷分配比例，函数斜率越大，转速不等率越小，机组调频能力越强；机组通常调节系统转速不等率取值为5%。表表1 90%ECR工况下一次调频试验数据工况下一次调频试验数据控制方式汽机转速/(rmin-1)功率变化值/MW功率增减量达到理论值的时间/s主汽压变化值/MPa水位变化值/mm过热汽温变化值/DEH调频功能投入2293269.0281.0122016.3416.09-0.25-35-10539.0536.03007278.2268.0-12.21516.1016.380.28-51-66540.7540.8CCS调频
32、功能投入2993269.8285.015.24516.2715.89-0.38-47-26540.2537.43007279.5267.0-12.54016.3416.610.27-58-95538.0541.6CCS+DEH调频功能投入2993269.6280.910.43016.3816.07-0.31-58-24541.5535.03007279.8268.3-11.51516.2516.700.45-64-55533.0537.890%ECR工况下一次调频试验数据工况下一次调频试验数据控制方式汽机转速/(rmin-1)功率变化值/MW功率增减量达到理论值的时间/s主汽压变化值/MPa水
33、位变化值/mm过热汽温变化值/DEH调频功能投入2293179.0184.012.5412.340.2-69-23530.6529.23007184.2179.512.2712.400.13-83-88530.3532.8CCS调频功能投入2993185.7201.015.37512.8312.510.32-73-32536.0534.03007195.0178.0177512.7413.000.26-78+20536.0538.4CCS+DEH调频功能投入2993185.7196.610.93012.7712.540.23-36-32530.0531.03007195.2183.311.92
34、912.7313.110.38-35-60535.0537.6注：在DEH调频功能投入方式下，因功率增减量未达到10MW,所以没有此试验数据。 60%ECR工况下一次调频试验数据工况下一次调频试验数据+fo等效机组1PE1电网负荷_e+ffo等效机组2PE2f (x)f (x)f系统等效图电力系统一次调频存在的问题_e+f (x)fo+Po控制器机组1PE1_电网负荷_e+f(x)ffo+Po控制器机组2_PE2第四节第四节 超临界机组协调控制系超临界机组协调控制系统实例统实例一、负荷指令处理回路一、负荷指令处理回路1.回路分析（1） 目标负荷的选择目标负荷的选择外部负荷指令有三种：ADS指令
35、、运行人员手动设定目标负荷指令和电网频率。目标负荷的选择由切换器T2实现。（2）负荷指令的形成）负荷指令的形成) ADS方式。 2）运行人员手动方式。ADS方式方式协调控制协调控制&S 1R 011ADS逻辑逻辑选择远方控制选择远方控制选选择择本本地地手手动动设设定定BIBDRD或或RBADS指令品质坏指令品质坏当机组为基本方式、锅炉跟随方式或汽轮机跟随方式中任一运行方式时，负荷指令跟踪逻辑信号为“1”时，T3、T7的输出信号将输出电功率，此时，负荷指令跟踪输出电功率。3台磨煤机跳闸RB目标值目标值 RB或RD目标值生成实际负荷指令2台磨煤机跳闸RBAYRD0%2台磨煤机跳闸RB目标值AA空预
36、器单侧运行RB目标值A1台一次风机跳闸RB目标值A1台引风机跳闸RB目标值A1台送风机跳闸RB目标值A1台汽泵RB目标值1台汽泵跳闸RB电泵未联启A1台RB目标值ANNNNNNNNYYYYYYYY3台磨煤机跳闸RB空预器单侧运行RB1台一次风机跳闸RB1台引风机跳闸RB1台送风机跳闸RB1台汽泵跳闸RB电泵联启T1T2T3T4T5T6T7T8T9该机组只设计RD功能，没有设RU功能。具体考虑以下几种情况负荷指令：）燃料）燃料RD：燃料主控输出已达最大，而燃料量小于指令一定限值；）给水）给水RD：给水泵指令达最大，而给水流量小于指令一定限值；）送风）送风RD：送风机指令达最大，而空气量小于指令一
37、定限值；）引风）引风RD：引风机指令达最大，而炉膛压力高于指令一定限值；）一次风）一次风RD：一次风机指令在最大，而风压小于指令一定限值。（5）频率校正）频率校正- -PmaxfP一次调频特性曲线一次调频特性曲线Pmax（）BIBD逻辑当发生某个信号闭锁时，闭锁信号通过逻辑回路将速率选择信号置为“0”，从而使得负荷指令不再改变，同时通过使得ADS方式逻辑信号为“0”，机组退出ADS方式。闭锁增BI的项目：）负荷）负荷BI：荷指令达到运行人员设定的负荷最大值;）给水泵）给水泵BI：给水泵输出指令达到高限，或给水流量小于给水指令一定限值；）送风机）送风机BI：送风机输出指令达到高限，或风量小于风量
38、指令一定限值；）引风机）引风机BI：引风机输出指令达到高限，或炉膛压力高于设定值一定限值；）一次风机）一次风机BI：一次风机输出指令达到高限，或一次风压小于设定值一定限值；）燃料）燃料BI：燃料指令达到高限，或燃料量小于燃料指令一定限值。减闭锁减BD的项目：）负荷）负荷BD：负荷指令达到运行人员设定的负荷最小值;）给水泵）给水泵BD：给水泵输出指令达到低限，或给水流量大于给水指令一定限值；）送风机）送风机BD：送风机输出指令达到低限，或风量大于风量指令一定限值；）引风机）引风机BD：引风机输出指令达到低限，或炉膛压力低于设定值一定限值；）一次风机）一次风机BD：一次风机输出指令达到低限，或一次
39、风压力高于设定值一定限值；）燃料）燃料BD：燃料指令达到低限，或燃料量大于燃料指令一定限值。R 速选择键入LDC变化1S 1R 011RD或RBLDC减&1&11LDC达最小BDLDC增BILDC达最大ADS方式键入负荷保持速率选择逻辑信号速率选择二、主蒸汽压设定值二、主蒸汽压设定值1.定压方式下的压力设定定压方式下的压力设定定压方式下的主蒸汽压力设定值的运算回路如图右侧所示。它将一个阶跃的给定压力目标值ps变为机组能够接受的斜坡信号。YNNYY 主蒸汽压力设定回路速率设定值主蒸汽压力目标值ps主蒸汽压力设定值po有效负荷指令主蒸汽压力爬坡最大值爬坡速率保持TPSPTGT滑压方式AIKKNNY
40、A0N2跟踪主汽压力主蒸汽压力pTf1(t)AI1NH/YYAIf2(t)f1(x)ps有效负荷指令TPSPTGT3A/LT1T2T3T4T5跟踪主汽压力T6BASERB1旁路投入旁路投入滑压方式滑压方式1跟踪主汽压力跟踪主汽压力爬坡速率保持爬坡速率保持有关切换逻辑信号有关切换逻辑信号S 1R 0人工选择滑压人工选择滑压人工选择定压人工选择定压111S 1R 0人工选择爬坡人工选择爬坡TPSPTGTTPSPTGT111人工选择保持人工选择保持1TF三、机炉主控制器锅炉主控炉主控状状态汽汽轮机主控机主控状状态负荷控制方式荷控制方式调频功能功能手手动手手动基本方式基本方式无无自自动手手动锅炉跟随炉
41、跟随无无手手动自自动汽汽轮机跟随机跟随无无自自动自自动协调控制控制有有锅炉主控指令BD调速级压力p1y1Kp1po/pT锅炉主控制器f1(x)主蒸汽压力设定值po主蒸汽压力pTKf1(t)24NDCC /BF PIDNY暂停跟踪T2AI跟踪总燃料NY总燃料量f2(t)513y2y3y4T1T3kp1po/pT动态校正y1ttty2ty3ty4汽轮机主控指令TD汽轮机跟随汽轮机主控制器2f1(x)1主蒸汽压力设定值po主蒸汽压力pT输出电功率PEKf3(x)3f2(x)NDNYCC PIDPNY暂停跟踪T3AIDEH非遥控NYDEH负荷设定值K实际负荷指令Po TF PIDT1T2T4第五节第五
42、节 协调控制系统投运准备、协调控制系统投运准备、调试和运行问题调试和运行问题第一节第一节 投运前准备工作及基本要求投运前准备工作及基本要求一、模拟量子控制系统具备良好调节品质一、模拟量子控制系统具备良好调节品质对于整个机组的控制系统而言，协调控制系统位于最上层，协调系统能否正常投运、投运效果如何，不仅与协调系统本身的设计方案有关，更取决于下层的模拟量控制系统，如送风、炉膛压力、一次风母管压力、磨煤机一次风量、磨煤机出口温度、给水控制、主汽温度及再热汽温度等子控制系统的调节品质，各主要子控制系统要投入运行，并具备良好的调节品质是协调制系统投运的基础，是协调控制系统投运前的准备工作之一。二、二、D
43、EH系统具备良好调节品质系统具备良好调节品质 对于协调控制系统来说，DEH也是其下层的子系统，因此，要求DEH调试完毕，尤其是功率调节回路要控制品质良好，阀门开度一蒸汽流量特性函数要正确。三、有关计算和测量信号正确三、有关计算和测量信号正确测量信号正确主要指机前主汽压力、汽轮机调速级压力、蒸汽流量、机组实发功率等信号，要检查安装、接线、组态等测量环节准确。机组运行过程中，根据具体情况综合判断上述诸信号正确与否。四、四、CCS与与DEH接口正确接口正确 对于DEH送往CCS的负荷参考信号，要求DEH系统的设计要保证其正确，而CCS要保证在没有遥控DEH之前，控制指令信号要跟踪负荷参考信号。这两个
44、信号的准确可靠，是保证投入CCS后负荷保持平稳的关键。五、连锁保护逻辑调试正确并投入运行五、连锁保护逻辑调试正确并投入运行在投入协调控制系统之前，机组保护逻辑要调试正确，并投入运行，主要包括锅炉一汽轮机一发电机的大连锁保护逻辑、炉膛压力保护等逻辑。六、系统设计以及组态实现正确六、系统设计以及组态实现正确手自动操作器协调系统的手自动操作器主要指锅炉主控制器和汽轮机主控制器，要求检查满足下列要求：（）手自动切换无扰动。（）跟踪信号正确。（）没有强制切手动信号。（）设定值“增”、“减”按钮、指令“增”、“减”按钮均动作正确，增减幅值合理。（）各种数据、图形以及色彩等指示信号正确。控制回路（1）所有相
45、关的信号接线正确。（）控制回路组态正确，控制器静态试验动作方向正确。（）控制器参数合理。（）手动、炉跟机、机跟炉、协调等所设计的各种运行方式之间跟踪正确，切换无扰动。（）机组负荷指令的手动调整（升降）、负荷高低限值的调整、负荷变化率的设定等功能性检查。（）自动发电控制（AGC）远方就地控制方式的切换实验，保证无扰动。（）定滑压运行方式的切换实验，保证无扰动。（）负荷增减闭锁功能性检查。（）其他控制逻辑检查正确，必要时做静态测试。第二节第二节 调试步骤及注意事项调试步骤及注意事项一、调试范围一、调试范围包括负荷管理中心系统、机前压力设定值产生系统、机炉全手动控制方式、锅炉跟随方式、汽轮机跟随方式
46、、机炉协调方式、相关逻辑系统。二、系统冷态调试二、系统冷态调试（一）设计组态检查（一）设计组态检查 首先对系统原理图、组态图仔细研究，并确认两者之间没有不同，如发现错误，按照工作程序进行逻辑修改，作好修改记录。（）负荷管理中心系统（）负荷管理中心系统。该部分功能是根据远方调度要求、本地操作指令以及机组本身的具体状况而计算出机组的出力指令。根据其功能，该部分静态调试有以下内容：）远方指令。包括调度指令和电网频率偏差两部分。检查这两个信号要设置有品质检测模块，以及实现投入与否的切换模块；对于频率信号，要设置调频函数，还要检查频率校正作用变化速度的限制功能。）本地操作指令。指运行人员手动设置的机组出
47、力指令。对于该指令，要检查确保设置跟踪功能，即手动状态时要跟踪机组实际出力，同时还应设置速率变化限制、幅值限制功能。检查与该指令相关的画面操作显示，包括指令增减按钮、速度设置按钮、幅值限制按钮以及相应的显示要正确，同时检查上述按钮的点击操作变化幅度的设置要合理。）机组实际状况。主要指机组出力指令的闭锁增减、RB功能等。一般地，当主要辅机的出力达到设计值的上下限时，一要闭锁机组出力指令的增减，而两台辅机运行中有一台停止时。机组要降出力运行，即所谓的。检查组态保证上述功能的设置完善。另外，检查通过运行人员手动设置机组出力指令的跟踪功能，来实现在手动、锅炉跟随、汽轮机跟随方式时机组需求指令跟踪机组实
48、际出力。（）机前压力设定值产生系统。（）机前压力设定值产生系统。该部分功能是根据机组实际工况计算合理的机前压力（主汽压力）设定值，是实现CCS，尤其是实现滑压控制的主要内容。该部分静态调试有以下内容：）定压运行设定值。）滑压运行设定值。）定压运行设定值。机组定压运行时，机前压力设定值由运行人员手动设置，检查调试以下内容：手动设置的跟踪功能，即手动状态时要跟踪实际压力的测量值；速率变化限制、幅值限制功能；与该指令相关的画面操作显示，包括指令增减按钮、速度设置按钮、幅值限制按钮以及相应的显示要正确，同时检查上述按钮的点击操作变化幅度的设置要合理。）滑压运行设定值。机组滑压运行时，机前压力设定值由两
49、部分形成：根据机组实际出力而计算的结果、运行人员手动设置的偏置、检查调试以下内容：手动设置的偏置的跟踪功能，即手动状态时要跟踪实际压力测量值与根据实际负荷而计算出的值的差；根据实际负荷计算压力设定值的函数；与该指令相关的画面操作显示，包括人工偏置设置的增减按钮、相应的显示要正确，同时检查上述按钮的点击操作变化幅度的设置要合理。（）机炉全手动控制方式。（）机炉全手动控制方式。在该方式下，汽轮机控制、锅炉控制全部是手动调节，静态调试检查内容：）各种跟踪功能，手动状态时，锅炉主控PI控制器的输出要跟踪燃料控制指令（一般地，给煤机转速指令）、汽轮机主控制器输出要跟踪来自DEH的负荷参考信号、TF方式的
50、PI控制器和CCS方式的汽轮机PI控制器都要跟踪汽轮机主控输出值。）汽轮机主控制器输出信号与DEH的接口连接正确，要通过DEH的仿真实验来验证，以DEH投人遥控前后汽轮机调节汽门保持不动为标准。）相关的画面操作显示，包括人工操作增减按钮、DEH投人操作、相应的显示要正确，同时检查上述按钮的点击操作变化幅度的设置要合理。（）锅炉跟随控制方式。（）锅炉跟随控制方式。汽轮机控制为手动方式，锅炉控制是自动方式，静态调试检查内容：1）各种跟踪功能，静态多次模拟投切自动，以锅炉主控输出指令、燃料控制指令都没有切换扰动为标准。）控制回路静态检查，各个前馈环节形式确认，补偿环节组态设计正确，PI控制器接口信号
51、、作用方向正确，逻辑信号的接口正确。）相关的画面操作显示，包括手自动投切操作按钮以及相应的显示、运行方式显示等画面内容要正确。（）汽轮机跟随控制方式。（）汽轮机跟随控制方式。汽轮机（调节汽门）控制为自动方式，锅炉（燃料）控制是手动方式，静态调试检查内容：）各种跟踪功能，静态多次模拟投切自动，以汽轮机调节汽门指令没有切换扰动为标准。）控制回路静态检查，该方式下的控制目标是机前压力，PI控制器接口信号应为机前压力与其设定值。另外，要检查确认PI控制器方向正确，各个前馈环节确认；）相关的画面操作显示，包括手自动投切操作按钮以及相应的显示画面内容要正确，运行方式显示正确。（）协调控制方式。（）协调控制
52、方式。汽轮机控制、锅炉控制全部是自动方式，静态调试检查内容：）各种跟踪功能，静态多次模拟投切自动，以汽轮机调节汽门指令、锅炉主控输出指令、燃料控制指令都没有切换扰动为标准。）控制回路静态检查，PI控制器接口信号要与控制方式相吻合，PI控制器方向正确，各个前馈环节确认。）相关的画面操作显示，包括手自动投切操作按钮以及相应的显示画面内容要正确，运行方式显示正确。（）逻辑设计检查、调试。（）逻辑设计检查、调试。 根据协调控制系统的组成，其逻辑一般包括负荷控制中心逻辑、RB发生结束逻辑、运行方式切换逻辑、机炉主控逻辑、定滑压切换逻辑。上述逻辑是实现协调控制功能的关键，在静态调试阶段要对上述逻辑分别进行
53、检查、调试，确保正确。）负荷控制中心逻辑。主要实现AGC投入切除、一次调频投入切除、机组负荷闭锁增减等功能，对每一项功能，要进行下列检查调试：检查逻辑设计是否合理，是否符合机组实际以及相关规定；检查相关信号的来源是否正确。采用强制信号等手段，模拟实际条件检查逻辑结果正确与否。注意，强制信号时要在信号的源头上进行。）RB发生结束逻辑。进行下列检查调试：检查逻辑设计是否正确，是否符合机组实际以及相关规定，同时要采纳操作人员的意见，便于实际操作，具有实际可行性。要设计有“RB结束”手动按钮。检查相关信号的来源是否正确。采用强制信号等手段，模拟实际条件检查逻辑结果正确与否。注意，强制信号时要在信号的源
54、头上进行。）运行方式逻辑切换逻辑。主要BF、TF、CCS、手动等运行方式之间的切换，要进行下列检查调试：检查逻辑设计是否正确，是否符合机组实际以及相关规定，同时要采纳操作人员的意见，便于实际操作，具有实际可行性；检查相关信号的来源是否正确；采用强制信号等手段，模拟实际条件检查逻辑结果正确与否。注意，强制信号时要在信号的源头上进行。）机炉主控逻辑。主要实现机、炉主控强切手动功能，要进行下列检查调试：检查逻辑设计是否正确，是否符合机组实际以及相关规定。一般触发锅炉主控强切手动的条件主要有燃料控制手动、汽包压力信号坏、汽轮机调速级压力信号坏、机前压力信号坏、机前压力高、机前压力控制偏差大以及MFT等
55、；触发汽轮机主控制器强切手动的条件主要有DEH故障（包括不在远方）、汽轮机阀位高限等。检查相关信号的来源是否正确。采用强制信号等手段，模拟实际条件检查逻辑结果正确与否。注意，强制信号时要在信号的源头上进行。）定滑压切换逻辑。主要实现定滑压运行方式的切换，要进行下列检查调试：检查逻辑设计是否正确，是否符合机组实际以及相关规定，一般地定滑压切换逻辑采用RS触发器来实现，常用条件有RB发生与否、协调投入与否、定滑压手动切换按钮等；检查相关信号的来源是否正确；采用强制信号等手段，模拟实际条件检查逻辑结果正确与否。注意，强制信号时要在信号的源头上进行。（二）参数静态设置、调试（二）参数静态设置、调试这部
56、分工作主要依靠技术人员的工程经验，同时要在前面静态调试完毕的基础上进行。（）负荷管理中心系统。该部分的静态设置、调试有以下内容：）远方指令。调试工作主要包括：条件允许时联系调度，改变调度指令，观察画面和算法中相应参数变化正确与否，或者在处发出信号进行调试；根据调度颁布的一次调频规程，设置根据电网频率偏差计算机组负荷指令变化的静态函数，设置频差指令变化速度。）本地操作指令。设置该指令的最大最小值，及其速度限制值。）机组实际状况限制功能。静态参数设置、调试主要内容有：设置不同辅机时机组的目标负荷。RB目标负荷应该通过实际实验，根据机组实际来确定，此处主要是根据经验和同类机组的情况进行初步设置；设置
57、机组出力闭锁增减、实际出力几个负荷点的判断等定值。检查组态保证上述功能的设置完善。该部分还有重要一点，即通过运行人员手动设置机组出力指令的跟踪功能，来实现在手动、锅炉跟随、汽轮机跟随方式时机组需求指令跟踪机组实际出力。（）机前压力设定值产生系统。该部分静态参数设置、调试有以下内容：）设置函数参数，根据实际负荷计算滑压运行方式的压力设定值，该函数的设置主要是根据机务提供的技术资料。）设置压力设定值的速率变化限制值、最大最小幅值等参数。（）机炉全手动控制方式。该部分静态参数设置、调试有以下内容：）设置汽轮机主控制器输出至DEH的信号、负荷参考信号的量程，保证二者一致。）设置锅炉主控制器输出信号、燃
58、料控制指令的量程，保证二者一致。（）锅炉跟随控制方式。初步设置：）各个前馈环节的比例、微分参数；）DEB指令计算环节的参数；）补偿环节参数；）锅炉主控PI控制器人口热量信号与DEB指令信号的量程参数，保证二者标度范围一致；）锅炉主控PI控制器参数。上述参数的设置主要是依靠经验，基本上等于其他同类机组的相关参数。（）汽轮机跟随控制方式。初步设置汽轮机主控PI控制器参数，主要是两方面：）机前压力及其设定值的标么化，一般是设置成0100%。）TF回路的PI控制器参数初步设置。该控制回路有两种思路，对应的控制器参数有两种设置方式：传统的PI无差控制思想，此时由于该回路时间常数较小，积分时间设置相对较短
59、；有差控制思想，由于TF控制机前压力。不必要和其设定值之间误差为零，只要稳定机前压力即可，有一定的误差没有本质影响，因此可将积分时间相对随意地设置一个较大值，而主要调整比例作用。（）协调控制方式。初步设置：）汽轮机主控PI控制器参数2）锅炉主控PI控制器参数）前馈环节的比例、微分参数三、系统热态调试协调控制系统的热态调试是在冷态调试确保系统回路、逻辑正确的基础上，在机组运行并具有一定的负荷出力之后，将系统投入自动运行状态，主要工作是对控制器参数进行调整，同时包括少量可能的控制回路、逻辑的组态修改。一般地，在机组负荷出力达到50%60%之后，协调系统投入自动运行和热态调试。协调系统的热态调试还要
60、满足下列条件：（1）锅炉运行正常，燃烧稳定。（）机组功率、负荷指令、主蒸汽压力、调速级压力、总风量、总燃料量等主要参数准确可靠、记录清晰。（）DEH系统的转速控制、功率控制以及其他功能正常，能够转入CCS控制方式。（）送引风控制系统、给水控制系统、汽温、除氧器水位等主要子系统投入自动运行，并且调节品质良好。（）协调控制系统各运行方式转换正确，相应的参数初步设置合理，汽轮机主控、锅炉主控等手自动操作站工作正常，跟踪正确，没有强制切手动信号发生。1锅炉主控、汽轮机主控操作器全手动运行锅炉主控、汽轮机主控操作器全手动运行方式调试方式调试（）将锅炉主控、汽轮机主控的操作器置于手动状态。具体操作为：将燃
61、料系统一个或者多个层（分）操作器投入自动状态，锅炉主控操作器（即燃料总操作器）置于手动状态；在确保CCS和DEH之间的接口信号正确的基础上，将DEH投入遥控状态，汽轮机主控操作器置于手动状态。（）手动操作锅炉主控、汽轮机主控操作器。具体操作如下：）在显示器画面上手动改变锅炉主控操作器的输出、汽轮机主控操作器维持不动，以确认画面制作正确，点击产生的指令变化率大小合理，方向正确，燃料量以及相应的汽包压力、主汽压力、送引风量变化正确合理，氧量、汽包水位（给水流量）信号在扰动后能够恢复稳定。同时，记录锅炉主控指令、燃料量变化与（汽包压力）、主汽压力的变化曲线，以利于控制器参数调试。）在显示器画面上手动
62、改变汽轮机主控操作器的输出、锅炉主控操作器维持不动，以确认画面制作正确，点击产生的指令变化率大小合理，方向正确，调节汽门开度以及相应的机组实际负荷、机前压力、蒸汽流量、给水流量变化正确合理，（汽包水位信号在扰动后能够恢复稳定）。同时，记录汽轮机主控指令、调节汽门开度变化与机组实际负荷、机前压力、蒸汽流量的变化曲线，以利于控制器参数调试。2锅炉跟随运行方式热态调试锅炉跟随运行方式热态调试（1）锅炉主控自动控制系统回路逻辑检查确认。（）检查相关过程变量、前馈信号，保证显示正常，执行机构动作灵敏。（）投自动前，应使测量值与设定值基本相等，必要时，对PID调节器输出进行限幅保护。（）锅炉主控自动控制系
63、统控制器参数设置。结合前面全手动调试时记录的锅炉主控指令、燃料量变化主汽压力的变化曲线，预置调节器参数。（）试投BF。在前面全手动调试基础上，在显示器画面上将锅炉主控操作器置于自动状态、汽轮机主控操作器于手动状态不变。如果投入自动后相关参数变化较大，甚至导致系统不稳定，则要立即解除自动，查找原因，否则可以维持自动状态。（）控制器参数调试、确定。在BF状态下，维持汽轮机主控操作器输出不变，进行主汽压力定值扰动试验，记录并观察主汽压力及其指令等参数曲线，据此调整锅炉主控PI控制器参数。3汽轮机跟随运行方式热态调试汽轮机跟随运行方式热态调试（1）汽轮机主控TF（通过调节汽门来调节主汽压力）自动控制系
64、统回路逻辑检查确认。（）检查相关过程变量、前馈信号，保证显示正常，执行机构动作灵敏。（3）投自动前，应使测量值与设定值基本相等，必要时，对调节器输出进行限幅保护。（）汽轮机主控TF自动控制系统控制器参数设置。结合前面全手动调试时记录的汽轮机主控指令、主汽压力的变化曲线，预置调节器参数。（）试投TF。在前面全手动调试基础上，在显示器画面上将汽轮机主控操作器置于自动状态、锅炉主控操作器于手动状态不变，切换到TF方式。如果投人自动后相关参数变化较大，甚至导致系统不稳定，则要立即解除自动。查找原因，否则可以维持自动状态。（）控制器参数调试、确定。在TF状态下，维持锅炉主控输出不变，进行主汽压力定值扰动
65、试验，记录并观察汽轮机调节汽门开度、主汽压力及其指令等参数曲线，据此调整汽轮机主控TF系统的PI控制器参数。4锅炉、汽轮机协调运行方式热态调试锅炉、汽轮机协调运行方式热态调试（）汽轮机主控自动控制系统回路逻辑检查确认。（）检查相关过程变量、前馈信号，保证显示正常，执行机构动作灵敏。（）投自动前，应使汽轮机主控、锅炉主控的控制器的测量值与设定值基本相等，必要时，对PID调节器输出进行限幅保护。（）汽轮机主控系统控制器参数以及前馈环节参数设置。一般地结合前面全手动调试时记录的汽轮机主控指令、机组负荷的变化曲线，预置调节器参数。同时预设置汽轮机主控、锅炉主控系统之间的前馈环节参数。（）试投CCS。在
66、前面全手动调试基础上，首先投入BF，系统稳定后，在显示器画面上将汽轮机主控操作器置于自动状态，切换到CCS方式。如果投入自动后相关参数变化较大，甚至导致系统不稳定，则要立即解除自动，查找原因，否则可以维持自动状态。（）控制器参数调试、确定。在CCS方式下，进行主汽压力定值扰动试验，记录并观察燃料量指令、汽轮机调节汽门开度、主汽压力及其指令等参数曲线，据此调整锅炉主控和汽轮机主控系统的PI控制器参数，以及二者之间的前馈环节参数。5. 负荷管理中心内容调试负荷管理中心内容调试（）机组负荷指令的增减操作，试验画面按钮的动作幅度、方向的正确性；试验机组负荷指令的高低限、速率限的设置。（）机前压力（主蒸
67、汽压力）目标值的增减操作，试验画面按钮的动作幅度、方向的正确性；试验压力设定值的高低限、速率限的设置。（）定滑压运行方式调试。具体调试内容如下：）定滑压运行方式切换操作，试验能否无扰切换，以及画面按钮、相应状态显示的正确性。）试验、调试定滑压运行方式的参数，尤其是滑压运行设定值与机组负荷关系的曲线参数的调试。（）AGC一次调频以及RB调试试验。（放后）6负荷摆动试验负荷摆动试验协调控制系统调试、投运完毕后，为检查整个机组模拟量控制系统适应负荷变化的能力以及调节品质，为AGC、一次调频和RB试验打基础，需要进行负荷摆动试验。（）试验条件。机组启动后，已经正常运行，具备带满负荷、安全稳定运行的能力
68、；协调控制系统的各种功能经过试验已投入运行，各模拟量控制系统投入自动运行，调节品质达到机组要求；试验应在70%100%显示器正常工况下进行。（）负荷变动范围。负荷变动试验的负荷变动幅度和负荷实际变化速率按有关标准执行。负荷变动试验的负荷变动幅度为15%MCR；负荷实际变化速率为3%4%MCRmin。（）试验时记录的主要参数。一般记录：机组实际功率、机组负荷指令、主蒸汽压力、速度级压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、锅炉给水流量、汽包水位、烟气氧量、炉膛压力、除氧器水位、凝汽器水位、各加热器水位。（）试验步骤。）确认以下主要系统的自动调节回路投入：主蒸汽压力系统、锅炉给水调节系统、主蒸汽温度调节系统
69、、再热蒸汽温度调节系统、炉膛压力调节系统、送风及氧量调节系统、除氧器水位调节系统。）在各回路自动调节系统工作稳定后，投入协调控制系统机炉协调方式。当机组协调控制投入稳定后，进行负荷摆动试验。）操作步骤：分别将负荷变化率设置为1.5%、2%MCR/min；以10%MCR阶跃量增加减少机组目标负荷指令，观察负荷响应情况并记录机组负荷及各参数变化数据；机组负荷及运行参数稳定后，以10%MCR阶跃量减少增加机组目标负荷指令。观察负荷响应情况并记录机组负荷及各参数变化数据；在不同的负荷变化率下，增减负荷至少三次，以数据三次的平均值为准。（）注意事项。）运行人员密切监盘，注意各主要参数的变化，如发现异常情
70、况，要及时中断试验，按运行规程进行操作，防止事故的发生；）在无异常情况时运行人员要尽量减少操作，以免影响试验效果；）试验前运行操作人员应该对试验措施进行学习，制定相应的反事故措施，作好事故预想。（）搜集试验数据，对数据结果进行整理分析，并编写试验报告。、协调系统投入后品质试验以及指标、协调系统投入后品质试验以及指标对协调系统投入运行后，应该进行必要试验来检验调节品质。一般是进行负荷变动试验和AGC试验，要求满足下列指标。（）负荷变动试验：在机炉协调控制方式下，70%100%负荷范围内，负荷指令以直吹式机组2%Pemin或3%Pemin、负荷变动量为P=15%Pe，分别进行负荷单向变动试验；机组
71、各主要被调参数的动态、稳态品质指标见表。（）AGC负荷跟随试验：在AGC控制方式下，70%100%负荷范围内，负荷指标以1.5%Pemin（直吹式机组），负荷变动量为P=10%Pe的斜坡方式连续增、减（或减、增）各一次的双向变动试验；机组各主要被调参数的动态、稳态品质指标见表。注600MW等级直吹式机组：指标为合格指标，指标为优良指标。600MW等级以下直吹式机组：指标为合格指标，指标为优良指标。300MW等级及以上中间储仓式机组：指标为合格指标，指标为优良指标300MW等级以下中间储仓式机组：指标为合格指标，指标为优良指标BR现场试验现场试验一、试验条件一、试验条件（1）机组主辅机运行正常。
72、（）锅炉炉膛安全监视保护系统FSSS、汽轮机保护、发电机保护等主保护必须投入，且动作正确可靠。（）高低压旁路系统运行良好。（）各相关控制系统投人自动方式，特别是协调系统投入自动方式，且能够经受较大幅度的负荷扰动，控制品质良好。（）汽轮机电液控制装置中的电调投入可靠，且具备良好的负荷控制特性。二、试验方法二、试验方法RB试验是一个既具有相当难度，又有一定危险性的试验，所以应该本着既安全可靠又接近实际运行工况的思想制定RB试验方案。主要有如下工作：（）确定RB试验的具体项目。（）确定RB试验的各辅机的具体降负荷幅度和速率。（）确定各种RB试验的具体步骤及应采取的安全措施。三、试验步骤与方法三、试验
73、步骤与方法试验项目的确定一般大型机组协调系统的RB设计有好多个项目，但具体到每台机组，应合理选择试验项目，做到既不漏作，又不重复试验。根据这一原则一般需做RB的项目主要有台送（引）风机、台给水泵、磨煤机（或给粉机），其他RB项目可视具体机组情况而定。各辅机RB的最大出力的确定RB辅机最大出力一般应确定在不低于机组最低稳燃负荷的基础上，根据具体辅机RB的可能最大出力而定。具体方法为：模拟某一辅机RB的工况，逐步调整机组的出力至稳定运行可能的最大值，将此最大值降低5%作为该工况RB的最大出力。对于有两台并列运行的设备，需分别确定出两个最大负荷值，取其中较小作为该工况下的最大值。依次类推，逐一确定出
74、各辅机故障时RB的机组最大出力。RB速率的确定应根据不同辅机故障对机组运行参数的不同响应特性，借鉴运行人员成功处理RB故障的经验具体确定。RB速率决定了锅炉减燃料的速度，速度过快或过慢都会造成机组参数的不稳定，不同的辅机故障应采用不同的RB速率。进行实际RB试验（）机组主辅机运行正常，所有重要保护投人运行。（）各相关系统投入自动。（）燃料主控投人自动，投人协调方式。（）上述系统运行正常后进行RB试验。（）为安全起见，每一种RB试验均按负荷的降幅分两步进行，第一步为半幅值试验，第二步为全幅值试验，第一步成功后再进行第二步。试验的安全措施（）试验前应进行油枪试验，以便必要时投油助燃。（）试验中，一旦发生异常应采取相应的措施。（）试验中发生炉膛负压波动较大，燃烧不稳时应投油助燃。（）必要时切除部分自动进行手动干预。（）严重时应立即停止试验，并按规程要求处理。（）影响设备、机组安全时应按规程停机。（）运行部门应根据试验方案制定必要的事故预想及相关的安全措施。
