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协 调 控 制 系 统第七章
Coordinated Control System
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第一节 协调控制系统的基本概念随着电力工业的发展，高参数、大容量、单元制的火力发电机组在电网中所占的比例越来越大。
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运行系统。
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。
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一、单元机组负荷控制的特点
（ 1）随着大容量机组在电网中的比例不断增大，以及因电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，大容量单元机组的运行方式也逐步发生了变化，过去常常只带固定负荷的大机组，现在也需求根据电网中心调度所的负荷需求指令和电网的频率偏差参与电网的调峰、调频，甚至在机组的某些主要辅机局部故障的情况下，仍然维持机组的运行。
（ 2）在单元制运行方式中，要求锅炉和汽轮发电机：
单元机组实发电功率与负荷要求是否一致，反映了机组与外部电网之间能量的供求平衡 ；
共同保障外部负荷需求 ——
共同维持内部参数稳定 ——
（主蒸汽压力）
而主蒸汽压力则反映了机组内部锅炉与汽轮发电机之间能量的供求平衡关系。
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然而，锅炉和汽轮发电机的动态特性存在着很大差异，
即汽轮发电机对负荷请求响应快，锅炉对负荷请求的响应慢，
所以单元机组内外两个能量供求平衡关系相互间受到制约，
外部负荷响应性能与内部运行参数稳定性之间存在着固有的矛盾。
单元机组负荷控制中的一个最为主要的特点
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二、协调控制系统及其任务单元机组协调控制系统 （ Coordinated Control System） 简称 CCS,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，这是单元机组的负荷控制系统。
协调控制系统的含义协调控制系统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，即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，对内维持主蒸汽压力偏差在允许范围内。
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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，能维持二者之间的能量平衡，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，使机组在负荷变化过程中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。
4．协调外部负荷请求和主 /辅设备实际能力的关系。在机组主 /辅设备能力受到限制的异常情况下，可根据实际，限制或强迫改变机组负荷。这是 CCS的连锁保护功能。
协调控制系统的主要任务是：
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为了提高机组的响应性能，可在保证安全运行（即主蒸汽压力在允许范围内变化）的前提下，充分利用锅炉的蓄热能力。即在负荷变动时，通过汽轮机进汽调节阀的适当动作，
允许汽压有一定波动而释放或吸收部分蓄能，加快机组初期负荷的响应速度。与此同时，根据外部负荷请求指令加强对锅炉侧燃烧率（及相应的给水流量）的控制，及时恢复蓄能，
使锅炉蒸发量保持与机组负荷一致。
三、协调控制的基本原则根据被控对象动态特性的分析可知：
锅炉燃烧率改变?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。
—— 负荷控制的基本原则，也是机炉协调控制的基本原则。
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四、常见的协调控制方式
1．以锅炉跟随为基础的协调控制方式
—— 是在汽轮机侧控制负荷（输出电功率） NE,锅炉侧控制主蒸汽压力 PT的基础上，让汽轮机侧的控制配合锅炉侧控制 PT的一种协调控制方式。
如图所示。
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汽机调负荷由于主汽压对燃烧率的响应存在着较大惯性，
会使主汽压出现较大的暂态偏差。为此，可将主汽压偏差?P信号引入汽轮机侧的控制之中，
以限制汽轮机进汽调节阀的开度变化，减小 PT
的动态变化。
锅炉调汽压
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—— 是在锅炉侧控制负荷（输出电功率） NE,汽机侧控制主蒸汽压力 PT的基础上，让汽机侧的控制配合锅炉侧控制 NE的一种协调控制方式。如图所示。
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锅炉调负荷为提高机组的负荷响应能力，将负荷偏差信号?N引入汽轮机侧的控制之中，以此改变汽轮机进汽阀的开度，在锅炉侧响应负荷的迟缓过程中，暂时利用蓄能使机组迅速作出负荷响应。
汽机调汽压
2．以汽轮机跟随为基础的协调控制方式
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锅炉跟随方式是一种,借贷,方式。 在此基础上建立的协调控制方式是以降低汽机负荷响应性能为代价来换取汽压控制质量提高的。以兼顾负荷响应和汽压稳定二者的控制质量。
汽轮机跟随方式是一种,量入为出,方式。
在此基础上建立的协调控制方式是以 加大汽压动态偏差为代价换取负荷响应速度提高的 。以兼顾负荷响应和汽压稳定二者的控制质量。
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—— 是上述两种协调控制方式的综合，如图所示。
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机、炉同时调负荷机、炉同时调汽压既具有较好的负荷适应性能，又具有良好的汽压控制性能，是一种较为合理和完善的协调控制方式，但系统结构比较复杂 。
—— 双向协调 。
3．综合型协调控制方式
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各种协调控制方式，都是从处理,快速负荷响应和主要运行参数稳定,这一对源于机、炉动态特性差异的矛盾出发而设计的。
五、协调控制系统的基本组成负荷管理控制中心（ LMCC）
机炉主控制器相关的锅炉、汽轮机子控制系统单元机组协调控制系统是由：
所组成。如图所示。
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第二节介绍第三节介绍第四至七节介绍
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协调控制系统在不同容量的单元制机组中都有应用，
但由于种种 300MW机组普遍应用了 DCS,其协调控制系统的优点更为突出，概括的讲有以下几点：
六,300MW机组协调控制系统的主要优点
1．既能使大型单元制机组较快地满足外部负荷变化的要求；
又能保证机组本身的稳定，维持机组内部的能量平衡，
其标志是主蒸汽压力 PT的稳定。
2．系统具有多种控制方式，并能无扰地进行控制方式的切换，以适应机组不同工作状态对控制方式的要求。
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4．具有比较完善的监视装臵，能通过 CRT屏幕进行图象和数据显示，以利运行人员工作。
5．具有几十种功能很强的运算功能块，可利用系统的组态工具，方便灵活地实现系统的组态与修改，组成各种实用的简单或复杂的控制系统及逻辑电路，而且具有自整定功能。
3．具有比较完整的连锁、保护等逻辑控制电路，能使机组在限定的负荷范围运行；能控制机组升降负荷的速率；
能在机组局部故障时自动地使负荷升或降到机组当时能承担的程度，而不致于因局部故障造成整个机组停运的事故。
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6,采用了冗余措施 （ 如采用双变送器等 ）,系统具有较高的安全可靠性 。
由于不同厂家生产的火电机组,采用不同的控制设备
（ 不同厂家的 CCS）,应用不同的制粉系统,其协调控制系统的实现方案也各有所异,但它们所遵循的基本原则是一致的 。
本章将以 300MW机组采用 INFI-90分散控制系统实现的协调控制方案为主,对上述有关内容进行介绍 。
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第二节 负荷管理控制中心（ LMCC）
一、负荷管理控制中心的功能根据电网负荷请求和机组的实际运行状态，从所接受的电网中心调度所负荷分配指令 ADS,运行人员手动设定负荷指令、电网频率自动调整指令?f中，选择其中一种或两种指令。即：
1．外部负荷指令的选择其中运行人员手动设定负荷指令和 ADS指令不能同时被选择，而它们均可分别与?f指令一起被选择。
在机组带固定负荷时，选择运行人员手动设定负荷指令；
在机组带变动负荷以协调方式运行时，选择 ADS指令；
在机组参与电网一次调频时，选择?f指令。
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LMCC设臵了出力限制回路，运行人员可通过 DCS的人机接口，设定最大 /最小负荷限值，使机组在允许的出力范围内正常工作。例如，一台汽动给水泵运行时，机组只能带
50%的最大连续出力（ Maxium Continuous Rate 简称 MCR）；
一组送、引风机运行时，只能带 50%的 MCR。
2．机组最大 /最小负荷限制
LMCC设臵了负荷指令变化速度限制回路，可根据机组当前变负荷的能力，对负荷指令的变化速率进行限制，避免负荷变化太快引起机组故障。
运行人员可通过 DCS的人机接口，设定负荷变化速率限制值,
3．负荷指令变化速率限制
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在 正常 情况下，实际限制值是由人为设定值和汽轮机
（或锅炉）热应力计算结果中的小值来决定的。
在 非正常 情况下，如负荷迫升 /迫降（ RUN UP/RUN
DOWN 简称 RU/RD）,负荷返回（ RUN RACK简称 RB） 时，分别采用不同的速率限制值。
当机组的设备或控制系统出现异常情况时，不管外部对机组的负荷要求如何，为了保证机组和协调控制系统的继续运行,LMCC可对负荷指令进行修改，使机组负荷降到适当水平。
4．负荷指令的修改二、负荷管理控制中心的组态某 300MW机组 LMCC的组态，如图所示：
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机组故障时,LMCC将根据不同的故障现象分别采用：
负荷返回（ RB）,
负荷迫降（ RD）,
闭锁增 /减（ BI/BD）
等指令修改正常的负荷指令。
某 300MW机组形成这些指令的项目可参见下表。
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指令 形 成 项 目
RB
1,失去送风机 （ 5 3 % ）
3,失去引风机 （ 5 3 % ）
5,失去煤层 （ 2 4 % ）
7,失去炉水循环泵 （ 5 3 % ）
2,失去锅炉给水泵 （ 6 3 % ）
4,失去一次风机 （ 5 3 % ）
6,失去闭式循环水泵 （ 5 3 % ）
RD
1,给水 RD 请求：任一给水泵达 1 0 0 % 出力，且给水流量小于给水流量指令一定限值时；
2,燃料 RD 请求：燃料指令达 1 0 0 %,且实际燃料量低于燃料量指令一定限值时；
3,风量 RD 请求：送风机动叶达 1 0 0 %,且实际风量小于风量指令一定限值时；
4,炉膛负压 RD 请求：引风机动叶达 1 0 0 %,且炉膛压力高于设定一定限值时；
5,送风机 RD 请求：任一送风机接近喘振区时；
6,一次风机 RD 请求：任一一次风机接近喘振区时；
7,汽包水位 RD 请求：任一给水泵达满出力，且水位低于设定一定限值时。
BI
1,燃料量已达 1 0 0 % ；
3,引风机开度指令达最大；
5,汽轮机阀位指令达上限值；
7,燃料量小于指令过多；
9,风量低于指令过多；
11,炉膛负压太低；
2,送风机开度指令达最大；
4,实发功率小于指令达到一定限值；
6,主蒸汽压力小于设定达一定限值；
8,送风机、一次风机能量超过限值；
10,UM 自动时,N
0
大于或等于其高限值；
12,给水 RD 请求。
BD
1,两台送风机指令均至最小；
3,汽轮机阀位指令达最小；
5,炉膛负压过大；
7,燃料量小于指令过多；
9,总燃料量小于最小限值；
2,UM 自动时,N
0
小于或等于低限值；
4,给水流量小于指令超过限值；
6,机组功率大于指令超过限值；
8,主蒸汽压力大于设定值超过限值；
10,两台汽动给水泵均至最小出力。
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1,RB指令协调控制方式下,若主要辅机故障突然停运时,将形成 RB
指令,该指令迫使机组负荷快速下降到辅机设备所能承受的负荷水平上,同时 RB指令送到燃烧器管理系统 （ BMS）,切除部分燃烧器 。 RB发生时,负荷下降速率视失去辅机对机组安全运行的威胁程度而异 。
2,RD指令协调控制方式下,若某些故障的间接指标值已经较大 （ 例如,汽包水位比给定值低得太多 ） 时,意味着情况严重,将形成 RD指令,该指令迫使实际负荷指令下降,直至故障间接指标值不太严重为止 。 RD指令的变化速率一般控制在 3%/min
以内,并与间接指标值大小成正比 。
RB,RD,BI/BD指令在负荷控制中的作用：
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3,BI/BD指令在协调控制方式下,若在改变负荷指令的过程中检测到故障的间接指标值 （ 如给水指令与给水流量的偏差值 ） 已较大时 （ 一般比 RD程度轻 ）,将形成 BI/BD指令 。 该指令将闭锁负荷指令向扩大故障的方向改变,防止故障的进一步扩大,
而在非扩大故障方向上仍允许负荷指令的改变 。
第三节 机炉主控制器机炉主控制器由汽轮机主控制器（ TM） 和锅炉主控制器 (BM)组成。是机炉协调控制思想的具体体现之处。
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1．接受 LMCC输出的负荷指令 N。,实发电功率 NE和机前主蒸汽压力偏差?P=P0-PT信号，按选定的基本控制方式
（锅炉跟随或汽轮机跟随），进行常规的反馈控制运算。
2,根据机,炉之间的能量平衡要求,在反馈控制的基础上引入某种前馈控制,使机炉之间能量在失去或刚要失去平衡时,及时采取前馈控制运算,产生限制能量失衡的控制作用 。
3,根据不同的控制方式和前馈一反馈控制运算结果,发出适应外部负荷需求或满足机组运行要求的汽轮负荷指令
NT和锅炉 NB,以指挥各子控制系统的运算 。
4,实现不同控制方式 （ 如锅炉跟随,汽轮机跟随,协调控制等方式 ） 之间的切换 。
一、机炉主控制器的功能
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协调控制功能，是在锅炉跟随（或汽轮跟随）控制方式的两个相对独立的反馈回路基础上，引入合适的前馈控制方式予以实现的。引入的前馈补偿信号，使机炉两个相对独立的反馈控制回路彼此联系，且协调动作。
根据前馈控制通道设计,有两种不同类型的协调控制系统 。
二、不同前馈方式的协调系统这类协调控制系统的特点是：应用负荷指令信号 N0来间接平衡机、炉之间的能量关系。
1．按负荷指令间接平衡的协调控制系统其系统的结构原理如图所示。
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图中符号说明参见附录一。
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ò PI以汽轮机跟随为基础的 CCS主控制器
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（ 1）锅炉主控制器当负荷指令 N0改变时，产生锅炉负荷指令 NB控制锅炉的各子控制系统，以适应 N0的需求。由原理图可知,NB的生成为：
其中：
)()1()(1 020001 TEB PPKNsNNsNKN s为微分算子（下同）
N0改变时立即改变 NB，
使锅炉燃烧率等及时作出相应改变。
其中的微分作用可使
NB动态超前动作，以加速锅炉的负荷响应。
前馈信号 前馈信号它在稳态时为零，对 NB
无影响作用，而在动态时，该信号可对 NB作适当的修正。
在前馈,粗调,的基础上，锅炉主控制器通过对负荷指令偏差信号的积分运算，可校正 NB指令，即以反馈控制方式校正 NE,最终使 NE=N0。
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汽轮机主控制器的作用是在主汽压力 PT发生变化时，产生汽轮机负荷指令 NT控制汽轮机的 DEH系统，调整汽轮机的进汽调节阀开度，以使 PT稳定在给定值上。由系统原理图可知，
汽轮机主控制器中的 PI调节器入口端信号为：
（ 2）汽轮机主控制器
])1[()( 003 ETN NNsPPKP
前馈信号 N0（ 或 NE） 改变时，具有微分超前作用的前馈信号立即改变 NT，
去控制汽机进汽调节阀开度，以及时利用锅炉蓄能快速响应负荷。
可以认为，是给定值 P0的一个修正量，在 N0变化时，可对 P0
进行 动态修正 ；
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)](1[
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PKPK
NNPPKP
N0>NE时,?PN上升；
N0<NE时,?PN下降；
N0=NE时,?PN =K3（ PT-P0）,由此对 NT进行校正，最终使
PT=P0。
实际主蒸汽压力给定值系统仍可根据机组的负荷偏差（ N0-NE） 修正 P0。
而当 N0不变时有：
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在该系统中,负荷指令 N0作为前馈信号平行地送至机,
炉主控制器,使机炉同时改变负荷,保证了外部负荷的快速响应 。
（ 3）系统分析该系统在燃料发生内扰使锅炉燃烧率增加时,主蒸汽压力 PT和实发电功率 NE都将随之增加,其中 PT比 NE的响应要灵敏 。 因此,燃料扰动初期由于 PT的上升,汽轮机进汽调节阀将开大,这对汽轮机侧又是一个扰动 。 即这种系统消除锅炉侧内扰的能力比较差 。
当汽轮机进汽调节阀有扰动时,主蒸汽压力与实发电功率变化方向相反,一般控制回路能较快消除 。
由于该系统采用间接反映机炉之间能量平衡关系的负荷指令 N0作为协调控制的前馈信号,故称之为负荷指令间接平衡的协调控制系统 。
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这类 CCS的特点是：应用能量信号 (汽机第 1级后的压力
P1与主汽压力 PT的比值 P1/PT)作为前馈信号，直接平衡机炉之间的能量关系。
2．按能量信号直接平衡的协调控制系统
P1/PT称为 能量信号,是因为它与汽机进汽调节阀的开度成正比，任何原因引起进汽调节阀开度变化,P1/PT都能灵敏的响应。反映了汽轮机的输入能量。
按能量信号直接平衡的 CCS结构原理，如图所示。
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以锅炉跟随为基础的 CCS机炉主控制器
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（ 1）锅炉主控制器其中,
锅炉负荷指令 NB生成：
TT
TB P
Ps
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PPP
sKN
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01 )1()(
1
能量信号 P1/PT是锅炉侧的前馈信号,P1/PT变化时立即改变 NB。
其中微分作用可加强动态过程中的 NB指令，以补偿锅炉的惯性。
由于要求动态补偿的能量既与负荷变化率也与负荷水平成正比，所以微分项需要乘以 P1/PT值。
在前馈,粗调,基础上，锅炉主控制通过对?P
信号的积分运算校正 NB指令，
控制 PT最终使 PT=P0。
系统稳态时,PT=P0，
且微分作用消失，此时有
NB=P1/PT。
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它根据输入的负荷指令 N0,实发电功率 NE和 P1信号进行控制运算，生成汽轮机负荷指令 NT。 由系统原理图可知,PI
调节器入口端信号为：
（ 2）汽轮机主控制器
12003 )1()(
1 PKNsNN
sKN EP
前馈信号
N0改变时，该信号及其微分超前作用立即改变?NP,使汽轮机快速响应负荷指令 N0
负反馈作用用来稳定进汽调节阀的动作，
防止动作过头。
这是因为 P1对进汽阀开度的响应比实发功率 NE灵敏，所以能保证进汽阀迅速平稳地响应 N0指令。
在前馈和局部反馈
,粗调,的基础上，
通过对负荷偏差 N0-NE
信号的积分 —— 比例积分串级运算，以控制汽轮机进汽调节阀开度，校正 NE使之最终等于 N0。
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2009-7-28 36
能量平衡信号与功率给定信号性质不同。后者表示电网对机组的负荷要求，前者反映了汽轮机对锅炉的能量要求，
P1/PT信号为协调机炉两个控制回路的工作提供了一个直接的能量平衡信号。
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，此处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。
（ 3）系统分析
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汽机调节阀扰动时，由于采用 P1（ 或 P1/PT） 信号，消除扰动也比较快。
当燃烧率自发增加时,PT及 P1均升高,由于 P1响应比实发功率 NE灵敏,在功率积分项尚未改变时就使汽机调节阀关小,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 NB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 （ P0-
PT）,所以锅炉侧消除内扰的能力较强 。
通过上述分析不难看出，能量信号直接平衡的协调控制系统，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。
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三、典型的机炉主控制器
（一）锅炉主控制器组态如图所示,
￥¤
X
￥¤
P 0
P T
- +
N B
N E N 0
°à× í¨μà
+ -
K
T
M/A
f (x) 1
f (x) 2
f (x) 3
f(x)
á
f (x) 4
P 1
PID 1?ò d/dt
K PID 2?ò d/dt
该锅炉主控制器的任务是维持主蒸汽压力的稳定、消除主蒸汽压力的偏差。
在不同的控制方式下其工作原理不同：
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这是在汽轮机跳闸或 DEH系统由,遥控,变为,本机,控制时，所选择的一种控制方式。
（ 1）锅炉跟踪控制方式下此时，锅炉主控器用以保证主蒸汽压力稳定，使锅炉跟踪汽轮机负荷。为此锅炉主控制器将 LMCC产生的 N。 通过函数器 f2(x)修正主汽压偏差 P0-PT信号，并作为 PID1调节器的输入，
使输出的 NB指令响应 N0（ 同方向）；在动态过程中，主汽压偏差信号又不断校正 NB,以维持压力的稳定。
锅炉主控制器采用能量平衡信号（ P1/PT） P0作为锅炉负荷指令 NB的前馈信号。其中 P1由主汽流量信号转换得出；
P1/PT代表调节阀的有效开度；（ P1/PT） P0代表汽轮机对锅炉提出的能量需要（稳态时就是 P1）。 采用该信号作为前馈信号，能使燃烧率等及时随负荷需求改变，可提高主汽压力的稳定性。
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这是机、炉主控器均正常情况下,LMCC投入自动，接受电网中调所负荷指令时，机炉主控制器所选择的一种控制方式。
（ 2）协调控制方式下此时，锅炉主控器用以消除主汽压力偏差，保证机、炉之间能量供需平衡。为此锅炉主控器的反馈控制回路中，以主汽压力 PT为被控量，通过 PID2的控制作用校正 PT等于 P0。
为提高锅炉侧的负荷响应速度，当 LMCC给出的 N0发生改变时，通过 f3(x)转换为锅炉负荷的前馈信号，使锅炉主控器在消除主汽压力偏差的过程中，适应汽轮机的负荷变化，提高锅炉的负荷响应能力。
除此之外，当负荷偏差超过设定值时，它通过 f1(x)转换为锅炉负荷的另一个前馈信号，且作用于 PID2的入口端，以加强
PID2的控制输出，尽快使锅炉满足汽轮机的负荷需求，协助汽机侧消除负荷偏差，同时也提高主汽压力的稳定性。
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在此控制方式下，锅炉主控器的输出 NB通过 M/A站手操控制，其控制过程完全根据运行人员的指令进行。
（ 3）手动控制方式下
燃料主控处于手动 （ 此时锅炉主控制器实际上已失去对锅炉负荷的控制能力 ） ；
两台送风机均处于手动；
所有主蒸汽压力信号故障；
协调方式下,负荷 （ 功率 ） 信号故障；
非协调方式下,蒸汽流量信号 （ 或 P1信号 ） 故障；
用于机组主控制系统状态指示和方式切换的数字逻辑站 （ DLS） 处于手动 。
锅炉主控器由自动切为手动状态的条件，是下列情况之一：
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汽机主控器的组态如图所示。
（二）汽轮机主控制器
￥¤
￥¤
P 0P T
- +
N T
N E N 0
°à× í¨μà
+-
T
M/A
f (x) 1
f (x) 2
N B
ù?ú
f (x) 3
f (x) 4
K?ò K?òPI 1 PI 2
有两个可供选择的反馈控制回路：
负荷控制回路对应于协调控制方式
主汽压力控制回路对应于汽机跟踪控制方式这两种方式在自动控制状态下，
可通过切换 T进行切换自动与手动控制状态之间的切换，由 M/A站予以实现的。
该主控制器处于不同控制方式下，
其控制任务和工作原理不同。
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这是在锅炉燃料主控处于手动、或负荷信号故障、或两台送风机均处于手动时，主控制器所选择的一种控制方式。
（ 1）汽轮机跟踪控制方式下此时，汽机主控制器的任务是控制主汽压力的稳定。压力控制是在单回路反馈控制（汽机侧的主汽压力反馈）的基础上，引入锅炉主控器输出 NB作为前馈信号，来改善压力控制的效果。 此时 NB是锅炉主控器处于手动状态下的输出，它或是跟踪燃料主控手动的总燃料量，或是燃料主控自动时运行人员的指令。
机前的主汽压力不同时，相同进汽阀开度下汽机负荷是不相同的。因此，汽机主控器中采用 PO对前馈信号 NB进行校正，
以使压力给定较低时，增强前馈作用，反之亦然。
汽机进汽阀扰动下,主汽压力的变化几乎无迟延,此时,
系统相当于一个随动系统,主汽压力可以有良好的控制效果 。
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该方式下汽机主控器的任务是控制机组实发电功率 NE=N。
由 LMCC给出的 N。 同时送到锅炉、汽机主控制器。汽轮机主控器将 NO与 NE比较形成偏差信号，经高低限幅后送入 PI1调节器进行控制运算，其结果送到 DEH系统，控制汽轮机进汽阀开度，使 NE=NO。
汽机主控器引入 NO作为前馈信号,旨在让进汽阀动态过调,以改善机组的负荷适应能力 。 与汽机跟踪方式中的前馈信号 NB一样,这里也采用 PO对前馈信号 NO进行了校正 。
为了不使压力波动太大,NT还受到机前压力偏差信号的约束 。 即将机前压力偏差信号经 f1(x)与负荷偏差信号迭加,
由于 f1(x)设臵有小于或等于机组允许主汽压力的死区,当压力波动超过死区限值时,将按压力偏差成比例地限制汽机负荷指令,以减小压力的波动 。 此时,锅炉侧仍按负荷指令去控制燃烧率,从而使机前压力很快回到允许的波动范围内 。
（ 2）协调控制方式下
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在此控制方式下，汽轮机主控制器的输出 NT通过 M/A站进行手操控制，其控制过程完全根据运行人员的指令进行。
此时，要求汽轮机的 DEH系统臵于,远控,状态。
（ 3）手动控制方式下
汽轮机跳闸；
DEH系统处于,本机,控制状态；
所有主蒸汽压力信号故障；
用于机组主控制系统状态指示和方式切换的数字逻辑（ DLS） 处于手动。
汽轮机主控制器由自动状态切为手动状态的条件，是下列情况之一：
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机炉主控制器除存在上述锅炉跟踪、汽轮机跟踪，协调等控制方式外，还存在一种基本控制方式，共有四种控制方式。
基本控制方式,是在所有主蒸汽压力信号故障，或锅炉跟踪方式下蒸汽流量信号故障时，锅炉主控制器和汽轮机主控制器均处于手动状态下的一种控制方式。
（三）控制方式及其跟踪问题为了实现各种控制方式之间的无扰切换，系统设计有完善的自动跟踪功能，如图示意。
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T
M/A
TR
N B
总燃料量
TR TR
K
PID 1
∫ d / d t K ∫ d / d t
PID 2
T
M/A
TR
汽机负荷基准反馈
TR TR
K
PI 1
∫
PI 2
K ∫
N T
1．基本控制方式下,
汽机主控器输出跟踪来自 DEH系统的负荷基准反馈，保证
DEH由,本机,切为,远控,方式时无扰动；锅炉主控器输出跟踪总燃料量信号，保证燃料主控由手动?自动的无扰切换；汽机主控器的 PI2调节器输出跟踪 NT,使汽机主控器投入的自动（汽机跟踪）时输出无扰动，锅炉主控器的 PID1调节器输出跟踪 NB,当锅炉主控器投入自动
（锅炉跟踪）时输出无扰动。
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2．汽轮机跟踪控制方式下,
汽机主控器的 PI1调节器输出跟踪 NT,使由该控制方式切换到协调控制方式时系统无扰动。
3．锅炉跟踪控制方式下,
锅炉主控器的 PID2输出跟踪 NB,使由该控制方式切换到协调控制方式时系统无扰动。
4．协调控制方式下,
汽机主控器的 PI2调节器输出跟踪 PI1调节器的输出（即
NT）,锅炉主控器的 PID1调节器输出跟踪 PID2调节器的输出（即 NB）,以保证系统由该方式切换到其它任何方式时无扰动。
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第四节 燃烧控制系统燃烧控制系统包括：燃料量控制系统、送风控制系统和炉膛压力控制系统等。
单元机组能量的输入是靠燃料的及时供给和炉膛内的良好燃烧来保证的。燃料量控制系统的任务是 —— 控制进入机组的燃料量，使燃料燃烧所提供的热能满足蒸汽负荷的需求。
燃料量控制系统的结构方案与制粉系统设备的选型以及设计有关。这里以 300MW机组普遍采用的中速磨煤机直吹式制粉系统的燃煤量控制为例介绍。
该系统采用 6台 RPB-783中速磨煤机和 6台 STOCK8221给煤机,燃料 （ 给煤 ） 量的控制是通过改变给煤机的转速予以实现的 。
一、燃料量控制系统
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燃煤量控制系统的基本组态如图所示。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
给煤量
A B C D E F
∑
3
∑
∑
热量信号燃油发热量+ -
煤实际发热量
+
-
M/A
f(x)6
0
÷
3
发热量校正
0.85-1.15
总给煤量信号理论发热量煤的计算发热量
+-
K
PID
∫ d/dt
K
PID
∫ d/dt
∑
≯≮
M/A
<
A给煤机转速指令
f(x)5
A磨煤机一次风量
+
-
B C D E FA
1．系统的工作原理
(1) NB指令经给水温度校正和总风量交叉限制后，
得到总燃料量指令 NB1；
NB1
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燃煤量控制系统的基本组态如图所示。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
给煤量
A B C D E F
∑
3
∑
∑
热量信号燃油发热量+ -
煤实际发热量
+
-
M/A
f(x)6
0
÷
3
发热量校正
0.85-1.15
总给煤量信号理论发热量煤的计算发热量
+-
K
PID
∫ d/dt
K
PID
∫ d/dt
∑
≯≮
M/A
<
A给煤机转速指令
f(x)5
A磨煤机一次风量
+
-
B C D E FA
1．系统的工作原理
(2)总燃料量指令减去实际燃油量所得到的是燃煤量指令 NB2 。
NB2
NB1
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燃煤量控制系统的基本组态如图所示。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
给煤量
A B C D E F
∑
3
∑
∑
热量信号燃油发热量+ -
煤实际发热量
+
-
M/A
f(x)6
0
÷
3
发热量校正
0.85-1.15
总给煤量信号理论发热量煤的计算发热量
+-
K
PID
∫ d/dt
K
PID
∫ d/dt
∑
≯≮
M/A
<
A给煤机转速指令
f(x)5
A磨煤机一次风量
+
-
B C D E FA
1．系统的工作原理
(3)NB2作为给定值在 PID
入口与实际总给煤量信号进行比较，其偏差值经 PID运算、手动 /自动站、速率限制后，形成并行控制在役给煤机的指令 NB3，控制给煤机的转速，进而改变给煤量。
NB2
NB1
NB3
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燃煤量控制系统的基本组态如图所示。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
给煤量
A B C D E F
∑
3
∑
∑
热量信号燃油发热量+ -
煤实际发热量
+
-
M/A
f(x)6
0
÷
3
发热量校正
0.85-1.15
总给煤量信号理论发热量煤的计算发热量
+-
K
PID
∫ d/dt
K
PID
∫ d/dt
∑
≯≮
M/A
<
A给煤机转速指令
f(x)5
A磨煤机一次风量
+
-
B C D E FA
1．系统的工作原理
(4)NB2还作为给煤量的前馈控制信号，通过函数器
f(x)4作用于 PID调节器，用以提高系统的动态适应性。
NB2
NB1
NB3
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燃煤量控制系统的基本组态如图所示。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
给煤量
A B C D E F
∑
3
∑
∑
热量信号燃油发热量+ -
煤实际发热量
+
-
M/A
f(x)6
0
÷
3
发热量校正
0.85-1.15
总给煤量信号理论发热量煤的计算发热量
+-
K
PID
∫ d/dt
K
PID
∫ d/dt
∑
≯≮
M/A
<
A给煤机转速指令
f(x)5
A磨煤机一次风量
+
-
B C D E FA
1．系统的工作原理
(5) f(x)4用来设置前馈作用的强度，其设置原则为：机组出力改变的初始阶段，控制燃煤量有足够的幅度，使主蒸汽压力尽快恢复到给定值，且控制过程动态偏差较小，但又不能使燃料量波动太大而影响燃烧的稳定性。
NB2
NB1
NB3
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2．给水温度对锅炉负荷指令的校正给水温度校正信号是给水温度与其设计值的差值通过函数器 f(x)1
产生一修正系数，它与锅炉负荷指令相乘，使之在对锅炉燃烧率进行控制之前得以校正。
如当给水温度低于其设计值时，
适当增强锅炉负荷指令，多加些煤和风，以满足锅炉的能量需求。提高系统的适应性和稳定性。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
总给煤量信号
+-
K
PID
∫ d/dt
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3．总风量的限制作用正常燃烧要求,总燃料量?总风量,,
否则，控制系统必须降低其控制输出，减少给煤量。
系统中，经给水温度校正的锅炉负荷指令，通过函数器 f(x)0转换为总燃料量指令；
而锅炉的总风量信号通过函数器 f(x)2转换为最大允许燃料量指令（燃料量的上限值）。
二者经低值选择器，选择其中低者作为输出。
正常情况下，一般是总燃料量指令通过低选。只有实际风量因某种原因偏低时，则由此生成的燃料量上限值通过低选，实现对总燃料量指令的限制，始终保证总风量 >总燃料量，以达到良好的燃烧经济性。
另外,f(x)o输出的总燃料量指令，还通过超前 /滞后滤波器 f(t)加到低值选择器的入口端,f(t)在锅炉主控制器投入自动时起作用，其目的是当 NB增加时，保证先加风后加煤。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
总给煤量信号
+-
K
PID
∫ d/dt
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给煤量
A B C D E F
∑
3
∑
∑
热量信号燃油发热量+ -
煤实际发热量
+
-
M/A
f(x)6
0
÷
3
发热量校正
0.85-1.15
总给煤量信号理论发热量煤的计算发热量
K
PID
∫ d/dt
系统每台给煤机的给煤量信号，由电子重力式皮带给煤机称重装置给出，总燃料量是所有给煤机给煤量的总和。
由于燃煤的品质,水份随时发生变化,即燃煤的发热量非恒定 。 因此,燃料量不能与进入锅炉的热量精确对应,仅用燃料量信号参与反馈控制难以保证控制的质量,为解决这一问题,需对燃料量信号进行发热量校正 。 目前,
煤的发热量尚不能实现瞬时测量,故通常采用热量信号 （ 锅炉的实际吸热量 ） 作为燃煤信号发热量校正的基本依据,如图所示 。
4．给煤量的测量与校正系统中总给煤量与煤的计算发热量之积为煤的理论发热量，热量信号减去燃油的发热量为煤的实际发热量；实际发热量与理论发热量的偏差信号经给定值为 0的 PID调节器,M/A站和函数数器 f(x)6运算，输出发热量校正信号，煤的理论发热量经校正后再除以煤的计算发热量，得到的是额定发热量下的总给煤量信号。
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2009-7-28 58
热量校正系统在锅炉负荷指令 NB变化较大时,将自动挂起,输出保持；而在下列条件之一满足时,切为手动状态 。
蒸汽流量信号故障；?燃料信号故障；
汽包压力信号故障；?燃料主控制器切为手动；
从燃料主控制器发出的给煤机转速指令，还受到磨煤机入口的一次风量的限制，即一次风量信号输入函数器 f(x)5,产生一次风量下最大允许给煤量（给煤量上限值）对应的转速信号，该信号与给煤机转速指令通过低值选择器选择小者输出，以保证磨煤机在运行中空气量有一定的富裕度，防止磨煤机堵塞。
5．磨煤机一次风量的限制作用
∑
≯≮
M/A
<
A给煤机转速指令
f(x)5
A磨煤机一次风量
+
-
B C D E FA
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燃料主控制器输出的总燃煤指令对
6台给煤机转速并行控制，当投入自动的给煤机台数不同时，整个控制回路的控制增益是不同的。
为了保证各工况下控制系统的稳定，
必须按投入自动的实际给煤机台数，
进行系统的增益修正。
本系统采用函数器 f(x)7和适配器
ADAPT来实现这一功能，考虑到 6台给煤机在正常情况下,5台运行 1台备用，
所以取 5台给煤机自动运行时，系统增益修正系数为 1。当 n台给煤机投入自动运行时，系统增益修正系数为：
Kn=5/n
6．控制回路的增益修正
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
总给煤量信号
+-
K
PID
∫ d/dt
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2009-7-28 60
保证燃料在炉膛中充分燃烧是送风控制系统的基本任务。
由于一次风是通过制粉系统带粉入炉的，所以锅炉的总风量主要由二次风来控制，即这里的送风控制系统是针对二次风控制而言的。
二、送风控制系统目前，国产 300MW机组的送风控制一般设计成：
调整送风机动（静）导叶的开度直接控制进入炉膛的二次风量，利用二次风档板来维持二次风箱压力为给定值。
也有少数进口机组的送风控制设计成：
调整送风机动（静）导叶开度来维持二次风箱压力为给定值，利用二次风档板控制进入炉膛的二次风量的控制方式。
前者更具有普遍性，是这里论及的对象。
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2009-7-28 61
大型火电机组一般采用具有氧量校正的送风控制系统。某 300MW机组送风控制系统的基本结构如图所示。 —— 是一个简单的单回路系统。
1．系统的基本结构与工作原理
Δ
Δ V
∑
V 0 V
+
Δ∑
+ -
+
∨≯
T
A
T
A A
TT
A 0％
A 100％
闭锁指令增/ 减回路闭锁指令增/ 减回路防喘振回路防喘振回路
f(x) f(x)
送风机A 动叶送风机B 动叶
+
K ∫
PI
-
送风调节器（ PI） 接受经过氧量校正的总风量给定值 Vo与实际总风量反馈信号 V的偏差值?V,对此进行控制运算，其输出与为加强送风控制、保证送风量及时适应燃烧需求的前馈信号（此处为总风量给定值 Vo） 迭加后，形成送风机控制指令，分别送至两台送风机的手动 /
自动控制站。
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2009-7-28 62
Δ
Δ V
∑
V 0 V
+
Δ∑
+ -
+
∨≯
T
A
T
A A
TT
A 0％
A 100％
闭锁指令增/ 减回路闭锁指令增/ 减回路防喘振回路防喘振回路
f(x) f(x)
送风机A 动叶送风机B 动叶
+
K ∫
PI
-
在手动 /自动站中，根据设定的偏置值，分别对送风机动叶控制指令进行偏置处理，然后经切换器、
闭锁指令增 /减回路和防喘振回路去改变送风机动叶的开度，从而控制送入炉膛的二次风量，使 V=Vo。
当燃烧器管理系统（ BMS） 发出
,请求自然通风,信号时，两台送风机均切换到手动状态，并以一定速率开至 100%；当顺序控制系统
（ SCS） 发出,关闭送风机动叶,信号时，两台送风机也切至手动状态，
并以一定速率关至 0%。
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2．送风量给定值 Vo的形成
f(x)
空预器前烟气含氧量选择逻辑回路
Δ
T
A A
f(x)
f(x)
∑
∨≯
+
-
总燃料量 主蒸汽流量
f(x)
燃料主控指令
X X
>
f(t)
V
0
(送风量给定值 )
A A
T
∨≯
吹扫风量风量指令最小值
A侧 B侧
PIK ∫
氧量校正回路
Vo由下列四种信号中的最大值者形成：
（ 1）总燃料量信号经函数运算和氧量信号校正后的风量请求值；
（ 2）燃料主控器指令经函数运算和氧量信号校正后的风量请求值；
（ 3）燃料主控制器指令经函数运算、氧量信号校正和 f(t)的超前 /滞后处理后的风量请求值；
（ 4）吹扫风量或最小风量指令经速率限制后的风量请求值。
这是为了：
1、保证点火前的吹扫风量；
2、保证点火初期的最小风量；
3、保证增负荷时先加风后加煤；
减负荷时先减煤后减风，使锅炉始终处于,富氧,的燃烧。
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如上图中虚线部分所示。
该回路以 PI为核心,PI根据空预器前烟气含 氧量测量值 与 氧量给定值 的偏差进行运算，其输出经手动 /自动站和函数器 f(x)
后，形成氧量校正信号。 PI的控制作用最终使测量值与给定值相等，使炉膛燃料充分燃烧。
3．氧量校正回路氧量给定值 由代表机组负荷的主汽流量信号经函数运算后,与运行人员设定的具有速率限制的偏量值迭加而形成的 。
氧量测量值 是通过测量两侧空预器前的氧量,并在二个测量信号中筛选一个恰当的值作为测量值 。 选择逻辑回路的处理原则是：
空预器前烟气含氧量选择逻辑回路
Δ
T
A A
f(x)
f(x)
∑
∨≯
+
-
主蒸汽流量
A侧 B侧
PIK ∫
氧量校正回路
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（ 1） 如果 A,B侧的氧量信号均正常,且 A,B侧两台送风机动叶均处于自动状态,则选择 A,B侧两个氧量信号之小者作为最终氧量信号；
（ 2） 如果 A侧氧量信号正常,且 A侧送风机动叶处于自动状态,但 B侧氧量信号故障或 B侧送风机动叶未投自动,
选择 A侧信号作为氧量信号；
（ 3） 如果 B侧氧量信号正常,且 B侧送风机动叶处于自动状态,但 A侧氧量信号故障或 A侧送风机动叶未投自动,
选择 B侧信号作为氧量信号；
（ 4） 如果 A,B侧氧量信号均故障,或 A,B侧两台送风机动叶均未投自动,则选择 B侧氧量信号作为最终的氧量信号 （ 实际上已通过逻辑回路将氧量校正回路切为手动状态 ） 。
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（ 1） 当炉膛压力高于某一值时,闭锁氧量校正调节器的输出增加 。
（ 2） 当如下条件之一满足时,氧量校正调节器的输出减小闭锁 。
炉膛压力低于某一值；
风量指令小于或等于最小风量指令；
风量指令小于实测总燃料量所需的风量 。
（ 3） 当如下条件之一满足时,将氧量校正控制站切为手动 。
主蒸汽流量信号 （ 由汽轮机调节级压力换算而得 ）
故障；
两台送风机均为手动状态；
两个氧量信号均故障 。
4．系统的闭锁、联锁和保护功能
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（ 4） 当如下条件之一满足时,风量调节器的输出增加闭锁 。
炉膛压力高于某一值；
A送风机处于自动状态且控制指令?100%,B送风机处于手动状态；
B送风机处于自动状态且控制指令?100%,A送风机处于手动状态 。
（ 5） 当如下条件之一满足时,风量调节器的输出减小闭锁：
炉膛压力低于某一值；
A送风机处于自动状态且控制指令?0%,B送风机处于手动状态,
B送风机处于自动状态且控制指令?0%,A送风机处于手动状态 。
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（ 6） 当如下条件之一满足时,使 A（ B） 送风机动叶控制站切为手动：
A（ B） 引风机处于手动状态；
A（ B） 送风机停止；
BMS发来,请求自然通风,信号；
SCS发来,关送风机 A（ B） 动叶,信号；
总风量信号故障 （ 包括 A,B两侧送风量信号和 A、
B两侧一次风 量信号,四者只要其一故障 ） 或总燃料量信号故障 （ 包括燃料量指令信号,总煤量信号和总油量信号三者只要其一故障 ） 。
（ 7） 当 SCS发出,建立空气空道,信号时,两台送风机动叶以一定速率开至 100%。
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（ 8） 系统在 A（ B） 送风机控制通道上设计了防喘振回路 。
它根据二次风量指令和送风机的特性曲线,计算出不同流量下的最大动叶开度,以此作为 A（ B） 送风机动叶开度的限制值 。 防喘振回路无论风机动叶处于自动还是手动状态均有效 。
（ 9） 当炉膛压力高于 （ 或低于 ） 某一值时,将禁止两台送风机动叶的动态开大 （ 或关小 ）,以确保锅炉的安全 。
送风机动叶控制和引风机动叶控制密切相关 。 在投自动时,必须严格遵循如下程序,引风机?送风机?氧量校正 。
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炉膛内的压力直接影响燃烧质量和锅炉的安全性 。 炉膛压力控制 的基本任务,是通过控制引风机动 （ 静 ） 导叶或入口档板维持炉膛压力为给定值,以稳定燃烧,减少污染,保障安全 。
三、炉膛压力控制系统应用 INFI-90实现 300MW机组炉膛压力控制系统的基本结构如图所示 。
1．系统的基本结构与工作原理目前,300MW机组的每台锅炉一般配有两台引风机。
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Δ
Δ P l
∑
+
Δ∑
+ -
+
∨≯
T
A A
TT
A 0％
A 1 0 0 ％
闭锁指令增/ 减逻辑闭锁指令增/ 减逻辑防喘振回路防喘振回路
f ( x )
f ( x )
送风机A 动叶 送风机B 动叶
+
∑∑
∑
T
A A
∨≯
-
选择逻辑回路
A B C
炉膛压力测量
≯
K
A
Δ
+ -
M F T 动态修正值
f ( x )
送风指令低限压力
%
PI
K ∫
该控制系统是一个简单的单回路系统。
压力调节器（ PI） 接受炉膛压力偏差信号?Pl并对此进行控制运算，其结果与送风指令
（前馈信号）迭加，形成引风机的控制指令分别送至两台引风机的手动 /自动站。
在手动 /自动站中，根据设定的偏置量，对控制指令进行偏置处理，然后经切换器、防喘振回路、闭锁指令增 /减逻辑去改变引风机动叶开度，从而控制引风量以及炉膛内的压力。
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当燃烧管理系统（ BMS） 发出,请求自然通风,时，两台引风机的控制站均切换到手动状态，并延时一段时间（约 30
秒）后使两台引风机的动叶以一定的速率开至 100%；
当顺序控制系统 （ SCS） 发出,建立 A（ B） 引风机空气通道,时,B（ A） 引风机控制站切至手动状态,并使 B（ A） 引风机动叶以一定速率开至 100%；
当 SCS发出,关引风机动叶,
信号时,引风机控制站切至手动状态,并使引风机动叶以一定速率关至 0%。
Δ
Δ P l
∑
+
Δ∑
+ -
+
∨≯
T
A A
TT
A 0％
A 1 0 0 ％
闭锁指令增/ 减逻辑闭锁指令增/ 减逻辑防喘振回路防喘振回路
f ( x )
f ( x )
送风机A 动叶 送风机B 动叶
+
∑∑
∑
T
A A
∨≯
-
选择逻辑回路
A B C
炉膛压力测量
≯
K
A
Δ
+ -
M F T 动态修正值
f ( x )
送风指令低限压力
%
PI
K ∫
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三个炉膛压力信号 （ 设为 A,B,C） 经过选择逻辑回路处理后,作为炉膛压力信号 的 最终值 。 三个压力信号应在操作员接口站 （ OIS） 上预选,可以选择其中之一或三者的中值 。
2．系统中的信号及其作用
（ 1）炉膛压力测量值若选择其中之一,一旦选定,即按如下逻辑工作 。
当选定 A时,如果 A故障,则自动选 B。
当选定 B时,如果 B故障,则自动选 C。
当选定 C时,如果 C故障,则自动选 A。
这种按顺序循环选择方式,如果被选者故障且将要切换到的信号也故障时,则无法转到剩下的唯一正常的信号上去 。
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若预选三个信号的中值时,按如下逻辑工作 。
若三个信号均正常,则自动选择其中间值；
若其中之一故障,则自动选择另外两个信号的平均值；
若三者中的二个均故障,则将自动选择第三者 。
由此可见,选择中值的方式较安全 。
本系统的炉膛压力定值通过 B引风机动叶控制站设定,
两台风机动叶的控制指令的偏置量则通过 A引风机动叶控制站来设定 。
（ 2）给定值设定本系统引入两台送风机动叶指令的平均值作为引风机动叶的前馈信号,以减小送风量变化量时对炉膛压力的影响 。
（ 3）动态前馈信号
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当炉膛压力低于某一值 （ 负压过高 ） 时,动态关小引风机动叶开度,以保证运行安全 。
（ 4）低限压力当发生 MFT（ 主燃料跳闸 ） 时,由于灭火瞬间炉膛压力会急剧下降,所以根据当时的负荷值,也瞬间动态关小引风机动叶开度,以保证锅炉的安全性 。
（ 5） MFT动态修正值
A引风机处于自动且控制指令?100%,B引风机处于手动；
A引风机处于自动,B引风机处于手动,且炉膛压力低于某一值；
B引风机处于自动且控制指令?100%,A引风机处于手动；
B引风机处于自动,A引风机处于手动,且炉膛压力低于某一值 。
3．系统的闭锁、联锁和保护功能
（ 1）当如下任一情况发生时，调节器的输出增加闭锁。
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（ 2） 对每台引风机动叶的控制指令还设计了闭锁增和闭锁减功能 。 即：
当炉膛压力高于某一值时,禁止动态关小引风机动叶；
当炉膛压和低于某一值时,禁止动态开大引风机动叶 。
（ 3） 为防止引风机发生喘振,系统中设计了风机防喘振回路 。
（ 4） 当如下条件之一满足时,引风机动叶控制站切为手动控制状态 。
BMS（ 燃烧器管理系统 ） 发出,请求自然通风,信号；
SCS（ 顺序控制系统 ） 发出,建立 A（ B） 引风机空气通道,信号；
SCS发出,关 A（ B） 引风机动叶,信号；
三个炉膛压力信号均发生故障时,使两台引风机动叶开度瞬间跟踪 30秒前调节器的输出,并将两台引风机动叶的控制站均切为手动状态 。
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第五节 给水控制系统一、给水控制的任务与意义锅炉给水控制系统，是协调控制系统（ CCS） 中的主要子系统之一。
锅炉给水控制的主要任务是：
（ 1）使锅炉的给水量跟踪锅炉的蒸发量，保证锅炉进出的物质平衡和正常运行所需的工质。对于汽包锅炉来说，
就是维持汽包水位在允许范围内变化。所以，锅炉给水控制又称,锅炉水位控制,。
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锅炉水位间接地反映了锅内物质平衡状况，它是表征锅炉、汽轮机安全运行的重要参数之一。
汽包水位过高,会降低汽水分离装臵的分离效果，导致出口蒸汽带水严重、含盐浓度增大，使过热器受热面结垢而导致过热器烧坏；同时还会使过热汽温产生急剧变化；而且汽轮机叶片易于结垢，降低汽轮机的出力，甚至会使汽轮机产生水冲击造成叶片断裂等事故；
汽包水位过低,则会破坏锅炉的水循环，以致某些水冷壁管束得不到炉水冷却而烧坏，甚至引起锅炉爆炸事故。
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当水位较低时,大量给水会大大降低锅炉的汽压，这时为保证负荷就得增加燃料和燃烧设备的负担，可能使锅炉排烟损失和不完全燃烧损失增加。
当给水不稳定时,省煤器中的水温随之周期性变化，给水量偏小时，水温提高，将使温差降低，导致排烟温度提高，
降低锅炉效率；而且，不稳定的间断给水，对省煤器等的安全运行也是不利的。
否则：
（ 2）使锅炉的给水连续均匀、相对稳定，从而使锅炉汽压稳定，省煤器安全，保证锅炉在合适的参数下稳定运行，
使锅炉具有较高的运行效率，提高了锅炉运行的经济性。
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汽包体积相对减小，使汽包的相对蓄水量和蒸发面积减少，从而加快了汽包水位的变化速度；
容量的增大,显著地提高了锅炉蒸发受热面的热负荷,使锅炉负荷变化对汽包水位的影响加剧了；
锅炉工作压力的提高,使给水调节阀和给水管道系统相应复杂,调节阀的流量特性更不易满足控制系统的要求 。
对于高参数，大容量的锅炉，由于：
因此，大机组锅炉给水自动控制的必要性和重要性更为突出。
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二、给水控制手段及特点
1、电动定速泵 +调节阀早期投产的中小型机组,通常采用电动定速给水泵,通过控制给水调节阀开度来维持汽包水位为给定值 。 这种控制方案,显然节流损失较大 。
2,电动调速泵 +调节阀
80年代及以后投产的 200MW机组,大都采用了电动调速给水泵和调节阀相结合的形式来控制汽包水位 。 即在低负荷阶段,用给水调节阀 （ 或旁路阀 ） 来调节汽包水位；在高负荷阶段,采用电动调速泵来控制汽包水位 。 这种方案虽然减少了阀的节流损失,但电动泵始终在运行,消耗电能较多 。
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近年来投产的大机组,几乎全部采用这种方式来控制汽包水位 。 即：
在低负荷阶段利用电动给水泵保证泵出口与汽包之间的差压,由给水调节阀 （ 或给水旁路阀 ） 来控制汽包水位；
在负荷超过某一值 （ 对应的给水流量需求接近调节阀的最大通流能力 ） 且汽动给水泵未启动时,由电动调速给水泵来控制汽包水位；
在汽动给水泵启动后,逐步由电动调速给水泵过渡到由汽动给水泵来控制汽包水位 。
这种方案克服了前两种方案的缺点,是一种效率较高的给水控制手段 。
3、汽动泵 +电动调速泵 +调节阀
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三、给水控制系统的基本结构
1．单冲量控制系统单冲量给水控制系统的基本结构如图所示：
Δ
水位给定值 汽包水位
K ∫ PI
执行机构
+ -
该系统是一个只采用汽包水位信号和一个 PI
调节器的反馈控制系统。系统结构简单，整定方便，但克服给水自发性扰动和蒸汽流量扰动的能力较差，汽包水位在动态过程中的超调量较大和稳定性较低。
在大型机组的给水控制中，这种系统也有应用，主要应用在低负荷阶段。这是因为在低负荷阶段的锅炉疏水和排污等因素的影响，使给水流量和蒸汽流量存在着严重的不平衡，且流量太小，测量误差较大，不宜采用其它形式的控制方案。
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2．单级三冲量控制系统单级三冲量给水控制系统的基本结构如图所示：
Δ
K ∫ PI
执行机构蒸汽流量汽包水位给水流量水位给定值
-
-
+
+
∑
系统采用一个 PI调节器，并根据汽包水位、蒸汽流量和给水流量等三个信号的变化去控制给水量，
与单冲量系统相比，该系统引入了两个物质流量信号，即引入用于克服虚假水位的蒸汽流量信号（前馈信号）和用于抑制给水自发性扰动的给水流量信号（局部反馈信号）。
当蒸汽流量（负荷）改变时，通过前馈控制作用，可及时改变给水流量，维持进出锅内的物质平衡，这有利于克服虚假 水位现象；
当给水流量发生自发性扰动时，通过局部反馈控制作用，可抑制这种扰动对给水流量以及汽包水位的影响，有利于减少汽包水位的波动。因此，三冲量给水控制系统在克服扰动、维持汽包水位稳定、
提高给水控制质量方面优于单冲量给水控制系统。
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3．串级三冲量控制系统串级三冲量给水控制系统的基本结构如图所示：
Δ
K ∫PI1
Δ
K ∫PI2
∑
蒸汽流量汽包水位给水流量水位给定值
-
-
+
+
+
执行机构给水流量调节器水位调节器该系统采用主、副两个 PI调节器和三个冲量
（汽包水位、蒸汽流量、给水流量）构成，与单级三冲量系统相比多采用一个 PI调节器，且两个调节器串联工作，分工明确：
主调节器 PI1为水位调节器，它根据水位偏差产生给水流量给定值；
副调节器 PI2为给水流量调节器，它根据给水流量偏差控制给水流量；
蒸汽流量信号作为前馈信号用来维持负荷变动时的物质平衡，
该系统是一个前馈 —— 反馈双回路控制系统。
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该系统结构较为复杂，但各调节器的任务比较单纯，系统参数整定相对单级三冲量系统要容易些，而且该系统不要求稳态时给水流量与蒸汽流量测量信号严格相等，并可保证稳态时汽包水位无静态偏差，其控制品质较高。是现场广泛采用的给水控制系统。
四、给水全程控制系统
1．给水全程控制的概念目前，大型火电机组汽包锅炉的给水控制系统大都采用给水全程控制系统。该系统并非某种单一的单冲量或三冲量控制系统，而由单冲量和三冲量控制系统的有机结合所构成，
且具有完善的自动切换和联锁逻辑功能。
给水全程控制是指机组从启动到带满负荷的全过程所实现的给水控制。
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2．给水热力系统及调节机构一个典型的给水热力系统概貌如图所示：
电动给水泵汽动给水泵A
汽动给水泵B
高压加热器省煤器汽 包给水旁路调节阀给水旁路电动截止阀主给水电动截止阀每台机组配有：
1台 50%容量的电动调速给水泵；
2台各为 50%容量的汽动给水泵。
高加与省煤器之间装有 1
主给水电动截止阀,1给水旁路截止阀和 1约 15%
容量的给水旁路调节阀。
两台汽动给水泵由小汽轮机驱动，其转速由小汽轮机电液控制系统
（ MEH） 控制。转速给定值由协调控制系统的给水控制系统设置，此时，
MEH只相当于给水控制系统的执行机构。
3．给水全程控制系统的结构
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Δ
f ( x )
+
选择逻辑回路汽包压力给水旁路调节阀前后差压压力补偿压力补偿压力补偿选择逻辑回路选择逻辑回路选择逻辑回路
∑
f ( x ) 1
∑
T
A A
PI 2
∑
PI 3
PI 4
PI 1
PI 5
T
A
T 1
T
A
T 2
∑ Δ
T
A A
T
A A
f ( x ) 2
∑
Δ
f ( x ) f ( x ) f ( x )
汽包水位汽机调节级压力省煤器前给水流量
Ⅰ,Ⅱ级过热器减温水流量锅炉连续排污流量主蒸汽流量给水流量汽动给水泵B
M E H 控制汽动给水泵A
M E H 控制电动给水泵液力耦合器给水旁路调节阀
+
+
+
+
+ +
-
-
-
-
-
K ∫
Δ
K ∫
K ∫
K ∫
Δ
K ∫
P b
汽包水位水位给定值系统中还设计有一个给水旁路调节阀前后差压的反馈控制回路，该回路的 PI1调节器根据旁路调节阀前后差压的偏差进行控制运算，并由切换器 T2选通，可通过电动给水泵控制给水旁路调节阀前后的差压。
该差压的给定值是由汽包压力测量值经函数器 f(x)1处理后与运行人员的设定信号综合而形成。
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2009-7-28 89
4．系统工作原理给水全程控制系统中包含着多种控制方式，这些控制方式是根据机组不同的运行负荷，
通过联锁逻辑及其切换器（如 T1,T2等）来选取的。即按着机组不同的负荷阶段和不同的给水控制特性，选择与之相适应的控制方式，对给水实现连续控制的。
Δ
f ( x )
+
选择逻辑回路汽包压力给水旁路调节阀前后差压压力补偿压力补偿压力补偿选择逻辑回路选择逻辑回路选择逻辑回路
∑
f ( x ) 1
∑
T
A A
PI 2
∑
PI 3
PI 4
PI 1
PI 5
T
A
T 1
T
A
T 2
∑ Δ
T
A A
T
A A
f ( x ) 2
∑
Δ
f ( x ) f ( x ) f ( x )
汽包水位汽机调节级压力省煤器前给水流量
Ⅰ,Ⅱ级过热器减温水流量锅炉连续排污流量主蒸汽流量给水流量汽动给水泵B
M E H 控制汽动给水泵A
M E H 控制电动给水泵液力耦合器给水旁路调节阀
+
+
+
+
+ +
-
-
-
-
-
K ∫
Δ
K ∫
K ∫
K ∫
Δ
K ∫
P b
汽包水位水位给定值
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2009-7-28 90
—— 汽包水位采用单冲量控制方式 。 此阶段负荷低,给水流量小,只有通过旁路调节才能有效控制汽包水位 。
（ 1） 0～ 14%负荷阶段
主给水电动截止阀关闭，
T2选通 PI1的输出，由电动给水泵控制旁路调节阀前后的差压，
PI2调节器控制给水调节阀开度。
Δ
f ( x )
+
选择逻辑回路汽包压力给水旁路调节阀前后差压压力补偿压力补偿压力补偿选择逻辑回路选择逻辑回路选择逻辑回路
∑
f ( x ) 1
∑
T
A A
PI 2
∑
PI 3
PI 4
PI 1
PI 5
T
A
T 1
T
A
T 2
∑ Δ
T
A A
T
A A
f ( x ) 2
∑
Δ
f ( x ) f ( x ) f ( x )
汽包水位汽机调节级压力省煤器前给水流量
Ⅰ,Ⅱ级过热器减温水流量锅炉连续排污流量主蒸汽流量给水流量汽动给水泵B
M E H 控制汽动给水泵A
M E H 控制电动给水泵液力耦合器给水旁路调节阀
+
+
+
+
+ +
-
-
-
-
-
K ∫
Δ
K ∫
K ∫
K ∫
Δ
K ∫
P b
汽包水位水位给定值
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2009-7-28 91
负荷升至 14%时,顺控系统 （ SCS） 自动开启主给水电动截止阀,
联锁逻辑自动地将给水旁路调节阀前后差压控制切为手动,
T1,T2将汽包水位控制转换到由 PI3控制的单冲量方式 。
（ 2） 14%～ 25%负荷阶段从 14%负荷至给水旁路截止阀离开全开位置期间，汽包水位由给水旁路调节阀和电动给水泵共同控制；从给水旁路截止阀离开全开位置至 25%负荷期间，汽包水位由电动给水泵采用单冲量方式控制。
Δ
f ( x )
+
选择逻辑回路汽包压力给水旁路调节阀前后差压压力补偿压力补偿压力补偿选择逻辑回路选择逻辑回路选择逻辑回路
∑
f ( x ) 1
∑
T
A A
PI 2
∑
PI 3
PI 4
PI 1
PI 5
T
A
T 1
T
A
T 2
∑ Δ
T
A A
T
A A
f ( x ) 2
∑
Δ
f ( x ) f ( x ) f ( x )
汽包水位汽机调节级压力省煤器前给水流量
Ⅰ,Ⅱ级过热器减温水流量锅炉连续排污流量主蒸汽流量给水流量汽动给水泵B
M E H 控制汽动给水泵A
M E H 控制电动给水泵液力耦合器给水旁路调节阀
+
+
+
+
+ +
-
-
-
-
-
K ∫
Δ
K ∫
K ∫
K ∫
Δ
K ∫
P b
汽包水位水位给定值
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Δ
f ( x )
+
选择逻辑回路汽包压力给水旁路调节阀前后差压压力补偿压力补偿压力补偿选择逻辑回路选择逻辑回路选择逻辑回路
∑
f ( x ) 1
∑
T
A A
PI 2
∑
PI 3
PI 4
PI 1
PI 5
T
A
T 1
T
A
T 2
∑ Δ
T
A A
T
A A
f ( x ) 2
∑
Δ
f ( x ) f ( x ) f ( x )
汽包水位汽机调节级压力省煤器前给水流量
Ⅰ,Ⅱ级过热器减温水流量锅炉连续排污流量主蒸汽流量给水流量汽动给水泵B
M E H 控制汽动给水泵A
M E H 控制电动给水泵液力耦合器给水旁路调节阀
+
+
+
+
+ +
-
-
-
-
-
K ∫
Δ
K ∫
K ∫
K ∫
Δ
K ∫
P b
汽包水位水位给定值
（ 3） 25%～ 35%负荷阶段当负荷升至 25%时通过 T1将汽包水位控制转换到由 PI4和 PI5调节器控制，实现电动泵串级三冲量控制方式。
（ 4） 35%～ 50%负荷阶段当负荷升达 35%附近时，启动一台汽动泵。
当汽动泵由 MEH系统控制转速达临界转速以上的某一值（例如 3100rpm）
时，转入由 CCS控制汽动泵转速，此时，由一台汽动泵和一台电动泵并列运行，且采用串级三冲量方式控制汽包水位。
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Δ
f ( x )
+
选择逻辑回路汽包压力给水旁路调节阀前后差压压力补偿压力补偿压力补偿选择逻辑回路选择逻辑回路选择逻辑回路
∑
f ( x ) 1
∑
T
A A
PI 2
∑
PI 3
PI 4
PI 1
PI 5
T
A
T 1
T
A
T 2
∑ Δ
T
A A
T
A A
f ( x ) 2
∑
Δ
f ( x ) f ( x ) f ( x )
汽包水位汽机调节级压力省煤器前给水流量
Ⅰ,Ⅱ级过热器减温水流量锅炉连续排污流量主蒸汽流量给水流量汽动给水泵B
M E H 控制汽动给水泵A
M E H 控制电动给水泵液力耦合器给水旁路调节阀
+
+
+
+
+ +
-
-
-
-
-
K ∫
Δ
K ∫
K ∫
K ∫
Δ
K ∫
P b
汽包水位水位给定值当机组负荷升达 50%
附近时,另一台汽动泵启动,当其转速由 MEH系统控制达临界转速以上某一值 （ 例如 3100rpm） 时,
即转入 CCS控制,并逐步降低电动泵负荷而增加汽动给水泵负荷 。 当电动给水泵负荷降到接近最低值,
汽动给水泵工作正常,汽包水位稳定时,可停运电动给水泵以作备用 。 至此,
系统由两台汽动给水泵采用串级三冲量方式控制汽包水位 。
（ 5） 50%负荷以上阶段
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机组降负荷时，各负荷阶段的控制过程与升负荷阶段大致相反。
5．汽包水位信号的压力补偿（校正）
在给水控制系统中，通常需对汽包水位的检测信号进行压力补偿。这是因为汽包中饱和水、饱和蒸汽的密度都随压力变化而改变，它们将影响水位测量的精度，所以应引入压力补偿（校正）回路，对水位测量信号进行压力校正，以保证水位信号的准确性。
下图为采用单室平衡容器的差压式水位测量系统。
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P b
h
P 1
H
单室平衡容量
P 2
d
G
s
h—— 汽包水位高度 （ m） ；
H—— 最大的水位变化范围 （ m） ；
P1,P2—— 差压变送器两侧的压力 （ Pa） ；
d—— 汽包外平衡容器内水柱的密度 （ kg/m3） ；
Pb—— 汽包压力（ Pa）；
s—— 饱和蒸汽密度（ kg/m3）；
G—— 饱和水密度（ kg/m3）；
由图可得：
P1=?Gh+?s(H-h),
P2=?dH,
则,
P=P2-P1
=(? d-?s)H-(?G-?s)h
整理得：
sG
sd Ph
)(
由上式可知,当 H一定时 h
是差压和汽、水密度的函数。其中：
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密度?d与环境温度有关，一般可取 50?C时水的重度。
锅炉启动过程中 水温略有增加，同时压力也升高 两种因素对?d的影响基本可以抵消，
即可近似认为?d为恒值。
而饱和水、饱和蒸汽的密度?G和?s均为汽包压力 Pb的函数，故可令：
)(1 bsd Pf
)(2 bsG Pf
由此，水位表达式可改写为：
)(
)(
2
1
b
b
Pf
PPfh
依此式，可构成图示校正系统，
保证水位信号的准确性。
f ( x ) 1
f ( x ) 2
P b
∑
÷
+
-
Δ P=P 2 -P 1
其中，密度与汽包压力之间的关系曲线如下图所示。
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第六节 过热汽温控制系统一、过热汽温控制的意义与任务锅炉过热汽温是影响锅炉生产过程的安全性和经济性的重要参数 。
过热器是在高温,高压的条件下工作,过热汽温是整个汽水行程中工质温度的最高点,也是金属壁温的最高处 。
过热器正常运行时的温度已接近材料所允许的最高温度 。
如果过热汽温过高,容易烧坏过热器,也会使蒸汽管道,
汽轮机内某些零部件产生过大的热膨胀变形而毁坏,影响机组的安全运行；
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如果过热汽温过低,又会降低全厂的热效率,一般汽温每降低 5～ 10?C,热效率约降低 1%,不仅增加燃料消耗量,
还将使汽轮机最后几级的蒸汽湿度增加,加速汽机叶片水蚀 。 另外,过热汽温降低还会导致汽轮机高压部分级的焓降减小,引起各级反动度增大,轴向推力增大,也对汽轮机的安全运行带来不利 。
所以,过热汽温过高或过低都是生产过程所不允许的 。
过热汽温的控制任务是：维持过热器出口汽温在生产允许的范围内，一般要求过热汽温的偏差不超过额定值（给定值）的 +5～－ 10?C。
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二、过热汽温的影响因素影响过热蒸汽温度的主要因素有如下几点：
（ 1）锅炉负荷随着锅炉负荷的变化，其辐射吸热面和对流吸热面的吸热比例也会随之变化，会导致过热蒸汽温度的变化。
例如：布臵在对流吸热区的过热器，其出口蒸汽温度一般随负荷的上升而上升，而布臵在辐射吸热区的过热器则具有相反的汽温特性。
（ 2）过剩空气系数锅炉过剩空气系数增大，引起对流吸热面吸热增大，布置在对流吸热区的过热器出口蒸汽温度上升。
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除以上因素外,煤质,煤粉细度,锅炉受热面清洁度等因素的改变也会对过热蒸汽温度产生影响,但是这些因素对汽温的影响相对较弱,且在线实时测量不易实现 。
（ 3）炉膛火焰中心对四角布置燃烧器的锅炉来说，如投入运行的磨煤机台数或组合发生变化或火嘴摆动倾角的变化，都将引起炉膛火焰中心的变化，火焰中心上移将导致炉膛出口烟气温度上升，
势必引起对流吸热面吸热量增加。
三、过热汽温的控制手段锅炉设计时，一般总是使在额定负荷下过热汽温高于汽温的额定值。
对于中压锅炉，过热汽温比额定值高 25～ 40?C；
对于高压锅炉，过热汽温比额定值高 40～ 60?C。
通常是采用减温方式改变过热器的入口汽温、控制出口汽温。
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目前大多数机组都采用二级喷水减温控制方式 。 从锅炉出口蒸汽温度的调节效果来考虑,第一级减温相当于粗调,
第二级减温相当于细调 。
改变过热器入口汽温有 喷水式 和 表面式 减温两类方法。
现代大型锅炉最常采用的是 喷水减温 方法。
对采用喷水减温器的过热蒸汽温度控制系统：
有的机组只采用一级减温，这种系统比较简单，但因被控对象在基本扰动下的迟延时间太长，往往在机组负荷变动等扰动下汽温偏差较大。
最常见的组态都采用串级控制系统，控制器采用 PID规律，二级减温器入口蒸汽温度定值随负荷改变，锅炉出口蒸汽温度为定值控制。也有控制系统在设计时考虑了机组负荷等前馈信号 。
对于每级喷水减温控制系统：
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四、过热汽温控制系统的基本结构与工作原理这里针对某 300MW机组应用 INFI-90实现的过热汽温控制系统结构及其工作原理进行介绍 。
该机组的过热汽温控制采用二级喷水减温控制方式 。 可以有效减小过热汽温在基本扰动下的纯迟延,改善过热汽温的调节品质 。 另外,一级喷水减温还具有防止屏式过热器超温,确保机组安全运行的作用 。
本机组过热器喷水减温器的控制目标,就是在机组不同负荷下维持锅炉二级减温入口和二级过热器出口的蒸汽温度为给定值 。
1,一级减温控制系统过热器一级减温控制系统的组态，如图所示：
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f ( x )
Σ ΔA
S M I T H
P I D 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
主蒸汽流量二级减温器入口汽温一级减温器出口汽温运行人员偏置机组负荷送风量火嘴倾角
-
+
4℃
0％
一级减温喷水调节阀
+
-
K ∫ d / d t
P I D 2K ∫ d / d t
P I D 3
K ∫ d / d t
该系统是在 串级双回 路控制系统的基础上，引入 前馈信号 和 防超温保护回路 而形成的喷水减温控制系统。
被控量 为二级减温器入口汽温，它送入主回路与给定值进行比较，形成二级减温器入口汽温偏差信号。
给定值 由代表机组负荷的主汽流量信号经函数器 f(x)产生，运行人员可对给定值给予正负偏置。
控制器 设计成 PID1和 SMITH预估器互相切换形成。两者只能有一个起控制作用，由工程师在 EWS上选择，
运行人员无法干涉。控制器接受二级减温器入口汽温偏差信号，经控制运算后，其输出送至副回路。
主回路：
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被控量 为一级减温器出口的蒸汽温度。它送入副回路与其给定值进行比较，形成一级减温器出口汽温的偏差信号。
给定值 是由主回路控制器输出与前馈信号迭加而形成。
控制器 采用 PID2,它接受一级减温器出口汽温的偏差信号，其输出与防超温保护回路输出迭加后经手动 /自动站去控制一级喷水减温器。
副回路：
f ( x )
Σ ΔA
S M I T H
P I D 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
主蒸汽流量二级减温器入口汽温一级减温器出口汽温运行人员偏置机组负荷送风量火嘴倾角
-
+
4℃
0％
一级减温喷水调节阀
+
-
K ∫ d / d t
P I D 2K ∫ d / d t
P I D 3
K ∫ d / d t
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这些扰动信号会引起过热汽温的明显变化，因此，将它们作为前馈信号引入系统，可抑制它们对过热汽温的影响，改善一级过热汽温的控制品质。
前馈信号有：
等外扰信号。
机组负荷、
送风量、
火嘴倾角。
f ( x )
Σ ΔA
S M I T H
P I D 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
主蒸汽流量二级减温器入口汽温一级减温器出口汽温运行人员偏置机组负荷送风量火嘴倾角
-
+
4℃
0％
一级减温喷水调节阀
+
-
K ∫ d / d t
P I D 2K ∫ d / d t
P I D 3
K ∫ d / d t
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以 PID3为核心构成。
正常情况下，这一回路不起作用，它由工程师在 EWS上将此功能封闭（该回路的切换器
T2输出为 0），只有当某种原因导致二级减温器入口汽温比给定值高出 4?C以上时，该回路会使一级减温喷水调节阀动态过开，以防止屏式过热器超温。
防超温保护回路的控制作用受到限幅器的限制，以避免喷水调节阀的动作太大。
防超温保护回路：
f ( x )
Σ ΔA
S M I T H
P I D 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
主蒸汽流量二级减温器入口汽温一级减温器出口汽温运行人员偏置机组负荷送风量火嘴倾角
-
+
4℃
0％
一级减温喷水调节阀
+
-
K ∫ d / d t
P I D 2K ∫ d / d t
P I D 3
K ∫ d / d t
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f ( x )
Σ ΔA
S M I T H
P I D 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
主蒸汽流量二级减温器入口汽温一级减温器出口汽温运行人员偏置机组负荷送风量火嘴倾角
-
+
4℃
0％
一级减温喷水调节阀
+
-
K ∫ d / d t
P I D 2K ∫ d / d t
P I D 3
K ∫ d / d t
当机组负荷较低,汽轮机跳闸,锅炉 MFT或一级喷水电动隔离阀异常关闭时,过热器一级减温喷水调节阀将自动关闭 。
由于机组的负荷不同,控制对象的动态特性也随之改变,
为了在较大的负荷变化范围内都具备较高的控制品质,可充分利用计算机分散控制系统的优势,将主,副调节器设计成自动随负荷修改整定参数的调节器,上述汽温控制系统就是如此 。
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2．二级减温控制系统
Δ
S M I T H
PID 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
PID 3
PID 2
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
二级减温器出口汽温
-
+
4℃
0％
二级减温喷水调节阀
T
Σ /n
f ( x ) 1
Σ f ( x ) 2
机组负荷送风量火嘴倾角主汽压力给定值主汽温度给定值过热器出口汽温给定值
A B
二级过热器出口汽温二级过热器入口压力
K ∫ d / d t
+
-
K ∫ d / d t
K ∫ d / d t
也是一个串级双回路控制系统，
与一级减温控制系统不同之处在于：
主副调节器输入的偏差不同、
前馈信号不同。
在此，仅对不同之处予以补充说明。
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被控量 为二级过热器出口汽温，
该汽温设有两个测点，由运行人员在 OIS上选择 A侧,B侧或两侧的平均值作为汽温测量值与主回路的给定值比较，形成二级过热器出口汽温偏差信号，
给定值 由运行人员手动设定，对于 300MW机组在正常负荷时，给定值一般为 540?C。
主回路：
Δ
S M I T H
PID 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
PID 3
PID 2
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
二级减温器出口汽温
-
+
4℃
0％
二级减温喷水调节阀
T
Σ /n
f ( x ) 1
Σ f ( x ) 2
机组负荷送风量火嘴倾角主汽压力给定值主汽温度给定值过热器出口汽温给定值
A B
二级过热器出口汽温二级过热器入口压力
K ∫ d / d t
+
-
K ∫ d / d t
K ∫ d / d t
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被控量 为二级减温器出口汽温，
它送入副回路与其给定值比较，
形成二级减温器出口汽温的偏差信号。
给定值 是由主回路控制器输出与前馈信号迭加而形成。
副回路：
Δ
S M I T H
PID 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
PID 3
PID 2
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
二级减温器出口汽温
-
+
4℃
0％
二级减温喷水调节阀
T
Σ /n
f ( x ) 1
Σ f ( x ) 2
机组负荷送风量火嘴倾角主汽压力给定值主汽温度给定值过热器出口汽温给定值
A B
二级过热器出口汽温二级过热器入口压力
K ∫ d / d t
+
-
K ∫ d / d t
K ∫ d / d t
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Δ
S M I T H
PID 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
PID 3
PID 2
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
二级减温器出口汽温
-
+
4℃
0％
二级减温喷水调节阀
T
Σ /n
f ( x ) 1
Σ f ( x ) 2
机组负荷送风量火嘴倾角主汽压力给定值主汽温度给定值过热器出口汽温给定值
A B
二级过热器出口汽温二级过热器入口压力
K ∫ d / d t
+
-
K ∫ d / d t
K ∫ d / d t
主回路前馈信号采用了基于焓值计算的较为完善的方案。
先根据 主蒸汽温度和压力 的给定值用内插器计算出锅炉出口蒸汽要求的焓值；它减去 机组负荷,送风量,火嘴倾角 等因素（经函数发生器给出）对二级过热器焓增的影响，求得二级过热器入口 要求的蒸汽焓值 。
再根据 二级过热器入口压力 和 要求的焓值,采用内插器求出 二级过热器入口要求的温度,作为二级减温控制主回路的前馈信号。
其中,二级过热器入口蒸汽压力 由主汽压力加上随负荷变化二级过热器内蒸汽的压降求得。
前馈信号：
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长期以来,对于过热器蒸汽温度这种具有大纯迟延,
大惯性动态特性的控制对象,采用常规的 PID控制规律难以获得较为满意的效果 。 近年来,对于锅炉过热汽温控制,
国内外都在尝试采用新的控制规律 （ 如模糊控制,SMITH预估器,状态观测器等 ） 取代常规的 PID。 所以,在上述一,
二级减温控制系统组态中,应用了 SMITH预估器,以提高汽温控制的品质 。
3,SMITH预估器
SMITH预估器仍采用经典控制理论设计。其应用原理是：
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将被控对象在基本扰动作用下的动态特性，简化为一个纯迟延与一个一阶惯性环节相串联的数学模型。即被控量在给定值和外部扰动下，用下列传递函数描述它们之间的关系式：
)()11()(11)( sUTs esSeTssP
s
P
s
V
式中,PV(s)—— 被控量
T—— 对象模型惯性时间
SP(s)—— 给定值
—— 对象模型纯迟延时间
U(s)—— 外部扰动根据这个数学模型，预估器预先估计出所采用的控制作用对被控量的可能影响，而不必等到被控量有所反应之后再去采取控制动作，从而达到提高控制效果的目的。
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2009-7-28 115
实践证明，应用 SMITH预估器，对一、二级减温控制系统的控制品质大有提高。当然，为了进一步改善外扰下的控制效果，在系统组态时，引入对被控量有明显影响且可测量的外扰作为前馈信号，也是非常必要的。
理论上讲,对于一个准确的纯迟延和一阶惯性环节串联的被控对象,被控量在外扰和给定值扰动下应用 SMITH
预估器控制的过渡过程,可以达到非常理想的效果；若实际被控对象动态特性越逼近纯迟延串联一阶惯性环节,控制效果就越好 。
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第七节 再热汽温控制系统再热汽温控制的意义,与过热汽温控制一样,是为了保证再热器,汽轮机等热力设备的安全,发挥机组的运行效率,提高电厂的经济性 。
再热汽温控制的任务,是保持再热器出口汽温在动态过程中处于允许的范围内,稳态时等于给定值 。
一、再热汽温控制的任务
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2009-7-28 117
影响再热汽温的因素很多，例如：机组负荷的大小；
火焰中心位置的高低；烟气侧的烟温和烟速（烟气流量）
的变化；各受热面积灰的程度；燃料、送风和给水的配比情况；给水温度的高低；汽轮机高压缸排汽参数等，其中最为突出的影响因素是负荷扰动和烟气侧的扰动。
由于再热蒸汽的汽压低，重量流速小，传热系数小。
当机组蒸汽负荷变化时，再热汽温比过热汽温的变化幅度要大，如某机组负荷降低 30%时，再热汽温下降 28～ 35?C，
因此，负荷扰动对再热汽温的影响最为突出。
由于烟气侧的扰动是沿整个再热器管长进行的,所以它对再热汽温的影响也比较显著 。 但烟气侧的扰动对再热汽温的影响存在着管外至管内的传热过程,所以它的影响程度次于蒸汽负荷的扰动 。
二、再热汽温的影响因素
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从控制角度讲,对被控量影响最大的因素作为控制手段对控制最为有利 。 但在再热蒸汽温度控制中,由于蒸汽负荷是由用户决定的,不可能用改变蒸汽负荷的方法来控制再热蒸汽温度 。 因此,对于再热蒸汽温度,几乎都采用改变烟气流量作为主要控制手段 。 例如：
三、再热汽温的控制手段
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屏式过热器高温段过热器高温段过热器再循环烟气燃烧器低温段过热器低温段再热器预热器热风烟气挡板挡板风机屏式过热器高温段过热器高温段过热器低温再热器低温过热器省煤器省煤器挡板挡板至空气预热器燃烧器改变再循环烟气流量 改变烟气分流量或改变燃烧器的倾斜角度
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再循环烟气是通过再循环风机从烟道尾部抽取的,低温烟气送入炉膛底部可降低炉膛温度,以减少炉膛的辐射传热,
从而提高炉膛出口烟气的温度和流速,使再热器的对流传热加强,达到调温的目的 。
1．改变再循环烟气流量例如,当负荷降低使再热汽温降低时,可通过开大再循环风机的出口挡板来增加再循环烟气流量,使再热汽温升高 。
再循环设备停用时,热风门自动打开,引入压力稍高的热风将炉膛烟气封锁,以防止炉膛高温烟气倒入再循环烟道而烧坏设备 。
这种方法的优点是反应灵敏,调温幅度大；缺点是设备结构比较复杂 。
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将尾部烟道分隔为 主烟道 和 旁路烟道 两部分，在主烟道和旁路烟道中分别布置低温过热器，在烟温较低的省煤器下面布置可控制的烟气挡板，通过控制烟气挡板的开度控制再热汽温。
2．改变通过低温再热器的烟气流动状态挡板开度与汽温变化呈非线性关系。为此，通常将主、
旁两侧挡板按相反方向联动联结，以加大主烟道的烟气量的变化和克服挡板的非线性。
这种方法的优点是设备结构简单、操作方便；缺点是调温的灵敏度较差、调温幅度也小。
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实际上是以改变炉膛火焰中心位置来使再热器的入口烟温改变，从而达到控制再热汽温的目的。
3．改变燃烧器（火嘴）的倾角采用上述手段控制再热汽温比喷水控制再热汽温有较高的经济性，因为再热器采取喷水减温时，将减小效率较高的高压汽缸内的蒸汽流量，降低了电厂热效率，所以在正常情况下，再热汽温不采用喷水调温方式。
但喷水减温方式简单、灵敏、可靠，所以可以把它作为再热汽温超过极限值的事故情况下的一种保护手段。
,计算机分散控制系统》
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某机组采用的是 摆动火嘴 +喷水减温的 再热汽温控制手段 。 即：正常情况下由火嘴倾角的摆动来控制再热汽温 。
只有当摆动火嘴将炉膛火焰中心移至最下而再热汽温仍高
（ 或摆动火嘴切至手动,或某种原因引起再热汽温动态偏高 ） 时,喷水减温器才开始工作,对再热汽温起辅助的或保护性质的控制作用 。
四、再热汽温控制系统的基本结构与工作原理相应的再热汽温控制系统结构如图所示：
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Δ
S M I T H
PID 1
Σ
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PID 2
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水平位置机组负荷送风量主蒸汽流量 A 侧再热器出口汽温
B 侧再热器出口汽温火嘴倾角摆动机构
A 侧喷水调节阀
B 侧喷水调节阀
T
A
T
A
T
A
K
d / d t
K
d / d t
K
d / d t
在锅炉 A,B侧末级再热器出口联箱上各装有两个出口蒸汽温度测点，运行人员在 OIS上可手动选择每侧的某一测点或两个测点的平均值作为本侧再热汽温控制使用。
1．再热汽温的测量如果每侧的二个测点中一个出现故障，计算机将自动把无故障的信号选为控制系统使用，
并禁止切换到故障测点；
如果每侧至少有一个正常测点，则摆动火嘴控制系统的再热汽温信号自动取自两侧运行人员选择信号的平均值；
如果某侧的两个测温信号同时出现故障,则摆动火嘴控制系统的再热汽温信号自动取另一侧运行人员选择的汽温信号 。
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摆动火嘴控制系统是一个带前馈信号的单回路控制系统,它在再热汽温的控制中起到经常性的作用 。
2．摆动火嘴控制再热汽温偏差经控制运算后再加上前馈信号，形成了对火嘴倾角的控制指令，该指令分四路并行输出，改变火嘴倾角。倾角调节范围约为?30?。
该系统根据主汽流量经函数发生器给出随机组负荷变化的再热汽温给定值，它与运行人员手动给定值经小值选择器后与再热汽温测量值进行比较，偏差进入控制器。
控制器设计为 SMITH预估器和 PID
调节器的互切方式，两者通过 EWS设置软件开关选择一个起控制作用。
控制回路设计了机组负荷和送风量经函数器给出的前馈信号。
当进行炉膛吹扫时，火嘴倾角将被自动联锁到水平位置。
Δ
S M I T H
PID 1
Σ
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Σ
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Σ
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PID 2
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水平位置机组负荷送风量主蒸汽流量 A 侧再热器出口汽温
B 侧再热器出口汽温火嘴倾角摆动机构
A 侧喷水调节阀
B 侧喷水调节阀
T
A
T
A
T
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K
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K
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再热汽温测量值与其给定值的偏差经 PID调节器后,直接作为喷水减温阀门开度指令 。
3．喷水减温控制当摆动火嘴在自控状态时，喷水减温的给定值是在摆动火嘴控制系统给定值的基础上加上函数器给出的偏置量，意在当摆动火嘴有调节余地时抬高喷水减温控制系统给定值，以确保喷水减温阀关死；
当摆动火嘴控制指令接近下限而将失去调节余地时，偏置量减小到零，以便再热汽温偏高时喷水阀门接替摆动火嘴的减温手段。
如摆动火嘴处于手动状态，偏置量自动切换到零，根据主汽流量或运行人员手动给出的再热汽温给定值，则为两侧喷水减温控制系统共用的给定值。
Δ
S M I T H
PID 1
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水平位置机组负荷送风量主蒸汽流量 A 侧再热器出口汽温
B 侧再热器出口汽温火嘴倾角摆动机构
A 侧喷水调节阀
B 侧喷水调节阀
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A
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A
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协 调 控 制 系 统第七章
Coordinated Control System
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第一节 协调控制系统的基本概念随着电力工业的发展，高参数、大容量、单元制的火力发电机组在电网中所占的比例越来越大。
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运行系统。
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。
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一、单元机组负荷控制的特点
（ 1）随着大容量机组在电网中的比例不断增大，以及因电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，大容量单元机组的运行方式也逐步发生了变化，过去常常只带固定负荷的大机组，现在也需求根据电网中心调度所的负荷需求指令和电网的频率偏差参与电网的调峰、调频，甚至在机组的某些主要辅机局部故障的情况下，仍然维持机组的运行。
（ 2）在单元制运行方式中，要求锅炉和汽轮发电机：
单元机组实发电功率与负荷要求是否一致，反映了机组与外部电网之间能量的供求平衡 ；
共同保障外部负荷需求 ——
共同维持内部参数稳定 ——
（主蒸汽压力）
而主蒸汽压力则反映了机组内部锅炉与汽轮发电机之间能量的供求平衡关系。
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然而，锅炉和汽轮发电机的动态特性存在着很大差异，
即汽轮发电机对负荷请求响应快，锅炉对负荷请求的响应慢，
所以单元机组内外两个能量供求平衡关系相互间受到制约，
外部负荷响应性能与内部运行参数稳定性之间存在着固有的矛盾。
单元机组负荷控制中的一个最为主要的特点
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二、协调控制系统及其任务单元机组协调控制系统 （ Coordinated Control System） 简称 CCS,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，这是单元机组的负荷控制系统。
协调控制系统的含义协调控制系统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，即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，对内维持主蒸汽压力偏差在允许范围内。
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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，能维持二者之间的能量平衡，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，使机组在负荷变化过程中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。
4．协调外部负荷请求和主 /辅设备实际能力的关系。在机组主 /辅设备能力受到限制的异常情况下，可根据实际，限制或强迫改变机组负荷。这是 CCS的连锁保护功能。
协调控制系统的主要任务是：
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为了提高机组的响应性能，可在保证安全运行（即主蒸汽压力在允许范围内变化）的前提下，充分利用锅炉的蓄热能力。即在负荷变动时，通过汽轮机进汽调节阀的适当动作，
允许汽压有一定波动而释放或吸收部分蓄能，加快机组初期负荷的响应速度。与此同时，根据外部负荷请求指令加强对锅炉侧燃烧率（及相应的给水流量）的控制，及时恢复蓄能，
使锅炉蒸发量保持与机组负荷一致。
三、协调控制的基本原则根据被控对象动态特性的分析可知：
锅炉燃烧率改变?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。
—— 负荷控制的基本原则，也是机炉协调控制的基本原则。
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四、常见的协调控制方式
1．以锅炉跟随为基础的协调控制方式
—— 是在汽轮机侧控制负荷（输出电功率） NE,锅炉侧控制主蒸汽压力 PT的基础上，让汽轮机侧的控制配合锅炉侧控制 PT的一种协调控制方式。
如图所示。
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汽机调负荷由于主汽压对燃烧率的响应存在着较大惯性，
会使主汽压出现较大的暂态偏差。为此，可将主汽压偏差?P信号引入汽轮机侧的控制之中，
以限制汽轮机进汽调节阀的开度变化，减小 PT
的动态变化。
锅炉调汽压
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—— 是在锅炉侧控制负荷（输出电功率） NE,汽机侧控制主蒸汽压力 PT的基础上，让汽机侧的控制配合锅炉侧控制 NE的一种协调控制方式。如图所示。
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锅炉调负荷为提高机组的负荷响应能力，将负荷偏差信号?N引入汽轮机侧的控制之中，以此改变汽轮机进汽阀的开度，在锅炉侧响应负荷的迟缓过程中，暂时利用蓄能使机组迅速作出负荷响应。
汽机调汽压
2．以汽轮机跟随为基础的协调控制方式
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锅炉跟随方式是一种,借贷,方式。 在此基础上建立的协调控制方式是以降低汽机负荷响应性能为代价来换取汽压控制质量提高的。以兼顾负荷响应和汽压稳定二者的控制质量。
汽轮机跟随方式是一种,量入为出,方式。
在此基础上建立的协调控制方式是以 加大汽压动态偏差为代价换取负荷响应速度提高的 。以兼顾负荷响应和汽压稳定二者的控制质量。
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—— 是上述两种协调控制方式的综合，如图所示。
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机、炉同时调负荷机、炉同时调汽压既具有较好的负荷适应性能，又具有良好的汽压控制性能，是一种较为合理和完善的协调控制方式，但系统结构比较复杂 。
—— 双向协调 。
3．综合型协调控制方式
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各种协调控制方式，都是从处理,快速负荷响应和主要运行参数稳定,这一对源于机、炉动态特性差异的矛盾出发而设计的。
五、协调控制系统的基本组成负荷管理控制中心（ LMCC）
机炉主控制器相关的锅炉、汽轮机子控制系统单元机组协调控制系统是由：
所组成。如图所示。
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第二节介绍第三节介绍第四至七节介绍
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协调控制系统在不同容量的单元制机组中都有应用，
但由于种种 300MW机组普遍应用了 DCS,其协调控制系统的优点更为突出，概括的讲有以下几点：
六,300MW机组协调控制系统的主要优点
1．既能使大型单元制机组较快地满足外部负荷变化的要求；
又能保证机组本身的稳定，维持机组内部的能量平衡，
其标志是主蒸汽压力 PT的稳定。
2．系统具有多种控制方式，并能无扰地进行控制方式的切换，以适应机组不同工作状态对控制方式的要求。
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4．具有比较完善的监视装臵，能通过 CRT屏幕进行图象和数据显示，以利运行人员工作。
5．具有几十种功能很强的运算功能块，可利用系统的组态工具，方便灵活地实现系统的组态与修改，组成各种实用的简单或复杂的控制系统及逻辑电路，而且具有自整定功能。
3．具有比较完整的连锁、保护等逻辑控制电路，能使机组在限定的负荷范围运行；能控制机组升降负荷的速率；
能在机组局部故障时自动地使负荷升或降到机组当时能承担的程度，而不致于因局部故障造成整个机组停运的事故。
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6,采用了冗余措施 （ 如采用双变送器等 ）,系统具有较高的安全可靠性 。
由于不同厂家生产的火电机组,采用不同的控制设备
（ 不同厂家的 CCS）,应用不同的制粉系统,其协调控制系统的实现方案也各有所异,但它们所遵循的基本原则是一致的 。
本章将以 300MW机组采用 INFI-90分散控制系统实现的协调控制方案为主,对上述有关内容进行介绍 。
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第二节 负荷管理控制中心（ LMCC）
一、负荷管理控制中心的功能根据电网负荷请求和机组的实际运行状态，从所接受的电网中心调度所负荷分配指令 ADS,运行人员手动设定负荷指令、电网频率自动调整指令?f中，选择其中一种或两种指令。即：
1．外部负荷指令的选择其中运行人员手动设定负荷指令和 ADS指令不能同时被选择，而它们均可分别与?f指令一起被选择。
在机组带固定负荷时，选择运行人员手动设定负荷指令；
在机组带变动负荷以协调方式运行时，选择 ADS指令；
在机组参与电网一次调频时，选择?f指令。
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LMCC设臵了出力限制回路，运行人员可通过 DCS的人机接口，设定最大 /最小负荷限值，使机组在允许的出力范围内正常工作。例如，一台汽动给水泵运行时，机组只能带
50%的最大连续出力（ Maxium Continuous Rate 简称 MCR）；
一组送、引风机运行时，只能带 50%的 MCR。
2．机组最大 /最小负荷限制
LMCC设臵了负荷指令变化速度限制回路，可根据机组当前变负荷的能力，对负荷指令的变化速率进行限制，避免负荷变化太快引起机组故障。
运行人员可通过 DCS的人机接口，设定负荷变化速率限制值,
3．负荷指令变化速率限制
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在 正常 情况下，实际限制值是由人为设定值和汽轮机
（或锅炉）热应力计算结果中的小值来决定的。
在 非正常 情况下，如负荷迫升 /迫降（ RUN UP/RUN
DOWN 简称 RU/RD）,负荷返回（ RUN RACK简称 RB） 时，分别采用不同的速率限制值。
当机组的设备或控制系统出现异常情况时，不管外部对机组的负荷要求如何，为了保证机组和协调控制系统的继续运行,LMCC可对负荷指令进行修改，使机组负荷降到适当水平。
4．负荷指令的修改二、负荷管理控制中心的组态某 300MW机组 LMCC的组态，如图所示：
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机组故障时,LMCC将根据不同的故障现象分别采用：
负荷返回（ RB）,
负荷迫降（ RD）,
闭锁增 /减（ BI/BD）
等指令修改正常的负荷指令。
某 300MW机组形成这些指令的项目可参见下表。
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指令 形 成 项 目
RB
1,失去送风机 （ 5 3 % ）
3,失去引风机 （ 5 3 % ）
5,失去煤层 （ 2 4 % ）
7,失去炉水循环泵 （ 5 3 % ）
2,失去锅炉给水泵 （ 6 3 % ）
4,失去一次风机 （ 5 3 % ）
6,失去闭式循环水泵 （ 5 3 % ）
RD
1,给水 RD 请求：任一给水泵达 1 0 0 % 出力，且给水流量小于给水流量指令一定限值时；
2,燃料 RD 请求：燃料指令达 1 0 0 %,且实际燃料量低于燃料量指令一定限值时；
3,风量 RD 请求：送风机动叶达 1 0 0 %,且实际风量小于风量指令一定限值时；
4,炉膛负压 RD 请求：引风机动叶达 1 0 0 %,且炉膛压力高于设定一定限值时；
5,送风机 RD 请求：任一送风机接近喘振区时；
6,一次风机 RD 请求：任一一次风机接近喘振区时；
7,汽包水位 RD 请求：任一给水泵达满出力，且水位低于设定一定限值时。
BI
1,燃料量已达 1 0 0 % ；
3,引风机开度指令达最大；
5,汽轮机阀位指令达上限值；
7,燃料量小于指令过多；
9,风量低于指令过多；
11,炉膛负压太低；
2,送风机开度指令达最大；
4,实发功率小于指令达到一定限值；
6,主蒸汽压力小于设定达一定限值；
8,送风机、一次风机能量超过限值；
10,UM 自动时,N
0
大于或等于其高限值；
12,给水 RD 请求。
BD
1,两台送风机指令均至最小；
3,汽轮机阀位指令达最小；
5,炉膛负压过大；
7,燃料量小于指令过多；
9,总燃料量小于最小限值；
2,UM 自动时,N
0
小于或等于低限值；
4,给水流量小于指令超过限值；
6,机组功率大于指令超过限值；
8,主蒸汽压力大于设定值超过限值；
10,两台汽动给水泵均至最小出力。
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1,RB指令协调控制方式下,若主要辅机故障突然停运时,将形成 RB
指令,该指令迫使机组负荷快速下降到辅机设备所能承受的负荷水平上,同时 RB指令送到燃烧器管理系统 （ BMS）,切除部分燃烧器 。 RB发生时,负荷下降速率视失去辅机对机组安全运行的威胁程度而异 。
2,RD指令协调控制方式下,若某些故障的间接指标值已经较大 （ 例如,汽包水位比给定值低得太多 ） 时,意味着情况严重,将形成 RD指令,该指令迫使实际负荷指令下降,直至故障间接指标值不太严重为止 。 RD指令的变化速率一般控制在 3%/min
以内,并与间接指标值大小成正比 。
RB,RD,BI/BD指令在负荷控制中的作用：
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3,BI/BD指令在协调控制方式下,若在改变负荷指令的过程中检测到故障的间接指标值 （ 如给水指令与给水流量的偏差值 ） 已较大时 （ 一般比 RD程度轻 ）,将形成 BI/BD指令 。 该指令将闭锁负荷指令向扩大故障的方向改变,防止故障的进一步扩大,
而在非扩大故障方向上仍允许负荷指令的改变 。
第三节 机炉主控制器机炉主控制器由汽轮机主控制器（ TM） 和锅炉主控制器 (BM)组成。是机炉协调控制思想的具体体现之处。
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1．接受 LMCC输出的负荷指令 N。,实发电功率 NE和机前主蒸汽压力偏差?P=P0-PT信号，按选定的基本控制方式
（锅炉跟随或汽轮机跟随），进行常规的反馈控制运算。
2,根据机,炉之间的能量平衡要求,在反馈控制的基础上引入某种前馈控制,使机炉之间能量在失去或刚要失去平衡时,及时采取前馈控制运算,产生限制能量失衡的控制作用 。
3,根据不同的控制方式和前馈一反馈控制运算结果,发出适应外部负荷需求或满足机组运行要求的汽轮负荷指令
NT和锅炉 NB,以指挥各子控制系统的运算 。
4,实现不同控制方式 （ 如锅炉跟随,汽轮机跟随,协调控制等方式 ） 之间的切换 。
一、机炉主控制器的功能
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协调控制功能，是在锅炉跟随（或汽轮跟随）控制方式的两个相对独立的反馈回路基础上，引入合适的前馈控制方式予以实现的。引入的前馈补偿信号，使机炉两个相对独立的反馈控制回路彼此联系，且协调动作。
根据前馈控制通道设计,有两种不同类型的协调控制系统 。
二、不同前馈方式的协调系统这类协调控制系统的特点是：应用负荷指令信号 N0来间接平衡机、炉之间的能量关系。
1．按负荷指令间接平衡的协调控制系统其系统的结构原理如图所示。
,计算机分散控制系统》
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图中符号说明参见附录一。
￥¤
ò
X
K 1
1
d/dt d/dt 2 ￥¤?ú?ù 3
K
-K 3
￥¤
+
K 2
P 0 P T
N T
-+
+
+
￥¤P N
N B
+
+
N E N 0
°à× í¨μà
+
+-
+
-
ò PI以汽轮机跟随为基础的 CCS主控制器
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（ 1）锅炉主控制器当负荷指令 N0改变时，产生锅炉负荷指令 NB控制锅炉的各子控制系统，以适应 N0的需求。由原理图可知,NB的生成为：
其中：
)()1()(1 020001 TEB PPKNsNNsNKN s为微分算子（下同）
N0改变时立即改变 NB，
使锅炉燃烧率等及时作出相应改变。
其中的微分作用可使
NB动态超前动作，以加速锅炉的负荷响应。
前馈信号 前馈信号它在稳态时为零，对 NB
无影响作用，而在动态时，该信号可对 NB作适当的修正。
在前馈,粗调,的基础上，锅炉主控制器通过对负荷指令偏差信号的积分运算，可校正 NB指令，即以反馈控制方式校正 NE,最终使 NE=N0。
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汽轮机主控制器的作用是在主汽压力 PT发生变化时，产生汽轮机负荷指令 NT控制汽轮机的 DEH系统，调整汽轮机的进汽调节阀开度，以使 PT稳定在给定值上。由系统原理图可知，
汽轮机主控制器中的 PI调节器入口端信号为：
（ 2）汽轮机主控制器
])1[()( 003 ETN NNsPPKP
前馈信号 N0（ 或 NE） 改变时，具有微分超前作用的前馈信号立即改变 NT，
去控制汽机进汽调节阀开度，以及时利用锅炉蓄能快速响应负荷。
可以认为，是给定值 P0的一个修正量，在 N0变化时，可对 P0
进行 动态修正 ；
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)](1[
)()(
0
3
033
003
ET
ETN
NN
K
PKPK
NNPPKP
N0>NE时,?PN上升；
N0<NE时,?PN下降；
N0=NE时,?PN =K3（ PT-P0）,由此对 NT进行校正，最终使
PT=P0。
实际主蒸汽压力给定值系统仍可根据机组的负荷偏差（ N0-NE） 修正 P0。
而当 N0不变时有：
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在该系统中,负荷指令 N0作为前馈信号平行地送至机,
炉主控制器,使机炉同时改变负荷,保证了外部负荷的快速响应 。
（ 3）系统分析该系统在燃料发生内扰使锅炉燃烧率增加时,主蒸汽压力 PT和实发电功率 NE都将随之增加,其中 PT比 NE的响应要灵敏 。 因此,燃料扰动初期由于 PT的上升,汽轮机进汽调节阀将开大,这对汽轮机侧又是一个扰动 。 即这种系统消除锅炉侧内扰的能力比较差 。
当汽轮机进汽调节阀有扰动时,主蒸汽压力与实发电功率变化方向相反,一般控制回路能较快消除 。
由于该系统采用间接反映机炉之间能量平衡关系的负荷指令 N0作为协调控制的前馈信号,故称之为负荷指令间接平衡的协调控制系统 。
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这类 CCS的特点是：应用能量信号 (汽机第 1级后的压力
P1与主汽压力 PT的比值 P1/PT)作为前馈信号，直接平衡机炉之间的能量关系。
2．按能量信号直接平衡的协调控制系统
P1/PT称为 能量信号,是因为它与汽机进汽调节阀的开度成正比，任何原因引起进汽调节阀开度变化,P1/PT都能灵敏的响应。反映了汽轮机的输入能量。
按能量信号直接平衡的 CCS结构原理，如图所示。
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￥¤
ò
X
K 1
1
d/dt
d/dt
K
K 3
￥¤
+
K 2
P 0 P T
N T
-+
+
+
￥¤N P
N B
+
N EN 0
°à× í¨μà
ò
+
+
-
+ -
￥¤P
P 1 /P T
+
P 1
ò PI
以锅炉跟随为基础的 CCS机炉主控制器
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（ 1）锅炉主控制器其中,
锅炉负荷指令 NB生成：
TT
TB P
Ps
P
PPP
sKN
11
01 )1()(
1
能量信号 P1/PT是锅炉侧的前馈信号,P1/PT变化时立即改变 NB。
其中微分作用可加强动态过程中的 NB指令，以补偿锅炉的惯性。
由于要求动态补偿的能量既与负荷变化率也与负荷水平成正比，所以微分项需要乘以 P1/PT值。
在前馈,粗调,基础上，锅炉主控制通过对?P
信号的积分运算校正 NB指令，
控制 PT最终使 PT=P0。
系统稳态时,PT=P0，
且微分作用消失，此时有
NB=P1/PT。
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它根据输入的负荷指令 N0,实发电功率 NE和 P1信号进行控制运算，生成汽轮机负荷指令 NT。 由系统原理图可知,PI
调节器入口端信号为：
（ 2）汽轮机主控制器
12003 )1()(
1 PKNsNN
sKN EP
前馈信号
N0改变时，该信号及其微分超前作用立即改变?NP,使汽轮机快速响应负荷指令 N0
负反馈作用用来稳定进汽调节阀的动作，
防止动作过头。
这是因为 P1对进汽阀开度的响应比实发功率 NE灵敏，所以能保证进汽阀迅速平稳地响应 N0指令。
在前馈和局部反馈
,粗调,的基础上，
通过对负荷偏差 N0-NE
信号的积分 —— 比例积分串级运算，以控制汽轮机进汽调节阀开度，校正 NE使之最终等于 N0。
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能量平衡信号与功率给定信号性质不同。后者表示电网对机组的负荷要求，前者反映了汽轮机对锅炉的能量要求，
P1/PT信号为协调机炉两个控制回路的工作提供了一个直接的能量平衡信号。
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，此处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。
（ 3）系统分析
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汽机调节阀扰动时，由于采用 P1（ 或 P1/PT） 信号，消除扰动也比较快。
当燃烧率自发增加时,PT及 P1均升高,由于 P1响应比实发功率 NE灵敏,在功率积分项尚未改变时就使汽机调节阀关小,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 NB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 （ P0-
PT）,所以锅炉侧消除内扰的能力较强 。
通过上述分析不难看出，能量信号直接平衡的协调控制系统，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。
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三、典型的机炉主控制器
（一）锅炉主控制器组态如图所示,
￥¤
X
￥¤
P 0
P T
- +
N B
N E N 0
°à× í¨μà
+ -
K
T
M/A
f (x) 1
f (x) 2
f (x) 3
f(x)
á
f (x) 4
P 1
PID 1?ò d/dt
K PID 2?ò d/dt
该锅炉主控制器的任务是维持主蒸汽压力的稳定、消除主蒸汽压力的偏差。
在不同的控制方式下其工作原理不同：
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这是在汽轮机跳闸或 DEH系统由,遥控,变为,本机,控制时，所选择的一种控制方式。
（ 1）锅炉跟踪控制方式下此时，锅炉主控器用以保证主蒸汽压力稳定，使锅炉跟踪汽轮机负荷。为此锅炉主控制器将 LMCC产生的 N。 通过函数器 f2(x)修正主汽压偏差 P0-PT信号，并作为 PID1调节器的输入，
使输出的 NB指令响应 N0（ 同方向）；在动态过程中，主汽压偏差信号又不断校正 NB,以维持压力的稳定。
锅炉主控制器采用能量平衡信号（ P1/PT） P0作为锅炉负荷指令 NB的前馈信号。其中 P1由主汽流量信号转换得出；
P1/PT代表调节阀的有效开度；（ P1/PT） P0代表汽轮机对锅炉提出的能量需要（稳态时就是 P1）。 采用该信号作为前馈信号，能使燃烧率等及时随负荷需求改变，可提高主汽压力的稳定性。
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这是机、炉主控器均正常情况下,LMCC投入自动，接受电网中调所负荷指令时，机炉主控制器所选择的一种控制方式。
（ 2）协调控制方式下此时，锅炉主控器用以消除主汽压力偏差，保证机、炉之间能量供需平衡。为此锅炉主控器的反馈控制回路中，以主汽压力 PT为被控量，通过 PID2的控制作用校正 PT等于 P0。
为提高锅炉侧的负荷响应速度，当 LMCC给出的 N0发生改变时，通过 f3(x)转换为锅炉负荷的前馈信号，使锅炉主控器在消除主汽压力偏差的过程中，适应汽轮机的负荷变化，提高锅炉的负荷响应能力。
除此之外，当负荷偏差超过设定值时，它通过 f1(x)转换为锅炉负荷的另一个前馈信号，且作用于 PID2的入口端，以加强
PID2的控制输出，尽快使锅炉满足汽轮机的负荷需求，协助汽机侧消除负荷偏差，同时也提高主汽压力的稳定性。
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在此控制方式下，锅炉主控器的输出 NB通过 M/A站手操控制，其控制过程完全根据运行人员的指令进行。
（ 3）手动控制方式下
燃料主控处于手动 （ 此时锅炉主控制器实际上已失去对锅炉负荷的控制能力 ） ；
两台送风机均处于手动；
所有主蒸汽压力信号故障；
协调方式下,负荷 （ 功率 ） 信号故障；
非协调方式下,蒸汽流量信号 （ 或 P1信号 ） 故障；
用于机组主控制系统状态指示和方式切换的数字逻辑站 （ DLS） 处于手动 。
锅炉主控器由自动切为手动状态的条件，是下列情况之一：
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汽机主控器的组态如图所示。
（二）汽轮机主控制器
￥¤
￥¤
P 0P T
- +
N T
N E N 0
°à× í¨μà
+-
T
M/A
f (x) 1
f (x) 2
N B
ù?ú
f (x) 3
f (x) 4
K?ò K?òPI 1 PI 2
有两个可供选择的反馈控制回路：
负荷控制回路对应于协调控制方式
主汽压力控制回路对应于汽机跟踪控制方式这两种方式在自动控制状态下，
可通过切换 T进行切换自动与手动控制状态之间的切换，由 M/A站予以实现的。
该主控制器处于不同控制方式下，
其控制任务和工作原理不同。
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这是在锅炉燃料主控处于手动、或负荷信号故障、或两台送风机均处于手动时，主控制器所选择的一种控制方式。
（ 1）汽轮机跟踪控制方式下此时，汽机主控制器的任务是控制主汽压力的稳定。压力控制是在单回路反馈控制（汽机侧的主汽压力反馈）的基础上，引入锅炉主控器输出 NB作为前馈信号，来改善压力控制的效果。 此时 NB是锅炉主控器处于手动状态下的输出，它或是跟踪燃料主控手动的总燃料量，或是燃料主控自动时运行人员的指令。
机前的主汽压力不同时，相同进汽阀开度下汽机负荷是不相同的。因此，汽机主控器中采用 PO对前馈信号 NB进行校正，
以使压力给定较低时，增强前馈作用，反之亦然。
汽机进汽阀扰动下,主汽压力的变化几乎无迟延,此时,
系统相当于一个随动系统,主汽压力可以有良好的控制效果 。
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该方式下汽机主控器的任务是控制机组实发电功率 NE=N。
由 LMCC给出的 N。 同时送到锅炉、汽机主控制器。汽轮机主控器将 NO与 NE比较形成偏差信号，经高低限幅后送入 PI1调节器进行控制运算，其结果送到 DEH系统，控制汽轮机进汽阀开度，使 NE=NO。
汽机主控器引入 NO作为前馈信号,旨在让进汽阀动态过调,以改善机组的负荷适应能力 。 与汽机跟踪方式中的前馈信号 NB一样,这里也采用 PO对前馈信号 NO进行了校正 。
为了不使压力波动太大,NT还受到机前压力偏差信号的约束 。 即将机前压力偏差信号经 f1(x)与负荷偏差信号迭加,
由于 f1(x)设臵有小于或等于机组允许主汽压力的死区,当压力波动超过死区限值时,将按压力偏差成比例地限制汽机负荷指令,以减小压力的波动 。 此时,锅炉侧仍按负荷指令去控制燃烧率,从而使机前压力很快回到允许的波动范围内 。
（ 2）协调控制方式下
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在此控制方式下，汽轮机主控制器的输出 NT通过 M/A站进行手操控制，其控制过程完全根据运行人员的指令进行。
此时，要求汽轮机的 DEH系统臵于,远控,状态。
（ 3）手动控制方式下
汽轮机跳闸；
DEH系统处于,本机,控制状态；
所有主蒸汽压力信号故障；
用于机组主控制系统状态指示和方式切换的数字逻辑（ DLS） 处于手动。
汽轮机主控制器由自动状态切为手动状态的条件，是下列情况之一：
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机炉主控制器除存在上述锅炉跟踪、汽轮机跟踪，协调等控制方式外，还存在一种基本控制方式，共有四种控制方式。
基本控制方式,是在所有主蒸汽压力信号故障，或锅炉跟踪方式下蒸汽流量信号故障时，锅炉主控制器和汽轮机主控制器均处于手动状态下的一种控制方式。
（三）控制方式及其跟踪问题为了实现各种控制方式之间的无扰切换，系统设计有完善的自动跟踪功能，如图示意。
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T
M/A
TR
N B
总燃料量
TR TR
K
PID 1
∫ d / d t K ∫ d / d t
PID 2
T
M/A
TR
汽机负荷基准反馈
TR TR
K
PI 1
∫
PI 2
K ∫
N T
1．基本控制方式下,
汽机主控器输出跟踪来自 DEH系统的负荷基准反馈，保证
DEH由,本机,切为,远控,方式时无扰动；锅炉主控器输出跟踪总燃料量信号，保证燃料主控由手动?自动的无扰切换；汽机主控器的 PI2调节器输出跟踪 NT,使汽机主控器投入的自动（汽机跟踪）时输出无扰动，锅炉主控器的 PID1调节器输出跟踪 NB,当锅炉主控器投入自动
（锅炉跟踪）时输出无扰动。
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2．汽轮机跟踪控制方式下,
汽机主控器的 PI1调节器输出跟踪 NT,使由该控制方式切换到协调控制方式时系统无扰动。
3．锅炉跟踪控制方式下,
锅炉主控器的 PID2输出跟踪 NB,使由该控制方式切换到协调控制方式时系统无扰动。
4．协调控制方式下,
汽机主控器的 PI2调节器输出跟踪 PI1调节器的输出（即
NT）,锅炉主控器的 PID1调节器输出跟踪 PID2调节器的输出（即 NB）,以保证系统由该方式切换到其它任何方式时无扰动。
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第四节 燃烧控制系统燃烧控制系统包括：燃料量控制系统、送风控制系统和炉膛压力控制系统等。
单元机组能量的输入是靠燃料的及时供给和炉膛内的良好燃烧来保证的。燃料量控制系统的任务是 —— 控制进入机组的燃料量，使燃料燃烧所提供的热能满足蒸汽负荷的需求。
燃料量控制系统的结构方案与制粉系统设备的选型以及设计有关。这里以 300MW机组普遍采用的中速磨煤机直吹式制粉系统的燃煤量控制为例介绍。
该系统采用 6台 RPB-783中速磨煤机和 6台 STOCK8221给煤机,燃料 （ 给煤 ） 量的控制是通过改变给煤机的转速予以实现的 。
一、燃料量控制系统
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2009-7-28 50
燃煤量控制系统的基本组态如图所示。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
给煤量
A B C D E F
∑
3
∑
∑
热量信号燃油发热量+ -
煤实际发热量
+
-
M/A
f(x)6
0
÷
3
发热量校正
0.85-1.15
总给煤量信号理论发热量煤的计算发热量
+-
K
PID
∫ d/dt
K
PID
∫ d/dt
∑
≯≮
M/A
<
A给煤机转速指令
f(x)5
A磨煤机一次风量
+
-
B C D E FA
1．系统的工作原理
(1) NB指令经给水温度校正和总风量交叉限制后，
得到总燃料量指令 NB1；
NB1
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燃煤量控制系统的基本组态如图所示。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
给煤量
A B C D E F
∑
3
∑
∑
热量信号燃油发热量+ -
煤实际发热量
+
-
M/A
f(x)6
0
÷
3
发热量校正
0.85-1.15
总给煤量信号理论发热量煤的计算发热量
+-
K
PID
∫ d/dt
K
PID
∫ d/dt
∑
≯≮
M/A
<
A给煤机转速指令
f(x)5
A磨煤机一次风量
+
-
B C D E FA
1．系统的工作原理
(2)总燃料量指令减去实际燃油量所得到的是燃煤量指令 NB2 。
NB2
NB1
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2009-7-28 52
燃煤量控制系统的基本组态如图所示。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
给煤量
A B C D E F
∑
3
∑
∑
热量信号燃油发热量+ -
煤实际发热量
+
-
M/A
f(x)6
0
÷
3
发热量校正
0.85-1.15
总给煤量信号理论发热量煤的计算发热量
+-
K
PID
∫ d/dt
K
PID
∫ d/dt
∑
≯≮
M/A
<
A给煤机转速指令
f(x)5
A磨煤机一次风量
+
-
B C D E FA
1．系统的工作原理
(3)NB2作为给定值在 PID
入口与实际总给煤量信号进行比较，其偏差值经 PID运算、手动 /自动站、速率限制后，形成并行控制在役给煤机的指令 NB3，控制给煤机的转速，进而改变给煤量。
NB2
NB1
NB3
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燃煤量控制系统的基本组态如图所示。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
给煤量
A B C D E F
∑
3
∑
∑
热量信号燃油发热量+ -
煤实际发热量
+
-
M/A
f(x)6
0
÷
3
发热量校正
0.85-1.15
总给煤量信号理论发热量煤的计算发热量
+-
K
PID
∫ d/dt
K
PID
∫ d/dt
∑
≯≮
M/A
<
A给煤机转速指令
f(x)5
A磨煤机一次风量
+
-
B C D E FA
1．系统的工作原理
(4)NB2还作为给煤量的前馈控制信号，通过函数器
f(x)4作用于 PID调节器，用以提高系统的动态适应性。
NB2
NB1
NB3
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燃煤量控制系统的基本组态如图所示。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
给煤量
A B C D E F
∑
3
∑
∑
热量信号燃油发热量+ -
煤实际发热量
+
-
M/A
f(x)6
0
÷
3
发热量校正
0.85-1.15
总给煤量信号理论发热量煤的计算发热量
+-
K
PID
∫ d/dt
K
PID
∫ d/dt
∑
≯≮
M/A
<
A给煤机转速指令
f(x)5
A磨煤机一次风量
+
-
B C D E FA
1．系统的工作原理
(5) f(x)4用来设置前馈作用的强度，其设置原则为：机组出力改变的初始阶段，控制燃煤量有足够的幅度，使主蒸汽压力尽快恢复到给定值，且控制过程动态偏差较小，但又不能使燃料量波动太大而影响燃烧的稳定性。
NB2
NB1
NB3
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2．给水温度对锅炉负荷指令的校正给水温度校正信号是给水温度与其设计值的差值通过函数器 f(x)1
产生一修正系数，它与锅炉负荷指令相乘，使之在对锅炉燃烧率进行控制之前得以校正。
如当给水温度低于其设计值时，
适当增强锅炉负荷指令，多加些煤和风，以满足锅炉的能量需求。提高系统的适应性和稳定性。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
总给煤量信号
+-
K
PID
∫ d/dt
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3．总风量的限制作用正常燃烧要求,总燃料量?总风量,,
否则，控制系统必须降低其控制输出，减少给煤量。
系统中，经给水温度校正的锅炉负荷指令，通过函数器 f(x)0转换为总燃料量指令；
而锅炉的总风量信号通过函数器 f(x)2转换为最大允许燃料量指令（燃料量的上限值）。
二者经低值选择器，选择其中低者作为输出。
正常情况下，一般是总燃料量指令通过低选。只有实际风量因某种原因偏低时，则由此生成的燃料量上限值通过低选，实现对总燃料量指令的限制，始终保证总风量 >总燃料量，以达到良好的燃烧经济性。
另外,f(x)o输出的总燃料量指令，还通过超前 /滞后滤波器 f(t)加到低值选择器的入口端,f(t)在锅炉主控制器投入自动时起作用，其目的是当 NB增加时，保证先加风后加煤。
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
总给煤量信号
+-
K
PID
∫ d/dt
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给煤量
A B C D E F
∑
3
∑
∑
热量信号燃油发热量+ -
煤实际发热量
+
-
M/A
f(x)6
0
÷
3
发热量校正
0.85-1.15
总给煤量信号理论发热量煤的计算发热量
K
PID
∫ d/dt
系统每台给煤机的给煤量信号，由电子重力式皮带给煤机称重装置给出，总燃料量是所有给煤机给煤量的总和。
由于燃煤的品质,水份随时发生变化,即燃煤的发热量非恒定 。 因此,燃料量不能与进入锅炉的热量精确对应,仅用燃料量信号参与反馈控制难以保证控制的质量,为解决这一问题,需对燃料量信号进行发热量校正 。 目前,
煤的发热量尚不能实现瞬时测量,故通常采用热量信号 （ 锅炉的实际吸热量 ） 作为燃煤信号发热量校正的基本依据,如图所示 。
4．给煤量的测量与校正系统中总给煤量与煤的计算发热量之积为煤的理论发热量，热量信号减去燃油的发热量为煤的实际发热量；实际发热量与理论发热量的偏差信号经给定值为 0的 PID调节器,M/A站和函数数器 f(x)6运算，输出发热量校正信号，煤的理论发热量经校正后再除以煤的计算发热量，得到的是额定发热量下的总给煤量信号。
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热量校正系统在锅炉负荷指令 NB变化较大时,将自动挂起,输出保持；而在下列条件之一满足时,切为手动状态 。
蒸汽流量信号故障；?燃料信号故障；
汽包压力信号故障；?燃料主控制器切为手动；
从燃料主控制器发出的给煤机转速指令，还受到磨煤机入口的一次风量的限制，即一次风量信号输入函数器 f(x)5,产生一次风量下最大允许给煤量（给煤量上限值）对应的转速信号，该信号与给煤机转速指令通过低值选择器选择小者输出，以保证磨煤机在运行中空气量有一定的富裕度，防止磨煤机堵塞。
5．磨煤机一次风量的限制作用
∑
≯≮
M/A
<
A给煤机转速指令
f(x)5
A磨煤机一次风量
+
-
B C D E FA
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燃料主控制器输出的总燃煤指令对
6台给煤机转速并行控制，当投入自动的给煤机台数不同时，整个控制回路的控制增益是不同的。
为了保证各工况下控制系统的稳定，
必须按投入自动的实际给煤机台数，
进行系统的增益修正。
本系统采用函数器 f(x)7和适配器
ADAPT来实现这一功能，考虑到 6台给煤机在正常情况下,5台运行 1台备用，
所以取 5台给煤机自动运行时，系统增益修正系数为 1。当 n台给煤机投入自动运行时，系统增益修正系数为：
Kn=5/n
6．控制回路的增益修正
Δ
∑
M/A
f(x)1
f(x)0
燃油量总风量给水温度给水温度设计值
NB
3
f(t)
<f(x)2
+
f(x)3 -
f(x)4
∨≯
ADAPTf(x)7
给煤机自动台数
Kn
总给煤量信号
+-
K
PID
∫ d/dt
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保证燃料在炉膛中充分燃烧是送风控制系统的基本任务。
由于一次风是通过制粉系统带粉入炉的，所以锅炉的总风量主要由二次风来控制，即这里的送风控制系统是针对二次风控制而言的。
二、送风控制系统目前，国产 300MW机组的送风控制一般设计成：
调整送风机动（静）导叶的开度直接控制进入炉膛的二次风量，利用二次风档板来维持二次风箱压力为给定值。
也有少数进口机组的送风控制设计成：
调整送风机动（静）导叶开度来维持二次风箱压力为给定值，利用二次风档板控制进入炉膛的二次风量的控制方式。
前者更具有普遍性，是这里论及的对象。
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大型火电机组一般采用具有氧量校正的送风控制系统。某 300MW机组送风控制系统的基本结构如图所示。 —— 是一个简单的单回路系统。
1．系统的基本结构与工作原理
Δ
Δ V
∑
V 0 V
+
Δ∑
+ -
+
∨≯
T
A
T
A A
TT
A 0％
A 100％
闭锁指令增/ 减回路闭锁指令增/ 减回路防喘振回路防喘振回路
f(x) f(x)
送风机A 动叶送风机B 动叶
+
K ∫
PI
-
送风调节器（ PI） 接受经过氧量校正的总风量给定值 Vo与实际总风量反馈信号 V的偏差值?V,对此进行控制运算，其输出与为加强送风控制、保证送风量及时适应燃烧需求的前馈信号（此处为总风量给定值 Vo） 迭加后，形成送风机控制指令，分别送至两台送风机的手动 /
自动控制站。
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Δ
Δ V
∑
V 0 V
+
Δ∑
+ -
+
∨≯
T
A
T
A A
TT
A 0％
A 100％
闭锁指令增/ 减回路闭锁指令增/ 减回路防喘振回路防喘振回路
f(x) f(x)
送风机A 动叶送风机B 动叶
+
K ∫
PI
-
在手动 /自动站中，根据设定的偏置值，分别对送风机动叶控制指令进行偏置处理，然后经切换器、
闭锁指令增 /减回路和防喘振回路去改变送风机动叶的开度，从而控制送入炉膛的二次风量，使 V=Vo。
当燃烧器管理系统（ BMS） 发出
,请求自然通风,信号时，两台送风机均切换到手动状态，并以一定速率开至 100%；当顺序控制系统
（ SCS） 发出,关闭送风机动叶,信号时，两台送风机也切至手动状态，
并以一定速率关至 0%。
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2．送风量给定值 Vo的形成
f(x)
空预器前烟气含氧量选择逻辑回路
Δ
T
A A
f(x)
f(x)
∑
∨≯
+
-
总燃料量 主蒸汽流量
f(x)
燃料主控指令
X X
>
f(t)
V
0
(送风量给定值 )
A A
T
∨≯
吹扫风量风量指令最小值
A侧 B侧
PIK ∫
氧量校正回路
Vo由下列四种信号中的最大值者形成：
（ 1）总燃料量信号经函数运算和氧量信号校正后的风量请求值；
（ 2）燃料主控器指令经函数运算和氧量信号校正后的风量请求值；
（ 3）燃料主控制器指令经函数运算、氧量信号校正和 f(t)的超前 /滞后处理后的风量请求值；
（ 4）吹扫风量或最小风量指令经速率限制后的风量请求值。
这是为了：
1、保证点火前的吹扫风量；
2、保证点火初期的最小风量；
3、保证增负荷时先加风后加煤；
减负荷时先减煤后减风，使锅炉始终处于,富氧,的燃烧。
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如上图中虚线部分所示。
该回路以 PI为核心,PI根据空预器前烟气含 氧量测量值 与 氧量给定值 的偏差进行运算，其输出经手动 /自动站和函数器 f(x)
后，形成氧量校正信号。 PI的控制作用最终使测量值与给定值相等，使炉膛燃料充分燃烧。
3．氧量校正回路氧量给定值 由代表机组负荷的主汽流量信号经函数运算后,与运行人员设定的具有速率限制的偏量值迭加而形成的 。
氧量测量值 是通过测量两侧空预器前的氧量,并在二个测量信号中筛选一个恰当的值作为测量值 。 选择逻辑回路的处理原则是：
空预器前烟气含氧量选择逻辑回路
Δ
T
A A
f(x)
f(x)
∑
∨≯
+
-
主蒸汽流量
A侧 B侧
PIK ∫
氧量校正回路
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（ 1） 如果 A,B侧的氧量信号均正常,且 A,B侧两台送风机动叶均处于自动状态,则选择 A,B侧两个氧量信号之小者作为最终氧量信号；
（ 2） 如果 A侧氧量信号正常,且 A侧送风机动叶处于自动状态,但 B侧氧量信号故障或 B侧送风机动叶未投自动,
选择 A侧信号作为氧量信号；
（ 3） 如果 B侧氧量信号正常,且 B侧送风机动叶处于自动状态,但 A侧氧量信号故障或 A侧送风机动叶未投自动,
选择 B侧信号作为氧量信号；
（ 4） 如果 A,B侧氧量信号均故障,或 A,B侧两台送风机动叶均未投自动,则选择 B侧氧量信号作为最终的氧量信号 （ 实际上已通过逻辑回路将氧量校正回路切为手动状态 ） 。
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（ 1） 当炉膛压力高于某一值时,闭锁氧量校正调节器的输出增加 。
（ 2） 当如下条件之一满足时,氧量校正调节器的输出减小闭锁 。
炉膛压力低于某一值；
风量指令小于或等于最小风量指令；
风量指令小于实测总燃料量所需的风量 。
（ 3） 当如下条件之一满足时,将氧量校正控制站切为手动 。
主蒸汽流量信号 （ 由汽轮机调节级压力换算而得 ）
故障；
两台送风机均为手动状态；
两个氧量信号均故障 。
4．系统的闭锁、联锁和保护功能
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（ 4） 当如下条件之一满足时,风量调节器的输出增加闭锁 。
炉膛压力高于某一值；
A送风机处于自动状态且控制指令?100%,B送风机处于手动状态；
B送风机处于自动状态且控制指令?100%,A送风机处于手动状态 。
（ 5） 当如下条件之一满足时,风量调节器的输出减小闭锁：
炉膛压力低于某一值；
A送风机处于自动状态且控制指令?0%,B送风机处于手动状态,
B送风机处于自动状态且控制指令?0%,A送风机处于手动状态 。
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（ 6） 当如下条件之一满足时,使 A（ B） 送风机动叶控制站切为手动：
A（ B） 引风机处于手动状态；
A（ B） 送风机停止；
BMS发来,请求自然通风,信号；
SCS发来,关送风机 A（ B） 动叶,信号；
总风量信号故障 （ 包括 A,B两侧送风量信号和 A、
B两侧一次风 量信号,四者只要其一故障 ） 或总燃料量信号故障 （ 包括燃料量指令信号,总煤量信号和总油量信号三者只要其一故障 ） 。
（ 7） 当 SCS发出,建立空气空道,信号时,两台送风机动叶以一定速率开至 100%。
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（ 8） 系统在 A（ B） 送风机控制通道上设计了防喘振回路 。
它根据二次风量指令和送风机的特性曲线,计算出不同流量下的最大动叶开度,以此作为 A（ B） 送风机动叶开度的限制值 。 防喘振回路无论风机动叶处于自动还是手动状态均有效 。
（ 9） 当炉膛压力高于 （ 或低于 ） 某一值时,将禁止两台送风机动叶的动态开大 （ 或关小 ）,以确保锅炉的安全 。
送风机动叶控制和引风机动叶控制密切相关 。 在投自动时,必须严格遵循如下程序,引风机?送风机?氧量校正 。
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炉膛内的压力直接影响燃烧质量和锅炉的安全性 。 炉膛压力控制 的基本任务,是通过控制引风机动 （ 静 ） 导叶或入口档板维持炉膛压力为给定值,以稳定燃烧,减少污染,保障安全 。
三、炉膛压力控制系统应用 INFI-90实现 300MW机组炉膛压力控制系统的基本结构如图所示 。
1．系统的基本结构与工作原理目前,300MW机组的每台锅炉一般配有两台引风机。
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Δ
Δ P l
∑
+
Δ∑
+ -
+
∨≯
T
A A
TT
A 0％
A 1 0 0 ％
闭锁指令增/ 减逻辑闭锁指令增/ 减逻辑防喘振回路防喘振回路
f ( x )
f ( x )
送风机A 动叶 送风机B 动叶
+
∑∑
∑
T
A A
∨≯
-
选择逻辑回路
A B C
炉膛压力测量
≯
K
A
Δ
+ -
M F T 动态修正值
f ( x )
送风指令低限压力
%
PI
K ∫
该控制系统是一个简单的单回路系统。
压力调节器（ PI） 接受炉膛压力偏差信号?Pl并对此进行控制运算，其结果与送风指令
（前馈信号）迭加，形成引风机的控制指令分别送至两台引风机的手动 /自动站。
在手动 /自动站中，根据设定的偏置量，对控制指令进行偏置处理，然后经切换器、防喘振回路、闭锁指令增 /减逻辑去改变引风机动叶开度，从而控制引风量以及炉膛内的压力。
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当燃烧管理系统（ BMS） 发出,请求自然通风,时，两台引风机的控制站均切换到手动状态，并延时一段时间（约 30
秒）后使两台引风机的动叶以一定的速率开至 100%；
当顺序控制系统 （ SCS） 发出,建立 A（ B） 引风机空气通道,时,B（ A） 引风机控制站切至手动状态,并使 B（ A） 引风机动叶以一定速率开至 100%；
当 SCS发出,关引风机动叶,
信号时,引风机控制站切至手动状态,并使引风机动叶以一定速率关至 0%。
Δ
Δ P l
∑
+
Δ∑
+ -
+
∨≯
T
A A
TT
A 0％
A 1 0 0 ％
闭锁指令增/ 减逻辑闭锁指令增/ 减逻辑防喘振回路防喘振回路
f ( x )
f ( x )
送风机A 动叶 送风机B 动叶
+
∑∑
∑
T
A A
∨≯
-
选择逻辑回路
A B C
炉膛压力测量
≯
K
A
Δ
+ -
M F T 动态修正值
f ( x )
送风指令低限压力
%
PI
K ∫
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三个炉膛压力信号 （ 设为 A,B,C） 经过选择逻辑回路处理后,作为炉膛压力信号 的 最终值 。 三个压力信号应在操作员接口站 （ OIS） 上预选,可以选择其中之一或三者的中值 。
2．系统中的信号及其作用
（ 1）炉膛压力测量值若选择其中之一,一旦选定,即按如下逻辑工作 。
当选定 A时,如果 A故障,则自动选 B。
当选定 B时,如果 B故障,则自动选 C。
当选定 C时,如果 C故障,则自动选 A。
这种按顺序循环选择方式,如果被选者故障且将要切换到的信号也故障时,则无法转到剩下的唯一正常的信号上去 。
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若预选三个信号的中值时,按如下逻辑工作 。
若三个信号均正常,则自动选择其中间值；
若其中之一故障,则自动选择另外两个信号的平均值；
若三者中的二个均故障,则将自动选择第三者 。
由此可见,选择中值的方式较安全 。
本系统的炉膛压力定值通过 B引风机动叶控制站设定,
两台风机动叶的控制指令的偏置量则通过 A引风机动叶控制站来设定 。
（ 2）给定值设定本系统引入两台送风机动叶指令的平均值作为引风机动叶的前馈信号,以减小送风量变化量时对炉膛压力的影响 。
（ 3）动态前馈信号
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当炉膛压力低于某一值 （ 负压过高 ） 时,动态关小引风机动叶开度,以保证运行安全 。
（ 4）低限压力当发生 MFT（ 主燃料跳闸 ） 时,由于灭火瞬间炉膛压力会急剧下降,所以根据当时的负荷值,也瞬间动态关小引风机动叶开度,以保证锅炉的安全性 。
（ 5） MFT动态修正值
A引风机处于自动且控制指令?100%,B引风机处于手动；
A引风机处于自动,B引风机处于手动,且炉膛压力低于某一值；
B引风机处于自动且控制指令?100%,A引风机处于手动；
B引风机处于自动,A引风机处于手动,且炉膛压力低于某一值 。
3．系统的闭锁、联锁和保护功能
（ 1）当如下任一情况发生时，调节器的输出增加闭锁。
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（ 2） 对每台引风机动叶的控制指令还设计了闭锁增和闭锁减功能 。 即：
当炉膛压力高于某一值时,禁止动态关小引风机动叶；
当炉膛压和低于某一值时,禁止动态开大引风机动叶 。
（ 3） 为防止引风机发生喘振,系统中设计了风机防喘振回路 。
（ 4） 当如下条件之一满足时,引风机动叶控制站切为手动控制状态 。
BMS（ 燃烧器管理系统 ） 发出,请求自然通风,信号；
SCS（ 顺序控制系统 ） 发出,建立 A（ B） 引风机空气通道,信号；
SCS发出,关 A（ B） 引风机动叶,信号；
三个炉膛压力信号均发生故障时,使两台引风机动叶开度瞬间跟踪 30秒前调节器的输出,并将两台引风机动叶的控制站均切为手动状态 。
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2009-7-28 77
第五节 给水控制系统一、给水控制的任务与意义锅炉给水控制系统，是协调控制系统（ CCS） 中的主要子系统之一。
锅炉给水控制的主要任务是：
（ 1）使锅炉的给水量跟踪锅炉的蒸发量，保证锅炉进出的物质平衡和正常运行所需的工质。对于汽包锅炉来说，
就是维持汽包水位在允许范围内变化。所以，锅炉给水控制又称,锅炉水位控制,。
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2009-7-28 78
锅炉水位间接地反映了锅内物质平衡状况，它是表征锅炉、汽轮机安全运行的重要参数之一。
汽包水位过高,会降低汽水分离装臵的分离效果，导致出口蒸汽带水严重、含盐浓度增大，使过热器受热面结垢而导致过热器烧坏；同时还会使过热汽温产生急剧变化；而且汽轮机叶片易于结垢，降低汽轮机的出力，甚至会使汽轮机产生水冲击造成叶片断裂等事故；
汽包水位过低,则会破坏锅炉的水循环，以致某些水冷壁管束得不到炉水冷却而烧坏，甚至引起锅炉爆炸事故。
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2009-7-28 79
当水位较低时,大量给水会大大降低锅炉的汽压，这时为保证负荷就得增加燃料和燃烧设备的负担，可能使锅炉排烟损失和不完全燃烧损失增加。
当给水不稳定时,省煤器中的水温随之周期性变化，给水量偏小时，水温提高，将使温差降低，导致排烟温度提高，
降低锅炉效率；而且，不稳定的间断给水，对省煤器等的安全运行也是不利的。
否则：
（ 2）使锅炉的给水连续均匀、相对稳定，从而使锅炉汽压稳定，省煤器安全，保证锅炉在合适的参数下稳定运行，
使锅炉具有较高的运行效率，提高了锅炉运行的经济性。
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2009-7-28 80
汽包体积相对减小，使汽包的相对蓄水量和蒸发面积减少，从而加快了汽包水位的变化速度；
容量的增大,显著地提高了锅炉蒸发受热面的热负荷,使锅炉负荷变化对汽包水位的影响加剧了；
锅炉工作压力的提高,使给水调节阀和给水管道系统相应复杂,调节阀的流量特性更不易满足控制系统的要求 。
对于高参数，大容量的锅炉，由于：
因此，大机组锅炉给水自动控制的必要性和重要性更为突出。
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2009-7-28 81
二、给水控制手段及特点
1、电动定速泵 +调节阀早期投产的中小型机组,通常采用电动定速给水泵,通过控制给水调节阀开度来维持汽包水位为给定值 。 这种控制方案,显然节流损失较大 。
2,电动调速泵 +调节阀
80年代及以后投产的 200MW机组,大都采用了电动调速给水泵和调节阀相结合的形式来控制汽包水位 。 即在低负荷阶段,用给水调节阀 （ 或旁路阀 ） 来调节汽包水位；在高负荷阶段,采用电动调速泵来控制汽包水位 。 这种方案虽然减少了阀的节流损失,但电动泵始终在运行,消耗电能较多 。
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2009-7-28 82
近年来投产的大机组,几乎全部采用这种方式来控制汽包水位 。 即：
在低负荷阶段利用电动给水泵保证泵出口与汽包之间的差压,由给水调节阀 （ 或给水旁路阀 ） 来控制汽包水位；
在负荷超过某一值 （ 对应的给水流量需求接近调节阀的最大通流能力 ） 且汽动给水泵未启动时,由电动调速给水泵来控制汽包水位；
在汽动给水泵启动后,逐步由电动调速给水泵过渡到由汽动给水泵来控制汽包水位 。
这种方案克服了前两种方案的缺点,是一种效率较高的给水控制手段 。
3、汽动泵 +电动调速泵 +调节阀
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三、给水控制系统的基本结构
1．单冲量控制系统单冲量给水控制系统的基本结构如图所示：
Δ
水位给定值 汽包水位
K ∫ PI
执行机构
+ -
该系统是一个只采用汽包水位信号和一个 PI
调节器的反馈控制系统。系统结构简单，整定方便，但克服给水自发性扰动和蒸汽流量扰动的能力较差，汽包水位在动态过程中的超调量较大和稳定性较低。
在大型机组的给水控制中，这种系统也有应用，主要应用在低负荷阶段。这是因为在低负荷阶段的锅炉疏水和排污等因素的影响，使给水流量和蒸汽流量存在着严重的不平衡，且流量太小，测量误差较大，不宜采用其它形式的控制方案。
,计算机分散控制系统》
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2009-7-28 84
2．单级三冲量控制系统单级三冲量给水控制系统的基本结构如图所示：
Δ
K ∫ PI
执行机构蒸汽流量汽包水位给水流量水位给定值
-
-
+
+
∑
系统采用一个 PI调节器，并根据汽包水位、蒸汽流量和给水流量等三个信号的变化去控制给水量，
与单冲量系统相比，该系统引入了两个物质流量信号，即引入用于克服虚假水位的蒸汽流量信号（前馈信号）和用于抑制给水自发性扰动的给水流量信号（局部反馈信号）。
当蒸汽流量（负荷）改变时，通过前馈控制作用，可及时改变给水流量，维持进出锅内的物质平衡，这有利于克服虚假 水位现象；
当给水流量发生自发性扰动时，通过局部反馈控制作用，可抑制这种扰动对给水流量以及汽包水位的影响，有利于减少汽包水位的波动。因此，三冲量给水控制系统在克服扰动、维持汽包水位稳定、
提高给水控制质量方面优于单冲量给水控制系统。
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3．串级三冲量控制系统串级三冲量给水控制系统的基本结构如图所示：
Δ
K ∫PI1
Δ
K ∫PI2
∑
蒸汽流量汽包水位给水流量水位给定值
-
-
+
+
+
执行机构给水流量调节器水位调节器该系统采用主、副两个 PI调节器和三个冲量
（汽包水位、蒸汽流量、给水流量）构成，与单级三冲量系统相比多采用一个 PI调节器，且两个调节器串联工作，分工明确：
主调节器 PI1为水位调节器，它根据水位偏差产生给水流量给定值；
副调节器 PI2为给水流量调节器，它根据给水流量偏差控制给水流量；
蒸汽流量信号作为前馈信号用来维持负荷变动时的物质平衡，
该系统是一个前馈 —— 反馈双回路控制系统。
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该系统结构较为复杂，但各调节器的任务比较单纯，系统参数整定相对单级三冲量系统要容易些，而且该系统不要求稳态时给水流量与蒸汽流量测量信号严格相等，并可保证稳态时汽包水位无静态偏差，其控制品质较高。是现场广泛采用的给水控制系统。
四、给水全程控制系统
1．给水全程控制的概念目前，大型火电机组汽包锅炉的给水控制系统大都采用给水全程控制系统。该系统并非某种单一的单冲量或三冲量控制系统，而由单冲量和三冲量控制系统的有机结合所构成，
且具有完善的自动切换和联锁逻辑功能。
给水全程控制是指机组从启动到带满负荷的全过程所实现的给水控制。
,计算机分散控制系统》
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2．给水热力系统及调节机构一个典型的给水热力系统概貌如图所示：
电动给水泵汽动给水泵A
汽动给水泵B
高压加热器省煤器汽 包给水旁路调节阀给水旁路电动截止阀主给水电动截止阀每台机组配有：
1台 50%容量的电动调速给水泵；
2台各为 50%容量的汽动给水泵。
高加与省煤器之间装有 1
主给水电动截止阀,1给水旁路截止阀和 1约 15%
容量的给水旁路调节阀。
两台汽动给水泵由小汽轮机驱动，其转速由小汽轮机电液控制系统
（ MEH） 控制。转速给定值由协调控制系统的给水控制系统设置，此时，
MEH只相当于给水控制系统的执行机构。
3．给水全程控制系统的结构
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Δ
f ( x )
+
选择逻辑回路汽包压力给水旁路调节阀前后差压压力补偿压力补偿压力补偿选择逻辑回路选择逻辑回路选择逻辑回路
∑
f ( x ) 1
∑
T
A A
PI 2
∑
PI 3
PI 4
PI 1
PI 5
T
A
T 1
T
A
T 2
∑ Δ
T
A A
T
A A
f ( x ) 2
∑
Δ
f ( x ) f ( x ) f ( x )
汽包水位汽机调节级压力省煤器前给水流量
Ⅰ,Ⅱ级过热器减温水流量锅炉连续排污流量主蒸汽流量给水流量汽动给水泵B
M E H 控制汽动给水泵A
M E H 控制电动给水泵液力耦合器给水旁路调节阀
+
+
+
+
+ +
-
-
-
-
-
K ∫
Δ
K ∫
K ∫
K ∫
Δ
K ∫
P b
汽包水位水位给定值系统中还设计有一个给水旁路调节阀前后差压的反馈控制回路，该回路的 PI1调节器根据旁路调节阀前后差压的偏差进行控制运算，并由切换器 T2选通，可通过电动给水泵控制给水旁路调节阀前后的差压。
该差压的给定值是由汽包压力测量值经函数器 f(x)1处理后与运行人员的设定信号综合而形成。
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4．系统工作原理给水全程控制系统中包含着多种控制方式，这些控制方式是根据机组不同的运行负荷，
通过联锁逻辑及其切换器（如 T1,T2等）来选取的。即按着机组不同的负荷阶段和不同的给水控制特性，选择与之相适应的控制方式，对给水实现连续控制的。
Δ
f ( x )
+
选择逻辑回路汽包压力给水旁路调节阀前后差压压力补偿压力补偿压力补偿选择逻辑回路选择逻辑回路选择逻辑回路
∑
f ( x ) 1
∑
T
A A
PI 2
∑
PI 3
PI 4
PI 1
PI 5
T
A
T 1
T
A
T 2
∑ Δ
T
A A
T
A A
f ( x ) 2
∑
Δ
f ( x ) f ( x ) f ( x )
汽包水位汽机调节级压力省煤器前给水流量
Ⅰ,Ⅱ级过热器减温水流量锅炉连续排污流量主蒸汽流量给水流量汽动给水泵B
M E H 控制汽动给水泵A
M E H 控制电动给水泵液力耦合器给水旁路调节阀
+
+
+
+
+ +
-
-
-
-
-
K ∫
Δ
K ∫
K ∫
K ∫
Δ
K ∫
P b
汽包水位水位给定值
,计算机分散控制系统》
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—— 汽包水位采用单冲量控制方式 。 此阶段负荷低,给水流量小,只有通过旁路调节才能有效控制汽包水位 。
（ 1） 0～ 14%负荷阶段
主给水电动截止阀关闭，
T2选通 PI1的输出，由电动给水泵控制旁路调节阀前后的差压，
PI2调节器控制给水调节阀开度。
Δ
f ( x )
+
选择逻辑回路汽包压力给水旁路调节阀前后差压压力补偿压力补偿压力补偿选择逻辑回路选择逻辑回路选择逻辑回路
∑
f ( x ) 1
∑
T
A A
PI 2
∑
PI 3
PI 4
PI 1
PI 5
T
A
T 1
T
A
T 2
∑ Δ
T
A A
T
A A
f ( x ) 2
∑
Δ
f ( x ) f ( x ) f ( x )
汽包水位汽机调节级压力省煤器前给水流量
Ⅰ,Ⅱ级过热器减温水流量锅炉连续排污流量主蒸汽流量给水流量汽动给水泵B
M E H 控制汽动给水泵A
M E H 控制电动给水泵液力耦合器给水旁路调节阀
+
+
+
+
+ +
-
-
-
-
-
K ∫
Δ
K ∫
K ∫
K ∫
Δ
K ∫
P b
汽包水位水位给定值
,计算机分散控制系统》
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负荷升至 14%时,顺控系统 （ SCS） 自动开启主给水电动截止阀,
联锁逻辑自动地将给水旁路调节阀前后差压控制切为手动,
T1,T2将汽包水位控制转换到由 PI3控制的单冲量方式 。
（ 2） 14%～ 25%负荷阶段从 14%负荷至给水旁路截止阀离开全开位置期间，汽包水位由给水旁路调节阀和电动给水泵共同控制；从给水旁路截止阀离开全开位置至 25%负荷期间，汽包水位由电动给水泵采用单冲量方式控制。
Δ
f ( x )
+
选择逻辑回路汽包压力给水旁路调节阀前后差压压力补偿压力补偿压力补偿选择逻辑回路选择逻辑回路选择逻辑回路
∑
f ( x ) 1
∑
T
A A
PI 2
∑
PI 3
PI 4
PI 1
PI 5
T
A
T 1
T
A
T 2
∑ Δ
T
A A
T
A A
f ( x ) 2
∑
Δ
f ( x ) f ( x ) f ( x )
汽包水位汽机调节级压力省煤器前给水流量
Ⅰ,Ⅱ级过热器减温水流量锅炉连续排污流量主蒸汽流量给水流量汽动给水泵B
M E H 控制汽动给水泵A
M E H 控制电动给水泵液力耦合器给水旁路调节阀
+
+
+
+
+ +
-
-
-
-
-
K ∫
Δ
K ∫
K ∫
K ∫
Δ
K ∫
P b
汽包水位水位给定值
,计算机分散控制系统》
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Δ
f ( x )
+
选择逻辑回路汽包压力给水旁路调节阀前后差压压力补偿压力补偿压力补偿选择逻辑回路选择逻辑回路选择逻辑回路
∑
f ( x ) 1
∑
T
A A
PI 2
∑
PI 3
PI 4
PI 1
PI 5
T
A
T 1
T
A
T 2
∑ Δ
T
A A
T
A A
f ( x ) 2
∑
Δ
f ( x ) f ( x ) f ( x )
汽包水位汽机调节级压力省煤器前给水流量
Ⅰ,Ⅱ级过热器减温水流量锅炉连续排污流量主蒸汽流量给水流量汽动给水泵B
M E H 控制汽动给水泵A
M E H 控制电动给水泵液力耦合器给水旁路调节阀
+
+
+
+
+ +
-
-
-
-
-
K ∫
Δ
K ∫
K ∫
K ∫
Δ
K ∫
P b
汽包水位水位给定值
（ 3） 25%～ 35%负荷阶段当负荷升至 25%时通过 T1将汽包水位控制转换到由 PI4和 PI5调节器控制，实现电动泵串级三冲量控制方式。
（ 4） 35%～ 50%负荷阶段当负荷升达 35%附近时，启动一台汽动泵。
当汽动泵由 MEH系统控制转速达临界转速以上的某一值（例如 3100rpm）
时，转入由 CCS控制汽动泵转速，此时，由一台汽动泵和一台电动泵并列运行，且采用串级三冲量方式控制汽包水位。
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Δ
f ( x )
+
选择逻辑回路汽包压力给水旁路调节阀前后差压压力补偿压力补偿压力补偿选择逻辑回路选择逻辑回路选择逻辑回路
∑
f ( x ) 1
∑
T
A A
PI 2
∑
PI 3
PI 4
PI 1
PI 5
T
A
T 1
T
A
T 2
∑ Δ
T
A A
T
A A
f ( x ) 2
∑
Δ
f ( x ) f ( x ) f ( x )
汽包水位汽机调节级压力省煤器前给水流量
Ⅰ,Ⅱ级过热器减温水流量锅炉连续排污流量主蒸汽流量给水流量汽动给水泵B
M E H 控制汽动给水泵A
M E H 控制电动给水泵液力耦合器给水旁路调节阀
+
+
+
+
+ +
-
-
-
-
-
K ∫
Δ
K ∫
K ∫
K ∫
Δ
K ∫
P b
汽包水位水位给定值当机组负荷升达 50%
附近时,另一台汽动泵启动,当其转速由 MEH系统控制达临界转速以上某一值 （ 例如 3100rpm） 时,
即转入 CCS控制,并逐步降低电动泵负荷而增加汽动给水泵负荷 。 当电动给水泵负荷降到接近最低值,
汽动给水泵工作正常,汽包水位稳定时,可停运电动给水泵以作备用 。 至此,
系统由两台汽动给水泵采用串级三冲量方式控制汽包水位 。
（ 5） 50%负荷以上阶段
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机组降负荷时，各负荷阶段的控制过程与升负荷阶段大致相反。
5．汽包水位信号的压力补偿（校正）
在给水控制系统中，通常需对汽包水位的检测信号进行压力补偿。这是因为汽包中饱和水、饱和蒸汽的密度都随压力变化而改变，它们将影响水位测量的精度，所以应引入压力补偿（校正）回路，对水位测量信号进行压力校正，以保证水位信号的准确性。
下图为采用单室平衡容器的差压式水位测量系统。
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P b
h
P 1
H
单室平衡容量
P 2
d
G
s
h—— 汽包水位高度 （ m） ；
H—— 最大的水位变化范围 （ m） ；
P1,P2—— 差压变送器两侧的压力 （ Pa） ；
d—— 汽包外平衡容器内水柱的密度 （ kg/m3） ；
Pb—— 汽包压力（ Pa）；
s—— 饱和蒸汽密度（ kg/m3）；
G—— 饱和水密度（ kg/m3）；
由图可得：
P1=?Gh+?s(H-h),
P2=?dH,
则,
P=P2-P1
=(? d-?s)H-(?G-?s)h
整理得：
sG
sd Ph
)(
由上式可知,当 H一定时 h
是差压和汽、水密度的函数。其中：
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密度?d与环境温度有关，一般可取 50?C时水的重度。
锅炉启动过程中 水温略有增加，同时压力也升高 两种因素对?d的影响基本可以抵消，
即可近似认为?d为恒值。
而饱和水、饱和蒸汽的密度?G和?s均为汽包压力 Pb的函数，故可令：
)(1 bsd Pf
)(2 bsG Pf
由此，水位表达式可改写为：
)(
)(
2
1
b
b
Pf
PPfh
依此式，可构成图示校正系统，
保证水位信号的准确性。
f ( x ) 1
f ( x ) 2
P b
∑
÷
+
-
Δ P=P 2 -P 1
其中，密度与汽包压力之间的关系曲线如下图所示。
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第六节 过热汽温控制系统一、过热汽温控制的意义与任务锅炉过热汽温是影响锅炉生产过程的安全性和经济性的重要参数 。
过热器是在高温,高压的条件下工作,过热汽温是整个汽水行程中工质温度的最高点,也是金属壁温的最高处 。
过热器正常运行时的温度已接近材料所允许的最高温度 。
如果过热汽温过高,容易烧坏过热器,也会使蒸汽管道,
汽轮机内某些零部件产生过大的热膨胀变形而毁坏,影响机组的安全运行；
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如果过热汽温过低,又会降低全厂的热效率,一般汽温每降低 5～ 10?C,热效率约降低 1%,不仅增加燃料消耗量,
还将使汽轮机最后几级的蒸汽湿度增加,加速汽机叶片水蚀 。 另外,过热汽温降低还会导致汽轮机高压部分级的焓降减小,引起各级反动度增大,轴向推力增大,也对汽轮机的安全运行带来不利 。
所以,过热汽温过高或过低都是生产过程所不允许的 。
过热汽温的控制任务是：维持过热器出口汽温在生产允许的范围内，一般要求过热汽温的偏差不超过额定值（给定值）的 +5～－ 10?C。
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二、过热汽温的影响因素影响过热蒸汽温度的主要因素有如下几点：
（ 1）锅炉负荷随着锅炉负荷的变化，其辐射吸热面和对流吸热面的吸热比例也会随之变化，会导致过热蒸汽温度的变化。
例如：布臵在对流吸热区的过热器，其出口蒸汽温度一般随负荷的上升而上升，而布臵在辐射吸热区的过热器则具有相反的汽温特性。
（ 2）过剩空气系数锅炉过剩空气系数增大，引起对流吸热面吸热增大，布置在对流吸热区的过热器出口蒸汽温度上升。
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除以上因素外,煤质,煤粉细度,锅炉受热面清洁度等因素的改变也会对过热蒸汽温度产生影响,但是这些因素对汽温的影响相对较弱,且在线实时测量不易实现 。
（ 3）炉膛火焰中心对四角布置燃烧器的锅炉来说，如投入运行的磨煤机台数或组合发生变化或火嘴摆动倾角的变化，都将引起炉膛火焰中心的变化，火焰中心上移将导致炉膛出口烟气温度上升，
势必引起对流吸热面吸热量增加。
三、过热汽温的控制手段锅炉设计时，一般总是使在额定负荷下过热汽温高于汽温的额定值。
对于中压锅炉，过热汽温比额定值高 25～ 40?C；
对于高压锅炉，过热汽温比额定值高 40～ 60?C。
通常是采用减温方式改变过热器的入口汽温、控制出口汽温。
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目前大多数机组都采用二级喷水减温控制方式 。 从锅炉出口蒸汽温度的调节效果来考虑,第一级减温相当于粗调,
第二级减温相当于细调 。
改变过热器入口汽温有 喷水式 和 表面式 减温两类方法。
现代大型锅炉最常采用的是 喷水减温 方法。
对采用喷水减温器的过热蒸汽温度控制系统：
有的机组只采用一级减温，这种系统比较简单，但因被控对象在基本扰动下的迟延时间太长，往往在机组负荷变动等扰动下汽温偏差较大。
最常见的组态都采用串级控制系统，控制器采用 PID规律，二级减温器入口蒸汽温度定值随负荷改变，锅炉出口蒸汽温度为定值控制。也有控制系统在设计时考虑了机组负荷等前馈信号 。
对于每级喷水减温控制系统：
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四、过热汽温控制系统的基本结构与工作原理这里针对某 300MW机组应用 INFI-90实现的过热汽温控制系统结构及其工作原理进行介绍 。
该机组的过热汽温控制采用二级喷水减温控制方式 。 可以有效减小过热汽温在基本扰动下的纯迟延,改善过热汽温的调节品质 。 另外,一级喷水减温还具有防止屏式过热器超温,确保机组安全运行的作用 。
本机组过热器喷水减温器的控制目标,就是在机组不同负荷下维持锅炉二级减温入口和二级过热器出口的蒸汽温度为给定值 。
1,一级减温控制系统过热器一级减温控制系统的组态，如图所示：
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f ( x )
Σ ΔA
S M I T H
P I D 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
主蒸汽流量二级减温器入口汽温一级减温器出口汽温运行人员偏置机组负荷送风量火嘴倾角
-
+
4℃
0％
一级减温喷水调节阀
+
-
K ∫ d / d t
P I D 2K ∫ d / d t
P I D 3
K ∫ d / d t
该系统是在 串级双回 路控制系统的基础上，引入 前馈信号 和 防超温保护回路 而形成的喷水减温控制系统。
被控量 为二级减温器入口汽温，它送入主回路与给定值进行比较，形成二级减温器入口汽温偏差信号。
给定值 由代表机组负荷的主汽流量信号经函数器 f(x)产生，运行人员可对给定值给予正负偏置。
控制器 设计成 PID1和 SMITH预估器互相切换形成。两者只能有一个起控制作用，由工程师在 EWS上选择，
运行人员无法干涉。控制器接受二级减温器入口汽温偏差信号，经控制运算后，其输出送至副回路。
主回路：
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被控量 为一级减温器出口的蒸汽温度。它送入副回路与其给定值进行比较，形成一级减温器出口汽温的偏差信号。
给定值 是由主回路控制器输出与前馈信号迭加而形成。
控制器 采用 PID2,它接受一级减温器出口汽温的偏差信号，其输出与防超温保护回路输出迭加后经手动 /自动站去控制一级喷水减温器。
副回路：
f ( x )
Σ ΔA
S M I T H
P I D 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
主蒸汽流量二级减温器入口汽温一级减温器出口汽温运行人员偏置机组负荷送风量火嘴倾角
-
+
4℃
0％
一级减温喷水调节阀
+
-
K ∫ d / d t
P I D 2K ∫ d / d t
P I D 3
K ∫ d / d t
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这些扰动信号会引起过热汽温的明显变化，因此，将它们作为前馈信号引入系统，可抑制它们对过热汽温的影响，改善一级过热汽温的控制品质。
前馈信号有：
等外扰信号。
机组负荷、
送风量、
火嘴倾角。
f ( x )
Σ ΔA
S M I T H
P I D 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
主蒸汽流量二级减温器入口汽温一级减温器出口汽温运行人员偏置机组负荷送风量火嘴倾角
-
+
4℃
0％
一级减温喷水调节阀
+
-
K ∫ d / d t
P I D 2K ∫ d / d t
P I D 3
K ∫ d / d t
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2009-7-28 107
以 PID3为核心构成。
正常情况下，这一回路不起作用，它由工程师在 EWS上将此功能封闭（该回路的切换器
T2输出为 0），只有当某种原因导致二级减温器入口汽温比给定值高出 4?C以上时，该回路会使一级减温喷水调节阀动态过开，以防止屏式过热器超温。
防超温保护回路的控制作用受到限幅器的限制，以避免喷水调节阀的动作太大。
防超温保护回路：
f ( x )
Σ ΔA
S M I T H
P I D 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
主蒸汽流量二级减温器入口汽温一级减温器出口汽温运行人员偏置机组负荷送风量火嘴倾角
-
+
4℃
0％
一级减温喷水调节阀
+
-
K ∫ d / d t
P I D 2K ∫ d / d t
P I D 3
K ∫ d / d t
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f ( x )
Σ ΔA
S M I T H
P I D 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
主蒸汽流量二级减温器入口汽温一级减温器出口汽温运行人员偏置机组负荷送风量火嘴倾角
-
+
4℃
0％
一级减温喷水调节阀
+
-
K ∫ d / d t
P I D 2K ∫ d / d t
P I D 3
K ∫ d / d t
当机组负荷较低,汽轮机跳闸,锅炉 MFT或一级喷水电动隔离阀异常关闭时,过热器一级减温喷水调节阀将自动关闭 。
由于机组的负荷不同,控制对象的动态特性也随之改变,
为了在较大的负荷变化范围内都具备较高的控制品质,可充分利用计算机分散控制系统的优势,将主,副调节器设计成自动随负荷修改整定参数的调节器,上述汽温控制系统就是如此 。
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2009-7-28 109
2．二级减温控制系统
Δ
S M I T H
PID 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
PID 3
PID 2
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
二级减温器出口汽温
-
+
4℃
0％
二级减温喷水调节阀
T
Σ /n
f ( x ) 1
Σ f ( x ) 2
机组负荷送风量火嘴倾角主汽压力给定值主汽温度给定值过热器出口汽温给定值
A B
二级过热器出口汽温二级过热器入口压力
K ∫ d / d t
+
-
K ∫ d / d t
K ∫ d / d t
也是一个串级双回路控制系统，
与一级减温控制系统不同之处在于：
主副调节器输入的偏差不同、
前馈信号不同。
在此，仅对不同之处予以补充说明。
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被控量 为二级过热器出口汽温，
该汽温设有两个测点，由运行人员在 OIS上选择 A侧,B侧或两侧的平均值作为汽温测量值与主回路的给定值比较，形成二级过热器出口汽温偏差信号，
给定值 由运行人员手动设定，对于 300MW机组在正常负荷时，给定值一般为 540?C。
主回路：
Δ
S M I T H
PID 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
PID 3
PID 2
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
二级减温器出口汽温
-
+
4℃
0％
二级减温喷水调节阀
T
Σ /n
f ( x ) 1
Σ f ( x ) 2
机组负荷送风量火嘴倾角主汽压力给定值主汽温度给定值过热器出口汽温给定值
A B
二级过热器出口汽温二级过热器入口压力
K ∫ d / d t
+
-
K ∫ d / d t
K ∫ d / d t
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被控量 为二级减温器出口汽温，
它送入副回路与其给定值比较，
形成二级减温器出口汽温的偏差信号。
给定值 是由主回路控制器输出与前馈信号迭加而形成。
副回路：
Δ
S M I T H
PID 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
PID 3
PID 2
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
二级减温器出口汽温
-
+
4℃
0％
二级减温喷水调节阀
T
Σ /n
f ( x ) 1
Σ f ( x ) 2
机组负荷送风量火嘴倾角主汽压力给定值主汽温度给定值过热器出口汽温给定值
A B
二级过热器出口汽温二级过热器入口压力
K ∫ d / d t
+
-
K ∫ d / d t
K ∫ d / d t
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Δ
S M I T H
PID 1
Σ A
Σ
Σ
Σ
T 1
Δ
PID 3
PID 2
Σ
T
A
f ( x )
≯≮
T 2 A
二级减温器出口汽温
-
+
4℃
0％
二级减温喷水调节阀
T
Σ /n
f ( x ) 1
Σ f ( x ) 2
机组负荷送风量火嘴倾角主汽压力给定值主汽温度给定值过热器出口汽温给定值
A B
二级过热器出口汽温二级过热器入口压力
K ∫ d / d t
+
-
K ∫ d / d t
K ∫ d / d t
主回路前馈信号采用了基于焓值计算的较为完善的方案。
先根据 主蒸汽温度和压力 的给定值用内插器计算出锅炉出口蒸汽要求的焓值；它减去 机组负荷,送风量,火嘴倾角 等因素（经函数发生器给出）对二级过热器焓增的影响，求得二级过热器入口 要求的蒸汽焓值 。
再根据 二级过热器入口压力 和 要求的焓值,采用内插器求出 二级过热器入口要求的温度,作为二级减温控制主回路的前馈信号。
其中,二级过热器入口蒸汽压力 由主汽压力加上随负荷变化二级过热器内蒸汽的压降求得。
前馈信号：
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长期以来,对于过热器蒸汽温度这种具有大纯迟延,
大惯性动态特性的控制对象,采用常规的 PID控制规律难以获得较为满意的效果 。 近年来,对于锅炉过热汽温控制,
国内外都在尝试采用新的控制规律 （ 如模糊控制,SMITH预估器,状态观测器等 ） 取代常规的 PID。 所以,在上述一,
二级减温控制系统组态中,应用了 SMITH预估器,以提高汽温控制的品质 。
3,SMITH预估器
SMITH预估器仍采用经典控制理论设计。其应用原理是：
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将被控对象在基本扰动作用下的动态特性，简化为一个纯迟延与一个一阶惯性环节相串联的数学模型。即被控量在给定值和外部扰动下，用下列传递函数描述它们之间的关系式：
)()11()(11)( sUTs esSeTssP
s
P
s
V
式中,PV(s)—— 被控量
T—— 对象模型惯性时间
SP(s)—— 给定值
—— 对象模型纯迟延时间
U(s)—— 外部扰动根据这个数学模型，预估器预先估计出所采用的控制作用对被控量的可能影响，而不必等到被控量有所反应之后再去采取控制动作，从而达到提高控制效果的目的。
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实践证明，应用 SMITH预估器，对一、二级减温控制系统的控制品质大有提高。当然，为了进一步改善外扰下的控制效果，在系统组态时，引入对被控量有明显影响且可测量的外扰作为前馈信号，也是非常必要的。
理论上讲,对于一个准确的纯迟延和一阶惯性环节串联的被控对象,被控量在外扰和给定值扰动下应用 SMITH
预估器控制的过渡过程,可以达到非常理想的效果；若实际被控对象动态特性越逼近纯迟延串联一阶惯性环节,控制效果就越好 。
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第七节 再热汽温控制系统再热汽温控制的意义,与过热汽温控制一样,是为了保证再热器,汽轮机等热力设备的安全,发挥机组的运行效率,提高电厂的经济性 。
再热汽温控制的任务,是保持再热器出口汽温在动态过程中处于允许的范围内,稳态时等于给定值 。
一、再热汽温控制的任务
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影响再热汽温的因素很多，例如：机组负荷的大小；
火焰中心位置的高低；烟气侧的烟温和烟速（烟气流量）
的变化；各受热面积灰的程度；燃料、送风和给水的配比情况；给水温度的高低；汽轮机高压缸排汽参数等，其中最为突出的影响因素是负荷扰动和烟气侧的扰动。
由于再热蒸汽的汽压低，重量流速小，传热系数小。
当机组蒸汽负荷变化时，再热汽温比过热汽温的变化幅度要大，如某机组负荷降低 30%时，再热汽温下降 28～ 35?C，
因此，负荷扰动对再热汽温的影响最为突出。
由于烟气侧的扰动是沿整个再热器管长进行的,所以它对再热汽温的影响也比较显著 。 但烟气侧的扰动对再热汽温的影响存在着管外至管内的传热过程,所以它的影响程度次于蒸汽负荷的扰动 。
二、再热汽温的影响因素
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从控制角度讲,对被控量影响最大的因素作为控制手段对控制最为有利 。 但在再热蒸汽温度控制中,由于蒸汽负荷是由用户决定的,不可能用改变蒸汽负荷的方法来控制再热蒸汽温度 。 因此,对于再热蒸汽温度,几乎都采用改变烟气流量作为主要控制手段 。 例如：
三、再热汽温的控制手段
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屏式过热器高温段过热器高温段过热器再循环烟气燃烧器低温段过热器低温段再热器预热器热风烟气挡板挡板风机屏式过热器高温段过热器高温段过热器低温再热器低温过热器省煤器省煤器挡板挡板至空气预热器燃烧器改变再循环烟气流量 改变烟气分流量或改变燃烧器的倾斜角度
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再循环烟气是通过再循环风机从烟道尾部抽取的,低温烟气送入炉膛底部可降低炉膛温度,以减少炉膛的辐射传热,
从而提高炉膛出口烟气的温度和流速,使再热器的对流传热加强,达到调温的目的 。
1．改变再循环烟气流量例如,当负荷降低使再热汽温降低时,可通过开大再循环风机的出口挡板来增加再循环烟气流量,使再热汽温升高 。
再循环设备停用时,热风门自动打开,引入压力稍高的热风将炉膛烟气封锁,以防止炉膛高温烟气倒入再循环烟道而烧坏设备 。
这种方法的优点是反应灵敏,调温幅度大；缺点是设备结构比较复杂 。
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将尾部烟道分隔为 主烟道 和 旁路烟道 两部分，在主烟道和旁路烟道中分别布置低温过热器，在烟温较低的省煤器下面布置可控制的烟气挡板，通过控制烟气挡板的开度控制再热汽温。
2．改变通过低温再热器的烟气流动状态挡板开度与汽温变化呈非线性关系。为此，通常将主、
旁两侧挡板按相反方向联动联结，以加大主烟道的烟气量的变化和克服挡板的非线性。
这种方法的优点是设备结构简单、操作方便；缺点是调温的灵敏度较差、调温幅度也小。
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实际上是以改变炉膛火焰中心位置来使再热器的入口烟温改变，从而达到控制再热汽温的目的。
3．改变燃烧器（火嘴）的倾角采用上述手段控制再热汽温比喷水控制再热汽温有较高的经济性，因为再热器采取喷水减温时，将减小效率较高的高压汽缸内的蒸汽流量，降低了电厂热效率，所以在正常情况下，再热汽温不采用喷水调温方式。
但喷水减温方式简单、灵敏、可靠，所以可以把它作为再热汽温超过极限值的事故情况下的一种保护手段。
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2009-7-28 123
某机组采用的是 摆动火嘴 +喷水减温的 再热汽温控制手段 。 即：正常情况下由火嘴倾角的摆动来控制再热汽温 。
只有当摆动火嘴将炉膛火焰中心移至最下而再热汽温仍高
（ 或摆动火嘴切至手动,或某种原因引起再热汽温动态偏高 ） 时,喷水减温器才开始工作,对再热汽温起辅助的或保护性质的控制作用 。
四、再热汽温控制系统的基本结构与工作原理相应的再热汽温控制系统结构如图所示：
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Δ
S M I T H
PID 1
Σ
T
Σ
Σ
Σ
T
PID 2
f ( x )
TA
0％
T
Σ /n
f ( x )
<
A
f ( x )
T
Σ /n
T
Σ /n
Δ
Δ
PID 3
T
TA
A
0％
A
0％
f ( x ) f ( x )f ( x )f ( x )f ( x )
水平位置机组负荷送风量主蒸汽流量 A 侧再热器出口汽温
B 侧再热器出口汽温火嘴倾角摆动机构
A 侧喷水调节阀
B 侧喷水调节阀
T
A
T
A
T
A
K
d / d t
K
d / d t
K
d / d t
在锅炉 A,B侧末级再热器出口联箱上各装有两个出口蒸汽温度测点，运行人员在 OIS上可手动选择每侧的某一测点或两个测点的平均值作为本侧再热汽温控制使用。
1．再热汽温的测量如果每侧的二个测点中一个出现故障，计算机将自动把无故障的信号选为控制系统使用，
并禁止切换到故障测点；
如果每侧至少有一个正常测点，则摆动火嘴控制系统的再热汽温信号自动取自两侧运行人员选择信号的平均值；
如果某侧的两个测温信号同时出现故障,则摆动火嘴控制系统的再热汽温信号自动取另一侧运行人员选择的汽温信号 。
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摆动火嘴控制系统是一个带前馈信号的单回路控制系统,它在再热汽温的控制中起到经常性的作用 。
2．摆动火嘴控制再热汽温偏差经控制运算后再加上前馈信号，形成了对火嘴倾角的控制指令，该指令分四路并行输出，改变火嘴倾角。倾角调节范围约为?30?。
该系统根据主汽流量经函数发生器给出随机组负荷变化的再热汽温给定值，它与运行人员手动给定值经小值选择器后与再热汽温测量值进行比较，偏差进入控制器。
控制器设计为 SMITH预估器和 PID
调节器的互切方式，两者通过 EWS设置软件开关选择一个起控制作用。
控制回路设计了机组负荷和送风量经函数器给出的前馈信号。
当进行炉膛吹扫时，火嘴倾角将被自动联锁到水平位置。
Δ
S M I T H
PID 1
Σ
T
Σ
Σ
Σ
T
PID 2
f ( x )
TA
0％
T
Σ /n
f ( x )
<
A
f ( x )
T
Σ /n
T
Σ /n
Δ
Δ
PID 3
T
TA
A
0％
A
0％
f ( x ) f ( x )f ( x )f ( x )f ( x )
水平位置机组负荷送风量主蒸汽流量 A 侧再热器出口汽温
B 侧再热器出口汽温火嘴倾角摆动机构
A 侧喷水调节阀
B 侧喷水调节阀
T
A
T
A
T
A
K
d / d t
K
d / d t
K
d / d t
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2009-7-28 126
再热汽温测量值与其给定值的偏差经 PID调节器后,直接作为喷水减温阀门开度指令 。
3．喷水减温控制当摆动火嘴在自控状态时，喷水减温的给定值是在摆动火嘴控制系统给定值的基础上加上函数器给出的偏置量，意在当摆动火嘴有调节余地时抬高喷水减温控制系统给定值，以确保喷水减温阀关死；
当摆动火嘴控制指令接近下限而将失去调节余地时，偏置量减小到零，以便再热汽温偏高时喷水阀门接替摆动火嘴的减温手段。
如摆动火嘴处于手动状态，偏置量自动切换到零，根据主汽流量或运行人员手动给出的再热汽温给定值，则为两侧喷水减温控制系统共用的给定值。
Δ
S M I T H
PID 1
Σ
T
Σ
Σ
Σ
T
PID 2
f ( x )
TA
0％
T
Σ /n
f ( x )
<
A
f ( x )
T
Σ /n
T
Σ /n
Δ
Δ
PID 3
T
TA
A
0％
A
0％
f ( x ) f ( x )f ( x )f ( x )f ( x )
水平位置机组负荷送风量主蒸汽流量 A 侧再热器出口汽温
B 侧再热器出口汽温火嘴倾角摆动机构
A 侧喷水调节阀
B 侧喷水调节阀
T
A
T
A
T
A
K
d / d t
K
d / d t
K
d / d t
