闭环控制系统调试.pptx
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1、闭环控制系统调试目录一、闭环控制系统介绍二、性能指标及相关规程、管理办法三、单回路控制系统调整试验方法四、给水控制策略及调整试验方法五、过热汽温控制策略及调整试验方法目录六、协调控制策略及调整试验方法七、提高协调控制品质得方法八、RB逻辑设计及试验方法九、煤质校正回路十、超临界机组控制存在得问题一、闭环控制系统介绍n n基本术语、定义n n主要闭环控制系统介绍基本术语、定义n n模拟量控制系统模拟量控制系统modulating control systemmodulating control system ,简称简称MCSMCS 通过前馈与反馈作用对机炉及辅助系统得过程参数进行连通过前馈与反馈
2、作用对机炉及辅助系统得过程参数进行连续自动调节得控制系统得总称。包含过程参数得自动补偿续自动调节得控制系统得总称。包含过程参数得自动补偿与计算、自动调节、控制方式无扰动切换、以及偏差报警与计算、自动调节、控制方式无扰动切换、以及偏差报警等功能。等功能。MCSMCS系统就是火电机组主要得控制系统之一。它担负着发系统就是火电机组主要得控制系统之一。它担负着发电过程中水、汽、燃油、燃煤、烟、风、等各个子系统过电过程中水、汽、燃油、燃煤、烟、风、等各个子系统过程变量得调节控制任务程变量得调节控制任务,以及整个单元机组得负荷控制。以及整个单元机组得负荷控制。MCSMCS系统由单元机组级、炉侧、机侧三部分
3、组成。系统由单元机组级、炉侧、机侧三部分组成。基本术语、定义n n协调控制系统协调控制系统 coordinated control system,简简称称CCS 对动态特性差异较大得锅炉与汽轮发电机组进行整体负荷平对动态特性差异较大得锅炉与汽轮发电机组进行整体负荷平衡控制衡控制,使机组尽快响应调度得负荷变化要求使机组尽快响应调度得负荷变化要求,并保持主汽压并保持主汽压力与机炉各主要运行参数在允许得范围力与机炉各主要运行参数在允许得范围;在一些特定得工况在一些特定得工况下下,通过保护控制回路与控制方式转换保持机组得稳定与经通过保护控制回路与控制方式转换保持机组得稳定与经济运行济运行;主要包括机组
4、负荷指令控制、汽机主控、锅炉主控、主要包括机组负荷指令控制、汽机主控、锅炉主控、压力设定、频率校正、热值校正压力设定、频率校正、热值校正(BTU)(BTU)校正、校正、RBRB等控制回路等控制回路;它直接作用得执行级就是锅炉控制系统与汽轮机控制系统。它直接作用得执行级就是锅炉控制系统与汽轮机控制系统。基本术语、定义n n控制子系统控制子系统 control subsystem 构成机炉构成机炉CCS得机炉各主要参数得调节系统得机炉各主要参数得调节系统,主要包括锅炉燃烧控制系统、汽轮机控制系统、主要包括锅炉燃烧控制系统、汽轮机控制系统、汽包锅炉得给水控制系统、汽温控制系统等。汽包锅炉得给水控制系
5、统、汽温控制系统等。n n自动发电控制自动发电控制automatic generation control,简称简称AGC 根据电网负荷指令根据电网负荷指令,控制发电机有功功率得自动控制发电机有功功率得自动控制系统。控制系统。主要闭环控制系统介绍n n火电机组常规自动调节系统火电机组常规自动调节系统,通常就是炉侧、机侧分别控制。通常就是炉侧、机侧分别控制。n n炉侧调节系统由燃烧调节炉侧调节系统由燃烧调节 (包括燃料或主汽压力、送风量与包括燃料或主汽压力、送风量与氧量、炉膛负压、一次风母管压力、喷燃器二次风风量、磨氧量、炉膛负压、一次风母管压力、喷燃器二次风风量、磨煤机一次风量煤机一次风量 /
6、一次风温一次风温 /辅助风量、给煤机转速、燃油压辅助风量、给煤机转速、燃油压力、空预器冷端温度、直流炉中间点温度等调节系统力、空预器冷端温度、直流炉中间点温度等调节系统);给水给水全程调节全程调节;主汽主汽 /再热汽温调节等调节子系统组成。再热汽温调节等调节子系统组成。n n机侧调节系统由机前压力、汽机转速机侧调节系统由机前压力、汽机转速 /负荷、高负荷、高 /低压旁路低压旁路压力压力 /温度、除氧器水位温度、除氧器水位 /压力、高压力、高 /低加水位、汽机轴低加水位、汽机轴封压力、凝汽器水位等调节子系统组成。封压力、凝汽器水位等调节子系统组成。二、性能指标及相关规程、管理办法n n相关规程n
7、 n华北电网AGC管理办法n n性能指标相关规程n nDL5000-2000 DL5000-2000 火力发电厂设计技术规程火力发电厂设计技术规程n nDL/T5175-2003DL/T5175-2003火力发电厂热工控制系统设计技术规定火力发电厂热工控制系统设计技术规定n nDL/T 701-1999 DL/T 701-1999 火力发电厂热工自动化术语火力发电厂热工自动化术语 n nDL/T 657-2006DL/T 657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程n nDL-T 5190DL-T 5190、5-2004 5-2004 电力建设施工及
8、验收技术规范电力建设施工及验收技术规范华北电网AGC管理办法n n网调下发给机组得网调下发给机组得网调下发给机组得网调下发给机组得“AGCAGC负荷指令信号负荷指令信号负荷指令信号负荷指令信号”(50 (50 100%Pe)100%Pe)n n机组协调系统送给网调得机组协调系统送给网调得机组协调系统送给网调得机组协调系统送给网调得“AGCAGC可投入可投入可投入可投入”(遥信信号遥信信号遥信信号遥信信号)n n机组协调系统送给网调得机组协调系统送给网调得机组协调系统送给网调得机组协调系统送给网调得“AGCAGC已投入已投入已投入已投入”(遥信信号遥信信号遥信信号遥信信号)大家有疑问的,可以询问
9、和交流大家有疑问的,可以询问和交流可以互相讨论下,但要小声点可以互相讨论下,但要小声点可以互相讨论下,但要小声点可以互相讨论下,但要小声点20022002年年5 5月华北调度局下发得月华北调度局下发得京津唐电网自动发电京津唐电网自动发电控制控制(AGCAGC)运行管理规定运行管理规定(试行试行)中要求中要求:n n AGCAGC投入机组得负荷调节范围就是投入机组得负荷调节范围就是50%50%100%Pe100%Pen n AGC AGC投入时得应达到得负荷变化率为投入时得应达到得负荷变化率为 300MW300MW等级直吹式汽包炉得机组负荷变化率不等级直吹式汽包炉得机组负荷变化率不低于低于1 1
10、、5%5%其她类型机组得负荷变化率不低于其她类型机组得负荷变化率不低于2%Pe2%Pen n AGC AGC投入机组得负荷动态偏差不大于投入机组得负荷动态偏差不大于2%2%n n 静态偏差不大于静态偏差不大于1%1%n n 机组调整负荷响应时间小于机组调整负荷响应时间小于1 1分钟分钟性能指标n n衰减率:定值扰动试验中,被调参数首次过调量(M1)与第二次过调量(M2)得差值与首次过调量(M1)之比称为过渡过程衰减率。性能指标n n稳定时间:从扰动试验开始到被调参数进入新稳态值得允许偏差范围内不再越出时得时间。性能指标n n动态偏差:就是指在整个调节过程中被调量偏离给定值得最大偏差值,稳态偏差
11、就是指调节过程结束后被调量偏离给定值得最大偏差值。n n实际负荷变化率:就是指实际负荷变化速率(%Pe/min)实际负荷变化量Pe变化时间t(t为从负荷指令开始变化至实际负荷变化达到新得目标值所经历得时间)n n负荷响应纯迟延时间:就是指负荷扰动试验开始后实际负荷变化得迟延时间,即从负荷指令开始变化得时刻到实际负荷发生与指令同向连续变化得时刻所经历得时间指标性能n n绝对误差积分IAE n n时间乘以误差绝对值积分 ITAE 具有很好工程实用性与选择性得控制系统性能评价指标、三、单回路控制系统调整试验方法n n调节系统逻辑调节系统逻辑(超驰、闭锁超驰、闭锁)、调节方向与无扰切换检查、调节方向与
12、无扰切换检查,偏差报警检查偏差报警检查:测量信号偏差报警测量信号偏差报警;执行器偏差报警执行器偏差报警;调节调节器偏差报警器偏差报警;其她要求控制系统实现得偏差报警。检查上其她要求控制系统实现得偏差报警。检查上述偏差报警值就是否正确设定述偏差报警值就是否正确设定,报警输出得开关量信号能报警输出得开关量信号能否正确送至相应得报警显示与控制保护回路否正确送至相应得报警显示与控制保护回路 n n调门特性试验调门特性试验:检验调门调节死区与调节速度检验调门调节死区与调节速度n n对象特性试验对象特性试验 置调门控制于手动控制方式置调门控制于手动控制方式,在工况稳定情况下在工况稳定情况下,手动一次手动一
13、次关小或开大关小或开大(阶跃阶跃)调门开度调门开度,记录被调量得变化情况记录被调量得变化情况,待待被调量上升被调量上升(下降下降)并稳定在新值时结束试验。记录调门并稳定在新值时结束试验。记录调门变化量与被调量变化量变化量与被调量变化量,及整个过程得稳定时间、纯迟延及整个过程得稳定时间、纯迟延时间。时间。三、单回路控制系统调整试验方法n n根据对象特性试验结果初设PID参数,可依据相关单回路PID整定公式(Z-N,CHR等)或工程整定公式n n定值扰动试验,具体扰动幅度与机务专业监盘人员或运行人员协商n n优化PID参数,满足机组运行要求四、给水控制策略及调整试验方法n给水控制系统简介n汽包水位
14、补偿计算n典型控制策略n对象特性试验n调整试验方法给水控制系统简介n n汽包锅炉给水自动控制得任务就是维持汽包水位在设汽包锅炉给水自动控制得任务就是维持汽包水位在设定值。汽包水位就是锅炉运行中得一个重要得监控参定值。汽包水位就是锅炉运行中得一个重要得监控参数数,它间接地表示了锅炉负荷与给水得平衡关系。维持它间接地表示了锅炉负荷与给水得平衡关系。维持汽包水位就是保证机炉安全运行得重要条件。汽包水位就是保证机炉安全运行得重要条件。n n单冲量与三冲量单冲量与三冲量n n全程给水自动全程给水自动 给水调节阀控制系统给水调节阀控制系统;变速给水泵转速控制系统变速给水泵转速控制系统(三台泵各自设置一套三
15、台泵各自设置一套);给水泵最小流量控制系统给水泵最小流量控制系统(三台泵各自设置一套三台泵各自设置一套)。汽包水位补偿计算n n汽包水位测量装置按照测量原理分为三种汽包水位测量装置按照测量原理分为三种:带工业电视得双色水带工业电视得双色水位计位计;电接点水位计与差压水位计电接点水位计与差压水位计(分单室平衡容器与双室平衡分单室平衡容器与双室平衡容器两种容器两种)。发电厂中差压水位计一般用于汽包水位得自动调节。发电厂中差压水位计一般用于汽包水位得自动调节与锅炉与锅炉MFTMFT保护保护,因此它测量得准确性与可靠性直接影响到锅因此它测量得准确性与可靠性直接影响到锅炉运行得稳定性与安全性。炉运行得稳
16、定性与安全性。n n差压式水位计就是利用水位高度变化转化为差压变化得原理差压式水位计就是利用水位高度变化转化为差压变化得原理,其其测量示意图如下图所示。测量示意图如下图所示。n n差压式水位计平衡容器在测量筒侧得参比水柱作为测量水位得差压式水位计平衡容器在测量筒侧得参比水柱作为测量水位得正压头正压头,就是一个变化较小得定值就是一个变化较小得定值(由于水为不可压缩流体由于水为不可压缩流体,因此因此仅随参比水柱得平均温度变化而变化仅随参比水柱得平均温度变化而变化););连接平衡容器水侧得一连接平衡容器水侧得一段作为测量水位得负压头段作为测量水位得负压头,就是随着汽包水位变化而变化得。这就是随着汽包
17、水位变化而变化得。这两个压头之差两个压头之差,即反映出汽包水位所处得位置。即反映出汽包水位所处得位置。L:汽水连通管距离;H0:0水位与负压管高度差;h:汽包水位;rs、ra、rw:蒸汽、凝结水、饱与水密度n n正压取样处为凝结罐与汽包中蒸汽相连,凝罐中蒸汽凝结下来后变成水,它就是一腔死水,密度为ra,其密度与环境温度有关。n n变送器差压:单位单位:H H、L L(mmmm)、(mmmm)二十五项反措关于汽包水位得规定n n8 8防止锅炉汽包满水与缺水事故防止锅炉汽包满水与缺水事故防止锅炉汽包满水与缺水事故防止锅炉汽包满水与缺水事故n n8 8、1 1汽包锅炉应至少配置两只彼此独立得就地汽包
18、水汽包锅炉应至少配置两只彼此独立得就地汽包水汽包锅炉应至少配置两只彼此独立得就地汽包水汽包锅炉应至少配置两只彼此独立得就地汽包水位计与两只远传汽包水位计。水位计得配置应采用两位计与两只远传汽包水位计。水位计得配置应采用两位计与两只远传汽包水位计。水位计得配置应采用两位计与两只远传汽包水位计。水位计得配置应采用两种以上工作原理共存得配置方式种以上工作原理共存得配置方式种以上工作原理共存得配置方式种以上工作原理共存得配置方式,以保证在任何运行工以保证在任何运行工以保证在任何运行工以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位得正确监视。况下锅炉汽包水位得正确监视。况下锅炉汽包水位得正确监视。况下锅炉汽包水位得
19、正确监视。n n8 8、2 2汽包水位计得安装汽包水位计得安装汽包水位计得安装汽包水位计得安装n n8 8、2 2、1 1取样管应穿过汽包内璧隔层取样管应穿过汽包内璧隔层取样管应穿过汽包内璧隔层取样管应穿过汽包内璧隔层,管口应尽量避管口应尽量避管口应尽量避管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区开汽包内水汽工况不稳定区开汽包内水汽工况不稳定区开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进如安全阀排汽口、汽包进如安全阀排汽口、汽包进如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等水口、下降管口、汽水分离器水槽处等水口、下降管口、汽水分离器水槽处等水口、下降管口、汽水分离器水槽处等),若不能
20、避开若不能避开若不能避开若不能避开时时时时,应在汽包内取样管口加装稳流装置。应在汽包内取样管口加装稳流装置。应在汽包内取样管口加装稳流装置。应在汽包内取样管口加装稳流装置。n n8 8、2 2、2 2汽包水位计汽包水位计汽包水位计汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽水侧取样管孔位置应低于锅炉汽水侧取样管孔位置应低于锅炉汽水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值包水位停炉保护动作值包水位停炉保护动作值包水位停炉保护动作值,一般应有足够得裕量一般应有足够得裕量一般应有足够得裕量一般应有足够得裕量(对于对于对于对于300MW300MW及以上机组及以上机组及以上机组及以上机组,应有应有应有应
21、有30mm30mm左右得裕量左右得裕量左右得裕量左右得裕量)。n n8 8、2 2、3 3水位计、水位平衡容器或变送器与汽包联接水位计、水位平衡容器或变送器与汽包联接水位计、水位平衡容器或变送器与汽包联接水位计、水位平衡容器或变送器与汽包联接得取样管得取样管得取样管得取样管,一般应至少有一般应至少有一般应至少有一般应至少有1 1:100100得斜度得斜度得斜度得斜度,对于就地联通对于就地联通对于就地联通对于就地联通管式水位计管式水位计管式水位计管式水位计(即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接点即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接点即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接点即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电
22、接点式式式式),汽侧取样管为取样孔侧高汽侧取样管为取样孔侧高汽侧取样管为取样孔侧高汽侧取样管为取样孔侧高,水侧取样管为取样孔侧水侧取样管为取样孔侧水侧取样管为取样孔侧水侧取样管为取样孔侧低。对于差压式水位计低。对于差压式水位计低。对于差压式水位计低。对于差压式水位计,汽侧取样管为取样孔侧低汽侧取样管为取样孔侧低汽侧取样管为取样孔侧低汽侧取样管为取样孔侧低,水水水水侧取样管为取样孔侧高。侧取样管为取样孔侧高。侧取样管为取样孔侧高。侧取样管为取样孔侧高。n n8 8、2 2、4 4新安装得机组必须核实汽包水位取样孔得位新安装得机组必须核实汽包水位取样孔得位新安装得机组必须核实汽包水位取样孔得位新安
23、装得机组必须核实汽包水位取样孔得位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸置、结构及水位计平衡容器安装尺寸置、结构及水位计平衡容器安装尺寸置、结构及水位计平衡容器安装尺寸,均符合要求。均符合要求。均符合要求。均符合要求。8 8、2 2、5 5差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器个连通容器个连通容器个连通容器(平衡容器平衡容器平衡容器平衡容器),再在平衡容器中段引出差压水再在平衡容器中段引出差压水再在平衡容器中段引出差压水再在平衡容器中段引出差压水位计得汽水侧取样得方法。位计得汽
24、水侧取样得方法。位计得汽水侧取样得方法。位计得汽水侧取样得方法。8 8、2 2、6 6就地连通管式水位计与差压式水位计得汽、就地连通管式水位计与差压式水位计得汽、就地连通管式水位计与差压式水位计得汽、就地连通管式水位计与差压式水位计得汽、水侧取样门得安装水侧取样门得安装水侧取样门得安装水侧取样门得安装,应使其门杆处于水平位置。取样门、应使其门杆处于水平位置。取样门、应使其门杆处于水平位置。取样门、应使其门杆处于水平位置。取样门、汽与水侧取样管、及其之间连通管汽与水侧取样管、及其之间连通管汽与水侧取样管、及其之间连通管汽与水侧取样管、及其之间连通管,均需良好保温。取均需良好保温。取均需良好保温。
25、取均需良好保温。取样门及取样管得通流内径样门及取样管得通流内径样门及取样管得通流内径样门及取样管得通流内径,应不小于应不小于应不小于应不小于25 mm25 mm。n n8 8、3 3对于过热器出口压力为对于过热器出口压力为对于过热器出口压力为对于过热器出口压力为1313、5MPa5MPa及以上得锅炉其汽包水位计及以上得锅炉其汽包水位计及以上得锅炉其汽包水位计及以上得锅炉其汽包水位计应以差压式应以差压式应以差压式应以差压式(带压力修正回路带压力修正回路带压力修正回路带压力修正回路,必要时再加平衡容器冷凝水柱温度补偿必要时再加平衡容器冷凝水柱温度补偿必要时再加平衡容器冷凝水柱温度补偿必要时再加平衡
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