CN101788809A - 大型循环流化床锅炉(cfbb)机组协调控制系统(ccs) - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种大型循环流化床锅炉机组协调控制系统，由计算机算法实现程序和人机界面程序(HMI)组成；所述的计算机算法实现程序主要根据输入参数，进行数据处理和执行相应的逻辑运算，输出机炉协调控制指令到分散控制系统(DCS)的各个闭环控制系统；所述的HMI为运行操作人员提供了与下层控制设备进行指令交互的人机接口，由CCS操作控制面板和参数整定面板两部分组成。本发明的系统主要实现CFBB单元机组的协调控制功能，达到CFBB单元机组发电过程完全自动控制以及减轻运行人员的劳动强度和经济运行的目的。

Description

大型循环流化床锅炉(CFBB)机组协调控制系统(CCS)

技术领域

本发明涉及大型火力发电厂采用循环流化床锅炉(CFBB)的单元机组，实现CFBB和汽轮机协调控制，实现CFBB机组发电过程的自动化。

背景技术

目前，随着我国国民经济的不断发展，对能源需求越来越大，工业企业对于热源、电力需求强盛。而我国能源储备中，石油储量偏少，煤炭储量较多，而在煤炭储量中劣质煤占有比较大的比重，国家发展面临能源短缺和燃煤带来的污染，使传统的链条炉和煤粉炉技术受到了极大的挑战。新型循环流化床燃烧技术能够很好的解决含硫高、灰分大、杂质多、低热值的煤种以及在排气污染方面的问题，具有高热强掺混和低温分层燃烧的特点，对燃料的适应性好，并可获得高效燃烧，实现脱硫和低NO_X排放。目前循环流化床锅炉技术越来越趋于成熟、容量越来越大。

循环流化床由于其燃烧效率高、煤种的适应范围广、负荷调整范围大、脱硫及低温分段燃烧脱氮技术有效的降低了NOX的排放量等优点，最近几年来得到了广泛的使用，国内越来越多的大型发电企业开始选用循环流化床锅炉发电机组。

但是循环流化床锅炉控制与煤粉炉和链条炉不同，循环流化床锅炉系统复杂、控制变量多、关联耦合性强、滞后性大、扰动多，应用常规常规控制逻辑对循环流化床锅炉进行自动调节是非常困难的，CFBB机组的协调控制多年来一直是个难以实现的难题。

发明内容

本发明要解决的技术问题是结合循环流化床的技术特点，设计了一套合理的算法实现逻辑和人机接口界面，从而实现CFB单元机组的协调控制功能，达到CFB单元机组发电过程完全自动控制以及减轻运行人员的劳动强度和经济运行的目的。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：一种大型循环流化床锅炉(CFBB)机组协调控制系统(CCS)，由计算机算法实现逻辑和人机接口界面(HMI)组成；所述的计算机算法实现逻辑主要CCS调节系统和MCS调节系统，其根据输入参数，进行数据处理和执行相应的逻辑运算，输出机炉协调控制指令到分散控制系统(DCS)的各个闭环控制系统；所述的HMI为运行操作人员提供了与下层控制设备进行指令交互的人机接口，由CCS操作控制面板和参数整定面板两部分组成。

上述分散控制系统(DCS)的各个闭环控制系统，这些闭环控制系统包括总燃料自动调节系统、总风量自动调节系统、一次风量自动调节子系统、二次风量自动调节子系统、炉膛压力自动调节子系统、床层压力自动调节子系统以及汽轮机控制系统。

由于本发明采用了以上技术方案，使本系统能实现大型CFB单元机组的机炉协调控制功能，加强了CFB机组CCS系统的响应速度和调节品质，达到CFB单元机组发电过程完全自动控制以及减轻运行人员的劳动强度和经济运行的目的锅炉发电机组发电过程的自动化调节控制，同时充分考虑了系统的可维护性和可移植性，充分加强该系统在不同性能的设备、不同性能的机组、不同煤种的变化下适应性。

附图说明

附图1CCS调节流程图；

附图2本发明CCS调节系统CCS-1：RUNBACK逻辑1；

附图3本发明CCS调节系统CCS-2：RUNBACK逻辑2；

附图4本发明CCS调节系统CCS-3：RUNBACK逻辑3；

附图5本发明CCS调节系统CCS-4：RUNBACK逻辑4；

附图6本发明CCS调节系统CCS-5：LMCC1；

附图7本发明CCS调节系统CCS-6：LCC2；

附图8本发明CCS调节系统CCS-7：LMCC3；

附图9本发明CCS调节系统CCS-8：负荷设定闭锁增1；

附图10本发明CCS调节系统CCS-9：负荷设定闭锁减1；

附图11本发明CCS调节系统CCS-10：主汽压力设定；

附图12本发明CCS调节系统CCS-11：锅炉主控制器1；

附图13本发明CCS调节系统CCS-12：锅炉主控制器2；

附图14本发明CCS调节系统CCS-13：锅炉主控制器3；

附图15本发明CCS调节系统CCS-14：汽机主控制器1；

附图16本发明CCS调节系统CCS-15：汽机主控制器2；

附图17本发明MCS调节系统SAMA-MCS-01：总煤量控制1；

附图18本发明MCS调节系统SAMA-MCS-02：总煤量控制2；

附图19本发明MCS调节系统SAMA-MCS-03：总风量控制；

附图20本发明MCS调节系统SAMA-MCS-04：一次风量控制；

附图21本发明MCS调节系统SAMA-MCS-05：二次风量控制；

附图22本发明CCS操作面板图；

附图23本发明CCS参数整定图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。

一种大型循环流化床锅炉(CFBB)机组协调控制系统(CCS)，由计算机算法实现逻辑和人机接口界面(HMI)组成；所述的计算机算法实现逻辑主要CCS调节系统和MCS调节系统，其根据输入参数，进行数据处理和执行相应的逻辑运算，输出机炉协调控制指令到分散控制系统(DCS)的各个闭环控制系统；所述的HMI为运行操作人员提供了与下层控制设备进行指令交互的人机接口，由CCS操作控制面板和参数整定面板两部分组成。

附图1是结合CFB机组特点而设计的CCS调节系统流程框图，图中所示以概貌的方式说明了CFB机组CCS调节系统的组成部分和调节原理。首先通过目标指令设定手操器可以手动设置目标负荷或者在自动方式下接受AGC的指令，输出目标负荷，经过限幅、限速后形成实际指令，该指令经过负荷压力函数转换后输出压力指令信号给压力设定手操器，压力设定手操器在定压方式下由运行人员手动输出压力指令，滑压状态下接受负荷压力函数输出的指令，并可以通过压力偏置手操进行指令偏置，形成压力指令。压力设定手操器输出的压力信号，分别给锅炉跟随PID、锅炉协调PID、汽机跟随PID、汽机协调PID。锅炉PID经过运算后输出指令信号给锅炉主控手操器，锅炉手操器输出的负荷指令最终送给总燃料量控制系统和总风量控制系统，总燃料量控制系统输出指令分别控制各台给煤机，总风量控制系统输出指令分别控制一、二次风系统；汽机PID经过运算后输出指令信号给汽机主控手操器，锅炉手操器输出的综合指令给DEH，调节各调门的开度。

附图2～16是本发明CCS调节系统详细设计方框图，CCS调节系统包括RUNBACA逻辑1、RUNBACK逻辑2、RUNBACK逻辑3、RUNBACK逻辑4主要实现二次风、引风机、给水泵以及床温、氧量、旋风分离器出口温度、汽包水位等异常引起的RB动作逻辑、RB指令形成逻辑、最大最小允许负荷指令等逻辑的实现；LMCC1、LMCC2、LMCC3主要是目标负荷输出及经过限幅限速后形成最终负荷指令的逻辑；负荷设定闭锁增1、负荷设定闭锁减1是最终负荷指令形成过程中因调节参数异常闭锁指令增减的逻辑；主汽压力设定是根据形成的实际负荷指令形成滑压状态下的压力指令或者是定压状态下运行人员手动输出的压力指令；锅炉主控制器1、锅炉主控制器2、锅炉主控制器3是路侧跟随、协调以及校正控制回路，输出指令控制锅炉各系统；汽机主控制器1、汽机主控制器2是机侧跟随、协调、校正控制回路，输出指令控制汽机侧的调门开度。具体功能阐述如下：

单元机组的协调控制系统，概括地说，就是把锅炉和汽轮机作为一个整体来控制，它是汽轮发电机组热力工作过程的核心部分，两者共同来适应电网对负荷的需求，正常工况下实现机炉之间热负荷的自动平衡。故障状态下，在确保机组安全的基础上，使机组达到最大出力的(RB)任务。系统包括CCS手动、BF方式(锅炉跟随汽机基本方式)、TF方式(汽机跟随锅炉基本方式)以及CCS协调方式，指令形成回路采用定参数和滑参数两种生成方式，定参数的情况下，由运行人员手动设置压力指令，该方式只能运行在BF方式和TF方式下；滑参数的情况下，压力指令由系统根据当前的目标负荷自动计算出压力指令，而且运行人员可以通过操作面板给予适当的偏置，已适应不同的工况。在调节上，锅炉主控的PID采用氧量和床温对负荷设定指令进行修正，并根据循环流化床锅炉热惯性大、负荷响应特性慢的特点，在锅炉主控PID的前馈回路设计了丰富的前馈校正回路，使系统的响应时间及稳定性都有了很好的保证；汽机主控的PID设计了压力拉回回路，以改善机炉协调动态相应特性，使机炉达到协调控制的目的。

一、运行控制方式：

单元机组的CCS系统可以根据机炉的运行状态和承担的负荷调节任务，选择不同的运行方式，单元机组的运行方式较多，本次该进后系统设计了手动运行方式、机跟炉运行方式、炉跟机运行方式、机炉协调运行方式四种运行控制方式。

1、手动运行方式：

此方式下，锅炉手动调节燃烧率大小，维持机前压力为定值。汽轮机手动改变调节阀的开度，满足外界负荷需求。

这种工况下，锅炉主控制器为手动状态，通过调整汽轮机功率指令PT的大小。机、炉主控制器中各个调节器均处于跟踪状态。

2、机跟炉运行方式(TF)：

该方式为机跟炉方案中的汽轮机调压特殊工况。此时锅炉主控制器为手动状态，由运行值班员通过调整燃料量来满足外界负荷需要。汽轮机为自动调压状态，以维持机前压力为定值。当锅炉及其附属设备出现部分故障时，CCS系统将自行切换到此种方式下运行，值班人员根据锅炉的实际负荷能力，手动设定机组负荷的大小。

3、炉跟机运行方式(BF)：

该方式实质上为炉跟机方案中的锅炉调压的特殊工况。此时汽轮机负荷调节为手动方式，根据机组的运行状况，由运行人员手动调节负荷量。锅炉主控制器处于自动状态，由锅炉自动调节系统维持机前压力为定值。当汽轮机侧出现故障时，CCS系统可自动地将其他运行工况切换到此方式下运行，也可以由运行值班人员手动切换到该方式运行。

4、机炉协调运行方式(CCS)：

在此种方式下，机、炉主控制器均处于自动状态。协调控制的方案为以炉跟机为基础的、能量信号直接平衡的CCS系统，汽轮机主控制器接受来自负荷控制中心的负荷指令信号，经运算后形成汽轮机DEH阀位控制指令，去调节发电机组的功率。锅炉通过其主控制器和相应的调节系统去调节燃料量和送、引风量等，来维护机前压力为定值。此方式可以参加电网调频，可以投入AGC。

二、负荷指令中心

该CCS系统的负荷控制中心由负荷指令的处理回路、机组最大允许负荷能力计算回路、机组实际负荷能力计算回路三部分组成。负荷控制中心最终形成机组的实际负荷指令P，该指令送往机炉主控制器，机炉主控制器根据P指令控制机组的实发功率，满足电网的负荷要求。同时，机组最大允许负荷和机组实际负荷经过逻辑运算回路，形成RUNBACK等内部指令。

机组负荷控制应以自动方式响应AGC负荷需求指令，以手动方式响应运行人员输入的负荷指令，控制系统应能平稳地实现下列功能：

频率协调：汽机转速控制用于维持系统频率的稳定。机组负荷指令应自动跟踪实际测得的发电机负荷，以避免产生扰动。

限制：机组最大负荷指令应与锅炉最大出力和汽机负荷能力相适应。设置了燃料-风的导前/滞后和交叉限制控制功能。当被控容量或允许出力达到最大/最小限值时发出闭锁增/减的控制信号。

快速减负荷(RUN BACK)：提供锅炉给水泵、二次风机、引风机、床温大于980度、汽包水位高高、烟气含氧量低低、分离器出口温度高高等发生出力故障工况时的RUNBACK功能。每种RUNBACK都有单独的最大允许负荷或减负荷速率，以适应各种设备的动态特性。运行人员能通过LCD得到RUNBACK工况时的信息，所有的RUNBACK应自动完成。当发生RUNBACK时，控制系统应自动转换到锅炉跟随或汽机跟随的运行方式，并保持此运行方式，直到运行人员选定新的运行方式。

三、负荷指令的处理

CCS系统可以接受两种负荷指令信号，即电网调度中心发出的负荷调度指令P(ADS指令)和运行值班员的手动负荷给定信号。当机组为协调控制状态，机组目标负荷设定手操A/M处于自动状态时，ADS发出的负荷指令P通过限幅模块、速率限制模块后可以直接改变机组负荷的大小。

机组目标负荷经过与负荷设定闭锁增指令、负荷设定闭锁闭锁降指令、负荷指令上限设定、负荷指令下限设定、机组最大允许负荷、机组最小允许负荷以及机组升降负荷变化限速模块限制后，作为机组实际负荷指令送往机炉主控器进行运算。限速模块的作用是限制实际负荷令的变化速度，将呈阶跃形式变化的ADS负荷指令或运行值班员的手动负荷指令变为以一定速率变化的斜坡形式。变化速率一般整定为1％～3％/min额定负荷。

当系统发生ADS指令与机组实际负荷偏差大、MFT动作、RUNBACK或运行人员人为切至手动状态等情况时，机组目标负荷设定手操A/M切换到手动状态，逻辑运算回路自动切至人工定值指令。在这种情况下，机组的目标负荷可以是运行人员设定的目标负荷(处于协调方式)，或跟踪实际机组负荷(非协调方式)。此时，运行人员可以手动调节机组负荷的大小。机组目标负荷的最大值限制和最小值限制由运行人员手动设置完成，当机组主要运行参数发生超限时，CCS系统发出内部指令闭锁升、闭锁降等信号，机组目标负荷指令增减闭锁或按下负荷保持按钮时，增减速率变为0。

闭锁增负荷的含义为，当某一运行参数实际测量值低于当时的给定值，如果继续增高负荷，将导致两者偏差会更大，可能危及机组正常运行，要将现在的负荷给定值锁定，不允许负荷指令进一步增大，这就是闭锁增负荷的概念。反之，若运行参数测量值高于当时的给定值。就应锁定负荷指令，不允许其继续减小，这就是闭锁降负荷的概念。

频率校正回路用于对电网频率进行一次调频。通过计算电网频率的偏差，经过一定的死区后，得出对应的机组负荷调整值，叠加到机组目标负荷值上，进行频率校正。

四、负荷的最大、最小值限制回路

机组最大允许负荷是根据主要辅机的投运台数决定的。机组运行中，辅机因故障而突然掉闸停运时，机组会发生瞬时甩负荷。为了确保机组在这种状态下的安全运行，CCS系统可立即执行RUN BACK过程，将机组负荷自动地减至与该类辅机实际出力相适应的水平。当其他辅机，如二次风机、引风机、发生一台跳闸时，由逻辑运算回路发出指令，使CCS系统直接转入机跟炉的汽轮机调压运行方式。

当2台给煤机因故障不能投入自动运行时，系统自动切换到汽轮机调压方式运行。回路中的限速模块对负荷的变化速度进行限制。限速后形成的最大允许负荷指令送到小选模块与负荷指令相比较，，取其小者输出。小选输出信号再经过高、低限限幅后、形成实际负荷指令PE高、低限限幅的目的在于限制机组的最高、最低负荷数值。

当协调投入后，负荷指令经过最大、最小值运算回路的限制，得到合适的指令输出。

负荷的最大值由小选块完成。三个输入分别为负荷控制站的输出信号，机组本身的最大负荷110％，机组最大可能处理信号(RB来)。

负荷的最小值由大选块完成。三个输入分别为小选块的输出，机组本身的最小负荷0％，机组最小可能处理信号(RB来)。

经过最大值和最小值运算回路的限制而获得机组目标负荷的设定信号，被送到速率限制回路。

负荷指令变化率的限制回路：利用变化率限制回路，将负荷改变的阶跃信号转化为以一定速度变化的斜坡信号，该限制速率主要来自两方面：

一是由操作员手动设定，另外一种情况是当发生下列条件之一时，产生闭锁增信号，负荷不能增加

任一台引风机液力偶合器阀位反馈＞90％且炉膛压力大于炉膛压力设定；

任一台二次风机转速反馈＞90％且二次风量小于二次风量设定；

任一台给水泵调节机构反馈＞80％且汽包水位小于汽包水位设定；

CCS燃料量指令与实际给煤量偏差大；

机组实际负荷指令与实发功率偏差大；

压力设定值与机前压力偏差大；

平均床温达到高II值980℃；

分离器出口温度达到高II值980℃。

当发生下列条件之一时，产生闭锁减信号，负荷不能减少：

任一台引风机液力偶合器阀位反馈＜5％且炉膛压力小于炉膛压力设定；

任一台二次风机转速反馈＜5％且二次风量大于二次风量设定；

任一台给水泵调节机构反馈＜5％且汽包水位大于汽包水位设定；

实际给煤量与CCS燃料量指令偏差大；

实发功率与机组实际负荷指令偏差大；

机前压力与压力设定值偏差大；

平均床温与床温设定函数输出偏差大。

经过限速回路后的负荷指令再与机组实际允许的最大可能处理信号作小选运算后，作为单元的负荷指令，送到锅炉主控和汽机主控。

当本单元机组运行正常并投入协调控制后，发ADS请求信号，同意后，则投入AGC，(将单元负荷设定值块投入自动，)就进入远方控制状态

五、RUNBACK回路

当机组主要运行参数发生越限时，为了保证机组的安全运行，CCS系统可以根据情况调整负荷定值的大小。

RB回路的主要作用是计算最大与最小允许负荷值。包括机组最大、最小可能处理运算回路。当机组由于辅机故障而发生RB时，其最大可能出力根据不同的辅机故障而收到不同的变化率限制。

1、机组最大可能出力运算回路：

本机组有两台引风机，每台运行允许带55％的负荷。

本机组有两台二次风机，每台运行允许带55％的负荷。

本机组有二台给水泵，正常运行时，一台给水泵就能提供110％的负荷。

床温大于980℃时出力允许带40％的负荷。

汽包水位高2值时出力允许带40％的负荷。

烟气含氧量低时出力允许带40％的负荷。

分离器出口温度高二值时出力允许带40％的负荷。

根据上述各辅机的投入数量，计算出各自的最大可能出力值，经过小选块综合后，形成机组最大可能出力信号。

机组实际负荷＞90MW才允许RB信号的发出，RB动作保持60秒定宽脉冲。

当机组最大允许负荷大于95％时，加10％的裕量，确保机组在高负荷工作的情况下，负荷在10％的范围内波动不会发生RB，这样设计对于机组在接近或达到100％满负荷工作时是相当有用的。

2、RB限速回路

当机组发生RB时，单元负荷控制输出站的输出切换到最大允许负荷，而RB回路计算的最大可能出力将发生一个较大幅度的阶跃，为了避免这一信号对机组造成的冲击，在该回路中考虑了对最大可能出力的变化速度进行限制。

最大可能出力回路中的各种设备的最大可能出力与锅炉的实际负荷相比较，如果实际负荷大于某一设备的最大可能出力，则意味着是由该设备的异常引起RB，此时，触发该设备的RS触发器，向操作员站发送RB的原因。同时，该设备的限速回路起作用。

RB指令正常变化率0.35

引风RB指令正常变化率0.35

二次风RB指令正常变化率0.35

给水RB指令正常变化率0.35

床温RB指令正常变化率0.0625

汽包水位RB指令正常变化率0.0625

烟气含氧量RB指令正常变化率0.0625

分离器出口温度RB指令正常变化率0.0625

3、RB首出信号的复位

手动在操作员站上复位

六、主汽压设定回路

机组运行方式分定压及滑压两种方式，不同的运行方式，主汽压定值不同。

定压运行方式：指机组在运行中保持主汽压力不变。优点：工况稳定，调节简单，不同负荷下的锅炉的储能不变，对负荷变化的响应快，蒸汽的饱和温度不变，其汽包和联箱的壁温差变化小，允许负荷的变化率较大。缺点：低负荷汽机调汽门开度小，节流损失大。当机组处于定压运行时，通过改变汽机调门的开度来改变发电机出力，维持机组压力恒定。

滑压运行方式：单元机组通常在一定范围内滑压，在较低和较高的负荷下还是定压运行。整个机组可以实现全程压力控制。

滑压定值：

主汽压定值为机组目标负荷的函数。

当发生RB时，由汽机来控制主汽压，主汽压定值变为滑压方式，但此时的滑压定值曲线不同于正常运行的滑压定值曲线。

定压定值：

定压定值由运行人员设定。主汽压控制未投时，定压定值跟踪实际压力以实现手/自动的无扰切换。

定/滑压方式选择：

MFT动作时，主汽压力设定手操器为跟踪状态；

当机组未投协调控制时，主汽压力设定手操器为跟踪状态；

当机组投入协调控制后，可由运行人员选择定压或滑压运行方式；

发生RB工况时，主汽压力设定手操器切为手动状态。

汽压定值变化速率限制：

主汽压定值的变化速率由速率限制模块完成，其限值可由运行人员在操作员站上人工设定。当汽压回路手动时，速率限制不起作用以便汽压定值的跟踪。当机组投入协调控制后，主汽压力设定值还需经过三个一阶惯性环节后变为主蒸汽压力指令送机炉主控器。

七、锅炉主控制器

锅炉主控回路是负荷指令回路与燃烧控制系统之间的接口。即通过该回路将经过修正的机组负荷指令发送到风量控制回路及燃料控制回路，以协调锅炉出力与负荷指令之间的匹配关系。此回路既可以工作在自动方式，也可以工作在手动方式，能够完成单元机组在各种工况下的控制功能。主控中的两个PID调节器分别在协调方式、锅炉跟随方式下起调节作用。

1、协调运行方式：

当机组处于协调运行方式时，锅炉主控处于自动方式，锅炉主控制器接受机前压力PT的偏差信号(PT-PT0)、机组负荷控制偏差信号和锅炉床温/氧量校正信号，输出锅炉主控指令去控制燃料和送风两个子系统。该回路所形成的锅炉指令主要取决与单元主控的负荷指令，并以之作为前馈。

协调控制是以锅炉跟随为基础的，即汽机侧控制负荷，锅炉主要维持主汽压力。一旦机组要改变负荷，那么要求锅炉立即改变送风量与燃料量，以适应汽机侧负荷变化，并尽量与汽机同步。为此，在锅炉主控回路叠加了一过热负荷信号，使负荷变化有一个超调量，同时，在汽机主控回路中使用一阶惯性环节，以等待锅炉产汽，达到机组的协调。

当电网频率变化时，一定存在压力偏差，这样在压力校正回路形成压力设定值校正信号，同时也形成一过负荷信号叠加到锅炉指令的前馈信号中，该前馈信号使锅炉有一超前量，使锅炉快速响应电网频率的变化。

机组在协调方式时，锅炉主控的作用是维持主汽压力等于设定值，故在锅炉主控回路中还包括一个压力控制回路，主汽压力信号与压力设定值信号形成一个压力偏差信号。如果压力偏差信号超出某一限制，说明压力偏差大，锅炉主控调节不过来，此时就向汽机主控送一信号，以使汽机限制调阀门的开度，共同维持汽压。

下列信号作为协调锅炉主控前馈信号，直接作为协调锅炉主控的输出补偿，加快系统变化反应速度：

目标与实际指令函数一阶惯性限幅

目标与实际指令函数二阶惯性限幅

汽包压力微分限幅

主蒸汽压力指令微分限幅

机组负荷指令前馈系数生成函数

机组实际负荷指令微分限幅

主蒸汽压力偏差微分前馈

为了进一步提高系统调节性能，还设计了协调锅炉主控PID变参数调节回路。

2、锅炉跟随方式：

当同时满足下列条件时，锅炉处于跟随状态：

汽机主控在手动方式

锅炉主控在自动方式

在此方式下，采用直接能量平衡信号(压力设定值除以主汽压力再乘以第一级压力)作为锅炉指令的前馈，该信号能迅速反应汽机对锅炉的需求。当汽机出力发生变化时，不需要等到主汽压力变化之后再通过压力调节器来调整锅炉指令。这样能迅速消除由汽机侧负荷变化而引起的主汽压力波动。

3、锅炉主控手操方式：

当同时满足下列条件时，锅炉主控手操处于跟踪状态：

RUNBACK动作

燃料主控手操器在手动方式

当同时满足下列条件时，锅炉主控手操处于强制手动状态：

RUNBACK动作

燃料主控手操器在手动方式

MFT动作

主蒸汽压力坏质量

主蒸汽流量坏质量且汽机主控在手动方式

在此方式下，采用直接能量平衡信号(压力设定值除以主汽压力再乘以第一级压力)作为锅炉指令的前馈，该信号能迅速反应汽机对锅炉的需求。当汽机出力发生变化时，不需要等到主汽压力变化之后再通过压力调节器来调整锅炉指令。这样能迅速消除由汽机侧负荷变化而引起的主汽压力波动。

八、汽轮机主控制器

汽轮机调节汽阀的开度μT是依据功率偏差的大小而改变的。增负荷时(PO-PE)＞0，汽轮机调节阀开度μT增加，而μT的变化会引起机前压力PT下降，从而使压力偏差(PO-PT)增大。压力偏差信号通过死区非线性模块加到协调方式汽机PID调节器SP端，作为功率给定值校正，如果压力偏差在死区范围以内，则不对功率定值进行校正。负荷调节过程中，(PO-PT)变化大到越出死区范围，功率给定值校正将起作用，限制汽轮机调节阀开度的进一步增大，也就是限制过量利用锅炉蓄热，以维持机前压力的稳定。

从反馈回路来看系统属于炉跟机为基础的协调方案，机组要参加电网的一次调频和二次调频。主调节器为功率调节器。来自负荷控制中心的功率指令信号，在加法器中进行电网频差信号Δf校正后，作为协调方式汽机PID调节器的定值信号，该信号与机组实发功率PE相比较后形成功率偏差信号。协调方式汽机PID调节器输出DEH流量需求指令信号经汽机主控手操器后送DEH系统，DEH根据此信号开关阀门，调节进汽量，以维持功率达到给定值。

以下条件不满足时，CCS无法发送DEH遥控请求信号：

阀位指令(DEH来)坏质量

汽机主控手操器输出与阀位指令(DEH来)偏差大

九、频率校正回路

1、调频过程有两种：一种是机组直接感受电网频率的变化而采取相应的增减荷措施，即一次调频。另一种是网控中心监控电网频率的偏差，以负荷指令的形式分配给网上的调频机组。即二次调频。这里所指的即一次调频过程，仅在机组处于协调运行方式下才投入。

只有在下列条件满足时，频率校正信号有效：

汽机主控自动

DEH在远控

频率信号OK

没有RB发生

锅炉主控自动

机组负荷大于40％

频率校正投入指令

2、汽机控制器感受电网频率的变化，并将这个变化转化为负荷偏差的形式，送到频率校正回路，频率校正回路的功能是将这个偏差信号送到锅炉主控和压力设定值回路，使锅炉快速响应。频率降低时，锅炉指令增加，频率升高时，锅炉指令减小，经过锅炉主控和汽机主控的共同作用，将频率修正到50Hz。

3、回路分析：从汽机来得负荷偏差信号，经过一个系数转化为百分数，当频率校正信号无效时，从而使CCS不响应频率偏差。当条件满足时，通过乘法器、速率限制块、模拟开关，使偏差信号通过，CCS正常参与调频。

偏差信号受到机组最大可能出力、最小可能出力与单元负荷指令之间的偏差信号的限制。当负荷指令小于最小允许负荷，不允许通过频差响应降低负荷指令；当负荷指令大于最大允许负荷，也不允许通过频差响应降低负荷指令，从而将频率变化引起的负荷变化控制在机组安全运行所允许的范围内。负荷偏差信号通过一个速率限制块，送到锅炉主控和汽机主控。

十、热值校正回路

如果使用设计煤种作为燃料，则一定的负荷指令变化对应一定的燃料量变化，锅炉燃烧系统能够适应锅炉能量的需求，但是，如果煤的热值发生变化，一定的燃料量就得不到对应设计的煤种发热时的锅炉出力。因此，在热值校正回路中，用蒸汽流量信号生成校正因子，锅炉指令的反馈信号经两个环节的延时，保证该指令已形成对应的锅炉出力，通过与主汽流量的比较，形成热量偏差，若偏差为正，说明燃用煤的热值低于设计煤种的发热量。经线性滤波后，乘以参数，已减少该信号对整个调节信号的强度。经过积分、除法器、比较器后，送出乘到锅炉主控手操器回路，自动校正煤的发热量，相应地改变燃料量，使燃料量迅速响应煤质的变化，从而使实际燃料的发热量与锅炉出力一致。该信号还可以在操作员站上手动设定。

在下列条件下，禁止投入热值信号：

输入、输出负荷不平衡

机组不在协调方式

主蒸汽流量信号坏质量

总主汽流量信号小于40％主汽流量

燃料量的改变意味着送风量也改变，由于热值校正作用缓慢，并且送风控制系统中投入了氧量校正信号，故热值校正没有必要再送入送风机控制回路。

在负荷一定的情况下，煤的发热量变化将引起蒸汽流量的变化，主汽压力也将变化，此时，在热值校正运算的同时，如果机组工作在协调方式，则锅炉主控中的压力调整器也在进行压力调节。由于压力调节回路的调节速度非常快，而从热值校正回路的校正信号改变燃料量至锅炉出力变化的过程非常长，两者调节速度不匹配，将会对系统运行造成较大干扰，将热值校正信号送至负荷控制回路的同时，把相应的热值校正信号送至锅炉主控的压力调节器。

如附图17～21所示，MCS调节系统包括总煤量控制1、总煤量控制2、总风量控制、一次风量控制、二次风量控制。其中总煤量控制1、总煤量控制2为总煤量控制系统，该系统接受CCS锅炉主控的指令信号，与实际给煤量比校后输出平均给煤指令信号，用以控制各台给煤机；总风量控制进入炉膛的总风量进行控制，该系统接受CCS锅炉指令信号并经负荷风量函数转换后形成总风量指令，总风量指令经过一二次风配比后分别形成一次风、二次风量指令信号；一次风量控制接受总风量指令经过配比后形成的一次风量指令，实现对一次风量的控制；二次风量控制接受总风量指令经过配比后形成的二次风量指令，实现对二次风量的控制；循环流化床锅炉燃烧系统是一个大滞后、强耦合的非线性系统，各个变量之间相互影响。有的被调参数同时受到几个调节参数的共同影响，耦合强度大，CFB锅炉主控方案(燃烧控制)最主要的任务是如何综合考量各个变量因数和解偶，图17～21正是结合CFB锅炉的这种特点，对CFB锅炉的模拟量调节系统设备的控制技术做了原理描述，该系统除了少部分简单控制回路系统外，接受CCS指令中心来的控制指令，完成各个子系统的控制。该系统与CCS系统有偶合关系的主要控制回路设计叙述如下：

一、总燃料量控制

锅炉指令按可供的风量来限制燃料量出力，以保证燃料量决不高于风量。锅炉指令按送入锅炉的总燃料量(包括所有辅助燃料)来限制风量，以保证风量不低于燃料量。根据烟气含氧量偏差、床温偏差和床温高I值保护等回路自动修正给煤指令。修正给煤指令与实际煤量在燃料主控调节器进行PID运算调节，其输出作为给煤机的指令信号。为加快燃料量对负荷变化的响应，系统设计了机前压力超前调节回路，当负荷指令压力函数与实际压力偏差超过0.06MPa时，根据设定的曲线直接在两台给煤机手操器入口叠加预定煤量指令值。

在下列条件下燃料主控切手动：

MFT动作

两台给煤机均处于手动方式

两台一次风机和两台二次风机均处于手动调节方式

燃料主控投自动的条件是：至少有一台给煤机控制在自动。

当给煤机控制都在手动时，燃料主控输出直接跟踪两台给煤机转速反馈平均值。

二、总风量控制

总风量是指进入炉膛参与燃烧的风量，总风量测量信号应由二次风风量测量信号加一次风风量测量信号加流化风风量测量信号组成，所有的风量测量均应有压力、温度补偿。总风量指令应由锅炉负荷指令和总燃料量中的高者产生。总风量控制回路和总燃料控制回路不可同时置为手动，以确保风/煤交叉限制。总风量指令应作为二次风风量控制回路的设定值，通过调整二次风风量来满足总风量的需求。锅炉总风量应由氧量校正回路进行修正，修正后的总风量指令与实际总风量在总风量主控调节器进行PID运算调节，其输出作为一次风量、二次风量的指令信号。

三、二次风流量控制

二次风主要用于保证足够的空气进入炉膛参与燃烧，通过控制二次风机变频调节转速来控制二次风流量。设定值为总风量指令的比例函数叠加氧量偏差校正值。系统设计了最小风量限制回路，最小定值由运行人员给定。

四、一次风流量控制

一次风主要用于锅炉炉膛内物料的流化，通过一次风机入口调节挡板控制一次风量。一次风风量设定值为总风量指令的比例函数叠加床温高I值快速修正一次风量指令％，同时，运行人员还可设定最小风量限制。实际一次风风量设定值由两者的高者产生

五、氧量微调控制

以空预器入口的烟气含氧量的平均值作为炉膛内烟气氧量的表征。

氧量定值为机组负荷指令的函数，遵循低负荷高氧量、高负荷低氧量的原则。运行人员还可通过调节氧量设定的偏置来微调氧量定值。氧量调节器的输出是一个在0.95~1.10之间变化的微调系数，它通过对热量信号的修正，实现氧量高于设定值时加煤减风，氧量低于设定值时减煤加风。

氧量修正子回路应有下列功能：

运行人员改变回路中的负荷系数，调节氧量设定值。

通过氧量校正信号的高低限值，可改变总的过剩空气量。

运行人员可以根据氧量分析器的指示或退出运行的氧量校正子回路调整过剩空气，实现手动/自动调整氧量设定值的功能。

附图22本发明CCS操作面板图，为简洁明了的人机界面，CCS操作面板设计了丰富的系统状态参数指示和功能切换，极大方便了运行人员的操作和监视。

附图23本发明CCS参数整定图，为运行或系统维护人员对运行中的CCS调节系统进行人工干预提供了一种手段，设计了不同工况下对CCS系统极其子系统控制指令的偏差校正、修订以及CCS系统流程各个PID参数整定，充分加强该系统在不同性能的设备、不同性能的机组、不同煤种的变化下适应性，方便了系统的移植。

Claims (7)

1.大型循环流化床锅炉(CFBB)机组协调控制系统(CCS)，其特征在于：

由计算机算法实现逻辑和人机接口界面(HMI)组成；所述的计算机算法实现逻辑主要包括CCS调节系统和MCS调节系统，其根据输入参数，进行数据处理和执行相应的逻辑运算，输出机炉协调控制指令到分散控制系统(DCS)的各个闭环控制系统；所述的HMI为运行操作人员提供了与下层控制设备进行指令交互的人机接口，由CCS操作控制面板和参数整定面板两部分组成。

2.如权利要求1所述的大型循环流化床锅炉(CFBB)机组协调控制系统(CCS)，其特征在于：

所述的计算机算法实现逻辑中的分散控制系统(DCS)的各个闭环控制系统，这些闭环控制系统包括总燃料自动调节系统、总风量自动调节系统、一次风量自动调节子系统、二次风量自动调节子系统、炉膛压力自动调节子系统、床层压力自动调节子系统以及汽轮机控制系统。

3.如权利要求1所述的大型循环流化床锅炉(CFBB)机组协调控制系统(CCS)，其特征在于：

所述的计算机算法实现逻辑中的CCS，在调节上，锅炉主控的PID采用氧量和床温对负荷设定指令进行修正，并根据循环流化床锅炉热惯性大、负荷响应特性慢的特点，在锅炉主控PID的前馈回路设计了丰富的前馈校正回路，使系统的响应时间及稳定性都有了很好的保证；汽机主控的PID设计了压力拉回回路，以改善机炉协调动态相应特性，使机炉达到协调控制的目的。

4.如权利要求1所述的所述的所述的大型循环流化床锅炉(CFBB)机组协调控制系统(CCS)，其特征在于：

所述的HMI部分中CCS操作控制面板设计了多个的系统状态参数指示和功能切换，极大方便了运行人员的操作和监视。

5.如权利要求1所述的所述的大型循环流化床锅炉(CFBB)机组协调控制系统(CCS)，其特征在于：

所述的HMI部分中参数整定画面设计了不同工况下对CCS系统极其子系统控制指令的偏差校正、修订以及CCS系统流程各个PID参数整定，充分加强该系统在不同性能的设备、不同性能的机组、不同煤种的变化下适应性，方便了系统的移植。

6.如权利要求1所述的所述的大型循环流化床锅炉(CFBB)机组协调控制系统(CCS)，其特征在于：

CCS调节系统包括RUNBACA逻辑1、RUNBACK逻辑2、RUNBACK逻辑3、RUNBACK逻辑4主要实现二次风、引风机、给水泵以及床温、氧量、旋风分离器出口温度、汽包水位等异常引起的RB动作逻辑、RB指令形成逻辑、最大最小允许负荷指令等逻辑的实现；LMCC1、LMCC2、LMCC3主要是目标负荷输出及经过限幅限速后形成最终负荷指令的逻辑；负荷设定闭锁增1、负荷设定闭锁减1是最终负荷指令形成过程中因调节参数异常闭锁指令增减的逻辑；主汽压力设定是根据形成的实际负荷指令形成滑压状态下的压力指令或者是定压状态下运行人员手动输出的压力指令；锅炉主控制器1、锅炉主控制器2、锅炉主控制器3是路侧跟随、协调以及校正控制回路，输出指令控制锅炉各系统；汽机主控制器1、汽机主控制器2是机侧跟随、协调、校正控制回路，输出指令控制汽机侧的调门开度。

7.如权利要求1所述的所述的大型循环流化床锅炉(CFBB)机组协调控制系统(CCS)，其特征在于：

MCS调节系统包括总煤量控制1、总煤量控制2、总风量控制、一次风量控制、二次风量控制；其中总煤量控制1、总煤量控制2为总煤量控制系统，该系统接受CCS锅炉主控的指令信号，与实际给煤量比校后输出平均给煤指令信号，用以控制各台给煤机；总风量控制进入炉膛的总风量进行控制，该系统接受CCS锅炉指令信号并经负荷风量函数转换后形成总风量指令，总风量指令经过一二次风配比后分别形成一次风、二次风量指令信号；一次风量控制接受总风量指令经过配比后形成的一次风量指令，实现对一次风量的控制；二次风量控制接受总风量指令经过配比后形成的二次风量指令，实现对二次风量的控制；循环流化床锅炉燃烧系统是一个大滞后、强耦合的非线性系统，各个变量之间相互影响。

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