电厂热工自动控制系统
单元机组的自动调节系统
¾ ¾ ¾ ¾ ¾
机组功率－转速调节系统 汽温控制系统（过热、再热）
水位控制系统（凝汽器、除氧器、汽包）
燃烧控制系统（燃料、风量、炉膛压力及一、二次风配比控制） 其它单回路控制系统
第一部分 汽温控制系统
一、 过热汽温控制系统
1. 任务
温度过高，可能造成过热器、蒸气管道和汽轮机的高压部分金属损坏；
温度过低，会引起电厂热耗上升，并使汽轮机轴向推力增大造成推力轴承过载，还会引起汽轮机末级叶片蒸汽湿度增加，降低汽轮机内效率，加剧对叶片的腐蚀
控制要求：最大控制偏差不超过±10℃，长期偏差不超过±5℃
规定要求：
2. 静态特性
过热器的传热形式、结构、布置将直接影响其静态特性。大容量锅炉一般采用对流过热器、辐射过热器和屏式过热器交替串连布置。
过热器出口温度
对流式
3. 动态特性
蒸汽流量变化、热烟气的热量变化、减温水流量变化 相同点：均为有迟延的惯性环节
辐射式
不同点：特性参数有较大区别
蒸汽流量变化扰动下，汽温的迟延和惯性较小 烟气扰动与蒸汽流量扰动相似，汽温反映较快 减温水流量扰动由于管道较长，汽温反应较慢
4. 控制方案 串级控制
导前微分控制
过热器减温器出口温度
TE4001
TE4025
末级过热器出口温度
TE4024
LDC指令
过热器减温水阀
控制逻辑
静态特性：纯对流特性
动态特性：更容易受负荷、燃烧工况等干扰的影响，温度变化幅度较大
调节手段：烟气再循环、尾部烟道挡板、喷燃器摆角、喷水减温
烟气再循环：
尾部烟道烟气抽至炉膛底部，降低炉膛温度，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。
优点：反应灵敏，调温幅度大。 缺点：系统结构复杂
尾部烟道挡板：
尾部烟道被分割为两部分，主烟道中布置低温再热器，旁路烟道中布置低温过热器，烟气挡板布置在温度较低的省煤器下面。
优点：结构简单，操作方便
缺点:调温灵敏度差，幅度小，挡板开度与汽温不成线
性关系。 喷燃器摆角：
改变炉膛火焰中心，改变再热器入口烟温
优点：结构简单，操作方便，反应灵敏
缺点：影响炉膛燃烧工况稳定，设备维护量较大。
喷水减温：
最常用的控制手段，一般原设计为事故喷水或微量喷水
方式，但经常被作为主要控制手段。
优点：结构简单，操作方便，反应灵敏 缺点：影响机组效率。
控制方案与过热汽温控制相似。
第二部分 汽包水位调节系统
1. 调节任务
使锅炉的给水量适应锅炉的蒸发量，维持汽包水位在规定的范围。汽包水位过高，会影响汽包内汽水分离装置的正常工作，造成出口蒸汽水分过多而使过热器管壁结垢，容易导致过热器烧坏；也会使过热汽温发生急剧变化，直接影响机组运行的经济性和安全性。汽包水位过低，则可能破坏锅炉水循环，造成水冷壁管烧坏而破裂。 2. 调节对象特性
给水流量扰动、蒸汽流量扰动、炉膛热负荷扰动
2.1 给水流量扰动下水位的动态特性
曲线1为不考虑水面下汽包容积变化，仅考虑物料不平衡时的水位反应曲线。
曲线3为不考虑物料不平衡关系，仅考虑水面下汽泡容积变化时的水位反应曲线。
曲线2为给水量阶跃增加后。水位的变化曲线。
2.2 蒸汽流量扰动下水位的动态特性
曲线1为不考虑水面下汽包容积变化，仅考虑物料不平衡时的水位反应曲线。
曲线3为不考虑物料不平衡关系，仅考虑水面下汽泡容积变化时的水位反应曲线。虚假水位
曲线2为蒸发量阶跃增加后水位的变化曲线，为曲线1和曲线3的合成。
2.3 炉膛热负荷扰动下水位的动态特性
蒸发量和汽压同时增加，水位变化曲线同蒸发量变化时相似，但虚假水位的幅度和速度较小。
如启停磨煤机/给粉机，汽机调门基本不变。 3. 调节手段
节流调节方式、调速泵
节流调节方式：调节方法简单、可靠；但节流损失大，增加了泵的消耗，高压头易造成阀门磨损和损坏
4. 信号测量
z 汽包水位测量（单室平衡容器）
z 蒸汽流量测量
¾ 喷嘴等标准节流装置
D==式中 D－过热蒸汽流量
P－过热蒸汽压力 θ－过热蒸汽温度 △p—节流件差压 ρ—过热蒸汽密度 K—流量系数
¾ 利用调速级压力测量（弗留盖尔公式）
G=G0
当P2/P1和P02/P01均小于临界压力比时，背压P2的影响可以忽略不计。
式中 G、G0—工况1、2的蒸汽流量
P1、P01—工况1、2的调速级压力 P2、p02—工况1、2的汽机背压 T01、T1—工况1、2的调速级后温度
由于调速级后温度很难测量，温度变化可以认为是过程线左右平行移动，因此可用主汽温度代替
也可根据设计数据利用函数发生器计算并补偿。如下图：
过热汽温SHT:SHTO.OUT
第一级压力CCS:P1.OUT
z 给水流量测量
SF.RO01蒸汽流量
给水流量信号只需要温度补偿。
给水温度B给水流量A给水流量B给水流量C
FW.RO01给水流量
5. 控制方案
以下是某300MW机组给水控制原理图
汽包水位DRUML.OUT
蒸汽流量SF.RO01
给水流量FW.RO01
单/三冲量切换逻辑
第三部分 燃烧控制系统
1. 燃烧过程调节的任务
目的在于使进入锅炉的燃料的燃烧热量与锅炉的蒸汽负荷要求相适应，同时保证锅炉燃烧过程安全经济运行。
锅炉燃烧调节包括以下几项内容： 1) 燃料量调节
使进入锅炉的燃料燃烧产生的蒸汽量与锅炉向外部负荷的供汽量相适应。
炉跟机方式 ：PT作为控制信号
机跟炉方式：取自电网的负荷要求N0作为负荷要求信号 2) 送风量调节
保证燃料的完全燃烧和排烟损失最小。过量空气系数（氧量）4～6％ 3) 引风量调节
保证锅炉的安全经济运行。负压过大，大量漏风降低炉膛温度，且会增加引风机负荷和排烟损失；反之，会使炉烟冒出，影响卫生，甚至影响设备和人身安全。
2. 燃烧过程的特点
三个被调量（主汽压力PT、氧量O2、炉膛压力ST）和三个调节量（燃料量B、风量V、引风量G）。每个被调量同时受到几个调节量的影响，每个调节量又能同时影响几个被调量。
耦合严重
与锅炉的运行方式及负荷调度方式等生产工艺影响 3. 燃烧过程调节对象的动态特性
燃烧率扰动下汽压调节对象的动态特性
汽机负荷不变
主汽压力和汽包压力均表现为具有纯迟延的无自平衡能力特性。如图所示：
汽机调门开度不变
主汽压力和汽包压力均表现为有迟延的惯性环节
由于汽轮机蒸汽流量相应增加，限制了汽压的升高，汽包压力与蒸汽压力之差随蒸汽流量增加而增大 负荷扰动
调门阶跃扰动
进汽流量阶跃扰动
4. 燃烧控制方案
机前压力设定值
机前压力
一级压力1一级压力2汽包压力1汽包压力2汽包压力3
锅炉指令
主汽压力控制原理图
锅炉指令
:AFD-CAL.RO01
风量指令
氧量校正回路
量实际风
风量控制原理图
炉膛压力
炉膛压力控制原理图
几点说明：
¾ 燃烧控制系统投入顺序：引风－送风－燃料控制 ¾ 风烟系统的启停顺序 ¾ 炉膛防爆控制 ¾ 系统解耦处理 ¾ 风煤交叉
第四部分 协调控制系统
1. 负荷管理控制中心
负荷管理控制中心是协调控制系统的重要部分，也是该系统的司令部，主要包括负荷要求指令处理和实际负荷指令处理两部分，分别对机组正常运行工况和机组主、辅设备发生故障时进行负荷指令的处理，产生适合于当时运行工况的负荷指令，以满足电网、机组的需求，维护机组安全经济运行。 ¾ 负荷要求指令处理模块
9 实现ADS、操作员指令及跟踪之间切换 9 变负荷速率限制 9 负荷的最大、最小限制 9 负荷指令要求的增、减闭锁 9 机组一次调频 ¾ 机组实际负荷指令处理
9 机组实际负荷指令的快速返回（RB） 9 机组实际指令的迫升/迫降（RU/RD） 9 汽机负荷指令的自动、手动控制切换 9 机组实际指令的保持
2. 机炉主控制器
机、炉协调控制器接受来自负荷管理控制中心的指令信号，通μT分别控制锅炉、过选取合适的控制策略进行计算、产生μB、汽轮机的运行，以适应机组或电网的要求。
2.1 协调控制分类
按运行方式分类：机跟炉方式(TF-CCS)、炉跟机方式(BF-CCS)
按能量平衡方式分类：间接能量平衡（IEB）、直接能量平衡（DEB）
2.2 常用DEB-Ⅳ控制原理 控制原理图如下：
几个关键变量：
1) P1――代表进入汽机的蒸汽流量
2) P1/PT――正比于调门开度，只对调门的变化有反应，不受燃料量
的影响
3) PS*P1/PT――能量信号。它准确代表了汽机预期的输入功率
4) HR=P1+Cb*
的热量。
dPb
――热量信号。代表单位时间内燃料燃烧传给锅炉dt
5) 锅炉指令由三部分组成：
a) PS*P1/PT是主体，稳态是等于P1。只对调门的改变和PS的变化
有反应，适应于各种运行工况。
P1
)K1PT
d(PS
dtP1
PT
b) (PS
它代表由于汽机功率变化在单位时间内锅炉
所需补充的蓄热。 c) K2
dPs
它代表由于压力定值变化在单位时间内锅炉所需补充的dt
热量。
6) 直接能量平衡的含义
Pb=PT+P12Rg （Rg ---过热器阻力）
即汽包压力＝主汽压力＋过热器压降 上式乘以蓄热系数C得到
C△Pb=C△PT+(2 CRg )P1△P1
蓄热变化分解为两部分：一是主汽压力PT改变引起的蓄热变化；二是由负荷P1变化引起的蓄热变化。 导数形式表示：
C
dPbdPdP1
=CT+2RgCP1
dtdtdt
由于P1和PT受过程扰动的影响，以PS令。
P1
和PS代替则构成了BD指PT
BD=(
PP1
PS+(1PS)K1PTPT
d(
P1
PS)
dPPT
+K2S dtdt
说明：
a) 由上面的推导可以看出，“变负荷蓄热”是由过热器压降所引
起，而过热器压降本身数值不大，因此“变负荷蓄热”数值较小，“变汽压蓄热”的数值较大。
b) 只有热量信号HR能很好地跟踪BD 时，能量才能平衡，为此
BD指令通过PD前馈作用于给煤，补偿煤系统的延时及惯性。 c) 电网功率指令作用于汽机，通过能量平衡信号PS*P1/PT计算出
锅炉所需的燃烧率并直接作用于给煤，这就是直接能量平衡的含义。
电厂热工自动控制系统
单元机组的自动调节系统
¾ ¾ ¾ ¾ ¾
机组功率－转速调节系统 汽温控制系统（过热、再热）
水位控制系统（凝汽器、除氧器、汽包）
燃烧控制系统（燃料、风量、炉膛压力及一、二次风配比控制） 其它单回路控制系统
第一部分 汽温控制系统
一、 过热汽温控制系统
1. 任务
温度过高，可能造成过热器、蒸气管道和汽轮机的高压部分金属损坏；
温度过低，会引起电厂热耗上升，并使汽轮机轴向推力增大造成推力轴承过载，还会引起汽轮机末级叶片蒸汽湿度增加，降低汽轮机内效率，加剧对叶片的腐蚀
控制要求：最大控制偏差不超过±10℃，长期偏差不超过±5℃
规定要求：
2. 静态特性
过热器的传热形式、结构、布置将直接影响其静态特性。大容量锅炉一般采用对流过热器、辐射过热器和屏式过热器交替串连布置。
过热器出口温度
对流式
3. 动态特性
蒸汽流量变化、热烟气的热量变化、减温水流量变化 相同点：均为有迟延的惯性环节
辐射式
不同点：特性参数有较大区别
蒸汽流量变化扰动下，汽温的迟延和惯性较小 烟气扰动与蒸汽流量扰动相似，汽温反映较快 减温水流量扰动由于管道较长，汽温反应较慢
4. 控制方案 串级控制
导前微分控制
过热器减温器出口温度
TE4001
TE4025
末级过热器出口温度
TE4024
LDC指令
过热器减温水阀
控制逻辑
静态特性：纯对流特性
动态特性：更容易受负荷、燃烧工况等干扰的影响，温度变化幅度较大
调节手段：烟气再循环、尾部烟道挡板、喷燃器摆角、喷水减温
烟气再循环：
尾部烟道烟气抽至炉膛底部，降低炉膛温度，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。
优点：反应灵敏，调温幅度大。 缺点：系统结构复杂
尾部烟道挡板：
尾部烟道被分割为两部分，主烟道中布置低温再热器，旁路烟道中布置低温过热器，烟气挡板布置在温度较低的省煤器下面。
优点：结构简单，操作方便
缺点:调温灵敏度差，幅度小，挡板开度与汽温不成线
性关系。 喷燃器摆角：
改变炉膛火焰中心，改变再热器入口烟温
优点：结构简单，操作方便，反应灵敏
缺点：影响炉膛燃烧工况稳定，设备维护量较大。
喷水减温：
最常用的控制手段，一般原设计为事故喷水或微量喷水
方式，但经常被作为主要控制手段。
优点：结构简单，操作方便，反应灵敏 缺点：影响机组效率。
控制方案与过热汽温控制相似。
第二部分 汽包水位调节系统
1. 调节任务
使锅炉的给水量适应锅炉的蒸发量，维持汽包水位在规定的范围。汽包水位过高，会影响汽包内汽水分离装置的正常工作，造成出口蒸汽水分过多而使过热器管壁结垢，容易导致过热器烧坏；也会使过热汽温发生急剧变化，直接影响机组运行的经济性和安全性。汽包水位过低，则可能破坏锅炉水循环，造成水冷壁管烧坏而破裂。 2. 调节对象特性
给水流量扰动、蒸汽流量扰动、炉膛热负荷扰动
2.1 给水流量扰动下水位的动态特性
曲线1为不考虑水面下汽包容积变化，仅考虑物料不平衡时的水位反应曲线。
曲线3为不考虑物料不平衡关系，仅考虑水面下汽泡容积变化时的水位反应曲线。
曲线2为给水量阶跃增加后。水位的变化曲线。
2.2 蒸汽流量扰动下水位的动态特性
曲线1为不考虑水面下汽包容积变化，仅考虑物料不平衡时的水位反应曲线。
曲线3为不考虑物料不平衡关系，仅考虑水面下汽泡容积变化时的水位反应曲线。虚假水位
曲线2为蒸发量阶跃增加后水位的变化曲线，为曲线1和曲线3的合成。
2.3 炉膛热负荷扰动下水位的动态特性
蒸发量和汽压同时增加，水位变化曲线同蒸发量变化时相似，但虚假水位的幅度和速度较小。
如启停磨煤机/给粉机，汽机调门基本不变。 3. 调节手段
节流调节方式、调速泵
节流调节方式：调节方法简单、可靠；但节流损失大，增加了泵的消耗，高压头易造成阀门磨损和损坏
4. 信号测量
z 汽包水位测量（单室平衡容器）
z 蒸汽流量测量
¾ 喷嘴等标准节流装置
D==式中 D－过热蒸汽流量
P－过热蒸汽压力 θ－过热蒸汽温度 △p—节流件差压 ρ—过热蒸汽密度 K—流量系数
¾ 利用调速级压力测量（弗留盖尔公式）
G=G0
当P2/P1和P02/P01均小于临界压力比时，背压P2的影响可以忽略不计。
式中 G、G0—工况1、2的蒸汽流量
P1、P01—工况1、2的调速级压力 P2、p02—工况1、2的汽机背压 T01、T1—工况1、2的调速级后温度
由于调速级后温度很难测量，温度变化可以认为是过程线左右平行移动，因此可用主汽温度代替
也可根据设计数据利用函数发生器计算并补偿。如下图：
过热汽温SHT:SHTO.OUT
第一级压力CCS:P1.OUT
z 给水流量测量
SF.RO01蒸汽流量
给水流量信号只需要温度补偿。
给水温度B给水流量A给水流量B给水流量C
FW.RO01给水流量
5. 控制方案
以下是某300MW机组给水控制原理图
汽包水位DRUML.OUT
蒸汽流量SF.RO01
给水流量FW.RO01
单/三冲量切换逻辑
第三部分 燃烧控制系统
1. 燃烧过程调节的任务
目的在于使进入锅炉的燃料的燃烧热量与锅炉的蒸汽负荷要求相适应，同时保证锅炉燃烧过程安全经济运行。
锅炉燃烧调节包括以下几项内容： 1) 燃料量调节
使进入锅炉的燃料燃烧产生的蒸汽量与锅炉向外部负荷的供汽量相适应。
炉跟机方式 ：PT作为控制信号
机跟炉方式：取自电网的负荷要求N0作为负荷要求信号 2) 送风量调节
保证燃料的完全燃烧和排烟损失最小。过量空气系数（氧量）4～6％ 3) 引风量调节
保证锅炉的安全经济运行。负压过大，大量漏风降低炉膛温度，且会增加引风机负荷和排烟损失；反之，会使炉烟冒出，影响卫生，甚至影响设备和人身安全。
2. 燃烧过程的特点
三个被调量（主汽压力PT、氧量O2、炉膛压力ST）和三个调节量（燃料量B、风量V、引风量G）。每个被调量同时受到几个调节量的影响，每个调节量又能同时影响几个被调量。
耦合严重
与锅炉的运行方式及负荷调度方式等生产工艺影响 3. 燃烧过程调节对象的动态特性
燃烧率扰动下汽压调节对象的动态特性
汽机负荷不变
主汽压力和汽包压力均表现为具有纯迟延的无自平衡能力特性。如图所示：
汽机调门开度不变
主汽压力和汽包压力均表现为有迟延的惯性环节
由于汽轮机蒸汽流量相应增加，限制了汽压的升高，汽包压力与蒸汽压力之差随蒸汽流量增加而增大 负荷扰动
调门阶跃扰动
进汽流量阶跃扰动
4. 燃烧控制方案
机前压力设定值
机前压力
一级压力1一级压力2汽包压力1汽包压力2汽包压力3
锅炉指令
主汽压力控制原理图
锅炉指令
:AFD-CAL.RO01
风量指令
氧量校正回路
量实际风
风量控制原理图
炉膛压力
炉膛压力控制原理图
几点说明：
¾ 燃烧控制系统投入顺序：引风－送风－燃料控制 ¾ 风烟系统的启停顺序 ¾ 炉膛防爆控制 ¾ 系统解耦处理 ¾ 风煤交叉
第四部分 协调控制系统
1. 负荷管理控制中心
负荷管理控制中心是协调控制系统的重要部分，也是该系统的司令部，主要包括负荷要求指令处理和实际负荷指令处理两部分，分别对机组正常运行工况和机组主、辅设备发生故障时进行负荷指令的处理，产生适合于当时运行工况的负荷指令，以满足电网、机组的需求，维护机组安全经济运行。 ¾ 负荷要求指令处理模块
9 实现ADS、操作员指令及跟踪之间切换 9 变负荷速率限制 9 负荷的最大、最小限制 9 负荷指令要求的增、减闭锁 9 机组一次调频 ¾ 机组实际负荷指令处理
9 机组实际负荷指令的快速返回（RB） 9 机组实际指令的迫升/迫降（RU/RD） 9 汽机负荷指令的自动、手动控制切换 9 机组实际指令的保持
2. 机炉主控制器
机、炉协调控制器接受来自负荷管理控制中心的指令信号，通μT分别控制锅炉、过选取合适的控制策略进行计算、产生μB、汽轮机的运行，以适应机组或电网的要求。
2.1 协调控制分类
按运行方式分类：机跟炉方式(TF-CCS)、炉跟机方式(BF-CCS)
按能量平衡方式分类：间接能量平衡（IEB）、直接能量平衡（DEB）
2.2 常用DEB-Ⅳ控制原理 控制原理图如下：
几个关键变量：
1) P1――代表进入汽机的蒸汽流量
2) P1/PT――正比于调门开度，只对调门的变化有反应，不受燃料量
的影响
3) PS*P1/PT――能量信号。它准确代表了汽机预期的输入功率
4) HR=P1+Cb*
的热量。
dPb
――热量信号。代表单位时间内燃料燃烧传给锅炉dt
5) 锅炉指令由三部分组成：
a) PS*P1/PT是主体，稳态是等于P1。只对调门的改变和PS的变化
有反应，适应于各种运行工况。
P1
)K1PT
d(PS
dtP1
PT
b) (PS
它代表由于汽机功率变化在单位时间内锅炉
所需补充的蓄热。 c) K2
dPs
它代表由于压力定值变化在单位时间内锅炉所需补充的dt
热量。
6) 直接能量平衡的含义
Pb=PT+P12Rg （Rg ---过热器阻力）
即汽包压力＝主汽压力＋过热器压降 上式乘以蓄热系数C得到
C△Pb=C△PT+(2 CRg )P1△P1
蓄热变化分解为两部分：一是主汽压力PT改变引起的蓄热变化；二是由负荷P1变化引起的蓄热变化。 导数形式表示：
C
dPbdPdP1
=CT+2RgCP1
dtdtdt
由于P1和PT受过程扰动的影响，以PS令。
P1
和PS代替则构成了BD指PT
BD=(
PP1
PS+(1PS)K1PTPT
d(
P1
PS)
dPPT
+K2S dtdt
说明：
a) 由上面的推导可以看出，“变负荷蓄热”是由过热器压降所引
起，而过热器压降本身数值不大，因此“变负荷蓄热”数值较小，“变汽压蓄热”的数值较大。
b) 只有热量信号HR能很好地跟踪BD 时，能量才能平衡，为此
BD指令通过PD前馈作用于给煤，补偿煤系统的延时及惯性。 c) 电网功率指令作用于汽机，通过能量平衡信号PS*P1/PT计算出
锅炉所需的燃烧率并直接作用于给煤，这就是直接能量平衡的含义。