闭环控制系统调试.ppt
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1、闭环控制系统调试培训目 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、提高协调控制品质的方法八、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的问题一、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modulatingcontrolsystemmodulatingcontrolsystem ,简称,简称MCSMCS 通过前馈和反馈作用对机炉及辅助系统的过程参数进行连通过前馈和反
2、馈作用对机炉及辅助系统的过程参数进行连续自动调节的控制系统的总称。包含过程参数的自动补偿续自动调节的控制系统的总称。包含过程参数的自动补偿和计算、自动调节、控制方式无扰动切换、以及偏差报警和计算、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。MCS MCS系统是火电机组主要的控制系统之一。它担负着发电系统是火电机组主要的控制系统之一。它担负着发电过程中水、汽、燃油、燃煤、烟、风、等各个子系统过程过程中水、汽、燃油、燃煤、烟、风、等各个子系统过程变量的调节控制任务,以及整个单元机组的负荷控制。变量的调节控制任务,以及整个单元机组的负荷控制。MCSMCS系统由单元机组级、炉侧、机侧三部
3、分组成。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coordinatedcontrolsystem,简称简称CCS 对动态特性差异较大的锅炉和汽轮发电机组进行整体负荷平对动态特性差异较大的锅炉和汽轮发电机组进行整体负荷平衡控制,使机组尽快响应调度的负荷变化要求,并保持主汽衡控制,使机组尽快响应调度的负荷变化要求,并保持主汽压力和机炉各主要运行参数在允许的范围;在一些特定的工压力和机炉各主要运行参数在允许的范围;在一些特定的工况下,通过保护控制回路和控制方式转换保持机组的稳定和况下,通过保护控制回路和控制方式转换保持机组的稳定和经济运行;主要包括机组负荷
4、指令控制、汽机主控、锅炉主经济运行;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、热值校正控、压力设定、频率校正、热值校正(BTU)(BTU)校正、校正、RBRB等控制等控制回路;它直接作用的执行级是锅炉控制系统和汽轮机控制系回路;它直接作用的执行级是锅炉控制系统和汽轮机控制系统。统。基本术语、定义n n控制子系统控制子系统controlsubsystem构成机炉构成机炉CCS的机炉各主要参数的调节系统,的机炉各主要参数的调节系统,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、汽包锅炉的给水控制系统、汽温控制系统等。汽包锅炉的给水控制系
5、统、汽温控制系统等。n n自动发电控制自动发电控制automaticgenerationcontrol,简称,简称AGC 根据电网负荷指令,控制发电机有功功率的自根据电网负荷指令,控制发电机有功功率的自动控制系统。动控制系统。主要闭环控制系统介绍n n火电机组常规自动调节系统,通常是炉侧、机侧分别控制。火电机组常规自动调节系统,通常是炉侧、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、送风量和包括燃料或主汽压力、送风量和氧量、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/一次风
6、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;给水全程调节;主汽水全程调节;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 n华北电网AG
7、C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 5190.5-2004 DL-T 5190.5-2004 电力建设施工及验收技术规范电
8、力建设施工及验收技术规范华北电网AGC管理办法n n网调下发给机组的网调下发给机组的网调下发给机组的网调下发给机组的“AGC“AGC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”(50100%Pe)100%Pe)n n机组协调系统送给网调的机组协调系统送给网调的机组协调系统送给网调的机组协调系统送给网调的“AGC“AGC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的机组协调系统送给网调的机组协调系统送给网调的机组协调系统送给网调的“AGC“AGC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)20022002年年5
9、5月华北调度局下发的京津唐电网自动发电月华北调度局下发的京津唐电网自动发电控制(控制(AGCAGC)运行管理规定(试行)中要求:)运行管理规定(试行)中要求:n n AGC AGC投入机组的负荷调节范围是投入机组的负荷调节范围是50%50%100%Pe100%Pen n AGC AGC投入时的应达到的负荷变化率为投入时的应达到的负荷变化率为 300MW 300MW等级直吹式汽包炉的机组负荷变化率不等级直吹式汽包炉的机组负荷变化率不低于低于1.5%1.5%其他类型机组的负荷变化率不低于其他类型机组的负荷变化率不低于2%Pe2%Pen n AGC AGC投入机组的负荷动态偏差不大于投入机组的负荷动
10、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)的差值与首次过调量(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的允许偏差范围内不再越出时的时间。性能指标n n动态偏差:是指在整个调节过程中被调量偏离给定值的最大偏差值,稳态偏差是指调节过程结束后被调量偏离给定值的最大偏差值。n n实际负荷变化率: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
11、始变化至实际负荷变化达到新的目标值所经历的时间)n n负荷响应纯迟延时间:是指负荷扰动试验开始后实际负荷变化的迟延时间,即从负荷指令开始变化的时刻到实际负荷发生与指令同向连续变化的时刻所经历的时间指标性能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和选择性的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(超驰、闭锁)、调节方向和无扰切换检查,调节系统逻辑(超驰、闭锁)、调节方向和无扰切换检查,偏差报警检查:测量信号偏差报警;执行器偏差报警;偏差报警检查:测量信号偏差报警;执行器偏差报警;调节器偏差报警;其他要求控制系统实现的偏差报
12、警。调节器偏差报警;其他要求控制系统实现的偏差报警。检查上述偏差报警值是否正确设定,报警输出的开关量检查上述偏差报警值是否正确设定,报警输出的开关量信号能否正确送至相应的报警显示和控制保护回路信号能否正确送至相应的报警显示和控制保护回路 n n调门特性试验:检验调门调节死区和调节速度调门特性试验:检验调门调节死区和调节速度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,在工况稳定情况下,手动一置调门控制于手动控制方式,在工况稳定情况下,手动一次关小或开大(阶跃)调门开度,记录被调量的变化情次关小或开大(阶跃)调门开度,记录被调量的变化情况,待被调量上升(下降)并稳定在新值时结束试验。
13、况,待被调量上升(下降)并稳定在新值时结束试验。记录调门变化量和被调量变化量,及整个过程的稳定时记录调门变化量和被调量变化量,及整个过程的稳定时间、纯迟延时间。间、纯迟延时间。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 n给水控制系统简介n n汽包水位补偿计算n n典型控制策略n n对象特性试验n 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的任务是维持汽包
14、水位在设定汽包锅炉给水自动控制的任务是维持汽包水位在设定值。汽包水位是锅炉运行中的一个重要的监控参数,值。汽包水位是锅炉运行中的一个重要的监控参数,它间接地表示了锅炉负荷和给水的平衡关系。维持汽它间接地表示了锅炉负荷和给水的平衡关系。维持汽包水位是保证机炉安全运行的重要条件。包水位是保证机炉安全运行的重要条件。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
15、偿计算n n汽包水位测量装置按照测量原理分为三种:带工业电视的双色汽包水位测量装置按照测量原理分为三种:带工业电视的双色水位计;电接点水位计和差压水位计(分单室平衡容器和双室水位计;电接点水位计和差压水位计(分单室平衡容器和双室平衡容器两种)。发电厂中差压水位计一般用于汽包水位的自平衡容器两种)。发电厂中差压水位计一般用于汽包水位的自动调节和锅炉动调节和锅炉MFTMFT保护,因此它测量的准确性和可靠性直接影保护,因此它测量的准确性和可靠性直接影响到锅炉运行的稳定性和安全性。响到锅炉运行的稳定性和安全性。n n差压式水位计是利用水位高度变化转化为差压变化的原理,其差压式水位计是利用水位高度变化转
16、化为差压变化的原理,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的参比水柱作为测量水位的差压式水位计平衡容器在测量筒侧的参比水柱作为测量水位的正压头,是一个变化较小的定值(由于水为不可压缩流体,因正压头,是一个变化较小的定值(由于水为不可压缩流体,因此仅随参比水柱的平均温度变化而变化);连接平衡容器水侧此仅随参比水柱的平均温度变化而变化);连接平衡容器水侧的一段作为测量水位的负压头,是随着汽包水位变化而变化的。的一段作为测量水位的负压头,是随着汽包水位变化而变化的。这两个压头之差,即反映出汽包水位所处的位置。这两个压头之差,即反映出汽包水位所处的位置。L:
17、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、饱和水密度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的规定n n8 8防止锅炉汽包满水和缺水事故防止锅炉汽包满水和缺水事故防止锅炉汽包满水和缺水事故防止锅炉汽包满水和缺水事故n n8.18.1汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水汽包锅炉应至少配
18、置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式,以保证在任何运行种以上工作原理共存的配置方式,以保证在任何运行种以上工作原理共存的配置方式,以保证在任何运行种以上工作原理共存的配置方式,以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。工况下锅炉汽包水位的正确监视。工况下锅炉汽包水位的正确监视。工况下锅炉汽包水位的正确监视。n n8.28.2汽包水位计的安装汽包水位计的安装汽包水位计的安装汽包水位计的安装n
19、n8.2.18.2.1取样管应穿过汽包内璧隔层,管口应尽量避开取样管应穿过汽包内璧隔层,管口应尽量避开取样管应穿过汽包内璧隔层,管口应尽量避开取样管应穿过汽包内璧隔层,管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区汽包内水汽工况不稳定区汽包内水汽工况不稳定区汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进水如安全阀排汽口、汽包进水如安全阀排汽口、汽包进水如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等口、下降管口、汽水分离器水槽处等口、下降管口、汽水分离器水槽处等口、下降管口、汽水分离器水槽处等),若不能避开时,若不能避开时,若不能避开时,若不能避开时,应在汽包内取样管口加装稳流装置。应在汽包内取
20、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 n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包水位停水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值,一般应有足够的裕量炉保护动作值,一般应有足够的裕量炉保护动作值,一般应有足够的裕量炉保护动作值,一般应有足够的裕量(对于对于对于对于300MW300MW及以上机组,应有及以上机组,应有及以上机组,应有及以上机组,应有30mm30mm左右的裕量左右的裕量左右的裕量左右的裕量)。n n8.2.38.2.3水位计、水
21、位平衡容器或变送器与汽包联接的水位计、水位平衡容器或变送器与汽包联接的水位计、水位平衡容器或变送器与汽包联接的水位计、水位平衡容器或变送器与汽包联接的取样管,一般应至少有取样管,一般应至少有取样管,一般应至少有取样管,一般应至少有1 1:100100的斜度,对于就地联的斜度,对于就地联的斜度,对于就地联的斜度,对于就地联通管式水位计通管式水位计通管式水位计通管式水位计(即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接点式点式点式点式),汽侧取样管为取样孔侧高,水侧取样管为取样,汽侧取样管为取样孔侧高,水侧取
22、样管为取样,汽侧取样管为取样孔侧高,水侧取样管为取样,汽侧取样管为取样孔侧高,水侧取样管为取样孔侧低。对于差压式水位计,汽侧取样管为取样孔侧孔侧低。对于差压式水位计,汽侧取样管为取样孔侧孔侧低。对于差压式水位计,汽侧取样管为取样孔侧孔侧低。对于差压式水位计,汽侧取样管为取样孔侧低,水侧取样管为取样孔侧高。低,水侧取样管为取样孔侧高。低,水侧取样管为取样孔侧高。低,水侧取样管为取样孔侧高。n n8.2.48.2.4新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡
23、容器安装尺寸,均符合要求。结构及水位计平衡容器安装尺寸,均符合要求。结构及水位计平衡容器安装尺寸,均符合要求。结构及水位计平衡容器安装尺寸,均符合要求。8.2.58.2.5差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器连通容器连通容器连通容器(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的汽水侧取样的方法。位计的汽水侧取样的方法。位计的汽水侧取样的方法。位计的汽水侧取样
24、的方法。8.2.68.2.6就地连通管式水位计和差压式水位计的汽、水就地连通管式水位计和差压式水位计的汽、水就地连通管式水位计和差压式水位计的汽、水就地连通管式水位计和差压式水位计的汽、水侧取样门的安装,应使其门杆处于水平位置。取样门、侧取样门的安装,应使其门杆处于水平位置。取样门、侧取样门的安装,应使其门杆处于水平位置。取样门、侧取样门的安装,应使其门杆处于水平位置。取样门、汽和水侧取样管、及其之间连通管,均需良好保温。汽和水侧取样管、及其之间连通管,均需良好保温。汽和水侧取样管、及其之间连通管,均需良好保温。汽和水侧取样管、及其之间连通管,均需良好保温。取样门及取样管的通流内径,应不小于取
25、样门及取样管的通流内径,应不小于取样门及取样管的通流内径,应不小于取样门及取样管的通流内径,应不小于25mm25mm。n n8.38.3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13.5MPa13.5MPa及以上的锅炉其汽包水位计应以及以上的锅炉其汽包水位计应以及以上的锅炉其汽包水位计应以及以上的锅炉其汽包水位计应以差压式差压式差压式差压式(带压力修正回路,必要时再加平衡容器冷凝水柱温度补偿措施带压力修正回路,必要时再加平衡容器冷凝水柱温度补偿措施带压力修正回路,必要时再加平衡容器冷凝水柱温度补偿措施带压力修正回路,必要时再加平衡容器冷凝水柱温度补偿措施
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- 关 键 词:
- 闭环控制 系统 调试
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