火电厂自动发电控制系统AGC

⽕电⼚⾃动发电控制系统AGC

第⼀节燃煤发电机组的负荷调节能⼒ ____________________________ 3

⼀. 电⽹对机组的负荷调节要求__________________________ 错误！未定义书签。

⼆. 燃煤发电机组的能量转换特性_________________________________________ 3

三. 燃煤发电机组负荷调节能⼒___________________________________________ 7 第⼆节燃煤发电机组协制系统______________________________ 12

⼀. 燃煤发电⼚⾃动控制系统简介________________________________________ 12

⼆.燃煤发电⼚主要调节系统____________________________________________ 13

第三节燃煤发电机组AGC性能提⾼及存在的问题 ____________ 25

⼀. 机跟炉为基础的协制系统的改进__________________________________ 25

⼆. 炉跟机为基础的协调和DEB控制系统的改进___________________________ 25

三. 提⾼机组滑压⽅式下负荷响应速度的⽅案______________________________ 26

四. ⼀些不成熟的提⾼燃煤机变负荷速度的设想和⽅法______________________ 26

五. AGC对机组的影响 _________________________________________________ 27 第四节⽕电⼚全⼚负荷优化控制系统 ___________________________ 29

⼀. 引⾔______________________________________________________________ 29

⼆. 全⼚负荷优化分配__________________________________________________ 29

三. 全⼚负荷控制______________________________________________________ 30

四. PLACS的其他功能 _________________________________________________ 30

五. 全⼚负荷控制的展望________________________________________________ 31 第五节燃⽓轮机电⼚AGC控制系统______________________________ 32 1 燃机概述 (32)

1.1 燃机发电技术简介 (32)

1.2 先进的燃⽓轮机发电技术 (32)

1.3 燃⽓-蒸汽联合循环发电技术 (34)

2 燃机的启动和负荷调节性能 (35)

2.1 燃机的启动特性 (35)

2.1.1燃⽓轮机单机启动过程和特性 (35)

2.1.2燃⽓-蒸汽联合循环机组启动特性 (35)

2.2 燃机的负荷调节特性及调峰能⼒ (36)

3 联合循环机组的经济运⾏ (38)

3 AGC与燃机的关系和影响 (39)

3.1 AGC与燃机.......................................... 错误！未定义书签。

3.2 燃机在投AGC时负荷允许变化范围 (40)

3.3 燃机在投AGC时负荷允许变化率 (41)

4 AGC功能在燃⽓轮机中应⽤的注意问题 (41)4.1 余热锅炉汽包⽔位控制与AGC负荷变化率 (41)

4.2 余热锅炉主蒸汽温度与机组AGC负荷变化率 (41)

4.3 主汽压变化与AGC负荷变化速率 (42)

4.4 燃机基本负荷与联合循环AGC特性的关系 (42)

第⼀节燃煤发电机组的负荷调节能⼒

⼀.燃煤发电机组⾃动发电概述

⽤户的⽤电需求变化是⾮常快的，尤其是⼤型电⽓设备启停时对电⽹的冲击⽐较⼤，为了及时满⾜⽤户的⽤电需求，电⽹要求发电机组具有较快的负荷响应速度。但由于燃煤发电机组固有的特点，其负荷响应速度是不尽⼈意的，它远远跟不上⽤电负荷变化。好在电⽹⽇益壮⼤，缓和了这对⽭盾，⽽提⾼燃煤发电机组负荷响应速度，及时满⾜⽤户的⽤电需求，保证电⽹安全和稳定运⾏仍然是我们努⼒的⽅向。

机组负荷调节能⼒主要指负荷的调节速度和负荷的调节范围，这⾥我们着重讨论负荷调节速度。为达到电⽹频率的稳定，调度要求燃煤发电机组的出⼒能快速随负荷指令变化，即负荷响应的延迟⼩，且负荷变化速度快。为叙述⽅便，以下称机组发电功率或出⼒为机组负荷。

早期由于我国缺电，发电机组的主要任务是满发和稳发，随着我国电⼒的发展，⽤电和发电已经基本平衡，有时甚⾄出现发电过剩的情况，⽽且⽤电量变化的幅度和频度也在增⼤，电⽹为及时平衡⽤电和发电，对发电机组提出更⾼的调峰要求。在早期投产的燃煤发电机组中，绝⼤多数⼤机组是按带基本负荷设计的，机组负荷变化的能⼒相对较差，新建300MW 和600MW⼤型燃煤发电机组，由于其设备性能较好，⾃动化⽔平较⾼，⽬前都参加AGC，已经成为电⽹的主⼒调峰机组。

⽬前电⽹内参加AGC机组的负荷变化速率为1.5%MCR（额定负荷）/min左右，负荷响应延迟⼩于2分钟。负荷调节范围从机组运⾏来讲应该为机组最低不投油的负荷到满负荷，新机组⼀般为40～100%MCR。从协制系统来讲应该是CCS投⼊⾃动的负荷范围，⽬前AGC 实际投运的负荷范围⼀般为60～100%MCR。

⼆.燃煤发电机组的能量转换特性

燃煤发电机组是把燃煤的化学能转换成电能的过程，燃煤⾸先通过制粉系统磨成煤粉，煤粉配以适量的风输⼊锅炉，进⾏燃烧，把机组的循环介质（⽔）变成⾼温⾼压蒸汽，完成燃煤的化学能到蒸汽热量的转换，通过汽轮机把蒸汽的热量转换成机械能，并由发电机把汽轮机的机械能转换成电能。

在整个发电过程中（如图7-1-1），制粉系统类型、锅炉的类型和能量转换特性、以及汽轮机调门的特性与机组负荷调节的性能有密切的关系。为了搞清燃煤发电机组的负荷调节性能，下⾯对这些环节进⾏⼀些分析。

（⼀）制粉系统的制粉和输送特性

制粉系统的作⽤是把较粗的原煤磨制成极细的煤粉，提⾼锅炉的燃烧效率，制粉系统可以分成直吹式和中间储仓式⼆种形式，这⼆种制粉系统的机组的负荷调节性能有较⼤的差别，为此有必要研究制粉系统的⼯艺过程和与负荷调节有关的性能。

1 直吹式制粉系统

在直吹式制粉系统中，原煤经给煤机输到磨煤机进⾏辗磨，同时磨煤机输⼊合适的⼀次风量，对原煤进⾏⼲燥，并把磨制好的煤粉直接送到锅炉的燃烧器。这种制粉系统⽬前⼤部分配中速磨煤机，如HP 和MPS 等磨煤机。另外还有双进双出的钢球磨煤机和⾼速风扇磨煤机，虽然它也采⽤直吹⽅式送粉，但从原煤到煤粉输出的特性有所不同，本⽂主要分析直吹式的中速磨。

对于直吹式制粉系统，锅炉的给煤量由给煤机控制，对于⼤型燃煤机组，⼀般都配称重式⽪带给煤量，进⼊炉膛的煤量能较精确地控制。由于从原煤到煤粉有⼀个较长的制粉过程，所以给煤量变化到煤粉量变化有⼀个纯延迟时间和⼀定的惯性，煤粉量对给煤量的响应特性：

()()S S S F e T F S M

1P 11τ+= （式7-1-1） F P 为煤粉量，F M 为给煤机的煤量，T 1和τ惯性和延迟时间常数，T 1和τ会随磨煤机的运⾏⼯况变化，难以测定，尤其是连续⾬于，煤较时湿，T 1和τ会明显增加。稳态时，F P =F M 。

每套制粉系统的给煤量必须控制在范围，它由磨煤机的容量和燃烧器的特性决定的，机组在整个负荷变化过程中需要启停磨煤机，磨煤机的启动和正常停⽌需要有⼀个较长的过程，所以这种机组的负荷调节存在着断点，⽽且磨煤机启停过程中由于煤粉量的波动，机组的负荷也会有⼀定的波动。

2 中间储仓式制粉系统在中间储仓式制粉系统中，原煤经给煤机输到磨煤机进⾏辗磨，同时磨煤机输⼊合适的

风量，对煤进⾏⼲燥和输送，磨制好的煤粉绝⼤部分送到煤粉仓，剩余部分随制粉⽓流进⼊炉膛，这带粉⽓流⼀般称为三次风或泛⽓。进⼊锅炉的绝⼤部分煤量是由给粉机控制，并由合适的风量输送到燃烧器。这种制粉系统⼀般配低速钢球磨煤机。

对于中间储仓式制粉系统，锅炉的给煤量由给粉机控制，这种制粉系统的由于没有煤量的计量，给煤量会受到煤粉⼲湿和粉仓粉位⾼低等因素的影响，如果给粉机的特性不好，进⼊炉膛的煤量会有较⼤的⾃发性扰动，机组负荷的波动⽐较⼤。但这种制粉系统煤粉直接由粉仓提供，在煤量控制中少了⼀个制粉环节，所以给粉机转速变化时，煤粉量⼏乎同步变化，相对直吹式制粉系统，粉机转速变化到煤粉量变化的延迟可以忽略，煤粉量对给煤量的响应特性：

()()S k S F F N

P = （式7-1-2） F P 为煤粉量，F N 为给煤机转速，k 为给粉量与给煤机转速的关系。

尽管采⽤这种制粉系统的机组，在整个负荷范围内也要求启停给粉机，但由于给粉机的启停是⼀个瞬间过程，在解决负荷调节的断点问题上要⽐直吹式好，如有给粉机⾃启停功能，可基本做到负荷调节⽆断点。这种制粉系统在启停过程由于三次风或泛⽓的扰动机组负荷会有较⼤的波动。

（⼆）锅炉的能量转换特性

锅炉的作⽤是把煤的化学能转换成蒸汽的热能，锅炉输⼊燃煤、风量和⽔，通过燃烧和传热，输出⾼温⾼压蒸汽（本⽂称蒸汽热负荷）。如图7-1-2是整个发电过程的燃料和能量转换动态特性，其中锅炉完成从燃料输⼊到⾼温⾼压蒸汽输出的过程，这⾥将分析锅炉燃烧系统和汽⽔系统的能量转换特性。

如图7-1-2中，把燃煤和其配风合称为燃烧率，其锅炉指令的响应特性为

()S W 1；燃料发出的热量称为炉内热负荷，其对燃烧率的响应特性为

()S W 2；蒸汽热负荷对炉内热负荷的响应特性为()S W 3

。 1 锅炉燃烧系统的能量转换特性

锅炉燃烧系统包括燃烧器、炉膛、烟道等部分，制粉系统来的煤粉由⼀次风送到燃烧器，并配以合适的⼆次风在燃烧器煤混合燃烧，燃料发出的热量⼀部分辐射给炉膛的⽔冷壁，其余部分热量由⾼温烟⽓带⼊烟道，并把这部分热量传给过热器、再热器、省煤器和空预器，最终烟⽓由引风机抽到烟囱。

对于直吹式制粉系统，由于风量对锅炉指令的响应特性远优于煤粉量，所以燃烧率对锅炉指令的响应特性可以取其制粉系统的特性，即：

()e T W S S S τ1111+= （式7-1-3）

对于中间储仓式制粉系统，由于风量和煤粉量对锅炉指令的响应特性相近，所以燃烧率对锅炉指令的响应特性可以等效成⼀个较快的惯性环节，即：

()S

T S W '1111+= （式7-1-4）炉内热负荷是燃料转换成的⾼温烟⽓热量，其对燃烧率的响应特性可看成⼀个较快多阶惯性环节，即：

()2)(1122n S S T W += （式7-1-5）

煤粉炉沌烧煤的热负荷不能太低，⽬前⽐较好的锅炉不燃油时的最低负荷⼀般为40%的锅炉额定负荷，⽽且低负荷时燃烧不易稳定，如燃烧率有较⼤和较频繁变化时容易引起锅炉熄⽕。

2 锅炉汽⽔系统的能量转换特性

锅炉汽⽔系统包括炉膛中的⽔冷壁、烟道中的过热器、再热器、省煤器等及受热部分，另外还包括汽包（汽包炉）或汽⽔分离器（直流炉）等。进⼊锅炉的⽔通过这些受热⾯吸收⾼温烟⽓的热量，形成⾼温⾼压过热蒸汽和再热蒸汽。

锅内介质（⽔和汽）对⾼温烟⽓的吸热是⼀个传热过程，蒸汽热负荷对炉内热负荷的响应特性可看成⼀个较慢的⾼价的惯性环节，即：

()3)(1133n S S T W += （式7-1-6）

汽包炉和直流炉由于汽⽔系统不同，蒸汽热负荷对炉内热负荷的响应特性()S W 3

有所差别，另外⼆者的运⾏要求也有较⼤的区别。

在汽包炉中，给⽔经省煤器加热后进⼊汽包，并在⽔冷壁内循环吸收炉膛的热量，使⽔变成饱和蒸汽，并在汽包内分离，汽包的饱和蒸汽进⼊过热器，吸收烟⽓的热量，变成⾼温⾼压的过热蒸汽。

对于汽包炉，要求给⽔量快速跟随蒸汽量变化，维持汽包⽔位。锅炉的蒸发量主要取决于燃烧率，与给⽔量没有直接关系，所以汽包炉的蒸汽热负荷简化为仅与燃烧有关。

直流炉在启动或较低负荷时，其运⾏⽅式和汽包炉相似，它⽤分离器来分离汽⽔。在正常运⾏时，分离器不起作⽤或变化⼀个联箱，给⽔经省煤器、⽔冷壁、过热器，直接变成⾼温⾼压的过热蒸汽。

直流炉对蒸汽的饱和点的控制要求很⾼，⼀般要求蒸汽在分离器⼊⼝达⾄饱和并有⼀定的过热度，这就要求给⽔量与燃烧率有良好的配⽐（煤-⽔⽐），要求给⽔量随燃烧率变化，不然汽⽔系统的平衡会破坏，影响机组的安全运⾏，所以蒸汽热负荷也可认为仅与燃烧有关。

直流炉有最低给⽔流量的要求，在低负荷时，如锅炉指令有较⼤幅度变化时，很容易引起锅炉断⽔⽽MFT 。

由于汽包的存在，蒸汽热负荷对炉内热负荷的响应延迟增加，()S W 3的T 3和n 3要⽐

直流炉⼤。另外锅炉有⼀个蓄热特性，即由于蒸汽压⼒变化，使锅炉内蒸汽的内能发⽣变化，汽包炉的蓄热量也要⽐直流炉⼤。这⼆个特性是汽包炉和直流炉负荷响应主要区别点。根据前⾯的分析，不管是汽包炉还是直流炉，整个锅炉能量转换的动态特性可以表⽰成蒸汽热负荷对燃烧率的响应特性。

直流炉对蒸汽的饱和点的控制要求很⾼，正常运⾏时，⼀般要求蒸汽在分离器⼊⼝达⾄饱和并有⼀定的过热度，这就要求给⽔量与燃烧率有良好的配⽐（煤-⽔⽐），要求给⽔量与燃烧率同步变化，如煤-⽔⽐失调，汽⽔系统的平衡会破坏，影响机组的安全运⾏。

直流炉的给⽔流量变化能快速改变机组的负荷，在变负荷时，如能使给⽔流量快速跟随负荷指令变化，则会很好的负荷调节性能，但给⽔的变化还要保证动态过程中的“煤-⽔⽐”。对于配中储式制粉系统的直流炉，蒸汽温度对煤量变化的响应⽐较接近给⽔量，给⽔量能与煤量同步变化，所以这种机组的负荷调节性能是⽐较好的。对于直吹式制粉系统，在煤量变化后引起锅炉燃烧率变化有较⼤的延迟，直流炉的蒸汽温度对给⽔量变化的响应要⽐煤量快许多，在变负荷过程中，为了保证汽温，⼀般要求给⽔量要在煤量变化延迟⼀段较长时间后才跟随变化，这样尽管直流炉的蒸汽热负荷对给⽔量变化有较快的响应，但由于要确保煤-⽔⽐，这⼀能快速变化机组负荷的要素被抑制了，这是配直吹式制粉系统的直流炉负荷调节性能较差的重要原因。

（三）汽轮发电机的能量转换特性

⼤型机组的汽机⼀般由⾼压缸、中压缸和低压缸组成，锅炉的过热蒸汽⾸先进⼊⾼压缸作功，其排汽经过锅炉的再热器加热后，进⼊中压缸及低压缸继续作功，低压缸的排汽⼊冷凝器，冷凝成⽔，并由凝结⽔泵和给⽔泵打回锅炉，形成⼯质循环。另外为了提⾼机组的效率，配有⾼压和低压加热器，⽤汽机的抽汽加热凝结⽔和给⽔。

汽轮发电机的热能转换成机械能和机械能转换成电能都是⾮常快的过程，由于汽机的机械能⽆法直接测量，⼀般⽤发电量表⽰汽轮发电机的输出，机组发电量对蒸汽热量的响应特性()S W 4可近视为⼀个⽐例环节（k 4）。

机组的电负荷可由汽机调门控制，汽机调门开度增⼤，蒸汽量增加，电负荷增加，同时过热蒸汽的压加降低；汽机调门开度减⼩，蒸汽量减少，电负荷减少，同时过热蒸汽的压加升⾼。

调门及其驱动装置的性能对机组的负荷调节性能是⾮常重要的，⽬前⼤机组的汽机调门⼀般由⾼压抗燃油的DEH 控制，有⽐较好的控制性能。早期的投产机组的汽机调门采⽤液压调节，其控制性能较差，难以满⾜AGC 的要求，近年逐步改造成电调。

三. 燃煤发电机组负荷调节能⼒

⼀台由协制系统控制的机组，其燃料、风和⽔（直流炉）调节系统可以认为是锅炉指令的随动系统，锅炉侧的负荷调节性能可以简化成锅炉输出的蒸汽热量对锅炉指令的响应特性()S W bq

，且有： ()()()()S S S S W W W W 3

21bq = （式7-1-7）⽽汽机侧与负荷有关的调节量主要是汽机的调门，调门快速跟随汽机指令变化，其变化引起的蒸汽流量和压⼒变化可认为是⼀个较快的惯性环节，其中主蒸汽压⼒对汽机指令的响应特性为()S W tp

。主蒸汽压⼒在负荷控制中是⼀个主要参数，它是汽机与锅炉能量平衡的标志。主蒸汽压⼒不变表⽰汽机与锅炉能量平衡，主蒸汽压⼒下降表⽰汽机的能量需（发电量）求⼤于锅炉的发热量，主蒸汽压⼒上升表⽰汽机的能量需求（发电量）⼩于锅炉的发热量。

另外，主蒸汽压⼒是反映机组安全和稳定运⾏的主要参数，如果它有⼤幅度地频繁变化，

主蒸汽温度、汽包炉的汽包⽔位、直流炉的分离器温度等机组主要参数也会同步变化，使煤、风、⽔等调节系统⼤幅度波动，引起机组运⾏不稳定，甚⾄影响机组的安全运⾏。

根据以上分析燃煤机组的负荷变化性能主要取决于负荷对汽机调门和锅炉燃烧率的响应特性，同时考虑主蒸汽压⼒变化。通过分析和试验机组负荷对汽机调门和锅炉燃烧率的响应特性，可以得出这类机组最快的负荷调节速度。⽤于完成机组负荷调节的协制系统的对象特性可简化为如图7-1-3。

（⼀）机组负荷对汽机调门的响应特性（锅炉蓄热能⼒）

锅炉汽包、联箱、容器和管道内的⽔和蒸汽的内能（称为蓄热）在蒸汽压⼒变化时会发⽣变化，这是汽机调节开度变化引起负荷变化的原因。锅炉的蓄热能⼒可以通过汽机调门的阶跃扰动试验测得，试验时，保持锅炉燃烧率（燃料量和风量）不变，阶跃（快速）改变汽机调门开度，记录电负荷和主蒸汽压⼒的变化。图7-1-4为汽机调门阶跃下机组负荷和主蒸汽压⼒变化曲线。如图7-1-4所⽰，当汽机调门开⼤时，主蒸汽流量增加，主蒸汽压⼒下降，机组释放出蓄热，电负荷快速增加到最⾼值，但由于锅炉热负荷本质上没变，尽管主蒸汽流量增加，但由于压⼒下降，蒸汽的⽐焓下降，电负荷⼜慢慢减⼩，当主蒸汽压⼒降到最低点时，电负荷回到回到原值。同理，当汽机调门关时，主蒸汽流量减⼩，主蒸汽压⼒上升，机组聚集蓄热，负荷快速减⼩到最低值，然后慢慢增加，当压⼒上升⾄最⾼值时，负荷回到原值。

从锅炉蓄热试验中可知，当调门变化时，即使燃烧率不变，锅炉的蓄热也能使负荷快速变化，并保持⼀般时间。通过分析和试验，当锅炉热负荷保持不变时，机组电负荷和主蒸汽压⼒的关系为式7-1-8和式7-1-9；当锅炉热负荷变化时，机组电负荷与锅炉热负荷和主蒸汽压⼒的关系为式式7-1-10和式7-1-11。

dt dP C N t

k -=? （式7-1-8） t k P C dt N ?-= （式7-1-9）

()()S)(B -)(S SP C S kQ S N t k -= （式7-1-10）

B dt dP

C kQ N t k --= （式7-1-11）

式7-1-8～式7-1-11中，N 为电负荷，Q 锅炉的热负荷，t P 为主蒸汽压⼒，k C 为锅炉的蓄热系数，B 汽机抽汽等放出的热量，k 为与机组效率有关的系数。

锅炉的蓄热能⼒可以⽤蓄热系数k C 表⽰，可以⽤式7-1-9来计算，如图7-1-4，测出蓄热量（dt N ?

）和主蒸汽压⼒的变化量（t P ?）后即可得到k C 。锅炉的蓄热能⼒主要取决于炉型，前⾯提到过汽包炉的蓄热⽐直流炉⼤；取决于汽包或联箱的容量和锅炉的受热⾯⼤⼩；另外它的⼤⼩与主蒸汽压⼒有关，主蒸汽压⼒⾼蓄热能⼒强，主蒸汽压⼒低蓄热能⼒弱。对于汽包炉，锅炉的蓄热⽤汽包压⼒信号的变化表⽰更好。

（⼆）机组负荷对锅炉指令的响应特性

根据上⾯的分析，由于蒸汽热量转化为电负荷是⼀个⾮常快的过程，机组负荷对锅炉指令的响应特性主要取决于()S W bq ，它是⼀个延迟⽐较⼤的⾼阶惯性环节（式7-1-7），它与制粉系统和锅炉的类型有关。

机组负荷对锅炉燃烧率的响应特性可以通过锅炉指令（燃烧率）阶跃扰动试验来测得。

试验分两种情况进⾏，第⼀种是汽机调门⼿动，且保持其开度不变；第⼆种是汽机投⼊主蒸汽压⼒⾃动，保持主蒸汽压⼒不变。试验时锅炉⼦系统全部投⼊⾃动，阶跃（快速）改变锅炉指令，记录负荷和主蒸汽压⼒的变化。图7-1-5为汽机调门保持不变时机组负荷和主蒸汽压⼒对锅炉指令响应特性，图7-1-6为汽机调门调节主蒸汽压⼒时机组负荷对锅炉指令的响应特性。图7-1-5和图7-1-6的纯延迟τ指燃烧率阶跃变化⾄功率开始变化的时间，惯性延迟Tc 指功率开始变化到最终达到稳定的时间。

锅炉指令阶跃变化时，对于直吹式制粉系统机组负荷要经过⼀段时间的纯延迟（τ）后才开始变化，如图7-1-6的曲线3和4；对于中间储仓式制粉系统，没有明显的纯延迟或纯延迟时间很⼩如图7-1-6的曲线1和2。这⼀特性主要由制粉系统的性能决定，如图7-1-2的()S W 1

环节和式7-1-1和式7-1-2。如图7-1-5和图7-1-6所⽰，机组负荷要经过⼀段更长时间的惯性延迟（T c ）才慢慢变化到最终稳态值，这⼀特性主要由图7-1-2的()S W 2和()S W 3

⼆个环节决定。⽐较图7-1-5的曲线1/4与曲线2/3可以看出，直流炉的惯性延迟时要⽐汽包炉⼩，这是由于⼆种锅炉的()S W 3

不同所致。第⼀种试验中，由锅炉指令变化引起的锅炉热负荷变化⼀部分变成电负荷变化，另⼀部分转化为锅炉蓄热的变化，在图7-1-5中表现出主蒸汽压⼒的变化。⽽第⼆种试验中，由于汽机调门在调节主蒸汽压⼒，锅炉的蓄热及时转化为电负荷的变化，所以由锅炉指令变化引起的锅炉热负荷变化全部变成电负荷的变化，可见第⼆种情况的负荷变化较第⼀种快，惯性延迟时间较第⼀种⼩。这⼀试验结果与式7-1-10和式7-1-11是⼀致的。

从这些试验中发现锅炉指令后，机组负荷的反应是⽐较缓慢的。根据调节系统原理分析，⼀个好的对象特性要求纯延迟τ⼩（最好没有）、惯性延迟T c 要⼩、⽽且τ/T c 也要⼩，按此标准，可以对各类机组的负荷调节性能作出以下排序（从好到坏）：

●直流炉配中间储仓式制粉系统

●汽包炉配中间储仓式制粉系统

●汽包炉配直吹式制粉系统

●直流炉配直吹式制粉系统

（三）机组负荷调节速度分析

1 机组负荷的平均变化速度

从能量平衡⾓度分析，负荷的变化量取决于燃料量的变化。机组负荷响应的最快平均速度取决于负荷对燃烧率响应特性，上⾯第⼆种试验的负荷变化过程已接近负荷变化的最快速度，由图7-1-6 可知，完成⼀次负荷变化需要的时间为τ+T c （6分钟左右）。当负荷变化幅度⼤时，平均负荷变化较⼤；反之较⼩。

2 机组负荷响应的延迟

由图7-1-5和图7-1-6可知，仅靠燃料量来调节机组负荷，负荷响应的延迟⽐较⼤。根据前⾯的分析，调门开度变化时，锅炉的蓄热使负荷快速变化，可见利⽤锅炉蓄热能消除或减⼩负荷响应的纯延迟，使燃煤机组有⼀定的调频能⼒。但锅炉蓄热产⽣的负荷变化只能维

持较短的时间，⽽且变化的幅度和速度受到主蒸汽压⼒变化幅度和速度的。另外利⽤锅炉蓄热只是使负荷提前变化，并不能提⾼负荷的平均变化速度。

3机组对负荷变化率的

机组最⼤允许的负荷变化率⼀般为3%/min，在低负荷时允许的负荷变化率还要⼩。

对于汽包炉，在正常的机组调峰范围内，变负荷影响最⼤是汽包的热应⼒。⼀般汽包的温度变化速度不能超过2℃/min，由于汽包内⼯质处于饱和状态，汽包的温度随汽包压⼒同步变化。根据计算，当汽包压⼒17.8MPa时，汽压允许变化0.425

MPa/min；当汽包压⼒12.2MPa时，汽压允许变化0.32 MPa/min。这是汽机调门变化不能变化太快的原因。

对于直流炉，变负荷影响最⼤是分离器和联箱处的热应⼒。

4滑压⽅式下机组的负荷调节能⼒

有许多⼤型燃煤机组采⽤复合滑压运⾏，在70%以上负荷时，采⽤定压运⾏；在30～70%负荷时，采⽤滑压运⾏；在30%以下负荷时，采⽤定压运⾏。调门⼀般保持在较⼤⼯的开⾜上，但为了快速响应加负荷要求和机组安全要求，调门应保留了⼀定的节流作⽤。

在滑压运⾏⽅式下，主蒸汽压⼒随负荷的降低⽽降低，随负荷的升⾼⽽升⾼，调门与负荷的变化⽅向正好相反。如加负荷时要求调门开，但滑压运⾏要求提⾼主蒸汽压⼒使调门关，所以滑压运⾏⽅式下,负荷响应慢，有时出现负荷变化的⽅向与负荷指令相反的现象。提⾼滑压运⾏⽅式下的负荷响应速度的⽅法将在下⾯介绍。

第⼆节燃煤发电机组协制系统

⼀.燃煤发电⼚⾃动控制系统简介

（⼀）分散控制系统（DCS）

由于计算机技术的⾼速发展，DCS的可靠性、容量和速度等性能有了较⼤的提⾼，DCS 在电⼚过程控制中得到⼴泛应⽤。⽬前新建的⼤型燃煤发电机组⼀般都由DCS控制，⽽且机组的性能⽐较好，⾃动程度⽐较⾼，有⽐较好的调峰性能。⼀些早期投产的⼤机组，有相当部分已经完成了DCS改造，有些正在和将要进⾏DCS改造，并且有些机组的DCS改造与锅炉汽机的改造同步进⾏，这些经过改造后机组，经济性能、调峰能⼒和⾃动化⽔平有了较⼤的提⾼。另外，DCS控制的复盖⾯越来越⼤，电⼚的锅炉和汽机部分⼀般全部由DCS控制，有些新建和改造机组把部分电⽓控制也纳⼊DCS，集控⽔平越来越⾼。

DCS主要由过程控制单元和⼈机接⼝设备⼆⼤部分，并由冗余的⽹络连成⼀体，实现ＤＣＳ的数据共享。过程控制单元的主要由冗余的控制器、冗余的电源和输⼊/输出模件组成，并把这些部件组装在机柜内，⽤于完成数据采集、逻辑控制和过程调节等功能。⼈机接⼝设备普遍采⽤通过的⼩型机、⼯作站、PC机，⼀台⼤型燃煤发电机组⼀般由4～6套⼈机接⼝，有些电⼚还配⼤屏幕显⽰器，⼈机接⼝设备主要⽤于完成机组的显⽰、操作、报表、打印等功能。

燃煤发电⼚ＤＣＳ主要包括ＭＣＳ（模拟调节系统）、ＦＳＳＳ（炉膛安全保护系统）、ＳＣＳ（顺序控制系统）、ＥＣＳ

（电⽓控制系统）、DEH（数字式电液控制系统）、ＤＡＳ（数据采集系统）等功能。这些功能都由控制软件完成，ＤＣＳ控制软件⼴泛采⽤模块化、图形化设计，控制系统的功能设计、修改和调试⽅便直观。⼈机接⼝主要有以动态模拟图为基础的显⽰操作、实时和历史趋势、报警、操作记录、定期记录、事故追忆记录、事故顺序（SOE）记录、报警记录等。

发电⼚使⽤的DCS主要有：ABB公司的N-90、INFI-90、SYMPHONY，FOXBORO公司的I/A，EMERSON（原WESTINGHOUSE）公司的WDPF和OVATION，SIEMENS公司的TETEPERM-XP，⽇⽴公司的5000M，L&N公司的MAX-1000等。国产主要有新华控制⼯程有限公司的XDPS，和利时的

（⼆）燃煤发电机组的调功装置（HGT-W）

时期电⽹开展AGC时，曾经使⽤过调功装置，为电⽹的AGC作出了⼀定贡献，⽬前⽔电⼚和⼀些较⼩较⽼的⽕电⼚仍有使⽤。它是⼀种以微型计算机为基础的多功能综合控制装置，主要⽤来完成⽔⽕电⼚中发电机的有功成组或单机⾃动调节，负荷指令可以由当地设置，亦可由远⽅控制中⼼（如⼤区、省或地区中⼼调度所）控制。

它能接受电压互感器（PT）、电流互感器（CT）的交流输⼊信号、⼀般的4～20mA（0～6V）模拟量输⼊信号、开关量输⼊信号，输出⽤于驱动各种对象（调速器）的输出信号。各种控制功能由软件实现，具有参数⾃校正PID控制算法，使调节过程平稳，且当对象特征发⽣变化时，能⾃动监视调节品质，选择最佳参数以达最佳调节器持。除具备⾃动功率调节功能外，辅助功能有：

●可与上位机通讯，完成CRT的显⽰操作，具备全⼚经济负荷计算分配、事故追忆记

录及报警等软件；

●系统或发电机频率、电压的采样；

●机组开机并⽹前⾃动频率跟踪，加快准备期并⽹速度；

●机组有功功率⾃动上、下限，负荷速度；

●机组启动后按负荷上升曲线⾃动升负荷⾄给定值；

●机组停机按负荷下降曲线⾃动减负荷⾄空载；

●机组停机时功率到零发出允许停机的逻辑条件（开关量）信息；

●故障时保护⽴即动作⾃动切断执⾏出⼝。

⼆.燃煤发电⼚主要调节系统

对于单元制的燃煤发电机组⽽⾔，锅炉侧的燃烧调节系统、给⽔调节系统是机组协制的基础，是直接接受机组协调指令的锅炉侧⼦系统，与协制汽机侧的⼦系统相配合，共同完成机组的负荷控制及维持主汽压⼒的稳定。

燃烧调节系统、给⽔调节系统调节品质的优劣直接影响协制系统的⽔平。

（⼀）燃烧调节系统

1燃烧调节系统的任务

燃烧调节系统的任务是接受协制系统发出的锅炉主控指令，调整锅炉的燃料量、送风量，使锅炉产⽣的燃烧热能与对锅炉的蒸汽负荷需求相适应，保证锅炉燃烧过程安全经济地进⾏。

当单元机组采⽤机跟踪的⽅式时（即锅炉调负荷，汽机调汽压），锅炉主控对燃烧率的指令代表机组的负荷要求；当单元机组采⽤炉跟踪的⽅式时（即汽机调负荷，锅炉调汽压），锅炉主控对燃烧率的指令⽤于维持主汽压⼒的稳定。

2燃烧过程调节的特点

1) 锅炉的燃烧过程是电⼚⼀个复杂的调节对象，是典型的多输⼊多输出的多变量相关的调节对象，主要调节量有燃料量（如煤量、油量）、送风量、吸风量，主要被调量有负荷或汽压、氧量、炉膛负压，彼此间相互有影响。

2）燃烧⾃动调节系统的⽅案与锅炉设备的类型、机组的运⾏⽅式、负荷调度⽅式等有密切的关系，设备和⼯艺条件不同，控制策略就有区别，⽐如中储式与直吹式的燃烧调节系统有很⼤的区别。

3典型的燃烧调节系统介绍

当锅炉的设备与⼯艺流程不同时，燃烧调节系统的最⼤的区别表现在燃料⼦回路的区别上。下⾯介绍两种典型的燃烧调节系统：

（1）直吹式锅炉的燃烧调节控制对于直吹式锅炉，磨煤机及制粉设备与锅炉紧密地联系在⼀起，制粉系统也成为燃烧过程⾃动调节的不可分割的⼀个组成部分了。在直吹式锅炉中，改变燃料调节机构（给煤机转

速），还需经过磨煤制粉的过程，才能使进⼊炉膛的煤粉量发⽣变化，显然在适应负荷变化

对于直吹式锅炉的燃烧调节控制，包括以下紧密相关的⼦回路：燃料主控回路、燃料（煤、油等）⼦回路、⼆次风量⼦回路、炉膛负压⼦回路、磨煤机⼀次风量⼦回路、磨煤机出⼝风

温⼦回路。

图7-2-1、图7-2-2是典型的直吹式汽包炉的燃烧调节系统的框图，从框图可看出煤量⼦回路、风量⼦回路都接收锅炉主控的指令，送风导叶的开度作为吸风⼦回路的前馈，磨煤机的⼀次风量随煤量变化，所以说各⼦回路是密切配合、协调动作的，以使燃烧率适应负荷的变化。

（2）中间储藏式锅炉的燃烧调节控制

对于中间储藏式的锅炉⽽⾔，可以认为制粉系统的运⾏与锅炉燃烧过程的调节⽆直接的关系，所以对磨煤机的控制是独⽴的。

对于中间储藏式锅炉的燃烧调节控制，主要包括以下三个紧密相关的⼦回路：燃料主控回路、燃料（煤、油等）⼦回路、⼆次风量⼦回路、炉膛负压⼦回路。

在直吹式锅炉中，⼀般⽤给煤机的转速代表进⼊炉膛的煤粉量，⽽在中储式锅炉中，由于送粉⽅式的不同，给粉机的转速信号不能准确代表煤粉量，常⽤热量信号来代表燃料量。热量信号是指燃料进⼊炉膛燃烧后，单位时间内产⽣的热量，表达如下：Q=C k dP b/dt+ D 从形式上看，热量信号是蒸汽流量信号和汽包压⼒微分信号之和，但从本质上讲，热量信号能较准确地反映锅炉燃烧率（燃料量）。

4提⾼燃烧调节品质的常⽤策略

1）当有负荷变化的需求时，在燃烧调节系统中应采⽤负荷指令前馈作⽤，以实现燃料量、风量等的快速⽐例动作，这对于直吹式锅炉尤为重要。

2）⽤煤量信号的微分⽤做⼀次风量的前馈信号，使负荷需求变化时⼀次风量也快速变化，运⾏实践证明煤量的前馈信号对于消除直吹式中速磨的热惯性从⽽使负荷的快速响应较有利。

（⼆）给⽔调节系统

1给⽔调节系统的任务

给⽔调节系统的主要任务是维持机组⼯质的平衡，保持给⽔量与锅炉的蒸发量（蒸汽流量）⼀致。对于直流锅炉和汽包锅炉，由于在汽⽔系统结构上的差异，对给⽔控制的要求和⼿段有很⼤的不同。汽包锅炉给⽔调节的任务是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内；⽽直流锅炉的给⽔调节的任务是使给⽔流量与燃烧率相适应，始终保证合适的煤⽔⽐，维持汽⽔温度。

2汽包炉的给⽔调节系统

在汽包锅炉中，汽包是锅炉⽔汽的分离器和缓冲器，它把锅炉的受热⾯分成⼆个区域，区域⼀中，进⼊汽包前的省煤器和⽔冷壁等受热部分的内是⽔和饱和⽔；区域⼆中，流出汽包后的过热器和再热器等受热部分的内是饱和蒸汽和过热蒸汽，汽⽔分界点固定不变。锅炉的蒸发量决定于区域⼀中吸热量，⽽不直接决定于给⽔流量，汽包⽔位的稳定代表着给⽔流量和蒸汽流量间的物质平衡，也就是说给⽔量的调节保证物质平衡，它可以与锅炉的燃烧调节系⽴开，不直接接受锅炉主控的指令。

由于汽包的存在，汽包锅炉的⽔位调节可以认为是⼀个独⽴的⼦系统，与协调系统没有直接的关系。汽包⽔位调节⼀般采⽤单冲量⽔位控制与三冲量⽔位控制，在机组启停或负荷较低时，由于蒸汽流量信号的准确性较差，常采⽤单冲量⽔位控制，当机组⼤于⼀定负荷后，⼀般采⽤三冲量⽔位控制。

3直流炉的给⽔调节系统

与汽包锅炉不同，直流锅炉中给⽔变成过热蒸汽是⼀次完成的，正常情况下，锅炉的蒸发量（蒸汽流量）与给⽔量相同，在锅内压⼒不变的情况下，⼯质的温度和汽⽔分界点取决于炉内热负荷和给⽔量的配⽐，给⽔调节和燃烧率调节是密切相关的，为了保证蒸汽的温度，给⽔量必须与燃料同步变化，在变负荷时，给⽔调节和燃烧率调节必须随锅炉主控指令⽽同步动作。对于直流锅炉⽽⾔，整台锅炉就是⼀个作为多变量对象，⽽不能象汽包锅炉把给⽔调节与汽温调节独⽴开来。

保证合适的给⽔和燃烧率的⽐例（煤/⽔⽐）对直流炉是⾄关重要的，煤/⽔⽐是否合适，直接反映在过热汽温上，因此常⽤过热蒸汽汽温的偏差来校正给⽔流量与燃烧率的⽐例，⼀般采⽤能较快反映煤/⽔⽐的汽⽔过渡区出⼝的微过热汽温（分离器处的温度），⼀般称这⼀点温度为“中间点温度”，它作为直流炉给⽔调节重要的修正信号，在不同负荷（压⼒）下，由于饱和温度不同，所以“中间点温度”的定值是变化的。

图7-2-3是典型的直流锅炉的给⽔调节系统的框图。从框图可看出给⽔指令的⼀个最重要部分是燃料量（锅炉指令）经F1(X)的信号，它代表不同负荷（燃料量）下对给⽔流量的要求，F1(X)就是俗称的“煤-⽔⽐”，由于汽温对给⽔量的动态响应要⽐燃烧率快，设置⼀个惯性环节F(t)，使给⽔迟于燃烧率变化，减⼩汽温的动态变化。给⽔量⽤分离器出⼝温度来微调，保证汽

温，F2(X)是不同负荷（或压⼒）下饱和温度，F3(X)是要求的过热度。另外给⽔调节系统中设有煤、⽔交叉回路，⽤于保证煤⽔⽐在安全的范围内。

（三）协制系统

⼤型燃煤发电机组的负荷控制⼀般由协制系统完成。协制系统的任务是在保证机组安全的前提下尽快响应调度的负荷变化要求，并使机组经济和稳定地运⾏。

协制系统主要通过锅炉燃烧率和汽机调门来调节机组负荷和主蒸汽压⼒。机组负

荷应能快速跟随负荷指令，并保持主蒸汽压⼒在允许的范围。主蒸汽压⼒是机、炉之间能量平衡和机组安全、稳定的重要标志，所以主蒸汽压⼒是协制系统⾸先要保证的。

协制系统（CCS）⼴义上应包括机组所有的调节，狭义上指以锅炉指令和汽机指令为调节量，以电负荷和主蒸汽压⼒为被调量，组成的联合调节系统，⼀般它由以下⼏种主要⽅式。

1机跟炉(TF )⽅式

机跟炉⽅式下，如图7-2-4主蒸汽压⼒由汽机指令（调门）调节，机组负荷由锅炉指令（燃烧率）调节。这种⽅式下，主蒸汽压⼒的调节品质⽐较好，但负荷调节性能差，负荷的响应延迟⼤（如图7-1-6），负荷的波动⼤。这种⽅式对机组⽐较有利，但不能满⾜电⽹的负荷控制要求。

2炉跟机(BF )⽅式

炉跟机⽅式下，如图7-2-5主蒸汽压⼒由锅炉指令（燃烧率）调节，机组负荷由汽机指令（调门）调节。这种⽅式下，机组负荷的调节品质⽐较好，但主蒸汽压⼒调节性能差，主蒸汽压⼒的波动⼤。这种⽅式对电⽹⽐较有利，但不利于机组的安全、稳定运⾏。

3协调⽅式

协调⽅式下，汽机指令和锅炉指令随负荷指令协同变化，使机组有较好的电负荷响应性能，并且保证主蒸汽压⼒在允许的安全范围内，其负荷和主蒸汽压⼒调节品质介于机跟炉和炉跟机⼆种⽅式之间。

⼤型燃煤发电机组正常情况下采⽤协调⽅式控制，单纯的机跟炉和炉跟机⼀般是不会采⽤的，协制⽅法⽐较多，图7-2-6为⽬前常⽤的协制系统的组合。不管哪种协调⽅式，负荷指令到锅炉指令（BM）的前馈和超调环节PD⼀般都有设计，它的作⽤是使燃烧率正确、快速地随负荷指令变化，并产⽣合适的超调。图中K5是为了变负荷时加快调门的变化，提⾼负荷的调节性能。图中K1～K4不同的设置，可以产⽣不同的协调效果， K1/K2⼤说明汽机侧重调节负荷，反之说明汽机侧重调节主汽压⼒；K4/K3⼤说明锅炉侧重调节主汽压⼒，反之说明锅炉侧重调节负荷。当K1=K4=0，K2=K3=1时，系统为常⽤的“机跟炉”为基础的协调⽅式；当K1=K4=1，K2=K3=0时，系统为常⽤的“炉跟机”为基础的协调⽅式。另⼀种常⽤的“直接能量平衡（DEB）”属于“炉跟机”为基础的协调⽅式。

在设计协制系统时应根据机组的特性选择合适的控制策略，灵活设置图7-2-6各参数，如变负荷时可让调门侧重调节负荷，使机组有⽐较好的变负荷性能；在稳态时让调门侧重调节主汽压⼒，使机组有较好的稳定性。锅炉侧由于对象的特性⽐较差，不管其调节负荷或主汽压⼒，⽤常规的PID难以取得较好的调节品质，在DCS⼴泛应⽤的今天应采⽤⼀些智能的控制策略来提⾼机组的调节品质。

（1）机跟炉为基础的协制⽅式（CCTF）

图7-2-7（不包括“虚线”内功能）是常⽤的“机跟炉”为基础的协制系统，在这种⽅式下，负荷指令变化时，它通过负荷指令的前馈作⽤，使汽机指令和锅炉指令同步变化，这种⽅式⽐纯机跟炉⽅式负荷响应要好些，但由于锅炉有较⼤的延迟，锅炉指令调节负荷的性能较差，在各种扰动（如燃烧率波动）作⽤下，电负荷波动较⼤。这种⽅式⼀般⽤于直流炉，因为直流炉蓄热较⼩，调门变化时引起的负荷变化较⼩，⽽且压⼒变化较⼤，对机组的负⾯影响较⼤。

（2）炉跟机为基础的协制⽅式（CCBF）图7-2-8是“炉跟机”为基础的协制系统，在这种⽅式下，负荷指令变化时，它通过负荷指令的前馈作⽤，使锅炉指令超调变化，汽机指令快速调节电负荷，但当主蒸汽压⼒有较⼤变化时，要求汽机指令协助调节主蒸汽压⼒，防⽌主蒸汽压⼒变化过⼤，影响机组的安全和稳定运⾏。这种⽅式⽐纯炉跟机⽅式主蒸汽压⼒变化⼩，但由于锅炉有较⼤的延迟，主蒸汽压⼒在各种扰动作⽤下，主蒸汽压⼒波动较⼤。汽包炉⼀般采⽤这种⽅式，变负荷时可利⽤汽包炉较⼤的蓄热快速响应变负荷要求。