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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,基本术语、定义主要闭环控制系统介绍,基本术语、定义,模拟量控制系统modulating control system，简称MCS 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
2、、以及偏差报警等功能。MCS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、等各个子系统过程变量的调节控制任务，以及整个单元机组的负荷控制。MCS系统由单元机组级、炉侧、机侧三部分组成。,基本术语、定义,协调控制系统 coordinated control system，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；主要包括机组负荷指令控制、汽机主控、锅炉主控、压力设定、频率校正、
3、热值校正(BTU)校正、RB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统。,基本术语、定义,控制子系统 control subsystem 构成机炉CCS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、汽包锅炉的给水控制系统、汽温控制系统等。自动发电控制automatic generation control，简称AGC 根据电网负荷指令，控制发电机有功功率的自动控制系统。,主要闭环控制系统介绍,火电机组常规自动调节系统，通常是炉侧、机侧分别控制。炉侧调节系统由燃烧调节(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、磨煤机一
4、次风量/一次风温/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)；给水全程调节；主汽/再热汽温调节等调节子系统组成。机侧调节系统由机前压力、汽机转速/负荷、高/低压旁路压力/温度、除氧器水位/压力、高/低加水位、汽机轴封压力、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,相关规程华北电网AGC管理办法性能指标,相关规程,DL5000-2000 火力发电厂设计技术规程DL/T5175-2003火力发电厂热工控制系统设计技术规定DL/T 701-1999 火力发电厂热工自动化术语 DL/T 657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程DL-T
5、 5190.5-2004 电力建设施工及验收技术规范,华北电网AGC管理办法,网调下发给机组的“AGC负荷指令信号”(50 100%Pe)机组协调系统送给网调的“AGC可投入”(遥信信号)机组协调系统送给网调的“AGC已投入”(遥信信号),2002年5月华北调度局下发的京津唐电网自动发电控制（AGC）运行管理规定（试行）中要求：AGC投入机组的负荷调节范围是50%100%Pe AGC投入时的应达到的负荷变化率为 300MW等级直吹式汽包炉的机组负荷变化率不低于1.5%其他类型机组的负荷变化率不低于2%Pe AGC投入机组的负荷动态偏差不大于2%静态偏差不大于1%机组调整负荷响应时间小于1分钟,
6、性能指标,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,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,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。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为从负荷指令开始变化至实际负荷变化达到新的目标值所经历的时间）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
7、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,绝对误差积分IAE 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,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；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，报警输出的开关量信号能否正确送至相应的报警显示和控制保护回路 调门特性试验：检验调门调节死区和调节速度对象特性试验 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
8、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间、纯迟延时间。,三、单回路控制系统调整试验方法,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,给水控制系统简介汽包水位补偿计算典型控制策略对象特性试验调整试验方法,给水控制系统简介,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，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
9、全运行的重要条件。单冲量与三冲量全程给水自动 给水调节阀控制系统；变速给水泵转速控制系统(三台泵各自设置一套)；给水泵最小流量控制系统(三台泵各自设置一套)。,汽包水位补偿计算,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MFT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。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，其测量示意图如下图所示。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
10、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。,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、饱和水密度,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。变送器差压：单位：H、L（mm）、（mm）,二十五项反措关于汽包水位的规定,8防止锅炉汽包满水和缺水事故8.1汽包锅炉应至少配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种以上工作原理共存
11、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。8.2汽包水位计的安装8.2.1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(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)，若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。汽包水位计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(对于300MW及以上机组，应有30mm左右的裕量)。,8.2.3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1：100的斜度，对于就地联通管式水位计(即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接点式)，汽侧取样管为取样孔侧高，水侧取样管为取样孔侧低。对于
12、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。8.2.4新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。8.2.5差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器(平衡容器)，再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。8.2.6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、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25 mm。,8.3对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉其汽包水位计应以差压式(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
13、)水位计为基准。汽包水位监控信号，应采用三选中值的方式进行优选。汽包水位保护信号，应采用三取二的逻辑判断方式。8.3.1差压水位计(变送器)应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响必要时采用补偿措施。8.3.2汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。差压式水位计的正、负压表管，应有1：10的斜度，表管的通流内径，应不小于10 mm，长度宜控制在1520 m之内。两管平行敷设，共同保温，中间不能有保温隔离层，伴热设施对两管伴热均匀，不应造成两管内冷凝水出现温差。8.4汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进
14、行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表8.1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值h，仅供参考。表1 就地水位计的正常水位示值和汽包 实际零水位的差值h汽包压力(MPa)l6.14l7.65 17.6618.39 18.4019.60 h(mm)-76-102-150,8.5 按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。8.6 严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对
15、、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列人验收主要项目之一。8.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。8.8 锅炉高、低水位保护8.8.1 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期(不宜超过8h)恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转
16、为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期(8h以内)恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。8.8.2 锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。8.8.3 在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计(变送器)中水位差值的影响。,典型给水控制策略,三冲量给水控制西门子给水控制抑制虚假水位及给水迟延的策略 汽包压力微分，需加限幅；汽包水位设定值和测量值偏差微分，需加限幅,对象特性试验,汽包水位动态特性试验：给水流量扰动下汽包
17、水位动态特性试验：保持机组负荷稳定、锅炉燃烧率不变；给水控制置手动，手操并保持在下限水位稳定运行2min左右；一次性快速改变给水调节门开度，使给水流量阶跃增加15%额定流量左右；保持其扰动不变，记录试验曲线；待水位上升到上限水位附近，手操并保持在上限水位稳定运行；一次性快速改变给水调门开度，使给水流量阶跃减小15%额定流量左右；保持其扰动不变，记录试验曲线；待水位降到下限水位附近结束试验。重复上述试验23次，分析给水流量阶跃扰动下汽包水位变化的飞升特性曲线，求得其动态特性参数（飞升速度）和（迟延时间）。给水调节门特性试验 给水泵特性试验：调节范围应按给水泵汽轮机确定的调速范围设定为0100；给
18、水流量与负荷指令呈线性关系，其回程误差应不大于2；在调速范围内，泵出口给水压力和给水流量特性应符合制造厂的技术要求。,调整试验方法,超驰、闭锁、报警、无扰切换等逻辑检查根据对象特性试验结果，初设PID参数汽包水位定值扰动、主汽流量和给水流量扰动，优化PID参数,五、过热汽温控制策略及调整试验方法,串级控制策略：引入汽温的微分先行信号克服大迟延基于模型的控制策略过热蒸汽温度动态特性试验：试验内容主要包括二级减温水扰动下主蒸汽温度、二级导前汽温动态特性，一级减温水扰动下中间点温度、一级导前汽温动态特性等；试验宜分别在70%和100%两种负荷下进行，每一负荷下的试验宜不少于两次。置减温控制于手动控制
19、方式，在机组运行工况稳定情况下，手动一次关小（阶跃）减温水调节阀开度，幅度以减小（开大）10%减温水流量为宜，记录主汽温度变化情况，待主汽温度上升（下降）并稳定在新值时结束试验。,调整试验方法,超驰、闭锁、报警、无扰切换等逻辑检查根据对象特性试验结果，初设PID参数定值扰动、煤量、风量扰动，优化PID参数，整定相应前馈,六、协调控制策略及调整试验方法,协调控制系统介绍协调控制系统功能机组的动态特性协调控制方式协调控制系统(CCS)的组成调整试验方法,单元机组在进行协调控制时，必须很好地协调汽机、锅炉两侧的控制动作，合理保持内外两个能量供求平衡关系，即单元机组与电网用户之间能量供求平衡关系和单元
20、机组中锅炉与汽轮机之间能量供求平衡关系，以同时兼顾负荷响应能力和机组汽压稳定两个方面的性能指标的基本要求。,协调控制系统介绍,协调控制系统功能,参加电网调峰、调频：调峰是按电网的负荷变化，根据该机组在电网中的地位与经济效益，有计划、大幅度地进行调度控制。而调频则是瞬间的、有限制的，按该机组负荷控制系统设定的频差校正特性对机组负荷进行校正，保证机组输出功率的质量能迅速满足电网的要求。稳定机组运行：协调控制系统应能随时检测与消除机组运行过程中的各种内、外扰动，维持锅炉与汽机的能量平衡以及锅炉内部燃料、送风、引风、给水各子控制回路的能量平衡与质量平衡。机组的稳定运行，即机炉间的能量平衡，是以机前压力
21、的稳定为标志的。,协调控制系统功能,有完善的与其他控制系统间的通讯接口：协调控制系统执行机组运行的闭环控制任务，需要与其他控制系统不断进行信息交换。这些系统有数据采集系统(DAS)、汽机数字电液控制系统(DEH)、锅炉燃烧器管理系统(BMS)、顺序控制系统(SCS)、汽机旁路控制系统(BPS)和网局调度系统等。机组出力与主机和辅机实际能力的协调：机组运行过程中可能出现局部故障或负荷需求超过了机组此时的实际能力，产生外界需求与机组可能出力的失调。负荷控制系统应具有机组主辅机出力的协调能力及在锅炉、汽机子控制系统的控制能力受到限制的异常工况下，自动将机组负荷由“按电网需要控制”变为“按机组实际可能
22、出力控制”，维持控制指令与机组能力的平衡，锅炉与汽机的能量平衡以及锅炉燃烧、送风、引风、给水各子控制回路之间的能量平衡。,协调控制系统功能,具有多种可选择的运行方式：协调控制系统的设计必须满足机组在各种工况下运行的要求，并提供可供运行人员选择或联锁自动切换的相应控制方式。系统方式的切换均应为无平衡、无扰动过程。同时实现在切除机或炉的某一部分自动后，不会影响负荷控制系统的稳定运行。具有在各种工况下(如正常运行、机组启动、低负荷或局部故障条件等)都能投入自动的适应能力。,机组的动态特性,单元机组由锅炉、汽轮机和发电机三大主设备组成。从功率和压力控制的角度来分析时，将负荷控制对象的输入与输出信号进行
23、简化近似后，可视其为一个具有两个控制输入和两个被控制变量输出的双输入双输出控制对象，其方框图如下图所示。,锅炉燃烧率阶跃扰动下的动态特性,汽轮机调节阀开度扰动下的动态特性,主要分四种方式：汽机为基础，锅炉跟随的负荷控制方式，简称炉跟机方式；锅炉为基础，汽机跟随的负荷控制方式，简称机跟炉方式；机跟炉为基础的协调控制方式；炉跟机为基础的协调控制系统。四种方式的根本区别在于对功率和主汽压力的控制处理。炉跟机为基础的协调系统又分为：间接能量平衡系统（DIB）直接能量平衡系统（DEB）,协调控制方式,负荷指令形成回路,频差信号,操作员指令,中调指令,机炉主控系统,其它控制系统,燃料控制系统,风量控制系统
24、,DEH系统,汽轮机,锅炉,发电机,汽轮机,协调控制系统结构框图,pT,p1,PE,f(x),Hz,V,LDC,AGC 操作员设定,至功率调节器,A,A,A,协调控制系统负荷指令形成回路,速率限制设定,上限负荷设定,下限负荷设定,一次调频函数,炉跟机方式,汽机手动，锅炉调压。适用于下述情形：当汽轮机的出力小于锅炉的出力，而且汽轮机调节阀已开至最大，靠锅炉控制系统维持机组稳定运行的工况；汽轮机侧的主、辅机或控制系统故障，汽轮机控制系统处于手动状态，只能靠锅炉控制系统来维持机前压力稳定的场合。,机跟炉方式,锅炉手动，汽机调压。适用于以下工况：在锅炉侧发生主机、辅机及控制系统故障，锅炉控制系统投入手
25、动运行时，采用该运行方式；在锅炉出力小于汽轮机出力，而且想让机组带最大可能的负荷运行时采用该方式,以机跟炉为基础的协调控制系统,汽机跟随负荷控制方式是由锅炉调功系统和汽轮机调压系统构成的。当外界功率指令改变后，锅炉控制器迅速发出改变燃烧率的指令，调节燃料量，送风量、引风量和给水流量等，燃烧率的变化引起锅炉蒸发量、蓄热量、汽包压力和机前压力的相继变化，产生汽压偏差。汽轮机控制器根据汽压偏差的大小，发出改变调节阀开度的指令，使汽轮机的进汽量变化，从而改变机组的实发功率，使其与功率指令趋于一致。,锅炉,发电机,汽轮机,汽机控制器,PD,P0,PE,p0,pT,锅炉控制器,D,以机跟炉为基础的协调控制
26、系统示意图,以机跟炉为基础的协调控制系统,因汽轮机对汽压变化的响应速率比锅炉快，对各种扰动因素引起的汽压偏差均能快速消除，故能保证机前压力稳定。但在负荷变化时，没有利用锅炉蓄热，机组输出功率的改变要等到燃烧率改变，引起蒸发量，锅炉蓄能及汽压相继变化后才响应，负荷适应能力差。优点是机组运行的稳定性好，负荷变化或燃料扰动时压力很稳；其缺点有两方面，一是没有利用锅炉蓄能，负荷适应性差；二是燃烧率扰动时，机组功率波动较大。,以炉跟机为基础的协调控制系统,以炉跟机为基础的协调控制方式是由汽轮机调功系统和锅炉调压系统构成的，即通过控制汽机调节阀开度来改变机组输出功率的大小，而汽压的稳定则是靠锅炉侧改变燃料
27、量、送风量、引风量及给水量等来保证。适用于带基本负荷的单元机组,锅炉,发电机,汽轮机,汽机控制器,锅炉控制器,PD,P0,PE,p0,pT,以炉跟机为基础的协调控制系统示意图,以炉跟机为基础的协调控制系统,优点是对电网的负荷适应性好，能充分利用锅炉蓄能；其缺点为运行稳定性差，不仅当负荷变化时，因锅炉动态响应慢，使汽压波动大，而且在燃烧率扰动(如增加)时，为保持功率，汽机控制器调节其调节阀开度(关小或关大)，更使压力波动加剧。目前机组投AGC时的首选协调方式。,以炉跟机为基础的协调控制系统,为了提高协调控制品质，需要在锅炉主控加入相应的前馈信号。主要有如下信号：负荷指令的静态前馈和微分前馈；压力
28、偏差的微分前馈；机前压力设定的微分前馈；部分动态补偿信号,锅炉,汽轮机,PI,P0,PE,pTS,pT,直接能量平衡（DEB）协调控制系统示意图,PI,p1,p1,PI,d/dt,pd,p1,d/dt,去风系统,pT,发电机,DEB表达式,P1 汽机一级压力 PT 机前压力PTS 机前压力给定 Pd 汽包压力Cb 锅炉蓄热系数,汽机能量需求,锅炉能量输出,协调控制系统(CCS)的组成,负荷指令处理回路 机组辅机故障减负荷控制回路(Run Back)一次调频校正回路主汽压力设定值形成回路 锅炉主控 汽轮机主控,负荷指令处理回路,机组负荷指令处理回路根据机组运行状态选择各种负荷指令，并将其转化为机
29、组可以接受的形式。包括：负荷设定；负荷指令的最大/最小值限制；闭锁增加负荷(BI)与闭锁减少负荷(BD)等,Run Back,RB触发逻辑判断回路RB触发后协调控制方式切换回路RB速率确定回路,主汽压力设定值形成回路,滑、定压切换逻辑主汽压力设定滑压速率设定,调整试验方法,CCS投入注意事项：信号检查，无扰切换检查，CCS指令限幅机前压力调节回路投入试验：回路检查；根据单回路投入试验方法初设PID参数；定值扰动优化PID参数机炉协调投入试验：回路逻辑检查；燃料自动投入；燃料量扰动试验；初设协调各项参数；稳定工况下协调参数调整；协调投入后的煤量扰动试验，优化炉主控PID参数；定压变负荷试验，确定
30、各煤量前馈参数；滑压（负荷不变）试验，确定压力设定值的微分前馈；变负荷试验，优化参数。,七、提高协调控制品质的方法,对锅炉主控主要是引入多个前馈信号，增加其响应速度。主要有机组负荷指令对应煤量的主前馈，机前压力指令的微分前馈，机前压力指令和实际机前压力偏差的微分前馈。负荷指令的一阶微分环节：用以在负荷指令变化过程中，事先加入燃料(约20 t/h左右)。保证给煤量略微过调，使压力相对稳定。当过程结束时，给煤量减少20T/H左右，达到稳态的平衡。负荷指令的二阶微分环节：用以在负荷指令变化开始瞬间，提前加入燃料，及负荷指令变化结束瞬间，提前减少燃料。以补偿一阶微分环节的滞后量。锅炉主控中负荷指令的综
31、合前馈如下图1所示。,负荷指令的综合前馈,对汽机主控增加机前压力拉回回路，在机前压力偏差大于一定值时通过增加和减少机组负荷来使机前压力偏差减小，稳定主汽压力。取消机组负荷指令作为汽机主控设定值时的惯性环节，使机组的负荷响应速度更快，充分利用汽包锅炉蓄热快速响应负荷的变化。,目前通用的燃料和送风控制中一般都设计有风煤交叉限制逻辑，从而实现升负荷时先加风后加燃料，减负荷时先减燃料后减风。在机组负荷变动中，此种功能往往成为制约机组负荷响应速度的一个因素。由于变负荷时燃料和送风系统往往同时动作，由于风量调节较快，而燃料一般都会滞后于风量，可以使风量快速对应煤量，再用氧量进行适当的修正，如此加快了锅炉的
32、响应速度。因此取消了传统的风/煤交叉限制。一次风压力对于锅炉的变负荷率有较大的影响，一般其定值为机组负荷的函数。一次风压力调节器的前馈指令上增加负荷指令的微分前馈，其作用是保证负荷增加时提前提高一次风压力，将磨内煤粉吹入锅炉，加快锅炉的响应速度，保证煤粉的输送和燃烧的稳定。,磨的负荷控制对提高采用直吹式制粉系统的机组的负荷响应速度比较关键。磨煤机冷、热风挡板调节器前馈修改为本磨煤机对应的给煤指令的函数，保证投入自动后，加煤过程中热风挡板开度同步增加,冷风挡板开度同步减小，提高磨出口风粉温度和一次风量的调节品质。同时磨一次风量定值中加入给煤指令的微分前馈，保证升负荷加煤时，一次风量先动态超调将磨
33、煤机中蓄粉迅速吹出，以适应负荷变化对炉膛发热量的需要。但给煤指令的微分前馈也不能太大，否则加负荷时会降低煤粉细度，导致燃烧经济性下降，降负荷时会引起煤粉管道堵塞，严重时跳磨。,八、RB逻辑设计及试验方法,跳磨逻辑，需要考虑六台磨都运行的RB工况除汽动给水泵RB，其它RB选择定压运行方式比较有利于汽包水位和汽温的稳定对于轴流式一次风机，在做非一次风机RB时，需要考虑喘振问题，增加超驰回路磨RB建议以后如下设计，跳磨后且燃料自动，协调切为机前压力自动，定压模式试验过程需要精心组织，做好技术交底和事故预想蓄热小的锅炉需要超驰关减温水，漏流大的需要关截门；蓄热大的锅炉不需要超驰关减温水,九、煤质校正回
34、路,目前有两种方案：累计负荷和煤量对应关系，计算煤质校正系数，对于供热机组带供热时需要用主汽流量作为负荷；西门子的煤质校正回路超临界机组如何引入煤质校正,十、超临界机组自动控制系统存在的问题,大部分机组的给水控制系统中未投入温差控制器,从而无法保证微过热点温度控制的效果,无法保证减温水量和给水量的比例，机组经济性不好。目前协调控制系统的设计中解耦做的不太好,给水量和煤量间的互相影响比较大,有时在升降负荷后导致机前压力控制发散,运行人员必须将锅炉主控切为手动,再投入自动。煤质有较大较快变化时，协调控制系统控制品质不好，机前压力超调较大，容易超压，影响机组的安全稳定运行。全程给水控制自动未实现，特别是湿态转干态的控制问题,谢谢！欢迎批评指正！,
