协调控制系统讲义.doc

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1、Four short words sum up what has lifted most successful individuals above the crowd: a little bit more.-author-date协调控制系统讲义兰色代表谢刚论文中的内容协调控制系统第一章 概述1.1、 单元机组协调控制的任务和要求单元机组协调控制的任务有三项：（1）保证机组输出功率迅速满足电网的要求；（2）迅速协调锅炉、汽轮机之间的能量供求关系，使输入机组的热能尽快与机组的输出功率相适应；（3）在各种运行工况下，确保机组安全稳定运行。随着电力工业自动化水平的提高，发电自动控制（AGC）对单元机

2、组协调控制系统的控制品质提出了越来越高的要求、这些要求主要包括：大范围的负荷变动，良好的负荷静态、动态跟踪性能、稳定性能等。1） 负荷范围理想情况下，我们希望能够在整个机组的负荷范围内进行全程控制，但是有很多实际因素限制了机组协调控制系统和AGC的投运范围，例如燃烧制粉系统在大范围变化负荷时，需运行人员手动干预。对于直吹式制粉系统，涉及磨煤机组切、投的操作；对于中间储仓式制粉系统，需要给粉机切、投和相关风门的操作；当锅炉负荷低于一定值后，为稳定锅炉的燃烧，则需要投油助燃（即锅炉最低稳燃负荷），根据各厂锅炉的实际情况，CCS及AGC的正常负荷调节范围一般在 60 %额定负荷以上。2） 负荷指令的

3、变化幅度和变化速率锅炉是一个具有很大热惯性的大迟延对象，从改变锅炉燃烧率指令到其负荷发生变化的动态调节过程周期较长，因此需要对机组负荷变化的幅度和变化的速率有所限制44，一般负荷变化的幅度应保证在 1 0 %1 5%额定负荷以上。而且负荷调整的时间间隔也要大于锅炉主要参数的动态调节过程周期。对于负荷变化的速率与机组的类型有很大的关系，一般应为1%MCR/min3 %MCR/min。3） 动静态指标目前我国电网调度系统对负荷控制系统的控制指标尚没有严格的要求 ，为保证电网的安全、稳定运行，规定在 1 0 % 1 5%MCR的负荷变动工况下：负荷响应速率 1 . 5%MCR/ min；负荷响应滞后

4、时间 1 5 s；负荷动态偏差 3 %MCR；负荷静态偏差 1 . 5%MCR；主蒸汽压力动态偏差 0 . 6 MPa；主蒸汽压力静态偏差 0 . 3 Mpa1.2 协调控制系统的研究现状单元机组协调控制系统可按反馈和前馈回路进行不同的分类：按反馈回路可分为以汽机跟随为基础的协调控制系统和以锅炉跟随为基础的协调控制系统；按前馈回路可分为能量直接平衡的协调控制系统和指令信号间接平衡的协调控制系统。随着电力工业的发展，电网中大容量的单元机组的数量增加，国内外对整个单元机组的自动控制系统的研究也达到了一个新的阶段， 1.2.1直接能量平衡的广泛应用（DEB）火力发电厂通过锅炉的燃烧把储存在煤或油中的

5、化学能转换成蒸汽的热力势能；汽轮机将蒸汽的热力势能转变为旋转机械能，汽轮机带动发电机，将机械能转换成电能，最后将电能输送给用户。我们可以看出整个生产过程是一系列的能量转换与平衡的过程。我们知道，整个电网中所有的机组的发电量要与电网中的负荷随时保持平衡，电站无法储存它所发出的电能，因此它也应该满足输出能量与输入能量以及中间蓄能的动态平衡关系。通常情况下，汽轮发电机通过汽轮机调节系统，控制进入汽轮机的蒸汽量以达到蒸汽量与输出的电能相平衡。影响到主汽压力的参数后，锅炉调压系统为了维持压力参数的稳定，通过调整燃烧率指令改变输入的燃料量以维持输入的热量与汽轮机消耗的蒸汽能量相平衡。这种通过单独控制方式实

6、现能量平衡的方式，可称为间接能量平衡2（IEB）。显然该平衡过程的动态响应较慢，而且与锅炉惯性和制粉系统的迟延有很大的关系，是一种被动适应的平衡方式。与间接能量平衡的方法不同，直接能量平衡（Direct Energy Balance）的方法是基于物理意义上的一种协调控制方法，它巧妙的解决了锅炉主汽压的稳定性和负荷的适应性的矛盾。汽机的第一级压力P1与主蒸汽压力PT的比值线性的代表了汽轮机的有效阀位，能灵敏反映阀位的细微变化，而且只对阀门的开度变化有反映，不受燃料量变化(内扰)的影响。将 乘以主汽压力的给定值PS，即构成了汽机的能量需求信号。它准确反映了汽机对锅炉的能量需求，可以作为燃料控制器的

7、给定值。用汽包压力Pd的微分代表锅炉蓄能的变化，然后利用第一级汽压P1加上蓄能代表进入锅炉的燃料量。最后根据进入锅炉的能量与汽机能量需求平衡得到关系。这一从实践中总结出来的规则，得到了理论上的认同，并且在实践中取得了良好的效果。1.2.2 指令信号间接平衡的日趋应用（DIB）该系统的特点是用功率信号间接平衡机、炉之间的能量关系，当电网要求机组出力增加，先增大功率设定值Ng，它与发电机实际功率Ne的偏差信号N，一方面经汽机主控系统，增大汽机调门开度，使汽轮机出力增加；另一方面通过前馈作用到锅炉主控系统，使燃料量增加，以增大锅炉出力。由于锅炉的热惯性与迟延，其出力增加的速度要比汽轮发电机慢的多，因

8、此主汽压力Pt下降，与其设定值Pg之间出现偏差P，一方面通过锅炉主控系统进一步加大燃料量，促使主汽压力回升；另一方面又经汽机主控系统关小调汽门，限制主汽压力下降。当锅炉本身出现干扰，如燃烧率自发增加时，主汽压力Pt将会上升，一方面通过锅炉主控系统减小燃料量；另一方面又经前馈到汽机主控系统开大调汽门，以减小主汽压力的波动。在这个过程中机组出力回暂时增加，但最终回稳定到设定值。由于这种控制方式具有机、炉兼顾，互相协调的特点，在大型单元机组中得到普遍应用。1.2.3 DCS系统的日渐成熟和广泛的应用DCS系统的日渐成熟和广泛的应用，为整个机组的自动化水平的提高打下了良好的硬件和软件基础，尤其是基于快

9、速以太网的高速数据采集和传输，提高了整个系统的实时性。集中化的工艺画面参数显示给操作人员和运行人员带来了很大的方便；危险分散的系统结构以及系统冗余大大提高了系统的可靠性。同时基于计算机的数据处理使得一些新的控制理论和控制算法能够很方便的应用与生产实际中。1.2.4 新的控制理论应用早在上个世纪70年代国外的机组就突破了传统的炉跟机或机跟炉模式，在大型单元机组上采用了协调控制系统。控制理论也突破了经典PID算法，引入了现代控制理论和最优控制理论的内容。用最优线性调节理论分析和设计20万千瓦火力发电机组的控制系统，把状态空间描述为基础的时域法应用于火力发电机组的自动控制中；另外，采用现代频率法对火

10、电厂协调控制中的应用研究，也取得了有意义的成果。由于协调控制系统是一个典型的多输入多输出系统，为了消除耦合作用对整个系统控制效果的影响，根据多变量过程控制系统解耦理论，首先要对控制系统进行解耦。因此采用解耦理论对单元机组协调控制系统进行分析和设计是一个很重要的方向。根据现代控制理论的解耦理论，利用状态方程解除控制系统中各对象之间的耦合关系，实现控制回路之间的相互独立。由于传统的解耦理论要求建立被控对象的精确数学模型，按动态解耦原理设计出的补偿环节可能会因在物理上不可能实现或实现过于复杂而退求静态解耦。为克服这个问题一些新的解耦策略被提出来，应用BP神经网络对机炉协调控制系统进行动态解耦，使得调

11、节器参数整定简便易行。由于解耦控制系统对参数变化十分敏感，而模糊控制系统的突出特点之一就是其不敏感性，因此将模糊理论用于多变量系统的解耦控制成为一个重要研究方向。1.2.5智能协调控制系统研究还有一类是智能控制理论在协调控制系统中的应用，例如基于模糊神经网络的单元机组协调控制系统方法的研究，基于速率优化的智能协调控制系统的研究和应用，基于模糊PID的协调控制系统。智能控制理论理论模仿人类所特有的逻辑思维、逻辑推理、综合判断能力，在解决非线性、不确定性的的复杂系统的问题时，具有很大的优越性，自提出以来已经在诸多领域取得了很大的成功。从多变量系统的特点和多变量的控制理论出发，使用专家系统的原理对负

12、荷控制系统的PID控制器的参数进行自整定，以达到提高系统鲁棒性和完整性的目的。将模糊推理、解耦控制、参数自适应自整定等先进控制方法与传统控制技术有机结合起来，经现场实际应用取得了令人满意的控制效果。采用直接能量平衡控制方式和模糊PID(Fuzzy PID)复合控制策略,成功地实现了200MW单元机组协调控制系统的控制，满足了机组协调控制系统的快速性和稳定性的要求。1.3 协调控制系统的研究方向：电力系统作为一个高维非线性动态系统，是各种高度复杂，慢时变和不确定的多变量控制对象的集合体。单元机组协调控制系统是大型火力发电机组的主要控制系统之一，是实现整个电网调度自动化的基础条件。目前协调控制系统

13、的设计主要是基于经典的控制理论，由于控制对象是多输入多输出的耦合对象，具有不确定性和非线性和很大的滞后特性，而且在实际运行过程中存在着很多干扰，汽机侧主要有电网方面的扰动，锅炉侧主要有煤质干扰和给煤量以及炉膛积灰等干扰，而这种干扰属于一种非确定性的干扰，运行过程中难以测量和预料。从而使控制系统的设计比较复杂1，而且控制效果也不近人意。现代控制理论提供了多输入多输出系统的解决方法，但需要严格的数学模型，对于具有时变特性和非线性特性的控制对象显得无能为力，而且因为牵扯到复杂的矩阵运算，因而在实际应用中受到很大的限制。系统和工艺的日益复杂为控制系统的发展提出了更高的要求。现代计算机科学技术的发展，为

14、各种控制控制理论的发展和应用提供了良好的基础，从古典控制论到现代控制论、到最优控制论以及预测和自适应控制，同时现代的大规模集散控制系统也都基于日益发展的计算机技术。然而计算机所擅长的是数值运算和逻辑运算，对于复杂多变的控制对象，其只能够按照预定的控制逻辑进行控制，缺乏灵活应变的机制和策略，缺乏总结和学习的能力、缺乏分析判断能力，同时又过于死板和教条。利用人工智能，赋予其分析和判断的能力，有助于改变其不能适应对象的变化或被动的适应对象的变化，借助于各种信息，对整个系统目前所处的状态作出恰当的衡量；赋予其综合规划能力，使其能够理顺控制关系，在主动寻求主要目标时兼顾总体目标的协调，及早作出正确的决策

15、；赋予其学习和组织的能力，在实施控制的过程中，对各种信息进行识别、记忆、学习，积累的经验进一步改善系统的性能；赋予其推理功能，不单纯依据数学模型，而是利用知识是对收集来的信息进行分析处理，优化形成结构信息，进行在线推理，确定或变换控制策略，形成新的知识。这些是智能控制理论在实际控制过程中的应用设想，有助于解决包含复杂性、不完全性、模糊性、不确定信息生产过程的控制问题智能控制的主要研究内容包括：模糊控制、遗传进化计算、粗糙集、神经网络控制、专家控制系统等。 把控制论、人工智能、信息论以及运筹学等许多相关学科领域的理论和方法进行有机的结合，采用人工智能的方法研究复杂、非线性、不确定性的被控对象，模

16、仿人类所特有的逻辑思维、逻辑推理、综合判断能力解决数学模型未知或对象时变的控制系统的不确定性问题，自提出以来已经在诸多领域取得了很大的成功。对于单元机组协调控制系统这样一个复杂的非线性多变量控制系统，要想建立一个精确的线性系统模型以满足经典控制系统或现代控制理论的要求是不可能的。建立一个完备的非线性模型，例如模糊模型，存在以下问题，一是多变量耦合系统的模糊控制规则很难提取或是规则不准确，二是随着变量的增多用于存储规则的计算机内存增大和进行解耦的运算量的增大。从而难以完全应用与实践中。但是我们可以将智能控制的思想引入到协调控制系统中，同时寻找对象适应性、鲁棒性更好的常规控制算法，来解决实际工作中

17、的问题。在现有调节系统的基础上，结合一些新的控制理论，将智能控制方法应用到协调控制系统中，弥补和解决常规控制系统的不足，以提高协调控制系统的整体性能，是协调控制系统的研究方向。第二章 协调控制系统的特点2.1 单元机组对象的特点火力发电厂的工艺过程是一个能量转换与平衡的过程。储存在燃料（煤）中的化学能，通过锅炉燃烧、传热，转换成蒸汽的热力势能；又通过汽轮机，将热力势能转换成机械能，再通过发电机，将机械能转换成电能，最后将电能传输给用户。所以单元机组是由发电机、汽轮机和锅炉来共同适应电网的能量需求，共同保持机组的稳定运行的，我们应将其看作一个有机的整体，而不能将汽轮机和锅炉的负荷分割开讨论。图2

18、-1给出了一个单元机组的主要组成环节以及简化的数学模型2。据此，我们可对单元机组的特性进行简单的了解。图2-1 机炉整体调节对象的工艺特性1） 汽轮发电机特性由于现代大型汽轮发电机组，总是在大电网中并列运行，电网的频率变化很小，在分析机炉自动控制对象时可以认为电网频率不变。根据同步发电机并列运行特性，可以认为汽轮机实发功率等于发电机输出电功率。又根据中间再热机组的特性，高压缸可近似为一个纯比例环节，中、低压缸可近似为一个一阶惯性环节，由此可知汽轮机的功率特性如下： （2.1-1）其中:NE汽轮机实发功率P1调节级压力，它代表了进入汽轮机的蒸汽流量CH一汽轮机高压缸功率占整机总功率的比例，约为0

19、.3CIL一汽轮机中、低压缸功率占整机总功率的比例，约为0.7TRH一中间再热器容积时间，约为10秒注意，这里所有变量均取相对值，下同。进入汽轮机的蒸汽流量，与机前蒸汽压力和调门开度成正比： P1=PTmT （2.1-2）其中：PT机前蒸汽压力，即新汽压力mT汽轮机高压调门开度2 ）锅炉对象锅炉的能量转换过程，即工质从水变化为蒸汽，可以简化为以下三个主要环节3：（1）锅炉热容燃料在炉膛燃烧，转换成热能。热能通过水冷壁，将水加热，然后在汽包中蒸发为蒸汽。蒸发量与燃烧量成正比。转换过程中，部分热量变为金属与水的蓄能。 （2.1-3）其中：D 蒸发量ub 燃料量Tm 热容时间常数，约为40秒（2）汽

20、包热容汽包蒸汽压力取决于进入汽包的蒸发量与从汽包流出的蒸汽量的平衡，后者即为汽轮机进汽量： (2.1-4)其中Pd 汽包蒸汽压力Td 汽包容积时间常数，约为400秒(3) 过热器汽包出来的蒸汽经过过热器加热为过热蒸汽。过热器加热过程中，金属和蒸汽容积要吸收蓄能，同时，过热器出口压力（即机前压力PT）要受过热器流动阻力的影响，使出口压力随蒸汽流量的增加而降低： （2.1-5）其中TSH 过热器容积时间，约为10秒R 过热器阻力系数，约为0.26式（2.1-1） （2.1-5）代表了机炉整体对象能量转换过程特性，其输入量为燃料量ub，输出量为汽轮机实发功率NE。经过简单转化，可将图2-1转换成图2

21、-2的形式，有助于从双输入双输出的角度来理解单元机组的工艺特性。从图中我们可以看出在两个主要组成对象锅炉和汽机的耦合特性。图2-2 单元机组的主要组成环节以及简化的数学模型经过适当抽取，可以得到用图2-3方框图表示的对象特性框图，便于从从多变量耦合系统角度进行分析。图2-3 单元机组被控对象方框图uT汽机调节阀开度； NE汽机实发功率；B燃料量；PT机前压力Ku调门开度对应于汽机进汽蒸汽量的传递函数；KP锅炉出口蒸汽压力对负荷的扰动WT(s)进汽量D对应于实发功率NE的传递函数；WPu(s)调门开度对机前压力的扰动WPB(s)燃料量B对应于机前压力PT通道的传递函数由对象框图可以看出，汽轮机调

22、节阀的开度和燃料量变化，将同时影响机组实发功率NE和机前压力PT，参数的变化彼此互相关联。为了便于分析，对图2-3进行等效变换，将上支路的汇交点由WT(s)之前移到其后，下支路的分支点由WpB(s)之后移至其前，则图2-3框图等效为图2-4的形式4。图2-4 单元机组控制对象等效框图WPu(s)=KuWT(s) 汽轮机调节阀开度与机组实发功率通道的传递函数；WNB(s)=KPWPB(s)WT(s) 燃料量与实发功率通道传递函数由等效框图可见，定压运行的单元机组对象为一双输入、双输出的双变量对象，其动态特性可以用以下传递函数矩阵来表示。 （2.1-6） 对一台125MW机组的数学模型5进行仿真试

23、验，阶跃响应曲线如图2-5。图 2-5 单元机组对象特性仿真曲线响应曲线表明，由于锅炉尤其是汽包锅炉较汽轮发电机有较大的热惯性，使得主汽压力PT和机组负荷NE在调门阀位uT不变时，对于燃料量uB扰动的动态响应较为相似，可近似为一个带有纯迟延的有自平衡的过程。而当燃料量uB保持不变时，调节门开度uT发生扰动时，负荷NE响应特性为一个实际的微分过程，压力PT的响应特性为一个比例加惯性的有自平衡过程。从工艺特性分析和多变量耦合系统分析得到的协调控制系统的对象特性存在着以下几个特点：结构和参数失配，由于锅炉侧的时间常数要远大于汽机侧时间常数，而且还带有一定的纯滞后特性，从燃烧率指令的改变到机前压力的变

24、化相当于经历一个很大的惯性环节，响应特性很慢。而汽机侧的惯性要小许多，其时间常数很小。从对象结构上来看炉侧对象可视为三阶或四阶的高阶对象，汽机侧一般可等效为两阶对象。机前压力调节回路和功率调节回路之间存在强耦合关系。无论锅炉还是汽机侧产生扰动，由于两回路的耦合，导致控制质量下降 ，系统稳定性变差 ，这种情况在高负荷时尤其严重。由于锅炉的热惯性比汽轮机的热惯性大得多，使压力和负荷对于燃料量扰动的动态特性十分接近。机组的负荷和运行工况并非一成不变，而且要参与调峰、调频，经常在大范围内升降负荷，这时控制对象会呈现不可忽略的非线性特性和时变特性。单元机组参数随负荷变化的特性主要来自锅炉的非线性特性。由

25、于煤质的改变以及锅炉受热面的积灰和结焦也使对象特性表现出不确定性。同时给煤机、磨煤机运行工况及效率的改变将会使实际的供煤量和燃烧率指令产生不符，形成一定程度的不确定关系，给系统的控制效果带来不利的影响。2.2 单元机组负荷控制的基本方式单元机组负荷控制主要由其协调控制系统来完成和实现的，为保证负荷控制指标和机组的安全性，应设计多种运行方式，除取决于锅炉的动态特性、燃料的种类和供给方式外，还与单元机组的汽压运行方式有关。不同的机组不同的阶段，协调控制系统运行的方式可能不同，但基本的组成方式有以下几种。2.2.1 炉跟机负荷控制方式这类方式是用调节汽轮机调节阀开度来改变单元机组的发电功率的，由锅炉

26、调节来维持机前压力，因此负荷控制系统由汽轮机调功系统和锅炉调压系统构成，其工作原理如图 2-6 所示。图 2-6 炉跟机负荷控制方式系统原理图图 2-7 炉跟机负荷控制方式系统原理方框图Wa1(s) 汽轮机调节器；Wa2(s) 锅炉调节器；N0 功率定值信号；P0 机前压力定值信号；NE 实发功率；PT 机前压力由图可见，系统中用汽轮机调节其Wa1(s)来调节功率输出，当功率指令N0发生变化时，汽轮机调节器通过改变调节气阀的开度uT来改变汽轮机的进汽量，使发电机输出功率迅速满足电网的负荷要求。汽轮机调节阀开度的改变将使机前压力发生变化，于是锅炉调节器改变燃料量来尽快恢复机前压力。在燃料量调节的

27、同时，锅炉其他调节系统也相应地改变送风量、引风量、给水量等。该控制方式系统的负荷适应性较好，适用于带变动负荷的调频机组。在负荷变化的起始阶段，主要靠汽轮机调门动态过开释放锅炉的蓄热量，以快速适应负荷要求，但这样必然会引起机前压力波动，如果负荷变化过大，机前压力波动太大，将影响锅炉的安全运行。在通常情况下，炉跟机负荷控制方式适用于汽轮机由于故障出力受到限制小于锅炉出力，机组带上最大可能出力时，汽轮机功率调节手动，通过锅炉调压系统来维持机前压力稳定。2.2.2 机跟炉负荷控制方式机跟炉负荷控制方式系统原理方框图如图2-8所示。图2-8 机跟炉负荷控制方式系统原理图图2-9 机跟炉负荷控制方式系统方

28、框图这类方案由汽轮机调压系统和锅炉调功系统组成。当功率指令N0改变时，锅炉调节器Wa2(s)调节燃料量B，同时锅炉的送、引风量，给水量等也相应变化。等到机前压力PT变化后，汽轮机调节器Wa1(s) 才去调整调节阀的开度，使机组的输出功率等于功率指令。由以上分析可以看出，汽轮机调压系统能较快地消除各种扰动因素引起的汽压偏差，使其机前压力保持稳定。在负荷变化过程中，锅炉并不利用蓄热量，而是根据功率偏差大小，先调节锅炉的燃烧率，待汽压变化后，才逐渐增大机组的功率输出。所以机跟炉负荷控制方式的负荷适应能力差，仅适用于带基本负荷的单元机组。在通常情况下，机跟炉负荷控制方式适用于锅炉由于故障等其它因素出力

29、受到限制小于出力汽轮机，机组带上最大可能出力时，锅炉功率调节手动，通过汽轮机调压系统来维持机前压力稳定。此时汽轮机调压系统能较好地维持机前压力，有利于机组的稳定运行，减少运行人员的操作，这种运行方式在实际中运用较多，特别适用于以下几种情况：1）在机组启动期间，采用这种方式可以使机组运行参数稳定，为机组稳定运行创造条件；2）当机组由于辅机故障发生Runack（RB）时，协调控制系统自动切换在机跟炉控制方式，即锅炉控制系统手动（开环）迫降负荷至预定值，汽机调压系统维持当时的主汽压力，不仅可使负荷快速将至预定值，还能保证各运行参数的稳定，特别是蒸汽品质及汽水系统的稳定。2.2.3 机炉协调控制方式前

30、面的两类负荷控制方式各有优缺点，炉跟机方式适应负荷快，但机前压力波动大，不利于机组的稳定运行；机跟炉方式能较好地稳定机前压力，然而其负荷响应速度过慢，两者均不能圆满地完成单元机组负荷控制任务。于是出现了以前馈反馈复合控制为基础的单元机组协调控制。协调控制综合了机跟炉和炉跟机负荷控制系统的优点，克服了各自的缺点，将锅炉和汽轮机作为有机的整体进行系统设计，其控制性能优于前两种方式。单元机组协调控制的基本方案很多，这里仅介绍采用负荷指令信号间接平衡的以炉跟机为基础协调控制方式的工作原理。系统原理图如图 2-10 所示。图 2-10 机炉协调控制方式系统原理方框图Wa1(s) 汽轮机调节器；Wa2(s

31、) 锅炉调节器；N0 功率定值信号；P0 机前压力定值信号；NE 实发功率；PT 机前压力功率偏差和汽压偏差信号同时送到汽轮机调节器Wa1(s)和锅炉调节器Wa2(s)，在稳定工况下，机组的实发功率NE 等于功率定值N0，机前压力PT 等于压力定值P0。当增加负荷时，将出现一个正的功率偏差信号（N0- NE），该信号通过汽轮机调节器Wa1(s)去开大汽轮机调节阀门，增加机组的实发功率。同时，此信号也作用到锅炉调节器Wa2(s)入口，增加燃料量，以多产生蒸汽。随着调节汽阀开度uT的增大，机前压力PT将立即随之下降，尽管此时锅炉已经开始增大燃烧率，但由于燃料量机前压力通道存在较大惯性，所以负荷扰动

32、出现初期仍会有正的压力偏差（P0- PT）出现，该信号以正向作用于锅炉调节器Wa2(s)，继续加大锅炉的燃烧量，以尽快恢复机前压力。同时，此信号按反方向作用于汽轮机调节器Wa1(s)入口，调节器Wa1(s)在正向功率偏差和反方向压力偏差的共同作用下，会使调节阀开大到一定程度后停止动作，但此时汽轮机的实发功率尚未到达给定值，所以这种状态是暂时的。随着锅炉侧燃料量的增加，机前压力逐渐恢复，压力偏差逐渐减小，汽轮机调节阀在正的功率偏差信号的作用下会继续开大，以提高机组的实发功率，直至使实发功率与机前压力均与其该定值相等时，机组重又进入新的稳定状态。根据以上分析可以看出，单元机组协调控制有以下几个特点

33、：在机组适应负荷变化的过程中，协调方式允许汽压有一定幅度的波动，以便充分利用锅炉的蓄热量，使机组较快地适应电网的负荷要求。但在利用锅炉蓄热上又有一定的限度，不使机前压力产生过大偏差。所以机组协调控制方式既能使机组较快地适应负荷，又能确保汽压波动在允许范围以内；协调控制方案中，锅炉调节器引入了功率偏差作为前馈调节信号，使燃烧率能迅速改变，克服锅炉侧的较大惯性，使机组功率能较快地达到功率定值；协调控制方案的性能优于机跟炉和炉跟机负荷控制方案。但系统结构复杂，调试工作量大，要求机组主、辅设备性能良好，各个自动调节子系统均能可靠投入运行。2.3影响系统控制效果的因素2.3.1滑压运行影响目前大容量的单

34、元机组，为提高机组的热效率和经济性，一般情况下均采用有滑压运行方式，滑压运行的区间根据机组的特性可在40% 90% MCR中选定，在滑压运行阶段机组的负荷的改变主要是依靠主蒸汽的热力参数的改变来实现，汽机调门基本不发生大的变化。机组负荷变动在滑压运行阶段，锅炉蓄热能力将随参数的变化而变化，变化方向恰好与负荷需求方向相同；当需要增加负荷时，锅炉同时需要吸收一部分热量来提高参数，使其蓄热能力增加，反之，在降低负荷时，参数降低，释放蓄热。这两种结果都阻碍机组对外界负荷需求的响应，降低了负荷响应速率。理想的情况是机组的负荷与锅炉的燃料量成一定的线性关系，即在任何一个负荷水平上，负荷变动过程中的需要的燃

35、料量和定负荷过程中所需的燃料量应相等。但实际的过程中，如果要想在负荷的变动过程中保持实发功率与定值相同，所提供的燃料量要高于（升负荷阶段）或低于（降负荷阶段）定负荷阶段相应的燃料量。2.3.2锅炉响应的迟延特性火电机组对负荷响应的迟延主要取决于锅炉在接到负荷指令后，改变煤量到蒸汽流量发生变化所需要的时间，即蒸汽产生的纯迟延时间。蒸汽产生的迟延时间与锅炉的结构有很大的关系，如制粉系统和送风系统。一般而言，中储式制粉系统要比直吹式制粉系统的迟延要小许多。但是该迟延时间难以从工艺上得到很大的改进和克服。因此它从根本上决定了负荷响应的滞后。2.3.3锅炉蓄热能力母管制机组把若干台锅炉联结成一体，蓄热量

36、很大，而单元制机组锅炉的蓄热量很有限并且机炉连接的管道又短，蓄热量很小，而且随着机组容量的增大，同所带负荷相比，其相对可用蓄热就更小。机组的蓄热主要表现在：燃料的化学能转化为热能，将水加热蒸发，使水的蒸发量随燃料量的增加而增加，同时锅炉金属和介质吸收一定的热量转化为蓄热；汽包的汽容容积积蓄了一部分热力势能；过热器所积累的热力势能。总体而言，锅炉的蓄热能力来自两个方面：其一是锅炉受热面金属热容量的存储和释放，特别是机组在滑压运行阶段，该方面蓄热能力将随参数的变化而变化，变化方向恰好与负荷的需求方向相同，不仅无法利用以适应负荷要求，而且是造成锅炉惯性较大的主要原因之一；其二是汽机侧的扰动造成主汽压

37、力的突然变化，相应改变了汽包压力和饱和温度，使汽包的蒸发量突然变化，以适应负荷要求，可有效缩短负荷响应的滞后时间，但必须通过试验，对可利用蓄热能力进行测试，以合理利用，否则将会造成机、炉之间的能量供求不平衡，调节过程波动，动态过程时间增加，影响机组的稳定运行。2.3.4 系统的复杂性负荷控制系统作为单元机组的主控系统，在其下层还有其它诸多与其紧密相关的控制子系统，如燃烧、给水、送风、汽温控制系统等，每个系统控制性能的好坏直接影响着整个机组的控制效果。它不单是考虑正常工况下系统稳定的问题，同时还得考虑异常工况下的各种参数的稳定与运行的安全性的要求。单就负荷控制系统来说，其本身是一个强烈耦合多变量

38、系统，主汽压力控制回路和负荷控制回路相互之间存在着严重的耦合关系，两个对象特性上的差异和时变性使解耦和匹配变的很困难。系统存在着众多的不确定的干扰，燃煤煤质的变化、给煤量的扰动、炉膛积灰、给水扰动、风烟系统的扰动。2.3.5对象的时变与非线性尽管我们在分析和处理对象时总是把它近似为一个线性定常的对象，但实际上这是不可能的，机组在整个动态过程中是一个时变和非线性的对象，如果按照某一点或某几个工作点的线性化模型来设计系统，很难适应在整个过程中的不同的工作状态，势必不能满足整个过程的调节指标最优化的要求。这也是目前大范围升降负荷时控制效果不好的主要原因。对象的时变与非线性也给对象的数学模型的辨识带来

39、很大的困难，同时由于不确定因素的影响，即便在获得几个工作点的数学模型后，也给整个控制过程中对象参数的拟合带来内在的不确定性。一些先进的在线辨识算法，由于控制系统软硬件的不兼容性，也无法进行有效的实施。这样无法获得对象的准确的数学模型，使得严格基于对象模型的控制算法只能停留在理论研究阶段，实际中应用较少。2.3.6能量的欠缺和累积锅炉侧存在着很大的迟延和大的惯性，现有的控制系统一般采用常规的PID控制器进行控制，很难解决这个问题，尤其是积分作用常使系统产生过量的能量累积和欠缺，导致调整过程中参数的大幅度波动。前馈补偿环节在实际中被广泛用来解决这个问题，并取得一定的效果，但是简单和机械的前馈补偿环

40、节在适应复杂多变的对象时有些力不从心。从根本上讲，它只能起到补偿作用，而非消除作用；直接能量平衡控制策略从物理意义的角度出发，找到了机炉能量的平衡点，在实验充分、参数计算和整定正确的情况下，不失为一种较好的方法。但同时需要注意到，它对解决锅炉的滞后还是乏力，因为只有在汽机的能量需求改变后，才能作出反映；SMITH补偿算法从理论上很好的解决了这个问题，但由于它对对象模型的精确要求，使得模型存在误差时，控制效果不好，甚至产生震荡，过于敏感。第三章 协调控制系统的解决方案为了满足电网调度的要求，目前单元机组CCS方案设计大部分是以锅炉跟随为基础，采用负荷指令信号间接平衡与能量直接平衡动、静态相结合的

41、控制方案，主要特点在于负荷指令经幅值限制、速率限制等处理后作用于汽机主控和压力定值形成回路，而锅炉主控同时采用负荷指令与能量需求信号分别作为动、静态前馈，使负荷要求变化时，机、炉协调动作；并在上述回路中采用微分环节和多级惯性环节补偿、拟合机、炉热力系统的特性差异，使微分时间和惯性时间为锅炉的惯性时间（包括热量产生时间和蓄热时间），保证机、炉动作从时间上匹配。综合采用前馈控制（包括比例前馈和比例微分前馈等），有利于提高系统的动态特性和系统的鲁棒性，使PID反馈控制只起静态微调作用。锅炉通过控制燃料量改变锅炉负荷，维持主汽压力，以适应汽机的能量需求；汽机在负荷响应起始阶段，通过调汽门动态过开，利用

42、锅炉的蓄热，快速响应负荷，在负荷响应过程中，维持汽机能量需求量与机组负荷要求相平衡。 上述控制方案突出表现在CCS的负荷响应特性不能满足电网的要求；CCS的控制品质不能适应机组的实际情况。为此，通过大量的现场试验和研究，得出以下几方面的结论：1）负荷响应速率的提高关键在于锅炉负荷响应速率的提高；1） 缩短负荷响应的滞后时间关键在于通过调汽门的动态过开，合理利用锅炉的蓄热；2） 减小系统的动、静态偏差，提高系统的稳定性关键在于：其一是形成合适的压力定值，使在动态过程中压力定值曲线与实际压力的变化相吻合；其二是在动态过程中合理掌握锅炉负荷指令的超调量，使在负荷指令接近目标值时超调量逐渐减小；其三是

43、根据锅炉负荷响应特性，在动态过程中限制汽机调汽门的动作，使机、炉之间相互协调；3） 高CCS对不确定扰动因素的适应性关键在于系统解耦，即找出系统之间的耦合关系，并通过一些中间变量进行解耦，使相互耦合的系统简化为单输入、单输出的系统。在此基础上，进行了更进一步的分析和论证，认为常规的反馈、前馈控制方案已无法满足要求，必须在现有控制系统结构的基础上，采用多种先进控制理论，将智能控制方法应用到协调控制系统中，弥补和解决常规控制系统的不足，以提高协调控制系统的整体性能。为此，通过不断的试验和仿真研究，引用“预见控制”和“解耦控制”理论形成了如图3所示的CCS控制方案：图3： CCS控制方案原理框图采用

44、该方案的锅炉负荷指令、压力定值曲线和汽机负荷指令仿真曲线如图4所示：图4：仿真曲线上述方案突出的特点在于：1） 炉主控负荷指令比例、微分前馈引用“预见控制”理论采用可变微分时间和固定微分时间相结合，使微分时间在负荷指令接近目标值时逐渐减小，通过参数调整使锅炉负荷指令在起始以较大的速率变化，并在动态过程中有一定的超调量，接近目标值时超调量逐渐渐小。采用这一方案不仅可以最大程度上提高锅炉的负荷响应速率，还克服了负荷指令到位后超调而造成的静态偏差，解决了通常设计中采用固定微分时间的缺点；2） 根据锅炉的压力响应特性，采用数学模型拟合压力定值曲线，在机组滑压运行区间使压力定值与实际压力变化同步，有效克

45、服了系统的动态偏差和超调；3） 汽机主控负荷指令在拟合锅炉负荷响应特性（采用惯性环节）的基础上叠加一微分环节，根据负荷指令的变化速率调整微分时间（300MW机组汽包炉可设为60s左右），在负荷指令变化起始，通过调汽门动态过开，充分利用锅炉的蓄热使机组负荷快速响应，等待锅炉负荷发生变化后，机组负荷随之改变，不仅有效克服了机组负荷响应的滞后，而且弥补了机、炉热力系统本身的特性差异，保证热量的供求基本平衡，使系统运行稳定；4） 在负荷响应过程中，机、炉之间的耦合关系就是机组的能量（即锅炉所产生的能量及汽机所需求的能量）及其平衡关系，反应在控制系统中就是两个主要控制变量即机组负荷和主汽压力，在通常的设

46、计中上述两个变量分别由汽机主控和锅炉主控控制，使CCS在不确定因素自发扰动情况下不能适应。为此，根据“解耦控制”理论引入一个“汽机能量需求信号”的中间变量（NePgPt）代替“机组负荷”作为汽机主控的被调量，由于该信号只反应机组负荷要求的变化及汽机侧自身的扰动，使在锅炉发生自发扰动的情况下，汽机不参与调节，各自的扰动因素分别由锅炉主控和汽机主控独立克服，实现了完全解耦，达到了预期的目的。目前CCS所存在的几个主要问题（负荷响应速率的提高及其与系统稳定性之间的矛盾，机、炉之间的相互耦合关系）解决的关键在于形成合适的机、炉负荷指令和压力定值，使之与机组热力系统的特性相适应，将机、炉之间有机协调，共同适应电网的负荷要求；通过解耦控制提高CCS在各种不确定因素扰动发生时的适应性。-