3.火电机组的MCS系统.pptxVIP

DCS系统在火电机组上的应用MCS系统

1MCS系统原理架构MCS架构：MCS系统

2MCS系统组成MCS组成：MCS系统CCS系统子控制系统负荷指令处理（LMCC）负荷控制回路负荷指令运算负荷指令限制锅炉子控制系统汽机子控制系统给水控制燃烧控制汽温控制除氧器水位、压力高、低加水位DEH控制旁路控制系统

3MCS系统出入口参数MCS系统的出入口参数分析：设定值入口参数主汽压力定值p0实际机组负荷指令ULD（unitloaddemand），也可称为功率定值N0，由LMCC回路综合外部负荷要求产生ADS（由AGC控制实现）A△f被调量入口参数主汽压力pT机组实发功率NE调节量出口参数锅炉主控指令MB汽机主控指令MT通过负荷控制回路实现通过负荷控制回路实现

4AGC原理AGC控制：AGC控制称为自动发电控制(AutomaticGenerationControl)系统AGC系统为单元机组提供ADS负荷调度指令

5AGC原理AGC控制系统组成：AGC控制系统主要由三部分组成：电网调度中心的能量管理系统EMS(EnergyManagementSystem)、电厂端的远程端子单元RTU(RemoteTerminalUnit)和分散控制系统DCS的协调控制系统CCS、微波通道等。AGC系统把单元机组作为一个整体与电网侧一起纳入到一个控制系统中，形成网侧、厂侧的大协调控制系统，即AGC控制系统，而厂侧的CCS控制系统则称为小协调控制系统。

6AGC原理实现AGC控制的基本条件：①电厂机组的热工自动控制系统必须在自动方式运行，且协调控制系统必须在协调控制方式。②电网调度中心的能量管理系统、微波通道、电厂端的远方终端RTU必须都在正常工作状态，并能从电网调度中心的能量管理系统的终端CRT上直接改变机炉协调控制系统中的调度负荷指令。机炉协调控制系统直接接收到从能量管理系统下发的要求执行自动发电控制的“请求”和“解除”逻辑信号及调度负荷指令的模拟量信号(标准接口为4～20mA)。能量管理系统能接收到机组协调控制系统的反馈信号和协调控制方式信号和AGC已投入信号。

7AGC原理实现AGC控制的基本条件：③能量管理系统下达的调度负荷指令信号与电厂机组实际。出力的绝对偏差必须控制在允许范围以内。④机组在协调控制方式下运行，负荷由运行人员设定称就地控制。机组接受调度负荷指令，直接由电网调度中心控制称远方控制。就地控制和远方控制之间相互切换是双向无扰的。在就地控制时，调度负荷指令自动跟踪机组实发功率。在远方控制时，协调控制系统的手动负荷设定器的输出负荷指令自动跟踪调度负荷指令。

8AGC原理DCS与AGC的联系信号：DCS送至AGC的信号至少应有下列信号：①模拟量信号(AI)：包括最大允许负荷、最小允许负荷及允许负荷变化率等。②开关量信号(DI、DO)：包括机组AGC待命方式、机组在AGC方式、机组出力限制和RUNBACK、主机故障等。AGC送至DCS的信号至少应有下列信号：①模拟量信号有AGCMW指令。②开关量信号有AGC可以投、AGC故障、AGC已投及协调侧一次调频已投等。

9负荷指令处理回路（LMCC）的功能作用负荷指令处理回路（LMCC）：由负荷指令运算回路和负荷指令限制回路组成，其作用是对来自中调的ADS负荷指令或机组值班员手动给定的负荷指令以及电网频差信号进行运算和处理，产生机组的实际目标负荷指令，简称机组负荷指令ULD，即功率给定值（N0）。

10负荷指令运算的原理方案

11负荷指令限制回路负荷指令限制回路：作用对主辅机设备的运行状况进行监视，一旦发生故障就要对初步目标负荷指令NS进行必要的限制，以形成单元机组的实际目标负荷指令ULD，即N0单元机组主辅机故障类型主辅设备不同，故障类型不同，采用的限制方法不同I类故障：跳闸或切除（来源明确，根据切投状况直接确定）II类故障：设备工作异常（无法直接确定，根据运行参数的偏差间接确定）单元机组负荷指令限制类型最大最小负荷限制（是最基本的负荷限制，与主辅机的故障无关）负荷返回（RB）（适用于一类故障，辅机故障处理）负荷指令闭锁增减（BI/BD）（适用于二类故障处理）负荷迫升迫降（RU/RD）（适用于二类故障处理）负荷快速切断（FCB）（适用于一类故障，主设备故障处理）燃料量（FE）、风量（AE）、给水量（AWE）偏差越限

12RB回路原理方案负荷返回（RB）：

13FCB回路原理方案负荷快速切断（FCB）：FCB处理单元机组主设备跳闸故障时的负荷限制，单元机组主设备跳闸故障可发生在炉、机、电及电网侧，FCB限制的是发电机前后的主设备出现跳闸故障时的负荷，分两种情况：一、电网侧跳闸，发电机解列，单元机组维持厂用电运行（5%~8%）二、发电机侧跳闸，汽机停运，炉维持最小负荷运行，