论文导读：传统意义上的协调控制系统是指锅炉燃烧率和汽机调门之间的协调。为了提高超超临界机组在调门全开、无锅炉侧蓄热可利用的工况下的机组负荷响应能力。其中发电厂的FCB（FASTCUTBACK）功能也越来越受重视。本次培训围绕百万千瓦容量机组热工自动控制的核心技术以及案例展开。
关键词：协调控制，超临界机组，FCB，热工
1、1000MW机组带凝结水节流的协调控制、FCB控制技术
1.1 1000MW机组带凝结水节流的协调控制
传统意义上的协调控制系统是指锅炉燃烧率和汽机调门之间的协调，但对于上海外高桥三厂1000MW机组，为了保证机组最优的经济性，机组运行中汽机调门始终全开，主蒸汽压力不直接控制，传统的机组协调控制无从谈起，机组变负荷时锅炉无蓄热可用，若不采用其它手段，机组加减负荷的速率就是锅炉燃烧率变化而引起机组负荷变化的速率，由于锅炉固有的热惯性，燃烧率变化引起机组负荷变化必定是缓慢的过程，将完全无法满足电网负荷快速变化的需求。
为了提高超超临界机组在调门全开、无锅炉侧蓄热可利用的工况下的机组负荷响应能力，设计了一套全新的基于凝结水调负荷的新型机组协调控制系统，该新型控制系统有效利用了机组凝结水/回热系统中的蓄能，并与锅炉侧燃烧率的控制合理结合。发表论文，超临界机组。
所谓凝结水调负荷，是指在机组变负荷时，在凝汽器和除氧器允许的水位变化范围内，改变凝泵出口调门的开度，改变凝结水流量，从而改变抽汽量，暂时获得或释放一部分机组的负荷。比如，机组加负荷时，关凝泵出口调门，减小凝结水流量，从而可以减小低加的抽汽量，增加汽轮机中蒸汽做功的量，使机组负荷增加。此时，除氧器水位下降，凝汽器水位上升。机组减负荷的过程相反。发表论文，超临界机组。其本质是一种利用蓄能的技术，利用的是汽机回热/加热系统中蓄能的变化。由于在加负荷过程中减少了机组的抽汽，而在减负荷过程中又增加了机组的抽汽，所以这种利用蓄能的技术对汽机回热系统的经济性整体上没有影响。由于没有抽汽阀门的节流，也没有节流损失。
凝结水调负荷主要作用是提高变负荷初期的负荷响应，能够改善由于锅炉侧的滞后而产生的负荷响应的延时，但机组最终的负荷响应仍然取决于锅炉燃烧率的变化。
1.2 1000MW机组的FCB功能
近年来，国内外多次出现大面积停电事故，不断地加深了世人对电网安全重要性的认识。发表论文，超临界机组。世界各国都在加强对电力系统安全可靠性的关注，制定应对大停电的各种措施，其中发电厂的FCB（FAST CUT BACK）功能也越来越受重视。在电网出现突发性故障时，具备FCB功能的机组可以快速减负荷并立刻转为电厂用电“孤岛运行”，成为故障电网中的“星星之火”，随时可以恢复对外送电，大大缩短了电网的恢复时间。具备FCB功能的机组还降低了机组自身汽轮发电机故障时锅炉的停运率，能够实现停机不停炉，只要锅炉不停就容易比较快的恢复送电，这就大幅度提高了机组的可用率和经济性。
FCB的三种类型：a-带厂用电运行；b-汽机保持空载运行；c-汽机故障跳闸，锅炉保持运行。
2、超（超）临界机组的给水系统控制
给水全程控制覆盖了机组运行的全过程，即从锅炉上水-》点火-》湿态（启动阶段）-》干态（直流运行阶段）-》降负荷-》湿态-》停炉，在整个过程中，非干态阶段阶段的给水控制任务是上水和保证流过蒸发器（水冷壁）的最小流量，防止超温并维持水动力的稳定性，给水流量指令的产生是通过蒸发器产生的蒸发量和控制分离器贮水箱水位来进行的；大气式扩容器的2个高水位疏水调节阀控制分离器贮水箱水位上限；锅炉再循环系统通过再循环流量的控制来保证流过蒸发器（水冷壁）的最小流量；干态时，再循环泵停运，处于热备用状态，给水控制的任务是通过快速的煤水比控制和精确的分离器出口微过热蒸汽焓值控制维持煤水比，进而保证过热汽温。其原理见图。
3、超（超）临界1000MW机组过热、再热汽温控制
3.1 过热汽温控制
过热汽温控制分为一级和二级喷水减温控制。
一级喷水减温控制：当负荷变化时，燃料量的变化导致锅炉出口烟温和烟气流速发生变化，势必影响炉膛内辐射传热量和烟道内对流传热量的变化，一、二、三级过热器分别为屏式和对流式过热器，这2种过热器的温度特性相反，如当负荷增加时，前者出口温度将下降，而后者则上升，此时若减少一级减温器的喷水流量将直接恶化二级喷水减温的调节能力，可能导致三级过热器出口温度超温，因此，一级喷水减温控制的任务就是克服进入第一级过热器与第二级过热器的扰动，维持进入第二级减温器的蒸汽温度的稳定，保证第二级减温调节在有效的调节范围内，其温度设定值为锅炉厂给出的二级过热器出口蒸汽温度的设计值。
二级喷水减温控制其任务是直接保证三级过热汽温度等于给定值，是过热汽温度控制系统中最主要的回路，下面以二级减温控制系统为例说明其控制原理。
3.2 再热汽温控制
再热汽温控制的主要手段是燃烧器摆角，另一手段是喷水减温，它是一个辅助控制手段。由于再热器喷水会降低机组的热效率，故一般只有当再热汽温过高的事故情况下，才使用喷水减温控制。
4、机组自启停控制系统（APS）
机组自启停控制系统APS（AutomaticPower Plant Startup And Shutdown System）是机组自动启动和停运的控制中心，为了实现机组的自启停，它按规定好的程序向各个系统/设备发出的启动或停运命令，并由以下系统协调完成：模拟量自动控制系统（MCS）、协调控制系统（CCS）、锅炉炉膛安全监视系统（FSSS）、汽轮机数字电液调节系统（DEH）、锅炉给水泵小汽机调节系统（MEH）、汽轮机旁路控制系统（BPC）、锅炉汽机顺序控制系统（SCS）、给水全程控制系统、燃烧器负荷控制系统及其它控制系统（如电气控制系统ECS、电压自动调节系统AVR等），以最终实现发电机组的自动启动或自动停运。
在设计有APS功能的机组时，MCS、CCS、FSSS、MEH、DEH等系统均要围绕APS进行设计，协调APS完成机组自启动功能。发表论文，超临界机组。在机组启动过程中，随着机组负荷的增加，MCS系统与FSSS系统相互协调自动完成燃烧器的投切功能，以满足全程烧料自动控制功能。
APS下面的功能组的设计就不能是单纯的顺控，而是一个能自动完成一定功能的功能组，功能组具有很强的管理功能，作为中间的连接环节，向下协调有关的控制系统（如MCS）按自启停系统的要求控制相关的设备，向上尽量减少和APS的接口，成为功能较为独立的一块，这样就减轻了上一级管理级APS的负担，同时也提高了机组的自动化水平。即使在APS不投运的情况下，运行人员仍然可调用该功能组，实现某些可以自动控制自动管理的功能。在给水全程自动控制中，APS与MEH、SCS等系统相互协调，自动完成电泵、汽泵之间的启动、停止、并泵、倒泵等功能，以满足全程给水自动控制功能。
APS系统是一个机组级的顺控系统，充分考虑机组启停运行特性、主辅设备运行状态和工艺系统过程参数，并通过相关的逻辑发出对其它顺控功能组、FSSS、MCS、汽机控制系统、旁路控制系统等的控制指令来完成机组的自启停控制。
APS功能包括机组自动启动和自动停止。其中自动启动有冷态、温态、热态和极热态4种启动方式，对于汽机来说，其区别主要在于汽轮机自动开始冲转时对主蒸汽参数的要求不同，因而汽轮机冲转前锅炉升压时间不同。对于锅炉来说区分以上4种启动方式，主要又锅炉壁温、分离器压力和停炉时间等来决定。
APS的总体结构见下图：
机组自启停控制系统机组级顺控更多的是对底层功能组和设备合理的调用，只有底层的功能组设计合理，才能确保机组级顺控的正常运行，因此底层功能组安全顺利地运行是实现机组自启停控制系统的根本保证。
对于作为底层功能组的顺序控制系统也不是原来意义上的顺控，只是把设备按照一定的顺序组织起来实现一定的功能，而是能保证工艺系统能平稳安全投入和退出的功能组。功能组启动允许条件一定要周密严格，防止功能组被随意调用；在功能组的执行过程中，系统投入时要注意和模拟量的配合，做到平稳安全，保证没有冲击、振动，没有电机过流等现象；功能组的完成条件一定要真实反映系统的投运状况。
5、1000MW机组的RUNBACK控制
RUNBACK控制原理
RUNBACK控制回路作为MCS中协调控制系统的一部分，主要承担在辅机设备故障跳闸时以一定的速率快速降低锅炉负荷，使机组负荷与仍在运行的辅机设备所能够承担的最大负荷相适应。
RUNBACK控制回路一般具有八个项目：
磨煤机跳闸
空预器跳闸
一次风机跳闸
送风机跳闸
引风机跳闸
给水泵跳闸
凝结水泵跳闸
FCB(停机不停炉)
正常运行时，根据上述设备运行台数及总燃油量计算出机组最大允许负荷，根据磨煤机运行台数及总燃油量计算出机组最小允许负荷，最大、最小允许负荷作为协调控制系统机组负荷设定回路的负荷上下限。
当任一上述设备跳闸时，将根据剩下的设备台数计算出机组最大允许负荷，如果机组此时的实际负荷大于最大允许负荷，将发生RUNBACK。
RUNBACK发生后，根据不同的跳闸设备给出不同的目标负荷和下降速率，使RUNBACK指令按此速率下降。发表论文，超临界机组。调节系统与FSSS和SCS共同作用，使机组负荷快速下降。发表论文，超临界机组。
6、1000MW机组100%大旁路控制
6.1、旁路的作用
(1)在各种工况(冷态、温态、热态、极热态)启动阶段控制锅炉快速提高蒸汽温度，使之与汽轮机汽缸金属温度较快地相匹配，从而缩短机组启动时间和减少蒸汽向空排放。
(2)在机组正常运行后，代替锅炉过热器安全门的作用，在锅炉超压时能及时动作开启泄压。
(3)当电网或汽轮发电机组发生故障跳闸时，迅速动作开启维持主汽压力，实现汽轮机3000r/min带或不带厂用电运行、或实现停机不停炉，保持锅炉运行，机组能随时重新并网恢复正常运行。
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