煤气锅炉发电项目DCS系统控制方案.doc

第 0 页3/25/2019 0 高炉煤气发电高炉煤气发电 DCSDCS 系统控制方案系统控制方案 二二一九二一九二一九年三月二十五日一九年三月二十五日 第 1 页3/25/2019 1 DCS 控制技术方案控制技术方案 和利时公司对煤气发电锅炉有着成熟的技术方案，在多个项目上有成功的应 用，并得到了业内人士的一直好评。比如唐山滦南华瑞 1*75t/h 煤气发电项目、邯 郸纵横钢铁 3*75t/h 煤气发电项目、武安永城发电 1*40t/h 煤气发电项目、武安新 兴发电 2*75t/h+1*130t/h 煤气发电项目、邯郸信达 1*75t/h 煤气发电项目、邯郸 陆顺焦化 1*75t/h 煤气发电项目、河北平山 2*240t/h 煤气发电项目、武安普阳钢 铁 2*75t/h 煤气发电项目等多个煤气发电项目。现煤气发电项目一般都采用 DCS 系 统控制，通过MACSMACS控制系统来实现DASDAS、MCSMCS、SCSSCS、ETSETS、FSSSFSSS、DEHDEH、 ECSECS等功能，具体配置及方案介绍如下。 一、一、MACSMACS 控制系统：控制系统： 、MACSMACS 系统具有以下特点：系统具有以下特点： 采用分“域”概念，域内作为一个完整的控制系统，域间数据共享。 采用国际上最流行的现场总线 ProfiBus-DP 来连接主控单元和 I/O 模件，即满 足高速传输，又有简单实用，经济性强的特点。 采用开放的平台，基于 Windows 2000（或 XP）操作系统，Client/server 结构， 采用双冗余的系统服务器来存储系统所有的实时数据、历史数据、操作记录等 图形化的人机接口技术；支持动画技术，图形缩放技术，多级窗口技术；丰富 的历史记录分析和处理。 灵活的组态技术。组态软件为全中文界面；功能强大，可实现各种先进控制算 法；可实现复杂、美观的图形界面；数据库结构灵活，修改方便，可轻松地导 入、导出数据。 导轨式安装技术，I/O 硬件的模块化设计，支持在线热插拔，便于管理和维护。 主控单元和系统网络、模块电源皆采用冗余配置，增强了系统运行的可靠性。 一般 12MW 煤气发电工程 DCS 系统由工程师站、操作员站、I/O 现场控制站 第 2 页3/25/2019 2 组成，本工程采用 1 台工程师站，3 台操作员站，3 套 I/O 控制站（预计） 。 、MACSMACS 系统工程师站具有以下主要功能：系统工程师站具有以下主要功能： 组态：完成数据库、图形、控制算法、报表的组态。 参数配置：简化历史库、事故追忆、变量组定义等。 设备组态：实现应用系统的操作员站、现场控制站及过程 I/O 模块的配置等。 数据下装：将组态后的数据下装到服务器、现场控制站、操作员站，在线运 行时，还可通过数据下装的形式修改数据库和控制算法。 、 MACSMACS 系统操作员站具有以下主要功能：系统操作员站具有以下主要功能： 图形显示和会话：该软件可通过各种途径切换到各个画面，在一幅流程图上可 显示立体图形和动态对象，并实现会话操作。可滚动显示大幅面的流程图等。 控制调节：该软件可进入各回路调节窗口，修改设定值、切换控制方式和整定 回路参数等。 成组趋势显示：包括模拟量成组趋势显示和开关量成组趋势显示两种，允许操 作员在线定义任意点的趋势显示。一幅趋势画面可显示多条曲线，曲线可纵向 放大、平移。曲线上的每一点的值可列出。 工艺报警显示：该软件以跟踪方式显示报警列表信息，报警可按四种级别，不 同的级别以不同的颜色显示，报警信息可以分别按点名、工艺系统名、报警级 和时间段查询。系统按报警属性进行分类显示，如工艺报警信息显示、超量程 报警信息显示、多重测量超差显示、变化率超差显示、开关量摆动信息显示、 禁止/强制点一览显示等。 日志显示：按时间顺序跟踪显示工艺设备的报警信息、系统设备故障信息和操 作记录信息，并可按全日志、SOE 日志、简化日志、试验系统日志、设备故障 日志和操作记录日志进行分类查询，对每种类型还可按点名、工艺系统名、报 警级和时间段等进行历史查询。 参数列表：可以按工艺系统、系统定义成组和自定义组等进行模拟量和开关量 的参数列表。 第 3 页3/25/2019 3 、I/OI/O 现场控制站现场控制站 I/O 现场控制站是 MACS 系统实现数据采集和过程控制的中心，主要完成数据 采集、工程单位变换、控制和联锁算法、控制输出、通过系统网络将网络数据和诊 断结果传送到服务器等功能。 、系统的网络结构、系统的网络结构 MACS 系统的网络由上到下分为监控网络、系统网络和控制网络三个层次，监 控网络由 10M/100M 高速以太网构成，实现工程师站、操作员站与服务器的互联； 系统网络由 10M/100M 高速以太网构成，实现现场控制站与系统服务器的互联； 控制网络由 ProfiBus-DP 构成，实现现场控制站与过程 I/O 单元的通讯，完成实时 输入、输出数据的传送任务。 系统服务器主要负责对域内系统数据的集中管理和监视，包括报警、日志、 SOE、 事故追忆等事件的捕捉和记录管理，并为域内其它各站的数据请求（包括实 时数据、事件信息和历史记录）提供服务和为其它域的数据请求提供服务。 运行系统以系统服务器为中心，完成所有功能。系统服务器还提供二次数据处 理和历史数据管理和存档管理。 二、系统控制功能：二、系统控制功能： 、DASDAS（实时数据采集）（实时数据采集） DAS 功能主要用对机组的各种实时参数，受控设备的运行状态进行采集、处 理和监视。 本系统配置输入、输出点严格按设计和本系统的实际要求进行严格按设计和本系统的实际要求进行。 系统配置控制流程图若干幅，每幅画面都可切换到其它任意一幅画面，且切 换次数不超过 2 次，画面刷新的时间不超过 1 秒。其它系统画面还有历史、实时 趋势显示画面，参数成组显示画面，报警列表画面，系统状态画面等。对所有数 据库点可通过点击鼠标右键的方式方便的查询该点的详细信息。 历史趋势包括模拟量趋势和开关量趋势两种，操作员可根据需要在线任意调 第 4 页3/25/2019 4 用要显示的数据库点，所有数据库点全部进入历史库；每天的历史记录按文件夹 的形式存储在服务器硬盘中，操作员可通过在线和离线的方式进行数据查询。 系统按时间顺序跟踪显示报警列表信息，报警信息可按名称、报警级、和时 间段等多种方式分类查询。系统还可以按照全日志、SOE 日志、简化日志、操作 日志等方式显示报警信息、系统故障信息、和操作记录。 MACS 系统的报表分为实时报表和随机报表，报表用 MicroSoft Excel 进行编 辑，实时报表的打印方式可在线进行。 、MCSMCS 模拟量自动调节控制功能模拟量自动调节控制功能 高炉煤气发电建工程的 1 台 75t/h 高炉煤气锅炉 1 台 12MW 抽凝式汽机单元制 运行，模拟量自动调节系统及负荷分配模拟量运算主要包括如下几套控制系统： （1） 、煤气燃料量调节系统 （2） 、送风量控制系统 （3） 、引风控制系统（炉膛负压控制系统） （4） 、煤气母管压力调节 （5） 、一级减温控制系统 （6） 、主蒸汽温度控制系统（二级减温控制系统） （7） 、给水控制系统（汽包水位控制系统） （8） 、凝汽器水位控制系统 （9） 、轴封压力控制系统 （10） 、连排扩容器水位控制 （11） 、高加水位控制系统 （12） 、低加水位控制系统 （13） 、除氧器水位控制系统 （14） 、除氧器压力控制系统 （15） 、低压省煤器进水量控制系统（排烟温度控制系统） （16） 、机炉协调控制 第 5 页3/25/2019 5 1 1 煤气燃料、煤气燃料、辅助油燃料的辅助油燃料的控制系统控制系统 一般锅炉燃烧系统控制中，主要的被控参数为主汽压力或负荷。对主汽压 力和负荷参数的控制是通过调节进入锅炉的燃料量来实现的。也即般锅炉的燃 料量控制系统采用以控制锅炉出口蒸汽压力为主调、以控制锅炉主蒸汽流量和 锅炉汽包压力代表的热量信号为付调的串接系统。该项目的锅炉燃烧控制有其 特殊性，以燃烧高炉煤气为主，发电负荷为辅；高炉煤气在保证其它用气用户 使用情况下，多余的煤气才送进锅炉燃烧和发电。也就是说不需要调节燃料， 有多少煤气就烧多少，从设计上根据其特点，设计成汽机自动跟随锅炉方式， 汽机自动调整机前压力或滑压运行，保证主汽压力不至于太低，造成汽机进水， 而锅炉调功方式运行；为保证煤气用户的用气，必须保证煤气母管压力的稳定， 就要设计煤气母管压力自动调节系统。 （1 1）煤气燃料控制系统煤气燃料控制系统 对于高炉煤气发电而言，煤气燃料取决于炼钢生产的工况。当炼钢车间送 过来的煤气量改变时，必然影响发电机组的运行工况。高炉煤气发电机组的运 行要求是以环保为重要目的，即是将炼钢所产生的煤气在满足其它煤气用户用 气的情况下，燃尽余下的煤气为控制目标的。所以其控制手段与一般的燃烧系 统控制不同。 高炉煤气发电机组的燃烧系统可通过机组尽可能在维持不停炉的前提下， 按煤气量大小维持锅炉在 25110的燃料负荷情况下运行。锅炉出口主蒸 汽压力参数的控制不是通过调节燃料来实现，而是通过调节汽机进汽阀门的开 度来实现的。一旦锅炉出口主蒸汽压力改变时，意味着高炉煤气燃料量的改变。 若高炉煤气燃料量改变后，又必然通过其压力参数值的改变显示出来，在保证 汽机安全的前提下，锅炉产生多产蒸汽，就发多少电，蒸汽多时开调节门，蒸 汽少时，就关小汽机调门，这些都是机组自动实现了，在自动方式下，不需要 操作运行干预。因此，本系统首先保证高炉煤气进气压力，通过调节高炉煤气 进气阀门的开度来控制高炉煤气进气压力，煤气压力得到保证的情况下，来控 制燃烧，只有主汽压力高时（煤气压力也高，超过 110%） ，才会控制煤气燃料 的进气量。 第 6 页3/25/2019 6 M1 M1 1 当煤气母管压力低 III 值时，自动关闭调节阀；为了保证锅炉的连续运行， 当煤气母管压力低 I 值时，在操作监视画面上报警和提示，准备投入或选择投 入辅助油系统；当煤气母管压力低 II 值时，关闭下层煤气阀，同时自动投入 1 和3 角（根据运行选择，也可以先是2 和4 角）辅助油运行；当煤气 母管压力低 III 值时，关闭上层煤气阀和退出煤气进汽调节自动，关闭煤气进 汽调节阀，同时，自动投入2 和4 角（根据运行选择，也可以是1 和3 角）辅助油运行；反之，当煤气压力回升到低 III 值后延时 5 秒，自动停2 和4 角辅助油，打开下层煤气阀，投入煤气压力调节自动；当煤气压力回升 到低 II 值后延时 5 秒，自动停1 和3 角辅助油；当煤气压力回升到低 I 值 后，取消煤气低报警，锅炉进入正常运行，当主汽压力过高时，才会要求关小 高炉煤气进气阀门。为了避免设备误操和误动作，当煤气压力低或主汽压力高 时都要闭锁开进汽阀门。 其控制方案如图 4.2.1 所示： 机前主蒸汽压力 PT 设定值 PS 或滑压参数 PTPS 汽包压力 蒸汽流量 煤气压力 煤气压力设定值 锅炉煤气进气阀门 汽机进汽阀门开度指令 D PI1 A/M A/M PI2 PI2 第 7 页3/25/2019 7 图 2.2.1 燃料量调节系统原理结构图锅 说明：说明： 锅炉主蒸汽流量和锅炉汽包压力代表的是热量信号 Q， （Q=D+C） ，锅炉的储能。 dt dPb 考虑到煤气用户用汽及煤气压力过低的回火保护，在煤气压力低于某一设定值时， 切断整个煤气总管快切阀。煤气压力虽然高于保护值运行，但是整个煤气进气量在不足以 维持锅炉的 50负荷时，将整个煤气进气阀的下层快切阀切断。当煤气进气量不足以维持 锅炉的 25负荷时，将锅炉的中间燃油层控制阀打开，开始投入燃油控制，以维持锅炉的 正常运行，保证将高炉煤气完全燃烧，达到环保的目的。 当主汽压力大于压力给定时，差压信号送到压力调节回路作为前馈信号，增大煤气 压力给定值，同时闭锁开大进汽阀。 （2 2）辅助油燃料辅助油燃料控制系统控制系统 锅炉启动点火自动锅炉启动点火自动控制系统控制系统，既要保证锅炉的安全启动燃烧、又要保，既要保证锅炉的安全启动燃烧、又要保 证锅炉的经济启动燃烧。证锅炉的经济启动燃烧。 锅炉启动时的燃烧主要是以油燃料为主，当油燃料进入燃烧室及时点 火燃烧，燃烧室温度达到高炉煤气着火点温度时逐步开启高炉煤气调 节阀，高炉煤气燃烧稳定后，停止油燃料供给系统。按锅炉启动和带 负荷程序自动调节，进入“ 机跟炉” 的运行方式进行自动调节控制。 整个锅炉启动过程按锅炉启动和带负荷操作规程自动调节。 锅炉在低负荷运行燃烧不稳定时，投入低负荷辅助油燃料自动控制系 统，根据锅炉设计最低稳定负荷运行参数及高炉煤气的变化情况，适 当投入油燃料辅助稳定燃烧，以控制稳定燃烧为原则，当高炉煤气量 小于 8000-10000 m3/h 或投入辅助油燃料大于 500kg/h 时，发出“继 续”或“停炉”确认，一但确认为“继续”时，低负荷辅助油燃料自 动控制系统，以继续控制稳定燃烧为原则，自动调节控制增加辅助油 燃料。如确认为“停炉”将启动停炉自动控制系统，按锅炉停炉和减 负荷操作规程自动调节控制，作停炉处理。 第 8 页3/25/2019 8 （3 3）停炉）停炉控制系统控制系统 停炉有自动控制和人为命令（将启动停炉自动控制系统，作停炉处理。 ）及手动完全操作控制，按锅炉的停炉运行程序进行。 2 2 送风量控制系统（烟气含氧量控制系统）送风量控制系统（烟气含氧量控制系统） 送风控制既要保证锅炉的安全燃烧，又要保证锅炉的经济燃烧，而送风控 制系统最终是由保证最佳的炉膛出口氧量来标志其燃烧工况的安全与经济性的。 对双友钢铁公司高炉煤气锅炉而言，其送风量的控制，实际上是具体到风 与高炉煤气和辅助油燃料的匹配控制。 因此，送风控制系统，是以调节高炉煤气的配风量为主，再以氧量校正回 路串接在送风量控制回路中。 根据锅炉结构分析，高炉煤气燃料量和辅助油燃料量的改变，高炉煤气可 以从其压力的改变进行判断，辅助油可从其流量的改变进行判断，所以其风量 的匹配可通过检测相应的炉膛出口氧量、高炉煤气压力值、油燃料流量值的变 化来进行调节。故系统原理结构图如图 4.2.2 所示： 烟气含氧量测点 1 烟气含氧量测点 2 煤气管道压力（辅油流量）信号 设定值 煤气管道压力（辅油流量）信号给定值 /2/2 222222 222/ / /2/2 PI PI AM 第 9 页3/25/2019 9 . M 送风量变频调速器 图 2.2.2 控制系统原理结构图 3 3 引风量控制系统（炉膛负压控制系统）引风量控制系统（炉膛负压控制系统） 根据高炉煤气发电实际工程，引风控制系统是以炉膛负压为主要控制参数， 但可将送风总量信号作为前馈信号，其原理结构图如下所示： 炉膛负压测点 1 炉膛负压测点 2 煤气量的变化速率 设定值 引风档板 图 2.2.3 引风控制系统原理结构图 说明：说明：考虑到燃料不是单一的燃料，而是高炉煤气和辅助油，且热值不同，流量也不同， 很难作为引风控制系统的前馈信号，所以只能考虑选取送风机出口处的风量信号作为其前 馈信号。但要求送风总量信号能真正反映炉膛实际所需风量。可实际上送风量的控制只是 控制了两种燃料对应的燃料风，并没有控制送风总量。如某种燃料风门关小，只是减少了 进入炉膛的风量，这时送风总管道上的压力指示值会增加，还应该增加送风总压的自动控 制。其控制可通过调节送风机的出力实现。即通过调节送风机的转速来调节送风机的出力 最终达到调节送风总量。 /2/2 222222 222/ / /2/2 PI Ts1 1 Ts1 1 M A/M 第 10 页3/25/2019 10 4 4 机炉协调控制机炉协调控制 对于高炉煤气发电工程而言，高炉煤气发电机组的运行要求是以环保为重 要目的，即是将炼钢所产生的煤气燃尽为控制目标的。 高炉煤气发电机组的燃烧系统可通过机组尽可能在维持不停炉的前提下， 维持锅炉在 20110的燃料负荷情况下运行。所以锅炉出口主蒸汽压力参 数的控制不是通过先调节燃料来实现的，而是通过先调节汽机进汽阀门的开度 来实现的。也即采用的是“机跟炉”的运行方式进行控制的。而一旦锅炉出口主 蒸汽压力改变时，也意味着高炉煤气燃料量的改变。若高炉煤气燃料量改变后， 又必然通过其压力参数值的改变显示出来。因此，燃料系统的控制是通过调节 高炉煤气进气阀门的开度来控制高炉煤气进气压力来控制燃烧状态（而不是控 制煤气燃料的进气量） ，来配合汽机的控制达到控制锅炉主蒸汽压力的目的。因 此，一方面锅炉负荷的调节通过锅炉负荷分配运算系统进行运算及控制；另一 方面，锅炉主蒸汽母管压力的控制是通过调节汽机的进汽阀门的开度来控制的。 根据高炉煤气发电系统主蒸汽压力参数的控制不是通过先调节燃料来实现 的，而是通过先调节汽机进汽阀门的开度来实现的，也即采用的是“机跟炉”的 运行方式进行控制的特殊情况，基本原则可设计为： 当主蒸压力低时，考虑（通过 DEH 系统的调节系统去）关小汽机进汽阀门 开度，从而达到减少汽机的进汽量，降低汽轮发电机组的出力； 当主蒸汽压力高时，考虑（通过 DEH 系统的调节系统去）开大汽机进汽阀 门开度，从而达到增加汽机的进汽量，增加汽轮发电机组的出力。 所以设计中，引入信号送至汽机负荷运算系统，进行校正运算，将负荷运 算结果作为负荷指令，发给汽机 DEH 系统进行负荷分配调节运算控制。 5 5 主蒸汽温度控制系统主蒸汽温度控制系统 锅炉主蒸汽温度的调节，应根据锅炉特点进行设计。具有一个完善的主 蒸汽温度控制系统。在规定的锅炉运行范围内，达到温度控制的负 荷时（特别是低负荷、高负荷区 第 11 页3/25/2019 11 域） ，控制第一级过热器的出口温度使之达到设定范围之内。 调节量：减温水流量 调节设备:减温水调节阀门 导前温度信号:高温过热器出口温度 系统原理结构图如图 4.2.5 所示： 减温器后温度 热器器出口汽温 锅炉出口蒸汽流量 设定值 减温喷水阀门 图 2.2.5 过热汽温度控制系统原理结构图 在低负荷、汽机跳闸及 MFT 时，要求严密关闭喷水阀。为防止汽机进水及 低负荷工况时阀门阀芯的磨蚀，应设计喷水隔离阀联锁。 6 6 给水控制（汽包水位控制）给水控制（汽包水位控制） 正常的控制应是由蒸汽流量、汽包水位和给水流量组成的三冲量控制系统。 当负荷小于 30%时采用只有汽包水位的单冲量控制，当负荷大于 30%时切换至 三冲量控制，应提供单冲量和三冲量控制之间的无扰切换，反之亦然。 测量汽包水位的变送器，应为三重冗余，并有压力补偿、比较和选择。 经温度补偿的给水流量应加入喷水流量，得出总给水流量信号。 D PID PI A/M M 第 12 页3/25/2019 12 蒸汽流量测量应有压力和温度补偿，并加入供热母管流量得出总蒸汽流量 信号。 被调量：汽包水位 调节量：给水流量 副回路输入信号: 给水流量 前馈输入信号: 主蒸汽流量 系统原理结构图如图 4.2.7 (a)、(b)所示： (1).(1).三冲量控制系统：三冲量控制系统： 给水流量 汽包水位（经过一阶惯性） 主蒸汽流量 设定值 锅炉给水调节阀门 图 2.2.6（a） 锅炉三冲量汽包水位控制系统原理结构图 (2).(2).单冲量控制系统：单冲量控制系统： 汽包水位（经过一阶惯性） 设定值 M PI A/I M PI A/M 第 13 页3/25/2019 13 锅炉给水调节阀门 图 2.2.6（b） 锅炉单冲量汽包水位控制系统原理结构图 7 7 凝汽器水位控制系统凝汽器水位控制系统 保持一定的凝汽器水位，目的用于保障建立正常的凝汽器真空。凝 汽器水位的过高和过低都可能破坏凝汽器真空。在凝汽器水位控制系统 中，凝汽器水位测量值与给定值的偏差值进行 PID 运算，其运算结果调 节凝汽器水位调节阀开度，维持凝汽器水位恒定。凝汽器水位控制系统 如图 4.2.8 所示。 凝汽器热井水位 凝汽器水位给定值指令 图 2.2.7 凝汽器水位控制系统 8 8 轴封压力控制系统轴封压力控制系统 在汽轮机级内隔板和主轴间隙处，以及主轴穿出汽缸外处等部位，蒸汽汽 缸会往外泄漏或外部空气漏入，使汽轮机的效率降低并使机组真空恶化，破坏 汽轮机的正常运行。故必须采用轴封阻挡蒸汽外漏和空气漏入，来保障汽轮机 LT K TR A A/M T f(x) ZT 第 14 页3/25/2019 14 的正常运行。轴封性能的好坏是通过控制轴封蒸汽压力来实现的。 在汽轮发电机组轴封压力调节系统中，轴封压力的测量值与给定值进行 PID 运算，其运算结果控制轴封供汽调节阀，维持轴封压力在设定值。 控制系统见图 4.2.9 所示： 轴封压力测量值 轴封压力给定值指令 图 2.2.8 轴封压力控制系统 9 9 连排扩容器水位控制系统连排扩容器水位控制系统 根据连排扩容器水位信号，控制连排扩容器疏水调节阀，维持连排 扩容器水位在设定值。凝汽器水位控制系统如图 4.2.10 所示。 连排扩容器水位 连排扩容器水位给定值指令 PTT TT K TR A A/M T f(x) ZT LT K TR A A/M T f(x) ZT 第 15 页3/25/2019 15 图 2.2.9 连排扩容器水位控制系统 1010 高压加热器水位控制系统高压加热器水位控制系统 高压加热器是汽机抽汽与主给水的热交换设备。低压加热器是汽机抽汽与 凝结水的热交换设备。它们的水位过高，有可能导致汽轮机进水，从而引发事 故。 在高压加热器水位调节系统中，水位的测量值与给定值进行 PID 运算，其 运算结果控制高压加热器的疏水调节阀，使高加水位满足运行要求。紧急情况 下，由事故放水电动门控制其液位。控制系统见图 4.2.11 所示： 高加水位测量值 高加水位给定值指令 图 2.2.9 高加水位控制系统 LT K TR A A/M T f(x) ZT 第 16 页3/25/2019 16 1111 低压加热器水位控制系统低压加热器水位控制系统( (一般小机组没有一般小机组没有) ) 在低压加热器水位调节系统中，水位的测量值与给定值进行 PID 运算，其 运算结果控制低压加热器的疏水调节阀，使低加水位满足运行要求。紧急情况 下，由事故放水电动门控制其液位。 控制系统见图 4.2.12 所示： 低加水位测量值 低加水位给定值指令 图 2.2.10 低加水位控制系统 1212 除氧器水位控制系统除氧器水位控制系统 保持除氧器水位的目的是用来保障锅炉供水量与需求量的平衡。根据生产 工艺的不同，除氧器水位控制有单冲量和三冲量两种调节方式。它们的区别在 于化学补充水是否连续进水。其中，三冲量调节方式与汽包水位控制系统相类 LT K TR A A/M T f(x) ZT 第 17 页3/25/2019 17 似，在启动和低负荷运行期间为单冲量调节，正常负荷时为三冲量调节。单冲 量和三冲量之间的切换可通过手动或自动实现。 当除氧器水位达到高值时，除氧器水位调节阀关闭，凝结水再循环阀打开。 除氧器水位高值时，开事故放水电动门。当汽机停运时，除氧器水位调节由 化学补给水阀实现。 控制系统见图 4.2.13 所示： 除氧器水位 除氧器水位给定值指令 图 2.2.10 除氧器水位控制系统 1313 除氧器压力控制系统除氧器压力控制系统 在机组启动期间，除氧器压力的调节是通过打开厂用蒸汽母管调节阀，来 维持除氧器压力在设定值； 在正常负荷工况下，除氧器压力的调节系统的设计是将除氧器压力测量值 与设定值的偏差送入 PID 进行运算，其运算结果调整除氧器压力调节阀，控制 除氧器压力在设定值上。除氧器压力控制系统见图 4.2.14 所示： 除氧器压力测量值 PT K TR A A/M T f(x) ZT LT K TR A A/M T f(x) ZT 第 18 页3/25/2019 18 除氧器压力给定值指令 图 2.2.13 除氧器压力控制系统 (三三)、SCS（顺序控制系统）（顺序控制系统） 、FSSS（炉膛安全监控系统）（炉膛安全监控系统） SCS 功能主要实现了电动门、电动机、电磁阀远操及联锁、成组控制。 煤气锅炉相对煤粉炉与流化床锅炉没有煤系统，所以锅炉的 SCS 功能相对 简单，但是煤气是一种高热值，燃烧迅速，危险性大的燃料，若操作不当，会 对锅炉设备造成破坏，这也是煤气锅炉控制相对于一般的煤粉锅炉最特殊的地 方，所以锅炉的安全保护（FSSS）非常重要。本系统锅炉的最重要的保护设备 是煤气快关阀，采用气动方式，能够迅速截断煤气来源。 1 1 顺序控制系统（顺序控制系统（SCSSCS）包括下列子组项）包括下列子组项 （1 1） 锅炉功能子组控制项目锅炉功能子组控制项目 1、送风机 A 子组项 包括送风机、送风机变频调速装置、送风机电机轴温、引风机。 3、引风机子组项 包括引风机、引风机入口风门挡板、引风机电机轴温、送风机。 5、风门控制子组项。 当锅炉点火时，相应燃烧器的风门应保持适当小风门，保证点火稳定。当 锅炉需吹扫时，所有风门应全部开到最大，保证有相当的风量对锅炉进行吹扫， 达到吹扫效果。 6、锅炉疏水放气管道阀门控制子组项 第 19 页3/25/2019 19 7、锅炉主蒸汽及蒸汽母管阀门控制子组项 8、锅炉燃气电动门、燃气快切阀控制子组项 9、 ，煤气电磁阀控制子组项 10、大锅炉清洗水控制子组项等等。 （2 2 ） 汽机功能子组控制项目汽机功能子组控制项目 1、给水泵 A 子组项；包括给水泵 A、泵 A 出口电动门、泵 A 循环门。 2、给水泵 B 子组项；包括给水泵 B、泵 B 出口电动门、泵 B 循环门。 3、汽机油系统子组项；包括高压油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、盘车。 原则：汽机润滑油压低一值时，自启交流润滑油泵；汽机润滑油压低二值时， 自启直流润滑油泵，汽机润滑油压低三值时，汽机保护动作；汽机润滑油压低 四值时，停盘车且盘车不允许启动。 4、凝结水子组项；包括凝结水泵、凝结水泵出口阀门、凝结水循环门。 5、凝汽器子组项包括；凝汽器循环冷却水进出口阀门、疏水阀、补水阀等。 6、凝汽器真空系统子组项；包括 2 台射水泵、射水抽气器、2 台射水泵出口阀门、 凝汽器空气总阀、射水抽气器空气阀等。 7、汽机轴封系统子组项；包括轴封供汽阀门。 8、高压加热器子组项系统包括高加进、出水阀、旁路阀、抽汽隔离阀、抽气逆止阀、 高加疏水阀和抽汽管路疏水阀等。 原则：高压加热器水位高一值，开高加紧急疏水门；高压加热器水位高二值， 关抽汽逆止阀、抽汽隔离阀，关高加进、出水阀，开高加旁路阀，开抽汽管路 疏水阀。 9、低压加热器子组项；包括低加进、出水阀、旁路阀、抽汽逆止阀、低加疏水阀 和抽汽管道疏水阀等。 原则：低压加热器水位高一值，开低加紧急疏水门；低压加热器水位高二值， 关抽汽逆止阀、抽汽隔离阀，关低加进、出水阀，开低加旁路阀，开抽汽管路 疏水阀。 10、汽机主蒸汽管道阀门控制子组项 原则：根据具体的管路阀门数量及安装位置设计阀门的开关动作。 11、汽机蒸汽管道疏水阀子组项 第 20 页3/25/2019 20 12、汽机抽汽管道阀门控制子组项 13、辅助蒸汽系统阀门控制子组项等等。 （3 3） 联锁保护设计联锁保护设计 A、锅炉部分 序号子组项信号条件动作 1 送风机1、前后轴承温度高 2、送风机事故 3、引风机全跳 4、引风机事故 联锁停 2 引风机1、前后轴承温度高 2、引风机事故 联锁停 3 送风机停联锁1、对应挡板关 2、关各角各层燃烧器入口煤气电磁 阀 3、关高炉煤气支管电磁阀 4、关高炉煤气快切阀 5、关各角各层燃烧器入口煤气调节阀 6、关减温水调节阀 4 引风机停联锁1、对应挡板关 2、关各角各层燃烧器入口煤气电磁 阀 3、关高炉煤气支管电磁阀 4、关高炉煤气快切阀 5、关各角各层燃烧器入口煤气调节阀 6、关减温水调节阀 7、跳送风机 高开事故放水门 5 汽包水位 低关事故放水 6 点火排汽电动门过热蒸汽压力高开排汽电动门 7 点火排汽电动门过热蒸汽压力正常关排汽电动门 8 锅炉出口电动主汽门MFT 动作锅炉出口电动主汽门 第 21 页3/25/2019 21 B、汽机部分 序号序号子组项子组项信号条件信号条件动作动作 1 凝结水再循环门凝结水流量 允许值全开 2 凝泵 A/B1、凝结水低水压 2、任何一泵停止 联动备用泵 3 射水泵 A/B1、出口压力低 2、任何一泵停止 联动备用泵 4 高压汽动油泵主油泵压力低开泵 5 高压汽动油泵主油泵出口压力高停泵 6 润滑油压低润滑油压低一值开交流润滑泵 7 润滑油压低润滑油压低二值开直流润滑泵 8 润滑油压低润滑油压低三值汽机保护动作 9 润滑油压低润滑油压低四值停盘车，盘车禁止启动 油压低，轴温高停泵，关出口门 10 给水泵 任何一泵停止联动备用泵 11 给水泵再循环门流量=允许值开再循环门 12 疏水泵疏水箱水位高开疏水泵 13 疏水泵疏水箱水位低停疏水泵 14 除氧器水位联锁水位高开事故放水门，开溢水门 15 除氧器水位联锁水位低关事故放水门，关溢水门 16 低加高一值开紧急疏水门 17 低加高二值关进汽门，关进、出水门，开旁路门 18 低加ETS 动作关进汽门 2 2 FSSSFSSS 炉膛安全监控功能炉膛安全监控功能 严格按照国家电力行业 1996 年颁发的 DCS 技术规范以及锅炉安全运行规 程的要求，再针对高炉煤气发电实际运行工况，锅炉炉膛安全监控 FSSS 系统应 包括下列功能： 第 22 页3/25/2019 22 （1） 、点火前和停炉后的清扫控制功能 （2） 、锅炉点火及高炉煤气顺序控制功能 （3） 、锅炉炉膛火焰监控以及 MFT 紧急停炉控制功能 (4)、单只燃烧器火焰检测 (5)、全炉膛灭火保护 （1 1） 、点火前和停炉后的清扫控制功能点火前和停炉后的清扫控制功能 在锅炉每次冷态启动前或当 MFT 发生时且无任何燃烧器在运行时，对炉膛 进行通风吹扫。即在有效的时间内，通过规定的空气流量，将炉膛内和风室中 残余可燃物清除，保证炉膛和烟道的清洁。吹扫可以从分散控制系统的 CRTKB 进行启动，吹扫的条件逻辑图如下： 汽包水位正常 所有高炉煤气阀门关闭 所有辅助燃油阀门关闭 送风机在运行 相应送风挡板已打开 清扫成功 引风机在运行 指令送至 相应引风挡板已打开 点火控制程序 炉膛总风量30额定负荷时的总风量 无 MFT 主燃料跳闸指令 清扫失败 则重新启动 启动清扫逻辑程序自动指令 炉膛清扫指令 手动炉膛清扫指令 （2 2）锅炉油点火（小燃气炉没有）及高炉煤气顺序控制功能）锅炉油点火（小燃气炉没有）及高炉煤气顺序控制功能 在炉膛吹扫完成、锅炉联锁正常、炉膛已通风、油温、油压正常、油枪到 位、没探测到火焰等条件满足时，可进点火。 油燃烧器启动前必须满足如下条件： 1 炉膛清扫 15 分钟 第 23 页3/25/2019 23 没有 MFT 存在 没燃烧器安全切断阀均关闭 油燃烧器气压正常 当上述条件满足时，只要启动油燃烧器启动程序，系统自完成点过程中的 各项操作：点火枪及油枪伸入炉膛，点火器点火，油枪油阀打开，油火焰稳定 后点火器关闭。在点火进行过程中，有关物理量原数据如油温、油压及点火进 行状况等信息均在运行人员计算机屏幕上显示。 炉膛清扫成功逻辑来信号 点火各条件满足 检测到高能点火器推进到位 检测到 1#角火焰探测器有火焰 检测到 3#角火焰探测器有火焰 检测到 2#角火焰探测器有火焰 检测到 4#角火焰探测器有火焰 （3 3 ） MFTMFT 紧急停炉控制功能以及紧急停炉控制功能以及锅炉炉膛火焰监控锅炉炉膛火焰监控 （a）MFTMFT（锅炉停炉保护）：（锅炉停炉保护）： 条件是引风机跳闸、炉膛负压 MFT、汽包水位 MFT 以外，锅炉煤气总管压 力 MFT（当煤气总管压力低于设定值时，MFT 动作） 。MFT 动作以后，要联锁关 闭所有煤气快关阀、煤气调节阀和煤气总阀。 推进高能 点火器 打开 1角燃油喷 嘴阀进行点火 打开 3角燃油喷 嘴阀进行点火 30 秒计 时 30 秒计 时 打开 2角燃油喷 嘴阀进行点火 30 秒计 时 打开 4角燃油喷 嘴阀进行点火 30 秒计 时 启动高炉煤气控制程序 第 24 页3/25/2019 24 锅炉主要保护有： 1、炉膛压力高停炉 2、炉膛压力低停炉 3、蒸汽压力超高停炉 4、汽包压力超高停炉 5、汽包水位高报警超高停炉 6、汽包水位低报警超低停炉 7、煤气压力超低停炉 8、炉膛熄火停炉 MFT 主燃料跳闸逻辑设计如下 说明：对于炉膛火焰监控功能和 MFT 逻辑控制功能的设计，应考虑两种不 同工况下的不同逻辑控制方案的设计，且还必须根据锅炉实际拥有的可控制设 备的状况进行设计。因而此逻辑控制框图只能作为控制思路的参考。 MFT 主燃料跳闸逻辑设计：主燃料跳闸逻辑设计： 第 25 页3/25/2019 25 （b b）锅炉启动条件：）锅炉启动条件： 锅炉启动的步骤是先打开煤气总阀，再打开煤气快关阀，然后开启相应 的煤气调节阀和煤气电动阀，接下来如果 FSSS 系统点火条件满足，进行锅 炉的爆破实验，如果实验合格，那么即可进行锅炉点火程序。煤气总阀的打 开条件是相应煤气的快关阀全部关闭，并且送风机与引风机启动 5 分钟以后； 煤气快关阀开启的条件是所有煤气调节阀和电动阀处在关闭的位置。煤气锅 炉一般都要设计煤气禁止投入条件，即引风机启动、引风挡板开度大于 30%，送风机启动、送风挡板开度大于 30%全部满足 5 分钟后允许打开煤气系 统阀门。 其它的 SCS 功能与常规母管制机组无异，这里不在详细介绍。如下火焰 检测逻辑设计 全炉膛火焰检测逻辑设计： 24 火焰检测逻辑设计： 全炉膛火焰检测逻辑设计：全炉膛火焰检测逻辑设计： 第 26 页3/25/2019 26 24 火焰检测逻辑设计：火焰检测逻辑设计： (四四)、ETS 紧急跳闸保护功能紧急跳闸保护功能 ETS 实现了汽机的启动允许条件和停机保护，其中汽机启动的允许条件有 主蒸汽压力满足、冷油器出口油温满足、凝汽器真空度满足、油压主汽门关闭、 主蒸汽温度满足，上述条件同时满足时，DCS 向 DEH 系统发允许启机信号。 保护停机的条件有机组超速停机、轴向位移过大停机、 轴承回油温度高停机、 轴瓦温度高停机、润滑油压低停机、凝汽器真空度低停机、振动大停机、发电 机保护动作停机。 ETS 系统，是汽轮发电机组危急情况下的保护系统。它与 TSI、DEH 一起 第 27 页3/25/2019 27 构成汽轮发电机组的监控保护系统。 在运行中汽机出现下列情况时，机组必须立即关闭主汽门停机：（参 照汽机厂图纸进行。音响要区分 DCS 内的声音） 。在运行中机组出现下列 情况时，立即关闭抽汽逆止门、关闭主汽门、油开关跳闸等。 当发生下列情况之一时（不限于这些条件） ，将发出跳机指令： 汽机转速过高。 汽机润滑油压过低。 汽机轴向位移过大。 凝汽器真空过低。 汽机震动过大。 发电机震动过大。 润滑油液位过低。 汽机主推力瓦温度过高。 汽机推力及支持轴承回油温度过高。 发电机故障（即电气内部故障） 。 手动停机。 上述参数都是开关量输入接点，来自于 DAS、TSI、各保护测量二次仪表、 就地触点型变送器和硬手开关等。当以上参数中的任何一个超过规程限值时， DAS、TSI、保护测量二次仪表等设备闭合这些接点，使 ETS 系统关闭汽轮机 的进汽阀门，同时联动相应的其他设备（如逆止门、发电机等） ，以保护设备和 人身安全。 (五五)、DEH 电液控制系统电液控制系统 （1 1）汽轮机概况）汽轮机概况 北京和利时公司可以对其各厂家的汽机调节部分配备了提供的数字电液 （DEH）控制系统，控制高压调节油动机。 （2 2）控制系统方案）控制系统方案 采用数字式透平油电液控制系统(DEH) 第 28 页3/25/2019 28 为透平油纯数字式电液控制系统（DEH），采用和利时公司的MACS系列产品， 配置DEH专用测速模块和伺服模块，构成DEH控制系统。DEH与DCS方便地进行数 字通讯。 采用DEH系统后，利用计算机强大的信息采集处理能力和方便、灵活地通过 软件设计实现各种控制回路的组态，扩展汽轮机调节保安系统的功能。方便地 完成机组的自动启停控制、机炉协调控制(CCS)、自动发电控制(AGC)和功率与 抽汽压力间的自整性控制。实现在相应各种条件下的负荷限制和快速减负荷 （RB）控制，有多重防超速保护措施。DEH作为电厂DCS系统网上的一个节点， 实现与DCS的有机联系，达到电厂内部信息资源共享。 更具体的按和利时公司的数字式电液控制系统（DEH）、MACS 系列产品的 要求。 (六六)、ECS 电气控制系统电气控制系统 1 1 发电机及厂用电部分控制对象发电机及厂用电部分控制对象 （1 1）发电机组 包括发电机，发电机励磁系统和其它系统（如同期系统等） 、发电机出口断路器 的控制。 （2 2）厂用电源 包括厂用 10kV 工作/备用电源进线断路器的控制；厂用低压工作/备用变压器的 高压侧断路器的控制；厂用 10Kv 电动机的控制；380V 段的工作和备用电源进 线断路器的控制；厂用快切的控制等。 （3 3）发机组的顺序控制和厂用电源系统的软手操控制 发电机的顺序控制和厂用电源系统的软手操控制系统采用 MACS 对发电机和厂用 电源进行操作，目的是为了在机组启、停时减少操作人员的常规操作。在指定 情况下，各个子组项的启、停能独立进行。 2 2 基本功能基本功能 发电机系统控制功能组 第 29 页3/25/2019 29 a. 在启动过程中，手动或自动方式应由运行人员选择。 b. 发电机及系统用程序控制或软手操（键盘操作） ，使发电机由零起升速， 升压直至并网带初始负荷，控制步骤如下： 当汽轮发电机转速达到 2950 转/分时，经确认，按预选控制方式（顺控或软 手操控制）启动控制，投入发电机灭磁开关，投起励电源； 投入励磁调节器 AVR； 当发电机电压90%UN 时，投入自动准同期装置（ASS） ； ASS 发指令，实现 ASS 对 AVR 和 DEH 的调节，达到并网条件发出合闸指令， 并入系统； 通过 DEH 自动调节发电机带初始负荷； 投入“调度指令环节”自动升降负荷。 c. 正常停机步骤如下： 当接到正常停机指令并经确认后，由运行人员选择顺序控制或软手操控制方 式，然后启动顺序控制或软手操； 通过 DEH 自动调节发电机减负荷（包括有功、无功负荷） ，负荷降为零后，断 开发电机断路器； 通过 AVR 降低发电机电压； 发电机电压趋于零时，断开灭磁开关； 退出 AVR。 d. 上述操作过程和设备状态、参数均能在 CRT 上实时显示并记录。 e. 运行人员的所有操作内容及操作时间均应有记录。 f. 顺序控制应设有 AVR 的中断点，由运行人员手动确认后继续执行。 g. 顺序控制失败或出现异常，系统应能中断或返回至安全状态，而且可以 用软手操中断或跳跃顺序控制。 h. 为确保机组紧急安全停机，装设停发电机和发电机灭磁开关紧急跳闸按 钮，采用硬接线接入强电控制回路。 3 3 系统的控制功能组系统的控制功能组 （1 1）发电机控制 第 30 页3/25/2019 30 （2 2）高压厂用电源系统 对高压厂用工作电源和启动/备用电源进行切除采用软手操控制完成。 正常运行时，实现由工作电源向备用电源及由备用电源向工作电源的双向软 手操切换。切换有并联切换和同时切换方式，由 MACS 的 CRT/键盘发出手动合 闸指令给快切装置，同期条件满足，并有信号在 CRT 上显示。当上述量在允许 范围内，并鉴定厂用变压器无故障时，才允许手动合闸，反之，应闭锁合闸。 切换方式可由 MACS 发出指令给快切装置设定。 （3 3）低压厂用电源系统 对进入 DCS 控制的低压厂用变压器高低压侧断路器及工作段的备用电源进 线断路器的投入和切除的软手操控制及联锁。 （4 4）在 DCS 中设置主变高压侧断路器、发电机出口断路器、厂用/备用电源的 进线断路器必要联锁逻辑以便能对操作步骤进行闭锁及纠错。 （5 5）对切换过程（工作电源备用电源工作电源）应显示、储存、记录、提 示、报警闭锁。 （6 6）实时显示、监督和记录上述发电系统和厂用电系统的正常运行、异常运行 和事故状态下的各种数据和状态，并提供操作指导和应急处理措施。 （7 7）完成工作/备用电源、厂用低压公用系统的控制、测量及信号。 发电机控制；发电机控制； a.a. 发电机程序起停发电机程序起停 发电机启动及停止可以采用两种方式，一种方式为机组设在“自动”另一种为 机组设在“手动” ，这两种方式采用 CRT 键盘操作进行设置，实现发电机由零起 升速、升压直至同期并网到带一定的负荷，其控制步骤如下： 通过 DEH 控制发电机转速，待发电机按预定速率零起升速至额定转速（此值 由 DEH 系统要求确定） 投入发电机灭磁开关并确认 投入起励电源开关并确认 投入 AVR 确认 AVR 无故障，并确认 AVR 运行方式。 通过 AVR 调整发电机电压至额定电压 第 31 页3/25/2019 31 核对空载电压、励磁电流等是否在正常范围值内。 投入自动准同期装置 ASS，以及 ASS 与 AVR 和 DEH 的接口，实现 ASS 对 AVR 和 MACS 的调节，达到并网条件。 自动准同期装置 ASS 鉴定发电机运行参数附合并网条件（电压差、相位差和 频率差）时，对待并发电机出口侧断路器发合闸命令，进行合闸。 当联络线或电力系统故障、110kV 线路断路器跳闸，机组应能带厂用电运行， 直到线路带电、110kV 断路器应检同期自动合闸，或按调度命令经值班员确认 后，手动软操合闸。 通过 DCS 自动调节使发电机带负荷 正常停机的顺序与上述开机顺序大致相反。 程序控制设计应有必要的中间断点，建议采用步停式时序监控方式，在运行 确认上一步阶段程