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60-F10231C-K01神木电石集团电石资源循环综合利用2X150MW发电工程 初步设计阶段仪表与控制初步设计说明书中国电力顾问集团公司西北电力设计院2013年04月 西安 iii / iii批 准 人：审 核 人：校 核 人：设 计 人：目 录1.概述11.1.工程概况11.2.主要热力系统及电气系统概况11.2.1.主设备概况11.2.2.燃烧系统31.2.3.主要热力系统概况41.2.4.主要电气系统概况61.3.本专业设计的主要特点61.4.范围及接口72.仪表与控制自动化水平和控制方式、控制室/电子设备间布置72.1.仪表与控制自动化水平72.1.1.自动化水平72.1.2.全厂自动化系统总体结构82.2.控制方式102.2.1.全厂控制方式102.2.2.机组控制方式及控制模式102.2.3.集中控制室内常规仪表的配置原则112.2.4.集中控制室机组控制系统操作台及监视盘的型式及其配置原则112.2.6.烟气脱硝系统的控制方式112.2.7.辅助车间系统的控制方式112.3.控制室/电子设备间布置122.3.1.集中控制室布置122.3.2 电子设备间123.仪表与控制系统及装置功能133.1.主厂房内控制系统或装置功能133.1.1.厂级监控信息系统（SIS）133.1.2.DCS的控制范围133.1.3.DCS的功能133.1.4.汽机控制系统（DEH）213.1.5.汽机事故跳闸保护系统（ETS）223.1.6.旁路系统控制系统（BPS）233.1.7.汽机监视系统（TSI）243.1.8.删除243.1.9.删除243.1.10.汽机振动监测和故障诊断系统243.2.辅助车间控制系统的功能253.3.仪表与控制保护及报警信号系统253.3.1.保护的功能253.3.2.保护的功能的实现253.3.3.硬手操按钮的设置253.3.4.锅炉、汽机、发电机之间的联锁关系263.3.5.重要保护回路冗余设计263.3.6.热工报警263.4删除274.仪表与控制控制系统及设备配置274.1.SIS系统主要硬件（全厂公用）274.2.分散控制系统DCS配置274.2.1.人/机接口274.2.2.DCS的I/O 配置274.2.3.远程I/O配置274.3.DEH配置274.4.锅炉炉顶壁温、汽机本体温度（非DEH使用点）、发电机本体温度设置智能采集前端284.5.删除284.6.全厂闭路电视监视系统配置284.7.辅助车间监控网及控制系统配置284.7.1.辅助车间集中监控网络284.7.2.控制系统选型方案284.7.3.辅助车间PLC的I/O 配置284.7.4.辅助车间控制系统配置294.8删除295.控制系统的可靠性及实时性295.1.控制系统的可靠性295.1.1.保证控制系统可靠性的措施295.1.2.主要控制设备的可靠性指标305.1.3.重要仪表控制设备采用进口或进口品牌产品305.2.控制系统的实时性306.电源和气源316.1.电源316.1.1.交流380V电源316.1.2.交流220V电源316.1.3.直流电源326.2.气源326.2.1.气源配置326.2.2.气源品质要求327.仪表与控制系统及设备材料选型327.1.仪表与控制系统及设备选型原则327.2.就地测量元件和仪表选型原则337.3.电缆桥架和电缆选型原则347.4.现场安装及材料348.仪表与控制试验室359.附件35 神木电石集团电石资源循环综合利用2X150MW发电工程 初步设计阶段1. 概述1.1. 工程概况1) 神木电石自备电厂系新建性质。本工程规划容量为2150MW+2150MW机组，本期工程建设规模为2150MW超高压、掺烧煤气、煤泥循环流化床、直接空冷机组，同步建设SNCR脱硝设施。2) 工程厂址位于陕西省榆林市神木县锦界工业园区。3) 电厂本期2150MW机组以110kV电压等级接入当地110kV变电站，电厂年利用小时数：工艺系统按照7500小时。4) 本工程由神木电石集团能源有限公司投资建设，本期第一台机组计划于2014年12月投产。1.2. 主要热力系统及电气系统概况1.2.1. 主设备概况本工程锅炉采用东方锅炉股份有限公司的设备，汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂有限责任公司的设备，发电机采用济南发电设备厂有限公司的设备。1.2.1.1. 锅炉制造厂：东方锅炉股份有限公司锅炉：循环流化床，掺烧煤气、煤泥，超高压，一次中间再热，自然循环汽包炉，锅炉紧身封闭，运转层设混凝土大平台，平衡通风，全钢架悬吊结构。锅炉主要热力参数如下表：锅炉技术参数单位数 据备 注过热蒸汽：最大连续蒸发量(B-MCR)t/h520额定蒸发量(BRL)t/h501额定蒸汽压力（过热器出口）MPa(g)13.73额定蒸汽压力（汽机入口）MPa(a)13.24额定蒸汽温度（过热器出口）540再热蒸汽：蒸汽流量（B-MCR）t/h439进口/出口蒸汽压力（B-MCR）MPa(a)2.631/2.497进口/出口蒸汽温度（B-MCR）320/540蒸汽流量（BRL）t/h424进口/出口蒸汽压力（BRL）MPa(a)2.32进口/出口蒸汽温度（BRL）535给水温度（B-MCR）250给水温度（BRL）247注：1) 压力单位中“g”表示表压。“a”表示绝对压力(以后均同)。锅炉B-MCR工况对应于汽机VWO工况、锅炉BRL工况对应于汽机TMCR工况。 1.2.1.2. 汽轮机制造厂：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司汽机：超高压、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、直接空冷凝汽式汽轮机。汽轮机具有六级非调整回热抽汽，汽轮机额定转速为3000转/分。汽轮机主要参数汇总表：工况项目THA工况TRL工况T-MCR工况VWO工况75%THA工况50%THA工况40%THA工况阻塞背压工况高加停用工况出力（MW）150150160.1165.6112.57560161.7150汽轮发电机热耗值kJ/kWh86659243.18655.78641.38860.49274.79561.98574.78905.8主蒸汽压力MPa13.2413.2413.2413.2413.2413.2413.2413.2413.24再热蒸汽压力MPa.a2.1622.3142.3262.4091.6241.1090.9062.3262.281主蒸汽温度535535535535535535535535535再热蒸汽温度535535535535535535535535535主蒸汽流量t/h463.87501.04501.04520343.41231.07187.73501.04427.68再热蒸汽流量t/h394.12422.37424.35439.64295.26200.99163.99424.34416.83排汽压力MPa.a0.0130.0330.0130.0130.0130.0130.0130.0130.013排汽流量t/h329.13360.14351.85363.4252.36177.07146.73346.39344.91补给水率030000000高加出口给水温度243.4247.6247.8250227.1207.1197.3247.8180.8发电机功率MW150150160.1165.6112.57560161.71501.2.1.3. 发电机制造厂：济南发电设备厂有限公司发电机：3相，同步，定子空外冷，转子空内冷，静止自并励。发电机主要参数汇总表：发电机技术参数单位数据备注额定容量SNMVA176额定功率PNMW150额定电压kV15.75额定电流kA6468.9功率因数0.85额定转速r/min3000额定频率Hz50效率%98.71.2.2. 燃烧系统1.2.2.1. 删除本工程给煤系统总共设置2个煤斗，一个启动床料仓，对应配置6台电子称重式给煤机和一台给料机。1.2.2.2. 烟风系统烟风系统按平衡通风设计。空气预热器采用管式空预器。一次风系统设两台50容量离心式一次风机。二次风系统设两台50容量离心式送风机。烟气系统在除尘器后设有两台50%容量的离心式引风机。1.2.2.3. 点火系统本工程采用风道燃烧器的点火方式，点火系统由锅炉厂配套供货。点火及助燃采用0号轻柴油系统。锅炉启动时用以加热床料和实现点火，在需要投油的低负荷情况下助燃，以维护稳定的燃烧，采用床下风道燃烧器的点火方式。1.2.3. 主要热力系统概况系统设计按超高压、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、直接空冷凝汽式汽轮机和超高压循环流化床、自然循环汽包炉设计。本期工程热力系统除辅助蒸汽系统外，其余系统均采用单元制系统。1.2.3.1. 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统主蒸汽系统：主蒸汽管道从过热器出口集箱以双管接出两根后合并成一根管，在进汽机前分成两路，分别接至汽轮机左右侧主汽门。再热蒸汽系统：再热冷段管道由高压缸排汽口以双管接出，分两路进入再热器入口联箱。再热热段管道，由锅炉再热器出口联箱接出两根，分别引至汽轮机左右侧中压联合汽门。旁路蒸汽系统：汽机旁路系统暂按35%BMCR容量设置高低压两级串联启动旁路系统。1.2.3.2. 抽汽系统汽轮机具有六级非调整抽汽。一、二级抽汽分别向二台高压加热器供汽。三级抽汽除供除氧器外，还向辅助蒸汽系统供汽。四至六级抽汽分别向三台低压加热器供汽。1.2.3.3. 辅助蒸汽系统本工程辅助蒸汽系统为母管制的公用蒸汽系统，该系统每台机设一根0.61.2MPa（a）的中压辅汽联箱。其中两台机组的辅汽联箱通过母管连接，实现各机之间的辅汽互用。1.2.3.4. 给水系统给水系统采用单元制，每台机组配置二台100%容量的电动给水泵。给水系统配有二台100%BMCR容量的高压加热器。1.2.3.5. 凝结水系统凝结水系统设二台100%容量的凝结水泵；三台低压加热器，一台轴封冷却器，一台除氧器。1.2.3.6. 高压加热器疏水放气系统 高压加热器疏水采用逐级自流疏水方式，2号高加疏水至除氧器，每台高加设有单独至疏水扩容器的事故疏水管路，当高加水位高于设定值时将疏水排至定期排污扩容器。1.2.3.7. 低压加热器疏水放气系统低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水至疏水扩容器。1.2.3.8. 空冷凝汽器抽真空系统设有二台100%容量的水环式机械真空泵，抽真空管道从空冷凝汽器的逆流段接出，合并成一根母管后接到主厂房内真空泵入口。从机组启动时，二台真空泵同时投入运行，以加快抽真空过程。正常运行时，一台运行，一台备用。1.2.3.9. 主厂房内开式循环冷却水系统辅机冷却水系统采用机力塔冷却方式。 开式冷却水系统主要为冷油器、闭式水热交换器、机械真空泵、电泵的润滑油、工作油冷却器、电泵电机冷却器等设备提供冷却水。冷却水来自供水专业辅机冷却水系统，经设备吸热后排至机力通风塔再进行冷却。1.2.3.10. 闭式循环冷却水系统1.2.3.11. 汽轮机润滑油净化、贮存、排空系统汽轮机的润滑油系统采用套装油管路。两台机装设一套离心式润滑油净化装置和一台润滑油贮存油箱。1.2.3.12. 汽机轴封系统轴封汽系统为自密封系统，其压力和温度是自动控制的，并符合防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，该系统由汽轮机厂整体负责设计，主要设备、管道及附件等均由轮机厂提供。1.2.3.13. 空冷空冷系统采用机械通风直接空冷系统。设计满发背压35Kpa。空冷凝汽器采用顺，逆流设计。空冷风机分8列布置，每列4个风机单元，共有32台风机，其中逆流单元每列1个，共8台逆流风机。1.2.3.14. 辅机冷却水泵房辅机冷却采用带机械通风冷却塔的再循环供水系统，两台机组辅机冷却水系统设一座辅机冷却水泵房、三段机械通风冷却塔。辅机冷却水泵房内设有三台辅机冷却水泵，两台运行，一台备用。1.2.3.15. 压缩空气系统热机专业和除灰专业共安装6台螺杆式空压机。空压机出口参数为：0.8MPa、30Nm3/min。正常4台空压机运行、检修备用一台、运行备用一台。压缩空气系统配置6套0.8MPa、35Nm3/min的微热再生干燥器。仪用压缩空气系统配置2台0.8MPa、25m3的储气罐、厂用压缩空气系统设置1台0.8MPa、20m3的储气罐、配置2台0.8MPa、15m3的除灰用储气罐1.2.4. 主要电气系统概况1.2.4.1. 电气主接线1.2.4.2. 高压厂用电系统高压厂用电电压采用10kV，其中性点采用低电阻接地方式。1.2.4.3. 低压厂用系统接线低压厂用电系统电压采用380/220V，采用动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）的供电方式。1.2.4.4. 主厂房直流系统对直流系统采用每台机组装设一组220V蓄电池。两台机组的220V蓄电池组经过电缆相互联络。1.3. 本专业设计的主要特点1.3.1. 设计依据1.3.1.1. 可行性研究报告及可研审批文件。 1.3.1.2. 主机设备技术协议及资料。1.3.1.3. 顾客提供的资料。1.3.1.4. 国家法律法规、国家标准、建设标准强制性条文。1.3.1.5. 大中型火力发电厂设计技术规范（GB 50660-2011）1.3.1.6. 火力发电厂初步设计文件内容深度规定（DL/T 5427-2009）及有关设计标准、规程、规范、技术规定等。1.3.1.7. 电力勘测设计技术管理制度（DLGJ159.1-9，中国电力规划设计协会）1.3.1.8. 删除1.3.2. 设计指导思想及设计特点将充分贯彻基于网络化、信息化的控制方式和管理模式的设计理念，采用全厂炉、机、电、网及辅助系统（车间）集中控制方式，达到减少控制点，减员增效的目的，以适应今后电力系统厂网分开后，电厂竞价上网的市场趋势。1.4. 范围及接口1.4.1 热工自动化部分的设计范围包括以下主厂房和辅助系统（车间）的设备和工艺系统的仪表和控制系统：a.热力生产系统：包括锅炉、汽轮机、发电机及其辅助系统与设备；b.灰渣处理系统：包括除灰系统、除渣系统等；c.化学水处理系统：包括锅炉补给水处理系统、汽水取样、化学加药系统、化学废水、辅机冷却水加药系统；d.供排水系统：包括综合水泵房、生活污水处理站系统、工业废水处理系统等；e.其它辅助生产系统：燃油泵房（含油库区）、空压机等；f.空调控制系统；g.空冷系统及其辅助系统与设备；h.脱硝系统及其辅助系统（含氨贮存区）与设备；1.4.2 仪表与控制设备的电源和气源设计。1.4.3 火灾检测及报警系统的设计。1.4.4 厂级监控信息系统SIS的设计。1.4.5 闭路电视监视系统的设计。1.4.6 热工自动化试验室的设计。1.4.7删除2. 仪表与控制自动化水平和控制方式、控制室/电子设备间布置2.1. 仪表与控制自动化水平2.1.1. 自动化水平a. 本工程机组承担系统的基本负荷。b. 单元机组的自动化水平，应根据控制方式、控制系统的配置与功能、主辅机设备可控性、运行组织管理等因素确定。应能在就地人员的巡回检查和少量操作的配合下，在集中控制室内实现机组启停、运行工况监视和调整、事故处理等。c. 辅助车间的自动化水平，宜与机组自动化水平相协调，并应根据电厂的运行管理模式确定。各辅助车间运行人员应能在就地人员的巡回检查和少量操作的配合下，在集中控制室或辅助车间控制室内，通过操作员站实现辅助车间工艺系统的启停、运行工况监视和调整、事故处理等。d. 自动化适应范围按照能够满足机组启停、定/滑压运行和RUN BACK工况的所有要求，除锅炉燃烧调节在不投油稳燃负荷以上设计外，其余回路的自动调节范围将按照采用全程调节设计，保证机组在（除燃烧系统在不投油稳燃负荷外）0至100%MCR负荷范围内全程控制运行参数不超过允许值，协调机、炉及其辅机的安全经济运行设计。e. 锅炉炉膛安全系统（FSSS）中的燃烧器管理系统按照能根据机组负荷自动启停燃烧器设计。f. 汽机数字电液控制系统（DEH）按不具有汽机自动启动（ATC）功能设计g. 顺序控制按功能组级、设备级设计设计。2.1.2. 全厂自动化系统总体结构2.1.2.1. 总体结构a. 本工程采用由厂级监控信息系统（SIS）、分散控制系统（DCS）、辅助车间控制系统组成的自动化网络，实现控制功能分散，信息集中管理的设计原则。b. 全厂自动化系统结构分为厂级监控信息层（SIS）、生产级监控层、控制层、现场层。全厂自动化系统总体结构参见F10231C-F01-02图。c. 厂级监控信息（SIS）层作为全厂的实时监控和信息管理的中心，通过将各个控制系统连成一体的通讯网络，一方面向电厂管理信息层（MIS）提供其所需的过程实时数据和计算分析结果，一方面在综合全厂生产级信息基础上，通过应用软件完成计算、分析、诊断等功能。有效地提高电厂运行和管理的安全性及经济性。生产级监控层实施生产过程监控，包括过程监视，控制操作，系统维护等。控制层具体实施各主、辅机、辅助系统、辅助车间数据的输入和输出以及过程控制程序。现场层包括现场I/O站和其它控制接口设备，完成信号采集及处理功能。厂级监控信息（SIS）层与生产级监控层采用单向传输方式传递信息。d. 全厂控制系统联网，纵向各层之间通过网络连接，实现数据传递；横向各控制系统通过网络连接，实现数据交换和集中监控方式，消除了自动化“孤岛”现象，成为一个完整的控制体系，实现全厂信息共享，最大限度的利用各级资源，实现电厂的优化管理。2.1.2.2. 机组DCS系统a. 本工程机组设置一套DCS实现对锅炉及辅助系统和设备、汽轮发电机组及辅助系统和设备、电气发变组及厂用电源的监视与控制，实现旁路控制系统、汽轮机空冷系统、及锅炉脱硝系统的监视与控制。b. 设置DCS公用网络，对于两台机组的公用系统，如厂用电公用系统、空压机系统等设备的监控纳入DCS公用系统。两套DCS均可对两台机组的公用系统实现监控，但确保在同一时刻，只能由一台机组的DCS实现对公用部分设备的控制，另一台机组的控制功能被闭锁掉，仅有监视功能。2.1.2.3. 汽机数字电液控制系统（DEH）与DCS一体化，汽机紧急跳闸系统（ETS）采用PLC控制系统，对于重要监视、报警及操作信号采用硬接线与DCS交换信息，由汽轮机供货商设计供货。2.1.2.4. 发电机励磁调压系统（AVR）、发电机自动同期系统（ASS）、厂用电快切装置等电气设备均为专用控制设备，对于重要的监视、报警及操作信号均采用硬接线与DCS系统交换信息。2.1.2.5. 设备检测与故障诊断系统为了加强对机组重要设备的故障分析和诊断能力，本工程配置了机械转动设备振动检测和故障分析系统（两机合设一套上位机），机械旋转设备包括汽轮机发电机组等。，分析结果和指导信息通过数据通讯的方式送入SIS系统。2.1.2.6. 删除2.1.2.7. 辅助车间控制系统辅助车间控制系统采用全厂联网的方式设置辅助车间系统监控网络。各辅助车间控制系统采用PLC，在集中控制室进行集中控制。辅助车间控制系统通过数据通讯的方式将辅助系统的监控信息送入厂级监控信息系统（SIS）。2.1.2.8. 厂级监控信息系统（SIS）的外部接口及分散控制系统通讯原则a 厂级监控信息系统（SIS）的外部接口（1） 实时数据的获取作为全厂生产过程实时数据信息保存和处理的中心，SIS为全厂各相对独立的实时控制系统（如单元机组DCS，辅助车间控制系统等）留有网络连接和数据通讯的接口。全厂各生产过程的实时数据通过接口计算机或接口卡件传递到SIS网络上。接口点在DCS或辅助车间控制网络的以太网接口设备上。（2） 与厂级管理信息系统（MIS）的关系:MIS所需的生产过程数据由SIS的过程信息数据库提供；MIS进行设备管理和检修管理所需的设备状态判据也由SIS提供。（3） SIS与MIS分别采用独立的网络，其间通过SIS和MIS各自的数据服务器之间互联和交换信息。其优点是SIS网络上的应用只需与实时/历史数据服务器联系，而MIS系统的应用只需与MIS关系数据服务器通讯，从而减少通讯的复杂性，提高了SIS系统的独立性和可靠性。b分散控制系统通讯原则（1） 本工程单元机组DCS系统设有与电力调度自动化系统自动发电控制（AGC）的硬接线接口，即单元机组可以接受电力调度系统的直接调度。（2） 分散控制系统内各子系统的信息共享。凡DAS所需要的数据，而在其它系统中已设计了相应信息的I/O口，则可通过数据通讯解决，DAS不再重复设置I/O。（3） 各系统间重要信号采用硬接线连接。（4） 本工程拟采用远程I/O技术，远程I/O设备通过通讯与DCS控制系统构成一体。2.2. 控制方式2.2.1. 全厂控制方式采用炉、机、电、网及辅助车间集中控制方式。两台机组合设一个集中控制室。输煤系统、除灰等复杂工艺系统分别设有就地上位机，仅在系统调试、试运及故障处理时使用。2.2.2. 机组控制方式及控制模式单元机组采用以微处理器为基础的DCS完成锅炉、汽机、发电机-变压器组及厂用电、空冷、辅机冷却水泵房、脱硝等的监控。运行人员在集中控制室以各操作员站的LED为监控中心，在少量就地巡检人员的检查和配合下，实现对炉、机、电、辅网等的启动、停止、正常运行监视与调整，以及异常与事故工况的处理。凝汽器空冷系统纳入机组DCS控制。2.2.3. 集中控制室内常规仪表的配置原则集中控制室内不设后备监控设备和常规显示仪表，仅保留DCS故障时安全停机所需的少数独立于DCS的硬手操紧急停机、停炉、停发电机等的控制开关。设置重要无人值班区域的闭路电视监控设备，作为运行人员直观了解生产过程和现场情况的手段。2.2.4. 集中控制室机组控制系统操作台及监视盘的型式及其配置原则集中控制室机组控制系统操作台采用全钢或其他材质桌式结构，操作台后设置辅助监视盘，辅助监控盘上布置6台48”液晶显示器，用于单元机组工艺及公用系统的画面显示、辅助车间工艺系统的画面显示、闭路电视显示。液晶显示器上方设置数字式电子显示屏，用于显示机组功率、电网频率、时间等。2.2.5. 删除2.2.6. 烟气脱硝系统的控制方式脱硝系统（SNCR）纳入机组DCS控制，脱硝氨制备采用PLC控制，联接至辅助车间系统监控网络。2.2.7. 辅助车间系统的控制方式a. 辅助车间系统采用全厂集中控制方式，在机组集中控制室内通过辅助车间监控网络操作员站实现对各车间系统的监控。b. 除辅机冷却水泵房、燃油泵房采用机组DCS的远程I/O、除渣系统直接纳入机组DCS外，其余各辅助车间（包括输煤系统、电除尘、除灰系统、锅炉补给水处理系统、汽水取样、化学加药系统、辅机冷却水加药系统、综合水泵房、污废水处理系统、氨水存储）均通过辅助车间监控网络操作员站实现监控功能。就地在除灰电子设备间、输煤电子设备间、电除尘控制系统、化学补给水车间、结水精处理电子设备间、等处设置就地上位机，在设备调试、网络故障等特殊情况下使用。辅助车间监控网络操作员站和就地上位机的操作相互闭锁。c. 删除2.3. 控制室/电子设备间布置本工程控制室及电子设备间布置参见图纸F10231C-K01-022.3.1. 集中控制室布置两台单元机组与辅助车间监控网络合设一个集中控制室，布置在主厂房B-C排、68轴之间，标高9.0米，与运转层标高相同，面积约为160m2，并设有会议室、交接班室、人行走道、卫生间等辅助设施。控制室内操作台呈一字布置，其后布置有辅助监视盘。操作台上布置有DCS操作员站、DEH操作员站、辅助车间监控网络操作员站/工程师站硬手操按钮等。辅助监视盘上布置有机组操作员站及闭路电视大尺寸显示器，显示器上方布置有数字式电子显示屏，显示机组功率、电网频率、时间等。在操作台对面靠布置有值长站、通讯台等。集控室内在运行人员的视野范围内布置有火灾检测及报警系统中央监控盘和工作站。2.3.2 电子设备间2.3.2.1. 主厂房电子设备间布置汽机、锅炉合设置一个电子设备间。电子设备间布置在CD框架9.0米，每台机组电子设备间面积约为180m2，其内布置用于机组的炉、机、电、远动系统等。控制室和各电子设备间相应位置下设有电缆夹层。2.3.2.2. 辅助车间控制设备室布置在主要辅助系统（车间）设置就地电子设备间，如输煤控制系统、电除尘控制系统、除灰控制系统、锅炉补给水控制系统、消防水泵房控制系统、废水处理间等，其内布置相关辅助系统（车间）控制系统的程控柜、电源柜等。2.3.2.3. 会议室在集控室右侧设有会议室，面积40m22.3.2.4. 工程师室工程师室布置在集控室两侧，两台机组的工程师室分开设置，其内设有DCS工程师站、DEH工程师站、SIS工程师站、辅网工程师站、电气NCS工作站等。2.3.2.5. 交接班室在集控室左侧设有供运行用的交接班室，面积32m22.3.2.6. 主厂房现场控制设备布置考虑到冬季比较冷，锅炉房的变送器、压力开关、差压开关均布置在仪表保温/护柜内，汽机房0.00米变送器、压力开关、差压开关设置就地仪表保温柜，汽机房其它区域采用仪表取样架，仪表保护柜和就地仪表取样架均靠近取样点分片布置。除锅炉房燃油系统仪表管路采用蒸汽伴热外，锅炉房、汽机房0米、除氧器框架内的汽水取样仪表管路采用电伴热。就地点火控制柜、给煤机控制柜、给煤机煤闸门控制柜就地控制柜、DCS远程I/O柜等均就地靠近受控设备布置，锅炉侧电动门配电箱、吹灰动力柜集中布置在锅炉房运转层，汽机侧电动门配电箱就地就近分组布置在汽机房0米层和中间层。3. 仪表与控制系统及装置功能 3.1. 主厂房内控制系统或装置功能3.1.1. 厂级监控信息系统（SIS）a. 厂级监控信息系统（SIS）的主要功能为：生产过程信息采集、处理和监视功能；厂级经济性能计算、分析和操作指导功能等。3.1.2. DCS的控制范围锅炉及其辅助系统（包括锅炉吹灰、燃气系统、煤泥系统、脱硝系统、启动床料系统、旁路系统、石灰石输送系统）、汽机及其辅助系统（包括辅机冷却水泵房、空冷系统）、发电机及其辅助系统、发变组及厂用电的监控功能均由DCS实现。两台单元机组的控制分别由两套DCS实现，公用系统（空压机房、燃油泵房、厂用电公用系统等）的控制由DCS公用系统实现，DCS公用系统分别连入两台单元机组DCS网络。辅助系统（除灰、电除尘、脱硝氨制备间或储存间等）的控制由辅助车间PLC系统实现。3.1.3. DCS的功能DCS按照工艺过程的划分进行组态，并遵从控制、联锁、保护功能尽可能分散的原则设计，其功能包括：包括机数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS，发变组及厂用电的控制）、炉膛安全监控系统（FSSS）。3.1.3.1. 删除3.1.3.2. 数据采集系统（DAS）DAS连续采集和处理所有与机组有关的重要测点信号及设备状态信号，以便及时向操作人员提供有关的运行信息，实现机组安全经济运行。一旦机组发生任何异常工况，及时报警，提高机组的可利用率。DAS是监视机组安全运行的主要手段，具有高度的可靠性和实时响应能力。其主要功能包括：a. 显示功能，包括操作显示、标准画面显示（如成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警显示）、模拟图显示、系统显示、帮助显示等。b. 制表记录，包括定期记录、运行操作记录、事件顺序记录（SOE）、事故追忆记录、设备运行记录等。对所有输入信息进行处理，诸如标度、调制、检验、线性补偿、滤波、数字化处理及工程单位转换等。c. 历史数据存储和检索功能。d. 性能计算功能，提供在线计算能力，计算发电机组及辅机的各种效率及性能参数，计算值及中间计算值应有打印记录，并能在LED上显示。性能计算有下列内容：l 由锅炉热效率、汽轮发电机循环综合热效率及厂用电消耗计算得出的机组净热耗率。l 用输入-输出方法，计算汽轮发电机整个循环性能，所获得的数据进行主蒸汽温度、压力及排汽压力等参量的偏差校正。l 用焓降的方法计算汽轮机效率，同时分别计算高压缸、中压缸和低压缸的效率。l 用输入-输出和热量损失的办法，计算锅炉效率。并分别列出可控热量损失和非可控热量损失。l 用端差及逼近法，计算给水加热器效率。l 用“热交换协会标准(HEIS)”提供的凝汽器清洁系数，计算凝汽器效率。l 用能量平衡原理，计算空气预热器效率。l 锅炉给水泵效率。l 过热器和再热器效率。l 用蒸汽温度、进汽压力、凝汽器压力、给水温度、过剩空气等的偏差，计算热效率与额定热效率的偏差，并计算偏差所引起的费用。l 发电机有功电度和无功电度；l 采用单位时间功率累加或直接统计厂用电电度脉冲的方法计算厂用电率（每小时、每值、每日厂用电率）。l 采用单位时间功率累加或直接统计发电机电度脉冲的方法计算发电机发电量。l 计算发电机负荷曲线。l 计算厂用电负荷曲线。l 发电机功率因数。l 断路器跳合闸次数3.1.3.3. 模拟量控制系统（MCS）MCS能够满足机组启停、定/滑压运行和RUN BACK的所有要求，保证机组在0(燃烧系统在不投油稳燃负荷)至100%MCR负荷范围内，控制运行参数不超过允许值，协调机、炉及其辅机的安全经济运行。MCS主要包括以下各个子系统，a. 自动发电控制（AGC）自动发电控制（AGC）将电力调度中心(ADS)（或厂级监控信息系统（SIS）或值长发来的负荷指令，进行加工处理后，作为受控机组的负荷命令，下达给机组的机炉协调控制系统，控制机组的出力。b. 机组协调控制机组协调控制子系统，将锅炉-汽轮机-发电机组作为一个单元整体进行控制，使锅炉和汽轮机同时响应控制要求，确保机组快速和稳定地满足负荷的变化，并保持稳定的运行。协调锅炉及其辅机与汽机的运行，以便快速、准确和稳定地响应自动调度系统(ADS)或电厂运行人员或SIS的负荷指令，进行有效的生产。同时，系统还考虑诸如辅机故障或设备异常等运行限制条件，以高度适应的方式，使负荷性能达到最佳状态，满足连续、安全运行的要求。该控制子系统有下面四种运行方式：l 协调控制方式：机炉主控制器均处于自动位置，根据中调负荷指令或运行人员负荷指令或SIS负荷指令，协调锅炉和汽轮发电机组，进行负荷控制。在锅炉控制回路和汽轮发电机组控制回路均自动的情况下，投入协调控制方式。l 炉跟踪方式：当汽机有缺陷，需限制出力或汽机负荷控制系统切手动时使用该方式。汽机主控切手动，运行人员通过汽机主控改变机组出力，负荷指令跟踪实发功率，送至汽机控制回路，锅炉维持机前压力。l 机跟踪方式：当锅炉有缺陷，需限制其出力或者锅炉燃烧控制系统切手动时使用该方式，锅炉主控切手动，而机主控在自动位置，机组功率由运行人员通过锅炉主控改变燃烧率调整。负荷指令跟踪燃料量指令，汽机维持机前压力。l 手动控制方式：锅炉汽机分别手动控制。机组功率及机前压力均由运行人员手动调整。以上四种控制方式的选择可通过MCS逻辑或键盘操作实现。协调控制系统还设有辅机故障快速减负荷（RUNBACK）功能。在机组正常运行过程中，主要辅机故障时，将按预设定的速率将机组快速减负荷到设定值，使机组在较低负荷水平基础上维持安全、稳定运行，RB功能可自动完成，同时在LED上显示RB工况报警信息。当下列条件发生时，将触发RB工况：两台运行引风机中，一台停运；两台运行送风机中，一台停运；两台运行一次风机中，一台停运；两台运行锅炉给水泵中，一台停运；其它电气系统要求的RB。b. 汽机控制控制系统根据机组负荷指令，向汽轮发电机控制系统(DEH)发出汽机调门开度指令信号。如果由于某种原因，限制了汽机控制阀的调节，控制系统也能在协调或整体方式下运行。如果机前压力超过允许限值时，系统能控制汽机-发电机组，以防止机前压力进一步偏离设定值。c. 锅炉控制锅炉主控将机组负荷指令以并行协调的方式转化为对锅炉燃料和风量的控制，并具有以下特点：锅炉的燃料指令基于不同启动模式下的锅炉输入指令，并加上给水燃料比率指令，同时考虑燃料-风和燃料水交叉限制以及再热器保护功能。为了补偿实际燃料的发热值的变化，同时提高负荷变化时的锅炉响应，将给水燃料比率指令加入总燃料指令。锅炉指令按可供的风量来限制燃料量出力，以保证燃料量决不高于风量。锅炉指令按送入锅炉的总燃料量(包括所有辅助燃料)来限制风量，以保证风量不低于燃料量。d. 锅炉自动调节子系统，主要包括：（1） 锅炉送风系统控制锅炉燃料量的指令信号，控制锅炉送风量，通过调节两台送风机的动叶开度的大小，来改变送风量，使之与燃料量相适应，保证燃料在炉内燃烧时有合适的空气量。系统将设计氧量校正回路，将实际氧量与给定值比较，作为风量指令。氧量给定将是总负荷的函数。系统拟设置风量、燃料量交叉限制回路，以保证加负荷时先加风后加燃料，而减负荷时先减燃料后减风，使燃料始终有足够风量得以完全燃烧。系统设有送风机投入台数变化所需的增益补偿回路，能在只有一台送风机运行的情况下仍能投入运行，且能保持稳定。（2） 给煤量调节系统系统接受来自机炉协调控制系统主控的燃料量需求信号，调节给煤机转速以调节送入锅炉的燃煤量或调节燃油量以满足负荷的需求。它由总燃料量调节器，煤量调节器及油量调节器构成。以给煤机转速为代表的煤量信号、油量信号均设有热值修正，煤量调节器还设有投入给煤机台数变化所需的增益补偿回路，油量调节系统设有最低燃油压力限制，保证油枪工作正常。（3） 炉膛压力调节系统本系统主要是维持炉膛负压在允许的范围内。系统设有死区限制，以免使引风机控制频繁摆动，并引入了来自送风控制系统的前馈调节信号，以改善调节品质，并设有防炉内爆的措施。系统设有引风机投入台数变化所需的增益补偿回路，以适应一台引风机运行的工况。（4） 过热蒸汽温度调节系统过热蒸汽温度主要依靠控制燃料给水比率控制在允许范围内，过热器喷水控制用于提供瞬态变动工况下的快速响应。 （5） 再热蒸汽温度调节系统再热器喷水作为事故的控制系统。系统设计力求最小的喷水流量。（6） 给水流量调节系统基于锅炉输入指令的给水流量指令应与总燃料量交叉限制，以防两者之间产生过度不平衡。在任何工况下，应保持给水流量高于锅炉最小给水流量，以保护锅炉水冷壁管。将总过热器喷水流量的函数作为锅炉最小给水流量。在正常运行时，调节给水泵转速；在启动运行工况时，调节给水管道上的调节阀开度。（7） 汽包水位调节系统（8） 床压调节系统（9） 流化风压/风量调节系统（10） SO2含量调节系统（11） 石灰石量调节（12） 床温调节主要通过改变一、二次风的比率调节床温。增大一次风量，减小二次风量，可降低床温，反之床温提高。增加床料量或石灰石量，提高物料循环量，可降低床温，增加排渣量，可提高床温。（13） 燃油压力、流量调节系统（14） 流化风压/风量控制系统（15） SNCR喷氨量调节系统 （16） 其它单冲量调节系统e. 汽机自动调节子系统，主要包括：l 高压加热器水位调节系统l 低压加热器水位调节系统l 排汽装置水箱水位调节系统l 汽机轴封压力调节系统l 除氧器水位调节系统l 除氧器压力调节系统l 给水泵最小流量再循环调节系统l 汽轮发电机组润滑油温调节系统l 汽机轴封压力调节系统l 汽机高、低压缸轴封温度调节系统l 辅助蒸汽联箱压力调节系统l 发电机密封油温度调节系统l 汽机旁路调节系统l 其它单冲量调节系统3.1.3.4. 顺序控制系统（SCS）a. 功能组级顺控SCS采用以功能组级/功能子组级和设备级顺序控制为主，条件允许时采用机组级。功能组接受APS发出的指令或通过LED和键盘发出启停指令，可以实现机组级、功能组/功能子组和设备级顺序控制，通过LED和键盘发出一个成组起停指令，可以实现功能组和设备级中所有设备的顺序起停控制。对于运行中经常操作的辅机、阀门及挡板，启动过程和事故处理需要及时操作的辅机、阀门及挡板，通过SCS实现，每个顺序控制功能组可根据运行人员指令在顺控进行中修改、跳跃或中断。同时运行人员可按照功能组启停，也可以单台设备在键盘、LED软手操，且具有不同层次的操作许可条件，以防误操作。SCS主要包括以下子组：l 送风机子组项l 引风机子组项l 一次风机子组项l 高压流化风机子组项l 给煤机子组项l 锅炉排污、疏水、放气子组项l 锅炉吹灰子组项l 电动给水泵子组项l 汽机油系统子组项l 凝结水子组项l 凝汽器真空系统子组项l 汽机轴封系统子组项l 高、低压加热器子组项l 辅助蒸汽系统子组项l 辅机冷却水泵子组项l 辅机冷却水系统子组项l 脱硝氨供应/排放系统子组项l 脱硝喷氨系统子组项l 脱硝吹灰系统子组项l 直接空冷子组项l 汽机旁路子组项l 发变组子组项l 厂用电子组项l 石灰石输送系统子组项l 其它控制系统等b. 功能组的范围包括功能组所属系统相关设备、阀门和油站等。每个顺序控制功能组，可根据运行人员指令在顺控进行中修改，跳跃或中断。运行人员可按照功能组启停，也可以单台设备在键盘、LED软手操，且具有不同层次的操作许可条件，以防止误操作。3.1.3.5. 锅炉安全监控系统（FSSS）FSSS包括燃烧器控制（BCS）和炉膛安全系统（FSS）。BCS包括锅炉等离子点火设备、备用的点火油设备、油燃烧器、煤燃烧器的控制管理。FSS包括炉膛吹扫、油燃料系统泄漏试验、燃料跳闸等内容，燃料跳闸包括：a.主燃料跳闸(MFT) MFT快速切断所有进入炉膛的燃料，当发生下列情况时，发出MFT指令：l 手动MFT（双按钮）l 总风量低于设定值l 燃料丧失l 只有床枪运行而床温过低l 只有投煤运行而床温过低l 汽机跳闸l 发电机跳闸l BTl 烟气含氧量过低l 床温高高b. 锅炉跳闸（BT）锅炉跳闸BT，当发生下列条件（不限于此）之一时，锅炉跳闸BT：l 炉膛压力高高l 炉膛压力低低l 汽包水位高高l 汽包水位低低l 两台引风机跳闸l 两台一次风机跳闸l 两台二次风机跳闸l 三台高压流化风机跳闸l 任一旋风分离器出口温度高高c. 油燃料跳闸（OFT）OFT信号切断所有油枪的燃料，下列任何一个条件成立，产生OFT信号：l 油隔绝阀关闭l 燃料油压力低l 所有油系统阀门关闭l MFT、BT3.1.4. 汽机控制系统（DEH）3.1.4.1. 基本的控制功能a. 转速控制：实现汽机采用与其热状态，进汽条件和允许的汽机寿命消耗相适应的最大升速率，自动地实现将汽机从盘车转速逐渐提升到额定转速的控制，它与汽机及其旁路系统的设计相配合，适应汽机带旁路通过中压缸启动的升速方式，并根据不同热状态下的启动升速要求，实现高压主汽门、高压调节门和中压调节门三阀门之间在各个升速阶段的自动切换。升速过程中的升速率既能由DEH系统根据汽机的热状态自动选择，也可由人工进行选择。b. 负荷控制：在汽轮发电机并入电网后实现汽轮发电机从带初始负荷到带满负荷的自动控制，并根据电网要求，参与一次调频和二次调频任务。机组变负荷率可以由运行人员设定，也可由DEH系统根据热应力计算系统自动限制变负荷率的大小，并具有负荷限制功能。c. 阀门试验：为保证发生事故时阀门能可靠关闭，DEH系统具备对高、中压主汽门及调节门逐个进行在线试验的能力。3.1.4.2. 汽机起停和运行中的监视功能a. 基本监视功能：连续采集和处理所有与汽轮机组的控制和保护系统有关的测量信号及设备状态信号。b. 显示、报警功能：操作员站LED能综合显示字符和图象信息以反映机组当前的状态和故障信息。机组运行人员通过LED/键盘实现对机组运行过程的监视和操作。c. 制表记录：由程序指令或操作人员指令控制。系统数据库中所具有的所有过程点均可制表记录。d. 操作指导：在LED上用图象和文字显示