广东电力设计院初步设计-热控部分-广东惠来电厂一期3、4号2×1000MW机组工程.docVIP

（21000mw）工程初步设计文件国家甲级证书号: 190101sj广东惠来电厂一期3、4号21000mw机组工程初 步 设 计 第九卷 热控部分说 明 书44-f08912c-k-012007年9月 广州2第一卷 第一册 第九分册批 准：彭雪平 郑子伟 审 核：李耀能 校 核：刘宇穗 罗颖坚编 写：吴国瑛 初步设计文件第九卷 热工自动化部分目 录1.概 述11.1工程概况11.2设计规模及范围11.3设计依据21.4三大主机主要参数及主要工艺系统特点21.5热工自动化专业设计范围32.热工自动化水平及集控室布置42.1热工自动化水平42.2控制楼布置62.3控制系统的总体结构82.4控制系统的可靠性133.热工自动化功能143.1单元机组自动化功能143.2辅助车间自动化功能253.3厂级信息系统功能254.热工自动化设备选型254.1单元机组热工自动化设备选型254.2辅助车间热工自动化设备选型304.3厂级监控信息系统（sis）设备选型315.辅助车间热工自动化315.1辅助车间控制方式315.2辅助车间热工自动化325.3辅助车间控制系统的选型376.电源和气源376.1电 源376.2气 源387.热工自动化试验室387.1热工自动化试验室布置387.2热工自动化试验室设备388.厂级自动化系统398.1厂级信息系统结构398.2厂级自动化系统功能399.闭路工业电视系统519.1系统功能519.2主要设备选型5210.门禁巡更及综合布线系统5310.1门禁巡更系统5310.2综合布线系统5311.全厂热控就地设备的防护5321. 概 述1.1 工程概况u 项目名称：广东惠来电厂一期3、4号21000mw机组工程。u 项目地址：广东省揭阳市惠来县靖海湾。u 项目规模：电厂规划容量为2600mw+61000mw，分两期建设，一期工程规划容量为2600mw+21000mw，二期工程规划建设41000mw机组，本初步设计为一期工程的3、4号2台1000mw机组的扩建。u 资金来源：本项目由广东省粤电集团有限公司及广东电力发展股份有限公司投资，注册资本金为25%，注册资本金以外的资金贷款解决。u 建设进度：工程计划于2008年1月开工，3号机组计划于2011年1月投产， 4号机组计划于2011年7月投产。u 机组类型及年利用小时：采用东方三大动力厂引进技术生产的1000mw超超临界燃煤机组，年利用小时5500h。1.2 设计规模及范围1.2.1 设计规模电厂规划规模为2600mw+61000mw，分两期建设，一期工程规划容量为2600mw+21000mw，二期工程规划建设41000mw机组。本项目为扩建工程，主要辅助车间和设施己在1、2号机组建设期间按照2600mw21000mw容量规划，煤码头、取水明渠等己按全厂规划容量考虑，建设场地己平整到设计标高。1.2.2 设计范围本项目的主要设计范围包括：l 主厂房机、炉、电、控及其他工艺系统；l 500kv配电装置；l 厂内运煤系统；l 除灰、渣系统；l 循环水取排水系统；l 机组自动化系统；l 化学补给水系统；l 扩建范围内的地下管线、道路、照明、防雷、消防、上下水等；l 附属生产车间，包括循环泵房等辅助车间；l 污水处理系统及其相应设施；l 脱氮系统；l 淡水水源和输水管线l 系统继电保护及远动通讯l 工程概算。1.3 设计依据可作为本项目初步设计的依据性文件包括：a、我院和广东粤电靖海发电有限公司签订的“广东惠来电厂一期1、2号21000mw机组工程初步设计和施工图阶段勘察设计合同书”；b、广东省电力设计研究院广东惠来电厂一期1、2号21000mw机组工程投标文件(tb-1541)；c、中国国际工程咨询公司“广东惠来电厂一期3、4号(21000mw)机组工程可行性研究审查专家组审查意见；d、国家环保总局环境工程评估中心“关于广东惠来电厂一期3、4号(21000mw)机组工程环境影响报告书的技术评估报告”。e、广东省电力设计研究院广东惠来电厂一期1、2号21000mw机组工程可行性研究报告及收口报告。1.4 三大主机主要参数及主要工艺系统特点1.1.1 锅 炉炉型：超超临界参数、变压运行直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构，型锅炉。详细参数见主机技术规范书。1.1.2 汽 机汽轮机型式：超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机额定功率（trl）：1000mw，详细参数见主机技术规范书。1.1.3 发电机水-氢-氢冷却、静态励磁，详细参数见主机技术规范书。1.1.4 主要工艺系统特点主蒸汽和再热蒸汽均采用单元制系统，分别由锅炉过热器和再热器出口联箱两侧引出，送入汽机房进入汽轮机高压缸和中压缸。汽轮机按30%bmcr容量的一级高压旁路系统设置。给水系统采用250%容量汽动调速给水泵，不设电动给水泵；给水泵出口设有最小流量再循环管道并配有相应的控制阀门等，以确保在机组启动或低负荷工况流经泵的流量大于其允许的最小流量，保证泵的运行安全。给水总管上装设25%30%容量（根据锅炉最小直流负荷确定)的启动旁路管道，旁路管道上设置气动调节阀，以增加机组在低负荷时的流量调节的灵敏度。机组正常运行时，给水流量由控制给水泵汽轮机的转速进行调节。风烟系统采用平衡式通风系统，一次风机（2台）及送风机（2台）均采用动叶可调轴流风机，引风机（2台）采用静叶可调轴流式风机。空气预热器（2台）为3分仓回转式空气预热器。除尘器（2台）为三室四电场静电除尘器。制粉系统采用中速磨煤机（6台），冷一次风机正压直吹式制粉系统。回热系统回热系统为三高加、四低加、一除氧。循环水系统循环水采用海水作水源的一次升压直流供水系统，按单元制设计。1.5 热工自动化专业设计范围本工程热工自动化专业的初步设计范围主要是对扩建国产的21000mw机组及辅助系统装设一整套包括检测显示、模拟控制、开关控制、信号及联锁保护等功能的监控设备和厂级自动化系统，以确保机组的安全、经济运行。设计范围包括：a. 锅炉本体及其辅助系统；b. 汽机本体及其辅助系统；c. 发电机本体及其辅助系统；d. 辅助车间控制，包括：循环水系统；循环水处理（制氯）系统；压缩空气系统；除灰除渣系统；凝结水精处理系统；淡水取水系统；锅炉补给水、净水站及污废水处理系统（扩建部分）；脱硫系统的接口设计；脱硝系统。e. 全厂闭路电视监视系统及门禁巡更系统（扩建部分）；f. 厂级自动化系统（扩建部分）。2. 热工自动化水平及集控室布置电厂控制水平是仪表和控制装置完成生产过程自动化的程度、是控制方式、控制系统功能及配置、机组可控性和运行管理方式等多方面的综合体现，是以保证机组的安全和经济运行为目标。本工程以集中控制，优化控制方案、优化管理系统为主导思路，对全厂控制和生产管理系统进行了全盘规划考虑。为了适应电厂定员少，要求减员增效，必须更有效地实现信息资源和人力资源的共享，提高全厂生产管理水平。全厂按生产工艺流程的特点，尽量减少生产控制点的设置。2.1 热工自动化水平2.1.1 厂级自动化系统本工程拟设置厂级监控和管理信息系统，该系统由厂级监控信息系统(sis)和厂级管理信息系统(mis)组成。厂级自动化系统在1号、2号机建设期间已基本定型，本工程仅需相应增加的部分硬件、软件、客户化工作。厂级监控信息系统(sis)设有与各单元机组的分散控制系统(dcs)、辅助系统(bop)各控制网及电网监控系统(ncs)的网络通讯接口，收集和处理工艺系统生产过程数据，同时通过与厂级管理信息系统(mis)连接的数据通讯接口，向其提供所需的全厂生产过程信息。从而实现全厂生产过程的统一管理，优化管理，提高全厂安全、经济运行的水平。2.1.2 机组热工自动化水平本工程安装的21000mw国产超超临界燃煤发电机组是按带基本负荷考虑，但考虑电网建设规模及发展，机组将具有较好的调峰性能，能适应两班制或夜间低负荷运行，能在冷态、温态、热态、极热态几种方式启动和升负荷，并有“快速减负荷(runback)”的能力，可在定压和滑压方式下运行。本工程为单元制机组，拟采用机、炉、电集中控制方式。500kv网络控制设在机组集控室内，不再设置专用网络控制室。新建的辅助车间通过接入机组dcs、公用dcs控制网或辅助车间控制网(bop网)，实现在集控室集中控制。单元机组以分散控制系统(dcs)作为机组监视和控制的核心，由分散控制系统(dcs)实现机组的数据采集(das)、模拟量控制(mcs)、顺序控制(scs)、机组自起停控制(aps)、锅炉炉膛安全监控(fsss)、锅炉给水泵汽机控制(meh)、锅炉给水泵汽机紧急跳闸控制(mets)、汽机旁路控制(bpc)、发电机-变压器组及厂用电控制等功能。配以锅炉给水泵汽机监视仪表系统(mtsi)、汽机电液控制系统(deh)、汽机紧急跳闸系统(ets)、汽机监视仪表系统(tsi)、锅炉吹灰控制、自动电压调节装置(avr)和自动准同期装置(ass)等自动化设备，对锅炉、汽机、发电机-变压器组及厂用电系统(ecs)进行控制与监视。自动化水平可望达到： 在极少量就地人员的配合下，在集控室内实现机组的自启停控制； 机组运行人员在集控室内以lcd操作员站和辅助控制盘为主，监视机组的运行工况，并可以通过lcd/键盘对机炉的大多数辅机和各种阀门、挡板进行控制，需要时可对这些对象进行远方手动控制，确保机组安全经济运行； 完善的模拟量控制系统及顺序控制系统设计，实现机、炉、电协调控制和机组自凝结水系统清洗到带满负荷范围内全自动启/停控制，以减少运行人员的劳动强度； 异常工况时，联锁保护控制系统自动切投相应的系统或设备，使机组能在安全工况下运行或停机。 根据中调(或厂级监控信息系统(sis)或值长发出的负荷指令进行机组的自动发电控制(agc)。 在自动化水平提高的基础上，实现单元值班。1个主值班员在23个副值班员和23个现场巡检人员的配合下，完成对机组的监控与管理。2.1.3 辅助车间热工自动化水平辅助车间为独立的控制系统，采用可编程控制器(plc)，拟根据其所处地理位置及与机组运行联系密切程度，通过数据通讯接口分别与机组分散控制系统(dcs)和机组公用分散控制系统(dcs)或本次新建的辅助车间控制网(bop网)连接，实现在机组集控室和水、煤、灰三个控制点集中控制方式，使辅助车间具有较高的自动化水平。就地不设控制点，只设置巡检、调试维护站。2.2 控制楼布置2.2.1 控制楼布置配合主厂房的两种布置方案，控制楼有两个布置方案：方案一集控室布置与主厂房布置方案一相对应。采用二机一控方式，集控室位于两炉之间的集中控制综合楼内，并深入主厂房c-d列框架内1012号柱之间，标高为15.50m，与汽机运转层同一标高。控制室后设有值班人员用餐休息室，集控室前设有巡检室、交接班室和工作票室。在集控室下面不设电缆夹层。本方案集控室面积约259m2。机组操作员站采用弧形布置方式，自固定端侧起依次布置#3、#4机组操作员站，#3、#4机组操作员站之间布置500kv网控、辅助生产系统操作员站，值长台为直形布置方式，位于两台机组控制台前中间位置，台上设有mis、sis和网控人机接口终端，正面向全厂网控、辅助生产系统操作员站。(见f08912c-k-09图)方案二集控室布置与主厂房布置方案二相对应。采用四机一控方式，预留有1、2号机组的位置。集控室位于#2、#3汽机之间，标高为15.50m，与汽机运转层同一标高。在控制室旁设有工程师室(面积约为50m2左右)、交接班室和会议室。本方案集控室面积约300m2。机组操作员站采用弧形布置方式，依次布置#1、#2、#3、#4机组操作员站，#2、#3机组操作员站之间布置550kv网控、辅助生产系统操作员站。值长台为直形布置方式，位于#1、#4机组操作员站之间，台上设有mis、sis和网控人机接口等终端。(见f08912c-k-10图)方案比较上述提出的两个集控室布置方案各有特点，在建筑特色、运行工作环境、日常运行维护和工程投资费用等方面的比较如下：方案一：集控室由于处在汽机房、锅炉房中间，布局与已建的#1、#2机组的控制室相近，集控室与主厂房的联系较紧密，运行人员到现场巡视和处理问题都比较方便。工程师站位于集控室及电子设备间附近，调试维护方便。同时，采用此方案也相对能节约一部分热控和电气的通讯、控制和电源电缆。但此方案bop的监控需设权限，由不同集控室实现，对实现全厂生产过程的统一管理不是很有利，粉尘和噪音等自然环境相对差些，但通过隔音设置可以避免此类问题。方案二：集控室及工程师室、交接班室和会议室等独立设置，粉尘和噪音等自然环境会比方案一好很多。但集控室位置离现场的距离较远，可能会对日后现场调试，运行人员巡检、维护工作带来一定程度的不便。另外，此方案考虑了四机一控的规划，实现四机一控需对1、2号机组进行小部分改造，即重新拉一条环路的通讯电缆放至方案二的集控室，再将原来的操作员站移至新的集控室，整个费用可控制在50万元以内。综合主厂房布置方案，本项目推荐采用方案一作为控制室布置方案。集控室操作员站台拟在施工图设计阶段，配合集控室的装修风格，采用与集控室的装修风格相协调的操作员台。2.2.2 机组集控室在机组集控室内设有机组主控制台、网控/辅助生产系统控制台、值长台、显示屏幕墙、报警/记录打印机、彩色图形打印机和消防报警盘。每台机组主控制台上共设5台21液晶彩显(lcd) dcs操作员站(其中包括deh操作员站)，台上布置机组安全停机和重要辅机紧急启/停所需按钮；网控控制台上布置网控21液晶彩显(lcd) 操作员站2台(方案二为4台)，辅助生产系统控制台上布置21液晶彩显(lcd) 操作员站2台。在机组主控台前方的显示屏幕墙上布置液晶或等离子显示器(每台机组两块) 和炉膛tv、时钟、发电机功率等少量重要常规指示仪表。幕墙上还设置闭路电视监视器，用于监视主厂房及厂区重要设备的运行状况。2台机组设置一值长台，上设21液晶彩显(lcd) mis和sis终端各一套，电气五防管理系统一套，ncs值长站1套(方案二为2套)，闭路电视值长站1套。2.2.3 电子设备室电子设备室的布置按集控室的布置方案不同有所不同。按集控室方案一，每两台机组设一间电子设备室，设在两炉之间电控楼内，10.5m层，面积约900m2，两台机组分散控制系统的所有控制机柜(除远程i/o机柜外)、端子柜、中间继电器柜，随主机设备成套供货的控制机柜，以及热工交/直流电源分配盘等均布置在电子设备室内。电气保护继电盘也布置其中。电子设备间后设有工程师室。两台机组的电子设备室彼此隔开，所有机柜的电缆均从底部进线，电子设备间下设有电缆夹层。电子设备室布置参见图(44- f08912c-k11)。按集控室方案二，电子设备室设在bc列框架内1013号柱之间，分两层布置，在7.6m层设锅炉电子设备室，两台机组公用，面积380m2，其底下设有电缆夹层，锅炉部分的分散控制系统所有控制机柜(除远程i/o机柜外)、端子柜、中间继电器柜，随主机设备成套供货的控制机柜，以及热工交/直流电源分配盘等均布置在电子设备室内，两台机组的电子设备室彼此隔开，所有机柜的电缆均从底部进线。在15.5m层设汽机电子设备室，两台机组公用，面积350m2，其底下设有电缆夹层。汽机部分的分散控制系统所有控制机柜(除远程i/o机柜外)、端子柜、中间继电器柜，随主机设备成套供货的控制机柜，以及热工交/直流电源分配盘等均布置在电子设备室内，两台机组的电子设备室彼此隔开，所有机柜的电缆均从底部进线。电子设备室布置参见图(44- f08912c-k12)。2.2.4 工程师室两台机组设一间工程师室，与电子设备室同层。每台机组配1 台工程师站，包括一套带光盘读写器的历史数据记录和检索装置，另配激光打印机、彩色图形打印机各一台。当deh采用独立于机组dcs的控制系统时，每台机组deh系统配备1台工程师站及2台打印机，布置在工程师室内。工程师室内还设有1台汽机振动监测故障诊断系统(tdm) 人机接口站。2.3 控制系统的总体结构本工程控制系统主要由厂级监控信息系统(sis)、单元机组控制系统及辅助车间(bop)控制系统组成。2.3.1 厂级监控信息系统(sis)厂级监控信息系统(sis)是面向全厂生产过程的信息网，提供对全厂生产过程的实时监视、管理和优化。sis系统在一期1、2号机组工程已设计完成，本工程仅根据需要扩建部分功能软件和外围设备。其主要功能大致包括： 厂级生产过程实时监视； 负荷调度； 厂级性能计算和经济分析； 主机和主要辅机故障诊断； 设备寿命计算和分析； 设备状态检测和计算分析等。与该网络通讯的系统除各机组的分散控制系统(dcs)外，还有各辅助车间控制系统和其它厂级管理信息系统的网络。主要包括： 输煤控制系统； 水处理控制系统； 电网监控系统(ncs)； 厂级管理信息系统(mis)等。厂级监控信息系统(sis)网是各台机组分散控制系统(dcs)及各辅助车间等控制系统的上级网络，同时，该系统为厂级管理信息系统(mis)提供所需的关于生产过程的全部信息。厂级监控信息系统(sis)通过通讯网络将各个控制系统联为一体，能有效地提高全厂安全运行及技术经济管理水平。该系统与其它系统的关系如下：1） 单元机组的分散控制系统(dcs)：厂级监控信息系统(sis)通过网关与各单元机组的分散控制系统(dcs)相连，接收单元机组的实时过程数据参数及设备状态信息，分析、判断机组运行工况，并将这些信息送到总值长站上，使值长对各单元机组运行做出决策。厂级监控信息系统(sis)与分散控制系统(dcs)为单向通讯方式。2） 厂级监控信息系统(sis)与厂级管理信息系统(mis)接口，由厂级监控信息系统(sis)向厂级管理信息系统(mis)提供所需要的各单元机组以及各辅助车间的有关信息。3） 电网调度系统：厂级监控信息系统(sis)预留与电网调度系统之间的通讯接口，厂级监控信息系统(sis)接受电网负荷调度信号，然后根据各机组运行状态，进行负荷最优分配，向各单元机组发出负荷指令，该指令采用硬接线方式连接。4） 厂级监控信息系统(sis)设有与电网监控系统(ncs)的数据通讯接口，电网监控系统(ncs)将升压站的有关信息送至厂级监控信息系统(sis)。5） 辅助车间控制系统；如水处理控制系统、煤控制系统、灰控制系统等，设有与厂级监控信息系统(sis)数据通讯接口，将主要参数及设备状态的信息送至厂级监控信息系统(sis)。6） 汽机数据管理系统(tdm)：通过通讯接口将汽机有关振动分析数据送至厂级监控信息系统(sis)。7） 当报价辅助决策系统独立设置时，厂级监控信息系统(sis)通过网络接口将实时成本有关数据、机组运行出力有关数据及报价辅助决策系统所需的其它实时数据送至该系统，以便实现负荷预测及发电报价等功能。2.3.2 单元机组控制系统机组控制系统由分散控制系统(dcs)和子控制系统构成。2.3.2.1 分散控制系统(dcs)分散控制系统(dcs)是整个系统的核心，其控制功能的覆盖范围将尽可能广，以便充分发挥分散控制系统(dcs)的优越性，提高自动化水平，减少控制系统硬件的种类。将由它完成机组的数据采集(das)、模拟量控制(mcs)、顺序控制(scs)、机组自启停控制(aps)、锅炉安全监控系统(fsss)、给水泵汽机控制系统(meh)、给水泵汽机紧急跳闸系统(mets)、汽机旁路控制系统(bpc)、脱硝控制系统、循环水系统、发电机-变压器组及厂用电控制(ecs)等功能。本工程考虑尽可能多地利用远程i/o技术来实现分散控制系统(dcs)的数据采集功能，对距离较远、相对独立的控制系统，也不排除采用分散控制系统(dcs)现场控制站的方式实现，提高系统的合理性和灵活性，减少控制电缆。每台机组设置一套分散控制系统(dcs)，在两台机组的分散控制系统(dcs)之间设置一个单独的公用控制网，并设有与两台单元机组分散控制系统(dcs)的网桥，使得运行人员可通过任一台机组的分散控制系统(dcs)对公用控制网所监控的设备进行监控；设有相应的闭锁措施，确保只能接受一台机组的分散控制系统(dcs)发出的操作指令，避免两台机组dcs的直接耦合。公用控制系统的功能覆盖范围，考虑两种方案：方案一：公用dcs控制网监控对象包括：厂用电公用部分、空压机系统和脱硝贮氨控制系统等。其他的公用辅助车间，如电除尘、除灰渣系统、脱硫系统、凝结水精处理系统、循环水处理系统、中央空调系统等，则采用可编程控制器(plc)实现的控制系统，并各自与新增建成的辅助系统控制网(bop)相连最终实现在集控室内集中监控。这种网络结构的优点是：(1)dcs公用控制网与辅助系统控制网分开，主次分明，确保dcs公用控制网具有较高的安全性、可靠性；(2)由于辅助系统控制网一般采用开放的、标准的高速以太网实现，实时性较好，可实施性高；(3)配置灵活。缺点是，与机组信息共享性较差。网络结构详见44-f08912c-k03图。方案二：公用dcs控制网直接监控对象包括：厂用电公用部分、空压机系统、脱硫公用系统和脱硝贮氨控制系统等。其他的公用辅助车间，如电除尘、除灰渣系统、脱硫系统、凝结水精处理系统、循环水处理系统、中央空调系统等，则采用可编程控制器(plc)实现的控制系统，最终接入机组或公用dcs，实现在集控室内集中监控。各控制网设有与厂级监控信息系统(sis)数据通讯接口，以便将系统的实时运行参数送至厂级监控信息系统(sis)。这种网络结构的优点是：(1)资源共享性较好；(2)方便维护管理；(3)可不设bop操作员站。缺点是：(1)辅助车间接入机组的分散控制系统(dcs)公用控制网，降低其安全性和可靠性；(2)接口较多，实施难度较大；(3)机组启停、运行灵活性差。网络结构详见44-f08912c-k04图。鉴于原1、2号机组公用辅助系统接入dcs公用网，实施过程中难度较大，最终也未连接成功的经验，本工程推荐采用方案一，同时可以将原水、煤、灰网.接入辅助系统控制网(bop)，从而实现集控室全能值班的控制方式。2.3.2.2 现场总线技术的应用加快信息化进程是发电企业生存的重大决策，而火电厂数字化是信息化的基础.当前火电厂的厂级、机组(车间)级和现场设备级的3级控制和管理系统中，现场设备级还没有完成数字化,大量设备信息无法自动采集，必将影响火电厂信息化发展的深度和广度。根据目前全面建设数字化电厂迫切程度以及全国现有工程应用经验(详见专题)，考虑到现场总线应用条件日渐成熟的现状, 本工程提出采用现场总线技术，以推动惠来电厂现场设备级数字化的进程，其控制系统考虑选用符合市场应用主流的profibus或ff现场总线标准。方案如下：a) 广泛采用现场总线型智能变送器。只用于数据采集的变送器以及用于单回路调节系统的压力、差压、温度等智能变送器采用现场总线接入dcs。b) 对于短时间不影响机组安全运行的电动门考虑采用现场总线控制，如汽机开、闭式水系统中的电动门等。由于1000mw级超超临界机组很多电动门均须选用进口设备，因此在选择分散控制系统(dcs)和电动门的制造厂时，应对它们的现场总线的运行经验提出必需的要求。c) 对于单回路的调节系统采用现场总线控制。现场总线方案论述详见44-f08912c-k04新型控制系统及控制理念的应用专题报告。2.3.2.3 机炉子控制系统汽机数字式电液调节系统(deh)一般由汽轮机厂配供，控制系统的型式，将在招标后确定。如汽机电液调节系统(deh)供货商有机组的分散控制系统(dcs)硬件实现汽机电液调节系统(deh)功能的经验时，汽机电液调节系统(deh)功能应由分散控制系统(dcs)实现，使汽机电液调节系统(deh)的硬件与分散控制系统(dcs)一致，实现一体化；反之，则允许由汽机电液调节系统(deh)供货商采用有成熟经验的控制系统，实现汽机电液调节系统(deh)的功能，但要求汽机电液调节系统(deh)与分散控制系统(dcs)共享操作员站。汽机紧急跳闸系统(ets)采用可编程控制器(plc)实现。系统设有润滑油压低、凝汽器真空低、eh油压低等停机信号的在线试验手段。锅炉给水泵汽机控制系统(meh)随给水泵汽机厂配供，给水泵汽机控制系统(meh)电子装置是采用与分散控制系统(dcs)相同型号的硬件，还是其它型号的控制系统，需在招标时讨论确定。锅炉炉管泄漏检测系统采用工业控制机(pc)实现。由于其功能相对独立，本工程考虑将实时信息，通过数据通讯接口接入机组的分散控制系统(dcs)，而其重要的报警信号，则通过硬接线方式接入机组的分散控制系统(dcs)。空预器间隙调整装置一般由锅炉厂配供，重要的报警信号和控制信号通过硬接线方式接入机组的分散控制系统(dcs)。锅炉吹灰程控系统由锅炉厂配供，采用可编程控制器(plc)，通过数据通讯接口与机组分散控制系统(dcs)通讯，由dcs实现锅炉吹灰的监视和操作功能。脱硝系统作为单元机组dcs系统的远程i/o站，运行人员直接通过控制室中单元机组dcs操作员站完成对脱硝系统参数和设备的监控。 脱硝系统所有仪表和控制设备(除dcs系统外)均随脱硝工艺系统成套供货。液氨储存和供应系统的控制拟与脱硝反应系统采用同一控制系统，其功能范围包括：(注：机组独立系统和公用系统分开，分别接入机组dcs和公用dcs。) scr装置(含反应剂制备系统、烟气反应系统、公用系统等)的控制； 脱硝岛电气系统，具体以电气部分相关要求为准； 烟气检测、成份分析等。scr区的吹灰控制系统采用pc+冗余配置plc控制。2.3.2.4 辅助车间控制系统对于辅助车间的控制方式及自动化水平，详见本卷5项。2.4 控制系统的可靠性控制系统是否可靠，直接关系到机组能否安全经济运行，亦是电厂自动化水平高低的一个重要标志。在本工程中，将通过下列一些措施从技术上保证控制系统的可靠性：2.4.1 国内技术尚未过关的部分控制设备，如汽机监视仪表系统(tsi)、重要调节阀等采用国外生产的进口设备。2.4.2 分散控制系统(dcs)的选择和设计分散控制系统(dcs)是整个电厂控制的核心，它的安全、可靠运行直接影响到全厂控制系统的可靠性。因此在选择分散控制系统(dcs)的型式和生产厂家时，必须认真进行比较。从目前情况来看，必须选择有在1000mw机组控制软件设计、使用经验的国外生产厂商，并要求遵守以下的设计原则：1） 采用技术先进，有成功的运行实践经验的分散控制系统，分散控制系统的处理器、通讯总线、电源、操作员站均冗余设置。2） 优先选用自检功能和设备冗余技术完善的分散控制系统。3） 控制系统按机组级、功能组级、驱动级分级控制的原则进行设计。当某些传感器、设备或元件故障时，不会丧失对整个过程的控制。4） 系统的单一故障，不会导致控制系统完全失效，以及保护系统的拒动或误动。5） 关键的控制参数采用冗余测量信号。冗余输入的热电偶、热电阻、变送器信号的处理，由不同的i/o模件来完成。单个i/o模件的故障，不会引起任何设备的故障或跳闸。分配控制回路和i/o信号时，使一个控制器或一块i/o的通道板损坏时对机组安全运行的影响尽可能小。在fsss和ets系统中的最终跳闸输出信号分别采用三块do板，以确保保护的可靠性。6） 用于直接停炉、停机以及重要的保护信号，采用三取二逻辑，并各自连接到不同的输入通道。3. 热工自动化功能3.1 单元机组自动化功能3.1.1 检测系统机组过程变量的检测监视，主要由分散控制系统的数据采集系统(das)完成。3.1.1.1 数据采集系统(das)数据采集系统(das)主要是对过程参数进行在线检测，通过计算机进行数据处理，为运行人员监视生产过程提供画面显示，越限报警，制表打印，性能计算，事件顺序记录(输入信号的分辨率不大于1毫秒)，历史数据存储以及操作指导等功能，是机组安全经济运行的主要监视手段。3.1.1.2 常规仪表在操作台前的幕墙上，布置有显示窗，设有少量重要参数的数字显示，这些参数是：发电机负荷、电网频率/汽机转速及时钟等。锅炉、汽机金属温度，发电机定子线圈、铁芯温度，锅炉、汽机辅机定子线圈温度等参数，通过分散控制系统(dcs)的远程i/o接入分散控制系统(dcs)。3.1.2 模拟量控制系统(mcs)全部由分散控制系统(dcs)实现。系统能适应定压及滑压运行两种不同方式。系统的调节范围比较广，可从锅炉不投油稳燃负荷至机组带满负荷全过程，均能投入控制。按要求快速增减负荷和rb的工况下，仍能维持汽温、汽压和水/煤的比例，稳定运行。3.1.2.1 自动发电控制(agc)自动发电控制(agc)将电力调度中心(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，传给机组的机炉协调控制系统，控制机组的出力。3.1.2.2 机炉协调控制系统该系统的任务是根据机组的负荷要求和所选定的运行方式，产生机组的负荷指令通过系统频率偏差、功率、主汽压力偏差对锅炉和汽机主控指令进行修正，以改变锅炉的燃料量、给水量、主蒸汽和再热蒸汽温度，与以及汽机调速汽门的开度，使发电机功率维持在给定值。系统可根据机、炉主操器不同的位置有下列几种运行方式：a. 协调控制方式：在此运行方式中，机炉主操作器均处于自动位置，系统接受中调(或厂级监控信息系统(sis)的加减负荷指令或机组的功频信号，根据机组允许出力和负荷变化率，同时调节锅炉与汽机负荷；b. 汽机跟随方式：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本方式，此时炉主操器手动控制，而机主操器在自动位置，机组功率由运行人员通过锅炉主操器改变燃烧率调整。汽机数字式电液调节系统(deh)根据汽压偏差信号改变调速汽门开度，以维持汽压在给定值；c. 锅炉跟随方式：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。此时机炉主操器的位置与汽机跟随方式相反，运行人员通过机主操器改变机组出力，而锅炉调节系统则维持汽压稳定；d. 手操方式：机炉主操器均处于手动位置时即为手操方式。机组功率及机前压力均由运行人员手动调整。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，将按预设定的速率强迫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，运行人员能通过lcd得到rb工况报警信息，rb功能可自动完成。当下列条件发生时，将触发rb工况： 两台运行空预器中，一台停运； 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rb。3.1.2.3 燃料量控制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。3.1.2.4 送风量控制系统控制锅炉燃料量的指令信号，同时去控制锅炉送风量，用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恰当的空气量。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。3.1.2.5 炉膛负压控制系统炉膛负压通过调节引风机静叶，维持负压在设定值。系统设有死区，使炉膛负压在允许范围内摆动时，不至使引风控制系统来回频繁的摆动，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。系统亦考虑了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。3.1.2.6 锅炉启动系统控制为平稳实现锅炉控制由分离器水位和最小流量控制转换为蒸汽温度控制及给水流量控制，必须首先增加燃料量，而给水流量保持不变，这样过热器入口焓值随之上升，当过热器入口焓值上升到定值时，温度控制器参与调节使给水流量增加，从而使蒸汽温度达到与给水流量的平衡(燃水比控制蒸汽温度)。升负荷过程中，分离器从湿态向干态转换。锅炉采用带再循环泵的内置式启动循环系统，由启动分离器、储水罐、再循环泵、bcp启动水位(mft 时)、361 阀全关水位、360 阀全开水位、bcp 启动水位(mft 重置时)、360阀全开水位、暖管管路关闭水位、低报警水位及bcp 跳闸水位，根据各水位不同的差压值来控制再循环流量调节阀(360 阀)及储水罐水位控制阀(361 阀)调节水位。3.1.2.7 给水控制在启动和低负荷阶段，给水母管出口电动阀和旁路调节阀和汽动给水泵共同协调完成给水流量控制。高负荷时，给水流量由两台汽动给水泵提供，给水流量通过控制汽动给水泵转速实现。该控制回路根据燃烧率调整给水流量，使燃烧率与给水流量比率(fr/fw) 维持在允许的范围内。3.1.2.8 过热汽温控制系统过热器的蒸汽温度是由燃料/给水比和两级喷水减温来控制。调温幅度通过调节喷水量加以控制。一级减温器是过热汽温的主要调节手段，同时也可调节低温过热器左、右侧的蒸汽温度偏差。二级减温器用来调节高温过热汽温度及其左、右侧汽温的偏差，使过热蒸汽出口温度维持在额定值。3.1.2.9 再热汽温控制系统再热汽温的调节是通过布置在低温再热器和省煤器后的平行烟气挡板来调节的，通过控制烟气挡板的开度大小来控制流经后竖井水平再热器管束及过热器管束的烟气量的多少，从而达到控制再热器蒸汽出口温度。在满负荷时，过热器侧烟气挡板全开，再热器侧烟气挡板部份打开。当负荷逐渐降低，过热器侧挡板逐渐关小，再热器侧挡板开大，直至锅炉运行至最低负荷，再热器侧全部打开。再热器喷水仅用于紧急事故工况、扰动工况或其它非稳定工况。正常情况下通过烟气调节挡板来调节再热器汽温，另外在低负荷时还可以适当增大炉膛进风量，作为再热蒸汽温度调节的辅助手段。3.1.2.10 磨煤机出口温度及风量控制该回路是通过调节热风挡板与冷风挡板的开度来调节一次风量，使之与锅炉负荷相适应并维持出口的风粉混合物温度。磨煤机出口温度高应报警，并关闭热风门。在冷、热风挡板调节回路间设有交叉回路。3.1.2.11 一次风压力控制通过调节一次风机动叶位置，维持一次风母管压力在设定值，该设定值随锅炉负荷指令而改变。3.1.2.12 二次风控制每层燃烧器的风箱两侧配置有调节挡板，可以根据给煤率对每台磨煤机对应层燃烧器的风量进行调节，提高燃烧效率。3.1.2.13 过燃风控制锅炉前后墙过燃风层分别布置有调节挡板，可以根据总风量的对应函数值确定挡板的设定位置，通过过燃风调节降低燃烧过程中nox气体的发生量。3.1.2.14 单回路调节系统下列单回路调节系统由分散控制系统(dcs)现场总线实现： 汽机轴封蒸汽压力调节； 凝结水贮水箱水位调节； 凝汽器水位调节； 58号低加水位调节； 除氧器水位调节； 除氧器压力调节； 13号高加水位调节； 锅炉启动疏水扩容器水位调节； 锅炉汽水分离器储水罐水位调节等。3.1.3 顺序控制系统(scs)随着单机容量的提高，辅机控制的复杂性和频繁程度都在增加，为了减少误操作的可能性，减少运行人员的劳动强度，根据机组设备和运行要求，对机炉电主要辅机系统设置顺序控制系统(scs)。顺序控制系统(scs)按分级控制原则进行设计，一般分为三级：机组控制级、功能组/子功能组级、驱动级。当传感器与控制元件故障时，操作员能在较低的自动化层进行控制。3.1.3.1 机组级顺序控制系统机组级顺控控制系统的控制范围包括从凝结水系统冲洗开始，到汽机带满负荷的启动顺序和从任一负荷下逐步地将机组负荷降到零的停机顺序。控制系统将按工艺系统操作流程和机组起停要求设置少量断点，经操作员确认某些信息后，完成机组冷态、温态、热态和极热态启动。3.1.3.2 功能组/子功能组顺序控制系统由分散控制系统(dcs)实现的功能组/子功能组包括锅炉辅机及汽机辅机、发电机变压器组、常用电功能组，各功能组及子功能组的范围如下：a. 锅炉辅机功能组/子功能组： 送风机启、停顺序控制； 引风机启、停顺序控制； 一次风机启、停顺序控制； 空气预热器启、停顺序控制； 锅炉启动系统程序控制； 轻油助燃油枪启、停顺序控制(属fsss)； 制粉系统的启、停顺序控制(属fsss)。b. 汽机辅机子功能组： 真空泵启、停顺序控制； 凝结水泵启、停顺序控制； 低压加热器切/投顺序控制； 汽动调速给水泵启、停顺序控制； 高压加热器切/投顺序控制。c. 发电机-变压器组及厂用电子功能组：详见电气部分说明书描述。分散控制系统中驱动级控制主要包括驱动设备的联锁保护以及通过lcd/kb对驱动级进行操作等。3.1.3.3 后备手操部分只在紧急工况下才需要操作的对象, 除dcs参与控制外, 还将在操作员站的操作台上布置紧急控制按钮对其实施控制。这部分对象包括:a. 紧急停炉b. 紧急停机c. 交直流润滑油泵d. 真空破坏门e. 锅炉pcv阀等具体保留哪些后备操作，将在施工图设计阶段与业主商定。3.1.4 锅炉给水泵汽机控制(meh)锅炉给水泵汽机控制系统采用数字式电液控制系统(meh)实现。高、低压汽门均采用高压抗燃油控制，每个阀门有单独的执行器。液压油系统与主机的液压油系统合用。给水泵汽机控制系统(meh)基本控制功能包括：a. 自动升速控制：按预先设定的升速率自动将转速由最低转速提升到目标转速；b. 给水泵转速控制：接受由锅炉模拟量控制系统的给水流量需求信号，实现给水泵汽机转速的自动控制；c. 高压/低压阀门切换。给水泵汽机控制系统(meh)运行方式包括：a. 操作员手动方式；b. 远方自动方式。3.1.5 汽机电液控制系统(deh)汽轮机调速系统采用数字式电液控制系统(deh)，高中压主汽门和调节门均采用高压抗燃油控制，每个阀门有单独的执行器。数字式电液控制系统(deh)由基本控制系统和自动起动系统组成，实现汽轮机转速和负荷的闭环控制。3.1.5.1 基本控制系统包括如下功能a. 转速控制；b. 负荷控制；c. 超速保护；d. 阀门管理；e. 阀门活动试验。3.1.5.2 自动启动系统功能： a. 自动启动；该系统根据转子应力计算结果，自动给出各个控制阶段的目标转速，目标升速率，目标负荷和目标升负荷率。b. 寿命消耗累计计算。3.1.6 汽机旁路控制系统(bpc)汽机旁路系统包括压力和温度控制，以及旁路系统的联锁保护功能。汽机旁路系统根据其所承担的功能，当需具有快开要求或采用液动阀时，控制系统功能与逻辑实现，由dcs完成。旁路控制系统能与协调控制系统(ccs)、汽机deh系统配合，以实现各种不同运行工况的要求。旁路系统的功能有：a. 在机组启动过程中，控制锅炉升压，加快启动速度，并回收工质。b. 在机组正常运行期间，负荷变化较大时，防止锅炉超压，起到压力调节和超压保护作用。c. 在汽机甩负荷时，减少安全阀的排放，允许锅炉在最低负荷下稳定运行，并且保证再热器有足够的冷却。3.1.7 汽机监视仪表系统(tsi)汽机应配备完整的汽机监视仪表系统(tsi)及汽机数据管理系统(tdm)3.1.7.1 汽机监视仪表系统(tsi)监测范围包括： 汽机转速； 轴偏心； 轴向位移； 每个轴承的绝对振动； 每个轴承对轴的相对振动； 胀差； 汽缸膨胀等。3.1.7.2 汽轮机数据管理系统(tdm)该系统可在线监测汽轮机稳态和瞬态运行状态，对上述数据进行采集、处理、存储、分析，并将分析的结果进行趋势或其它形式显示。实现过程数据的历史趋势、汽轮机故障诊断以及预测维修等功能。3.1.8 锅炉吹灰程控系统随锅炉配供，包括各类吹灰器、吹灰汽源减压站(包括进口阀门)、阀门、蒸汽和疏水管道系统、压力/温度开关、吹灰动力柜等。该系统用于清除受热面上积灰，防止炉膛结焦和烟道堵灰，改善受热面的传热效果，提高锅炉运行经济性。系统采用可编程控制器(plc)与工业控制机(pc)构成的计算机网络实现。控制室不设操作员站，与机组分散控制系统(dcs)共享操作员站。3.1.9 炉管泄漏检测系统该系统用于监测锅炉过热器、再热