DEH运行规程 (4).doc

汽轮机电液调节控制系统DEH概述汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统（简称DEH），电子设备采用了福克斯波罗控制系统，液压系统采用了东方汽轮机控制工程有限公司成套的高压抗燃油EH装置。DEH具有CCS协调、“自动”（ATC）、“操作员自动”、手动功能。DEH系统功能汽机挂闸挂闸就是使汽轮机的保护系统处于警戒状态的过程。危急遮断器采用飞环式结构。高压安全油与油箱回油由危急遮断装置的杠杆进行控制。汽轮机已挂闸状态为危急遮断装置的各杠杆复位，高压安全油与油箱的回油被切断，压力开关PS1、PS2、PS3发出讯息，高压保安油建立。 在CRT控制画面上有“停机”信号，并确认所有阀在关闭状态，即允许挂闸。点击“挂闸”按钮后，复位电磁阀1YV带电导通，透平润滑油进入危急遮断装置，推动杠杆移动，高压安全油至油箱的回油被切断，PS1、PS2、PS3发讯，高压安全油油压建立，同时高压遮断电磁阀5YV、6YV、7YV、8YV带电。挂闸允许条件：（1）汽轮机已跳闸；（2）所有阀关。伺服系统静态关系整定阀门校验的目的在于保证各个油动机从全关到全开满足阀位指令从0%100%的位置控制精度及线性度要求（右侧高压主汽阀、4个高压调阀、2个中压调阀）。阀位给定信号与油动机升程的关系为：阀位给定0100对应油动机升程0100。汽轮机挂闸，所有阀关条件存在，进行静态整定。必须确认主汽阀前无蒸汽，以免整定时，汽轮机失控。整定期间，当机组转速大于100r/min时，DEH将自动跳闸。DEH接收到油动机整定指令后，全开、全关油动机，并记录LVDT在两极端位置的值，自动修正零位、幅度，使给定、升程满足上述关系。为保证上述关系有良好的线性，可先进行LVDT零位校正，给定值为50，移动LVDT的安装位置，使油动机行程为50即可。转速控制高中压缸联合启动时，中压调阀（ICV阀）一开始就接近全开，依靠高调阀（CV阀）进行转速调节。中压缸启动时，若选择暖机运行方式，机组转速在400r/min以下时，CV阀微开，进行高压缸暖机；当转速大于400r/min时，CV阀开度不变，ICV阀打开；若不选择暖机运行方式，则CV阀关闭，仅开启TCV阀。在给定目标转速后，给定转速自动以设定的升速率向目标转速逼近。当进入临界转速区时，自动将升速率改为300r/min/min快速冲过去（如操作员设定速率大于300r/min/min则以操作员设定速率为准）。目标转速：除操作员可通过OIS设置目标转速外，在下列情况下，DEH自动设置目标转速：汽机刚挂闸时，目标转速为当前转速。发变组出口开关断开时，目标转速为3000r/min。汽机已跳闸，目标转速为0r/min。目标错误地设在临界区内时，将其改为小于临界转速下限值20r/min。自启动方式下，目标由ATC来控制。目标超过上限时，将其改为3060 r/min或3360 r/min。升速率：操作员设定，速率在(0500)r/min/min。操作员未设定的情况下，冷态启动时速率为100r/min/min，温态启动时速率150r/min/min，热态、极热态启动时速率为300r/min/min。在临界转速区内，速率为300r/min/min。摩擦检查：设定目标转速200r/min，当实际转速达到200r/min时，操作CRT上的“摩擦检查”按钮，关闭所有调门，汽机转速逐渐下降，进行摩擦检查，转速降至100r/min自动退出，摩擦检查完成后再设定相应的升速率及目标转速，机组重新升速。暖机：中速暖机1800r/min。若在升速过程中，需暂时停止升速，可进行如下操作:不在ATC方式时，操作员发“保持”指令。在临界转速区内时，保持指令无效，只能修改目标转速。轴系临界转速当前设定值：第一阶：9101113r/min；第二阶：14001700r/min3000r/min定速：各系统进行自同期并网前试验。在假并网试验期间，DEH接收到假并网试验信号，在发变组出口开关闭合时，并不判定为发电机并网。这样可防止由于并网加初负荷，而引起转速升高。并网：机组并网前，当DEH接收到同期装置发来的“同期请求”信号时，根据同期装置的“同期增”、“同期减”信号自动调整汽机转速，这就是“外同期”方式。当同期条件均满足时，发变组出口开关才可合闸。负荷控制当同期条件均满足时，发变组出口开关合闸，DEH立即增加的给定值使发电机带上3%的初负荷，以避免出现逆功率。在汽轮发电机组并网后，为了带基本负荷，可投入功率闭环控制或CCS控制。当功率闭环控制或CCS控制都未投入的情况下，则在阀位控制方式。在负荷控制投入时，目标和给定值均以MW形式表示。在主汽压力控制投入时，目标和给定值均以压力的百分比形式表示。在此两种控制方式均切除时，目标和给定值以额定压力下总流量的百分比形式表示目标负荷：除操作员可通过CRT设置目标外，在下列情况下，DEH自动设置目标。负荷控制刚投入时，目标为当前负荷值(MW)。主汽压力控制刚投入时，目标为当前主汽压力(MPa)。发电机刚并网时，目标为初始负荷0 (%)。阀位控制方式下，目标为阀门总流量指令(%)。跳闸时，目标为零。CCS控制方式下，目标为CCS给定(%)。目标设置超限，自动改为115%或640MW。负荷率：操作员设定，负荷率在(0100)MW/min内。若目标以百分比表示时，则负荷率也相应用百分比形式。自启动方式下，负荷率由ATC选择得出。暖机：汽轮机在升负荷过程中的暖机不在CCS方式时，操作员发保持指令。在CCS方式下时，退出CCS方式后发保持指令。负荷控制方式主汽压力控制：主汽压力控制器是一个PI调节器，它比较设定值与主汽压力，经过计算输出指令控制CV阀和ICV阀。投入条件：控制系统自动方式；负荷控制未投入；主汽压力信号正常；TPC未动作；一次调频未动作；负荷限制未动作。切除条件：操作员手动切除；主汽压力故障； TPC动作；一次调频动作；负荷限制动作；发变组出口开关断开；汽机已跳闸。一次调频：当机组转速在死区范围内时，频率调整给定为零，一次调频不动作。当转速在死区范围以外时，一次调频动作，频率调整给定按不等率随转速变化而变化。投入条件：自动状态且转速回路无故障；并网。不等率在45%内可调，初步设为4.5%；死区在030r/min内可调，设为2.0r/min；死区范围为:30002r/min。CCS方式：在此方式下，DEH的目标等于CCS给定，且切除负荷控制、主汽压力控制。投入条件：控制系统在自动方式；机组已并网；接收到CCS请求信号及CCS指令信号正常；TPC未动作。切除条件：TPC动作；高、低负荷限制动作；手动方式；无CCS请求或CCS指令信号故障；发变组出口开关断开。主汽压力低保护（TPC）：在主汽压力限制方式投入期间，若主汽压力低于设置的限制值，则主汽压力限制动作。同时目标和总的阀位参考量，也跟随着减小。若主汽压力回升到限制值之上，则停止减设定点。若主汽压力一直不回升，实际负荷降到一定值时，停止减。在主汽压力限制动作时，自动切除负荷控制、主汽压力控制，退出CCS方式。投入条件：并网；主汽压力信号正常；主汽压力大于90%额定值；自动方式。切除条件：发变组出口开关断开；主汽压力信号故障；手动方式。主汽压力限制值上电缺省值为16MPa。负荷限制高负荷限制：汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内不希望负荷带得太高时，操作员可在（60-660）MW内设置高负荷限制值，时DEH设定点始终小于此限制对应的值。低负荷限制：汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内不希望负荷带得太低时，操作员可在（0-60）MW内设置低负荷限制值，时DEH设定点始终大于此限制对应的值。阀位限制：操作员可在(0120)%内设置阀位限制值。DEH总的阀位给定值为负荷参考量与此限制值之间较小的值。超速保护超速限制功率负荷不平衡（PLU）当“中压排汽压力与额定压力的比值15%”和汽轮机发电机脱网时，PLU动作，快关高、中压调节阀，抑制汽轮机的转速飞升。103%超速限制正常运行时，一旦转速超过3090r/min，则迅速动作超速限制电磁阀，关闭高、中压调节阀，转速低于3082r/min时，超速限制电磁阀失电，调节阀恢复由伺服阀控制。c )加速度限制当汽轮机转速大于3060 r/min，加速度大于49 r/min时，加速度限制回路动作，快速关闭中压调节阀，抑制汽轮机的转速飞升。d )甩负荷在机组甩15%-40%额定负荷时，DEH加速度继电器动作，迅速关闭中压调节阀，同时将目标转速及给定转速改为3000 r/min，一段时间后，中压调节阀恢复由伺服阀控制，最终使汽轮机转速稳定在3000 r/min，以便事故消除后能迅速并网。当机组甩40%额定负荷时，DEH功率-负荷不平衡继电气动作，迅速关闭高中压调节汽阀，同时使目标转速及给定转速改为3000RPM，一段时间后，高中压调节阀恢复由伺服阀控制，最终使汽轮机转速稳定在3000RPM，以便事故消除后能顺利并网。超速遮断保护DEH电超速保护，动作转速：110%n0。机械超速保护（飞环式危急遮断器），动作转速：110112%n0。在线试验飞环喷油试验（注油试验、压出试验）。做喷油试验时，4YV带电，检测到隔离电磁阀在隔离位后（ZS5断开，ZS4闭合），2YV带电，油喷进危急遮断器中，飞环击出，ZS2断开发讯，然后使2YV失电，过一段时间后，1YV自动带电挂闸，挂上闸后1YV失电，再使隔离电磁阀4YV失电，试验结束。试验的具体操作过程见本规程的机组试验部分。喷油试验允许条件（与逻辑）：（1）喷油试验按钮在试验位；（2）转速在29853015r/min内；（3）“试验开关”在试验位。超速试验分为机械超速试验及电气超速试验。具体的试验步骤详见本规程试验章节。阀门活动试验。为减小试验过程中负荷的变动，可投入DEH负荷控制。阀门活动试验包括高压主汽阀活动试验、中压主汽阀活动试验(带中压调节阀一起活动)、高压调节阀活动试验。试验操作过程见本规程的机组试验部分。阀门活动试验允许条件（与逻辑）：（1）所有主汽阀全开；（2）负荷在270420MW内；（3）自动状态；（4）非CCS方式。阀门严密性试验。汽轮机启机后并网之前，应进行主汽阀和调节阀的严密性试验。即在额定真空时，当高、中压主汽阀或高、中压调节阀关闭以后，汽轮机转速应迅速下降至合格转速以下。DEH自动/手动方式之间的切换汽机控制方式分为自动、手动方式。下列情况则退出自动方式（或逻辑）：阀门严密性试验；刚并网时，转速小于2980r/min。无上述情况且阀位限制不动作，则允许投入自动方式。在OIS“自动控制”画面上，按“手动阀位设定”按钮，输入一定的阀位值，DEH直接控制阀位给定信号，完成机组的升速、升负荷。机组顺序控制锅炉顺序控制系统锅炉顺序控制设计的主要功能可分为以下三个部分功能组级控制，主要包括风烟系统的顺序启动和顺序停止；子功能组级控制，主要包括炉侧主要辅机的顺序启动和顺序停止；驱动级控制，主要包括炉侧设备的手动操作与联锁保护功能。功能组级控制，主要包括风烟系统的顺序启动和顺序停止；A侧和B侧控制功能完全相同，以A侧为例加以说明。A侧风系统的顺控启动允许启动条件A引风机和A送风机均未运行步序指 令反 馈第一步启动选择的火检冷却风机A火检冷却风机运行或B火检冷却风机运行。第二步启动A空预器系统和B空预器系统（若A空预器系统和B空预器系统都运行跳过该步）A空预器系统和B空预器系统都运行，延时120秒。第三步启动A引风顺控A引风机运行且进、出口挡板开状态。第四步启动A送风顺控A送风机运行，炉膛负压正常（1000Pa1000Pa），A引风机无切手动条件。第五步投入A引风机自动A引风自动投入且炉膛负压正常（1000Pa1000Pa），若B引风机自动已投入，要求A、B引风机静叶开度偏差小于5%。第六步开引风机联络门（若B引风机手动状态跳过该步）引风机联络门开状态，且A送风机无切手动条件。第七步投A送风机自动（两台送风机都运行执行该步）A送风机自动投入，炉膛风量合适，B送风机无切手动条件。第八步投B送风机自动（两台送风机都运行执行该步）B送风机自动投入，炉膛风量合适，A、B送风机动叶开度偏差小于5。第九步开送风机联络门（两台送风机都运行执行该步）送风机联络门开状态A侧风烟系统的顺控停止允许启动条件停止条件B引风机和B送风机均停止或B引风机和B送风机均运行且负荷小于60步 序指 令反 馈第一步停A送风系统A送风机停状态第二步停A引风系统A引风机停状态第三步停A、B空预器（送、引风全停执行该步）A、B空预器全停子功能组级控制，主要包括炉侧主要辅机的顺序启动和顺序停止（详见辅机规程）；驱动级控制，主要包括炉侧设备的手动操作与连锁保护功能（详见辅机规程）。汽机顺序控制系统机侧顺序控制系统覆盖的设备和系统包括：电动给水泵、凝结水泵、凝汽器真空、凝汽器补水、A/B汽泵、低加及抽汽疏水、除氧器、高加及抽汽疏水、发电机氢气、定冷水、密封油系统、主机油系统、辅助蒸汽、轴封、汽机本体及管道疏水、开式循环水系统、闭式循环水系统等（详见辅机规程）。机组协调控制系统概述协调主控制系统包括：负荷指令处理回路、机炉主控制器两大部分构成。负荷指令处理回路，主要实现AGC目标负荷或运行人员目标负荷的选择、一次调频投切、高低负荷限幅、速率限制、负荷闭锁增减、负荷指令保持/进行选择、辅机跳闸RB等功能，以及燃料调节回路。机炉主控制器是协调主控系统的核心，主要实现：机炉运行方式选择及切换，机炉主控指令运算等功能。负荷指令处理回路单元主控ADS M/A站，实现AGC方式和本机控制方式切换，及目标负荷给定。在协调方式下，将目标负荷M/A站投入自动，即为AGC方式。在AGC方式下，机组接受电网调度中心指令作为目标负荷；在本机控制方式下，根据调度中心指示，在AGC M/A站上手动给出目标负荷。AGC协调控制系统投运步骤允许投入条件（所有条件满足）省调指令正常，协调方式已投入、无调度中心切除AGC指令、无RB/RD/RUP。联络信号中调来的AGC负荷指令信号AGC请求投入退出信号,省调的AGC允许信号,AGC已投入信号等。步 序满 足 条 件检查、设置负荷变化速率(单位：MW/min)；检查、设置负荷高、低限(单位：MW)；检查、设置压力变化速率(单位：MPa/min)；检查、设置最大机前压力、最小机前压力(如10 MPa)；检查DEH是否允许远方；DEH投远方；投机主控M/A站自动(TF方式)，稳定；投各给煤机自动(A-F)，稳定；投燃料总操M/A站自动，稳定；投炉主控M/A站自动，稳定；检查AGC指令；检查AGC允许条件；联系省调，投目标负荷M/A站自动(AGC方式)。ADS M/A强制切手动发生RB/RD/RUP；AGC指令坏质量；非协调方式；调度中心切除AGC。一次调频投切在协调方式下，可在画面上选择投切一次调频非协调方式和频率信号故障一次调频自动切除。负荷指令闭锁增减项 目满 足 条 件负荷指令闭锁增（任一条件满足）协调方式下，实际负荷正偏差大(指SP-PV正向大，其它类同)；协调方式下，机前压力正偏差大； 协调方式下，汽机主控指令达高限；给水调节闭锁增；送风调节闭琐增；炉膛负压调节闭锁增；一次风压调节闭锁增。负荷指令闭锁减（任一条件满足）协调方式下，实际负荷负偏差大(指SP-PV负向大，其它类同)；协调方式下，机前压力负偏差大；协调方式下，汽机主控指令达低限；给水调节闭锁减；送风调节闭琐减； 炉膛负压调节闭锁减；一次风压调节闭锁减。机组负荷指令迫升、迫降项 目满 足 条 件负荷指令迫升（任一条件满足）总给水流量正偏差大且给水泵(自动)出力达最小；二次风压正偏差大且送风机(自动)出力达最小；炉膛压力负偏差大且引风机(自动)出力达最小。负荷指令迫降（任一条件满足）总给水流量偏差负大且给水泵(自动)出力达最大；二次风压负偏差大且送风机(自动)出力达最大；炉膛压力正偏差大且引风机(自动)出力达最大。机组RUN BACK控制逻辑协调控制系统的RB信号产生同时至少有4组煤燃烧器组投运时，将触发RB动作，RB动作过程如下：接收RB指令，跳D磨煤机；D磨煤机运行状态消失后延时3秒跳E磨煤机，如D磨煤机未运行，则无须等待直接跳E磨煤机；D、E磨煤机运行状态消失且C磨煤机在运行，延时3秒跳C磨煤机，如D、E磨煤机未运行而C磨煤机在运行，则无须等待直接跳C磨煤机，如F磨煤机未运行，则不跳C磨煤机。在接收到RB信号的同时，投A、F点火油组；延时5秒投B少油油组。RB动作过程中，程序始终监视停止的磨煤机的数量，当运行的磨煤机只保留有3台时，程序立即停止跳磨煤机，但不停止投油。当锅炉、汽机重要辅机跳闸时，协调控制系统应根据跳闸辅机的类型，选择适当的甩负荷速率和幅值，将机组尽快的稳定到机组允许的最大出力上。项 目方 式满 足 条 件RB类型RB1吸风机/送风机RB2一次风机RB3给水泵RB方式DEH就地RB方式当汽机主控在手动时，MCS发送三个RB指令到DEH，DEH根据RB类型，按照指定速率、幅值减少机组负荷。MCS调压RB方式当汽机主控在自动时，当RB动作，自动切除锅炉主控自动,切换到汽机跟随RB方式。这时，不发送RB1、RB2、RB3到DEH。协调下RB方式此方式作为备用方式，便于在现场调试时取舍，可以在工程师站组态中关闭该功能。在此方式下, 当RB动作，不切除协调控制,单元负荷指令根据RB类型,按照指定速率和幅值变化,同时根据主汽压力偏差调整锅炉的燃烧率。RB判断（所有条件满足）对于IDF/FDF/AH/PAF/FWP，如果两台辅机运行有一台跳闸。单元负荷指令高于设定值。RB动作当FSSS系统收到RB动作信号，连锁跳闸若干层燃烧器，并同时自动投入油枪助燃。RB期间，送风、引风、燃料、给水等调节系统测量值偏差大切手动逻辑暂时闭锁，以防止大面积切手动。参数异常时，应及时手动处理，保持系统平稳。目标负荷速率和上下限幅负荷速率在操作画面上设定。目标负荷限幅上、下限，在操作画面上设定。发生RB时，负荷下限值是向下浮动的，跟踪实际负荷与下限设定两者中的小值。发生RB后，重新投入协调时，运行人员应注意检查调整负荷下限设置。负荷指令保持/进行选择在协调方式下，每进行一次目标负荷调整，都必须操作在操作画面上，进行负荷“进行/保持”确认，确认后目标负荷进入“进行”方式。当目标负荷升降到位时，自动切换到“保持”状态；投入AGC方式，自动选择(脉冲3s)“进行”方式；可根据实际运行情况，进行“进行/保持”方式切换；在非协调方式下，自动选择 “进行”方式，负荷指令自动跟踪实际负荷。主汽压力目标值和主汽压力保持/进行选择主汽压力目标值分为：操作员设定的目标值和按滑压运行曲线进行修正的目标值；在滑压运行方式下，自动选择“进行”方式；运行人员可根据实际运行情况，进行“进行/保持”方式切换；在基本方式下，自动选择 “进行”方式，主汽压力设定值自动跟踪实际主汽压力。机炉主控器概述炉主控器有两个PID调节器，一个炉主控M/A站。这两个调节器分别是BF压力调节器和锅炉主控调节器；BF压力调节器在BF方式下工作，它接受机前压力定值和机前压力信号，调节器输出为炉主控指令。为加快炉侧调节速度，减少压力偏差，引入机侧能量信号PS*P1/PT做前馈；在协调方式下，锅炉主控调节器工作。主汽压力偏差和功率偏差同时对锅炉主控调节器产生作用；为加快负荷响应速度，单元负荷指令信号作为前馈，并经动态处理加快调节；机主控器有2个PID调节器，分别是TF压力调节器、汽机主控调节器，一个机主控M/A站；在协调方式下，汽机主控调节器工作。主汽压力偏差和功率偏差同时对汽机主控调节器产生作用。以发电机实发功率信号作为反馈信号，控制汽轮机调节汽门开度，实现电功率的闭环控制；在TF方式下，TF压力调节器接受机前压力定值和机前压力信号，控制汽轮机调节汽门，实现机前压力的闭环控制。协调控制系统机炉主控器，共有4种运行方式：BASE、TF、BF、协调。可以通过选择机、炉主控M/A站手自动，来选择不同的运行方式BASE方式BASE方式即基本方式，机炉全手动：在基本方式下，机组负荷由运行人员手动设定汽机调节器输出来控制，手动调节锅炉燃烧和给水控制主汽压力。在BASE方式下进行机组负荷的调节时，应注意负荷以允许的速率变化，并注意机炉间的相互协调，监视主汽压力的变化，及时调整汽机调门的开度，以适应锅炉负荷的变化。TF方式TF方式即机跟炉方式，机自动调压，炉手动调功：汽机跟随方式下的负荷调节：机组在TF方式下，机组负荷由操作员手动改变锅炉主控的负荷指令或手动调节燃料和给水量来调节，而主汽压力由汽机主控控制，这时应注意负荷以允许的速率变化，注意主汽压力的变化。BF方式BF方式即炉跟机方式，机手动调功，炉自动调压。锅炉跟随方式下的负荷调节：锅炉跟随方式下，机组的负荷由运行人员手动改变机组负荷设定值（或汽机调节器）的输出来控制，锅炉主控控制主汽压力。协调方式协调方式即炉跟机为基础的协调控制方式，机炉自动，协调调功、调压。协调方式下的负荷调节，机组的目标负荷由运行人员手动设定：确认COOR投入灯亮；根据机组实际情况设置合适的负荷变化率；在负荷限制块上设定合适的机组最低、最高负荷限值；根据调度命令设定机组目标负荷；在协调运行方式下，允许机组参与调频，非机炉协调方式或频率信号异常切除调频方式；在调频方式下，根据电网频率产生调频功率。自动发电控制AGC方式下的负荷调节：AGC方式下机组的目标负荷由省调遥控设定，负荷变化率可以由运行操作员手动设定或按中调下令设定；负荷变化率设定应与机组的实际出力变化能力相符合；AGC方式下重点监视机组运行情况，发生大的扰动及时调整或申请退出AGC。定滑压运行方式：协调主控系统运行方式有定、滑压运行方式。可以在画面上通过按钮选择定、滑压运行方式；滑压方式下，压力定值是单元负荷指令的函数，并经过汽机阀位修正，操作员可以在画面上的通过滑压定值偏置设置，对滑压定值进行调整；定压方式下，可设定压力定值。压力定值经速率限制成为实际压力定值。机、炉主控器切手动条件项目满 足 条 件炉主控切手动（任一条件满足）MFT；机前压力信号故障；机前压力偏差大；燃料总操在手动；两台送风机全手动；两台引风机全手动；在锅炉跟随方式下，调节级压力坏质量；调节级压力和功率低于某一定值；给水调节在手动；(可选)协调方式下发电机功率偏差大；协调方式下发电机功率信号故障；RB动作；(可选择为RB动作切换为TF方式或仍为协调方式)汽机主控在手动.机主控切手动（任一条件满足）TF方式下RB未动作，压力偏差大；汽机主控指令和DEH汽机流量指令偏差大；汽机负荷参考坏质量；汽机跳闸；DEH就地；MFT动作；主汽压力信号故障.燃料调节系统燃料调节回路，包括煤量校正回路、燃料量计算回路、燃料调节器、燃料总操组成。给煤量校正回路是在断煤、启停给煤机、启停磨煤机、给煤量迅速变化时进行校正，使给煤量更加接近进入炉膛的给煤量。燃料计算回路对给煤机煤量和油量按发热量进行了折合计算，转换成t/h表示的燃料量信号。调节系统设置有BTU校正回路，可以在协调主画面上，通过BTU校正操作器手动设置煤质校正系数，也可投入BTU自动，自动对燃料量信号进行校正。锅炉主控指令经风煤交叉限制后作为燃料量的指令信号，燃料偏差信号经燃料调节器PID运算，经燃料总操M/A站，作为各给煤机总操指令，分别送到A、B、C、D、E、F给煤机M/A站，每个给煤机M/A站都可设置偏置。在手动情况下，燃料总操M/A站可以同步操作6台给煤机(至少有一个给煤机在自动状态)，燃料调节器输出自动跟踪燃料总操M/A站的指令。当6台给煤机都手动时，燃料总操 M/A站切手动，且处于跟踪状态，跟踪正在运行的运行给煤机的平均转速指令。由于采用跟踪手段，燃料总操手、自动无扰切换。燃料总操、给煤机当满足下列条件后切手动项 目满 足 条 件燃料总操切手动（任一条件满足）1、任意运行给煤量坏质量2、高加解列3、给煤机全手动4、燃料量偏差大给煤机切手动（任一条件满足）1、给煤机未运行2、给煤量坏质量3、磨热一次风在手动4、磨煤机未运行AGC协调控制系统投入步骤检查、设置负荷变化速率（单位：MW/min）；检查、设置负荷高、低限（单位：MW）；检查、设置压力变化速率（单位：MPa/min）；检查、设置最大机前压力、最小机前压力（如10MPa）；检查DEH是否允许远方；DEH投远方；投机主控M/A站自动（TF方式），稳定；投各给煤机自动（AF），稳定；投燃料总操M/A站自动，稳定；投炉主控M/A站自动，稳定；检查AGC指令；检查AGC允许条件；联系中调，投目标负荷M/A站自动（AGC方式）。给水减温站储水箱水位调节系统储水箱水位调节系统，主要包括：储水箱水位补偿、361阀A、B控制，以及相关电动门控制361阀A、B控制储水箱水位，储水箱水位控制361阀A和B的开度，当储水箱水位大于参考值（12m）的时候，水将排向凝汽器或锅炉疏扩，以防止液位过高。主要用于锅炉上水、冷、热态清洗和早期启动时间段。切手动条件分离器储水箱水位坏质量；分离器出口压力坏质量。给水调节系统给水调节系统，主要包括：T控制器回路，焓值控制器调节回路，给水主控调节回路 ，省煤器流量主控，和各泵的自动调节组成。给水流量补偿，主给水流量采用标准节流装置(节流孔板或标准喷嘴)，通过测量节流装置前后差压，来计算质量流量。由于差压流量关系的设计和标定，是在设计工况下进行的，即在设计工况下，差压流量关系是准确的。由于实际运行工况，是随时变化的。当偏离设计工况时，流体的温度、压力变化，差压流量关系发生变化。对于给水流量，影响差压流量关系的主要因素是给水的温度。为保证准确测量和调节，必须对主给水流量、给水泵入口流量补偿进行温度补偿。调节原理给水调节系统主要采用T控制器、焓值/H控制器、给水主控、给水旁路调节控制、A汽泵控制、B汽泵控制、电泵控制。T控制器：采用低温过热器出口温度偏差形成一个PID调节器，（由于煤水比出现了偏差使低过出口的实际温度和设计温度出现了偏差，通过T控制器修正分离器出口的焓值来改变实际给水量调节给水控制）。CO: KJ/Kg ( -500 -500)。H控制器： 通过T控制器的焓值修正，分离器出口的设计焓值+T控制器的焓值修正和分离器出口实际焓值的偏差形成一个焓值调节器。 CO: kJ/kg ( -500500)通过热力计算书，由给煤量计算出：水冷壁设计吸收的热量kJ/s - 设计金属吸热kJ/s=水冷壁给水设计吸收的热量kg/s。分离器出口的实际焓值-省煤器出口的实际焓值=机组的水冷壁的实际焓值增加。水冷壁设计吸收的热量KJ/S /（实际焓值增加+H控制器的输出）KJ/Kg + 减温水流量 = 实际需要的给水流量Kg/S计算出的实际需要的给水流量为省煤器流量主控的设定值，省煤器流量主控投入自动后实际的给水流量指令就有计算出的需要的给水流量控制。CO: t/h ( 0 1000)流量平衡：省煤器流量控制的输出和实际测量的给水流量偏差形成给水主控PID控制器来控制给水量（其偏差和投入自动的给水台数和出力负荷修正偏差其比例关系为A汽泵、B汽泵、电泵（5:5:3）。给水旁路阀自动控制：省煤器流量主控输出和实际给水流量的偏差形成PID控制器。给水泵控制：给水主控的控制输出+给水流量的自动平衡调节共同形成给水泵调节的输出。切手动条件电泵切手动条件水冷壁出口集箱给水温度或锅炉主给水流量故障；电泵勺管偏差大；电泵勺管反馈故障；电泵停。A(B)汽泵切手动条件A汽泵转速参考值故障；水冷壁出口集箱给水温度故障；锅炉主给水流量故障；A汽泵控制偏差大；A汽泵跳闸；A汽泵未在遥控。给水泵水位调节投自动步骤检查流量和温度信号是否正常；检查流量定值是否跟踪；检查电泵转速是否正常；检查电泵勺管是否正常；投电泵自动，稳定；启第1台汽泵，检查、设置允许远方，投远方，调整稳定；检查汽泵转速、指令、转速参考是否正常，投自动，稳定；调整、平衡出力；启第2台汽泵，停电泵；检查汽泵转速、指令、转速参考是否正常，投自动，稳定；调整、平衡出力。一级减温调节系统调节原理以屏过入口温度和负荷函数作为基本调节回路。再加上修正信号调节屏过出口温度。由负荷的函数得到屏过出口温度的设定值，当入口温度变化或其他运行工况变化时，则加入修正信号。修正信号综合了煤水比修正和屏过出口温度偏差的修正。屏过出口温度设定值由负荷函数和高过喷水函数的差得到。煤水比修正信号作为前馈送入修正回路。切手动条件屏过出口温度坏质量；屏过入口温度坏质量；出口蒸汽温度偏差大；阀位偏差大；阀位坏质量；喷水隔离阀关闭；MFT。二级减温调节系统调节原理在此减温系统中，投自动过程按照先投二级减温后投一级减温的投自动顺序。首先自动设定高过出口温度为额定温度571，但在温度未达到额定温度571的偏差（5）时，高过出口温度的设定，按照负荷对应的高过出口设计温度自动设定。切手动条件出口温度坏质量；入口温度坏质量；出口蒸汽温度偏差大；阀位偏差大；阀位坏质量；喷水隔离法关闭；MFT。再热事故喷水调节系统调节原理再热喷水调节系统，包括：A、B侧各1个减温阀，A、B侧各1个入口蒸汽温度，A、B侧各1个出口蒸汽温度。调节系统为串级调节，同时加入了减温水流量闭环调节。再热出口温度调节原理同过热出口温度调节，再热入口温度经内层快速回路后作为减温水流量的设定值，同减温水流量比较后送入调节器，作为阀门开度信号。切手动条件A、B再热出口温度坏质量；A、B再热入口温度坏质量；阀位偏差大；阀位坏质量；MFT；再热喷水隔离法关闭。再热汽温烟气挡板调节系统调节原理再热烟气挡板调节系统，包括A、B侧各1个再热烟气调节挡板和1个过热烟气挡板。调节系统设计有A、B侧两个调节器，控制4个烟气挡板。A侧1个再热烟气调节挡板和1个过热烟气调节挡板调节动作相反，共同调节A侧出口汽温。B侧1个再热烟气调节挡板和1个过热烟气调节挡板调节动作相反，共同调节B侧出口汽温。每侧调节器的输出一路经限速后送到该侧再热烟气挡板M/A站；另一路经反向后，送到该侧过热烟气挡板M/A站。4个烟气挡板都有指令偏置，分别在各自烟气挡板的M/A站上设定。为提高负荷响应特性，每侧调节器均引入主汽流量作为前馈信号。每侧再热汽温定值在该侧再热烟气挡板M/A站上设定。当每侧再热、过热烟气挡板调节均手动时，调节系统手动，调节器输出自动跟踪该侧再热烟气挡板M/A站手动指令。每个M/A站在手动时，指令偏置自动跟踪手动与自动指令之间的偏差信号。因此，调节系统手、自动无扰切换。再热出口温度定值由单元负荷指令决定。切手动条件高再出口汽温都坏质量；高再出口汽温偏差大；MFT；再热烟气挡板故障。炉侧单回路自动调节点火油压力调节系统调节原理点火油压力调节系统，通过调节点火油供油调节阀开度，改变进油流量，调节点火油压力。点火油压力调节系统，为典型的单回路调节系统，点火油压力定值直接在M/A站上设定。调节系统手动时，调节器输出自动跟踪M/A站手动输出，点火油压力定值自动跟踪测量值。因此，调节系统手、自动无扰切换。另外，调节系统还接受来自FSSS的燃油泄漏试验信号，控制供油阀开度。发生MFT，切手动，联关供油阀。切手动条件点火油压力坏质量；点火油压力偏差大；阀位坏质量；阀位偏差大。投自动步骤检查阀位是否正常；检查阀位是否偏差大；检查阀位是否正常；检查点火油压力是否跟踪测量值；投自动。启动油压力调节系统调节原理启动油压力/燃油流量调节系统，通过调节启动油供油调节阀开度，改变燃油进油流量，调节启动油压力。启动油压力/燃油流量调节系统，在控制中可以进行选择，启动油燃油压力定值直接在M/A站上设定。调节系统手动时，调节器输出自动跟踪M/A站手动输出，启动油压力定值自动跟踪测量值。因此，调节系统手、自动无扰切换。另外，调节系统还接受来自FSSS的燃油泄漏试验信号，控制供油阀开度。发生MFT，切手动，联关供油阀。切手动条件启动油压力坏质量；启动油压力偏差大；阀位坏质量；阀位偏差大。投自动步骤检查阀位是否正常；检查阀位是否偏差大；检查阀位是否正常；检查启动油压力是否跟踪测量值；投自动。雾化吹扫蒸汽调节系统调节原理雾化吹扫蒸汽压力调节系统，通过调节雾化吹扫蒸汽压力调节阀开度，改变蒸汽流量，调节吹扫蒸汽压力。雾化吹扫蒸汽压力调节系统，为典型的单回路调节系统，压力定值直接在M/A站上设定。调节系统手动时，调节器输出自动跟踪M/A站手动输出，压力定值自动跟踪测量值。因此，调节系统手、自动无扰切换。切手动条件雾化吹扫蒸汽压力坏质量；雾化吹扫蒸汽压力偏差大；阀位坏质量；阀位偏差大。投自动步骤检查阀位是否正常；检查阀位是否偏差大；检查阀位是否正常；检查点火油压力是否跟踪测量值；投自动。BMS中的调节磨入口一次风量调节系统调节原理每台炉安装六台中速磨，每台磨对应前墙或后墙的一层燃烧器。磨入口一次风量调节的设定值是根据磨给煤量和给煤机指令的大选经函数变换后经过微分后大小选择，当增加负荷时先加风并且有一定的提前量；当减少负荷时先减煤再减风，稳定燃烧。该函数主要是根据煤量求出需要的一次风量（以煤为单位）。该设定值设置有下限，以避免在投入自动条件下磨一次风量过低，产生跳磨的情况。运行人员可以在磨一次风量调节M/A站上，手动进行设定值的偏置。磨煤机一次风量和限定给煤量关系一次风量（t/h）5065708090100煤量（t/h）03545556575调节系统手动时，调节器输出自动跟踪M/A站手动输出，一次风量定值自动跟踪测量值。因此，调节系统手、自动无扰切换。一次风量M/A切手动条件磨热风门在跟踪；磨煤机停止；磨入口一次风量偏差大；磨入口一次风量故障；磨热风门偏差大；磨热风门反馈故障；对应二次风门全手动；磨热风门故障；一次风量M/A投自动步骤磨入口一次风量是否正常；磨入口一次风量是否偏差大；检查磨入口一次风量定值是否跟踪测量值；检查阀位指令与阀位是否正常；投入自动。磨出口风粉混合物温度调节系统调节原理磨出口温度调节采用串级调节，主调节器控制磨出口温度，串级调节器控制磨入口温度。磨给煤量和磨一次风量的比值形成一个前馈信号来消除磨冷热风门之间的相互扰动。根据BMS的要求磨运行时有暖磨模式和运行模式，在暖磨模式下磨出口温度的设定值为75，在运行模式下磨出口温度的设定值为90100，操作员可以进行修正。调节系统手动时，副调节器输出自动跟踪M/A站手动输出，主调节器输出自动跟踪磨入口温度，磨出口温度定值自动跟踪测量值。因此，调节系统手、自动无扰切换。磨出口温度M/A切手动条件磨冷风门在跟踪；磨煤机停止；磨出口温度偏差大；磨出口温度故障；磨入口风温故障；磨冷风门偏差大；磨冷风门反馈故障；磨冷风门故障。磨出口温度M/A投自动步骤磨出口温度是否正常；磨出口温度是否偏差大；检查磨出口温度定值是否跟踪测量值；检查阀位指令与阀位是否正常；投入自动。二次风风量调节系统调节原理根据每层对应磨的实际燃料量和给煤机指令的大选值，转化为每层的风量设定点。投自动时层二次风量与限定给煤量关系二次风量（t/h）80100120160220350煤量（t/h）203545606570切手动条件挡板偏差大；挡板反馈故障；挡板故障；有跟踪信号；层二次风压力故障；层二次风压差偏差大；MFT；BMS不允许投自动。投自动步骤检查层风压和炉膛压力是否正常；检查差压是否偏差大；检查固定端(扩建端)挡板位置反馈是否正常；检查差压设定是否跟踪测量值；固定端(或扩建端)投自动，稳定；投另一侧自动；调整偏置，平衡出力；根据需要调整差压定值。电气控制系统发电机顺控并网顺控并网允许条件发变组高压侧隔离开关已合闸主变高压侧接地刀QE1、QE2、QEF在分闸位置发电机氢压力大于0.1MPa主变高压断路器断开6KV IA、IB段备用进线断路器合闸状态6KV IA、IB段工作进线断路器分闸状态6KV IA、IB段AC相母线电压均正常发电机励磁系统无故障发电机灭磁开关分闸位置准同期装置正常（无故障报警）发电机中性点接地刀合闸发变组保护柜A/B柜装置无闭锁发变组保护柜A/B柜装置无报警 发电机密封油压、定冷水压正常（任一定子冷却水泵（46M01_ZR/46M02_ZR）运行，且定 子冷却水压力在0.25MPA-0.48MPA(暂定)）；密封油压：任一主密封油泵（48M01_ZR/48M02_ZR）运行，且无“密封油泵出口母管压力低（48PS09）。增加“手动确认”按钮，顺控开始后，或并网后复位汽机转速大于29503030rpm。顺控并网步序选择要并网的开关后，顺控开始按以下步序进行。运行确认，指令:AVR投自动通道; 反馈: AVR通道在自动调节方式。限定时间：3600秒指令: 等待AVR在自动位后，投入励磁 励磁开关已合位信号过来以后，检查反馈: 励磁系统已启动且发电机电压 （90%的额定电压）（三取二的方式），运行确认，限定时间：300秒指令: 准同期装置投入后给DEH发同期请求信号（长信号）; 反馈: DEH给DCS返回DEH同期投入信号，无AVR故障，励磁开关合位，DEH允许同期，AVR在自动位置限定时间：10秒指令:投入自动准同期装置; 反馈: 220KV断路器合闸状态。限定时间：5秒启动同期指令:延时2s退出自动准同期装置; 反馈: 同期状态退出状态。限定时间：10秒顺控并网过程中如出现参数异常并网顺控自动停止并报警AVR起励失败励磁系统建压失败励磁开关不在合位发电机转子正对负电压 138V (待定)发电机定子电压不对称DEH不允许同期AVR在手动位发电机电压不大于额定值的90%发电机转子电压？VAVC逻辑：AVC操作前，在禁操按钮没有置1的条件下，可以手动投入AVC和AVC退出检查发电机转子绝缘正对地逻辑：前提;无禁操且注入转子接地没有动作，手动按钮操作检查发电机转子绝缘正对地。检查发电机转子绝缘负对地逻辑：前提;无禁操且乒乓转子接地没有动作，手动按钮操作检查发电机转子绝缘负对地。主变高压侧断路器（神221）合闸允许条件:1）主变高压接地开关QE1未闭合状态；2）主变高压接地开关QEF未闭合状态；3）主变高压隔离开关闭合状态；4）主变高压接地开关QE2未闭合状态；5）主变高压断路器断开状态；6）613A、613B开关分闸状态；7）主变高压侧中性点接地刀在合闸状态；8）无主变高压侧GIS汇控柜合闸低油压闭锁；9）无光明一线保护I柜压力低禁止重合闸信号;10）无光明一线保护II柜压力低禁止重合闸信号;11）无光明一线保护I柜第一组跳闸信号;12）无光明一线保护II柜第一组跳闸信号;13）无光明一线保护I柜第一组控制回路断线信号;14）无光明一线保护I柜第二组控制回路断线信号;15）无光明一线保护I柜第一组电源断线信号;16）无光明一线保护I柜第二组电源断线信号;17）无光明一线保护II柜第一组控制回路断线信号;18）无光明一线保护II柜第二组控制回路断线信号;19）无光明一线保护II柜第一组电源断线信号;20）无光明一线保护II柜第二组电源断线信号;21）无主变冷却器动力及信号电源故障(SE1_FB_LF3);22）无主变冷却器组故障(SE1_FB_LF6);23）汽机转速 2950 RPM且测点正常;24）控制回路正常（无控制回路断线信号，第一组控制回路断线或者第二组控制回路断线反馈信号过来