600MW火电机组热控系统技术资料汇编.doc

600MW火电机组热控系统技术资料汇编目 录序 名 称 页次一、概述 2二、数据采集系统(DAS ) 6 三、模拟量控制系统 (MCS) 12四、顺序控制系统(SCS ) 34五、炉膛安全监控系统(FSSS ) 67六、汽机安全监视系统(TSI )及其紧急跳闸系统(ETS) 98七、主机数字电液控制系统( DEH )及汽泵小机电液控制系统( MEH ) 103八、高、低压旁路控制系统( BPS ) 123九、基地式控制系统 134600MW火电机组热控系统技术资料汇编一、概述 单机容量的扩大，起停过程中的监控点急剧增多，300 MW机组监视点5000 6500点，600 MW机组就多达8000 9000点，越来越多的机组还将发电机变压器组及厂用电的监控也纳入了分散控制系统 (以下简称DCS) 后，监视点一般都达到7000点以上，控制对象1300多个，机组起停时操作项目450多项，远远超出人工脑力、体力所能达到的能力。大型机组的起停，参数变化快、操作项目多，且各控制对象之间关联复杂，操作稍一失误，即造成严重后果。可以这样说，现代化大型火电机组，离开高度自动化热控装备，将寸步难行，热控自动化是现代化大型火电机组的生命线，当之无愧。 火电机组热控自动化装备就其功能划分，由热工检测、自动调节（模拟量控制）、自动控制（开关量顺序控制）及热工保护和信号（超限报警）四部分组成。其控制结构层次框图，见图1所示。图1 火电机组热控系统控制结构层次框图1热工检测 是指自动地进行检测反映机组生产过程各热力参数和设备工况的装备,它为运行人员提供机组运行操作依据, 是电厂热控自动化的工作基础。热工检测装备包括各种测量一次元件(水银温度计、热电偶、热电阻、流量节流装置、水位取样装置、机械位移测量等)；各种变送器(压力、流量、水位、温度、转速、振动、胀差等)；各类显示设备(指示表、记录表、CRT阴极射线管等)。 2自动调节（模拟量控制） 是指自动地调节机组运行过程各热力参数，使其维持在规定的范围内或按一定的规律变化的装备，以减少运行人员监控劳动强度，和减少人为误操作。自动调节装备包括各类调节器(基地式调节器、单回路调节器、可编程调节器、和分散控制系统中的多功能控制器等)；各类执行机构(电动执行机构、气动执行机构、电动门和挡板等)；控制盘台上或CRT上的硬、软件操作设备；及其相关一次测量元件。 3自动控制（开关量顺序控制） 是指按预定的条件或时间或步骤，对机组设备或系统自动地依此进行一系列操作，以改变设备启停或开关运行工况的装备，为此也被叫作逻辑控制或两位式控制。大型机组的启停或故障处理，涉及操作对象多而复杂，顺序控制系统减少运行人员监控量，减少误判误操作的可能性。自动控制装备包括各类控制器(继电器式步进器或控制器、可编程控制器、和分散控制系统中的多功能控制器等)；各类电动机、电动门和挡板等；控制盘台上或CRT上的硬、软件操作设备；及其相关一次测量元件。4热工保护和信号 是指当机组启停或运行中发生危及设备和人身安全时，自动地采取保护动作措施或向运行人员示警的装备，以防止事故发生或避免事故扩大化。热工保护有联锁保护和跳闸保护两类，联锁保护是当局部设备故障，按预定顺序启动或解除备用设备，以维持机组原负荷或减负荷运行。跳闸保护是当发生重大设备故障，及设备和人身安全时，实施跳闸保护，停止机组(部分设备)运行，以避免事故扩大。热工信号有CRT屏幕显示和光字牌灯光音响报警两类，当机组运行过程参数高、低值超限时，CRT屏幕上进行报警显示，并作为历史数据进行贮存。机组运行重要过程参数超限时，除CRT屏幕报警显示外，另用光字牌灯光音响示警，以醒目和振耳地引起运行人员注意。 当前火电机组大都采取单元机组集中控制模式，并且200MW及以上机组，又无例外地均采用DCS系统。自20世纪80年代起，电厂热控自动化装备推出DCS系统以来，热工检测、自动调节、自动控制及热工保护和信号四个部分已被融合在一起，形成一个信息资源共享有机综合体，你中有我、我中有你，功能上密切相连地不再能明显区分。一台配置DCS系统的大型火电机组，其配套热工监控分系统示意图见图2所示。图2 大型火电机组配套热工监控分系统示意图 一台具体的600MW火电机组，因其炉型、制粉、烟风、机型、热力系统、外围设备等配备不同, 其热工监视和控制系统的配置规模会有所区别。机组热控系统通常划分为单元机组及其热力系统监控，以及外围设备及其系统监控两部分。单元机组及其热力系统的热控设备，又由DCS主要监控系统和独立于DCS系统之外的热工监控设备所组成。有的机组此两者之间既各自独立，又互相通讯，交换信息，资源共享。 火电机组热控DCS主监控系统，通常由数据采集系统( 以下简称DAS ) 、模拟量控制系统( 以下简称MCS ) 、顺序控制系统( 以下简称SCS ) 、炉膛安全监控系统( 以下简称FSSS ) 、汽机安全监视系统( 以下简称TSI ) 、数字电液控制系统( 以下简称DEH ) 、微机电液控制系统( 以下简称MEH ) 、汽机紧急跳闸系统( 以下简称ETS) 、高低压旁路控制系统( 以下简称BPS ) 、电气顺控系统 ( 以下简称ECS）等分系统组成，其中DAS、MCS、SCS按主机组传统习惯，又被划分为锅炉、汽机、除氧给水等几部分。DCS组成及各分系统之间联系框图，见图3所示。图3 DCS组成及各分系统之间联系框图火电机组独立于DCS系统之外的热工监控系统，因主机及其热力系统配备的不同,这部分热控系统的配置随意性较大，一般情况下，锅炉侧有：炉膛与烟道吹灰程控系统、锅炉泄漏监视系统、炉侧基地式调节系统 (包括气动基地式调节器和可编程调节器)、炉膛火焰和汽包水位工业电视系统、电除尘灰斗与省煤器灰斗出灰程控系统，炉底渣斗水力出渣程控系统、炉侧热工信号报警系统，汽机侧有：凝汽器胶球清洗程控系统、凝结水精处理程控系统、补给水处理程控系统、机侧基地式调节系统、机侧热工信号报警系统。全厂性外围设备及其系统的热工监控系统，通常配置有：入厂煤称重式翻车机程控系统、煤场轮斗机程控系统、输煤皮带及其实物校验装置程控系统、厂区出灰出渣程控系统、全厂消防监控系统、全厂空调控制系统。二、数据采集系统(DAS )概述： 自从功能强大的DCS系统问世后，数据采集系统(DAS)作为 DCS中的一个分系统(一个控制节点)，取代了大量的传统盘装显示仪表，且其信息资源与DCS系统中其它分系统共享，成为DCS系统赖以正常工作的基础，对电厂安全、经济运行起着不可替代的重要作用。 多微机DAS系统由I / O (输入 / 输出) 通道、高速数据通讯网络、人机接口装置(操作员站；工程师站、CRT及键盘；打印机；软盘驱动器、光盘刻录机等)三部分组成，其总体结构示意图，见图4所示。DAS系统的主要功能： 画面显示(静态、动态、动态数组、实时趋势、历史趋势、棒图、报警总貌、设备状态和系统状态等)；系统报警(模拟量、开关量、设备和系统状态等)；打印 (日志、报警、事故顺序记录、事故追忆、趋势、操作、召唤和硬考贝等)；存储(本机、异机和分布等历史数据库)；统计分析(燃料量、厂用电量、过程参数变量、主设备运行 / 停役时间、主要辅助机械运行 / 停役时间和机组寿命等)；性能计算(机 / 电 / 炉主设备效率、主要辅助机械效率、汽耗、热耗、煤耗、汽轮机寿命等)；操作指导(静态、动态、智能动态)；事件顺序记录仪 (事件触发、事件记录和事故追忆)等。图4 DAS系统总体结构示意图1进入DAS系统I / O 通道的过程变量测点有模拟量、开关量、脉冲量三大类：(1) 模拟量 有TC热电偶(分度号：S、R、J、K、E、T、B、EA2等)，RTD热电阻 (分度号：Pt100、Cu50等)，电流 (420mA . DC、010mA . DC、020mA . DC等)，电压(15V . DC、05V . DC、010V . DC等) 四种信号，用以模拟压力、温度、流量、液位、质量等各种过程变量。(2) 开关量 有“1”态、“0”态两状态，用以模拟机组阀门、挡板开关阀位的周期型变量，和泵、风机等辅助机械启停位置的中断型变量。(3) 脉冲量 用以模拟频率、转速等过程变量。 一台600MW机组，需采集的过程变量有60007000点之多，且分布在机组各个部位，量多距离远，大量仪表电缆集中到集控室，加大施工工作量和成本。近年来开发发展起来的智能测量前端现场总线(其代表产品为南京工程兵工程学院的893IDCN分布式智能数据采集网络)，将现场测点都连接在一条现场总线上，通过通信适配卡与DCS主机通信，构成DCS系统。现场总线最长可达1200m ，每根总线可接50块智能测量前端(IDCB)，每块智能测量前端可接20个测点，一条总线总容量为1000个测点。通过智能测量前端对过程变量进行预处理，以数字通信方式进入DCS系统，使DCS主机负荷率大为减少，也减少了仪表电缆施工工作量。2DCS系统的CRT屏幕画面显示，有如下几种：(1) 模拟图 用以显示机组概貌，机、电、炉、厂用电等局部工艺流程图，画面中标有、温度、流量、液位、开关阀位、辅机状态、电气量等过程参数变量。(2) 棒状图 用以对同类型参数作水平或垂直比较，以形象地显示数值大小或越限状况。(3) 曲线图 用以显示机组的启停曲线，过程参数变量的趋势曲线、历史曲线等。(4) 相关图 用以以某一主要参数为中心，与相关参数组成对比画面，以便对主要参数作综合分析和监视。(5) 成组显示 用以对同一分系统的点号、名称、参数变量、越限情况、成组开关量等的信息，在同一画面中显示。(6) 检索画面 用以对标号、目录、报警、保护切除、开关跳变等进行检索。(7) 报警画面 用以显示新发生的越限报警，所在报警点闪光，确认后变平光。(8) 调节控制画面 用以显示调节回路的过程变量、给定值、输出值，以及手/自动切换、增 / 减操作显示。(9) 程序控制画面 用以显示程控回路的逻辑流程图、程控允许条件，以及启/停或开/关操作，及其状态显示。(10) 诊断显示 用以对分系统和子系统的类型、状态、故障(事件)发生时间、故障次数、事件类型描述显示，以及CPU (中心处理单元)的负荷率、存储器的利用率等的显示(使用数字或棒状图形式表示)。 一台600MW机组，一般有300500幅画面，调用画面通常要求操作次数不超过3次，重要画面不超过12次。画面调用流程设计成，纵向和横向交叉进行，形成金字塔形结构。一般有如下5种方法(以INFI90为例)：(1) 通过总图及其调用指导流程，进行调用目标画面。(2) 通过主菜单，调用系统图、控制图、状态图、趋势图。(3) 通过专门定义的功能键(F1 (F32 )直接调用画面。(4) 通过报警显示选择器(164个ADS键)，调用报警画面。(5) 通过文件名字显示键，调用指定名字的显示画面。3DAS系统通常具备如下制表打印功能：(1) 定期制表打印 分值(班)、日报表等，在每值、日结束时自动制表打印。内容有指定过程参数的每小时的测量值、平均值、累计值，一次性完成打印。也可人工召唤即时打印或全天追忆打印。(2) 随机打印 分越限报警和开关变态两种模式 a) 越限报警 当所选过程参数越限时，自动打印其点号、名称、参数越限实际值及其给定值、越限和复位时间。也可人工召唤报警打印。 b) 开关量变态 当周期型开关量变态时，自动打印其点号、名称、操作性质、时间。(3) 事件顺序记录 当中断型开关量动作时，按动作时间先后，自动打印其点号、名称、动作性质、时间。一台600MW机组的接入点数，通常在128256点的范围内，各点之间的分辨率要求为1 ms 。如果分辨率达不到1 ms ，则需另配置分辨率为1 ms 的事件顺序记录仪 (SOE)。(4) 事故追忆打印 当机组出现事故跳闸后，将事故前后的若干时间内 (通常在515分钟内，连续可调)，打印指定的相关过程变量，每一起事故可记录60点参数。并按一定时间间隔(通常为1020s)，重复打印过程参数变化值。事故性质最多可划分为6组，某厂一台600MW机组，其6组事故触发点为锅炉主燃料跳闸 (MFT)；发电机并网，汽机紧急跳闸 (ETS)；电气主设备跳闸；汽机凝汽器真空低跳闸；电气外部线路故障快速键负荷 (FCB)；任一台汽动给水泵跳闸。(5) CRT屏幕显示拷贝 CRT上显示的系统图、控制图、状态图、趋势图、过程参数、各种表格，均可人为拷贝打印。4在线性能计算 DCS系统除了对自I / O通道来的过程参数，进行二次计算 (补偿计算、变化率、累计、平均、差值、平方根、最大值、最小值、函数曲线等 )之外。某厂一台600MW机组，还进行如下6项在线性能计算：(1) 汽机效率计算 对高、中、低压缸，分别进行热效率计算。(2) 锅炉效率计算 用热损失法或输入输出法，进行锅炉热效率计算。(3) 凝汽器性能计算 计算理想传热系数和实际传热系数，以及两者的比值。(4) 高压加热器效率计算 计算三台高压加热器的冷热端温差、温升。(5) 空预器效率计算 以实际效率与理想效率之比值，表征总效率。(6) 机组质量与能量平衡计算 计算汽耗、热耗、汽水流量平衡、机组效率等。 在线性能计算的关键点，在于给出正确和合理的计算公式，以及可靠的现场测量数据。上述性能计算，每10 min进行一次，所取过程参数值，为该点10 min的平均值。DAS运行、维修、调试注意点：1DAS接地系统应符合如下要求：（1） DAS系统应有稳定、可靠的接地，接地电阻应符合制造厂的规定。制造厂无规定时，接地电阻一般不大于2，接地点可利用全厂安全接地网。全厂安全接地网不符合计算机接地要求或计算机制造厂对接地有特别要求时，需设置计算机独立接地网。（2） 当DAS是独立接地网时，应与全厂安全接地网保持10m以上距离，当需与全厂安全接地网相连时，使用带绝缘的单芯多股铜绞合导线连接。（3） DAS系统应设总接地母线汇流铜排，并用带绝缘的单芯多股铜绞合导线引向接地电极。系统内其它性质的接地或本系统多机柜的接地，均使用带绝缘的单芯多股铜绞合导线引向总接地母线汇流铜排，以保证严格意义上的“一点接地”。（4） 主机和外围设备的机柜外壳一般与基础、钢电缆保护管、电缆密封槽盒绝 缘，绝缘电阻大于50。操作台、继电器柜等与基础不绝缘，不引向总接地母线汇流铜排，可就近接地。（5） 距离主机较远的外围设备(CRT操作台、智能一体化I / O通道等)，直接使用带绝缘的单芯多股铜绞合导线引向总接地母线汇流铜排。噪声大的打印机接地，一般通过三孔电源插座的接地脚接地。（6） I / O通道信号电缆屏蔽层的接地，分如下三种： 信号源侧浮空时，在计算机侧接地。(对于一次元件侧浮空、机柜侧接地的系统，其屏蔽层应统一连接到机柜内的屏蔽接地母线上，屏蔽电缆屏蔽层必须单点接地。屏蔽电缆屏蔽层到屏蔽接地母线之间的连线，使用外附绝缘层的导线 , 防止屏蔽层与机柜外壳或其它接地系统相碰) 。 信号源侧接地时，在信号源侧接地。 当放大器浮空时，屏蔽层一端与放大器的屏蔽罩相连，另一端与共模地相连(当信号源侧浮空时，在计算机侧接信号地；当信号源侧接地时，在信号源侧接现场地) 。 （7）各种用途接地导线截面积检查 接地导线截面积除考虑其接地电流导通电阻之外,还要考 虑其机械强度。 2DAS系统供电要求（1） DAS系统应采取双路互为备用的供电方式，一路取自厂用保安段，一路取自UPS不停电电源，两路电源切换时间小于5 ms ，以确保CPU不被初始化。 （2）UPS不停电电源系统容量，在厂用电源中断情况下，应能维持数据采集系统工作半小时以上。（3）主机和外围设备电源分别提供，其电缆避免平行敷设。主机和外围设备电 源使用插座连接时，应由不同形式的电源插座供电。（4）计算机机柜通风机、空调、及检修插座等电源，一般直接由厂用保安段电 源供电，不与DAS系统电源混用。3核对过程参数取样测点安装位置的代表性，及其计算公式的正确性、合理性，尤其是炉膛压力和汽包水位的取样装置，必要时需进行水位平衡容器安装位置检尺，及其补偿公式核算。4DAS系统的I / O通道性能测试 （1）模拟量输入通道准确度测试 低电平信号误差小于0. 3%，其系统综合误 差为测点各环节误差的方根和,不大于0. 2% 。高电平信号误差小于0. 2% , 其系统综合误差为测点各环节误差的方根和，不大于0. 15% 。 （2）按过程参数的重要程度及其动态特性，合理选用采样扫描周期，一般采 样扫描周期，见表1所示 。表1 过程参数采样扫描周期表 过 程 参 数 名 称采样扫描周期(s)汽包水位、炉膛负压、汽机转速、凝汽器真空 1热工参数(压力 / 流量)、电工参数(电压 / 电流 / 功率) 5液位 10温度30 (主汽温度5s)成分、物位 605CRT画面调用刷新响应检查（1）一般画面刷新响应时间不超过1s ，复杂画面刷新响应时间不超过2 s 。（2）调用目标画面操作次数，一般画面不超过3次，重要画面12次。6事件顺序记录仪（SOE）分辨率测试检查，使用脉冲间隔为1 ms的脉冲信号发生器，接入SOE，模拟触发事故跳闸信号，进行（SOE）分辨率测试检查。7DAS系统各部件负荷率测试检查 (1) CPU中心处理单元负荷率 各控制站的CPU在恶劣工况下, 不超过60 。计算站和数据管理站的CPU在恶劣工况下, 不超过40 。 (2) 数据通信总线负荷率 在繁忙工况下，不超过30 。对于以太网，则不超过20 。 (3) 在不同工况下，负荷率应共测试5次，每次测试时间为10 s 。8维修、调试过程中，严防强电窜入DCS系统模件输入通道，以免损坏模件弱电回路元部件。三、模拟量控制系统 (MCS)概述：当前火电机组的自动调节系统，仍以传统的反馈技术，利用被调量与给定值之间的偏差，按PID控制规律进行调节为主。由于控制系统的输入和输出均为模拟量，故被称之为模拟量控制系统(简称MCS)，也被称为闭环控制系统。MCS系统是火电机组主要的控制系统之一。它担负着发电过程中水、汽、燃油、燃煤、烟、风、等各个子系统过程变量的调节控制任务，以及整个单元机组的负荷控制。MCS系统由单元机组级、炉侧、机侧三部分组成。火电机组常规自动调节系统，通常是炉侧、机侧分别控制。炉侧调节系统由燃烧调节 (包括燃料或主汽压力、送风量和氧量、炉膛负压、一次风母管压力、喷燃器二次风风量、磨煤机一次风量 / 一次风温 / 辅助风量、给煤机转速、燃油压力、空预器冷端温度、直流炉中间点温度等调节系统)；给水全程调节；主汽 / 再热汽温调节等调节子系统组成。 机侧调节系统由机前压力、汽机转速 / 负荷、高 / 低压旁路压力 / 温度、除氧器水位 / 压力、高 / 低加水位、汽机轴封压力、凝汽器水位等调节子系统组成。 随着低耗高效率大型单元机组在电网中的比例越来越大，以及电网民用电和工业用电结构的变化，负荷峰谷值之间差值逐步增大。过去带基本固定负荷的大型单元机组，也需要根据电网调度中心的负荷指令和电网频率偏差，参与电网调峰、调频。单纯稳定自身运行参数的常规的调节系统已不能胜任。就需要一个将汽机和锅炉视作一个统一被控对象，进行协调控制。协调控制系统(简称 CCS)就是对两种对负荷变化需求响应快慢不一的汽机和锅炉的工作状况进行协调，以达到快速响应外部负荷变化需求，并稳定机组自身运行参数，平衡协调单元机组两个相互制约的内外能量供需矛盾。单元机组级调节控制由CCS、AGC(自动发电控制) 等子系统组成。 MCS系统可以由PLC可编程调节器构成，也可以由DCS系统构成，对配置有复杂庞大CCS系统的MCS系统，则均无例外地采用DCS系统。MCS系统功能：在于使被调量过程参数维持在预定的范围内。某厂一台600MW机组，大大小小自动调节系统总数达116套之多，一些主要调节系统的主要功能简述如下：1单元机组级主调节控制系统，有CCS和AGC两部分，此两者已融合在一起，密不可分。机组级主控系统调节机组负荷，有LOCAL ( 即电厂就地CCS系统侧控制机组负荷)和AGC (即在中调EMS侧，通过CCS系统遥控机组负荷)两种模式。 CCS系统有基本方式 (BASE)、机跟炉 (TF)、炉跟机 (BF)、机炉协调 (COR) 四种运行方式，其主控器所处状态，见表2所示。四种运行方式切换流程，见图5所示。表2 CCS系统运行方式状态表运行方式汽机主控锅炉主控负荷指令基本方式手动手动人工给定机、炉负荷指令机跟炉方式1自动(调压)手动人工调节锅炉燃烧率方式2自动(调压)自动(跟踪)属中间过渡或RB时方式炉跟机方式1手动自动(调压)人工给定机组负荷指令方式2自动(跟踪)自动(调压)属中间过渡过程方式机炉协调炉跟机自动(调功)自动(调压)机组协调方式，可投入AGC系统，接收中调远方负荷给定机跟炉自动(调压)自动(调功)图5 CCS系统四种运行方式切换流程 在BASE基本方式下，机炉处于全手动运行方式 。 在TF、BF、COR三种运行方式下，负荷指令变化速率对主汽压力的影响程度，是不尽相同的 。(1) 在TF方式下，机组负荷变化响应较慢；(2) 在BF方式下，机组负荷变化响应相对较快，但主汽压力波动较大；(3) 在COR方式下，机组负荷变化率和主汽压力波动，可兼而顾之。一般情况下，机组正常运行时，宜采取COR方式或滑压控制方式。机组事故工况下，宜转为TF方式或定压控制方式。当采用AGC运行模式时，机组必须运行在COR或BF、TF方式下。CCS系统四种运行方式的切换，必须是平稳无扰动的。CCS系统主控器，由负荷指令生成回路、锅炉主控回路、汽机主控回路三部分组成。汽包炉CCS系统主控器功能图，见图6所示。图6 汽包炉CCS系统主控器功能图直流炉CCS系统主控器功能图原理框图，见图7所示。引入AGC负荷指令及RB控制回路的直流炉CCS系统主控器原理框图，见图8所示。图7 直流炉CCS系统主控器功能图图8 直流炉CCS系统主控器结构框图负荷指令生成回路的主要任务是：(1) LOCAL ( 电厂就地)和AGC(中调遥控)两种负荷指令的管理，两者之间的切换必须是平稳无扰动的。AGC系统与CCS系统通信联络示意图，见图9所示。图9 AGC系统与CCS系统通信联络示意图(2) 机组负荷高 / 低限制、负荷变化速率限制、增 / 减负荷闭锁等管理；(3) 功频校正控制，以电网频率 (f) 和主汽压力 (MSP)为校正信号。其中主汽压力设定器 , 有人工定压设定和由升压曲线滑压自动设定两种控制方式, 及其切换管理。 CCS系统主控器还设有RB (辅机故障减负荷)、FCB (电气线路故障机组快速减负荷)、RD (机组迫减负荷)、RU (机组迫增负荷)、BI (机组闭锁增负荷)、BD (机组闭锁减负荷)等控制回路。(1) RB (Run Back) 当主要辅机(例：送、引、一次风机；给水、炉水循环、闭式循环泵；磨煤机等)部分故障时，机组自动减负荷到主要辅机负载能力相适应的负荷水平。(2) RD (Run Down) 当机组负荷超出主、辅机运行范围极限上限值时，强迫机组减负荷到相适应的负荷水平，变化速率一般控制在3% / min 之内。(3) RU (Run Up) 当机组负荷低于主、辅机运行范围极限下限值时，强迫机组增负荷到相适应的负荷水平，变化速率一般控制在3% / min 之内。(4) BI (Block Increase) 当各基础控制级调节器维持的过程参数大于给定值，偏差值超限时(一般比RD程度轻)，系统闭锁负荷指令向加大方向增量，仅许可向减少方向动作，以防事故进一步扩大化。(5) BD (Block Decrease) 当各基础控制级调节器维持的过程参数小于给定值，偏差值超限时(一般比RU程度轻)，系统闭锁负荷指令向降低方向减量，仅许可向增加方向动作，以防事故进一步扩大化。(6) FCB (Fast Cu t Back) 当发生电气线路故障时，系统快速减负荷，仅维持带厂用电或空负荷运转。 随着单机容量不断地加大，及其运行参数不断提高，CCS系统的控制策略也与时共进地发展着，其功能构成不是一成不变的。CCS系统开发之初，单机容量较小，运行参数较低，CCS系统采用如图10所示，能量间接平衡控制策略原则性功能图。特点为用负荷指令间接平衡机炉之间的能量供需关系，是以机跟炉为基础的协调控制系统。其实质上是一个机前压力调节系统，汽机主控 PI 调节器维持机前压力 (PT) 等于给定值 (PO) 。只有在实发功率(NE)等于给定功率(NO)时，机图10 CCS系统能量间接平衡控制策略原则性功能图前压力 (PT与给定值 (PO) 才相等。改变比例系数K ,可调整功率偏差信号对机前压力给定值修正作用的大小。 汽机速度级压力 (P1)是表征机组负荷的试金石，以其压力 (P1) 与 (PT)的比值，作为汽机能量信号前馈到锅炉主控回路，构成如图11所示能量直接平衡控制策略的原则性功能图。其实质是基于炉跟机的协调控制系统。图11 CCS系统能量直接平衡控制策略原则性功能图 20世纪后期, 超临界直流炉大机组面世, 要求机组响应负荷变化速度更快；负荷调节增量更小、更可靠的CCS系统, 日立公司针对直流炉特点，推出：(1) 图12所示的为直流炉串级负反馈小偏差调节CCS控制策略；(2) 图13所示的以汽机速度级压力 (P1)为锅炉主控信号CCS控制策略；(3) 图14所示的以主汽压力 (MSP)为锅炉主控信号加前馈加速回路信号CCS控制策略。图12 串级负反馈小偏差调节CCS控制策略框图图13 汽机速度级压力 (P1) CCS控制策略图图14 主汽压力 (MSP) CCS控制策略图2锅炉燃烧调节系统 单元机组CCS系统发出的负荷指令，要由机、炉侧的子调节系统具体执行，才能完成机组负荷控制的任务。汽机侧的调节系统主要是DEH系统，它既是汽机的主调节控制系统，又是CCS在汽机侧的执行机构。锅炉的调节系统主要有燃烧调节系统、给水调节系统、汽温调节系统三大部分。其中燃烧调节系统又由燃料（包括燃油、燃煤）或主汽压调节系统；烟风 (包括送风量和氧量、炉膛负压、一次风母管压力、喷燃器二次风风量等) 调节系统所组成。从广义上讲，制粉系统的磨煤机一次风量 、 一次风温 、辅助风量、给煤机转速等调节系统，也属燃烧调节系统的范畴。不同锅炉、制粉系统的组合，其燃烧调节系统不尽相同。现简介几种燃烧调节系统如下：(1) 配置直吹式中速磨的汽包炉，适用于带变动负荷的机组，改变一次风量(V1)可迅速适应负荷变化要求，V1代表锅炉燃烧率，原煤通过给煤机进入中速磨。其燃烧调节系统构成及功能图，见图15所示， 图15 直吹式中速磨汽包炉燃烧调节系统功能图它实质上是一个以主汽压力(PM)为主控信号的串级调节系统。当机组负荷变动时，PM 偏离压力给定值 (PO ；相当于负荷指令) ，此偏差通过主汽压调节器PI4 运算后，作为一次风量调节器PI5 给定值，改变去磨煤机的一次风量(V1) ，功能图中T3 为主汽压调节切投开关，T1 TM为各台磨调节切投开关。V1 一次风量作为磨煤机负荷调节器PI3 给定值，与磨煤机出口差压信号(PM)作比较，PI3运算后改变给煤机转速，从而改变进煤量。V1 总量信号与机组负荷成比例。PM 在磨出口混合物的风煤比值保持一定的情况下，与磨煤机出粉量成比例关系。只有在磨煤机投入原煤后，相对应的T1 TM切投开关才能投入。V1 一次风量乘以系数后，作为二次风量调节器PI2 给定值，改变去喷燃器的二次风量(V2) 。磨出口混合物温度(M )与温度给定值(O ) 作比较，经温风调节器PI1运算后，调节进入磨煤机的温风量(Vn) 。主汽流量 (D) 乘以送风量(V)系数后，作为送风量调节器PI7 给定值，经运算后再加入主汽压偏置值校正，改变进入锅炉送风量(V) 。引风量调节比较简单，是单回路、单参数调节系统，由炉膛压力调节器PI8完成，并加入了主汽压偏置值校正。 从图15中我们可以明显看出，磨煤机负荷调节是建立在磨出口混合物的风煤比值 ( 即煤粉浓度 )，在磨煤机所有工况下能保持一定不变；以及PM ( 磨煤机阻力 ) 与V1 之间有一定关系的基础上的。制粉系统实际运行中， 煤粉浓度和PM V1 之间关系，不是恒定不变的。到目前为止，风煤粉两相流的流量测量，仍没有有效的技术手段，这是如此配置的这类磨煤机负荷调节系统，不能正常投入运行的症结所在。 (2) 配置直吹式风扇磨汽包炉的燃烧调节系统构成及功能图，见图16所示。图16 直吹式风扇磨锅炉燃烧调节系统功能图 风扇磨适用于可磨性好的煤种(如褐煤)，其特点为磨中存煤量少，进煤与出粉之间滞后和惯性小，原煤通过称重式给煤机进入风扇磨。CCS系统来的负荷指令(也可以是主汽压力信号)，作为给定值加到磨煤机负荷调节器PI1 上，与各磨称重式给煤机进煤总量相比较，改变各给煤机转速，从而改变进煤量，由于各磨制粉能力各异，系统中串入( P)偏置环节。各磨进煤量选其大者，并加固定负偏值后，作为总风量调节器PI2 给定值，与总风压相比较，改变总风压，间接改变由总风管分支出去的各磨一次风压。二次风量调节系统，是一个串级调节系统。负荷指令经最佳氧量函数曲线环节修正后，与甲、乙两侧烟气含氧量的平均值作比较，其偏差作为氧量校正调节器PI3 的反馈信号，再与氧量给定值比较并经PI3运算。PI3 调节器输出值与最小二次风量给定值，经大值选择器并乘以主汽流量(D)系数信号，作为二次风量调节器PI4 的给定值，改变进入喷燃器的二次风量。系统中二次风量反馈信号，经二次风温补偿运算。此直吹式风扇磨锅炉燃烧调节系统的组成，相对于直吹式中速磨锅炉燃烧调节系统而言，要合理简单得多。 (3) 低氧微正压燃油汽包炉的燃烧调节系统构成及功能图，见图17所示。 图17 低氧微正压燃油汽包炉燃烧调节系统功能图 此调节系统是一个主汽压力(PM)调节器，其特点是系统中加入了大小选择器和大小限制器，其作用为确保加负荷时，先加风(V)后加燃油(B)。而减负荷时，则先减燃油后减风。并限制增、减燃油量的大小，以保障炉膛和燃油系统的安全。其送风调节系统，也是采用“燃料空气”再加上氧量校正的串级调节系统，其中氧量信号经过主汽流量（D；代表负荷信号）修正。由于微正压炉不配置引风机，其炉膛压力通常保持在1620 Pa左右，一般不设计炉膛压力调节系统。（4）直吹式油、煤混烧汽包炉的燃烧调节系统构成及功能图，见图18所示。 图18 直吹式油、煤混烧汽包炉的燃烧调节系统功能图 油、煤混烧锅炉，可利用燃油的助燃作用燃用低质煤，这比纯燃油锅炉节省价高的燃油。其燃烧调节系统比烧单一燃料要复杂。例配置有六层煤、五层油的四角喷燃锅炉，在机组负荷变动时，既要顾及油、煤分配和燃料风配置的比例，还要考虑到可能出现燃用油或煤单种燃料的运行工况。当运行中采用不同煤、油喷燃器组合时（即改变油、煤燃烧比例），各喷燃器的二次风量也必须自动地作相应的改变。图18所示调节系统功能图，是一个主汽压力(PM)调节系统，其主调节器PI4 输出信号，经人工给定的（G）油、煤比例值，由FP分配器并行地加到燃油（B）调节器PI3 ，及表征燃煤量的一次风量（V1）调节器PI5 上，同时也加到 送风调节器PI2 上。由于配风比需随油煤比变化而变化，故送风调节回路比较复杂。例：油煤混烧过渡到单油燃烧时，送风量就要求由富氧燃烧改为低氧燃烧，烟中最佳含氧量需从3%下降到1%左右。为此，送风调节回路中除引入氧量和主汽流量（D）校正信号之外，还通过X1 X2乘法器和 ( P)比例偏置环节，引入D / V系数，以满足油、煤燃烧不同配风要求。给煤量（M）调节、磨出口温度调节、引风量（VS）调节都是单回路、单参数调节系统，比较简单。（5）直流炉的燃烧调节系统构成及功能图，见图19所示。 图19 直流炉燃烧和给水调节系统功能图直流炉是强制循环式锅炉的一种，它没有汽包，过热器中工质流量等于给水流量。它是一个多输入、多输出的被控对象。其输入量为给水量、燃料量、送风量，输出量为主汽流量、主汽压力、主汽温度。直流炉运行中，其加热区、蒸发区、过热区没有固定的分界点，随负荷变化随机变动着。其汽温、汽压、主汽量三个输出量密切关联，尤其当燃料给水比例不匹配时，对汽温有显著影响。图19所示为带变动负荷的直流炉燃烧和给水控制系统。它是一个串级调节系统，其主要功能为保持燃料给水和燃料风量之间适当的比例。负荷指令(NB) 并行地加到给水（W）调节器和燃料（M）调节器上。给水（W）调节回路内引入小值选择器, 以使直流炉给水量不少于最小给水流量(W0 , 通常为额定负荷的30)。同时还接入浮动双向限幅器, 以使直流炉给水量既不大于与燃料相适应的给水量WM ,也不小于WM ,用以保障负荷变动过程中，给水量不过分失调。燃料（M）调节回路中负荷指令(NB)经大值选择器，限制负荷指令不大于最大燃料量后，作为PI调节器主控信号，实现燃料给水比粗调。并以直流炉中间点微过热汽温 (1 ，表征焓值信号)，通过主汽流量(D，表征负荷信号)与微过热汽温的函数曲线修正后，作为校正信号，实现燃料给水比细调。 风量(V) 调节回路内引入小值选择器，以使直流炉通风量不少于最小通风量(V0 ，通常为额定负荷的30)。同时还接入主汽流量(D)经最佳氧量函数曲线环节修正后，与烟气含氧量作比较，其偏差作为氧量校正调节器PI的给定信号，经PI运算后，去校正风量(V) 调节回路。3给水全程调节系统 汽包炉和直流炉的给水调节系统，因其控制任务的不同，有不同的组成方案。汽包炉主要是维持汽包水位，在期望的给定值上。而直流炉则有控制锅炉负荷或调节过热器中间点温度的两种设计方案。 (1) 汽包炉的给水全程调节系统构成及功能图，见图20所示。 图20 汽包炉给水全程调节系统功能图 600MW机组通常配置一台出力为额定容量的30的电动给水泵，两台出力各为额定容量的50的汽动给水泵。电动给水泵作为启动用泵和备用泵，机组正常运行时使用汽动泵。汽包炉给水调节系统由汽包水位控制回路和给水泵最小流量控制回路两部分组成。a) 600MW机组的汽包水位控制系统，是一个多回路、多变结的控制系统，它通常被设计成单冲量(汽包水位)和三冲量(汽包水位、主汽流量、给水流量)复合的全程控制系统。汽包水位、主汽流量、给水流量的取样测点，全部经压力、温度补偿，并采取三取中的方式。 机组在0% 30%低负荷运行期间，电动泵定速运行，由给水调节阀实现给水控制。汽包水位控制系统投入单冲量调节回路，锅炉处于调节阀单冲量控制方式。当给水调节阀开度达到8090时，控制系统自动转换到电动泵转速控制，电动泵由定速运行变为变速运行。当锅炉负荷达到2530时，给水调节阀自动全开到100。此时，锅炉处于电动泵单冲量控制方式。机组在30% 50%中负荷运行期间，当锅炉负荷升到30时，电动泵已到额定出力，需启动一台汽动泵。在锅炉负荷升到某一值 (例35) 时，控制系统自动由单冲量转换到三冲量控制方式。此时，锅炉处于电动泵汽动泵并联运行，单冲量三冲量和电动泵汽动泵切换及倒泵过渡时期。机组在50% 100%高负荷运行期间，当锅炉负荷升到50时，一台汽动泵已到额定出力，需启动另一台汽动泵。此时，锅炉处于汽动泵三冲量控制方式。 b) 电动泵和汽动泵最小流量控制系统，为确保给水泵出口流量不低于最小流量值，利用泵本身再循环调节阀，设计有最小流量控制系统。最小流量控制系统通常为单回路调节系统，给水流量测点一般采取二取一方式，它仅使用于给水泵启动及低负荷期间。当泵出口流量小于最小流量值时，再循环调节阀自动打开。当泵出口流量大于最小流量值时，再循环调节阀就自动关闭。再循环调节阀一般设计成反向动作，即控制信号为0时，阀门全开，控制信号为!)0时，阀门全关。当控制系统失电、失气时，再循环调节阀自动全开，确保给水泵入口不汽化，以防设备损坏。 (2) 直流炉的给水调节系统构成及功能图，见图21所示。图21 直流炉给水调节系统功能图 直流炉给水调节系统有以给水量控制锅炉负荷，以及以给水量控制过热器中间点汽温两种控制策略，图21所示为给水量控制锅炉负荷举例。 在锅炉正常运行时，锅炉处于汽动泵变速运行调节给水流量的控制方式。以负荷指令为给定值，以经温度补偿后的给水流量为反馈值，输入汽动泵调节器 (PID)，其输出值再加上负荷指令前馈信号 ( 由负荷指令比例微分、给水旁路调节阀阀位函数、汽动泵再循环阀阀位函数相加而成 )，通过分配运算，将所需总给水量按比例分配给两台汽动泵，调节其转速，从而改变给水量。 在锅炉启停和低负荷期间，锅炉处于旁路调节阀调节给水流量的控制方式。以负荷指令为给定值，以经温度补偿后的给水流量为反馈值，输入调节阀调节器 (PID)，其输出值再加上负荷指令(PD)前馈信号，去调节旁路调节阀开度，从而改变给水量。当给水流量增加到一定值之后 ( 以旁路调节阀阀位POS表征，其值由给定器A人工设定)，汽动泵汽动，主给水电动门全开，旁路调节阀关闭，系统转换到汽动泵变速运行正常控制方式。运行、维修、调试注意点：1 由DCS系统组成的MCS系统，其接地线、供电、画面刷新、部件负荷率等测试检查注意点，见本章第二节DAS系统注意点的内容。2 本节MCS系统简述的控制策略、功能构成等举例，用以扩展对MCS系统分析的思路。不宜生搬硬套地使用在主设备及其热控设备不断发展和更新的机组上，需针对具体设备配置具体分析。新机投产调试之初，对MCS系统的原始组态应先备份。对系统控制策略、功能构成的合理性进行深入分析，是否符合当前