F4831C-K-01热控设计说明20121126.doc

F4831C-K-01国电海南西南部电厂工程初步设计第十册 仪表及控制设计说明书中国电力工程顾问集团中南电力设计院2012.11 武 汉 总工程师：郭 建项目经理：张枝洲审 核：刘香阶校 核：彭 昕靳玉芳 编 写：李展燕目 录1 概 述1.1 工程概况1.2 主要热力系统及电气系统概况1.3 设计的主要特点1.4 设计范围及接口2 自动化水平和控制方式、控制室/电子设备间布置2.1 自动化水平2.2 控制系统总体方案2.3 控制系统总体结构2.4 集中控制室和电子设备间布置3 热工自动化系统及装置功能3.1 机组分散控制系统（DCS）功能3.2 独立监控系统功能3.3 保护及报警信号系统4 控制系统及设备配置4.1 模块方案设计思路4.2 自动化控制系统模块方案4.3 方案比较5 控制系统的可靠性及实时性5.1 控制系统可靠性5.2 控制系统实时性6 电源和气源6.1 电源及供电方式6.2 气源及供气方式7 仪表与控制系统及设备材料选择7.1 分散控制系统（DCS）7.2 DEH控制装置7.3 随设备配供的控制设备7.4 现场仪表和控制设备7.5 辅助车间仪表和控制设备7.6 电缆及桥架选型原则8 仪表与控制试验室8.1 仪表与控制试验室面积8.2 仪表与控制试验室设备9 KKS编码规划iii 1 概 述1.1 工程概况国电海南西南部电厂位于海南省西南部乐东黎族自治县境内。厂址位于乐东县莺歌海镇以北约2km。本期工程为2350MW级国产超临界燃煤发电机组，规划建设4350MW级国产超临界燃煤发电机组。本工程同步建设烟气脱硫、脱硝设施。1.2 主要热力系统及电气系统概况1.2.1 锅炉型式：锅炉：超临界参数、一次中间再热、前后墙对冲、固态排渣、全钢构架、露天布置、直流式、煤粉锅炉，采用四分仓回转式空预器。同步设置烟气脱硫、脱硝装置。主要参数如下： 负 荷项 目单位BMCR1. 蒸汽及水流量 过热器出口 t/h1105 再热器出口t/h919.652. 蒸汽及水压力 过热器出口压力MPa(a)25.41 再热器进口压力MPa(a)4.464 再热器出口压力MPa(a)4.2823. 蒸汽和水温度 过热器出口571 再热器进口321.3 再热器出口569 省煤器进口288.74. 锅炉保证热效率(BRL工况)%93.871.2.2 汽轮机350MW,超临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、8级回热、湿冷、抽汽凝汽式汽轮机。主要参数如下:编号项 目单 位数 据一机组性能规范THA1机组型式超临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、湿冷、凝汽式2汽轮机型号N350-24.2/566/5663额定功率MW350THA工况蒸汽参数4主蒸汽压力MPa(a)24.25主蒸汽温度5666高压缸排汽口压力MPa(a)4.202(VWO工况：4.656)7高压缸排汽口温度312.7(VWO工况：323.7)8再热蒸汽进口压力MPa(a)3.866(VWO工况：4.283)9再热蒸汽进口温度56610主蒸汽进汽量t/h1016.1(VWO工况：1135)11再热蒸汽进汽量t/h850.43(VWO工况：942.95)12排汽压力kPa(a)6.65(TRL工况：11.8)13配汽方式喷嘴调节14给水温度283.2(VWO工况：290.8)15额定转速r/min300016THA工况热耗率kJ/kWh7711.517给水回热级数(高加除氧低加)31418启动方式高压缸启动二汽轮机性能保证1铭牌功率(TRL)MW3502最大连续功率(TMCR)MW3673THA工况时热耗率kJ/kWh7711.51.2.3 发电机水氢氢冷却方式、额定功率为350MW。发电机主要参数如下：编号项 目单位氢冷机1额定容量MVA4122额定功率MW3503额定功率因数0.85(滞后)4额定电压kV205额定频率HZ506额定转速rpm30007定子线圈接线方式YY8励磁方式自并励静止励磁9相 数310极 数211额定氢（空）压MPa0.3512效率(保证值)98.9%13漏氢量(保证值)Nm3/a 814汽轮发电机组噪声水平(距外壳1m处)dB(A)901.2.4 主要工艺系统描述（1）主蒸汽、再热蒸汽、给水均为单元制。（2）每炉配5台中速磨，4台运行，1台备用，每层燃烧器对应一台磨煤机分离器出口的一组送粉管道，每台锅炉5层共20只燃烧器， 。每台磨配用1台耐压称重式皮带给煤机，配置变频电动机，可以随锅炉负荷自动调节给煤量。锅炉点火采用无油等离子点火，A、B二层共8个燃烧器采用等离子点火装置。（3）磨煤机的密封系统采用集中密封系统，每炉设2台密封风机，1台运行，1台备用。（4）锅炉烟风系统按平衡通风设计，每台锅炉设有一台回转式四分仓空气预热器。每台锅炉分别配250%容量的送风机、一次风机和引风机。送风机采用动叶可调轴流式，一次风机采用变频调节离心式风机，引风机采用动叶可调轴流式，取消脱硫增压风机，与引风机合并设置。每台锅炉选用1100%容量的双级动叶可调轴流式冷一次风机、单级动叶可调轴流式送风机、双级动叶可调轴流式吸风机，其中吸风机与脱硫增压风机合并设置。（5）汽轮机旁路系统暂时选用35%BMCR容量的高低压两级电动旁路系统。适用于改善机组的冷、热态启动条件、缩短启动时间、机组启动时回收工质，并避免锅炉再热器干烧。（6）每台机组设置1台容量为100%锅炉最大给水消耗量的汽动给水泵，用于机组正常运行。两台机组公用1台容量为锅炉最大给水消耗量30%（锅炉最小直流负荷）的电动启动给水泵，仅用于机组启动。汽动给水泵设置一台同轴前置泵，电动给水泵采用定速泵，无前置泵。主给水系统中设置3台全容量、卧式、双流程高压加热器。高压加热器采用大旁路系统。辅助蒸汽作为给水泵汽机的启动和调试用汽，四段抽汽作为给水泵汽机正常用汽。（7）汽机回热系统有八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别向1号、2号、3号高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器加热除氧外，还向一台给水泵汽轮机及辅助蒸汽系统供汽。二级抽汽还作为辅助蒸汽系统的备用汽源。五、六、七、八级抽汽分别向5号、6号、7号、8号低压加热器供汽。（8）每台机设一个辅助蒸汽联箱。相邻机组的辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接。机组正常运行时由本机四段抽汽向辅助蒸汽系统供汽，机组启动时辅助蒸汽由启动锅炉提供辅助汽源。（9）系统设置2台立式凝结水泵，1台运行，1台备用，凝结水泵容量为最大凝结水量的110%，凝结水加热除氧系统采用4级全容量表面式低压加热器(5号、6号、7号、8号低加)及1级高压内置除氧器。5、6号低加为卧式结构，采用电动大旁路连接方式；7、8号低加为卧式组合式结构，采用电动大旁路连接方式，当其中任何一台加热器出现高高水位时，电动旁路阀自动打开，进、出口电动闸阀自动关闭，以防止汽轮机进水（10）循环水系统为扩大单元制一次循环供水系统，本期工程共设四台循环水泵。（11）本期工程同步建设烟气脱硫、脱硝装置,脱硝采用选择性催化还原法（SCR）工艺技术，SCR反应器布置于省煤器和空气预热器之间，不设置SCR烟气旁路及省煤器旁路。脱硫采用海水脱硫，不设旁路烟道,不设增压风机和GGH,脱硫设备及烟道的阻力由吸风机一并考虑。炉膛出口烟气依次经过尾部受热面、省煤器、烟气脱硝装置、四分仓回转式空气预热器，然后通过烟道进入电袋除尘器，再经吸风机、脱硫吸收塔、烟囱排入大气。1.2.5 本期工程厂内设220kV户内GIS配电装置，220kV配电装置采用室内GIS布置方案。电气主接线采用双母线接线，2台机组均以发电机-变压器组单元接线接入220kV配电装置母线，起动/备用电源由220kV配电装置引接。厂用供电系统采用6kV和380/220V两级电压,每台机组设一台无载分裂结构，容量为40/25-25MVA的高压厂用工作变压器和两段6kV工作段母线，作为每台机组6kV厂用母线的工作电源，供电给本机组6kV机、炉厂用负荷，辅机分接在母线段上。高压厂变电源由发电机出口T接。两台机设一台同容量、有载调压分裂结构起动/备用变压器供电给机组正常起、停时的负荷，同时作为两台发电机组高压厂用工作变的备用电源，起动/备用变压器电源由本厂220 kV配电装置引接。因炉后公用系统6kV电动机及变压器较多，且汽机房工艺布置紧凑，占地面积小等特点，故本工程在供气中心设6kV公用A、B两段供给全厂的公用负荷，输煤、化水、除灰等辅机负荷分接在两段母线上，不设6kV脱硫集中段，脱硫6kV负荷分接在两台机组的6kV工作段上。每台机组配置一组220V蓄电池提供直流动力，两组110V蓄电池提供控制负荷。每单元机组配置二台冗余运行的60kVA UPS，共用一套80kVA旁路设备，UPS交流母线采用单母线接线。1.3 设计的主要特点1.3.1 本项目采用模块化、标准化设计，按照中国国电集团公司关于建设“技术先进、安全可靠、造价合理、资源节约、绿色和谐、循环经济”绿色火电厂的要求，用先进的设计手段优化布置，使总平面的布置占地最小，主厂房体积最小，施工周期最短，工程造价最低，使各项技术经济指标处于领先地位，在保证质量的同时，以优化创新的设计来最大限度地降低工程造价，努力打造一个高质量、高速度、低造价的优秀设计。1.3.2全厂采用分层分级的网络结构。全厂网络由厂级管理信息系统(MIS)、厂级监控信息系统(SIS)以及机组级的控制网络（DCS）、辅助系统控制网络等三层构成。1.3.3 本工程考虑SIS与MIS网络合并设置，在MIS中设置实时/历史数据库和相关服务器，简化网络结构。实现全厂厂级生产监控网络与厂级管理信息系统网络两网合一，从而减少两个网络间实时信息的传输。安全上，除采用常规信息系统的安全策略外，SIS与MIS系统之间采用网络物理单向隔离装置，确保生产控制系统实时数据的完整性和安全性。详细说明参见信息系统及安全防护部分。1.3.4 为进一步提高机组的自动化水平达到减员增效的目的，将全厂控制系统统一考虑，设置机组DCS控制网络和辅助车间DCS集中控制网络（输煤除外）。设置全厂控制中心，即在集中控制室设置机组DCS控制网络和辅助车间DCS集中控制网络的运行监控点，提高全厂综合自动化水平，提高电厂的安全可靠性和经济效益。1.3.5 发挥DCS的控制系统物理分散的特点，取消常规集中控制楼。配合主厂房布置，锅炉和汽机电子设备间按工艺系统所处位置分区模块化后直接放在靠近对象的现场进行相对集中的分散布置，以方便电厂的运行、维护及检修，也减少了热控电缆及桥架等安装材料的使用量。1.4 设计范围及接口仪表与控制设计范围包括本期2350MW机组的主、辅系统和设备,以及附属生产车间和公用系统的检测和控制。I 锅炉本体及汽、水、油、制粉、烟、风、脱硫、脱硝等系统。I 汽机本体及蒸汽、抽汽、给水、凝结水、疏水、抽真空、汽封、冷却水、油、循环水等系统。I 发电机本体及氢、油、水等系统。I 辅助生产车间和公用部分：循环水泵房系统、锅炉补给水处理、工业废水处理、凝结水精处理、海水淡化、汽水取样及加药、综合水泵房、生活污水处理、制氢站、锅炉除灰渣系统、供气中心、暖通空调、脱硝销氨区等。脱硫公共部分？I 闭路电视监视系统。I 厂级监控信息系统（SIS）和厂级管理信息系统（MIS）。I 烟气连续排放监测系统（CEMS）。I 仪表与控制试验室。其中厂级管理信息系统(MIS) 及厂级监控信息系统（SIS）、闭路电视监视系统的设计见信息系统及安全防护部分。设计内容深度满足招标文件及DL/T5427-2009火力发电厂初步设计文件内容深度规定的要求。2 自动化水平和控制方式、控制室/电子设备间布置2.1 自动化水平国电海南西南部电厂是海南省“十二五”期间重点规划建设的电源项目之一。其建成投产后将进一步改善海南电源布局，满足海南电网负荷增长的需要。机组主要承担基本负荷，同时也能够满足电网调峰的要求。2.1.1采用单元制炉、机、电集中控制方式，二台机组设1个集中控制室。自动化水平的设计满足下列基本要求：在少量现场操作人员配合下，在集中控制室内实现机组的启停；在集中控制室内实现机组正常运行工况的监视和调整；在集中控制室内实现机组异常工况和紧急情况处理及停机；2.1.2 机组控制采用先进的微处理器为基础的分散控制系统（DCS），实现单元机组炉、机、电集控，完成单元机组主辅机及热力系统的检测、控制、报警、联锁保护、诊断、机组启/停、正常运行操作、事故处理和操作指导等功能。2.1.3在集中控制室内以操作员站为控制中心，以操作员站的LCD显示器和键盘作为机组监控的主要人机界面。不设常规显示仪表及大屏幕，仅对机组及重要的主要辅机设备设置独立于DCS的后备启停或跳闸操作手段。2.1.4按照对机组监控的基本要求，并根据锅炉、汽机的运行特点设计完善的模拟量控制系统（MCS），保证机组安全、经济运行。在启动和运行的过程中，按要求自动或手动投入相关的调节回路。单元机组包括机组协调、机跟炉、炉跟机和手动4种运行方式，在最低稳燃负荷以上可实现自动调节，机组在协调运行时，可实现机组AGC控制；在远期厂级负荷经济分配实现后，可接受SIS负荷分配单元的负荷指令，调整机组负荷，实现全厂负荷优化控制，满足机组安全经济运行的要求。2.1.5单元机组的顺序控制系统（SCS）按功能组级、子功能组级和驱动级进行设计，以与工艺系统的可控性相适应。2.1.6辅助车间的自动化水平与机组自动化水平相协调，设立辅助车间DCS集中控制网络。在水、煤、灰控制点内，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。同时，在机组集中控制室预留监控条件，可对全厂辅助车间工艺系统进行集中监视。2.1.7设置必要的工业电视以及重要无人值班区域的闭路电视监控系统。对于无人值班的辅助车间运行状况、一些重要辅助设备的运行状态及一些危险区域的情况，通过就地摄像头、传输电缆把现场的视频信号传到相应的控制室等地点，在控制室的仪表数字墙/LCD终端上实时显示，以便对全厂的各个生产及辅助生产场所进行直观的监视。闭路电视监视系采用通讯方式将信息传输到MIS。闭路电视监视系统具体内容（包括监控点设置）参见信息系统及安全防护部分。2.2 控制系统总体方案设置机组DCS控制网络(以下称：主控DCS网)和辅助车间DCS集中控制网络(以下称：辅控DCS网)，有条件时可实现主控DCS网、辅控DCS网硬件一体化。2.2.1主控DCS网设计方案2.2.1.1 每台机组设置一套单元机组DCS网络，用以实现单元机组的数据采集、处理、显示、报警、制表和性能计算，完成机组闭环调节、逻辑控制和联锁保护。单元机组DCS网路包括锅炉控制(含脱硝SCR区)、汽机控制、循环水泵房控制等；将DCS公用网络作为方案比选：方案一、不设置机组DCS公用网络，电气设置独立的监控系统ECMS，实现对发变组及厂用电源的监控，ECMS监控系统设独立的操作员站；方案二、设置机组DCS公用网络，同时考虑通过DCS系统的ECS系统实现单元机组发变组和厂用电源的监控。单元机组DCS网路包括锅炉控制(含脱硝SCR区)、汽机控制、循环水泵房控制等；电气设置独立的监控系统ECMS，实现对发变组及厂用电源的监控，ECMS监控系统设独立的操作员站；本工程不设DCS公用网络。2.2.1.2循环水泵房及脱硝SCR反应系统与机组运行相对密切，将其的控制纳入单元机组DCS控制系统，循环水泵房采用DCS远程I/O站，通过通讯电缆接入机组DCS系统中。全厂，供气中心纳入辅控DCS网络。2.2.1.3一些信号相对集中且较远的场合（如锅炉本体检测部分等）采用远程智能前端（IDAS）或远程I/O站，以达到节约控制电缆的目的。由于本工程汽机电子设备间布置靠近汽轮发电机，汽轮机、发电机壁温测点直接接入DCS控制系统。2.2.1.4 主网DCS控制系统，功能包括数据采集(DAS)、模拟量调节控制(MCS)、炉膛安全监控系统（FSSS）、顺序控制(SCS)等，脱硝SCR区纳入机组DCS的控制系统。锅炉壁温部分采用IDAS智能前端或远程I/O(站)，由于汽机电子设备间布置靠近汽轮发电机，发电机壁温测点直接接入DCS控制系统。2.2.1.5 从适用、可靠的原则出发和超临界机组的成熟性考虑，本工程顺序控制系统(SCS)按功能组级、子功能组级和驱动级设置。机组控制功能的设置与工艺系统的可控性相符。2.2.1.6 除上述DCS控制系统以外，机组控制系统控制装置及仪表设备还包括以下几个主要部分：（1）汽轮机数字电液控制系统（DEH）硬件由汽机厂配供，尽量采用机组DCS一体化的软硬件纳入机组DCS控制系统，控制策略等由主机厂负责。（2）汽机紧急跳闸系统（ETS）（由汽机厂配供）。（3）汽机安全监视仪表（TSI）（由汽机厂配供）。（4）给水泵汽轮机电液控制系统（MEH）硬件由给水泵汽机厂配供，尽量采用机组DCS一体化的软硬件纳入机组DCS控制系统，控制策略等由给水泵汽机厂负责。（5）给水泵汽机紧急跳闸系统（METS）（由给水泵汽机厂配供）。（6）给水泵汽机安全监视仪表（MTSI）（由给水泵汽机厂配供）。（7）就地监视和控制仪表。（8）炉管泄漏监视、空预器间隙调整等与单元机组DCS通过通讯接口直接相连。2.2.2 辅主控DCS网设计方案全厂辅助车间包括：锅炉补给水处理系统、工业废水处理系统、循环水加药、凝结水精处理系统、制氢站、循环水泵房、综合水泵房、生活污水站、供气中心、飞灰输送系统、除渣系统、除尘系统、石子煤输送、输煤系统、脱硫系统、脱硝氨站等。上述辅助系统中除循环水泵房及脱硝SCR反应系统纳入主控脱硫系统考虑到采用特许经营模式采用独立的DCS控制系统以外，；输煤系统采用PLC或DCS控制；循环水泵房纳入主控DCS控制系统以外，其它辅助车间系统均进辅控DCS网络。2.2.2.1本期工程设置辅助车间集中控制网。控制系统采用DCS系统配相应上位机（条件不具备时也可采用PLC系统），为满足调试和初期运行过渡需要在各辅助车间控制系统均设有供系统调试、启动运行初期、故障和巡检时用的终端。各子系统分别调试、投运成功后，各子系统与集控楼的辅控DCS网络核心交换机连接。2.2.2.2辅控DCS网络采用单域网络多节点的DCS系统，辅控DCS自动化水平与主控DCS自动化水平相协调。按运行管理的需要及物理位置相邻、系统性质相近的原则设置水、煤、灰及脱硫三个控制点。同时，在全厂控制中心，即在集中控制室设有3台辅助车间DCS运行监控点，可实现全厂辅助车间工艺系统进行集中监视。辅控DCS网络中的“水”就地控制点主要包括：锅炉补给水、凝结水精处理、制氢站、废水处理系统、化学加药和水汽取样等系统，控制点设置在锅炉补给水车间控制室。在该控制点布置32台操作员站，这32台操作员站可以通过权限设置，实现对各水系统无人值班区域进行监控，同时留有集中控制室监控条件。辅控DCS网络中的“煤”就地控制点主要包括：输煤系统及配套码头控制（码头设计不在本范围内）。输煤系统及配套码头控制采用PLC或PLC或DCS系统实现其控制，并纳入辅控DCS网络。控制点设置在燃料输煤控制室，在该控制点布置2台操作员站，留有集中控制室监控条件。辅控DCS网络中的“灰”就地控制点主要包括：全厂供气中心、飞灰输送系统、除渣系统、除尘系统、脱硫系统、脱硝氨储备及供应系统等。以上系统控制点合并为脱硫除灰综合控制室，该控制室布置在供气中心综合楼内，控制室内布置34？台操作员站，这34台操作员站可以通过权限设置，分别实现对除灰渣各系统、脱硫及脱硝氨站进行监控，同时留有集中控制室监控条件。2.2.2.3本工程脱硫取消了烟气旁路，增压风机与引风机合并设置，脱硫DCS控制系统中涉及到机组保护的重要信号采用硬接线的方式接入主网DCS系统。2.2.2.4 由于现场总线技术及产品的诸多优点，根据国内外现场总线技术在电站的应用情况，作为一种新的控制技术，拟在DCS招标时可视设备供货商的供货应用业绩，在锅炉补给水及输煤系统中应用FCS现场总线技术构成的控制系统。2.2.2.5 火灾检测报警系统详见电气设计说明部分。2.3 控制系统总体结构每台单元机组设一套DCS，按分级分散的原则进行设计。共分为机组监控级、功能控制级和基本控制级。本工程DCS按功能将包括：数据采集及处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、燃烧器控制系统和炉膛安全系统（FSSS）、汽轮机数字电液调节（DEH）系统、给水泵汽机数字电液控制系统（MEH）。汽机安全监视系统（TSI）、汽机紧急跳闸系统（ETS）等专业性较强的设备，随主机厂配套供货，与DCS之间应有可靠的高速率通讯接口，重要信号采用硬接线连接，便于信息共享，提高系统可靠性。2.3.1 机组监控级机组监控级设有局域通讯网，拟设置5台操作员站，各操作员站挂接在局域网上，使每个操作员站具有相互冗余配置功能。设置两台工程师工作站及其他有关终端设备，留有与全厂监控信息系统（SIS）的通讯接口。2.3.2 功能控制级在功能控制级分为若干个控制站，各控制站通过通讯总线相互连接。控制站以分级、分散的原则设置，控制站间即相对独立又可互相通讯，每个控制站承担机组的一个局部控制功能，既可接受机组监控级指令，又可向基本控制级发出指令。采用远程I/O技术，如温度测量相对集中的区域。利用远程I/O站可以减少大量控制电缆和电缆敷设，同时减少由于大量电缆密集敷设而引起火灾事故的几率，有利于防火和电厂安全运行。2.3.3 基本控制级基本控制级实现DCS与现场设备的接口功能，接受来自上一级控制指令，控制驱动现场有关设备，采集处理有关来自现场的技术数据。2.3.4 数据通讯系统数据通讯系统为DCS的特有属性，不同的DCS具有不同的通讯方式，但无论哪种形式DCS，应至少满足如下要求：（1）通讯方式要满足系统分层、分级的结构要求。（2）采用双通道数据通讯总线，用于站与站之间的数据传送。两条总线互为冗余。当运行的数据通讯总线故障时，另一条应无扰自动切换到运行状态。（3）通讯网络的约定包括差错校正和执行保护功能，以确保高度的通讯可靠性，任何站的故障不影响另一些站或通讯系统的正常运行。通讯系统应提供差错检查，保证发出的信息一致，避免噪音和硬件故障引起的错误数据混入到要吸收的信息中。（4）通讯系统要提供连续的在线自诊断功能，并能快速给出故障报警及执行正确的保护。2.3.5 与其它系统接口DCS应留有与其它控制系统的接口，使主机控制系统成为一个整体。其接口包括数据通讯方式及硬件接线方式。DCS通过通讯还接收全厂GPS装置的对时信号。与DCS接口的控制系统有:厂级监控信息系统（SIS）汽机紧急跳闸系统（ETS）小汽机紧急跳闸系统（METS）其他辅助控制系统（包括炉管泄漏监视、空预器间隙调整等）还有METS ,TSI, MTSI,DEH,MEH脱硫等?2.3.6 DCS控制系统应达到的性能指标- 系统可用率：99.9%- 系统精度I 输入信号：0.1%(高电平)、0.2%(低电平)I 输出信号：0.25%- 事故顺序记录分辨率：1毫秒- 抗干扰能力I 共模电压：250VI 共模拟制比：120dBI 差模电压：60VI 差模拟制比：60dB- 系统实时性和响应速度：数据库刷新周期，模拟量不大于采样周期，一般开关量不大于1秒。- CRT画面对键盘操作指令的响应时间：一般画面不大于1秒，复杂模拟图画面不大于2秒,LCD画面上的数据刷新周期为1秒,从键盘发出操作指令到通道板输出和返回信号从通道板输入至LCD上显示的总时间为2.5-3秒。- 控制器的工作周期:I 模拟量控制不大于0.25秒I 开关量控制不大于0.1秒- 系统裕量：I 控制器CPU负荷率不大于50%，I 操作员站CPU负荷率不大于40%I 内部存储器占用容量不大于50%，I 外部存储器占用容量不大于40%。I I/O点裕量： 15%I I/O插件槽裕量： 15%I 电源负荷裕量：30%通讯总线的负荷率不大于30%（不确定性网络）或20%（确定性网络）。2.4 集中控制室和电子设备间布置本工程主厂房方案一采用侧煤仓的布置方案，不设集中控制楼，取消了除氧间，大大压缩了主厂房的占地和体积，节省了投资。按照远程I/O技术特点和物理分散布置的思路将集中控制室、锅炉电子设备间、汽机电子设备间分散布置。热控设备按照工艺系统划分就地相对集中布置于被控对象附近，使控制区域的划分合理，从而节省了电缆及桥架。2.4.1 汽机电子设备间布置方案每台机组各设一个汽机电子设备间，每个汽机电子设备间面积约100m2，位于6.3米层炉前平台，汽机电子设备间内布置有每台机组的机侧热控电源柜、继电器柜、DEH、MEH、TSI、ETS、TDM等汽机专用机柜和汽机，汽机电子设备间下设有电缆夹层。2.5.2 锅炉电子设备间布置方案在侧煤仓的两侧13米层分别布置有#1锅炉电子设备间和#2锅炉电子设备间，每个锅炉电子设备间的面积约148m2，每台机组锅炉电子设备间内布置所有锅炉热控电子设备，包括炉侧的热控电源柜、继电器柜、FSSS机柜、火焰检测器柜、炉管泄漏检测柜、热控配电箱和吹灰系统动力柜等。虽然锅炉区域较大，但锅炉电子设备间位置非常适中，既符合锅炉热控设备靠近现场设备相对集中布置的原则，又简化了暖通、消防和建筑设施，可取得最佳经济效益。集控室和锅炉电子设备间平面布置图详见：F4831C-K-04汽机电子设备间平面布置图详见：F4831C-K-05。2.5.3 集中控制室布置方案集中控制室布置在侧煤仓间锅炉12.6m运行层的给煤机平台，与汽机房B列紧邻，与上述各电子设备间完全分离。集中控制室面积约168m2，集控室内布置有机组DCS操作员站、电气ECMS监控系统操作员站、全厂辅助系统操作员站、数字仪表墙、值长台、和消防控制盘等。集中控制室取消了常规控制盘，采用全CRT/LCD监视，仅保留安全停机硬手操设备。集中控制室旁边设有热工工程师站和交接班室。热工工程师站内布置有两台机组DCS的工程师站、历史站以及辅网工程师站等。由于汽机电子设备间布置在6.3米层，在汽机电子设备间旁布置有机侧DCS工程师站，更便于机组调试，充分体现了以人为本的特点。各辅助车间电子设备间布置在各车间内，辅助车间的DCS机柜布置在相应车间的电子设备间内，在灰、水、煤的电子设备间内分别布置有LCD工程师站，作调试和辅助监控用。在供气中心综合楼内设脱硫除灰渣综合控制室。3 热工自动化系统及装置功能3.1 机组分散控制系统（DCS）功能“DCS”利用先进的“计算机、通讯、网络”技术,把电厂主要生产过程的数据采集、处理运算、监视控制、联锁保护等有机的融为一体,成为机组自动化系统的核心。“DCS”的覆盖面,包括下述四个系统:数据采集与处理系统（DAS）模拟量控制系统（MCS）顺序控制系统（SCS）燃烧器控制系统和炉膛安全系统（FSSS）3.1.1 数据采集与处理系统（DAS）“DAS”系统是机组的信息中心，按照所要求的采样速度、扫描周期等，对生产过程的各种信息量（模拟量、开关量、脉冲量）进行采集、处理、运算、巡检及储存等，并以文字、图表、曲线等形式组态成各种画面，通过CRT/LCD屏幕显示出来，向操作员及时提供机组运行状态的信息，还可通过打印机或拷贝机拷贝下来。人机界面的形式能适应计算机技术的发展和不断更新。具体功能有：-采集工艺系统的各种参数、设备状态信号-输入信号的正确性判断、数字滤波、非线性校正、参数补偿、故障检查及工程单位变换处理-报警值检查、超限报警、超限时间累计-参数计算，包括和、差、平均、最高、最低、累计、变化率、热焓等-性能计算-事故追忆-事故顺序记录-操作记录、辅机运行时间累计-脉冲量累计-CRT/LCD显示-制表打印、记录-趋势记录-运行操作指导等3.1.2 模拟量控制系统（MCS）3.1.2.1 “MCS”将锅炉、汽机、发电机作为一个综合控制对象，并同时向锅炉和汽机并行发出负荷指令，通过调节、控制、联锁保护，确保机组以最快速度和最大稳定性满足机组的负荷变化，并保持稳定地运行。3.1.2.2 控制系统满足机组安全启、停及定压、滑压运行的要求。3.1.2.3 控制系统划分为若干个子系统，子系统设计遵守“独立完整”的原则，以保持通讯数据高速公路上信息交换量最少。3.1.2.4 冗余组态的控制系统，在控制系统局部故障时，不引起机组的危急状态，并将这一影响限制到最小。3.1.2.5 控制系统具有一切必要的手段，自动补偿及修正机组自身的瞬态响应及其必需的调整和修正。3.1.2.6 控制系统具有联锁保护功能，以防止控制系统的错误及危险的动作，联锁保护系统在锅炉及锅炉辅机安全工况时，为维护、试验和校正提供最大的灵活性。3.1.2.7 如系统某一部分必须具备的条件不满足时，联锁逻辑阻止该部分投入“自动”方式。3.1.2.8 控制系统任何部分运行方式的切换，不论是人为的还是由联锁系统自动的，均应平滑进行而不引起过程变量的扰动，并且不需运行人员的修正。3.1.2.9 当系统处于强制闭锁、限制、快速减负荷或其它超弛作用时，系统受其影响的部分随之跟踪，并不再继续其积分作用（积分饱和）。在超弛作用消失后，系统所有部分平衡到当前的过程状态，并立即恢复其正常的控制作用。3.1.2.10 对某些重要的关键参数，采用三重冗余变送器测量。对三重冗余测量值，系统自动选择中值作为被控变量，而其余变送器测得的数值，若与中值信号的偏差超过预先整定的范围时，系统报警。如其余二个信号与中值信号的偏差均超限报警时，则控制系统受影响部分应切换至手动。3.1.2.11 对某些仅次于关键参数的重要参数，应用双重冗余变送器测量，若这两个信号的偏差超出一定的范围，则应报警，并将受影响的控制系统切换至手动，运行人员可手动任选两个变送器中的一个信号用于投自动控制。3.1.2.12 控制系统的输出信号应为连续信号，并有上下限定，以保证控制系统故障时机组设备的安全。3.1.2.13 在控制电源全部或部分故障时，被控装置处于安全位置。3.1.2.14 控制系统应监视设定值与被控变量之间的偏差，当偏差超过预定范围时，系统将控制切换至手动并报警。3.1.2.15 对多控制驱动装置的运行提供校正设计，建立的关系不产生过程扰动。3.1.2.16 协调控制系统控制系统能以下列四种方式运行：I 协调方式：锅炉和汽机之间有机地建立适当的关系，同时响应机组负荷指令。I 锅炉跟随方式：此时锅炉主控保持主汽压力，汽机响应机组负荷指令。I 汽机跟随方式：汽机主控控制主汽压力，锅炉接受负荷指令。运行人员也可以选择以上三种控制方式，在控制方式改变时，不会有任何系统扰动。在机组遇到受限制的工况时，控制系统能平稳地将运行方式自动转换到合适的运行方式，当锅炉响应负荷指令受到限制时，系统切换至汽机跟随方式。当限制取消时，再回到协调方式，当系统不能实现运行人员所选择的运行方式时，将向运行人员报警。I 手动控制方式：此时锅炉和汽机的负荷变化是分别通过锅炉主控和汽机主控来实现的。3.1.2.17 “MCS”主控制系统“MCS”主控制系统包括有机组负荷指令形成，锅炉主控和汽机主控。（1）控制系统具有机组负荷指令回路，用于自动调度系统（ADS）和机组运行人员与控制系统的接口，机组的目标负荷指令可以由“ADS”或者运行人员设定。“MCS”主控制系统接受了目标指令后，根据不同工况，经过各种限制运算形成机组的实际负荷指令。I 机组负荷指令高、低限制运行人员可调整负荷指令的高、低限制，用于限制机组的负荷设定。当机组在跟踪（TRACK），甩负荷（RB）或者迫降（RD）时，如果机组负荷超越了设定的限值，限制将自动地趋向实际机组负荷。I 机组负荷指令变化频率设定与限制，频率变化的限幅将不允许机组负荷指令变化到比选择的频率变化限值更高，以保护机组的安全。I 甩负荷（RUNBACK）/迫降（RUNDOWN）在协调方式时，当机组主要辅机由于故障或停止而减少了运行数量时，将产生机组“RB”，当机组负荷指令与运行中的机组设备的能力不匹配时，机组将产生“RD”。I 机组负荷闭锁增，闭锁减限制在协调方式时，当系统的实际指令高于或低于最大最小值，或者高于或低于当前指令时，将产生闭锁增，闭锁减。（2）锅炉主控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，并且有以下特点：I 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。I 根据燃料的不同发热量进行校正。（3）汽机主控I 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。I 控制系统将调速级压力控制回路和功率控制回路与“DEH”系统相应控制回路协调。3.1.2.18 “MCS”的子控制系统控制系统有若干子系统组成，这些子系统协调运行，并且有前馈特点，使锅炉和汽机能灵敏、安全、快速与稳定地运行，保证在任何工况下，使机组热能的输入适应电能的输出，产生出满足机组负荷指令所要求的电量。(1) 重要和复杂的调节回路包括如下：I 燃料控制系统I 分离器水位控制系统I 给水控制系统I 一次风压控制系统I 二次风控制系统I 风箱挡板控制I 炉膛压力控制系统I 中间点温度控制（燃水比）I 一级过热汽温控制系统I 二级过热汽温控制系统I 再热汽温控制系统I 磨煤机入口风量控制系统I 磨煤机出口温度控制系统I 除氧器压力和水位控制系统I 汽机高低压旁路控制系统I 凝汽器水位控制系统I 吸收塔PH值及塔出口SO2浓度控制（2）次要和简单的调节回路包括如下：I 空气预热器热风再循环控制I 发电机氢温控制系统I 高、低加水位控制系统I 凝结水补水箱水位控制系统I 汽机轴封蒸汽压力、温度控制I 汽机润滑油温度控制系统I 辅助蒸汽压力和温度控制系统I 凝结水最小流量控制系统I 闭式循环冷却水温度及其膨胀水箱水位控制I 增压风机动叶控制 不是没有增压风机吗？I 其它3.1.3 顺序控制（SCS）3.1.3.1 “SCS”是“DCS”的一部分，并且是冗余配置，“SCS”设计满足机组启动/停机，正常运行及事故处理的要求。从适用、可靠的原则出发和超临界机组的成熟性考虑，本工程顺序控制系统(SCS)按功能组级、子功能组级和驱动级设置。机组控制功能的设置与工艺系统的可控性相符。3.1.3.2 “SCS”控制对象包括机组的电动机、电动门、电磁阀和执行器等等，“SCS”按功能组控制及可选的子组级、单项控制方式考虑。3.1.3.3 所设计的功能组级和子组级顺控进行自动顺序操作，各功能组级和子组级控制功能的启、停能独立进行。3.1.3.4 对于每一个功能组级和子组项目及其相关设备和每一个单项控制对象（即一对一的控制项目），启停状态、启动许可条件，操作顺序和运行方式，均在CRT/LCD上以统一标准的画面形式显示出来。3.1.3.5 在自动或手动顺序控制方式下，为操作员提供操作指导，这些操作指导以统一标准图形方式显示在CRT/LCD上，按照步序，可显示下一步应被执行的步序。控制顺序中的每一步均应通过从设备来的反馈信号得以确认，每一步都监视预定的执行时间，并根据设备状态变化的反馈信号（包括电动机启/停状态、电动门、电磁阀的开关状态）在CRT/LCD上改变相应设备的颜色。3.1.3.6 在自动顺序执行期间，出现任何故障或运行人员发出中断信号，可使正在运行的程序中断并回到安全状态，使程序中断的故障及运行人员指令在CRT/LCD上显示，并可由打印机打印出来。当故障排除后，顺序控制在确认无误后再进行启动。3.1.3.7 运行人员能在CRT/LCD键盘上操作每一个被控对象，手动操作具有许可条件，预防运行人员误操作。3.1.3.8 设备的联锁、保护指令具有最高优先级，手动指令则比自动指令优先，被控设备的“启动”、“停止”或“开”、“关”指令互相闭锁，且使被控设备向安全方向动作。3.1.3.9 保护和闭锁功能始终有效，无法由控制室人工切除。3.1.3.10 对互为备用的被控设备，控制系统的组态考虑采用不同的分散处理单元或控制组件，以防系统故障时两个被控设备同时失去控制。3.1.3.11 SCS系统功能组/子组（1）SCS至少设有下列功能组：I 烟风线A功能组I 烟风线B功能组I 高压加热器功能组I 低压加热器功能组I 脱硝系统功能组I 脱硫系统功能组 如果脱硫不进机组DCS，应取消该功能组I 其它（2）SCS至少设有下列功能子组I 空预器子组项I 送风机子组项 I 引风机子组项I 一次风机子组项I 锅炉汽水启动分离子组I 锅炉排污、疏水、放气子组I 脱硫系统各子组 如果脱硫不进机组DCS，应取消该功能组I 电动给泵子组I 汽机油系统子组I 凝结水子组I 凝汽器抽真空系统子组I 汽机轴封系统子组I 低压加热器子组I 高压加热器子组I 除氧器子组I 汽机蒸汽管道疏水阀子组I EH油系统子组I 发电机密封油系统子组I 发电机定子水冷系统子组3.1.4 燃烧器控制系统和炉膛安全系统（FSSS）3.1.4.1 “FSSS”的设计应符合NFPA 85-2007的规定和锅炉制造厂的要求。3.1.4.2 通过键盘和CRT/LCD显示画面，完成所有被控对象的操作和获取系统手动、自动运行的各种信息。3.1.4.3 “FSSS”包括的主要功能如下：I 炉膛吹扫I 点火控制I 煤燃烧器自动管理I 风门挡板控制I 冷却风机控制I 火焰监视I 燃料跳闸I 炉膛和烟道的防内爆保护3.1.4.4 主燃料跳闸（MFT）（1）当发生下列情况时（不限于这些条件），应发出MFT指令:I 手动MFT 所有送风机跳闸 所有引风机跳闸 炉膛内已投入煤粉燃烧时，所有一次风机跳闸。 炉膛压力高于或低于设定值 总风量低于最低设定值 在MFT“继电器”复归后，在规定时间内炉膛点火失败。 没有检测到煤燃烧器火焰 重要电源丧失 燃料丧失 燃烧器停运不成功 汽机跳闸 锅炉断水 其它（2）当发生MFT时，应自动执行下列操作: 产生报警输出，跳闸原因显示在CRT/LCD 所有磨煤机跳闸 所有给煤机跳闸 所有一次风机跳闸 等离子 点火装置跳闸 切油、禁止吹灰、停电除尘等 送指令到MCS执行相关动作：（3）MFT后启动炉膛吹扫程序（吹扫时间可调）。完成吹扫时间后，允许停送风机。若在吹扫时炉膛压力过高或过低，应立即将相应风机跳闸。3.1.5 汽机数字电液控制系统（DEH）DEH随汽机厂配供，纳入DCS，尽量采用与DCS相同的软硬件。系统功能：（1）转速控制系统能保证汽机采用与汽机热状态，进汽条件和允许的汽机寿命消耗相适应的最大升速率，自动地实现汽机从盘车转速逐渐提升到额定转速的控制。系统能使机组按照启动建议的导则自动升速到暖机转速，计算暖机时间、暖机、继续升速，进行阀门切换使它最终升速到同步转速。汽轮机升速过程中的升速率既能由DEH系统根据汽轮机的热状态自动选择,也可以由人工进行选择。转速控制回路应能保证自动地迅速冲过临界转速区.DEH系统应具有与自动同期装置的接口,以便与自动同期装置配合实现发电机的自动同步并网。（2）负荷控制DEH系统在汽轮发电机并网后实现汽轮发电机从接带初始负荷直到带满负荷的自动控制。根据电网要求，参与一次调频。系统具备开环控制和闭环控制两种运行方式去改变或维持汽轮发电机的负荷。开环控制根据功率定值及频差信号确定阀门的开度指令。闭环控制则以汽轮发电机的实发功率或汽机的调节级压力作为反馈信号进行负荷自动调节I 目标负荷设定功能