玉环电厂工程初步设计热控部分说明书大学论文

ECEPDI/ZEPDI 热工自动化部分说明书工程检索号：30-F302101C33-F302101C 第0PAGE2页2003年3月 华能玉环电厂工程初步设计TOC\o"1-2"1 概述 11.1 设计依据及电厂规模 11.2 主要设备规范及主要热力系统和燃烧系统 11.3 热工自动化设计范围 32 热工自动化水平和控制室（楼）布置 42.1 热工自动化水平 42.2 机组控制系统总体设计方案 42.3 控制室（楼）布置 52.4 控制系统总体结构 72.5 控制系统的可靠性 103 热工自动化功能 103.1 数据采集系统（DAS） 103.2 调节控制系统（MCS） 113.3 顺序控制系统（SCS） 153.4 炉膛安全监控系统（FSSS） 173.5 汽机数字电液调速系统（DEH） 173.6 汽机紧急跳闸系统（ETS） 183.7 汽机本体监测仪表（TSI） 193.8 汽机旁路控制系统（BPC） 193.9 给水泵汽轮机电液控制系统（MEH）及紧急跳闸系统（METS） 203.10 汽机振动监测和故障诊断系统(TDM) 203.11 锅炉炉管泄漏监测系统 213.12 锅炉吹灰控制系统 213.13 飞灰含碳量测量装置 213.14 保护及报警信号系统 214 闭环控制优化软件 225 厂级信息系统 225.1 厂级监控信息系统（SIS） 225.2 厂级管理信息系统（MIS） 236 闭路工业电视监视系统 247 辅助车间（系统）的控制系统及设备选型 258 热工自动化设备选型与设计 269 电源与气源 279.1 电源 279.2 气源 2710 热工自动化试验室 2710.1 热工自动化试验室面积 2710.2 热工试验设备要求 27ECEPDI/ZPEPDI 热工自动化部分工程检索号：30-F302101C33-F302101C 第6页概述设计依据及电厂规模设计依据(1)华能玉环电厂筹建处2004年2月6日“关于华能玉环电厂初步设计的委托书”(2)华能国际电力股份有限公司/华东电力设计院设计合同(暂缺)(3)电力规划设计总院电规总土水[2003]1号《华能玉环电厂工程可行性研究预审查会议纪要》(4)电力规划设计总院电规总土水[2003]69号《华能玉环电厂工程可行性研究审查会议纪要》(5)《华能玉环电厂工程可行性研究收口报告》(6)华能国际电力股份有限公司2003年11月28日《华能玉环电厂工程预初步设计评审会议纪要》(7)电力规划设计总院2004年3月4日《华能玉环电厂工程初步设计主要设计原则和主要辅机选型原则讨论会纪要》(8)电力规划设计总院电规总土水[2004]5号《华能玉环电厂工程厂区总体规划及总平面布置专题报告评审意见》(9)华能玉环电厂三大主机技术协议(10)华能玉环电厂工程三大主机第一次设计联络会会议纪要电厂规模华能玉环电厂规划容量为4台1000MW超超临界机组，本期建设2台1000MW超超临界机组，并保留进一步扩建的可能。主要设备规范及主要热力系统和燃烧系统主要设备规范三大主机及辅机均采用国产设备，主机设备主要规范如下：锅炉锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的超超临界参数变压运行直管水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用八角双切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型锅炉、露天布置燃煤锅炉。锅炉容量和主要参数：过热蒸汽：最大连续蒸发量（B-MCR） 2950t/h额定蒸发量（BRL） 2742t/h额定蒸汽压力（过热器出口） 26.25MPa(a)额定蒸汽压力（汽机入口） 25.00MPa(a)额定蒸汽温度 605℃再热蒸汽： 蒸汽流量（B-MCR/BRL） 2457/2279t/h进口/出口蒸汽压力（B-MCR） 5.27/5.07MPa(a)进口/出口蒸汽压力（BRL） 5.04/4.95MPa(a)进口/出口蒸汽温度（B-MCR） 359/603℃进口/出口蒸汽温度（BRL） 354/603℃给水温度（B-MCR） 298℃给水温度（BRL） 295℃汽机汽机由上海汽轮机有限公司生产，型式为：超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级或七级回热抽汽。最大连续功率（TMCR）下参数：功率MW（基本方案，TRL工况为900MW对应的TMCR功率）MW1000（备选方案）功率 1000MW（基本方案，TRL工况为900MW对应的TMCR功率）1000MW（备选方案）额定主汽门前压力MPa（a） 25.0额定主汽门前温度℃ 600额定再热汽阀前温度℃ 600加热器（包括除氧器）级数 8（或7）给水温度（TRL工况）℃ 295±5基本方案294.54.4/备选方案294.4工作转速r/min 3000发电机基本技术数据额定容量 1056MVA额定功率 950MW最大连续输出出力（TMCR） 1000MW额定电压 27kV额定功率因数 0.9（滞后）频率 50Hz额定转速 3000r/min主要热力系统和燃烧系统锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。锅炉采用无分隔墙的八角反向双火焰切圆燃烧方式。每台锅炉共设有48只直流燃烧器，在热态运行中一、二次风均可上下摆动，摆动角度能达到设计值，最大摆角为±30°。燃烧器共分6层，每层设8只燃烧器，每层燃烧器由同一台磨煤机供给煤粉。在燃烧器上部设有过燃风喷嘴，用于降低NOx的生成量及降低机械未完全燃烧损失和防止燃烧器区域受热面的高温腐蚀。锅炉采用二级点火方式：高能电火花点火器－主油枪－煤粉燃烧器。油燃烧器的总输入热量按30%B-MCR计算。制粉系统型式：采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台炉配6台中速磨煤机，燃烧设计煤种时，5台运行，1台备用。空气予热器型式：三分仓、回转式给水系统采用单元制。系统配2×3台50%容量的双列高压加热器。每列高加分别设给水大旁路。系统设置两台50%容量的汽动给水泵，一台25%BMCR容量、带液力耦合器的调速电动启动/备用给水泵。汽轮机旁路系统：暂定30%容量高低压二级串联旁路。汽轮机具有八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽供三台高压加热器；四级抽汽供除氧器、给水泵驱动汽轮机和辅助蒸汽系统。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。给水、主蒸汽、再热蒸汽系统、循环水系统均为单元制。机组。热工自动化设计范围主厂房内锅炉、汽机及其辅机系统的仪表和控制，包括空压机、HVAC暖通、凝结水精处理、化学加药、汽水分析等的仪表和控制燃油泵房仪表和控制化学补给水处理仪表和控制废水处理仪表和控制反渗透系统仪表和控制海水淡化系统仪表和控制制氯/加氯系统仪表和控制储氢系统仪表和控制循环水泵房仪表和控制净水处理仪表和控制雨水泵房仪表和控制生活污水处理站仪表和控制脱硫系统仪表和控制厂级监控信息系统（SIS）和厂级信息管理系统（MIS）热工自动化水平和控制室（楼）布置热工自动化水平玉环电厂在电力系统中主要承担基本负荷，同时也能够满足电网调峰、调频的要求。自动控制系统设计能实现全程自动调节。机组的自动控制系统功能完善，可靠性高，具有最大的可用性和可扩展性，便于操作和维护，能满足机组安全经济运行的要求。采用先进的微处理器为基础的分散控制系统（DCS），实现对单元机组主辅机及系统的检测、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。以操作员站和大屏幕显示器作为机组的主要监视和控制手段，设置少量必要的紧急事故停止和启动按钮，以便在DCS出现故障时，确保机组安全停运。在单元控制室内可进行所有自动控制、远方手操和运行监视。机组运行人员在少量就地人员的配合下可在单元控制室内实现整套机组的启停操作和事故处理。本期工程顺控设计按机组级、功能组级、子组级、执行级，对主要辅机及相关系统中的设备进行顺序操作。机组控制系统总体设计方案采用DCS实现单元机组炉、机、电集控，控制室布置机组操作员站、网控操作员站、值长站、机组辅助盘、大屏幕显示器等设备。单元机组的发变组、高、低压厂用电源及电气公用设备监控纳入DCS(升压站不在此范围)，电气设备的操作全部采用软手操（详见电气部分说明）。两台机组的分散控制系统之间设置一公用网络，分别与两台机组的DCS通过网关联接；公用厂用电源系统、空压机、燃油泵房等公用系统接入DCS公用网络；公用网上不设操作员站，在两台机组DCS中均可对接入公用网的系统进行监视和控制，同时具有相互闭锁功能。循泵房、燃油泵房采用DCS远程I/O站，在单元控制室监控；另外，其它信号相对集中的场合（如汽机、发电机、锅炉本体检测部分、电气开关室等）也采用远程I/O站。全厂辅助生产系统（如化学补给水、净水、化学加药、废水、煤、灰等）均采用程序控制，水、灰联网组成辅助生产系统控制网后在机组集控室控制，煤和脱硫集中在输煤/脱硫综合控制楼中集中控制。设置电厂管理信息系统（MIS）。设置厂级监控信息系统（SIS），对各方面功能要求进行全面规划，留有必要接口和扩充条件。控制室（楼）布置控制楼布置华能玉环电厂规划容量为4台1000MW超超临界机组，4台机组连续建设，全厂四台机组集中在一个控制室监控。集控楼有三个布置方案：方案一为靠近主厂房固定端1轴布置，与主厂房脱开3米；方案二为#2、#3机组之间紧贴A排布置；方案三为紧贴主厂房固定端布置。机组集控室布置方案一（具体参见图：F302101C-K-02）将集控楼与生产办公楼合建为一栋建筑，布置在靠近主厂房固定端1轴，与主厂房脱开3米，采用钢筋混凝土结构。集控室布置于同汽机房运转层同一标高17.00米层，通过天桥与汽机厂房相连接。在集控室以下分别布置MIS、SIS室、网控设备室、暖通机房、电缆夹层、热工试验室、值班室层及生产检修间、办公室等。本方案集控室面积将在491M2左右。集控室靠海侧布置#1、#3机组DCS操作员站，靠汽机房侧布置#2、#4机组DCS操作员站。机组操作员站按弧形布置，#1、#3和#2、#4操作员站中间和两端分别布置全厂网控、辅助生产系统（水、灰）操作员站、暖通控制系统监控终端以及消防报警柜，单元机组操作员站后部设置同心圆弧形幕墙，正对单元机组、网控和辅助生产系统操作员站分别居中布置2台84英寸大屏幕显示器，圆心位置放置一值长台，台上设有MIS、SIS人机接口终端。幕墙后适当位置安放单元机组打印机台。#2、#4机组之间留有足够宽敞的通道，可直接通向汽机运转平台。机组集控室布置方案二（具体参见图：F302101C-K-03）集控楼采用钢结构，设置于#2、#3机中间，集控室布置于17.00米汽机房运转层，控制室的一半伸入主厂房内，另一半突出主厂房外。伸入部分为集控室，突出主厂房外的另一半布置热工值班室、会议室、厕所、楼梯间等。在运转层下12.00米层，布置电气配电装置室、网控设备室等；在8.6米层布置空调机房、消防设备间、电缆夹层等。本方案集控室面积在405M2左右。集控室A排内伸入主厂房部分将按大弧形分别布置#1、#2、#3、#4机组DCS操作员站和全厂网控、辅助生产系统（水、灰）操作员站，单元机组操作员站后排设置同心大弧形幕墙，对应布置4台机组的大屏幕显示器，幕墙后适当位置安放单元机组打印机台。并在集控室的两个转角处分别布置暖通控制系统监控终端和消防报警柜，圆心位置放置一值长台，台上设有MIS、SIS人机接口终端。集控室外侧留有相当宽敞的通道，可直接通向汽机运转平台。机组集控室布置方案三（具体参见图：F302101C-K-04）该方案也是将集控楼与生产办公楼合二为一建设，在主厂房固定端方外扩建6米、10米2档，屋顶标高为23.5米，采用钢结构。靠海侧外型设计成弧线布置，集控室布置于比汽机房运转层（17.00米）高1.5米处。在集控室以下分别布置MIS、SIS室、网控设备室层、电缆夹层、热工试验室、值班室层及生产检修间、有关办公室等。本方案集控室面积在487M2左右。集控室靠海侧部分按大弧形分别布置#1、#2、#3、#4机组DCS操作员站和全厂网控、辅助生产系统（水、灰）操作员站，单元机组操作员站后排设置同心大弧形幕墙，对应布置4台机组的大屏幕显示器，幕墙后适当位置安放单元机组打印机台。并在集控室的两个转角处分别布置暖通控制系统监控终端和消防报警柜，圆心位置放置一值长台，台上设有MIS、SIS人机接口终端。集控室外侧留有相当宽敞的通道，可通过主厂房1轴处的疏散楼梯通向汽机运转平台。机组集控室布置方案的比较具体参见集控室布置方案专题报告F302101C-Q13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、大屏幕（84”,每台机组、网控、辅助生产系统各配置2套）、报警/记录打印机、彩色图形打印机和消防报警盘火灾报警盘。每台机组主控制台上共设6台20〞液晶彩显（LCD）DCS操作员站（5台在集控室，1台在工程师室）、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20〞液晶彩显（LCD）操作员站2台，辅助生产系统控制台上布置20〞液晶彩显（LCD）操作员站3台。在机组主控台前方的幕墙上布置大屏幕和炉膛TV（2套）以及时钟、发电机功率等少量重要常规指示仪表。大屏幕上方设置21〞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。4每台机组设置一值长台，上设20〞液晶彩显（LCD）MIS和SIS终端各一套。（注：考虑到以往的使用习惯，本说明书在文字描述中将所有工作站显示器均统称为CRT。）电控楼布置本工程两台机组另设立一个电控制楼，位于#1和#2锅炉之间。由于电气设计就是否设置发电机出口断路器考虑两个方案，导致电控楼中布置的电气设备数量有较大变化，因此电控楼布置也考虑两个方案：方案一，电控楼控制楼分六5层：0米层为电气电缆层，4.55米层为电气厂变、直流/UPS配电室、电气继电保护室；98.60米层为空调机房和电气蓄电池室；1114.0米层为热控电缆夹层；17.0米层布置单元控制电子设备室、工程师室、网控设备室、通讯机房以及其它辅助用房(如会议室、交接班室、厕所间、资料室等)。方案二，电控楼控制楼分六7层，0米层为电气电缆层A，3米层为电气厂变和直流蓄电池室，7.5米层为电气电缆层B，10.5米层为电气厂变和直流/UPS配电室、电气继电保护室，15.0米层为热控电缆夹层，18.0米层布置单元控制电子设备室、工程师室、网控设备室、通讯机房以及其它辅助用房(如会议室、交接班室、厕所间、资料室等)，228.56米层为空调机房。电子设备室每台机组设一间电子设备室，设在电控楼17.0米层（方案一）或18.0米层（方案二）。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仪表盘和控制机柜，电气的发电机保护柜、AVR控制柜、同期盘，以及远动盘、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F302101CY-K-05，F302101CY-K-06。电缆夹层布置参见图F302101CY-K-07，F302101CY-K-08。工程师室两每台机组设一间工程师室，与电控楼电子设备室同层。每台机组配2台工程师站和1台操作员站，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。控制系统总体结构分散控制系统构成本工程采用的分散控制系统将通过招标确定。分散控制系统（DCS）由分散处理站、人机接口装置和通讯系统等构成，系统易于组态、使用和扩展。系统具有完备的自诊断功能，能诊断至模块级。系统的软硬件在功能上尽可能地分散，系统内任一组件发生故障，不会影响整个系统的功能。处理器模件采取1：1冗余配置，以增强控制系统的可靠性。分散控制系统的主要子系统包括：数据采集系统（DAS）调节控制系统（MCS）顺序控制系统（SCS）锅炉安全监控系统（FSSS）分散控制系统各子系统之间的重要保护信号采用硬接线直接通过I/O通道传递。监视和控制系统的信息，在充分考虑了测量元件和I/O通道的冗余措施后，可信息共享。机组保护联锁及控制逻辑均在分散控制系统的处理站中实现。机组DCS系统配置参见图F302101C-K-09。分散控制系统的性能分散控制系统的处理器芯片为32位，CPU负荷率<50%，内存备用容量50%；I/O点以及卡件槽及接线端子裕量为15%；电源裕量60%；通讯总线负荷率<40%。所有模拟量信号至少每秒扫描和更新4次，所有开关量信号至少每秒扫描和更新10次，事故顺序（SOE）输入信号的分辨率为1ms。模拟量输入模件每只A/D转换器连接点数不超过8点；模拟量输出模件每点专用一只D/A转换器。整个系统的输入输出精度不低于全量程的0.1%。所有I/O卡具有500V的共模电压抑制(继电器输出为350V);系统有120dB以上的共模抑制比和60dB以上的差模抑制比。分散控制系统的可用率为99.9%。每台机组配置56台CRT操作员站和2台工程师站，分辨率为1280×1024像素。每个CRT工作站具有独立的控制器组件，且通过冗余通讯组件和电缆连接在通讯总线上。CRT画面刷新周期为1秒；CRT画面对键盘操作指令响应时间不大于1秒。后备操作配置后备操作设备配置的基本设计原则是：当分散控制系统通讯故障或操作员站全部故障时，确保紧急安全停机。本期工程机组集控室的机组主控台上布置独立于DCS的硬接线紧急停机和设备保护的紧急启/停按钮：停锅炉（MFT双按钮）停汽机发变组紧急跳闸锅炉安全门开/关/自动汽包事故放水门开真空破坏门开/关直流润滑油泵开交流润滑油泵开发电机灭磁开关合闸柴油发电机紧急启动成套仪表和控制装置由汽机/给水泵汽机制造厂成套供货的仪表和控制装置有：汽机数字电液控制系统(DEH)汽机紧急跳闸系统(ETS)汽机本体监测仪表系统(TSI)给水泵汽轮机电液控制系统(MEH)给水泵汽机紧急跳闸系统（METS）给水泵汽机本体监测仪表系统（MTSI）汽机振动监测故障诊断系统（TDM）由锅炉制造厂成套供货的仪表和控制装置有：锅炉吹灰控制系统空预器漏风控制系统空预器红外火灾报警装置锅炉炉管泄漏检测装置锅炉电磁泄放安全阀（PCV）控制装置炉膛火焰监视工业电视由发电机制造厂成套供货的仪表和控制装置有：发电机氢、油、水仪表监测系统其它成套供货的仪表和控制装置有：汽机旁路控制系统（BPC）炉膛火焰检测系统飞灰含碳量在线检测装置闭路工业电视监视系统送风机、引风机、一次风机、空预器、磨煤机、电动给水泵等辅机的油站，拟采用设备制造厂提供所有一次仪表，其控制由机组DCS实现的方案，以减少控制回路的中间环节。控制系统的可靠性为了保证机组安全可靠地运行，控制系统的设计遵循了下列原则：单个故障不会导致整个控制系统不能正常工作或保护系统失效；控制功能的成组组合做到一个功能块不能正常工作时，仅部分影响整个系统的控制性能，而这种性能的下降可通过运行人员的干预得到改善。控制系统在结构上体现了工艺设备的冗余配置，因而控制系统的单个故障不致引起运行设备的故障，同时也不会导致备用设备的失效。若控制系统发生故障，其控制对象处于安全位置。控制系统具有自检测功能以便在系统故障可能影响到生产过程前检查出来，并及时采取措施防止事故的扩大。保护和安全系统采取测量通道的冗余性和多样性，并能进行在线试验。重要的调节参数采用三取中测量方式，重要的保护信号采用三取二测量方式，监视、控制和保护系统的电源均采取双路供电方式，并能自动切换。热工自动化功能数据采集系统（DAS）数据采集系统是分散控制系统中的一部分，可以采集和处理机组运行管理所需的全部数据，进行监视、显示、计算、报警、记录和操作指导，以维持机组安全经济运行。数据采集系统主要功能有：按照规定的扫描周期，完成工艺过程变量的采集和处理。过程变量包括一次参数（如压力、温度、流量、液位等），二次参数（如平均值、差值、变化率、效率等）以及设备运行状态。对过程变量的处理包括：正确性判断、非线性校正、数字滤波、热电偶冷端补偿及开路检查、工程单位变换、开关量的有效性检查等等。报警监视。可以对任一输入过程变量或计算值进行限值检查，按时间顺序以及优先级显示和打印报警。CRT显示。在CRT上可显示系统流程图，控制和调节对象，趋势图，棒状图，报警页面，操作指导画面等等。CRT画面不少于300幅。制表打印。可按预定的时间间隔或预定事件自动启动打印，也可人工请求打印。报表和记录内容包括：定时报表，报警记录、设备运行状态记录、运行员操作记录、事故追忆记录、事故顺序记录（SOE）、历史数据记录、烟气监视记录（烟气分析包括NＯx、SO2、O2/CO和混浊度）等。机组性能计算。包括机组热耗,机组效率,汽轮机效率,锅炉效率以及凝汽器、空预器、风机、汽动给水泵和驱动汽轮机效率，加热器效率，各段过热器和再热器效率。在线性能计算能对优化机组控制和运行提供指导。历史数据存贮和检索。为了便于对电厂设备及其性能进行长期监视，至少500点参数定期存入大容量存贮器中。采用可读写光盘用于数据的长期保存。调节控制系统（MCS）DCS中调节控制系统包括下列主要调节回路：机组协调控制过热蒸汽温度控制再热汽温度控制炉膛压力控制送风控制氧量校正给煤控制燃油流量和压力控制磨煤机风量控制磨煤机出口温度控制磨煤机出口分离器速度控制二次风挡板控制一次风压力控制过燃风控制锅炉启动旁路系统控制给水控制给水泵最小流量再循环控制除氧器压力控制除氧器气水位控制空预器冷端温度控制高/低压加热器水位控制凝汽器热井水位汽机润滑油温度控制发电机氢气温度控制EHC油温度控制轴封蒸汽母管压力控制辅助蒸汽母管压力调节控制能够对代表负荷或容量需求的前馈信号作出直接和迅速的响应，并通过闭环回路测量的反馈信号进行细调或校正。控制系统包括联锁保护功能，当不满足有关条件时，控制系统不能投入“自动”；在“自动”状态下，如果失去必要条件或发生故障，控制系统会自动地无扰动地切换到“手动”状态。运行人员能通过CRT及其键盘，改变控制设定值，切换手动/自动方式，手操被控对象和监视运行情况。控制系统的设计做到在电源、气源或控制信号中断时，被控对象保持原位或回到安全位置。关键参数的测量按冗余原则设计机组协调控制(CCS)协调控制系统是将锅炉汽机作为一个整体对象进行控制，充分利用各自的特性，使机组快速响应负荷；同时保证机炉两侧的能量平衡，不断消除运行中的各种扰动，使参数达到最佳控制要求；在机组发生异常工况时，能保证各子系统之间相互配合，切换到安全状态，不致产生严重后果。机组的负荷指令信号可以来自电厂负荷经济分配系统（PLEDS），也可以直接来自NCS（或操作员人工设定）。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。控制系统能选择定压、滑压两种运行方式，滑压范围为35%-90%额定负荷。控制系统有闭锁增、减负荷（BlockIncrease/BlockDecrease）,迫升、迫降负荷（RunUp/RunDown）以及快速减负荷（RunBack）等功能。协调控制系统至少有以下四种运行方式：机炉协调方式锅炉跟随方式汽机跟随方式手动方式任何控制方式的切换，不论是手动的还是自动的，都是双向无扰的。燃烧控制锅炉主控制器将机组负荷指令转化为锅炉燃烧率控制，且具有如下性能：采取有效措施提高磨煤机对负荷改变的响应。根据可用风量限制至磨煤机的负荷指令，保证燃料量指令不会超出可用风量。根据总燃料量限制至送风回路的控制指令，保证风量指令不会低于燃烧时燃料量所对应的风量。燃料量指令能根据投运磨煤机的数量进行修正。燃烧控制包括下列主要控制回路：燃料量控制在锅炉启动阶段通过点火油压力调节阀，控制点火油母管压力不低于设定值；低负荷燃烧时，通过低负荷燃油管道上的流量调节阀控制燃油流量；正常负荷时，燃料量控制为给煤机转速控制。磨煤机控制包括燃料风流量控制和磨煤机出口温度控制。燃料风流量通过调节磨煤机进口挡板控制；磨煤机出口温度通过磨煤机进口冷、热风挡板进行调节。磨煤机出口分离器速度控制当煤量增加时达到要求细度的煤粉数量减少，此时需增加分离器速度，使较大的粒子被分离出来并返回磨煤机。在设定的范围内，根据煤量调节分离器速度。当发生扰动或停役时，分离器转速减少到最小以便磨煤机内的剩煤排空。一次风压力控制通过调节一次风机入口导叶，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。送风量控制送风量指令来自锅炉负荷指令和过剩空气量需求，通过调节送风机动叶位置，维持在设定值。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。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。炉膛负压控制炉膛负压通过调节引风机动叶，维持负压在设定值。送风量作为炉膛负压控制的前馈信号。过热蒸汽温度控制在直流锅炉中，过热汽温可通过给水量与燃料量的调节来实现。在实际运行中，由于给煤量的控制不可能很精确，因而只能把保持煤水比作为粗调，而另外用喷水减温作为细调。调节时利用煤水比手段保持中间点温度在一定值（一般采用汽水分离器出口温度）。中间点至过热器出口之间采用喷水减温器来适应过热器的工况变化及维持规定的过热器出口汽温。再热汽温度控制再热汽温度采用燃烧器摆角控制，通过改变燃烧器角度，使炉膛火焰中心位置上移或下移，从而改变炉膛出口烟温。再热器喷水作为异常工况时的后备调温手段。锅炉启动旁路系统控制锅炉启动时，需保证直流炉水冷壁的最小流量（约35%MCR），当负荷小于35%MCR时，汽水分离器处于有水状态（即湿态运行）。此时，通过水位控制阀完成对分离器水位控制及最小给水流量控制；当负荷上升等于或大于35%MCR时，给水流量与锅炉产汽量相等，为直流运行方式，进入干态运行，汽水分离器变为蒸汽联箱使用。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。给水控制在启动和低负荷阶段，电动给水泵出口电动阀和旁路调节阀和电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。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，根据机组设备和运行要求，对机炉电主要辅机系统采用顺序起停控制。本期工程主要采用机组、功能组和子组级顺序控制，通过CRT和键盘发出一个成组起停指令，可以实现机组、功能组和子组级中所有设备的顺序起停控制。系统设计包括所有的设备联锁保护和操作许可条件。顺序控制具有下列功能：根据运行人员指令可实现程序暂停或中断。能根据运行人员指令实现顺序跳步功能。顺序执行过程中发生故障时能中断程序，必要时回到安全状态。CRT上能显示操作指导、设备和顺序执行状态以及各种报警信息。机组自启停（APS）功能APS在机组的控制系统中处于上层位置。在机组的起动和停止过程中，APS接受从MCS、DEH、FSSS、SCS、DAS等控制系统来的信号，根据APS内部逻辑判断或计算，向上述各控制系统发出相应命令，实现整个机组的起/停控制。APS实现机组的起动控制和停机控制。起动控制是从机组起动准备到机组带50%额定负荷的控制过程。停机控制是从机组接到停机指令时的负荷开始到机组停机为止的控制过程。APS的控制采用断点控制方式。机组在APS控制方式时，机组的运行将根据机组的状态和每个断点的条件自动地进行，个别重要断点由运行人员干预。在运行过程中若有异常情况出现时，APS将以操作指导的形式发出报警，提示运行人员来处理。为使运行人员有效地监视整个起动/停止过程，APS应向操作员提供充分的信息，用通俗易懂的方式显示断点的进程和其他异常信息。主要功能组和子组级顺序控制项目有：烟风系统通道挡板控制送风机控制引风机控制空预器控制一次风机控制炉膛吹扫、油系统泄漏试验以及点火油枪控制（在FSSS中实现）燃烧器配风器挡板控制（在FSSS中实现）磨煤机控制（在FSSS中实现）汽动给水泵控制电动给水泵控制凝汽器真空泵控制凝汽器阀组控制循环水泵控制锅炉、汽机疏水阀试验汽机辅机控制（盘车、润滑油泵等）高/低压加热器、除氧器控制发电机氢、油、水控制发电机同步并列控制发电机程序停机控制高压厂用电源控制低压厂用电源控制炉膛安全监控系统（FSSS）炉膛安全监控系统是DCS的一部分，系统设计符合NFPA85标准和锅炉制造厂的要求。系统具有油枪和磨煤机点火许可条件的自检功能，条件不满足时禁止向炉膛投入燃料或点火能量。当检测到火焰丧失时，燃烧器自动切除。运行人员能通过CRT和键盘对各个被控对象进行监视和控制。FSSS具有下列功能炉膛吹扫。发生MFT后，将炉膛和烟道内的可燃混合物吹掉，并重新投放燃料点火。吹扫以30%的风量连续进行5分钟。油系统泄漏试验是在炉膛吹扫时自动进行。试验的目的是检查燃油跳闸阀，油管路和各个油枪关断阀有无泄漏。点火油枪控制。低负荷（启动）油枪控制（包括炉膛与风箱差压控制）。火焰检测及熄火保护。磨煤机和给煤机控制（能实现顺序控制）。燃油跳闸保护。当发生MFT或燃油压力过低等情况时，关闭燃油跳闸阀。主燃料跳闸（MFT）保护。自动减负荷（RunBack）和汽机跳闸时，能迅速切除一部分运行的磨煤机，并监视和控制炉膛的燃烧工况，维持锅炉负荷在规定值。燃烧监视和控制就地设备每台锅炉配备两套炉膛火焰闭路电视系统每个燃烧器设有单独的炉膛火焰检测器每组个燃烧器配有一个就地控制盘箱，控制箱盘安装在燃烧器前平台上。控制箱盘上有允许操作指示灯、油枪关断阀门状态、火焰状态的指示和就地/远方选择开关操作按钮等。在控制盘上能实现油枪的试验和全部操作。每台锅炉配备2只交流和1只直流扫描冷却风机，并设有就地控制盘箱。汽机数字电液调速系统（DEH）汽机DEH调速系统由汽机制造厂成套提供，主要任务是进行汽机转速和负荷控制。系统的软硬件尽可能与机组DCS相同；当无法实现时，通过与机组DCS之间的冗余通讯接口在机组DCS的操作员站上完成DEH系统的操作和监视；此外，在机组主控台上还设有一台DEH操作员站，作为与DCS通讯故障工况下的后备。DEH控制系统以微处理器为基础，控制器为全冗余结构，DEH的主要功能有：转速控制负荷控制热应力计算及寿命消耗计算主汽压力控制汽机自动控制（ATC）阀门管理阀门在线试验超速保护汽机运行工况监视ATC能实现对汽机从盘车、冲转、暖缸、升速、阀门切换、同期并网带初负荷全过程的自动控制。DEH有三种运行方式：手动操作员自动ATCDEH可满足不投旁路和投旁路两种启动方式，并能以定压和滑压两种方式运行。机组DCS操作员站的DEH画面能提供汽机运行参数，汽机及辅助系统状态、趋势图、控制画面和操作指导等显示。汽机紧急跳闸系统（ETS）该系统由汽机厂成套提供，装置采用多重冗余配置的PLC或与DEH一体化的产品。ETS监视汽机跳闸信号，当这些参数超过运行极限时，立即关断汽机进汽，实现紧急停机。汽机跳闸信号有：汽机超速推力轴承磨损过大（轴向位移）轴振动高高润滑油压力低低汽机抗燃油压低低凝汽器真空低低手动跳闸MFT动作DEH控制系统严重故障发电机主保护动作汽机紧急跳闸系统的主要信号采用三取二测量，且主要跳闸功能能进行在线试验。在系统结构上具有足够的冗余度，以保证在试验和维修时，保护功能仍然有效。跳闸动作时有首出原因显示。汽机本体监测仪表（TSI）汽机本体监测仪表对汽机转子、汽缸和轴承等部件运行参数进行连续监视，并将信号分别送至DAS、DEH和ETS，提供汽机起停过程和正常运行过程中的有关信息。TSI的监视项目包括：每个轴承的振动（幅值、频率和相位）转子位移偏心度转速零转速差胀汽缸膨胀推力轴承磨损汽机旁路控制系统（BPC）汽机旁路系统包括高压旁路和低压旁路的压力和温度控制，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，控制系统应由旁路系统厂商配套提供完整的控制系统/设备，旁路控制系统应与DEH具有完善的联锁(硬接线)接口，并具有与DCS的双向冗余通信接口，可由DCS操作员站全面监控旁路系统的运行；旁路控制系统自带用于编程的PC机。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：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。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。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。给水泵汽轮机电液控制系统（MEH）及紧急跳闸系统（METS）给水泵汽轮机电液控制系统（MEH）和给水泵汽轮机紧急跳闸系统（ETS）由给水泵汽轮机供货商配供。应努力争取使MEH采用与机组DCS相同的硬件，若条件不许可，MEH留有与DCS的双向冗余通信接口。给水泵汽轮机厂商负责MEH通信接口的设计、组态和调试，以实现DCS操作员站对MEH监控操作的要求。给水泵汽轮机紧急跳闸系统（METS）采用CPU冗余的PLC实现。MEH系统的微处理器应冗余配置。MEH系统的主要任务是通过控制给水泵汽轮机的转速来控制至锅炉的给水流量。该系统接受DCS给水控制系统的转速指令，通过调节汽机进汽调门开度控制给水泵汽机的进汽量，以满足锅炉给水流量需求。给水泵汽机调速控制系统具有下列功能：自动启停控制，包括自动升速和暖机控制给水泵转速控制（MCS负荷指令）高、低压汽源自动切换控制给水泵汽机跳闸保护在线阀门试验给水泵汽轮机本体监测仪表（TSI）由给水泵汽轮机成套配供，主要项目包括：给水泵汽轮机转速给水泵汽轮机零转速轴向位移轴振动(包括给水泵轴振动)汽机振动监测和故障诊断系统(TDM)本工程汽机振动监测和故障诊断系统由汽机厂供货商配供。两台机组合用一套汽机振动监测和故障诊断系统汽机监视系统中配置瞬态数据管理系统(TDM)，通过TDM的高速数据采集箱采集TSI的振动信息，利用计算机技术快速、准确地处理汽机轴系振动及其有关数据，进行机组振动特征分析，提供各种状态下的实时振动分析图表，绘制时域波形图、轴心轨迹图、频谱图等分析图表，为诊断和预告机组的故障、评价机组健康水平提供依据，确保汽轮发电机组的安全运行。本工程汽机振动监测和故障诊断系统由汽机厂供货。锅炉炉管泄漏监测系统系统对炉管(水冷壁、过热器、再热器、省煤器)进行实时泄漏检测并发出早期报警，准确判定炉管泄漏区域，并可图示声音频谱，跟踪泄漏发展趋势，同时可监视吹灰系统的运行工况。锅炉吹灰控制系统锅炉吹灰程序控制系统采用PLC控制，吹灰程控系统由锅炉厂配供，系统通过通信接口与DCS联接，在DCS操作员站监控吹灰程控系统。飞灰含碳量测量装置锅炉飞灰含碳量是反映火力发电厂燃煤锅炉燃烧效率的重要指标，实时检测飞灰含碳量将有利于指导运行正确调整风煤比，提高锅炉燃烧控制水平。合理控制飞灰含碳量的指标，有利于降低发电成本，提高机组运行的经济性。和保护及报警信号系统机组保护系统保护系统从设备和人身安全角度考虑，对机炉电设备运行中出现的异常工况进行及时处理。保护功能在任何时候都有效，运行过程中不允许切除。保护功能具有足够的冗余度（包括输入信号和通道），关键保护的测量基于三取二的原则。以保证可靠的跳闸并避免误动作，保护功能采用“故障安全”设计，在电源，气源和控制信号失去的情况下，使设备处于安全状态。热工保护项目包括：锅炉跳闸保护（MFT）汽机跳闸保护发电机断水保护给水泵驱动汽机保护汽机防进水保护辅机保护（喘振、轴温高跳闸保护等）由于以微处理器为基础的控制系统的可靠性和实时性的不断提高，上述保护均采用软件实现，所有控制器均为一对一或多重冗余。除此之外，为了进一步提高可靠性，重要机组保护和辅机保护设置了硬接线跳闸按钮和开关，直接作用于被控对象。报警信号系统本期工程不设单独的硬报警装置，所有报警均由机组DCS提供。闭环控制优化软件本工程拟采用较先进的闭环控制优化软件。优化控制软件以闭环优化为核心，将传统控制系统不可控的能量损失和设备损耗进行量化，通过大量生产过程信息，提供强有力的经济控制支持工具，达到节能降耗的优化功能。目前已有电厂使用且反映良好的优化软件有：“机组协调优化软件”、“燃烧控制优化软件”、“蒸汽温度优化软件”和“给水加热器热力优化软件”，这些优化软件是在建模的基础上，优化过程控制，改善控制品质，提高机组经济性。目前市场上的优化软件的模块组成和覆盖的功能各有千秋，选用何种软件包或软件包中的何种模块需要根据经济实用的原则结合工程实际选择。而优化软件的功能及标准是否适应其应用的机组往往是决定优化效果的关键。考虑到本工程机组为超临界直流炉，国内运行机组较少，有成功经验的国产优化控制软件更少，因此选择时主要考虑采用各著名的控制系统厂商的优化软件包，并尽量选用与机组DCS配套提供的优化软件，以期更好的与机组DCS结合，发挥出优化软件的优势。因此，本工程将在DCS确定后再选定采用何种优化软件包或模块。同时，由于本工程的主辅机基本采用国产设备，因此，还需要结合国内生产运行要求，利用国内有经验的优化软件开发人才进行二次开发，以更好地适应生产要求。厂级信息系统厂级自动化系统包括厂级监控信息系统（SIS）和信息管理系统（MIS）厂级监控信息系统（SIS）厂级监控信息系统厂级实时监控系统（SIS）作为面向生产过程的信息系统，建立在开放性的实时过程信息数据库基础上，完成负荷分配调度；厂级性能计算和分析功能；主辅机故障诊断；设备寿命计算和分析功能；设备状态检测、计算和分析功能等并向管理信息系统（MIS）提供过程数据和计算、分析结果。各生产过程的实时数据通过网络接口设备传送到SIS网络上。SIS网络设值长站、功能站等终端，以客户机的形式访问实时信息数据库服务器，以过程数据为基础，利用相应的功能软件完成SIS系统的功能。SIS系统配置和功能软件的选择应结合工程实际规划，并和电厂运行、管理制度相协调。SIS网络选用以太网等标准网络，实时数据库主干网络通信容量按可满足本工程和今后扩建机组连入的要求选取，服务器、交换机及客户机暂按本期工程所需数量规划配置并留有扩展能力。核心交换机、接口子交换机等均冗余配置，各通信设备之间也采用冗余连接。SIS系统作为过程数据保存和处理的中心，向上与厂级管理信息系统（MIS）连接，向下与各生产过程的控制系统及控制装置连接，接口数量繁多，形式多样，在选用时力求安全、可靠、成熟、统一。厂级管理信息系统（MIS）管理信息系统目标必须紧紧围绕公司生产经营目标来确定，为实现公司目标和任务服务，为公司及时提供准确有效的信息服务。MIS系统的建设总目标是：基本形成信息门类齐全，宏观调控与微观服务相配套的信息服务体系，信息技术在应用深度、广度和创造效益上达到国内领先、国际一流的水平,建成与国内领先、国际一流的火力发电企业相适应的先进的综合管理信息系统；为电厂各层管理人员的管理工作提供信息技术支持，即为电厂领导层提供生产运行、经营活动的综合信息，为科学管理决策提供信息服务；为电厂中下层管理人员提供及时准确的管理信息，以提高工作效率及企业的经济效益。具体目标内容如下：引入国际现代管理理念和方法，建设电厂管理信息系统，充分调配和平衡企业人、财、物各方面的资源，使企业在市场中全方位地充分发挥应有的能力。以数据库、电子邮件和群件系统为基础构建内部信息交换和集成平台，集成各类应用系统，使信息资源化。建立工作流应用，形成计算机支持的协同工作环境，实现OA办公自动化。完成Intranet建设和网上资源开发利用，满足信息应用系统联网运行要求。建立电子邮件系统、企业网站、电力信息资源库和网上培训。为建立现代企业制度的新型电厂，进行成本核算、计算上网电价，实现电厂竞价上网，安全、可靠、经济运行，获取最佳经济效益服务。与厂级监控信息系统（SIS）相连，实现企业各类信息的集成和利用，动态地反映企业的生产经营状况。SIS和MIS的详细配置和功能说明见：F302101C-K-10厂级信息系统总体方案说明。闭路工业电视监视系统6.1机组闭路电视监视系统在集控室内布置两台机组闭路电视系统的监视器。对主厂房内如下地点设置摄像机监视点：（1）锅炉燃烧器区域（2）锅炉空预器（3）汽机运转层平台（4）汽机油系统（5）锅炉磨煤机、给煤机（6）锅炉炉底碎渣机（7）凝结水精处理设备（8）炉水取样加药设备（9）空压机房（10）循环水泵房（11）循环水加氯间循环水泵房虽然属辅助系统，但因其控制操作纳入DCS，故两车间的闭路电视摄像机也接入主厂房的闭路电视系统。6.2辅助车间闭路电视监视系统对辅助车间内重要的场所和区域至少应设有下列监视点：化学补给水处理车间净水处理车间废水处理车间海水淡化车间雨水泵房（5）循环水泵房（6）燃油泵房（7）循环水加氯间循环水泵房和燃油泵房虽然监控纳入DCS，但距主厂房较远，故监视点纳入辅助系统闭路电视系统。监视器设在“水网”监控系统控制点（水处理控制室）。煤系统闭路电视监视方案见电气专业文件。各监视点的视频信号通过图像宽带网，将视频信号处理、分配、传送至各监视器终端。机组闭路电视监视系统与辅助车间闭路电视监视系统均留有联网接口，需要时可联网组成一个统一的全厂范围的闭路电视监视系统。每台机组在机组主控台上布置100点硬接线报警窗的常规报警系统。进入硬报警系统的主要内容有：主要的参数偏离正常值主要辅机设备或系统故障机组保护跳闸的主要原因气源故障DCS系统和其他重要控制装置的电源故障鉴于本工程中硬报警数量减少，而其快速和直观性在当前阶段无法完全由DCS软报警替代，故硬报警在正常运行时将起到直观、快速、概括的指导性报警作用（如制粉系统故障、送风机A/B故障等），便于运行人员有针对性通过查询DCS的具体软报警内容迅速发现问题并作出判断予以处理，节省了调用画面的时间。硬报警信号主要采用现场开关接点，部分中间计算参数和组合逻辑信号从DCS的I／O通道引出。辅助车间（系统）的控制系统及设备选型全厂辅助生产系统的控制：化学补给水、净水、反渗透、废水、凝结水精除盐、海水淡化、制氯/加氯、储氢控制集中在化学水处理控制室。其中，化学补给水、净水、反渗透、废水、海水淡化在有条件的情况下拟采用现场总线控制系统（FCS），上述水系统连网后以共享上位机方式控制；灰、渣、电除尘系统在就地设置独立控制室，在有条件的情况下采用现场总线控制系统（FCS）连网后共享上位机方式控制，上位机留作调试使用；煤系统设立独立的控制室，在有条件的情况下采用现场总线控制系统（FCS）加上位机控制。以上水、灰两个系