1控制系统组成
1.1系统组成
1.1.1采用国电南自维美德MAXDNA控制系统，其中DEH、DCS一体化设计。DCS包括DAS、MCS、FSSS、SCS、ECS五个子系统。
1.1.2各控制系统含义：
1)DAS:数据采集系统；
2)MCS:模拟量控制系统；
3)SCS:顺序控制系统；
4)FSSS:炉膛安全监控系统；
5)DEH:汽轮机数字电液控制系统；
6)TSI:汽轮机本体监测仪表系统；
7)ETS:汽轮机紧急跳闸系统；
8)ECS:电气控制系统；
9)MEH:小机电液控制系统。
1.2硬接线后备保护项目
为防止DCS发生全局性或重大故障时，能使机组实现机组紧急停机，单独设置下列独立于DCS的硬接线后备操作手段：
1)汽机紧急停机；
2)锅炉紧急停炉；
3)发电机紧急打闸；
4)旁路开启泄压；
5)主机凝汽器真空破坏门A、B开启；
6)主机直流润滑油泵启动；
7)主机交流油泵A启动；
8)主机交流油泵B启动；
9)发电机灭磁开关跳闸；
10)A小机打闸；
11)B小机打闸。
2FSSS系统
2.1概况
2.1.1FSSS是炉膛安全监控系统，FSSS控制逻辑分为公用控制逻辑、燃油控制逻辑及燃煤控制逻辑三大部分；
2.1.2公用控制逻辑部分包含锅炉保护的全部内容，即油泄漏试验、炉膛吹扫、主燃料跳闸（MFT）与首出原因记忆、点火条件（油层点火、煤层点火条件等）、RB等；公用控制逻辑还包括有FSSS公用设备（如供油、回油快关阀）的控制；
2.1.3燃油控制逻辑包括各油燃烧器投、切控制及层投、切控制；
2.1.4燃煤控制逻辑包括各制粉系统（煤层）的顺序控制及单个设备的控制。
2.2FSSS功能
包括：
1)炉膛吹扫；
2)主燃料跳闸MFT；
3)跳闸首出原因显示和记忆；
4)油泄漏试验；
5)炉膛正负压保护；
6)锅炉点火准备；
7)燃油母管进油快关阀和再循环阀的联锁控制；
8)油燃烧器投入和退出控制（自动顺序点火和就地点火）；
9)煤粉燃烧器的层投切控制（自动顺序启、停煤粉燃烧器）；
10)负荷的快速返回（RB）；
11)炉膛灭火保护；
12)火焰检测；
13)火检探头冷却风系统的管理；
14)二次风门挡板开关控制；
15)联锁和报警。
3顺序控制系统（SCS）
3.1概况
3.1.1顺序控制系统的任务是按照各设备的启停运行、联锁和保护要求及运行状态，经逻辑判断发出操作指令，对机组主要设备组或子组进行顺序启停；
3.1.2SCS控制以功能组级为主，具备手动、自动、顺控等各种运行模式。
3.2SCS逻辑主要设以下功能组
3.2.1锅炉功能子组控制项目：
1)烟风通道开启子组；
2)空预器子组；
3)送风机子组；
4)引风机子组；
5)一次风机子组；
6)锅炉启动系统功能子组；
7)磨煤机功能子组；
8)吹灰器子组；
9)燃油系统子组。
3.2.2汽机功能子组控制项目：
1)凝结水子组；
2)凝汽器子组；
3)低加子组；
4)高加子组；
5)给泵子组；
6)汽轮机管道疏水门子组；
7)辅助蒸汽子组；
8)汽轮机旁路系统子组；
9)循泵子组；
10)开式循环冷却水系统子组；
11)闭式循环冷却水系统子组。
3.2.3发电机系统功能子组：
1)发电机氢冷子组；
2)发电机密封油系统子组；
3)发电机定子冷却水系统子组；
4)发电机同步并列子组；
5)发电机程序停机子组。
3.2.4厂用电源功能子组：
1)高压厂用电源A段子组；
2)高压厂用电源B段子组。
3)低压工作变压器子组；
4)电除尘变压器子组；
5)辅助车间低压变压器子组；
6)辅助车间输煤、脱硫电源馈线子组。
3.2.5脱硫脱硝子组：
1)循环浆泵子组；
2)氧化风机子组；
3)石膏排出系统子组；
4)供浆系统子组；
5)除雾器冲洗子组；
6)真空皮带脱水机子组；
7)稀释风机子组；
8)氨喷射系统子组；
9)SCR吹灰系统子组。
4机炉协调控制系统
4.1控制方式为CCS、TF、BF、BASE方式
负荷控制有以下四种方式，每种方式根据汽机主控和锅炉主控回路确定。协调控制方式时负荷指令同时送到锅炉主控和汽机主控，功率偏差被控制在最小。
4.1.1协调控制方式CCS
在协调方式下，锅炉和汽机并行操作。在这种方式下锅炉控制汽机入口蒸汽压力，汽机控制功率，两者相互影响。因此，负荷变化过程先于锅炉指令信号，同时压力变化过程修正调节阀位置。在这种方式下，不但锅炉主控和汽机主控A/M站在自动，同时主要的控制回路也需在自动，如水、风、煤、水/
煤比等。
4.1.2锅炉跟随方式BF
当汽机主控A/M站在手动，锅炉主控A/M站在自动时采用这种方式。在这种方式下，锅炉控制汽机入口蒸汽压力，同时汽机调门采用手动调节以获得期望的功率。在这种方式下，主蒸汽压力设定值(MSPS)与汽机入口蒸汽压力进行比较，其偏差(MSPE)经机组负荷指令信号前馈和修正后产生锅炉主控信号(BD)去风和燃料、给水回路，操作员设定调节阀位置建立负荷指令。
4.1.3汽机跟随方式TF
当汽机主控A/M站在自动，锅炉主控A/M站在手动时采用这种方式。在这种操作方式下，汽机控制汽机入口蒸汽压力，通过调节锅炉的燃烧率来获得期望的负荷。操作员在锅炉主控A/M站上设定锅炉主控（BD）指令。燃料和助燃风的变化将引起锅炉能量水平的改变，从而改变蒸汽压力。
4.1.4手动方式BASE
汽机主控A/M站在手动和锅炉主控A/M站在手动时采用这种操作方式。在这种方式下锅炉和汽机单独操作，由操作员负责控制负荷和压力。操作员在锅炉主控A/M站上设定燃料指令。
4.2机组主控
4.2.1机组给定负荷信号受所允许的负荷范围以及负荷变化率限制。负荷变化率由运行人员手动设定或根据目标负荷自动设定。
4.2.2目标负荷设定：
1)在机炉协调控制方式下，机组的目标负荷可由运行人员手动设定，也可接受AGC指令；
2)在不接受省调指令时，目标负荷可在机炉协调画面的目标负荷设定区设定；
3)在机炉协调画面按下AGC控制“投入”,目标负荷接受省调来的指令；
4)如果机组不在机炉协调控制方式下，目标负荷跟踪实际负荷信号。
4.2.3负荷变化率设定：负荷变化率可在机炉协调画面的负荷变化率设定区设定。
4.2.4频率校正：
1)频率校正只有在CCS方式才能起作用，当机组不在协调控制或发电机频率信号故障时一次调频强制退出；
2)加入了主汽压力设定值对机组参与电网一次调频的积极程度进行干预；
3)频率校正回路还设计了最大、最小限制回路和速率限制功能。
4.2.5机组负荷上限、下限：
1)只有在CCS方式才可由运行人员设定机组负荷的上限和下限；
2)机组目标负荷经上限和下限限制后形成机组给定负荷指令。
4.2.6机组负荷禁增、禁降：
1)在CCS方式时，某些重要的子控制回路如给水、燃料量、送风机出力、引风机出力、一次风机出力、水煤比限制、给水燃料交叉限制达到其控制范围的边界状态，机组负荷禁增、禁降功能起作用；
2)当出现机组禁增或禁降条件时，相应方向的负荷变化率将强制切换到零，这时机组负荷只允许单方向变化；
3)如果相应的重要子控制回路重新回到控制范围，取消限制。
4.3锅炉主控
4.3.1CCS方式下，锅炉输入指令信号由机组给定负荷信号和主蒸汽压力校正信号组合形成；
4.3.2TF方式下，锅炉输入指令信号可以由运行人员在锅炉主控操作器上手动输入；
4.3.3当发生机组RB时，锅炉输入指令信号将根据预先设定的RB目标值和RB速率强制下降。
4.4湿态/干态切换
4.4.1超超临界锅炉有两种运行方式，即干态、湿态，它们的分界点大约在锅炉产生的蒸汽流量等于锅炉最小给水流量的工况点上；
4.4.2锅炉运行方式的转换主要根据机组负荷和中间点过热度来判断；
4.4.3当锅炉由湿态方式切换到干态方式时，汽水分离器储水罐液位也可以作为一个转换条件。
4.4.4湿态-干态”方式转换按以下确定：
1)湿态→干态方式:负荷＞29%且锅炉启动循环泵停止。
2)干态→湿态方式:负荷＜25%或锅炉启动循环泵运行。
4.4.5湿态方式：从启动至25%-29%负荷时，水冷壁出口蒸汽仍然是湿态（饱和），水冷壁出口湿态蒸汽里的水流到分离器储水罐，主蒸汽压力按以下方式控制：
1)小于15%负荷，汽机旁路阀控制主蒸汽压力，蒸汽排到冷凝器；
2)15-25%负荷，燃料来控制主蒸汽压力，与汽包炉相同。（在15%负荷时，旁路逐渐关闭）
4.4.6干态方式：当机组负荷达到29%，水冷壁出口的蒸汽处于干态（过热）。分离器储水罐液位为零，锅炉启动循环泵停止，锅炉处于直流状态。
4.5交叉限制功能
4.5.1交叉限制功能，指在诸如给水、燃料和风量的每个流量需求指令上加上一些限制，以确保这些参数之间的不平衡在任何工况下都不会超出最大允许的限值。限制功能只有在相应的回路运行在自动方式下才有效。
4.5.2限制功能有以下几种：
1)由燃料量给出给水流量指令的最大和最小限制；
2)由给水流量给出燃料量指令的最大限制；
3)由总风量给出燃料量指令的最大限制；
4)由燃料量给出总风量指令的最小限制。
4.6机组正常运行的负荷和汽压调节
4.6.1协调方式下锅炉侧控制主汽压力，汽机侧控制负荷。主汽压力设定值由滑压曲线自动给出。调整机组负荷通过在DCS画面上改变负荷目标值实现。在协调方式基础上，投入ADS控制后机组负荷设定值由调度控制。
4.6.2机组不宜在BF方式下运行。
4.6.3无论在TF方式还是BASE方式，DEH都有压力控制方式和负荷本地设定方式两种。如果DEH在压力控制方式，则机组的负荷控制处于开环状态，主汽压力控制处于闭环状态，调整机组负荷通过改变锅炉给水量和燃料量等实现，如果DEH在负荷本地设定方式，则机组的主汽压力控制处于开环状态，
负荷控制处于闭环状态，调整机组负荷通过改变DEH上的负荷设定值实现，通过手动调整给水量和燃料量保证主汽压力和滑压曲线设定值接近。
4.6.4由于汽机“孤岛”控制的特点，CCS只向DEH发送负荷设定值和主汽压力设定值，不能直接控制汽机调门，DEH在负荷本地设定方式下（在TF或BASE方式时）没有克服锅炉内扰的能力。如在煤质变化时，如果不手动改变锅炉输入或负荷设定值，汽机调门将会单边关小（煤质趋好）或开大（煤质
趋差）。一般情况下不宜运行在DEH负荷本地设定方式。
4.6.5如果机组需要保持固定主汽压力，可把DEH切至压力控制方式，这时机组运行方式为TF，再把主汽压力设定值切为定压方式；也可在协调方式下把主汽压力设定值切为定压方式。
4.6.6机组在BASE、TF方式下不能同时实现负荷和主汽压力的自动控制。在BF方式下主汽压力控制的手段简单，效果不理想。一般情况下机组宜运行在协调方式，实现负荷和汽压的自动控制。
4.6.7如果机组需要撤出协调方式进行手动加减负荷，可撤出水煤比自动，确认DEH自动切至压力控制方式，维持给水、烟风和燃料在自动状态，通过手动改变BID指令实现负荷的增减。在BID指令变化初期，由于主汽压力设定值的改变和DEH压力控制方式下的调节作用，机组负荷可能会出现短时反向
小幅变化的情况，待给水和燃料量的改变影响到实际燃烧率后，机组负荷转入正向变化。
4.6.8机组在协调方式下的负荷调节受机组下列运行条件的限制：
1)当发生RUNBACK时，机组自动进入TF方式，锅炉指令由CCS内部指令给出，汽机控制压力。
2)当发生BLOCKINC或BLOCKDEC工况时，无法增减机组的负荷指令。
3)只有当引起RUNBACK、BLOCKINC或BLOCKDEC工况的故障原因消除，相应报警消失，负荷限制功能解除，才能改变负荷指令。
4.7机组运行方式的切换
1.从BASE方式切换到TF方式的投运步骤：
在干态方式下，给水未投入自动时，不管DEH处于负荷控制方式还是压力控制方式，机组运行方式都是BASE。给水投入自动后，汽机主控A/M站投自动，机组转入TF方式。
2.从TF方式切换到协调方式的投运步骤：
1)确认机组运行正常，负荷大于MW，锅炉已转干态运行。
2)确认给水在自动方式，汽机主控A/M站在自动，机组在TF方式。
3)如果DEH在压力控制方式，则在DEH画面切至限压控制方式（负荷控制方式），检查DEH控制选小模块输出为压力控制模块输出值。
4)确认实际主汽压力和机组滑压曲线来的主汽压力设定值相等或接近。
注：如果实际主汽压力和滑压曲线对应的压力设定值之间的偏差较大，可先在DCS画面切至定压方式，并把定压方式下的压力设定值设置成接近实际压力，再投入水煤比自动和协调方式，在协调方式下缓慢改变定压方式下的压力设定值向滑压曲线对应的压力设定值靠拢，待实际主汽压力和滑压曲线对应
的压力设定值接近后再投入滑压方式。
5)确认锅炉侧给水、烟风、燃料已投入自动。
6)投入水煤比自动。
7)在DCS画面上设置合适的负荷变化率，确认DEH的负荷变化率应设置成大于CCS的负荷变化率。
8)在DCS画面上设定合适的机组最低、最高负荷限值。
9)在DCS画面上选择“CCS负荷设定”，确认DEH从负荷本地设定方式切为负荷CCS设定方式，投锅炉主控A/M站至自动，检查DEH控制选小模块输出为机组负荷控制方式输出值，同时DEH压力控制方式改为限压方式，此时机组进入协调方式。
3.AGC的投运步骤
1)确认机组在协调方式。
2)确认机组负荷大于MW，锅炉有4台磨煤机及以上运行。设定机组负荷上限略大于实际负荷，下限略小于实际负荷。
3)检查确认AGC指令和实际负荷接近后，设定机组负荷上限MW、下限MW。
4.7.1AGC方式投运注意事项：
1)机组由于设备原因退出AGC至LOCAL方式，做好相关记录，待故障消除后投回到AGC时，必须由调度重新确认机组能否投入AGC。
2)当由于远动通道故障等原因若出现AGC负荷指令不正常大幅变化，应及时撤出AGC方式，汇报值长，联系调度，决定是否重新投入AGC。
1.协调方式的撤出
正常情况下撤出协调方式，只要撤出水煤比自动，确认DEH自动切至压力控制方式，机组转入TF方式。
2.一次调频的投运
1)送省调的一次调频信号从DCS送出，取自DCS投入一次调频的状态。
2)投入一次调频步骤：机组在协调方式下，在DEH画面投入DEH一次调频，并在DCS画面投入DCS一次调频。
3)机组一次调频因故撤出后，要汇报值长做好相关记录，并尽快重新投入。
预览时标签不可点收录于话题#个上一篇下一篇