热工分散控制系统DCS模拟量控制系统MCS.wps

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1、0热工热工分散控制系统分散控制系统 DCSDCS 模拟量控制系统模拟量控制系统 MCSMCS1第一节第一节 MCSMCS 简介简介1 1、 概述、 概述 MCS控制系统即模拟量控制系统（Modulation Control System），它的作 用是将单元机组的锅炉、 汽机作为一个整体加以控制，协调锅炉及其辅机与汽机 的运行工况，以便快速、 准确和稳定地响应中调系统或电厂运行人员的负荷指令 满足负荷调度要求。同时，协调控制系统在上述过程中还担负着汽包水位、主汽 压力、主汽温度、送风、引风、磨煤机和排粉机等子系统的自动调节任务。 2 2、M MCSCS 系统主要由下列各系统组成系统主要由下列各

2、系统组成 A.协调控制系统(包括RB功能，一次调频功能,提供定压运行和滑压运行) B.燃料控制系统 C.磨煤机风量控制系统 D.磨煤机出口温控制系统 E.一次风压控制系统 F.给水控制系统 G.送风控制系统(包括氧量调节) H.引风控制系统 I.左、右主蒸汽温度控制系统 J.左、右一级减温控制系统 K.左、右再热蒸汽温度控制系统 L.二次风箱/炉膛差压调节 M.除氧器水位控制系统 N.凝汽器水位控制 O.高低加水位控制 P.旁路压力和温度控制 Q.其他单回路控制2第二节第二节 协调控制设计简介协调控制设计简介1 1、协调控制系统、协调控制系统 协调控制系统设计原则是将汽机、锅炉作为整体考虑。在

3、能量平衡控制策略 基础上，通过前馈/反馈、 连续/断续、 非线性、 方向控制等控制机理的有机结合， 来协调控制机组功率与机前压力，协调处理负荷要求与实际能力的平衡。 在保证 机组具备快速负荷响应能力的同时，维持机组主要运行参数的稳定。 协调控制分为MAN、BF、TF、CCBF四种方式。 MAN方式即锅炉主控、汽机主控都在手动方式。 BF 方式 即锅炉控制主汽压力，汽机主控在手动方式。 TF 方式 即汽机控制主汽压力，锅炉主控在手动方式。 CCBF（炉跟机协调）方式即汽机控制功率，锅炉控制压力。 这是一种控 制功率为主的综合控制方式，机组指令按比例直接作用到汽机主控、锅炉主控。 CCS控制方式示

4、意图：2 2、负荷指令回路、负荷指令回路 机组指令处理回路是机组控制的前置部分，它可接受AGC指令、操作员指令、一 次调频指令和机组运行状态信号。 根据机组运行状态和调节任务，对负荷指令进 行处理使负荷能力与运行状态相适应。 我公司现行方案只接收操作员指令信号， 其它信号未涉及。 3 3、方向闭锁功能、方向闭锁功能 方向闭锁技术作为CCS的安全保护，具有下例功能： 1）防止参数偏差继续扩大的可能。 2）防止锅炉各子控制回路间及锅炉、 汽机间的配合失调有继续扩大的可能。 3.1机组指令增闭锁 1）任一送风机指令达上限； 2）任一一次风机指令达上限； 3）任一引风机指令达上限； 4）实际压力主汽压

5、力设定1.0MPa。 3.3迫升/迫降（Run Up/Run Down）指令 迫升/迫降作为CCS的一种安全保护，具备按实际可能自动修正机组指令功 能。迫升/迫降主要作用是机组在发生增，减闭锁并持续一段时间（1Min）时， 自动增加或降低负荷迫使偏差回到允许范围内，从而达到缩小故障危害的目的。 4 4、辅机故障快速减负荷（、辅机故障快速减负荷（RunbackRunback） 正常运行中的机组，当主要辅机发生故障跳闸或手动切除，造成锅炉出力 无法满足机组负荷的要求，机组实发功率受到限制时，为了适应运行设备出力， 机组协调控制系统自动将机组负荷迅速降到尚在运行的辅机所能承受的目标负 荷值，并控制机

6、组在允许参数范围内继续运行，这一过程称为辅机故障快速减 负荷-RUNBACK，简称RB。4.1 RB控制目的 在实际运行工况下验证RB功能，考验整个机组在RB 工况下稳定运行的能 力，特别是检验CCS、 FSSS、 DEH、 MEH等热工系统在RB发生时的自动调节能力是 否能够保证整个机组继续安全、稳定地运行。如果机组当前负荷大于最小出力的 辅机（参与RB判定的辅机）代表的负荷时，将发出RB 动作信号。 4.2 Runback项目 两台送风机运行时，任一台送风机跳闸； 两台引风机运行时，任一台引风机跳闸； 两台一次风机运行时，任一台一次风机跳闸； 两台汽动给水泵运行时，任一台给水泵跳闸。 4.

7、3 RB允许投入条件 机组在协调方式； 负荷大于180MW； RB 功能按钮由运行人员投入。 4.4 RB动作情况 4.4.1引风机RB 动作情况： 1）跳磨煤机,减燃料并保留三台磨煤机，E磨优先，D磨次之； 2）联跳同侧送风机； 3）投入#1#3大油枪，同时屏蔽油枪，油阀的保护关条件； 4）关闭所有减温水调节门，停止空预器、短吹、长吹； 5）负荷底限220MW； 6）屏蔽引风调节PID过程值与设定值偏差大、手操器指令与反馈偏差大切 手动； 7）屏蔽送风量调节PID过程值与设定值偏差大、手操器指令与反馈偏差大 切手动； 8）关跳闸磨周界风到10%，EF=30%，DE=30%，OF=30%； 9

8、）压力设定切滑压； 10）汽机主控切压力调节； 11）锅炉主控跟踪RB指令； 12）机组切至TF方式。 4.4.2送风机RB 动作情况： 1）跳磨煤机,减燃料并保留三台磨煤机，E磨优先，D磨次之； 2）联跳同侧引风机； 3）投入#1#3大油枪； 4）关闭所有减温水调节门，停止空预器、短吹、长吹； 5）负荷底限220MW； 6）屏蔽引风调节PID过程值与设定值偏差大、手操器指令与反馈偏差大切 手动； 7）屏蔽送风量调节PID过程值与设定值偏差大、手操器指令与反馈偏差大 切手动； 8）关跳闸磨周界风到10%，EF=30%，DE=30%，OF=30%； 9）压力设定切滑压； 10）汽机主控切压力调节

9、； 11）锅炉主控跟踪RB指令；12）机组切至TF方式。 4.4.3一次风机RB 动作情况： 1）跳磨煤机,减燃料并保留三台磨煤机，E磨优先，D磨次之； 2）运行投入#1#3大油枪； 3）关闭所有减温水调节门； 4）负荷底限190MW； 5）屏蔽一次风调节PID过程值与设定值偏差大、手操器指令与反馈偏差大 切手动； 6）屏蔽磨煤机入口风量30T/H跳磨； 7）关跳闸磨周界风到10%，EF=30%，DE=30%，OF=30%； 8）压力设定切滑压； 9）汽机主控切压力调节； 10）锅炉主控跟踪RB指令。 4.4.4给水泵RB 动作情况： 1）跳磨煤机,减燃料并保留三台磨煤机，E磨优先，D磨次之；

10、 2）运行投入#1#3大油枪； 3）关闭所有减温水调节门； 4）负荷底限210MW； 5）快开运行泵转速至92%； 6）关跳闸磨周界风到10%，EF=30%，DE=30%，OF=30%； 7）压力设定切滑压； 8）汽机主控切压力调节； 9）锅炉主控跟踪RB指令。 4.5 RB复位条件 1）引、送风机RB动作后延时7min，一次风机 5min,给水泵3min后自动复 位，时间复位； 2）手动解除RB； 3）一次风机190MW、给水泵210MW，其余为220MW，机组实际负荷大于最大 允许负荷1W后自动复位。RB 复位后同时切除机组滑压方式至基本方式。 从控制过程看，RB控制属于机组联锁保护控制范

11、畴，是在机组的重要辅机出现 故障时，为防止故障扩大而联锁相关设备动作，以保证机组安全可靠运行。 从控 制结果看，RB控制属于属于机组负荷控制范畴，是在机组异常工况下的负荷控 制。因此，RB控制是一种既具有负荷控制的模拟量控制性质，又具有联锁保护 控制的开关量控制性质的复合控制系统。 5 5、检修注意事项、检修注意事项 5.1日常检修处理以下测点、 阀门等工作时，需解除 CCS协调控制:主蒸汽压 力、 汽包压力、 调节级后蒸汽压力、 高压旁路调节阀、 冷再蒸汽压力、 主蒸汽温度、 给煤机检修的工作、高中压、调门的检修工作。 5.2做DCS 重要系统的参数修改工作前，应先进行工程备份，开始前通知运

12、 行人员，并做好修改后逻辑运行状态的演算、 预想，确认无误后方可下装，参数 设置离线与在线应保持一致，完成后在工程师站修改记录本上，做好详细交待 记录。 5.3 在调试或正常运行中，禁止随意对中间量点进行强制，如需强制时， 应在班长及以上人员的监护下进行，并做好详细交待记录。3第三节第三节 控制方案要点简介控制方案要点简介1 1、引风系统、引风系统 1.1 概述 1）引风控制方案 引风控制主要任务维持炉膛压力稳定，本系统设计防内爆、 方向闭锁和 联锁保护功能。引风系统采用动叶控制。 2）防内爆. 发生MFT瞬间炉膛压力急剧下降，可能发生炉膛变形。 因此一旦发生MFT、 炉 膛压力不高，引风调节

13、机构按记忆的主汽流量的折线输出减小，30秒后逐步恢 复。 非线性控制,炉膛负压影响因素较多，波动也很频繁。 对于较小波动（偏差小 于20Pa）不调节，偏差小，增益小；偏差大，增益大。 这样有利于运行工况稳 定。 3）方向闭锁炉膛压力高于80Pa,送风控制增闭锁、引风控制减闭锁；炉膛压力低于- 200Pa,送风控制减闭锁、引风控制增闭锁。 4）送风指令前馈 采用送风指令的一定比例作为引风调节前馈。 5）预喘振保护 当电流超过一定值时，输出指令超驰关3%。同时该风机增闭锁。 控制逻辑如下：1.2当发生以下情况时，手操器进入跟踪方式： 1）#1引风机油站油泵均停止，此时跟踪指令输出保持； 2）#2引

14、风机运行，#1引风机停止时，此时跟踪指令输出为零 1.3 当发生以下情况时，#1引风机动叶手操自动切手动： 1）非RB的情况下，炉膛压力品质坏； 2）非RB的情况下，手操器指令和反馈偏差大； 3）非RB的情况下，PID 设定值与过程值偏差大；4）#1引风机油站油泵均停止； 5）#1引风机已停止； 6）引风机或送风机RB动作。 2 2、送风控制、送风控制 2.1概述 保证燃料在炉膛中充分燃烧是送风控制系统的基本任务。 本机组的送风系统 中，一、二次风各用两台风机分别供给。一次风通过制粉系统并带粉入炉，一次 风的控制涉及到制粉系统和煤粉的喷燃的要求，所以锅炉总风量主要由二次风 控制。本系统包括氧量

15、校正，并具备完善的方向闭锁和联锁功能。 1）风/煤限制：采用风量与燃料信号转换为统一工程量，可以方便地实现 风/煤方向闭锁。 2）预喘振保护：预喘振保护采用当电流超过定值时，输出指令超驰关3%。 同时该风机增闭锁。 3）风量指令：由锅炉主控输出折算出风量指令。氧量调节的输出与折算出 的风量指令相乘与最小风量的大值得出风量调节指令。 控制逻辑如下：2.2当发生以下情况时，手操器进入跟踪方式： 1）#1送风机油站油泵均停止，此时跟踪指令输出保持； 2）#2送风机运行，#1送风机停止时，此时跟踪指令输出为零 2.3 当发生以下情况时，#1送风机动叶手操自动切手动： 1）非RB的情况下，手操器指令和反

16、馈偏差大； 2）非RB的情况下，PID 设定值与过程值偏差大； 3）#1送风机油站油泵均停止； 4）#1送风机已停止； 3 3、一次风控制、一次风控制本机组有独立的一次风机（二台）提供制粉系统所需风量，并带粉入炉。 一 次风控制包括风压、风量、风温控制，以及有关逻辑功能。 3.1一次风压控制 一次风压控制任务是维持母管压力稳定，一次风压与定值作为单回路控制 系统的输入。并具备一次风压低，执行机构减闭锁等联锁保护功能。 控制逻辑如下：3.2 当发生以下情况时，一次风机变频器进入跟踪方式： #1 一次风机停止，此时跟踪指令输出为零； 3.3 当发生以下情况时，#1一次风机变频自动切手动： 1）非R

17、B的情况下，一次风机变频器指令和反馈偏差大； 2）非RB的情况下，PID 设定值与过程值偏差大； 3）非RB的情况下，热一次风母管压力品质坏； 4）#1一次风机已停止。 3.4 引风系统、送风系统和一次风压调节系统日常维护工作: 1）定期向运行人员了解调节品质,如发现问题及时消除。 2）定期检查测量信号的正确性。 3）定期检查执行机构和变频器的特性,确保其处于完好状态 4 4、磨煤机风量控制、磨煤机风量控制 磨煤机风量控制按给煤机转速指令所产生的定值信号控制热风挡板，使磨 煤机风量与给煤机转速保持一定的函数关系。 锅炉主控指令微分和一定比例的锅 炉主控指令作为前馈，使磨煤机的出粉量快速变化，从

18、而提高负荷变化率。在 RB 发生时切除锅炉主控指令的微分。 控制方案如下：当出现下列情况时，磨煤机入口热一次风电动调节门由自动强制切为手动： 1）PID设定值与过程值偏差大； 2）磨煤机入口热一次风电动调节门指令与反馈偏差大； 3）磨煤机入口热一次风流量测点均坏； 4）磨煤机已停止； 5）磨煤机入口冷、热一次风调节门反馈之和50%； 6）磨煤机入口热一次风流量小于55t/h。当磨煤机停止时，磨煤机入口热一次风电动调节门切为跟踪方式，指令输 出为零。 5 5、磨煤机出口风温控制、磨煤机出口风温控制 通过控制冷风挡板调节磨煤机出口温度。 前馈信号来自磨煤机风量调节模块 输出，以保持磨煤机出口温度稳

19、定。 系统保护逻辑功能：当MFT动作或磨保护跳闸时全关冷，热风挡板。 控制方案如下：当出现下列情况时，磨煤机入口冷一次风电动调节门由自动强制切为手动：1）PID设定值与过程值偏差大； 2）磨煤机入口冷一次风电动调节门指令与反馈偏差大； 3）磨煤机出口冷一次风温度测点均坏； 4）磨煤机已停止； 5）磨煤机入口冷、热一次风调节门反馈之和50%； 6）磨煤机入口热一次风流量小于55t/h。 当磨煤机停止时，磨煤机入口热一次风电动调节门切为跟踪方式，指令输 出为零。 6 6、汽包水位控制、汽包水位控制 6.1本机组采用两台50%锅炉额定容量的汽动给水泵。水泵出口有主阀及其 旁路阀。给水控制系统通过对泵

20、速的控制来保持汽包水位。给水控制系统包括给 水泵与旁路给水阀，作为全程控制系统。 为适应机组的各种运行方式，设计多回 路变结构控制系统。 6.2控制方案 给水自动单冲量、三冲量方式 单冲量：汽泵条件自动方式、主给水流量品质异常或主汽流量品质异常、主 汽流量小于20% 三冲量：汽泵调节自动方式、主给水流量品质正常、主汽流量品质好且大于 20% 逻辑判断如下（以#6机组为例）：单冲量方式时PID调节逻辑图如下：三冲量方式时PID调节逻辑如下：6.3当出现下列情况之一时，自动切除给水自动：1）汽包水位品质坏； 2）小机跳闸； 3）汽包水位设定值与过程值偏差大； 4）小机转速调节手操器指令与反馈偏差大

21、； 5）MEH自动运行方式信号消失。 6.4给水调节系统日常维护工作: 6.4.1每天应根据汽包水位、蒸汽流量和给水流量的记录曲线分析控制系统 的工作情况,如发现问题应及时消除。 6.4.2定期检查系统在各种工况下的控制品质记录曲线,发现异常立即处理, 保证系统处于完好状态。 7 7、汽温控制系统、汽温控制系统 7.1过热汽温过热汽温控制方式为串级，其主环为比例、 积分、 微分调节，付环均为比例、 积分调节。 1）抗积分饱和功能 由于汽温调节对象的惯性和延迟大，调节特性差，使主调容易发生积分饱 和现象，从而使系统动作迟缓，易发生振荡。 为此，采用付调输出限值启动抗积 分饱和功能。 2）前馈功能

22、 加燃料，增加喷水量；蒸汽量增加，减小喷水量； 3）逻辑功能 MFT强关减温喷水阀。 RUBACK发生时，发一个超驰脉冲关减温喷水阀。 逻辑控制如下（以左侧过热器一级减温为例）：7.1.1当出现下列情况之一时，自动切除过热器一级减温水调节门自动： 1）过热器左侧一级减温水调节门指令与反馈偏差大； 2）PID设定值与过程值偏差大； 3）左侧一级减温器出口温度品质坏； 4）左侧二级减温器入口温度坏； 5）主蒸汽流量小于150t/h； 6）RB动作； 7）MFT动作。 机组右侧一级减温和左侧、 右侧二级减温控制方案与此相似，在此不再赘述 7.2再热汽温 再热汽温采用喷水减温分左右两侧，控制方式为串级

23、。 为克服燃烧方面扰动 除采用过热汽温前三项的前馈外，增加再热器进口温度作为前馈信号。 再热汽温 给定值、抗积分饱和功能、逻辑功能，与过热汽温控制类似。 逻辑控制如下：7.2.1当出现下列情况之一时，自动切除再热器事故减温水调节门自动： 1) 再热器事故减温水调节门指令与反馈偏差大； 2) PID设定值与过程值偏差大； 3) 再热器减温器出口温度品质坏； 4) 再热器减温器入口温度品质坏； 5) RB动作； 6) MFT动作。 机组右侧再热器减温水调节方案与此相似，在此不再赘述。 过热器和再热器温度调节系统日常维护工作: 1）定期向运行人员了解调节品质,如发现问题及时消除。 2）定期检查测量信

24、号的正确性。 3）定期检查执行机构的特性,确保其处于完好状态。 8 8、除氧器水位系统、除氧器水位系统 8.1单冲量调门控制 在负荷50%，由调门进行控制。 8.2单冲量变频控制 在 50%负荷70%，由变频进行控制。 8.3串级变频控制 在 70%负荷，由变频进行控制。 除氧器水位通过主凝结水上水调节门和副凝结水上水调节门调节，控制方 案如下：8.4当出现下列情况时，#6机主凝结水上水调节门由自动强制切为手动： 1）PID设定值与过程值偏差大； 2）主凝结水上水调节门指令与反馈偏差大； 3）除氧器水位测点品质坏。 副凝结水上水调节门和主凝结水上水调节门相似，再次不再赘述。 其它控制方案都相对简单，都为单冲量控制，可参考实际工程。 9 9、其它系统均为单冲量控制、其它系统均为单冲量控制 模拟量控制MCS系统实现所有闭环调节，对机炉运行中各主要参数进行控 制，保持机组内部参数在额定范围内，在维持机组内部物质与能量平衡的前提 下，快速适应电网对机组的负荷要求，实现机组运行方式切换和安全保护逻辑。