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DCS控制系统原理
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DCS控制系统（美国格莱特）2
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3.2.15在使用不冗余变送器测量信号时，如信号丧失或信号越限，均有报警，同时系统受影响部分切换至手动。3.2.16控制系统的输出信号为4～20mA连续信号，并有上下限定，以保证控制系统故障时机组设备安全。3.2.17控制系统所需的所有校正作用，不会因为使驱动装置达到其工作范围的控制信号需进行调整而有所延滞。3.2.18控制系统的手操是指CRT键盘的软手操，系统的“自动”和“手动”之间的切换，是双向无扰的。3.2.19控制系统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，系统将其切换至手动并报警。3.2.20手动切换一个或一个以上的驱动装置投入自动时，不产生过程扰动，而保持合适的关系，使处于自动状态的驱动装置等量并反向作用。3.2.21对多控制驱动装置的运行提供偏置调整，偏置能随意调整，新建立的关系不产生过程扰动。3.2.22在自动状态，设置一个控制驱动装置为自动或遥控，不需进行手动平衡或对其偏置进行调整，并且，不论此时偏置设置的位置或过程偏差的幅度如何，不引起任何控制驱动装置的比例阶跃。3.2.23&控制系统的响应速度不限制机械过程的响应。3.2.24&本公司将在下面的3.3节中采用SUPMAX800在控制上完成上述模拟量控制（MCS）。3.3&模拟量控制系统的控制方案介绍3.3.1&&具体功能模拟量控制系统(MCS)的基本控制策略采用DEB/400直接能量平衡策略。DEB/400是美国MCS公司的专利技术，它是专为电站单元机组协调控制而设计的一种先进的控制方案。直接能量平衡原理，是将锅炉和汽机作为一个整体来控制的，它以锅炉跟随为基础。将汽机的能量需求作为锅炉指令，在锅炉燃料调节器入口直接同代表锅炉输入的热量信号比较，使机炉之间的能量供求关系得到快速平衡。故系统的负荷响应速度快。由于DEB引入热量信号作为锅炉燃料控制的反馈，因热量信号反映的是锅炉总燃料所释放出的热量，所以燃料品种的变化对控制没有影响，故系统对燃料品种的适应性强。DEB利用汽机和锅炉固有的物理特性，实现了机、炉并列系统交叉作用的解耦，系统运行稳定，结构简单，调试整定容易，维护方便，协调控制的投入率高。3.3.1.1&&锅炉——汽机协调控制锅炉、汽机协调控制系统（CCS）的任务是协调锅炉和汽轮机两个不同的工艺系统共同来满足电力负荷需求。采用DEB/400的协调控制系统在设计上将锅炉和汽轮机作为一个整体来考虑，使机组在届时能力下，能最大限度地满足电网要求的发电数量（功率）和质量（频率）。快速、准确和稳定地响应自动发电控制（AGC）或电厂运行员的负荷指令，实施有效的生产。锅炉——汽机协调控制系统由三部分组成，即机组主控（机组负荷指令）、汽机主控和锅炉主控。这三个部分根据电网要求和机组实际状况，以高度适应的方式，向汽机和锅炉发出指令来协调机组的运行，确保发电机组安全、稳定、经济地运行。3.3.1.1.1&&CCS设计有滑压运行方式，以满足下列三种升负荷要求。a.&&阀门开度固定/滑压运行汽机阀门保持在某一固定位置，&蒸汽压力随负荷的增加而上升，至85%负荷时，压力达到额定值，此时系统进入定压运行方式，再增负荷需要开大汽机阀门。b.&&阀门开度固定，并有±10%的调节在压力上升，负荷升到85%的过程中，为使机组响应负荷波动并改善频率的稳定性，允许汽机阀门在±10%范围内调节。c.&&程序处理在低负荷工况时(不超过25%负荷)，调节汽机阀门以满足负荷要求，此时汽压保持在较低的定值上，一旦负荷需求增加，即进入滑压运行方式。压力增高，负荷增加，汽机阀门除了±10%调节量以响应负荷波动并改善频率稳定性外，基本保持固定。当负荷达到85%时，机组运行切换至定压运行方式。系统设计提供了运行人员选择所需运行方式的手段。3.3.1.1.2&&CCS协调主控设计有下列四种方式，具体功能如下：a.&&协调控制方式（DEB方式）锅炉主控制器与汽机主控制器均自动。汽机调功率，自动响应机组负荷指令；汽机的能量指令以前馈方式和锅炉的输入直接平衡，锅炉快速响应汽机的能量需求。这是协调控制的最高方式。b.&&锅炉跟随方式锅炉主控制器自动，汽机主控制器手动。汽机响应运行人员手动功率指令的变化；汽机的能量指令以前馈方式和锅炉的输入直接平衡，锅炉快速响应汽机的能量需求。c.&&汽机跟随方式(1).&锅炉主控制器手动，汽机主控制器自动。锅炉响应运行人员手动功率指令的变化；汽机调汽压，快速响应由锅炉引起的汽压变化，使机组功率和锅炉出力相匹配。(2).&在DEB方式下，当锅炉侧发生迫升/迫降时，系统自动地将协调方式从DEB方式转为汽机跟随方式，此时汽机侧响应由锅炉引起的汽压变化，将机组出力自动调整到适合锅炉实际能力的水平。当锅炉侧发生迫升/迫降结束，系统自动恢复到DEB方式，故汽机跟随方式又是DEB的暂态方式。d.&手动方式锅炉主控制器与汽机主控制器均手动。锅炉和汽机分别响应运行人员手动指令的变化。在操作员站设计有机组主控操作面板，运行人员在CRT所显示的机组主控操作面板上可完成选择所需的运行方式，并获取机-炉协调运行的所有信息。当系统不能实现运行人员所选择的运行方式时，机组主控操作面板上会显示所欠缺的条件，并以警示色提请运行人员注意。选择自动控制方式的任一种，均要求汽机调速器，燃烧、给水子系统处于自动运行状态，任何有关的子系统若不能投自动控制时，协调控制将转换到最大程度的自动方式，并与可投自动的子系统相适应。3.3.1.2&&机组负荷指令机组负荷指令处理回路负责实时地向机炉下达功率指令，最大限度地满足电网对机组的负荷要求；当机组运行异常时，及时地对机组目标指令实施限制，避免异常工况进一步扩大，在保证安全的前提下以机组届时能力继续承担发电负荷。机组指令处理回路的具体任务是：(1).&根据机组运行的状态及电网负荷控制的要求，选择适合机组当时条件的负荷控制指令方式。(2).&对目标指令进行处理，使之与机/炉的动态特性及负荷变化能力相适应，生成实际功率指令。运行人员能通过CRT键盘或球标，在机组主控操作面板画面上实现下列功能：a.&AGC方式的选择与指示b.&机组负荷指令的手动调整&&&&&c.&&负荷高、低限值的调整&&&&&d.&&负荷变化率的设定&&&&&e.&&负荷变化方向的指示(增或减)&&&&&f.&&负荷高、低限值的指示&&&&&g.&&主汽压力偏差指示&&&&&h.&&主汽压力设定值的设定和指示&&&&&i.&&&负荷指令与总发电功率的指示j.&协调运行方式的选择和指示k.&滑压和定压运行方式的选择指示l.&负荷闭锁增（INCREASE&BLOCK）/&闭锁减（DECREASE&BLOCK）、负荷迫升（RUN&UP）/&迫降（RUN&DOWN）、快速减负荷(RUN&BACK)的状态指示m.&与协调控制有关的子系统和辅机的运行状态指示3.3.1.2.1&&协调控制系统平稳地实现下列功能：a.&&频率协调：汽机转速控制用于维持系统频率的稳定。机组负荷指令则自动跟踪实际测得的发电机负荷，以避免产生扰动。b.&&方向闭锁：由固有的设备能力决定机组初始的负荷变化最高幅度（即负荷上限）和最大允许变化率，这是机组的正常能力范围。当连续运行的机组某些设备或系统发生异常，出力或稳定出了问题，机组就不可能达到初始的负荷变化幅度，此时设备及过程限制逻辑计算出机组的实时负荷能力，通过指令闭锁逻辑回路对目标指令进行实时的方向闭锁，将指令限制在机组能力允许的范围内，同时根据不同情况修正指令的变化率限制值。c.&&迫升/迫降：当锅炉控制子回路出现问题，子回路调整跟不上机组负荷变化时，为避免异常工况扩大，将迫使锅炉指令强制增或减至和当时锅炉控制能力相适应的水平。此时机组指令处理回路将使指令跟踪实发功率，使得强制增/减负荷过程结束后不发生指令扰动。&&&&d.&&快速减负荷：&当锅炉给水泵、送风机、引风机等重要辅机故障跳闸时，系统RUMBACK功能自动启动。每种原因的RUNBACK可设置单独的最大允许负荷或减负荷速率，以适应各种设备的动态特性，运行人员能通过CRT得到RUNBACK工况时的相关信息。当发生RUNBACK时，控制系统自动地将协调方式转换到汽机跟随方式运行，并保持此运行方式，直到运行人员选定新的运行方式。3.3.1.2.2&&机组指令回路设计有与AGC的接口，以便AGC系统遥控机组负荷。机组指令回路与AGC交换的信号包含：&&&&a.&&模拟量输入：&&&&&&·目标负荷给定&&&&b.&&模拟量输出：&&&&&&·机组最大负荷&&&&&&·机组最小负荷&&&&&&·负荷持续变化率&&&&c.&&开关量输入：&&&&&&·AGC插入请求&&&&d.&&开关量输出：&&&&&&·机组在协调方式下&&&&&&·已插入AGC方式3.3.2模拟量控制系统针对品质指标的控制方案由&SUPMAX800组成的75T/H循环流化床机组的自动控制系统可以覆盖工厂所有的控制功能。包括模拟量控制系统（MCS）、炉膛安全监视系统（FSSS）、数据采集系统（DAS）、顺序控制系统（SCS）及汽机紧急跳闸系统（ETS）。下面介绍模拟量控制系统（MCS）。由SUPMAX800组成的75T/H循环流化床机组的MCS系统通常包含以下子系统：燃料调节一次风调节二次风调节汽包水位调节一级喷水调节二级喷水调节床温调节除氧器压力调节除氧器水位调节炉膛压力调节料层厚度（床压）调节主蒸汽压力调节锅炉主蒸汽母管调节&&&3.3.2.1燃料调节&&&&在由DEB－400为基础构成的燃料控制系统中，不同与其它控制策略之处在于：根据热负荷计算出来的锅炉指令在燃料调节器的入口直接同锅炉的热量指令信号比较，使热负荷与锅炉之间的能量供求关系得到快速平衡。热量信号反应锅炉内总燃料所释放团热量，放在校系统中无需精确计量燃料量，换句话说该系统对燃料的适应性很强。&&&&本设计的燃料控制系统，同时考虑了煤和油的控制。在锅炉的冷态启动过程中，先烧油按一定的等变率对炉膛进行升温暖炉，锅炉点火必须缓慢进行，并把炉膛温度提高到可以燃烧主燃料的程度，这时就可以准备投运第一台给煤机了，破碎地煤粒进入炉膛焚烧，床温继续升高，如果煤量合适，床温超过某限定值，就可以停止投油。在锅炉启动的初始阶段必须加强对床温和烟气含氧量的监视。&&&&由于系统中的给煤机不只一台，控制过程中就要考虑负荷分配的问题。为此SUPMAX800专门设计了名为PARTICIPAT10N的模块，用于实现多路输出控制。应用该算法可以方便地实现多台给煤机的负荷分配，以及手/自动和故障状态下的负荷再分配和跟踪。&&&&在循环流化床锅炉中，床料高度基本同料层差压成正比.床压控制系统的任务就是维持床料高度在适当值，使料层差伍稳定。床料高度太薄，会发生吹穿，运行不稳定，太原则增大风机电耗，分层严重。床层料位过高或过低都会影响流化质量，引起结焦。将床层压降的上限作为开排渣门开始排渣，床层压降的下限作为关排渣门停止排渣的依据。3.3.2.2总风量控制（一次风、二次风控制）本系统主要以产生正确的一二次风量为目的，根据实际进火锅炉的总煤量对应的总风量与锅炉负荷要求的总风量取大值，以保证升负荷时，先增风量，后增燃料；降负荷时防止燃料富余，并结合烟气含氧量的校正，和锅炉设定的最小总风量取大值作为总风量的设定值，通过与实际总风量的偏差，经运算调节后，产生锅炉总风量信号，以此作为锅炉一次风量的控制指令。送风系统包括一次风、二次风●一次风量控制一次风量必须保证炉膛内物料能够流化，是用来流化床料，并为燃料的燃烧提供初始燃烧空气；本系统就是以提供适当的床下一次风量为目的，根据总风量对一次风量的要求和床温信号的修整，与最小一次风量设定值取大值，作为一次风量的给定，实际进炉膛的一次风量，通过给定值与测量值的偏差，经运算调节后，控制相应调节门的动作。●二次风量控制二次风量主要协助完成燃烧，并促成局部低温区以降抵NO2的生成量，达到最佳燃烧。本系统就是以提供适当的二次风量为目的，根据总风量对二次风量的要求，和主蒸汽流量、烟气含氧量的校正，分别对每一层的二次风量进行控制。同时，根据床温的超限与否，调整上下二次风量的比例；二次风量的给定值是根据燃料所需的二次风配比得到。另外为保证锅炉经济燃烧，氧量调节器的输出亦参与二次风给定值的调整.在锅炉启动期间，风机启动顺序依次为引风机、二次风机、一次风机，其中风量由一、二次风机根据一定的分配比例提供.3.3.2.3汽包水位控制本系统主要为维持汽包水位在正常值，当系统各参数正常工况稳定时，系统采用给水流量、蒸汽流量、汽包水位三冲量对主给水调速泵进行相应调节；当其中某个参数坏或工况不稳定时，系统将自动切换到单冲量调节系统对主给水旁路调速泵进行调节，以满足汽包水位的要求，三冲量与单冲量调节间的自动切换经过分配算法功能实现。通过调节主给水调速泵，给水采用串级三冲量控制。经压力补偿的三路汽包水位信号三取二作为给水调节的主控信号。主调节器接受水位信号，采用比例积分规律，主要通过副调节器对水位进行校正，使水位保持在给定值。副调节器除接受水位信号外还接受蒸汽流量信号和给水流量反馈信号，组成一个三冲量的串级控制系统；通过内回路进行蒸汽流量和给水流量的比值调节，保持汽水平衡。主、副调节器各司其职，参数易于整定。3.3.2.4主蒸汽温度控制（一级、二级喷水控制）由于过热器管道较长；为取得良好的控制品质，通常过热汽温采取分段控制.本方案假想过热器的布置为三段布置，第一和第二段后分别布置有喷水减温器.另外由于过热器受热面传热形式和结构的不同，控制方案亦有差别。本方案介绍按温差控制的分段控制系统。按温差分段控制的目的在于分别控制各段汽温。以维持主汽温为给定值且整个过热器喷水均匀。为了克服烟气扰动下的过热器喷水调节过程的滞后和惯性，设计中采用了代表负荷扰动的蒸汽流量和风量变化的前馈信号；同时两个串级调节回路的副调节器一旦负荷发生变化。则提前调节减温水流量，消除扰动，提高了控制品质。3.3.2.5床温控制床温是循环流化床较难控制的参数之一。这是因为燃料量的变化不但影响负荷，同时也影响床温，两个物理量之间存在强耦合。为了保证循环流化床锅炉的稳定燃烧并有利于石灰石与燃料中的硫发生反应，达到最佳脱硫效果，床温最好控制在850度至900摄氏度之间。为达到以上目的，本方案采取串级校正调节方式。经负荷修正的床温信号进人床温调节器与床给定值比较其输出经不同的函数转换后分别发送给燃料、一次风、二次风调节器对他们的给定值进行修正，这样通过燃料、一次风、二次风调节器的调节作用可基本满足床温控制的要求。床温调节器输出信号转换函数考虑调节床温时对负荷的影响最小。3.3.2.6除氧器水位和压力控制除氧器控制系统由水位控制和压力控制两个回路组成。除氧器水位控制回路，在启动和低负荷时采用单冲量调节，正常负荷时采用三冲量调节，通过调节除氧器水位调节阀和凝结水再循环阀来维持水位，保持凝结水流量和给水流量的平衡。当水位高报警时，系统保护逻辑控制凝结水再循环阀开，直至水位恢复正常。除氧器压力控制回路，在启动时调辅助蒸汽维持除氧器压力，当负荷上升至一定值后，除氧器压力随汽机四段抽汽滑压运行。3.3.2.7炉膛压力控制本控制系统的主要作用是通过控制引风机入口的风门挡板来控制引风量，保证锅炉炉膛出口的压力。3.3.2.8料层厚度(差压)控制循环流化床没有鼓泡床那样明显的流化料层界面，但仍有密相区和稀相区之分，料层厚度是指密相区内静止时料层厚度，一定的料层差压对应着一定的料层厚度。在运行中，料层厚度必须控制在一定的范围内，料层薄，对锅炉稳定运行不利，炉料的保有量少，放出炉渣可燃物含量也高；若料层太厚，增加了料层阻力，虽然锅炉运行容易控制，炉渣可燃物含量低，但增加了风机电耗。所以为了经济运行，料层差压控制在5000Pa，运行中料层差压超过此值，可以通过放渣来调整，放渣的原则是少放、勤放，最好能连续少量放，一次放渣量太多，将影响锅炉的稳定运行、出力和效率。表计指示料层差压只是一个参考数据，实际料层差压应为表示值减去同风量下的布风板阻力。本方案中床压信号作为床压调节器的测量值，同床压设定值比较后经间隙式PI调节器运算，其输出控制低灰的排放量。3.3.2.9主蒸汽压力控制采用DEB-400直接能量平衡策略。控制煤粉量来保证母管蒸汽压力恒定。燃料及风量之间设有交叉限制，以保证增负荷时先加风后加煤，减负荷时先减煤后减风。对于变频控制的给粉机进行高低速的限制。控制系统输出一前馈信号至送风控制系统，使送风量能及时跟上煤量的变化，以保持适当的风煤配比。&&此控制系统通过改变锅炉燃烧平衡维持机前压力恒定，当汽机负荷改变时，风量和煤量的调节协调动作，以使锅炉快速响应这一负荷变化，同时也部分补偿了负荷变化时锅炉热量的改变。4.&顺序控制系统（SCS）4.1基本要求4.1.1&&SCS是DCS的一部分，控制范围包括在控制室内监视和控制机组所有的辅机、阀门和挡板及设备保护和联锁。4.1.2&&SCS用于启动/停止子功能组项。一个子功能组项被定义为电厂的某个设备组，如一台风机及其所有相关设备。4.1.3&&所设计的子组级程控进行自动顺序操作，目的是为了在机组启、停时减少操作人员的常规操作。在可能的情况下，各子组项的启、停能独立进行。4.1.4&&对于每一个子组项及相关设备，它们的状态、启动许可条件、操作顺序和运行方式，均在CRT上有相应的画面显示。SUPMAX800系统的对于每一个子组项都有相应的画面对应。这些画面显示子组项的工艺流程，目前子组项停留在哪一步及停留时间，子组项是在自动运行还是在手动运行，及相应的许可条件。4.1.5&&在手动顺序控制方式下，为操作人员提供操作指导，这些操作指导以图形方式显示在CRT上，即按照顺序进行，可显示下一步应被执行的程序步骤，并根据设备状态变化的反馈信号，在CRT上改变相应设备的颜色。4.1.6&&运行人员通过手动指令，可修改顺序或对执行的顺序跳步，但这种运行方式要确保满足安全要求。4.1.7&&在自动顺序执行期间，出现任何故障或运行人员中断信号，使正在运行的程序中断并回到安全状态，使程序中断的故障或运行人员指令在CRT上显示，并由打印机打印出来。4.1.8&&运行人员可以通过键盘或鼠标在CRT上操作每一个被控对象，每一个被控对象在SUPMAX800上对应一个设备级软件模块，设备级软件模块将自动判断手动操作的许可条件，杜绝运行人员的误动作。4.1.9&&SCS通过联锁、联跳和保护跳闸功能来保证被控对象的安全。4.1.10&SCS系统中的执行级使用可独立于逻辑控制处理单元的二进制控制模件（BCM卡）。功能详述如下：●&&设备级专用卡件现场设备，阀门，风机等一般都具有开反馈、关反馈、开输出、关输出等各种组合类型。每个设备都有一块卡件和软件模块，这种设备模块具有以下几种标准接口：(1)命令接口：主要完成应用逻辑和设备信息传递。应用逻辑产生的结果加在这些接口上，设备收到这些信息后，自动完成设备的开、关动作。指令优先级是人工指令比自动指令优先，而保护逻辑信号具有最高优先权。命令接口包括：开闭锁开禁止软手操开命令顺控启动命令顺序启动禁止关闭锁关禁止软手操关命令顺控停止命令顺控停止禁止自动命令停止命令(2)&参数接口：主要完成现场执行机构和电器的工艺要求，使应用逻辑的结果能适应各种执行机构和电器要求。参数接口包括：设备类型和种类输出脉冲时间动作行程时间(3)&信息接口：主要完成设备的信息收集，这些信息可以报警，也可供应用逻辑使用。信息接口包括：设备动作超时报警设备动作不对位报警设备现行状态设备模块的具体功能具体体现了设备级控制逻辑，使用者只要对应用逻辑部分精心设计，就能完成对设备的良好控制。设备级专用模块&&&&子组级专用模块迭加于设备级专用模块之上。子组级主要完成一组设备的顺序启停，是一步步执行的过程，每一步完成工艺上的特定要求。以送风机子组为例，所包含的设备为送风机马达、送风机出口挡板、送风机油站、送风机马达油站等，当操作员启动送风机子组时，送风机子组级逻辑将进入启动油站步，首先发命令给油站设备模块命令接口，要求启动油站，同时设定本步停留时间，然后开始测试油站设备模块的信息接口，判断油站是否运行，若在停留时间内，油站运行，则子组顺控逻辑进入关闭挡板步，反之，则停止顺控逻辑，报警并交操作员处理，油站接到子组逻辑的启动命令后，会自动地按设备保护要求执行命令，无需子组逻辑关心。子组逻辑可以自动执行，也可以手动执行，也可以跳步执行。4.1.11&SCS控制逻辑由DCS的多功能控制器实现，并保证控制的响应速度。可根据控制要求分别定义回路时间，“回路时间”不大于500ms，对具有联锁保护要求快速响应的回路不大于50ms。4.1.12控制系统组态不影响机械设备的冗余度，并不导致总利用率的减少。对有冗余的机械设备，其控制系统考虑由不同的控制器执行，一个控制器故障不导致所有冗余设备失效。4.2&SCS基本形式和设计原则4.2.1&&驱动控制接口在过程控制接口级提供所有驱动控制装置和执行器的控制接口。驱动控制接口为指令发出设备和电厂动力开关设备之间的标准接口。驱动控制接口担负指令处理和驱动装置状态的监视功能。驱动控制接口完成单一驱动装置控制的所有任务并且与过程无关。这任务与动力开关装置的型式相适应。卖方与动力开关装置的供货商协商。输入到驱动控制接口的指令和设备保护逻辑信号由指令逻辑处理，其结果是执行信号，它被转换成与执行机构输入电路相适应的型式。驱动控制接口的监视功能是监视执行机构状态，对辅机马达，包括监视“不对位”故障。驱动控制接口的指令优先级是人工指令比自动指令优先，而保护逻辑信号（断开和保护指令信号）具有最高的优先权。驱动控制接口可以用标准控制接口卡的形式或以标准控制算法（STARSTOP，OPENCLOS算法）的形式提供。驱动控制接口满足下列要求：a.接受从控制室来的人工指令输入；b.接受从自动控制系统来的指令输入；c.接受保护逻辑输入的保护指令信号，保护指令信号有比其它信号更高的优先权；d.泵和风机的控制提供对驱动装置同时实施“ON”和“OFF”指令的闭锁；e.驱动装置终端位置监视（马达的接通、断开，阀门和挡板的开、闭状态监视）。阀门和挡板的终端位置信号来自“开位置”和“关位置”的动合型终端开关接点。电动机的“接通”/“断开”反馈信号取自动力开关的动合型接点；f.电驱动阀门开启过程和关闭过程（方向）监视；g.泵和风机马达“不对位”故障状态监视：马达事故跳闸报警显示。h.故障监视：当控制指令发出，但未被执行，经延时发出报警信号并显示；i.状态监视能在CRT上显示状态信息；j.送至动力开关电气回路的控制指令要DCS内转换为能与该回路接口的形式。4.2.2&&元件控制元件控制是一对一的操作，即一个起&/&停操作对应于一个驱动装置。4.2.3&&子组控制子组控制或叫设备控制是一种以一个设备为主包括其辅助设备和关联设备在内作为一个整体来控制，例如一个风机及其油泵，进出口挡板等，一个操作指令发出后，按实际运行条件依次自动地操作辅助设备和主设备。于组控制迭加于驱动控制接口之上。子组控制的逻辑设计满足下列要求：a、&控制室人工地“起动”和“停机”程序。程序也能由上级功能组控制所启动。子组控制的程序启动后，子组所有驱动装置自动和相继起动和停止，以满足过程需要。b、&子组控制的每一现行均在CRT上显示。c、&控制所需信号的状态（断开或顺序步逻辑）在CRT上显示。d、&在子组控制程序中的每一步的许可条件通过从设备来的反馈检查信号确认，每一步都监视预定的运行时间。e、&提供从控制室绕过过程条件核对的人工指令使程序向前一步（跳步）。4.2.4&&局部子组自动控制局部子组自动控制是使用局部自动控制，例如在故障条件下各用设备自起动。风机子组中备用油泵自起动控制是局部子组自动控制的例子。当功能组或子组控制切除，尚须运行的局部于组自动控制的功能能自动地实现。局部子组自动控制可以借助人工或通过上级功能组控制切换到手动或自动模式。4.2.5自动备用设备控制这种控制是局部子组自动控制对两个或多个并列运行的设备实施。每一个设备可作为别的设备的备用，但是也能够并列运行。自动各用设备控制按下列原则设计：a、&动备用设备控制被设计为维持现行的运行方式，因此，一个在运行的设备故障时一个备用设备自动地起动起来。或当运行的设备不能维持要求的工况时（如油压低于限值），自动启动各用设备并列运行。b、&自动各用设备控制可通过人工或功能组控制指令选择备用设备处于“备用”现或退出各用。c、&备用设备自动起动时有信号显示。4.2.6功能组控制功能组控制是一种以一个工艺流程为主的包括有关设备在内的自动顺序控制。功能组控制包括较多的“元件”或子组。功能组控制的特点和实施原则是把在工艺流程上有相互联系并具有连续不断的顺序性控制特征的设备集作为一个整体来控制。要在工艺过程需要的基础上编制电厂过程区域和所包含的功能组设备。功能组控制设计遵循下列原则：a、&能组控制系统包括“启动”和“停止”属于这组的有关设备所需的自动程序。b、&功能组控制程序可以在主控制室由人工指令启动。c、&&“步对步”式程序这样编制：如果执行步内的任何指令遭到拒绝不致引起事故，使操作员有富余的时间采取必要的措施。d、&当在自动控制过程中出现可能导致事故状态的限制因素时，系统自动返回到出现限制因素前的状态或稳定的安全状态。在步进式控制中，基本的保护措施是在排除限制因素前暂时停止程序。e、&功能组控制根据工艺系统特点和需要设置“断点”。在程序序列的断点处，可由人工决定程序是否执行，也可选择自动继续执行下面的程序步。断点设在能稳定运行的断点上。f、&程序启动后，程序的第一步和以后的每一步，都自动检查执行这一步所需的所有输入条件（一次判据），如果条件不具备，向操作员发出有关信号。g、&功能组控制保证动作具有最大的独立性，在某组范围的故障不影响另外组的工作。h、&功能组在自动工况时，可由操作员决定执行程序的全部或一部分：在任意一步上中断程序，略去某些操作步。i、&在故障排除后功能组恢复自动工况时可以重复启动程序，同时检查执行步的条件并越过故障发出前的各步。j、&功能组具有下列工况：&&&信息工况&&&半自动&“步进”工况&&&自动工况信息工况使用于由操作员用直接单个操作电气驱动装置的方法执行程序的情况中。半自动或步进工况是按操作员选定的步执行程序，当输入信号源故障或异常，以及需要越过某些步时，操作员可以用“步进”工况执行程序。自动工况是在无操作员干预的情况下完成功能组的自动控制程序。&&&&&k、功能组的启动/停止，“工况”选择均能在DCS操作员站的&CRT/KB上进行。l、在CRT上显示功能组控制的有关信息，包括执行步次，执行情况和判据的情况。4.3&设备及系统保护和闭锁4.3.1设备保护和闭锁的设计设备保护和闭锁是为了预防故障事故的发生和发展。设备保护和闭锁包含在辅机的控制系统中，即开/关的控制逻辑中包括保护（工艺过程保护）和闭锁（如操作条件的“许可”&）关联系统的保护如锅炉和汽机保护则需提供专用的保护系统。辅机设备保护和闭锁的设计按下列原则进行：4.3.1.1闭锁的主要作用是防止和减少控制作用产生不安全工况，即防止不安全的程序或操作被执行。在驱动控制接口级，在子组控制级和功能组控制级均根据运行要求设置闭锁（例如作为“许可”条件引入工艺闭锁）。4.3.1.2安全保护是当危及人身安全或设备安全的异常情况出现时自动切除设备或自动投入设备。工艺保护在驱动控制接口级引入，直接作用于跳闸驱动装置或自动起动设备。保护信号具有最高的优先权。4.3.1.3保护跳闸指令对控制对象的作用是“硬性”的，也就是说指令一直保持到设备完全停止和断开，或者得到人工应答为止。4.3.1.4保护与闭锁不能从控制室人工切除，而是经常有效的。所有保护功能的执行不取决于其他的控制系统。4.3.1.5如果一个模拟量变送器已为监视仪表、开环或闭环所用，则这个变送器不再作为保护信号的发生器，此时，对每一个保护信号需要使用一个二进制变送器（如过程驱动开关）。如果变送器是冗余的（双重或三重）并使用比较器监视测量值或采用“中值计算”，保护信号可以经极限值监视器从模拟量信号取出。4.3.1.6从报警逻辑来的“断开”和“接通”保护指令可用于报警信号设备，DCS或其他系统，但在此情况下提供去耦以保证回路不受干扰。4.3.1.7一个驱动装置的保护和闭锁逻辑由独立的保险保护，冗余的驱动装置的保护逻辑出口不能共用一个保险来保护。4.3.1.8用于保护的接点（过程驱动开关或其他开关接点）是“动合”型的，以免信号源先电或回路断线时发生误动作（对采用“断电跳闸”的重要保护除外）。4.3.1.9&马达的电气保护（过电流、接地、低电压等）信号直接作用于电气驱动装置（断路器）跳闸，不经DCS。但是电气保护动作会自动送一信号到DCS，告知电气保护动作。4.3.1.10&辅机的工艺保护逻辑由DCS处理，一般不再设置硬接线后备保护。4.3.1.11&重要的保护信号采用“3取&2”或“2取&1”信号处理逻辑。4.3.1.12&如果可能，DCS对用于保护的接点输入回路有断路诊断功能。4.4&SCS的操作与监视4.4.1一般要求控制功能能从DCS操作员站的CRT和键盘进行监视和操作。对每一个单独的设备，都可以通过CRT/KB进行单独操作。CRT能显示SCS控制所必须的信息。4.4.2硬接线后备操作下列情况考虑硬接线后备操作：a.&重要设备（锅炉、汽机）设置直接跳闸按钮。b.&安全保护要求投入工作的设备，设后备操作（起/停或开/闭）。c.&为维持现实运行工况而必须投入工作的设备。4.4.3&具体功能下列工艺系统的辅机、阀门、和挡板均由DCS监控：&&·汽水系统&&·燃烧系统&&&&&&&&&&&&·风系统&&·烟气系统&&·点火燃油系统·汽机润滑油系统及盘车·凝汽器真空·循环水系统·除氧器给水系统·锅炉吹灰系统&&·其它系统。SCS至少包括但不限于下列子功能组：·一次风机功能组·二次风机功能组&&&&&·引风机功能组&&&&&·给煤机功能组&&&&&·主汽系统&&&&&·汽包水位系统&&&&&·床温及料位系统&&&&&·给水泵功能组4.5&顺序控制系统实施方案SCS系统用于启动/停止机组系统中的子组。一个子组被定义为由一些相关设备组成的完成某些功能的设备组合，这些设备之间有连锁控制关系，本控制系统可以通过自动／手动的方式完成一个子组的启动／停止控制和在事故状态下紧急处理。&&&&运行人员可以改变子组的运行／控制方式。在手动方式下，运行人员可以操作子组中的所有设备。自动运行方式下出现故障／人工中断指令，子组控制程序中断，停止在中断位置或恢复到安全状态。本项目建议设置以下子组：给水子组&&&&&&&&&&&送风机子组&&&&二次风机子组给煤机子组&&&&引风机组吹灰器子组&&&&&&&定期排污控制于组&&&针对循环流化床锅炉的特殊性，其烟风系统设备的操作和联锁保护描述如下：1：建立“空气通路”&&&&“空气通路”的建立就是使空气能够从送风机经炉膛、引风机到烟囱。&&&&“空气通路”的建立包括以下条件：&&&&·引风机入口动叶没有关闭；&&&&·送风机入口动叶没有关闭：&&&&·所有的二次风控制挡板没有关闭；&&&&·冷渣器风控制挡板没有关闭；2：引风机控制·启动引风机当“空气通路”已经建立并且没有引风机停止条件存在，则“引风机准备好”指示出现，可进行如下控制操作：a）操作“开始”按钮；b）入口动叶挡板将自动关闭（关闭命令来自MCS）；c）一旦入口动叶挡板被证实己关闭，引风机的接触器吸会合；d）如果在5秒内电机没有运行，则“启动失败”指示出现；e）一旦电机被证实已运行，经一定时间的延时使风机转速上升后，风机入口动叶将由炉膛压力控制系统控制，并且‘引风机运行”指示灯亮。·停止引风机下面任一条件出现将跳闸引风机：a）运行员操作“停止”按钮；b）MFT引发或炉膛压力超低（加&5秒延时）；&&&&c）汽包水位超低（加5秒延时）；d）风机喘振；e）电机过载。注：·当送风机跳闸后，保持引风机运行，并使引风机入口动叶挡板关至最小。保护炉膛压力控制在自动位置。·除非是操作员引发的停止，否则所有跳闸原因将按出现的先后顺序报警显示，“引风机跳闸”指示亮。·当引风机跳闸后，入口动叶控制切换到手动保持在上一位置。等确已证实引风机停止后，引风机入口动叶将缓慢地全开以保持自然通风。·当引风机跳闸后将引发MFT。·当引风机失去后将跳闸所有的给煤机，冷渣器旋转阀和送风机。3：送风机控制·送风机准备好当“空气通路”仍然建立并且以下条件满足，则“送风机准备好”指示出现：a）引风机运行：b）没有送风机“停止”条件存在；·启动送风机当“送风机准备好”指示灯亮，并且没有送风机停止条件存在，则按如下步骤执行启动送风机操作：a）操作员按下“开始”按钮：b）送风机入口动叶将自动关闭（关闭命令来自MCS）。如果在5秒内入口动叶没有关闭，则“启动失败”显示出现。c）一旦入口动叶被证实已关闭则送风机接触器吸合；d）5秒内电机没有被证实己运行，则“启动失败”指示出现。e）一旦证实电机已运行，入口动叶则交由&MCS控制，“送风机运行”指示灯亮。·停止送风机任一下列条件将跳闸送风机：※&运行员操作“停止”按钮；※&引风机跳闸；※&MFT引发或炉膛压力超高（延时5秒）；※&汽包水位超低；※&电机过载；※&风机喘振；※&布风板压力超高；※&旋风分离器料位超高。·除非是操作员引发的停止，否则所有跳闸原因将按出现的顺序报警显示，同时“送风机跳闸”指示灯亮。&&&&&&&&·送风机跳闸后，入口动叶控制切换至手动并保持上一位置，当确已证实送风机停止后、送风机入口动叶将缓慢全开以保持自然通风。4：给煤机控制·启动给煤机当没有给煤机停止条件存在且允许启动给煤机，给煤机电机可按以下方法启动：l）当给煤机在就地控制方式时，按下就地的‘启动”按钮；2）当给煤机在远方控制方式时，按下远方“启动”技钮。&&&&给煤机启动允许条件：a）给煤机转速指令为零且在手动控制方式（来自&&MCS）；b）床温高于设定值（来自MCS）。c）MFT已复位；d）给煤机卸料阀打开。当调认以上条件满足并且给煤机电机确已运行，则“给煤机运行”指示灯亮。·停止给煤机以下任一情况将停止给煤机：A.&按下就地“停止”按钮；B.&按下远方“停止”按钮；C.&MFT跳闸；D.&皮带上没有煤；E.&皮带下料管堵塞；F.&给煤机进料管无煤；H.&卸料阀没有打开。此时“给煤机停止”指示灯亮注：带&*&的就地控制设备由给煤机厂家提供。&&&&&&&&&&5：冷渣器喷水系统每一台冷渣器都有独自的床温测量。当其平均床温高于设定值时，且冷渣器喷水控制方式开关在自动，喷水控制阀将打开。一旦冷渣器的平均床温低于设定值，则喷水阀将关闭。6：定期排污·自动排污程控按可变或固定顺序进行，接受联锁与人工中断信号；·自动中断程序时有声光报警，同时关总排污门，回到原始状态，人为中断有闪光信号，除经人工“复归”后，程序从中断点继续；·没有跳步功能，可切除某组或几组阀，也可切除／跳步单个阀，不影响程序继续进行；·装置显示面板上没有排污模拟画面，能集中形象地指示出所有阀门的开、关状态及动作状态。7：吹灰程序控制装置·自动控制压缩空气阀的开关；·每一吹灰器均具有自动程序控制、DCS操作和就地电动三种控制方式；·自动吹灰程序根据工况按可变或固定顺序吹扫，接受联锁与人工中断信号中断程序；·在程序自动运行的方式，能对吹灰器选点或成组控制，对于有故障或不需要运行而“切除”了的吹灰器，具有“跳步”功能，不影响自动程序运行；·具有“中断”、“复位”功能，在有故障发生的情况下自动进入中断处理程序，对受&控对象实现联锁保护功能并发出报警信号，使吹灰过程暂停，待故障排除后，接受复归信号，自动程序从中断点继续；·装置显示面板上设有吹灰模拟画面，能集中形象的显示吹灰系统的状态，动作情况及相关信息；·控制系统具有如下联锁及报警显示：吹灰器过载&&&&&&&&吹灰器运行超时吹灰器伸出失败&&&&&阀门过载吹灰汽压高/低&&&&&PLC异常5.&炉膛安全监视系统（&FSSS）5.1&锅炉供货商负责提供FSSS现场控制箱、火焰检测器、就地元件等就地设备，并对FSSS全部硬件设备及系统软件负总责。5.2&&DCS供货商可以根据锅炉供货商提出的对FSSS系统的功能要求，在DCS系统中完成FSSS系统的全部控制功能，使FSSS系统成为DCS系统的一部分。DCS供货商对自己提供的系统软件和硬件负责。5.3&&&炉膛安全保护系统能适应锅炉的运行方式和各种工况以及不同的负荷需求。当运行工况不符合要求或有不稳定趋势时，依照规定的运行工序，保护动作跳闸，以避免锅炉不正常运行。5.4&&炉膛安全保护系统符合NFPA标准的有关要求。5.5&&炉膛安全保护系统包括完整的联锁、保护和自诊断功能。重要设备（如处理器模件）采用冗余设计。5.6&&在CRT上提供运行所需的各种图形显示信息，以便操作员使用顺序操作或当必要时采用手动控制。手动控制时给出操作指导，这些指导给出要执行的下一步及程序的进程。信息显示随状态变化在CRT上做出不同的彩色显示并配有曲线说明。联锁保护将最大限度地防止或减少由于设备或某部件的非正常工作而造成的危险因素。5.7&&系统提供SOE所需的事故顺序接点输入信号。5.8&&FSSS至少完成如下功能：·炉膛吹扫·炉膛压力监测·油燃烧器火焰监视·燃烧器管理·燃料跳闸（MFT）·其它联锁及监视项目5.9&参与锅炉保护连锁的条件主要有：1.&锅炉温度允许2.&汽包水位不低3.&汽包水位不高4.&高压风头不低5.&仪表风压力不低6.&炉膛压力不低7.&二次风机运行8.&引风机运行9.&一次风机运行10.&无BMS故障11.&风/燃比正常12.&无“失去过热器保护”13.&无“紧急跳闸”信号14.&去布风机一次风量正常15.&无DCS故障16.&炉膛备好以上条件中任何一个失去，就会产生主燃料跳闸（MFT）。锅炉发生主燃料跳闸后，要进行5分钟炉膛吹嫂，主要吹扫条件如下：1.&锅炉主风量大于吹扫风量2.&所有挡板打开3.&无燃料给进4.&床温小于760当MFT发生时，有下列动作出现：1.&停风道燃烧器2.&停给煤机3.&停石灰石给料机及旋转阀4.&关一二两级喷水闭锁阀5.&关主油跳闸阀6.&停冷渣器入口脉动风7.&风量置最小8.&二次风喷嘴风量控制转手动9.&促动风控制转手动参与风道燃烧器的连锁条件主要有：1.&油母管跳闸阀开2.&油母管跳闸阀关3.&油母管压力低4.&油母管压力高5.&点火允许6.&油母管跳闸阀条件满足7.&单支风道燃烧器点火允许8.&单支风道燃烧器油压低9.&单支风道燃烧器风量大于最小值10.&单支风道燃烧器油压就位11.&单支风道燃烧器油阀开12.&单支风道燃烧器油阀关13.&风道燃烧器在就地方式14.&单支风道燃烧器点火器投入15.&单支风道燃烧器有火16.&单支风道燃烧器火焰丧失17.&单支风道燃烧器油调节阀在最小18.&单支风道燃烧器吹扫闭锁19.&单支风道燃烧器在吹扫20.&单支风道燃烧器备好21.&单支风道燃烧器吹扫请求22.&单支风道燃烧器在运行23.&单支风道燃烧器拒绝关闭24.&单支风道燃烧器拒绝打开6.&汽机紧急跳闸系统（ETS）ETS系统，是汽轮发电机组危急情况下的保护系统。他与TSI、DEH一起构成汽轮发电机组的监控保护系统。6.1&ETS基本要求ETS系统是当汽轮机出现危急状况时，自动跳闸停机，以保证机组和人员安全。6.1.1连续监视汽机运行安全，一旦发生危急情况，及时跳机，确保汽机安全。6.1.2&ETS系统采用独立的、冗余的分散处理器及测量元件。当其中一个DPU故障时进行报警，确保可靠性，达到故障分散。6.1.3采用冗余技术保证ETS系统的高可靠性，主保护回路硬软件配置双冗余，无扰切换，增加系统可靠性。6.1.4所有控制逻辑的组态都在DCS中完成，而不采用任何外硬接线、专用开关或其它替代物实现逻辑组态，跳机条件及有关信息立即可在CRT上显示。6.1.5&跳机接点视“动合型”的，避免了当信号源失电或回路断电时发生误动作（采用“断点跳闸”的重要保护除外。6.1.6&对重要的信号采用三重冗余，并进行优选。任何个别元件故障或电源故障不影响整套装置的正常工作，控制回路的设置不会产生由于电源故障引起的误动作，跳闸原因未消除时，各保护项目不得手动或自动复位。6.1.7&ETS具有抗干扰措施，直流控制回路设备线圈具有释能的功能。6.1.8&ETS系统在CRT上以两种方式显示：一种以贴近实际逼真的实物形式，显示出电源监视（以指示灯形式表现）、主气门开启关闭（以指示灯形式表现）、各抽汽逆止门开启关闭（以指示灯形式表现）、复位开关、转换开关、各保护投切开关、手动按钮或开关（如开关抽汽逆止门，电磁铁动作信号）等的状态；另一种是以原理图的形式显示出各开关、外接入接点的状态（以继电器的形式反映）。6.1.9&ETS系统自动的在事故记事栏内详细记录各个报警，并指示首发跳机信号，便于查找故障。6.1.10&ETS的报警信号采用声光报警。6.1.11&在ETS保护系统中，设总投切开关和各分项投切开关，使各分项保护根据实际情况进行投切。6.2&&ETS跳机条件当发生下列情况之一时（但不限于这些条件），将发出跳机指令：☆&汽机轴承振动大☆&轴向位移大☆&差胀大☆&汽缸排汽压力高☆&推力瓦温度高☆&轴承油压低☆&润滑油压力低☆&凝汽器真空低☆&汽机超速☆&发变组保护动作☆&就地手动危急保安器☆&集控室手动紧急跳闸上述参数都是开关量输入接点，来自于DAS、TSI、各保护测量二次表、就地触点型变送器和硬手动开关等。当以上参数中任何一个超过规程限值时，DAS、TSI各保护测量二次表等设备闭合这些节点，时ETS系统关闭汽轮机进汽阀门，同时联动相应的其它设备（如逆止门、发电机等），以保护设备和人身安全。
作者：未知 点击：813次
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