MCS系统运行与检修规程

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1、MCS系统运行与检修规程 1 适用范围 本规程适用于大唐1华豫发电有限责任公司2×320MW机组的MCS控制系统的运行与检修工作。一期MCS采用的是ABB-Bailey公司的Symphony控制系统。 2 规范性引用文件 《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》DL/T774—2004 3 MCS系统规范 3.1 MCS系统简介 3.1.1 MCS的任务 MCS系统（模拟量控制系统）是DCS（分散控制系统）的一个子系统，它是将单元机组的锅炉和汽轮发电机作为一个整体进行控制的系统，一方面维持单元机组的主汽压，同时响应电网的负荷调度指令，调节发电机功率。同时，当运行系统辅机

2、出现故障或异常时，CCS系统能自动做出响应，使负荷性能达到最佳状态，满足系统连续、安全运行的要求。 3.1.2 MCS系统的主要内容 我厂MCS主要有以下子控制系统： 机炉协调控制 燃料控制 氧量、送风控制 炉膛负压控制 一次风压控制 二次风量控制 磨煤机出口风温控制 磨煤机一次风量控制 锅炉给水控制 锅炉汽温控制 3.2 机炉协调控制系统 3.2.1 组成 a) 单元主控：负责单元负荷指令的生成。 b) 汽机主控：负责汽机负荷指令的生成。 c) 锅炉主控：负责锅炉负荷指令的生成。 3.2.2 工作方式 协调控制有以下五种工作方式： 基本

3、方式、锅炉跟随方式、汽机跟随方式、本机协调方式、遥控方式。 3.2.3 基本方式 汽机、锅炉主控均处于手动方式，运行人员通过手动操作汽机、锅炉主控M/A站输出来调整机组主汽压和负荷。 3.2.3.1 汽机主控切手动条件 a) 主汽压与设定值偏差大； b) 汽机主控指令坏质量； c) CCS方式下，发电机功率坏质量； d) 主汽压力品质坏； e) DEH汽机调速器自动不允许； f) 汽机跳闸； 汽机主控在手动方式下，TP PID 和 CCS TURBINE PID两个调节器均跟踪汽机主控M/A站输出。 3.2.3.2 汽机主控跟踪条件 a) 汽机跳闸

4、b) DEH汽机调速器自动不允许； 此时DEH退出遥调方式，汽机主控M/A站输出跟踪DEH负荷参考。 3.2.3.3 锅炉主控切手动条件 a) BF方式下调节级压力品质坏； b) 主汽压力品质坏； c) 发电机功率品质坏； d) 燃料主控在手动； e) RB触发。 f) 主汽压力设定与测量偏差大； 锅炉主控在手动方式下BF PID 和CCS BOILER PID两个调节器均跟踪锅炉主控M/A站输出。 3.2.3.4 锅炉主控跟踪条件 a) 燃料主控在手动； b) RB触发。 此时锅炉主控M/A站输出跟踪锅炉总煤量或RB指令。 3.2.4 锅炉跟随方式

5、锅炉主控投入自动运行，汽机主控处于手动，汽机响应机组负荷指令，锅炉响应主汽流量变化以及汽机动作引起的主汽压偏差。BF PID 进行自动运算，CCS BOILER PID仍处于跟踪状态，此时运行人员可在OIS上进行如下操作和参数设定。 a) 定/滑压方式选择； b) 定压方式下主汽压设定； c) 主汽压变化率设定。 3.2.5汽机跟随方式 汽机主控投入自动运行，锅炉主控处于手动，锅炉响应机组负荷指令，汽机响应锅炉引起的主汽压偏差。TF PID 投入自动运算，CCS TURBINE PID仍处于跟踪状态。 3.2.6 本机协调方式 锅炉主控和汽机主控都投入自动运行，但

6、单元主控仍在手动方式，锅炉和汽机之间有机的建立适当的关系，同时响应机组负荷指令和主汽压偏差。 此时CCS TURBINE PID和CCS BOILER PID均投入自动运算，BF PID 和TF PID处于跟踪状态。 3.2.6.1单元负荷指令的生成，如图1所示： AGC目标负荷或 运行人员设定目标负荷 负荷高低限制 延时 单元负荷指令 负荷速率限制 Σ 负荷值 选 择 RB//RD目标负荷指令 + RB/RD条件是否存在

7、 + 频差校正信号 图1 3.2.6.2 主汽压力设定值的生成，如图2所示： 方式 选择 滑压指令 主汽压力设定值 运行人员设定值 速率 限制 滑/定压方式 图2 3.2.6.3一次调频：根据电网频差校正负荷指令投入条件： a) 频差信号品质好； b) 系统在CCS方式。 c) 速度不等率暂定为4.5%。 3.2.6.4机组出力限制：系统能保证机组最大负荷指令应与锅炉最大出力和汽机负荷能力相适应，当主要被控量（如风量、煤量等）或辅机出力达到

8、最大或最小限值时发出闭锁指令。 3.2.6.4.1 锅炉闭锁单元负荷增条件（任一条件存在）： a) 主汽压力SP>>PV b) 燃料SP>>PV ； c) 燃料主控输出在最大； d) 风量SP>>PV； e) 引风控制输出在最大； f) 炉膛压力PV >> SP； g) 风煤限制。 3.2.6.4.2 闭锁锅炉控制增条件 锅炉主控在自动状态下，以下任一条件存在： a) 主汽压力PV >> SP b) 燃料SP>>PV ； c) 燃料主控输出在最大； d) 风量SP>>PV； e) 引风控制输出在最大； f) 炉膛压力PV >> SP； g) 风煤限制。 3

9、.2.6.4.3 汽机闭锁单元负荷增条件 a) 汽包水位SP>>PV； b) 给水流量SP>>PV； c) 汽机调门在最大； d) 给水指令在最大。 3.2.3.4.4 闭锁汽机控制增条件 a) 2.5.4.3条件存在； b) 发电机功率>>单元负荷指令； c) 汽机主控在自动。 3.2.6.4.5 锅炉闭锁单元负荷减条件 a) 主汽压力PV >> SP b) 负荷PV >> SP c) 燃料PV >> SP； d) 燃料主控在最小； e) 风量PV >> SP； f) 炉膛压力PV << SP。 g) 风煤限制； 3.2.6.4.6 闭锁锅炉控制减条件

10、a) 主汽压力SP<> SP c) 燃料PV >> SP； d) 燃料主控在最小； e) 风量PV >> SP； f) 炉膛压力PV << SP。 g) 风煤限制； h) 锅炉主控在自动。 3.2.6.4.7 汽机闭锁单元负荷减条件 a) 汽包水位SP<

11、； b) 3.2.6.4.3条件存在； c) 发电机功率<<单元负荷指令。 3.2.6.4.10 闭锁单元负荷减条件 a) 3.2.6.4.5条件存在； b) 3.2.6.4.7条件存在； c) 单元负荷指令<<发电机功率。 在协调控制方式下，如果汽机主控不能响应机组负荷变化，请检查3.2.6.4.4和3.2.6.4.8中有无闭锁条件，如存在闭锁条件，请配合运行人员进行消除；如果锅炉主控不能响应机组负荷变化，请检查3.2.6.4.2和3.2.6.4.6中有无闭锁条件，如存在闭锁条件，请配合运行人员进行消除。 当3.2.6.4.9条件出现时，系统将单元主控中的升负荷率置“0”，单

12、元负荷指令将不能增加，当3.2.6.4.10条件出现时，系统将单元主控中的降负荷率置“0”，单元负荷指令将不能减少。 3.2.6.5 负荷迫降 RUNDOWN（RD） 由于不确定原因使主要被控量（如风量、煤量、汽包水位等）或辅机出力达到最大限制时，发出负荷迫降指令信号。 3.2.6.5.1机组RD条件 a) 燃料RD请求； b) 送风RD请求； c) 炉膛压力RD请求； d) 一次风压RD请求； e) 汽包水位RD请求； f) 给水流量RD请求。 3.2.6.5.2 RD目标负荷指令 发电机实际功率(—0.05速率) RD目标负荷 3.2.6.5.3 快速降负

13、荷 RUNBACK（RB） 当锅炉给水泵、送风机、引风机、一次风机、给煤机发生故障停运时，系统将迅速降低单元负荷指令，以适应各种设备的动态特性。 3.2.6.5.4 机组RB条件 a) 送风机RB请求； b) 引风机RB请求； c) 一次风机RB请求； d) 给水泵RB请求； e) 给煤机RB请求。 3.2.6.5.5 RB目标负荷指令 #3、#4机组RB目标负荷统一定为180MW。 3.2.6.6 在本机协调方式下，运行人员可在OIS上进行如下操作和参数设定 a) 负荷指令设定； b) 负荷高低限的设定； c) 负荷变化率的设定； d) 定/滑压方式的切换；

14、 e) 主汽压力设定； f) 主汽压变化率的设定。 3.2.6 AGC控制方式 在本机协调基础上，单元主控投入自动运行即进入AGC协调控制方式，此时系统接受中调AGC负荷指令，运行人员不再进行负荷设定，但仍可对负荷上下限、变化率和主汽压定值、主汽压变化率进行设定。 3.2.6.1 单元主控切手动条件 a) 锅炉主控在手动； b) 汽机主控在手动； c) AGC负荷指令与发电机功率偏差大； d) AGC负荷指令品质坏； e) 单元负荷指令品质坏。 以上任一条件出现，单元主控应切为手动，协调控制将退出AGC方式。 3.2.6.2 投入AGC控制的一般步骤 DEH遥控→引风

15、投入自动→送风投入自动→氧量投入自动→燃料投入自动→汽机主控投入自动→锅炉主控投入自动（本机协调方式）→AGC协调控制 3.2.7协调接受的外部信号 3.2.7.1 模拟量输入信号：发电机功率、AGC 负荷指令、主汽压力、调节级压力。 投入协调时应保证这些信号准确无误。 3.2.7.2 模拟量输出信号：负荷指令高低限、负荷变化率、单元负荷指令。 3.2.7.3 开关量输出信号：机组在AGC方式、机组在CCS方式。 3.2.8 #3、#4机组协调控制系统有关术语 目标负荷：指中调或控制员设定的目标负荷值，也就是最终要达到的负荷值。 单元负荷指令：它按照目标负荷、设定的负荷变化率、

16、再加上协调一次调频指令、最后经过负荷高低限制运算后生成的信号。单元负荷指令生成后首先作为前馈量直接去调整煤量、一次风压和送风量。 实际负荷指令：单元负荷指令生成后延时90秒（若目标负荷变化量小于5MW，不延时）生成实际负荷指令，锅炉主控、汽机调门按照该指令分别调整燃烧、调门。 目标压力：当不投压力自动时，目标压力完全由控制员手动设定，投入压力自动时，按滑压曲线生成目标压力（150MW,对应9.2Mpa，270MW及以上对应16.5Mpa）。 压力指令：它按照目标压力、设定的压力变化率、最后经过压力高低限制运算后生成的信号。 实际压力指令：经过90S延时后的压力指令（若目标负荷变化量小于

17、5MW或者目标压力变化量小于0.3MPa，不延时）。锅炉主控、汽机调门按照该实际压力指令分别调整燃烧、调门回拉。 在协调方式下，一定要投入滑压自动，此时目标负荷、负荷高限、负荷低限、负荷变化率、目标压力、压力高限、压力低限、压力变化率均起作用，在其它参数设置合适的情况下，升降负荷时，控制员只需设定目标负荷即可。 在汽机跟随或锅炉跟随运行方式下，此时只有目标压力、压力高限、压力低限、压力变化率起作用，目标负荷、负荷高限、负荷低限、负荷变化率不起作用，此时控制员应把负荷高限、负荷低限彻底放开，负荷高限可设置为320MW，负荷低限可设置为100MW。否则影响目标负荷、单元负荷指令、实际负荷指令跟

18、踪。 在基本方式下，目标压力、压力高限、压力低限、压力变化率、目标负荷、负荷高限、负荷低限、负荷变化率都不起作用，此时控制员应把压力高限、压力低限、负荷高限、负荷低限彻底放开，压力高限可设置为17.5MPa，压力高限可设置为5MPa ，负荷高限可设置为320MW，负荷低限可设置为100MW。否则影响目标负荷、单元负荷指令、实际负荷指令、目标压力、压力指令、实际压力指令跟踪。 增闭锁、减闭锁：当出现煤量上、下限影响煤量调整时会出现闭锁报警，当压力、负荷的上、下限影响到协调调整时会出现闭锁报警。当出现煤量上、下限影响，不能进行煤量调整时，会闭锁锅炉主控，这样能够达到步调一致，否则可能出现风、煤

19、不匹配现象，影响锅炉稳燃。 锅炉主控：锅炉主控接收机组协调的指令，通过一系列运算或逻辑判断改变炉主控的输出，调节煤量、风量、一次风压、炉膛负压等，从而保证锅炉侧参数、蒸汽流量、主汽压满足机组协调需要。 3.2.9协调运行注意事项： 为防止中调下达的负荷指令变化大，可以通过调整负荷上限或下限来限制变负荷速度。 为防止压力超限，可以通过设定压力上下限、压力变化率来控制压力变化速度。投入压力自动前，要先检查设定压力与实际压力偏差不要大于0.2Mpa。 协调投入时，磨煤机煤量的上下限要设好，建议设在45—70%为好（对应煤量为27—42t/h），特别是上限不要超过70%，防止某台磨断煤或跳闸

20、造成其他磨煤量剧增造成满煤。 目前情况下，当机组发生异常事故时，应立即解除协调，进行手动处理。 3.3 燃料主控系统 3.3.1 当锅炉主控输出发生变化时，燃料主控系统在调整燃料量，使锅炉燃烧满足机组负荷要求，此时送引风系统也应作相应调整。(磨煤机投入燃料自动控制台数要求是运行台数减一) 3.3.2 燃料主控系统主要由以下两部分组成 a) 燃料主控调节：接受锅炉负荷指令，调节燃料量，输出给煤指令信号。 b) 给煤机控制：燃料主控调节输出的给煤指令信号，根据实际运行情况，合理地分配给各台给煤机，控制给煤机的转速。 3.3.3 控制及过程变量的运算 + + 3.3.3.1 总燃

21、料量的计算，如图3所示： 给煤机给煤量之和 + 总燃料量 Σ Σ 母管燃油流量 + + 总燃油量 回油流量 _ 图3 总燃料量的计算 3.3.3.2 燃料指令的计算，如图4所示： 小选 锅炉主控输出指令 燃料指令 总风量 图4 燃料指令的计算 3

22、.3.3.3 燃料主控PID接受的调节信号，如图5所示： 燃料指令 — 总燃料量 燃料PID调节输出 PID运算 图5 3.3.4 燃料主控回路联锁条件 3.3.4.1切手动条件 a) 给煤机运行时，转速信号品质坏； b) 给煤机运行时，控制指令品质坏； c) 风量控制在手动； d) 给煤机均不在自动方式。 3.3.4.2跟踪条件 3.3.4.2.1 燃料主控M/A站输出跟踪 当所有给煤机均在手动时，燃料主控M/A站输出跟踪各台给煤机输出平均值。 3.3.4.2.2 燃料主控PID跟踪 燃料主控手动时，PID 跟踪M/A站输出值。

23、 3.3.5 给煤机控制（以A给煤机为例） 3.3.5.1 A给煤机转速指令的生成 在自动状态下，燃料主控输出指令+A给煤机偏置信号（运行人员设定）=A给煤机转速控制指令。 3.3.5.2 A给煤机切手动条件 a) A给煤机停运（BMS来）； b) A给煤机运行时，转速信号品质坏； c) A给煤机转速控制信号与转速信号偏差大； d) A给煤机控制信号品质坏。 跟踪条件：当BMS发跟踪指令时，给煤机控制输出跟踪给煤机转速信号。 3.3.6 检修项目 a) 主汽压力、汽包压力、调节级压力等变送器与通道的检查与校验； b) 给煤机控制指令及反馈信号的检查； c) 系统联锁

24、回路的检查。 3.3.7 检修要求及步骤 3.3.7.1 变送器与通道的检查 a) 变送器校验合格，安装正确，一次门、二次门应在全开位置，接头无渗漏； b) 变送器接线正确无松动,端子标号清晰； c) 通道加信号校验合格，系统组态参数设置正确。 3.3.7.2 燃料主控投自动顺序：先投给煤机自动，再投燃料主控自动 3.4 氧量、送风控制系统 3.4.1当锅炉主控发生变化时，为保证锅炉燃烧经济性和安全性，除燃料主控应做出调整外，送风系统也应尽快进行调节，使风煤比例达到最佳配置。 3.4.2氧量调节系统 在自动状态下左右侧氧量经过低选后再与设定值进行偏差运算，然后进入PID调

25、节器，调节器输出信号去进行风量校正。 3.4.2.1切手动条件 a) 氧量信号与设定值偏差大； b) 氧量信号品质坏； c) 主汽流量品质坏； d) 送风控制在手动。 3.4.2.2跟踪条件 a) 当送风控制在手动时，氧量控制M/A站控制输出跟踪定值为“50”； b) 氧量控制在手动时，其PID 调节器输出跟踪M/A站输出。 3.4.2.3氧量控制闭锁增条件 a) 炉膛压力低于—0.3Kpa； b) 闭锁送风控制减信号发。 3.4.2.4氧量控制闭锁减条件 a) 炉膛压力高于0.3Kpa； b) 闭锁送风控制增信号发。 3.4.3 风量调节回路 3.4.3.1总

26、风量的计算，如图6所示： 磨煤机一次风量之和 左侧二次风 总一次风量 总二次风量 总风量 右侧二次风量 Σ Σ + + + + + 图6 总风量的计算 3.4.3.2 校正总风量的计算，如图7所示： 总风量 校正总风量 相乘 函数转换 氧量控制输出 3.4.3.3风量控制设定的计算，如图8所示： 燃料指令(滞后信号) 总燃料量 风量指令 校正总风量 设自动时 保持 风量控制 设定值 大选 Σ Σ - + + 图8 风量控制设定的

27、计算 3.4.3.4风量主控PID接受的调节信号，如图9所示： 风量PID调节输出 PID运算 风量控制设定值 – 校正总风量 投入自动的送风机数 图9 接受的调节信号 3.4.3.5手动时的跟踪关系 在送风机在手动时，风量设定值跟踪校正风量，调节器输出跟踪两台送风机控制输出的平均值。 3.4.3.6闭锁风量控制增条件 a) A送风机在自动，B送风机在手动，A送风机控制输出在最大； b) B送风机在自动，A送风机在手动，B送风机控制输出在最大； c) A、B送风机均在自动，A、B送风机输出均在最大； d) 引风控制在最大；

28、 e) 炉膛压力高于0.35Kpa。 3.4.3.7闭锁风量控制减条件 a) A送风机在自动，B送风机在手动，A送风机控制输出在最小； b) B送风机在自动，A送风机在手动，B送风机控制输出在最小； c) A、B送风机均在自动，A、B送风机输出均在最小； d) 炉膛压力低于-0.35Kpa。 3.4.4 A送风机动叶控制 3.4.4.1 A送风机动叶控制指令 风量PID调节输出+送风机偏置=A送风机动叶控制指令。 3.4.4.2 A送风机切手动条件 a) 风量设定与校正风量偏差大； b) 风量信号品质坏； c) A送风机动叶执行器故障； d) 引风调节在手动； e

29、) A送风机停止； f) MFT动作。 跟踪条件：当输出指令品质坏时，M/A站跟踪执行器反馈信号。 3.4.5 B送风机动叶控制 3.4.5.1 B送风机动叶控制指令 风量PID调节输出—送风机偏置=B送风机动叶控制指令。 3.4.5.2 B送风机切手动条件（请参照：4.4.2） 3.4.6 当A、B送风机都为自动时，运行人员可在B送风机M/A站上设置偏置；当一台以上送风机在手动时，偏置信号=B送风机输出—风量控制输出。 3.4.7 检修项目 a) 风量变送器、氧量变送器及通道校验； b) 执行机构检修； c) 系统联锁回路检查。 3.4.8 检修质量要求 a)

30、 取样管路应通畅无堵塞，胶皮管无裂缝和漏气现象，风量变送器校验合格，接线正确，通道校验准确，系统组态参数设置正确； b) 氧量变送器由温度班负责校验； c) 执行器调校动作正常（具体调校请参照AUMA执行器检修规程）； d) 当系统出现切手动、闭锁增减等情况时，请检查有无联锁条件。 3.5 炉膛压力控制系统 3.5.1 任务 保证炉膛压力维持一定负压值。 3.5.2 炉膛压力调节 其调节按图11所示： PID运算 炉膛压力设定值 — 炉膛压力信号(三选中) 引风PID调节输出 投入自动的机数 送风控制输出指令(前馈信号)

31、 图11 炉膛压力调节 在自动状态下，运行人员可在A引风机档板M/A站上设定炉膛压力定值，在B引风机档板M/A站上设定风机偏置信号，以改变A、B引风机的出力。同时，改变每台风机两个风道档板的偏置，来调整两个风道的出力。 3.5.2.1闭锁炉膛压力调节增条件 a) A引风机在自动，B引风机在手动，A引风机控制输出在最大； b) B引风机在自动，A引风机在手动，B引风机控制输出在最大； c) A、B引风机均在自动，A、B引风机输出均在最大； d) 炉膛压力低于-0.5Kpa。 3.5.2.2闭锁炉膛压力调节减条件 a) A引风机在自动，B引风机在手动，A引风机控制输出在最小；

32、 b) B引风机在自动，A引风机在手动，B引风机控制输出在最小； c) A、B引风机均在自动，A、B引风机输出均在最小； d) 炉膛压力高于0.5Kpa。 3.5.2.3 A侧引风机切手动条件 a) 炉膛压力品质坏； b) 炉膛压力与设定值偏差大； c) A侧引风机静叶挡板调节执行器故障； d) A侧引风机停止； e) MFT动作； f) A侧引风机变频器重故障切至工频调节。 3.5.3 检修项目 a) 炉膛压力变送器、开关校验； b) 执行机构的检查； c) 系统联锁回路的检查。 3.5.4 检修质量要求 a) 取样管路应通畅无堵塞，负压变送器校验合格，接线正

33、确，系统组态参数设置正确； b) 执行器调校动作正常（具体调校请参照罗托克执行器检修规程）； c) 当系统出现切手动、闭锁增减、执行器自动开关等情况时，请检查有无联锁条件。 3.6一次风压控制系统 3.6.1 任务 控制一次风母管压力，保证制粉系统正常运行。 3.6.2 一次风压力调节 其表示如图14所示： 一次风PID调节输出 PID运算 一次风压设定值 — 一次风压力 投入自动的一次风机数 图14 一次风压力调节 在自动状态下，运行人员可在A一次风机档板M/A站上设定一次风压力定值，在B一次风机档板M/A站上

34、设定风机偏置信号，以改变A、B一次风机的出力。 3.6.2.1 闭锁一次风压力调节增条件 a) A一次风机在自动，B一次风机在手动，A一次风机控制输出在最大； b) B一次风机在自动，A一次风机在手动，B一次风机控制输出在最大； c) A、B一次风机均在自动，A、B一次风机控制输出均在最大。 3.6.2.2 闭锁一次风压力调节减条件 a) A一次风机在自动，B一次风机在手动，A一次风机控制输出在最小； b) B一次风机在自动，A一次风机在手动，B一次风机控制输出在最小； c) A、B一次风机均在自动，A、B一次风机控制输出均在最小。 3.6.3检修项目 a) 一次风压变送器

35、的检查校验； b) 执行机构检查； c) 系统联锁回路检查。 3.6.4 检修质量要求 a) 取样管路应通畅无堵塞，变送器校验合格，接线正确，系统组态参数设置正确； b) 执行器调校动作正常（具体调校请参照罗托克执行器检修规程）； c) 系统正常运行时，应无联锁条件出现。 3.7 磨煤机出口风温控制系统 3.7.1 磨煤机出口风温控制均采用单级调节，冷风调门目前均固定在50%左右位置，控制输出只动作热风调门。 3.7.2 切手动条件 a) 磨煤机出口温度品质坏； b) 热风调节执行器故障； c) 冷风调节执行器故障； d) 磨煤机出口温度与设定值偏差大。 3.7

36、.3 跟踪条件 a) BMS发“关热风调门”联锁信号时，M/A站控制输出跟踪“0”，热风调门全关； b) BMS发“开热风调门”联锁信号时，M/A站控制输出跟踪“50”，热风调门开到中间位置； c) 在手动时，设定值跟踪磨煤机出口温度，PID输出跟踪M/A站输出值。 3.7.4 检修项目 a) 温度测点及通道检查； b) 系统联锁回路检查； c) 输出继电器检查； d) 执行器检查和调校。 3.7.5 检修质量要求 a) 温度元件校验合格，接线正确，无氧化和接触不良现象，通道校验合格； b) 系统正常运行时，应无联锁条件出现，执行器死区等参数设置正确； c) 输出通道

37、正常，保险管完好，继电器动作正常，接点接触良好； d) 执行器动作灵活，刹车装置完好（具体调校请参照8.6）。 3.8 磨煤机一次风量控制系统 3.8.1 磨煤机一次风量的计算 磨煤机冷一次风量 + 磨煤机热一次风量 = 磨煤机一次风量 3.8.2 设定值的生成，如图19所示： F(X) 大 选 给煤机转速控制指令 磨一次风量设定值 A\M站 给煤机实际给煤量 磨一次风量 磨混合风门 PID 上限

38、 下限 跟踪值 图19 设定值的生成 3.8.2.1 前馈信号：给煤机转速控制指令（滞后信号）。 3.8.3 切手动条件 a) 磨煤机一次风量与设定值偏差大； b) 磨煤机混合风执行器故障； c) 磨煤机热一次风量品质坏； d) 磨煤机冷一次风量品质坏。 3.8.4跟踪条件 a) BMS发“关混合风调门”联锁信号时，M/A站控制输出跟踪“0”，混合风调门全关； b) BMS发“开混合风调门”联锁信号时，M/A站控制输出跟踪“100”，混合风调门全开； c) 在手动时，设

39、定值跟踪磨煤机一次风量，PID输出跟踪M/A站输出值。 3.8.5 检修项目 a) 风量变送器、开关的检查校验； b) 系统联锁回路检查； c) 继电器检查； d) 执行器检查。 3.8.6 检修质量要求 a) 取样管路应通畅无堵塞，胶皮管无裂缝和漏气现象，变送器校验合格，接线正确，系统组态参数设置正确； b) 系统正常运行时，应无联锁条件出现，执行器死区设置合适； c) 继电器动作正常，接点接触良好； d) 执行器动作灵活。 3.9 锅炉给水控制系统 3.9.1锅炉给水控制系统有两种调节方式：锅炉启动和低负荷阶段，因给水流量和主汽流量信号不准，系统采用单冲量调节；

40、随着机组负荷增加，锅炉蒸发量增大，系统采用三冲量调节。调节方式自动切换逻辑：主汽流量>25%时，单冲量切为三冲量调节；主汽流量<20%或主汽流量品质坏或给水流量品质坏时，三冲量切为单冲量调节。 3.9.2两种控制方式 考虑到给水过程的经济要求，低负荷（150MW）阶段，电动给水泵处于运行状态，系统采用电动给水泵转速勺管控制转速方式；高负荷（150MW以上）时，电动给水调门交由气动给水泵转速控制来满足汽水的对负荷的要求，电动给水泵处于备用停机方式。 电动给水泵与汽动给水泵调节切换方式：电动给水泵在负荷在150MW以上时由运行人员人为的减小电泵指令，同时启动汽泵并加转速指令，逐步增大

41、汽动给水泵转速完全代替电泵运行后，运行人员视气泵本体运行情况稳定后投入给水调节自动控制实现三冲量调节方式，在此之前给水调节为单冲量调节。 电泵启动连锁逻辑： a）汽泵跳闸； b）汽泵前置泵跳闸 （延时1s） 0R 延时3 s AND c）主汽流量—给水流量达到+150 发电机并网 汽泵流量低 AND 电泵允许启动条件： a）汽泵主汽门开到位 电泵缸差温度正常 b) 电泵耦合油压力正常 除氧器液位正常 电泵前置泵入

42、口阀开到位 AND 电泵再循环阀开到位 AND 电泵密封瓦温不高 电泵本体温度不高 c）汽泵主汽门未开？ d）电泵出口阀全关到位 e）电泵出口旁路阀全关到位 电泵自停条件： a）电泵本体温度高高 b）电泵耦合油压力低低跳润滑油系统 c) 除氧器液位低低 OR d）电泵再循环阀未开到位AND 电泵前置泵入口流量低到50T/h AND e）主模件工作正常 3.9.3 汽泵调

43、门控制方式 3.9.3.1切手动条件 a) 汽包水位品质坏； b) 汽包水位与设定值偏差大； c) 汽泵给水调节伺放卡故障； d) MFT动作。 3.9.3.2 跟踪条件 a) 控制指令品质坏时，M/A站输出跟踪主给水调门位置反馈； b) MFT动作时，M/A站输出跟踪“0”信号； c) 手动时，设定值跟踪汽包水位。 3.9.4 检修项目 a) 主汽流量、汽包水位等变送器的校验； b) 执行机构检查； c) 系统联锁回路的检查。 3.9.5 检修质量要求 a) 取样管路无渗漏，变送器校验合格，接线正确，系统参数设置正确； b) 执行机构调校动作正常； c) 系

44、统正常运行时，应无联锁条件出现； 3.10锅炉汽温控制系统 3.10.1过热汽温采用采用串级调节，控制逻辑和联锁回路基本一样，设定值由运行人员在M/A站上设定，也可通过主汽流量自动给定。 3.10.1.1切手动条件 a) 过热器/再热器入口温度（导前温度）品质坏； b) 过热器/再热器出口温度（被调温度）品质坏； c) 过热器/再热器出口温度与设定值偏差大； d) 主汽流量<10%； e) MFT动作； f) 调节执行器故障。 3.10.2检修项目 a) 温度测点及通道检查； b) 系统联锁回路检查； c) 执行器检查和调校。 3.10.3 检修质量要求 a)

45、 温度元件校验合格，接线正确，补偿导线无氧化和接触不良现象，通道校验合格； b) 系统正常运行时，应无联锁条件出现； c) 执行机构调校动作正常。 4 模拟量控制系统试验制度 为了检查机组模拟量控制系统适应负荷变化的能力，确保自动装置安全可靠，对重要的模拟量控制系统应进行定期扰动试验。因此依据《DL/T 774—2004 火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》、《DL/T657—2006火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》及集团公司定期工作标准，特制定本制度。 4.1 模拟量控制系统定期试验及检查项目 项目内容 周期 标准 负责岗位 备注 AGC模拟量输入检

46、查 1月 远动送来的AGC指令与DCS侧接收的AGC指令信号一致，误差≤0.5％（负荷定值） 设备专责 AGC远动通信检查 1月 与调度主站通信正常 远动检修 AGC状态量输入检查 1月 上传调度主站AGC状态信号与AGC就地运行状态一致 远动检修 AGC模拟量输出检查 1月 调度主站下传AGC指令与厂站侧模拟量AGC指令输出一致，误差≤0.25％（4-20mA电流输出） 远动检修 AGC模拟量输入检查 1月 采集的量与现场实际一致，误差≤0.25％（4-20mA电流输入） 远动检修 CCS负荷变动试验 6月 1、调整机组负荷

47、到试验负荷段，稳定机组运行工况；在机炉协调控制方式下，负荷指令以直吹式机组2％Pe/min或3％Pe/min的变化速率、中储式机组3％Pe/min或4％Pe/min的变化速率、ΔP=15％Pe的负荷变动量进行单方向变动试验；待机组负荷及各主要参数稳定运行10min后，再进行反方向的变动试验；增减负荷试验各进行1～3次，可选择其中一次的试验数据作为验收测试结果。 2、当机组运行工况稳定（机组负荷稳定，或机组给定负荷变化速率小于1％Pe/min，且各子系统无明显内外扰动）后，分别记录机组各主要参数变化曲线（试验时间不少于1h，也可利用DCS的历史数据），将各参数波动量最大偏差数据填入表中。 3

48、、负荷变动试验时，CCS及各控制子系统被调参数的动态、稳态品质指标应满足相关要求。 集控运行 联系电网调度进行试验，也可结合电网调度对AGC的考核试验进行，如条件不具备在日常的升降负荷过程中进行试验 给水定值扰动试验 6月 1、控制系统正常工作时，给水流量应随蒸汽流量迅速变化；在汽包水位正常时，给水流量与蒸汽流量应基本相等。 2、稳态品质指标：±25mm；控制系统的执行机构不应频繁动作。 3、水位定值扰动（扰动量为： 60mm）：过渡过程衰减率0.7～0.8。稳定时间为：小于5min 集控运行 汽温定值扰动试验 6月 汽温控制系统的品质指标（负荷范围70％～100％）

49、： a）稳态品质指标：过热汽温:为±3℃；再热蒸汽:±4℃；执行器不应频繁动作。 b）过热汽温和再热汽温给定值改变±5℃时，过渡过程衰减率Ψ=0.75～1；稳定时间为小于20min。 c）机炉协调控制方式下的动态、稳态品质指标符合相关要求。 集控运行 炉膛压力定值扰动试验 6月 炉膛压力控制系统品质指标（负荷范围70％～100％）： a）稳态品质指标：±100Pa。 b）炉膛压力定值扰动（扰动量±150Pa）：过渡过程衰减率Ψ=0.75～0.9；稳定时间小于1min。 c）机炉协调控制方式下，300MW及以上机组稳态品质指标±100Pa。 集控运行 风量、氧

50、量定值扰动试验 6月 风量氧量控制系统品质指标（负荷范围70％～100％）： a）氧量稳态品质指标：±1％。 b）燃烧率指令增加时，风量应能在30s内变化，氧量应能在1min内变化。 c）风压/差压定值扰动（扰动量：±150Pa）：过渡过程衰减率Ψ=0.75～0.9；稳定时间为小于50s。 集控运行 一次风压定值扰动试验 6月 一次风压控制系统品质指标（负荷范围70％～100％） a）稳态品质指标：±100Pa。 b）一次风压给定值改变300Pa时，过渡过程衰减率Ψ=0.75～1；稳定时间为小于50s。 集控运行 磨煤机控制系统定值扰动试验 6月 钢球磨煤

51、机入口风压控制系统（中储式制粉系统）品质指标 a）稳态品质指标：±40Pa。 b）磨煤机入口风压给定值改变50Pa时，过渡过程衰减率Ψ=0.75～0.9，稳定时间小于20s。 c）磨煤机入口高、低温风挡板开度改变10％时，控制系统应能在30s内消除扰动。 集控运行 除氧器水位定值扰动试验 6月 除氧器水位控制系统品质指标（负荷范围70％～100％） a）稳态品质指标：±20mm。 b）当水位给定值改变100mm时，过渡过程衰减率Ψ=0.7～0.8；稳定时间为小于20min。 集控运行 加热器水位定值扰动试验 6月 加热器水位控制系统品质指标（负荷范围70％～1

52、00％）： a）稳态品质指标：±20mm（立式），±10mm（卧式）。 b）定值扰动（立式50mm、卧式30mm）时，过渡过程衰减率Ψ=0.75～1。 集控运行 凝汽器水位定值扰动试验 6月 凝汽器水位控制系统品质指标（负荷范围70％～100％）： a）稳态品质指标：±20mm。 b）凝汽器水位给定值改变50mm时，上升方向过渡过程衰减率Ψ=0.75～1；稳定时间小于8min。 集控运行 一次调频性能试验 大修后 符合电网需求和考核细则 集控运行 其他辅助设备自动控制系统定值扰动试验 1年 一、其他辅助设备自动控制系统主要有以下单回路自动控制系统：

53、 1、空气预热器冷端温度控制 2、凝结水再循环流量控制 3、燃油压力控制 4、辅助蒸汽温度控制 5、暖风器疏水箱水位控制 6、密封风滤网差压控制 7、闭式水压力控制 8、闭式水温度控制 9、闭式水膨胀水箱水位控制 10、汽轮机润滑油温控制 11、发电机定冷水温度控制 12、发电机氢温控制 13、发电机密封油温控制 14、电泵工作油温控制 15、汽泵润滑油温控制 16、脱硫系统入口压力定值扰动试验 二、品质指标（负荷范围70％～100％）： 1、稳态品质指标：给定值附近，不振荡。 2、定值扰动时，控制系统衰减率Ψ=0.75～1。 集控运行 4.2模拟量

54、控制系统试验要求： 4.2.1投入运行的模拟量控制系统应定期做扰动试验，试验周期一般不超过半年。扰动试验分为内扰试验和外扰试验。除定期试验外，出现下列情况时也应做扰动试验： a、 设备大修 b、 控制策略变动 c、 调节参数有较大修改 d、 模拟量控制系统发生异常 4.2.2试验前应编写试验措施，经审批后方可执行。试验结束后，应填写试验报告。试验结果如达不到规定的调节品质的要求，应分析原因，提出解决对策。 4.2.3内扰试验（包括定值扰动） 内扰试验应在70%负荷以上进行，扰动量宜为被调介质满量程的10%。调节过程衰减率应在0.7-0.9，被调节量的峰值不应达到保护动作值（对于

55、主蒸汽压力和负荷控制系统，衰减率应在0.9-0.95）。 4.2.4外扰试验（负荷扰动） 负荷扰动试验应在机组负荷70%以上进行，负荷变化分慢、中、快三种工况，各工况下机组主要参数变化范围见下表1。 机组各主要被调参数的动态、稳态品质指标（表1） 参数 负荷变动试验动态品质指标 AGC负荷跟随试验动态品质指标 稳态品质指标 直吹式机组 中储式机组 直吹式机组 中储式机组 300MW等级以下机组 300MW等级及以上 机组 ① ② ③ ④ ⑤ ⑥ 负荷指令变化速率 % Pe /min 2 2 3 3 3 4 1.5 2.0 实际负荷变

56、化速率 % Pe /min ≥1.5 ≥1.5 ≥2.2 ≥2.5 ≥2.5 ≥3.2 ≥1.0 ≥1.5 — — 负荷响应纯 迟延时间 s 120 90 90 60 40 40 90 40 — — 负荷偏差 %Pe ±3 ±3 ±3 ±3 ±3 ±3 ±5 ±5 ±1.5 ±1.5 主蒸汽压力 MPa ±0.6 ±0.5 ±0.5 ±0.5 ±0.5 ±0.5 ±0.6 ±0.5 ±0.2 ±0.3 主蒸汽温度 ℃ ±10 ±8 ±8 ±10 ±8 ±8 ±10 ±10 ±

57、2 ±3 再热蒸汽温度 ℃ ±12 ±10 ±10 ±12 ±10 ±10 ±12 ±12 ±3 ±4 汽包水位 mm ±60 ±40 ±40 ±60 ±40 ±40 ±60 ±60 ±20 ±25 炉膛压力 Pa ±200 ±150 ±150 ±200 ±150 ±150 ±200 ±200 ±50 ±100 烟气含氧量 % — — — — — — — — ±1 ±1 注1：600MW等级直吹式机组：指标①为合格指标，指标②为优良指标。 注2：600MW等级以下直吹式机组：指标②为合格指标，

58、指标③为优良指标。 注3：300MW等级及以上中储式机组：指标④为合格指标，指标⑤为优良指标。 注4：300MW等级以下中储式机组：指标⑤为合格指标，指标⑥为优良指标 4.2.5控制系统扰动试验应在机组设计的正常工况下进行：机组负荷范围应在70％～100％额定负荷范围；燃用设计煤种或校核煤种；试验前主蒸汽压力稳定在设计参数值；主蒸汽温度在设计额定数值；再热蒸汽温度在设计额定数值。 4.2.6测试数据测取方法及使用仪器仪表 各项试验所需记录参数的信号一般取自系统中有关参数的变送器。变送器应有在有效期内，并具有合格的检定证书。试验所需记录参数编入历史趋势站,试验结束后，打印记录并保存。

59、 4.2.7试验周期 半年做一次 4.3机炉协调系统功能测试 4.3.1机炉协调系统运行方式、给定方式切换试验 机炉协调系统的AGC、机炉协调、锅炉跟踪、汽轮机跟踪、手动等运行方式，各有一定的投运、切换条件，在相应的投运、切换条件下，手动或自动地进行协调系统运行方式、给定方式的切换。 4.3.2机组负荷指令闭锁功能测试 在某一给定负荷变化速率(如9MW/min，以300MW机组举例，66OMW参考表1，下同)下，阶跃增加(或减小)机组负荷指令30MW～45MW。在机组负荷变化过程中的某一时刻，改变引起机组负荷指令闭锁增(或减)的某一条件的允许最大(或最小)限值，使机

60、组处于增(或减)负荷闭锁工况。 试验结束后，将试验结果记入下表2中。 机炉协调系统功能测试结果（表2） 测 试 项 目 测 试 结 果 备注 机炉协调系统基本方式（BASE）切为锅炉跟随（BF）方式试验     机炉协调系统基本方式（BASE）切为汽机跟随（TF）方式试验     机炉协调系统锅炉跟随（BF）方式切为机炉协调控制（CCS）方式     机炉协调系统汽机跟随（TF）方式切为机炉协调控制（CCS）方式     机炉协调系统协调控制（CCS）方式切为锅炉跟随（BF）方式试验 机炉协调系统协调控制（CCS）方式切为汽

61、机跟随（TF）方式试验     机炉协调系统锅炉跟随（BF）方式切为基本方式（BASE）试验 机炉协调系统汽机跟随（TF）方式切为基本方式（BASE）试验 机组负荷指令闭锁功能测试 4.4机炉协调系统性能测试 4.4.1机组负荷稳定工况试验 机炉协调系统在机炉协调方式下工作。在机组运行工况稳定(机组负荷稳定，或机组给定负荷变化速率小于3MW/min，且各子系统无明显内外扰动)时，分别记录机组各主要参数变化曲线(试验时间不少于1h)，将各参数波动量最大偏差数据填入附表中。 4.4.2机组负荷指令变化扰动试验。 机炉协调系统在机炉协调方式下工作。机组负荷

62、稳定，分别在9MW/min及15MW/min的给定负荷变化速率下，阶跃增加(或减少)机组负荷指令30MW～45MW，记录有关参数。待机组功率稳定后，阶跃减少(或增加)机组负荷指令PD，记录有关参数。每一给定负荷变化速率下，增减负荷指令试验交替进行。增减指令试验各进行三次。将各参数动态偏差平均值填入附表中。 4.5机炉协调系统试验品质指标 系统功能测试，主要看其在规定的条件下，机炉协调系统的各种运行方式，或各子系统的自动、手动方式能否正常投入或切换；机炉协调方式下，有关功能能否正常实现。机炉协调系统运行方式切换及各子系统自动、手动方式切换应是无扰动的。机组协调系统在机炉协调方式下，在机组负荷

63、稳定及机组负荷变化时，机炉协调系统的静态、动态品质指标见表1 4.6模拟量控制系统试验后存档资料 存档资料应包括： 1、试验方案 2、试验报告或试验结果记录卡 3、试验数据趋势记录 附： 表1机炉协调系统功能测试结果 测试项目 功能测试正常的 被抽查系统或回路 功能测试有缺陷的 被抽查系统或回路 控制方式 无扰切换 AGC远方/就地     协调/锅炉跟随/汽轮机跟随     控制系统手/自动     给水控制系统单/三冲量     其他无扰切换     偏差报警 测量信号偏差报警     执行器偏差报警    

64、 调节器偏差报警     其他偏差报警     方向性 闭锁保护 协调控制系统负荷指令增/减闭锁     炉膛压力高/低 送引风机动叶调节开/关闭锁     燃料量和风量交叉限制     其他方向性闭锁     超驰控制 保护 CCS负荷指令迫增/迫降     炉膛压力防内爆超驰保护控制     机组启停时磨煤机超驰控制     其他超驰控制保护功能       表2机炉协调系统性能测试结果 参数 负荷变动试验 动态品质指标 AGC负荷跟随试验动态品质指标 稳态品质指标 辅机故障减 负荷 （RB）偏差

65、 （ΔP= 50%Pe） 直吹式机组 中储式机组 直吹式机组 中储式机组 300MW 等级以下机组 300MW等级及以上机组 ① ② ③ ④ ⑤ ⑥ 负荷指令变化速率 %Pe /min 2 2 3 3 3 4 1.5 2.0 实际负荷 变化速率 %Pe/min 允许值 ≥1.5 ≥1.5 ≥2.2 ≥2.5 ≥2.5 ≥3.2 ≥1.0 ≥1.5 — — — 实测值                       负荷响应纯迟延时间s 允许值 120 90 90 60 40 40

66、90 40 — — — 实测值                       负荷偏差 %Pe 允许值 ±3 ±3 ±3 ±3 ±3 ±3 ±5 ±5 ±1.5 ±1.5 — 实测值                       主蒸汽压力 MPa 允许值 ±0.6 ±0.5 ±0.5 ±0.5 ±0.5 ±0.5 ±0.6 ±0.5 ±0.2 ±0.3 — 实测值                       主蒸汽温度 ℃ 允许值 ±10 ±8 ±8 ±10 ±8 ±8 ±10 ±10 ±2 ±3 — 实测值                       再热蒸汽温度 ℃ 允许值 ±12 ±10 ±10 ±12 ±10 ±10 ±12 ±12 ±3 ±4 — 实测值                       汽包水位 mm 允许值 ±60 ±