600MW火电机组热控系统技术资料汇编

600MW火电机组热控系统技术资料汇编

目录

序名称页次

一、概述 2

二、数据采集系统(DAS ) 6

三、模拟量控制系统 (MCS) 12

四、顺序控制系统(SCS ) 34

五、炉膛安全监控系统(FSSS ) 67

六、汽机安全监视系统(TSI )及其紧急跳闸系统(ETS) 98

七、主机数字电液控制系统( DEH )及汽泵小机电液控制系统( MEH ) 103

八、高、低压旁路控制系统( BPS ) 123

九、基地式控制系统 134

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2 600MW 火电机组热控系统技术资料汇编

一、概述

单机容量的扩大，起停过程中的监控点急剧增多，300 MW 机组监视点5000 ~ 6500点，600 MW 机组就多达8000 ~ 9000点，越来越多的机组还将发电机—变压器组及厂用电的监控也纳入了分散控制系统 (以下简称DCS) 后，监视点一般都达到7000点以上，控制对象1300多个，机组起停时操作项目450多项，远远超出人工脑力、体力所能达到的能力。大型机组的起停，参数变化快、操作项目多，且各控制对象之间关联复杂，操作稍一失误，即造成严重后果。可以这样说，现代化大型火电机组，离开高度自动化热控装备，将寸步难行，热控自动化是现代化大型火电机组的生命线，当之无愧。

火电机组热控自动化装备就其功能划分，由热工检测、自动调节（模拟量控制）、自动控制（开关量顺序控制）及热工保护和信号（超限报警）四部分组成。其控制结构层次框图，见图—1所示。

图—1 火电机组热控系统控制结构层次框图

1．热工检测 是指自动地进行检测反映机组生产过程各热力参数和设备工况的装备,它为运行人员提供机组运行操作依据, 是电厂热控自动化的工作基础。热工检测装备包括各种测量一次元件(水银温度计、热电偶、热电阻、流量节流装置、水位取样装置、机械位移测量等)；各种变送器(压力、流量、水位、温度、转速、振动、胀差等)；各类显示设备(指示表、记录表、CRT 阴极射线管等)。

2．自动调节（模拟量控制）是指自动地调节机组运行过程各热力参数，使其维持在规定的范围内或按一定的规律变化的装备，以减少运行人员监控劳动强度，和减少人为误操作。自动调节装备包括各类调节器(基地式调节器、单回路调节器、可编程调节器、和分散控制系统中的多功能控制器等)；各类执行机构(电动执行机构、气动执行机构、电动门和挡板等)；控制盘台上或CRT上的硬、软件操作设备；及其相关一次测量元件。

3．自动控制（开关量顺序控制）是指按预定的条件或时间或步骤，对机组设备或系统自动地依此进行一系列操作，以改变设备启停或开关运行工况的装备，为此也被叫作逻辑控制或两位式控制。大型机组的启停或故障处理，涉及操作对象多而复杂，顺序控制系统减少运行人员监控量，减少误判误操作的可能性。自动控制装备包括各类控制器(继电器式步进器或控制器、可编程控制器、和分散控制系统中的多功能控制器等)；各类电动机、电动门和挡板等；控制盘台上或CRT上的硬、软件操作设备；及其相关一次测量元件。

4．热工保护和信号是指当机组启停或运行中发生危及设备和人身安全时，自动地采取保护动作措施或向运行人员示警的装备，以防止事故发生或避免事故扩大化。热工保护有联锁保护和跳闸保护两类，联锁保护是当局部设备故障，按预定顺序启动或解除备用设备，以维持机组原负荷或减负荷运行。跳闸保护是当发生重大设备故障，及设备和人身安全时，实施跳闸保护，停止机组(部分设备)运行，以避免事故扩大。热工信号有CRT屏幕显示和光字牌灯光音响报警两类，当机组运行过程参数高、低值超限时，CRT屏幕上进行报警显示，并作为历史数据进行贮存。机组运行重要过程参数超限时，除CRT屏幕报警显示外，另用光字牌灯光音响示警，以醒目和振耳地引起运行人员注意。

当前火电机组大都采取单元机组集中控制模式，并且200MW及以上机组，又无例外地均采用DCS系统。自20世纪80年代起，电厂热控自动化装备推出DCS系统以来，热工检测、自动调节、自动控制及热工保护和信号四个部分已被融合在一起，形成一个信息资源共享有机综合体，你中有我、我中有你，功能上密切相连地不再能明显区分。一台配置DCS系统的大型火电机组，其配套热工监控分系统示意图见图—2所示。

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图—2 大型火电机组配套热工监控分系统示意图

一台具体的600MW 火电机组，因其炉型、制粉、烟风、机型、热力系统、外围设备等配备不同, 其热工监视和控制系统的配置规模会有所区别。机组热控系统通常划分为单元机组及其热力系统监控，以及外围设备及其系统监控两部分。 单元机组及其热力系统的热控设备，又由DCS 主要监控系统和独立于DCS 系统之外的热工监控设备所组成。有的机组此两者之间既各自独立，又互相通讯，交换信息，资源共享。

火电机组热控DCS 主监控系统，通常由数据采集系统( 以下简称DAS ) 、模拟量控制系统( 以下简称MCS ) 、顺序控制系统( 以下简称SCS ) 、炉膛安全监控系统( 以下简称FSSS ) 、汽机安全监视系统( 以下简称TSI )

、数字电液控制

系统( 以下简称DEH ) 、微机电液控制系统( 以下简称MEH ) 、汽机紧急跳闸系统( 以下简称ETS) 、高低压旁路控制系统( 以下简称BPS ) 、电气顺控系统( 以下简称ECS）等分系统组成，其中DAS、MCS、SCS按主机组传统习惯，又被划分为锅炉、汽机、除氧给水等几部分。DCS组成及各分系统之间联系框图，见图—3所示。

图—3 DCS组成及各分系统之间联系框图

火电机组独立于DCS系统之外的热工监控系统，因主机及其热力系统配备的不同,这部分热控系统的配置随意性较大，一般情况下，锅炉侧有：炉膛与烟道吹灰程控系统、锅炉泄漏监视系统、炉侧基地式调节系统 (包括气动基地式调节器和可编程调节器<即电动基地式调节器>)、炉膛火焰和汽包水位工业电视系统、电除尘灰斗与省煤器灰斗出灰程控系统，炉底渣斗水力出渣程控系统、炉侧热工信号报警系统，汽机侧有：凝汽器胶球清洗程控系统、凝结水精处理程控系统、补给水处理程控系统、机侧基地式调节系统、机侧热工信号报警系统。

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全厂性外围设备及其系统的热工监控系统，通常配置有：入厂煤称重式翻车机程控系统、煤场轮斗机程控系统、输煤皮带及其实物校验装置程控系统、厂区出灰出渣程控系统、全厂消防监控系统、全厂空调控制系统。

二、数据采集系统(DAS )

概述：

自从功能强大的DCS系统问世后，数据采集系统(DAS)作为 DCS中的一个分系统(一个控制节点)，取代了大量的传统盘装显示仪表，且其信息资源与DCS系统中其它分系统共享，成为DCS系统赖以正常工作的基础，对电厂安全、经济运行起着不可替代的重要作用。

多微机DAS系统由I / O (输入 / 输出) 通道、高速数据通讯网络、人－机接口装置(操作员站；工程师站、CRT及键盘；打印机；软盘驱动器、光盘刻录机等)三部分组成，其总体结构示意图，见图－4所示。

DAS系统的主要功能：

画面显示(静态、动态、动态数组、实时趋势、历史趋势、棒图、报警总貌、设备状态和系统状态等)；系统报警(模拟量、开关量、设备和系统状态等)；打印(日志、报警、事故顺序记录、事故追忆、趋势、操作、召唤和硬考贝等)；存储(本机、异机和分布等历史数据库)；统计分析(燃料量、厂用电量、过程参数变量、主设备运行 / 停役时间、主要辅助机械运行 / 停役时间和机组寿命等)；性能计算(机 / 电 / 炉主设备效率、主要辅助机械效率、汽耗、热耗、煤耗、汽轮机寿命等)；操作指导(静态、动态、智能动态)；事件顺序记录仪 (事件触发、事件记录和事故追忆)等。

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图－4 DAS系统总体结构示意图

1．进入DAS系统I / O 通道的过程变量测点有模拟量、开关量、脉冲量三大类：(1) 模拟量有TC热电偶(分度号：S、R、J、K、E、T、B、EA－2等)，RTD

热电阻 (分度号：Pt100、Cu50等)，电流 (4～20mA . DC、0～10mA . DC、0～20mA . DC等)，电压(1～5V . DC、0～5V . DC、0～10V . DC等) 四种信号，用以模拟压力、温度、流量、液位、质量等各种过程变量。

(2) 开关量有“1”态、“0”态两状态，用以模拟机组阀门、挡板开关阀位的

周期型变量，和泵、风机等辅助机械启停位置的中断型变量。

(3) 脉冲量用以模拟频率、转速等过程变量。

一台600MW机组，需采集的过程变量有6000～7000点之多，且分布在机组各个部位，量多距离远，大量仪表电缆集中到集控室，加大施工工作量和成本。近年来开发发展起来的智能测量前端现场总线(其代表产品为南京工程兵工程学院的893－IDCN分布式智能数据采集网络)，将现场测点都连接在一条现场总线上，通过通信适配卡与DCS主机通信，构成DCS系统。现场总线最长可达1200m ，每根总线可接50块智能测量前端(IDCB)，每块智能测量前端可接20个测点，一条总线总容量为1000个测点。通过智能测量前端对过程变量进行预处理，以数字通信方式进入DCS系统，使DCS主机负荷率大为减少，也减少了仪表电缆施工工作量。

2．DCS系统的CRT屏幕画面显示，有如下几种：

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(1) 模拟图用以显示机组概貌，机、电、炉、厂用电等局部工艺流程图，画面中

标有、温度、流量、液位、开关阀位、辅机状态、电气量等过程参数变量。(2) 棒状图用以对同类型参数作水平或垂直比较，以形象地显示数值大小或越限

状况。

(3) 曲线图用以显示机组的启停曲线，过程参数变量的趋势曲线、历史曲线等。

(4) 相关图用以以某一主要参数为中心，与相关参数组成对比画面，以便对主要

参数作综合分析和监视。

(5) 成组显示用以对同一分系统的点号、名称、参数变量、越限情况、成组开关

量等的信息，在同一画面中显示。

(6) 检索画面用以对标号、目录、报警、保护切除、开关跳变等进行检索。

(7) 报警画面用以显示新发生的越限报警，所在报警点闪光，确认后变平光。

(8) 调节控制画面用以显示调节回路的过程变量、给定值、输出值，以及手/自

动切换、增 / 减操作显示。

(9) 程序控制画面用以显示程控回路的逻辑流程图、程控允许条件，以及启/停

或开/关操作，及其状态显示。

(10) 诊断显示用以对分系统和子系统的类型、状态、故障(事件)发生时间、故

障次数、事件类型描述显示，以及CPU (中心处理单元)的负荷率、存储器的利用率等的显示(使用数字或棒状图形式表示)。

一台600MW机组，一般有300～500幅画面，调用画面通常要求操作次数不超过3次，重要画面不超过1～2次。画面调用流程设计成，纵向和横向交叉进行，形成金字塔形结构。一般有如下5种方法(以INFI－90为例)：

(1)通过总图及其调用指导流程，进行调用目标画面。

(2)通过主菜单，调用系统图、控制图、状态图、趋势图。

(3)通过专门定义的功能键(F1～(F32 )直接调用画面。

(4)通过报警显示选择器(1～64个ADS键)，调用报警画面。

(5)通过文件名字显示键，调用指定名字的显示画面。

3．DAS系统通常具备如下制表打印功能：

(1) 定期制表打印分值(班)、日报表等，在每值、日结束时自动制表打印。内容

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有指定过程参数的每小时的测量值、平均值、累计值，一次性完成打印。也可人工召唤即时打印或全天追忆打印。

(2) 随机打印分越限报警和开关变态两种模式

a) 越限报警当所选过程参数越限时，自动打印其点号、名称、参数越限实

际值及其给定值、越限和复位时间。也可人工召唤报警打印。

b) 开关量变态当周期型开关量变态时，自动打印其点号、名称、操作性

质、时间。

(3) 事件顺序记录当中断型开关量动作时，按动作时间先后，自动打印其点号、

名称、动作性质、时间。一台600MW机组的接入点数，通常在128～256点的范围内，各点之间的分辨率要求为1 ms 。如果分辨率达不到1 ms ，则需另配置分辨率为1 ms 的事件顺序记录仪 (SOE)。

(4) 事故追忆打印当机组出现事故跳闸后，将事故前后的若干时间内 (通常在

5～15分钟内，连续可调)，打印指定的相关过程变量，每一起事故可记录60点参数。并按一定时间间隔(通常为10～20s)，重复打印过程参数变化值。事故性质最多可划分为6组，某厂一台600MW机组，其6组事故触发点为锅炉主燃料跳闸 (MFT)；发电机并网，汽机紧急跳闸 (ETS)；电气主设备跳闸；汽机凝汽器真空低跳闸；电气外部线路故障快速键负荷 (FCB)；任一台汽动给水泵跳闸。

(5) CRT屏幕显示拷贝 CRT上显示的系统图、控制图、状态图、趋势图、过程

参数、各种表格，均可人为拷贝打印。

4．在线性能计算

DCS系统除了对自I / O通道来的过程参数，进行二次计算 (补偿计算、变化率、累计、平均、差值、平方根、最大值、最小值、函数曲线等 )之外。某厂一台600MW机组，还进行如下6项在线性能计算：

(1) 汽机效率计算对高、中、低压缸，分别进行热效率计算。

(2) 锅炉效率计算用热损失法或输入输出法，进行锅炉热效率计算。

(3) 凝汽器性能计算计算理想传热系数和实际传热系数，以及两者的比值。

(4) 高压加热器效率计算计算三台高压加热器的冷热端温差、温升。

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(5) 空预器效率计算以实际效率与理想效率之比值，表征总效率。

(6) 机组质量与能量平衡计算计算汽耗、热耗、汽水流量平衡、机组效率等。

在线性能计算的关键点，在于给出正确和合理的计算公式，以及可靠的现场测量数据。上述性能计算，每10 min进行一次，所取过程参数值，为该点10 min 的平均值。

DAS运行、维修、调试注意点：

1．DAS接地系统应符合如下要求：

（1）DAS系统应有稳定、可靠的接地，接地电阻应符合制造厂的规定。制造厂无规定时，接地电阻一般不大于2Ω，接地点可利用全厂安全接地

网。全厂安全接地网不符合计算机接地要求或计算机制造厂对接地有特

别要求时，需设置计算机独立接地网。

（2）当DAS是独立接地网时，应与全厂安全接地网保持10m以上距离，当需与全厂安全接地网相连时，使用带绝缘的单芯多股铜绞合导线连接。

（3）DAS系统应设总接地母线汇流铜排，并用带绝缘的单芯多股铜绞合导线引向接地电极。系统内其它性质的接地或本系统多机柜的接地，均使用

带绝缘的单芯多股铜绞合导线引向总接地母线汇流铜排，以保证严格意

义上的“一点接地”。

（4）主机和外围设备的机柜外壳一般与基础、钢电缆保护管、电缆密封槽盒绝

缘，绝缘电阻大于50ΜΩ。操作台、继电器柜等与基础不绝缘，不引向

总接地母线汇流铜排，可就近接地。

（5）距离主机较远的外围设备(CRT操作台、智能一体化I / O通道等)，直接使用带绝缘的单芯多股铜绞合导线引向总接地母线汇流铜排。噪声大的

打印机接地，一般通过三孔电源插座的接地脚接地。

（6）I / O通道信号电缆屏蔽层的接地，分如下三种：

①信号源侧浮空时，在计算机侧接地。(对于一次元件侧浮空、机柜侧接

地的系统，其屏蔽层应统一连接到机柜内的屏蔽接地母线上，屏蔽电

缆屏蔽层必须单点接地。屏蔽电缆屏蔽层到屏蔽接地母线之间的连

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线，使用外附绝缘层的导线 , 防止屏蔽层与机柜外壳或其它接地系统

相碰) 。

②信号源侧接地时，在信号源侧接地。

③当放大器浮空时，屏蔽层一端与放大器的屏蔽罩相连，另一端与共模

地相连(当信号源侧浮空时，在计算机侧接信号地；当信号源侧接地

时，在信号源侧接现场地) 。

（7）各种用途接地导线截面积检查接地导线截面积除考虑其接地电流导通电阻之外,还要考虑其机械强度。

2．DAS系统供电要求

（1）DAS系统应采取双路互为备用的供电方式，一路取自厂用保安段，一路取自UPS不停电电源，两路电源切换时间小于5 ms ，以确保CPU不被

初始化。

（2）UPS不停电电源系统容量，在厂用电源中断情况下，应能维持数据采集系统工作半小时以上。

（3）主机和外围设备电源分别提供，其电缆避免平行敷设。主机和外围设备电源使用插座连接时，应由不同形式的电源插座供电。

（4）计算机机柜通风机、空调、及检修插座等电源，一般直接由厂用保安段电源供电，不与DAS系统电源混用。

3．核对过程参数取样测点安装位置的代表性，及其计算公式的正确性、合理性，尤其是炉膛压力和汽包水位的取样装置，必要时需进行水位平衡容器安装位置检尺，及其补偿公式核算。

4．DAS系统的I / O通道性能测试

（1）模拟量输入通道准确度测试低电平信号误差小于0. 3%，其系统综合误差为测点各环节误差的方根和,不大于0. 2% 。高电平信号误差小于0. 2% , 其系统综合误差为测点各环节误差的方根和，不大于0. 15% 。

（2）按过程参数的重要程度及其动态特性，合理选用采样扫描周期，一般采样扫描周期，见表－1所示。

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表－1 过程参数采样扫描周期表

5．CRT画面调用刷新响应检查

（1）一般画面刷新响应时间不超过1s ，复杂画面刷新响应时间不超过2 s 。

（2）调用目标画面操作次数，一般画面不超过3次，重要画面1～2次。6．事件顺序记录仪（SOE）分辨率测试检查，使用脉冲间隔为1 ms的脉冲信号发生器，接入SOE，模拟触发事故跳闸信号，进行（SOE）分辨率测试检查。7．DAS系统各部件负荷率测试检查

(1) CPU中心处理单元负荷率各控制站的CPU在恶劣工况下, 不超过60 ％。

计算站和数据管理站的CPU在恶劣工况下, 不超过40 ％。

(2) 数据通信总线负荷率在繁忙工况下，不超过30 ％。对于以太网，则不超

过20 ％。

(3) 在不同工况下，负荷率应共测试5次，每次测试时间为10 s 。

8．维修、调试过程中，严防强电窜入DCS系统模件输入通道，以免损坏模件弱电回路元部件。

三、模拟量控制系统 (MCS)

概述：

当前火电机组的自动调节系统，仍以传统的反馈技术，利用被调量与给定值之间的偏差，按PID控制规律进行调节为主。由于控制系统的输入和输出均为模拟量，故被称之为模拟量控制系统(简称MCS)，也被称为闭环控制系统。

MCS系统是火电机组主要的控制系统之一。它担负着发电过程中水、汽、燃油、燃煤、烟、风、等各个子系统过程变量的调节控制任务，以及整个单元机组的负荷控制。MCS系统由单元机组级、炉侧、机侧三部分组成。

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火电机组常规自动调节系统，通常是炉侧、机侧分别控制。

炉侧调节系统由燃烧调节 (包括燃料或主汽压力、送风量和氧量、炉膛负

压、一次风母管压力、喷燃器二次风风量、磨煤机一次风量 / 一次风温 / 辅助风量、给煤机转速、燃油压力、空预器冷端温度、直流炉中间点温度等调节系统)；给水全程调节；主汽 / 再热汽温调节等调节子系统组成。

机侧调节系统由机前压力、汽机转速 / 负荷、高 / 低压旁路压力 / 温度、除氧器水位 / 压力、高 / 低加水位、汽机轴封压力、凝汽器水位等调节子系统组成。

随着低耗高效率大型单元机组在电网中的比例越来越大，以及电网民用电和工业用电结构的变化，负荷峰谷值之间差值逐步增大。过去带基本固定负荷的大型单元机组，也需要根据电网调度中心的负荷指令和电网频率偏差，参与电网调峰、调频。单纯稳定自身运行参数的常规的调节系统已不能胜任。就需要一个将汽机和锅炉视作一个统一被控对象，进行协调控制。协调控制系统(简称 CCS)就

是对两种对负荷变化需求响应快慢不一的汽机和锅炉的工作状况进行协调，以达到快速响应外部负荷变化需求，并稳定机组自身运行参数，平衡协调单元机组两个相互制约的内外能量供需矛盾。单元机组级调节控制由CCS、AGC(自动发电

控制) 等子系统组成。

MCS系统可以由PLC可编程调节器构成，也可以由DCS系统构成，对配置有复杂庞大CCS系统的MCS系统，则均无例外地采用DCS系统。

MCS系统功能：

在于使被调量过程参数维持在预定的范围内。某厂一台600MW机组，大大

小小自动调节系统总数达116套之多，一些主要调节系统的主要功能简述如下：1．单元机组级主调节控制系统，有CCS和AGC两部分，此两者已融合在一起，密不可分。机组级主控系统调节机组负荷，有LOCAL ( 即电厂就地CCS系统

侧控制机组负荷)和AGC (即在中调EMS<能量管理系统>侧，通过CCS系统遥

控机组负荷)两种模式。

CCS系统有基本方式 (BASE)、机跟炉 (TF)、炉跟机 (BF)、机炉协调 (COR) 四种运行方式，其主控器所处状态，见表－2所示。四种运行方式切换流程，

见图－5所示。

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表－2 CCS 系统运行方式状态表

图－5 CCS 系统四种运行方式切换流程

15 在BASE 基本方式下，机炉处于全手动运行方式 。

在TF 、BF 、COR 三种运行方式下，负荷指令变化速率对主汽压力的影响程度，是不尽相同的 。

(1) 在TF 方式下，机组负荷变化响应较慢；

(2) 在BF 方式下，机组负荷变化响应相对较快，但主汽压力波动较大；

(3) 在COR 方式下，机组负荷变化率和主汽压力波动，可兼而顾之。

一般情况下，机组正常运行时，宜采取COR 方式或滑压控制方式。机组事故工况下，宜转为TF 方式或定压控制方式。当采用AGC 运行模式时，机组必须运行在COR 或BF 、TF 方式下。CCS 系统四种运行方式的切换，必须是平稳无扰动的。

CCS 系统主控器，由负荷指令生成回路、锅炉主控回路、汽机主控回路三部分组成。汽包炉CCS 系统主控器功能图，见图－6所示。

图－6 汽包炉CCS 系统主控器功能图

直流炉CCS 系统主控器功能图原理框图，见图－7所示。

引入AGC 负荷指令及RB 控制回路的直流炉CCS 系统主控器原理框图，

16 见图－8所示。

图－7 直流炉CCS 系统主控器功能图

图－8 直流炉CCS 系统主控器结构框图

17 负荷指令生成回路的主要任务是：

(1) LOCAL ( 电厂就地)和AGC(中调遥控)两种负荷指令的管理，两者之间的切换

必须是平稳无扰动的。AGC 系统与CCS 系统通信联络示意图，见图－9所示。

图－9 AGC 系统与CCS 系统通信联络示意图

(2) 机组负荷高 / 低限制、负荷变化速率限制、增 / 减负荷闭锁等管理；

(3) 功频校正控制，以电网频率 (f) 和主汽压力 (MSP)为校正信号。其中主汽压力

设定器 , 有人工定压设定和由升压曲线滑压自动设定两种控制方式, 及其切换管理。

CCS 系统主控器还设有RB (辅机故障减负荷)、FCB (电气线路故障机组快速

减负荷)、RD (机组迫减负荷)、RU (机组迫增负荷)、BI (机组闭锁增负荷)、BD (机组闭锁减负荷)等控制回路。

(1) RB (Run Back) 当主要辅机(例：送、引、一次风机；给水、炉水循环、闭式

循环泵；磨煤机等)部分故障时，机组自动减负荷到主要辅机负载能力相适应的负荷水平。

(2) RD (Run Down) 当机组负荷超出主、辅机运行范围极限上限值时，强迫机组

减负荷到相适应的负荷水平，变化速率一般控制在3% / min 之内。

(3) RU (Run Up) 当机组负荷低于主、辅机运行范围极限下限值时，强迫机组增

负荷到相适应的负荷水平，变化速率一般控制在3% / min 之内。

18 (4) BI (Block Increase) 当各基础控制级调节器维持的过程参数大于给定值，偏差

值超限时(一般比RD 程度轻)，系统闭锁负荷指令向加大方向增量，仅许可向减少方向动作，以防事故进一步扩大化。

(5) BD (Block Decrease) 当各基础控制级调节器维持的过程参数小于给定值，偏

差值超限时(一般比RU 程度轻)，系统闭锁负荷指令向降低方向减量，仅许可向增加方向动作，以防事故进一步扩大化。

(6) FCB (Fast Cu t Back) 当发生电气线路故障时，系统快速减负荷，仅维持带厂

用电或空负荷运转。

随着单机容量不断地加大，及其运行参数不断提高，CCS 系统的控制策略也与时共进地发展着，其功能构成不是一成不变的。CCS 系统开发之初，单机容量较小，运行参数较低，CCS 系统采用如图－10所示，能量间接平衡控制策略原则性功能图。特点为用负荷指令间接平衡机炉之间的能量供需关系，是以机跟炉为基础的协调控制系统。其实质上是一个机前压力调节系统，汽机主控 PI 调节器维 持机前压力 (P T ) 等于给定值 (P O ) 。只有在实发功率(N E )等于给定功率(N O )时，机

图－10 CCS 系统能量间接平衡控制策略原则性功能图

前压力 (P T 与给定值 (P O ) 才相等。改变比例系数K ,可调整功率偏差信号对机前压力给定值修正作用的大小。

汽机速度级压力 (P 1)是表征机组负荷的试金石，以其压力 (P 1) 与 (P T )的比

19 值，作为汽机能量信号前馈到锅炉主控回路，构成如图－11所示能量直接平衡控制策略的原则性功能图。其实质是基于炉跟机的协调控制系统。

图－11 CCS 系统能量直接平衡控制策略原则性功能图

20世纪后期, 超临界直流炉大机组面世, 要求机组响应负荷变化速度更快；负荷调节增量更小、更可靠的CCS 系统, 日立公司针对直流炉特点，推出：

(1) 图－12所示的为直流炉串级负反馈小偏差调节CCS 控制策略；

(2) 图－13所示的以汽机速度级压力 (P 1)为锅炉主控信号CCS 控制策略；

(3) 图－14所示的以主汽压力 (MSP)为锅炉主控信号加前馈加速回路信号CCS

控制策略。

图－12 串级负反馈小偏差调节CCS 控制策略框图

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图－13 汽机速度级压力 (P 1) CCS 控制策略图

图－14 主汽压力 (MSP) CCS 控制策略图

2．锅炉燃烧调节系统

单元机组CCS 系统发出的负荷指令，要由机、炉侧的子调节系统具体执

行，才能完成机组负荷控制的任务。汽机侧的调节系统主要是DEH 系统，它既是汽机的主调节控制系统，又是CCS 在汽机侧的执行机构。锅炉的调节系统主要有燃烧调节系统、给水调节系统、汽温调节系统三大部分。其中燃烧调节系统又由燃料（包括燃油、燃煤）或主汽压调节系统；烟风 (包括送风量和氧量、炉膛负压、一次风母管压力、喷燃器二次风风量等) 调节系统所组成。

21 从广义上讲，制粉系统的磨煤机一次风量 、 一次风温 、辅助风量、给煤机转速等调节系统，也属燃烧调节系统的范畴。不同锅炉、制粉系统的组合，其燃烧调节系统不尽相同。现简介几种燃烧调节系统如下：

(1) 配置直吹式中速磨的汽包炉，适用于带变动负荷的机组，改变一次风量(V 1)

可迅速适应负荷变化要求，V 1代表锅炉燃烧率，原煤通过给煤机进入中速磨。其燃烧调节系统构成及功能图，见图－15所示，

图－15 直吹式中速磨汽包炉燃烧调节系统功能图

它实质上是一个以主汽压力(P M )为主控信号的串级调节系统。当机组负荷变动时，P M 偏离压力给定值 (P O ；相当于负荷指令) ，此偏差通过主汽压调节器PI 4 运算后，作为一次风量调节器PI 5 给定值，改变去磨煤机的一次风量(V 1) ，功能图中T 3 为主汽压调节切投开关，T 1 ～T M 为各台磨调节切投开关。V 1 一次风量作为磨煤机负荷调节器PI 3 给定值，与磨煤机出口差压信号(ΔP M )作比较，PI 3运算后改变给煤机转速，从而改变进煤量。V 1 总量信号与机组负荷成比例。ΔP M 在磨出口混合物的风煤比值保持一定的情况下，与磨煤机出粉量成比例关系。只有在磨煤机投入原煤后，相对应的T 1 ～T M 切投开关才能投入。V 1 一次风量乘以系数后，作为二次风量调节器PI 2 给定值，改变去喷燃器的二次风量(V 2) 。磨出口混合物温度(θ

M )与温度给定值(θO ) 作比较，经温

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