模拟量控制系统MCS检修规程.doc

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1、模拟量控制系统MCS检修规程1.1 概述1.1.1 总则模拟量控制系统(MCS)对锅炉、汽机主要系统及设备进行连续闭环控制，保证机组主要参数稳定，满足安全启、停及定压、滑压及正常运行的要求。MCS协调配置4对控制器：CP1005：过热减温、再热减温、高加、低加、除氧器水位控制、给水控制等CP1010：协调控制、燃料、送风控制、炉膛压力及一次风控制、风门控制等CP1011：二次风门控制、磨煤机冷热风调门控制等1) 控制策略 常规PID调节 串级、三冲量、前馈补偿、单回路多执行机构等多种回路结构形式。2) 冗余变送器测量 二重冗余变送器测量信号自动选取平均值，运行人员可以在画面上人为选择使用两个测

2、量信号的平均值或只使用其中的某一个信号。当选取二个信号的平均值时，如果两个信号中有一个超出正常范围，则自动选取另一个信号作为输出值，不影响控制系统的工作。如果两个信号均超出正常范围，则使用到该信号的控制系统将强制切换到手动控制。 三重冗余变送器测量自动选取中间值，运行人员可以在画面上人为选择使用三个测量信号的中间值或只使用其中的某一个信号。当选取三个信号的中间值时，如果有一个信号超出正常范围，则自动选取另外二个信号的平均值；如果有二个信号超出正常范围，则自动选取另外一个信号作为输出值，不影响控制系统的工作。如果三个信号都超出正常范围，则使用到该信号的控制系统将强制切换到手动控制。3) 手/自动

3、切换 测量信号越限或坏质量，自动切至手动； 自动运行条件不满足，由逻辑联锁自动切为手动； 运行员操作进行手/自动切换； 无论是运行员或是逻辑联锁进行手/自动切换，均不引起过程变量的扰动。1.1.2 MCS控制系统1) MCS控制系统主要有以下子系统：l 机组协调控制系统l 主汽温控制系统：级减温；级减温l 给水控制系统l 燃油压力控制系统l 磨煤机出口温度控制系统l 送风机动叶控制系统l 引风机静叶控制系统l 磨煤机风量控制系统l 除氧器压力调节系统l 除氧器水位调节系统l 一次风压力调节系统l 电泵最小流量控制系统l 主燃料控制系统l 二次风量控制系统l 氧量控制系统l 磨出口风温控制系统l

4、 再热蒸汽温度控制系统l 磨液压加载控制系统l 密封风控制系统l 连排扩容器水位控制l 暖风器疏水箱水位控制l 采暖蒸汽减温减压控制l 低压辅助蒸汽压力控制l 老厂辅助蒸汽压力控制l 凝结水再循环流量控制l 低压缸排气温度控制l 轴封供汽温度控制l 高/低加水位控制系统（正常/紧急）l 凝结水至补水箱/除盐水至补水箱水位控制系统l 排气装置/减温减压装置/疏水扩容器温度控制l 排气装置水位控制l DEH负荷/转速控制l 汽机润滑油冷却水温控制l 膨胀水箱水位控制系统l 发电机定子冷却水入口温度控制l 一/二次风暖风器温度控制系统l 发电机氢温控制 2) 各子系统功能简介 机炉协调控制a) 控制

5、目的机炉协调控制系统将单元机组作为一个整体来考虑，在保证机组安全稳定运行的前提下，使机组的负荷尽快满足运行人员或中调发出的负荷指令。机炉协调控制主控回路发出的控制指令是锅炉主控指令和汽机主控指令。机炉协调控制可划分为以下几个部分：(1) 主蒸汽压力设定(2) 机组主控(3) 锅炉主指令(4) 汽机主指令机炉协调控制共有四种独立的控制方式，它们是：(1) 协调控制CCS(2) 锅炉跟随BF(锅炉主控自动，汽机主控手动)(3) 汽机跟随TF(锅炉主控手动，汽机主控自动)(4) 基本方式BASE(锅炉主控手动，汽机主控手动)从机炉协调控制系统需要控制的两个主要过程参数（机组功率和机前主蒸汽压力）来说

6、，在基本方式下，锅炉燃烧率指令手动给定，汽机调门由DEH独立控制。在汽机跟随控制方式下，主蒸汽压力由汽机调门自动控制，机组功率由运行人员手动控制。在锅炉跟随控制方式下，主蒸汽压力由锅炉燃烧率自动控制，汽机调门由DEH独立控制。在协调控制方式下，主蒸汽压力和机组功率均为自动控制，本设计采用以锅炉跟随为基础（CBF）的协调控制方式，即主蒸汽压力通过锅炉自动控制，机组功率通过汽机调门自动控制。在协调控制和锅炉跟踪方式下，可以采用滑压控制。滑压控制时，主蒸汽压力的设定值根据机组负荷经函数发生器自动设定。在机组定压控制时，主蒸汽压力的设定值由运行人员在画面上手动设定。b) 主蒸汽压力设定根据机组的运行情

7、况，可以采用滑压或定压控制。在机组定压控制时，运行人员可在主汽压力设定操作站上手动设定主汽压力设定值。在机组滑压控制时，主汽压力设定值由机组负荷指令经函数发生器后给出，这时需运行人员选择滑压方式。主汽压力设定操作站的输出经速率限制器后作为最终的主汽压力设定值。主汽压力设定值的变化速率由运行人员在画面上手动设定。c) 机组主控机组主控回路的作用，是根据运行人员设定的机组目标负荷设定值或中调来的AGC负荷指令，向锅炉主控和汽机主控回路发出机组负荷指令。当机组未在协调控制方式下运行，目标负荷设定操作器跟踪机组实际功率。当机组在协调控制方式下运行时，运行人员可在目标负荷设定操作器上手动设定机组的目标负

8、荷。当机组在协调控制方式下运行时，运行人员可将目标负荷设定操作器投入自动，接收AGC来的机组目标负荷指令。机组目标负荷指令要经过负荷变化速率限制器，负荷变化率由运行人员在画面上手动设定。在经以上处理的机组目标负荷指令上，还加有机组一次调频信号。发电机频率偏差经函数发生器后给出目标负荷增减值，调节本机组参与电网一次调频的调频量。当机组未在协调方式运行时，该路信号切换到0。当机组在协调控制方式下运行时，如遇RUN DOWN工况，则通过积分器降低机组负荷指令。当重要过程参数的偏差消除以后，积分器输出将逐步回到0。目标负荷指令经以上处理后，形成最终的机组负荷指令，送到锅炉主控和汽机主控回路。d) 锅炉

9、主控锅炉主控操作器有二路信号进行切换：来自BF、CCS的控制指令。机组运行在汽机跟随或基本方式时，锅炉主控指令不接受自动控制信号，由运行人员在锅炉主控操作器上手动设定。机组运行在BF方式时，锅炉主控指令由PID调节器输出加上前馈信号给出，PID调节器的输入为主汽压力设定值和实际主汽压力的偏差。前馈信号是所谓的能量平衡信号，取主蒸汽压力和调速级压力的比值再乘以主汽压力设定值（P1/PtPs）所得的值。机组运行在CCS方式时，锅炉主控指令的形成由主汽压偏差和功率偏差经PID调节输出加上前馈信号给出，前馈信号由机组负荷指令给出。当燃料主控操作器在手动控制时，锅炉主控指令操作器的输出强制跟踪总燃料量并

10、强制手动。当发生RUNBACK工况，锅炉主控器输出根据发生RUNBACK的不同辅机跳闸条件，以不同的速率逐渐下降到RUNBACK目标值。主汽压力信号故障时，不管机组运行在何种运行方式，锅炉主控器强制切到手动控制。锅炉跟踪方式运行时，如调速级压力信号故障，锅炉主控器强制切到手动控制。协调控制方式运行时，如发电机功率信号故障，锅炉主控器强制切到手动控制。e) 汽机主控汽机主控器的自动输入端有二路信号进行切换：来自TF、CCS的控制指令。机组运行在锅炉跟随或基本方式时，汽机主控指令不接受自动控制信号，由运行人员在汽机主控器上手动设定。这时DEH独立运行，控制机组功率。机组运行在汽机跟踪（TF）方式时

11、，汽机主控指令由主汽压力设定值和实际主汽压力的偏差经PID调节给出。机组运行在CCS方式时，汽机主控指令的形成由功率偏差和压力偏差经PID调节给出。当DEH系统非遥控方式时，汽机主控器跟踪DEH系统送来的汽机负荷参考。f) RUNBACKRUNBACK即机组辅机故障减负荷，它是为了保证机组负荷指令在任何时候都不超过锅炉负荷能力。一旦机组负荷指令超过锅炉负荷能力，则以预定的速率减少燃料量指令，直至机组负荷指令小于或等于锅炉负荷能力。在RUNBACK逻辑中，根据每种辅机的负荷能力计算总的锅炉负荷能力。这些辅机包括：给水泵、空预器、送风机、引风机、一次风机。在机组负荷大于一定值的情况下，若上述辅机跳

12、闸，则发出RUNBACK请求。RUNBACK信号发出后，机组控制方式将自动切为汽机跟随方式。汽机维持主汽压力，锅炉则以预定的RUNBACK速率降低锅炉总燃料量指令到锅炉负荷能力对应的总燃料量。FSSS系统根据RUNBACK指令，将磨煤机从上到下切除，保留与锅炉负荷相适应的磨煤机台数。MCS送给FSSS的RB信号为硬接线 ，现场主设备动作的RB信号用硬接线送给MCS。给水泵RB时机组转入滑压运行，其他RB时机组仍在定压运行方式，但按照RB预定的速率降低压力。RB动作后超驰关炉侧各级减温水调节门到一定开度（这个开度不影响自动调节）。RB动作条件：机组负荷60% 手动投入按钮。A RB试验目的：a

13、检查机组主要辅机发生故障时，机组快速降负荷，维持锅炉允许出力的能力。b 检查机组RB（RUN BACK）功能及各自动调节系统的控制能力，保证在RB工况下机组主要参数的变化在允许范围内。B RB试验内容：a 两台送风机运行，其中一台跳闸，负荷指令以600MW/Min降至300MW，跳上层磨（保留三台磨运行），跳磨顺序从上往下跳，间隔10秒跳磨（直接跳主马达）。当实际负荷降到320 MW以下时，RB结束。b 引风机运行，其中一台跳闸，负荷指令以600MW/Min降至300MW，跳上层磨（保留三台磨运行），跳磨顺序从上往下跳，间隔10秒跳磨（直接跳主马达）。当实际负荷降到340 MW以下时，RB结束

14、。c 两台一次风机运行，其中一台跳闸，负荷指令以600MW/Min降至 300MW，跳上层磨（保留三台磨运行），跳磨顺序从上往下跳，间隔10秒跳磨（直接跳主马达）。实际负荷降到340 MW以下时，RB结束。d 任意两台给水泵跳闸，延时2秒则发生RBe 任意两台锅炉循环泵停止，延时3秒则发生RBf A、B、C三台磨煤机中任意两台跳闸，延时2秒则发生磨煤机RBg D、E、F三台磨煤机中任意两台跳闸，延时2秒则发生磨煤机RBC RB静态试验RB静态试验应具备的条件：a 燃料主控在自动方式。b 负荷大于350MWc A F磨马达主开关均在试验位置且在闭合位d RB功能投入D 试验内容及过程a 试验内容

15、共七种，当其中任一种发生RUN BACK后，其后动作均相同。现以引风机RB为例，强制其中一台引风机跳闸下的RUN BACK。RB发生后检查下述指令是否正确发出：b 协调控制方式切至“机跟炉协调”控制方式，机调压，炉主控开环控制。c 负荷指令切至300MW（速率150T/H/MIN），给水泵联启RB负荷指令切至420MW。d FSSS将保留运行中的最下三台磨煤机，自上而下顺序跳闸其它磨煤机，两台磨跳闸时间间隔为10S。给水泵联启的RB保留运行中的最下四台磨煤机。e 机组切至“滑压”运行，给水泵联启的RB在当前压力下以0.03Mpa/min的速率滑到18Mpa；其余RB的滑压速率是0.6Mpa/m

16、in，目标值18Mpa。f 设置手动RB复位按钮，在RB动作后60秒内闭锁复位。E RB试验时应流量的安全事项：a 机组主要保护必须投入，当出现保护动作机组跳闸后，应按照规程迅速恢复机组运行。b 试验过程中出现危及机组安全的重大问题，应终止试验。按照事故情况处理。c 在试验中，监视主要运行参数及主要调节系统的工作情况，对于调节品质不好的调节系统要及时切除，转为手动调节。d 在进行RUN BACK试验过程中，若出现事故应参照锅炉运行规程处理。e 在自动RUN BACK不正常的情况下，应手动将锅炉负荷降至50%，并且仅保留运行中的最下层三台磨煤机运行，若工况不稳，可投入油枪稳燃。f 在失去两台给水

17、泵的RUN BACK试验过程中，必须严密监视分离器出口温度，若温度不可控，并且在较短时间内不能恢复，应立即手动停炉。g 若机组功率摆动较大，汽机DEH系统应切至阀位方式（即手动方式），稳定机组负荷在RB发生后的目标负荷。F RB试验的记录内容机组负荷及主要运行参数，包括以下的参数：机组负荷，汽包水位，主汽压力，给水流量，除氧器压力，除氧器水位，主汽温度，再热汽温，炉膛压力，二次风压，一次风压等，一次风机、送风机、引风机马达电流及调节挡板（动叶）开度等。另外还需要记录如下的趋势图：a RUN BACK试验过程中的负荷变化率及指令输出。b 自动控制系统各参数及趋势曲线。g) BLOCK INC/B

18、LOCK DEC机组负荷闭锁增/闭锁减，它是当机组在协调方式下，升降负荷时，如果出现主汽压、风量及炉膛压力等主要过程参数和其设定值的偏差大于或小于一定值时，或给水泵、送风机、引风机的控制指令已达极限或手动时，令机组负荷指令闭锁增或闭锁减，其功能是通过将负荷增减方向的变化率切为零来实现。h) RUN DOWNRUN DOWN即机组负荷迫降，它是为了当机组在协调控制方式下升降负荷时，如果出现某种主要过程参数和其设定值的偏差大于或小于一定值，且相应的控制执行机构均已无调节余地时，则强制机组负荷指令向相反方向动作，尽量消除上述偏差。RD考虑的主要过程参数和其设定值的偏差有燃料量、炉膛压力和总风量。 燃

19、料主控a) 控制目的燃料主控根据锅炉主控来的锅炉主控指令调节进入锅炉的总煤量，设计有锅炉主控指令和总风量信号的交叉限制。b) 功能说明燃料主控PID调节器的入口偏差如下：偏差=限制后锅炉主控指令-总燃料量。限制后锅炉主指令由小值选择模块产生。小值选择模块的一路输入来自协调控制系统的锅炉主控，它经过给水温度的修正；小值选择模块的另一路输入来自送风控制系统的总风量信号经函数发生器给出当前风量允许的最大总燃料量，它和锅炉主控指令来的总燃料量指令交叉限制，当因某种原因导致总风量允许的最大总燃料量小于锅炉主指令来的总燃料量时，限制总燃料量指令的增加，以确保任何工况下锅炉的富氧燃烧。总燃料量信号是进入锅炉

20、燃烧的总燃油流量和总煤量信号之和。总燃料量偏差经PID调节器后给出运行给煤机转速的设定值，同时送至所有运行给煤机转速控制回路。当燃料主控操作站在手动控制时，可对投入自动的给煤机转速同时进行增减操作。当出现下列情况之一时，燃料主控操作站强制切到手动控制：(1) 任一台运行给煤机煤量信号故障(2) 各台给煤机都在手动控制 磨组控制a) 控制目的磨组控制是指将一台磨煤机组的控制作为一个整体来考虑，它包括磨煤机入口一次风量控制、磨煤机出口温度控制、给煤机速度控制。本机组共配置六台磨煤机，分别为A、B、C、D、E和F，每台磨煤机组的控制系统结构都是互相独立的。通过调节磨煤机热风门和冷风门开度分别控制磨煤

21、机入口一次风量和磨煤机出口温度，通过调节给煤机速度使给煤量满足煤量主控的要求。b) 热风和冷风挡板控制说明磨煤机入口一次风量和出口温度为典型的多变量控制系统，即磨煤机入口热风和冷风挡板开度的变化对这两个参数都有较大影响。在本设计中，由磨煤机入口热风挡板消除磨煤机入口一次风量的稳态偏差，由磨煤机入口冷风挡板消除磨煤机出口温度的稳态偏差。磨煤机入口一次风量的基本设定值根据给煤机指令经函数发生器自动给出，这样当给煤机速度增减时，一次风量的设定值也将自动增减。运行人员可根据机组的实际运行工况在上述基本设定值基础上手动进行偏置。该信号和实际的给煤量所对应的风量大选后作为设定值。磨煤机入口一次风量和其设定

22、值的偏差经PID调节器后给出磨煤机入口热风挡板开度的自动控制指令。磨煤机出口温度和其设定值的偏差经PID调节器后给出磨煤机入口冷风挡板开度的自动控制指令。c) 热风和冷风挡板强制输出当FSSS系统来“关闭磨煤机入口热风挡板”信号或MFT时，磨煤机入口热风挡板操作站将强制输出0%。当FSSS系统来“关闭磨煤机入口冷风挡板”信号时，磨煤机入口冷风挡板操作站将强制输出0%。d) 热风和冷风挡板强制手动当出现下列情况之一时，磨煤机入口热风挡板操作站强制切到手动控制：(1) 磨煤机入口一次风量信号故障(2) 冷风挡板切手动(3) 磨煤机出口风粉混合物温度信号故障(4) 磨煤机未运行e)给煤机速度控制说明

23、（1）每台给煤机的给煤速度指令来自燃料主控 ，运行人员可在上述指令基础上手动进行偏置。当给煤速度在自动控制时，偏置值才允许运行人员手动设置。（2）给煤机速度强制输出当FSSS系统来“减小给煤机速度至最小”信号时，给煤机速度操作站将强制输出最小允许给煤量。当FSSS系统来“紧急跳煤层”信号时，给煤机速度操作站将强制输出0%。（3）送风控制a) 控制目的送风控制的目的是根据总风量和总风量设定值的偏差给出两台送风机入口动叶的控制指令。总风量设定值经过氧量校正操作站输出信号的校正。 设计有总风量设定值与总燃料量信号之间的交叉限制，以确保锅炉的富氧燃烧。当两台送风机动叶控制站都在自动控制方式时，可对两台

24、送风机进行偏置，以使得两台送风机的负荷平衡。b) 功能说明送风控制为带氧量校正的串级控制系统。总风量是A、B侧二次风流量和总一次风流量之和，其中总一次风流量又是六台磨煤机入口一次风流量之和，各个风量测量信号均经过相应温度校正。由主蒸汽流量代表的锅炉负荷经函数发生器后给出该负荷下烟气含氧量的基本设定值，运行人员可根据机组的实际运行工况在上述基本设定值基础上手动进行偏置。经各自选择后的A、B侧空预器入口烟气含氧量信号取平均值作为自动调节系统使用的烟气含氧量信号。氧量校正操作站的输出经函数发生器后对总风量指令进行校正。校正后的信号和最小风量信号大选后作为总风量设定值。总风量信号和其设定值的偏差经总风

25、量PID调节器后作为两台送风机的共用指令。设计中考虑了炉膛压力偏差过大时对送风机的方向闭锁，当炉膛压力过低时，送风机动叶只许开大，不许关小；当炉膛压力过高时，送风机动叶只许关小，不许开大。c) 强制输出当顺控系统来“开送风机动叶”信号时，送风机动叶操作站将强制输出至定值；当顺控系统来“关闭A（或B）送风机动叶”信号时，送风机A（或B）动叶操作站将强制输出0%。d) 强制手动当出现下列情况之一时，送风机动叶操作站强制切到手动控制：(1) A侧二次风流量信号故障(2) B侧二次风流量信号故障(3) 相应送风机未运行时当两台送风机动叶都在手动控制方式或任一侧烟气含氧量信号故障时，氧量校正操作站强制切

26、到手动方式。 二次风量控制a) AF层周界风控制，投入自动后每层对应各层给煤机的煤量，风门开度与给煤机煤量成比例关系。层操设置偏置，自动投入后可以手动输入偏置。b) OFA消旋风控制，投自动后与机组负荷成比例关系。层操设置偏置，自动投入后可以手动输入偏置。c) AB、CD、EF消旋油二次风，投入自动后与燃油流量成比例关系，燃油流量=进油流量-回油流量。层操设置偏置，自动投入后可以手动输入偏置。AA、BC、DE、FF偏转二次风，被调量是大风箱与炉膛差压，甲侧乙侧各两个，两侧各做二取平均，两侧再做二取平均为被调量。每层设置层操，四层设置一组操，至少一层层操投自动后，层操自动跟踪组操设定值（大风箱与

27、炉膛差压）；组操投自动后，设定值自动设置（大风箱与炉膛差压与机组负荷成比例关系）。层操设置偏置，自动投入后可以手动输入偏置。组操设置偏置，自动投入后可以手动输入偏置。 炉膛压力控制a) 控制目的炉膛压力控制的目的是根据炉膛压力和其设定值的偏差给出两台引风机静叶的控制指令。设计有送风机动叶开度指令对引风控制的前馈信号，以及MFT时的超驰信号。当两台引风机静叶控制站都在自动控制方式时，可对两台引风机的开度指令进行偏置，以使得两台引风机的负荷平衡。b) 功能说明引风控制为带前馈的单回路控制系统。炉膛压力信号有三个测点，正常情况下选取中值。炉膛压力设定值由运行人员在操作画面上手动设定。炉膛压力和其设定

28、值的偏差经PID调节器再加上前馈信号作为两台引风机静叶的共用指令。设计中考虑了炉膛压力偏差过大时对引风机的方向闭锁，当炉膛压力过高时，引风机静叶只许开大，不许关小；当炉膛压力过低时，引风机静叶只许关小，不许开大。在两台引风机静叶控制指令的输出端，还加了一个引风机超驰信号，当锅炉发生MFT工况时，根据由送风机代表的MFT前的锅炉负荷水平，强制关小引风机静叶到一个定值（该值与MFT前的锅炉负荷水平有关），延迟若干秒（可调）后再缓慢回到零，该超驰信号的目的主要是为了炉膛压力控制系统尽量补偿MFT时因炉膛灭火而导致的炉膛压力下降太多。超驰信号不管引风机静叶操作站在自动方式还是在手动方式都是起作用的。c

29、) 强制输出当顺控系统发“开引风机静叶”信号时，引风机静叶操作站将强制输出至定值；当顺控系统发“关闭A（或B）引风机静叶”信号时，引风机A（或B）静叶操作站将强制输出0%。d) 强制手动当出现下列情况之一时，引风机静叶操作站强制切到手动控制：(1) 炉膛压力偏差大(2) 炉膛压力信号故障(3) 相应引风机未运行 主蒸汽温度控制a) 控制目的为了整个机组的安全经济运行，必须将锅炉末级过热器出口的主蒸汽温度控制在运行人员设定的数值上。过热蒸汽温度分两级，A、B侧独立喷水减温控制。b) 一级减温控制说明A、B侧一级喷水减温控制系统的结构相同。A、B侧一级过热器出口蒸汽温度分别有两个测量信号，正常选择

30、均值信号。下面以A侧一级减温控制为例说明控制系统结构。A侧一级减温控制为串级控制系统结构，控制目的是维持A侧一级过热器出口的蒸汽温度在设定值上。一级过热器出口蒸汽温度的设定值由两部分组成，由蒸汽流量代表的锅炉负荷经函数发生器后给出基本设定值，运行人员可根据机组的实际运行工况在上述基本设定值基础上手动输入偏置。串级控制系统主环控制的过程变量为一级过热器出口蒸汽温度，副环控制的过程变量为一级减温器出口蒸汽温度。主环控制的输出作为副环的设定值。c) 二级减温控制说明过热器二级减温器温度控制方式与一级相同。 再热蒸汽温度控制a) 控制目的为了整个机组的安全经济运行，必须将锅炉再热器出口的蒸汽温度控制在

31、运行人员设定的数值上。再热蒸汽温度正常情况下由燃烧器摆角控制。如果因各种原因引起再热器出口汽温超温，再由A、B两侧的再热器喷水减温控制再热汽温。b) 燃烧器摆角强制手动当出现下列情况之一时，燃烧器摆角控制站强制切到手动状态：(1) 任一侧再热器出口汽温信号故障(2) 蒸汽流量信号故障c) 再热器喷水控制说明A、B侧再热器温度喷水控制结构完全相同，下面以A侧再热器温度喷水控制为例说明控制系统结构。A侧再热器温度喷水控制为串级控制系统结构，控制目的是维持A侧再热器出口的蒸汽温度在设定值上。串级控制系统主环控制的过程变量为A侧再热器出口蒸汽温度，副环控制的过程变量为A侧再热喷水后蒸汽温度。主环控制的

32、输出作为副环的设定值。d) 再热器喷水控制强制输出当锅炉主燃料量跳闸（MFT）时，A侧再热器喷水减温阀门操作站强制输出为0%。e) 再热器喷水控制强制手动当出现下列情况之一时，A侧再热器喷水减温阀门操作站强制切到手动状态：A侧再热器出口汽温信号故障 给水控制系统在正常工况下，系统控制汽泵转速控制给水流量。启/停及异常情况下，调节电泵勺管及出口管路上旁路给水阀开度改变给水量。a) 汽包水位控制我厂的给水控制系统采用单冲量和三冲量的分阶段控制。在机组启/停或低负荷（负荷30%），采用串级三冲量控制（汽包水位作为被调量，给水流量作为水位控制的反馈信号，蒸汽流量作为前馈信号）。汽包水位的测量：汽包水位

33、是锅炉运行中一个重要的监控参数。它间接的反映了锅炉蒸汽负荷与给水量之间的平衡关系，维持汽包水位正常是保证锅炉和汽轮机安全运行的必要条件。汽包水位过高，会影响汽包内汽水分离器的正常工作，造成出口蒸汽水分过多而使过热器管壁结垢，容易烧坏过热器。汽包出口蒸汽中水分过多，也会使过热汽温产生急剧变化，直接影响机组运行的安全性和经济性。汽包水位过低，则可能破坏锅炉水循环，造成水冷壁烧坏而破裂。汽包水位测量装置按照测量原理分为三种：带工业电视的双色水位计；电接点水位计和差压水位计（分单室平衡容器和双室平衡容器两种）。发电厂中差压水位计一般用于汽包水位的自动调节和锅炉MFT保护，因此它测量的准确性和可靠性直接

34、影响到锅炉运行的稳定性和安全性。(1) 差压式汽包水位计测量原理差压式水位计是利用水位高度变化转化为差压变化的原理，其测量示意图如图1所示。差压式水位计平衡容器在测量筒侧的参比水柱作为测量水位的正压头，是一个变化较小的定值（由于水为不可压缩流体，因此仅随参比水柱的平均温度变化而变化）；连接平衡容器水侧的一段作为测量水位的负压头，是随着汽包水位变化而变化的。这两个压头之差，即反映出汽包水位所处的位置。(2) 补偿计算H0：0水位与负压管高度差，L：汽水连通管距离，h：汽包水位，rs、ra、rw：蒸汽、凝结水、饱和水密度。 正压取样处为凝结罐与汽包中蒸汽相连，凝罐中蒸汽凝结下来后变成水，其密度为r

35、a，其密度与环境温度有关。变送器差压： 其中：、单位：H、L（mm）、（mm）查，取得凝结水、饱和水、饱和蒸汽的比容，取倒数求得密度， 代入和，见下表： 比容：MPa（凝水）70度（饱和水）（饱和蒸汽）00.00102280.0010001129.20910.00102230.00112740.194293.90.0010210.00124860.051061160.00101560.00171030.009309200.00101380.00203700.0058766210.00101340.00220150.0050234汽包压力MPa00.97770.99991.010.972560.

36、88181.133983.90.95810.78131.2799160.865340.47732.0953200.807540.320753.1177210.77860.25523.9109(3) 对汽包水位测量的要求a 汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量(对于300MW及以上机组，应有30mm左右的裕量)。b 水位计、水位平衡容器或变送器与汽包联接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，对于就地联通管式水位计(即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接点式)，汽侧取样管为取样孔侧高，水侧取样管为取样孔侧低。对于差压式水位计，汽侧取样管为取样孔侧低，水侧取样

37、管为取样孔侧高。c 就地连通管式水位计和差压式水位计的汽、水侧取样门的安装，应使其门杆处于水平位置。取样门、汽和水侧取样管及其之间连通管均需良好保温。取样门及取样管的通流内径，应不小于25 mm。d 对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式（带汽包压力修正回路，必要时再加平衡容器冷凝水柱温度补偿措施）水位计为基准。汽包水位监视信号，应采用选中值的方式进行优选。汽包水位保护信号，应采用三取二的逻辑判断方式。e 汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。差压式水位计的正、负压表管，应有1：10的斜度，表管的通流内径，

38、应不小于10 mm，长度宜控制在1520 m之内。两管平行敷设，共同保温，中间不能有保温隔离层，伴热设施对两管伴热均匀，不应造成两管内冷凝水出现温差。(4) 汽包水位控制原理我厂零水位为汽包中心偏下220mm，水位信号三取中，调节用变送器量程为（-573mm，+727mm）。单冲量控制时勺管控制汽包水位，旁路门调节差压。当负荷达到30%额定负荷时，即给水达到600T/h时，将转为三冲量控制。三冲量控制时被调量为汽包水位H，前馈为主气流量D，反馈为给水流量W。控制过程中主调为H，副调为W，前馈为Wd(s)+O1(其中Wd(s)=D+D，D为微分环节)。整个控制过程为变参数控制，无扰切换。主蒸汽流

39、量实际为热负荷，副调输出的是勺管指令。(5) 调试过程需要注意的问题a 必须要实际测量差压式汽包水位计的安装位置，根据测量结果对汽包水位进行压力补偿；b 一定要确认差压式汽包水位计水侧取样口不能靠近下降管，汽侧取样管不能靠近安全门，以保证测量的稳定性；c 参比水柱温度不能太高，一般保证在：40-80即可，温度太高，参比水柱密度受温度影响大，密度不稳定，从而不能保证测量的准确性；d 参比水柱的温度补偿很难做，因为参比水柱的平均温度不好测量。目前均采用固定温度补偿的方法，根据此温度计算密度补偿系数。b) 给水泵最小流量再循环控制：为防止给水泵气蚀，每台给水泵都设置了再循环。系统按各给水泵转速与泵流

40、量比较以控制再循环阀开度，使循环流量不低于流量限值。电动给水泵最小流量阀门的电磁阀快开时，调门要随电磁阀动作，600吨超驰关最小流量阀门 其他子系统a) 除氧器水位控制：系统采用单冲量、三冲量及主阀、副阀交替控制，负荷30%采用三冲量。b) 除氧器压力控制：采用单回路反馈控制系统，以维持除氧器压力在最低压力之上。系统以辅助蒸汽调节阀调节进入除氧器的辅汽量，控制除氧器压力。1.2 检修项目及质量标准1.2.1 一般性检查1) MCS所属变送器一般性检查 卫生清扫，标志检查。变送器柜内、外卫生应清扫干净，变送器铭牌及标示牌应齐全。 变送器接线检查、绝缘电阻测试。变送器接线应牢固、整齐无磨损，绝缘电

41、阻应大于50M。 变送器安装时安装应牢固，接头密封应良好。 变送器二次门检查，二次门应严密无泄漏。2) MCS系统所属热电偶、热电阻等元件一般性检查 卫生清扫，标志检查。热电偶、热电阻元件应清洁干净，元件标志应清楚齐全，安装应牢固。 接线检查、绝缘电阻测试。元件安装前应测试连接电缆绝缘电阻，绝缘电阻应大于50M。3) MCS系统所属气动执行机构一般性检查 卫生清扫，标志检查。气动执行机构控制柜、接线盒卫生应清扫干净，接线应整齐牢固，各种铭牌与标志齐全。 机械部分检查。执行机构机械部分连接应牢固，行程开关等安装应牢固。 密封检查。执行机构膜片、气缸及气管路应无漏气现象。4) MCS所属电动执行机

42、构一般性检查（详见电动执行机构检修规程） 卫生清扫，标志检查。电动执行机构控制柜、接线盒卫生应清扫干净，接线应整齐牢固，各种铭牌与标志齐全。 机械部分检查。执行机构机械部分连接应牢固，行程开关等安装应牢固。5) CP控制柜，继电器柜一般性检查 卫生清扫，标志检查。MCS系统CP柜、继电器柜内外卫生应清洁干净，继电器及其插件无积灰，标志应齐全。 接线紧固，继电器线圈阻值检查。接线应整齐牢固，无损伤，继电器线圈阻值应基本一致。6) 氧量测量系统一般性检查（详见氧量测量系统检修规程） 卫生清扫，标志检查。氧化锆探头和氧量变送器柜卫生应清扫干净，接线应整齐牢固，各种铭牌与标志齐全。氧化锆探头安装应牢固

43、。 接线检查。氧量测量系统安装应牢固。1.2.2 MCS系统检修项目及技术标准1) MCS系统所属变送器的调试。调试项目同变送器检修规程。2) MCS系统所属热电偶、热电阻的调试项目及技术标准。热电偶、热电阻的调试项目同热电偶、热电阻检修规程。3) MCS系统所属气动执行机构的调试项目及技术标准。气动执行机构的调试项目同气动执行机构检修规程。4) MCS系统所属电动执行机构的调试项目及技术标准。电动执行机构的调试项目同电动执行机构检修规程。5) MCS系统所属卡件、继电器、隔离器调试项目及技术标准。卡件、继电器、隔离器调试项目同卡件、继电器、隔离器检修规程。6) MCS系统所属氧量测量系统调试

44、项目及技术标准。氧量测量系统调试项目及技术标准同氧量测量系统检修规程。7) MCS控制系统试验 试验前准备工作 办理作票 联系机务，确认机务工作全部结束 将相关系统调节阀门、挡板执行器送电。 试验内容a) 协调控制系统(1) 到就地分别对磨煤机A入口一次风调节门（A1、A2）、磨煤机B入口一次风调节门（B1、B2）、磨煤机C入口一次风调节门（C1、C2）、磨煤机D入口一次风调节门（D1、D2）、磨煤机E入口一次风调节门（E1、E2）加420mA信号，4mA对应0%开度，20mA对应100%开度，观察实际执行器动作情况是否和理论相符。若不相符，则调整零位和量程。(2) 在操作员站上对磨煤机A入口

45、一次风调节门（A1、A2）磨煤机B入口一次风调节门（B1、B2）、磨煤机C入口一次风调节门（C1、C2）、磨煤机D入口一次风调节门（D1、D2）、磨煤机E入口一次风调节门（E1、E2）进行全开和全关动作实验，观察调节阀阀位和指令输出是否对应，若不对应，则进行零位和量程的调整，直到对应为止。b) 主汽温控制系统：级减温；级减温(1) 就地用信号发生器加420mA信号，4mA对应0%开度，20mA对应100%开度，观察实际执行器动作情况是否和理论相符。若不相符，则调整零位和量程。(2) 在操作员站上，分别对级减温、级减温喷水调阀进行全开和全关动作实验，观察调节阀阀位和指令输出是否对应，若不对应，则

46、进行零位和量程的调整，直到对应为止。(3) 联动试验：从操作员站上将调节门开到某一开度，手动触发MFT，看阀门是否全关。c) 燃油压力控制系统(1) 就地用信号发生器加420mA信号，4mA对应0%开度，20mA对应100%开度，观察实际执行器动作情况是否和理论相符。若不相符，则调整零位和量程。(2) 在操作员站上，对燃油压力控制阀进行全开和全关动作实验，观察调节阀阀位和指令输出是否对应，若不对应，则进行零位和量程的调整，直到对应为止。(3) 试验：从操作员站上将调节门开到某一开度，手动触发MFT，看阀门是否全关。d) 磨煤机出口温度控制系统(1) 到就地用信号发生器分别对磨煤机A冷风挡板、热风挡板；磨煤机B冷风挡板、热风挡板；磨煤机C冷风挡板、热风挡板；磨煤机D冷风挡板、热风挡板；磨煤机E冷风挡板、热风挡板、磨煤机F冷风挡板、热风挡板加420mA信号，4mA对应0%开度，20mA对应100%开度，观察实际执行器动作情况是否和理论相符。若不相符，则调整零位和量程。(2) 在操作员站上，分别对磨煤机A冷风挡板、热风挡板；磨煤机B冷风挡板