1000MW火电机组热控控制系统课件Word格式.docx
《1000MW火电机组热控控制系统课件Word格式.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《1000MW火电机组热控控制系统课件Word格式.docx（80页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
吹灰系统
3
一次风机A、火检风机A密封风机A
4
一次风机B、火检风机B密封风机B
5
制粉系统A+燃油系统AB（给煤机A/磨煤机A/微油AB层油燃烧器、A层火检二次风等）
6
制粉系统B
7
C层制粉系统,CD层油系统
8
D层制粉系统
9
FSSS逻辑：
MFT主保护、锅炉吹扫、油泄漏
10
E层制粉系统,EF层油系统
11
F层制粉系统
12
锅炉启动系统、锅炉疏水放汽系统
13
A侧风烟系统：
送风机A、引风机A、空预器A炉膛风量、压力
14
机组级自启停
15
B侧风烟系统：
送风机B、引风机B、空预器B炉膛风量、压力
16
过热蒸汽、再热蒸汽系统摆动喷嘴控制
17
高加、辅汽系统、疏水
18
凝结水系统（B侧）、凝补水（B侧）闭冷水用户
19
凝结水系统（A侧）、凝补水（A侧）低加、除氧器
20
给水泵系统（B侧
21
给水泵系统（A侧）
22
循环水系统（A侧）真空系统（A侧）闭/开冷水系统（A侧）
23
循环水系统（B侧）真空系统（B侧）闭/开冷水系统（B侧）
24
循环水系统（C侧）真空系统（C侧）汽机旁路系统
25
单元机组电气A系统发变组
26
单元机组电气B系统SOE（热力）、SOE（电气）
27
脱硫系统
（1）
脱硫系统
（2）
28
29
除尘、飞灰、脱硝
30
除尘、排渣
31
电气公用
32
热力公用2
33
热力公用脱硫
DCS网络结构框架图如下：
DCS系统总貌图如下：
DCS电源原理示意图如下：
MFT硬回路采用单回路设计，由DCS侧送三个常闭触点至跳闸表决回路和操作台硬按钮（双按钮串并联）并联后触发扩展继电器组动作。
MFT硬回路原理图如下：
第二部分超超临界锅炉启动系统说明
1．概述
对于采用直流运行方式的超临界超超临界锅炉而言，水冷壁内的工质流量与锅炉负荷成正比变化，当锅炉负荷升高时、质量流速升高，当锅炉负荷降低时、质量流速也随之降低。
但当水冷壁内的工质流量降低到维持水循环安全性的最低流量时就不再随着锅炉负荷的降低而降低，而是保持最低质量流量不变,以保证水循环的安全性。
此时锅炉的运行方式类与汽保炉相类似，采用再循环运行方式。
（锅炉给水流量和负荷的关系示意图见下图）
25%BMCR
设置启动系统的主要目的就是在锅炉启动、低负荷运行及停炉过程中，通过启动系统建立并维持炉膛内的最小流量，以保护炉膛水冷壁，同时满足机组启动及低负荷运行的要求。
因此直流锅炉必须设置启动系统。
直流锅炉的启动系统形式及容量的确定根据锅炉最低直流负荷、机组运行方式、启动工况及最大工况时水冷壁质量流速的合理选取、以及工质的合理利用等因素确定。
2．系统组成
锅炉启动系统简图见下图：
接入扩容器或凝汽器
启动系统流程图
1）二只汽水分离器及其引入引出管系统：
其外径为φ1150，总长4.68m，材质为15CrMoG，每只分离器上部切向引入二根由后烟道后包墙出口集箱出来的汽水混合物管，进行汽水分离。
2）一只汽水分离器贮水箱：
外径为φ1150，总长14.8m，材质同汽水分离器，由分离器来的二根水连通管自贮水箱下部引入，去再循环泵的疏水管由贮水箱底部引出，分离器筒身上装有水位控制用管接头，其顶部装有放水管。
3）由贮水箱底部引出的疏水管道（循环泵入口管道）：
此管道上装有再循环泵入口电动截止阀及化学清洗用管接头。
4）一台立式离心式循环泵：
配有转子浸入炉水中的湿式马达，利用送往泵冷却器的低压冷却水冷却马达腔体内的炉水，其结构和型式与控制循环锅炉的循环泵相似，泵进出口管上装有测点测量泵的压头及进出口压差。
5）泵出口管道：
装有泵出口调节阀、逆止阀、流量计。
6）自分离器贮水箱去扩容器的疏水管道：
由分离器贮水箱去循环泵入口的管道上引出去疏水扩容器的疏水总管，再由此总管引出三根平行的疏水支管，每根疏水支管上装有一只调节阀、电动截止阀。
7）加热管道：
自省煤器出口管道引出，一路送往循环泵出口管道，一路送往去疏水扩容器的三根疏水管道，每根加热管上各装—只始终保持开启的截止阀。
8）去循环泵进口管道的冷却水管，管道上装有调节阀、逆止阀和流量孔板。
9）循环泵的最小流量管道：
此管道装在泵的出口管道和泵的冷却水管道之间，管上装有气动截止阀、逆止阀及流量计。
10）启动系统热备用管道：
此时循环泵解列，由于分离器贮水箱冷凝作用和泵的加热水系统仍投运，分离器贮水箱水位缓慢上升，通过此管上的热备用水位调节阀将积水送往过热器二级喷水减温器进行喷水。
3．启动系统的容量和功能
本锅炉配有容量为25%BMCR的启动系统，与锅炉水冷壁最低直流负荷的质量流量相匹配，锅炉启动过程中流量变化和控制简图见下图。
启动过程简图
启动系统的功能如下：
1）锅炉给水系统、水冷壁和省煤器的冷态和温态水冲洗，并将冲洗水送往锅炉的疏水扩容系统。
2）满足锅炉的冷态、温态、热态和极热态启动的需要，直到锅炉达到25%BMCR最低直流负荷，由再循环模式转入直流方式运行为止。
3）只要水质合格，启动系统即可完全回收工质及其所含热量，包括锅炉点火初期水冷壁汽水膨胀阶段在内的启动阶段的工质回收。
4）锅炉在结束水冲洗（长期停炉或水质不合格时），锅炉点火前给水泵供给相当于5%BMCR的给水，而再循环泵则一直提供20%BMCR的再循环水量，二者相加，使启动阶段在水冷壁中维持25%BMCR的流量作再循环运行以冷却水冷壁和省煤器系统不致超温，通过分离器疏水调节阀控制分离器贮水箱中的水位，通过泵出口再循环阀调节再循环流量。
当锅炉产汽量达到5%BMCR时，分离器水位调节阀全关，再循环流量逐渐关小，给水流量逐步增大，以与锅炉产汽量匹配，当负荷达到25%BMCR（最低直流负荷）时，再循环阀全关，锅炉转入直流运行。
5）锅炉转入直流运行时，启动系统处于热备用状态。
6）启动分离器也能起到在水冷壁系统与过热器之间的温度补偿作用，均匀分配进入过热器的蒸汽流量。
4．主要部件和管道的用途
1）分离器及其引入、引出管系统：
用于启动时将水冷壁系统来的汽水混合物靠离心力的作用进行汽水分离，分离出来的蒸汽向上引出送往过热器。
水则向下引出经连通汇集到分离器贮水箱，启动期间分离器的功能相当于锅筒。
2）分离器贮水箱：
起到炉水的中间贮藏工作，分离器下部的水空间及二根通往贮水箱的水连通管均包括在贮水系统的容量内，其容量必须保证能贮藏在打开通往疏水扩容器的疏水调节阀前的全部工质，包括水冷壁汽水膨胀期间的全部工质，以保证过热器无水进入。
3）由汽水分离器贮水箱底部引出的循环泵入口管道：
用于启动时将分离器疏水送往循环泵，完成炉水的再循环过程。
4）循环泵：
在启动过程中借助于循环泵完成分离器疏水的再循环过程，循环泵提供的再循环水与给水混合后在整个启动过程中使省煤器——水冷壁系统保持25%BMCR的流量，保持恒定的质量流速以冷却省煤器和水冷壁系统，並保证水冷壁系统水动力的稳定性。
锅炉启动前的给水管道——省煤器——水冷壁系统的水冲洗和启动初期的汽水膨胀阶段中分离器系统分离出来的大量炉水排放过程也是依靠循环泵完成。
5）泵的出口管道：
用于将循环泵送出的再循环炉水送到给水管道进行混合后再送往省煤器和水冷壁系统完成再循环运行模式，出口管道上所装再循环流量调节阀用来调节再循环流量。
启动期间泵出口调节阀容量的选择要满足最低直流负荷为25%BMCR以及初期锅炉负荷为5%BMCR以及冷态冲洗时的流量。
6）去疏水扩容器的疏水管道：
用于启动初期锅炉给水量为5%BMCR，且锅炉负荷达到5%BMCR前，通过疏水扩容器和疏水箱后，进入冷凝器疏水回收工质以及在水冷壁产生汽水膨胀阶段向通过疏水扩容系统向冷凝器疏水回收工质，由疏水总管上引出的三根支管上均装有分离器疏水调节阀在启动初期可用于控制分离器水位。
疏水调节阀容量的选择要满足下列工况：
a温态启动时出现汽水膨胀时的流量；
b热态启动时出现汽水膨胀时的流量；
c锅炉最小流量运行时的流量；
d锅炉结束汽水膨胀在最低压力运行时的流量。
7）暖管加热管道：
用于将省煤器出口的热水在启动期间和锅炉热备用状态加热循环泵和去疏水扩容器的疏水调节阀及其管道。
8）冷却水管道：
它在启动期间将高加引出的给水送到泵入口管道，使泵入口保持一定的过冷度以防止泵产生“汽蚀”现象，管道上装有调节阀可以控制冷却水量。
该管路从主给水管引出，经调节阀和截止阀后引至泵入口管道，管路容量约为2%BMCR。
为了改善启动循环泵的调节特性，维持循环泵的最小安全流量，设置了再循环泵最小流量回流管路。
该管路从再循环泵出口引出经流量孔板和最小流量调节阀后至贮水箱出口；
用于在启动循环时建立泵的最小流量。
5．带循环泵的启动系统的优点
1）缩短启动时间。
配置了循环泵的启动系统，由于可以提高省煤器入口的给水温度，因此可以缩短启动时间，对于经常启动的两班制机组来说，缩短动时间可带来良好的经济效益；
2）在启动过程中回收工质和热量。
启动过程中水冷壁的最低流量为25%BMCR，因此锅炉的燃烧率为加热25%BMCR的流量达到饱和温度和产生相应负荷下的过热蒸汽。
如采用不带循环泵的简易系统，则再循环流量部分的饱和水要通过疏水扩容系统后，进入除氧器或冷凝器，在负荷极低时，这部分再循环流量由图1可看出将接近25%BMCR的流量，除氧器和冷凝器不可能接收如此多的工质和热量，只有排入废水池，造成大量工质的损失，采用再循环泵后这部分流量在省煤器——水冷壁系统中作再循环，因而不会导致工质和热量的损失，在水冲洗阶段因水质不合格时，才通过疏水扩容器减压后，排往凝结水箱至废水沟。
3）在机组冷态清洗时，可以减少补给水。
为了保证冷态清洗的效果，通常要求冷态清洗时水冷壁的流量为25%BMCR,对于不带启动循环泵的系统，这部分清洗水必须全部为补给水，造成制水设备的容量加大；
而采用启动循环泵以后，在清洗水质合格的前提下，锅炉清洗后期可以开启启动循环泵，使用较少的清洗补给水量就可以在水冷壁系统中获得清洗所需的流量。
4）循环泵的压头可以保证启动期间水冷壁系统水动力的稳定性和较小的温度偏差。
5）对于经常启停的机组，采用再循环泵可避免在热态或极热态启动时因进水温度较低而造成对水冷壁系统的热冲击而降低锅炉寿命。
6．在锅炉启动过程中启动系统的主要方式
1）初次启动或长期停炉后启动前进行冷态和温态水冲洗：
总清洗水量可达25-30%BMCR，除由给水泵提供一小部分外，其余由循环泵提供，水冲洗的目的是清除给水系统、省煤器系统和水冷壁系统中的杂质，只要停炉时间在一个星期以上，启动前必须进行水冲洗。
在冲洗水的水质不合格时，通过扩容系统，最终排入废水池。
采用再循环泵后，由于再循环水也可利用作为冲洗水，因此节省了冲洗水的耗量。
2）启动初期（从启动给水泵到锅炉出力达到5%BMCR）：
锅炉点火前，给水泵以相当于5%BMCR的流量向锅炉给水以维持启动系统25%BMCR的流量流过省煤器和水冷壁，保证有必要的质量流速冷却省煤器和水冷壁不致超温，并保证水冷壁系统的水动力稳定性。
在这阶段，再循环泵提供了20%BMCR的流量，在此期间利用分离器疏水调节阀来控制分离器贮水箱内的水位并将多余的水通过疏水扩容器减压和疏水箱后，排入冷凝器回收，疏水调节阀的管道设计容量除考虑5%BMCR的疏水量外，还要考虑启动初期水冷壁内出现的汽水膨胀（它由于蒸发过程中比容的突然增大所导致），这种汽水膨胀能导致贮水箱内水位的波动。
3）从分离器贮水箱建立稳定的正常水位到锅炉达到25%BMCR的最小直流负荷：
当分离器贮水箱，已建立稳定水位后，分离器疏水调节阀开始逐步关小，当锅炉出力达到5%BMCR的出力时，分离器疏水调节阀应完全关闭。
此后，再循环流量由装于循环泵出口管道上的再循环水量调节阀来调节，并随着锅炉蒸发量的逐渐增加而关小，如图1所示：
主蒸汽的压力与温度由燃料量来控制，并采用过热器喷水作为主蒸汽温度的辅助调节手段，对于冷态启动，一旦主蒸汽压力达到汽机冲转压力，主蒸汽压力将由汽机旁路系统来控制以与汽机进汽要求相匹配。
当锅炉出力达到25%BMCR后，阀应完全关闭，此时通过汽水分离器的工质已达到完全过热的单相汽态，因此锅炉的运行模式从原来汽水二相的湿态运行（也即再循环模式）转为干态运行即直流运行模式，此时锅炉达到最小直流负荷25%BMCR。
从此，主蒸汽的压力与温度分别由给水泵和煤水比来控制，锅炉的出力也逐步提高。
4）启动系统的热备用：
当锅炉达到25%BMCR最低直流负荷后，应将启动系统解列，启动系统转入热备用状态，此时通往疏水扩容器的分离器疏水支管上的三只疏水调节阀和电动截止阀已全部关闭。
随着直流工况运行时间的增加，为使管道保持在热备用状态，省煤器出口到疏水调节阀的加热管道上的截止阀始终开启着，因此可以用来加热疏水调节阀并有一路进入泵出口管道以加热循环泵及其管道及泵出口调节阀。
另外，在锅炉转入直流运行时，分离器及贮水箱已转入干态运行，考虑到时间一长，分离器和贮水箱因冷凝作用可能积聚少量冷凝水，此时可通过分离疏水管道上的支管上的热备用泄放阀将少量的冷凝水送往过热器喷水减温器。
5）启动循环泵事故解列时的锅炉启动：
本工程启动系统的设计也考虑了再循环泵解列后锅炉的启动，由于通往疏水扩容器的分离器疏水管道尺寸和管道上三只水位调节阀的设计通流能力可以满足汽水膨胀阶段以及因再循环泵事故运行时全部冲洗水量均可排入疏水扩容器和凝结水箱，水质不合格的排入废水池，水质合格的则排入冷凝器。
因此，当循环泵解列时，锅炉仍可正常启动包括极热态、热态、温态和冷态启动直到锅炉达到25%BMCR最低直流负荷，完成锅炉由湿态运行模式转换成干态运行模式，除在锅炉的上水和水冲洗阶段，此时，给水泵的给水量增大至等于疏水管道排入扩容器的水量，而在汽水膨胀和渡过膨胀后的阶段以及热态冲洗阶段，其给水量和排入扩容器的水量与分离器水量之差和蒸汽产量与排入扩容器水量之和基本相等。
另外，在整个启动过程中由于再循环泵的解列，水冷壁系统的水循环动力（循环压头）改由给水泵提供所需的压头。
第三部分机、炉、电主保护梳理
一、锅炉MFT保护
1、手动MFT，双按钮串联后送3路至DCS,再进行三取二。
2、丧失再热器保护
在蒸汽闭锁条件下，存在总燃料流量大于30％MCR，并超过10秒。
3、两台送风机均停
4、两台引风机均停
5、所有锅炉给水泵均停
6、锅炉出口主蒸汽压力高高保护,
锅炉出口主蒸汽压力信号模拟量高高三取二与上汽机侧主蒸汽压力A/B侧压力任一高信号MFT保护动作。
7、全炉膛灭火保护,任一台给煤机投运证实延时120秒后，所有火检失去
8、所有燃料丧失，同时满足三条：
a、任一油角阀开60s或微油模式下，RS触发器置“1”，MFT时复归；
b、所有油角阀、微油角阀全关或OFT或燃油快关阀关闭；
c、所有给煤机未在服务。
9、汽轮机跳闸MFT，汽机跳闸信号由DEH侧表征后送DCS进行三取二判断。
机组负荷大于30%，汽机跳闸去MFT；
机组负荷小于30%，高旁开度小于一定3％，汽机跳闸延时10s触发MFT保护。
10、尾部烟道后墙入口联箱入口温度高高保护，一级过热器出口联箱出口温度两侧高高三取二相与延时3秒保护动作。
11、锅炉总风量低低保护：
锅炉总风量低于25%延时20s
12、火检冷却风压力低低保护：
保护动作延时60s：
模拟量经低限后三取二延时60s
13、炉膛压力高高，炉膛压力大于5.88kPa
14、炉膛压力低低，炉膛压力小于-5.88kPa
15、给水流量低低，给水流量小于542t/h延时30秒
二、汽机、发电机保护
1、电超速保护
电超速保护共两路，采用三选二逻辑，任一路动作即触发ETS保护，软、硬回路同时动作。
2、手动停机按钮
在操作员站上同时按下两个停机按钮即触发ETS保护。
3、电气保护
对于某些重要故障如差动、定子接地等故障保护，不能为此汽轮发电机组空转的，需要将汽机跳闸。
该动作信号也是作用于ETS。
4、FM458高速处理器故障
即汽轮机失控。
两块FM458卡件故障或冗余卡件与主卡程序不一致。
5、汽轮机附加保护
2号机柜中形成的综合保护以3付硬接线（常闭）接至1号机柜。
通讯检测后的信号为报警，未经处理的信号进行三取二用于保护。
6、启动装置<
7.5%
此时，汽机也已经跳闸。
7、锅炉MFT
8、定冷水温度>
58℃
9、定冷水流量<
96m3/h
10、发电机冷氢温度>
53℃
11、发电机励磁热风温度>
80℃（取消该逻辑）
12、凝汽器水位>
1650mm，（取消该保护）
13、凝汽器压力保护
凝汽器压力保护可分两部分（均为带质量判断的三选二）：
a.凝汽器压力>
28kPa，转速>
402rpm时，直接触发ETS保护
b.凝汽器压力超过计算值（为低压缸进气压力的函数），转速>
402rpm时，延时5分钟触发ETS保护。
14、轴向位移>
±
1mm
15、轴承座振动高
1～5号轴承座振动>
11.8mm/s
6～8号轴承座振动>
14.7mm/s
16、轴瓦温度高
此保护共有二十一个通道，均采用带质量判断的三选二逻辑。
1～5号轴瓦温度>
130℃，6～8号轴瓦温度>
107℃触发ETS保护。
17、润滑油母管压力低，<
2.3bar
18、润滑油油箱油位低低，油位的高低限为转速的函数
19、低压缸排汽温度>
110℃
20、润滑油供应故障，油位低时跳机不跳泵，
21、EH油母管压力低低，油压<
105bar
22、高中压主汽门/调门故障，
当高、中压缸两路进汽门均出现故障，即高中压缸断汽时，ETS保护动作。
23、高压缸叶片温度保护，
高压缸进汽蒸汽温度为12级后的温度，共三个测点。
高压内缸前部温度计算值由高压内缸壁温90%测量值（三点）计算得到后几级叶片的模拟值。
当蒸汽温度超过此计算值时，触发叶片温度保护。
温度高切除高压缸，高高跳机。
第四部分协调及启动系统控制说明
1、机组控制方式
1.1机炉协调控制（CCS）方式：
机组负荷指令（就是功率需求）同时送给锅炉和汽机，以便使输入给锅炉的能量能与汽机的输出能量相匹配。
汽机调门控制将直接响应机组负荷指令，锅炉输入指令将根据经主蒸汽压力偏差修正的机组负荷指令形成。
机炉协调控制（CCS）运行方式的投入，不仅要把锅炉输入控制和汽机主控投入自动，而且还要把所有的主要控制回路投入自动控制方式，例如给水控制、燃料量控制、风量控制和炉膛压力控制。
1.2锅炉跟踪控制（BF）方式：
汽机主控在机炉协调控制方式运行期间切换到手动时，运行方式就会从CCS方式切换到BF方式。
在这种运行方式下，机组负荷通过操作人员手动改变汽机主控输出来改变。
在“锅炉输入控制自动”和“汽机主控手动”条件下，根据用实际负荷信号修正的主蒸汽压力偏差自动地设定去锅炉的需求指令，负荷指令信号跟踪实际的负荷信号。
1.3锅炉输入控制（BI）方式：
锅炉的输入指令是由操作人员手动操作给出的，操作人员通过改变锅炉输入控制改变机组负荷。
在“锅炉输入控制手动”和“汽机主控自动”的条件下，根据主蒸汽压力偏差自动地设置去汽机调门的控制指令。
在这种方式下，负荷指令信号跟踪实际的负荷信号。
当发生辅机故障快速减负荷（RB）时，会自动地选择锅炉输入控制方式。
1.4锅炉手动控制（BH）方式
在机组启动和停止期间使用这种方式。
当在干态方式运行期间给水控制切换到手动时，或在湿态方式运行期间燃料量控制切换到手动时，会自动的地选择这种方式。
在这种运行方式下，机组负荷是不受控的。
如果汽机主控处于自动方式，那么汽机调门将控制主蒸汽压力。
2、机组负荷控制
机组给定负荷信号受所允许的负荷范围以及负荷变化率限制。
负荷变化率可以由运行人员手动设定或根据目标负荷自动设定。
2.1目标负荷设定
在机炉协调控制方式下，机组的目标负荷可以由运行人员手动设定，也可以接受中调来的负荷指令信号。
如果机组不在机炉协调控制方式下，目标负荷跟踪实际的负荷信号。
在不接受中调指令时，目标负荷可在机炉协调画面的目标负荷设定区设定，也可以在该画面上投入ADS方式接受中调来的指令。
2.2负荷变化率设定
为了防止目标负荷出现阶跃变化对控制系统的冲击，控制系统中设计了负荷变化率限制。
负荷变化率可以手动设定，也可以自动设定。
在自动方式时，根据机组给定负荷或者锅炉输入指令自动给出机组的负荷变化率。
在手动方式时，负荷变化率可在机炉协调画面的负荷变化率设定区设定。
3、锅炉主控
锅炉输入指令信号在CCS方式下由机组给定负荷信号和主蒸汽压力校正信号组合形成，在BF方式下由机组实际负荷信号和主蒸汽压力校正信号组合形成。
在BI方式下，锅炉输入指令信号可以由运行人员在锅炉主控操作器上手动输入。
当发生机组RUNBACK工况时，锅炉输入指令信号将根据预先设定的RUNBACK目标值和RUNBACK速率强制下降。
在BH方式下，锅炉输入指令在干态运行时跟踪给水流量信号（转换成MW单位），在湿态运行时跟踪实际负荷信号。
4、汽机主控
机组运行在CCS方式下时，汽机主控接受机组主控系统来的机组给定负荷信号控制发电机有功功率，所以机组实际负荷将和给定负荷相等；
如果主汽压力偏差超过控制系统内部预先设定的数值时，汽机主控将不再控制机组负荷，转而控制主蒸汽压力以便维持汽机输出和锅炉输入相匹配,即称为汽机调门的超驰控制。
汽机主控在CCS方式下使用的控制机组功率的PI控制器和在BI或BH方式下可能使用的控制主蒸汽压力的PI控制器分别单独设计，以便改善调节品质。
汽机主控考虑了随机组负荷不同的
升级会员 