山西京玉电厂APS系统设计书Word下载.docx

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同时给水全程控制与SCS等系统相互协调，自动完成电泵、汽泵启动、停止，电泵、汽泵之间的并泵、倒泵等功能，以满足全程给水自动控制功能。

APS系统是一个机组级的顺控系统，充分考虑机组启停运行特性、主辅设备运行状态和工艺系统过程参数，并通过相关的逻辑发出对其它顺控功能组、FSSS、MCS、汽机控制系统、旁路控制系统等的控制指令来完成机组的自启停控制。

控制系统在每个断点显示应进行的操作提示，并允许运行人员从操作员站上中断或终止自启停程序。

机组自启停程序在执行过程中，一旦出现故障或错误，程序应自动中断，根据故障或错误点类型退回到机组安全状态，顺控程序切换到功能组级，同时，造成中断的原因应在DCS画面上显示并按需打印。

机组自启停程序的执行情况、设备启停状态和每一步序的正常/异常状态均在DCS操作画面上显示，已执行、未执行和正在执行的断点状态也应在画面上显示。

妨碍APS执行的原因和运行人员的人工干预按需进行打印。

对于火电机组来说，设计机组自启停时，采用断点控制的方式较为理想，根据国内外成功的例子，火电机组都是采用断点的控制方式的。

APS系统在控制基本思想上使用断点方式进行机组自启停控制，可以实现从机组启动准备到带上100%MCR负荷的机组启动以及由减负荷至停炉的自动进行。

断点方式，就是将APS启动这个大顺控分为若干个顺控功能来完成，每个断点的执行均需要人为确认才开始执行。

采用断点的方式也符合火电机组的运行工艺要求，对于火电机组的点火、冲转、并网等均要人为的确认才能进行，若将APS设计为一个大顺控，则机组什么时候点火、什么时候冲转、什么时候并网等都不明确，这样的APS逻辑很难在现实中采用。

另外，采用断点的控制方式，各个断点既相互联系，又相互独立，只要条件满足，各个断点均可独立执行，这样适合火电机组多种多样的运行方式，符合电厂生产过程的工艺要求。

例如机组启动定速后，有时需要打闸再冲转，有时要进行超速试验等，采用断点方式时，只需从汽机升速断开始执行即可继续用APS执行下去，而不用从头开始。

APS功能包括机组自动启动与自动停止。

其中自动启动有冷态、温态、热态和极热态4种启动方式，对于汽机来说，由高压缸第一级金属温度和停机时间等来决定，

冷态：

高压缸第一级金属温度＜204℃；

冲转汽压：

6MPa

温态：

高压缸第一级金属温度204-343℃，冲转汽压：

8MPa

热态：

高压缸第一级金属温度343-426℃，冲转汽压：

10MPa

极热态：

高压缸第一级金属温度＞426℃，冲转汽压：

12MPa

汽轮机冲转时高、中压缸进汽温度根据第一级缸温查对应启动蒸汽曲线图表来确定。

区分四种方式主要在于汽轮机自动开始冲转时对主蒸汽参数的要求不同，因而汽轮机冲转前锅炉升压时间不同、锅炉并网后的升负荷率不同。

对于锅炉来说，分3种启动方式，主要由汽包壁温来决定。

汽包壁温＜100℃

汽包壁温在100-250℃

汽包壁温＞250℃

机组启动按汽轮机冲转时汽机旁路系统是否投用分为BYPASSON和BYPASSOFF二种方式。

APS对电厂的控制是应用电厂常规控制系统与上层控制逻辑共同实现的。

常规控制系统是指：

闭环控制系统（MCS/CCS）、锅炉炉膛安全监视系统（FSSS）、顺序控制系统（SCS）、数据采集系统（DAS）；

给水全程控制系统；

汽轮机数字电液控制系统（DEH）及电气控制部分（ECS）等。

在没有投入APS的情况下，常规控制系统独立于APS实现对电厂的控制；

在APS投入时，常规控制系统给APS提供支持，实现对电厂的自动启/停控制。

综合上述，APS的主要功能如下：

（1）实现对各设备系统子组顺控功能组的调度工作。

（2）分为机组启动顺序控制和机组停止顺序控制两组。

（3）APS控制系统状态控制及显示；

（4）机组APS控制系统设置为按需使用，不投入时不影响机组的正常控制；

（5）采用断点的形式，将机组各种系统按机组启动或停止要求进行分类控制；

（6）具有对系统子组状态的监控功能；

（7）具有一定超驰控制能力，例如断点自动选择以及并行系统的跳步运行；

（8）每个断点顺控组应具有中断及恢复功能。

按设备的运行情况选择执行步序；

（9）操作员站上具有根据系统控制逻辑的操作画面及指导。

2APS的设计范围

2.1APS设计范围原则

APS系统包括范围的原则为：

凡是设计有顺控或MCS的系统均可考虑进APS，至于实际操作时可以由APS实现，也可由人为实现，增加APS的灵活运行方式。

右玉电厂机组自启停控制系统APS的起点拟从凝结水系统启动开始，终点是升负荷到180MW（开始准备投入脱硫系统）；

机组停止过程APS的起点为180MW负荷，终点是汽机停机后真空破坏，盘车投入，锅炉吹扫完后闷炉。

以下控制系统不纳入APS的控制范围：

空压机系统不纳入APS。

辅助蒸汽系统不纳入APS。

循环水系统不纳入APS。

闭冷水系统不纳入APS。

主机润滑油系统不纳入APS。

发电机密封油系统不纳入APS。

发电机气体置换系统不纳入APS。

启动盘车系统不纳入APS。

启动EH高压抗燃油、小机润滑油系统不纳入APS。

2.2APS启动设计范围

机组启动前，根据现场设备的实际情况，相当部分的设备及系统必须由操作员提前进行操作以投入运行，此部分内容可作为机组投入APS前的断点内容。

启动过程的设计范围应包括以下内容：

启动前确认阶段，闭冷水系统、循环水系统、工业水系统、压缩空气系统、辅汽系统、锅炉加药系统、润滑油系统、发电机密封油系统、氢气系统投入运行、流化床床料填入，部分系统启动仍可由SCS系统进行。

除氧器上水加热、凝器上水、凝水母管注水起凝泵再循环，APS投入凝结水系统、低加水侧冲洗（旁路门冲洗一段时间后导通水侧）排放、汽机疏水系统、炉侧疏放水（炉侧空气门）、除氧器上水、电泵暖泵等。

锅炉上水阶段，APS投入电泵上水、#1/2/3高加水侧冲洗（旁路门冲洗一段时间后导通水侧）、轴封系统投入、真空系统、燃油循环系统、锅炉风烟系统。

锅炉吹扫、点火、升温升压阶段，APS投入锅炉炉膛吹扫功能组，依次启动油燃烧器、床温控制系统、脉动式投入煤系统、床压控制系统、定排控制系统、高低压旁路系统、空预器吹灰系统。

汽轮机冲转阶段，APS投入ATC冲转。

发电机并网、初始负荷阶段，APS投入发电机自同期并网及带初始负荷，旁路退出、低加水侧（#5低加出口门开启）导通后投入低加汽侧，高加汽侧投入、小机暖管。

升负荷阶段1，APS投入自动加燃料、减温水，床压除渣系统，厂用电的切换、电泵阀体切换、小机冲转。

升负荷阶段2，厂用电的切换、汽泵并泵、电泵退出投备用，投入CCS控制方式至180MW锅炉断油，至此，APS系统结束。

2.3APS停机设计范围

机组停运时，停运前的各项试验由运行人员进行操作，此部分内容可作为机组投入APS前的断点内容。

高负荷阶段由CCS进行控制，直到机组负荷减至设定投入APS的负荷点180MW（降负荷过程中自动完成停磨操作）。

停运过程的设计范围应包括以下内容：

停运前试验及有关操作，（试开BOP、EOP、SOB及小机EOP泵，主汽门、调门活动试验），锅炉全面吹灰，辅汽切换，退出机组AVC调节，发电机机端电压自动AVR运行；

电除尘灰斗加热疏水切至炉侧排放。

CCS控制机组减负荷，负荷180MW，压力10MPa后通知化学加药循环1小时。

APS控制机组继续减负荷，将负荷减到100MW，减负荷过程中要完成电泵投入，小机退出停运，停运有关给煤系统，保留两台给煤机最低负荷运行，启动相应的床上油燃烧器，停运高加。

厂用电切换，APS控制机组继续停给煤机减负荷；

负荷10MW后手动打闸汽机，发电机由逆功率解列。

汽机投盘车阶段：

停最后一根床上油枪，锅炉MFT，完成锅炉的吹扫闷炉，真空系统、轴封系统的停运，盘车的投运。

3APS总体设计思想

1.逻辑模块化。

根据阶段单元、步骤单元、信号单元、状态显示等各种完成特定功能的控制逻辑设计成模块化。

2.步骤阶段化。

大型汽轮发电机组的启停自动化是一个综合性很强的复杂的顺序控制系统，通过合理而有效地控制设备程序的阶段和步骤，以及对危及机组安全的反向判据的连续监视，使机组的启停程序综合考虑了安全性和经济性，从而使APS不仅是启停装置，同时也是安全装置。

3.判据条理化。

一次判据、二次判据、反向判据、指令时间、允许时间、等待时间、判据的在有效区及其对程序重定位的影响，都是APS充分考虑的因素。

4.程序试验和顺控装置投自动所引发的程序重定位功能，可使顺控装置跟踪机组的实际工况，使控制装置在任何工况下投自动均能适应机组当前状态，不会误发指令。

5.要求MCS、CCS、SCS、FSSS、DEH、ECS等系统均根据APS系统的程序进行设计，并能与APS系统进行良好的接口，接口标准统一、切换无扰，有利于APS上层逻辑与下层功能块、设备控制独立调试、修改。

在APS系统的协调控制下，上述各系统能实现必要的相互协调功能；

6.根据机组启、停过程各断点的设置情况，APS系统能将各工况步骤阶段化，使其具有相对独立的操作特性，以便操作员根据实际情况及时进行人工干预，但不影响其他步投入CCS控制方式至180MW锅炉断油骤APS系统的执行；

7.APS系统对各阶段及断点的结束完成判据与启动允许条件必须全面、充分，根据设备各种工况进行判断，代表设备的真实工况，杜绝错误判据；

8.APS控制逻辑根据阶段单元、步骤单元、信号单元、状态显示等各种完成特定功能的控制逻辑设计成模块化。

APS系统除遵循下层所有的保护、联锁逻辑功能外，还应有一定的事故处理能力及报警提示、人工干预手段，确保机组在安全可靠的方式下运行。

右玉#4机组APS系统对事故处理做了如下规定：

故障类型

子类

引起后果

对APS影响

采取措施

备注

测点故障

（处理后）

判据参数

判据条件不足

中断APS程序执行

暂停、报警，等待人工处理（中止或跳步）

被调参数

回路切手动

影响APS执行过程时间

报警，允许人工干预

设备故障

泵、风机

引起参数不满足

造成完成判据不满足，影响APS下一步程序执行

报警并等待，提示人工干预

非冗余设备或冗余设备联锁启动失败

两位式

开关不到位

影响当前执行后判据

提示，允许人工干预（跳步）

调节式

机构反馈偏差大

某些反馈作为顺控启动的依据（如风机动叶开度<

5%）　，

暂不考虑（也要提出解决方案）

独立装置

影响断点执行

提示报警，等待人工处理

当功能组看待

过程参数

上级断点完成判据不满足或引起当前允许条件不满足

影响断点执行，暂停

暂停当前断点，等待处理故障断点恢复，再执行本断点程序，否则本断点复位。

运行断点过程中，如上级断点出现设备跳闸或引起过程参数异常

4APS断点的设置原则和数量

4.1断点设置原则

另外，采用断点的控制方式，各个断点既相互联系，又相互独立，只要条件满足，各个断均可独立执行，这样适合火电机组多种多样的运行方式，符合电厂生产过程的工艺要求。

其中自动启动有冷态、温态、热态和极热态4种启动方式，有关APS断点的设置，应根据现场设备的实际情况，满足各常规控制系统运行要求，即可给APS提供支持，实现机组的自动启／停控制，同时在操作员要求时，亦可以满足操作员对各单独运行工况及过程的操作要求。

4.2APS启动断点设置

依据右玉电厂的实际情况，初步考虑APS冷态、温态启动设置7个断点，停止设置3个断点。

只有在前一断点完成的条件下，通过所提供的按钮确认启动下一断点，APS才会开始下一断点，在每一断点的执行过程中，均设计“启动/暂停/复位”逻辑以及超驰逻辑。

这7个断点分别为：

1.凝器上水、除氧器加热

2.锅炉上水

3.吹扫点火及升温升压

4.汽机冲转

5.并网及初负荷

6.升负荷1（目标100MW）

7.升负荷2（目标180MW）

第7个断点完成后，此时机组的启动已完成，机组负荷由CCS系统控制，APS退出。

机组负荷升至操作员的设定值或由中调（AGC）给出的设定值方式。

为了适应随后整个生产过程的全程自动控制，CCS必须能根据负荷指令要求自动地启动给煤机系统，适应不同的负荷要求。

APS热态、极热态启动直接从第四个断点-汽机冲转开始，到第七个断点升负荷2（目标180MW）结束。

4.3APS停止断点设置

机组自动停止程序可设3个断点，这3个断点分别为：

1.从180MW降负荷到100MW

2.降负荷至10MW后手动打闸汽机，发电机联跳（逆功率）

3.汽机投盘车

4.4启动模式断点完成的功能

4.4.1启动前检查及辅助系统确认完成的功能

确认以下辅助系统已投运（具备功能组启动的使用功能组启动）

1.空压机系统投运

2.循环水系统投运

3.闭冷水系统投运

4.汽轮机润滑油系统投运

5.发电机密封油系统投运

6.顶轴油泵投入

7.汽轮机盘车投运

8.气体置换投运

9.抗燃油系统投运

10.小机润滑油系统投运

11.辅汽系统投运

12.工业水系统投运

以上各系统启动时间视检修或停机后机组实际情况而定,但均应在APS启动前启动完毕并运行正常,作为APS启动的允许条件。

APS系统冷态启动条件检查：

1.上述辅助系统已投运

2.所有系统检查卡已执行完毕，所有影响启动的工作票已终结

3.检查机组DCS控制系统正常

4.检查发变组系统满足启动条件

5.试验各报警窗声光信号正常

6.确认机组主要保护均已投入

7.检查机组主要监测仪表指示正常

8.确认机组强制点与记录卡一致

9.检查6KV公用Ⅲ、Ⅳ段母线运行正常

10.检查6KV机组Ⅰ、Ⅱ段母线运行正常

11.检查机组380V厂用电系统运行正常

12.检查直流和UPS系统运行正常

13.发变组转冷备用（包括220KV侧）

14.发变组转热备用

15.检查封闭母线状态良好

16.检查主变冷却系统投入自动

17.检查高厂变冷却系统投入自动

18.检查仪用气系统投运正常

19.检查消防水系统运行正常

20.检查工业水系统运行正常

21.检查炉底水封及溢流水系统正常

22.检查煤仓已上煤或供煤系统正常

23.炉内床料填装完毕，并符合启动要求

24.锅炉底部冷渣器冷却水系统投入

25.检查空冷系统及真空系统应满足启动

26.化学制供水系统正常

27.检查除盐水储水箱水位正常

28.检查确认凝泵变频器控制系统恢复

29.DEH盘面确认正常

30.确认汽机打闸试验、OPC开关静态试验结束

31.发变组转热备用（1、发变组辅助设备投运检查操作卡；

2、励磁系统投运前检查操作卡；

3、发电机由"

冷备用"

转为"

热备用"

）。

检查APS启动条件均已满足,发APS启动指令（操作界面上，断点启动背景灯点亮）。

APS系统热态、极热态启动条件检查：

1.检查发变组系统满足启动条件

2.检查机组主要监测仪表指示正常

3.确认机组主要保护均已投入

4.检查机组DCS系统画面无异常报警

5.汽包水位正常

6.确认汽机主再汽门、调门关闭

7.确认机组强制点与EAM一致

8.封闭母线状态良好

9.检查主变冷却系统投入自动

10.检查高厂变冷却系统投入自动

11.OPC静态试验正常（大小修后需做）

12.无影响启动的工作票已终结

13.发变组转热备用

14.检查仪用气系统投运正常

15.循环水系统运行正常

16.汽机润滑油系统运行正常

17.密封油系统运行正常

18.氢气系统运行正常

19.闭冷水系统运行正常

20.抗燃油系统运行正常

21.低加水侧投用功能组完成

22.#1高加水侧投用功能组完成

23.#2高加水侧投用功能组完成

24.轴封压力正常

25.真空系统正常

26.小机A润滑油运行正常

27.小机B润滑油运行正常

28.确认开机厂用电切换检查卡执行

29.公用三四段运行正常

30.机组6KV一二段运行正常

31.机组380V系统运行正常

32.直流UPS工作正常

4.4.2凝器、除氧器断点完成以下功能：

断点设备选择（#1/2凝泵变频选择）。

启动上水泵通过打开至除氧器入口凝结水补水门（可否改为调节门）向除氧器上水，通过排汽装置补水调节门向凝器热井注水，凝水母管注水排空，变频凝泵启动打再循环、投工频凝泵备用连锁，#5/6/7低加水侧冲洗（旁路门冲洗一段时间后导通水侧）,#5低加出口门、旁路门关闭，凝水#5低加出口放水电动门排放。

（凝泵密封？

）投入小机盘车，开启至精处理入口凝结水补水门和精处理装置入口门（是否改电动），冲洗10min后开启精处理装置出口门（是否改电动）。

开炉侧疏水（炉侧汽包高过空气门、向空排汽电动门（无设备点，待查））、启动汽机疏水系统；

除氧器加热，启动电泵暖泵

本断点启动允许条件为：

APS系统启动条件；

本断点完成条件判据为：

1）除氧器水位正常，除氧器水温大于100℃；

2）密封水压力正常

3）凝汽器水位>

450mm

4）至少有一台凝泵运行；

5）炉侧炉侧汽包高过空气门、向空排汽电动门已开；

6）汽机疏水系统已启动；

7）电泵已暖泵。

4.4.3锅炉上水断点完成以下功能：

断点设备选择（油泄露试验；

过热器反冲洗选择、返料风机选择、暖风机选择）。

锅炉上水阶段功能：

APS投入电泵上水、#1/2/3高加水侧冲洗（旁路门冲洗一段时间后导通水侧）、轴封系统投入、真空系统、燃油循环系统、锅炉风烟系统。

过热器反冲洗（可选择手动执行）

自动开电泵出口门给锅炉上水，流量控制在200t/h以内（二种方案待选：

1、用30%调门控制；

2、电泵最低转速，再循环全开，如果上水流量能控制在200t/h以内，就用方式2）、#1/2/3高加旁路方式冲洗20分钟后人工确认高加水侧已经注水排空结束，自动将高加水侧导通，并连续上水冲洗，汽包满水（+200mm）后，关#1高加旁路门、出口门，启用定排放水排污1小时，放水结束后自动关闭定排，自动开启#1高旁路门继续给锅炉上水至-150mm，自动关闭#1高加旁路门，开启30%给水调门控制水位。

完成油泄漏试验，建立炉前油循环，火检仪用风投入，投用轴封系统（辅汽或冷再）、真空系统、风烟系统（引风机、返料风机、二次风机、石灰石风机和一次风机）。

断点一已完成；

1.汽包水位正常；

（点火水位暂定-150mm）

2.除氧器水位正常；

3.电泵自动控制；

4.轴封系统已投入；

5.二次风、引风自动控制，炉膛压力正常；

6.返料风机投入、床压建立（保证最低一次风量值）；

7.真空已建立。

4.4.4锅炉吹扫、点火，升温升压断点完成的功能

断点设备选择（是否选用旁路升温升压；

油枪顺序选择；

给煤机选择）。

1.允许条件：

锅炉吹扫条件满足

炉膛吹扫，复位MFT，OFT，关再热器烟气挡板，开启省煤器再循环。

关闭连扩至除氧器供汽门，APS提示打开连扩水位调整旁路门

2.点火条件满足，锅炉点火升温升压。

启用定期排污，启用床上油点火。

控制烟温和一次风温升速率（当主汽流量小于10%时，注意炉膛出口温度不要超过482℃）。

燃烧管理控制系统控制上下汽包壁温差，床温升速率,屏过金属壁温不超允许值，控制汽包壁温升率。

3.投入空预器蒸汽吹灰，点火初期吹灰汽源使用辅汽；

当汽包压力大于3MPa，吹灰汽源自动切换到主汽，提醒关闭吹灰辅汽汽源手动门。

汽包压力0.2MPa，关炉侧所有空气门，再热器疏水电动门关闭，旁路暖管（高、低旁电动隔绝门全开，高旁压力调整门置10%