一1#机组锅炉调节系统Word文件下载.docx
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1#机组锅炉调节系统共分为锅炉负荷调节及自动减负荷控制、给水调节、蒸汽温度调节、高旁调节、辅助调节。
原控制系统为瑞士SULZER公司的AV4控制系统，经过近20年的运行，控制系统电子元件老化严重，已经不能胜任1#机组的调控任务。
2002年1#机组大修，将控制系统改造为HIACS5000M分散控制系统。
调节系统的控制策略基本遵循原设计思路，但也有部分逻辑根据现在的实际情况进行了改动。
所有锅炉调节系统分布在CC1、CC2、CC3控制器。
为更好地了解1#锅炉调节系统，借助我厂编写检修规程的时机，我们编写了1#机组锅炉调节系统规程，希望能够在实际的应用中对大家有所帮助。
本规程的编写人员有赵瑞平、王隆谛、李志勇。
第一章由赵瑞平编写，第二章、第四章由王隆谛编写，第三章、第五章由李志勇编写。
由于时间比较紧迫，以及编者的水平有限，规程中的不当之处在所难免，敬请批评指正。
第一章锅炉负荷调节及自动减负荷控制
1#机组锅炉为低倍率复合循环锅炉，配备6台风扇磨，正常情况下五台磨便可保证锅炉额定负荷。
最少可三台磨运行（但不能是锅炉同一侧的）。
相应的配有六台链板式给煤机，改造前用无级变速装置（PIV）改变给煤机的转速，在2002年机组大修中改造为变频器控制。
配有二台轴流式送风机，每台送风机可保证锅炉的60%额定负荷。
通过对送风机叶片的角度的调整可改变送风机的出力。
配有二台轴流式引风机，每台引风机可保证锅炉的60%额定负荷。
通过对风机入口导向挡板的调整可改变风机的出力。
配有二台轴流式冷烟风机，正常运行时一台运行一台备用。
通过对风机入口导向挡板的调整可改变冷烟风机的出力。
另配有六支油枪，当全部投入时可保证锅炉的30%额定负荷。
锅炉按控制下的滑压，滑温方式运行，不同负荷下的主要参数如下：
负荷（%）103.2100755030
蒸发量（吨／时）947921690460280
过热器出口压力（巴）18518515110250
过热器出口温度（℃）545545545545545
再热器出口压力（巴）41.639.85
再热器出口温度（℃）545545545521494
饱和蒸汽温度（℃）366
炉膛出口过剩空气系数（%）25253036
炉膛出口CO2值（%）15.615.614.014.3
锅炉燃烧的是褐煤，其主要特性如下：
设计值最大值最小值
全水份（重量%）26.83121
灰份（重量%）20.4121.516.5
挥发份（重量%）44.722
低位发热量（大卡／公斤）317037312666
锅炉在100%额定负荷下主要运行数据如下：
磨煤机运行台数5
总给煤量（吨／时）5×
42.86
磨煤机用热风总量（标米3／时）5×
28000
热风温度（℃）297
热炉烟温度（℃）1050
冷炉烟温度（℃〕130
磨煤机出口温度（℃）100～150
锅炉热风总量（标米3／时）839000
预热器前空气温度（℃）40
预热器出口空气母管压力（mmH2O）170
炉膛负压（mmH2O）－7
（二级再热器后〕
冷炉烟总管压力（mmH2O）80
为了适应锅炉在各种不同运行工况下（起动、带负荷、正常运行、减负荷）的要求。
设计了一套完整的具有逻辑功能的自动调节系统。
目的就是控制以上设备使之满足整台机组的负荷需要，并保证锅炉安全、经济、稳定地运行。
以上设备的调节控制就构成了锅炉负荷调节及自动减负荷控制系统，按照我们的习惯，大体分为负荷调节及自动减负荷系统、燃料和空气调节系统、风机调节系统三个部分。
为遵循分散控制系统控制分散的原则，此次改造将这三个部分重新进行了划分。
因为锅炉主蒸汽压力的调节是依靠改变锅炉的燃料量来实现的，而且自动减负荷主要是针对给煤机总转数的调节，所以将燃料调节纳入到锅炉负荷调节之中。
系统最终划分为负荷调节及自动减负荷系统、空气调节系统、风机调节系统。
负荷调节及自动减负荷系统在CC1控制器、空气调节系统及风机调节系统在CC2控制器。
第一节锅炉负荷调节及自动减负荷系统
控制系统的作用有以下三点：
1、使锅炉产生的蒸汽量与要求汽轮发电机发出的功率相适应。
2、控制锅炉按预定的滑压曲线运行。
3、当外部电网、汽轮机、锅炉重要辅机发生故障时，使锅炉的蒸汽量减少到整台机组能够允许的值。
一、锅炉负荷调节
锅炉负荷调节大体可以分为三个阶段，锅炉启动高旁开启阶段（锅炉负荷大55%以前）、高旁关闭后滑压升压阶段（汽机负荷55%～91之间）、锅炉定压阶段（汽机负荷在91%以上）。
调节原理依然延用原设计的串级调节，图纸页从CC14010到CC14033，由调节器01.32、01.19、01.01、01.34及其他辅助宏命令组成。
（为能够与原设计对应及查阅图纸方便，调节器编号和名称延用原系统名称和编号）调节系统整体调节框图（简略）如图一。
汽机需要负荷信号通过一曲线环节转换为锅炉主蒸汽压力的定值，01.32的作用是调节汽机调速汽门在给定开度，其输出用来修正锅炉主蒸汽压力的定值。
01.19用来维持锅炉主蒸汽压力与汽机负荷相适应，它的输出作为给煤机总转数调节器01.01的定值。
01.01用来调整给煤机总转数，其输出分配到6台给煤机的单台调节器。
给煤机单台调节器01.34根据01.01的指令控制6台给煤机改变单台给煤机的给煤量。
由于机组控制系统改造后，汽机调节控制系统DEH不再将汽机阀位信号送DCS控制系统，01.32失去了调节汽机调速汽门的作用，它最终将实现由运行人员修正锅炉主蒸汽压力定值的作用。
1、锅炉主蒸汽压力定值的形成：
锅炉主蒸汽压力定值形成的详细框图见图二。
图二锅炉主蒸汽压力定值的形成
汽机调节控制系统DEH送来的汽机需要负荷信号为0～380MW。
变化率限制是防止汽机需要负荷变化过快时引起主蒸汽压力定值变化过快。
POC站设定的汽机阀位定值信号通过除法器改变了滑压曲线的斜率（由于01.32失去调节汽机阀位的功能，其设定也失去意义，现在逻辑里将其设定的值定为91%）。
一阶惯性环节的目的是为了适应锅炉给煤量的变化到主蒸汽压力变化的延迟，使汽机负荷的变化适应锅炉主蒸汽压力的变化。
调节器01.32的作用在前面说过，它就是运行人员修正主蒸汽压力定值的一个手段。
而曲线环节是将汽机需要负荷信号转换为压力信号。
汽机负荷与锅炉主蒸汽压力的对应关系见表一。
表一：
汽机负荷与锅炉主蒸汽压力的对应关系
负荷MW
90
150
200
225
273
30
负荷%
50
66.7
75
91
100
压力MPa
6.08
10.133
13.518
15.2
18.5
根据表一可得出锅炉主蒸汽压力定值随汽机需要负荷变化的曲线。
见图三。
可以看出，在汽机负荷91%以下时，锅炉主蒸汽压力随汽机负荷的变化曲线基本是一条直线。
那么可以由18.5=K×
273/91得出曲线的斜率K=6.1667。
在机组启动时，高旁是开启的，选择器的输出为高旁压力定值。
高旁压力定值的曲线如图四。
由于POC站的Pmin设定基本不用，所以高旁的压力定值通过大值选择器和小值选择器就作为锅炉主蒸汽压力的定值。
机组启动时，高旁开度为最小开度20%，随着压力的上升达到3.5MPa时，高旁开度限制模式起作用，控制高旁开度为35%，压力继续上升达到5MPa时，高旁控制模式转换到压力限制模式，压力定值5MPa。
此时汽机可以开始冲动。
此时因为汽机负荷为0，如果运行人员没有进行压力定值的偏置（01.32输出为0），加法器的输出为0，监控器处于动作状态（监控器定值为±
0.2）。
带负荷后，运行人员投入高旁滑压模式，压力上升，高旁为了维持滑压定值，不再开大而逐渐关小。
滑压到11MPa左右时，汽机负荷为55%，高旁关闭。
此时加法器的输出为300÷
91×
55%×
6.1667=11.18，监控器复归，选择器的输出为加法器的输出，汽机需要负荷需形成的压力信号将作为锅炉主蒸汽压力的定值，锅炉根据汽机负荷的需要控制主蒸汽压力。
2、主蒸汽压力调节及给煤机总转数调节：
调节框图如图五。
调节器01.19调节锅炉主蒸汽压力，其输出控制锅炉的燃烧率，作为给煤机总转数的定值。
为了加速动态调节过程，改善调节品质，它引入了汽机需要负荷信号及其微分环节作为前馈。
当汽机需要负荷改变时，01.19的输出超前动作，减小锅炉的大延迟对汽机的影响。
同时为了使汽机和锅炉更好地配合，将主蒸汽压力偏差信号送DEH进行汽机的调控，限制汽机负荷的增减速度以适应锅炉主蒸汽压力的变化速度，达到汽机与锅炉的协调调节。
调节器01.19的输出增加了高限和低限功能。
高限是锅炉的负荷能力。
在机组正常运行时，锅炉的负荷能力为100%，减负荷发生后，负荷能力将按一定的速率下降到机组允许的值。
（关于锅炉负荷能力和机组自动减负荷将在后面介绍）
低限是锅炉的最低燃烧率，是煤的发热量的函数。
煤的发热量和以及煤质系数与锅炉最低燃烧率、给煤量的关系如表二。
表二：
煤的发热量和以及煤质系数与锅炉最低燃烧率、给煤量的关系
煤的发热量
（大卡/公斤）
煤质系数
锅炉最低燃烧率
（%）
给煤量
（t/h）
2666
1
36.32
97.7
3170
0.84
31.58
84.95
3731
0.7
27.45
73.84
根据表二，很容易得出锅炉的最低燃烧率与煤质系数的函数关系。
调节器01.01的高限是给煤机的最高转速定值，应为85.5%（见下节）。
但在实际运行中，给煤机的转数不允许达到这么高，所以限定到80%。
调节器01.01的低限是为了保证给煤机总转数的保护在正常调节过程中不会动作。
给煤机总转数保护的定值为22.5%。
给煤机总转数的计算为5台给煤机转速各取20%，即5台给煤机转数在100%运行时，给煤机总转数为100%。
因为同等锅炉负荷下，给煤机总转数的大小与煤质有关系，所以01.10调节器的低限是煤质系数的关系，此系数取为60。
计算如下：
01.01调节器自动投入的条件为给煤机最少3台投入，在煤质最好时（煤质系数为0.7），01.01调节器输出在低限时的给煤机总转数为：
0.7×
60×
3×
0.2=25.2。
（因为给煤机改造为变频器控制，给煤机指令100%对应给煤机转数100%为2000rpm，即给煤机的指令与给煤机的转数能够完全对应。
）25.2%高于22.5%的目的是防止给煤机总转数的波动造成无谓的给煤机总转数保护动作。
3、给煤机总转数信号与锅炉燃烧率信号的配合计算：
煤质不同时，同等锅炉负荷下，给煤量是不同的，即锅炉的燃烧率要根据煤质的不同进行相应的调整。
图七给出了不同的煤质下，锅炉负荷、锅炉燃烧率及给煤量的对应关系。
从图七中可以看出，当煤质最差时（HU=2666大卡/公斤），锅炉负荷109%对应的给煤量为269t/h，锅炉燃烧率达到最大即100%。
此时5台磨运行，每台给煤机的给煤量为269/5=53.8t/h。
给煤机转数为1710rpm。
每台给煤机转数的量程为0～2000rpm，则给煤机转数对应的百分数为：
1710/2000×
100%=85.5%。
这是给煤机可以运行的最高转数，那么可以计算出给煤机总转数和燃烧率的对应关系。
5台给煤机在最大转数下，燃烧率为最大100%，即85.5×
5=427.5，对应到100%需要乘以系数0.234（100/427.5=0.234）。
4、调节器01.01的比例增益Kp的修正：
调节器01.01的输出应该根据给煤机运行的台数不同而作相应的改变，为实现此功能，用给煤机运行的台数来修正调节器的比例Kp，Kp=Kp0/n。
（Kp为实际的比例增益，Kp0为原始的比例增益，n为运行的给煤机的台数）因为5台磨能够满足锅炉100%负荷，那么按5台给煤机运行来进行修正，即Kp=5/n。
经过实际的调试，Kp0为4.5。
5、单台给煤机调节：
调节框图如图八。
单台给煤机调节器01.34接受调节器01.01的指令控制给煤机运行。
从调节框图中可以看出，并不存在PI调节器，01.34只是由POC站上的设定、输出、自动切换及选择器、加法器组成。
在自动状态下，01.34的输出由01.01调节器的输出及运行人员在POC站上的偏置设定组成。
手动时，01.34的输出是POC站上手操输出，此时POC站上的偏置设定跟踪01.34的输出与01.01调节器指令之差。
这样保证了01.34调节器手自动切换时没有扰动。
POC站01.34的输出信号有高低限制，高限为85.5，低限为14.25。
给煤机启动后，转速自动上升到14.25%。
6、调节器01.19自动投入条件：
1、高旁关闭；
2、01.01调节器投入自动；
3、没有减负荷信号；
4、调节器01.19入口偏差不大；
5、调节器01.19输出不低于低限；
6、主蒸汽压力测量正常；
7、汽机需要负荷信号正常；
8、调节器01.01输出在高低限之间。
7、调节器01.01自动投入条件：
1、大于等于3台给煤机投入自动；
2、给煤机总转数测量正常；
3、调节器01.01入口偏差不大。
8、调节器01.34自动投入条件：
1、给煤机运行；
2、变频器反馈正常；
3、给煤机转速测量正常；
4、变频器无故障。
二、自动减负荷控制
机组正常运行时，汽机与锅炉的能量配合是相等的。
当汽机或电网发生故障，锅炉的蒸汽量要下降到与汽机需要相匹配的值，同理，当锅炉的某个重要辅机发生故障，锅炉产生的蒸汽量必然要降低，那么也要求汽机降低负荷以适应锅炉的能量。
减负荷的功能就是合理搭配锅炉与汽机的负荷，使之平衡，保证锅炉和汽机的安全经济运行。
减负荷逻辑设计原则基本遵循原设计，图纸页从CC14034到CC14038。
当下列设备其中有一台跳闸时，自动减负荷发生，锅炉将按一定的速率减负荷到机组允许的负荷。
给煤机（磨煤机）运行中的5台有一台跳闸
送风机2台中有一台跳闸
引风机2台中有一台跳闸
给水泵2台中有一台跳闸（备用泵没有联动）
汽机跳闸
发电机跳闸
减负荷的速率原设计有两种，即34%/分和3%/分。
3%/分取消，只使用34%/分一种减负荷速率。
设备跳闸后，锅炉最大的允许负荷如表三。
表三：
设备跳闸后，锅炉最大的允许负荷
设备
跳闸
锅炉最大负荷（%）
给煤机
5台中有一台跳闸
80
送风机
2台中有一台跳闸
60
引风机
给水泵
2台中有一台跳闸（备用泵没有联动）
汽机
发电机
每台设备跳闸后形成的减负荷信号最终都反映到给煤机总转数上来，因为给煤机总转数与煤的发热量（煤质系数）有关，煤质不同时，即使减负荷到同一负荷值，给煤机总转数降低到的最终值也不同。
1、减负荷基本原理：
通过锅炉主蒸汽流量与锅炉燃烧率计算出基本负荷基准信号，此信号与煤质有关，但不受锅炉负荷的影响（所以此信号也称煤质系数）。
涉及到机组减负荷的设备（即给煤机、送风机、引风机、给水泵、汽机、发电机）都通过负荷基准信号计算出各类设备所能够满足的机组负荷。
各类设备所能够满足的机组负荷信号通过小值选择器后就是锅炉的最大负荷能力。
在没有减负荷信号时，最大负荷能力为100%，减负荷发生后，最大负荷能力按照设定的速率从减负荷前的值下降到引起减负荷的设备的最大出力。
因为最大负荷能力信号作为调节器01.19的高限，所以减负荷发生后，锅炉的燃烧率将按照最大负荷能力下降的速率减小到机组负荷允许的值。
设备跳闸后，此类设备的最大出力一定低于当前的锅炉燃烧率，这类设备的负荷能力与锅炉然燃烧率的偏差使监控器动作，发出减负荷报警，并送BMS切除相应的磨煤机（给煤机减负荷除外），送DEH切除汽机自动。
当锅炉的燃烧率下降到机组负荷允许的值时，减负荷停止。
2、负荷基准信号α的计算：
要求负荷基准信号能够反映煤质的变化，但不能受锅炉负荷的影响。
锅炉的负荷实际是锅炉产生的主蒸汽量，所以用锅炉的燃烧率与主蒸汽流量的比值信号作为负荷基准信号，可以理解其意义为锅炉产生单位的（百分数表示的）主蒸汽量需要的给煤量。
锅炉主蒸汽流量、锅炉燃烧率与煤质的关系如图九所示，根据图九可以进行负荷基准信号的计算、减负荷结束后的锅炉燃烧率的大小等等。
在煤的发热量最低（HU=Min）时，锅炉产生1000t/h的主蒸汽量达到锅炉的109%负荷时，锅炉的燃烧率为100%，负荷基准信号α为1。
煤质变好时，产生相应的主蒸汽流量需要的锅炉燃烧率也随之降低。
煤的发热量在2666大卡/公斤（HU=Min）～HU=3731大卡/公斤（HU=Max）之间，所以负荷基准信号α在0.7～1之间。
负荷基准信号的计算如图十所示。
在计算负荷基准信号时，要将主蒸汽流量信号根据图九进行百分数的折算。
锅炉负荷—8%～109%即主蒸汽流量在Cs～1000t/h对应锅炉燃烧率0～100%。
因为锅炉负荷100%时，主蒸汽流量为921t/h，所以—8%锅炉负荷相应的主蒸汽流量为—73.68t/h。
将主蒸汽流量信号对应到锅炉燃烧率即图十中的一次变换为：
y=0.0931326x+6.8264。
〖100/（1000+8×
921/100）=0.0931326，（100—6.8264）/109=100/（109+8）〗
3、减负荷结束后的锅炉燃烧率：
根据图九，锅炉负荷为Ln时，减负荷发生，设减负荷结束后锅炉负荷为L0，求减负荷发生前后的锅炉燃烧率Σn及Σ0。
（Ln及L0为百分数）
根据图九，将Ln及L0折算到对应的锅炉燃烧率的百分数为（Ln＋8）×
100/（109+8）=0.855（Ln＋8）、（L0＋8）×
100/（109+8）=0.855（L0＋8）。
在图九中，因为Ln及L0对应的Σn及Σ0位于HU=Min斜线上，根据α的计算得知此时α=1。
则Σn=α×
0.855（Ln＋8）=0.855（Ln＋8），Σ0=α×
0.855（L0＋8）=0.855（L0＋8）。
第二节空气调节系统
燃烧用空气调节包括风煤比调节、风油比调节、磨煤机热风量调节、磨煤机出口温度调节。
控制逻辑在CC2控制器里实现，图纸页为CC24034～CC24083和CC24105~CC24117。
一、风煤比调节：
风煤比调节的作用是保证进入炉膛的风量和煤量成比例，每台燃烧器的风量根据各自的给煤机转数信号（相当于给煤量）进行调节，以保证风量和煤量的合理配比。
因为煤质的变化，给煤机转数信号不能准确代表锅炉的燃烧率，所以增加总风量调节以及氧量闭环调节，用以校正单台燃烧器的风量并保证整个锅炉的氧量符合锅炉负荷的需要。
风煤比调节框图见图十一。
整个调节回路可以分为三部分，即单台磨的风量调节，总风量调节，氧量调节。
单台磨的风量要与单台给煤机煤量相匹配，所以单台磨的风量定值是由对应的给煤机的转数信号形成的。
给煤机转数信号经过二阶延时环节通过函数转换为风量的定值。
给煤机转数0～1800rpm对应风量0～180KNM3/h。
为了消除煤质的变化带来的煤量和风量的偏差，能够人为地通过单台风量调节器04.04的设定修正给煤机转数转换的风量定值。
总风量调节器04.19的输出对单台的风量进行校正，以保证整个锅炉的总风量与总煤量相匹配。
因为主蒸汽流量能够代表锅炉的负荷，所以总风量调节器的定值根据锅炉的主蒸汽流量转换。
锅炉103.2%负荷主蒸汽流量947t/h时，总风量为839KNM3/h，则曲线环节的曲线斜率为947/839=0.886。
当一台送风机跳闸时，为避免空气母管压力瞬间下降过多造成母管风压保护动作，一负值信号（—50）的微分作用到04.19调节器的前馈，使04.19调节器的输出减小，单台磨的风量降低。
虽然锅炉的总风量与锅炉的负荷相匹配了，但因为煤质变化等各种原因，整个锅炉的过剩空气系数可能不能满足锅炉负荷的需要，所以总风量调节器的定值增加了氧量调节器指令校正，以保证锅炉的氧量在允许的范围内。
氧量调节器04.10的作用是调节锅炉的氧量符合锅炉负荷的需要。
锅炉的氧量与锅炉的负荷有关系，一般来说负荷越大要求氧量越小。
锅炉负荷与氧量的关系如表四。
表四：
锅炉负荷与锅炉氧量关系：
锅炉负荷（%）
主蒸汽流量（t/h）
461
921
锅炉氧量（%）
7
5.7
4.3
同时运行人员可以人为通过04.10的设定改变锅炉的氧量定值。
在炉膛吹扫时，风煤比挡板强制开启，吹扫结束后再关闭。
具体逻辑如图十二：
吹扫的煤二次风风量要求达到620KNM3/h，风煤比挡板的开度过大虽然能够满足风量的要求，但会导致送风机负荷太高，而挡板开度过小，就不能满足风量的要求，经过多次试验，将风煤比挡板的开度定到50%。
在风煤比挡板开启过程中，增加空气母管风压和炉膛负压的波动闭锁功能。
在吹扫时，空气母管风压定值为1.0KPa，如果因为挡板开启造成空气母管风压下降到0.9KPa以下，或导致炉膛负压达到-0.02KPa以上，相应的监控器动作，使挡板的指令将保持前值。
当监控器复归后，继续开启。
挡板的开启速率定为0.3%/s，也是防止动作过快导致监控器动作。
在吹扫结束后，吹扫结束信号触发一520秒的脉冲去关闭挡板，速率为0.25%/s。
设置关闭速率的目的也是防止空气母管风压和炉膛负压波动过大。
二、磨煤机热风量调节：
磨煤机热风量的调节是定值调节，通过POC站上的设定作为磨煤机风量的定值。
调节器05.04的输出控制磨煤机热风调节挡板保持风量在给定值。
目的是使
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