MCS系统逻辑设计说明.docx
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MCS系统逻辑设计说明
宁夏马莲台电厂2×330MW机组
MCS系统逻辑设计说明
（讨论稿）
新华控制工程有限公司
2005年2月
MCS系统简介
1系统介绍
1.1调节系统硬件构成
马莲台发电厂1号机组MCS系统主要功能由新华公司分散控制系统XDPS-400实现。
各主要调节系统的位置分配如下：
1）协调控制系统、磨煤机调节系统、給水调节系统：
DPU16
2）风烟调节系统、二次风箱压力、减温水调节系统：
DPU17
3）除氧器、凝汽器、高低加水位、旁路等机侧单回路调节系统：
DPU18
1.2MCS子系统的组成
马莲台电厂1号机组包括如下的控制系统：
1.2.1机组协调控制方式（CCBF、CCTF）
1.2.2炉跟机方式（BF）
1.2.3机跟炉方式（TF）
1.2.4磨煤机出口温度调节
1.2.5磨煤机一次风量调节
1.2.6磨煤机加载控制
1.2.7汽包水位调节
1.2.8燃油压力调节
1.2.9氧量校正
1.2.10送风调节
1.2.11炉膛负压调节
1.2.12一次风压调节
1.2.13密封风风压调节
1.2.14二次风挡板调节
1.2.15一级过热蒸汽温度调节
1.2.16二级过热蒸汽温度调节
1.2.17再热器事故喷水控制
1.2.18烟气挡板控制
1.2.19连排水位调节
1.2.20高加水位调节
1.2.21低加水位调节
1.2.22除氧器水位调节
1.2.23除氧器压力调节
1.2.24凝汽器水位调节
1.2.25凝泵最小流量控制
1.2.26给水泵最小流量控制
1.2.27辅汽联箱压力等单回路调节系统等
2．协调控制设计简介
控制系统设计原则是将汽机、锅炉作为整体考虑。
在能量平衡控制策略基础上，通过前馈/反馈、连续/断续、非线性、方向控制等控制机理的有机结合，来协调控制机组功率与机前压力，协调处理负荷要求与实际能力的平衡。
在保证机组具备快速负荷响应能力的同时，维持机组主要运行参数的稳定。
2.1机组指令处理回路
机组指令处理回路是机组控制的前置部分，它接受操作员指令、AGC指令、一次调频指令和机组运行状态信号。
根据机组运行状态和调节任务，对负荷指令进行处理使之与运行状态和负荷能力相适应。
2.1.1AGC指令
AGC指令由省调远方给定，4～20mA对应150MW～300MW。
当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK时，退出AGC控制。
2.1.2一次调频指令
一次调频指令为转差对应功率关系，频率调节死区范围为±0.033HZ，即DEH一次调频调节死区范围为3000±2r/min。
频率调节范围确定为50±0.2HZ，即49.8～50.2HZ（对应于汽轮机转速控制范围为3000±12r/min）12r/min对应±20MW。
当负荷达到上限300MW或下限160MW对一次调频信号进行方向闭锁，.当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK时退出一次调频控制。
2.1.3机组指令的实际能力识别限幅功能
机组指令的实际能力识别限幅是根据机组运行参数的偏差、辅机运行状况，识别机组的实时能力，使机组在其辅机或子控制回路局部故障或受限制情况下的机组实际负荷指令与机组稳态、动态调节能力相符合。
保持机组/电网，锅炉/汽机和机组各子控制回路间需要/可能的协调，及输入/输出的能量平衡。
机组指令的实际能力识别限幅功能，反映了协调控制系统一种重要设计思想——控制系统自适应能力：
1）正常工况——“按需要控制”，实际负荷指令跟踪（等于）目标指令；
2）异常工况——“按可能控制”，目标指令跟踪实际负荷指令。
机组指令的实时能力识别限幅功能主要有：
1）方向性闭锁
2）迫升/迫降（RunUp/RunDown）
3）辅机故障快速减负荷（Runback）
所有机组实时能力识别限幅功能，均设计有超驰优先级秩序，并具备明了的CRT显示。
2.1.3.1方向闭锁功能
方向闭锁技术作为CCS的安全保护，具有下例功能：
1）防止参数偏差继续扩大的可能；
2）防止锅炉各子控制回路间及锅炉、汽机间的配合失调有继续扩大的可能。
2.1.3.1.1机组指令增闭锁
1）机组指令达上限（运行人员设定）；
2）燃料指令达上限；
3）送风指令达上限；
4）一次风机指令达上限；
5）引风指令达上限；
6）汽机阀位闭加（DEH）；
7）给水指令达上限。
2.1.3.1.2机组指令减闭锁
1）机组指令达下限（运行人员设定）；
2）燃料指令达下限；
3）送风指令达下限；
4）一次风机指令达下限；
5）引风指令达下限；
6）汽机阀位闭减（DEH）；
7）给水指令达下限。
2.1.3.2迫升/迫降（RunUp/RunDown）指令
迫升/迫降作为CCS的一种安全保护，具备按实际可能自动修正机组指令功能。
迫升/迫降主要作用是对有关运行参数（燃料量、送风量、给水流量、一次风压）的偏差大小和方向进行监视，如果它们超越限值，而且相应的指令已达极限位置，不再有调节余地，则根据偏差方向，对实际负荷指令实施迫升/迫降，迫使偏差回到允许范围内，从而达到缩小故障危害的目的。
2.1.3.2.1迫升
1）机组指令减闭锁；
2）下列任一条件成立：
（1）燃料指令小于燃料量5%；
（2）风量指令小于总风量5%；
（3）给水指令小于给水流量5%；
（4）一次风压高于定值1KPa。
2.1.3.2.2迫降
1）机组指令增闭锁；
2）下列任一条件成立：
（1）燃料指令大于燃料量5%；
（2）风量指令大于总风量5%；
（3）给水指令大于给水流量5%；
（4）一次风压小于定值1KPa。
2.1.3.3辅机故障快速减负荷（Runback）
机组主要辅机在运行中跳闸是突发事件，此时若仅靠运行人员操作，由于操作量大、人为因素多，不能确保机组安全运行。
因此RB功能是否完善是衡量CCS系统设计重要指标。
本公司根据多年RB功能设计与工程实践，提出“以静制动、综合协调”的RB控制策略，在淮北二电厂、洛河发电厂得到成功实施，并取得良好的经济效益和社会效益。
以静制动——指发生RB工况时，BMS按要求切磨投油，CCS根据RB目标值计算出所需的燃料量后，锅炉主控处于静止状态。
综合协调——指发生RB工况时，协调各子系统以确保运行工况的平衡过渡，汽机主控维持负荷与机前压力关系。
在快速减负荷的同时要对某一辅机跳闸引起的运行工况扰动进行抑制，即采用适当的前馈量，以减小RB工况初期影响机组运行稳定的不利因素。
对外协调BMS、DEH、SCS控制系统快速、平稳地把负荷降低到机组出力允许范围内。
2.1.3.3.1马莲台电厂300MW机组RB控制策略（简介）
1）Runback项目
（1）运行中一台送风机跳闸；
（2）运行中一台引风机跳闸；
（3）运行中一台一次风机跳闸；
（4）运行中一台给水泵跳闸；
（5）运行中一台磨煤机跳闸。
2）BMS快速切除磨煤机完成粗调
（1）RB发生时，保留下二台磨（以A、B、C、D、E顺序），投对应的一组油枪，如前一组油枪投不上，则投另一组油枪（正在运行的另一台磨）。
（2）大于二台磨运行,按E、D、C磨顺序切除，间隔6秒。
（3）一次风机RB，大于二台磨运行,按E、D、C磨顺序切除，间隔3秒
（4）磨煤机运行中跳闸，投正在运行磨的一组油（以A、B、C、D、E顺序）。
CCS判断是否产生磨煤机RB？
不是，其它给煤机自动提速，确保燃料平衡；如果是，处于自动工况的给煤机提高到最大出力，尽量减少燃料量失衡，30秒后维持最大可能出力。
3）细调由CCS完成
RB过程根据负荷与燃料量关系快速减负荷，协调系统自动识别机组的负荷区间及实发功率下降速率，当实际负荷达到RB目标值或下降速率小于3MW/min，RB过程结束。
4）利用DEHRB接口实现快速降负荷
RB过程的主要手段是快速切除燃料，但其“快速”是受到“安全、平稳”过渡限制。
因此单纯切除燃料的RB过程时间一般超过十分钟，引起汽温下降幅度过大，而利用DEH系统的RB接口可以缩短RB过程时间，提高了汽温控制品质。
需要指出的是，DEH的RB接口动作幅度、动作间隔是有限制的。
5）内部协调
RB过程中切除燃料的同时，通过前馈作用使引风机导叶相应减小（幅度与切除燃料量成比例）；如果是一台送风机在运行中跳闸产生RB工况时，则对引风机控制进行相应比例前馈，以减小炉膛压力波动幅度。
（如果一台引风机在运行中跳闸，而对应的送风机不联跳。
产生RB工况时，则对送风机控制进行相应比例前馈。
）
6）给水泵RB
（1）电泵自动抢水功能
二台汽泵运行，一台汽泵运行中跳闸，电泵自启动成功，从初始位以最大速率增速，增速最大时间为30秒。
勺管目标值为原汽泵的平均位置，电泵增速受增速时间和运行泵位置限制。
如MFT后,电泵处于备运状态，跳泵能够自启、但不抢水位，水位由运行控制。
（2）二台汽泵运行，一台泵运行中跳闸，电泵自启动不成功；或二台泵运行（一台汽泵，一台电泵）一台泵运行中跳闸，负荷大于170MW，产生RB，目标值160MW。
（3）二台泵运行、一台跳闸，处于自动工况下的泵将快速增速，以求总给水量不变。
当水位低于-80mm、同时水位下降率大于80mm/min，转速指令减闭锁。
泵的高限转速为5700rpm，平衡算法自动消除调节死区。
3.控制方案要点简介
3.1协调控制方式
协调控制分MAN、BF、TF、CCBF、CCTF五种方式。
1）MAN方式
MAN方式——即锅炉主控、汽机主控都在手动方式。
2）BF方式
BF方式——炉跟机，即锅炉控制主汽压力，汽机主控在手动方式。
3）TF方式
TF方式——机跟炉，即汽机控制主汽压力，锅炉主控在手动方式。
4）CCBF（炉跟机）方式
CCBF方式——即汽机控制功率，锅炉控制压力。
这是一种控制功率为主的综合控制方式，机组指令按比例直接作用到汽机主控、锅炉主控。
功率偏差、DEB与热量信号偏差作为细调。
为了限制过多失放蓄热，在汽机主控设计压力拉回回路。
5）CCTF（机跟炉）方式
CCTF方式——即锅炉控制功率，汽机控制压力。
这是一种控制压力为主的综合控制方式，机组指令按比例直接作用到锅炉主控、汽机主控。
功率偏差、主汽压力偏差作为细调。
这里用功率偏差对主压力控制进行前馈，在保证主压力稳定的前提下，减小功率偏差；同时用主汽压偏差对功率控制进行前馈，在保证功率稳定的前提下，减小主压力偏差；
3.1.2负荷控制中心
负荷控制中心是一体化人机接口。
除显示重要参数外，它包括以下功能：
1）锅炉主控操作器
内容：
定压、滑压偏置、变压速率设定，定压方式下压力保持、进行功能；燃料指令及各台磨实际燃料量显示。
2）汽机主控操作器
内容：
负荷上下限、变负荷速率设定；汽机主控指令、DEH负荷参考及汽机各阀门开度显示。
3）操作员指令
在CCS方式下通过操作员指令达到改变负荷目的，其指令具有保持、进行功能；在AGC、一次调频投运工况不具备上述功能。
操作员指令投入自动（AGC控制），负荷由中调控制。
4）一次调频
一次调频是根据并网机组的转速与额定转速（3000rpm）之差，综合电网安全、机组的调峰能力，华东电网300MW机组1rpm对应2MW。
此转差功率关系直接作用于DEH内部，从而达到快速改变负荷。
CCS接收转差频率关系起到同步作用，否则将进行负荷拉回。
当CCS发生Runback、Runup、Rundown，切除DEH一次调频。
5）重要状态信息及RB、RU、RD投切功能
增、减闭锁，RU、RD及不同辅机RB状态指示，RB、RU、RD在协调方式下，可以投入，RB参数需要经过整定。
3.2锅炉主控方案
锅炉主控分二种工况：
1）炉跟机——主调输入：
机组指令为前馈信号，DEB信号与热量信号相比较。
付调输入：
主调输出作为燃料指令；燃料量作为反馈。
2）机跟炉——主调输入：
机组指令为前馈信号，同时与实发功率相比较。
付调输入：
主调输出作为燃料指令；燃料量作为反馈。
1）DEB信号
采用与汽机调阀开度成正比的信号
作为锅炉负荷指令，式中微分项在动态过程中加强燃烧指令，以补偿机、炉之间对负荷要求响应速度的差异。
由于要求补偿的能量不仅与负荷变化量成正比，而且还与负荷水平成比例，所以微分项要乘以
。
2）减小磨煤机启停对负荷的影响
众所周知直吹式制粉系统磨煤机启停对负荷影响大，对采用燃料平衡的系统来说，有以下因素：
（1）停给煤机必然使其它处于自动工况的给煤机增速，而磨煤机内的余粉通过一次风送进炉膛，引起停磨增负荷。
（2）启动给煤机使其它处于自动工况的给煤机减速，引起启磨减负荷。
对不采用燃料平衡的系统来说，有以下因素：
启/停给煤机对燃料的内扰要等汽包压力变化时才能进行调节，显然对负荷影响也大。
综合上述因素，启停阶段对燃料反馈信号进行动态补偿，维持进炉膛燃料量平衡。
（1）启磨时，该磨燃料反馈信号经迟延、惯性环节，来维持燃料量平衡。
（2）停磨时，该磨燃料反馈信号经惯性环节，减小余粉影响。
3）燃料信号的热值补偿
燃料量的热值补偿环节，用积分无差调节特性来保持燃料信号与锅炉蒸发量之间的对应关系，它和总燃料量信号之差经积分运算后送到乘法模块对燃料信号进行修正。
4）提高负荷响应速率
直吹式制粉系统的锅炉燃烧系统是大迟延环节，过分利用蓄热将加大机、炉间能量供需不平衡，负荷响应速度不能持久。
因此在适当利用蓄热的同时，采用下列措施：
（1）增加燃料量的前馈
利用机组指令的前馈信号，迅速改变给煤量，使锅炉的燃烧率提前发生变化，适应负荷变化需要。
（2）增加一次风量的前馈
利用机组指令的前馈信号同时改变一次风量，充分利用磨煤机内的蓄粉来快速响应负荷需要。
5）风/煤交叉
风/煤交叉采用锅炉指令与该指令经惯性环节输出相比较，取大值控制风量、取小值控制燃料量，可以避免实际信号波动对控制带来负面影响，方便地实现了加负荷先加风、后加煤；减负荷先减煤、后减风的“富风”策略。
6）滑压定值
滑压定值是负荷函数，增加滑压偏置，既能满足运行使用的灵活性，又能解决滑压、定压的无扰切换。
7）高加解列、单阀/多阀切换对锅炉主控影响
高加解列、单阀/多阀切换P1突变（即DEB指令突变），对锅炉主控影响大，我们采用DEB指令保持30秒，以抑制其不利因素。
3.3汽机主控
汽机主控在BF方式下控制功率，当机前压力偏差超出范围，进行方向闭锁，闭锁失败进行压力拉回。
在TF方式下控制机前压力（RB过程采用TF方式）。
当DEHRB接口动作，汽机主控跟踪负荷参考。
3.4引风系统
1）引风控制方案
引风控制主要任务——维持炉膛压力稳定，本系统设计防内爆、方向闭锁和连锁保护功能。
引风系统采用静叶控制。
1）防内爆
发生MFT瞬间炉膛压力急剧下降，可能发生炉膛变形。
因此一旦发生MFT、炉膛压力不高，引风调节机构按送风执行器指令比例减小，40秒后逐步恢复。
2）送风机跳闸影响
送风机跳闸对炉膛压力影响较大，采用比例前馈适当减小引风控制，可以有效地抑制炉膛压力波动。
3）RB切除燃料影响
RB发生时切除磨煤机（BMS），同时引风调节前馈关，关的幅度与切除燃料量成比例。
4）非线性控制
炉膛负压影响因素较多，波动也很频繁。
对于较小波动（偏差小于±20Pa）不调节，这样有利于运行工况稳定。
5）方向闭锁
炉膛压力高于50Pa,送风控制增闭锁、引风控制减闭锁；炉膛压力低于-200Pa,送风控制减闭锁、引风控制增闭锁。
6）启停磨影响
磨的启停对炉膛压力影响较大,为此本系统设计了动态前馈。
7）送风机跳闸影响
送风机跳闸对炉膛压力影响较大，采用比例前馈适当减小引风量，可以有效地抑制炉膛压力波动。
3.5送风控制
保证燃料在炉膛中充分燃烧是送风控制系统的基本任务。
本机组的送风系统中，一、二次风各用两台风机分别供给。
一次风通过制粉系统并带粉入炉，一次风的控制涉及到制粉系统和煤粉的喷燃的要求，所以锅炉总风量主要由二次风控制。
本系统包括氧量校正，并具备完善的方向闭锁和连锁功能。
1）风/煤限制
采用风量与燃料信号转换为统一工程量，可以方便地实现风/煤方向闭锁。
2）风量指令
采用DEB信号静态表达式：
（P1÷PT）×PS作为风量指令，当PT与PS偏差大锅炉主控切手动（已设定手动工况PS跟踪PT）或高加解列、单阀/多阀切换P1变化大，对风量指令进行20秒保持。
当机组发生RUNBACK，用首级压力P1作为风量指令，有利于系统稳定。
3）引风机跳闸影响
引风机跳闸对炉膛压力影响较大，采用比例前馈适当减小送风量，可以有效地抑制炉膛压力波动。
3.6一次风控制
本机组有独立的一次风机（二台）提供制粉系统所需风量，并带粉入炉。
一次风控制包括风压、风量、风温控制，以及有关逻辑功能。
1）一次风压控制
一次风压控制任务是维持母管压力稳定，一次风压与定值作为单回路控制系统的输入。
并具备一次风压低，执行机构减闭锁等连锁保护功能。
另外，因为该制粉系统为正压系统，为防止煤粉外冒，设有密封风系统供磨煤机系统各处的密封。
2）磨煤机风量控制
磨煤机风量控制按给煤机转速指令所产生的定值信号去控制磨煤机一次风挡板，使磨煤机风量与给煤机转速保持一定的函数关系。
在变负荷过程中通过机组指令前馈作用，使磨煤机的出粉量快速变化，从而提高负荷变化率。
3）磨煤机出口风温控制
磨煤机出口温度采用冷热风门反比例综合控制方式。
当磨热风挡板开大（热风量增加），则冷风挡板按比例关小（冷风量减小），既减小了磨一次风量波动，又加快了磨出口温度的调节效果。
系统保护逻辑功能：
（1）磨出口温度大于90℃全开冷风挡板：
（2）磨煤机停运，关热风挡板，延迟60秒冷风挡板关到最小（此功能初定由BMS完成）。
3.7汽包水位控制
本机组采用两台50%锅炉额定容量的汽动给水泵，一台50%锅炉额定容量的电动调速给水泵，给水泵出口有主给水电动门和给水旁路阀。
为适应机组的各种运行方式，设计多回路变结构控制系统。
机组在启动和低负荷（小于30%额定负荷）时，电泵运行在最低转速，用出口旁路阀调节给水量。
当旁路开度达90%时，主阀自动打开，给水量转为电泵转速控制。
当负荷大于30%，转为三冲量控制（即电泵采用三冲量控制）。
正常运行时，两台汽泵，三冲量控制方式。
电泵处于后备抢水状态。
1）汽包水位测量
汽包水位计算公式
由于平衡容器内水的温度可测，F（x1）采用分段计算。
2）蒸汽流量温度补偿系数
X℃
0
300
350
400
450
480
510
540
570
600
Y
1.725
1.19
1.142
1.099
1.06
1.039
1.019
1
0.982
0.965
3）给水流量温度补偿系数
X℃
0
50
100
150
200
250
276
300
350
400
Y
1.4179
1.3036
1.2131
1.1392
1.0773
1.0245
1
0.9788
0.9387
0.9032
3）给水泵偏置
由于泵特性差异，从运行角度考虑必须增加三台泵偏置。
为了便于运行操作，汽泵偏置指示为转速，电泵偏置指示为百分数；汽泵指令为转速，电泵指令指示为百分数。
这样方便运行操作。
3.8汽温控制系统
1）过热汽温
过热汽温分二级控制。
控制方式为串级，其主环和付环均为比例积分调节。
（1）抗积分饱和功能
由于汽温调节对象的惯性和延迟大，调节特性差，使主调容易发生积分饱和现象，从而使系统动作迟缓，易发生振荡。
为此，采用付调指令限值启动抗积分饱和功能。
（2）阀门特性修正
（3）负荷前馈功能
（4）一级汽温饱和温度限制
（5）逻辑功能
①MFT、主汽流量小于25%额定负荷，强关减温喷水阀。
②RUBACK发生时，发一个超驰脉冲关减温喷水阀。
③当喷水阀指令大于4%时，打开喷水截止阀。
喷水阀指令小于2%时，关闭喷水截止阀。
2）再热蒸汽温度
再热汽温分二级控制，烟气挡板为正常控制；事故喷水作为后备手段，再热器进口温度作为前馈信号。
抗积分饱和功能、逻辑功能，与过热汽温控制类似。
再热汽温是通过调节烟道中过热器烟气挡板和再热器烟气挡板的开度，以改变进入再热器的烟气量，从而调节再热汽温度。
在自动方式下，再热器挡板指令与过热器挡板指令成反比，其最小开度指令不低于30%。
3.9密封风机控制
本系统提供二台密封风机，正常工况一台运行，另一台备用。
当正在运行的密封风机跳闸，跳闸风机入口调门超弛关闭；另一台密封风机自启动，并自投自动，风机入口调门快速到达跳闸风机入口调门原先位置。
密封风压定值为一次母管压力加3.5KPa，外部不能设定。
3.10二次风分配控制
由于锅炉厂不能提供对冲式二次风控制要求，根据现有各层前、后墙二次风压力，单独控制其各层固定端、扩建端二次风挡板；各层固定端、扩建端中心风挡板。
3.11除氧器控制系统
1）除氧器水位
除氧器水位采用全程控制系统，在给水流量小于25%时（低负荷），由单冲量控制水位，当负荷大于30%时，自动切换到三冲量控制。
三冲量控制采用前馈——反馈复合控制方式，当进出除氧器工质平衡，其水位不会变化。
进出除氧器工质为：
g1+g2+g3=g4
g1——给水流量；g2——减温水流量；g3——凝结水回水流量；g4——凝结水流量。
通过左侧前馈信号，提前消除扰动，减小对象大惯性的不利因素。
2）除氧器压力
机组正常运行时，除氧器滑压运行，其压力随抽汽压力变化而变化。
在机组启、停和低负荷运行时，需要用辅助蒸汽向除氧器供汽，以维持除氧器压力。
此时用辅助蒸汽供汽管道上的压力控制除氧器压力，使其不低于最低压力（用户提供）。
当四抽压力超过此压力，四抽电动门打开，压力调门逐步关闭。
3.11其它系统
其它系统均为单冲量控制，不再简介。
新华控制工程有限公司
2004年7月12日
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