DCS应用软件设计标准(MCS-BPS)(C版)

1、国电智深公司DCS标准化设计之MCS-BPSDCS应用软件设计规范（MCS-BPS）（C版）编写： 黄 焕 袍 审核：_批准：_北京国电智深控制技术有限公司2005年1月MCS-BPS设计规范一、主要术语1. 闭环（反馈）控制（Closed Loop Control）控制作用基于反馈（被控变量）的控制。2. 前馈控制（Feedforword Control）将一个或多个对被控变量的状态有影响的信息直接转换为反馈回路以外的附加作用的控制。3. 串级控制（Cascade Control）)主环控制器的输出是另一个或多个辅助控制器的设定变量的控制。4. 执行机构（Actuator）将控制信号变为相应

2、运动的机构，分气动执行机构和电动执行机构两种。5. 调节机构（Regulating Element）由执行机构驱动的直接改变控制变量的机构，如控制阀、风门挡板等。6. 自动/手动模拟量操作器（M/A Station）用来改变模拟量控制回路操作方式（手动（M）或自动（A）的操作器。分软M/A操器和硬M/A操器两种。目前电厂DCS系统中已取消硬M/A操作器，基本都采用基于计算机人机界面的软M/A操作器。当切到手动时，控制信号的输出由人工操作。7. 无扰切换（Smoothy Transfer）当控制模式改变时，能使控制信号输出一致而无跳变的模式切换。8. 跟踪（Track）当控制系统处于手动调节或异

3、常工况时，控制回路中上游模块（算法）的输出强制等于下游模块（算法）的输出。跟踪是实现无扰切换的手段。9. 控制策略（Control Strategy）常规PID和各种先进控制策略。10. 电厂模拟量控制系统（Modulating Control System（MCS）实现电厂锅炉、汽轮机及其它辅助系统模拟量参数自动控制的总称。11. 旁路控制系统（Bypass Control System（BPS）锅炉和汽轮机旁路的自动投入及蒸汽压力、温度自动控制系统的总称。12. 机组协调控制系统（Unit Coordinated Control System（CCS）将锅炉汽轮机作为一个整体进行控制，通过

4、控制回路协调锅炉与汽轮发电机组在自动状态下的工作，给锅炉、汽轮机的自动调节系统发出指令，使机组既能尽快适应电网负荷变化的要求，又能保证机组运行的稳定（主蒸汽压力的变化在规定的允许范围之内）。13. 自动发电控制（Automatic Generation Control(AGC)）机组协调控制系统接收电网负荷指令控制发电机出力（功率）。二、MCS的组成和调节指标模拟量控制系统（Modulating Control System）简称MCS，其总体结构一般如图1所示。机组协调控制系统燃烧调节系统送风调节系统炉膛负压调节系统给水调节系统汽温调节系统锅炉辅机调节系统汽机负荷调节系统汽机辅机调节系统 锅

5、 炉 汽 机子回路控制级协调控制级锅炉指令汽机指令生产过程机组负荷指令主汽压力指令一次风调节系统图 1 电厂模拟量控制系统的组成MCS完成锅炉、汽机及其辅助设备的自动控制。由图1可见，MCS系统是一个具有二级结构的递阶控制系统，上一级为协调控制级，下一级为基础（子回路）控制级。（一）、协调控制级协调控制系统（Coordinated Control System，简称CCS)指机炉协调主控系统，它是机组安全、稳定、经济运行的“神经中枢”，是根据锅炉、汽轮机动态特性的差异组织起来的最高一级负荷和主蒸汽压力自动调节系统。主要功能是接受各类负荷指令，同时根据设备运行方式和“健康”状况发出机、炉负荷指令

6、，协调锅炉和汽轮机之间的相互动作共同适应电网负荷的变化需要，并维持主蒸汽压力在机组正常运行允许范围之内，并使主机和辅机之间达到负荷上的协调，保持主要参数稳定。电厂值班运行人员或系统调度员可向该系统发出目标负荷指令及负荷变化速率以调节整个机组的出力。CCS的正常运行是建立在锅炉和汽轮机各自的子控制系统均完备正常的基础之上的。汽机的负荷转速控制系统即汽机数字电液调节（Digital ElectricHydraulic Control 简称DEH）可视为CCS的一个子系统。由于单元制机组的锅炉汽轮机发电机组本质上是一个发电整体，所以当电网负荷要求改变时，如果分别独立地控制锅炉和汽机，势必难以达到理想

7、的控制效果。CCS把锅炉和汽机视为一个整体，在锅炉和汽机各基础控制系统之上设置协调控制级，来实施锅炉和汽机在响应负荷要求时的协调和配合。这种协调是由协调级的单元机组负荷主汽压控制系统来实现的，它接受电网负荷要求指令，产生锅炉指令和汽机指令两个控制指令，分别送往锅炉和汽机的有关基础控制系统。一般根据对象的特点和控制指标的要求，选择合理的协调控制策略，使其既能满足控制要求，又能易于实现及满足工程实际的要求。 单元机组负荷汽压控制系统的任务是使机组能快速地跟踪外界负荷的要求，同时又能保持主汽压的稳定。从机组本身来看，其出力是由锅炉和汽机共同决定的，但两者在适应负荷变化的能力上却存在着很大差异，这也正

8、是负荷控制的困难之处。对汽机来说，从蒸汽进入到发电机产生电能是一个快速过程，与此相比，锅炉的惯性要大得多，因为从燃料进入炉膛燃烧产生热负荷，从给水到形成过热蒸汽，具有较大的容积滞后。负荷控制的目标就是控制锅炉和汽机各自的出力，使之相互适应，以满足外界负荷的要求，相互适应的标志是主汽压的稳定程度。因此负荷汽压控制系统有两个被控量：机组出力（功率）和主汽压力。 根据单元机组不同的运行状态，负荷控制的方式有如下几种：手动方式；锅炉跟随汽机方式；汽机跟随锅炉方式；协调控制方式。协调控制方式又分以锅炉跟随汽机方式为基础的协调控制方式和以汽机跟随锅炉方式为基础的协调控制方式。 上述不同控制方式之间可以手动

9、切换，也可以根据机炉运行的联锁条件自动切换。（二）、基础（子回路）控制级 锅炉和汽机的基础控制级分别接受协调控制级发来的锅炉指令和汽机指令，完成指定的控制任务。它包括如下一些控制系统。 1、锅炉燃烧控制系统 锅炉燃烧过程自动控制的基本任务是既要提供适当的热量以适应蒸汽负荷的需要，又要保证燃烧的经济性和运行的安全性。为此，燃烧过程控制系统有三个控制任务：保持主汽压以保证蒸汽的品质；维持最佳的空燃比以保证燃烧的经济性；维持炉膛内具有一定的负压以保证运行的安全性。因此燃烧控制系统包括以下几个部分。 (1)燃料量控制系统 绝大多数火电厂都是以煤为主要燃料，只有少数以油或燃气为主要燃料。对于燃煤机组来说

10、，其主要燃料是煤粉，但在启动和低负荷时还使用燃油，另外燃油也用于点火和煤粉的稳定燃烧，故燃料量控制又分为燃油控制和燃煤控制。在燃油控制中，包括燃油压力控制(保证燃油压力不低于油枪安全运行所需的最低油压)、燃油量控制(保证燃油量满足负荷的要求)和雾化蒸汽压力控制(保证雾化蒸汽压力总是大于燃油压力以使燃油能充分雾化)。在燃煤控制中，主要是根据锅炉指令并与送风量相配合，产生各台给煤机（对于直吹式来说）、或给粉机（对于中储式来说）的转速指令。一方面，它与风量控制系统一起，保证送入锅炉的热量满足负荷的要求和汽压的稳定。另一方面，它将所需求的燃料量平均分配给各台给煤机（或给粉机）。 (2)磨煤机控制系统在

11、中储式热风送粉给煤系统中，磨煤机控制包括磨煤机风量控制、磨煤机出口煤粉空气混合物温度控制。其中，磨煤机风量和出口混合物温度都是通过交互调节一次风的热风挡板和冷风挡板的开度来维持风量和温度为给定值。(3)风量控制系统风量控制和燃料量控制一起，共同保证锅炉的出力既能适应外界负荷的要求，同时使燃烧过程在经济、安全的状况下进行。燃烧需要的空气由送风机提供，锅炉燃烧的总风量为送风机风量和一次风量之和。此外，在风量控制系统中，还包括二次风的分配控制(燃料风、辅助风和过燃风)。(4)一次风调节系统 一次风调节系统的任务是调节一次风量，使得一次风压与机组负荷相适应，以保证机组出力。通过调节一次风机的动叶节距来

12、维持一次风道压力为给定值。 (5)炉膛压力控制系统 炉膛压力控制系统的任务是调节锅炉的引风量，使之与送风量相适应，以维持炉膛具有一定的负压力，保证锅炉运行的安全性和经济性。2、给水控制系统 锅炉汽包水位是锅炉安全运行的重要参数之一，水位过高，会使蒸汽带水，造成过热器管内结垢，影响传热效率，严重时将引起过热管爆破；水位过低又将破坏部分锅炉水冷壁的水循环，引起锅炉水冷壁局部过热而损坏。尤其是大型锅炉，相对来说，汽包的容积很小，一旦控制不当，容易使汽包满水或汽包内的水全部汽化而造成重大事故。故锅炉汽包给水控制系统的任务就是保证汽包水位在容许的范围内，并兼顾锅炉的平稳运行。 3、汽温控制系统 汽温控制

13、分过热汽温和再热汽温控制两种。由于大型锅炉的过热器是在接近过热器金属的极限温度的条件下运行的，金属管强度的安全系数不大，过热蒸汽温度过高会降低金属管的强度，影响设备安全；而温度过低又会使热效率下降。另外，过热蒸汽温度也是影响汽轮机安全运行的重要参数。故过热蒸汽温度控制系统的任务就是维持过热蒸汽温度恒定，一般允许其波动范围在额定温度的(10+5)C以内。 4辅助控制系统 辅助控制系统主要有：除氧器压力、水位控制系统；空气预热器冷端温度控制系统；凝汽器水位控制系统；辅助蒸汽控制系统；汽机润滑油温度控制系统；高压旁路、低压旁路控制系统；高压加热器、低压加热器水位控制系统。此外还有发电机氢侧、空侧密封

14、油温度控制；凝结水补充水箱水位控制；电动给水泵液力耦合油温度控制；电泵、汽泵润滑油温度控制；发电机氢温度控制等。 不同的机组在控制回路（范围）、对象特性、控制策略上少有差别。在整个电厂控制系统中，比较复杂和重要的系统有：(1) 单元机组功率汽压协调控制系统；(2) 燃料量控制系统；(3) 送风控制系统；(4) 一次风压调节系统；(5) 炉膛负压（引风量）控制系统；(6) 汽包水位（锅炉给水）控制系统；(7) 过热汽温、再热汽温控制系统。（三）、MCS的调节指标表1 MCS系统主要参数的调节指标1三、MCS设计的几个规定1. MCS设计资料以SAMA图为主，并辅以功能说明书。2. 重要参数如有两

15、个测点信号则经过“二取一”算法运算后得出过程变量值，如有三个测点则经过“三取中”运算后得出过程变量值。3. MCS内部中间点名采用英文点名，并具有通用性，使得各个项目都一致。中间点参考列表见附件1。4. MCS、FSSS、SCS之间接口信号也采用固定英文点名，见下表。表2 MCS、FSSS、SCS之间接口信号点名点描述信号流向类型MFT锅炉主燃料跳闸FSSS TO MCS通讯点OPNCODMP打开冷风挡板 （FROM FSSS)FSSS TO MCS通讯点CLHTDMP 关闭热风挡板 （FROM FSSS)FSSS TO MCS通讯点CLOILDMP关闭燃油风挡板的点（FROM FSSS)FS

16、SS TO MCS通讯点SUFSADMP二次风挡板在吹扫（FROM FSSS)FSSS TO MCS通讯点SUFSAOVR二次风挡板吹扫结束（FROM FSSS)FSSS TO MCS通讯点CLFVADMP关闭燃烬风挡板（FROM FSSS)FSSS TO MCS通讯点PRASADMP强开二次风挡板（FROM FSSS)FSSS TO MCS通讯点OILABINSAB层燃油投入（FROM FSSS)FSSS TO MCS通讯点OILCDINSCD层燃油投入（FROM FSSS)FSSS TO MCS通讯点OILEFINSEF层燃油投入（FROM FSSS)FSSS TO MCS通讯点BLD50

17、TFS锅炉负荷50%（TO FSSS)MCS TO FSSS硬接线BLD30TFS锅炉负荷30% (TO FSSS)MCS TO FSSS硬接线BLD40TFS锅炉负荷40% (TO FSSS)MCS TO FSSS硬接线FDFLWL40二次风流量40%报警(TO BMS)MCS TO FSSS硬接线FDFLWL30二次风流量30%报警(TO BMS)MCS TO FSSS硬接线FCRATAMN给煤率A最小 (TO FSSS)MCS TO FSSS通讯点FCRATBMN给煤率B最小 (TO FSSS)MCS TO FSSS通讯点FCRATCMN给煤率C最小 (TO FSSS)MCS TO FS

18、SS通讯点FCRATDMN给煤率D最小 (TO FSSS)MCS TO FSSS通讯点FCRATEMN给煤率E最小 (TO FSSS)MCS TO FSSS通讯点FCRATFMN给煤率F最小 (TO FSSS)MCS TO FSSS通讯点MOUTTH93磨出口温度高于93 （TO FSSS)MCS TO FSSS通讯点MOUTTL85磨出口温度低于85 （TO FSSS)MCS TO FSSS通讯点MOUTTL49磨出口温度低于49 （TO FSSS)MCS TO FSSS通讯点CADAAT5冷风高低限取非 （TO FORNEY)MCS TO FSSS通讯点DRMLAH2汽包液位A高高（TO

19、FSSS)MCS TO FSSS硬接线或经3取2之后硬接线DRMLAL2汽包液位A高高（TO FSSS)MCS TO FSSS硬接线DRMLBH2汽包液位A高高（TO FSSS)MCS TO FSSS硬接线DRMLBL2汽包液位B低低（TO FSSS)MCS TO FSSS硬接线或经3取2之后硬接线DRMLCH2汽包液位B低低（TO FSSS)MCS TO FSSS硬接线DRMLCL2汽包液位B低低（TO FSSS)MCS TO FSSS硬接线DRMLVLH汽包液位高值监视（TO SCS)MCS TO SCS通讯点DRMLVLL汽包液位低值监视（TO SCS)MCS TO SCS通讯点DRMP

20、H汽包压力高值监视（TO SCS)MCS TO SCS通讯点FWFLWH给水流量高值监视（TO SCS)MCS TO SCS通讯点PLWIDFA强降引风机A（FROM SCS)SCS TO MCS通讯点PLWIDFB强降引风机B (FROM SCS)SCS TO MCS通讯点PRAIDFA引风机A入口挡板强升(FROM SCS)SCS TO MCS通讯点PRAIDFB引风机B入口挡板强升(FROM SCS)SCS TO MCS通讯点PLWFDFA强降送风机A（FROM SCS)SCS TO MCS通讯点PLWFDFB强降送风机B (FROM SCS)SCS TO MCS通讯点PRAFDFA强升

21、送风机A（FROM SCS)SCS TO MCS通讯点PRAFDFB强升送风机B (FROM SCS)SCS TO MCS通讯点5. 控制回路M/A操作器切手动逻辑条件中，一般包含有（但不限于）：(1) 输入变量（如被控变量）测点品质坏；(2) 指令与阀位反馈偏差过大经X秒延迟；(3) 被控变量与其设定值偏差过大X秒延迟；(4) 异常工况；6. 一控制器带2个或多个调节设备，合理地使用算法和设置跟踪，作到任何调节设备手动/自动切换时，都没有扰动，调节系统的增益随下游的处于自动状态的调节设备的个数而改变。7. MCS的IO分配中应注意的原则：对于汽包炉来说，协调、燃料、送风系统应放在同一DPU；

22、对于直流炉来说，协调、燃料、给水系统应放在同一DPU；8、在MCS的SAMA图中要明确标注PID调节方向。“正向（DIRECT）”意味调节作用的增大导致被调参数的增大；“反向（INDIRECT）”意味调节作用的增大导致被调参数的减小。9、MCS的组态中注意设置算法的执行顺序。10、风量或流量信号的温度校正假设标称温度为T1，实际介质温度为T2，则补偿系数为。图1为送风量的温度补偿的组态例子。图2为蒸汽流量的温度补偿的组态例子。当介质温度信号品质坏时，则取消温度补偿。 图1 送风量的温度补偿 图2 蒸汽流量的温度补偿11、汽包水位的测量2汽包水位的测量是通过平衡容器将水位的变化转换为差压信号，在

23、DCS系统将差压信号经修正计算出水位。用于测量汽包水位的平衡容器分单室、双室和带中间抽头的双室平衡容器三种，其压力补偿公式是不一样的。(1) 简单平衡容器的水位计算公式 （1）式中，H汽包重力水位；是以汽包饱和水底线为0基准的。L平衡容器正压头高度；c平衡容器正压头冷水密度；w汽包饱和水密度；s汽包饱和蒸汽密度；g重力加速度；汽包饱和水密度、汽包饱和蒸汽密度与汽包压力有一定的函数关系。、与汽包压力的函数关系可通过查表确定。（2）双室平衡容器的水位计算公式 （2）（3）带中间抽头双室平衡容器的水位计算公式 （3）如果汽包水位是以汽包中心线为基准，则汽包水位h为： （4）式中，C为汽包饱和水底线至

24、汽包中心线的高度。图3、图4、图5分别是对应简单平衡容器、双室平衡容器、带中间抽头双室平衡容器的汽包压力自动校正系统框图。pPHpPpPHHf1(x)f2(x)f2(x)Kf1(x)f2(x)图3 （简单平衡容器） 图4 （双室平衡容器） 图5（带中间抽头的双室平衡容器） 汽包水位的压力校正 汽包水位的压力校正 汽包水位的压力校正图中代表与汽包压力的关系；代表与汽包压力的关系。在工程组态中用多段函数发生器来实现。四、参考设计（一）锅炉汽机协调控制 1、工作模式 协调主控系统设计有4种运行方式，能平衡无扰动地自动或手动进行方式转换，以适应机组在不同工况下的安全运行。4种控制方式为：基本方式（全手

25、动），锅炉跟随，汽机跟随，协调方式。另外还提供3种辅助控制方式：“ADS”遥控方式，定压控制方式，滑压控制方式。 工作模式锅炉主控汽机主控调频手 动手 动手 动无锅炉跟随(BF)调压，负荷指令修正，能量信号前馈手 动无汽机跟随(TF)手 动自动调节汽压无协调(CC)调压，调功，负荷指令前馈调功，调压，主汽压力设定值校正的负荷指令前馈有 主汽压力变送器故障、汽轮机跳闸、主燃料跳闸、启动旁路、电气功率信号品质坏、汽机非远方操作方式、汽轮机负荷偏差经延迟、汽机侧RUNBACK、人工请求从协调方式切为锅炉跟随方式、人工请求从汽机跟随方式切为基本方式都将使汽机主控切手动； 电气功率信号品质坏、主汽压力变

26、送器故障、汽轮机跳闸、主燃料跳闸、速度级压力高、速度级压力变送器故障、燃料调节系统煤主控和油主控均手动、两台送风机均手动、锅炉侧RUNBACK、人工请求从协调方式切为汽机跟随方式、人工请求从锅炉跟随方式切为基本方式时都将使锅炉主控切手动； 燃料调节系统煤主控和油主控均手动时，主控系统的锅炉主控跟踪总燃料量；只有当DCS系统、主汽压力、速度级压力、汽机系统、燃烧系统均正常、汽轮机负荷偏差没有超限时才允许DEH远方操作(CCS控制)。 2、 运行方式切换 （1）汽机系统、锅炉燃烧系统均正常，汽机主控和锅炉主控都能投自动时就可运行于协调方式； （2）在协调方式下，由手动连锁条件引起的汽机主控切手动将

27、运行方式切为锅炉跟随方式； （3）在协调方式下，由手动连锁条件引起的锅炉主控切手动将运行方式切为汽机跟随方式； （4）在锅炉跟随方式下，由手动连锁条件引起的锅炉主控切手动将运行方式切为基本方式； （5）在汽机跟随方式下，由手动连锁条件引起的汽机主控切手动将运行方式切为基本方式； （6）由基本方式到汽机跟随方式或锅炉跟随方式，再到协调方式，是根据汽机系统和/或锅炉系统正常，汽机主控和/或锅炉主控具备投自动的条件时将汽机主控和/或锅炉主控投自动来实现的。 3、负荷设定值 主控系统能适应主辅机的实际能力调整机组出力。当机组运行时出现局部故障或负荷需求超过了机组当时的实际能力，辅机出力远大于其指令或辅

28、机指令已达最小，主控系统将对负荷指令进行方向闭锁：闭锁增（BLOCK INCREASE）或闭锁减（BLOCK DECREASE），强迫负荷指令缓慢下降（RUN DOWN）或辅机故障快速减负荷（RUNBACK）。系统在主辅机或子回路控制能力受限制的异常情况下，照样安全保持机组指令与机组能力的平衡，锅炉与汽机能力平衡以及锅炉燃料、送风、给水等各子回路间的能力平衡。 方向闭锁条件基于两个方面。第一方面是与机炉协调直接相关的子系统阀位指令达到预定的最大、最小限值，如： （1）机组实际负荷指令达到操作人员设定的负荷最大、最小限值； (2） 一次风机阀位指令达到预定的最大、最小限值； （3）汽动给水泵或电

29、动给水泵转速指令达到预定的最大、最小限值； （4）送风机阀位指令达到预定的最大、最小限值； （5）引风机阀位指令达到预定的最大、最小限值； （6）汽机调门开度达最大、最小值； 第二方面是与机炉协调直接相关的子系统的过程参数与其设定值偏差超限，如机组实发功率、燃料量、给水量、风量、炉膛负压等参数相对于各自设定值的偏差越过预定的高、低限，则对负荷指令进行方向闭锁，限制机组负荷的速度与幅度。 一旦发生负荷指令的增/减闭锁，则不管是就地控制还是远方控制都无法改变机组负荷要求指令。 在某一子系统产生对机组负荷指令闭锁增后，如果该子系统的阀位指令以及过程参数偏差都达到各自预定的限值，则产生负荷指令缓慢下降

30、（RUN DOWN）信号，当该子系统的过程参数偏差消失后，则负荷指令退出RUN DOWN状态。本系统RUN DOWN的条件有： （1） 燃料量远小于燃料指令 ，并且满足下列条件之一：a. 煤主控和油主控均自动且油主控指令达最大值和煤主控指令均达最大值； b. 煤主控自动而油主控手动且煤主控指令达最大值； c. 煤主控手动而油主控自动且油主控指令达最大值； （2） 送风量小于送风量指令 ，并且满足下列条件之一：a. 两台送风机均自动且阀位指令均达最大值；b. 一台送风机自动且其阀位指令达最大值而另一台送风机手动；c. 两台送风机均手动； （3） 给水量小于给水量指令 ，并且汽动给水泵调节指令或电

31、动给水泵出口调节阀指令达最大值，负荷指令RUNDOWN； （4） 炉膛压力大于设定值 ，并且满足下列条件之一：a. 两台引风机均自动且阀位指令均达最大值；b. 一台引风机自动且其阀位指令达最大值而另一台引风机手动；c. 两台引风机均手动； （5） 一次风压小于设定值 ，并且满足下列条件之一：a. 两台一次风机均自动且阀位指令均达最大值；b. 一台一次风机自动且其阀位指令达最大值而另一台一次风机手动；c. 两台一次风机均手动；当机组运行在协调方式下，主要辅机发生跳闸并且负荷要求指令大于一台该辅机负荷限值时，主控系统将产生RUNBACK信号，使机组负荷指令快速减到还在运行的辅机所能承担的负荷。本系

32、统对不同的辅机故障分别设定了不同的减负荷目标值和速率，并将协调控制系统切换到相应的控制方式。本系统考虑了锅炉给水泵、送风机、引风机、一次风机、空预器、失去3层煤以上等引起的RUNBACK。这些均为锅炉侧辅机故障，它们引起RUNBACK时，主控系统将由协调方式自动切换到汽机跟随方式。 机组运行在非协调方式，人工请求DEH就地方式，负荷闭锁增或闭锁减，ADS指令品质坏，RUNDOWN或RUNBACK，禁止ADS远方操作等都将退出远方控制方式。 负荷目标值：人工设定 负荷变化率：人工设定 实际负荷设定值： 1) 受人工设定的最大负荷、最小负荷设定值的限制。一旦机组的实际负荷指令达到/最小限值，则负荷

33、指令将被闭锁（闭锁增/闭锁减）。 2) 向负荷要求指令爬坡 3) 运行人员可通过操作按钮实现远方控制或就地控制。远方控制时接收ADS命令。 4) 当发生RUNBACK或RUNDOWN时，切换到RUNBACK目标值。 远方控制方式或通过人工请求，负荷按给定速率向负荷要求指令爬坡。当发生RUNBACK或RUNDOWN、负荷指令被闭锁且LDC仍沿被闭锁的方向升/降、LDC不升也不降或通过人工请求都将退出按给定速率向负荷要求指令爬坡的工况。 当机组运行在基本方式且非旁路模式同时功率信号品质好，或协调方式下，负荷指令跟踪实际功率；当机组运行在基本方式且旁路投入，或汽机跟随方式下，负荷指令跟踪锅炉主控输出

34、。在正常运行方式（旁路未投入），负荷指令处于跟踪工况。4、主汽压力设定值(1)、主汽压力目标值由人工设定；当机炉主控为基本方式或汽机旁路系统投入时主汽压力目标值和设定值跟踪主汽压力信号。(2)、主汽压力设定值按爬坡速率向目标值爬坡；爬坡速率由人工设定，但要小于主汽压力目标值与设定值之差。(3)、滑压方式下，主汽压力设定值由负荷指令经函数器与汽机调门开度修正产生，并受主汽压力最大值限幅。(4)、在汽包水位不高情况下发生RUNBACK时，主汽压力设定值由负荷指令经函数器及人工修正后与主汽压力信号比较取大值。5、定压/滑压运行模式 选择滑压：在协调方式下，人工请求进入滑压模式。滑压模式只能在协调或炉

35、跟随方式下使用。 退出滑压： 人工请求或 进入基本模式或 RUNBACK状态或 启动旁路或 进入汽机跟随模式 或 负荷大于85% 滑压模式下，阀门开度固定，但有10 的调节范围。 人工请求、定压运行、主汽压力设定值偏离目标值都将引起主汽压力设定值爬坡； 主汽压力设定值爬坡保持： 人工请求 或 滑压运行 或 主汽压力设定值不偏离目标值 或 进入基本模式 或 RUNBACK状态 或 启动旁路 或 进入汽机跟随模式 6、CCS与DEH的接口CCS与DEH的接口有脉冲指令模式和模拟量指令模式两种。脉冲指令模式中，CCS送给DEH的负荷指令信号为脉冲量即增负荷脉冲指令和减负荷脉冲指令；模拟量指令模式中，

36、CCS送给DEH的负荷指令信号为模拟量指令。两种模式的其它接口信号一致。以下接口信号是一定要有的： (1)、CCS送至DEH的信号有：增负荷脉冲指令、减负荷脉冲指令（或模拟量负荷指令）。脉冲指令的脉宽参数设置一般为100300ms（OVATION系统是通过对RLI的相关设置实现）。允许DEH远方操作信号(开关量)； (2)、DEH送至CCS的信号有： DEH处于远方操作模式(开关量) ； 负荷参考（模拟量）。7、 ADS的接口在LDC自动时，且网控发出ADS远方控制有效的脉冲信号后，操作员通过键盘发出将机组投入远方控制指令后，机组即进入“远操”方式。但在下列条件下机组退出“远操”方式。l LD

37、C非自动状态l 机组做控制方式切换时操作员发出LOCAL请求l 负荷闭锁增l 负荷闭锁减l ADS指令品质坏l 发生RUNBACK或RUNDOWNl 远控发出ADS无效的脉冲信号l 当上述条件不成立时，则发出允许“CCS PERMIT ADS”信号，用于通知远控此时可以投入ADS远方控制方式。（二） 、炉膛压力控制1、 3个炉膛压力测点经3取中，作为反馈信号。2、 送风指令作为前馈信号。前馈作用一般不能太大，作用系数一般小于0.3。3、 操作回路设有闭锁升、闭锁降、优先升、优先降操作。4、 防喘振功能根据工程实际要求设计，可在设计联络会上确定。一般设计：当有喘振时，指令优先降到合适的底限并切为

38、手动。5、 当炉膛压力低一值时，形成升禁止信号，限制引风机挡板进一步打开，只能关小；同时将炉膛压力低一值信号引至送风机系统，闭锁送风机动叶关小，只能开大。当有SCS强降信号来时，强制关小引风机挡板。6、 当炉膛压力高一值时，形成降禁止信号，限制引风机挡板进一步关小，只能打开；同时将炉膛压力高一值信号引至送风机系统，闭锁送风机动叶开大，只能关小。当有SCS强升信号来时，强制开大引风机挡板。7、 MFT发生，引风挡板开度在原开度值下迅速关小一个开度，该关小开度是送风量的函数，经过一定时间（时间可调）后，引风挡释放到正常的炉膛压力控制。此条宜通过软件冻结会（三联会）和用户确定是否设置。8、 当炉膛压

39、力远高于其设定点时，逻辑回路将产生BLOCK INC信号送至LDC的负荷指令回路，禁止LDC负荷指令增大，若炉膛压力仍未降低则使负荷指令缓慢下降。9、 由于炉膛压力信号总是带有小幅度的噪声干扰信号，直接采用这样的测量信号会引起引风机挡板动作过于频繁，不利于机组安全运行。而如果对炉膛压力信号进行惯性滤波，又增加了炉膛压力测量值的反应时间，使调节变得不灵敏。因此宜采用调节器内的死区来改善调节性能。死区设置一般推荐为0.02kPa左右（可根据具体工程设定）。（三） 、空气，燃料命令图4为空气和燃料指令回路组态图。1、空气量命令：锅炉主控命令经过动态校正、函数变换、氧量修正后与修正（使风量和燃料量能够

40、直接比较）后的实际燃料量、30的最低风量高选而形成最后的风量指令。确保“富氧”工况运行。2、氧量设定值：负荷命令经函数（不同负荷下的最佳氧量曲线）形成氧量设定值的主要成分，并可由人工设定偏置量。3、 燃料量命令： 锅炉主控输出与修正后的实际风量经低选形成最后的燃料命令。4、 燃料空气交叉限制实现在负荷变动过程中保证富氧燃烧。5、 氧量控制回路PID之后设置M/A站；6、 氧量校正M/A站后设置f(x)函数块，以灵活设置校正作用大小和范围；图6 带氧量校正的空气燃料指令回路（四）、送风量控制1、调节送风机的动叶位置，控制二次风量。两侧的二次风量分别经温度修正，二次风与一次风的总和为总风量。2、操

41、作回路设有闭锁升、闭锁降，操作员的优先升、优先降。防喘振通过优先降实现。3、空气量命令值经函数后作为前馈信号。4、当送风机动叶出力达最大，而送风量仍然远小于指令时，逻辑回路将产生BLOCK INC信号送至LDC的负荷指令回路，禁止LDC负荷指令增大，若炉膛压力仍未降低则使负荷指令缓慢下降。（五）一次风压控制1、校正后的蒸汽流量经函数形成一次风压的设定值。2、两个压力测点经低选作为一次风压反馈信号。3、操作回路设有优先升、优先降。当有SCS来的强升（PRA）、强降（PLW）信号时，操作回路将指令强升或强降；4、当一次风挡板出力已达最大，而一次风压仍然远小于设定值时，逻辑回 路将产生BLOCK I

42、NC信号送至LDC的负荷指令回路，迫使负荷指令缓慢下降。（六）、燃料控制1. 总燃料量反馈直吹式：是将各个磨煤机的给煤量信号及燃油流量信号分别整定后相加得出的。中储式：可以用给粉机转速之和转换成燃料量当量（也可以用热量信号（）表示，也可用这两者综合来表示，人工可以选择）。2. 油发热值，煤发热值由人工设定。3. 燃料命令经动态修正后作为给煤机(中储式：给粉机)主控制器的设定值。4. 给煤机(中储式：给粉机)主控制器输出经“平衡”算法送至各个给煤机(中储式：给粉机)的M/A站。5. MFT时将强制关小给煤机(中储式：给粉机)转速。6. 当给煤机(中储式：给粉机)主控指令已达最大值，而燃料量仍然远

43、小于设定值时，逻辑回路将产生RUNDOWN信号送至LDC的负荷指令回路，迫使负荷指令缓慢下降。7. 各层给煤机都手动、任何一个煤量变送器品质坏、给煤机(中储式：给粉机)主调节器的过程量和设定值偏差大、送风机手动、MFT都将形成给煤机(中储式：给粉机)主控切手动的信号。给煤机(中储式：给粉机)对应的磨煤机停运或磨煤机的热风挡板手动或磨煤机的冷风挡板手动或MFT或FSSS发来的强制信号都将使该给煤机(中储式：给粉机)M/A站切手动。（七） 、磨煤机调节1、 直吹式：热风挡板调负荷（风量），冷风挡板调磨出口温度；中储式：热风挡板调磨入口负压，冷风挡板调磨出口温度。个别机组则采用热风调出口温度，冷风调

44、负荷或入口负压的方式。磨出口温度的控制可采用磨入口温度、出口温度串级调节的方式，以提高控制效果。2、 各给煤机(中储式：给粉机)指令经整定后作为磨煤机风量控制的设定值和前馈信号。3、 来自FSSS的强制信号对磨煤机冷、热风挡板具有优先控制权，实现所谓的超弛控制，并将使冷、热风挡板调节器切手动同时将在操作员站上报警。4、 MFT、挡板位置偏差、调节器PV与SP偏差也将使冷、热风挡板调节器切手动。（八）、燃油控制1、燃油控制采用了两个调节器，分别调节燃油压力和燃油流量，两个调节器输出的高值将作为进油阀的指令信号。2、燃油调节器PV与SP偏差、燃油调节阀位置偏差、MFT或OFT都将形成燃油调节阀切手

45、动的信号。（九）、锅炉给水控制1、锅炉给水控制系统采用常规的单冲量和三冲量混合控制方案。汽包水位经压力修正后三取中，作为反馈信号。汽机调节级压力经函数修正后形成主蒸汽流量加上高压旁路蒸汽流量，作为三冲量调节的前馈信号。给水总流量(包括经过温度校正的主给水流量和过热器减温水流量)作为三冲量副调节器（给水调节器）的反馈信号。2、单冲量调节器的输出经两个函数器修正后分别作为启动调节阀和电动给水泵控制指令。两个不同的函数器协调启动调节阀和电动泵转速的控制。负荷低时，电动泵保持较低的转速，启动调节阀处于调整状态；负荷高时，启动调节阀全开，电动泵转速处于调节状态。3、负荷小于30%时,给水控制采用单冲量调

46、节；负荷大于30%时，采用三冲量调节。由于电动泵和汽动泵的工作特性不同，为保证控制稳度各设了一个三冲量的主副调节器。4、单冲量调节器的输出和电动给水泵三冲量调节器的输出经一个切换模块选择后作为电动泵转速指令，切换模块内部处于跟踪方式保证无扰切换的实现。两台汽动泵仅运行于三冲量方式，由平衡模块协调两台汽泵的运行。在汽泵的手操站上，操作员可以适当的偏置。5、当给水处于手动或给水指令已达最大值，而给水流量仍然远小于设定值时，逻辑回路将产生RUNDOWN信号送至LDC的负荷指令回路，迫使负荷指令缓慢下降。6。当给水流量远小于给水指令或给水指令已达最大值时，系统将产生给水闭锁增指令；相反地，当给水流量远

47、大于给水指令或给水指令已达最小值时，系统将产生给水闭锁减指令，防止误操作。7、汽动泵就地控制信号将迫使汽动泵处于就地MEH控制方式。此时汽泵调节回路处于跟踪汽泵转速的工况。8、汽包水位正常信号送至FSSS。9、MFT时电泵、汽泵和给水旁路阀都将切手动并强制关闭，打开主给水阀。10、当有一台汽动泵跳闸时，逻辑回路将信号送至LDC的负荷指令RUNBACK回路。如果SCS连锁启动备用电动给水泵，在规定时间内电动泵成功投入，则RUNBACK信号消失；如果未成功投入，则将电动泵启动失败信号送至LDC的负荷指令RUNBACK回路。如果电动泵原先未处于热备用，则直接将电动泵启动失败信号送至LDC的负荷指令R

48、UNBACK回路。11、给水系统中还设有最小流量再循环回路，保证给水泵安全工作。（十）、过热汽温控制1、 一，二级过热汽温的设定值由负荷的函数形成，在滑压、定压两模式下用不同的函数器。设定值可以人工设定偏置。 2、为保证一级喷水后的汽温有一定的过热度，主调节器的输出与由汽包压力形成的适度过热温度，高选后形成副调节器的设定值。 3、一,二级过热气温控制，引入蒸汽流量、总风量、燃烧器倾角的微分作为前馈信号。 4、MFT、汽机跳闸、低负荷、喷水阀位命令足够小，都形成关闭喷水隔离阀的命令。 5、MFT、汽机跳闸、低负荷、喷水隔离阀关闭、喷水阀位命令足够小，都形成强制关小喷水阀的命令。 （十一）、再热汽

49、温控制1、再热汽温的设定值由负荷的函数形成，在滑压、定压两模式下用不同的函数器。 2、再热汽温的调节原则为摆动火嘴或烟气挡板粗调，喷水调节细调。摆动火嘴或烟气挡板调节设置调节死区。 3、为保证再热汽温度有一定的过热度，喷水调节的主调节器的输出与高于饱和温度一定值的再热温度高选后形成副调节器的设定值。 4、引入总风量、主蒸汽流量作为前馈信号。5、MFT、汽机跳闸、低负荷、发电机故障、喷水阀位命令足够小，都形成关闭喷水隔离阀的命令。 6、MFT、汽机跳闸、低负荷、喷水隔离阀关闭、喷水阀位命令足够小，都形成强制关小喷水阀的命令。7、再热器事故喷水调节 （1）后屏过热器入口蒸汽温度调节器与后屏过热器出

50、口温度调节器的输出经高选后形成再热器事故喷水阀的指令。调节器的设定值由人工设定。 （2）MFT、汽机跳闸、低负荷、再热器事故喷水阀位命令足够小，都形成关闭再热器事故喷水隔离阀的命令。 （3）MFT、汽机跳闸、低负荷、事故喷水隔离阀关闭、再热器事故喷水阀位命令足够小，都形成强制关小事故喷水阀的命令。（十二）、除氧器水位控制及凝汽器热井水位控制1、 除氧器水位调节在启动和低负荷阶段采用单冲量控制，正常负荷采用三冲量控制。2、 给水流量作为除氧器水位三冲量调节的前馈信号。凝结水流量作为三冲量副调节器的过程量。3、 除氧器水位高时将引起除氧器辅助上水阀强关。当凝汽器水位高或低时将发出打开或关闭凝汽器再

51、循环门的信号。 4、 凝汽器热井水位通过补充水调节。5、 调节器PV与SP偏差、调节阀位置偏差都将使调节器M/A站切手动。（十三）除氧器压力控制1、 除氧器压力调节器设定值在正常时由人工设置，调节器维持除氧器压力在设定值以上。汽机跳闸时，引入一较高的设定值，此值随时间下降，以防止除氧器蒸发引起升压泵及给水泵的汽蚀。正常运行时，设定值跟踪除氧器压力。2、 调节器PV与SP偏差、调节阀位置偏差都将使调节器M/A站切手动。（十四）高加水位控制 1、设定值由人工设定。 2、1号高加水位调节在负荷小于40%时通过调节水位调节阀和至疏水扩容器的疏水阀来维持水位；当负荷大于40%时，调节水位调节阀维持水位，

52、至疏水扩容器的疏水阀处于全关状态。 3、调节器PV与SP偏差、阀位与指令偏差超限、来自SCS的高加解列信号将使调节器M/A站切手动。（十五）低加水位控制1、设定值由人工设定。 2、低加疏水调节器PV与SP偏差、阀位与指令偏差超限、来自SCS的低加解列信号将使调节器M/A站切手动。（十六）、辅助风（二次风）、燃料风挡板及过燃风挡板控制1、辅助风（二次风）调节系统取主蒸汽流量信号表征锅炉负荷经函数发生器形成风箱与炉膛差压的设定值。2、 当油层投入时油压信号经函数器形成燃油层对应的风箱挡板命令。当该层油退出时，将接受二次风主调节器发出的指令。3、 负荷信号经函数器形成过燃尽风命令。4、 燃料风挡板开度是该层给煤量的函数。5、不同炉型的控制方式有所不同，工程设计要跟据具体工程的实际要求。（十七）、辅助单回