华能海门电厂

1概述1.1工程简况1）项目名称：华能海门电厂一期1号、2号机组（2X1000MW）工程2）项目地址：广东省汕头市潮阳区海门镇洪洞村3）项目规模：规划容量6X1000MW，一期建设4X1000MW，本工程建设2X1000MW。4）资金来源：本工程由华能国际电力股份有限公司独资建设，资本金占动态总投资的25%，其余资金采用国内商业银行贷款。5）建设进度：本工程拟定于2006年12月土建正式开工，1号机组于2009年6月正式投产，2号机组于2009年9月正式投产。6）机组类型及年利用小时：国产1000MW超超临界燃煤机组，年利用小时：5500小时。1.2主设备概况1.2.1锅炉超超临界一次中间再热变压运行螺旋管圈燃煤直流炉，单炉膛全钢悬吊结构倒U型露天布置，燃用可结渣性的烟煤，燃烧器共六层煤三层油、前后墙对冲喷燃布置方式，平衡通风，固态排渣。采用二级点火方式（高能点火点燃轻柴油，由轻柴油再点燃煤粉）或一级点火方式（等离子直接点燃煤粉，轻柴油用于低负荷助燃）。主要性能参数（BMCR）如下：最大连续蒸发量：3033t/h再热蒸汽流量：2470t/h主汽压力：26.15MPa（g）主汽温度：605°C再热蒸汽（进/出口压力）：4.91/4.66MPa（g）再热蒸汽（进/出口温度）：349.5/603C汽温调节方式：过热蒸汽米用三级喷水减温方式调温，再热汽温主要通过调节锅炉尾部烟道挡板的开度来实现，再热器入口管道内备有事故喷水。1.2.2汽轮机超超临界，一次中间再热，四缸四排汽，高中压分缸、双流低压缸，单轴凝汽式汽轮机。主要性能参数（额定工况）如下：额定功率：1036.499MW额定转速：3000r/min主蒸汽压力：25MPa主蒸汽温度：600C主蒸汽流量：3033t/h高压缸排汽压力：5.946MPa高压缸排汽温度：362.9C再热蒸汽流量：2470.332t/h再热蒸汽进口压力：4.578MPa再热蒸汽进口温度：600C凝汽器压力：5.7kPa调节方式：数字式电液控制系统1.2.3发电机水-氢-氢冷却方式汽轮发电机，自并励静止励磁。主要性能参数（额定工况）：额定功率：1036.499MW（对应THA工况）最大功率：1089.866MW（发电机具备能力，对应VWOH况）额定电压：27kV短路比：0.53额定功率因数：0.9（滞后）工作氢压：0.52MPa保证效率：99%1.2.4主要工艺系统特点1）主蒸汽和再热蒸汽均采用单元制系统，分别由锅炉过热器和再热器出口联箱两侧引出，送入汽机房进入汽轮机高压缸和中压缸。汽机设有高低压串联两级旁路系统，旁路容量为30%MCR。2）给水系统采用2台50%容量汽动调速给水泵，每台汽动调速给水泵配有一台定速电动机拖动的前置泵。每台机组设有1台30%容量电动调速给水泵，作为启动用，前置泵与主泵用同一电机拖动。在锅炉给水操作平台处设有两路给水管，主路不设调节阀，正常运行时给水的调节通过控制给水泵的转速来实现，旁路上设置一个容量为25%B-MCR给水调节阀，供启动和低负荷时使用。3）风烟系统：采用平衡式通风系统，送、引风机（各2台）均采用动叶可调轴流风机，并备有稀油站。空气预热器（2台）为三分仓容克式空气预热器。除尘器（2台）为四电场静电除尘器。4）制粉系统：采用中速磨煤机（6台），冷一次风机正压直吹式制粉系统。5）回热系统：回热系统为三高加、四低加、一除氧。除氧器采用全滑压运行方式。6）循环水系统：采用单元制三台33.33%容量循环水泵，海水直冷供水方式。1.3设计范围本工程热工自动化专业的投标设计范围主要是对新建国产的2X1000MW机组及辅助系统装设一整套包括检测显示、模拟控制、开关控制、信号及联锁保护等功能的监控设备和厂级自动化系统，以确保机组的安全、经济运行。设计范围包括：1）锅炉本体及其辅助系统；2）汽机本体及其辅助系统；3）发电机本体及其辅助系统；4）辅助车间控制：循环水系统；循环水处理（制氯）系统；压缩空气系统；除灰除渣系统；淡水供应系统；锅炉补给水处理系统；凝结水精处理系统；废水处理系统；制氢系统；助燃油系统；启动锅炉系统。5）全厂闭路电视监视系统；6）厂级自动化系统；7）热工自动化试验室2热工自动化水平及集控室布置电厂控制水平是仪表和控制装置完成生产过程自动化的程度、是控制方式、控制系统功能及配置、机组可控性和运行管理方式等多方面的综合体现，是以保证机组的安全和经济运行为目标。2.1热工自动化水平2.1.1厂级自动化系统本工程拟设置厂级监控和管理信息系统，该系统由厂级监控信息系统（SIS）和厂级管理信息系统（MIS）组成。厂级监控信息系统（SIS）设有与各单元机组的分散控制系统（DCS）、辅助系统控制网（BOP）及电网监控系统（NCS）的网络通讯接口，收集和处理工艺系统生产过程数据，同时通过与厂级管理信息系统（MIS）连接的数据通讯接口，向其提供所需的全厂生产过程信息。从而实现全厂生产过程的统一管理，优化管理，提高全厂安全、经济运行的水平。2.1.2机组热工自动化水平[注：BinaryOutputProgram]本工程安装的2X1000MW国产超超临界燃煤发电机组是按带基本负荷考虑，但考虑电网建设规模及发展，机组将具有较好的调峰性能，能适应两班制或夜间低负荷运行，能在冷态、温态、热态、极热态几种方式启动和升负荷，并有“快速减负荷（RUNBACK）”的能力，可在定压和滑压方式下运行。本工程为单元制机组，拟采用机、炉、电集中控制方式。网络控制设在机组集控室内，不再设置专用网络控制室。辅助车间通过辅助车间控制网（BOP），实现在机组集控室集中控制。单元机组以分散控制系统（DCS）作为机组监视和控制的核心，由分散控制系统（DCS）实现机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、机组自起停控制（APS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、锅炉给水泵汽机控制（MEH）、锅炉给水泵汽机紧急跳闸控制（METS）、汽机旁路控制（BPC）、发电机-变压器组及厂用电控制等功能。配以锅炉吹灰控制系统、空预器间隙调整装置、锅炉给水泵汽机监视仪表系统（MTSI）、汽机电液控制系统（DEH）、汽机紧急跳闸系统（ETS）、汽机监视仪表系统（TSI）、自动电压调节装置（AVR）和自动准同期装置（ASS）等自动化设备，对锅炉、汽机、发电札变压器组及厂用电系统（ECS）进行控制与监视。2.1.3辅助车间热工自动化水平辅助车间为独立的控制系统，采用可编程控制器（PLC），拟根据其所处地理位置及与机组运行联系密切程度，通过数据通讯接口分别与机组分散控制系统（DCS）或辅助车间控制网（BOP网）连接，实现在机组集控室集中控制方式，使辅助车间具有较高的自动化水平。就地不设控制点，只设置巡检、调试维护站。2.2控制系统的总体结构本工程控制系统主要由厂级监控信息系统（SIS）、单元机组控制系统及辅助车间控制系统组成。2.2.1厂级监控信息系统（SIS）厂级监控信息系统（SIS）是面向全厂生产过程的信息网，提供对全厂生产过程的实时监视、管理和优化。其主要功能大致包括：□厂级生产过程实时监视；□负荷调度；□厂级性能计算和经济分析；□主机和主要辅机故障诊断；□设备寿命计算和分析；□设备状态检测和计算分析等。与该网络通讯的系统除各机组的分散控制系统（DCS）外，还有各辅助车间控制系统联成的辅助车间控制网（BOP网）和其它厂级管理信息系统的网络。主要包括：□辅助车间控制网（BOP网）；□脱硫控制系统（如采用湿法脱硫系统）；□电网监控系统（NCS）；□厂级管理信息系统（MIS）等。厂级监控信息系统（SIS）网是各台机组分散控制系统（DCS）及各辅助车间等控制系统的上级网络，同时，该系统为厂级管理信息系统（MIS）提供所需的关于生产过程的全部信息。厂级监控信息系统（SIS）通过通讯网络将各个控制系统联为一体，能有效地提高全厂安全运行及技术经济管理水平。该系统与其它系统的关系如下：1）单元机组的分散控制系统（DCS）:厂级监控信息系统（SIS）通过网关与各单元机组的分散控制系统（DCS）相连，接收单元机组的实时过程数据参数及设备状态信息，分析、判断机组运行工况，并将这些信息送到总值长站上，使值长对各单元机组运行做出决策。厂级监控信息系统（SIS）与分散控制系统（DCS）为单向通讯方式。2）厂级监控信息系统（SIS）与厂级管理信息系统（MIS）接口，由厂级监控信息系统（SIS）向厂级管理信息系统（MIS）提供所需要的各单元机组以及各辅助车间的有关信息。3）电网调度系统：厂级监控信息系统（SIS）预留与电网调度系统之间的通讯接口，厂级监控信息系统（SIS）接受电网负荷调度信号，然后根据各机组运行状态，进行负荷最优分配，向各单元机组发出负荷指令，该指令采用硬接线方式连接。4）厂级监控信息系统（SIS）设有与电网监控系统（NCS）的数据通讯接口，电网监控系统（NCS）将升压站的有关信息送至厂级监控信息系统（SIS）。5）辅助车间控制网（BOP网）；设有与厂级监控信息系统（SIS）数据通讯接口，将主要参数及设备状态的信息送至厂级监控信息系统（SIS）。6）脱硫控制系统：如采用湿法脱硫方式，则全厂湿法脱硫控制系统联成一独立的脱硫控制系统，在集控室内进行监控，该系统设有与厂级监控信息系统（SIS）数据通讯接口，将主要参数及设备状态的信息送至厂级监控信息系统（SIS）。如采用海水脱硫方式，则由机组分散控制系统（DCS）控制，因为海水升压泵房位于脱硫吸收塔旁，距厂房较远，拟采用设置远程控制站的方法。为提高可靠性，通讯总线考虑冗余设置。7）汽机数据管理系统（TDM）:通过通讯接口将汽机有关振动分析数据送至厂级监控信息系统（SIS）。8）当报价辅助决策系统独立设置时，厂级监控信息系统（SIS）通过网络接口将实时成本有关数据、机组运行出力有关数据及报价辅助决策系统所需的其它实时数据送至该系统，以便实现负荷预测及发电报价等功能。2.2.2单元机组控制系统机组控制系统由分散控制系统（DCS）和子控制系统构成。2.2.2.1分散控制系统（DCS）1）分散控制系统（DCS）是整个系统的核心，其控制功能的覆盖范围将尽可能广，以便充分发挥分散控制系统（DCS）的优越性，提高自动化水平，减少控制系统硬件的种类。将由它完成机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、机组自启停控制（APS）、锅炉安全监控系统（FSSS）、给水泵汽机控制系统（MEH）、给水泵汽机紧急跳闸系统（METS）、汽机旁路控制系统（BPC）、发电机-变压器组及厂用电控制（ECS）等功能。本工程考虑尽可能多地利用远程I/O技术来实现分散控制系统（DCS）的数据采集功能，对距离较远、相对独立的控制系统，也不排除采用分散控制系统（DCS）现场控制站的方式实现，提高系统的合理性和灵活性，减少控制电缆。2）每台机组设置一套分散控制系统（DCS），在两台机组的分散控制系统（DCS）之间设置一个单独的公用控制网，并设有与两台单元机组分散控制系统（DCS）的网桥，使得运行人员可通过任一台机组的分散控制系统（DCS）对公用控制网所监控的设备进行监控；设有相应的闭锁措施，确保只能接受一台机组的分散控制系统（DCS）发出的操作指令，避免两台机组DCS的直接耦合。公用控制系统的功能覆盖范围，考虑两种方案：方案一：公用控制网监控对象包括：厂用电公用部分、中央空调系统、凝结水精处理再生系统、湿法脱硫系统公用部分等，除厂用电公用部分、中央空调系统控制功能由公用控制网实现外，其它系统控制功能则采用由各自的可编程控制器（PLC）（湿法脱硫系统公用部分拟采用与机组分散控制系统（DCS）相同硬件）实现，通过与公用控制网相连的数据通讯接口，由公用控制网实现对其进行监控。其他的公用辅助车间，如空压机系统、锅炉补给水处理系统、废水处理系统、循环水处理系统、制氢系统、助燃油系统和输煤系统等，则采用由各自的可编程控制器（PLC）相连组成的一个单独的辅助系统控制网（BOP）来实现监控，不纳入机组的公用控制网，这些公用辅助车间通过辅助系统控制网互联，在集控室设置单独的统一上位机（PC）实现集中监控。BOP网设有与厂级监控信息系统（SIS）数据通讯接口，以便将系统的实时运行参数送至厂级监控信息系统（SIS）。这种网络结构的优点是：（1）DCS公用控制网与辅助系统控制网分开，主次分明，确保DCS公用控制网具有较高的可靠性，使机组运行人员可以集中精力处理实时性较强的、与机组运行相关的系统，相对来说安全性较好；（2）由于辅助系统控制网一般采用开放的、标准的高速以太网实现，实时性较好，接口较少，可实施性高。（3）配置灵活。缺点是，与机组信息共享性较差。但由于机组与BOP网之间联系密切的信号不多，故影响不大。网络结构详见F1951C1-K-04图。方案二：公用控制系统除包括厂用电公用部分、中央空调系统、凝结水精处理再生系统、湿法脱硫系统公用部分等外，其余所有辅助车间，如空压机系统、锅炉补给水处理系统、废水处理系统、循环水处理系统、制氢系统、助燃油系统和输煤系统等，均通过数据通讯总线与公用控制网进行通讯，从而实现机组的分散控制系统（DCS）对辅助车间的全面监控，这些辅助车间的实时运行参数将通过的分散控制系统（DCS）与厂级监控信息系统（SIS）数据通讯接口，送至厂级监控信息系统（SIS）。该系统的优点是：资源共享性较好，方便维护管理，可不设BOP值班员。缺点是：（1）辅助车间接入机组的分散控制系统（DCS）公用控制网，降低其可靠性，通讯速度受分散控制系统（DCS）专用网的限制，实时性较差；（2）BOP系统接入机组的分散控制系统（DCS）公用控制网，增加了机组操作人员的监视工作量，可能影响对机组的监控；（3）接口较多，实施难度较大。网络结构详见F1951C1-K-05图。从网络设计优化，网络实时性和工程实施性考虑，方案一具有较大优越性，故推荐采用方案一。2.3.2.2机炉子控制系统1）汽机数字式电液调节系统（DEH）一般由汽轮机厂配供，控制系统的型式，将在招标后确定。如汽机电液调节系统（DEH）供货商有机组的分散控制系统（DCS）硬件实现汽机电液调节系统（DEH）功能的经验时，汽机电液调节系统（DEH）功能应由分散控制系统（DCS）实现，使汽机电液调节系统（DEH）的硬件与分散控制系统（DCS）一致，实现一体化；反之，则允许由汽机电液调节系统（DEH）供货商采用有成熟经验的控制系统，实现汽机电液调节系统（DEH）的功能，但要求汽机电液调节系统（DEH）与分散控制系统（DCS）共享操作员站。2）汽机紧急跳闸系统（ETS），采用可编程控制器（PLC）实现。系统设有润滑油压低、凝汽器真空低、EH油压低等停机信号的在线试验手段。3）锅炉给水泵汽机控制系统（MEH），随给水泵汽机配供，给水泵汽机控制系统（MEH）电子装置是采用与分散控制系统（DCS）相同型号的硬件，还是其它型号的控制系统，需在招标时讨论确定。4）锅炉吹灰程控系统，随锅炉配供，采用可编程控制器（PLC）与工业控制机（PC）构成的计算机网络实现。本工程拟将其通过数据通讯或硬接线方式，由分散控制系统（DCS）进行投入/中断程序控制。5）锅炉炉管泄漏检测系统，采用工业控制机（PC）实现。由于其功能相对独立，本工程考虑将实时信息，通过数据通讯接口接入机组的分散控制系统（DCS），而其重要的报警信号，则通过硬接线方式接入机组的分散控制系统（DCS）。6）空预器间隙调整装置一般由锅炉厂配供，控制系统的型式，将在招标后确定。2.3.3辅助车间控制系统1）静电除尘器控制是采用可编程控制器（PLC）与工业控制机（PC）构成的计算机网络实现。本工程拟将其通过数据通讯或硬接线方式，由分散控制系统（DCS）进行投入/切除控制，实现无人值班。2）对于其它辅助车间的控制方式及自动化水平，详见本部分第5章。2.4提高控制系统可靠性的措施控制系统是否可靠，直接关系到机组能否安全经济运行，亦是电厂自动化水平高低的一个重要标志。在本工程中，将通过下列一些措施从技术上保证控制系统的可靠性：2.4.1国内技术尚未过关的部分控制设备，如汽机监视仪表系统（TSI）、重要调节阀等采用国外生产的进口设备。2.4.2分散控制系统（DCS）的选择和设计分散控制系统（DCS）是整个电厂控制的核心，它的安全、可靠运行直接影响到全厂控制系统的可靠性。因此在选择分散控制系统（DCS）的型式和生产厂家时，必须认真进行比较。从目前情况来看，必须选择有1000MW机组控制软件设计、使用经验的国外生产厂商，并要求遵守以下的设计原则：1）采用技术先进，有成功的运行实践经验的分散控制系统，分散控制系统的处理器、通讯总线、电源、操作员站均冗余设置。2）优先选用自检功能和设备冗余技术完善的分散控制系统。3）控制系统按机组级、功能组级、驱动级分级控制的原则进行设计。当某些传感器、设备或元件故障时，不会丧失对整个过程的控制。4）系统的单一故障，不会导致控制系统完全失效，以及保护系统的拒动或误动。5）关键的控制参数采用冗余测量信号。6）用于直接停炉、停机的信号，采用三取二逻辑，并各自连接到不同的输入通道。3热工自动化功能3.1单元机组自动化功能3.1.1检测系统机组过程变量的检测监视，主要由分散控制系统的数据采集系统（DAS）完成。3.1.1.1数据采集系统（DAS）数据采集系统（DAS）主要是对过程参数进行在线检测，通过计算机进行数据处理，为运行人员监视生产过程提供画面显示，越限报警，制表打印，性能计算，事件顺序记录（输入信号的分辨率不大于1毫秒），历史数据存储以及操作指导等功能，是机组安全经济运行的主要监视手段。3.1.1.2常规仪表在大屏幕显示器上方，装设有少量重要参数的数字显示仪表，这些参数是：发电机负荷、电网频率/气机转速及发电机解列事故时钟。锅炉、汽机金属温度，发电机定子线圈、铁芯温度，锅炉、汽机辅机定子线圈温度等参数，通过分散控制系统（DCS）的远程I/O接入分散控制系统（DCS）。3.1.2模拟量控制系统（MCS）全部由分散控制系统（DCS）实现，不考虑采用基地式单回路调节仪。系统能适应定压及滑压运行两种不同方式。系统的调节范围比较广，可从锅炉不投油稳燃负荷至机组带满负荷全过程，均能投入控制。按要求快速增减负荷和RB的工况下，仍能维持汽温、汽压和水/煤的比例，稳定运行。3.1.2.1自动发电控制（AGC）自动发电控制（AGC）将电力调度中心（或厂级监控信息系统（SIS））或值长发来的负荷指令，进行加工处理后，作为受控机组的负荷命令，传给机组的机炉协调控制系统，控制机组的出力。3.1.2.2机炉协调控制系统该系统的任务是根据机组的负荷要求和所选定的运行方式，产生机组的负荷指令通过系统频率偏差、功率、主汽压力偏差对锅炉和汽机主控指令进行修正，以改变锅炉的燃料量、给水量、主蒸汽和再热蒸汽温度，与以及汽机调速汽门的开度，使发电机功率维持在给定值。系统可根据机、炉主操器不同的位置有下列几种运行方式：1）协调控制方式：在此运行方式中，机炉主操作器均处于自动位置，系统接受中调（或厂级监控信息系统（SIS））的加减负荷指令或机组的功频信号，根据机组允许出力和负荷变化率，同时调节锅炉与汽机负荷；2）汽机跟随方式：当锅炉有缺陷，需限制其出力或者锅炉燃烧控制系统切手动时使用本方式，此时炉主操器手动控制，而机主操器在自动位置，机组功率由运行人员通过锅炉主操器改变燃烧率调整。汽机数字式电液调节系统（DEH）根据汽压偏差信号改变调速汽门开度，以维持汽压在给定值；3）锅炉跟随方式：当汽机有缺陷，需限制出力或汽机负荷控制系统切手动时使用。此时机炉主操器的位置与汽机跟随方式相反，运行人员通过机主操器改变机组出力，而锅炉调节系统则维持汽压稳定；4）手操方式：机炉主操器均处于手动位置时即为手操方式。机组功率及机前压力均由运行人员手动调整。协调控制系统还设有辅机故障快速减负荷（RUNBACK）功能。在机组正常运行过程中，主要辅机故障时，将按预设定的速率强迫机组快速减负荷到设定值，使机组在较低负荷水平基础上维持安全、稳定运行，运行人员能通过LCD得到RBX况报警信息，RB功能可自动完成。当下列条件发生时，将触发RBX况：-两台运行空预器中，一台停运；-两台运行引风机中，一台停运；—两台运行送风机中，一台停运；-两台运行一次风机中，一台停运；—两台运行锅炉给水泵中，一台停运；—其它电气系统要求RB。3.1.2.3燃料量控制系统系统接受来自机炉协调控制系统主控的燃料量需求信号，调节给煤机转速以调节送入锅炉的燃煤量或调节燃油量以满足负荷的需求。它由总燃料量调节器，煤量调节器及油量调节器构成。以给煤机转速为代表的煤量信号、油量信号均设有热值修正，煤量调节器还设有投入给煤机台数变化所需的增益补偿回路，油量调节系统设有最低燃油压力限制，保证油枪工作正常。3.1.2.4送风量控制系统控制锅炉燃料量的指令信号，同时去控制锅炉送风量，用调节两台送风机的动叶开度的大小，来改变送风量，使之与燃料量相适应，保证燃料在炉内燃烧时有恰当的空气量。系统将设计氧量校正回路，将实际氧量与给定值比较，作为风量指令。氧量给定将是总负荷的函数。系统拟设置风量、燃料量交叉限制回路，以保证加负荷时先加风后加燃料，而减负荷时先减燃料后减风，使燃料始终有足够风量得以完全燃烧。系统设有送风机投入台数变化所需的增益补偿回路，能在只有一台送风机运行的情况下仍能投入运行，且能保持稳定。3.1.2.5炉膛负压控制系统本系统主要是维持炉膛负压在定值。系统设有死区，使炉膛负压在允许范围内摆动时，不至使引风控制系统来回频繁的摆动，并引入了来自送风控制系统的前馈调节信号，以改善调节品质，并设有防炉内爆的措施。系统亦考虑了引风机投入台数变化所需的增益补偿回路，以适应一台引风机运行的工况。3.1.2.6给水量控制系统本系统将设计为一个全程调节系统，在低负荷直至满负荷或由满负荷到低负荷的各个阶段。系统接受协调控制系统来的负荷指令信号和前馈信号，用改变给水泵的转速(或旁路阀的开度来改变给水量，保证水/煤的比例合适。整个控制系统由3个阶段组成：1)0〜15%负荷阶段：锅炉处于湿态运行阶段，调阀系统投入运行。此时电动给水泵投入并维持在最低转速，通过控制锅炉给水管道上的旁路调节阀开度与锅炉再循环泵来维持锅炉最小流量。2)15%〜30%负荷阶段：通过调节电动给水泵转速来维持锅炉最小流量。此时旁路调节阀已全开，只能通过提高给水泵转速来满足对给水量的要求。当负荷达到16%时，打开锅炉给水管道上的主给水电动门。30〜100%负荷阶段：锅炉已自湿态运行转换至干态运行，给水流量与锅炉产汽量相等，为直流运行方式。此时由电动给水泵切换为单台汽动给水泵运行，并随着负荷增加投入第二台汽动泵并列运行，通过提高给水泵转速来维持水/煤比。系统亦考虑了给水泵投入台数变化所需的增益补偿回路，以适应一台给水泵运行的工况。为提高过热器温度控制的调节品质，将减温喷水流量信号引入给水调节回路。给水流量则经给水温度校正。3.1.2.7过热汽温控制系统设有三级喷水调节，以维持过热器出口汽温在给定值。因过热汽温只有当锅炉负荷大于一定值时才能达到额定值，因此给定值是负荷的函数，使系统能全程投入运行。三个调节系统均用串级调节，三系统串联运行。3.1.2.8再热汽温控制系统调节锅炉尾部烟道挡板的开度，从而调节流过受热面烟气流量，以达到粗调节再热汽温的目的；调节摆动燃烧器的摆角，从而调节火焰中心在炉膛内的高度，以达到细调节再热汽温的目的，维持再热器出口汽温在给定值。因再热汽温只有当锅炉负荷大于一定值时才能达到额定值，因此给定值是负荷（蒸汽流量）的函数，使系统能全程投入运行。再热器入口喷水减温仅当再热器入口汽温超过正常值，或再热器出口汽温超过给定值时才使用。3.1.2.9磨煤机出口温度及风量控制该回路是通过调节热风挡板与冷风挡板的开度来调节一次风量，使之与锅炉负荷相适应并维持出口的风粉混合物温度。磨煤机出口温度高应报警，并关闭热风门。在冷、热风挡板调节回路间设有交叉回路。3.1.2.10一次风压力控制通过控制一次风机动叶的角度，使一次风母管压力维持给定值。3.1.2.11单回路调节系统下列单回路调节系统由分散控制系统（DCS）实现：□汽机轴封蒸汽压力调节；□凝结水贮水箱水位调节；□凝汽器水位调节；5〜8号低加水位调节；□除氧器水位调节；□除氧器压力调节；1~3号高加水位调节；□锅炉汽水分离器储水罐水位调节等。3.1.3顺序控制系统（SCS）随着单机容量的提高，辅机控制的复杂性和频繁程度都在增加，为了减少误操作的可能性，减少运行人员的劳动强度，根据机组设备和运行要求，对机炉电主要辅机系统设置顺序控制系统（SCS）。顺序控制系统（SCS）按分级控制原则进行设计，一般分为三级：机组控制级、功能组/子功能组级、驱动级。当传感器与控制元件故障时，操作员能在较低的自动化层进行控制。3.1.3.1机组级顺序控制系统1）机组级顺控控制系统的控制范围启动顺序：凝结水系统冲洗开始，到汽机带满负荷停止顺序：从任一负荷下逐步地将机组负荷降到零。2）按工艺系统操作流程和机组起停要求设置少量断点，经操作员确认某些信息后，完成机组冷态、温态、热态和极热态启动。3.1.3.2功能组/子功能组顺序控制系统：由分散控制系统（DCS）实现的功能组/子功能组：1）锅炉辅机功能组/子功能组：□送风机启、停顺序控制；□引风机启、停顺序控制；一次风机启、停顺序控制；□空气预热器启、停顺序控制；□锅炉启动系统程序控制；□轻油助燃油枪启、停顺序控制（属FSSS）；□制粉系统的启、停顺序控制（属FSSS）。2）汽机辅机子功能组：□真空泵启、停顺序控制；□凝结水泵启、停顺序控制；□凝结水精处理装置切/投顺序控制；□低压加热器切/投顺序控制；□汽动调速给水泵启、停顺序控制；□高压加热器切/投顺序控制。3）发电机-变压器组及厂用电子功能组：详见第一卷第一册第八部分描述。3.1.3.3分散控制系统中驱动级控制：1）通过LCD/KB对驱动级进行操作；2）包括驱动设备的联锁保护。3.1.3.4后备手操部分只在紧急工况下才需要操作的对象，除DCS参与控制外，还将在操作员站的操作台上布置紧急控制按钮对其实施控制。这部分对象包括：1）紧急停炉2）紧急停机3）交直流润滑油泵4）真空破坏门5）锅炉PCV阀等具体保留哪些后备操作，将在施工图设计阶段与业主商定。3.1.4锅炉给水泵汽机控制（MEH）锅炉给水泵汽机控制系统采用数字式电液控制系统（MEH）实现。高、低压汽门均采用高压抗燃油控制，每个阀门有单独的执行器。液压油系统与主机的液压油系统合用。给水泵汽机控制系统（MEH）基本控制功能：1）自动升速控制：按预先设定的升速率自动将转速由最低转速提升到目标转速；2）给水泵转速控制：接受由锅炉模拟量控制系统的给水流量需求信号，实现给水泵汽机转速的自动控制；3）高压/低压阀门切换。给水泵汽机控制系统（MEH）运行方式：1）操作员手动方式；2）远方自动方式。3.1.5汽机电液控制系统（DEH）汽轮机调速系统采用数字式电液控制系统（DEH），高中压主汽门和调节门均采用高压抗燃油控制，每个阀门有单独的执行器。数字式电液控制系统（DEH）由基本控制系统和自动起动系统组成，实现汽轮机转速和负荷的闭环控制。1）基本控制系统包括如下功能：转速控制；负荷控制；超速保护；阀门管理；阀门活动试验。2）自动启动系统包括如下功能：自动启动；该系统根据转子应力计算结果，自动给出各个控制阶段的目标转速，目标升速率，目标负荷和目标升负荷率。寿命消耗累计计算。3.1.6汽机旁路控制系统（BPC）1）汽机高、低压旁路控制系统，将满足机组各种运行状态的要求：□能适用于机组的定压和滑压运行；□能满足机组冷态、温态、热态、极热态各种起动工况的要求，改善机组起动性能。2）汽机旁路控制系统功能：□高压旁路压力控制；□低压旁路压力控制；□高压旁路温度控制；□低压旁路温度控制；□凝汽器过压、超温保护；□保护联锁。3.1.7汽机监视仪表系统（TSI）汽机应配备完整的汽机监视仪表系统（TSI）及汽机数据管理系统（TDM）1）汽机监视仪表系统（TSI）至少应包括：□汽机转速；□轴偏心；□轴向位移；□每个轴承的绝对振动；□每个轴承对轴的相对振动；□胀差；□汽缸膨胀等。2）汽机数据管理系统（TDM）该系统可在线监测汽轮机、给水泵汽机及风机等辅机的稳态和瞬态运行状态，对上述数据进行采集、处理、存储、分析，并将分析的结果进行趋势或其它形式显示。实现过程数据的历史趋势、故障诊断以及预测维修等功能。3.1.8炉管泄漏检测系统该系统用于监测锅炉过热器、再热器、省煤器、水冷壁等锅炉受热面的早期泄漏，主要功能包括：1）炉管泄漏早期报警；2）判定泄漏区域位置；3）显示泄漏噪声频谱4）跟踪泄漏发展趋势5）实时监听炉内噪声3.1.9热工保护及信号报警系统3.1.9.1热工保护是指当机组或辅机设备出现故障时，能正确地处理或消除故障，达到保护人身或设备安全的效果。1）单元机组保护当机组运行中发生下列情况之一时，保护动作，停止机组运行：锅炉事故停炉；汽机事故停机；发电机主保护动作。2）锅炉保护紧急停炉保护（MFT）紧急停炉保护由锅炉安全监控系统（FSSS）完成，当锅炉运行中发生下列情况之一时，MFT动作，切断进入炉膛的所有燃料：□炉膛火焰丧失；□炉膛负压过高、过低；□给水流量过低或给水丧失；□全失燃料；□两台引风机全停；□两台送风机全停；□两台一次风机全停；□风量＜25%；□火焰检测器冷却风压力过低；□锅炉安全监控系统（FSSS）失电；□手动停炉；□发电机全停；□汽轮机跳闸等。锅炉超压保护锅炉压力超过预定值时，自动打开安全门（PCV）泄压，也可以由运行人员通过操作面板控制打开。分离器储水罐水位保护锅炉再热器超温保护锅炉断水保护3）汽轮机保护紧急停机保护当汽机运行中出现下列条件之一时，汽机紧急跳闸系统（ETS）动作，紧急停止汽机运行：□手动紧急停机；□发电机跳闸；□锅炉MFT；□汽机超速；□轴向位移过大；□凝汽器真空过低；□汽机润滑油压过低；□控制油压过低；□汽机电液控制系统（DEH）失电等。防止汽机超速保护（OPC）该保护功能由汽机电液控制系统（DEH）实现，当汽机转速超过103%转时，OPC动作，立即关闭高、中压调节门抑制转速飞升，自动控制机组在3000r/min稳定运行。汽机防进水保护该保护功能由分散控制系统（DCS）完成。当抽汽管上下温差大时，紧急关闭抽汽逆止阀。低压缸防超温保护该保护功能由分散控制系统（DCS）完成。当低压缸排汽温度高时，紧急打开喷水阀。4）除氧给水保护由分散控制系统（DCS）完成。有如下保护功能：除氧器水位保护；除氧器压力保护。5）高、低加水位高保护该保护功能由分散控制系统（DCS）完成。当高、低加水位高时，紧急关闭抽汽逆止阀和高、低加进出口门，打开旁路门。3.1.9.2联锁由分散控制系统（DCS）完成的辅机、阀门联锁主要有：工作辅机与备用辅机之间的联锁；辅机与阀门之间的联锁；辅机和阀门根据运行工况改变的切换；辅机保护条件出现时联锁停运辅机运行许可条件不满足时闭锁启运。3.1.9.3报警信号信号报警主要通过分散控制系统（DCS）的LCD实现。分散控制系统（DCS）的LCD，除具有专门的LCD报警画面和在一般画面上对报警信号进行提示外，还可以对报警信号进行报警打印，事故顺序记录。常规的报警信号一般包括下列内容：□重要参数越限；□主要辅机设备故障；□控制系统故障；□机组跳闸的各种原因；□电源故障。3.1.10其它监控系统主要项目有：□锅炉吹灰程控装置；□空预器间隙调整装置；□电除尘器控制系统等。3.2辅助车间自动化功能详见本部分第5章。3.3厂级监控信息系统（SIS）功能详见本部分第8章。4热工自动化设备选型4.1单元机组热工自动化设备选型4.1.1分散控制系统（DCS）4.1.1.1采用分散控制系统作为机组的主要监控设备本工程推荐数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、锅炉吹灰控制、锅炉给水泵汽机控制MEH）以及汽机旁路系统（BPC）等功能均由分散控制系统实现，其主要理由是：由于海门发电厂一期1号、2号机组工程，是2009年以后投产的机组，单机容量是目前国产容量最大的机组之一，因此自动化系统设计和设备选用，必需考虑具有当前最先进的水平。毫无疑问，分散控制系统（DCS）具有可靠性高，计算机软件丰富，便于组成先进的、复杂的控制系统。检测系统、保护能有机结合，使用方便，修改容易，性能与价格比高等无可替代的优点。故本期工程推荐采用分散控制系统（DCS）作为机组监控的主要设备。4.1.1.2分散控制系统的选型原则分散控制系统的选型是一个复杂的过程，它将通过招议标方法，按性能价格比择优选取。此外，针对本工程的特点，建议在确定分散控制系统的厂商时，对系统的下列性能应特别加以注意、比较：□系统抗干扰能力；□系统接地，能否不要单独接地网；□电子设备机柜是否具有物理分散布置的应用业绩；□是否具有远程I/O及现场总线的应用业绩或经验；□供应商或者合作伙伴是否有1000MW机组上应用的设计业绩，该系统是否有用于1000MW机组的成功经验。4.1.1.4人一机接口设备的配置（单元机组）□操作员站5台□打印机3