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第一章火电厂热工控制系统调试基本要求文章来源朱北恒http://___.pptau.com/ShowCopyFrom.aspChannelID=1004Sour__Name=F%5C!!*S__数16406____2007-7-2414:00:25现代单元制机组热工控制系统主要由DCS控制系统实现,通常按功能划分为几大系统数据采集系统(DAS)、开关量控制系统(OCS)、炉膛安全监控系统(FSSS)、模拟量控制系统MCS、汽机数字电液控制系统(DEH)、旁路控制系统(BPS)等电力行业标准对火力发电厂热工控制系统的设计、调试和质量验收都提出了具体的要求《火力发电厂设计技术规程》DL5000对火力发电厂热工控制系统提出了总体性的设计要求,《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》DL/T5175则给出了具体的设计原则和设计方法《DCS技术规范书》是根据各工程的特点由买卖双方签定的技术合同文件,对火力发电厂热工控制系统提出了更为具体的基本要求新建机组热控系统的调试主要包括以下阶段调试前的准备、控制系统受电前检查和受电后的测试、组态软件检查和功能测试、外部系统的联调、模拟量控制系统的投入和调试、协调控制系统的投入及负荷变动试验、RB试验、文档验收等第一节火电厂热工控制系统调试依据及标准
一、热控系统调试采用的电力行业标准
1.与调试有关的设计标准DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》;DL/T5175-2003《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》;
1.施工__、调试及验收标准DL/T
5190.5-2004《电力建设施工验收技术规范第5部分热工自动化》;DL/T655-2006《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程》DL/T656-2006《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程》DL/T657-2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》DL/T658-2006《火力发电厂开关量控制系统验收测试规程》DL/T659-2006《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》DL/T1012-2006《火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程》DL/T824-2002《汽轮机电液调节系统性能验收导则》电建
[1996]第159号《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》
2.运行和检修维护标准DL/T774-2004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》
二、有关技术资料和文件主要是指设计院和设备制造厂提供的控制系统设计技术文件和设备说明资料,如控制逻辑图(digitallogicdiagram)是开关量控制系统和炉膛安全监控系统的主要调试依据;SA__图(____ogfunctionaldiagram)是模拟量控制系统的主要调试依据;DCS系统手册是DCS系统的主要调试依据
三、常用标准介绍DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》为条文强制性行业标准,2001年1月实施后代替DL5000-1994《火力发电厂设计技术规程》是电力行业最基本的火力发电厂设计技术标准,又称为“大火规”其中,第12章“热工自动化”对火电厂热工控制系统的设计提出了最基本的要求,主要内容有一般规定、热工自动化水平、控制方式及控制室、热工检测、热工__、热工保护、热工开关量控制和联锁、热工模拟量控制、机组分散控制系统、厂级监控和管理信息系统、热工电源、热工用电缆、管路和就地设备布置等《火力发电厂设计技术规程》对机组主要热工自动化系统推荐采用分散控制系统,并包括以下功能数据采集系统(DAS)、炉膛安全监控系统(FSSS)、模拟量控制系统MCS、开关量控制系统(OCS)本书附录A选编了DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》的部分内容DL/T5175-2003《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》是《火力发电厂设计技术规程》热工自动化部分的补充和具体化,它给出了火力发电厂热工控制系统在模拟量控制、开关量控制及设备选择等方面应遵循的设计方法和设计原则,2003年6月实施后代替NDGJ16-19__《火力发电厂热工自动化设计技术规定》主要内容有一般规定、模拟量控制、开关量控制、设备选择等本书附录B选编了DL/T5175-2003《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》的部分内容DL/T
5190.5-2004《电力建设施工验收技术规范第5部分热工自动化》(或《电力建设施工验收技术规范(热工自动化篇)》),给出了火力发电厂热工自动化专业电力建设施工及验收的具体技术要求,2004年6月实施后代替SDJ279-1990《电力建设施工及验收技术规范(热工仪表及控制装置》主要内容有取源部件及敏感元件的__、就地检测和控制仪表的__、控制盘(台、箱、柜)的__、电线和电缆的敷设及接线、管路的敷设和连接、防护与接地、热工测量仪表和控制设备的调试和验收等本书附录C选编了DL/T
5190.5-2004《电力建设施工验收技术规范第5部分热工自动化》的部分内容DL/T655-2006《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程》是对DL/T655-199《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》8的修编,DL/T656-2006《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程》是对DL/T656-1998《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》的修编,DL/T657-2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》是对DL/T657-1998《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》的修编,DL/T658-2006《火力发电厂开关量控制系统验收测试规程》是对DL/T658-1998《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》的修编,DL/T659-2006《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》是对DL/T659-1998《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》的修编,DL/T670-2006《火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程》是新编验收测试规程修编后的《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》适用范围扩大到装设单机容量125MW~600MW等级机组的火电厂新建和技术改造工程的分散控制系统,以及由可编程控制器和用于汽轮机控制系统的以微处理机为基础的其它控制系统不仅适用于最终验收测试,也适用于168h(72h)验收测试功能测试中增加了与厂级监控信息系统接口和卫星定位系统相关功能要求;输入/输出通道检查数量由选取30~50个,修改为系统总量的1~5%系统综合考核除采用可用率外,增加了可靠性评估,并对考核方法进行了修改本书附录D选编了DL/T659-2006《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》的部分内容修编后的《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》扩大了适用范围,机组容量扩大到125MW~600MW等级机组,以满足大量300MW等级以下火电机组DCS自动化改造对协调控制和参与电网A__调节验收测试的需要随着协调控制技术的发展,新建火电机组模拟量控制系统的应用水平有了很大的提高,在调试质量控制上已打破了基建与试生产的界线,《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》建立了基建验收和最终验收的统一测试标准,并涵盖了新建或技术改造工程验收测试的各个阶段《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》在测试项目和质量指标上涵盖整个模拟量控制系统,给出了较为完整的模拟量控制系统性能测试指标本书附录E选编了DL/T657-2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的部分内容DL/T774-2004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》以采用分散控制系统的机组为主,包括了火电厂分散控制系统的硬件、软件、单体测量仪表、过程控制仪表,数据采集处理系统、模拟控制系统、顺序控制系统、锅炉安全监控系统、机组热工保护系统、数字电液调节系统等所涉及到的现有热工自动化设备的检修、试验、运行维护的内容、方法、应达到的技术标准并兼顾采用常规控制设备机组的检修运行维护,纳入了化学分析仪表、电气厂用电和发电机变压器的检修运行及热工技术管理工作内容,是机组热工自动化设备检修运行维护的基本依据主要内容有计算机控制系统、检测仪表及装置、过程控制仪表及设备、共用系统、电气线路与测量管路、数据采集系统、模拟量自动控制系统、炉膛安全监控系统、热工__与热工保护系统、顺序控制系统、汽机数字电液控制系统、给水泵汽机控制系统、高低压旁路控制系统、热工技术管理等《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》2005年4月实施后,代替DL/T774-2001《火力发电厂分散控制系统运行检修导则》和原水利电力部86年版《热工仪表及控制装置检修运行规程》《DCS技术规范书》是由买卖双方签定的技术合同文件,它根据上述行业标准,针对火力发电厂新建或改造机组热工控制工程的特点,提出了更为具体的技术要求《DCS技术规范书》一般有以下主要内容卖方的供货范围及买卖双方的工作范围、采用的技术规范和技术标准、硬件要求、软件要求、人机接口、数据通讯系统、数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统MCS、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)、锅炉和汽机顺序控制系统〔SCS(B/T)〕、旁路控制系统(BPC)、给水泵汽轮机控制系统(MEH)、发电机—变压器组和厂用电源系统顺序控制、DCS公用网络、工程服务、试验、验收和演示等《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》(简称《启规》)是原电力工业部1996年3月颁布的(电建1996第159号)新建机组建设标准,是对《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1993年版)》的修订《启规》将机组启动试运分为“分步试运、整套启动试运、试生产”三个阶段,其中整套启动试运又分为“空负荷试运、带负荷试运和满负荷试运”三个阶段进行根据《启规》,1996年原电力部还颁发了《火电工程启动调试工作规定》、《火电工程调整试运质量检验及评定标准》、等文件,各区域电网还相应制订了与《启规》配套的实施办法,如华东电网制订了《华东电网火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》、《华东电网火电工程分步试运管理实施细则》、《华东电网火电工程整套启动试运管理实施细则》、《华东电网火电工程试生产管理实施细则》、《华东电网火电工程代保管实施细则》这些文件从技术管理的角度出发,为规范新建机组试运各阶段、各单位的工作程序,至今仍作为企业内部的指导性标准被各发电企业所采用,为新建机组的建设发挥着作用第二节火电厂热控系统的基本设计要求
一、热工控制系统可靠性设计的五大原则火电厂热工控制系统在控制回路设计时,应满足安全可靠、运行操作灵活和便于维护的要求,安全可靠是第一要求热工控制系统可靠性设计应遵循五大原则“优先级”原则、“分层分散”原则、“故障影响最小”原则、模件“冗余”原则和热工保护系统“__性”原则
(一)“优先级”设计原则控制回路应按照保护、联锁控制优先的原则设计,以保证机组设备和人身的安全具体有以下三点内容1模拟量控制、顺序控制、保护联锁控制及单独操作在共同作用于同一个对象时,控制指令优先级应为保护联锁控制最高、单独操作次之、模拟量控制和顺序控制最低的顺序2模拟量控制、顺序控制、保护联锁控制操作在共用同一个开关量__时,开关量__首先送入优先级最高的保护回路,即几个回路共用的开关量__接入具体回路的优先级或分配次序,也应是保护联锁控制最高、模拟量控制和顺序控制最低3控制回路在共用同一个模拟量__时,模拟量__应首先送入模拟量控制回路
(二)“分层分散”设计原则1模拟量控制按协调控制级、子回路控制级、执行级三级结构设计;2开关量控制按功能组级、子功能组级、驱动级三级结构设计
(三)“故障影响最小”设计原则分配控制任务应以一个部件(控制器、输入/输出模件)故障时对系统功能影响最小为原则1按工艺系统功能区配置控制器时,局部工艺系统控制项目的全部控制任务宜集中在同一个控制器内完成2按功能配置控制站时,如一个模拟量控制回路的前馈信息来自另一个控制器时,不应在系统传输过程中造成迟延
(四)模件“冗余”原则应根据不同分散控制系统的结构特点和被控对象的重要性来确定控制器模件和输入/输出模件I/O模件的冗余1对于控制器模件通过内部总线带多个I/O模件的情况,完成数据采集、模拟量控制、开关量控制和锅炉炉膛安全监控任务的控制器模件均应冗余配置对于取消硬后备“手动/自动”操作手段的模拟量控制系统、锅炉炉膛安全监控系统的重要__应由不同输入模件输入2对于控制器模件本身带有控制输出和相应的__输入接口又通过总线与其他输入模件通讯的情况,完成模拟量控制、锅炉炉膛安全监控任务的控制器模件以及完成重要__输入任务的模件应冗余配置3在配置冗余控制器的情况下,当工作控制器故障时,系统应能自动切换到冗余控制器工作,并在操作员站上__处于后备的控制器应能根据工作控制器的状态不断更新自身的信息4冗余控制器的切换时间和数据更新周期,应保证系统不因控制器切换而发生控制扰动或延迟
(五)热工保护系统“__性”原则1机、炉跳闸保护系统的逻辑控制器应单独冗余设置;2保护系统应有__的I/O通道,并有电隔离措施;3冗余的I/O__应通过不同的I/O模件引入;4触发机组跳闸的保护__的开关量仪表和变送器应单独设置,当确有困难而需与其他系统合用时,其__应首先进入保护系统;5机组跳闸命令不应通过通信总线传送
二、热工检测和__
(一)热工检测的基本内容:1工艺系统的运行参数;2辅机的运行状态;3电动、气动和液动阀门的启闭状态和调节阀门的开度;4仪表和控制用电源、气源、水源及其他必要条件的供给状态和运行参数;5必要的环境参数
(二)热工__的基本内容:1工艺系统热工参数偏离正常运行范围;2热工保护动作及主要辅助设备故障;3热工监控系统故障;4热工电源、气源故障;5主要电气设备故障;6辅助系统故障
三、模拟量控制系统的设计方法将单元制机组的锅炉-汽轮机-发电机组作为一个单元整体进行控制,使锅炉和汽机能同时响应负荷变化要求,并保证机组的稳定运行控制系统应能满足机组安全启动、停机及定压、滑压运行的要求控制的基本方法是必须直接并快速地响应代表负荷或能量指令的前馈__,并通过闭环反馈控制和其它先进的策略,对__进行静态精确度和动态补偿调整控制系统应具有一切必要的手段,自动补偿及修正机组自身的瞬态响应及其它必需的调整和修正
(一)基本功能要求1单元制机组采用机炉协调控制,并能参与
一、二次调频协调控制系统能快速响应负荷命令,平稳控制锅炉和汽机,并具有以下可选的控制方式机炉协调、汽机跟随(TF)、锅炉跟随(BF)、手动;2125MW及以上机组应配置汽机电调控制系统;300MW及以上机组的汽机电调控制系统至少应具备转速控制、负荷控制、自启停和应力监视等功能3协调控制系统应能满足滑压运行的要求,在不投油最低燃煤负荷到100%MCR负荷变动范围内保证被调参数满足机组有关验收标准的要求;4125MW及以上机组宜选用控制性能满足要求的锅炉给水控制阀实现给水全程控制,其他模拟量控制回路在主设备可控性较好时也可以考虑进行全程控制;5300MW及以上机组过热汽温控制宜采用串级调节,并用校正后的总风量或能表征烟气量变化及负荷变化的__作为温度控制的前馈;6300MW及以上机组燃烧控制宜采用燃料/空气交叉限制,并具有热值校正功能;7300MW及以上机组炉膛压力控制宜设方向闭锁和MFT返程控制;8300MW及以上机组送风控制宜设方向闭锁,氧量校正跟随负荷变化;9模拟量控制系统采用以下内容的__控制系统设备故障、主要参数变送器故障、测量值与设定值偏差大、系统输出与执行器位置偏差大、手动/自动操作在联锁保护__作用时的自动切换、控制系统电源和气源故障;10模拟量控制系统应对下列一次测量__进行补偿汽包水位的汽包压力补偿,给水流量的给水温度补偿,送风量的空气温度补偿,主蒸汽流量的主蒸汽压力、温度补偿;
(二)控制系统的硬件配置和软件组态采用DCS实现模拟量控制时,子系统的划分应遵循“__完整”的原则,使数据通讯总线上的信息交换量最少在对DCS控制站进行任务分配时,应满足以下原则模件故障不会导致机组跳闸,DCS控制站故障时能安全停机完成模拟量控制任务的控制器模件应冗余配置,重要__应由不同输入模件输入控制系统不应通过数据通讯总线形成闭环控制回路,因为通讯总线存在数据传输时间的不确定性,从而改变了控制对象的动态特性,使调节品质难以得到保证模拟量控制的处理器模件完成所有指定任务的最大执行周期不应超过250ms,开关量控制的处理器执行周期不应超过100ms对需快速处理的模拟和顺序控制回路,其处理能力应分别为每125ms和50ms执行一次DCS应能直接采用SA__图方式进行模拟控制回路的组态,并用易于识别的工程名称加以标识,可用SA__图形式打印出系统组态
(三)控制系统的联锁保护机组的高度自动化可能会带来新的安全隐患,为了防止控制系统在某些工况出现错误或危险的动作,模拟量控制系统必须设计有较为完善的联锁保护功能当系统某一部分必需具备的条件不满足时,联锁逻辑应阻止该部分投入“自动”方式;当缺少必要的条件或在系统故障时,联锁保护将中止受影响部分的自动运行,或将控制方式从一种自动方式切换至另外一种控制系统任何部分运行方式的切换,不论是人为的还是由联锁系统自动进行的,都是平滑的切换,不应引起过程变量的扰动,并且不需运行人员的修正当控制系统处于强制闭锁、限制、快速减负荷或其它超弛作用时,系统中所有受其影响的部分应随之跟踪,调节器不再进行积分作用在超弛作用解除后,控制系统的所有部分应在当前状态下达到平衡,并立即恢复其正常的控制作用这一过程不应有任何延滞,并且被控装置不应有任何不正确的或不合逻辑的动作超弛发生作用时,联锁保护系统应提供必要的__信息,指出引起各类超弛作用的原因联锁保护系统除了为机炉及其辅机提供安全保证以外,还要为维修、试验和校正工作的开展提供必要的灵活性
(四)对重要参数进行冗余测量采用三重冗余变送器对重要的关键参数(如给水流量、汽包水位、主蒸汽流量、送风量、主蒸汽压力、第一级压力、炉膛压力、一次风压力等)进行测量,控制系统自动选择中值作为被控变量而其余变送器测得的数值若与中值__的偏差超过预先整定的范围时,进行__,若其余二个__均超限__时,则控制系统中受影响的部分切至手动运行人员可在键盘上将三选中的逻辑切换至手动,而任选三个变送器中的某一个__供自动用采用双重冗余变送器对次重要关键参数进行测量,若二个__的偏差超出一定的范围则__,并将受影响的控制系统切换至手动两个变送器之间的__超差时,控制系统对冗余变送器的二个__进行比较逻辑的鉴别检出其中一个正确__,运行人员依据提示,选择这个正确变送器的__,重新投入自动控制在测量__不使用冗余变送器时,如__丧失或__超出工艺过程实际可能范围,应有__,同时控制系统中受影响的部分由自动切至手动
(五)对驱动回路的设计要求控制系统的输出为脉冲量或4~20__模拟量__,具有上下限值,以保证在控制系统故障时机组设备的安全控制系统监视设定值和被控变量之间的偏差、输出__与控制阀门位置之间的偏差,如果偏差超过预定范围,系统将控制系统切换至手动并发出__当两个或更多的控制驱动装置控制一个变量时,运行人员可将其中一个驱动装置投入自动,也可将其余的驱动装置全部投入自动,而不需要手动平衡对位以消除扰动当追加的驱动装置投入自动后,控制系统能通过增益的自动调整作用,适应驱动装置数量的变化将多个驱动装置投入自动的过程中,系统不应产生过程扰动为保持合适的关系,应使已处于自动状态的驱动装置等量并反向作用对多控制驱动装置的运行还应提供偏置调整,偏置应能随意调整,新建立的关系不产生过程扰动将一个控制驱动装置投入自动或遥控,不需要进行手动平衡或对其偏差进行调整无论此时偏差设置的位置或过程偏差的幅度如何,都不引起任何控制驱动装置的比例阶跃
四、开关量控制系统的设计方法
(一)基本功能要求1实现主/辅机、阀门、挡板的顺序控制、控制操作及试验操作;2大型辅机与其相关的冷却系统、润滑系统、密封系统的联锁控制;3在发生局部设备故障跳闸时,联锁启动备用设备;4实现状态__、联动及单台辅机的保护热工保护系统的设计应有防止误动和拒动的措施,保护系统电源中断或恢复不会发出误动作指令
(二)锅炉辅机联锁项目1锅炉的吸风机、回转式空气预热器和送风机在启停及事故跳闸时的顺序联锁;2锅炉的吸风机、回转式空气预热器和送风机之间的跳闸顺序及三者与烟、风道中有关挡板的启闭联锁;3送风机全部停运时,燃烧系统和制粉系统停止运行的联锁;4制粉系统中给煤机、磨煤机、一次风机或排粉机的启停及事故跳闸时的顺序联锁;5排粉机送粉系统的排粉机与给粉机之间的联锁;6烟气再循环风机启停与出口风门和冷风门的联锁;7大型辅机与其润滑油系统、冷却和密封系统的联锁,以及这些系统中工作泵事故跳闸时备用泵的自启动联锁
(三)汽轮机辅机联锁项目1润滑油系统中的交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵和盘车装置与润滑油压之间的联锁;2给水泵、凝结水泵、凝结水升压泵、真空泵、循环水泵、疏水泵以及其他各类水泵与其相应系统的压力之间的联锁;3工作泵事故跳闸时备用泵自启动的联锁;4各类泵与其进出口电动阀门间的联锁
(四)顺序控制1对需要经常进行有规律性操作的辅助工艺系统,宜采用顺序控制;2电厂的顺序控制系统应包括单元机组主、辅机的顺序控制系统和电厂辅助系统的顺序控制系统;3机组的顺序控制应以子功能组为主,即实现一个辅助工艺系统内相关设备的顺序控制;4当机组顺序控制功能不纳入分散控制系统时,其功能应采用可编程控制器实现可编程控制器应与分散控制系统有通信接口辅助工艺系统的开关量控制可由可编程控制器实现;5顺序控制设计应遵守保护、联锁操作优先的原则在顺序控制过程中出现保护、联锁指令时,应将控制进程中断,并使工艺系统按照保护、联锁指令执行;6顺序控制在自动运行期间发生任何故障或运行人员中断时,应使正在进行的程序中断,并使工艺系统处于安全状态;7顺序控制系统应有防误操作的措施第三节新建机组热工控制系统调试各阶段的基本要求
一、调试前的准备调试前的准备主要是指调试资料的收集,调试前对图纸的检查,以及编写调试方案对于新建大机组,热工控制系统调试通常应编写以下调试方案1DCS受电方案;2数据采集系统(DAS)调试方案;3开关量控制系统(OCS)或顺序控制系统(SCS)调试方案;4炉膛安全监控系统(FSSS)调试方案;5模拟量控制系统MCS调试方案;6汽机数字电液控制系统(DEH)调试方案;7旁路控制系统(BPS)调试方案;8汽轮机监视和保护系统(TSI)调试方案;在机组进入细调试阶段,还应编写以下试验方案1协调控制系统负荷变动试验;lRB试验;2A__负荷跟随试验;调试人员在调试前,应充分熟悉DCS控制系统,掌握DCS控制系统的硬件维护和软件组态的基本技能最好有相当一部分调试人员具有该DCS系统的调试经验,若是面对一个全新的DCS系统,调试前的培训是必不可少的虽然DCS受电是以DCS厂家现场服务人员为主进行,但由调试单位编写一个完整的DCS受电方案仍然是非常重要的DCS受电方案叙述了DCS系统首次受电及软件恢复的步骤和注意事项,可供参加受电工作的调试人员参考,以配合有经验的DCS厂家现场服务人员发现和解决首次受电过程中出现的种种问题对于调试人员来说,DCS系统的首次受电及软件恢复,是一个很好的熟悉和掌握DCS控制系统的机会若调试人员不重视DCS系统首次受电及软件恢复,在未来的调试过程中,热控调试所依赖的基础设备将难以驾驭,DCS控制系统也可能难以得到正确地维护模拟量控制系统在调试前通常需要投入较多的时间进行准备火电机组由于机组容量、制造厂和热力系统配置的不同,所配置的模拟量控制系统也不相同模拟量控制系统控制策略的设计,还根据不同的DCS供应商的不同而有所不同因此,在模拟量控制系统调试前,应根据机组和热力系统对运行参数控制的要求,对模拟量控制系统的SA__图和组态软件进行检查,审核其调节策略设计思想是否合理,是否满足机组对运行参数控制的要求工程中常采用SA__PMS
22.1“仪表和控制系统的功能图表示法”来表达模拟量控制系统的设计思想SA__:ScientificApparatus__kersAssociation美国科学仪器制造商协会;PMS Pro__ssMeasurementControlSection过程测量与控制部分我国电力行业标准DL5028-93《电力工程制图标准》在21章第4节给出了热工自动调节系统常用的标准图形符号,见表1-1
二、DCS控制系统受电及性能测试
(1)受电前的检查具备以下条件,DCS控制系统可以进行受电1DCS机柜正确__就位;2DCS系统设备及模件__结束,设备外观检查无破损;3网络通讯电缆、模件间预制电缆__结束;4各设备的电源接线正确,DCS供电系统准备好;5各I/O柜端子未与就地设备连接;6DCS机柜接地良好;7主控制室、工程师室、电子室的空调系统、消防系统工作正常,符合DCS系统运行环境要求,室内环境整洁,照明充足
(2)DCS控制系统受电DCS控制系统受电一般按以下步骤进行1电源开关检查确认所有电源开关在OFF位置;2从DCS机柜插槽中拔出所有模件,并将所有终端单元与模件连接电缆脱开;3DCS系统交流供电回路绝缘检查;4网络通讯电缆检查通讯电缆完整无破损,端口连接正确;5模件间预制电缆检查预制电缆完整无破损,连接正确;6模件的地址、功能设置检查核对模件地址及功能设置开关,确认与软件组态一致;7检查电源模块,确认其已正确插入;8检查供电电源的品质和UPS至配电柜的进线,应符合品质要求,合上配电柜电源开关;9DCS过程控制机柜受电检查电源进线及供电电压;‚合上机柜电源,检查风扇工作情况;ƒ检查电源模块工作情况;„依次插入过程控制模件,检查模件工作情况;…将终端单元与模件进行连接;†检查I/O电源电压;10DCS操作员站及工程师站受电;11利用工程师工作站对过程控制模件进行软件恢复;12操作员站软件恢复
(3)控制机柜受电后电源电压测试以及控制设备性能测试1DCS控制系统全部受电后,按制造厂的要求进行电源电压测试与调整2按技术规范书的要求进行性能测试,通常应包含以下内容1电源冗余切换试验;2控制站主控制器模件和备用控制器模件冗余切换试验;3通讯冗余切换试验;4工程师站组态功能检查;5操作员站功能检查;6打印机、拷贝机、__记录功能检查
(4)I/O模件通道精度检查火电厂热工DCS控制系统的I/O主要有五类模拟量输入(AI)、模拟量输出(AO)、数字量输入(DI)、数字量输出(DO)、脉冲量输入(PI)根据《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》的要求,DCS系统I/O通道的精度,在DCS整个运行环境温度范围内应满足模拟量高电平输入__4~20__、1~5V±
0.1%;模拟量低电平输入__热电阻、热电偶±
0.2%;模拟量输出__(4~20__、1~5VDC)±
0.25%
三、控制系统的静态调试与动态调试控制系统投运前的检查和模拟试验称为静态调试,主要有以下内容
(1)控制系统组态软件检查和功能测试;
(2)操作控制界面的检查及模拟试验;
(3)控制系统与外部系统的接口检查和联动试验;
(4)联锁保护动作模拟试验;控制系统投运后的整定试验称为动态调试,主要有以下内容
(1)燃油系统泄漏试验及炉膛吹扫功能试验;
(2)火焰检测系统的动态参数整定;
(3)模拟量输入检测参数的投运和检查;
(4)模拟量控制系统的投运及参数整定;
(5)顺序控制系统启停试验;机组整套启动前,热控系统的调试工作主要以静态调试为主;机组整套启动以后,热控系统的调试工作主要以动态调试为主开关量控制系统的组态软件检查和功能测试,一般是在机组分部试运期间分别按系统分阶段进行,调试依据主要是逻辑图软件检查的主要内容
(1)核对检查I/O清单;
(2)核对检查控制接线图(__D);
(3)核对检查组态图;
(4)对各系统操作控制界面进行相应的核对检查和完善表1-2为某600MW机组开关量控制系统联动试验、联锁试验情况,可供参考表1-2开关量控制系统联动试验、联锁试验时间系统联动试验联锁试验开始时间结束时间开始时间结束时间闭式循环水系统
2003.
09.
152003.
10.
092003.
11.
022003.
11.05开式循环水系统
2003.
10.
172003.
11.
252003.
12.
022003.
12.08循环水系统
2003.
11.
222004.
02.
032004.
01.
112004.
02.10凝结水系统
2003.
09.
252003.
11.
282003.
11.
282002.
12.07电动给水泵系统
2003.
10.
172004.
01.
192004.
01.
052004.
01.15小汽机系统
2003.
10.
182003.
11.
182003.
12.
072003.
12.11真空系统
2003.
10.
122003.
11.
202003.
12.
262003.
12.28顶轴、润滑油系统
2004.
01.
162004.
02.
152004.
02.
232004.
03.04辅汽及轴封系统
2003.
11.
052003.
12.
152003.
12.
282004.
01.10发电机氢系统
2003.
11.
022003.
12.
202003.
12.
222003.
12.26发电机密封油系统
2003.
11.
062003.
11.
212003.
12.
252003.
12.27发电机定子冷却水系统
2003.
11.
112003.
12.
252004.
02.
022004.
02.05抽汽、高低加疏水系统
2003.
12.
202004.
01.
082004.
02.
142004.
02.18锅炉疏水、排污系统
2003.
12.
202004.
01.
032004.
02.
012004.
02.03引风机及系统
2003.
10.
202003.
11.
202003.
12.
032004.
12.04送风机及系统
2003.
10.
202003.
11.
232003.
11.
272003.
11.29一次风机及系统
2003.
10.
232003.
11.
272003.
12.
052003.
12.08模拟量控制系统组态软件检查和功能测试,主要包括以下内容
(1)流量__的系数及补偿参数的检查;
(2)例外报告量程及__限值检查;
(3)各系统控制软件逻辑、定值、参数设置的检查和模拟试验;
(4)各控制系统相关画面的检查;模拟量控制系统与外部系统的检查测试和联调,主要包括以下内容
(1)与各控制系统相关__设备的检查,包括变送器量程的核对与确认,执行机构行程和方向确认;对汽包水位__还要检查测量系统的正确性,如差压式水位测量装置的平衡容器的__位置,取样管的敷设,保温及伴热情况
(2)检查模拟量控制系统与FSSS、SCS、DAS、BPS、DEH等控制子系统之间联锁动作关系
四、模拟量控制系统的投入和调试模拟量控制系统的试投运和动态调试,是从机组整套启动开始,经空负荷、带负荷到满负荷的整个过程中,根据机组试运行的需求分期分批地进行主要包括以下内容
(1)调节机构特性试验,必要时还要进行控制对象动态特性试验;
(2)控制系统定值(或负荷)阶跃扰动试验及动态参数整定试验;
(3)控制系统对内、外扰动动态响应调节品质测试试验机组整套启动试运分为“空负荷试运、带负荷试运和满负荷试运”三个阶段,对于大机组,带负荷试运又分为0~25%、25%~50%、50%~75%、75%~100%带负荷试运四个阶段,但模拟量控制系统还是按0~30%、30%~70%、70%~100%负荷段进行试投运和动态调试在各个负荷段根据运行需要投入相应的模拟量控制系统,并进行各种扰动试验,整定调节器的参数,直到调节过程动态、稳态品质指标均满足电力行业验收标准《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》DL/T657-2005的要求
(一)机组空负荷试运期间机组空负荷试运期间,一般要求投入炉膛压力、燃油压力、汽包水位(单冲量调节)、除氧器水位、除氧器压力、润滑油温度、电泵再循环流量、辅助蒸汽压力及就地__式调节器等控制系统为了争取调试时间,控制系统阶跃扰动试验可在机组空负荷试运期间进行,用定值扰动来整定调节器的PID参数带负荷试运后,再进行其他扰动试验,进一步优化调节器的参数
(二)0~30%带负荷试运期间机组由0~30%带负荷试运期间,在机组运行许可条件下,进行机组空负荷试运期间已投控制系统的内、外扰动试验给水控制系统先投单冲量调节回路,进行单冲量给水旁路调节阀的特性试验及其阀位阶跃扰动试验;进行电动给水泵勺管位置与泵出口流量、压力特性试验;进行给水主调节阀的特性试验炉膛压力控制系统可进行引风机挡板阶跃扰动试验中储式制粉系统可投入磨煤机入口风压控制、出口温度控制、给煤量控制;其他一些有条件进行试验的单回路、单参数控制系统,也可以进行阀位阶跃扰动试验
(三)30%~70%带负荷试运期间机组在30%~70%负荷试运期间,根据运行需要相继投入三冲量给水调节回路、风量氧量控制(送风机动叶风量控制/二次风门风量控制、风箱与炉膛差压控制/二次风压控制、氧量校正、燃料风控制、燃尽风控制)、主汽温度调节、再热汽温度调节、直吹式制粉系统磨煤机控制(磨煤机一次风量控制、出口温度控制、给煤量控制)、主汽压力调节或协调控制系统的负荷指令回路、锅炉主控回路、汽机主控回路等控制系统并进行以下试验
(1)保持锅炉负荷不变,给水泵定速运行,主调节阀阀位阶跃扰动试验;
(2)给水泵变速运行,调速泵转速与泵出口流量、压力特性试验;
(3)保持锅炉负荷不变,给水泵变速阶跃变化,给水流量扰动试验;
(4)保持锅炉负荷不变,减温水凋节阀阀位阶跃扰动试验;
(5)保持锅炉负荷不变,送风机挡板阶跃扰动试验;
(6)一次风机挡板阶跃扰动试验;
(7)保持汽机调速汽门开度不变,锅炉给煤机转速阶跃变化,燃煤量扰动试验;
(8)主压力副调节器动态参数整定拭验;
(9)协调控制系统逻辑运算、控制操作功能、系统跟踪无扰动切换与调节器方向性在线检查,及其静态参数设置
(四)70%~100%带负荷试运期间机组在70%~100%负荷试运期间,对模拟量控制系统及协调控制系统各控制子系统进行内、外扰动动态阶跃响应试验,并按《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的要求进行调节品质测试这期间,通常进行以下试验和测试工作
(1)不同负荷下,机组稳态参数的测试;
(2)各控制子系统定值扰动试验,如汽包水位、主汽温度、再热汽温度、风量氧量控制等;
(3)各控制子系统对被控对象的阶跃动态响应试验,如给水主调节阀开度与流量关系曲线、送引凤机挡板开度阶跃扰动、一次风挡板开度阶跃扰动等;
(4)各控制子系统对各扰动分量的动态响应试验;
七、协调控制系统的投入及负荷变动试验机组达到100%额定负荷之后,根据不同负荷下所测得的机组稳态参数,对协凋控制系统的前馈比例关系重新进行设定,并对协凋控制系统进行细调在协凋控制系统的主要子系统如锅炉给水、主汽压力、主汽温度、再热汽温度、炉膛压力、送风和氧量校正控制系统等均已投入自动的情况下,让机组在70%~100%的负荷范围进行负荷变动试验,整定协调控制系统的参数在协调控制系统投入前,对协调控制的三种主要控制方式协调控制方式(Coor.)、锅炉跟随控制方式(BF)、汽机跟随控制方式(TF)之间进行无扰动切换操作试验,检查切/投条件和保护动作的正确性分别在汽机跟随方式和锅炉跟随方式下进行机前压力定值扰动试验在协调控制方式下进行负荷变动试验,负荷变动量为ΔP=15%Pe,负荷指令变化速率应达到直吹式机组2%Pe/min或3%Pe/min、中储式机组3%Pe/min或4%Pe/minPe为机组额定负荷A__负荷跟随试验,进行A__远方/就地控制方式的无扰动切换操作试验在协凋控制方式下,由调度中心或CCS负荷给定回路发出负荷变化指令,进行A__控制系统的功能及性能试验进行协调控制系统对内、外扰动的动态响应试验,其调节品质达到电力行业标准《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的要求进行BI/BD、RD/RU动作试验,检查协调控制系统适应能力
八、RB试验协调控制系统RB试验,通常是在完成对协凋控制系统的细调之后,机组正式移交生产前,性能试验期间进行在进行正式的RB动态试验之前,一般应先进行RB功能模拟试验和预备性试验RB功能模拟试验是在机组停运的情况下,按设计的控制逻辑模拟RB的控制过程,进行RB功能离线检查在进行RB正式试验之前进行预备性试验是减少机组MFT的次数,提高试验成功率的重要途径预备性试验是真实的动作试验,但通常选择在70%~90%负荷段,由于工况变动不大,对机组的冲击小,往往能通过运行人员的及时补救而避免机组MFT的发生RB正式试验在90%额定负荷以上工况下进行,以考核机组和CCS在RB工况下的控制能力按设计的RB功能分项进行动态试验,如分别进行磨煤机、送风机、引风机、一次风机、炉水循环泵、给水泵等RB试验
九、热控系统调试文档验收应提交的资料根据电力行业有关调试验收标准的要求,热工控制系统在完成全部调试后通常应提交以下调试报告1DCS受电调试报告;2数据采集系统(DAS)调试报告;3开关量控制系统(OCS)或顺序控制系统(SCS)调试报告;4炉膛安全监控系统(FSSS)调试报告;5模拟量控制系统(MCS)调试报告;6汽机数字电液控制系统(DEH)调试报告;7旁路控制系统(BPS)调试报告;8汽轮机监视和保护系统(TSI)调试报告;9协调控制系统CCS负荷变动试验报告;10协调控制系统RB试验报告;11协调控制系统A__负荷跟随试验报告;DCS受电和各子控制系统的调试报告(DAS、OCS、FSSS、MCS、DEH、BPS、TSI),内容应包括主辅设备概述、子控制系统简要说明、调整试验经过、主要修改记录、系统中主要整定值、结论和存在问题等模拟量控制系统、汽机数字电液控制系统、旁路控制系统还应附有表明调节系统调节品质试验曲线协调控制系统(CCS)负荷变动试验报告,内容应包括协调控制系统简要说明、负荷变动试验过程的描述、主要修改记录、系统中主要整定值、负荷变动试验下的过渡过程曲线、结论和存在问题等协调控制系统A__负荷跟随试验报告,内容应包括协调控制系统的A__功能简要说明、A__负荷跟随试验过程的描述、主要修改记录、系统中主要整定值、A__负荷跟随试验下的过渡过程曲线、结论和存在问题等协调控制系统RB试验报告,内容应包括机组RB功能的简要说明、RB试验过程的描述、主要修改记录、RB试验曲线、结论和存在问题等还应移交以下调试资料I/O通道测试记录、控制机柜电源电压测试记录、软件强制/修改/测试调试记录,此外,新建机组在完成满负荷连续72h、168h试运行期间MCS可用率统计运行记录以及试生产期间MCS可用率统计运行记录,等等新建机组热控系统调试简要流程如图1-1所示
一、调试前的准备调试前的准备主要是指调试资料的收集,调试前对图纸的检查,以及编写调试方案对于新建大机组,热工控制系统调试通常应编写以下调试方案1DCS受电方案;2数据采集系统(DAS)调试方案;3开关量控制系统(OCS)或顺序控制系统(SCS)调试方案;4炉膛安全监控系统(FSSS)调试方案;5模拟量控制系统MCS调试方案;6汽机数字电液控制系统(DEH)调试方案;7旁路控制系统(BPS)调试方案;8汽轮机监视和保护系统(TSI)调试方案;在机组进入细调试阶段,还应编写以下试验方案1协调控制系统负荷变动试验;lRB试验;2A__负荷跟随试验;调试人员在调试前,应充分熟悉DCS控制系统,掌握DCS控制系统的硬件维护和软件组态的基本技能最好有相当一部分调试人员具有该DCS系统的调试经验,若是面对一个全新的DCS系统,调试前的培训是必不可少的虽然DCS受电是以DCS厂家现场服务人员为主进行,但由调试单位编写一个完整的DCS受电方案仍然是非常重要的DCS受电方案叙述了DCS系统首次受电及软件恢复的步骤和注意事项,可供参加受电工作的调试人员参考,以配合有经验的DCS厂家现场服务人员发现和解决首次受电过程中出现的种种问题对于调试人员来说,DCS系统的首次受电及软件恢复,是一个很好的熟悉和掌握DCS控制系统的机会若调试人员不重视DCS系统首次受电及软件恢复,在未来的调试过程中,热控调试所依赖的基础设备将难以驾驭,DCS控制系统也可能难以得到正确地维护模拟量控制系统在调试前通常需要投入较多的时间进行准备火电机组由于机组容量、制造厂和热力系统配置的不同,所配置的模拟量控制系统也不相同模拟量控制系统控制策略的设计,还根据不同的DCS供应商的不同而有所不同因此,在模拟量控制系统调试前,应根据机组和热力系统对运行参数控制的要求,对模拟量控制系统的SA__图和组态软件进行检查,审核其调节策略设计思想是否合理,是否满足机组对运行参数控制的要求工程中常采用SA__PMS
22.1“仪表和控制系统的功能图表示法”来表达模拟量控制系统的设计思想SA__:ScientificApparatus__kersAssociation美国科学仪器制造商协会;PMS Pro__ssMeasurementControlSection过程测量与控制部分我国电力行业标准DL5028-93《电力工程制图标准》在21章第4节给出了热工自动调节系统常用的标准图形符号,见表1-1
二、DCS控制系统受电及性能测试
(1)受电前的检查具备以下条件,DCS控制系统可以进行受电1DCS机柜正确__就位;2DCS系统设备及模件__结束,设备外观检查无破损;3网络通讯电缆、模件间预制电缆__结束;4各设备的电源接线正确,DCS供电系统准备好;5各I/O柜端子未与就地设备连接;6DCS机柜接地良好;7主控制室、工程师室、电子室的空调系统、消防系统工作正常,符合DCS系统运行环境要求,室内环境整洁,照明充足
(2)DCS控制系统受电DCS控制系统受电一般按以下步骤进行1电源开关检查确认所有电源开关在OFF位置;2从DCS机柜插槽中拔出所有模件,并将所有终端单元与模件连接电缆脱开;3DCS系统交流供电回路绝缘检查;4网络通讯电缆检查通讯电缆完整无破损,端口连接正确;5模件间预制电缆检查预制电缆完整无破损,连接正确;6模件的地址、功能设置检查核对模件地址及功能设置开关,确认与软件组态一致;7检查电源模块,确认其已正确插入;8检查供电电源的品质和UPS至配电柜的进线,应符合品质要求,合上配电柜电源开关;9DCS过程控制机柜受电检查电源进线及供电电压;‚合上机柜电源,检查风扇工作情况;ƒ检查电源模块工作情况;„依次插入过程控制模件,检查模件工作情况;…将终端单元与模件进行连接;†检查I/O电源电压;10DCS操作员站及工程师站受电;11利用工程师工作站对过程控制模件进行软件恢复;12操作员站软件恢复
(3)控制机柜受电后电源电压测试以及控制设备性能测试1DCS控制系统全部受电后,按制造厂的要求进行电源电压测试与调整2按技术规范书的要求进行性能测试,通常应包含以下内容1电源冗余切换试验;2控制站主控制器模件和备用控制器模件冗余切换试验;3通讯冗余切换试验;4工程师站组态功能检查;5操作员站功能检查;6打印机、拷贝机、__记录功能检查
(4)I/O模件通道精度检查火电厂热工DCS控制系统的I/O主要有五类模拟量输入(AI)、模拟量输出(AO)、数字量输入(DI)、数字量输出(DO)、脉冲量输入(PI)根据《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》的要求,DCS系统I/O通道的精度,在DCS整个运行环境温度范围内应满足模拟量高电平输入__4~20__、1~5V±
0.1%;模拟量低电平输入__热电阻、热电偶±
0.2%;模拟量输出__(4~20__、1~5VDC)±
0.25%
三、控制系统的静态调试与动态调试控制系统投运前的检查和模拟试验称为静态调试,主要有以下内容
(1)控制系统组态软件检查和功能测试;
(2)操作控制界面的检查及模拟试验;
(3)控制系统与外部系统的接口检查和联动试验;
(4)联锁保护动作模拟试验;控制系统投运后的整定试验称为动态调试,主要有以下内容
(1)燃油系统泄漏试验及炉膛吹扫功能试验;
(2)火焰检测系统的动态参数整定;
(3)模拟量输入检测参数的投运和检查;
(4)模拟量控制系统的投运及参数整定;
(5)顺序控制系统启停试验;机组整套启动前,热控系统的调试工作主要以静态调试为主;机组整套启动以后,热控系统的调试工作主要以动态调试为主开关量控制系统的组态软件检查和功能测试,一般是在机组分部试运期间分别按系统分阶段进行,调试依据主要是逻辑图软件检查的主要内容
(1)核对检查I/O清单;
(2)核对检查控制接线图(__D);
(3)核对检查组态图;
(4)对各系统操作控制界面进行相应的核对检查和完善表1-2为某600MW机组开关量控制系统联动试验、联锁试验情况,可供参考表1-2开关量控制系统联动试验、联锁试验时间系统联动试验联锁试验开始时间结束时间开始时间结束时间闭式循环水系统
2003.
09.
152003.
10.
092003.
11.
022003.
11.05开式循环水系统
2003.
10.
172003.
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252003.
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022003.
12.08循环水系统
2003.
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222004.
02.
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01.
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02.10凝结水系统
2003.
09.
252003.
11.
282003.
11.
282002.
12.07电动给水泵系统
2003.
10.
172004.
01.
192004.
01.
052004.
01.15小汽机系统
2003.
10.
182003.
11.
182003.
12.
072003.
12.11真空系统
2003.
10.
122003.
11.
202003.
12.
262003.
12.28顶轴、润滑油系统
2004.
01.
162004.
02.
152004.
02.
232004.
03.04辅汽及轴封系统
2003.
11.
052003.
12.
152003.
12.
282004.
01.10发电机氢系统
2003.
11.
022003.
12.
202003.
12.
222003.
12.26发电机密封油系统
2003.
11.
062003.
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212003.
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252003.
12.27发电机定子冷却水系统
2003.
11.
112003.
12.
252004.
02.
022004.
02.05抽汽、高低加疏水系统
2003.
12.
202004.
01.
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02.
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02.18锅炉疏水、排污系统
2003.
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02.03引风机及系统
2003.
10.
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12.04送风机及系统
2003.
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11.29一次风机及系统
2003.
10.
232003.
11.
272003.
12.
052003.
12.08模拟量控制系统组态软件检查和功能测试,主要包括以下内容
(1)流量__的系数及补偿参数的检查;
(2)例外报告量程及__限值检查;
(3)各系统控制软件逻辑、定值、参数设置的检查和模拟试验;
(4)各控制系统相关画面的检查;模拟量控制系统与外部系统的检查测试和联调,主要包括以下内容
(1)与各控制系统相关__设备的检查,包括变送器量程的核对与确认,执行机构行程和方向确认;对汽包水位__还要检查测量系统的正确性,如差压式水位测量装置的平衡容器的__位置,取样管的敷设,保温及伴热情况
(2)检查模拟量控制系统与FSSS、SCS、DAS、BPS、DEH等控制子系统之间联锁动作关系
四、模拟量控制系统的投入和调试模拟量控制系统的试投运和动态调试,是从机组整套启动开始,经空负荷、带负荷到满负荷的整个过程中,根据机组试运行的需求分期分批地进行主要包括以下内容
(1)调节机构特性试验,必要时还要进行控制对象动态特性试验;
(2)控制系统定值(或负荷)阶跃扰动试验及动态参数整定试验;
(3)控制系统对内、外扰动动态响应调节品质测试试验机组整套启动试运分为“空负荷试运、带负荷试运和满负荷试运”三个阶段,对于大机组,带负荷试运又分为0~25%、25%~50%、50%~75%、75%~100%带负荷试运四个阶段,但模拟量控制系统还是按0~30%、30%~70%、70%~100%负荷段进行试投运和动态调试在各个负荷段根据运行需要投入相应的模拟量控制系统,并进行各种扰动试验,整定调节器的参数,直到调节过程动态、稳态品质指标均满足电力行业验收标准《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》DL/T657-2005的要求
(一)机组空负荷试运期间机组空负荷试运期间,一般要求投入炉膛压力、燃油压力、汽包水位(单冲量调节)、除氧器水位、除氧器压力、润滑油温度、电泵再循环流量、辅助蒸汽压力及就地__式调节器等控制系统为了争取调试时间,控制系统阶跃扰动试验可在机组空负荷试运期间进行,用定值扰动来整定调节器的PID参数带负荷试运后,再进行其他扰动试验,进一步优化调节器的参数
(二)0~30%带负荷试运期间机组由0~30%带负荷试运期间,在机组运行许可条件下,进行机组空负荷试运期间已投控制系统的内、外扰动试验给水控制系统先投单冲量调节回路,进行单冲量给水旁路调节阀的特性试验及其阀位阶跃扰动试验;进行电动给水泵勺管位置与泵出口流量、压力特性试验;进行给水主调节阀的特性试验炉膛压力控制系统可进行引风机挡板阶跃扰动试验中储式制粉系统可投入磨煤机入口风压控制、出口温度控制、给煤量控制;其他一些有条件进行试验的单回路、单参数控制系统,也可以进行阀位阶跃扰动试验
(三)30%~70%带负荷试运期间机组在30%~70%负荷试运期间,根据运行需要相继投入三冲量给水调节回路、风量氧量控制(送风机动叶风量控制/二次风门风量控制、风箱与炉膛差压控制/二次风压控制、氧量校正、燃料风控制、燃尽风控制)、主汽温度调节、再热汽温度调节、直吹式制粉系统磨煤机控制(磨煤机一次风量控制、出口温度控制、给煤量控制)、主汽压力调节或协调控制系统的负荷指令回路、锅炉主控回路、汽机主控回路等控制系统并进行以下试验
(1)保持锅炉负荷不变,给水泵定速运行,主调节阀阀位阶跃扰动试验;
(2)给水泵变速运行,调速泵转速与泵出口流量、压力特性试验;
(3)保持锅炉负荷不变,给水泵变速阶跃变化,给水流量扰动试验;
(4)保持锅炉负荷不变,减温水凋节阀阀位阶跃扰动试验;
(5)保持锅炉负荷不变,送风机挡板阶跃扰动试验;
(6)一次风机挡板阶跃扰动试验;
(7)保持汽机调速汽门开度不变,锅炉给煤机转速阶跃变化,燃煤量扰动试验;
(8)主压力副调节器动态参数整定拭验;
(9)协调控制系统逻辑运算、控制操作功能、系统跟踪无扰动切换与调节器方向性在线检查,及其静态参数设置
(四)70%~100%带负荷试运期间机组在70%~100%负荷试运期间,对模拟量控制系统及协调控制系统各控制子系统进行内、外扰动动态阶跃响应试验,并按《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的要求进行调节品质测试这期间,通常进行以下试验和测试工作
(1)不同负荷下,机组稳态参数的测试;
(2)各控制子系统定值扰动试验,如汽包水位、主汽温度、再热汽温度、风量氧量控制等;
(3)各控制子系统对被控对象的阶跃动态响应试验,如给水主调节阀开度与流量关系曲线、送引凤机挡板开度阶跃扰动、一次风挡板开度阶跃扰动等;
(4)各控制子系统对各扰动分量的动态响应试验;
七、协调控制系统的投入及负荷变动试验机组达到100%额定负荷之后,根据不同负荷下所测得的机组稳态参数,对协凋控制系统的前馈比例关系重新进行设定,并对协凋控制系统进行细调在协凋控制系统的主要子系统如锅炉给水、主汽压力、主汽温度、再热汽温度、炉膛压力、送风和氧量校正控制系统等均已投入自动的情况下,让机组在70%~100%的负荷范围进行负荷变动试验,整定协调控制系统的参数在协调控制系统投入前,对协调控制的三种主要控制方式协调控制方式(Coor.)、锅炉跟随控制方式(BF)、汽机跟随控制方式(TF)之间进行无扰动切换操作试验,检查切/投条件和保护动作的正确性分别在汽机跟随方式和锅炉跟随方式下进行机前压力定值扰动试验在协调控制方式下进行负荷变动试验,负荷变动量为ΔP=15%Pe,负荷指令变化速率应达到直吹式机组2%Pe/min或3%Pe/min、中储式机组3%Pe/min或4%Pe/minPe为机组额定负荷A__负荷跟随试验,进行A__远方/就地控制方式的无扰动切换操作试验在协凋控制方式下,由调度中心或CCS负荷给定回路发出负荷变化指令,进行A__控制系统的功能及性能试验进行协调控制系统对内、外扰动的动态响应试验,其调节品质达到电力行业标准《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的要求进行BI/BD、RD/RU动作试验,检查协调控制系统适应能力
八、RB试验协调控制系统RB试验,通常是在完成对协凋控制系统的细调之后,机组正式移交生产前,性能试验期间进行在进行正式的RB动态试验之前,一般应先进行RB功能模拟试验和预备性试验RB功能模拟试验是在机组停运的情况下,按设计的控制逻辑模拟RB的控制过程,进行RB功能离线检查在进行RB正式试验之前进行预备性试验是减少机组MFT的次数,提高试验成功率的重要途径预备性试验是真实的动作试验,但通常选择在70%~90%负荷段,由于工况变动不大,对机组的冲击小,往往能通过运行人员的及时补救而避免机组MFT的发生RB正式试验在90%额定负荷以上工况下进行,以考核机组和CCS在RB工况下的控制能力按设计的RB功能分项进行动态试验,如分别进行磨煤机、送风机、引风机、一次风机、炉水循环泵、给水泵等RB试验
九、热控系统调试文档验收应提交的资料根据电力行业有关调试验收标准的要求,热工控制系统在完成全部调试后通常应提交以下调试报告1DCS受电调试报告;2数据采集系统(DAS)调试报告;3开关量控制系统(OCS)或顺序控制系统(SCS)调试报告;4炉膛安全监控系统(FSSS)调试报告;5模拟量控制系统(MCS)调试报告;6汽机数字电液控制系统(DEH)调试报告;7旁路控制系统(BPS)调试报告;8汽轮机监视和保护系统(TSI)调试报告;9协调控制系统CCS负荷变动试验报告;10协调控制系统RB试验报告;11协调控制系统A__负荷跟随试验报告;DCS受电和各子控制系统的调试报告(DAS、OCS、FSSS、MCS、DEH、BPS、TSI),内容应包括主辅设备概述、子控制系统简要说明、调整试验经过、主要修改记录、系统中主要整定值、结论和存在问题等模拟量控制系统、汽机数字电液控制系统、旁路控制系统还应附有表明调节系统调节品质试验曲线协调控制系统(CCS)负荷变动试验报告,内容应包括协调控制系统简要说明、负荷变动试验过程的描述、主要修改记录、系统中主要整定值、负荷变动试验下的过渡过程曲线、结论和存在问题等协调控制系统A__负荷跟随试验报告,内容应包括协调控制系统的A__功能简要说明、A__负荷跟随试验过程的描述、主要修改记录、系统中主要整定值、A__负荷跟随试验下的过渡过程曲线、结论和存在问题等协调控制系统RB试验报告,内容应包括机组RB功能的简要说明、RB试验过程的描述、主要修改记录、RB试验曲线、结论和存在问题等还应移交以下调试资料I/O通道测试记录、控制机柜电源电压测试记录、软件强制/修改/测试调试记录,此外,新建机组在完成满负荷连续72h、168h试运行期间MCS可用率统计运行记录以及试生产期间MCS可用率统计运行记录,等等新建机组热控系统调试简要流程如图1-1所示第四节机组整套启动程序及流程热控系统的动态调试与机组整套启动结合非常紧密,没有热控系统的支持,要按计划完成机组整套启动试运程序是根本不可能的热控系统应根据机组整套启动试运程序的执行情况,及时调整热控系统的试验计划,见缝插针,为保证机组整套启动试运程序的顺利执行创造条件本节以某600MW机组为例,介绍机组的整套启动程序,可作为热控系统安排试验计划时的参考机组整套启动试运阶段,是从机、炉、电第一次整套启动时锅炉点火开始,到满负荷168小时试运合格移交试生产为止机组整套启动试运按“空负荷试运、带负荷试运和满负荷试运”三个阶段进行
(1)第一阶段空负荷试运锅炉启动点火升压,汽机按冷态启动曲线开机,机组轴系振动监测,调节保安系统和润滑油系统有关参数的调整试验,汽机空负荷试验,发电机空载试验,励磁特性试验、主变零升(升流、升压)试验,并网带初始负荷,汽门严密性试验,汽机超速试验,锅炉安全门校验及蒸汽严密性试验
(2)第二阶段带负荷试运机组完成第一阶段调试任务后并网带负荷,投用制粉系统,制粉系统调整试验,锅炉洗硅、汽水品质调整,投用低、高压加热器,厂用电切换试验,电气设备带负荷试验,锅炉燃烧调整试验,锅炉断油燃烧试验,单侧风机出力试验,汽门活动试验,真空严密性试验,各类保护和自动装置的投入和调整试验,电除尘投运,机组带100%负荷运行,机组协调控制系统负荷变动试验及RB试验,甩50%负荷试验,汽机启动试验,甩100%负荷试验,停机试验
(3)第三阶段满负荷168小时试运机组按运行规程启动,并网带负荷,当机组达到满负荷、断油、投高加、投电除尘、投自动,机组即进入168小时满负荷连续试运,结束后动态进入半年试生产期该整套启动试运程序根据原电力部颁的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996版)》中规定的启动程序并结合机组实际情况编制,程序中的某些试验次序可根据实际情况变更,程序中的某些试验项目内容可根据实际情况由试运指挥部决定酌情增减或推迟进行汽机冲转前,机组升温升压按锅炉启动曲线进行控制,汽机冲转后,按汽机启动曲线控制升温升压和升负荷在进行启动试运工作时,机组的电气、热工保护装置,燃烧器管理系统应始终投入,并作必要的调整在试运中任何情况下保护的动作都必须查明原因及时消除如在试运期间已有过热态、极热态启动,则不再专门安排停机进行机组的热态、极热态启动试验机组启动状态划分环境冷态启动__停机后1)冷态启动停机72h后或中压缸内壁金属温度305℃以下2)温态启动停机48h后或中压缸内壁金属温度420℃以下3)热态启动停机8h后或中压缸内壁金属温度490℃以下4)极热态启动停机1h后或中压缸内壁金属温度490℃以上
(一)第一阶段机组整套启动程序
(1)按运行规程启动投运下列系统1)投入厂用电系统运行;2)投入消防水系统运行;3)投入DCS系统运行;4)投入化水系统运行;5)投入工业水系统运行;6)投入TSI、DEH控制装置、汽机保安系统;7)用除盐水泵向凝结水箱上水启动凝结水输送泵向闭式水高位水箱注水至正常水位,投入闭式冷却水系统闭式冷却水泵1台运行,另1台备用,投联锁确认冷却水压力、流量正常;8)投入循环冷却水系统运行1台循泵运行,另1台备用注意调整循泵动叶角度及凝汽器出口门开度,保证合适的循环水压力;9)凝汽器进水,投入凝结水系统启动1台凝泵用合格水向除氧器上水,投入加药系统另1台凝泵备用,投自动;10)投入开式冷却水系统,开式泵1台投运,另1台备用,投联锁;11)投入仪用压缩空气系统运行,检查仪用空气压力是否正常;12)投入汽机润滑油系统,高压抗燃油系统检查油箱油位、油温正常,启动交流润滑油泵,润滑油压
0.10MPa左右,直流油泵备用启动1台高压抗燃油泵,另1台备用,油压
11.2MPa左右;13)投入发电机密封油系统,1台交流密封油泵运行,另1台备用直流密封油泵投备用;14)确认机组汽机在跳闸状态
(2)启动电动给水泵向锅炉上水,对锅炉水系统进行水冲洗,直至水质合格
(3)投入高低压加热器水侧运行
(4)发电机充氢,充氢后发电机内压力410kPa左右,氢气纯度>98%投入氢气冷却器,氢温调节器温度设定为45℃,并投自动
(5)汽机盘车系统投运投入盘车,检查大轴偏心度,记录原始数据辅助蒸汽系统投运母管压力
1.0MPa,温度280℃左右,投自动
(6)发电机定子冷却水系统投运,水质符合要求
(7)炉底水封建立,锅炉燃油系统投运,进行油循环
(8)辅汽轴封系统投运投入压力控制装置,轴封汽母管汽压24kPa左右;启动1台轴加风机,另1台备用
(9)启动4台真空泵,凝汽器抽真空当真空达88kPa时,高、低压凝汽器各停1台真空泵备用
(10)开启辅汽至除氧器调节阀,对除氧器进行加热
(11)用辅汽对高压缸进行预暖,使高压缸第一级内壁金属温度缓慢上升到150℃
(12)依次启动锅炉空预器、引风机、送风机,扫描风机炉膛风量大于30%BMCR锅炉通风量,投炉膛压力自动(-
0.1kPa)
(13)投燃油系统
(14)锅炉燃油系统泄漏试验和炉膛吹扫
(15)锅炉点火,按冷态启动曲线升温升压投汽机低压缸喷水自动
(16)锅炉起压后,投高、低压旁路自动
(17)对高压调门室进行预暖,使高压调门室内外壁金属温度均上升到180℃以上,且内外壁温差低于50℃
(18)当汽机冲转参数满足时(主汽压力
6.0MPa,温度330~350℃;再热蒸汽压力
1.1MPa,温度310~330℃),进行汽机冲转前检查准备DEH盘面检查,任一缸上下缸温差小于
41.7℃
(19)在DEH系统的CRT上设置“中压缸启动”方式,复归汽机,确认中压主汽门开启,高排通风阀(V.V阀)、紧急排放阀(BDV阀)开启,高排逆止阀得电(其气缸打开,阀门呈自由状态)
(20)按冷态启动曲线开机冲动—升速至200r/min,摩擦检查,转子偏心度检查,发电机转子绕组与励磁机磁场绕组的绝缘电阻测量—升速至1500r/min,中速暖机并检查,发电机转子绕组与励磁机磁场绕组的绝缘电阻测量—升速至2600r/min时进行危急保安器注油升速试验继续升速至3000r/min,全面检查机组及各系统运行情况,确认正常进行发电机转子绕组与励磁机磁场绕组的绝缘电阻测量,调节系统有关参数整定和调试,润滑油压调整试验,振动试验,停交流润滑油泵并确认投自动
(21)汽门严密性试验在CRT上分别进行主汽门严密性试验和调门严密性试验,确认严密性合格
(22)锅炉热膨胀检查,作好记录
(23)汽机维持额定转速,机组全面检查并记录运行参数
(24)汽机空负荷试验汽机跳闸试验(就地手动机械跳闸试验、集控室紧急跳闸试验、主跳闸电磁阀试验),油泵自启动试验,PLU、BUG通道动作试验,主油泵特性试验,小汽机冲转及汽动给水泵组试验
(25)汽轮发电机组并网前电气试验发电机定子绕组三相短路试验及轴电压测量,发电机差动保护与其它电流保护的回路与装置的校验、发电机短路灭磁时间常数、发电机带厂高变零起升流、发变组三相短路试验、发电机带主变厂变及500kVGISI段零起升压、发电机定子绕组三相开路(空载)试验、发变组电压二次回路和同期回路校验、发电机空载灭磁时间常数测量、发电机空载灭磁后的定子绕组残压、发电机空载时励磁调节系统试验、同期装置检查
(26)机组并网试验采用自动同期方式将机组并入电网机组带初负荷18MW左右运行,进行继电保护校验,汽机初负荷暖机
(27)机组超速试验升负荷至180MW,检查机组运行正常,维持运行3h后降负荷并解列(若仅燃油时锅炉出力不能满足要求,应投用制粉系统),进行电超速试验及机械超速试验超速试验完成后安排停机进行汽机惰走试验注意转速降到2000r/min时顶轴油泵应自启,当转速到“0”时注意盘车应自投
(28)安全门校验在完成汽机和电气的空负荷试验后,锅炉升压至汽包压力15MPa,进行锅炉汽包、过热器、再热器安全门校验
(29)蒸汽严密性试验在完成安全门校验后继续升压至额定压力,进行蒸汽严密性试验
(二)第二阶段机组整套启动程序接第一阶段步聚
(1)__煤场启动输煤系统向煤斗上煤
(2)锅炉控制蒸汽参数至满足汽机启动要求
(3)检查各系统运行状况,关闭疏水旁路,复归汽机
(4)机组升速、并网带负荷,带初负荷暖机结束后,进行倒缸操作,倒缸操作过程中严密监视机组各参数正常及汽包水位的变化,加强机炉协调,稳定燃烧
(5)当机组负荷至60MW左右时,第一台汽动给水泵开始冲转升速
(6)启动2台一次风机,一次风压投自动启动锅炉出灰渣系统
(7)磨煤机暖磨,进出口温度合格后启动C磨机组升负荷至150MW
(8)发电机励磁系统带负荷检查试验及发变组保护校验
(9)启动第二套制粉系统(D磨),机组升负荷
(10)负荷150~180MW时将第一台汽动给水泵并入给水系统
(11)当凝结水中铁离子含量低于1000ppb时,投入凝结水精处理装置汽水品质监督、根据蒸汽品质进行锅炉洗硅
(12)制粉系统及燃烧调整试验,一次风量、风温自动试投,给水自动控制试验,汽包单冲量水位自动试验,除氧器单冲量、三冲量水位自动控制试验
(13)机组继续按启动曲线升负荷,当负荷至30%(200MW)左右时,锅炉洗硅
(14)吹灰汽源由辅汽切至屏过出口段,除氧器加热汽源切至四抽由低到高投运高、低压加热器汽侧
(15)厂用电切换试验
(16)启动投运第三套制粉系统(F磨)机组升负荷至50%(300MW)当负荷到240MW时,第二台汽动给水泵冲转
(17)第二台汽动给水泵并入给水系统运行撤出电动给水泵运行,投入热备用
(18)制粉系统及锅炉燃烧调整试验
(19)汽水品质监督,根据汽水品质进行锅炉洗硅运行
(20)制粉系统自动试投调整
(21)炉膛吹灰
(22)发电机励磁系统带负荷检查试验及发变组保护带负荷校验
(23)调整投入切冷再至辅助蒸汽系统
(24)投第四套制粉系统(B磨),机组升负荷至75%(450MW)当机组负荷升至400MW左右时,锅炉试停助燃油试验,试投电除尘器(应提前24h将电除尘电加热投入)
(25)进行制粉系统及锅炉燃烧调整试验
(26)汽水品质监督,根据汽水品质进行锅炉洗硅
(27)再热汽温度调节挡板自动控制试验,再热汽温度、主汽温度自动控制试验及其它热工自动调节和控制系统调整投入及切换试验
(28)锅炉二次风风量自动投运试验
(29)发电机励磁系统带负荷检查试验
(30)高中压主汽门、调门活动性试验
(31)75%负荷下热控自动调整试验
(32)投第五套制粉系统(A磨),机组逐步带负荷至600MW
(33)机组带负荷80%(480MW)以上时,进行汽机真空严密性试验
(34)汽水品质监督,根据锅炉汽水品质进行锅炉洗硅
(35)第
四、五套制粉系统自动试投调整
(36)锅炉制粉系统及燃烧调整试验
(37)额定负荷下的噪音测量
(38)满负荷时电气试验(测轴电压,发变组保护校验,PSS试验)
(39)完成CCS各项自动控制试验并投入包括燃料主控、机炉主控、机炉协调等
(40)机组协调控制系统负荷变动试验
(41)启动投运第六套制粉系统(E磨),在投用E磨的同时,将其余5台磨煤机的负荷适当降低,以控制锅炉出力
(42)第六套制粉系统自动试投调整锅炉制粉系统及燃烧调整试验
(43)高加撤出运行试验
(44)锅炉最低稳燃负荷试验
(45)单侧风机运行带出力试验、RB试验
(46)机组降负荷至50%(300MW)运行,按“甩负荷试验大纲”要求进行甩50%负荷试验机组热态停机试验,测取惰走曲线
(47)机组重新启动,进行启动特性试验,机组接带负荷至100%运行(600MW)
(48)按“甩负荷试验大纲”要求进行甩100%负荷试验
(49)停机消缺根据机组运行状况,进行停机试验,设备消缺、维修,清扫凝汽器及有关滤网清洗,为168h满负荷试运作准备
(三)第三阶段整套启动试运程序
(1)机组按第二阶段的启动程序启动投运各类辅机及系统
(2)按第二阶段的相应步骤,机组启动、并网、带负荷
(3)锅炉断油燃烧、投电除尘、汽机投高加、CCS自动投入,汽水品质达到要求
(4)机组负荷达到600MW
(5)机组进入满负荷168h连续运行
(6)168h满负荷连续试运结束,机组动态移交试生产在168h满负荷试运期间对环境噪声、保温散热、粉尘及除尘器效率等进行测试
(四)机组整套启动试运流程某600MW机组整套启动试运流程(略,详见中国电力出版社出版的《火电厂热工自动化系统试验》一书)第二章分散控制系统试验1文章来源转载http://___.pptau.com/ShowCopyFrom.aspChannelID=1004Sour__Name=G%1ADH__数7559____2007-7-2513:57:58分散控制系统(DistributionControlSystem,简称DCS)是以微处理机为基础,以控制危险分散、操作和管理集中为特征,集数据采集、监视、过程控制、顺序控制、记录于一体的标准的、开放的工业控制系统,它紧跟当代先进微处理器技术、GRT图形显示技术、高速通信技术、先进和现代控制技术的发展目前在国内火电机组中应用较多的DCS产品主要有西门子TelepermXP、ABBBaileySymphony、西屋Ovation、FoxboroI/A’S、日立HIACS-5000M、北京和利时__CS、__新华XDPS400+、欧陆NETWORK-6000等,这些系统都各有特点分散控制系统在我国火力发电机组上的应用正在普及,除新建大机组外,越来越多的中小机组也逐步完成了DCS改造分散控制系统在火力发电机组上的应用范围不断扩大,其功能已逐步扩展到机、炉、电全厂控制以及__辅助系统DCS作为热控乃至全厂的主要自动化控制设备,越来越显现出它的重要性,因此,从DCS设备的招标、出厂验收,到日常的检修和维护,都必须引起足够的重视第一节火电机组常用DCS及特点
一、西门子TelepermXP分散控制系统西门子在80年代推出的TelepermME基础上,经过10多年的改进,于1997年推出TelepermXP分散控制系统(简称T-XP)在国内火电机组的应用业绩,300MW机组主要有日照#1~#
2、阳城#1~#
6、阳泉二厂#1~#
4、福州华能#3~#
4、苏州华能#1~#
2、莱城#1~#
4、华能太仓#1~#
2、呼和浩特#1~#
2、准格尔#1~#
2、石嘴山#1~#
4、白鹤#1~#
4、兆光#1~#2等;600MW机组主要有扬二#1~#
2、邯峰#1~#
2、德州华能#5~#
6、台山#1~#
5、定洲#1~#
2、河曲#1~#
2、宁海#1~#
4、滇东#1~#
4、岱海#1~#2等T-XP系统在硬件及软件分配上并不完全以DAS、MCS、SCS及FSSS来设立子系统,而是以被控对象以及功能区域来设立子系统,如给水系统、燃烧系统、风烟系统等这样的分配方案面向现场工艺过程,使得一个设备的控制,包括输入/输出、__、联锁等相对集中在一块或几块模件,一个子系统的控制集中在一个CPU中,提高了单一对象处理的__性,减少了DCS系统内__的通讯量T-XP还将大量的__在I/O总线内进行处理,或在智能I/O模件内处理,而不需要经过通讯总线,既提高了安全性,又降低了总线通讯的负荷T-XP系统的控制等级可分为机组级、功能级、单项级,如图2-1所示图2-1T-XP系统的控制等级T-XP系统可分为AS620自动控制系统、OM650操作监视系统、ES680工程设计系统及SINECH1FO总线系统4大子系统,如图2-2所示图2-2T-XP系统组成从功能上说,AS620主要实现电厂的自动化控制安全运行,OM650主要实现过程控制、过程信息及过程管理经济及优化运行,SINECH1FO主要完成数据通讯,ES680主要完成系统的组态
(一)AS620自动控制系统AS620自动控制系统是T-XP系统与电厂过程的接口它采集来自现场的过程模拟量和开关量,根据应用情况进行开环和闭环的控制算法处理,然后再发出指令到执行机构AS620系统有两种类型AS620B标准型自动控制系统,用于普通的自动控制任务,如开环控制、闭环控制、机组协调;AS620F故障安全型自动控制系统,用于安全保护任务,如锅炉保护、燃烧器管理等
(1)AS620B标准型自动控制系统的配置在AS620B基本柜中有一对AP自动处理器,互为备用,占一层机架另有三层或两层FUM功能模件机架,各层最多可__19块FUM功能模件T-XP系统以被控设备为对象设计和分配FUM功能模件,不同的对象分配不同的模件3~4种,每块FUM模件可以__地完成对多个同类设备的自动控制从系统负载、运行速度等角度考虑,T-XP将大量工作分散到了模件级,AP主要完成某个功能区中多个被控对象之间的协调控制AP与FUM之间的通讯总线为输入输出I/O总线,该总线为并行总线,信息交换的速度高,吞吐量大由于AS620B系统以功能区划分,同一功能区中的设备之间大量的信息交换被缩小在一个AS620B机柜中,因此极大地降低了系统局域网上的数据通讯量,也提高了自动控制系统的响应速度每个AP还配有一个CP(通讯处理器,负责与其它子系统的通讯)以及IM(接口模件负责CPU与FUM的通讯),极大地减轻了AP中主CPU的负载,加快了处理及通讯速度系统中使用的FUM模件均为智能I/O模件每个I/O模件内的处理器负责对输入/输出__添加时间标签,分辨率为1ms;功能I/O模件FUM210,用于现场马达、电动门、电磁阀的控制,模件处理器具有处理力矩保护、行程保护、跳闸联锁等功能;闭环控制模件FUM280的模件处理器能__于__CPU进行PID运算;各种__输入模件,可以完成线性化数据整定、质量判断、工程单位换算、越限__等功能这些智能I/O模件与通讯处理器一样,大大减轻了__CPU的负载__处理器AP通常为1:1冗余配置,通讯处理器CP、I/O总线、I/O总线接口模件IM为1:1冗余配置,每面机柜的供电回路完全冗余配置
(2)AS620F故障安全型自动控制系统的配置AP/APF机柜中含有一对AP,占一层机架位置,它与标准型自动控制系统中的AP一样,担负着一般的自动控制任务,同时又是与过程控制的接口另外,机柜中还有一层APF机架,它包含有两个冗余的APF,以2取1方式运行每个APF的内部均采用2取2的硬件配置,有两个CPU处理器,运行相同的程序,具有相同的时钟脉冲,由2取2配置的比较器进行位奇偶检验若比较器发现内容不一致,APF将立刻自行关闭,保证机组的安全状态两个APF含有相同的用户程序,通过刷新接口,以周期同步的方式相互通讯与冗余的AP一样,两个APF根据主从原则运行,一个APF处于主状态,另一个APF处于备用状态,并可随时实现无扰切换APF机架中可__12块F型功能模件,根据所配置模件的多少,可在机柜中相应增加FUM-F机架,每层FUM-F机架可__18块F型功能模件
(3)I/O模件T-XP系统采用的主要I/O模件如表2-1所示表2-1T-XP系统主要I/O模件 序号型号模件名称说明1FUM210开关量输入/输出模件28路DI或16路DO(不隔离)2FUM230模拟量输入模件16路AI3FUM232热电阻/热电偶输入模件14路RTD或28路TC4FUM2802回路模拟量控制输入/输出模件每一回路可带2AI、1AO、1M/A5FM350脉冲量输入模件8路PI6FUM310F型开关量输入模件16路DI(用于FSSS)7FUM360F型开关量输出模件24路DO(用于FSSS)8FUM511开关量输入/输出模件16路DI/DO(隔离)9FUM531模拟量输入/输出模件4路AI/AO(隔离)10__321远程I/O开关量输入模件DI16路DI11__322远程I/O开关量输出模件DO32路DO12__331远程I/O模拟量输入模件AI/TC/RTD8路AI/TC/RTD13__332远程I/O模拟量输出模件AO4路AO14FM350-2远程I/O模件PI8路PIT-XP系统可以完成SOE功能,无需__的SOE系统AS620B系统开关量采集模件FUM210模件,在选择中断型采集时可达1ms的时间精度,满足SOE分辩率的要求其实现方法是对于有SOE要求的一定数量的开关量测点,以中断型采样方式进行采样;当模件检测到__变化后,模件内部的CPU即对__附以1ms精度的时钟标志;通过I/O总线送入系统数据库中;用事故追忆STAD功能,可以调出触发条件前后的状态数据,然后以CRT显示或打印输出
(二)操作和监视系统OM650OM650系统承担过程控制、过程信息和过程管理的任务过程控制是指DCS系统对电厂生产过程的监视与操作,目的在于避免故障、发现故障以及清除故障,达到机组安全运行的目的过程信息是指存储及管理各类历史数据,它不直接介入过程控制,但可以指导机组的运行方式及控制方式过程管理是指各类运行参数及设备参数的计算及分析,以达到优化机组运行的目的,实现经济运行OM650系统可以分为四大部分PU、SU、OT及终端总线图2-3OM650系统PU为处理单元,主要负责过程控制为了提高系统的可用率,PU采取了1:1冗余配置,即每台PU均有热备用它们同时运行相同的程序,执行相同的任务,区别仅在于在线PU有输出,而热备用PU无输出,在线与备用PU之间进行数据动态更新PU处理单元可按两对配置,但在大多数工程项目中PU实际配置为3对SU为服务单元,主要有组态数据库和历史数据库,负责过程信息及过程管理,如报表、曲线、棒图等历史信息的计算、处理、显示及打印由于T-XP具有统一人机界面图形及数据格式,需要统一的数据库同样,SU也实行1:1的冗余SU服务单元的配置通常为一对为了__存档,通常还另配置一台可读写磁光驱MOD,可对历年的数据进行存档及查阅OT为操作员站,主要负责人机接口操作员通过OT对电厂生产过程进行监视控制,每台OT与具体的PU或SU不发生直接指派关系,在OT上可以对所有功能区或对象进行监控操作也可以通过值长口令进入某一个OT,对于某些功能区或对象进行闭锁,实现机、炉、电分系统操作大机组一般配置5~6台OT,每台OT可带有1台显示器和1个鼠标,有大屏幕显示器时,另配备1台OT终端总线是连接OM650的PU、SU及OT的高速数据总线,它不仅使OT在物理上脱离了PU或SU,还减轻了PU及SU的负荷所有用户画面及系统画面都存储在OT中,调用画面时,终端总线只传递动态过程__终端总线分解了PU和SU的功能,使PU专用于局部区域的过程控制任务,加快了控制速度,提高了系统对现场的响应能力与电厂总线一样,终端总线也是冗余工业以太光缆总线根据需要在OM650系统上配置多台彩色针打印机和彩色激光打印机,虽然打印机连接在某个OT上,但在终端总线上的任一个OT均可驱动打印机打印通常还配置1台磁带机DAT,备作数据转换使用
(三)工程设计系统ES680ES680工程设计系统是一个由数据库支持的全图形系统采用国际上成熟的标准化软件,如UNIX和关系数据库为了使控制系统的操作快速、安全、方便,采用了统一的现代化的图形系统OSF-MOTIF和用户接口X/WindowsES680工程设计系统是一高性能系统,可以为所有子系统组态,包括总线系统除了在设计调试阶段使用外,还应用于系统的运行优化和系统扩展,保证了工程设计和系统维护阶段数据的统一性该工程设计系统为图形界面,无需编程语言可以自动生成代码及自动下载代码系统不仅可以利用OM650进行故障分析,还可以利用ES680进行系统故障跟踪分析
(四)总线系统SINECH1FO电厂总线担负DCS各子系统间AS
620、OM
650、ES680的通讯任务,为工业以太网,遵循ISO/OSI的七层结构建立起来的国际标准通讯协议电厂总线是通过光缆建立的局域以太网,采用IEEE
802.3标准的C__A/CD协议,传输速率为100Mbit/s总线系统由若干个O__模件组成O__模件为光缆总线接口总站,带有自己的电源,通过O__模件,T-XP系统的各成员以星型结构连接在一起O__模件具有下述特点两套__的电源,LED诊断,通过__开关报告故障,远程管理电厂总线为虚拟环网,其上有若干O__模件,O__模件上有一组电子开关,如图2-3(a)所示当虚拟环网上所有部件均正常工作时,其中必有一块O__模件的电子开关是打开的,使虚拟环网实际上成了总线网当虚拟环网上有一部件工作不正常形成开路时,该电子开关闭合形成新的形式的总线网,同时__通知系统维护人员排除故障,实现了冗余总线的设计在故障情况下自动修复的电厂总线,如图2-4(b)所示图2-4故障情况下电厂总线的自动修复终端总线的原理与电厂总线完全一样,仅其接口模件的数量及类型因其所挂用户不同而有所不同
(五)接地与屏蔽
(1)接地方式T-XP分散控制系统的接地方式可以有两种,即单点接地和多点接地单点接地如图2-5所示,各个电子柜的屏蔽条A和DC24V的M通过电源电缆线汇总到集中条后接地集中条采用截__70mm2的铜条或120mm2的钢条,以放射形方向及最短距离接至室__网无室__网接室外地网电源柜的接地方式与电子柜相同A—屏蔽条;M—DC24V地;E—大地图2-5单点接地采用多点接地时,各个电子机柜就近接入室__网,如图2-6所示图2-6多点接地当不能__为电子室接入大地1W时可借用室外地网,其方法见如图2-7图2-7室__网与室外地网
(2)__电缆屏蔽的接入方法a.热电偶、热电阻和开关等现场__线应在集线箱侧或端子柜侧单端接入屏蔽条b.集线箱与端子柜之间的__线应在双侧接入屏蔽条c.端子柜到AS柜的__电缆,应在AS柜侧接入屏蔽条d.AS柜到控制屏/台__电缆,应在AS柜侧接入屏蔽条e.AS柜到FAE操作系统前置器的__电缆,应在两端接入机柜/外壳地f.计算机等通讯电缆,应在两端接入机柜/外壳地
二、贝利SYMPHONY分散控制系统美国贝利(Bailey)控制公司在1980年推出以微处理器为基础的网络控制系统N-90系统,通过改进后在90年代相继推出INFI-
90、INFI-90Open、Symphony系统,新的控制系统功能更完善、系统更开放90年代中期推出的Symphony系统,融过程控制和企业管理于一身在国内火电机组的应用业绩,300MW机组主要有___#1~#
2、广安#1~#
2、湄州湾#1~#
2、荷泽#1~#
2、利港#1~#
2、上安#1~#
2、长兴#1~#
2、安顺#3~#
4、石洞口#
1、鲤鱼江#1~#
2、阳逻#3~#
4、漳山#1~#
2、温州#3~#
6、大港#1~#
2、登封#1~#
2、徐州#1~#
2、南通#1~#4等;600MW机组主要有北仑#3~#
5、盘山#1~#
2、阳逻#5~#
6、嘉兴#3~#
6、伊敏#1~#
2、神头二厂#1~#
4、大同二厂#7~#
8、沁北#1~#
2、吴径二厂#1~#
2、聊城#1~#
2、盘南#1~#
4、石洞口二厂#1~#
2、奥立油#1~#
2、兰溪#1~#
4、华银金竹山#1~#
2、湘潭#1~#
2、武乡和信#1~#
2、惠来#1~#
2、黄岛#1~#2等
(一)SYMPHONY系统概述
(1)系统硬件在Symphony系统中,按照通信系统对通信设备的定义,通信网络中的硬件设备称之为节点(Nodes)Symphony系统通讯网络中有以下四种类型的节点1)现场过程控制设备节点HCU(HarmonyControlUnit),用于过程控制,可实现物理位置及控制功能的分散HCU中可配置多个以高性能微处理器为核心的现场控制器即多功能处理器MFP(Multi-FunctionPro__ssor)新一代BRC处理器处理能力为普通MFP的3~4倍2)人机接口设备节点HSI(Hu__nSystemInte_____),用于过程监视、操作、记录等功能的人机接口设备、过程控制观察站3)计算机设备接口节点CIU(ComputerInte_____Unit),用于Symphony系统与其它计算机接口的硬件设备,主要有用于应用软件组态、系统监视、系统维护的专用设备—工程师工作站EWS(EngineeringWorkStation),也可与其它计算机相连4)网络通讯接口节点Cnet,用于系统通讯,并将HCU、HIS、EWS等硬件设备构成一个完整的分散型控制系统
(2)系统软件1)用于过程控制的BRC软件以回路控制、顺序控制、数据采集、优化控制为对象的软件结构—功能码FC(FunctionCode),已固化在BRC的ROM中供设计组态2)HSI软件在HSI中装有WindowsNT操作系统来支持设备的运行,设备的数据库及显示的图形等软件均存在硬盘内3)EWS软件根据被组态的对象可选择相应的软件包来组态
(3)通讯结构Symphony系统通讯结构为四层1)企业数据管理层操作网络OperationNetworkOnet;2)过程数据管理层控制网络ControlNetworkCnet;3)过程控制数据层控制总线Controlway;4)过程I/O数据层I/O扩展总线和HarmonyI/O通信网络Hnet图2-8Symphony系统结构
(二)过程控制单元HCU过程控制单元HCU是Symphony系统实现过程控制的基本设备其主要功能是与现场的I/O连接,完成对过程的模拟量控制和开关量控制、数据采集和处理,通过标准接口实现与其它控制设备或第三方计算机的连接,并参与整个系统的通信HCU主要有以下几个组成部分1)机械__部分机柜、MMU、FTP(模件)、竖架__棒、模块__竖架(模块);2)数据通讯系统控制总线、I/O扩展总线、HarmonyI/O通讯网络Hnet;3)过程控制部分通讯模件、控制器、I/O系统(BlockRack);4)现场连接部分端子单元、端子模件;5)电源系统ModularPowerSystemIIMPSII图2-9过程控制单元HCU
(1)电源模块MPSII为Harmony提供5VDC、15VDC、-15VDC,24VDC、48VDC和125VDC该电源系统为HarmonyI/OBlock、HarmonyrackI/O、Rackcontroller、Rack通讯模件等Harmony设备提供运行电压,也为现场控制设备提供供电电源电源系统采用模件化结构(可实现N、N+
1、N+x、2N冗余),所有电源模件均衡带载,具有较好的功率因数(调整可达
0.95),系统可在线更换电源模件和风扇,具有全面的电源监视功能MPSII由电源模件__机架IPCHS
01、IPCHS
02、风扇__机架IPFCH
01、电源输入断路器IPECB
11、IPECB
13、电源输入开关IPESW
11、IPESW
13、电源系统风扇IPFAN
11、IPFAN
12、IPFAN
13、系统电源模件IPSYS
01、现场电源模件IPFLD
01、IPFLD
24、IPFLD
48、IPFLD125Harmony电源模件IPBLC
01、电源监视模件IPMON01组成
(2)网络接口从模件NIS与网络处理模件NPM由NIS与NPM模件共同组成HCU的接口单元,通过该接口单元,HCU得以实现与Symphony系统网络的通讯互连其中,NIS模件是一个与NPM以I/O扩展总线(ExpanderBus)相连的I/O模件,它作为本节点连接Cnet与控制总线(Controlway)间的一个翻译器NPM拥有过程控制单元的数据库并指导控制总线上的控制模件与NIS模件间的通讯进程该接口可支持硬件冗余配置,冗余配置由两对NIS/NPM对组成,其中一对为主模件,当主模件故障时,另一对备用模件自动转为在线方式,承接系统的通讯工作
(3)BRC控制器BRC100是先进的Symphony处理器模件,它是HCU过程控制单元的核心部件,除了实现多路模拟、顺序和批处理控制外,还能实现特殊的控制和信息处理功能BRC最大可使用64块I/O接口模件实现对过程参数的采集与控制BRC同样支持软、硬件的冗余配置,主、备用模件间的切换是无扰动的BRC300运算速度更快,处理能力更强(是BRC100的
2.5倍)BRC300采用的CPU为MotorolaColdfire系列,其主频为160MHz,基于68K/ColdFire内核版本的32位RISCCPU,是专门为工业应用设计的芯片,功耗仅10W,CPU的运行不需要风扇考虑到过程控制中分散性、可靠性的要求,BRC300除了采用高性能的CPU芯片和完善的模件设计方法、表面__技术以外,还具有很多适用于过程控制的特殊性能l汇集多种类型的控制方案,可同时完成模拟调节、顺序控制、数据采集等控制任务具有先进过程控制算法,使模件的任务分配不受其功能的限制l内置多任务的操作系统,可将BRC内的控制策略分成八个不同的部分让每部分具有不同的执行周期,对过程实现分级管理让执行联锁保护的任务具有较快的响应,而让一般调节控制和数据采集的任务具有常规的响应时间l拥有在线修改组态相关参数的能力,允许模件不退至组态方式就可修改相应的参数lBRC内固化了230多种能够满足用户各种控制策略设计需要的功能码lBRC可以在线带电插拔,实现上电自动工作在HCU内,BRC间的通讯自动建立;冗余的BRC在主、从之间自动完成切换,无需人工干预
(4)I/O模件RackI/O模件类型主要有模拟量输入(ASI,FEC)、模拟量输出(ASO)、控制回路输入/输出(CIS,QRS)、数字量输入(DSI,D__)、数字量输出(DSO)、专用输入/输出(FCS,HSS,SED)等表2-2Symphony常用I/O模件序号型号模件名称说明1IMFEC12模拟量输入子模件15AI(4~20__、0~1V、0~5V、0~10V、-10~+10V)2I__SI23模拟量输入子模件16TC/RTD3I__SO11模拟量输出子模件14AO(4~20__、1~5V)4IMDSI14数字量输入子模件16DI(24VDC、48VDC、125VDC)5IMDSO14数字量输出子模件16DO(24VDC时250__、48VDC时125__)6IMD__04脉冲量输入子模件8PI(≤50kHzat50%dutycycle)7IMSET01SOE时钟同步套件16点(24VDC、48VDC、125VDC)8IMSED01SOE输入子模件16点(24VDC、48VDC、125VDC)
(5)终端单元HCU的模件通过专用电缆与端子连接,多种型号满足不同的输入/输出类型TB端子接线排,用于与现场设备的连接;XU跨接器用于组态__通道特性;输入电源保险提供了系统保护NRAI05/06模拟量输入终端单元,依据不同的从模件类型,提供15或16个模拟量__输入通道,输入__的类型可由硬件设置NTCL01通讯终端单元,为NIS网络接口从模件提供一个终端接点,TCL可选择使用双绞线或同轴电缆作为通讯介质,通过硬件设置选用通讯电缆类型NTDI01数字I/O终端单元,可连接16个__的I/O__,每个通道可分别配置为数字量输入、数字量输出、模拟量输入和模拟量输出,并可选择系统送电或就地供电,这些配置均由硬件实现NTMP01多功能处理器终端单元,提供了连接MFP/BRC的串行接口,实现主、备用冗余及通讯同时还提供了两个隔离的RS-232-C端口(其中一个可配置为非隔离的RS-485端口),实现与就地设备(如计算机、打印机、记录仪等)的通讯此外还通过TCS终端单元,为操作站(SAC)提供了一个串行通讯接口NTRL03远方连接终端单元,提供RIO从模件、通讯电缆、操作站(无模拟量输出旁路功能)等的连接,并可通过TCS终端单元连接操作站,使其具备输出旁路功能
(三)人机接口
(1)HSI系统构成HSI是Symphony系统的操作站,用于现场的过程监视、操作、记录等功能,以及多项管理功能,如__、数据归档、数据交换和通信等HIS采用C/S模式,服务器通过ICI接入Cnet,客户机通过网络模件与服务器连接基本功能有过程监视和控制、__管理、趋势和调整画面、系统诊断、数据采集和报表ConductorNT是采用最新技术__的新一代融企业管理和过程控制为一体的功能完备的人-机接口它可以实现过程监视、__及报告的管理、过程趋势的分析、历史数据的存档、记录与报告的产生、全系统级的诊断、面对应用的帮助功能、与第三方设备的通讯、开放数据的发送、支持TCP/IP通讯协议、支持@aGlan__/ITTM通讯接口、SL-GMS标准矢量画面系统、动画显示方式、在线帮助画面和文件对操作进行指导等等HSI内部结构主要有4部分a个人计算机它是主要的运算处理单元,同时负责协调、控制其他处理单元的工作bICI网络接口模块HSI通过ICI连入Symphony双环网,ICI模块由IINIS
01、IIICT
03、IIMPI3块模件构成,它们共同担负HSI与Symphony的通信任务cSCSI卡和网卡SCSI卡负责服务器与ICI通讯,网卡负责服务器、客户机及打印服务器间的通讯d电源模块具有交流稳压、交流转直流等功能,它为系统各部件、模件提供交直流电源,包括240VAC、+5VDC、±12VDC等等
(2)EWS系统构成EWS是为工程师准备的专门用于设计、组态、调试、监视系统的PC机,它由主机、CRT、键盘、鼠标、软驱、硬盘等组成EWS通过网络接口模块ICI与Symphony环网相连,因而可以直接将文件下载到HCU,也可从HCU获取信息ICI由2块模件组成INNIS01和INICT12另外,EWS通过外接端口连接EWS专用的系统打印机和彩色拷贝机工程师站上运行工程设计组态软件Composer,Composer是服务器/客户机结构的先进工程软件包,用于整个Symphony系统的设计、组态、调试、过程监视和管理维护
(3)网络打印机通过打印服务器端口可连接多台打印设备,这些打印设备由所有HSI共享,用以打印系统归档文件(TAG、LOGS、HCUCONFIG等等)这些打印设备通常是系统打印机、彩色打印机以及彩色拷贝机等
(四)通信网络1)企业数据管理层-操作网络OnetOnet为以太网结构,它处于整个系统和应用数据的最高管理层Onet的主要功能是传递过程、企业管理所需的大量数据,面向企业的生产、财务、人事、维护、仓储和市场等方面2)过程数据管理层-控制网络CnetCnet是一对冗余电缆构成的单方向、高速、高可靠性冗余的串行数据网络,是一个无主站、封闭环路、缓冲器插入型的环型网络,通信速率10MCnet最多支持250个节点,两相邻节点间距离可达4000米,__环节点类型为子环、HCU、HSI、计算机,子环节点类型为HCU、HSI、计算机Cnet采用存储转发通信协议,使用例外报告技术、信息压缩技术和确认重发技术存储转发通信协议是指每一节点通过相应的传输介质,与另外两个相邻的节点相连接,最后形成一个闭合的环形网络结构数据报告将环绕网络所有节点依次传递,从信息源节点开始至目的节点,再由目的节点回到原发出信息报告的节点止其特点是没有等待时间,响应快、并行性好、抗干扰能力强例外报告技术是指在过程控制中产生的一些涉及测量数据、操作、__、管理的信息,经过一定的技术处理而形成的一种反映信息值的专门报告当过程变量的变化率超过了预先规定的值时,该变量的信息才通过网络通讯,否则,系统认为该信息没有变化,仍使用该点的前一次值图2-10例外报告技术3)过程控制数据层控制总线Controlway过程控制单元(HCU)中冗余的控制总线(Controlway)通讯子系统是一个1MB/s的串行通讯链,最多支持32个多功能处理器(MFP/BRC)、模拟主模件(AMM)或网络处理模件(NPM)间的信息交换4)过程I/O数据层I/O扩展总线(ExpanderBus)和HarmonyI/O通信网络Hnet过程控制单元(HCU)中的I/O扩展总线,提供了I/O子模件与多功能处理器模件(MFP/BRC)或模拟主模件(AMM)之间的数据通讯,为一高速并行通讯通道,总线宽为8个数据位,传输速率为500kB/s,最多支持64个子模件Hnet是连接控制器和BlockI/O之间的高速串行网络,传输速率为4M,冗余,最多可带64个模块
(五)系统软件及组态工具系统软件主要有人机接口操作系统Windows
2000、操作员站系统软件ConductorNT、历史站系统软件PowerPortal、工程师站系统软件Composer、现场控制系统功能码库等等HCU控制结构的MFP支持数种控制应用软件,如图形化的功能码、适于顺控的梯形图逻辑、适于间歇过程的批处理、适于复杂模糊控制的专家、及高级编程语言A、BASIC等在系列化的功能码中可包括基础的控制算法如PID、AND、0R驱动器等Symphony系统提供了一系列完成不同功能的软件模块,并对每个软件模块指定一个代码,称为功能码(FunctionCode从简单的“AND”、“NOT”到复杂的“__ith预估器”共有近200种,包括函数运算、常数设定、控制算法、__转换与选择、与硬件接口、I/O、脉冲与定时器、模件控制、通讯、BASIC、其它等11大类功能码Symphony系统用于软件组态、系统调试、维护最多的设备是以个人计算机为基础的工程工具通过它可以进行系统所有软件的组态、形成系统的数据库和操作员接口站的各种画面和各种报表、打印格式同时,它可以用于实际现场程序调试及参数整定等功能,这样就能大大缩短现场的开工调试时间和减少重复性的工作Composer为Symphony企业管理控制系统的组态及维护提供一个集成的__环境它提供了建立与维护控制系统组态所需的必要功能控制策略图形化的__功能、公用数据库的__与维护功能、系统资源库的管理功能、系统的故障诊断与维护功能、人机接口的离线组态功能等
(六)SYMPHONY系统电源、接地系统
(1)接地系统Symphony典型接地系统如图2-11所示图2-11SYMPHONY系统接地示意图
(2)电源系统通常设计为两路230VAC电源UPS供电电源和事故供电电源两路电源同时供电,某一路故障时,自动切至另一路供电
(3)HCU的电源系统HCU采用交流模块化供电系统,该系统为过程控制模件和就地终端系统提供+
5、+
15、-
15、
25.5V和48VDC电源整个电源系统采用2N冗余的配置,电源系统允许使用混合电源输入(如48VDC和120/240VAC),两个__的电源输入断路器为电源模件基架提供__的电源输入电源输入断路器IPECB11或IPECB13将120/240VAC或48VDC电源接入HCU机柜对于2N冗余电源配有两个电源输入断路器电源被提供到电源模件基架的后面板,分配给电源模块系统电源总线棒和就地电源总线棒__于电源模件基架后面板上由连接于基架电源总线棒与系统电源总线棒之间的电缆将系统电源分配给柜内的模件__单元另有接线将后面板的±15VDC接至系统电源总线棒电源风扇基架可__两个电源系统基架,风扇基架提供电源连接、风扇监视和控制功能风扇并排__在风扇基架上,并将转速信息提供给电源监视模件风扇转速用以控制机柜温度,并可在故障时在线切换
(4)HSI的电源系统HSI的电源系统主要涉及3个模块POWERENTRYPANEL(PEP)、POWERSUPPLY、DCDISTRIBUTION240VAC首先接入PEP,由PEP进行滤波、稳压处理后,经过20A的熔丝再由PEP的四个输出端输出其中一路接至主机,一路接至监视器,另一路接到POWERSUPPLY,还有一路备用POWERSUPPLY主要功能是提供系统所需的直流电源,包括+12V、-12V、+5V,它有三个端口P
1、P2及P3P1是交流电源的输入口,P2是直流电源的输出口,P3也是电源输出口,直接提供ICI模件所需的直流电源DCDISTRIBUTION是直流电源分配盘,它将POWERSUPPLY产生的直流电源延伸分配到8个并列的端口上,供系统使用
三、西屋Ovation分散控制系统美国西屋公司19__年推出了WDPFII,在控制业界获得了较好地认可6年以后又开始了从WDPF到Ovation的转变由表2-3和图2-12可以看出,1997年推出市场的Ovation可谓是脱胎换骨OVATION系统采用商业化的硬件平台、操作系统和网络技术,具有多任务、数据采集、潜在控制能力和开放式网络设计,分布式全局数据库将功能分散到各个__站点,电子装置具有低功耗、高密包装等特点表2-3从WDPF到Ovation19__WDPFII1990-1991WDPFII更新1992-1993WDPFII更新1995-1996Ovation阶段I1996-1997Ovation阶段II人机接口ClassicWEStationSunWEStationSunSunSun高速公路WestnetIIWestnetIIWestnetIIWestnetIIIFDDIWestnetIIIFDDI控制器_________PentiumPCPentiumPCI/OQ-LineQ-LineQ-LineQ-LineOvationI/O工程应用工具ClassicWEStationWEStationPowerToolsPowerTools图2-12Ovation与WDPF系统结构的比较在国内火电机组的应用业绩,300MW机组主要有平凉#1~#
4、宝钢#1~#
2、铁岭#1~#
3、姚孟#
1、胜利油田#1~#
2、曲靖#3~#
4、营口#1~#
2、华能大连#1~#
2、华能珞璜#
1、广安#3~#
4、浦圻#1~#
2、榆社#1~#
2、古交#1~#
2、嘉峪关#1~#
2、江油#3~#
4、河津#3~#4等;600MW机组主要有邹县#1~#
2、托克托#1~#
8、北仑#1~#
2、韩城二厂#1~#
2、汕头#
3、太仓#3~#
4、利港#5~#
8、宁德#1~#
4、上都#1~#2等
(一)Ovation通讯网络过程监控网络采用FDDI开放技术,具有全网络冗余同步通信及令牌通信功能,通讯速率100Mb/s,支持同步和异步传输;通信电缆可采用光纤和铜质电缆组合形式,有UTP型(非屏蔽双绞线)、多模光纤和单模光纤型,支持1000个网络节点,双环光缆网络总长可达200km,最大直线距离50kmFDDI通信网络具有完整的容错性,以反方向旋转的双环,采用压缩式中枢及多层拓扑结构当诊断出电缆损坏造成的环域断路时,可自动返回重新组态,如图2-13所示a冗余、逆向旋转环b通过自封闭容错图2-13FDDI通信网络的容错性
(二)Ovation控制器Ovation控制器设计为可在不同硬件平台上方便实现的设备,这种灵活性使得控制器可在更新和更好的平台和商用的操作系统中移植,可以满足未来的需求Ovation控制器的硬件平台和操作系统,具有以下优点降低硬件和软件的淘汰风险;硬件和软件更新的低成本;提高了跟踪技术发展的能力Ovation控制器基于开放式工业标准,采用Intel奔腾处理器的结构及PCI总线方式PCI是一种32位用于奔腾和奔腾Pro处理器中的扩展总线,使用PCI总线作为系统的设计思路,可以支持其它的PC设备Ovation控制器主要功能有数据采集处理、顺序__处理、过程点__处理、连续(PID)控制、本地及远程I/O通信单个控制器可扫描16000个原始测点;分10个控制区,每个控制区的执行周期可在10ms~30s间进行调节;可执行模拟、顺序控制,解算速度为每100mS执行1000个梯形逻辑;具有容量大、速度快、处理能力强等特点控制器软件采用市场上可获得的多任务实时操作系统(RTOS)内核处理数据,RTOS用来执行和协调多应用区域的控制、与网络的通讯以及对控制器内部进行整体管理Ovation控制器所使用的操作系统不同于其它完整的操作系统(如UNIX),它只使用了遵从POSIX的RTOS核心部分该操作系统内嵌于Ovation的控制器中,RTOS所占内存低于50KB,RTOS存储和启动使用闪存(FlashMemory),无需电池固化的内存RTOS的模块式结构只执行控制算法和通讯的功能,它提供优先级多任务调度和通过TCP/IP的网络通讯借助于商用的网络适配器,来执行网络通讯中的物理层访问,诸如路由、终端到终端连接以及文件的传输等通讯协议中的高层都由控制器的软件作业来完成RTOS不仅仅是Ovation网络执行TCP/IP协议的最有效工具,它也与其它实时操作系统如MicrosoftNT、Solaris和UNIX兼容Ovation控制器对其关键部件设计了相应的多级别冗余措施,全冗余的控制器配置为双奔腾处理器、双网络接口、双处理器电源、双I/O电源、双辅助电源、双输入电源、双I/O接口每个冗余处理器都执行同样的应用程序,但只有一个能与I/O通讯并且运行在控制模式下,备份处理器则运行在后备、组态或离线模式,这两种模式被称为“控制模式”和“后备模式”当出现主控制器故障、网络控制器故障、I/O接口故障、主控制器失电、主控制器复位时,“看门狗”检测电路将立即关闭主控制器的I/O接口并将错误通知后备控制器;后备控制器立即实现I/O总线控制,立即执行过程控制的应用程序,并通过Ovation网络广播信息;由于后备控制器中的算法块一直跟踪着主控制器的输出值,通过收到信息的逆运算,在第一次控制扫描期间即可提供数据,从而实现自动无扰故障切换;一旦控制权转移到后备处理器,故障的处理器可以关闭电源、修理、重新接上电源,这些都对执行控制算法没有任何的影响;重新启动后,修理好的处理器会检测到它的伙伴处理器处于控制模式下,它会充当后备控制器;控制模式下的控制器检测到后备处理器的出现会将功能调节到冗余操作Ovation控制器内嵌容错诊断程序,系统诊断可通过状态信息图、控制器插卡诊断及站点错误码显示完成同时还有一些直观方法对硬件故障及系统错误直接进行显示,包括控制器、I/O模件上的LED灯显示错误码等
(三)OvationI/OOvation系统I/O模件采用模块化、插接式元件,带有电子模块及特性模块,内置故障容错及诊断功能,采用先进的电子技术降低能耗,高密的包装减少系统体积,以实现低成本的运行和维护为目标OvationI/O模件种类不多但品种齐全,主要模件有16点单边数字量输入(2种输入等级24VDC或48VDC,125V);16点单边触点输入(48V带内部电压监视);16点单边数字量输出(从I/O总线到现场输出的光隔离对);4点模拟量输出3量程0~5V,0~10V,0~20__,故障模式保持上一状态或关闭;8点模拟量输入7量程±20mV,±50mV,±100mV,0~1V,0~5V,0~10V,4~20__;4点3线制或4线制RTD输入,每个通道提供开路电流检测;2点脉冲累积/记数输入(多电压类型);16点单边SOE输入(48V带内部电压监视);另外,Ovation系统还提供满足特殊用途的I/O模块,包括链接控制器、速度检测器、阀位指示及回路接口模块等OvationI/O采用单点DIN导轨式__,采用内置连接器消除电源和通讯接线,采用软件组态、无地址跳线或拨盘,具有抗涌浪保护,通过特性块实现熔丝保护和不同量程的选择等等,可实现快速__和配置
(四)人机接口操作员站有3种软件版本基于Solaris操作系统的SUN/PC工作站、基于PC机的WindowsNT/XP和J__a/浏览器远程工作站操作员站主要功能有过程图形显示、__管理、趋势显示、测点信息/测点检查、操作员__信息等操作员站配有标准键盘及功能键盘,Ovation功能键盘是由WDPF的薄膜键盘发展而来,具有触摸式及声控式按键,键盘共分为__区、用户区、显示区、控制区4个功能区工程师站采用SUN工作站、UNIXSolaris操作系统,主要功能有文本编辑、文件传送、控制器诊断、历史数据记录、数据库和控制功能组态、设备图形及面板组态、报表和历史数据组态、网络通信点组态等工程师站的高性能工具库用来建立Ovation控制策略、过程图、测点记录、报表生成和全系统组态组态生成器主要用于定义和保存设备组态数据,包括控制器参数I/O生成器以分层格式建立I/O模块分支,显示出可用系统网络、单元和站点控制生成器是一个友好、直观的AutoCAD型用户软件,是控制器控制功能主要编程工具图形生成器设有一个可扩展的图形编辑器,分辨力可达16000像素Ovation关系数据库完全嵌入于系统核心及所有子系统,数据库自动捕捉操作人员修改参数(如高低限、调整参数等),维护所有系统和过程信息并不断更新,在关系数据库上集成有Ovation高性能工具PowerToolsOvationPowerTools是一套高效、全面、基于关系数据库的工程工具,可进行数据库错误及一致性的交叉检查,简化操作、缩短工程周期,支持版本级别控制,支持多种平台Solaris/WindowsOvationPointBuilder用于在线增加、删除和修改过程点,OvationConfigurationBuilder用于制定和维护系统配置参数,OvationSecurityBuilder用于定义系统访问权限,OvationReportBuilder用于设计、修改报表格式
(五)电源和系统接地
(1)Ovation电源系统Ovation控制器供电系统由两个供电模块和一个电源分配模块组成供电模块接受AC和(或)DC输入,给出两个彼此隔离__的DC输出采用输入电能滤波和功率因素校正技术,二极管脉冲输出为控制器机架和I/O线路提供了完全的冗余供电具有32ms保持时间,是常用供电保持的两倍,可带电插拨,连续系统监视图2-14Ovation的冗余供电
(2)Ovation系统接地Ovation采用单点接地,如图2-15所示机柜接地电缆CG的截面应>22mm2;“CG”的接地电阻应小于1Ω,接地电缆的截面建议选用107mm2图2-15Ovation接地
四、I/ASeries美国FOXBORO公司于1987年在世界上第一个推出了体现开放概念的超越一般DCS的新一代工业控制系统-I/ASeries智能自动化系列I/ASeries从1988年底进入中国至今,在国内火电机组的应用业绩,300MW机组主要有元宝山#
1、双辽#
1、#3~#
4、黄台#7~#
8、蒲城#1~#
2、常熟#1~#
4、耒阳#3~#
4、纳雍#1~#
2、石横#1~#
2、达旗#
1、邹县#1~#
4、谏壁#1~#
2、#7~#
10、夏港#5~#
6、连城#3~#
4、太仓港环保#3~#
6、天生港#5~#
6、华蓥山#1~#
2、东华#1~#
2、新密#1~#2等;600MW机组主要有平圩#1~#
2、镇江#5~#
6、太仓港环保#7~#
8、乌沙山#1~#
4、沙洲#1~#
2、珠海#3~#
4、河西#3~#
4、高资#3~#4等I/A的元器件筛选极为严格,采用低功耗芯片以及I/A模件的全密封结构,所有I/O模件采用通道__的光电双重隔离措施,保证了I/A硬件的高可靠性I/A模件采用全密封结构目前在我国使用的大型DCS中只有I/A采用这种全密封结构,可有效地防护灰尘、静电的影响2005年,FOXBORO又推出了I/A系统的
8.0版本,网络系统采用以交换机为基础的100M/1G的快速以太网;控制器的处理能力提高到每秒_____个功能块,并且提供了适合各种现场__要求的选型;组态工具采用图形化的IACC在保持高可靠性和稳定性的基础上,与目前已经投入运行的I/A系统相比,无论是从系统的硬件、软件和组态工具方面,其技术指标都有了大幅度的提高图2-16为某600MW机组I/ADCS配置图图2-16600MW机组I/ADCS配置图NextPage
(一)I/A的网络结构I/ASIRIES系统核心通讯网络CONTROLNETWORK由一系列全商业化以太网交换机组成,连接系统内各设备,全双工的数据公路,消除了单点故障的可能,为I/ASERIES系统提供了高度的可靠性网络结构的灵活性可以在系统设计时针对控制系统的物理分散要求进行网络组态配置从最简单的网络配置,即直接将工程师站直接与控制处理器连接,到复杂的网络配置,即通过多个交换机间的互连以构成分散的网络星形结构,同时通讯速度可达1GB/SCONTROLNETWORK网络系统结构将强大的控制处理器和工作站集成在一起,组成规模可大可小的控制系统,提供过程监视、过程控制,以及与SIS系统的通讯高速、全冗余以及点对点的通讯特点,为I/ASERIES系统提供高性能和更高的安全性,同时,所有与以太网交换机的接口均为冗余设计,进一步保证了站与站之间的通讯安全性具有网络管理功能的交换机可以为网络的管理和维护带来诸多益处许多运行关键应用程序的大型网络都采用各种复杂的管理工具,如S__P等,管理和监控网络中的各种设备使用S__P或RMON(S__P网络管理程序的扩展,可以使用更少的带宽提供更多的数据)网络管理软件不仅可以监控每一台网络设备,还可以对关键的网络区域进行重点管理VLAN允许用户把网络中的某些节点组合在一起,成为一个逻辑上的局域网段,而不必考虑每个节点的实际物理连接位置VLAN的一个重要功能就是可以有效的管理和避免由广播和多点发送所引发的网络流量一般来说,交换机不象路由器那样具有自动过滤网络广播的功能,任何广播或多点发送的数据包都可以通过交换机的所有端口进行发送但是,如果采用VLAN功能,基于VLAN技术创建的逻辑网段可以有效的隔离网络广播风暴,优化网络性能交换机网络管理中经常会用到的一个概念就是扩展树算法(SpanningTreeAlgorithm)扩展树算法是一种协议,允许网络管理人员为网络设计冗余链路为避免出现网络回路,扩展树算法能够在多台交换机之间进行协同工作,以确保使用同一条冗余链路传送数据当现有线路出现问题时,备用线路自动被激活并使用对于那些运行重要应用程序的网络来说,使用扩展树算法设置冗余链路就显得极为重要网络交换机主要使用两种基本的交换技术,分别为开通式交换技术(Cut-Through)和存储转发交换技术(Store-and-Forward)使用开通式交换技术的交换机转发数据包时只是简单地查看数据包中包含的接收方地址;而存储转发交换机在转发数据时则需要接收并分析整个数据包的内容虽然检查整个数据包需要花费更多的时间,但是存储转发交换机可以及时捕获并过滤掉网络中的误包或错包,有效的改善网络性能随着交换技术的不断发展和成熟,存储转发交换机和开通式交换机之间的速度差距越来越小此外,许多厂商已经推出了可以根据网络的运行情况,自动选择不同交换技术的混合__换机I/ASERIES运用最新的网络技术,包括全商业化的以太网交换机、接口和光纤,容错技术的星形结构为网络上各站与站之间提供多条通讯通道(100MBPS/1000MBPS)交换式以太网除了为现在的I/ASERIES提供控制网络和现场网络外,还可以为老版本的I/ASERIES系统进行扩展升级其网络主要由大容量的高端路由器经由高速光纤传输通道连接而成网络采用POS技术很好地实现了对原有IP协议的包容同时又实现了对IP协议网络概念的延伸它完全兼容传统的IP协议只是其物理通道直接借助SDH提供点到点的物理连接它具有带宽利用率高、扩展性好、简单等优点网络对运行的数据流有优先级的区别处理priority或者CoS的功能,这对传统的IP网络提供的尽量做到besteffort类似在1987年I/ASERIES系统推出时,其过程控制网络便采用的是冗余技术的节点总线(NODEBUS),可组态为无单点故障的网络系统现在随着新的网络结构的推出,FOXBORO公司再次将过程控制网络可靠性的标准门槛提高与传统的冗余网络不同,即使是在多点故障的情况下,如通讯接口和通讯电缆同时故障,也能保持通讯的连续通过对一个或多个网络故障的快速检测,专利技术的先进网络诊断功能可以自动计算出另一条通讯通道,以维持通讯的稳定,智能化的网络具备自我恢复的功能这种星形结构对于全厂范围内的系统布置方式非常重要,结合I/ASERIES系统固有的远程I/O能力,能够为电厂提供安全高性能的网络连接在任何合适的物理位置,都可以将I/ASERIES系统的工作站、控制处理器、设备接口以及I/O模件等布置在相应的网络上I/ASeries系统网络提供全冗余的控制和现场通讯,无单点故障的风险其开放的系统结构,对工业标准的遵循,很好地满足了用户对自动化与信息化的要求今天的控制结构要求灵活性的同时又不牺牲网络安全的代价,I/ASERIES系统可以带来网络各层次的安全
(二)控制处理器CP60CP60是Foxboro公司在1999年推出的新一代控制处理机,在功能上比CP40有了很大的增强其内存为8M,而CP40仅为4M;CP60可组态4000个等效控制模块,而CP40可组态的模块是2000个;CP60与I/O组件的通讯速率是10M,可挂120个组件;CP40与I/O组件的通讯速率是
268.75K,只可挂64个组件;CP60除了与Foxboro公司的智能仪表实现双向数字通讯外,还可以与现场总线基金会的H
1、Profibus的PA和HART协议通讯;而CP40只能与Foxboro公司的智能仪表实现双向数字通讯Foxboro公司的控制软件采用分散分层的策略在I/A系统中,不但控制处理器CP60具有强大的处理运算能力,每一个I/O组件也都是智能的,都具有运算处理能力一些需要快速处理的任务,都可以由I/O组件来承担在I/A系统中,I/O组件对模拟量的处理速度可达到10ms,对开关量的处理速度可以达到2~5ms采用这种分散分层的控制策略,不但有效地减轻了控制处理机CP60的负荷,而且大大提高了控制系统的分散度控制处理器CP60不需额外的总线接口模件,直接挂到节点总线上总线接口集成在CP60中一个CP60可下挂120个现场总线模件FBMCP中的模件有专为断续执行器控制而__的脉冲型调节器PTC,这种PTC模件根据测量值与设定值的偏差大小自动计算输出脉冲的宽度,确保控制效果和精度此外,CP60中还有先进的“专家自适应调节器”EXACTPIDXE,可根据观察到的过程响应曲线与用户期望的过程响应曲线的偏差,自动计算P、I、D参数,使过程控制效果达到最佳先进的“多变量自适应控制算法块”EXACTMV,应用多变量解耦理论,用于磨煤机控制将非常有效先进的“自适应反馈和前馈整定控制器”PIDA可整定成同__ith预估器相同功能的控制器,可确保主蒸汽温度和再热蒸汽温度这种大迟延环节优良的控制效果
(三)现场总线模件FBM现场总线模件FBM全部为智能型模件,所有带输出的I/O模件可以完成PID运算和逻辑控制功能,大大降低了控制器CP60负荷率FBM总体上分为模拟量输入/输出模件和开关量输入/输出模件,模拟量模件为8通道,开关量模件为16通道模拟量输入/输出通道采用变压器耦合与光电双重隔离,每路模入/模出均有一个__的A/D或D/A转换器,保证一个A/D或D/A转换器故障只影响一个通道开关量输入/输出通道采用光电隔离方式(成对隔离),每路开入通道均可由软件设置滤波时间为
4、
8、16或32ms现场总线模件还可以与I/ASeries的智能变送器直接通讯,为将来的现场总线时代的全数字化奠定了基础表2-4主要I/O模件序号型号模件名称说明1FBM2010~20__模拟量输入模件8路AI(通道隔离)2FBM202热电偶/mV输入模件8路TC/mV(通道隔离)3FBM203RTD输入模件8路RTD(通道隔离)4FBM2040~20__输入/输出模件4路AI/AO(通道隔离)5FBM206脉冲输入模件8路AO(通道隔离)6FBM207直流开关量输入模件16路(通道隔离)7FBM242直流开关量输出模件16路(通道隔离)
(四)人机接口操作员站WP51F和工程师站AW51F采用SUN公司RISC64位工作站级计算机,UNIX操作系统和X-WINDOW图像技术,可选以太网接口,可与DECnet、TCP/IP、Novell、Windows
95、WindowsNT联接,并行接口可连接打印机工程师站AW51F在功能上除具有操作员站的所有功能外,还提供__环境,例如C和FORTRAN语言__环境等此外,还完成性能计算功能历史库记录信息主要包括过程参数记录(包括模拟量和数字量两种)、操作员行记录、系统__信息在实时过程数据数据的记录上,与其他DCS系统相比,FOXBORO公司具有两大特色一是采用“例外报告”机制,亦即如果当前采样的数据与历史库中最近的历史记录值之间的差值在死区范围内,则本次采样点不记录二是采用“存储点(非存储时间)”机制,亦即将数据记录时间跨度实际上是换算为记录点数,在硬盘内为该点开辟相应大小的存储空间具体来说,在定义每一个历史点时,需要指定数据的采样周期(可选择1秒、2秒、4秒、10秒、20秒、30秒、1分、2分、5分、10分)、数据采样的数据死区(死区为工程量单位,需要根据__类型定义,如转速可以定义为1,数字量点定义为
0.5)、历史保存的时间(以小时为单位),定义好以上信息后,就可以计算出需要保存的记录点数,然后以此分配存储空间同时需要指出的是由于采用的是二进制记录方式,其占用的硬盘空间也比有些公司采用的ASCII存储方式节约大量的硬盘空间
(五)电源系统及接地
(1)I/A电源系统I/A电源组件每层机架__4个电源组件,4个电源组件以矩阵形式向该机架供电,如图2-17所示任一电源组件故障均不会影响模件工作,上层二个电源或下层二个电源组件同时故障,仍不影响模件工作即使上下二个或交叉二个电源模件同时故障,也只影响二个模件工作矩阵式供电是电源分散度提高的一个实例,大大提高了电源系统的可靠性图2-17矩阵供电方式
(2)I/A系统接地I/A系统不需要__的接地网,可利用电厂现有的电气接地网,而且接地方式简单I/A系统接地方式如图2-18所示图2-18I/A系统接地方式
五、日立HIACS-5000M分散控制系统十多年来,日立公司致力于大型发电机组控制系统的设计、生产和应用研究,不断推出适应市场的大型电厂控制工程自动化设备,HIACS-5000M系统是日立公司90年代末推出,面向21世纪的最新集散型控制系统HIACS-5000M系统的发展过程如图2-19所示图2-19HIACS-5000M系统发展过程
(一)HIACS-5000M系统结构HIACS-5000M系统构成如图2-20所示图2-20HIACS-5000M系统构成
(1)通讯网络HIACS-5000M系统通讯网络为μΣ-100NETWORK,是一个高性能、高可靠性的网络,具有稳定的实时响应和自动周期传送功能网络传送速度为100Mbps,通讯介质为光纤,最大电缆长度为100km,采用高实时性的令牌访问方式传输介质采用环型结构的冗余光纤,同时结合“回绕”技术,最大限度地降低了由于线路损坏对系统造成的影响
①双重化环行网结构,内环的令牌Tokes传输方向是逆时针方向,外环路令牌为顺时针方向,令牌环行一周,每个站获得一次发信权一般情况下,外环为主网环路,内环为热备份网络
②当主网外环故障时如网络折断主网停止运行,备份网投入运行,不影响数据传输
③当内环故障时,站间数据依靠外环传输系统仍可正常工作
④当某站故障时(如站3故障),可将故障站旁路,令牌从外送到站2处,再从站2自内环返回到站1,并传送到站4处,从站4自外环返回站1令牌仍可传送,系统可继续运行,此功能称为环路返回Loop-Back功能图2-21Loop-Back功能令牌网的最大优点是数据传输的稳定实时响应在重负荷工况下以太网Ethernet的通讯竞争激烈、碰撞增多,难于得到发送权,从而使数据传输阻塞,实时响应急速下降令牌网没有这一缺点,即使在重负荷工况下,令牌网的环行周期仍然是可设计和可控制的在128个挂站的情况下,精心设计的硬件和软件,仍可保证令牌环行周期在10ms之内H-5000M系统通讯主干网采用FDDI方式光纤分布式数据接口FDDI(fiberdistributeddatainte_____)是一种高性能的光纤令牌环状网,它的速率为100Mbps跨越的距离可达200km,最多可连接1000个站点通讯介质采用的是多模光纤,其传输数据的准确率极高,传送
2.5*1010bit误码率远低于1bit
(2)网络结构基本控制器HISEC-M04/R600C承担受控装置闭环、开环控制任务,同时也承担了联锁保护任务,是5000M系统中报告控制保护任务的基本计算单元冗余配置的高速光纤通讯网络,连接了全部基本控制器及人-机界面系统操作员工作站(POC)、工程师工作站(EWS)、历史数据工作站(HDS)、通讯接口站(CIS)等挂于高速光纤网络上,构成机组级人-机界面系统需要制表打印输出的数据,由操作员工作站(POC)、工程师工作站(EWS)、历史数据工作站(HDS)传送到外设网络上,由打印机(PRT)输出
(二)HIACS-5000M系列基本控制器R600CH是HISEC-04M系统的新一代控制器,采用RISC技术的新型__处理器,内部数据宽度64bit,用户程序内存区为32MBCPU模板直接与μ∑-100Network网连接,__传输速度125Mbaud,采用了双环光纤网络R600CH采用了工业无源高速并行背板总线R600CH总线,作为CPU模板与I/O模板之间的数据交换总线,并行总线结构实现了I/O模板与CPU模板之间的快速数据传输R600CH总线允许连接两类I/O模件板第一类,HSC7000I/O模板包括模拟量输入AI板、模拟量输出AO板、开关量输入板DI、开关量输出板DO、驱动控制模件板DCM、脉冲量输入板PI、SOE模板及转速测量板PTI第二类,智能化远程I/O接口板PI/O为适应远程I/O数据通讯的需要,设计了可以放置于现场的远程I/O模板RTB若干RTB板,形成一组,通过双重化的串行网络,将数据送至设备间R600CH控制器每块智能化的串行接口板PI/O,可以连接一路串行网络,当需要多路串行网络时,只需要在R600CH总线机箱内并列配置多块此类PI/O板远程I/O模板RTB方式,是HIACS-5000M系统地理分散配置的又一可选择的方案为了提高应用软件的执行效率和可靠性,R600CH采用了高效、高可靠的R600CH操作系统软件,使得应用程序软件执行得更快、更可靠
(三)I/O模件HSC400总线模板是工业无源背板总线,位于控制器机箱和扩展机箱目的背部,具有并行、高速的特点,CPU模件、各种I/O模件,可直接插接在机箱槽内,联接在该总线上主要的I/O模件有AI、AO、DI、DO、PI等,如表2-5所示表2-5主要I/O模件序号型号模件名称说明1LYA010A模拟量输入模件16AI(16组A/D、隔离)2LYA100A模拟量输出模件8AO(8组A/D、隔离)3LYA210A热电偶输入模件15TC(1路RTD冷端补偿)4LYA220A热电阻输入模件16RTD5LYD000A开关量输入模件32DI(光-电隔离)6LPD350开关量输出模件32DO(光-电隔离)7LPP100A脉冲量输入模件32PI8LYT000A转速测量模件4通道隔离脉冲输入9LPD250BSOE模件31DI(1路GPS校时)
(四)人机接口HIACS-5000M系统人-机接口包括操作员站含大屏幕操作员站、历史数据站、通讯接口站、工程师站、总值长站
(1)操作员站HIACS-5000M操作员站功能组成如图2-22所示图2-22操作员站功能组成离线组态功能包括数据库组态软件是操作员站系统的支撑工具,它管理用户数据和进行系统维护;画面组态功能完成DCS系统内所有的过程点包括I/O、中间变量和计算值的显示,每幅画面能容纳实时过程测点200点;CRT操作组态实现对被控对象的操作,表现形式为棒状图或按钮统称为操作端;报表组态功能可定义收集班报、日报、月报、年报和触发型__报表,收集变量可以是数据库中的任何一点;性能计算完成复杂的计算如计算发电机组和辅机的效率,性能参数和各种能耗,还为工程研究提供一种交互式的性能计算手段,使用户可以在软件组态中嵌入自己用C语言编写的计算程序如锅炉寿命计算;MIS通讯软件通过路由器向上层管理网单向传送实时数据在线监视功能中,列表显示画面是HIACS系统特有的功能是用数据列表的形式显示系统中所有数据点的基本信息,包括PID点号、名称、KKS码、实时数值和状态/单位,其中系统点的数值将根据点的不同状态显示为不同的颜色数据列表有两种显示方式一览显示方式、成组显示方式二分图为画中画形式显示,四分图为画面一分为四,一般情况为大屏幕显示监视用
(2)历史数据站历史数据站用于采集和保存机组运行数据、SOE记录、事故追忆、数据报表、__信息、操作员操作记录等,并提供相应的检索、显示和打印等手段,满足电厂发生事故时的调查分析以及平常机组运行状态的记录主要功能有历史数据组态、历史数据一览、历史趋势显示、历史报表显示、历史SOE显示、历史事故追忆、历史信息一览显示、历史数据的存储等存储有请求转储和自动转储两种方式,可选择多种存储介质,存储时可以选择是否进行压缩
(3)工程师站工程师站是HIACS-5000M系统的应用系统生成、系统修改、监视的工具工程师站采用图形界面(高功能的HierarchicalCAD系统),对站式操作方式,编程语言采用POL不需要工程师具有专门的计算机语言的知识,使用大宏指令进行控制逻辑回路的阶层设计通过逻辑仿真功能,在实体的控制器上检证FDB逻辑演算,减少在现场调整时系统的恢复确认等工作量
(五)电源系统及接地
(1)电源系统a双重化外部和内部供电,确保对HIACS系统的供电安全性外部供电回路双重化,宽输入电压范围的电源模件,允许输入范围为AC85V~264V,任何一路电源丢失,瞬时自动无扰切换,对系统无影响b内部供电分散化,分区供电,消除集中危险点每套基本控制器及I/O模件,配置一套双重化供电系统;若配置N台控制单元,则N套冗余的电源装置c内部电源模块化,双重化热冗余备份冗余电源模块的次级输出均采用肖特基二极管,隔离并联接法合理选择的肖特基二极管具有可靠性高、正向压降低、导通时间快等特性,对实际的应用系统来说,可认为是无扰动、零时间切换d允许在线维护、更换
(2)HIACS系统的抗干扰及接地系统结构HIACS系统抗干扰的设计原则是最大限度地抵抗现场发生的各种共模、串模干扰__,保证HIACS系统的正常工作;最大限度地防止通过地线的杂散电流寄生耦合干扰;最大限度地防止杂散射频干扰主要采用了以下技术措施a双层浮空的机柜结构机柜与机柜底杠间,螺栓固定、绝缘套管隔离为第一层浮空结构;控制和I/O模件机箱,固定在机柜内,与机柜电气隔离,为第二层浮空结构b模件级退耦电路设计每块模件均设置了退耦电路,使得模件内、外的__,不会通过电源系统产生寄生耦合干扰c单点接地系统结构机柜下部设置了统一的接地板,机柜地线单点连接到本机柜下部的接地板上,不同的机柜接地板链式联接在一起,形成系统的总接地线系统自总接地线,单点接到电厂的电气接地网上(要求电厂地线接地电阻≤4Ω),不需要设备单独接地网d全封闭静电屏蔽机柜机箱与机柜为第一层屏蔽,机柜与系统外部为第二层屏蔽图2-23HIACS系统电源隔离及单点接地系统第二节分散控制系统的出厂验收试验
一、一般要求为保证产品的出厂质量,DCS出厂前应按工程的合同协议要求(如合同协议无规定,则按企业或行业有关标准规定),进行系统硬件、软件、回路组态和系统性能及功能的检查、测试验收(但不进行可靠性评价及属于破坏性的各种试验)进行出厂试验时,系统的主要功能试验应通过模拟现场实际方式进行;过程输入输出通道精度的检查,通常采用同种类(如毫伏、电阻、电流、开关量、脉冲等)抽样检查的方法,模件通道精确度计算时,其量程范围按工程设计量程范围计算,高电平输入__应小于±
0.1%,低电平输入__应小于±
0.2%,输出__应小于±
0.25%硬件的抽查数量应不小于每一类硬件数量的方根和,被抽查的硬件必须全部合格,否则应成倍增加抽查数量,直至全部检查经检查的出厂设备、软件配置和试验后得出的性能指标,应与合同供货清单、有关设计联络会纪要及设备说明书的技术指标相符验收合格后,验收报告经双方签署后生效
二、DCS厂出验收应满足的条件控制系统测试验收前,被验收单位已与验收单位人员就验收内容、方法、测试设备等进行充分讨论,根据讨论意见编写的验收方案已征得双方同意,并满足下列基础条件
(1)供货商已按工程设计要求,完成控制系统的设备配置和软件组态,设备制造、软件编程和反映目前系统真实状况的有关文件汇编
(2)被验收设备已由供货商组成模拟系统(在模拟系统中,过程输入输出通道的品种应能满足实际工程的要求,接入过程通道的信息应不少于工程设计的50%,且分布在各个控制柜或分系统中),全部应用软件已装入,有条件的还应与仿真器连接验收项目自检合格,并提供合格的自检报告
(3)验收所需要的测试设备已准备充分,计量仪器应具有有效的计量检定合格证书,贴有有效的计量标签,其精度等级(或分辨率)应符合计量规定要求控制系统出厂验收,自开始测试时刻起至测试结束止,原则上系统不要断电,不要关闭任何操作站及打印机,保留所有打印记录及报表,用于检验打印记录的正确性若验收过程中,出现控制系统故障或某些指标达不到要求时,请供应商查明原因,排除故障并给出分析报告后,重新进行测试,直至通过验收测试为止此外测试验收过程,进行详细的书面记录测试验收结束后,由验收人员负责汇编出厂验收记录,提出测试验收报告,得出整体验收结论,经双方认可、签字后提交业主或验收单位存档待查
三、DCS出厂验收检查及测试项目开始DCS出厂验收工作前,首先检查验收准备工作(包括出厂验收的基础条件检查、验收测试用仪器和设备),在确认满足要求的前提下,开始下列内容的检查与试验
(一)系统硬件配置和外观检查首先检查系统的所有硬件配置数量、型号及生产厂家,应与合同要求一致;外观应无损伤,结构和内部配线应合理;机柜槽位余量、每种类型I/O通道数余量均应符合设计且均匀分布于各机柜中(通常要求留有10%~15%的模件插槽位余量和10%~15%的I/O通道数余量),装配工艺应符合要求如有必要,可进行测量模件绝缘的测试测试方法为在环境温度为15℃~35℃、温度变化率不大于5℃/h、相对湿度为45%~80%的条件下,用60V绝缘表测试AI通道的输入端与计算机地之间的绝缘电阻、AO通道模件的输出端与计算机地之间的的绝缘电阻,不小于100MΩ为合格;全隔离型AI模件各输入通道之间的绝缘电阻、AO模件各通道之间的绝缘电阻,不小于100MΩ为合格;此外,电压输入的AI模件通道输入阻抗应大于1MΩ在电厂不具备模件性能检测条件的前提下,这些绝缘数据,是今后机组检修中判断模件性能有否发生变化的一个重要依据
(二)系统软件配置及技术资料的验收分别打开工程师站、操作员站,检查系统目录中所列出的软件、版本号应与合同一致检查移交的技术资料应与现场实际需求(或合同规定)相符
(三)热工__系统在进行验收项目测试前,首先进行热工__系统的试验、确认或复归操作,确认__的显示、声光__、打印正确,__后相关画面的显示与设计相符检查__的打印内容与方式,应便于事故分析查找,节约打印纸原则
(四)电源电压测试
(1)电压测量机柜通电后,各档电源电压接上设计负载电阻(可调),调节电流至额定值,测量记录电源柜各级输出电压,各机柜的各级电源电压,确认误差在合同及有关技术文件规定的范围内
(2)自备UPS的通讯检查与性能测试有自备UPS的DCS系统,启动自备UPS电源测试程序,检查DCS与UPS的通讯及UPS的自检报告应正常、无出错信息切断UPS外部供电电源,UPS自动切至电池供电,或在计算机尚未关机之前,重新合上UPS外部供电电源,计算机均应有相应的__信息进行自备UPS的性能测试前,先将UPS电源输入端接到交流0V~250V调压器的输出端,调压器的输入端连接到交流220V电源,UPS电源的输出电路接入录波器(或示波器)后合上电源将调压器调至交流190V、交流220V和交流250V(根据UPS手册而定),分别测量UPS电源的输出电压,均应在交流220×(1±5%)V启动由该UPS电源供电的分散控制系统,按下面步骤进行电源切换及备用时间试验a确认UPS电源电池充电灯灭,调节调压器的输出电压等于切换电压时(或切断UPS外部供电电源),UPS电源应迅速切至电池供电,测量UPS输出电压应继续保护在交流220×(1±5%)V;b切断UPS外部供电电源,使UPS保持电池供电,直至计算机系统自动执行关机程序,最后应正确关机;检查UPS电池供电备用时间,应不小于制造厂说明书规定的备用时间(一般应保证连续供电30min);c恢复UPS外部供电,UPS应由电池供电自动切至外部电源供电;d通过录波器,记录UPS电源输出曲线,曲线应不失真;若存在切换时间,切换时间应小于5ms;打印电源输出曲线存档备查;e观察切换过程,相应的声光__、故障诊断显示及打印信息应正确,计算机控制系统及设备的运行应无任何异常,否则应进行处理
(五)控制系统基本性能测试控制系统基本性能测试前,先确认被试验项的相关设备运行正常,各指示灯显示正确,系统无异常__
(1)操作员站或服务器的冗余切换试验试验内容对于并行冗余配置的操作员站或服务器,停用其中一个操作员站或服务器,检验对DCS控制系统的影响;对于冗余切换的设备,停用主运行设备后,检验从运行设备的切换可靠性;试验方法冗余切换试验通过停电或停运应用软件等手段进行;然后用同样方法进行反向切换试验,系统状况应相同试验要求试验过程中,应不影响DCS控制系统的正常运行;主、从设备切换可靠检查CRT画面,除发生与该试验设备相关的热工设备故障__外,系统不得发生出错、死机或其它异常现象,故障诊断显示应正确
(2)控制站主控制器模件冗余切换试验通过停运运行的主控制器模件,检验从控制器模件的切换可靠性试验时先利用手操器等设备手动使控制回路输出一个固定的值或状态,然后根据不同DCS厂家的要求,采用不同的操作方式进行冗余切换试验,比如取出运行中主控制器模件的熔丝,或对运行中的主控制器模件进行复位,或将运行中的主控制器模件拔出(模件可带电插拔时)等试验过程中,控制器模件应能正常、无扰动、快速地完成切换,并工作正常检查CRT画面,故障诊断显示正确,除模件故障和冗余失去等相关__外,系统无任何其他异常发生情况下,再按同样方法进行反向试验
(3)控制回路可靠性试验检验控制回路输出模件故障时,对控制系统所产生的影响试验时先利用手操器等设备手动使控制回路输出一个固定的值或状态,将相关的输出模件断电或拔出,然后再恢复试验过程中,观察输出模件的输出值应保持设定的值或状态,控制回路应无变化和扰动,检查CRT画面,输出模件拔、插前后的诊断状态显示与__正确
(4)通讯总线冗余切换试验通过切投通讯网络任意节点上的设备,或轮流切投其中一条通信总线,检查通讯总线冗余可靠性试验前通过诊断系统或总线模件工作指示灯,确认通讯总线系统工作正常,冗余总线处于冗余工作状态试验通过切断主运行总线模件的电源、或拔出主运行总线的插头、或断开主运行总线电缆或终端匹配器、或模拟其他条件等方法进行试验过程中,通讯总线应可靠切换至冗余总线运行,检查状态灯指示正确,通讯正常、数据无丢失、系统工作无影响,热工设备故障__正确、诊断画面显示应与试验实际相符待系统显示正常后,同样方法进行反向切换试验试验结束后恢复系统原工作状态
(5)模件、控制系统及机柜供电冗余切换试验通过中断冗余配置的主电源模件工作、切断控制系统及机柜自投供电的工作电源,确认从电源模件及备用电源冗余切换的可靠性试验时,当复位或拔出冗余配置的主电源模件时,从电源模件应可靠投入运行;当切断控制系统及机柜自投供电的工作电源,备用电源应无扰自动投入;对于n+1冗余供电系统,切断任一路供电系统时控制系统工作应无影响;试验过程,中间数据及累计数据无丢失,故障诊断显示正确,除发生与该试验设备相关的热工设备故障__外,系统无出错、死机或其它异常现象发生得到确认后,用同样方法进行反向切换试验,情况应相同
(6)容错性能试验检测操作员站对一系列非法输入操作,或连接到通信网络系统上的任一设备或部件故障时,系统的容错处理能力进行容错性能试验时,先在操作员站的键盘上操作任何未经定义的键,或在操作员站上输入一系列非法命令确认操作员站涉及到的所有控制系统不发生出错、死机或其它异常现象;然后通过切、投通信网络上部分设备的电源,进行通信网络容错性能试验—关闭控制站的系统电源(冗余配置时,则全部关闭),30s后重新闭合;—关闭运行的显示器电源,然后再合上;—关闭运行的操作员站主机电源,然后再合上;—关闭运行的通讯站主机电源,然后再合上;—分别关闭打印机电源,然后再合上(正在打印和未在打印时分别进行);试验过程中控制系统应运行正常,不出现任何异常情况,故障诊断显示与实际相符
(7)模件热拔插试验检测待试验模件是否具有热拔插功能试验时给被试验I/O模件的输入或输出通道置一电量__并保持不变,带电插拔该I/O模件重复两次检查对应的物理量示值热插拔前后应无变化,对系统运行、过程控制和其它输入点无影响,画面显示该模件对应的插入拔出状态正确,故障__打印正常
(8)系统实时性测试检测系统对操作指令的响应速度,通常采用“最大延时”或“响应时间”来定量描述调用显示画面响应时间测试通过连续切换操作员站CRT画面10次,通过程序(或秒表)测量最后一个操作到每幅画面全部内容显示完毕的时间计算操作员站画面响应时间的平均值应小于
1.5s(一般画面不大于1s,最复杂画面小于2s),或不低于制造厂出厂标准CRT画面上的显示数据刷新时间观察CRT画面上过程变量实时数据和运行状态的变化,通过程序(或秒表)测试变化20次的总时间计算CRT画面上实时数据和运行状态的刷新周期应保持为1s,且图标和显示颜色应随过程状态变化而变化开关量采集的实时性选择数个开关量通道,接入测试用开关量__发生器,按设计开关量采样周期交替改变状态通过开关量变态打印功能检查开关量__采集的实时性变态打印结果应与设定采样周期相符控制器模件处理周期通过程序分别测试模拟量和开关量的处理周期,应满足模拟量控制系统不大于250ms,开关量控制系统不大于100ms快速处理回路中,模拟量控制系统不大于125ms,开关量控制系统不大于50ms
(9)系统响应时间的测试测试从操作员站键盘指令发出,经模件的输出通道到输入通道,最后反馈__在屏幕上显出的时间,测试时开关量__与模拟量__应分别进行测试开关量操作__系统响应时间测试时先将开关量操作输出__直接引到该操作对象的反馈__输入端;记录操作员站键盘指令发出,到屏幕反馈__显出的时间,重复10次取均值操作__响应时间平均值应不大于
2.0s模拟量操作__系统响应时间测试时先将模拟量操作输出__直接引到该操作对象的反馈__输入端操作员站上键入一数值,分别记录键盘指令发出,到屏幕反馈__开始变化和变化接近停止的时间(或在工程师站选择一站的模拟量测点,通过键盘输入__值,观察、记录该__发出至另一站CRT画面上数据变化时间),重复10次取均值操作__响应时间平均值应不大于
2.5s
(10)系统存贮余量测试测试控制站的内存和历史数据(或具有历史数据存贮功能)站的外存容量及使用量,—每个控制站内存容量的余量应不少于40%;—历史数据(或具有历史数据存贮功能)站外存容量的余量应不少于60%
(11)通信网络系统负荷率的测试保持控制系统和数据通信网络处于较低的负荷率,以确保DCS的实时性,避免发生网络阻塞、局部瘫痪、死机等情况测试时通过系统工具或其它由制造厂提供的方法逐个站进行,对于运行系统,其指标是—所有控制站的__处理单元在恶劣工况下的负荷率应不大于60%;—操作员站、服务站的__处理单元在恶劣工况下的负荷率应不大于40%;—数据通信总线的负荷率,以太网应不大于20%,其它网络应不大于40%由于出厂验收测试时,系统负荷接近空载,因此测试结果应与上述指标之间有一定的余度,待系统运行后还应进行在线测试尤其是系统的负荷率和数据通信总线的负荷率,应在不同工况下测试5次,每次测试时间10s,取平均值作为测试结果
(12)抗干扰能力试验干扰是窜入或叠加在系统电源、__线上一种与__无关且对系统有害的电__,轻则造成测量误差,重则造成系统误动因此,发电厂控制系统应有较强的抗干扰能力系统抗干扰能力的试验,可采用现场引入干扰电压或施加射频干扰等方法进行测试a现场引入干扰电压的测试用变压器作干扰源,从__回路(电流、热电偶、热电阻)的现场输入端引入共模干扰电压和差模干扰电压,在控制站I/O输入端处测量实际共模和差模干扰电压值若现场引入干扰电压的测试条件无法满足时,也可在模拟量__精确度测试时,在控制站I/O输入端子处测量从现场引入的共模和差模干扰电压值实际测得的最大共模干扰电压值应小于输入模件抗共模干扰电压能力的60%实际测得的差模__引起的通道误差应满足下列公式要求UN%/(10__R/20)≤
0.05%(2-1)式中UN%—输入端子处测得的交流分量峰峰值与该点满量程之比;__R—为差模抑制比,计算公式为(2-2)式中V__x—加干扰后测得最大值;Vmin—加干扰后测得最小值;Vac—输入的量程中值__b抗射频干扰能力的测试选择具有热电偶__显示的画面,回路中输入一固定__值,记录显示值用频率为400MHz~500MHz、功率为5W的步话机作干扰源,距敞开柜门对应的机柜
1.5m处发出射频干扰__进行试验计算机系统应正常工作,记录测量__示值变化范围,应不大于测量系统允许综合误差的两倍
(六)系统基本应用软件功能的测试
(1)系统组态和在线下载功能试验设置工程师站权限后,以工程师级别登录工程师站,检查各控制站运行状态、操作员站运行情况和各级网络通讯情况的监控功能是否正常,自诊断功能否是否能诊断至模件级故障,并易于识别打开工程师站中的系统组态软件,逐项进行系统离线配置和组态功能的检查测试(如硬件配置、数据库、回路控制、顺序控制、控制算法语言、操作员站显示画面生成、报表生成、操作安全保护等),离线配置、组态、编译功能正常(如使用画面生成软件,可制作和修改画面;使用图素生成器,用户可建立自定义的新图素等)按照组态手册建立一个组态,在条件许可情况下进行编译生成,检查确认组态软件功能正常通过工程师站组态工具,将控制站中任一主控制器或功能模件的组态回读到工程师站中然后再将此组态(或修改组态并确认正确后)下载到原主控制器或功能模件中,当新的组态数据被确认下载后,系统原组态数据应自动刷新确认整个操作过程中控制系统应无出错或死机等现象发生
(2)操作员站人机接口功能试验设置操作员站权限后,以操作员级别登录操作员站通过功能键、键盘(或鼠标、轨迹球、光笔等),调用各类画面(如流程画面、参数监视画面、实时趋势曲线显示画面、__显示画面等);检查画面显示的层次结构(厂区级、功能组和细节显示),应与设计要求相符,显示区、提示区和通告区等的划分及显示正常;调用任一画面的操作次数应不大于3次流程显示符合电厂实际,操作无异常通过功能键盘(或轨迹球/鼠标),在操作员站上对流程图等画面中的各功能和任意被控装置逐项进行操作检查各CRT画面应显示正常,各功能键或按钮与各功能画面的连接、所有操作显示、操作结果和画面的开窗、滚动、图象缩放显示应正确无误对于任何未经定义的键操作时,系统不得出错或出现死机情况检查画面,各动态参数应自动刷新,刷新周期为1s测试每幅画面上各动态点的设置(量程、__点、上下限值等),应符合设计调用各类趋势曲线显示画面、进行趋势曲线画面组态,其显示应与要求相符,趋势曲线的时标范围、量程调整方便,时标指针__灵活检查各__画面、__窗口和__确认功能是否正常,__提示和关联画面连接是否正确检查系统运行状态(系统自诊断信息)画面,显示是否与实际相符检查帮助和/或操作指导画面,是否有机组启停操作指导,最佳运行操作指导,预防或处理事故操作指导等操作指导,其内容是否与设计或机组运行实际相符
(3)记录、报表、打印功能检查试验在操作员站上选择一目标进行相应操作,检查运行人员操作记录及打印的时间、内容是否与操作相符检查报表管理功能画面显示是否正常;检查定时打印的报表(值报、班报、时报等)格式、内容和时间,是否符合要求通过功能键盘(或轨迹球/鼠标),在操作员站上调出报表(如周报、月报、专项指标)打印菜单,触发随机(召唤)打印功能,系统是否即时打印出所有的报表,其格式、内容和时间是否符合要求选择一幅流程图画面,触发屏幕拷贝功能,检查硬拷贝内容与画面显示是否一致,画面是否清晰、色彩分明检查系统及设备运行记录,是否有自动累计机组启停次数、系统及泵、风机等主要辅机运行的累计小时数
(4)通讯接口连接试验系统上电后,检查通讯接口模件各指示灯指示正确启动通讯驱动软件,系统应无出错信息利用网络软件工具或专用的通讯检测软件工具,确认通讯物理连接应正确有效利用应用软件或模拟方法检查测试数据收发正常,实时性应达到设计要求检查确认DCS能通过现场总线口模件或其它技术,能实现与远程I/O接口及其它设备互连检查控制系统与其它专用装置具有互连能力,提供有标准(或即插即用)接口及相应接口工具软件
(七)数据采集系统的验收
(1)输出通道数据自保持功能测试在操作员站上对被测模件通道设置一输出值,在I/O柜对应端子上读数并记下此值;关闭再打开I/O柜系统电源,在端子上再次读数并记下此值输出__值断电前后的两次读数以及两次读数之差的一半所计算的示值最大误差值,均不大于模件允许误差
(2)输入参数二次计算功能测试a开方功能测试固定补偿值或解除温度和压力补偿,在I/O柜相应端子输入相应的电量__,通过功能块测试图或CRT画面上观看并记录实际输出值输入电流小于
4.1__时基本误差不计;开方输出最大误差不大于允许误差;最大回程误差不超过基本误差绝对值的1/2输入电流从零缓慢增加至输出电流发生跃变,再将输入电流缓慢减少至输出电流跃变到零,小__切除功能应正常工作b差值、平均值、选大值、选小值、选中值功能测试从多个I/O端子输入不同数值的电量__,通过功能块测试图或CRT画面上查看实际显示值差值、平均值、选(大、小、中)功能应与实际相符,各示值最大误差应小于模件允许误差其中,选中值的显示,应为三个输入电量__中的中间值;当任一输入__与中值__偏差超过设定值时应产生__;当任一输入__为坏值时,通常转为二取平均c累计值精度测试在I/O柜相应的端子上输入相应的电量__,在规定的时间里,记录其累计值显示值累计值与计算值之差应不大于模件允许基本误差
(3)输入参数修正功能的检查为确认参数修正满足测量精度要求,测试时分别进行a热电偶冷端温度修正精度测试用二等标准水银温度计,测量中间柜环境温度;同时短路任一热电偶输入__,记录CRT画面对应__的显示值;二者显示值间的差值,应不大于1℃b温度修正精度测试在I/O柜上抽取带温度修正的模拟量输入通道和对应的温度修正输入通道,分别接入测量__和温度修正__;在不同的测量__输入下,改变温度修正__输入值,检查CRT画面的显示值(温度修正__也可通过对模件的强制代替);温度修正产生的误差应不大于模件的允许误差c压力修正精度测试在I/O柜上抽取带压力修正的模拟量输入通道和对应的压力修正输入通道,分别接入测量__和压力修正__;在不同的测量__输入下,改变压力修正__输入值,检查CRT画面的显示值(压力修正__也可通过对模件的强制代替);压力修正产生的误差应不大于模件的允许误差
(4)超限诊断__功能的检查在I/O柜模拟量通道输入端,逐渐增加(或减少)输入__至CRT画面__,继续增加(或减少)输入__后再减少(或增加)输入__,至CRT画面____消失,记录____产生和____消失时的输入__值,注意过程中画面的变化____产生时的输入__值与设定点的差值,称为__设定点动作误差;__消失时的输入__值与设定点的差值,称为__设定点恢复差;__设定点动作差和恢复差均应不大于模件的允许误差当超限产生或消失时,画面上相应点应显示__、数据或底色变色,声光__提示、列表、确认、回顾功能、打印记录内容及时间应与实际相符;相应的联锁保护功能应符合运行实际要求
(5)输入过量程诊断功能检查在I/O柜的模拟量通道输入端,输入超量程3%的__,画面上相应点的数据显示变化、过量程__及打印记录内容应符合实际;相应的保护闭锁功能应符合运行要求
(6)输入__短路诊断保护功能校准当二线制一次仪表由模件供电时,将模件输入__短路,模件应自动切断供电;画面上相应点的故障显示、__和打印记录应符合实际;相应的保护闭锁功能应符合运行要求
(7)热电偶输入__断偶诊断功能检查在I/O柜热电偶__通道的输入端输入一__后,断开输入__,画面上相应点的显示值及颜色应迅速变化至规定值,故障__和打印记录应符合实际,相应的保护闭锁功能应符合运行要求
(8)热电阻输入__短路或断路诊断功能检查在I/O柜热电阻__通道的输入端输入一__后,短路或断开输入__,画面上相应点的显示值及颜色应迅速变化至规定值,故障__和打印记录应符合实际,相应的保护闭锁功能应符合运行要求
(9)参数变化速率诊断保护功能检查参与联锁保护的测量输入__,设置参数变化速率诊断保护功能,对于防止干扰__、接线松动,线路接触不良等带来__突变,引起联锁保护系统的误动,是一种非常有效的措施一些在线运行的DCS系统因疏忽了这一选择,使一些本可避免的联锁保护系统发生误动有的DCS虽然没有现成的功能设置,但可以通过软件组态来实现因此,在DCS出厂验收测试时,应特别重视这一功能的测试测试时选择参与联锁保护的输入模拟量I/O通道,在输入端加入一快速变化__(不超出__范围)画面上相应点的显示值及颜色变化、故障__和打印记录内容应正确,相应的保护闭锁功能应符合运行实际要求变化速率值越限后,通常情况下将该__的联锁保护功能闭锁,待输入__恢复至正常值后,自动或手动重新投__锁保护测试只确认其功能正确,参数变化速率的实际设定值则应根据机务要求进行设置
(10)输入__断路诊断功能检查在I/O柜的模拟量输入端输入一__后,断开输入__,画面上相应点的故障显示、__及打印记录内容应符合实际;相应的保护闭锁功能应符合运行要求
(11)输入__冗余功能检查三取中冗余配置的测量系统中,当任一__值超越设定值时应__,但相应的控制系统应不受影响;当其中2个__超越设定值时应__,且相应的控制系统由自动切至手动;三取二冗余配置的测量系统中,当任一__超越设定值时应__;当其中2个__超越设定值时,发出____,同时相应的联锁保护功能应符合设计要求;双重冗余配置的测量系统中,当2个测量__之间偏差超出偏差允许范围时应__,相应的控制系统应由自动切至手动,并可手动任选一__用于显示或自动控制
(12)输出模件的输出__短路和断路诊断保护功能检查输出__为电压__时,输出__端短路后再恢复原状,模件工作应正常(包括端子板);输出__为电流__时,输出__端断路后再恢复原状,模件工作应正常(包括端子板)
(13)SOE记录和事故追忆系统在操作员站上进入SOE组态画面,检查系统的SOE__内容描述正确,配置符合设计且留有一定余量;检查SOE打印机配置情况;检查事故追忆功能,其表征机组主设备特征的变量__记录应完整设置了不少于20个重要变量的跳闸前10min、跳闸后5min,以1s时间间隔的快速记录,以及一些时间间隔为3s~5s的相关变量的记录;任意选择3~5点的SOE__输入通道,连接SOE____发生器让__发生器送出时间间隔在5ms~1ms间的开关量__,改变__发生器__的间隔时间,直至SOE记录的时间间隔与实际不符时止__顺序记录的分辨力应≤1ms检查__显示、打印__的内容、次序及时间顺序,应与输入__一致;重复打印时,时序应无变化;事故追忆显示符合设计要求若无开关量__发生器,可在不同站的SOE__输入端同时输入__(如将不同站的SOE__输入端连接到同一开关上,然后合、断开关),观察操作员站上SOE__列表中的显示和打印记录时间、内容,应与输入__一致,且在__发生和消失的间隔内不应重复打印
(14)历史数据存储和检索功能试验从历史数据库中选取一组记录点,内容应包括模拟量、开关量、操作记录、系统__等检查历史数据检索画面应显示正常,输入需检索的数据(如测点名、测点编号)和检索时间段,系统应正确响应,并显示相应的记录(如历史数据报表或历史数据曲线、历史__报表、操作记录等)请求打印,打印结果应与显示结果相同分别组态当前时段(短期)的历史数据报表和曲线,显示并打印,检查报表、曲线的数据和时间应正确,并转储至磁带或光盘中,整个操作过程应无故障__分别组态已转储至磁带或光盘(__)的历史数据报表和曲线,系统应提示需提供已转储时段的历史数据磁带或光盘;插入相应的磁带或光盘,予以激活,显示并打印,检查报表、曲线的数据和时间应正确,整个操作过程应无故障__
(15)性能计算功能检查检查与性能计算相关的所有测点应正确,计算报表及画面应显示、打印正常启动性能计算应用程序,应无出错__检查性能计算精度,应符合设计要求,否则应进行调整或组态修改
(16)I/O__处理精度检查测试模件__处理精度测试前,应先确认所用的标准__源的(校准仪)计量传递在有效检定周期内,其阻抗与模件阻抗相匹配,内外供电电源相对应DAS系统的__,分模拟量输入(AI)、模拟量输出(AO)、数字量输入(DI)、数字量输出(DO)、脉冲量输入(PI)五大类测试开始时先检查每个通道的转换系数,应符合测量系统量值转换要求检查模拟量测量参数的采样周期、显示周期和“不灵敏区”设置,应满足机组运行的需要测试模件供电质量、模件适应电源及负载变化能力,当直流电源电压在额定值的±5%范围内变化时,I/O模件功能和基本误差应符合规定要求a)模拟量输入(AI)__精度测试AI__有热电组RTD(Pt100\Cu50),热电偶TC(S、R、J、K、T、B、EA-2分度),电流(4~20__DC、0~10__DC、0~20__DC等),电压(1~5VDC、0~5VDC、0~10VDC等)工程中常用的有RTD(Pt100)、4~20__DC、E型和K型TC四类通道测试时的接线如图2-24所示,图中虚线左边为测试接线,右边为终端模件的接口示意图(a)4~20__二线制(系统供电)(b)4~20__四线制(现场供电)(c)TC__(d)RTD__图2-24通道测试接线图测试按下步骤进行—关闭所用__发生器电源,按上图接线—打开所需__发生器电源,特别要注意模拟输入量的供电方式现场供电(FIELD)或系统供电(SYSTEM)若是FIELD方式,__发生器切至有源(24VDC)档,两表棒直接与输入端子相连,正端接正端,负端接负端;若是SYSTEM方式,__发生器切至无源档,表棒正端接输入端子负端,负端接机柜直流接地棒—通过相应的标准__源,在相应的输入__线端子上分别输入量程的0%、25%、50%、75%、100%__,在操作员站或工程师站上读取__显示值(注意该__数据变化的响应时间应符合运行要求),与输入的标准值进行比较(若被测试的模件共享1个A/D转换器,则每个模件可仅选一个通道测试5个点__,其余通道只测量程的50%__,记录所测__值及CRT上相应__值;但通用模拟量__输入的子模件每个通道都有A/D转换器时,则每个通道均需要进行测试)记录各测点的测试数据,计算测量误差,应满足表2-6精度要求表2-6输入模件通道精度标准__类型基本误差回程误差电流__±
0.1%
0.05%高电平直流电压V低电平直流电压(0~1V)±
0.2%
0.1%脉冲Hz±
0.1%
0.05%热电偶mV±
0.2%
0.1%热电阻Ω±
0.2%
0.1%值得注意的是,进行AI__精度测试时,RTD通道通常要用标准电阻箱作为__源,如采用有源__校准仪作为__源,可能会使测试数据产生较大的偏差b)脉冲量输入(PI)__精度测试—CRT上调出相应的监视画面;—用标准频率__源,在测点相应的端子上分别输入量程的10%、25%、50%、75%、100%__,在操作员站或工程师站(手操器)读取该测点的显示值与输入的标准值进行比较;—记录各测点的测试数据,计算测量误差,检查触发电平,均应满足表2-6要求(或制造厂出厂精度)c)模拟量输出(AO)__精度测试AO__一般都是4~20__,测试时按图2-25接线,图中虚线左边为测试接线,右边为控制柜接线端的接口示意图通过操作员站(或工程师站、或手操器),分别按量程的0%、25%、50%、75%、100%设置各点的输出值,在对应模件的输出端子进行测量
①用标准测试仪测量并读取输出__示值,与输出的标准值进行比较;记录各点的测试数据,计算测量误差,应满足表2-7的精度要求图2-25AO__的测试
②若为电压输出的AO模件通道,调节负载电阻至允许的最小负载电阻(不大于2kΩ),其输出值的变化量应不大于模件允许误差
③若为电流输出的AO模件通道,调节负载电阻至允许的最大负载电阻(不小于500Ω),其输出值的变化量应不大于模件允许误差表2-7输出模件通道精度标准AO__类型基本误差回程误差电流__±
0.25%
0.125%电压V±
0.25%
0.125%脉冲Hz±
0.25%
0.125%d)脉冲量输出(PO)__精度测试通过操作员站(或工程师站或手操器)分别按量程的10%、25%、50%、75%、100%设置各点的输出值,在对应的输出端子上用标准频率计测量并读取示值,与输出的标准计算值进行比较记录各测点的测试数据,计算测量误差,应满足制造厂出厂精度要求
(17)开关量__正确性检查a)开关量输入(DI)__正确性检查通过短接/断开无源接点或加入/去除电平__,分别改变各输入点的状态,在操作员站或工程师站(手操器)上检查各输入点的状态变化;记录测试的各点状态变化,应正确无误b)开关量输出(DO)__正确性检查检查数字量输出子模件地址并记录;通过操作员站调出相应的控制画面(工程师站或手操器),分别设置0和1的输出给定值,用万用表检查相应模件输出端子的通/断情况,同时观察开关量输出指示灯的状态;记录各点的测试状态变化,应正确无误
(八)DCS控制系统功能验收
(1)模拟量控制系统在工程师站上,核对各控制子系统软件逻辑及与其它子系统间的连接、各控制回路初始参数设置(如流量__的系数及补偿参数、__限值、定值等),应与设计要求一致操作员站上调出各模拟量控制子系统相关画面,检查确认各控制子系统应齐全;操作任何未经定义的键,系统不应出错或出现死机情况若已连接仿真系统,则通过DCS对仿真系统进行控制,检查控制系统的给定方式、子系统手操方向闭锁功能、机组负荷指令闭锁功能、超弛作用、PID动作方式与作用方向应与设计相符调整回路设定值与被控量间的偏差值,从趋势曲线上观察控制系统的反应特性若无硬件仿真设备,通过软件组态仿真,进行DCS控制模拟仿真试验
(2)DCS逻辑控制系统(包括FSSS、SCS、PPS系统)在工程师站上,核对各控制子系统逻辑组态、启动许可条件、操作顺序、运行方式及各控制回路初始参数设置,应符合设计要求核对MFT和保护条件及__打印内容组态应齐全检查CRT画面上各控制子系统相关设备操作连接方式和状态显示是否正确;操作任何未经定义的键,系统不应出错或出现死机情况具有DO点输出的受控对象(阀门、挡板等)是否已连接成弹出式手操,或相关手操器组已组态在一幅模拟图上;对某一受控对象按一下鼠标或键盘,应能弹出相应的数字软手操仿真或模拟试验,检查各控制子系统动作状态、每一步的执行情况和时间在流程或模拟图上是否能监视,对应控制对象开、关方向的输出__和闭锁条件是否与运行实际要求相符,系统动作状态、首次故障__、操作记录及故障时的__是否正确确认MFT跳闸原因记忆分辨力小于1ms(或按合同规定),MFT跳闸前后__追忆显示时间与内容符合设计要求
(3)DEH控制系统在工程师站上,核对控制系统软件逻辑、各控制回路初始参数设置是否与设计要求一致操作任何未经定义的键,系统不应出错或出现死机情况操作员站上调出各模拟量控制子系统相关画面,检查确认各控制子系统应齐全;DEH生产厂家一般都设计有仿真系统,验收时DEH系统的仿真接口连接仿真器,通过DEH的I/O模件,使DEH与仿真器形成闭环系统,进行DEH系统的控制功能试验(如升速、暖机、并网、OPC试验、严密性试验、超速保护、升负荷、单/多阀切换、阀门试验回路投/切、遥控功能、甩负荷等),以检验DEH的功能和逻辑是否正常
(九)考核指标统计报表和实时数据统计功能的检查考核指标统计报表和实时数据统计功能,根据合同具体要求确定,一般应设计有—模拟量系统投入率实时统计报表,—自动系统利用率实时统计报表—保护系统利用率和保护动作次数实时统计报表—汽温超温次数和时间的实时统计报表在进行上述项目的检查、测试验收时,要注意各参数的计量单位,应符合法定计量单位的要求验收结束合,汇编出厂验收记录,提交出厂验收报告,经双方认可、签字后存档备查分散控制系统的出厂验收质量,对工程的调试进展,机组的可靠启动都会有较大影响通常情况DCS厂家的生产测试环境、测试工具、调试手段较先进和齐全,解决各种问题的专家多,因此DCS本身中存在的问题在出厂验收前被发现,比较容易得到迅速解决,即使解决不了的问题也可以让厂家在出厂前采取相应的补救措施一旦系统进入现场,负责现场调试的用户和工程服务人员,相对来讲对系统的掌握程度、处理问题的能力和条件要弱,因此解决问题的速度会受到影响,有些问题甚至难以得到解决此外电厂基建工期提前或担误后的补救措施,都会缩短热工的现场调试时间,若分散控制系统的出厂验收质量得到保证的话,能弥补因现场调试时间缩短对调试质量所带来的影响因此,出厂验收工作应引起用户特别的重视第三节分散控制系统的现场调试
一、分散控制系统现场调试的基本要求控制系统在厂家经组态、调试、仿真试验、考机等各项工作后,由用户及相关单位人员对系统按要求进行出厂验收合格后,设备发往现场,进入现场__调试阶段,这个阶段是确保系统能否正常投入运行及一次启动成功的重要环节因此,对其基本要求如下1)参加调试的人员,须是经过本DCS专门培训的专业人员,在全面掌握控制系统的调试技术基础上,明确调试任务,精心调试,确保控制系统的调试质量2)调试过程中使用的校准计量仪表,必须是在有效使用期内,精度等级符合规定要求3)经过调试后,控制系统所有指标应满足合同或分散控制系统基本指标要求4)机组整套启动前,由于控制系统的工作环境、,接入过程通道的信息量等都与出厂验收时有很大不同,尤其是在现场时间接近1年,因此应再次进行电源质量、控制系统基本性能与应用功能的测试,有疑义的应在机组移交商业运行前再次进行确认试验,特别是系统通讯负荷率和主要控制站、主要过程处理单元的负荷率应进行重点确认5)严禁在计算机控制系统中使用非本计算机控制系统的软件除非软件升级或补丁的需要,严禁在计算机控制系统中使用非本系统格式化或读写过的软盘、光盘、磁带等本系统专用存储介质,也不得与其它计算机系统交换使用6)每一级用户口令字长应大于6个字符并由字母数字混合组成,权限设置应正确定期修改并做好记录,妥善保管工程师站、操作员站等人机接口系统应分级授权使用严禁非授权人员使用工程师站和/或操作员站的系统组态功能7)所有的硬、软件修改均要执行规定的程序,任何涉及到系统安全的操作均需有工作人员监护除非厂家有明确说明,否则插拔模件时需做好防静电措施8)建立计算机控制系统硬、软件故障记录更换台帐和软件修改记录台帐,详细记录系统发生的所有问题(包括错误信息和文字)、处理过程和每次软件修改记录组态和参数修改后必须及时打印有关图纸或数据备份,机组整套启动前应做好控制系统的数据备份工作
二、分散控制系统首次通电前的准备工作系统首次通电前的准备工作质量,对系统的调试工作能否顺利进行将带来较大影响比如接地系统不好,现场电力磁场可能会对控制系统带来干扰;电缆控制__与测量__共用电缆,可能会引起设备误动作;非常潮湿的地区,通电前若不先开空调进行除湿干燥,通电后有可能引起模件损坏;接线错误有可能损坏模件或部件等等有关这方面的经验教训很多,因此通电前应认真进行以下的检查和测试工作1)系统设备外观检查控制设备无破损,固定螺栓无松动,设备连接外部配件齐全,控制机柜已编码,设备不存在影响上电的问题等等2)系统设备__环境条件检查检查内容包括防火、防爆条件是否符合规定,是否满足设备安全要求;场地照明是否满足要求照明强度500-900勒,光线间接、可调;设备环境无电磁干扰、污染、腐蚀、机械冲击和振动等;控制室及计算机房温度调节控制已投入正常运行(气候潮湿地址要求投入正常运行3天以上),且空气洁净度、湿度、温度满足指标要求;设备周围通风良好;设备中特殊的环境要求已得到满足3)接地系统__检查不同厂家的DCS,对接地系统要求有所不同多数DCS采用DCS侧屏蔽单点接地方案(可抗电场干扰,需要周期性地检查接地回路),有些DCS基于__参考电势的表面接地和多点接地原则,采用多点接地方案(电缆屏蔽两侧均接地,可提高电磁兼容性,不需要检测接地故障,当出现大电流用户接地故障情况下,屏蔽层可保证有足够的通流能力,但要求在任何情况下电缆屏蔽层的两端接地电势差小于5V)虽然随着技术水平的发展,DCS对接地的要求也在降低,但在厂家无明确说明的情况下,还是应按常规接地系统的要求进行检查
(1)检查控制系统应使用专用地极,地极同厂区地网相连接,周围(大于10米内)无避雷针地极和大型电力设备地极;所有从地极上的引线都应是焊接的;地极的接地电阻应小于5Ω;地极间的电阻应小于1Ω
(2)控制系统的接地,一般有__地(屏蔽层接地)和保护地(机柜及电源地),也有的控制系统合并为一个地,相对应的每个控制柜有__地和保护地,而每个端子柜只有保护地检查确认各机柜的相应接地线已可靠连接,并由二根铜芯电缆分别引至总接地板连接线的线质、线径、线色应满足规定要求
(3)断开机柜与__地线和保护地线的连接,用欧姆表测量接地导线与机柜之间的电阻应小于1(
0.5)Ω,否则应采用措施断开每个机柜接地线与外界的__,用万用表检查柜内__地和保护地相互间、与地间、与机柜间电阻,任意两者之间应大于2MΩ如不满足要求,按机柜接线图查找原因
(4)除非制造厂有明确说明,否则同一__回路或同一线路的模拟量__线屏蔽层,均在控制系统端子排处接地,以保证一点接地断开__电缆屏蔽层的接地,用普通万用表测量屏蔽层与地之间的电阻应大于2MΩ否则,说明有屏蔽线两端接地,应逐一断开屏蔽线,找到与地短接的屏蔽线并更正一般开关量__无需屏蔽接地,但必须保证控制系统输入开关量是一个单独的无源触点,切不可与其它系统共用一个输入触点或串入高电压,否则可能损坏模件4)电缆及接线检查对照通信电缆连接图和控制柜连接图,检查预制电缆连接应无误,插头的固定螺钉已旋紧,I/O预制电缆的屏蔽层已在电缆的一端引出且屏蔽层已固定在插头外壳的紧固螺钉上脱开所有终端单元与模件通讯电缆的连接检查网络电缆与网卡地址相符,防止不同网电缆插错;如网络采用同轴电缆,应注意终端__50Ω终端接头对照控制柜与端子柜端子接线图,检查已连接的接线正确、牢固;手轻拉接线应无松动,柜内部接线无脱落或断开;确认检查各I/O柜端子未与就地设备连接5)供电系统检查检查DCS的两路220VAC供电电源电缆(线质、线径)符合要求,其地线,火线、零线(E、L、N),已连接正确,有颜__分并且在整个系统内保持一致各路电源有明确标志,以免混淆电源故障时难于区分检查检查各电源开关的容量、熔断器的额定电流、熔丝的熔断电流(包括各端子板上的熔丝)以及上、下级间熔丝容量的配置(通常上一级应比下一级大两级或以上)应完好,符合使用设备及系统的设计要求,标明容量与用途的标志应正确、清晰所有电源开关均处在断开状态500V兆欧表检查交流电回路绝缘电阻应大于1MΩ,万用表测量各直流排(+15V、+24V、+5V等)对地电阻,无短接现象确认供电系统无隐患6)操作员站、工程师站及外设设备__检查检查设备外观及环境、供电系统、接地系统全部满足要求;电源等级应与供电电源等级一致,电源开关均处于断开位置CRT__稳固,位置应紧邻操作盘,以便运行人员操作时方便观察CRT图像有可旋转底座的CRT,应能根据操作员的要求转动固定于操作台上的CRT,应有足够空间以便调整与散热CRT开关通常设置在模拟输入方式,如用视频电缆连接则设置于75Ω,其电缆屏蔽层应有良好接地操作员站和工程师站的工控机及打印机__稳固;键盘、鼠标(或球标)、电源线、工控机的图象显示卡和网卡等配件完整,并已可靠连接各模件设置正确,__牢固7)系统设备吹扫若系统设备上有结灰现象时,则需要对机柜进行吹扫但应注意,吹扫用压缩空气须干燥无水、无油污;吹扫时气体压力宜控制在
0.05MPa左右;吹扫的同时要进行吸尘,吸尘器须有足够大的功率,以便及时吸走扬起的灰尘;对模件的吹扫最好采用惰性气体(如氮气),吹扫结束后机柜要有临时的防尘措施对于有防静电要求的设备,吹扫时须做好防静电措施,工作人员须带好防静电接地腕带,并尽可能不触及电路部分;拆卸的设备应放在防静电板上,吹扫用压缩空__应接地注意任何时候都不要将吸尘器等工作设备的电源线插到外设电源插座上使用,特别是机组运行时8)模件__系统检查无误后,参考控制柜装配图和控制柜模件布置图,将模件装入插槽,装入前要核对模件地址及功能设置开关与软件组态一致,装入时注意模件插槽不要插错若模件出厂时已装入插槽,仍应对模件的地址及功能开关的设置是否与软件组态一致进行确认如发现异常,必须做好记录
三、控制机柜上电在接地线、电源线连接完毕并检查正确后,可进行机柜的上电工作但在上电前,应确认所有开关都在OFF状态,机柜内的所有模件等应先拔离插槽对于有现场电缆接线的机柜,在现场接线未完成前尽量不要送电;如需内部通电调试时,则不得将外送电源变送器24V电源、开关量电源等送电计算机控制系统首次受电工作应按顺序依次进行,包括系统受电前检查、系统分设备上电后确认和系统软件恢复等工作机柜上电时参照设计电源供电图,采用从前到后逐级通电的方式进行,每一步均有记录,每一步输出合格后,再可打开下一级开关,进行下一步检查
(一)现场过程控制站机柜上电
(1)检查电源模件、主模件的设置是否正确;确认通信总线电缆和扩展总线跨接器的连接正确后,合上控制站总电源开关,测量控制系统电源柜两路进线电源电压,应在220VAC±10%范围内;
(2)合上电源柜A路220VAC交流电源开关,风扇应正常运转可靠插入电源模件,检查相应的模件状态指示应正常;测量直流电源输出符合要求,再按次序打开直流内电源开关、控制器电源及直流外供电电源,检查测量各直流电源输出是否正常并记录直流电源检查到供电部位,如内电源检查到模件柜部线板,外电源到端子柜供电端子排如有问题,立即关闭电源开关,重新检查线路A路电源正常后,关闭相应开关,并按此方法检查B路电源两路电源均正常后,可同时合上两路电源开关,检查系统供电、切换正常,同时注意电源监视等__能正常输出,检查至外设的交流电源切换正常
(3)逐一打开现场过程控制站机柜上一路电源开关,带有散热风扇的控制柜风扇应正常工作;切换机柜另一路电源开关,检查情况应相同按图纸插入一块电源模件至相应的槽位上并锁紧,这时电源模件上正常指示灯应亮,测量各电源排上电压满足要求;
(4)检查主模件设置正确后,取下主模件熔丝,按照__图纸插入一主模件至相应的槽位并锁紧,装入主模件熔丝;观察主模件指示灯是否工作正常;若正常将所有主模件按照相同方法逐一插入相应的槽位并锁紧进行插入试验,观察其指示灯应正常;
(5)关闭机柜电源,检查全部子模件与通信模件的设置正确后,按图纸将所有模件__到位、锁紧,并核实柜内模件的一些特殊要求得到满足后,机柜上电,观察各模件是否工作正常;再次测量电流分配排上各电压应满足要求;检查I/O模件的供电直流电源电压,应在额定值的±5%范围内变化,电源纹波小于
0.1%
(6)核实厂家要求检查的其它项目均满足要求至此现场过程控制站机柜和端子柜的上电工作完成
(二)人机接口系统设备上电在完成操作员站、工程师站和外设设备的上电检查项目且均满足要求后,严格按照以下次序逐步进行上电操作
(1)分别测量分电源开关通断前后的电压和操作员站的电源开关通断前后的电压,应符合要求
(2)闭合显示器电源开关;当操作员站通电后,确认各相关的指示灯显示与风扇工作应正常
(3)当操作员站CRT屏幕出现操作员站主菜单,模件离线信息消失,时钟显示并跳动时,证明操作员站上电完成通过,检查和设置北京标准时间
(4)按上步骤逐台给各操作员站、工程师站上电完毕后,合上网络打印机开关,确认打印机状态灯显示正常,整个计算机控制系统启动完毕;
(5)其他特殊设备的上电按其说明书要求进行
(6)检查整个系统的通讯连接、CRT画面显示、各设备的运行状态等指示,应正常并与实际状况相符,否则应予以处理;必要时可通过专用检查工具和专用软件进一步进行检查;
(三)控制系统软件恢复控制系统通电完成后,利用工程师站对过程控制站的过程控制模件和操作员站进行软件恢复,恢复过程与普通的计算机软件__基本相同,下面例举SYMPHONY系统的软件恢复步骤,其它控制系统详见供货厂家说明书
(1)过程控制模件的软件恢复在工程师站上,将控制系统组态文件拷贝到其硬盘中,激活站的CIU通信节点,依次对各过程处理模件进行如下操作a对模件进行初始化操作,完成后转为可组态状态;b对指定模件的组态图进行编译,并下载至指定的模件中;c从工程师站上调取模件的组态表格进行初步检查,确认软件已下载完成;d将模件状态置为执行状态;e检查各过程处理模件工作正常,过程控制模件的软件恢复工作完成
(2)操作员站的软件恢复操作员站有两套软件,即WindowsNT操作系统和ConductorNT应用系统WindowsNT主要负责基本的I/O操作以及系统内部的运算、内存管理操作等ConductorNT应用系统主要负责过程控制、画面显示、系统组态、__响应及数据归档等软件恢复过程如下a操作员站上电之后,系统首先执行自检程序,然后加载WindowsNT操作系统;运行批处理文件自动加载ConductorNT应用系统;系统运行初始化程序,开启操作员站的网络接口模块,此时可见IMICT模件上的绿灯点亮,表明HSI已经连入C-NET网b以“Engineer”身份登入ConductorNT系统,在Serverconfigruation目录下运行DATABASE,创建系统TAG数据库检查数据库完整性在系统窗口选中HistoricalDatabase检查TREND库完整性在系统窗口中打开画面,检查画面完整性和趋势、__等功能进入WindowsNT资源管理器,将EB\LIB目录和ConductorNT\database目录下所有文件备份存人光盘c启动操作员站、工程师站应用程序,在工程师站上检查网络正常,各人机接口站、过程处理单元节点正常,过程处理单元所带I/O模件自检正常,各I/O模件正常一般系统出厂前已__了项目应用软件,至此,系统控制部分已恢复可通过工程师站,连接过程处理单元,进行现场试验及调试但在此之前,业主、调试和厂家应完成控制系统送电测试验收报告(报告中应有送电测试验收时间、参加人员、测试过程详细记录、结论及存在的问题)
四、控制系统的前期调试控制系统的前期调试,指的是现场热工设备在进行__,至现场电缆尚未连通阶段这阶段的调试工作主要是为了保证I/O通道正确,处理精度符合要求;硬件配置、软件组态、画面组态符合设计要求;操作员站、打印机、拷贝机、SOE系统能正常工作确认各子系统控制逻辑符合现场实际运行要求,初始参数设置正确等
(一)热工__系统试验当操作“灯光试验”按钮时,全部__显示牌应亮或慢闪当操作“__试验”按钮时,应发出音响,所有__显示牌闪光__,按消音按钮,音响应消失,所有__显示牌变为平光当模拟触点动作时,相对应的__显示牌闪亮,并发出音响__,按消音按钮,音响应消失,__显示牌转为平光确认__的显示、声光__、打印正确热工__按严重程度可分为一般____、重要____、机组跳闸__三类;为了区分__性质和严重程度,常采用不同的灯光和音响加以区别模拟不同__级别的__进行试验,确认灯光和音响符合设计检查已发生的____,确认与实际相符;检查__后相关画面的显示应与设计相符
(二)I/O__通道测试分散控制系统各I/O模件的正常工作,是保证DCS调试工作进一步顺利开展的基础,因此系统通电工作完成后,应及时做好I/O__通道检查测试工作即在控制系统恢复通电且无异常后,首先在中间柜(至就地的电缆未接入之前)对所有I/O__进行内部通道测试检查,包括检查—测量参数的采样周期、显示周期和“不灵敏区”设置,应满足机组运行的需要;—各I/O模件地址和功能设置应正确;—端子排上熔丝应完好;—各通道及模件工作应正常;—设计的TAG从中间接线柜到CRT画面的__显示名称、位置是否一一对应;—__类型、量程、__定值、保护功能、温度补偿功能、水修值及内部测点连接应与设计一致;—通道处理精度和__响应时间应符合合同和运行要求等为防止I/O__检查过程中的遗漏,对所有开关量和模拟量输入__检查时,可按端子板排列顺序逐一加__进行测试确认,并做好记录对所有开关量和模拟量输出__,可用强制单点的方法,在输出端子上进行测试确认并做好记录出厂验收时精度不满足要求的通道,在厂家处理后未得到验证的现场应重点检查出厂验收时精度满足要求的通道,主要是确认__类型、量程及点名、画面位置、__定值、辅助功能和就地设备连接的正确性由于工作环境的变化,测试中可能会发现一些通道处理测量精度与出厂时不符,应查明原因(测试设备原因、测量人员原因还是出厂时就测量失准),予以消除模拟量输入模件通道测试检查并记录各模拟量输入模件地址设置和对应测量元件的标准设置、至终端模件的预制电缆连接以及终端模件上通道供电跨接片连接状态是否正确若无问题则插入模拟量输入模件,逐个通道加入模拟__,记录画面显示值若模件精度符合要求,将模件拔出并做好记号,待回路接线检查后再插入模件槽位中模拟量输出模件通道测试检查并记录各模拟量输出模件地址设置、至终端模件的预制电缆连接以及终端模件上通道供电跨接片连接状态是否正确若无问题则插入模拟量输出模件,通过操作员站(或工程师站、或手操器)设置输出值,在对应模件的输出端子,用标准测试仪测量并记录输出__值若模件精度符合要求,将模件拔出并做好记号,待回路接线检查后再插入模件槽位中脉冲量输入模件通道测试检查并记录模件地址和内置开关的设置,通道输入电压等级及输入是否带消抖,至终端模件的预制电缆连接以及终端模件上通道供电跨接片连接状态是否正确若无问题则插入脉冲量输入模件,逐个通道加入脉冲__,记录画面显示值若模件精度符合要求,将模件拔出并做好记号,待回路接线检查后再插入模件槽位中数字量输入模件通道测试检查并记录各开关量输入模件地址设置,各通道输入电压等级及交直流特性,至终端模件的预制电缆连接以及终端模件上通道供电跨接片连接状态是否正确若无问题则插入开关量输入模件,逐点短接输入通道,检查模件面板灯和画面状态显示是否正确若模件工作正常,将模件拔出并做好记号,待回路接线检查后再插入模件槽位中数字量输出模件通道测试检查并记录各开关量输出模件地址设置,至终端模件的预制电缆连接以及终端模件上通道供电跨接片连接状态是否正确若无问题则插入开关量输出模件,检查模件面板状态灯若工作正常,则通过操作员站调出相应的控制画面(工程师站或手操器),分别设置0和1的输出给定值,用万用表检查相应模件输出端子的通/断状况,同时观察开关量输出指示灯的状态和输出继电器的动作情况并记录若模件工作正常,将模件拔出并做好记号,待回路接线检查后再插入模件槽位中SOE系统输入模件通道测试检查并记录SOE输入模件地址及内置开关的设置,通道输入电压等级所对应的跨接片的连接,模件工作方式所对应的跨接片的连接,至终端模件的预制电缆连接以及终端模件上通道供电跨接片连接状态是否正确若无问题则插入开关量SOE模件,逐点短接输入通道,检查模件面板灯和画面状态显示是否正确若模件工作正常,将模件拔出并做好记号,待回路接线检查后再插入模件槽位中
(三)画面的检查与修改虽然画面在出厂验收测试时已得到确认,但某一幅画面出现异常(如响应时间特别慢),或某一流程设备或取样点与实际不符(如某一阀门位置错误)情况在现场调试阶段还是有可能发生,因此调试初期阶段,应在操作员站上逐幅调出画面进行检查核实a调用各类流程画面,对照现场实际,确认其显示的正确性;测试每幅画面上各动态点的设置符合实际b调出参数监视画面,检查参数的变化符合规定,确认控制系统在现场未受到环境的干扰影响;c调用各类趋势曲线显示画面、在线进行趋势曲线画面组态,其显示应与要求相符,趋势曲线的时标范围、量程调整方便,时标指针__灵活d检查各__画面、__窗口和__确认功能应正常,__提示和关联画面连接应正确确认____已按其重要级别进行优先权分级,其颜色、音响符合规定e通过功能键盘(或轨迹球/鼠标),在操作员站上对各功能和画面中的任意被控装置逐项进行操作检查各CRT画面应显示正常,各功能键或按钮与各功能画面的连接、所有操作的对应结果应正确无误对于任何未经定义的键操作时,系统无出错或出现死机情况f检查历史数据检索画面应显示正常,输入需检索的数据(如测点名、测点编号)和检索时间段,系统应正确响应,并显示相应的记录(如历史数据报表或历史数据曲线、历史__报表、操作记录等)g检查系统运行状态(系统自诊断信息)画面,显示应与实际相符h检查帮助和/或操作指导画面应无异常i上述画面检查时,注意参数显示的位数应符合测量系统精度要求,工程单位应符合法定计量单位要求—检查中发现异常或错误,除做好记录外,在完成规定的修改程序手续后,按不同DCS厂家规定的步骤进行修改,比如INF-90系统按下步骤进行—在工程师站上调出相应画面,按需要进行修改并存储;—将画面文件转化成.DT文件,并存入软盘;—在操作员站上以工程师身份进入;—在操作员站上运行PROCDT程序,将上述.DT文件转化成系统内部文件(.DL及.DU);—在操作员站上运行FLUSH更新系统画面—修改后应及时打印有关图纸,并及时做好修改后的软件备份工作
(四)报表打印功能的测试检查打印设备连接完好后,分别进行系统__打印、操作员操作打印、事故追忆(SOE)打印、日常报表打印测试,确认能正常打印,且打印的格式、内容和时间符合要求
(五)SOE记录和事故追忆系统功能测试若在控制系统出厂验收时,该项测试已按要求进行并满足要求,则此时仅需按前述的DI通道测试方法,在I/O柜逐个短路SOE的开关量__,检查画面__显示、打印__的内容、次序及时间顺序,应与输入__一致,且重复打印时时序无变化,事故追忆显示符合设计要求若在控制系统出厂验收时,该项测试未按要求进行或未满足要求,则按出厂验收时的要求进行检查测试;然后重复上步骤
(六)控制子系统逻辑组态核对逐个调出控制子系统逻辑组态,确认其控制结构、与其它子系统的连接、定值、上下限值、PID等初始参数的设置,符合设计或实际需求
五、控制系统联调控制系统联调阶段,指的是被联调的控制系统设备__已进行到后期,涉及到这部份系统的热工单体设备已调试合格,电缆已基本接通,逻辑检查修改工作完成,试验项目的有关条件已具备;这个阶段的调试质量好坏,是确保各子系统能否随机组启动投入正常运行或试验的关键
(一)电缆敷设、接线检查电缆可靠敷设,接线正确、牢固,是保证这阶段调试工作顺利开展和今后机组稳定运行的基础,因此在控制系统联调前,调试人员首先应认真做好电缆敷设和接线的检查工作(实际上在__阶段就应密切注意),当下__认工作完成后,现场调试工作转入控制系统联调阶段—现场__连到DCS机柜的过程中,电缆走向已注意到__电缆与电源电缆分开,并尽量避免并行走线;—模拟__线已尽量使用了双绞屏蔽线,线芯截面在
1.5mm2左右;—接线盒或中间端子柜的屏蔽电缆接线,当有分开或合并时,其两端的屏蔽线已通过端子可靠连接,即__电缆的全线路屏蔽层具有电气连续性得到保证;—从电气现场来的并网__,由于线路长、干扰大,为防止对其它__的干扰,已采用屏蔽电缆并在就地接地;—抽查电缆屏蔽接地线,断开与接地排间的连接,测量绝缘电阻应大于1MΩ;—对照控制柜与端子柜端子接线图,内部接线无脱落或断开,连接正确、牢固;各端子板的硬件连接、外接线符合设计,各I/O柜端子与就地设备已可靠连接;—所有接线已进行校线,其接线位置和正、负极性正确,并有校线记录;—在检查过程中可采用手轻拉接线的方法,确认接线是否牢固无松动
(二)DAS系统联调DAS系统联调工作的目的,主要是为了确认各测量回路连接是否正确,模拟量测量单元一次仪表校验量程与CRT显示量程是否一致、热电偶正负极性连接是否有错、压力测量的水修是与实际相符、系统的综合精度是否满足要求、开关量__所连接的开闭触点是否符合设计等等
(1)对模拟量输入__(至少应对一些重要__回路),在确认测量回路的单体仪表已调试合格的前提下,进行系统综合误差校准,通过就地__源端物理量(温度测量系统可在线路中串接__源)的逐渐上升和下降变化至校准点(包括常用点在内不少于5点,下限值只检下行程,上限值只检上行程),记录CRT画面上对应的参数显示值,计算最大示值误差应不大于测量系统的允许综合误差,回程综合误差应不大于系统允许综合误差绝对值的1/2,其中热电偶测量系统综合误差相对值表达式为+△(2-3)其它系统综合误差相对值表达式为(2-4)式中A1,A2,………An——为系统中各个单元仪表的准确度等级;△——当采用冰点法校验热电偶温度测量系统时,冰瓶的实测温度,应≤
0.5℃在进行系统综合误差校准的同时,进行__设定点动作差检查,通过就地__源端物理量的逐渐上升和下降变化至__设定点,记录CRT画面上对应的参数__显示值和__消失值,与设定值比较,其__设定点动作差应不大于测量系统允许综合误差,__设定点恢复差应不大于测量系统回程综合误差;检查打印记录与实际相符
(2)对脉冲量输入__,在确认测量回路的单体仪表已调试合格的前提下,进行系统综合误差校准,校准时脉冲量输入__若来自无源传感器,可以用一频率发生仪,输出频率可变的正弦波作为__源利用现场接线,将传感器与__源串联,以模拟传感器内阻及现场接线对__的影响,使脉冲__经传感器送回到端子板调整__源的频率在测量范围内上升和下降变化(__源幅度应根据传感器的特性作相应调整,以检测传感器的灵敏度)记录CRT画面上对应的参数显示值和__显示值,以确认各测量回路连接正确、最大示值误差不大于测量系统的允许综合误差,回程综合误差不大于系统允许综合误差绝对值的1/2
(3)对模拟量输出__,在确认受控对象已调试合格的前提下,通过操作员站(或工程师站、或手操器),分别按量程的0%、25%、50%、75%、100%设置各点的输出值,检查记录受控对象接受到的__值(或对应执行设备的开、关位置),与标准输出值比较,应满足最大示值误差不大于该系统的允许综合误差,回程综合误差不大于系统允许综合误差绝对值的1/2;若已整定上、下限幅值,设置输出值过上、下限幅值,检查输出值应被限制在上、下限幅值上
(4)对开关量输入__,在确认单体仪表已调试合格的前提下,进行接点的状态正确性检查,通过就地__源端的物理量实际变化使接点接通或断开(若条件不满足,则在现场一次元件接线端子处短接或开路接点代替),检查CRT画面上显示的开闭状态应符合机组运行要求;
(5)对开关量输出__,在确认受控对象已调试合格的前提下,通过操作员站调出相应的控制画面(工程师站或手操器),分别设置0和1的输出给定值,检查受控对象接受到的__与实际工艺要求相符在DAS系统联调过程中,若系统综合误差不满足要求,需查明原因处理后重新进行系统综合误差校准如果CRT画面上数据出现漂移或跳动现象,首先检查相应__线的电缆、屏蔽线的连接与接地是否按设计要求接线,查明是接线接触不良引起,还是干扰引起若是干扰引起,用示波器检查__线或接地线上的干扰情况,找出受干扰电缆,再检查受干扰电缆的__屏蔽线是否接地良好,电缆走向是否合理等,值到干扰问题得到解决
(三)模拟量控制功能调试模拟控制功能调试,包括MCS、BPS、DEH和MEH的调试,通过控制子系统回路画面和逻辑,逐个进行检查、调试、整定;调试过程要确保安全,调试顺序在确定后备手操连接可靠的基础上,先手动,后自动,最后再串级或其它复杂回路,做好记录模拟量控制系统调试步骤
(1)确认该系统各__输入、输出通道接线正确,功能正常;
(2)通过操作员站M/A操作器,发出指令后(对有条件限制的可采取强制__后进行),检查控制对象的动作方向及阀门(或档板)的实际位置,应与CRT画面反馈显示一致,并符合实际工艺要求;调整系统灵敏度,使执行机构全行程动作无振荡现象出现;
(3)确认控制对象在开、关的全行程动作中,应平稳、无卡涩;各行程开关、力矩开关接点的动作正确、可靠;测试并记录阀门在开、关方向上的全程动作时间
(4)检查与控制子系统连在一起的各项软手操功能,经试验正常;
(5)进行阀门的流量特性试验,并保留试验记录曲线,确认阀门流量特性满足控制要求;
(6)确认该系统各__变送器投入运行,工作正常;
(7)根据经验对系统初步设置一组控制器参数;
(8)待机组运行工况满足控制子系统投运要求时,将系统投入运行,细调PID调节参数并进行扰动试验,直至系统满足调节品质要求,保留扰动试验记录曲线;
(9)将PID调节器最终参数写入数据库中并作好记录,存档备查;
(10)进行软件备份,统计系统的投运时间并记录
(四)逻辑控制系统功能调试逻辑控制功能调试,包括FSSS、SCS、ECS系统的调试,其任务是确保各子系统逻辑组态正确,画面显示满足运行要求,测量系统和输入/输出__接线可靠,执行设备动作方向和状态反馈正常逻辑控制系统调试步骤(1检查被调试的控制子系统回路画面和逻辑,确认初始参数设置正确;(2确认子系统各__输入、输出通道接线正确,功能正常;(3通过操作员站发出开或关指令(对有条件限制的可采取强制__后进行),检查控制对象的动作方向及阀门(或档板)的实际位置,应与CRT画面反馈显示一致,并符合实际工艺要求;(4确认控制对象在开、关方向上的全行程动作平稳、无卡涩;各行程开关、力矩开关接点的动作可靠;(5测试各阀门、档板开、关方向上的全行程动作时间,并做好记录—操作员站上发出开指令后、控制对象的关反馈__失去到开反馈__出现的时间,为控制对象的开全行程时间;—操作员站上发出关指令后、控制对象的开反馈__失去到关反馈__出现的时间,为控制对象的关全行程时间;(6核准控制逻辑中设定的开、关允许时间的设定值,宜大于测试值2~5s,做好记录;(7检查与控制子系统连在一起的各项软手操功能,经试验正常;(8检查设备的启、仃状态及逻辑条件状态应与现场实际状态一致;(9通过操作员站发出启停指令(对有条件限制的可采取强制__后进行),检查控制对象的启、停及转动方向应正确,与CRT画面显示一致,并符合实际工艺要求;(10输入模拟__对系统进行开环试验,系统的执行步序、逻辑关系、运行时间以及输出状态应符合运行要求;(11进行子系统间的联锁试验,试验时尽可能地接近实际运行状况条件进行,做好记录;(12确认该系统各__测量仪表回路投入运行,工作正常;(13待机组运行工况满足系统投运要求时,将系统投入运行;(14进行软件备份统计系统的投运时间并记录
(五)电源电压测试与试验在控制系统回路基本连接完毕,电源系统负载接近实际负载后,全面实测各档电源电压和各电源分配模件的实际负载,其误差应在规定范围内,并做好记录和存档,供机组检修时测试电源电压比较参考启动UPS电源测试程序,检查确认DCS系统与UPS电源及备用UPS电源间的通讯正常,启动UPS的自检功能,确认其自检报告无异常信息切断UPS外部供电电源,UPS应无扰地切至电池供电在计算机关机之前,重新合上UPS外部供电电源,确认计算机应有相应的__信息且与实际相符自备UPS电源切换试验方法与出厂时的试验相同,以检验自备UPS电源质量是否因负载变化而发生,对计算机控制系统及设备是否产生影响确认UPS有过电流、过电压、输入浪涌保护功能和故障切换__显示功能,并按以下步骤进行UPS供电电源切换试验
(1)UPS输出电路接入录波器;
(2)断开工作电源开关,备用电源自动投入装置应迅速动作;闭合工作电源开关,UPS应迅速切回工作电源工作;
(3)断开工作电源开关,再断开备用电源开关,UPS应迅速切至自备蓄电池或厂用直流电电源工作;合上备用电源开关或工作电源开关,UPS分别切回备用电源或工作电源工作
(4)切换过程控制系统设备运行应无任何异常;相应的声光__、故障诊断显示及打印信息应正常;录波器观察输出电源波形切换时失真不大于5%;切换时间应不大于5ms
(5)UPS供电的主要技术指标应符合—波形失真不大于5%;—电压稳定度稳态时不大于±5%额定电压,动态时不大于±10%;—频率稳定度稳态时不大于±1%额定频率,动态时不大于±2%;—在最大负荷情况下,UPS的容量应有20%~30%余量;—厂用交流电源中断情况下,不停电电源系统应能保证连续供电30min(若接入厂直流电源系统,该项指标可不考虑)
(六)控制系统基本性能与应用软件功能测试由于DCS的实际工作环境和负荷,与出厂前测试验收时均有所不同,因此控制系统基本性能与应用软件功能,应按DCS出厂验收时的测试内容与方法,到现场再全部重新测试一遍
(1)控制系统基本性能测试时应重点注意—出厂验收时存在的问题是否已得到处理;—系统响应时间测试;—各操作员站、工程师站、过程控制站等的CPU负荷率和网络通讯负荷率的测试;—抗干扰能力试验
(2)控制系统基本应用软件功能测试时,应重点注意—系统组态和在线下载功能试验;—检查各__画面、__窗口和__确认功能应正常,__提示和关联画面连接应正确;—检查系统运行状态(系统自诊断信息)画面,显示应与实际相符
(3)数据采集系统功能测试时,应重点注意—输出通道数据自保持功能是否正常;—压力测量的水修若设置于DCS中,检查修正值是否已设置并且与实际相符;—流量__的小__切除功能是否正常;—____是否设置正确并按重要级别完成分级;—参数变化速率诊断保护功能是否已设置;—全部SOE__内容描述是否与输入__一致;—实时数据统计功能是否正常第四节分散控制系统的检修试验随着运行时间的延伸,分散控制系统受电子器件寿命的影响,其性能和故障率都会发生变化为确保分散控制系统的正常投用和__稳定运行,经过大修、软件升级或作了较大改动的运行机组的控制系统,在其各组成设备调试、检修完毕并符合质量要求的前提下,应进行计算机控制系统的性能与功能的完整试验无特别说明的,其试验内容与方法与出厂验收时相同
一、分散控制系统检修试验前应满足的条件与试验的一般要求
(1)分散控制系统运行中和停机检修前检查的缺陷及故障已处理完毕;
(2)分散控制系统所有硬件的清扫与检修完毕并恢复连接,各项检查、检修项目符合质量要求分散控制系统的所有软件检查、修改工作完成,并确认正确;
(3)分散控制系统中所有孔洞密封完好,电子设备室、工程师室和控制室内的环境指标符合制造厂的规定;
(4)控制系统检修后,已按正确步骤上电,整个系统的通讯连接、CRT画面显示、各设备的运行状态指示无异常;所有涉及控制的开关,均置于试验位置;
(5)控制系统硬、软件的任何修改和所有试验,均应做好详细记录,并建立档案备查;
(6)试验期间若出现异常情况,应立即中止试验并恢复系统原状;故障消除后应再次试验;试验结束后应做好系统及设备的恢复工作
二、检修后控制系统基本性能与应用软件功能试验按DCS出厂验收和基建调试时的测试内容与方法进行全部测试
(1)控制系统基本性能与应用软件功能测试时应重点进行的项目—运行中和停机检修前检查存在的问题是否已得到处理;—冗余切换试验,其中通讯总线冗余切换试验时,试验前检查确认,总线电缆无破损、断线;接插件接插牢固、接触良好;端子接线正确、牢固;检查总线终端电阻值正常,接线牢固;交换器、集线器、总线模件指示灯显示正常;—系统响应时间测试;—各操作员站、工程师站、过程控制站等的CPU负荷率和网络通讯负荷率的测试;—抗干扰能力试验,当计算机控制系统使用环境变化时进行
(2)DAS系统试验应重点进行的项目a检查项目—核对软__优先级的设置应正确,定值的设置应与定值清册一致;—核对SOE__,其数量应满足机组故障分析的需求,显示内容应与实际一致—检查模拟量测量参数的采样周期、显示周期和“不灵敏区”设置,应满足机组运行的需要;—检查画面参数显示的位数应符合测量系统精度要求,工程单位应符合法定计量单位要求;—备用通道应按在线运行通道要求进行初步设置;—检查统计I/O点的投入率及完好率,消除异常参数显示,并做好异常原因记录;—输出通道数据自保持功能是否正常;—____是否设置正确并按重要级别完成分级;—参数变化速率诊断保护功能是否已设置;b模拟量输入/输出__处理精度和开关量__正确性测试—大修机组的每块模件的I/O通道应逐点进行精度测试;中、小修和其它情况,每块模件上可随机选取1~6个通道(见表2-8);—记录各测点的测试数据,计算测量误差,应满足表2-8的精度要求;开关量__动作应正确可靠表2-8输入模件通道精度标准__类型基本误差回程误差模件通道数通道抽样点的方和根1481632输入模件电流__±
0.2%±
0.15%
0.1%随机抽样通道11234直流电压V11234直流电压(0~1)V±
0.3%±
0.2%
0.15%11234脉冲Hz±
0.2%±
0.15%
0.1%11234热电偶mV±
0.3%±
0.2%
0.15%11246热电阻Ω±
0.3%±
0.2%
0.15%12346输出模件±
0.3%±
0.2%
0.15%11234c测量系统综合误差测试与基建机组联调时的内容与方法相同dSOE记录和事故追忆系统e实时数据统计功能检查模拟量系统投入率实时数据、自动系统利用率实时数据、保护系统利用率和保护动作次数实时数据、汽温超温次数和时间的实时数据,应与实际检查结果相符,报表打印正常第五节分散控制系统的故障分析与处理(本节略,详见中国电力出版社出版的《火电厂热工自动化系统试验》一书)第三章开关量控制系统试验文章来源朱北恒http://___.pptau.com/ShowCopyFrom.aspChannelID=1004Sour__Name=F%5C!!*S__数5027____2007-8-1721:04:11朱北恒浙江省电力试验研究院火电厂开关量控制系统,是指对锅炉和汽机主要辅机及工艺系统的逻辑控制和顺序控制系统,它是伴随着DCS和PLC在火电厂中的应用而发展起来的在DCS和PLC进入火电厂控制以前,对机炉辅机的逻辑控制主要用继电器来实现,联锁保护控制回路设计比较简单,程序控制(SEQ)项目更少随着DCS和PLC技术的引进,火电厂开关量控制系统从一诞生就以SEQ控制和高度自动化为发展目标因此,开关量控制系统也称为SEQ控制系统(SCS),这一名称沿用至今然而,机组自动化程度的提高却带来了新的安全隐患,_____期是我国火电厂热控保护误动的高发时期,这主要是对开关量控制系统的认识和准备不足在对机组逻辑保护的完善过程中,人们逐渐认识到逻辑控制的设计应遵循简单可靠的原则,复杂的控制逻辑不一定好;联锁保护的设计还必须考虑一次测量元件的可靠性,如果测量__本身不可靠,用作跳闸__则会大大增加误动的可能第一节开关量控制系统开关量控制系统(on-offcontrolsystem,简称OCS)是指对“0”和“1”两种状态进行逻辑运算的过程控制系统火电厂开关量控制系统,则是专门针对锅炉和汽机主要辅机及工艺系统的控制系统,它包含对单个设备的逻辑控制和成组设备的顺序控制在开关量控制系统中,来自现场的状态__“1”表示设备运行或停止、阀门开启或关闭,即上述表征设备状态的接点闭合;状态__“0”则表示上述表征设备状态的接点没有闭合对开关量的逻辑运算,完全遵循逻辑代数的法则
一、开关量控制系统的结构《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》将开关量控制分为三级结构,即功能组级控制、子功能组级控制和驱动级控制,这是根据目前我国火力发电厂热工自动化水平的总体情况来划分的驱动级控制也叫设备级控制singleunitslogic,是针对具体设备所进行的监视与控制,主要控制内容有启停操作、状态指示、故障__和设备的联锁保护功能组级控制(group)是按锅炉和汽机的运行要求,为完成某一特定任务的顺序控制系统机组自动化程度越高,功能组越多,结构越复杂子功能组级控制subgroup通常是以锅炉和汽机的主要辅机(如送风机、引风机、凝结水泵、给水泵等大型设备)为核心的顺序控制系统,而与这些主要辅机相关联的泵、阀门、挡板等设备,按一定的逻辑关系满足主要辅机的启停控制的要求子功能组设有单独启动按钮,也可以接受来自功能组SEQ或其他SEQ的启动指令控制子回路minorsubloop则是介于功能组级与驱动级之间的控制层,它作为子功能组级的补充,主要完成子功能组级内备用设备的自启停控制,成组阀门、挡板等设备的开启、关闭及试验控制子回路通常只有设备选择功能,而不设单独的启动按钮因此,开关量控制系统主要由单个设备的逻辑控制和成组设备的顺序控制组成在实际工程中,SEQ的组级划分是比较模糊的,同样作用的SEQ,可能在本工程中为功能组级,而在另一工程中则为子功能组级,这主要取决于SEQ的结构设计SEQ控制框图(BlockDiagram)表达了开关量控制系统的控制结构图3-1为某600MW燃煤机组的一次风机ASEQ控制框图(BD图),驱动级有9个控制设备(一次风机A、一次风机出口挡板、一次风机调整动叶、空预器二次风进口挡板、空预器二次风出口挡板、润滑油泵
1、润滑油泵
2、冷油风扇
1、冷油风扇2),除冷油风扇外的其他7个设备都进入SEQ控制PB表示控制按钮,可对其设备进行启停操作;SS表示选择按钮,可对启停的设备进行选择一次风机A为子组SEQ,可以单独启动,可以接受来自其他SEQ的启动指令,如磨煤机A/B/C子组SEQ、一次风机A/B选择控制子回路润滑油泵组不能单独启动,因此,它只是一个控制子回路图3-1一次风机ASEQ控制框图表3-
1、表3-2列出了某600MW燃煤机组的全部SEQ控制项目,其自动化程度和SEQ控制结构一目了然表3-1某600MW燃煤机组汽机辅机SEQ控制项目序号辅机系统启动/开停止/关SEQ功能组子功能组子回路1汽机-发电机辅助系统√√22汽机油系统及盘车√13汽机EHC液压油泵组√√14电动给水泵√√25汽动给水泵A、B油系统及盘车√26汽动给水泵A、B主油泵组√27前置给水泵A、B√√48HP真空泵A、B√√49LP真空泵A、B√√410循环水泵A、B√√411循环水泵A、B控制油泵组√√212循环水泵润滑水泵组√√113凝汽器阀门组A、B√214小汽机抽汽系统A、B√215高加#
1、#
2、#3√√616低加#
7、#8√√417凝结水泵√√2118发电机辅助设备√√219发电机定子冷却水泵组√√120发电机主密封油泵组√√121汽机疏水阀门试验√√2表3-2某600MW燃煤机组锅炉辅机SEQ控制项目序号辅机系统启动/开停止/关SEQ功能组子功能组子回路1风烟系统A、B√√42开启风烟系统通道√13开A/B通道√24空预器A/B√√45引风机A/B√√46引风机油泵组√√17送风机A/B√√48送风机油泵组√√19扫描风机√√2110磨煤机系统√√211磨煤机A/B/C/D/E/F√√1212密封风机√√213一次风机A/B√√4114一次风机油泵组√√215油层AB/CD/EF√√616油枪#
1、#
2、#
3、#4√√24
二、驱动级基本控制逻辑驱动级控制逻辑针对具体设备进行启停操作、状态指示、故障__、联锁保护,这些设备主要是锅炉和汽机的辅机,如泵、风机、阀门、挡板等
(一)常用逻辑图符号开关量控制系统中,常用逻辑图符号见表3-3表3-3常用逻辑图符号
(二)驱动级典型控制逻辑举例
(1)MCC简单启停控制逻辑功率不大的油泵、电动门等设备通常由380V马达驱动,马达控制中心(MCC)接受来自远方控制回路的启停控制__,并送出设备状态__控制逻辑如图3-2所示,控制回路送出的启停控制__通常是标准方波,方波宽度以建立自保持为准,一般为4s图3-2MCC简单启停控制逻辑图3-2所示的控制逻辑虽然简单,但由DCS或PLC来实现仍然有需要考虑的问题图3-3(a)所示的接口设计,虽然比图3-3(b)节省了一个DO,但控制系统的可靠性却大大降低了从工艺系统的可靠性来考虑,自保持回路应该放在就地控制回路(继电器回路)实现在图3-3(a)所示的控制系统中,当DCS或PLC系统I/O柜出现掉电或其他故障时,自保持回路被打断,设备将自动停止如果该运行设备是主要辅机的润滑油泵或冷却水泵,将导致主要辅机跳闸,使故障扩大在实际工程中,类似的接口设计并不少见图3-3控制接口的可靠性设计
(2)阀门状态指示阀门状态指示如图3-4所示,当阀门在中间位置时,红色指示灯和绿色指示灯同时亮;当阀门在全开(FULLYOPEN)位置时,只有红色指示灯亮;当阀门在全关(FULLYCLOSE)位置时,只有绿色指示灯亮图3-4阀门状态指示
(3)驱动级自启动控制回路驱动级自启动控制回路在逻辑设计上考虑比较简单,常规的做法如图3-5所示图3-5为循环水泵控制油泵自启动控制逻辑本例中的循环水泵__P-A有两台并联运行的控制油泵A和B,正常工作时,1台运行,另1台备用当油泵B运行,且出口油压低时,油泵A自启动由于当第一台油泵启动时,建立油压需要一定时间,该系统经测试为8s,因此在油泵B运行的状态__后加了10s延时当油泵B发生电气故障跳闸时,油泵A应自启动5s延时失电,表示油泵B发生电气故障跳闸前曾经在运行状态图3-5驱动级自启动控制回路
(4)主机盘车控制逻辑图3-6为某600MW机组的主机盘车控制逻辑盘车控制回路由盘车马达控制和盘车啮合器控制两部分组成盘车马达由MCC控制,盘车啮合器由电磁阀控制,可在就地和远方进行操作,接受SEQ的启动命令该控制逻辑具有以下特点“轴承润滑油油压>110kPa”和“盘车装置无电气故障”2个条件,同时作为盘车马达的启动条件和跳闸条件此外,若运行中发生“盘车装置运行中脱扣”,控制__
①置0,盘车马达也将跳闸盘车装置啮合必须满足“汽机零转速”(由TSI来的2个____),汽机主汽门左、右侧全关当盘车装置启动,“汽机零转速”__消失,控制__
②置0,所有启动指令被闭锁,盘车马达由自保持回路
③控制,直到发生跳闸将盘车马达控制开关置“AUTO”位置时,若盘车装置在运行中因故跳闸,待跳闸条件消失后,盘车装置将自动投入投入过程描述如下控制__
④置1,盘车啮合器电磁阀动作;盘车马达将配合盘车啮合器的啮合就位,点动
0.5s;盘车马达启动;10s后盘车啮合器电磁阀释放;盘车啮合器将保持在啮合状态,直至机械装置自行脱扣汽机冲转后,当转速>
4.5r/min时,盘车啮合器将通过机械装置自行脱扣一旦盘车啮合器脱扣,控制__
①置0,盘车电机跳闸停止运行盘车装置可在就地手动停止,由于控制__
⑤常置0,即使盘车电机控制开关放置在“AUTO”位置,并满足盘车投运条件,但必须手动启动盘车电机才能投运盘车装置,即盘车电机在手动停运后无自启动功能图3-6主机盘车控制逻辑
三、SEQ控制举例
(1)子回路自启动控制逻辑子回路自启动控制逻辑比驱动级自启动控制逻辑要复杂得多,以图3-7为例这是一台送风机的液压油泵的自启动控制回路,正常工作时,两台并联运行的控制油泵A和B,1台运行,另1台备用操作员可通过按纽设置程控(SEQ)首选启动油泵,设操作员选择了A泵,则控制__
①置1;当SEQ要求启动液压油泵,油位正常时,控制__
②将启动油泵A;若5s后油泵A不能启动,控制__
③置1,将启动油泵B油泵A运行过程中,若出口油压低,则控制__
④置1,油泵B自启动;油泵B启动后,若出口油压恢复正常,控制__
⑤置1,停止油泵A当油泵A发生电气故障跳闸时,则控制__
⑥置1,油泵B自启动图3-7子回路自启动控制逻辑
(2)高加子组启停程序图3-8所示的高加子组启动程序和图3-9所示的高加子组停止程序,是比较常见的顺序控制逻辑表达形式在火电厂开关量顺序控制中,程序是固定的,无重编组功能,每个程序步骤都由相同的模块搭建图3-8高加子组启动程序图3-9高加子组停止程序
(3)风烟系统联锁逻辑控制及其特点功能组级程序控制逻辑中,以锅炉风烟系统联锁逻辑关系最为复杂风烟系统由引风机及烟气挡板、送风机及风量挡板和空预器所组成以某600MW机组为例,风烟系统所包括的主要控制设备有a引风机、引风机可调节导叶、引风机进口挡板、引风机出口挡板、引风机冷却风机、空预器烟气进口挡板b送风机、送风机叶片角度调节、送风机出口挡板、送风机出口联络挡板、送风机工作油泵、二次风侧再循环挡板c空预器主驱动电机、空预器辅助电机、二次风侧空预器出口挡板、支承轴承油泵、导向轴承油泵风烟系统联锁逻辑控制的特点是任何情况下都必须保持风烟系统的畅通风烟系统按空预器、引风机、送风机的顺序启动;对停运设备进行隔离时,必须关闭进出口挡板;送风机在启动时,出口挡板在关闭位置;引风机在启动时,关闭位置●引风机进出口挡板控制联锁逻辑出口挡板能对引风机进行隔离挡板由引风机的联锁要求来定位,自动打开和关闭进口和出口挡板a 引风机启动电机达到额定转速,10秒钟内自动打开进口挡板b 当引风机B停运,而运行中的引风机A要求停止时,引风机A的进口和出口挡板应保持在全开位置引风机B的进口和出口挡板在A风机的停运过程中保持全关位置,当A风机停止后,挡板将转为全开即A风机关闭后,两台风机进口和出口挡板都处于全开位置c 当二台运行引风机中的其中一台被停止时,该引风机进口和出口挡板将自动关闭,另一台引风机的进口和出口挡板保持在全开位置●送风机出口挡板控制联锁送风机A启动时,出口挡板A顺序控制逻辑a 若送风机A为第一台启动,出口挡板A应在打开位置;若送风机A为第二台启动,出口挡板A应在关闭位置;b 无论出口挡板A在什么位置,当送风机A启动时,应首先驱动出口挡板A至关闭位置;c 只有当出口挡板A到达关闭位置时,才允许启动送风机A;d 当送风机A启动后,出口挡板A将在预置的时间内保持在关闭位置,以便使送风机A进入正常转速;e 在预置的时间结束后,使出口挡板A自动回复至打开位置送风机A启动时,送风机B出口挡板顺序控制逻辑a 当送风机B停止、送风机A被启动时,送风机B的出口挡板应保持在打开位置,直至送风机A运行,并且出口挡板A开始打开为止;b 在送风机A的出口挡板打开时,送风机B的出口挡板将移至关闭位置送风机出口挡板关闭允许条件对应侧的送风机停运送风机A出口挡板自动保护开启条件在送风机B关闭的情况下,若送风机A也停止,则送风机A出口挡板延时一段时间后打开送风机A出口挡板自动保护关闭条件送风机A停运,但送风机B运行,且送风机B出口挡板未关●送风机功能组启动程序图3-10为某600MW机组送风机功能组启动SEQ的控制框图图3-10送风机功能组启动SEQ控制第二节逻辑代数在开关量逻辑控制中的应用
一、逻辑代数的运算法则逻辑代数又称布尔代数,是分析和设计开关量逻辑控制回路的理论基础
(一)基本逻辑运算基本逻辑运算有三种逻辑乘(与)、逻辑加或、逻辑非(非)各种复杂的逻辑关系一般都是由基本逻辑运算实现的,三种基本逻辑运算如表3-4所示在运算过程中,令A、B、C、D……等字母为逻辑变量,其取值为0或1,L为逻辑函数,即逻辑运算的结果表3-4基本逻辑运算
(二)逻辑代数定律掌握和熟悉逻辑运算的基本定律,对于分析和简化控制逻辑非常有帮助
(1)基本定律
(8)反演规则根据摩根定律,求一个逻辑函数L的非函数时,可以将L中的与(●)换成或(+),或(+)换成与(●);再将原变量换为非变量(如A换为),非变量换为原变量;并将1换成0,0换成1;那么所得的逻辑函数式就是这个规则称为反演规则利用反演规则,可以比较容易求出一个逻辑函数的非函数例如,求逻辑函数 的非函数时,按照反演规则,立即可得
(9)对偶规则L是一个逻辑函数式,如果将L中的与(●)换成或(+),或(+)换成与(●);1换成0,0换成1;那么所得到的新逻辑函数式称为L的对偶式,记作例如,逻辑函数 的对偶式为 利用对偶规则,可以从已知公式中得到更多的运算公式,例如吸收律A+●B=A+B 成立,则它的对偶式A(+B)=AB也是成立的
二、简化逻辑逻辑控制的设计应遵循简单可靠的原则,多一个不必要的元件或环节,就增加了一个故障的可能开关量控制逻辑由于不断地补充和修改,可能会变得很冗杂在DCS、PLC进入电厂控制以前,常用固态逻辑电路来实现较为复杂的联锁保护,与非门、或非门常作为基本逻辑单元构成控制电路,这使得逻辑控制回路也看似复杂逻辑设计者为了对自己的知识产权进行保护,有时也故意将逻辑图做得很复杂;如果没有相应的说明,可能难以看懂设计者的意图利用逻辑代数定律,对开关量控制逻辑进行等效变换,有助于分析和简化控制逻辑图3-11(a)的控制逻辑中有一个多余的与门,通过简化后的等效逻辑如图3-11(b)所示图3-11控制逻辑简化1图3-12(a)所示的控制逻辑,多余的东西可就太多了,通过简化后竟如此简单图3-12控制逻辑简化2简化逻辑函数的方法,有代数法和卡诺图法等,由于开关量控制逻辑并不是太复杂,用代数法就足够了代数法运用逻辑代数的基本定律和公式进行变换或化简,常用有以下几种方法
(1)并项法利用公式3-4,将两项合并为一项,合并时消去一个变量例如
(2)吸收法利用公式3-20,消去多余项例如
(3)消去法利用公式3-22,消去多余的因子例如
(4)配项法 利用公式3-21,将它反过来运用,即,作为配项,以期消去更多的项例如上式即为图3-1所示的控制逻辑第三节开关量控制系统的调整试验 开关量控制系统控制着机组的绝大多数辅机及其相关设备,控制范围广,控制设备多,控制逻辑繁杂,同时还监视着机组的大量设备状态、过程参数因此该系统的水平直接影响整个机组的控制水平OCS除了对机组的辅助设备实行启/停、开/关等联锁控制外,在机组运行过程中,在子功能组内的各设备还可以按指定的顺序进行程序启/停、开/关控制OCS主要控制的设备类型有泵、风机、关断挡板、电动门和电磁阀等
(一)开关量控制系统调整试验内容开关量控制系统所涉及的设备与系统较多,调试内容主要是锅炉和汽机辅机以及构成系统的有关阀门和挡板的逻辑控制、联锁保护、程序控制锅炉辅机及系统通常包括以下内容
(1)锅炉风烟系统●引风机及其系统;●送风机及其系统;●一次风机及其系统;●空预器及尾部烟道系统;
(2)锅炉给水管道有关阀门
(3)过热器再热器减温水系统有关阀门
(4)锅炉疏水,排污,放水系统汽机辅机及系统通常包括以下内容
(1)主蒸汽管道疏水系统
(2)凝结水系统
(3)给水系统
(4)汽机抽汽、高低加疏水系统
(5)真空系统
(6)抗燃油系统
(7)润滑油系统
(8)顶轴油盘车系统
(9)汽机本体疏水系统
(10)汽机轴封系统
(11)发电机密封油系统
(12)发电机定子冷却水系统
(13)循环水系统
(14)开式循环水系统
(15)闭式循环水系统
(16)工业服务水系统
(17)仪用空气系统
(18)厂用空气系统
(二)开关量控制系统调试应具备的条件a辅机及有关的控制设备、测量仪表均已正确__,并符合技术规范要求;b__及控制回路电缆接线经过检查,确认正确并符合技术规范要求;cDCS系统正常工作模件、通讯工作正常,画面可操作;d有关仪表已完成调整校验,整定值正确设定;e马达的控制回路(电气)已受电,控制开关在试验位置,如没有试验位置,应拆除动力回路出线;f调试人员已熟悉有关图纸资料,理解设计意图,了解有关逻辑的原理;g调试人员已完成控制系统软件的检查
(三)举例闭式循环冷却水控制系统试验
(1)启动允许条件逻辑检查●闭式循环冷却水储水箱水位不低
(2)启停操作试验在CRT上分别进行闭式循环冷却水泵CC__P-A和CC__P-B启动和停止操作,检查开关动作是否正常,状态显示是否正确
(3)CC__P-A自启动试验(CC__P-B同)满足下列条件之一,CC__P-A自启动●CC__P-B在运行CC__P-B故障;●CC__P-B在运行冷却水压力低
(4)CC__P-A自动停试验(CC__P-B同)满足下列条件之一,CC__P-A自动停●闭式循环水储水箱水位低-低;●马达绕组温度高-高;●振动高-高;●闭式循环冷却水泵在运行出口阀全关
(5)____检查●进口滤网差压高;●冷却水温度高;●冷却水联箱压力低;●冷却水储水箱水位高/低;●冷却水泵A跳闸(光字牌);●冷却水泵CC__P5B跳闸(光字牌);●泵进口压力低;●马达绕组温度高;●CC__P-A振动高-高跳闸;●CC__P-A出口阀关闭;第四节机组联锁保护及试验机组自动化程度的提高带来了新的安全隐患,_____期是我国火电厂热控保护误动的高发时期,一台600MW机组从整套启动到移交生产,热控保护误动竟多达几十次甚至上百次,其根本原因是对开关量控制系统的认识和准备不足,从设计、__到调试都存在一系列的问题逻辑控制的设计应遵循简单可靠的原则,复杂的控制逻辑不一定好联锁保护还必须根据一次测量元件的可靠性来设计,如果测量__本身不可靠,用作跳闸__则会大大增加误动的概率比如大型辅机的电机线圈温度,目前已有许多机组将其由原来的跳闸改为__,因为大量的运行实践表明,线圈温度测量__的故障率非常高,辅机启动时常常不得不将故障的线圈温度测量__强制撤出从安全级别来说,单元机组的联锁保护分为机组级和设备级两层机组级联锁保护的目的是实现重大故障情况下的安全停炉和停机,主要有锅炉主燃料跳闸(MFT)和主汽轮机跳闸大机组的机炉联锁关系是锅炉MFT必须联锁跳机,但汽机跳闸不联锁停炉设备级联锁保护的目的是既要保护设备又要保护热力系统,在局部故障下努力维持机组的安全运行设备级的联锁保护主要有__条件、启动许可条件、停止许可条件、跳闸条件、备用设备的自启停条件等等本节以一台600MW机组为例,介绍单元机组的主要联锁保护及试验项目(略,详见中国电力出版社出版的《火电厂热工自动化系统试验》一书)第四章锅炉炉膛安全监控系统试验
(1)文章来源______数6523____2007-9-317:47:26孙长生浙江省电力试验研究院锅炉本体重大热力事故发生的原因,通常有三种一是煤水比失调,造成锅内、炉内过程不匹配;二是汽水流动不正常,造成锅内过程不平衡;三是风、煤(油)、烟失调造成炉内过程不平衡这3种工况超过一定限度,都会使锅炉受热面损坏,尤其是工况三引起的炉膛__,将严重影响电厂的安全、经济运行,并造成巨大的经济损失锅炉炉膛安全监控系统就是通过事先制定的逻辑程序和联锁条件,保证锅炉正常运行和启停过程中的安全,防止因风、煤(油)、烟失调造成炉内过程不平衡,引起燃烧设备恶性__事故的发生第一节锅炉爆燃与防爆
一、炉膛__理论当炉膛积存的可燃混合物突然着火发生爆燃时,其火焰的传播速度非常之快,每秒可达数百~数千米,火焰球波以球面形式向各方传播,在百分之几到十分之几秒内即可燃烬,积存的可燃混合物相当于瞬间同时被点燃,生成的烟气容积猛然增大,来不及由炉膛出口排出,因而炉膛压力陡增,发生__其__后的炉膛介质压力估算式为(4-1)其中P1——__前炉膛介质压力,MPaP2——__后炉膛介质压力,MPa T1——__前的炉膛温度,℃ Vr——积存可燃物和容积,m3 Qr——积存可燃物的发热量,kJ/m3 V——炉膛容积,m3Cu——炉膛介质的平均定容比热,kJ/m3·K上述公式的推导过程建立在二个假设之上
(1)炉膛是一定容绝热体,__后放出的热量Vr·Qr全部由炉膛介质吸收为VCU△T即VCU△T=Vr·Qr(4-2)
(2)炉膛介质为理想气体,其定容变化式为(4-3)(4-2)代入(4-3),即得(4-1)式由(4-1)式可知,当容积和压力一定时,炉膛__后生成的破坏力P2与可燃物的体积Vr、发热量Qr成正比,与炉膛介质的绝对温度T1成反比当发生燃油、燃气锅炉炉膛__时,其破坏力之所以比燃煤锅炉大,是因为油、气的热值高于煤的热值锅炉冷态__的危害性大于热态__,是因为炉膛绝对温度越低,介质的质量越多升炉期间,因炉温较低,若发生__,其破坏性就更为严重
二、炉膛__形式炉膛__的形式,根据炉膛的温度状况,可分为冷态__和热态__;根据炉膛的压力工况,可分为负压__和正压__
(1)冷态__点火时炉膛温度低,因没有足够的点火源或燃料/风比例不当,送入炉内的燃料未能点燃,造成可燃混合物积存,多次点火不成功而又未及时进行吹扫,可燃混合物积存过多引发的炉膛__,称为冷态__,由于__前炉膛温度T1很低,点火时用的燃油发热量Q较高,因而点火时炉膛__造成的破坏性很大,大多损坏下部炉膛,严重时破坏整个炉膛一般来讲,冷态__的破坏性要比热态__来得严重
(2)热态__正常运行或停炉过程中,炉膛火焰突然中断,燃料系统未能及时可靠地停运,致使燃料继续送入炉膛,造成可燃混合物积聚,经扩散而引发的炉膛__称为热态__,一般损坏炉顶和水平烟道
(3)负压__负压__一般很少见,通常是指燃料点燃之前或燃料突然中断瞬间熄火,送风机因故突然停转、而引风机还在继续抽,使炉内的空气及烟气量陡减,因而烟气侧压力急降,使炉膛负压在很短的时间内(7~8s)降到低于结构设计的允许值,造成炉墙等结构损坏的现象这类__也称“内爆”另外,根据理想气体方程P1·V1=M·R·T1(4-4)式中P1——介质的绝对压力;M——介质的质量;R——气体常数;T1——介质的绝对温度;V1——炉膛体积当烟气体积不变时,炉压将随炉温的降低而下降,所以当炉膛灭火或MFT动作后,炉温急剧下降,会出现一个炉膛负压的峰值,若处理不当,这个负压幅值超过炉膛所能承受的压力时,炉膛就会向内坍塌炉膛熄火速度越快,P下降幅度也就越大炉膛熄火时负荷越大,炉膛压力下降的幅度也就越大
(4)正压__正压__是指炉膛、烟道和通风道中积聚了一定数量的未经燃烧的燃料与空气混合形成的可燃混合物,当遇有着火源时,如锅炉启动点火、锅炉熄火后重新点火或炉膛内燃料本身所积存的热能,使可燃混合物突然点燃由于火焰传播速度极快,积存的可燃混合物近于同时点燃,生成烟气后容积突增,来不及由炉膛排出,而使炉膛烟气侧压力猛然升高,超过炉膛结构所能承受的压力(国产锅炉刚性梁设计抗爆能力为3000Pa,进口锅炉一般为5000Pa左右),导致炉墙结构、水冷壁、刚性梁及炉顶破坏的现象,这种__也称外爆
三、炉膛__条件和几种危险工况炉膛__必须具备三个条件
(1)炉膛烟道内有燃料和助燃空气积存;
(2)炉膛内的燃料和空气混合物达到了爆燃的浓度;
(3)有足够的点火能源上述三个条件缺一不可比如煤场煤只会阴燃,不会爆燃,那是因为它缺少点火源锅炉炉温高,有足够的点火能源,但正常运行情况下不会__,那是因为送入炉膛的燃料在适当的燃料/风浓度比下立即被点燃,燃烧后产生的烟气随时排出,炉膛、烟道内无燃料和助燃空气积存因此要防止炉膛__的有效方法就是采取相应措施,使炉膛、烟道内不同时具备上述三个条件但锅炉燃烧时,后二个条件必然存在,而要做到炉膛、烟道内无可燃物的积存又并非易事因为当运行人员点火未着或发现正在燃烧的火焰突然中断到迅速切断燃料的这段时间里,实际上必定有相当数量的燃料和空气混合物进入炉膛,加上给粉机(中贮式)、磨煤机(直吹式)等设备的动作滞后时间,档板或阀门等设备关闭不严,以及档板、阀门到炉膛之间都还有一定距离的管道,都有可能使燃料继续送入炉膛,且这种情况延续的时间越长,炉膛、烟道内积存的燃料和空气混合物就越多如若运行人员判断失误或误操作等,就更增加了可燃物积存和__的可能性,因此设法避免燃料和助燃空气的积存是炉膛安全监控系统的关键任务所在此外,在实际运行中,即使运行人员发现炉膛熄火并切断了燃料,炉膛和烟道中虽可能有未点燃的燃料积存因空气不足暂未爆燃,但是,当空气扩散进入后还是有可能产生__,因此炉膛安全监控系统的另一个不可缺少的功能就是,当炉膛熄灭后采用强力通风吹扫,使可燃物与空气混合物达不到__浓度,以防止炉膛__炉膛内最可能发生可燃混合物积存,引起炉膛__的几种危险工况
(1)燃料、空气或点火能量中断,造成炉膛内瞬时失去火焰,从而形成可燃物堆积,接着再点火或复燃就可能引起__
(2)多个燃烧器在点火过程中或正常运行时,一个或几个燃烧器突然失去火焰,可能积累起可爆性燃料和空气的混合物
(3)整个炉膛完全熄火,可能形成可爆性燃料和空气的混合物,随后再次点火或有其它的点火源存在时,就有可能产生炉膛__
(4)燃料漏进停运的炉膛
(5)在热炉膛时,正常条件的破坏或控制错误可能形成一种能导致灭火的燃料和空气混合物积聚在炉膛内某些死角部位,当正常燃烧的风-煤比重新建立时,这些可燃物就可能被点燃而产生__
(6)当炉膛内的温度较高时,一部分煤灰呈熔融或半熔融状态,如果这部分灰在到达受热面前尚未得到足够冷却,使之成为凝固状态,仍具有较高粘结能力时,容易粘附在受热面上,由于渣层热阻较高,因而受热面上的渣层外表面温度升高,甚至达熔化或半熔化状态,其上容易粘着其他熔融或半熔融的粘灰,使结渣继续发展打渣时操作不当,大块渣掉落,砸坏冷灰斗水冷壁管,炉水大量喷出,汽化后使体积瞬间增大,炉膛空间不能泄压,其压力陡增,超过炉膛结构强度设计的允许值,就造成炉墙倒塌,水冷壁管束爆裂,造成恶性事故从理论上讲,矿物燃料的着火温度大多不超过650℃,但由于燃烧器送入的混合物具有一定的流速,必须有更高的温度才能迅速点燃一般认为若炉膛温度超过750℃,可燃混合物一进入炉膛就会被点燃,不会产生可燃物积存,因此就可避免炉膛__事故的发生
四、导致炉膛__的因素导致炉膛__的因素是综合性的,从运行角度分析,主要原因是燃烧不好锅炉制粉燃烧系统任何一个环节出现问题,都可能造成灭火__,如油枪雾化不好、点火能源不足,多次点火未成功而又不及时吹扫,使炉膛或烟道内积存大量燃料等,均可能造成点火__磨煤机制粉细度不够,煤粉在炉膛内不能完全燃烧,以致经过热器顶部区段仍在燃烧而结焦,大块的煤焦下落,冲击火焰中心,落入冷灰池,造成大量的水蒸汽上升,导致炉膛压力的很__动,气体中的H2和CO成为附加能量参加燃烧,也会产生__从系统角度分析,以下几个方面是不可忽略的原因
五、炉膛爆燃的防止理论和实践证明,炉膛爆燃易发生在点火和暖炉期间,炉膛熄火和锅炉低负荷运行时炉膛爆燃的案例也时有发生为此,应根据不同的运行工况,采取不同的防范措施
(1)配置可靠的FSSS监控装置,做好检修维护和定期试验工作,确保动作准确
(2)燃料与空气混合物进口处有足够的点火能量且火焰稳定,点火器要有恰当的位置和一定的能量,能将进入炉膛的燃料迅速点燃
(3)当进入炉膛的燃料未点燃时,应尽快采取措施,缩短未点燃的时间,以减少可燃混合物在炉膛的积存数量
(4)对于已进入炉膛的可燃混合物,应通过吹扫尽快冲淡
(5)当进入炉膛的燃料只有部分燃烧时,应继续冲淡,使之成为不可燃的混合物一般说来,点火时最危险的情况为点火器已点着,但能量太小,不足以将主燃烧器点燃此时火焰检测器显示为“有火焰”点火器火焰,而实际上主燃烧器并未点燃,此期间进入炉膛的燃料并未点燃而将存积在炉膛内,一旦主燃烧器点燃,就将导致存积的燃料爆燃因此应尽可能缩短主燃烧器的点火时间,如果在10s内未点燃主燃烧器就应切断燃料,吹扫后再重新点火点火期间所用的燃烧器应尽可能少,每只燃烧器的燃烧率不应太低,使火焰稳定,操作简化,也可减少误操作但为了使炉膛均匀加热,在暖炉期间应有足够的燃烧器投入工作,使整个炉膛充满火焰不论在何种情况下,如果某一燃烧器火焰熄灭,应立即切断该燃烧器或一组燃烧器的燃料;若全炉膛火焰熄灭,则应切断全部燃料,实行紧急停炉为了防止炉膛内爆,在燃烧控制系统设计和调试中应注意以下几点
(1)锅炉甩负荷时,炉膛的送风量应维持在甩负荷前的数值
(2)机组甩负荷后,应尽可能地减小炉膛中燃烧产物的流量
(3)若能在5~10s的期限内不是立即地清除掉炉膛中的燃料,则机组甩负荷后炉膛压力偏离正常值的幅度就可能缩小
(1)
六、FSSS系统设计要求FSSS的主要功能是通过事先制定的逻辑程序和安全联锁条件,保证在锅炉运行的各个阶段,包括启动、停机过程中,防止__性的燃料和空气混合物在锅炉的任何部位积聚,避免锅炉局部或整体发生__的事故引起炉膛__的原因大多是由于在极短的时间(1~2秒)内点燃了堆积在炉膛内的燃料所造成的,运行人员不可能在这种情况下做出及时的反应,因此必须依靠FSSS系统来完成安全保护电力行业标准规定,锅炉设备的采购,必须同时配备一套完整的FSSS系统FSSS系统一般由两部分组成燃烧器控制系统BurnerControlSystem,简称BCS和炉膛安全系统Furna__SafetySystem,简称FSSBCS系统的主要功能是监视锅炉与相应的燃烧设备,包括所有预点火功能及点火器、油枪和磨煤机系统的启动、停止程序FSS系统的主要功能是确保燃料燃烧设备在启动、停止过程中按安全操作规定的要求进行,并能在设备发生故障、失灵及在危及整个设备的紧急情况下保证设备安全FSS系统包括锅炉吹扫、主燃料跳闸等FSSS系统中最重要的安全控制功能
(一)逻辑设备的设计要求燃烧器控制逻辑系统需要专门设计以适应不同的制粉系统、燃烧器和炉型的要求,并应保证单个设备的故障不至于引起停炉逻辑系统响应外部输入和执行内部逻辑,并以一种专门的顺序提供输出
(1)逻辑系统设计应能判明故障类型,如设备失电或部分失电、信息传输错误或失去、输入/输出故障或故障消除、处理器故障等
(2)逻辑系统的设计应包括下列功能系统的逻辑功能和故障诊断功能;逻辑能防止未经授权的修改;当相关设备运行时,逻辑不能被修改;系统的响应时间应足够短,以防止由于反应不及时而造成故障、事故的扩大或误动作;系统具有较强的抗干扰能力,以防止误动作;I/O设置和出口继电器常闭、常开接点布置需保证逻辑系统失电时,能使其所控制的设备处于安全状态或确保机组处于当时的安全运行工作状态
(3)逻辑系统的__性设计要求逻辑系统必须只限于一台锅炉;执行燃料安全功能的逻辑系统,不能与任何其它逻辑系统组合在一起;燃烧器控制系统应采用__回路的不停电电源;允许燃烧器控制系统与其它逻辑系统采用同一类型硬件和进行数据通讯
(二)联锁系统的设计要求联锁系统的基本要求,是保护人员不受伤害,以及设备不被损坏通过把锅炉的动作限定为一系列规定的操作顺序以及在锅炉出现超限或不稳定运行工况时启动跳闸装置,联锁系统实现保护锅炉运行的功能
(1)对于燃用不同燃料的锅炉,应按各自的特点配置不同跳闸条件的强制自动跳闸装置
(2)联锁系统的设计需满足以下条件a监视启动和运行过程,以确保设计运行参数和操作顺序b当人身和设备安全受到危险时,按照适当的顺序使最小数量的设备跳闸c指出跳闸的初始原因之后除非已经达到设计参数内的稳定运行条件,否则任何部分的运行过程不得启动d在自动化设备未__或无法投入来完成期望功能时,应提供仪表或其它替代方法,使运行人员能按适当顺序完成操作e设计时应保留尽量多的符合良好运行实践的备用运行方式的灵活性f设计时不考虑为启动或操作设备,而取消任一联锁功能因此无论何时,在联锁装置退出运行时,必须在日志中加以记录,并采取其它替代措施,以便监测该联锁功能
(三)火焰监测和跳闸系统设备的设计要求
(1)基本功能要求a当燃烧出现不稳定时,必须有引起运行人员注意的警示信息,以便及时采取补救措施b一旦检测到可能导致未燃烧燃料堆积的严重问题或者失去锅炉控制系统、燃烧器控制系统、联锁系统的电源时,必须自动地使有关设备紧急停运
(2)火焰监测系统的要求]a必须对各燃烧器(包括主燃烧器和点火燃烧器)单独进行监视一旦检测到某个燃烧器火焰熄灭,必须自动关闭该燃烧器的安全截止阀b在采用一类点火器的情况下,必须用火焰监测器或已被证实有火焰的点火器来证明主燃烧器火焰存在在采用一类点火器的情况下,每个燃烧器必须至少配一个火焰检测器来检测燃烧器或点火器的火焰c采用二类点火器的燃烧器至少要有两个火焰检测器一个检测视角需器检测主燃烧器火焰而不检测点火器的火焰另一个检测器用于在规定的点火条件下检测点火器火焰d采用三类点火器的燃烧器至少要有一个火焰检测器,该检测器用于检测点火器火焰在主燃烧器点火试验期结束,点火器退出运行之后,该检测器也用来检测主燃烧器火焰e火焰监视器对燃烧器的视角在开始炉膛设计时就应于考虑,最佳通过现场试验确定,并应对视角的有效角度范围进行校核f应提供清洁空气,保证火焰监视器镜头的清洁和冷却g火焰监视器应具有自检查功能,以排除火焰监视器或感应元件自身故障造成对火的误判h应该认识到,输入的燃料没有连续点燃和燃烧,将会造成危险对用于跳闸的火焰熄灭指示,不管其数量或形式,只要发生运行燃烧器或火焰包壳的火焰熄灭指示,都必须启动__装置,通告运行人员这种潜在的危险
(3)跳闸系统的要求a一旦检测到炉膛内全部火焰丧失或部分火焰丧失达到危险程度时,或者制造厂设计并经现场试验验证的跳闸原则满足时,必须自动启动主燃料跳闸(MFT)b主燃料跳闸时,应切断一切进入炉膛的燃料供应、退出点火器,并解列制粉系统一般不去触发引风机或送风机解列,以便进行炉膛吹扫如装有炉膛惰性化系统,应同时投入炉膛惰性化系统c主燃料跳闸必须在炉膛内不致产生燃料危险积聚的时间内动作d主燃料跳闸后,应指示跳闸首出原因并在建立起正常条件前防止锅炉设备启动e主燃料跳闸的检测元件和回路除火焰监测器和在锅炉控制系统(CCS)进行预处理的风量、汽包水位__外,必须__于其它控制元件和回路一般应采用比其它控制回路更可靠的硬件和设计(如冗余、三取二等),三取二或三取中__中的三个__及处理逻辑应__地分布在不同的硬件内,以提高其可靠性f触发主燃料跳闸的__必须是硬接线的g主燃料跳闸系统发出的强制跳闸__应以硬接线接入其它系统(如CCS、SCS等),以保证足够的响应速度和可靠h必须防止因跳闸联锁系统电源中断或恢复引起系统的误动作i应设置__的和可直接动作(可经确认或加避免误动的保护罩)的主燃料跳闸紧急按钮j传感元件和回路中任意一个部件的故障均不应影响强制性主燃料跳闸k对特定的炉膛设置,机组火焰跳闸概念需要经过锅炉制造厂家的验证这些验证不能用来取代有关设计、功能和部件的机组验收试验第二节火焰检测原理与技术火焰检测装置是火电厂燃煤、燃气、燃油锅炉炉膛安全监控系统的关键设备其作用是根据火焰的物理特性对燃烧工况进行实时检测,一旦火焰燃烧状态不满足正常条件或熄火时,按一定方式给出__,作为故障__或FSSS的逻辑判断条件,保证锅炉灭火时停止燃料供应,防止可燃性物质在炉膛或管道内聚积,发生爆燃甚至引起锅炉__研究和了解炉膛火焰的特性,是研制性能可靠的火焰检测技术,帮助我们正确选择并应用好火焰检测器敏感元件的前提条件
一、燃料的燃烧过程燃烧理论和实践结果表明,燃料着火燃烧是分区域进行的,并在各个区域表现出不同的光强亮度和闪烁频率,且频率与燃料性质有关以煤粉经喷射器进入炉膛燃烧为例,通常将这个过程分成以下4个阶段
(1)黑舌区从一次风口刚喷出到着火处之间的一段距离这段距离是一股暗黑色的煤粉与一次热风形成的混合物流,其辐射强度和闪烁频率都很低;
(2)初始燃烧区煤粉因受到炉膛的高温热辐射区和火焰回流的加热达到着火温度开始燃烧,众多煤粉颗粒开始猛烈燃烧,颗粒形成的亮点流显暗红色,此区域的特点是亮度未达最大,但闪烁频率已达最大值,往往可以在100Hz以上
(3)完全燃烧区所有煤粉颗粒在与二次风充分混合下完全燃烧,产生大量热量,此区域的火焰温度和亮度达最高且最稳定,但闪烁频率要低于初始燃烧区;
(4)燃烬区此时煤粉绝大部分燃烧完毕形成飞灰,少数较大的颗粒继续燃烧,形成高温烟气流,其火焰亮度和闪烁频率都比较低在这4个区域中,初始燃烧区是检测火焰的最佳部位燃烧器火焰的形状见图4-1图4-1油燃烧器火焰图
二、炉膛火焰的频谱特性燃料的品种不同,其火焰的频谱特性也不同,同一燃料在不同的燃烧区,其火焰的频谱特性亦有差异锅炉常用的燃料为可燃气体、油、煤三种其中燃气火焰主要是紫外线UV和少量可见光、红外线IR紫外线主要产生在火焰根部的初始燃烧区,在后面2个区域则显著减少燃油火焰中除了有一部分CO2和水蒸汽等三原子气体外,还悬浮着大量发光性强的碳黑粒子(焦炭粒子),产生辐射较强的可见光、紫外线和红外线电磁幅射而煤粉火焰中除了含有不发光的CO2和水蒸汽等三原子气体外,还有较强的灼热发光的碳黑粒子和灰粒(焦炭粒子和炭粒),产生辐射较强的红外线、可见光和一部分紫外线图4-2是油(F1)、煤粉(F2)、煤气(F3)及1660℃黑体(F4)发射的辐射强度光谱分布从图中可见,所有的燃料燃烧都辐射一定量的紫外线和大量的红外线,且光谱范围涉及红外线、可见光及紫外线因此,整个光谱范围都可以用来检测火焰的“有”或“无”闪烁频率与辐射强度之间的关系取决于燃烧器结构布置、检测方法、燃料种类、燃烧器的运行条件如燃料与空气比、一次风速,以及观察角度等因素一般来说,有以下规律
(1)火焰闪烁频率在火焰的初始燃烧区较高,然后向燃烬区依次降低;
(2)检测器距火焰初始燃烧区越近,检测到的高频成分100~400Hz越强;
(3)检测器探头视角越狭窄,所检测到的火焰__越真实,反之亦然;
(4)全炉膛监视的闪烁频率要比单只燃烧器监视的频率低得多F1—油;F2—煤粉;F3—煤气;F4—1660℃黑体图4-2不同燃料的辐射强度光谱分布如图4-2所示为多燃烧器炉膛在有火和无火时单只燃烧器时的火焰闪烁频率分布由图可见,在低频范围10~20Hz,煤粉和油有火与无火之间闪烁强度的差异都很小;煤粉有火与无火之间辐射强度最大差异处的闪烁频率约200Hz,油有火与无火之间区别都要在较高的频率100Hz以上才能较好地实现检测火焰频谱特性是选择火焰监视器敏感元件的前提条件
三、火焰检测技术燃烧火焰具有的各种特性,如发热程度、电离状态、火焰不同部位的辐射、光谱及火焰的脉动或闪烁现象、差压、音响等,都可作为检测火焰存在的基础火焰检测器按其工作原理可分为直接式和间接式两大类
(一)直接式火焰检测器直接式火焰检测器一般用在点火器的火焰检测,常用的有检出电极法和差压检测法检出电极法的工作原理,是利用电极电阻值在着火前后的变化,来判断点火是否成功一般在空气中,电极的电阻值为几百兆欧,将电阻值接到电子器件的放大回路,即可得到点火是否成功的开/关量__电极材料现采用碳化硅,并加以空气冷却和吹扫,或将点火枪和检出电极接成一体并带伸缩机构检出电极法一般用在轻油点火枪的火焰检测上,原陡河电厂2台__公司850t/h锅炉原点火器火焰检测,采用的就是这种方法差压检测法的工作原理,是利用着火后气体膨胀产生的瞬间压力变化,建立风箱压力和检测压力的差压变化,以此作为着火与否的__这种方法较简单,但往往会因为给粉不匀,细度和粒度变化大,易爆燃和脉动燃烧而影响差压变送器传递__的准确性,使可靠性欠佳原宝钢电厂2台__三菱公司产1160t/h锅炉点火器采用了此检测法
(二)间接式火焰检测器间接式火焰检测器一般用于主燃料的火焰检测,由于光能检测具有简便易行、显示直观、可靠性强等特点,所以采用光能原理制作的各种火焰检测器目前采用最为普遍常用的有紫外线、可见光、红外线检测器和组合火焰检测器,图4-3给出了lonization光电管、磷化镓光电二极管、硫化铅光敏电阻的频普特性它们都是利用火焰的闪烁频率和光的辐射强度来综合判断火焰的有无及强弱S1—lonization光电管;S2—磷化镓光电二极管;S3—硫化铅光敏电阻图4-3火焰检测器频普特性1)紫外线火焰检测器紫外线火焰检测器利用火焰本身所特有的紫外线强度来判别火焰的有无它采用的敏感元件有紫外光敏管UV充气二极管、固态紫外光电池和光敏电阻紫外光敏管是一种固态脉冲器件,管内有二个电极,一般加交流高压当紫外光敏管接受到紫外线时,管内充满的气体被击穿,从而使二极管导通发出脉冲__,以此来验证火焰的存在其频率与UV强度有关最高时达几千赫,熄火时无脉冲输出固态紫外光电池检测的波长范围为200~400__,它接受到紫外线光照时送出电流__磷化镓GaP感测器是一种磷化镓光敏电阻,其特点是对紫外线辐射特别敏感燃料在燃烧时,由化学反应产生闪烁的紫外线辐射,使磷化镓光敏电阻感应,转变成电__,再经放大器处理后,输出4~20__或0~10V的模拟量在光谱中,紫外线的波长小于380__,而这种硫化铅感测器的光谱灵敏度为190__~550__,对绝大部分紫外线辐射都可以有效采集,同时还涵盖了大部分可见光中的紫光,这充分保证了采集到的火焰__的真实性由于这类火焰检测器的光谱特性响应在紫外线光波段,波长范围较狭小,不受可见光和红外光的影响,对相邻火咀的火焰具有较高的鉴别率,用于燃气、燃油锅炉效果较好,能利用火焰初始燃烧区辐射较强的紫外线,有效地监视单只燃烧器的着火情况但由于紫外线辐射易被油雾、水蒸汽、燃烧产物和灰粒吸收而很快减弱,所以在配风失调情况下的重油燃烧或煤粉炉上使用紫外线检测器的可靠性就不太理想,特别是在低负荷时,紫外线管检测煤粉火焰的灵敏度很低,所以在燃煤炉上不适合配置紫外线火焰检测器2)红外线火焰检测器红外线不易被煤尘和其它燃烧产物吸收,故适用于检测煤粉火焰,也可用于重油火焰红外线火焰检测器的探头有硫化铅光敏电阻和红外硅光电二极管等其中硫化铅PbS光敏电阻的特点是对红外线辐射特别敏感燃料在燃烧时,由化学反应产生闪烁的红外线辐射,使硫化铅光敏电阻感应,转变成电__,再经放大器处理后,输出4~20__或0~10V的模拟量在光谱中,红外线的波长为600__以上,而这种硫化铅感测器的光谱灵敏度为600__~3000__,对绝大部分红外线辐射都可以有效采集,同时还涵盖了部分可见光中的红光,这样就充分保证了采集到的火焰__的真实性ASF-1000锅炉安全监控装置中使用的IDD-Ⅱ型火焰检测器就是一种红外线动态火焰检测器,它利用火焰高频闪烁原理,带有自动增益控制,探头采用硫化铅光电阻,火焰光线通过装于燃烧器风箱的迭镜组和光导纤维,送到炉外的硫化铅光电阻上光纤是经过特殊处理的,可以减少红外线的传输损失电子线路只响应闪烁__或交流分量,而不受火焰距离和亮度影响,其结果是获得恒定的闪烁振幅3)可见光火焰检测器美国__公司在1979年__成功SafeScan型可见光火焰检测器,该火焰测器的检测元件是硅光电二极管,火焰光线通过装于燃烧器风箱的迭镜组和光导纤维,送到炉外带有红外光学滤波的硅光二极管,光电转换后的电流__经对数放大器放大,输出
2.1~
0.33V电压__送至检测屏进行__处理该火检采用了带有红外滤波的硅光电二极管,可提高频率灵敏度和抗干扰能力采用火焰强度、闪烁频率和检测器有无故障3__复合处理的方法来判断相应的燃烧器和火球火焰的“有”和“无”,以提高检测的可靠性该火焰监测器有Ⅰ型和Ⅱ型2种,前者用于检测炉膛火球的火焰,后者用于检测炉膛火球火焰的同时还可用于启停燃烧器的火焰检测4)组合探头火焰检测器这类检测器将紫外线或可见光和红外线两种探头组合起来,是一种新的发展趋势具有同时检测不同燃料的能力,扩大了对燃料的红外线响应范围(如无烟煤、褐煤),因为这种煤种燃烧时会发出强度更高、频谱更广的红外线5)锅炉燃烧监视装置的发展传统的火焰检测器检测角度一般在10º以下,检测到的火焰只是局部的一个椭圆形,代表性不强__三菱公司的广角视野火焰检测器的检测视野角为90º,并可将各个区段的火焰信息通过计算机处理,以确定火焰的稳定性,提高了检测的可靠性和准确率日立和石川岛公司采用图像光纤电缆将燃烧的火焰图像输入计算机,通过图像处理,显示出火焰特性,并能定量计算出N0及未燃成份的生成量,为了能在高温下测量火焰,采用水冷式陶瓷管保护光纤英国LAND公司在旋流式燃烧器上__了一种双镜头自动瞄准火焰检测系统,可将燃烧器360º范围内的火焰情况通过微光电检测元件进行测定,并通过计算机运用相光理论进行综合判断处理后,定量地用条形图在CRT上显示出每只燃烧器的火焰稳定性,一旦进入不稳定状态,就发出__,进一步还能发出MFT指令,进行紧急故障处理LAND公司的“相光分析火焰检测器”的工作原理是仿照人的2只眼睛的视觉功能他们基于炉膛空间的某一个位置(每只燃烧器)可以由2个检测器检测区域的相交来确定,然后用相关理论分析方法,把来自相交处的信息与来自检测器区域内的其它信息区分开来由相关系数的大小来判断该只燃烧器火焰燃烧状况只有在两个检测探头视野的相交处产生的__成份才会在任何时候都相同,因为相交区域是2个检测光共同看到的同一光源,相当于人的2只眼睛共同看到的景象一样
(三)火焰检测器的选择原则及时、灵敏、可靠地检测炉内燃烧工况和燃烧器火焰的有无,是实现炉膛灭火保护的基础,也是保证锅炉燃烧安全的必要手段,为了保证其性能,火焰检测器应满足以下要求火焰检测器应能正确辨别所对应燃烧器的煤和油燃烧的火焰,监测频率在全频谱(或对应频谱)范围内应连续可调,以便在全负荷范围内均能观察到火焰应具有多参数选择功能,可针对不同燃烧工况选择不同参数组能根据当时的背景工况进行火焰跟踪,以实现对火焰检测的一一对应每一组参数的切换能根据锅炉实际运行状况自动完成,而无需手动进行火焰检测器应正确反映各种火焰状态(如火焰频率和强度)不发出错误信息具备自动扫描功能,参数设置通过智能单元内的微处理器自动扫描完成,对于某一特定工况,处理器只要经过有火和无火扫描后的计算,就能准确给出当前工况的火焰检测背景值、低切断频率、高切断频率以及增益值等参数,无需再手工设置,也无需对运行工况变化和燃料变化而不断“学习”、频繁调整参数操作简便,参数设置具有科学性,设置完成后不再需要更改,保证检测准确性的同时,减少火检的维护量火焰检测器应含有自检系统,使其相邻的、对冲的、炉膛反射的背景干扰、或相邻主火焰的干扰处于最小,确保不会提供虚假的“有火焰”__;除了对背景火焰进行处理外,还具有火焰光谱自动分析技术,能给出适合火嘴的低切断频率和高切断频率值,既能滤除低于低切断频率的火焰__,也能滤除高于高切断频率的火焰__每个燃烧器的火焰检测器应有4~20__或0~10V的__输出,用来表示火焰的强度,同时至少应有2个无源干接点输出,用于火焰丧失__(有火焰/无火焰)及火焰检测器故障__火检机柜应有二路交流电源,互为备用,可自动切换,任一路电源故障都有____当一路电源故障时自动切换到另一路,电源切换时应保证火焰检测器不误发“无火焰”__每一路火检放大器/火焰检测器的供电回路应有单独的熔断器或采取其它相应的保护措施火焰检测器保护等级应为IP66,应能在环境温度为-10℃~80℃、湿度95%的条件下__连续工作,如有光纤,光纤连续工作温度应不低于400℃应配备火检冷却风系统保证火焰检测器的使用寿命,防止因锅炉炉膛正/负压、高温造成的损坏
(四)几种火检系统的原理和特点介绍目前,检测煤火焰一般采用可见光或红外线光敏元件,检测油火焰一般采用紫外线光或可见光敏元件检测方法主要有检测整个火球的火焰和检测单个燃烧器的火焰等判断单个燃烧器火焰的有无时,必须排除背景亮光和相邻燃烧器火焰的干扰,因而对火检探头的__角度有较高要求如果运行中燃烧器喷出角度有变化,也会造成检测__的失真为此,近年来国内外纷纷研究采用相关原理并借助计算机技术来分析炉膛燃烧状况__三菱公司研制__的光学映象扫描器是新一代火焰检测器,与用间接方式检测紫外、红外、可见光的检测器不同,该方法是利用摄像机和光导纤维直接拍摄炉内火焰,并利用微处理器技术处理获得火焰的图像,以此来判断火焰的稳定性它可以识别火焰的形状,由于具有较高的灵敏度和鉴别能力,能较好地克服炉膛背景热辐射和相邻燃烧器的火焰干扰,因此可以有选择地监视每个燃烧器的火焰通过图像显示,使操作人员了解火焰的亮度分布、着火点、及整个炉膛的燃烧状态,如同人眼观察到的那样,也可以据此进行燃烧调整下面简单介绍几种火焰检测器的原理和工作情况1)ABBUVISOR火焰监测装置ABB-Uvisor是ABB公司最新推出的适应多种燃料的火焰检测系统采用紫外线UV型感应检测器探头和红外线IR型感应检测器探头探头都具有自检功能,保护等级为IP66,结实坚固,能保证在燃烧器喷嘴附近恶劣的环境中工作,并且可以在线更换Uvisor系统具体包括双放大器智能单元MFD,1~2个UR系列检测器单元和MFD参数管理软件UR系列检测器单元有红外线IR感应检测器探头和紫外线UV感应检测器探头红外线IR感应检测器探头型号为UR6002000IR型,它是用来检测燃油、煤粉火焰、或2种燃料共同使用时的火焰所产生的闪烁__,检测光谱范围从600__~3000__,它只接收由于燃料燃烧时的湍流引起的闪烁部分火焰__,即燃烧的动态辐射部分,对于加热了的锅炉内壁或热管线产生的静态辐射,即使它们的强度再大也不敏感紫外线UV感应检测器探头型号为UR6001000UV型,采用墙式__方式,用来检测燃油、燃气火焰、或2种燃料共同使用时的火焰所产生的紫外脉冲__检测光谱范围从190__~550__,在任何负荷情况下,对被检测火焰和从其它火焰来的干扰辐射具有极好的辨别能力MFD智能单元每4个一组装在机柜内的__支架内,它是基于微处理器的即插即用型放大控制单元,具有同时接收2检测器探头__的能力,从每个探头来的__送入它自己__的通道,每个通道有其自己的火焰继电器,以及可由用户现场设置的0~10V或4~20__且通道相互隔离的模拟输出、在线组态火焰的闪烁__和脉冲__及继电器逻辑输出的多种模式自诊断功能确认检测器单元回路的完整性和火焰__的真实性,保证了燃烧器控制的安全可靠Uvisor通过MFD参数管理软件对火焰进行监测、历史记录和__分析任何故障所引起的火焰继电器动作和相关信息,都能在所提供的智能显示屏上显示,并通过标准ModBus总线向其它系统传送工作原理分别见图4-
4、图4-5图4-4MFD智能单元与红外线IR检测器连接工作原理图图4-5MFD智能单元与紫外线UV检测器连接工作原理图如图所示,来自探头且包涵一定频率范围的__输入到自动增益控制器和可编程数字滤波器,通过处理获得绝对火焰__此__值与背景值比较,得到一个合成值,这个值被显示的同时,与零比较,如果结果为“正”则火焰继电器上电当火焰继电器本身失电时,由计时器确定继电器的相应时间与预__值相比较且将____设置为只能进行串行通讯数字/模拟转换将经过处理的__传送到模拟输出以便控制远程仪表此输出与贮存于存储器中的在线__共享两个操作之间的通道切换可在菜单上进行定义火焰__显示信息,__和预警__及相关设置的参数可从MODBUS上获得过程监控系统将对这些__作进一步处理UVIOSR除了对背景火焰进行处理外,引入了火焰光谱的自动分析技术,对于某一种特定工况,通过智能单元内的微处理器对有火和无火自动扫描后计算,完成适合本火嘴的背景值、低切断频率、高切断频率及增益等参数值的自动设置克服了以往火检因运行工况变化和燃料的变化需不断“学习”而频繁调整参数的缺陷运行中它将低于低切断频率的火焰__和高于高切断频率的火焰__都滤除由于炉膛内的火焰和热管壁基本属于静态辐射,即使其火焰__再强,但频率却远远低于低频率切断值,__被滤除其它火嘴的火焰由于决大部分都是尾部对被检测火嘴有影响,频率值也较低,同样被滤除;对于检测煤粉燃烧火焰的红外线检测器,由于气体和轻油等燃料燃烧的频率较高,基本高于煤粉燃烧时产生的频率,通过高频切断将__滤除这样,火焰检测器只采集本火嘴的火焰__,使火焰检测的准确性得到了提高MFD参数管理软件是一套配合MFD智能单元,在Windows平台上__的火焰检测软件它可以通过多点MODBUS网络,连接整台锅炉上的智能单元,实现对所有火焰检测器的统一监视、组态修改和管理其每个被连接单元的参数可以上载、存储,以及在以后更换时下载显示、记录所有被连接单元有关硬件的__,每个火焰的__趋势,以供在线和今后分析显示和存储火焰光谱,计算最佳检测参数,并为今后进行火焰分析提供有力的手段2)ZHJZ-IV火焰监测装置ZHJZ智能火焰检测装置是中能公司自主研制生产的,采用了先进的光谱分析及滤波技术,用于检测煤、油、天燃气等燃料的火焰,是一种间接辐射型可见光式火焰检测设备它利用燃烧器初始燃烧区域内可见光的亮度和燃料燃烧辐射率的动态变化、火焰包络形状的改变引起的脉动频率来判断火焰的“有”或“无”,是一种双__处理的火焰检测设备通过火焰检测探头的视角调整机构或探头__位置布置,将探头调整至最佳视野区,使探头准确对准燃烧器的初始燃烧区,探头将采集到的可见光__经凸透镜、光导纤维等器件组成的传光系统送至探头放大器,探头放大器的光敏元件(光电管)将光__变为电__,再经对数放大变成稳定的0~2__的电流__传输至火检处理仪采用对数放大即保证火焰亮度与__强度的线性增益关系,又防止电流__饱和,采用电流传输可确保__不失真火焰检测处理仪是一种双__火焰处理仪,经1kΩ检测电阻把来自探头的火焰电流__转换成电压__,电压__通过火焰处理仪的强度处理回路与频率处理回路被分成两路即强度__和频率__强度__代表火焰的亮度,频率__代表火焰的脉动或闪烁频率当强度实时值与频率实时值均高于强度阈值和频率阈值时,有火继电器触点动作,发出有火接点__,任一条件不满足均发出无火__图4-6是火焰__采集、处理柜图,下面我们对__的过程进行分析图4-6ZHJZ-IV火焰__采集处理柜图强度__的处理是将实时火焰强度与强度阈值进行比较,当火焰强度高于强度阈值时,火焰强度__成立频率__的处理是对火焰__波动部分的处理频率__包含__的频谱、带宽、峰—峰值等参数,因此要对__进行滤波、变换,从中提取火焰的燃烧特征由于火焰的频带宽度1Hz~200Hz,而炉膛内炽热的焦渣及灰粉发光的频率不超过2Hz,所以通过频率__的频谱分析可以确认火焰的存在对于来自相邻燃烧器火焰的识别是火焰检测的难点,由于相邻燃烧器火焰的频率和主火焰频率有时非常接近,因此要对频率__进行频谱分析,以提高识别能力智能火焰检测器除具有频率增益调整方式外,提供8种算法模式功能,供用户选择不同模式以适应火焰识别的需要算法模式与频率增益设定值配合,可获得最终的识别效果当实时频率和强度皆高于设定的阈值时判定为有火,反之判定为无火,这在多数情况下是可靠的但由于受火焰燃烧过程中出现的扰动或“黑龙”的影响,为避免火焰的强度或频率短时间低于阈值时发无火__,提高火焰检测器的可靠性,一般的火焰检测器都加1~5s的延时但延时的大小很难确定,延时小了难免误动,延时太大又会降低保护动作的灵敏性,甚至引起拒动__D-02型智能火检处理仪专门设计了一种反时限特性的延时机构使无火延时的大小取决于灭火前的强度频率的变化速率当火焰的强度,频率值以高速率降至阈值以下时,延时时间应长一些因为这时炉内有足够的能量支持燃烧,不会达到真正灭火的状态当火焰的强度,频率缓慢地降至阈值时,说明火焰的支持能量较小,延时时间就要短一些,以防止拒动火检探头的输入光__与输出电流__之间、火检处理仪的输入电流__与输出实时百分比值之间均为反比关系,也就是说输入光__越强输出电流__越弱,输入电流__越小则输出的实时百分比值越大
(1)3)SAFESCAN型火焰探测器__公司生产SAFESCAN火焰探测器对燃烧过程所发出的可见光固有频率和强度进行探测光导纤维将火焰__引出炉膛,传到光电二极管后者将光__转换成电__送远方的处理机处理电流__经一次放大转换成电压__,然后分3路送到强度检测、频率检测和故障检测电路中在故障检测回路中,代表火焰__的电压值与预先设定的上、下限进行比较,当光电转换回路工作正常时,火焰__电平在上、下限之间的正常范围内,检测回路输出低电平__,反向后表示无故障、故障指示灯不亮;反之(如断路等),__电平就会超过上下限值,闭锁火焰逻辑__,故障指示灯亮频率检测是根据不同燃料的火焰闪烁频率,适当整定监频回路的频率定值,分辨出炉膛中的油火焰和煤火焰一般煤火焰的闪烁频率约为10Hz左右、油火焰约为30Hz火焰__的直流分量反映了火焰的强度(亮度),火焰强度越高__的直流分量就越大,燃烧单一燃料时,炉膛各处火焰的脉动频率差异不大,但各处的火焰强度有差异,利用强度检测可以分辨单个燃烧器火焰和大球火焰这种分辨是依靠强度检测回路中的高限设定值(强度低于此值被认为是背景亮度,强度检测回路无输出)和低限设定值(某燃烧器的火焰检测器兼有监视火球火焰功能时,则设此值)来实现当本燃烧器没有点燃,但有火球时,强度__应低于高限设定值而高于低限设定值,检测回路有输出,直到火球消失(炉膛熄火),检测回路才给出“无火焰”__当监视单个燃烧器时,则设定“高限设定值”值另外,强度__可以用作模拟量显示__送到火焰强度指示表
(2)4)ISCAN火焰监测装置ISCAN火焰监测器可同时探测紫外及红外光谱半导体固体器件探头对火焰光线敏感的峰值在红外光谱区内,为了防止可能把炉膛内高温金属、高温烟气发出的红外线错误地感知为炉膛火焰,半导体火焰检测器件的工作持性是按照鉴频原理来设计的,换句话说,它是在红外光谱波段内依据火焰辐射光强的波动频率来确定火焰的有或无,并能根据火焰频率特征区分燃料在不同阶段的燃烧工况,只有红外辐射强度而无光强波动频率时检测器不会检测出火焰__因此,ISCAN火焰检测器是通过判别燃料燃烧过程中的特征频率来识别各种火焰ISCAN火焰监测器的火焰检测部份与__放大器连接成一体5)福尼公司(Forney)火焰检测系统美国福尼公司(Forney)在炉膛火焰检测技术领域发展较早,目前国内600MW机组锅炉特别是对冲式多数采用了Forney公司的火检,其早期较为成熟的产品有IDD-IIU火检探头和RM-IDD火检处理卡组成的火检系统RM-IDD火检系统是一种智能化的火焰动态监测系统,RM-IDD火检处理卡从__在炉墙的IDD探头接受模拟量火焰强度__,将模拟量__转化为有火/无火数字量__,并通过一对继电器将火焰状态及其它相关的状态输出到前面板该处理卡包括了可变增益的放大器和对燃烧器区域火焰产生的可见光动态特性设置合适响应的可编程数字滤波器;还包括可编程的延时时间和自检周期可编程参数用手操器通过RS-422并行口设置,2组操作参数储存在非易失性的RAM,允许对单个探头进行双通道灵敏度调整处理卡__在Forney“Q”系列I/O机架,带标准供电系统第三节火焰检测器的调整试验由于不同厂家的锅炉安全监控系统的逻辑以及火焰检测系统均有所不同,因此其调整试验方法也将有所不同,本节提供的调整试验方法仅供参考火焰检测器的调试分为静态调试和动态调试两个阶段静态调试是指锅炉启动前对火焰检测器系统的调试主要包括检查确认回路接线正确牢固,火焰输出触点状态满足实际要求试验供电冗余和通讯的可靠性,测量电源电压值与设计值的偏差,完成火焰处理器初始值设置动态调试是指锅炉启动后对火焰检测器系统的调试根据对锅炉从启动到满负荷运行过程中临界工况、低负荷工况及危险工况实时数据的采集、统计、计算与处理,得出每一个燃烧器的燃烧特性,准确判定有火/无火条件的强度和频率设定值,获取提高单角鉴别率与提高可靠性的最佳结合点,调整每个火焰检测器的内部参数至最佳检测效果,确保锅炉运行期间真正发生全炉膛灭火时火焰检测器能正确动作,在正常运行工况下不出现误动,输出至DCS的火焰模拟__准确本节火焰检测器的调试,仅以UVISOR火焰检测系统和ZHJZ-IV型火焰检测系统为例加以叙述,其它火焰检测器调试时供参考
(一)火焰探头试验在有条件的情况下,根据制造厂提供的光照度响应范围,对火焰检测探头进行光照度响应试验,调试要点及步骤如下
(1)在基准条件下,调整光源的亮度,用照度计测试光照度在规定的范围内变化,测试火焰检测器的光照度响应误差,误差应符合产品说明书指标;
(2)调整光源的输出频率,在规定的范围内变化时,火焰检测器均应有响应;测试火焰脉动响应频率误差限,误差应符合产品说明书指标;
(3)将火焰频率值、照度值、光源频率置于整定值,火焰检测装置输出触点接电动秒表停止计时端,进行有火焰响应时间的试验;当火焰检测装置处于工作状态,开启光源,同时电动秒表开始计时,至火焰检测装置输出触点动作,电动秒表停止计时,秒表走过的时间为火焰响应时间,应符合产品指标做好试验记录,按要求完成探头现场__
(二)UVISOR火焰检测系统调试
(1)UVISOR火焰检测系统静态调试UVISOR火焰检测系统是ABB公司最新推出的产品,其目标是适合多种燃料运行其火焰__曲线如下图图4-7实际上就是对数放大器的曲线图,火焰__被分配到画面中,以分贝值进行指示设备前面板上的LED可及时检查火焰的存在,还提供两个模拟量输出通道,每个模拟量输出可组态为电压输出0~10V或电流输出4~20__火焰__代表的刻度已被组态成表4-1的形式表4-1火焰__输出序号模拟输出输出显示15%-20dB
212.5-12dB325%-6dB450%0dB575%+6dB
687.5+12dB795%+20dB由于处理__的智能单元在出厂前已经调试好,因此UVISOR火焰检测系统在现场的静态调试较简单,实际上只是对__质量的一个检查a检查炉内扫描仪检测端的前端面距风箱喷口距离,应在120~220mm左右具体尺寸根据煤种,燃烧工况及燃烧器实际内部__结构确定b检查确认火焰检测探头__完毕,探头与MFD控制单元间的连线及所有接线正确c检查四芯屏蔽电缆截__应不小于
0.552mm(厂家建议选用ZR-KVVP4×
0.75电缆)d检查电缆的屏蔽层,应在探头内及机柜接线端子附近破开,没有与其它金属物体短接情况屏蔽线两端已分别与检测器和智能单元的对应端子直接连接e检查与检测器连接的蛇形管终端部分,采用的是非金属材料f火检探头的接地端(外侧)已可靠地接地g检查确认火焰检测探系统所有接线、电源无问题,排布顺序及标识符合厂家要求后,合上电源hMFD通电时,系统先自动按顺序“启动自检”,探测单元的硬件和软件功能是否正常若出现“XXXX”FAIL信息表示检测失败,此时面板上的“Safe”指示灯开始闪烁,处理后按任意键可使检测重复进行若无错误信息出现,面板上的“Safe”指示灯亮,液晶面将显示设备名字,表明自检通过,模件已完成检测开始工作后端接线端子输出监视继电器(WatchDog)的输出状态为ON(参见MFD端子图)i在光纤一端用电筒照射,观察另外一端应有光线通过,且光纤上无大__黑点j将检测器探头内的PCB板拆下,用电筒在感测器前端不停晃动,观察板子后端的LED灯应闪烁,同时查看MFD智能单元对应通道应有火焰__
(2)紫外线无光纤式火检动态调试UVISOR火焰检测系统的联调主要是校准火焰极限值参数,以下是无光纤式火检的调试步骤光纤式火检的调试步骤,跳过下列调试步骤中的d和h两项a确认火焰检测探头已__完毕,探头与MFD控制单元间的连线及所有接线、电源无问题,排布顺序及标识符合厂家要求后,合上电源.b确认冷却风机已经开启,且正常运转,风压符合规定要求.c确认MFD控制单元上电后无错误信息出现,Safe指示灯亮.d拧松活动法兰上紧定螺钉以便使探头定位,点燃油枪.e锁定MFD控制单元上的火焰继电器以避免意外跳闸.f在MFD中输入“B”的初始值(典型值为“BG”=10,“T”=3s),使控制单元足够敏感以显示一个“正”的__读数10-20dB此处dB是电子学中放大器的单位,计算式为FQ=20*LogFS-Background式中FQ——火焰质量;FS——火焰__;Background——背景值Bg调整探头方向使之能获得最佳__(dB读数或模拟输出显示)h熄灭油枪火焰且取消火焰强制命令i对油火焰检测进行参数校准此时至少保证被检测火检对面的油枪点火,记录当前值;点燃被检测油枪,记录当前值j校准火焰极限值参数,应精确地将其调整到燃烧器开和关的中间位置以求得到理想值,可依照下式燃烧器开__+燃烧器关__/2如果结果为负数,应该从火焰极限B中减去当前值;如果结果为正数,应将其加到火焰极限值上在此情况下,火焰继电器被激活,因此前面板上的UVLED将点亮回到UV主菜单检查火焰__值k关掉燃烧器并检查火焰继电器关及火焰值从正变到负,分贝值正等于燃烧器开;l通过锁定螺钉锁定旋转法兰,注意不要__探头
(3)煤红外线无光纤式火检动态调试a仔细检查探头与MFD控制单元间的连线是否正确;b确认冷却风机已经开启;cMFD控制单元上电且没有错误信息出现,Safe指示灯点亮;d拧松活动法兰上紧定螺钉以便使探头定位;e使锅炉运行在某一稳定负荷,最好本层燃烧器都在投运状态f锁定MFD控制单元上的火焰继电器以避免意外的跳闸g在MFD中输入“LF”,“HF”和“BG”的初始值(典型值为“BG”=10,“LF”=64Hz,“HF”=192Hz,“T”=3秒),使控制单元足够敏感以显示一个“正”的__读数10~20dBh调整探头方向使之能获得最佳__dB读数或模拟输出i熄灭本火嘴且取消火焰强制命令j对煤火检进行参数校准参数校准可使用AUTOTUNING选项自动完成●在除本火嘴外尽可能多的燃烧器运行情况下,选择scanflame菜单并运行scanningbackground选项后,自动调整背景参数,过程将持续约20秒●点燃主燃烧器后,选择scanflame菜单并运行scanningflame选项后,自动调整火焰参数,过程也将持续约20秒●选择Autotune选项并执行按ENTER键MFD将参数“LF”,“HF”和“BG”自动设置到可获取最佳选择性和较高的__读数位置(注意“LF”,“HF”和“BG”参数选择原则是较高的“LF”值和较低的“HF”值,提高选择性;较低的“B”值提高选择性,但不能低于6;较高的“B”值降低选择性)k熄灭主燃烧器,确认火焰继电器失电此时__读数应低于0dB5V或12__不推荐MFD工作在0dB极限附近如果有火时火焰__大于+15dB,且无火时火焰__小于–10dB,可以获得良好的火焰__鉴别能力l通过锁定螺钉锁定旋转法兰,注意不要__探头
(4)运行中MFD自检与错误信息处理UVISOR火焰检测系统运行中其MFD将自动执行以下自检程序在线自检内置自检程序不断地检测模件内的电压和向探头供电的电压当火焰检测器的电压故障时,系统立即中断与前端部分有关供电以避免更严重的损坏经过一定的延时,模件恢复供电模件内的电压故障会导致监视继电器失电每个一故障都会用特定的信息显示给运行人员,按退出EXIT键将使MFD复位(reset)循环自检在运行过程中系统在不停的循环自检,以防止火焰检测器处于不安全的运行状态对于红外(IR)及紫外(UV)火焰探头采用不同的程序检测由于IR光敏电阻电池只在火焰存在时才工作,它具有故障防护功能它给出一个交流的火焰__闪烁并给火焰继电器上电因此红外探头的检测是通过解除给闪烁传感器扫描电压进行检测的紫外(UV)放电管传感器故障时,可能会在没有任何火焰放电管仍自放电,检测程序将电压送出以驱动UV探头上的电子快门对探头进行检测自检期间如果火焰__未在规定的时间内达到零,则会产生错误信息“UVSC”或“IRSC”,同时,在出现接线短路的情况时,将会产生错误信息“UVBL”或“IRBL”两种错误均导致火焰继电器关闭OFF,按退出EXIT键将复位该错误当检测到故障时发布相应的错误信息如果没有探测到致命故障,不会停止整个设备的工作,仅有发生故障部分处于失效状态在故障影响到所有功能的情况下,监视继电器(WatchDog)失电相应的“Safe”指示灯闪烁,同时导致火焰继电器失电这些错误信息可以通过网络传送到监控系统MFD在__或正常操作过程中,可能会显示的错误信息及相应的解决办法见表4-2表4-2MFD诊断信息
1.上电诊断代码
2.在线诊断代码
3.周期诊断代码序号测试代码序号测试代码序号测试代码1CPU登录CPU1自检电压VBLN1UV探头状态UVSC2程序存储校验和ROM2内部电压PWR2闪烁探头状态IRSC3非挥发RAM电池BATT3电压探头开VSCN3UV自检电压UVBL4非挥发RAM完整性BRAM4设置选择电压VSET4闪烁自检电压IRBL5校验参数完整性PARM5火焰继电器读回矛盾ECHO520-30Hz滤波20L6挥发性RAM完整性VRAM6区域预定至操作系统MTSK620-180Hz滤波20H7内部电压PWR7数据结构完整性SOFT7400-600Hz滤波400L8电压探头开VSCN8校验参数完整性PARM8400-3600Hz滤波400H9UV自检电压UVBL10闪烁自检电压IRBL11设置选择电压VSET12实时时钟RTC13键位KEY如果上述原因的故障已被确定和修复,按动ENTER键,设备将继续其正常运行,否则按动EXIT键根据检测到故障的诊断类型如下将得到不同的情况●BATT启动诊断指示缓冲区电池没电且需要更换,因为它已不能保证在失去主电源的情况下对参数进行保存此缓冲区电池用于RAM48Z02RAM48Z02可保存与设备校准相关的参数●PWR启动和在线诊断指示设备的内部电压超差,检查主电源是否在此手册指示的范围内●VSCN启动和在线诊断指示探头供电电压超限,检查隔离地并正确连接至探头●UVBL启动和循环诊断●IRBL启动和循环诊断●VBLN在线诊断指示探头盲电压超限,检查隔离地并正确连接至探头●VSET启动和循环诊断指示用于“SET”选择的电压超限,检查其隔离公共端或电压值●UVSC循环诊断指示在盲检自检期间UV通道持续看见火焰,检查探头连接是否正确,接下来检查背景值设置是不是最小,此情况下增加5DB以上由于有自点燃的可能,应调整或更换气体排放管●IRSC循环诊断指示在盲检自检期间IR通道持续看见火焰,检查探头连接是否正确和屏幕是否已被连接,接下来检查背景值设置是不是最小,此情况下增加5DB以上●20L20H400L400H循环诊断发生内部故障,除更换设备外没有别的解决方案
(三)ZHJZ-IV型火焰检测系统调试ZHJZ-IV型火焰检测系统调试分为静态调试和动态调试两个阶段静态调试是指锅炉启动前对火焰检测器系统的调试主要包括检查、确认回路接线、火检故障、火检电源故障、有火和火焰模拟量__的正确性,所有火检处理模件初始值、通讯模件初始值、火焰输出触点状态是否与厂家要求一致,以及供电冗余和通讯可靠性等动态调试是指锅炉启动后对火焰检测器系统的调试根据对锅炉从启动到满负荷运行过程中临界工况、低负荷工况及危险工况实时数据的采集、统计、计算与处理,得出每一个燃烧器的燃烧特性,准确判定有火/无火条件的强度和频率阈值及回差值,获取提高单角鉴别率与提高可靠性的最佳结合点,调整每个火焰检测器的内部参数至最佳检测效果,确保锅炉运行期间真正发生全炉膛灭火时火焰检测器能正确动作,在正常运行工况下不出现误动,输出至DCS的火焰模拟__准确
(1)ZHJZ-IV型系统静态调试在确认火检处理模件的排布顺序及标识符合制造厂家要求,火焰检测探头已__完毕,所有接线及电源无问题后,系统上电进行静态调试1)检查系统无故障指示(若有故障显示应先处理消除)后,设置所有火检处理模件默认值一致,检查工作站所有火检器默认值应与火检处理模件相符在暗炉膛状态检测所有火检处理模件的强度、频率及质量实时值应均在允许的范围内2)分别强制有火__、故障__和模拟量__的输出,检查DCS或__的工作站接收到的__是否正确3)电源模件故障__试验分别关闭、打开各电源模件开关,检查DCS的火焰检测器电源故障__应正确4)电源冗余切换试验分别关闭、打开电源模件A和B,目测观察火检处理模件有无异常现象,5)通讯模件冗余切换试验拔掉工作中的通讯模件,热备通讯模件应自动切换至工作状态,不应出现通讯中断现象6)失电状态测试试验闭合所有电源模件的电源开关,在DCS侧检查或用万用表测量火检__输出状态是否与DCS需求的一致若不一致,打开所有电源模件电源开关,按厂家规定的流程,将所有火检处理模件强置为有火状态再闭合所有电源模件的电源开关后,重新检查火检__输出状态应与DCS的需求一致然后打开所有电源模件的电源开关7)在火检处理模件面板上调整输出电流(4~20__)至下限值、中间值和上限值,在模拟量输出端子测量输出电流,其误差应在±
2.5%量程范围内8)在源点处强制全部给粉输入__(给粉__失去),用模拟校验装置或短接火焰__输入端子的方法,输入全炉膛无火焰__,此时装置应不动作;现场释放某一路给粉强制__,经设定的时间延时后,系统应动作发出跳闸__,“MFT跳闸”和首次跳闸故障记忆灯“炉膛熄火”灯亮,“MFT复归”灯灭且音响__(每路试验,应结果相同)9)点火前完成火焰检测器的预调整,目前的方法是在就地探头处用模拟火焰__照射试验●用手电筒或照明光源及清洁布,在炉膛内按照从下至上、从#1角到#4的顺序一一进行模拟火焰光源照射试验照射前先用清洁布将透镜擦拭干净●启动DCS对火焰强度、频率、有火__的记忆功能,并可同时查看3个参数随时间变化的实时趋势图和历史趋势图●在开始和结束光源照射试验的同时,用步话机__,火检处理模件或DCS侧监视人员记录检测到火焰__和火焰__消失的时间●通过DCS历史趋势图检查火焰__及计算火焰__消失的延迟时间
(2)ZHJZ-IV型系统动态调试进行ZHJZ-IV型火焰检测器的动态调试前,先介绍阈值和回差算法及内部参数设置原则阈值和回差算法一般阈值应小于计算得出的投运工况下实时数据最小值的某一个定值,保证在任何投运工况下均可正确发出有火__;回差值一般为阈值的10~30%,回差值加阈值应低于投运工况下实时数据的平均值内部参数设置方法实时数据由停运工况变为投运工况时呈递增变化,反之呈递减变化,其投运工况下与停运工况下差值应最大;且两种工况下数据的波动范围都应比较窄且稳定动态调试在点火后进行,分为人工调试和自学习调试两种1)根据实时数据的稳定程度及现场经验,设定阈值和回差值,记录所有内部参数及阈值2)燃烧器投运几分钟后开始观察一段时间内实时数据变化情况,并记录1组实时数据最小值与中间值,观察数据波动范围是否稳定(通过炉打焦孔或火焰电视勘查验证投运成功与否的真实性),若数据波动范围稳定且数据变化显著,按照阈值算法调整阈值与回差值,若数据波动范围大、不稳定或实时数据平均值偏低则调整内部参数的算法模式,继续观察实时数据变化情况当数据波动范围稳定但频率实时值偏低时,调整内部参数的频率增益被监视燃烧器的相临层或对角燃烧器运行工况发生变化时,观察一段时间后手工记录1组实时数据的最小值与中间值,并按实际情况修正阈值与回差值3)进行启动燃烧器点火火焰探测试验关闭目标启动燃烧器,启动临层和对角(对面)燃烧器(背景辐射光影响最大工况)点火,火检处理模件“有火”指示灯应不亮目标启动燃烧器点火,关闭临层和对角(对面)燃烧器(背景辐射光影响最小),此时火检处理模件“有火”指示灯亮则为合格,否则继续2项4)按照上述步骤与方法调试其它启动火检处理模件的内部参数与阈值、回差值5)主燃烧器启动后参照2)、步骤调试主燃烧器火检处理模件的设定值6)进行主燃烧器火焰探测试验关闭临层和对角燃烧器,启动目标主燃烧器(背景辐射光影响最小工况),查看火检处理模件“有火”指示灯亮为合格7)需要时,进行1带2配置火焰探测试验关闭目标主燃烧器、临层和对角燃烧器,启动目标启动燃烧器(背景辐射光影响最小),火检处理模件“有火”指示灯亮为合格关闭目标启动燃烧器、临层和对角燃烧器,启动目标主燃烧器(背景辐射光影响最小),火检处理模件“有火”指示灯亮为合格8)根据所记录的实时数据与现场观察实时数据变化规律,得出输出火焰模拟量__特性9)提高单角鉴别能力调试方法单角鉴别能力是指火焰检测器对目标火焰与背景火焰的区分能力,调整时先确定背景火焰,确保目标火焰关闭,点燃其它所有燃烧器并调至最大燃烧值观察并记录目标火焰的最大强度值及频率值再确定目标火焰使燃烧器处于较弱的火焰状况,调整其它燃烧器使背景火焰影响最小,观察并记录火焰的最小强度值和频率值将得到的记录按照阈值和回差算法确定阈值,按照启动燃烧器点火火焰探测试验验证鉴别效果,如果达不到鉴别要求,应调整探头观火视线或改变探头__位置调试中要注意的是,在负荷较低即炉温较低时调出的火焰检测器往往过于灵敏,当较大负荷停下某一燃烧器时,受相邻角火焰(甚至对角火焰)及炉膛火焰的影响,该燃烧器的火焰检测器仍有__输出即存在“偷看”现象,影响了控制逻辑功能的正常发挥和运行人员的正确判断而当负荷较高即炉温较高时调出的火焰检测器有可能出现迟钝,在低负荷运行时容易造成火焰检测器输出__不稳定,引起熄火保护误动;或冷态点火时会出现“漏看”现象即燃烧器已点燃但火焰检测器仍无输出,其结果或延长点火过程时间或引起火焰保护误动若经多次细调不能得到理想的结果时,建议油火焰检测器宁可适当降低其灵敏度也要提高其稳定性,即宁可“漏看”而不“偷看”,以免出现燃油未着而喷入炉膛而对煤火焰检测器则应适当提高灵敏度,即宁可“偷看”而不“漏看”,因为投粉时炉温一般已经较高,煤粉几乎都能燃着
(四)全炉膛灭火动态试验FSSS系统的全炉膛灭火动态试验,对机组有有一定的潜在危害性,因此除新上机组或控制系统有较大修改的机组应进行外,一般宜以静态试验方法确认为妥;必须进行的FSSS系统动态试验,宜放在机组启、停过程中进行;试验前要充分考虑并做好安全防范措施动态试验期间若出现异常情况,应立即中止试验并恢复设备原运行方式;故障查明原因并消除后,经批准方可继续进行试验
(1)试验前应满足的条件a火焰检测装置动态调试与FSSS系统静态试验合格b火焰检测装置运行正常,火焰__曲线记录投入运行,有关的测量仪表重新校准,精度满足要求c锅炉负荷大于90%且燃烧稳定,炉压调节设备与一次风档板开度调节设备运行正常d事故追忆系统运行正常,炉膛负压曲线记录投入运行,炉膛负压高保护解除e试验方案经审核批准;做好局部隔离工作,无影响其它运行设备安全情况存在;f试验安全措施(对于试验中可能出现问题的反措准备)、现场____就绪
(2)试验步骤a全炉膛灭火保护投入b按照从上至下的原则逐步切除磨煤机(或给粉机)至锅炉临界稳定负荷状态(不投油助燃),调节风档板开度防止炉膛负压急剧波动c逐个降低在线给粉机(或磨煤机)的转速和一次风档板的开度至全炉膛灭火出现(负荷在20%~30%左右),全炉膛灭火保护发讯,MFT动作;记录火焰动作时的负荷值d检查火焰保护动作,MFT跳闸后的所有控制对象的动作状态是否正确,查看火焰__曲线记录(火焰检测器模拟量__),检验火焰__保护的可靠性;查看炉膛负压曲线记录,检验炉膛压力保护定值的合理性e检查“锅炉灭火”、“MFT跳闸”、“燃料丧失”__发出的时间和跳闸__顺序记录是否与实际相符;检查、记录吹扫过程及吹扫时间应符合要求
(五)影响火检质量的因素及处理
(1)火焰检测探头__位置对于火焰检测系统而言,探头__位置的好坏直接决定了火焰检测效果,因此应根据锅炉燃烧动力场及喷燃器与锅炉实际配合后的__现状进行定位,通常由制造厂确定其__轴线与燃烧器主轴线的夹角应控制在喷燃器的初始燃烧区范围内,探测视线基本与燃料的喷射方向相同,略有倾斜使之与火焰的根部相交探头的位置必须仔细考虑以保证在不同工况下能可靠地检测到被测火咀的主燃烧区的火焰但由于不同锅炉燃烧方向的不同,火焰的燃烧区将有所改变,如果__位置未考虑周全,出现以下情况时,会引起探头火焰检测能力的下降,甚至误发无火__
①火焰检测器的视线内没有充足的火焰以使火焰检测器能够正确响应;
②火焰检测器未对准火焰的稳定部位,使工况改变时火焰飘出视线;
③无法__于二次风口内的火焰检测器,其开孔位置未充分考虑到结焦及探头过热问题,视野区未能避开背景火焰为了避免上述情况出现,__时应通过位置的准确布置或视角调整机构,将探头的视野区调整至最佳,准确地对准燃烧器的初始燃烧区若燃烧器为摆动式且探头外套管选择为柔性时,__空间可不考虑视角,只要探头能正常插入不受遮挡即可当火嘴为非摆动式而探头外套管选择刚性时,要适量的给火检探头预留出一定的调节角度空间量,空间位移量参照风箱的轴线尺寸并结合探头调节视角的最大范围进行炉内喷嘴空间径向位移量的计算,还要考虑到风箱外端火焰探头不与周边其它设备发生干涉
(2)火焰检测器的可靠性火焰检测器的可靠性,是火焰保护能否投运的关键从目前使用的火焰检测器的情况来看,主要存在火焰检测器“偷看”现象,以及随燃烧工况变化时火焰检测器输出__不稳定或误发熄火__等问题其原因一是目前大部分火焰检测的参数,是依据锅炉运行在某一特定负荷时设置,这个参数组既要适应设置参数时的负荷状况,又要满足其它的负荷状况,因此很难保证对火焰检测的正确性,即使能够检测,效果也不理想二是机组运行时背景工况的不确定性,对众多国内外品牌的火焰检测器在如何提供单火嘴鉴别能力构成了无法逾越的屏障多数火焰检测器在实际运行中,为了解决“偷看”的难题,常设置一个“门槛电压”,对背景火焰进行遮挡但“门槛电压”很难保证其准确性,设置太高见火困难,设置太低又解决不了偷看问题,加上运行工况和煤质的变化会带来更多的问题因此,除非对锅炉的燃烧情况和各种燃料的特性非常熟悉,否则很难找出并设置恰当的火焰检测参数因此火焰检测器的误判断就成了引起锅炉保护系统误动的主要原因之一解决问题的途径,其一是在投运过程中对火焰检测器不断的进行调整,以求达到最理想的效果;通常首次点火前用强光手电筒从就地模拟火焰__,完成对火焰检测器的预调整,点火后再进一步细调(细调原则见前述)目前不少机组为了解决“偷看”问题,对煤火焰检测器的“偷看”显示逻辑做了修改对应给煤机运行__和煤火焰检测器探头有火__“与”后,才在CRT上显示该煤火焰检测器检测有火,否则显示无火,这对解决“偷看”现象是一种较有效的措施,从某种程度上避免了运行人员的误判断但存在着隐患,比如煤粉喷入时候实际未着火,而火焰检测器因“偷看”结果显示有火,造成运行人员误判断则将非常危险其二是有待生产厂家提高火焰检测器本身的可靠性前面提到的ABB公司近几年推出的UVIOSR火焰检测系统,针对不同燃烧工况自动选择不同参数组,且根据当时的背景工况进行火焰跟踪,实现对不同工况下的火焰具有针对性的监测,在浙江省一些新建600MW机组上应用,取得较好的效果,使火焰检测的准确性得到了提高
(3)火检控制逻辑200MW及以下机组的MFT逻辑中,与火检__相关的是“全炉膛火焰丧失”,但不少300MW及以上机组MFT逻辑条件中,还设计了“角火焰丧失”、“临界火焰丧失”、“首只油枪点火失败”等,由于火焰检测器普遍存在着问题,导致这些__不稳定,造成保护投运效果不理想,在负荷较低、煤质较差、燃烧扰动较大时,因炉内火焰较昏暗,一些__位置本来就存在缺陷的火焰检测器受到影响,加上一些喷口火焰的正常扰动和火焰着火点和__,容易误发__,造成MFT保护误动因此根据“简单可靠”的原则,应在满足设备安全要求的基础上尽可能地简化系统和控制逻辑例如目前磨煤机层火焰都选用“四选二无火”逻辑,而《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》给出的定义是“全炉膛灭火的定义,由炉膛安全保护装置的设计功能确定一般当以监测炉膛四侧最上层燃烧器的火焰为主时,其四支火焰检测器中有3/4灭火,则判定为全炉膛灭火当监测各层火焰和各燃烧器的火焰时,有3/4的火焰检测器灭火,则判定为全炉膛灭火”;《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定》给出的定义是“全炉膛火焰检测时,当有一半或一半以上的火焰丧失并延时了一定时间,且运行的油或气燃烧器层又少于规定的层数,可认为全炉膛火焰丧失单独燃烧器火焰检测时,每一燃烧器层未检测到的火焰数都不少于该层燃烧器数的3/4时,可认为全炉膛火焰丧失”对比之下,“四选二无火”逻辑与“四选三无火逻辑”间的差异对火焰的误动率有很大影响再如有些机组MFT中设计有“首只油枪点火失败”条件,但首次点火时,由于炉内温度低,加上油枪堵塞、积水或经验不足等原因,一次点火不成功的的可能性较大,若一次点火失败后就发MFT,MFT后锅炉就须吹扫5分钟,由此反复造成点火迟延,若将“首只油枪点火失败”条件弱化一下,改为二次或三次不成功才去MFT动作,情况会有很大改观浙江电网一些机组修改后取得较好效果
(4)火焰检测系统维护堆积的脏物作用于元件,好象是一个隔离面并阻碍散热,使得火焰检测探头探测能力下降由于火检探头透镜组件积灰(结焦)、碎裂,光导纤维烧损等故障,火焰检测系统本身不能做出__,需要工作运行或维护人员通过监视和巡检,根据日常维护巡检记录所积累的不同工况下实时参数变化范围的经验,对异常实时数据做出判断,如发现实时数据凭以往的经验明显偏低或数据波动范围偏大等现象时,则最有可能的原因就是火检探头透镜组件积灰或光导纤维透光率下降引起的,如不及时进行维护,消除缺陷,当多个探头发生这种情况的同时,遇上低负荷运行或煤种变化时,就有可能误发熄火__引起保护系统误动此外探头或__处理单元性能不稳定,如放大器零点漂移或火检模板中的增益处理器质量原因,使得一些火检的光强显示偏低,若运行中未及时发现处理,也容易使每层的3/4火焰__低于下限阀值条件满足,发出“全炉膛灭火”__,导致锅炉MFT笔者曾在一电厂,发现一台锅炉的火焰__,多数强度显示在20~30左右,频率显示在2~7Hz左右,即请电厂__制造厂家即派人来厂处理结果在厂家人员赶到之前机组因“全炉膛熄火”MFT事后更换火焰__处理模件中的增益处理器后,火焰__显示恢复正常(2005年安全过夏监督检查时,笔者在另一电厂又发现类似情况)因此规范对火焰检测系统的运行维护,确保足够的冷却风,工作条件允许时及时清洁探头壳(建议使用工业用的异丙基酒精或乙醇清洁);通过定期巡测发现异常现象及时处理,对提高火焰探头鉴别能力,减少__误发是非常必要
(5)火检探头冷却风火检探头冷却风对火检效果的影响也很关键,如果冷却风压力不足或冷却风不干净,都会造成探头结焦甚至损坏因此冷却风机入口最好有空气干燥过滤装置或至少应保证冷却风机不处于空气潮湿地段,冷却风管不能搭落在一次风管道上,对冷却风的质量要求是●每只探头所需冷却风流量不小于1m3/分钟●冷却风入口风压与炉膛内压差大于2KPa●空气中所含尘土及硬质细颗粒不大于2mg/m3确保冷却风的持续供应锅炉启动前要先启动冷却风机,停炉后要等炉温降至50℃以下才可停止冷却风机综合考虑冷却风的冷却效果和对探头的污染情况,一般冷却风出口应背向镜头冷却风风压值应大于炉膛可能出现的非危急工况下压力的正常值另外,运行人员可定期让两台火检冷却风机并列运行一定时间,以降低火检镜头的污染或结焦
(6)运行环境锅炉低负荷时,运行人员为了维持主汽和再热汽温度,将摆角调得太高,导致光纤内缩或探头视角不正常,检测不到火焰负荷较低时,运行人员对炉膛进行吹灰,也会引起炉膛火焰变暗,影响火检__变化当火焰状况不明时,由于单层煤的火检少于2个,导致二次风门自动关闭(在自动方式时),配风变差,火检状况亦随之恶化由于燃烧器喷口结焦,盖住透镜片,使探头无法检测到火焰,导致火检失去当煤种不好时,炉膛火焰不稳定,也会导致火检不良因此为提高火焰检测装置的运行可靠性,需运行配合,当运行状况变化时,操作得当,使风、煤比能跟随负荷的变化此外目前电厂燃烧的煤质与设计煤质有很大差别,而且运行中煤质不固定,对于已经通过调整而对准火焰敏感区段的火焰检测器探头来说,当煤质变化时,有可能因偏离观测区段而测不到火焰因此,可以考虑由制造厂设计、__一个探头视角可调整的装置,使运行人员能根据火焰显示的强度值进行遥控调整,或直接由火检装置根据火焰显示的强度值自动判断并进行调整,也许是解决问题的办法第四节炉膛安全监控系统试验锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)系统的可靠性,是现代大型火电发电机组锅炉安全性的基础为了确保系统本身动作的可靠性,除了完善其逻辑、加强对系统设备的定期检查和维护外,基建机组或机组大修后重新起动前,完成对所有子系统进行联锁试验;小修后或停用超过规定时间的机组重新起动前应对机炉大联锁、锅炉保护联锁、汽机保护联锁、检修期间变动和运行中异常的项目进行试验;此外在条件许可的情况下,运行中还应对重要保护系统进行定期试验FSSS系统通常编制规范的试验操作卡,试验时按照审核后的试验操作卡逐步进行试验,其好处是可以规范试验过程,减少试验操作的随意性,确保试验项目或条件不遗漏试验__一般尽量通过采用物理方法获得,这样既能检查线路连接的完好性,又能验证设备定值整定的正确性,不具备条件的应在测量设备校验准确的前提下,尽可能地接近现场__源点处模拟试验条件进行,不应为了图方便,仅在控制柜内通过开路或短路输入端子的方法进行试验对控制对象(阀门、档板等),应测试与核准开关方向上的全行程动作时间,测试方法是由操作员站发出指令(对有条件限制的可采取强制__后进行),检查控制对象的开、关和转动方向,应与显示器显示一致,符合实际工艺要求;发出开指令后、控制对象的关反馈__失去到开反馈__出现的时间,为控制对象的开全行程时间;发出关指令后、控制对象的开反馈__失去到关反馈__出现的时间,为控制对象的关全行程时间;检查确认控制对象在开、关的全行程动作,应平稳、无卡涩;设置或核准控制逻辑中设定的开、关允许时间值,宜大于测试值(2~5)秒FSSS系统通常只进行静态试验对于诸多试验__条件中任一条件满足时,即输出动作__的逻辑,试验中选择其中一个__条件,当条件满足后检查逻辑中所有联动设备动作正确后,其它__条件试验只须确认出口__、状态、__及首出__显示正确为止动态试验目前电厂很少进行,但为确保紧急情况下保护联锁系统迅速动作的可靠性,可以利用机组停运前的机会,通过调整机组运行工况,实现达到指定的整个系统动作的闭环试验FSSS系统调试,由测量元件、执行设备的单体调试及联调和控制逻辑的调试、联锁试验及投运本节主要介绍以下内容
(1)炉膛吹扫功能在点火之前,利用送、引风建立一定空气流量通过炉膛及烟道,以达到清洁、清除残余可燃物的目的
(2)油系统检漏功能确保油系统及管路无泄漏现象一般包括母管开关阀泄漏试验和母管及管路泄漏试验
(3)油燃烧器控制功能包括手动起、停及程控起、停油燃烧器
(4)制粉系统控制功能包括手动起、停及程控起、停制粉系统
(5)主燃料跳闸及首出原因记忆包括油燃料跳闸主燃料跳闸磨煤机跳闸及引起跳闸原因(首出原因)记忆一.FSSS系统逻辑试验
(一)FSSS系统逻辑试验前准备工作与要求a相关的机务、电气工作已结束;相关设备的单体试验合格,系统试验项目的有关条件具备;b逻辑检查修改工作完成;控制装置已复原上电并经检查工作正常;c有关风门、档板、油泵、气动阀、电动阀等电源、气源正常;d就地及集控室手动启、停控制试验合格;具有“试验”位置的辅机,只送控制电源,动力电源开关应放至“试验”位置;e输入模拟__对系统进行开环试验,系统的执行步序、逻辑关系、运行时间以及输出状态应符合运行要求f控制对象(马达、阀门、档板等)的启、仃状态与开关方向确认正确,状态显示可靠,全行程动作时间已测试与核准;g机、炉、电联锁与联动试验时,须将全部逻辑纳入到相关系统的试验中;h试验项目对应的操作卡已准备好;i做好详细试验记录并建立试验档案二)燃油泄漏与炉膛吹扫功能试验在锅炉点火进行炉膛吹扫前必须进行燃油泄漏试验,用于检查燃油跳闸阀及各油燃烧器安全关断阀的严密性,防止油系统在非运行状态下发生燃油泄漏进入锅炉如有泄漏应查明泄漏原因并消除试验内容包括●通过逻辑控制向燃油系统各部分加压;●检查所有设备的泄漏情况,仪表示值和逻辑的可靠性;●确认系统提供的泄漏试验过程及结果信息或__正确
(1)燃油泄漏试验前应满足的条件a 炉前油系统各表计、开关及变送器已投运;b 所有油枪停运,各油枪三位阀在关闭状态,各油枪进、回油隔离阀开启;c 燃油母管压力调节阀前后隔离阀开启,旁路阀关闭;d 燃油系统油泵投运,燃油供油压力达到设计要求,发出相关的__;e 燃油回油总阀和燃油跳闸阀关闭
(2)典型燃油泄漏试验步骤确认燃油泄漏试验条件满足后,启动燃油泄漏试验指令(或锅炉吹扫条件和燃油泄漏试验条件均满足后,发出吹扫命令),备用盘或操作员站上“燃油泄漏试验进行中”灯亮后,全开燃油调节阀,开启燃油跳闸阀,对炉前燃油系统进行充压,充压设定时间(如15秒)到后,燃油跳闸阀应自动关闭;压力稳定一定时间(如5s)后开始计时,若在规定时间内a 三位阀或炉前燃油系统无泄漏,则自动开启燃油回油阀,对燃油母管泄压;泄压设定时间到后,燃油回油阀应自动关闭;当规定时间内燃油母管压力不大于设定值(表明燃油跳闸阀无泄漏)满足时,“燃油泄漏试验完成”灯亮,“燃油泄漏进行中”灯灭,燃油泄漏试验结束;b 油枪三位阀或炉前燃油系统有泄漏,则“燃油泄漏试验失败”灯应亮,“燃油泄漏试验进行中”灯应灭,“燃油母管压力低”或“燃油跳闸阀前后差压大”____;中断燃油泄漏试验,进行炉前燃油系统、油枪三位阀或燃油回油阀泄漏验证,查明原因并消除后重新试验;c 若在规定时间内燃油母管压力大于设定值(燃油跳闸阀有泄漏),则“燃油泄漏试验失败”灯应亮,“燃油泄漏试验进行中”灯应灭,“燃油母管压力高”__,中断燃油泄漏试验,进行燃油跳闸阀泄漏验证,查明原因并消除后重新试验燃油泄漏试验失败后,进行泄漏验证步骤a 燃油跳闸阀泄漏验证关闭燃油跳闸阀,全开燃油流量调节阀,满足燃油泄漏试验条件;开启回油总阀,对炉前燃油系统进行泄压,达到规定时间(如2min)后关闭回油总阀和燃油回油流量计前隔离阀,确认旁路阀在关闭状态,或者关闭各层油枪燃油回油手动隔离阀;监视燃油母管压力,若在规定时间(如2min)内,燃油母管压力上升到设计值以上,则认为燃油跳闸阀泄漏,反之燃油跳闸阀能严密关闭b 炉前燃油系统、油枪三位阀或燃油回油阀泄漏验证满足燃油泄漏试验条件,全开燃油流量调节阀、燃油跳闸阀和燃油回油总阀,进行炉前燃油循环;若依次关闭回油总阀、燃油跳闸阀,燃油跳闸阀前后差压表在一定时间内差压表读数大于设计值,说明回油总阀、燃油跳闸阀,燃油跳闸阀系统有泄漏;若关闭回油总阀和回油流量计前隔离阀,确认其旁路阀在关闭状态,或者关闭各层油枪回油手动隔离阀和燃油跳闸阀,在一定时间(如2min)内燃油跳闸阀前后差压读数低于设计值,则认为回油总阀有泄漏,而其余系统无泄漏;若差压表读数大于设计值,表明系统还存在泄漏,则恢复回油总阀和回油流量计前隔离阀或各层油枪回油手动隔离阀和燃油跳闸阀状态,依次关闭某一油枪回油手动隔离阀及进油手动隔离阀;该油枪进油压力表,若在一定时间(如2min)内,油压表读数明显下降,则认为该油枪三位阀有泄漏用同样方法对其余油枪进行验证;查出的问题进行检修处理后,重新进行上述试验,直至无泄漏现象;c 试验结束后,运行应及时将有关系统、设备恢复至试验前的位置或恢复燃油系统至正常运行方式
(3)炉膛吹扫功能试验锅炉点火前、停炉后和主燃料跳闸(MFT)动作后,都必须对炉膛进行规定时间的吹扫点火前炉膛吹扫的目的,是将炉膛和烟道中可能积聚的可燃性混合物清除掉,防止点火时引起炉膛爆燃停炉或MFT后吹扫的目的,是为了减少可燃混合物在炉膛和烟道中的积聚MFT后要求所有二次风挡板自动开至吹扫位置(100%),送风机动叶控制切至手动引风机调节挡板控制保持在自动方式炉膛吹扫功能试验可在吹扫条件满足后,手动按下“启动吹扫按扭”进入;也可由燃油泄漏试验完成由程序控制自动进入,试验步骤如下a检查确认燃油系统处于炉前油循环状态,油泵运行正常,燃油压力在规定范围内;b检查确认下列所有条件均满足,且相应的状态__发出●所有油枪三位阀处于关闭位置;●燃油跳闸阀关闭;●所有磨煤机停运;●所有给煤机停运;●所有磨煤机进口热风隔离闸板关闭;●所有辅助风档板处于调节状态;●至少有一组送、引风机投运,且风量达到设定值(通常为30%);●所有一次风机停运;●汽包水位正常;●炉膛压力正常;●所有火焰探测器均显示无火焰;●所有系统电源正常;●无MFT指令;●所有电除尘停运;●所有空预器投运c确认燃油泄漏试验油压满足__发出,人工关闭燃油回油总阀;d发出“吹扫”命令,系统进入燃油泄漏试验程序e燃油泄漏试验结束后,泄漏试验“完成”指示灯亮,“泄漏试验在进行中”灯灭,燃油调节阀自动至调节状态f程序自动进入炉膛吹扫,“吹扫进行中”灯亮,经规定时间(通常5分钟)吹扫后,“吹扫完成”灯亮,锅炉跳闸状态复归,首出跳闸原因显示灯熄,硬__“MFT”复归g在炉膛吹扫过程中,任一条件不满足,吹扫应自动中断,并发出“吹扫中断”__;待原因查明且消除后,重新进行规定时间的吹扫h燃油母管泄漏试验及炉膛吹扫试验完成以后,开启燃油回油总阀和燃油跳闸总燃油阀,油系统恢复至炉前油循环状态
(三)燃烧器控制(BCS)系统启动前功能试验BCS系统的主要功能是监视、控制锅炉及相应的燃烧设备,包括预点火功能、油燃烧器和制粉系统的启动、停止逻辑及程序启停逻辑
(1)点火与油燃烧器控制功能试验在点火前的炉膛吹扫完成后,同时满足以下条件a)锅炉主燃料跳闸(MFT)__解除;b)火焰检测器冷却风系统压力正常;c)锅炉总风量大于一定数值如30%;d)燃油跳闸阀打开;e)燃油温度正常;f)雾化蒸汽压力正常;g)燃油压力正常;h)燃烧器安全关断阀全关;系统发出“允许点火”__,锅炉可进入点火状态,接到控制指令后,按照一定逻辑进行时间和顺序控制,使该层燃烧器的控制系统顺序进入工作,完成油枪推进、喷油、点火、吹扫、退油枪的全部过程控制其一般配备顺序控制逻辑为a)置二次风挡板到吹扫位置;b)油枪推进;c)点火枪推进;d)点火器打火;e)油燃烧器安全关断阀从关闭到吹扫,再从吹扫到运行位置;f)在规定时间内油火检应出现“有火”__;g)点火成功,点火枪停止打火并退出;单个油枪控制系统接到油层控制系统发来的__后,首先检查油燃烧器的启动条件a)雾化汽阀打开且蒸汽压力正常;b)就地检修开关在远方位置;c)三用阀在关阀位置,以防油枪边推进边喷油而引着火;d)油枪火焰探测器发出无火焰__;e)启动油燃烧指令;f)高能点火器向炉膛推进这些条件满足后a)高能点火器和油枪同时向炉膛推进,到位后三用阀打开;b)到达吹扫位后,向点火器发出点火__,高能点火器工作产生高压火花;c)三用阀继续动作到点火位置开始向炉膛喷油;d)计时器控制点火器在炉膛内停留规定时间后(30秒左右,实际点火时间大约持续10秒),然后自动退出炉膛在三用阀开始打开设定的时间(30秒)后,若没有点着燃油,油燃烧器跳闸__立即关闭三用阀,中断喷油正常停运时系统接受停运__,油枪吹扫完成后将油枪退出炉膛油枪吹扫前必须本身有火焰或者邻层煤再运行,这样不会造成残油沉积下列任一种情况下进行油枪吹扫a)自动停油枪时;b)油枪检修前的手动吹扫,此时也要受到安全条件的限制;c)油枪点火不成功自动吹扫吹扫油枪__发出后,三用阀自动从点火位置退到吹扫位置,油路关闭,探测器显示油枪灭火,油枪吹扫计时器开始计时,吹扫5分钟,三用阀关闭,油枪退出炉膛当下列任一条件满足时,发出油燃烧器跳闸指令1)MFT动作;2)燃油跳闸阀全关;3)就地控制开关手动跳油燃烧器;4)油燃烧器点火失败(包括油枪未推进到位、点火枪未推进到位、规定时间内油火检未检测到“有火”__);此时立即切断燃油,直接关闭油燃烧器安全关断阀,不再经过吹扫阶段
(2)磨煤机油站功能试验燃煤机组每台磨煤机配有一套稀油站和一套液压油站稀油站用来冷却减速机内的齿轮油,以确保减速机内部件的良好润滑;液压油站用来对磨煤机施行加载,通过磨辊提升实现磨煤机启、停和开空车;油站控制系统的控制对象是稀油站油泵电动机、电加热器、冷油器冷却水电动门,液压站主油泵电动机和各电磁阀、电加热器、冷油器冷却水门电磁阀以及液压站排渣装置这些单体设备的联锁保护功能试验确认正常后,进行制粉系统功能试验a磨煤机液压油站联锁保护功能试验●油箱油位不低,油温达到设定值后,在操作员站上启动油泵,检查油泵开启正常,状态显示正确;●当油压低于设定1值时,备用油泵自启动;当油压低于设定2值时,油泵应可靠跳闸;●当油温高于设定值,且电加热仍在加热,油泵应可靠跳闸b磨煤机稀油站联锁保护试验磨煤机运行情况下●停最后一台油泵应无效;●主泵电气故障或主泵停用,备泵应自启动;●油压低于设定值,并超过延时设定值时,备泵应自启动;油压大于设定值时,主泵应停运;●两台泵运行情况下,油压低于设定值,试停其中任一台油泵应不成功●磨煤机电动机油箱油温低于设定值,加热器自投;大于设定值,加热器自撤;●磨煤机齿轮箱润滑油箱油温低于设定值,加热器自投;大于设定值,加热器自撤
(3)磨煤机组启停功能试验a给煤机启动许可功能试验当下列条件均满足时,在操作员站上启动给煤机,检查确认给煤机开启正常,状态显示正确●无MFT__;●磨煤机已启动;●给煤机转速设定在最低点;●操作员站上显示磨煤机“准备”指示;●无停给煤机__;●给煤机就地控制站置“遥控”方式、磨煤机控制画面上显示“磨煤机点火许可”b给煤机跳闸功能试验下列任一条件时满足时,给煤机跳闸,检查画面上的显示状态及__是否正确●快速切负荷(FCB)跳给煤机;●磨煤机跳闸包括程序控制输出;●启动后给煤机皮带上无煤;●MFT动作;●电动机电气故障;●磨煤机磨碗差压高,给煤机转速自动降到设定值;●磨煤机功率高,给煤机转速自动降到设定值c磨煤机启动许可功能试验下列条件均满足时,操作员站上启动磨煤机,检查确认磨煤机应开启正常,状态显示正确●无MFT__;●磨煤机出口温度小于设定值;●磨煤机点火许可满足;●磨煤机出口档板开;●给煤机置“遥控”状态;●磨煤机入口冷风隔离档板全开;●一次风压正常;●齿轮箱润滑油温大于设定值;●齿轮箱润滑油流量大于设定值;●齿轮箱润滑油泵在运行;●齿轮箱滤油器差压不大于设定值或油温不大于设定值;●电动机润滑油系统许可启动(如果是启动第一台磨煤机,则还需满足喷燃器摆角处于水平位置和总风量达到设计值两个条件)d磨煤机跳闸功能试验下列任一条件满足时,磨煤机应跳闸,检查画面上状态显示及__是否正确●就地事故紧急跳闸按钮按下;●电动机润滑油压力低于设定值;●齿轮箱润滑油压力低于设定值;●齿轮箱润滑油温度大于设定值;●齿轮箱润滑油系统220V交流控制电源失去;●齿轮箱润滑油泵停运;●磨煤机出口阀未开;●MFT;●一次风失去;●一台一次风机跳引起相关磨煤机跳闸;●磨煤机密封风差压低延时达到设定值;●磨煤机层电源故障延时达到设定值;●磨煤机冷风门未开;●煤仓煤位低-低__发出e磨煤机系统无煤程序启动典型步骤试验●磨煤机系统启动指令触发;●启动对应的油燃烧器指令;●向CCS系统发指令将磨煤机冷风及热风调节挡板开度控制到点火位置;●确认对应油燃烧器点火成功,开启密封风挡板;开启磨煤机出口挡板;开启磨煤机冷风隔离挡板,其全开后,开启热风隔离挡板;●向CCS系统发指令开启混风调节挡板至暖磨位置;●当磨煤机进口温度或出口温度大于一定数值以上,磨煤机暖磨完成,磨煤机启动许可__满足,发磨煤机启动指令;●发给煤机启动命令,程序结束当磨煤机系统为有煤程序启动时,其步骤基本相同,只是在磨煤机启动一段时间后(如1分钟)才启动给煤机f磨煤机系统程序停运典型步骤●触发磨煤机系统停运指令;对应的油燃烧器指令启动;●对应油燃烧器点火后成功,向CCS系统发指令将给煤机转速减至最小,同时全关热风门调节挡板、全开冷风门调节挡板;●待磨煤机进口温度小于规定数值后,关给煤机进口闸门;●延时设定的时间后发停给煤机指令;●磨煤机系统吹扫设定的时间后,发出停磨煤机指令;●延时设定的时间后,向CCS系统发关热风隔离挡板指令;●向CCS系统发关冷风隔离挡板指令;●关闭磨煤机出口挡板;●关闭密封风隔离挡板,程序结束
(4)给粉机功能试验a给粉机启动许可功能试验下列条件均满足时启动给粉机,检查确认给粉机是否正常开启、状态显示是否正确●火检探头冷却风压正常;●汽包水位正常;●一次风允许;●无MFT__;●风量条件满足;●对应油层投运且负荷条件满足;●对应给粉机层总电源正常;●无给粉机跳闸或停运__b给粉机跳闸功能试验下列任一条件满足时,给粉机应跳闸,检查确认状态及__显示是否正确●对应给粉机层总电源失去;●MFT__;●给粉机启动后一次风丧失;●给粉机启动一定时间后仍检不到火;●运行人员操作停运
(四)主燃料跳闸功能试验
(1)MFT动作条件试验主燃料跳闸(MFT)是FSS中最重要的安全功能,在出现任何危及锅炉安全运行的危险工况下,MFT动作将快速切断所有进入炉膛的燃料,保证工作安全,避免事故发生或限制事故进一步扩大试验时,检查下列任一条件满足后,确认机组MFT跳闸,且状态、__及首出__显示正确●送风机全停;●引风机全停;●炉水泵全停,延时超过设定值;●凝汽器保护或再热器保护动作;●紧急停炉按钮被按下;●汽机跳闸;●发电机跳闸(无FCB功能时);●冷却风失去;●汽包水位低低(__来自三选中,延时超过设定值);●汽包水位高高(__来自三选中,延时超过设定值);●计算机控制系统电源失去;●锅炉总风量低于设定值;●炉膛压力高高(__来自三选二,延时超过设定值);●炉膛压力低低(__来自三选二,延时超过设定值);●交流电源失去,延时超过设定值;●FSSS控制电源或PLC逻辑电源失去,延时超过设定值;●火焰探测系统发出无火焰__;●燃料失去__发出
(2)MFT动作后的联动功能试验检查系统,当MFT__发出后,以下动作应联动产生;检查确认对应的状态、__及__显示应正确●SOE显示MFT首出原因;●所有磨煤机跳闸,磨煤机热风隔离档板、冷和热风调节档板关闭;延时规定时间后冷风调节档板全开;●所有给煤机跳闸,各给煤机指令自动回到设定值(或一次风档板关闭);●所有一次风机跳闸,密封风机联跳;●快关燃油母管调节阀、回油阀及所有油枪三位阀;●当任一油枪三位阀未关时,关闭燃油母管跳闸阀;●关闭主蒸汽、再热蒸汽减温水电动隔离阀和调节阀;●MFT__送至CCS、SCS(联锁全开所有燃料风档板和辅助风档板且控制切为手动、联跳锅炉吹灰器、电除尘等系统);●跳闸主汽轮机,发电机解列,旁路打开;●小汽机A、B跳闸,电动给水泵自启动;●MFT后,延时达到设定值且炉膛压力低低或炉膛压力高高时,跳闸送、引风机;●MFT超弛动作(非两组送、引风机都跳闸引起时,引风机档板关至设定值,延时达到设定值时逐渐开启,到规定延时时间后恢复;当机组MFT的原因是由于两组送、引风机都跳闸引起时,控制系统自动全开送风机动叶和引风机调节挡板,自动开启送风机出口挡板和引风机进出口挡板,炉膛进行自然通风在炉膛自然通风规定时间内,不允许重新启动送、引风机)●延时规定时间后,主汽至辅助蒸汽电动或气动隔离阀关闭
(五)风烟系统大联锁功能试验当下列任一条件满足时,送引风机大联锁保护应动作●一台送风机跳闸,对应侧引风机应跳闸;●二台送风机跳闸,二台引风机应跳闸;●一台引风机因故障跳闸(电气故障、轴承温度高高或被人为强迫停运)时,对应侧送风机应跳闸;●二台引风机跳闸,二台送风机应跳闸;●MFT动作后,且满足一定延时时间,炉膛压力高高时,二台送风机应跳闸;●MFT动作后,且满足一定延时时间,炉膛压力低低时,二台引风机应跳闸当保护动作时,检查确认送、引风机跳闸,状态、__及__显示应正确
(六)其他系统启动前功能试验
(1)冷却风系统功能试验a扫描风机启动许可功能试验●扫描风机进口手动调节档板开启时,启动扫描风机;●检查确认扫描风机应开启正常,状态显示正确b扫描风机自启动功能试验下列任一条件满足时,备用扫描风机应自启动,确认备用扫描风机自启动,状态及__显示正确●一台风机运行且出口母管与炉膛差压低,延时大于设定值后;●运行风机电气故障或停用;●扫描风母管与炉膛差压低且二次风箱风温高(或母管压力低)于设定值c扫描风机跳闸功能试验下列任一条件满足时,扫描风机应跳闸,检查确认扫描风机跳闸状态及__显示是否正确●扫描风母管与炉膛差压高且二次风箱风温低(或母管压力高)于设定值;●风机电气故障__发讯时
(2)炉水循环泵系统功能试验炉水循环泵系统作为FSSS的一个重要子系统,它包括每台炉水循环泵的自启停、控制、保护等逻辑以及RB、MFT等触发功能每台泵都有一个__的启动控制与保护系统a炉水循环泵启动许可功能试验下列条件均满足时,在操作员站上启动炉水循环泵;检查确认炉水循环泵是否开启正常状态显示是否正确●冷却水流量正常;●泵进口联箱与泵壳体温差小于38℃;●电动机腔温度大于启动允许设定值;●电动机腔温度小于跳闸设定值;●泵所有出口阀均开启;●闭式泵在运行b炉水循环泵自启动功能试验下列任一条件满足时,备用炉水循环泵应自启动检查确认备用炉水循环泵是否自启动、状态及__显示是否正确●一台炉水泵运行,其他泵停运情况下,运行炉水泵跳闸;●炉水泵进出口差压小于低设定值(或炉水泵进口联箱温度大于设定值);●二台炉水泵运行时,锅炉负荷大于设定值,其中一台泵进出口差压小于高设定值(或泵跳闸);●运行炉水泵因电气故障跳闸,而使运行台数少于当时负荷要求时c炉水循环泵跳闸功能试验检查下列任一条件满足时,炉水循环泵应跳闸;检查确认对应炉水循环泵跳闸,状态及__显示应正确●电动机腔室温度高于设定值;●两台闭式泵跳延时达到设定值;●就地事故按钮被按下;●炉水循环泵任一出口阀关闭
二、FSSS系统的在线测试按照电力行业标准的要求,对装设单机容量为125MW~600MW等级机组的新建工程或技术改造工程,其火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在调整试验工作,连续运行规定的时间后,应进行在线测试验收,以保证其达到制造、设计、__、调试、运行等各方面的技术及安全标准在线测试内容主要包括了FSSS系统功能测试、性能测试、文档验收以及FSSS系统的动作正确性、完好率和接入率的考核
(一)____试验
(1)电源失去__试验断开系统供电电源,系统__MFT是否动作根据设计确定
(2)接点__试验在__源点处短路某一路压力开关输入接点,装置不动作,如短接时间超过装置设定时间以上时,装置将__且“接点故障”灯亮;炉膛压力高、低跳闸用的各路接点经同样试验,结果应相同
(3)炉膛压力高、低__试验在现场对__用的高(或低)压力开关,输入超过高(或低)__设定值的压力,装置应发出“炉膛压力高(或低)”__,且装置面板上“炉膛压力高(或低)”灯亮
(二)FSSS系统功能测试功能测试主要包括FSS逻辑测试、燃油泄漏测试、点火逻辑测试、燃烧器逻辑测试、磨煤机组启停逻辑测试、冷却风系统逻辑测试、首出跳闸原因记忆、一台送风机跳闸试验、RB试验、锅炉实际灭火试验、机电炉大联锁
(1)FSS逻辑测试aMFT跳闸逻辑试验跳闸条件全部接入系统,典型跳闸条件试验内容与方法如下,其它条件根据机组设计确定,观察并记录__、跳闸及显示信息.●炉膛压力高高、低低跳闸试验在现场对保护用的压力高高(或低低)开关三选二逻辑中的任二路开关,输入超过高高(或低低)动作设定值的压力,经规定的时间延时后,系统应动作发出跳闸__,“MFT跳闸”和首次跳闸故障记忆灯“炉膛压力高高(或低低)”灯亮,“MFT复归”灯灭且音响__,打印记录正确●送、引风机跳闸试验在__源点处强制(操作开关置于试验位置或直接短路)一侧送(或引)风机跳闸接点,系统不动作,再强制另一侧送(或引)风机跳闸接点,经规定的时间延时后,系统应动作发出跳闸__,“MFT跳闸”和首次跳闸故障记忆灯“送(或引)风机跳闸”灯亮,“MFT复归”灯灭且音响__●水位高高、低低跳闸试验在__源点处强制“水位高高(或低低)”__,经规定的时间延时后,系统应动作发出跳闸__,“MFT跳闸”和首次跳闸故障记忆灯“水位高高(或低低)”灯亮,“MFT复归”灯灭且音响__●燃料中断跳闸试验在__源点处强制全部给粉__和燃油__接点,经规定的时间延时后,系统应动作发出跳闸__,“MFT跳闸”和首次跳闸故障记忆灯“燃料中断”灯亮,“MFT复归”灯灭且音响__●手动MFT跳闸试验单独按下“手动MFT1”按键或“手动MFT2”按键,系统不跳闸,同时按下“手动MFT1”和“手动MFT2”按键时,系统应动作发出跳闸__,“MFT跳闸”和首次跳闸故障记忆灯“手动MFT”灯亮,“MFT复归”灯灭且音响__b吹扫逻辑试验将全部吹扫条件__输入系统,使接入的若干条件逐一满足(用模拟校验器或短接系统的输入端子),“允许吹扫”灯应亮,当系统设置为自动吹扫(若设置为手动吹扫,按下“吹扫启动”按钮)时,画面上“吹扫进行”灯亮,同时电动秒表计时,5min后操作员站上“吹扫完成”灯亮观察、记录显示信息,检查系统累积吹扫时间应与秒表计时一致c__输出接点及跳闸联锁逻辑验证产生“燃烧不稳”、“正负压__”、“接点故障__”__时,检查系统相应的____输出端子,无源闭合接点应输出可靠,按下解除__按键,接点输出__应解除,但操作员站上__灯应仍亮MFT后上述试验若是系统单独进行的试验,则产生MFT__的同时,检查系统MFT__输出端子,其无源闭合接点应输出可靠;若是系统联调,则MFT后联锁对象需正确动作记录延时时间和顺序
(2)燃油泄漏测试测试需能证实油系统的各部分是严密的,如燃油跳闸阀和各油枪安全关断阀之间是密闭的
(3)点火逻辑测试a油枪单独吹扫逻辑使接入的若干吹扫条件逐一满足,待全部条件成立时,开始计时吹扫观察、记录显示信息和动作情况b油枪点火逻辑使接入的若干条件逐一满足,待全部条件成立时,发出点火__观察、记录显示信息和动作情况c油枪投、切顺控逻辑使接入的若干条件逐一满足,待全部条件成立时,发出点火顺控启动__观察、记录显示信息和动作情况
(4)燃烧器逻辑测试a辅机故障减负荷Runback时煤燃烧器的自动切除逻辑测试b煤燃烧器自动投入、切除逻辑测试c油枪自动切除逻辑测试
(5)磨煤机组启停逻辑测试a磨煤机启停顺序测试b磨煤机组跳闸逻辑测试
(6)冷却风系统逻辑测试a一台冷却风机跳闸,记录联锁状态b降低风压测量表内风压,发出冷却风压低__,记录联锁状态
(7)首出跳闸原因记忆a对于采用可编程控制器或其它专用控制装置作为主机的,要求能记忆显示首出跳闸原因b对于FSSS系统进入分散控制系统的,要求能记忆跳闸的__顺序
(8)一台送风机跳闸试验锅炉负荷不小于90%时,突然一台送风机跳闸,记录炉膛负压变化情况一台送风机跳闸时不需引起MFT通过试验确认,炉膛压力__值、动作值应满足下式要求式中P报——炉膛压力__值;P动——炉膛压力跳闸值;P测——试验时测得的最大炉膛负压值
(9)RunbackRB试验在90%Pe以上负荷工况下进行RB正式试验,燃烧器切投正确,磨煤机组顺序控制正确,不发生MFT
(10)锅炉安全监控系统的动态试验FSSS系统的动态试验,对机组有一定的潜在危害性,因此除新上机组或控制系统有较大修改的机组应进行动态试验外,一般以静态试验方法为好;如必须进行FSSS系统动态试验,宜在机组启、停过程中进行;动态试验期间,若出现异常情况,应立即中止试验并恢复设备原运行方式;查明故障原因并消除后,经批准方可继续进行试验a 试验前准备工作●试验方案经审核批准;●做好局部隔离工作,不影响其它运行设备的安全;●对于试验中可能出现的问题,已做好反事故措施准备;●有关的测量仪表重新校准,精度满足要求;●系统静态试验合格b MFT动态试验●调整锅炉正常运行在试验负荷(不小于80%);●运行人员调整锅炉运行工况,如停止全部粉源、关闭燃油跳闸阀等,使MFT动作;●检查MFT跳闸后所有控制对象的动作状态,应符合要求;●检查“锅炉灭火”、“MFT跳闸”、“燃料丧失”__发出时间和跳闸__顺序记录应正确;●通过炉膛压力变化曲线,检验炉膛压力保护定值的合理性;●通过炉膛火焰变化曲线(火焰检测器模拟量__),检验火焰__保护的可靠性;●检查、记录吹扫过程及吹扫时间应符合要求,跳闸__顺序记录正确c 单台辅机(送风机、引风机、一次风机、给水泵)跳闸试验●调整锅炉正常运行在试验负荷(不小于90%);●通过满足单台辅机的跳闸条件,或手动停止单台辅机按钮,使一台风机突然跳闸;●检查RB系统是否动作正常,燃烧器切投、磨煤机组顺序控制(或给粉机控制)应正确;模拟量控制系统的动作应符合要求;●检查炉膛负压变化曲线,确认炉膛压力__值、动作值的正确性
(三)FSSS系统性能测试性能测试主要包括系统自检、火焰检测装置性能测试、炉膛压力测量元件性能测试、电源性能测试,搞干扰性能测试等若各性能在不同阶段验收时,已进行测试并符合要求,则在最终验收性能测试时,可根据情况进行抽测
(1)系统自检人为设置一个硬件故障,启动自检程序,查看自检结果及显示信息应符合装置设计要求
(2)火焰检测装置测试采用切、投单个燃烧器的方法,直接观察记录显示,应能正确反映燃烧器的实际运行状况正常运行时,在就地将任一火焰检测探头接线短路、开路各做一次,观察、记录自检__显示,故障自诊断功能应正常
(3)炉膛压力测量元件测试接入FSSS跳闸条件回路的压力开关必须测试,各项指标均需合格就地将任一压力测量元件短路,故障自诊断功能应__
(4)电源切换时,FSSS所有设备不得出现抖动或误动FSSS所有设备在电源切换短时中断期间需处在安全位置
(5)由__装置构成的FSSS系统,或在DCS中使用特殊的模件,需进行相需的硬件测试
(6)由__装置构成的FSSS系统,若与DCS系统建立了通讯__,则需进行通讯接口试验方法是,断开通讯接口后再恢复通讯,观察__恢复情况和故障信息显示情况第五章火电厂模拟量控制系统的品质指标
(1)火力发电厂模拟量控制系统的品质指标,主要包括稳态品质指标和动态品质指标两部分稳态品质指标是指机组在稳态工况时,被调参数偏离给定值的允许偏差以及对控制系统稳定性的要求,定量的指标主要有稳态偏差,此外还有一些定性指标动态品质指标是指控制系统在受到内外扰动时,动态调节过程中被调参数偏离给定值的允许偏差指标;动态品质指标主要有过渡过程衰减率、稳定时间、最大动态偏差、实际负荷变化速率、负荷响应纯迟延时间等《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》给出了各调节系统的具体品质指标在火力发电厂模拟量控制系统中,应用最为广泛的仍然是PID调节器,对模拟量控制系统的整定,也就是对PID调节器参数的整定了解各种PID调节器的算法结构,有助于针对一个特定的控制系统,选择合适的PID算法在火力发电厂热工自动控制系统的调整试验中,最常用的整定方法是工程整定法,它们是在理论基础上通过实践总结出来的工程整定法主要有响应曲线法、稳定边界法和衰减曲线法三种第一节火电厂模拟量控制系统的品质指标单元机组模拟量控制系统由协凋控制系统及控制子系统、辅助设备自动控制系统构成协凋控制系统包括机组负荷指令控制、汽机主控、锅炉主控、压力设定、频率校正、RUNBACK等控制回路协凋控制系统主要有4大控制子系统给水控制系统、汽温控制系统、燃烧控制系统、汽机控制系统燃烧控制系统和汽机控制系统是协凋控制系统的执行级,给水控制系统通过主汽流量前馈__与机组负荷指令协凋,汽温控制系统则通过煤量或风量前馈__与锅炉燃烧指令协凋图5-1为某600MW机组协凋控制系统与其他控制子系统的相互关系示意图图5-1协凋控制系统与其他控制子系统的相互关系汽包锅炉的给水控制系统由汽包水位控制系统和给水泵最小流量再循环控制系统组成低负荷下的单冲量汽包水位控制,主要由给泵出口旁路调节门控制20%负荷以上则采用三冲量汽包水位控制系统,定速给水泵系统由给水泵出口调节门控制汽包水位;电动调速给水泵和汽动调速给水泵系统则控制给水泵转速汽温控制系统包括过热汽温度和再热汽温度控制系统过热汽温度控制包括过热汽一级喷水减温、过热汽二级喷水减温,或称为中间点汽温控制、主汽温控制再热汽温度控制包括烟道挡板或摆动燃烧器控制、再热器喷水减温控制燃烧控制系统包括炉膛压力控制、风量及辅助风门控制、氧量控制、一次风压控制、燃料量控制、磨煤机控制等自动控制系统风量控制根据炉型的不同,有两种模式一种是由送风机动叶控制风量,由二次风门控制风箱与炉膛差压;另一种是由送风机动叶控制二次联箱风压,由二次风门控制风量辅助风门控制包括燃料风风门控制和燃烬风风门控制直吹式制粉系统的燃料量控制为给煤机转速控制,中储式制粉系统燃料量控制为给粉机转速控制直吹式制粉系统磨煤机控制包括一次风量控制、出口混合风温控制;中储式制粉系统的磨煤机控制包括钢球磨煤机入口风压控制、出口混合风温控制辅助设备自动控制系统主要有除氧器水位、除氧器压力、加热器水位、凝汽器水位、轴封压力、凝结水再循环流量控制等辅助设备自动控制系统还可能包括以下单回路自动控制系统空预器冷端温度控制、燃油压力控制、辅助蒸汽温度控制、暖风器疏水箱水位控制、密封风滤网差压控制、闭式水压力控制、闭式水温度控制、闭式水膨胀水箱水位控制、汽机润滑油温控制、发电机定冷水温度控制、发电机氢温控制、发电机密封油温控制、电泵工作油温控制、汽泵润滑油温控制等自动控制系统表5-1列出了某600MW燃煤机组所有由DCS实现的自动控制系统清单表5-1某600MW燃煤机组DCS自动控制系统清单序号自动控制系统名称套数序号自动控制系统名称套数1协调控制(A__方式、协调方式、锅炉跟随、汽机跟随)420闭式水压力、膨胀水箱水位控制22燃煤主控及BTU校正221汽机润滑油温控制13氧量校正及总风量控制322发电机定冷水温度、压力、冷却器冷却水出口温度控制34燃烧器层二次风门控制623发电机氢温控制15一次风压控制224电泵工作油温控制16炉膛压力控制225电泵、汽泵润滑油温控制37燃油压力控制226汽泵密封水管道差压控制28一级过热器温度控制227汽机低压缸排汽温度控制19主汽温度控制228轴封蒸汽减温器后温度控制110尾部烟道挡板及再热汽温控制329辅助蒸汽减温器后温度控制111磨煤机风量、风温和比例溢流阀控制1830主蒸汽至汽机轴封压力控制112汽包水位控制(单/三冲量、汽泵/电泵)431辅助蒸汽至汽机轴封压力控制113给泵最小流量控制332汽机轴封蒸汽溢流压力控制114除氧器水位控制133冷再至辅汽压力控制115除氧器压力控制134老厂来汽辅汽压力控制116凝汽器水位调节135凝汽器背包喷水217连排扩容器水位调节136凝结水回水流量调节118定排出口温度控制137辅汽至磨煤机压力控制119高、低加水位控制938辅汽疏水箱液位控制1
一、稳态与暂态过程模拟量控制系统在没有受到任何外来干扰时,设定值不变,被调量也不随时间而变,系统处于稳定平衡的工况,这种状态称为稳态当模拟量控制系统在设定值改变,或受到来自于系统外部、内部的扰动影响以后,原来的稳态遭到破坏,系统中各组成部分的输入输出也都相继发生变化,尤其是被调量也将偏离原稳态值而随时间变化,系统的这种状态称为动态经过一段时间的调整以后,如果系统是稳定的,被调量将会重新回到设定值、或达到新设定值附近,系统最终恢复稳定平衡工况,这种从一个稳态到达另一个稳态的过程称为过渡过程在阶跃输入下,过渡过程的形式可分为振荡过程和非周期过程非周期过程有衰减过程和发散过程两种情况当系统受到扰动后,被调量在控制作用下的变化是单调地增大或减小,偏离给定值愈来愈远,称为非周期发散过程,如图5-2(b)所示;如果被调量的变化速度愈来愈慢,逐渐趋于给定值而稳定下来,称为非周期衰减过程,如图5-2(a)所示振荡过程有发散振荡、等幅振荡和衰减振荡3种情况当系统受到扰动后,被调量的波动幅度愈来愈大,称为发散振荡过程,如图5-2(c)所示;若被调量始终在其给定值附近波动,且波动幅度相等,称为等幅振荡过程,如图5-2(d)所示;若被调量波动的幅度越来越小,最后逐渐趋于稳定,称为衰减振荡过程,如图5-2(e)所示图5-2过渡过程的几种基本形式动态品质指标(transientperfor__n__specification)是指控制系统在受到内外扰动时,动态调节过程中被调参数偏离新给定值的允许偏差指标火力发电厂模拟量控制系统应满足的动态品质指标主要有给定值扰动下的过渡过程衰减率、稳定时间、最大动态偏差;负荷变动时,应满足的动态品质指标还有实际负荷变化速率、负荷响应纯迟延时间在对模拟量控制系统稳态的工作状况进行考核评价时,需要对稳态工况做出具体的描述,它主要包含两方面的要求
(1)机组负荷稳定不变,一般要求机组负荷变动率<1%Pe/min,Pe为机组额定负荷;
(2)没有进行辅机启停、切换,没有进行吹灰、除焦等操作稳态品质指标(steady-stateperfor__n__specification)是指机组在满足上述两方面要求,即无明显内外扰动时,被调参数偏离给定值的允许偏差以及对控制系统稳定性的要求定量指标主要有稳态偏差,此外还有一些定性指标
二、过渡过程衰减率(decayratio)过渡过程衰减率是反映模拟量控制系统稳定性的品质指标过渡过程衰减率(decayratio)是指定值扰动试验中,被调参数首次过调量(M1)与第二次过调量(M2)的差值与首次过调量(M1)之比过渡过程衰减率常用ψ表示(5-1)衰减率ψ可以从调节系统的阶跃扰动曲线得到,如图5-3所示1—设定值;2—被调参数图5-3过渡过程衰减率当衰减率为Ψ<0时,调节过程为渐扩振荡过程;当衰减率为Ψ=0时,调节过程为等幅振荡过程;当衰减率为0<Ψ<1时,调节过程为衰减振荡过程;当衰减率为Ψ=1时,调节过程为非振荡过程如图5-4所示图5-4调节过程的几种形式火力发电厂热工控制过程通常选取Ψ=
0.7~1,作为模拟量控制系统稳定性的最佳品质指标《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》给出了各调节系统过渡过程衰减率的品质指标,参见表5-2
三、稳定时间(settlingtime)稳定时间是反映模拟量控制系统快速性的品质指标稳定时间是指从扰动试验开始到被调参数进入新的稳态值允许偏差范围内并不再越出时的时间在控制系统的调节过程中,要使被调量完全达到稳态值,理论上需要无限长的时间实际上,对控制系统的调节允许有一个稳定值的误差范围,如图5-5所示的δ当被调量进入这个范围内并不再超越此范围时,就认为已达到稳态值,即进入稳定状态,稳定时间tS如图5-5所示1—设定值;2—被调参数图5-5稳态偏差与稳定时间《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》给出了部分调节系统稳态偏差与稳定时间的品质指标,参见表5-2表5-2火力发电厂模拟量控制系统定值扰动下的品质指标控制系统定值扰动Ψ最大超调M1稳定时间tS稳态偏差δABABABAB三冲量汽包水位40mm60mm
0.7~
0.815mm25mm3min5min±20mm±25mm过热汽温喷水减温±5℃
0.75~11℃15min20min±2℃±3℃再热汽温喷水减温±5℃
0.75~11℃15min20min±3℃±4℃炉膛压力100Pa150Pa
0.75~
0.920Pa30Pa40s1min±50Pa±100Pa送风风压/差压100Pa150Pa
0.75~
0.920Pa30Pa30s50s±100Pa±150Pa一次风压300Pa
0.75~160Pa30s50s±100Pa±100Pa磨煤机风量5%
0.75~
0.91%-20s±5%±5%磨煤机出口温度3℃
0.75~
0.
90.6℃-5min±3℃±3℃钢球磨入口风压50Pa
0.75~
0.910Pa20s20s±40Pa±40Pa除氧器水位100mm
0.7~
0.8-10min20min±20mm±20mm除氧器压力50kPa
0.75~1-1min1min±20kPa±20kPa凝汽器水位50mm
0.75~1-3min5min±20mm±20mm注A—300MW等级以下机组,B—300MW等级及以上机组
四、动态偏差和稳态偏差动态偏差和稳态偏差是反映模拟量控制系统准确性的品质指标动态偏差是指在整个调节过程中被调量偏离给定值的最大偏差值,稳态偏差是指调节过程结束后被调量偏离给定值的最大偏差值定值扰动试验中,当调节过程为衰减振荡过程时,被调参数首次过调量M1(见图5-3)即为最大动态偏差,也称为最大超调出于对控制系统安全性的考虑,调节系统应采取一些必要的控制手段来抑制调节过程中的最大超调量《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》给出了部分调节系统的最大超调量品质指标,参见表5-2在负荷变动试验和A__负荷跟随试验中,扰动通常为斜坡指令,最大动态偏差则可能出现在调节过程中的任一时刻《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》给出了各调节系统在负荷变动试验和A__负荷跟随试验中主要被调参数的允许动态偏差和稳态偏差,参见表5-3实际负荷变化速率(actual-load-changerate)是实际负荷变化量ΔPe与变化时间Δt之比(Δt为从负荷指令开始变化至实际负荷变化达到新的目标值所经历的时间)负荷响应纯迟延时间(deadtimeofloadresponse)是指负荷扰动试验开始后实际负荷变化的迟延时间,即从负荷指令开始变化的时刻到实际负荷发生与指令同向连续变化的时刻所经历的时间负荷变动试验动态品质指标A__负荷跟随试验动态品质指标稳态品质指标指标[注]参数直吹式机组中储式机组直吹式机组中储式机组300MW等级以下机组300MW等级及以上机组
①②③④⑤⑥负荷指令变化速率%Pe/min
2233341.
52.0实际负荷变化速率%Pe/min≮
1.5≮
1.5≮
2.2≮
2.5≮
2.5≮
3.2≮
1.0≮
1.5//负荷响应纯迟延时间s12090906040409040//负荷偏差%Pe±3±3±3±3±3±3±5±5±
1.5±
1.5主汽压力MPa±
0.6±
0.5±
0.5±
0.5±
0.5±
0.5±
0.6±
0.5±
0.2±
0.3主汽温度℃±10±8±8±10±8±8±10±10±2±3再热汽温度℃±12±10±10±12±10±10±12±12±3±4汽包水位mm±60±40±40±60±40±40±60±60±20±25炉膛压力Pa±200±150±150±200±150±150±200±200±50±100烟气含氧量%////////±1±1表5-3负荷变动试验中各主要被调参数的允许动态、稳态偏差2[注]1600MW等级直吹式机组指标
①为合格指标,指标
②为优良指标3[注]2600MW等级以下直吹式机组指标
②为合格指标,指标
③为优良指标4[注]3300MW等级及以上中储式机组指标
④为合格指标,指标
⑤为优良指标[注]4300MW等级以下中储式机组指标
⑤为合格指标,指标
⑥为优良指标第二节PID调节器及常用算法在火力发电厂热工自动控制系统中,应用最为广泛的调节器控制规律为比例、积分、微分控制,简称PID控制,又称PID调节PID控制器以其结构简单、稳定性好、工作可靠、调整方便而成为工业控制的主要技术之一当被控对象的结构和参数不能完全掌握,或得不到精确的数学模型时,系统控制器的结构和参数必须依靠经验和现场调试来确定,这时应用PID控制技术最为方便即当我们不完全了解一个系统和被控对象,或不能通过有效的测量手段来获得系统参数时,最适合用PID控制技术在实际应用中,除了PID控制,也可单采用PI或PD控制
一、PID控制概述PID控制器的输出与输入之间的关系,在时域中可用下式表示(5-2)式中et表示误差,ut为控制器的输出,K为比例系数,Ti为积分时间常数,Td为微分时间常数用传递函数表达则为(5-3)式中Us和Es分別为ut和et的拉氏变换,K、Ti、Td分别为控制器的比例系数、积分时间常数、微分时间常数或(5-4)式中Us和Es分別为ut和et的拉氏变换,K、Ki、Kd分别为控制器的比例、积分、微分系数比例(P)控制是一种最简单的控制方式其控制器的输出与输入偏差__成比例关系当仅有比例控制时,系统输出存在稳态偏差(Steady-stateError)对一个自动控制系统,如果在进入稳态后存在稳态偏差,则称这个控制系统是有稳态偏差的或简称有差系统(SystemwithSteady-stateError)为了消除稳态误差,在控制器中引入了“积分项”在积分(I)控制中,控制器的输出与输入偏差__的积分成正比关系只要有偏差存在,即便偏差很小,积分项也会随着时间的增加而增大,促使控制器的输出增大而减小稳态偏差,直到偏差为零因此,比例+积分(PI)控制器,可以使系统在进入稳态后无稳态偏差微分(D)控制器的输出与输入偏差__的微分(即偏差的变化率)成正比关系许多被控对象存在惯性或滞后,使得被调参数的变化总是__于输入偏差的变化,这可能会导致自动调节系统出现振荡甚至失稳增加“微分项”以后,控制器能根据偏差变化的趋势改变输出当偏差接近零时,提前使抑制偏差的控制作用等于零,甚至为负值,从而避免被调量的严重超调对有惯性或滞后的被控对象,比例+微分PD控制器能改善系统在调节过程中的动态特性
二、常用的PID算法当我们应用DCS进行模拟量控制系统设计、组态和调试时,会注意到这样的问题,不同的设备制造商会用不同的方式设计PID控制器,国内外一些著名品牌的DCS都有着具有自己特点的PID控制模块控制设备制造商提供了多种形式的PID算法,那么,对于一个特定的控制系统,选择什么样的PID算法最为合适呢?虽然PID算法有很多种类,但归纳起来以下两种最为常见1并联PID算法(Parallel),比例、积分、微分通道并联,通道无相互作用(non-interactive)2串联PID算法(Serial),比例、积分、微分通道串联,通道间相互作用(interactive)并联结构的PID控制器由于比例、积分、微分通道相互__,是理想的PID结构但并联结构的PID控制器在一般的教材中介绍比较多,实际应用中却比较少见,这主要是___原因造成的,因为最早出现的PID控制器是气动元件,难以实现并联PID结构但串联PID一直沿用至今,则是由于传统和习惯所致各种PID算法举例(略,详见中国电力出版社出版的《火电厂热工自动化系统试验》一书)第三节PID控制器参数的试验整定PID控制器参数的理论计算整定法是根据系统的数学模型,经过理论计算确定控制器参数,所得到的计算数据必须通过工程实际进行调整和修改才能使用在现场调试中,最常用的整定方法是工程整定法,它们是在理论基础上通过实践总结出来的工程整定法主要有响应曲线法、稳定边界法和衰减曲线法三种它们各有其特点,但都是通过试验获得控制过程的特性参数,然后按照工程经验公式来设定控制器的参数这些方法简单、易于掌握,因而在工程实际中被广泛采用无论采用哪一种方法所得到的控制器参数,都需要在实际运行中进行最后调整与完善现场调试中,一般先使用这些整定程序进行控制器参数的初步调整,然后再根据对控制过程的更深入了解,对控制器参数进一步细调JohnG.Ziegler和NathanielB.Nichols在1942年提出了著名的PID控制器整定准则,这就是Ziegler-Nichols响应曲线法和稳定边界法由于它便于使用,而且在大多数控制场合中都能得到良好的控制品质,半个世纪以来它一直是PID控制器最常用的整定方法之一,后来的学者也住往用它来作为与其他整定方法对比的基准
一、响应曲线法响应曲线法也称动态特性参数法,是以被控对象控制通道的阶跃响应曲线为依据,通过经验公式求取调节器最佳参数整定值的开环整定方法,这种整定方法是JohnG.Ziegler和NathanielB.Nichols在1942年首先提出的在Ziegler-Nichols整定法之后,后来的学者经过不少改进,总结出相应的计算调节器最佳参数整定公式,其中广为流行的是Cohen-Coon响应曲线法和Chien-Hrones-Reswick(CHR)整定法随着仿真技术的发展,又提出了以各种误差积分值为系统性能指标的调节器最佳参数整定公式
(一)Ziegler-Nichols响应曲线法(Ziegler-NicholsReactionCurveMethod)Ziegler-Nichols响应曲线法是通过对开环系统的阶跃响应试验,获取被控对象的开环传递函数,再根据特征参数整定PID控制器参数许多工业过程控制的被控对象具有自平衡能力,其传递函数可用一阶惯性加纯延迟环节来近似表示(5-24)Ziegler-Nichols开环试验整定步骤如下
(1)获取被控对象的开环传递函数在输入的阶跃改变下,有自平衡能力的被控对象的响应如图5-15(b)所示,从曲线中可以得到以下3个参数
1、被控对象的静态放大倍数;
2、被控对象的传输纯迟延t;
3、被控对象的时间常数Tp;图5-15控制过程阶跃响应
(2)根据图5-15(b)的参数,按下式计算常数a(5-25)
(3)根据常数a,按表5-4计算控制器的整定参数K、Ti和Td表5-4Ziegler-Nichols开环试验参数整定计算表Ziegler-Nichols响应曲线法调节规律KTiTdP1/a--PI
0.9/a3t-并联PID
1.2/a2tt/2串联PID
0.6/attZiegler-Nichols响应曲线法也适用于无自平衡能力的被控对象设阶跃改变下,无自平衡能力的被控对象的响应如图5-15(c)所示,则按下式计算常数a(5-26)根据常数a,按表5-4计算控制器的整定参数K、Ti和Td对于无自平衡能力的被控对象,常采用ε(响应速度,也称飞升速度)来表征对象的特征参数ε为单位阶跃输入改变下,被控对象的变化速度(5-27)则(5-28)采用Ziegler-Nichols开环试验整定时,应当注意以下几点
(1)表5-3是在对大量控制过程的模拟和试验基础上得出的,按1/4过渡过程衰减率(ψ=
0.75)整定控制器参数Ziegler和Nichols在调试参数时采用了绝对误差积分准则(IAE)
(2)表5-4的使用范围为当大于1时,应采用一些能补偿传输迟延的控制策略,如__ITH预估控制器、PIP控制器、IMC控制器等等在此情况下,使用Cohen-Coon试验整定__更好些当小于
0.1时,使用高阶补偿器能够获得较好的调节性能
(3)如果试验过程不稳定,或传递函数不是单调变化,则不能采用Ziegler-Nichols开环试验法
(4)获取被控对象的开环传递函数有时并不容易,对系统施加的阶跃扰动__应多大为宜?如何判定系统已经到达稳态?为了使阶跃响应曲线与噪声相区别,阶跃扰动__应足够大,但又不能对运行中的机组造成任何不安全的影响因此,当不便于进行开环试验时,可采用Ziegler-Nichols闭环试验法
(二)Cohen-Coon响应曲线法(Cohen-CoonReactionCurveMethod)Cohen-Coon响应曲线法仅适用于有自平衡能力的被控对象,试验步骤与Ziegler-Nichols开环试验相同,通过对开环系统的阶跃响应试验,获取被控对象的开环传递函数,再根据特征参数按表5-5整定PID控制器参数表5-5Cohen-Coon开环试验参数整定计算表Cohen-Coon响应曲线法调节规律KTiTdP--PI-PD并联PID-Cohen-Coon同样采用1/4过渡过程衰减率(ψ=
0.75)整定控制器参数当被控对象的传输纯迟延t与被控对象的时间常数Tp相比较小(m较小)时,按Ziegler-Nichols响应曲线法和Cohen-Coon响应曲线法将得出相同的PID控制器参数;但当被控对象的传输纯迟延很大(m较大)时,则采用Cohen-Coon响应曲线法较好因为按Cohen-Coon响应曲线法整定时,PID控制器的Td参数趋于0,这是比较适当的,对于大滞后被控对象不能采用微分调节作用
(三)Chien-Hrones-Reswick(CHR)整定法CHR整定法适用于有自平衡能力的被控对象,根据图5-15(b)所示的被控对象开环传递函数特征参数t和Tp,按表5-6选择控制器类型表5-6CHR的控制器类型选择CHR控制器类型的选择调节规律PR10PI
7.5R10并联PID3R
7.5高阶HigherorderR3若希望获得非周期控制过程,PID参数可按表5-7进行整定表5-7CHR非周期过程参数整定计算表CHR非周期过程参数整定调节规律KTiTdP
0.3R/Kp--PI
0.35R/Kp
1.2Tp-PD
0.6R/KpTp
0.5t若希望获得有20%过调的衰减振荡控制过程,PID参数可按表5-8进行整定表5-8CHR衰减振荡过程参数整定计算表CHR衰减振荡过程(20%过调)参数整定调节规律KTiTdP
0.7R/Kp--PI
0.6R/KpTp-PD
0.95R/Kp
1.35Tp
0.47t
(四)误差性能指标最佳整定法常用的误差性能指标为平方误差积分准则(ISE)、绝对误差积分准则(IAE)、时间乘绝对误差的积分准则(ITAE)(5-29)(5-30)(5-31)若被控对象的开环传递函数由5-24式描述对于随动系统,以各种误差积分值为系统性能指标的调节器最佳参数整定公式由下式给出;;;(5-32)对于定值系统,以各种误差积分值为系统性能指标的调节器最佳参数整定公式由下式给出;;;(5-33)
(1)若调节器采用并联PID控制算法(5-34)则5-32式、5-33式的整定计算常数由表5-9给出,适用范围0<≤1表5-9基于ITAE性能指标的并联PID控制算法参数整定计算表控制规律ABCDEF随动系统PI
0.859-
0.
9770.674-
0.680--PID
1.357-
0.
9470.842-
0.
7320.
3810.995定值系统PI
0.___-
0.
9161.03-
0.165--PID
0.965-
0.
850.796-
0.
14650.
3080.929举例若已知被控对象的开环传递函数为即KP=5;TP=3;t=2;在定值扰动下,欲使ITAE性能指标最佳,求并联PID控制器整定参数步骤如下a)确定K值b)确定Ti值c)确定Td值
(2)若调节器采用Classical控制算法(5-35)式中为滤波时间常数,通常置则5-32式、5-33式的整定计算常数由表5-10给出,适用范围0<≤1表5-10Classical控制算法PID参数整定计算常数性能指标ABCDEF随动系统ISE
1.11907-
0.__
7110.7987-
0.
95480.
547660.87798IAE
0.980__-
0.
761670.91032-
1.
052110.
599740.__819ITAE
0.77902-
1.
064011.14311-
0.
709490.
571371.03826定值系统ISE
0.71959-
1.
030921.12666-
0.
181450.
545680.86411IAE
0.65-
1.
044320.9__
50.
095390.
508141.08433ITAE
1.12762-
0.
803680.
997830.
028600.
428441.0081
(3)若调节器采用Non-interacting控制算法(5-36)式中为滤波时间常数,通常置则5-32式、5-33式的整定计算常数由表5-11给出,适用范围0<≤1表5-11Non-interacting控制算法PID参数整定计算常数性能指标ABCDEF随动系统ISE
1.3466-
0.
93081.6585-
1.
257380.
797150.41941IAE
1.31509-
0.
88261.2587-
1.
37560.
56550.4576ITAE
1.3176-
0.
79371.12499-
1.
426030.
495470.41932定值系统ISE
1.26239-
0.
83886.0356-
6.
01910.
476170.24572IAE
1.13031-
0.81___
5.7527-
5.
72410.
321750.17707ITAE
0.98384-
0.
498512.71348-
2.
297780.
214430.16768
(4)若调节器采用Industrial控制算法(5-37)式中为滤波时间常数,通常置则5-32式、5-33式的整定计算常数由表5-12给出,适用范围0<≤1表5-12Industrial控制算法PID参数整定计算常数性能指标ABCDEF随动系统ISE
1.___7-
0.__
920.9324-
0.
87530.
565080.91107IAE
0.91-
0.
79381.01495-
1.
004030.
54140.7848ITAE
0.7058-
0.
88721.03326-
0.
991380.
600060.971定值系统ISE
1.1427-
0.
93650.99223-
0.
352690.
353080.78088IAE
0.81699-
1.
0041.09112-
0.
223870.
442780.97186ITAE
0.8326-
0.
76071.
002680.
008540.
442431.___99
二、稳定边界法(Ziegler-NicholsOscillationMethod)稳定边界法也称临界比例度法,不需要确定被控对象的动态特性,整定步骤通过测量来完成将纯比例P控制器接入到闭环控制系统中,然后增加控制器的增益,直到闭环系统达到稳定边界(等幅振荡),再根据临界增益和临界周期参数得出PID控制器参数Ziegler-Nichols闭环试验整定步骤如下
(1)将纯比例P控制器接入到闭环控制系统中(设置调节器参数积分时间常数Ti=∞,实际微分时间常数Td=0),按图5-16建立试验系统图5-16Ziegler-Nichols闭环试验示意图
(2)调节器比例系数K设置为最小,加入阶跃扰动(一般是改变调节器的给定值),观察被调量的阶跃响应曲线
(3)由小到大改变比例系数K,直到闭环系统出现振荡
(4)当系统出现持续等幅振荡时,称这时的增益为临界增益(Ku),这时的振荡周期(两个波峰间的时间)为临界周期(Tu)
(5)由表5-13得出PID控制器参数表5-13Ziegler-Nichols闭环试验参数整定计算表Ziegler-Nichols闭环试验法调节规律KTiTdP
0.5Ku--PI
0.45Ku
0.833Tu-并联PID
0.6Ku
0.5Tu
0.125Tu串联PID
0.6Ku6/Tu1/Tu从表5-13可发现以下几条带有普遍意义的规律
(1)纯比例时,K=
0.5Ku,这意味着
0.5的幅稳定裕度是与1/4衰减率基本对应的.
(2)比例积分控制器的K值要比纯比例时小10%,这说明由于积分作用的加入,会使系统稳定性变差,因此需要降低K值
(3)由于微分的相位超前作用能改善系统稳定性,所以可以提高K值,表中PID控制时的K值是纯比例控制时的
1.2倍
(4)积分时间大约是微分时间的4倍采用稳定边界法整定时应注意以下几点
(1)在采用这种方法获取等幅振荡曲线时,应使控制系统工作在线性区,不要使控制阀出现开、关的极端状态,否则得到的持续振荡曲线可能是“极限循环”,从线性系统概念上说系统早已处于发散振荡了,不能依据此时的数据来计算整定参数
(2)由于被控对象特性的不同,按上表求得的调节器整定参数不一定都能获得满意的结果对于无自平衡特性的对象,用稳定边界法求得的调节器参数往住使系统响应的衰减率偏大(ψ>
0.75)而对于有自平衡特性的高阶等容对象,用此法整定调节器参数时系统响应衰减率大多偏小(ψ<
0.75)为此,上述求得的调节器参数,应针对具体系统在实际运行过程中进行在线校正
(3)稳定边界法适用于临界振幅不大、振荡周期较长的过程控制系统,但有些系统从安全性考虑不允许进行稳定边界试验,如锅炉汽包水位控制系统还有某些时间常数较大的单容对象,用纯比例控制时系统始终是稳定的,对于这些系统也是无法用稳定边界法来进行参数整定的若求出被控对象的静态放大倍数KP=△y/△u,则增益乘积c=KpKu可视为系统的最大开环增益通常认为,Ziegler-Nichols闭环试验整定法的适用范围为
(1)当c=KpKu20时,应采用更为复杂的控制算法,以求较好的调节效果
(2)当c2时,应使用一些能补偿传输迟延的控制策略
(3)当
1.5c2时,在对控制精度要求不高的场合仍可使用PID控制器,但需要对表5-9进行修正在这种情况下,建议采用__ITH预估控制和IMC控制策略
(4)当c
1.5时,在对控制精度要求不高的场合仍可使用PI控制器,在这种情况下,微分作用已意义不大
三、衰减曲线法衰减曲线法与稳定边界法不同的是,闭环设定值扰动试验采用衰减振荡(通常为4:1或10:l),然后利用衰减振荡的试验数据,根据经验公式求取调节器的整定参数4:1衰减曲线法的整定步骤如下
(1)置调节器积分时间Ti为最大值(Ti=∞),微分时间Td为零(Td=0),比例系数K为较小值,并将系统投入运行
(2)系统稳定后,作设定值阶跃扰动,并观察系统的响应若系统响应衰减太快,则增大比例系数K;反之,系统响应衰减过慢,应减小比例系数K如此反复,直到系统出现如图5-17(a)所示的4:1衰减振荡过程,记下此时的比例系数KS及和振荡周期TS数值图5-17系统衰减响应曲线
(3)利用KS和TS值,按表5-14给出的经验公式,计算出调节器的参数整定值表5-14衰减曲线法整定计算公式衰减率调节规律KTiTd
0.75PKs--PI
0.83Ks
0.5Ts-PID
1.25Ks
0.3Ts
0.1Ts
0.9PKs--PI
0.83Ks2Tr-PID
1.25Ks
1.2Tr
0.4Tr衰减曲线法也可以根据实际需要,在衰减比为10:l的情况下进行,此时要以图5-17(b)中的上升时间Tr为准,按表5-14给出的公式计算
四、PID调节器的经验整定法PID调节器的经验整定法实际上是一种行之有效的试凑方法,在现场得到了广泛的应用整定调节器时,可以先根据过去获得的同类设备的调试经验,确定一组调节器参数,并将系统投入闭环运行然后,加入阶跃扰动,一般是改变调节器的给定值,观察被调量的阶跃响应曲线若认为控制质量不满意,则根据各整定参数对控制过程的影响改变调节器参数这样反复试验,直到满意为止以工业PID调节器为例,具体说明经验法的整定步骤
(1)使调节器积分系数Ki=0,实际微分系数Kd=0,控制系统投入闭环运行由小到大改变比例系数K,每次改变后加入阶跃扰动,观察调节曲线的形态,直到满意为止
(2)以比例系数K当前值乘以
0.83,作为新的比例系数设定值;由小到大增加积分系数Ki,同样,每次改变后作阶跃扰动,观察调节曲线的形态,直到满意为止
(3)积分系数Ki保持不变,改变比例系数K,观察控制过程有无改善,如有改善则继续调整,直到满意为止否则,将原比例系数K增大一些,再调整积分系数Ki,力求改善控制过程如此反复试凑,直到找到满意的比例系数K和积分系数Ki
(4)引入适当的实际微分系数kd和实际微分时间Td,此时可适当增大比例系数K和积分系数Ki和前述步骤相同,微分时间的整定也需反复调整,直到控制过程满意为止以下经验整定的口诀,也可以说明经验整定的基本思路阶跃扰动投闭环,参数整定看曲线;先投比例后积分,最后再把微分加;理想曲线两个波,振幅衰减4比1;比例太强要振荡,积分太强过程长;动差太大加微分,频率太快微分降;偏离定值回复慢,积分作用再加强PID参数改变对控制过程影响见表5-15表5-15PID参数改变对控制过程影响参数快速性稳定性准确性增大K增加变差改善增大Ki增加变差改善增大Kd增加改善无影响经验整定法是热工控制工程师必须掌握的一项技能,在现场消除调节系统缺陷时非常有用第六章汽包炉给水控制系统试验1文章来源朱北恒http://___.pptau.com/ShowCopyFrom.aspChannelID=1004Sour__Name=F%5C!!*S__数5__4____2007-10-610:01:13给水控制的首要任务是使锅炉的给水量适应锅炉的蒸发量,以维持汽包水位在允许的范围内,汽包水位正常是保证机组安全运行的必要条件水位过高,会破坏汽水分离装置的正常工作,导致蒸汽带水,增加过热器管壁和汽机叶片的结垢,甚至使汽轮机发生水冲击而损坏叶片;水位过低,会破坏水循环,引起水冷壁管壁爆管汽包水位调节还要保持给水流量的稳定,这对于省煤器和给水管道的安全运行有着极大的意义,直接关系到给水控制系统的可靠性这两项任务是互相矛盾的,因此,在调节系统整定时不能片面追求水位的调节指标而不顾给水流量的剧烈而频繁的动作给水控制还要保证给水泵工作在安全区,不至于因流量太低而造成泵的汽蚀,也不至于因超出下限特性而导致泵的工作效率降低汽包锅炉的给水控制系统由汽包水位控制系统和给水泵最小流量再循环控制系统组成低负荷下采用单冲量汽包水位控制,主要由给泵出口旁路调节门控制20%负荷以上则采用三冲量汽包水位控制系统,定速给水泵系统由给水泵出口调节门控制汽包水位;电动调速给水泵和汽动调速给水泵系统则控制给水泵转速第一节汽包水位的计算和修正
一、汽包水位的测量高温高压锅炉汽包水位的准确测量一直是个难题,目前尚未很好地解决电厂中常见的三种水位测量系统各有其优缺点,在使用中应相互参照玻璃管(或石英管)汽包水位计主要用于就地观察水位,或通过双色显示和摄像__传递到集控室进行显示但由于亚临界锅炉的就地水位表显示值与汽包中的实际水位存在相当大的差距,原国电公司在2000年9月28日发布的《防止电力生产重大事故的__五项重点要求》中规定“对于过热器出口压力为
13.5MPa及以上的锅炉,其汽包水位计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准”电接点汽包水位计曾用于水位保护和集控室远传显示,但存在以下问题测量筒水位取样负误差随汽包压力参数提高而增大,在亚临界压力下高水位停炉值负误差可达250mm,使得亚临界锅炉高水位动作保护拒动;炉水导电度过高时,电极式水位测量装置会造成误发__或使水位保护误动作;电极机械密封泄漏而导致装置的故障率高;水质差,易污染电极,需经常排污冲洗,增加了维护工作量和保护切投的次数由于上述问题,2001年12月20日原国电公司发布了《国家电力公司电站锅炉汽包水位测量系统配置、__和使用若干规定(试行)》,要求将差压水位计作为保护__源之后,电力行业热工自动化标准化技术委员会又根据近年来的实践和汽包水位测量技术的发展,在2004年10月__编制了《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》,对锅炉汽包水位保护推荐了以下构成方案a分别取自3个__的电极式测量装置或差压式水位测量装置(当采用6套配置时)进行逻辑判断后的__;b当锅炉只配置2个电极式测量装置时,汽包水位保护应取自2个__的电极式测量装置以及差压式水位测量装置进行逻辑判断后的__差压式汽包水位测量系统过去主要用于汽包水位的控制,但由于上述原因,差压式汽包水位测量系统不仅仅对汽包水位控制系统产生影响,它的测量正确性以及汽包水位的计算和修正的准确性已经成为保证锅炉安全运行的重要条件之一尽管差压式汽包水位测量系统作为高参数大容量机组的主要汽包水位测量和保护__源,却不能用于锅炉启动过程中和停炉后的水位监视因此,《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》推荐锅炉启动时应以电极式汽包水位测量装置为主要监视仪表为了提高差压式汽包水位测量系统的可靠性,要求锅炉汽包水位控制和保护应分别设置__的控制器,构成三冗余测量系统的每套差压式汽包水位测量系统均应采用__的测孔和取样管、__的差压变送器、__的输入/输出(I/O)模件或__的现场总线、以及__的水位计算和修正回路用于汽包水位计算的所有测量__都应设置包括量程范围、变化速率等坏__检查手段还应在DCS中设置差压变送器__间、电极式测量装置__间,以及差压变送器和电极式测量装置__间的偏差__
二、差压式汽包水位__取样为了保证汽包水位测量的准确性,调试人员应对差压式水位测量的取样系统进行必要的检查和测量汽包水位计的取样管孔位置,汽侧应高于锅炉汽包水位停炉保护动作值,水侧应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值,并有足够的裕量三取二或三取中的三个汽包水位测量装置的取样孔不应设置在汽包的同一端头,同一端头的两个取样口应保持400mm以上距离差压式水位测量装置的平衡容器是差压式水位测量系统的测量基准,是否正确设置和__直接影响到水位测量的准确性平衡容器可以是球型容器或筒型容器,但应采用单室平衡容器过去由于差压式水位测量回路不具备压力修正的能力,曾使用多种具有压力修正功能的平衡容器,如双室平衡容器、带加热套的平衡容器等但是,它们的修正范围和准确性都有限,而且结构复杂,在热工自动化控制系统采用了DCS以后,多种具有压力修正功能的平衡容器已逐渐被淘汰平衡容器通常是从容器侧面水平引出一个管口接到汽包上的汽侧取样孔,容器底部垂直引出一个管口接到差压变送器的负压侧进入平衡容器的饱和蒸汽由于冷却不断凝结成水,多余的凝结水则通过取样管流回汽包,使容器内的水位保持恒定由于差压变送器测量元件的位移很小,差压改变时不会引起容器内水位有明显变化,因此平衡容器不必太大《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定推荐单室平衡容器应采用容积为300ml~800ml、直径约为100mm的球体或球头圆柱体__汽水侧取样管时,应保证管道的倾斜度不小于1:100,对于汽侧取样管应使取样孔侧高,对于水侧取样管应使取样孔侧低为了确保平衡容器内的凝结水能可靠地流回汽包,平衡容器前的汽侧取样管应略向汽包侧倾斜由于平衡容器的中心较汽侧取样孔高,这时水位测量的量程应为平衡容器中心和水侧取样孔之间的距离当汽包水位升高超过汽侧取样孔后,测量结果是无效的也可以将平衡容器的中心和汽侧取样孔装在同一高度,这时必须在平衡容器前加装汽水连通管,而汽水取样管均可水平__在某些工况下,当汽包压力下降太快时,会导致平衡容器内的水汽化,从而影响到水位测量的准确性在这种情况下,为了使蒸汽易于凝结成水,平衡容器的上部汽侧是不得进行保温的为了将下部水温控制在补偿计算范围内,不致使误差过大,引到差压变送器的两根取样管则应平行敷设,并共同保温然而,在实际工程中,上述需要注意的问题却常常容易被__人员所忽视因此,调试人员应对取样管的敷设和保温情况进行检查,其具体规定如下a)汽水侧取样管、取样阀门和连通管均应进行良好保温;b)平衡容器及容器下部形成参比水柱的管道则不得进行保温;c)引到差压变送器的两根取样管应平行敷设共同保温,并根据需要采取防冻措施
三、水位的计算和修正为了获得差压式水位测量系统的结构尺寸,用于水位的计算和修正,调试人员应在现场对取样系统进行实际测量由于汽包较长,应以汽包同一端的几何中心线为基准线,采用水准仪精确确定各水位测量装置的__位置,不应以锅炉平台等物作为参比基准用一根较长的注满水的透明软管来确定水平基准,是一种简易可行的方法需要从现场获得取样系统的以下结构尺寸L---参比水柱的高程从平衡容器汽侧取样孔至水侧取样孔中心之间的高程Ho---零水位从水侧取样孔中心至汽包中心线附近处的高程零水位的确定,主要取决于锅炉的形式,通常由锅炉制造厂推荐零水位一般在汽包几何中心线以下,如__锅炉厂生产的某台600MW锅炉机组,零水位为汽包中心线以下-220mm零水位确定后一般不进行改变,但操作员在运行中可以随时根据需要调整水位运行的设定值热化学实验的结果和锅炉机组的某些特殊要求,可能会对汽包水位运行定值产生__的影响图6-1取样系统的结构尺寸图6-1中,△H为汽包水位显示值;γs、γw分别为汽包中的饱和汽和饱和水的重度,是汽包压力的函数;γa为参比水柱的重度,计算中为了简化而取为常数△P=Lγa-Ho+△Hγw-L-Ho-△Hγs△H=(6-1)式中F1(x)=γs;F2(x)=γw-γs;令Ho=A;Lγa=A1;L=A2;汽包水位的压力修正回路如图6-2所示图6-2汽包水位的压力修正汽包水位正常控制范围为0±50mm,__值、跳闸值(MFT)则根据炉型由制造厂给出如__锅炉厂生产的某台600MW锅炉机组,__值为+120mm、-170mm;跳闸值为负荷>60%时,+300mm、-270mm;负荷<60%时,+380mm、-350mm
四、参比端γa对水位计算的影响根据有关研究和实测表明,从平衡容室到参比下降管(在不进行保温和不施加伴热的情况下),凝结水温度大致上是呈抛物线的形状下降,从对应压力下的饱和温度一直到环境温度图6-3为某机组在运行压力下,参比水柱的温降示意图当环境温度to=21℃时,参比水柱的水温从饱和温度343℃下降到38℃,因此,一般取参比水柱的平均温度ta=93℃计算γa图6-3参比水柱的温降参比水柱的平均温度随着环境温度而变化,大致上满足下式的关系ta=to+56(6-2)参比水柱的平均温度随着环境温度而变化,大致上满足下式的关系:环境温度上升将使实际水位下降to↑;ta↑;γa↓;△H↓由于补偿计算中取A1=Lγa,为常数,因此,计算水位偏高计算表明,在汽包压力17MPa~18MPa时,参比水柱的平均温度每相差10℃,由此引起的水位差值约为10mm对于华东地区,夏季可取ta=93℃(200℉);冬季可取ta=50℃(122℉)如果不对参比水柱进行温度补偿,或者只是简单地设定为一个温度补偿值,可能影响的水位差值为50mm~100mm对参比水柱的管道进行不正确的保温后,将改变原来确定的温度补偿关系,使得参比水柱的平均温度ta难以设定因此,从水位补偿计算的要求,参比水柱的管道应该__在环境温度中,即从单室平衡容器以下至水侧取样孔高度的管道不得施加伴热或者保温引到差压变送器的两根取样管则应平行敷设并共同保温,这是为了使两根取样管内的介质具有相同的温度和相同的重度,不会产生附加的差压误差第二节汽水流量的计算和修正
一、蒸汽流量的计算和修正当过热蒸汽流量采用标准节流装置(如标准喷嘴)进行测量时,在过热蒸汽压力和温度偏离设计值的工况下,由于蒸汽密度的变化,将会给流量测量造成误差因此,需要对差压__进行压力和温度的补偿常用的方法,可根据经验公式计算,或根据水蒸汽表制作折线补偿函数
(一)经验公式计算补偿法过热蒸汽流量可采用下面的基本式进行计算修正(6-3)式中D-过热蒸汽流量;△P-流量变送器差压;K-流量系数;-过热蒸汽密度,过热蒸汽压力和温度的函数;过热蒸汽密度可按下式计算kg/m3(6-4)式中P为过热蒸汽绝对压力,MPa;t为过热蒸汽温度,℃;上式与查水蒸汽表相比,在3MPa~15MPa,300℃~555℃范围内相差不超过1%
(二)折线补偿函数法折线补偿函数法是制作关于某个单变量的单值函数,分别进行补偿下面以某厂高旁流量的测量及补偿为例采用标准喷嘴测量高旁流量时,可根据流量喷嘴在PB、tB、γB标定工况下的标定数据进行修正根据高旁流量喷嘴计算书的数据本例中的数据是非法定计量单位原始资料,在标定工况PB=
15.806(kgf/cm2)、tB=329℃、γB=
6.1523kg/m3时,有式中单位Q(kg/h);△P(mmH2O)P;当最大差压=40000mmH2O时,最大流量=1209567kg/h(336kg/s);先进行温度的补偿式中单位Q(kg/s);△P(mmH2O);再进行压力的补偿(6-5)式中γB=
6.1523kg/m3,γF为高旁流量在运行工况下的蒸汽重度,是高旁流量测量点蒸汽压力的函数因为是对流量而不是对差压的修正,所以采用了重度的平方根查水蒸汽表,制作折线补偿函数高旁流量的压力温度补偿可采用图6-4所示的修正回路实现图6-4高旁流量的压力和温度补偿大机组则采用汽机调节级压力P1进行主蒸汽流量测量,因为高温高压节流元件会因为磨损而带来测量误差,从而提高了运行维护的成本,取消节流元件可以降低能耗根据弗留格尔公式,汽机调节级压力P1与主蒸汽流量之间存在着近似线性关系因此,主蒸汽流量可以由调节级后压力等测量参数推算求出(6-6)式中P1为汽机调节级后压力;、为修正系数;K1值由汽机制造厂根据机组在额定工况下的主蒸汽流量、调节级后压力、主汽温度等参数计算得出,通常为一段折线K(t)为主汽温度修正函数,可由下式计算(6-7)式中t为实际主汽温度;to为额定工况下主汽温度;K(t)也可以采用重度修正的方法,将K1P1视为额定主汽温度工况下的主蒸汽流量,根据额定主汽温度和主汽压力工况下的γB构造关于主汽温度变化后的重度修正折线补偿函数,重度与温度成反比关系,折线修正计算式如下(6-8)式中γo为额定工况下的主蒸汽重度,可根据额定工况下的主汽温度和主汽压力(绝对压力)查水蒸汽表获得;γt为运行工况下的主蒸汽重度,是主汽温度的函数因为是对流量的修正,所以采用了重度的平方根图6-5调节级后压力测量主蒸汽流量采用汽机调节级后压力P1进行主蒸汽流量测量时,所得到的是估计流量,试验表明,其误差随负荷降低而增大,但一般<4%,基本能够满足调节和控制的要求制造厂在机组投产前就已给出的K1,可能会由于汽轮机制造、__以及__运行等众多影响因素,使得机组的实际通流尺寸和运行参数与设计状况有差异,折线修正关系也会随之而改变因此,按照原设计线性关系进行计算得出的主蒸汽流量,运行中可能会出现偏差,在新建机组性能考核试验时,应采用标准节流装置对主蒸汽流量__进行对比试验,必要时对K1进行修正
二、给水流量的计算和修正调试时,可按以下步骤进行检查和设置a)根据流量喷嘴(或孔板)计算书给出的在PB、tB标定工况下的标定数据△PB和QB,计算流量系数K(6-9)b)检查变送器的量程设置变送器的最大量程=△PB;即流量变送器差压0~△PB对应于4~20____输出;c)给水流量的温度补偿可按下式进行计算修正,并检查软件组态设置(6-10)式中Q—给水流量;K—流量系数;t—给水的温度;△P—流量变送器差压
三、常用单位换算调试中根据厂家提供的技术资料进行流量的计算、变送器量程核对等工作时,常常需要将英制单位换算为公制单位,将非法定计量单位换算为法定计量单位表6-1提供了常用的公英制单位换算,表6-2提供了常用的压力单位换算,可供工作中参考表6-1常用公英制单位换算表温度重量1pound=
0.4538kg1tonUS=
0.9072t长度1inch=
2.54cm1foot=
0.3048m1mile=
1.609km__1sq.inch=
6.452cm21sq.foot=
0.0925m21英亩=
0.4047公顷体积1cu.inch=
16.36cm31cu.yard=
0.7646m31gallon=
3.78公升表6-2常用压力单位换算表PaN/m2kgf/cm2物理大气压mmHgmmH2Obarpsig1Pa
11.019716×10-
59.869232×10-
60.75006×10-
21.019716×10-110-
51.45×10-41kgf/cm
29.80665×
10410.
9678735.
561040.
98066514.2171物理大气压
1.01325×
1051.
03327117601.033271×
1041.
0132514.691mmHg
133.
30.
001360.
00132113.
60.
001330.01931mmH2O
9.8066510-
40.9678×10-
40.
0735619.80665×10-
51.4172×10-31bar
1051.
0197160.
9869232750.
061.019716×
104114.51psig6__
7.
90.
0703390.
06807451.
74703.
390.06__791
一、给水控制对象的动态特性
(一)给水流量扰动下汽包水位的动态特性在给水流量阶跃扰动作用下,水位控制对象的动态特性表现为有起始惯性的无自平衡能力的特点,如图6-6a所示图6-6给水流量扰动下汽包水位的动态特性当给水量增加时,虽然给水流量大于蒸汽流量,但汽包水位一开始却并不立即增加,而要呈现出一段起始惯性这是由于给水温度低于汽包内饱和水的温度,给水吸收了原有饱和水中一部分热量,使得水面下汽泡容积减少当水面下汽泡容积的变化过程逐渐平衡时,水位才由于汽包中储水量的增加而逐渐上升,最后当水面下汽泡容积不再变化时,水位变化就完全反映了由于储水量的增加而逐渐上升图6-6a中,H为给水流量扰动下汽包水位的实际变化曲线,可以认为是曲线H1和曲线H2合成的结果H1为不考虑水面下汽泡容积的变化,仅考虑汽水物质不平衡时的水位反应曲线;H2为不考虑汽水物质不平衡,仅考虑给水过冷度引起的水面下汽泡容积变化时的水位反应曲线因此,给水流量扰动下汽包水位的动态特性可用传递函数表示为:(6-11)传递函数方框图如6-6b所示式中τ—迟延时间,秒(s);ε—响应速度,单位给水流量改变时水位的变化速度[]6-11式也可写成(6-12)传递函数方框图如6-6c所示,6-12式是试验研究中常用的形式响应速度ε也称飞升速度,可从阶跃响应曲线中求取(6-13)飞升速度ε与扰动量的大小无关,只与锅炉的结构、容量有关,锅炉的容量越大,ε越大迟延时间τ与省煤器的形式有关,非沸腾式省煤器τ较小,沸腾式省煤器τ较大现代大型机组多采用非沸腾式省煤器,τ较小给水温度的变化对迟延τ影响较大,给水温度越低,迟延τ越大,如机组运行中高加解列后会增加给水控制对象的迟延
(二)蒸汽流量扰动下汽包水位的动态特性在蒸汽流量阶跃扰动作用下,水位控制对象的动态特性表现为起始阶段带有“虚假水位”的无自平衡能力的特点,如图6-7a所示当蒸汽流量突然增加时,由于汽包压力的下降,汽包内水的沸腾突然加剧,使水中汽泡容积迅速增加而呈现出“虚假水位”的现象虽然锅炉的给水量小于蒸发量,但在一开始时,水位不仅不下降反而上升,然后再下降;反之,当蒸汽流量突然减少时,水位不仅不上升反而下降,然后再上升“虚假水位”的变化幅度正比于蒸发量扰动大小和压力变化速度当“虚假水位”消失后,水位按积分规律变化,呈现出无自平衡的特点图6-7a中,H为蒸汽流量扰动下汽包水位的实际变化曲线,可以认为是曲线H1和曲线H2合成的结果H1为不考虑水面下汽泡容积的变化,仅考虑汽水物质不平衡时的水位反应曲线;H2为不考虑汽水物质不平衡,仅考虑给水过冷度引起的水面下汽泡容积变化时的水位反应曲线因此,蒸汽流量扰动下汽包水位的动态特性可用传递函数表示为:(6-14)式中K2—曲线H2的放大倍数;T2—曲线H2的时间常数;ε—曲线H1响应速度,单位蒸汽流量改变时水位的变化速度[(mm/s)/t/h]传递函数方框图如6-7b所示图6-7蒸汽流量扰动下汽包水位的动态特性
(三)燃料量扰动下汽包水位的动态特性当燃料量突然变化时,水位控制对象的动态特性与蒸汽流量扰动下汽包水位的动态特性非常相似,同样表现为起始阶段带有“虚假水位”的无自平衡能力的特点不同的是,无论是增加或是减少燃料量,“虚假水位”现象都没有蒸汽流量扰动下严重,而且迟延时间较长
二、汽包水位动态特性的特点汽包水位动态特性有以下三个特点
(1)具有迟延(迟延时间τ)给水量改变后,水位并不立即改变,迟延时间τ与省煤器的形式和给水温度有关,非沸腾式省煤器τ较小,沸腾式省煤器τ较大;给水温度越低,迟延τ越大
(2)具有“虚假水位”现象负荷增加时,蒸发量大于给水量,但水位不是下降反而迅速上升;负荷突然减少时,蒸发量小于给水量,水位不是上升而是先下降,然后再迅速上升虚假水位的变化情况与锅炉的特性有关,与负荷变化的形式和速度有关在锅炉发生MFT以及在汽机甩负荷时,虚假水位现象特别严重
(3)水位对象无自平衡能力(自平衡系数ρ=0)单位阶扰下,水位的最大变化速度ε与锅炉的结构和容量有关,机组容量越大,ε越大,水位变化快,更难控制
三、汽包水位动态特性试验的基本方法给水流量扰动下汽包水位动态特性试验的基本方法如下
(1)保持机组负荷稳定、锅炉燃烧率不变;
(2)给水控制置手动,手操并保持在下限水位稳定运行2min左右;
(3)一次性快速改变给水调节门开度,使给水流量阶跃增加15%额定流量左右;
(4)保持其扰动不变,记录试验曲线;
(5)待水位上升到上限水位附近,手操并保持在上限水位稳定运行;
(6)一次性快速改变给水调门开度,使给水流量阶跃减小15%额定流量左右;
(7)保持其扰动不变,记录试验曲线;
(8)待水位降到下限水位附近结束试验重复上述试验2~3次,分析给水流量阶跃扰动下汽包水位变化的飞升特性曲线,求得其动态特性参数e(飞升速度)和t(迟延时间)
四、引进型300MW机组汽包水位控制对象的动态特性模型
(一)给水流量扰动下汽包水位的动态特性考虑到在给水流量扰动试验过程中对机组运行安全性的影响选择在250MW负荷工况下进行试验在此工况下,给水泵出力有较大的裕量,若试验中汽包水位下降过快,运行人员可及时进行干预选择10%的扰动量,不会影响机组的安全运行,又能获得比较明显的试验效果在250MW负荷工况下汽包水位控制切为手动控制;手操迅速改变汽泵转速使给水流量迅速减少92t/h10%记录给水流量扰动试验曲线通过试验曲线求得汽包水位控制对象在给水流量扰动下的迟延时间τ和响应速度ε从而求出汽包水位控制对象在给水流量扰动下的传递函数为:
(二)蒸汽流量扰动下汽包水位的动态特性为了尽量使蒸汽流量扰动试验为阶跃扰动,切除DEH的功率和一级压力控制回路把DEH切至硬手操,并用快速回路操作,直接改变调门开度来改变蒸汽流量在不同负荷工况下分别进行开调门和关调门的扰动试验,根据试验曲线求得的汽包水位控制对象传递函数见表6-3表6-3 蒸汽流量扰动下汽包水位的传递函数试验工况虚假水位mmεT2K2传递函数1+
39.
61.
3515.
30.5822-
54320.
70.554试验工况1调门开度24%→30%;负荷217MW→250MW;蒸汽流量改变136t/h试验工况2调门开度30%→22%;负荷250MW→178MW;蒸汽流量改变225t/h从试验结果来看,蒸汽流量扰动下汽包水位控制对象的特征时间常数T2和响应速度ε,在降负荷过程中比升负荷过程中要大
(三)燃料量扰动下汽包水位的动态特性试验前,负荷为221MW总燃料量为
98.7t/h,汽包水位控制置手动;切除磨煤机D
15.1t/h,扰动量为
15.3%;记录扰动试验曲线从燃料量扰动试验曲线上看,虚假水位现象并不严重而且滞后时间很短(τD=16s)说明300MW机组的锅炉具有一定的热惯性燃料量扰动下汽包水位的虚假水位并不严重,因此不必在汽包水位控制回路中引入燃料量微分前馈__
五、给水调节阀的流量特性试验
(一)给水调节阀的流量特性给水调节阀的流量特性是指流过调节阀门的流量与阀门开度之间的关系,可用相对量表示为(6-15)式中W—给水流量(t/h);μ—给水调节阀的阀门开度;调节阀的流量特性由调节阀的结构特性所决定,但流过调节阀的流量不仅决定于调节阀的开度,而且也决定于调节阀前后的压差以及整个给水管路系统的工作情况
(二)调节门流量特性质量要求新投入使用或检修后的调节门给水泵出口调节门、启动给水泵出口旁路调节门都应进行流量特性试验,满足以下质量要求是调节系统获得较好调节品质的基础
(1)给水泵出口调节门全开时的最大流量应满足单台给水泵最大负荷要求,并有10%的裕量;启动给水泵出口旁路调节门全开时的最大流量应满足30%机组负荷下的流量要求,并有10%的裕量
(2)调节门全关时,漏流量应小于调节门最大流量的10%
(3)调节门特性曲线的线性工作段应大于全行程的70%,其回程误差不大于调节门最大流量的3%
(4)调节门的死行程应小于全行程的5%
(三)给水调节门流量特性试验的基本方法给水调节门流量特性试验的基本方法如下
(1)试验前检查调整门全开时给水压力是否达到额定值,否则应通过调整抬高给水压力;
(2)试验时,置给水调节于手动控制方式;
(3)在机组运行工况稳定的情况下,手动单方向间断地开大调节阀,每次以10%幅度为宜,直至调节阀全开;
(4)然后再以同样方式关小,直至全关;
(5)每次减小或开大操作都必须待流量稳定后进行
六、给水阀扰动时给水量对象的动态特性给水调节门在线性工作段变化时给水量的变化可以看作一阶惯性环节(6-15)式中K—被控对象放大系数;Tc—被控对象时间常数;根据水位和给水量动态特性试验得到的参数及对象的传递函数,可以通过在计算机上进行系统仿真,初步求得调节系统主副回路调节器的参数第四节给水控制系统的投入及扰动试验
一、汽包锅炉给水调节的控制方式给水系统一般配置3台50%B-MCR容量的调速给水泵,给水泵组有两种组合形式,200MW及以下等级的机组3台全部配置为电动调速给水泵,300MW及以上等级的机组一般配置2台汽泵、1台电泵,2台汽泵作为机组正常运行时的投用,1台电泵在机组启动时投用并作为汽动给水泵投用时的事故备用图6-8为某600MW机组的给水控制系统图图6-8给水控制系统图给水调节阀则与调速给水泵相配合参与汽包水位控制,给水调节阀门组通常由低负荷调节阀(给水旁路调节阀)和高负荷调节阀(主给水调节阀)组成汽包水位控制系统还包括单冲量汽包水位控制和三冲量汽包水位控制2种控制方式给水调节的控制方式随着锅炉负荷的变化而进行改变,以满足汽包水位全程自动控制的需要在低负荷运行期间,必须由给水泵对给水压力进行控制,汽包水位则由给水调节阀门组来控制在0%~15%负荷时,由给水旁路调节阀改变给水流量来控制汽包水位,主给水调节阀全关由于低负荷下蒸汽流量和给水流量测量误差较大,而且热力系统中汽水流量也不平衡,所以这期间采用汽包水位的单冲量控制单冲量控制系统没有给水流量反馈,也没有主汽流量前馈,水位调节的品质是不高的在15%~20%负荷中的某一点,控制系统从单冲量控制方式自动切换为三冲量控制方式;在20%负荷以上,控制系统保持三冲量控制方式在20%负荷时,主给水调节阀释放,参与汽包水位调节在25%~35%负荷期间,给水旁路阀的工作点逐渐下移,由100%最终关至0%主给水调节阀的参与调节和给水旁路阀的退出调节,控制系统是平滑而无扰动的在25%负荷时,给水压力自动切换为给水调节阀门组控制,汽包水位由给水泵调速控制在40%负荷以上,主给水调节阀全开当一台电泵和一台汽泵并列运行投入自动控制时,由于电泵和汽泵的工作特性曲线不一样,如果用一套PID参数同时去控制,很容易导致电泵和汽泵的不稳定运行,出现抢水现象(并列运行的电泵和汽泵由于出口压力不同,而导致每台泵的出口流量相差较大),这将会影响机组的安全运行因此,对电泵和汽泵的控制宜采用不同的PID控制器,并且针对给水泵对象特性的差异设置不同的PID参数,以取得更好的控制效果
二、单冲量和三冲量水位控制方式切换单冲量控制系统采用汽包水位一个参数进行控制,如图6-9(a)所示,它是汽包水位自动控制中最简单、最基本的一种形式,是典型的单回路定值控制系统单冲量水位控制系统不能克服负荷变化时产生的“虚假水位”,将使调节器反向动作,调节品质不好单冲量水位控制系统负荷变化时的调节不及时,要等到水位产生偏差后调节器才动作,滞后时间太长;当给水系统发生扰动时(如给水泵压力变化),也要等到水位产生偏差时调节器才动作三冲量控制系统引入蒸汽流量__,不仅可以补偿“虚假水位”所引起的误动作,而且使给水调节动作及时;引入给水流量__,可以补偿调节阀的非线性工作特性图6-9单冲量和三冲量汽包水位控制如图6-9(b)为常见的串级三冲量汽包水位控制方案,汽包水位控制系统设计为在给水流量反馈控制基础上引入蒸汽流量前馈冲量而构成的它包含给水流量控制回路和汽包水位控制回路两个控制回路,实质上是蒸汽流量前馈与水位—流量串级系统组成的复合控制系统当蒸汽流量变化时,锅炉汽包水位控制系统中的给水流量控制回路可迅速改变给水量以完成粗调,然后再由汽包水位调节器完成水位的细调调试时,应该检查单冲量/三冲量切换的逻辑是否正确设置采用给水流量__作为单冲量/三冲量切换的条件是不正确的,因为机组在低负荷阶段给水流量变化较大,将导致单冲量/三冲量频繁切换,使得汽包水位控制效果不佳
三、给水压力与给水流量控制结构的转换低负荷阶段,由给水泵控制给水压力,汽包水位由给水调节阀控制;当负荷(蒸汽流量)大于某设定值(如25%)以后,由给水泵控制汽包水位,给水压力由给水调节阀控制图6-10是给水压力与给水流量控制结构转换的一种实现方案,在西门子公司的给水控制策略中经常采用当蒸汽流量小于25%时,大选模块输出>0,限制器对控制偏差不起作用;给泵控制器得到的是给水压力控制偏差__,调节阀控制器得到的是水位控制偏差__当蒸汽流量大于25%以后,大选模块输出等于0,限制器对控制偏差起作用,限制器输出均为0;给泵控制器得到的是水位控制偏差__,调节阀控制器得到的是给水压力控制偏差__图6-10给水压力与给水流量控制结构的转换
四、给水调节阀的切换给水调节阀门组由低负荷调节阀(给水旁路调节阀)和高负荷调节阀(主给水调节阀)组成,在低负荷情况下则由旁路阀调节,高负荷时切换至主给水调节阀进行调节给水调节阀门组可以接受水位控制偏差__,也可以接受给水压力控制偏差__,控制方式的切换取决于负荷工况,参见“给水压力与给水流量控制结构的转换”图6-11是给水调节阀门组根据负荷进行控制切换的一种实现方案当负荷小于20%时,a点__为负值,主给水调节阀保持全关,由旁路阀进行调节;当负荷大于20%以后,a点__为正值,小选模块允许三冲量控制或给水压力控制偏差__b传递给主调门控制器主调门的可调范围随负荷升高而成比例扩大,负荷从20%升至30%时,主调门的可调范围由0%扩大至100%当负荷为20%~25%时,给水调节阀门组的两个阀门都参与调节;当负荷大于25%以后,旁路阀的开度逐渐减小,其可调范围随负荷升高而成比例减小;负荷大于35%以后,c点__为负值,旁路阀全关若旁路阀故障切手动,T1置B,将K1=25%加至小选回路,使a点__为正值,让主调门进行调节;若主调门故障切手动,T2置B,将K2=30%加至小选回路,使c点__为正值,让旁路阀进行调节图6-11给水调节阀的切换
五、汽包水位控制系统定值扰动试验机组负荷大于25%以后,汽包水位由两台汽动调速给水泵控制,控制系统为三冲量控制方式汽包水位定值扰动试验步骤
(1)检查软件组态和定值及参数设置,确认调节器作用正确,参数合理
(2)通过模拟试验分别检查各子系统内回路设定值生成回路
(3)确认该系统各__变送器投入运行,工作正常
(4)待机组运行工况满足自动系统投运要求,汽包水位接近设定值,将系统投入自动,系统调节稳定
(5)汽包水位稳定在设定值15分钟后,开始进行定值扰动试验
(6)解除系统设定值的速率限制,阶跃改变汽包水位设定值(扰动量为300MW等级以下机组40mm,300MW等级及以上机组60mm),观察系统调节阀响应情况及汽包水位的变化趋势,记录试验结果
(7)计算汽包水位的最大动态偏差、最大稳态偏差、稳定时间并记录
(8)恢复系统设定值的速率限制,结束试验图6-12为一台300MW机组汽包水位定值扰动的试验曲线,扰动量为60mm扰动试验表明水位控制的过渡过程衰减率Ψ=
0.8,稳定时间为4~5min,水位静态偏差为10mm,调节品质符合要求1—水位设定值;2—汽包水位;3—给水流量图6-12汽包水位定值扰动试验第七章汽温控制系统试验
(1)文章来源______数3057____2007-10-317:49:08汽温控制包括过热汽温控制和再热汽温控制汽温控制一直是火电厂模拟量控制系统的难点,这主要是因为汽温控制对象具有大迟延、大惯性、非线性和时变性等特点,采用常规和简单的控制规律难以获得较好的调节效果目前工程中常用的汽温控制系统,还是采用最基本的串级调节和具有导前微分的双回路控制结构,并在此基础上引入__ITH预估、参数自适应等控制策略西门子公司和ABBBailey公司的主汽温度控制策略非常具有代表性汽温控制系统的整定,常常需要在典型负荷工况下,进行汽温控制对象特性试验,获得较为准确的对象动态特性数学模型切线法和两点法,是从阶跃响应曲线中,求取汽温控制对象特性参数的两种基本方法在所有的串级控制结构中,都存在防止主调积分饱和的问题,但由于汽温控制过程缓慢,积分饱和的问题犹为突出汽温控制系统防止积分饱和的常用方法有解除调节器的积分作用,采用“外部反馈”模式,引入阀位指令来限制主调输出,等等汽温控制系统防止积分饱和的方法,同样可用于其他控制系统第一节汽温控制概述
一、过热汽温的稳定是机组安全经济运行的保障过热汽温过高过低都会对机组运行造成不利的影响过热汽温过高,会使锅炉受热面及蒸汽管道金属材料的蠕变速度加快,降低使用寿命;若__超温,则会导致过热器爆管;在汽机侧,还会导致汽轮机的汽缸、汽阀、前几级喷嘴和叶片、高压缸前轴承等部件的寿命缩短,甚至损坏过热汽温过低,会降低机组的循环热效率,一般汽温每降低5~10℃,效率约降低1%,同时会使通过汽轮机最后几级的蒸汽湿度增加,引起叶片磨损汽温变化过大,将导致锅炉和汽轮机金属管材及部件的疲劳,还将引起汽轮机汽缸和转子的胀差变化,甚至产生剧烈振动,危及机组的安全主汽温度自动调节的任务是维持过热器出口汽温在允许范围内,以确保机组运行的安全性和经济性
二、过热器与再热器的布置按照受热面的传热方式分类,过热器可分为对流式过热器、半辐射式过热器和辐射式过热器3种对流式过热器一般布置在锅炉的对流烟道内,主要以对流传热方式吸收烟气的热量;半辐射式过热器一般放在炉膛上部出口附近,它既吸收炉膛中火焰的辐射热热量,又以对流方式吸收烟气的热量;辐射式过热器布置在炉膛内部,主要吸收炉膛内火焰的辐射热图7-1为某300MW机组过热器与再热器的布置示意图过热器由顶棚过热器、包墙过热器、低温段对流过热器、全大屏过热器和高温对流过热器5部分组成顶棚过热器布置在炉膛、水平烟道及转向室的顶部,吸收炉膛辐射热;包墙过热器又称墙式过热器,布置在水平烟道、转向室、后竖井烟道四周的墙壁上,吸收部分辐射热及部分对流热;低温段对流过热器布置在竖井烟道上部,为纯对流式吸热;全大屏过热器布置在靠近炉膛前墙的顶部,为纯辐射式吸热;高温对流过热器布置在炉膛出口折焰角的上方,以对流式吸热为主,也吸收部分辐射热,高温对流过热器为末级过热器再热器由低温段再热器和高温段再热器2部分组成,均为对流吸热1—汽包;2—顶棚过热器;3—竖井烟道侧包墙过热器;4—水平烟道侧包墙过热器;5—竖井烟道后包墙过热器;6—竖井烟道前包墙过热器;7—中隔墙包墙过热器;8—低温段对流过热器;9—Ⅰ级喷水减温器10—全大屏过热器;11—Ⅱ级喷水减温器;12—高温对流过热器(末级);13—低温段再热器;14—高温段再热器(末级);图7-1过热器与再热器的布置图喷水减温器是大容量锅炉中普遍采用的调节过热汽温的方法,它结构简单,调温能力大,调节灵敏,容易实现自动化喷水减温器将水直接喷入过热器中,水的加热和蒸发消耗过热蒸汽的部分热量,从而使汽温下降;调节喷入的水量,可以达到调节汽温的目的高压或超高压锅炉的过热器一般设置二级喷水减温,一级喷水减温器一般布置在屏式过热器之前,二级喷水减温器一般布置在末级过热器之前,如图7-2所示喷水减温器一般装在过热器的中间部位,这样既能保证调温灵敏,又能保护高温过热器图7-2过热器喷水减温系统大机组由于过热器管道长、结构复杂,一般都采用分段汽温控制系统当一级减温器后的过热器为辐射传热、二级减温器后的过热器为对流传热时,一级减温控制被调量应设计为二级减温器前后的温差当
一、二级减温器后的过热器均为对流传热时,一级减温控制被调量应设计为二级减温器后的温度此外,一级减温喷水量大约是二级减温喷水量的2倍
三、引起过热汽温变化的因素运行中引起过热汽温变化的因素很多,蒸汽侧有主蒸汽流量(锅炉负荷)、给水温度、减温水温度、减温水流量等;烟气侧有烟气量(总风量、燃料量)、燃烧器的投运方式(包括燃烧器摆角)、受热面的污染情况等但最主要的是3个扰动因素主蒸汽流量、烟气量(总风量、燃料量)和减温水流量图7-3为汽机调门不变、燃烧率阶跃增加后主汽温的变化情况由于主汽流量(曲线3)在燃烧率(曲线2)增加后并不立即增加,而要等锅炉的蓄能增加后才增加,这段时间锅炉吸收的热量高于蒸汽流量带走的热量,因此主汽温(曲线1)升高;当主汽压力(曲线4)增加后,主汽流量也开始增加,主汽温逐步下降过渡过程结束后,由于负荷工况发生了变化,主汽温不一定回到原来的数值,这取决于过热器的设计特性锅炉负荷增加时,对流过热器的出口汽温升高,辐射式过热器的出口汽温降低,半辐射式过热器的出口汽温变化则比较平稳1-主汽温度;2-燃烧率;3-主汽流量;4-主汽压力;图7-3燃烧率阶跃增加主汽温的变化图7-4为燃烧率、汽机调门不变,减温水量阶跃增加主汽温的变化情况减温水量(曲线3)增加后,由于减温水的冷却作用,减温器出口汽温(曲线1)和主汽温度(曲线2)均下降,但减温器出口汽温比主汽温度的反应要快许多,这是因为减温器出口汽温非常靠近减温器,迟延较小因此,将减温器出口汽温作为快速反馈变量,可以改善主汽温控制的品质,因此,减温器出口汽温又称为导前汽温1-减温器出口汽温;2-主汽温度;3-减温水量;图7-4减温水量阶跃增加主汽温的变化
四、过热汽温原则性控制方案过热汽温控制方案多采用带导前汽温微分__的汽温控制系统,也有引入了代表负荷变化的微分前馈__,并考虑蒸汽焓值校正系数、蒸汽过热度保护等由于过热汽温控制对象具有时变性和非线性的特点,导前汽温微分__的微分时间应随负荷而改变,以适应不同运行工况下过热汽温对象动态特性的变化采用协调控制系统的单元机组,主蒸汽流量、总风量、燃料量总是与机组的负荷变化相一致相比之下,总风量能比其他__更快地反映负荷的变化,因此,在减温控制策略设计中,考虑到负荷变化对汽温的影响,可采用总风量作为调节系统的前馈__由于初级过热器出口汽温较低,一级减温水量又较大,为了防止屏式过热器入口汽温过低而导致蒸汽带水,应在一级减温控制系统设置过热度保护过热度保护回路根据汽包压力计算得出一级减温器出口蒸汽的饱和温度,加上一定的过热度(20℃~30℃)后作为屏式过热器入口蒸汽温度保护值当一级减温器出口汽温等于过热度保护值时,不允许一级减温水流量继续增大;当一级减温器出口汽温低于过热度保护值时,一级减温水流量必须减小,使屏式过热器入口汽温再回到相应的过热温度保护数值上,避免屏式过热器入口蒸汽带水,影响机组安全运行当二级进口温度过高时,应按一定的比例增加一级减温调门的输出指令当负荷>20%、二级进口温度低于设定值一定数值时,应快速将减温调门关闭当汽机跳闸或锅炉MFT动作时,应自动关闭减温调门,以防止汽机进水在低负荷、汽机跳闸和MFT工况时,过热汽温喷水隔离阀和再热汽温喷水隔离阀联锁关闭,目的是为了防止汽机进水以及低负荷工况时阀门阀芯的磨蚀
五、再热汽温的控制流经再热器的蒸汽量约为过热蒸汽量的80%左右,汽压约为过热蒸汽压力的20%~25%,再热后的蒸汽温度等于或接近于过热蒸汽温度再热器多半布置在对流烟道中高温对流过热器之后,所以再热器的汽温特性与对流式过热器的汽温特性相同,且比过热器的变化幅度更大因为再热器的进口蒸汽是汽轮机高压缸的排汽,在定压运行时,高压缸的排汽温度随着汽轮机负荷的减少而下降,因此对流型再热器的出口汽温在负荷减少时比对流过热器的出口汽温下降得更多一般采用烟道挡板或摆动燃烧器调节作为再热汽温控制的正常手段,再热器喷水作为后备控制喷水调温循环经济性差,系统设计上力求最小的喷水流量,因此___再热汽温的主要调温手段烟气再循环是用再循环风机从锅炉尾部低温烟道中(一般为省煤器后)抽出一部分温度为300℃~350℃的烟气送入炉膛,可以改变锅炉各受热面的吸热比例分配,从而达到调节汽温的目的第二节汽温控制对象特性试验
一、过热蒸汽温度动态特性试验由于汽温控制对象的动态特性具有大迟延、大惯性、非线性和时变性的特点,采用常规和简单的控制规律难以获得满意的调节效果目前工程中常用的__ITH预估、参数自适应等控制策略,都需要在典型负荷工况下进行汽温控制对象特性试验,以获得较为准确的对象动态特性数学模型
(一)汽温控制对象特性试验主要内容汽温控制对象特性试验主要包括以下内容
(1)二级减温水扰动下主蒸汽温度、二级减温器后导前汽温动态特性;
(2)一级减温水扰动下二级减温器前蒸汽温度、一级减温器后导前汽温动态特性;
(3)摆动燃烧器倾角(或尾部烟道控制挡板)时的再热蒸汽温度动态特性;
(4)再热器减温水扰动下的再热汽温度动态特性试验所要求的几种典型负荷工况,应根据所采用的控制策略确定,至少应分别在70%和100%两种负荷下进行,每一负荷下的试验应不少于两次
(二)减温水扰动下汽温动态特性试验方法减温水扰动下汽温动态特性试验要点如下
(1)减温控制切为手动方式;
(2)在机组运行工况稳定的情况下,快速手操减温水调节阀,即一次动作关小(阶跃)减温水调节阀开度,使减温水流量的变化尽量接近阶跃响应,幅度以减小(或开大)10%减温水流量为宜;
(3)记录主汽温度变化情况;
(4)待主汽温度上升(或下降)并稳定在新值时结束试验
二、汽温控制对象动态特性的特点在各种扰动下(主蒸汽流量、烟气量、减温水量),汽温控制对象动态特性的形状都一样,并呈现出以下三个特点
(1)有迟延,可用迟延时间τ表示;
(2)有惯性,可用时间常数TC表示;
(3)有自平衡能力减温水流量阶跃扰动下汽温控制对象的动态特性如图7-5所示图7-5汽温控制对象的动态特性汽温控制对象的动态特性可用以下传递函数来表示:(7-1)式中K—汽温控制对象的放大倍数;T—汽温控制对象的时间常数;n—对象传递函数的阶数;汽温控制对象的动态特性也可用以下传递函数来表示:(7-2)式中K—汽温控制对象的放大倍数;TC—汽温控制对象的时间常数;τ—汽温控制对象的纯迟延时间;式(7-1)、式(7-2)中的特性参数可以从图7-5所示的阶跃响应曲线上求取式(7-1)较式(7-2)更为精确,更为常用可用特性参数来表征汽温控制对象动态特性的好坏,越大,控制对象越难以控制由于负荷扰动时,主蒸汽流量和烟气量的变化是沿着整个过/再热器管路对汽温产生影响,因此汽温反应较快;而减温水量的变化对汽温产生的影响,是从一点扩散开来的,因此汽温反应较慢
三、汽温控制对象特性参数的求取汽温控制对象动态特性传递函数式(7-1)、(7-2)中的特性参数K、TC、τ、T、n可通过以下两种方法从阶跃响应曲线中求取
(一)切线法由汽温控制对象阶跃响应曲线,通过几何作图的方法获取特性参数TC、τ,并由公式计算出特性参数K、T、n,如图7-5所示
(1)测定或估计阶跃响应曲线的最终稳态值θ(∞),并作θ(∞)线的水平切线;
(2)通过阶跃响应曲线的上的拐点P作切线;
(3)求出切线与θ
(0)的交点所对应的时间t1,切线与θ(∞)线的交点所对应的时间t2;
(4)TC=t3-t1,τ=t1-t0;
(5)由近似公式计算其他特性参数(7-3)(7-4)其中(7-5)当n=1~6时,式(7-4)还可简化为(7-6)(7-7)
(二)两点法两点法不需要画出整个阶跃响应曲线,只根据最终稳态值θ(∞),分别估计出
0.4θ(∞)和
0.8θ(∞)所对应的时间t
1、t2,由近似公式计算特性参数用两点法求取汽温控制对象的特性参数如图7-6所示两点法适用于对象传递函数阶数n<6的场合
(1)测定或估计阶跃响应曲线的最终稳态值θ(∞);
(2)在阶跃响应曲线上求取θ(t1)=
0.4θ(∞)所对应的时间t1;
(3)在阶跃响应曲线上求取θ(t2)=
0.8θ(∞)所对应的时间t2;图7-6用两点法求取汽温控制对象的特性参数
(4)由近似公式计算特性参数(7-8)(7-9)(7-10)
四、减温水流量扰动下汽温控制对象动态特性试验的实例表7-1为某350MW机组在减温水流量扰动下二级减温控制对象动态特性的数学模型表7-1 某350MW机组减温水流量扰动下二级减温控制对象的动态特性导前区传递函数℃/(kg/s)惰性区传递函数℃/(kg/s)某超临界600MW直流锅炉高温过热器的动态特性如表7-2所示,通过在4种典型负荷工况点的试验,分别给出了高温过热器导前区和惰性区的传递函数表7-2 某超临界600MW直流锅炉高温过热器的动态特性试验工况导前区传递函数℃/(kg/s)惰性区传递函数℃/(kg/s)37%负荷D=
179.2kg/s50%负荷D=
242.2kg/s75%负荷D=
347.9kg/s100%负荷D=
527.8kg/s从表7-2中可以看出,随着负荷(或主蒸汽流量)的变化,模型参数变化很大,特别是惰性区的时间常数T、以及导前区的静态增益K用一套固定的控制器参数不能保证各种工况下控制系统的品质,因此,在控制系统设计时,应考虑变参数控制方案第七节西门子公司主汽温度控制策略
一、控制系统特点分析西门子公司汽温控制策略如图7-16所示,这是一个具有导前温度__的双回路汽温调节系统与典型的具有导前微分__的双回路汽温调节系统不同的是,内回路采用了[(1-PTn)×导前温度]为反馈__如图7-16所示的回路
①相当于一个实际微分环节,动态时使PTn模块的输出近似与主汽温相等,从而改善了主汽温调节对象的动态特性;稳态时回路
①输出为零,使过热器出口汽温等于给定值图7-16西门子主汽温度控制策略图7-16中回路
②的作用是,根据过热器的运行工况,对控制器的参数进行增益调整,本节稍后将进一步讨论引入的总燃料量微分前馈__和燃烧器倾角微分前馈__,是为了改善烟气侧扰动下控制系统的响应西门子主汽温度控制系统的原理框图如图7-17(a)所示,图中省略了前馈回路,仅对闭环回路进行分析图7-17西门子主汽温度控制策略分析作等效变换后可以得到7-17(b),因为,只要满足下式(7-13)便可以将图7-17(b)简化为图7-17(C),则系统是由等效对象构成的单回路控制系统当7-13式不能完全满足时,模型的误差将使外回路等效为校正调节器从实际投运效果来看,西门子主汽温度控制策略比一般串级汽温调节系统和具有导前微分__的双回路汽温调节系统具有更好的调节品质,由于仅对过热汽温惰性区的传递函数构造数学模型,受对象特性变化的影响较小,系统的“鲁棒性”(Robust)较好
二、PTn模块的整定为了便于对汽温控制系统进行整定,西门子公司给出了PTn模块的拟合参数表,见表7-3表7-3PTn模块的拟合参数对象阶数nTu/TgTTTTTT100Tg////
20.
020.0707Tg
0.6__7Tg////
0.
040.1415Tg
0.5405Tg////
0.
060.2123Tg
0.4651Tg////
0.
080.2830Tg
0.4082Tg////
0.
1040.3679Tg
0.3679Tg////
30.
120.0380Tg
0.3509Tg
0.3509Tg///
0.
140.0855Tg
0.3279Tg
0.3279Tg///
0.
160.1330Tg
0.3125Tg
0.3125Tg///
0.
180.1805Tg
0.2985Tg
0.2985Tg///
0.
200.2280Tg
0.2825Tg
0.2825Tg///
0.
2180.2706Tg
0.2706Tg
0.2706Tg///
40.
240.0488Tg
0.2597Tg
0.2597Tg
0.2597Tg//
0.
260.0932Tg
0.2494Tg
0.2494Tg
0.2494Tg//
0.
280.1375Tg
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0.2398Tg
0.2398Tg//
0.
300.1815Tg
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0.2309Tg
0.2309Tg//
0.
3190.2241Tg
0.2241Tg
0.2241Tg
0.2241Tg//
50.
340.0451Tg
0.2165Tg
0.2165Tg
0.2165Tg
0.2165Tg/
0.
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0.2101Tg
0.2101Tg
0.2101Tg/
0.
380.1309Tg
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0.2041Tg
0.2041Tg
0.2041Tg/
0.
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0.1980Tg
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60.
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0.1930Tg
0.1930Tg
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0.1930Tg
0.
430.0634Tg
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0.1873Tg
0.1873Tg
0.1873Tg
0.1873Tg
0.
460.1057Tg
0.1767Tg
0.1767Tg
0.1767Tg
0.1767Tg
0.1767Tg
0.
480.1480Tg
0.1712Tg
0.1712Tg
0.1712Tg
0.1712Tg
0.1712Tg
0.
4930.1755Tg
0.1755Tg
0.1755Tg
0.1755Tg
0.1755Tg
0.1755Tg做减温水阶跃扰动试验,得出主汽温和二级减温器出口汽温(导前汽温)的阶跃响应曲线,再由主汽温和导前汽温响应曲线估算出惰性区的传递函数可用特性参数(表7-3为)来估算惰性区传递函数的阶数,并按表7-3设定各一阶惯性环节的时间常数T,将各环节串联,可得到图7-15中PTn模块的传递函数各一阶惯性环节的时间常数T随Tg而变,Tg则是锅炉负荷(主汽流量)的线性函数,如某300MW机组通过试验得出二级减温控制系统Tg=150-
0.5D一级减温控制系统Tg=300-D式中D—主汽流量,0~100(%)
三、变增益回路的整定在不同运行工况下,减温水流量扰动下汽温控制对象的动态特性存在着较大的差异因此,为了获得较好的调节效果,应在不同工况下进行试验,采用变参数调节图7-16中回路
②的作用,就是根据过热器的运行工况,对控制器的参数进行增益调整图7-16中除法模块A/B的输入__B由回路
②给出,西门子公司给出了变增益回路的经验整定方法增益调整值B是汽压和汽温的线性函数,对于二级减温控制系统,增益调整值B的函数关系如图7-18(a)所示;对于一级减温控制系统,增益调整值B的函数关系如图7-18(b)所示图7-18变增益回路的整定例如设二级减温器后汽温为470℃,根据图7-18(a),则图7-16回路
②中的各系数可以设定为K1=7;K2=
0.012;K3=
1.02根据图7-18(b),用同样方法,可以对二级减温控制系统变增益回路进行整定
四、根据焓差变化进行变增益控制主蒸汽的焓值表示每1kg蒸汽应具有的热值,主蒸汽每变化1℃所对应的焓差变化,则表示每1kg蒸汽所需的热值改变根据水蒸汽热力性质表,在不同汽压和汽温工况下的过热蒸汽,其焓差变化是不同的,因此,汽温控制对象的动态特性是随着运行工况而发生改变的根据焓差变化进行变增益控制,是近年来西门子在汽温控制中更多采用的简洁方法汽温每变化1℃所需的减温水量,取决于在不同汽压和汽温下过热蒸汽的焓差变化在一定的汽压和汽温范围内,增益调整值B是焓差的线性函数图7-19是根据焓差变化进行变增益控制的主汽温度控制策略,回路
②的作用,与图7-16中回路
②的作用一样,是根据过热器的运行工况,对控制器的参数进行增益调整根据减温水作用的区域,取导前汽温作为焓差计算的汽温参数,汽压参数则取主汽压力__,输入焓值计算表,便得出汽温每变化1℃的焓差值根据焓差值,由K
2、K3构成了关于增益调整值B的线性函数,B值的下限由K1给出图7-19根据焓差变化进行变增益控制第八节串级控制结构中主调防止积分饱和的方法影响过热汽温的因素很多,在有些工况下,过热器的热交换严重失衡,仅靠减温水已不能有效地调整过热汽温这时,有可能出现减温水调整门已长时间全开但主汽温度仍高于定值,或减温水调整门已长时间全关但主汽温度仍低于定值的现象出现上述工况时,采用串级控制结构的过热汽温控制系统的主调节器会出现过积分饱和,时间越长积分饱和的程度越严重,直至受到调节器限幅的限制当输入偏差__翻转时,调节系统需要较长时间才能退出饱和区,不能立即进入正常调节状态积分饱和的存在将严重影响调节系统的响应时间,降低调节品质出现过积分饱和的原因是主调节器有积分作用,只要偏差存在,调节器的输出就会不断增加(或减少),试图去克服偏差,但系统却已不具备这种能力例如,在低负荷运行时,当主汽温长时间低于设定值,由于积分作用,使主调的输出饱和或达到上限值,副调输出到最小值,最终使减温水调门完全关闭由于主调的积分时间较长,当主汽温上升后,又需要较长时间才能使减温水调门开启,因为需要较长的时间才能使主调的输出降低图7-20描述了一个串级过热汽温控制系统主调节器出现积分饱和的过程,由于主汽温度(曲线4)在前20min始终高于主汽温设定值(曲线1),主调输出值(曲线3)下降,副调输出值(曲线6)上升并很快达到100%,使调整门全开,减温水流量(曲线5)达到最大值后,减温器后温度(曲线2)基本保持不变运行人员通过调整燃烧,汽温逐渐下降,并小于给定值,偏差__翻转,主调输出(曲线3)开始上升由于主调积分饱和程度较大(约30%),副调的输入偏差虽然在缩小,但极性未改变,因此副调输出仍保持在100%大约在25min后,主调输出与减温器后温度偏差消除并翻转,副调输出才开始下降,但已造成调节过程纯滞后5min,主汽温度已低于定值10℃1-主汽温设定值;2-减温器后温度;3-主调输出;4-主汽温度;5-减温水流量;6-副调输出;图7-20积分饱和的过程描述在电厂热工控制系统采用DCS之前,要完全防止积分饱和是比较困难的,通常采用的方法是先切除汽温自动,到汽温回升到设定值时再投入自动采用DCS实现串级控制,防止积分饱和的措施已不再难以实现,以下是工程中常见的一些方法
(一)解除调节器的积分作用采用变参数的调节器,可在调节器的输出到达上、下限值时,解除调节器的积分作用,即令调节器的积分时间=∞
(二)外部反馈模式主调可采用“外部反馈”模式防止积分饱和,如图7-21所示若调节器具有“外部反馈”端口,可将副调的反馈变量引入主调的“外部反馈”端口第五章介绍了ABBBailey控制公司的classicalPID控制算法结构,将图5-8所示的PID控制框图简化,取消微分作用和前馈作用,按图7-21所示的方法联结成串级系统,主调设为“外部反馈”模式,副调设为“内部反馈”模式正常工作时,副调输入偏差接近或等于零,y2=r2主调实现的是“比例+积分”调节;当副调输出到达上、下限值以后,若系统继续工作在极端工况,y2将不再受u2的控制而成为__变量,主调的积分作用被自然断开,尽管主调输入__存在同向偏差,但输出u1却不再会因为积分而趋于饱和当主调输入等于设定值时,主调输出即与副调输入一致图7-21用外部反馈模式防止积分饱和采用“外部反馈”模式防止积分饱和,在将副调的反馈变量引入主调“外部反馈”端口时,应注意量程的转换
(三)引入阀位指令限制图7-22引入阀位指令来限制主调输出,也是防止积分饱和的有效方法图7-22用阀位指令限制来防止积分饱和当主调输出在上限时,有;当主调输出在下限时,有;当副调输出指令=0,调节阀门全关,继续减小指令已无意义;此时,由于上限的作用,主调输出范围为()~;副调入口将不出现负偏差,副调输出指令不减当副调输出指令=100,调节阀门全开,继续增加指令已无意义;此时,由于下限的作用,主调输出范围为~();副调入口将不出现正偏差,副调输出指令不增第九节SIMTH预估器在汽温控制中的应用大机组汽温控制对象具有大纯迟延、大惯性的特性,采用传统的PID调节规律难以取得较满意的调节效果__ITH预估控制是由O.J.M.__ith于1957年提出来的一种有效克服系统大滞后、大惯性的控制方法,其性能优于常规PID控制几十年来,已被广泛应用于石油、化工、冶金、火力发电等热工控制过程
一、__ITH预估控制的工作原理__ITH预估控制的工作原理如图7-23所示它基于古典控制理论,其基本设计思想是将被控对象的动态特性分解为一个纯延迟环节和一个惯性环节,将两个环节串联而构成一个__ITH预估器,由于所构造的数学模型能够预估控制器的输出将会对被控对象的控制变量产生的可能影响,从而使控制作用提前而改善调节效果图7-23__ITH预估控制的工作原理图图7-23(a)描述了__ITH预估的控制策略控制系统在普通的反馈回路中增加了2个内回路,一个是在无外扰情况下的过程变量a(disturban__-freepro__ssvariable),由控制器输出通过惯性环节和纯延迟环节引入反馈回路;另一个是在即无外扰又无纯延迟情况下的过程变量预报值b(predictedpro__ssvariable),由控制器输出通过惯性环节引入反馈回路;实际过程变量与无外扰过程变量相减表示了对扰动和模型误差影响的估算或称扰动估算c(esti__tedisturban__s),将扰动估算c与过程变量预报值b相加,__ith创造的反馈变量d包含了外扰但不包含纯延迟将图7-23(a)的控制框图作等效变换后,可以得到图7-23(b)等效控制回路中已不包含纯延迟,由于__ITH预估器补偿作用,消除了纯迟延部分对控制系统的影响__ITH预估控制器是按修正后的反馈变量而不是按实际过程变量进行控制,如果所构造的数学模型与过程相匹配,控制器将获得理想的调节效果在实际应用中,应注意__ITH预估控制的缺点所在它必须依赖于精确的对象数学模型,抗内、外干扰能力差,在对象模型失配时,会造成控制品质恶化,当控制系统中含有零极点时,易产生稳态偏差为此,后来又产生了两类改进型__ITH预估控制算法改进型和结构改进型近年来,不少学者将现代控制理论和智能控制理论引入__ITH预估控制,形成了不少新的方法
二、Westinghouse公司的__ITH预估控制算法Westinghouse公司的OvationDCS系统采用如图7-24所示__ITH预估控制算法图7-24Westinghouse公司的__ITH预估控制算法
三、ABBBailey公司的__ITH预估控制算法ABBBailey公司的INFI-90DCS系统提供了4个与__ITH预估控制策略相关的功能模块FC
160、FCl
52、FCl53和FC154功能模块FCl60是__ITH预估控制器(Inferential__ithController,ISC),它可以根据预先给定或在线辨识的对象模型实现__ITH预估控制功能模块FCl52为对象模型参数估计器,它采用最小二乘线性回归算法辨识对象数学模型,该数学模型为带有纯滞后时间的一阶差分模型功能模块FCl53为对象模型参数转换器,它将FCl52辨识的差分模型参数转换为对象增益、滞后时间和惯性时间常数使用功能模块FCl53,可实现对FCl60使用的对象模型参数进行自动修正功能模块FCl54为自适应(ADAPT)参数修正器,它的主要作用是根据第3变量(如负荷、主汽流量等)自动修正FCl60中指定的对象模型参数图7-25为FC160功能模块ISC控制器的结构框图,被控对象的动态模型采用了带死区的一阶惯性环节图7-25ABBBailey公司ISC控制器的结构框图图7-26a为图7-25的简化原理框图,将图7-26a作等效变换,设等效调节器为RS,如图7-26b所示图7-26ISC控制器的原理分析等效调节器RS可按下式求出因为;;所以;可见,FCl60与传统__ITH预估控制器在结构原理上是相同的,控制规律为PI,比例系数为,积分时间常数为L当FCl60单独使用时,它仅相当于传统__ITH预估控制器,FCl60有多种使用方法当FCl60单独使用时,对象模型参数由其规格参数确定;当FCl60与FC
152、FCl53配合使用时,对象模型参数由FCl52在线辨识,并经FC153转换;当FC160与FC
152、FC
153、FC154配合使用时,FC154根据第3变量自动修正指定的对象模型参数图7-27为ABBBailey公司的自校正控制结构示意图图7-27Bailey自校正控制当FCl60与FCl
52、FCl53或FCl54配合使用时,由于其对象模型参数是在线辩识的,等效PI调节器的比例系数、积分时间是在线调整的,所以它具有自校正特性当工况变化时,自动进行对象模型的辨识、转换和修正;当工况稳定时,保持模型参数因此,由FCl60与FCl
52、FCl53或FCl54配合组成的控制系统,除具有传统__ITH预估控制器克服大惯性、大滞后的特性外,还具有较强的抗内、外干扰能力和对象变化适应能力第十节再热汽温控制系统与过热蒸汽相比,再热蒸汽具有汽压低、流量小、传热系数小的特点再热器多布置在垂直烟道或水平烟道之中,为纯对流受热面,因此,再热器出口汽温随锅炉负荷的增加而升高影响再热汽温的因素主要有机组负荷、火焰中心的位置、过剩空气量、受热面的清洁状况等等在各种扰动下,再热汽温的动态晌应特性与主汽温具有共同的特点有迟延、有惯性、有自平衡能力多数机组采用烟道挡板或摆动燃烧器作为再热汽温控制的主要调温手段,再热器喷水则作为后备控制由于喷水进入再热汽管道,会增大汽机中、低压缸的流量与功率,减少高压缸的流量与功率,对机组单元来说,相当于采用了部分低压蒸汽循环来代替高压蒸汽循环,这将导致整个机组的循环热效率降低,热经济性变差有资料表明,在超高压机组中,喷入1%额定蒸发量的减温水至再热器,将使循环效率降低
0.1%~
0.2%因此,再热汽温应尽量少采用喷水调节,喷水调节只作为辅助调温手段或事故处理措施统
一、烟气挡板调节通过烟气挡板的调节,可以改变流过过热器受热面和再热器受热面的烟气分配比例,实现再热汽温的调节图7-28为烟气挡板在尾部烟道的布置示意图,尾部烟道被分隔成两个并行烟道,在左侧主烟道中布置低温段再热器,在右侧旁路烟道中布置低温对流过热器,它们的__布置省煤器,调温档板布置在省煤器的下面通过调节烟气挡板,可以使得主烟道和旁路烟道的烟气流量相对变化达60%左右,再热汽温的变化量约为50℃,相应地,低温对流过热器的出口汽温也将受到影响图7-28烟气挡板布置示意图烟气挡板再热汽温调节有以下主要特点
(1)用烟气挡板调节再热汽温,纯迟延一般在15min左右;
(2)挡板应设计在最佳转角范围内调节,烟气流量与挡板开度的关系应呈线性关系;
(3)再热烟气挡板和过热烟气挡板应同步调节,转角大小及速度同步,方向相反,即两侧挡板转角之和等于定值(7-14)图7-29为烟气挡板调节再热汽温的控制方案,在单回路PID调节的基础上引入了较多的前馈控制__,再热汽温给定值随负荷变化的关系由f11x确定由于烟气挡板调节再热汽温迟延较大,为了提高自动调节品质,应尽可能采用前馈控制引入的主要前馈控制__有机组负荷、锅炉燃料量、风量、再热汽流量、高压缸排汽温度等机组负荷为静态前馈,函数f21x确定了烟气挡板与机组负荷之间的静态关系;其他为动态前馈,f22x~f24x控制作用多以方波为主,作用强度和持续时间根据试验确定由于锅炉烟道吹灰对再热汽温的影响较大,还引入了烟道吹灰的状态__由于水平烟道吹灰和垂直烟道吹灰对再热汽温的影响不同,所以采用了不同的控制规律,f31x为再热烟气挡板先开后关,f32x为再热烟气挡板先关后开函数f41x~f44x用以修正烟气挡板的非线性图7-29烟气挡板再热汽温控制方案
二、摆动燃烧器调节通过改变燃烧器的上下倾角,可以改变火焰中心在炉膛的高度,使炉膛出口烟温发生相应变化,使炉内辐射传热量和烟道对流传热量的分配比例发生改变,从而改变再热器的吸热量,达到调节再热汽温的目的采用四角切圆燃烧方式的锅炉,大都采用摆动燃烧器进行再热汽温调节再热器多为纯对流受热面,再热器出口汽温随锅炉负荷的增加而升高,随锅炉负荷的降低而降低因此,燃烧器摆角的调整基本上随锅炉负荷的变化上下摆动图7-30为某600MW机组的摆动燃烧器再热汽温控制方案该锅炉采用旋流燃烧器、倾向下冲(W型)前后墙对冲燃烧方式总风量代表锅炉负荷,由函数功能块Fx给出燃烧器的基本位置,PI控制器则根据再热器汽温的变化进行调节图7-30摆动燃烧器再热汽温控制方案第十一节汽温控制系统投入及试验(本节略,详见中国电力出版社出版的《火电厂热工自动化系统试验》一书)第八章燃烧控制系统试验1文章来源______数3208____2007-11-1719:19:51朱北恒浙江省电力试验研究院锅炉燃烧控制系统的任务是维持炉膛压力和锅炉出口蒸汽压力稳定,保证燃烧过程的经济性燃烧控制系统是协调控制系统锅炉侧的直接执行级,是机组的主要控制系统燃烧控制系统包括4个子系统燃料量控制系统、磨煤机控制系统、风量-氧量控制系统、炉膛压力控制系统用给煤量作为反馈的燃料量控制系统,通常采用热值校正系统,以弥补由于煤种及热值的变化所带来的控制反馈误差,但热值校正作用又会对机前压力的控制造成一定影响风煤交叉限制的控制策略看似简单,但在方案的实现上却有许多需要考虑的技术细节交叉限制虽然保证了燃烧控制的安全,但却损失了燃烧控制系统的快速响应;氧量校正回路的加入,可能导致两个回路静态的影响;双交叉限制则是比单交叉限制要求更高的一种控制方式第一节燃料量控制系统锅炉主控将机组负荷指令以并行协调方式转化为对锅炉燃料量和风量的控制燃料量控制系统的任务是产生给煤量指令以控制燃烧,主要有以下功能
(1)风煤交叉限制锅炉指令按可供的风量来限制燃料量出力,以保证燃料量不高于风量;锅炉指令按送入锅炉的总燃料量包括所有辅助燃料来控制风量,以保证风量不低于燃料量
(2)自动增益调整根据运行的磨煤机的数量修正燃料指令
(3)热值校正(BTU校正)根据燃料的不同发热量对燃料量反馈__进行校正
(4)为加快燃料量对负荷变化的响应,__回路有速率可调的“加速”功能
一、燃料主控燃料主控由燃料主控调节器和燃料主控手/自动站组成,包括风煤交叉限制以及给煤量变增益等控制回路根据给煤量反馈回路在燃料控制系统的位置,热值校正回路也可能包含在燃料主控回路内燃料主控回路将来自锅炉主控的负荷指令分配至各台运行中的磨煤机负荷控制回路,通过调节各台磨煤机的给煤量,使总燃料量满足锅炉负荷指令的要求,如图8-1所示锅炉负荷指令经风煤交叉限制得出总燃料量的设定值,减去总燃油流量后作为燃料主控设定值,燃料主控调节器根据给煤机自动投入台数进行增益调整当给煤机控制站均在手动时,燃料主控应处于跟踪状态燃料主控跟踪回路应保证由手动切自动时无扰动为原则,通常应设计为跟踪给煤机指令的最大值或平均值下级给煤机M/A控制站应具有自动偏置功能,因此,给煤机投自动时不会产生扰动否则,燃料主控应设计为跟踪各台给煤机指令的最大值,下级给煤机M/A控制站应将出力最大的一台首先投自动图8-1燃料主控
二、磨煤机主控磨煤机的控制策略由锅炉系统的燃烧控制方式、燃烧器结构所决定图8-2所示为某600MW机组的磨煤机控制简图该机组锅炉采用平衡通风、旋流燃烧器、前后墙对冲燃烧方式,磨煤机设置了__的一次风量调节档板磨煤机主控接受来自燃料主控的磨煤机负荷指令,同时对该磨煤机的给煤量、一次风量和二次风档板进行控制磨煤机主控指令经过一次风量交叉限制后,控制给煤机转速、调节给煤量动态过调回路
①的作用,是加快燃料量对负荷变化的响应,使给煤调节具有“加速”功能ft为__传递延时模块,延迟时间整定为30s当控制系统增加负荷时,动态过调回路
①将产生30s的正向__,与给煤机转速指令叠加,在负荷调节的初始阶段调节作用得到加强协调控制系统为了提高A__方式下的负荷响应速度,往往采用增强煤量和一次风量的前馈作用,利用磨煤机内的蓄粉来快速响应负荷变化的需要,动态过调回路
①起到了补偿磨煤机动态蓄粉的作用煤量的测量考虑了磨煤机停机过程中煤量的变化实现的方法是当磨煤机停止时,切换模块T置回路
②,煤量__将按一定速率减至0速率限制模块时间常数的设定为正常停止磨煤机时,t=5min;磨煤机跳闸时,t=30s经温度补偿后的一次风量测量值,对给煤机转速指令进行限制,保证一次风有足够的燃料携带能力一次风量定值随磨煤机主控指令变化,大选模块
③限制一次风量定值不低于70%磨煤机跳闸时,一次风量调节档板置0二次风调节档板随给煤机转速指令变化,大选模块
④限制二次风调节档板开度指令不低于40%图8-2磨煤机主控当磨煤机未设置__的一次风量调节档板时,磨煤机的风量控制和出口温度控制存在着强烈的耦合因此,调整磨煤机出口温度时,冷热风挡板应朝不同的方向作用,以保持风量不变;调整一次风量时,冷热风挡板应同方向动作,保持磨煤机出口温度为恒定值,如图8-3所示图8-3磨煤机风量和温度控制
三、热值校正对于直接用给煤量作反馈的燃料量控制系统,应采用热值校正系统对实际给煤量进行校正,以弥补由于实际煤种与设计煤种的不一致,或由于运行中煤种的变化,以及给煤量测量系统失准所带来的控制反馈误差热值校正系统将给煤量换算成标准燃煤的发热量,让燃料量控制系统对实际给煤量进行调整,以适应锅炉负荷指令的要求热值校正也称为发热量校正,或BTU校正热值校正作用于给煤量反馈控制回路,根据给煤量反馈回路在燃料控制系统的位置,主要有两种方式直接能量平衡(DEB)协调控制系统采用热量__代替煤量反馈,由于热量__直接反映了煤种的热值变化,因此不需要单独的热值校正回路
(1)对总燃料量校正当给煤量反馈回路在燃料主控入口时,通常采用对总燃料量进行热值校正的控制方案如图8-4所示,采用热量__进行热值校正热量__Q由蒸汽流量加汽包压力的微分构成,即其中D为主蒸汽流量,Pb为汽包压力,Ck是锅炉蓄热系数主汽流量代表锅炉的能量输出,汽包压力变化率代表锅炉的势能变化,两者之和等于锅炉的能量输入,热量__提供了一种在稳态和动态工况下都适合的燃料量间接测量方法总煤量由各台给煤机的给煤量相加构成,热值校正系统输出不同的校正系数对总煤量进行校正,图8-4中,总煤量__已转换成百分数表示,在CCS调试时将额定负荷时的总煤量__整定为100%在自动校正方式,热值校正回路动态地对实际给煤量进行校正当负荷不变时,总煤量__稳定不变;如果煤种发生变化,将导致热量__发生变化;热值校正调节器将改变输出,从而使热值校正系数发生变化,直至校正后的煤量反馈__与热量__相等热值校正系数一般设定在
0.8~
1.2之间变化,超过此范围热值校正调节器将不再改变输出当负荷变化时,热值校正回路将处于跟随方式,直到负荷稳定不变后再投入工作在手动校正方式,由运行人员根据煤种变化的信息,给出固定的热值校正值A1为燃煤BTU手动校正系数,A2为燃油BTU手动校正系数图8-4总燃料量的热值校正
(2)对给煤机煤量的热值校正当给煤量反馈回路在给煤机控制回路时,通常采用对单台给煤机煤量进行热值校正的控制方案,如图8-5所示与对总燃料量校正的控制方案相比,本方案是在下级给煤机控制回路完成煤种的热值校正热值校正系数由热值校正回路自动或手动给出,积分器
①输出变化范围限制在-20~+20之间,经过量程转换,输出的热值校正系数在
0.8~
1.2之间变化大机组在40%额定负荷及以上工况运行时,锅炉负荷与主蒸汽流量通常满足静态比例关系,将两个__都转换成百分数表示,并在额定负荷点将它们整定为100%之后,两个__在静态是相等的若运行中发生了煤种及热值的变化,主蒸汽流量将发生变化;当锅炉负荷与主蒸汽流量之差超过了一定的不灵敏区,热值校正回路将改变热值校正系数通过热值校正,改变煤量反馈值,给煤机控制回路及时地调整给煤量,使主蒸汽流量又回到原来的数值若某台给煤机在手动控制方式,送给燃料主控的反馈__
②将不是该台给煤机的控制指令,而是经过热值校正后的煤量__,热值校正作用将通过燃料主控来实现燃料主控将重新分配投入自动运行的各台给煤机的控制指令,从而调整给煤量由于从锅炉负荷指令改变到主蒸汽流量发生变化,需要经过一段时间延迟,因此在锅炉负荷指令后串联了两个惯性环节PT1和PT3两个惯性环节的时间常数,根据定压下锅炉控制对象特性试验曲线求取其中,T1为蒸汽存储时间,通常为一常数(对于直吹式机组,大致为
2.5min左右);T2为蒸汽产生时间,是负荷的函数表8-1给出了某300MW机组的设定值表8-1300MW机组的T2设定值负荷(MW)0120210300350T2(s)10030232020发生以下任一种工况时,热值校正作用应暂时切除(图8-5中
③,T置常数0)l负荷<40%;l所有给煤机在手动;l启动或停止磨煤机;lCCS进行负荷调整;lRunBack(RB);l旁路开启;图8-5给煤机煤量的热值校正
(3)热值校正对的机前压力的影响热值校正对机前压力控制会造成一定的影响,这一过程可用图8-6进行说明第
①阶段,燃料热值的下降引起主蒸汽流量下降,由于负荷需求不变,协调控制系统将利用锅炉的蓄热作功,从而导致机前压力的下降;第
②阶段,协调控制系统对机前压力的调节作用,使锅炉指令增加,燃料主控增加燃料量,机前压力恢复到设定值;第
③阶段,由于热值校正作用,使得燃料量继续增加;第
④阶段,热值校正作用所增加的燃料量,使机前压力进一步上升;第
⑤阶段,协调控制系统机前压力调节重新起作用,又将机前压力拉回到设定值图8-6热值校正对的机前压力的影响造成上述影响的原因,是由于两个调节回路在速度上的不匹配,热值校正过程长,而机前压力的调节作用快因此,为了避免热值校正作用对的机前压力控制造成不必要的波动,将热值校正__送至机前压力调节器入口,如图8-7所示,以消除热值校正作用对的机前压力控制的影响图8-7热值校正对的机前压力调节的补偿
四、一次风压控制一次风压控制系统通过调节一次风机导向叶片的位置来控制一次风道压力,为了保证磨煤机的负荷调整能力,一次风压设定值应是磨煤机负荷指令或给煤量的函数如图8-8所示,最大负荷的磨煤机将被选中作为一次风压设定值,磨煤机投入自动以后,磨煤机负荷指令将代替给煤量__,使系统获得较快的负荷响应低负荷情况下,操作员可以加偏置,以防止一次风压太低而影响一次风机和磨煤机运行的经济性和安全性采用冗余的一次风道压力变送器,并选择其中的低值__作为可靠的反馈控制__增益调整回路将根据投入自动的一次风机台数改变控制回路的增益如图8-8所示,当1台一次风机投入自动时,增益调整值为
1.0;当2台一次风机投入自动时,增益调整值为
0.7对于双风机并列运行,出力平衡控制回路是不可缺少的如图8-8所示,当两台一次风机出力不相同时,加法器
①将偏差__以相反方向送至加法器
②和加法器
③,相应改变两个PI调节器的输入偏差__,使两台一次风机出力趋于一致当单台风机运行时,通过将偏差系数控制回路
④置0,切除平衡控制回路偏差系数在调试中整定,一般取值为
0.1~
0.2一次风机投入运行中,操作员也可以根据实际出力平衡情况增加偏置图8-8一次风压控制系统第二节风量控制与氧量校正在协调控制系统中,风量-氧量控制是燃烧控制中的一个重要组成部分在动态调节过程中,必需保证风量大于煤量;静态则要保持适当的风煤比例,即保证一定的过剩空气系数α烟气含氧量不仅是重要的经济性指标,也是环保的重要指标氧量过低,会造成燃烧不完全,既增加煤耗又污染环境;氧量过高,使得送引风机的电耗增加,还会造成烟气中的NOx、SO2排放量增加因此,在投入风量控制的同时,也要投入氧量自动控制,这对于节能和减少操作员的工作强度都是很有意义的
一、风量控制的两种基本方式方式Ⅰ由送风机调节风量,二次风挡板调整风箱与炉膛的差压方式Ⅱ由二次风挡板调节风量,送风机调整风箱压力一般来说,采用方式Ⅰ的控制系统能获得较快的风量响应,因为在方式Ⅱ中,用二次风挡板调节风量最终也要等送风机出口风压回复后才能真正获得风量但是采用方式Ⅰ的控制系统具有较大的风险性,因为当送风机调节系统发生振荡会直接对机组的安全运行造成威胁
二、氧量校正的作用现代锅炉机组是按线性系统进行设计的,锅炉负荷与风量、送风机动叶开度或二次风挡板开度基本呈线性关系风量=K1×送风机动叶开度+K2风量=K3×负荷+K4因此,在协调控制系统设计中,锅炉负荷指令直接送给风量控制系统,当负荷指令改变时,通过前馈回路的作用,可以很快获得新工况下的风量指令和动叶开度,而不必等到氧量变化后再进行调节氧量校正控制回路的加入是因为以下二个原因1)锅炉只是近似的线性系统,仅依靠前馈回路获得的风量并不能保证氧量指标符合要求要获得准确的风量,必须加入氧量校正2)氧量设定值是负荷的函数,与负荷呈非线性关系,图8-9为某600MW机组锅炉负荷-氧量定值函数图8-9负荷-氧量定值关系曲线在协调控制系统中,负荷变化时,首先通过前馈回路调整风量,然后再由氧量控制系统进行滞后校正,最终获得满意的风量常见的氧量校正方式有两种,一种是用氧量调节器的输出对实际总风量__进行修正,如图8-10所示图8-10修正风量__另一种是用氧量调节器的输出对风量指令进行修正,如图8-11所示图8-11修正风量指令氧量校正回路根据实际氧量与定值的偏差进行调节,输出值一般在
0.8~
1.2之间变化,用该值对实际总风量或风量指令进行修正,使风量调节器的输入偏差发生变化,最终使得实际氧量等于氧量定值风量-氧量控制是一个串级调节系统,氧量校正作用与风量调节相比是非常缓慢的在变工况之后,有可能出现风量调节回路静态工作点的暂时偏移设工况A时氧量校正系数为最大值,而工况B时为最小值当工况在A与B之间变化时,氧量调节器将承担风量调节中非线性补偿部分的工作由于补偿值较大,足以使操作员感到自动调节系统的不及时,因为氧量校正回路作用太慢为了缩短氧量调节器在变工况之后的稳定时间,可以先根据不同负荷下的氧量校正系数,确定一个随锅炉负荷D而变化的校正系数函数fD当负荷变化时,让校正调节器处于跟综状态,使跟踪值=fD此外,除了自动进行氧量补偿校正外,运行人员也可以根据氧量分析仪的指示或退出运行的氧量校正回路调整过剩空气系数,实现手动调整氧量设定值的功能
三、氧量测量__处理通常采用氧化锆氧量计对烟气含氧量进行测量直插式氧化锆探头一般装在尾部烟道省煤器出口处,测量范围为0~25%,精度为1~2%,响应时间<30s,基本能够满足控制的要求由于锅炉烟道较宽,为了保证氧量测量的代表性和准确性,大机组通常在同一标高平行地装设4个探头在测量系统设计中,常采用4个氧量__取均值的处理方法但是,由于氧化锆探头故障率较高,当一个氧量__发生故障后,会导致总的氧量__失真,使氧量自动不能投入因此,较好的方法是设置坏值剔除功能,当某一氧量测量值与均值相差过大时,自动将该__从测量回路中剔除坏值剔除功能的原理如图8-12所示,当某一氧量测量值与均值之差≥1时,函数功能块fx输出等于0,该路__在乘__能块之后便等于0同时,由于fx输出等于0,作为分母的∑也相应减1,剩余的__再取均值氧量__发生故障后应给出__,以便热工人员及时处理图8-12氧量__取均值另一种处理方法是三取中,一路氧量__作备用,其测量回路如图8-13所示图8-13氧量__三取中
四、风量测量__处理二次风量是通过风室两端二次风入口管道上的一次元件分别进行测量的,测量结果经温度补偿后相加,取各测量值的总和为总二次风量同样方法测得总一次风量,将总二次风量与总一次风量相加作为总风量__,用来限制总负荷指令和总燃料量指令的增加运行中要求风量指令不能低于吹扫额定值,一旦实际的风量低于吹扫额定值时应发出__,当总风量降低到比吹扫额定值低5%时满容积风量百分比,将触发MFT动作
五、送风机的控制保护
(一)轴流风机的喘振保护喘振是轴流风机运行中的一种特殊现象,在进出口差压高而出口流量低的异常工况下,容易发生喘振(stall)轴流风机发生喘振的原因是风机出口压力与风量失去对应,出口压力很高而风量很小,使得风机叶片部分或全部进入失速区风机喘振主要表现为风量、出口风压、电机电流出现大幅度波动,剧烈振动,发出异常噪音喘振会造成风机叶片断裂或机械部件损坏,因此,运行中一旦发现风机进入喘振区,应立即调整风机动叶角度,使风机运行点避开喘振区风机喘振跟动叶角度有很大关系,动叶角度越小,越易发生喘振运行中造成风机喘振的原因可能是暖风器、空预热器堵灰,控制系统故障造成的挡板误动,或由于运行人员误操作使风系统上的挡板调节不当,增加了锅炉风烟系统的阻力在送风机的控制保护回路中,常采用2种防止轴流风机喘振的方法限制M/A控制站输出,动叶开度指令迫减(RD)如图8-14所示,f1x为送风机入口风量与出口压力的关系曲线,当送风机出口压力的升高与送风机入口风量不匹配时,发出“接近喘振区”的__;f2x为送风机入口风量与送风机动叶安全开度的关系曲线,由f2x确定的送风机动叶安全开度与实际送风机动叶指令形成交叉限制,当风机发生喘振时,送风机入口风量急剧下降,交叉限制回路发生作用,迫减送风机动叶指令,并发出“喘振保护交叉限制”的__轴流风机提供了测量喘振工况的差压开关,当送风机运行、且动叶开度>20°时,若风机进出口差压低于动作值,则T2置B,送风机动叶指令迫减,送风机动叶开度将关至20°,直至送风机处于远离喘振曲线的安全范围内喘振探头及__取样管__不当时,容易发生风机喘振误__和误动作尤其是沿海电厂空气极易结露,喘振__取样管必须要有足够的疏水坡度图8-14送风机的控制保护
(二)炉膛压力高/低方向闭锁炉膛压力高时,闭锁送风机叶片进一步开大,炉膛压力低时,闭锁送风机叶片进一步关小方向闭锁的作用,是为了防止炉膛压力工况的进一步恶化如图8-15所示,当炉膛压力出现高__时,T1置B,小选模块的作用使送风机动叶只能关小、不能开大;当炉膛压力出现低__时,T1置A,大选模块的作用使送风机动叶只能开大、不能关小第三节风煤交叉限制较早的燃烧控制方案采用平行控制,即增减负荷时燃料和风量控制回路同时动作带来的问题是,由于风量对象特性的时间常数大于燃料量对象特性的时间常数,当负荷发生变化时造成过剩空气系数α值失控加负荷时,燃料量的增加快于实际风量,造成过剩空气不足,燃烧不完全,冒黑烟;降负荷时,则出现空气过剩,引起NOx、SO2排放的增加,造成环境污染
一、单交叉限制方式单交叉限制方式根据实际燃料量和风量,进行一次交叉来限制燃料量和风量的设定值原理如图8-15所示,在风量调节回路让总燃料量与燃烧指令大选后作为风量给定,而在煤量调节回路让总风量与燃烧指令小选后作为煤量给定升负荷时,由于大选模块的作用,风量控制回路先于燃料量控制回路动作;由于小选模块的作用,使燃烧指令受到风量限制,燃料控制回路要等待实际风量增加后再增加燃料量;降负荷时,由于小选模块的作用,燃料量指令先减少;由于大选模块的作用,使风量指令受到燃料量限制,风量回路要等待实际燃料量降低后再减小风量图8-15风煤单交叉限制
二、交叉限制与平行调节为了保证增减负荷时不发生不完全燃烧的情况,在CCS系统中应采用风煤交叉限制功能设计,使加负荷时燃料量总是迟于风量变化,而在减负荷时燃料量总是领先风量变化在有氧量校正的燃烧控制系统中,采用单交叉限制方式简单实用交叉限制虽然保证了燃烧控制的安全,但却损失了燃烧控制系统的快速响应因此,也有观点认为对于直吹式系统应取消交叉限制,因为直吹式系统燃料量控制迟延大取消交叉限制便回到最早的平行调节方式,即增减负荷时燃料和风量控制回路同时动作,显然,平行调节与交叉限制是互相矛盾的为了既保证燃烧控制的安全,又让锅炉控制系统能获得较快的响应,需要既保留风煤交叉限制,又能让调节回路在接到负荷变化指令的同时开始动作,适当地进行平行调节在CCS系统设计时,如图8-16所示,往往在交叉限制的前面,在燃料量调节回路让总风量加上一个K1后再与燃烧指令小选,而在风量调节回路让燃料量减去一个K2后再与燃烧指令大选平行调节不能突破一定的度,也就是不能使风量低于煤量太多而导致燃烧不稳定因此,K
1、K2的数值应由燃烧调整试验而定,图8-16中设为2~4%在风煤交叉限制功能的投入和试验中,K
1、K2的作用是相当明显的,即便是不追求燃烧控制系统的快速响应,对提高调节系统的稳定性也是不可缺少的如果没有设置K
1、K2,燃料量和风量的波动将会导致交叉限制回路的频繁动作,使燃烧控制系统的调节品质不佳K
1、K2实际上相当于对参与交叉限制的燃料量和风量__设置了一个不灵敏区,在这个区间内允许燃料量和风量波动,只有当燃料量和风量变化到超出不灵敏区的范围才被大小值选择模块选中,K
1、K2的作用使系统更加稳定图8-16平行调节与交叉限制
三、带氧量校正的交叉限制交叉限制回路应满足以下基本要求动态加负荷时燃料量总是迟于风量变化,减负荷时燃料量总是领先风量变化,而在静态时两个回路互不影响当氧量校正回路加入以后,可能出现静态不满足要求的情况图8-17是一种不正确的风煤交叉限制方案,若氧量校正后增加风量,会导致燃料量的增加;若氧量校正后减少风量,最终也会会导致燃料量的减少尽管设置了K
1、K2,但由于氧量校正回路的输出值一般在
0.8~
1.2之间,校正后的风量变化值很容易超出K
1、K2的不灵敏区图8-17一种不正确的风煤交叉限制方案图8-18所示的风煤交叉限制方案1就不存在上述问题,经过氧量校正后的实际风量虽然偏离了燃烧指令,但采用了校正风量对燃烧指令进行交叉限制当校正调节作用结束以后,校正风量等于燃烧指令,在调节器和大小选择模块入口,均满足静态的要求图8-18风煤交叉限制方案1当氧量校正作用于风量指令回路时,采用如图8-19所示的风煤交叉限制方案是可行的同样采用了校正风量对燃烧指令进行交叉限制,而不是实际风量,动态静态均满足控制要求图8-19风煤交叉限制方案2另一种可行的风煤交叉限制方案如图8-20所示升负荷时,燃烧指令μo经过大选后使风量指令Vo先增加;因为Vo-V>0,b>0,c<μo,所以Mo=c,燃料量回路不动作;当实际风量增加后,Vo-V减小,燃料量设定值增加,燃料量回路跟随风量回路向上调整降负荷时,燃料量指令μo通过小选后先减少;因为Mo-M<0,a<0,d>μo,Vo=d,风量回路不动作;当实际燃料量降低后,Mo-M减小,风量设定值减小,风量回路跟随燃料量回路向下调整静态时,a=0,b=0,两个回路互不影响图8-20风煤交叉限制方案3
四、双交叉限制方式单交叉限制方式解决了负荷变化冒黑烟的问题,但没有解决过量空气造成的排放污染问题双交叉限制方式是在单交叉限制方式基础上,在风量控制回路增加一个小选模块,在燃料控制回路增加一个大选模块,通过两次交叉限制将动态调节过程中的过剩空气系数α值控制在一定的范围内,这样既能解决负荷变化冒黑烟的问题,又解决过量空气造成的排放污染风煤双交叉限制方案如图8-21所示,K
3、K4设置为K
1、K2的2~4倍,升负荷时,由于回路
①②的作用,实现了“先加风后加煤”,又由于回路
④的作用,实现了动态过程中过剩空气的控制;降负荷时,同样由回路
①②实现“先减煤后减风”,由于回路
③的作用,实现动态过程中过剩空气的控制图8-21风煤双交叉限制方案第四节炉膛压力控制
一、炉膛压力控制炉膛压力控制系统通过调节引风机动叶,将炉膛压力控制在设定值如图8-22所示,系统采用了变增益控制策略,根据炉膛压力的偏差大小进行调节小偏差采用小增益控制,大偏差采用大增益控制,增强系统抑制偏差的能力此外,系统还根据投入自动的引风机数量进行自动增益补偿,将风量指令__或送风控制的指令作为超前变化的前馈__,使炉膛负压的波动最小图8-22炉膛压力变增益控制
二、炉膛压力防内爆保护炉膛压力防内爆保护由以下控制回路构成方向闭锁、超弛控制、MFT返程控制方向闭锁的作用是,通过对引风机动叶指令的增减闭锁,防止炉膛压力工况的进一步恶化如图8-23所示,当炉膛压力出现高__时,T3置A,大选模块的作用使引风机动叶只能开大、不能关小;当炉膛压力出现低__时,T3置B,小选模块的作用使引风机动叶只能关小、不能开大图8-23给出的是一台600MW机组的炉膛压力超弛控制策略,MFT动作值为-
1.7kPa当炉膛压力低于-
1.23kPa时,超弛控制回路在引风机动叶指令上叠加了一个负值,使引风机动叶迅速关小,直到炉膛压力工况得到改善MFT以后,由于炉膛急剧冷却,送、引风机的平衡关系被破坏,如果不迅速减小引风机动叶,炉膛压力将会出现很高负压值,甚至对水冷壁和炉墙造成损坏图8-23给出的MFT返程控制策略,用主汽流量__代表锅炉负荷,fx给出的返程控制量与灭火瞬间的锅炉负荷有关一台600MW机组的最大返程控制量约为30%,存储模块将MFT前的返程控制量存储起来;机组正常运行时,T1置A,T2置B;发生MFT以后,T1和T2均置A,MFT返程控制回路将返程控制量送至炉膛压力调节回路,在引风机动叶指令上叠加了一个负值,使引风机动叶迅速关小;MFT发生5s以后,T1置B,ft模块的作用,返程控制量将随时间逐渐减小,15s后减为0,动叶恢复正常调节图8-23炉膛压力防内爆保护第五节燃烧控制系统的投运及故障分析(略,详见中国电力出版社出版的《火电厂热工自动化系统试验》一书)第九章协调控制系统试验现代协调控制技术的典型代表是直接能量平衡控制系统(DEB)和直接指令平衡控制系统(DIB)它们的共同特点是对动态特性差异较大的锅炉和汽轮发电机组进行整体负荷平衡控制,使机组尽快响应调度的负荷变化要求,并保持主汽压力和机炉各主要运行参数在允许的范围;在一些特定的工况下,通过保护控制回路和控制方式转换保持机组的稳定和经济运行火电厂协调控制系统主要包括机组负荷指令控制、汽机主控、锅炉主控、压力设定、频率校正、RB等控制回路;它直接作用的执行级是锅炉控制系统和汽机控制系统锅炉发热量的改变有较大的迟延和惯性,为了缩短负荷响应滞后时间,提高机组负荷响应速率,通过适当加强锅炉指令的动态前馈,合理利用锅炉的蓄热,可以大大改善机组A__(自动发电控制)的调节性能第一节单元机组协调控制对象模型
一、单元机组协调控制对象线性化模型单元机组协调控制系统主要通过改变汽机调门开度和锅炉燃烧率来调节机组输出功率,并保持机前压力的稳定在协调控制方式下,锅炉燃料量与风量之间存在着准确的对应关系,因此在构建对象模型时可用锅炉燃料量来表征锅炉燃烧率工程上常采用图9-1所示的2输入2输出的控制对象线性化模型来进行单元机组协调控制系统分析和参数整定B—锅炉燃料量;μ—汽机调门开度;N—机组输出功率;PT—机前压力;图9-1单元机组协调控制对象线性化模型WNBS为汽机调门开度μ不变时,锅炉燃料量B改变引起机组输出功率N变化的传递函数;WPBS为汽机调门开度μ不变时,锅炉燃料量B改变引起机前压力PT变化的传递函数;WPB由试验获得,通常可用典型式9-2式来表达(9-2)WNμS为锅炉燃料量B不变时,汽机调门开度μ改变引起机组输出功率N变化的传递函数;WNμ由试验获得,通常可用典型式9-3式来表达(9-3)WPμS为锅炉燃料量B不变时,汽机调门开度μ改变引起机前压力PT变化的传递函数;WPμ由试验获得,通常可用典型式9-4式来表达(9-4)单元机组协调控制系统的被控对象是以机组输出功率、机前压力为被调量,以锅炉燃料量、汽机调门开度为调节量的双输入双输出系统,它具有以下特点
(1)机组输出功率和机前压力对于锅炉燃料量扰动的动态特性十分接近,这是由锅炉的热惯性起主导作用所决定的
(2)被调量(机组输出功率、机前压力)对两个调节量的响应时间差异很大,对汽机调门开度变化反应快,对锅炉燃料量变化反应慢
(3)调节量对被调量形成强烈的交叉影响,强耦合
二、单元机组协调控制对象非线性模型实际上,单元机组协调控制系统的被控对象是非线性的,例如,汽机调门开度、机前压力与主汽流量之间存在着非线性函数关系,过热器压降与主汽流量之间也是非线性函数关系因此,对单元机组协调控制系统更深入的研究,应是基于控制对象非线性模型上的研究目前,在计算机仿真和协调控制系统非线性设计方法的研究中,采用较多的非线性模型是deMello1991模型和Cheres1990模型
(一)deMello1991模型deMello1991模型从物质平衡、容积平衡和能量平衡的角度构造了单元机组协调控制系统的模型,如图9-2所示模型体现出单元机组协调控制系统被控对象的2个非线性特征过热器压降(PD-PT)与主汽流量DT之间存在平方根关系;主汽流量DT与汽机调门开度μ和机前压力PT的乘积成比例B—锅炉燃料量;μ—汽机调门开度;N—机组输出功率;PT—机前压力;DQ—锅炉吸热量;DT—主汽流量;PD—汽包压力;TB—锅炉燃烧与传热过程时间常数;TT—锅炉时间常数;CD—汽包蓄热系数;CSH—蒸汽管道蓄热系数;k—蒸汽流动阻力系数;图9-2deMello1991模型
(二)Cheres1990模型Cheres1990模型与deMello1991模型的非线性特征基本相同,当表达方式更为简化B—锅炉燃料量;μ—汽机调门开度;N—机组输出功率;PT—机前压力;DQ—锅炉吸热量;DT—主汽流量;PD—汽包压力;PSH—汽包至主汽调门的压力降;TF—锅炉燃烧与传热过程时间常数;TD—燃烧迟延时间常数;TT—锅炉时间常数;CB—锅炉及蒸汽管道的蓄热系数;kSH—过热器管道的阻力系数;图9-3Cheres1990模型第二节直接能量平衡控制系统(DEB)单元机组负荷控制直接能量平衡控制系统(DEB)由L&N公司于1957年首次提出,经过多年的改进和完善(图9-4),于80年代初推出了DEB/400(DEB-Ⅳ)协调控制系统
一、DEB协调控制策略的发展过程L&N公司的DEB协调控制策略发展过程如图9-4所示图9-4DEB协调控制策略的发展由于在协调控制策略中采用了以下三个独特的__,因此,L&N公司将它的协调控制系统称之为DEB协调控制系统汽机一级压力与机前压力之比,代表了汽机调门的有效阀位作为当量调门开度的精确测量,在汽轮机运行范围内具有线性特性这一测量值直接取自汽轮机工艺机理本身,不是人为构成的阀位__,不受汽机阀门运行方式(单阀或多阀)、阀门本身的非线性或死区的影响,也不受锅炉侧的任何扰动或燃料系统存在问题的影响在DEB-Ⅱ控制策略中,曾作为汽机调门的阀位反馈__首次使用,见图9-4(b)机前压力定值乘以汽压比值为能量平衡__,表征在定压或滑压等不同运行工况下汽机的能量输入,即汽机对锅炉的能量需求这一__建立了汽轮机负荷和调速门开度之间正确的比例关系,不受锅炉侧扰动影响,因为在这种扰动下,汽机一级压力和机前压力变化是成比例的,比值不变在DEB-Ⅲ及以后的控制策略中,都采用该__作为汽机对锅炉的能量需求来调节锅炉的风/煤输入指令,它为锅炉和汽轮机之间的协调提供了一种有效手段,见图9-4(c)热量释放__或热量__在燃煤汽包锅炉,用汽机一级压力P1加上锅炉蓄能变化(用汽包压力Pb的微分表示,K为锅炉的蓄热系数),间接代表了进入锅炉的燃料量和相应风量它既能反映燃料量的改变,也能反映燃料成份包括其发热量的改变,燃料输送系统的机械故障也可得到快速反映在DEB-Ⅱ及以后的控制策略中,都采用了热量__来代表锅炉的燃料量,这一__在稳态或动态工况下都适用,它不受汽轮机侧扰动的影响,正确表述了锅炉供应的能量,见图9-4(b)、9-4(c)
二、DEB-Ⅳ协调控制系统直接能量平衡(DEB)是指锅炉的热量释放应该与机组的能量需求相平衡因此,DEB控制系统将能量平衡__和热量__直接引入锅炉燃料调节器在调节器入口,控制偏差为(9-5)式中:为机前压力偏差在稳态工况,有=0,则燃料PID调节器的控制作用是使输入偏差为零,由于机组带负荷后不为零,也就是控制作用总是使为零,即这说明DEB控制系统的燃料调节器具有保持机前压力等于给定值的能力,无需设置机前压力闭环校正回路DEB/400(DEB-Ⅳ)控制策略从DEB-Ⅲ中取消了机前压力闭环校正回路,从而简化了协调控制系统的结构LN公司推荐的DEB协调控制系统DEB/400(DEB-Ⅳ)如图9-5所示在DEB协调控制方式下,汽机调功率,自动响应机组负荷指令;汽机的能量指令以前馈方式和锅炉的输入直接平衡,锅炉快速响应汽机的能量需求燃烧控制系统中,还采用了能量平衡__的动态前馈,用以动态补偿机前压力设定点变化或负荷变化时锅炉蓄能的变化和机、炉动态响应的差异定压运行时,动态前馈补偿了负荷变化时要求改变汽包压力所需的锅炉蓄能变化负荷不变时,则补偿机前压力定值提高所需的锅炉附加蓄能而在滑压运行时,更要补偿负荷和机前压力二者同时变化时,要求汽包压力变化所需的更多的锅炉附加蓄能汽机负荷控制系统和送风控制系统都采用了串级调节,对发电机功率和烟气含氧量进行校正此外还设有负荷限值调节器(DLR),当机组处于异常工况时,对关键控制回路进行协调,以保证机组运行的安全性图9-5DEB-Ⅳ协调控制系统原理图
三、DEB控制系统整定DEB控制系统通常可按以下4个步骤进行整定1整定热量__;2整定内回路;3整定微分__,控制PT和燃料量的动态偏差;4整定外回路在DEB控制策略中,锅炉蓄热系数Ck的整定具有一定的难度,但是却关系到CCS的投入和调节品质的好坏图9-6(a)为DEB-Ⅳ协调控制系统燃烧控制回路原理框图为了便于分析,图中对燃烧控制系统作了适当简化,删去了动态前馈回路和风量控制回路,控制对象采用Cheres1990非线性模型如果合理地整定锅炉蓄热系数,使Ck=CB对控制框图进行等效变换后,得到图9-6(b)其中R=由图可见,汽机调门开度μ变化将不对燃烧控制回路产生影响,实现了系统的单向解耦DEB-Ⅳ协调控制系统简化为一个以燃料控制器为内环,以负荷控制器为外环的双回路串级控制系统但是,当蓄热系数Ck整定不当时,汽机调门开度μ变化将仍然对燃料控制内环构成影响B—锅炉燃料量;μ—汽机调门开度;N—机组输出功率;PT—机前压力;PS—机前压力定值;DQ—锅炉吸热量;DT—主汽流量;PD—汽包压力;PSH—汽包至主汽调门的压力降;TF—锅炉燃烧与传热过程时间常数;TD—燃烧迟延时间常数;TT—锅炉时间常数;CB—锅炉及蒸汽管道的蓄热系数;kSH—过热器管道的阻力系数;图9-6DEB协调控制系统原理分析
(一)由试验确定锅炉蓄热系数Ck锅炉蓄热系数Ck可通过试验获取,它基于以下原理当锅炉燃烧率不变而负荷改变时,主蒸汽流量D及汽包压力Pb都将发生变化,但热量__不发生变化,即下式成立(9-6)或(9-7)根据上述原理,可按以下步骤获取Ck
(1)试验期间,保持锅炉燃烧侧运行工况稳定,保持锅炉燃烧率不变,即保持给煤粉量不变、煤种不变、风量不变、制粉系统(直吹式)运行状况不变、风烟系统运行状况不变;
(2)试验期间,保持汽水侧运行工况稳定,保持给水温度不变、给水压力不变;
(3)阶跃改变汽机调门开度(阶跃改变机组负荷);
(4)记录主蒸汽流量D(或汽机调节级压力P1)及汽包压力Pb的动态过程曲线;
(5)根据动态过程曲线,用以__程计算得到锅炉蓄热系数Ck(9-8)计算Ck时应注意以下两点
(1)由于在不同的汽包压力Pb下,锅炉蓄热系数Ck的试验结果不同,因此,应选取几个具有代表性的运行工况进行试验
(2)由于受调门特性的限制,试验中汽机调门的扰动不可能做到理想的阶跃变化,试验过程中汽包压力的初始变化速率小于理想状况下的值,因此,得出的蓄热系数Ck值比实际的要大计算得出的Ck只是初值,需要在整定热量__时进行调整
(二)热量__的现场整定通过计算得出Ck值后,还要对热量__进行现场整定,应分别在稳定工况下和变负荷工况下进行整定,综合以后得到热量__现场整定步骤如下
(1)保持燃烧率不变,使锅炉运行工况稳定,让汽机调门变化3%-5%左右,调整蓄热系数Ck,使热量__保持不变;
(2)在不同锅炉负荷的稳定工况下整定蓄热系数;
(3)在机组负荷升降时,整定蓄热系数Ck,使热量__和一级压力趋势基本平行;
(4)综合稳定工况和变负荷工况得到的锅炉蓄热系数Ck,形成比较准确的热量__第十章汽机控制系统试验汽机数字式电液控制系统(digitalelectro-hydrauliccontrolsystem)简称DEH控制系统或D-EHC,是按电气原理设计的敏感元件、数字电路,按液压原理设计的放大元件和液压伺服机构构成的汽轮机控制系统DEH的主要功能有阀门管理、机前压力控制、汽机自启动、热应力计算、超速保护控制、超速保护跳闸、汽机跳闸保护、阀门在线试验、汽机保护在线试验等一次调频回路通常在DEHC实现,在CCS进行补偿但由于CCS与DEHC两个回路存在着差异,若CCS补偿不当,则会导致一次调频控制回路工作不协调,甚至出现反调高旁的压力控制一般有五种方式最小阀位控制、最小压力控制、最大阀位升压控制、压力控制、压力跟随SULZER的__6旁路控制系统采用了带观测器的状态控制器(SCO)控制规律后,大大改善了高压旁路系统的控制效果
1.第一节汽机数字式电液控制系统(DEHC)
一、东芝公司D-EHC东芝公司数字式电液调节系统与东芝公司汽机配套,控制汽轮机的负荷和转速,高、中压自动主汽门及调速汽门的执行机构均为单侧进油式油动机,以
11.0MPa的高压抗燃油作为调节保安系统的液力工作介质,并且完成汽轮机事故跳闸保护的任务东芝公司DEH控制系统如图10-1所示,控制系统以可编程控制器为基础,硬件组态采用双重结构,控制功能分层实现,该系统除了实现对汽机转速、负荷的控制外,还实现以固态器件和模拟电路为主的汽机跳闸保护图10-1东芝公司D-EHC
(一)液压控制系统液压系统的主要设备有油箱和两套相互__又可并列运行的液压泵系统,包括液压泵、高压滤油器及蓄压器等,正常工作时一套投运,另一套备用液压系统提供的压力油,一路到各汽阀的控制部分,作为开启汽门的动力油(FAS);另一路(FTS)经保安部分形成安全油,在机组跳闸时泄压,使各汽阀迅速关闭东芝汽机通常有十只汽阀左右两只高压主汽阀(MSV)、四只高压调节汽阀(CV)、左右两只中压主汽阀(RSV)、两只中压调节汽阀(IV)中压主汽阀和中压调节汽阀设置在同一阀体内,组成中压联合汽门(CRV)每只汽阀都有各自__的控制装置,其伺服阀均采用单侧进油式油动机正常运行时,高、中压主汽门和中压调门全开,由高压调门控制汽机的进汽量当高压旁路投用时,中压调门参与调节中、低压缸的进汽量机组的跳闸保护由三只串联的液压阀组成机械遮断阀(MTV)、机械闭锁阀(MLV)和电遮断阀ETSV高压油(FTS)经该三阀后形成保安油(ETS)通往各汽阀及抽汽继动切断阀当MTV或ETSV动作时,快速泄放安全油,使各汽阀和抽汽逆止门迅速关闭MLV用于切断机械遮断阀与保安油之间的__,使机组在正常运行过程中也可以进行危急遮断器动作试验
(二)控制系统控制系统由操作员工作站、系统控制器、主控制器、阀门控制器、系统总线和输入输出组件组成系统控制器、主控制器、系统总线均采用双重结构,具有较高的可靠性和系统自诊断能力系统控制器为上位控制器,采用热备用方式运行;主控制器为下位控制器,2个主控制器同时运行阀门控制器采用模拟电路,通过小选模块来选择其中一个主控制器的输出作为输入__,对右侧主汽门(MSV-R)、四个高压调门(CV1-4)、左侧中压调门(IV-L)、右侧中压调门(IV-R)的开度进行控制,使阀门开度完全对应于阀位指令__控制人员通过操作员工作站的CRT对汽机运行进行监视和操作在控制机柜门上另设监视盘,可以在电子设备间对机组的运行状态和故障__情况进行监视,显示导致汽机跳闸的重大故障以及模件故障,并能显示汽机跳闸的首出原因系统供电采用交、直流双重冗余电源配置,交流220V和直流110V通过AC/DC和DC/DC转换成系统所需的5V、±15V和24V等各种直流电压由于DC/DC的输出设定比AC/DC的输出低,所以正常运行时都由AC/DC供电系统控制器为冗余热备用结构,自诊断程序在线检测控制器的软、硬件运行情况,并对二个控制器的输出进行比较,若当前运行的控制器出错,则自动切换至备用控制器;若二个控制器的输出有偏差,发出控制器不匹配的____2个控制器的主、备运行方式可以人为进行在线切换系统控制器主要实现人机接口、与DCS系统的通讯接口、辅助逻辑、汽机自启动以及功率负荷不平衡保护等功能主控制器主要完成转速控制、负荷控制、主汽压力控制(IPR)、阀门管理等功能主控制器A和B功能相同,并列运行由系统控制器对两个主控制器的运行状态和运算结果进行监视,剔除故障控制器的运算值或坏值主控制器和系统控制器之间用总线连接,大部分参数通过I/O组件送入总线,但一些维持汽机稳定运行的重要参数则直接送入主控制器,这样即使系统控制器和总线出现故障,主控制器仍可维持汽机稳定运行阀门控制器由固态器件和模拟电路构成,图10-2为阀门控制器的原理框图图10-2阀门控制器原理框图首先对主控制器输出的两个阀门开度指令进行小选,阀门控制器根据小选后的阀门开度指令调节,输出的毫安电流__通过电液转换器转换成油压__驱动阀门,使阀门开度完全跟随开度指令阀位__通过位置变送器(LVDT)送回阀位反馈回路,阀位反馈回路由差动变压器、3kHz振荡器解调、放大电路构成,差动变压器的输出电压__通过整流放大后,与输入阀位指令__进行偏差比较强制关阀控制回路通过逻辑__直接作用于阀门控制器,使阀门快速关闭可编程逻辑控制装置由固态逻辑电路构成,主要实现汽机跳闸保护逻辑控制DEH系统在系统控制器故障和二个主控制器中的一只出现故障的情况下都不会引起跳机当保护逻辑中的任意一种情况发生时,保护电路将同时作用到两只主跳闸电磁阀和一只机械电磁阀上,确保汽机能迅速停机
二、ALSTOM公司DEHCALSTOM公司数字式电液调节系统控制汽轮机的负荷和转速,高、中压自动主汽门及调速汽门的执行机构均为单侧进油式油动机,以高压抗燃油作为调节保安系统的液力工作介质,并且完成汽轮机事故跳闸保护的任务
(二)液压模块液压模块的主要设备是液压泵系统和油箱液压泵系统包括液压泵、高压滤油器及蓄压器等,两套液压泵系统相互__又可并列运行;正常工作时一套投运,另一套备用液压系统提供的压力油,一路到各汽阀的控制部分,作为开启汽门的动力油;另一路经保安部分形成安全油,在机组跳闸时泄压,使各汽阀迅速关闭模块供油压力为
12.6MPa,由可变容积的压力补偿油泵提供,并且与蒸汽阀油动机邻近的高压蓄能器相连恒压泵保持恒定的油压,以满足正常的稳定状态和变化时的流量要求,高压蓄能器则用来弥补变化时恒压泵流量的不足
(三)汽阀及其油动机ALSTOM汽机共有16只汽阀高压主汽阀(MSV)左右共4只,高压调节汽阀(CV)4只,中压主汽阀(RSV)左右共4只,中压调节汽阀(IV)4只每只汽阀都有各自__的控制装置,均采用单侧进油式油动机正常运行时,高、中压主汽门全开由高、中压调门控制汽机的进汽量每个阀门各由一个油动机控制,油动机包括一个液压缸,用油压作用开启和弹簧作用关闭油缸与一块控制块相连,控制块上装有隔离阀、溢流阀和逆止阀加上另外的元件形成两种基本类型的油动机组件高、中压主汽门油动机使阀门仅处于全开或全关位置高压油通过节流孔供到油缸活塞下部腔室,此腔室的油压由一个先导控制的卸载阀控制当汽机自动停机机构复置后,卸载阀关闭,在油缸活塞下面建立起油压,开启高、中压主汽门油动机上有一个试验用电磁阀,该电磁阀动作后通过节流孔将安全油卸去,卸载阀开启,将阀门关闭高、中压调门油动机可以将汽阀控制在任意的中间位置上,以对进汽量进行调节油动机装有一个电液伺服阀和一个线性位移变送器(LVDT)高压油经过一个10mm的滤网供给伺服阀,伺服阀根据来自伺服放大器的__去控制油动机的位置LVDT输出一个正比于阀位的模拟__,并且反馈到控制器以组成一个闭环控制回路
(四)危急保护系统危急保护系统由三冗余的自动停机遮断电磁阀与跳闸保护系统(TSC)组成,共同完成对机组的超速保护控制及危急遮断在正常运行时,自动停机遮断电磁阀被励磁关闭,从而封闭了自动停机危急遮断总管中的高压抗燃油的泄油通道,使所有油动机活塞下的油压得以建立保持一旦电磁阀打开,则总管泄油、油压释放,导致所有蒸汽阀关闭而停机自动停机遮断电磁阀为三冗余布置,3个通道中至少必须有两只电磁阀同时打开,才会导致停机汽机跳闸保护由TSC电子跳闸系统实现,该系统采用专用控制器组成的硬跳闸逻辑实现所有保护功能,当保护逻辑中的任意一种情况发生时,保护电路将同时作用到3路自动停机遮断电磁阀,确保汽机能迅速停机
(五)控制系统控制系统由电子控制器柜及人机接口两部分组成电子控制器柜包含了系统中所有的电路及存储元件,如逻辑、设定、__输入卡、放大器、自动控制及手动控制器它根据设定值及汽机反馈__进行基本的计算,发出输出__控制蒸汽阀油动机控制器的硬件由基本控制器和系统控制器两部分组成,基本控制器由三冗余配置的以微处理器为基础的分散处理单元组成,主要完成阀门的管理、转速控制、负荷控制等基本的控制功能;系统控制器为两冗余配置,通过BITBUS总线与基本控制器进行通讯,实现数据采集、应力计算、自动启动、人机接口等功能;基本控制器和系统控制器均采用了REG2控制单元,REG2的核心为一块68030CPU,主频33MHz,最高运算周期20ms,操作系统为ALSTOM的专用系统VXWorks
5.1,REG2经编程后能执行汽轮机控制过程中超速保护控制、操作员自动控制、转子应力及自动汽机控制等各种功能输入和输出__由装在卡箱里的印刷电路卡处理伺服阀由专用的伺服阀位置(RBP2)卡驱动,既可自动也可手动自启动控制器由两冗余的REG2处理单元及相应的I/O卡件组成,两个处理单元功能相同,并列运行互为热备用,同时分别对两个处理单元的运行状态和运算结果进行监视,剔除故障控制器的运算值或坏值自启动控制器和基本控制器之间用BITBUS总线联接,大部分参数通过I/O组件送入总线其具体功能有
(1)辅助逻辑;
(2)汽机自启动;
(3)与DCS联网,实现操作员接口界面基本控制器由三重冗余的REG2处理单元及相应的阀门卡、I/O卡件组成,三个REG2处理单元功能相同,并列运行,同时分别对三台REG2处理单元的运行状态和运算结果进行监视,剔除故障控制器的运算值或坏值其具体功能有
(1)转速控制;
(2)负荷控制;
(3)主汽压力控制;
(4)阀门管理工程师站由一台带网卡的工控计算机组成,使用专用操作系统,控制程序为ALSTOM自行研发的专用系统,具体功能有
(1)提供人机接口;
(2)控制逻辑监视、修改、下载;
(3)DEH系统的自我诊断和管理;
(4)过程参数显示
(六)阀门控制器阀门控制器由模拟电路构成,包括4个高压调门、4个中压调门共8个控制器阀门控制器根据基本控制器给出的阀门开度指令调节阀门开度,使阀门开度完全对应于开度指令阀门控制器的输入__是3个基本控制器的输出中值,保证阀门处于正确位置;输出的毫安电流__通过电液转换器转换成油压__后再去动作阀门阀位的反馈__通过位置变送器(LVDT)送回阀门控制器与输入阀位指令__进行偏差比较,经PID处理后输出
三、__新华电站控制工程公司的DEHC__新华电站控制工程公司的汽轮机数字式电液控制系统是采用高压抗燃油的电站汽轮发电机组实时控制系统,是汽轮机启动、停止、正常运行和事故工况下的调节控制器,其计算机部分采用XDPS分散控制系统DEH-IIIA,液压部分采用高压抗燃油的电液伺服控制系统EHDEH-IIIA与EH组成的电液控制系统通过控制汽轮机主汽门和调门的开度,实现对汽轮发电机组的转速与负荷的实时控制DEH-IIIA由XDPS系列的分散处理单元DPU、工程师站、操作员站及I/O卡件组成XDPS是一套融计算机、网络、数据库和自动控制技术为一体的工业信息技术系列产品由XDPS组成的DEH-IIIA是XDPS用于电站DCS系统中汽轮机控制的典型调节系统DEH-IIIA由二套冗余配置的DPU分别实现基本控制与汽轮机转子应力计算及自动汽轮机控制ATC功能,由工业PC机组成的工程师站与操作员站是人机接口,工程师站用于控制策略组态,装载软件;操作员站用于汽轮机监视与运行操作由三通道配置三选二逻辑的专用__硬件和软件组成OPC,实现超速控制及超速保护,确保汽轮机安全运行系统还配置了一块手操控制器,提供了在“操作员自动”故障时的备用控制手段
(一)DEH-IIIA控制系统DEH-IIIA控制系统包括人机接口MMI、主控制器DPU、数据高速公路D/W和过程输入/输出单元I/O四大部分DEH-IIIA的DPU、操作员站、工程师站之间由冗余的数据高速公路相连,数据高速公路采用以太网符合IEEE
802.3标准,通讯速率10Mbps,各DPU控制处理单元的I/O站通过冗余的BITBUS工业控制网络与DPU相连DEH-IIIA的人机接口MMI为工程师站ENG和操作员站OPU,采用高性能的以Windows为平台的PC工作站,统一配置为相同的硬件平台,通常为Pentium200以上工控机(包括网络接口卡等附件),内存大于32MB,硬盘大于2GB,图象分辨率1280×1024或1600×1200通过下载和运行DEH-IIIA的过程监控及管理软件包,实现汽轮机控制及汽轮机岛控制过程的操作与监视操作员站由一台Pentium工业控制机组成,配一台大尺寸彩色监视器CRT操作员可通过薄膜键盘或鼠标(跟踪球),参考CRT显示的操作指导,对DEH进行各种操作工程师站配置与操作员站完全相同可由热工专业人员通过工程师站对DEH系统进行组态、维护专业工程师在授权的情况下,可以在现场对系统进行在线或离线修改及查阅控制逻辑当不需组态时,可运行与操作员站完全相同的软件,互为备用DPU采用高性能32位微处理器,通用的PC结构,运行实时多任务操作系统内存RAM16MB,并配置永久存储器对于300MW/600MW机组,DEH-IIIA一般配置二对DPU一对冗余的DPU用于基本控制,另一对冗余的DPU用于ATC及应力计算,对于200MW机组及125MW机组,通常配一对冗余DPU用于基本控制及简易ATC起动数据高速公路D/W系统配置三条符合IEEE
802.3的以太网,二条为冗余的实时网,联接MMI和DPU,一条为管理___,联接MMI,网络介质为窄带同轴电缆,网络传输速率为10MbpsDEH系统中有7种输入/输出单元(I/O),带CPU的智能I/O接口卡,分别为AI卡适应各种模拟量输入,量程放大倍数可编程AO卡可输出4-20__或0-5V__DI卡开关量输入卡,无源干接点输入,查询电压为DC24VDO卡开关量输出卡,无源干接点输出VCC卡阀门控制卡,专用于阀门伺服系统控制MCP卡转速测量卡OPC卡专用超速控制及超速保护卡,用于实现硬件OPC控制与保护阀门控制卡VCC、转速测量卡MPC及OPC卡是用于汽轮机控制系统的专用接口卡,每一个汽轮机高中压主汽门、调门都配一块VCC卡,构成汽轮机伺服控制回路高速采样的MCP卡用于测量汽轮机转速,其中三块MCP(三选二)转速测量用于汽轮机基本控制,另外三块MCP三选二转速测量用于OPC超速控制及超速保护AI、AO、DI、DO为XDPS-400系列通用的DCS系统I/O接口卡与其它系统的接口DEH-IIIA提供一个接口,通常为一台Pentium工控机,将DEH-IIIA的数据高速公路与其它系统的数据通道连接,交换数据图10-3新华公司DEH-IIIA控制系统
(二)EH液压控制系统EH液压控制系统由供油系统、执行机构、危急遮断系统等部份组成供油系统由抗燃油供油装置、再生装置以及油管路系统组成,由变量泵提供
14.5MPa的恒定压力来驱动伺服执行机构,同时内部__滤油系统和冷却系统使EH油工作在合格的状态下,确保执行机构安全、可靠、正确运行该供油系统具有足够的容量可以同时满足DEH、MEH和BPC液压控制系统的用油即DEH、MEH、BPC三个系统可以共用一个油箱执行机构300MW引进型汽轮机液压控制系统由12个执行机构组成2个由电磁阀控制的开关型执行机构分别控制2个再热主汽门10个伺服型执行机构分别控制2个高压主汽门、6个高压调门、2个再热调门的阀门开度,它们可以根据计算机指令使阀门控制在任意要求的位置上600MW引进型汽轮机液压控制系统亦由12个执行机构组成与300MW机组的EH系统相比,除其配置有所不同,即高压调门伺服机构数量为4个,再热调门伺服机构为2个之外,其余动作原理均相同200MW国产型汽轮机液压控制系统亦由12个执行机构组成除接口尺寸、油缸口径等差别外,动作原理同600MW引进型汽轮机液压控制系统危急遮断系统(AST/OPC)当机组发生紧急情况或机组运行参数超出限制值时,ETS装置将发出紧急停机__AST电磁阀动作,EH安全油泄压,蒸汽阀门在操纵座弹簧力作用下迅速全部关闭,机组自动停机。