MCS系统运行与检修规程

MCS系统运行与检修规程1 适用范围本规程适用于大唐1华豫发电有限责任公司2320MW机组的MCS控制系统的运行与检修工作。一期MCS采用的是ABB-Bailey公司的Symphony控制系统。2 规范性引用文件火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程DL/T77420043 MCS系统规范3.1 MCS系统简介3.1.1 MCS的任务MCS系统（模拟量控制系统）是DCS（分散控制系统）的一个子系统，它是将单元机组的锅炉和汽轮发电机作为一个整体进行控制的系统，一方面维持单元机组的主汽压，同时响应电网的负荷调度指令，调节发电机功率。同时，当运行系统辅机出现故障或异常时，CCS系统能自动做出响应，使负荷性能达到最佳状态，满足系统连续、安全运行的要求。3.1.2 MCS系统的主要内容我厂MCS主要有以下子控制系统：机炉协调控制燃料控制氧量、送风控制炉膛负压控制一次风压控制二次风量控制磨煤机出口风温控制磨煤机一次风量控制锅炉给水控制锅炉汽温控制3.2 机炉协调控制系统3.2.1 组成a) 单元主控：负责单元负荷指令的生成。b) 汽机主控：负责汽机负荷指令的生成。c) 锅炉主控：负责锅炉负荷指令的生成。3.2.2 工作方式 协调控制有以下五种工作方式： 基本方式、锅炉跟随方式、汽机跟随方式、本机协调方式、遥控方式。3.2.3 基本方式 汽机、锅炉主控均处于手动方式，运行人员通过手动操作汽机、锅炉主控M/A站输出来调整机组主汽压和负荷。3.2.3.1 汽机主控切手动条件a) 主汽压与设定值偏差大；b) 汽机主控指令坏质量；c) CCS方式下，发电机功率坏质量；d) 主汽压力品质坏；e) DEH汽机调速器自动不允许；f) 汽机跳闸；汽机主控在手动方式下，TP PID 和 CCS TURBINE PID两个调节器均跟踪汽机主控M/A站输出。3.2.3.2 汽机主控跟踪条件a) 汽机跳闸b) DEH汽机调速器自动不允许；此时DEH退出遥调方式，汽机主控M/A站输出跟踪DEH负荷参考。3.2.3.3 锅炉主控切手动条件a) BF方式下调节级压力品质坏；b) 主汽压力品质坏；c) 发电机功率品质坏；d) 燃料主控在手动；e) RB触发。f) 主汽压力设定与测量偏差大；锅炉主控在手动方式下BF PID 和CCS BOILER PID两个调节器均跟踪锅炉主控M/A站输出。3.2.3.4 锅炉主控跟踪条件a) 燃料主控在手动；b) RB触发。此时锅炉主控M/A站输出跟踪锅炉总煤量或RB指令。3.2.4 锅炉跟随方式锅炉主控投入自动运行，汽机主控处于手动，汽机响应机组负荷指令，锅炉响应主汽流量变化以及汽机动作引起的主汽压偏差。BF PID 进行自动运算，CCS BOILER PID仍处于跟踪状态，此时运行人员可在OIS上进行如下操作和参数设定。a) 定/滑压方式选择；b) 定压方式下主汽压设定；c) 主汽压变化率设定。3.2.5汽机跟随方式汽机主控投入自动运行，锅炉主控处于手动，锅炉响应机组负荷指令，汽机响应锅炉引起的主汽压偏差。TF PID 投入自动运算，CCS TURBINE PID仍处于跟踪状态。3.2.6 本机协调方式锅炉主控和汽机主控都投入自动运行，但单元主控仍在手动方式，锅炉和汽机之间有机的建立适当的关系，同时响应机组负荷指令和主汽压偏差。此时CCS TURBINE PID和CCS BOILER PID均投入自动运算，BF PID 和TF PID处于跟踪状态。3.2.6.1单元负荷指令的生成，如图1所示： AGC目标负荷或运行人员设定目标负荷负荷高低限制延时单元负荷指令负荷速率限制负荷值选 择RB/RD目标负荷指令 +RB/RD条件是否存在 +频差校正信号图13.2.6.2 主汽压力设定值的生成，如图2所示：方式选择滑压指令主汽压力设定值运行人员设定值速率限制滑/定压方式图23.2.6.3一次调频：根据电网频差校正负荷指令投入条件：a) 频差信号品质好；b) 系统在CCS方式。c) 速度不等率暂定为4.5%。3.2.6.4机组出力限制：系统能保证机组最大负荷指令应与锅炉最大出力和汽机负荷能力相适应，当主要被控量（如风量、煤量等）或辅机出力达到最大或最小限值时发出闭锁指令。3.2.6.4.1 锅炉闭锁单元负荷增条件（任一条件存在）：a) 主汽压力SPPVb) 燃料SPPV ；c) 燃料主控输出在最大；d) 风量SPPV；e) 引风控制输出在最大；f) 炉膛压力PV SP；g) 风煤限制。3.2.6.4.2 闭锁锅炉控制增条件锅炉主控在自动状态下，以下任一条件存在：a) 主汽压力PV SPb) 燃料SPPV ；c) 燃料主控输出在最大；d) 风量SPPV；e) 引风控制输出在最大；f) 炉膛压力PV SP；g) 风煤限制。3.2.6.4.3 汽机闭锁单元负荷增条件a) 汽包水位SPPV；b) 给水流量SPPV；c) 汽机调门在最大；d) 给水指令在最大。3.2.3.4.4 闭锁汽机控制增条件a) 2.5.4.3条件存在；b) 发电机功率单元负荷指令；c) 汽机主控在自动。3.2.6.4.5 锅炉闭锁单元负荷减条件a) 主汽压力PV SPb) 负荷PV SPc) 燃料PV SP；d) 燃料主控在最小；e) 风量PV SP；f) 炉膛压力PV SP。g) 风煤限制；3.2.6.4.6 闭锁锅炉控制减条件a) 主汽压力SP SPc) 燃料PV SP；d) 燃料主控在最小；e) 风量PV SP；f) 炉膛压力PV SP。g) 风煤限制；h) 锅炉主控在自动。3.2.6.4.7 汽机闭锁单元负荷减条件a) 汽包水位SPPV；b) 给水流量SPPV；c) 汽机调门在最小。3.2.6.4.8 闭锁汽机控制减条件a) 3.2.6.4.7条件存在；b) 发电机功率单元负荷指令；c) 汽机主控在自动。3.2.6.4.9 闭锁单元负荷增条件a) 3.2.6.4.1条件存在；b) 3.2.6.4.3条件存在；c) 发电机功率单元负荷指令。3.2.6.4.10 闭锁单元负荷减条件a) 3.2.6.4.5条件存在；b) 3.2.6.4.7条件存在；c) 单元负荷指令25%时，单冲量切为三冲量调节；主汽流量20%或主汽流量品质坏或给水流量品质坏时，三冲量切为单冲量调节。3.9.2两种控制方式 考虑到给水过程的经济要求，低负荷（150MW）阶段，电动给水泵处于运行状态，系统采用电动给水泵转速勺管控制转速方式；高负荷（150MW以上）时，电动给水调门交由气动给水泵转速控制来满足汽水的对负荷的要求，电动给水泵处于备用停机方式。电动给水泵与汽动给水泵调节切换方式：电动给水泵在负荷在150MW以上时由运行人员人为的减小电泵指令，同时启动汽泵并加转速指令，逐步增大汽动给水泵转速完全代替电泵运行后，运行人员视气泵本体运行情况稳定后投入给水调节自动控制实现三冲量调节方式，在此之前给水调节为单冲量调节。电泵启动连锁逻辑： a）汽泵跳闸；b）汽泵前置泵跳闸 （延时1s） 0R 延时3 s AND c）主汽流量给水流量达到+150 发电机并网汽泵流量低 AND电泵允许启动条件：a）汽泵主汽门开到位电泵缸差温度正常b) 电泵耦合油压力正常除氧器液位正常 电泵前置泵入口阀开到位 AND电泵再循环阀开到位 AND电泵密封瓦温不高电泵本体温度不高c）汽泵主汽门未开？d）电泵出口阀全关到位 e）电泵出口旁路阀全关到位电泵自停条件：a）电泵本体温度高高b）电泵耦合油压力低低跳润滑油系统c) 除氧器液位低低 ORd）电泵再循环阀未开到位AND 电泵前置泵入口流量低到50T/h ANDe）主模件工作正常3.9.3 汽泵调门控制方式3.9.3.1切手动条件a) 汽包水位品质坏；b) 汽包水位与设定值偏差大；c) 汽泵给水调节伺放卡故障；d) MFT动作。3.9.3.2 跟踪条件a) 控制指令品质坏时，M/A站输出跟踪主给水调门位置反馈；b) MFT动作时，M/A站输出跟踪“0”信号；c) 手动时，设定值跟踪汽包水位。3.9.4 检修项目a) 主汽流量、汽包水位等变送器的校验；b) 执行机构检查；c) 系统联锁回路的检查。3.9.5 检修质量要求a) 取样管路无渗漏，变送器校验合格，接线正确，系统参数设置正确；b) 执行机构调校动作正常；c) 系统正常运行时，应无联锁条件出现；3.10锅炉汽温控制系统3.10.1过热汽温采用采用串级调节，控制逻辑和联锁回路基本一样，设定值由运行人员在M/A站上设定，也可通过主汽流量自动给定。3.10.1.1切手动条件a) 过热器/再热器入口温度（导前温度）品质坏；b) 过热器/再热器出口温度（被调温度）品质坏；c) 过热器/再热器出口温度与设定值偏差大；d) 主汽流量10%；e) MFT动作；f) 调节执行器故障。3.10.2检修项目a) 温度测点及通道检查；b) 系统联锁回路检查；c) 执行器检查和调校。3.10.3 检修质量要求a) 温度元件校验合格，接线正确，补偿导线无氧化和接触不良现象，通道校验合格；b) 系统正常运行时，应无联锁条件出现；c) 执行机构调校动作正常。4 模拟量控制系统试验制度为了检查机组模拟量控制系统适应负荷变化的能力，确保自动装置安全可靠，对重要的模拟量控制系统应进行定期扰动试验。因此依据DL/T 7742004 火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程、DL/T6572006火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程及集团公司定期工作标准，特制定本制度。4.1 模拟量控制系统定期试验及检查项目项目内容周期标准负责岗位备注AGC模拟量输入检查1月远动送来的AGC指令与DCS侧接收的AGC指令信号一致，误差0.5（负荷定值）设备专责AGC远动通信检查1月与调度主站通信正常远动检修AGC状态量输入检查1月上传调度主站AGC状态信号与AGC就地运行状态一致远动检修AGC模拟量输出检查1月调度主站下传AGC指令与厂站侧模拟量AGC指令输出一致，误差0.25（4-20mA电流输出）远动检修AGC模拟量输入检查1月采集的量与现场实际一致，误差0.25（4-20mA电流输入）远动检修CCS负荷变动试验6月1、调整机组负荷到试验负荷段，稳定机组运行工况；在机炉协调控制方式下，负荷指令以直吹式机组2Pe/min或3Pe/min的变化速率、中储式机组3Pe/min或4Pe/min的变化速率、P=15Pe的负荷变动量进行单方向变动试验；待机组负荷及各主要参数稳定运行10min后，再进行反方向的变动试验；增减负荷试验各进行13次，可选择其中一次的试验数据作为验收测试结果。2、当机组运行工况稳定（机组负荷稳定，或机组给定负荷变化速率小于1Pe/min，且各子系统无明显内外扰动）后，分别记录机组各主要参数变化曲线（试验时间不少于1h，也可利用DCS的历史数据），将各参数波动量最大偏差数据填入表中。3、负荷变动试验时，CCS及各控制子系统被调参数的动态、稳态品质指标应满足相关要求。集控运行联系电网调度进行试验，也可结合电网调度对AGC的考核试验进行，如条件不具备在日常的升降负荷过程中进行试验给水定值扰动试验6月1、控制系统正常工作时，给水流量应随蒸汽流量迅速变化；在汽包水位正常时，给水流量与蒸汽流量应基本相等。2、稳态品质指标：25mm；控制系统的执行机构不应频繁动作。3、水位定值扰动（扰动量为： 60mm）：过渡过程衰减率0.70.8。稳定时间为：小于5min集控运行汽温定值扰动试验6月汽温控制系统的品质指标（负荷范围70100）：a）稳态品质指标：过热汽温:为3；再热蒸汽:4；执行器不应频繁动作。 b）过热汽温和再热汽温给定值改变5时，过渡过程衰减率=0.751；稳定时间为小于20min。 c）机炉协调控制方式下的动态、稳态品质指标符合相关要求。集控运行炉膛压力定值扰动试验6月炉膛压力控制系统品质指标（负荷范围70100）：a）稳态品质指标：100Pa。b）炉膛压力定值扰动（扰动量150Pa）：过渡过程衰减率=0.750.9；稳定时间小于1min。c）机炉协调控制方式下，300MW及以上机组稳态品质指标100Pa。集控运行风量、氧量定值扰动试验6月风量氧量控制系统品质指标（负荷范围70100）：a）氧量稳态品质指标：1。b）燃烧率指令增加时，风量应能在30s内变化，氧量应能在1min内变化。c）风压/差压定值扰动（扰动量：150Pa）：过渡过程衰减率=0.750.9；稳定时间为小于50s。集控运行一次风压定值扰动试验6月一次风压控制系统品质指标（负荷范围70100）a）稳态品质指标：100Pa。b）一次风压给定值改变300Pa时，过渡过程衰减率=0.751；稳定时间为小于50s。集控运行磨煤机控制系统定值扰动试验6月钢球磨煤机入口风压控制系统（中储式制粉系统）品质指标a）稳态品质指标：40Pa。b）磨煤机入口风压给定值改变50Pa时，过渡过程衰减率=0.750.9，稳定时间小于20s。c）磨煤机入口高、低温风挡板开度改变10时，控制系统应能在30s内消除扰动。集控运行除氧器水位定值扰动试验6月除氧器水位控制系统品质指标（负荷范围70100）a）稳态品质指标：20mm。b）当水位给定值改变100mm时，过渡过程衰减率=0.70.8；稳定时间为小于20min。集控运行加热器水位定值扰动试验6月加热器水位控制系统品质指标（负荷范围70100）：a）稳态品质指标：20mm（立式），10mm（卧式）。b）定值扰动（立式50mm、卧式30mm）时，过渡过程衰减率=0.751。集控运行凝汽器水位定值扰动试验6月凝汽器水位控制系统品质指标（负荷范围70100）：a）稳态品质指标：20mm。b）凝汽器水位给定值改变50mm时，上升方向过渡过程衰减率=0.751；稳定时间小于8min。集控运行一次调频性能试验大修后符合电网需求和考核细则集控运行其他辅助设备自动控制系统定值扰动试验1年一、其他辅助设备自动控制系统主要有以下单回路自动控制系统：1、空气预热器冷端温度控制2、凝结水再循环流量控制3、燃油压力控制4、辅助蒸汽温度控制5、暖风器疏水箱水位控制6、密封风滤网差压控制7、闭式水压力控制8、闭式水温度控制9、闭式水膨胀水箱水位控制10、汽轮机润滑油温控制11、发电机定冷水温度控制12、发电机氢温控制13、发电机密封油温控制14、电泵工作油温控制15、汽泵润滑油温控制16、脱硫系统入口压力定值扰动试验二、品质指标（负荷范围70100）：1、稳态品质指标：给定值附近，不振荡。2、定值扰动时，控制系统衰减率=0.751。集控运行4.2模拟量控制系统试验要求：4.2.1投入运行的模拟量控制系统应定期做扰动试验，试验周期一般不超过半年。扰动试验分为内扰试验和外扰试验。除定期试验外，出现下列情况时也应做扰动试验：a、 设备大修b、 控制策略变动c、 调节参数有较大修改d、 模拟量控制系统发生异常4.2.2试验前应编写试验措施，经审批后方可执行。试验结束后，应填写试验报告。试验结果如达不到规定的调节品质的要求，应分析原因，提出解决对策。4.2.3内扰试验（包括定值扰动）内扰试验应在70%负荷以上进行，扰动量宜为被调介质满量程的10%。调节过程衰减率应在0.7-0.9，被调节量的峰值不应达到保护动作值（对于主蒸汽压力和负荷控制系统，衰减率应在0.9-0.95）。4.2.4外扰试验（负荷扰动）负荷扰动试验应在机组负荷70%以上进行，负荷变化分慢、中、快三种工况，各工况下机组主要参数变化范围见下表1。机组各主要被调参数的动态、稳态品质指标（表1）参数负荷变动试验动态品质指标AGC负荷跟随试验动态品质指标稳态品质指标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等级及以上机组负荷指令变化速率% Pe /min2233341.52.0实际负荷变化速率 % Pe /min1.51.52.22.52.53.21.01.5负荷响应纯迟延时间s12090906040409040负荷偏差%Pe333333551.51.5主蒸汽压力MPa0.60.50.50.50.50.50.60.50.20.3主蒸汽温度10881088101023再热蒸汽温度121010121010121234汽包水位mm60404060404060602025炉膛压力Pa20015015020015015020020050100烟气含氧量%11注1：600MW等级直吹式机组：指标为合格指标，指标为优良指标。注2：600MW等级以下直吹式机组：指标为合格指标，指标为优良指标。注3：300MW等级及以上中储式机组：指标为合格指标，指标为优良指标。注4：300MW等级以下中储式机组：指标为合格指标，指标为优良指标4.2.5控制系统扰动试验应在机组设计的正常工况下进行：机组负荷范围应在70100额定负荷范围；燃用设计煤种或校核煤种；试验前主蒸汽压力稳定在设计参数值；主蒸汽温度在设计额定数值；再热蒸汽温度在设计额定数值。4.2.6测试数据测取方法及使用仪器仪表各项试验所需记录参数的信号一般取自系统中有关参数的变送器。变送器应有在有效期内，并具有合格的检定证书。试验所需记录参数编入历史趋势站,试验结束后，打印记录并保存。 4.2.7试验周期半年做一次4.3机炉协调系统功能测试4.3.1机炉协调系统运行方式、给定方式切换试验机炉协调系统的AGC、机炉协调、锅炉跟踪、汽轮机跟踪、手动等运行方式，各有一定的投运、切换条件，在相应的投运、切换条件下，手动或自动地进行协调系统运行方式、给定方式的切换。4.3.2机组负荷指令闭锁功能测试 在某一给定负荷变化速率(如9MW/min，以300MW机组举例，66OMW参考表1，下同)下，阶跃增加(或减小)机组负荷指令30MW45MW。在机组负荷变化过程中的某一时刻，改变引起机组负荷指令闭锁增(或减)的某一条件的允许最大(或最小)限值，使机组处于增(或减)负荷闭锁工况。试验结束后，将试验结果记入下表2中。机炉协调系统功能测试结果（表2）测 试 项 目测 试结 果备注机炉协调系统基本方式（BASE）切为锅炉跟随（BF）方式试验机炉协调系统基本方式（BASE）切为汽机跟随（TF）方式试验机炉协调系统锅炉跟随（BF）方式切为机炉协调控制（CCS）方式机炉协调系统汽机跟随（TF）方式切为机炉协调控制（CCS）方式机炉协调系统协调控制（CCS）方式切为锅炉跟随（BF）方式试验机炉协调系统协调控制（CCS）方式切为汽机跟随（TF）方式试验机炉协调系统锅炉跟随（BF）方式切为基本方式（BASE）试验机炉协调系统汽机跟随（TF）方式切为基本方式（BASE）试验机组负荷指令闭锁功能测试4.4机炉协调系统性能测试4.4.1机组负荷稳定工况试验机炉协调系统在机炉协调方式下工作。在机组运行工况稳定(机组负荷稳定，或机组给定负荷变化速率小于3MW/min，且各子系统无明显内外扰动)时，分别记录机组各主要参数变化曲线(试验时间不少于1h)，将各参数波动量最大偏差数据填入附表中。4.4.2机组负荷指令变化扰动试验。机炉协调系统在机炉协调方式下工作。机组负荷稳定，分别在9MW/min及15MW/min的给定负荷变化速率下，阶跃增加(或减少)机组负荷指令30MW45MW，记录有关参数。待机组功率稳定后，阶跃减少(或增加)机组负荷指令PD，记录有关参数。每一给定负荷变化速率下，增减负荷指令试验交替进行。增减指令试验各进行三次。将各参数动态偏差平均值填入附表中。4.5机炉协调系统试验品质指标系统功能测试，主要看其在规定的条件下，机炉协调系统的各种运行方式，或各子系统的自动、手动方式能否正常投入或切换；机炉协调方式下，有关功能能否正常实现。机炉协调系统运行方式切换及各子系统自动、手动方式切换应是无扰动的。机组协调系统在机炉协调方式下，在机组负荷稳定及机组负荷变化时，机炉协调系统的静态、动态品质指标见表14.6模拟量控制系统试验后存档资料存档资料应包括：1、试验方案2、试验报告或试验结果记录卡3、试验数据趋势记录附：表1机炉协调系统功能测试结果测试项目功能测试正常的被抽查系统或回路功能测试有缺陷的被抽查系统或回路控制方式无扰切换AGC远方/就地协调/锅炉跟随/汽轮机跟随控制系统手/自动给水控制系统单/三冲量其他无扰切换偏差报警测量信号偏差报警执行器偏差报警调节器偏差报警其他偏差报警方向性闭锁保护协调控制系统负荷指令增/减闭锁炉膛压力高/低送引风机动叶调节开/关闭锁燃料量和风量交叉限制其他方向性闭锁超驰控制保护CCS负荷指令迫增/迫降炉膛压力防内爆超驰保护控制机组启停时磨煤机超驰控制其他超驰控制保护功能表2机炉协调系统性能测试结果参数负荷变动试验动态品质指标AGC负荷跟随试验动态品质指标稳态品质指标辅机故障减负荷（RB）偏差（P= 50%Pe）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等级及以上机组负荷指令变化速率%Pe /min2233341.52.0实际负荷变化速率%Pe/min允许值1.51.52.22.52.53.21.01.5实测值负荷响应纯迟延时间s允许值12090906040409040实测值负荷偏差%Pe允许值333333551.51.5实测值主蒸汽压力MPa允许值0.60.50.50.50.50.50.60.50.20.3实测值主蒸汽温度允许值10881088101023实测值再热蒸汽温度允许值121010121010121234实测值汽包水位mm允许值60