宜宾发电总厂豆坝发电厂2×100MW机组热控系统改造

　　1．工程技术概述
　　
　　宜宾发电总厂豆坝发电厂2×100MW机组热控系统改造工程是根据总厂创*企业，提高安全、经济效益和适应电力模拟市场需要，实现减人增效目标的要求，由宜宾发电总厂立项，四川电力公司批准的重大技改项目。该项目由四川电力公司主持方案审定、招标及验收，由宜宾发电总厂、四川电力试验研究院、四川电力勘探设计院、上海新华等单位共同实施完成。
　　
　　1.1改造工程的目的和思路
　　
　　豆坝发电厂#3、#4机组热控系统是在六十年代初期设计的，控制水平极低，控制仪表设备落后。虽然经过历年来的不断改造，逐步完善，但仅对系统部分二次仪表、部分一次仪表进行了更新换代，其系统结构与布置并未改变，盘台陈旧、操作开关老化、仪表布置零乱、电缆及部分二次线布置零乱绝缘老化、电源系统混乱等等，系统安全性差，自动与保护不完善，运行操作方式落后，适应调峰的能力差，难于满足电力市场的需要，与现代100MW机组的容量和自动控制水平的发展很不适应，在近期老式100MW机组还不能淘汰的基础上，为了与电力部提出的创建*火力发电企业的要求及当前减人增效、竞价上网降低不合格电量的要求相适应，提高机组安全运行及自动化水平，根据四川省电力公司和宜宾发电总厂的安排，在丰水季节中，对豆坝发电厂#3、#4机组（2×100MW）热控系统进行了改造。
　　
　　八十年代以后，DCS系统在火力发电厂的普遍采用，对机组自动控制、安全经济运行起了很大的促进作用，DCS系统已成为大中型电厂的主要热控系统。由于DCS在大中型机组中的成功运用，进入九十年代以后，DCS系统的应用越来越普遍，它一方面可以提高机组的自动化水平，提高机组运行的安全性、可靠性和经济性，另一方面可以减轻运行操作人员的劳动强度。
　　
　　根据当前电力市场形势，按四川省电力公司对改造的热控系统应采取"中档实用"结构的DCS系统原则，和主要提高机组运行的可靠性、安全性、经济性，控制的灵活性的要求，结合#3、#4机组具体情况，本次改造主要针对原有的热控系统进行，用DCS系统取代原有的单回路控制系统、测量仪表系统以及电动门及制粉辅机操作系统，另外改造仪表盘台、热工保护系统、电缆等，主要是增加母管制机炉协调控制系统和汽轮机低压纯电调系统，以及顺序控制系统，并对仪表盘台、热工保护系统进行更新换代改造。目的在于提高机组运行的可靠性，保证运行参数的稳定，提高机组的经济性，zui大限度地减少因为运行人员个体差异造成的运行状况的不一致性。为减轻运行人员的劳动强度，为机炉值班合-、一专多能和减人增效打下基础。
　　
　　1.2原有热控系统的基本状况
　　
　　宜宾发电总厂豆坝发电厂#3、#4机组热控系统从76年投产以来，经过历年来的不断改造，逐步完善后，热控系统状况仍然落后。
　　
　　1.2.1自动控制系统是由KMM调节器构成的，原有系统未配置汽轮机低压纯电调系统，汽机启停用远操或就地手动操作同步器进行，不能自动同期。运行时的操作繁锁，且操作不方便，控制精度较低，负荷偏差达15MW左右。原机组移交电厂时，没有机炉协调控制系统，调峰适应能力差。调节系统结构复杂，中间转换设备多，安装分散，联络电缆来回倒换，故障点多而且查找起来很困难，不利于机组安全经济运行。
　　
　　1.2.2原有显示仪表为常规仪表，大部分为动圈表等，精度低，中间环节较多，制约了测量准确性的提高。仪表盘及操作台为弧形布置、陈旧、修补多次，仪表多、布置乱，不利于运行监视。盘台操作开关大多为淘汰设备，已无备品，二次线及端子较乱，可靠性差。
　　
　　1.2.3热工保护系统大多数控制回路继电器未改造过，设备老化、可靠性差、布置分散，二次线及供电电源混乱。灭火保护装置MFSS-P型已使用多年，存在问题多，保护系统不完善，如灭火保护无燃料中断及汽包水位保护，汽机无润滑油压低保护及发变组故障保护等。热工信号为直流220V灯泡发光信号，经常发生直流接地问题。
　　
　　1.2.4热工电源系统不集中，且无自动重合闸功能，电源开关老式交多，盘台供电电源、仪表与保护电源混杂使用，电缆及部分二次线老化严重，可靠性差。
　　
　　1.2.5电缆层电缆布置混乱、纵横交叉，*不符合动力电缆、控制电缆、信号电缆的分层要求，信号干扰严重，且部分电缆老化严重，可靠性差。
　　
　　2．改造工程的技术特点
　　
　　豆坝发电厂#3、#4机组（2×100MW）热控系统改造，从年初开始立项、确定方案、招标确立主设备厂家，经过现场考察、收集资料，进行了I/O点确定、盘台布置及控制系统的施工图设计工作，与2000年8月1日开始进行拆除、安装、调试等施工，至2000年10月15日#4机组点火并网发电，历经76天完成施工及静态调试任务，至2000年11月12日完成全部的调试任务，各系统及设备目前运行良好。豆坝发电厂#3、#4机组（2×100MW）热控系统改造具有以下突出特点：
　　
　　2.1豆坝发电厂100MW母管制机组热控DCS系统改造实现能量平衡协调控制在川内同类型机组属。
　　
　　2.2热控DCS系统改造成功地采用了DCS系统与DEH系统一体化模式。
　　
　　2.3#3、#4机组DCS/DEH系统的主机与DUP通讯方式采用一对冗余的数据高速公路网-实时数据网，实现交叉运行协调控制数据的传送，并且通过网上通讯在任意操作员站或工程师站对其#3或#4机组进行组态。
　　
　　2.4球磨机料位监控系统进入DCS系统实现制粉系统自动控制在100MW母管制机组上应用成功，并且通过振动给煤实现控制。
　　
　　2.5两台机组热控DCS系统改造同时进行，规模合理，中等实用，性能价格比合理。
　　
　　2.6DCS系统改造工程量大，工程质量优，尤其是电缆敷设及剥接线工艺较为突出，投入运行后效果良好。
　　
　　2.7系统通电一次成功，在整个送电、调试过程中未烧过一块卡件甚至一个元件。
　　
　　2.8独立完成工程安装及热工保护系统调试工作。
　　
　　3．系统改造方案和系统构成
　　
　　3.1热控系统改造方案
　　
　　根据黄桷庄电厂DCS系统改造的经验，结合豆厂100MW母管制、双炉膛（哈锅、哈汽厂）老机组的具体情况，和省电力公司对豆坝发电厂100MW机组热控系统DCS改造的总体要求，本着"中档实用，改造*，避免重复投资"原则，拟定了豆坝发电厂#3、#4机组热控系统DCS改造方案，此次改造包括：
　　
　　1）DCS系统改造，包括：
　　
　　●数据采集与处理系统（DAS）
　　
　　●模拟量控制系统（MCS）
　　
　　●顺序控制系统（SCS）
　　
　　●汽轮机低压纯电调系统（DEH）
　　
　　2）热工保护系统改造
　　
　　3）热控盘台改造
　　
　　4）改建微机室、控制室改造
　　
　　5）供电源系统及微机接地系统改造
　　
　　6）外围设备改造：包括电缆改造、部分执行器改造、部分测量仪表改造等。
　　
　　本次改造对原有#3、#4机炉控制进行全部拆除改造，盘台重新制作、重新布置，增建微机房。热力系统测点进DAS系统，盘台保留主要参数监视仪表，所有远方操作及调节系统进MCS系统，重要调节留有后备手操，所有辅机（除直流油泵外）及电动门（除汽包事故放水、向空排汽电动门、电磁阀外）进SCS系统，汽机采用低压纯电调系统控制，实现远方挂闸、自动同期并网。热工保护控制回路设备（开关、继电器等）全部更新，灭火保护采用PLC控制，保护未进DCS系统，操作台上设有切投开关及操作开关，但制粉辅机保护、锅炉总联锁、辅机联锁等由SCS系统完成。热控供电电源系统采用双路自动重合闸供电方式，新增微机接地系统并保证接地电阻小于2欧姆。将原来盘台电缆全部拆除，改造电缆层，根据盘台布置重新敷设电缆，进入DCS系统模拟信号及经过3KV电缆沟的开关量输入信号电缆全部用屏蔽电缆，以防电磁干扰。
　　
　　对原有的自动控制系统进行改造，制粉远燥系统改成了自动调节系统，增加了磨煤机料位（噪声控制）控制系统。为了实现协调控制，增加了送引风自动调节系统，加装了机翼测风装置。
　　
　　在热控保护中，灭火保护增加了燃料中断、送引风机全停保护、汽包水位保护，汽机主保护增加了汽机润滑油压保护、发变组故障保护，热工信号采用集装发光二极管带声光报警显示。
　　
　　由于资金有限、并根据老机组改造的具体情况，除氧给水系统、电气系统在此次改造中未纳入。
　　
　　为了与改造后的系统功能及操作要求相适应，对有关的执行机构、变送器、电动门及制粉辅机控制回路等进行了相应的改造。
　　
　　DCS系统和DEH系统之间采用一体化形式，均为上海新华XDPS-400系统，#3、#4机组的主机与DPU通讯方式采用一个冗余的高速数据网，实现交叉运行协调控制数据的传送。
　　
　　3.2系统硬件构成
　　
　　3.2.1#3、#4机组热控系统构成
　　
　　整个机炉控制室分为三部分：
　　
　　中间为#3、#4机炉运行操作间，共有控制盘2×4面，其中锅炉2×3面、汽机2×1面，上面装有流渣工业电视、灭火保护主机、给煤控制、风压表、电流表，主要温度、压力、电接点水位表等重要表计；操作台2×3面，其中锅炉2×2面、汽机2×1面，上面装有后备手操器、保护切投、安全门操作、给粉、燃油、燃气电源操作、汽机直流油泵操作重要操作等；#3、#4机炉操作台中间布置空台1面。
　　
　　左侧为#3机炉继电器盘、配电盘，共有热控总电源盘1面、机炉保护继电器盘4面、配电盘3面。
　　
　　右侧为#4机炉继电器盘、配电盘，共有热控总电源盘1面、机炉保护继电器盘4面、配电盘3面、送引风机串调盘1面；
　　
　　后部为微机房，共有DCS机柜2×7面，工程师站2套。
　　
　　炉继电器盘2面，#1为灭火保护盘，内装欧姆隆PLC及控制继电器等；#2为安全门保护盘，内装直流接触器及制粉辅机保护控制继电器等。
　　
　　机继电器盘2面，#1为主机菲利蒲（#3机为RMS700、#4机为MMS6000）保护盘，内装菲利蒲转速、振动、轴位移、胀差、挠度板件及控制继电器等；#2主机及高加、抽汽逆止门等辅机保护盘，内装变压器、控制继电器等。
　　
　　配电盘采用抽屉式，内装炉电动门控制回路，机循环水电动门开关，与汽机电动门构成环形供电，自动重合闸电路给热控总电源盘、执行器供电，空气开关2个给DCS/DEH系统供电。
　　
　　3.2.2#3、#4机组DCS/DEH系统构成如下：
　　
　　3.2.2.1#3、#4机组锅炉操作员站2×2个，汽机操作员站2×1个，操作员站之间相互冗余，其主机及长线驱动器2×3安装在微机房#7机柜中；工程师站2×1个；交流220V自动切换电源2×1台。
　　
　　3.2.2.2#3、#4机组DCS/DEH系统机柜、端子柜2×7个：
　　
　　●#1柜DAS/DEH系统DPU：2×2个、交流220V自动切换电源2×1台、直流5V.15V.-15V电源2×1台、直流48V电源2×1台、直流24V电源2×1台，其输出端子在#2柜。
　　
　　●#3柜MCS/SCS系统DPU：2×2个、交流220V自动切换电源2×1台、直流5V.15V.-15V电源2×1台、直流24V电源2×1台，其输出端子在#4柜。
　　
　　●#1、#3柜卡件数量为：
　　
　　AI卡：TC板2×5块；
　　
　　RTD板2×3块；
　　
　　mA板2×12块。
　　
　　DI卡：2×8块。
　　
　　AO卡：2×2块。
　　
　　DO卡：2×16块。
　　
　　LC卡：2×2块。
　　
　　LC-S卡：2×2块。
　　
　　VCC卡：2×1块。
　　
　　MPC卡：2×3块。
　　
　　MPC-OPC卡：2×3块。
　　
　　OPC卡：2×1块。
　　
　　站控BC卡：2×11块。
　　
　　●#2、#4、#5柜端子板及RHA伺放数量为：
　　
　　AI/VTB板：2×12块。
　　
　　TCTB板：2×5块。
　　
　　RTDTB板：2×3块。
　　
　　DITB板：2×8块。
　　
　　AOTB板：2×1块。
　　
　　DOTB板：2×18块。（带继电器）
　　
　　LCTB板：2×2块。
　　
　　LC-STB板：2×2块。
　　
　　VCCTB板：2×2块。
　　
　　MPCTB板：2×1块。
　　
　　其中VCC为伺服阀控制卡，是汽机阀门控制的核心部分；LC为回路控制卡；LC-S为伺服控制卡；具有AI、AO、DI、DO输入输出功能。
　　
　　伺放：KE3型2×5台。
　　
　　●#6柜装辅机启停进口直流继电器2×60只，自动开关2×65只，隔离变压器2×1台。
　　
　　●磨煤机料位监控装置2×2台装在#7柜。
　　
　　●UPS电源（6KVA）2×l台。
　　
　　3.2.2.3工程师操作台2×l个，工程师站配有主机2×1台，激光彩色打印机1台，喷墨黑白打印机l台。操作员站2×3个，配有球标、键盘和21英寸彩色显示器。
　　
　　3.2.2.4DAS/DEH系统共用1对DPU，MCS/SCS系统共用1对DPU，实现DCS与DEH一体化。
　　
　　需进行累积计算和补偿的参数经由该系统计算后在流程图上显示或由AO口输出至有关仪表。
　　
　　操作记录及报警记录由该系统完成，由人工选择打印。
　　
　　所有DI信号均可作SOE信号，但必须由同一DPU、同一站控BC板管理，才能达到毫秒级，分配为三个时序段，每段分别为：80点、32点、16点。
　　
　　重要的调节信号采用二取-、三取-或四取一处理，并且取自不同的卡件，以提高因变送器故障时系统运行的可靠性。
　　
　　3.2.2.5XDPS系统由高速数据网和连接在网上的MMI（操作员站或工程师站）与DPU三大部分组成。MMI采用无主无源同轴电缆通过冗余高速数据网的实时数据网与DPU相连，DPU通过344卡实现双DPU跟踪、仲裁切换，通过BITBUS实现与各I/O从站（XDPS-BC）之间的数据交换。#3、#4机组的DCS/DEH系统网上共连接了8个DPU，8个MMI节点。
　　
　　由DPU控制BC板，BC板控制I／O板。
　　
　　3.2.2.6自动调节用执行机构除哈德曼执行器采用AO输出进行控制以外均采用DO卡或LC-S卡的开关量控制。哈德曼执行器的手动操作采用开关量控制。远操门执行机构及电动门采用DO卡的继电器进行控制。机炉辅机的控制采用DO卡的继电器输出经功率放大继电器后对电动门进行控制。制粉系统辅机的联锁及保护、锅炉总联锁、汽机部分联锁由SCS系统完成。
　　
　　I／O信号及执行器控制电缆采用就地与机柜或继电器柜直接联接，以减少中间环节。电动门及辅机控制和信号电缆通过中间柜与机柜或继电器柜直接联接。
　　
　　3.2.2.7共配置后备手操7个：主给水调节系统1个、引风调节系统2个、送风调节系统2个、II级减温调节系统2个。共配置后备按钮6个：燃料调节系统4个、给水大旁路调节系统2个。
　　
　　3.2.2.8热控系统冗余自动重合供电：（#3、#4机组相同，以下为1台机组情况）
　　
　　由于豆厂没有不停电电源，为了使热控系统供电电源可靠，又不增加太大的投资，电源从交流380V不同段取。
　　
　　●动力电源Ⅲ段、Ⅳ段交流380V两路对配电盘供电，并实现自动重合闸。
　　
　　●自动重合闸后取C相两路对热控总电源盘供电，热控总电源盘各自再取两对盘台供电。
　　
　　●自动重合闸后取A相两路对执行器进行供电。
　　
　　●直流220V电源一路取至#1机就地盘供#3机组热控总电源盘、另一路取至除氧给水盘
　　
　　#4热控总电源盘，#3、#4机组的直流220V电源相连，构成环状供电。
　　
　　●在配电盘进线取B相两路对DCS/DEH系统进行供电，一路经过UPS。经过DCS/DEH系统
　　
　　自动切换电源开关进行切换后供操作员站、工程师站、DPU；两路分别给冗余的直流电源（5、15、24、48V）供电。
　　
　　3.2.2.9发电机功率信号由功率变送器提供三路，汽轮机转速信号由三支探头测量。发电机功率及汽轮机转速信号均为三选一，以提高可靠性。
　　
　　3.2.2.10汽机操作台上设有DEH后备手操器，以备系统故障VCC卡正常时，将汽机切为手操方式运行。
　　
　　3.2.2.11系统总体规模如下：（#3、#4机组相同，以下为1台机组情况）
　　
　　DCS/DEH配置点数DCS/DEH使用点数DCS/DEH备用点数
　　
　　AI（mA/V）：23014684
　　
　　AI（TC）：806416
　　
　　AI（PT100）：32239
　　
　　AI（Cu50）：16160
　　
　　MCP/OPC：660
　　
　　DI/SOE：27121754
　　
　　AO（mA/V）：25223
　　
　　DO：27621759
　　
　　总计：936711225
　　
　　DCS/DEH使用点数：711点；
　　
　　DCS/DEH备用点数：225点；
　　
　　DCS/DEH备用率：225/711=31.64%。
　　
　　3.3DCS/DEH系统软件配置
　　
　　3.3.1DCS/DEH系统软件配置
　　
　　由于DCS/DEH系统为一体化配置，其软件配置相同。
　　
　　XDPS-400分散控制系统软件采用Windows95/98/NT系统软件，以及基于WindowsNT的实时多任务操作系统RMX-X。具有方便直观的符合IEC-1131-3的图形组态软件，图形显示、报表、控制、记录统计的生成工具软件。
　　
　　XDPS系统软件（2.0版）分为人机接口站MMI软件、DPU过程控制软件、GTW网关软件。MMI软件可安装在任何能运行Windows95/98/NT的计算机上，采用Pentium200MHz以上的CPU，内存要求大于等于16M。GTW软件的运行在MMI软件之上。DPU软件可运行与纯DPU硬件上或MMI站上。实时数据网（A网、B网）冗余总线式网络，传递实时数据，支持1-250个网络接点，#3、#4机组实用仅8个网络接点。
　　
　　在安装完MMI软件并配置完网络后，可进行系统组态，组态包括全局点目录组态、图形组态、DPU控制组态，并可分为在线组态、离线组态。MMI站由高到低分为4个级别：SENG、ENG、SOPU、OPU，OPU只能读、对DPU上装，SOPU能修改块参数，ENG能对DPU操作及所有组态下装、修改DPU页及功能块，SENG在ENG权限上还有上下装文件的权限。
　　
　　DPU可定义999个页，每页可包含999功能块，页的执行周期为50mS-10S可调。
　　
　　MMI软件包括操作员站软件（包含图形显示、单点显示、报警一览、报警历史、实时和历史趋势、报表打印软件等）和工程师站软件（包含全局点目录组态、DPU图形组态、图形生成、报表生成和再现、历史记录软件等），在启动操作员站及工程师站的MMI时，必须启动MMI总控软件。
　　
　　各I／O点位号及系统中间变量必须预先在系统硬件定义在全局点目录组态好。各过程控制处理由各种算法块的不同组合完成。
　　
　　软件系统资源使用情况：
　　
　　●#3机组DAS/DEH系统：#1DPU组态73页，每页小于80块，1-68页的执行周期为200mS，69-73页的执行周期为500mS。
　　
　　●#3机组MCS/SCS系统：#3DPU组态173页，每页小于80块，执行周期均为500mS，少部分的执行周期为200mS或明或250mS。
　　
　　●#4机组DAS/DEH系统：#5DPU组态74页，每页小于80块，1-68页的执行周期为200mS、250mS、500mS不等，69-73页的执行周期为200mS。
　　
　　●#4机组MCS/SCS系统：#7DPU组态177页，每页小于80块，执行周期均为250mS。
　　
　　另外，可在工程师站（#30、#40）对调节参数、测量信号、量程上限与下限、报警限值、按键操作步长、执行器响应时间、电动门及辅机开关和启停输出脉冲宽度等有关参数进行定义和修改，查阅操作记录、报警记录和系统状态。模块参数的修改还将受级别的限制，修改后必须下装写盘，否则DPU不能跟踪。
　　
　　3.4系统功能
　　
　　3.4.1热控保护系统
　　
　　3.4.1.1锅炉保护系统
　　
　　●灭火保护具有炉膛压力保护、燃料中断.送引风机全停、甲乙炉膛灭火、汽包水位等保护功能。
　　
　　●甲乙磨煤机润滑油压低、轴承回油温度高等保护功能，SCS系统实现。
　　
　　●锅炉饱和蒸汽、过热蒸汽安全门保护功能
　　
　　3.4.1.2汽机保护系统
　　
　　●汽机主保护具有转速、真空、轴向位移、轴承振动、润滑油压低、发变组故障等保护功能。
　　
　　●汽机保护具有润滑油压低联所动作功能。
　　
　　●具有高加水位、抽汽逆止门保护功能。
　　
　　3.4.2DAS系统
　　
　　该系统负责数据采集和处理，具有报表的管理和打印，SOE信号的采集处理，操作及报警记录，流程图、棒状图、趋势图、操作画面的显示及操作等功能。
　　
　　在操作员站上可对控制对象进行操作，如：显示及操作画面切／换、自动切／投、联锁切/投、协调方式选择/投入、阀门挡板及电动门开关操作、辅机的启停等，可进行增减操作或直接设定目标值操作。在操作员站上可进行流程画面显示、操作与报警记录、报警查询、报警确认和相关参数显示。系统共有：
　　
　　--流程画面18幅
　　
　　--操作画面9幅
　　
　　--协调控制画面6幅
　　
　　--机炉辅机状态画面2幅
　　
　　--母管制运行方式选择画面1幅
　　
　　--报警一览显示
　　
　　系统打印具有屏幕拷贝、操作记录打印、报警打印、趋势图打印、SOE信号打印等。
　　
　　凝接水压力、轴封压力经AO输出到指示表。
　　
　　可对操作员站设定相应的安全级，以增加系统的安全性。
　　
　　3.4.3MCS系统
　　
　　该系统通过对阀门及挡板的连续调节，给粉机的启停控制，实现对机炉热力系统参数的控制，从而达到机组安全经济运行的目的。该系统包含远操系统、自动调节系统以及锅炉参数补偿系统三大部分。重要的调节参数进行了四选一、三选一或二选一处理。
　　
　　3.4.3.1远操系统有：
　　
　　一次总风门远操系统
　　
　　二次分风门远操系统
　　
　　天然气远操系统
　　
　　重油点火远操系统
　　
　　制粉远操系统
　　
　　给水中旁路远操系统
　　
　　一、二级后备减温远操系统
　　
　　这些远操系统均在操作员站的CRT画面上进行鼠标及键盘手动操作，操作方式为：鼠标点动开关操作或键盘置数开关操作。
　　
　　3.4.3.2自动调节系统有：
　　
　　母管制协调控制系统
　　
　　燃料调节系统
　　
　　热风风压调节系统
　　
　　引风调节系统
　　
　　给水调节系统
　　
　　一级减温调节系统
　　
　　二级减温调节系统
　　
　　磨煤机负荷调节系统
　　
　　磨煤机人口负压调节系统
　　
　　高加水位调节系统
　　
　　母管制协调控制系统具有：#3（#4）炉带#3（#4）机的炉基本、炉基本机跟踪、炉基本机基本方式。#3（#4）炉带#4（#3）机的炉基本、炉基本机跟踪、炉基本机基本方式。#3（#4）炉带#3、#4机的炉基本、炉基本机基本方式，共16种。采用能量平衡原理进行控制，负荷设定、机前主汽压力设定、升降负荷等均有速率限制，可人为设定，当相关调节系统或测量回路故障等发生时，具有负荷禁止自动增／减功能。
　　
　　炉基本机跟踪、炉基本机基本方式为机炉协调方式，其投入必须满足以下条件：燃料调节、送风调节、引风调节、给水调节均投入自动。
　　
　　上述自动调节系统对热力过程进行自动控制，但也能根据具体情况进行人工干预。
　　
　　自动调节系统均可在流程图和操作画面上通过球标进行远方操作和自动／手动切投，带有后备手操器的调节系统可直接在后备手操器上进行自动／手动切投。
　　
　　在燃料调节画面上对锅炉16台给粉机进行启停操作，16台给粉机还具有全停操作功能，并考虑了操作的可靠性问题。
　　
　　凡配备有后备手操的调节系统可通过后备手操进行操作，优先级高于"软手操"。
　　
　　当MFT动作时，联锁关一次总风门及联停16台给粉机。
　　
　　当磨煤机跳闸时，联锁关热风门，开冷风门。
　　
　　当排粉机跳闸时，联锁关热风门、#4风门，开冷风门。
　　
　　当运行的一侧送或引风机跳闸时，联锁关相应挡板。
　　
　　自动调节系统不论在哪个操作站或工程师站上进行自动／手动的切投或参数故障、越限自动失去均在操作报警记录上记录下来。
　　
　　锅炉参数补偿系统有给水流量补偿、送风风量补偿、汽包水位补偿、甲乙主汽流量补偿。
　　
　　汽包压力、炉过热器压力、一次总风压、汽包水位、热炉膛负压等经AO输出到指示或记录表。
　　
　　重要的四选一、三选一或二选一调节参数有汽包水位、汽包压力、调速级压力、一次总风压、热风风压、炉膛负压、机主汽压力、给水流量、主汽流量等。
　　
　　3.4.4SCS系统
　　
　　该系统通过对电动阀门的开关及机炉辅机的启停、联锁控制，提高设备运行的可靠性，达到减轻运行劳动强度的目的。
　　
　　进入SCS系统的电动门及机炉辅机，盘上不设操作开关及按钮。电动门开关及机炉辅机启停操作画面为模仿MAXl000制作的画面。
　　
　　电动门开关及机炉辅机启停在CRT流程图画面上均有状态显示。电动门开关具有四种颜色显示，表示开完、关完、断电、阀门在中间位置等，当机炉辅机事故跳闸或启动失败时，发出信号至外回路事故音响报警。
　　
　　电动门开关及机炉辅机启停输出脉冲宽度时间可以在工程师站上修改。
　　
　　系统包括电动门远操系统、机炉辅机操作及联锁控制系统、辅机事故音响控制系统。不包括除氧给水系统的电动门和辅机。
　　
　　3.4.4.1电动门远操系统包括除锅炉事故放水1台电动门、向空排汽1台电动门以外的所有机炉29台电动门，实现其电动门的开关操作及调整操作。在FSSS四级保护投入后，汽包水位低二值时，联锁开中旁路电动门。
　　
　　3.4.4.2机炉辅机操作系统包括除汽机直流油泵1台、盘车电机1台以外的所有机炉25台辅机，实现其辅机的启停操作，具有启动超时报警、联锁失败报警、启停允许显示等功能。
　　
　　3.4.4.3完成锅炉总联锁（引、送、排、给粉电源、燃油燃气电磁阀的联锁）、制粉润滑油压低、轴承回油温度保护及制粉联锁功能，完成汽机交流油泵、高压油泵、射水泵、凝结水泵等联锁功能。在联锁切投时，为防止误操作采用了人机对话形式，经确认后方可生效。
　　
　　3.4.5DEH系统
　　
　　该系统对汽轮发电机组进行转速及负荷控制，与DCS配合实现机炉的协调控制，提高机组运行的稳定性及调峰能力。
　　
　　系统具有远方挂闸、冲转、升速、自动过临界、定速、严密性试验、103%.110%超速保护、并网（自动同期）、增减负荷等功能，能人为设定目标转速及目标负荷，升速率等。当DEH系统故障时，只要VCC卡及电液转换器正常，可在DEH硬手操进行高调门操作。当DEH硬手操在自动位置时，在测功投入前，电调控制调速汽门开度，投入测功后，控制发电机功率。
　　
　　可在操作画面或操作面板上进行方式切换和有关操作。如：挂闸、并网、CCS遥控、测功投入、进行、保持等，可在开机过程中设定目标转速和升速率、CCS遥控未投入时设定目标负荷。
　　
　　在操作员站及工程师站上进行运行参数及趋势显示，指导运行操作。
　　
　　4系统特点及效果
　　
　　4.1XDPS-400系统特点
　　
　　XDPS-400系统具有很好的开放性、灵活性和容易理解性，能方便地对控制系统的组态及参数进行在线调整和修改，在修改参数时不影响控制系统的正常工作。可以方便地对测量信号的型式、上下限等进行修改。
　　
　　XDPS的标准算法模块，包括各种PID、自整定控制模块、算术逻辑运算、手操器、开关操作器、超前滞后、数字逻辑等。SOE分辨率小于1mS（但必须同DPU、同BC板、同DI卡），提供C语言接口，用户可生成其它特殊算法，如状态变量和模糊算法。
　　
　　XDPS-400系统具有以上的操作模块，可方便地进行电动门及辅机控制的组态，以及调节系统的组态。也很容易构成能量平衡模块。
　　
　　报表生成和再现应用MSEXCEL电子表格软件，其报表包括周期性报表、触发型报表、追忆数据型报表、SOE型报表，查找很方便。
　　
　　系统的报警历史记录可以方便地查询各个操作站所进行的操作，可以方便地对运行过程中出现的不安全现象进行分析。
　　
　　4.2低压纯电调系统特点
　　
　　该系统控制器和被控对象与高压纯电调系统基本相同，执行机构采用低压透平油，一般为1.2-2.0Mpa，有主机的主油泵供油，不设专门的供油装置，电液转换器采用低压透平油电液转换器如力距马达蝶阀放大结构的电液转换器，油动机保持原来结构，具有阀门的线性化处理、单多阀方式、单多阀切换的阀门管理。
　　
　　4.3#3、#4机组热控系统的特点
　　
　　4.3.1控制室的特点
　　
　　机炉控制室全部改造，结构新颖，机炉盘台全部更新。
　　
　　4.3.2热工保护系统的特点
　　
　　FSSS系统控制采用PLC实现，火检采用MFSS-P12型主机处理，输出开关量信号至PLC实现四级灭火保护。机炉保护控制系统继电器全部采用殴姆隆继电器。
　　
　　4.3.3DCS系统的特点
　　
　　4.3.3.1DCS与DEH系统采用"一体化"结构，#3、#4机组DCS与DEH的网络采用"一体化"结构，即#3、#4机组DCS与DEH的数据高速公路通讯网采用一对冗余网，将8个人机接口站MMI（工程师站2个、操作员站4个）相连、4对DPU过程控制站相连，实现母管制协调控制的数据转送。
　　
　　采用能量平衡原理实现一炉一机运行、一炉两机运行、交叉运行的协调控制。采用XDPS的标准算法模块构成汽机能量需求（P1*Ptsp/Pt）及锅炉热量信号（P1+dPb/dt），一炉两机运行时，汽机能量需求中的Ptsp采用#3或#4机前压力的设定值，然后将两机的能量需求相加作为总的能量需求。操作员站上设有协调模式的运行状态切换画面供运行人员选择。#3、#4机组工程师站可以相互交替使用，但#3、#4机组操作员站的操作画面及流程画面相互独立分开。
　　
　　4.3.3.2汽机采用单阀控制的低压纯电调系统，具有远方挂闸、自动同期、阀门严密性试验、转速及负荷控制、103%及110%超速保护等功能。在机炉3个操作员站均可调出画面进行操作。
　　
　　4.3.3.3送风调节系统
　　
　　锅炉热力系统没有一次风机，当采用氧量信号变化来调节送风机人口挡板开度时，由于氧量信号影响因数多，稳定性差，波动大，将会造成送风挡板开关频繁，使一次总风压波动，影响燃烧送粉，系统稳定性差，致使这种送风调节方式不能长期自动运行。
　　
　　经过分析，确定送风调节系统的调节方式为-次总风压、负荷、风量的串级调节方式，调节送风机人口挡板开度来控制一次总风压。在调试时发现该种方案也有问题，由于豆厂锅炉的实际情况，一次总风门在一次风箱入口，且在高低负荷变化时锅炉的一次总风压变化大（2800-4100Pa），运行人员将要调整，出现两个控制对象控制一个测量参数问题，使被控参数出现失控，根据现场研究采用热风风压作为送风调节的主调信号。氧量调节为手动远操系统，由16个二次分风门手动控制。
　　
　　实践证明这种调节方式效果很好，使送风调节能长期自动运行。在变工况及稳定工况下，调节品质指标均能满足要求，并能满足机组调峰要求。
　　
　　在#4炉送引风系统中，引入了交流电机的串级调速控制来调节风量，由于该系统的局限性，将此作为粗调，对转速进行高负荷高转速低负荷低转速的折线段调节，挡板作为细调，保证其70-90%变化，从而达到节能效果。
　　
　　4.3.3.4给水调节系统
　　
　　在给水调节系统中，主给水和大旁路的容量基本相同，因此在控制策略上采用2套独立的水位、蒸汽流量、给水流量串级三冲量系统，
　　
　　运行时根据需要可任意选择1套投入自动均能满足要求。为了在负荷突变时减小水位偏差，在副调中增加了蒸汽流量的负微分，让其在负荷突变时暂时少加给水流量，抵消"虚假水位"，并且加有变化率限制，保证突变使起作用正常加减负荷时不起作用。由于给水母管压力不能调节，在参数调整时要保证给水流量变化不能过大。
　　
　　这种方式控制灵活，系统稳定性好，当主给水调门不好时，可用大旁路投入汽包水位自动。
　　
　　4.3.3.5哈德曼执行器制策略
　　
　　送、引风、给水系统的执行器为哈德曼执行器，控制方式为：操作器手动时用24V.DC电平控制，操作器自动时用MCS输出的4-20mA电流控制。这样设计当控制电流4-20mA回路开路或操作器故障输出零时，操作器可置于手动，对应调门不会关完，对系统安全有利，同时KE3伺放功能利用*。
　　
　　4.3.3.6在一、二级减温串级调节系统中，为了防止在汽温偏低或偏高，远离定值时，调节系统PID输出不发生积分饱和、比例调节饱和，增加了阀门关完或开完时延时1S的系列脉冲切PID为跟踪功能，保证温度调节在温度回升或下降时的快速性，使减温自动长期维持投入。
　　
　　4.3.3.7制粉负荷控制系统
　　
　　提出磨煤机入口负压调节系统采用控制热风门的开度实现，保证了制粉系统zui前级负压稳定，使磨煤机进出口差压、出口温度更能较好地反映给煤负荷变化，由热试确定*工况，由排粉机入口风门开度确定通风出力，根据磨煤机入口负压定值的改变，能够适应煤质变化时的干燥出力。
　　
　　磨煤机负荷调节系统采用噪声控制反映出的料位信号作为主调信号，磨煤机进出口差和出口温度作为副调信号，实现三冲量串级控制方式，并且利用振动给煤实现了自动控制。单独采用料位信号的单冲量调节也能实现调节，但响应速度满，抗扰动性能差。
　　
　　4.3.3.8SCS系统实现了锅炉总联锁、制粉系统保护及联锁、汽机辅机联锁，在操作员站流程图上进行切投时将弹出人机对话框，防止误碰球标的误操作。在辅机及电动门操作画面上设有启动超时等故障报警功能，并向事故音响装置发信号。
　　
　　5.结束语
　　
　　豆坝发电厂#3、#4机组热控系统改造机炉控制室及仪表盘台全部焕然一新，热工保护系统全面改造，DCS/DEH系统采用上海新华公司的XDPS-400分散控制系统，实现了DCS/DEH系统"一体化"、母管制协调控制，MCS/SCS系统可靠，其机组主控和各系统均具有较高的稳定性和实用价值，特别是采用XDPS的标准算法模块构成了能量平衡模块，DEH低压纯电调系统，具有可靠的转速及负荷控制，从而使机组调峰适应能力增强，制粉系统的自动控制降低了制粉单耗。目前，机组在安全经济运行、运行操作、监视和控制水平上已有很大提高，机组在65-负荷范围内能利用协调控制进行升降负荷自动控制，实现一炉一机运行、一炉两机运行、交叉运行的协调控制，且各项参数基本保持稳定，满足机组安全稳定运行的要求。
　　
　　#3、#4机组热控系统改造使机组的自动化水平上了一个台阶，该项热控系统改造工程的实施是成功的。
　　
　　由于该工程属于改造项目，由于资金有限，难免有考虑不周全的地方，还存在一些问题有待于进一步总结，为今后改造积累更多的经验，使之在可能节约资金、取得效益的前提下完善系统，zui大限度地提高机组自动化水平，提高安全性和经济性，减轻运行人员劳动强度，克服因运行人员个体差异带来的机组运行差异，减少维护工作量，真正达到减人增效、创*的目的。