1.1主设备简介：
1． 75T/H循环流化床锅炉
额定蒸发量： 75T/H
额定蒸汽压力： 3.85 MPa
额定蒸汽温度： 450℃
额定炉膛温度： 840℃
给水温度： 105℃
给水压力： 6 MPa
汽包压力： 4.4MPa
一次风预热温度： 150℃
二次风预热温度： 150℃
排烟温度： 156℃
脱硫效率： 85%
锅炉热效率： 89.92%
过热蒸汽调温方式： 二级喷水减温
2． 2×6000KW汽轮发电机组1×3000KW汽轮发电机组
主要技术规范：
产品代号：
型号：
额定功率：
额定转速： 3000r/min
额定进汽压力及变化范围： 3.43MPa -0.2
-0.3(绝对)
额定进汽温度及变化范围： 435℃ +10℃
-15℃
额定抽汽量： 75t/h
额定抽汽压力 0.5~1.18Mpa
额定工况抽汽温度： 435℃
额定抽汽量： 57~75t/h
额定排汽温度： 226℃
额定排汽压力： 0.5Mpa（绝对）
额定转速时振动值： ≤0.03mm（全振幅）
临界转速时振动值： ≤0.15mm（全振幅）
3．发电机：
型号：
额定功率：
额定电压：
额定电流：
额定转速：
冷凝器进水温度： 30℃
冷凝器出水温度： 50℃
发电机出口热风道风温： 80℃
4．锅炉间主要辅机设备：
1）.一次风机（配带液力耦合器）
2）.二次风机（配带液力耦合器）
3）.引风机（配带液力耦合器）
4）.炉前给煤机
5）.冷渣机
6）.冷渣循环泵
7）.链斗输送机
8）.渣仓
9）.疏水泵
5．汽机间主要辅机设备：
1）.凝结水泵
2）.胶球泵
3）.交流润滑油泵
4）.高压电动油泵
5）.直流润滑油泵
6）.射水泵
7）.盘车电机
8）.工业水加压泵
9）.给水泵
1.2 机组基本运行方式
1） 主蒸汽系统采用切换母管制。
2） 除氧给水系统采用切换母管制，除氧器定压运行。设有高/低压给水母管。
3） 除氧给水系统设有除氧器和100%出力的给水泵。
4） 过热蒸汽调温方式：二级喷水减温。
5） 冷渣系统采用连续排渣方式。
1.3 热工自动化水平
1.3.1 本工程控制方式采用炉、机集中控制方式。锅炉、汽轮机组、除氧给水系统设一个集中控制室。在集中控制室内实现机组启动、运行、停机和事故处理。
1.3.2机组的运行以CRT为监视和控制中心。实现炉、机集中控制。在集中控制室内可完成机组正常运行情况的监视和调整、异常工况的报警和紧急事故处理，在少量就地运行人员的配合下，可实现机组的分阶段、半自动启／停。在集中控制室内的控制盘上只布置少量重要参数的监视仪表和报警信号光字牌以及部分操作按钮，旨在DCS系统出现全局故障时保证系统安全停炉。
1.4分散控制系统（DCS）覆盖范围
分散控制系统的功能覆盖范围包括数据采集和处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监视系统（FSSS）、汽机紧急跳闸保护系统（ETS）。同时具有与其它供货商供应的控制系统和设备进行通讯的功能，并负责相关的接口工作，以便能通过同一总线传递必要的信息和数据，接受控制系统的统一调度和指挥，形成完整的控制系统。
1.5分散控制系统（ DCS）组态原则
a、DCS系统按分层分散及双机冗余的原则组态，保证最高的可靠性和可用性。
b、锅炉、汽机的控制在不同的控制站中实现，以降低由于某个控制站故障而引起的不良影响，同时便于机组设备检修。
c、功能强大的系统软、硬件自检能力。操作人员一目了然地查看系统状况。
2. 数据采集和处理系统（ DAS）
2.1 总则
2.1.1数据采集和处理系统（ DAS）连续采集和处理所有与机组有关的重要测点信号及设备状态信号，以便及时向操作人员提供有关的运行信息，实现机组安全经济运行。当机组发生任何异常工况时，及时发出报警，提高机组的可利用率。
由于系统采用了WINDOWS NT作为唯一的操作平台，所以具有强大的图形功能和广泛的开放性，同时易于掌握。汉化问题比较彻底，可以支持汉字显示，汉字数据库，汉字打印。
2.1.2 DAS至少有下列功能：
显示：包括操作显示、成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警、模拟图显示等。
制表记录：包括定期记录、事故追忆记录、跳闸一览记录、操作一览记录等。
历史数据存储和检索（ HSR）。
事件顺序记录（SOE）。
2.2 显示
2.2.1总则
2.2.1.1每个CRT能综合显示字符和图像信息，机组运行人员通过CRT实现对机组运行过程的操作和监视，CRT可以显示汉字。
2.2.1.2每幅画面能以文字和图形方式显示过程变量的实时数据和运行设备的状态，这些数据和状态每秒更新一次。显示的颜色或图形随过程状态而变化。棒状图和趋势图能显示在任意一个画面的任何一个部位上。
2.2.1.3可显示DCS系统内所有的过程点，包括模拟量输入、模拟量输出、数字量输入、数字量输出、中间变量和计算值。对显示的每一个过程点，显示其标志号（通常为 TAG号）、中文说明、数值、性质、工程单位，高低限值等。
2.2.1.4提供对机组运行工况的画面开窗显示、滚动画面显示和图像缩放显示，以便操作人员能全面监视，快速识别和正确进行操作。
2.2.1.5 提供机组和设备运行时的操作指导，并由CRT的图像和文字显示出来。操作指导划分为三个部分，即为启动方式、正常方式和跳闸方式。
2.2.1.6根据用户提供的P＆ID和本规范书要求，提供至少100幅用户画面（通常指机组模拟图）。用户画面数量，可在工程设计阶段按实际要求进行增加，而不额外增加费用支出。
运行人员可通过键盘，对画面中的任何被控装置进行手动控制。画面上的设备正处于自动程控状态时，模拟图上反映出运行设备的最新状态及自动程序目前进行至哪一步。若自动程序失败，则有报警并显示故障出现在程序的哪一步。
2.2.1.7可在工程师站，使用该站的画面生成程序，自己制作和修改用户画面。卖方提供符合ISA过程和仪表符号标准的图素。当用户需使用的图素，未包括在ISA标准符号中时，用户可使用图素组态器，建立用户自定义的新图素，用户自定义的新图素能被存储和检索。
2.2.1.8 SUPVIEW具有强大的画面显示能力，每幅画面能容纳不少于1000个图素，以及不少于1000个过程测点。从画面的实用性角度考虑，每幅画面安排的实时更新过程测点的推荐数量为255个。
2.2.2操作显示
采用多层显示结构，显示的层数根据工艺过程和运行要求来确定，这种多层显示可使运行人员方便地翻页，以获得操作所必需的细节和对特定的工况进行分析。
多层显示包括厂区级显示（或称概貌显示）、功能组显示和细节显示。
2.2.2.1 厂区级显示（或称概貌显示）
厂区级显示提供整个机组运行状态的总貌，显示出主设备的状态、参数和包括在厂区显示中的与每一个控制回路有关的过程变量与设定值之间的偏差。允许一次击键即能调出用于监视或控制的其它显示画面。若任何一个控制回路出现报警，用改变显示的颜色来提示。
每一幅厂区级显示画面可容纳100个以上的过程变量，并且能提供50幅以上的厂区级显示画面。
2.2.2.2功能组显示
功能组显示可观察某一指定功能组的所有相关信息，可采用棒状图形式，或采用模拟M/A站面板的画面，面板上有带工程单位的所有相关参数，并用数字显示出来。
功能组显示能将数以百计的常规仪表压缩为一幅幅画面。功能组显示包含过程输入变量、报警条件、输出值、设定值、回路标号、缩写的文字标题、控制方式、报警值等。
每幅功能组显示画面能显示12个控制站或功能块，并且提供200幅以上的功能组显示画面。
卖方组态的功能组显示画面包括所有调节控制回路和程序控制回路。
2.2.2.3细节显示
细节显示可观察以某一回路为基础的所有信息，细节显示画面所包含的每一个回路有关信息，足够详细，以便运行人员能据以进行正确的操作。对于调节回路，至少显示出设定值、过程变量、输出值、运行方式、高、低限值、报警状态、工程单位、回路组态数据等调节参数。对于断续控制的回路，则显示出回路组态数据和设备状态。
细节显示是以弹出窗口的方式显示，它不但可以从功能组画面调用，也可以从流程图画面、报警画面、趋势画面等任何一种画面上调用。
操作员不需要记忆TAG名，只需要用球标点击该参数，就可自动获得它的TAG名，然后再弹出细节画面。
2.2.3标准画面显示
提供报警显示、趋势显示、成组显示、棒状显示等标准画面显示，并预先做好或按本工程的具体要求定制。
2.2.3.1成组显示
在技术上相关联的模拟量和数字量信号，组合成成组显示画面，并保存在存储器内，便于运行人员调用。
成组显示能便于运行人员按需要进行组合，并且根据需要存入存储器或从存储器中删除。
成组显示有色彩增亮显示和棒状图形显示。
一幅成组显示画面可包含20个以上的测点。并且至少提供40幅成组显示画面。
任何一点在越过报警限值时，均变为红色并闪光。
2.2.3.2棒状图显示
运行人员可以调阅动态，棒状图画面即以动态棒状图的外形尺寸反映各种过程变量的变化。
棒状图可在任何一幅画面中进行组态和显示，每一棒状图的标尺可设置成任何比例。
在一幅完全为棒状图的画面上，至少显示10根棒状图。
进入DCS系统的任何一点模拟量信号，均设置成为棒状图形式，并显示出来。
若某一棒状图，其数值越过报警限值时，越限部份用红色显示出来。
2.2.3.3 趋势显示
系统能提供8000点历史数据的趋势和实时数据的趋势显示。趋势显示可用整幅画面显示，也可在任何其他画面的某一部位，用任意尺寸显示。所有模拟量信号及计算值均可设置为趋势显示。
同一幅CRT显示画面上，在同一时间轴上，采用不同的显示颜色，能同时显示8个模拟量数值的趋势。
在一幅趋势显示画面中，运行人员可重新设置趋势变量、趋势显示数目、时间标度、时间基准及趋势显示的颜色。
能提供600根实时数据趋势曲线显示，每个实时趋势值的时间分辩率为1秒（存储速率）。能提供600根历史趋势曲线显示，每个历史趋势值的时间标度可由运行人员按0.5分钟、1分钟、2分钟、5分钟、10分钟、15分钟、30分钟和60分钟进行选择。
趋势显示画面还同时用数字显示出变量的数值。
趋势显示可存贮在内部存贮器中，便于运行人员调用，运行人员亦可按要求组态趋势并保存在外部存储器中，以便以后调用。
2.2.3.4报警显示
系统能通过接点状态的变化，或者参照预先存储的参考值，对模拟量输入、计算点平均值、变化速率、其他变换值进行扫描比较，分辩出状态的异常、正常或状态的变化。若确认某一点越过预先设置的限值，CRT屏幕显示报警画面，并发出声响信号。
报警显示按时间顺序排列，最新发生的报警优先显示在报警画面的顶部，每一个报警点可有6个不同的优先级，并用6种不同的颜色显示该点Tag加以区分。
报警可一次击键进行确认。在某一站上对某一点发生的报警进行确认后，则所有其它站上该点发出的报警也同时被确认。某一点发出的报警确认后，该报警点显示的背景颜色有变化并消去音响信号。
采用闪光、颜色变化等手段，区分出未经确认的报警和已经确认的报警。
当某一未经确认的报警变量恢复至正常时，在报警清单中清除该报警变量，由仍处于报警状态的其它报警点自行添补其位置空缺。
所有出现的报警恢复，均由报警打印机打印出来。
若某一已经确认的报警再一次发出报警时，作为最新报警再一次显示在报警画面的顶部，这一报警点的标签号颜色的改变能表示出该报警点重复报警的次数。
所有带报警限值的模拟量输入信号和计算变量，均分别设置“报警死区”，以减少参数在接近报警值时产生的频繁报警。
在设备停运及设备启动时，有模拟量和数字量信号的“报警闭锁”功能，以减少不必要的报警。在操作员站上能实施这一功能。启动结束后，“报警闭锁”功能自动解除。“报警闭锁”不影响对该变量的扫描采集。
对所有输入信号和计算变量均提供可变的报警限值。这些报警限值可以是过程参数（如负荷、流量、温度）的一个函数。
报警信息中表明与该报警相对应的显示画面的检索名称。
在操作员站，通过一次击键能调用多页的报警一览。报警一览的信息以表格形式显示，并包括如下内容：点的标志号、点的描述、带工程单位的当前值、带工程单位的报警限值、报警状态（高或低）及报警发生的时间。每一页报警一览有20个报警点，报警一览至少有1000个报警点（包括系统诊断报警点）。
2.2.4 其它显示
2.2.4.1操作指导画面显示
在不同的启停工况下，设备状态、启动许可条件检查及步序指令在CRT屏幕上显示，以指导运行人员操作。在系统事故或设备故障时，自动显示必要的操作步骤以指导运行人员缓和不正常工况，这些运行人员操作指导是完善明确的、便于操作，并且是为提高电厂可利用率而设计的。
2.2.4.2系统状态显示
系统状态显示表示出与数据高速公路相连接的各个站（或称DPU）的状态。各个站内所有I/O模件的运行状态均包括在系统状态显示中，任何一个站或模件发生故障，相应的状态显示画面改变颜色和亮度以引起运行人员的注意。
2.3 记录
所有记录使用可编辑的标题，而不是预先打印的形式。卖方可按用户指定的格式，确定所有记录的标题。
记录功能可由程序指令或运行人员指令控制，数据库中所具有的所有过程点均可以记录。
2.3.1 定期记录
定期记录包括交换班记录、日报和月报。对交接班记录和日报，系统在每一小时的时间间隔内，提供300个预选变量的记录，并保存7天。而对月报，则在每一天的时间间隔内，提供300个预选的记录。在每一个交接班后，或每一天结束时，或每一个月结束时，自动进行记录打印。
2.3.2运行人员操作记录
系统记录运行人员在集控室进行的所有操作项目及每次操作的精确时间。通过对运行人员操作行为的准确记录，可便于分析运行人员的操作意图，分析机组事故的原因。
2.3.3事件顺序记录（SOE）
系统提供64点高速顺序记录装置，其时间分辩率不大于1毫秒。
所有SOE记录按动作时间的顺序排列，并按小时、分、秒和毫秒打印出来。
事件顺序记录完成后，自动打印出来，并自动将数据存储在存储器中，以便以后接操作员的指令打印出来。
2.3.4 跳闸记录
提供跳闸后的分析记录。一旦检测到机组某一主设备跳闸，程序立即打印出表征机组主设备的 128个变量的完整记录，记录按跳闸前10分钟和跳闸后5分钟进行记录，跳闸记录分为一般和快速记录两种，快速记录周期为1秒，记录运行参数20个、一般跳闸记录周期可按3～5秒。跳闸记录自动打印或按运行人员指令打印。
2.3.5 操作员记录
操作员记录可按要求进行。可预先选择记录打印的时间间隔或立即由打印机打印出来。操作员记录可由20个组构成，每组16个参数。所有具有地址的点均可设置到操作员记录中。
2.3.6 设备运行记录
在每天结束时，打印出泵、风机等主设备的累计运行小时数。
2.4 历史数据的存储和检索（ HSR）
设置HSR的目的是为了保存长期的详细的运行资料。提供的HSR系统为CD—RW光盘刻录机，每张光盘容量为650M，能保证600个输入点，采样速率为1秒，存储30天运行产生的历史数据，以随时记录重要的状态改变和参数改变。HSR的检
索可按指令进行打印或在CRT上显示出来。
2.5 性能计算
2.5.1 在工程师站上在线运行性能计算，用以计算发电机组及其辅机的各种效率及性能参数，这些计算值及各种中间计算值均可在CRT上显示和打印，大部分的计算采用输入数据的算术平均值。性能计算包含下列内容：
a. 由锅炉热效率、汽轮发电机循环综合热耗率及厂用电消耗计算得出的机组净热耗率。
b. 用输入——输出方法，计算汽轮发电机整个循环性能，所获得的数据与主蒸汽温度、压力及排汽压力等偏差进行校正。
c. 用焓降的方法计算汽轮机效率，同时分别计算高压缸、中压缸和低压缸的效率。
d. 用输入——输出和热量损失的办法，计算锅炉效率。并分别列出可控热量损失和非可控热量损失。
e. 用端差及逼近法，计算给水加热器效率。
f. 用“热交换协会标准(HEIS)”提供的凝汽器清洁系数，计算凝汽器效率。
g. 用能量平衡原理，计算空气预热器效率。
h. 锅炉给水泵效率。
i. 过热器和再热器效率。
j. 用蒸汽温度、进汽压力、凝汽器压力、给水温度、过剩空气等的偏差，计算热效率与额定热效率的偏差，以及热力系统运行方式的改变（如高加、低加的投、停）对机组热效率引起的偏差，并计算偏差所引起的费用。
以上这些性能计算在25%以上负荷时进行，每3分钟计算一次，计算精度小于0.1%。
2.5.2 所有的计算均有数据的质量检查，若计算所用的任何一点输入数据发现问题，告知运行人员并中断计算。此时可由运行人员手动设置或采用预先存储的某一常数来替代这一故障数据，继续进行计算。如采用替代数据时，打印出的计算结果上有注明。
2.5.3 性能计算能判别机组运行状况是否稳定的功能，使性能计算对运行有指导意义。在变负荷运行期间，性能计算根据稳定工况的计算值，标上不稳定运行状态。
2.5.4 提供性能计算的期望值与实际计算相比较，比较得出的偏差以百分数显示在CRT上。运行人员可对显示结果进行分析，以使机组每天都能运行在最佳状态。
2.5.5 除在线自动进行性能计算外，还提供一种交互式的性能计算手段，以确定测量误差对性能计算结果的影响。同时，还具有对不正确的测量结果进行定量分析和指明改进测量仪表的功能，从而大大提高性能计算的精确度。
2.5.6 上述性能计算向买方将提交文字说明和计算实例，以表达性能计算的精确度和可靠性。
2.5.7 所提供的性能计算软件包已在各个时期的MAX1000和SUPMAX系统上运行多年，有二十多套机组的运行实例；可以根据买方提供的方法及标准完成性能计算。
3. 模拟量控制系统（MCS）
模拟量控制主要是指热力过程参数的自动调节，根据过程要求保持这些参数为规定值。
3.1 控制范围
闭环控制回路主要包括（但不限于此）：
3.1.1锅炉部分
汽包水位调节
主蒸汽母管压力调节
锅炉主蒸汽母管温度调节
一级喷水调节
二级喷水调节
二次风调节
一次风调节
炉膛压力调节
燃料调节回路
床温调节
床压调节
3.1.2 公用系统部分
除氧器压力调节
除氧器水位调节
3.2 基本要求
3.2.1控制系统包括由微处理器构成的各个子系统，这些子系统实现下文规定的对机组及辅助系统的调节控制。
3.2.2协调两台锅炉的负荷分配，使主蒸汽母管压力维持在允许的范围内，确保汽机快速和稳定地满足负荷的变化，并保持稳定和经济运行。
3.2.3控制系统满足机组安全启、停及定压运行的要求。
3.2.4控制系统划分为若干子系统，子系统设计遵守“独立完整”的原则，以保持通讯数据高速公路上信息交换量最少。
3.2.5冗余组态的控制系统，在控制系统局部故障时，不引起机组的危急状态，并将这一影响降到最小。
3.2.6控制的基本原则是直接并快速地响应代表负荷或能量指令的前馈信号，并通过闭环反馈控制和其它先进控制策略，对该信号进行静态精度和动态补偿的调整。
3.2.7控制系统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。
3.2.8在自动控制范围（锅炉的稳燃负荷范围）内，控制系统能处于自动方式而不需人工干预。
3.2.9控制系统能调节控制装置以达到以下规定的性能保证指标，控制设备实现性能要求的能力，不受到控制系统的限制。
3.2.10如系统某一部分必须具备的条件不满足时，联锁逻辑阻止给该部分投“自动”方式，同时，在条件不具备或系统故障时，系统受影响部分不再继续自动运行。
3.2.11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的，均平滑进行，不引起过程变量的扰动，并且不需要运行人员的修正。
3.2.12对某些重要的关键参数，采用三重冗余变送器测量。对三重冗余的测量值，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，若与中值信号的偏差超过预先整定的范围时，进行报警。如其余二个信号与中值信号的偏差均超限报警时，则控制系统受影响部分切换至手动。
3.2.13工程师可在工程师站的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信号供自动用。
3.2.14对某些仅次于关键参数的重要参数，采用双重冗余变送器测量，若这二个信号的偏差超出一定的范围，则有报警，并将受影响的控制系统切换至手动。工程师可在工程师站的键盘上任选二个变送器中的一个信号用于投自动控制。
3.2.15在使用不冗余变送器测量信号时，如信号丧失或信号越限，均有报警，同时系统受影响部分切换至手动。
3.2.16控制系统的输出信号为4～20mA连续信号，并有上下限定，以保证控制系统故障时机组设备安全。
3.2.17控制系统所需的所有校正作用，不会因为使驱动装置达到其工作范围的控制信号需进行调整而有所延滞。
3.2.18控制系统的手操是指CRT键盘的软手操，系统的“自动”和“手动”之间的切换，是双向无扰的。
3.2.19控制系统监视设定值与被控变量之间的偏差，当偏差超过预定范围时，系统将其切换至手动并报警。
3.2.20手动切换一个或一个以上的驱动装置投入自动时，不产生过程扰动，而保持合适的关系，使处于自动状态的驱动装置等量并反向作用。
3.2.21对多控制驱动装置的运行提供偏置调整，偏置能随意调整，新建立的关系不产生过程扰动。
3.2.22在自动状态，设置一个控制驱动装置为自动或遥控，不需进行手动平衡或对其偏置进行调整，并且，不论此时偏置设置的位置或过程偏差的幅度如何，不引起任何控制驱动装置的比例阶跃。
3.2.23 控制系统的响应速度不限制机械过程的响应。
3.2.24 本公司将在下面的3.3节中采用SUPMAX800在控制上完成上述模拟量控制（MCS）。
3.3 模拟量控制系统的控制方案介绍
3.3.1 具体功能
模拟量控制系统(MCS)的基本控制策略采用DEB/400直接能量平衡策略。DEB/400是美国MCS公司的专利技术，它是专为电站单元机组协调控制而设计的一种先进的控制方案。
直接能量平衡原理，是将锅炉和汽机作为一个整体来控制的，它以锅炉跟随为基础。将汽机的能量需求作为锅炉指令，在锅炉燃料调节器入口直接同代表锅炉输入的热量信号比较，使机炉之间的能量供求关系得到快速平衡。故系统的负荷响应速度快。
由于DEB引入热量信号作为锅炉燃料控制的反馈，因热量信号反映的是锅炉总燃料所释放出的热量，所以燃料品种的变化对控制没有影响，故系统对燃料品种的适应性强。
DEB利用汽机和锅炉固有的物理特性，实现了机、炉并列系统交叉作用的解耦，系统运行稳定，结构简单，调试整定容易，维护方便，协调控制的投入率高。
3.3.1.1 锅炉——汽机协调控制
锅炉、汽机协调控制系统（CCS）的任务是协调锅炉和汽轮机两个不同的工艺系统共同来满足电力负荷需求。采用DEB/400的协调控制系统在设计上将锅炉和汽轮机作为一个整体来考虑，使机组在届时能力下，能最大限度地满足电网要求的发电数量（功率）和质量（频率）。快速、准确和稳定地响应自动发电控制（AGC）或电厂运行员的负荷指令，实施有效的生产。
锅炉——汽机协调控制系统由三部分组成，即机组主控（机组负荷指令）、汽机主控和锅炉主控。这三个部分根据电网要求和机组实际状况，以高度适应的方式，向汽机和锅炉发出指令来协调机组的运行，确保发电机组安全、稳定、经济地运行。
3.3.1.1.1 CCS设计有滑压运行方式，以满足下列三种升负荷要求。
a. 阀门开度固定/滑压运行
汽机阀门保持在某一固定位置， 蒸汽压力随负荷的增加而上升，至85%负荷时，压力达到额定值，此时系统进入定压运行方式，再增负荷需要开大汽机阀门。
b. 阀门开度固定，并有±10%的调节
在压力上升，负荷升到85%的过程中，为使机组响应负荷波动并改善频率的稳定性，允许汽机阀门在±10%范围内调节。
c. 程序处理
在低负荷工况时(不超过25%负荷)，调节汽机阀门以满足负荷要求，此时汽压保持在较低的定值上，一旦负荷需求增加，即进入滑压运行方式。压力增高，负荷增加，汽机阀门除了±10%调节量以响应负荷波动并改善频率稳定性外，基本保持固定。当负荷达到85%时，机组运行切换至定压运行方式。系统设计提供了运行人员选择所需运行方式的手段。
3.3.1.1.2 CCS协调主控设计有下列四种方式，具体功能如下：
a. 协调控制方式（DEB方式）
锅炉主控制器与汽机主控制器均自动。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。这是协调控制的最高方式。
b. 锅炉跟随方式
锅炉主控制器自动，汽机主控制器手动。汽机响应运行人员手动功率指令的变化；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。
c. 汽机跟随方式
(1). 锅炉主控制器手动，汽机主控制器自动。锅炉响应运行人员手动功率指令的变化；汽机调汽压，快速响应由锅炉引起的汽压变化，使机组功率和锅炉出力相匹配。
(2). 在DEB方式下，当锅炉侧发生迫升/迫降时，系统自动地将协调方式从DEB方式转为汽机跟随方式，此时汽机侧响应由锅炉引起的汽压变化，将机组出力自动调整到适合锅炉实际能力的水平。当锅炉侧发生迫升/迫降结束，系统自动恢复到DEB方式，故汽机跟随方式又是DEB的暂态方式。
d. 手动方式
锅炉主控制器与汽机主控制器均手动。锅炉和汽机分别响应运行人员手动指令的变化。
在操作员站设计有机组主控操作面板，运行人员在CRT所显示的机组主控操作面板上可完成选择所需的运行方式，并获取机-炉协调运行的所有信息。当系统不能实现运行人员所选择的运行方式时，机组主控操作面板上会显示所欠缺的条件，并以警示色提请运行人员注意。
选择自动控制方式的任一种，均要求汽机调速器，燃烧、给水子系统处于自动运行状态，任何有关的子系统若不能投自动控制时，协调控制将转换到最大程度的自动方式，并与可投自动的子系统相适应。
3.3.1.2 机组负荷指令
机组负荷指令处理回路负责实时地向机炉下达功率指令，最大限度地满足电网对机组的负荷要求；当机组运行异常时，及时地对机组目标指令实施限制，避免异常工况进一步扩大，在保证安全的前提下以机组届时能力继续承担发电负荷。
机组指令处理回路的具体任务是：
(1). 根据机组运行的状态及电网负荷控制的要求，选择适合机组当时条件的负荷控制指令方式。
(2). 对目标指令进行处理，使之与机/炉的动态特性及负荷变化能力相适应，生成实际功率指令。
运行人员能通过CRT键盘或球标，在机组主控操作面板画面上实现下列功能：
a. AGC方式的选择与指示
b. 机组负荷指令的手动调整
c. 负荷高、低限值的调整
d. 负荷变化率的设定
e. 负荷变化方向的指示(增或减)
f. 负荷高、低限值的指示
g. 主汽压力偏差指示
h. 主汽压力设定值的设定和指示
i. 负荷指令与总发电功率的指示
j. 协调运行方式的选择和指示
k. 滑压和定压运行方式的选择指示
l. 负荷闭锁增（INCREASE BLOCK）/ 闭锁减（DECREASE BLOCK）、
负荷迫升（RUN UP）/ 迫降（RUN DOWN）、
快速减负荷(RUN BACK)的状态指示
m. 与协调控制有关的子系统和辅机的运行状态指示
3.3.1.2.1 协调控制系统平稳地实现下列功能：
a. 频率协调：汽机转速控制用于维持系统频率的稳定。机组负荷指令则自动跟踪实际测得的发电机负荷，以避免产生扰动。
b. 方向闭锁：由固有的设备能力决定机组初始的负荷变化最高幅度（即负荷上限）和最大允许变化率，这是机组的正常能力范围。当连续运行的机组某些设备或系统发生异常，出力或稳定出了问题，机组就不可能达到初始的负荷变化幅度，此时设备及过程限制逻辑计算出机组的实时负荷能力，通过指令闭锁逻辑回路对目标指令进行实时的方向闭锁，将指令限制在机组能力允许的范围内，同时根据不同情况修正指令的变化率限制值。
c. 迫升/迫降：当锅炉控制子回路出现问题，子回路调整跟不上机组负荷变化时，为避免异常工况扩大，将迫使锅炉指令强制增或减至和当时锅炉控制能力相适应的水平。此时机组指令处理回路将使指令跟踪实发功率，使得强制增/减负荷过程结束后不发生指令扰动。
d. 快速减负荷： 当锅炉给水泵、送风机、引风机等重要辅机故障跳闸时，系统RUMBACK功能自动启动。每种原因的RUNBACK可设置单独的最大允许负荷或减负荷速率，以适应各种设备的动态特性，运行人员能通过CRT得到RUNBACK工况时的相关信息。当发生RUNBACK时，控制系统自动地将协调方式转换到汽机跟随方式运行，并保持此运行方式，直到运行人员选定新的运行方式。
3.3.1.2.2 机组指令回路设计有与AGC的接口，以便AGC系统遥控机组负荷。
机组指令回路与AGC交换的信号包含：
a. 模拟量输入：
·目标负荷给定
b. 模拟量输出：
·机组最大负荷
·机组最小负荷
·负荷持续变化率
c. 开关量输入：
·AGC插入请求
d. 开关量输出：
·机组在协调方式下
·已插入AGC方式
3.3.2模拟量控制系统针对品质指标的控制方案
由 SUPMAX800组成的75T/H循环流化床机组的自动控制系统可以覆盖工厂所有的控制功能。包括模拟量控制系统（MCS）、炉膛安全监视系统（FSSS）、数据采集系统（DAS）、顺序控制系统（SCS）及汽机紧急跳闸系统（ETS）。
下面介绍模拟量控制系统（MCS）。
由SUPMAX800组成的75T/H循环流化床机组的MCS系统通常包含以下子系统：
燃料调节
一次风调节
二次风调节
汽包水位调节
一级喷水调节
二级喷水调节
床温调节
除氧器压力调节
除氧器水位调节
炉膛压力调节
料层厚度（床压）调节
主蒸汽压力调节
锅炉主蒸汽母管调节
3.3.2.1燃料调节
在由DEB－400为基础构成的燃料控制系统中，不同与其它控制策略之处在于：根据热负荷计算出来的锅炉指令在燃料调节器的入口直接同锅炉的热量指令信号比较，使热负荷与锅炉之间的能量供求关系得到快速平衡。热量信号反应锅炉内总燃料所释放团热量，放在校系统中无需精确计量燃料量，换句话说该系统对燃料的适应性很强。
本设计的燃料控制系统，同时考虑了煤和油的控制。在锅炉的冷态启动过程中，先烧油按一定的等变率对炉膛进行升温暖炉，锅炉点火必须缓慢进行，并把炉膛温度提高到可以燃烧主燃料的程度，这时就可以准备投运第一台给煤机了，破碎地煤粒进入炉膛焚烧，床温继续升高，如果煤量合适，床温超过某限定值，就可以停止投油。在锅炉启动的初始阶段必须加强对床温和烟气含氧量的监视。
由于系统中的给煤机不只一台，控制过程中就要考虑负荷分配的问题。为此SUPMAX800专门设计了名为PARTICIPAT10N的模块，用于实现多路输出控制。应用该算法可以方便地实现多台给煤机的负荷分配，以及手/自动和故障状态下的负荷再分配和跟踪。
在循环流化床锅炉中，床料高度基本同料层差压成正比.床压控制系统的任务就是维持床料高度在适当值，使料层差伍稳定。床料高度太薄，会发生吹穿，运行不稳定，太原则增大风机电耗，分层严重。床层料位过高或过低都会影响流化质量，引起结焦。将床层压降的上限作为开排渣门开始排渣，床层压降的下限作为关排渣门停止排渣的依据。
3.3.2.2总风量控制（一次风、二次风控制）
本系统主要以产生正确的一二次风量为目的，根据实际进火锅炉的总煤量对应的总风量与锅炉负荷要求的总风量取大值，以保证升负荷时，先增风量，后增燃料；降负荷时防止燃料富余，并结合烟气含氧量的校正，和锅炉设定的最小总风量取大值作为总风量的设定值，通过与实际总风量的偏差，经运算调节后，产生锅炉总风量信号，以此作为锅炉一次风量的控制指令。
送风系统包括一次风、二次风
●一次风量控制
一次风量必须保证炉膛内物料能够流化，是用来流化床料，并为燃料的燃烧提供初始燃烧空气；本系统就是以提供适当的床下一次风量为目的，根据总风量对一次风量的要求和床温信号的修整，与最小一次风量设定值取大值，作为一次风量的给定，实际进炉膛的一次风量，通过给定值与测量值的偏差，经运算调节后，控制相应调节门的动作。
●二次风量控制
二次风量主要协助完成燃烧，并促成局部低温区以降抵NO2的生成量，达到最佳燃烧。
本系统就是以提供适当的二次风量为目的，根据总风量对二次风量的要求，和主蒸汽流量、烟气含氧量的校正，分别对每一层的二次风量进行控制。同时，根据床温的超限与否，调整上下二次风量的比例；二次风量的给定值是根据燃料所需的二次风配比得到。另外为保证锅炉经济燃烧，氧量调节器的输出亦参与二次风给定值的调整.
在锅炉启动期间，风机启动顺序依次为引风机、二次风机、一次风机，其中风量由一、二次风机根据一定的分配比例提供.
3.3.2.3汽包水位控制
本系统主要为维持汽包水位在正常值，当系统各参数正常工况稳定时，系统采用给水流量、蒸汽流量、汽包水位三冲量对主给水调速泵进行相应调节；当其中某个参数坏或工况不稳定时，系统将自动切换到单冲量调节系统对主给水旁路调速泵进行调节，以满足汽包水位的要求，三冲量与单冲量调节间的自动切换经过分配算法功能实现。通过调节主给水调速泵，给水采用串级三冲量控制。经压力补偿的三路汽包水位信号三取二作为给水调节的主控信号。主调节器接受水位信号，采用比例积分规律，主要通过副调节器对水位进行校正，使水位保持在给定值。副调节器除接受水位信号外还接受蒸汽流量信号和给水流量反馈信号，组成一个三冲量的串级控制系统；通过内回路进行蒸汽流量和给水流量的比值调节，保持汽水平衡。主、副调节器各司其职，参数易于整定。
3.3.2.4主蒸汽温度控制（一级、二级喷水控制）
由于过热器管道较长；为取得良好的控制品质，通常过热汽温采取分段控制.本方案假想过热器的布置为三段布置，第一和第二段后分别布置有喷水减温器.另外由于过热器受热面传热形式和结构的不同，控制方案亦有差别。本方案介绍按温差控制的分段控制系统。
按温差分段控制的目的在于分别控制各段汽温。以维持主汽温为给定值且整个过热器喷水均匀。
为了克服烟气扰动下的过热器喷水调节过程的滞后和惯性，设计中采用了代表负荷扰动的蒸汽流量和风量变化的前馈信号；同时两个串级调节回路的副调节器一旦负荷发生变化。则提前调节减温水流量，消除扰动，提高了控制品质。
3.3.2.5床温控制
床温是循环流化床较难控制的参数之一。这是因为燃料量的变化不但影响负荷，同时也影响床温，两个物理量之间存在强耦合。为了保证循环流化床锅炉的稳定燃烧并有利于石灰石与燃料中的硫发生反应，达到最佳脱硫效果，床温最好控制在850度至900摄氏度之间。
为达到以上目的，本方案采取串级校正调节方式。经负荷修正的床温信号进人床温调节器与床给定值比较其输出经不同的函数转换后分别发送给燃料、一次风、二次风调节器对他们的给定值进行修正，这样通过燃料、一次风、二次风调节器的调节作用可基本满足床温控制的要求。床温调节器输出信号转换函数考虑调节床温时对负荷的影响最小。
3.3.2.6除氧器水位和压力控制
除氧器控制系统由水位控制和压力控制两个回路组成。
除氧器水位控制回路，在启动和低负荷时采用单冲量调节，正常负荷时采用三冲量调节，通过调节除氧器水位调节阀和凝结水再循环阀来维持水位，保持凝结水流量和给水流量的平衡。当水位高报警时，系统保护逻辑控制凝结水再循环阀开，直至水位恢复正常。
除氧器压力控制回路，在启动时调辅助蒸汽维持除氧器压力，当负荷上升至一定值后，除氧器压力随汽机四段抽汽滑压运行。
3.3.2.7炉膛压力控制
本控制系统的主要作用是通过控制引风机入口的风门挡板来控制引风量，保证锅炉炉膛出口的压力。
3.3.2.8料层厚度(差压)控制
循环流化床没有鼓泡床那样明显的流化料层界面，但仍有密相区和稀相区之分，料层厚度是指密相区内静止时料层厚度，一定的料层差压对应着一定的料层厚度。在运行中，料层厚度必须控制在一定的范围内，料层薄，对锅炉稳定运行不利，炉料的保有量少，放出炉渣可燃物含量也高；若料层太厚，增加了料层阻力，虽然锅炉运行容易控制，炉渣可燃物含量低，但增加了风机电耗。所以为了经济运行，料层差压控制在5000Pa，运行中料层差压超过此值，可以通过放渣来调整，放渣的原则是少放、勤放，最好能连续少量放，一次放渣量太多，将影响锅炉的稳定运行、出力和效率。表计指示料层差压只是一个参考数据，实际料层差压应为表示值减去同风量下的布风板阻力。本方案中床压信号作为床压调节器的测量值，同床压设定值比较后经间隙式PI调节器运算，其输出控制低灰的排放量。
3.3.2.9主蒸汽压力控制
采用DEB-400直接能量平衡策略。控制煤粉量来保证母管蒸汽压力恒定。燃料及风量之间设有交叉限制，以保证增负荷时先加风后加煤，减负荷时先减煤后减风。对于变频控制的给粉机进行高低速的限制。控制系统输出一前馈信号至送风控制系统，使送风量能及时跟上煤量的变化，以保持适当的风煤配比。
此控制系统通过改变锅炉燃烧平衡维持机前压力恒定，当汽机负荷改变时，风量和煤量的调节协调动作，以使锅炉快速响应这一负荷变化，同时也部分补偿了负荷变化时锅炉热量的改变。
4. 顺序控制系统（SCS）
4.1基本要求
4.1.1 SCS是DCS的一部分，控制范围包括在控制室内监视和控制机组所有的辅机、阀门和挡板及设备保护和联锁。
4.1.2 SCS用于启动/停止子功能组项。一个子功能组项被定义为电厂的某个设备组，如一台风机及其所有相关设备。
4.1.3 所设计的子组级程控进行自动顺序操作，目的是为了在机组启、停时减少操作人员的常规操作。在可能的情况下，各子组项的启、停能独立进行。
4.1.4 对于每一个子组项及相关设备，它们的状态、启动许可条件、操作顺序和运行方式，均在CRT上有相应的画面显示。SUPMAX800系统的对于每一个子组项都有相应的画面对应。这些画面显示子组项的工艺流程，目前子组项停留在哪一步及停留时间，子组项是在自动运行还是在手动运行，及相应的许可条件。
4.1.5 在手动顺序控制方式下，为操作人员提供操作指导，这些操作指导以图形方式显示在CRT上，即按照顺序进行，可显示下一步应被执行的程序步骤，并根据设备状态变化的反馈信号，在CRT上改变相应设备的颜色。
4.1.6 运行人员通过手动指令，可修改顺序或对执行的顺序跳步，但这种运行方式要确保满足安全要求。
4.1.7 在自动顺序执行期间，出现任何故障或运行人员中断信号，使正在运行的程序中断并回到安全状态，使程序中断的故障或运行人员指令在CRT上显示，并由打印机打印出来。
4.1.8 运行人员可以通过键盘或鼠标在CRT上操作每一个被控对象，每一个被控对象在SUPMAX800上对应一个设备级软件模块，设备级软件模块将自动判断手动操作的许可条件，杜绝运行人员的误动作。
4.1.9 SCS通过联锁、联跳和保护跳闸功能来保证被控对象的安全。
4.1.10 SCS系统中的执行级使用可独立于逻辑控制处理单元的二进制控制模件（BCM卡）。功能详述如下：
● 设备级专用卡件
现场设备，阀门，风机等一般都具有开反馈、关反馈、开输出、关输出等各种组合类型。每个设备都有一块卡件和软件模块，这种设备模块具有以下几种标准接口：
(1)命令接口：
主要完成应用逻辑和设备信息传递。应用逻辑产生的结果加在这些接口上，设备收到这些信息后，自动完成设备的开、关动作。指令优先级是人工指令比自动指令优先，而保护逻辑信号具有最高优先权。
命令接口包括：
开闭锁
开禁止
软手操开命令
顺控启动命令
顺序启动禁止
关闭锁
关禁止
软手操关命令
顺控停止命令
顺控停止禁止
自动命令
停止命令
(2) 参数接口：
主要完成现场执行机构和电器的工艺要求，使应用逻辑的结果能适应各种执行机构和电器要求。参数接口包括：
设备类型和种类
输出脉冲时间
动作行程时间
(3) 信息接口：
主要完成设备的信息收集，这些信息可以报警，也可供应用逻辑使用。信息接口包括：
设备动作超时报警
设备动作不对位报警
设备现行状态
设备模块的具体功能具体体现了设备级控制逻辑，使用者只要对应用逻辑部分精心设计，就能完成对设备的良好控制。
设备级专用模块
子组级专用模块迭加于设备级专用模块之上。子组级主要完成一组设备的顺序启停，是一步步执行的过程，每一步完成工艺上的特定要求。以送风机子组为例，所包含的设备为送风机马达、送风机出口挡板、送风机油站、送风机马达油站等，当操作员启动送风机子组时，送风机子组级逻辑将进入启动油站步，首先发命令给油站设备模块命令接口，要求启动油站，同时设定本步停留时间，然后开始测试油站设备模块的信息接口，判断油站是否运行，若在停留时间内，油站运行，则子组顺控逻辑进入关闭挡板步，反之，则停止顺控逻辑，报警并交操作员处理，油站接到子组逻辑的启动命令后，会自动地按设备保护要求执行命令，无需子组逻辑关心。子组逻辑可以自动执行，也可以手动执行，也可以跳步执行。
4.1.11 SCS控制逻辑由DCS的多功能控制器实现，并保证控制的响应速度。可根据控制要求分别定义回路时间，“回路时间”不大于500ms，对具有联锁保护要求快速响应的回路不大于50ms。
4.1.12控制系统组态不影响机械设备的冗余度，并不导致总利用率的减少。对有冗余的机械设备，其控制系统考虑由不同的控制器执行，一个控制器故障不导致所有冗余设备失效。
4.2 SCS基本形式和设计原则
4.2.1 驱动控制接口
在过程控制接口级提供所有驱动控制装置和执行器的控制接口。
驱动控制接口为指令发出设备和电厂动力开关设备之间的标准接口。驱动控制接口担负指令处理和驱动装置状态的监视功能。
驱动控制接口完成单一驱动装置控制的所有任务并且与过程无关。这任务与动力开关装置的型式相适应。卖方与动力开关装置的供货商协商。
输入到驱动控制接口的指令和设备保护逻辑信号由指令逻辑处理，其结果是执行信号，它被转换成与执行机构输入电路相适应的型式。驱动控制接口的监视功能是监视执行机构状态，对辅机马达，包括监视“不对位”故障。驱动控制接口的指令优先级是人工指令比自动指令优先，而保护逻辑信号（断开和保护指令信号）具有最高的优先权。
驱动控制接口可以用标准控制接口卡的形式或以标准控制算法（STARSTOP，OPENCLOS算法）的形式提供。
驱动控制接口满足下列要求：
a.接受从控制室来的人工指令输入；
b.接受从自动控制系统来的指令输入；
c.接受保护逻辑输入的保护指令信号，保护指令信号有比其它信号更高的优先权；
d.泵和风机的控制提供对驱动装置同时实施“ON”和“OFF”指令的闭锁；
e.驱动装置终端位置监视（马达的接通、断开，阀门和挡板的开、闭状态监视）。阀门和挡板的终端位置信号来自“开位置”和“关位置”的动合型终端开关接点。电动机的“接通”/“断开”反馈信号取自动力开关的动合型接点；
f.电驱动阀门开启过程和关闭过程（方向）监视；
g.泵和风机马达“不对位”故障状态监视：马达事故跳闸报警显示。
h.故障监视：当控制指令发出，但未被执行，经延时发出报警信号并显示；
i.状态监视能在CRT上显示状态信息；
j.送至动力开关电气回路的控制指令要DCS内转换为能与该回路接口的形式。
4.2.2 元件控制
元件控制是一对一的操作，即一个起 / 停操作对应于一个驱动装置。
4.2.3 子组控制
子组控制或叫设备控制是一种以一个设备为主包括其辅助设备和关联设备在内作为一个整体来控制，例如一个风机及其油泵，进出口挡板等，一个操作指令发出后，
按实际运行条件依次自动地操作辅助设备和主设备。于组控制迭加于驱动控制接口之上。
子组控制的逻辑设计满足下列要求：
a、 控制室人工地“起动”和“停机”程序。程序也能由上级功能组控制所启动。子组控制的程序启动后，子组所有驱动装置自动和相继起动和停止，以满足过程需要。
b、 子组控制的每一现行均在CRT上显示。
c、 控制所需信号的状态（断开或顺序步逻辑）在CRT上显示。
d、 在子组控制程序中的每一步的许可条件通过从设备来的反馈检查信号确认，每一步都监视预定的运行时间。
e、 提供从控制室绕过过程条件核对的人工指令使程序向前一步（跳步）。
4.2.4 局部子组自动控制
局部子组自动控制是使用局部自动控制，例如在故障条件下各用设备自起动。风机子组中备用油泵自起动控制是局部子组自动控制的例子。当功能组或子组控制切除，尚须运行的局部于组自动控制的功能能自动地实现。
局部子组自动控制可以借助人工或通过上级功能组控制切换到手动或自动模式。
4.2.5自动备用设备控制
这种控制是局部子组自动控制对两个或多个并列运行的设备实施。每一个设备可作为别的设备的备用，但是也能够并列运行。
自动各用设备控制按下列原则设计：
a、 动备用设备控制被设计为维持现行的运行方式，因此，一个在运行的设备故障时一个备用设备自动地起动起来。或当运行的设备不能维持要求的工况时（如油压低于限值），自动启动各用设备并列运行。
b、 自动各用设备控制可通过人工或功能组控制指令选择备用设备处于“备用”现或退出各用。
c、 备用设备自动起动时有信号显示。
4.2.6功能组控制
功能组控制是一种以一个工艺流程为主的包括有关设备在内的自动顺序控制。功能组控制包括较多的“元件”或子组。
功能组控制的特点和实施原则是把在工艺流程上有相互联系并具有连续不断的顺序性控制特征的设备集作为一个整体来控制。要在工艺过程需要的基础上编制电厂过程区域和所包含的功能组设备。
功能组控制设计遵循下列原则：
a、 能组控制系统包括“启动”和“停止”属于这组的有关设备所需的自动程序。
b、 功能组控制程序可以在主控制室由人工指令启动。
c、 “步对步”式程序这样编制：如果执行步内的任何指令遭到拒绝不致引起事故，使操作员有富余的时间采取必要的措施。
d、 当在自动控制过程中出现可能导致事故状态的限制因素时，系统自动返回到出现限制因素前的状态或稳定的安全状态。在步进式控制中，基本的保护措施是在排除限制因素前暂时停止程序。
e、 功能组控制根据工艺系统特点和需要设置“断点”。在程序序列的断点处，可由人工决定程序是否执行，也可选择自动继续执行下面的程序步。断点设在能稳定运行的断点上。
f、 程序启动后，程序的第一步和以后的每一步，都自动检查执行这一步所需的所有输入条件（一次判据），如果条件不具备，向操作员发出有关信号。
g、 功能组控制保证动作具有最大的独立性，在某组范围的故障不影响另外组的工作。
h、 功能组在自动工况时，可由操作员决定执行程序的全部或一部分：在任意一步上中断程序，略去某些操作步。
i、 在故障排除后功能组恢复自动工况时可以重复启动程序，同时检查执行步的条件并越过故障发出前的各步。
j、 功能组具有下列工况：
信息工况
半自动 “步进”工况
自动工况
信息工况使用于由操作员用直接单个操作电气驱动装置的方法执行程序的情况中。
半自动或步进工况是按操作员选定的步执行程序，当输入信号源故障或异常，以及需要越过某些步时，操作员可以用“步进”工况执行程序。
自动工况是在无操作员干预的情况下完成功能组的自动控制程序。
k、功能组的启动/停止，“工况”选择均能在DCS操作员站的 CRT/KB上进行。
l、在CRT上显示功能组控制的有关信息，包括执行步次，执行情况和判据的情况。
4.3 设备及系统保护和闭锁
4.3.1设备保护和闭锁的设计
设备保护和闭锁是为了预防故障事故的发生和发展。设备保护和闭锁包含在辅机的控制系统中，即开/关的控制逻辑中包括保护（工艺过程保护）和闭锁（如操作条件的“许可” ）关联系统的保护如锅炉和汽机保护则需提供专用的保护系统。
辅机设备保护和闭锁的设计按下列原则进行：
4.3.1.1闭锁的主要作用是防止和减少控制作用产生不安全工况，即防止不安全的程序或操作被执行。
在驱动控制接口级，在子组控制级和功能组控制级均根据运行要求设置闭锁（例如作为“许可”条件引入工艺闭锁）。
4.3.1.2安全保护是当危及人身安全或设备安全的异常情况出现时自动切除设备或自动投入设备。工艺保护在驱动控制接口级引入，直接作用于跳闸驱动装置或自动起动设备。保护信号具有最高的优先权。
4.3.1.3保护跳闸指令对控制对象的作用是“硬性”的，也就是说指令一直保持到设备完全停止和断开，或者得到人工应答为止。
4.3.1.4保护与闭锁不能从控制室人工切除，而是经常有效的。所有保护功能的执行不取决于其他的控制系统。
4.3.1.5如果一个模拟量变送器已为监视仪表、开环或闭环所用，则这个变送器不再作为保护信号的发生器，此时，对每一个保护信号需要使用一个二进制变送器（如过程驱动开关）。如果变送器是冗余的（双重或三重）并使用比较器监视测量值或采用“中值计算”，保护信号可以经极限值监视器从模拟量信号取出。
4.3.1.6从报警逻辑来的“断开”和“接通”保护指令可用于报警信号设备，DCS或其他系统，但在此情况下提供去耦以保证回路不受干扰。
4.3.1.7一个驱动装置的保护和闭锁逻辑由独立的保险保护，冗余的驱动装置的保护逻辑出口不能共用一个保险来保护。
4.3.1.8用于保护的接点（过程驱动开关或其他开关接点）是“动合”型的，以免信号源先电或回路断线时发生误动作（对采用“断电跳闸”的重要保护除外）。
4.3.1.9 马达的电气保护（过电流、接地、低电压等）信号直接作用于电气驱动装置（断路器）跳闸，不经DCS。但是电气保护动作会自动送一信号到DCS，告知电气保护动作。
4.3.1.10 辅机的工艺保护逻辑由DCS处理，一般不再设置硬接线后备保护。
4.3.1.11 重要的保护信号采用“3取 2”或“2取 1”信号处理逻辑。
4.3.1.12 如果可能，DCS对用于保护的接点输入回路有断路诊断功能。
4.4 SCS的操作与监视
4.4.1一般要求
控制功能能从DCS操作员站的CRT和键盘进行监视和操作。
对每一个单独的设备，都可以通过CRT/KB进行单独操作。CRT能显示SCS控制所必须的信息。
4.4.2硬接线后备操作
下列情况考虑硬接线后备操作：
a. 重要设备（锅炉、汽机）设置直接跳闸按钮。
b. 安全保护要求投入工作的设备，设后备操作（起/停或开/闭）。
c. 为维持现实运行工况而必须投入工作的设备。
4.4.3 具体功能
下列工艺系统的辅机、阀门、和挡板均由DCS监控：
·汽水系统
·燃烧系统
·风系统
·烟气系统
·点火燃油系统
·汽机润滑油系统及盘车
·凝汽器真空
·循环水系统
·除氧器给水系统
·锅炉吹灰系统
·其它系统。
SCS至少包括但不限于下列子功能组：
·一次风机功能组
·二次风机功能组
·引风机功能组
·给煤机功能组
·主汽系统
·汽包水位系统
·床温及料位系统
·给水泵功能组
4.5 顺序控制系统实施方案
SCS系统用于启动/停止机组系统中的子组。一个子组被定义为由一些相关设备组成的完成某些功能的设备组合，这些设备之间有连锁控制关系，本控制系统可以通过自动／手动的方式完成一个子组的启动／停止控制和在事故状态下紧急处理。
运行人员可以改变子组的运行／控制方式。在手动方式下，运行人员可以操作子组中的所有设备。
自动运行方式下出现故障／人工中断指令，子组控制程序中断，停止在中断位置或恢复到安全状态。
本项目建议设置以下子组：
给水子组 送风机子组 二次风机子组
给煤机子组 引风机组
吹灰器子组 定期排污控制于组
针对循环流化床锅炉的特殊性，其烟风系统设备的操作和联锁保护描述如下：
1：建立“空气通路”
“空气通路”的建立就是使空气能够从送风机经炉膛、引风机到烟囱。
“空气通路”的建立包括以下条件：
·引风机入口动叶没有关闭；
·送风机入口动叶没有关闭：
·所有的二次风控制挡板没有关闭；
·冷渣器风控制挡板没有关闭；
2：引风机控制
·启动引风机
当“空气通路”已经建立并且没有引风机停止条件存在，则“引风机准备好”指示出现，可进行如下控制操作：
a）操作“开始”按钮；
b）入口动叶挡板将自动关闭（关闭命令来自MCS）；
c）一旦入口动叶挡板被证实己关闭，引风机的接触器吸会合；
d）如果在5秒内电机没有运行，则“启动失败”指示出现；
e）一旦电机被证实已运行，经一定时间的延时使风机转速上升后，风机入口动叶将由炉膛压力控制系统控制，并且‘引风机运行”指示灯亮。
·停止引风机
下面任一条件出现将跳闸引风机：
a）运行员操作“停止”按钮；
b）MFT引发或炉膛压力超低（加 5秒延时）；
c）汽包水位超低（加5秒延时）；
d）风机喘振；
e）电机过载。
注：·当送风机跳闸后，保持引风机运行，并使引风机入口动叶挡板关至最小。保护炉膛压力控制在自动位置。
·除非是操作员引发的停止，否则所有跳闸原因将按出现的先后顺序报警显示，“引风机跳闸”指示亮。
·当引风机跳闸后，入口动叶控制切换到手动保持在上一位置。等确已证实引风机停止后，引风机入口动叶将缓慢地全开以保持自然通风。
·当引风机跳闸后将引发MFT。
·当引风机失去后将跳闸所有的给煤机，冷渣器旋转阀和送风机。
3：送风机控制
·送风机准备好
当“空气通路”仍然建立并且以下条件满足，则“送风机准备好”指示出现：
a）引风机运行：
b）没有送风机“停止”条件存在；
·启动送风机
当“送风机准备好”指示灯亮，并且没有送风机停止条件存在，则按如下步骤执行启动送风机操作：
a）操作员按下“开始”按钮：
b）送风机入口动叶将自动关闭（关闭命令来自MCS）。如果在5秒内入口动叶没有关闭，则“启动失败”显示出现。
c）一旦入口动叶被证实已关闭则送风机接触器吸合；
d）5秒内电机没有被证实己运行，则“启动失败”指示出现。
e）一旦证实电机已运行，入口动叶则交由 MCS控制，“送风机运行”指示灯亮。
·停止送风机
任一下列条件将跳闸送风机：
※ 运行员操作“停止”按钮；
※ 引风机跳闸；
※ MFT引发或炉膛压力超高（延时5秒）；
※ 汽包水位超低；
※ 电机过载；
※ 风机喘振；
※ 布风板压力超高；
※ 旋风分离器料位超高。
·除非是操作员引发的停止，否则所有跳闸原因将按出现的顺序报警显示，同时“送风机跳闸”指示灯亮。
·送风机跳闸后，入口动叶控制切换至手动并保持上一位置，当确已证实送风机停止后、送风机入口动叶将缓慢全开以保持自然通风。
4：给煤机控制
·启动给煤机
当没有给煤机停止条件存在且允许启动给煤机，给煤机电机可按以下方法启动：
l）当给煤机在就地控制方式时，按下就地的‘启动”按钮；
2）当给煤机在远方控制方式时，按下远方“启动”技钮。
给煤机启动允许条件：
a）给煤机转速指令为零且在手动控制方式（来自 MCS）；
b）床温高于设定值（来自MCS）。
c）MFT已复位；
d）给煤机卸料阀打开。
当调认以上条件满足并且给煤机电机确已运行，则“给煤机运行”指示灯亮。
·停止给煤机
以下任一情况将停止给煤机：
A. 按下就地“停止”按钮；
B. 按下远方“停止”按钮；
C. MFT跳闸；
D. 皮带上没有煤；
E. 皮带下料管堵塞；
F. 给煤机进料管无煤；
H. 卸料阀没有打开。
此时“给煤机停止”指示灯亮
注：带 * 的就地控制设备由给煤机厂家提供。
5：冷渣器喷水系统
每一台冷渣器都有独自的床温测量。当其平均床温高于设定值时，且冷渣器喷水控制方式开关在自动，喷水控制阀将打开。
一旦冷渣器的平均床温低于设定值，则喷水阀将关闭。
6：定期排污
·自动排污程控按可变或固定顺序进行，接受联锁与人工中断信号；
·自动中断程序时有声光报警，同时关总排污门，回到原始状态，人为中断有闪光信号，除经人工“复归”后，程序从中断点继续；
·没有跳步功能，可切除某组或几组阀，也可切除／跳步单个阀，不影响程序继续进行；
·装置显示面板上没有排污模拟画面，能集中形象地指示出所有阀门的开、关状态及动作状态。
7：吹灰程序控制装置
·自动控制压缩空气阀的开关；
·每一吹灰器均具有自动程序控制、DCS操作和就地电动三种控制方式；
·自动吹灰程序根据工况按可变或固定顺序吹扫，接受联锁与人工中断信号中断程序；
·在程序自动运行的方式，能对吹灰器选点或成组控制，对于有故障或不需要运行而“切除”了的吹灰器，具有“跳步”功能，不影响自动程序运行；
·具有“中断”、“复位”功能，在有故障发生的情况下自动进入中断处理程序，对受 控对象实现联锁保护功能并发出报警信号，使吹灰过程暂停，待故障排除后，接受复归信号，自动程序从中断点继续；
·装置显示面板上设有吹灰模拟画面，能集中形象的显示吹灰系统的状态，动作情况及相关信息；
·控制系统具有如下联锁及报警显示：
吹灰器过载 吹灰器运行超时
吹灰器伸出失败 阀门过载
吹灰汽压高/低 PLC异常
5. 炉膛安全监视系统（ FSSS）
5.1 锅炉供货商负责提供FSSS现场控制箱、火焰检测器、就地元件等就地设备，
并对FSSS全部硬件设备及系统软件负总责。
5.2 DCS供货商可以根据锅炉供货商提出的对FSSS系统的功能要求，在DCS系统中完成FSSS系统的全部控制功能，使FSSS系统成为DCS系统的一部分。DCS供货商对自己提供的系统软件和硬件负责。
5.3 炉膛安全保护系统能适应锅炉的运行方式和各种工况以及不同的负荷需求。当运行工况不符合要求或有不稳定趋势时，依照规定的运行工序，保护动作跳闸，以避免锅炉不正常运行。
5.4 炉膛安全保护系统符合NFPA标准的有关要求。
5.5 炉膛安全保护系统包括完整的联锁、保护和自诊断功能。重要设备（如处理器模件）采用冗余设计。
5.6 在CRT上提供运行所需的各种图形显示信息，以便操作员使用顺序操作或当必要时采用手动控制。手动控制时给出操作指导，这些指导给出要执行的下一步及程序的进程。信息显示随状态变化在CRT上做出不同的彩色显示并配有曲线说明。联锁保护将最大限度地防止或减少由于设备或某部件的非正常工作而造成的危险因素。
5.7 系统提供SOE所需的事故顺序接点输入信号。
5.8 FSSS至少完成如下功能：
·炉膛吹扫
·炉膛压力监测
·油燃烧器火焰监视
·燃烧器管理
·燃料跳闸（MFT）
·其它联锁及监视项目
5.9 参与锅炉保护连锁的条件主要有：
1. 锅炉温度允许
2. 汽包水位不低
3. 汽包水位不高
4. 高压风头不低
5. 仪表风压力不低
6. 炉膛压力不低
7. 二次风机运行
8. 引风机运行
9. 一次风机运行
10. 无BMS故障
11. 风/燃比正常
12. 无“失去过热器保护”
13. 无“紧急跳闸”信号
14. 去布风机一次风量正常
15. 无DCS故障
16. 炉膛备好
以上条件中任何一个失去，就会产生主燃料跳闸（MFT）。锅炉发生主燃料跳闸后，要进行5分钟炉膛吹嫂，主要吹扫条件如下：
1. 锅炉主风量大于吹扫风量
2. 所有挡板打开
3. 无燃料给进
4. 床温小于760
当MFT发生时，有下列动作出现：
1. 停风道燃烧器
2. 停给煤机
3. 停石灰石给料机及旋转阀
4. 关一二两级喷水闭锁阀
5. 关主油跳闸阀
6. 停冷渣器入口脉动风
7. 风量置最小
8. 二次风喷嘴风量控制转手动
9. 促动风控制转手动
参与风道燃烧器的连锁条件主要有：
1. 油母管跳闸阀开
2. 油母管跳闸阀关
3. 油母管压力低
4. 油母管压力高
5. 点火允许
6. 油母管跳闸阀条件满足
7. 单支风道燃烧器点火允许
8. 单支风道燃烧器油压低
9. 单支风道燃烧器风量大于最小值
10. 单支风道燃烧器油压就位
11. 单支风道燃烧器油阀开
12. 单支风道燃烧器油阀关
13. 风道燃烧器在就地方式
14. 单支风道燃烧器点火器投入
15. 单支风道燃烧器有火
16. 单支风道燃烧器火焰丧失
17. 单支风道燃烧器油调节阀在最小
18. 单支风道燃烧器吹扫闭锁
19. 单支风道燃烧器在吹扫
20. 单支风道燃烧器备好
21. 单支风道燃烧器吹扫请求
22. 单支风道燃烧器在运行
23. 单支风道燃烧器拒绝关闭
24. 单支风道燃烧器拒绝打开
6. 汽机紧急跳闸系统（ETS）
ETS系统，是汽轮发电机组危急情况下的保护系统。他与TSI、DEH一起构成汽轮发电机组的监控保护系统。
6.1 ETS基本要求
ETS系统是当汽轮机出现危急状况时，自动跳闸停机，以保证机组和人员安全。
6.1.1连续监视汽机运行安全，一旦发生危急情况，及时跳机，确保汽机安全。
6.1.2 ETS系统采用独立的、冗余的分散处理器及测量元件。当其中一个DPU故障时进行报警，确保可靠性，达到故障分散。
6.1.3采用冗余技术保证ETS系统的
高可靠性，主保护回路硬软件配置双冗余，无扰切换，增加系统可靠性。
6.1.4所有控制逻辑的组态都在DCS中完成，而不采用任何外硬接线、专用开关或其它替代物实现逻辑组态，跳机条件及有关信息立即可在CRT上显示。
6.1.5 跳机接点视“动合型”的，避免了当信号源失电或回路断电时发生误动作（采用“断点跳闸”的重要保护除外。
6.1.6 对重要的信号采用三重冗余，并进行优选。任何个别元件故障或电源故障不影响整套装置的正常工作，控制回路的设置不会产生由于电源故障引起的误动作，跳闸原因未消除时，各保护项目不得手动或自动复位。
6.1.7 ETS具有抗干扰措施，直流控制回路设备线圈具有释能的功能。
6.1.8 ETS系统在CRT上以两种方式显示：一种以贴近实际逼真的实物形式，显示出电源监视（以指示灯形式表现）、主气门开启关闭（以指示灯形式表现）、各抽汽逆止门开启关闭（以指示灯形式表现）、复位开关、转换开关、各保护投切开关、手动按钮或开关（如开关抽汽逆止门，电磁铁动作信号）等的状态；另一种是以原理图的形式显示出各开关、外接入接点的状态（以继电器的形式反映）。
6.1.9 ETS系统自动的在事故记事栏内详细记录各个报警，并指示首发跳机信号，便于查找故障。
6.1.10 ETS的报警信号采用声光报警。
6.1.11 在ETS保护系统中，设总投切开关和各分项投切开关，使各分项保护根据实际情况进行投切。
6.2 ETS跳机条件
当发生下列情况之一时（但不限于这些条件），将发出跳机指令：
☆ 汽机轴承振动大
☆ 轴向位移大
☆ 差胀大
☆ 汽缸排汽压力高
☆ 推力瓦温度高
☆ 轴承油压低
☆ 润滑油压力低
☆ 凝汽器真空低
☆ 汽机超速
☆ 发变组保护动作
☆ 就地手动危急保安器
☆ 集控室手动紧急跳闸
上述参数都是开关量输入接点，来自于DAS、TSI、各保护测量二次表、就地触
点型变送器和硬手动开关等。当以上参数中任何一个超过规程限值时，DAS、TSI各保护测量二次表等设备闭合这些节点，时ETS系统关闭汽轮机进汽阀门，同时联动相应的其它设备（如逆止门、发电机等），以保护设备和人身安全。
