1000MW超超临界机组_mcs

2.模拟量控制系统(MCS) (1)

2. 1 机炉协调控制 (1)

2. 2 机组目标负荷、负荷上限和下限、目标负荷变化率的设定 (2)

2. 3 机组一次调频投入 (3)

2. 4 主汽压力设定 (3)

2. 5 主汽压力自动运行的投入 (4)

2. 6 锅炉跟踪方式下锅炉主控指令的形成 (4)

2. 7 协调控制方式下锅炉主控指令的形成 (4)

2. 8 锅炉主控 (5)

2. 9 汽机主控 (5)

2. 10 RUN BACK (6)

2. 11 煤主控 (6)

2. 12 给煤机煤量控制 (7)

2. 13 磨煤机入口一次风量控制 (8)

2. 14 磨煤机出口温度控制 (9)

2. 15 燃油压力调节阀 (9)

2. 16 锅炉给水及启动循环系统控制 (9)

2. 17 锅炉过热蒸汽一级减温控制 (11)

2. 18 锅炉过热蒸汽三级减温控制 (11)

2. 19 燃烧器喷嘴摆动控制 (12)

2. 20 锅炉再热器事故减温水（A、B侧）控制 (12)

2. 21 一次热风差压控制 (13)

2. 22 炉膛压力控制 (14)

2. 23 送风控制 (15)

2. 24 除氧器水位控制 (16)

2. 25 二次风箱挡板控制 (17)

2.模拟量控制系统(MCS)

系统说明

2. 1 机炉协调控制

本机组的机炉协调控制设计了四种运行方式，根据锅炉主控和汽机主控两个操作器的状态组合，分别形成以下四种运行方式

机炉协调方式（锅炉主控自动，汽机主控自动）；

汽机跟踪方式（锅炉主控手动，汽机主控自动）；

锅炉跟踪方式（锅炉主控自动，汽机主控手动）；

机炉手动方式（锅炉主控手动，汽机主控手动）。

按照设计，机组正常运行时应该运行在机炉协调方式。

本机组的协调控制系统采用以锅炉跟踪为基础的协调控制方式。

汽机调门以控制负荷为主，用锅炉燃烧率控制主汽压力，当主汽压力偏差过大时，汽机侧协助锅炉调压。

在机炉协调控制方式下，机组的目标负荷可以由运行人员手动设定，也可投入AGC方式，接受中调来的负荷指令。

本设计方案对锅炉侧采用水跟煤的控制方案，即用燃料量校正主汽压力的稳态偏差，燃料量改变时，根据一个函数发生器改变给水流量设定值，以粗调水煤比，用主给水流量校正中间点温度的稳态偏差。

2. 1. 1 AGC投入允许条件

机组在机炉协调控制方式，中调负荷指令(来自AGC) 与目标负荷设定值偏差小于60MW（可调整）时允许运行人员手动投入AGC功能。

2. 1. 2 AGC强制退出条件

机组控制不在协调方式、发电机调度端AGC退出命令、中调负荷信号故障或遥控装置不正常时AGC功能强制退出。

2. 1. 3 机组负荷指令信号

中调来的机组负荷指令或运行人员手动设定的目标负荷经速率限制和机组负荷上、下限限制后作为机组的负荷指令信号。

2. 2 机组目标负荷、负荷上限和下限、目标负荷变化率的设定

2. 2. 1 机组目标负荷设定

a、在协调控制方式没有投入时，机组目标负荷设定值跟踪发电机实际

功率。

b、AGC没有投入时，中调负荷指令应该跟踪机组目标负荷。

c、机炉协调控制方式投入：

在“协调控制”画面可以看到在画面左右分别有锅炉主控和汽机主控操作器，在该画面上将汽机主控和锅炉主控操作器同时投入自动方式，即进入机炉协调控制方式。

关于汽机主控和锅炉主控操作器投入自动的联锁条件见下文。

2. 2. 2 机组负荷上限和下限值设定

机炉协调控制方式没有投入时，机组负荷上限设定值强制为发电机实际功率加20 MW（可调整），下限设定值强制为发电机实际功率减20 MW （可调整）。这样在投入协调控制方式前，运行人员不需要手动设定机组负荷上下限值。在投入协调控制方式后，运行人员可根据需要手动设定机组负荷上限和下限值。逻辑中考虑了机组负荷下限值不能高于上限值和上限值不能低于下限值的连锁。

2. 2. 3 机组目标负荷变化率的设定

运行员可以手动设定机组负荷变化率。

2. 3 机组一次调频投入

2. 3. 1 机组一次调频投入允许条件：机炉协调控制方式投入。

2. 3. 2 机组一次调频投入强制退出条件：不在机炉协调控制方式或发电机频率信号故障时，机组一次调频功能强制退出。

2. 3. 3 机组一次调频功能投入方法：

在协调控制画面上投入。

2. 4 主汽压力设定

2.4.1锅炉主控和汽机主控操作器都没有投入自动时，机组主汽压力设定

值跟踪机侧实际主汽压力。

2.4.2在锅炉跟踪方式、汽机跟踪方式和机炉协调方式时，主汽压力设定

值可以由运行人员手动设定。

2.4.3在协调控制方式或汽机跟踪方式投入时，如果选择压力自动运行方

式时，这时机组主汽压力设定值根据机组负荷对应的滑压曲线自动设定。

2.4.4主汽压力设定值的投入和设定在协调控制画面上操作。

2. 5 主汽压力自动运行的投入

2.5.1主汽压力自动运行的投入允许条件：协调投入或汽机跟踪方式投入

或，且主汽压力自动设定值和手动设定值的偏差小于0.3MPa。

2.5.2主汽压力自动运行的强制退出条件：

z不在汽机跟踪方式

z机组目标负荷小于90 MW（可调整）

2.5.3主汽压力自动运行投入方法：在协调控制画面可以进行压力自动、

压力手动的切换操作。

2. 6 锅炉跟踪方式下锅炉主控指令的形成

2.6.1在锅炉跟踪方式未投入时，锅炉跟踪方式下锅炉主控指令跟踪锅炉

主控的输出。

2.6.2根据汽机调节级压力，汽机主汽压力和主汽压力设定值三个信号组

合成的汽机能量需求信号作为锅炉主控指令（要求锅炉燃料量）的前馈。

2. 7 协调控制方式下锅炉主控指令的形成

2.7.1在协调控制方式未投入时，机炉协调方式下锅炉主指令跟踪锅炉主

控的输出。

2.7.2将机组目标负荷的比例加微分信号作为锅炉主控指令前馈（要求锅

炉燃料量）。当压力设定值改变时，通过微分环节作为锅炉主控指令前馈。

2. 8 锅炉主控

2.8.1在下列情况下锅炉主控强制手动：汽机主汽压力信号故障、协调方

式下发电机功率故障、锅炉跟踪方式下调节级压力信号故障、煤主控手动、给水泵手动、RUNBACK。这种情况下通过人为控制锅炉主控输出，改变锅炉燃料量，调整机组负荷。煤主控未在自动，锅炉主控输出强制跟踪锅炉实际燃料量。

2.8.2在锅炉主控自动投入后，锅炉主控输出由协调或锅炉跟踪方式下的

相应锅炉主控控制指令决定。

2.8.3在协调方式下，如辅机出力小于机组目标负荷的需求，则机组

RUNBACK动作，锅炉主控强制手动，锅炉主控输出跟踪RUNBACK 目标值（燃料量），RUNBACK目标值和燃料变化率由不同RUNBACK 原因决定。

2.8.4当煤主控在自动、锅炉主控手动、机组RUNBACK没有动作时，锅

炉主控输出由运行人员人为设定。

2. 9 汽机主控

2.9.1当汽机调门的控制权没有从DEH切换到DCS以前，汽机主控强制

手动，输出值跟踪DEH来的汽机负荷参考指令。当汽机主汽压力故障、协调方式下发电机功率故障时，汽机主控强制手动。

2.9.2当锅炉主控在手动方式，汽机主控在自动方式时，机组运行在汽机

跟踪方式下，汽机主控根据主汽压力设定值与主汽压力偏差，改变汽机高压调速汽门开度，维持汽机主汽压力等于设定值。

2.9.3当汽机主控和锅炉主控均在自动方式时，机组运行在协调方式下，

汽机侧以调负荷为主，当主汽压力偏差过大时，汽机侧协助锅炉调压。

为了防止机组带额定负荷时主汽压力过高引起机组过负荷，设计中考虑了汽机最大负荷限制。

为了使汽机特性和锅炉特性相匹配，在变动负荷时汽机侧考虑了一定的延时，但机组参加一次调频的负荷改变量未加延时。

用机组给定负荷信号作为汽机侧协调方式下的前馈信号。

2.9.4汽机主控自动投入方法：

在机组正常运行时，如果汽机主控没有强制手动条件，即可在协调控制画面将汽机主控投入自动。

2. 10 RUN BACK

2. 10. 1本机组的RUN BACK功能考虑了以下辅机：送风机、引风机、

一次风机、给水泵和磨煤机。

在机组协调控制方式下，如果出现上述辅机跳闸，机组负荷大于运行辅机出力的情况下，锅炉主控强制手动，输出快速下降到运行辅机所能承受的最大出力。这时机炉协调控制方式自动退出，控制系统自动转为汽机跟踪运行方式。

RUN BACK发生后锅炉主控的最终目标值和下降速率根据跳闸辅机种类的不同可以单独设定。

2. 10. 2如果机组原来在压力自动运行方式，RUN BACK发生后主汽压

力设定值将根据机组负荷曲线自动下降。

2. 10. 3如果机组原来在压力手动运行方式，RUN BACK发生后主汽压力设定值需要运行人员手动干涉。

2. 11 煤主控

2. 11. 1煤主控操作器在自动方式下根据锅炉主控输出（经函数发生器将

锅炉主控输出转换为以t/h为单位的总煤量要求信号）和总燃料量的实际值经调节器后产生投入自动的给煤机的公用煤量指令，总燃料量信号由投入运行的给煤机的煤量之和和燃油流量相加产生，根据设计煤种的低位发热量和燃油的发热量换算出油煤折算系数。设计中考虑了风煤交叉限制功能，以确保燃料量指令不大于总风量所允许的最大燃料量。

为了防止投入自动的给煤机台数太少时，投入自动的给煤机煤量波动太大，当投入自动的给煤机台数少于两台时不允许煤主控投入自动。

煤主控操作器在手动方式时，其输出作为投入自动的给煤机的公用煤量指令。

当所有给煤机都在手动控制时，煤主控输出强制手动，输出值跟踪运行给煤机平均煤量指令。

2. 11. 2下列情况下煤主控强制手动：总风量信号故障、实际燃料量信号

故障、送风机都不在自动、任一运行给煤机给煤率信号故障、给煤机全部手动。

2. 11. 3 本设计中考虑了燃煤发热量自动校正（BTU校正）功能，根据

稳定负荷下总给水流量和实际燃料量的比例将实际煤种校正到设计煤种，考虑了省煤器入口温度变化对水煤比的影响。当机组变动负荷或主汽压力偏差过大时，BTU校正停止计算；当设计煤种与实际煤种的发热量偏差很小时，BTU校正停止计算； BTU校正的PID调节器仅采用积分作用。

2. 12 给煤机煤量控制

给煤机煤量操作器在自动方式下接受煤主控操作器来的给煤机公

用煤量指令，当至少两台给煤机煤量操作器在自动且本给煤机煤量操作器在自动时，允许运行人员对本给煤机的煤量进行手动偏置。

设计中考虑了投入自动的给煤机煤量自动平衡功能。给煤机运行后最小给煤量指令为25%（可调整）。

下列情况下给煤机煤量控制强制手动：

z给煤机没有运行

z给煤率信号故障

z磨煤机热风调节门不在自动

z磨煤机冷风调节门不在自动。

当磨煤机停止运行时，给煤机煤量指令强制为零。

2. 13 磨煤机入口一次风量控制

正常运行时,用磨煤机热风调节门控制进入磨煤机的一次风量。磨一次风测量经过温度和压力修正。

给煤机实际煤量经函数发生器作为磨入口一次风量的基本设定值，热风调节门投入自动后，可以由运行人员对磨入口一次风的设定值进行手动偏置。

设计中考虑了给煤指令的改变对热风调节门的前馈。磨热风调节门投入自动是给煤机煤量投入自动的必要条件。

下列情况下磨煤机热风调节门强制手动：

z磨跳闸

z磨热一次风信号故障。

当磨煤机跳闸时自动关热风调节挡板；当磨程控进行时，接受磨程控投自动指令，自动将磨热风调节挡板投自动。

2. 14 磨煤机出口温度控制

正常运行时,用磨煤机冷风调节门控制磨煤机出口的一次风温度。冷风调节门投入自动后，可以由运行人员对磨出口一次风温度的设定值进行手动设置。

设计中考虑了冷热风门控制多变量控制系统的单向解耦。

磨冷风调节门投入自动是给煤机煤量投入自动的必要条件。

下列情况下磨煤机冷风调节门强制手动：

z磨出口风粉混和温度信号故障

z磨跳闸。

当磨程控进行时，接受磨程控投自动指令，自动将磨热风调节挡板投自动，并且将磨的出口温度设置为80℃。

2. 15 燃油压力调节阀

2．15．1 燃油压力调节阀

燃油压力调节阀根据点火油压力设定值与点火油压力的偏差控制燃油压力调节阀开度。

当MFT动作，燃油压力调节阀强制跟踪至0%；当FSSS要求置点火位动作，燃油压力调节阀开至20%（可调整）；当FSSS要求置泄漏试验位动作，燃油压力调节阀开至20%（可调整）。

下列情况下燃油压力调节阀强制手动：

z燃油压力信号故障

z MFT动作

2. 16 锅炉给水及启动循环系统控制

对于直流炉来讲，为了确保水冷壁在低负荷时有效的冷却，通过水冷壁的流量不能小于某个值，即最低直流负荷。当机组启动和停炉时，

启动系统投入使用，由于启动系统要经历不同的运行状态（湿态和干态），故须采用不同的控制方式（湿态和干态）且能平稳自动地切换。

在锅炉点火以前，循环泵启动系统投运；分离器水位由控制锅炉母管给水流量来实现。此时给水旁路调节阀控制分离器水位，循环泵出口调节阀控制给水流量，并有循环泵进出口差压保护回路。

锅炉点火后，省煤器入口的给水流量保持在某个最小常数值；当燃料量逐渐增加时，随之产生的蒸汽量也增加，从分离器下降管返回的水量逐渐减小，锅炉给水流量逐渐增加，以保证省煤器入口的给水流量保持在某个最小常数值，分离器入口湿蒸汽的焓值增加。

当分离器入口蒸汽逐渐达到饱和状态，蒸汽流入分离器，此时没有水可分离，锅炉给水流量等于省煤器入口的给水流量，但仍保持在某个最小常数值。此时给水调节切换到给水流量控制。

随着燃烧率继续增加，在分离器中的蒸汽慢慢地过热。分离器出口实际温度仍低于设定值（由锅炉主控指令经函数发生器产生），温度控制还未起作用。所以此时增加的燃烧率不是用来产生新的蒸汽，而是用来提高直流锅炉运行方式所需的蒸汽蓄热。

当分离器出口的蒸汽温度达到设定值，进一步增加燃烧率，给水量也相应增加，锅炉开始由定压运行转入滑压运行。汽温信号通过选大器，温度控制系统投入运行，分离器出口的蒸汽温度由“煤水比”控制。当锅炉主蒸汽流量增加至40%BMCR，锅炉转入干态运行。

在干态自动方式时，循环泵自动停，随即暖管系统投入运行，启动系统暖管调节阀控制分离器下降管水位。

下列情况下锅炉给水主控强制手动：

z汽水分离器水位坏质量

z汽水分离器出口温度坏质量

z锅炉给水流量信号故障

z小汽机均手动

z电泵耦合器投自动

2. 17 锅炉过热蒸汽一级减温控制

本锅炉过热蒸汽温度采用三级喷水减温控制，每级喷水减温又分A、B侧。两侧控制结构基本相同，下文仅以A侧为例进行说明。

锅炉过热蒸汽一级减温控制系统采用串级调节系统，主、副调节器均采用PID调节器。采用机组给定负荷信号作为一级减温控制的前馈信号。

根据机组给定负荷自动产生二级减温器入口联箱温度设定值，如果二级减温器喷水调门开度过大或过小自动对一级减温的设定值进行修正。

下列情况下锅炉过热蒸汽一级减温水调节阀强制手动：

z机组负荷指令信号故障

z过热器一级减温器A出口蒸汽温度故障

z过热器二级减温器A入口蒸汽温度故障

z MFT动作。

当锅炉MFT动作时，锅炉主汽一级减温水调节门强制关闭至0%。

2. 18 锅炉过热蒸汽三级减温控制

锅炉过热蒸汽三级减温控制系统采用串级调节系统，主、副调节器均采用PID调节器，。主调节器和副调节器的调节参数都可根据机组负荷自动改变。采用机组给定负荷信号作为三级减温控制的前馈信号。

三级喷水减温的控制目标为锅炉出口过热蒸汽温度，当三级减温调节门投入自动时，可以由运行人员手动设定锅炉出口过热蒸汽温度的设定值。

下列情况下锅炉过热蒸汽三级减温水调节阀强制手动：

z过热器三级减温器出口A侧蒸汽温度故障

z末级过热器出口集箱蒸汽温度故障

z MFT动作。

当锅炉MFT动作时，锅炉主汽三级减温水调节门强制关闭至0%。

2. 19 燃烧器喷嘴摆动控制

本锅炉的再热蒸汽温度控制有两种手段，正常情况下采用燃烧器喷嘴摆动控制再热蒸汽温度，喷水减温作为再热蒸汽的事故减温手段。

燃烧器喷嘴摆动控制再热蒸汽温度时，采用单回路控制系统，再热蒸汽温度的设定值可以由运行人员在燃烧器喷嘴摆动操作器上手动设定。考虑了机组负荷变化时对燃烧器喷嘴摆动控制的前馈，调节器考虑了随机组负荷不同自动改变调节器参数。

下列情况下燃烧器喷嘴摆动控制强制手动：

z高温再热器出口蒸汽温度（A/B侧）故障

z MFT动作。

当锅炉MFT动作，燃烧器喷嘴摆动至50%（水平位置）。

2. 20 锅炉再热器事故减温水（A、B侧）控制

再热器喷水作为再热蒸汽温度的后备控制手段，分为A、B两侧。

再热器喷水减温控制采用串级控制系统。主、副调节器均采用PID调节器。主调节器和副调节器的调节参数都可根据机组负荷自动改变。

采用机组给定负荷信号作为再热喷水减温控制的前馈信号。

系统设计中考虑了主调节器的抗积分饱和功能。设计还考虑了防止再热喷水减温后温度进入饱和区的功能。

当燃烧器喷嘴摆动控制在自动方式时，再热喷水减温的设定值自动加上一定的偏置，以确保再热喷水阀门全关。如果再热蒸汽温度过高，燃烧器喷嘴摆动即将失去调节余量或燃烧器喷嘴摆动在手动控制时，该偏置自动切换到零。

下列情况下锅炉再热器事故减温水调节门强制手动：

z MFT动作

z再热器减温器后蒸汽温度故障

z高温再热器出口蒸汽温度故障

z低温再热器入口蒸汽压力故障。

当锅炉MFT动作，锅炉再热器事故减温水调节门强制手动并关闭至0%。

2. 21 一次热风差压控制

通过改变一次风机入口导叶的角度来控制一次热风母管压力，本系统采用单回路控制系统，根据最大给煤量自动产生炉膛一次风差压的设定值，在至少有一台一次风机投入自动的情况下，可以由运行人员对上述设定值进行手动偏置。

当两台一次风机都投入自动时，可以在B侧一次风机入口导叶操

作站上对两台一次风机导叶指令进行手动偏置，以达到两台一次风机出力平衡。

两台一次风机都可以达到自动/手动双向无扰切换，并可根据投入自动一次风机台数的不同自动改变控制系统增益。

下列情况下一次风机入口导叶控制强制手动：

z差压信号故障

z锅炉MFT动作

z相应一次风机未运行。

当只有一台一次风机运行时，未运行的一次风机入口导叶强制关闭至0%。

2. 22 炉膛压力控制

炉膛压力为单回路控制系统，在至少有一台引风机投入自动的情况下，可以由运行人员手动设定炉膛压力设定值。两台送风机动叶平均开度作为炉膛压力控制的前馈信号。

当两台引风机都投入自动时，可以在B侧引风机入口导叶操作站上对两台引风机导叶指令进行手动偏置，以达到两台引风机出力平衡。

两台引风机都可以达到自动/手动双向无扰切换，并可根据投入自动引风机台数的不同自动改变控制系统增益。

当锅炉炉膛压力过低时闭锁引风机增加，当锅炉炉膛压力过高时闭锁引风机减少。当炉膛压力低于最低允许压力时，设计了另一路信号自动减少引风机出力。

在锅炉发生MFT时，根据MFT前机组负荷的不同，自动将引风

机入口导叶关闭一定幅度，以减小锅炉MFT时炉膛压力的下降幅度。

该超驰信号维持一定时间后将自动缓慢回到零。

下列情况下引风机入口导叶控制强制手动：

z锅炉炉膛压力信号故障

z相应引风机未运行。

当只有一台引风机运行时，未运行的引风机入口导叶强制关闭至0%；当SCS来引风机入口导叶全关指令，引风机入口导叶控制强制关闭至0%。

2. 23 送风控制

送风控制系统的目标是根据锅炉输入燃料量的大小自动控制进入炉膛的总风量，并用锅炉尾部烟道的烟气含氧量作为总风量是否合适的校正指标。根据机组负荷自动产生出锅炉尾部烟道烟气含氧量的设定值，在氧量校正操作站投入自动的情况下可以由运行人员对氧量设定值进行手动偏置。

锅炉总燃料指令与总燃料量大选经函数发生器后再加上氧量校正操作器的输出信号作为总风量的设定值信号。总风量调节器的输出作为两台送风机动叶控制的公共指令。

当两台送风机都投入自动时，可以在B侧送风机动叶操作站上对两台送风机动叶指令进行手动偏置，以达到两台送风机出力平衡。

两台送风机都可以达到自动/手动双向无扰切换，并可根据投入自动送风机台数的不同自动改变控制系统增益。

当锅炉炉膛压力过低时闭锁送风机减少，当锅炉炉膛压力过高时闭锁送风机增加。

当以下任一条件满足时氧量校正操作站强制手动：

z任意氧量信号故障

z送风机动叶控制全部在手动时。

氧量校正操作站在手动状态时不影响送风机动叶操作站投入自动。

下列情况下送风机动叶控制强制手动：

z总风量信号故障

z相应送风机未运行

z没有引风机在自动状态。

当只有一台送风机运行时，未运行的送风机动叶强制关闭至0%；

当SCS来送风机动叶关闭指令，送风机动叶控制强制关闭至0%。

2. 24 除氧器水位控制

除氧器水位控制设计有单冲量和三冲量控制两种方式。按照设计，正常情况下单冲量控制范围采用副调节阀控制除氧器水位，三冲量控制范围采用主调节阀控制除氧器水位。为了避免单冲量和三冲量控制范围频繁切换，当机组给定负荷大于30％转为三冲量控制方式，当机组给定负荷小于25％转为单冲量控制方式。如果主调节阀和副调节阀同时投入自动，转入三冲量控制范围后副调节阀将自动缓慢关闭，转入单冲量控制范围后主调节阀将自动缓慢关闭。在三冲量控制范围内，如果出现锅炉给水流量信号故障、主凝结水流量信号故障，则自动转

为单冲量控制方式，这时用主调节阀的单冲量调节器控制除氧器水位。

除氧器水位的设定值在主调节阀的操作器上设定，在单冲量控制范围副调节阀投入自动或在三冲量控制范围主调节阀投入自动，除氧器水位设定值才允许运行人员手动改变；在三冲量控制方式下，除氧器水位设定值与实际水位的偏差经PID调节器输出加上锅炉给水流量的前馈信号作为主凝结水流量的设定值，此设定值与实际主凝结水流量偏差经调节器输出，控制除氧器水位主调节阀开度。

除氧器水位信号故障时除氧器水位调节阀强制手动。

2. 25 二次风箱挡板控制

炉膛风箱/差压设定值根据锅炉主控输出经函数发生器给出，炉膛风箱/差压取平均后作为实际测量值，设定值和测量值相减后再经乘法器，考虑随锅炉负荷不同变参数。PID调节器后设置一个辅助风总操作站，该操作站输出送至所有接受辅助风指令的二次风挡板。

z燃煤风挡板（包括A、B、C、D、E、F层）

－MFT：全开

－煤粉燃烧器投运：根据给煤率比例控制

－煤粉燃烧器停运：最小开度（根据锅炉主控输出经函

数发生器给出）

z燃油风挡板（包括AB、CD、EF层）

－MFT：全开

－油燃烧器投运：根据燃油母管压力比例控制

－油燃烧器停运：作为辅助风使用，控制炉膛/风箱差

压，有最小开度限制（根据锅炉主

控输出经函数发生器给出）另外，由于该工程所有燃油风门均为一对一输出，每个燃油风门都考虑点火位置输出，以利于油枪点火（点火位置暂时按10%考虑，现场可调）。

z 2. 3辅助风挡板1（包括AⅠ、BⅠ、CⅠ、DⅠ、EⅠ、FⅠ层）－MFT：全开

－如果该层煤粉燃烧器投运：根据给煤率比例控制

－如果该层煤粉燃烧器停运：作为辅助风使用，控制炉膛/风箱差

压，有最小开度限制（根据锅炉主

控输出经函数发生器给出）

z辅助风挡板2（包括BC、DE层）

－MFT：全开

－其他工况：控制炉膛/风箱差压

z辅助风挡板3（包括AA层）

－MFT：全开

－A层煤粉燃烧器投运：根据A给煤机的给煤率经函数发生

器比例控制

－A层煤粉燃烧器停运：作为辅助风使用，控制炉膛/风箱差

压

z燃烬风挡板（包括CCOFA-Ⅰ，CCOFAⅡ）

－任何工况：根据锅炉主控输出经函数发生器

比例控制

z附加风挡板（包括SOFA-Ⅰ，SOFA-Ⅱ，SOFA-Ⅲ，SOFA-Ⅳ，SOFA-Ⅴ）

－任何工况：根据锅炉主控输出经函数发生器

比例控制，再加上负荷变化时的微

分前馈信号