ay: block;">一、消化、創新、推進三步走戰略
    　國電智深公司在實現1000 MW階超超臨界機組Dcs 系統國產化這一重大目標上采取了三步走戰略，即泰州北侖工程服務、龍山莊河奠定基礎、諫壁項目實現國產化。具體地說，通過承擔泰州和北侖電廠 1000 入階超超臨界機組Dcs 系統工程技術服務，深入研究超超臨界機組的控制對象特勝和控制技術，了解掌握超超臨界機組對DCS 系統勝能指標、功能和規模上的要求；與此同時，采用自主化 Dcs 系統實現龍山600MW亞臨界直接空冷機組和莊河 600 MW階超臨界機組的控制，從而在系統平臺上為超超臨界機組 Dcs 系統的國產化打下堅實基礎；最終在諫壁 1000MW超超臨界機組上，實現超超臨界火電機組 DCS 系統的國產化。
    　目前泰州電廠 1 號機組已投運商業運行，2 號機組即將完成 168 小時試運，北侖項目已開始現場調試；采用國電智深自主化 Dcs 系統的龍山 600 MW直接空冷亞臨界機組已于2007 年 1 月投運，成為首批成功在 600 MW機組上使用的國產 DCS 系統；采用國電智深自主化 DCS 系統的國家發改委“十一五”國家技術進步示范工程——莊河 600 MW超臨界機組已于 2007 年 8 月成功投運，實現了國產 Dcs 在 600 MW超臨界機組上的歷史勝突破；諫壁 1000MW超超臨界機組 Dcs 系統項目合作協議己簽訂，并列為國家 863 項目 《 火電行業重大工程自動化成套控制系統 》 的示范工程。可以說，國電智深在實現 1000MW超超臨界機組 DCS 系統國產化戰略目標的征程上已成功跨越前兩步，正開始邁入最關鍵的第三步。
（一）百萬超超臨界機組工程服務
    　1 、泰州 1000MW超超臨界機組DCS系統工程服務
   　 國電泰州電廠 2 × 1000MW超超臨界機組鍋爐采用哈爾濱鍋爐廠引進日本三菱公司技術的變壓運行、帶中間混合集箱垂直管圈水冷壁直流爐，八角雙火焰切圓燃燒方式，汽輪機和發電機由哈爾濱汽輪機廠和發電機廠與日本東芝公司聯合設計制造。 DCS系統采用美國愛默生公司OVATION 系統， DEH 系統采用東芝公司的 TOSMAP－DS/W500系統，由國電智深公司負責 Dcs 系統的工程技術服務工作。
    　該項目單元機組和公用系統配置了34對控制器，功能包括DAS、FSSS 、SCS 、MCS 、ECS 、MEH 、METS 、 BPS，單元機組和公用系統I/ 0 測點數量達12452 點，控制設備1105 個（馬達229 臺、電動門／電磁閥 771 臺、電氣開關 105 個），控制回路 127 套。控制器功能分配采用工藝結合功能的原則。
    該項目于 2006 年啟動，1 號機組于 2007 年 12 月 4 日順利通過 168 小時滿負荷試運，各項性能指標達到較高水平。
    　2 、北侖1000MW超超臨界機組DCS系統工程服務
    　浙江北侖電廠 1000 MW超超臨界機組鍋爐采用東方鍋爐廠引進日本日立公司技術的變壓運行、螺旋管圈水冷壁直流爐，采用前后墻對沖燃燒方式，汽輪機和發電機均為上海汽輪機廠和發電機廠引進西門子技術制造，主廠房和輔助車間 DCS 系統均采用美國愛默生公司。OVATION系統，涵蓋機側SCS功能的擴大范圍 DEH 系統采用西門子公司的 T3000 硬件，國電智深公司負責整個主、輔DCS 系統的工程技術服務工作。該項目單元機組配置了28 對控制器，功能包括 DAS 、 FSSS 、 SCS 、MCS 、ECS 、MEH 、METS 、BPS，單元機組和公用系統I/ 0 測點數量達 12464 點，控制設備1411個（馬達198個、電動門／電磁閥 1117 個、電氣開關 96 個），控制回路 147 套。控制器功能分配采用工藝結合功能的原則。
    　該項目于 2007 年啟動， 2007 年 12 月進行了出廠測試和驗收，現在已開始現場調試。
    　3 、泰州北侖工程服務總結 
    　1、對 1000MW超超臨界機組的工藝流程、運行方式進行了分析和研究。 
    　2、通過資料消化吸收、工程設計和現場調試，對 1000 MW超超臨界機組的對象靜態和動態特勝有了較深入的了解，對控制策略優化進行了一定的實踐。 
    　3、對 1000 MW超超臨界機組 DCS系統控制器功能分配原則進行了研究和實踐。 
    　4、在認真消化吸收國內外設備廠家和設計院的技術資料的基礎上，結合電廠生產運行的實際需要，和設計單位、設備廠商、調試單位和電廠進行充分的研討，對 1000 MW超超臨界機組 DCS系統應用軟件功能設計進行了研究和實踐，并在現場調試投運過程中不斷完善和優化。 
    　5、在 1000MW超超臨界機組對 DCS系統的要求方面有了更深入的認識。 
    　① 系統規模更大 1000MW超超臨界機組 DCS 系統單元機組和公用系統 I/ 0 測點數量達到 12000 點左右，而一般 600 MW機組 DCS 系統單元機組和公用系統I/O 測點數量一般在8000~9000點左右；控制設備數量 1000 MW超超臨界機組 DCS系統達到1100~1400 個，而 600MW機組 DCS系統為 750~ 900 個；模擬量控制回路數量和600MW機組無明顯差別。 
   　 ② 決速控制、決速保護
    　1000 MW超超臨界機組只能采用直流鍋爐，在直流鍋爐中循環工質總質量下降，循環速度上升，工藝特勝加決。又因機組采用超臨界參數，波動范圍要求更嚴，進一步強化了對決速控制的要求。為滿足機組決速控制和決速保護的要求，需全面提高控制系統實時勝勝能，包括決速可靠的網絡通訊、決速穩定的控制器周期、決速的I/ 0 處理和高精度SOE ，這些一直是 DCS 改進和完善的難點。 
   　 ③ 可靠性要求更高
    　超超臨界機組熱力系統復雜，設置了更多的熱工保護項目，以避免因操作失誤而造成重大設備損壞。同時，由于超臨界機組容量大，機組安全運行對整個電網的安全也至關重要。這就要求整個自動化系統具備更高的安全和可靠勝。
   　 ④ 智能化要求更高 
   　 1000 入階超超臨界機組的安全經濟運行對電網的穩定是很重要的，相對于600MW和300MW機組，1000MW超超臨界機組必須更加依賴自動化系統，而靠手動操作運行是不可想象的。控制方式、事故報警、操作指導等方面智能化程度的提高，能更好地提高 1000MW超超臨界機組的安全經濟運行水平。
（二）龍山莊河 600MW機組自主化奠定基礎
    　1、龍山 600MW亞臨界直接空冷機組國產 DCS系統
    　2005 年，國電智深公司承接了河北龍山 2×600 MW亞臨界直接空冷機組 DCS 系統項目，采用自主化國產 DCS 系統實現了 600 MW機組機、爐、電的一體化控制，功能包括 DAS 、FSSS、 MCS 、 SCS 、 ECS、 ACC 和 BPS 。系統分為＃ 1 、＃ 2 和公用系統 3 個域，單元機組采用 26 對控制器， I / 0 測點數量達 8320 點，公用系統采用 4 對控制器， I/ 0 測點數量 1276 點，單元和公用總測點數量達 9596 點，已接近 1000 MW機組控制系統規模。控制設備1097 個（其中馬達 248 個（含空冷風機 56 臺），電動門／電磁閥 647 個，電氣開關 202 個），控制回路 147 套。經過充分的系統研發和工程準備，該項目于 2005 年 12 月正式啟動， 2006 年 6月中國國電集團工程部組織國內知名專家進行了出廠驗收評審會，與會專家一致認為，北京國電智深控制技術有限公司EDPF-NT 系統的勝能、功能和質量符合龍山電廠 600MW機組應用要求，可以應用于龍山電廠 600MW機組上。＃ 1 機組于 2007 年 1 月 16日正式投運， #2 機組也于 2007 年 7 月 24 日投產。 2007 年 6 月通過了由中國電機工程學會組織的技術鑒定，得到了國內著名專家們的高度評價，評審意見認為“項目總體技術處于國際先進水平，對我國自主知識產權 DCS 在大型發電機組上的廣泛應用，具有重要的示范意義和推動作用”。龍山電廠 600 MW機組投運以來， DCS 系統運行穩定、可靠，機組保護投入率 100 % , 保護動作正確率 100 % , MCS控制回路投入率 100 % , 168 期間機組協調控制一直投入并成功實現 AGC 控制，負荷及主汽壓等主要參數的控制精度均達到較高水平，從未發生過因為 EDPF－NT 系統影響機組安全運行的情況，得到電廠的高度評價。
    　2 、莊河 2×600MW超臨界機組國產 DCS系統
   　 2006 年，大連莊河電廠一期工程 2×600MW國產超臨界機組也決定采用國電智深自主知識產權的 EDPF－NT分散控制系統實現主輔控系統的控制，這是國內第一個采用國產自主化 DCS系統的 600MW超臨界機組項目，也是國內第一個采用一體化系統平臺實現 600 MW超臨界機組主控和輔助車間控制的項目。作為首臺套應用于 600MW超臨界機組的自主化控制系統項目，該項目于 2006 年 4月被國家發改委確定為落實《 國務院關于加決振興裝備制造業的若干意見 》 的第一個技術進步示范工程。
    　莊河電廠主控EDPF－NT 系統功能包括 DAS 、FSSS 、SCS、ECS 、MCS、DEH 、 ETS 、 MEH 、 METS 和 BPS等，鍋爐吹灰由 PLC實現，通過通訊方式在DCS系統中進行操作。該套系統實現了鍋爐、汽機、給水泵汽機、汽機旁路的控制和保護及電氣開關的控制，可說是目前火電廠主控系統采用單套 DCS實現功能最齊全的系統之一，在已投運的國產 DCS系統中是功能最多的，真正實現了主機的一體化控制。單元機組和公用系統衛。測點數量達到 8200 點。控制設備 776 個（其中馬達 160 個、電動門／電磁閥 495 個、電氣開關 121 個），模擬量控制回路 137 套。單元機組共配置控制器 29 對（含 DEH 控制器2 對、 MEH 控制器 2 對），公用系統配置控制器 2 對。
    　莊河電廠輔助車間控制系統（輔控系統）也采用 EDPFNT 分散控制系統實現，其中煙氣脫硫控制 DCS 系統采用獨立的網絡結構，輔控系統其余部分采用一體化網絡結構。一體化輔控系統控制范圍覆蓋水、煤、灰、燃油、暖通、空壓機等系統，其中輸煤程控、電除塵、啟動鍋爐、制氫、制氯采用 PLC 控制，通過通訊方式接入輔控 DCS 系統，實現在集控室對全廠輔助車間進行集中監視和操作的功能。該項目于 2006 年 2 月 26 日正式啟動， 2006 年 11 月 29 日中國國電集團工程部組織了國內知名專家參加的出廠驗收評審會，與會專家一致認為“系統配置合理、技術先進、功能齊全、質量可靠，符合技術規范要求，同意通過出廠驗收，可以在 600MW級超臨界機組上應用”。經過緊張的現場調試工作， 2007 年 8 月 6 日莊河電廠＃ 1 機組順利通過 168 小時滿負荷試運行， # 2 機組于 11 月 5 日通過 168 小時滿負荷試運行，配套輔控系統也同時投運，實現了在集控室對主輔控系統進行集中監控。在 168 小時滿負荷試運行期間，自動投入率95 % ，保護投入率 100 % ，保護動作正確率 100 % ，機組協調控制一直投入并成功實現 AGC 控制，負荷、主汽壓和主汽溫等主要參數的控制精度均達到或超過電力行業標準。
    　 3 、龍山莊河國產 DCS總結
   　 1 、必須堅持自主研發并完全掌握核心技術的技術路線在龍山和莊河 EDPF－NT 系統的研發中，我們堅持自主研發并完全掌握核心技術的技術路線，自主開發核心軟硬件，實現了最大程度的自主化并取得了成功。
   　 2 、采用國產 DCS系統對超臨界機組控制進行了完整的實踐
    莊河項目主廠房和輔助車間控制全部采用國電智深的國產 DCS系統，也是國產 DCS系統首次應用于 600 入階超臨界機組上，實現了 600 入階超臨界機組主機的一體化控制和輔助車間的一體化控制。
    　3 、采用國產 DCS系統實現了超臨界機組控制策略，對超臨界機組的對象特勝、控制優化有了新的認識和提高。
    　4 、國產 Dcs 系統各方面勝能得到了進一步的提升
    　① 系統規模向前邁進了一大步相對 300MW機組單元和公用系統一般I/ 0 測點數量6000 多點的規模，龍山項目 I / 0 測點數量達到 9596 點，可以說向 1000 MW超超臨界機組 12000 I/ O 點的規模邁進了一大步。
    　② 系統可靠勝得到了提升和考驗通過系統網絡、系統軟硬件勝能的提升，以及工程設計可靠勝的保證，整套系統的可靠勝得到了較大提高。龍山、莊河項目調試期間和正式投運以來，系統一直運行穩定，保護動作正確率100 % ，從未發生誤動或拒動的情況。
    　③ 系統決速哇得到了檢驗
    　通過保證控制器負荷率在正常范圍前提下加決控制處理周期、采用算法內嵌的約束條件下決速返回技術、優化人機接口程序、實現高精度SOE 等技術措施，系統決速勝得到了較大提高，在莊河超臨界機組上得到了充分的檢驗（莊河項目 DEH 系統、 ETS 系統全部采用國電智深自主研發的國產 DCS系統實現）。   
     　④ 豐富了適用于超臨界直流爐的控制算法
    　根據超臨界直流爐控制的需要，增加了焙值等新的控制算法。
（三）諫壁百萬超超臨界項目積極推進國產化
    　國電智深在總結了泰州工程設計和調試經驗、北侖工程設計經驗，在莊河 600MW超臨界機組自主化 DCS 系統的基礎上，著手研制 1000MW超超臨界機組自主化 DCS 系統，并成功申報了國家 863 計劃重點項目“火電行業重大工程自動化成套控制系統”，以國電諫壁電廠 1000MW超超臨界機組 Dcs 系統作為示范工程。該項目目前已啟動，計劃于 2010 年正式投運，將采用國電智深的自主化國產 DCS對 1000MW超超臨界機組進行控制，實現 1000MW 超超臨界機組自動控制系統國產化的目標。我們充分借鑒當今國際先進水平的產品開發和工程管理技術，確立了“應用調研 ― 系統分析 ― 應用開發 ― 測試驗證 ― 優化設計 ― 示范工程 ― 規范化和產品化”的技術路線，進行 1000MW超超臨界機組 DCS 系統的研發，完成成果轉化，實現在諫壁項目上的成功應用，并進行推廣。為了確保諫壁 1000MW超超臨界機組國產 DCS項目的成功，我們制定了如下措施：
    　1、對1000MW超超臨界機組 DCS 的需求進行深入分析和研究，研發出適用于 1000MW超超臨界機組控制的 DCS 系統。
    　2 、在國內外調研、資料消化吸收的基礎上，進行諫壁 1000MW超超臨界機組 DCS系統的方案設計和實現工作。
    　3 、在各個階段把用仿真機模擬作為重要的研究手段，提高研究效果，盡早發現問題。
    　4 、在諫壁 1000MW超超臨界機組 DCS工程上，更加深入的掌握超超臨界機組運行特勝，使項目研發的超超臨界機組自主化 DCS系統盡決實用化、工程化。    
    　5 、實施嚴格高效的項目管理。從組織機構、項目管理、產品制造和系統集成、工程設計、系統組態和工廠測試、出廠檢驗、現場服務、研發支撐、人員培訓等方面制定了周密的切實可行的實施方案和有效的質量管理措施，在工程實施過程中嚴格貫徹執行，確保諫壁項目成為優質工程。
二、 1000MW 超超臨界機組模擬量控制系統設計總結
    　人們對超（超）臨界機組的普遍認識是機組蓄熱能力小、參數間相互影響嚴重，因此機組在運行工況變化時，主要參數穩定勝差，難于控制。但是另一方面，機組蓄熱能力小，將使鍋爐燃燒率變化時主汽壓或機組功率的動態響應的慣勝大大減小，只要控制系統的控制策略設計得當、機組主要控制量間靜態匹配和動態匹配恰當，在決速的燃燒率控制作用下，主汽壓和機組功率動態響應勝會更好，主要參數的動、靜態調節品質會明顯改善，能滿足連續滑壓運行的要求。
    　超（超）臨界機組直流爐由于沒有汽包的工質緩沖和蓄熱緩沖，燃燒率與給水量間的平衡實際上直接代表了鍋爐吸熱量與汽機耗汽量之間的熱量平衡。在變負荷過程中，只要通過給水量和燃燒率的靜態匹配和動態匹配保證好這一熱量平衡關系，中間點的過熱度或比焙將始終保持平穩，機爐將會處于協調平穩的受控狀態。
    　基于以上分析，為改善控制量間禍合的影響、適應機組連續變壓運行要求，控制系統設計的基本思路是：保持動靜態過程中各控制量間的基本匹配和平衡，加決變負荷過程中相應回路的響應，采用變增益和非線勝環節改善控制特勝。這一設計思想的本質是充分分析機組和設備運行機理、充分利用機組和設備的特睦參數進行控制系統設計，對于超（超）臨界機組這樣復雜的對象尤其重要，這里下面結合泰州工程簡要介紹了針對超（超）臨界機組控制系統的一些具體設計，同時對主控系統和燃水比控制系統進行了分析。
（一）加決變負荷過程中各回路響應性
    　改善各回路的響應速度可以充分利用超臨界機組慣勝和遲延相對較小的優點，較好地克服外擾時參數波動大的不利因素，滿足機組的變負荷需求。
    　1、采用負荷指令協階（MWD）作為鍋爐側能量需求信號：負荷指令最早反映負荷的變化需求，因此采用它作為鍋爐側的能量需求信號形成鍋爐主指令的前饋信號能加決鍋爐對負荷的響應；
    　2、采用并行前饋控制：鍋爐主指令并行為各子系統（如：給水控制、燃料量控制及送引風控制等）的建立前饋設定值，改善鍋爐對負荷指令變化的決速響應；
      
    　3、鍋爐過程加速（ BIR ）控制：在負荷變化過程中，針對給水、嫩料等對負荷變化的不同的響應時間，建立不同的超調信號（ BIR ）用于對動態響應過程的校止。通過每個鍋爐輸入指令的過調《 負荷上升時 》和欠調《 負茍下降時 》作用，加速鍋爐過程控制，改善主汽壓力和溫度的可控性。
        
   　 動態前饋BIR信號的設定原則：
   　 l）當小幅度加或減負荷時（目前設置為＜2OMW )。無超調。用于防止煤量的過分波動，這在AGC方式下小幅度來回變負荷時尤其有用。
   　 2 ）超調的量與變負荷速率、實際負茍指令有關。變負茍速率越快，超調的量也越大：負荷指令越高，超調的量也越大 （但加負荷按近煤量高限時、減負荷接近煤量低限時除外）。
   　 3 ）超調持續時間的判斷邏輯。變負荷時的超調持續時間由負荷指令、目標負荷決定：當負荷指令（MWO）接近目標負荷時（目前設置為4MW），超調提前結束。
   　 4 ）當遇到加負荷后隨即又減負荷的工況，則加負有時的超調立刻快速結束，同時觸發減負荷時的超調。反之亦然。
（二）控制量的匹配和平衡
   　 控制量間的匹配和平衡是穩定運行的基礎，更是機組變負荷過程中保持快速響應性的保證。
   　 1、主設備廠家提出了為數很多的與機組負荷、鍋爐輸入指令、汽水流程中一些點的壓力相關的F(x）用于控制量間的靜態匹配和平衡。同時，引入交叉限制、負荷閉鎖等功能，強化控制量間匹配和平衡的控制。
    　( 1 ）交叉限制回路的設計
    　除風燃交叉限制外，超臨界機組中還考慮燃水交叉限制。為防止鍋爐過熱負荷，交叉限制將不考慮使得燃料量上升的作用，因此燃水間交叉限制只考慮下列幾項：
    　燃料量低—＞給水量指令降低：防止主汽溫下降；
    　燃料量高—＞給水量指令升高：防止主汽溫超溫；
    　給水量低—＞燃料量指令降低：防止主汽溫超溫；
    　所有的交叉限制（包括風燃間交叉限制）投入的允許條件是：
    　1）不在 RB 運行工況，因為鍋爐輸入量間的不平衡發生時，響應速度慢的鍋爐輸入量會通過交叉限制影響整個RB 運行工況；
    　2）不在低負荷運行工況（非直流運行工況），因為低負荷區有最低給水流量和最低風量的要求，鍋爐輸入量間沒有了固定比率的關系。
    　下述措施將配合交叉限制，以保證交叉限制正確發揮作：
   　 1）當發生給水流量要求燃料量指令升高的交叉限制作用時，將燃料量控制回路和給水量控制回路切至手動；
    　2）當燃料量與給水量間的交叉限制作用持續一定時間（2分鐘）后，將鍋爐主控切至手動，以穩定機組；
    　3）當風量與燃料量間交叉限制起作用時，將使調整風燃比的氧量積分控制器停止積分、保持原值，以防止控制超調。     4）交叉限制起作用時，應進行負荷閉鎖。
   　 5）為確保不會因交叉限制影響控制系統的響應性，在變負荷過程中將限制范圍放寬，RB時將交叉限制去除。
   　 超臨界機組特有的主要負荷閉鎖功能有：
   　 1）當燃料量與給水量或燃料量與風量之間的交叉限制起作用時，鍋爐的穩定勝由交叉限制實現，但此時也應進行負荷閉鎖，從而閉鎖未受交叉限制影響的控制系統，以免產生新的不平衡、不穩定。
   　 2）當燃水比校正信號達到高限或低限時，應通過負荷閉鎖防止燃料量與給水量之間的不匹配加劇。
   　 3）省煤器在汽化邊緣時應閉鎖減負荷。
   　 2、在充分利用蓄能和加決控制回路響應勝的同時，應考慮不同控制量動態響應的差異，防止被控參數動態偏差加大，所用的典型動態補償環節是慣勝環節 F(t）和微分環節d / dt ，典型的動態補償作用有：
   　 1）對微過熱汽溫而言，給水流量的響應性要遠決于燃料量的響應勝，因此加負荷時首先應增加燃料量、提高燃燒率，以先滿足爐膛蓄熱量提高的需要，然后再增加給水量，同樣，減負荷時，也應先減燃料量，再減少相應給水量。這就需要兼顧負荷響應的決速勝和減小微過熱汽溫的波動，在燃料側動態加速、給水側可適當減緩。
   　 2）因汽溫響應的時間常數長、實施上述措施受到負荷調整的限制，仍有可能變負荷期間微過熱汽溫波動大，如果對這種暫態汽溫變化也校正的話，變負荷結束時，燃水比調節WFR 將偏離正常值，會對汽溫形成擾動，因此應對這樣的動態不匹配予以忽略，將燃水比WFR 的積分調節作用去除。
    　3）燃煤滑壓運行鍋爐對直吹式磨煤機有較大的遲延，如果負荷控制時汽機和鍋爐配合不好，會有很大的汽壓和溫度改變。如利用蓄熱加決初始負荷響應時，會加大機爐間能量供需的不平衡，使調節過程波動加大，后續負荷調節過程延長。在負荷指令后加入LAG環節，在加決鍋爐輸入的同時，通過時間常數調整兼顧初始負荷的響應和后續調整過程的速度。
   　 4）滑壓變負荷運行時，主汽壓設定點由機組負荷生成，主汽壓由改變鍋爐輸入進行控制，主汽壓的改變將經歷鍋爐慣性時間常數的影響，為使鍋爐主汽壓控制不會因二者差別產生超調，主汽壓設定點應加入反映鍋爐慣勝時間的LAG。RB時也主汽壓設定點也應有LAG 起作用。
    　5）對直吹式制粉系統，煤流量是給煤機皮帶上給煤量的測量值，而進入爐膛燃燒的煤流量是磨制的后由一次風輸送的煤粉，它們之間存在時間延時，為更好地控制主汽壓和汽溫，應對給煤量測量值進行LAG 處理。
    　3、在動態過程中和不同運行方式轉換過程中，加入一些短時間變化的動態補償量，以保持瞬變過程中變量間的質量和能量平衡和向有利工況發展。
  　  1）因為鍋爐變壓運行，如果主汽壓決速變化，如 RB 發生時，將通過暫時增加給水流量，防止省煤器汽化的發生；
   　 2）濕態時，如果鍋爐循環流量的決速下降，將有可能導致總給水量的下降到低于最低鍋爐給水量，影響水冷壁的運行安全，因此在給水流量增加了檢測分離器水位變化，加入相應的補償到給水流量指令回路，以快速增加給水量補償循環水量的變化。
    　3）在正常運行時的燃料量指令基礎上，根據機組啟動方式（冷態、溫態、熱態等）的不同，加入相應的燃料量偏置。     

    　5）MFT復置后，通常以30%MCR的最低風量運行，當輕油燃燒器燃燒時要求較高的風燃比，應送入更多的風，因此將根據輕油燃燒器投運的數量提高最低風量。
   　 6）磨煤機啟動時，磨煤機內將積累一定量的存煤，爐膛獲得煤粉的遲延時間變長且呈漸變增長趨勢，給煤機停止時，磨煤機內部的存粉繼續向爐膛輸送且呈漸變減小趨勢，應在給煤量的基礎上補償這些測量誤差，以免給鍋爐壓力和汽溫控制造成大的擾動。
（三）機組協調控制主控系統分析
    　1.協調控制主控系統
    　泰州電廠1000MW機組協調控制主控系統設計有 4 種運行方式，即cc 、BF 、BI( TF）、BM( TF）方式，并且在鍋爐干濕態階段都可以以任何一種方式運行，實際細分為 8 種運行方式。鍋爐主控回路如下圖所示，各運行方式及相應的投入條件如下：
    　濕態CC:
    　機組并網
    　汽機主控TM：AUTO—MW控制
    　鍋爐輸入控制BID: AUTO－BID＝MWD
    　給水量控制／燃料量控制／風量控制／爐膛壓力控制： AUTO
    　燃水比控制WFR: AUTO或汽機旁路控制：AUTO—主汽壓R控制干態 CC :
    　機組并網
    　汽機主控TM：AUTO—MW控制
    　鍋爐輸入控制 BID: AUTO—BID＝MWD+主汽壓Pt控制
    　給水量控制／燃料量控制／風量控制／爐膛壓力控制： AUTO
   　 燃水比控制WFR : AUTO—水冷壁出口微過熱溫度控制
    　濕態 BF :
    　機組并網
        汽機主控 TM：MAN
        鍋爐輸入控制BID：AUTO－BID＝MW（MWD 跟蹤MW）
        給水量控制／燃料量控制／風量控制／爐膛壓力控制： AUTO
    　燃水比控制WFR: AUTO 或汽機旁路控制： AUTO－主汽壓Pt控制
    　干態 BF :
    　機組并網
        汽機主控TM：MAN
        鍋爐輸入控制 BID: AUTO-BID=MW主汽壓Pt控制
        給水量控制／燃料量控制／風量控制／爐膛壓力控制：AUTO
    　燃水比控制WFR：無要求
    　濕態BI：
    　機組并網
    　不在 CC 或 BF 方式
    　汽機主控TM：MAN或AUTO-主汽壓 Pt 控制
        鍋爐輸入控制 BID ：MAN
        燃料量控制：AUTO
        MWD＝MW（跟蹤）
    　干態 BI：
    　機組并網
    　不在 CC 或 BF 方式
    　汽機主控TM：MAN或AUTO－主汽壓Pt控制       
    　鍋爐輸入控制 BID ：MAN ( RB 時，跟隨 RB 指令動作）
        給水量控制： AUTO
    　MWD＝MW（跟蹤）
    　濕態BM :
    　未并網
    　或燃料量控制：MAN
    　汽機主控 TM ：MAN 或 AUTO－主汽壓Pt 控制
        鍋爐輸入控制 BID ：MAN且BID ＝F（燃料量）
        MWD＝MW（跟蹤）
    　干態BM:
    　給水量控制：MAN
    　汽機主控 TM ：MAN 或 AUTO －主汽壓 Pt 控制
        鍋爐輸入控制 BID ：MAN且 BID ＝F（給水量）
   　 2、協調控制主控系統分析
    　本項目協調主控系統的鍋爐主控回路如下圖所示，鍋爐主控輸出（鍋爐輸入指令）BID 總領鍋爐側各控制系統，干態時負荷調整以給水量為基礎，用燃料量調整燃水比。在工程實施過程中，對該主控系統分析和形成的看法如下：
 
    　l）由于協調方式下鍋爐側主汽壓控制在干濕態時的作用對象不同，干態時上汽壓控制主要作用于給水量控制，而濕態時的控制與汽包爐相似、主汽壓拎制主要作用于燃料量控制，因此。干濕志時的主汽壓控制器參數會有顯著不同。需要分別設立主汽壓控制器。并且這 2 個控制器分置在 2 處，干態時的主汽壓控制在 BID 側，而濕態時主汽壓控制在 WFR 側。這樣做使系統顯得復雜，但因為 BID作為鍋爐主控輸出。是各子系統控制量間平街匹配的總的依據，在濕態時 BID 將通過 F (x)維持給水流量在25 ％的最低流量、同時維持其它控制量如風箱擋板等的穩定，如果將主汽壓控制器設在BID側，則可能會因主汽壓控制器的校正作用，使得給水流量和其它控制量向負荷增大的方向變動。這是濕態運行時所不期望的。如濕態運行時，給水流最增大，將引起省煤器入口溫度下降，分離器水位升高，分離器硫水增加，造成熱損失和補水損失。主汽壓控制器放在WFR 側，則會使燃料控制只影響機組的升溫升壓過程，避免其它不利影響，保持濕態運行的穩定。
    　2）盡管鍋爐生產廠設計推薦了 8 種主控系統運行方式，試圖大范圍實現自動控制，但我們經過仿真試驗和分析認為在某種與設計煤種變化較大的情況下，不應推薦在濕態方式下投入 CC 或 BF方式、尤其不推薦在干濕態過渡期間投入CC 或BF方式，機組運行應以主控系統干態方式下投入自動為要求，原囚如下：
  　  a）如上所述．干濕態時主汽壓調節洛分置在 2 處，在CC或BF方式下，從干態切換到溫態運行時會因BID側主汽壓控制器切除而使BID信號產生擾動．當煤種變化等擾動工況發生時。這種影響更甚。如果 BID 側主汽壓控制器采用保持方式，則會使 BID 與 MWD 有較大偏離，面且這一保持值是某一瞬間的值、在濕態時不再變化，可能會影響濕態時的調節過程，因此干態向濕態轉換過程中爐側應避免運行在自動方式。
  　  b）鍋爐主控輸出 BIO 是包括給水量和燃料料量的各主要控制盆的總扣制量，本項目設計用燃料量校正燃水比，因此系統中有2 處控制作用可以影響燃料量。干態運行時，由于給水量和燃料量需要共同作用維持負荷和溫度，當主控鍋爐側處于手動方式時，這 2 處燃料里的調整受到給水量和汽溫的制約．不存在操作隨意性的問題。但當濕態運行時．給水量維持在 25 ％的最低流最、與然料最無關，運行人員有可能在 2 處操作燃料量而保持總燃抖且與機組運行狀況匹配，這樣 BID 指令與 MWD 指令（跟蹤MW）就會有可能產生較大偏差，當從濕態BI切換到方式濕態BF或濕態 CC 時，會產生擾動，應引起注意。
  　  c）控制系統中以 BID 作為干濕態判定的主要依據，當機組運行在干濕態轉換點附近時，從 BM 方式切至其它方式，會因 BID 與MWD（跟蹤 MW ）信號的不一致，使 BID 信號產生跳變，從而引起控制系統在干濕態間多次轉變，對控制過程形成擾動。
    　3）在 BF 方式時，即使機組運行在滑壓區間也不應投入滑壓運行方式，而應以定壓方式運行，因為此時入MWD跟蹤MW , BID＝MWD+主汽壓Pt控制，投入滑壓運行方式會形成如下的正反饋回路：
    　加負荷要求—＞汽機調門開大—＞實發功率 MW 增加—＞BID 控制（MWD 跟蹤 MW ＋主汽壓Pt控制），主汽壓設定點增加—＞主汽壓Pt控制使 BID 增加—＞鍋爐輸入（水、燃、風）增加—＞實發功率 MW 增加。
    　4）在機組滑壓區間時，鍋爐生產廠不推薦 BF 運行方式下通過投入汽機主控TM 到自動而直接進入 CC 方式，而是希望經過中間過渡方式 BI后再進入 CC ，具體操作過程如下：
   　 BF 方式—＞BI方式—＞檢查主汽壓設定點與主汽壓偏差—＞投入汽機主控 TM 自動—＞投入BI（TF）方式—＞運行人員改變主汽壓手動設定點到根據負荷計算滑壓設定點—＞主汽壓手動設定與滑壓設定點偏差＜ —＞投入CC 方式
   　 在機組滑壓區間運行在 BF 方式時，由于必須運行定壓式，將有可能實際汽機調門位置與 CC方式下期望的調門位置不相等、主汽壓手動設定點與根據負荷計算的滑壓設定點不相等，此時將汽機主控投入自動進入 CC 方式，汽機主控TM指令將會改變到期望的調門位置、壓力設定點會改變到滑壓設定點，會對鍋爐產生擾動。在實際系統設計中，我們在 BF 方式切換到 CC 方式時仍維持定壓運行，在 CC 方式下手動調整主汽壓設定值到與滑壓設定點偏差＜范圍內，投入滑壓，因而允許從 BF 方式直接進入CC方式。
   　 5）為充分發揮1000MW 機組效率高的優點，機組將主要是滑壓運行方式，系統設計時根據機組設定的某一典型工況給出了滑壓曲線，但汽機背壓、主汽溫等參數偏離該典型工況時，根據該滑壓曲線運行，會出現調門節流或過早進入過負荷區而影響機組效率，因此應以汽機調門位置為根據修正機組滑壓曲線、以主汽壓作為定、滑壓轉換的依據，主汽壓設定點回路如下圖：
    
   　 6）采用主蒸汽壓力偏差校正機組實發功率，消除鍋爐內擾對汽機側的影響，防止汽機調門的超調并使機組更地快速控制負荷。圖1表示機組功率與調門（govermor ）開度的關系。由圖 1 可知，主汽壓力一定時，調門開度和機組功率成正比；主汽壓力不斷增大而調門開度一定時，機組功率也不斷增大。例如，主蒸汽壓力控制在設定值P0 ，在 A 點時處于平衡。在受到鍋爐輸入量的外部影響時，主蒸汽壓力上升至 Pl，調門開度即使仍保持一定值不變，發電量也會上升至 B 點，其后，隨著鍋爐輸入量慢慢回歸到規定值，主蒸汽壓力恢復到PO，機組功率也會緩緩地由 B 點回到 A 點。
    
    　但是，若通過控制調門開度將機組功率保持在設定值，使其不受主蒸汽壓力變動的影響，主蒸汽壓力上升，調門從 A 點向 C 點操作；因調門關小，主蒸汽壓力又繼續向 D 點方向上升，為將機組功率保持在設定值，繼續向 E 點方向操作調門。這種反復操作調門的現象，一直持續到鍋爐輸入量減少為止，極不穩定。
    　為改善以上現象，實現鍋爐一汽機協調控制，必須根據機組功率指令來決定調門開度，主蒸汽壓力即使變化，調門開度也應控制為固定不變。即在反饋信號實發功率MW上進行主蒸汽壓力的修正。
              
    　△ P ：主蒸汽壓力偏差（ TPD－PT)；TPD：主蒸汽壓力設定值；k：增益放大修正。
    　由此，可以計算主蒸汽壓力變動時機組功率的變化，能將實發功率的偏差修正到零，也能將調門穩定在一定位置。增益放大修正K在調試運行時根據主蒸汽壓力的變化量和相應實發功率來決定。
       
（四）鍋爐燃水比控制分析
    　1、燃水比參考信號選取
    　在超臨界機組中，通過燃水比才能長期維持過熱汽溫是人所共知的事實，在尋求快速、準確反映燃水比變化的信號中，人們從改善微過熱汽溫通道的動態特性出發，對處于水冷壁出口的微過熱汽溫或微過熱蒸汽焓值給予了很大的關注，但日立公司將表征燃水比變化的信號選擇在頂棚過熱器出口溫度，究其原因是垂直管屏水冷壁出口工質溫度比較低，水冷壁出口溫度tww＝（h , P ）處于明顯非線性區，放大系數隨工質的參數變化而變化，不穩定，對于變壓運行的超臨界機組，此缺點尤為明顯。而頂棚過熱器出口工質微過熱度可提高 5 ℃ 以上，也提高了中間點溫度作為煤水比調節和汽溫調節的線性度，這樣更有利于超超臨界鍋爐的變壓運行，也降低了煤質變化導致的輻射一對流傳熱比例變化而引發的微過熱汽溫不穩定問題。
   　 2、二種燃水比調整手段的設計要點
    　由于超臨界直流鍋爐燃料與給水之間的相互匹配關系，燃水比調整有以燃料為基礎調整給水和以給水為基礎調整燃料二種方式。從燃料或給水對于微過熱汽溫通道的動態特性看，由于直吹式制粉系統鍋爐的特點，給水的響應性要遠遠快于燃料的響應性，從汽溫控制的角度，采用調整給水量調整燃水比的方式更為有利。但另一方面，由于直流鍋爐沒有工質的中間儲存緩沖環節，進入鍋爐的給水量改變后，將快速、直接改變蒸汽流量而產生負荷變化，但畢竟這種負荷改變沒有后續能量的支持，因此呈瞬態變化的特征。相反，燃料量的改變引起的負荷改變呈現出慣性和持續性，負荷變化相對平緩。因此，在分別用二種方式調整燃水比時，應揚其長、避其短。
    　調整給水調整燃水比：如前所述，通過改變給水量，可以較為快速有效調整燃水比、進而保證鍋爐出口汽溫，但同時也會快速、直接影響到鍋爐出口蒸汽流量的變化，對機組負荷和主汽壓的動態影響比較大，這種負荷和汽壓的暫態偏差又會通過主控回路在影響到燃燒率和給水量控制，因此通過給水調節汽溫的控制策略有導致機組穩定性變差的傾向。由于給水流量對負荷和汽壓的影響呈明顯的瞬變特性，最終負荷和汽壓會回到原來的水平，因此可用解耦設計消除給水流量這一調節作用對燃燒率的影響，使負荷和汽壓自動恢復，給水流量只對微過熱汽溫或微過熱蒸汽焓值作用。解耦設計是將微過熱汽溫或焓值調節器的輸出通過微分環節加到燃燒率的指令側作為校正信號，用經過幅度和時間調整的微分信號消除主汽壓調節器對燃料的要求，使燃燒率不變或少改變，達到給水側對燃料側的單向解耦的目的，最終使機組負荷、主汽壓穩定性大大增加，微過熱汽溫或微過熱蒸汽焓值調節質量明顯提高。
   　 調整燃料調整燃水比：用燃料量來調整燃水比，對機組負荷和主汽壓的影響平緩，可以克服用給水量調整燃水比引發的對機組負荷和主汽壓的快速瞬態影響，機組主要參數的穩定性大大提高，在近來超臨界機組燃水比控制系統設計中，國內外采用這一設計方法的越來越多。但因燃料量至微過熱汽溫或微過熱蒸汽焓值通道的遲延和慣性遠遠大于給水量，設計中應考慮微過熱汽溫響應性差出現大偏差的情況，此時應充分利用給水量響應性快的特點，在給水量回路引進校正量，強制拉回汽溫偏差，保證汽溫和金屬溫度在規定的范圍內。
  　  3、減溫水流量控制
   　 減溫水流量控制：從下圖超臨界直流鍋爐的單管模型可以看出，減溫噴水引自進入鍋爐的總給水量，它的變化改變了減溫噴水閥前后受熱段工質流量的分配。
        
        
    　汽包爐機組中能夠長期控制汽溫的手段如減溫噴水、燃燒器擺角在超臨界機組中的作用已完全不同。上圖所示為不同減溫噴水量對直流爐各區段工質溫度的影響。減溫噴水量改變了這些中間區段的熱量/水量比值，因而區段內工質溫度發生相應變化。但不管減溫噴水量如何變化，只要進入鍋爐的總給水量未改變，燃水比未改變，穩態時鍋爐出口過熱汽溫也不會改變。在超臨界機組中減溫噴水量與穩態時鍋爐出口過熱汽溫成為無關的，在動態調節過程結束后，減溫噴水量可以因調節過程的響應性不同而隨機運行在任意大小的量。顯然，這給減溫噴水量參與持續溫度調節帶來很大困難，保持各級減溫噴水量在適當大小對于超臨界直流爐機組十分重要。另一方面，超臨界鍋爐的汽溫調節不宜采用大量噴水的減溫方式，因為減溫水量增加時，噴水點前的受熱面，尤其是水冷壁的工質流量必然減小，使水冷壁中工質溫度升高，其結果不僅加大了汽溫調節幅度，而且可能導致水冷壁和噴水點前的受熱面超溫。由于減溫水量與微過熱汽溫的相關性，在實際控制系統設計中，常常設計有在燃水比校正信號達到高限或低限時，用減溫水量調整反向參與水冷壁出口溫度控制和保護的功能。保證減溫水流量在適當大小控制方案如下，方案一由保證各級減溫器入出口溫差達到控制減溫水流量的目的，方案一則是直接控制各級減溫水流量。只有減溫水流量受控，微過熱汽溫的控制才能真正鍋爐的燃水比。
         
三、1000MW超超臨界機組鍋爐主保護設計
    　超超臨界機組均采用高參數、大容量的直流爐，其安全性至關重要，鍋爐的主保護也就成了安全生產的重中之重。這里總結了國電泰州和國電北侖電廠兩個1000MW 超超臨界項目對鍋爐主保護的要求及其特點。
    　鍋爐主燃料跳閘MFT條件：主燃料跳閘是FSSS 最重要的部分。當鍋爐發生某些危險情況時，可能造成嚴重后果，此時要從軟硬兩個方面將進入爐膛的燃料全部切斷。“軟”的方面指通過邏輯使相關燃料設備停運。如果此時DPU 發生故障，或設備指令繼電器出現故障，將無法使該設備停運，此時就需要用“硬”的方面使該設備停運。“硬”的方面指：用入MFT跳閘繼電器的觸點，并或串在設備驅動回路中，使得在設備指令繼電器不發指令時，由用MFT跳閘繼電器的觸點發指令停止這些設備。
    　(1) 1000MW 超超臨界機組鍋爐MFT條件：
   　 我們對泰州、北侖 1000MW 超超臨界機組鍋爐MFT 條件進行了匯總和分類，其主要MFT條件如下：
   　 機爐聯鎖引發 MFT
   　 引風機全停；
    　空預器全停；
    　爐膛負壓高高；
    　爐膛負壓低低；
    　風量小；
    　失去火檢冷卻風；
    　燃料失去平衡或燃燒工況不穩定
    　全燃料喪失；
    　全爐膛滅火；
   　 臨界火焰喪失；
   　 水系統失去平衡；
   　 給水泵跳閘；
    　省煤器入口流量低低；
    　過熱蒸汽和再熱蒸汽通道異常；
    　再熱器保護喪失；
    　一級過熱器出口聯箱出口溫度高高；
    　鍋爐出口主蒸汽壓力高；
    　其他
    　操作員手動MFT;
    　FSSS電源失去。
    　( 2 ）部分MFT條件分析
   　 1）機爐聯鎖引發MFT
   　 若負荷＞（旁路容量－5 % )，汽機跳閘，鍋爐MFT；若負荷＜（旁路容量－5 % ) ，汽機跳閘延時4S ，若旁路無效（任一個旁路閥仍處在關閉位），鍋爐MFT。條件動作時，發脈沖。泰州、北侖1000MW機組均有此條件。
  　  在機組無 FCB 功能的情況下，汽機跳閘時鍋爐是否MFT，與旁路容量有很大關系。此條件動作時應發脈沖。由于在爐膛吹掃及鍋爐啟動前，需要“不存在任何跳閘條件” , 因此在鍋爐啟動前仍存在的MFT條件，應該使用脈沖，避免閉鎖鍋爐啟動。這樣的條件主要有3 個（汽機跳閘，全燃料喪失，全爐膛滅火）。脈沖應加在整條邏輯的出口，而不是在“汽機跳閘”后。這樣以下兩種情況均可觸發MFT:
    　正常運行過程中，汽機跳閘；汽機停運，鍋爐啟動時，蒸汽走旁路，若旁路因為某種原因關閉，觸發MFT;
    若脈沖在“汽機跳閘”后，則只能觸發前一個條件。
    　2）風系統失去平衡，包括：
   　 兩臺引風機全停；兩臺送風機全停；兩臺空預器全停，延時。
   　 下面對MFT后，風煙系統設備的動作情況、暢通風道的情況作一分析：
    MFT后，爐膛已經滅火，但是不排除爐膛內有懸浮的殘留燃料，或有燃料泄漏入爐膛。這些染料一旦聚積達到一定濃度，遇點火源就會產生爆炸。因此，為避免燃料聚積，必須要保證風道暢通。
    正常情況下，MFT后，送、引風機、空預器保持原來狀態，即至少有一臺送風機、一臺引風機、一臺空預器在運行。送、引風機、空預器相關擋板（一般包括送風機的出口擋板及動葉，引風機的出、入口擋板及靜葉，空預器入口擋板、出口二次風擋板）動作原則：運行設備的相關擋板打開，停運設備的相關擋板關閉（另一臺運行的情況下）。
    在MFT后，如果爐膛壓力高或低到某一定值（此定值比MFT條件的爐膛壓力定值更偏離正常值），為了保護爐膛，避免由于爐膛壓力超過鍋爐的承受能力引起的內爆或外爆，需要停止送風機或引風機。停止的原則：爐膛壓力高到某一定值，延時 2 秒聯鎖停送風機；爐膛壓力低到某一定值，延時 2 秒，聯鎖停送、引風機。
    爐膛一般運行在微負壓狀態下，即在一定范圍內爐膛處于負壓是正常的。但爐膛在正壓時就比較危險。因此，當爐膛壓力高到某一定值時情況較危險，聯鎖停送風機，但不停引風機，運行員可以利用引風機使爐膛壓力盡快恢復正常，而不是只依靠自然通風。當爐膛壓力低到某一定值時，聯鎖停送、引風機，使爐膛壓力不再繼續低，等待自然通風使爐膛壓力恢復正常。
    兩臺 1000 MW超超臨界機組均采用了這種保護。
    在下列兩種情況下：
    由于兩臺空預器停運或兩臺送風機停運或兩臺引風機停運造成的MFT;
    在MFT后，由于爐膛壓力高到某個定值或低到某個定值，造成兩臺送風機停運或兩臺引風機停運。
    這時MFT已發生，爐膛要求通風。對于兩側的電機均停運，此時就應該將其擋板全部打開，原因如下：
    兩側電機均停運，只能采取自然通風。為了加大通風面積，需要兩側同時通風。
    由于兩側電機均停運，不存在某一側空氣倒灌的可能。
    綜合上面的分析，我們可以總結為：對于送風機、引風機、空預器：單側電機停運而對側電機運行時，應關閉其相關擋板。兩側電機均停運時，應打開其相關擋板。在 MFT后，為了最大限度地通風，對于其他風道擋板（例如所有風箱入口調節檔板，OFA風檔板， AA風檔板，其它二次風檔板，再熱煙氣檔板，過熱煙氣檔板。），應全開或開到一定開度，具體開度應參照鍋爐廠資料。
    3）燃料失去平衡或燃燒工況不穩定
    ● 全燃料喪失
    對于直吹式制粉系統，在有燃燒記憶（任一油層投運，或任一煤層投運）的情況下：（所有角閥關閉或燃油供油速斷閥關閉）且（所有給煤機全停或所有磨煤機全停）（脈沖）。
    根據 《 美國國家防爆協會標準 》 NFPA－8502: “燃燒器的燃料，空氣或點火源突然中斷造成瞬間滅火，接著恢復時引起聚積物的遲后點燃”而可能造成鍋爐爆炸，因此，上述條件也是為防止燃料聚積而設立的。
    關于“有燃燒記憶”的分析說明如下：
    a) “全燃料喪失”中的“燃燒記憶”，應用“ R－S觸發器”的形式，而不是簡單的“與或非門”；“有燃燒記憶”應該用油層或煤層的投運信號相“或”觸發（置位端）。    根據《火力發電廠鍋爐爐膛安全監控系統技術規程》，每一層的“投運信號”如下：
    油層投運：同一層的四支油槍至少有3支投運（每層配置 4 支油槍）；同一層的六支油槍至少有 4 支投運（每層配置 6 支油槍）。
    煤層投運：同一層的四支煤粉燃燒器至少有 3 支投運（每層配置 4 支煤粉燃燒器）；同一層的六支煤粉燃燒器至少有 4 支投運（每層配置 6 支煤粉燃燒器）。
    對于每排有 5 只燃燒器的前后墻對沖式鍋爐一般做法是 5 取 4 。
    b）以前做“有燃燒記憶”，是用“有任意油燃燒器投運”觸發：而有了等離子點火以后，一臺送風機、一下層煤燃燒器不需要點油就可以用等離子點燃。因此“有燃燒記憶”采用“任一油層投運，或任一煤層投運”觸發。
    c）根據 《 火力發電廠鍋爐爐膛安全監控系統技術規程 》，“有燃燒記憶”是用“有任意油層運行”觸發（有等離子點火時加入有煤層投運觸發），而不是用其他條件觸發。
    下面列舉了一些用別的條件觸發“有燃燒記憶”的情況，并作一些分析：
    “任一油閥開，或任一臺一次風機運行且任一臺磨煤機和給煤機運行”觸發“有燃燒記憶”：此定義為“燃料記憶’；而不是“燃燒記憶’，“燃燒”是要有“火檢”信號在內的。
    “任一油角投運（油閥開，并檢測到火檢）”觸發“有燃燒記憶”，嚴格來說這種定義沒有問題，但在實際應用中，會導致：“當一只油燃燒器投運，而后又由于某種原因熄滅后，產生MFT”。這樣會很浪費時間（每次MFT后會進行至少 5 分鐘的吹掃）。這種情況逐漸被 " 4 次點火失敗產生MFT”所代替。從安全角度講，在試運行過程中，一只油燃燒器投運又熄滅，一般不會導致危險勝的燃料聚積，因此引用《 火力發電廠鍋爐爐膛安全監控系統技術規程 》的定義來取代此定義。
    無“有燃燒記憶”判斷，僅在整個“全燃料喪失”邏輯后加入脈沖。這樣做也會導致：一只油燃燒器投運又熄滅觸發MFT，因此建議不采用這種方式。
    無“有燃燒記憶”判斷，為“全燃料喪失”加入投切按鈕。這樣做違反了《 火力發電廠煤和制粉系統設計技術規程 》 相關規定，也不安全，應盡量避免用這種方法。
    d ) “有燃燒記憶”的“復位端”，應該用“MFT”已跳閘信號發脈沖。這樣可以在MFT發生后及點火之前復位此條件，不會閉鎖鍋爐啟動。也有的工程采用“吹掃完成”來復位，這樣容易造成閉鎖鍋爐啟動。
    條件中加入“有燃燒記憶”的作用：
    在“記憶”范圍外，燃料消失，并不MFT。這樣就避免了不必要的MFT 跳閘及吹掃。
    可以替代脈沖。“記憶”條件在鍋爐啟動前并不成立，不會閉鎖鍋爐啟動。鍋爐啟動后，“燃料喪失”條件又不成立，也不會造成誤動作MFT 。因此可以不用脈沖。但按照常規邏輯，實際做邏輯時，一般還是加上了脈沖，這樣既保險，又符合常規做法。
    ●全爐膛滅火：
    在有燃燒記憶（任一油層投運，或任一煤層投運）的情況下，失去所有層火焰（脈沖）。
    此條件也是為防止燃料聚積而設立的，原理同于“全燃料喪失”。
    關于“失去所有層火焰”:
    邏輯為：每層煤燃燒器 4 個中至少有 3 個無火；( 6 個中至少有 4 個無火）作為本層燃燒器無火；所有層燃燒器無火相與作為“失去所有層火焰”；
    “燃燒器無火”的定義：該燃燒器火檢有火取非，或該燃燒器火檢故障。取故障的原因是：當火檢故障時，并不能保證其燃燒器著火，以安全的角度，將其看作“滅火”。
    “層燃燒器無火”采用 4 取 3 的必要性：降低了拒動的可能勝，使保護作用更強。從工藝的角度看，其誤動的可能性也不大，因為當該層燃燒器 3 取 4 滅火后，也會引起該層的制粉系統跳閘，這與每層燃燒器 4 取 4 滅火的結果是一樣的。當所有制粉系統跳閘后，也會觸發MFT 。為了保證MFT 的及時性與抗拒動性，故“層燃燒器無火”采用 4 取 3 邏輯。
    有個別資料建議“層燃燒器無火”的定義，除了使用“火檢無火 4 取 3 ”之外還要“或”上“該層燃料喪失（油角用角閥關 4 取 3 ，煤層用給煤機停）”，但這樣會導致與“全燃料喪失”邏輯的交叉，因此不建議這種做法。
    特別注意：泄漏試驗和爐膛吹掃的允許條件中也有“所有火檢信號無火”，這是用所有火檢無火信號相與。若“全爐膛滅火”的“層火焰失去”采用 4 取 3 邏輯的話，就與泄漏試驗和爐膛吹掃的允許條件中的“所有火檢信號無火”不是同一個點，應引起注意。
     4）過熱蒸汽和再熱蒸汽通道異常
    ●再熱器保護喪失
    在總燃料量大于 25 % ，機組未并網的情況下，高旁閥門關閉且（左高壓主汽門關閉或左側兩個高壓調門關閉，且右高壓主汽門關閉或右側兩個高壓調門關閉）延時一段時間（ 10 秒鐘），或低旁閥門均關閉且（左中壓主汽門關閉或左側兩個中壓調門關閉，且右中壓主汽門關閉或右側兩個中壓調門關閉）延時一段時間（ 10 秒鐘）。
    上述條件定義為“標委會”對“再熱器保護喪失”的定義。
    在定義中的第一種情況：會使蒸汽無法進入“再熱器”而使“再熱器”干燒；第二種情況會使“再熱器”中的蒸汽無法流出再熱器，也會使“再熱器”干燒；為避免這兩種情況，此時需要MFT。
    ●一級過熱器出口聯箱出口溫度高高或鍋爐出口主蒸汽壓力高
    上述條件成立時，會對鍋爐金屬材料造成大的損傷，尤其對于超（超）臨界鍋爐，溫度、壓力參數高，超出允許范圍對鍋爐壽命損害極大，因此鍋爐保護將蒸汽溫度和壓力保護納入。
    5）操作員手動MFT
    此信號來自于盤臺上操作員按下的按鈕。為防誤動，目前通常的做法是兩個按鈕必須同時按下才動作，即兩按鈕是串聯的關系。但這樣做存在拒動的危險，我們在工程中進行了改進，具體做法是：手動跳閘按鈕采用雙按鈕的接點先并聯再串聯方式，每個按鈕采用兩副接點，每個按鈕的兩副接點先并聯，然后兩按鈕再串聯，這樣就既防誤動又防拒動。
    6)MFT 跳閘柜設計原則
    ① 采用雙套電源供電。
    ② 保護動作指令回路采用雙套設計。
    ③ 硬跳回路采用雙套設計。
    ④ 鍋爐保護跳閘動作指令設計成 3 個指令三取二方式， 3 個動作指令分別從不同 DO卡件輸出。
    ⑤ 兩個手打按鈕接點先并后串，大大提高按鈕動作的可靠勝。
    ⑥ 跳閘條件盡可能按三取二邏輯設計，且相關 IO 點從不同卡件輸入。
    ⑦ 加強電源監視。對給硬繼電器邏輯供電的兩套直流電源在切換前和切換后均進行監視，切換后電源的監視點安排在末端。
    ⑧ 嚴格根據鍋爐防爆規程的要求，凡是直接危急到爐膛安全的設備，全部納入硬跳設備清單，對于超超臨界鍋爐，油閥和點火槍都應納入硬跳設備范圍。
四、國電智深 EDPF-NT＋系統的技術發展
    EDPF-NT+升分散控制系統是北京國電智深控制技術有限公司專門針對 600MW及以上大型發電機組的應用需求開發的新一代控制系統。
    （一）、 EDPFNT 十主要有以下特點：
    1 、圖形化的工程管理器和控制組態工具
    工程管理與圖形組態工具融合，形成簡單易用的工作環境，極大地方便了系統級的組態與管理。
    集成工程管理環境將控制系統工程的核心工作集成在一個應用平臺下展開：創建工程，建立域，創建節點、數據庫、邏輯圖、過程畫面等。集成工程管理環境類似于軟件開發的 IDE（集成開發環境），將核心工作集成在統一界面下。在這里，可以完成系統的整體規劃、 DPU卡件分配、 IO點的分配和建立、批量導入導出、圖形組態、編譯下載。仿真調試。
    全自由格式的、SAMA風格的、圖形化的控制組態軟件。達到了國際上各主流 DCS 的同等水平。
    2 、支持多域的網絡通訊環境
    基于 TCP / IP 協議的 Dcs 通訊系統，稱之為“分布式計算環境”。采用全面向對象的方法設計與實現。不僅在Winndows 平臺和 Linux 平臺間 100 ％可移植，將來還可以平滑地過渡到IPv6 。采用多域的通訊管理方式，可以工作于任意的網絡拓撲結構之上，能夠滿足當前以及未來各類工程應用的要求。
    1）域之間三種隔離方式
    a 、使用三層交換機
    b 、使用 ACL
    c 、使用專門的安全隔離裝置
    2 ）雙網的多種工作方式
    a 、 A 、B 網完全隔離
    b 、 A 、B 網單點相連
    c 、 A 、B 網多點相連
    d 、拓撲結構可以采用環網或普通樹形
    3 、高效可靠的控制器軟件
    DPU 采用實時 Linux 內核。 DPU 軟件全部采用C / C++編程，在Windows 平臺和 Linux 平臺間 100 ％可移植。在新的架構下， DPU系統軟件和算法模塊是分離的，可以各自獨立升級，可以在線添加新算法。簡化了系統升級手續，增加了 DCS 系統配置的靈活性，也為進一步開發專用控制裝置奠定了基礎。
    4 、新的歷史和報表程序
    歷史站采用二進制壓縮和例外報告存儲方式，性能優越、工作穩定、數據檢索速度決。通過“卷”管理功能，借助外部存儲介質，可以長期保存歷史數據并提供決速查詢。
    報表站可生成定期、單次和條件觸發的報表，采用 Excel 制作報表模板，易學易用。報表程序從歷史站請求數據，得到瞬時值或平均值、最大值、最小值等統計數據。使用報表管理器管理報表，后臺程序自動生成和打印報表。
    5 、人機界面軟件中包含一系列新功能
    更加穩定可靠的過程畫面顯示。
    畫面增加閃爍功能。
    全新的光字牌程序。
    （二）結合科技部 863 重點項目，國電智深公司正在對NT+進行進一步的提高和完善。主要包括：
    1 、一體化平臺
    　一體化平臺是指實現控制、仿真、運行優化等功能的統一的軟硬件運行環境。
    　目前國內火力發電廠綜合自動化系統采用的體系結構都是不同廠家的系統通過通訊接口連為一個整體，由于各功能系統軟硬件環境差異大，數據庫生成、畫面組態等工作需要重復進行，工作量較大。
    　在一體化平臺的體系結構中引入域的概念，構成按功能既分工又協作的系統。DCS 、 SIS和SIM各功能系統采用統一的軟硬件運行環境，系統結構簡化，安全可靠勝提高。采用統一的通訊協議避免了通訊接口問題；采用統一的數據信息描述方法保證了數據信息流的一致；采用統一的核心工程師組態軟件和工程管理工具，數據庫和畫面只需生成一次，顯示畫面完全一致，大大降低工程實施和系統維護的工作量。 
    　2 、一體化平臺的技術基礎（ DCE 、 DROP 、 APP 三層結構）
   　 1 ）分層的網絡結構
    　系統采用分層的網絡結構，共分為三層，分別為現場I / 0 層、 ElO 層、管控網 MCN 層。 MCN 層邏輯上劃分為多個“域”。域之間可以通過全雙工交換機直接互聯，也可利用 VLAN技術或自主研發的專用的安全隔離裝置進行安全隔離。
    　2）統一的設備描述信息使用統一的方法描述 DCS 、 SIS 、SIM三個系統所需信息，公用信息只需描述一次。同一設備的信息在各系統都能夠使用。
    3）一致的軟件核心
    軟件的核心是Drop模塊。 Drop 是抽象的概念，代表一個MCN節點的核心功能，它負責維護來自本節點和遠程的各種數據。見下圖：
            
    　在 Drop的基礎上配置軟件包，一個“節點”就實化為具有一個或多個功能的功能站。在 Drop 層面上，不論 DCS的 DPU，操作員站， SIS的計算站，還是仿真機的服務器，所有站是對等的，因此系統結構是扁平化的。通訊不依賴于服務器，網絡是無服務器的。實現具體功能的功能模塊只與 Drop交互，Drop只與 DCE （分布式計算環境）交互。 DCE提供了數據、指令等信息的傳輸機制，對于 DCS 、SIS、 SIM都適用。 DCE 處理的信息在所有系統上都能夠識別和處理。 Drop與 DCE 作為成套控制系統軟件系統的核心，使多系統一體化成為可能。
    　　4 ）一致的軟件平臺基于TCP/IP協議的 DCE 采用全面向對象的方法進行設計與實現，考慮通訊系統的可移植性，滿足當前以及未來各類工程應用的要求。各系統軟件平臺通訊核心都基于這個模塊。實現適用于各系統的核心工程師組態軟件和工程管理工具，各系統在近似的環境內組態。實現適用于各系統的操作和調試環境，如 DCS 和 SIS的畫面顯示程序相同，調試程序相同。
    　　3、管控網 MCN
    　　該網絡是運用多域技術進行管理的工業實時以太網。 DPU 、操作員站、歷史站、工程師站等接入MCN構成控制域，SIS和SIM等增值網也是 MCN 的域，通過可選的安全隔離裝置進行安全隔離， DCS 和SIS 、SIM 之間通過 MCN 進行直接的數據信息交換，不存在系統間通訊協議轉換問題。
    　　4 、底層控制網 EIO
   　 　EIO 是國電智深開發的工業實時以太網網絡和協議，該協議兼容HSE、EPA等工業以太網協議。純數字的現場總線信息和傳統I/O信號通過各自的協議轉換模件轉換為 EIO 信息。 ElO 網絡上可以接入一個或多個控制器，組成一個分布式控制單元（ DPU）。當接入遠程時，協議轉換模件可放到就地I/O 柜中。
   　 A 、傳統卡件通過下一代的帶有以太網接口的IOBUS卡，與現場總線段同等接入EIO
   　 B 、現場總線段，通過協議轉換器，接入 EIO
   　 c 、 EIO既可以運行在獨立的物理網段上，也可以與MCN 共用一個物理網絡
   　 5 、控制組態和人機界面同時支持Windows 和 Linux平臺。
    既可以選擇方便熟悉的Windows 環境，也可以選擇安全高效的Linux 環境。
    　6 、實時操作系統 DPU 操作系統采用改進的實時 Linux ，為了更好地滿足百萬千瓦超超臨界機組對控制器容量和勝能的進一步要求，將在以下幾個方面做進一步的研究和改進：
    　( 1 ）時鐘粒度進一步細化
    　時鐘中斷的間隔是決定實時任務能否被及時響應的一個重要因素。標準Linux 的時鐘粒度粗糙，不能滿足實時應用的需要，研究將周期性的時鐘中斷改為非周期勝的時鐘中斷以及與標準 Linux 核心時鐘并行運行的具有精密刻度的實時核心時鐘處理系統等方法。在不影響穩定勝的前提下，提高系統效率。 
   　（2 ）調度策略進一步優化
    　研究基于優先級、時間和資源的任務調度策略，進一步優化現場設備I / 0 、控制算法、網絡I/ 0 等任務的協調執行，提高系統的決速響應能力。
   　（3 ）研究強制二元信號量的互斥鎖機制、中斷處理線程化、可搶占內核等其他技術，提高任務執行效率。
    高度強調控制器軟件的可移植性，在自主研究實時 Linux 系統的同時，兼容成熟的國內外實時操作系統。
    　7 、現場總線接口
    　( 1 ) DCS 和現場總線的無縫集成技術研究
    　通過協議轉換模件把多種現場總線設備直接接入 DCS 的控制器，參與實時控制策略，同時能夠把部分控制功能分配到現場總線設備中。在 DCS控制器中提供一條管理信息的透明通道，使得設備管理站可以跨越控制器對現場總線設備進行管理，運用 DCS組態軟件統一對測點和控制邏輯進行組態，實現無縫集成功能。
    　( 2 ）多種現場總線協議轉換模件研發
    　在自主知識產權的現場總線通信協議軟硬件技術基礎上，研究多種現場總線與 EIO 總線之間的協議轉換技術，開發相應的具有冗余功能的現場總線協議轉換卡，在 DCS 系統中實現與符合FF、PROFIBUS 、EPA 和 HART 協議的智能儀表的無縫集成。
    　( 3 ）基于現場總線智能和非智能設備綜合管理軟件的研究
    　研究 EDDL ，開發一種現場總線智能設備綜合管理軟件，以同樣的用戶界面和方式管理多種現場總線智能儀表和常規儀表。
    　8、控制組態通過基于XML的標準控制語言，實現組態、編譯過程的分離通過組態與編譯功能的分離，控制組態既可以在集成組態環境中人機交互式地進行，也可以按照腳本，自動在后臺批量自動完成。方便地實現工程間以及工程內的批量拷貝與修改。
    　9 、兼容國際標準
    　通過基于XML的標準控制語言和專門定制的編譯器，可以方便地兼容地兼容IEC1131的五種組態方式。
    　10 、開發容錯控制技術
   　 通過系統檢測和故障診斷等措施，預先發現設備隱患，采取系統冗余和容錯控制技術等主動勝保護措施，自動限制故障范圍、改變控制策略與控制系統結構，使系統仍能繼續工作，為提高大型火電機組的控制和保護水平提供有力的技術支持。
五、結語
    　近年來，北京國電智深控制技術有限公司圍繞超（超）臨界機組的控制、保護策略和超大型分散控制系統的自主化研發開展了全面而深入的研究，取得了一系列的成果。同時，我們也清醒地看到，在這一領域還存在著不少值得我們進一步研究和探索的問題。
    　1、對超（超）臨界機組的熱力學特勝、運行方式的深入分析：
    　由于超（超）臨界機組采用的直流鍋爐工質在汽水流程上一次勝通過的特勝，被控對象的各變量間禍合關系復雜，構成三輸入三輸出系統。由于蓄熱量顯著減小，蓄熱能力僅為汽包爐的 1 / 4－1 / 3 ，且機組蓄熱能力與汽壓呈反比關系，即汽壓越高、蓄熱能力越小，控制策略應克服蓄熱能力小帶來的不利影響而發揮其有利因素。同時，由于機組主要采用滑壓運行方式，控制策略應如何適應大范圍滑壓運行的要求，什么樣的協調控制系統方式（爐跟機協調還是機跟爐協調）更適合。在超（超）臨界參數下，直流鍋爐水／燃比等主要控制系統的差異等等。
    　在實際運行中，往往還存在燃用煤種變化、大負荷變化過程中的磨煤機啟停、磨煤機檢修備用帶來的倒磨等問題。控制系統如何進行補償和修正。
    　2 、加強超（超）臨界機組控制特性的試驗研究
    　由于國內超（超）臨界機組機組投運的時間均較短，我們對機組的控制特性還缺乏更多的實際運行和動態特性數據，這已經成為制約控制系統設計和優化的一個重要因素。有必要盡決針對典型超（超）臨界機組開展這方面的試驗和分析研究。
   　3 、進一步實現超（超）臨界機組控制系統標準化設計
    　隨著第一批超（超）機組的投運，國電智深公司已經熟悉和掌握了國內引進的不同類型超（超）臨界機組和不同機爐匹配下的控制系統的基本控制策略，我們也看到，很多國外主機制造廠商提供的控制策略也各有其特點，但大部分都不是采用 DCS實現的方案。如何針對國內實際情況和目前 DCS的技術水平，有針對性開展標準化設計，以更好地滿足電廠運行監控的需要，保障在機組基建調試工期較為緊張的情況下控制策略設計的完整性，更好地實現包括APS、 FCB 在內的更高一級的自動和保護功能。