分散控制系统技术协议书.doc

分散控制系统技术协议书
国电长源荆门发电有限公司
2×600MW工程辅机设备采购

设备名称：分散控制系统（DCS）

买方合同编号：GDJM2005-FJ022
卖方合同编号：

附件 3
《技术协议书》

买 方：国电长源荆门发电有限公司
卖 方：北京ABB贝利控制有限公司
设 计 方: 中南电力设计院
二00五年五月
目 录

第一章 技术规范书 1
1.0 范 围 1
1.1 总 则 1
1.2 卖方供货范围和工作范围 错误！未定义书签。
1.3 买方供货范围和工作范围 错误！未定义书签。
1.4 工作范围界面 错误！未定义书签。
2.0 设计条件 错误！未定义书签。
2.1 主辅系统设备概况 错误！未定义书签。
2.2 标准与规范 错误！未定义书签。
3.0 技术要求 错误！未定义书签。
3.1 总则 错误！未定义书签。
3.2 硬件要求 错误！未定义书签。
3.3 DCS软件要求 错误！未定义书签。
3.4 人机接口 错误！未定义书签。
3.5 数据通讯系统 错误！未定义书签。
3.6 数据采集系统(DAS) 错误！未定义书签。
3.7 模拟量控制系统(MCS) 11
3.8 炉膛安全监控系统(FSSS) 15
3.9 顺序控制系统（SCS）及电气监控系统（ECS） 17
3.10 其它控制系统 23
4.0 备品备件和专用工具 错误！未定义书签。
4.1 备品备件 错误！未定义书签。
5.0 设计联络会议(DLM) 错误！未定义书签。
6.0 工程服务 错误！未定义书签。
6.1 项目管理 错误！未定义书签。
6.2 工程设计 错误！未定义书签。
6.3 现场服务 错误！未定义书签。
7.0 试验、验收和演示 错误！未定义书签。
7.1 总则 错误！未定义书签。
7.2 工厂验收试验和要求 错误！未定义书签。
7.3 现场试验 错误！未定义书签。
7.4 保证期 错误！未定义书签。
8.0 包装、装船和仓储 错误！未定义书签。
9.0 数据和文件 错误！未定义书签。
9.1 总则 错误！未定义书签。
9.2 硬件资料 错误！未定义书签。
9.3 软件资料 错误！未定义书签。
9.4 用户手册 24
9.5 控制逻辑文件 24
9.6 I/O清单 错误！未定义书签。
9.7 资料交换内容 错误！未定义书签。
10.0 培训 25
10.1 总则 25
10.2 国内培训 25
10.3 现场培训 27
11.0 设备交货进度 错误！未定义书签。
附表一： DCS技术数据表 错误！未定义书签。
第二章 供货范围及系统配置方案 错误！未定义书签。
2.1 控制机柜分配 错误！未定义书签。
2.2 控制器分配 错误！未定义书签。
2.3 I/O模件配置 错误！未定义书签。
2.4 中控室设备 错误！未定义书签。
2.5 网络通讯系统 27
2.6 主要软件 错误！未定义书签。
2.7 与其它系统接口 错误！未定义书签。
2.8 公用环网配置 错误！未定义书签。
第三章 供货清单 错误！未定义书签。
3.1 单元机组设备、材料供货清单 错误！未定义书签。
3.2公用设备供货清单 错误！未定义书签。
3.3 随机备品备件 错误！未定义书签。
3.4 专用工具 错误！未定义书签。

第一章 技术规范书
1.0 范 围
1.1 总 则
1.1.1 本技术协议书对国电荆门热电厂三期扩建工程（2×600MW）采用分散控制系统(以下简称DCS)提出了技术方面和有关方面要求。本技术协议书是按对#6机组DCS和#6、#7机组公用DCS要求编制，除另有标注外，#7机组DCS 与#6机组DCS 完全一样。
本工程DCS系统采用进口产品，系统包括数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、汽轮机控制(DEH)、给水泵汽轮机控制(MEH)、旁路控制系统（BPC电气厂用电监控（ECS）等各项控制功能，是一套软硬件一体化完成全套机组各项控制功能完善控制系统。
卖方提供DCS应完成本技术协议书规定数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、旁路控制系统（BPC）、电气厂用电监控（ECS）等功能以满足机组各种运行工况要求，确保机组安全、高效运行。
汽轮机控制系统(DEH)和给水泵汽轮机控制系统(MEH) 由东方汽轮机厂成套供货，不属于本技术协议书采购范围。根据DEH/MEH供货合同要求，DEH和MEH应与本次招标确定DCS系统采用相同软硬件设备（对硬件来说，相同功能硬件型号一致，机柜尺寸一致，机柜内卡件布置方式一致，卡件编码原则一致等；对基础软件来说，比如操作系统、组态软件等版本一致）。DEH和MEH控制装置做为DCS功能站挂在DCS通讯网上。卖方应负责将DEH和MEH控制系统整合在一套DCS系统中。本技术协议书提出DCS网络通讯、接地、供电等有关技术指标与要求是针对整套DCS系统(包括DEH和MEH)。
卖方为买方提供最新最先进电站专用、实现DAS、FSSS、SCS、MCS、BPC、ECS、DEH、MEH一体化、在国内外有大量同类机组业绩DCS--- IndustrialIT Symphony第五代产品，并且为买方免费提供ABB有大量成熟运行经验SMITH 预估、自由压力控制等机组MCS优化软件。提供Symphony系列新产品：Power Generation Portal---超越操作员站，以及最新控制器 BRC300。
1.1.10 本工程采用KKS编码标识系统，卖方在工程实施过程中应采用KKS编码进行标识，具体内容在以后配合中确定。
1.2.2.4 达到本技术协议书规定全部硬、软件功能要求，进行DCS软件编程和调试。定义I/O功能，向买方提供国内外同类型机组控制策略框图、SAMA图、逻辑框图和最终I/O清单、控制系统说明。
1.2.2.9 根据本技术协议书要求，向买方提供系统优化运行所必需系统文件，使买方能掌握组态、编程、维护、修改和调试系统。
1.2.2.10 负责培训买方维护和工程技术人员，并使这些培训人员能得心应手地操作、维护、修改和调试系统。
1.2.2.11 卖方提供DCS系统不需要单独DCS接地系统，只需要通过独立地极接入电厂电气接地网，接地点半径5米内无大电流、大电压启停设备，10米内无避雷接地点，并且保证DCS侧一点接地，接地电阻〈5欧姆。
1.2.8 根据买方要求，提供操作系统文件，以保证买方能理解、组态、编程、维修、更改和调试DCS，实现优化运行。
1.3.1 买方将提供下列设备和服务：
2.1.6.2 厂用电源
每台机组设一台高压工作厂变，高压厂变6.3kV侧经共箱母线分别接入二段工作母线，供给本机组高压厂用负荷。
每台机组设一台高压公用厂变，高压公用变6.3kV侧经共箱母线接入一段公用母线，供给高压厂用公用负荷。
高压厂用变压器6.3kV侧经中电阻接地。
两台机安装一台高压起动/备用变压器，高压起动/备用变低压侧经共箱母线分别接至6.3kV工作和公用母线，作为备用电源。
高压起动/备用变压器一次绕组带有载调压装置。
每台机组主厂房设二台6.3/0.4kV汽机变压器，二台6.3/0.4kV锅炉变压器，二台6.3/0.4kV电除尘变压器，一台6.3/0.4kV检修变压器，由6.3kV工作段引接，分别构成七段低压厂用电源工作母线，供给本机组380V负荷。
2.1.6.3 直流系统
主厂房每台机设三组蓄电池，其中一组220V蓄电池组，两组110V蓄电池组。110V蓄电池采用单母线分段接线，220V蓄电池组采用单母线接线，两台机组220V蓄电池经电缆相互联络。
220V直流系统为动力负荷及事故照明等负荷供电。
110V直流系统为控制、保护、测量等负荷供电。
2.1.6.4 UPS电源
为每台机组设一套UPS装置向分散控制系统及其他重要负荷供电，公用部分设一台UPS。。
2.1.7 仪表和控制系统设计概况
2.1.7.1 控制方式
采用炉、机、电及主要辅助系统（车间）分类集中控制方式。在主厂房电控楼设置两台单元机组集中控制室；在锅炉补给水控制室设置水网集中监控点；在脱硫电控楼设置脱硫系统和灰网集中监控点。
2.1.7.2 全厂控制系统构成
设立厂级监控信息系统（SIS），各控制系统向SIS提供有效实时生产信息，通过SIS系统将全厂各控制系统联网，实现全厂生产过程实时监控，使电厂在最佳状态下运行，同时SIS为管理信息系统（MIS）提供所需生产过程信息。
控制网络采用厂级监控信息系统（SIS）、分散控制系统（DCS）、脱硫分散控制系统（FGD_DCS）以及主要辅助系统（车间）控制系统组成分类控制网络（水网和灰网）。实行控制功能分散，信息集中管理设计原则。下层各控制网络通过通讯接口与上层SIS进行通讯。
2.1.7.3 机组自动化系统主要功能
单元机组分散控制系统DCS按照功能分散和物理分散原则设计，主要功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、电气监控系统（ECS）、旁路控制系统（BPC）。汽机数字电液控制（DEH）、给水泵汽轮机控制（MEH）随主机设备成套，其中汽机数字电液控制（DEH）、给水泵汽轮机控制（MEH）、脱硫分散控制系统（FGD_DCS）均采用与单元DCS相同硬件，DCS供货商负责这些系统与DCS系统整合（不含FGD_DCS）。公用热力系统、空压机站和厂用电公用部分等两台机组共用系统纳入DCS公用系统，可由两台单元机组DCS操作员站进行监控，并设置相互操作闭锁。
机组锅炉吹灰PLC将通过通讯方式分别联入单元机组DCS系统。
两台机组烟气脱硫系统设置一套FGD_DCS，与SIS通讯。
DL/T 655－1998 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程
DL/T 657－1998 火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程
DL/T 658－1998 火力发电厂顺序控制在线验收测试规程
DL/T 659－1998 火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程
DLGJ116－93 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规程
GB2421-89 电工电子产品基本环境试验规程 总则（EQV）
国家经贸委第30号令 《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》
3.1.20电气自动化系统
设置机组电气自动化系统负责采集、处理电气系统信息，接入DCS信息量采用硬接线与通信相结合方式接入DCS。参与联锁、控制重要信号和控制指令采用硬接线与DCS连接；其它所有电气信息均通过通信方式输入DCS系统。电气自动化系统经过双冗余通信服务器与DCS通讯高速公路连接。电气自动化系统不在DCS供货范围内。
电气自动化系统由单元机组电气自动化系统和公用电气自动化系统组成。单元机组电气自动化系统接入单元DCS，公用电气自动化系统接入公用DCS。单元机组电气自动化系统监控对象包括发电机变压器组、单元机组厂用电系统。
单元机组电气自动化系统由监控主站层、通信子站层、间隔层和连接监控主站层与通信子站层以太网以及连接通信子站层与间隔层现场总线构成。监控主站由双冗系统主机、工程师站和负责与DCS通信双冗余通信服务器等组成，通信子站层主要由安装于电气继电器室多串口通信服务器和安装在各配电室或电气继电器室双冗余通信管理机组成，间隔层设备主要包括安装在电气继电器室、6kV开关柜和380V开关柜智能测控装置、综合保护装置、马达控制器和智能仪表等。通信管理机与监控主站采用双冗余光纤以太网连接，与间隔层设备可根据设备情况采用ModBus、ProfiBus、LON、CAN或其它现场总线进行连接，其主要功能除完成对各智能综合测控单元数据管理外，还完成实时数据加工和分布式数据库管理。发电机变压器组保护装置、AVR、同期装置、故障录波、厂用电快速切换装置、直流系统以及UPS等通过多串口通信服务器进行规约转换后与电气自动化系统通信，厂用电系统（包括高、低压厂用电动机）信息采集主要采用现场总线通信方式，所有电气信息除采用智能综合测控单元采集，经现场总线由通信管理机处理后经以太网送入DCS系统服务器。除重要信号（以6kV开关为例：3个D I量：断路器合闸位置、断路器跳闸位置、控制回路故障；2个DO量：断路器合闸指令、断路器跳闸指令）采用硬接线接入DCS数字量输入模件外，所有电气自动化系统采集信息量均通过通信方式送入DCS。
电气自动化系统与DCS通信采用双冗余以太网通过交换机与DCS通讯高速公路接口：传输供运行监视用如电流、功率、电度、各保护动作、控制回路断线、装置故障等监视和报警信号和供顺控用如选择开关位置、小车（或抽屉）位置、弹簧未储能等少量不太重要控制用信号。对于电气自动化系统采集供电气系统分析管理信息如各保护整定值、故障时电流、电压波形等数据，送入电气自动化系统工程师站进行分析处理，不送入DCS，但可以通过独立通信接口送入SIS和MIS。
公用电气自动化系统配置与单元机组计算机监控系统配置相似，不同之处为该系统不配置工程师站等设备，站控层以太网通过通信网关与单元机组电气自动化系统以太网连接，共用单元机组工程师站，并通过软、硬件闭锁手段只能接受一台机组控制系统操作。
电气自动化系统通过双冗余以太网以OPC协议接入DCS系统操作网（Onet）交换机接口，通讯速率可达100M。
3.2.3.15 在整个运行环境温度范围内，DCS精确度应满足如下要求：模拟量输入信号(高电平)±0.1%；模拟量输入信号(低电平)±0.2%；模拟量输出信号±0.25%。电气系统模拟量输入信号±0.1%；模拟量输出信号±0.2%。系统设计应满足在六个月内不需手动校正而保证这三个精度要求。
3.2.3.16 I/O类型
a. 模拟量输入：
4～20mA信号(接地或不接地)，最大输入阻抗为250Ω，系统应提供4～20mA二线制变送器直流24V电源，且每一分支供电回路接地和短路不应影响其它分支供电回路正常工作。对于1～5VDC输入，输入阻抗应≥500KΩ。
b. 模拟量输出：
4～20mA或1～5VDC可选，具有驱动回路阻抗大于750Ω负载能力(特殊应用回路应具有大于1KΩ负载能力)。负端接到隔离信号地上。系统模件应提供24V DC回路电源。模拟量输出各通道间应相互隔离。
c. 数字量输入：
负端应接至隔离地上系统应提供对现场输入接点“查询”电压(48～120VDC)， 且每一分支供电回路接地和短路不应影响其它分支供电回路正常工作。
d. 数字量输出：
数字量输出模件应采用继电器隔离输出，继电器输出接点容量要求：
　　 230VAC 115VDC 230VDC
Ⅰ— 接点闭合（感性回路）： 5A 10A 5A
Ⅱ— 连续带电： 5A 5A 5A
Ⅲ— 接点分断： 2.5A 2A 0.5A
卖方应提供继电器、继电器柜及可靠工作电源。继电器应易于更换、能常带电，且分别采用交直流继电器用于交直流回路。继电器均采用进口图尔克产品，接点容量220VAC 10A，220VDC 5A ，DPDT型，具体型号在设计联络会时确定。每个继电器柜中间继电器安装数量最多不得超过240个。卖方应提供部分大接点容量中间继电器用于电气直流控制回路，具体数量和接点容量在联络会上确定，卖方应承诺满足工程要求而不增加费用，并留有10%备用。
e. 热电阻(RTD)输入：
有直接接受三线制 (不需变送器)Cu50、Cu100、Pt10、Pt100等类型热电阻，卖方应提供热电阻桥路所需电源。
f. 热电偶(T/C)输入：
能直接接受分度号为E、K、T 型热电偶信号(不需变送器)，并可满足接地型热电偶要求。热电偶在整个工作段线性化及温度补偿等处理，应在I/O模件内完成而不需要通过数据通讯总线。
g. 脉冲量输入：
每秒至少能接受6600个脉冲。脉冲信号频率、宽度和信号特性在设计联络会上确定。
a) 单元机组DCS部分I/O点（含炉、机、电及其辅机系统）：
项目
AI
AO
DI
DO
Pt100
TC
SOE
PI
总点数
锅炉、汽机
770
270
3550
1650
560
510

350　

7310
单元机组厂用电源系统
33

317
160

4
29
1064
发电机变压器线路组
14

83
36

5
6
138
循环水泵房
16

100
40
23

4
183
总点数
833
270
4050
1886
583
519
350
39
8695
b) 单元机组电气自动化系统通讯点
项目
通讯
单元机组厂用电源系统
900
发电机变压器线路组
230
总点数
1130
c) 公用DCS部分I/O点(含电气公用系统、空压机站、循环水泵房)
项目
AI
AO
DI
DO
Pt100
TC
PI
总点数
空压机站
16

60
20
5

101
公用热力系统
6
1
15
10
1

33
公用厂用电源系统
18

243
132

6
6
405
总点数
40
1
318
162
6
6
6
539
d) 公用电气自动化系统通讯点 1000点。
注：上列I/O数量为初步统计工艺过程点数，不包括备用点、I/O分配产生剩余点、检查点以及DCS内部各功能机柜间硬接线联系点等，卖方提供I/O能力应充分考虑上述因素并做到每个机柜各种类型I/O应有15%备用点，从而确保整个I/O数量有15%备用。

3.2.4 Gateway
3.2.4.1 本技术协议书所供DCS各子系统类型一致，以构成一个统一监视和控制系统，采用整体Symphony系统，DCS系统内部没有使用网关。
3.2.4.2 如果必须使用Gateway，卖方应保证通过Gateway交换信息不会降低DCS性能，如分辨率，操作响应速度等。
3.2.4.3 对于单元机组DCS与SIS以及单元机组DCS和公用DCS系统间冗余通讯接口应配置冗余网关设备，同时还应确保网络和数据安全性。卖方应提供详细方案和配置说明并分项报价，以便于买方根据情况自由选择。
3.2.4.4 卖方应负责DCS与SIS间冗余通讯接口编程和调通工作，同时应保证单元机组DCS与SIS间单向数据传输。
—— 以太网通讯总线负荷率不大于20%。
—— 令牌网通讯总线负荷率不大于30%。
—— 操作员站服务器允许最大标签量不少于10万个。

3.3.5 模拟量处理器模件所有指定任务最大执行周期不应超过250ms，开关量处理器模件所有指定任务最大执行周期不超过100ms。
3.3.6 对需快速处理模拟和顺序控制回路，其处理能力分别为每125ms和50ms执行一次。
操作站设计应考虑防误操作功能。在任何运行工况按下非法操作键时，系统应拒绝响应，并在画面上给出出错显示。
在正常或故障工况下操作员对顺控或单个设备控制进行手动干预时，所有通过软件方式获取或硬接线方式提供许可和超弛信号应作为操作提示在操作员画面上显示。
3.4.1.2 硬手操控制
卖方应设计并提供机组硬手操系统，以保证在紧急情况下快速、安全停机。硬手操按钮布置于DCS操作台桌面上，应便于操作，同时应带有安全防护罩以防误动。
硬手操开关包括：
汽机（包括小汽机）直流润滑油泵、发电机密封油泵、凝汽器真空破坏门、停机（双按钮）、停炉（MFT，双按钮）、锅炉PCV阀、发-变组断路器（2个）、灭磁开关、柴油发电机等紧急按钮或开关等，详细内容在设计联络会上确定。
3.6.5.1.1 热力系统性能计算
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，所获得数据应与主蒸汽温度、压力及排汽压力等偏差进行校正。
c. 用焓降方法计算汽机效率，同时应分别计算高压缸、中压缸和低压缸效率。
d. 用输入--输出和热量损失办法计算锅炉效率。并应分别列出可控热量损失和非可控热量损失。同时也应提供正平衡计算方法。
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. 锅炉给水泵和给水泵汽轮机效率。
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、过剩空气等偏差，计算热效率与额定热效率偏差，并计算偏差所引起费用。
3.6.5.1.2 电气系统性能计算项目如下，但不限于此：
a. 发电机有功电度和无功电度。
b. 厂用电率（每小时、每值、每日厂用电率）
c. 厂用电量（每小时、每值、每日厂用电量）
d. 发电机功率因数
e. 主要设备运行小时数
f. 断路器跳合闸次数
g. 按运行要求对电流、电压、功率、频率、电度量及温度进行统计分析、并自动或随机打印绘制曲线。
h. 采用单位时间功率累加或直接统计厂用电电度脉冲方法计算厂用电率。
j. 采用单位时间功率累加或直接统计发电机电度脉冲方法计算发电机发电量。
k. 计算发电机负荷曲线。
n. 计算厂用电负荷曲线。
以上所有这些性能计算应在25%以上负荷时进行，每10分钟计算一次，计算精度应小于0.1%。
3.6.5.2 锅炉超温统计
根据买方运行和事故处理规程，编制和设计机组和设备运行时超温统计，并由LCD图像和文字显示出来。超温统计应划分为三个部分，即为起动方式，正常方式和跳闸方式。
（1） 系统应通过交互会话方式给出计算公式，生成满足电厂运行需要各种数值计算和超温统计执行程序。计算公式类别包括算术运算、逻辑运算和函数运算。
（2） 系统应配有灵活计算管理软件，计算控制方式应满足下列技术要求：
1） 在线超温统计，提供超温统计各种限值（如高Ⅰ、高Ⅱ、高Ⅲ和低Ⅰ、低Ⅱ、低Ⅲ）与实际值相比较偏差计算和时间累计功能。比较得出偏差及其对锅炉寿命影响、超温老化程度、泄漏爆管威胁以数据形式显示在LCD上。运行人员可对显示结果进行分析，使机组运行在最佳状态。
2） 提供实际值、偏差值、结果值记录、显示、报警、打印。
3） 进行全程在线超温统计，计算精度优于01％。
3.6.5.3 所有计算均应有数据质量检查，若计算所用任何一点输入数据发现问题，应告知运行人员并中断计算。如若采用存储某一常数来替代这一故障数据，则可继续进行计算。如采用替代数据时，打印出计算结果上应有注明。
3.6.5.4 性能计算应有判别机组运行状况是否稳定功能，使性能计算对运行有指导意义。在变负荷运行期间，性能计算应根据稳定工况计算值，标上不稳定运行状态。
3.6.5.5 卖方应提供性能计算期望值与实际计算值相比较系统。比较得出偏差应以百分数显示在LCD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。
3.6.5.6 除在线自动进行性能计算外，还应为工程研究提供一种交互式性能计算手段。
3.6.5.7 系统还应具有多种手段, 以确定测量误差对性能计算结果影响。同时，还应具有对不正确测量结果进行定量分析和指明改进测量仪表功能，从而大为提高性能计算精度。
3.6.5.8 卖方应对上述性能计算向买方提交计算公式、文字说明和计算实例，以表达性能计算精度和可靠性。
3.6.5.9 ABB性能计算软件包遵循ASME标准，运用最新计算机技术，从DCS系统获取实时过程数据，并通过可设定参数和公式计算形成计算标签，在操作员站画面上实时显示出来。性能计算计算周期可以设定从1分钟到1天不等。卖方所提供性能计算软件是基于ASME标准电厂性能计算软件，并根据电厂主辅机设备性能参数及工艺结构作相应设定或特殊功能开发。
3.7 模拟量控制系统(MCS)
3.7.1 基本要求
模拟量控制系统(MCS)为DCS一部分。
3.7.1.1 控制系统应包括由微处理器构成各个子系统，这些子系统应实现下文规定对单元机组及辅助系统调节控制。
3.7.1.2 应将锅炉—汽机—发电机组作为一个单元整体进行控制，使锅炉和汽机同时响应控制要求，确保机组快速和稳定地满足负荷变化，并保持稳定运行。
3.7.1.3 控制系统应满足机组安全启、停及定压、滑压运行要求。
3.7.1.4 控制系统应划分为若干子系统，子系统设计应遵守“独立完整”原则，以保持数据通讯总线上信息交换量最少。
3.7.1.5 冗余组态控制系统，在控制系统局部故障时，不引起机组危急状态，并将这一影响限制到最小。
3.7.1.6 模拟量控制系统应与汽机控制系统，汽机旁路控制系统、燃烧控制和炉膛安全监控系统完全协调。
3.7.1.7 控制基本策略是快速地响应代表负荷或能量指令前馈信号，并通过闭环反馈控制和其它先进策略，对该信号进行静态精确度和动态补偿调整。
3.7.1.8 控制系统应具有一切必要手段，自动补偿及修正机组自身瞬态响应及其它必需调整和修正。
3.7.1.9 在自动控制范围内，控制系统应能处于自动方式而不需任何性质人工干预。
3.7.1.10 控制系统应能调节控制装置以达到以下规定性能保证指标，控制设备实现性能要求能力，不应受到控制系统限制。
3.7.1.11 控制系统应能操纵被控设备，特别是低负荷运行方式设备，其自动方式能在最低不投油稳燃负荷到满负荷范围内运行。对于某些调节回路应在机组启动至满负荷范围内都可以自动方式运行。
3.7.1.12 控制系统应有联锁保护功能，以防止控制系统错误及危险动作，联锁保护系统在锅炉及锅炉辅机安全工况时，应为维护、试验和校正提供最大灵活性。
3.7.1.13 如系统某一部分必须具备条件不满足时，联锁逻辑应阻止该部分投“自动”方式，同时，在条件不具备或系统故障时，系统受影响部分应不再继续自动运行，或将控制方式转换为另一种自动方式。
3.7.1.14 控制系统任何部分运行方式切换，不论是人为还是由联锁系统自动，均应平滑进行，不应引起过程变量扰动，并且不需运行人员修正。
3.7.1.15 当系统处于强制闭锁、限制、辅机故障减负荷(Runback)或其它超驰作用时，系统受其影响部分应随之跟踪，并不再继续其积分作用(抗积分饱和)。在超驰作用消失后，系统所有部分应平衡到当前过程状态，并立即恢复其正常控制作用，这一过程不应有任何延滞，并且被控装置不应有任何不正确或不合逻辑动作。应提供报警信息，指出引起各类超驰作用原因。
3.7.1.16 对某些重要关键参数，采用三重冗余变送器测量。对三重冗余测量值，系统应自动选择中值作为被控变量，而其余变送器测得数值，若与中值信号偏差超过预先整定范围时，应进行报警。如其余二个信号与中值信号偏差均超限报警时，则控制系统受影响部分应切换至手动。
3.7.1.17 运行人员可在键盘上将三选中逻辑切换至手动，而任选三个变送器中某一个信号供自动用。
3.7.1.18 对某些仅次于关键参数重要参数，采用双重冗余变送器测量，若这二个信号偏差超出一定范围，则应有报警，并将受影响控制系统切换至手动，运行人员可手动任选二个变送器中一个信号用于投自动控制。
3.7.1.19 在使用不冗余变送器测量信号时，如信号丧失或信号越限，均应有报警，同时系统受影响部分切换至手动。
3.7.1.20 控制系统输出信号应为4～20mA DC连续信号，并应有上下限定，以保证控制系统故障时机组设备安全。
3.7.1.21 控制系统所需所有校正作用，不能因为使驱动装置达到其工作范围控制信号需进行调整而有所延滞。
3.7.1.22 控制系统应监视设定值与被控变量之间偏差，当偏差超过预定范围时，系统应将控制切换至手动并报警。
3.7.1.23 风机、泵、给煤机、磨煤机等跳闸，应将与之对应控制系统由自动切换至手动运行方式。
3.7.1.24 当两个或两个以上控制驱动装置控制一个变量时，应可由一个驱动装置维持自动运行运行人员还可将其余驱动装置投入自动，而不需手动平衡以免干扰系统。当追加驱动装置投入自动后，控制作用应自动适应追加驱动装置作用，也就是说不管驱动装置在手动或自动方式数量如何变化，控制作用应是恒定。
3.7.1.25 手动切换一个或一个以上驱动装置投入自动时，为不产生过程扰动，而保持合适关系，应使处于自动状态驱动装置反向等量作用。
3.7.1.26 应对多控制驱动装置运行提供偏置调整，偏置应能随意调整，新建立关系不应产生过程扰动。
3.7.1.27 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，不论此时偏置设置位置或过程偏差幅度如何，不应引起任何控制驱动装置比例阶跃。
3.7.1.28 本工程为超临界机组，应确保超临界机组锅炉在稳定运行时三个重要比率为定值，它们是：给水流量/蒸汽流量、热量输入/给水流量（即煤水比）、喷水流量/给水流量；在变动工况时必须使这些比率按一定规律变化，以便得到稳定控制；而在启动和低负荷运行时，要求大幅度改变这些比率，以得到宽范围控制。为此要求MCS系统在机组启动工况下更多地采用变参数/变定值技术，所有控制功能应在前馈基础上完成，并要求连续地校正控制系统增益。在控制系统设计时应事先考虑工艺过程内部相互作用，采用合理前馈/变定值/变增益/变参数控制方案。
3.7.1.29 与设定值或预定比率偏差极限保证值，按各种“负荷状态”规定如下:
负荷状态“A”—表示“稳态”负荷工况
负荷状态“B”—表示“慢速变化”负荷工况
负荷状态“C”—表示“快速变化”负荷工况
允许偏差如下:(所有负荷按锅炉最大蒸发量百分数表示)
负荷状态 A B C
整个负荷改变小于： 40％（最大至最小负荷）
每分钟平均变化：低于（40％） 1％ 3％ 5％
蒸汽压力（Mpa）： ±0.6 ±0.8 ±10
炉膛压力（Pa）: ±100 ±150 ±200
氧量低于（％）： ±0.5 ±0.7 ±1.0
风粉混和温度（℃）： ±3.0 ±3.0 ±4.0
过热汽温（℃）： ±3.0 ±5.0 ±7.0
再热汽温（℃）： ±3.0 ±5.0 ±7.0
3.7.2 控制方案
3.7.2.1 自动负荷分配指令

本系统自动负荷分配指令来自SIS系统，为4～20mA标准硬接线信号。当SIS系统负荷分配功能未投运时; 此信号直接取自中调系统，为4～20mA标准硬接线信号。
3.7.2.2 具体调节回路
卖方应随投标书提供用SAMA符号表示协调控制系统/燃料控制系统/给水控制系统控制策略和功能范围控制框图，且应足够详细，以便买方据以评估所提供控制功能是否合理适用。此外，还应提供详细文字说明，以便买方清晰理解这些控制策略。
1) 锅炉--汽机协调控制(包含RB; Run up & Run down等保护功能)
2) 机组负荷控制
3) 汽机主控制
4) 锅炉主控制
5) 汽机旁路及其喷水减温控制
6) 磨煤机控制
7) 送风量控制
8) 二次风挡板配风控制
9) 一次风道压力控制
10) 炉膛压力控制
11) 主蒸汽温度控制
12) 再热器汽温控制
13) 给水流量控制
14) 给水泵最小流量再循环控制
15) 分离器储水箱水位控制
16) 空预器冷端平均温度控制
17) 燃油压力/流量控制
18) 雾化蒸汽压力控制
19) 除氧器水位和压力控制
20) 凝汽器热井水位控制
21) 汽机润滑油和EH油冷却控制
22) 高压加热器水位控制
23) 低压加热器水位控制
24) 其它单冲量控制回路20个(如重要辅机润滑油(工作油)温度控制，各蒸汽减温器后温度控制)，在联络会上确定其数量和项目。
3.8 炉膛安全监控系统(FSSS)
3.8.1 基本要求
3.8.1.1 FSSS是DCS一部分，其处理器模件应冗余配置。卖方提供FSSS应满足本技术协议书所规定功能和特性等要求。
3.8.1.2 FSSS设计应符合NFPA85C，85F规定和锅炉制造厂商要求。
3.8.1.3 FSSS应包括燃烧器控制系统(BCS)和燃料安全系统(FSS)。
3.8.1.4 应使运行人员在启动、停机或正常运行工况下，通过操作员站监视BCS和FSS自动过程。
3.8.1.5 FSSS应有与MCS、SCS及其它控制子系统接口，并能接收和发送为综合整个机组运行工况所要求信息和指令。
3.8.1.6 通过键盘和LCD显示画面，应完成所有被控对象操作和获取系统手动、自动运行各种信息。
a. 应能通过LCD/键盘完成设备主要操作。次要操作通过程控自动完成。
b. 通过LCD画面显示，应提供运行所需各种运行信息，使运行人员随时都能获得设备各种运行状态信息，以便其采用自动顺序控制或在必要时切换至手动控制。应提供手动方式时操作指导，这些操作指导应显示出下一步应执行何种操作以及整个操作步骤。操作指导应以图形方式显示在LCD上，并以LCD上各设备颜色变化反映各设备状态变化。所供联锁功能应有最大安全性，可在组件失灵或有关设备故障而出现危险时，避免或减少所需控制操作。
3.8.1.7 控制逻辑设计应确保系统单一故障不应阻碍任何设备正常停运。
3.8.1.8 系统设计应至少涵盖下述要求以确保FSSS逻辑系统能满足这些规范。
1） 卖方应评估各类设备元件故障模式，至少对下述故障进行评估并提出解决方案：
（a） 电源中断、漂移、短时波动、恢复、瞬变过程和部分失去。
（b） 存储损坏和丢失
（c） 信息传输损坏和丢失
（d） 输入和输出故障
（e） 不可读和未读信号
（f） 无法处理偏差
（g） 处理器故障
（h