350MW超临界机组汽动引风机的运行

摘要：引风机已成为电厂最大的厂用电负荷之一。引风机采用小汽轮机驱动有利于降低厂用电率，提高增加机组的净供电量、提高电厂的效益。本文介绍某350MW超临界机组汽动引风机的运行情况。

关键词：汽动引风机；超临界机组；调试；运行

现代大型火电机组不断朝着大功率、高参数的方向发展，使得锅炉引风机的功率也越来越大；同时发电厂加装脱硫装置时普遍将引风机与脱硫增压风机合并，使得引风机的功率进一步增大。过大的引风机功率将带来厂用电增加和电机启动电流大等问题，给厂用电系统带来冲击。采用汽轮机驱动引风机的模式能够有效解决上述问题，同时能降低厂用电率及供电煤耗，提高经济效益。

1 汽动引风机的系统配置

锅炉配置两台双吸双支承离心式风机，引风机的全压为10416Pa，风量为281.21kg/s，额定转速为880rpm。

引风机采用纯凝汽反动式汽轮机驱动。两台汽轮机共设置两路汽源。工作汽源采用四段抽汽，启动及调试汽源为辅助蒸汽。汽源设计压力为0.3～0.8MPa，设计温度为280～340℃。两台汽轮机共用一套轴封系统，汽源取自引风机汽轮机供汽母管，通过一台减压阀调整轴封供汽压力。轴封回汽排至轴封加热器。每台汽轮机配置一台凝汽器及真空系统，配置两台凝结水泵，凝结水经过小机凝结水泵升压后打入主机凝汽器。两台小机真空系统配置水环式真空泵两台，正常运行时1台运行1台备用。小机凝汽器循环冷却水取自主机凝汽器循环冷却水。引风机汽轮机的相关疏水均排入其单独设置的疏水扩容器中。小机凝汽器补水取自小机凝汽器循环水补水管，备用水源取自引风机房辅机循环水。

引风机汽轮机通过减速机减速后驱动引风机，减速机为德国VOITH生产的RHP50型行星传动装置，减速机的传动比为6：1。减速机与汽轮机转子、引风机分别通过挠性联轴器相连，润滑油由小机润滑油系统提供。

2 汽动引风机的首次启动

汽动引风机首次启动应先进行风门挡板、阀门的检查传动、小机油系统的冲洗和油压整定、蒸汽管路吹扫、小机汽门及执行机构校验、热工联锁的传动、小机空载试运、小机超速试验等步骤。

汽动引风机的启动实际就是引风机小机的启动过程，包括油系统、凝结水系统、循环水系统、盘车、投轴封、抽真空、暖管、冲转、800rpm暖机、升速至2300rpm等过程。

1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构与运行特性

摘要介绍了国产1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构及运行特性，阐述了启动系统的结构，启动系统的流程以及运行特性，分析了各种启动系统之间的不同（包括安全性，经济性等）以及不同设备运行对于启动系统运行的影响等。关键词：超超临界启动系统结构特性运行特性 Abstract Introduced domestic 1000MW Supercritical Boiler Start System structure and operating characteristics, described the structure of the boot system, boot the system processes, and operational characteristics of the different promoters, the difference between the systems (including security, economy, etc.) and

start the system running for different devices running on and so on. Keywords：USC；Start System ；operational characteristics；operating characteristics

目录第一章前言 (3) 第二章 1000MW超超临界锅炉主要系统 (5) 第三章超超临界锅炉启动系统 (9) 第一节超超临界锅炉启动系统的结构 (9) 第二节超超临界锅炉启动系统的分类 (12) 第三节锅炉启动系统的比较 (15) 第四章超超临界锅炉启动系统运行特性分析 (17) 第五章典型超超临界锅炉启动系统 (20) 第六章结束语 (28) 参考文献 (29) 附录 (30)

引风机电机改变频调速的分析（平电公司引风机电机改变频调速的可行性）一、前言我公司引风机电机的调速问题，已经提了多年，一直未能得到解决。2000年9月#1机组检修期间曾经作过很多工作，目的是恢复随机安装的变速开关运行，实现引风机电机的高/低速切换，但未能成功。主要原因有两个，一是变速开关设备的可靠性不能保证；另一是此种开关操作方式对其他设备的影响。从现在的情况看，即使开关设备能够恢复正常操作，运行中高/低速切换，对锅炉稳定运行来说也有一定风险，所以变速开关恢复正常运行的问题最终放弃。引风机电机改变频调速，前几年也曾进行过技术咨询，主要是变频技术满足不了我公司电压高、功率大的要求，而且改造费用非常高。但近几年大容量、高压变频器发展很快，目前国内300MW及以下发电机组进行风机变频改造的电厂已不少于5家（如山东德州电厂、河南三门峡电厂、辽宁青河电厂等）。虽然600MW发电机组风机改变频目前国内尚无一例，但进行此类变频改造，技术上已有一定的可行性。下面将有关引风机电机的调速方式及改变频调速的利弊作简要分析。二、风机电机调速的方法及其区别调速方法：对一般的风机电机（如#1、#2机组的引风机电机）来说，实现调速的方法有三种，一是恢复当前的变速开关；二是每台电机电源增加两台真空开关及相应的电缆，通过开关的相互切换方式，实现电机的变级调速，这两种方法原理相同，只不过是后者用两台真空开关代替前者一台变速开关，按现在的机组运行调节要求，这两种变速方式都存在严重不足，其能够实现高/低变速（496 rpm或594 rpm），但不能实现真正意义上的调速。因为这两种变速的原理是改变电机定子绕组接线的极对数，只能实现高/低两种速度的切换，过程中无法实现转速的线性调节，这就是电机典型的变极调速。两种方法操作的过程是：停电—高/低速开关切换—送电。变速切换时，风机电机会出现短时停电，相当于风机停开各一次，切换的过程对风机、电机以及电源母线都会有冲击。第三种方法是变频调速，即在电机电源侧增加一套变频调节装置，通过改变电机电源的频率，从而达到调速的目的，对我公司引风机电机来说，调速的范围可以达到0—600rpm。变极调速、变频调速的区别：因为电机的同步转速与电压频率及电机定子绕组级对数的关系为：n=60f/p 其中n-电机的同步转速，f-电源频率，p-电机的极对数。所以两种调速的区别很大，也很明显。 1、变极调速：变极调速是通过绕组接法的改变来改变电机的极对数p以达到变速的目的，因为电机的极对数不是任意可调，所以这种方式变速是跳跃式，达不到连续性调速的目的。我公司#1、#2机安装的变速开关改变的是电机的极对数p ，高/低速时对应的电机极对数是5/6极，所以电机高/低速的同步转速分别是600/500rpm，实际转速是594/496 rpm

特级调试证书单位（证书号：第2090号）通过GB/T19001-2008、GB/T28001-2011、GB/T24001-2004 调试方案日期2015.03.25XTS/F 项目名称湖南华电常德一期2×660MW项目审核：批准：

目录 1.试运目的 (1) 2.系统及设备概况 (1) 3.技术标准和规程规范 (2) 4.系统投运前应具备的条件 (2) 5.调试工作程序及步骤 (3) 6.调试需使用的仪器 (8) 7.质量控制点 (9) 8.人员分工 (9) 9.环境、职业健康、安全风险因素识别和控制措施 (9) 附录1整套启动调试危险源辨识表 (11)

湖南华电常德一期2×660MW项目 1号机组整套启动调试方案 1试运目的依据DL/T5437—2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》的规定和湖南华电常德发电有限公司调试技术合同的要求，在整套启动过程中对机组汽水品质进行化学监督，防止热力设备腐蚀。保证机组顺利投产及以后的长期安全、经济运行。 2系统简介 2.1 机组概况湖南华电常德电厂一期工程2×660MW项目超超临界机组发电工程锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π型露天布置、刮板捞渣机机械除渣装置、全钢架悬吊结构。炉后尾部布置两台三分仓容克式空气预热器。主要参数如表1：表1 锅炉主要参数名称单位最大连续蒸发量（BMCR）额定工况蒸发量（BRL）过热蒸汽流量t/h 2035 1976 过热蒸汽出口压力MPa.g 26.15 26.08 过热蒸汽出口温度℃605 605 再热蒸汽流量t/h 1603 1551 再热蒸汽进口压力MPa.g 5.73 5.54 再热蒸汽进口温度℃374 368 再热蒸汽出口压力MPa.g 5.53 5.34 再热蒸汽出口温度℃603 603 给水温度℃299 297 2.2 经混凝澄清处理的沅江干流水→清水池→双层滤料过滤器→UF装置（自带自清洗过滤器）→超滤水箱→一级RO→RO缓冲水箱→二级RO→淡水箱→ EDI装置→除盐水箱。 2.3 加药系统主要设备机组启动期间给水处理采用全挥发AVT碱性工况，正常运行时采用加氨加氧联合水处理CWT工况。2台机组设一套给水加氨、一套凝结水加氨设备，加氨泵均为2用1备；每台机设1套加氧设备，包括给水、凝结水加氧。

引风机说明变频改造的提出背景引风机是我公司燃煤锅炉烟气系统中的主要设备之一。通过控制引风机入口静叶开度调节引风量，维持锅炉炉膛负压稳定。如果炉膛负压太小，炉膛容易向外喷粉，既影响环境卫生，又可能危及设备和操作人员的安全；负压太大，炉膛漏风量增大，增加了引风机的电耗和烟气带来的热量损失。因此，控制引风量大小，稳定炉膛负压值，对保证锅炉安全、经济运行具有十分重要的意义。异步电动机在启动时启动电流一般达到电机额定电流的6~8倍，对厂用电形成冲击影响电网稳定，同时强大的冲击转矩对电机和风机的使用寿命存在很大的不利影响。锅炉引风机系统的电气一次动力回路采用一拖一自动工/变频切换方案，单台机组系统主电气原理图如下。

1)注：#2机#1引风机开关编号为QFA21、QFA22、QFA23;#2机#2引风机开关编号为QFB21、QFB22、QFB23。 2)上图中，QFIA、QFIB表示原有引风机高压开关； 3)QFA11、QFB11表示变频器输入侧电源开关； 4)QFA12、QFB12表示变频器输出侧电源开关； 5)QFA13、QFB13表示工频旁路电源开关； 6)TF1、TF2表示高压变频器，M表示引风机电动机。 7)QFA11～QFA13、QFB11～QFB13、TF1~TF2均为新增设备。 8)其中，QFA12和QFA13、QFB12和QFB13之间存在电气互锁和逻辑双重闭锁关系，防止变频器输出与6kV电源侧短路。 9)正常运行时，断开QFA13、闭合QFA11、QFA12高压真空断路器，1#引风机处于变频运行状态；断开QFB13、闭合QFB11、QFB12高压真空断路器，2#引风机处于变频运行状态；由变频器启/停设备，实现引风机控制和电气保护。 10)当机组运行过程中TF1变频器（TF2变频器）故障时，系统自动联跳变频器上口的高压真空断路器QFA11（QFB11），断开变频器输出侧高压真空断路器QFA12（QFB12）。系统自动根据故障点位置判断是否能够切换至工频，并根据运行工况启动引风机工频运行，转为采用入口静叶开度控制风量与另外一台变频引风机协调运行。切实保障引风机变频器故障情况下的无扰切换、无需锅炉降负荷运行。同时，为提高系统的安全性、可靠性，对高压真空断路器柜的控制逻辑进行整体设计。主要包括以下几个方面： 1.对变频器上口高压真空断路器的合、分闸控制回路进行改造与变频器实现联锁保护功能。当变频器不具备上电条件时，闭锁高压真空断路器合闸允许回路，防止误送电；当变频器出现重故障时，紧急联跳上口高压真空断路器，断开厂用10kV段侧电源，确保设备安全。 2.变频器与下口高压真空断路器实现联锁功能。当变频器下口开关没有合闸时，禁止变频器启动；当引风机变频运行时，下口开关异常分断，变频系统发出运行异常信号，确保引风系统及时有效的采取紧急处理措施。 3.变频器与上口高压真空断路器、下口高压真空断路器配合通过对运行工况的实时监测处理，引风系统分级、分点地判断分析故障点位置，确定10kV网

引风机变频改造功能设计说明书国电湖南宝庆煤电有限公司#1、2机组引风机变频技改工程所采用的变频器为西门子（上海）电气传动设备有限公司提供的空冷型完美无谐波变频器，6KV AC，3相，50HZ，AC输入，0-6KVAC输出。变压器采用7000KVA空冷干式30脉冲隔离变压器。该变频器的控制方式采用多极PWM叠加技术，结构采用多个变频单元串联叠加输出的方式。整套变频装置由旁通柜、变压器柜、功率单元柜和控制柜四部分组成，可以在机组正常运行中实现变频回路和工频回路的自动切换或手动切换。引风机高压变频改造采用“一拖一自动旁路”方式，如下图所示。变频器一次回路由真空断路器QF1、QF2、QF3组成。变频回路由QF2、QF3两台真空断路器控制, 工频回路由真空断路器QF1组成。真空开关均采用铠装移开式开关设备。变频装置与电动机的连接方式见下图： 6kV电源经真空断路器QF2到高压变频装置，变频装置输出经真空断路器QF3送至引风机电机变频运行；6kV电源还可经真空断路器QF1直接起动引风机工频运行。QF1与QF3电气硬接线闭锁，保证远方就地操作均不能两台开关同时合闸。 1、引风机电源开关QF逻辑 1.1引风机电源开关QF合闸允许条件 1)任一台冷却风机运行

2)任一台引风机电机油站油泵运行 3)引风机电机油站供油压力正常（大于0.2MPa） 4)引风机轴承温度正常<90℃ 5)引风机电机前、后轴承温度<70℃ 6)引风机电机三相线圈温度<125℃ 7)风机调节导叶关状态 8)引风机入口烟气挡板1、2关闭 9)引风机出口电动门开状态 10)任一台空预器投入运行 11)引风机无电气故障 12)脱硫系统启动允许 13)建立烟风通道 14)无跳闸条件 15)变频器进线开关QF2在分闸位置 16)工频旁路开关QF1在分闸位置 1.2引风机电源开关QF保护跳闸条件 1)引风机A轴承温度>110℃，延时5s 2)引风机A电机前轴承温度或后轴承温度>80℃ 3)引风机A电机三相线圈温度>130℃ 4)引风机A轴承X向振动过大7.1mm/s且Y向振动报警4.8mm/s加品质判断（延时3s）

2009年12月(下 ) ［摘要］现代大型燃煤机组为了能保证机组安全和调峰快速启停都装配有旁路系统，本文以东方汽轮机和锅炉厂600MW 机组旁路系统为例介绍了其构成和功能，为正常启停、调峰运行和事故处理时提供参考。［关键词］旁路；旁路系统；回收工质；快速启停600MW 超临界机组旁路系统简介马旭涛王晓晖（广东红海湾发电有限公司，广东汕尾516600）广东红海湾发电有限公司一期工程＃1、＃2机组为国产600MW 超临界压力燃煤发电机组，循环冷却水取自海水，为开式循环，三大主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造，容量及参数相互匹配。汽轮机型号：N600-24.2/566/566，型式：超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。 1设备概况机组旁路采用高压和低压两级串联的旁路系统，其中高压旁路容量为40%锅炉最大容量，布置在汽机房的6.4m 平台上。低压旁路设置两套装置，总容量为高压旁路的蒸汽流量与喷水流量之和，布置在汽机房的13.7m 平台上。高、低压旁路各由一套液压控制装置驱动控制。高压旁路系统从汽机高压缸进口前的主蒸汽总管接出，经减温减压后接入再热蒸汽冷段总管上。低压旁路系统从汽机中压缸进口前的再热蒸汽总管接出，经两路减温减压后，分别接入A 、B 凝汽器。高、低压旁路各设有独立的液压控制装置，通过电液伺服阀调节。高、低旁正常调节全行程开、关均需20~30秒，在事故状态下，高、低压旁路均可实现快开（2秒全开）和快关（2秒全关），高压旁路减温水来自给水母管，低压旁路减温水来自凝结水精处理装置出口母管。高、低压旁路减温水调节阀也是用各自液压控制装置电液伺服阀控制。 2旁路系统的构成及主要作用 2.1构成由高压旁路和低压旁路串联而成，高压旁路为40%容量，低压旁路为52%容量。高压旁路和高压缸并联，低压旁路和中、低压缸并联。示意图如（图一）：图1旁路系统结构组成 2.2主要作用 1）回收工质（凝结水）和缩短机组启动时间，从而可以大大节省机组启动过程中的燃油消耗量； 2）调节新蒸汽压力和协调机、炉工况，以满足机组负荷变化的要求，并可实现机组滑压运行； 3）保护锅炉不致超压，有安全门的作用，保护再热器在机组启动初期因没有蒸汽流通发生干烧而损坏； 4）实现在FCB 时，停机不停炉。 3旁路的基本控制及功能介绍由于我厂采用的是中压缸启动，在汽机冲转时，要求高低旁控制好冲转参数，因此，启动初期，调节锅炉出口压力是旁路主要的控制功能，正常运行之后，旁路处于跟随状态，实现对主汽压力，再热器，凝汽器的一些保护功能。具体的自动启动过程如下：在冷态时，也就是主汽压力小于1.0Mpa 的时候，旁路自动启动的过程如下，在锅炉点火以后，在触摸屏上点击STARTUP 按钮，这时候旁路系统的状态显示会出现Ymin on 和cold start ，这时候是最小阀位过程，高旁阀门会开启到设定的最小阀位（ 10%），这时候保持这个阀位不动，让压力上升，在主汽压力上升到设定的最小压力1.0MPa 时候，显示切换到Warm start 状态，同时阀门开启维持这个压力，在阀门开度达到设定的阀位30%的时候，程序根据计算出来的锅炉允许的升压速率升高主汽压力的设定值，如果这时候锅炉燃烧能和设定速率配合，阀位基本保持30%不变，同时主汽压力上升，这时候就是设定阀位状态，如果锅炉燃烧使得主汽压力升速率过快，设定值低于实际压力，阀门便会开大维持压力为设定值，实际压力如果升速率过慢，则阀门会关小。在阀门低于30%的时候，设定值则不会继续增加，只有阀门重新开到30%以上才会继续增加设定值。在这个过程中主汽压力根据调节上升，到了设定的冲转压力则整个自动启动过程结束，高旁自动切换到压力控制方式，屏幕显示Press CTRL .这时候可以从屏幕上设定压力设定值，高旁就会来调整主汽压力到设定值。在汽机准备冲转的时候要低旁设自动并跟踪再热蒸汽压力，随着汽轮机转速上升关小低旁，一般3000转定速低旁还是未关闭完全的。再并网后随着继续开大阀位，准备高压缸进汽（即切缸），这时候需手动快速加阀位的同时快速把高压旁路切除。检查高压缸排气VV 阀关闭并给高排逆止门开启信号。高旁切除以后，旁路保持快关状态，这时候检查高排逆止门确已开启高低旁关闭。在切缸过程中，高低旁和阀位协调控制好主再热蒸汽压力，过程连续快捷保证高排逆止门顺利开启是关键。当然按每次启动的实际情况，我们常用手动控制来实现上述过程。高旁温度控制，目的是控制进入再热器的蒸汽温度在适当的范围内，设定值由运行人员手动设定，它是通过简单的单回路偏差调节，取高旁出口温度与设定值比较形成偏差。当高旁出口温度达到360℃时，旁路系统会延时20S 发出报警，当高旁出口温度达到400℃时，高旁保护快关。低旁在投入自动以后就一直是压力控制，来控制热再压力，屏幕上的压力设定值是热再压力的最小限制，低旁的压力设定值是根据调节级压力计算出来的一个值，如果这个值小于设定的最小压力，取最小压力设定值作为实际的压力设定值。低旁温度控制，目的是控制进入凝汽器的蒸汽温度在适当的范围内，由于低旁出口饱和蒸汽温度不能准确测量，故不是采用单纯的偏差调节。根据低旁的阀位和进入低旁的蒸汽压力和温度可得出进入低旁蒸汽的焓值。另外低旁喷水取用的是凝结水，温度和压力已知，再通过喷水调节阀开度和阀前后差压可得出喷水的流量，通过能量平衡计算出所需减温水的量，即得出喷水调节阀的开度。喷水截止阀是开关门，当截止阀所对应的减压阀开度大于2%时，截止阀联锁全开，小于2%时，联锁全关。 226

大型超临界机组关键技术一、技术概述大型超临界火电机组已成为世界发达国家电力设备的主导产品，机组容量指600MW 及以上，超临界压力指蒸汽压力从亚临界参数过渡到超临界参数，即主蒸汽压力从17Mpa 提高到24~25Mpa；主蒸汽温度从530℃提高到540℃，由一级中间再热改进为两级中间再热，使温度再提高到566℃及以上；供电煤耗小于300克／千瓦时，机组效率比同容量亚临界机组提高2~2．4％。以60万千瓦机组为例，超临界机组比亚临界机组，每年可节省约2．5万吨标准煤。大型超临界机组的研制需解决一批重大的关键技术，包括设计技术、生产工艺、材料技术、自动化技术、运行技术。二、现状及国内外发展趋势纵观国内外火电设备技术发展态势，其最主要的特点和要求是：不断提高供电效率和可靠性、降低能耗、减少环境污染；发电设备的技术结构从最初的小容量中压机机组，逐步发展到中等容量的高压机组和超高压机组，乃至近代水平的大型容量亚临界机组，及现代超临界机组和多种联合循环机组，供电效率从初期水平25％提高到现代水平40％以上。从全世界电力工业的构成分析、火电仍是主要构成部分，只有少数国家如法国和北欧几个国家的核电、水电已成为该国电力工业的主体。近三十年来，世界发电机组的发展上已达到了很高水平，而且在制造、运行和可靠性上与亚临界火电机组相当或更佳，积累了丰富的经验。在欧洲一些国家和日本已开始研制超临界参数火电机组。我国火电技术与当今世界火电技术的发展趋势是基本一致的。我国已引进并掌握了亚临界300MW，600MW机组技术。进口的超临界火电机组已投入运行。当前应抓紧落实超临界机组的依托工程项目，采取引进技术，技贸结合等方式，攻克超临界机组的关键技术，加

600MW超临界机组试题 600MW超临界机组补充试题一、填空题 1.小机盘车可分为手动和油涡轮两种；其中油涡轮盘车盘车时，可以将转子盘车转速控制在80~120 转/分左右（高速），它是靠控制进入油涡轮的压力油量来实现盘车的启停和转速高低。 2.中速磨煤机防爆蒸汽分别从一次风室、机壳＿、分离器＿入磨，用于防止磨煤机启动和停止过程中的爆炸。 3.磨煤机的变加载是接受给煤机的电流信号，控制比例溢流阀压力大小，变更蓄能器和油缸的油压，来实现加载力的变化。 4.密封风用于磨煤机传动盘、拉杆关节轴承、磨辊。 5.冷一次风的用户有密封风机风源、给煤机密封风、磨一次冷风。 6.汽轮机密封油主油源是空侧密封油泵，第一备用油源（即主要备用油源）是汽机主油泵。当主油源故障时，第一备用油源自动投入运行。第二备用油源由主油箱上备用交流电动密封油泵供给，当汽机转速小于2/3 额定转速或第一备用油源故障时，第二备用油源自动投入。第三备用油源是直流密封油泵提供的。 7.主油箱事故排油门应设 2 个钢质截止门，操作手轮上不允许加锁，并应挂有明显的警告牌。 8.汽机房内着火时，当火势威胁至主油箱或油系统时，应立即破坏真空紧急停机，并开启主油箱事故放油门，并控制放油速度应适当，以保证转子静止前润滑油不中断。 9.轴封溢流正常情况下溢流至#8低加，当#8低加停运时溢流至凝汽器。 10.除氧器滑压运行时可避免除氧器汽源的节流损失。 11.汽轮机正常运行中的配汽方式为喷嘴配汽。 12.汽轮机停运后，如果转子短时间无法转动，转子会向_下__弯曲，此时应将转子高点置 __最高位___，关闭__汽缸疏水__，保持__上下缸温差_，监视转子__挠度__，当确认转子正常后，再手动盘车180o。当盘车电机电流过大或转子盘不动时，不可__强行盘车___，更不可用吊车__强制盘车或_强行冲转。停盘车_8__小时后，方可停止润滑油系统。

批准：分管副总工程师审核：生产技术部审核：相关专业会签：专业技术审核：编制：日期：2013年09月15日

本施工方案是为国电电力大同第二发电有限公司#3炉引风机改造制定的。由于施工工期短，工作量大，方案中对施工进度做了详细编排。在具体施工时，可根据现场的具体情况相互穿插进行。 1施工部署 1.1联系电厂有关人员，开热机检修工作票，经批准后方可施工。 1.2经电厂审核批准施工方案后，对全体施工大修人员宣读讲解施工技术方案和安全措施及工期进度。 1.3 装好检修临时电源，容量不小于100KW，装好施工照明灯。1.4 选现场方便之处张贴安全措施及工期进度表。 1.5 引风机施工现场6台电焊机就位,置于#2炉引风机房。 1.6备好充足的氧气和乙炔,分别放到引风机房内指定位置。 1.7更换的备件运入现场，放在方便处，不得影响通行。 1.8改造设备的吊装临时通道准备就绪。 1.9准备好跳板，脚手架杆、卡扣运入现场。 1.10打开全部人孔门和检修所必须割开的检修孔。 1.11在合适的位置开设运送改造设备用的临时通道。 1.12清扫壳体内浮灰，装入袋中运至零米电厂指定地点。 2 施工方案及主要技术措施 2.1、#2炉原#1、#2引风机4台风机本体部分全部拆除，拆除范围包括进口调节挡板膨胀节法兰至原出口膨胀节法兰的所有部分（包括膨胀节）及隔声保温装置，需搭设脚手架，脚手架长10米，宽1.5米，

高6米，分三面搭设，拆除保温及装饰面积约300平米，拆除吨位约30吨/台。 2.2、#2炉#1、#2引风机2台新风机本体部分安装，安装范围包括进口调节挡板、膨胀节法兰至风机出口膨胀节、逆止风门法兰的所有部分（包括进出口挡板、逆止风门支撑架、检修平台制作等）及隔声保温装置，恢复保温及装饰铁皮面积约200平米，安装吨位约50吨/台。 2.3、#2炉#1、#2引风机原液力偶合器、执行器及冷油器全部拆除，安装2台新电机润滑油站（包括冷却水系统、电气、热控系统连接）。 2.4、#2炉#1、#2引风机原入口调节挡板全部拆除，更换安装2套新入口调节挡板(包括电气、热控系统连接，挡板检修平台制作)。 2.5、#2炉#1、#2引风机原电动机全部拆除，更换安装2台配套新引风机电动机（包括电机台板就位找中心，轴瓦润滑油系统连接）。2.6、#2炉#1、#2引风机出口安装2套逆止风门(包括气动执行机构、电控柜安装，风门支撑检修平台制作)。 2.7、＃2炉#1、#2引风机入口烟道加固处理（引风机入口膨胀节至电除尘出口膨胀节，联络烟道等）并清理烟道。 2.8、#2炉#1、#2引风机改造安装后引风机整体试运调试。 2.9施工工艺及技术要求 2.9.1 风机的拆除 2.9.1.1原引风机在拆除前要检查各部件连接情况，确认各部件的连接方式及位置后再进行拆除，拆除吊卸时要注意保护人身设备安全，

火力发电革命性变革 ——超临界（超超临界）机组运用超临界（超超临界）是一个热力学概念。对于水和水蒸气，压力超过临界压力22.129MPa的状态，即为超临界状态。同时这一状态下对应的饱和温度为374.15℃。超临界机组即指蒸汽压力达到超临界状态的发电机组。蒸汽参数达到27MPa/580℃/600℃以上的高效超临界机组，属于超超临界机组。超临界（超超临界）机组最大的优势是能够大幅度提高循环效率，降低发电煤耗。但相应地需要提高金属材料的档次和金属部件的焊接工艺水平。现在全世界各国都非常重视超临界（超超临界）机组技术的发展。超超临界机组蒸汽参数愈高，热效率也随之提高。热力循环分析表明，在超超临界机组参数范围的条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组的热耗率就可下降0.13%～0.15%；主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25～0.30%；再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15%～0.20%。在一定的范围内，如果采用二次再热，则其热耗率可较采用一次再热的机组下降1.4%～1.6%。超临界（超超临界）机组的发展在20世纪60～70年代曾经历过低谷时期，主要是因为当时的试验条件所限，没有认识到超临界（超超临界）压力下工质的大比热容特性对水动力特性以及传热特性的影响，因而引发了水冷壁多次爆管等事故。经过理论和技术方面的不断发展，发现了超临界压力下的工质存在类膜态沸腾导致传热恶化问题，克服了技术发展障碍。与此同时，随着金属材料工业的发展，超临界（超超临界）机组获得了新的生命。超临界（超超临界）机组具有如下特点： (1）热效率高、热耗低。超临界机组比亚临界机组可降低热耗约 2.5％，故可节约燃料，降低能源消耗和大气污染物的排放量。 (2）超临界压力时水和蒸汽比容相同，状态相似，单相的流动特性稳定，没有汽水分层和在中间集箱处分配不均的困难，并不需要象亚临界压力锅炉那样用复杂的分配系统来保证良好的汽水混合，回路比较简单。

超临界锅炉的启动旁路系统严格来说，超临界直流锅炉启动旁路系统主要由过热器旁路和汽轮机旁路两大部分组成。过热器旁路是针对直流锅炉单元机组的启动特点而设置的，为直流锅炉单元机组特有的系统。汽轮机旁路系统不但用于直流锅炉单元机组还用于汽包锅炉单元机组上。下面介绍的启动旁路系统主要为过热器旁路系统。一、启动旁路系统的功能和种类 1．功能直流锅炉单元机组的启动旁路系统主要有以下功能：（1）辅助锅炉启动 1）辅助建立冷态和热态循环清洗工况 2）辅助建立启动压力与启动流量，或建立水冷壁质量流速 3）辅助工质膨胀 4）辅助管道系统暖管（2）协调机炉工况 1）满足直流锅炉启动过程自身要求的工质流量与工质压力 2）满足汽轮机启动过程需要的蒸汽流量、蒸汽压力与蒸汽温度（3）热量与工质回收借助启动旁路系统回收启动过程锅炉排放的热量与工质。（4）安全保护启动旁路系统能辅助锅炉、汽轮机安全启动。有的旁路系统还能

用于汽轮机甩负荷保护、带厂用电运行或停机不停炉等。直流锅炉单元机组的启动旁路系统，不应该是功能越全面越好，要根据机组容量、参数及承担电网负荷的性质等合理的选定。此外，启动旁路系统在运行中的效果还与锅炉、汽轮机、辅机的性能有关，主机、辅机与系统的性能的统一才能获得预想的功能。总之，启动系统的选型要综合考虑其技术特点、系统投资及电厂运行模式等因素。 2．种类直流锅炉启动系统（特指过热器旁路系统）有内置式分离器启动系统和外置式分离器启动系统两大类型。DG1900/25.4-II型超临界直流锅炉采用的是内置式分离器启动系统。本超临界机组采用的汽轮机旁路系统是大旁路形式，即将过热蒸汽直接通过大旁路送到凝汽器。二、内置式分离器启动系统的分类及技术特点直流锅炉启动系统按分离器正常运行时是否参与系统工作可以分为内置式分离器启动系统和外置式分离器启动系统。内置式分离器启动系统是指在正常运行时，从水冷壁出来的微过热蒸汽经过分离器,进入过热器，此时分离器仅起一连接通道作用。内置式分离器启动系统大致可分为：（1）扩容器式（大气式、非大气式2种）；（2）启动疏水热交换器式；（3）再循环泵式（并联和串联2种）。 1．带扩容器的启动系统这种启动系统主要由除氧器、给水泵、高压加热器、启动分离器、大气式扩容器、疏水回收箱、疏水回收泵、冷凝器等组成。图9-2

国外超超临界机组技术的发展状况一、超超临界的定义水的临界状态点：压力 22.115MPa，温度374.15℃；蒸汽参数超过临界点压力和温度称为超临界。锅炉、汽轮机系列（通常以汽轮机进口蒸汽初压力划分等级）：次中压2.5 MPa，中压3.5 MPa，次高压6.5 MPa，高压9.0MPa，超高压13.5 MPa ，亚临界16.7 MPa，超临界24.1 MPa。超超临界（Ultra Super-critical）（也有称高效超临界High Efficiency Supercritical））的定义：丹麦人认为：蒸汽压力27.5MPa是超临界与超超临界的分界线；日本人认为：压力>24.2MPa，或温度达到593℃(或超过 566℃)以上定义为超超临界；德国西门子公司的观点：从材料的等级来区分超临界和超超临界；我国电力百科全书：通常把蒸汽压力高于27MPa称为超超临界。结论：其实没有统一的定义，本质上超临界与超超临界无区别。二、国外超超临界技术发展趋势（一）超超临界机组的发展历史超超临界机组发展至今有50年的历史，最早的超超临界机组于1957年投产，建在美国俄亥俄州（Philo 电厂6#机组），容量为125MW，蒸汽进汽压力31MPa，进汽温度621 / 566 / 566 C（二次再热）。汽轮机制造商为美国GE公司，锅炉制造商为美国B&W公司。世界上超超临界发电技术的发展过程一般划分为三个阶段：第一阶段（上世纪50-70年代）

以美国为核心，追求高压/双再的超超临界参数。1959年Eddystone 电厂1#机组，容量为325MW，蒸汽压力为34.5MPa，蒸汽温度为 649 / 566 / 566 C（二次再热），热耗为8630kJ/kWh，汽轮机制造商美国WH 公司，锅炉制造商美国CE公司。其打破了最大出力、最高压力、最高温度和最高效率的4项记录。1968 年降参数（32.2MPa/610/560/560 C）运行直至今，但至今仍是世界上蒸汽压力和温度较高的机组。结果，早期的超超临界机组，更注重提高初压（30MPa或以上）,迫使采用二次再热。使结构与系统趋于复杂，运行控制难度更难，并忽视了当时技术水平和材料水平，使机组可用率不高。第二阶段（上世纪80年代）以材料技术发展为中心，超超临界机组处于调整期。锅炉和汽轮机材料性能大幅度提高，电厂水化学方面的认识更趋深入，美国对已投运的超临界机组进行大规模的优化和改造，形成了新的结构和新的设计方法，使可靠性和可用率指标达到甚至超过了相应的亚临界机组。其后，美国将超临界技术转让给日本，GE公司转让给东芝和日立公司，西屋公司转让给三菱公司。第三阶段（上世纪90年代开始）迎来了超超临界机组新一轮的发展阶段。主要原因是国际上环保要求日趋严格，新材料的开发成功，常规超临界技术的成熟。大规模发展超超临界机组的国家以日本、欧洲（德国、丹麦）为主要代表。日本以川越电厂31 MPa /654℃/566℃/566℃超超临界为代表，开拓了一条从引进到自主开发，有步骤有计划的发展之路，成为当今超超临界技术领先国家。其值得我们认真学习。三、各国超超临界发电技术情况

浅谈火力发电厂引风机改造的一些问题为了响应国家节能减排的号召，降低厂用电的消耗，提高经济效益，引风机和脱硫增压风机合并运行是现在大型火电企业的一个新趋势。我厂继#8号炉引风机和脱硫增压风机合并改造成功后于2011年五月继续对#7炉引风机进行改造。由于#7号炉的引风机压头不够，所以必须进行改造。主要工作是拆除脱硫风机改风道直通，提高引风机的出口风压。#7号炉的引风机是上海鼓风机厂生产的TLT-SAF型动叶可调轴流风机，通过对轮毂尺寸和叶片的数量、尺寸进行改造以提高压头。原来引风机是16片叶片现增加到26片，轮毂直径增加到1884mm，但风机的下壳体尺寸和整体标高不变，电机进行增容。面临的主要问题：改造工作的工期控制、各配合工种的协调等问题。面临的主要难点：风机下壳体定位、电机定位、和轴系找正等。电机增容对电机的底座没有影响故尺寸不变，所以风机还是利用原基础进行定位，以电机的基础为基准。风机下壳体的定位比较困难，因为电机的定子线圈增加，磁场中心未知，且电机在后期才到，风机本体只能在就位后等待电机的到货。因工期紧，不能电机空转后再定位本体及轴系找正，另外因灌桨问题及电机动力电缆未敷设好等等问题必须先找正、定位。拆除前先做好原始记录以作参考，考虑到安装时尺寸定位不一样（在此不做详细说明）。由于原风机的轴承箱还要继续使用，所以必须尽快把轴承箱拆下交给厂家。在拆除原本体时，由于本体底脚螺栓还要继续使用，只能拆除螺母，因使用时间太长导致底脚螺栓很难拆，使用了除油漆、除

锈、固定螺杆等方法拆下螺母，拆除连轴器后，整体吊出本体机壳，对基础进行清理，因原基础的高度可能不一定适用新的风机本体，所以要对原二次灌浆进行局部清理，特别是对机壳定位有影响的要多次清理保证定位无阻碍，避免二次起吊，在清理基础上，对螺栓、螺母进行进一步清理，以保证顺利安装。风机本体无整体底板，是分体式底板，除靠近的螺栓共用一块底板外，每个螺栓孔均只有一只底板，底板下部为校平螺钉，用以在定位时对高度和水平进行调整。在风机本体及电机全部就位后，开始进行机壳定位，并同时进行电机找正。在风机下壳体就位后，我们根据电机的高度对下壳体大概进行高度定位，用校平螺钉支撑住下壳体，用手旋紧底脚固定螺栓，连接电动机和风机的二个刚挠性半联轴器，并在中间用中间轴相连接，在联接时一定要清理联轴器的结合面，因联轴器的结合面为凸凹型的，我们一般不找轴系的外围偏差，仅找开口偏差，两对联轴器各用4只螺栓对称上紧后，先大概找平轴系的左右开口，再找上下开口，在找正的过程中一定注意可能产生的热膨胀位移，主要是径向位移和轴向位移。径向位移的消除一般采取叶轮端对轮开口上开口稍大些，电机端对轮开口下开口稍大些，这样在运行状态下，由于引风机的工作温度很高，导致风机本体产生热膨胀从而消除开口，保持轴系的精确，由于这种联轴器，是刚挠性联轴器，它是一种真正的平衡联轴器，它本身就能够平衡安装和运行时的误差，但是如果安装偏差太大的话，会大大影响其使用寿命，故我们在考虑径向误差时仅考虑放±0.15mm的开口误差。而轴向位移就必须

风机变频节能改造案例一、森兰变频恒压供风系统节能原理 1、恒压供风变频调速系统原理说明：图中风机是输出环节，转速由变频器控制，实现变风量恒压控制。变频器接受PID调节器的信号对风机进行速度控制，控制器综合给定信号与反馈信号后，经PID调节，向变频器输出运转频率指令。压力传感器监测风口压力，并将其转换为控制其可接受的模拟信号，进行调节。 2、系统工作原理变频调速恒压供风控制终极通过调节风机转速实现的,风机是供风的执行单元。通过调速能实现风压恒定是由风机特性决定的，风机特性见下图所示。图中，横坐标为风机风量Q，纵坐标为压力P。EA 为恒压线，n1、n2……nn是不同转速下的风量—压力特性。可见，在转速n1下，假如控制阀门的开度使风量从QA减少到QB，压力将沿n1曲线到达B点，很显然减少风量的同时进步了压力。假如转速由n1到n2，风量将QA减少到QC，而压力不变，由此可见，在一定范围，可以保持风压恒定的条件下，可以通过改变转速来调节风量，并且不改变风压。这种特性表明，调节风机转速，改变出风压力，改变风量，使压力稳定在恒压线上，就可以完成恒压供风。二、250KW风机变频节能改造方案及功能 1、贵厂风机运行目前现状现有风机一台，配套电机为250KW一台，工作电压380V，电流

460A，现采用阀门调节，控制供风风量、压力。这种调节方式既不方便，又浪费大量的电能，很轻易造成阀门及风机的损坏。我公司经过多年对化工、轮胎行业的水泵、风机等设备的节能改造，积累了丰富的经验，具有雄厚的技术实力。 2、改造方案现采用一台280KW森兰变频器控制一台250KW风机。 3、系统功能 A.风压任意设定，风压稳定且无波动 B.软启动软停机，对电网无冲击，无需电力增容 C.延长风机机械寿命 D.缺相，欠压，过流，过载，过热及堵转保护 E.节约电能，投资回收快三、供风风机运用变频节能分析 1、现行实际运行功率(I实=350A) P运=√3UICOSω=√3×380×350×0.85=196kw W=196×320×24=1505280kwh 注：按一年320天运行计算 2、转速自动控制节能 A理论基础因风机属于典型的平方转矩负载类型，所以其功率(轴功率)，转矩(压力)，转速(风量)满足以下关系(相似定理)：

1000MW超超临界锅炉启动过程分析刘崇刚国电泰州发电有限公司生产运行部江苏泰州 213000 择要：本文简单介绍泰州电厂工程概况及等离子助燃点火，重点论述超超临界1000MW机组在启动过程如何成功实现无油点火，而且对启动过程中出现的具体问题进行详细分析并提出针对性解决方法，具有很大的推广价值，为即将投产和在建机组超超机组提供了实现无油启动成功的范列。关键词：等离子无油点火锅炉启动参数控制关键点控制一、工程概况国电泰州电厂一期工程2×1000MW超超临界燃煤机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司由三菱重工业株式会社（Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd）提供技术支持，设计的锅炉是超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、双炉膛、一次中间再热、低NO X PM 主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切园燃烧方式，底层1A磨煤机采用等离子助燃技术，炉膛为内螺纹管垂直上升膜式水冷壁，循环泵启动系统；调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神华煤，校核煤种分别为兖州煤和同忻煤。锅炉主要参数如下：二、启动过程分析 1、等离子点火等离子点火原理：等离子是利用直流电流在介质气压0.01～0.03Ma的条件下接触引弧，并在强磁场控制下获得稳定功率的直流空气等离子体，该等离子体在燃烧器的中心燃烧筒中形成温度》5000K的梯度极大的局部高温区，煤粉颗粒通过该等离子“火核”受到高温作用，并在1/1000秒内迅速释放出挥发物，使煤粉颗粒破裂粉碎，从而迅速燃烧。由于反

超临界机组的自动发电（AGC）控制江苏省电力试验研究院有限公司 2007 年 7 月

1. 超临界机组的特性 1.1 临界火电机组的技术特点超临界火电机组的参数、容量及效率超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。目前运行的超临界机组运行压力均为24MPa~25MPa，理论上认为，在水的状态参数达到临界点时(压力22.129MPa、温度374.℃)，水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法维持自然循环，即不再能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比，采用超临界参数可在理论上提高效率2%～2.5%，采用超超临界参数可提高4%～5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。 1.2 超临界机组的启动特点超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点： 1.2.1 设置专门的启动旁路系统直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。 1.2.2 配置汽水分离器和疏水回收系统超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一般为25%~45%。低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷

引风机增容改造引风机技术协议精编 Document number：WTT-LKK-GBB-08921-EIGG-22986

中国国电集团公司国电民权发电有限公司1、2号机组引风机增容改造引风机设备采购技术协议最终用户：国电民权发电有限公司买方：国电国际经贸有限公司卖方：成都电力机械厂二〇一五年十二月

1 总则 1.1本技术协议适用于国电民权发电有限公司1、2号机组烟气超低排放改造工程引风机增容改造工程中所用引风机及其附属设备改造的设计、性能、制造、包装和运输、现场安装指导、质量保证、调试、培训、文件等方面的技术要求。 1.2本技术协议包括引风机本体（含电机）及其驱动装置、辅助设备系统的功能设计、结构、性能和试验等方面的技术要求。本改造工程的范围为2台锅炉共4台引风机设备（每炉2台）。 1.3本技术协议所提出要求和供货范围都是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出详细规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。卖方须提供符合技术规范要求和现行中国或国际通用标准的功能齐全的优质产品及相应服务。 1.4卖方须提供高质量的设备。这些设备须是全新的、成熟可靠、技术先进的产品，且制造厂已有相同容量机组设备制造、运行的成功经验；同时满足国家的有关安全、职业健康、环保等强制性法规、标准的要求。相关产品如配套特种设备必须取得相关部门检验合格证。1.5凡在卖方设计范围之内的外购件或外购设备，卖方至少推荐2～3家同质量等级、性能可靠的优质产品供买方最终确认。卖方对供货范围内的所有设备（包括分包和外购设备）负有全责。 1.6在签订合同之后，到卖方开始制造之日的这段时间内，买方有权提出因参数、规范、标准和规程发生变化而产生的一些补充修改要求，卖方遵守这个要求，具体款项内容由双方共同商定。

引风机高压变频器改造研究发表时间：2014-12-02T14:31:05.810Z 来源：《价值工程》2014年第10月中旬供稿作者：刘斌[导读] 为减少故障和检修时间，延长锅炉引风机电机使用寿命，河北灵达环保电厂对锅炉引风机高压变频进行改造。刘斌LIU Bin （河北灵达环保能源有限责任公司，石家庄051430）（Hebei Lingda Environment-friendly Energy Co.，Ltd.，Shijiazhuang 051430，China）摘要:为减少故障和检修时间，延长锅炉引风机电机使用寿命，河北灵达环保电厂对锅炉引风机高压变频进行改造。介绍了高压变频改造的必要性和实施方案，阐述了高压变频改造后的效果，对类似情况下的高压变频器具有指导意义。 Abstract: In order to reduce malfunctions and maintenance time and prolong the service life of boiler induced draft fan motor, HebeiLingda Environment-friendly Power Plant reforms the high-voltage frequency converter of boiler induced draft fan. This paper introducesthe necessity and implementation programmes of high-voltage frequency conversion, and describes the effect of high-voltage frequencyconversion reform, which is of guiding significance for high-voltage frequency converters in similar situations. 关键词院高压变频器；引风机；改造方案 Key words: high-voltage frequency converter；induced draft fan；improvement plan 中图分类号院TN77 文献标识码院A 文章编号院1006-4311（2014）29-0053-02 1 设备概况目前我公司引风机电机规格为250KW 10000VYKK-450-2 型.变频器采用DFCVERT-MV 高压大功率变频器，自投运以来出现运行不稳定，故障率较高的状况，故障类型主要分为控制系统故障和硬件系统故障两类，控制系统方面主要有“单元系统通讯故障”，硬件方面主要有“单元缺相故障，旁通运行”、“单元直流过压”、“单元直流欠压”“单元系统通讯故障”由于是单机运行风险比较大，因此对变频器运行的可靠性要求非常高，在此基础上进行改造。 2 主控系统改造 2.1 改造目的现有功率单元控制板故障率较高，经常出现单元直流过压问题就是控制板设置的保护定值漂移所致，究其原因是因为板件设置的电位器工作不稳定，且没有功率单元测温功能，当冷却风扇停运后跳高压开关，稳定性较差。 2.2 改造方案 2.2.1 更换硬件：主控板、光纤。 2.2.2 升级软件：PLC 软件、触摸屏、功率单元控制程序、296 升级到7058 配套软件，功率单元控制板和触摸屏修改软件程序。 2.2.3 实施方案现有主控系统设备，包括主板及端子板、光通子板及母板、光纤拆除。于升级现有功率单元控制板程序为122 控制板。盂将原连接功率单元和光通子板的光纤，由一对一改接同级三单元串联后连接主控板方式。榆根据硬件的变更，连接相应的二次连接线。虞对PLC 软件、触摸屏、功率单元控制程序进行升级，并将主板程序由296 升级到7058 配套软件。 2.3 改造前后效果对比 2.3.1 技术参数对比，如表1。 2.3.2逻辑功能对比，如表2。