火电厂热工自动化系统技术
火电厂热控自动化概述
通过自动化控制，降低污染物 排放，减轻对环境的负面影响
。
热控自动化技术的发展历程
初始阶段
早期的火电厂采用机械控制方式，如 液力偶合器和飞锤调节器等。
发展阶段
随着电子技术和计算机技术的进步， 火电厂开始采用模拟电路控制和计算 机监控系统。
成熟阶段
现代火电厂普遍采用分散控制系统 （DCS），实现对热力系统的全面监 控和自动化控制。
智能化发展
总结词
智能化发展是火电厂热控自动化的未来趋势之一，需要 加强智能化技术的研发和应用。
详细描述
随着人工智能、大数据等技术的不断发展，火电厂热控 自动化系统的智能化水平也在不断提高。为了顺应这一 趋势，火电厂需要加强智能化技术的研发和应用，建立 智能化监控系统和管理平台，实现自动化、智能化生产 和管理。这不仅可以提高生产效率和管理水平，还可以 为火电厂的可持续发展提供有力支持。
人机界面是操作员与系统交互的界面，操 作员可以通过人机界面实时监控系统运行 状态、设定控制参数等。
系统运行与管理
运行方式
火电厂热控自动化系统的运行方式包括自动控制、手动控制和就 地控制等方式，根据实际情况选择合适的运行方式。
维护管理
系统的维护管理包括定期检查、保养、维修等，确保系统正常运行， 提高设备的使用寿命和稳定性。
节能减排需求
总结词
节能减排是当前火电厂热控自动化面临的重 要挑战之一，需要采取有效的措施降低能耗 和减少排放。
详细描述
随着环保意识的不断提高，节能减排已经成 为火电厂热控自动化发展的重要趋势。为了 满足这一需求，火电厂需要积极推广节能技 术和设备，优化生产工艺和管理模式，降低 能耗和减少排放。同时，还需要加强与科研 机构和高校的合作，共同研发更加先进的节 能减排技术。
热工自动化技术在火力发电中的应用与创新
热工自动化技术在火力发电中的应用与创新随着工业化和城市化进程的加速推进，全球能源需求不断增长。
作为能源的重要来源之一，火力发电在全球范围内得到了广泛的应用。
随着对环保和高效能源的需求不断提升，火力发电技术与装备也在不断升级和改进。
热工自动化技术作为现代化的控制技术，正逐渐在火力发电中得到广泛应用并带来了一系列的创新。
1. 燃煤锅炉控制系统燃煤锅炉是火力发电中最常见的能源转化设备，其自动化控制系统的稳定和高效对整个发电过程至关重要。
燃煤锅炉控制系统主要包括燃烧控制系统、给水控制系统、汽水循环系统、排烟系统等。
通过热工自动化技术，可以对锅炉的各个参数进行实时监测和控制，保证其运行在最佳状态，提高发电效率。
2. 水轮机控制系统水轮机是火力发电的动力装置，其自动化控制系统负责控制水轮机的启停、负荷调节、保护和自动化调度等功能。
通过热工自动化技术，可以实现水轮机的远程监控和智能化调节，提高其运行的稳定性和可靠性。
热网是火力发电厂的供热系统，其控制与调度对于保证供热质量和能源利用效率至关重要。
热网控制系统通过热工自动化技术，可以实现对热网系统的实时监测和优化调控，提高供热系统的稳定性和运行效率。
1. 数据采集与分析随着物联网技术的不断发展，热工自动化系统可以实现对火力发电设备和系统的大数据采集和分析。
通过数据分析技术，可以实现对发电设备的运行状态、能耗分布、故障预警等方面的智能化监测和分析，为提高发电效率和降低能耗提供有力的支持。
2. 智能化调度与优化热工自动化技术可以实现对火力发电系统的智能化调度和优化。
通过对发电系统的运行数据进行实时分析，可以根据负荷变化、天气变化等因素进行智能化的发电调度与优化，提高能源利用效率，降低发电成本。
3. 远程监控与智能维护通过热工自动化技术，可以实现对火力发电设备的远程监控和智能化维护。
运用远程监测技术，可以实现对设备的远程状态监测和故障诊断，及时发现和处理设备故障，提高设备的运行可靠性和可维护性。
火电厂热工仪表自动化技术的应用研究
火电厂热工仪表自动化技术的应用研究【摘要】随着科学技术不断发展，热工仪表也随之发生了创新与发展，在保证电力运行安全、可靠的同时，大大提高了电厂生产经营的经济效益。
本文主要针对火电厂热工仪表自动化技术的应用进行研究，以期促进火电厂进一步发展和繁荣。
【关键词】火电厂热工仪表自动化技术应用1 热工仪表热工仪表主要包括压力表、压力变送表、差压变送器、压力校验仪、热工信号校验仪、就地温度计、热电阻、热电偶、液位变送器、温度变送器、压力传感器、智能数显仪、流量积算仪、压力校验装置等。
在火电厂中，通过电缆将所有的设备连接起来，形成一个完备的系统，进而对电厂生产中的各种数据进行控制和管理，在很大程度了提高了电厂的工作效率及经济利益，保证了电力生产及运行的安全、稳定与可靠。
2 火电厂热工仪表自动化技术的特征及应用现状热工仪表自动化技术在火电厂中的应用，标志着我国电力事业进入一个崭新的发展阶段，同时也为我国电力事业的进一步发展打下了坚定技术基础。
随着近年科学技术的发展和创新，热工仪表自动化技术得到了较大的完善和成熟。
在我国，部分火电厂通过利用计算机对火电机组进行了有效的监督与控制，从而有效提高了监控的管理水平。
并逐渐出现了先进的DCS控制系统、SIS控制系统以及现场总线技术和控制技术等，使得热工仪表自动化系统不管是在效率、质量还是性能等各个方面都有了显著提升。
3 热工仪表自动化安装3.1 表盘及相关设备的安装在进行表盘及相关设备安装之前，要对相关仪表及系统各个组成部分的主要功能进行详细了解和掌握。
其次还要对建设施工现场以及仪表、设备等进行详细的检查，特别是仪表、设备，要检查其本身是否存在故障，功能是否完好准确，是否满足建设施工的实际需求。
检查完毕之后便可以进行表盘及相关设备的安装工作。
要对相关的设备进行信号检查，看其是否满足控制系统所需的数值，符合条件的即可安装。
对于仪表的台柜特别是DCS系统的控制盘及仪表电源，在安装过程中，一定要按照相关的技术规范和要求进行。
浅谈火电厂热工仪表自动化技术的应用进展
【 摘
要】 火电厂在我 国发电行业地位超 凡 ，热工仪表在 火电
厂 自动化 控制中起着很 重要 的调控作 用 ，它可以降低操作人 员的工 作强度以及保障设备安全和提 升运营经济效益等。鉴于它的重要作 用 ，本文结合近 些年热 Ｚ － 仪表在 火电厂上的具体状况 ，对热工仪 表 的应 用现状和应 用进展 以及趋势做 了具体的说 明。
体 的介 绍 。 １ 火 电 厂 热 工 仪 表 自动 化 技 术 简 介
热工仪表 也就是热工控 制仪表 ，这是整个火 电厂的中枢系 统， 是完成热工 自动 化的关键部件 。火 电厂的热工仪表 是由热 能控制 理 论 以及现代 电子信息技术和高智能的设备仪表有机结合而产生的一 种可 以捕捉火 电厂运作过程中 的参数并可适当进行调控的一种控制 性仪表 。它主要 由就传感器 、变换器和程控仪等部分构成 ，使用 电 缆衔接各部分 ，保证其构成完整系统路线 ，让整个控制更加 的便捷 可靠 。它 的最大优势便 是成功 的融合 了智能化 的监管能力和高新热 能工程理 论，这 让整个 运作更 加的科 学合 理、可靠 、有 效和经济 。 目前 出 现 的 热 工 仪 表 的 的 类 别 也 非 常 的 多 ， 比 如 按 照 能 源分 类 ， 市面上的热工仪 表就可以分为：混合型、电动型、气动型、液动 型 和 自力 型 五 类 。 如 果 按 照 结 构 来 分 类 ，可 分 为 ： 基 地 式 、 单 元 组 合 式、组装型、Ｄ Ｃ Ｓ（ 分散控制系统 卜４代 ）四种类别 。 对于火 电厂热工 的自动化掌控 ，就是说在火 电厂发 电工作流程 中，对于数据 的测量及信 息的计算处理 ，自动化调控 ，还有警报等 等都不需要人工运作 ，这些仅仅靠热工控制仪表及其他 自动化设备 即可解 决。由于热工仪表在 火电厂发电过程 中的重要地位 ，所 以慎 重的选择合适 的热工仪表非常重要。当然，火电厂想达到 目标的热 工的 自动化 条件，热工仪表的性能和质量也是很关键的。火电厂采 用 了这种优秀性能的合适热工仪表进行 自动化运作 ，不仅可 以减少 人工工作压力 ，还可 以保护工业设备使其更为经济合理的运行 。 ２ 电工仪表在火电厂 自动化进程的应用现状 进入 ２ ｌ 世纪 以来 ，各 国的火 电厂发 电产业迅猛发展 ， 火 力发 电 相关技术特别是 自动化控制技术 也不断的提升 改进 ，带动着热工仪 表不 断地 更新换代，性能更好、可靠性更高的热工仪表层出不穷： 这让火电厂的工作效率和生产水平也大大的提升。热工仪表在火电 厂 的应 用 方 面 也 有 巨大 的 进 展 。 以下 就 几 个 主 要 的 方 面 进 行 具 体 说
火力发电厂的热控保护技术及实施要点分析
火力发电厂的热控保护技术及实施要点分析摘要：热电厂火电设备自动化技术水平的不断稳步提高，是加快实现当前我国现代电力工业生产设备现代化的必要技术保障。
但由于热工设备自动化工程设备生产管理及其他相关热工技术的操作复杂性，在日常热工设备的生产使用中难免会容易出现各种安全事故。
安全性和连续性都会产生不利影响。
因此，对火力发电厂热控保护技术进行了研究，提出了实施要点，以保证火力发电厂的良好运行和经济效益。
关键词：火电厂；热工自动化；控制1热工自动化控制系统概述热工运行自控传动系统控制是我国火电厂大型锅炉设备热工运行过程控制的一个核心技术环节。
包括加热锅炉、锅炉供热协调控制、锅炉蒸汽燃料总热量、汽包压和水位、过热量和蒸汽燃烧温度、再热量和蒸汽燃烧温度。
在事故发生时，自动控制系统能够自动切断线路，确保线路和设备的安全。
（1）分散控制管理系统（Dcs）。
Dcs软件是现代计算机操作系统的一个核心部件。
发电厂的各个部门都需要有一个大的分布式控制管理系统。
电厂两台通信机组之间的互联数据线一般定义为通过公网通信系统与供电线路间的连接，实现各电台机组间的数据互联，保证数据的正常传输连接。
在每台机器的每个操作台上方有设置机器Dcs和机器Deh两个操作台的按钮，方便系统管理员正常进行工作，缩短了机器系统日常故障上报处理工作时间，保证了系统集散式微控制器在系统发生故障时的自动正常运行。
（2）辅助过程控制管理系统。
这不仅是同时保证系统正常运行工作的重要物理条件，也是同时实现监控系统无人运行的重要技术条件。
一般系统采用视频受控式微编程器自动完成设定集中控制，通过视频数据信号切换等多种数据传输接口，保证系统平稳运行，数据信号传输全面，中控室自动完成对系统的集中控制，最终实现系统自动化运行。
（3）远程监测系统。
当火电厂设备发生重大故障时，实时故障监控管理系统通常能够自动停止运行并及时进行故障报告。
本监控系统主要功能包括两种实时自动监控系统信息采集管理控制系统。
火力发电厂中的热控自动化技术
火力发电厂中的热控自动化技术摘要：当前科学技术不断的进步，自动化控制系统广泛应用到实践中，对于工业生产以及经营产生积极的作用，可以切实提高火电厂热工运行效率，促进综合效益的提升。
为了能够更好的发挥出电气自动化控制系统的优势，结合目前的火电厂热工系统的管控要求，寻找全新的发展道路。
因此，本文主要研究火力发电厂热控自动化技术，为我国的火电厂全面的发展和进步产生积极的促进作用。
关键词：火电厂；热工自动化；应用引言：火电厂在热工自动化系统中安装智能化的控制系统，采取分层递阶的控制性措施、模糊控制措施以及神经系统控制系统，考虑到热工自动化系统的运行特点以及要求，采用专业性的智能化控制方式，确保整个系统可以稳定的运行。
随着现代科学技术不断发展，智能化发展加速，智能控制技术在火电厂热工自动化控制的作用日益显现出来，提高自动化控制水平，对火电厂的全面发展产生积极的意义。
1 热工自动化技术概述随着当前科学技术不断发展，火电厂机组的建设速度加快，要想进行全面的内部控制，确保发电机组可以正常的运行，发挥出各个机组的运行性能，就要采取必要的措施进行发电机组的有效控制。
发电厂的热工自动化技术就是通过使用自动化控制系统以及自动化仪器进行发电厂的自动保护、自动报警以及自动控制。
在发电厂的热工自动化技术应用之下，可以有效的节约人力、物力以及劳动强度，还能提高机组的运行效率，保证发电厂的供电质量合格。
2.火电厂热工自动化对自动控制技术的应用2.1热工自动化技术自动控制理论的合理应用，就是在生产环节应用外加设备的方式提高生产设备运行状态，并且按照规定的设计参数开展自动生产。
而热工自动化技术应用下，通过可控化理论、信息技术、电子信息等技术进行火电厂参数的控制，而可以生产阶段参数的调整，达到自动化生产安全性要求，使用较少的资源可以生产更多的电能。
自动控制理论在投入使用后，确保火电厂的汽机、辅助设备等生产系统可以稳定的运行，达到高效、安全性标准，给企业带来较高的经济效益，也会产生较高社会效益。
火电厂热工自动控制技术及应用知识点总结
自动控制系统基础概论热工对象动态特性常规控制规律PID控制的特点比例控制(P控制)积分控制(I控制)微分控制(D控制)控制规律的选择:单回路控制概述被控对象特性对控制质量的影响:测量元件和变送器特性对控制质量的影响调节机构特性对控制质量的影响单回路系统参数整定串级控制串级控制系统的组成(要求会画控制结构图)串级控制系统的特点串级控制系统的应用范围串级控制系统的设计原则:前馈-反馈控制概述静态前馈,动态前馈前馈-反馈控制前馈-串级控制比值控制分程控制大迟延控制系统补偿纯迟延的常规控制预估补偿控制多变量控制系统耦合程度描述解耦控制系统设计火电厂热工控制系统汽包锅炉蒸汽温度控制系统过热蒸汽温度控制再热蒸汽温度一般控制方案汽包锅炉给水控制系统概述给水流量调节方式给水控制基本方案:给水全程控制:600MW机组给水全程控制实例锅炉燃烧过程控制系统概述被控对象动态特性燃烧过程控制基本方案燃烧控制中的几个问题单元机组协调控制系统概述负荷指令处理回路正常情况下负荷指令处理异常工况下的负荷指令处理负荷指令处理回路原则性方框图机炉主控制器机炉分别控制方式机炉协调控制方式直流锅炉控制系统直流锅炉特点直流锅炉动态特性直流锅炉基本控制方案直流锅炉给水控制系统直流锅炉过热汽温控制系统自动控制系统基础概论1. 控制系统的组成与分类1. 控制系统的组成及术语控制系统的四个组成部分: 被控对象,检测变送单元,控制单元,调节机构.2. 控制系统的分类:按结构分: 单变量控制系统, 多变量控制系统按工艺参数分: 过热汽温控制系统, 主蒸汽压力控制系统按任务分: 比值控制系统, 前馈控制系统按装置分: 常规过程控制系统, 计算机控制系统按闭环分: 开环控制系统, 闭环控制系统按定值的不同分: 定值控制系统, 随动控制系统, 程序控制系统3. 过渡过程: 从扰动发生,经过调节,直到系统重新建立平衡.即系统从一个平衡状态过渡到另一个平衡状态的过程,即为控制系统的过渡过程.2. 控制系统的性能指标1. 衰减比和衰减率: 衡量稳定性2. 最大偏差和超调量: 衡量准确性3. 调节时间: 衡量快速性4. 余差(静态偏差): 衡量静态特性热工对象动态特性1. 有自平衡能力对象1. 一阶惯性环节:2. 一阶惯性环节加纯迟延:3. 高阶惯性环节:4. 高阶惯性环节加纯迟延:2. 无自平衡能力对象1. 积分环节:2. 积分环节加纯迟延:3. 有积分的高阶惯性环节:4. 有纯迟延和积分的高阶惯性环节:常规控制规律PID控制的特点1. 原理简单,使用方便2. 适应性强3. 鲁棒性强比例控制(P控制)1. 控制规律: ; :比例增益:比例带,工程上用来描述控制作用的强弱.比例带越大,偏差越大.2. 控制特点:动作快有差控制积分控制(I控制)1. 控制规律:; :积分时间2. 控制特点:动作不及时无差控制3. PI控制: I控制响应慢,工程上很少有单独使用,一般都是PI控制控制规律:; P控制看作粗调,I控制看作细调.控制作用具有: 比例及时作用和积分作用消除偏差的优点.4. 积分饱和及其措施:积分饱和: 积分过量,在单方面偏差信号长时间作用下,其输出达到上下限时,其执行机构无法再增大.措施: 积分分离手段: 当偏差较大时,在控制过程的开始阶段,取消积分作用,控制器按比例动作,等到被调量快要接近给定值时,才能产生积分作用,依靠积分作用消除静态偏差.微分控制(D控制)1. 控制规律: ;2. 控制特点:超前控制3. 实际微分: 为什么采用实际微分控制:理想微分物理上不可能实现避免动作频繁,影响调节元件寿命4. PD控制: 控制规律: ;扰动进入系统的位置离输出(被调量)越远,对系统工作的影响就越小.控制通道的时间常数和迟延时间对控制质量的影响前馈-串级控制的应用场景:分程控制扩大调节阀的可调比大迟延控制系统补偿纯迟延的常规控制1. 微分先行控制方案2. 中间反馈控制方案前馈解耦导前温度: 刚通过减温器之后的蒸汽温度以导前蒸汽温度为副参数,过热蒸汽温度为主参数的串级控制系统3. 过热蒸汽温度分段控制系统:1. 过热蒸汽温度分段控制系统:缺点: 当机组负荷大范围变化时,由于过热器吸热方式不同.一级减温器出口蒸汽温度降低,为保持不变,必须减少一级减温器喷水量;二级减温器出口蒸汽温度升高,因此要增加二级减温器喷水量.造成负荷变化时两级减温器喷水量相差很大,使整个过热器喷水不均匀,恶化二级喷水减温调控能力,导致二级过热器出口温度超温.2. 按温差控制的分段控制系统:与第一种方案的差别在于: 这里以二级减温器前后的温差(-)作为第一段控制系统的被调量信号送入第一段串级的主调节器PI3.当负荷增大时,主调节器PI3的设定值随之减小,这样有(-)>T0,PI3入口偏差值增大,这意味着必须增大一级喷水量才能使下降,从而使温差(-)减小.这样平衡了负荷增加时一级喷水量和二级喷水量.该方案为串级+前馈控制策略. 后屏出口过热器出口蒸汽温度设定值由两部分组成,第一部分由蒸汽流量代表的锅炉负荷经函数发生器后给出基本设定值,第二部分是运行人员可根据机组的实际运行工况在上述基本设定值的基础上手动进行设置.虽然系统是控制后屏过热器出口温度蒸汽,用蒸汽温度信号经过比例器乘以常数K后代表后屏过热器出口蒸汽温度,其原因是蒸汽温度与蒸汽温度变化方向一致;且蒸汽温度信号比蒸汽温度信号动态响应快,能提前反映扰动对蒸汽温度的影响,有利于控制系统快速消除干扰.主调节器PID1的输出与总风量,燃烧器摆角前馈信号组合构成副调节器PID2的设定值,副调节器的测量值为一级减温器出口温度.PID2输出控制一级其控制原理如下:正常情况下即当再热蒸汽温度处于设定值附近变化时,由调节器PID1改变烟气挡板开度来消除再热蒸汽温度的偏差,蒸汽流量D作为负荷前馈信号通过函数模块去直接控制烟气挡板.当的参数整定合适时,能使负荷变化时的再热蒸汽温度保持基本不变或变化很小.反向器-K用以使过热挡板与再热挡板反向动作.喷水减温调节器PID2也是以再热蒸汽温度作为被调信号,但此信号通过比例偏置器±Δ被叠加了一个负偏置信号(它的大小相当于再热蒸汽温度允许的超温限值).这样,当再热蒸汽温度正常时,调节器PID2的入口端始终只有一个负偏差信号,它使喷水阀全关.只有当再热蒸汽温度超过规定的限值时,调节器的入口偏差才会变为正,从而发出喷水减温阀开的指令,这样可防止喷水门过分频繁的动作而降低机组热经济性.2. 采用烟气再循环调节手段的再热蒸汽温度控制系统其控制原理如下:再热蒸汽温度T 在比较器Δ内与设定值(由A 产生)比较,当蒸汽温度低时,偏差值为正信号,此信号进入调节器PID1,其输出经执行器去调节烟气挡板开度,增大烟气再循环量,以控制再热蒸汽温度.在加法器2中引入了送风量信号V 作为前馈控制信号和烟气热量(烟温×烟气流量)修正信号,送风量V 反映了锅炉负荷大小,同时能提前反映蒸汽温度的变化.当V 增加时,蒸汽温度升高,相应的烟气再循环量应减少,故V 按负向送入调节器.函数模块是用来修正风量和再循环烟气量的关系的.通过乘法器由烟温信号调整再循环烟气流量.当再热蒸汽超温时,比较器输出为负值,PID1输出负信号直至关闭烟气再循环挡板,烟气再循环失去调温作用.同时,比较器的输出通过反相器- K 1,比例偏置器±Δ去喷水调节器PID2,开动喷水调节阀去控制再热蒸汽温度,蒸汽温度负偏差信号经反相器-K2去偏差报警器,实现超温报警,同时继电器打开热风门,用热风将循环烟道堵住,防止因高温炉烟倒流入再循环烟道而烧坏设备.当再热蒸汽温度恢复到设定值时,比较器输出为零,PID2关闭喷水门,偏差报警信号通过继电器关闭热风门,烟气再循环系统重新投入工作.3. 采用摆动燃烧器调节手段的再热蒸汽温度控制系统燃烧器上倾可以提高炉膛出口烟气温度,燃烧器下倾可以降低炉膛出口烟气温度.燃烧器控制系统是一个加前馈的单回路控制系统,再热蒸汽温度设定值是主蒸汽流量经函数发生器,再加操作员可调整的偏置量A构成.PID1调节器根据再热器出口蒸汽温度T与再热蒸汽温度设定值偏差来调整燃烧器摆角.为了抑制负荷扰动引起的再热蒸汽温度变化,系统引入了送风量前馈信号,该信号能反映负荷和烟气侧的变化.送风量前馈信号和反馈控制信号经加法器4共同控制燃烧器摆角.A侧再热器出口蒸汽温度和B侧再热器出口蒸汽温度各有两个测量信号,正常情况下选择A,B两侧的平均值作为燃烧器摆角控制的被调量.燃烧器摆角控制为单回路的前馈-反馈控制系统,再热器出口蒸汽温度设定值由运行人员手动给出.再热器出口蒸汽温度设定值和实际值的偏差经PID调节器后加上前馈信号分别作为燃烧器摆角的控制指令.前馈信号由蒸汽流量经函数发生器后给出.当再热蒸汽温度偏低时,燃烧器摆角向上动作;当再热蒸汽温度偏高时,燃烧器摆角向下动作. 2. 再热蒸汽温度喷水减温控制系统汽包锅炉给水控制系统给水控制任务: 使锅炉的给水量适应锅炉的蒸发量,维持汽包水位在规定的范围内,同时保持稳定的给水流量.对象特性: 给水流量扰动的三个体现方面:4. 虚假水位现象: 当锅炉蒸发量突然增加时,汽包水下面的气泡容积也迅速增大,即锅炉的蒸发强度增强,从而使水位升高.给水控制基本方案:1. 单冲量给水控制系统: 汽包水位和水位给定值调节的反馈控制系统某600MW发电机组给水热力系统示意图,机组配三台给水泵,其中一台容量为额定容量30%的电动给水泵,两台容量各为额定容量50%的汽动给水泵.电动给水泵一般是作为启动泵和备用泵,正常运行时用两台汽动给水泵,两台汽动给水泵由小汽轮机驱动,其转速控制由独立的小汽轮机电液控制系统(micro-electro hydraulic control system,MEH)完成,MEH系统的转速给定值是由给水控制系统设置,MEH 系统只相当于给水控制系统的执行机构.在高压加热器与省煤器之间有主给水电动截止阀、给水旁路截止阀和约15%容量的给水旁路调节阀.2. 给水控制系统1. 水位控制系统汽包水位控制系统如图所示,它是单冲量和串级三冲量两套控制系统构成,汽包水位设定值由运行人员在操作台面上手动设定.当锅炉启动或负荷小于15%额定负荷阶段,控制系统是通过调节器PID1调节给水旁路的调节阀开度来控制给水量以维持汽包水位,而此时切换器T2接Y端,通过调节器PID5调节电动给水泵的转速来维持给水泵出口母管压力与汽包压力之差.当旁路调节阀开到80%时,由SCS (Sequence control system, 顺序控制系统)完成开主给水电动阀,关旁路截止阀.当负荷在15%额定负荷以上,但小于30%额定负荷时,切换器T1接Y端,切换器T2接N端,这时汽包水位设定值的偏差经调节器PID2,并经调节器PID6控制给水泵转速来调节给水流量达到维持汽包水位目的.同时当机组负荷升至20%额定负荷时,第一台给水泵开始冲转升速.当负荷大于30%额定负荷,切换器T1接N端,给水控制切换为三冲量给水控制.汽包水位控制指令由两个串级调节器PID3和PID4根据汽包水位偏差、主给水流量和主蒸汽流量三个信号形成.水位设定值与汽包水位偏差经调节器PID3 后,加主蒸汽流量信号作为副回路PID4的设定值,副回路副参数为主给水流量,经PID运算后作为给水泵控制的设定值.当负荷大于30%额定负荷时,第一台汽动给水泵并入给水系统.当负荷达40%额定负荷时,第二台汽动给水泵开始冲转升速.当负荷达60%额定负荷时,第二台汽动给水泵并入给水系统,撤出电动给水泵,将其投入热备用.机组正常时,是通过改变两台汽动给水泵的转速来调节给水量.由于给水泵的工作特性不完全相同,为稳定各台给水泵的并列运行特性,避免发生负荷不平衡现象,设计了各给水泵出口流量调节回路,将各给水泵的出口流量和转速指令的偏差送入各给水泵调节器(PID6、 PID7 和PID8)的入口,以实现多台给水泵的输出同步功能.GAIN CHANGER & BALANCER作用是根据给水泵投入自动的数量,调整控制信号的大小.拇入自动数目越大,控制信号越小.2. 给水泵最小流量控制汽机跟随控制方式:控制特点: 锅炉侧调负荷,汽机侧调汽压. 在保证主蒸汽压力稳定的情况下,汽轮机跟随锅炉而动作.优点: 在运行中主蒸汽压力相对稳定,有利于发电机组的安全经济运行.机炉协调控制方式控制特点: 在负荷调节动态过程中,机炉协调控制可以使汽压在允许的范围内波动,这样可以充分利用锅炉蓄热,使单元机组较快适应负荷变化,同时主蒸汽压力p T的变动范围也不大,因而机组的运行工况比较稳定.调节燃料量M控制主蒸汽压力p T(或机组负荷) 调节送风量V控制过剩空气系数(烟气含氧量) 调节引风量V控制炉膛压力p汽轮机控制系统为工频电液控制系统时:另一种送风控制系统方案. 锅炉指令BD经过函数发生器f2(x)后形成一个风量指令,氧量调节器输出σ对锅炉指令BD进行修正.3. 引风控制系统: 引风控制系统的任务是保证一定的炉膛压力. 由引风量改变到炉膛压力变化其动态响应快,测量也容易,因此一般采用单回路即可.3. 燃烧控制系统基本方案锅炉指令BD作为给定值送到燃料控制系统和送风控制系统,使燃料量和送风量同时改变,使燃烧率与机组要求的燃烧率相适应,保证风量与燃料量比例变化; 同时送风量作为前馈信号通过引到引风调节器PI4,改变引风量以平衡送风量的变化,使炉膛压力p s不变或变化很小.由于所有调节器都采用PI控制规律,因此,调节过程结束时,主蒸汽压力P T,燃烧经济性指标O2和炉膛压力p s,都稳定在给定值上;而锅炉的燃料量M,送风量V和引风量V都改变到与要求的燃烧率相适应的新数值上.总燃料量(总发热量)的构成形式为其中: O为燃油量,k o为燃油发热系数,M c为总煤量,k MQ为煤发热系数.当M c不变,而煤种变化造成发热量增加时,刚开始M也不变,但随着炉膛发热量的增加,D Q增大,D Q>M,由积分器正向积分增大k MQ,使M增大,直至M=D Q3. 增益自动调整乘法器为燃料调节对象的一部分,选择合适的函数,则可以做到不管给煤机投入的台数如何,都可以保持燃料调节对象增益不变,这样就不必调整燃料调节器的控制参数了.增益调整与平衡器,就是完成该功能.4. 风煤交叉限制在机组增减负荷动态过程中,为了使燃料得到充分燃烧,需要保持一定的过量空气系数. 因此,在机组增负荷时,就要求先加风后加煤;在机组减负荷时,就要求先减煤后减风.这样就存在一个风煤交叉限制.锅炉指令BD经函数器f1(x)后转换为所需的风量,风量经函数器f2(x)转换为相应风量下的最大燃料量,燃料量经函数器后转换为该燃料量下的最小风量.当增加负荷时,锅炉指令BD增大,在原风量未变化前,低值选择器输出为原风量下的最大燃料量指令,即仍为原来锅炉指令BD.在风量侧,锅炉指令BD增大,则其对应的风量指令增大,大于原燃料量所需最小风量,经高值选择后作为给定值送至送风控制系统以增大风量.只有待风量增加后,锅炉燃料的给定值才随之增加,直到与锅炉指令BD一致.由此可见,由于高值选择器的作用,风量控制系统先于燃料控制系统动作.由于低值选择器的作用,使燃料给定值受到风量的限制,燃料控制系统要等风量增加后再增加燃料量.同理,减负荷时,由于低值选择器的作用,燃料给定值先减少.由于高值选择器的作用,使风量给定值受到燃料量限制,风量控制系统要等待燃料量降低后再减少风量.上图为煤粉锅炉燃料系统的一般控制方案.其中虚框1的功能是完成总燃料量(发热量)的测量与修正.虚框2的功能是燃料侧的风煤交叉限制.5. 风机调节本节下略单元机组协调控制系统概述1. 单元机组协调控制系统的基本组成2. 机组负荷控制系统被控对象动态特性3. 机组负荷控制系统被控对象动态特性1. 单元机组动态特性:当汽轮机调门开度动作时,被调量p E和p T的响应都很快,即热惯性小.当锅炉燃烧率改变时,被调量p E和p T的响应都很快,即热惯性小.2. 负荷控制系统被控对象动态特性1. 机组主机,主要辅机或设备的故障原因有两类跳闸或切除,这类故障的来源是明确的,可根据切投状况加以确定工作异常,其故障来源是不明确的,无法直接确定,只能通过测量有关运行参数的偏差间接确定.2. 对机组实际负荷指令的处理方法有四种: 负荷返回RB, 快速负荷切断FCB, 负荷闭锁增/减BI/BD, 负荷迫升/迫降RU/RD. 其中,负荷返回RB和快速负荷切断FCB是处理第一类故障的;负荷闭锁增/减BI/BD 和负荷迫升/迫降RU/RD是处理第二类故障的.1. 负荷返回RB负荷返回回路具有两个主要功能: 计算机组的最大可能出力值;规定机组的负荷返回速率.发电机组负荷返回回路的设计方案: 该机组主要选择送风机,引风机,一次风机,汽动给水泵,电动给水泵及空气预热器为负荷返回监测设备.当其中设备因故跳闸,则发出负荷返回请求,同时计算出负荷返回速率.RB目标值和RB返回速率送到如图13-9所示的负荷指令处理回路中去.2. 负荷快速切断FCB当机组突然与电网解列,或发电机,汽轮机跳闸时,快速切断负荷指令,实现机组快速甩负荷.主机跳闸的负荷快速切断通常考虑两种情况: 一种是送电负荷跳闸,机组仍维持厂用电运行,即不停机不停炉; 另一种是发电机跳闸,汽轮机跳闸,由旁路系统维持锅炉继续运行,即停机不停炉.负荷指令应快速切到0（锅炉仍维持最小负荷运行).负荷快速切断回路的功能与实现和负荷返回回路相似.只不过减负荷的速率要大得多.3. 负荷闭锁增/减BI/BD当机组在运行过程中,如果出现下述任一种情况:任一主要辅机已工作在极限状态,比如给风机等工作在最大极限状态燃料量,空气量,给水流量等任一运行参数与其给定值的偏差已超出规定限值.认为设备工作异常,出现故障.该回路就对实际负荷指令加以限制,即不让机组实际负荷指令朝着超越工作极限或扩大偏差的方向进一步变化,直至偏差回到规定限值内才解除闭锁.4. 负荷迫升/迫降RU/RD对于第二类故障,采取负荷闭锁增/减BI/BD措施是机组安全运行的第一道防线.当采用BI/BD措施后,监测的燃料量,空气量,给水流量等运行参数中的任一参数依然偏差增大,这样需采取进一步措施,使负荷实际负荷指令减小/增大,直到偏差回到允许范围内.从而达到缩小故障危害的目的.这就是实际负荷指令的迫升/迫降RU/RD,负荷迫升/迫降是机组安全运行的第二道防线.负荷指令处理回路原则性方框图该负荷指令处理回路功能的1原则性框图,是在正常工况下符合指令处理原则性方案上,添加了异常工况下相应负荷指令处理功能.锅炉跟随方式在大型单元机组负荷控制中只是作为一种辅助运行方式.一般当锅炉侧正常,机组输出电功率因汽轮机侧的原因而受到限制时,如汽轮机侧的主、辅机或控制系统故障,汽轮机控制系统处2. 汽轮机跟随方式机组负荷响应速度慢,不利于带变动负荷和参加电网调频.这种负荷控制方式适用于带基本负荷的单为了克服正反馈,应以汽轮机的能量需求信号而不是实际的消耗能量信号作为对锅炉的能量要求信号,即应以蒸汽流量的需求（称为目标蒸汽流量）而不是实际蒸汽流量作为锅炉的前馈控制信号.为此必须对p1进行修正,以形成目标蒸汽流量信号.直流锅炉控制系统上面两种控制方案均没有考虑过热汽温对燃料量和给水流量的动态响应时间差异,,会造成燃水比的动态不匹配,使得过热汽温波动大.为此提出一种燃料-给水控制原则性方案:可以选择锅炉受热面中间位置某点蒸汽温度(又称为中间点温度或微过热温度)作为燃水比是否适当的信号.这是一个前馈-串级调节系统,副调节器PID2输出为给水流量控制指令,通过控制给水泵的转速使得锅炉总给水流量等于给水给定值,以保持合适的燃水比.主调节器PID1以中间点温度为被调量,其输出按锅炉指令BD形成的给水流量基本指令进行校正,以控制锅炉中间点汽温在适当范围内.控制系统可分同负荷下的分离器出口焓值给定值.焓值给定值加上PID1输出的校正信号构成给定值SP2,由分离器出口压力和温度经焓值计算模块算出分离器出口焓值,该出口焓值与给定值SP2的偏差经调节器PID2 进行PID运算后,作为校正信号,对给水基本指令进行燃水比校正. 调节器PID3的给定值SP3是由,锅炉指令BD指令给出的给水流量基本指令加上调节器PID2输出的校正信号构成.调节器PID3根据锅炉总给水流最与流量给定值SP3的偏差进行PID运算,输出作为给水流量控制指令调节给水泵转速来满足机组负荷变化对锅炉总给水流量的需求.3. 采用焓增信号的给水控制方案在上图所示的给水控制系统中,由调节器PID3根据给定值SP3与省煤器入口给水流量(锅炉给水流量)的偏差向给水泵控制回路发出给水流量控制指令,在给水泵控制回路中,通过调节给水泵转速来实现调节给水流量的要求.在此重点分析给水流量给定值SP3的形成.当锅炉负荷在35%~ 100%MCR范围内,没有循环水流量和省煤器入口最小流量限制时,省煤器入口给水流量(锅炉给水流量)给定值SP3为水吸收的热量焓增焓增修正其中的水吸收的热量和焓增如图所示给出.。
火电厂热工自动化技术改造
培训过程 中， 减少操作人数 ， 节 约运 行 成 本 。
点． 在 改 造 时设 计 了 以 负 荷 变 化 为 依 据 的 中储 式 制 粉 系 统 或 自动 切 煤 ／ 磨 煤机 组的直 吹程序 控制 系统 ． 也
取 得 良好 的效 果
１ ． ２炉 膛 监 控 系统 （ Ｆ Ｓ Ｓ Ｓ ）
Ｋｅ ｙ ｗｏｒ ｄｓ： ｔ ｈ ｅ ｒ ｍａ ｌ ｐ ｏ ｗｅ ｒ ｐ ｌ ａ ｎ ｔ ； ａ ｕ ｔ ｏ ｍａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ； ｉ ｍｐ ｒ ｏ ｖ ｅ ｍｅ ｎ ｔ ｓ
随 着 经 济 的发 展 以及 科 技 的 不 断 进 步 ． 火 电厂 热 工 自动 化 技 术 获 得 了 快 速 的完 善 与 发 展 ． 随 着 生 产 技 术 要求的不断提 高 ． 火 电 厂 热 工 自动 化 技 术 的改 造 方 向也 朝 着 一体 化 、 智能化 ， 提高可靠性方面不断进步 。
Ｆ Ｓ Ｓ Ｓ的相 关 功 能 与 Ｄ Ｃ Ｓ系 统 有 机 无 缝 连 接 Ｆ Ｓ Ｓ Ｓ的
１火 电厂 热 工 自动 化 技 术 改 造
火 电 厂 热 工 自动 化 技 术 是 对 火 电厂 锅 炉 、 汽 轮 发
关联设 备 ， 如煤油截止 阀 、 火 焰检测设备 等 ， 如 果 无 法 满 足 自动 化 技 术 的要 求 ． 也 必 须 进 行 及 时 改 造 事 先 要确保 Ｄ Ｃ Ｓ系 统 具 有 功 能 拓 展 的能 力
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标 方针，提高热工系统运行的安全可靠性和经济性。
《导则》编制原则：遵循规范性、系统性、可操作
性和适用性。
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一. 立项与制订过程
3.任 务 来 源 与 更 名
根据中华人民共和国发展和改革委员会办公厅发改办 工业（2007〕1415号）《关于印发2007年行业标准项目计 划的通知》第90项《热工自动化系统可靠性分类与配置》 制订。
某600MW机组的锅炉 炉膛压力取样，单侧集中 布置，不能准确反映炉膛 压力变化，运行过程中当 发生测点上方的塌焦、测 点定期吹扫、堵焦后处理 等情况下，会影响信号的 正确测量，可能导致炉膛 压力保护的拒动或误动。
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5 ） 冗余参数共用测点
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一. 立项与制订过程
本标准负责起草单位：浙江省电力试验研究院、中
5. 国大唐集团公司、浙江省能源集团公司、广东电力公司
主 科学研究院、中国电力企业联合会科技开发服务中心、
要 浙江浙能嘉兴发电有限公司、浙江浙能温州发电有限公
参 司、浙江浙能乐清发电有限公司、国电浙江北仑发电有
则 制
2011年5月26日，标委会在张家界组织审查通过。同年 9月根据中电联标准化中心意见，将附录表格转为正文上报 。
订
编制过程，在省内外一些电厂进行了实际应用检验；如
过 分别对嘉兴电厂#3-#6机组、兰溪电厂#1机组、台州电厂#9
程 机组和乐清、安徽凤台电厂基建机组热工系统安装调试质量
监督评估，兰溪电厂控制系统故障应急处理演习等。
冗余参数共用一测点和一次阀降低可靠性，如某电厂#2期机组的热井
水位3只变送器、主机安全油压力3只开关都共用1只一次阀，一密封水管
路带两个压力开关和一个压力表，运行中无法进行变送器排污等检修工作
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一. 立项与制订过程
2009年9月份，向标委会提交《评估导则》征求意见
4. 稿。
导
2010年4月26 ～ 29日，由浙江院发文，编制组在温州
则 召开浙江省各电厂参加的《评估导则》征求意见稿研讨会
制。
订
2010年5月10～14日，由电力行业热工自动化术委员
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3 ） 取样部件安装
元件安装位置，如悬空、与主设备相碰、在保温层内等，对热工系统 可靠性构成影响。不但运行中无法检修或检查，还易造成损坏危险等.
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4 ） 炉膛压力取样单侧布置
2007年11月份，中电联标准化中心在杭州召开的《热 工自动化系统可靠性分类与配置》大纲审查会上讨论，更 名为《火力发电厂热工自动化系统评估技术导则》。
2009年6月份，电力行业自动化标准化委员会在杭州召 开的大纲审查会讨论，更名为《火力发电厂热工自动化系 统可靠性评估技术导则》。
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安全经济运行比重逐渐增大。
1.
立
热控系统控制逻辑、测量与执行设备、电缆、电源和外部
项
环境，及安装、调试、运行、维修人员的素质等，任一环节 出现问题，都会引发机组热控保护系统的误动或机组跳闸。
背
景
电厂设备评估、安全评价和监督检查，缺少统一评估标准；
基建与生产未溶于一体考虑；一些隐患缺陷未得到处理
检修模式变化增加热控系统隐患和机组稳定运行的变素.
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一. 立项与制订过程
为机组热控系统的全程过程监督、评价、验收，提
2. 供规范、系统、统一的评估依据；
制
促进热控系统全过程的科学、规范、精细化管理和
订 监督工作实效性，及时发现和消除系统中存在的隐患;
目
实现电力建设、发电企业的安全生产以预防为主的
过 会组织，在嘉兴召开全国性的《导则》征求意见稿研讨会
程 ，6个集团各选派4个电厂，湖南、广东、华北、浙江电科
院、西南设计院等近40位专家参加。
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一. 立项与制订过程
2010年7月初，标委会秘书处返回征求意见稿反馈意见
4. 导
，编制组修改后完成送审稿于7月20日提交标委会。2011年 3月初，根据主审周明专家的二审意见完成修改。
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一. 立项与制订过程
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一. 立项与制订过程
热控系统在电厂覆盖面不断扩展组
编 限公司。
单
本标准主要起草人：孙长生、朱北恒、尹峰、孙耘
位 、王建强、王海晨、李建国、陈世和、尹淞、项谨、胡
伯勇、王旺、杨明花、樊健刚。
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导 则 制 订 流 程
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二. 评估制订过程
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1.热控系统现场问题分析
函调、专业会议征文和现场调研： 收集设计、基建、运行维护、检修、监督过程问题进行归 类分析。 收集热控原因引起的机组故障案例300多起，进行归类分 析。 收集查看了近千篇论文。 根据热工中的共性问题，开展专题研究。
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1）取样点顺序
流
流
向
向
左图是某电厂#1机组油路参数测量图，其温度测点在压力测
点前且距离很近。右图是某燃机机组值班气管道燃气流量、压力
、温度参数测量安装图，安装的顺序正好反向。
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2 ）润滑油压取样点位置
汽机润滑油压取
样点应选择油管路末 端，但实际安装在注 油器出口处的现象较 为普遍，存在母管末 端油压低而保护拒动 的 隐 患 。 某 电 厂 #5机 组润滑油母管未端的 前轴承进油管因振动 断裂，但润滑油压低 保护未动作，造成大 轴烧损严重事故。