发电厂概论

发电厂三大设备工艺及控制系统火力发电厂是利用化石燃料燃烧释放的热能发电的动力设施，包括燃料燃烧释热和热能电能转换以及电能输出的所有设备、装置、仪表器件，以及为此目的设置在特定场所的建筑物、构筑物和所有有关生产和生活的附属设施。

主要有蒸汽动力发电厂、燃气轮机发电厂、内燃机发电厂几种类型。

（一）火力发电厂的三大工艺火力发电系统主要由燃烧系统（以锅炉为核心）、汽水系统（主要由各类泵、给水加热器、凝汽器、管道、水冷壁等组成）、电气系统（以汽轮发电机、主变压器等为主）、控制系统等组成。

前二者产生高温高压蒸汽；电气系统实现由热能、机械能到电能的转变；控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。

1.1汽水系统：火力发电厂的汽水系统是由锅炉、汽轮机、凝汽器、高低压加热器、凝结水泵和给水泵等组成，他包括汽水循环、化学水处理和冷却系统等。

水在锅炉中被加热成蒸汽，经过热器进一步加热后变成过热的蒸汽，再通过主蒸汽管道进入汽轮机。

由于蒸汽不断膨胀，高速流动的蒸汽推动汽轮机的叶片转动从而带动发电机。

为了进一步提高其热效率，一般都从汽轮机的某些中间级后抽出作过功的部分蒸汽，用以加热给水。

在现代大型汽轮机组中都采用这种给水回热循环。

此外，在超高压机组中还采用再热循环，既把作过一段功的蒸汽从汽轮机的高压缸的出口将作过功的蒸汽全部抽出，送到锅炉的再热汽中加热后再引入气轮机的中压缸继续膨胀作功，从中压缸送出的蒸汽，再送入低压缸继续作工。

在蒸汽不断作功的过程中，蒸汽压力和温度不断降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却，凝结成水。

凝结水集中在凝汽器下部由凝结水泵打至低压加热再经过除氧气除氧，给水泵将预加热除氧后的水送至高压加热器，经过加热后的热水打入锅炉，再过热器中把水已经加热到过热的蒸汽，送至汽轮机作功，这样周而复始不断的作功。

在汽水系统中的蒸汽和凝结水，由于疏通管道很多并且还要经过许多的阀门设备，这样就难免产生跑、冒、滴、漏等现象，这些现象都会或多或少地造成水的损失，因此我们必须不断的向系统中补充经过化学处理过的软化水，这些补给水一般都补入除氧器中。

电厂汽水系统流程示意图1.2燃烧系统：燃烧系统是由输煤、磨煤、粗细分离、排粉、给粉、锅炉、除尘、脱流等组成。

是由皮带输送机从煤场,通过电磁铁、碎煤机然后送到煤仓间的煤斗内,再经过给煤机进入磨煤机进行磨粉，磨好的煤粉通过空气预热器来的热风，将煤粉打至粗细分离器，粗细分离器将合格的煤粉（不合格的煤粉送回磨煤机），经过排粉机送至粉仓，给粉机将煤粉打入喷燃器送到锅炉进行燃烧。

而烟气经过电除尘脱出粉尘再将烟气送至脱硫装置，通过石浆喷淋脱出流的气体经过吸风机送到烟筒排人天空。

电厂煤粉炉燃烧系统流程图1.3发电系统：发电系统是由副励磁机、励磁盘、主励磁机（备用励磁机）、发电机、变压器、高压断路器、升压站、配电装置等组成。

发电是由副励磁机（永磁机）发出高频电流，副励磁机发出的电流经过励磁盘整流，再送到主励磁机，主励磁机发出电后经过调压器以及灭磁开关经过碳刷送到发电机转子，当发电机转子通过旋转其定子线圈便感应出电流，强大的电流通过发电机出线分两路，一路送至厂用电变压器，另一路则送到SF6高压断路器，由SF6高压断路器送至电网。

发电厂电气系统示意图二．发电厂的主要设备在发电厂中，实现“燃料”能量释放、传递和向机械能形成转换的系统和设备称作发电厂的动力部分，主要有锅炉设备、汽轮机设备、水轮机设备和核反应堆。

2.1锅炉设备由锅炉本体和辅助设备构成。

本体包括汽水系统和燃气系统。

辅助设备包括通风设备、燃料运输设备、给水设备、除灰设备及除尘设备等。

锅炉设备是火力发电的三大主机设备中最基本的能量转换装置。

它的主要作用是使经过预处理燃料（煤、油、气等）的化学能通过燃烧释放出高温热能，并最终把给水加热成高温、高压过热蒸汽供给汽轮机。

在此，通过对汽水系统和燃气系统关键部分的简要说明，并且结合燃煤火力发电厂中能量流程图我们可对锅炉设备有更深刻的了解。

(1)炉膛即燃烧室是燃料与空气充分混合后，进行完全燃烧的地方。

(2)在汽包中通过内部汽水分离器将来自蒸汽管的汽水进行分离。

(3)过热器是对来自汽包的饱和蒸汽进行加热的装置，一般放在燃烧气体的通路中。

(4)再热气是为提高效率和防止汽轮机叶片腐蚀，把在汽轮机高压缸做过功的低温,低压蒸汽再送到锅炉中加热，后送到汽轮机的中压缸及低压缸去做功的装置。

(5)省煤器是利用烟道气体（废气）将锅炉给水进行预热的装置，它能提高整个发电厂的热效率。

(6)空气预热器是利用通过省煤器废气中的热量，在空气送到锅炉之前再加热，以回收余热，提高锅炉效率的热交换器。

(7)通风装置是燃烧时向锅炉提供必要的空气，并将燃烧后产生的气体从锅炉中排出的装置。

燃煤火力发电厂中能量流程2.2汽轮机在辅助设备中燃料运输设备（包括煤的卸载运输和存储设备）发挥着重要作用。

它们将煤卸下并运送至锅炉或煤场。

煤场作为储煤设备能保证厂外无来煤或来煤数量少时锅炉有足够的燃料，同时它还起到煤的干燥及不同煤种的混合作用。

汽轮机的主要功能是将高压、高温、蒸汽携带的热能，在汽轮机内部部分地转换成电能。

汽轮机具有转速高、运转平稳、单机功率大、工作可靠、有较高经济性和便于与发电机直接组合等特点。

汽轮机的分类方式很多，就其工作的原理可分为冲动式汽轮机和反动式汽轮机，按照热力特性可分为凝汽式汽轮机、背压式汽轮机等。

汽轮机设备由汽轮机本体和附属设备（调节保安油系统、凝汽及抽气系统、回热加热系统）及连接这些设备的管道组成。

其中本体汽轮机是以水蒸汽为工质的叶轮式发动机2.3水轮机是水电站的主要动力设备，是将水能转换为旋转机械功的原动机，它与水轮发电机直接相连接，构成水轮发电机组。

按照水流作用于转轮时的能量转换特点可分为冲击型和反击式两类2.4从防辐射角度出发，核电厂的系统分为核岛部分和常规岛部分。

常规岛部分的动力设备及系统（如汽轮机和发电机等的布置）与火电厂没有区别。

反应堆是核电厂的动力设备，它位于核岛部分，以铀（钚或铀钚混合物）作核燃料，是实现受控核裂变链式反应的装置。

其主要作用是控制核裂变、产生热能并由传热工质（通常为水）吸收。

反应堆由压力外壳和堆芯组成。

三、微机集散控制系统(DCS)在火电厂的应用DCS系统在火电厂发电机组控制中的应用已有10多年的历史了,而且正在越来越多地得到应用。

DCS系统是相对于计算机集中控制系统而言的计算机(或微机)控制系统,它是在对计算机局域网的研究基础上发展起来的,是过程控制专家们借用计算机局域网研究成果,把局域网变成一个实时性,可靠性要求很高的网络型控制系统,运用于过程控制领域.DCS在电力生产中得到了广泛的应用,尤其300 MW及以上容量机组的热工控制已全面采用DCS控制系统,逐步形成了数据采集DAS、模拟量控制MCS、顺序控制SCS、燃烧器管理BMS4大系统,在汽机、锅炉等热力设备的顺序控制、数据采集以及炉膛安全监控等方面取得了成功的经验,提高了电厂自动化水平和机组运行的安全性、经济性。

与之相比,采用一对一硬手操方式的电气控制已显落后,电气控制纳入DCS。

目前国内有许多大型火电厂已实施并积累了很多运行经验。

3.1电厂自动控制及其系统汽包水位自动调节系统一般采用典型的三冲量系统或串级系统,在大型单元机组中一般设计有全程调节,因此有单冲量,三冲量之间的切换逻辑,一般依据负荷来切换。

采用启动电泵和汽泵的系统还有电泵与小汽机之间的切换,也依据负荷来切换。

大型机组的水位控制一般直接控制电泵或小汽机的转速,给水调门全开以节约能源。

燃烧调节系统中的送风系统通常采用风煤比加氧量校正,炉膛负压系统与送风系统之间采用动态联系,通常设计有加负荷时先加风再加煤减负荷时先减煤后减风逻辑以及过燃烧逻辑。

主汽压力调节系统通常为串级调节系统。

主汽温度调节系统一般以减温水调节为主,辅以尾部烟道档板调节或喷燃器角度调节系统。

由于汽温调节对象是一个多容环节,它的纯迟延时间和时间常数都比较大,在热工自动调节系统中属于可控性最差的一个调节系统,因此专家们也特别关注对这一类系统的研究,许多新的控制策略或控制理论是对这一类系统研究的成果,如史密特时间预估算法控制,模糊控制,具有观察器的状态变量控制等。

机炉负荷协调控制在大型单元机组中都有设计。

通常设计有这样一些运行方式:基本方式,锅炉跟随方式,汽机跟随方式和协调方式。

基本方式是因为锅炉和汽机的自动调节系统或多或少存在一些问题,锅炉及汽机主控都在手动方式。

另外,由于机组的自动化水平的不断提高,对机组的运行参数的测量也提出了更高的要求,控制用的参数测量与监视用的参数测量一般都要求有各自的测量元件,控制用的测量参数还需要经过数据保险的有关逻辑以提高控制系统的可靠性。

开环控制包括了联锁保护,顺序控制,选线控制等控制内容。

火电厂单元机组中主辅机设备都有联锁保护,如停机停炉的大联锁,一些重要辅机的保护跳闸,备用泵的自启动,成组设备的顺序启停等。

这些联锁保护现在一般都能投入运行而且必须投入运行。

顺控方面一般的泵或风机的子组启停控制也都能投入运行,但锅炉风烟系统大顺控这样的成组控制因为牵涉的设备比较多而很少有经常投运的。

3.2电厂DCS功能分析目前大机组的仪控系统大多选用DCS系统。

DCS系统是相对于计算机集中控制系统而言的计算机(或微机)控制系统,它是在对计算机局域网的研究基础上发展起来的,是过程控制专家们借用计算机局域网研究成果,把局域网变成一个实时性,可靠性要求很高的网络型控制系统,运用于过程控制领域。

这样的控制系统给我们带来以下一些好处:(1)故障分散是推出DCS系统的最大理由,DCS系统就是要解决集中控制系统致命的弱点—故障集中。

故障分散的理由是DCS系统采用了大量的微处理器,各个微处理器承担一个范围较小的(地域上)控制任务,某个微处理器故障不会影响整个系统的正常工作。

(2)缩小控制室尺寸或控制表盘的长度。

(3)大量缩减控制系统所需的电缆。

(4)大量减少控制系统所需的备品备件种类及数量。

(5)减少工艺生产的运行对仪表控制设备厂商的依赖,减少仪控人员培训所需的费用。

(6)提供了控制系统构成的灵活性,具有组态便利和可扩展性。

(7)实现过程实时参数和历史数据的管理,提供性能计算,设备寿命计算等功能。

这是传统的仪表控制系统所望尘莫及的。

但是DCS系统是否确实给我们带来了这些好处呢?以一些在火电厂单元机组控制系统中应用的DCS系统来考察,如在轩岗发电厂中应用的BAILEY的INFI-90,C&E的MOD-300,以及SIEMENS的TELEPERM-ME/XP 等,综合分析如下:(1)关于故障分散。

大多数DCS生产厂商现阶段所提供的系统在实际应用中并非象我们想象的那么故障分散。