电厂600MW热工教材

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1、热控基础知识第一章 热工自动化概述一、概述国民经济的不断增长，增加了对电力的需求量，电力工业向大电网、大机组、高参数、高度自动化的方向发展。由于高参数、大容量机组发展迅速，因此对机组自动化的要求日益提高，以“4C”（计算机、控制、通信、CRT）技术为基础的现代火电机组热工自动化技术也相应得到了迅速的发展。电力工业作为国民经济的基础性产业，有别于其它工业过程的主要特征是：电能的“发、输、供、用”必须同时进行，并保持瞬时的平衡。与此同时，参与“发、输、供、用”的所有设备构成了部件众多、结构复杂、分布广阔的动态大系统。在这个系统中发电机组处于系统的最底层。改革开放以来，我国电力工业不断跨上新的台阶。

2、1987年全国发电装机容量突破1亿千瓦，1995年3月，装机容量突破2亿千瓦。这期间中国发电装机容量和发电量先后跃过法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本，到1996年居世界第2位。截至2004年5月底，我国发电装机容量突破4亿千瓦大关，达到40060万千瓦，年发电量超过1.9万亿千瓦时。与此同时，提高发电机组的容量和参数也成为我国电力工业发展的重要方向：单机容量从建国初期的50MW，逐步发展到70、80年代的125300MW，目前从300MW发展的600MW已经成为主流，现在继续向更大型化900MW，甚至超过1000MW发展。蒸汽参数也由8MPa/535提高到17MPa/540，并随着超临界

3、和超超临界技术的推广应用，最终可达到28MPa/580以上。机组的大容量和高参数带来的是过程参数测量点的大量增加，相应的控制回路数和控制的复杂程度都大为提高，生产过程对控制精度的要求更为严格。以一台600MW机组为例，其运行过程的监控点多达60007000个，各种控制回路有500600个，用于控制系统组态的各种图纸就有几千张，这些艰巨而繁重的控制任务必须要有现代化的电站自动化技术作为支撑。二、热工自动化的发展趋势热工自动化的硬件主要是由检测传感器及仪表(包括显示仪表)、调节控制装置或系统、执行器(包括执行机构和调节机构两部分)三大部分构成。检测传感器及仪表、执行器是热工自动化的基础，前者发展已

4、经历了机械式、电子式、微处理器等层次。随着微电子、微机械、智能和集成等先进技术的迅猛发展，以及新材料和新工艺的发现和采用，目前检测传感器与仪表正向着微型化、数字化、智能化、网络化和虚拟化等方向进一步发展。如德国Endress+Hauser公司推出的陶瓷电容式压力传感器，是一种无中介液的干式压力传感器，测量范围可为060MPa，其技术性能稳定，年漂移量小于0.1% F.S，抗过载强，可达量程的数百倍。执行器接受调节控制装置或系统的控制信号，改变操纵变量，使生产过程按预定要求正常运行。随着自动化、电子和计算机技术的发展，现在执行机构也在向智能化方向发展，越来越多的执行机构已经带有通信和智能控制功能

5、，如Emerson和Smar等公司均推出了智能阀门定位器，内装有高集成度的微处理器，采用数字平衡原理代替传统力平衡原理，将电控制信号转换成气动定位增量来实现阀位控制，具备对死区、正反作用、行程范围等的组态功能，可实现分程控制、等百分比、快开特性等修正功能，具有自校正、自诊断等智能特点。调节控制装置或系统是过程自动化的中枢，其发展从较早的基地式调节器(变送、指示、调节一体化的仪表)开始，经历了气动、电动单元组合仪表到计算机直接数字控制系统(DDC)，直到今日得到广泛应用的分散控制系统(DCS)和可编程控制器(PLC)。DCS经历了初创(19751980年)、成熟(19801985年)、扩展(19

6、85年以后)几个发展时期，在系统的可靠性及可维护性、控制功能算法的丰富性及完善性、信息处理的能力及速度、组态软件的便捷性及友好性、系统联网能力和开放性等方面得到迅速发展，取得了令人瞩目的成就，已成为过程自动化控制系统的主流。PLC以其结构紧凑、功能简洁、速度快、可靠性高、价格低等优点，也迅速获得广泛应用，已成为与DCS并驾齐驱的另一种主流工业控制系统。目前以PLC为基础的DCS发展很快，PLC与DCS相互渗透、相互融合、相互竞争，已成为当前工业控制系统的发展趋势。由于计算机可靠性和性能价格比的进一步提高，以及在开放性和集成性、软件与硬件的产品和技术支持率、市场占有率等方面无以伦比的优势，近年来

7、以个人计算机(PC)为基础的工业PC控制系统呈现良好的发展态势。另外，后起的现场总线控制系统(FCS)也以其优良的互操作性和功能分散性、更强大的系统功能(如单一仪表或设备可提供多变量I/O能力、网络化的设备管理、更宽的诊断范围、丰富的状态信息等)、安装及组态的简易性、更高的测量和控制精确度、较低的工程及运行维护成本和规模灵活性等诸多特点逐渐显示出其强大生命力。近年来，国外一些大公司正在推出更大规模、更高层次的全面自动化体系结构(如艾默生过程管理的PlantWeb、Honeywell的TotalPlant、Siemens的TIA)，这些系统不再仅仅是单纯的自动化硬件和软件(系统软件、中间件及各种

8、应用软件)的集成，还包含有各种服务，乃至从现场到企业的信息系统集成。总之，控制系统正向着网络化、智能化、集成化、分布化、信息化和开放化方向进一步发展。控制方法及策略是过程自动化的灵魂。20世纪末以来，自动控制理论和方法的主要发展方向是人工智能技术的应用。过程自动化控制方法已从传统经典控制(包括PID控制、比值控制、串级控制、前馈控制等)发展到了最优控制、自适应与自整定控制、自学习控制、非线性控制、多级递阶智能控制、专家控制、模糊逻辑控制、神经网络控制、仿人智能控制、基于模式识别的智能控制、多模变结构智能控制、混沌控制、鲁棒控制及基于可拓逻辑的智能控制、H控制和综合等。例如，大型发电机组作为过程

9、控制对象十分复杂，发电过程存在着大延迟、强耦合、本质非线性和大量的未知干扰，使得锅炉燃烧过程控制、磨煤机控制、大范围变工况时的过热汽温及再热汽温的控制等等，用传统控制策略难于解决，因而国内外对发电过程控制策略进行了深入研究，目前许多先进控制理论和方法已逐渐开始在过程控制中应用。如ABB和SULZER公司建立了带状态观察器的SCO数学模型用于对主蒸汽和再热蒸汽的温度控制；西门子公司建立了凝结水节流的COT(controlled Condensate Throttling)数学模型、采用模糊算法的NUC(New coordinated Unit Control)等，针对不同发电机组、不同运行工况研

10、究出各种优化控制方案，业已在国内发电厂的应用中取得明显的效果。又如德国KruppHoesch钢铁公司的Westfaien钢厂应用神经网络改进数学模型取得显著的经济效益，所制造的产品尺寸偏差减少12%。此外，许多自动化产品供应商也相继推出了商业化的智能控制器，如CyboSoft推出的无模型自适应(MFA)控制器Cybocon和Cybocon CE，针对不同过程可采用相应的算法(标准法、反时滞算法、非线性MFA算法、鲁棒MFA算法)等，可在相当程度上改进过程控制的效果。从控制目标出发，综合运用各种控制方法是构成先进控制系统的有效途径。热工自动化技术发展的主流趋势是：检测控制智能化、测量信息数字化、

11、控制管理集成化。三、大型火力发电机组主要特点1.监视点多（600MW机组IO点多达30005000个，随着发电机-变压器组和厂用电源等电气部分监视纳入DCS之后，IO点已超过7000个）。2.参数变化速度快和控制对象数量大（600W机组超过1300个）。3.各个控制对象特性时变、时滞、相互间关联耦合、环境强干扰。4.由高度计算机化的单元机组集控取代传统的机、炉、电分别人工监控。自动化系统的功能也已从单台辅机和局部热力系统发展到整个单元机组的检测与控制。 5.随着整个单元机组自动化的不断完善以及电网发展的需要，火电厂热工自动化的功能必然会和调度自动化系统（automatic dispatch s

12、ystem，ADS）相协调而实现电网的自动发电控制（AGC）。6.厂级实时监控信息系统（Supervisory Information System in Plant Level，简称SIS），是集过程实时监测、优化控制及生产过程管理为一体的厂级自动化信息系统,实现机组的安全经济运行的有效手段。传统的炉、机、电分别监控方式，已不能适应像600MW这样大型单元机组监控的要求。如果将大机组的监视与控制操作任务仅交给运行人员去完成，不仅体力和脑力劳动强度大，而且很难做到及时调整和避免人为的操作失误，因此必须由高度计算机化的机组集控取而代之。自动化技术对于提高机组的安全经济运行水平是行之有效的；大型火

13、电机组离开了高度的自动化，就不可能做到安全经济运行。四、火力发电机组实现自动化功能的意义大容量火电机组实现高度自动化,在机组启动和运行的各个阶段，对于实现安全、稳定、经济运行具有重要意义:1.正常运行在机组正常运行过程中，自动化系统能根据机组运行要求，自动将运行参数维持在要求值，以期取得较高的效率（如热效率）和较低的消耗（如煤耗、厂用电率等）。2.异常工况在机组运行工况出现异常，如参数越限、辅机跳闸时，自动化设备除及时报警外，还能迅速、及时地按预定的规律进行处理。这样，既能保证机组设备的安全，又能保证机组尽快恢复正常运行，减少机组的停运次数。例如，RUN BACK（自动快速减负荷）、RUN U

14、P（强增负荷），RUN DOWN（强减负荷）、FAST CUT BACK（FCB，负荷快速切回或称快速甩负荷）等功能。当机组从运行异常发展到可能危及设备安全或人身安全时，自动化设备能适时采取果断措施进行处理，以保证设备及人身的安全。如锅炉主燃料跳闸（master fuel trip，MFT）、汽轮机监测系统（TSI）和汽轮机紧急跳闸系统（ETS）等。3.启停过程在机组启停过程中，自动化设备又能根据机组启动时的热状态进行相应的控制，以避免机组产生不允许的热应力而影响机组的运行寿命，即延长机组的服役期。如汽轮机的计算机应力估算和寿命管理系统，汽轮机自启停系统(turbine automatic s

15、ystem，TAS)。4.发电控制随着电网的发展，对自动发电控制（automatic generation control，AGC）的要求日趋严格。AGC是现代电网控制中心的一项基本和重要的功能，是电网现代化管理的需要，也是电网商业化运营的需要。而要实现AGC，单元机组必须有较高的自动化水平，单元机组协调控制系统必须能投入稳定运行。随着机组容量的增大、参数的提高，对于机组安全经济运行的要求不断提高，火电厂的自动化水平也不断得到提高，从传统的机、炉、电分别人工监控发展到今天的单元机组集控，自动化系统的功能也已从单台辅机和局部热力系统发展到整个单元机组的检测与控制。而随着整个单元机组自动化的不断完

16、善以及电网发展的需要，火电厂热工自动化的功能必然会和调度自动化系统（automatic dispatch system，ADS）相协调而实现电网的自动发电控制（AGC）。但必须指出的是，自动化系统毕竟只能按照人们预先制定的规律进行工作，而机组运行过程中的情况却是复杂、随机的。因此，自动化系统在一般情况下虽不需要人工干预，但在特定情况下却要求人工给以提示或协调。无人值班的火电厂或火电机组虽经尝试，却迄今未获成功，也就是说高度自动化的火电机组并非不需要人的干预，而是需要人的更高层次的干预。由此可见，自动化水平高的机组，要求运行人员也具有更高的技术和文化水平。五、热工自动化的主要内容根据应用层次和范

17、围的不同，热工自动化的主要内容大致分为7类。1.数据采集与管理对热力过程中温度、压力、流量、液位、成分等热工参数的测量；测量数据在不同系统之间的高速传输；生产过程实时/历史数据的高效存储；历史数据的快速检索；统计数据的报表打印；报警数据的采集、存储、分析与处理等。具有数据采集与管理功能的典型的系统主要有：数据采集系统、DCS数据库、SIS数据库、MIS数据库等。2.回路控制以模拟量控制系统为主，主要对机组的一系列参数进行控制，如汽包水位、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、主蒸汽压力、发电机功率、炉膛压力等。其中最典型的是单元机组的协调控制系统(CCS: Coordinated Control Syst

18、em)。它是在常规机炉局部控制系统的基础上发展起来的综合控制系统，其基本设计思想是：把锅炉和汽轮发电机组作为一个整体，采用分级、递阶的系统结构，把参数调节、逻辑控制和联锁保护等控制功能结合在一起，构成一种满足机组在额定工况、变工况，以至于故障条件下控制功能的综合控制系统。其它比较重要的控制回路主要有：汽温控制系统、给水控制系统、炉膛压力控制系统、磨煤机控制系统、主蒸汽压力控制系统、汽轮发电机功率控制系统等。3.顺序控制及联锁保护顺序控制一般可分为时间定序式和过程定序式两类。前者是指按预定的时间顺序而触发控制作用的发生（如启动停止、闭合断开等）；而后者则是依据生产过程进行的状态决定下一步控制作用

19、是否发生。目前采用DCS或PLC构成大型火电机组的SCS系统，常用的顺序控制系统有：输煤系统控制、锅炉吹灰器控制、锅炉补给水处理系统控制、给水泵启停控制、风机启停控制、锅炉点火系统控制、煤粉制备系统控制、汽轮机自启停控制等。联锁保护是以顺序控制系统(SCS: Sequence Control System)为基础的一类重要的控制方式。指在重要运行参数超过限定值或相关设备运行条件不满足要求时按照预先设定的程序，自动终止异常的生产过程和设备，同时，投入相应的辅助装置，避免事故扩大，损伤人员和设备。目前，电站最主要的两个联锁保护系统是：炉膛安全保护监控系统(FSSS: Furnace Safegua

20、rd Supervisory System)和汽轮机数字电液调节系统(DEH: Digital Electro-Hydraulic Control System)。4.运行优化运行优化是用以节约能源和提高电站运行经济性为目的的一系列优化技术的总称，包括控制系统优化；机组启停优化；燃烧优化，设备运行方式优化，机组间的负荷优化调度等。其中，以电站节能为目标的优化技术可以分为工艺节能技术和控制节能技术。其中，在合理的生产工艺和操作规程的基础上，通过对生产过程和运行方式的优化，使发电设备的能源消耗减少，称为工艺节能，如启停优化、运行方式优化、燃烧优化等；而对工艺条件和运行方式已经确定的设备或流程，通过

21、应用先进的控制策略，确保主要工艺参数的控制品质，从而提高系统的运行效率，称为控制节能，如控制系统优化等。5.经济性分析经济性分析主要通过性能计算和耗差分析两个途径来实现。性能计算通过与监控系统和管理系统相连，实时获取机组的主要运行参数，在线计算热耗率、锅炉效率、厂用电率、辅机单耗、高加投入率、汽泵投入率、发电煤耗、供电煤耗等经济参数。耗差分析在线监测包括锅炉、汽轮机、主要辅机在内的整个热力系统的相关参数，实时分析热力系统的热经济性，定量查找热耗偏高的部位和原因，准确地对热力设备和热力系统的技术改造、运行方式的调整、运行参数的设定提供指导。6.状态监测和故障诊断通过状态监测和故障诊断加强对各类设

22、备或部件、尤其是不可直接观测或处于恶劣环境中的设备或部件进行检测和分析，判断系统的健康状况，指出故障隐患并对其发展趋势进行预测，协助相关人员查找故障部件及故障原因，并提供故障处理指导。状态监测和故障诊断可在一定程度上提高机组运行的安全性和可靠性，减少非计化停机。目前，电站中的状态监测和诊断主要分布在高速旋转的部件（如汽轮机转子）、高温承压部件（如蒸汽管道）以及一些重要辅机（如送、引风机和水泵）上。7.设备管理现代化的设备管理需要应用现代管理理念和管理技术，在准确掌握设备状态，保证设备的安全、可靠和经济性的基础上，科学的进行检修决策，合理安排检修项目、间修间隔和检修工期，有效降低检修成本，提高设

23、备可用性。以状态检修为核心的设备管理体制是电站管、控一体化发展的一个重要体现。六、热工自动化的主要系统大型火电机组由于具有大容量、高参数的特点，因此要有相应的新的自动化系统与之相适应，这些新的自动化系统大致有以下几种：1.厂级实时监控信息系统（Supervisory Information System in Plant Level，简称SIS）SIS是发电厂的生产过程自动化和电力市场交易信息网络化的中间环节，是发电企业实现发电生产到市场交易的中间控制层，是实现生产过程控制和生产信息管理一体化的核心，是承上启下实现信息网络的控制枢纽。主要功能有：实现全厂生产过程监控；实时处理全厂经济信息和成本

24、核算；竞价上网处理系统；实现机组之间的经济负荷分配；机组运行经济评估及运行操作指导。2.单元机组协调控制系统（coordination control system，CCS）CCS是基于机、炉的动态特性，应用多变量控制理论形成若干不同形式的控制策略，在机、炉控制系统基础上组织的高一级机、炉主控系统。它是单元机组自动控制的核心内容。3.锅炉炉膛安全监控系统（furnace safeguard supervisory system，FSSS）或称燃烧器管理系统（burner management system，BMS）BMS包括炉膛火焰监视，炉膛压力监视，炉膛吹扫，自动点火，燃烧器自动切换，紧急情

25、况下的主燃料跳闸等。4.顺序控制系统（sequence control system，SCS）SCS是按照生产过程工艺要求预先拟定的顺序，有计划、有步骤、自动地对生产过程进行一系列操作的系统。顺序控制也称程序控制，在发电厂中主要用于主机或辅机的自动启停程序控制，以及辅助系统的程序控制。5.数据采集系统（data acquisition system，DAS）DAS基本功能是对机组整个生产过程参数进行在线检测，经处理运算后以CRT画面形式提供给运行人员。该系统可进行自动报警，制表打印，性能指标计算，事件顺序记录，历史数据存储以及操作指导等。6.汽轮机数字电液控制系统（digital electr

26、ic hydraulic system，DEH）DEH是汽轮发电机组的重要组成部分，除完成汽轮机转速、功率及机前压力的控制外，还可实现机组启停过程及故障时的控制和保护。7.旁路控制系统（bypass control system，BPS）BPS在机组启、停过程中协调机、炉的动作，回收工质，保护再热器等，完备的旁路控制系统是充分发挥旁路系统功能的前提，大型中间再热式机组一般都设置旁路热力系统。8.汽轮机自启动系统（TAS）9.汽轮机监视仪表（TSI）和汽轮机紧急跳闸系统（ETS）10.辅助系统的计算机程控系统总之，伴随着电力工业的发展，热工自动化技术的内涵和外延都已发生了巨大的变化。一方面，自动

27、控制系统作为实现机组安全经济运行目标的有效手段，已从辅助运行人员监控机组运行发展到实现不同程度的设备启停功能、过程控制和联锁保护的综合体系，担负着机组主、辅机的参数控制、回路调节、联锁保护、顺序控制、参数显示、异常报警等功能，不但是提高机组运行水平的重要保证，也成为发电企业减员增效的重要手段。另一方面，借助计算机和网络技术的发展，电力生产过程的自动化程度达到了前所未有的高度，监控和管理信息系统的广泛应用为热工自动化的进一步发展提供了必要的物质基础。目前，通过应用各种先进的信息获取和处理技术，同时结合自动化领域的一些新的理论和方法，自动化技术已经从传统的生产控制领域逐步渗透到了运行和管理的方方面

28、面，包括对机组整体运行工况的监控、对发电过程经济性的分析、对主辅机设备的维护和管理以及对生产过程的优化调度等。第二章 热控系统及特点第一节 主设备及系统一、机炉电三大主机主要参数名称数据（BRL）过热器出口蒸汽流量1792t/h过热器出口蒸汽压力25.26MPa过热器出口蒸汽温度571再热器出口蒸汽流量1488.4t/h再热器出口蒸汽温度569再热器出口蒸汽压力3.97MPa再热器进口蒸汽温度306再热器进口蒸汽压力4.15MPa给水温度279热风温度（一次风/二次风）323/331空预器进风温度（一次风/二次风）27/23排烟温度（空气预热器出口、未修正）133.9锅炉效率（保证/设计）93

29、.01/93.36%表 1-2-1机炉电三大主机由上海电气电站集团成套供货。锅炉由上海锅炉厂有限公司制造的超临界参数变压运行直流炉，型号为SG1913/25.4-M，单炉膛、四角切圆燃烧、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型炉。主要参数见表1-2-1。汽轮机由上海汽轮机厂有限公司采用技术西门子西屋制造的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。型号 N600-24.2/566/566，主要参数见表1-2-2。主要参数名称数 据最大连续功率(TMCR)636.076MW热耗验收工况功率(THA)600.071MW额定主蒸汽压力24.2MPa额定主蒸汽

30、温度566额定高压缸排汽压力4.055MPa额定再热蒸汽进口压力3.65MPa额定再热蒸汽进口温度566主蒸汽额定进汽量1673.098t/h再热蒸汽额定进汽量1395.312t/h额定排汽压力4.9kPa表 1-2-2回热系统为八级：三高、四低、一除氧。启动方式为高压缸启动和高中压缸联合启动。发电机由上海汽轮发电机有限公司引进西门子THDF 118/56三相同步汽轮发电机，额定容量667MVA，额定功率600MW，最大连续输出功率633MW(在额定电压、额定频率、额定氢压、额定功率因数、发电机冷却器冷却水温为20下能与汽轮机最大连续出力T-MCR相匹配。)定子线圈接线方式：双星形，冷却方式：

31、定子绕组水冷，转子绕组及铁芯氢冷。励磁方式：静态励磁系统。主要参数见表1-2-3。二、主要的热力系统1、制粉系统制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式冷一次风机系统。制粉系统主要由下列设备组成：6个原煤仓、6台上海发电设备成套设计研究所CS2024HP电子称重式给煤机、变频调速电动机、6台北京电力设备总厂ZGM113N中速磨。制粉系统5台运行1台备用可保证锅炉在最大连续负荷下运行。2、烟风系统引风机是成都电力机械厂2台50容量AN37e6(V13+4)轴流式、定速、静叶可调风机。送风机是上海鼓风机厂有限公司2台50容量FAF26.6-12.5-1轴流式、定速、动叶可调风机。一次风机是上海鼓风机厂2台

32、50容量1788B/1325离心式、定速、进口叶片调节风量风机。3、点火系统锅炉点火及助燃燃料为0号轻柴油。锅炉采用2级点火，即高能点火器轻柴油煤粉。A层4台主燃烧器为兼有等离子点火功能的燃烧器。在锅炉点火和稳燃期间，该燃烧器具有等离子点火和稳燃功能；在锅炉正常运行时，主燃烧器在出力及燃烧工况方面与原来没有加装等离子点火器时保持一致，锅炉效率不变。每组燃烧器有三层油枪喷口，每台炉共12只油枪。每只油枪最大耗油量3.5t/h；12只油枪出力共42t/h。油枪全部投运时，可带30%BMCR负荷。锅炉在燃用设计煤种时最低不投油稳燃负荷为30%BMCR。油枪采用蒸汽雾化，油枪入口蒸气压力为0.6-0.

33、9MPa。点火油系统采用定压运行，系统油压为1.8MPa。参数名称数据参数名称数据额定容量667兆伏安相 数3最大容量与汽轮机匹配接 法星形额定功率 600兆瓦频 率50赫定子电压20千伏短 路 比0.58定子电流 19245安稳态I2（标么值）10%功率因数0.9暂态I22t10秒氢 压0.4兆帕（表压）定、转子绝缘等级F级额定转速3000转/分效率（保证值）98.85%旋转方向从汽轮机向发电机端看为顺时针表 1-2-34、主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统主蒸汽管道从过热器出口集箱以双管接出后合并为单管，在进汽机前再分成两路，分别接至汽轮机左右侧主汽门。低温再热蒸汽管道由高压缸排汽口以双管接出，合

34、并成单管后直至锅炉再热器前分为两路进入再热器入口联箱。高温再热蒸汽管道，由锅炉再热器出口联箱接出两根后合并成一根管，直到汽轮机前分为两路接入汽轮机左右侧中压联合汽门。低温再热蒸汽除供2号高压加热器用汽外，在机组低负荷期间还向辅助蒸汽系统供汽。在锅炉过热器出口、再热器进、出口处的管道上均有水压试验用堵阀，再热器进口管道处还设有事故喷水减温装置。单管制的优点是简化管道布置，节省管材投资，有利于消除主蒸汽和再热蒸汽由于锅炉可能产生的热偏差，以及由于管道阻力不同产生的压力偏差。旁路系统容量为40%BMCR，采用高、低压二级串联型式，适用于改善机组启动条件、机组启动时回收工质，并避免再热器干烧。5、抽汽

35、系统汽轮机具有八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别向1号、2号、3号台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器加热除氧外，还向两台给水泵汽轮机及辅助蒸汽系统供汽。二级抽汽还作为辅助蒸汽系统。五、六、七、八级抽汽分别向5号、6号、7号、8号低压加热器供汽。为防止汽轮机超速和进水，除七、八级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。由于除氧器热容量较大，一旦汽机甩负荷或除氧器满水等事故时，将会引起汽水倒流入抽汽管再灌入汽轮机，在四级抽汽管道上靠近汽轮机处装设一个电动隔离阀和两个止回阀。除氧器为定滑压运行。给水泵汽轮机正常工作汽源来自主汽轮机的四级抽汽，启动和低负荷时由辅助蒸汽系统供汽，以简

36、化系统。6、 辅助蒸汽系统热力系统除辅助蒸汽系统设置联络母管外，其余系统均采用单元制。辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。每台机设一根压力为0.60.85MPa，温度为220250的辅助蒸汽联箱。相邻机组的辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接。正常运行时由本机四级抽汽向辅助蒸汽系统供汽，机组启动时辅助蒸汽由老厂或邻机提供辅助汽源，低负荷时由本机低温再热蒸汽供汽。辅助蒸汽系统供除氧器启动用汽、小汽机调试备用用汽、汽机轴封等用汽。7、 给水系统给水系统是将给水加热并输送至锅炉省煤器，还向锅炉过热蒸汽减温器、再热蒸汽事故减温器及汽机高压旁路减温器提供减温水。再热蒸汽的减温水自给水泵中间抽头接出，过热蒸汽减

37、温水和高压旁路减温水从给水泵出口母管接出。给水系统配有三台100%BMCR容量的高压加热器。高压加热器水侧设给水大旁路，大旁路系统采用三通液动闸阀。在高压加热器出口主给水管道上设有一个低流量旁路调节阀。系统设置两台50%BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR容量的启动/备用电动调速给水泵，每台泵均配有同容量的前置泵。汽动泵靠调节小汽轮机转速来改变给水流量，电动泵采用配液力偶合器来改变给水流量。每台给水泵出口设有最小流量阀。给水泵汽轮机正常工作汽源来自主汽轮机的四级抽汽，启动及低负荷时由本机辅助蒸汽系统供汽。8、 凝结水系统凝结水系统是将凝汽器热井中的凝结水加热并输送至除氧器，另外还向辅助

38、蒸汽系统，低压旁路减温器、疏水扩容器等提供减温水和杂用水。系统设两台100%容量的立式凝结水泵、四台低压加热器（5号、6号、7号、8号）、一台轴封冷却器、一台有效容积180m3除氧器、一台300m3凝结水贮水箱和一台凝结水输送水泵。凝结水采用中压精处理装置。5、6号低压加热器、凝结水除盐装置均设有各自的凝结水旁路；7、8号低压加热器设有大旁路。5号低加出口凝结水管路上接一路至循环水排水管道，用于机组启动清洗时排放水质不合格的凝结水。轴封冷却器出口凝结水管道上有一路最小流量再循环管至凝汽器，再循环流量是取凝结水泵或轴封冷却器最小流量的较大值。7、8号低压加热器凝结水入口管道上设有调节阀，用以调节

39、除氧器水位。凝结水贮水箱配备一台凝结水输送泵，机组启动时该泵向凝结水系统充水，机组正常运行时，通过凝结水输送水泵的旁路管道靠凝汽器负压向凝汽器补水。在凝汽器补水管道上设有阀门调节装置，用以调节凝汽器热井水位。主凝结水管道上还设有凝汽器高位放水阀放水至凝结水贮水箱。9、高压加热器疏水放气系统高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级（3号高压加热器）疏至除氧器。每台高压加热器均设有单独的事故疏水管道，分别接至凝汽器疏水扩容器。高加汽侧设有放气管道及停机期间充氮保护管道接口。高压加热器连续运行排气接至除氧器。在高加连续排气口内，设有内置式节流孔板，以控制排气量。除氧器排气管道上设有电

40、动阀，截止阀和节流孔板。当节流孔板阻塞及低负荷运行时，电动旁路阀开启，以保证除氧器排气量。10、低压加热器疏水放气系统低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水疏至凝汽器。每台低压加热器均设有单独的事故疏水接口，其疏水管道接至凝汽器。轴封冷却器采用单级水封疏水至凝汽器。11、凝汽器抽真空系统凝汽器抽真空系统设有3台50%容量的机械真空泵，机组启动时，3台同时启动；正常运行时，2台运行，1台备用。凝汽器水室设有一台水室真空泵，以便在循环水泵启动时建立虹吸。凝汽器设有两台本体疏水扩容器、一台高压疏水扩容器，用于机组启动及正常运行时收集锅炉启动分离器排水、汽机本体、轴封冷却器、辅助蒸汽及各种热

41、力管道的疏水，加热器事故疏水及除氧器水箱溢放水等。为防止水进入汽轮机，并防止水从一个疏水管路回到另一个疏水管路，所有疏水管道与凝汽器的接口均设在热井最高水位之上，并将各运行方式下压力接近的疏水汇成一根总管接入疏水扩容器/凝汽器。每个凝汽器壳侧接一个真空破坏阀，在机组事故情况下破坏真空，缩短汽机惰走时间。12、 循环水系统循环水取自汉江水，2台机组共设有四台循环水泵，循环水供水系统采用直流供水扩大单元制。 主厂房内循环水系统采用单元制直流供水系统，凝汽器管侧设有两套二次滤网和两套胶球清洗装置。凝汽器采用双背压，冷却水管采用不锈钢管。循环冷却水通过两根循环水管经自动反冲洗二次滤网先进入低背压凝汽器

42、，然后流经高背压凝汽器后经胶球收球网排至排水口。二次滤网是通过对循环水的二次过滤，除去可能堵塞凝汽器管板及管子的杂物，以防止冷却水系统系统堵塞。虽然循环水上已装有一次滤网，但部分水生的动植物仍能够通过一次滤网，进入循环水系统，在管内生长。二次滤网作为循环水系统的二次过滤，能明显提高凝汽器的冷却效果，维持机组正常运行。否则，凝汽器易发生堵塞，这样不仅使凝汽器背压升高，机组的热耗增加，而且循环水泵的电耗增加，会对电厂的经济效益产生不小的影响。 第二节 主要的热控系统主要的热控系统包括厂级监控信息系统（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

43、统组成的分类控制网络（水网和灰网）。热控系统实行控制功能分散，信息集中管理的设计原则，下层各控制网络通过通讯接口与上层SIS进行通讯。一、控制系统的总体结构全厂采用分层分级的网络结构。全厂网络由厂级管理信息系统（MIS）、厂级监控信息系统（SIS）、机组级的DCS控制网络和辅助系统的PLC控制网络三层构成。对于机组级的控制由分散控制系统（DCS）和常规（仪表）控制系统（装置）组成。在上述网络的基础上，各控制系统有机结合构成了单元机组和相关辅助公用系统的整体控制系统，实现机组和辅助系统的综合监视和控制。二、集中控制室炉、机、电及主要辅助系统（车间）采用分类集中控制方式。在主厂房集控楼设置#5、#

44、6机组的集中控制室（“两机一控”）；在#5、#6机组集中控制室还设置辅控水网的集中监控点；在脱硫电控楼设置脱硫系统和辅控灰网集中控制室。同时在各辅助车间设有就地控制室或设备间，布置有操作员站供调试和紧急情况时用。集中控制室内有炉膛火焰工业电视以及重要无人值班区域的闭路电视监视系统。单元机组全部实现LCD监控。每台机组设5个操作员站，运行人员在集中控制室内通过LCD操作员站实现机组启/停运行的控制、正常运行的监视和调整以及机组运行异常与事故工况的处理。单元机组监控采用盘、台分立方式，前台为采用独立控制台结构的DCS操作员站，是机组监视和控制中心。在操作台后设有辅助立盘，盘上布置有以下设备：8块4

45、2PDP电视用于全厂工业电视监视，2块42PDP电视分别用于#5、#6炉的炉膛火焰监视，显示机组的主要参数的数据窗和时钟等。三、厂级监控信息系统（SIS）厂级监控信息系统(SIS)能综合全厂范围内各发电机组和辅助车间的有关实时信息，并对各机组、辅助车间的运行提供基于优化分析或计算的在线的运行指导。它将作为全厂的实时监控和信息管理的中心，通过将各个控制系统连成一体的通讯网络，最有效的提高电厂运行和管理的安全性及经济性。SIS系统实现全厂生产过程监视及管理,机组负荷优化计算；实时处理全厂经济信息和成本核算；进行厂级系统故障分析,对运行人员提供运行操作指导；设备状态评价；向电厂管理信息系统(MIS)

46、提供过程数据和计算,分析结果以满足电厂对于生产过程的管理要求,确保机组安全,高效运行。SIS系统的主要功能有：全厂实时数据库功能，实现全厂生产过程监视和管理，负荷分配和调度功能，实时处理全厂经济信息和成本核算，厂级性能计算、分析和运行操作指导功能，设备状态监测和故障诊断功能。与SIS接口的系统和设备有: #5号机组及#6号机组的DCS,辅控网(含水网,灰网,脱硫DCS),煤网,汽机故障诊断装置(TDM),电气网控计算机网络(NCS),厂级管理信息系统(MIS)。四、分散控制系统DCSDCS是上海自动化仪表股份有限公司提供的美国美卓公司MAX-DNA系统。单元机组的DCS网络覆盖的范围如下：锅炉

47、及其辅助系统控制、汽机及其辅助系统控制、发/变组及机组厂用电源控制。每台机组DCS配供一体化的远程I/O，包括各级受热面金属壁温125点K分度热电偶信号，发电机本体温度48点三线制Pt100热电阻以及116点T分度热电偶信号。公用DCS网络覆盖的范围如下：电气公用厂用电源控制、空压机站控制、循环水泵房控制（采用远程I/O站）。循环水泵房设置一体化远程I/O站，远程I/O机柜放于循环水泵房控制室内。远程I/O机柜与公用系统网络交换机进行通讯连接，采用冗余通讯光缆。公用系统DCS网络通过网桥可与任一台机组的网络双向交换数据，由一台机组的运行操作人员对进入公用网络的系统进行监控。具体由哪台机组的运行

48、操作人员监控通过权限进行设定。DCS按照功能分散和物理分散的原则设计，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、吹灰程控和电气控制ECS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、汽机数字电液控制（DEH）、给水泵汽轮机电液控制系统（MEH），旁路控制系统（BPS），给水泵汽轮机危机跳闸系统（METS），全厂的公用系统控制（循泵房、空压机站和厂用电源公用部分）等，是一套软硬件一体化、各项控制功能完善的控制系统。1、数据采集系统（DAS）DAS是机组安全运行的主要手段，要求具有高度的可靠性和实时响应能力。能够连续监视机组的各种运行参数，提供完整的报警信息，对任

49、何报警均能给出具有报警点详细说明的LCD显示及报警打印。DAS对所有输入信息进行处理，诸如标度、调制、检验、线性补偿、滤波、数字化处理及工程单位转换等。DAS具有丰富的屏幕显示系统，能显示各种参数、表格、曲线、棒状图、趋势图和模拟图等画面及操作指导。能提供跳闸事件的顺序记录、指定参数的定时制表，趋势记录及事故追忆打印等。数据采集系统（DAS）按照工艺系统的划分分别纳入了SCS,MCS,FSSS中，不单独设DAS机柜。2、模拟量控制系统（MCS）MCS能够满足机组启停、定/滑压运行和RUN BACK工况的所有要求，保证机组在不投油稳燃负荷至100%MCR负荷范围内，控制运行参数不超过允许值。模拟

50、量控制（MCS）包括协调控制子系统和自动调节子系统。协调控制子系统有下面的运行方式：（1）协调控制方式： 根据中调负荷指令或运行人员负荷指令，协调锅炉和汽轮发电机组，进行负荷控制。在锅炉控制回路和汽轮发电机组控制回路均自动的情况下，投入协调控制方式。（2）炉跟踪方式：汽机系统故障，负荷指令跟踪实发功率，送至汽机控制回路，锅炉维持机前压力。（3）机跟踪方式：锅炉系统故障，负荷指令跟踪燃料量指令，汽机维持机前压力。（4）手动控制方式：锅炉汽机分别手动控制。自动调节子系统见表1-2-4：序号子系统名称序号子系统名称1机炉协调控制307A,7B号低加水位控制（2个回路）2燃料量控制318A,8B号低加

51、水位控制（2个回路）3二次风量控制32汽机润滑油温度控制4炉膛压力控制33凝结水补充水箱水位控制5一次风压力控制34给水泵AC最小流量控制（3个回路）6风箱挡板控制35小汽机A、B润滑油温度控制（2个回路）7一级过热蒸汽温度控制36闭式循环膨胀水箱水位控制8二级过热蒸汽温度控制37汽轮机EH油温度控制9再热蒸汽温度控制38润滑油输送泵出口压力控制10给水控制39低压缸喷水压力控制11磨煤机出口温度控制(6个回路)40发电机定子冷却水温度控制12磨煤机风量控制(6个回路)41发电机氢侧密封油温度控制13磨煤机磨辊加载力控制(6个回路)42发电机空侧密封油温度控制14空预器冷端温度控制43凝结水泵

52、密封水压力控制15燃油流量控制44汽机高压旁路压力控制16燃油雾化空气压力控制45汽机高压旁路温度控制17燃油压力控制46汽机低压旁路压力控制18分离器液位控制47汽机低压旁路温度控制19分离器下降管液位控制48高压缸排汽温度控制20水煤比控制49集水箱液位控制21吹灰蒸汽压力控制50磨煤机密封风压力控制2213号高加水位控制（3个回路）51低压汽封蒸汽温度控制23除氧器压力控制52小汽机汽封蒸汽温度控制24除氧器水位控制53辅汽供汽封蒸汽压力控制25凝汽器热井水位控制54汽封母管蒸汽压力控制26凝结水最小流量再循环控制55磨煤机消防用汽压力控制27发电机氢气温度控制56磨煤机消防用汽温度控制

53、28辅汽联箱压力控制57吹灰蒸汽压力控制2956号低加水位控制（2个回路）表 1-2-43、顺序控制系统（SCS）根据锅炉、汽机、发电机、附属设备及工艺系统的运行要求，构成不同的顺序控制子组（功能组）其项目如表1-2-5。4、锅炉安全监控系统（FSSS）FSSS主要完成以下功能：炉膛吹扫、燃油系统吹扫、燃油系统泄漏试验、点火器控制（包括等离子点火控制）、磨煤机/给煤机控制、点火油/启动油系统控制、火焰监视及炉膛灭火保护、火检冷却风机和密封风机控制、主燃料跳闸MFT。5、汽机控制系统（DEH）（1）转速控制转速控制实现汽机采用与其热状态，进汽条件和允许的汽机寿命消耗相适应的最大升速率，自动地实现

54、将汽机从盘车转速逐渐提升到额定转速的控制。升速过程中的升速率既能由DEH系统根据汽机的热状态自动选择，也可由人工进行选择。（2）负荷控制在汽轮发电机并入电网后实现汽轮发电机从带初始负荷到带满负荷的自动控制，并根据电网要求，参与一次调频和二次调频任务。机组变负荷率可以由运行人员设定，也可由DEH系统根据热应力计算系统自动限制变负荷率的大小，并具有负荷限制功能。（3）阀门管理当汽机具有在不同运行工况下进行切换的两种进汽方式（全周进汽方式和部分进汽方式）时，DEH系统应设置对应于这两种进汽方式的调节汽阀阀门管理（选择和切换）功能，并防止在切换过程产生过大的扰动。（4）阀门试验为保证发生事故时阀门能可

55、靠关闭，DEH系统具备对高、中压主汽门及调节门逐个进行在线试验的能力。序号子组名称序号子组名称1A送风机子组19低压加热器子组2B送风机子组20汽机疏水系统子组3A引风机子组21真空泵A子组4B引风机子组22真空泵B子组5A一次风机子组23汽封及辅汽系统子组6B一次风机子组24开式循环水系统子组7A空预器子组25闭式循环水系统子组8B空预器子组26给水泵A子组9锅炉启动系统子组27给水泵B子组10锅炉给水，减温水子组28电动给水泵子组11锅炉本体疏水及放气子组29凝结水系统子组12锅炉杂项子组30循环水泵A子组13吹灰控制子组31循环水泵B子组14汽机润滑油系统子组32真空泵C子组15凝结水泵

56、A子组33发电机定子冷却水系统子组16凝结水泵B子组34发电机密封油系统子组17高压加热器子组35EH油系统子组18除氧器子组36循环水泵房系统子组表 1-2-5（5）汽机起停和运行中的监视功能基本监视功能连续采集和处理所有与汽轮机组的控制和保护系统有关的测量信号及设备状态信号。显示、报警功能操作员站LCD能综合显示字符和图象信息以反映机组当前的状态和故障信息。机组运行人员通过LCD键盘实现对机组运行过程的监视和操作。制表记录由程序指令或操作人员指令控制。系统数据库中所具有的所有过程点均可制表记录。（6）超速保护功能超速保护控制（OPC）超速保护控制是一种抑制超速的控制功能，采用双位控制方式完

57、成，即当汽机转速达到额定转速103%时，自动关闭高、中压调节门，当转速恢复正常时再开启这些汽门，如此反复，直至正常转速控制可以维持额定转速。超速跳闸保护（Overspeed Protection Trip，简称OPT）当汽轮机转速达到额定转速的110%时，系统应出现跳闸指令，关闭主汽门、高压和中压调节门。（7）汽机自启动及负荷自动控制(简称ATC)功能ATC以最少的人工干预，实现将汽机从盘车转速带到同步转速并网，直至带满负荷的能力。（8）主汽压力控制功能由DEH系统来实现机组协调控制和汽机跟随方式下的汽压调节，系统中设置主汽压力控制回路。根据主汽门前主汽压力与定值的偏差，控制调节门开度，以保持

58、主汽压力处于设定值。6、 给水泵汽轮机控制系统(MEH)和事故跳闸保护系统(METS) MEH系统应能以操作人员预先设定的升速率自动地将汽轮机转速自最低转速一直提升到预先设定的目标转速。超过此转速，MEH系统可接受来自DCS的给水控制系统的给水流量需求信号，实现给水泵汽轮机转速的远方自动控制。MEH系统还具有滑压运行、联锁保护、跳闸试验、阀门试验、自诊断以及系统故障切手操等功能。7、旁路控制系统旁路系统采用CCI高低压串联二级旁路，旁路系统装置由旁路阀、喷水调节阀、喷水隔离阀及其执行机构等组成，旁路控制系统纳入机组DCS控制。（1）改善机组的启动性能机组在各种工况下（冷态、温态、热态和极热态）

59、用高压缸启动时投入旁路系统控制锅炉蒸汽温度使之与汽机汽缸金属温度较快地相匹配，从而缩短机组启动时间和减少蒸汽向空排放，减少汽机循环寿命损耗，实现机组的最佳启动。（2）有利减少和防止汽机颗粒侵蚀，回收工质，减少噪音。（3）保护功能，异常情况下高旁自动快开、低旁自动快关。 五、脱硫DCS（FGD_DCS）FGD_DCS采用XDPS400（Xin Hua Distributed Processing System）分散型控制系统。脱硫岛的单元机组和公用系统全部由DCS监控，包括 GGH、磨机、脱水机、废水等附属系统。单元机组部分包括烟气系统、密封风系统、增压风机、GGH、吸收塔系统、石膏旋流器、氧化

60、风机、工艺水系统、排水系统等系统的监控。公用系统部分包括烟道、GGH、浆液分配器、二级旋流器、脱水系统、滤液系统、石膏输送、石灰石卸料、石灰石制备系统、石灰石浆液系统、工艺水系统、工业水系统、排水系统、辅助系统等系统的监控。六、水网控制网络锅炉补给水处理PLC控制系统及就地热工仪表设备由由北京华创远大系统技术有限公司配套提供，PLC为美国AB公司产品，控制器采用AB公司1756-L55M13，采用2台德国赫斯曼MICE2000系列以太网交换机与辅助车间水网通讯，通讯协议为TCP/IP以太网，PLC机柜放在化学水车间的控制室内。凝结水精处理PLC控制系统及就地的热工仪表设备、汽水取样架及分析仪表

61、由北京华创远大系统技术有限公司配套提供，PLC为美国AB公司产品，控制器采用AB公司1756-L55M13，采用2台德国赫斯曼MICE2000系列以太网交换机与辅助车间水网通讯，通讯协议为TCP/IP以太网，PLC机柜放在凝结水精处理控制室内。综合水泵房及净水站PLC控制系统及就地热工仪表由西安热工研究院配套提供，PLC为美国AB公司产品，控制器采用AB公司1756-L61，采用2台德国赫斯曼MICE2000系列以太网交换机与辅助车间水网通讯，通讯协议为TCP/IP以太网，PLC机柜放在净水站控制室内。为在系统调试、启动初期以及生产巡检时方便运行操作，在上述的辅助车间控制室（或设备间）内还设有

62、就地监控上位机。这些辅助车间程控PLC系统与水网通过网络连接，水网操作员站放在集控室内。七、灰网控制网络除灰PLC控制系统，由克莱德贝尔格曼华通物料输送有限公司随除灰工艺系统设备配套提供，PLC为AB系列产品，采用2台德国赫斯曼MICE2000系列交换机与辅助车间灰网通讯，PLC机柜放在除灰综合楼的电子设备间内。除渣PLC控制系统及就地热工仪表由西安热工研究院配套提供，PLC为MODICON Quantum系列产品，控制器采用40CPU43412A，采用2台德国赫斯曼MICE2000系列交换机与辅助车间灰网通讯，PLC机柜放在除灰综合楼的电子设备间内。灰网的操作员站放在脱硫控制室内。八、机组其

63、它控制设备（1）汽机紧急跳闸系统（ETS）由上海汽轮机厂成套提供，采用PLC系统实现。（2）TSI采用EPRO公司MMS6000系列监视仪表，由上海汽轮机厂配套提供。（3）空预器漏风控制装置采用MODICON Quantum系列PLC控制，由锅炉厂成套提供。（4）全炉膛火焰电视，由锅炉厂成套提供。（5）炉膛火焰检测系统由北京ABB贝利控制有限公司提供。（6）汽机紧急跳闸系统采用MODICON Quantum系列PLC控制PLC控制，由上海汽轮机厂成套提供。（7）锅炉炉管泄漏监控设备，每台炉42只BLD-3B一体化声波传感器，2台炉共用一套主机系统、与#5,#6机组SIS单向通讯，整套系统由吉林市东北电院开元科技有限公司提供。（8）锅炉飞灰含碳量在线检测装