1、1火力发电集控运行利用4C技术（即Computer计算机技术、Control控制技术、Communication通信技术、CRT图形显示技术）对火力发电生产过程进行高度自动化的集中监控，以实现对机组的启停控制、运行状态及参数的监视调整、事故情况下的紧急处理，保证火力发电厂连续、安全、经济运行。2 火力发电厂的集控对象3 全厂管控一体化集控运行管控一体化是采用厂级实时监控系统SIS（Supervisory Information System）把企业管理信息系统MIS（Management Information System）与生产过程DCS集控系统联为一体，实现全厂生产的一体化数字管理和控制
2、。图1.1 燃煤火力发电厂集控系统组成 4 全厂管控一体化组成全厂管控一体化组成 SISSIS系统：主要为火电厂全厂实时生产过程综合优化服务的生产系统：主要为火电厂全厂实时生产过程综合优化服务的生产过程实时管理和监控的信息系统。过程实时管理和监控的信息系统。MISSISDCS5 单元机组单元机组DCS控制系统的组成控制系统的组成MCS及及CCS；FSSS；SCS；DAS；DEH；BPS；TAS；ECS。第第2章章 火力发电机组的集控规律火力发电机组的集控规律火电厂机组的运行控制方式随着电力技术和控制技术的发展而火电厂机组的运行控制方式随着电力技术和控制技术的发展而发展，其发展经历了如下几个阶段
3、：发展，其发展经历了如下几个阶段：1、机、炉、电单独控制机、炉、电单独控制早期的中、小型机组电厂，一般均采用单独控制，其主要特征早期的中、小型机组电厂，一般均采用单独控制，其主要特征是：锅炉、汽轮机、电气都有自己单独的控制室，控制室之是：锅炉、汽轮机、电气都有自己单独的控制室，控制室之间通过热工信号、电话联系，同时设置有机、炉、电辅机的间通过热工信号、电话联系，同时设置有机、炉、电辅机的控制操作室，控制分散，就地控制量大，控制室对设备运行控制操作室，控制分散，就地控制量大，控制室对设备运行的监视主要依靠常规表计完成，控制使用强电信号实现。的监视主要依靠常规表计完成，控制使用强电信号实现。该控制
4、方式与当时机组设备水平和控制技术水平有关该控制方式与当时机组设备水平和控制技术水平有关（1 1）、设备情况：因锅炉的设备故障率较高，采用母管制，）、设备情况：因锅炉的设备故障率较高，采用母管制，单台设备启单台设备启/停或故障只要对母管没有影响，一般不会影响停或故障只要对母管没有影响，一般不会影响其他设备的运行。其他设备的运行。（2 2）、控制的自动化水平不高，信号的采集和处理水平较低）、控制的自动化水平不高，信号的采集和处理水平较低，不能实现集中的控制。，不能实现集中的控制。2、集中控制、集中控制随着机组容量的增大和再热机组的出现，使控制方式发生了随着机组容量的增大和再热机组的出现，使控制方式
5、发生了较大的变化，因为再热机组一般采用单元制（或扩大单元较大的变化，因为再热机组一般采用单元制（或扩大单元制）锅炉、汽轮机、发电机单元制设置，其纵向联系已成制）锅炉、汽轮机、发电机单元制设置，其纵向联系已成为一个整体，对设备的监视、控制操作要求协调一致，机为一个整体，对设备的监视、控制操作要求协调一致，机、炉、电单独控制已不能适应机组运行的要求，结合当时、炉、电单独控制已不能适应机组运行的要求，结合当时控制技术的发展，形成了集中控制方式，即将机、炉、电控制技术的发展，形成了集中控制方式，即将机、炉、电控制室集中为一个控制中心，使机、炉、电可以密切配合控制室集中为一个控制中心，使机、炉、电可以密
6、切配合，协调操作，便于运行管理的统一指挥，有利于机组的安，协调操作，便于运行管理的统一指挥，有利于机组的安全经济运行。全经济运行。从控制本身也有较大发展，增加了大量的自动调节控制，由从控制本身也有较大发展，增加了大量的自动调节控制，由强电控制发展为弱电控制，再到计算机控制，增加程序控强电控制发展为弱电控制，再到计算机控制，增加程序控制和顺序控制，增加机组的保护装置，使用智能仪表等。制和顺序控制，增加机组的保护装置，使用智能仪表等。3、单元机组集散控制（、单元机组集散控制（DCS控制系统）控制系统）现代大型发电机组均使用分散控制方式现代大型发电机组均使用分散控制方式分散控制的概念：分散控制的概念
7、：DCS分散控制系统指控制功能分散、风险分散控制系统指控制功能分散、风险分散、操作显示集中、采用分布式结构的智能网络控制系分散、操作显示集中、采用分布式结构的智能网络控制系统。统。随着机组容量的增大和实现单元制集中控制，就在的信息量随着机组容量的增大和实现单元制集中控制，就在的信息量和操作量大大增加，（和操作量大大增加，（500MW500MW机组比机组比50MW50MW的信息量增大的信息量增大倍，操作量增大倍，信息量：倍，操作量增大倍，信息量：200MW200MW在在1 1千点左右，千点左右，300MW300MW机组在机组在3 3千点左右，千点左右，600MW600MW机组在万点左右）要求机组
8、在万点左右）要求机组控制的自动化水平应不断提高，同时计算机技术和控机组控制的自动化水平应不断提高，同时计算机技术和控制技术的发展为集散控制系统的应用提供了保证。制技术的发展为集散控制系统的应用提供了保证。4、火电厂的集控、火电厂的集控-全厂管控一体化全厂管控一体化它采用厂级实时监控系统它采用厂级实时监控系统SISSIS（Supervisory Information Supervisory Information SystemSystem）把企业管理信息系统）把企业管理信息系统MISMIS（Management Management Information SystemInformation
9、System）与生产过程）与生产过程DCSDCS集控系统联为一体集控系统联为一体，实现全厂生产的一体化数字管理和控制。具有，实现全厂生产的一体化数字管理和控制。具有4 4个层次个层次5、发展的趋势：发展的趋势：区域电网对发电机的自发电控制区域电网对发电机的自发电控制区域电网对发电机的自发电控制：在电力系统内用户负荷发区域电网对发电机的自发电控制：在电力系统内用户负荷发生变化时，直接由电网调度中心的能量管理系统生变化时，直接由电网调度中心的能量管理系统EMSEMS（Energy Manage SystemEnergy Manage System，即电力调度自动化系统的总称），即电力调度自动化系统
10、的总称）及时调整系统内各机组的发电出力，保证供电连续性，并及时调整系统内各机组的发电出力，保证供电连续性，并使频率偏移指标符合规定要求的优化运行控制；在互联的使频率偏移指标符合规定要求的优化运行控制；在互联的区域电网间进行联络线交换（买卖）负荷的控制。区域电网间进行联络线交换（买卖）负荷的控制。2.1 集控方式集控方式-DCS分散式控制分散式控制2.1.1 分散式控制系统的应用及发展分散式控制系统的应用及发展1 DCS发展发展（1）第一代）第一代DCS20世纪世纪70年代中期第一代年代中期第一代DCS由控制站、操作显示站、数据由控制站、操作显示站、数据通信站与管理计算机组成，实现了回路分散和控
11、制站与操通信站与管理计算机组成，实现了回路分散和控制站与操作站功能分离。作站功能分离。（2）第二代DCS20世纪80年代中期，产生了第二代DCS。它由具有独立运行能力的分散“微机站”组成，各微机站控制不同的生产过程，站与站之间通过网络传递信息，是近年来电厂应用最普遍的方式，第二代DCS具有如下特点：控制回路由分散到局部集中，是否要双机双站冗余由用户选择。多功能软件供用户任意选择。有专门的I/0子系统对现场信号进行采样、预处理和输出处理，节省CPU的时间和空间，供用户实施先进控制策略。完善的显示功能。（3）第三代DCS特点：MMI人机接口功能完善；开放与互操作；现场总线；先进控制技术。世界各国主
12、要制造商已将 DCS 形成功能齐全、配置灵活的系列产品。分析各制造商其系统结构和功能可归纳以下五个特点：（1）硬件积木化（2）软件模块化（3）控制组态化（4）通信网络化（5）高可靠性2、国内外主要制造商目前世界上主要制造商有 Foxboro（美）、SIEMENS（德）、ABB（瑞士）、Emerson（美）、HITACH（日）、LEEDS&NORTHRMP（美）、Honeywell（美）、Hartmann&Braun（德）、Yokogawa（日）、等。在国内 DCS 厂家中，最大的供货商依次为：浙大中控、和利时、上海新华、上仪、四联、威盛等。新华控制工程公司的XDPS-400、北京和利时的FOC
13、S 和国电 智 深 公 司 的 E D P F-N T，华 能 信 息 产 业 公 司 的PINECONTROL，都已在多个电厂试验应用的基础上，经过改造提高后、达到或接近国外厂家同类的DCS 水平，并已在200、300WM 机组改造或新建工程中得到广泛应用，受到电厂的欢迎和好评，且其价格低于国外成套进口的设备。2.1.2 分散式控制系统的基本结构及组成分散式控制系统的基本结构及组成DCS的结构可归纳为的结构可归纳为“三点一线三点一线”式结构。式结构。“一线一线”即即DCS计算机网络；计算机网络；“三点三点”即连接到网络上的三种不同类型的即连接到网络上的三种不同类型的节点。这三种节点为：过程控
14、制站（现场节点。这三种节点为：过程控制站（现场I/O控制站）、控制站）、操作员站、工程师站。操作员站、工程师站。(1)过程控制单元（过程控制站过程控制单元（过程控制站or现场现场I/O控制站）控制站）是完成对现场是完成对现场I/OI/O处理并实现直接数字控制的网络节点。主处理并实现直接数字控制的网络节点。主要功能有：要功能有：数据采集和处理数据采集和处理功能、数据功能、数据转换转换功能、基于网功能、基于网络数据的局部自动络数据的局部自动控制控制、回路计算及闭环控制、顺序控制、回路计算及闭环控制、顺序控制功能以及脱离与功能以及脱离与DCSDCS其他部分的对现场执行最基本的控制其他部分的对现场执行
15、最基本的控制功能等。功能等。(2)操作员站操作员站是处理与运行操作有关的人机界面功能的网络节点。主要功是处理与运行操作有关的人机界面功能的网络节点。主要功能就是为系统的运行操作人员能就是为系统的运行操作人员提供人机界面提供人机界面，使操作员可，使操作员可以通过操作员站及时了解现场运行状态、各种运行参数的以通过操作员站及时了解现场运行状态、各种运行参数的当前值等，并可通过专用操作设备对运行过程进行控制，当前值等，并可通过专用操作设备对运行过程进行控制，以保证生产过程的安全、高效、高质。以保证生产过程的安全、高效、高质。(3)工程师站工程师站是对是对DCSDCS进行离线的配置、组态工作和在线的系统
16、监视、控进行离线的配置、组态工作和在线的系统监视、控制、维护的网络节点。其主要功能是提供对制、维护的网络节点。其主要功能是提供对DCSDCS进行进行组态组态的工作，并在的工作，并在DCSDCS在线运行时实时在线运行时实时监控监控DCSDCS网络上各个节点网络上各个节点的节点情况，使系统工程时可以通过工程师站及时调整系的节点情况，使系统工程时可以通过工程师站及时调整系统配置及一些系统参数的设定，从而使统配置及一些系统参数的设定，从而使DCSDCS系统在任何时系统在任何时候都处于最佳的工作状态。候都处于最佳的工作状态。(4)DCS的系统网络的系统网络实现过程控制单元与操作员站、工程师站间的信息传递
17、、数实现过程控制单元与操作员站、工程师站间的信息传递、数据交换、共享。采用局域网，其结构包括：星形、总线型据交换、共享。采用局域网，其结构包括：星形、总线型和环形。和环形。212.2 单元火电机组的模拟量控制单元火电机组的模拟量控制模拟量控制是用于完成对单元主机及辅助系统的闭环调节模拟量控制是用于完成对单元主机及辅助系统的闭环调节控制，由控制，由机炉负荷协调控制系统机炉负荷协调控制系统(CCS)CCS)及机炉各子系统组及机炉各子系统组成。成。具体包括：具体包括：CCS CCS，燃烧控制，温度控制，给水控制，制粉，燃烧控制，温度控制，给水控制，制粉系统控制，脱硫分散控制系统的模拟量控制等。系统控
18、制，脱硫分散控制系统的模拟量控制等。222.2.1 机炉负荷协调控制机炉负荷协调控制1 单元机组协调控制系统的组成单元机组协调控制系统的组成（1）组成）组成1 1）协调控制级：相当于机炉调节系统的指挥机构，起上位）协调控制级：相当于机炉调节系统的指挥机构，起上位控制作用；由控制作用；由负荷指令逻辑处理器负荷指令逻辑处理器和机组和机组主控制器主控制器组成。组成。2）基础控制级：锅炉、汽轮机子控制系统）基础控制级：锅炉、汽轮机子控制系统3）单元机组。）单元机组。图2.2 单元机组协调控制系统的组成框架24（2）协调控制系统主要功能是：）协调控制系统主要功能是：控制锅炉的汽温、汽压及燃烧率；控制锅炉
19、的汽温、汽压及燃烧率；改善机组的调节特性，增加机组对负荷变化的适应能力；改善机组的调节特性，增加机组对负荷变化的适应能力；主要辅机故障时进行主要辅机故障时进行RUNBACK处理；处理；机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷快速增减以及跟踪等处理；快速增减以及跟踪等处理；与与BMS配合，保证燃烧设备的安全运行。配合，保证燃烧设备的安全运行。2 负荷指令逻辑处理器的组成及作用负荷指令逻辑处理器的组成及作用图2.3负荷指令逻辑处理器的组成示意图（1）负荷指令逻辑处理器组成：）负荷指令逻辑处理器组成：由负荷指令运算回路和负荷指令限制回路组成
20、。由负荷指令运算回路和负荷指令限制回路组成。（2）负荷指令逻辑处理器的功能：选择并形成外部负荷指令。在机组的设备及主参数都正常的情况下，机组的外部负荷要求指令来自三方面。产生内部负荷限制指令。比较内外负荷指令输出机组负荷指令。负荷指令运算回路的主要任务是：根据负荷控制要求选择目标负荷指令的形成方式。考虑汽轮机等主设备的热应力变化的要求和机组负荷跟踪能力，对目标负荷指令信号进行适当的变化率限制。对机组参加电网调频所需负荷指令信号的幅值及调频范围做出规定。综合以上因素给出机组目标负荷指令N1负荷指令限制回路的主要任务是：根据主辅机运行状态、指令是否达到设定的上下限、参数偏差是否越限等输出允许负荷N
21、2。比较N2和N1后输出N0.当机组的主机、主要辅机或设备发生故障，影响机组的实际负荷，或危及机组的安全运行时，就要对机组的实际负荷指令进行必要的处理，以防止局部故障扩大到机组其它处，甚至引起单元机组停机事故。单元机组的主机、主要辅机或设备的故障原因有两类：第一类为跳闸或切除，如某台风机跳闸等，这类故障的来源是明确的，可根据切投状况加以确定。第二类为工作异常，其故障来源是不明确的，只能通过测量有关运行参数的偏差间接确定。（3）内部负荷限制指令：针对以上两类故障，对机组实际负荷指令的处理方法有四种：处理第一类故障的方法:负荷返回（RUN BACK RB）（或称甩负荷）；快速负荷切断（FAST C
22、UT BACK FCB）；负荷闭锁增/减（BLOCK INCREASE/DECREASEBI/BD）和负荷迫升/迫降（RUN UP/DOWN）。处理第二类故障的方法负荷闭锁增/减（BLOCK I/D）和负荷迫升/迫降（RUN UP/DOWNRU/RD）。2）辅机故障减负荷指令（负荷返回 RUN BACK）负荷返回，也常称为甩负荷或减负荷。它是指在机组运行时，如果某个影响机组出力的辅机跳闸，则主控系统迅速减小负荷指令，使负荷指令与机组此工况下最大可能出力相一致。同理，若汽机辅机发生跳闸而产生负荷返回，则机组将以锅炉跟随方式运行1)最大/最小允许负荷限制回路图2.4 负荷返回回路预热器、送风机、引
23、风机、和一次风机各2台，为50容量；5台25容量的磨煤机；发电机定子冷却失水时负荷返回。3）.负荷快速切断（FCB）负荷快速切断是指当主机（汽轮发电机）发生跳闸时，快速切断负荷指令，维持机组继续运行。两种情况：用电负荷跳闸，不停机不停炉；发电机跳闸，停机不停炉。4）.负荷闭锁增/减（BLOCK I/D）负荷闭锁增/减指的是，当机组在运行过程中，如果出现下述任一种情况，第一，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。第二，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，就认为设备工作异常，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
24、着超越工作极限或扩大偏差的方向进一步变化，以防止事故的发生，直至偏差回到规定限值内才解除闭锁，这就是所谓的负荷指令闭锁或负荷闭锁。负荷闭锁分增闭锁（BLOCK INCREASE，即实际负荷指令上升方向被闭锁）和减闭锁（BLOCK DECREASE，即实际负荷指令下降方向被闭锁）。4)负荷迫升负荷迫升/迫降迫降(RU/RD)回路回路一旦运行参数超限，动作，一旦运行参数超限，动作，BI/D BI/D是第一道防线，是第一道防线，RU/RD RU/RD是是第二道防线。第二道防线。（4）负荷控制方式负荷控制方式1）机基本（炉跟机）负荷控制：）机基本（炉跟机）负荷控制：汽机主控手动，控制负荷；锅炉主控自动
25、，控制汽压。特点：汽机主控手动，控制负荷；锅炉主控自动，控制汽压。特点：（i）响应负荷的速度快；适应调峰机组。（）响应负荷的速度快；适应调峰机组。（ii）汽压波动大；）汽压波动大；（iii）变负荷的幅度较小。）变负荷的幅度较小。2）炉基本（机跟炉）负荷控制：）炉基本（机跟炉）负荷控制：汽机主控自动，控制汽压，锅炉主控手动，控制负荷；特点：汽机主控自动，控制汽压，锅炉主控手动，控制负荷；特点：（i）汽压波动小；（）汽压波动小；（ii）响应负荷速度慢，适应带基本负）响应负荷速度慢，适应带基本负荷。荷。（4）负荷控制方式负荷控制方式3）机炉协调负荷控制：）机炉协调负荷控制：机炉主控均投入自动，锅炉调
26、整汽压，汽机调整负荷，特点：机炉主控均投入自动，锅炉调整汽压，汽机调整负荷，特点：（i）汽压稳定；（）汽压稳定；（ii）响应负荷速度快，适应带基本负荷）响应负荷速度快，适应带基本负荷和调峰。和调峰。4）手控方式：）手控方式：锅炉主控手动，调整燃烧，控制汽压；汽机主控手动，控制锅炉主控手动，调整燃烧，控制汽压；汽机主控手动，控制负荷。负荷。2.3 汽轮机自动控制汽轮机自动控制2.3.1 中间再热汽轮机的功率特性及控制特点中间再热汽轮机的功率特性及控制特点(1)中间再热改变了机组的功率特性机组功率变化中间再热改变了机组的功率特性机组功率变化N。如图如图a所示。当外界负荷增大，高压调节阀马上开大，高
27、压缸所示。当外界负荷增大，高压调节阀马上开大，高压缸的功率的功率P1马上增加。但由于中间容积大，要等中间容积内马上增加。但由于中间容积大，要等中间容积内汽压上升之后，中、低缸的功率汽压上升之后，中、低缸的功率P2才会增加，即中、低缸才会增加，即中、低缸的功率有一滞后。的功率有一滞后。(2)中间再热器降低了机组一次调频能力，应采用高缸动态过中间再热器降低了机组一次调频能力，应采用高缸动态过调和机炉协控加以改善调和机炉协控加以改善图2.8 机组一次及二次调频的功率变化示意图(2)中间再热器降低了机组一次调频能力，应采用高缸动态过中间再热器降低了机组一次调频能力，应采用高缸动态过调和机炉协控加以改善
28、调和机炉协控加以改善为解决中、低缸的为解决中、低缸的功率滞后及一次调频功率滞后及一次调频问题，要求高压缸在动态过程的开始阶段问题，要求高压缸在动态过程的开始阶段就有所过调（即高压缸多开一些），暂时弥补中、低缸的功率滞后。等中间就有所过调（即高压缸多开一些），暂时弥补中、低缸的功率滞后。等中间容积的储汽参数稳定之后，中、低缸的功率滞后消除，再将高压调节阀过调容积的储汽参数稳定之后，中、低缸的功率滞后消除，再将高压调节阀过调逐渐消失。图逐渐消失。图b所示。所示。(3)必须设置中压调门参与调控必须设置中压调门参与调控中间再热容积的存在，加之大机组转子飞升时间短，因此，中间再热容积的存在，加之大机组转
29、子飞升时间短，因此，甩负荷之后，即使高压调节阀全关，但中间容积的储汽足甩负荷之后，即使高压调节阀全关，但中间容积的储汽足以使以使机组超速（机组超速（4050)%4050)%。故需设置中压调节阀，机组甩故需设置中压调节阀，机组甩负荷之后，同时关闭高中压调节阀，机组停止运行。负荷之后，同时关闭高中压调节阀，机组停止运行。为保证中间再热式汽轮机有较高的经济性，应减小中压调节为保证中间再热式汽轮机有较高的经济性，应减小中压调节汽门的节流损失，要求它在较大的负荷范围内保持全开，汽门的节流损失，要求它在较大的负荷范围内保持全开，而只在甩负荷时能与高压调节汽门一起参与调节，迅速关而只在甩负荷时能与高压调节汽
30、门一起参与调节，迅速关闭，以维持汽轮机空转。闭，以维持汽轮机空转。(4)采用单元制运行方式采用单元制运行方式a.机炉动态响应时间的差异机炉动态响应时间的差异 机炉动态响应时间相差很大。机只有机炉动态响应时间相差很大。机只有78s，而炉长达，而炉长达100250s。b.机炉最低负荷的不一致机炉最低负荷的不一致机的空载汽耗量仅为机的空载汽耗量仅为58，炉稳定燃烧的最低负荷，炉稳定燃烧的最低负荷3050。c.再热器的冷却问题再热器的冷却问题 再热器处于锅炉烟道中烟温较高的区域，需要大蒸汽量冷再热器处于锅炉烟道中烟温较高的区域，需要大蒸汽量冷却，汽机空载汽耗量小于再热器最小冷却流量。却，汽机空载汽耗量
31、小于再热器最小冷却流量。(5)须设置汽轮机高、低压旁路并协调好须设置汽轮机高、低压旁路并协调好DEH与与TBS的控制策的控制策略略(6)须考虑须考虑DEH与与CCS在控制策略上的协调在控制策略上的协调DEHDEH及及CCSCCS都有一次调频设置都有一次调频设置通常采用设置：通常采用设置：DEHDEH及及CCSCCS的一次调频均投入，的一次调频均投入，DEHDEH功率回路不投。功率回路不投。441 DEH的四种运行方式：的四种运行方式：手动方式手动方式 当控制器故障时，通过手动直接控制阀门开度，以维持汽当控制器故障时，通过手动直接控制阀门开度，以维持汽轮机运行，因此它是一种备用方式。轮机运行，因
32、此它是一种备用方式。操作员自动控制方式操作员自动控制方式 DEH在在CRT上为操作员提供操作指导，但转速的升降及速上为操作员提供操作指导，但转速的升降及速度的变化均由运行人员通过键盘输入度的变化均由运行人员通过键盘输入DEH.汽轮机自动控制方式汽轮机自动控制方式(ATC)DEH根据汽轮机高、中压转子热应力、胀差、轴向位移、根据汽轮机高、中压转子热应力、胀差、轴向位移、振动等情况自动控制汽轮机的升速、待速、并网、升负荷振动等情况自动控制汽轮机的升速、待速、并网、升负荷及跳闸等。及跳闸等。CCS遥控方式遥控方式 仅用于机组正常负荷调节过程，其负荷遥调指令直接由仅用于机组正常负荷调节过程，其负荷遥调
33、指令直接由ccs以负荷增、减脉冲信号发给以负荷增、减脉冲信号发给DEH。2.3.2 DEH控制控制452 DEH的基本功能的基本功能 转速和功率控制；转速和功率控制；阀门试验和阀门管理；阀门试验和阀门管理；运行参数监视；运行参数监视；超速保护；超速保护；手动控制。手动控制。注：什么是阀门管理？注：什么是阀门管理？大功率汽轮机有多只高压调节阀，每只调节阀有一个独立大功率汽轮机有多只高压调节阀，每只调节阀有一个独立的伺服控制回路，阀门的开启需要一个专用程序进行管理的伺服控制回路，阀门的开启需要一个专用程序进行管理，使阀门开启按预先设定的顺序进行。，使阀门开启按预先设定的顺序进行。461 TSI系统
34、连续监测参数：系统连续监测参数：l 转速监测；零转速监测；大轴偏心；轴、瓦振动；转速监测；零转速监测；大轴偏心；轴、瓦振动；l 振动相位监测；轴位移；胀差检测；热膨胀。振动相位监测；轴位移；胀差检测；热膨胀。2.3.3 汽轮发电机组安全监测（汽轮发电机组安全监测（TSI）472 TSI系统连续监测实例：4849502.4 2.4 炉膛安全监控系统炉膛安全监控系统1 组成：包括燃烧器控制系统（组成：包括燃烧器控制系统（BCS)和燃料安全系统（和燃料安全系统（FSS)。2 功能功能:包括锅炉运行安全功能、操作功能和火焰检测。主包括锅炉运行安全功能、操作功能和火焰检测。主要功能是进行锅炉吹扫、锅炉点
35、火、燃油泄漏试验、煤要功能是进行锅炉吹扫、锅炉点火、燃油泄漏试验、煤燃烧器控制。一旦运行出现危险燃烧器控制。一旦运行出现危险,系统控制主燃料跳闸系统控制主燃料跳闸(MFT)，切断进入锅炉的一切燃料。，切断进入锅炉的一切燃料。它是大型锅炉机组必备的一种安全监视保护系统。在锅炉它是大型锅炉机组必备的一种安全监视保护系统。在锅炉启动、停止及正常运行时，连续监视燃烧系统的有关参启动、停止及正常运行时，连续监视燃烧系统的有关参数和设备，必要时发出动作指令，通过各种连锁装置，数和设备，必要时发出动作指令，通过各种连锁装置，使燃烧设备的有关部件按照既定的程序完成必要的操作使燃烧设备的有关部件按照既定的程序完
36、成必要的操作或处理未遂性事故，以保证操作人员和设备的安全。或处理未遂性事故，以保证操作人员和设备的安全。512.5 2.5 顺序控制系统顺序控制系统1 组成：包括主机组成：包括主机DCS中锅炉、汽轮机的顺序控制系统（中锅炉、汽轮机的顺序控制系统（SCS)、脱硫脱硫DCS中的顺序控制系统（中的顺序控制系统（SCS)和发电机和发电机变压器组和厂用电源系统的顺序控制系统（变压器组和厂用电源系统的顺序控制系统（ECS)。2 功能：根据预先规定的顺序和条件对锅炉、汽轮机的辅功能：根据预先规定的顺序和条件对锅炉、汽轮机的辅机，阀门、挡板的启、停和开关进行自动控制。机，阀门、挡板的启、停和开关进行自动控制。2.6 2.6 单元机组整体保护控制单元机组整体保护控制1 1 全局性影响事故的保护方式：全局性影响事故的保护方式：全局性危险事故的保护；MFT锅炉运行正常，机电方面发生事故；FCB锅炉主要辅机发生局部重大事故。RB2 2 单元机组大联锁保护系统：单元机组大联锁保护系统：锅炉、汽轮机、发电机、旁路等主机间及与给水泵、送风机、引风机等主要辅机间的联锁保护。图2.12 炉、机、电大联锁保护系统框图(1)炉、机、电大联锁保护系统炉、机、电大联锁保护系统(2)炉、机、电大联锁保护实例炉、机、电大联锁保护实例图2.13 单元机组联锁保护框图55可编辑可编辑感谢下感谢下载载
