火电厂控制系统方案

下面就这两局部具体容做个介绍。

第一局部 火电厂主控系统

火电厂主控系统以控制方式分类可分为：DAS、MCS、SCS、FSSS与DEH等系统。一.数据

采集系统-DAS

火电厂的主控系统中的DAS(数据采集系统)主要是连续采集和处理机组工艺模拟量信号和设备状态的开关量信号，并实时监视,保证机组平安可靠地运行。 DAS系统的主要功能如下：

数据采集：对现场的模拟量、开关量的实时数据采集、扫描、处理。

信息显示：包括工艺系统的模拟图和设备状态显示、实时数据显示、棒图显示、历史趋势显示、报警显示等。

事件记录和报表制作/ 打印：包括SOE 顺序事件记录、工艺数据信息记录、设备运行记录、报警记录与查询等。

事件记录和报表制作/ 打印：包括SOE 顺序事件记录、工艺数据信息记录、设备运行记录、报警记录与查询等。 历史数据存储和检索。 设备故障诊断。

二.模拟量调节系统-MCS系统

模拟量控制系统(Modulating Control System，简写MCS)

MCS的根本任务是进展负荷控制以适应电网的需要。在单元机组中，负荷的变化会导致主汽压力的变化，这样需要调整燃料量、风量，进而使燃烧经济性和炉膛负压发生变化；主汽压力变化在另一方面又需调整给水流量和减温水量，这又使汽包水位和蒸汽温度发生变化。这些模拟量参数的变化都有一个迟延过程，如果采用常规的单变量控制系统；上述参数变化后重新调整到正常值是非常困难的，往往需要一个较长的过程。而模拟量控制系统把锅炉和汽轮发电机看成是一个不可分割的整体，并采用以前馈-反应控制为主的多变量协制策略，较好地解决了过去常规单变量控制系统存在的问题。模拟量控制系统使整个机组(包括主辅机设备)，都能协调地根据统一的负荷指令，与时、同步地控制到适应负荷指令的状态。从这个意义来说，模拟量控制系统是大型火力发电机组平安、经济运行的重要技术保障。 MCS的构成与简介

MCS主要由协调、锅炉、汽机和辅机等四个控制系统构成。包括机、炉协制系统(CCS)、高加水位控制，低加水位控制、轴封压力控制、凝汽器水位控制、消防水泵出口母管压力控制 、快减压力调节，快减温度调节 、汽包水位自动调节 一〕协制系统

协制系统简称CCS(Coordinate Control System)，也称为主控系统。它是指通过控制回路来协调锅炉与汽轮机在自动控制系统状态下工作，给锅炉自动控制系统和汽机自动控制统发出指令，以适应负荷变化。尽可能最大发挥机组的调频、调峰能力。它直接作用的执

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行级是锅炉自动控制系统和汽机自动控制系统。

单元机组协制系统包括以下控制系统：

2.给水控制系统 〔1〕启动控制

机组启动时，电泵先运行，当机组负荷到25%时，系统启动汽泵，电泵缓慢手动减速直至停止运行。

〔2〕水位控制

主要目的是控制汽包水位，而汽包水位的控制手段就是控制给水。根据机组所带负荷的情况，汽包水位控制可用单冲量或三冲量控制方式。这两种控制方式的变换是基于给水流量的测量，当负荷低于30%，采用单冲量控制方式。当负荷大于30%时应用三冲量控制方式。任何一种控制方式都可给出指令同时作用到电动给水泵和启动给水泵。 〔3〕锅炉再循环控制

为了保证给水泵的最小流量，以防止给水泵温度升高而造成汽蚀，每台给水泵都配备有最小流量再循环控制回路，它是由单冲量、闭环反应控制系统组成。最小流量的保证是通过控制每台泵的再循环流量控制阀的开度来实现的。 3.蒸汽温度控制系统

汽温控制系统包括过热蒸汽温度控制盒再热蒸汽温度控制，不管过热汽温还是再热汽温都可通过摆动燃料喷嘴位置和喷水减温来调节，最后是蒸汽温度维持不变。 〔1〕过热汽温控制

过热汽温用安装在一级过热器之间的减温器喷水阀来调节。采用串级系统，利用最终汽温和级间汽温来改善出口汽温控制的动态过程。 喷水阀控制减温器后温度，利用导前作用来保持过热器最终汽温在设定值。预期的负荷变化通过过热器级间汽温的测量汽温的测量引入系统。主汽温的变化首先由级间汽温变化测出，这个测量值起初步校正控制作用。最终过热器出口汽温偏差信号将调整喷水阀位置，以保持主汽温度在设定值。 〔2〕再热汽温控制

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再热汽温控制与过热汽温控制十分相似，它也是一个串级控制系统。再热蒸汽温度通常都采取摆动燃料喷嘴位置作为主要调温手段，并以事故喷水减温作用紧急辅助控温手段。 在发生汽机跳闸或者主燃料跳闸或机组其他故障时，控制系统将关闭所有喷水阀以保护汽轮机，防止汽轮机进水。

CCS其他控制系统包括主蒸汽母管压力控制、除氧器水位控制，除氧器压力控制、空预器冷端温度控制系统、凝汽器水位控制系统、辅助蒸汽控制系统、汽机润滑油温度控制系统等。 〔二〕MCS其他控制系统

高加水位控制，低加水位控制 轴封压力控制

消防水泵出口母管压力控制

三.炉膛平安监控系统

炉膛的平安监控系统是FSSS〔Furnace Safety Supervisory System〕。FSSS系统包括两局部：燃烧器管理系统〔BMS〕、炉膛平安保护系统〔FSS〕 。 ·BMS功能包括：

- 油燃烧器的启动/停止顺序控制； - 煤燃烧器的启动/停止顺序控制； - 磨煤机系统的控制。 ·实现功能：

- 启动、吹扫、点燃、直到燃烧器稳定运行的全过程自动化控制； - 也可‘分阶段、顺序启动’的控制方式，完成燃烧器的自动控制； - 正常工况、RB工况下的燃烧器控制功能 。 FSS〔Furnace Safety System〕系统功能 FSS系统功能如下： 炉膛吹扫功能；

油燃料泄漏试验功能；

紧急跳闸〔MFT/OFT〕功能。 FSS系统的监视和保护功能

·连续监视锅炉运行，出现危险工况时，快速、准确地生成油燃料跳闸信号〔OFT〕、或主燃料跳闸〔MFT〕信号；

·将OFT、MFT信号，通过硬接线逻辑，执行相关保护动作。并且将紧急跳闸信号，送至BMS系统、机组控制系统，完成相应的机组保护动作；

·MFT发生后，维持锅炉进风，去除炉膛、烟道中的可燃物； ·有关许可条件满足之前，阻止燃料重新进入炉膛； ·具有手动MFT跳闸功能；

·自动记忆和显示“跳闸原因〞。

四.顺序控制系统—SCS

顺序控制系统是分散控制系统的重要组成局部，主要应用于〔锅炉、汽轮机、发电机〕与辅机的启停，保护，并且通过数据告诉公路与其他控制系统相连接。 顺序控制系统是按预先规定的顺序、条件和时间要求，对工业自动化技术中的一个重要组成局部。它的信号主要是开关量 顺序控制系统包括 1.输煤、制粉系统顺控

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2.锅炉二次风门顺控 3.锅炉定排顺控 4.射水泵顺控 5.给水程控 6.励磁开关

7.整流装置开关 8.发电机灭磁开关 9.发电机感应调压器

10.备用励磁机手动调节励磁 11.发电机组断路器同期回路 12.其他设备起停顺控

五.数字电液控制系统〔DEH〕

〔一〕DEH控制系统的组成

DEH控制系统是采用数字计算机作为控制器、电液转换机构、高压抗燃油系统和油动机作为执行器，对汽轮发电机组实行自动控制的简称〔TURBINE DINGITAL ELECTRO-HYDRAULIC CONTRLO SYSTEM,DEH)

图2是DEH控制系统图。由锅炉来的主蒸汽经高压主汽门和调节阀进入高压缸，高压缸的排汽经再热器再热后，通过中压主汽门和调节阀门进入中、低压缸，蒸汽在高、中、低压缸正做功冲动汽轮机，从而带动发电机发电。调整阀门开度或蒸汽餐宿可到达调节汽轮发电机组的电功率和频率的目的。目前国产化300MW机组，设有两个高压主汽门、四个高压调节门和两个中压调节门、两个中压主汽门〔我厂为两个中压联合汽阀〕。两个中压主汽门在机组挂闸后处于全开状态，其他阀门将根据机组运行方式参与不同的调节，异常工况时，关闭所有的阀门可取到保护机组的作用。

• EH油系统包括EH高压供油系统、电液转换执行器和危机遮断控制组件

• 电液转换器将DEH系统来的控制量变成油压信号送油动机执行机构，油动机活塞在

上、下油压作用下相对运动，带动弹簧加载后的阀门上下运动，改变蒸汽阀门开度，

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从而到达控制机组的速度/负荷的目的。

• 一定质量、温度和压力的高压抗燃油是由EH高压供油系统提供的。它一方面为机组

的各阀门油动机提供压力油；同时，它又通过节流孔进入自动跳闸母管，简历自动跳闸母管油压。一旦机组故障，引起电磁阀和隔膜阀开启时，泄掉自动跳闸母管压力油，阀门迅速关闭，保护机组，防止事故进一步恶化 • EH油系统包括EH高压供油系统、电液转换执行器和危机遮断控制组件

• 电液转换器将DEH系统来的控制量变成油压信号送油动机执行机构，油动机活塞在

上、下油压作用下相对运动，带动弹簧加载后的阀门上下运动，改变蒸汽阀门开度，从而到达控制机组的速度/负荷的目的。 • 一定质量、温度和压力的高压抗燃油是由EH高压供油系统提供的。它一方面为机组

的各阀门油动机提供压力油；同时，它又通过节流孔进入自动跳闸母管，简历自动跳闸母管油压。一旦机组故障，引起电磁阀和隔膜阀开启时，泄掉自动跳闸母管压力油，阀门迅速关闭，保护机组，防止事故进一步恶化 • EH油系统包括EH高压供油系统、电液转换执行器和危机遮断控制组件

• 电液转换器将DEH系统来的控制量变成油压信号送油动机执行机构，油动机活塞在

上、下油压作用下相对运动，带动弹簧加载后的阀门上下运动，改变蒸汽阀门开度，从而到达控制机组的速度/负荷的目的。 • 一定质量、温度和压力的高压抗燃油是由EH高压供油系统提供的。它一方面为机组

的各阀门油动机提供压力油；同时，它又通过节流孔进入自动跳闸母管，简历自动跳闸母管油压。一旦机组故障，引起电磁阀和隔膜阀开启时，泄掉自动跳闸母管压力油，阀门迅速关闭，保护机组，防止事故进一步恶化

DEH控制系统功能特征

• • • •

实现机组的自动启停 实现机组的负荷自动控制

实现汽轮发电机组的自动监视和控制 实现汽轮发电机的自动保护

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汽轮发电机的自动保护包括： 1.OPC超速保护控制器。

它由中压调节阀门快关作用、负荷下跌预测功能和超速控制功能三局部组成。 中压调节阀门快关作用是在电力系统故障、出现局部甩负荷时，快关中压调节阀门，以便在局部甩负荷瞬间维护电力系统稳定；负荷下跌预测功能是在发电机主开关跳闸而汽机仍带有30%以上负荷时，与时关闭高、中压调节阀门、以防止汽机超速而导致危机保安器动作；超速控制功能是当机组在非OPC测试的情况下出现转速高于103%额定转速时，将高、中压调节阀关闭，并将负荷控制改变为转速控制，由高压调节阀门来控制汽机转速，同时根据转速来调整中压调节阀门，逐步将积聚在再热器中的蒸汽排出。 2.危急遮断控制装置〔ETS) 3.机械超速和手动脱扣

当机组超速超过110%的额定值时，或运行人员要求停机时，机械超速和手动脱扣系统，通过释放润滑油系统经节流孔在机械超速和手动跳闸母管建立的压力油，释放自动停止跳闸母管油压，实现紧急停机。 第二局部 火电厂公用辅助系统 一、输煤系统

二、 煤是火力发电厂的一次能源，火电厂的输煤系统主要完成卸煤、贮存、分配、筛选、破碎等工作，同时进展燃料计量、计算出正品和煤耗、取样分析和去除杂物等。主要控制对象有斗轮堆取料机、皮带机、碎煤机、除铁器、取样装置、犁煤器、滚轴筛、电子皮带秤等设备。

三、 输煤系统存在控制设备多、工艺流程复杂、现场环境恶劣〔粉尘、潮湿、振动、噪音、电磁干扰严重〕、系统设备分散、分布面宽、距离远等特点。一般在煤控室设模拟屏或CRT/TFT，同时采用工业电视监视现场运行情况，而且要求与电厂管理信息系统连结。

四、 该系统的主要功能如下：

五、 分炉、分时计量，煤场入场、出场计量 六、 煤源给煤、上煤、配煤程控

七、 煤位、设备电流等模拟量动态显示

八、 历史数据采集、事故记录、趋势图显示 九、 运行报表自动生成，实时、定时打印 十、 故障诊断

十一、 工业电视跟踪、报警 二. 化学水处理系统

1〕锅炉补给水处理

• 其主要目的是将天然水在进入汽水系统之前除去水中的杂质,一般流程为: 天然水→ 混凝沉淀→ 过滤→ 离子交换→ 补给水。 主要的控制过程如下：

• 混凝沉淀：除去水中的小颗粒悬浮物和胶质体物质，有化学混凝和电混凝两种方式。

• 过滤处理：除去混凝处理后的水中残留的少量悬浮物，常采用石英砂或无烟煤或直接过滤。

• 化学除盐：脱除清水含盐(金属离子和酸根)，使之成为可供锅炉使用的无盐水。包括阳离子交换，去CO2，阴离子交换，混合离子交换等。

• 主要控制：滤池、澄清池、加药设备、过滤器、阳床、阴床、混床、水箱、泵、

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风机、酸碱储存和计量设备等。 2〕凝结水处理

• 凝结水处理系统包括凝结水精处理系统和体外再生系统。一般由高速混床、阳树脂再生罐、阴树脂再生罐、再循环泵、树脂存储罐、混脂罐、酸碱设备、冲洗水泵、风机等组成。凝结水处理系统中的设备大 都是周期性工作的，要求定时进展复原和再生 三、除灰/ 除渣/ 电除尘系统

燃煤电厂产生的大量灰、渣，除少量灰分排入大气外, 余者都以灰、渣形式由电除灰系统收集送至灰场。除灰系统分机械除灰(适于小电厂的链条炉), 气力除灰和水力除灰三种，又可分为灰、渣混除和灰、渣分除两种。

除灰系统包括除尘器下的灰斗、输送风机、液态化风机、灰库与灰库附属设备、输送设备、管道、泵、阀门等。 除渣系统包括底渣、碎渣机、捞渣机、公用水设备(高，低压水泵)、缓冲池、蓄水池等。 四、脱硫系统

• 烟气脱硫技术主要利用各种碱性的吸收剂或吸附剂捕集烟气中的二氧化硫，将之转化为较为稳定且易机械别离的硫化合物或单质硫，从而到达脱硫的目的。FGD的方法按脱硫剂和脱硫产物含水量的多少可分为两类：①湿法，即采用液体吸收剂如水或碱性溶液(或浆液)等洗涤以除去二氧化硫。②干法，用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂以除去二氧化硫。按脱硫产物是否回用可分为回收法和抛弃法。按照吸收二氧化硫后吸收剂的处理方式可分为再生法和非再生法〔抛弃法〕。

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