发电厂空冷系统及其控制-

常州信息职业技术学院电子与电气工程学院毕业制定论文PAGE 发电厂空冷系统及其控制田振宇〔内蒙古电力勘测制定院呼和浩特010020〕摘要：电厂采纳空冷系统可以大幅度降低电厂耗水，在节水方面有显著的效益，因而空冷机组得到了越来越多的应用。以2X200MW空冷机组为例介绍了间接空冷系统及其控制；以2X300MW机组为例介绍了直接空冷系统及其控制和运行。关键词：间接空冷直接空冷控制系统DCS空冷系统主要指汽轮机的排汽通过一定的装置被空气冷却为凝结水的系统，它与常规湿式冷却方式〔简称湿冷系统〕的主要区别是避免了循环冷却水在湿塔中直接与空气接触所带来的蒸发、风吹损失以及开式循环的排污损失，消除了蒸发热、水雾及排污水等对环境造成的污染。由于空冷方式用空气直接冷却汽轮机排汽或用空气冷却循环水再间接冷却汽轮机排汽构成了密闭的系统，所以在理论上它没有循环冷却水的上述各种损失，从而使电厂的全厂总耗水量降低80%左右。用于电厂机组末端冷却的空冷系统主要有直接空冷系统和间接空冷系统，间接空冷系统又分为带表面式凝汽器和带混合式凝汽器的两种系统。三种空冷方式在国际上都得到广泛的应用，技术均成熟可靠，在国际上三种空冷方式单机容量均已达到600MW。采纳空冷机组大大减少了电厂耗水，为水源的落实和项目的成立提供了便利条件。特别在富煤缺水地区大力发展大型空冷机组对节约水资源和电力工业可继续发展具有重大的战略意义。内蒙古地区煤资源丰富，近几年投产的机组，基本都采纳了空冷系统，而且大部分为直接空冷系统。目前建设的电厂空冷控制系统大多直接纳进机组DCS系统，空冷系统采纳独立的冗余DPU。控制系统功能包括数据采集和处理系统〔DAS〕、顺序控制系统〔SCS〕、模拟量控制系统〔MCS〕。空冷系统在集中控制室实现集中监控，由DCS的操作员站完成对其工艺系统的程序启/停、中断控制及单个设备的操作。间接空冷系统又分为带混合式凝汽器〔海勒式〕和带表面式凝汽器〔哈蒙式〕的两种系统。混合式间接空冷系统工艺流程是汽轮机尾部排汽排至安装在汽机房内的混合式凝汽器内与喷射成水膜的循环水直接接触冷却，混合的冷凝水一小部分经精处理后送至再热系统，其余的经循环水泵升压后回至室外的空冷塔，进入安装在塔底部的表面式空冷凝汽器内与空气进行表面式换热冷却，冷却后的循环水通过水轮机或节流阀调压后回至混合式凝汽器循环使用。混合式凝汽器的间接空冷系统主要由喷射式凝汽器和空冷塔构成。系统中的冷却水是高纯度的中性水，中性冷却水进入凝汽器直接与汽轮机排汽混合并将其冷凝，受热后的冷却水绝大部分由冷却水循环泵送至空冷塔散热器，经与空气对流换热冷却后通过调压水轮机将冷却水再送至喷射式凝汽器进入下一个循环。空冷塔散热器外侧装有百叶窗，百叶窗的开度可调，可控制通风量，从而控制冷却性能。当环境温度较低时，关闭百叶窗，防止散热器冻坏。系统特点：两次换热、凝结水与循环水混合冷却、运行分正压和微正压两部分，因此，需要设大规模的精处理设备，与其它空冷方式相比增设了水轮机和调节阀大型设备，系统复杂，循环水泵必需紧靠凝汽器布置，为防止水泵汽蚀需设大型泵坑，需设大型冷却塔，因此，基建投资高，优点是年平均背压低。带混合式凝汽器的间接空冷系统的优点是以微正压的低压水系统运行，较易掌握。缺点是设备多、系统复杂、需要凝结水精处理装置、自动控制系统复杂、全铝制散热器的防冻性能差。表面式间接空冷系统与常规湿冷系统基本相同，不同的是空冷塔代替湿冷塔。工艺流程为汽轮机尾部排汽排至安装在汽机房内的表面式凝汽器内，经与循环水换热后，由凝结水泵升压回至再热系统，换热后的循环水回至安装在室外空冷塔内的表面凝汽器内，与空气换热后经循环水泵升压，送回至汽机房内的表面式凝汽器循环使用。该系统由表面式凝汽器与空冷塔构成。与常规的湿冷系统基本相仿，不同之处是用表面式对流换热的空冷塔代替混合式蒸发冷却换热的湿冷塔，通常用不锈钢管凝汽器代替铜管凝汽器，用碱性除盐水代替循环水，用密闭式循环冷却水系统代替开敞式循环冷却水系统。该系统采纳自然通风方式冷却，将散热器装在自然通风冷却塔中。系统特点：循环水与凝结水分为两个系统，两水质可按各自的要求分别处理，系统简单、设备少，缺点是因两次换热，热效率相对较低，需要大量的冷却面积、设大型冷却塔，因此基建投资高。带表面式凝汽器的间接空冷系统类似于湿冷系统，其优点是节约厂用电，设备少，冷却水系统与汽水系统分开，两者水质可按各自要求控制。缺点是空冷塔占地大，基建投资多，系统中需进行两次换热，且都属表面式换热，使全厂热效率有所降低。本文以2X200MW空冷机组为例，介绍海勒式间接空冷系统的控制。补水流量、凝汽器水位、凝汽器真空、贮水箱水位、凝汽器喷咀前后差压、循环水泵出口压力、水轮机入口、出口压力、扇形段顶部压力、扇形段出口水温、扇形段百叶窗开度、塔内温度、排汽温度。凝汽器水位控制：热力系统中的汽水损失、系统泄漏等，均可引起凝汽器水位的变化。运行中要维持凝汽器水位在一定范围内。系统总压力〔或竖管压力〕控制：海勒式间接空冷系统的特点是系统处于微正压运行状态。在每一扇形段的顶部安装一根竖管。正常运行时竖管的水位是通过水轮机〔或节流阀〕的调节来完成。在调节水轮机〔或节流阀〕的同时，相应控制了凝汽器喷咀前后差压，即控制了进入凝汽器的冷却水量。循环水泵的控制：循环水泵及其出口阀按照程序启停。正常时两台循环水泵同时运行。水轮机〔或节流阀〕的控制：水轮机的作用，一是回收能量，二是调节系统总压力〔或竖管压力〕及凝汽器喷咀前后差压。节流阀作为备用，水轮机故障时切换至节流阀。百叶窗控制：控制百叶窗的目的是改变其开度，从而调节散热器的通风量，达到调节冷却水温的作用。在冬季，关闭百叶窗可以保护散热器免遭冻坏。空冷塔扇形段控制：整个空冷塔中的散热器分成六个扇形段，运行中依据大气温度调整扇形段投入的数量，获得在不同负荷时的较好的冷却效果。贮水箱水位控制：在空冷系统停运或凝汽器水位过高时，将扇形段冷却水排至贮水箱。补水阀控制：当凝汽器水位低于设定值时，开启补水阀向凝汽器补水。电厂直接空冷系统是汽机的排汽直接用空气冷却，汽机排出的饱和蒸汽经排汽管道排至安排在室外的空冷凝汽器中，冷凝后的凝结水，经凝结水泵升压后送至汽机回热系统，最后送至锅炉。电厂直接空冷系统主要包括以下系统：空冷凝汽器〔ACC，Aircooledcondenser〕、空气供给系统、汽轮机排汽管道系统、抽真空系统、空冷凝汽器清洗系统、空冷凝汽器平台及土建支撑。蒸汽从汽轮机出来，经过蒸汽管道流向空冷凝汽器，由蒸汽分配管道向空冷冷凝器分配蒸汽。目前直接空冷凝汽器大多采纳矩形翅片椭园管芯管的双排、三排管和大口径蛇形翅片的单排管。空冷凝汽器由顺流管束和逆流管束两部分组成。顺流管束是冷凝蒸汽的主要部分，可冷凝75%～80%的蒸汽，在顺流管束中，蒸汽和凝结水是同方向移动的。设置逆流管束主要是为了能够比较顺畅地将系统内的空气和不凝结气体排出，避免运行中在空冷凝汽器内的某些部位形成死区、冬季形成冻结的状况，在逆流管束中，气体和凝结水是反方向移动的。冷凝所需要的冷空气由轴流冷却风机从大气中吸入，并吹向换热器翅片。风机采纳变频控制，系统可通过控制启停风机台数和对风机转速进行调整来控制进风量，能灵活的适应机组变工况运行，并且起到很好的防冻作用。抽真空系统由3X100%水环真空泵组成。泵连接逆流管束的的顶部和主排汽管道。在启动的时候，不凝气体在抽真空系统中被压缩，并排到大气中。在部分排汽支管道上设置蒸汽隔离阀〔启动排不设蒸汽隔离阀〕，当冬季汽轮机低负荷运行或启动时，切断某几个散热端的阀门，将热量集中在剩余的散热端中，增加热负荷达到防冻目的。为防止灰尘附着凝汽器翅片影响系统散热效果，设立冲洗系统，冲洗系统由冲洗水泵以及管道阀门组成。为减少系统容积，大型机组的空冷凝汽器一般布置在紧靠汽机房A列柱外的平台上。为适应机组变工况运行和维护，空冷凝汽器被分为几组，每组由相同冷却单元组成，每个冷却单元由“人〞型的冷却器排架构成，每个冷却单元下面设一台轴流风机。直接空冷系统为一次冷却，直接空冷系统的主要优点有：不需中间换热介质，换热温差大，冷凝效果好；冬季防冻措施比较灵活可靠；占地少；节省投资。不够之处是：汽轮机背压变幅大；真空系统庞大；风机群噪声大；厂用电高。本文以2X300MW空冷机组为例，介绍直接空冷系统的控制。排汽压力、环境温度、大气压力、风速风向、凝结水温度、抽气温度、抽气压力、排汽管道凝结水收集装置液位、阀门位置显示和控制、空冷风机变频控制、抽真空系统、ACC清洗系统控制系统通过控制启停风机台数和改变风机转速来改变通过冷凝器换热片的空气流量，从而控制ACC性能。三个压力传感器测量排汽管道压力。在正常运行时，排汽压力是主控制变量。控制系统通过排汽压力控制变频风机，当排汽压力改变时，风机转速也改变，以确保提前设定的运行工况。ACC的压力控制器和抽气温度控制器/凝结水温度控制器联合工作。如果压力是主控变量，温度控制器最小选择器被启动。一旦实际测得的温度降到设定值以下，这一排的温度控制器会覆盖压力控制器的信号，转为温度控制。其他排只要是凝结水/抽气温度还没有到达设定值之下，仍然是压力控制。每个覆盖行为都会显示在人机界面上。当排汽压力是主控制变量时，只要其在设定值范围内，控制系统正常运行。为了避免单个单元凝结水过冷，控制变量排汽压力能自动被凝结水温度/抽气温度取代。在温度控制模式下，依据抽气温度和凝结水管道的凝结水温度来调节风机转速。检测环境温度可以保护ACC不被冻结。在更差的工况，风机全部关闭，然后关闭各别的蒸汽隔离阀以减少换热面积。为了强化系统监控，在冬季寒冷期，系统运行必需为自动控制。在冬季运行中如出现异常，控制系统及时发出指令，调整运行，同时发出警报，提请运行人员注意。每台300MW机组共30台变频控制柜，负责控制空冷机组30台风机的启停和转速调节。其中控制逆流管束单元风机变频柜6台，控制顺流管束单元风机变频柜24台。该控制装置具有调节风机转速的功能，并具有自动、手动两种控制方式。当在手动工作状态时，可以通过空冷平台的就地按钮对风机手动启停。也可以通过控制柜上变频器操作面板对风机的运行进行控制以及变频器参数的设定。当在自动工作状态时，变频器投入运行，在集中控制室可以自动控制风机的最正确运行状态。由集中控制室输出频率控制信号对风机的转速进行控制，变频控制柜反馈电流和频率信号送入集中控制室。在每种运行模式〔手动/自动，夏季，冬季，压力控制，温度控制〕下，ACC都有运行级别：启动准备、启动运行、正常运行、低负荷运行、关闭运行、非正常运行、紧急运行。在“手动〞模式下，整个系统完全手动运行，这种模式仅在调试和测试时使用，更经济的运行方式是自动运行。ACC启动前提：管道伴热运行〔仅在冬季〕、汽轮机密封系统已运行、补水系统在运行、汽轮机旁路系统准备运行、汽轮机真空破坏阀关闭、抽气泵启动、主凝汽器系统启动夏季启动模式是环境温度高于+2℃。在夏季启动时，要打开所有的蒸汽隔离阀。ACC的启动在汽轮机旁路运行方式下实现。启动汽轮机旁路操作至25%流量。慢慢地增加汽轮机排汽流量直到残留气体已被抽真空系统从ACC中抽走。检测排汽管道压力，避免压力增加并接近背压报警/跳闸值。依次启动风机，检测所有风机已启动并且没有报警产生。只要是正常运行工况，则稳定增加蒸汽流量，直到稳定运行。冬季启动模式是环境温度低于或等于+2℃。在冬季启动，必需关闭蒸汽隔离阀。ACC的启动是在汽轮机旁路运行方式下实现的。逐渐增加ACC的蒸汽流量，直到ACC中的剩余空气由抽气系统排出为止。检查排汽管道压力以避免压力增加到背压警报/跳闸值。缓慢增大蒸汽容积流量约至13%，并检查相关参数。然后逐渐增加蒸汽流量，接近到16%、32%的容积流量。顺序打开蒸汽隔离阀、依次启动风机，直到稳定运行。合计到管束受冻的危险，冬季启动要比夏季更为苛刻。冬季启动应尽可能快地达到最小蒸汽流量。ACC系统运行稳定后，控制程序从汽轮机旁路运行模式切换到汽轮机运行模式，ACC控制系统自动由汽轮机运行的压力设定值取代汽轮机旁路运行的压力设定值。满负荷正常运行不同意关闭蒸汽隔离阀。如果汽轮机的输出降低，则降低风机转速。只要一排冷凝器的所有风机都关闭，则这一排在自然通风模式。自然通风模式是非控制运行模式，是不同意的，特别在冬季。控制系统将关闭这一排的蒸汽隔离阀。随着汽轮机负荷的增加，蒸汽隔离阀以相反的顺序打开。在低负荷时，蒸汽隔离阀的打开与排汽管道压力的设定值和所有运行的风机的总的转速是互相连锁的。自动关闭ACC的动作如下：迅速降低汽轮机的排汽输出；60、50、40、30、20排自动停止风机和关闭蒸汽隔离阀；降低10排的蒸汽直到10排的所有风机自动关闭；停止蒸汽输出；停止ACC。手动关闭抽真空系统；关闭真空单元的抽气阀；所有其它的阀门坚持打开大约30分钟；关闭高压清洗水泵；放干高压清洗水泵的配水管〔冬季时〕。凝结水液位控制器要继续运行30分钟，以防止在所有的风机关闭后残留的蒸汽凝结后的凝结水导致液位升高。经过一段延时，关闭液位控制系统。在完成以上程序后，ACC不再运行。清洗系统必需手动关闭。在冬季，逆流管束的上部分会产生一层薄冰，这层薄冰会积存更多的冰，并形成一个很大的障碍物。每排冷凝器的逆流管束在冬季的时候应该被加热以溶解这层薄冰。通过程序分组控制风机的运行，调节空冷凝汽器的进风量，在环境气温低于某一定值时，冷却单元的风机可自动减速、停运或反转，控制凝结水的温度降低。只要环境温度<-2℃加热程序马上启动。这时，一排的逆流管束风机以提前设定的时间减速并停止，逆流风机停止后，又重新以25%的速度反转，顺流风机继续以恒速转动。在提前设定的时间一过，逆流风机反运行停止，重新回到正常运行状态。下一排也是同样的顺序。逆流管束也可以由增加内部蒸汽负荷或从下一排来的热空气加热。当环境温度<-2℃,并且抽气温度/凝结水温度非主控变量时，加热程序就会被周期执行。当环境温度〉+2℃或凝结水温度/抽气温度变为主控变量，加热程序就马上结束。在正常运行模式，风机振动开关动作将跳闸相应的风机。如果由于振动开关动作导致了风机跳闸，控制室不能直接再启动风机。必需在就地进行故障检测，确认故障原因后并且检查空气供应单元可正常运行，振动开关才干复位。振动开关复位后，操作员才干在控制室重新启动风机。当真空泵运行故障，备用泵切换为主泵运行。控制系统在自动运行模式时，防冻保护才有效。当抽气温度控制器是有效时，只要温度还没有达到设定值，这排逆流风机的转速将被降低。如果抽气温度<MIN1，则显示报警；如果抽气温度<MIN2，顺流风机减速，逆流风机减到最小值，如果逆流风机停止，延时一段时间后关闭蒸汽隔离阀。当某排的凝结水温度降到设定值以下，则相应的顺流风机减速。一旦某排的所有风机被关掉，整排都运行在自然通风的运行模式下，控制系统会关闭相应排的蒸汽隔离阀组〔仅在冬季〕。如果汽轮机的负荷增加，并且排汽压力超过设定值，与之接近的蒸汽隔离阀被重新打开〔最后关闭的〕。随着汽轮机负荷的增加，一排一排又被重新投入运行。如果实际的蒸汽流量比同意的最小流量小，启动排会关掉风机直到所有的风机不再运行，这就意味着工作在自然通风模式。当有冻结状况可能发生时，不受ACC控制〔靠自然通风〕的运行是不同意的。必需增加蒸汽流量，否则由于内部可能结冰，存在着损坏管束的危险。随着电厂直接空冷技术的发展，电厂直接空冷技术在我国北方地区的应用越来越多，也积存了丰富的运行经验，特别是严寒季节的防冻问题也得到了很好的解决。直接空冷可通过改变风机转速或停运风机或使风机反转来调节空冷凝汽器的进风量或直至吸热风来防止空冷凝汽器冻结，调节相对灵活，效果好，并已有成熟的运行经验。我国是一个水资源缺乏的国家，淡水资源尤其匮乏，直接空冷技术在节约用水、降低耗水量、降低能耗等方面发挥着不可替代的优势，它将是我国经济继续发展的必行之路。在水资源日益紧张、水价不断提升、环保要求等问题的日益特别，直接空冷系统在经济性方面的优越性也就更加特别。作者简介：田振宇，男，1965年12月出生，工学硕士，高级工程师。1988年7月毕业于西安交通大学，1991年3月毕业于华北电力学院北京研究生部，1991年4月至今在内蒙古电力勘测制定院热控室工作，现副主任兼专业工程师。通信地址：呼和浩特市锡林南路209号内蒙古电力勘测制定院热控室。给水泵RB逻辑的探讨刘建伟〔河北大唐国际唐山热电公司〕摘要：通过给水泵RB逻辑在电厂实际运行中的完善过程分析，显示DCS控制系统初始制定不符合生产实际工况时，进行优化修改的必要性与可行性。关键词：RUNBACK给水泵优化完善1某电厂机组概况某电厂新建300MW一号机组，上海锅炉厂生产型亚临界，自然循环锅炉，一次中间再热，四角切圆燃烧，正压直吹式制粉系统。配备五台北京电力设备修造厂ZGM95型中速辊盘式磨煤机，四台运行一台备用。给煤机采纳沈阳施道克的EG24590型电子称重式给煤机。汽机为东方汽轮机厂生产的型双缸双排汽，抽汽供热机组。锅炉侧主要辅机包括：两台离心式一次风机、两台轴流式动叶可调引风机、两台轴流式动叶可调送风机。机组给水系统配备了2台50%容量的汽动给水泵和1台50%容量的电动给水泵。正常工况两台汽泵运行，电泵备用。2RB逻辑简介2.1RB触发逻辑原始制定原逻辑制定中包括四种辅机跳闸将触发RB功能：送风机、吸风机、一次风机、给水泵。下面以送风机为例介绍初始RB逻辑制定。图1送风机RB触发正常工况下，协调控制功能投入，机组目标负荷指令大于RB目标负荷〔定值为180MW〕，两台送风机运行，当一台送风机因故障跳闸后，功能块“EOR〞〔此功能块的作用是输入相同时，输出为0；输入不同时，输出为1〕输出由0变为1，RS触发器输出变为1，RB动作，机组减负荷。RB功能有两个闭锁条件，一是机组目标负荷指令小于RB目标负荷〔定值为155MW〕；二是为运行人员设手动将RB功能切除。初始制定中，吸风机、一次风机的逻辑制定与送风机完全相同，但给水泵因其正常工况时两台汽泵运行，一台电泵备用，与其它三个辅机略有不同，后面将专门介绍。2.2RB触发之后的动作当机组RB触发之后，控制系统进行一系列的动作，以便实现快速降负荷，维持机组稳定的目的，主要是这样几个方面：1〕机组由炉跟机协调控制方式迅速切为机跟炉协调控制方式，由锅炉主控负责调整负荷，迅速减少燃料量，汽机主控负责调整汽压，维持机前压力为设定值，确保机组的安全；2〕机组目标负荷指令自动设为RB目标负荷，机组降负荷率切为RB负荷速率，其中RB目标负荷均为150MW，为额定负荷的50%，负荷速率则依据触发RB的辅机来决定：一次风机和给水泵RB为50MW/min，送风机和引风机RB为40MW/min；3〕按照保留运行中最底层两台磨煤机的原则，将其他运行磨以10S间隔跳掉，以达到快减燃料的目的；4〕RB触发之后发出180S的脉冲超弛信号，关闭一、二级过热减温器喷水调整门，防止由于负荷快速下降造成主蒸汽温度过低；5〕如果是由并列运行的送〔引〕风机，一台跳闸后触发的RB，将发出10秒脉冲，自动使运行送〔引〕机动叶指令超弛增加到80%，以维持机组RB时的瞬间工况。3给水泵RB逻辑优化完善过程上文提到给水泵的RB触发逻辑应与其他三个辅机不同，且在初始制定中也已注意到了这个问题，但并不完善，不符合运行实际状况。经过分析研究后，进行了修改，下面是整个优化完善过程。3.1初始制定中给水泵RB触发逻辑分析首先对最初的逻辑进行一下分析，可以发现其中存在的问题，以方便制订优化目标以及具体实施方案。如图所示：图2初给水泵RB触发逻辑

在协调投入，且负荷指令大于RB目标负荷时，假设两台汽泵运行、电泵停止，任一台汽泵跳闸后，“EOR〞功能块出口变为1，马上触发RB；假设任意一台汽泵和一台电泵运行〔EOR功能块的出口为常1，电泵停止信号为0〕，如果电泵跳闸停止，则RB触发；当机组目标负荷指令小于RB目标负荷或者RB功能手动切除后，给水泵RB不会动作。仔细推敲，可以看出，这个逻辑是不完善的。首先当任意一台汽泵和电泵运行时，汽泵跳闸不会触发RB：“电泵停止〞信号一直为“0〞，一台汽泵运行，一台汽泵备用，当运行汽泵跳闸后，功能块“EOR〞的出口也变成“0〞，与门“AND〞的出口不发生变化，不会触发RB；其次，正常运行中，两台汽泵运行，一台电泵备用时，只要汽泵一跳闸，就会马上发生RB动作，机组减少50%负荷，那么，是不是存在电泵迅速联启，弥补一台汽泵跳闸后的给水流量要求，维持机组原有工况不变的可能呢？3.2RB逻辑完善的目标及可行性分析通过上述分析，已经可以看出，给水泵的RB逻辑有必要进行修改优化。优化的目标主要是：1〕在现有功能基础上，增加一台汽泵运行和一台电泵运行时，汽泵跳闸后触发RB功能；2〕实现两台汽泵运行，一台汽泵跳闸后，等待电泵联启的功能：即电泵联启成功，则RB功能不触发，不成功则继续触发RB。关于第一个目标只需增加相关逻辑即可，而第二个目标则需要先进行可行性分析之后，方可实施。下面是依据实际运行状况和其他相关控制逻辑的研究得到的一些信息：1〕正常运行中，电泵处于备用状态，为了提升在异常工况下的启动速度，其出口电动门是打开的，依靠出口逆止门进行系统隔绝；2〕电泵给水泵依靠改变液力耦合器的勺管位置进行调速，当电泵处于备用状态时，电泵勺管指令自动跟踪汽动给水泵的调速指令，紧急状况下，电泵启动后，转速迅速上升，达到工作状态；3〕电动给水泵的前置泵与主泵联轴，经试验，当启动指令发出后，启动反馈在2秒钟内便会返回。综上所述，可以得出结论：当电动给水泵处于优良备用状态，且启动条件具备时，能够在汽泵跳闸后最短时间内启动，并迅速提升转速，满足锅炉供水量的要求。3.3经过修改完善后的给水泵RB逻辑分析经过分析确认后，利用小修的机会对逻辑进行了修改，如图所示。关于修改后的逻辑我们进行一下分析，看是否实现了上文中提到需要完善的功能。图3修改之后的给水泵RB逻辑图1〕一电一汽运行，任意泵跳闸后，马上触发RB〔这部分功能由标注的红色部分来完成〕：当1号汽泵和电泵同时运行，2号汽泵停止时，“1号汽泵事故停〞信号为0，“2号汽泵事故停〞信号为1，“电泵停〞为0，这样“EOR013〞功能块后为0，延时“TP014〞功能块后为1，此时“协调投入〞和“负荷指令大于给水泵RB目标负荷〞信号均为1。假设电泵跳闸，则“电泵停〞信号为1，“1号汽泵事故停信号〞仍为0，则“EOR013〞功能块输出由0变为1，“A012〞块的四个输入信号均为1，则其输出为1，通过或门“OR005“触发RB；假设1号汽泵跳闸，则“1号汽泵事故停〞信号变为1，“电泵停〞信号仍为0，异或功能块“EOR013〞输出为1，与门“A012〞块的四个输入信号均为1，输出为1，或门“OR005〞出口为1，触发给水泵RB。同样，当电泵与2号汽泵同时运行，1号汽泵停止，如发生电泵跳闸或2号汽泵跳闸一样会触发RB。图4一电一汽运行RB步序图2〕两台汽泵运行时，任一台汽泵跳闸，将等待电泵联启，成功，不触发RB；不成功则继续触发RB。这部分功能由图中所示的绿色部分来完成：当两台汽泵运行，电泵停止时，“电泵停〞信号为1，“1号汽泵事故停〞和“2号汽泵事故停〞信号均为0。如果1号汽泵跳闸，“1号汽泵事故停〞信号由0变1，异或功能块“EOR010〞输出为1，这时面临两个选择，如果电泵投入备用，说明电泵具备联启功能，于是延时功能块“TP011〞开始记时。3秒内，假设电泵联启成功，也就是“电泵停〞信号由1变为0，那么与门“A009〞的第一个输入将变为0，即使3秒后，第二个输入变为1，“A009〞的输出仍然为0，给水泵RB将不会触发；如果电泵系统有故障而未投备用，那么与门“A001〞的第一个输入为1，两台汽泵事故停后的异或功能块“EOR010〞的输出将不再延时，而直接送到“A002〞的另一个输入端，“A002〞的输出变为1，通过或门“OR003〞和与门“A004〞〔另两个输入为协调投入和负荷指令大于给水泵RB目标负荷，此时均为1〕，送到“OR005〞的输入端，从而触发RB。其步序如图5所示。图5两台汽泵运行RB步序图3.4修改后的静态试验给水泵RB触发逻辑修改之后需进行静态试验。通过强制手段使两台汽泵具备挂闸条件，由运行人员手动挂闸，确认两台汽泵给水泵处于运行状态；强制机组协调系统投入，强制机组负荷指令大于给水泵RB目标负荷；电泵置试验位，并强制启动条件满足；投入RUNBACK功能。依据修改后的给水泵RB触发逻辑所具备的功能，模拟运行工况进行逐项试验。试验结束后，得到结论：修改后的给水泵RB触发逻辑，既保留了原有功能，又实现了优化完善目标，动作结果正确，动作过程可靠。4结束语给水泵RB逻辑完善的意义就在于既确保了一台电泵与一台汽泵并列运行时，任意一台泵跳闸，都会发生给水泵动作，使机组负荷迅速下降，确保机组的安全稳定；同时，又确保了两台汽泵并列运行时，如果电泵坚持着优良的备用状态，能够在任一汽泵跳闸后，迅速联启，维持机组的原运行状态，避免了机组降出力，减少了对电网的负荷扰动。参照文献：1、《火电厂过程控制》张栾英孙万云编著中国电力出版社，2000年7月2、《火电厂开关量控制技术及应用》李江边立秀何同祥编著中国电力出版社，2000年7月3、《热工自动控制设备》孔元发编著水利电力出版社，19934、《火力发电设备技术手册》中国动力工程学会机械工业出版社，2000发电厂自动调节系统常见问题及解决方法马晓虎〔新疆华电苇湖梁发电有限责任公司〕摘要：目前电厂机组正在向大容量、超临界和超超临界发展，机组参数和监视点越来越多，机组的自动化水平要求日益提升，本文对发电厂自动调节系统中全程给水自动调节系统的水位准确测量、减温调节系统中纯滞后及磨煤机温度自动调节的解耦等共性问题的解决方法进行探讨。关键字：SMITH预估器水位测量补偿解耦大容量、高参数、高效率的大机组是现代化电厂的发展方向，而大机组目前普遍采纳DCS控制系统现代大型发电机组分散控制系统已经是一种标准模式，在DCS系统的热工控制中全程给水自动调节、主汽温度自动调节，磨煤机温度自动调节等调节系统在DCS系统的系统构成中占有相当的比重，这些自动调节系统的投入对机组安全稳定经济运行非常重要，但是目前的调节系统中存在一些共性问题，影响到自动调节系统的投入，下面提出一些共性问题及供参照的解决方案：1给水调节系统存在的问题及解决方案：锅炉汽包水位的测量在电厂中非常重要，锅炉汽包水位太高，将使蒸汽带水量增加，蒸汽品质变坏，导致过热器结垢，使管壁超温爆管，以及汽轮机通流部分结垢，热效率下降，严重的满水将导致汽轮机遭受水击，使汽轮机严重损坏，而汽包水位太低将引起锅炉炉管爆炸。因此在锅炉运行过程中，锅炉水位自动调节系统的调节品质对系统的高效经济运行至关重要。125MW机组的水位控制系统一般制定为全程控制系统，锅炉负荷从0--100℅均能实现汽包水位的自动控制，为适应机组的运行方式,汽包水位控制系统制定为高可靠的多回路变结构的自动控制。但是在全程给水自动调节中存在着汽包水位测量不准确，自动调节品质不良等问题。一般给水控制系统要求如下：1〕在给水控制系统中不仅要求满足给水调节的要求，同时还要确保给水泵工作在安全区内。2〕由于机组在不同的负荷下浮现不同的对象特性，要求控制系统能够适应这样的特性，随着负荷的增长和降低系统要能从单冲量过度到三冲量或从三冲量过度到单冲量，关于由此产生的切换问题并且必需确保两套系统互相切换的控制线路。3〕由于给水系统的控制范围比较宽，对各个信号的测量提出了更高的要求。4〕在多调节给水自动的机构的复杂切换中给水控制系统必需确保无扰切换。5〕给水调节还必需适应机组的定压运行和滑压运行方式。因此在全程给水自动调节系统中水位真实值的测量非常重要；综合以往的经验，在目前DCS系统中软件丰富，功能组态完善的状况下，采纳单室测量筒取差压信号，同时测取汽包压力信号和单室测量筒的温度信号对汽包水位进行补偿取得了很好的效果，原理见图1：图1测量原理图由上图可知：△P=P+-P-=LR3G-[(L-H)R1G+HR2G]式中△P为正、负压取样管的差压，G为重力加速度，为常数，L为正负压取样管的高度差，R1为饱和蒸汽密度，R2饱和水密度，R3凝结水密度,H为汽包水位。经运算得出：H=[L(R3G-R1G)--△p]/〔R2G-R1G〕依据公式只要知道饱和蒸汽密度R1，饱和水密度R2，凝结水密度R3，就可以计算真实的汽包水位高度H。依据饱和水和干饱和蒸汽密度表把饱和水和干饱和蒸汽密度曲线压力进行分段线形化处理。压力分段取值如下〔单位为KG/CM2〕：压力分段分别为0．2—0.4、、、0.8—1.0、1.0—2.0、2.0—3.0、3.0—4.0、、、、7.0—8.0、8.0—9.0、9.0—1.0、10—11、11—12、12—13、13—14、14—15、15—16、16—17、17—18、18—19、19—20共取24段。通过以上对饱和水和饱和蒸汽的密度进行分段线形化，计算出不同压力下饱和水和饱和蒸汽的的实时密度，同理依据不同温度下凝结水的密度不同，对凝结水的密度进行分段线形化，可以得出凝结水的实时密度。水位测量流程图见图2：图2水位测量流程图

经过以上计算将得出H的值，作为给水调节系统调节器的水位测量值。将H的值经过处理，可以得到4—2MA的模拟量值供输出使用。在实际应用中一般同时测量4个水位值，经过逻辑运算，剔除偏差较大的一个，然后进行三取中或取平均值，作为进入调节系统的水位测量信号。L的取值主要取决于锅炉的型号，220吨锅炉一般取值为700 --715mm。正负压取样管直接伸入到汽包内部。温度测点装于凝结水罐上。

2主汽温度调节中存在的问题急解决方案目前，大型锅炉中过热管路长，结构复杂，整个过热器分成假设干段，每段设置一个减温器，分别调节各段汽温以维持各段的定值。关于整个过热器是对流式的系统，则一般采纳分段调节，即维持各段减温器出口汽温为一定值，每段设置独立的系统。如果过热器既有对流式又有辐射式的，则必需采纳温差调节，即用前级喷水维持后级减稳器前后温差为一定值。但无论采纳那种方式调节，汽温调节对象都是有延迟和惯性的，关于一般的中高压锅炉采纳喷水减温器，而喷水量扰动时，延迟时间一般在30—60秒。因此主汽温度调节中存在的问题主要是由于温度的测量值滞后，调节环节中存在纯迟延，调节环节容易发生振荡，调节品质不良。图3为一般主汽温串级自动调节示意图。图3主汽温串级自动调节示意图它的串级自动调节框图如图4〔不带虚线部分〕所示θ*为主汽温给定值，θ1为减温器后过热器前的温度，θ2为主汽温度〔分段调节为减温器后温度〕，G1〔S〕为减温器的传递函数，G2〔S〕e–τS为过热器的传递函数。它带有显然的延迟效应，过热器的这种纯滞后性质会导致控制作用不及时，调节过程中易产生超调和振荡，关于此种调节可以利用SMITH预估器来进行滞后补偿，在施行中取得了比较好的效果，原理如下：利用SMITH预估器来进行滞后补偿时，在主控制器并接一个补偿环节，这个补偿环节称为SMITH预估器，它的传递函数为[1-G2〔S〕e-τs]，补偿后的系统框图见图4全图所示：图4补偿后的系统框图传递函数G1〔S〕和G2〔S〕e–τS分别通过实验取得，其中对主对象的传递函数G2〔S〕e–τS应力求准确，使得到的SMITH补偿器模型准确，调节品质才会得到强化。3磨煤机风量和温度控制系统磨煤机风量控制系统主要有两种控制方案：1〕为每台磨煤机配有冷风调节门热风调节门和总风调节门。用总风调节门控制磨煤机的风量，用冷风调节门和热风调节门〔用差动方式〕控制磨煤机出口温度当磨煤机负荷发生变化时，需要调节风量时，开大或关小总风门以满足磨煤机风量的需求热风门和冷风门基本坚持不变，当煤种或媒质发生变化时，需要调节磨煤机出口温度时，差动调节热风调节风门和冷风调节风门。当需要降低磨煤机出口温度时则按比例开大冷风调节门，关小热风调节门，反之亦然。由于冷热风门是按比例差动调节的所以不存在解耦问题。2〕一种为每台磨煤机只配有冷风调节门热风调节门。磨煤机风量磨煤机出口温度控制原理如下：此系统中磨煤机风量和磨煤机出口温度控制系统是一个2Χ2的多变量系统，其两个输入量分别为冷热风挡板的开度，两个输出量分别为一次风量和磨煤机出口温度，控制对象框图如图5所示：图5控制对象框图在图中DC、DH分别为冷、热风门开度，F1、T分别为一次风流量和出口温度，WFC〔S〕、WTC〔S〕为冷风门开度变化引起的一次风流量和出口温度变化的传递函数，WFH〔S〕、WTH〔S〕为热风门开度变化引起的一次风流量和出口温度变化的传递函数。WFC〔S〕、WFH〔S〕为一时间常数较小的惯性环节，WTC〔S〕、WTH为时间常数较大的多容环节。风量特性和出口温度特性两者相差较大。在负荷变动时，风量变化较大，故该系统的磨煤机一次风流量和出口温度的控制比较困难。在此种控制方式下可以采纳解耦控制。由于WFC〔S〕与WFH〔S〕以及WTC〔S〕与WTH〔S〕的特性比较相似，故可以采纳静态解耦，即在温度调节器的输出去控制热风门的同时通过一个负比例环节去控制冷风门，使温度调节器的输出基本上不影响一次风量，同样在风量调节器的输出控制冷风门的同时，通过一个正比例环节去控制热风门，使风量调节器动作基本上不影响温度控制。在实际应用中，磨煤机一次风量和出口温度的测量宜采纳三个测量变送器，被调量采纳三取中。磨煤机一次风量的测量值用磨煤机进口温度和压力进行补偿，补偿公式为：V1=K(P*ΔP)/T式中：V1为一次风流量，单位为T/H；ΔP为差〔PA〕；P风压绝对压力〔KP〕；T风温〔K〕；K：流量系数4结论：以上对发电厂机组的全程给水自动控制系统减温自动控制和磨煤机风量及温度控制系统中影响调节品质的几个问题给出了初步的解决方案，经过现场实际应用，取得了优良的调节效果。参照文献：【1】

唐必光主编.125\135火力发电机组技术丛书.北京:中国电力出版社,2003【2】

王家璇主编.热工基础及热力设备.北京:水利水电出版社,1995【3】

孙学信主编.燃煤锅炉燃烧试验技术与方法.北京:中国电力出版社,2002九江电厂#3机组部分热工自动调节系统的改善熊文华〔国电九江发电厂〕摘要：通过对#3机组部分热工自动调节系统的改善，锅炉汽包水位和主汽压力自动调节系统在线投入的安全性得到了极大地提升，确保了#3机组的安全、经济运行。关键词：自动调节控制联锁后备手动0引言自动调节是指在没有人直接参加的状况下，用调节设备〔或仪表〕使被控制的对象或生产过程自动地达到预期效果的操作。自动调节是火电厂生产过程自动化的重要组成部分，自动调节在电厂大型单元机组实现过程控制中的意义远远超出节省人力、提升劳作生产力、改善劳作条件的范围，更重要的是为大型机组及全厂实现安全、经济运行提供了可靠的确保，并为实现最正确经营管理提供了条件。电厂热工过程自动调节是热工过程自动控制中最重要的功能，随着单机容量的增大，对热工过程自动调节的功能和可靠性的要求不断提升。因此，自动调节系统除应具备自动调节功能外，还应具备报警、监控和保护功能。我厂#3机组装机容量为200MW，于1991年投产发电。限于当时的技术条件及机组的装备水平，控制系统未采纳分散控制系统，热工控制系统由常规仪表和KMM单回路调节器组成，自动调节系统在线投入时可控性较差，在测量值与给定值偏差大、PID输出与反馈偏差大或控制仪表发生故障时容易引起自动调节系统跳“手动〞，从而导致机组运行的主要参数波动大，对机组的安全、稳定运行十分不利。1热工自动调节系统的组成热工过程自动调节系统是由调节对象和调节设备组成的反馈〔或前馈—反馈〕控制系统。自动调节系统简化方框图如图一所示：图一自动调节系统简化方框图调节对象是指被控制的生产过程或设备，调节设备是指参加自动调节的仪表或设备，热工过程自动调节系统包括信号测量装置、调节机构和执行机构，信号测量装置包括一次元件取样管道和变送器，调节机构包括操作器和调节器，执行机构包括伺服扩大器和执行器。2热工自动调节系统存在的问题正是由于自动调节系统包涵的设备多，自动调节系统出现问题的概率就增大，而我厂#3机组的热工自动调节系统除高、低压加热器水位自动调节系统在高、低压加热器水位高Ⅱ值时会联锁全开疏水调整门外，其余自动调节系统基本无报警、监控和保护功能，对机组的安全稳定运行就不能起到可靠的确保作用。3改善措施为了确保我厂热工自动调节系统自动投入运行的可靠性，确保机组的安全、稳定和经济运行，依据我厂热工自动调节系统的现状，对重要的自动调节系统如锅炉汽包水位和主汽压力自动调节系统必需增加报警和监控功能。具体办法如下：1〕热工自动调节系统中各设备〔或仪表〕出现问题，都会使调节器输出正向越限或负向越限，使调节系统产生振荡或波动大，导致调节对象〔被调量〕偏离正常值；其次，热工自动调节系统投入的一个基本条件是机组应带70%的负荷(特别自动调节系统除外)，这时汽包水位自动调节系统中的给水泵勺管开度应在40%以上。鉴于以上两种状况，对汽包水位自动调节系统增加的报警和监控功能是：汽包水位自动调节系统在调节器输出低于40%或高于97%时，使运行中的电动给水泵偶合器勺管操作器由原来的“自动〞状态自动切为“手动〞状态，同时发出“汽包水位自动调节系统故障〞光字牌报警，提醒运行人员注意监视给水泵转速、给水流量和汽包水位的变化，具体实施办法如图二中的实线所示：图二汽包水位自动调节系统报警和监控功能原理接线图从图二中可以看出：该系统增加了一台DFZJ—1000型继电转换器和一个闪光报警光字牌。DFZJ-1000型继电转换器是与单回路调节器配套，接收其输出的数字量信号，通过继电转换器的内回路转换成大功率无源接点输出，其原理是：当DO1接通〔即：1、2端子接收晶体管输出信号〕时，常开触点13、14和16、17接通，常闭触点14、15和17、18断开；当DO2接通〔即：3、4端子接收晶体管输出信号〕时，常开触点19、20和22、23接通，常闭触点20、21和23、24断开。操作器11、12为“程控切手动〞接点。KMM调节器13和12接点分别为数字量输出信号和直流24V负端，HMS为高值监视模块，LMS为低值监视模块，OR为“或〞逻辑模块。2〕我厂自动调节系统使用的调节器为KMM可编程序调节器，该调节器与以往传统的调节器具有同样的操作性，且其控制参数等能以数字值进行高精度设定，除具有输入处理、运算处理和输出处理功能外，还具有自诊断功能。依据KMM调节器的自诊断功能，当KMM调节器失电、外部输出回路开路以及KMM调节器的功能板出故障〔当KMM调节器外部输出回路开路以及KMM调节器的功能板出故障时，KMM调节器面板CPU故障“CPU·F〞灯亮〕时，KMM调节器处于“后备手动方式，即：S方式〞，此时KMM调节器“S方式〞原晶体管输出信号断开，接线板端子号为16、12，再将此信号与继电转换器、闪光报警器和操作器相连，就能实现以上故障的声光报警和处于“自动〞运行中操作器程控切“手动〞功能，如图二中的虚线部分。3〕除汽包水位自动调节系统外，主汽压力自动调节系统也要增加报警和监控功能，合计到主汽压力自动调节系统正常投入时，KMM调节器的输出信号较低，且各给粉机操作器均设有最低转速300r/n，因此，主汽压力自动调节系统只增加KMM调节器处于“后备手动方式〞时的报警和监控功能，如图三所示。图三主汽压力自动调节系统报警和监控功能原理接线图从图三中可以看出：主汽压力自动调节系统的报警和监控功能也增加了一台继电转换器和一个闪光报警光字牌，给粉机总操作器的8、9接点为“操作器程控切手动〞接点，其中8为直流24V负端。4实施效果我厂#3机组锅炉汽包水位和主汽压力自动调节系统增加以上报警和监控功能后，在#3机组正常运行中发挥了至关重要的重要作用，未出现过因自动调节系统原因引起的锅炉汽包水位和主蒸汽压力等重要参数的大幅度波动现象，为#3机组安全、经济运行起到了保驾护航作用。5#3机组分散控制系统改造后的借鉴作用由于热工自动调节系统的报警和监控功能完善能极大地提升自动调节系统的可靠性，2007年底#3机组进行分散控制系统改造后，对所有自动调节系统均采纳了报警和监控功能，减轻了运行人员的劳作强度，提升了机组经济运行的可靠性和自动化水平，我厂#3机组分散控制改造后自动投入率达到了100%。600MW火电厂直接空冷系统排汽压力控制与自动防冻保护张学渊班志伟〔内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司，内蒙古托克托县010206〕摘要：本文简要介绍了内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司600MW空冷火电机组的直接空冷系统的构成，着重讲述直接空冷系统的排汽压力控制、风机控制步序及冬天直接空冷系统的防冻保护，对已经使用该系统的电厂有一定的参照价值。关键字：直接空冷系统排汽压力控制步序防冻保护引言内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司〔以下简称托电公司〕地处内蒙古呼和浩特市托克托县，地区特点为富煤缺水，而直接空冷机组最大的特点是节水、占地面积小、投资费用低，对环保起到积极作用，因此托电三、四期汽轮机排汽采纳直接空气冷却技术冷却。为减少运行人员操作、提升自动化程度、减员增效，我厂7号机组在德国GEA能源技术制定的基础上完成并优化了直接空冷系统的排汽压力自动控制，并且对直接空冷系统的防冻保护进行了改善，从试验结果来看，我们进行的工作是成功而有效的。1机组概况托电公司7号机组为600MW亚临界参数燃煤发电机组，汽轮机型式为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式。汽轮机排汽采纳直接空气冷却技术冷却，空冷岛主要设备由德国GEA能源技术和北京基依埃能源技术供货。控制系统主要采纳美国西屋公司制造的OVATION分散控制系统，该系统主要完成CCS、MCS、FSSS、SCS、DAS系统等功能。直接空冷系统受机组的监控系统的监视(UnitDCS)。而空汽冷凝器〔ACC〕由其自身的调节性控制系逻辑〔ACCDCS〕监控。重要的监控信号要在GCACC和机组控制系统〔UnitDCS〕间实现交换。2直接空冷系统概述直接空冷系统由空冷凝汽器〔ACC〕、空冷风机、凝汽器抽真空系统及空冷散热器清洗系统组成。2.1空冷凝汽器〔ACC〕和空冷风机空冷凝汽器和空冷风机搁置在空冷平台之上，布置在主厂房外。每台机组空冷平台上共安装56组空冷凝汽器和56台空冷风机，分为8排垂直布置，每排有7组空冷凝汽器，其中第2、第6组为逆流凝汽器，其余5组为顺流凝汽器。每组空冷凝汽器由12个散热器管束组成。每组空冷凝汽器下部设置1台轴流变频调速冷却风机，使空气流过散热器管束外表面将排汽凝结成水，流回到排汽装置水箱。变频空冷风机的变频调速具有超速110%的能力。2.2凝汽器抽真空系统在机组启动阶段的抽真空过程是由三台水环真空泵并行完成的。在正常的运行阶段只有一台泵工作，将不能冷凝的气体排出真空系统；如果需要也可以由操作员单独手动控制每一台水环真空泵的投切。抽空气管道接到每个冷却单元逆流空冷凝汽器的上部，运行中不断将空冷凝汽器中的空气和不凝结气体抽出，坚持系统真空。2.3空冷散热器清洗系统空冷散热翅片管束表面脏污、翅片堵塞杂物会导致换热效果下降，进而影响机组出力带负荷，因此需要配备翅片管清洗系统。清洗采纳主厂房除盐水来水，经补水管道进入空冷岛电控室水泵间的水箱，冲洗水泵从水箱取水升压后将高压除盐水送入空冷平台冲洗装置对翅片进行冲洗。3直接空冷凝汽器控制系统的结构机组的控制系统〔UNITDCS〕是整个电厂的调节性监控系统，而空冷凝汽器的控制系统〔ACCDCS〕则是机组控制系统〔UNITDCS〕中的一个独立的子组控制逻辑。重要的监控信号要在GCACC和机组控制系统〔UnitDCS〕间实现交换。空冷凝汽器的控制系统〔ACCDCS〕包涵一个组控制逻辑和一个压力控制器。组控制逻辑：空冷凝汽器的多种操作模式〔启动、正常运行、特别运行以及停机〕都处于这个主监测组控制逻辑〔GCACCDCS〕当中。压力控制器：为了获得理想的排气背压，排汽压力控制器将排出蒸汽的压力实际值与控制系统给出的设定值进行比较，通过一个PI控制器改变风机转速实现负载变化时系统的快速响应；如果控制偏差超过相应的高值，通过在风机步序控制立即上切一步，即改变空冷风机转速的同时改变相应位置的空冷风机投入数量来实现快速使系统调整到一个新的稳态状况〔不同的蒸汽负载和冷却空气温度4直接空冷系统排汽压力控制我厂空冷系统在投产后空冷背压自动控制一直未实现，启动过程中通过运行人员手动设置压力设定点而改变风机转速从而调整排汽压力。在7号机停机时间，我们进行了7号机组空冷自动控制逻辑优化与完善，通过风机的自动转速切换可以实现空冷系统的自动压力控制。正常运行时通过改变风机转速以及运行台数来控制背压。低温且低负荷状况下，通过改变风机转速，运行台数，进汽蝶阀开启个数这三部分来控制背压。4.1风机分步配置表依据不同的蒸汽负载和冷却空气温度，我们制定了空冷风机分步配置表。在表中规定了不同稳态状况下风机转速范围、运行台数、进汽蝶阀开启个数的分配状况；在较大扰动下可以进行空冷风机步序间的向上或向下切换，以使系统快速调整到新的稳态状况。上面三幅图中：D：逆流部分/风机〔提聚器〕C：汇流部分/风机(冷凝器r)0：风机“停机〞10-20Hz：风机速度在10到20Hz间10-50Hz：风机速度在10到50Hz间55Hz：只有操作员手动设定A1：第1排排出蒸汽管阀门A2：第2排排出蒸汽管阀门A3：第3排排出蒸汽管阀门A4：第4排排出蒸汽管阀门A5：第5排排出蒸汽管阀门A6：第6排排出蒸汽管阀门A7：第7排排出蒸汽管阀门A8：第8排排出蒸汽管阀门PAGE214.2上切UP-Switching当实际排出蒸汽压力高于设定值并继续一段时间〔也就是实际排汽压力和设定值间存在正偏差〕，即现在运行的空冷风机提到本步序下的最大转速仍无法满足增长的蒸汽负载时，需要空冷风机向上切换到更高的步序，再提升风机转速、启动更多的风机甚至打开排气蝶阀投入更多排的风机组来适应蒸汽负载的增长。为了避免风机切换过于频繁，在风机每变幻过步序之后等待一段时间。除了第12步，其他所有步骤中风机电机的最高速度受到限制，以减少造成相应排冷凝的不平衡和避免冷凝水的积存。空冷风机的1-8级步序是用于低温状况〔只有在环境温度低于+2℃的状况下〕。1-8级的逐级向上切换是只要环境温度低于2度，所有运行着的风机的频率大于20HZ，并且排汽压力与实际设定点的差大于5KPa就自动向上切换，切换后，将改变进汽碟阀的数量，以及改变各台风机的转速〔见风机转速级别配置图〕。以从风机步序４到７上切为例说明：在风机步序４时第1、2、7、8排风机组被隔离〔A1、A2、A7、A8排汽蝶阀关闭〕。当满足条件风机转速大于20Hz和实际排汽压力设定值+5KPa时，风机步序从第4步切换到第7步，在此过程中第1排和8排的排气蝶阀仍关闭，但打开第2排和7排的阀门。风机第2排至第7排的所有2-6号风机组将以最低转速10Hz运行，随时跟随压力控制指令的输出，如果指令增加，那么将提升相应转速来维持真空度。当夏季温度高、负荷高时，机组关于真空的要求比较高，这时需要增加风机，以及增加风机的转速来提升相应的真空度，如果风机转速级别已经从下级切在第8级，而排汽压力大于实际设定点5KPa时，转速级别自动直接切到最高步序12级，在此过程中打开第1排和8排的排气蝶阀，此时所有排汽阀门全部已打开，所有空冷风机将以最低转速运行，随时跟随压力控制指令的输出，它们的转速指令是通过排汽压力作为过程变量与锅炉负荷作为给定的PID算法得出的。风机的上切可以从1到2….直到12步，以上所列的从4到7，从8到12只是相应的改变了进汽碟阀的数量，除此以外的步续上切，例如从2步到3步，其实只改变了风机的台数及转速来提升相应的真空度。4.3下切DOWN-Switching当有继续的低负载，即实际排汽压力经过一个给定的延时后仍然小于设定值〔也就是说实际排汽压力和设定值间有负偏差〕，才进行风机的下切和换热管束排的关闭。每一步风机电机的最低速度都有限制，这样是为了避免对运行中的电机产生消极影响。具体条件为当风机转速低于１２Ｈｚ并且排汽压力小于设定值延时２分钟后需要进行风机的下切，在非常低的温度下〔低于＋２℃〕，必需通过关闭换热管排来减少换热面积。通过关闭相应配汽管上的阀门被关闭，即没有蒸汽进入相应的冷凝单元，只有每被隔绝排的风机坚持运行。例如自动转速级别处在第12步，此时负荷假设下降了些，那么风机的转速指令也会由于PID的指令输出而改变，即减小。那么排汽压力此时由于减负荷应该减小，当排汽压力减小低于排汽压力设定点3KPa并且所有风机的转速已被PID输出的指令降至12HZ以下，自动转速级别会从12步自动下切到11级，假设条件存在，最后会切至第9步，如果负荷在此过程中再上升，风机的转速指令也会由于PID的指令输出而改变，即增加。那么排汽压力此时由于增负荷应该增加，排汽压力假设又高于设定点5KPa，且所有风机转速提升到20Hz时，那么转速自动级别再从第9步向上切。如此便实现了风机转速级别的上切及下切，由此通过改变增加或减少风机台数，增加或减少所有风机的转速而改变机组对真空的要求，从而达到了排汽压力自动控制的要求。5直接空冷系统防冻保护进入冬季后，托电四周环境温度常常在-20℃左右，而空冷岛就露天置于主厂房外，这种状况可能导致冷凝器内的冷凝水过冷而冻结，因此空冷系统的防冻措施，关于空冷机组的安全稳定运行尤其重要。为此，我们对直接空冷系统的防冻保护进行了改善、试验、完善，从试验结果来看，我们进行的改善是成功而有效的。我厂的直接空冷系统防冻保护主要包括以下三个部分：5.1凝结水过冷防冻保护如果排气压力控制工作正常，排出蒸汽压力在排空气单元的抽气能力有所下降，那么大量的空气和冷凝器内未冷却的气体就会聚积，这种状况可能导致冷凝器内的冷凝水过冷从而在冬季很低的环境温度下冻结。所以，排蒸汽压力控制也就同时成了一种防冻的手段。在ACC处在不正常的运行模式时，例如抽空气单元失灵，非正常空气涌入真空系统或者排蒸汽压力控制失灵，过冷就可能出现。ACC系统在冷凝水收集管中〔逆流管〕通过测温元件发现冷凝水的过冷现象，这些收集管将冷凝水排出到冷凝水收集罐中。每排的顶侧都装有2套冷凝水温度测量元件。如果冷凝水的某一个温度降到20℃以下并且环境温度低于2℃，则发出一个警告信号(CONDSUB-COOLING)。如果冷凝水温度降到15度以下，那么发出一个警告(FREEZEPROT)，同时控制系统给出的排蒸汽压力设定值升高3KPa。如果经过30分钟过冷仍然存在，则启动第二台水环真空泵,使可能出现冷凝的蒸汽在真空度较高的状况下迅速冷凝回流，防止出现真空度低而导致空冷岛内部蒸汽出现过快冷凝冻结在管道上。如果冷凝水的过冷消失，也就是所有的冷凝水温度正常〔接近排出蒸汽的温度〕，则关闭第二台水环真空泵，排出蒸汽压力的设定值设回之前的值，且扰动指示(FREEZEPROT)消失。5.2逆流管束回暖防冻保护 在正常运行时且环境温度低于+2℃一段时间〔从水蒸气到固态，能够形成松散的冰粒〕，在逆流管的上部区域可能发现无法凝缩物质的过冷现象。如果这种状况在很长时间常常出现，也就是一天或好几天环境温度低于零下，这可能导致逆流管的上部端口逐渐堵塞且妨碍无法冷凝物质的抽出。作为一项预防性措施，逆流风机依次停止且要以给定的速度反转一段时间，对各排蒸汽逐渐开始回暖保护，使冷凝散出的热量通过倒转的风机向下流通并经过散热片，给提聚器管加热，融化可能形成的冰块。例如风机处在步序3或4时，-15℃<环境温度<2℃，自动启动第3排~第6排这四排的逆流管束回暖顺控。回暖顺序为第3排→4排→5排→6排，各排的回暖间隔为15分钟。第6排回暖完成后，15分钟后重新进行第3排的回暖，开始新一轮的各排回暖。如环境温度<-15℃，各排的回暖间隔缩短为8分钟。环境温度>5℃，自动停止各排回暖。每排的回暖顺控过程为停逆流风机〔#2和#6风机〕→反转逆流风机，频率为15Hz→反转15分钟后停逆流风机→正转逆流风机。5.3抽真空过冷防冻保护如果排出蒸汽的温度与抽空气系统的所有非隔离部分的平均温度之差超过15K(过冷)，继续时间10分钟，第二台水环真空泵启动。当上述两温度之差小于6K并继续5分钟，第二台泵关闭。此保护的主要目的是防止因排汽散热过快，冷凝过慢的热量不平横而导致真空度突然下降，进而导致空冷内部蒸汽可能出现冻结的重要保护手段。6结束语大型火电厂的直接空冷系统在国内应用较晚，很多电厂业主关注的不仅是空冷系统制定优化的经济性，更关怀的是空冷系统的安全性。托电7号机组直接空冷系统的排汽压力控制与防冻保护的优化与完善，在一定程度上提升了机组的安全经济运行水平，希望能够为更多北方缺水地区火电厂直接空冷技术的应用提供参照与借鉴。参照文献GEA空冷机组制定图托电公司7号机组空冷系统逻辑图毕业制定〔论文〕开题报告制定〔论文〕题目基于单片机的六足机器人控制软件制定选题的背景和意义：背景：在社会迅速发展的今天，单片机的的运用已经渗透到我们生活的每个角落，也似乎很难找到哪个领域没有单片机的足迹。智能仪表、医疗器械，导弹的导航装置，智能监控、通讯与数据传输，工业自动化过程的实时控制和数据处理，广泛使用的各种智能IC卡，汽车的安全确保系统，动控制领域的机器人，数码像机、电视机、全自动洗衣机的控制，机以及程控玩具、电子宠物等等，这些都离不开单片机。意义：单片机的学习、开发与应用将关于现代社会的发展，经济的繁荣，和提升满足人类日益增长的物质文化需求有着至关重要的作用。也成就了一批又一智能化控制的工程师和科学家。科技越发达，智能化的东西就越多。学习单片机是社会发展的必定需求，也是我们现代高级技工所必需要掌握的技能。课题研究的主要内容：1：通过资料查询，分析研究得出芯片各引脚功能2：研究单片机引脚与外接硬件的连接，得出芯片各引脚是对应哪些功能的控制。3：依据单片机的和机器人资料，分析出按时器选择，计数方式选择，晶振的选择4：结合C语言知识，利用KEIL软件编写控制六足机器人行走的程序。5：使用STC_SIP_V3.9软件下载程序到芯片，进行软硬件联调。主要研究〔制定〕方法论述：首先利用网络资源查找出AT89S51单片机的结构，引脚功能图，弄清它的工作原理，再通过资料与公式计算出PWM的精度控制，然后通过观察弄清六足机器人和单片机之间的联系，从而了解芯片的引脚和机器人功能的对应，怎样用单片机去控制六足机器人的行走，然后利用KEIL软件，编写出C语言程序，编译通过后下载到单片机，再依据实际运行状况对程序进行修改，最终完成控制程序。四、制定〔论文〕进度安排：时间〔迄止日期〕工作内容确定论文主题——寻找相关资料——阅读相关资料借取六足机器人对六足机器人的工作原理进行分析——编写控制程序，下载，调试编写论文提交论文五、指导教师看法：指导教师签名：年月日六、系部看法：系主任签名：年月日某用户35kV变电所及其综合自动化系统制定摘要:35kV变电所综合自动化系统主要为无人值班形式，其制定应服从电网调度自动化的总体制定，其配置、功能包括设备的布置应满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则。因此,本次制定我们将以此作为制定指导原则展开制定工作。整个制定过程包括总降压变电所电气制定、10kV中性点接地制定与所用电制定、微机保护及综合自动化系统制定。我们将从各种相关方案中比较确定出最正确制定方案。其中总降压变电所采纳内桥式的接线方式，10kV中性点采纳经过小电阻接地，所用电采纳接地变压器兼所用变压器的形式。关键词：变电所，综合自动化，微机保护，中性点接地DesignonCustomer35kVSubstationAndTheSynthesizeAutomationSystemAbstract:Thecomplexautomaticsystemnobody'sformonduty35kVtransformersubstationmainlyitdesignsoveralldesignthatshouldobeyautomationofdispatchingofpowernetwoks,itdispose,includingequipmenttodecorateandshouldmeetelectricwirenettingsafe,high-quality,economicaloperationandinformationstratatransmit,principleofresource-sharingfunction.Designweregardthisasanddesignguidelinelaunchthedesignworkthistime.Wholedesignprocessincludingelectrictodesigntostepdowntransformersubstationalways,10kVneutralsomeearthdesignwithpowerconsumingdesign,computerprotectandcomplexautomaticsystemdesign.Wewillrelativelydeterminethebestplanofdesignfromvariouskindsofrelevantschemes.Stepdowntransformersubstationwiringwayofbridgetypeinadoptingalwaysamongthem,10kVneutraltoadoptthroughdisappeararccoilearthabit,adopttheearthvoltagetransformerandconcurrentlyformofthevoltagetransformersusedwiththeelectricity.Keyword:Thetransformersubstation,comprehensiveautomation,thecomputerprotect制定指导思想变电站及配电所在配电网中具有十分重要的地位。它既是变压器侧配电网中的负荷，又是下一级配电网的电源，其自动化程度的凹凸直接反映了配电自动化的水平。1995年，国家调度中心要求现有35kV~110kV变电站在条件具备时逐步实现无人值班变电站，新建变电站可依据调度和管理需要以及规划要求，按无人值班制定。欲实现无人值班变电站，其中变电站的综合自动化程度很重要。变电站自动化系统作为电网调度自动化的一个子系统，应服从电网调度自动化的总体制定，其配置、功能包括设备的布置应满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则。因此本次制定我们将以此作为制定指导原则展开制定工作。按我国的实际状况，目前变电站还不大可能完全实现无人值班，即使是无人值班，也有一个现场维护、调试和应急处理的问题，因此制按时应合计远方与就地控制操作并存的模式。同样，保护单元亦应具有远方、就地投切和在线修改整定值的功能，以远方为主，就地为铺，并应从制定、制造上确保同一时间只同意其中一种控制方式有效。要积极而慎重地推行保护、测量、控制一体化制定，确保保护功能的相对独立性和动作可靠性。保护、测量、控制原则上可合用电压互感器，对电量计费、功率总加等有精度要求的量可接量测电流互感器，供监测用的量可合用保护电流互感器。变电站自动化系统制定中应优先采纳交流采样技术，减轻电流互感器和电压互感器的负载，提升测量精度。同时可取消以前常常采纳的光字牌屏和中央信号屏，简化控制屏，由计算机承当信号监视功能，使任一信息做到一次采集、多次使用，提升信息的实时性、可靠性，节约占地空间，减少屏柜，二次电缆和制定、安装、维护工作量。变电站内存在强大的电磁场干扰。从抗电磁干扰角度合计，在选择通信介质时可优先采纳光纤通信方式，这一点对分散式变电站自动化系统尤为适用。例LSA678，DISA－2，DISA－3型等均采纳了光纤通信方式。但鉴于光纤安装、维护复杂及费用相对较高，因此本次制定的变配电站宜以电缆为通信介质。

由上面的制定指导思想可以看到我们这里无人值班变电所的制定应尽量使一些现实问题得以解决，使供配电质量能进一步提升。总降压变电所制定§依据负荷资料可知：由用户确定主要为一、二级负荷，依据《工业与民用配电制定手册》一书我们可以很清楚地看到一级负荷应由两个电源供电，这样当一个电源发生故障时，另一个电源不致同时受到损坏，以维持继续供电。一级负荷中特别重要的负荷，除上述两个电源外，还必需增设应急电源。常用的应急电源有发电机组、干电池、蓄电池或供电网络中有效地独立于正常电源的专用馈电线路。同样，我们也可以看到二级负荷也需要有两个电源供电。做到当发生电力变压器故障或电力线路常见故障时不致中断供电或中断后能迅速恢复。§依据所给的资料可知，当地供电部门可提供两个35kV供电电源，分别来自距离用户4km外的220/35kV地区变电所和5.5km外的110/35kV地区变电所。§从用电容量、用电设备特性、供电距离、供电线路的回路数、当地电网现状等多方面的因素合计，关于该用户的变电所制定，我们拟订35/10kV降压变电所一座，供电给8个35/10kV车间变电所，这样我们就可以兼顾到一、二级负荷的要求了。采纳这中做法还有一个好处就是：使高压电源深入负荷中心，减小配电半径，降低电缆投资，提升供电质量。§2.435kV变配电所主接线方案确定通过阅读各类相关资料可知，为了降低电能损耗，应选用低损耗节能变压器。在电压偏差不能满足要求时，35kV降压变电所的主变压器应首先采纳有载调压变压器。35kV变电所主接线应依据变电所在电力网中的地位、进出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。变电所主接线要满足安全、可靠、灵活、经济的基本要求。其中，安全包括设备安全及人身安全；可靠应满足一次接线应符合一、二级负荷对供电可靠性的要求；灵活即用最少的切换来适应各种不同的运行方式，检修时操作简便，另外，还应能适应负荷的发展，便于扩建。；经济尽量做到接线简化、投资省、占地少、运行费用低。在我们这组制定中35kV变电所主接线一般有单母线、单母线分段、双母线接线、单元接线、内桥式、外桥式方式可以合计其可行性。具体分析如下：单母线优点是简单、清楚、设备少，但可靠性与灵活性不高。〔见以下图1、2〕一般供三级负荷，两路电源进线的单母线可供二级负荷。由于在该制定中用户不仅有二级负荷而且还有一级负荷，并且这里我们要合计到无人值班变电所的因素，可靠性和灵活性显得尤为重要，鉴于这些方面的原因，单母线的优点显然不够以使用户满意，也有背于我们制定无人值班变电所的基本思想和初衷，因此我们这里不合计单母线的方式。单母线分段，母线分段后，可提升供电的可靠性和灵活性。两路电源一用一备时，分段断路器接通运行。任一段母线故障，分段断路器可在继电保护装置作用下自动断开。两路电源同时工作互为备用时，分段断路器则断开运行。任一电源故障，分段断路器可自动投入。图2.1一路电源图2.2两路电源一用一备从上图2.4.3可以看出单母线分段虽然也能供给一级负荷，并且由于采纳分段形式，变压器一用一备，较之单母线确实也在一定程度上大大提升了供电的可靠性和灵活性，与我们的制定似乎有些相投，但我们也可以看到母线分段后带来的问题，比如母线分段后，我们需要在母线分段部位采纳联系柜，这样就增加了投资经费，而且也会增加选择时的计算，并且还要合计到和母线之间的匹配问题。因此我们再将其它几种接线方式做一翻讨论，