电厂扩建及改造工程热工自动化设计技术方案

电厂扩建及改造工程热工自动化设计技术方案

1.1热工自动化系统设计范围

本期供热工程热工自动化设计的范围包括上述1台循环

流化床锅炉、1台汽轮发电机组及其相应的除氧给水热力系

统等，还有配套的辅助生产车间如锅炉补给水处理系统、除

灰渣系统、工业水系统设计。

2热工自动化水平和集中控制室布置

2.1热工自动化水平

本工程的热力控制方式和自动化水平设计将按如下考虑：

1)整个供热工程采用机、炉、电集中控制方式，规划建

设容量的1台循环流化床锅炉、1台汽轮发电机组以及相关

辅助系统的控制都将集中在一个控制室内控制，电气10KV

网络接入控制也将同时纳入该集中控制室内进行控制。

2)本期工程将于集中控制室内设置一套冗余配置的计

算机分散控制系统(DCS),完成对1台锅炉、1台汽机，及

其相关的除氧给水、减温减压站、循环水，以及厂用电、发

电机、变压器(包括10KV网控)等系统的统一监视、控制、

报警、联锁保护，和机组的效率、性能计算等，保证机组安

全、可靠、经济地运行。其主要功能系统包括：数据采集系

统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(包括SCS

(B/T)及SCS(G/A))、锅炉安全监控系统(FSSS)等。

3)在集控室内机组的运行将以分散控制系统操作员

站作为机组主要监控手段，共设置3个操作员站及一个值长

站。机组运行人员可在少量就地操作和巡回人员和配合下，

在集控室内实现机组的起动，正常运行工况的监视操作、紧

急情况事故处理及停机；常规仪表盘上装设汽包水位工业电

视和少量必要的常规仪表，以及一些重要的信号报警光字

牌，控制台上仅设停机、停炉、解列发电机及重要设备的紧

急操作按钮，以保证机组在紧急情况下安全快速停机。

4）对某些仅用于机组启停但不经常监视的参数，如锅

炉和汽机的金属温度，发电机的线圈、铁芯和冷却水温度，

辅机轴承温度和纯数据采集又较相对集中的模拟量信号，以

及物理位置相对较远的水泵房系统，燃油泵房等将采用远程

工I/O设备，并以通讯方式接入分散控制系统。远程I/O设

备布置在工艺设备附近。

5）微机分散控制系统（DCS）将分为过程控制级和I/O

级。过程控制级主要完成数据采集、自动调节及子功能组级

的顺序控制。

6）机组的自动调节系统（MCS）在机组最低不投汨稳

燃负荷到100%最大负荷范围内投入。维持机组主要运行参

和稳定。

7）机组顺序控制系统（SCS）按子功能及驱动级二级设

计，主要用于辅机的程序控制及联锁保护。子组的划分经各

个主要辅机为单位，主要有风机、水泵、阀门等。

8）汽机安全监视仪表（TSI）及汽机数字电液控制系统

（DEH）是汽轮机的安全监视和保护设备，故随主机配套供

货。并与DCS之间设有可靠的控制接口。

汽机紧急跳闸系统（ETS）采用双工PLC实现。

9））由锅炉厂配套供货的锅炉脉冲式吹灰器系统，因其

数量较少，将考虑纳入DCS的顺序控制系统（SCS）中,控制

信号接口在吹灰器动力配电箱端子排处。

10）锅炉灰、渣、尘辅助车间将设就地集控室，采用可

编程控制器（PLC）+上位机的监控方式，值班人员可在就

地集控室内的上位机上通过CRT和鼠标对排渣、除尘、除灰、

以及石灰石上灰系统进行就地集中监控。并与DCS之间设有

可靠的通讯接口。

11）化学水处理车间以及输煤辅助车间将设置就地集

中控制室，采用可编程控制器、上位机及CRT实现监视与控

制，并有接口与DCS通讯。

12)暖通空调系统、化学汽水取样分析和自动加药系统

等设置就地控制站，重要的过程参数和运行状态信号送至集

中控制室DCS系统内进行集中监视。

13)机组的DCS系统将预留与厂级管埋信息系统(MIS)的

通讯网络接口.

14)为加强锅炉烟气中的S02、NOx、CO、粉尘等有害气体

排放的检测和监督，指导改进操作，减少有害气体的排放，

装设锅炉烟气连续排放监测系统(CEM),烟气中的S02、NOx、

CO、粉尘及排烟浓度的监视信号，将送进DCS进行显示、报

警、记录，实现烟气排放的实时监测.

2.2集中控制室的布置

集中控制室布置于BC列8m运转层上，集中控制室内布

置机组监控系统的人机接口设备。采用独立式DCS操作台和

柜式仪表盘，盘台分列布置，以利于电厂运行人员操作和集

中监视管理，达到以CRT和键盘为监控中心的控制水平。

机组分散控制系统操作员台布置在前排，台上主要布置

CRT及键盘、鼠标及少量必要的后备紧急操作开关等。后排

布置1台炉、1台汽轮发电机组、电气公用系统等常规仪表

监控盘、打印机及电气消防火灾报警盘。最后，在控制室前

部中央布置有值长站，其上布置调度通讯台，值长用的CRT

终端等。集中控制室净空高度为3.6%

在控制室附近设置电子设备间，在电子设备间内设工程

师站间，以方便运行管理。电子设备间布置本期工程的DCS

机柜、继电器柜、汽机保护柜、热控电源柜、电气保护柜、

电气变送器屏，不停电电源装置、及通讯交换机等。

电子设备间8米运转层下的相应位置设电缆夹层，所有

电缆经电缆夹层进入电子设备间。

8

锅炉热工仪表的防冻保护按电伴热+蒸汽伴热方式。

锅炉补给水处理.、除灰渣、输煤系统等将在各自辅助车

间内设置就地集中控制。

2.3控制系统的总体结构

1）本工程机组控制系统主要有以下几大部分组成：

分散控制系统（DCS）:

汽轮机电液调节系统（DEH）（汽机厂成套供货）；

汽轮机安全监视仪表（TSD（汽机厂成套供货）；

现场远程I/O设备；

少量的常规仪表和操作设备；

就地检测仪表和执行机构；

2)DCS至少包括以下主耍功能：

数据采集与处理系统(DAS)；

模拟量控制系统(MCS)；

汽轮机紧急跳闸系统(ETS))；

锅炉和汽机的辅机顺序控制系统［SCS(B/T)］；

发电机，变压器组和厂用电系统的顺序控制系统［SCS

(G/A)］；

10KV网络控制；

DCS控制器的配置，本工程可按工艺系统划分为几大监控

区域：锅炉监控区，汽机监控区，除氧给水公用系统监控区,

发电机、变压器组和厂用电监控区。然后在每一监控区内，

可根据自动化应用功能的重要性，进行再分组或单独分组。

DCS作为主要监视和控制设备，辅以少量常规仪表，与主

设备厂配套供货的辅助控制系统，就地仪表等几大部分的结

合，构成了整个电厂机组的控制系统。

2.4控制系统的可靠性

2.4.1分散控制系统性能指标：

(1)系统可月率：99.90%；

(2)系统精度：

输入信号：±0.1%(高电平)；±0.2%(低电平);

输出信号：±0.25%(高电平)；

(3)事件顺序记录(S0E)分辩率:1ms；

(4)抗干扰能力:

•共模电压：三250V；

•共模抑制比：290dB；

•差模电压：N60V；

•差模抑制比：三60dB；

(5)系统实时性和响应速度：

•数据库刷新周期，对于模拟量不大于采样周期，一般

开关量才4T秒；

•CRT调出画面的响应时间：一般画面不大于1秒，复杂

画面》2秒；

•CRT画面上数据的刷新周期1秒：

•控制器的工作周期，模拟量控制最大执行周期不大于

0.25秒(250ms)

•需快速处理的为0.125秒(125ms),开关盘控制不大于

0.1秒(100ms),

快速处理的为0.05秒(50ms)。控制用I/O的采样周

期应与上述周期。

•从键盘发出操作指令到通道板输出和返同信号从通

道板输入至CRT上

显示的总时间宜小于2.5秒(不包括执行机构动作

时间)

2.4.2分散控制系统可靠性措施

1））分散控制系统的冗余配置

所有用于机组监视、联锁保护、调节控制等过程控制站

的控制器将冗余配置。

重要的1/0信号的通道冗余配置，并分别配置在不同通

道板上，必要时分别配置在不同控制器不同的通道板上。

连接各分散处理单元、I/O处理系统、人机接口及系统

外设等的数据通讯总线冗余配置（包括冗余通讯接口模件）。

数据通讯总线的负载率在最繁忙的情况下不超过

30限-40%（对以太网应不超过15%-20%）.

2））分散控制系统电源的冗余配置

对于分散控制系统（DCS）的220VAC电源，将提供满足

DCS要求的高品质、高可靠性的电源，可为两路不停电源

（UPS）,也可是一路UPS,另一路来自低压厂用电母线。两路电

源的自动切换，将在DCS系统内部实现，由DCS供货厂商负

责完成，其电源故障应属系统的可恢复性故障，一旦重新受

电，系统应能自动恢复正常工作而无需运行人员任何千预。

3）在DCS中，监视、控制和保护系统的信息共享按下列

原则进行：

监视和控制系统的公用的信息，I/O信息首先引入控制

系统的I/O通道，通过通讯总线传送至监视系统。控制系统

与保护系统都用的过程信息，通过各自的1/0通道分别引入。

4））分散控制系统的设计按照控制分级原则（功能组级、

子功能组级及驱动级）进行，以便在系统局部故障时，操作

员能选择较低的水平控制，而不致丧失对整个过程的控制。

5））分散控制系统备用容量

•通讯总线负荷率：W3（T40%（对以太网应不超过

15%^20%）;

•控制器CPU的负荷率:W60%（最忙时）;

•操作员站CPU的负荷率：W40%（最忙时）；

•存储器占用容量：内存＜50%:外存W40%;

•I/O点裕量：10%

•系统电源负荷裕量：40%

•操作员站允许最大标签量至少应为系统过程1/0点

数的150%~'200%c

6）与其它控制、保护装置之间的信息交换采用I/O通道

时，采取电隔离措施。

7））设置分散控制系统自诊断的模拟诊断画面或报警

窗，以便在分散控制系统故障初期时，能够直观、方便地将

故障诊断信息向运行维护人员显示，使其故障位置能尽快确

定，提高系统的运行可靠性。

8））机组的重要保护和跳闸功能如汽机紧急停机、停炉

系统，采用独立的装置，每个跳闸条件设置多个测量通道，

每个测量通道有独立的变送器和仪表回路，跳闸回路采取二

取二或三取二逻辑。每个独立的通道有在线试验设施，试验

时不会使保护功能失效。

9））对每个独立的控制对象，考虑有投入运行的许可条

件，以避免不符合条件的投运，还考虑有“动作联锁”，以

便在危险的运行条件下使设备跳闸。

10）在控制台上还设置极少量必要的常规仪表和后备硬

手操，以便在分散控制系统发生全局性或重大故障时（例如,

分散控制系统电源消失、通讯中断、全部操作员站失去功能,

以及重要控制站失去控制和保护功能等）为确保机组紧急安

全停机，设置下列独立于DCS的紧急事故操作手段：

•总燃料跳闸；

•汽机紧急跳闸：

•发电机紧急跳闸；

•汽包事故放水门；

•直流润滑油泵；

•交流润滑油泵：

n）为保证控制系统的可靠运行，控制系统的接地及

输入、输出线路的屏蔽与敷设应按照控制系统的要求设计。

12）对重要参数（如汽包水位、炉膛压力、凝汽器真空、

主汽压力、润滑油压等）的变送器应多重设置（双重或三重设

置）。

3热工自动化功能

3.1数据采集系统（DAS）

数据采集系统(DAS)至少应完成以下功能：

3.1.1过程变量的采集和处理：

•采集工艺系统各种参数、设备状态等信号；

•输入信号的正确性判断、数字滤波、非线性校正、

参数补偿、故障检

查及工程单位变换处理；

••参数计算，包括和、差、平均、最高、最低、累

计、变化率等；

3.L2报警处理

分为定值报警和可变限值报警，并有非正常报警闭锁功

能，防止在机组启停阶段一些参数的误报警。

3.1.3CRT显示

•报警显示；

•图形显示(模拟图、棒图、趋势曲线、成组参数、

软手操画面)；

•操作指导画面；

•SCS步序及有关参数显示；

•DCS系统状态显示；

3.1.4打印和报表

包括按预期事件和预定义事件自动打印或人工请求打

印:

•运行人员操作记录;

•变量趋势记录；

•参数越限和报警记录；

•事故顺序（SOE）记录；

•事故追忆记录；

•设备运行累计记录；

•设备状态记录；

•设备性能记录；

・定期记录（包括小时、班报表，日、月、年定期

报表）；

3.1.5性能计算和经济分析

至少应包括：

•厂用电消耗；

•汽耗：

•热耗：

・煤耗：

・水耗：

•机组（包括汽机、锅炉、发电机）效率；

•凝汽器性能：

•对蒸汽压力、温度、凝汽器真空、给水温度、过剩

空气量等的偏差

进行实际热效率与额定热效率的偏差计算及由此

引起的费用计算;

3.1.6历史数据存贮和检索

对重要的过程数据和计算数据信息进行在线存贮，其

信息可保存至少48小时，当发生事故时，可立即调出相应

趋势画面，并定期转存至光盘或磁带机中。

3.2模拟量控制系统('MCS)

机炉主要装设的自动调节项目有：

•主汽母管压力调节；

・燃料量调节；

•石灰石量调节；

•点火燃烧器油量、风量调节；

•总风量以及一、二次风量调节；

•炉膛压力调节；

•流化床床温调节；

•流化床床压调节；

•冷渣器排渣温度调节；

・汽包水位调节；

•过热蒸汽温度调节；

•凝汽器水位调节；

•低压除氧器压力、水位调节；

•汽机轴封压力调节：

•减温减压器压力调节：

・减温减压器温度调节：

为了提高仪表测量及控制精度，对于一些参数必须进行

信号修正，如送风量、给水流量信号进行温度补偿、汽包水

位的压力补偿、过热蒸汽流量的压力温度补偿。

3.3辅机顺序控制系统(SCS)

为了在机组启、停时减少操作人员的常规操作，设计的

辅机顺序控制系统按子组级程控进行自动顺序操作，SCS用

于启动停止这些子功能组。机组辅机顺序控制系统按子功能

组级和驱动级二级设计，一个子功能组被定义为由一些相关

设备组成的完成某项功能的设备组合，这些设备之间有联锁

控制关系，例如一台送风机及其相关的辅助润滑油泵、入出

口门等。

SCS可以通过自动/手动的方式完成一个子组的启动停

止控制和在事故状态下紧急处理。运行人员可以改变子组的

运行控制方式。在手动方式下，运行人员可以操作子组中的

所有单个设备(如风机、水泵、电动门、电磁阀等)的启、停

或开、关操作；自动运行方式下出现故障/人工中断指令，

子组控制程序即被中断停止在中断位置或恢复到安全状态。

在SCS功能中设置完整的电气事故及工艺参数的联锁保

护功能。主要有引风机、送风机、一次风机、给煤机的事故

联锁；设置汽机润滑油压低的汽轮机交流润滑油泵、直流润

滑油泵联锁；互为备用的给水泵、凝结水泵、发电机冷却水

泵等设有事故跳闸及压力低的联锁功能：

3.3.1锅炉和汽机的辅机顺控系统(SCSCB/T))

1)锅炉辅机顺控包括：

・引风机子功能组；

•送风机子功能组；

•一次风机子功能组；

•给煤机子功能组；

•石灰石给料机子功能组；

•冷渣器排渣子功能组；

•给水、减温水子功能组；

•锅炉吹灰子功能组；

2))汽机及除氧给水辅机顺控包括：

•电动给水泵子功能组；

•低压除氧器子功能组；

•凝结水泵子功能组；

•汽机油系统子功能组：

・汽机疏水系统子功能组；

•高压加热器子功能组；

・低压加热器子功能组；

•循环水系统子功能组；

•发电机空气冷却系统功能组；

3)发一变组、厂用电源系统及35KV网络的控制系统

(SCS(G/A))见电气部分有关的说明。

3.5汽机电液调节系统(DEH)

汽机调节系统是汽机转速，功率控制的主要环节，全面

控制汽机的启停，升速，带负荷以及工业抽汽的压力调整等。

汽机调节系统采用纯数字电液调节系统

(DEH)o运行人员可通过DEH和DCS的CRT各画面对汽机进

行全面控制。DEH的主要功能至少包括以下：

•汽机转速控制；

・汽机启动升速控制(ATC):DEH能根据预先给定

的升速率，暖机转速和暖机时间自动改变

转速调节的给定值。使汽机由盘车状态以设定

升速率均衡地升速至额定转速。升速率，暖机转

速和暖机时间可以由运行人员选定或者由DEH根据汽

机的热状态自动确定；

•运行人员选定或者由DEH根据汽机的热状态自

动确定；

・汽机超速保护(0PC):

•自动同期接口；

・负荷功率控制：

令纯冷凝工况下的电负荷控制；

。抽汽工况下，按“以热定电”运行方式进行电负荷

与热负荷(工业抽汽压力控制)的牵连解

偶控制；

令最大最小功率限制；

•阀门管理：

•在线试验:超速试验;喷油试验;阀门在线活动试验：

汽机电液调节系统(DEH)(包括就地设备)由汽机制造厂

成套提供，并与DCS

有可靠的通讯接口.

3.6汽轮机安全监视仪表(TSI)

汽轮发电机配备完整的本体安全监视仪表(TSI),能全方

位地连续测量汽轮机的转速，振动，膨胀，位移等各个机械

运行参数，并将测量送入控制系统及保护系统，保护汽轮机

安全可靠地运行.TSI主要包括以下

内容：

•汽轮机转速

•每个支撑轴承振动；

•轴向位移；

•轴偏心；

•汽缸热膨胀；

•相对膨胀；

汽轮发电机本体安全监视仪表(TSI)(包括就地设备)由

汽机制造厂成套提供。

3.7汽轮机紧急跳闸系统(ETS)

ETS系统是保证汽机安全运行的重要手段，它连续监视

汽机的某些重要参数，当汽机运行过程中出现异常时，ETS

系统能采取必要措施进行处理，并在异常情况继续发展到可

能危及设备及人身安全时，能采取断然措施停止汽机运行，

保护设备及人身安全。

在卜列事故状态3ETS系统将自动关闭主蒸汽阀和调

节汽阀：

•汽轮机转速超至规定极限；

•汽轮机汽滑油及控制油油压低至规定极限；

•汽轮机轴承金属温度高至规定极限；

•汽轮机轴承振动高至规定极限；

•汽轮机转子轴向位移超至规定极限；

•汽轮机排汽温度超至制造厂给定极限：

•发电机主保护动作；

ETS系统由DCS厂家采用双工PLC实现。

3.8机组保护系统

机组保护系统主要包括以下项目：

•事故停炉保护：当锅炉出现炉膛灭火；失去然料；循

环流化床床温过高、过低；循环流化床床压过高、过

低；汽包水位过高、过低；炉膛压力过高、过低；引

风机、送风机、一次风机跳闸等；MFT条件时，俣护

系统能自动切断进入锅炉的所有燃料，并对炉膛进行

吹扫；（该功能由炉膛安全监控系统来实现）

•事故停机保护：当汽机发电机出现超速、润滑油压低、

轴向位移大、、发电机跳闸等ETS跳闸条件时，汽机紧

急跳闸保护系统立即关闭汽机主汽门、调节汽门；

•发电机空冷保护：当发电机空冷系统故障时延时跳发

电机；其它保护停发电机条件见电气有关说明书；

•锅炉汽包水位保护：当水位高一值时开紧急放水门，

水位过高、低停炉；

・过热蒸汽及汽包压力过高打开安全门保护；

•汽轮机抽汽系统逆流保护；

・汽轮机防进水保护；

•除氧器水位和压力保护

•高压加热器水位保护；

以上保护项目，保护功能均由DCS系统完成。对于保护

用的接点信号均取自专用的开关量仪表，对于直接用于停

炉、停机保护的信号，将采用“三取二”或“二取二”的冗

余方式选取。另外在集中控制室操作台上设置独立于DCS的

紧急停炉按钮、紧急停机按钮和发电机跳闸按钮。

3.9热工信号报警系统

集中控制室热工信号采用以CRT报警为主，控制盘常规

报警为辅的报警方式，凡进入DCS系统监控范围内所有参数

的报警均可在DCS的CRT上显示。为了使分散控制系统故障

时运行人员仍然可以了解主要故障报警情况，以及正常运行

时也使主要故障或事故能及时清晰的显示，设置极少量的常

规光字牌报警装置，作为对DCS报警功能的后备和补充。进

入常规光字牌报等装置的信号主要包括以下内容：

•最主要参数偏离正常值；

・机组保护跳闸；

•DCS和其它主要控制装置电源故障；：

3.10控制系统通讯接口

为达到整个机组或全厂的信息数据共享，DCS系统将预

留与以下控制系统的通讯网络接口：

・汽机数字电液调节系统(DEH)；

・汽机本体监视仪表系统(TSI)；

•现场远程I/O站；(主要用于:锅炉和汽机的金属温度,

发电机的线圈、铁芯冷却水温度，辅机轴承温度信号,

以及燃油泵房等.)

•锅炉灰、尘、渣及补给水处理，输煤等辅助车间的

PLC程控系统；

•锅炉烟气在线分析检测系统((CEM)；

•厂级管理信息系统(MIS)；

•其它必要的生产辅助系统等；：

4热工自动化设备选型

热工自动化设备的选型将坚持节省投资，尽量在国内

采购以及产品技术成熟、安全可靠的原则:

4.1微机分散控制系统(DCS)

4.1.1分散控制系统(DCS)功能至少包括数据采集系统

(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(包括

SCS(B/G)及SCS(G/A))、汽轮机紧急跳闸系统(ETS)、锅炉炉

膛安全监控系统［FSSS)等。

4.1.2分散控制系统(DCS)初步的系统1/0容量如下：

1)锅炉监控区：

AI/A0：I/O总点数约为300点

D0/D0：I/O总点数约为700点

2)汽机监控区：

A1/A0:I/O总点数约为120点

DI/D0:I/O总点数约为180点

3)除氧给水公用系统监控区：

A1/A0:I/O总点数约为35点

DI/D0:I/O总点数约为30点

4)发电机、变压器组和厂用电监控区：

A1/A0:I/O总点数约为240点

DI/D0:I/O总点数约为360点

5)现场远程I/O：远程I/O总点数约为50点

6)S0E：I/O总点数约为35点

7)备用余量：

•每个机拒内的每种类型I/O测点应有10-15%的

备用量。

•每个机柜内应有10~15%的模件插槽备用量。该

备用插槽应配置必要的硬件，

保证今后插入模件就能投入运行。

•控制站内的处埋器能力应有40%余量，操作员站

处理器能力应有60%余量。

•处理器内部存储器应有50%余量，外部存储器应

有60%余量。

•30-40%电源余量。

以上I/O数量为工艺过程监控所需要的实际使用数量，

不包括DCS系统内部信号接口数量。

4.1.4分散控制系统（DCS）人一机接口设备的配置：

•操作员站（彩色21〃CRT+键盘+鼠标）8套

•工程师站（彩色21〃CRT+键盘十鼠标）1套

•值长站（彩色21”CRT+键盘十鼠标）1套

・记录打印机3台

•彩色图形打印机1台

4.1.5分散控制系统（DCS）选型原则:

1）分散控制系统（DCS）将通过招议标的方式，选用具有

高可用性、可靠性、可操作性、可维护性和可扩展性的控制

系统；

2））在国内同类机组上，特别是对循环流化床锅炉己有

成功设计、运行经验;

3)DCS供货商应具有良好的技术支撑和服务能力；

4))优越的性能价格比，投资总额不突破国家控制指标。

4.2控制盘柜

4.2.1机炉电操作员控制台将随DCS供货商成套提供，用于

安装CRT,键盘、鼠标、以及紧急停炉、停机按钮等设备。具

体的型式结构，可根据电厂业主的要求，按特殊加工制作。

4.2.2控制室内的监视立盘将采用柜式仪表盘。

4.2.3电子设备间内的控制盘一般采用前开门柜式仪表盘.

4.2.4热工电动门配电箱选用国产8回路抽屉式或单元模块

式配电箱。

4.3现场设备

4.3.1遵照电厂业主的意见，烟气氧量分析仪按国产设备考

虑。

4.3.2遵照电厂业主的意见，烟气二氧化硫分析仪按国产设

备考虑。

4.3.3遵照电厂业主的意见，锅炉烟气在线分析监视仪按环

保要求设计装设，但在设计选型时，为节省投资，可按国产

设备考虑。

4.3.4三大风机的轴承振动及温度监视仪表的装设，将来在

辅机招标中征询生产厂家的意见后再定。

4.3.5锅炉入、出口经济核算用燃油流量计可先设计采用，

产品按国产设备考虑。

4.3.6生产用燃煤计量装置设计应采用，产品按国产设备考

虑。

4.3.7执行机构

•执行机构应具有三断保护功能，即在失去电源、气源

或控制信号时应保持原位并提供报警等接点。

•执行机构应带就地手轮，并配有位置发讯机构。

由于国内电厂中气动执行机构的仪用气源系统含水等

问题还没有得到很好解决，因此本期工程除了机组保护系统

必须采用气动执行机构以外，其它执行机构选型将以电动执

行机构为主，择优选择性能可靠的产品。

4.4进口设备

4.4.1变送器选用进口变送器（如罗斯蒙特3051,EJA等）。

4.4.2重要的参与调节的调节阀和执行机构按进口产品考虑

（例如:德国PS、伯纳德等）

4.4.3重要的参与联锁保护的逻辑开关按进口产品考虑（例

如:H系列、S0R等）。

4.4.5程控PLC按进口产品考虑（例如:Modicon,Siemens,

Omron等）。

4.5主设备制造厂配套供货的控制系统

4.5.1锅炉脉冲式吹灰器系统由锅炉供货商配套供货，其控

制按纳入DCS考虑。

4.5.2汽包水位，以及炉膛火焰工业电视监视系统由锅炉供

货商配套供货。

4.5.3锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)所有的现场炉前就地设

备由锅炉供货商成套提供。

4.5.4汽机电液调节系统(DEH)(包括就地设备)由汽机制造

厂成套提供.

4.5.5汽轮发电机本体安全监视仪表(TSI)(包括就地设备)

由汽