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发电厂热工仪表与自动培训

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发电厂热工仪表与自动培训 授课人:杨锡运 华北电力大学 主要内容 Ø 第一章 热工检测相关知识 Ø 第二章 DCS简介 Ø 第三章 热工联锁保护的作用及组成 Ø 第四章 计算机监控系统的功能和原理 Ø热工测量:压力、温度等热力状态参数; 及与热力生产过程密切相关的参数的测量 。(流量、液位、振动、位移、转速、烟气成 分) Ø热工测量的作用:反映设备运行情况;为 热工自动化装置提供信号,为运行人员经 济计算提供数据。 Ø随现代化电厂测点的增多,使用数据采集 和屏幕显示来显示处理数据。 第一章热工参数检测的相关知识 Ø 温度测量 Ø 压力测量 Ø 水位测量 Ø 流量测量 Ø 烟气成分测量 安装 螺纹 安装 法兰 温度的测量 Ø火电厂中的温度测量主要由热电偶、热电阻完 成。 Ø热电偶的准确度较高,测量范围100-16000C, 把温度信号变成电信号,便于远传。 一、热电偶测温的原理 Ø将两种不同材料的导体(或半导体)A和B组成 闭合回路称之为热电偶。只要两端接触点的温度 不同,就会有电压(热电势)产生,其大小与这 两端的温度有关。如果使一端(冷端)温度固定 ,输出电压的大小仅随另一端(热端)温度的变 化而变化。如果将热端放到待测的介质上,则热 电偶输出的电压就反映了待测的温度。 Ø此热电势(电压)由接触电势和温差电势两部 分组成的. 先看一个实验——热电偶工作原理演示 结论:当两个结点温度不相同时,回路中将产生电动势 。 热电极A 右端称为 :自由 端(参 考端、 冷端) 热电偶的工作原理 左端称为 :测量 端(工 作端、 热端) 热电极B 热电势 A B Ø 上述现象称为热电现象,1821年赛贝克发现的, 也称赛贝克效应 Ø 温差电势:一根导体两端温度不同产生 的热电动势 ü原因: §高温端的电子能量比低温端大,高 温端会有更多的电子到达低温端,高温端 失去电子带正电荷,低温端得到电子带负 电荷,形成由高温端指向低温端的静电场 。 §此电场阻止高温端运动,加速低温 端运动,导致动平衡 §导体两端此时的电位差称温差电势 + - + - t Δt t0 + eA A A v接触电势:两种不同的导体A、B接 触时产生的 ü原因 §A、B金属具有不同的电子密度,设A 的电子密度NA大于NB, A扩散到B金属的 电子多, A失去电子带正电荷, B得到电 子带负电荷,形成A由B到的静电场 §此电场阻止A到B端的电子运动,加 速B到A端的电子运动,导致动平衡 §导体两端此时的电位差称接触电势 +++++++ ------- A B + - + - t A Δt A t0 + eA +++++++ ------- A B 热电偶回路的总电 动势是上述四个回 路之和 Ø 如果使冷端温度t0保持不变,则热电动势便 成为热端温度t的单一函数。即, Ø 故测量热电势的大小就可以反映温度的数值 ,这就是热电势的工作原理 电偶冷端温度补偿 Ø 热电偶的电势大小不但与热端温度有关 ,且与冷端温度有关,冷端应恒定。 Ø 通常热电偶冷端放在距热端很近的大气 中,受热端和大气环境的影响,有波动。 Ø 为消除冷端温度变化造成的温度测量不 准确,要采用冷端温度补偿,使其恒定。 Ø 电厂中冷端温度补偿的方法: 补偿导线法 在DCS中计算补偿。 Ø根据组成热电偶的两种材料不同,可划分为8 种标准化热电偶 ,标准化热电偶具有互换性 Ø铂铑10-铂热电偶(分度号S) •铂铑13-铂热电偶(分度号R) •铂铑30-铂铑6热电偶(分度号B) •镍铬一镍硅(镍铬一镍铝)热电偶(分度号K) •镍铬一康铜热电偶(分度号E) •铁一康铜热电偶(分度号J) •铜一康铜热电偶(分度号T) •镍铬一金铁热电偶(分度号NiCr-AuFe0.07) 及铜一金铁热电偶(分度号Cu-AuFe0.07) Ø红色是电厂中目前使用的测温度的热电偶 普通装 配型热 电偶的 结构放 大图 接 线盒 引出线套管 固定螺纹 (出厂时用塑料包裹 ) 热电偶工作端(热端 ) 不锈钢保护 管 热电偶通常由热电极、绝缘管、保护 套管等几个主要部分组成,其常见外 形结构如图所示。 铠装型热电偶外形 法 兰 铠装型热电偶可 长达上百米 薄壁金属 保护套管 (铠体) BA 绝缘 材料 铠装型热电偶 横截面 热电阻温度计 热电阻温度计的工作原理: Ø 电阻是测量温度的敏感元件,当温度升高 时,金属导体的阻值增大,通过测阻值变化 反应温度。 Ø 电阻温度计的测温范围:-200~+5000C Ø 常用的标准化热电阻有铂电阻( Pt10和 Pt100,前者铂丝粗,可靠用于600 0C以上的 测温,后者用的较多),铜电阻( Cu50 和 Cu100,测温范围:-50-+150 0C) 薄膜型及普通型铂热电阻 汽车用水温传感器及水温表 铜热电阻 热敏电阻温度面板表 热敏 电阻 LCD 热敏电阻体温表 热电阻使用时的注意事项 在电厂中的国产电阻引出线的接线方式 :二线制?三线制? 引出线 由热电阻体至接线端子的连接导线称 为引出线。内引出线要选用纯度高,与电阻 丝、接线端子之间产生的热电势小,而且在 最高使用温度下不挥发、抗氧化、不变质的 材料。工业用铂电阻用银丝作引出线,高温 下用镍丝作引出线。铜和镍电阻可用铜丝和 镍丝作引出线。引出线的直径比电阻丝的直 径大得多,这样可减少引出线电阻 国产热电阻引出线由二线制,三线制, 四线制三种。 (1)两线制:在热电阻的电阻丝两端各 连接一根导线的引出线方式。这种热电阻测 温时都存在引出线电阻变化产生的附加误差 。 (2) 三线制:在热电阻体的电阻丝的一 端连接两根引出线,另一端连接一根引出线 。测温时它可以消除引出线电阻的影响,故 测温准确度高于两线制电阻。 (3)四线制:在热电阻体的电阻丝两端各连 出两根引出线。测温时,它不仅可以消除引 出线电阻的影响,还可以消除连接导线间接 触电阻及其阻值变化的影响。四线制多用在 标准铂电阻的引出线上。 Ø 电厂中如想温度测量精度高,应采用三 线制,来消除线路电阻的影响 Ø 电厂中高温选热电偶(主蒸汽,再热蒸 汽) ,低温用热电阻(油温) 安装时的注意事项: 测量管内流体: 1 要放置到流体中心 2 插入里面的长度尽可能 长,露在外面的尽量少 3 露在外面的加保温层 火电厂压力的测量相关知识 压力传感器:能够感受压力(压差)并能按一 定规律将压力(压差)转换成同种或别种性质输 出量的仪表。 变送器:将上述信号变换为电信号以供远传 Ø目前电厂的压力大部分采用(1151系列)电容 式压力(压差)变送器,是我国引进美国罗斯蒙特 公司技术并自己开发生产的一类新型压力(差压) 变送器。 特点:它具有精确度高,性能稳定,单向 过载保护性能好,调整方便,体积小,重量轻等 一系列优点。 应用:使用在电力、石油、化工等各领域 的生产过程中。在火力发电厂使用1151系列电容 式压力(差压)变送器几乎有一种替代其他种类压 力(差压)变送器的趋势。 电容式压力传感器 Ø 工作原理:以已弹性元件膜片为电容器 的可动极板,它与固定极板之间形成一可变 电容。随被测压力的变化,膜片产生位移, 使电容器的可动极板与固定极板之间的距离 改变,从而改变了电容器的电容量,完成压 力信号与电容量之间的变化。 Ø 电容器的电容量由它的两个极板的大小 、形状、相对位置和电介质的介电常数决定 2.结构 感压元件是膜片,它是能产生弹性变形的极板。 两电容的固定极板为球面形结构。测量膜片位于两固定 极板的中央,它与固定极板构成两个小室,称为δ室, 两室结构对称。固定极板是将玻璃绝缘体磨成球形凹面 ,并在该表面镀上一层金属薄膜而成。金属薄膜和弹性 膜片都接有输出引线。测量膜片与固定极板形成的电容 在30~150pf范围内。室通孔与自己一侧隔离膜片腔室 连通,室和隔离腔室内充有硅油。 差动式压力差动式压力( (差压 差压)—)—电容转换关系电容转换关系1 1 、、2 2一固定电极;一固定电极;3 3一测量膜片;一测量膜片;4 4、、5-5- 隔离膜片;隔离膜片;6 6一隔离膜片;.一隔离膜片;.5 5一密封圆一密封圆 ;;7 7一绝缘体;一绝缘体;8—8—硅油;硅油;11—11—外壳,外壳,1010 一电容引出线;一电容引出线; 差动式压力差动式压力( (差压差压) ) ——电容转换关系电容转换关系 1 1、、2 2一固定电极;一固定电极; 3 3一测量膜片;一测量膜片;4 4、、 - -隔离膜片;隔离膜片;6 6一隔一隔 离膜片;.离膜片;.5 5一密一密 封圆;封圆;7 7一绝缘体一绝缘体 ;;8—8—硅油;硅油;11—11— 外壳,外壳,1010一电容引一电容引 出线;出线; 被测压力作用于隔离膜片,通过硅油使 测量膜片产生与压力成正比的位移,从而改 变了可动极板与固定极板间的距离,引起电 容的变化,此电容变化通过引线传给测量电 路。 差压位移电容电流 放大 输出 测量部分转换部分 压力表安装时的注意事项 1)取压口应与工质流速方向垂直,与设备内 壁平齐 2)防止仪表感受件与高温和有害的被测介质 接触。高温介质要冷凝,含尘气体要设灰尘捕集 器;腐蚀介质应加装隔离容器 3)仪表与取压口如不在同一水平上,应注意 校正由于高度差对仪表造成的额外的读数误差。 4)压力取出口位置,测量气体介质应在工艺 管道的上部,测量蒸汽应在工艺管道的两侧,测 量液体压力应在工艺管道的下部 5)测量差压时防止仪表单向受压而损坏仪表 汽包水位测量相关知识 Ø 锅炉汽包水位测量对锅炉安全运行极为 重要。 Ø 目前采用连通式云母水位计、双色水位 计、平衡式差压水位计、电接点水位计。 Ø 连通式云母水位计就地安装在汽包上, 指示直观,可靠,但监视不便。可采用闭路 工艺电视远距离监视双色水位计。 Ø 差压式水位计受汽包压力影响大,需进 行汽包压力补偿。 Ø 电接点水位计指示受汽包压力变化影响 小,并方便远传,缺点是指示不连续。 第一节 云母水位计与双色水位计 Ø 云母水位计是一根 连通管,对低压锅炉, 可用玻璃做水位计观察 窗,高压锅炉,炉水对 玻璃有腐蚀性,故用云 母片做观察窗。故称云 母水位计。 ρw, ρs为汽包饱和压 力下饱和蒸汽和水 的密度 Ø 汽包的重量水位H和云母水位计示值H0 之间的误差: 1)误差原因: 云母水位计中的水的平均密 度ρav不等于汽包内饱和水的密度时ρw ,使得液 位计显示的液位不同于容器中的液位,影响因素 主要在于:由于液位计中与被测容器中的液温有 差别,另外与锅炉汽包压力的变化有关. 2)减小误差措施:常采用保温、加热、校正 等手段. v由于云母水位计温度低于汽包内温度,因 此云母水位计的示值水柱高度低于汽包重量水 位高度。 v电厂运行中总结的经验为,在额定工况时 , 对中压炉H=He+(25—35)(mm), 高压炉 H=He+(40 — 60 )(mm)。 3)云母水位计的特点: v最大优点:直接反映汽包水位 ,直观,可靠, v缺点:但只能就地监视,并且 液位显示不够清晰。 Ø 因此,改进了云母水位计结构,辅以光 学系统,利用光从空气进入蒸汽或水产生不 同的折射,使汽水分界面显示成红、绿两色 的分界面,显示清晰,并有利于用工业电视 等方式远传显示,这就是双色水位计。 Ø 当红绿光以不同的角度进入到蒸汽空间 ,由于蒸汽与空气的光学性质相近,所以折 射小,红光通过到影屏上显示,绿光不被显 示。 Ø 当红绿光以不同的角度进入到蒸汽空间 ,由于水棱镜的折射作用,绿光通过到影屏 上显示,红光不被显示。 Ø 结论:水位计中汽柱呈红色,水柱呈绿 色。 差压水位计 它是静压式液位测量仪表,在汽包水位、高 加水位、除氧器水位测量中都能得到应用。 一、水位—差压转换原理 水位—差压转换装置又称平衡容器,其结构 形式如图所示,(a)为简单平衡容器,(b)为双室平衡 容器,(c)为结构补偿式双室平衡容器。 1.简单平衡容器 对图(a)中所示简单平衡容器输 出的差压为 ,按照流体静力 学原理,有 由上式容易看出:输出的差压信 号受汽包压力和平衡容器侧水柱 温度的影响。 误差原因:平衡容器水柱温度和汽包压力的变化 。 2.双室平衡容器 在图(b)所示的双室平 衡容器中,给固定水柱增装 了蒸汽保温室,使得固定水 柱的温度达到了汽包内的汽 水温度,因而消除了固定水 柱非饱和状态时温度的影响 。其输出差压为 由上式易看出:(1) 输出的信号差压 与成负线性关系(压力不变时)。(2) 汽包压 力变化时,输出仍受压力的影响(水位不变 时)。(3) 不同水位时压力影响所产生的误 差是不同的,在不变的情况下,汽包压力的 变化所产生的输出误差为 误差原因:汽包压力的变化 二、差压水位的压力校正 1.校正原理 差压水位的压力校正是指 对简单平衡容器或双室平衡容器输出的差压 信号,通过引入汽包压力信号进行一定的校 正计算,从而消除压力对测量影响的一种补 偿方法。 对于双室平衡容器,输出 对于式中( )因子可采用如下近似公式 : 差压式水位计误差的原因 Ø汽包压力和平衡容器侧水柱温度的变化导致密 度变化,使水位测量不准。目前一般在DCS中引入 汽包压力和温度T通过计算对此进行补偿。 流量参数测量的相关知识 Ø 目前电厂中常用的节流装置有孔板、喷 嘴、等侧流量。 Ø 工作原理:在管道内装入节流件,流束 将在节流件处形成局部收缩,使流速增大, 静压力降低,于是在节流件前后产生压力差 .该压力差通过差压计检出.流体的体积流 量或质量流量与差压计所测得的差压值有确 定的数值关系。因此可通过测量差压来测流 量。 Ø 因此为保证流量测量的精度,必须保证 差压测量的正确性和系数K为常数。 Ø 为保证差压测量的正确性必须采取合理 的取压方式——标准孔板:角接取压,法兰取 压; 标准喷嘴:角接取压 Ø 系数K是和流体流动状态(雷诺数ReD)有 关有关的,所以要在节流件前后留有足够长 的直管段,保证流体进入节流件前达到紊流 状态。 影响流量测量准确性的原因 Ø 电厂中流量测量过程中应注意: 1 选取合适的取压点和取压方式,保证 获得较准确的差压 2 保证流量计前后留有足够长的直管段 ,使其流动状态达到充分的紊流。 3 保证测量时流体充满整个管道 4 测量的实际流量应大于流量计量程的 下限的30% 氧量测量的相关知识 Ø 电厂中用氧化锆氧量计测量氧气,反映 燃烧过程的过剩空气系数。 Ø 氧化锆氧是最近二十年发展起来的一种 新型烟气氧含量分析测量仪表。氧化锆氧量 计广泛地应用在火力发电、采暖、炼油、化 工、轻纺、水泥等工业领域内。分为抽出式 和直插式两类。 Ø 1、氧化锆(ZrO2)材料的化学性质 在ZrO2材料中加人一定量的氧化钙( CaO)或氧化钇(Y2O3),经高温烧结,+2 价的钙离子Ca2+会进入ZrO2晶体而置换出十4 价的锆离子Zr4+。置换出的锆离子Zr4+与数 量不足的氧离子结合而形成带有氧离子空穴 的氧化锆材料,成为一种不再随温度变化的 正立方晶型的材料。这种材料被称为空穴型 氧化锆晶体,为固体电解质。 氧浓差电池的构成如图所示 氧化锆氧量计的工作原理 Ø氧化锆氧量计的基本原理是基于电化学中浓差 电池原理工作的,用氧化锆的输出电势反映待测 氧气的浓度。 即:以氧化锆作为固体电解质,高温下的电 解质两侧氧浓度不同时形成浓差电池,浓差电池 产生的电势与两侧氧浓度有关,如一侧氧浓度固 定,即可通过测量输出电势来测量另一侧的氧含 量。 保证氧量正确测量的条件 为待测的氧的浓度 Ø1、氧化锆传感器需要恒温,不恒温要补偿。 Ø2、氧化锆传感器要在一定高温下工作,以保 证有足够高的灵敏度。 Ø 3、保持参比气样的压力与待测气样的压力相 等。 Ø4、保持参比气样和待测气样一定的流速,以 保证测量的准确性。 第二章DCS简介 第一节 大型机组热工自动化的现状 第二节 分散控制系统(DCS) 第一节 大型机组热工自动化的现状 Ø 大型机组的被控对象和测点数量多 Ø 采用计算机监控系统,常规仪表在减少 一、大型机组的被控对象和测点数量多 Ø如前所述,目前,我国火电厂所指的大型机组 是200~600MW机组,蒸汽参数为超高压( 13.73MPa以上)、亚临界(17.15MPa以上)、超 临界(22MPa以上),温度一般均为540℃。由于 机组主辅设备多,系统复杂,被控对象数量多。 以300MW机组为例,一般有电动机100~130台, 电动阀门180~230台,电动执行器65~75台,气 动执行器30台左右。 Ø一台机组的测点(I/0通道)数量也是可观的 ,据统计:200MW机组测点数约1000~2000点; 300MW机组测点数约3000~4000点;600MW机 组测点数约6000~7000点。测点数包括模拟量输 入(AI)、模拟量输出(AO),数字量(开关量 )输入(DI)、数字量输出(DO)等。 热工自动化包括:监测(Monitor)、控制 (Control)、报警(Alarm)、保护(Protection )。 Ø热工自动化技术的发展过程 a. 50年代,就地指示仪表。 b. 80年代,集中的模拟显示仪表(DDZII, DDZIII) c. 微机化的组件式仪表。(SPEC-200) d. 分散控制系统(DCS)。ABB的INFI-90 ,西屋的WDPF,新华电站的(XDPS-2000) 采用分散控制系统,常规仪表在减少 Ø 由于传统观念的影响,我们看到一些电 厂在采用新型的分散控制系统(DCS)以后 ,仍然大量使用常规仪表的现象。随着人们 观念的变化和对新设备可靠性的认同,目前 大型机组常规仪表不断减少,逐步实现了单 元机组的一体化控制,即不设司炉、司机和 电气值班员,而是一台机组配备1名主值班 员,2~3名副值班员,对整台机组全面监控 。如石洞口二厂的600MW机组,实行的就 是这种配置。 第二节 分散控制系统(DCS) 一、什么是DCS Ø分散控制系统DCS(Distributed Control System)是基于“4C”技术(Computer Control Communication CRT)的70年代中期出现的新型工 业控制系统,采用分布式的计算机系统结构,目 的是为了减少风险,提高系统可靠性。其基本思 路是:将整个控制系统按照区域、功能和回路作 适当分解,再通过总线或通讯网络将它们连接为 有机整体。这样,局部性故障不会影响整体的安 全运行,同时可以保证各部分工作的高效率。 Ø 自1975年Honeywell公司推出第一套DCS 以后,全世界有60余家公司生产了1500余种 产品,目前约有一万套DCS在运行,我国火 电厂自80年代引进DCS,到1996年底已投入 或在建的DCS有238套,火电厂引起的DCS型 号及生产厂家使用数量一览表见表 Ø 为防止电厂应用DCS品种过多,给运行维 护备品备件带来困难,电力部选择业绩较好 、国内有合作单位的表中前8种为电力部推 荐使用的DCS系统。小型分散控制系统如 Yewpark等在火电厂中也有应用,表中未列 入。此外,我国自行开发的DCS系统在电厂 改造中也有使用,如电力工业部电力科学研 究院的EDPF等。 二、DCS的组成 Ø 大型火电机组的DCS系统,一般包括 数据采集系统(DAS) 模拟量控制系统(MCS) 顺序控制系统(SCS) 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS) 汽轮机电液控制系统(DEH) 后两种根据厂家经验,如解决好接口问 题,可以进入DCS,也可以独立工作。此外 ,有的机组DCS中还包括汽机旁路控制系统 (BPS)。 数据采集系统(DAS)(Data Acquisition System)。 Ø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,保证机组安 全可靠地运行,还具有在线的性能效率计算和经 济分析功能等。 v数据采集:对现场对现场 的模拟拟量、开关 量的实时实时 数据采集、扫扫描、处处理。 v信息显显示:包括工艺艺系统统的模拟图拟图 和设备设备 状态显态显 示、实时实时 数据显显示、棒图图 显显示、历历史趋势显趋势显 示、报报警显显示等。 v事件记录记录 和报报表制作/ 打印:包括 SOE 顺顺序事件记录记录 、工艺艺数据信息记录记录 、设备设备 运行记录记录 、报报警记录记录 与查询查询 等。 v历历史数据存储储和检检索 v设备设备 故障诊诊断 模拟量控制系统(MCS)(Modulating Control System) Ø 亦称机组协调控制系统(CCS)( Coordinated Control System)。其设计思 想是将炉机电综合控制,以自动调节为主, 将逻辑控制、联锁保护等功能结合在一起, 构成一种具有多种控制功能,满足不同运行 工况要求的综合性过程控制系统。它是在常 规机炉局部控制系统上发展起来的,在局部 控制子系统上加入协调控制器,对各子系统 进行协调。它是实现机组全方位全过程控制 的基础,也是DCS最基本的控制功能。 炉膛安全保护监控系统-FSSS系统 Ø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) :保证锅炉 燃烧系统中各设备按规定的操作顺序和条件 安全起停、切投, 并能在危急情况下迅速 切断进入锅炉炉膛的全部燃料,保证锅炉安 全。包括BCS(燃烧器控制系统)和FSS(炉 膛安全系统)。 ■ 锅炉点火前和MFT 后的炉膛吹扫 ■ 油系统和油层的启停控制 ■ 制粉系统和煤层的启停控制 ■ 炉膛火焰监测 ■ 辅机(一次风机、密封风机、冷却风机 、循环泵等)启、停和联锁保护 ■ 主燃料跳闸(MFT) ■ 油燃料跳闸(OFT) ■ 机组快速甩负荷(FCB) ■ 辅机故障减负荷(RB) ■ 机组运行监视和自动报警 顺顺序控制系统统—SCS Ø 顺序控制系统(SCS)(Sequence Control System)。将生产过程的部分工艺按照事先规定 好的条件及顺序进行自动操作。可以是闭环的, 也可以是开环的。 Ø与MCS系统不同,SCS主要用于断续生产过程, 在火电厂中主辅机启停,输煤自动化,化学水处 理等生产过程大量需要顺序控制。SCS是DCS的重 要组成部分,其核心部件微处理器或可编程逻辑 控制器(PLC)代替了常规继电器,使顺序控制的 功能有了很大进步。大型机组中SCS以子功能组级 及执行级控制为主,一个功能组可能包含若干顺 序控制系统。 Ø 顺顺序控制系统统—SCS ■ 制粉系统顺统顺 控 ■ 锅锅炉二次风门顺风门顺 控 ■ 锅锅炉定排顺顺控 ■ 射水泵顺泵顺 控 ■ 给给水程控 ■ 励磁开关 ■ 整流装置开关 ■ 发电发电 机灭灭磁开关 ■ 发电发电 机感应调压应调压 器 ■ 备备用励磁机手动调节动调节 励磁 ■ 发电发电 机组组断路器同期回路 ■ 其他设备设备 起停顺顺控 汽轮机电液控制系统—DEH: Ø数字电液调节系统—Digital Electro- hydraulic Control System 该该系统统完成对对汽机的转转速调节调节 、功率调节调节 和机 炉协调协调 控制。包括:转转速和功率控制;阀门试验阀门试验 和阀门阀门 管理;运行参数监视监视 ;超速保护护;手动动控 制等功能。 ■ 转转速和负负荷的自动动控制 ■ 汽轮轮机自启动动(ATC) ■ 主汽压压力控制(TPC) ■ 自动动减负负荷(RB) ■ 超速保护护(OPC) ■ 阀门测试阀门测试 第三章 热工联锁保护的作用及组成 Ø定义:机组出现危险工况时,自动采取措施, 防止事 故产生和避免事故扩大,保证设备及人身 安全。 Ø 当故障发生时,热工保护系统的优先级最高 。超越运行人员的手动操作,按照预先规定的方 式处理事故。 Ø 联锁:热工保护系统的一种重要技术。联: 联动;锁:闭锁。 1 锅炉热工保护 汽压保护、水位保护、温度保护、炉膛安 全监控系统(FSSS)。 2 汽轮机的热工保护 轴向位移保护、缸胀和差胀保护、超速(零 转速保护)、振动监测及保护、主轴弯曲保护、 轴承温度高和润滑油压力低保护、真空度低保护 、汽轮机进水保护等。 3 机、炉、电大联锁保护 单元机组是一个整体。 燃料 锅炉 汽轮机 发电机 电 网 任何一个故障都会影响整个系统。 一、保护系统的特点 1 优先级最高。 2 应采用独立的信号检测传感器。 3 保护系统具有可维护性,有一定的实验手 段。 4 保护动作是单方向的。保护系统动作后, 必须排除故障后,设备才能重新启动。 二、保护系统的手段 (1)限值保护。根据锅炉和辅机的运行工 况对锅炉的最大出力进行限值。 (2)联锁保护 (3)紧急停炉 锅炉及其辅机的主要保护 汽压保护 给水泵保 护 参数保护 汽温保护 设备保护 磨煤机保护 水位保护 给煤机保 护 灭火保护 点火系统 保护 锅炉水位保护 一、水位保护的重要性(汽包锅炉) 汽包是汽水的分界处。 水位过高:汽包内蒸汽和水的分离行程变短,造 成蒸汽带水带盐、导致汽机进水,过热器汽机结垢。 水位过低:锅炉的自然循环被破坏,造成水冷壁 干烧。 二、水位保护系统 水位高一、高二、高三(+50,+150,+250), 水位低一、低二、低三(-50,-150,-250) 水位保护原理图 图2-5 安全门动作时,会引起汽包压力的变化,使汽包 产生虚假水位现象。安全门动作时,有60秒的禁止信号 。 汽包水位事故案例 水位表计失灵、指示不正确,引起误判断误操作,水 位保护拒动。 1 某厂#2炉(HG670t/h)在负荷由15万千瓦升至16万 千瓦时,燃烧不稳,水位波动大,运行监视失误,误判断、 误操作,锅炉先满水后干锅严重损坏。水冷壁爆管6根另有9 根损坏。水冷壁鳍间焊口裂缝,后墙6米,前墙20米。 2 某厂#4炉(SG400t/h)检修后启动过程中,负荷由4 万千瓦猛增到7万千瓦时,由于给水调节操作不当,造成严重 缺水,173根水冷壁管烧坏。 3 某厂#2炉(苏制670t/h)在大修后启动中12- 18kg/cm2时,锅炉负荷60t/h,差压水位表及差压水位记录表 不能投入运行,电接点水位计因测量筒水脏亦不正常作为参 考,靠司水手拨水位调整水位。司水监视云母水位计技术不 熟练,未能准确报告水位,加之给水流量表因小信号切除无 指示,调整给水操作失误,导致锅炉长时间缺水,烧坏249根 水冷壁管,构成重大损坏事故 机、炉、电大联锁 Ø 大型单元机组的特点是机、电、炉在生 产过程中组成一个有机的整体,加之有大量 复杂的控制系统及装置,其相互间的关系又 都非常密切。但任何一部分的故障都会影响 其他部分。 Ø 机电炉大联锁保护:锅炉、汽轮机、发 电机等主机之间以及与给水泵、送引风机等 主要辅机之间的联锁保护。 作用:将机、电、炉通过一定的逻辑联 系起来,当其中某一部分出现故障时,其他 部分则会作出相应的反应。。 (1)锅炉MFT,延时跳汽轮机、发电机 (2)汽轮机和发电机互为联锁,引起机组FCB,若 FCB不成功,锅炉MFT。若成功,锅炉维持最低负荷。 (3)若主断路器跳闸导致FCB,若发电机无故障, 带5%厂用电。 锅炉主燃料跳闸 (MFT) 汽轮机紧急跳闸 (ETS) 发电机保护动作 110KV主变压器 开关跳闸 ≥1 锅炉快速减 负荷FCB 不成功 成功 5% 锅炉保持 低负荷停机 锅炉保持低负荷汽轮 机带5%厂用电运行 Y N 快速减负荷(FCB) ØFCB—fast cut back Ø当汽轮机或电气方面发生故障,汽轮机脱扣或机 组带厂用电运行时,机组不停炉而带最小负荷,以 便故障消除后机组尽快恢复出力。 Ø两种方式:0%FCB(停炉不停机),5%FCB(带5% 厂用电) ØFCB动作的主要内容 [FCB→快速甩负荷→汽压急剧↑] →[使汽压升高减到最 小] [汽压急剧↑ →燃料量急剧↓ →汽包水位瞬间↓ ] →[ 减少水位波动] [燃料量急剧↓ →炉膛扰动↑ ] →[防止灭火,稳燃] [带厂用电时,周波幅度变化不可太大 ] 大型火电机组自动化功能 Ø单元机组协调控制系统(coordination control system,CCS) Ø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) Ø顺序控制系统(sequence control system, SCS) Ø数据采集系统(data acquisition system,DAS) Ø汽轮机数字电液控制系统(digital electric hydraulic system, DEH) Ø给水泵汽轮机电液控制系统(machine electric hydraulic system , MEH) Ø旁路控制系统(bypass control system, BPS) Ø汽轮机自启动系统(TAS) ØRUNBACK 、FCB Ø汽轮机监视仪表(TSI)和汽轮机紧急跳闸系统(ETS) Ø辅助系统的计算机程控系统 第四章计算机监控系统的功能和原理 Ø MCS控制系统 Ø FSSS控制系统 Ø SCS系统 模拟量控制系统 一、单元机组负荷控制的任务 锅炉任务:生产出与负荷相适应的且质量合格 蒸汽流量。与负荷相适应是指锅炉的蒸汽流量D与 机组的电功率PE相适应,质量合格是指蒸汽的压 力、温度符合规定要求。 Ø汽轮发电机的任务:保证发出质量合格、满足 外界负荷要求的电功率PE。质量合格是指电压、 频率都符合规定值,满足负荷要求指发出的电功 率能随负荷需求变化而变化。 Ø单元机组运行任务:锅炉和汽轮发电机共同维 持外部负荷的需求,且保证内部运行参数(主蒸 汽压力)稳定。用单元机组输出功率与负荷的一 致性反映机组与电网的能量供求平衡,用主蒸汽 压力反映机组锅炉和汽轮发电机的能量供求平衡 Ø 遇到的问题:汽轮机负荷响应快,锅炉 的负荷响应慢。即汽轮机因负荷要求开大调 节门时,锅炉不能在较快时间内增加蒸汽量 ,导致机前压力波动大,当锅炉因负荷要求 增加给煤量时,由于锅炉响应速度太慢,不 能较快时间内满足负荷要求。即维持主汽压 力正常与快速满足负荷的要求是一对矛盾的 任务。 Ø 单元机组协调控制的任务:在保证主蒸 汽压力偏差在允许范围内的前提下,机组的 输出功率尽快适应电网负荷变化的要求。 二、单元机组协调控制系统( CCS) 指通过控制回路协调汽轮机 和锅炉的工作状态,同时给锅炉 自动控制系统和汽轮机自动控制 系统发出指令,以达到快速响应 负荷变化的目的,尽最大可能发 挥机组的调峰、调频能力、稳定 运行参数。 单元机组协调控制系统(CCS ) 组控层 汽机主控器 锅炉主控器等 上级(协调控制级) 1)负荷指令计算 2)运行方式管理 下级(基础级) 锅炉控制系统和汽机控制系统 有关的辅机控制系统 也称基本控制级 一般电厂机组协调控制 系统采用上、下两级控 制,上级为协调控制级 ,它具有四种运行方式 ,各种运行方式之间既 可由操作员通过OM画面 进行手动切换,又可根 据机组运行联锁条件和 逻辑控制回路自动进行 无扰切换,以达到最佳 的运行状态;下级称基 本控制级,为锅炉控制 系统和汽机控制系统, 以及有关的辅机控制系 统 协调控制级(上级) 协调层的两大组成部分:负荷指令 计算和机组运行方式管理 Ø 负荷指令计算:对调度给出的符合 指令或目标负荷指令进行选择,并加以 运行限制后,给出实际负荷指令,产生 锅炉负荷指令和汽轮发电机负荷指令。 Ø 机组运行方式管理:包括选择滑压 和定压运行方式;选择火电机组的四种 负荷运行方式:手动,炉跟机,机跟炉 ,协调控制。 负荷指令计算 Ø 1)负荷选择:选择ADS负荷指令(来自 调度中心)还是操作员设置的负荷指令。注 意二者之间切换应平稳,无扰动。 Ø 2)负荷指令限制管理:包括负荷高限制 、负荷低限制、负荷变化的速率限制、负荷 增闭锁、负荷减闭锁等。 Ø 3)功频校正控制。 基本控制级 (下级) 基本控制级包括 Ø 锅炉侧自动控制系统 Ø 汽机侧自动控制系统 Ø 辅机控制系统 锅炉调节控制系统作用 v锅炉燃烧控制系统 q锅炉燃烧控制系统的作用是控制锅炉的燃料量、 送风量和引风量的具体数值,使锅炉生产的蒸汽满足汽 轮机的用汽需要,即满足负荷指令的要求。同时要保证 锅炉燃烧的经济性和安全性。 v锅炉给水控制系统 q锅炉给水控制系统的作用是通过调整给水流量的 大小,保证汽包水位在允许范围内,同时要保持给水泵 的安全、稳定运行。 v锅炉汽温控制系统 q锅炉汽温控制系统的作用是控制过热蒸汽和再热 蒸汽的温度与单元机组运行工况的要求相一致。 汽机侧自动控制系统 Ø这些功能在DEH中完成 辅机自动控制系统 火电机组四种负荷控制方式 手动、锅炉跟随、汽机跟手动、锅炉跟随、汽机跟 随、协调随、协调 ØØ手动方式手动方式---MAN---MAN:运行人员手动控制机组负荷和主 汽压力,包括调整燃料量和汽机调门开度。机组调试阶 段和机组启动、停止阶段,机组辅助系统发生故障时, 采用的一种基础方式,此时锅炉和汽机的协调动作由操 作人员判断和动作,大大增加了操作员的负担。 ØØ锅炉跟随方式锅炉跟随方式---BF---BF:锅炉主控投入自动(前提是给煤 机投入自动且燃料主控投入自动),汽机主控在手动(或 DEH在手动)控制方式,由汽轮机DEH决定,锅炉根据 压力设定值维持机前压力。当负荷改变时,先由汽机侧 发出控制动作,因此而引出机组负荷汽压Pt改变,再由 锅炉跟随发生控制动作。特点:电功率响应快,对负荷 变动和电网调频有利,但汽压Pt波动大 四种负荷控制方式说明 ØØ汽机跟随方式汽机跟随方式-- ---TF-TF:锅炉主控在手动(无论 燃料主控在自动与否),汽机主控投入自动(前 提是DEH投入遥控方式),机前压力由汽轮机 DEH控制调门开度维持,锅炉负荷人为控制,机 组功率和锅炉出力有关,汽机仅维持压力。特点 :汽压Pt波动小,有利于机组运行方式的安全与 稳定,但负荷适应能力差,不利于带变动负荷和 参加电网调频。多适用于带基本负荷的单元机组 和蓄热较小的直流锅炉。 ØØ以锅炉跟随为主的协调控制方式以锅炉跟随为主的协调控制方式-- ---CCS-CCS:是以锅炉 跟随为主的协调控制方式,在稳定负荷下,锅炉 维持机前压力,汽机维持发电机功率。 根据单元机组不同的工况 和运行要求,以及锅炉主控和汽 轮机主控所具备的不同的控制方 式及组态可以构成不同的单元协 调控制系统的运行方式。 负荷控制回路(机组调节方式 ) 机组调节 方式 LGC负荷指 令 锅炉主控制器汽机主控制器 AGC(MGC)投入自动自动自动 CCS手动自动自动 锅炉跟随 BF手动自动手动 汽机跟随 TF手动手动自动 基础方式 BASE手动手动手动 Ø在投入汽机跟随或锅炉跟随方式一定时间后,如果 压力稳定控制偏差不大,即可投入协调控制方式。 Ø汽机主控和锅炉主控全部投入自动,即为机组协调 控制方式。机组负荷由机组主控给出。机组变负荷率由 RATE SET模块设定。 异常处理 协调方式是我们正常运行中所采取的方 式,且一般为机炉协调,但是在事故情况下协 调会自动退出,另外工况异常时,运行人员也 可手动退出协调,协调是为机组正常运行服务 的,运行人员要凌驾于协调之上,运行人员要凌驾于协调之上,一旦在协调 方式下机组工况会向坏的方面发展时(这需要 经验把握),运行人员应果断退出协调。 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS) ØFSSS—furnace safety supervisory system ØFSSS也叫做BMS—burner manag
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