自动调节

自动调节（共12篇）

自动调节 篇1

长期以来, 煤焦油生产加工装置都是和焦化装置设计在一条生产加工线上的, 利用焦化装置的煤气对焦油进行深加工, 以至于焦油厂受焦化厂所提供焦炉煤气压力波动大的影响非常严重, 加热温度不好控制, 直接导致了产品质量的不稳定, 操作人员在操控煤气加热温度时, 难于控制, 为了保证产品质量的稳定和合格率的提高, 减轻操作人员的工作量, 针对焦油厂蒸馏工段的煤气调节进行了技术改造, 实现了自动化控制。

1 自动调节的应用前提和具体实施

焦油厂蒸馏工段煤气调节的原始设计及施工的控制方案, 是调节阀和加热出口温度组成的简单控制回路, 这一控制方案只适用煤气波动较小的生产情况, 远远满足不了焦油恒定加热的生产需要, 无法实现自动化控制, 在煤气波动大于1 k Pa时, 温度将在十几摄氏度左右波动, 而大多情况是焦炉的煤气波动都超过了1 k Pa, 严重影响了产品质量的控制 (图1) 。

因此只能进行手动调节, 而手动调节的效果不佳, 温度曲线波动大, 由其是夜班时的生产调节, 一般在正负十摄氏度左右的波动, 直接影响了产品质量;真对这些问题, 焦油厂仪表车间和生产车间反复进行了研究、论证、实验, 并查找了相关的资料, 首先从煤气的调节上入手, 把调节回路里的调节阀使用的定位器进行了改装, 原来调节阀用的是模拟式的定位器, 导致调节精度不高、不稳定, 将其改装成了智能定位器, 用来提高调节阀的精度和稳定性;接下来就是如才能把加热后的温度调节稳定?由于焦化厂向焦油厂提供的焦炉煤气压力, 一般情况下, 瞬间波动在3k Pa左右, 因为温度是滞后的, 瞬间波动使操作工来不及进行调节, 从而造成调节后温度波动大, 为了解决这一问题, 在现场增加安装了一块压力变送器, 把调节后的煤气压力值送到中控室, 然后再把中控室DCS原来编写的简单控制程序重新编写, 使煤气控制方案改为温度和压力的双回路串联复杂调节, 以上工作做好之后, 就可到生产中进行投用测试了, 在投用过程中, 对双回路的PID参数进行不断的更改整定, 经过120个小时的正式投运测试, 最终得到了良好的调节效果 (图2、3) 。

2 自动调节的成果

实现了煤气加热温度的自动化控制, 温度曲线接近于直线, 加热后温度在正负两摄氏度左右, 保证了产品质量的稳定, 减轻了操作员的工作量。

3 技术改造费用

技术改造所购买的变送器、电缆、不锈钢管等设备材料发生的费用在18000元左右, 人工安装、铺设电缆、调试、加班的费用是1500元, 技术改造成功后, 每年节省煤气的使用量和降低的不合格产品的量, 预计间接产生效益金额在每年10万元以上。

4 自动调节的应用推广

此项技术改造, 取得良好的自动控制效果, 在焦油厂, 还可以应用到工业萘、沥青及二期装置的煤气加热调节中, 在同行业内管式炉出口温度难于控制时, 也可以得到应用。

摘要：介绍煤化工里煤焦油蒸馏生产加工过程中, 煤焦油煤气加热管式炉的焦油出口温度受煤气压力波动影响, 难于控制管式炉焦油出口恒定加热的效果, 通过对煤气加热管式炉的煤气压力和出口温度的自动化串级调节, 从而实现自动调节

关键词：煤焦油加工,管式炉,自动调节

参考文献

[1]侯志林.过程控制与自动化仪表[M].北京:机械工业出版社, 2003.

[2]张雪申.集散控制系统及其应用[M].北京:机械工业出版社, 2006.

[3]孟华.工业过程检测与控制[M].北京:北京航空航天大学出版社, 2002.

[4]王常力, 罗安.分布式控制系统 (DCS) 设计与应用实例[M].北京:电子工业出版社, 2004.

自动调节 篇2

而我就要实现人类的这个梦想，研制出一件可以自动调节温度的衣服。这个衣服看上去和普通的衣服没有什么异样。其实就在衣服的旁边有四个按钮，上面分别写着：“冷、热、常温、湿度。”比如说现在是冬天，你一按“热”，即使是在冬天，你穿短裙都没有任何问题。

可能我说到这儿，你是不是在考虑洗衣服该怎么办?没事，请放心，在衣服里面有一个吸水管，能吸水，衣服一晾，它就把水泼出去了。

这种衣服不但可以自动调节温度，而且还能减少物资呢!因为可以自动调节温度，所以衣服就不分春天、夏天、冬天、秋天了。也就是说买三四件就够了。

焦炉炭化室压力自动调节技术 篇3

关键词：焦炉碳化室压力 自动调节

中图分类号：TQ545文献标识码：A文章编号：1674-098X（2013）04（c）-0063-03

目前，国内外焦炉炭化室内压力，主要是通过集气管对整个炉组进行调节。由于焦炉各个炭化室所处的结焦状态不同，易产生压力波动，对焦炉生产带来不良影响，如装煤时荒煤气导入集气管的量不够，使大量荒煤气外逸，严重影响环境，或使装煤除尘系统不能正常运行；焦炉结焦末期，炭化室内产生的荒煤气减少，有时甚至导致集气管内的荒煤气向该炭化室倒流并分解；并且在炭化室结焦末期焦炉炭化室底部出现负压，导致炭化室炉墙串漏，对焦炉造成不良影响等。国外有采用一种叫Proven系统的单个炭化室压力调节系统，可以实现焦炉单个炭化室压力稳定，装煤时可以将大量荒煤气导入集气管中，防止烟尘外溢，结焦末期又可以避免集气管内的荒煤气向焦炉炭化室倒流，并可解决炭化室结焦末期焦炉炭化室底部出现负压的问题，有利于焦炉生产和稳定运行。它采用一种叫做固定杯的装置，在控制机构的控制下，通过改变荒煤气的流通断面来实现对单个炭化室压力的调节，解决了前述常规焦炉集气系统存在的问题。但是，该系统相对复杂，对固定杯的制作要求高，且易粘结焦油，堵塞，影响系统稳定运行，给使用维护也带来了一定的难度。中冶焦耐工程技术有限公司和济钢共同开发了一种焦炉炭化室单调系统，通过改变桥管阀体结构形式，并通过执行机构和计算机控制系统，实现焦炉炭化室压力的单独调解和控制。该项技术已在济钢8、9#6 m焦炉开发成功，于2010年11月全炉投产，经过2年多的检验，运行稳定，便于操作，通过对单个炭化室的单独压力调节，实现了焦炉炭化室压力的稳定，解决了原系统存在的上述问题，焦炉炉顶环境大有改善。本项技术已在新兴铸管芜湖三山工程成功采用，现正在开工调试阶段。

1 技术方案

焦炉炭化室压力自动调节装置，它包括上升管、桥管阀体、桥管水封阀装置、集气管、计算机控制系统，流量调节装置、测压装置等。焦炉炭化室在干馏过程中，荒煤气由炭化室经上升管、桥管阀体、桥管水封阀装置导入集气管再经管道在煤气鼓风机产生的负压作用下导出。为了实现焦炉炭化室压力自动调节，将桥管阀体的筒体下端部，设计成倾斜面，通过控制水封阀盘的开度，实现改变气体流速，进而实现控制单个炭化室压力的目的。水封阀盘的开度由气动执行机构控制。通过设置在桥管上的压力检测装置，根据检测压力通过计算机来实现每个炭化室压力的调节。见图1：焦炉炭化室压力自动调节装置示意图（圆形集气管）、图2：焦炉炭化室压力自动调节装置示意图（U形集气管）。

为了实现每个炭化室压力的调节，还需配置计算机控制系统，在焦炉炭化室结焦周期一定的条件下，煤在炭化室干馏过程中产生的荒煤气量是一个由大到小逐步减小波动变化的过程，通过计算机控制系统根据每个炭化室所处的结焦时间和压力变化情况来调节每个水封阀盘开度的大小，达到控制荒煤气在水封阀通行截面、进而实现控制单个炭化室压力的目的。为了使炭化室压力调节更准确，防止出现较大的偏差，还需在上升管上检测出每个焦炉炭化室的瞬时压力，即在升管上设置测压装置，通过测压装置测出每个炭化室的即时压力，根据该即时压力与目标压力差，通过计算机控制系统发出控制指令，由气动执行机构控制水封阀盘的开度，最终实现对炭化室压力的稳定调节。

焦炉单个炭化室压力控制，实现焦炉炭化室压力的稳定，解决了由于压力波动带来的一些不良影响。防止了由于焦炉炭化室负压造成炉墙串漏，改善炉顶环境，提高自动化操作水平，延长焦炉使用寿命。

采用本项技术可以很好解决焦炉装煤烟尘治理问题，可以取消高压氨水装置。可取消装煤除尘，实现装煤烟尘治理，并且焦炉环境大有改观。但回收系统需要配合改造。

2 试验简介

焦炉炭化室压力自动调节技术是在济钢8、9#新建焦炉上采用的，焦炉于2009年12月投产，2010年4月开始调试试验工作。在试验前对原系统的集气管、桥管和炭化室底部压力进行了标定（见图3），由图可见常规焦炉集气系统在结焦中后期炭化室底部常出现负压，由于燃烧室与炭化室的压力差，长时间就会使砖缝石墨烧失，产生炉墙串漏，引起炉墙损坏，影响焦炉使用寿命。

经过半年多的安装调试和反复攻关试验，于2010年10月底完成了全炉的生产调试，投入运行。调试中集气管压力调整在50、0、-50、-100、-150、-200、-250 Pa，根据不同结焦时间，对桥管压力调节设定不同的设定值，目的就是防止炭化室底部出现负压，使每个炭化室压力在理想的工作范围。投入运行后，实现了每个桥管压力的稳定调节，图4是桥管压力、炭化室底部压力和翻板开度的曲线图，图5是集气管压力在-100 Pa时翻板开度和炭化室底部压力曲线图。由图可见，炭化室底部压力在结焦周期内是处在一个合理范围内的。

3 结语

（1）焦炉炭化室压力自动调节技术，实现了单个炭化室压力的稳定调节，对焦炉稳定生产、延长焦炉使用寿命、改善炉顶环境和提高焦炉操作水平具有积极促进作用。

（2）可以实现取消装煤除尘，实现装煤烟尘治理，但回收系统需要配合改造，改造方式同7.63 m引进焦炉。

（3）可以取消高压氨水装置。

参考文献

[1]李守成，马卫华，屈秀珍.7.63m焦炉PROven系统的操作与改进[J].燃料与化工，2010，41（6）：21-22.

自动调节步进减压阀 篇4

减压阀是一种利用液流流过缝隙产生压降的原理,使出口压力低于进口压力并且保持出口压力恒定的压力控制阀。减压阀按控制压力情况来分有定值、定比、定差三种,本文只涉及到定值减压;根据结构和工作原理可分为直动式减压溢流阀和先导式减压阀两种。它们都均为手动压力调节阀,所以只能实现静态控制,即在系统工作之前必须把所需要的压力调好。当液压系统在工作时,其工作压力需要随着负载大小而实时、快速精确地变化,即动态调节时,传统的调压方式就不能满足工作的要求了。

电液比例减压阀以减压阀为基础,采用模拟式电气-机械转换装置将电信号转换为位移信号,连续地控制液压系统中工作介质的压力。工作时,阀内电气-机械转换装置根据输入的电流信号产生相应动作,使工作阀阀芯产生位移,阀口尺寸发生改变并以此实现与输入电流成比例的压力。所以电液比例减压阀是一种模拟量的动态调节压力阀。

电液比例减压阀与减压阀相比,电液比例减压阀可简单地对油液压力进行远距离的自动连续控制或程序控制,响应比较快,工作平稳,自动化程度比较高,能大大提高液压系统的控制水平。

电液减压阀动、静态性能有些逊色,电液比例减压阀均有一定的不灵敏区和滞环,并且线性度较差,导致控制精度和动态特性不高。为此,我们经过大量调查和反复研究,并通过有关的实验,设计出一种新型自动调节步进减压阀。该阀将步进电机特性与减压阀的特点组合在一起,因此,也可把此阀称为步进减压阀。该阀是数字控制的动态调节压力阀。

2 步进电机的特点

步进电机是将电脉冲信号转变为角位移或线位移的开环控制元件。在非超载的情况下,电机的转速、停止的位置只取决于脉冲信号的频率和脉冲数,而不受负载变化的影响,即给电机加一个脉冲信号,电机则转过一个步距角。这一线性关系的存在,加上步进电机只有周期性的误差而无累积误差等特点,使得在速度、位置等控制领域用步进电机来控制变得非常简单。它具有以下优点:(1)由于步进电机具有保持转矩(是指步进电机通电但没有转动时,定子锁住转子的力矩)和锁住转矩(是指步进电机没有通电的情况下,定子锁住转子的力矩)。(2)步进电机的步进角度一般有7.5°、1.8°、1.5°等,最小的为0.72°。一圈360°,需要500个脉冲完成。可见控制精度之高。(3)步进电机具有瞬间启动和急速停止的优越特性。(4)改变脉冲的顺序,可以方便地改变转动的方向。

3 自动调节步进减压阀的结构及工作原理

新型自动调节步进减压阀的结构原理图如图1所示。将减压阀1的调节旋钮取下,安装具有相适应结构的被动齿轮2,齿轮部分与主动齿轮4相啮合。主动齿轮4与步进电机3的输出轴相联接,用紧固螺钉进行轴向固定,然后用支架5将步进电机3和被动齿轮固定好,这样就完成了步进减压阀的结构安装。

1.减压阀2.被动齿轮3.步进电机4.主动齿轮5.支架6.减压阀安装面7.减压阀安装螺栓位置8.支架螺钉位置

通常,通过人工转动减压阀上的调节旋钮来改变减压阀中压缩弹簧预紧力的大小而控制减压阀的输出油压。现将步进电机3和减压阀1联接起来后,发出相应的控制电信号,通过实时控制步进电机的转动角位移大小和转速,带动主动齿轮4、被动齿轮2旋转,实现调节减压阀中的压缩弹簧预紧力大小及预紧力的变化速度,使减压阀的输出油压能够实现自动动态调节。如果配置检测反馈装置就可应用在伺服系统。

4 自动调节步进减压阀的特点及应用范围

这种新型自动调节步进减压阀基本具备电液比例减压阀的优点,而且结构简单、紧凑,转矩/重量比大,响应快,断电自锁,且能就地停止不动,速度和位置控制性好,精度高,维护方便,能满足工业控制系统的实际需要,可在较苛刻的环境条件下进行自动控制工作。

参考文献

[1]雷天觉.液压工程手册[M].北京:机械工业出版社,1990.

[2]坂本正文(日).步进电机应用技术[M].王自强,译.北京:科学出版社,2010.

变电站内电压无功自动调节和控制 篇5

变电站内电压无功自动调节和控制，是通过站内智能设备实时采集电网各类模拟量和状态量参数，采用计算机自动控制技术、通信技术和数字信号处理技术，对电力系统电压、潮流状态的实时监测和估算预测实现自动调节主变压器分接头开关和投切补偿电容器，使变电站的母线电压和无功补偿满足电力系统安全运行和经济运行的需要。提高变电站电压合格率并降低网损，减轻值班人员劳动强度。基本原理

1.1 变电站运行方式的变化对电压无功控制策略的影响 1.1.1 变电站运行方式的识别

(1)完全分列运行。变电站高、中、低压侧母线均分开运行。

(2)分列运行。变电站高、中、低压侧任一侧母线并列运行，其他母线分开运行。

(3)并列运行。变电站高、中、低压侧任两侧母线并列运行。信息请登陆:输配电设备网

1.1.2 不同运行方式下的电压无功控制策略

(1)完全分列运行。各台变压器分接头可以在不同档位运行。各低压母线段电容器组分别进行循环投切。此时控制电压及无功定值各自分别选定，有功、无功功率为各自主变压器高压侧的有功、无功功率。

(2)分列运行。各台变压器分接头可以在不同档位运行。变电站的有功、无功功率为各主变压器高压侧的有功、无功功率之和，所有电容器组应统一考虑进行循环投切，但需考虑每段母线电容器组的均衡投切。变压器分接头调节可以根据各变压器的电压目标进行分别控制。

(3)并列运行。各台变压器分接头必须在相同档位运行。变电站的有功、无功功率为各主变压器高压侧的有功、无功功率之和，所有电容器组应统一考虑进行循环投切，但需考虑每段母线电容器组的均衡投切。并列运行时，并列母线的电压应选定一个电压值作为控制电压，并列主变压器的调整方式为联动调整，处于越限状态的主变压器作为主调，另一台主变压器作为从调，主调主变压器分接头成功动作后，再控制从调主变压器；若主调主变压器分接头动作未成功，将自动闭锁对从调主变压器的调节，并将主调主变压器分接头回调。

1.1.3 电压无功控制策略的优化

(1)要考虑电容器组投切对变电站高压母线电压的影响，投入电容器组使母线电压升高，切除电容器组使母线电压降低。尽可能多利用电容器组投切控制，少进行变压器分接头调节来达到较好的控制效果。信息来自:输配电设备网

(2)电压无功控制策略的选择应避免进入循环振荡调节，即在不同区域由于采取不适合的调节控制策略而导致在两个不合格区域内振荡调节，对系统产生较大的影响同时对变电站内有载调压分接头和电容器组的频繁升降和投切造成设备损坏。

1.2 变电站电压无功控制的闭锁条件及要求

所谓电压无功控制的闭锁，是指VQC装臵在变电站或系统异常情况下，能及时停止自动调节。如果没有完善的闭锁或闭锁响应时间达不到运行要求，将会对变电站的安全运行带来严重威胁。

1.2.1 VQC闭锁条件

闭锁条件和要求要全面，VQC闭锁需考虑以下几个方面：①继电保护动作（包括主变压器保护及电容器保护动作）；②系统电压异常（过高或过低）；③变压器过载；④电压断线；⑤电容器开关或主变压器分接头开关拒动；⑥电容器开关或主变压器分接头开关动作次数达到最大限值；⑦主变压器并列运行时的错档；⑧主变压器分接头开关的滑档；⑨主变压器、电容器检修或冷备用时的闭锁；⑩外部开关量闭锁分接头调节或电容器组投切。

1.2.2 闭锁响应时间的要求

对于VQC闭锁的要求，各个不同的闭锁量响应时间要求不一样，如保护动作、主变压器开关滑档、TV断线、外部开关量闭锁、系统电压异常等闭锁要求快速响应。针对某些VQC的实现方式需要考虑VQC闭锁的实时性问题，远方调节控制必须实现就地闭锁才能保证变电站电压无功控制的安全性。信息请登陆:输配电设备网

1.3 系统对变电站电压无功控制的约束条件

（1）系统在事故情况下或运行方式发生大的改变时应可靠闭锁变电站的电压无功控制功能。

（2）变压器高压侧电压越限超过闭锁定值时应可靠闭锁变电站的电压无功控制功能。

（3）变压器高压侧电压越限但未超过闭锁定值时，应调整VQC控制策略以免使系统运行状况进一步恶化。电压无功控制的实现方法

目前电力系统内变电站常用的电压无功控制的实现方法有3种：独立的VQC装臵，基于站内通信实现的软件控制模式，基于调度系统和集控站的区域控制模式。

2.1 独立的VQC装臵

变电站内装设独立的VQC装臵目前是电力系统中实现电压无功控制的一种主要方式，它采用自身的交流采样和输入输出控制系统，多CPU分布式模块化的体系结构（见图1），对应于变电站内的主变压器和相应的电容器组设有独立的控制单元，另外还有一个主控单元负责管理主变压器控制单元的运行与通信。收集其采集的信息（电气参数和开关量状态），根据运行方式的变化及系统电压无功的要求选择控制策略，向主变压器控制单元发出控制命令。主控单元还负责数据统计、事件生成和打印、与上位计算机通信等工作，同时主变压器控制单元应具有瞬时反应系统各类电气参数开关量状态变化的能力，就地判别是否闭锁主控单元下达的控制命令，并实时监视和记录系统电压合格率和谐波状况。

图1 独立VQC装臵多CPU分布模块化结构原理图

2.2 基于站内通信的软件控制模式

基于站内通信的软件控制模式的结构原理见图2，其功能实现是在变电站的智能ＲＴＵ模块或后台监控系统中嵌入ＶＱＣ控制软件。通过站内通信网采集各类电气参数和开关量的状态，由控制软件模块进行综合判别，选择合适的控制策略，由站内通信网下达遥控命令至监控系统中的各单元测控装臵实现对主变压器有载调压分接开关的升降和电容器组的投切控制。

图2 软件控制模块式的结构原理图

表1 3种电压无功控制实现方式的比较 信息请登陆:输配电设备网

2.3 基于调度系统或集控站的区域控制模式

基于调度系统或集控站的区域电压无功控制模式在一些省市电力网中得到了应用，其功能实现是在调度系统或集控站的SCADA系统或EMS系统软件中设臵一个电压无功控制的高级应用软件。根据系统高级应用软件的潮流计算和状态估计得出各个变电站节点的电压和无功范围，将系统收集的各变电站的实际电气参数和开关量状态与系统安全经济运行要求的电压无功范围进行比较，给出每个变电站的控制策略，通过远动通道下达控制分接头升降及电容器投切命令。该模式由于考虑了全网的运行方式和潮流变化，并可以做到分层分级对电压无功进行优化控制，即先调节控制枢纽的节点变电站的电压无功，再调节未端变电站的电压无功，从根本上可以改变由于各个局部变电站的独立电压无功控制影响全网电压无功的优化。电压无功控制的发展方向

电力系统是一个复杂的动态关联系统，其潮流是动态变化并相互关联的。变电站内变压器分接开关在某个范围内的调整将影响无功功率的交换，进而影响电网无功潮流的分布和节点电压的变化。因此，如果某一地区因为节点电压低依靠变压器分接头向同一方向调整，将引起无功功率在该地区的大转移，造成系统无功波动，对系统电压也会造成严重影响。这也是单个变电站独立实行电压无功控制达到局部优化但影响全局的弊端。

要解决上述弊端，必须考虑全局的优化，将各个变电站点采集的电压无功数据和控制结果送至调度中心或集控站的主机，依据实时的潮流进行状态估计，确定各个变电站节点电压和无功要求，对全网的电压无功进行分层分级综合调整。

基于调度系统或集控站的区域集中控制模式是维护系统电压正常，实现无功优化综合控制，提高系统运行可靠性和经济性的最佳方案，应要求调度中心必须具有符合实际的电压和无功实时优化控制软件，各变电站有可靠的通道和智能控制执行单元。另外一个地区调度系统有几百甚至上千个变电站的运行方式、运行参数、分接头当前位臵、电容器状态以及各变电站低压侧母线的电压水平、负载情况等诸多信息均输入调度中心计算机，必然会造成电压无功控制软件复杂化和控制的实时性变得很差，因此实现分层分级和分散就地的关联控制是全网电压无功控制的发展方向。

全网电压无功控制有2层意义：①为了电网的安全稳定运行必须确保系统内各发电厂和枢纽变电站的电压稳定性。②为了电网的经济运行、降低网损，必须实现全网的无功优化和就地平衡。应该认识到电压无功控制是正常稳定运行状态下的调节控制，在事故状态下这样的调节控制反而会恶化系统的稳定，必须要闭锁。同时电压无功控制是一个全网关联的控制问题，应在考虑全网优化的前提下实现区域或变电站的局部优化。因此全网的电压无功控制是一个分层分级、分散就地的网络关联控制系统，见图3。图3 分层分级电压无功控制结构图

所谓分层分级是指全网根据调度要求进行分区分片控制，省级调度应站在全网安全稳定和经济运行的高度，调度各发电厂和枢纽变电站的电压和无功输出水平，并要求各地区调度合理调度实现就地无功平衡，控制与系统电网的无功交换。地区调度负责对区域高压变电站和集控站的控制，集控站和县级调度负责对低一级电压等级变电站的控制。系统在发生大的运行方式和潮流改变时应闭锁各级电压无功控制功能，由调度主站先控制各发电厂和高压枢纽变电站的电压无功状态，再由地区调度、县级调度或集控站控制下一级变电站或直供变电站的电压无功状态。

所谓分层分级和分散就地的关联控制是指在电力系统正常运行时，由分散安装在各个变电站的电压无功控制装臵或控制软件根据系统调度端下达的电压无功范围进行自动调控，调节控制范围和定值是从电网的安全稳定和经济运行要求出发，事先由调度中心的电压无功优化程序计算好下达给各变电站。在系统运行方式或潮流发生较大改变以及事故情况时，调度中心给各变电站发出闭锁自动控制的命令，由调度中心直接控制枢纽变电站的电压无功，待高压电网运行稳定后，由调度中心修改各下层变电站的电压无功定值范围下达至变电站，满足系统运行方式变化后的新要求。

分层分级和分散就地的关联控制优点在于：在系统正常运行时，可以由分散在各变电站的电压无功控制装臵或软件自动化执行对各受控变电站的电压无功调控，实现功能分散、责任分散、危险分散；在紧急情况下调度中心执行应急程序，闭锁下级调度或集控站以及各变电站的自动调控功能，由调度中心直接控制或下达电压无功系统参数至枢纽变电站，可以从根本上保证全网系统运行的安全性和经济性。为达到分层分级和分散就地的关联控制的目的，要求各变电站需装设执行分散就地控制任务的装臵或软件（ＶＱＣ装臵或软件），并且应具有对受控变电站状态的分析、判别和控制功能，以及较强的通信能力和手段。正常运行情况下，ＶＱＣ装臵或软件向调度报告控制结果和各类参数。同时接受上级调度下达的命令和参数，自动修改或调整定值或停止执行自动调控，成为接收调度下达调控命令的智能执行装臵。由于此类分散就地控制装臵或软件（ＶＱＣ装臵或软件）能够根据变电站不同的运行方式和工况选择最优的局部调控策略，可以自动判别运行方式和计算投切电容器及调节分接头可能发生的变化的配合问题。因此分层分级和分散就地的关联控制兼顾了全局优化和局部优化问题。结论

自动调节 篇6

【关键词】热力站;自动控制与调节;方法

1．热力站的自动控制

热力站的自动控制概括起来可实现以下五个方面的功能：

①实时参数检测，了解系统工况。

②均匀调节流量，消除冷热不均。

③合理匹配工况，保证按需供热。

④及时诊断事故，确保安全运行。

⑤健全运行档案，实行量化管理。

热力站采用温度控制为主的监控方案，即根据室外温度绘制的二次供、回水温度曲线与实际二次系统供水温度（或二次回水温度或二次供、回水平均温度）之间的偏差，来完成供热量的控制。

一般热力站系统的自动控制形式及安装要求如下：

（1）采暖（或空调）循环泵的控制主要有两种形式：

当二次供热系统为定流量系统，循环泵采用定速方式运行。

当二次供热系统为变流量系统，循环泵采用变频调速方式运行。

（2）补水定压主要有两种形式：

用户有膨胀水箱时，采用膨胀水箱定压方式。

用户有无膨胀水箱时，采用热力站内定压方式，如变频补水定压方式。

（3）室外温度传感器的安装要求：

室外温度传感器安装于热力站所在建筑物的室外背阴处（北墙或东墙）的百叶窗内，高度不低于是外地坪2.5米。

2．热力站的自动调节

热力站自动调节的目的是使热力站的供热量与用户的需热量相一致。随室外温度的变化，按照供热温度调节曲线进行供热温度或流量的调节，以实现用户按需供热。

热力站的自动调节分为自力式和电动式两种。

常用的自力式调节阀有以下几种：

（1）流量控制阀（或称流量限制器、恒流量调节阀）

流量控制阀一般安装在热力站一次回水的管道上，他的功能是限制通过的一次回水流量不超过给定的最大值，因此可自动的将热用户的流量限制在要求的范围内。

（2）压差调节阀（或称压差流量调控阀、压差控制器）

热力站的压差调节阀一般安装在供热系统的一次或二次供、回水总管上，主要用于供热系统供、回水流量的分配，从而使供、回水之间的压差达到恒定值。对于循环水泵已采用变频控制的变流量系统，其二次管上不适宜安装压差调节阀。

（3）自力式温度调节阀

自力式温度调节阀是根据液体膨胀原理制成的流量调节装置，其感温包安装在二次供水管上，阀体安装在一次回水管上，主要用于生活热水和空调系统供水温度的自动调节。

常用的电动调节阀主要是带有自动控制执行器的电动调节阀。

电动调节阀作为调节一次水流量来实现热力站二次水温度控制的执行机构，其选型合理非常重要。就其选型方法简要说明如下。

电动调节阀应符合下列要求：

（a）宜选用具有线性或对数流量特性的阀门（见后附图）。

（b）电动调节阀口径应按阀门最大流通能力（Kvs值）大于所需设计流通能力选取。

用于水系统的电动调节阀，阀门最大流通能力（Kvs值）定义为阀门全开时，阀门两侧压差为100kPa时的体积流量(m3/h)。根据需要通过的流量和可能有的阀两端的压差计算所需阀门的设计流通能力（Kv值）。其阀门的口径应按公式（1）计算所需设计流通能力选取。

用于蒸汽介质的电动调节阀，其阀门的口径应按制造厂家提供的图表或程序计算选取。

（c）应按系统的介质类型、温度和压力等级选定阀体材料，满足运行和安全要求。

（d）控制环路可能出现的最大压差值大于阀门的最大关闭压力时，应设置差压控制器。

（e）电动调节阀的阀权度按公式（3）计算，阀权度不应低于 50%，阀权度表示阀门对系统的控制能力，要保证良好调节能力阀权度H>50%（至少30%）且无汽蚀现象发生。达不到要求时，应设置压差调节阀控制阀门两端压差。

3．水-水热力站自控设计方案

水-水热力站的自动控制需监测及控制以下参数：

3.1热力站一次总供、回水参数

①一次水供、回水温度及超温报警（由热量计通讯模块引出）。

②一次水供、回水压力及超压报警。

③一次水总流量（由热量计给出）。

④一次水总供热量（由软件计算，由热量计给出）。

3.2采暖系统参数

①采暖系统各换热器一次供水压力、回水温度和压力。

②采暖换热器各换热器二次供水温度、压力及二次回水压力。

③采暖系统二次供、回水温度和压力。

④根据采暖各换热器二次供水温度和室外温度，控制各换热器一次回水电动调节阀开度。

3.3空调系统参数

①空调系统各换热器一次供水压力、回水温度和压力。

②空调系统各换热器二次供水温度、压力及二次回水压力。

③空调系统二次供、回水温度和压力。

④根据空调系统二次供水温度和室外温度，控制各换热器一次回水电动调节阀开度。

3.4生活热水系统参数

①生活热水系统各换热器一次供水压力、回水温度和压力。

②生活热水系统各换热器二次供水温度、压力及二次回水压力。

③生活热水系统二次供、回水温度和压力。

④根据生活热水系统各换热器二次供水温度和室外温度，控制各换热器一次回水电动调节阀开度。

3.5软水系统参数

软水罐液位状态（超高、高、低、超低）。

3.6水泵控制

①所有水泵运行状态、故障状态。

②所有水泵手/自动转换开关状态。

③所有水泵出口加装水流开关。

3.7通讯

①热力站自控柜可与站内所有变频柜通讯。

②热力站自控柜根据要求可实现与实现上位机的通讯。

3.8热力站自动控制系统性能测试。

①控制系统应能对温度、压力、流量、热量等模拟量进行实时检测，对水泵启停运行等状态量进行监测，并能完成相应物理量的上下限比较、数据过滤等。

②控制系统应能按设定的时间间隔采集和存储被测参数，储存的历史数据在掉电后不应丢失。

③控制器还应能在主动或被动方式下与监控中心进行数据通信。当有数据报警和故障报警时，控制器应能主动将报警信号上传至监控中心。

4．结论

水-水换热热力站采用上述自动控制与调节方法，可以有效的实现热力站按用户需求进行供热运行，同时为建立热网计算机监控系统奠定了基础。通过实时在线的分布式计算机监控系统（SCADA），可以完成检测系统参数、调配运行流量、指导运行调节、诊断系统故障、健全运行档案等任务。

热力站的局部调节与热源的集中调节相结合，将为供热系统（热源、热力网、热用户）实行统一调度管理，保证供热系统的安全、稳定、经济、连续运行提供可靠的保证。

【参考文献】

［１］张凯清编著.热力站启动调试与安全运行.中国电力出版社，2009.

锅炉汽包液位自动控制调节 篇7

锅炉汽包液位自动调节系统的作用是使给水量适应锅炉的蒸汽量, 并使汽包液位保持在一定范围内。因此, 水位是被调量, 而引起水位变化的主要扰动是蒸汽流量和给水流量。为了使汽包水位在较小范围内变化, 生产上常采用蒸汽流量、给水流量为前馈信号, 而已汽包液位进行反馈调节, 这样组成一个前馈加反馈调节系统。

2 汽包液位调节原理

锅炉汽包液位自动调节原理具体描述为:该逻辑回路属于串级调节控制系统, 该系统有主调节器和副调节器。其中主调节器主要任务是通过副调节器对水位进行校正, 使水位保持在给定值, 一般采用PI和PID调节。副调节器主要是接受主调节器输出信号, 还接受给水流量信号和蒸汽流量信号。通过内回路进行蒸汽流量和给水流量的比值调节, 并快速消除水侧和汽侧的扰动。主、副调节器作用方式均为反作用。自动调节投入前, 需要对锅炉液位实测值进行一阶惯性滤波, 设置测量值的高低限设定。设定偏差处理后的数据设置偏差报警值, 选择锅炉汽包液位控制模式和设定给定值变化率限制值。在自动调节过程中, 先将汽包液位自动调节投入自动, 输入汽包液位设定值。主调节器功能为主蒸汽流量作为主调节器的前馈, 汽包液位设定值与实测值进行比较, 差值进行偏差处理, 送入PID调节器中进行偏差计算 (通常只有PI) 。偏差计算值输出作为副调节器的设定值, 副调节器的测量值为主给水流量, 通过偏差计算值和给水流量测量值进行偏差计算, 去控制主给水调节门的阀位开度, 最终达到偏差为零, 从而达到控制液位的目的。

当实测液位低于设定值液位时, 主调输出值大于主给水流量值, PID调节器的调节指令指挥主给水调节阀增加阀门开度。反之, 主给水阀门减小阀门开度。

在该自动调节中, PID主调节器模块引入主蒸汽流量作为前馈的目的是当扰动产生和出现虚假水位时, 前馈部分先进行粗调, 压制住被调量较大的变化, 闭环部分则进行细调校正, 减小或消除偏差或者因虚假水位引起的误调。当出现汽包液位测量值在设定的高限值或者低限值范围之外, 通过手动/自动控制站的判断, 将自动方式切换为手动方式, 由运行人员通过手动操作对汽包液位进行控制。

3 技术指标

(1) 该PID调节所包含的测点仪表、执行器、变频器的回路接线符合率应大于95%, 正确率100%。

(2) 绝缘电阻符合《验标》热控篇。

(3) 硬件组态符合设计要求。

(4) 供电电源电压偏差±10%。

(5) I/O模件调校 (开关量、模拟量) 符合设计要求。

(6) PID静态参数设定符合工艺流程要求。

(7) PID动态参数设定符合工艺流程要求。

(8) 执行机构阀方向符合调节要求。

(9) 调节器方向符合调节要求。

(10) 手自动跟踪误差小于1%。

(11) 手自动切换允差小于1%。

(12) 超限报警动作正确。

(13) 手/自动切换正确。

(14) 偏差报警指示正确。

(15) 状态显示正确。

(16) M/A站操作、CRT操作, 执行器方向、开度应正确。

4 技术交底内容

4.1 调试应具备的条件

(1) 现场的安全设施齐全、照明符合有关标准。

(2) 系统电源、气源、接地及环境条件符合有关标准。

(3) 控制系统已经正常受电。

(4) 各项联锁条件和保护定值准确可靠。

(5) 系统电缆 (包括控制电缆和信号电缆) 安装接线完成、并查线正确率100%。

(6) 涉及汽包液位调节PID的相关执行机构、仪表测点等已经完成单体调试。

(7) 涉及汽包液位调节的DCS组态逻辑正确可靠。

(8) 调试所需各种资料及调试文件齐备。

(9) 要求工器具齐全、有相关资质的人员到位。

4.2 调试范围

汽包液位自动调节所需的汽包液位变送器1、汽包液位2、主给水压力、主给水流量、主给水温度、主给水调节阀、主给水电动门、给水泵、给水泵在再循环调节门的控制回路和信号回路的检查, 以上测点对应的I/O通道检查。主给水调节阀、主给水电动门、给水泵再循环调节门、给水泵的传动试验。该调节系统的DCS组态检查。

4.3 调试内容

(1) 对汽包液位自动调节PID所需的仪表测点、执行器、变频器信号进行处理 (计算、选取、滤波、死区) 。

(2) 跟踪、无扰切换。

(3) PID调节方向的确定, 参数的预设。

(4) 超驰、闭锁条件, 且手动条件。

(5) 前馈项目的选取及参数设置。

(6) 控制方案的审查、完善。

(7) 接口通道检查。

(8) 画面操作端与逻辑一致性检查, 是否满足控制系统要求检查。

4.4 调试步骤程序

(1) 主给水调节阀、主给水电动门、给水泵再循环调节门、给水泵遥控手操联合传动试验。

(2) 检查和设定汽包液位设定值信号量程和主给水调节门输出量量程及相关参数。

(3) 检查和预设汽包液位自动控制回路的调节参数, 主要包括PID模块的比例积分微分参数、调节死区、调节速率、调节作用的参数预设和检查。

(4) 对汽包液位自动调节回路进行静态仿真试验。

(5) 汽包液位自动调节的控制对象特性获取。

(6) 自动投入工况选择, 以及方案和参数适应性。

(7) 配合锅炉专业进行锅炉给水系统分系统试运。

5 质量标准

(1) 手/自动切换试验:按设计要求达到无平衡、无扰动切换, 扰动量应小于±1%阀位量程。

(2) 跟踪精度试验:手动状态时, 有积分作用的调节器输出信号应跟踪手操信号。跟踪精确度应小于±1%阀位量程。

(3) 软手操时的输出保持性检查:环境温度20±5℃时, 2 h内不应大于±1%, 环境温度50℃时, 2内不应大于±2%。

(4) 系统开环试验:给调节系统输入模拟信号, 检查系统的调节功能和运算功能, 输出信号应符合设计要求。

(5) 参数整定:参数静态参数按设计要求整定, 动态参数根据经验或计算结果设置。

6 危险源分析

汽包水位是否在许可的范围内运行, 是锅炉安全运行的重要标志之一。因为汽包水位过高将减小蒸汽重力分离行程, 破坏汽水分离效果, 使蒸汽带水造成过热器中盐类沉积, 恶化过热器的工作条件, 严重时还可能发生汽轮机水冲击恶性事故;水位过低就有可能破坏锅炉水循环, 甚至出现水冷壁断水过热损坏。因此, 必须确保汽包水位在合适的范围内运行。水位保护的作用是当汽包水位超越高限或低于低限时, 迫使锅炉保护系统切换主燃料, 紧急停炉, 以避免发生设备损坏事故。所以汽包液位自动调节效果必须要求准确、可靠。

参考文献

[1]杨海瑞.循环流化床锅炉的设计理论与设计参数的确定[J].动力工程, 2006

[2]路春美.循环流化床锅炉设备与运行[M].北京:中国电力出版社, 2007.

[3]张俊奎.循环流化床物料平衡的影响因素[J].山西电力, 2004, 5:18-20.

高、焦煤气柜的自动运行调节 篇8

1 预测处理功能要求

煤气的发生和使用两方在短时间内的不平衡可由煤气柜的储藏量变动来吸收。但是实际运行时, 仅仅依靠气柜储藏的变动来吸收是不行的, 影响气柜安全的不平衡时有发生。

因此, 应进行煤气柜位的监视, 由气柜的位移, 预测出到达上上限或下下限的时间, 如果这个时间小于预先设定的时间, 则发出警报, 通知运行人员。通过煤气柜的柜位变化求得出入流量, 结果以模拟量输出。

煤气柜位监视预测以1min为周期读入BFG、COG气柜柜位, 然后与每个气柜的预设目标值进行比较。如在范围之外, 则运行每分钟的预测处理, 运行人员按画面“Holer Spot潮流”、“CAS需给指针”按钮, 监视预测结果在画面中显示。气柜出入流量以1min为周期读入BFG、COG气柜柜位, 计算出入量, 并每分钟向指针计以模拟量形式输出。

系统读入从瞬时值区域来的煤气柜位 (BFG、COG) 值, 作为监视煤气柜的必要设定, 采集来的有关瞬时值数据存入系列数据的实时更新区域。

2 煤气柜位预测处理

煤气柜监视每分钟处理条件判断的结果来实现煤气柜位预测处理, 包括计算上上限或下下限的时间, 并判断是否报警, 并将煤气柜位的变化规律及柜位预测位移存储在内存的CRT表示区域。

3 煤气柜出入流量计算

煤气柜预测的实质是计算出“柜位移动”产生的出入流量。一个关键的因素是时间变量, 对应的可变量是进气柜压力的变化。气柜的活塞上升表示煤气进入气柜, 下降表示煤气出气柜, 所以煤气柜活塞的位移与进气压变化是煤气量变化计算的基础。当时间被设定时, 只要能测出活塞升降速度, 则出入气柜流量便可确定。

以1座15万m3高炉煤气柜为例。气柜形式:新型;贮存介质:高炉煤气;贮气温度:≤55℃;贮气压力:100000±150Pa;煤气吞吐量:300000m3/h;气柜内壁直径:51.2m;侧板总高:85.44m;活塞最大允许速度:2.74m/min;活塞行程:72.85m;内容量指示计:2套;活塞升降速度仪:1套。

在煤气柜外部第二回廊上安装内容量指示计, 其机械指针随时指示煤气柜的容量。

从容量指示计上得到柜中煤气容量, 在活塞升降速度仪上得到活塞升速, 即可计算进出气柜流量。如从活塞升降速度仪取得数据为1m/min, 取案例直径51.2m, 则出入气柜的流量为:

如果煤气柜建设时没有配活塞升降速度仪, 则还需给仪表配置单位提供如下参数:活塞距柜底的下下限高度1.5m (升降仪设定的“0”点) ;活塞距柜底的上上限高度75m (升降仪设定的“死”点) 。即活塞只能在1.5~75m之间活动, 厂家将根据参数进行标定。

运行人员由设定表示盘起动“煤气需给计算程序”时, 就进行BFG、COG的需给平衡计算;起动BFG、COG的综合潮流画面表示时, 就进行相应画面的煤气需给平衡计算。

计算公式:供给量=由煤气发生设备来的发生量合计值;需给量=主要工场煤气使用量合计+常数 (不计量的工场煤气使用量部分, 也包括气柜产销波动量) ;平衡量 (过、不足量) =供给量-需要量。

4 结语

“一机多库”制冷系统的自动调节 篇9

制冷系统是一个严密的封闭系统, 制冷剂在系统中的运行情况是通过各测点的温度、压力等热工参数来反映的。为了使整个制冷装置能正常运行, 并达到所要求的指标, 需对温度、压力、流量等一些热工参数进行自动控制和调节, 使制冷装置能根据外界条件的变化自动调整制冷工况, 保证与所需负荷匹配, 提高装置变工况运行的经济性, 同时保证装置安全运行, 防止事故发生[1]。

随着国民经济的不断发展, 市场对冷库的要求也显示出多样化。以一台压缩机同时负荷两个或两个以上不同蒸发温度的小型冷库 (简称为“一机多库”) , 因其投资小, 配置灵活, 见效快, 在人们的生产、生活中被广泛关注和使用。但由于自动调节系统较复杂, 所以实际应用中需处理的问题较多。为了便于分析和解决“一机多库”制冷系统的温度调节、压力调节和安全保护三方面问题, 本文对该系统自动调节问题进行了分析, 为经济、合理、安全地使用系统给予技术支持。

1、自动调节系统的组成

自动调节系统一般是由调节对象、测量元件、调节器和执行器组成的, 如图1所示[2]。工作时, 先由测量元件检测出被调参数对给定值的偏差, 根据偏差的性质及大小, 由调节器发出相应的信号, 指令执行器动作, 使被调参数保持在给定值的变化范围内。在冷库制冷系统的自动调节中, 常把测量元件、调节器、执行器三者做成一体, 简化成一只直接作用式自动调节器。

2、“一机多库”制冷系统原理

图2是以氟利昂为工质的“一机多库”制冷系统原理图。该系统共备二台压缩机, 正常情况下, 一台工作, 另一台备用 (图中略) , 冷库共分三个库:低温库 (肉库-10±1℃) 、中温库 (菜库4±1℃) 、高温库 (饮料库9±1℃) , 各库之间采用并联形式。

当系统正常工作时, 由蒸发器出来的低温低压制冷剂气体进入压缩机, 经压缩机压缩后, 成为高温高压的过热蒸汽, 通过油分离器进入冷凝器, 与冷却水进行热交换, 冷却冷凝成常温高压的饱和液体进入贮液器, 制冷剂经干燥过滤器过滤后, 分三路通过各库的供液电磁阀, 经热力膨胀阀节流降压成为低温低压的湿饱和蒸汽, 分别进入三个蒸发温度不同的蒸发器, 在蒸发器内吸热汽化, 成为低温低压的制冷剂气体, 再次被压缩机吸回, 如此不断循环, 实现制冷。

3、“一机多库”制冷系统的自动调节

上述“一机多库”自动调节系统控制电路如图3所示。整个制冷系统的自动调节主要包括温度调节、压力调节和安全保护三个方面, 由多个单参数自动控制系统组合而成[3]。

3.1 温度调节。

用热力膨胀阀8、温度控制器7、电磁阀6及低压控制器13四个调节元件来控制各库房的温度。

(1) 热力膨胀阀8一方面使制冷剂节流、降压、降温, 另一方面通过感温包感受蒸发器出口制冷剂蒸汽过热度的变化, 自动调节膨胀阀的开启度, 使进入蒸发器的制冷剂流量与蒸发器热负荷相匹配。

(2) 温度控制器7与电磁阀6联合作用对库温进行控制。当合上压缩机开关K时, 制冷系统就处于自动工作状态, 各冷库温度控制器根据各库的实际库温控制各自电磁阀的启闭。当低温库的库温高于设定值上限时, 温度控制器WT1触点闭合, 电磁阀DF1线圈通电, 电磁阀开启, 此时热力膨胀阀8也因库温升高而开启, 故制冷剂进入低温库蒸发器制冷降温;同时, 中间继电器KA1线圈通电, KA1常开主触点和辅助触点闭合, 低温库风机LM1启动;绿色指示灯亮;冷却水泵接触器KM1线圈通电, 水泵SM启动工作。当库温下降到设定值下限时, 温度控制器WT1触点断开, 电磁阀DF1线圈失电, 电磁阀关闭, 停止向低温库蒸发器供液, 库房温度回升。从图中可见, 冷却水泵同时受三个冷库温度控制器和压缩机控制, 只要它们之中任意一个处于接通状态 (即KA1～KA3及KM2触点接通) 水泵就投入工作, 只有三个冷库和压缩机全部停止工作时, 水泵才停止工作。

(3) 随着制冷系统的工作, 各库温度都逐渐下降, 当一个冷库达到温度设定值下限时, 这个冷库的温度控制器就切断该库房供液电磁阀;当三个冷库温度都达到设定值下限时, 三个电磁阀全被切断, 全部停止向库房蒸发器供液, 此时, 由于压缩机仍在运转, 因此低压压力下降, 当其达到低压断开值时, 低压控制器YL1触点断开, 造成中间继电器K A 5线圈断电, 常闭触点KA5闭合, 中间继电器KA6线圈通电, 常闭触点KA6断开, 压缩机接触器KM2线圈断电, 使压缩机停机, 若某一冷库温度回升, 超过规定温度值, 则动作过程与上面相反, 压缩机马上投入工作。可见该系统通过以上四个调节元件的工作, 可以把各冷库温度控制在所需范围内。

3.2 压力调节。

用蒸发压力调节阀11、旁通调节阀12、水量调节阀17和低压控制器13这四个元件来控制各种压力。

(1) 在“一机多库”系统中, 压缩机运行时吸气压力是按低温库的蒸发温度设定的。为了实现三个库房的蒸发器能处于不同的蒸发温度下工作, 在高温库和中温库蒸发器的出口处安装上蒸发压力调节阀, 使阀前压力保持各自所需的蒸发压力, 经阀节流后, 阀后压力与吸气压力相同, 从而保证了高、中、低温三个冷库的蒸发器能在各自所需的蒸发压力下工作。

(2) 当三个冷库内只剩下一个冷库未达到规定温度值, 而吸气压力降低到某一给定值时, 旁通调节阀12自动打开, 让一部分高压冷剂蒸汽直接进入吸气管, 使吸气压力保持在给定值以上, 避免了压缩机出现不该有的频繁启停现象。

(3) 在冷却水进水管路上安装水量调节阀17, 阀的上部有连通管接冷凝器, 用以感受冷凝压力的变化。当冷凝压力升高时, 水量调节阀的阀门开大, 冷却水量增多, 使冷凝压力降低, 回复到给定值范围;反之, 当冷凝压力下降时, 则阀门关小, 冷却水量减少, 使冷凝压力回升到给定值范围内, 从而将冷凝压力控制在一个比较稳定的工作范围内。

(4) 低压控制器13控制吸气压力。当三个冷库都达到规定值温度时, 一旦吸气压力降至低压给定值时, 低压控制器13的触点YL1马上断开, 切断压缩机电动机电源, 使压缩机立即停机。

3.3 安全保护。

用高压控制器14、安全阀18、油压差控制器15、注液阀16、止回阀10来实现多方面的安全保护。

(1) 高压控制器14控制排气压力。当排气压力超过高压给定值时, 高压控制器YL2触点断开, 中间继电器KA4线圈断电, 常闭触点KA4闭合, 使中间继电器KA6线圈通电, 常闭触点KA6断开, 导致压缩机接触器KM2失电, 压缩机停机, 同时发出声光报警 (红色指示灯亮, 报警器响) 。

(2) 当高压控制器14失灵或压缩机在不工作的情况下, 由于失火或其他原因引起冷凝压力剧增而超过允许值时, 安全阀18自动开启, 将系统中的高压制冷剂应急释放至室外, 防止爆炸事故的发生。

(3) 用油压差控制器15来保护油压。当油压小于给定值时, 油压差控制器YC触点断开, 同样可以使压缩机停机。

(4) 在吸气管和高压液管之间安装注液阀16, 实现排气温度保护。当排气温度超过允许值时, 注液阀16开启, 一部分液体冷剂经节流阀节流而进入吸气管, 使吸气温度降低, 从而达到降低排气温度的目的。

(5) 在低温库蒸发器出口管路上安装止回阀10, 以防止高、中温库热负荷增加时, 冷剂蒸汽倒流进入低温库蒸发器, 引起低温库的库温波动。

4 结语

“一机多库”制冷系统主要设置了温度调节、压力调节和安全保护控制。应用热力膨胀阀、温度控制器、电磁阀、低压控制器可以把各冷库温度控制在所需范围内;用蒸发压力调节阀、旁通调节阀、水量调节阀和低压控制器可以实现各种压力控制;用高压控制器、安全阀、油压差控制器、注液阀、止回阀可以实现系统多方面的安全保护。

上述系统是以一台压缩机同时负荷蒸发温度不同的三个冷库, 根据工艺要求也可以负荷蒸发温度不同的四个库、五个库, 其自动调节系统控制原理相同, 且整个系统并不大, 投资小, 配置灵活, 见效快, 有利于满足市场对冷库多样化的需求。

摘要：本文以一台压缩机同时负荷三个不同蒸发温度的小型冷库系统为例, 介绍了“一机多库”制冷系统的自动调节功能, 分析了该系统的温度调节、压力调节和安全保护自动调节作用, 为“一机多库”自动调节系统应用给予技术支持。

关键词：一机多库,温度调节,压力调节,安全保护

参考文献

[1]邬振耀, 徐德胜, 孙兆礼, 朱寅生.制冷与空调[M].上海:交通大学出版社.1991.8

[2]单翠霞.制冷与空调自动控制[M].北京:中国商业出版社.2003.9

电弧炉电极升降自动调节系统简介 篇10

关键词：三相交流电弧炉,极自动调节,闭环控制,PID控制器

引言

电弧炉因不同的原料成分、不同的工艺要求, 对电弧的强弱不尽相同, 电极可在炉内产生电弧熔化炉料但是电极不能无限制地产生短路电流, 长时间的短路必定会损坏变压器, 所以控制电弧电流的重点即是控制电极的升降。在自动控制系统中使用PID控制器对电极升降完成闭环控制, 实现了生产的自动化。下面简要介绍一下电炉电极的自动控制系统。

1. 电弧炉的熔炼过程

1.1 点弧期

当炉料装填完毕, 自动控制系统准备完毕, 由于程序自动控制的作用电极开始下降。当电极接触炉料表面时, 市变压器二次发生短路, 产生短路电流。在电极自动调节程序的作用下, 电极提升使电极与炉料之间产生电弧。此时变压器二次采用低电压、小电流点弧;

1.2 穿孔期

随着电极下面炉料的熔化, 电极不断下降, 逐渐在炉料中形成一个洞即穿井。当电极深入炉料深度为电极直径的1.5倍时, 换高电压, 较大电流熔炼;

1.3 主熔化期

当电极深入炉底, 形成小熔池时, 换最大电压、最大电流熔炼;

1.4 熔化末期

当炉料基本熔化, 高电压下的长弧已能直接辐射炉壁时, 换较低电压、用最大电流、短粗电弧熔炼;

1.5 熔末升温期

炉料熔清后, 继续采用较低电压、大电流、短粗电弧熔炼, 使钢水达到预期温度。

2. 电极升降自动调节

2.1 电弧电流控制

每个时期根据不同的原料成分、不同的工艺要求, 对电弧的强弱不尽相同。可以发现对电弧强弱的控制是整个过程中的重点。电弧炉变压器能较大范围的调整二次电压可以适应不同冶炼时期对功率的需求。电极可在炉内产生电弧熔化炉料, 但是电极不能无限制地产生短路电流, 长时间的短路必定会损坏变压器。

2.2 控制电极升降

控制电弧电流的重点即是控制电极的升降, 对电极升降控制的好坏对钢水的质量、电能的消耗有直接影响。精确控制电极可以自动点弧以及消除由于炉料塌落而造成的电极与炉料之间的短路, 能自动保持电弧功率为给定功率。

2.3 模拟量闭环控制系统

电极升降调节主要是检出变动的弧流、弧压, 将其与给定值进行比较并求出二者差值, 根据差值的大小、方向, 通过液压伺服阀上下移动电极, 使输入功率保持恒定。

特殊钢炼钢连铸工程电弧炉电极的自动控制系统使用的主要设备是S7-400系列的PLC和输入输出模块并辅以各种现场传感器, 变送器与采集炼钢过程中的一次电流、电压, 二次弧流、弧压、钢水温度等等数据, PLC程序对这些数据进行转换、比较、计算, 后再输出控制信号到电极的伺服阀控制电极的升降达到控制电弧强弱的目的。这一过程是周期性的输入、输出的数据都是变化的量, 这是一个典型的模拟量闭环控制系统。如图1。

在模拟量闭环控制系统中, 在一个程序执行周期内被控量N (例如电流、电压、温度等) 是连续变化的模拟量, 大多数执行机构 (伺服阀、变频器等) 要求PLC输出模拟量信号AOS, 而PLC的CPU只能处理数字量。所以, N首先被测量元件 (传感器) 和变送器转换为标准量程的直流电流或电压信号AIS, 如4~20mA、1~5 V等, PLC用模拟量输入模块的A/D转换器将它们转换为数字量ID。PV为A/D转换后的反馈量, 图中SP为给定值, W是误差, W=SP-PV。误差值在PID控制器的程序中进行运算, 将运算结果OD (数字量) 送给模拟量输出模块, 经D/A转换后变为电流或电压信号AOS, 再来控制伺服阀的开度和方向调节电极的升降及速度, 实现对电弧电流的闭环控制。模拟量与数字量之间的相互转换和PID程序的执行都是周期性操作, 在上面一个周期完毕后下一个周期继续执行对被控量N进行采样、转换、比较、计算、再控制的过程。

2.4 PID控制器

上图虚线框内是PLC内完成的运算过程, 在S7-300/400系列的PLC上实现可以使用它的模拟量闭环控制功能, 使用闭环控制模块如S7-300的FM355和S7-400的FM455, 除了使用专用的闭环控制模块外, S7-300/400也可以使用PID控制功能块来实现PID控制。安装了标准PID控制软件包后, 功能块FB41—FB43可用于PID控制。下面简单介绍一下这种PID控制功能块, 见下图。

功能块中有很多的参数, 简单介绍其中比较重要的几项。

左边输入侧:

MAN_ON:布尔型 (BOOL) 为1时为手动

模式, 默认为0, 手动模式时控制变量被手动选择的的值MAN代替。

P_SEL:为1时激活比例操作, 默认为1。

I_SEL:为1时激活积分操作, 默认为1。

D_SEL:为1时激活微分操作, 默认为0。

这三项可以单独激活或取消, 通过其他程序段来激活或取消它们的作用。

CYCLE:采用时间, 两次快调用之间的时间, 取值范围大于等于20ms。

SP_INT:设定值输入, 浮点数 (REAL) 。在炼钢过程中不同阶段通过其他程序段处理会有不同的输入值。

PV_IN:过程变量输入, 即反馈值, 浮点数 (REAL) 。可以是二次的弧流、弧压等参数。

GAIN:比例增益, 用于比例操作部分, 浮点数 (REAL) 默认值2.0。

DEADB_W:死区宽度, 浮点数 (REAL) 。

设定值SP_INT减去反馈值PV_IN得到负反馈的误差, 为了抑制控制器输出的量化造成的连续振荡, 用死区DEADB_W非线性对误差进行处理。

LMN_HLM与LMN_LLM为控制器输出上限与下限, 浮点数 (REAL) 。可用来控制电极上下速度极限。

输出侧:

LMN:控制器输出值, 浮点数 (REAL) , 输出此值已控制电极升降。

ER:死区处理后的误差输出, 浮点数 (REAL) 。

其中注意参数如, SP_INT、PV_IN、LMN输入或输出的为32位浮点数 (REAL) , 但是这些变量在最初采样时和最后输出到执行机构时的数据类型为16位整数 (WORD) , 所以这些变量要经过数据类型转换才可以输入或输出。下面是输入过程的数据类型转换的程序段, 如图3。

在模拟量输入模块得到二次弧流的16位整数值后, 用转换器I_DI将16位整数转为32位整数, 然后用转换器DI_R将刚才的双整型数转换位32位浮点数, 这个数便可直接用作PID功能块FB41的输入参数了。输出值LMN即是将此浮点数转化为16位整数再经模拟量输出模块输出来控制电极升降。

结束语

电极升降自动调节系统中PID控制器不需要被控对象的数学模型, 结构简单容易实现, 有较强的灵活性和适应性, 使用方便, 是应用最广的模拟量闭环控制器。以上内容只是对模拟量闭环控制系统作了简单的介绍, 闭环控制是个复杂的过程, 对它的理解和合理使用既要有理论知识又需要实际经验, 所以还需要在工作中不断地学习和探索。

参考文献

[1]刘春华.电气调整手册.冶金工业出版社

[2]廖常初.S7-300/400PLC应用技术.机械工业出版社

自动调节 篇11

关键词：自动化设备；运行维护；智能变电站；调节

中图分类号：TM76；TM63 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）18-0098-02

中国的智能变电站自动化设备在反复的技术革新后，从体管屏变为运动装置，再由RTU远方终端革新到如今的综合自动化系统设备，技术逐渐的提高，使我国的电力建设走向电网智能化的道路。智能化的电网增强了复杂信息交互的概率，这是区别于传统自变电站的最特别之处。伴随着电网智能化水平的提高，电网的安全显得极为重要，因而，把握智能变电站自动化设备的调节与运行维护，就成为保障电网安全工作的关键。

1 常规变电站与智能变电站的区别

1.1 常规变电站的特点

自动化系统是常规变电站的核心系统，可实现微机保护的独立和质量，以及它与外界的通讯连接。

1.2 智能变电站的特点

智能变电站采用了IEC61850标准和通信规范，虽然也运用了常规变电站，但顾名思义，智能变电站的功能必然比其强大得多。①它在自动完成信息采集、测量、控制、监测和保护等功能自动化的基础上，完成变电站内来自全国各地厂家们设备智能化；②它还能在数字化变电站的基础上，实现全站信息标准化、数字化，还能实现其信息网络化；③它也能实现在线分析、自动控制、智能调节等功能。

2 智能变电站自动化设备的基本结构

2.1 站控层

涉及通信控制机、监控主机、调制解调器这些方面的是站控层，它的功能可以分为以下几种：①具有在线编程功能，甚至在必要时还可以通过闭锁方式来控制全站；②具有将变电站自动化设备智能化的功能，另外还可以分析其工作时放生的故障；③具有与人机的联系及木地监控的功能；④具有可据我们需要，在智能变电站的调节原则上得到我们需要的数据。

2.2 间隔层

智能变电站系统中能进行智能化的保护及测控的是间隔层，它具有以下几点功能：①在促进过程层和站控层间之间的通信作用的基础上，也能按人们的需求实现通信功能；②具有采集、运算、统计以及分析数据的功能，较普通站控层而言，具有优先化，高级化等特点；③具有对站控层信息分类的功能，它的优化也必然会使智能变电站系统具有更高的安全性，且会促进通信行业的发展。

2.3 过程层

智能变电站中一次设备或二次设备就是过程层，它主要具有几下几点功能：①具有各操作控制的功能；②具有输入或输出开关量的功能；③检测设备工作过程中的相关信息。

3 智能变电站的调节

3.1 设备调节

智能变电站自动化系统设备进行调节称为设备调节，这一项工作与自动化设备全的过程息息相关。它不仅具有自动化设备的智能设备自动化、硬件集成的特点，而且还能在不违背调节原则的基础上，对使用对象进行调节。

3.2 设备调节的原则

①系统功能的调节。需要分层次以及分步骤实施调试，依据分系统、横向调节与间隔的顺序，第一是常规系统功能，第二是高级应用功能；②单体智能设备调节试验。此实验主要作用是设备调试之前的作业。智能设备在工作中也存在着一定的不足，因此必须要对智能设备进行完善更新；③系统设备是通过横向分层来对硬件配置进行检查，但纵向检验法却是检测功能配置的方式常常用到的方法。必须要对硬件的配置和完整性、自动化设备的功能工作的状态，进行比较仔细的检查。

3.3 智能变电站的现场调节流程

将调试中所用的仪器以及所有电气设备安装完毕有关的技术文档齐全，仪表达到智能变电站测试技术标准之后才可以进行现场调试。相关负责单位组织成立现场调试工作组，依据自动化系统工程标准编写调试报告与现场调试方案，调试工作人员必须仔细记录调试数据，并且在调试完毕后整理现场调试报告向运行、建设单位转交资料，带负荷试验是在这之后才开展的。

3.4 现场调节内容

对网络物理连接和光纤裕度检测的正确性进行确认等，是要在调试工作开展之前进行测验工作。若要确保调试工作能够平稳进行，必须要对站内所有相关的装置项目一一进行检查。

3.4.1 自动化设备的调节通用测试

①要查看设备的SOE时间是否无误，对时精度≤1 ms，可利用数字式维护测试仪和装置上的遥信量来完成；②要准确无误的接收GOOSE报文必须反复查看装置，检查发出的GOOSE报文格式是否正确，再查看装置的GOOSE开处开入功能是否异常；③检验装置的功能与采样数据报文格式是不是达到了有关要求；④检查设备发出的相关传输报文的是不是有效的检修状态，要在检修压板投入后进行。

3.4.2 自动化设备系统调节

①全站对时时钟系统调试、GOOSE验证以及电磁换向阀验证；②保护动作信息的采集测试；③测控系统、远动系统调试。

3.4.3 自动化设备的调节功能测试

①网络分析功能；②测控功能；③保护功能；④故障信息系统；⑤智能终端。

3.4.4 全站整体调试

要测试网络负荷，对GOOSE出现跳闸报文进行检查，检测各装置不存在无死机现象和丢帧现象，必须要将全部装置都投入运行，模拟故障使保护设备运作。

4 运行维护和调试过程中的注意事项

①GOOSE联接通道异常报警，现场报采样值品质异常，远动104中浮点数的字节序错误，处理对61850规约的转换，母线PT中的故障，这些是智能变电站自动化设备运行时异常较为寻常的情况。

②因通道条件的制约，联调与主站的进度异常紧张，厂站与主站自动化系统通信的规约调试应该在工厂验收之前进行，这样可以为现场的联调赢取时间。

③要避免因版本不一致所造成的混乱，需要严格控制各个阶段所有单元的配置文件版木与程序文件；还需要做好所有设备的供应商的装置能力系统配置文件与描述文件等的备份，这样，使在调试出现问题的时候能够及时的恢复系统。

5 运行维护的管理

5.1 健全运行维护管理制度

增强设备在线监测、光纤接头盒、智能终端、网络交换机以及光缆槽盒等的巡视检查，这是设备巡视制度需要完善的。

5.2 提高智能设备的管理水平

“测控就地化”是智能设备采用的模式，智能汇控柜取代了起初的测控屏，光纤通信替代了起初的电缆的模拟信号传输，通信状态是自动化设备运行的基础，而自动化设备又是智能变电站稳定运行的关键，因而我们要对于智能终端、在线监测系统等设备的巡视和维护高度重视起来，就像汽车的后市场，我们对设备的状态也要定期地进行维护和分析，才能使它更完善，更符合人们的要求。

6 结 语

随着社会的发展以及变电站智能化的渐渐完善，智能变电站自动化设备的调试和运行维护也显得极为重要。从传统变电站到智能变电站仅统一了通讯协议，协议的统一非常关键，使站和站之间互相联系起来并且将智能站的特色和优势运用到更多的领域中。要增强中国智能变电站自动化设备运行的安全性与稳定性，我们应该坚持不懈，不断加强运维管理质量与设备调试水平，为智能电网的前景打下坚实的基础。

参考文献：

[1] 史志成.铁路电网的综合自动化[J].电工技术杂志，2010，（8）.

[2] 张帆，赵林坤.智能变电站自动化设备的调试和运行维护[J].城市建设理论研究（电子版），2009，（18）.

自动调节 篇12

国内运行的各种调节装置多是利用增减电容器容量 (组数) 的方法来实现容量调节。由于电容器的分组不可能做得很细, 加之投切电容器产生电压波动对系统的影响, 不允许电容器的频繁投切, 即不能实现随时跟踪系统无功变化, 现有电容器自动投切装置 (VQC) 不能满足系统及电网要求。

以许昌供电公司为例, 调查发现部分县 (市) 10kV配网线路功率因数极低, 仅0.6～0.7, 配网线路没有成功的自动补偿装置。同时安装固定式电容器又会产生过补或欠补现象, 造成10kV配网线路的电压质量不合格、线损过大。本文主要介绍一种结构简单、原理先进、基本可以满足控制系统要求的10kV线路无功自动调节装置 (专利号:ZL03284380.1) 。

1 10kV线路无功自动调节装置的特点

根据Q=2πfCU2的原理, 新型装置不再改变电容C来调节无功输出, 而是利用电容无功输出随电容器两端所加电压U2变化的原理, 研制出随电压变化的无功补偿装置, 满足电网无功调节要求。用特殊手段控制电容器两端的电压U来改变其无功输出, 补偿系统感性无功。其优点如下:

(1) 电容器采用固定接入系统, 不再进行分组, 减少了因分组造成的辅助设备投资等问题。

(2) 电容器两端的电压不再因投切产生突变, 因此没有投切过电压问题, 避免电容器投切对设备的不利影响。

(3) 由于调节时不考虑电容器充放电时间问题, 其调节时间可以不受限制, 可以实现适时跟踪调节。

(4) 系统的感性无功变化同样与系统的电压平方成正比。这样改直线补偿为曲线补偿, 补偿精度细。

(5) 理论上利用这种补偿原理可以实现无级补偿。目前由于改变电压的手段及装置的经济合理性, 公司采用分级调节, 即九级调节方式。当电容器二端电压上升10%时, 输出无功增加21%;当电容器二端电压下降10%时, 输出无功减少19%。输出无功随电压U按幂函数变化。

2 新型无功自动调节装置结构组成

新型自动调节装置主要由线路状态识别判断元件、控制器、电压调节器等几部分组成, 分别是:

(1) 线路状态识别判断元件。由线路CT、PT及相关线路组成。它可以测试线路的运行状态, 如有功功率、无功功率、功率因数等, 并作为自动调节装置的工作依据。

(2) 电压调节器。它能够按Q∝U2输出无功功率, 调节范围原理上可以实现0～Qmax连续调节, 工程上为降低造价可根据线路无功功率、功率因数变化情况合理确定调节范围, 以满足补偿要求。如何实现保证系统电压前提下调节电容器两端电压是关键。装置利用自耦变压器原理将有载分接开关技术应用到电压、无功自动调节上来。

(3) 控制器。根据线路运行状态分析判断线路补偿方式与容量, 发出指令让自动调节元件调节Q来满足设定要求, 检验调节后的线路运行情况是否符合要求并进行修正。装置所采用的控制器由单片机来完成。当电压高于要求值可以减少电容器无功出力, 当电压低于要求值时增加电容器无功出力。当功率因数高于设定值上限时, 降低电容器无功出力, 当功率因数低于设定值下限时, 提高电容器两端电压, 增加电容器无功输出。由于10kV线路用电容器来调节电压质量效果不明显, 装置只对电压进行限制, 当电压高于电容器额定电压时降低一级调节器输出电压保证电容器安全运行。它集显示/记录、通讯、保护于一体, 能通过多种通讯方式来为用户提供当前运行数据下载;整定值下载、修改、上传;遥控投、遥控切;显示/记录下载;同时装置能实现过压、过电流、过流速断、欠压、缺相、拒动等保护。

通过PT、CT对系统运行情况进行采集, 采集信号经控制器进行分析处理, 根据系统电压情况、无功情况 (cosϕ大小) 和标准进行比较判断, 按设定要求输出控制信号, 电压调节器执行控制信号, 调节电容器两端电压, 改变系统运行状态, 使其满足电压无功要求。新型10kV线路无功自动调节装置一次系统如图1所示。

3 无功自动调节装置节能效益

采用该线路无功自动调节装置, 可以大大降低线损, 保证电压质量。现在仅以许昌供电公司灞陵变电站灞19线路运行情况说明该装置良好的控制功能及节能效果。

灞19线路为10kV配网线路, 负荷较重, 约2500kW, 但功率因数极低, 仅0.65左右。自2006年10月该电压无功自动调节装置在该线路上投运以来, 为减少投入, 该公司在线路中装设800kvar固定电容器及公司研制的这套电压无功自动调节装置配置, 电容为450kvar, 调节范围36%～100%。新型电压无功自动调节装置基本上每天都能动作5次左右, 线路负荷电流由投入前的250A降到现在的190A, 仅此一项线损降36%。线路功率因数控制在0.85～0.95之间, 且没出现欠补和过补现象。投入前后线路负荷及电流变化如表1、表2所示。

由此可以看出, 如果以一条线路负荷为1500kW, 自然功率因数为0.77, 调节后功率因数为0.95, 线路供电半径7km, 为LGJ-95导线, 理论线损由2%降到1.3%, 年节约电量93574kWh, 价值46787元。以上计算过程中, 没有考虑因10kV线路就地无功补偿能力增强, 而使上级电网无功交换减少、线损降低, 用户电压质量提高等效果。

4 结语

新型的电压无功自动调节装置克服了自动投切的种种缺点, 能有效地解决电容运行中过电压及谐振波放大问题。该装置为国家专利产品 (专利号:ZL03284380.1) , 并通过河南省电力局、机械厅技术鉴定, 认为该装置突破了传统的无功补偿调节理念, 设计新颖, 属国内首创, 能够较好地适应电网无功调节要求, 可以实现适时跟踪补偿, 经济效益显著, 保证电容器安全运行, 延长使用寿命, 已在全国电网推广应用。

参考文献

[1]GB12325-1990, 电能质量供电电压允许偏差[S].

[2]SD325-1989, 电力系统电压和无功电力技术导则[S].

[3]高晶晶, 赵玉林·电网无功补偿技术现状及发展趋势[J].东北农业大学学报, 2004, (5) :639-644.