火电系统

火电系统（精选12篇）

火电系统 篇1

1 前言

某2×300 MW机组原控制系统为三个独立控制系统, 分别控制汽机、锅炉和辅机, 各个系统的数据不能共享, 且汽机和辅机控制系统无历史数据库, 不能准确查找事故原因。电气系统为立盘操作, 后改为MACSV650系统, 将以上三个系统和电气控制系统集中监视与控制, 实现了FSSS系统、DAS系统、SCS系统、MCS系统、DEH系统、MEH系统和旁路系统的功能。总电源进入每个控制单元后, 通过2个交流模块 (SM935) 提供系统电源, 向2个直流模块 (SM913) 供电, 提供DC24V/DC48V电源。供电系统均采用冗余配置, 确保主控机笼、IO机笼供电安全可靠。

控制系统中, 现场某个设备若发生故障的情况下也能保证生产安全进行。调节系统中, 重要信号采用三取中。控制站、操作站、工程师站、历史站、通讯站交换机都采用冗余配置, 保证通讯正常可靠。控制器均为冗余配置, 当某个工作的控制器发生故障时, 系统将以无扰方式快速切换至冗余控制器, 并在CRT上报警, 主控制器和备用控制器之间通过并行数据链相连, 系统的控制和保护功能不会因切换而丢失或延迟。在正常工作时, 主要控制器执行控制任务, 备用控制器处于热备跟踪状态。一旦备用控制器出现故障, 备用控制器立即无扰切换为主控制器, 确保了系统高可靠性。

2 DCS系统改造

2.1 排粉机的风压控制

排粉机通过ZKJ执行器调节, 动作不灵敏, 控制精度不高, 易摆动, 如果采用PID控制回路, 无论怎么调试, 都很难控制排粉机风压, 锅炉不仅不能经济燃烧, 还存在熄火风险。在DCS系统改造过程中, 最后通过逻辑和画面的结合, 实现排粉机的风压控制, 维持适当的配风比例, 保证锅炉的经济燃烧。为此设计纯开关回路。

2.2 炉膛负压控制

炉膛负压的控制逻辑相比改造前方案, 将送风机的PID输出值作为其炉膛负压的前馈, 采用间隙PID, 控制炉膛负压, 炉膛负压调节及时, 控制可靠, 抗干扰能力强, 控制在设定值的±30Pa范围以内, 达到优的控制指标。

炉膛负压三选中后为LP, 作为HSVPID的PV值, 负压设定RTL01在画面上操作, 自动时运行人员设定, 手动时跟踪PV值即炉膛负压LP, 保证手自动无扰切换。送风机PID的计算值的0.03倍作为炉膛负压HSVPID的前馈值, 调节更及时可靠, 送风一旦有变化, 引风马上就变化, 提高了抗干扰的能力, 保证炉膛的负压值始终维持在一个调节的范围内。当两台引风机都不在自动位, 炉膛负压HSVPID的输出AV立即跟踪TP值, 保证手自动无扰切换。双平衡输出块HS-BAL2, 当两台引风机出力不均时, 通过加左右偏置块RTL02;当一台引风机静叶执行器出问题时, 可自动在另一台引风机上补偿。调节参数易整定, 回路简单、清晰, 便于维护, 分析故障原因。

2.3 机炉协调控制

通过改造, 机炉协调控制更加有效, 调节负荷及时, 控制更精准, 抗扰动更强, 主要采用直接能量平衡方法, 能量需求NRGD的计算充分考虑了汽机所需的热量信号, 使机组的协调效果最佳, 同时也提高了机组的抗扰动能力, 在协调方式下, 机组轻松甩50%的负荷, 300 MW机组为150 MW的负荷, 而且一次成功, 汽包水位、炉膛负压、燃料调节等都控制在最优的范围, 在此基础上, 一次调频和AGC控制的精度更高。能量需求块NRGD=P1/PT*PTsp*K1+d F1/dt+dPTsp/dt+ (PTsp-PT) *K2+d (PTspPT) /dt, 其微分增益参数和微分时间参数在能量需求NRGD逻辑图标示, 这些参数是制粉系统为仓储式的300 MW机组的经验参数, 仅供参考。

2.4 电气和公用系统改造

电气系统原BTG盘上操作, 不利于操作和监视。DCS系统改造, 将电气控制系统 (ECS) 纳入DCS系统, 负责接收、处理电气系统的信息, 并完成对单元机组和公用电气系统的监视与控制, 操作可靠, 监视方便, 事故查询方便、可靠、准确。

工业水系统和循环水系统原为就地仪表操作, 不仅增加运行的劳动强度, 而且不利于设备的监视。采用远程控制柜, 通过光纤收发器, 与控制系统形成网络, 实现相关设备的监视和控制, 特别是循泵纳入DCS控制后, 操作可靠, 监视方便。

3 结束语

原DCS时钟存在误差, 造成系统报警、SOE顺序事故记录、趋势记录等记录事件的时间不准确, 给事故的分析造成极大的不便, 在DCS系统内加装了GPS装置, 用于计算机时钟和SOE模块时钟校对, 经测试SOE的精度为0.9 ms。

原厂级AGC系统接口通过PLC硬接线来实现, 现和利时MACSV650系统可通过OPC协议, 与AGC系统通讯来接收AGC指令, 下达指令给DCS, 实现机组负荷的升降。为了保证AGC指令的正确性, 保证机组安全, 通讯两端各增加心跳脉冲信号和负荷分配站发来的心跳信号故障判断。

当负荷分配站的心跳信号30 s内无变化 (即无跳动) , 可判断通讯故障, 切换AGC至协调方式, 通讯信号恢复正常后, 方可投入AGC系统。同时, 厂级AGC系统也要判断DCS系统发来的心跳信号是否正常, DCS系统的心跳信号通讯至负荷分配站的AGC系统, 当DCS系统的心跳信号每1 s跳变一次信号, 厂级AGC系统在30 s内收不到DCS系统的心跳信号的翻转, 厂级AGC系统认为通信回路故障, 负荷分配站将机组AGC控制方式切换至手动控制。

以上两个信号在DCS系统光子牌报警, 并在画面中显示, 当信号不正常, 及时处理, 以保证AGC系统的正常投入, 保证电网的安全运行。

参考文献

[1]王常力, 罗安.分布式控制系统 (DCS) 设计与应用实例[M].电子工业出版社, 2004, 8.

[2]蒋爱平, 李秀英, 巫红.无模型控制方法控制功能的分析研究[J].控制工程, 2007, 14 (1) :14-16.

[3]杨景祺, 戈黎红, 凌荣生.超临界参数机组控制系统的特点及其控制策略[J].中国电机工程学报, 2007, 14 (4) :407-409.

[4]张新春, 刘郁.超超临界机组汽轮机旁路系统的选型[J].电力设备, 2006, 7 (1) :34-36.

[5]翟伟翔, 苏适, 刘友宽.火电厂负荷优化分配系统的研制[J].云南电力技术, 2011, 39 (5) :1-4.

火电系统 篇2

在全球化的视野下，能源问题已经成为国际政治、经济、环境保护等诸多领域的中心议题，甚至成为国际政治的中心。国家“十二五"规划提出要优化发展能源结构，火力发电仍作为我国电力结构的核心，2010年其装机容量占总装机容量的73.4％、发电量占到全国总发电量的80.8%。我国火电厂的煤耗量十分惊人，2010年全国火电机组平均供电煤耗为333 g/(kW•h)，比世界先进水平高出20～30g/(kW•h)，为此全国一年发电要多消耗标准煤约1亿t，按照2010年社会用电量和供电煤耗333g/(kW•h)计算，燃煤发电厂供电煤耗每降低1 g/(kW•h)，每年就可节约标准煤3.4×106t，具有重大的经济效益。由此可见，优化能源结构，不仅要积极优化资源利用方式，也应该大力提高能源利用效率。

人们竭尽挖掘电厂节能潜能，节能降耗主要集中在三大主机设备及其复杂系统，通过理论研究和广泛应用，已取得很大的经济效益。但长期以来对循环水系统中冷却塔缺乏足够的重视，认为冷却塔的维护较为繁重复杂。由于缺乏对冷却塔节能潜力的认识，很多电厂忽略冷却塔维护和监督，对冷却塔改造的投入不足，导致冷却塔的冷却能力降低，出塔水温偏高，凝汽器真空下降，机组经济性降低。在一定循环水流量下，冷却塔出塔水温每降低1℃，200 MW机组满负荷运行时热效率提高0.328％左右，煤耗率降低1.107g/(kW•h)，300 MW机组热效率则提高0.23％左右，煤耗率降低0.798 g/(kW•h)。目前我国火电厂的锅炉效率和汽轮机效率都已经达到90%以上，节能优化的空间已经不是很大，火电厂冷却塔冷却性能的好坏在很大程度上会直接影响电厂的经济性，如果能从对冷却塔冷却性能进行研究并对其进行节能改造，必将会带来比较明显的节能效果。

2电厂循环水系统和冷却塔概述

发电厂循环水系统及其相关设备主要包括汽轮机低压缸末级组、凝汽器、冷却塔、循环水泵、循环供水系统、空气抽出系统等组成。循环水系统是由凝汽器、冷却塔、循环水泵及相关阀门和管道组成。汽轮机低压缸末级组排出的乏汽在凝汽器中释放出汽化潜热，并将热量传递给了循环冷却水，使循环水温升高，循环冷却水在冷却塔中将其热量传递给了空气，使空气的温度升高，最终将热量释放在大气中。

凝汽器循环水入口水温将直接影响凝汽器真空，从而影响机组的循环内效 率。一般来说，循环水温越低，机组的内效率越高。而凝汽器循环水入口水温的高低与冷却塔的冷却性能关系密切。若冷却塔的冷却性能较差，凝汽器循环水的入口温度就会升高，不仅会影响机组效率，甚至会危及汽轮机运行的安全性。因此，冷却塔是汽轮发电机组重要的设备之一，其运行性能好坏直接影响电厂运行的安全性和经济性。

自从第一座冷却塔建成，至今已有百年的历史，由原始的开放式冷却塔到目前带有通风筒的冷却塔，风筒的形状也从圆柱形、多边锥形发展到当前普遍采用的双曲线型。冷却塔按通风方式分为：自然通风冷却塔、机械通风冷却塔、混合通风冷却塔；按热水和空气的接触方式分为：湿式冷却塔、干式冷却塔、干湿式冷却塔；按热水和空气的流动方向分为：逆流式冷却塔、横流（交流）式冷却塔、混流式冷却塔；其他型式有喷流式冷却塔和用转盘提水冷却的冷却塔等。

空气出口钢筋混凝土塔筒收水器配水系统竖井人字柱空气入口来自凝汽器的热水接冷却水泵空气入口集水池填料

图1火电厂自然通风双曲线逆流湿式冷却塔结构图

自然通风双曲线逆流湿式冷却塔是目前国内火电厂的主流塔型，以这种冷却塔为例，它主要由通风筒、配水系统、淋水装置（填料）、通风设备、收水器和集水池六个部分组成（如图1所示）。循环冷却水由管道通过竖井送入配水系统，这种分配系统在平面上呈网状布置，分槽式配水、管式配水或者槽管结合配水三种方式。通过喷溅设备将热水洒到填料上，经填料层后成雨状落入集水池，冷却后水被抽走重新使用。塔筒底部是进风口，用人字柱或交叉柱支承。冷空气从进风口进入塔内，经过填料下的雨区，流过填料和循环水进行热交换，通过收水器后从塔出口处排出。3电厂循环水系统各相关设备特性及其数学模型

凝汽器的真空对机组的经济性影响很大，其与环境温度、凝汽器特性、汽轮机负荷、循环水系统的水力特性等因素构成了一个复杂的系统。凝汽器内的压力降低，会使汽轮机中的可用焓降增大，从而增大汽轮发电机组的功率，但是循环冷却水量会增加，从而增加了循环水泵的耗功。汽轮机功率的增加值与循环水泵多消耗电能的差额为最大值时的真空称为机组的最佳真空。汽轮机组在最佳真空下运行的发电量最大，因此从本质上来讲就是寻求机组的最佳真空。首先应该建立优化运行的数学模型，然后给出其约束条件，运用优化理论和算法最终求得系统的最佳运行方式。

模型的优化目标是汽轮机的发电功率与循环水泵的耗电功率的差值为最大。

首先要对优化运行中所涉及到的汽轮机特性、凝汽器特性、循环水泵特性和管道阻力特性分别建立数学模型，得到优化运行的目标函数；通过其约束条件，从而最终得到循环水系统优化运行的数学模型。在发电厂运行时，循环水系统及其相关设备的运行特性是相互影响、彼此耦合的。

3.1汽轮机特性

汽轮机特性可以表述为当机组的其它设备运行参数一定时，在某一新蒸汽参数和流量下汽轮机组输出功率和排汽压力之间的关系，通常称之为汽轮机微增功率曲线。汽轮机的微增功率pt用下式表示:

ptf(p0,t0,D0,pk)

（3-1）

式中：p0,t0,D0和pk分别表示为主蒸汽的压力（kPa）、温度（℃）、流量（kg/s）和凝汽器压力（kPa）;汽轮机微增功率随凝汽器压力变化曲线是机组循环水系统进行优化，并判定机组是否运行状况好的重要依据。

3.2凝汽器特性

凝汽器特性可表述为凝汽器压力与循环水入口温、循环水流量及汽轮机排汽量之间的关系，即：

pkf(tw1,Dw,Dc)

（3-2）

式中：tw1,Dw和Dc分别表示为循环水入口水温、循环水流量和汽轮机低压缸排气量。

凝汽器内的蒸汽压力可由与之相对应的饱和蒸汽温度ts来确定，一般用pk表示，根据凝汽器热平衡及换热条件可知，蒸汽凝结温度ts为：

tstw1tt

（3-3）式中: tw1、t和t分别表示循环水入口水温、循环水温升和凝汽器端差（℃）；

假设不考虑凝汽器与外界空气之间的换热，则排汽凝结放出的热量就等于循环冷却水带走的热量，由热平衡方程式:

DC(hchc)Dwcp(tw2tw1)

（3-4）

DC(hchc)520DC可得：ttw2tw1

（3-5）

DwcpDwt根据传热方程可得：

tekAc/(cpDw)1 其中：k为凝汽器总体传热系数，Ac为凝汽器的冷却面积，cp为循环水的定压比热，hc为汽轮机排汽的焓值，hc为凝结水焓值。

求出ts后，可根据下面经验公式求出凝汽器压力：

ts1007.46pk0.00981()

（3-6）

57.66由此可见，凝汽器压力pk可以说是饱和蒸汽温度ts的函数，也可以说是循环水入口温度tw1和循环水流量Dw的函数，因此在不同的tw1和Dw下可以求出一系列pk值。

3.3循环水泵特性

循环水泵作为提供循环冷却水的重要动力机械，循环水泵本身的运行方式决定着循环水流量的大小，循环水泵耗电功率越大，循环水量也就越大。循环水泵特性可以表示为循环水泵耗电功率与循环水量之间的关系，即：

ppf(Dw)

（3-7）

3.4冷却塔特性

冷却塔是实现低温放热的最终设备，它能否将循环水热量及时释放到大气中，是保证排汽压力稳定的重要环节，它通过出塔水温(即循环水入口温度)影响凝汽器压力，进而影响机组的经济性。冷却塔运行性能的优劣直接体现于冷却塔出口水温tw1(即凝汽器循环水入口温度)。目前，冷却塔热力计算比较普遍的计算方法是焓差法，利用焓差法可以计算出冷却塔出口水温。

其基本公式为:

N(tN()

（3-8）w1)

tw2cphhtw1dtAm

（3-9）

其中，N()为冷却塔所具有的冷却能力，表示在一定淋水填料及塔型下冷却塔所具有的冷却能力，它与淋水填料的特性、构造几何尺寸、冷却水量等有关。表示冷却塔的冷却能力越大；N(tw1)冷却数越大，N(tw1)为冷却塔的冷却任务数，它与气象条件等因素有关，与冷却塔的几何构造无关，N(tw1)越大，说明冷却塔的冷却任务越重。tw2和tw1分别为冷却塔进出口水温；h为饱和空气的焓；h为湿空气的焓；cp为循环水的比热；是空气与水的质量比；A与m由试验确定。

根据工程实际与经验，可由下式求得：

3.6vmAmmDW

（3-10）

式中vm为塔内气流的平均速度，m/s；Am为淋水面积；m塔内气流的平均密度，kg/m3；DW为循环水流量。（3-8）式左边为：

N(tw1)tw2tw1cpdt

（3-11）hh（3-11）式采用辛普逊积分法来计算可以简化为：

N(tw1)cpt6[141]

（3-12）h2h1hmhmh1h2h1，hm，h2分别表示进塔空气、平均状态空气及出塔空气的比焓，kj/kg；h1、hm和h2表示空气温度分别为进塔水温、平均水温及出塔水温时饱和空气比焓，kj/kg。ttw2tw1。

进而可得出冷却塔出塔水温（即循环水入口温度）tw1即：

6Amtw1tw2

（3-13）

141cp()h2h1hmhmh1h23.5循环水冷却系统冷却特性对机组经济性的影响

根据电厂循环水系统各相关设备特性及其数学模型，可以建立汽轮机的发电功率与循环水泵的耗电功率的差值为最大值的优化目标函数模型。其数学模型如下：

Maxptpp

Maxf(p0,t0,D0,pk)f(Dw)

（3-14）

如果主蒸汽压力p0、温度t0和蒸汽流量D0不变的情况，同时不考虑环境温度的变化，那么机组的效率只与凝汽器背压pk有关，对于电厂发电效率来说，还与循环水泵耗电率有关，而循环水泵耗电率与循环水量有关，如果循环水量也不变，那么整个电厂效率只与凝汽器背压pk有关，而凝汽器背压pk是循环水入口温度tw1和循环水流量Dw的函数。

520Dc520Dc100kAc/(cpDw)DwDw(e1)pk0.00981()7.46

（3-15）

57.66由3-14式和3-15式可知，初参数一定时，影响机组发电效率只与循环水流

tw1量和出塔水温有关。循环水冷却系统冷却特性发生改变时，机组效率会与设计时发生偏离，产生一定的损失。单位质量蒸汽在汽轮机里少做的功为：

（3-16）

式中：ps,ts分别为设计时背压和背压时工况下的饱和温度，pk,tks分别为偏离设计工况时的背压压力和相对应的饱和温度。循环水冷却系统影响机组经济性的因素为循环水流量和出塔水温。

当循环水量增加，有利于凝汽器侧热交换，提高汽轮机的效率，但是会增加循环水泵耗功率，对于循环水冷却系统冷却塔来说，当出塔口处空气的相对湿度未达到饱和时，循环水量增加会使出塔空气逐渐趋于饱和，此时继续增加循环水量，过量的热水放出的热量就无法被空气吸收，出塔水温反而会升高，降低机组的经济性。

由3-15式可以看出循环水入口温度越高流量越小，凝汽器压力就越高，机组经济性就越差，如果其它条件不变的情况下，冷却塔出口水温升高1℃对机组经济性的影响如表3-1所示。

表1 出塔水温升高1℃对机组经济性的影响

机组容量/MW 机组负荷/MW 效率降低/% 煤耗率增加/（g/(kwh)）热耗率增加/(kJ/(kwh))煤耗量增加（t/年）

904

1550

1676

1808

1940

30.28

32.44

23.39

21.63

13.54

125 0.31 1.033

200 200 0.328 1.107

300 300 0.23 0.794

350 350 0.242 0.738

600 600 0.21 0.462

根据表1的数据，出塔水温每升高1℃，对于300MW机组而言，每年多消耗标准煤1676吨，按照标煤平均价格为1000元／吨计算，每年运行费用增加160多万元人民币。截至到2011年底，全国总发电装机容量已经超过9亿kW，如果按9亿kW计算，出塔水温每升高l℃，如按300MW机组计算，可导致每年运行费用增加20.8亿元人民币，可见出塔水温的升高，造成的经济损失是相当可观的。

4结论

火电厂运煤系统抑尘控制因素探讨 篇3

关键词：运煤系统 粉尘 优化控制

中图分类号：TP27文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）10（b）-0085-01

随着我国国民经济水平的不断发展，对于电力的需求量也越来越大，我国发电厂的主要支柱仍然是火力发电机组，火电厂运煤系统的粉尘污染一直是困扰企业环境卫生标准的难题，随着火电厂规模的发展和扩大，对于煤炭的需求量越来越大，因此对于运煤系统的抑尘控制系统的要求也越来越严苛，因此如何应对运煤系统中产生的粉尘问题是目前火电厂首要考虑的问题。

1 运煤系统抑尘控制难题和原因分析

1.1 转运站扬尘

转运站扬尘是诱发火电厂运煤系统产生扬尘现象的主要场所之一，转运站设计过程中主要考虑的因素是如何保证头部漏斗。缓冲锁气器、落煤管和导料槽等设备的寿命，却忽略了对防尘设备的重视，尤其是为了提高上述几种设备的使用寿命，采用的方式虽然能够减少煤炭在运输过程中对设备的磨损量，但是却加剧了物料之间的相互碰撞，形成严重的粉尘现象，随着火电站规模的扩大，耗煤量也越來越大，随之产生的粉尘量加剧，这样很容易造成爆炸等危害的发生，给火电站的正常运营带来巨大的安全隐患。

1.2 诱导风产生粉尘

原煤从一条输送带进入另一条输送带过程中由于重力因素，产生一定的加速度，因此在下落过程中就会产生大量的诱导风，当原煤带着诱导风落入落煤管内以后，诱导风变成正压，然后和原煤中的粉尘混合形成尘气，尘气受到导料槽内正压力的影响从管道漏缝处向外飘散，形成粉尘现象。一般来说诱导风的大小与输送带之间的落差和落煤管的截面尺寸有关，落差越大，原煤的下落速度就越大，落入落煤管携带的诱导风就越大，落煤管的截面尺寸越大，原煤携带的诱导风也就越大。

1.3 设备运行效率低下

目前的火电厂运煤系统的运输线相当长，能够产生粉尘的因素也十分多，现有的机械除尘设备虽然能够减少某些部分的粉尘现象，但是由于设备的运行效率低下，很难同时控制多个地区发生的不同类型的粉尘现象，采取的治理手段并不能全方位的解决各种粉尘现象，因此对粉尘现象的处理效果收效甚微。

2 优化设计

2.1 转运站优化设计

对落煤管采用分散物料技术，降低输送过程的高度差，就能够延缓原煤的降落速度，从而从源头上减少粉尘产生的诱导风，对落煤管了导料槽进行流线型设计，减小原煤在运送过程中的阻力摩擦，最后还可以提高系统的密封程度，确保粉尘只会产生在导料槽以内，并不会对外界产生影响。这些方法都能够从源头上解决粉尘污染的现象。

2.2 除尘器优化设计

除尘器的优化设计必须要根据管道内原煤尘气的污染现状和具体输送环节和工艺进行设计和选取，设备的技术参数不能够笼统单一的选取，要根据具体工作环境在进行进一步的选择过滤面积、处理风量、过滤风速、压缩空气耗量、功率等，以适用于不同环境导致的不同类型的扬尘现象。

2.3 喷雾抑尘系统设计

喷雾抑尘系统的工艺流程如下：当输送系统启动后，带式输送机处于运转状态，系统根据以下两个条件进行开启与关闭，①通过速度传感器收到输送机运转信号；②通过煤流传感器获取有煤存在的信号时，输送带喷雾控制箱控制各个输送带落料点的电磁阀打开，喷嘴打开数量及雾化水量，喷嘴喷出非常小的水量，能有效抑制粉尘逃逸并不会过大增加原煤的湿度，达到降尘效果；当带式输送机处于空载状态或输送机因故带负荷停机时，喷雾停止。系统具有工艺流程简单，运行维护量小，系统可以全自动运行，操作简便。

3 运煤系统粉尘处理具体措施

粉尘处理的最终效果就是要求系统室内建筑物内空气重粉尘浓度要每立方米小于10毫克，可呼吸性粉尘的浓度不能超过3.5mg/m^3，如果空气中粉尘含量超标，不仅仅会对环境造成污染还有可能会导致运行人员发生呼吸道疾病等现象，严重的发生粉尘爆炸等现象。

3.1 运煤过程

运煤过程要求采用合适的运煤工艺，对于不同类型的原煤，要采用不同的工艺输送，防止撒煤和冒粉现象的产生，所有输送原煤的滚筒采用胶面滚筒，然后在蠢动滚筒带之间设置沟槽，能够有效的防止皮带跑偏或者打滑而产生撒煤现象，然后在落差较大的落煤管上运用新的落煤管技术，或者设置重力式缓冲锁气挡板，能够有效的降低原煤落下后携带的诱导风量，同时对物料起到一个导流和缓冲的作用，防止煤尘在运输过程中外溢，有效的降低粉尘效应。

3.2 机械除尘过程

机械除尘是处理运煤系统中产生的尘气的主要方法，在除尘系统设计手段选用中要避免选用单一的方法进行除尘系统设计，系统选用的原则是要求吸风口位置要准确，便于对系统的保养和维护，同时又不能降低设备的工作效率。原煤之所以容易缠身煤尘的主要原因是原煤表面水分含量较低，因此可以释放增加原煤表面的含水量，能够使一些较细的粉尘吸附和粘结在一起，有效的抑制煤尘的产生。

3.3 电气自动化过程

高压静电除尘器是一种十分高效的除尘手段，火电厂运煤系统之前采用的除尘系统受科技水平的限制，运行效果并不尽如人意，随着高压静电除尘器的技术水平的不断进步，高压静电除尘器的运用范围也越来越宽，并很少再受环境的限制。高压静电除尘器已经能够广泛的运用于各个火力发电厂，但是对于挥发性成分含量较高的原煤，要谨慎考虑，并不一定适用于高压静电除尘器。

4 结束语

传统的运煤系统采用的主要输送设备是带式输送机，工作过程中很容易出现粉尘现象，通过对粉尘产生机理进行研究，力求从源头上解决粉尘问题对火电厂生产环境的影响。为提高火电厂运煤系统的安全和环保水平作出贡献，火电厂应当加强对运煤系统的重视，加强对运煤系统除尘的综合治理，对运煤系统工作过程中的每一个环节都要做到足够重视，这是确保企业文明生产的首要前提，也是能够保证企业卫生标准达到国家要求的重要举措。

参考文献：

[1]黄定贵.火电厂运煤系统抑尘控制因素探讨[J].电力科技与环保，2011，01：45-47.

[2]黄定贵.发电厂运煤系统抑尘零排放控制因素的分析[J].节能，2010，11：56-59.

火电系统 篇4

大唐鸡西热电有限责任公司有2台供热机组, 由黑龙江省电力设计院设计, 哈尔滨三大动力厂制造。汽轮机为国内新设计的首台125 MW超高压一次中间再热供热汽轮机, 设计额定冷凝工况排汽压力为0.005 4 MPa (绝压) 。机组投入运行后凝汽器真空偏低, 在冬季循环水温度10℃左右, 2台高速循环水泵、2台射水泵均运行的情况下, 2台机组在额定冷凝工况下凝汽器真空最高只能达到88 k Pa。

影响凝汽器真空的因素很多, 查找凝汽器真空低的原因也很困难。首先通过真空系统严密性试验, 确定了凝汽器真空低的主要原因是真空系统严重泄漏。在做真空系统严密性试验时, 2台机组凝汽器真空每分钟下降速度均超过5 k Pa以上, 远大于平均每分钟下降0.4 k Pa的合格标准[1]。

1 真空系统严重泄漏故障诊断

真空系统非常庞大, 若想找到影响凝汽器真空的漏点极其不易。在施工、调试单位查找缺陷无效的前提下, 大唐鸡西热电有限责任公司为彻查原因, 解决问题, 自选立项, 对新机组真空系统严重泄漏、凝汽器真空低这一课题进行专题攻关。依靠自身技术力量, 通过全面检查、专业分析、运行调整、凝汽器及真空系统注水查漏、氦气检测仪查漏、模拟试验等多方努力, 找到了真空系统严重泄漏的关键所在:轴封冷却器疏水多级水封存在严重问题。

本机组轴封冷却器疏水经多级水封排至凝汽器热水井, 多级水封本身存在严重缺陷, 多级水封就起不到应有水封作用, 从而使空气经疏水管进入凝汽器, 造成机组真空大幅度降低。

2 多级水封介绍

本机组轴封冷却器疏水多级水封由三级组成, 每级设计有效高度3.2 m, 水封连接情况如图1所示。图1中, H为水封壳侧液位高, m;h为水封管侧液位高, m;P为轴封冷却器内压力, k Pa;P1为第一级水封液面上压力, k Pa;P2为第二级水封液面上压力, k Pa;P3为第三级水封液面上压力, 其大小和凝汽器内压力相等 (忽略凝汽器和水封之间的高度差) , k Pa。分析图1有如下关系式[2]:

式 (1) ~式 (3) 中, γ为水封内液体密度, g/cm3。

上述三式联立计算可求得轴封冷却器和凝汽器之间压差为:

式 (1) ~式 (4) 中, g为重力加速度, N/kg。

3 多级水封安装错误分析

施工单位在大唐鸡西热电有限责任公司安装的轴封冷却器疏水多级水封连接系统如图2所示。与图1介绍的水封不同, 安装单位错误地将各级水封通过注水管、放水管连接到一起。对于相互之间连通的短管道, 可把管上各点看成压力相等, 即各级水封下部压力相等, 无法再形成如图1所分析的P、P1、P2、P3之间应固有的γg (H-h) 大的压差, 这样水封正常工况就被破坏了, 导致其不能正常工作 (实际只有一级水封在起作用) , 不足以封住轴封冷却器内空气, 使大量空气经过轴封冷却器和水封漏入凝汽器而严重影响凝汽器真空。

4 多级水封改造说明

在经过全面检查、综合分析及模拟试验后, 对轴封冷却器疏水多级水封进行了第一次改造 (见图3) 。

a) 把水封外壳每个放水管各加1道阀门;b) 把水封外壳3个注水管割去2个, 只保留第1级水封的注水管。

轴封冷却器多级水封经第一次改造后, 对提高机组凝汽器真空效果显著, 但仍达不到设计值。

按设计, 该厂轴封冷却器汽侧压力0.095 MPa (绝压) , 冷凝工况设计汽轮机排汽压力0.005 4 MPa (绝压) , 抽汽供热工况设计汽轮机排汽压力0.003 0MPa (绝压) , 轴封冷却器与凝汽器的之间最大压差为92 k Pa。本厂轴封冷却器疏水为三级水封, 每级水封有效高度为3.2 m, 水封前接轴封冷却器汽侧, 后接凝汽器热水井。其原理是用多级水封管中水柱高度来平衡轴封冷却器与凝汽器间的压力差。由前面推导的公式 (4) :P-P3=3γg (H-h) 可知, 应有3γg (H-h) 的压力来封住轴封冷却器汽侧空气以免进入凝汽器。如果轴封冷却器疏水温度达到90℃, 则多级水封自身能封住的最大压力为:3×0.965 34×9.80×3.2=90.819k Pa, 如果再加上凝汽器液位差约7 k Pa (凝汽器正常水位高于轴封冷却器多级水封疏水口700 mm~800mm) , 则多级水封正常时能封住的最大压力为97.819k Pa, 这个值要大于轴封冷却器与凝汽器之间最大压差92 k Pa, 从设计上来看, 三级水封应能满足需要。但从实际运行来看, 多级水封却没有达到设计要求, 分析可能是由于制造时每级水封实际有效高度不够, 或由于多级水封内管漏造成总有效高度不够, 于是对多级水封进行了第二次改造, 又加了一级水封。

5 改造后安全经济效益

经过2次系统改造, 凝汽器真空在相同工况下提高5 k Pa以上, 基本达到设计值, 真空系统严密性达到了优良标准。由于避免了大量空气漏入凝汽器, 使凝汽器端差、过冷度减小;同时还由于凝汽器漏气量减小使凝结水含O2量降低, 从而避免了对低压设备及凝结水管路腐蚀, 使其更加安全[3];另外, 由于改造后, 射水泵、循环水泵可1台运行, 1台备用, 使有关设备及机组的安全运行有了可靠保障。

根据厂家提供的机组热力特性说明书, 真空每提高1 k Pa将使机组多发0.7%电量, 按机组标准煤耗356g计算, 真空提高5 k Pa, 可使煤耗降低356×[1-1/ (1+0.007) ]×5=12.37 g。按2台机组年发电量13×108k W·h计算, 全年节约标煤16 081 t, 按标煤单价500元/t计算, 改造后全年降低发电成本16 081×500=804.05元。又由于每台机组可停用1台射水泵 (电机功率为75 k W) , 按机组年运行6 700 h计算, 1 a可节约厂用电量100×104k W·h, 按上网电价0.404 9元/ (k W·h) 计算, 增加发电收入105×0.428×104=40.49×104元, 2项合计增加效益约844.54×104元。

6 结语

汽轮机组真空系统严密性不合格是影响火力发电厂经济性和安全性的一个重要指标, 严密性不合格的原因也多种多样, 查找起来比较困难, 特别是安装设计原因造成的系统严密性下降更不容易被察觉。大唐鸡西热电公司依靠本公司技术力量, 自行解决了2#机轴封冷却器多级水封设计安装不合理造成真空偏低生产技术难题, 并运用同样技术对1#机组轴封冷却器多级水封进行了改造, 保证了2台机组在安全、经济、稳定状态下发电和供热。

摘要：大唐鸡西热电有限责任公司有2台超高压调整抽汽供热机组。机组在试运阶段真空系统严重泄漏, 严重影响机组安全性、经济性。公司依靠自身技术力量, 分析多种影响真空的因素, 找到了真空系统泄漏的关键原因, 是机组轴封冷却器疏水至凝汽器热水井的多级水封本身存在严重缺陷, 从而使空气经疏水管进入凝汽器, 造成机组真空降低。经过系统改造, 凝汽器真空大幅度提高, 机组真空严密性达到优良标准。

关键词：真空系统,泄漏,诊断,改造

参考文献

[1]靳智平, 王毅林.汽轮机原理及系统[M].北京:中国电力出版社, 2004.

[2]张发明.300 MW机组凝汽器真空问题的研究[J].汽轮机技术, 2002, 44 (02) :114-116.

火电系统 篇5

改革开放三十多年后的今天，我国的社会生产力和经济、科技都有了大幅度的提升和发展。火电工程项目的制度体系和建设技能也一直在突飞猛进。但是，蓬勃发展着的火电工程在建设过程中也存在着一些缺陷和不足。其中最紧要的问题就是火电工程建设迫切地需要设计和建立一套健全而完善的项目管理信息系统。

1火电工程项目建设的现状

火电厂输煤系统粉尘的防治方法 篇6

关键词：火电厂；输煤系统；粉尘；防治方法；监管

中图分类号：X773 文献标识码：A 文章编号：1000－8136（2012）09－0041－02

随着国民经济高速增长，电力需求也十分紧张。火电厂作为我国主要的供电厂，占全国总容量的72.0%。火电厂虽然是个产能大户，但它也是污染大户，其中粉尘污染就十分突出。输煤系统产生的粉尘不仅造成环境污染，影响工作场所卫生和集控远程监控系统的可视度，加速机械磨损，破坏电气绝缘，甚至可能引起爆炸或发生火灾事故，更为严重的是粉尘被人吸入体内后深入肺泡粘附在肺叶上，使人患上职业病，危害了职工的身体健康。因此，对输煤系统粉尘进行有效防治的呼声日趋强烈。

1粉尘产生的部位及原因分类

1.1细、干的煤炭易产生粉尘

毫无疑问，细小、干燥的煤炭由于在体积和含水量方面较小，因此更容易产生粉尘，发生的危害也越大；细煤的表水含量在5%以下时粉尘较大，表水含量在5%～8%时粉尘较小，表水含量大于8%时一般不见粉尘，表水含量在10%～20%时易造成落煤管粘煤，甚至堵塞。如天气干燥，粉尘会更加明显。

1.2导料槽喷粉产生粉尘

落煤管落差过大是导料槽喷粉的主要原因之一，输煤系统各皮带机在转运过程中，煤碳从一条皮带机头部落到下一条皮带机的导料槽内，落差一般在6～8 m，个别在10～16 m之间，落差越大煤炭在下落时形成的正压诱导风越大。当除尘器故障、缓冲锁气器失效、导料槽密封不严，喷粉就更加严重。导料槽喷粉位置有：①导料槽连接缝隙喷粉。②导料槽旁胶处落煤喷粉，旁胶磨损后与皮带接触不紧密，煤流冲出旁胶或在诱导风的作用下喷出导料槽，将造成较严重的漏煤和粉尘。③导料槽容积过小，正压诱导风风速过快，粉尘沉降差，甚至导料槽尾部也喷粉。④除尘器不能使导料槽出口产生微负压，造成导料槽出口喷粉。

1.3脉冲除尘器工作时产生粉尘

脉冲除尘器是当含尘气体由进风口进入除尘器，首先碰到进出风口中间的斜板及挡板，气流便转向流入灰斗，同时气流速度放慢，由于惯性作用，使气体中粗颗粒粉尘直接流入灰斗。在脉冲除尘器的运行中，如果排放超标且除尘器的运行压力比设计的过低，极有可能是滤袋的表面初始粉层不足，其原因可能是滤袋的过滤速度过高、滤袋的清洗周期过短、喷吹压缩空气的压力过高、粉尘的负载性降低等。

1.4回程皮带及拉紧滚筒处产生粉尘

该处的粉尘来源主要是皮带工作面上的粘煤。其分两部分，一是皮带机头部安装的清扫器不能完全清扫干净粘煤；二是胶带磨损、龟裂的凹凸面粘煤。黏附在皮带上的煤粉在运行过程受抖动和风干的影响引起扬尘，当粘煤到达拉紧配重滚筒处受皮带拉伸、改向和运动起风的作用产生粉尘，如果存在清扫器刮刀断裂、磨损，粉尘就越发明显。

1.5皮带机尾部滚筒处产生粉尘

导料槽撒煤、喷粉，以及采样机刮煤时部分煤碳落到回程皮带上，当到达尾部滚筒时受滚筒挤压和回转产生大量扬尘；另外皮带工作面上的粘煤到达滚筒尾部时受滚筒改向、皮带延伸的影响产生扬尘。

1.6斗轮机工作时产生粉尘

目前，常规斗轮机一般不设置喷淋，在斗轮机堆煤或者取煤工作中煤粉飞扬。有的电厂对其进行了改造，加装了喷嘴，但由于水箱体积太小，频繁加水操作复杂，极大的限制了喷嘴的数量。因此在斗轮机工作中，不能对起尘点进行覆盖，抑尘效果不太明显。

2火电厂输煤系统粉尘的防治方法

2.1控制煤的一定湿度，能控制细、干煤的扬尘

控制好煤的湿度能有效的减少输煤系统的扬尘。一般讲，细煤中表水含量在5%以下攥不成团，轻轻一吹就有粉尘；含水在5%～8%的细煤能攥成团但很快又散开，吹时不会产生粉尘；含水分在8%以上的细煤不仅能攥成团且不会散开。引起燃煤粘堵的含水量为9%～20%，在此区间以外黏结力就明显下降，所以含水控制在5%～8%最合适。

2.2封闭式导料槽除尘方法

封闭式导料槽是将原普通带式输送机上皮带支撑结构改进，使物料在一个封闭的通道运行，它可使带式输送机跑偏量减小到3～5 cm；杜绝撒料；环境粉尘浓度达到GB16248－1996《作业场所空气中呼吸性粉尘卫生标准》要求；极大的降低了维护工作量，由每天进行水冲洗降低到每周打扫一次；由于采用简单而可靠的结构，封闭式导料槽可保持常年不用维护。

封闭式导料槽工作原理：该装置除尘为物料在跌落过程中，产生大量负压气流，气流经导料槽中分段设计隔断，使运转过程中产生的冲击粉尘在集尘阻尼装置内实现负压、正压交替循环充分释放，使诱导风在其中实现曲线运动，加速循环撞击， 含尘气体经抑制、缓解、撞落等过程，实现自动除尘。

2.3脉冲除尘器粉尘治理

根据除尘器的大小可能有几组脉冲阀，由脉冲控制仪或PLC控制，每次开一组脉冲阀来除去它所控制的那部分布袋或滤筒的灰尘，而其他的布袋或滤筒正常工作，为正常工作，要控制阻力在一定范围内（140～170 mm水柱），必须对滤袋进行清灰，清灰时由脉冲控制仪顺序触发各控制阀开启脉冲阀，气包内的压缩空气由喷吹管各孔经文氏管喷射到各相应的滤袋内，滤袋瞬间急剧膨胀，使积附在滤袋表面的粉尘脱落，滤袋得到再生。清下粉尘落入灰斗，经排灰系统排出机体。由此使积附在滤袋上的粉尘周期地脉冲喷吹清灰，使净化气体正常通过，保证除尘系统运行。

2.4回程皮带及拉紧滚筒处扬尘的防治方法

（1）定期检查维护，保证头道清扫器、二道清扫器、尾部空段清扫器和配重前空段清扫器的作用，使清扫器刮刀与胶带紧密接触。使用优质复合聚氨酯清扫器刮刀，其摩擦系数小，弹性好，经久耐磨，不损坏胶带，清扫效果较好。

（2）在皮带头部回程工作面增设喷雾增湿装置，并安装刮水清扫器以清除回程皮带上的微小粘煤，能非常有效地避免回程皮带及拉紧滚筒处的扬尘。喷雾增湿装置使用皮带喷雾抑尘水源，与皮带运行同步起动。清洗装置包括排水槽、刮水器、扇形喷头、电磁阀、过滤器、管道阀门等。

2.5尾部滚筒扬尘的防治方法

（1）技改原来靠螺栓调整的空段三角清扫器，为自重式三角清扫器，在清扫器清出的煤粉下落处加装接粉箱，定期清理。

（2）在尾部滚筒抛料的位置加装接料除尘装置，能很好的接住滚筒处煤粒及煤粉，有效地减少了粉尘二次飞扬。

2.6煤流在输送中产生粉尘的防治方法

利用原导料槽喷淋抑尘系统，在导料槽出口前的导料槽内对煤面喷淋，选用扇形喷头，使煤面覆盖一层水，减少煤流在运行中扬尘；或者在导料槽出口2 m处加装1～2个大喷孔喷嘴，设球阀调整水量，给煤面覆盖一层水膜，既加湿煤流减少扬尘，又能避免喷淋水汽被除尘器吸入。

2.7链斗卸船机产生粉尘的防治方法

链斗卸船机漏煤、扬尘的部位是：旋转给料盘、悬臂皮带机、门架皮带机和落煤斗处。防治方法主要是：

（1）旋转给料盘漏煤主要是动静部位间隙和橡胶挡帘处漏煤，处理方法主要是使用双层挡尘帘密封。

（2）悬臂皮带机漏煤主要是落料点导料槽直板旁胶漏煤喷粉，使用双重防溢裙板和插入式旁胶能有效减少粉尘。

（3）门架皮带机导料槽的直板旁胶应使用双重防溢裙板或插入式旁胶，皮带机做防风、密封处理，以及皮带机平台的格栅板上铺设钢板，预防粉尘飞扬。

（4）移到皮带机的落煤斗漏煤主要是海边风大和诱导风引起的，处理方法是减少落煤斗上部间隙，如加装橡胶挡皮密封，使上下密封间隙小于10 mm。

3重视粉尘监管工作

每季度或每半年对输煤系统进行一次全面粉尘浓度测试，并在现场监测点附近粉尘标示牌上填写测量数据；如测试不达标，设备责任人应分析原因，找出根源，进行治理，直到合格。加强巡检，发现漏煤、喷粉、扬尘现象及时登录缺陷工单，保证设备完好率。

企业领导重视粉尘治理，加强粉尘监管力度，预防工作表面化是做好粉尘治理的关键，始终狠抓设备和粉尘治理是搞好粉尘治理的基础。

4结束语

总之，输煤系统的粉尘防治是一项复杂而艰巨的任务，企业方面必须高度重视和加强粉尘防治的监管力度，同时，不断探索新的技术方法，进而改善防治效果。只有防治好粉尘污染问题，才能为火电厂文明生产创造良好的环境条件，更为职工创造了健康的工作氛围，优化了设备的使用环境，延长了使用寿命，也提高了企业的经济效益。

参考文献：

［1］杨树峰.浅议火力发电厂输煤系统粉尘综合治理［J］.山西建筑，2010（23）.

（编辑：王昕敏）

火电机组安全管理系统建设 篇7

所谓机组安全管理系统, 就是能够实现对机组运行生产时的实时信息进行有效监控, 可以预见事故的发生提前做好反事故工作。首先要完成安全性评价系统的建设, 这是安全管理系统建设的前提, 也是目前国际国内上普遍采用的一种系统。这种系统具有规范化系统化、可操作性强等优点, 能够对小到一个班组、电气设备和仪表, 大到整个电力企业进行安全识别, 总结出针对企业的一套安全评价, 根据这套安全评价就可以预估各种潜在危险, 做好相对应对措施, 从而降低了安全事故的发生率。此外, 当今社会已经进入了计算机信息时代, 将计算机技术、实时通信技术融合到火电机组安全系统中可使这套系统更具实时性、可靠性、高效性, 推进我国安全管理工作信息化进程。

1 火电机组安全管理系统建设应注意的问题

1.1 系统结构问题

安全性评价系统的运行首先是通过用户进行运行的, 在一个电力系统部门中存在许多部门、班组。所以在建设火电机组安全管理系统时, 第一个应当考虑的问题就是这套系统是面向多用户的安全性评价, 且是以各组各部门人员为基准运行的。所以其要求的管理和应用的数据量信息大, 因此系统结构要建立成数据共享形系统结构, 以此来满足多用户需求。

1.2 力求功能完善

设计时要考虑到未来投入使用的机组安全管理系统实用性, 因此再设计时要力求做到业务功能尽可能完善, 大致要包括:系统有条件查询;安全系统分析;评价系统维护;用户权限登录与注销;实时历史数据库的建立与导出;报表输出打印等, 切实实现功能的实用性和可用性。

1.3 界面友好直观

由于电力部门的操作人员普遍受教育程度不高, 因此要求人机交互界面要美观简洁、容易上手操作, 画面力求美观, 设备标注清晰, 可设置的参数要有明显标识。

1.4 维护功能开发

不能忽略维护功能的开发, 设计时应将此功能也列为火电机组安全管理系统安全评价系统中, 具体说来此功能主要实现:第一具有系统自身安全维护, 对于内部出现的问题能够及时恢复调整;第二是针对火电机组中的设备的, 当检测到设备有异常时, 能够对其进行停机并报警, 及时通报给工作人员。

火电机组安全管理系统为电气设备运行保驾护航, 改变了以往管理机制的经验化, 取而代之的是科学的信息化管理, 大大的提高了火电厂管理水平, 推动了火电厂信息化进程。

2 火电机组安全管理系统特点

火电机组的设备类型可简单归为四类:重要设备、次要设备、重点监控设备、辅助设备, 划分完设备类型后然后根据设备说明书建立设备信息库, 该信息库可以准确有效的为火电机组安全系统提供参数信息, 完成后的系统主要设计特点如下。

2.1 多层体系结构

系统采用“J2EE”的B/S结构。用户不能直接通过客户端来访问管理系统的服务器, 而是通过中间层服务间接的访问系统数据库, 对于提高系统数据安全性有很大的影响, 同时也对系统的安装配置更加简洁化。

2.2 工具性软件的特点

安全管理系统是在一套开放的软件编辑平台上开发设计完成的, 在设计的过程中为了考虑到用户能够方便进行操作而做出了一些人性化服务, 例如:加入了产用词联想输入法, 提供了复制粘贴功能的快捷输入方式手段。

2.3 开放的编辑平台

每个单位的管理方式都有各自的特点, 同一个单位在运作期间也不可能一成不变的采用同一种管理方式, 当管理方式发生改变时相应的系统模式也会发生改变, 因此, 假若系统的编辑平台开放度低, 都会导致企业与施工方和平台提供商的绑定, 随着系统的升级维护调整和应用功能的加深, 无疑会增加额外成本消耗。但是该系统具有全面开放的编辑平台, 企业自己就可以进行系统的维护和升级, 从而脱离施工方和平台提供商, 在不增加软件成本的情况下即可满足各用户新的需求。

2.4 组件化程序设计

组件化的系统设计思想将整个系统划分一个个功能相对独立的组件, 然后一个个组件可以相互协作整合成一个完善的管理系统。当系统中设备发生变化, 软件发生更替或者用户需求有所改变时, 并不需要对整个管理系统进行修改和重新设计, 只要安装相应的功能组件即可, 然后再进行相应的软件升级和更改。

2.5 通用对外数据接口

系统采用Webservice方式对其它软件产品提供统一的面向服务的数据接口, 该接口可以使它应用软件也使用这套火电安全管理系统的数据服务, 从而实现了数据库信息共享, 打破了信息孤岛局面。

3 结语

在以提倡“预防为主、质量第一”的今天, 确保火电厂安全、经济、高效运行, 就必须做好火电机组安全管理系统建设, 同时也要做好火电机组安全管理系统试运行期间检验工作, 检查该系统是否具有的多层次结构化的网络安全措施, 不同的层次是否采取了不同的措施;在设计系统时是否充分的考虑到了网络建设、规划、管理、应用;是否搭建了多层网络安全机制, 通过这些检验确定全方位无死角地保障火电发电安全。此外, 做好网络安全系统的审查工作, 检测该系统是否具有较高的网络安全系统, 是否能够很好的保障了安全管理系统的网络安全, 从而给机组安全管理系统提供了很好的运行环境。

参考文献

[1]向继东, 黄天戍, 孙东.电力企业信息网络安全管理系统设计与实现[J].电力系统自动化, 2003.

[2]李波, 史玉珍, 吕海莲.基于智能客户端的火电生产能源决策应用研究[J].河南师范大学学报 (自然科学版) , 2009.

[3]周虹伯.罗克韦尔安全监控系统在火电机组中的应用[J].PLA&FA, 2006.

短期火电系统的节能减排优化调度 篇8

随着全球气候变化的日益显著, 节能减排势在必行。我国是一个发展中的大国, 是世界上第二位能源生产国和消费国, 我国的资源国情决定了我国能源结构以火电为主, 近些年来, 为了满足经济的发展、生产的需要, 火力发电较其它能源更是得到了前所未有的发展。但是, 我国作为一个能源生产的大户, 也是能源消耗的大户, 同时也给环境带来了一定的污染, 全球气候变暖、空气污染、水污染等日益严重, 而我国又面临人均资源相对较少的现实问题, 这些都给高消耗、高排放的火力发电带来巨大的压力, 因此节约能源、减少污染对火力发电的发展显得尤为重要。所以火力发电系统的节能减排势在必行, 刻不容缓。

顾名思义, 所谓“节能”就是在能源的利用上做到节约、不浪费, “减排”就是在生产过程中减少有害物质的排放, 进而减少污染, 而“优化调度”是指在满足一定的条件下对资源做到合理安排、分配。短期火电系统的节能减排优化调度是指在一定的调度周期内, 即24小时内, 在满足系统负荷和一定的约束条件下, 对整个电力系统的各机组负荷实现最优分配。而所应用的优化发电调度方式, 是按照机组发电效率确定次序的调度规则, 是实现电力工业节约发展、安全发展和科学发展的重要措施, 也是落实科学发展观的具体体现。可以提高电力系统整体的效率, 对缓解我国的能源供应压力有重大意义[2]。

火电系统的节能减排优化调度问题是一个高维、非凸、非线性的有约束多目标优化问题。国内外学者也对此进行了大量研究, 常见的方法有遗传算法、差分进化法、粒子群优化算法等。本文即采用粒子群优化算法来分析解决火电系统的节能减排优化调度问题。

1火电系统的节能减排优化调度问题的模型构建

1.1目标函数

(1) 发电成本最小[3]

式中:i为火电机组号;Ns为总的火电机组个数;t为时段号;T为一个调度周期的时段总数;ai、bi、ci为燃料费用系数;Psi, t为火电机组i第t时段输出的有功功率;Psimin为火电机组i的最小出力;ei、fi为阀点效应系数。

(2) 污染物排放最小

其中, EiEmission为i第电厂的污染排放物的排放量为机组出力与污染排放物的关系式。

火电厂排污限制公式的作用是根据火电厂排污总量来约束机组的出力。污染物是指SO2。

因此, 含火电的电力系统动态经济调度的单目标函数可以选择式 (1) 或式 (2) 作为目标函数。

1.2约束条件[4]

1) 等式约束

系统功率平衡方程:

其中, PGit为i电厂t时段的有功出力;PWt为t时段购电;PDt为t时负荷。

2) 不等式约束

(1) 火电机组有功出力约束

其中PGimin, PGimax, 为火力发电机组i的最小和最大出力。

(2) 火电机组爬坡约束

2优化算法在节能减排调度中的应用

国内外学者对应用到火电系统的算法进行了大量研究, 主要有遗传算法、差分进化法、粒子群算法等, 接下来对各算法一一进行分析。

2.1遗传算法 (Genetic Algorithm)

遗传算法是是模拟达尔文生物进化论的自然选择和遗传学机理的生物进化过程的计算模型, 是一种通过模拟自然进化过程搜索最优解的方法。遗传算法是解决搜索问题的通用算法, 其步骤一般为复制、交叉、变异。

2.2差分进化算法 (Differential Evolution)

差分进化算法是由Storn等人于1995年提出的, 它是一种模拟生物进化的随机模型, 通过反复迭代, 使得那些适应环境的个体被保存了下来。本质上说, 它是一种基于实数编码的具有保优思想的贪婪遗传算法, 同遗传算法一样, 差分进化算法包含变异和交叉操作, 但同时相较于遗传算法的选择操作, 差分进化算法采用一对一的淘汰机制来更新种群。对于优化问题[5]:

minf≤ (X 1, X2, …, XD)

其中, D是解空间的维数, XjL、Xj U分别表示第j个分量Xj取值范围的上界和下界。

2.3粒子群算法 (Particle Swarm Optimization)

粒子群算法是在1995年由Eberhart博士和Kenned博士提出, 源于对鸟群捕食的行为研究[6]。该算法最初是受到飞鸟集群活动的规律性启发, 进而利用群体智能建立的一个简化模型。粒子群算法在对动物集群活动行为观察基础上, 利用群体中的个体对信息的共享使整个群体的运动在问题求解空间中产生从无序到有序的演化过程, 从而获得最优解。粒子群算法和遗传算法类似, 也是一种基于迭代的优化算法, 但是它没有遗传算法中的交叉和变异, 而是粒子在解空间追随最优的粒子进行搜索。同遗传算法比较, PSO的优势在于简单容易实现并且没有许多参数需要调整。基于此, 决定用粒子群算法来解决短期火电系统的节能减排优化调度问题。

在连续的标准的PSO算法中, M个粒子在n维的空间中相互合作获取最优值。设第i (i=1, 2, ..., M) 个粒子的位置为Xi (x1i, x2i, ..., xni) , 速度为Vi (v1i, v2i, ..., vni) 。在每一次迭代中, 粒子通过跟踪两个“极值”来更新自己。第一个就是粒子本身所找到的最优解, 这个解叫做个体极值Pbest。另一个极值是整个种群目前找到的最优解, 这个极值是全局极值gbest。粒子更新的公式[7]如下:

式中:c1、c2为学习因子, 一般取2;r1j、r2j是 (0, 1) 内的随机数。

3结论

本文是为解决短期火电系统的节能减排优化调度问题, 建立了火电系统多目标优化调度模型, 找到了适合该模型的目标函数、约束条件等。分析了遗传算法、差分进化算法以及粒子群优化算法的特点, 由于粒子群算法规则简单, 容易实现, 收敛速度快, 且有很多措施可以避免陷入局部最优, 并且对于参数的选择已经有成熟的理论研究成果, 进而选择了粒子群优化算法来解决该调度问题, 为后续的实例仿真计算奠定基础。

摘要：本文针对火力发电过程中产生的环境污染问题, 选取节能减排为决策目标, 建立火电系统发电目标优化调度模型, 寻求满足决策目标的最优调度方案。选取火电系统总发电成本最小、排放污染物最少作为节能减排调度的目标[1], 对含有多个火电厂的大区域电力系统进行多目标优化调度。分析粒子群算法在该调度过程中的应用, 为以后的研究和计算等工作打下基础。

关键词：发电调度,火电系统,节能减排,粒子群算法

参考文献

[1]雷绍林, 秦珍.水火电力系统短期节能与经济发电优化调度[J].现代电力, 2012, 29 (5) :49-54.

[2]张军, 基于节能调度的火电机组发电调度优化研究[D].华北电力大学, 2010.

[3]吕清洁.含风、水、火电的电力系统动态经济调度和节能调度[D].重庆:重庆大学, 2012.

[4]韦化, 梁振成, 阳育德.节能调度中的水火电力最优协调问题[J].电力自动化设备, 2010, 30 (4) :1-4.

[5]杨启文, 蔡亮, 薛云灿.差分进化算法综述[J].模式识别与人工智能, 2008, 21 (4) :506-514.

[6]Kennedy J, Eberhart R.C.Particle Swarm Optimization.IEEE International Conference on Neural Networks, IV.Piscataway, NJ:IEEE Service Center, 1995:1942-1948.

火电厂FSSS系统改造浅析 篇9

FSSS (Furnace Safety Supervisory System) 系统, 即炉膛安全监控系统, 其主要功能包括:MFT、OFT、炉膛吹扫、锅炉点火、油燃烧器的启停控制等。某厂#2机组为燃煤汽轮发电机组, 系统工作时间已超出设计要求, 在对PLC主机进行检修和消缺工作, 如对系统断电、送电、试验等都有可能对系统造成损坏, 设备的稳定性、可靠性已经处于较低水平。为保障机组安全稳定运行, 将FSSS系统纳入新DCS系统统一控制。

2 改造后FSSS控制系统

改造后控制系统基于WINDOWS XP平台, 整个系统共分为网络级、DPU过程控制级、现场I/O执行级三级。由DPU及现场执行级组成子系统的过程控制, 其中DPU为核心, 实现I/O驱动、实时数据处理、计算控制和网络管理四大功能;各I/O站完成对现场数据的采集和控制, 从而实现对控制过程的分布式控制和管理功能。

2.1 系统特点

系统硬件全部采用MAXDNA新设备, DPU采用最新的MAXDPU4F型号控制器, 系统DPU、网络、电源都采用冗余配置。I/O配置采用容错设计, 同一类型的信号分配在不同卡件, 同一类型设备冗余分配在不同DPU控制, 保障监控系统可靠稳定运行。

新FSSS机柜共配置1对DC24V 10A 系统电源, 1对DC24V 10A I/O电源, 1对DC48V 5A查询电源, 其输入电源分别来自#1机组UPS和#2机组UPS两路独立电源, 确保供电的可靠性。

跳闸继电器动作电源采用2路独立的DC220V电源 (来自不同的电气直流电源馈线柜) , 设计采用系统失电跳闸原理, 即跳闸机柜失去2路DC220V电源时, MFT硬回路动作, MFT跳闸继电器动作。这种设计思路的优点是一可以防止出现系统失电后无法自动切断燃料供应的问题, 二是通过电源直接控制继电器, 没有其他中间环节, 不会因为系统的电源模件故障等问题引起保护动作, 存在的缺陷主要是跳闸继电器必须常带电, 所以对跳闸继电器的质量要求高, 必须采用进口继电器, 本次改造采用进口的德国图尔克继电器 (直流) 和韩国龙声继电器 (交流) , 以确保不因为继电器质量问题引起设备误动。MFT机柜原理图见图1。

2.2 后备保护

后备保护作为锅炉安全保护的最后一道防线, 其稳定可靠及作用至关重要, 这里着重介绍此机组后备保护的特点及需要注意的地方。

1) 采用冗余配置提高保护动作的正确可靠性:DCS来MFT动作信号采用3选2配置;DCS来MFT复位信号采用2选1配置;自保持继电器节点采用采用2选1配置。

2) 手动MFT按钮接入跳闸硬回路的接点应采用常闭接点, 两个手动按钮的常闭接点并联, 确保只有两个按钮同时按下才能MFT动作, 防止保护误动;手动MFT动作信号送DCS应采用常开接点, 两个手动按钮的常开接点串联。

3) 由于采用的是失电跳闸, MFT动作信号回路和手动MFT动作回路应串联, 防止保护拒动。回路中串联自保持继电器的常开接点, 是为了让MFT动作后, MFT跳闸继电器动作状态保持住, 只有MFT复位信号来了后才可以恢复正常状态。

4) 从原理图可以看出首次给MFT跳闸继电器带电, 必须先让复位继电器常开接点闭合一次。

5) 调试中容易忽略的一个重要问题, 在进行MFT硬回路保护动作试验前, MFT软保护动作试验肯定已做过试验, 所以在进行MFT硬回路保护动作试验时, 应将MFT软保护动作出口强制 (手动MFT动作至DCS引发MFT动作没有保护压板, 只能通过强制MFT动作出口不动作) , 否则试验时无法判断是逻辑动作还是硬回路保护动作跳闸的。

3 改造中的问题

1) 原系统的旧电缆和接线要做好标记, 新机柜安装后, 根据标记接入所需卡件通道, 这样可以减轻施工的工作量和工作难度。

2) 应对原FSSS系统控制逻辑进行仔细分析, 确定保护逻辑。

3) 调试中模拟各种工况, 认全面做系统联锁试验, 把好逻辑审核验收关。

4) 本设计机柜首次上电前, 必须对机柜电源回路进行检查, 防止意外发生。

5) 由于设计时没有考虑到燃油进油总阀和回油总阀只有开指令, 根据实际情况对燃油进油总阀和回油总阀的远方控制回路进行了修改。修改的原理图见图2 (以进油总阀为例) 。

由图2可知, 油阀需要配置交流220V电源用于驱动电源;为了实现MFT硬回路既可以动作进油总阀又不影响设备单体操作, 将两个接点串联, 正常情况下MFT跳闸继电器带电, 常开接点闭合。

4 结束语

综上所述, 电厂FSSS系统改造顺利完成, 各项功能测试均符合设计要求, 后备保护功能完善, 系统投入正常。改造后人机接口界面友好, 保护投切画面一目了然, 画面上操作指导十分详细, 极大地减少了误操作事件的发生。另外FSSS系统引入DCS后, 事故追忆系统完善、可靠, 提高事故原因分析的能力, 保障锅炉的安全稳定运行。

摘要：对某火电厂改造前后的FSSS系统进行了简单的介绍, 重点对改造后的FSSS硬回路跳闸系统的设计原理及特点进行分析介绍, 并对系统改造中设计、调试遇到的问题和处理方法进行阐述, 可为类似改造提供参考借鉴。

关键词：FSSS,改造,设计与调试,硬回路跳闸

参考文献

[1]刘乃辉, 刘晓亮.国际邹县发电厂600MW机组FSSS系统改造经验交流[D].2008年全国发电厂热工自动化专业会议论文集.229

大型火电机组汽机旁路系统的应用 篇10

1 旁路的概况

大体上我国火电机组汽机旁路使用情况有如下几种形式:一是成套进口机组原配旁路;二是单独配置的旁路, 其中包括进口机组、引进技术国产化机组和国产机组3种。已使用旁路的容量大致可划分这些等级:30%、35%、40%、50%、60%、100%MCR。通常高、低压旁路的容量一致, 有时低旁容量比高旁容量稍大, 这主要是考虑到高旁的减温喷水量。也有少数机组所配的高旁容量比低旁的大, 一般这时的高压旁路都具有安全阀功能。

旁路控制系统是整个汽机旁路中十分重要的部分。由于旁路系统和汽机电液控制系统 (DEH) 的一些信号交换, 目前绝大多数旁路控制装置是和阀门本体一起供货的。随着大型机组计算机分散控制系统 (DCS) 和旁路控制装置型号不一致时就出现了系统间的通信问题。所以现在普遍采用由DCS来实现旁路的控制功能的方法, 取得了好的效果, 在实践中得到了验证。随着这两大旁路系统国产化工作的完善, 将有利于我国火电机组汽机旁路的应用。

2 旁路容量的选择

通常所说的旁路容量是指机组在额定工作参数下旁路阀的通流能力, 实际选型时应考虑到不同工况下的实际通流量, 引进型N300-170/537/537汽轮机40%旁路变工况运行时通流需求值见表1

如前所述, 国内在确定机组旁路容量时由于看法不一致, 功能要求不同, 使旁路等级相当多, 实际设计时随意性较大。对汽机旁路, 大家都希望其功能的覆盖范围越宽越好, 形成了一些不切实际的需求, 达不到设计功能造成容量的浪费, 反过来削弱了对旁路系统的信任度。容量选择范围是根据对旁路的功能要求和机组是否参与调峰再考虑一定的裕度给出。见表2

汽机旁路容量的选择受到设计计算影响外, 投资是另外一个重要的制约因素。通常对旁路的要求是过热器安全阀不动作, 根据目前实际情况和一些机组的实践结果, 在允许PCV动作的情况下, 40%容量的旁路能够满足多数机组的需要。国内生产的电站锅炉, 过热器出口都装有安全阀, 事实上安全阀也并非完全安全, 一些机组曾出现过安全阀不按规定值起、回座, 甚至起座不回座造成停炉。所以有些机组采用100%容量的旁路系统, 可以不装设过热器安全阀, 经济上、技术上的许多问题和争执都迎刃而解。

3 旁路的应用

理想的汽机旁路应具备以下的基本功能: (1) 机组启动过程中为新蒸汽提供一个快速通道, 加速工质循环, 缩短启动时间, 并冷却再热器, 避免干烧。 (2) 机组变负荷运行时将多余蒸汽引入旁路, 有效地避免安全阀动作, 减少向空排汽和工质损失。电气故障或汽机跳闸时维持锅炉最低稳燃负荷, 实现带厂用电运行或停机不停炉 (FCB) 。 (3) 使锅炉产生的蒸汽和汽机金属温度相匹配, 减少转子及汽缸的热应力, 延长使用寿命; (4) 降低机组启动期间管壁的过热和内部氧化物的生成, 减少汽机阀门及叶片的硬粒子侵蚀; (5) 具有安全阀功能的100%容量旁路系统可以取代过热器安全阀, 节约投资, 降低设备维护量和故障率; (6) 保护凝汽器。

3.1 旁路与中压缸启动

大型火电机组为提高机组的热经济性, 除采用高参数外, 还采用中间再热方式。即从锅炉来的蒸汽经过高压缸作工功后, 高压缸排汽再返回锅炉再热器加热, 加热后的高温再热蒸汽再进入中、低压缸作功。中间再热汽轮机的启动方式按冲转时的进汽方式可分为两种, 一种为高、中压缸联合启动 (亦可称高压缸启动) , 即蒸汽同时进入高压缸和中压缸冲动转子;另一种中压缸启动, 即冲转时高压缸不进汽, 只由中压缸进汽。锅炉点火、升压和汽轮机暖管疏水同时进行, 当主汽门前蒸汽参数达到机组要求的冲转条件时, 用同步器或启动滑阀开启高、中压自动主汽门和调速汽门进行冲转。

而中压缸启动则完全不同, 为实现中压缸启动, 汽轮发电机组必须配置高、低压串联的两级旁路系统。即新蒸汽经过汽轮机第一级旁路进入中间再热器冷端管道, 再热后的蒸汽可经过第二级旁路排入凝汽器。这种系统使锅炉的中间再热器可以布置在烟温较高的区域, 以便改善锅炉再热器汽温的特性, 使再热蒸汽温度容易达到与中缸温度状态相匹配的数值。具备中压缸启动功能的汽轮机, 其调节系统应适应中压缸启动运行的一些特殊需要, 如冲转时能使高压主汽门、调节汽门处在全关位置, 而中压调节汽门能控制升速及带初始负荷的能力。在切换时, 高压主汽门、调节汽门能按负荷要求逐渐开启。另外, 调节系统也能对高压排汽逆止门或其旁路门、高压缸真空系统阀门按预暖程序要求进行控制。

中压缸冲转为全周进汽, 对中压缸和中压转子加热均匀, 随着再热蒸汽压力的升高, 对高压缸进行倒暖缸, 高压缸和高压转子的受热也比较均匀, 这样就减少启动过程中的汽缸和转子的热应力。采用中压缸启动, 缩短了机组的启动时间, 提高了经济性, 同时也提高了高转速下机组的安全性。随着国内具有中压缸启动功能的机组数量逐渐增加, 中压缸启动作为一种启动运行方式, 已受到越来越多地重视。

3.2 旁路在FCB时的应用

机组快速减负荷功能 (FCB) 曾经受到极大重视, 但是也有许多问题需要解决, 例如在快速减负荷的时候, 锅炉燃料必须保证锅炉稳定燃烧, 所以热工控制系统应该处于良好的自动控制下, 多台给水泵的调节, 旁路及时有效的参与等等。对旁路而言, 只要容量合适, 当发生FCB的时候, 要及时快开, 此时蒸汽会对旁路有比较强的冲击, 所以要求旁路系统管道阀门设计安装合理, 避免出现管道振动。

实践表明, 可靠的、具有足够容量的旁路系统是实现FCB功能的前提保证。对机组启动、变压运行和甩负荷等工况均可应付自如, 尤其机组甩负荷时, 能快速而精确地动作;起到三用阀的作用, 取消了高压安全门, 采用可控中压安全门, 点火排汽系统和启动疏水系统都比较简单, 再热器通汽保护可使再热器不用昂贵的奥氏体钢, 又可布置在高温区, 从而减少受热面积, 且旁路外形尺寸小, 低压旁路直接安装在凝汽器上。旁路要真正起到三用阀作用, 要求其容容量应>80%, 动作时间<3s, 才可以保证FCB功能的实现, 从而减少锅炉启停次数, 缩短了恢复时间, 同时也减少了汽轮机的热冲击。

4 旁路系统存在的问题

目前汽机旁路系统在使用过程中问题集中反映在: (1) 旁路功能设计的深度, 包括机组甩负荷带旁路的可行性, 旁路和机组FCB功能配合的必要性; (2) 旁路参与机组运行时汽轮机的要求以及和DEH等系统的协调问题; (3) 旁路容量的统一设计等问题。

5 结束语

在我国电网内, 大量的火电机组承担了调峰任务, 一些机组由担任基本负荷改成调峰运行或改成两班制运行, 这种状况将持续相当长一段时间, 因此切实地考查汽机旁路系统应用中存在的问题并有效地加以解决对提高机组和电网的运行水平具有现实的意义。

摘要：介绍了火电机组汽机旁路系统的作用以及在国内应用的具体情况, 指出存在的问题, 提出相关的对策, 着重说明旁路容量的选择以及旁路在中压缸启动和FCB中的重要应用。

关键词：汽机旁路,FCB,容量,问题分析,机组启停

参考文献

[1]贾庆堂, 庄贺庆.中压缸启动汽机转子寿命损耗[M].中国电机工程学报, 1991.

火电系统 篇11

摘 要：文章介绍了火灾报警系统和消防控制系统的功能、组成，详细列举了火灾报警系统与消防控制系统的接口，分析了两个系统之间的联动功能。

关键词：火灾报警；消防控制；接口；联动

中图分类号：TM621.6 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）21-0068-02

火灾报警及消防控制系统的功能是自动捕捉火灾监测区内发生的火灾初期出现的火灾自动报警、烟雾或热气，从而能够发生出声、光报警信号，并联动其他设备的输出接点，能够控制联动灭火系统、事故广播、事故照明、消防给水、火灾区域隔离和排烟系统，实现火灾探测、报警和自动灭火的自动化。

1 火灾报警及消防控制系统的组成

1.1 火灾自动报警系统

火灾自动报警系统一般有触发器件、火灾报警装置、火灾警报装置和电源四部分组成，复杂的系统还包括消防控制设备。

1.2 水消防系统

水灭火系统由室内消火栓系统和自动喷水灭火系统两部分构成，有时也包括水幕系统。

区域包括：汽机房和锅炉房的底层、运转层；煤仓间各层；除氧间层、主变压器、厂用变、启备变、给水泵汽轮机集装油箱、汽轮发电机集装油箱、汽机贮油箱、汽轮机油净化装置、氢密封油装置、柴油发电机室、柴油机消防泵、集控室电缆夹层、锅炉本体燃烧器区、空气预热器、汽机运转层下及中间层油管道、输煤栈桥与卸煤沟、碎煤机室、翻车机室及各转运站衔接处、煤仓间皮带层、封闭式运煤栈桥等处。

1.3 气体消防

气体自动灭火系统主要由灭火控制盘、灭火剂贮存装置、选择阀，喷嘴和管道构成。集控楼采用IG541气体灭火系统。主厂房原煤仓设置低压CO2气体灭火系统。

2 火灾自动报警系统与其他消防控制系统的联动功 能（硬接线方式）

2.1 与消防泵的控制及反馈信号

柴油消防泵、电动消防泵及消防稳压设备均位于综合水泵房内。火灾报警中央盘上应留有启动电泵的硬手操按钮，该按钮通过硬接线送至电泵控制柜或者电气MCC柜；或通过管网压力接点直接引至电泵控制柜或电气MCC柜，压力小于设定值时，电泵自动投入。

火灾报警与电动消防泵联络信号：电泵启动、停止指令（DO）、运行（DI）、停止（DI）共计4点。

2.2 与自动水消防系统的联动

正常情况下，雨淋阀组控制管路内水压使报警阀保持在关闭状态。当某一区域内报警系统探测器检测到火灾发生时，自动连锁启动灭火系统。当阀体压力开关报警后自动联动启动喷淋泵。自动水消防灭火系统雨淋阀/湿式报警阀动作信号（压力信号）、阀前和阀后信号隔绝阀阀位等信号均在火灾报警主盘上显示、记忆、报警。

现在工程多采用雨淋自动喷水灭火系统，以国内某 600 MW项目为例，主厂房自动水消防控制：发电火灾时，人工确认后，启动消防水泵，打开相应的雨淋阀（电磁阀：直流24 V，单线圈，常闭），雨淋阀打开后能通过压力开关在集控室报警，雨淋阀前的信号蝶阀在集控室能显示开关信号。（雨淋阀为常闭阀，因为管道中一直有由稳压装置提供的消防用水）。

火灾报警与水消防的联络信号有：每个雨淋阀打开/关闭指令（DO）、压力开关信号（DI）、两个信号蝶阀状态反馈（DI）共计4点。

2.3 与气体灭火系统

当气体灭火区域内的任意一路探测器报警火警后，相应气体灭火区区域的警铃动作，通知人员疏离。当任意两路探测器均报警，声光报警器动作，同时延时30 s，通知人员疏离，在延时期间确认误报可按紧急停止按钮停止启动。

经30 s延时后启动相应灭火区域的钢瓶电磁阀喷放灭火剂灭火，压力开关动作向气体灭火控制盘反馈灭火剂已释放信号。同时放气指示灯亮，告知所有人员不再进入该防护区。

当发现有火灾发生时，也可按下防护区门口的紧急启动按钮，直接启动相应灭火区域的钢瓶电磁阀进行喷放灭火剂灭火。火灾报警与气体消防的联络信号有：一次火警（DO）、二次火警（DO）、压力开关信号（DI）、盘火警信号（DI）、盘故障信号（DI）共计5点。

2.4 防火排烟设备及空调风机联动系统

火灾探测报警系统与集控楼的集中空调系统及主厂房通风系统设有火灾报警联动接口，当火灾发生时，火灾探测报警系统发出联动信号（信号发至空调控制系统、屋顶风机控制箱等，干接点）关闭集控楼空调机组、及屋顶风机，并接受其反馈信号。

对于采用气体灭火的房间，当火灾发生、灭火系统启动时，火灾探测报警系统可发出联动信号使该保护区域的电动防火阀、排烟风机关闭，并接受其反馈信号；当灭火完成确认后，系统可通过火灾报警系统或现场手动启动该保护区域的排烟风机、开启排烟阀、复位防火阀。

①对于有空调并且有火灾报警设备的房间。空调机与火灾报警盘连锁，当发生火灾时联动停空调机。空调机的启动、停止、运行等 （按照空调厂家资料）为空调自控与空调机柜联络信号。每台空调机需火灾报警盘提供无源常开接点一个（当发生火灾报警时常开接点闭合），报警信号送至电气MCC柜，切断空调机电源。

排烟风机由火灾报警连锁控制。排烟风机与火灾报警盘连锁，火灾报警系统确认灭火后，需要排烟时，在DCS远程DC24V电信号打开排烟阀，同时联动排烟风机开启。

并反馈排烟风机运行信号至火灾报警盘；当排烟温度超过280℃时，排烟阀熔断器熔断，排烟阀自动关闭，并连锁排烟风机停运，并反馈排烟风机停止信号至火灾报警盘。

②即每个排烟风机I/O点为：DO：启动、停止指令2个， DI：运行、停止2个。

每个排烟阀I/O点为：DO 打开、关闭2个，DI已开、已关2个。

③主厂房内对于有空调有轴流风机且有火灾报警的房间，轴流风机由空调自控控制。主厂房内对于有空调有轴流风机且有火灾报警的房间，设置室外温度传感器，当室外温度≤24℃时，自动开启380 V配电室、励磁小室内的轴流风机，同时关闭柜式空调机；室外温度>24 ℃时，关闭轴流风机，开启柜式空调机。

轴流风机与火灾报警的连锁在空调自控系统实现，当发生火灾报警时联动停轴流风机，并反馈轴流风机停止信号至空调自控系统。当配电室内温度达到某一值（工艺专业设定）时联动启动轴流风机，并反馈轴流风机运行信号至空调自控系统。每台轴流风机的控制需空调自控系统提供无源常开（启动）、常闭（停止）接点各一个。

④对于无空调无温度要求的房间。如空冷配电室的风机箱（4台，暂定）和轴流风机（4台，暂定）由火灾报警信号联停，无温度连锁，就地开启，不进空调自控，停止状态送火灾报警。

⑤对于有火灾报警的辅助车间的空调、轴流风机等，由火灾报警信号联停，就地开启，停止状态送火灾报警。

⑥由火灾报警送报警信号至空调自控（火灾报警的DO即空调自控的DI约10个），空调自控联停相关设备，空调自控动作完成后送给火灾报警各区域确认信号（空调自控的DO即火灾报警的DI约10个）。

⑦防火阀由火灾报警控制。防火调节阀为常开阀：70℃自动熔断关闭，同时输出关闭信号到消防中心，并联动关闭空调机组（火灾报警信号送至空调自控以联动空调机组）。发生火灾时，接收消防中心电信号，DC24V关闭防火阀，同时联动关闭空调机组。确认灭火、排烟结束后，手动复位打开阀门。阀门可在0～90 °范围分9档调节。

每个防火阀I/O点为：DO关闭1个，DI已关1个。

防火调节阀为常开阀：70℃自动熔断关闭，同时输出关闭信号到消防中心，并联动关闭空调机组。

发生火灾时，在火灾报警盘远程DC24V电信号关闭防火阀，同时联动关闭空调机组。确认灭火、排烟结束后，手动复位打开阀门。阀门可在0～90 °范围分9档调节。

排烟阀为常闭阀：确认灭火后，需要排烟时，在火灾报警盘远程DC24V电信号打开排烟阀，同时联动排烟风机开启。

当排烟温度超过280 ℃时，排烟阀熔断器熔断，排烟阀自动关闭，并连锁排烟风机停运。确认排烟结束后，DC24V电信号复位（常闭）。阀门输出开闭无源反馈信号。

3 结 语

对于大型火力发电厂来说，消防工作至关重要。消防联动控制设备作为火灾自动报警系统的执行部件，火灾发生时，应能根据控制器发出的警报信号，根据预先设定的联动关系，输出联动信号并启动有关消防设备，以达到预防和减少火灾危害的目的。

参考文献：

[1] 关伟.火灾报警自动控制系统在热电厂的应用[J].自动化与仪器仪表， 2010，（5）.

火电厂凝结水精处理程控系统改造 篇12

大唐阳城发电有限责任公司的凝结水精处理控制系统原由一套冗余的S7-300 PLC实现, 设有独立的上位机和控制站。由于S7-300系统本身的处理能力较弱, 经常出现通讯故障导致上位机死机, 已严重影响到机组的正常运行;且PLC系统的事故追忆能力较差、查找事故原因较为困难。对安全生产存在隐患。所以要对凝结水精处理的控制系统进行改造, 以期解决上述问题。

2 现场设备情况及存在的问题

2.1 原现场设备的配置情况

凝结水精处理原控制系统由冗余的S7-300 PLC实现, CPU模件通过冗余的profibus总线与冗余的通讯模件 (IM153-2) 相连, 实现对输入/输出模件的访问及控制;另外, 该控制系统利用双绞线通过通讯模件 (CP343-1) 与交换机相连, 上位机及辅控网也利用双绞线与交换机相连, 从而实现对凝结水精处理系统的操作监控及软件组态。原设备的配置简图如图1:

2.2 原系统存在的问题

总的来说, 该系统基本上也可以正常运行, 但由于S7-300 PLC系统处理器的运算能力局限性, 它也存在一些不可回避的问题:

2.2.1 CPU的冗余功能不完善:在主从CPU互相切换时会造成部分运行中的设备发生停运, 给正常生产工作带来不利影响。

2.2.2现场S7-300系统的CPU是利用双绞线通过通讯模件 (CP343-1) 与交换机建立通讯, 辅控网、上位机也是利用双绞线与交换机建立通讯, 由于该控制系统本身的处理能力及通讯能力都较弱, 受系统接入数量的限制, 经常造成CPU (主侧、从侧) 、辅控网、上位机无法同时建立良好的通讯。

2.2.3系统采用梯形图实现软件控制逻辑, 操作监控及软件组态维护困难, 增加或修改控制方案后的调试检查工作量大, 可能会由于考虑不周埋下安全隐患。

2.2.4程序变量的选取及使用复杂, 常由于程序变量的运算故障导致控制软件工作不正常, 从而影响现场设备的监控。

2.2.5辅控网是利用双绞线与上位机通讯的, 部分变量常因设计不规范而无法在辅控网正常显示。

2.2.6事故追忆能力较差、报警信号不能分级显示, 运行人员不易区分主要报警和次要报警, 查找解决现场设备发生的问题较为困难。

2.2.7辅控网负荷大、系统反应慢, 目前已接入了两台机组的除灰、除渣、电除尘、空压机、燃油泵房、化学加药、凝结水精处理 (粉末、混床) 等系统, 急需对其进行瘦身减肥、提高系统的可靠性。

3 问题的解决方案

从以上问题描述中可以看出, 控制系统应进行适当的改造, 经过多方考虑, 从尽量不动原有的I/O模件、不改动系统的原有配线角度出发, 初步确定了以下方案:

考虑到我厂主机组DCS系统已采用了SIEMENS公司的T-2000系统, S7-300系统与S7-400系统的部分硬件可以通用, 凝结水精处理控制系统仅有200多I/O点, 且为一个相对独立的汽机侧的控制系统, 可以通过DCS系统的远程站实现, 将其纳入机组DCS系统、接入汽机侧的负荷相对较小的一对CPU即可, 这只需要增加通讯模件即可, 其他硬件如电源、机架、I/O模件、信号的配线等都不需改动, 只要在DCS系统增加相应的软件控制逻辑并按原硬件布置图进行硬件布置即可, 舍弃凝结水精处理系统原有的CPU模件、上位机及辅控网监控, 监控画面利用已有的DCS操作员站, 改造工作量小, 可以一并解决辅控网负荷大的问题, 拆下的CPU模件、上位机可以作为其他控制系统的备件, 改造中没有产生浪费。考虑到DCS系统良好的冗余功能、系统的可靠性、操作维护的方便性, 故这是较好的改造方案。

4 改造后的情况

4.1 改造后现场设备的配置情况

按照上述方案进行改造后, 凝结水精处理控制系统由一套DCS系统的远程站实现, 机组DCS系统在主机架上已配有一对冗余的电源模件 (PS407) 、冗余的中央处理器模件 (CPU417H) 、冗余的通讯模件 (CP443-1) ;改造中需要增加一对冗余的通讯模件 (CP443-5) , 两对光电转换器 (OLM) 及光纤用于连接现场的I/O模件。无需改动在输入/输出机架上原配的一对冗余的通讯模件 (IM153-2) 及一块电源模件 (PS307) , 还有5块DI模件、3块DO模件、3块AI模件、1块AO模件。CPU417H模件通过通讯模件 (CP443-5) 、冗余的profibus总线、两对光电转换器 (OLM) 及光纤、冗余的profibus总线与冗余的通讯模件 (IM153-2) 相连, 实现对输入/输出模件的访问及控制。另外, 取消了原凝结水精处理控制系统的中央处理器模件 (CPU315-2) 、通讯模件 (CP343-1) 、交换机、上位机及辅控网的监控, 在DCS系统增加相应的软件控制逻辑并按原硬件布置图进行硬件布置, 实现了对凝结水精处理系统的操作监控及软件组态。设备的布置简图如图2:

4.2 改造后解决的相关问题

4.2.1改造后, 一举解决了上面提到的各种问题。

4.2.2优化了控制逻辑:原先的铺膜、爆膜程序中, 个别步序不合理、有遗漏步序等问题, 此次一并予以了修改解决。

4.3.3处理了系统遗留的问题:原凝结水精处理系统已安装的个别测点信号在程序中未使用, 此次一并按照工艺要求对其进行了整理, 确保各信号能及时、如实反映系统工况, 确保程序逻辑的可靠执行。

4.3.4系统改造后, 凝结水精处理系统可由集控室人员监控, 不需另外安排人员到汽机房0米的值班室进行监控, 并且集控室值班人员也可及时掌握该系统的运行情况。

5 改造过程的经验总结

针对此次改造工作, 总结了以下经验:

5.1降低成本:本次改造工作从降低改造成本的角度选择了最经济的改造方案, 通过使用DCS远程站的方式, 大大降低了改造费用、提高了系统的可靠性和易用性, 同时节约了以后的运行及维护成本。

5.2考虑授权:对DCS系统的改造工作, 必须考虑到设备改动量大时所引起的软硬件的授权问题, 按照使用正版软件、获得相关厂家的合法授权来考虑, 该部分费用将占到改造成本的很大比例。

5.3预先准备:改造前要对原系统的逻辑进行仔细分析, 发现其隐含的漏洞并及时进行修补;查清所有信号的来龙去脉, 避免改造后发生系统功能丢失问题。

5.4认真调试:所有的准备工作及认真施工只是尽最大可能来避免问题, 只有通过严格的检查调试、设备试运才能最终保证系统的可靠运行。

6 结束语

通过本次改造工作, 以较小的代价彻底解决了原凝结水精处理控制系统存在的问题, 确保了投切精处理及爆膜、铺膜等日常工作的正常进行, 为机组的正常运行提供了坚实的基础。

摘要：大唐阳城发电有限责任公司凝结水精处理控制系统原由一套冗余的S7-300PLC实现, 经常出现系统通讯故障、程序变量的运算故障等问题, 导致投切凝结水精处理系统异常, 有时已严重影响到机组的正常运行, 因此对其进行了改造以彻底解决这些问题, 改造中通过使用DCS远程站的方式, 大大降低了改造费用、提高了系统的可靠性和可操作性。

关键词：凝结水精处理,程控系统,改造

参考文献

[1]DL/T774-2004.火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程.

[2]冯博琴, 等.计算机网络[M].高等教育出版社.