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第一篇讒稜基础和粗第一章 热自动化概述、概述国民经济的不断增长,增加了对电的需求量,电工业向大电网、大机组、高参数、高度自动化的方向发展。由于高参数、大容量机组发展迅速,因此对机组自动化的要求日益 提高,以“4C”（计算机、控制、通信、CRT）技术为基础的现代火电机组热自动化技术 也相应得到了迅速的发展。电工业作为国民经济的基础性产业,有别于其它业过程的主要特征是:电能的“发、输、供、用”必须同时进行,并保持瞬时的平衡。与此同时,参与“发、输、供、用”的所 有设备构成了部件众多、结构复杂、分布广阔的动态大系统。在这个系统中发电机组处于系 统的最底层。改革开放以来,我国电工业不断跨上新的台阶。1987年全国发电装机容量突破1亿千 瓦,1995年3月,装机容量突破2亿千瓦。这期间中国发电装机容量和发电量先后跃过法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本,到1996年居世界第2位。截至2004年5月底,我国 发电装机容量突破4亿千瓦大关,达到40060万千瓦,年发电量超过1.9万亿千瓦时。与此 同时,提高发电机组的容量和参数也成为我国电工业发展的重要方向:单机容量从建国初 期的50MW,逐步发展到70、80年代的125300MW,目前从300MW发展的600MW已经 成为主流,现在继续向更大型化900MW,甚至超过1000MW发展。蒸汽参数也由 8MPa/535c提高到17MPa/540,并随着超临界和超超临界技术的推广应用,最终可达到 28MPa/580C以上。机组的大容量和高参数带来的是过程参数测量点的大量增加,相应的控 制回路数和控制的复杂程度都大为提高,生产过程对控制精度的要求更为严格。以一台 600MW机组为例,其运行过程的监控点多达6007000个,各种控制回路有50600个,用于控制系统组态的各种图纸就有几千张,这些艰巨而繁重的控制任务必须要有现代化的 电站自动化技术作为支撑。二、热自动化的发展趋势热自动化的硬件主要是由检测传感器及仪表（包括显示仪表）、调节控制装置或系统、执行器（包括执行机构和调节机构两部分）三大部分构成。检测传感器及仪表、执行器是热自动化的基础,前者发展已经历了机械式、电子式、微处理器等层次。随着微电子、微机械、智能和集成等先进技术的迅猛发展,以及新材料和 新工艺的发现和采用,目前检测传感器与仪表正向着微型化、数字化、智能化、网络化和虚 拟化等方向进步发展。如德国Endress+Hauser公司推出的陶瓷电容式压传感器,是种 无中介液的干式压传感器,测量范围可为060MPa,其技术性能稳定,年漂移量小于 0.1%F.S,抗过载强,可达量程的数百倍。执行器接受调节控制装置或系统的控制信号,改变操纵变量,使生产过程按预定要求 正常运行。随着自动化、电子和计算机技术的发展,现在执行机构也在向智能化方向发展,越来越多的执行机构已经带有通信和智能控制功能,如Emerson和Smar等公司均推出了智能 阀门定位器,内装有高集成度的微处理器,采用数字平衡原理代替传统平衡原理,将电 控制信号转换成气动定位增量来实现阀位控制,具备对死区、正反作用、行程范围等的组态 功能,可实现分程控制、等百分比、快开特性等修正功能,具有自校正、自诊断等智能特点。调节控制装置或系统是过程自动化的中枢,其发展从较早的基地式调节器(变送、指示、调节一体化的仪表)开始,经历了气动、电动单元组合仪表到计算机直接数字控制系统(DDC),直到今日得到广泛应用的分散控制系统(DCS)和可编程控制器(PLC)。DCS经历了初创(19751980年)、成熟(19801985年)、扩展(1985年以后)几个发展时期,在系统的可靠 性及可维护性、控制功能算法的丰富性及完善性、信息处理的能力及速度、组态软件的便捷 性及友好性、系统联网能力和开放性等方面得到迅速发展,取得了令人瞩目的成就,已成为 过程自动化控制系统的主流。PLC以其结构紧凑、功能简洁、速度快、可靠性高、价格低等 优点,也迅速获得广泛应用,已成为与DCS并驾齐驱的另一种主流工业控制系统。目前以 PLC为基础的DCS发展很快,PLC与DCS相互渗透、相互融合、相互竞争,已成为当前业 控制系统的发展趋势。由于计算机可靠性和性能价格比的进步提高,以及在开放性和集成 性、软件与硬件的产品和技术支持率、市场占有率等方面无以伦比的优势,近年来以个人计 算机(pc)为基础的工业PC控制系统呈现良好的发展态势。另外,后起的现场总线控制系统(FCS)也以其优良的互操作性和功能分散性、更强大的系统功能(如单仪表或设备可提供多 变量I/O能力、网络化的设备管理、更宽的诊断范围、丰富的状态信息等)、安装及组态的 简易性、更高的测量和控制精确度、较低的工程及运行维护成本和规模灵活性等诸多特点逐 渐显示出其强大生命力。近年来,国外一些大公司正在推出更大规模、更高层次的全面自动 化体系结构(如艾默生过程管理的PlantWebHoneywel!的TotalPlantSiemens的TIA),这 些系统不再仅仅是单纯的自动化硬件和软件(系统软件、中间件及各种应用软件)的集成,还 包含有各种服务,乃至从现场到企业的信息系统集成。总之,控制系统正向着网络化、智能 化、集成化、分布化、信息化和开放化方向进步发展。控制方法及策略是过程自动化的灵魂。20世纪末以来,自动控制理论和方法的主要发 展方向是人工智能技术的应用。过程自动化控制方法已从传统经典控制(包括PID控制、比 值控制、串级控制、前馈控制等)发展到了最优控制、自适应与自整定控制、自学习控制、非线性控制、多级递阶智能控制、专家控制、模糊逻辑控制、神经网络控制、仿人智能控制、基于模式识别的智能控制、多模变结构智能控制、混沌控制、鲁棒控制及基于可拓逻辑的智 能控制、H8控制和综合等。例如,大型发电机组作为过程控制对象十分复杂,发电过程 存在着大延迟、强耦合、本质非线性和大量的未知干扰,使得锅炉燃烧过程控制、磨煤机控 制、大范围变况时的过热汽温及再热汽温的控制等等,用传统控制策略难于解决,因而国 内外对发电过程控制策略进行了深入研究,目前许多先进控制理论和方法已逐渐开始在过 程控制中应用。如ABB和SULZER公司建立了带状态观察器的SCO数学模型用于对主蒸汽和 再热蒸汽的温度控制;西门子公司建立了凝结水节流的COT(controlled Condensate Throttling)数学模型、采用模糊算法的NUC(New coordinated Unit Control)等,针对不 同发电机组、不同运行工况研究出各种优化控制方案,业已在国内发电厂的应用中取得明显 的效果。又如德国KruppHoesch钢铁公司的Westfaien钢厂应用神经网络改进数学模型取得 显著的经济效益,所制造的产品尺寸偏差减少12%。止匕外,许多自动化产品供应商也相继推 出了商业化的智能控制器,如CyboSoft推出的无模型自适应(MFA)控制器Cybocon和 Cybocon CE,针对不同过程可采用相应的算法(标准法、反时滞算法、非线性MFA算法、鲁 棒MFA算法)等,可在相当程度上改进过程控制的效果。从控制目标出发,综合运用各种控 制方法是构成先进控制系统的有效途径。热自动化技术发展的主流趋势是:检测控制智能化、测量信息数字化、控制管理集成 化。三、大型火力发电机组主要特点1.监视点多（600MW机组I/O点多达3005000个,随着发电机变压器组和厂用电 源等电气部分监视纳入DCS之后,I/O点已超过7000个）。2.参数变化速度快和控制对象数量大（600W机组超过1300个）。3.各个控制对象特性时变、时滞、相互间关联耦合、环境强干扰。4.由高度计算机化的单元机组集控取代传统的机、炉、电分别人工监控。自动化系统的 功能也已从单台辅机和局部热系统发展到整个单元机组的检测与控制。5.随着整个单元机组自动化的不断完善以及电网发展的需要,火电厂热自动化的功 能必然会和调度自动化系统（automatic dispatch system,ADS）相协调而实现电网的自动 发电控制（AGC）6.厂级实时监控信息系统（Supervisory Information System in Plant Level,简称 SIS）,是集过程实时监测、优化控制及生产过程管理为一体的厂级自动化信息系统,实现机 组的安全经济运行的有效手段。传统的炉、机、电分别监控方式,已不能适应像600MW这样大型单元机组监控的要求。如果将大机组的监视与控制操作任务仅交给运行人员去完成,不仅体力和脑劳动强度大,而且很难做到及时调整和避免人为的操作失误,因此必须由高度计算机化的机组集控取而 代之。自动化技术对于提高机组的安全经济运行水平是行之有效的;大型火电机组离开了高 度的自动化,就不可能做到安全经济运行。四、火力发电机组实现自动化功能的意义大容量火电机组实现高度自动化,在机组启动和运行的各个阶段,对于实现安全、稳定、经济运行具有重要意义:1.正常运行在机组正常运行过程中,自动化系统能根据机组运行要求,自动将运行参数维持在要求 值,以期取得较高的效率（如热效率）和较低的消耗（如煤耗、厂用电率等）。2.异常工况在机组运行况出现异常,如参数越限、辅机跳闸时,自动化设备除及时报警外,还能 迅速、及时地按预定的规律进行处理。这样,既能保证机组设备的安全,又能保证机组尽快 恢复正常运行,减少机组的停运次数。例如,RUN BACK（自动快速减负荷）、RUN UP（强 增负荷），RUN DOWN（强减负荷）、FAST CUT BACK（FCB,负荷快速切回或称快速甩负 荷）等功能。当机组从运行异常发展到可能危及设备安全或人身安全时,自动化设备能适时采取果 断措施进行处理,以保证设备及人身的安全。如锅炉主燃料跳闸（master fuel trip,MFT）、汽 轮机监测系统（TSI）和汽轮机紧急跳闸系统（ETS）等。3.启停过程在机组启停过程中,自动化设备又能根据机组启动时的热状态进行相应的控制,以避免 机组产生不允许的热应而影响机组的运行寿命,即延长机组的服役期。如汽轮机的计算机 应估算和寿命管理系统,汽轮机自启停系统（turbine automatic system,TAS）4.发电控制随着电网的发展,对自动发电控制（automatic generation control,AGC）的要求日趋严格。AGC是现代电网控制中心的项基本和重要的功能,是电网现代化管理的需要,也是电网 商业化运营的需要。而要实现AGC,单元机组必须有较高的自动化水平,单元机组协调控制 系统必须能投入稳定运行。随着机组容量的增大、参数的提高,对于机组安全经济运行的要求不断提高,火电厂的 自动化水平也不断得到提高,从传统的机、炉、电分别人工监控发展到今天的单元机组集控,自动化系统的功能也已从单台辅机和局部热系统发展到整个单元机组的检测与控制。而随 着整个单元机组自动化的不断完善以及电网发展的需要,火电厂热自动化的功能必然会 和调度自动化系统(automatic dispatch system,ADS)相协调而实现电网的自动发电控制(AGC)o但必须指出的是,自动化系统毕竟只能按照人们预先制定的规律进行工作,而机 组运行过程中的情况却是复杂、随机的。因此,自动化系统在一般情况下虽不需要人工干预,但在特定情况下却要求人工给以提示或协调。无人值班的火电厂或火电机组虽经尝试,却迄 今未获成功,也就是说高度自动化的火电机组并非不需要人的干预,而是需要人的更高层次 的干预。由此可见,自动化水平高的机组,要求运行人员也具有更高的技术和文化水平。五、热自动化的主要内容根据应用层次和范围的不同,热自动化的主要内容大致分为7类。1.数据采集与管理对热过程中温度、压、流量、液位、成分等热参数的测量;测量数据在不同系统 之间的高速传输;生产过程实时/历史数据的高效存储;历史数据的快速检索;统计数据的 报表打印；报警数据的采集、存储、分析与处理等。具有数据采集与管理功能的典型的系统 主要有:数据采集系统、DCS数据库、SIS数据库、MIS数据库等。2.回路控制以模拟量控制系统为主,主要对机组的系列参数进行控制,如汽包水位、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、主蒸汽压、发电机功率、炉膛压等。其中最典型的是单元机组的协调控 制系统(CCS:Coordinated Control System)它是在常规机炉局部控制系统的基础上发展起来 的综合控制系统,其基本设计思想是:把锅炉和汽轮发电机组作为个整体,采用分级、递 阶的系统结构,把参数调节、逻辑控制和联锁保护等控制功能结合在起,构成一种满足机 组在额定况、变况,以至于故障条件下控制功能的综合控制系统。其它比较重要的控制 回路主要有:汽温控制系统、给水控制系统、炉膛压控制系统、磨煤机控制系统、主蒸汽 压控制系统、汽轮发电机功率控制系统等。3.顺序控制及联锁保护顺序控制一般可分为时间定序式和过程定序式两类。前者是指按预定的时间顺序而触发 控制作用的发生(如启动/停止、闭合/断幵等)；而后者则是依据生产过程进行的状态决 定下步控制作用是否发生。目前采用DCS或PLC构成大型火电机组的SCS系统,常用的 顺序控制系统有:输煤系统控制、锅炉吹灰器控制、锅炉补给水处理系统控制、给水泵启停 控制、风机启停控制、锅炉点火系统控制、煤粉制备系统控制、汽轮机自启停控制等。联锁 保护是以顺序控制系统(SCS:Sequence Control System)为基础的类重要的控制方式。指在 重要运行参数超过限定值或相关设备运行条件不满足要求时按照预先设定的程序,自动终 止异常的生产过程和设备,同时,投入相应的辅助装置,避免事故扩大,损伤人员和设备。目 前,电站最主要的两个联锁保护系统是:炉膛安全保护监控系统(FSSS:Furnace Safeguard Supervisory System)和 汽轮机数字电液调节系统(DEH:Digital Electro-Hydraulic Control System)4.运行优化运行优化是用以节约能源和提高电站运行经济性为目的的一系列优化技术的总称,包 括控制系统优化；机组启停优化；燃烧优化,设备运行方式优化,机组间的负荷优化调度等。其中,以电站节能为目标的优化技术可以分为艺节能技术和控制节能技术。其中,在合理 的生产艺和操作规程的基础上,通过对生产过程和运行方式的优化,使发电设备的能源消 耗减少,称为艺节能,如启停优化、运行方式优化、燃烧优化等；而对艺条件和运行方 式已经确定的设备或流程,通过应用先进的控制策略,确保主要工艺参数的控制品质,从而 提高系统的运行效率,称为控制节能,如控制系统优化等。5.经济性分析经济性分析主要通过性能计算和耗差分析两个途径来实现。性能计算通过与监控系统和 管理系统相连,实时获取机组的主要运行参数,在线计算热耗率、锅炉效率、厂用电率、辅 机单耗、高加投入率、汽泵投入率、发电煤耗、供电煤耗等经济参数。耗差分析在线监测包 括锅炉、汽轮机、主要辅机在内的整个热系统的相关参数,实时分析热系统的热经济性,定量查找热耗偏高的部位和原因,准确地对热设备和热系统的技术改造、运行方式的调 整、运行参数的设定提供指导。6.状态监测和故障诊断通过状态监测和故障诊断加强对各类设备或部件、尤其是不可直接观测或处于恶劣环境 中的设备或部件进行检测和分析,判断系统的健康状况,指出故障隙患并对其发展趋势进行 预测,协助相关人员查找故障部件及故障原因,并提供故障处理指导。状态监测和故障诊断 可在一定程度上提高机组运行的安全性和可靠性,减少非计化停机。目前,电站中的状态监 测和诊断主要分布在高速旋转的部件(如汽轮机转子)、高温承压部件(如蒸汽管道)以及 些重要辅机(如送、引风机和水泵)上。7.设备管理现代化的设备管理需要应用现代管理理念和管理技术,在准确掌握设备状态,保证设备 的安全、可靠和经济性的基础上,科学的进行检修决策,合理安排检修项目、问修间隔和检 修工期,有效降低检修成本,提高设备可用性。以状态检修为核心的设备管理体制是电站管、控一体化发展的个重要体现。六、热自动化的主要系统大型火电机组由于具有大容量、高参数的特点,因此要有相应的新的自动化系统与之相 适应,这些新的自动化系统大致有以下几种:1.厂级实时监控信息系统(Supervisory Information System in Plant Level,简称 SIS)SIS是发电厂的生产过程自动化和电市场交易信息网络化的中间环节,是发电企业实 现发电生产到市场交易的中间控制层,是实现生产过程控制和生产信息管理一体化的核心,是承上启下实现信息网络的控制枢纽。主要功能有:实现全厂生产过程监控;实时处理全厂 经济信息和成本核算;竞价上网处理系统;实现机组之间的经济负荷分配;机组运行经济评 估及运行操作指导。2.单元机组协调控制系统(coordination control system,CCS)CCS是基于机、炉的动态特性,应用多变量控制理论形成若干不同形式的控制策略,在 机、炉控制系统基础上组织的高级机、炉主控系统。它是单元机组自动控制的核心内容。3.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)BMS包括炉膛火焰监视,炉膛压监视,炉膛吹扫,自动点火,燃烧器自动切换,紧急 情况下的主燃料跳闸等。4.顺序控制系统(sequence control system,SCS)scs是按照生产过程工艺要求预先拟定的顺序,有计划、有步骤、自动地对生产过程进 行系列操作的系统。顺序控制也称程序控制,在发电厂中主要用于主机或辅机的自动启停 程序控制,以及辅助系统的程序控制。5.数据采集系统(data acquisition system,DAS)DAS基本功能是对机组整个生产过程参数进行在线检测,经处理运算后以CRT画面形 式提供给运行人员。该系统可进行自动报警,制表打印,性能指标计算,事件顺序记录,历史 数据存储以及操作指导等。6.汽轮机数字电液控制系统(digital electric hydraulic system,DEH)DEH是汽轮发电机组的重要组成部分,除完成汽轮机转速、功率及机前压的控制外,还可实现机组启停过程及故障时的控制和保护。7.旁路控制系统(bypass control system,BPS)BPS在机组启、停过程中协调机、炉的动作,回收质,保护再热器等,完备的旁路控 制系统是充分发挥旁路系统功能的前提,大型中间再热式机组一般都设置旁路热系统。8.汽轮机自启动系统(TAS)9.汽轮机监视仪表(TSI)和汽轮机紧急跳闸系统(ETS)10.辅助系统的计算机程控系统总之,伴随着电力工业的发展,热自动化技术的内涵和外延都已发生了巨大的变化。一方 面,自动控制系统作为实现机组安全经济运行目标的有效手段,已从辅助运行人员监控机组 运行发展到实现不同程度的设备启停功能、过程控制和联锁保护的综合体系,担负着机组 主、辅机的参数控制、回路调节、联锁保护、顺序控制、参数显示、异常报警等功能,不但 是提高机组运行水平的重要保证,也成为发电企业减员增效的重要手段。另方面,借助计 算机和网络技术的发展,电力生产过程的自动化程度达到了前所未有的高度,监控和管理信 息系统的广泛应用为热自动化的进步发展提供了必要的物质基础。目前,通过应用各种 先进的信息获取和处理技术,同时结合自动化领域的一些新的理论和方法,自动化技术已经 从传统的生产控制领域逐步渗透到了运行和管理的方方面面,包括对机组整体运行工况的 监控、对发电过程经济性的分析、对主辅机设备的维护和管理以及对生产过程的优化调度等。第二章热控系统及特点第一节主设备及系统、机炉电三大主机主要参数名称数据（BRL）机炉电二大主机由上海电气电站一 隹用小叁卄化过热器出口蒸汽流量1792t/h集团成套4贝过热器出口蒸汽压25.26MPa辆田上河乍内/丿侣限公口制1a_ 的切此贝余将g衿吉洛，哈 开耳过热器出口蒸汽温度571 _ Q/1Q1Q/OC A N/I 的白暗 叩缶4Tl再热器出口蒸汽流量1488.4t/h/AD】1 J/tD.4TVI,毕月呈、四用以）_ 席!趺，次由执 平箍H甬凤 霊再热器出口蒸汽温度569 _ 布署 固太扫浴 仝室冈构织 仝县吊再热器出口蒸汽压3.97MPaip且、回心、开但、土9环;、土合 帀 幺古构口型加 要参加见表11再热器进口蒸汽温度306 叼丄丄 主厂。二匚女少 女乂 I/Io 汽轮机由卜海汽轮和厂有限公司再热器进口蒸汽压4.15MPa!U匕。可k匕D 曰PC厶 円 采用技术西门子西屋制造的超临界、给水温度279 4ATJJ乂/1、3 1 J J 3 壬1卩AbLU J/CH国1 _ 一次中间再执、二缸四排汽、单轴、热风温度（一次风/二次风）323/331 1、!11J 1 J、W-L Y Jiri V Lim.双背压、凝汽式汽轮机。空预器进风温度（一次风/二次风）27/23,回热系统为级:三高、四低、一除排烟温度（空气预热器出口、未 修正）133.9氧。启动方式为高压缸启动和高中压 _缸联合启动。锅炉效率（保证/设计）93.01/93.36%_发电机由上海汽轮发电机有限公司引表 1-2-1进西门子THDF 118/56三相同步汽轮发电机,额定容量667MVA,额定功率600MW,最大连续输出功率633MW（在额定 电压、额定频率、额定氢压、额定功率因数、发电机冷却器冷却水温为20C下能与汽 轮机最大连续出力TMCR相匹配。）定子线圈接线方式:双星形,冷却方式:定子绕组型号N600-24.2/566/566,主要参数见表1-2-2。主要参数名称数据水冷,转子绕组及铁芯氢冷。励磁方式:静态励磁系统。主要参数见表123。二、主要的热系统1.制粉系统制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式 冷一次风机系统。制粉系统主要由下列设 备组成:6个原煤仓、6台上海发电设备成 套设计研究所CS2024HP电子称重式给 煤机、变频调速电动机、6台北京电设 备总厂ZGM113N中速磨。制粉系统5台 运行1台备用可保证锅炉在最大连续负荷 下运行。2.烟风系统引风机是成都电机械厂2台50%容 量AN37e6（V13+4。）轴流式、定速、静叶 可调风机。送风机是上海鼓风机厂有限公 司2台50%容量FAF26.6-12.5-1轴流式、最大连续功率（TMCR）636.076MW热耗验收况功率（THA）600.071 MW额定主蒸汽压24.2MPa额定主蒸汽温度566 额定高压缸排汽压4.055MPa额定再热蒸汽进压3.65MPa额定再热蒸汽进口温度566 主蒸汽额定进汽量1673.098t/h再热蒸汽额定进汽量1395.312t/h额定排汽压4.9kPa表 1-2-2定速、动叶可调风机。一次风机是上海鼓风机厂2台50%容量1788B/1325离心式、定速、进叶片调节风量风机。3.点火系统锅炉点火及助燃燃 料为0号 轻柴油。锅炉采用 2级点火,即高能点 火器（轻 柴油（煤 粉。A层 4台主燃 烧器为兼 有等离子 点火功能 的燃烧 器。在锅 炉点火和 稳燃期 间,该燃 烧器具有 等离子点数据参数名称数据火和稳燃 功能;在 锅炉正常 运行时,主燃烧器 在出力及 燃烧况 方面与原 来没有加 装等离子 点火器时 保持 致，锅炉 效率不 变。每组燃烧 器有三层 油枪喷，每台 炉共12 只油枪。表123每只油枪 最大耗油 量3.5t/h；12 只油枪出 共 42t/ho 油 枪全部投 运时，可 带30%BM CR负荷。锅炉在燃 用设计煤 种时最低 不投油稳 燃负荷为 30%BM CRo油枪 采用蒸汽 雾化,油 枪入口蒸 气压为 0.6-0.9M Pa。点火 油系统采 用定压运 行，系统 油压为 1.8MPao 参数名称额定容量667兆伏安相 数3最大容量与汽轮机匹配接 法星形额定功率600兆瓦频 率50赫定子电压20千伏短路比0.58定子电流19245 安稳态I2（标么值）10%功率因数0.9暂态!22t10秒氢 压0.4兆帕（表压）定、转子绝缘等级F级额定转速3000转/分效率（保证值）98.85%旋转方向从汽轮机向发电 机端看为顺时针4.主蒸汽、再热蒸汽 及旁路系统主蒸汽管道从过热 器出口集箱以双管接出 后合并为单管,在进汽 机前再分成两路,分别 接至汽轮机左右侧主汽 门。低温再热蒸汽管道由 高压缸排汽口以双管接 出，合并成单管后直至 锅炉再热器前分为两路 进入再热器入口联箱。高 温再热蒸汽管道，由锅 炉再热器出口联箱接出 两根后合并成一根管,直到汽轮机前分为两路 接入汽轮机左右侧中压 联合汽门。低温再热蒸汽 除供2号高压加热器用 汽外，在机组低负荷期 间还向辅助蒸汽系统供 汽。在锅炉过热器出口、再热器进、出口处的管道 上均有水压试验用堵阀,再热器进管道处还设 有事故喷水减温装置。单 管制的优点是简化管道 布置，节省管材投资，有 利于消除主蒸汽和再热 蒸汽由于锅炉可能产生 的热偏差，以及由于管 道阻不同产生的压 偏差。旁路系统容量为 40%BMCR,采用髙、低 压二级串联型式，适用 于改善机组启动条件、机 组启动时回收质，并 避免再热器干烧。5.抽汽系统汽轮机具有八级非 调整抽汽，一、三级 抽汽分别向1号、2号、3号台高压加热器供汽,四级抽汽除供除氧器加热除氧外,还向两台给水泵汽轮机及辅助蒸汽系统供汽。二级抽汽还 作为辅助蒸汽系统。五、六、七、级抽汽分别向5号、6号、7号、8号低压加热器供汽。为防止汽轮机超速和进水,除七、八级抽汽管道外,其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电 动隔后阀。由于除氧器热容量较大,一旦汽机甩负荷或除氧器满水等事故时,将会引起汽水倒流 入抽汽管再灌入汽轮机,在四级抽汽管道上靠近汽轮机处装设个电动隔离阀和两个止回 阀。除氧器为定一滑压运行。给水泵汽轮机正常工作汽源来自主汽轮机的四级抽汽，启动和 低负荷时由辅助蒸汽系统供汽,以简化系统。6.辅助蒸汽系统热系统除辅助蒸汽系统设置联络母管外，其余系统均采用单元制。辅助蒸汽系统为全 厂提供公用汽源。每台机设根压为0.60.85MPa,温度为22025（TC的辅助蒸汽联箱。相邻机组的辅助蒸汽联箱用根辅助蒸汽母管连接。正常运行时由本机四级抽汽向辅助蒸汽 系统供汽,机组启动时辅助蒸汽由老厂或邻机提供辅助汽源,低负荷时由本机低温再热蒸 汽供汽。辅助蒸汽系统供除氧器启动用汽、小汽机调试备用用汽、汽机轴封等用汽。7、给水系统给水系统是将给水加热并输送至锅炉省煤器,还向锅炉过热蒸汽减温器、再热蒸汽事故 减温器及汽机高压旁路减温器提供减温水。再热蒸汽的减温水自给水泵中间抽头接出,过热 蒸汽减温水和高压旁路减温水从给水泵出口母管接出。给水系统配有三台100%BMCR容量 的高压加热器。高压加热器水侧设给水大旁路,大旁路系统采用三通液动闸阀。在高压加热 器出口主给水管道上设有一个低流量旁路调节阀。系统设置两台50%BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR容量的启动/备用电动 调速给水泵,每台泵均配有同容量的前置泵。汽动泵靠调节小汽轮机转速来改变给水流量,电动泵采用配液偶合器来改变给水流量。每台给水泵出口设有最小流量阀。给水泵汽轮机 正常工作汽源来自主汽轮机的四级抽汽，启动及低负荷时由本机辅助蒸汽系统供汽。8、凝结水系统凝结水系统是将凝汽器热井中的凝结水加热并输送至除氧器,另外还向辅助蒸汽系统,低压旁路减温器、疏水扩容器等提供减温水和杂用水。系统设两台100%容量的立式凝结水 泵、四台低压加热器（5号、6号、7号、8号）、一台轴封冷却器、一台有效容积180m3 除氧器、一台300m3凝结水贮水箱和一台凝结水输送水泵。凝结水采用中压精处理装置。5.6号低压加热器、凝结水除盐装置均设有各自的凝结水旁路;7、8号低压加热器设有大旁 路。5号低加出口凝结水管路上接一路至循环水排水管道，用于机组启动清洗时排放水质不 合格的凝结水。轴封冷却器出口凝结水管道上有一路最小流量再循环管至凝汽器,再循环流量是取凝 结水泵或轴封冷却器最小流量的较大值。7、8号低压加热器凝结水入口管道上设有调节阀,用以调节除氧器水位。凝结水贮水箱配备一台凝结水输送泵,机组启动时该泵向凝结水系统充水，机组正常 运行时，通过凝结水输送水泵的旁路管道靠凝汽器负压向凝汽器补水。在凝汽器补水管道上 设有阀门调节装置,用以调节凝汽器热井水位。主凝结水管道上还设有凝汽器高位放水阀放 水至凝结水贮水箱。9、高压加热器疏水放气系统高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后级（3号高压加热器）疏 至除氧器。每台高压加热器均设有单独的事故疏水管道,分别接至凝汽器疏水扩容器。高加 汽侧设有放气管道及停机期间充氮保护管道接口。高压加热器连续运行排气接至除氧器。在 高加连续排气口内,设有内置式节流孔板,以控制排气量。除氧器排气管道上设有电动阀，截止阀和节流孔板。当节流孔板阻塞及低负荷运行时,电动旁路阀幵启,以保证除氧器排气量。10、低压加热器疏水放气系统低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式,最后级疏水疏至凝汽器。每台低压加热器均 设有单独的事故疏水接口，其疏水管道接至凝汽器。轴封冷却器采用单级水封疏水至凝汽 器。11.凝汽器抽真空系统凝汽器抽真空系统设有3台50%容量的机械真空泵，机组启动时，3台同时启动;正常 运行时,2台运行,1台备用。凝汽器水室设有一台水室真空泵,以便在循环水泵启动时建立 虹吸。凝汽器设有两台本体疏水扩容器、一台高压疏水扩容器，用于机组启动及正常运行时收 集锅炉启动分离器排水、汽机本体、轴封冷却器、辅助蒸汽及各种热管道的疏水，加热器 事故疏水及除氧器水箱溢放水等。为防止水进入汽轮机，并防止水从一个疏水管路回到另个疏水管路,所有疏水管道 与凝汽器的接口均设在热井最高水位之上,并将各运行方式下压接近的疏水汇成一根总 管接入疏水扩容器/凝汽器。每个凝汽器壳侧接个真空破坏阀，在机组事故情况下破坏真空,缩短汽机惰走时间。12.循环水系统循环水取自汉江水，2台机组共设有四台循环水泵,循环水供水系统采用直流供水扩大 单元制。精驛翻臨蠶豎磚鶴 通过两席郷灌经遍宜居.機汽器后经股以飜關黑熊闇無臂縁E始铲讀但.部分一棹的刘植爨褥物,&不第二节主要的热控系统主要的热控系统包括厂级监控信息系统（SIS）、分散控制系统（DCS）、脱硫分散控制 系统（FGD_DCS）以及主要辅助系统（车间）控制系统组成的分类控制网络（水网和灰网）。热控系统实行控制功能分散,信息集中管理的设计原则，下层各控制网络通过通讯接口与 上层SIS进行通讯。、控制系统的总体结构全厂采用分层分级的网络结构。全厂网络由厂级管理信息系统（MIS）、厂级监控信息 系统（SIS）、机组级的DCS控制网络和辅助系统的PLC控制网络三层构成。对于机组级 的控制由分散控制系统（DCS）和常规（仪表）控制系统（装置）组成。在上述网络的基 础上,各控制系统有机结合构成了单元机组和相关辅助公用系统的整体控制系统,实现机 组和辅助系统的综合监视和控制。二、集中控制室炉、机、电及主要辅助系统（车间）采用分类集中控制方式。在主厂房集控楼设置#5.#6 机组的集中控制室（“两机控”）;在#5.#6机组集中控制室还设置辅控水网的集中监控点;在脱硫电控楼设置脱硫系统和辅控灰网集中控制室。同时在各辅助车间设有就地控制室或设 备间,布置有操作员站供调试和紧急情况时用。集中控制室内有炉膛火焰业电视以及重要 无人值班区域的闭路电视监视系统。单元机组全部实现LCD监控。每台机组设5个操作员站，运行人员在集中控制室内通 过LCD操作员站实现机组启/停运行的控制、正常运行的监视和调整以及机组运行异常与事 故工况的处理。单元机组监控采用盘、台分立方式,前台为采用独立控制台结构的DCS操作员站,是 机组监视和控制中心。在操作台后设有辅助立盘，盘上布置有以下设备:8块42,PDP电 视用于全厂业电视监视，2块42 PDP电视分别用于#5、#6炉的炉膛火焰监视，显示机 组的主要参数的数据窗和时钟等。三、厂级监控信息系统（SIS）厂级监控信息系统（SIS）能综合全厂范围内各发电机组和辅助车间的有关实时信息,并 对各机组、辅助车间的运行提供基于优化分析或计算的在线的运行指导。它将作为全厂的实 时监控和信息管理的中心，通过将各个控制系统连成一体的通讯网络，最有效的提高电厂 运行和管理的安全性及经济性。SIS系统实现全厂生产过程监视及管理,机组负荷优化计算;实时处理全厂经济信息和成本核算；进行厂级系统故障分析,对运行人员提供运行操作指导；设备状态评价;向电厂管理信息系统（MIS）提供过程数据和计算,分析结果以满足电厂对于生 产过程的管理要求,确保机组安全,高效运行。SIS系统的主要功能有:全厂实时数据库功能,实现全厂生产过程监视和管理,负荷分 配和调度功能，实时处理全厂经济信息和成本核算，厂级性能计算、分析和运行操作指导功 能,设备状态监测和故障诊断功能。与SIS接口的系统和设备有:#5号机组及#6号机组的DCS,辅控网（含水网,灰网,脱硫 DCS）,煤网,汽机故障诊断装置（TDM）,电气网控计算机网络（NCS）,厂级管理信息系统（MIS）。四、分散控制系统DCSDCS是上海自动化仪表股份有限公司提供的美国美卓公司MAX-DNA系统。单元机组的DCS网络覆盖的范围如下:锅炉及其辅助系统控制、汽机及其辅助系统控 制、发/变组及机组厂用电源控制。每台机组DCS配供一体化的远程I/O,包括各级受热面 金属壁温125点K分度热电偶信号，发电机本体温度48点三线制Pt100热电阻以及116点 T分度热电偶信号。公用DCS网络覆盖的范围如下:电气公用厂用电源控制、空压机站控制、循环水泵房 控制（采用远程I/O站）。循环水泵房设置一体化远程I/O站,远程I/O机柜放于循环水泵房 控制室内。远程I/O机柜与公用系统网络交换机进行通讯连接，采用冗余通讯光缆。公用系 统DCS网络通过网桥可与任一台机组的网络双向交换数据,由一台机组的运行操作人员对 进入公用网络的系统进行监控。具体由哪台机组的运行操作人员监控通过权限进行设定。DCS按照功能分散和物理分散的原则设计,主要功能包括数据采集系统（DAS）、模拟 量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS、吹灰程控和电气控制ECS）、锅炉炉膛安全监 控系统（FSSS）、汽机数字电液控制（DEH）、给水泵汽轮机电液控制系统（MEH）,旁路 控制系统（BPS）,给水泵汽轮机危机跳闸系统（METS）,全厂的公用系统控制（循泵房、空压机站和厂用电源公用部分）等,是套软硬件一体化、各项控制功能完善的控制系统。1.数据采集系统（DAS）DAS是机组安全运行的主要手段,要求具有高度的可靠性和实时响应能力。能够连续 监视机组的各种运行参数，提供完整的报警信息,对任何报警均能给出具有报警点详细说 明的LCD显示及报警打印。DAS对所有输入信息进行处理，诸如标度、调制、检验、线性 补偿、滤波、数字化处理及工程单位转换等。DAS具有丰富的屏幕显示系统,能显示各种 参数、表格、曲线、棒状图、趋势图和模拟图等画面及操作指导。能提供跳闸事件的顺序记 录、指定参数的定时制表，趋势记录及事故追忆打印等。数据采集系统（DAS）按照工艺系统的划分分别纳入了 SCS,MCS,FSSS中，不单独设 DAS机柜。2.模拟量控制系统（MCS）MCS能够满足机组启停、定/滑压运行和RUN BACK工况的所有要求，保证机组在不 投油稳燃负荷至100%MCR负荷范围内，控制运行参数不超过允许值。模拟量控制（MCS）包括协调控制子系统和自动调节子系统。协调控制子系统有下面的运行方式:（1）协调控制方式:根据中调负荷指令或运行人员负荷指令,协调锅炉和汽轮发电机 组，进行负荷控制。在锅炉控制回路和汽轮发电机组控制回路均自动的情况下，投入协调控 制方式。（2）炉跟踪方式:汽机系统故障，负荷指令跟踪实发功率，送至汽机控制回路，锅炉维 持机前压。（3）机跟踪方式:锅炉系统故障,负荷指令跟踪燃料量指令,汽机维