发电厂热工仪表与自动培训

发电厂热工仪表与自动培训授课人：杨锡运华北电力大学温度测量压力测量水位测量流量测量烟气成分测量安装螺纹安装法兰温度的测量火电厂中的温度测量主要由热电偶、热电阻完成。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。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AB上述现象称为热电现象，1821年赛贝克发现的，也称赛贝克效应温差电势：一根导体两端温度不同产生的热电动势原因：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+-+-tΔtt0+

eAAA接触电势：两种不同的导体A、B接触时产生的原因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＋＋＋＋＋＋＋－－－－－－－AB+-+-tAΔtAt0+

eA＋＋＋＋＋＋＋－－－－－－－AB热电偶回路的总电动势是上述四个回路之和如果使冷端温度t0保持不变，则热电动势便成为热端温度t的单一函数。即，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。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。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。电厂中冷端温度补偿的方法：补偿导线法在DCS中计算补偿。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）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：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。电阻温度计的测温范围：－200~+5000C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6000C以上的测温，后者用的较多），铜电阻（Cu50和Cu100，测温范围：－50-＋1500C）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。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要放置到流体中心插入里面的长度尽可能长，露在外面的尽量少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。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(差压)—电容转换关系1、2一固定电极；3一测量膜片；4、5-隔离膜片；6一隔离膜片；．5一密封圆；7一绝缘体；8—硅油；11—外壳，10一电容引出线；差动式压力(差压)—电容转换关系1、2一固定电极；3一测量膜片；4、-隔离膜片；6一隔离膜片；．5一密封圆；7一绝缘体；8—硅油；11—外壳，10一电容引出线；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锅炉汽包水位测量对锅炉安全运行极为重要。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。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。差压式水位计受汽包压力影响大，需进行汽包压力补偿。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．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。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：最大优点：直接反映汽包水位，直观，可靠，缺点：但只能就地监视，并且液位显示不够清晰。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。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。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。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目前电厂中常用的节流装置有孔板、喷嘴、等侧流量。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。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。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。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。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

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1、氧化锆传感器需要恒温，不恒温要补偿。2、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。3、保持参比气样的压力与待测气样的压力相等。4、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

大型机组的被控对象和测点数量多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

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。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）。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分散控制系统DCS（DistributedControlSystem）是基于“4C”技术（ComputerControlCommunicationCRT）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。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

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）（DataAcquisitionSystem）。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。数据采集：对现场的模拟量、开关量的实时数据采集、扫描、处理。信息显示：包括工艺系统的模拟图和设备状态显示、实时数据显示、棒图显示、历史趋势显示、报警显示等。事件记录和报表制作/

打印：包括SOE

顺序事件记录、工艺数据信息记录、设备运行记录、报警记录与查询等。历史数据存储和检索

设备故障诊断模拟量控制系统（MCS）（ModulatingControlSystem）亦称机组协调控制系统（CCS）（CoordinatedControlSystem）。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。模拟调节系统系统锅炉调节控制系统锅炉给水锅炉汽温锅炉燃烧磨煤机一次风量控制系燃油压力控制系一次风压控制系给煤机转速控制系二次风压控制系二次风箱挡板控制系氧量校正回炉膛负压控制系给水泵转速控制系给水泵最小流量控制系给水旁路阀控制系烟气挡板控制系一级过热蒸汽温控制系末级过热蒸汽温控制系再热蒸汽温控制系主要的辅机控制系统磨煤机密封风差压控制系空预器冷端温度控制系统暖风器除氧器压力控制系凝汽器水位控制系除氧器水位控制系凝补水箱水位控制系凝泵最小流量控制系高低压加热器疏水水位控制系磨煤机出口温度控制系炉膛安全保护监控系统-FSSS系统锅炉炉膛安全监控系统（furnacesafeguardsupervisorysystem,FSSS)或称燃烧器管理系统（burnermanagementsystem,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）。

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锅炉点火前和MFT

后的炉膛吹扫

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油系统和油层的启停控制

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制粉系统和煤层的启停控制

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炉膛火焰监测

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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

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主燃料跳闸（MFT）

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油燃料跳闸（OFT）

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机组快速甩负荷（FCB）

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辅机故障减负荷（RB）

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机组运行监视和自动报警顺序控制系统—SCS

顺序控制系统（SCS）（SequenceControlSystem）。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。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。

顺序控制系统—SCS

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制粉系统顺控

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锅炉二次风门顺控

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锅炉定排顺控

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射水泵顺控

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给水程控

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励磁开关

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整流装置开关

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发电机灭磁开关

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发电机感应调压器

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备用励磁机手动调节励磁

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发电机组断路器同期回路

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其他设备起停顺控汽轮机电液控制系统—DEH：数字电液调节系统—DigitalElectro－hydraulicControlSystem

该系统完成对汽机的转速调节、功率调节和机炉协调控制。包括：转速和功率控制；阀门试验和阀门管理；运行参数监视；超速保护；手动控制等功能。

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转速和负荷的自动控制

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汽轮机自启动（ATC）

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主汽压力控制（TPC）

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自动减负荷（RB）

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超速保护（OPC）

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阀门测试

第三章热工联锁保护的作用及组成

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。

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。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。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YN快速减负荷（FCB）FCB—fastcutback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。两种方式：0%FCB（停炉不停机），5%FCB（带5%厂用电）FCB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单元机组协调控制系统（coordinationcontrolsystem,CCS)锅炉炉膛安全监控系统（furnacesafeguardsupervisorysystem,FSSS)或称燃烧器管理系统（burnermanagementsystem,BMS)顺序控制系统（sequencecontrolsystem,SCS)数据采集系统（dataacquisitionsystem,DAS)汽轮机数字电液控制系统（digitalelectrichydraulicsystem,DEH)给水泵汽轮机电液控制系统（machineelectrichydraulicsystem,MEH)旁路控制系统（bypasscontrolsystem,BPS)汽轮机自启动系统（TAS）RUNBACK、FCB汽轮机监视仪表（TSI）和汽轮机紧急跳闸系统（ETS）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MCS控制系统FSSS控制系统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。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。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。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。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。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。3）功频校正控制。基本控制级（下级）基本控制级包括锅炉侧自动控制系统汽机侧自动控制系统辅机控制系统锅炉侧自动控制系统锅炉调节控制系统FSSS锅炉给水锅炉汽温锅炉燃烧磨煤机一次风量控制系燃油压力控制系一次风压控制系给煤机转速控制系二次风压控制系二次风箱挡板控制系氧量校正回炉膛负压控制系给水泵转速控制系给水泵最小流量控制系给水旁路阀控制系烟气挡板控制系一级过热蒸汽温控制系末级过热蒸汽温控制系再热蒸汽温控制系锅炉调节控制系统作用锅炉燃烧控制系统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。锅炉给水控制系统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。锅炉汽温控制系统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这些功能在DEH中完成汽机侧自动控制系统汽轮机转速调节系统汽轮机功率调节系统汽轮机监视系统汽轮机自启停控制系统辅机自动控制系统主要的辅机控制系统磨煤机密封风差压控制系空预器冷端温度控制系统暖风器除氧器压力控制系凝汽器水位控制系除氧器水位控制系凝补水箱水位控制系凝泵最小流量控制系高低压加热器疏水水位控制系磨煤机出口温度控制系火电机组四种负荷控制方式手动、锅炉跟随、汽机跟随、协调手动方式---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。锅炉跟随方式---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

汽机跟随方式---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。以锅炉跟随为主的协调控制方式---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。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RATESET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，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）FSSS—furnacesafetysupervisorysystemFSSS也叫做BMS—burnermanagementcontrolsystem锅炉燃烧管理系统。它是现代大型火电机组锅炉必备的一种监控系统。它能在锅炉正常工作和启停等各种运行方式下，连续监视燃烧系统的大量参数与状态，不断进行逻辑判断和运算，必要时发出动作指令，通过各种连锁装置，使燃烧器中的有关设备按照即定的程序完成必要的操作和处理未遂性事故，以保证锅炉燃烧系统的安全。实际上，FSSS是把燃烧系统的安全运行规程用一套逻辑控制系统来实现。该系统不仅能完成各种操作和保护动作，还能避免运行人员在手动操作时的误动作，并