第一篇：发电厂热工控制系统
垃圾焚烧发电厂热工控制方案
垃圾焚烧发电工程热工控制系统方案
李宏文
摘要：本文以某大型环保能源集团的一个垃圾焚烧发电厂为例，阐述了垃圾焚烧发电厂控制特点、方案策略、控制手段及控制系统选择与优化。
关键词：垃圾发电，热工控制方案，选择与优化。
垃圾焚烧发电在国内经过十几年的发展，经过引进国外先进设备，消化吸收国外先进技术，形成适应我国垃圾成分特点的相应技术，并开发出有效的分散集约化控制系统。
根据工程的可行性研究、环境影响报告书、初步设计和施工图设计，分析垃圾焚烧发电的热工控制系统。
一、.工程概述
垃圾焚烧发电项目一期工程由两条原生垃圾焚烧线和二套汽轮机发电机组以及辅助公用系统组成。
原生垃圾焚烧，主要工艺设备为两台日处理量350t/d 马丁式逆、顺推(两段)炉排，单锅筒自然循环垃圾焚烧余热锅炉，蒸发量22t/h、过热器出口温度400℃、压力4.0MPa，两套烟气净化处理系统。两套额定电压10.5KV功率7500KW，进汽压力3.8Mpa进气温度395℃的汽轮机发电机组。
发电机组年发电量 12000 万度。
垃圾电厂的机组装机容量都比较小，垃圾焚烧发电厂的控制系统与常规小型燃煤火力发电厂基本一样，由于垃圾发电厂的自动化程度要求高于小型燃煤火力发电厂，从控制方式、控制手段和控制规模上讲，可以说是还要复杂一些。
由于垃圾成分复杂、受季节变化影响其热值和含水率变化较大，基本是每一次投料的垃圾成分都不一样，就对稳定焚烧控制系统有较高的要求。
二、垃圾焚烧发电对热工自动化的控制要求
1、每天焚烧处理的垃圾量，必须充分燃烧;通过燃烧控制使余热锅炉蒸发量稳定在额定值范围内;必须保证炉膛的温度在850℃以上，必须保证二恶英的分解时间2S;烟气通过烟气净化处理设备，脱硫-脱销-去除有害气体(二恶英类)-除尘，控制烟气排放指标参数在国家标准规定值以下;并优化焚烧控制减低单耗(耗电量、耗水量)提高产汽量;做到保证排放标准的前提下提高发电量。
2、保证垃圾焚烧生产线工艺设备对热工自动化控制系统的要求，确保工艺设备能够安全、可靠稳定的运行。在保证经济合理性的前提下，遵照先进适用的原则，尽量采用先进的技术、质量可靠的设备，并适宜地提高自动化水平。
3、热控专业包括热工检测、热工报警、热工保护、热工控制等部分，尽量采用标准设计、典型设计和通用设计。
三、垃圾焚烧发电监控系统的构成
本工程以和利时MACS V为核心构成 DCS控制系统，完成对两条焚烧线和两套汽轮发电机组及其辅助公用系统和热力系统的监控，为二期设备预留相应的通道和容量。和利时MACS V DCS 控制系统由服务器站、现场控制站、工程师站、操作员站、冗余通讯网络、现场仪表等成。
本一期工程配置5个现场I/O控制站，均配置有一对高性能、大容量的冗余主控单元(一台主控单元可控制多达2048点数字量和模拟量，34M内存)，在通过冗余100M工业以太网与操作站间构成一个可靠的实时控制网络的同时，又具备各自独立的控制功能(每对冗余的主控单元分别控制和管理各自的输入输出模块)，加上每个现场I/O站内的各卡件都是独立的1：1冗余供电，所以系统的可靠性特别高(系统危险性降到最低)。
另外，本系统远程I/O(控制)机柜，由于是采用防腐、防尘、防雨、微正压设计，加上本系统的控制层采用Profibus DP总线方式结构，所以将I/O站放在I/O点比较集中的现场，也可以放在集中控制室内(每个站可以根据需要带远程扩展柜)，这样不仅可以大大降低成本(可以节省大量信号电缆和减少工程量)，还可以提高系统信号的抗干扰能力。
1、监控系统的功能 1.1数据采集系统(DAS) 1.1.1图形显示功能：包括回路操作显示，分组显示，棒状图显示，趋势显示， 工艺流程图显示等等。
1.1.2报警管理：报警显示，可按报警时间，报警优先级，报警区域，报警类型来管理所有报警。报警包括工艺参数越限报警、控制设备故障报警、控制系统自诊断故障报警等。
1.1.3制表记录：包括操作工艺设备的记录与定期记录，事故追忆记录， 联锁动作的记录，事故顺序(SOE)记录，跳闸记录等。
1.1.4历史数据存储和检索、性能计算、指导信息、管理报告。 1.2模拟量控制系统(MCS) 模拟量控制系统能满足焚烧炉、锅炉和汽机及其辅助系统安全可靠、稳定高效运行。在系统故障时，自动地将系统无扰动地从“自动”方式切换 为“手动”方式。 1.3 顺序控制系统(SCS) 以程序控制为基础，对下列系统进行顺序控制，焚烧炉联锁控制、焚烧炉炉排的控制、出渣系统控制、锅炉吹灰器和布袋除尘器反吹程序控制，汽机联锁保护等。 1.4 开环控制和联锁控制系统
对于泵阀联锁、泵泵联锁、各个水池液位控制泵启停、等需要开环控制、联锁控制。 2.监控系统的构成 2.1 现场控制站
控制站由主控单元控制器、模拟量输入输出卡件、数字量输入输出卡件、网络通讯等单元构成。 为了确保焚烧线和汽轮发电机组更安全可靠运行，尽量减少停炉停机，控制站采用双机热备结构。 其中一台为主控单元，另一台为后备主控单元，它随时准备在主控单元出现故障时代替主控单元来继续对 I/O 进行控制。
通讯系统为双网冗余，部分重要输入、输出冗余配置，参与保护的参数实现三取二信号输入确保系统安全可靠，三取二配置的I/O要接入不同的I/O卡件上。
每条焚烧线(焚烧余热锅炉)各设一个现场控制站，汽机各设一个现场控制站，公用辅助系统设一个现场控制站，1对冗余的服务器，各个站之间1:1冗余以100M工业以太网。 2.2 操作员站
由工业级控制机与人机接口LCD、操作台、打印机。 DCS 系统共提供6台全功能操作员站2台炉各1套、2台机各1套，值长台1套布置在集中控室内。提供1台工程师站布置在工程师站，各个站之间1:1冗余以100M工业以太网。
台操作站、工程师站平时各自完成所控的对象，在特殊需要时通过密码身份的切换可完全对等，互为备用，只要任意一台操作员站正常，即可完成全功能操作，此外，在特殊情况下，也可通过身份密码和权限的切换，实现操作员站和工程师站的切换。 2.3 打印机
控制系统设两个网络打印机，一台黑白A3激光打印机(用于报表打印)，一台彩色A3激光打印机(用于事件、报警、图形等打印)安放在工程师站内。 2.4 GPS脉冲时钟装置
2.4.1 GPS时钟装置包括天线、接受器、整套装置内部设备之间及GPS装置至DCS系统的连接。 2.4.2 装置的时钟输出信号精度至少为1uS，GPS与DCS之间每秒进行一次时钟同步。
2.4.3 GPS时钟装置提供至少8路时钟信号输出通道，能支持以下可选的接口形式：IRIGB(调制或非调制)、1PPS、RS-2
32、RS422/48
5、NTP(10 Base-T以太网接口)。
2.4.4 当GPS时钟装置的实时时钟无法跟踪GPS时，装置提供继电器输出接点输出进行报警。 2.4.5所供GPS时钟装置提供一路输出信号给电气监控系统，并满足电气监控系统时钟精度需求，达到统一全厂控制系统的时钟。 2.5电源
2.5.1和利时电源柜内配置冗余电源切换装置和回路保护设备，二路电源中的一路来自不停电电源(UPS)，另一路来自厂用电源，并用这二路电源在机柜内馈电给DCS现场控制站、服务器机柜、操作员站和工程师站(正常使用UPS电源)。
2.5.2和利时控制柜内的二套冗余直流电源，并这二套直流电源都具有足够的容量和适当的电压，能满足设备负载的要求。
2.5.3 任一路电源故障都报警，二路冗余电源自动切换，以保证任何一路电源的故障均不会导致系统的任一部分失电。 3.监控系统可靠性措施
3.1 控制站具有分散性首先控制站在地理位置上是分散布置的， 其次控制站所实现的如数据采集、过程控制等按功能进行分散，也就意味着整个控制系统的危险性分散。 3.2 冗余配置
3.2.1DCS系统服务器冗余配置
3.2.2控制站主控单元采用双机热备配置 3.2.3通讯总线双缆冗余，重要的I/O通道冗余
3.2.4 DCS网络分为服务器自操作员双网冗余、服务器与工程师站双网冗余供4个网段 3.2.5操作员站为多站互备冗余配置，其中任一操作员站有故障其它的站均能实现上位控制功能，并能冗余后备工程师站(带有有权限管理)。
3.3 锅炉和机组的重要保护和跳闸功能采用独立的多个测量通道，跳闸回路采取三取二逻辑。 3.4 对每个独立的控制对象，有投入运行的许可条件，以避免不符合条件的投运，还有动作联锁，以便在危险的运行条件下使设备联锁保护跳闸。
3.5 当主控系统发生全局性或产生大故障时，为确保机组紧急安全停机，设置独立于主控系统的紧急停机按钮。
锅炉操作台需要布置以下操作按钮：
(1) 紧急停炉(双确认双按钮，加防护罩不带指示灯);
(2) 汽包事故放水门(双按钮，开、关各一副，加防护罩带指示灯); (3) 向空排汽门(双按钮，开、关各一副，加防护罩带指示灯);
汽机操作台需要布置以下操作按钮：
(1) 紧急停机(双确认双按钮，加防护罩不带指示灯); (2) 启动交流润滑油泵(单按钮，加防护罩带指示灯); (3) 启动直流润滑油泵(单按钮，加防护罩带指示灯); (4) 开真空破坏门(单按钮，加防护罩指示灯); 电气操作台需要布置以下操作按钮：
(1) 紧急停发电机(双确认双按钮，加防护罩不带指示灯); (2) 分发电机灭磁开关(双按钮，加防护罩不带指示灯); (3) 启动消防水泵(单按钮，加防护罩指示灯); (4) 增磁、减磁(各一副按钮，加防护罩指示灯);
4、DCS监控系统通讯网络
4.1 DCS系统外部设备通讯网络设有并支持，RS323 RS422/485接口MODBUS协议、及PROFIBUS -DP现场总线、HATE协议等。
4.2 DCS与厂级监控信息系统(SIS)
4.2.1和利时DCS系统配置一台数据采集接口可以与SIS相连。数据采集接口功能由值长站完成。包括数据库、网络接口卡(冗余)、驱动程序、相关网络通讯接口功能软件包。
该接口计算机提供的服务能够让SIS系统通过该计算机访问DCS数据 ，除了这种数据采集接口功能以外该计算机可监视DCS数据，但不具有DCS系统的其它功能。
SIS系统向数据采集接口计算机请求获得数据，数据采集接口计算机接到SIS系统的请求后从DCS系统取得数据并发送给SIS系统。使得SIS系统可以方便地定义所要采集的数据并且与接口计算机实现通讯、实时地取得数据。
4.2.2 SIS系统的接入不会降低DCS的性能，如分辨率、操作响应速度、网络的负荷率等。
5、垃圾焚烧余热锅炉控制方式
垃圾焚烧炉的控制原则是按余热锅炉的蒸发量控制垃圾的投入量、炉排运动及
一、二次燃烧空气量，保证余热锅炉效率最大。当炉膛温 度<850℃时，投入辅助燃烧器，确保二恶英的分解。 垃圾焚烧余热锅炉热工控制系统主要由以下几大部分构成： 5.1、以 DCS 为核心的监控系统;
DCS系统同时提供MODBUS 和PROFIBUS-DP 两种通讯协议与控制子系统进行通讯。 Modbus 协议是应用于电子控制器上的一种通用语言。通过此协议,控制器相互之间、控制器经由网络和其它设备之间可以通信。 常用于智能仪表的通讯。 PROFIBUS-DP具有高速低成本，用于设备级控制系统与分散式I/O的通信。是一种用于自动化车间级监控和现场设备层数据通信与控制的现场总线技术。
可实现现场设备层到车间级监控的分散式数字控制和现场通信网络， 从而为实现工厂综合自动化和现场智能化提供了可行的解决方案，最大优点在于具有稳定的国际标准保证，并经实际应用验证具有普遍性，用于PLC等车间级控制系统的通讯。 5.2、焚烧炉综合燃烧控制系统(ACC)
ACC(炉排控制系统)与焚烧余热锅炉主控系统通讯通过 PLC(S7-300)实现炉排液压自动控制和接受 DCS 来的含氧量、炉膛温度和主汽流量信号，可实现自动燃烧控制。 ACC 系统与焚烧余热锅炉总控DCS 通讯采用 ProfiBus-DP 现场总线通讯。
5.2.1 在ACC就地控制柜设有操作面板，并设有切换开关,可以选择“DCS 信号接受/不接 受”,当选择“不接受”时，DCS 不能操作炉排系统所有动作，但显示仍正常。
5.2.2 当选择“DCS 信号接受时”,大部分动作都能就地(OP 面板)和主控室同时操作,以最后操作的动作为最后指令。
主要控制推料器、逆顺 推炉排的进退，料层调节、炉排冷却风机、清灰风机各风室风门的开关， 主油泵、 滤油泵和冷却油泵的启停， 还有行程和阀位的反馈显示，液压站压力、油温、油位参数和泵的状 态显示。还有相关控制变量的设定值进行设定，包括速度、时间和长短行程设定。 5.2.3 对逆推炉排、顺推炉排、推料间隔控制中的“间隔开,间隔停”料层厚度调节等时间设定设有选择开关,当选择“就地”时,DCS 不能操作;当选择“远方”时,就地不能操作，推料、逆推、顺推、出渣 DCS/PLC 选择开关是共用一个的。
5.2.4 对于少数操作不频繁的参数操作,DCS 上不设操作控制,可以就地地操作面板去操作。 5.2.5 ACC 与 DCS 系统之间有焚烧余热锅炉联锁，紧急停炉信号联锁、引风机跳闸联锁用于ACC 紧急停止，联锁保护信号采用硬接线，为无源常开触点。 5.3、启动燃烧器控制系统，辅助燃烧器控制系统;
就地综合燃烧控制系统、主控制系统上监控。 燃烧器控制逻辑由厂家进行 PLC 编程，通过硬接线方式接入DCS 系统进行控制。 实现远程和就地的燃烧器控制，在 DCS 上实现启停，油调节阀的控制， 自动控制时设有点火允许开关， 在现场的配合下， DCS 向 PLC 发出吹扫指令，吹扫完成后实现点火。
根据炉膛温度，DCS 能够自动启停辅助燃烧器，确保炉膛温度不低于 850℃。
6、烟气净化处理系统;
烟气净化控制系统采用了西门子公司的S7-300 系列PLC，可采用 profbus-DP 协议与 DCS 系统通讯，需要进入的点达到 500 多点，由于通讯的点太多，控制站的响应速度会变慢。为了避免出现这种情况，我们采取以下控制方案：
6.1烟气净化处理系统和布袋除尘控制系统配一台上位机，通过以太网与 PLC 通讯，放在中控室进行监视和操作。
组成完整独立的烟气净化系统，只需将在线监测的数据通讯到烟气净化控制系统控制和DCS监视，既减轻DCS系统负荷，又减少DCS至PLC的中间环节，直接由PLC的上位机监视和控制，分散了系统风险。
7、就地远传监视仪表和控制设备;
焚烧余热锅炉及汽轮机组的运行参数监视检测，温度、压力、流量、物位、液位、主辅系统控制各种电动门、电磁阀、电动机、执行器等控制均进入DCS 集中控制，并有状态、故障显示，运行检修、就地远程控制功能。
8、辅助车间控制系统;
8.1化学水处理控制系统由一台 PLC 控制站和一台上位机组成，化水系统是一个完整独立的控制系统，余热锅炉和汽轮机组的汽水取样在线检测数据，通讯至化学水处理系统和主控DCS 监视，方便运行人员及时了解汽水指标参数。
8.2污水处理控制系统由一台 PLC 控制站和一台上位机组成，是一套完整独立的控制系统，只将必要的监视控制通过profbus-DP 协议通讯到DCS监控。
8.3也可将化水和污水的两台上位机可通过交换机组成一个对等的工业以太网络(通讯协议为 TCP/IP)，实现操作站和工程师站的互备，通过 ProfiBus-DP 协议与 DCS 系统进行通讯，监视必要的运行参数。
8.4空压机站控制系统，通过 MODBUS 协议与 DCS 系统通讯，监视空压机的运行状态，通过硬接线方式，实现在 DCS 上的控制操作。
8.6飞灰固化控制系统，定期运行操作,DCS不设控制监测,由就地控制操作。
9、微机型电气综合测控保护系统(微机保护);
微机型电气综合测控保护系统，是发电厂电气监测、保护、控制的一套完整独立电气保护测控系统，具有高安全性、可靠性、稳定性。执行电力规范标准。
本工程采用许继CCZ8000微机保护系统，配置WBF-821A和WFB-822A发电机主保护和后备保护、WBH-821和WBH-822主变主保护和主变后备保护、WXH-823线路保护、WJE-821故障解列装置、WXH-800母线保护装置、WCB-822厂变保护、WBT-821备自投、WCH-821母联保护测控、WDH-821电动机保护、WYJ-821电压检测并列测控、同期屏、电度表屏。组成一套完整的发电厂站微机电气综合测控保护系统。
微机型电气综合测控保护系统通过RS422/485接口 MODBUS 协议通讯和硬接线方式和 DCS 系统进行通讯联锁，主要监视主变、厂用变，高低压配供线路的电压、电流、功率和电气主开关状态等。
10、烟气在线监测系统(CEMS);
烟气在线监测系统是德国西克 麦哈克的MCS100E监测设备，在每套焚烧线的烟气出口安装了独立的监测探头，配置独立的监测分析设备。
烟气排放参数通过ProfiBus-DP 协议进入 DCS 系统，另提供一路同样使用ProfiBus-DP 协议或采用RS422/485接口MODBUS协议通讯给烟气净化处理系统作为控制变量。烟气在线监测数据采集仪器采用硬接线方式(4-20mA)信号将烟气监测参数通过电信局环保专线网络上传地方环保监测平台。
11、余热锅炉吹灰系统;
焚烧余热锅炉激波吹灰系统自带PLC控制系统，由PLC控制吹灰时间、频率，激波吹灰系统通过RS422/485接口 MODBUS 协议与 DCS 系统进行通讯，监控吹灰系统的启停和手/自动、故障状态显示，可远传和就地控制调整。
12、地中衡称重系统;
本项目采用一套全自动无人值守地中衡称重记录管理系统、称重系统通过RS422/485接口 MODBUS 协议与 DCS 系统进行通讯，仅上传日入厂垃圾重量、石灰粉重量、生物质重量等数据。
13、公示屏数据显示，
LED公示屏通过RS422/485接口 MODBUS 协议与 DCS 系统进行通讯， 按环保部门要求显示烟气排放相关参数。
四、焚烧炉燃烧控制子系统
1、锅炉给水三冲量串级调节系统; 锅炉给水控制的主要任务是使锅炉的给水量跟踪锅炉的蒸发量， 保证锅炉汽水平衡和正常运行所需的工况， 对锅炉汽包水位实现自动控制，使其在允许范围内变化，以提高锅炉汽轮机组的安全性和锅炉运行的经济性。
本工程采用常用的串级三冲量控制方式。该系统由主、副两个 PID 调节器和三个冲量(汽包水位、蒸汽流量、给水流量)构成。这个系统有三个回路，即 I 为主回 路， Ⅱ为副回路， Ⅲ为前馈回路， 副回路的作用主要为快速消除内扰， 主回路用于校正水位偏差，而前馈通道则用于补偿外扰，主要用于克服“虚假水位”现象。该系统的主调节器 PID1 为水位调节器，它根据水位偏差产生给水流量给定值，副调节器 PID2 为给水流量调节器，它根据给水流量偏差来控制给水流量， 蒸汽流量信号作为前馈信号用来 维持负荷变动时的汽水平衡， 由此构成的是一个前馈-反馈双回路控制系统。 该系统可保证稳态时汽包水位无静态偏差， 其控制品质较高。 为了测量准确，汽包的液位采取三选中的测量措施且汽包液位有汽包压力补偿，给水流量有给水温度补偿，主蒸汽流量有主蒸汽温度与压力补偿。
2、过热蒸汽温度串级调节系统; 锅炉汽包产生出来的饱和蒸汽，经三级过热器加热成过热蒸汽。使热蒸汽达到设计蒸汽温度，垃圾焚烧余热锅炉设计了两级过热器蒸汽温度串级调节系统(一级减温器、二级减温器)，在此过热汽温调节控制系统中，副回路对主汽温度起粗调作用，而主调节器对主汽温度起细调作用。过热汽温调节对象为一高阶惯性环节，它可用一个一阶惯性环节和一个纯滞后环节的串联近似，这样就可以用史密斯补偿器进行补偿，可以显著改善系统的调节品质。
3、炉膛负压调节系统;
3.1垃圾焚烧余热锅炉燃烧的稳定性和可靠性是实现焚烧余热锅炉安全经济运行的关键，余热锅炉炉膛负压是一个重要控制参数，炉膛负压的大小受引风量、一次、二次风量与燃料量三者的相互作用影响。
3.2传统的焚烧余热炉膛负压控制方式是引风机电机恒速运行时，检测炉膛负压再根据负压给定值经 PID 运算后，由执行器控制引风机入口挡板开口度，改变风阻调节引风量来调整。 3.3焚烧余热锅炉炉膛负压闭环控制中，若负压过大，还会造成炉内燃料的费，导致排烟温度过高，炉膛漏风量增加，引风机电耗增加。负压过小，又会影响燃料的充分燃烧，焚烧余热炉膛向外泄漏烟气(含可燃气体)飞灰等，影响焚烧余热锅炉的安全经济运行。
3.4我们变频调速技术，将原有引风机风门挡板开至最大，应用炉膛负压闭环控制，通过调节引风机电机转速直接调节风量来实现焚烧余热锅炉炉膛负压自动调节控制，保证垃圾焚烧余热锅炉运行在设计要求炉膛负压范围内。
4、减温减压器出口压力温度控制系统; 4.1减温减压器的压力控制：
Pset：减温减压器的压力设定值;
Pvap2：减温减压器的压力测量值;
由于减温减压器的压力是一个快相应信号，用 Pset，Pvap2构成一个简单的PID回路，来控制蒸汽调门开度。
4.2减温减压器的温度控制：
Hvap1：主蒸汽焓值，由 TVap1(主蒸汽温度)、 Pvap1(主蒸汽压力)得到;
Hwat：给水焓值，由 Twat(给水温度)、 Pwat(给水压力)得到;
Hset：减温减压器蒸汽焓值设定值，由 Tset(减温减压器的温度设定值)、 Pset(减温减压器的压力设定值)得到;
Kjs：由理论计算得到的水汽比(给水流量与主蒸汽流量的比值);
能量守恒公式有: Hvap1+ Kjs * Hwat = (1 + Kjs) * Hset
即有: Kjs = (Hvap1Hwat) 4.3温度控制可用2级PID控制：
副控用 Tset,Tvap2(减温减压器的温度测量值)构成一个简单的PID回路，来调整水汽比 K ，以消除水汽流量、压力、温度测量的误差。
主控用 K*Fvap(水汽比乘主汽流量)、Fwat(水流量)构成一个简单的PID回路，来控制给水调门开度。副控为慢调PID， 主控为快调PID。
5、烟气净化处理控制系统;
5.1烟气净化处理主要有由脱酸、除尘、活性炭吸附3 个部分组成。采用的工艺主要是半干法/ 干法+ 活性炭吸附+ 布袋除尘器，脱酸是垃圾焚烧烟气净化系统的核心。
5.2通过监测反应塔入口和出口的压差和烟气流量来调节石灰浆量，雾化喷嘴喷入石灰浆，在净化塔内以很高的传质速率与烟气混合，烟气中小液滴与氧化钙颗粒以很高的传质速率与烟气中的SO2 等酸性物质混合反应，垃圾焚烧余热锅炉的烟气经过净化塔、活性炭吸附、布袋除尘器净化达到国家的大气污染物排放标准。
5.3烟气净化系统主要控制调节子项：1反应塔出口温度调节;2排烟量与中间反应物回流量间的自动调节; 3排烟中 HCL 和 SO2 酸性气体含量与石灰乳量间的自动调节;4活性炭吸附量的自动调节;
5、除尘器差压调节、布袋的离线清灰、布袋的反吹;6飞灰收集输送调节;
6、顺序控制系统(SCS)
顺序控制主要在锅炉辅助控制系统中，包括： 启动燃烧器、辅助燃烧器、炉排清灰系统、风机系统、布袋除尘器控制系统、 石灰浆制备系统、 锅炉定期排污系统、 锅炉自动吹灰系统等。
7、锅炉联锁保护系统
7.1 事故停炉联锁保护由DCS主控系统内完成。只有停炉的逻辑条件出现时(按垃圾焚烧余热锅炉制造厂的技术要求)联锁保护系统能自动切断进入焚烧系统的垃圾和其他燃料，停止推料器和炉排的运动，关闭所有燃烧器，关闭所有风机。锅炉安全保护系统包括：MFT、炉膛吹扫、油泄漏试验、锅炉点火、炉膛火焰监视和灭火保护功能、MFT首出和快速减负荷等。
7.2 局部保护：锅炉汽包水位保护高水位保护：打开紧急放水电动门; 低水位保护：LLL保护动作停炉;主蒸汽压力超压保护：自动打开生火排汽电动门;
8、综合燃烧控制装置
综合燃烧控制装置控制下列各环节，液压装置、受料斗档板、推料器、逆推炉排、顺退炉排、一次和二次燃烧空气调节、炉排清灰风机、炉排冷却风机、 出渣机、辅助燃烧器等，组成综合燃烧控制装置及其系统 (ACC)。
五、垃圾发电厂汽轮机组的运行方式
1.垃圾焚烧发电厂汽轮机组的运行方式因垃圾焚烧工况特点而定：
1.1正常情况垃圾燃烧的热惯性很大，蒸发量不能立即改变。为了充分利用热能，必须有一台机组运行在前压调节方式下，即机跟随的运行方式，这样才能保证机炉热能参数稳定运行。 1.2汽机检修或汽机故障检修时，焚烧炉继续运行处理一定的垃圾量，产生的多余蒸汽应经旁路冷凝系统，冷凝后回收凝结水重复使用或者直接由旁路放空系统放空(这种情况造成能源的浪费)达到停机不停炉继续处理焚烧垃圾。
1.3二台套汽轮发电机组配置的垃圾焚烧线，可以不设旁路冷凝系统，一台机组检修或故障可以转移负荷到另一台机组，可以保证一条焚烧线的正常运行(本工程取消了旁路冷凝系统)。 1.4当外电网发生故障时应有一台汽机带厂用电在转速控制方式下运行(孤网运行)。
六、汽轮机控制系统构成
2.1 以DCS为核心的汽轮机监控系统
1) 汽轮机调节系统、凝汽器热井水位自动调节系统、疏水调节系统、射水真空调节系统、轴封调节系统、循环水调节系统，
2)除氧器模拟量控制系统(MCS)、除氧器液位自动系统，除氧器压力自动调节系统， 减温减压装置压力、温度调节系统，给水调节系统、
2.2汽机危急跳闸系统(ETS)采用硬接线组态进入DCS，ETS危机跳闸系统和DCS。
2.3 汽机安全监视系统(TSI)主要监视汽机超速、轴振动、轴位移等参数，分别由汽机安全监视仪表和主控系统监视，以确保其系统安全性和数据可靠性。
2.4汽机数字电液调节系统(DEH 系统实现前压、功率、转速调节)采用美国伍德沃德Woodward 505汽轮机控制系统，Woodward 505数字电液控制系统与DCS 系统硬接线互通联锁、保护、控制信号。
2.5 Woodward 505数字电液调节系统是一种汽轮机智能控制装置， 它接受汽机转速、主蒸汽压力、发电机功率信号，经过速度/负荷 PID、限制控制 PID 和串级 PID 等运算后，输出控制信号给电液转换阀，通过油动机驱动进汽调节阀，还可实现一系列的系统保护。
2.6本工程中它要实现垃圾焚烧发电所要求的前压控制、 功率控制和转速控制。 在两台汽机正常运行时， 有一台运行在前压调节状态下。外电网跳闸时，控制器切换到转速控制方式，带约 20%的厂用电运行。
2.7 汽机联锁保护系统，汽轮机是高温高压蒸汽热能动力高速运转的设备，在机组启动、运 行或停机过程中，必须按设备制造厂的技术规定要求操作，违规违章操作很容易发生严重的安全事故，汽轮机辅机设备必须协同工作才能保证汽轮机组的安全运行。所以汽轮机联锁保护系统是及其重要的。
汽轮机主要保护：润滑油压力过低、汽机超速、汽机轴位移大、胀差过大、冷凝器真空度过低、泠凝器热井水位过低、发电机故障跳闸、轴振动和轴承温度等重要的监视和保护。
汽机联锁保护系统中，重要的信号如汽轮机转速HH 信号、 凝汽器压力HH信号、润滑油压力LLL 信号均采用3 取 2信号组合法，提高保护系统的动作率和减低拒动误动作率，提高系统的可靠性。
2.8机组联锁保护;主要是机组跳闸保护，由DCS主控系统内完成。当汽轮机、发电机跳闸条件出现时，联锁保护系统关闭汽机自动主汽门，调节门及抽汽逆止门，实现机跳电或电跳机，在汽机就地盘及中央控制室的控制台上设有紧急停机按钮。在紧急情况时，操作人员能迅速按急停按钮保护机组设备安全。
八、.热工自动化设备选型 5.1 温度测量
1)选用符合 IEC 标准且为电站设计的热电偶、热电阻测温元件; (上海自动化仪表) 2)联锁保护用温度信号一般选用温度开关或电接点双金属温度计;(上海自动化仪表) 3)就地温度显示选用双金属温度计;(上海自动化仪表) 5.2 压力测量
1)选用智能式压力、差压变送器;(罗斯蒙特3051)
2)联锁保护用压力信号一般选用压力开关或电接点压力表;(美国SOR压力开关)
3)就地压力显示，选用弹簧管压力表，膜盒式压力表、膜片压力表。(选用上海自动化仪表) 5.3 流量测量 根据被测介质的性质，对于汽水流量采用孔板、喷咀测量(孔板、喷嘴的节流损失过大)我们采用新型的流量测量元件德尔塔吧、其他导电介质流量选用电滋流量计、燃料油流量测量选用金属管转子流量计等。(江苏杰创电磁流量计) 5.4 物位侧量
1)液位测量一般选用差压液位变送器。常压容器选用静压式液位变送器也可以采用远传磁翻板液位计;
2)储浆、液位侧量选用超声波物位计;(西门子超声波液位计) 3)液位信号测量选用磁性浮球液位开关。
5.5 调节阀选用进口调节阀或引进电动调节阀也可用国内知名品牌调节阀;(上仪调节阀配PS执行器)
5.6执行机构选用角行程电动执行机构驱动。带全开、全关位置信号反馈，4-20mA 信号控制。 5.7 电动阀选用机电一体化电动头(扬州电力) 5.8 变频器 选用性能优异的变频器;(选用ABB)
5.9 烟气排放监测系统确保烟气的排放指标符合国家标准，每条焚烧线设一套烟气检在线测仪表以检测烟气中的 HCL、SO
2、CO
2、NOX、CO、O2 等组分含量。(选用西克麦哈克)
九、工业电视监控系统
工业电视监控系统服务器置于电子间，在中控室设置监视器、大屏幕、LED等，视频信号采用光纤通讯采集，工业电视系统设置一套服务器可通过网络实时查询监视。并根据监视对象配置带云台可调焦距、光圈的摄像机。 基本监视对象有：
1) 门卫室 2)地磅房 3)垃圾卸料平台 4)垃圾进料斗 5)炉膛火焰监视 6)汽包水位 7)出渣口8)烟囱 9)升压站10)高低配电间 11)厂区等重要的设备安全及保安管理点。
十、厂内网络通讯系统
电信运营商提供固定电话、移动通讯、互联网接入服务及设备，我们采用100M光纤网络、25门内部虚拟网电话(可选开外线)、80部电信工作手机，配置两个通讯站(办公楼电讯间、主厂房)，组成全厂生产调度指挥和网络办公安全监控系统。
2012年7月
第二篇：电厂热工保护系统故障探析
摘要：热工保护系统肩负着保护主、辅设备，保证机组安全运行和防止事故扩大的重任，它是机组自动化控制的重要组成部分。随着机组容量的增大，热工保护的重要性已日益为人们所认识。热工保护系统，对提高机组自动控制水平，减轻运行人员的负担，增加机组运行的可靠性具有重大意义。
关键词：发电厂;故障;热工保护
中图分类号：TM621.4 文献标识码：B
提高热工自动化系统的可靠性技术研究内容，包括控制系统软硬件的合理配置，采集信号的可靠性、干扰信号的抑制，控制逻辑的优化、控制系统故障应急预案的完善等。需要从设计开始，贯穿基建安装调试、运行检修维护和管理的整个过程。
热工保护系统是火力发电机组不可缺少的重要组成部分，热工保护的可靠性对提高机组主辅设备的可靠性和安全性具有十分重要的作用。在主、辅设备发生某些可能引发严重后果的故障时，及时采取相应的措施加以保护，从而软化故障，停机待修，避免发生重大的设备损坏乃至人身伤亡事故。但在主辅设备正常运行时，保护系统因自身故障而引起动作，造成主辅设备停运，甚至导致非停，称为保护误动，并因此造成一定的经济损失;在主辅设备发生故障时，保护系统也发生故障而不动作，称为保护拒动，并因此造成事故的不可避免和扩大。随着DCS控制系统的成熟发展，热工自动化程度越来越高，凭借其巨大的优越性，使机组的可靠性、安全性、经济性运行得到了很大的提高。但热工保护误动和拒动的情况还时有发生。如何防止DCS系统失灵和热工保护误动、拒动成为火力发电厂日益关注的焦点。
1. 热工保护系统常见故障分类
1.1 因DCS软、硬件故障而引起的保护误动也时有发生。主要原因是信号处理卡、输出模块、设定值模块、网络通讯等故障引起。
1.2 热控元件故障是因热工元件故障(包括温度、压力、液位、流量、阀门位置元件、电磁阀等)误发信号而造成的主机、辅机保护误动、拒动占的比例也比较大，有些电厂因热工元件故障引起热工保护误动、拒动甚至占到了一半。主要原因是元件老化和质量不可靠，单元件工作，无冗余设置和识别。
1.3电缆接线断路、断路、虚接引起的保护误动主要原因是电缆老化绝缘破坏、接线柱进水、空气潮湿腐蚀等。
1.4设备电源故障是因为随着热控系统自动化程度的提高，热工保护中加入了DCS系统一些过程控制站电源故障停机保护。因热控设备电源故障引起的热工保护误动、拒动的次数也有上升的趋势。主要原因是热控设备电源接插件接触不良、电源系统设计不可靠。
1.5因人为因素引起的保护误动大多是由于操作失误引起。设计、安装、调试存在缺陷。许多机组因热控设备系统设计、安装、调试存在质量缺陷导致机组热工保护误动或拒动。
2.热工保护系统常见故障采取的措施及对策
由于热控设备覆盖着热力系统和热力设备的所有参数，各系统不仅相互联系，而且相互制约，因此，任何一个环节的故障都有可能通过热工保护系统发出跳机停炉信号，从而造成不必要的经济损失。因此，如何提高保护系统的可靠性是一项十分重要而又迫切的工作。
2.1 尽可能地采用冗余设计。过程控制站的电源和DPU冗余设计已成为普遍，对一些保护执行设备(如跳闸电磁阀)的动作电源也应该监控起来。对一些重要热工信号也应进行冗余设置，并且对来自同一取样的测点信号进行有效的监控和判断，重要测点的测量通道应布置在不同的卡件以分散危险，提高其可靠性。重要测点就地取样孔也应该尽量采用多点并相互独立的方法取样，以提高其可靠性，并方便故障处理。一个取样，多点并列的方法有待考虑改进。比如本厂给水流量的三个测点中有两个来自同一个取样点，从而导致处理其中一个测点时跳另外一个测点保护动作造成跳给水泵。
2.2 尽量采用技术成熟、可靠的热控元件。随着热控自动化程度的提高，对热控元件的可靠性要求也越来越高，所以，采用技术成熟、可靠的热控元件对提高DCS系统整体的可靠性有着十分重要的作用，根据热控自动化的要求，热控设备的投资也在不断地增加，切不可为了节省投资而"因小失大"。在合理投资的情况下，一定要选用品质、运行业绩较好的就地热控设备。以提高DCS系统的整体可靠性和保护系统的可靠性、安全性。
2.3 保护逻辑组态进行优化。优化保护逻辑组态，对提高保护系统的可靠性、安全性，降低热控保护系统的误动、拒动率具有十分重要的意义。结合我们厂的实际情况，由于施工问题磨煤机一次风混合风量测点经常由于管路积灰而跳变，并多次跳磨煤机。后经过逻辑优化将一次风混合风压力信号和一次风混合风量信号相与，就排除了这样的误动。
2.4 提高DCS硬件质量和软件的自诊断能力。努力提高DCS系统软、硬件的质量和自诊断能力，对提前预防、软化故障有着十分重要的作用。
2.5 对设计、施工、调试、检修质量严格把关。提高热控设备的设计、施工、调试、检修质量对提高热控保护的可靠性有着长远的重要意义。
2.6 严格控制电子间的环境条件。温度、湿度、灰尘及振动对热控电子设备有十分大的影响。严格控制电子间的环境条件，可以延长热控设备的使用寿命，并且可以提高系统工作的可靠性。特别是电子通讯设备一定禁止使用，防止误发信号。
2.7 提高和改善热控就地设备的工作环境条件。就地设备工作环境普遍十分恶劣，提高和改善就地设备的工作环境条件，对提高整个系统的可靠性有着十分重要的作用。如：就地设备接线盒尽量密封防雨、防潮、防腐蚀;就地设备尽量远离热源、辐射、干扰;就地设备(如：变送器、过程开关等)尽量安装在仪表柜内，必要时对取样管和柜内采取防冻伴热等措施。
2.8 严格执行定期维护制度。做好机组的大、小修设备检修管理，及时发现设备隐患，使设备处于良好的工作状态。做好日常维护和试验。停机时，对保护系统检修彻底检修、检查，并进行严格的保护试验。
2.9 加强技术培训，提高热控人员的技术水平和故障处理能力。随着技术发展和新建机组增加，新老电厂都面临人员技术素质跟不上需求的局面。加强技术培训、实现远程或网上技术教育，提高热工人员技术素质，是做好热工监督工作的基础。因此为推动培训工作健康开展，建议行业组编系列培训教材，建立岗位证书制度，指导集团公司和省级电试院培训工作的进行;通过网络定期发布技术水平测试试卷，促进各单位技术培训工作的深入;开展行业技术操作比武竞赛，调动热工专业人员自觉学习和一专多能的积极性。提高专业人员积极主动的工作责任性、科学严谨的工作态度、功底扎实的专业和管理技能。
随着电力事业和高新技术的快速发展，发电设备日趋高度自动化和智能化，系统的安全性、可靠性变得日益重要。但是，无论多么先进的设备，从可靠性角度看，绝对可靠(即不出故障)是绝对办不到的。因此，在一定意义上讲，"有故障"是绝对的。但是，故障与事故之间并不是必然的关系，对故障也不是不能防范，关键是如何尽早检测、发现故障，然后预防、软化、控制和排除故障，避免故障的进一步扩大。努力使热工保护的正确动作率达到100%，为热力设备的安全运行把好最后的一道关。这是我们设计、安装、调试、检修人员追求的最高目标。
参考文献
[1]王凤杰.电厂热工保护系统的改造.铁法煤业集团热电厂，辽宁省调兵山市.【期刊】中国煤炭.2008-06-22.
第三篇：完善电厂热工保护系统可靠性措施浅析
摘要：热工保护系统是火力发电机组不可缺少的重要组成部分，热工保护的可靠性对提高机组主辅设备的可靠性和安全性具有十分重要的作用。特别是在电力市场竞争日益激烈的今天，发电厂的热工保护成为越来越关键的技术，需要我们不断的加以研究和完善。关键词：热电厂设备热工保护可靠性意义
0 引言
热工保护作为发电厂至关重要的核心技术之一，在近几年得到快速提升，这在一定程度上为机组的安全稳定运行提供了保障，但是在机组的实际运行过程中，不可控的因素时常发生，使得热工保护出现误动，造成机组停机，这不仅给企业的运营带来额外损失，还会因危胁电网稳定而产生负面影响。
1 提高热工保护系统可靠性的意义
热工保护系统是火力发电机组不可缺少的重要组成部分，热工保护的可靠性对提高机组主辅设备的可靠性和安全性具有十分重要的作用。热工保护系统的功能是当机组主辅设备在运行过程中参数超出正常可控制的范围时，自动紧急联动相关的设备，及时采取相应的措施加以保护，从而软化机组或设备故障，避免出现重大设备损坏或其他严重的后果。但在主辅设备正常运行时，保护系统因自身故障而引起动作，造成主辅设备停运，称为保护误动，并因此造成不必要的经济损失;在主辅设备发生故障时，保护系统也发生故障而不动作，称为保护拒动，并因此造成事故的不可避免和扩大。
随着发电机组容量的增大和参数的提高，热工自动化程度越来越高，尤其是伴随着DCS分散控制系统在电力过程中的广泛应用和不断发展，DCS控制系统凭借其强大的功能和优越性，使机组的可靠性、安全性、经济性运行得到了很大的提高。但由于参与保护的热工参数也随着机组容量的增大而越来越多，发生机组或设备误动或拒动的几率也越来越大，热工保护误动和拒动的情况时有发生。因此，提高热工保护系统的可靠性，减少或消除DCS系统失灵和热工保护误动、拒动具有非常重要的意义。
2 热工保护误动和拒动的原因分析
热工保护误动、拒动的原因大致可以概括为：DCS软、硬件故障;热控元件故障;中间环节和二次表故障;电缆接线短路、断路、虚接;热控设备电源故障;人为因素;设计、安装、调试存在缺陷。
2.1 DCS软、硬件故障 随着DCS控制系统的发展，为了确保机组的安全、可靠，热工保护里加入了一些重要过程控制站(如：DEH、CCS、BMS等)两个CPU均故障时的停机保护，由此，因DCS软、硬件故障而引起的保护误动也时有发生。主要原因是信号处理卡、输出模块、设定值模块、网络通讯等故障引起。
2.2 热控元件故障 因热工元件故障(包括温度、压力、液位、流量、阀门位置元件、电磁阀等)误发信号而造成的主机、辅机保护误动、拒动占的比例也比较大，有些电厂因热工元件故障引起热工保护误动、拒动甚至占到了一半。主要原因是元件老化和质量不可靠，单元件工作，无冗余设置和识别。
2.3 电缆接线短路、断路、虚接 电缆接线断路、断路、虚接引起的保护误动主要原因是电缆老化绝缘破坏、接线柱进水、空气潮湿腐蚀等引起。
2.4 设备电源故障 随着热控系统自动化程度的提高，热工保护中加入了DCS系统一些过程控制站电源故障停机保护。因热控设备电源故障引起的热工保护误动、拒动的次数也有上升的趋势。主要原因是热控设备电源接插件接触不良、电源系统设计不可靠导致。
2.5 人为因素 因人为因素引起的保护误动大多是由于热工人员走错间隔、看错端子排接线、错强制或漏强制信号、万用表使用不当等误操作等引起烧损。
2.6 设计、安装、调试存在缺陷 许多机组因热控设备系统设计、安装、调试存在质量缺陷导致机组热工保护误动或拒动。
3 完善热工保护的原则与措施
3.1 尊重原热工保护设计 原有的热工保护项目是设备厂家经多年的研究和实践设计出来的，较为成熟，电厂作为设备的使用者在征得厂家同意前不应随意对其进行更改、更不能进行删减，只能进行补漏和完善。
3.2 建立设备试运记录 对重要热工保护系统所用的硬件设备实行跟踪记录制度。热工保护系统的可靠性与系统硬件设备的可靠性直接相关，所以必须保证系统硬件设备的可靠性，尤其是保护出口卡件的可靠性，常规的做法是每次保护投入运行前对检测元件及卡件进行校验，确认合格就可以使用。但是实际应用中还是会出现校验合格的检测元件或卡件在运行中故障造成设备误动的事件。这是因为热控设备尤其是电子设备对环境和安装要求比较苛刻，不认真的安装以及无有效的产品保护都会造成故障的出现，有些特殊的故障还会很隐秘的存在，所以很可能将事故隐患忽视。基于此类情况出现的可能，在调试运行中只有做好记录，严格跟踪保护系统校验的每一个过程，才能有效避免事故的发生。
3.3 在热控系统中，尽可能地采用冗余设计 过程控制站的电源和CPU冗余设计已成为普遍，对一些保护执行设备(如跳闸电磁阀)的动作电源也应该监控起来。对一些重要热工信号也应进行冗余设置，并且对来自同一取样的测点信号进行有效的监控和判断，同一参数的多个重要测点的测量通道应布置在不同的卡件以分散由于某一卡件异常而发生危险，从而提高其可靠性。重要测点就地取样孔也应该尽量采用多点并相互独立的方法取样，以提高其可靠性，并方便故障处理。一个取样，多点并列的方法有待考虑改进。总之，冗余设计对故障查找、软化和排除十分快捷和方便。
3.4 尽量采用技术成熟、可靠的热控元件 随着热控自动化程度的提高，对热控元件的可靠性要求也越来越高，所以，采用技术成熟、可靠的热控元件对提高DCS系统整体可靠性有着十分重要的作用。根据热控自动化的要求，热控设备的投资也在不断地增加，切不可为了节省投资而“因小失大”。在合理投资的情况下，一定要选用品质好、运行业绩佳的就地热控设备，以提高DCS系统的整体可靠性和保护系统的安全性。
3.5 对保护逻辑组态进行优化 在电厂中，温度高保护是主辅机设备保护的必不可少的一项重要保护。由于温度元件受产品质量、接线端子松动、现场环境等各种因素的影响，在运行一定周期后极其容易导致信号波动，从而引起保护误动现象的发生。针对此，可在温度保护中增加加速度限制(坏质量判断)，具体措施为：对温度保护增加速率限制功能，当系统检测到温度以≥20℃/s的速率上升时，即闭锁该温度保护的动作，并且在DCS系统画面上报警，同时通知检修人员进行排查故障。这样通过优化保护逻辑组态，对提高保护系统的可靠性、安全性，降低热控保护系统的误动、拒动率具有十分重要的意义。
3.6 提高DCS硬件质量和软件的自诊断能力。
3.7 对设计、施工、调试、检修质量严格把关。
3.8 严格控制电子间的环境条件。
3.9 提高和改善热控就地设备的工作环境条件。
如:就地设备接线盒尽量密封防雨、防潮、防腐蚀;就地设备尽量远离热源、辐射、干扰;就地设备应尽量安装在仪表柜内，必要时还应对取样管和柜内采取防冻伴热等措施。
3.10 严格执行定期维护制度 做好机组的大、小修设备检修管理，及时发现设备隐患，使设备处于良好的工作状态。做好日常维护和试验。停机时，对保护系统检修彻底检修、检查，并进行严格的保护试验。
4 结语
随着电力事业和高新技术的快速发展，发电设备日趋高度自动化和智能化，系统的安
全性、可靠性变得日益重要。虽然，无论多么先进的设备，都不可能做到绝对可靠。但对热工保护系统在技术上、管理制度上应采取相应的措施后，可以极大地提高热工保护的可靠性，从而提高机组的安全性和经济性。
参考文献：
[1]江宁《电厂热工保护完善原则的探讨》[J].福建电力与电工.2004(4).
[2]王胜利，李书森.《电厂热工保护误动及拒动原因浅析及对策》[J].节能 2008(4).
[3]佟海云，高士臣，伍永福.《包钢热电厂热工保护误动及拒动原因分析》[J].包钢科技.2009
(5).
第四篇：关于火电厂热工自动控制的前瞻性思考
张振明
摘要: 自从火电厂采用分散控制系统后，汽轮机和锅炉的控制水平有明显的提高。但作为单元机组中的重要一个环节，即发电机变压器组和厂用电系统的控制，大多数仍保留了传统的控制方式，控制盘台上装设很多模拟仪表光字牌和开关按钮，在一个控制室内与汽轮机和锅炉的DCS控制很不协调，严重影响了火电厂自动化水平。火力发电机组的热工自动化是保障设备安全、提高机组经济性、减轻劳动强度及改善劳动条件的重要技术措施。火电厂有些热工控制对象的数学模型是很复杂的，且很难测准，若继续沿用经典和现代控制理论往往很难奏效，事实也证明了这点。尽管智能控制理论和技术发展的历史不长，但其卓越的性能诱导人们在各方面进行许多应用尝试，取得了卓有成效的成果。
关键词：火电厂 热工自动化 控制系统 发展趋势
一、热工自动控制系统的发展前景：
最近国家有关部委召开了关于现场总线技术会议，成立了现场总线专业委员会，制定了现场总线技术发展的前景目标，并由国家拨出专款用于现场总线技术的科技攻关。华北电力大学现场总线实验室的筹建申请已被国家电力公司批准，FCS的应用研究即将展开。前景目标是：从现在起到2005年，在技术上要基本完成从目前模拟现场仪表系统到基于现场总线的全数字开放的自动化系统的转化，使我国工业自动化仪表的技术水平赶上世界技术发展潮流。在现场总线技术的推进时间上，现在是用DCS取代模拟仪表时期，也是HART仪表的上升时期，本世纪末到2005年将是HART仪表与FF仪表的交替时期，自动控制系统将由以DCS为主的控制模式转换成以FCS为主的控制模式上。就工业生产过程来说，一切努力都放在提高质量、产量和可靠性上，FCS是一个对工业生产过程有巨大效益的新型自动控制装置，一旦现场总线国际标准出台，它立刻就会广泛地应用到电力等工业生产过程中。电气控制纳入DCS的范围主要为发电机系统和主厂房内的厂用电系统，主要包括发电机变压器线路组、高压起动/备用变压器、高压厂用工作变压器、低压厂用工作变压器、低压厂用备用变压器及低压厂用公用变压器等的控制和信号测量。保安电源系统、直流系统和不停电电源系统也要纳入DCS进行监视。另外，发电机励磁系统、自动准同期和厂用电快速切换更要优先考虑纳入DCS。部分电气控制纳入DCS，迈出了炉、机、电一体化的第一步。今后，一台单元机组仅设1位主值班员，因此电气控制必须与汽轮机、锅炉控制形成一个整体，只有做到这一点，才能使我国火电厂自动化水平跻身于国际先进水平行列。
二、热工自动控制系统的技术革新。
传统的DCS因检测、变送和执行等现场仪表仍采用模拟信号(4～20 mA DC)连接，无法满足上位机系统对现场仪表的信息要求，限制了控制过程视野，阻碍了上位机系统功能的发挥，因
而产生了上位机与现场仪表进行数字通信的要求。从80年代起，出现了智能化的现场仪表，如智能变送器等。这些智能化的现场仪表的功能远远超过模拟现场仪表，如可对量程和零点进行远方设定，具有仪表工作状态自诊断功能，能进行多参数测量和对环境影响的自动补偿等，深受用户欢迎。智能化现场仪表的出现，也要求与上位机系统实现数字通信。正是在上述2方面因素的驱动下，要求建立一个标准的现场仪表与上位机系统的数字通信链路，这条通信链路就是现场总线，FCS也就应运而生了。
三、热工自动控制系统改进后的经济效益。
采用FCS取代DCS比采用DCS取代模拟仪表具有更大的经济效益。如“变千百根电缆为一根”，可节约大量电缆;控制功能下放到现场，使控制信号传输的准确性、实时性、快速性和可靠性大为提高;现场总线通信协议国际标准化后，可使不同厂家的产品互相连接和操作，消除了目前自动化的孤岛现象;省去I/O端子柜和控制柜后，使控制室占地面积大大减少并使系统简化，带来了系统设计、安装、调试和维护费用的降低及工作量的大大减少;由于机组控制室(指2台机组共用1个控制室)只有2根同轴电缆或光缆和几根紧急停机开关的电缆进入，大大有利于控制室的防火和火电厂的安全运行。目前，尽管存在着多种现场总线模式，但最开放、功能最完备和最有应用前景的现场总线当属基金会现场总线FF(Foundation Fieldbus)。它除了具备一般总线的特点外，在客户服务、功能模块调用、设备描述、诊断和保护、通信方式、数据精确传递、本安供电、设备的即插即用等方面，最能体现国际先进水平，是受到国际大多数地区和国家赞赏的总线标准。
四、热工自动控制系统改进后的科技价值。
现代控制理论于60年代形成，它主要研究具有高性能、高精度的多输入、多输出(多变量)、变参数系统的最优控制问题。它对多变量有很强的描述和综合能力，其局限在于必须预先知道被控对象或过程的数学模型。现代控制理论是在经典和现代控制理论基础上于90年代基本形成的。智能控制的提出，一方面是实现大规模复杂系统控制的需要;另一方面也是现代计算机技术高度发展的结果。计算机使控制技术的工具发生了革命性变化，给智能控制的实现提供了有力的保证。智能控制是一种新的控制方法，它基本解决了非线性、大时滞、变结构和无精确数学模型对象的控制问题。从经典控制理论、现代控制理论发展到今天的智能控制理论，经历了约50 a时间。从40年代至50年代，形成了经典控制理论，该理论基于传递函数建立起来的频率特性、根轨迹等图解解析设计方法，对于单输入单输出系统极为有效，至今仍在生产过程中得到广泛应用。但传递函数对于系统内部的变量还不能描述，且忽略了初始条件影响，故传递函数描述不能包含系统所有信息。智能控制就是利用有关方法或知识来控制对象，按一定要求达到预定目的。未来的输出及其与给定值之差，并据此以某种优化指标计算当前应施加于过程的控制作用。
结束语：自动化技术是当今世界上发展最快、生命力最旺盛的技术和最活跃的生产力之一，世界上许多先进国家均投入大量资金，以求在激烈的竞争中占有一席之地。采用大屏幕显示器构成的监控系统要求系统的智能化程度更高，联锁保护的设计更完善，对运行值班员操作水平的要求也更加严格。大屏幕显示器为实现1人监盘提供了新的技术措施，充分显示了跨世纪的大型现代化火电厂控制室的监控水平。每位从事火电厂热工自动化的技术人员都应密切关注国内外自动化的最新进展，为努力提高我国火电厂热工自动化水平贡献力量。
作者单位：神华准能发电厂热工车间 010300
第五篇：发电厂热工电源管理
第八章 仪表电源管理
第五十二条：电气专业负责提供满足仪表用电要求的电源，其进入操作室仪表电源总开关上桩头，仪表电源总开关及各分路开关、线路由仪表专业负责维修、保养、管理。
第五十三条：仪表电源只能作为仪表及过程控制计算机系统的专用电源，维修用电、吸尘器、电风扇用电及其它临时性用电一律不得接入仪表及过程控制计算机电源系统。 各控制室、电子间必须明确临时用电接入点，并制作平面布置图，明确电源开关容量，严禁超负荷使用临时用电设备。其余现场临时用电，执行厂部的《临时用电管理制度》。平面布置图见附件八。 第五十四条：严禁仪表维护人员带电作业，如工作需要，须具有电工资职人员在办理工作票后，才能作业。
第五十五条：仪表设备及过程控制计算机供电的送拉电操作，需办理工作票并规定双人操作。在电源开关上悬挂“禁止合闸，有人工作”。
第五十六条：在处理有仪表—电气信号关联的仪表设备时，不管是正常运行时的维护、检修，还是开工前的调试确认，都要办理工作票，工作前验明不带电后作业。对这些仪表设备应有明显的标志。
第五十七条：仪表系统中的开关、电源分配器、供电端子排的标识必须准确清晰。为仪表供电的端子排，其相同等级、规格电压的端子排应集中安装并有清晰、明确的标识。严禁将AC220V、DC24V等不同规格供电的端子排混合安装。每套控制系统电源柜处放置一份最新版本的供电系统图。
第五十八条：对一些仪表设备本身要求接地包括校验标准仪器、校验供电源等设备，必须按要求接地。仪表校验室可统一设置漏电保护器。
附件八：电子间、控制室热工临时用电平面图
250MW综合水泵房热工临时用电示意图
30600mm3550mm22000mm3525mm写字台操作台PLC柜仪表柜检修插座16A250MW化水控制室热工临时用电示意图
26000mm临时用电插座 16A3125mm3600mmPLC柜24593mm 250MW7#控制室热工临时用电示意图
电脑250MW8#控制室热工临时用电示意图
电脑250MW7#电子间热工临时用电示意图
250MW8#电子间热工临时用电示意图
TRT控制室热工临时用电示意图
空调仪表柜柜柜电气柜主控室电脑空调60MW锅炉主控室热工临时用电示意图
6MW锅炉主控室示意图动力盘锅炉工具柜电源插座16A锅炉热控盘空调锅炉工具柜门门锅炉工具柜空调写字台门
60MW汽机控制室热工临时用电示意图
6MW汽机主控室示意图空调门写字台长条椅空调门汽机热控盘门电源插座16A动力盘汽机工具柜30MW主控室热工临时用电示意图
3MW主控室示意图空调门写字台长条椅长条椅写字台门空调门汽机热控盘锅炉热控盘汽机保护盘汽机写字台电源插座16A动力盘锅炉工具柜60MW脱硫控制室热工临时用电示意图
6MW脱硫控制室示意图电源插座16APLC控制柜门门污水鼓风机房控制室热工临时用电示意图
16A16A鼓风机房配电室16A16A16A鼓风机房PLC配电室16A16A
污水加药间热工临时用电示意图
16A16A加药间配电室16A16A16A
污水曝气配电室热工临时用电示意图
16A曝气配电室16A16A16A
污水深度PLC控制室热工临时用电示意图
16A16A深度PLC配电室16A16A 污水污泥脱水PLC控制室热工临时用电示意图
16A16A16A污泥脱水PLC控制室16A
污水中控室热工临时用电示意图
16A16A16A中控室16A16A
12MW汽机控制室热工临时用电示意图
空调UPS电池仪表箱空调DCSDEH柜电气控制柜操作台12MW汽轮机站主控室说明： 电源开关内一路16A空开对控制室内5个电源插座供电，带漏电保护。电话柜电话接线箱电源开关盒
12MW化水二层热工临时用电示意图
空调柜机1#超滤操作台下2#超滤3#超滤电源开关盒12MW化水2层1#反渗透2#反渗透EDI说明： 电源开关内一路16A带漏电保护空开对控制室内两个电源插座供电，另一路16A带漏电保护空开对化水厂房内的两个电源插座供电。
12MW锅炉中控室热工临时用电示意图
电厂电视三层干熄焦中控室运行人员操作台HJX-1说明：
1、机柜间墙体电源插座和控制室墙体电源插座各1个，为一路电源空开16A带漏电保护供电。视频柜电话柜火宅报警柜机焦电视
2、电视电源插座2个，由视屏柜内2个16A2P空开分别供电。
3、1#PLC柜内电源插座有视屏内一1A2P空开供电PLC机柜1#PLC机柜间