国电阳宗海生产实习报告Word格式.docx
《国电阳宗海生产实习报告Word格式.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《国电阳宗海生产实习报告Word格式.docx（25页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
通过现场参观、跟班劳动及专题报告，观察并掌握主要设备安装与检修的一般步骤和方法，以及生产运行管理的基本操作规程等，培养我们独立思考以及分析问题和解决工程实际问题的工作能力，为后续专业课程的学习打下基础。
第2章实习单位简介
2.1实习单位的基本情况
2.1.1实习单位的地理位置
国电阳宗海发电厂，建于上世纪50年代，后来因经济建设需要，几经扩建，不段扩大发电规模到100万千瓦，现电厂位于云南省昆明市宜良县汤池镇。
阳宗海发电有限公司，2003年1月20日，因电力改革，公司正式划归中国国电集团公司接管，公司原云南省电力集团公司的51%股权划转中国国电集团公司，更名为国电阳宗海发电有限公司，公司处于云南省昆明市近郊，北邻昆石公路、南昆铁路、昆河铁路，南濒阳宗海，距昆明市36公里。
该发电厂原来只有装机容量6万千瓦的小机组，能耗太高，而且灰、渣、煤和水的污染难以治理，对阳宗海造成危害。
为此，阳宗海发电厂决定上高参数低能耗的大机组，到1999年阳宗海发电厂两台200MW的机组投产运行后，发电量大幅上升，到三期工程于2005年底建成投产，标志着电厂1000MW建设目标完成，公司跻身于百万千瓦级的大型火力发电企业。
发电厂规划装机容量为1000MW，一期工程200MW，二期200MW，三期2×
300MW。
2.1.2实习单位的历史
1995年11月28日正式挂牌成立并按现代企业制度运作的有限责任公司。
1996年11月17日1×
200MW机组并网发电。
1999年1月12日二期工程1×
2003年1月20日，中国国电集团公司正式对新划转后的阳宗海发电有限公司安全生产工作进行接管。
截止到2003年12月31日，累计发电量120.9亿千瓦时，累计上缴国家税金4.273亿元。
2003年12月18日公司三期扩建工程2×
300MW机建设动工。
该公司先后获云南电力集团公司"
思想政治工作优秀企业"
、云南省省级"
文明单位"
、"
安全、文明生产"
达部标企业等称号。
2.1.3实习单位的现状
国电阳宗海发电有限公司是云南电力在全国首家跨行业引入企业资金集资兴办的独立发电企业。
处于云南电网的负荷中心，对昆明地区的电力负荷起支撑作用。
由云南省电力集团公司（51%）、云南红塔投资有限公司（32%）、云南省开发投资有限公司（17%）共同投资。
2.2实习单位的主要生产工艺流程
2.2.1实习单位的主要生产过程概述
火力发电厂的生产过程实质上是四个能量形态的转换过程，首先化石燃料的化学能经过燃烧转变为热能，这个过程在蒸汽锅炉或燃汽机的燃烧室内完成;
再是热能转变为机械能，这个过程在蒸汽机或燃汽轮机完成;
最后通过发电机将机械能转变成电能。
下图所示即为火电厂生产过程的概述:
2.2.1实习单位的详细生产过程
我们本次实习所去的国电阳宗海发电有限公司使用的燃料是煤炭，也就是原煤。
原煤一般用火车运送到发电厂的储煤场，再用输煤皮带输送到煤斗。
原煤从煤都落下由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并同时送入热空气来干燥和输送煤粉。
形成的煤粉空气混合物经分离器分离后，合格的煤粉经过排粉机送入输粉管，通过燃烧器喷入锅炉的炉膛中燃烧。
燃料燃烧所需要的热空气由送风机送入锅炉的空气预热器中加热，预热后的热空气，经过风道一部分送入磨煤机作干燥以及送粉之外，另一部分直接引至燃烧器进入炉膛。
燃烧生成的高温烟气，在引风机的作用下依次流过炉膛，水冷壁管，过热器，省煤器，空气预热器，同时逐步将烟气的热能传给工质以及空气，自身变成低温烟气，经除尘器净化后的烟气由引风机抽出，经烟囱排入大气。
煤燃烧后生成的灰渣，其中大的灰子会因自重从气流中分离出来，沉降到炉膛底部的冷灰斗中形成固态渣，最后由排渣装置排入灰渣沟，再由灰渣泵送到灰渣场。
大量的细小的灰粒（飞灰）则随烟气带走，经除尘器分离后也送到灰渣沟。
锅炉给水先进入省煤器预热到接近饱和温度，后经蒸发器受热面加热为饱和
经过以上流程，蒸汽，再经过热器被加热为过热蒸汽，此蒸汽又称为主蒸汽。
就完了燃料的输送和燃烧、蒸汽的生成燃物（灰、渣、烟气）的处理及排出。
由锅炉过热气出来的主蒸汽经过主蒸汽管道进入汽轮机膨胀作功，冲转汽轮机，从而带动发电机发电。
从汽轮机排出的乏汽排入凝汽器，在此被凝结冷却成水，此凝结水称为主凝结水。
主凝结水通过凝结水泵送入低压加热器，有汽轮机抽出部分蒸汽后再进入除氧器，在其中通过继续加热除去溶于水中的各种气体（主要是氧气）。
经化学车间处理后的补给水（软水）与主凝结水汇于除氧器的水箱，成为锅炉的给水，再经过给水泵升压后送往高压加热器，汽轮机高压部分抽出一定的蒸汽加热，然后送入锅炉，从而使工质完成一个热力循环。
循环水泵将冷却水（又称循环水）送往凝结器，吸收乏气热量后，在缺水的地区或离河道较远的电厂，则需要高性能冷却水塔或喷水池等循环水冷设备，从而实现闭式循环冷却水系统。
经过以上流程，就完成了蒸汽的热能转换为机械能，电能，以及锅炉给水供应的过程。
因此火力发电厂是由炉，机，电三大部分和各自相应的辅助设备及系统组成的复杂的能源转换的动力厂。
整个生产过程可分为以下三个阶段:
（1）燃料的化学能在锅炉中转变为热能，加热锅炉中的水使之变为蒸汽，称为燃烧系统;
（2）锅炉产生的蒸汽进入汽轮机，推动汽轮机旋转，将热能转变为机械能，称为汽水系统;
（3）由汽轮机旋转的机械能带动发电机发电，把机械能转变为电能，称为电气系统。
燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、烽烟、灰渣等环节组成。
（1）输煤:
电厂的用煤量是非常大的，每天都能看到很多运煤车。
（2）磨煤:
用轮船将煤运至电厂的储煤场后，经初步筛选处理，用输煤皮带送到锅炉间的原煤仓。
煤从原煤仓落入煤斗，由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并经空气预热器送来的一次风烘干并带至粗粉分离器。
该厂每台磨另有一个润滑油
站，一个液压油站与之相配套使用。
在粗粉分离器中将不合格的粗粉分离返回磨煤机再行磨制，合格的细粉被一次风带出分离器，送到锅炉中燃烧。
（3）锅炉与燃烧:
一次风携带煤粉与二次风按一定比例混合后经燃烧器喷入炉膛内燃烧。
（4）风烟系统:
送风机将冷风送到空气预热器加热，加热后的气体一部分经磨煤机、排粉风机进入炉膛，另一部分经燃烧器外侧套筒直接进入炉膛。
炉膛内燃烧形成高温烟气，沿烟道经过热器、省煤器、空气预热器逐渐降温，再经除尘器出去90%,99%的灰尘，经引风机送入烟囱，排向天空。
其示意图如下:
（5）灰渣系统:
炉膛内煤粉燃烧后生成的小灰粒，被除尘器收集成细灰排入冲灰沟，燃烧中因结焦形成的大块炉渣，下落到锅炉底部的渣斗内，经过碎渣机破碎后也排入冲灰沟，再经灰渣水泵将细灰和碎炉渣经冲灰管道排往储灰场。
火电厂汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、除氧器、加热器等设备及管道等组成，包括给水系统、循环水系统和补水系统。
（1）给水系统。
由锅炉产生的过热蒸汽沿主蒸汽管道进入汽轮机，高速流动的
汽轮机过热器
锅
炉
发电机
凝
汽
器
给水泵高温加热器除氧器低压加热器
汽水系统
蒸汽冲动汽轮机叶片转动，带动发电机旋转产生电能。
在汽轮机内作功后的蒸汽，其温度和压力大大降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却凝结成水（称为凝结水），汇集在凝汽器的热水井中。
凝结水由凝结水泵打至低压加热器中加热，再经除氧器除氧并继续加热。
由除氧器出来的水（叫锅炉给水），经给水泵升压和高压加热器加热。
（2）补水系统。
在汽水循环过程中总难免有汽、水泄漏等损失，为维持汽水循环的正常进行，必须不断地向系统补充经过化学处理的软化水，这些补给水一般补入除氧器或凝汽器中，即是补水系统。
（3）循环水系统。
为了将汽轮机中作功后排入凝汽器中的乏汽冷凝成水，需由循环水泵从阳宗海之中抽取大量的水送入凝汽器，冷却水吸收乏汽的热量后再排入阳宗海之中。
发电厂的电气系统，包括发动机、励磁装置、厂用电系统和升压变电所等，如下图所示:
主变压器发电机
励磁装置，
厂用
变电器升压变电所
低压配电装置
发电厂的电气系统
2.3实习单位的主要生产设备
2.3.1锅炉
火力发电厂的生产设备以锅炉、汽轮机、发电机三大主机为主体，为提高生产过程的生产效率和经济利润，也就是着重在用最少的燃料输入去完成最大的输出电力。
在这个原则要求下，必须增设许许多多的附属设备，而使这个蒸汽动力厂成为一个相当复杂而庞大的组合。
根据与三大主机的关系，我们一般把它们归为锅炉侧、汽机侧、和电气侧设备。
锅炉是一种能量转换设备，向锅炉输入的能量有燃料中的化学能、电能、高温烟气的热能等形式，而经过锅炉转换，向外输出具有一定热能的蒸汽、高温水或者有机热载体。
锅炉整体的结构容纳锅炉本体和辅助器具两大部分。
锅炉中的炉台、锅筒、燃烧器、水冷壁过热器、省煤器、气氛传热器、构架和炉墙等主要部件构成生育蒸汽的关键部分，称为锅炉本体。
锅炉本体中两个最主要的部件是炉台和锅筒。
如下图所示:
锅炉内水汽循环:
锅筒又叫汽包，是锅炉最重要的受压元件，其作用为:
（1）接受锅炉给水，同时向蒸汽过热器输送饱和蒸汽，连接上升管和下降管构成循环回路，是加热、蒸汽与过热三个过程的连接枢纽。
（2）锅筒中储存一定量的饱和水，具有一定的蒸发能力，储存的水量愈多，适应负荷变化的能力就愈大。
（3）锅筒内部安装有给水、加药、排污和蒸汽净化等装置，以改善蒸汽品质。
锅筒由上升管与下降管连接起来组成自然循环回路。
上锅筒内汇集了循环回路中的汽水混合物，常设有汽水分离装置，给水分配管。
为了改善锅炉水的品质，有的锅炉还设有连续排污管和加药管。
下锅筒内则有定期排污装置。
汽包结构如下所示:
蒸汽锅炉汽包:
锅炉内部有分为锅炉的汽水系统、风烟系统、及制粉系统。
其中锅炉风烟系统为平衡通风系统，即利用一次风机、送风机和引风来克服气流流通过程中的各项阻力。
平衡通风系统不仅使炉膛及尾部烟道的漏风不会太大，保证较高的经济性，而且还能防止炉内高温烟气外冒，对于运行人员的安全和锅炉房岛的卫生条件均有好处。
风烟系统分为二次风系统、一次风系统和烟气系统。
（1）二次风系统。
二次风系统的作用是供给燃料燃烧所需的大量热空气。
送风机出口的二次风流经空气预热器的二次风风仓。
在空气预热器出口热二次风道设置热风再循环管道;
即在环境温度比较低的时候，将空气预热器出口的二次热风
引一部分到送风机的入口，以提高进入空气预热器的冷二次风温度，防止空气预热器的低温腐蚀。
每台空气预热器对应一组送风机和引风机。
两个空气预热器的进、出口风道都横向交叉联接在总风道上，用来向炉膛提供平衡的空气流。
（2）一次风系统。
一次风系统的作用是用来干燥和输送煤粉，并供给燃料挥发份燃烧所需要的空气。
大气经滤网和消音器进入一次风机，压头提升后，经冷一次风总管分为两路:
一路进入磨煤机前的冷一次风管;
另一路流经空气预热器，加热成热一次风后进入磨煤机前的热一次风管，热一次风和冷一次风混合后进入磨煤机。
在合适的温度和流量下，煤粉被一次风干燥并经煤粉管道输送到燃烧器喷嘴喷入炉膛燃烧一次风的流量取决与燃烧系统所需的一次风量和流经空气预热器的漏风量。
密封风机风源来自冷一次风，并最终通过磨煤机而构成一次风的一部分。
一次风机出口到空气预热器进口不设置预热装置。
（3）烟气系统。
烟气系统的作用是将燃料燃烧生成的烟气流经各受热面传热后连续并及时地排之大气，以维持锅炉正常运行。
引风机进口压力与锅炉负荷、烟道流通阻力相关。
引风机流量决定于炉内燃烧产物的容积和炉膛出口后面的所有漏入烟道中的空气量，其中最大的漏风量是空气预热器从空气侧漏入烟气侧的空气量。
整个风烟系统的工作流图如下所示:
2.3.2汽轮机
汽轮机是发电厂的的原动机，它是把蒸汽的热能转化为大轴的机械能。
通过锅炉与汽轮机之间的热力系统完成工质的汽水循环，热力系统包括凝汽冷却系统，回热加热系统、疏水系统以及补水系统等若干子系统，并利用各种热力设备
来完成各自的功能。
凝汽冷却系统主要使汽轮机的出口汽造成真空，让进入汽轮机的出口汽及工作蒸汽从高的压力和温度，膨胀到可能达到的最低压力，尽可能多的放出热量变为机械能。
同时，使乏汽加以冷却凝结成水，该系统由凝汽器、抽汽器、冷水塔及管道等主要设备组成。
回热加热系统的主要作用是减少进入凝汽器的蒸汽量，以减少热量损失，提高热效率，利用汽轮机的各级抽汽，在逐级加热器中给水加热，该系统的主要设备有回热加热器、除氧器等。
随机组的型式和供热要求的不同，抽汽的级数和压力也不同。
为保证热力系统的正常工作且适应电能负荷的变化要求，汽轮机设置有调速系统，用调速器来保证汽轮机的转速在允许的范围内变化。
同时在汽轮机上还装设有保护装置，最常见的有危机保安器、盘车装置以及轴向装置等。
2.3.3发电机
锅炉产生的新蒸汽进入汽轮机后逐级进行膨胀,蒸汽部分热能转化为汽流的动能
高速汽流施加作用于汽轮机的叶片上,推动了叶轮连同整个转子旋转,汽流的动能于是转换为汽轮机轴上的机械能.汽轮机带动发电机利用切割磁力线感应原理,将原动机的机械能转化为电能转动。
发动机示意图如下所示:
2.3.4电动部分
发电厂的主控制中心设在主控制室，又称中央控制室。
对中小型容量的电厂，一般对电气设备进行集中控制，而对大中型的发电厂则更多的采用对机、炉、电统一调度的单元监控单元控制方式。
当电厂容量大、机组台数、接线复杂、出现回路数较多时，还设有网络控制室，通常简称网控。
电气主接线是电厂的的主系统，反映着发电厂的总装机容量，台数及主要电气设备的数量、布局、技术规范、连接形式及各回路间的关系。
接线的基本形式可归纳为母线制形式如:
单母线、双母线，一个半断路器接线等和无母线制接线如桥型接线、角型接线和单元接线等。
变压器如下图所示:
高压断路器是开关设备中比较完善的一种开关设备。
它有灭弧装置，通常可以切断负荷电流和短路电流。
根据灭弧介质的不同可以分为:
油断路器、空气断路器、SF6断路器等。
隔离开关是用来隔离和切断电源和倒换电路的开关设备。
本身没有灭弧装置。
主要用于检修电路和设备时，与电源形成明显的断口。
在电路中与断路器串联使用，操作时必须按照规定的顺序，避免带负荷拉闸，合闸时先合隔离开关，后合断路器，跳闸时先跳断路器，后跳隔离开关。
2.3.5主要辅助设备
火电厂主要辅助设备有风机，泵以及回路加热器等。
泵是把机械能转变成液体压力势能和动能的一种动力设备，它是维持火电厂蒸汽动力循环不可缺少的设备，是火电厂的主要辅助设备之一。
在火电中应用泵的地方很多，例如，用给水泵给锅炉提供给水，用凝结水泵从整齐器热井中抽送凝结水，用循环水泵向蒸汽器供应冷却水。
为了使凝汽器中的空气和其他不凝气体的排出，要用到真空泵或射水泵;
为了排出加热器和管路等中的疏水，要用到疏水泵;
火电厂蒸汽动力循环过程中，会存在着汽水损失，因此要用到补充水泵;
为了冷却火电厂大型旋转机械的轴承或其润滑油等，要用到工业水泵以提供冷却水;
汽轮发电机组的油系统中，要用到顶轴油泵、启动油泵和主油泵等，以提供润滑油和调节用油。
泵的主要性能参数有:
流量、扬程、功率、效率、转速和必须气浊余量等。
火电厂中的泵多数属于叶片式泵，并以离心泵为主。
以离心泵为例，火电厂主要的泵的工作原理:
泵轴通过传动机构与原动机轴联结，原动机带动泵轴及叶轮旋转，流过泵的液体在叶轮中叶片的作用下也产生旋转，并获得能量，液体获得的能量主要是来自旋转时产生的离心力的作用。
液体是轴向流入叶轮，径向流出叶
轮。
火电厂的给水泵、凝结水泵、疏水泵、补充水泵、工业水泵、设、射水泵和部分油泵等都是离心泵，有些循环水泵也采用离心泵。
风机是把机械能转变成气体压力势能和动能的一种动力设备，它是火电厂的主要辅助设备之一。
在火电厂中的风机主要用在锅炉的烟风系统和制粉系统中，用于输送空气、烟气和空气煤粉混合物等，主要有送风机、引风机、一次风机、二次风机和排粉风机。
风机的主要性能参数有:
流量、全压、功率、效率和转速等。
火电厂的主要风机为通风机，气体在通风机内的升压较小，气体的密度变化不大，所以气体在通风机中的运动特性与液体在泵中的运动特性比较接近，因此风机与泵之间有许多共同的特性。
火电厂的风机属于叶片式风机，并以离心风机为主，随着单元机组容量的增大，轴流风机得到了广泛的应用。
离心风机、轴流风机的工作原理分别与离心泵、轴流泵的工作原理相同。
与离心风机相比，轴流风机适用于流量很大、全压很低的场合。
火电厂的回热加热器是指利用汽轮机的中间抽汽来加热机组凝结水或给水的装置。
回热加热器的类型按加热器中汽水介质的传热方式分，有混合式和表面式两种。
在混合加热器中，汽、水两种介质直接混合并进行传热。
而在表面式加热器中，汽、水两种介质通过金属表面来实现热量的传递。
表面式加热器按布置形式分，有立式和卧式两种;
按被加热的水侧压力来分，有低压加热器和高压加热器两种。
在现代火电厂中，表面式加热器被广泛应用，一般一台机组只配一台混合式加热器用于对锅炉给水进行除氧，并对不同水流、汽流进行汇集，减少汽水损失和热量损失，这台混合式加热器称为除氧器。
从热经济性上考虑，除氧器一般应处于回热系统的中间。
从凝汽器到除氧器之间的表面式回热加热器为低压加热器;
除氧器到锅炉之间的回热加热器为高压加热器。
发电厂为保证安全运行，对各主要的电器设备都采用纪电保护装置，并分别由几种保护构成主保护和后备保护。
相互配合反映其事故与异常。
例如利用电路在发生短路故障时，会出现电流增大的特点，通过继电器及辅助设备构成过电流保护装置，利用比较被保护设备各端的电流大小和相位差别，用继电器构成差动保护装置等。
利用测量仪表监视发电厂各个回路的电能质量、负荷大小以及某些设备和装置的运行状态，作为分析电厂的经济运行指标和事故分析依据。
这就是测量系统的作用。
现代化大中型的发电厂，都日趋于自动化和利用计算机实现程序测量和监控，在厂用电系统中普遍采用备用电源自动投入装置，以保证厂用电的供电可靠性;
在输电线路上广泛采用自动重合闸装置来提高供电可靠性和电力系统并连运行的稳定性;
发电厂的同期并列是经常的、重要的一项操作，最常采用的是手动准同期和自同期;
发电机的励磁系统概括为电机励磁系统和半导体励磁系统两类。
在运行中为保证电压恒定以及事故状态下尽可能维持电力系统稳定运行，提高发电、供电的可靠性，都采用自动励磁调节装置。
大气过电压对发电厂的配电装置及建筑物构成了威胁。
为防范雷击常采用避雷针;
防止感应雷和行波的侵入而采用避雷器。
发电厂为了人身和设备的安全，必须对设备进行接地和接零。
接地一般分为工作接地、保护接地和防雷接地。
第3章实习内容
3.1实习单位的主要自动化控制
3.1.1模拟量控制系统（MCS）
模拟量控制系统（ModulatingControlSystem，简写MCS）它与开关量控制系统（on-offControlSystem，简写OCS）一同被视为火电厂热工自动控制系统的两大支柱。
本文介绍MCS系统。
MCS的根本任务是进行负荷控制以适应电网的需要。
在单元机组中，负荷的变化会导致主汽压力的变化，这样需要调整燃料量、风量，进而使燃烧经济性和炉膛负压发生变化;
主汽压力变化在另一方面又需调整给水流量和减温水量，这又使汽包水位和蒸汽温度发生变化。
这些模拟量参数的变化都有一个迟延过程，如果采用常规的单变量控制系统;
上述参数变化后重新调整到正常值是非常困难的，往往需要一个较长的过程。
而模拟量控制系统把锅炉和汽轮发电机看成是一个不可分割的整体，并采用以前馈-反馈控制为主的多变量协调控制策略，较好地解决了过去常规单变量控制系统存在的问题。
模拟量控制系统使整个机组（包括主辅机设备），都能协调地根据统一的负荷指令，及时、同步地控制到适应负荷指令的状态。
从这个意义来说，模拟量控制系统是大型火力发电机组安全、经济运行的重要技术保障。
MCS主要由协调、锅炉、汽机和辅机等四个控制系统构成:
协调控制系统简称CCS（CoordinateControlSystem），也称为主控系统。
它是指通过控制回路来协调锅炉与汽轮机在自动控制系统状态下工作，给锅炉自动控制系统和汽机自动控制统发出指令，以适应负荷变化。
尽可能最大发挥机组的调频、调峰能力。
它直接作用的执行级是锅炉自动控制系统和汽机自动控制系统。
对汽机控制系统来讲，若为纯电调或电液并存的控制系统，CCS的指令直接作用于DEH;
对液调系统的汽机来讲，CCS的指令直接控制同步器的行程。
协调控制系统一般有四种工作方式，即锅炉跟随方式、汽机跟随方式、协调控制方式和操作员控制方式。
300MW机组协调控制系统的设计和投运是不容置疑的，而200MW机组协调控制系统的设计和投运一直是有争议的。
协调控制系统能否投用，不仅与汽轮机控制系统有关，还与锅炉控制系统有关，即只有在两个系统正常工作的条件下并具有较好的控制品质时，协调控制系统才能真正发挥它协调锅炉和汽机的作用。
然而国产200MW机组辅机的故障率较高，电厂煤种又多变，锅炉和汽机所包括的各子系统自动投入率又较低，在这种情况下，协调控制系统是很难投入自动的。
从1980年起，一些部门就开始了200MW机组协调控制系统的设计和研究，都因同步器问题多，仪表特性差和子系统自动投入率较低而失败。
200MW机组在今后10,20年内仍是电网的主力机组，随着电网峰谷差的日益增大（东北电网现已达6620MW），它必须能够参加电网调峰调频，如果没有机组的协调控制系统，不但机组运行的安全性和经济性下降，而且电网也很难保持安全稳定，因此，为建设现代化电网，实现电网调度自动化，应尽快设计并投运协调控制系统，还应把协调控制系统的投运作为机组的考核指标。
锅炉控制系统又可分为燃烧、给水和汽温控制系统。
目前300MW及以上的大型火电机组和大部分200MW机组一般采用直吹式制粉系统。
对于
直吹式制粉系统的锅炉，燃烧控制系统包括:
送风控制系统，炉膛负压控制系统，磨煤机给煤量控制系统，磨煤机冷热风控制系统以及一次风压控制系统。
对于中储式制粉系统的锅炉，燃烧控制系统包括送风、炉膛负压和给煤粉量（主汽压力）控制系统，而钢球磨的负荷、温度和负压控制系统可作为一个独立的子系统看待。
3.1.2汽轮机的安全监视系统（TSI）
现代汽轮机是一种在高温、高
升级会员 