燃烧控制系统的设计DOC.docx

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燃烧控制系统的设计DOC

一绪论

二燃烧控制系统的设计

2.1燃烧过程控制任务

2.2燃烧过程调节量

2.3燃烧过程控制特点

四600MW火电机组DCS系统设计 

4.1电源部分

4.2通信部分

4.3系统接地

4.4软件部分

一绪论

目前，我国的电厂大多数是火力发电厂，煤是发电的主要燃料，锅炉燃烧是发电的重要环节之一。

我们要以最经济的方式来利用有限的能源，这就要求我们寻找燃烧的最优方案。

本文在对国内外锅炉控制现状、发展趋势分析的基础上，研究了燃煤锅炉燃烧系统的自动控制问题。

分析了燃烧控制系统的热工控制结构特点，为更大范围符合锅炉燃烧的要求，提高燃烧自动的控制系统的利用率，是在按照传统燃烧自动控制结构设计的基础上优化实现的。

二 燃烧控制系统的设计 

2.1燃烧过程控制任务 

1.满足机组负荷要求，维持主蒸汽压力稳定 

当机组运行方式为汽机跟随控制方式时，燃烧控制系统负担着机组出力，即调节功率；当机组运行方式为锅炉跟随控制方式时，燃烧控制系统维持主蒸汽压力稳定；当机组运行方式为协调控制方式时，燃烧控制系统既要负担着机组出力，又要维持主蒸汽压力稳定。

因此，可见燃烧过程控制任务与机组运行方式密切相关。

2.保证燃烧过程经济性 

保证燃烧过程经济性是提高锅炉效率的一个重要方面，目前经济性是靠进入炉膛燃料量与通风量之间最佳比值来保证，有足够风使燃料得以充分燃烧，同时尽可能减少排烟造成的热损失。

一般采用烟气过剩空气系数（烟气含氧量）来校正燃料量与风量之间的比值进而来保证燃烧过程的经济性。

3.保证燃烧过程稳定性 

燃烧稳定性影响着锅炉运行的安全隆和经济性，影响燃烧过程的因素很多，其中炉膛压力是重要因素之一。

炉膛压力反映着燃烧过程送风与引风之间的工质平衡关系，送风量大于引风时，炉膛压力增加，会造成炉膛往外喷灰或喷火；送风量小于引风量，增加引风电耗，增加炉膛漏风，炉温下降，影响炉内燃烧工况；此外，炉膛压力波动还影响燃料的燃烧稳定性，对锅炉安全运行有影响。

为了保证燃烧过程稳定性，需要对炉膛压力进行控制，维持锅炉炉膛压力稳定。

2.2燃烧过程调节量 

根据燃烧控制任务，主要调节以下三个物理量。

1.燃料量调节 

通过调节燃料量使入炉燃料的完全燃烧所产生的量能与锅炉外部负荷需要的量能相适应。

2.送风量调节 

燃料量改变时，送风量也应改变，以保证燃料的完全燃烧和排烟损失最小。

调节送风量的目的是保证锅炉燃烧过程的经济性。

由于过剩空气系数还不能直接测量，因此用测量烟气含氧量这一间接指标来判断燃烧经济性，或者直接平衡风与燃料比值来保证燃烧经济性。

3.引风量调节 

调节引风量的目的是使引风量与送风量相适应，以保持炉膛压力在要求的范围内，一般通过调节引风量使炉膛维持在微负压状态，以保证燃烧过程稳定性。

2.3燃烧过程控制特点 

燃烧过程三项控制任务，对应着三个调节量（燃料量、送风量、引风量）以维持三个被调量（机组负荷或主蒸汽压力pt、过剩空气系数a或最佳烟气含氧量、炉膛压力ps）,其中主蒸汽压力pt是锅炉燃料热量与汽轮机需要能量是否平衡的指标；过剩空气系数a是燃料量M和送风量V是否保持适当比例的指标；炉膛压力ps是送风量Vi和引风量Vs是否平衡的指标。

燃烧过程三个被调量的调节存在着明显的相互影响。

这主要是由于对象内部（各调节量与各被调量之间）存在相互作用，即其中每个被调量都同时受到几个调节量的影响，而每个调节量的改变又能同时影响几个被调量。

图3-1表示了燃烧被控对象调节量对被调节量原影响。

所以燃烧过程是一个多输入多输出、且变量间具有相互耦合的被控对象。

图3-1 燃烧对象 

虽然燃烧过程对象三个调节量对三个被调节量都有严重的影响，但台、如果在锅炉运行过程中，严格保持燃料量M、送风量V和引风量Vs这三个调节量比例变化，能保持主蒸汽压力pt、过剩空气系数a和炉膛压力ps基本不变。

也就是说，当锅炉负荷要求变化时，燃烧过程控制系统应使M、V、Vs这三个调节量同时按比例地快速改变，以适应外界负荷的需要，并使pt、a、ps基本不变；当锅炉负荷要求不变时，燃烧过程控制系统应能保持相应的调节量稳定不变。

因此，燃烧过程控制系统的设计和分析，显然要比前面所讨论过的汽包水位、锅炉给水、汽温等这类单变量对象要复杂得多。

本文采用直吹式制粉系统，燃烧控制系统主要包括6个子系统，即燃料控制系统、磨煤机一次风量控制系统、磨煤机出口温度控制系统、一次风压力控制系统、二次风量控制系统和炉膛压力控制系统。

三燃料控制系统

燃料控制系统的任务是保证进入锅炉的燃料量随时与外界负荷要求相适应，控制系统大都设计成串级调节系统。

其接受的是锅炉指令，反馈信号是热量信号，控制的是给煤机转速，以给煤机转速代表煤量信号。

3.1燃料调节系统

图3-2燃料调节系统

（1）暖炉油的调节

燃料调节系统如图3-2所示，暖炉油流量与暖炉回油流量通过减法器输出燃油总油量，输出的燃油总油量一路与热量信号作代数和。

另一路与给定油量作比较经过PID调节，再通过高低限幅，输出控制信号作用于暖炉油流量调节阀，控制燃油总油量的大小。

其中高低限幅是由暖炉油母管压力与给定值经过PID调节得出的值。

当暖炉油母管压力与给定值偏差过高时，跟踪器选择经燃油总油量PID调节后的信号作为燃油的压力。

这样保证燃油有足够的压力使油雾化，达到充分燃烧。

暖炉油流量调节阀也可以通过手动进行调节。

当暖炉油流量调节阀为手动时，由模拟信号发生器产生调节量。

（2）燃煤量指令的形成

锅炉负荷与总风量在小值选择器中进行比较，选择小者作为燃料量指令的定值信号。

通过小值选择器选择定值信号的作用是为了保证锅炉在燃烧过程中，风量始终大于燃煤量，保证燃煤在炉膛中能完全燃烧，提高燃烧的经济性。

在稳定时，锅炉负荷指令与风量信号及燃煤量近似相等，达到适当的燃料/风量静态配比。

（3）给煤指令的形成

小值选择器的输出作为PID燃料控制器的给定值，热量信号作为燃料控制器的反馈信号，同时小值选择器的输出还作为前馈信号送至加法器，以加快燃料量的响应速度。

六台给煤机转速相加得出实际总煤量，其与经过控制器调节后的理论总煤量比较，再经过积分调节得出给煤机转速指令。

当限制煤量增加或减少作用时，切换开关选通右边的信号。

3.2燃料调节——测量系统

图3-3燃料调节——测量

如图3-3所示，进入锅炉燃烧的总煤量由所有运行磨煤机的给煤量相加。

当其中一台给煤机测速变送器发生故障时，将直接产生给煤机转速故障信号，送入逻辑控制系统，进行逻辑控制。

为了防止给煤机检修试转或其它原因时引起控制系统误动，需要对该给煤机采取相应的措施。

通过切换开关可以达到防止系统的误动。

3.3给煤机指令

图3-4燃料调节——给煤指令系统

如图3-4所示，对A给煤机来说，由燃料调节系统得出的给煤机转速指令在A给煤机手动时，手动切换开关产生作用，手动操作信号发生器产生的信号作为给煤机转速，再经过高低值限幅，如果产生的给煤机转速指令过低，将送至FSSS。

其中当A给煤机转速至最小（逻辑图号62）时，给煤机关闭（切换开关输出0%作为高值限幅）。

当有减A给煤机转速（逻辑图号61）作用时，第一级压力作为给煤机转速指令的高值限幅。

若A给煤机为自动时，A给煤率将直接作为A给煤机转速。

 四600MW火电机组DCS系统设计 

 DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障处理），CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有裕度；所有站的CPU负荷率在恶劣工况下不得超过60％，所有计算站、数据管理站、操作员站、历史站等的CPU负荷率在恶劣工况下不得超过40％ ；控制站、操作员站、计算站、数据管理站、历史站或服务器脱网、离线、死机，在其它操作员监视器上应设有醒目的报警功能，或在控制室内设有独立于DCS系统之外的声光报警；DCS应采用合适的冗余配置和直至卡件的自诊断功能，使其具有高度的可靠性，系统的任何一个组件发生故障均不影响整个系统工作。

DCS系统应易于组态、易于实用和易于扩展；系统的报警、监视和自诊断功能应高度集中在CRT上，控制功能应尽可能在功能和物理上进行分散；主要控制器应采用冗余配置，重要I/O点应考虑采用非同一板件的冗余配置；系统设计应采用各种抗噪声技术、包括光电隔离、高共模抑制比以及合理的接地和屏蔽；分配控制回路和I/O信号时，应使一个控制器或一块I/O板件损坏时对机组的安全运行的影响尽可能小。

I/O板件及其电源故障时，应使I/O处于对系统安全的状态，不出现误动；电子设备机柜的外壳防护等级应满足有关标准的规定；机柜内的模件应能带电插拔，而不影响其它模件的正常运行。

DCS设计完成后能保证以下安全原则:

单一故障不应引起DCS系统的整体故障。

单一故障不应引起锅炉或汽机/发电机保护系统的误动作或拒动作。

控制功能的分组划分应使某个区域的故障将只是部分降低整个控制系统的控制功能，此类控制功能的降低应能通过运行人员干预进行处理。

控制系统的构成应能反映电厂设备的冗余配置，以使控制系统内单一故障不会导致运行设备与备用设备同时不能运行。

整个DCS的可利用率至少为99.98%。

当DCS系统通讯发生故障或运行操作员站和LCD全部故障时，应能确保安全停机，当控制器单元发生故障时，应能保证稳定负荷下安全停机。

4.1电源部分 

系统电源应设计有可靠的后备手段（如采用UPS电源），备用电源的切换时间应小于5ms（应保证控制器不能初始化），同时，系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警；有条件的机组，DCS应采用隔离变压器供电。

系统应设计双回路供电，其中一路电源要采用UPS供电，并应进行定期切换试验； 

UPS电源应能保证连续供电30min，以确保安全停机、停炉的需要；采用直流供电方式的重要I/O板件，其直流电源应采用冗余配置。

4.2通信部分 

主系统及主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通讯负荷率设计必须控制在合理的范围（保证在高负荷运行时不出现“瓶颈”现象）之内，其接口设备（板件）应稳定可靠：

连接到系统数据高速公路上的任一系统或设备发生故障都不应导致通讯系统瘫痪或影响其它联网和系统和设备的工作；通信总线应有冗余设置，冗余的数据高速公路在任何时候都能同时工作，通信负荷率在繁忙工况下不得超过30％，对于以太网则不得超过30％ ；通讯高速公路的故障不应引起机组跳闸或使DPU（分散处理单元）不能工作；当数据通信系统发生某个通讯错误时，系统应能自动采取某种安全措施如切除故障的设备或切换到冗余装置等；系统应能在电子噪声、射频干扰和振动都很大的现场环境中连续运行而不降低系统性能。

4.3 系统接地 

DCS的系统接地必须严格遵守技术要求，所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，且有良好的单端接地；DCS系统与电力系统共用一个接地网时，控制系统接地线与电气接地网只允许有一个连接点，且接地电阻应小于0.5Ω；重点处理好两种接地：

保护地（CG）和屏蔽地（AG）。

保护地接至电厂电气专业接地网，接地电阻小于2Ω；屏蔽地当电厂电气专业接地网接地电阻不大于0.5Ω，直接接入电厂电气专业接地网；当电气专业接地网接地电阻较大时，独立设置接地系统，接地电阻不大于2Ω；屏蔽地接地点应远离电厂大电流设备，如给水泵、磨煤机等，距离应大于10m以上；模拟量信号（模入、模出，特别是低电平的模入信号，如热电偶、热电阻信号等）最好采用屏蔽双绞线电缆连接，且有良好的单端接地。

4.4 软件部分 

整个系统应该采用统一的组态技术和方法，操作系统应选用适用于工业控制要求的稳定的系统，应用软件的安全性和稳定性应能完全胜任工业控制；所有算法和系统整定参数应驻存在各处理模件的非易失性存储器内，执行时无须重新装载；系统应留有后继开发应用软件的方式；在工程师站上应能对系统组态进行修改，不论该系统在线或离线，均能对系统组态进行修改。

增加或改变系统中的一部分内容应不必重新编译整个系统的程序。

在编程或修改完成之后，系统组态程序应能通过数据高速公路装入到各有关处理模件而不影响系统的正常运行；所有程控逻辑的修改都在系统内完成，而无需使用外部硬接线、

专用开关或其它替代物作为逻辑的组态输入；应提供方便查阅历史数据的工具软件；应设计有对报警历史、操作员操作历史的记录和查阅程度包；应提供对事故顺序记录的主录和查阅程序包；系统应有对生产过程数据的记录和查阅功能，对于一般过程点应能精确到一秒，重要事件应能记录到毫秒级。

系统应有完善的在线诊断和离线诊断能力，查找故障的自诊断功能应至少诊断至模件级故障，报警功能应能使使用人员方便地辨别和解决各种问题。

结论

本文锅炉燃烧控制系统采用的是W型火焰燃烧方式，它可利用无烟煤和贫煤的混煤进行燃烧。

所以对当地无烟煤和贫煤的混煤具有经济、可行的方案。

还有对锅炉燃烧系统的设备选型也做了深入分析。

使燃烧过程朝着经济、安全、稳定的方向运行。

燃烧控系统实现自动控制不仅大大降低了操作人员的劳动强度，而且对降低生产成本，提高效率以及保护环境都有重大的意义。

本文主要得出以下结论：

1.以直吹式制粉锅炉为例对锅炉燃烧控制系统结构和运行原理进行分析，设计出原理正确、考虑较为周全的大型机组燃烧过程控制系统。

设计的600MW锅炉燃烧控制系统具有普遍通用性。

2.充分考虑了燃烧过程三个被调量的调节存在的相互影响，风煤比能够在静态和动态过程中保持一致；送、引风控制系统在逻辑控制系统的配合下运行的平稳性和安全性提高，炉膛负压波动减小，满足了运行的要求；在机组负荷不变时，锅炉燃烧稳定，各被调参数动态偏差显著减少，实现了锅炉的优化燃烧。

3.炉膛压力，在稳定工况下，为防止引风机入口调节挡板频繁动作，有利于机组安全运行。

传统的调节方案采用惯性组件来滤波，其缺点是增加了炉膛压力测量值的反应时间，使调节灵敏度降低本方案采用死区模块来改善调节性能。

参考文献

[1]任嘉谋.电厂锅炉风机选型的探讨[J].中国知网.2000

[2]陈梅娟.电站锅炉风机的调节方式和发展前景[M].上海：

华东电力试验研究院，2004：

10-13

[3]刘禾，白焰，李新利.火电厂热工自动控制技术及应用[M].北京：

中国电力出版社，2009：

155-157

三、凝汽器

3.1凝汽器

3.2凝汽器作用：

4、工作原理

4、凝汽器水位控制系统

4.1凝汽器水位控制系统的任务

4.2凝汽器水位控制系统

4.3单冲量控制系统

4.4系统原理

五、凝汽器水位自动控制 

5.1 凝汽器水位自动控制的目的 

5.2 控制原理 

六、系统总体方案图

七、凝结器水位控制系统组态图

7.1组态图

八、SAMA图

九、系统接线图

十、执行器的选择

10.1作用

10.2分类

10.3特点及应用

10.3.1电动执行器

10.3.2气动执行器

11、变送器的选择

11.1液位变送器类别 

11.2浮球式液位变送器

11.3浮筒式液位变送器    

11.4 静压液位变送器

十二、控制器的选择

十三、DCS系统设计

13.1电源部分 

13.2通信部分 

13.3 系统接地 

13.4 软件部分 

十四、PID控制原理

14.1模拟PID控制原理

14.1.1比例部分

14.1.2积分部分

14.1.3微分部分

十五、心得体会

十六、参考文献