机组介绍范文（精选4篇）
机组介绍 第1篇
一种新型的可再生能源, 风力发电具有环境友好、技术成熟、全球可行的特点, 并且具有超过20年的良好运行记录, 越来越被广泛认可, 国家十一五电力规划也明确提出了全面发展新能源的目标, 风力发电作为新能源的主力已得到业界广泛重视, 发展日趋迅速。
随着风电场的容量越来越大, 对系统的影响也越来越明显, 分析风电并网对系统的影响成为电网运行的必要课题。风电的随机性给发电和运行计划的制定都带来许多困难, 诸如风电场出力变化对系统频率的影响;风力发电功率及无功特性对系统电压的影响;风力发电对电网暂态稳定的影响;因此对电网某一接入点能够接纳风电的最大容量等内容都亟需深入研究。要进行机理的研究必须把握风力发电的机理, 本文通过对恒速恒频风力发电机组、变速恒频风力发电机组特性进行介绍, 以帮助从事电力系统分析工作者简单了解。
2 风力发电模型
2.1 恒速恒频风力发电机组模型
鼠笼异步风力发电机属恒速恒频风力发电系统, 其转子转速基本恒定, 并网后电机定子频率与电网一致, 且大多数鼠笼式风机设计为定桨距, 模型如图1所示。其基本环节包括:风能的吸收和转换装置——风力机, 起连接和传动作用的装置——轮毂、齿轮箱和传动轴, 能量转换装置——异步发电机。其能量转换过程是:风能→机械能→电能。
2.1.1 标幺值系统的选取
风电机组的数学模型可以分为电气部分和机械部分。电气部分模型和网络方程接口, 为了计算的方便, 应将各变量归算为系统统一基准值下的标幺值。机械部分模型中, 各参数及状态变量若采用有名值, 则其物理意义更加明确, 但在计算过程中不可避免的需要经常进行有名值与标幺值之间的转换。另外, 风电场中各种型号风力机的机械特性 (比如叶轮直径, 额定叶轮转速) 有所不同, 同一台风力机齿轮箱两侧高低速轴的额定转速的大小也不相同, 因此这里对机械模型中的各个变量也采用统一的标幺值系统。
2.1.2 风力机转矩模型
对于恒速风机来说, 不同出力时的转速变化很小, 实际投运的风电一般不配备桨距角调节功能, 因此可用三次函数拟合风速—功率曲线, 如式 (2-1) 所示。
其中, P为风力发电机叶轮输入机械功率, Pr为风电机额定功率, vr、vci和vco分别为风电机的额定风速、切入风速和切出风速。
2.1.3 传动部分模型
在电力系统机电暂态仿真中, 不需要详细建立机械部分传动机构各个环节的数学模型, 并可忽略传动部分的损耗。用一个一阶惯性环节来表示风能通过叶片到达发电机处做功的时滞。简化的传动部分模型如式 (2-2) 所示。
其中, Tae为风力机的输出转矩, Tm为输入到发电机的机械转矩, τh为传动部分的惯性时间常数。
2.1.4 异步发电机模型
异步发电机的等值电路如图2所示, 为考虑转子回路电磁暂态过程和转子机械运动暂态过程的数学模型。
异步发电机采用考虑转子暂态的三阶机电暂态模型, 如式 (2-3) 所示:
2.2 变速恒频风力发电机组模型
双反馈和直驱风力发电机属变速恒频风力发电系统, 其转子转速可以在较大范围内变化。双反馈风机并网后电机定子频率与电网一致, 转子通过变频器与电网相连。直驱风机一般采用多极永磁同步发电机, 定子通过变频器与电网相连。大多数变速恒频风机设计为变桨距, 模型如图3所示。其基本环节包括:风轮叶片、起连接和传动作用的装置、发电机、风电机控制系统。其能量转换过程是:风能→机械能→电能。
2.2.1 发电机模型
发电机/变频器模型如图4所示。
发电机/换流器模型是风力机和网络的接口。与传统的发电机模型不同, 模型中不包含发电机转子的机械状态变量, 这部分在风力机模型中描述。另外, 与传统发电机模型不同, 由于换流器的电气控制响应速度快, 简化了励磁系统动态。
发电机模型从系统中读取电压Vterm, 根据电气控制部分提供的控制变量E”qcmd、Ipcmd, 计算注入并网点的电流I。输入量为E”qcmd、Ipcmd和Vterm, 输出量为I。其中x”是发电机等效次暂态电抗。
2.2.2 控制系统模型
控制系统构成如图5所示。其中有功功率需求Pord由风力机模型提供。无功功率控制信号Qcmd由风电场管理系统 (Wind Park Management System, WPMS) 模型提供。
WPMS模型模拟整个风电场电压无功控制作用, 它监测某节点电压, 控制另一节电的电压 (叠加线路压降补偿) , 将这个电压与参考电压进行比较。调节器本身是一个PI控制器加上一阶惯性环节, 时间常数为Tv, Tv是考虑通信等相关环节的延迟以及稳定性的需要 (待高频分量衰减) 。测量延迟由Tr表示。增益系数是现场调节得到的, 其目的是为了改善系统性能, 如果需要的话可以在模型中进行调节。
励磁控制器模拟变流器/励磁系统。控制器监测发电机无功功率Qgen和端电压Vterm, 计算励磁电压和有功电流命令E"qcmd和IPcmd。为了调节Qgen为给定值, 对Vterm进行闭环控制。电压偏差通过一个比例积分环节得到电压命令信号E"qcmd。增益的大小决定了与电压控制环有关的有效时间常数。
机组介绍 第2篇
摘要：本文系统介绍了我国目前二氧化硫的污染现状以及湿法烟气脱硫技术的国内外发展现状与趋势，着重介绍了江苏苏源环保工程股份有限公司的OI2-WFGD火电厂大型发电机组烟气脱硫技术的研究内容、依托工程、技术创新点，初步预测了推广使用核心技术所带来的经济效益。关键词：OI2--WFGD、烟气脱硫、研发平台
1、FGD烟气脱硫技术国内外发展现状与趋势
FGD在发达国家经过数十年的开发运用，积累了丰富的经验，技术上也趋于成熟[3~4]。国内20世纪70年代就开始了烟气脱硫技术研究，但起点不高，仅进行了一些小型工业性试验，自行研制的脱硫设备主要应用于中小型锅炉，烟气脱硫装置也基本上是从除尘设备稍加改进演变而来。后通过引进国外技术和装备搞了几个示范工程，但我国火电厂在烟气脱硫项目引进过程中大多重硬件、轻软件，忽视技术的吸收和创新，导致我国至今仍无自主知识产权的大型火电厂FGD核心技术[5~6]。主要原因有：
（1）脱硫产业的市场需求量直到近几年才形成规模，研究开发起步晚、投入少；
（2）FGD变化因素多（工艺种类、烟气条件、环保要求、吸收剂供应、主机条件、排烟条件、现场条件、副产品及其利用等），需要量身定制，多参量大范围的优化，传统的粗放分散设计研究手段不能满足要求；
（3）FGD系统投资和运行消耗都很大，经济性很敏感，要求最大限度降低总费用，传统开发模式下的技术、经济的综合研究方法落后、能力不足；
（4）FGD工艺重点防腐、防堵、传质等的跨行业技术整合要求高，传统的部门条块分割、技术与经济分离等积弊妨碍了技术资源的整合。国内大型火电厂基本采用进口全套FGD设备或进口全套技术和FGD关键设备的方法。这些装置建成投产后运行效果良好，但同时也存
在建设投资大、运行费用高、不适应国情、缺乏继续改进发展的条件等问题，难于有效推广。此外，采用技术引进/支持的方法也需要支付高额的技术使用费，在工期、关键设备国产化等方面也受制于人。缺乏自己大型火电机组烟气脱硫的核心技术，没有成熟的自主FGD工艺包成为我国大面积实施烟气脱硫的心腹之痛。掌握烟气脱硫系统的核心技术，向用户提供整套烟气脱硫解决方案，实现技术自主、低投资、低消耗的烟气脱硫技术意义重大。
2、OI2-WFGD核心技术研究内容
苏源环保OI2--WFGD核心技术是我公司按引进技术与自主研发互补、工程实践积累与高科技研发互动的技术能力构造战略，以精准优化（Optimization）、个性化（Individuation）、集成化（Integration）为特点，利用当今计算技术飞速发展的契机，将其引入FGD技术的研发，走了一条以计算技术促进工艺技术创新的路，其研究过程、主要内容如下：
（1）建立基于现代设计技术的CAE/CAD/CFD、FGD仿真、工程数据采集及处理、关键点实验、项目管理等研发平台。
在项目执行时实施逆向工程、对实际FGD工程实施数模化，然后再以实际工程采集的大量工程数据、国情、行业特点和最新的技术发展对其进行模拟仿真、分析、优化。如系统配置、关键参数、核心理化过程、辅之以关键点实验，应用现代设计技术中的优化设计、可靠性工程、CAE/CFD、价值工程等技术建立WFGD工艺包。
（2）通过工程实证、细化、深化、发现问题、并行建立完善工程设计、EPC项目管理平台、完成构建FGD技术解决方案。建立一套完整的与国际先进的FGD技术同等的能反映中国特点和时代科技进步的FGD企业标准、准则和规范。
（3）以OI2-WFGD的工艺包为基础，根据多年积累的工程经验和系统认识，整合国内相关行业企业技术和能力资源，同时积极吸收世界技术的最新发展的成果，如计算技术、新材料、新工艺、新方法，以及研发人员的知识创新，实现新产品对现有产品的超越，同时形成一批专利，为吸收塔、搅拌器、除雾器、浆液喷嘴、石膏浆旋流器、废水旋流
器、石膏脱水机、特种浆液阀门以及大型管式GGH、吸收塔等核心设备的创新开发和替代进口奠定了基础。
（4）根据我国火电厂在地域分布、建设时间、可用吸收剂资源及其特性、燃煤煤质、烟气特性、脱硫副产品处理等方面的差异，以实际工程数据为软件包的标准数据，分析归纳典型火电厂特别是已建老厂的特点，建立FGD可利用资源（设备、材料、服务）数据库和组织管理优化平台，为OI2-WFGD核心技术在全国的推广运用创造条件。
3、OI2-WFGD核心技术的应用
苏源环保公司于2003年8月20日与太仓港环保发电有限公司签订了一、二期脱硫工程的总承包合同，承建2×135+2×300MW发电供热机组的烟气脱硫工程。工程采用公司自主研发的OI2-WFGD烟气脱硫技术，设计脱硫效率97%，保证脱硫效率95%。苏源环保公司负责烟气脱硫岛完整范围内的设计、设备采购、制造及现场制作、施工安装、调试、人员培训、现场技术服务、指导监督及整套系统的性能保证和售后服务等。
本工程脱硫装置包括：石灰石粉制备、储存和制浆系统、吸收剂储存和制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、电气系统及照明、热控及I&C系统、土建建筑、采暖通风及空调、供排水系统、通讯工程、消防及火灾报警等。在核心技术研发过程中，以该项工程为依托，扩大对国内、外FGD工程经验的采集范围，利用现代化统计、分析方法，争取以较小工程经验积累，制定出具有现代技术水平、科学、合理、具有广泛实用性的FGD标准、体系，建立科学工程实践经验收集反馈体制，进一步完善OI2-WFGD技术，以不断满足国家日趋严格的环保政策要求为着眼点，跟踪科技进步、紧扣电力发展的需求，发展性价比更高的烟气脱硫整体解决方案。
4、OI2-WFGD核心技术的特点
4.1 有较多的创新点
（1）利用数值分析、模拟、仿真技术，配合扬州电厂的工程试验数据的校正，辅以必要试验在计算分析结果的指导下较快的实现目标回
归，利用数模加工程数据校正快速回归加快积累并代替大型试验，解决了我国FGD研发中因缺乏经验积累和因财力所限无力建设大型试验台进行必要地研究，无法实现精确定量的精准设计达不到FGD系统要求的高度集约化的问题。
（2）开发核心工艺包，同时集成开发相应的计算机辅助设计、项目管理和网络协同等技术，在此基础上，整合电力、环保、化工、材料等行业的相关技术资源和FGD工程实施经验，将工艺包、工程设计、项目管理技术集成并行开发，增加针对性、实用性加快产业化速度。
（3）针对项目庞大、复杂、周期长、新技术运用多的特点从项目开始就利用现代项目管理技术对项目进行管理，引入科技研发项目的WBS制定、非关键路线上的风险预测等新概念。
4.2 技术水平先进
（1）起点标准高。课题高起点起步、高层面规划、高技术实施，其结果是技术成果在国外先进技术的基础上实现系统设计的优化能力更强、配置可靠性更高、装置造价更低、适应性更强、建设工期更短、更适应国情、更适应电力行业、与主体发电机匹配性更好，关键过程更精确。
（2）精度高，性能优异。本项新技术的研究深度、集成度、性能指标和适应性都达到了国内先进水平其中性能指标达到国际先进水平，适用性超过引进技术。
（3）功能强，实用性好。运用现代设计技术开发的以数字化设计为特征OI2-WFGD具有整套高度集成的系统优化能力，优、准、精是其特色，每个项目的实施方案均贯穿着精确定量优化，从而保证项目总性价比最优；高级CAD/CAE技术运用使OI2-WFGD可完全按用户实际要求，以量体裁衣的方式提供最适合其需求的FGD，特别适合老厂改造项目场地狭小条件多变情况；OI2-WFGD是针对火电厂脱硫的技术，融入了丰富的火电和对主机系统特点的深入研究，在OI2-WFGD开发时力求从底层将FGD系统与主机系统有机嵌合实现无缝连接高度集成，充分整合得用电厂主机系统资源、简化运行维护使之成为最适合电厂、最易于运行的FGD；以向用户提供以工程EPC（设计、采购、建设、调试）总承包为主要方式的整套烟气脱硫解决方案为目标，建立依据现代项目管理理论运用主流项目管理软件集成的项目管理和网络协同工作平台，能很
好地适应现代技术设计的动态、并行工作的特点和EPC工程集约化管理的要求，可提供工程服务的质量。
5、经济效益
目前，我国的FGD项目建设普遍采用的是使用国外FGD技术。具体做法有两种：一种方法是引进甚至在一定的时间、范围内买断技术使用权，采用此方法一般先期要付出较高的技术转让费加以后在一定数量的实施项目中按项目合同额的约3%支付的技术使用费等，其中技术转让费的数额在数千万至数亿人民币之间不等。另一种方法是项目合作，即在具体项目上由国内工程公司与国外著名的FGD公司进行合作，一般是由外商提供技术支持和FGD装置性能保证，费用可达项目总费用的10%或更高，可见无论是用哪种方法使用国外FGD核心技术的费用是高昂的。具有自主知识产权的OI2-WFGD烟气脱硫核心技术作为国外FGD技术的替代，推广使用可以降低约10%的总投资。
目前，FGD装置的设备大部分已实现国产化，但仍有部分设备需要进口且大部分集中在以吸收塔为中心的核心区域，一般占系统总投资的20%到30%，如2×135MW机组烟气脱硫装置的进口部分费用高达4千多万元(合同总价1.24亿元)，可见其费用之高昂。经测算，若实现国产后可节约费用50%以上，根据分析我们认为这部分设备难以国产化虽有多方面的原因，但主要原因是外商把持着被俗称为工艺包的工艺设计技术，国产设备很难进入其设计软件的数据库。拥有自主开发的工艺包以后可以从根本上解决这个问题，另一方面OI2-WFGD技术的研发平台CAD/CAE/CFD功能强大，是FGD装置关键设备国产化开发的利器，推广使用本技术后因实现了核心部件国产化，投资费用可降低10%至15%。
6、结论
烟气脱硫技术开发研究是一个大课题，涉及范围广、影响因素多、研发周期长，长期处于国外垄断状态。随着我国燃煤电厂烟气脱硫市场的急剧扩张和科学技术水平的不断提高，开发具有自主知识产权的烟气脱硫核心技术不仅可行，而且十分必要。可以预见，苏源环保公司
OI2-WFGD核心技术的开发成功将彻底地打破国外在成套技术和关键设备方面的垄断状态，同时也将推动我国的可持续发展战略的顺利实施。参考文献：
1.国家环保局，“1999年中国环境状况公报”，2000
2.国家环保局，“中国环境年鉴”，2000
3.陈里，国外烟气脱硫脱硝技术开发近况，化工环保，No.3，1997，p：145~148
4.池若德，德国火电厂新技术简介，山东电力技术，1999(1)，p：77~81
5.韩笑钊等，烟道气脱硫概述，安徽化工，1995，No.5，p：40~43
机组介绍 第3篇
某电厂安装有哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界600MW汽轮发电机组, 型号为N600-16.7/538/538。机组运行以来, 一直存在机组热耗高于设计值、漏汽较严重等问题, 导致5~8段抽汽口蒸汽泄漏, 抽汽温度超过设计值, 严重制约了机组的安全性和经济性。为此, 本文针对该型机组特点及现象, 提出并实施了改造方案。
1 原因分析
经过分析, 机组产生热耗高、抽汽超温的原因有如下几点:
1) 原机高、中压进汽短管与内缸的连接原设计采用有缺口的弹力密封圈保证机组膨胀时严密不漏。但由于弹力密封圈长期在高温条件下运行后易发生变形, 同时由于自身结构有缺口, 再加上安装过程产生裂纹损坏等问题, 很难实现理想的密封效果, 从而导致漏汽损失严重。
2) 由于结构的复杂性, 低压缸在运行中, 尤其是低压内缸存在较大的“不均匀”的内部温度场, 致使1号内缸中分面变形, 低压进汽没有进入通流部分去作功, 而是漏入5、6段抽汽夹层, 使5、6段抽汽温度升高。
3) 汽封结构不合理。
4) 低压通流部分的间隙不合理, 易使5、6段抽汽发生漏汽。
5) 低压部分叶片级效率相对较低。
2 改造方案
针对以上原因, 经过优化设计, 确定了如下处理方案:
2.1 对高压、中压进汽插管的密封形式实施改进
将原进汽结构中的进汽插管密封形式由活塞环式结构改为叠片式结构。内环在自由状态时的装配与进汽插管相配, 外环和内环之间留有径向间隙, 工作时依靠内外压差产生的径向力和轴向力, 使外环槽端面和内环与接管贴紧, 可减少原结构的蒸汽泄漏。
2.2 采用新的低压缸模块
采用哈汽公司600MW超临界内缸模块, 即把原来1、2号内缸合为1缸, 从而根本上解决了低压进汽未经通流部分直接漏入5、6段抽汽腔室的问题。600MW超临界内缸模块有如下特点:1) 由整体大面积漏汽到局部小面积漏汽;2) 改进后整体水平中分面的接触面积减少;3) 改进后隔板套水平中分面已经基本不漏汽;4) 改进后隔板套密封键处密封效果提高近400%, 此处漏汽量大大减少;5) 改进后漏入5、6段抽腔室的汽量极大减少。
2.3 叶片改进设计
1) 新设计变截面扭曲的气动性能好的中压、低压动叶片、高压各反动级叶片型线;动叶围带内拉筋被取消, 中、低压动叶中间体和自带围带由斜改直;
2) 高中压隔板导叶片改进后为自带菱形叶冠的结构, 导叶片采用先进的数控机床加工, 加工后导叶片精度高, 导叶片装焊时变形量相对较小且变形量值相对稳定, 因此改进后的导叶片较易保证通流的精度及喉宽, 如图1所示;
3) 低压末级隔板导叶片采用弯扭加前掠结构, 低压前五级隔板导叶片改为装配式;
4) 低压次末级动叶改为自带冠形式。
2.4 汽封结构改进
1) 高中压部分动叶顶部汽封采用了密封效果好的迷宫式汽封, 并且在汽封圈上增加子汽封供汽槽, 保证了弹性汽封的汽密性, 提高了机组效率, 如图2所示。
2) 低压末级、次末级动叶顶部改进后加三道直通式汽封, 低压末级、次末级动叶顶部间隙由10.5 mm改为7.5 mm, 可减少漏汽量, 提高级效率。如图3所示。
3) 低压末级隔板汽封采用悬挂式低直径汽封, 汽封直径降低, 减小了漏汽面积, 提高了末级效率。
2.5 对低压缸汽封间隙进行调整
按照哈汽厂提供的新的通流间隙对高中低压缸动叶叶顶、隔板汽封间隙、端部汽封间隙进行调整。
3 改造后效果分析
根据改造后热力试验报告计算, 机组热耗下降约13.24g/ (k W·h) , 年可节约资金1600万元, 可见机组改造后的节能效果和经济效益都较改造前有了明显的改善。
4 结语
机组通过抽汽插管、低压缸、隔板、叶片改造后, 解决了机组一直存在的热耗高和低压缸5、6段抽汽口超温等问题, 消除了设备运行中存在的不安全隐患, 使机组的运行更加安全、可靠, 并且大大提高了机组的经济效益。
摘要：针对国产600MW亚临界汽轮机组普遍存在的热耗高、低压缸5、6段抽汽温度超标等现象, 提出了改进进汽插管密封形式、低压内缸模块改进等通流改造方案。该方案实施后, 可有效降低机组整体热耗, 减少抽汽超温现象。
关键词：汽轮机,通流改造,技术方案
参考文献
[1]靳智平.电厂汽轮机原理及系统[M].北京:中国电力出版社, 2006.
[2]李少华, 姚亮, 宋东辉, 等.汽轮机缸效率和热耗值之间关系的分析研究[J].黑龙江电力, 2012 (2) :89.
机组介绍 第4篇
关键词：汽动给水泵,润滑油冷却系统,PLC改造
1 某电厂汽动给水泵润滑油冷却系统的介绍
某电厂一期2×350MW机组, 由两台汽动给水泵、一台电动调速给水泵负责给水系统的供水及调节任务。
其中, 为提高热经济性能, 机组正常运行时, 由汽轮机抽汽机驱动汽动给水泵, 两台汽动给水泵调整给水流量控制汽包水位, 电泵为热备用状态, 但在机组启停过程中以及紧急工况下, 使用电动给水泵调整给水, 使汽包水位维持在正常范围之内。所以汽动给水泵是发电机组极其重要的辅助设备。汽动给水泵的润滑油系统则用来完成轴承及盘车装置的润滑。
汽动给水泵的润滑油冷油器负责将不断循环工作的润滑油冷却, 并精确控制油温, 将汽泵轴承润滑油的进油温度控制在36℃~42℃之间, 为汽动给水泵提供符合热力系统要求的润滑油。
它的工作流程如图1所示。
2 汽动给水泵润滑油冷却系统原控制系统功能介绍以及存在的问题分析
2.1 原控制系统的控制功能
某电厂汽动给水泵的润滑油冷却调整回路, 采用KF系列的基地式气动温度指示调节仪, 此仪表具有测量、显示和调节功能, 缺点是一般只可以对单个被调参数构成调节回路且控制精度相对较低, 优点是可以直接在生产现场通过自成一体的小回路进行就地调节, 无需通过远距离传输送入DCS集散控制站进行控制, 所以又叫做“基地式”仪表。气动基地式仪表具有防尘、防水、防寒、防爆、不受电磁场、射线的干扰, 产品结构牢靠, 维护简便等优点, 所以, 在大型的生产装置中 (如300MW、600MW火力发电机组) 对单冲量的简单自动调节系统中曾大量的采用此种基地式调节仪表。
KF系列仪表的工作原理如图2所示:
2.2 原基地式控制系统存在的问题
从上图的调节原理图中, 我们可以看出, 站在理论的角度和理想的高度, 基地式调节仪表可以达到想要的控制结果, 但其纯机械式的调节装置, 带来了两个方面的调节误差:一是从测量到输出每级机械装置的误差叠加导致误差累计放大;二是机械装置随着使用年限的增加必然存在不同程度的磨损, 这种磨损或是传导元件的密封效果下降也会直接导致调节精度逐步下降。
从我厂近几年的对此类调节仪表的调节精度的统计结果, 也如实的印证了这一点。从2006年开始我厂基地式调节仪表逐步、逐个的出现了调节作用滞后、波动、甚至恶化到大幅振荡等多种现象, 虽然热工人员频繁对其进行参数整定、回路检修等处理但收效甚微。尤其是一些重要的调节回路如:汽泵的润滑油冷却调整回路等, 调节效果变差之后长期运行会对设备本身以及机组的节能效果带来诸多不良影响。
3 汽动给水泵润滑油冷却控制系统的升级改造方案
经过对多种控制方案:如PLC控制方式、DCS控制方式等的研究考证之后, 最终确定升级为控制水平更为稳定、快速、精准的DCS控制方式, 其控制精度能达到1%以内。
某电厂对一期两台机组的四个汽动给水泵润滑油冷却控制回路先后进行了升级改造, 此次改造在保证实现原有功能的基础上, 还增设了冗余监测和报警功能。
具体改造方案如下:
1) DCS系统增设输入输出通道。
2) 在工程师站组态温度控制回路。
a.根据运行规程要求所实现的功能以及就地设备的实际状况, 设计PID调节回路。小组成员讨论后认为开环控制回路完全能满足单冲量系统的控制精度, 所以调门位返信号只做入CRT画面供运行人员监视, 而不参与调节。
b.组态完成后的温度PID控制回路, 其控制工作原理图如下:
c.工作过程 (如:图3所示) 按照热力系统要求汽泵冷油器出口油温设定值为40℃ (设定算法块SG321中设置为40℃) , 首先将就地热电偶测回的实际出口油温与设定值进行比较, (通过减法器△322) 计算出的温度偏差值△t, 然后将△t送入综合PID运算回路进行调节运算, 计算出对应的冷油器调整门的开度, 最后通过输出回路将运算出的指令送到就地冷油器调门上。
其中有两点需要注意:一是PID运算电路采用串、并联混合连接方式, 这种方式可消除PID参数间的相互干扰, 保证调节精度。二是在此回路中我们还准备了后备软手操, 即当控制方式切手动时, 由运行人员手动给定指令调节调门开度。
3) 就地改造的主要任务是更换调门定位器的类型 (气/气定位器更换为电/气定位器) , 这样使调门实现了接收DCS送来 (4~20m A) 电流信号的功能。
改造后的汽动给水泵润滑油冷却控制系统可实现如下功能:
a.实现DCS对润滑油温的精确控制;
b.实现进出口油温的远方实时监测;
c.控制回路故障时, 控制方式自动切手动;
d.实现故障监测和故障记录查询功能和温度测点报警功能。
由基地式控制方式改造为DCS控制方式之后, 我们经过一年多的跟踪观察和记录, 已经充分肯定了汽动给水泵润滑油冷却系统DCS控制方式的优良性能, 控制水平更精准、控制功能完备, 维护起来更方便快捷, 为我厂接下来同类系统及设备的改造提供方向和经验。
参考文献
[1]王常力, 廖道文主编.集散型控制系统的设计与应用.