Ⅰ 说出火电厂发电的全部流程
简单点说，
锅炉：烧煤，加热水使水形成有压力的蒸汽。
汽轮机：蒸汽送到汽轮机里，由于压力的作用，带动汽轮机转动。
汽轮发电机：与汽轮机相连， 汽轮机被蒸汽带动后，便同时带动了后面的汽轮发电机。
汽轮发电机转动的部分（转子），与外面固定部分（定子），在转动的作用下产生电磁作用，从而，定子产生感应电流，输送到电网。
火力发电（thermal power，thermoelectricity power generation）利用煤、石油、天然气等固体、液体、气体燃料燃烧时产生的热能，通过发电动力装置（包括电厂锅炉、汽轮机和发电机及其辅助装置）转换成电能的一种发电方式。在所有发电方式中，火力发电是历史最久的，也是最重要的一种。由于地球上化石燃料的短缺，人类正尽力开发核能发电、核聚变发电以及高效率的太阳能发电等，以求最终解决人类社会面临的能源问题。最早的火力发电是1875年在巴黎北火车站的火电厂实现的。随着发电机、汽轮机制造技术的完善，输变电技术的改进，特别是电力系统的出现以及社会电气化对电能的需求，20世纪30年代以后，火力发电进入大发展的时期。火力发电机组的容量由200兆瓦级提高到300～600兆瓦级（50年代中期），到1973年，最大的火电机组达1300兆瓦。大机组、大电厂使火力发电的热效率大为提高，每千瓦的建设投资和发电成本也不断降低。到80年代后期，世界最大火电厂是日本的鹿儿岛火电厂，容量为4400兆瓦。但机组过大又带来可靠性、可用率的降低，因而到90年代初，火力发电单机容量稳定在300～700兆瓦。
火力发电按其作用分单纯供电的和既发电又供热的。按原动机分汽轮机发电、燃气轮机发电、柴油机发电。按所用燃料分，主要有燃煤发电、燃油发电、燃气发电。为提高综合经济效益，火力发电应尽量靠近燃料基地进行。在大城市和工业区则应实施热电联供。
火力发电系统主要由燃烧系统（以锅炉为核心）、汽水系统（主要由各类泵、给水加热器、凝汽器、管道、水冷壁等组成）、电气系统（以汽轮发电机、主变压器等为主）、控制系统等组成。前二者产生高温高压蒸汽；电气系统实现由热能、机械能到电能的转变；控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。
火力发电的重要问题是提高热效率，办法是提高锅炉的参数（蒸汽的压强和温度）。90年代，世界最好的火电厂能把40％左右的热能转换为电能；大型供热电厂的热能利用率也只能达到60％～70％。此外，火力发电大量燃煤、燃油，造成环境污染，也成为日益引人关注的问题。
简单的说就是利用燃料（煤）发热，加热水，形成高温高压过热蒸汽，推动气轮机旋转，带动发电机转子（电磁场）旋转，定子线圈切割磁力线，发出电能，再利用升压变压器，升到系统电压，与系统并网，向外输送电能。
Ⅱ 除氧器补水调节阀正常运行时反馈短暂消失后又恢复正常原因分析
有两种可能：
1.检查接线端子是否有氧化和接触不良的现象？
2.调节阀的电路板短时出现无反馈，也有可能是环境温度太高导致反馈电路板暂时性失效，温度下降又恢复正常。
Ⅲ 压水堆核电站的工作原理是什么
压水堆核电站
压水堆核电站的一回路系统与二回路系统完全隔开，它是一个密闭的循环系统。该核电站的原理流程为：主泵将高压冷却剂送入反应堆，一般冷却剂保持在120～160个大气压。在高压情况下，冷却剂的温度即使300℃多也不会汽化。冷却剂把核燃料放出的热能带出反应堆，并进入蒸汽发生器，通过数以千计的传热管，把热量传给管外的二回路水，使水沸腾产生蒸汽；冷却剂流经蒸汽发生器后，再由主泵送入反应堆，这样来回循环，不断地把反应堆中的热量带出并转换产生蒸汽。从蒸汽发生器出来的高温高压蒸汽，推动汽轮发电机组发电。做过功的废汽在冷凝器中凝结成水，再由凝结给水泵送入加热器，重新加热后送回蒸汽发生器。这就是二回路循环系统。
压水堆由压力容器和堆芯两部分组成。压力容器是一个密封的、又厚又重的、高达数十米的圆筒形大钢壳，所用的钢材耐高温高压、耐腐蚀，用来推动汽轮机转动的高温高压蒸汽就在这里产生的。在容器的顶部设置有控制棒驱动机构，用以驱动控制棒在堆芯内上下移动。
堆芯是反应堆的心脏，装在压力容器中间。它是燃料组件构成的。正如锅炉烧的煤块一样，燃料芯块是核电站“原子锅炉”燃烧的基本单元。这种芯块是由二氧化铀烧结而成的，含有2～4%的铀－235，呈小圆柱形，直径为9.3毫米。把这种芯块装在两端密封的锆合金包壳管中，成为一根长约4米、直径约10毫米的燃料元件棒。把
200多根燃料棒按正方形排列，用定位格架固定，组成燃料组件。每个堆芯一般由121个到193个组件组成。这样，一座压水堆所需燃料棒几万根，二氧化铀芯块1千多万块堆芯。此外，这种反应堆的堆芯还有控制棒和含硼的冷却水（冷却剂）。控制棒用银铟镉材料制成，外面套有不锈钢包壳，可以吸收反应堆中的中子，它的粗细与燃料棒差不多。把多根控制棒组成棒束型，用来控制反应堆核反应的快慢。如果反应堆发生故障，立即把足够多的控制棒插入堆芯，在很短时间内反应堆就会停止工作，这就保证了反应堆运行的安全。
以下内容来自：《教学参考资料》初中物理第二册
压水堆是目前比较广泛采用的核反应堆。其特征是水在堆芯内不沸腾，因此水必须保持在高压状态。图9－10是压水堆核电站的流程示意图。燃料用的是二氧化铀陶瓷块，这样的铀芯块本身就起防止放射性物质外逸的作用，即构成了第一道安全屏障。把这些小的铀块重叠在高3米，外径9．5毫米，厚0．57毫米的锆合金管内封闭，即成为燃料元件棒，即铀棒。锆合金管也能防止放射性物质逸出，故构成第二道安全屏障。每200多根铀棒，排列成横17排，纵17排的燃料元件。如果堆内有100多个这样的燃料元件，即可成为90万千瓦的压水堆核电站。整个堆芯放在内径为4米，高为13米，厚为0．2米的压力壳内。壳内压强为155个大气压。可把水加热到330℃以上。温度升高了的水进入蒸汽发生器内，器内有很多细管，细管中的水接收热量变成蒸汽进入蒸汽轮机发电。
Ⅳ 高压变频器的控制电路总图
高压变频器在龙山电厂凝结泵变频改造应用
摘要：为了降低厂用电率和提高系统自动化水平,龙山发电厂在#1号机组凝结水泵的控制系统中加装了高压变频装置。本文介绍了高压变频器理论上的节能效果,并总结了凝结水泵电机控制采用变频装置的优势。
关键词：高压变频器；凝结水泵；调速；节能。
概述：
国电龙山电厂是由中国国电集团公司和河北省建设投资公司共同投资建设的大型火力发电企业，一期工程建设2×600MW国产亚临界燃煤直接空冷机组。
机组中凝结泵变频改造前运行中存在的问题：1、凝汽器内的水位调整是通过改变凝结泵出口阀门的开度进行的，调节线性度差，大量能量在阀门上损耗。2、由于频繁的对阀门进行操作，导致阀门的可靠性下降，影响机组的稳定运行。3、汽水系统设计参数偏大，使凝结泵的出口压力偏大，流量偏高；4、凝结泵出口压力偏大， 超出了化学精处理系统的压力， 对化学设备造成一些损害；5、凝升泵压力、流量偏高， 对加热器系统造成一定损害， 同时给除氧器水位的调整带来一定困难。6、泵用电机启动电流大，不仅对同一母线上的电机或其他设备正常工作造成极大的影响，而且对电机本身冲击应力很大，轴承应力加大，同时对电机绝缘造成损伤，电机寿命缩短。因此综合以上多个角度，对凝结泵进行变频调速改造是相当必要的。现对#1机组凝结泵电动机安装高压变频器调速装置，凝结泵电动机型号及其参数如下表：
龙山电厂结合自身电机参数以及我公司产品优势，选用我公司型号SH-HVF-Y10K/2900高压变频调速装置。
1、凝结泵的工作流程
图1 凝结水系统的工作流程
凝结水系统如图1所示。从混合式凝汽器来的水97％-98％返回空冷塔，2％-3％参加热力循环。凝结泵吸取凝汽器的水升压后经过化学精处理， 经过低压加热器到除氧器， 除氧器除氧后进入给水泵升压， 再经高压加热器到锅炉， 最后经省煤器进入汽包， 从而完成热力循环。维持凝结泵连续、稳定运行是保持电厂安全、经济生产地一个重要方面。当机组负荷升高时，凝结水量增加，凝汽器内的水位相应上升。当机组负荷降低时，凝汽器内水位相应降低。在正常运行状态下，凝汽器内的水位不能过高或过低。监视、调整凝汽器内的水位是凝结泵运行中的一项主要工作。龙山电厂所需凝结泵电机为10kV/2300kW的电机，每台机组配备二台凝结泵，一台变频运行，一台工频备用。
2、变频调速改造的凝结泵电气接线图
图2 凝结泵电机及其备用泵电机主电路接线图
从主回路改造方案看出：对两台凝结泵的一台进行变频改造，另一台工频备用。当变频器发生故障时，解决方案一，通过旁路柜将#1凝结泵连接到工频运行。方案二，工频启动运行#2凝结泵，停止运行#1凝结泵。当#1号凝结泵发生故障时，解决方案是直接工频启动运行#2凝结泵。以上冗余备用保证了整个电厂生产正常。当故障设备恢复后，变频启动运行#1凝结泵，然后停止运行#2凝结泵。
对于变频调速的#1凝结泵，高压电源经用户开关柜高压开关QF1到刀闸柜，经输入刀闸QS1到高压变频装置，变频装置输出经出线刀闸QS2送至电动机；10kV电源还可经旁路刀闸QS3直接起动电动机。进出线刀闸QS2和旁路刀闸QS3的作用是：一旦变频装置出现故障，即可马上断开进出线刀闸QS2，将变频装置隔离，手动合旁路刀闸QS3，在工频电源下启动电机运行。QF1保留用户原断路器，QS1、QS2、QS3安装在一个刀闸柜中与变频装置配套供货。QS2与QS3之间通过机械闭锁，防止误操作。
3、变频调速改造的直接经济效益和间接投资效益分析
（1）节能
异步感应电动机的转速n与电压频率f、转差率s、电机极对数p三个参数有如下关系:n=60f（1-s）/p。改变电压频率f可以改变电动机转速。由于凝结泵对转速精度要求不是非常高,在异步感应电动机的设计制造完成后,在带负载运行过程中由于负载变化,转差率会略有变化,但变化极小，因此可以近似认为电机转速与变频器输出电压频率成线性关系。所以将频率不变的工网电压变换为不同的频率电压时，电机转速也会随之改变。
图3 水泵类负载工作特性曲线
在进行变频调速改造前，凝结泵电机始终处于100%工作负荷状态下，调节凝结器和除氧器中的水位即凝结泵的出水量完全依赖调节出口阀门开度改变管路的阻力来实现。当水量减小时，电机功率并没有明显下降。如图所示，当需要减小流量时，减小阀门开度，凝结泵工作点从A点移到D点，忽略泵机和电机效率变化，电机功率变化不明显。当采用变频调速后，节能效果是明显的
（2）减少电机启动时的电流冲击
电机直接启动时的最大启动电流为额定电流的7倍；星角启动为4.5倍；电机软启动器也要达到2.5倍。观察变频器起动的负荷曲线，可以发现它启动时基本没有冲击，电流从零开始，仅是随着转速增加而上升，不管怎样都不会超过额定电流。因此凝泵变频运行解决了电机启动时的大电流冲击问题，消除了大启动电流对电机、传动系统和主机的冲击应力，大大降低日常的维护保养费用。
（3）延长设备寿命
使用变频器可使电机转速变化沿凝泵的加减速特性曲线变化，没有应力负载作用于轴承上，延长了轴承的寿命。同时有关数据说明，机械寿命与转速的倒数成正比，降低凝泵转速可成倍地提高凝泵寿命，凝泵使用费用自然就降低了。
（4）降低噪音
凝结泵改用变频器后，降低水泵转速运行的同时，噪音大幅度地降低，当转速降低50%时，噪音可减少十几个绝对分贝。同时消除了停车和启动时的打滑和尖啸声，克服了由于调门线性度不好，调节品质差，引起管道锤击和共振，造成给水系统上水管道强烈震动的缺陷，凝结泵变频运行后，噪音、振动都大为减少，变化相当可观。
（5）其他许多变频调速改造前存在的问题都得到合理的解决。
如使用阀门调节少了，精度提高了。出口的压力变小，对精处理过程的化学设备影响小了等等。
总之，大型汽轮发电机组凝泵推广使用变频调速器，可以大幅度降低厂用电率，减少发电成本，提高竞价上网的竞争能力。
4、我公司变频调速装置的优势
4.1功率单元机械式旁路
为了保证变频器和现场设备的正常运行，SH-HVF系列高压变频器为用户提供了功率单元机械旁路功能，当单元故障时，可自动将输出清除并同时触发旁路单元将其旁路，使其不影响整个系统的正常工作，使整个系统由原来的串联可靠性结构变成为并联可靠性结构。传统的功率单元电子式旁路设计采用可控硅或IGBT等旁路方式，其设计与功率单元采用一体化设计，其电子旁路能否动作取决于功率单元的故障状态；而我公司功率单元机械式旁路采用机械式接触器方式，并且专门为其设计了一套功率单元旁路控制系统，一旦功率单元故障，不管故障多么严重，旁路系统均能正确安全的旁路。
4.2变频器带故障运行方式
当有功率单元故障时，变频器可通过线电压自动均衡技术，输出最大的功率而不至于跳机影响生产，用户可以根据设备的报警自行确定停机维修时间。
4.3风机选用进口设备
我公司高压变频器冷却风机采用原装进口EBM风机，其平均无故障连续运行时间大于100000小时。
4.4谐波指标
输出电流谐波失真<2%；变频调速系统产生的谐波满足并高于中国“GB/T 14549 电能质量 公用电网谐波”及“IEEE519”国际标准的规定。变频装置考虑将对电网谐波影响减至最小的措施包括：a、移相变压器；b、单元串联技术；c、优化的PWM算法；d、多脉冲整流技术
4.5线电压自动均衡技术
变频器某相有单元故障后，为了使线电压平衡，传统的处理方法是将另外两相的电压也降至与故障相相同的电压，而线电压自动均衡技术通过调整相与相之间的夹角，在相电压输出最大且不相等的前提下保证最大的线电压均衡输出。
4.6控制部分双电源切换
变频器控制回路采用双电源切换技术并配置UPS电源，双电源一路来源于用户电源，一路来源于变频器内隔离变压器二次输出绕组，其中任意一单元掉电自动切换至另一回路，切换时间约为40ms，切换过程中的电源保证由UPS提供，UPS提供掉电60分钟输出。
Ⅳ 可以用两个dcs数字电路实验系统来完成一个实验吗
分散控制系统(DCS)介绍 文章出处:-本站会员 发布时间:2006-02-16 一、系统概况: 1. DCS系统的特点 DCS系统也称分布式控制系统，其实质是计算机技术对生产过程进行集中监视、操作、管理和分散控制的一捉新型控制技术。其功能特点是:通用性强、系统组态灵活、控制功能完善、数据处理方便、显示操作集中、人机界面友好、安装简单规范化、调试方便、运行安全可靠等。 2. 分散控制系统的构成 作为一种纵向分层和横向分散的大型综合控制系统，它以多层计算机网络为依托，将分布在全厂范围内的各种控制设备的数据处理设备连接在一起，实现各部分信息的共享的协调工作，共同完成控制、管理及决策功能。 1) 其硬件设备由管理操作应用工作站、现场控制站和通信网络组成。 管理操作应用工作站包括工程师站、操作员站、历史数据站等各种功能服务站。 A. 工程师站提供技术人员生成控制系统的人机接口，主要用于系统组态和维护，技术人员也可以通过工程师站对应用系统进行监视。 B. 操作员总理提供技术人员与系统数据库的人机交互界面，用于监视可以完成数据的状态值显示和操作员对数据点的操作。 C. 历史站保存整个系统的历史数据，供组态软件实现历史趋势显示、报表打印和事故追忆等功能。 现场控制站用于现场信号的采集处理，控制策略的实现，并具有可靠的冗余保证、网络通信功能。 通信网络连接分散控制系统的各个分布部分，完成数据、指令及其它信息的传递。为保证DCS可靠性，电源、通信网络、过程控制站都采用冗余配置。 2) 分散控制系统的软件是由实时多任务操作系统、数据库管理系统、数据通信软件、组态软件和各种应用软件组成。 3) 分散控制系统在结构上采用模块化设计方法，通过灵活组态，合理的配置，可以实现火电机组的模似量控制系统(MCS)、数据采集系统(DAS)、锅炉燃烧控制和炉膛安全系统(FSSS)、顺序控制系统(SCS)等功能。 3. 名词术语解释 DCS分散控制系统指控制功能分散、风险分散、操作显示集中、采用分布式结构的智能网络控制系统。 DAS数据采集系统指采用数字计算机控制系统对工艺系统和设备的运行参数、状态进行检测，对检测结果进行处理、记录、显示和报警，对机组的运行情况进行运算分析，并提出运行指导的监视系统。 MCS模拟量控制系统指通过控制变量自动完成被控制变量调节的回路。 CCS协调控制系统指将锅炉-汽轮发电机组作为一个整体进行控制，通过控制回路协调锅炉汽轮机在自动状态下运行给锅炉、汽轮机的自动控制系统发出指令，以适应负荷变化的需要，尽最大可能发挥机组的调频、调峰的能力，它直接作用的执行级是锅炉燃料控制系统和汽轮机控制系统。 SCS顺序控制系统指对火电机组的辅机及辅助系统，按照运行规律规定的顺序(输入信号条件顺序、动作顺序或时间顺序)实现启动或停止过程的自动控制系统。 FSSS炉膛安全监控系统指对锅炉点火和油枪进行程序自动控制，防止锅炉炉膛由于燃烧熄火、过压等原因引起炉膛爆炸(内爆或外爆)而采取的监视和控制措施的自动系统。其包括燃烧器控制系统BCS和炉膛安全系统FSS。 AGC自动发电控制，根据电网对各电厂负荷要求对机组发电功率由电网调度进行自动控制的系统。 MFT总燃料跳闸指保护信号指令动作或由人工操作后，快速切断进入炉膛的所有燃料而采取的措施。 DEH汽轮机数字式电液控制系统，是按电气原理设计的敏感元件、数字电路以及按液压原理设计的放大元件和液压伺服机构构成的汽轮机控制系统。 ATC或ATSC汽轮机自启动，根据汽轮机的运行参数和热应力计算，使汽轮机从盘车开始直到带初负荷按程序实现自启动。 OPC超速保护控制功能，是一种抑制超速的控制功能，常见有以下两种: i.当汽轮机转速达到额定转速的103%时，自动关闭中、高压调节汽门;当转速恢复正常时，开户这些汽门以维持额定转速。 ii.当汽轮机转速出现加速度时，发出超驰指令，关闭高、中压调速汽门;当加速度为0时由正常转速控制回路维持正常转速。 BPC旁路控制系统，是汽轮机旁路系统的自动投入和旁路系统蒸汽压力、温度等自动控制系统的总称。 ETS汽轮机的紧急跳闸系统，是在汽轮机的运行过程中，机组重要参数越线等异常工况下，实现紧急停止汽轮机运行的控制系统。 MEH给水泵电液调节系统，是采用微型计算机控制和液压执行机构实现控制逻辑，驱动给水泵汽轮机的控制系统。 UPS不间断电源 RB辅机故障减负荷，是针对机组主要辅机故障采取的控制措施，即当主要辅机(如给水泵、送风机、引风机)发生故障机组不能带满负荷时，快速降低机组负荷的一种措施。 4. 分散控制系统的运行维护的主要内容 包括系统在投运前应做好必要项目的检查，检查合格且一切准备就绪后系统上电，按照相关步骤启动系统，并验收系统各部分正常后，投入在线运行。系统正常运行后，做好日常维护工作，发现问题及时查明原因解决处理，并根据热控系统的运行工况决定热控设备的投入与退出。 5. 分散控制系统常见故障 1) 通信网络类故障，主要有节点总线故障、就地总线故障、地址标识的错误。 2) 硬件故障，主要有人机接口故障、过程通道故障。 3) 人为故障，在系统维护或故障处理时的误操作现象。 4) 电源故障 5) SOE工作不正常 6) 干扰造成的故障。主要有系统的接地情况、电源质量、过程控制处理机主/备处理机之间的切换、大功率无线通信设备等。 6. 分散控制系统的试验 1) 模拟量控制系统扰动试验 投入运行的模拟量控制系统应定期进行扰动试验，其分为内扰和外扰试验。 A. 内扰试验(包括定值扰动):要求在70%负荷进行，扰动量为被调介质满量程的10% B. 外扰试验(负荷扰动):机组负荷在70%以上时可进行负荷扰动试验，负荷变化按快、中、慢三种工况进行。 主要的试验有: 机组燃料调节系统(BCS)扰动试验 条件:A 汽包水位调整到合适位置，负荷保持不变 B 炉膛负压调节系统和送风量调节系统处于自动状态 C 稳定工况下，主汽压力应保持在给定值的±0.2MPa范围内 D 给粉机运行正常，将中层给粉机投入自动调节手动给粉机的转速在450~500 rpm左右 E 试验时应有司炉和工作负责人以上岗位进行操作 F 主控班技术员、生产部专工、热工专工、炉运专工现场监护指导 改变主汽压力定值扰动试验 条件同上 机组送风调节系统AFSC扰动试验 条件:A汽包水位调整到合适位置，负荷保持不变 B 氧量及风量变送器指示准确 C 炉膛负压调节系统在自动状态 D 送风机挡板有一定的调节余量 E稳定工况下，主汽压力应保持在给定值的±0.2MPa范围内 F 试验时应有司炉和工作负责人以上岗位进行操作 G 主控班技术员、生产部专工、热工专工、炉运专工现场监护指导 机组协调控制系统CCS扰动试验 条件:A 汽包水位调整到合适位置，负荷保持不变 B 炉膛负压调节系统、燃料调节系统和送风量调节系统处于自动状态 C 稳定工况下，主汽压力应保持在给定值的±0.2MPa范围内 D 试验时应有司炉和工作负责人以上岗位进行操作 E 主控班技术员、生产部专工、热工专工、炉运专工现场监护指导 2) 控制其它功能试验 机组RB试验 试验条件: A. CCS、FSSS的单系统RB冷态试验及两个系统联调时的RB冷态试验已做且成功;热工其它系统及机炉电等相关专业的冷、热态试验都已完成。 B. 机组满负荷的情况下，下列自动系统已运行: 协调控制系统。可以正常运行，且TF方式正常工作 除氧器水位控制系统 炉膛负压控制系统 送风控制系统 主燃料控制系统 给水控制系统中的汽泵三冲量控制系统 进热汽温控制系统 再热汽温控制系统 DEH在协调方式下运行正常 FSSS的机炉大联锁试验成功，RB的动作逻辑正常 TF方式的调节符合要求 “机组负荷摆动试验”已完成，控制性能满足机组运行要求 主、辅机设备均无重大缺陷 DEH系统TPC功能试验成功，减负荷速率能满足要求 试验简介:(送风机RB) 当机组负荷180MW以上时进行。动作过程:负荷大于180MW，一台送风机跳闸后，CCS将控制方式自动由协调转为TF，中止ADS(远方自动调度方式)，将主汽压力设定值锁定在合适位置，CCS侧汽机控制自动切为TF，以防止压力下降太多，炉侧FSSS切两层给粉机余两层手动，同时，LDC(负荷指令计算机)的输出减负荷到180MW并以此作为送风量、氧量校正信号，并向FSSS发跳闸给粉机，最终保留两层。 AGC试验。检查机组适应负荷指令要求变化能力，使机组能够在一定范围内，按一定速率跟踪中调要求的负荷指令出力。 机组甩负荷试验。汽轮机调节系统的品质。 3) 保护联锁试验 锅炉保护联锁试验 风机联锁试验 磨组联锁试验 锅炉所有阀门的调试 机、炉、电大联锁 大修中变更的保护联锁试验 运行中出现异常的保护联锁试验 7. DCS系统故障紧急处理措施基本原则 1) DCS系统紧急处理措施 当全部操作员站出现故障时(所有上位机黑屏或死机)，若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转为后备操作方式，同时排除故障并转入操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。 当全部操作员站出现故障时(所有上位机黑屏或死机)，对无可靠后备硬手操及监视仪表的机组，应立即采取紧急停机、停炉。 当分散控制系统通信网络发生故障时，造成所有数据不能进行刷新(死机)，按上条措施执行。 当主要模拟量控制MCS系统通信网络故障或主、副控制单元DPU均出现故障(死机或失电)时，对无可靠后备硬手操及监视仪表的机组，在无法维持机组的安全可靠运行时，应立即采取停机、停炉。 当FSSS系统通信网络发生故障或主、副控制单元DPU均出现故障(死机或失电)时，对无可靠后备硬手操及监视仪表的机组，在无法维持机组的安全可靠运行时，应立即采取停机、停炉。 2) DCS系统各功能故障紧急处理措施 当部分操作员站故障时，只有少数操作员站可监视和操作时，应由可用操作员站继续维持机组稳定运行，但此时应停止重大操作，并做好事故预想，联系检修人员处理。 DEH失电造成汽轮机跳闸时，应按汽轮机跳闸处理。若未造成汽轮机跳闸时，将DEH切至硬手操，继续维持机组稳定运行，但此时无特殊情况应停止操作，并做好事故预想，立即联系检修人员处理。 FSSS(或CCS)失电后MFT保护应及时动作，否则应手动停机停炉。若手动MFT按钮无效，则应立即采取同时“停止甲乙排粉机、磨煤机、给煤机电源，给粉机工作及备用电源”措施，同时关闭进油速断阀、回油再循环阀。 辅机程控失电后，运行人员尽量稳定机组运行，加强监视，立即联系检修处理，不能维持运行时(运行设备跳闸，备用设备无法启动)，应采取紧急停止机组运行的措施。 3) 一对DPU同时离线的紧急处理措施 当DCS系统控制单元DPU的一对主、副DPU均离线故障后，无须进行停机，立即联系检修人员处理。检修维护人员应检查哪些点被其他系统调用，并参与了保护或联锁，在(DPU)升为主控前，应该将保护或联锁进行暂时解除。 当ECS系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU均发生离线故障后无须进行停机，立即联系检修维护人员处理，电气专业根据机组实际运行情况，做好相应安全措施后，进行在线更换DPU。 当一般MCS系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU均发生离线故障后，根据机组运行情况 ，若运行参数达到停机停炉时，应采取紧急停止机组运行的措施。 当SCS系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU均发生离线故障后，尽量稳定机组运行，运行人员加强监视，立即联系检修人员处理。不能维持设备运行(运行设备跳闸，备用设备无法启动)时，应采取紧急停止机组运行的措施。 当FSSS系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU均发生离线故障后，应采取紧急停止机组运行的措施，苦手动MFT按钮无效，则应立即采取多种形式同时停止甲乙排粉机电源、甲乙磨煤机电源 、甲级乙给煤机电源 、给粉机工作和备用电源的措施，同时关闭进油速断阀、回油再循环阀。 当IDAS系统(小数据采集系统)控制单元(DPU )发生离线故障后，无须进行停机，立即联系检修维护人员处理，进行在线更换DPU。 当DEH系统控制单元 (DPU)的一对主、副DPU均发生离线故障后，将切DEH至硬手操，将DEH切至硬手操，继续维持机组稳定运行，但此时无特殊情况应停止操作，并做好机组事故预想，同时立即联系检修维护人员处理，进行在线更换DPU。 4) 单DPU离线的紧急处理措施 无论哪个系统控制单元 (DPU)的单DPU离线故障后，运行应及时 联系检修人员处理，进行在线更换 若系统控制单元(DPU)的单DPU运行且发生离线故障后，按上述两个DPU均离线时的安全措施处理。 5) 组态文件丢失的紧急处理措施 当DAS系统、ECS系统、DEH系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU的组态文件发现丢失时，运行人员应及时联系检修人员处理。检修维护人员应进行如下处理:下装组态文件至副控状态的DPU，根据测点调用情况，确认哪些点需要进行强制，在强制完毕后，将副控DPU升为主控。 当MCS系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU的组态文件发现丢失时，运行人员应及时联系检修维护人员处理。根据组态文件丢失或后备硬手操及监视仪表设置的实际情况，决定是否打闸停机停炉，检修维护人员应按下列处理步骤:通过对副控DPU下装完整组态，在升为主控之前检查组态文件，确认组态文件，确认组态文件无误，对可能引起扰动的设备，其AO输出应根据现场设备的实际反馈值进行置值，全部确认无误再将副控DPU升为主控。 当SCS系统控制单元(DPU)的一对主、副DPU的发现丢失时，运行及时通知检修处理。根据组态文件丢失的实际情况，决定或打闸停机停炉或按下列步骤抢救:通过对副控DPU下装完整组态，在升为主控之前检查组态，确认组态无误。对会引起扰动的设备，其DO输出应根据现场的实际设备反馈置值，全部确认无误后再将副控DPU升为主控。 FSSS系统控制单元DPU的组态文件发现丢失时，根据机组运行情况应紧急停止机组运行，若手动MFT按钮无效，则应立即采取同时停止甲乙排粉机、磨煤机、给煤机电源，给粉机工作及备用电源措施，同时关闭进油速断阀.
Ⅵ 电站的减温水（将高温气体降到低温气体用的除盐水）从减温泵泵出后如何实现流量自动控制
您好，锅炉的燃料的热能或其它能量，水加热热水或蒸汽的机械及设备的使用。锅炉锅和炉两部分，原义的锅在火上加热水的容器，炉是指燃烧燃料的地方。在锅炉中产生的热水或蒸汽可以直接提供所需的热量的生产和生活，而且还通过在蒸汽发电厂被转换为机械能，或通过发电机，将机械能转换为电能。被称为热水锅炉提供热水锅炉，主要用于生活中，也有少数在工业生产中的应用。产生蒸汽的锅炉，也被称为一台蒸汽发生器，通常称为作为锅炉的蒸汽锅炉，被称为是一个重要组成部分，用于热电厂，船舶，机车，工业和采矿企业的蒸汽发电厂。锅炉承受高的温度和压力，和安全性方面的问题是非常重要的。即使是小型锅炉，发生爆炸，后果是非常严重的。因此，锅炉材料的选择，设计计算，制造和测试等制定严格的法规。锅炉锅炉，分锅和炉。一半的18世纪，英国的煤炭蒸汽机，包括瓦特的早期蒸汽机，蒸汽压力等于大气压力。上半年，在18世纪切换到高于大气压力的蒸汽。 19世纪，蒸汽压力升高到约0.8兆帕。大直径圆柱立式锅壳与此相适应，最早的蒸汽锅炉是充满了水，卧式锅壳，后来改用在锅壳底部的砖炉烧火。与锅炉越做越大，为了提高加热区域，安装在锅壳前面火灾的灭火器，灭火器烟气从背面的灭火器，由砖烟道行到外部烟囱和锅壳加热，称为火管锅炉。开始只放的火管，称为单火管锅炉或康尼许锅炉，后来又增加了两个灭火器，称为双火管锅炉或兰开夏锅炉。大约在1830年，在生产高品质钢管和胀管技术，火管锅炉。一些火管锅炉外壳，构成了主要的锅炉受热面，火（烟）管流过。配以下的锅壳行存储在尽可能多的火管，称为卧式外燃回火管锅炉。低金属消费，但需要大量的砖石。 19世纪中叶，出现了水管锅炉。在锅壳的水管锅炉受热面，更换锅炉的外壳和锅壳灭火器，消防管。锅炉加热区的蒸气压的增加不再由锅壳的直径将有助于提高锅炉的蒸发和蒸汽压力的限制。这个圆柱形锅炉锅壳更名为鼓称为鼓。的初始的水管锅炉只使用直管，直水管锅炉的压力和体积的限制。早在20世纪，蒸汽涡轮机发展的要求，锅炉容量和蒸汽参数。直水管锅炉已不能满足要求。随着制造工艺和水处理技术的发展，弯曲的水管锅炉。启动多鼓型。随着改进的水壁，过热器和节能器应用程序，以及滚筒内部汽油和水分离器元件，感光鼓的数目逐渐减少，从而节省了在金属，它有助于提高锅炉的压力，温度，容量和效率。火管锅炉，火管式锅炉和水管锅炉是一种自然循环锅炉，水蒸汽上升向下管加热的情况不同的是，在密度差的自然流动。一旦通过锅炉应用的发展自然循环锅炉的同时，从20世纪30年代，20世纪40年代，应用辅助循环锅炉。二次循环锅炉，也被称为强制循环锅炉，这是自然循环锅炉的基础上开发。向下的管子系统，循环泵的安装中，为了加强对水的循环的蒸发器的加热表面。直流锅炉鼓，发送由省煤器成为过热蒸汽的进料泵供给的水供应到蒸汽涡轮机，水冷壁和过热器加热表面的蒸发，并通过进料泵的流动阻力的各部分被克服。二战结束后，这两种类型的锅炉和经济的快速发展，因为它是发电机组需要高温和高压，大容量。的发展，这两个锅炉变窄或没有鼓的目的，使用小直径的管加热表面加热表面可以自由地布置。随着自动控制和水处理技术的进步，他们正变得越来越成熟。直流锅炉的锅炉，它可以用来在超临界压力下，70年代最大单机容量与1300 MW发电机组为27 MPa的压力。后来又开发出复合而成的复合辅助循环锅炉，直流锅炉循环锅炉。在发展过程中的锅炉，燃油炉和燃烧设备有很大的影响。因此，不仅需要的各种炉，以适应不同的燃料的燃烧特性的发展，而且，以提高燃烧效率，以节省能源。此外，最大限度地减少锅炉烟气污染物（硫氧化物和氮氧化物），早年的锅壳式固定炉排炉的技术改进和燃烧设备的要求，燃烧更优质的煤和木柴，煤，除渣与手动操作。机械化炉排直饮水管，已广泛应用于链条炉排锅炉。炉排空气供给系统分部位置从未风“开发组件段空气供给早期低炉，燃烧效率低，它以后被确认在燃烧炉的炉腔和结构的作用是由高，且炉拱，和二次空气，从而提高了燃烧效率。超过6兆瓦的电力发电机组，这些层焚烧炉篦的尺寸过大，该结构是复杂和困难的布局，在20世纪20年代使用室内的炉灶，粉煤和燃烧室内的炉灶油，煤从煤磨磨成煤粉燃烧器喷入炉燃烧，发电机组的容量是不再受燃烧设备的限制，电站锅炉的第二次世界战争开始以来，几乎所有使用室内的炉灶。早年生产煤粉使用一个U形的火焰。在炉中的首次下降喷出的煤粉燃烧器，然后打开了，后来出现的旋流燃烧器火焰的前壁设置在炉中，以形成一个L形的火炬。随着锅炉容量增大，旋流式燃烧器的数目也开始增加，并且可以被布置在两侧的壁，后壁也可以被布置在前1930直流燃烧器主要入炉和内切圆燃烧方式的四角安排。第二次世界大战后，石油价格便宜，许多国家都开始广泛使用的燃油锅炉。容易提高不断增长的容量电站锅炉，燃烧设备可以不仅完全燃烧稳定的燃油锅炉的自动化程度。成品油价格上调后，在20世纪70年代，许多国家已经再次转向使用煤炭资源。火，运行可靠，低负荷性能，还必须减少排气中的污染物。分级燃烧或延迟粉煤与空气或烟气混合，以减慢的燃烧空气混合，或摊开燃烧器的低温燃烧技术一个燃煤电站锅炉（特别是褐煤）抑制炉内温度，不仅抑制氮氧化物的形成，而且，以减少结渣。流化床燃烧是一种低温燃烧，除可燃物具有非常高的灰的固体燃料，也可以混合石灰石在流化床脱硫。锅炉锅炉参数表示锅炉的性能指标，包括锅炉，蒸汽压力，蒸汽温度，供给水的温度。锅炉容量可用额定蒸发或最大连续蒸发的能力额定蒸发量在规定的出口压力，温度，和每单位时间的效率的蒸汽在连续生产的最大连续蒸发是在预定的出口压力，温度，每单位时间的最大连续生产的蒸汽量的蒸汽参数，包括锅炉的蒸汽压力和温度，通常是指，是指在出口处的饱和蒸气压和温度的锅炉的过热器，再热器的出口处的过热蒸汽的压力和温度，如过热器和再热器进水温度是指省煤器进水温度，无省煤器指鼓进水温度。锅炉可根据不同的方法进行分类。锅炉使用可分为工业锅炉，电站锅炉，船用锅炉和机车锅炉;锅炉出口压力可分为低，中，高压，超高压，亚临界压力超临界压力锅炉，锅炉用水和烟气流路可分为火管锅炉，火管式锅炉和水管锅炉，火管锅炉和火管锅炉一起被称为锅壳锅炉（即强制循环，一个循环的基础上，可分为自然循环锅炉，辅助循环锅炉锅炉），直流锅炉和联合循环锅炉燃烧方式，分为房灶层燃炉，沸腾炉锅炉加热到一定温度，在该地区的鼓美联储水蒸汽系统，给水加热器，给水管道进入省煤器，水冷壁进口集箱与锅里的水混合后，再加热到？沿下管的下游。水吸收的水壁管式炉的辐射热，以形成汽水混合物后到所述滚筒中的水，通过蒸汽分离器的移动设备，蒸汽分离分离从鼓入过热器上部流动的饱和蒸汽上升管，继续吸热成为450℃的过热蒸汽，然后发送到涡轮机的在燃烧和烟道气的系统，以及送风机供给的空气的空气预热器中被加热到一定温度。轧机地面一定细度由从空气预热器的热空气的一部分由燃烧器进行粉煤喷入炉内，在炉中的其余部分的热空气的混合气燃烧的燃烧器排出的粉煤和空气的混合物中，放出大流经炉，冷凝物残余物的管，过热器，省煤器和空气预热器的热烟道气的顺序，然后经过除尘装置以除去飞灰，最后发送到进入烟囱后燃烧的热量。由引风机的气氛。结构锅炉锅炉整体结构包括两部分，锅炉本体和辅助设备，锅炉汽包炉，燃烧器，水冷壁，过热器，省煤器，空气预热器，建筑和炉墙等主要部件构成的核心的一部分，蒸汽的产生，被称为锅炉本体的两个最重要的组成部分在锅炉本体的炉和鼓。炉炉篦上的固体燃料也被称为燃烧室，燃料的燃烧空间。上的火床燃烧炉被称为层焚烧炉，也被称为“火床炉;液体，气体，或粉末状的固体燃料喷入燃烧炉，称为室炉子，也被称为炉的燃烧室的燃烧室;空气的煤颗粒托起它是沸腾燃烧和适合于燃烧低品位燃料炉称为流化床炉，流化床炉作为已知的煤颗粒和高速旋转的空气流，和强烈的??火圆筒炉称为旋风炉。炉的横截面通常是正方形或长方形。燃烧的燃料在炉中，以形成火焰和高温烟气，通过高温的材料和热绝缘材料的周围的炉的炉壁。的炉壁，往往铺设水冷壁管内表面，既保护了炉壁不会烧坏，但它们却会吸收大量的辐射热的火焰和高温烟气炉的设计需要充分考虑的特点，锅炉燃用原设计的燃料。燃油锅炉运行特性差异较大的燃料经济性和可靠性可能会降低。鼓是自然循环和强制循环锅炉省煤器多次接受的给水，循环电路耦合燃料。的饱和蒸汽过热器输送圆柱形鼓简体是由高品质的厚钢板，锅炉的最重的部分之一，其主要功能的鼓蓄水，汽水分离器，以排除锅内的水，盐水和污泥的运行，以避免与进入的蒸汽的过热器和涡轮机一盆水含有高浓度的盐和杂质。鼓内部的移动设备包括一个蒸汽分离器和蒸汽清洗装置，水供应和分配管道，污水和定量给料设备。何事离开水冷壁的饱和蒸汽和水分离装置的作用，并尽量减少蒸汽中携带的小水滴。常用于低中压锅炉挡板和缝隙挡板部件粗分离;对中压锅炉除了广泛使用的多种类型的旋流器，粗分离，也与百窗户，钢丝网或两个蒸汽板的进一步分离。鼓还配备了水液位计，安全阀的监测和保护设施。为了检查的性能和改进设计，锅炉往往要经过热平衡试验。直接的方法来计算在锅炉的热效率，从有效地利用能源，是平衡的，高效的反算从各种各样的热损失被称为反平衡的方法。考虑了锅炉房的实际成效，不仅要看上了锅炉的热效率，同时也考虑到辅助锅炉所消耗的能源。每单位质量或单位体积的燃油完全燃烧，根据化学反应计算的空气的数量被称为理论空气量，为了使燃料有更多的机会实际上送入炉总是大于在炉中燃烧空气量与氧的接触比理论量的空气。虽然多馈空气的不完全燃烧的热损失可减少，但硫氧化物及氮氧化物的排气气体热损失增大，会加剧腐蚀，因此应设法改善燃烧技术，争取完全燃烧在炉中的空气过剩率要尽可能的小。包括在锅炉烟气粉尘（包括飞灰和炭黑），硫和氮的氧化物的大气污染物质，不经纯化，其排放量的目标可以实现环保的规定指标数次至数十次。控制这些物质的排放的措施有燃烧前处理，改进燃烧技术，除尘，脱硫，脱硝等，具有很高的烟囱只能降低重力，离心力的烟囱附近大气中污染物的浓度。力，惯性力附着力和声波用于烟气除尘，静电分离粗颗粒的重力沉降和惯性力是普遍较高的收集效率静电除尘器和袋式过滤器离心力分离灰尘，往往在一个更高的容量。湿式文丘里自20世纪50年代以来，人们努力开发粉煤灰综合利用化害为利。制造水泥，砖和混凝土骨料和 - 水膜除尘，水滴水膜，坚持以粉煤灰，除尘效率高，还能吸收气态污染物。其他建筑材料，如灰。提取及粉煤灰漂珠20世纪70年代，作为耐火保温等材料。锅炉未来的发展将进一步提高锅炉和电厂的热效率，降低锅炉和电厂的设备成本单位功率，提高业务灵活性和锅炉机组的自动化水平，开发出更多的适应不同燃料的锅炉品种，提高锅炉机组及其辅助设备的操作的可靠性，减少对环境的污染。系统发出指令，自动开始由逆变器的第一泵运行时，系统检测的供水水压，以电源频率的逆变器频率的上升，如水压力没有达到设定压力值，系统将自动第一电动机切换到工频直供电的逆变器拖动第二个泵的运行，如变频器运行的供水主干管的压力还没有达到设定压力值时，系统会自动切换到第二台泵工频国有企业职工的频率直接电源，然后拖动由逆变器的第三操作，依此类推，直至压力达到设定值时，如果锅炉需要，以减少水的量，逆变器控制系统的自动降低逆变器的工作频率，逆变器频率为零仍不能满足要求，逆变器会自动切换到泵的工作频率，等等。恒压供水控制系统的本质：请务必使用一个逆变器自动调节泵的速度，开关之间的时间差决定的实际压力和管网的调定压力，同时确保管网的压力动态常数，值得注意的是，为了防止逆变器报警的停机时间或其他故障，造成泵的传输造成锅炉水短缺，并所以应该被添加到反馈装置，以确保该驱动器正常工作。除了锅炉水系统包括除氧器压力控制，除氧器水位控制，除氧器压力控制，以确保有足够的蒸汽压力为去离子水除氧器除氧器口，一个单一的闭环控制电路中，输入参数是除氧器输出参数控制除氧器蒸汽入口阀上的压力。除氧器水位控制，以保证足够的水供给到锅炉除氧器，这是一种单一的闭环控制电路的输入参数，输出参数的除氧器水位控制除氧器入口阀。3.2锅炉燃烧调节系统的燃烧过程中给出的自动调节系统的种类和供给系统中的燃烧，燃烧模式和锅炉负荷的链接方式，虽然有关系，但，任务是自动调整的燃烧过程是相同的。综上所述，燃烧过程中自动调节系统有三个主要任务：（1），以保持恒定的蒸汽压力的蒸气压锅炉的蒸汽量的变化和蒸汽消耗的负载是不相容的，必须改变的燃料的量，以改变的量的蒸汽锅炉。（2）确保经济燃烧过程的燃料量被改变时，有必要相应地调整空气体积，所以，它与燃料量，以确保燃烧过程中更高的经济。（3）调整举出匹配炉的恒定压力的空气流动和空气体积调节燃烧系统一般有三个调节参数，蒸气压P，负压力角的炉的烟道气中的氧含量。一般有三个调整量是M F的燃料量及风量的空气体积Y.的调整对象的燃料量的调节燃烧系统空气和引起的空气挡板执行机构或逆变器。燃烧调节系统是一个多参数变量空调系统，空调系统通常简化为联系的，根据不同类型的燃料炉排电机也可能会推动阀。彼此密切配合，但相对独立的三个单变量的系统。为了便于分析，来分析在下面的三个系统，这三个系统的基础上的燃料量，以维持一个恒定的蒸汽压力的锅炉和压力调节系统中，调节系统，以维持锅炉经济燃烧鼓风机的送风量，与该参数的风量，以维持稳定的压力炉底负压调节系统。3.2.1蒸汽压力调节蒸汽引起的该对象特征的压力的变化，主要是由于燃料量的变化，并与蒸汽负荷。动态性质如下：①变化特性的干扰的量的燃料蒸气的压力恒定的蒸汽负载的情况下，如锅炉燃料（B）的△B阶跃扰动飞涨在图4（a）的曲线示出的蒸气压。该对象不是自我平衡的能力，具有大的滞后和惯性。然而，如果锅炉出口的蒸汽阀开度是恒定的，那么由于蒸汽压由于干扰的量的燃料的变化，蒸汽流量也将改变。蒸汽流量增加自愿限制的蒸气压的变化而产生的蒸气压的变化，使该对象是平衡的的蒸汽压力飞升曲线如图4（b）所示。（2）蒸汽压力，蒸汽负荷扰动阶跃扰动的负荷变化特征，动态特征的蒸气压力的变化也有以下两种情况：阶跃扰动蒸汽阀，显示一个自我平衡能力的对象，有没有延迟，而且具有较大的惯性，以及改变成比例的起点和阀的飞跃，飞升曲线如图4所示下文（c）蒸汽消耗阶跃扰动时，其飙升曲线显示在图4（d）所示的对象是不是自我平衡能力，如果不增加进入锅炉的燃料量，蒸汽压力已下降。3.2.2鼓风机自动调整的对象特性供应空调系统，直接影响炉的空气过剩率的变化和被排出的烟道气的氧含量。主要的干扰所造成的过量空气系数的变化的量的比燃料和空气的供应。用量较大的风扰动下的对象的动态特性，自我平衡的能力，几乎没有延迟和转动惯量近似为一个比例环节，干扰的燃料量，运输和燃烧过程略延迟由于几乎没有延迟和惯性的空气供给系统，因此，在足够的燃料的情况下的空气体积的大小，将比较的直接反应进行的锅炉上的蒸汽压力。那么如何，以确保适当的混合股空气量和燃料的量，我们在这里介绍的概念比的氧 - 乙炔风煤比是风的电流量，可以烧煤的最大值。煤比的控制动作的行程是根据目前的风量限制的速度，炉排，以防止风量不够，造成煤的不完全燃烧。参数的煤炭节约和环境保护具有重大意义，因为如果你不能完全燃烧结果煤渣碳含量增加，使更多的煤矸石，同时也造成了含有碳排放烟气量的增加。炉膛负压3.2.3炉压，并自动调整对象的属性自动调整的动态特性对象是更好的，但，干扰通道飞升时间很短，飙升快。基于上述分析的燃烧系统的调节对象，以下三个任务自动燃烧控制系统的控制程序。燃烧过程控制系统使用的控制流程图，图5中（a）中蒸汽压力变送器的第一通滤波后的信号，与设置蒸汽压力进行比较，判断为鼓风PI调节器的方向和大小的调整，通过吹入PI调整单元计算鼓风的逆变器的输出的大小，同时该信号输出到风煤比计算单元，和篦在盛行风量对应的最大输出值的计算，然后蒸汽压力差之间的信号发送到篦通过篦单位计算PI调节器PI调节器烤排逆变器的输出尺寸。风比的限制后，煤炭产量篦式逆变器。大炉排PI单元，而不是在实际调试过程中，我们往往会爆炸PI调节器比例系数设定，让您可以保证的爆炸比炉排蒸汽压力，灵敏度更高的方法，实践证明，良好的稳定性的控制下，锅炉的蒸汽压力，蒸汽负荷的变化，相应的高度。低灰碳含量。节能炉压影响的大小。大的负面压力，带走烟气热，热损失增加，煤炭消费量增加，理想的运行状态应该是轻微的负面压力。显著可以悬浮在炉中的煤颗粒的停留时间增加，增加沉淀，减少粉煤灰，和充分燃烧的煤，以提高热效率，但是，由于负载的变化时，则需要改变的金额煤和空气的体积，随之而来的，应该改变引线的空气量，以保证稳定的炉压，以避免吹变化，但该系统具有一定的滞后时间，由于在炉中的波动到负压引入鼓风信号系统作为一个前馈信号引风机提前调整。炉膛压力和控制系统通常使用的控制的流程图，如图5所示，（b）所示，调节原则是相对简单的属于一个单一的闭环调节系统，它的输入是负压炉的输出引风逆变器，同时引进的鼓风量作为一个前馈信号。手自动两种操作模式被设置为另一种闭环系统中，为了实现无冲击系统引入了一个反馈控制对象PLC的输出值在手动操作将自动跟踪反馈控制对象时，当切换到自动无扰切换，使系统平稳过渡到自动状态。以上的锅炉控制系统，锅炉控制系统的组成结构，控制回路原理做简要分析，根据上面的分析，我们知道，建立一个可靠的，智能的智能伺服控制系统，以确保锅炉安全生产，锅炉控制系统是一个典型的多变量时间延迟，强耦合的控制系统如果你无法控制策略和软件实施解决方案的多变量解耦的关系和滞后反应的问题，那么，实施后的锅炉智能控制系统的改造也将不能够达到预期的目标。使用的控制系统设计集中控制，分散机（PT程序）分布式控制思想，控制系统分为三个层次：a）信息管理：一套完整的系统的关键技术数据，实时数据和运行状态的监测和控制，历史数据视图，记录和打印数据报告，及时报警和故障处理功能的工控机（IPC），组态开发的软件，应用程序的通信模块;二）控制层：完成各种控制操作命令，实时数据采样和加工链的行动相关的表达控制算法来实现自动的异常处理等功能，主要由可编程逻辑控制器（PLC）交换机模块，模拟量模块，智能PID调节器，变频器，PLC的应用;三）设备层：主要接受从PLC的控制命令，执行相应的动作，或者提供相应的检测数据。五，结论综上所述，锅炉主电路断路器，交流接触器，压力变送器，温度变送器，流量变送器，电动开关阀，模拟信号隔离经销商。控制系统的市场发展空间和投资收益前景值得广泛流传。自动化与控制技术，不仅达到安全生产的目的，也能节煤省电，更环保的排放量，短锅炉计算机自动化控制是锅炉行业的发展趋势，但也是一个国家的发展方向。13219希望能帮助你！
Ⅶ 什么是ap1000核电一回路 二回路
一回路主要有：反应堆，稳压器，主泵，蒸汽发生器一次侧。
二回路系统由汽轮机发电机组、冷凝器、凝结水泵、给水加热器、除氧器、给水泵、蒸汽发生器二次侧、汽水分离再热器等设备组成。
Ⅷ 核电站核反应堆发生的是可以控制的核裂变
对，复需要用停堆棒控制制，用调节棒调节热功率，帮的材料是镉，它具有很大的中子吸收界面，所以用来吸收裂变产生的中子，当第N代中子被吸收，那么弟N+1代中子裂变的数量就减少了，所以第N+2代的中子就减少了，如此反复叠加，就可以减小功率，或者保持平衡，或者增加功率
核燃料是富集度为3.4%的UO2，这是我国目前压水堆所使用的核燃料，核燃料相当于啤酒，具有很缓慢释放能量的能力，原子弹相当于白酒，可以点燃，所以核电厂是安全的！
能量转化过程为：一回路安全壳内（反应堆堆芯释热 冷却剂高温高压水带出热量 送给蒸汽发生器，这是一个封闭的换热装置，其二次侧联通二回路的相对低的高温高压水还有一个稳压器来调节一回路高温水压力）
二回路厂房（又蒸汽发生器出来2个蒸汽母管，送入1个高压缸2个低压缸带动大轴转动，大轴前面部分成为汽轮机，后面连接发电机，励磁机，使热能转变为电能）
二回路厂房还有 除氧器 凝汽器 高温加热器 低加等等复杂的设备，用来净化二回路水
二回路与一回路水是不接触的 中间换热过程在 蒸汽发生器内 依靠传热管隔开
所以二回路厂房是没有辐射的！
Ⅸ 1.过程控制自动化的厂家. 2.过程控制自动化的厂家.
海维深科技(深圳)有限公司
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工业生产过程控制系统以连续型流程为例，己从过程的热工量控制发展到产品质量的 在线监控、设备运行的动态检测。生产状态的监控以及设备间的协调控制。新型工业控制 系统更多是从大系统角度，针对冶金、炼油。电力、石油。化工，建筑材料等连续生产过 程设计的。伴随着高温、高压、高速的工艺要求，自动化系统成为确保安全。保护环境。 节能降耗、提高质量和效率的重要装备。很多生产环节非人力能胜任，非自动化不足以保 证安全和确保质量，所处理的已不仅是单参数系统，有些是非线性问题，时变参数问题以 及随机过程控制问题。经典控制理论，以模拟量为主的调节系统已不能满足生产需要，代 之以状态空间方法的近代控制理论，较多的采用数模结合的数字系统，例如集散系统、分 散系统、新一代可编程控制系统。工业控制计算机组成的系统，以及近年来实现的双向多 变量数字通信。并将控制回路下载到基层的现场总线技术。1999年度重点支持的技术创新 项目如下：
1．现场总线技术的全开放分散控制系统 现场总线（Fiedbus）的概念从分散型控制系统（DCS）问世以后就开始酝酿了，它是自动化 技术、计算机网络技术和仪表技术发展结合的成果，并将改变习惯的控制模式。对于工业 自动化装置产业界来说，这是一次根本性的变革，由此也带来新的发展机遇。现场总线的 控制系统实现了现场仪表和控制室之间全数字化。双向。多站通信，克服了封闭系统形成 的缺陷，使控制功能彻底下载到现场，成为新一代的全分布式系统。其特点是：开放性。 分散性和全数字通讯。这一系统的市场前景广阔，并可大大提高工业生产过程控制技术水 平。本年度重点支持：
（1）新型的现场仪表、装置软、硬件的开发，包括高性能、多变量。多功能的现场智 能变送器、智能执行器及通讯接日等产品；
（2）基于现场总线控制系统的系统组态软件的开发和便携式总线分扩器的开发；
（3）作为现场总线网络节点的特种控制装置。数据采集装置的开发；
（4）低成本的现场总线系统与装置的开发（应用场合为：粮食。食品仓储系统，现代农 业的蔬菜、药材。花卉种植环境检测，控制系统）；
（5）基于OPC技术的控制与操作软件的开发；
（6）现场总线控制系统的网络化技术。
2．新一代的工业控制计算机
PCI局部总线始于Inter公司，其英文全名为Periphera Component 1nterconnet。它是具有地址、数据多路复用的高性能32位和64位总线。解决了处理器和显示设备瓶颈问题，满足 了面向图形的操作系统和应用要求，它不仅满足了高、中。低档台式机的应用需要，而且 还适应于从移动计算机到服务器整个领域的需要。
Compact PCI（compact peripheral component interconnet）意思是“坚实的PCI”。它是PCI总 线的电气和软件加上欧式卡，它具有在不关闭系统的情况下取出和替换部件的能力。“即插 即用”功能的实现对高可用系统和容错系统非常重要。Compact PCI能利用已有的其他总线 产品，如： STD、VME、1SA等来扩充其功能，做到共存，有很好的容纳性。本年度重点 支持：
（1）开发、研制Compact PC1： 从STD总线、工业PC、即最新推出的Compact PCI技术，不难看出，我国工业控制计算 机的开发创新应吸取和继承商用计算机软、硬件的研制经验，走与商业机兼容的道路。
（2）吸取Compact PCI技术上的特色和优势，开发适合市场需求的机箱和母板；（例如： 3U、6U机箱，“ALL·in One”CPU板）
（3）采用Compact PCI规范，结合智能1／O模板，通过系统集成，分别组合为适应各领域 的控制系统；
（4）为了适应Windows图形软件技术的应用，配套开发与硬件相应的驱动程序；
（5）开发或引用功能好、成本低的控制软件，以充分发挥Compact PCI结构紧凑、抗振 动、散热好、适于嵌入应用的多项优势。
3．实时智能控制软件 迄今为止，世界上最高级、最有效的控制系统是人类自身，因此研究人类自身表现出 来的控制机制，并以软件的运行来模仿实现是解决工业过程难控问题的重要途径。 当前，在工业生产过程控制系统引入智能控制软件主要是针对非线性、大滞后、多变 量。不确定性乃至粗糙而无法建模的生产过程。因为这些过程控制困难，用传统经典控制 方法很难凑效。由于复杂生产过程不能得到良好控制，使得企业生产能耗下不来、质量上 不去，以至生产不够稳定。因此，在我国大力发展智能控制是一条有效可行的路子。 根据我国工业生产过程控制现状，本年度重点支持：
（1）实时智能控制软件包，包括：模糊控制器、仿真智能控制软件包，提供相应的嵌 入DCS及其他控制装置的控制组态软件的接口；
（2）各种炼油、化工、冶金、建材等生产装置、关键设备在线操作优化软件包；
（3）多变量预测控制、多变量智能协调控制等先进控制软件包；
（4）关键设备故障诊断软件包。
4．实时智能控制软件平刍工具 为了帮助和支持实时智能软件的开发，有条件的科技型中小企业希望能开发有自主知 识产权的工程化实时智能控制软件平台工具，本年度重点支持：
（1）模糊控制开发平台； 运用CAD方法，支持工程师开发模糊控制，从隶属函数建立，规划库生成，多种推理 方法以及清晰化方法选择等。只需图形组态，直接生成控制算法，并嵌入其他常规控制之中。
（2）专家系统开发平台； 支持整个专家系统开发生成周期，支持各种推理方法和推理机制，图形组态开发，与 常规控制能很好地集成。
（3）神经网络开发平台。
支持从样本数据采集／录入，多种网络模型的选择，图形监控训练过程，自动生成神经 网络控制算法，并可与常规控制加以集成。必须指出：当前智能控制的工程化应用必须与 常规控制方法（回路调节、逻辑连锁、画面监控等）集成运用才是最有效的办法。
5．高精度、模块化的智能1／0技术
现有的各类工业生产过程控制系统中主体监控部分（为工控机）一般放在远离现场的控 制室里，现场的测量仪表（温度。压力。流量、速度等位置器或变送器）输出的信号（为4．20mA） 通过多根并行电缆传送到控制室，与对应的工控机相连。工控机通过模板或模块将模拟信 号转变为数字信号（AO变换）处理；反之又可将数字信号转变为模拟信号（D/A变换）。 如果现场仪表输出的电信号能就地数字信号传输，或在上层的数字信号能传输到现场 后再变换为模拟信号输入仪表装置，这样，现场大量的仪表、装置和控制室工控机之间通 过几根双绞线互连在一起即可完成传统控制系统的功能，从而降低了成本、方便维护、提 高了系统的可靠性、减少控制室面积。这就是针对现有的各类传统控制系统实施的智能1／0 技术和现场测控网络技术。本年度重点支持：
（1）开发由智能单元（单片机、DSP）、1／O电路、网络接日及相应软件组成的智能1／O模 板。 单片机、DSP应选择适用和先进的1／O电路，应包括：A/D、D/A、v/F、及DI/DD常用 型；隔离型和非隔离型。
（2）开发由智能1／O模块、现场测检网络、管理计算机及相应软件组成的测控系统； 智能（0模板可以是单一的输入或输出功能，也可以是自闭路的回路控制功能。 测控网络可以是单一种类，也可以是多种网络混合构成。
（3）研究和推广智能1／O模块扩展到非工业生产过程的应用，如：城市电表、煤气表、 热水表和冷水表的自动收费系统；电气化铁道变电站馈线微机保护系统等方面。