论文部分内容阅读
摘要：在科技飞速发展的今天，热工自动化系统也得到了快速发展，逐渐实现了高速化、智能化和透明化。在火电厂中应用热工自动化控制，可以充分利用故障信息，更好的处理故障，还可以对各个控制系统进行控制，提高系统运行的稳定性。
关键词：热工自动化；控制；火电厂；应用
中图分类号：C35文献标识码： A
一、火电厂热工自动化概述
具体来讲，火电厂热工自动化指的是在控制和测量火电厂热力参数时，只需要利用自动化仪表和自动化控制装置即可完成，不需要进行人工操作，通过处理各种信息数据，可以促使自动化控制得以实现，还具有自动化保护以及自动化报警等诸多功能。通过大量的实践研究表明，在火电厂中应用热工自动化控制，可以充分保证设备的安全，火电厂工作人员还不需要进行很大的工作量，降低了他们的劳动强度，另外，机组的工作效率也可以得到极大的提高，对火电厂的工作条件和工作环境进行了有效的改善，促使火电厂更好更快的发展。热工自动化从出现以来，经过了较快的发展，将其应用于火电厂中，取得了很大的成绩，但是还存在着诸多的问题，需要引起人们的重视。
二、优化热力系统的设计
1、采用优化控制软件
据研究结果表明，若过热器出口温度选用神经网络模型的串级预测控制，其调节速度较常规串级控制阶跃响应快2倍，超调量约占常规串级控制阶跃响应的3/10。大量实践也证实，选用基于先进算法的控制软件（如非线型协调、模糊算法、遗传算法、神经网络等）对改善火电厂CFB锅炉的热力系统的非线型、大时延、多输入多输出及多重耦合等控制回路调节特性具有十分显著的作用，同时通过改进常规比例-积分-微分控制器的控制设计，可提高火电机组运行的经济性，进而实现机组效率的提高、耗煤量的降低、污染物排放量的减少。因此在电厂设计期，应考虑引入先进设计理念，把先进算法的控制软件加入到控制系统中，以便后续的调试、运行期能尽量发挥出最大作用。
2、实行机组负荷经济分配
以前火電机组控制系统设计中自动发电控制要求是电网调度控制各台单位机组的直接目标负荷，其主要采用硬接线方式把电厂端的机组DCS及远程终端连接起来实现控制，这种方式主要是保证电网和电厂的安全可靠运行，对于电厂的节能减排效果并不明显。随着竞价上网及厂网分开新营运模式的施行，电网调度的自动发电控制指令应为某个独立发电公司的实时负荷指令，其主要采用方式是电厂经济负荷分配落实到各台机组，从而自动发电控制与火力发电机组的经济运行彼此连接，进而体现出电网营运的经济性。负荷经济分配通常被配置到厂级监控信息系统（SIS），即以计算单元机组实时性能及应用耗差分析结果为手段获取机组负荷的特性实时曲线及鉴别负荷经济分配的实时效果。在设计初期把厂级监控系统（SIS）和管理信息系统（MIS）的通用功能优化结合起来，设计一套综合系统既有厂级监控系统（SIS）的功能，又有管理信息系统（MIS）的功能。这样既能节省电厂的初始投资，又能满足调度的需要，以及电厂的日常信息管理功能。从源头上更好地控制能耗和排放指标。
三、节能减排新技术的应用
1、提高微油点火与等离子点火的可靠性
微油点火与等离子点火具有环保效益明显、节能燃油等优点，目前已被广泛推广设计到我国火力发电厂。但在低负荷及冷炉点火阶段，煤粉燃烬的延迟极易引起炉膛上部屏过处烟温升高，进而导致高温受热面产生超温风险。但点火不均及飞灰含碳量的沉积都是点火时的不安全因数。点火不均易导致锅炉膨胀不均匀，烟气内飞灰可燃物含量在烟道、空预器等处大面积沉也易引起自燃。基于此，需从两方面进行控制，即点火控制逻辑必须完善优化省煤器灰斗除灰、空预器吹灰、风粉浓度、一次风速、煤灰粒度等的控制设计；尽快研发更先进的飞灰可燃物检测仪表，由此提高实时检测的效果。
2、单元机组控制与脱硫的融合
目前多数火力发电厂皆选用烟气石灰石湿法脱硫，以前脱硫控制系统与主厂房的控制系统为独立的两个系统。两者间必要的交换信号由数量有限的硬接线连接起来，由此完成运行所需的保护与联动。随着火力发电厂污染与耗能问题的加剧，环保要求的提高要求基建项目脱硫与机组同步，同时取消烟气脱硫系统气-气交换器及旁路挡板，由此取消增压风机，此时锅炉控制与脱硫系统烟气通道控制间的联系必然更加紧密，因此把脱硫控制归集到机组DCS控制是火力发电厂节能减排的必然选择。脱硫控制要求锅炉控制回路与保护逻辑设计的内容覆盖到烟气排放温度控制、吸收塔超温保护、烟道挡板开闭及脱硫浆液制备、脱硫废水处理、浆液循环与石膏脱水控制。这就要求在电厂筹建初期就应统筹规划设计，以便达到主厂房的控制系统与脱硫系统一体化控制。
3、编制大型辅机采用变频控制的技术规范
实践证实，若把变频器引入周期性大幅度变化或负荷频繁调节的转动机械领域，其必然表现出极其显著的节能功效。例如四川省某火力发电厂320MW机组，其两台凝结水泵采用一拖二高压变频器调速进行控制，若按全年平均负荷的4/5进行计算，厂用电较原有定速泵下降452.5kW；若按年运行5000h进行计算，全年用电量下降22652kW·h。虽然变频器的节能效果异常显著，但变频器的设备投资费用较高，其中高压变频器尤甚，此外变频器专用房间的设置也应被考虑到位，同时变频器的安装设计阶段应考虑采取相关措施，以防高次谐波干扰到周围信号。由此可见，必须对火力发电厂内某些最适宜采用变频控制的辅机进行可行性分析及推广，其中编制行业性的技术规范十分必要。若辅机的转速调节范围较小或以额定负荷运行，那么此类辅机选用变频器前必须进行相应的经济技术比较分析。针对变频方式的设计，必须综合考虑变频器电压等级的选定及变频器控制方式的选定，其中后者选定的依据包括负载转矩特性、调速范围、负荷变化特点、辅机类型等。
四、自动控制对机组煤耗的影响分析
1、DEH系统的阀门控制方式对机组煤耗的影响分析
为使阀门流量特性更好响应负荷要求，降低供电煤耗，可优化顺序阀阀门开启顺序和阀门流量曲线。一是在机组现有控制的基础上改进，进行汽轮机顺序阀调节方式的阀门流量特性试验，测算出汽轮机的实际阀门流量特性，对DEH系统组态设计的阀门流量特性函数进行合理修改，减少节流损失，提高负荷控制精度，节能效果为0．5～1g/Kwh左右。二是对机组调门进行配汽方式改变后，进行阀门流量特性优化试验，采用先开2个调门，再依次开启剩下的2个调门(通常采用先开2个调门对角开启方式，能够解决轴系受力和调节级的受热平衡的问题)。经计算优化后的阀门流量特性在低负荷下煤耗降低约3～5g/kW·h，但该配汽方式需要汽轮机厂家的认可，且应充分考虑机组运行的安全性。
2、主汽压力自动对机组煤耗的影响分析
通常机组在负荷较低、煤质较差时主汽压力波动较大，影响机组带负荷能力，也影响机组自动滑压运行的投入。机组采用滑压运行方式时，主汽压力的滑压设定值较理论值偏小，因此，主汽压力对机组的供电煤耗稍有影响，但是，采用滑压运行方式极大地提高了整个机组的经济性，汽压自动投入滑压运行有利于节能。对于660MW超超临界机组主汽压力每变化1MPa分别影响煤耗0．33g/kW·h;对协调控制策略和参数进行精细的调整，合理确定滑参数运行区域的阀门开度和方式，优化主汽压力与高压调节汽阀开度，提高机组运行的经济性。
3、辅机变频改造对供电煤耗的影响分析
对高压辅机如一次风机、凝结水泵、引风机等电机进行变频改造可节电近30%，对低压辅机和外围设备进行优化和改造节电效果也十分明显，对变频改造后辅机的控制组态进行修改和控制优化，可保障改造后设备的安全稳定运行，为节能作出贡献。
结束语
我国电力行业的能源结构以煤炭为主的情况在很长一段时间内不会改变，但燃煤电厂的SO2/CO2排放量占全国排放总量的较大比例，各种污染气体的排放已加剧我国温室效应及酸雨污染。煤炭是一种不可再生资源，而火电厂燃煤消耗量异常大，长期以往将严重威胁着我国社会的稳定及经济的可持续发展。从而，在火力发电仍占主导地位的情况下积极推进火电厂节能减排意义重大。
参考文献
[1]陈忠平.热工自动控制在火电厂节能减排中的作用分析[J].产业与科技论坛,2014,05:57-58.
[2]赵雪科.热工自动化控制在火电厂的应用探析[J].硅谷,2014,02:133-134.
[3]鲁登峰,胡仕红.火电厂热工自动化设计中的节能减排解析[J].通讯世界,2013,17:63-64.
关键词：热工自动化；控制；火电厂；应用
中图分类号：C35文献标识码： A
一、火电厂热工自动化概述
具体来讲，火电厂热工自动化指的是在控制和测量火电厂热力参数时，只需要利用自动化仪表和自动化控制装置即可完成，不需要进行人工操作，通过处理各种信息数据，可以促使自动化控制得以实现，还具有自动化保护以及自动化报警等诸多功能。通过大量的实践研究表明，在火电厂中应用热工自动化控制，可以充分保证设备的安全，火电厂工作人员还不需要进行很大的工作量，降低了他们的劳动强度，另外，机组的工作效率也可以得到极大的提高，对火电厂的工作条件和工作环境进行了有效的改善，促使火电厂更好更快的发展。热工自动化从出现以来，经过了较快的发展，将其应用于火电厂中，取得了很大的成绩，但是还存在着诸多的问题，需要引起人们的重视。
二、优化热力系统的设计
1、采用优化控制软件
据研究结果表明，若过热器出口温度选用神经网络模型的串级预测控制，其调节速度较常规串级控制阶跃响应快2倍，超调量约占常规串级控制阶跃响应的3/10。大量实践也证实，选用基于先进算法的控制软件（如非线型协调、模糊算法、遗传算法、神经网络等）对改善火电厂CFB锅炉的热力系统的非线型、大时延、多输入多输出及多重耦合等控制回路调节特性具有十分显著的作用，同时通过改进常规比例-积分-微分控制器的控制设计，可提高火电机组运行的经济性，进而实现机组效率的提高、耗煤量的降低、污染物排放量的减少。因此在电厂设计期，应考虑引入先进设计理念，把先进算法的控制软件加入到控制系统中，以便后续的调试、运行期能尽量发挥出最大作用。
2、实行机组负荷经济分配
以前火電机组控制系统设计中自动发电控制要求是电网调度控制各台单位机组的直接目标负荷，其主要采用硬接线方式把电厂端的机组DCS及远程终端连接起来实现控制，这种方式主要是保证电网和电厂的安全可靠运行，对于电厂的节能减排效果并不明显。随着竞价上网及厂网分开新营运模式的施行，电网调度的自动发电控制指令应为某个独立发电公司的实时负荷指令，其主要采用方式是电厂经济负荷分配落实到各台机组，从而自动发电控制与火力发电机组的经济运行彼此连接，进而体现出电网营运的经济性。负荷经济分配通常被配置到厂级监控信息系统（SIS），即以计算单元机组实时性能及应用耗差分析结果为手段获取机组负荷的特性实时曲线及鉴别负荷经济分配的实时效果。在设计初期把厂级监控系统（SIS）和管理信息系统（MIS）的通用功能优化结合起来，设计一套综合系统既有厂级监控系统（SIS）的功能，又有管理信息系统（MIS）的功能。这样既能节省电厂的初始投资，又能满足调度的需要，以及电厂的日常信息管理功能。从源头上更好地控制能耗和排放指标。
三、节能减排新技术的应用
1、提高微油点火与等离子点火的可靠性
微油点火与等离子点火具有环保效益明显、节能燃油等优点，目前已被广泛推广设计到我国火力发电厂。但在低负荷及冷炉点火阶段，煤粉燃烬的延迟极易引起炉膛上部屏过处烟温升高，进而导致高温受热面产生超温风险。但点火不均及飞灰含碳量的沉积都是点火时的不安全因数。点火不均易导致锅炉膨胀不均匀，烟气内飞灰可燃物含量在烟道、空预器等处大面积沉也易引起自燃。基于此，需从两方面进行控制，即点火控制逻辑必须完善优化省煤器灰斗除灰、空预器吹灰、风粉浓度、一次风速、煤灰粒度等的控制设计；尽快研发更先进的飞灰可燃物检测仪表，由此提高实时检测的效果。
2、单元机组控制与脱硫的融合
目前多数火力发电厂皆选用烟气石灰石湿法脱硫，以前脱硫控制系统与主厂房的控制系统为独立的两个系统。两者间必要的交换信号由数量有限的硬接线连接起来，由此完成运行所需的保护与联动。随着火力发电厂污染与耗能问题的加剧，环保要求的提高要求基建项目脱硫与机组同步，同时取消烟气脱硫系统气-气交换器及旁路挡板，由此取消增压风机，此时锅炉控制与脱硫系统烟气通道控制间的联系必然更加紧密，因此把脱硫控制归集到机组DCS控制是火力发电厂节能减排的必然选择。脱硫控制要求锅炉控制回路与保护逻辑设计的内容覆盖到烟气排放温度控制、吸收塔超温保护、烟道挡板开闭及脱硫浆液制备、脱硫废水处理、浆液循环与石膏脱水控制。这就要求在电厂筹建初期就应统筹规划设计，以便达到主厂房的控制系统与脱硫系统一体化控制。
3、编制大型辅机采用变频控制的技术规范
实践证实，若把变频器引入周期性大幅度变化或负荷频繁调节的转动机械领域，其必然表现出极其显著的节能功效。例如四川省某火力发电厂320MW机组，其两台凝结水泵采用一拖二高压变频器调速进行控制，若按全年平均负荷的4/5进行计算，厂用电较原有定速泵下降452.5kW；若按年运行5000h进行计算，全年用电量下降22652kW·h。虽然变频器的节能效果异常显著，但变频器的设备投资费用较高，其中高压变频器尤甚，此外变频器专用房间的设置也应被考虑到位，同时变频器的安装设计阶段应考虑采取相关措施，以防高次谐波干扰到周围信号。由此可见，必须对火力发电厂内某些最适宜采用变频控制的辅机进行可行性分析及推广，其中编制行业性的技术规范十分必要。若辅机的转速调节范围较小或以额定负荷运行，那么此类辅机选用变频器前必须进行相应的经济技术比较分析。针对变频方式的设计，必须综合考虑变频器电压等级的选定及变频器控制方式的选定，其中后者选定的依据包括负载转矩特性、调速范围、负荷变化特点、辅机类型等。
四、自动控制对机组煤耗的影响分析
1、DEH系统的阀门控制方式对机组煤耗的影响分析
为使阀门流量特性更好响应负荷要求，降低供电煤耗，可优化顺序阀阀门开启顺序和阀门流量曲线。一是在机组现有控制的基础上改进，进行汽轮机顺序阀调节方式的阀门流量特性试验，测算出汽轮机的实际阀门流量特性，对DEH系统组态设计的阀门流量特性函数进行合理修改，减少节流损失，提高负荷控制精度，节能效果为0．5～1g/Kwh左右。二是对机组调门进行配汽方式改变后，进行阀门流量特性优化试验，采用先开2个调门，再依次开启剩下的2个调门(通常采用先开2个调门对角开启方式，能够解决轴系受力和调节级的受热平衡的问题)。经计算优化后的阀门流量特性在低负荷下煤耗降低约3～5g/kW·h，但该配汽方式需要汽轮机厂家的认可，且应充分考虑机组运行的安全性。
2、主汽压力自动对机组煤耗的影响分析
通常机组在负荷较低、煤质较差时主汽压力波动较大，影响机组带负荷能力，也影响机组自动滑压运行的投入。机组采用滑压运行方式时，主汽压力的滑压设定值较理论值偏小，因此，主汽压力对机组的供电煤耗稍有影响，但是，采用滑压运行方式极大地提高了整个机组的经济性，汽压自动投入滑压运行有利于节能。对于660MW超超临界机组主汽压力每变化1MPa分别影响煤耗0．33g/kW·h;对协调控制策略和参数进行精细的调整，合理确定滑参数运行区域的阀门开度和方式，优化主汽压力与高压调节汽阀开度，提高机组运行的经济性。
3、辅机变频改造对供电煤耗的影响分析
对高压辅机如一次风机、凝结水泵、引风机等电机进行变频改造可节电近30%，对低压辅机和外围设备进行优化和改造节电效果也十分明显，对变频改造后辅机的控制组态进行修改和控制优化，可保障改造后设备的安全稳定运行，为节能作出贡献。
结束语
我国电力行业的能源结构以煤炭为主的情况在很长一段时间内不会改变，但燃煤电厂的SO2/CO2排放量占全国排放总量的较大比例，各种污染气体的排放已加剧我国温室效应及酸雨污染。煤炭是一种不可再生资源，而火电厂燃煤消耗量异常大，长期以往将严重威胁着我国社会的稳定及经济的可持续发展。从而，在火力发电仍占主导地位的情况下积极推进火电厂节能减排意义重大。
参考文献
[1]陈忠平.热工自动控制在火电厂节能减排中的作用分析[J].产业与科技论坛,2014,05:57-58.
[2]赵雪科.热工自动化控制在火电厂的应用探析[J].硅谷,2014,02:133-134.
[3]鲁登峰,胡仕红.火电厂热工自动化设计中的节能减排解析[J].通讯世界,2013,17:63-64.