中联电力,电力系统1000问(23)

tdavidwang 2016-10-19 20:23:02

电力系统1000问(23)

中联电力

2016-10-19 中联电力

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引领科技 创新卓越 电力服务领域先行者
正文

1 计算机技术

  计算机技术这几年一直按摩尔(Moore)定律发展(参见图1):处理器运算速度平均每1.48年翻一翻。现在高端服务器的运算速度已达每秒十亿条指令,内存已达若干吉字节(GB),是10年前的上千倍。原来用于巨型机、大型机的技术已下移至服务器甚至个人计算机。精简指令计算机(RISC)继续飞速发展,超流水线结构的MIPS R4000,超标量结构的SUN Super Sparc,超标量、超流水线结构的DEC Alpha,双流水线超标量结构的Intel Pentium,等等,技术上各具特色,市场上各领风骚。64位CPU和多处理器体系结构已在服务器领域占主导地位。

  计算机技术的飞速发展对电力系统计算产生深刻的影响,原来需要巨型机或大型机的电力系统计算,现在用台式机就可完成;原来用于离线计算的方法,现可移植于在线计算,甚至实时计算。

2 操作系统

  第三代电网调度自动化系统的开放性主要依赖于UNIX操作系统的开放性。10年来,UNIX操作系统在微内核、实时处理、对称多道处理(SMP)、多线程支持、POSIX支持、系统管理的图形化、容错处理、安全可靠性等方面都取得了长足的进展。尽管Windows NT仅运行在Intel和Alpha芯片平台上,然而NT的发展与成熟的确对UNIX世界构成了威胁,但目前NT版本还不支持多用户及POSIX接口,且易受病毒的侵袭,后续版本会逐步改善。NT的技术性能正在渐渐赶上UNIX,但NT的独家垄断特性却与UNIX的开放性相距越来越远,尤其是Linux流行以来。Linux是现年28岁的芬兰赫尔辛基大学的Linus Torvalds于1991年在读大学时自己编写的一种可以自由使用的UNIX操作系统,其源码放在Internet上,吸引了大批有兴趣的高手共同开发,不断完善,将NT的易用性和UNIX的可靠性结合起来,将X—Window/MOTIF接口与UNIX功能结合在一起,被认为是当今UNIX的最好实现。Linux以其彻底开放的开发方式著称于世,并因免费使用而迅速普及,许多软件厂家已宣布支持Linux,这匹黑马的出现对NT无疑是沉重的打击。Linux对于把基于UNIX的成熟的SCADA/EMS/DMS系统移植到地、县调系统有重要意义。

3 网络技术

局域网(LAN)是第三代EMS的“脊椎骨”。10年来,基于CDMA/CD以太网的传输速率已由10 Mbit/s发展到100 Mbit/s,甚至达到1000 Mbit/s;传输介质从细缆(10BASE2)、粗缆(10BASE5)、双绞线(10BASE—T),发展到高速双绞线(100BASE—T)等;传输方式由共享总线式、集线器式,发展到交换式集线器、LAN交换、ATM交换等。交换式局域网改变了新型EMS的体系结构,由总线型发展为以LAN交换为核心的多总线结构,按功能分组,采用更多的网段,网段内共享,网段间交换。

301大型电力自动化系统实时数据通信技术的研究

[摘 要] 针对电力监控系统底层通信数据量大、实时性要求高的特点,进行了两方面的改进。在软件结构上,提出了将数据通信软件与监控软件分离的方法;在硬件上,使用多路双口RAM智能通信卡扩展通信端口,提高底层通信的速度。这些措施有效地减轻了监控软件的数据处理负担,确保了现场仪表与监控计算机之间准确快速的数据通信,保证了整个系统的安全高效运行。
  [关键词] 电力系统;串行通信;多线程;智能通信卡

1 引 言  
  电力系统中,现场数据不但包括功率、电压、电流等测量数据,还包括分合闸、过流、速断等操作及事故所产生的事件数据。当发生事故而导致跳闸时,还要记录现场的故障录波数据,可见,需要通信的数据量是一般工业控制中所无法比拟的。由于电力系统现场数据的变化非常快,一次过流可能只维持十几毫秒,数据稍纵即逝,所以对数据的实时性、通信速度的要求是非常高的。
  监控系统底层数据可靠、高效的通信是系统可靠性的关键,是设计监控软件的重点。一些现有的软件,将数据通信、处理和监控都做在一个软件中,虽然显得直观紧凑,但系统的升级改进却十分不便,一个微小的改动都要对全部系统进行重新整理,因此,采取模块化结构是比较好的一种选择。
笔者在一个大型电力监控系统设计中,硬件上采用通信站和监控站分开的独立方式,软件上将底层通信软件从监控软件中分离出去,在通信站中独立工作,通信站专门负责底层现场实时数据的采集,并和上层监控站进行双向数据通信。由于通信站的独立,使上层监控站的任务大大减轻,不但提高了底层的通信速率,还加快了监控界面的数据刷新速度。如果下层仪表数量很多,可以在通信站上采用多路双口RAM智能通信卡,并扩充为多个串口,进一步提高底层通信速度。

2 系统结构  
  给出了一种典型的系统结构,这种结构综合了以上讨论的特点。其中,两个通信站组成双机冗余热备,保证系统的安全运行,现场仪表的数据通过RS-485/422串口传送给通信站,通信程序读取串口的数据,解析后一方面将数据存入数据库,作为历史数据加以保存,另一方面通过TCP/IP协议,将数据打包后传递给上位机,在监控软件中进行运接送上以太网,也利于远程监测和故障诊断。
  由于通信站和监控站是分离的,只要都支持TCP/IP通信协议,编写监控系统的工具语言不需要与通信站相同,这样就给用户提供了灵活的平台选择,可以利用一些图像功能强大而硬件功能相对弱的组态软件编写监控软件,以提供直观漂亮的操作画面。
  对于一些特殊的下层仪表,如果通信协议不同,只需在通信软件中改变相应的协议即可,不需要对监控软件作出任何修改。用这种方法,可以非常灵活的兼容各种不同通信协议的仪表。这样,系统的升级和扩展就会相当方便。


3 提高通信速度的措施
3.1 硬件措施  
  通信站与上层监控站间的通信是通过以太网传输的,通信速度快,实时性很好。而现场仪表与通信站之间是通过串口读写数据的,在仪表传输速率与传输数据量一定的条件下,当现场仪表的数量多到一定程度,由于总数据量过大而造成通信时间过长,可能会成为限制实时性的瓶颈,为了解决这个问题,硬件上可以采取以下的改进。
3.1.1 多串口数据通信
  串行通信具有连接简单、使用灵活方便、数据传递可靠等优点,在数据采集和实时控制系统中得到了广泛应用。
  一般情况下,多台下层仪表连在一条通信总线上,通信站通过其一个串口连接一条通信总线,从而实现通信站与仪表的串行通信。这时,通信站对全部下层仪表作一次数据通信的时间等于通信站与每个仪表的通信时间之和。

302 现场总线——DCS发展趋势

分散控制系统(DCS)今天已步入第三代。它的发展一方面受计算机技术、控制技术、通信技术及CRT 技术的影响,另一方面又受到生产过程控制和管理要求的驱动。
  随着微电子技术的迅速发展,微处理器在控制装置、变送器上的广泛使用,现场仪表(传感器、变送器、执行器等)得以智能化。“现场总线标准”就是设计用来替代4~20 mA模拟信号标准的新工业标准。
  现场总线(Fieldbus)国际标准的制定将对DCS的发展产生重大影响,由于现场总线与传统的4~20 mA信号传递相比有很多优点,以现场总线为基础的自动化系统结构有望成为未来的分散控制系统。

1 DCS系统的发展
DCS将向信息管理系统和计算机网络控制扩展,将过程控制和信息管理系统紧密结合起来,构成计算机集成过程系统(CIPS)。CIPS除了要完成传统DCS 过程控制的功能外,还要实现运行支持和决策支持的功能,包括质量控制、过程管理、在线优化、经营管理、决策分析等。
  网络是当今工厂自动化的核心,是计算机集成过程系统的基础,而工厂自动化的每一层都有适用于自己的网络。分散控制系统的典型网络体系结构如图1所示。

图1 分散控制系统网络体系结构

  工厂级(上层、管理层)包括工厂信息管理和生产管理,负责与工厂管理计算机的连接,计算机间的管理数据交换通过工厂主干网实现。主干网采用ISO/OSI-MAP/TOP或TCP/IP-Ethernet网络协议标准。随着工厂自动化规模的不断扩大,这一级的功能也越来越强,它是DCS 向CIPS 发展的一个重要标志。
  车间级(中层、监控层)包括过程控制和过程管理,用于控制室、现场控制设备和各现场控制装置间的连接。通信网采用中速、载带工业过程数据公路的形式(ProwayC或IEEE802.4)。这是DCS的实时工业控制网络,应具有高可靠性、高使用性、实时性强、有自诊断功能、有自组态功能、容易接入新站等。
  现场级(低层)用于连接过程控制中的传感器、执行器、智能仪表等。现场以标准的现场总线为发展目标,现已有了两个国际组织的现场总线产品,现场总线将是DCS 发展的一个重要方向。

2 现场总线
2.1 现场总线标准
  现场总线标准的第一部分被命名为H1,定义了一个低速、带电链路的数字信号取代4~20 mA模拟量传输信号。当H1被采用后,智能传感器将能够与数字控制系统直接通信。第二部分H2,定义了一个高速、不带电的链路,使协议可应用于高级逻辑和控制。H2协议的通信速率为1 Mb,而H1通信速率为31.25 Kb。
  由于是作为低级的网络应用,Fieldbus与OSI模型的第一、二和七层有关。OSI网络模型与三层Fieldbus体系结构的对照见图2。

图2 OSI 与Fieldbus体系结构图

Fieldbus中物理层确定通过物理媒介传送的数字信号的形式,包括电缆种类、硬件、传输方式、传输速率、电气及机械性能等。数据链路层负责现场与控制空间的信号双向传送,包括数位如何组织和确认,采用怎样的协议,故障诊断和修正以及类似的功能。应用层提供格式化的数据,集中在网络中设备定址、设备存取、信息和其它功能的方法上。仅利用OSI网络界面模型的三层,可在保证与更高级网络兼容的同时,减少与现场总线标准有关部分的成本和费用,将使每连接一台装置的费用较低。相对于使用在工厂级的较高级网络,Fieldbus标准设计采用较小信息量和较低数据速率的网络。
  标准规定了一个31.25 kHz传输信号,它适用于现行生产装置上采用的4~20 mA信号线路,将来则采用1 MHz和25 MHz、可用于更高频率的导线。Fieldbus标准的部分物理性能见表1。

表1 Fieldbus标准的部分物理性能 

物理性能低速/DC(H1)高速/DC(H2) 传送距离1 900 m750 m 拓扑总线或任意总线 结构点—点通信点—点通信 响应时间100 ms1 ms 数据传输速率31.25 Kb1 Mb 报文传送速度81~122 报文/s2 604~3 906
报文/s 标准报文长度32~48 B32~48 B 数据类型浮点(32位),
文本,时钟浮点(32位),
文本,时钟 设备数量3232 传输媒介仪表级双绞线通信级双绞线 电源DCDC 冗余支持支持 本质安全性有无(对于网络
供电装置) 连接方式直接直接


  现场总线标准中的物理层协议已于1993年获得通过。它规定了传输媒介的情况,包括工作电压和电流。现正在开发应用层和用户层协议。Fieldbus的最后目标是以一片硅集成电路为基础的现场总线,这片集成电路将覆盖物理层、数据链路层和应用层的需要,目前Honeywell、Rosemount正在开发Fieldchips。
2.2 两大现场总线机构
80年代末,一些仪表公司着手开发统一标准的现场总线。目前主要有两大机构:ISP(相互可操作性系统工程)和WorldFIP。ISP机构成员有西门子、罗斯蒙特、费希尔、福克斯波罗、横河、ABB等64个公司;WorldFIP机构成员有霍尼韦尔、山武—霍尼韦尔、贝利等150个公司。两大机构都在开发各自现场总线标准。ISP以德国工业标准Profibus为基础,它采用由主机向各台设备发布令牌,使其进入网络。WorldFIP以法国工业标准FIP为基础,采用按时序进入现场总线。但是两种现场总线都包括ICE和SP50的联合在1989年完成实验。下面分别叙述。
ISP根据IEC-ISA SP50的思想,提供了两种现场总线H1和H2(同国际标准),它有一个设备描述语言DDL,是由Rosemount公司开发的,可将任何最新进入系统的仪表所具有的功能和性能自动地通知主机。Siemens的过程装置开发工程师认为,此功能是WorldFIP所不具备的,这种功能使扩充现有系统非常容易。ISP的另一优点是它为用户而定义的功能块。在开发标准的第一阶段中,ISP已定义了10种功能块,它可覆盖现场总线应用要求中的80%,其中包括开关和模拟量的输入、输出、PID控制以及它们的组合,ISP成员横河公司开发生产出一种新型硅片可实现ISA SP50协议所规定的物理层及部分数据链路层的工作,其余的数据链路工作与应用层和功能块一起由置于现场仪表的一台微处理器来完成。
WorldFIP采用了时间同步信息系统,连接在总线上的各仪表设备可按时序进入现场总线。根据Honeywell公司介绍,只有FIP总线能控制时间周期在1 ms以内。WorldFIP在1994年投入了它自己的设备描述工具,称Device Builder。它收入了SP50已批准的所有功能块,能自动地告诉控制系统一台新仪表具有的功能以及必须整定的参数。WorldFIP也计划推出一种更便宜的硅片。
  虽然目前两大组织的总线产品还不兼容,但WorldFIP和ISP都表示,当IEC-ISA最后完成其现场总线标准时,他们将使其产品与标准兼容,现有系统更新到能够满足最后的IEC-ISA标准可能仅仅只是更换控制硅片而已,费用大约5美元。
1994年9月,ISP和WorldFIP合并成立了Fieldbus Foundation(FF,即现场总线协会)。FF是一非盈利性的国际组织,这将有助于发展一个单一的、国际间的、可互操作的现场总线。其技术将是现存几个组织的某些规约的融合,即FF的技术将基于已有IEC/ISA的物理层、数据链路层,ISTRev 3.0版本的应用层和用户层,结合ISP和WorldFIP的网络和系统管理层来组成。可互操作则由设备描述语言来支持。其现场总线的体系结构如图3所示。 

图3 现场总线体系结构

2.3 现场总线的优势
  现场总线不单单是一个通信标准,而是试图包含全部领域,作为一个过程控制的开放的、集成的测量控制系统。采用现场总线,具有许多优点:
a)大大缩减了铺线费用;
b)简化了线路的安装与维护;
c)能传送多个过程变量,可以实现在线故障诊断及线路故障检测;
d)用数字信号取代4~20 mA模拟信号,可提高系统精度,而且可把一些功能(如线性化、补偿校正、工程量转换、报警处理等)赋于现场仪表,提高了现场仪表的自主性和可靠性;
e)因现场总线是双向的,故可从控制室对现场仪表进行标定和调整;
f)现场总线采用国际标准后,用户可以优选各仪表厂商的产品组成系统,而不必考虑总线接口是否匹配问题。
2.4 目前商用的两种产品
a)1985年,Rosemount研制了HART数字通信协议,用于智能现场仪表。HART协议是在4~20 mA基础上加上数字信号进行通信的,尽管将来的仪表世界是全数字的,但在当前,很少人能知道多少年以后才能实现全数字化,并且HART延长了4~20 mA标准的寿命。HART占领了市场,已超过1 000 000台仪表用了HART,从此角度上说HART先行了一步。
HART工作方式有点—点式或全数字式的。点—点式是在4~20 mA叠加一组数字信号,不影响4~20 mA模拟信号;全数字式的优点是可连15台仪表,减少投入。HART具有相互可操作性,HART解决DDL,DDL概念对ISP等组织有所启发。
b)1987年,德国工业技术开发部提供了一种Profibus作为国家标准,以便实现以下目标:灵活、双向交换数据信息、自诊断参数等,使得数字化更加准确,减少I/O和A/D以降低成本,方便操作。截止目前,已高达600 000台仪表用上了该标准。
Profibus不同于HART,它以常用的RS-485通信原理作为物理层,用便宜的双绞电缆即可实现令牌式的通信,Profibus作为ISP的雏形,ISP引用了其物理层、应用层的原理。

3 结束语
  计算机集成技术和现场总线的发展,将对DCS的结构产生重大影响。目前DCS的结构将受到上下肢解,上层工作站将与CIPS紧密结合,DCS将演变成CIPS 的低层部分;在现场级,现场总线的应用将使传统的DCS I/O结构彻底改变。现场总线将对自控领域带来深刻影响,工业控制系统的体系结构将以统一的现场总线为纽带构成,现场控制系统(FCS)将是21世纪的开放控制系统。

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1.零序电流保护与重合闸方式的配合应考虑哪些因素?

答:1、采用单相重合闸方式,并实现后备保护延时段动作后三相跳闸不重合,则零序电流保护与单相重合闸配合按下列原则整定:
       (1)能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段,经重合闸N端子跳闸,非全相运行中不退出;而躲不过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段,应接重合闸M端子跳闸,在重合闸启动后退出工作。
      (2)零序电流保护二段的整定值应躲过非全相运行最大零序电流,在单相重合闸过程中不动作,经重合闸R端子跳闸。
      (3)零序电流保护三、四段均经重合闸R端子跳闸,三相跳闸不重合。
     2、采用单相重合闸方式,且后备保护延时段启动单相重合闸,则零序电流保护与单相重合闸按如下原则进行配合整定:
      (1)能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段,经重合闸N端子跳闸,非全相运行中不退出工作;而不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段,经重合闸M端子跳闸,重合闸启动后退出工作。
      (2)能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护二段,经重合闸N端子跳闸,非全相运行中不退出工作;不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护二段,经重合闸M或P端子跳闸,亦可将零序电流保护二段的动作时间延长至1.5秒及以上,或躲过非全相运行周期,经重合闸N端子跳闸。
      (3)不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护三段,经重合闸M端子或P端子跳闸,亦可依靠较长的动作时间躲过非全相运行周期,经重合闸N或R端子跳闸。
      (4)零序电流保护四段经重合闸R端子跳闸。
     3、三相重合闸后加速和单相重合闸的分相后加速,应加速对线路末端故障有足够灵敏度的保护段。如果躲不开在一侧断路器合闸时三相不同步产生的零序电流,则两侧的后加速保护在整个重合闸周期中均应带0.1秒的延时

2.为什么采用检定同期重合闸时不用后加速?

答:当线路发生故障后,保护有选择性的动作切除故障,重合闸进行一次重合以恢复供电。若重合于永久性故障时,保护装置即不带时限无选择性的动作断开断路器,这种方式称为重合闸后加速。
     检定同期重合闸是当线路一侧无压重合后,另一侧在两端的频率不超过一定允许值的情况下才进行重合的。若线路属于永久性故障,无压侧重合后再次断开,此时检定同期重合闸不会再重合,因此采用检定同期重合闸再装后加速也就没有意义了。若属于瞬时性故障,无压重合后,即线路已重合成功,故障已不存在,故亦无装设后加速的必要。同时检定同期重合闸时不采用后加速,可以避免合闸冲击电流引起误动。

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1、发电厂按使用能源划分有几种基本类型?

答:发电厂按使用能源划分有下述基本类型:

(1)、火力发电厂:火力发电是利用燃烧燃料(煤、石油及其制品、天然气等)所得到的热能发电。火力发电的发电机组有两种主要形式:利用锅炉产生高温高压蒸汽冲动汽轮机旋转带动发电机发电,称为汽轮发电机组;燃料进入燃气轮机将热能直接转换为机械能驱动发电机发电,称为燃气轮机发电机组。火力发电厂通常是指以汽轮发电机组为主的发电厂。

(2)、水力发电厂:水力发电是将高处的河水(或湖水、江水)通过导流引到下游形成落差推动水轮机旋转带动发电机发电。以水轮发电机组发电的发电厂称为水力发电厂。

水力发电厂按水库调节性能又可分为:

①、径流式水电厂:无水库,基本上来多少水发多少电的水电厂;

②、日调节式水电厂:水库很小,水库的调节周期为一昼夜,将一昼夜天然径流通过水库调节发电的水电厂;

③、年调节式水电厂:对一年内各月的天然径流进行优化分配、调节,将丰水期多余的水量存入水库,保证枯水期放水发电的水电厂;

④、多年调节式水电厂:将不均匀的多年天然来水量进行优化分配、调节,多年调节的水库容量较大,将丰水年的多余水量存入水库,补充枯水年份的水量不足,以保证电厂的可调出力。

(3)、核能发电厂:核能发电是利用原子反应堆中核燃料(例如铀)慢慢裂变所放出的热能产生蒸汽(代替了火力发电厂中的锅炉)驱动汽轮机再带动发电机旋转发电。以核能发电为主的发电厂称为核能发电厂,简称核电站。根据核反应堆的类型,核电站可分为压水堆式、沸水堆式、气冷堆式、重水堆式、快中子增殖堆式等。

(4)、风力发电场:利用风力吹动建造在塔顶上的大型桨叶旋转带动发电机发电称为风力发电,由数座、十数座甚至数十座风力发电机组成的发电场地称为风力发电场。

(5)、其他还有地热发电厂、潮汐发电厂、太阳能发电厂等。

2、锅炉的循环方式有几种,简述其含义?

答:火力发电厂中的锅炉按水循环方式可分为自然循环,强制循环,直流锅炉三种类型。 依靠工质的重度差而产生的循环流动称为自然循环。借助水泵压头使工质产生的循环流动称为强制循环。 自然循环形成:汽包、下降管、下联箱和上升管(即水泠壁)组成一个循环回路。由于上升管中的水在炉内受热产生了蒸汽,汽水混合物的重度小,而下降管在炉外不受热,管中是水,其重度大,两者重度差就产生推动力,水沿下降管向下流动,而汽水混合物则沿上升管向上流动,这样就形成水的自然循环流动。 强制循环锅炉的结构与自然循环基本相同,它也有汽包,所不同的在下降管中增加了循环泵,作为增强汽水循环的动力。 直流炉的结构与自然循环锅炉结构不同,它没有汽包,是依靠给水泵压力使工质锅炉受热面管子中依次经过省煤器,蒸发受热面和过热器一次将水全部加热成为过热蒸汽。现在一般只宜用于亚临界,超临界压力锅炉。 强制循环锅炉与自然循环锅炉比较: 优点:可适用于亚临界、超临界压力;由于工质在受热面中是强制流动,因而受热面的布置较灵活,受热均匀水循环好;起停炉快;水冷壁可使小管径、薄管壁(压力准许),相对汽包容积减小,节省钢材。 缺点:加装循环泵,系统复杂,投资高,检修困难。

3、试述火力发电厂主要生产过程?

答:火力发电厂(以燃煤发电厂为例)主要生产过程是:储存在储煤场(或储煤罐)中的原煤由输煤设备从储煤场送到锅炉的原煤斗中,再由给煤机送到磨煤机中磨成煤粉。煤粉送至分离器进行分离,合格的煤粉送到煤粉仓储存(仓储式锅炉)。煤粉仓的煤粉由给粉机送到锅炉本体的喷燃器,由喷燃器喷到炉膛内燃烧(直吹式锅炉将煤粉分离后直接送入炉膛)。燃烧的煤粉放出大量的热能将炉膛四周水冷壁管内的水加热成汽水混合物。混合物被锅炉汽包内的汽水分离器进行分离,分离出的水经下降管送到水冷壁管继续加热,分离出的蒸汽送到过热器,加热成符合规定温度和压力的过热蒸汽,经管道送到汽轮机作功。过热蒸汽在汽轮机内作功推动汽轮机旋转,汽轮机带动发电机发电,发电机发出的三相交流电通过发电机端部的引线经变压器什压后引出送到电网。在汽轮机内作完功的过热蒸汽被凝汽器冷却成凝结水,凝结水经凝结泵送到低压加热器加热,然后送到除氧器除氧,再经给水泵送到高压加热器加热后,送到锅炉继续进行热力循环。再热式机组采用中间再热过程,即把在汽轮机高压缸做功之后的蒸汽,送到锅炉的再热器重新加热,使汽温提高到一定(或初蒸汽)温度后,送到汽轮机中压缸继续做功。

4、锅炉本体有哪些主要部件?各有什么主要功能?

答:在火力发电厂中,锅炉的功能是利用燃料燃烧放出的热能产生高温高压蒸汽。锅炉本体的结构和主要部件都是为了实现它的功能而设置的。锅炉本体的结构有炉膛、水平烟道和垂直烟道(尾部烟道),主要部件按燃烧系统和汽水系统来设置,有空气预热器、喷燃器、省煤器、汽包、下降管、水冷壁、过热器、再热器等。 空气预热器分层布置在垂直烟道中(旋转式的不分层,布置在垂直烟道底部),它把送风机送来的空气利用流经垂直烟道的烟气进行加热,加热后的空气分别送到磨煤机(做为热风源)、排粉机、一次风箱和二次风箱。 喷燃器布置在炉膛四角(或前后墙),数目多时可上下分层。给粉机把煤粉送入喷燃器,一次风引入喷燃器把煤粉吹入炉膛。二次风口布置在喷燃器近旁,喷入助燃空气。直吹式锅炉由排粉机将煤粉直接吹入炉膛。煤粉燃烧后形成飞灰(细灰和粗灰)和灰渣。飞灰随烟气经水平烟道、垂直烟道到除尘器,除尘器把烟气中98%以上的细灰除下落入除尘器下部的灰斗中,极少的细灰随烟气经吸风机送入烟囱排入大气;灰渣则落入炉膛底部形成炉底渣,由除灰设备定时除出炉外。 省煤器分层布置在垂直烟道中,它把给水母管送来的水利用烟气进行加热再送到汽包中。 汽包布置在锅炉顶部,它在锅炉的汽水循环中起着接收来水、储水和进行汽水分离的作用。 汽包中的水经下降管、水冷壁下联箱(它们都布置在炉膛外壁)送到水冷壁。在强制循环式锅炉的下降管中安装有强制循环泵,加强水循环。 水冷壁是布置在炉膛四周的排管,在炉膛内燃烧的燃料所放出的热把水冷壁管内的水加热成汽水混合物。汽水混合物经水冷壁上联箱和上升管进入汽包。汽包中的汽水分离器把汽水混合物进行分离,分离出的蒸汽送到过热器,余下的水留在汽包中继续参加水循环。直流式锅炉没有汽包,水冷壁将水直接加热成蒸汽送入过热器。 过热器布置在炉膛上部和水平烟道中,它把蒸汽加热并调节成符合规定温度的过热蒸汽,过热蒸汽经集汽联箱、主汽门到汽轮机。过热器又可分为低温过热器和高温过热器。在锅炉水平烟道入口处装有屏式过热器,在炉膛顶部装有顶棚过热器。 再热式机组的再热器也布置在水平烟道和垂直烟道中,再热器的功能是将在汽轮机高压缸做过功的蒸汽再次加热到一定温度送回到气轮机中压缸继续做功。

5、目前我国对于单元制机组一般采用什么方法启动?试述其含义。

答:一般采用滑参数启动。滑参数启动按操作方法分为压力法和真空法两种。 压力法滑参数启动就是锅炉先要产生一定温度和压力的蒸汽之后才开启电动主闸门及主汽门冲动汽轮机。启动参数一般为0.8~1.5 Mpa、220~250°C。这种启动方法由于操作简单、控制方便而被广泛采用。 真空法启动就是启动前全开电动主闸门、主汽门和调速汽门,真空区一直扩展到锅炉汽包,点火后炉水在真空状态下汽化,在不到0.1 Mpa的压力下就可以冲动汽轮机,随着锅炉燃烧的增强,一方面提高汽温、汽压,一方面汽轮机升速、定速、并网、带负荷。由于真空法滑参数启动具有疏水困难、蒸汽过热度低、汽机转速不易控制、易引起水冲击等安全性较差及再热器出口温度很难提高、抽真空困难等缺点,目前真空法滑参数启动已很少采用。 滑参数启动按启动前汽缸金属温度的高低可分为冷态滑参数启动和热态滑参数启动。启动时高压缸调节级汽室下内壁温度低于它在额定参数下维持空转的金属温度时称为冷态滑参数启动;如果高压缸调节级汽室下内壁温度高于此温度则称为热态滑参数启动。

6、汽轮发电机组的停机方式有几种,简述过程及注意事项。

答:汽轮发电机的停机可分为正常停机及故障停机,对于正常停机按其停机过程不同又可以分为定参数停机与滑参数停机。

(1)、定参数停机

  即在停机过程中,主蒸汽参数保持在额定值不变,仅通过关小调门减少进汽量来减少负荷,一般可以在40-50min内将负荷减至零,电气解列,汽机打闸停机。这样停机后汽机金属温度保持在较高水平,利于再次启动,尽快接带负荷。

注意事项:在减负荷过程中,必须严格控制汽机金属温度的下降速度和温度的变化。一般要求金属温度的下降速度控制在1.5℃/min之内。

(2)、滑参数停机

  即在停机过程中,调门保持全开,仅通过降低主蒸汽的参数方法来减少负荷。如果整个过程全部采用滑参数方式,停机后汽缸温度可以达到较低的水平,有利于汽机检修,缩短工期。对于20MW以上机组一般采取滑参数方式停机。额定工况下滑停应先把负荷减至80-85%额定负荷,随主蒸汽参数降低全开调门,稳定一端时间。当金属温度降低,各部件温差减小后,开始滑停。滑停一般分段进行。严格控制汽机金属温度的下降速度和温度的变化,一般要求金属温度的下降速度控制在1.5℃/min之内。减至较低负荷时,打闸停机,锅炉熄火,电气解列发电机。 

注意事项:

1) 主蒸汽必须保持有50℃的过热度。

2) 整个停机过程中主蒸汽温降必须控制在1-2℃/min内,再热机组再热蒸汽温降控制在2℃以内。当主汽温度低于汽缸,法兰温度35℃时,应停止参数滑降,稳定运行一段时间。

7、汽轮发电机组启动方式有几种,简述启动过程?

答:按启动过程中新蒸汽参数的情况,可分为额定参数启动和滑参数启动两种启动方式;按汽轮机启动前的金属温度高低,又可分为冷态启动和热态启动;按冲动转子时所用阀门的不同,又可分为调节门启动、自动主汽门和电动主闸门(或其旁路门)启动。 额定参数冷态启动电动主闸门前的新蒸汽参数在整个启动过程中始终保持在额定值。启动过程一般包括主蒸汽管道暖管及前期准备,冲动转子暖机升速,定速并列带负荷等阶段。 主蒸汽管道暖管及前期准备:冷态的主蒸汽管道被高温高压的新蒸汽加热到与新蒸汽同温度压力的状态称为主蒸汽管道暖管。在暖管过程中,可以进行启动前的准备,凝汽器通循环水,启动凝结水泵,抽真空,送轴封,检查润滑油系统,启动盘车连续运转等。 冲动转子暖机升速:冲动转子一般使用调门或电动主闸门(或其旁路门),这根据汽机调速系统的不同来选择。冲动转子后控制转子转速分别进行低,中,高速暖机。暖机过程中严格控制汽缸壁温升,上下缸,内外缸,法兰,螺栓等处温差。一般控制温升在1-2℃/min,温差在30-50℃内。 定速并列带负荷:汽机转速3000r/min定速,电气进行并列操作,机组并列,带负荷暖机。带负荷暖机过程中仍应严格控制各处温升及温差等。随缸温升高,机组接带负荷至额定出力。(整个启动过程共需时约8小时) 滑参数冷态启动 电动主闸门前的新汽参数随转速、负荷的升高而滑升,汽轮机定速或并网前,调门一般处于全开状态。启动过程一般为:锅炉点火及暖管,冲动转子升速暖机,并列接带负荷等。 锅炉点火及暖管:锅炉点火前,汽机应做好前期准备包括凝汽器通循环水,检查润滑油系统,启动盘车连续运转等。联系锅炉点火,汽机抽真空,送轴封。锅炉升温升压,应及时开启旁路。电动主闸门前压力,温度达到冲动转子条件时,即可冲动转子。 冲动转子升速暖机:冲动转子后,低速暖机全面检查后即可在40-60min内将转速提到3000r/min,定速。并列接带负荷:定速后应立即并列接带少量负荷进行低负荷暖机。联系锅炉加强燃烧,严格按启动曲线控制升温升压速度。70%额定负荷后,汽缸金属的温度水平接近额定参数下额定工况下金属的温度水平时,锅炉滑参数加负荷的过程结束。此后,随着锅炉参数的提高,逐渐关小调门保持负荷不变,锅炉定压。当主汽参数达到额定值后再逐渐开大调门加负荷至额定出力。

8、什么是汽轮机的真空和真空度?简述其物理含义。

答:当容器中的压力低于大气压力时,把低于大气压力的部分叫做真空,而容器内的压力叫绝对压力。另一种说法是,凡压力比大气压力低的容器都称做真空。真空有程度上的区别:当容器内没有压力即绝对压力等于零时,叫做 完全真空;其余叫做不完全真空。汽轮机凝汽器内的真空就是不完全真空。 真空、绝对压力与大气压力之间的关系如下: h1 + h2 = h 式中 h1:容器内真空水银柱的高度,单位:mm h2:相当于容器内绝对压力的水银柱高度,单位:mm h: 大气压力的水银柱高度,单位:mm 真空也可以用百分比表示,叫做真空度,即用测得的真空水银柱高度除以相当于大气压力的水银柱高度,再化为百分数表示,用公式表示为: 真空度= h1/ h×100%。 在凝汽器内绝对压力不变的情况下,真空度随着大气压力的变化而变化。所以,在理论计算上使用绝对压力来表示汽轮机凝汽器内的真空较为妥善。在已经测得大气压力和凝汽器内真空水银柱高度之后,绝对压力可由下述公式计算: P =( h - h1)/735.6 (工程大气压) 例如:测得汽轮机凝汽器内的真空等于720mm水银柱,另由压力表测得当时的大气压力是750mm水银柱,则凝汽器的绝对压力和真空度各为: P =(h - h1)/735.6 =(750 - 720)/735.6=0.04(工程大气压)真空度 = h1/ h×100% =(720/750)×100% =96%。

9、什么是汽轮机调速系统的迟缓率、速度变动率和调差系数?

答:汽轮机调速系统的迟缓率是指在调速系统中由于各部件的摩擦、卡涩、不灵活以及连杆、绞链等结合处的间隙、错油门的重叠度等因素造成的动作迟缓程度。机械液压型调速器最好的迟缓率ε= 0.3~0.4 %。采用电液压式数字型调速器灵敏度很高,迟缓率(人工死区)可以调节到接近于零。 速度变动率是指汽轮机由满负荷到空负荷的转速变化与额定转速之比,其计算公式为:δ=(n1 - n2)/n×100%式中n1汽轮机空负荷时的转速, n2: 汽轮机满负荷时的转速, n汽轮机额定转速。对速度变动率的解释如下:汽轮机在正常运行时,当电网发生故障或汽轮发电机出口开关跳闸使汽轮机负荷甩到零,这时汽轮机的转速先升到一个最高值然后下降到一个稳定值,这种现象称为"动态飞升"。转速上升的最高值由速度变动率决定,一般应为4~5 %。若汽轮机的额定转速为3000转/分,则动态飞升在120~150转/分之间。速度变动率越大,转速上升越高,危险也越大。 汽轮机调速系统的静态频率调节效应系数kf的倒数为调速系统的调差系数。调差系数的计算公式为: kδ=△f(%)/△P(%)式中: △f(%): 电网频率变化的百分数,△P(%): 汽轮发电机组有功功率变化的百分数。调差系数的大小对维持系统频率的稳定影响很大。为了减小系统频率波动,要求汽轮机调速系统有合理的调差系数值,一般为4%~5 %。

10、什么是蒸汽一燃气联合循环机组,运行上有何特点?

答:蒸汽-燃气联合循环机组是把蒸汽轮机循环以及燃气轮机循环综合在一起的动力装置。

  用提高初温的办法来提高蒸汽轮机循环的效率时,受到金属材料的限制,使初温难以继续提高。由于蒸汽轮机的循环终参数较低,而燃气轮机循环的初参数却较高,所以蒸汽-燃气联合循环机组,利用燃气轮机循环有较高初温及蒸汽轮机循环有较低终参数的优点来提高整个循环的热效率。

采用不同方式的机组特点不同。

  余热锅炉联合循环机组特点是:汽轮机的容量和新蒸汽参数由燃气轮机容量、排汽温度决定,汽轮机不能单独运行,而且汽轮机负荷随燃气轮机而变动。

  补燃余热锅炉联合循环机组特点是:加装补燃器,利用燃气轮机排气中还有14%-18%的氧帮助燃烧,增加输入热量,提高汽轮机的功率和效率。

  增压锅炉联合循环机组特点是:因锅炉增加燃烧,燃烧迅猛,使传热系数大为增加,燃气轮机的蒸汽参数随燃气轮机进气温度提高而增加;燃气轮机和汽轮机都不能单独运行。

  排气助然锅炉联合循环机组特点是:不仅回收燃气轮机的排气余热,同时充分利用排气中的余热,燃气轮机和汽轮机可以分开运行;可配置高参数大型汽轮机;锅炉中的所用燃料可任意选择。

11、同步发电机的冷却方式分哪几种?各有什么优缺点?

答:同步发电机的冷却分为外冷和内冷两种: 1、外冷:包括空冷和氢冷 空冷:冷却介质为空气,即用空气把发电机内因损耗而产生的热量带走,这种方式结构简单,但冷却效率不高。最大装机容量可达100MW左右; 氢冷:冷却介质为 氢气,即用氢气把热量带走。与空气相比,冷却能力高。通风损耗较小,但结构复杂,需配置储氢设备。最大装机容量可达200MW左右; 2、内冷:包括定子水内冷,转子氢内冷等 内冷(直接冷却方式):冷却介质为水、油、氢气,即将氢、水或油通过导线内部,直接把热量带走,与前述两种表面冷却方式相比,冷却能力高,可以缩小发电机体积,节省材料,便于制造大容量发电机,但发电机结构复杂,铜损较大,铁损和机械损耗较小,总损耗相差不多。

12、简述大型单元机组的功率调节方式。

答:大型单元机组的功率调节方式有三种。

1、以锅炉为基础的运行方式

在这种方式下,锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷,而汽机则是通过改变调速汽门开度以控制主蒸汽压力。当负荷要求改变时,由锅炉的自动控制系统,根据负荷指令来改变锅炉的燃烧率及其它调节量,待汽压改变后由汽轮机的自动控制系统去改变调速汽门开度,以保持汽轮机前的汽压为设定值,同时改变汽轮发电机的输出功率。汽机跟随控制方式的运行特点是:当负荷要求改变时,汽压的动态偏差小而功率的响应慢。

2、以汽机为基础的运行方式

在这种方式下,锅炉通过改变燃烧率调节主蒸汽压力,而汽机则以改变调速汽门开度调节机组负荷。当负荷要求改变时,由汽轮机的自动控制系统根据负荷指令改变调速汽门开度,以改变汽轮发电机的输出功率。此时,汽轮机前的蒸汽压力改变,于是锅炉的自动控制系统跟着动作,去改变锅炉的燃烧率及其它调节量(如给水量、喷水量等),以保持汽轮机前的汽压为设定值。这种控制方式的运行特点是:当负荷要求改变时,功率的响应快而汽轮机前汽压的动态偏差大。

3、功率控制方式

这种方式是以汽机为基础的协调控制方式,机、炉作为一个整体联合控制机组的负荷及主蒸汽压力,也称为机炉整体控制方式。当负荷要求改变时,根据负荷指令和机组实际输出功率之间的偏差,以及汽轮机主汽门前汽压与其设定值之间的偏差,使锅炉和汽轮机的自动控制系统协调地实时改变汽轮机的调速汽门开度和锅炉的燃烧率(和其它调节量),使汽轮机前汽压的动态偏差较小而功率响应较快。近来参加电网调频的大型火力发电机组大都采用这种控制方式。

13、在什么情况下机组需要紧急停机?

答:当遇有下列情况时,需要紧急停机: (1) 水击。 (2) 机组超速。 (3) 胀差超过允许值。 (4) 机组内有清晰的金属声。 (5) 控制油箱油位低于停机油位。 (6) 油系统着火,威胁机组安全。 (7) 冷油器出口油温过高或超出规定值。 (8) 轴承金属温度高。 (9) 发电机密封油回油温度高。 (10) 主、再热蒸汽温度高。 (11) 正常运行时主、再热蒸汽温度低。 (12) 高缸排汽温度高。 (13) 低缸排汽温度高。 (14) 主机轴向位移大。 (15) 偏心率大。 (16) 主机推力轴承温度高。 (17) 主机凝汽器水位过高。 当遇有下列情况时,发电机必须与系统解列: (1) 发电机、励磁机内冒烟、着火或氢气爆炸。 (2) 发电机或励磁机发生严重的振动。 (3) 发生威胁人员生命安全时。

14、在什么情况下机组可以紧急停炉?

答:在下列情况下,可以紧急停炉:

(1) 运行工况、参数达到事故停炉保护动作定值,而保护拒动。

(2) 全部给水流量表损坏,造成主汽温度不正常或虽然主汽温度正常但半小时之内流量 表计未恢复。

(3) 主给水、蒸汽管路发生爆破时。

(4) 炉膛内或烟道内发生爆炸,设备遭到严重损坏时。

(5) 蒸汽压力超过极限压力,安全门拒动或对空排汽门打不开时。

(6) 中压安全门动作后不回座,再热器压力、汽温下降,达到不允许运行时。

(7) 主要仪表电源消失.无法监视机组运行情况时。

(8) 低负荷锅炉燃烧不稳,炉膛压力波动大(蒸汽流量迅速下降)时。

(9) 锅炉四管爆破,危及临近管子安全时。

(10) 汽包水位计全部损坏或失灵,无法监视水位时。

(11) 汽包水位过高或过低。

15、试述什么是离散控制系统(DCS)?

答:离散控制系统DCS(distributed control system的简称)是以微处理器及微型计算机为基础,融汇计算机技术、数据通信技术、CRT屏幕显示技术和自动控制技术为一体的计算机控制系统,它对生产过程进行集中操作管理和分散控制。即分布于生产过程各部分的以微处理器为核心的过程控制站,分别对各部分工艺流程进行控制,又通过数据通信系统与中央控制室的各监控操作站联网,因此也称集散控制系统(TDCS)。操作员通过监控站CRT终端,可以对全部生产过程的工况进行监视和操作,网络中的专业计算机用于数学模型或先进控制策略的运算,适时地给各过程站发出控制信息、调整运行工况。 分散控制系统可以是分级系统,通常可分为过程级、监控级和管理级、分散控制系统由具有自治功能的多种工作站组成,如数据采集站、过程控制站、工程师(操作员)操作站、运行远操作站等。这些工作站可独立或配合完成数据采集与处理、控制、计算等功能,便于实现功能、地理位置和负载上的分散。且当个别工作站故障时,仅使系统功能略有下降,不会影响整个系统的运行,因此是危险分散。 各种类型分散控制系统的构成基本相同,都由通信网络和工作站(节点)两大部分组成。 分散控制系统可以组成发电厂单元机组的数据采集系统(DAS)、自动控制系统(ACS)、顺序控制系统(SCS)及安全保护等,实现计算机过程控制。

用DCS实现大型火电机组自动化的主要优点是: 1) 连续控制、继续控制、逻辑控制和监控等功能集中于统一的系统中,可由品种不多的硬件,凭借丰富的软件和通信功能来实现综合控制,既节省投资,又提高了系统的可靠性、可操作性和维修性。 2) 可按工艺、控制功能、可靠性要求由功能和地理位置不同的各个工作站组成控制系统,系统结构灵活,且大大节省电缆。 3) 一个站的故障不会影响其它站的正常运行,系统可靠性高。 4) 各种监视控制功能均采用软件模块来完成,所以修改方便,易于实现高级控制。

16、核电站运行有何特点?

答:核电站运行的特点主要有: (1)、核反应堆,俗称原子锅炉,堆芯核裂变链式反应产生放射性废物,因此核电站无论是正常运行还是事故运行,都必须保证放射性废物的危害不能无控制地排放至环境中。 (2)、核电站靠核裂变链式反应产生的热量加热产生的蒸汽发电,因此核电站运行,必须保证反应堆有足够完好的冷源,即使是反应堆停闭期,如果失去冷源,反应堆内的核衰变产生的余热也足够使反应堆烧毁。 (3)、移动控制棒和改变冷却剂中硼浓度都可以调节反应堆功率,移动控制棒可以快速地升降负荷,而改变硼浓度来调节功率,速率较慢,通常采用这两种方法共同调节。任何工况下,必须保证核反应堆可控,即保证反应性的控制,反应性的失控将导致重大核事故。 (4)、机组快速升降负荷,特别在燃耗末期由于氙毒的变化,将导致反应堆轴向功率偏差(ΔⅠ)控制困难,易产生堆芯局部热点,有造成堆芯烧毁的潜在风险;若频繁进行负荷跟踪, 将产生大量的放射性废气、废液,对环境产生潜在威胁,故核电机组必须相对稳定地带基本负荷运行。 (5)、压水堆机组每年所需燃料一次性装入。停机换料时,机组利用这一机会进行必要的维修和试验,以使机组保持良好的性能和安全水平,所以压水堆的机组每年有一次机组换料大修。

17、核电站为了防止核泄漏设有哪几道屏障?

答:为落实纵深防御原则,核电站在放射性物质(裂变产物)和环境之间设置了四道屏障,只要任一道完整,就可防止放射性物质外漏。

  第一道 燃料芯块 核裂变产生的放射性物质98%以上滞留在二氧化铀芯块中,不会释放出来。

  第二道 燃料包壳 燃料芯块密封在锆合金包壳内,防止放射性物质进入一回路水中。

  第三道 压力边界 由核燃料构成的堆芯封闭在壁厚20厘米的钢质压力容器中,压力容器和整个一回路 都是耐高压的,放射性物质不会漏到反应堆厂房中。

  第四道 安全壳 反应堆厂房是一个高大的预应力钢筋混凝土建筑,壁厚近一米,内表面加有6毫米厚的钢衬,防止放射性物质进入环境。

18、水力发电厂有几种类型?各有什么特点?

答:水力发电厂是把水的势能和动能转变成电能。根据水力枢纽布置不同,主要可分为堤坝式、引水式、抽水蓄能水电厂等。 1、堤坝式水电厂:在河床上游修建拦河坝,将水积蓄起来,抬高上游水位,形成发电水头的方式称为堤坝式,堤坝式水电厂又可分为坝后式、河床式及混合式水电厂等。 ① 坝后式水电厂,这种水电厂的厂房建筑在坝的后面,全部水头由坝体承受,水库的水由压力水管引入厂房,转动水轮发电机组发电。坝后式水电厂适合于高、中水头的情况。 ② 河床式水电厂,这种水电厂的厂房和挡水坝联成一体,厂房也起挡水作用,因修建在河床中,故名河床式。河床式水电厂水头一般在20~30 M以下。 ③混合式水电厂,引水与大坝混合使用获得落差发电; 2、引水式水电厂:水电厂建筑在山区水流湍急的河道上或河床坡度较陡的地方,由引水渠道造成水头,一般不需修坝或只修低堰。 3、抽水蓄能水电厂,具有上池(上部蓄水库)和下池(下部蓄水库),在低谷负荷时水轮发电机组可变为水泵工况运行,将下池水抽到上池储蓄起来,在高峰负荷时水轮发电机组可变为发电工况运行,利用上池的蓄水发电。

19、发电厂保厂用电的措施主要有哪些?

答:发电厂保厂用电措施主要有:

(1) 发电机出口引出厂高变,作为机组正常运行时本台机组的厂用电源,并可以做其它厂用的备用;作为火电机组,机组不跳闸,即不会失去厂用电;作为水电机组,机组不并网仍可带厂用电运行

(2)装设专用的备用厂高变,即直接从电厂母线接入备用厂用电源,或从三圈变低压侧接入备用电源。母线不停电,厂用电即不会失去

(3)通过外来电源接入厂用电

(4)电厂装设小型发电机(如柴油发电机)提供厂用电;直流部分通过蓄电池供电

(5)为确保厂用电的安全,厂用电部分应设计合理,厂用电应分段供电,并互为备用(可在分段开关上加装备自投装置)

(6)作为系统方面,在系统难以维持时,对小电厂应采取低频解列保厂用电或其它方法解列小机组保证厂用电。

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