MARK V 燃气轮机控制系统
GER-3658D
INTRODUCTION
The SPEEDTRONIC ?Mark V Gas Turbine Control System is the latest derivative in the highly successful SPEEDTRONIC ?series.Preceding systems were based on automated tur-bine control, protection and sequencing tech-niques dating back to the late 1940s, and have grown and developed with the available technol-ogy. Implementation of electronic turbine con-trol, protection and sequencing originated with the Mark I system in 1968. The Mark V system is a digital implementation of the turbine automa-tion techniques learned and refined in more than 40 years of successful experience, over 80%of which has been through the use of electronic control technology.
The SPEEDTRONIC ?Mark V Gas Turbine Control System employs current state-of-the-art technology, including triple-redundant 16-bit microprocessor controllers, two-out-of-three vot-ing redundancy on critical control and protec-tion parameters and Software-Implemented Fault Tolerance (SIFT). Critical control and pro-tection sensors are triple redundant and voted by all three control processors. System output signals are voted at the contact level for critical solenoids, at the logic level for the remaining contact outputs and at three coil servo valves for analog control signals, thus maximizing both protective and running reliability. An indepen-dent protective module provides triple redun-dant hardwired detection and shutdown on overspeed along with detecting flame. This mod-ule also synchronizes the turbine generator to the power system. Synchronization is backed up by a check function in the three control proces-sors.
The Mark V Control System is designed to ful-fill all gas turbine control requirements. These include control of liquid, gas or both fuels in accordance with the requirements of the speed,load control under part-load conditions, tem-perature control under maximum capability conditions or during startup conditions. In addi-tion, inlet guide vanes and water or steam injec-tion are controlled to meet emissions and oper-ating requirements. If emissions control uses
Dry Low NO x techniques, fuel staging and com-bustion mode are controlled by the Mark V sys-tem, which also monitors the process.Sequencing of the auxiliaries to allow fully auto-mated startup, shutdown and cooldown are also handled by the Mark V Control System. Turbine protection against adverse operating situations and annunciation of abnormal conditions are incorporated into the basic system.
The operator interface consists of a color graphic monitor and keyboard to provide feed-back regarding current operating conditions.Input commands from the operator are entered using a cursor positioning device. An arm/exe-cute sequence is used to prevent inadvertent tur-bine operation. Communication between the operator interface and the turbine control is through the Common Data Processor, or and
Built-in diagnostics for troubleshooting pur-poses are extensive and include “power-up,”background and manually initiated diagnostic routines capable of identifying both control panel and sensor faults. These faults are identi-fied down to the board level for the panel and to the circuit level for the sensor or actuator components. The ability for on-line replacement of boards is built into the panel design and is available for those turbine sensors where physi-cal access and system isolation are feasible. Set points, tuning parameters and control constants are adjustable during operation using a security password system to prevent unauthorized access.Minor modifications to sequencing and the addition of relatively simple algorithms can be SPEEDTRONIC? MARK V GAS TURBINE
CONTROL SYSTEM
T. Ashley
GE Power Systems Schenectady, NY
D. Johnson and R.W. Miller
GE Drive Systems
Salem, VA
accomplished when the turbine is not operating. They are also protected by a security password.
A printer is included in the control system and is connected via the operator interface. The printer is capable of copying any alpha-numeric display shown on the monitor. One of these dis-plays is an operator configurable demand dis-play that can be automatically printed at a selectable interval. It provides an easy means to obtain periodic and shift logs. The printer auto-matically logs time-tagged alarms, as well as the clearance of alarms. In addition, the printer will print the historical trip log that is frozen in memory in the unlikely event of a protective trip. The log assists in identifying the cause of a trip for trouble shooting purposes.
The statistical measures of reliability and avail-ability for SPEEDTRONIC?Mark V systems have quickly established the effectiveness of the new control because it builds on the highly success-ful SPEEDTRONIC?Mark IV system. Improvements in the new design have been made in microprocessors, I/O capacity, SIFT technology, diagnostics, standardization and operator information, along with continued application flexibility and careful design for maintainability. SPEEDTRONIC?Mark V con-trol is achieving greater reliability, faster mean-time-to repair and improved control system availability than the SPEEDTRONIC?Mark IV applications.
As of May 1994, almost 264 Mark V systems had entered commercial service and system operation has exceeded 1.4 million hours. The established Mark V level of system reliability, including sensors and actuators, exceeds 99.9 percent, and the fleet mean-time-between-forced-outages (MTBFO) stands at 28,000 hours. As of May 1994, there were 424 gas tur-bine Mark V systems and 106 steam turbine Mark V systems shipped or on order.
CONTROL SYSTEM HISTORY The gas turbine was introduced as an industri-al and utility prime mover in the late 1940s with initial applications in gas pipeline pumping and utility peaking. The early control systems were based on hydro-mechanical steam turbine gov-erning practice, supplemented by a pneumatic temperature control, preset startup fuel limiting and manual sequencing. Independent devices provided protection against overspeed, overtem-perature, fire, loss of flame, loss of lube oil and high vibration.
Through the early years of the industry, gas turbine control designs benefited from the rapid growth in the field of control technology. The hydro-mechanical design culminated in the “fuel regulator” and automatic relay sequencing for automatic startup, shutdown and cooldown where appropriate for unattended installations. The automatic relay sequencing, in combination with rudimentary annunciator monitoring, also allowed interfacing with SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) systems for true continuous remote control operation.
This was the basis for introduction of the first electronic gas turbine control in 1968. This sys-tem, ultimately known as the SPEEDTRONIC?Mark I Control, replaced the fuel regulator, pneumatic temperature control and electro-mechanical starting fuel control with an elec-tronic equivalent. The automatic relay sequenc-ing was retained and the independent protective functions were upgraded with electronic equiva-lents where appropriate. Because of its electri-cally dependent nature, emphasis was placed on integrity of the power supply system, leading to a DC-based system with AC- and shaft-powered back-ups. These early electronic systems provid-ed an order of magnitude increase in running reliability and maintainability.
Once the changeover to electronics was achieved, the rapid advances in electronic sys-tem technology resulted in similar advances in gas turbine control technology (Table 1). Note that more than 40 years of gas turbine control experience has involved more than 5,400 units, while the 26 years of electronic control experi-ence has been centered on more than 4,400 tur-bine installations. Throughout this time period, the control philosophy shown in Table 2has developed and matured to match the capabili-ties of the existing technology. This philosophy emphasizes safety of operation, reliability, flexi-bility, maintainability and ease of use, in that order.
CONTROL SYSTEM
FUNCTIONS
The SPEEDTRONIC?Gas Turbine Control System performs many functions including fuel, air and emissions control; sequencing of turbine fuel and auxiliaries for startup, shutdown and cooldown; synchronization and voltage match-ing of the generator and system; monitoring of all turbine, control and auxiliary functions; and protection against unsafe and adverse operating conditions. All of these functions are performed in an integrated manner that is tailored to achieve the previously described philosophy in
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the stated priority.
The speed and load control function acts to control the fuel flow under part-load conditions to satisfy the needs of the governor. Temperature control limits fuel flow to a maxi-mum consistent with achieving rated firing tem-peratures and controls air flow via the inlet guide vanes to optimize part-load heat rates on heat recovery applications. The operating limits of the fuel control are shown in Figure 1. A block diagram of the fuel, air and emissions con-trol systems is shown in Figure 2. The input to the system is the operator command for speed (when separated from the grid) or load (when connected). The outputs are the commands to
the gas and liquid fuel control systems, the inlet guide vane positioning system and the emissions control system. A more detailed discussion of
the control functionality required by the gas tur-
bine may be found in Reference 1.
The fuel command signal is passed to the gas
and liquid fuel systems via the fuel signal divider
in accordance with the operator’s fuel selection. Startup can be on either fuel and transfers
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Table 2
GAS TURBINE CONTROL PHILOSOPHY
Single control failure alarms when running or during
startup
Protection backs up control, thus independent
Two independent means of shutdown will be available
ADVANCES IN ELECTRONIC CONTROL CONCEPTS
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Figure 1.Gas turbine generator controls and
limits
under load are accomplished by transitioning from one system to the other after an appropri-ate fill time to minimize load excursions. System characteristics during a transfer from gas to liq-uid fuel are illustrated in Figure 3. Purging of the idle fuel system is automatic and continuous-ly monitored to ensure proper operation. Transfer can be automatically initiated on loss of supply of the running fuel, which will be alarmed, and will proceed to completion with-out operator intervention. Return to the origi-nal fuel is manually initiated.
The gas fuel control system is shown schemat-ically in Figure 4. It is a two-stage system, incor-porating a pressure control proportional to speed and a flow control proportional to fuel command. Two stages provide a stable turn-down ratio in excess of 100:1, which is more than adequate for control under starting and warm-up conditions, as well as maximum flow for peak output at minimum ambient tempera-ture. The stop/speed ratio valve also acts as an independent stop valve. It is equipped with an interposed, hydraulically-actuated trip relay that can trip the valve closed independent of control signals to the servo valve. Both the stop ratio and control valves are hydraulically actuated, single-acting valves that will fail to the closed position on loss of either signal or hydraulic pressure. Fuel distribution to the gas fuel noz-zles in the multiple combustors is accomplished by a ring manifold in conjunction with careful control of fuel nozzle flow areas.
The liquid fuel control system is shown schematically in Figure 5. Since the fuel pump is a positive displacement pump, the system achieves flow control by recirculating excess fuel
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Figure 2. Gas turbine fuel control
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Figure 3. Dual fuel transfer characteristics gas to liquid
GT17599 Figure 4. Gas fuel control system
from the discharge back to the pump suction. The required turndown ratio is achieved by mul-tiplying the fuel command by a signal propor-tional to turbine speed. The resultant signal positions the pump recirculation, or bypass valve, as appropriate to make the actual fuel flow, as measured by the speed of the liquid fuel flow divider, equal the product of turbine speed and fuel command. This approach ensures a sys-tem in which both the liquid and gas fuel com-mands are essentially equal. Fuel distribution to the liquid fuel nozzles in the multiple combus-tors is achieved via the flow divider. This is a proven mechanical device that consists of care-fully matched gear pumps for each combustor, all of which are mechanically connected to run at the same speed.
Control of nitrogen oxide emissions may be accomplished by the injection of water or steam into the combustors. The amount of water required is a function of the fuel flow, the fuel type, the ambient humidity and nitrogen oxide emissions levels required by the regulations in force at the turbine site. Steam flow require-ments are generally about 40% higher than the equivalent water flow, but have a more benefi-cial effect on turbine performance. Accuracy of the flow measurement, control system and sys-tem monitoring meets or exceeds both EPA and all local code requirements. An independent, fast-acting shutoff valve is provided to ensure against loss of flame from over-watering on sud-den load rejection.
Emissions control using Dry Low NO x com-bustion techniques relies on multiple-combus-GER-3658D
GT17604 Figure 5. Liquid fuel control system
ignition power to the spark plugs and then set-ting firing fuel flow. When flame is detected by the flame detectors, which are on the opposite side of the turbine from the spark plugs, igni-tion and cross-firing are complete. Fuel is reduced to the warm-up value for one minute and the starting device power is brought to max-imum. If successful ignition and cross firing are not achieved within an appropriate period of time, the control system automatically reverts back to the purge sequence, and will attempt a second firing sequence without operator inter-vention. In the unlikely event of incomplete cross firing, it will be detected by the combus-tion monitor as a high exhaust temperature spread prior to loading the gas turbine.
After completion of the warm-up period, fuel flow is allowed to increase and the gas turbine step process that consists of matching turbine generator speed, and sometimes voltage, to the bus, and then closing the breaker at the point where the two are in phase within predeter-mined limits.
Turbine speed is matched to the line frequen-cy with a small positive differential to prevent the generator breaker from tripping on reverse power at breaker closure. In the protective mod-ule, triple-redundant microprocessor-based syn-chronizing methods are used to predict zero-phase angle difference and compensate for breaker closing time to provide true zero angle closure. Acceptable synchronizing conditions are independently verified by the triple-redun-dant control processors as a check function.
At the completion of synchronizing, the tur-bine will be at a spinning reserve load. The final
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Figure 6. Typical gas turbine starting characteristics
about 5% negative power, which drives the gas turbine fuel flow to a minimum value sufficient to maintain flame, but not turbine speed. The gas turbine then decelerates to about 40% to 25% speed, where fuel is completely shut off. As before, the purpose of this “fired shutdown”sequence is to reduce the thermal fatigue duty imposed on the hot gas path parts.
After fuel is shut off, the gas turbine coasts down to a point where the rotor turning system can be effective. The rotor should be turned periodically to prevent bowing from uneven cooldown, which would cause vibration on sub-sequent startups. Turning of the rotor for cool-down or maintenance is accomplished by a ratcheting mechanism on the smaller gas tur-bines, or by operation of a conventional turning gear on some larger gas turbines. Normal cool-down periods vary from five hours on the small-er turbines to as much as 48 hours on some of the larger units. Cool down sequences may be interrupted at any point for a restart if desired. Gas turbines are capable of faster loading in the event of a system emergency. However, ther-mal fatigue duty for these fast load starts is sub-plies the AC power required for ignition and the
local operator interface. Power for the cooling system fans is obtained from the main generator through the power potential transformer after
the generator field is flashed from the battery at about 50% speed. The black start option uses a
DC battery-powered turning device for rotor cooldown to ensure the integrity of the black
start capability.
As mentioned, the protective function acts to
trip the gas turbine independently from the fuel control in the event of overspeed, overtempera-ture, high rotor vibration, fire, loss of flame or
loss of lube oil pressure. With the advent of microprocessors, additional protective features have been added with minimum impact on run-
ning reliability due to the redundancy of the microprocessors, sensors and signal processing.
The added functions include combustion and thermocouple monitoring, high lube oil header temperature, low hydraulic supply pressure, multiple control computer faults and compres-
sor surge for the aircraft-derivative gas turbines. Because of their nature or criticality, some protective functions trip the stop valve through
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result in direct hydraulic actuation of the stop Interfacing to other application-specific trip functions is provided through the three control processors, the hardwired protection module or the hydraulic trip system. These trip functions include turbine shutdown for generator protec-tive purposes and combined-cycle coordination with heat recovery steam generators and single-shaft STAG?steam turbines. The latter is hydraulically integrated as shown in Figure 7. Other protective coordination is provided as required to meet the needs of specific applica-
SPEEDTRONIC? MARK V CONTROL CONFIGURATION The SPEEDTRONIC?Mark V control system makes increased use of modern microprocessors and has an enhanced system configuration. It uses SIFT technology for the control, a new triple-redundant protective module and a signif-icant increase in hardware diagnostics. Standardized modular construction enhances quality, speed of installation, reliability and ease of on-line maintenance. The operator interface has been improved with color graphic displays and standardized links to remote operator sta-
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Figure 7. Protective system block diagram; SPEEDTRONIC?Mark V turbine control
Figure 8. Standard control configuration
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command and the error signal passed through a transfer function and a D/A converter to a cur-rent amplifier. The current amplifier from each control processor drives one of the three coils. The servo valve acts on the sum of the ampere turns. If one of the three channels fails, the maximum current that one failed amplifier can deliver is overridden by the combined signals from the remaining two good amplifiers. The result is that the turbine continues running under control.
The SIFT system ensures that the output fuel command signals to the digital servo stay in step. As a result, almost all single failures will not cause an appreciable bump in the con-trolled turbine parameter. Diagnostics of LVDT excitation voltage, LVDT outputs that disagree,is accomplished on a trip card associated with the module. The trip card merges trip contact signals from the emergency overspeed, the main control processors, manual trip push buttons and other hardwired customer trips. Overspeed and synchronization functions are independently performed in both the triple-redundant control and triple-redundant protec-tive hardware, which reduces the probability of machine overspeed or out of phase synchroniz-ing to the lowest achievable values. SPEEDTRONIC?Mark V control provides interfaces to DCS systems for plant control from the processor. The two interfaces available are Modbus Slave Station and a standard ether-net link, which complies with the IEEE-802.3 specification for the physical and medium access
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Figure 9. Digital servo position loops
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RDC26449-2-5 Figure 11. Mark V turbine control panel
HARDWARE
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dedicated voting hardware. For critical outputs, such as the fuel command, the recombination of the signals is done by the servo valve on the tur-bine itself as previously explained.
For example, up to four critical 4 ma to 20 ma outputs are voted in a dedicated electronic cir-cuit. The circuit selects the median signal for output. It takes control power for the electronics and the actual output current from all three sec-tions such that any two control sections will sus-tain the correct output. Non-critical outputs are software voted and output by the I/O associated with
Logic outputs are voted by dedicated hard-ware relay driver circuits that require two or three “on” signals to pick up the output relay. Control power for the circuit and output relay is taken from all three control sections. Protective functions are accomplished by the control processors and, for overspeed, indepen-dently by the Protective Module
as well. Primary speed pickups are wired to the control processors and used for both speed control and primary overspeed protection. The trip com-mands, generated by the primary overspeed pro-tective function in the control processors, each activate a relay driver. The driver signals are sent to the trip card in the protective model where independent relays are actuated. Contacts from each of these three primary protective trip relays are voted to cause the trip solenoid to drop out. Separate overspeed pickups are brought to the independent protective module. Their relay contacts are wired in a voting arrangement to the other side of the trip solenoid and indepen-dently cause the trip solenoid to drop out on detection of overspeed.
The processor is equipped with a hard disk which keeps the records that define the site software configuration. It comes from GE with the site-specific software properly configured. For most upgrades, the basic software configura-tion on the disk is replaced with new software from the GE factory. The software is quite flexi-ble and most required alterations can be made on site by qualified personnel. Security codes limit access to the programs used to change con-stants and sequencing, do logic forcing, manual control and so forth. These codes are under the control of the owner so that if there is a need to change access codes, new ones can be estab-lished on site. Basic changes in configuration, such as an upgrade to turbine capability, requires that the new software be compiled in and downloaded to the processor modules. The information for and
Changes in control constants can be accom-plished on-line in working memory. For exam-ple, a new set of tuning constants can be tried. If they are found to be satisfactory, they can be uploaded for storage in where they will be retained for use in any subsequent software download. also keeps a complete list of vari-ables that can be displayed and printed.
The most critical algorithms for protection, control and sequencing have evolved over many years of GE gas turbine experience. These basic algorithms are in EPROM. They are tuned and adapted with constants that are field adjustable. By protecting these critical algorithms from inadvertent change, the performance and safety of the complete fleet of GE gas turbines is made more secure.
OPERATION AND
MAINTENANCE
The operator interface is comprised of a VGA color graphics monitor, keyboard and printer. The functions available on the operator inter-face are shown in Table 6.
Displays for normal operation center around the unit control display. It shows the status of major selections and presents key turbine parameters in a table that includes the variable name, value and engineering units. A list of the oldest three unacknowledged alarms appears on this screen. The operator interface also supports an operator-entered list of variables, called a user defined display, where the operator can type in any turbine-generator variable and it will be added to the variable list. Commands that change the state of the turbine require an arm activate sequence to avoid accidental operation. The exception is setpoint incrementing com-mands, which are processed immediately and do not require an arm-activate sequence.
Alarm management screens list all the alarms in the chronological order of their time tags. The most recent alarm is added to the top of the display list. The line shows whether the alarm has been acknowledged or not, and whether the alarm is still active. When the alarm condition clears, the alarm can be reset. If reset is selected and the alarm has not cleared, the alarm does
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GER-3658D Figure 15. Control system reliability
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REFERENCES
1.Rowen, W.I., “Operating Characteristics of
Heavy-Duty Gas Turbines in Utility Service,”
ASME Paper No. 88-GT-150, presented at the
Gas Turbine and Aeroengine Congress,
Amsterdam, Netherlands, June 6-9, 1988.
? 1996 GE Company
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LIST OF FIGURES
Figure 1.Gas turbine generator controls and limits
Figure 2.Gas turbine fuel control
Figure 3.Dual fuel transfer characteristics gas to liquid
Figure 4.Gas fuel control system
Figure 5.Liquid fuel control system
Figure 6.Typical gas turbine starting characteristics
Figure 7.Protective system block diagram; SPEEDTRONIC?Mark V turbine control
Figure 8.Standard control configuration
Figure 9.Digital servo position loops
Figure 10.Mark V operator interface
Figure 11.Mark V turbine control panel
Figure 12.Panel internal arrangement
Figure 13.Module map of panel interior
Figure 14.Typical processor module
Figure 15.Control system reliability
LIST OF TABLES
Table 1.Advances in electronic control concepts
Table 2.Gas turbine control philosophy
Table 3.Simple cycle package power plant starting times
Table 4.Critical redundant sensors
Table 5.Interfacing options
Table 6.Operator interface functions
Table 7.Monitoring and diagnostics
用于控制系统中的误差监测和处理的系统和方法
摘要：在第一实施例中，用于控制微电网的系统包含基于处理器的控制系统。该控制系统配置成经由通信路径从微电网系统内的至少一个微电网资产接收信息并且识别与微电网系统的操作关联的一个或多个误差。另外，控制系统配置成采用一个或多个动作对一个或多个识别的误差作出响应。来自一个或多个识别的误差的每个识别的误差与来自一个或多个动作的至少一个动作关联。此外，控制系统配置成生成优化分派调度，其具有配置成控制微电网操作来减少成本并且提高微电网的操作效率的一个或多个控制信号。优化分派调度至少部分基于对一个或多个识别的误差的响应。 发明人A.哈吉米拉哈M .R .达达什扎德I .拉杜卡努 1 .一种用于控制微电网的系统，包括： 基于处理器的控制系统，配置成： 经由通信路径从微电网系统内的多个微电网资产接收信息; 识别与所述微电网系统的操作关联的一个误差;所述误差包括以下其中之一： 所述多个微电网资产的第一个微电网资产的不可观察性误差; 以及所述多个微电网资产的第一个微电网资产的不可控性误差; 生成优化分派调度，包括配置成控制所述微电网操作来提高所述微电网的操作效率的一个或多个控制信号，其中，如果所述误差被识别在生成所述优化分派调度之前，排除与所 述误差关联的所述多个微电网资产的第一个微电网资产产生优化分派调度; 以及确定所述控制系统是自动模式或顾问模式; 如果所述系统在自动模式，经由所述通信路径将所述优化分派调度的至少一部分输送给与所述多个微电网资产的第二个微电网资产关联的基于处理器的局部控制器，其中所述 基于处理器的局部控制器的操作至少部分基于所述优化分派调度的所述部分; 以及如果所述控制系统在顾问自动模式，在存储器中记录所述优化分派调度。 2.如权利要求1所述的系统，其中基于处理器的控制系统配置成对与所述微电网系统的所述操作关联的优化问题生成解决方案，并且其中对所述优化问题的所述解决方案包括配置成控制所述微电网操作来提高所述操作效率的所述一个或多个控制信号。 3.如权利要求2所述的系统，其中所述优化分派调度至少部分基于对所述优化问题的所述解决方案。 4.如权利要求2所述的系统，其中对所述优化问题的所述解决方案在预定预测时域内的多个循环中计算。
项目的监测与控制
第十三讲项目的监测与控制 什么是项目控制 计划、监控的比较 项目计划的主要目标是要设定项目目标和方向，分配资源、预见问题以及确定一些激励措施。 在项目的监测和控制阶段，首先要做的工作是指导项目符合目标，就是根据计划对目标和方向进行设定，尽量使项目进展朝着项目计划所确定的目标和方向前进。其次是有效利用资源，进一步提高资源的使用效率。在计划阶段是预见问题、预测问题。在实施阶段是判断问题、纠正问题，对计划要做一些适当变更，使之更好地完成项目目标。在计划阶段我们做出了一些关于团队建设，关于员工激励的方针和措施，在实施阶段就要贯彻和实施这些措施，对员工做出的贡献给予积极的奖励和鼓励。 两者对比如下所示： 与项目控制有关的问题 1.项目特征 项目本身的特征、大小不一样，则项目的控制难度有所区别。如果是开发一个系统，系统结构、复杂程度不同，则采用不同的控制手段。 2.项目团队 团队的经验以及工作技能、熟练程度与项目的监控有很大的关系：如果项目团队成员对项目工作比较熟悉，在实施当中，控制就显得不那么重要，有些工作依据过去的经验就可以开展；如果项目是个全新的工作，过去从来没有过经验，就要对项目进展加以控制和监测。 3.公司文化 公司本身的传统或者工作习惯、组织的稳定性，都与项目控制有关，也就是采用什么样的控制策略、控制手段，与项目特征、项目人员的经验和能力以及组织本身、公司的问题有关。 4.风险管理 在控制当中，有一个很关键、重要的问题就是对项目的风险管理。风险包括： ?Personnel shortfalls个人错误 ?Dynamic requirements需求变化 ?Externally provided components外部因素 ?Real-time performance 实时绩效 ?Development开发 ?Unrealistic estimates不切实际的估算 在项目实施过程中，这些问题都可能显现出来，必须按照过去计划中的一些既定方针采取有效的对策，对新出现的问题采取一些新的应对措施和应急计划。 项目的监测和控制过程 监测的过程 1.评价实际和计划的完成情况 项目是不是按计划完成，有什么偏差？该检查的完成情况包括工期和成本，即成本预算和实际花费是不是相符合。
燃气轮机控制系统概况
燃气轮机控制系统—SPEEDTRONIC Mark V 摘要:本文介绍了燃气轮机及其控制系统的发展历程,以及燃气轮机控制系统—SPEEDTRONIC Mark V的工作原理及主要功能,并列举了几个燃气轮机控制系统的例子。 关键词:燃气轮机;控制系统 SPEEDTRONIC Mark V Gas Turbine Control System Abstract: This paper introduce the development history of gas turbines and their control system, and the functional principle and main features of gas turbine control systems, accompanied by some exemplifying system. Keywords: Gas Turbine; control system 1.燃气轮机控制系统的发展 燃气轮机开始成为工矿企业和公用事业的原动机组始于40年代后期,其最初被用作管道天然气输送及电网调峰。早期的控制系统采纳了液压机械式气轮机调速器,并辅以气动温控,启机燃料限制稳定及手动程控等功能。其余诸如超速、超温、着火、熄火、无润滑油及振动超标等保护均由独立的装置来实现。 随着控制技术的飞快发展，燃气轮机控制系统出现了以燃料调节器为代表的液压机械操动机构,以及用于启、停机自动控制的继电器自动程序控制。继电器自动程序控制,结合简单的报警监视亦可和SCADA(监控与数据采集)系统接口,用于连续遥控运行。这便是于1966年美国GE公司推出的第一台燃机电子控制系统的雏形。该套系
燃气轮机控制系统概况模板
燃气轮机控制系统 概况 燃气轮机控制系统—SPEEDTRONIC Mark V 摘要:本文介绍了燃气轮机及其控制系统的发展历程,以及燃气轮 机控制系统—SPEEDTRONIC Mark V 的工作原理及主要功能,并列举了几个燃气轮机控制系统的例子。 关键词:燃气轮机;控制系统 SPEEDTRONIC Mark V Gas Turbine Control System Abstract: This paper introduce the development history of gas turbines and their control system, and the functional principle and main features of gas turbine control systems, accompanied by some exemplifying
system. Keywords: Gas Turbine; control system 1. 燃气轮机控制系统的发展燃气轮机开始成为工矿企业和公用事业的原 动机组始于40 年代后期,其最初被用作管道天然气输送及电网调峰。早期的控制系统采纳了液压机械式气轮机调速器,并辅以气动温控,启机燃料限制稳定及手动程控等功能。其余诸如超速、超温、着火、熄火、无润滑油及振动超标等保护均由独立的装置来实现。 随着控制技术的飞快发展, 燃气轮机控制系统出现了以燃料调节器为代表的液压机械操动机构,以及用于启、停机自动控制的继电器自动程序控制。继电器自动程序控制,结合简单的报警监视亦 可和SCADA（监控与数据采集）系统接口,用于连续遥控运行。这便是于1966 年美国GE 公司推出的第一台燃机电子控制系统的雏形。该套系统, 也就是后来被定名为SPEEDTRONIC MARK I 的控制系统,以电子装置取代了早期的燃料调节器。 MARK I 系统采用固态系列元件模拟式控制系统, 大约50 块印刷电路板, 继电器型顺序控制和输出逻辑。 MARK II 在1973 年开始使用。其改进主要是采用了固态逻辑系统, 改进了启动热过渡过程, 对应用的环境温度要求放宽了。 在MARK II 的基础上, 对温度测量系统的补偿、剔除、计算等进行改型, 在70 年代后期生产出MARK II ＋ITS, 即增加了一套集成温度系统。对排气温度的控制能力得以加强, 主要是对损坏的排气热电偶
温度控制与监测系统
温度监测与控制系统 摘要：本设计中，以高精度温度传感器LM35为中心元件，将温度的变化信号转化为电压信号，通过UA741放大电压后，通过AD0808转化为数字信号。人为设置方面，采用两片74HC161串行构成100进制的计数器，设定的温度可以通过数码管显示出来。之后将设定的温度与AD0808采集后的温度信号进行比较，比较的结果影响温控部分的运行。若采集的温度信号小于设定值，则功率灯丝工作给予加热；若采集的温度信号大于设定值，则风扇工作给予降温。此外，超温报警模块主要是由555定时器构成的多谐振荡器。 关键词：温度传感器，温度控制，超温报警，555定时器 Abstract：In this design, with high precision temperature sensor LM35as the center element,the temperature signal into voltage signal, amplifies the voltage by UA741, through the AD0808is converted into a digital signal. The artificially, using two pieces of 74HC161serial constitutes 100of the counter, the set temperature through the digital tube display. After the set temperature and AD0808acquisition after the temperature signal is compared, compare the results of the operation effect of the temperature control part. If the acquisition of the temperature signal is less than a set value, then the power for heating filament; if the collected temperature signal is greater than the set value, the fan for cooling. In addition, over-temperature alarm module is mainly composed of555multivibrator. Key words：Temperature sensor, temperature control, Temperature alarm, 555 Timer
在线安全监视监测及控制系统方案
在线安全监视监测及控制系统 解 决 方 案 单位名称: 时间: 目录 第一章、系统概述3 1.1、工程背景3
1.3、工程简述4 第二章、执行的主要标准及规范6 第三章、设计原则与依据8 第四章、设计原则与依据10 第一章、系统概述 1.1、工程背景 随着现代化企业制度在我国的普及和深化发展，企业的信息化建设不断深入，各企业特别是大中型企业都加快了信息网络平台的建设；企业正逐步转向利用网络和计算机集中处理管理、生产、销售、物流、售后服务等重要环节的大量数据。b5E2RGbCAP 目前，国内一些爆炸或火灾事件频繁发生，给国家、集体以及个人造成了不可估量的损失，而造成爆炸或火灾事件大多是其安防措施不到位，或者对安防监控系统不够重视造成的，因此，国家对易燃易爆场所的消防监控越来越重视，对其要求也越来越严格，特别是对中心城市的大型石化储罐库＜以下称油库）的安防监控是指令下达，必须整改，做到万无一失。p1Ea nqFDPw 因此，油库的安防自动监测与信息管理自动化系统日益被人们所重视。为了适应这一发展趋势，根据油库特殊的火灾危险性和易燃液体泄漏监测实际需要，应及时构建针对油库储罐的在线安全监视监测控制系统。DXDiTa9E3d
油库安全防范除了建立高高的围墙，铁栅栏外，还应对非法入侵和隐患故障等予以及时发现和处理，那么就需要有一套先进，科学，实用，性能稳定可靠的在线安全监视监控系统来实现，为了更好的保护财产及油库的安全，根据用户实际的监控需要，可在油库周边、大门、办公楼、油料车间、油库、机房等重点部位安装摄像机。监控系统将视频图像监控，实时监视，多种画面切换，多画面分割显示，云台镜头控制，备份等功能有机结合的新一代监控系统，同时监控主机自动将移动侦测报警画面纪录，做到及时处理，提高了保卫人员的工作效率并能及时处理警情，能有效的保护油库财产和工作人员的安全，最大程度的防范各种入侵，提高处理各种突发事件的反映速度，给保卫人员提供一个良好的工作环境，确保整个油库的安全。RTCrpUDGiT 为进一步满足社会经济发展与人们文明生活的高标准要求，创造一个安全、舒适、温馨、高效的生产与生活环境，并根据各种不同视频辖区的需要，从油库的具体实际出发，做到配置合理，留有 扩展余地，技术先进，性能价格比高，确保系统性能高质量，高可 靠性。5PCzVD7HxA 1.3、工程简述 用户企业始终将安全生产工作放在各项工作首位，并制定了严格的考核制度，年初也与各基层单位签订了《安全环保责任书》，明确了安全环保责任。但是安全形势不容乐观，小事故频发。纠其原因主要是“人”的因素造成的。立此工程的目的就是解决：在加强员工安全知识和安全操作技能培训的同时，建立在线安全检测监视系统，减少因操作失误造成安全事故。jLBHrnAlLg
基于单片机的水位检测与控制系统
电子信息工程实验教学中心《综合课程设计》设计报告 完成日期：2015/6/30
目录 摘要 (1) 1 绪论 (2) 1.1 项目研究背景及意义 (2) 1.2 课题现状3 2 总体设计方案及论证 (3) 2.1 总体方案设计 (3) 3 硬件实现及单元电路设计 (4) 3.1 设计原理 (4) 3.2 设计方案 (5) 3.3 传感器模块 (5) 3.3.1 传感器的选择 (5) 3.4 系统工作原理......................................................... 错误！未定义书签。 3.5 水位显示电路 (7) 3.6 外部晶振时钟电路的设计 (7) 3.7 时钟电路的设计 (8) 3.8 自动报警电路 (8) 3.9 中央处理器模块 (9) 3.10 继电器控制模块 (9) 3.11 水位检测系统仿真图 14 4 软件设计 (13) 4.1 主程序工作流程图 (13) 5 总结 (15) 6 参考文献 (15) 附录 (16) 附件1：原理图 (16) 附件2：仿真图 (16) 附件3：元件清单 (17) 附件4：程序........................................................................... 错误！未定义书签。
摘要 随着社会的发展，科技的进步以及人们生活水平的逐步提高，各种方便与生活的自动控制系统开始进入了我们的生活，单片机作为微型计算机发展的一个重要分支，具有高可靠性、高性能价格比、低电压、低功耗等优势，以其为核心的自动控制系统赢得了广泛的应用。 该课程设计的题目是基于单片机的水塔水位控制，在此水塔水位控制系统中，检测信号来自插入水中的4个金属棒，以感知水位变化情况。工作正常情况下，应保持水位在某一范围内，当水位变化发生故障的时候，及时关断电机电源，发出声、光报警信号。其目的在于对单片机技术的应用，由单片机实现自动运行，使水塔内水位始终保持在一定范围，以保证连续正常地供水。该课程设计给出以STC89C51单片机为核心器件的水塔水位检测控制系统仿真设计，实现水位的检测控制、处理和报警等功能，并在Proteus软件环境下模拟仿真。实验结果表明，该系统具有良好的检测控制功能，可移植性和扩展性好。 关键词：水位传感器 STC89C51
燃气轮机运行规程
V94.2型燃气轮机运行规程 第一章概述 1 第二章设备规范及性能 2 第一节主机技术规范及特性 2 第二节润滑油系统 3 第三节燃油系统及点火系统 5 第四节防喘放气及水洗系统 8 第五节液压油系统 9 第六节燃油前置系统 10 第七节冷却水系统 12 第八节进气系统 13 第九节启动变频器 13 第三章启动 14 第一节总则 14 第二节启动前的准备工作 14 第三节启动操作 24 第四章运行中的监视与检查 26 第五章正常停机 28 第六章水洗操作 29 第一节压气机离线水洗 29 第二节在线水洗 30 第三节透平水洗 31 第七章事故柴油机 33 第一节概述 33 第二节柴油发电机规范 33 第三节柴油机的启、停操作 34 第三节柴油机的维护 36
第八章空压机 38 第一节概述 38 第二节性能参数 39 第三节空压机的启动和运行 39 第四节空压机的正常维护和保养 41 第五节空压机常见故障及其排除方法 42 第六节空压机屏幕上符号说明 45 第九章事故处理 45 第一节通用准则 45 第二节燃烧和燃油系统失常 46 第三节润滑油系统 50 第四节通流部分损坏和机组振动 51 第五节机组超速和甩负荷 53 第七节电气故障处理 54 第十章设备整定值 57 第一章概述 1、机组概况 V94.2型燃气轮机由原西德电站设备联合制造有限公司（Krartwerke Unit AG-KWU）研究制造。采用单缸单轴、轴向排气的结构，具有设计合理、运行可靠、寿命长、适合多种燃料、检修方便等优点。既适于作为电网的基本负荷机组，也适合于作为调峰机组。转子由端面齿结构传扭，拉杆是空心轴，可调节的进口导叶，低负荷时，提高了机组的经济性。透平有四级，燃烧室为两个侧立的大面积燃烧结构，每个燃烧室装有八个便于拆装的喷嘴，喷嘴为组合式，回流控制。发电机是冷端驱动，有刷励磁方式，可用于变频启动，设有闭式循环水冷却系统。 2、燃机性能数据表：（不考虑燃机喷水） 名称单位 1 2 3 4 5 6 7 燃料 180#重油 180#重油 180#重油 180#重油 LNG LNG LNG 大气压 kpa 1.013 1.013 1.013 1.013 1.013 1.013 1.013
全数字控制交流电机调速系统
1500KW/690V全数字控制交流电机调速系统 可行性研究报告 北京天华博实电气技术有限公司 二零一零年十月
1项目承担单位基本情况 1.1企业基本情况 企业名称：北京天东标电子有限公司 通讯地址：北京市石景山区八大处高科技园区西井路甲1号 注册时间：2007年6月 注册资金：1666万元人民币 企业登记注册类型：有限责任公司 主管单位名称：北京市石景山区高新技术园区 北京东标电子有限公司于2007年6月注册成立，注册资金1000万元人民币，注册地为北京市中关村科技园区（石景山园）；2009年11月被北京市科委重新认定为北京市高新技术企业。拥有生产基地、研发基地和办公基地等总计面积达13000平方米，现有员工250人，基于已有技术平台，凭借团队成员多年积累的丰富工程经验和一流的企业经营管理，开发、制造并营销世界一流水平的、具有自主知识产权的国产系列工业技术产品。 公司主要生产380V、690V、1140V、3300V、6000V、10000V六个电压等级，标量、矢量两种控制方式的变频器、逆变器产品。三电平中压变频器达到国际先进水平。产品广泛应用于钢铁自动化生产线、风机、水泵、环保污水处理、纺织印染机械、重工机械、数控机床、化工机械、矿山设备等多个控制领域。公司依托ISO9001—2000质量认证体系，已建立了完善的产品研发、调试、生产和售后服务体系。与北方工业大学在变频器领域形成了产学研一体化合作，联合建设了我国最先进的工业传动专业实验室。
1.2企业人员及开发能力 (1)企业法定代表人的基本情况 公司法人代表：周继华 周继华，男，55岁，陕西城固人，生于1954年。1980年毕业于哈尔滨工程大学自动控制系，教授、工学博士。主要经历如下：1992年前任西北工业大学助教、讲师。 1992-1998年任西北工业大学副教授、教研主任、书记。 1998年任西北工业大学教授、西北工业大学现代电力电子技术研究所所长、航海学院院长助理、党委委员、工学博士。 2001年7月任天华电气有限公司总经理 2003年11月至今任北京天华博实电气技术有限公司董事长、总经理 2007年6月至今任北京东标电子有限公司董事长、总经理。 主要从事电力电子技术、工业自动化教学与科研工作，先后承担了国家“八.五”攻关项目负责人，国家自然科学基金“多谐振软开关逆变器原理研究”项目负责人，3项国防重点工程子项负责人。国家093工程西工大建设子项项目负责人，获得国家一等奖一项，部级二等奖4项，发表论文20余篇。获优秀论文奖4项，出版学术专著一部《现代电力电子》。培养硕士生26名，博士生3名。先后主持完成科研项目及大型国防工程项目20余项，多次被评为先进工作者。 周继华先生拥有多年的企业管理经验，制定并组织实施公司各项
推荐-基于单片机的温度检测与控制系统设计 精品
第一部分：温度的显示与控制系统设计 摘要：本设计通过51单片机控制DS18B20芯片采集温度，并对采集温度进行分析，随后51单片机对不同温度范围进行判断并做出相应的措施，以此实现了一个温度检测与控制系统，本设计的一个创新就是可以通过矩阵键盘对所需正常温度进行自由设置，增加本设计系统的灵活性。此外，本设计都是采用C语言编写的。 仿真软件PROTEUS与Keil μVision2开发环境介绍 1.1、PR0TEUS软件介绍 （一）、该软件的特点： 1、全部满足我们提出的单片机软件仿真系统的标准，并在同类产品中具有明显的优势。 2、具有模拟电路仿真、数字电路仿真、单片机及其外围电路组成的系统的仿真、RS232 动态仿真、I2C 调试器、SPI 调试器、键盘和LCD系统仿真的功能；有各种虚拟仪器，如示波器、逻辑分析仪、信号发生器等。 3、目前支持的单片机类型有：68000 系列、8051 系列、A VR 系列、PIC12 系列、PIC16 系列、PIC18系列、Z80 系列、HC11 系列以及各种外围芯片。④支持大量的存储器和外围芯片。 总之，该软件是一款集单片机和SPICE 分析于一身的仿真软件，功能极其强大，
是其他任何一款软件不能相比的。 （二）、ISIS智能原理图输入系统 ISIS是Preoteus系统的中心，具有控制原理图画图的超强的设计环境。ISIS有以下特性： 1、出版质量的原理图 ISIS提供给用户图形外观，包括线宽、填充类型、字符等的全部控制，使用尸能够生成如杂志上看到的精美的原理图，画完图可以以图形文件输出，画图的外形由风格模板定义。 2、良好的用户界面 IsIs有一个无连线方式，用户只需单击元件的引脚或者先前布好的线，就能实现布线 此外，摆放、编辑、移动和删除操作能够直接用鼠标实现．无需去单击菜单或图标。 3．自动走线 只要单击想要连接的两个引脚，就能简单地实现走线。在特殊的位置需要布线时，使用者只需在中间的角落单击。自动走线也能在元件移动的时候操作，自动解决相应连线。节点能够自动布置和移除。既节约了时间，又避免了其他可能的错误。4．层次设计 ISIS支持层次图设计，模块可画成标准元件，特殊的元件能够定义为通过电路图表示的模块，能够任意设定层次，模块可画成标准元件，在使用中可放置和删除端口的子电路模块。 5、总线支持 ISIS提供的不仅是一根总线，还能用总线引脚定义元件和子电路。因此，一个连线在处理器和存储器之间的32位的处理器总线可以用单一的线表示，节省绘图的时间和空间。6．元件库 ISIS的元件库包含8000个元件，有标准符号、三极管、二极管、热离子管、TTL CMOS、ECL、微处理器，以及存储器元件、PLD、模拟Ic和运算放大器。7．可视封装工具
监测控制系统的设计与实现
实验课程名称：监测控制系统应用实验七 实验项目名称：监测控制系统的设计与实现实验成绩：实验者：专业班级：电信130 班同组者：实验日期：周四3~4节一．实验目的 1.通过本次实验形成系统设计的概念 2.掌握单片机应用系统的设计方法和流程 3.学会合理分配资源 4.提高综合运用知识的能力 二．实验要求 1.综合前面的实验，实现一监测控制系统，监测一模拟量（0-5V的交流电）输入并显示。 2.当该模拟量在正常的1-3V范围内时，系统执行正常的顺序控制，这时8个LED 灯依次亮2s并循环（代表正常的工序）。 3.当模拟量超出1-3V范围时，则8个LED灯间隔一个灯依次亮2s并循环（代表特殊的工序）。 4.用一个按键模拟故障，当该按键按一下时，发出报警声，LED全灭（代表工作暂停），当该按键再按一下时，表示故障解除，停报警声，恢复正常工作。 三．探究内容 1．当系统有较多外设时，如何为外设分配I/O口，是否要扩展I/O口？ 2．当系统有较多任务时，分析任务的实时性和所占资源，考虑那些任务放主程序执行，哪些放中断执行？（中断资源、定时器资源的合理分配） 3．本任务中的定时2s任务是由定时器定时实现还是通过软件延时实现好？（定时器资源、实时性综合考虑，只要满足要求即可，没有固定的安排模式）
四．流程图 系统流程图定时中断流程图 外部中断流程图
五．实验连线图 PCF 芯片的 CLK接P1.0；CS接P1.1 ；D1接P1.2；D0接P1.3; 蜂鸣器接在P3.6接一个开关在P3.2（外部中断）,P1.5接整数位显示数码管的位选，P1.6接第一位显示数码管的位选，P1.7接第二位数码管的位选。 查看LED灯状态时，LED灯接 P2口； 查看数码管状态时，数码管段选接在P0口。
燃气轮机润滑油系统外接净化设备案例分析
燃气轮机发电技术第14卷 第3/4期2012年10月 燃气轮机润滑油系统外接净化设备案例分析 袁柏山 （爱索普流体科技有限公司上海代表处，上海 ２０１２０６） 摘要：美国坦帕电厂７台ＧＥ ７ＦＡ燃机润滑系统于２００５年１２月安装外接净化设备，经过４年多的持续运行，获得了超预期的净化效果。本文通过对运行过程的跟踪和检测数据的分析，重点阐述了净化设备的运行过程和机理，对国内燃机润滑系统的维护和清洁具有非常实用的借鉴价值。关键词：燃气轮机；润滑系统；污染；胶质物；平衡电荷净化 0 前言 坐落于美国佛罗里达州的坦帕电厂有7台GE 7FA 燃气轮机，投入运行4年后发现燃机润滑系统内出现大量的胶质污染物，油质开始变黑，伺服阀等控制部件出现卡涩故障，虽采用了传统的机械过滤但仍无效果。厂方一度考虑换油，后经GE 工程师的推荐，于2005年12月尝试使用油箱旁路在线BCA TM -平衡电荷净化设备，希望以此去除系统内的胶质物、延长润滑油使用寿命。实践证明：此举不但省去了换油的成本，而且由于安装的外接净化设备，燃机润滑系统又持续运行4年至2010年大修时，发现整个润滑系统内部洁净如新，胶质污垢被彻底清除，检测后的油质状况指标多好于新油，仍可继续使用下去。7台机组的油样外观和指标如图1所示，油质各项指标如表1所示。 1 检测数据分析 表1中：1A 、1B 、2D ….分别代表7 台机组。 图１［１］ 取自七台机组油样 表1中：Varnish Potential —表示系统内“胶质物前兆”指标，胶质物的等级是按照目前一致公认的QSA —即超离心和定量分光光度分析法将系统内的胶质物前兆按严重程度划分成1～100个数量等级。指标在２0以下可以认为润滑系统是比较洁净的，20～40表示轻度的胶质物污染，超过40说明胶质物污染比较严重，需要考虑采取措施对系统内的胶质物进行清除。表1中使用了8年的润滑油系统内的潜在胶质物在5～13之间，说明系统内基本上没 有胶质污垢存在了。 表1中的Gravimetric patch —表示“切片重量分析”，其试验方法与ASTM D893类似，和QSA 一样，也是检测系统内胶质物前兆的一种方法，具体试验方法是使油样经过0.4或0.8m 孔径的滤膜，然后 表１［１］ 七台机组油样检测指标
计算机检测与控制系统
计算机检测与控制系统 Computer Measurement and Control System 课程编号：30410102 学分数：2 开课单位：计算机技术与自动化学院 课内总时数：40 任课教师姓名及职称：王萍教授 开课学期：2 教学方式：讲授 教学要求及目的 了解和掌握组成计算机测控系统的各个环节以及组成部分的设计方法和步骤。熟悉计算机测控系统中高性价比的解决方案和新技术的应用。 课程的主要内容 1.计算机测控系统概论 计算机测控系统的发展过程，微处理器与微控制器技术，数字信号处理DSP技术，以及计算机测控系统的发展趋势。 2.基本输入输出系统设计 简单I/O接口电路的扩展方法，可编程并行接口及其应用，可编程计数器/定时器及其应用，可编程双通道异步收发器，数字量与脉冲量接口技术。 3.键盘接口技术 独立式键盘接口设计，矩阵式键盘接口设计，及DIP开关与拨码盘接口设计。 4.测控系统的显示技术 显示技术的发展及其特点，LED显示器接口设计，点阵液晶显示控制器及其应用。 5.计算机测控系统的控制技术 计算机测控系统的被控对象及性能指标，PID控制技术，串级控制技术，前馈-反馈控制技术，数字控制器的直接设计方法，大林算法，模糊控制技术。 6.模拟信号测量与控制接口技术 传感器，模拟信号放大技术模拟量输入通道，模拟量输出通道，AD和DA转换器，电流/电压转换电路。 7.数字控制与应用程序设计 数字控制基础，插补计算原理，步进电机控制，数字滤波程序和标度变换程序。 8.现场总线技术 现场总线的现状与发展，串行通信接口，Modbus通信协议，CAN现场总线，PROFIBUS现场总线。 9.测控系统的抗干扰与可靠性设计 干扰的分类，计算机测控系统的可靠性设计，抗干扰的硬、软件措施。 课程主要参考书 ⒈李正军编著，计算机测控系统设计与应用，机械工业出版社，20XX。 ⒉何克忠等，计算机控制系统，清华大学出版社，20XX。 ⒊高金源等，计算机控制系统—理论、设计与实现，北京航空航天大学出版社，20XX。 预修课程 自动控制原理、微机原理。 适用专业、范围 控制理论与控制工程、模式识别与智能系统、计算机应用技术、信息工程。 1 / 1
燃气轮机原理(精华版)
QD20燃机轮机机组 第 1章概述 1.1 燃气轮机简介 燃气轮机（Gas Turbine）是以连续流动的气体为工质、把热能转换为机械功的旋转式动力机械，包括压气机、加热工质的设备（如燃烧室）、透平、控制系统和辅助设备等。 走马灯是燃气轮机的雏形我国在11 世纪就有走马灯的记载，它靠蜡烛在空气燃烧后产生的上升热气推动顶部风车及其转轴上的纸人马一起旋转。15世纪末，意大利人列奥纳多〃达芬奇设计的烟气转动装臵，其原理与走马灯相同。 现代燃气轮机发动机主要由压气机、燃烧室和透平三大部件组成。当它正常工作时，工质顺序经过吸气压缩、燃烧加热、膨胀做功以及排气放热等四个工作过程而完成一个由热变功的转化的热力循环。图1-2为开式简单循环燃气轮机工作原理图。压气机从外界大气环境吸入空气、并逐级压缩（空气的温度与压力也将逐级升高）；压缩空气被送到燃烧室与喷入的燃料混合燃烧产生高温高压的燃气；然后再进入透平膨胀做功；最后是工质放热过程，透平排气可直接排到大气、自然放热给外界环境，也可通过各种换热设备放热以回收利用部分余热。在连续重复完成上述的循环过程的同时，发动机也就把燃料的化学能连续地部分转化为有用功。 燃气轮机动力装臵是指包括燃气轮机发动机及为产生有用的动力（例如：电能、机械能或热能）所必需的基本设备。为了保证整个装臵的正常运行，除了主机三大部件外，还应根据不同情况配臵控制调节系统、启动系统、润滑油系统、燃料系统等。 燃气轮机区别于活塞式内燃机有两大特征：一是发动机部件运动方式，它为高速旋转、且工质气流朝一个方向流动（不必来回吞吐），使它摆脱了往复式动力机械功率受活塞体积与运动速度限制的制约，在同样大小的机器内每单位时间内通过的工质量要大得多，产生的功率也大得多，且结构简单、运动平稳、润滑油耗少；二是主要部件的功能，其工质经历的各热力过程是在不同的部件中进行的，故可方便地把它们加以不同组合处理，来满足各种用途的要求。 燃气轮机区别于汽轮机有三大特征：一是工质，它采用空气而不是水，可不用或少用水；另是多为内燃方式，使它免除庞大的传热与冷凝设备，因而设备简单，启动和加载时间短，电站金属消耗量、厂房占地面积与安装周期都成倍地减少；再是高温加热高温放热，使它有更大的提高系统效率的潜力，但也使它在简单循环时热效率较低，且高温部件需更多的镍、铬、钴等高级合金材料，影响了使用经济性与可靠性。 自 20 世纪60 年代首次引进6000kW 燃气轮机发电机组以来，我国已建成不少烧油气的燃气轮机及其联合循环发电机组。但由于我国一次能源以煤为主的消费结构，并受到规定的“发电设备只准烧煤”的前燃料政策的制约，目前我国燃气轮机在现有发电设备装机容量中，占有量很小，只有700 万kW 左右，且绝大部分为进口的。但发展速度很快，正在建设和计划的就超过800 万kW，正在建设的一批大型35 万kW 级燃用天然气的联合循环电站。随 着天然气和液体燃料在一次能源中比例的上升和燃气轮机燃煤的技术成熟之后，燃气轮机在我国发电设备中的比例将会愈来愈大。研究表明，由于燃气轮机在效率，环保和成本方面的优势，我国在电站基本负荷发电、老电站技术更新改造、洁净煤发电技术、石油与天然气的输运和高效利用以及舰船、机车交通动力等领域对燃气轮机都将有较大的需求。许多专家还强调燃气轮机在西部大开发中的重要性，国家构想实施的新世纪四大工程：西气东输，西电东送，青藏铁路，南水北调，前三个都与燃气轮机有关。总之，以燃气轮机为核心的总能系统也将成为我国跨世纪火电动力的主要发展方向，我国将是世界最大的燃气轮机潜在市场。 第2章燃气轮机热力循环 2.1热力循环的概念 热力循环是指热力系统经过一系列状态变化，重新回复到原来状态的全部过程。热力循环分为正向循环及逆向循环。将热能转换为机械功的循环称为正向循
浦喆科技全数字会议系统
全数字会议系统 品牌：浦喆 采用全数字网络传输和控制，具有会议发言、会议签到、投票表决、同声传译、电子桌牌、摄像跟踪、消防联动等会议功能，同时具有光纤传输、双机备份、网络管控等功能，广泛应用：圆桌会议室、方桌会议室、多功能厅、宴会厅、报告厅等场所。 特点 1.采用数字音频传输技术和语音分离技术，支持同声传译功能，通道数支持：15+1（默认）、31+1、63+1。 2.系统话筒容量可达4096台，线路支持“热插拔”；会议单元输出接口（共4路）,输出回路指示灯，当回路正常时LED 灯闪烁，回路断开时LED 灯熄灭。 3.四种话筒管理模式:FIFO/NORMAL/VOICE(声控)/APPLY；发言人数限制（1/2/4/8）和发言时间限制功能。 4.支持通过管理电脑使用TCP/IP协议或RS-232串口协议与数字会议系统主机通信，通过以太网接口（RJ45）或串口（DB9）连接，从而可以进行远程控制；支持通过RS-232串口连接到中控系统，实现话筒按键指令下发联动。 5.具有1路RS-485接口，支持一台摄像机实现摄像跟踪，支持PELCO-D，VISCA控制协议。配合摄像跟踪主机达到多路视频自动跟踪功能。 6.具有1路消防报警联动触发接口，在消防紧急状况下可为会议主机面板触摸屏、单元机屏、PC软件提供火灾报警信息。 7.具有22路莲花接口，可输出22个通道的模拟音频信号，供红外同传系统或录音使用，CH0为源音通道。 8.具有1路光纤接口，可实现长距离传输音质无衰减功能，达到远距离两个会议室合并为一个会议室，可用于传输背景音乐。 9.具有1路电源控制接口，支持控制电源时序器。 10.自带复位按键，支持长按2S以上即可一键复位至出厂状态。 11.具有1路平衡信号和1路非平衡信号输入接口，1路平衡信号和1路非平衡信号输出接口。 12.具有1路EXTENSION 口，可用于连接扩展主机。 13.支持投票表决功能，支持数据在后台实时更新显示，并且可选以文本、柱状图、饼状图方式显示结果；支持将表决结果投影放大显示。 14.支持会议签到功能，支持按键签到、IC卡签到等方式，可设定签到限时时间，支持补充签到、远程控制签到，后台实时显示签到结果，并支持将签到结果投影放大显示。 15.支持会议信息导出，包括签到信息、表决信息、人员信息、会议总报表等可导出表格。 16.支持电子铭牌功能，通过后台软件同步更新参会人员姓名显示。 17.支持5段EQ调节功能，可针对发言者的声音特点调节不同的音效，直至达到完美的效果。 18.后台软件可单发或广播短消息到单元机显示屏上显示，提醒单元机使用者。 19.支持茶水申请服务功能，后台软件可以接收到来自单元机的茶水申请需求，并且提示后台人员处理。 20.支持对话筒单元机进行发言控制，包括计时发言和定时发言功能。 技术参数 1.话筒容量：≤4096 2.通道数量：16（默认）、32、64CH 3.频率响应：30Hz ~ 20KHz
燃气轮机
燃气轮机 定义： 由压气机、加热工质的设备(如燃烧室)、透平、控制系统和辅助设备组成，将气体压缩、加热后送入透平中膨胀做功，把一部分热能转变为机械能的旋转原动机。 燃气轮机 燃气轮机是以连续流动的气体为工质带动叶轮高速旋转，将燃料的能量转变为有用功的内燃式动力机械，是一种旋转叶轮式热力发动机。燃气轮机可以是一个广泛的称呼，基本原理大同小异，一般所指的燃气涡轮发动机，通常是指用于船舶（以军用作战舰艇为主）、车辆（通常是体积庞大可以容纳得下燃气涡轮机的车种，例如坦克、工程车辆等）。与推进用的涡轮发动机不同之处，在于其涡轮机除了要带动传动轴，传动轴再连上车辆的传动系统、船舶的螺旋桨等外，还会另外带动压缩机。至17世纪中叶，透平原理在欧洲得到了较多应用。 编辑本段发展 燃气轮机是一种先进而复杂的成套动力机械装备，是典型的高新技术密集型产品。作为高科技的载体，燃气轮机代表了多理论学科和多工程领域发展的综合水平，是21世纪的先导技术。发展集新技术、新材料、新工艺于一身的燃气轮机产业，是国家高技术水平和科技实力的重要标志之一，具有十分突出的战略地位。 由于多方面的原因，我国燃气轮机同国际先进水平相比仍存在很大差距，尚未形成真正的产业。诸多领域动力落后的状态，已成为制约国民经济发展的“瓶颈”，其技术仅被世界上少数几个发达国家所控制，目前，先进的燃气轮机在西方国家仍然限制对华出口。 《2013-2017年中国燃气轮机行业发展前景与投资预测分析报告》[1]显示，燃气轮机属于重大核心装备，如果长期依赖进口，在关键技术上受制于人，不利于我国燃气轮机动力产业及相关产业的健康、快速发展。从市场容量看，我国新世纪四大工程中“西气东输”、“西电东送”、“南水北调”等三大工程均需要大量30兆瓦级工业型燃气轮机，同时我国舰船制造业的健康快速发展需要大量30兆瓦级舰船燃气轮机，我国已成为世界最大的燃气轮机潜在市场。 面对经济全球化、国际燃气轮机市场激烈竞争和国外高度垄断的新形势，国家对我国民族燃机产业的发展非常重视，国家发改委和科技部已经将我国燃气轮机市场发展的思路和对策纳入“十二五”及长期发展规划中，重型燃气轮机是国家优先发展的10项重大技术装备之一。是国家
电力系统远动信息的自动监测和控制教学内容
电力通信技术 一、实验目的 1．了解和掌握对称稳定情况下，输电系统的网络结构和各种运行状态与运行参数值变化范围。 2．理论计算和实验分析，掌握电力系统潮流分布的概念。 3．加深对电力系统暂态稳定内容的理解，使课堂理论教学与实践相结合，提高学生的感性认识。 二、原理与说明 现代电力系统电压等级越来越高，系统容量越来越大，网络结构也越来越复杂。仅用单机对无穷大系统模型来研究电力系统，不能全面反映电力系统物理特性，如网络结构的变化，潮流分布，多台发电机并列运行等等。 “PS-5G型电力系统微机监控实验台”是将五台“WDT-ⅢC型电力系统综合自动化实验台”的发电机组及其控制设备作为各个电源单元组成一个可变环型网络，如图4所示： 图4 多机系统网络结构图 此电力系统主网按500kV电压等级来模拟，MD母线为220kV电压等级，每台发电机按600MW机组来模拟，无穷大电源短路容量为6000MV A。 A站、B站相联通过双回400km长距离线路将功率送入无穷大系统，也可将母联断开分别输送功率。在距离100km的中间站的母线MF经联络变压器与220kV母线MD相联，D站在轻负荷时向系统输送功率，而当重负荷时则从系统吸收功率（当两组大小不同的A，B负荷同时投入时）从而改变潮流方向。
C站，一方面经70km短距离线路与B站相联，另一方面与E站并联经200km中距离线路与无穷大母线MG相联，本站还有地方负荷。 此电力网是具有多个节点的环形电力网，通过投切线路，能灵活的改变接线方式，如切除XL C线路，电力网则变成了一个辐射形网络，如切除XL F线路，则C站、E站要经过长距离线路向系统输送功率，如XL C、XL F线路都断开，则电力网变成了T型网络等等。 在不改变网络主结构前提下，通过分别改变发电机有功、无功来改变潮流的分布，可以通过投、切负荷改变电力网潮流的分布，也可以将双回路线改为单回路线输送来改变电力网潮流的分布，还可以调整无穷大母线电压来改变电力网潮流的分布。 在不同的网络结构前提下，针对XL B线路的三相故障，可进行故障计算分析实验，此时当线路故障时其两端的线路开关QF C、QF F跳开（开关跳闸时间可整定）。 三、实验项目与方法 1．网络结构变化对系统潮流的影响 在相同的运行条件下，即各发电机的运行参数保持不变，改变网络结构，观察并记录系统中运行参数的变化，并将结果加以比较和分析。 实验方案同学们自己设计，并记录下各开关状态。
烧结智能监测与优化控制系统_
烧结过程智能监测与优化控制系统技术方案 北京北科亿力科技有限公司 2015年3月
目录 1 需求分析 (2) 2 系统功能与控制目标 (3) 系统功能 (3) 控制目标 (3) 3 技术方案 (3) 设备管控 (3) 设备精度控制 (3) 设备运行监控 (3) 烧结过程优化控制系统 (3) 无扰换堆模型 (3) 配料计算模型 (3) 水分跟踪与控制模型 (3) 烧透点分析与控制模型 (3) 燃烧一致性控制模型 (3) 烧结过程热状态分析模型 (3) 成品质量管控系统 (3) 碱度分析与控制 (3) 亚铁分析与控制 (3) 精细化管理平台 (3) 能源及原料消耗 (3) 数据仓库 (3) 生产报表 (3) 数据采集 (3) 质量管理 (3) 4 烧结二级系统实现 (3) 硬件系统 (3) 建立数据库 (3) 开发软件系统 (3) 5 效益分析 (3) 6 设备清单与供货范围 (3)
1 需求分析 随着烧结设备的大型化和高炉对烧结矿质量要求的提高，烧结过程计算机控制技术的作用和成效更为显著，烧结自动控制水平已成为衡量烧结工艺水平的一个重要标志。近年来新建和大修改建的大中型烧结机都配置了计算机自动控制系统，但由于缺少品种齐全、性能优良的检测仪器仪表和必要的人工智能控制技术，我国的烧结自动控制系统与世界先进水平相比，在劳动生产率、生产成本、质量和能耗等方面仍存在着较大的差距。因此，如何利用烧结过程的全方位信息，采用先进的控制技术和优化方法，使整个烧结生产运行处于最优状态，仍是我国钢铁企业目前需要解决的关键问题之一。 烧结过程的控制非常复杂，它涉及到温度、压力、速度以及流量等大量物理参数，包括物理变化、化学反应、液相生成等复杂过程，以及气体在固体料层中的分布、温度场分布等多方面的问题。从控制的角度来看，烧结生产过程具有大滞后、多变量、强非线性以及强耦合性等特点，属于工艺流程长、控制设备大型化的连续复杂工业过程，传统的依靠人工“眼观—手动”的调节方法已经无法满足大型烧结设备的控制要求，需要更加精确和稳定的自动控制。 因此，为实现烧结过程稳定、提高烧结矿产量和质量以及降低能耗等目标，采用多种检测仪表和先进控制设备（计算机控制系统、集散控制系统、可编程序控制器），结合自动化技术、传统控制技术、智能控制技术、计算机技术、信息技术、网络通信技术，在实现生产过程自动化和稳定化的基础上，建立烧结过程智能优化控制系统，提高烧结过程控制的自动化、智能化、网络化水平，为企业取得显著地经济效益和社会效益。