电厂仿真介绍

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浅谈火电厂仿真机培训的效果与方法

浅谈火电厂仿真机培训的效果与方法摘要：近十多年来, 火电仿真机在我国得到了广泛应用, 为帮助培训运行人员全面掌握机组的运行特性, 提高机组运行的安全性和可靠性, 发挥了重要作用。

通常火电厂所选用的火电仿真机对实际的火电机组具有1：1的逼真度, 从仿真技术的角度, 它是针对由机、电、炉、辅机及控制系统、监控系统操作界面与功能及就地操作站等各部分所组成的实际系统。

本文分析了火电厂仿真机培训的效果与方法。

关键词：火电厂；仿真机培训；效果；方法；随着电厂规模的不断扩大，单元机组正朝着大容量、高参数和高自动化方向发展。

利用仿真系统对电厂运行人员及管理人员进行培训，有益于拓宽人员知识结构，培养综合技能人才。

仿真机在电厂建设的各个阶段均发挥着非常重要的功用，在机组投产前可帮助人员熟悉操作画面和操作系统，机组投产后可提高人员参数调节能力和事故处理能力，从而更好地为电厂安全生产、经济生产服务。

一、仿真机的主要功能仿真系统的主要功能包括三方面。

一是不同运行工况的仿真功能。

机组从冷态、温态、热态到满负荷的启动操作；机组从满负荷正常停机到热备用或冷态状态的停机操作；其他指定的工况启停，升、降负荷的操作；对设备或系统进行可靠性试验及联锁保护试验；任意工况的稳定运行；各种异常现象和故障情况。

二是教练员台可以实现的功能。

初始条件的装入、存储；对模型进行冻结和激活控制、局部及全局加速；运行时刻的记录、回退、重演；单组故障、成组故障的加入和撤消；学员成绩自动评定。

三是工程师台实现的功能。

工程师台是模型工程师开发模型时使用的操作台。

工程师台本身是计算机系统的一个设备，它可以独立于仿真支撑系统，作为计算机系统的一个终端设备，工程师可在该设备上进行任何编程等操作。

这种操作是在计算机操作系统的管理下实现的，并可将计算结果与仿真模型相联系。

工程师台能够实时数据通讯，并对所有的数据进行操作，可通过CRT监视数据库中任何变量的数值；能够查找所需要的技术资料，并对资料进行修改、添加和打印；进行数据的输入输出操作。

核电厂模拟机电气系统建模与仿真

ｓｍｕａｏ．ｉｌｔｒ
Ｋｅｏｒｓ：ｅｅｔｉｓｓｅｓｍｕａｉｎｙｗｄｌｃｒｃｙｔｍｉｌｔｏｍｏｌｓｍｕａｉｎｔａｅｙ；ａｔｍａｉｒｖｒｅａｃｌｔｄｅ；ｉｌｔｏｓｔｇｒｕｏｔｃｅｅｓｃｌｕａｅ；ｆｌｕｌ
Ａｂｔａｃ：Ａｌｈｅｌｒｅｎｍｂｒｆｅｅｔｉａｙｔｍｓｉｈｅｎｃｅｒｐｗｅａｔａｅｆｌｓｍｕｌｔｄｗｉｌｓｒｔｌｔａｇｕｅｓｏｌｃｒｃｌｓｓｅｎｔｕｌａｏｒｐｌｎｒｕｌｉａｅｌｒｓｌｉｈｏｅｕｔｎｔｅｌｗｓｍｕａｉｎｅｆｃｅｙａｈｅｈａｙｗｏｋｏａｉｌｔｏｆｉｉｎｃｎｄｔｅｖｒｌｄ．Ｔｈａｋｏｙｔｍｅｉｎａａｗｉｌｅｌｃｆｓｓｅｄｓｇｄｔｌｉｆｕｎｅｓｍｕａｉｒｃｓｏｎｌｅｃｉｌｔｏｎｐｅｉｉｎ．Ｔｈｅｅｌｉｅｎｃｕａｅｒｎｓｅｆｓｓｅｉｅｆｃｄｔｆｒｆｌｒａｔａｄａｃｒｔｔａｆｒｏｙｔｍｎｔｒａｅａａｏｕｌｍ
２１０２年７月
系统仿真技术
ＳｓｅＳｍｕａｉｎＴｅｈｏｏｙｙｔｍｉｌｔｏｃｎｌｇ
Ｊ１２２ｕ．，０１
Ｖｏ．Ｎｏ３１８．．
第８卷第３期
中图分类号：Ｍ７３Ｔ４文献标识码：Ｂ

华能福州电厂一期仿真机系统改造介绍

２２故障和异常运行工况。
仿真系统能模拟电站实时运行
中的异常和故障，并做出正确的反
应和自动控制系统动作。故障按照规定的因果关系模拟，从而实现指
・
电力信息化
・
维普资讯
解决方案
导员在指导员站上插入的故障、设
系统、控制系统、电气系统的组配、系统性能、设备改造等研究；
也可以进行电厂机组设备合理性检
电）达过流事故、发电机差动保护马动作、启动变差动事故、启动变过流事故、Ａ和Ｂ厂低变过流事故、Ａ和Ｂ厂低变速断事故、Ａ和Ｂ厂低变差动事故、１号和２号柴油机
维普资讯
解决方案
华能福州电厂一期仿真机系统改造介绍
陈国宝，沈香武（能国际福州电厂，福建长乐３００）华５２０
１改造背景
华能福州电厂原一期ＦＺ３５仿０
基于这样的背景，华能福州电
行机组的ＵＣＤ、ＵＩ操作盘的硬操，Ｐ
２１正常运行．
仿真系统能连续模拟真实电站
的实时运行环境，能计算对应各种运行工况的电站系统全部参数，并
在相应的运行操作站等设备上输

火电厂仿真技术培训资料(课件)

1955年，Profon首先将仿真技术应用于锅炉研究，其研究分为建模理论、燃烧模型、锅炉部件模型三部分，相继发表了许多有意义的研究成果。——可谓电站仿真的开端。
1958年，K·L·Chien建立了第一个汽包锅炉模型。随着电力工业的发展和技术的进步，发电机组的容量不断扩大、参数不断提高、自动化程度越来越高，对运行操作人员的技术知识、操作水平、应变能力、熟练程度提出了更高的要求。为此，从20世纪60年代中期，研究人员开始探索采用脱离实际发电机组的实时仿真装置，对运行人员进行培训。
1995年底，我国已投入运行和正在制造的200MW 以上火电和核电机组培训仿真机达到60多台；
12
第一章计算机仿真概述
第一节研究问题的方法一、种类：直接试验物理模型试验（一次模化技术）数学模型计算机仿真模型试验
（二次模化技术）
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二、比较直接试验：耗资大、周期长、安全性差。一次模化法：耗资较大，不在现场、安
1993年4月，华电计算机仿真公司开发的300MW 机组全范围仿真机在武汉电力学校投入运行。
1993年6月，美国又通过了《火电厂仿真机功能要求》ISA-77·20-1993版本标准。
1994年，西安热工所开发的我国第一台500MW火电机组仿真机在太原电力高等专科学校通过验收。
11
1995年8月，由华北电力学院开发的我国第一台 500MW超临界火电机组全范围培训仿真机在华北电管局盘山电厂投入使用。
1988年1月，从美国Singer Link公司引进的第一台300MW燃煤电厂全范8年，清华大学开发的我国第一台200MW火电机组全范围培训仿真机通过验收，并投入使用。南京工学院开发完成125MW火电厂仿真机。

火电厂电气系统仿真机分析

火电厂电气系统仿真机分析摘要：由于火电厂控制系统十分复杂，存在大最迟延、非线性、祸合等因素.经典的辨识方法无法对其进行辨识。

本文借助Matlab软件采用先进辨识算法及模糊控制方法对协调控制系统(CCS)和自动发电控制(AGO系统进行建模、仿真及其优化。

该文全面地介绍和分析了我国火电厂仿真机中的DCS仿真方式和关键技术，并细致、多角度地划分了虚拟DCS技术和仿真方式，精确地说明了其优缺点所在，对实行虚拟DCS的关键技术以及我国火电厂仿真机中不同DCS产品的应用情况进行了分析，阐述了其自身先进功能的可行性，最后合理地规划了该领域今后的发展方向和学术研究。

关键词：虚拟电厂；仿真机；DCS模拟控制仪表系统在早期火电厂已被采用，控制系统由三部分组成：模拟仪表，操作盘台和控制对象。

当时的仿真机只能对大部分进行相应简化，显示仪表、面板、按钮和开关只能被复制85%左右。

早期火电厂仿真机最主要的形式便是这种全仿真机。

由于造价高等限制，培训中心的设立也并不广泛，仿真机组模型不适合具体培训电厂的机组，只针对典型机组。

运行人员需得了解各类工艺流程及操作，电厂运行人员则成为主要培训对象。

随着当前科技的飞速发展，大部分火电厂普遍采用了DCS为控制平台，其范围也逐渐扩大，对热控人员的各方面要求也逐步提高。

旧的培训手段及运行方式已不能满足当前水平要求，且未能充分发挥其优势所在，因此，DCS的仿真与培训的实现就变得尤为重要。

1、火电厂仿真机中DCS的仿真方式DCS由工程师站、现场控制站、操作员站和系统网络组成，由CRT操作，与以往控制仪表不同，现由现场控制站进行操作，在这些设备改进的同时，仿真机也有了相应变化。

在根据离线组态、系统运行以及DCS的控制设计里，东南大学冷杉获取了相应资源，火电厂仿真机中DCS的仿真方式与DCS在非DCS系统中的再现形式相对应。

按照机组本体模型与控制算法机型的关系划分，主要分为传统的全范围仿真方式与激励式仿真方式。

电厂运行仿真实习报告

一、实习背景随着我国经济的快速发展，电力需求量逐年增加，电厂运行安全与效率成为电力系统的重要关注点。

为了提高电力运行人员的操作技能和应急处理能力，电厂仿真机应运而生。

本次实习旨在通过电厂仿真机的操作，了解电厂运行过程，提高实际操作能力。

二、实习目的1. 了解电厂的基本结构、设备及其运行原理；2. 掌握电厂仿真机的操作方法，提高实际操作技能；3. 熟悉电厂运行过程中的各种参数及影响因素；4. 培养应急处理能力，提高安全意识。

三、实习内容1. 电厂基本结构及设备电厂主要由锅炉、汽轮机、发电机、变压器、配电装置等组成。

锅炉将燃料燃烧产生的热能转化为蒸汽，蒸汽推动汽轮机做功，带动发电机发电。

发电机输出的电能通过变压器升高电压，再经配电装置输送到用户。

2. 电厂仿真机操作（1）启动仿真机：打开仿真机，进入操作界面，按照操作规程进行启动。

（2）模拟发电过程：在仿真机上进行发电过程模拟，包括锅炉点火、蒸汽生成、汽轮机启动、发电机发电等环节。

（3）参数监控与调整：实时监控电厂运行过程中的各种参数，如锅炉压力、汽轮机转速、发电机电流等，根据实际情况进行调整。

（4）故障处理：在仿真机上进行故障模拟，如锅炉爆管、汽轮机跳闸等，培养应急处理能力。

3. 电厂运行参数及影响因素（1）锅炉压力：锅炉压力是影响发电效率和安全的关键因素，过高或过低都会对设备造成损害。

（2）汽轮机转速：汽轮机转速直接影响发电功率，过高或过低都会影响发电效率。

（3）发电机电流：发电机电流是反映发电负荷的重要指标，过高或过低都会对设备造成损害。

（4）变压器负荷：变压器负荷过高会导致设备过热，降低使用寿命。

4. 应急处理能力培养在仿真机上进行故障模拟，如锅炉爆管、汽轮机跳闸等，培养应急处理能力。

在处理故障过程中，要迅速判断故障原因，采取有效措施，确保电厂安全稳定运行。

四、实习收获1. 提高了电厂运行基本知识，了解了电厂设备运行原理。

2. 掌握了电厂仿真机的操作方法，提高了实际操作技能。

火电厂模拟仿真实训软件

火电厂模拟仿真实训软件
( 1000MW电站仿真系统)
1000MW超超临界电站仿真系统是武汉世纪华胜科技有限公司基于自主研发的SimuWorks仿真支撑平台开发的，运行在Windows操作系统下，用于电站运行培训、专业理论教学、人员实践实训等相关场合。

仿真对象为1000MW超超临界直流锅炉电站，汽机型号N1000-26.25/600/600(TC4F)，锅炉型号SG3091/27.56-M54X，发电机型号THDF-125/67型。

1000MW超超临界电站仿真系统的典型工况、部分故障、主要界面截图介绍如下：
系统典型工况清单
1)冷态未上电
2)上电完成
3)循环水投入
4)盘车投入
5)油泄露试验完成
6)DEH程启完成
7)高加投入
8)锅炉转为干态运行
9)CCS投入
10)小机起源切换
11)辅汽汽源切换
12)负荷升至1000MW稳定
部分故障清单
1)A磨煤机跳闸
2)A磨煤机着火
3)引风机跳闸
4)引风机强风
5)省煤器泄露
6)汽机轴承振动大
7)主油泵故障
8)除氧器水位低
9)发电机失磁
10)发电机氢温高
仿真系统主界面截图
图1汽水总貌
图2风烟系统。

电厂仿真实训报告总结

电厂仿真实训报告总结《电厂仿真实训报告总结：电力世界的奇妙冒险》嘿，各位小伙伴们！今天我来给大家分享一下我在电厂仿真实训中的那些事儿，那可真是一次超级有趣的大冒险啊！一走进那个实训基地，哇塞，各种设备仪器就像科幻电影里的道具一样，立马就让我兴奋起来了。

我心里想着：“嘿，这可比上课有意思多了！”刚开始操作的时候，我那手忙脚乱的样子，简直就像只无头苍蝇。

这边按钮没按对，那边参数又出问题了，还好有老师和同学在旁边帮忙指点，不然我感觉自己都要把电厂给搞爆炸啦！不过，慢慢熟悉起来后，我就越来越得心应手了，感觉自己像个真正的电厂大师傅。

在仿真实训中，我也发现了好多以前从没注意过的细节。

比如说，那些仪表盘上的数字跳动原来这么有讲究，一个不小心看错或者调整错了，可能后果就不堪设想咯！这让我意识到，电厂工作可真不是闹着玩的，那是需要高度的责任感和专业技能啊。

还有一次，我居然不小心把一个重要的开关给关错了，结果整个系统都开始报警，那声音简直吓得我心跳都快停了。

不过后来还是在老师的指导下，我成功地解决了这个“小危机”，这也让我学会了遇到问题不能慌张，得冷静想办法。

经过这次实训，我对电厂的运行和管理有了更深刻的理解。

知道了电是怎么一步步发出来，然后送到我们千家万户的。

也更加明白电厂工作人员的辛苦和不容易，他们日夜坚守在岗位上，为我们的生活提供着源源不断的电力。

总之，这次电厂仿真实训就像一场刺激好玩的游戏。

虽然过程中有时候会紧张得满头大汗，但也让我收获满满。

我学会了很多专业知识，也锻炼了自己的动手能力和应变能力。

现在我觉得自己对未来进入电厂工作更有信心啦！希望下次还能有这样有趣又能学到东西的实训机会，我相信我会做得更好！小伙伴们，你们有没有类似的有趣实训经历呢？快来和我分享分享吧！。

发电厂仿真的实训报告

一、实习目的随着我国电力工业的快速发展，对发电厂运行和管理的要求越来越高。

为了提高学生的实际操作能力，培养适应电力行业发展的专业人才，我们开展了发电厂仿真实训。

通过本次实训，使学生了解发电厂的基本结构、运行原理和操作流程，掌握发电厂设备的工作原理和运行参数，提高学生对发电厂运行管理的认识和操作技能。

二、实习时间2023年X月X日至2023年X月X日三、实习地点XX电力职业技术学院发电厂仿真实验室四、实习内容1. 发电厂仿真系统简介发电厂仿真系统是一种模拟真实发电厂运行环境的软件，能够模拟发电厂的各种设备、系统和工艺流程，实现对发电厂运行过程的实时监控和操作。

本次实训采用XX发电厂仿真系统，该系统具备以下特点：（1）真实模拟发电厂运行环境，包括锅炉、汽轮机、发电机等设备。

（2）实时显示发电厂运行参数，如温度、压力、流量等。

（3）具备故障模拟功能，可模拟发电厂设备故障，提高学生对故障处理的应变能力。

（4）操作简单，易于上手。

2. 发电厂仿真实训操作步骤（1）启动仿真系统，进入主界面。

（2）熟悉发电厂仿真系统界面布局，了解各功能模块。

（3）根据实训要求，设置发电厂运行参数。

（4）进行发电厂设备操作，如启动锅炉、汽轮机、发电机等。

（5）实时监控发电厂运行参数，分析发电厂运行状态。

（6）处理发电厂设备故障，如锅炉爆管、汽轮机跳闸等。

（7）总结实训过程，撰写实训报告。

3. 实训心得体会（1）通过本次发电厂仿真实训，我对发电厂的基本结构、运行原理和操作流程有了更深入的了解。

（2）在实训过程中，我学会了如何操作发电厂设备，掌握了发电厂运行参数的调整方法。

（3）实训过程中，我遇到了各种设备故障，通过查阅资料和请教老师，成功解决了部分故障，提高了自己的应变能力。

（4）通过仿真系统模拟真实发电厂运行环境，使我更加熟悉了发电厂的工作流程，为今后从事电力行业工作打下了基础。

五、总结本次发电厂仿真实训使我对发电厂运行管理有了更深入的了解，提高了自己的实际操作能力。

变电站仿真系统

操作箱本体保护 PST12 国电南京自动化股份有限公司
柜内保护压板
LP1 差动保护投入 LP2 备用
LP3 高压复压方向过流Ⅰ段 LP4 高压复压方向过流Ⅱ段
LP5 高压复压过流 LP6 高压零序方向LP9 高压间隙保护 LP10 高压复压元件
4. 专业专职：专业的计算机仿真专家和电气工程专家，专职的仿真培训教师。
5. 培训经验：已培训国内、国外（巴基斯坦、印尼等）发电厂、变电站技术人员和大专院校师生上万人。
6.权威鉴定：参与国家职业资格技能鉴定变电站值班员中级工、高级工、技师和高级技师试题库的编制和国家标准《变电站仿真机技术规范 DL/T 1023-2006》的起草工作。
1．将IP地址设置为192.168.1.X（X值在2～255之间任选），子网掩码为：255.255.255.0
2．重新启动计算机，运行仿真软件，则在教员机“仿真教师控制台”界面看到各学员机的“机名和IP地址”，如图2-11所示。
图2-11 网络连接
3．若未看到学员机的IP地址，则联络失败，请尝试重新连接，检查网络连接和网络设置。
硬盘：2G以上
内存：256M以上
显示器：19寸以上彩色宽屏显示器 (最佳分辨率：1680×1050）
2.1 安装步骤
第一步：安装之前请先关闭其他正在运行的程序，打开光盘，找到安装文件220kVSimulator-Setup.exe，双击执行安装。
第二步：安装启动后进入安装向导，此时出现如图2-1提示，点击“下一步”。
LP11 低压复压方向过流Ⅰ段 LP12 低压复压过流
LP13 中压复压方向过流Ⅰ段 LP14 中压复压方向过流Ⅱ段
【注意】
1.若您是用本公司多套仿真软件，安装另一套时一定要把前一套软件完全卸载，否则不能正常使用。

核电厂全范围模拟机仿真项目简述

［７］胡清华，赵辉，于达仁．基于粗糙集的符号与数值属性的快速约简算法［Ｊ】．模式识别与人工智能，２００８，２１（６）：７３２—７３８．
目前国内比较典型代表是中广核工程公司。中广核下属或控股的核电如阳江核电、宁德核电，ＦＳＳ项目均由中广核工程公司总承包，再由其分包给仿真公司、ＤＣＳ供应商等。工程公司在整个ＦＳＳ项目中负责项目的总体协调、进度控制。
ＳｏｆｔｗａｒｅＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ· 软件开发
核电厂全范围模拟机仿真项目简述
文／祝俊耀
本文简要概述了目前国内核电站全范围模拟机（以下简称
“ＦＳＳ” ）项目的承包模式、模拟方式、开发过程、需关注重点等。
表１
【关键词】核电全范围模拟机ＦＳＳ模拟方式
以上三种模式各 ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ 优势，对业主而言，
＜＜上接６８页
表ｌ中６表示邻域的大小，Ｎ１和Ｎ２分制信号的识别率都比较低，因为快速属性约简
别表示经过特征提取后的原始特征数目和经过后得到的特征数目较少，不能充分的识别各个
快速约简后选择出的特征数目，Ａｃｃｕｒａｃｙ表示调制信号，但随着信噪比的增大，可以明确的
２．１ＦＳＳ，￣模式
根据承包方性质的不同，目前国内核电厂ＦＳＳ项目承包方式主要有以下三种：２．１．１由核岛设计方总包、仿真公司等分包
该方式一般出现于引进国外新的核电技术的依托项目中，在签订依托核电项目主合同时，约定由主设计方提供一套ＦＳＳ用于核电操纵员培训。比如中俄田湾核电站总合同附件２０规定，由俄方提供中方一台ＦＳＳ；海阳核电、三门核电主合同附件规定，由美国西屋各提供一台ＦＳＳ用于培训，分包商涉及美国ＧＳＥ公司、中核武汉核电运行技术股份有限公司。２．１．２由专业仿真公司总包，分包方有可能涉及ＤＣＳ供货商或其它仿真公司，也有可能没

火电厂仿真实习

火电厂仿真实习火电厂仿真实习火电厂仿真实习在我国，随着教育事业的改革和发展，卓越工程师的教育已越来越受到国家的重视，并且越来越注重学生的动手能力了。

所以作为以电力为特色的学校，在保证学生得到相应的理论知识培训后，更重要的还是要获得与工作过程有关的实际操作训练，尤其是综合实习更是如此。

热能动力专业担负着电力人才培养的重任，学生们经过专业理论课的学习之后，最重要的一个环节就是实践和实习。

学校投资建设的火电仿真实习基地，就是结合学校专业设置的特点，根据学生理论课学习的实际，围绕火电仿真培训教学，认真研究并制定既切合学生实际，又在实习实习环节有所创新的培训方法，对学生加深专业理论课的学习，提高实际操作技能有着非常重要的意义。

火电厂仿真实习，就是一个集理论知识与实际操作、协调能力与培养良好工作习惯于一体的综合能力培训。

201*年学校建起了1000MW超临界、350MW热电联产、300MW流化床、大型火电机组脱硫系统等系列火电机组仿真培训软件4套，与原有的600MW超临界火电仿真系统和300MW火电仿真系统一起构成了较完善的系列火电仿真培训系统，形成了国内领先的规模化、系列化、功能全的火电仿真培训基地，为我校热动专业仿真实习打下了坚实的基础。

通过仿真机主要进行大型单元机组的集控运行教学工作，教学培训的过程可以分为运行理论培训、运行操作培训和考核三个阶段，各个阶段按照不同的培训目的，循序渐进，逐步深入，最终使所有学生达到能熟练掌握机组运行操作的目标。

一、仿真实习的总体要求现代大型火力发电机组大都实行单元机组集中控制，通过CRT屏幕对整台机组的运行参数进行集中监控和操作。

所以学生必须掌握机、炉、电3方面的专业理论知识以及电厂自动化控制系统和单元机组集控运行方面的理论。

但是，仅仅掌握这些知识对于生产运行还不够，因此，在实际的操作之前必须进行专业理论知识的补充和完善，并进行操作技能和对事故的判断及处理的培训。

另外，单元机组的运行人员的职责是保证机组及所有辅助设备在各种工况下的稳定和安全运行，特别是在出现异常情况时要做出快速、准确的分析判断，并果断地做出处理，这就对学生的心理素质和群体协作精神提出了较高的要求。

电厂仿真机总结

电厂仿真机总结1. 引言电力系统的稳定运行对于现代社会至关重要。

为了保证电力系统的可靠性和安全性，人们需要对电力系统进行各种测试和仿真。

电厂仿真机是一种用来模拟电力系统运行情况的设备，可以帮助电力工程师了解电力系统的运行原理，提前发现潜在的问题，并进行相应的优化和改进。

本文将对电厂仿真机的原理、应用和未来发展进行总结和分析。

2. 电厂仿真机的原理电厂仿真机的原理是基于电力系统仿真的原理。

电力系统仿真是指利用计算机模拟电力系统的运行过程，包括电力系统的物理过程和电磁过程。

电厂仿真机通过建立电力系统的数学模型和仿真算法，可以模拟电力系统各个部分的运行过程，并提供多种分析和评估功能。

电厂仿真机通常包括以下模块：•电力系统模型：电力系统的数学模型是电厂仿真机的核心，包括电力系统的输电线路、变压器、发电机等元件的数学模型，以及电力系统的状态估计、潮流计算和稳定计算等算法。

•仿真算法：电厂仿真机利用各种数值计算方法和算法来模拟电力系统的运行过程，包括离散时间仿真、蒙特卡洛仿真和优化算法等。

•图形界面：电厂仿真机通常会提供直观的图形界面，以便用户可以方便地进行仿真实验、数据分析和结果可视化。

•数据管理：电厂仿真机可以对电力系统的数据进行管理和存储，方便用户进行数据分析和后续处理。

3. 电厂仿真机的应用电厂仿真机在电力系统工程领域有着广泛的应用。

以下是电厂仿真机的几个主要应用领域：3.1 电力系统规划和设计电厂仿真机可以帮助电力工程师进行电力系统的规划和设计。

通过对电力系统的仿真分析，可以评估不同规模和结构的电力系统的运行性能，帮助决策者做出合理的规划和设计方案。

3.2 电力系统运行和控制电厂仿真机可以模拟电力系统的运行过程，并提供各种运行和控制策略的仿真分析。

通过对电力系统的仿真实验，可以评估不同的运行和控制策略对电力系统性能的影响，为电力系统的运行和控制提供科学依据。

3.3 电力系统故障分析和故障恢复电厂仿真机可以模拟电力系统的故障情况，并进行故障分析和故障恢复方案的仿真。

火电厂仿真机

火电厂仿真机simulator for thermal power plant利用计算机仿真技术，演示与真实情况相同或相近的发电机组各种运行方式的状态，并可对其进行离线控制，为机组运行值班员进行培训的计算机系统。

目录火电厂仿真机利用计算机仿真技术进行培训的设备。

发电设备数学模型计算机提供实时数据，配合部分或全部真实控制台屏或表示监控台屏的屏幕显示(CRT)画面，演示与真实情况相同的电力设备各种运行方式的状态，包括起动、正常运行、停机和事故情况下的状态，可以满足各种目的的培训要求。

目前，培训仿真机已广泛用于培训操作人员和工程技术及管理人员，提高他们的监控能力和运行技术水平。

培训仿真机是以计算技术和仿真技术为基础并应用电网、自动控制、仪表和电厂的锅炉、汽轮机、透平发电机以及运行专业的理论和实践知识而研制的一种实用装置。

仿真机的分类从培训仿真机的培训目的的功能来分类，可以划分为基本原理型和全仿真型。

甚本服理型所配置的控制台屏不是以某一实际电站为目标，而是从基本原理出发模拟某类型、某容量机组的主要设备和系统，并配置简化的供学员学习和掌握基本原理的台屏或可以进行操作和显示操作结果参数的CRT画面，或兼有台屏和CRT画面。

用以培训新的操作员或在校学生，使其从直观上学习和掌握电厂设备和系统特性、物理过程、介质流程及故障的原因和结果。

为在全仿真型培训仿真机或实际电厂操作打基础。

硬件系统一般包括:①微型机或小型计算机;② 磁盘、打字机等外围设备;③输人/输出接口和教学考核设施;④台屏。

台屏仿真有两种型式:①模拟台屏型。

模拟屏上布里有主要设备和系统流程图，配有主要参数指示仪表;操作台与屏一般联成一体，台上布置有控制台硬件设备诊断;显示图像;在线数据库监视. 学员成绩评价;计算机辅助练习等。

通过教练员台控制屏和CRT 画面配合实现功能选择.画面选择有专家方式和菜单方式。

虚拟DCS(Virtual DCS)是相对于在过程工业系统中运行的真实DCS(Real DCS)而言的，"虚拟DCS"就是将真实DCS在非DCS的计算机系统中以某种形式再现。

阐述核电厂模拟机DCS仿真技术

阐述核电厂模拟机DCS仿真技术目前，我国核电站的发展堆型是以百万级大机组为主，无论是以M310为基础改进形成的二代半压水堆CPR1000及CP1000，还是直接引进了三代堆技术AP1000和EPR，这四种堆型在国内都有项目在实施，而且会成为我国一定时间内的主流堆型。

这些大机组的特点是都实施了数字化仪控系统，提高了机组生产的安全性和可靠性。

作为核电站的重要培训设施，数字化模拟机在操纵员的培训和取证考试以及真实DCS系统调试与优化方面发挥着十分重要的作用。

这样一来，如何从性能、成本等多方面因素综合考虑仿真方案开发数字化模拟机成为电站模拟机维护人员关注的重点。

1 DCS仿真的实现方式与常规硬盘台模拟机不同，数字化仪控模拟机（DCSFSS）设计开发时不仅要考虑电厂工艺系统的模拟，还要考虑DCS在全范围模拟机中的实现方案，目前核电站模拟机DCS仿真主要有三种形式：纯模拟（Simulation）、虚拟实物模拟（Emulation）、实物模拟（Stimulation）。

1.1 纯模拟（Simulation）纯模拟，使用模拟机开发环境下的建模技术来复现参考机组的系统或子系统。

被仿真的系统的性能和逼真度满足基于参考机组设计和运行数据而规定的功能和运行限定。

纯模拟仿真机的实现方式主要有两种：一种是由DCS仿真开发商使用仿真平台下的建模软件，根据真实机组DCS组态资料（I/O清册、控制逻辑以及HMI人机接口图形界面等）重新开发组态数据供模拟机使用，这一过程包括仿真DCS部件库的建立、控制逻辑程序的编制、图形界面的绘制及动态定义等几个步骤。

另一种是DCS仿真开发商利用成熟的工程翻译软件将真实机组DCS 的组态数据翻译成可供模拟机使用的数据后，再与工艺系统的仿真模型进行集成。

而前一种方式生成的仿真DCS软件其可逼真度相对较低，且前期开发时间较长，一般不建议考虑用该方式进行纯模拟DCS仿真机的开发。

1.2 实物模拟（Stimulation）实物模拟，在模拟机中使用电站的真实系统或子系统的真实硬件和软件来复现参考机组的相应系统或子系统。

电厂仿真实习报告

电厂仿真实习报告电厂仿真实习报告篇一：电厂仿真运行实训报告电厂仿真运行实训报告本次，我们实训的内容是“电气仿真运行实训”，为时两周。

在这两周的实训中，我们掌握了“倒闸操作”和“设备巡视”的基本操作。

本次实训的项目均通过计算机上进行仿真软件进行模拟操作，目的在于让我们能够对主控室、线路的运行、状态及各种需要巡视的电气设备作进一步的了解，体验在主控室中通过远方操作、监控，更好地实现线路运行以及各电气设备巡视的自动化、智能化。

第一周，我们实训的项目是“倒闸操作”。

主要任务是完成对“电院仿真变”110kV开发区一线111开关，开发区二线112开关、开发区三线113开关、开发区四线114开关、开发区五线115开关和开发区六线116开关六个开关由运行转检修和检修转运行的倒闸操作。

在操作过程中，需要监护人和操作人相互配合，按步骤执行，带好必要的工具，监护人、操作人应明确自己的职责，做好唱票、复诵的工作。

在倒闸操作仿真中，我们应注意以下问题：（1）111开关、113开关和115开关是一段母线的开关，因此靠近母线测的刀闸编号分别为1111、1131和1151，112开关、114开关和116开关是二段母线的开关，因此靠近母线侧的刀闸编号分别是1122、1142和1162；（2）开发区线路保护投入问题，只有开发区三线113线路保护和开发区四线114线路保护可见，其余线路保护均不可见，通过查主控室保护屏上，发现其余的线路保护并非没有设置，只是在“下一页”可见；（3）控制屏上同期开关TK问题，开发区一线和四线无设置TK，即无需检同期即可合上相应的线路开关；（4）开发区一线至五线母差压板为LP15至LP19，开发区六线则为LP21；（5）开发区六线116开关无跳闸压板；（6）由于是远方控制，在操作中就地/远方开关位置应置于“远方”位置，部分开关本体机械位置检查正确。

第二周，我们实训的项目是“设备巡视”。

主要任务是完成九个设备，包括避雷器、电流互感器、母线设备、电压互感器、隔离开关、变压器、电力电容器、断路器、电抗器的巡视，在操作过程中，严格遵守安全规程，带好必要的安全工器具，按照巡视要求，逐相检查、巡视。

MW火电厂仿真运行操作流程

M W火电厂仿真运行操作流程Credit is the best character, there is no one, so people should look at their character first.第四章机组启动第一节机组冷态启动4.1.1.机组启动前的准备4.1.1.1.确认如下安全条件已具备：检查机组所有检修工作已结束,工作票已终结,安措已拆除,场地已清理.机组所有消防器材、设备、系统完好可用.机组所有通道畅通、栏杆完好、正常照明已投入、事故照明良好备用.4.1.1.2.准备好机组启动时所必需的各种仪器、仪表、工具和记录本等.4.1.1.3.检查机组6KV各单元段、380V各段、UPS系统、直流系统、就地MCC柜已正常送电.ELEC 4B 合6502、20201、20101、650、22081、2208、21031、2103 ELEC 4C 6KV 1A SYS 中除2101全部投入ELEC 4D 6KV 1B SYS 中除2201全部投入ELEC 4F 汽机1A变,汽机1B变投入,联络开关2B断开,2C刀闸投入,联锁投入画面下面,汽机保安段由汽机工作1A段供电,3B不合,其它都合上.ELEC 4E 锅炉1A变,锅炉1B变投入,联络开关2C断开,2A刀闸投入,联锁投入380 BLR SEQ CB LIANSUO,锅炉保安段由锅炉工作1A段供电合4A、3C、4C、2B、5C ,柴油机备用.锅炉底层MCC1A段、MCC1B段分别由锅炉1A段、锅炉1B段供电,联络开关断开,刀闸投入,联锁投入MCC1投连锁.锅炉运行层MCC1A段、MCC1B段分别由锅炉1A段、锅炉1B段供电合5A、8C、9C、1D、3B,联络开关断开,刀闸投入,联锁投入MCC2投连锁注：此画面2C、6A、12、22、7A没开.ELEC 4H 柴油机方式开关处于“远方”、本体选择开关处于“AUTO”位.回路中刀闸投入,开关断开.4B、6B、3B、2E不合,其它合上ELEC 4G COM_LTG中3B、2E、3D、7E不合,其它合上.ELEC 4I UPS中1A、2A、7A、8A、7B、3B、4B、8B、9B、1C、2C、3C、9A、1B、5B、6B、4A、5A合上,3A 、6A、2B不合.ELEC 4J合上除DISCHARGE、1A、3A不合,其它都合上.ELEC 4K合上除DISCHARGE5B、6B、3A不合,其它都合上在ELEC 6E、6F、6J、6K这些画面中给电动机送电在就地投入110V FBUS和220V FBUS合所有开关.在电气就地中发变组保护A柜、发变组保护B柜、高备变保护柜投入相关保护压板.热工保护和发电机断水保护不投,发电机断水保护在冷却水系统正常后投入,热工保护在并网后15MW投入4.1.1.4.检查机组各泵部、风机电机联锁已退出,并已送电正常；各转动部分盘动灵活,无卡涩现象.没有操作4.1.1.5.检查机组各电动执行机构已送电正常.没有操作4.1.1.6.启动一台循环水泵运行,TURB2NCIRCULATE WATER1A、3C全开对凝汽器水侧进行充水排气.正常后,调整好凝汽器回水电动门的开度3A全开.4.1.1.7. 联系燃运做好机组启动前的准备工作.没有操作4.1.1.8. 锅炉点火前48小时,应进行如下工作：投入主机润滑油净化装置运行.TURB2RTURB LUBE OIL2A打开将EH油箱电加热装置投“自动”位.TURB2S EH OIL1A打开4.1.1.9 锅炉点火前28小时,应进行如下工作：投运主机润滑油系统：进入TURB2RTURB LUBE OILa、检查主油箱润滑油温度>20℃.TURB2RTURB LUBE OIL 1J打开b、启动一台主油箱排烟风机运行1H打开,投备用风机“自动”.起后1H 投连锁c、启动主机交流润滑油泵运行,系统压力正常后,将油泵投“自动”.1C 打开,起后1C投连锁投运密封油系统：进入TURB2VGEN LUBE OILa、启动一台氢油分离箱防爆风机运行,投备用风机“自动”.首先将汽机就地发电机油系统jiudi12235和jiudi12236这两个门打开,然后将TURB2VGEN LUBE OILA打开,起后投连锁将汽机就地发电机油系统其它所有的就地门打开b、启动空侧交流密封油泵运行.TURB2VGEN LUBE OIL 1Dc、启动氢侧交流密封油泵运行.TURB2VGEN LUBE OIL 1B两者启动时间间隔最好不超过10秒.发电机气体置换：a、用CO2置换空气.汽机就地发电机氢冷系统打开jiudi12109,jiudi12108,jiudi12114,jiudi12147b、当CO2浓度≥95%时,用H2置换CO2.汽机就地发电机氢冷系统打开jiudi12101, jiudi12103,jiudi12115,jiudi12118,关上jiudi12109,jiudi12108,jiudi12147c、当H2纯度≥95%时,发电机氢气升压直至.d、当发电机内氢气压力达时,将空、氢侧密封油泵投“自动”.TURB2VGEN LUBE OIL 1D投连锁,TURB2VGEN LUBE OIL 1B投连锁联系检修对发—变组各部件摇测绝缘,并将测量值换算至与前次测量相同条件下的计算值,不得低于前次测量值的1/3~1/5.在10~30℃温度范围内,吸收比R60″/ R15″不小于.无操作摇测励磁系统绝缘合格.无操作投运A小汽轮机油系统：TURB2JBEPT1 LUBE OILa、启动A小机油箱排烟风机运行.TURB2JBEPT1 LUBE OIL 左侧Ab、启动一台工作油泵运行,正常后将备用泵投“自动”.TURB2JBEPT1 LUBE OIL 1A打开,起后投连锁；电加热1A投上投运B小汽轮机油系统：TURB2KBEPT2 LUBE OILa、启动B小机油箱排烟风机运行.TURB2KBEPT2 LUBE OIL Ab、启动一台工作油泵运行,正常后将备用泵投“自动”.TURB2KBEPT2 LUBE OIL 1A打开,起后投连锁；电加热1A投上启动电动给水泵辅助油泵运行,投“自动”.TURB2HMOTOR FW PUMP 1D打开4.1.1.10. 联系化学启动除盐水泵运行,对补充水箱补水TURB2LCONDENSATE WATER F投自动,水位定值在2200mm,等到水位到1500mm以上再对凝汽器补水,这个过程可以加速、凝汽器补水TURB2LCONDENSATE WATER E,D投自动,凝汽器水位定值在800mm,凝汽器补水接近800mm时停止加速恢复正常、定子内冷水箱补水当凝汽器水位接近800mm时,将汽机就地凝结水系统jiudi1202,jiudi1201两个门打开,然后在TURB2LCONDENSATE WATER 2A启动,C 打开,2A会将出口门联开,到汽机就地发电机氢冷系统打开jiudi12119,jiudi12120、jiudi12123、jiudi12124、jiudi12125、jiudi12126、jiudi12121、jiudi12122,此时定子内冷水箱会进水、膨胀水箱进行充水到时操作.4.1.1.11.投运发电机定子内冷水系统：启动一台定子内冷水泵.汽机就地发电机氢冷系统打开jiudi12127-jiudi12133,jiudi12136-jiudi12141,jiudi12144,jiudi12145,jiudi12150；当定子内冷水箱水位到300mm时启动定子内冷水泵,到TURB2UGEN H2 OIL 打开3A发电机内冷水水质合格后,将内冷水泵投“自动”.内冷水泵起后投连锁投入离子交换器运行.不操作在电气就地中发变组保护A柜投入发电机断水保护.4.1.1.12. 投运汽轮机盘车装置：TURB2RTURB LUBE OIL检查润滑油回油温度已达21℃.启动A顶轴油泵运行,正常后将备用泵投自动.将汽机就地汽机润滑油系统所有就地门打开,到TURB2RTURB LUBE OIL 1D启动汽轮机盘车电机,TURB2RTURB LUBE OIL A打开将控制置“自动”,并投连锁大轴偏心<0.076mm且与原始值的偏差不超过0.02mm.新安装或大修后的机组在首次投运盘车装置时,应进行手动盘车,无异常后方可投入连续盘车.无操作4.1.1.13. 启动一台闭式循环冷却水泵,对系统及其所供冷却器注水排气后,冷却器投运或投备用,备用泵作联动试验,正常后投“自动”.汽机就地开/闭式循环水系统所有的就地门打开,然后到TURB2OO/C CIR WATER A 调节到25%注：这步是给膨胀水箱补水,启动1A、1C并投连锁4.1.1.14. 锅炉点火前16小时,凝汽器、除氧器系统进行水冲洗.A.向凝汽器补水至正常水位.启动一台凝结水泵运行,正常后投“自动”.前面已操作B.水质合格后,向除氧器补水至正常水位.汽机就地凝结水系统打开jiudi1204, jiudi1205, jiudi1209- jiudi1215,然后到TURB2LCONDENSATE WATERA 打开1G,A和B投入自动,注：当除氧器水位快到定值1600mm时,将1G关闭4.1.1.15. 启动除氧器上水泵,TURB2LCONDENSATE WATERA 2C,注：当除氧器水位快到定值1600mm时,将2C关闭维持除氧器水位运行,将凝结水系统运行方式设定为“排放”方式TURB2ELP HEATER EXT 7A、7B打开,过半个小时后关闭.4.1.1.16. 给水泵组充水排气.无操作4.1.1.17. 启动A汽动给水泵盘车运行,检查无异常.TURB2J BEPT1 LUBE OIL A打开,启后投连锁4.1.1.18. 启动B汽动给水泵盘车运行,检查无异常.TURB2K BEPT2 LUBE OIL A打开,启后投连锁4.1.1.19. 锅炉点火前10小时,进行如下工作：联系燃运启动一台供油泵运行.默认有油,没有操作投运辅助蒸汽系统.TURB2C AUXILARY STEAM 1B打开投入除氧器加热,TURB2C AUXILARY STEAM 1H打开设定除氧器压力为,并维持.汽机就地高加抽汽系统jiudi0408,jiudi0409,jiudi0401、jiudi0403 、jiudi0407、jiudi0404 、jiudi0402 ,TURB2D HEATOR EXT E投入自动启动一台前置泵运行.汽机就地给水除氧系统jiudi0601,jiudi0602,jiudi0603打开,然后到汽机2F中打开G,启动后投入连锁将电泵出口门联开电泵投入运行.调节TURB2F DEA FEED WATER 2A的开度,先开到10%,D 开到30%高压加热器水侧充水排气.无操作水质合格后,停止冲洗,按规定向汽包上水至0mm.汽机TURB2F DEA FEED WATER 2A打开到30%注意上水水温>20℃,上水温度与汽包壁温差≯40℃.当汽包壁温≥40℃用电动给水泵上水.上水时间夏天>2h,冬天>4h,用给水旁路控制阀控制上水速度.TURB2F DEA FEED WATER D调节到50%投入炉底蒸汽加热,控制炉水温升率<60℃/h.TURB2C AUXILARY STEAM1F打开,锅炉就地过热器热控系统JIUDIB2203、JIUDIB2204、JIUDIB2205打开,BLR1VB完成柴油发电机自启动试验,并投入“自动”.ELEC4H,本体选择打到ON,观察柴油机启动,本体选择打到OFF,观察柴油机停止,正常后打到AUTO 完成送、引风机、磨煤机油站油泵联动试验,投入油站自动运行.锅炉就地1送风机润滑油打开所有就地门三次风门不开,然后到BLR 1DFDF1 LUBE OIL 打开1A,1C,1F,1A投入连锁,联动实验就是如果将1A停掉,1B将会自动启动.锅炉就地2送风机润滑油打开所有就地门,然后到BLR 1EFDF2 LUBEOIL 1A,1C,1F,1A投入连锁.锅炉就地1引风机润滑油打开所有就地门,包括冷却风,然后到BLR1GIDF1 LUBE OIL 打开1A,1F,1C,1A和1C投入连锁.锅炉就地2引风机润滑油打开所有就地门,包括冷却风,然后到BLR 1HIDF2 LUBE OIL 打开1A,1F,1C,1A和1C投入连锁.锅炉就地A磨煤机润滑油所有就地门除jiudib1313,到BLR 1MPULV A OIL STA 打开1A,1G,1A投入连锁.锅炉就地B磨煤机润滑油所有就地门除jiudib1513,到BLR 1OPULV A OIL STA 打开1A,1G,1A投入连锁.锅炉就地C磨煤机润滑油所有就地门除jiudib1713,到BLR 1RPULV A OIL STA 打开1A,1G,1A投入连锁.锅炉就地D磨煤机润滑油所有就地门除jiudib1913,到BLR 1TPULV A OIL STA 打开1A,1G,1A投入连锁.4.1.1.20. 锅炉点火前4小时,进行如下工作：投入炉前油循环.FSSS011A,1B打开,G投入自动投运燃油雾化蒸汽系统.TURB2C AUXILARY STEAM 1G打开,到FSSS01H投入自动,建立压力启动一台EH油泵运行,正常后投“自动”.汽机就地汽机控制油打开所有就地门,到TURB2S EH OIL1B打开,建立压力后投入连锁启动密备油泵运行.TURB2RTURB LUBE OIL 1A打开试验完成后停运密备油泵.不操作注意汽包水位到-50mm以上时,将TURB 2A和D投入自动,水位将自动维持在0mm4.1.1.21. 锅炉点火前1小时,进行如下工作：确认机组所有信号应正常.无操作确认机组所有热工试验已完成.无操作4.1.2.启动前的检查4.1.2.1.完成汽轮机、锅炉、发电机启动前的检查.无操作4.1.3.锅炉点火4.1.3.1. 操作员确认顶棚过热器锅炉就地疏水排污系统jiudib2408打开、包墙管环形集箱BLR1XBOILEER BLOW DOWN中4组1-7阀门打开,61-64打开、低温过热器疏水手动门锅炉就地疏水排污系统jiudib2409打开、电动门BLR1XBOILEER BLOW DOWN 23-26打开在全开位置.汽包排气门TURB2F DEA FEED WATER 1C,2C打开、过热器排气门锅炉就地过热器热控系统jiudib2207再热器排气门本系统没有在全开位置.汽包水位达0mm.主、再热蒸汽管道疏水门在全关位置.检查TURB2BMAIN STEAM中1K,1L,1M,1O,1N,1P,1C,1B,1I,1J在关闭位置旁路系统已退出.检查TURB2BMAIN STEAM 2B,4B,2A,3A,4A已关闭1 ~ 6段抽汽管道疏水门在全关位置.检查TURB2DHP HEATOR EXT 和2ELP HEATOR EXT中疏水门关闭开启省煤器再循环门.TURB2F DEA FEED WATER 3C打开4.1.3.2.启动一台火检冷却风机运行,备用风机联动试验正常后,投自动备用.FSSS011C打开,启动后投连锁4.1.3.3.联系热工投入火焰检测器运行.4.1.3.4.进行A、B两组空气预热器启动前的检查,启动空气预器润滑油系统运行.锅炉就地1空预器润滑油系统所有门打开,锅炉就地2空预器润滑油系统所有门打开.4.1.3.5.投入炉膛烟温探针运行.BLR1BBOILER FLUE AIR 8A投入4.1.3.6.启动A、B空预器,确认空预器烟气进口挡板,一、二次风出口档板应自动联开.投空预器辅助电机自动.BLR1BBOILER FLUE AIR 1K打开后,然后1J AUTO,RESET,START,此时烟气进口挡板,一、二次风出口档板,空预器A启动后,依法启动空预器B,即2K,2J中AUTO,RESET,START4.1.3.7.开启锅炉所有二次风门.BLR1CFORCED DRAFT FAN SEC WIN 打开H1-H8,MCS MWNU07K打开到20%4.1.3.8. 设定炉膛负压为-50Pa.已设好,BLR1BBOILER FLUE AIR 3C中看4.1.3.9. 启动A、B引送风机运行.A引风机启动条件满足时A引风机油站中油泵及冷却风机已启动,然后打开就地门,前面已经操作过在DCS画面上,启动A引风机,BLR1BBOILER FLUE AIR C先AUTO,RESET,START确认其进、出口档板联开,等一会进、出口档板联开缓慢开启其入口动叶将3C调到5%,待炉膛负压至-50Pa时,置A引风机入口动叶自动将3C投自动.查A送风机启动条件满足A送风机油站中油泵已启动,在DCS画面上,启动A送风机,BLR1BBOILER FLUE AIR E先AUTO,RESET,START确认其出口档板联开,缓慢开启该送风机入口动叶将1A调到10%,并观察炉膛负压在-50Pa,风量达至30%在BLR1CFORCED DRAFT FAN看风量,适当调节1A的开度.当B引风机启动条件满足时B引风机油站中油泵及冷却风机已启动,然后打开就地门,前面已经操作过启动B引风机,BLR1BBOILER FLUE AIR D先AUTO,RESET,START确认其进、出口挡板联开,等一会进、出口档板联开缓慢开启B引风机入口动叶,将4C调到5%观察A引风机入口动叶相应关小,负压在-50Pa附近波动,当两侧动叶开度相等,且炉膛负压稳定时,置B引风机入口动叶自动.将4C投自动查B送风机启动条件满足时B送风机油站中油泵已启动,启动B送风机,BLR1BBOILER FLUE AIR F先AUTO,RESET,START确认其出口挡板联开,缓慢开启B送风机入口动叶将2A调到10%,风量35%左右运行.到BLR1CFORCED DRAFT FAN中观察风量,如果不到30%,将锅炉1B中1A和2A 适当调节,或将MCS MWNU07K适当调节,保证风量在30%-40%之间,引风机投自动BLR1BBOILER FLUE AIR 3C、4C,准备吹扫分别记录两组风机马达电流.4.1.3.10. 当炉膛吹扫条件满足时,如果OIL HEATER TRIP VALVE CLOSED 这一条件不满足,到FSSS01关闭,然后FSSS03吹扫条件画面右上角H按钮,并在弹出画面中点击START,画面开始进行炉膛吹扫5分钟,300秒倒计时.4.1.3.11. 炉膛吹扫完成后300秒倒计时为0,检查MFT已复位.FSSS02中没有跳闸信号.4.1.3.12. 投入F层两支对角油枪.FSSS01画面,开1A、1B电动门,调节G调门,保证供油母管压力, 稳定后G调门投自动；检查雾化蒸汽调节门H,保证雾化蒸汽出口压力维持,并投自动；检查TURB2CAUXILARY STEAM 1G电动门全开.FSSS11画面,点击1S,在弹出框中,点击START,1角油枪推进,然后点火成功；对角油枪点击3S,依次类推.检查两支油枪投入时间间隔≥1分钟.根据炉水温升率情况控制好燃油调节阀后油压.4.1.3.13.根据燃烧情况,MCS07W/F DP&SA DAMPERS K调整二次风门,或BLR1CFORCED DRAFT FAN 1A或2A调整送风机静叶.4.1.3.14. 炉水温度≥90℃,或炉水升温率达1.1℃/min时,关TURB2CAUXILARY STEAM 1F电动门,退出炉底加热蒸汽系统运行.4.1.3.15. 升温期间,应注意：炉水温升率≤1.1℃/min.没有此点控制炉膛出口烟温≤538℃,当炉膛出口烟温达538℃时,检查BLR1CFORCED DRAFT FAN 8A全关,确认炉膛烟温探针退出运行.现场检查燃烧情况,以便将油压和空气流量调节至最佳状态.无操作控制好汽包水位,注意汽包上、下壁温差≤40℃.无操作注意各级过热器及再热器的金属温度应均匀提升.无操作4.1.3.16. 检查汽机就地开/闭式循环水系统jiudi1529等就地门全开4.1.3.17. TURB2O O/C CIR WATER 1E启动一台开式水泵,备用泵联动试验完成后,投自动.4.1.3.18. 当汽包压力上升达时,应进行如下工作：关闭汽包TURB2F DEA FEED WATER 1C和2C、过热器锅炉就地过热器系统jiudib2207、再热器本系统无上所有排空气门.投入锅炉连续排污.开BLR1X BOILER BLOW DOWN 调门A、B、C、D,并检查连排通路中相应的电动门全开,锅炉就地锅炉疏水排污系统jiudib2401、jiudib2402、 jiudib2403、jiudib2404、jiudib24054.1.3.19. 当汽包压力上升达时,应进行如下工作：根据厂用负荷及6KV母线电压情况,调节启/备变分接头位置,维持6KV 母线电压在正常范围.ELEC4B关闭省煤器再循环门.TURB2F DEA FEED WATER 3C根据炉膛出口烟气温度,适当关小再热器烟气挡板.BLR1W RH SPRY ATTEMP I、C、D, 调门C、D投自动后可由调门I集中控制适当关小每隔1小时对四根集中下降管定期排污一次.BLR1X BOILER BLOW DOWN 1A,3A至9A4.1.3.20. 投入抽真空系统运行：启动一台真空泵运行,备用泵运行并投联锁.汽机就地凝汽器真空系统jiudi1301和jiudi1302,TURB2M COND AND VACCUM 1F、1D启动一台轴抽风机运行,正常后将备用风机投自动.TURB2PTURB STEAM SEL 1G和2A开启主、再热蒸汽管道疏水门.TURB2B MAIN STEAM 1K和1L、 1O和1M、1N和1P、1B和1C、1E和1F、1G和1H、1I和1J以及TURB2T TURBIN DRAIN中所有疏水电动门开启旁路门 TURB2B MAIN STEAM 旁路2A、3A、4A微开开启1 ~ 6段抽汽管道疏水门及四段抽汽至小机、除氧器供汽管道疏水门.TURB2DHP HEATER EXT 1E和1F、2E和2F、3E和3F、4C、4D、4F、5C; 以及TURB2ELP HEATER EXT 1A和2A、5A和6A开末级过热器后的主汽门.锅炉就地过热器系统JIUDIB2206当凝汽器真空达-5Kpa时,微开辅汽至轴封手动门汽机就地汽机汽封系统jiudi1601,将其它就地门也打开,TURB2PTURB STEAM SEL 1B对主机及A、B小机轴封系统疏水暖管.TURB2TTBRBINE DRAIN 所有疏水门打开,TURB2IBFPT STEAM 所有疏水门绿色管道打开主汽压力达时,关闭主机和小机轴封暖管疏水门,观察主汽压力达时,TURB2TTBRBINE DRAIN 所有疏水门关闭,TURB2IBFPT STEAM 所有疏水门关闭开启TURB2CAUXILARY STREAM下面1G .设定轴封母管压力,不操作.关闭凝汽器真空破坏门.确认TURB2M COND AND VACCUM 1C关闭当凝汽器真空达－86Kpa时,备用真空泵转为自动备用.TURB2M COND AND VACCUM 1F或1G停一台,另一台投备用, 投联锁4.1.3.21. 当锅炉各部分金属温度都随着主汽温度的上涨而升高时3Mpa左右,关闭顶棚管过热器锅炉就地排污系统jiudiB2408、包墙管环形集箱、低温过热器疏水门锅炉就地排污系统jiudiB2409,由主蒸汽管道疏水门对整个锅炉部分暖管疏水.BLR1X BOILER BLOW DOWN 4X7+62+63+64+61 4.1.3.22. 当炉水温度大于120℃时,控制蒸汽升压率≤min.4.1.3.23. 根据锅炉燃烧负荷的需要,增投一支油枪检查风量是否满足30%-40%,FSSS11画面,点击2S,在弹出框中,点击START,相应提高二次风量.4.1.3.24. 适当减小二次风量,以限制主汽温的较快增长.4.1.4. 汽轮机冲转4.1.4.1.操作员在CRT上检查确认：主机润滑油温40℃、润滑油压~.TURB2RTURB LUBE OILEH油温43~54℃,油压~.TURB2SEH OIL发电机定子冷却水工作正常.母管压力>,水质合格.TURB2UGEN H2 COOL 压力.TURB2UGEN H2 COOL发电机H2励磁系统正常.凝汽器真空高于－86Kpa.TURB2M COND AND VACCUM大轴偏心≤0.076mm,盘车正常,转动部分无异音.DEH TSI监视TSI信号正常.轴向位移在±0.9mm内.DEH TSI监视汽缸上、下缸温差<42℃.DEH进水检测对照检查过热器出口及机前蒸汽温度差≤20℃.主蒸汽压力,温度310℃~350℃.4.1.4.2.检查发变组出口断路器在断开位置.ELEC4L3A4.1.4.3.确认发变组出口断路器至待并母线侧隔离开关在断开位置.ELEC4L2A4.1.4.4.关闭过热器旁路门.TURB2BMAIN STEAM 2A4.1.4.5.启动密闭油泵运行.TURB2RTURB LUBE OIL 1A4.1.4.6.选择高排逆止门为自动方式.TURB2BMAIN STEAM 2AES-S08为AUTO4.1.4.7.确认立屏及CRT上无跳闸保护的报警信号.4.1.4.8.在DEH操作站CRT上,检查汽机挂闸条件满足,汽机挂闸DEH转速控制挂闸.高调门为“单阀”方式.DEH阀门方式单阀按“阀限”键,输入100,观察中调门全开.DEH 限制阀限输入100回车确定按“主汽门控制”键,观察高调门全开.DEH阀门方式TV控制设定目标转速600rpm,设定汽机升速率100rpm/min.DEH控制设定点目标转速、升速率,直到“保持”变红.按“进行”键,观察汽轮发电机开始升速.开启高排逆止门TURB2BMAIN STEAM 下边的2A4.1.4.9. 检查汽轮机转子偏心、胀差、轴向位移、上、下缸温差等参数均应正常.DEHTSI监视4.1.4.10. 当汽机转速大于3rpm时,注意盘车装置应自动退出.TURB2RTURB LUBE OIL4.1.4.11. 当转速达200rpm时,注意顶轴油泵应自动退出运行.TURB2RTURB LUBE OIL4.1.4.12. 开启1、2、3、5、6段抽汽电动门、逆止门,开启四抽至小机、至除氧器各抽汽电动门、逆止门.到后面操作4.1.4.13. 汽轮发电机转速至600rpm时,进行低速暖机.30分钟4.1.4.14. 确认主汽轮机低缸喷水自动投入.仿真由内部逻辑实现4.1.4.15. 派经验丰富的运行人员带听针到现场对汽机进行磨擦检查及运行检查,并将检查结果用现场通讯工具报告当班机长.4.1.4.16. 当汽轮机高、中压缸进汽主、调阀阀体温差≤30℃时暖机,在DEH的CRT上设定目标转速2030rpm,升速率为100rpm/min,并按“进行”键,继续升速.在1150rpm~2000rpm转速区为转子共振区,特别在轴系第一临界转速1596rpm附近,不允许停留,若在此期间内出现振动报警之时,重点监视.当振动继续增大,达到跳闸值,应立即打闸.当汽轮机转速通过轴系第一临界转速及在冲转过程中,凡出现振动、胀差、轴向位移,DEHTSI监视应力等参数异常时,应详细记录,特别是振动值达报警及以上值时,记下振动双幅值.转速达2030rpm时,开启再热烟气挡板,BLR1WRH SPRY ATTEMP C、D投自动,将I调节适当调节确认再热蒸汽温度超过260℃时,进行中速暖机,暖机时注意维持蒸汽参数基本不变,观察各级过热器区,再热器区烟气温度与该段对流受热面金属温之度差正常,并控制管道金属温度正常.通过燃烧调整手段来控制烟气温度,从而达到控制蒸汽温度变化的目的.根据机组需要,启动一台冷油器供水泵运行,对泵部、连接管道系统及所供冷却器注水、排气后,投冷却器运行或备用.正常后将备用泵投自动.不操作4.1.4.17.凝汽器两侧真空均高于－88Kpa,投入凝汽器低真空跳闸保护.确认机组所有保护均已投入.汽机就地汽机主保护全部投入,除丧失一次风外,锅炉就地锅炉主保护全部投入4.1.4.18. 完成发电机组并网前的检查与准备：气压正常.检查发变组出口断路压缩空气压力、SF6检查发变组保护已复位.ELEC4M、4N、4P、4Q、4R检查静态励磁系统继电器面板已复位.合上待并主变中性点接地刀闸.ELEC4L2B确认发电机中性点接地刀闸合上.ELEC4L6A确认高厂变低压侧开关在检修位置.合上发变组出口断路器待并侧隔离开关.ELEC4L2A4.1.4.19. 当高、中压转子温度大于121℃时,检查汽缸膨胀、振动值、胀差等均正常,在DEH操作站CRT上,设定汽轮机目标转速2950rpm,升速率100rpm/min,按“进行”键,继续升速.同时根据锅炉汽温、汽压及燃烧情况,增投一支油枪运行.FSSS174SSTART调整风油比,用油压控制燃烧率.在2630rpm~2880rpm转速区为低压缸叶片振动区,不允许汽轮机在此区间停留,若在此区间内出现振动、胀差、轴向位移等之一超限,立即打闸停机.4.1.4.20. 升速至2950 rpm时,按“高压调门控制”键,观察DEH在2分钟内完成TV／GV切换.DEH阀门方式GV控制4.1.4.21. 在DEH操作站CRT上设定目标转速3000rpm,升速率50 rpm,继续升速.4.1.4.22. 当汽轮机转速至3000rpm时,手动打闸,观察汽机转速应正常下降.不操作,如果操作,请先保存共况后再进行4.1.4.23. 重新挂闸,将机组恢复至打闸前的状态,汽机3000rpm定速暖机,同时投机跳炉保护.不操作,如果操作了,请恢复保存的工况后进行下面操作4.1.4.24. 停止密备油泵运行.TURB2RTURB LUBE OIL 1A关闭4.1.4.25. 停止交流润滑油泵运行,投自动备用.TURB2RTURB LUBE OIL1C停4.1.4.26. 润滑油温40℃、油压正常,系统无报警.4.1.4.27. 发电机密封油温38℃、油压正常,系统无报警.二次风温度超过100℃,投入送风机热风再循环门.BLR1BBOILER FLUE AIR 1D、2D4.1.4.28. 汽轮发电机各个轴承包括推力轴承金属温度及回油温度均在正常范围内.DEHTSI监视中看参数4.1.4.29. 当汽轮机高中压缸相对于死点的膨胀值超过满负荷膨胀值的40%,且其胀差、振动、轴向位移、高、中压转子应力等值均低于其报警值的90%,且有下降趋势时,DEHTSI监视中看参数准备并网.4.1.4.31.投入A/B、C/D磨暖磨.锅炉就地1送风机润滑油三次风门打开BLR 1LPULV A 1G、1C开到10%、D开到5%,C打开、1A开到10%,维持磨煤机入口负压为-400Pa左右BLR 1NPULV B 1G、1C开到10%、D开到5%,C打开、1A开到10%.维持磨煤机入口负压为-400Pa左右BLR 1QPULV C 1G、1C开到10%、D开到5%,C打开、1A开到10%.维持磨煤机入口负压为-400Pa左右BLR 1SPULV D 1G、1C开到10%、D开到5%,C打开、1A开到10%.维持磨煤机入口负压为-400Pa左右4.1.5. 发电机并网4.1.5.1. 在发变组程控画面上选择分步操作,即按照发变组启动程序控制步骤一步一步操作,直至并网.ELEC4LCCR小屏励磁CCR小屏画面上,方式开关在“就地”位,点击“选择自动”按钮；或者方式开关在“远方”位,将AVR AUTO置为自动.投入“励磁”,发电机灭磁开关4A合上.发电机零起升压至.通过励磁CCR小屏升、降按钮调节机端电压至20 KV.进行发电机假同期试验参见4.1.5.2.,否则跳过.投入ASS运行,ASS ON在“YES”位,ASS BLOCKOUT ON在“YES”位,合上6102开关,监视同期表,同期条件满足时,发变组220KV断路器合上,610合上.ASS退出,ASS ON在“NO”位,ASS BLOCKOUT ON在“NO”位.4.1.5.2.在发电机零起升压后,按规定进行发电机假同期试验.可不操作发电机升压完成投入ASS运行,ASS试验在“YES”位,ASS BLOCKOUT ON在“YES”位,合上6102开关,监视同期表,同期条件满足时,发变组220KV断路器合脉冲发出,但610并没有合.4.1.5.3.根据调度要求确认主变中性点接地刀闸运行方式.合上2B开关4.1.6机组升负荷注：机组升负荷要按升负荷曲线进行,注意温度压力与负荷的对应关系,升负荷曲线从屏幕左上角右下角参考曲线中调出4.1.6.1在DEH中设定目标负荷30MW,升负荷率2MW/min,进行,在反馈回路中投上功率回路,移开窗口,确认功率回路处于“IN”方式,升负荷.4.1.6.2.根据汽温、汽压情况,调整燃油压力,增投油枪,FSSS141SSTART适当增加二次风量,微调BLR1BBOILER FLUE AIR1A或2A开度,或MCS07W/F DP&SA DAMPERS K开度调整好燃烧.4.1.5.8.在DCS操作站CRT上启动已暖的A/B制粉系统,给1煤粉仓制粉.BLR1MPULV A OIL STA 1G、1A、1C,BLR1LPULV A 1H、E、F开到20%,开大1A、1B开度；BLR1OPULV B OIL STA 1G、1A、1C,BLR1NPULV B 1H、E、F开到20%,开大1A、B开度10%左右4.1.6.1.当汽轮机缸胀达满负荷膨胀值的50%,轴向位移、振动、胀差、应力值均低于其报警值的90%且呈下降趋势时.4.1.6.2.根据水质情况,确定高压加热器疏水排地沟或排高加事故疏水扩容器.可不操作4.1.6.3.确认凝结水系统运行方式为“排放”方式,并注意燃烧、汽温、汽压、汽包水位的调整.无操作电气就地中发变组保护A柜投入热工保护.4.1.6.4.负荷至30MW时检查中压主汽门前所有除热再管道疏水门外疏水门已关闭.TURB2BMAIN STEAM 1K、1L、1I、1J、1C、1B4.1.6.5.将凝结水系统运行方式置正常运行方式,确认停止除氧器上水泵运行.TURB2LCONDSATE WATER 2C4.1.6.7.按规定进行机组的超速试验.可不做4.1.6.8.根据化学要求调整汽包连续排污流量,必要时进行定期排污.BLR1XBOILER BLOW DOWN 1A、3A-9A,排污半个小时后关上,过一个小时打开4.1.6.10. 设定目标负荷45MW或调度给定的目标负荷,升负荷率2MW/min,升负荷.根据汽温、汽压,增投油枪.在DCS操作站CRT上启动已暖的C/D制粉系统运行,给2煤粉仓制粉.BLR1RPULV C OIL STA 1G、1A、1C,BLR1QPULV C 1H、E、F开到20%,适当开大1A、B开度；BLR1TPULV D OIL STA 1G、1A、1C,BLR1SPULV D 1H、E、F开到20%,适当开大1A、B开度主机低压缸排汽温度<79℃时,检查低压缸喷水已自动退出.TURB2LCONDSATE WATER 1N4.1.6.12. 设定目标负荷60MW或调度给定的目标负荷,升负荷率2MW/min,升负荷.根据汽温、汽压,增投油枪.机组升负荷达60MW时,应进行如下工作：检查中压主汽门后疏水门及热再蒸汽管道疏水门已自动关闭.TURB2BMAIN STEAM 1Q、1M、1N、1P,TURB2T 所有疏水当四段抽汽压力至时,除氧器汽源切至四抽供给,除氧器随机组负荷滑压运行,辅助蒸汽转为备用.TURB2DHP HEATOR EXT 4A、4B打开,E关上.。

虚拟电厂实验报告范文(3篇)

第1篇一、实验目的1. 了解虚拟电厂的概念、组成和运行机制。

2. 掌握虚拟电厂在电力系统中的应用及其优势。

3. 通过仿真实验，验证虚拟电厂在提高电力系统稳定性和优化能源利用方面的效果。

二、实验原理虚拟电厂（Virtual Power Plant，VPP）是指通过先进的通信、控制和优化技术，将分散的分布式电源、负荷和储能设备等连接在一起，形成一个统一的、可调度的大型虚拟发电厂。

虚拟电厂的运行原理如下：1. 聚合管理：将分布式电源、负荷和储能设备等资源进行聚合管理，形成虚拟电厂的整体资源池。

2. 实时监控：对虚拟电厂中的各类资源进行实时监控，包括发电量、负荷需求、储能状态等。

3. 优化调度：根据电力系统的运行需求和资源状况，对虚拟电厂中的各类资源进行优化调度，实现能源的高效利用。

4. 市场参与：虚拟电厂可以参与电力市场交易，通过市场机制实现经济效益最大化。

三、实验设备与软件1. 设备：虚拟电厂仿真平台、分布式电源、负荷、储能设备等。

2. 软件：电力系统仿真软件（如PSCAD/EMTDC、MATLAB/Simulink等）。

四、实验内容1. 虚拟电厂组成与结构：搭建虚拟电厂仿真平台，包括分布式电源、负荷、储能设备等，并进行参数设置。

2. 实时监控：通过仿真软件对虚拟电厂中的各类资源进行实时监控，包括发电量、负荷需求、储能状态等。

3. 优化调度：根据电力系统的运行需求和资源状况，对虚拟电厂中的各类资源进行优化调度，实现能源的高效利用。

4. 市场参与：模拟虚拟电厂参与电力市场交易，分析市场机制对虚拟电厂运行的影响。

五、实验过程与分析1. 搭建虚拟电厂仿真平台：首先，搭建虚拟电厂仿真平台，包括分布式电源、负荷、储能设备等。

然后，根据实际需求对各类资源进行参数设置，如发电量、负荷需求、储能状态等。

2. 实时监控：通过仿真软件对虚拟电厂中的各类资源进行实时监控，包括发电量、负荷需求、储能状态等。

监控过程中，可以观察到虚拟电厂在实时运行过程中的各项参数变化。

电厂集控仿真报告模板

电厂集控仿真报告模板1. 引言本报告针对某电厂的集控仿真工作进行了详细分析和评估。

集控仿真是一种通过模拟电厂运行情况，评估系统稳定性和可靠性的方法。

通过该报告，我们将分析仿真结果并提供有关电厂集控系统改进的建议。

2. 仿真模型介绍在本次集控仿真工作中，我们使用了电厂的真实数据和运行情况，建立了相应的仿真模型。

该模型包含了电厂的各个子系统，例如供电系统、控制系统、发电机等。

我们通过模拟各个子系统的相互作用，识别潜在的问题和瓶颈，进而评估整体系统的性能。

3. 仿真结果分析在仿真过程中，我们模拟了电厂在不同负载和工况下的运行情况，获取了大量数据并进行了详细分析。

以下是我们对仿真结果的主要观察和分析：- 系统稳定性：通过模拟不同故障情况和负载波动，我们评估了电厂的稳定性。

结果显示，在大部分情况下，系统能够有效应对各种故障和负载波动，但也存在一些潜在的稳定性问题，特别是在高负载情况下。

- 能源利用率：我们对发电机的燃烧过程进行了仿真，并评估了能源的利用效率。

结果显示，电厂在正常运行情况下，能够高效地利用燃料资源，但在某些特殊情况下，如高温天气和负载过大时，能源利用率有所下降。

4. 系统改进建议基于对仿真结果的分析，我们提出了一些针对电厂集控系统的改进建议，以提高其稳定性和可靠性：- 增强系统自动化：通过增加自动化设备和算法，减少对人工操作的依赖，以提高响应速度和减少人为差错。

- 强化容错机制：在电厂集控系统中引入更多的容错机制，以应对各类故障和异常情况，提高系统的鲁棒性和稳定性。

- 优化负载管理：通过精确的负载预测和动态调整，提高负载管理的效率，避免过大或过小的负载，从而提高系统的能源利用率。

5. 结论通过对电厂集控仿真的详细分析和评估，我们得出了以下结论：- 电厂集控系统在大部分情况下能够稳定运行，但也存在一些潜在的稳定性问题。

- 电厂在正常工况下能够高效利用能源，但在特殊情况下，能源利用率可能会下降。