虚拟DCS仿真系统解决方案.docx

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1、北京大风软件公司、杭州和利时公司虚拟DCS仿真系统技术方案北京恒和大风软件技术有限公司 杭州和利时自动化有限公司虚拟DCS仿真系统技术方案目 录1.总体11.1仿真总体原则11.2规范和标准11.3仿真系统特点21.4仿真机实现的总体目标42.仿真机的能力42.1工况仿真能力42.2图形显示能力62.3修改能力62.4仿真机操作限制63.仿真范围和程度73.1概况73.2仿真软件的特性73.3数学模型形式73.4数学模型系统组成83.5锅炉系统仿真范围与仿真程度83.6汽轮机系统仿真范围与仿真程度123.7发电机-变压器组及厂用电气系统仿真范围及仿真程度193.8热工控制系统的仿真范围与仿真程

2、度233.9集控室操作台及盘台仿真323.10就地设备仿真324.仿真系统硬件334.1主计算机/教练员台334.2DCS/DEH操作员站；334.3就地站334.4工程师站344.5投影系统344.6交换机345.仿真系统软件345.1系统软件345.2仿真支撑平台软件345.3数学模型软件355.4教练员站功能355.5DCS服务器软件365.6DCS工程师站375.7虚拟DPU软件375.8DCS/DEH操作员站功能375.9就地操作站功能375.10模型开发软件（可选，不在本供货范围内）396.性能指标396.1仿真精度396.2系统扩展417.实施方案417.1工期进度417.2质量

3、保证41杭州和利时自动化有限公司 第2页，共2页1. 总体1.1 仿真总体原则本建议书所描述的仿真范围是从锅炉燃料设备起至发电机主变出线为止（除化学水处理外）的整个生产过程。除常规仿真范围外，和利时公司还可提供以下辅助仿真系统，可供用户选择。l 热网仿真系统；l 脱硫、脱硝仿真系统；l 除灰、除渣仿真系统；l NCS（网控）仿真系统；本仿真机能真实模拟现场环境，并且有关环境参数对机组运行带来的影响也有真实、正确的反映。1.2 规范和标准和利时公司具有多年的仿真系统设计、生产、安装经验，已经具备规模化、标准化生产仿真系统的能力，是国内最具实力的虚拟DPU仿真系统生产单位，和利时公司严格按照ISO

4、9000质保体系进行仿真系统的开发、调试，所生产的仿真系统能全面满足各种标准和规范的要求，具体执行标准如下： (1) 质量管理体系 GB/T 19001 - ISO9001：2000质量管理体系要求(2) 产品制造标准 美国标准：ANSI/ISA S77.20-1993火电站仿真机的功能要求 国家能源部1992年89号文件（附件）大型火电机组仿真培训装置 技术规范 能源部电力司198840号文件附件火电厂模拟培训装置规范及技术要求 火电仿真机：火电站仿真机技术规范 本公司企业生产过程内控标准：Hollysys/F-2009和利时公司内部控制标准 北京恒和大风公司、和利时公司将按以上标准中的最高

5、要求执行(3) 软件开发标准 国标GB/T 8566-2001信息技术软件生存期过程 国标GB 8567-1988计算机软件产品开发文件编制指南 国际标准ISO 10007：1995质量管理配置管理指南(4) 硬件设备台盘制造标准 国家机械电子工业部JB 5777.2-1991，电力系统二次电路用控制及继电保护屏（框、台）通用技术条件； 国家机械电子工业部JB 5777.3-1991，电力系统二次电路用控制及继电保护屏（框、台）； 国家机械电子工业部ZB No.4 009-1988，工业自动化仪表盘通用技术条件； 台盘：GB 12056-1989 idt ISO6548数据处理过程计算机系统和

6、技术过程之间接口(5) 机房建造标准 国标GB 9361-1988计算站场地安全要求 国标GB 2887-1989计算站场地技术条件 国标GB 6650-1986计算机机房用活动地板技术条件 国标GB 50174-1993电子计算机机房设计规范1.3 仿真系统特点(1) 采用具有自主知识产权、并达到21世纪国际先进水平的高级仿真支撑软件（SimuWorks）、教练员台软件（SimuWorks）、自动化建模工具软件（SimuBuilder）和模型技术。它经过了多年在国内火电仿真机项目中的应用，得到了锤炼和完善，取得完全的成功。它可以支撑仿真机系统的实时运行、在线修改、远程培训、控制方案设计、控制

7、策略验证等多种当今世界仿真领域最先进的强大功能。(2) 采用专门为各种容量的火电站仿真机开发的教练员台软件，具有极为灵活的培训、监视、控制等多种功能。它支撑个性化、趣味化的培训方案，能对受训人员进行全面、科学培训，对学员的实际操作情况进行远程监视与考核，可用于电厂运行培训、热工维护培训、运行方式研究、控制策略研究、控制逻辑验证等完全达到和满足电厂培训的要求。(3) 全面采用具有自主知识产权的自动建立仿真模型的工具软件。它具有界面友好、统一、直观的特点。它不仅大大地提高了仿真模型软件的开发效率，而且还使仿真机的开发具有一致性和连续性，便于后期的开发、维护、升级，同时还非常容易被用户方技术人员所掌

8、握。(4) 采用先进的国际知名品牌的硬件系统，具有极高的可靠性与稳定性，在性能上不仅可以完全满足用户方目前的要求，同时具有一定的扩展能力。(5) 采用全物理范围、全过程、高精度、高响应速度的数学模型，严格保证仿真的静态和动态精度。(6) 控制系统的仿真采用虚拟DCS技术，以真正的DCS软件及虚拟DPU软件为基础，系统结构、控制图形组态、逻辑组态完全与现场一致，组态文件可被直接导入到仿真机。具有仿真精度高、开发周期短、仿真效果好的特点。虚拟DPU技术是指将真实DCS的DPU虚拟软件化，开发的虚拟DPU软件能够完全代替真实DPU的计算、通讯功能，从而降低用户的使用与维护成本。传统仿真机与虚拟DCS

9、仿真机比较如下所示：图一（传统仿真机与虚拟DCS仿真机比较）(7) 仿真模型软件为模块化结构，可便于根据不同的培训对象，由不同的主机、辅机、控制系统模块等构成新的仿真模型。模型开发过程采用先进的图形化自动建模技术，开发、维护人员只需根据设计图纸进行简单的绘图式建模即可自动完成模型的生成，同传统的手工编程式、填表式、模块式建模相比，图形化自动建模具有建模周期短、工作效率高、通用性强、易于维护与管理的优点。图二（先进的图形化自动建模软件）1.4 仿真机实现的总体目标(1) 具备完善的运行人员培训功能，提供向受训人员展现正常和故障情况的实际现场运行状态，有效地提高运行人员的专业知识、操作技能、应变能

10、力和熟练程度，使运行人员经培训后能熟练地掌握机组启停过程和维持正常运行的全部操作，学会处理异常、紧急事故的技能，提高实际操作能力和分析判断能力，训练应急处理能力，确保机组安全、经济运行；(2) 具备对岗位运行人员和技术管理人员进行定期轮训，作为上岗、晋升前的考核手段，客观地反映实际操作能力和分析判断能力；(3) 具备对机组的故障原因和结果进行分析的能力，通过故障处理培训和反事故演习，达到改进运行操作和提高制定反事故对策能力的目的；(4) 利用仿真机的分析研究功能，专业技术人员可通过仿真机进行机组不同方式、不同工况下的运行试验，对控制系统组态及参数整定的试验研究，取得改进设备及控制系统、优化机组

11、操作的实际指导。(5) 和利时公司仿真机由于使用了真正的DCS软件，控制软件功能与和利时公司的DCS完全一致，具备热工人员的DCS培训、学习、考核、研究功能。 新的仿真系统由于采用了虚拟DCS技术，可用于电厂热工人员的DCS的使用、维护培训及练习，从而提高热工人员的DCS使用维护技能，使热工人员迅速熟悉DCS的功能与使用方法。 新的仿真系统可用于电厂运行中控制方案的研究与优化，通过仿真系统上的虚拟实验，研究机组不同运行状况下的控制规律，摸索最佳的控制方法，达到最佳的运行效果。 新的仿真系统由于采用了虚拟DCS技术，因此在使用、维护等各个环节均与现场一致。热控人员可在仿真机上学习DCS各种功能的

12、使用、故障的处理，从而提高热工人员的DCS使用水平，减少人为错误的产生。教练员人可根据热工人员的操作步骤、执行规范等对热工人员进行培训考核。 新的仿真系统还可用于DCS控制逻辑的测试、验证与优化完善。控制逻辑组态在仿真系统和DCS中可相互转换，使研究人员可先在仿真系统中进行逻辑组态，试验成功后，再将修改后的组态文件导入到真实DCS软件中，从而降低逻辑改变带来的潜在风险。2. 仿真机的能力2.1 工况仿真能力和利时公司提供的仿真机具备正常工况、特殊工况和事故工况的仿真能力，在各个工况下，仿真系统的反应现象均与现场一致，精度满足国内国际行业标准的要求。具体仿真工况如下：2.1.1 正常工况仿真 机

13、组在最大持续出力下运行； 机组在额定功率的50、75、100工况下运行； 定压运行方式下减负荷至最小； 滑压运行方式下减负荷至最小； 复合滑压运行方式下减负荷至最小； 锅炉在最小允许出力工况下，汽机停机、主蒸汽全部通过旁路系统； 机组在正常额定功率下，瞬时增加1015负荷进行变化； 机组在正常额定功率下，以1、3、5速率连续变化负荷。在以上正常工况下，发生以下状态变化或操作时，其反应均与现场一致： 煤成分的变化； 燃料热值的变化； 磨煤机、给煤机及燃烧器投停的任意组合； 送风机和引风机的任意投切组合； 吹灰的影响； 汽机阀门试验； 凝汽器单边清洗； 高加、低加的任意投停。2.1.2 自动故障处

14、理工况仿真(1) 各种情况下引起的RUNBACK动作；(2) 各种情况下引起的RUN DOWN动作；(3) 各种情况下引起的RUNUP动作；(4) 各种情况下引起的机组联锁动作。2.1.3 启停工况仿真(1) 机组冷态起动至带满负荷运行；(2) 机组温态起动至带满负荷运行；(3) 机组热态起动至带负荷运行；(4) 机组脱扣后再起动、恢复至满负荷运行；(5) 发电机组与电网同步并列操作；(6) 厂用电切换操作；(7) 机组停役操作运行；(8) 机组滑压停役至冷态；(9) 锅炉停止、保养；2.1.4 事故工况仿真事故工况的仿真是仿真系统重要的功能，和利时公司提供的事故仿真方案包括通用故障和特殊故障

15、，通用故障指的是每一类设备均可能发生的故障，提供的通用故障类别如下：(1) 某一个电动阀在指定位置故障；(2) 某一个电磁阀在指定位置故障；(3) 某一个调节阀在指定位置故障；(4) 某一台泵脱扣；(5) 某一台风机脱扣；(6) 某一台控制器故障；(7) 某一台变送器在指定值故障；(8) 某一台加热器按指定量泄漏；(9) 某一台交换器按指定量污染；(10) 某一受热面按指定量结垢。特殊故障清单见附录。2.2 图形显示能力仿真系统中的图形界面包括操作员站界面（DCS和DEH）、就地站界面、工程师站界面和教练员站界面，除教练员站界面及就地站界面外，其他界面全部与现场使用的图形界面完全一致。教练员界

16、面采用仿真培训系统独有的界面开发技术，所有的界面均为色彩优美，使用方便的图形化界面，使用鼠标即可完成需要的全部操作。图形界面具有如下特点： 能动态调用或更新LCD上的显示，供操作员监视仿真对象的运行情况和运行状态。所有DCS/DEH站上的显示画面均直接采用现场画面组态文件，显示画面效果与功能自然与现场完全一致。 就地站界面也采用DCS的图形组态工具软件绘制，图形样式、颜色和动态均参考现场习惯完成。接地站上除了可以显示就地设备的状态和对就地设备进行操作外，还可以显示主控室操作设备的状态。 画面上任何实时变量的刷新时间周期均不大于1秒，与现场DCS完全一致。 任何对现场设备的操作均可在1秒内完成，

17、同时反馈信号在操作完成后1秒内即可正确显示，与现场DCS完全一致。 可以在2秒内调出任何一副画面，同时调出任何一副画面的操作不会超过3次，与现场DCS完全一致。2.3 修改能力强大的图形、逻辑及模型修改能力。和利时的仿真系统采用的是和现场一致的DCS软件，因此在图形、逻辑修改上完全和现场使用的DCS软件保持一致。机、炉、电各专业仿真模型可根据客户需求，进行不断的软件升级服务，时刻与现场各实际设备运行特性保持一致。2.4 仿真机操作限制当仿真系统的某些参数接近或接近超出现用模型的限制和机组设备条件限制时，仿真系统可以在教练员台上发出报警信号，提醒教练员已经超出仿真模型的使用范围，仿真结果可能不可

18、信，以免对培训造成不利的影响。3. 仿真范围和程度3.1 概况仿真模型软件在计算机上实现对被仿真对象即机、炉、电、控制系统的动态仿真，同时也包括对就地设备操作的仿真，其仿真范围和程度的依据和基础是用户提供的技术资料。3.2 仿真软件的特性(1) 建模的范围和仿真的程度满足用户的要求。(2) 数学模型根据用户提供的资料建立。资料缺乏的情况下，和利时公司所采用的经验公式、方程及数据将征得用户同意。(3) 数学模型方程遵守能量、质量和动量守恒定律。(4) 在建模中所作的全部假设和简化原则，经过多个仿真项目的验证，具备合理性和适用性，不影响仿真机的仿真范围、逼真度和精度。(5) 因为采用的是虚拟DCS

19、仿真机技术，故采用是真正的DCS软件，包括DCS服务器软件、DCS工程师站软件、DCS操作员站软件、DCS虚拟DPU软件。其功能与真实DCS完全一样，即1：1仿真。(6) 采用的计算方法合理，满足精度要求。(7) 采用的迭代率满足模型运算的精度要求。(8) 全部模型软件由高级语言编写。(9) 模型软件是模块化结构，便于模型的加入、删除和修改。3.3 数学模型形式(1) 建立全物理过程数学模型。机组启停、正常运行以及故障等全部直接包括在该模型中，不含该模型以外的函数发生器。(2) 每个电站子系统有明确的定义，并由一个或多个或一组软件模块来实现。每个模块能独立地加入和取出，也能借助于仿真软件支撑系

20、统方便地进行修改。各种软件模块与相应的电站子系统相对应。每个模块按相应的电厂功能的物理特性来定义。程序模块典型地表示物理上可分割的电站系统的子系统或组件，如果这个子系统或组件的功能是复合的，那么程序模块可能再进一步分成程序子模块，以保证整体模块的完善。模型之间的相互关系清晰。(3) 在仿真支撑软件支持下，程序设计的模块化和 自顶向下 的结构化程序设计技术为扩展和开发提供灵活的树形结构数学模型。当修改模型中的任意参数或程序，或者更换某个模块或加入新的模块时，能方便、灵活地实现并在线编入软件运行系统。因此，在系统设计时就留下足够的空间（冗余大于40%)，为用户在模拟培训系统运行之后，实现变换模块和

21、扩充模块的需要。在本仿真机交货时，和利时公司向用户提供计算机的备用时间和空间的说明。3.4 数学模型系统组成数学模型是仿真机的主要应用软件，仿真机是通过数学模型的连续运算来实现电厂运行的实时仿真。本仿真机的数学模型是一个连续的全范围的数学模型，它包括从零负荷至100%负荷以及各种事故条件下的仿真。模型的响应与电厂中的物理过程基本一致，所以可以得到相同的自然响应的结果。本仿真机的数学模型采用模块结构组成，按电厂的实际情况大致分为如下的一些系统：3.5 锅炉系统仿真范围与仿真程度具体仿真范围和程度的依据和基础是用户提供的技术资料。3.5.1 汽水系统3.5.1.1 仿真范围主要包括：水循环系统的汽

22、包、下降管、水冷壁、联箱、给水系统主管路及旁路阀门、省煤器、省煤器再循环、蒸汽系统的顶棚过热器、包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、高温过热器、壁式再热器、对流再热器、各联箱、各级减温器，炉底蒸汽加热系统，管道、阀门等。3.5.1.2 仿真程度锅炉汽水系统的各组成部分的热力过程具有一个完整、严格、精确的数学模型。显示画面参数能正确显示出其动态变化过程，并满足下述诸项要求： 锅炉汽水系统的各组成部分的热力过程具有一个完整、严格、精确的数学模型，过程数学模型符合能量、质量及动量守恒定律。 能正确反映受热面能量、质量贮存能力大小对过程模型的影响，特别是在机组启动、停机及故障过渡状态中所反映的现象与实

23、际相吻合。 全面反映汽水系统各环节及环节间的动态特性。具有能量和质量储存能力又有一定热惯性的环节，如集箱、汽水管道等，在建立模型时，考虑其特性，如实反应在不同燃烧工况下以及工况变化过程中各受热面热量的再分配情况，以及相应状况中汽温、汽压、水位、流量、壁温等主要参数的动态响应特性。 对循环回路的仿真能正确反映不同热负荷下，水冷壁热水、蒸发段的动态变化以及由此引起的汽水阻力变化特性，能反映出由于炉内空气动力工况的改变和水冷壁管积灰、结渣对水动力工况的影响，也能反映出不同循环回路出口含汽率的差别、不同回路水冷壁管壁温度的差别、及长期超温运行造成的爆管现象。 对锅炉的安全门、排空气门、连续排污系统、定

24、期排污系统、疏水系统等进行全面仿真。并能反映出上述系统在操作时对锅炉运行的影响。 汽包炉汽包仿真模型中包括对汽包水位、汽温、汽压、壁温的计算，壁温计算点沿长度方向不少于11个，运行中上下壁温变化情况与实际机组相符。运行中水位变化综合考虑了各种影响因素，如燃料量、给水量、锅炉负荷、蒸汽流量、主要相关阀门开度变化等。能正确反映各种运行工况下给水焓、汽包产汽量、汽包压力、水位等参数的动态变化。能正确反映锅炉负荷突变或安全阀动作时所产生的虚假水位现象及锅炉排汽、疏水、排污和放水时汽水系统各部分的动态特性。 直流炉仿真模型真实反映出加热、蒸发、过热段的变化和燃烧、给水等因素对其影响程度。能正确反映不同热

25、负荷下，受热面加热、相变、过热各段的动态变化（特别是相变点的变化和热偏差及过热段传热恶化的位置）以及由此引起的汽水阻力变化特性。 传热过程数学模型能正确反映流量、温差及受热面布置情况，以及积灰、结垢、结渣等因素对传热能力的影响。 过热蒸汽系统的仿真能反映出每级过热器中工质温度、压力、随锅炉负荷、风量、燃料量、积灰、减温水量、制粉系统启停、调温烟气挡板开度等因素的变化，反映出炉内燃烧工况、火焰中心位置对汽温汽压的影响、反映出过热器运行中的热偏差、超温爆管现象。能正确反映风量、燃烧器配风及运行方式、减温水压力及减温水阀开度等因素对过热汽温的影响。再热蒸汽系统的仿真程度与过热蒸汽系统相同。 能正确反

26、映水冷壁管、过热器管及省煤器管、再热器管不同程度的泄漏对汽水系统的影响. 能正确考虑工质和烟气的流量、温度、速度、比热、热交换面污染程度、换热面布置等对热传导系数的影响。 能准确反映上升管中两相介质的热力学特性。 能正确反映受热面吸收幅射热和对流热不同的特性以及在不同工况下受热面对辐射热和对流热吸收的变化。 依据质量及能量守恒原理严格仿真蒸汽加热系统运行工况对系统的影响。3.5.2 制粉及燃烧系统3.5.2.1 仿真范围主要包括：原煤仓、给煤机、磨煤机及其辅助系统（磨煤机油站、磨煤机大瓦喷油装置、木块分离器、木屑分离器、锁气器）、粗粉分离器、细粉分离器、排粉机、输粉机、冷热风管道及风门、输粉管

27、道及风门，储仓式制粉系统还包括：煤粉仓、粉仓粉位、粉仓温度显示， CO2灭火装置、一次风管、一次风门及一次风管动压显示、煤燃烧器、火检冷却风机、燃油系统（燃油蒸汽系统、点火枪、油枪、油燃烧器、管道、阀门、供油泵）、炉膛火焰等。3.5.2.2 仿真程度整个燃料和燃烧系统以及燃烧物理过程要均采用完整、严格、精确的模型。 能正确反映制粉、燃烧系统的运行及故障。 仿真装置能逼真反映出燃烧系统从点火、投油、投粉到正常燃烧、灭火的全过程。 制粉系统数学模型能反映出由给煤到制成煤粉进入粉仓或炉膛的动态响应过程。 给煤机的模型能反映给煤机的转速对给煤量的影响。煤种、煤质、湿度的变化等对给煤率的影响要反映出来。

28、 磨煤机的模型能反映煤质、负荷、通风量、风温、粗粉分离器折向挡板、排粉机出力、钢球装载量等变化时，磨煤机进/出口压力、磨煤机差压、出口风粉混合温度、磨煤机电流、煤粉细度、制粉出力等变化情况，以及粗/细粉分离器入口压力变化、排粉机入口压力、电流等变化过程。 燃烧过程模型能反映不同工况下（如不同配风工况、燃料量、煤种、燃油工况等）对炉内换热的影响。包括炉内的热化学反应过程，各种燃烧产物的成分含量要计算出来。特别是对飞灰可燃物含量计算要有精确计算模型，要反映出煤粉细度、风量、炉膛温度、煤种、配风情况变化时，该项的变化情况。 在不同运行工况下，外界负荷变化、煤种变化、风温变化，不同燃烧器的投入或停止、

29、煤粉自流、制粉系统启停、高加投切、吹灰、积灰、结焦等对锅炉运行情况的影响，能在模型上逼真地反映出来。 点火系统模型能正确反映点火系统及燃烧系统的逻辑控制，能反映燃油的流量、压力参数的变化，阀门开关的位置。 燃烧器一、二次风风速、风率变化时对受热面金属温度的影响能从模型上反映出来。 能反映制粉系统不同运行方式下对炉膛空气动力场和燃烧的影响，三次风门开度对炉膛空气动力场和燃烧的影响。 能正确反映启停炉及异常工况过程中，油枪投停对炉内燃烧的影响。 能反映火检冷却风系统风压及火检风机故障对系统的影响。3.5.3 风烟系统3.5.3.1 仿真范围主要包括：送风机、一次风机、空气预热器、空预器漏风装置、空

30、预器消防装置、风箱、风道及挡板、引风机、烟道及挡板、除尘器、烟囱等以及送风机油站、引风机油站、空预器油站、引风机冷却风机、锅炉炉底水封、关断门等。3.5.3.2 仿真程度锅炉风烟系统的主要过程模型符合能量、质量及动量守恒定律，具有如下特点： 能正确反映出送、引风机、一次风机在启停及工况变动时其电动机的暂态响应特性。 精确模拟送风机、引风机、一次风机的扬程流量特性。反映出运行中的转速、风量、风压、挡板开度、轴承温度、轴承振动的变化情况，以及冷却水投切及环境温度变化对轴承温度的影响。能反映出风机喘振现象。 能反映送风机油站、引风机油站、引风机冷却风机运行情况，以及油站运行情况对风机造成的影响。 空

31、气预热器的流动和传热模型能反映出运行过程中的烟温、风温、介质的流量及惯性、烟风阻力、轴承温度、油温的变化情况，反映出空预器积灰对运行参数的影响，反映出密封间隙随运行温度的变化和人为调整作用，反映出空预器的漏风现象及漏风对锅炉效率的影响，反映出空预器油站自启停情况。 工况变动时（如风机运行台数、调整挡板开度、炉膛负压、燃烧器的投入和停止、燃烧器负荷、一、二次风量、风压等发生变化、制粉系统启停、炉底水封破坏、垮焦等），能正确反映出风烟系统流量、温度、压力的变化及炉内燃烧工况的变化。 烟道中各测点烟温、压力能正确地反映出各种正常和异常工况的变化。 对风烟系统的仿真要反映出联络挡板开度对两侧运行参数的

32、影响。 能反映出送风机、一次风机热风再循环挡板开度，一次风机旁路门开度对风烟系统运行参数的影响。 能反映炉底关断门开关及水封破坏对锅炉漏风、炉膛负压、燃烧、汽温、汽压的影响。3.5.4 疏水、排汽、排污系统3.5.4.1 仿真范围主要包括：锅炉汽水系统所有安全门、空气门、排污门、疏水门，管道及排污联箱、扩容器等。3.5.4.2 仿真程度反映机组启、停及运行过程中排污、疏水、排汽的控制操作及对主要过程参数的影响。能准确反映排污、疏水、排汽等阀门被操作时对系统造成的影响。能反映排污系统投入后对炉水含盐量、汽包水位及排污扩容器运行状况的影响。3.5.5 工业水系统3.5.5.1 仿真范围主要包括：工

33、业水系统各管道、阀门及用户。3.5.5.2 仿真程度能反映工业水压力、流量变化以及工业水中断对各用户的影响。3.6 汽轮机系统仿真范围与仿真程度具体仿真范围和程度的依据和基础是用户提供的技术资料。3.6.1 汽轮机本体3.6.1.1 仿真范围 汽轮机高中压缸、汽轮机低压缸、汽轮机转子及各支撑轴承、推力轴承、汽轮机盘车装置、汽轮机调节系统、夹层加热装置、高压缸预暖系统。3.6.1.2 仿真程度提供一个全面、完整、精确的数学模型，主要包括：汽轮机蒸汽热力学性质模型：此模型能正确反映汽轮机各级蒸汽压力与流量之间的关系，并能反映在多种负荷工况下汽机内效率的变化，主蒸汽参数、主蒸汽流量、凝汽器真空、各段

34、抽汽等因素对汽轮机负荷的影响，提供汽轮机各部分的流量、温度、压力和主汽门、调汽门的流动特性，包括开启排汽缸喷水等与汽轮机本体有关的操作对汽轮机的影响均能在模型中得到相应的反映。汽轮机转矩和速度模型：以输入汽轮机的能量与发电机负荷之间的能量平衡来计算，同时计入汽轮机转动惯量、转换效率、机械损失、电气损失等。以汽轮机级效率作为蒸汽参数和流量的函数。汽轮机启停过程模型：能仿真在各种状态下的启动及停机的全过程。参照提供的各种启动工况下机组寿命损耗曲线、运行规程及各种工况下的启动、停机曲线、仿真汽轮机的振动、偏心、胀差、内外（上、下）缸温差、临界转速、轴向位移、推力等，反映汽轮机通过临界转速时和正常运行

35、中的振动情况，并能反映当转子挠度、润滑油温、胀差、串轴、真空等因素变化对振动的影响。汽轮机金属温度模型：能正确反映进汽阀、汽缸及转子金属温度随蒸汽流量、蒸汽温度的变化情况，以及各种工况下的缸体热膨胀及胀差的动态变化情况，仿真高压缸预暖、夹层加热、轴封投退及各种启、停和运行工况下各金属温度测点的值，该值是蒸汽温度、环境温度及蒸汽温度变化率等的函数关系。汽轮机在各种运行工况和突然事故情况下的轴向位移变化情况。能反映汽轮机冲转过程中转子应力变化情况并要求有数值显示，由此给出建议升速率或暖机要求，仿真亦考虑机本体热容量。汽轮机调节系统模型：完整精确地仿真实际机组调节系统。汽轮机盘车系统模型：准确地仿真

36、盘车的运行工况及启、停过程。反映盘车装置的起动和运行情况及对大轴弯曲度的影响，能反映汽机上下缸温差变化对盘车电流的影响。可仿真辅机及主机启动前、运行中各项试验。3.6.2 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统3.6.2.1 仿真范围主要包括：高压自动主汽门、高压调速汽门、中压自动主汽门、中压调速汽门、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、蒸汽管道上的各疏水门、汽缸间的连接管道、减温减压器、旁路管道、高低旁控制面板等。3.6.2.2 仿真程度建立完整的管道内流体流动模型，流体流量是阀门开度、管道阻力、工质参数（压力、温度）的函数。反映管道容积对调节迟延的影响。能反映启、停及各种运行工况下，管内流量、压力、温度变化的动

37、态过程，以及蒸汽管道储能对机组运行的影响，反映管道散热损失。能反映旁路系统的投入和停止及喷水减温调节的动态变化过程。能反映高低旁投入对凝汽器真空、高压缸排汽温度、低压缸排汽温度影响。精确仿真调速汽门、旁路减压阀的阀位流量特性。实现系统中所有电动阀和手动阀的操作及蒸汽管道疏水系统的投入和调整过程。能正确反映运行中汽机单、顺序阀切换和阀门活动试验等所有试验过程中压力、负荷、阀门开度变化。3.6.3 除氧给水系统3.6.3.1 仿真范围主要包括：除氧器系统、电动给水泵组及其辅助系统、汽动给水泵组及其辅助系统、给水泵再循环管及系统中的阀门、除氧器再循环泵。3.6.3.2 仿真程度各种工况下除氧器汽水流

38、量、压力、温度、水位动态变化对除氧效果的影响，除氧器压力变化对给水泵入口压力、除氧器水位的影响。电动给水泵组及其辅助系统模型：反映给水泵转速、扬程和流量之间的函数关系，给水前置泵的扬程流量特性，再循环门开、关对给水流量、压力的影响，反映包括泵的汽蚀、振动、保护和联锁，液力偶合器的调节、润滑油系统的动态仿真。汽动给水泵组及其辅助系统模型：反映给水泵转速、扬程和流量之间的函数关系，给水前置泵的扬程流量特性，再循环门开、关对给水流量、压力的影响，反映包括泵的汽蚀、振动、保护和联锁，小汽轮机及其辅助系统的动态仿真。泵的启、停及各种运行方式下，给水流量及压力变化对锅炉蒸汽压力、温度的影响。各加热器故障切

39、除对除氧器运行工况、负荷、机组效率的影响。给水参数变化时对负荷及水温的影响。3.6.4 回热抽汽系统3.6.4.1 仿真范围主要包括：各段抽汽电动门、各段抽汽逆止门、抽汽管道、疏水门等。3.6.4.2 仿真程度汽机各级抽汽的流量、压力和温度与汽轮机负荷间的关系。抽汽管道阻力计算。解列加热器对汽机汽耗、效率、负荷和汽机轴向推力等的影响。系统中各阀门特性的仿真。除氧器汽源的切换过程及对汽机的影响。抽汽逆止门的动作过程，抽汽逆止门保护功能正确反映，机组运行中能在就地站进行抽汽逆止门的试验。3.6.5 加热器及疏水系统3.6.5.1 仿真范围主要包括：高压加热器、低压加热器、疏水系统管道及阀门、轴封加

40、热器及就地水位计、各加热器的抽空气管道及阀门。 3.6.5.2 仿真程度各加热器热平衡的计算模型，精确反映各加热器的换热过程。加热器模型能精确反映抽汽参数、上级疏水流量及疏水流量等因素变化时，加热器工作压力、水位、疏水温度及出口工质温度的动态变化，能精确反映加热器水位高低对端差的影响，能正确反映出高压段抽汽对低压抽汽的“排挤”现象。危急疏水门开启以及加热器泄漏对加热器水位的影响。准确反映加热器启动、停止的操作过程及启动过程中，加热器抽空气的动态过程，能反映高压加热器水侧注水排空气时水侧压力的变化情况，高压加热器汽侧投运时，手动控制抽汽电动门开度对抽汽管壁温度、高加水位、给水温度的影响。完全实现

41、加热器的水位保护逻辑。3.6.6 凝结水和补水系统3.6.6.1 仿真范围主要包括：凝结水泵及系统、凝结水补充水箱、凝结水精处理装置及管道阀门。3.6.6.2 仿真程度准确反映凝结水泵的扬程流量特性及再循环管投入运行的动态过程。凝结水泵的特性、流量、压力的计算，泵汽蚀的影响亦在模型中考虑。再循环自动投入和切除的动态仿真。准确反映凝结水精处理装置的运行效果及其阻力特性包括凝结水导电度等化学化验指标的仿真。备用凝结水泵自启动的动态过程。凝结水补充水箱的水位控制及水箱无水时对真空的影响。凝结水系统的热工保护各种功能的正确反映。仿真阀门特性应与实际一致。凝汽器热井水位控制应与实际一致。能反应凝结水泵电

42、机轴承冷却水流量大小对电机推力轴承温度的影响，就地有对凝结水泵电机轴承油位的监视。3.6.7 轴封蒸汽系统及汽轮机疏水系统3.6.7.1 仿真范围主要包括：轴封供汽管道及阀门、轴封冷却器、轴封风机、汽轮机本体各疏水阀门及管道。3.6.7.2 仿真程度轴封供汽压力的调节及轴封汽源的选择与实际一致。轴封减温器、溢流站的热力特性应正确。机组启、停及带负荷运行过程中，轴封压力变化和供汽汽源的切换过程与实际一致。能正确仿真轴封系统的运行状况对汽轮机胀差、凝汽器真空、振动、大小机排汽温度的影响。轴封风机的运行特性与设计一致。轴封冷却器，低压轴封喷水减温器的热力特性与实际相符。应考虑机本体疏水阀自动开闭对缸

43、温、低压缸排汽温度、疏水扩容器温度、疏水扩容器压力的影响。所有在控制室的操作、联锁和报警应与实际一致。能正确仿真轴封加热器水位高、低对凝汽器真空的影响3.6.8 循环水系统3.6.8.1 仿真范围主要包括：循环水管道、管道泵、冲洗水泵及系统、冷却水泵及系统、润滑水泵及系统、拦污栅、旋转滤网、清污机、凝汽器循环水系统、循环水泵、胶球清洗系统。3.6.8.2 仿真程度循环水泵运行特性：准确仿真循环水泵的扬程流量特性，循环水流量、压力和流阻。能正确仿真循环水泵的各种运行方式对循环水母管压力、流量的影响。能正确仿真循环水流量变化对凝汽器真空的影响，能正确反映循环水温度、流量与机组负荷，环境温度的关系。

44、能精确反映各有关阀门的特性（凝汽器循环水进、出水电动门可就地调节，循环水泵出口蝶阀）。能正确仿真进入凝汽器的循环水量、循环水温度以及铜管的清洁程度等因素变化时，凝汽器真空的动态变化过程（含一台、二台循环水泵运行及调节凝汽器循环水进、出水门对凝汽器真空的影响）。胶球清洗系统：就地应可对胶球清洗的投入、退出操作，考虑清洗水阻和定期投入后的效果反应。各种运行工况下凝汽器铜管泄漏情况，热井水位的动态变化过程。能真实反映凝汽器半侧清洗的动态过程和凝汽器循环水汽化时凝汽器真空、循环水出水温度、循环水出水压力的动态变化。能正确反映清污机运行时拦污栅前、后水位的动态过程，润滑水流量变化对循环水泵导轴承温度的影

45、响、循环水泵电机冷却水流量变化对循环水泵推力瓦温度的影响。能正确反映循环水泵泵阀联锁、及各循环水泵之间的联锁。3.6.9 凝汽器及汽轮机空气系统3.6.9.1 仿真范围主要包括：凝汽器、真空泵组、热井、真空破坏阀、汽机低压缸大气释放阀、相关管道及阀门等。3.6.9.2 仿真程度凝汽器真空是机组负荷、循环水出入口温度、端差、真空泵运行情况和轴封系统运行工况等诸条件的函数。进入凝汽器的蒸汽量、空气漏入量、真空泵的工作状况等因素变化时，凝汽器真空的动态变化过程与实际相一致。真空泵运行特性：准确仿真真空泵的扬程流量特性，流量、压力和流阻，真空泵汽水分离器水位高、低对真空泵出力的影响。真空泵停止工作、破

46、坏真空紧急停机，凝汽器真空的动态变化过程。启动时凝汽器建立真空的动态过程。真空严密性试验的动态过程与参照机组相符。3.6.10 汽轮机油系统3.6.10.1 仿真范围主要包括：主油泵、射油器、润滑油泵、事故油泵、顶轴油泵、排烟风机、油箱、冷油器及油系统连接管及阀门等；大、小机油净化装置、抗燃油箱、抗燃油泵、抗燃油循环泵、再生泵、抗燃油电加热器、抗燃油冷却器及相关系统。3.6.10.2 仿真程度各油泵的动态仿真，正确反映各油泵在各种运行工况下的扬程流量特性。能动态仿真油泵启动或退出工作时油母管压力的变化及备用油泵自动投入的过程。能仿真各种运行工况下油箱油位动态变化。精确模拟冷油器换热过程，真实反映各种工况下出口油温、油压的动态变化。能正确仿真轴承回油温度随供油压力、温度及汽轮机运行工况的动态变化。油系统的全部联锁保护逻辑与实际机组一致。 能正确仿真各种工况下抗燃油系统油压的动态变化过程。能正确仿真顶轴油泵的运行对汽轮机工作的