截图
简介
这是火力发电厂热工控制回路图纸识别培训ppt（部分ppt内容已做更新升级），包括了工作流程，火力发电厂热工控制系统简介，热工控制系统范围等内容，欢迎点击下载。
火力发电厂热工控制回路图纸识别培训ppt是由红软PPT免费下载网推荐的一款培训教程PPT类型的PowerPoint.
工作流程
入厂煤机械采样装置系统包含采样设备、制样设备、余料返回设备及电器控制设备，由采样机，不锈钢落煤管，埋刮板机，破碎机，提升机，电器控制部分及钢架平台构成。采样机在皮带机中部采样，在PLC控制下采样机自动连续的完成煤流截断面采样。采制样煤始终封闭在采制设备和输送燃煤的不锈钢管道中，进入分筛式埋刮板机，样煤逐级送入鄂式破碎机、锤式破碎机、辊式破碎机完成三级破碎，然后经不锈钢落煤管进入刮板式缩分器进行缩分，得到燃煤样品由左轮式子样桶收集。余煤由斗式提升机提升到上置埋刮板机返回到运行中输煤皮带中。
火力发电厂 热工控制系统简介 xx项目部
热工控制系统范围
(1).锅炉部分的控制。
(2).汽轮发电机组的控制。
(3).除氧给水系统的控制。
(4).空冷系统控制。
(5).水系统，包括：补给水处理、凝结水精处理及汽水取样、综合水泵房、生活污水及工业废水处理站、制氢站系统的控制。
热工控制系统范围
(6).灰系统，包括：除灰系统、除渣系统、全厂空压站系统的控制。
(7).输煤系统的控制。
(8).烟气脱硫系统的控制。
(9).启动锅炉房的控制。
(10).暖通空调系统的控制。
(11).全厂数字化工业闭路电视监控系统。
主要内容
DCS系统概述 。
锅炉部分的控制。
汽轮发电机组的控制。
其它独立控制系统。
就地设备介绍。
DCS系统概述
OVATION分散控制系统包括：
(1).锅炉部分的控制。
(2).汽轮发电机组的控制。
(3).除氧给水系统的控制。
(4).空冷系统控制。
(5).汽轮机数字电液调节系统（DEH）。
(6).汽轮机保护系统(ETS)。
(7).小汽机电液调节系统(MEH/METS ) 。
(8).电气控制系统(ECS)等。
DCS系统概述
DCS系统为西屋公司OVATION XP分散控制系统。
OVATION分散控制系统由Westinghouse Process Control.Inc(WPC)西屋公司推出具有多任务、开放式网络设计，是工业中较为可靠、能实时响应的监控系统。全局分布式数据库将功能分散到多个可并行运行的独立站点，而非集中到一个中央处理器上，可集中在指定的功能上不断运行，不因其他事件的干扰而影响系统性能。
电子设备间布置
采用机炉电集中控制方式，两台机组及电气网控共设一个集中控制室。控制室及电子设备间布置在主厂房内运转层(13.7米)两台机组之间的位置。
锅炉电子设备间（13.7米层）
汽机电子设备间（13.7米层）
空冷电子设备间（０米，空冷平台下）
循环水泵房远程站（循环水泵）
燃油泵房远程站（燃油泵房）
电源分配模件
I/0 模块
I/O 类型
AI (模拟量输入)
4～20mA
RTD (热电阻)
TC (热电偶)
AO (模拟量输出)
DI (开关量输入)
DO(开关量输出)
PI (脉冲量输入)
I/O 点数
一台机组及公用部分（电气厂用电、燃油泵房、循环水泵房）现场I/O点数量：
信号类型 汽机 锅炉 空冷 电气 机组实用点数 机组公用 电气公用 机组公用点 数
RTD 410 282 146 838 150 150
TC 270 270 540
AI 330 760 158 135 1383 60 50 110
AO 117 137 64 318 2 2
DI 926 1750 374 300 3350 220 180 400
DO 450 890 258 75 1673 180 50 230
PI 5 10 15
总数 2508 4099 1000 510 8117 610 280 890 17124
I/O 模件部分类型
16 Channel Digital Input
16 Channel Digital Output
4 Channel Analog Output
8 Channel Analog Input
4 Channel 3 and 4 wire RTD Input
16 Channel Sequence of Events
Speed Sensor
Valve Positioner
OVATION 操作员站
操作站的主要功能
操作员接口 OPERATOR INTERFACE
报警管理 ALARM MANAGEMENT
流程图 PROCESS GRAPHICS
点信息 POINT INFO
点查询 POINT REVIEW
趋势 TRENDS
组态软件 Ovation Developer Studio
在OVATION系统中全部项的数据库管理
控制器参数设置、I/O卡件定义
输入点、输出点
控制回路
流程图
系统组态
锅炉部分的控制（一） 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)
炉膛安全监控系统的主要功能：
——炉膛吹扫
——油燃烧器管理
——煤燃烧器管理
——主燃料跳闸（MFT）
——油燃料跳闸（OFT）
——火焰检测
——有关辅机的启停和保护
——联锁和报警
——首次跳闸（MFT和OFT）原因显示
锅炉部分的控制（一） 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)
炉膛吹扫
在任何燃料进入炉膛之前，必须完成一个炉膛吹扫周期（300秒）。
在炉膛吹扫周期内，下列所有条件必须满足：
（1）所有吹扫阀全关。
（2）所有磨煤机均停。
（3）两台空予器均已投运。
（4）任意送风机和引风机运行。
（5）风量 > 30%。
（6）汽包水位正常。
（7）炉膛压力正常。
（8）燃油进油阀全关。
（9）燃油回油阀全关。
（10）所有墨出口门全关。
（11）所有给煤机停。
（12）所有油角阀全关。
（13）所有火检无火。
（14）两台一次风机均停。
（15）无锅炉跳闸条件。
当上述所有条件都满足后，“吹扫条件具备” 信号建立且在CRT上显示，此时在按下“开始吹扫”按键，则开始5分钟的锅炉吹扫计时，“正在吹扫”信号马上建立且显示。完成吹扫时显示“吹扫完成”。
锅炉部分的控制（一） 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)
主燃料跳闸（MFT）
锅炉跳闸指令通过跳闸所有的磨煤机、给煤机、一次风机，关闭进回油阀和所有的油角阀等来切除进入炉膛的所有燃料。
锅炉跳闸指令将确立一个“主燃料跳闸”（MFT）记忆及报警信号并在CRT上显示。
锅炉部分的控制（一） 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)
主燃料跳闸(MFT)条件
(1)、两台送风机均停。
(2)、两台引风机均停。
(3)、两台一次风机均停。
(4)、两台空预器均停。
(5)、三台炉水循环泵均停。
(6)、锅炉总风量＜30% 。
(7)、汽包水位高三值(2/3)。
(8)、汽包水位低三值(2/3) 。
(9)、炉膛压力高二值(2/3) 。
(10)、炉膛压力低二值(2/3) 。
(11)、丧失燃料。
(12)、全炉膛灭火。
(13)、冷却风、炉膛差压低(2/3) 。
(14)、点火三次失败。
(15)、汽机跳闸。
(16)、手动紧急停炉。
锅炉部分的控制（二） 协调控制系统(CCS)
基本概念
协调控制系统是单元机组的负荷控制系统，由早期的锅炉跟随汽机或汽机跟随锅炉的负荷控制系统发展而来，它是由汽机和锅炉协调动作，共同实现机组的负荷控制：一方面，控制机组输出功率，满足电网负荷要求；另一方面协调汽机及锅炉各子系统，控制机前压力，使机组得以稳定运行。
锅炉部分的控制（二） 协调控制系统(CCS)
基本原理
锅炉部分的控制（二） 协调控制系统(CCS)
基本原理
功率偏差和汽压偏差同时送到汽机调节器WＴ１（s）和锅炉调节器WＴ２（s），在稳定工况下，实发功率NＥ等于功率给定值N０，机前压力PＴ等于压力给定值P０。当中调要求增加负荷时，将出现一个正的功率偏差信号（N０-NＥ），此信号通过汽机调节器开大调节阀，增加实发功率，同时，这个信号也作用到锅炉调节器，使燃料量增加，增加蒸汽流量。当调节阀开大时，会立即引起机前压力下降，尽管此时锅炉已经开始增加燃料量，但由于燃料-机前压力通道有一定惯性，这时仍然会有正的压力偏差（P０-PＴ）信号出现。这个信号按正方向作用到锅炉调节器，继续增加燃料量，同时反方向作用到汽机调节器，力图使汽压恢复到正常值。正的功率偏差信号和负的压力偏差信号作用的结果，会使调节阀开大到一定程度后停止，这时汽机实发功率还没有达到功率给定值，这种状态只是暂时的，因为正的功率偏差信号与负的汽压偏差信号同时通过锅炉调节器增加锅炉燃料量，随着机前压力逐渐恢复，压力偏差逐渐减小，这时，汽机调节器在正的功率偏差信号作用下继续开大，提高实发功率，直到功率和汽压均与设定值相等，机组达到新的稳定状态 。
锅炉部分的控制（二） 协调控制系统(CCS)
协调控制对象是一个双输入、双输出（锅炉燃料量和汽轮机调汽门开度为两个输入变量，机组功率和主汽压力为两个输出变量）相互耦合的控制对象，机组功率回路和主汽压力回路之间存在强耦合关系，无论锅炉还是汽机侧产生扰动，由于两回路的耦合，造成机、炉同时参与调节，导致系统稳定性差、过渡时间长。
锅炉部分的控制（二） 协调控制系统(CCS)
根据不同的运行工况， CCS几种方式：
1）协调方式
2）炉跟随方式
3）机跟随方式
4）基本方式
锅炉部分的控制（二） 协调控制系统(CCS)
CCS主要组成部分：
①、单元机组负荷指令运算回路
机组负荷指令运算回路的主要任务是根据机、炉运行状态，选择机组可以接受的各种负荷指令，用之作为机、炉的功率给定值，分别送至锅炉主控和汽机主控。该回路由负荷控制站、最大最小值限制回路、变化率限制回路等部分组成。
②、RB运算回路
当机组由于辅机故障发生RB时，其最大可能出力将根据不同种类型的辅机故障而受到不同的变化率限制。主要包括：小汽机跳闸，一次风机，送风机，引风机，炉水循环泵(2台)。
③、频率校正回路。
频率校正回路的功能是将频差信号转换成负荷偏差，然后经过限幅和大小选后分别送至锅炉主控系统和汽机主控系统，使锅炉和汽机能够快速响应。
④、压力设定值形成回路
包括：定压运行时的压力定值运算回路、滑压运行时的压力定值运算回路、定/滑压无扰切换回路。
⑤、锅炉主控
锅炉主控相当于单元机组负荷指令处理回路与燃烧控制系统之间的接口，其功能是将机组负荷指令信号传送到风量控制系统和燃烧控制系统，以协调锅炉出力与负荷之间的匹配关系，同时保证锅炉的安全、稳定运行。
⑥、汽机主控
提供了CCS 与DEH 之间的接口，同时将机组负荷指令传送到DEH控制回路。
⑦、热值校正回路
根据煤质变化引起锅炉出力变化而计算的热值校正信号送至燃烧系统进行修正。
锅炉部分的控制（二） 协调控制系统(CCS)
影响CCS的主要因素
锅炉负荷响应特性。
汽机负荷响应特性（锅炉蓄热能力）。
不确定因素。
锅炉部分的控制（二） 协调控制系统(CCS)
锅炉负荷响应特性。
锅炉部分的控制（二） 协调控制系统(CCS)
汽机负荷响应特性。
锅炉部分的控制（二） 协调控制系统(CCS)
不确定因素。
由于一次控制设备特性的变化（如给煤机、一次风调节档板）、燃用煤种特性的变化、辅机设备在机组运行过程中的启停等多方面不确定的扰动因素将会引起机组负荷及运行参数的波动，而由于在克服扰动过程中锅炉、汽机相互耦合，进而引起机、炉同时参与调节，造成系统稳定性差、过渡时间长。该问题在其它控制系统中也同样存在，而且也是自动控制领域的一大难题。
锅炉部分的控制（二） 协调控制系统(CCS)
AGC 与CCS
AGC（自动发电控制系统）是发电机组实现调度自动化的标志，而CCS是实现AGC的基础，也是实现AGC的前提，但AGC与CCS具有本质的区别，AGC对CCS及其它控制系统提出了更高的要求。
1、要求CCS及其它控制系统具有更广的适应性，要求各控制系统在机组的调峰范围具有较好的控制品质；
2、要求CCS及其它控制系统具有随机适应负荷变化的能力，机组的自动化水平必须达到较高的水平；
3、对特殊工况的控制提出了更高的要求，如CCS的RB功能、一次调频功能等；
4、控制系统的联锁保护功能相当完善，以保证在机组或控制系统异常的情况下，不会危机机组的安全、稳定运行。
机组实现AGC是一项庞大而复杂的系统工程，设计到热控系统乃至整个机组的方方面面。
锅炉部分的控制（三） 汽包水位调节系统
锅炉部分的控制（四） 汽温调节系统
锅炉部分的控制（五） 其它主要调节系统
引风调节（炉膛负压）。
一次风调节（一次风压）。
送风调节（风量）。
磨煤机冷热风调节。
锅炉部分的控制（六） 辅机联锁保护
引风机。
送风机。
一次风机。
给煤机
磨煤机。
空预器
炉水循环泵。
汽轮发电机组的控制（一） 汽机电液控制系统(DEH)
汽轮机电液调节系统的主要功能：
从盘车转速到额定转速的转速控制
负荷控制
异常工况下的负荷限制
主汽压力控制
阀位控制
自动同期控制等
汽轮发电机组的控制（一） 汽机电液控制系统(DEH)
转速控制 ：
即从盘车转速起将汽机的转速逐渐提升到额定转速。转速调节范围一般为50～3300rpm，调节精度为1～2rpm。汽轮机转速定值和实际转速比较后的转速偏差信号经过转速控制回路输出，通过负荷控制回路给出阀门开度指令，开度指令经阀位控制回路去操作蒸汽阀门的启闭。
汽机根据运行人员设定的目标转速和升速率，从盘车速度升速到额定速度。
汽机速度由冗余的速度传感器检测。
汽轮发电机组的控制（一） 汽机电液控制系统(DEH)
转速控制功能：
升速控制
摩擦检查
中速暧机
临界转速区内的升速率控制
发电机同期时的转速控制
汽轮发电机组的控制（一） 汽机电液控制系统(DEH)
转速控制内容：
一般的转速控制采用比例加积分控制器（PI控制器）来进行。该比例积分控制器决定阀门的流量要求，从而通过检测实际转速与给定转速的偏差以选定的升速率使汽机升速。
在汽轮机升速过程中，转速定值是一个按预定升速率变化的值 。
汽机启动过程中的升速率可以由人工在规定的几个值中选择，也可以由控制系统根据热应力计算的结果自动选择。
在汽机升速过程中，如果运行工况出现异常，如轴振动大等，控制系统能够自动闭锁转速定值或升速率定值，使汽机维持在当前转速或降低至指定的转速，实现转速的保持。控制系统也可接受人工指令转入保持。当异常工况消失后，可自动继续升速。在临界转速范围内，转速不能保持，同时，在临界转速范围内，控制系统还具有自动提高升速率的功能。
同期并网时的转速控制，一般有两种方式：一种通过DEH与电气同期装置的接口，在自动同期装置投入时，接受同期装置发出的升、降转速指令（一般为脉冲信号），调节汽机转速与电网同步，直到并网成功；另一种方式为，当自动同期装置投入时，DEH接受同期装置投入信号，转速按照一定的变化率自动在3000rpm上下摆动，由同期装置判断合适的并网点，并网成功后，转速停止摆动。
汽轮发电机组的控制（一） 汽机电液控制系统(DEH)
负荷控制：
当机组并网后，为了防止逆功率的发生，机组应立即接带初绐负荷（一般为2～5%额定负荷），在完成初始负荷暧机后，可根据机组的热应力状况，选择相应的负荷变化率升、降负荷。
汽机的升速过程中为了保证转子受热均匀一般都采用全周进汽方式，此时所有调节阀的启闭动作是同步的。当机组负荷大于一定值时，为减少节流损失一般应切换至部分进汽方式，即调节汽门按负荷大小依次启闭。此功能视机组的具体要求而定。
负荷控制一般有开环和闭环两种方式，在开环方式下，输出指令通过跟踪实际的流量信号，力图维持当前的负荷；在闭环方式下，通过给定负荷目标值与发电机实际功率的偏差来控制阀门，最终消除偏差。
当机组并网后，实际转速与额定转速之间的偏差将按照一次调频特性改变汽轮机的功率，一次调频可选择投入或退出，在投入状态下，还可进行一次调频死区的限制。
汽轮发电机组的控制（一） 汽机电液控制系统(DEH)
阀位控制 ：
阀位控制回路由阀位控制指令、电液伺服阀、阀位反馈传感器组成。阀位指令通过信号放大后进入电液伺服阀，与实际阀位反馈比较后产后一个驱动信号，该信号被电液转换器转换成油压来驱动液压执行器。
电液伺服阀的作用是将控制回路输出的电信号转换为油压信号并通过放大以控制油动机去启闭阀门。
常见的电液伺服阀由力矩马达和液压放大滑阀及机械反馈系统组成。
汽轮发电机组的控制（一） 汽机电液控制系统(DEH)
配汽方式 ：
喷嘴调节：汽轮机的高压调节汽阀一般设置有四个，各阀分别控制一组喷嘴，通过这些阀门的依次开启和关闭来调节进入汽轮机的蒸汽流量的方式，叫做喷嘴调节方式。
节流调节：汽轮机的高压调节汽阀保持同样的开度开大关小，用这样的方式调节进入汽轮机的蒸汽量，叫做节流调节。
中压调节汽阀的各个阀门一般按照高压调节阀的开度成比例的同步开大关小。
汽轮发电机组的控制（一） 汽机电液控制系统(DEH)
一次调频和二次调频 ：
一次调频：当电网频率变化时，调节系统不需要人为操作自动的根据功频特性调整机组负荷，叫做一次调频。
二次调频：由人工操作通过平移功频特性曲线（或改变电液调节系统的功率设定点）的方式调整机组负荷，叫做二次调频。
汽轮发电机组的控制（一） 汽机电液控制系统(DEH)
DEH液压系统 ：
液压伺服系统是DEH系统的一个组成部分，包括供油装置、液压执行机构两部分。
供油装置用来向液压执行机构提供连续的，压力稳定和温度适中的压力油。
液压执行机构由电液伺服阀、液压油缸、试验电磁阀、位移传感器等部件组成。它的功能是根据DEH系统电气部分发出的指令去操作相应的高、中压调节阀，高、中压主汽阀等。
执行机构采用弹簧复位液压开启式，其开启应由控制油压力驱动，而关闭则靠弹簧力。
汽轮发电机组的控制（二） 汽机危机遮断系统(ETS)
ETS（EMERGENCY TRIP SYSTEM）是汽轮机危急跳闸系统的简称。汽轮机危急跳闸系统用以监视汽轮机的某些参数，当这些参数超过其运行限制值时，该系统就关闭全部汽轮机蒸汽进汽阀门，紧急停机。
汽轮发电机组的控制（二） 汽机危机遮断系统(ETS)
ETS各保护项目：
1. 汽轮机超（TSI）速跳闸；
2. 轴向位移大跳闸；
3. EH油压低跳闸；
4. 润滑油压低跳闸；
5. 凝汽器真空低跳闸；
6. 轴振动大跳闸；
7.胀差大跳闸；
8. 发电机主保护跳闸；
9. 锅炉保护(MFT)跳闸；
10.高排温度高跳闸；
11.DEH超速110%跳闸；
12.DEH故障跳闸；
13.远控手动跳机。
汽轮发电机组的控制（二） 汽机危机遮断系统(ETS)
跳闸块工作原理：
跳闸块安装在汽机的前6.9米层，块上共有6个电磁阀，2个OPC电磁阀是220VDC供电，常闭电磁阀；4个AST电磁阀是220VDC供电，常开电磁阀。正常情况下，AST电磁阀是常带电结构。
汽轮发电机组的控制（三） 汽轮机监视仪表系统(TSI)
汽机本体监视系统（TSI）是飞利浦MMS6000系列仪表，用来监视汽轮机本体的转速、振动、串轴、胀差、缸胀、偏心、键相等重要参数。
MMS6000监视系统是飞利浦公司最新的监视系统，它采用模块化设计，可在其框架内安装不同种类及数量的插件，完成各种测量。
汽轮发电机组的控制（四） 小机电液控制系统(MEH )
驱动汽动给水泵所用小汽机的控制系统叫小机电调，英文简称ＭＥＨ。
小汽机的转速控制有三种方式，手动、操作员自动和给水自动。手动方式下，运行人员直接调节汽门的阀位来控制转速。操作员自动指由运行人员设定小汽机的目标转速值，然后通过转速给定器产生一个转速给定信号，送往转速PI控制器，PI控制器的输出控制阀门。在给水自动方式下，MEH接受CCS发来的转速控制信号，由转速给定器限制其转速变化的高限后送往PI控制器。这三种方式之间可以无扰切换。
汽轮发电机组的控制（五） 汽机侧自动调节系统
高加水位自动调节
低加水位自动调节
凝汽器水位自动调节
除氧器水位自动调节
轴封压力自动调节
轴封温度自动调节
汽轮发电机组的控制（六） 汽机侧联锁保护
高低加水位保护
除氧器水位保护
电动给水泵保护
凝结水泵保护
循环水泵联锁保护
交直流润滑油泵联锁保护
开式水泵联锁
闭式水泵联锁
内冷水泵联锁
其它独立控制系统
炉管泄漏监测系统
炉管泄漏监测系统是一套专门为及时发现锅炉“四管”泄漏事故而设计的“计算机在线监测系统”，该系统主要分为就地检测部分和操作监测部。
其它独立控制系统
吹灰系统
吹灰系统上海克莱德贝尔格曼机械有限公司提供。用于清洁锅炉受热面上的积灰。分为短吹、长吹、半长吹共140台蒸汽吹灰器
控制系统由工控机操作单元、程控柜、动力柜三部分组成，AB控制器。
其它独立控制系统
飞灰含碳测量装置
用于测量锅炉飞灰的可燃物含量。
就地设备介绍
压力测量
弹簧管式压力表。主要有两类。一类是精密压力表，准确度等级为0.06级、0.1级、0.16级、0.25级、0.4级、0.6级，主要用于检定一般压力表和精密测量；另一类是用于直接测量介质压力的一般压力表，准确度等级为1级、1.6（1.5）级、2.5级、4级。
电接点压力表。电接点压力表用作电气信号设备、联锁装置和自动控制装置。它比普通压力表多一个电接点装置，有上下限控制指针。
压力（差压）变送器。 把压力变换为规定的标准信号而输出的压力传感器。
就地设备介绍
温度测量
热电偶。两种成分不同的导体组成一个闭合的回路，当回路中温度不同时（即存在温差），即产生了热电势，这个现象称作热电效应。热电偶就是利用这个原理来测量温度的。
我国采用国际标准（IEC）生产的热电偶有以下8种：
铂铑10—铂热电偶（S型）；
铂铑13—铂热电偶（R型）；
铂铑30—铂铑6热电偶（B型）；
镍铬—镍硅热电偶（K型）；
镍铬硅—镍铬热电偶（N型）；
镍铬—铜镍合金（康铜）热电偶（E型）；
铁—铜镍合金（康铜）热电偶（J型）；
铜—铜镍合金（康铜）热电偶（T型）；
就地设备介绍
温度测量
热电阻 。热电阻是利用导体或半导体的电阻随温度而变化的原理测量温度的。在科研和生产中经常用来测量-200℃+600℃的温度。
Pt10和Pt100是我国按照国际标准生产的铂热电阻温度计，0℃时的电阻值分别为10Ω和100Ω。
铜热电阻温度计没有国际标准，Cu50和Cu100是依照我国专业标准生产的热电阻温度计，0℃时的电阻值分别为50和100。
双金属温度计
双金属温度计是由两种不同膨胀系数彼此牢固结合的双金属片制成感温元件的温度计。双金属温度计感温元件通常绕成螺旋形，一端固定，另一端连接指针轴，当温度变化时，由于双金属片受到温度的作用使感温元件的去曲率产生变化，通过指针轴带动指针偏转，在标度盘上显示温度值。
双金属温度计的测温范围为-80℃～600℃。准确度等级为1.0、1.5、2.5三种。
就地设备介绍
水位测量
直读式液位计：这是使用最早、结构最简单的液位计。常见的类型有：玻璃管式、玻璃板式、云母式、等。这类液位计还可以配合工业电视系统进行远传显示。
差压式水位计：这是大型火电机组上最常用的汽包水位计。
电接点式水位计 。
超声波物位计 。
就地设备介绍
流量测量
利用流体在节流元件前后的压力变化情况来测量流量的流量计，称为差压式流量计。差压式流量计是目前火电厂使用最多的流量测量方法。流体充满管道的流动称为管流。在管流中放置一特制的中间有孔的节流件，流体流经节流件时，其压力和流速都发生了变化。常见的节流件有：孔板和喷嘴、长径喷嘴。 。
容积式流量计，又称罗茨流量计 。
就地设备介绍
执行机构
常用的执行机构有执行器和调速控制装置，执行器根据所用的能源不同分为电动和气动两大类，根据输出位移量的不同，又有角位移执行机构和线位移执行机构之分。
电动执行机构以电力为动力，它接受4~20mA，DC统一标准信号，并转换成与之相对应的角位移或线位移输出。角位移（DKJ）与线位移执行机构的电气原理基本相同，其区别主要在减速器的机械部分。
气动执行机构以压缩空气动力能源，接受调节单元或气动操作单元输出的4~20mA直流或0.20~100Kgf/cm2模拟输入信号，并将其转换成相应的输出轴的位移，以控制阀门、挡板、风门等调节机构，实现过程的调节。
谢谢！
展开
