纸厂及自备电厂自动化控制系统

第一篇：纸厂及自备电厂自动化控制系统

简述纸厂及自备电厂自动化控制系统一、纸厂主要工段工艺

制浆造纸厂按工艺装置划分：

制浆车间

备料工段、蒸煮工段、筛洗工段、漂白工段、蒸发工段、燃烧工段、苛化工段

造纸车间

打浆工段、配浆工段、流送工段、干燥工段、辅料工段、白水工段、废纸工段

造纸车间其他控制任务：纸机传动系统、QCS系统

主要工段工艺控制方案

1、连蒸工段：

采用单斜管蒸煮器，连续蒸煮系统生产具有连续性，因此对自动控制要求较高

2、打浆工段

通过检测进入打浆机的纸浆流量、浓度的参数，这两个参数相乘就是纸浆的绝干量。通过浓度信号来控制进未磨纸浆储槽的进清水量，从而达到控制进磨浆机纸浆浓度的目的。通过控制进磨浆机纸浆的阀门开度大小用来调整进打浆机纸浆的流量。

3、筛洗工段

通过上面的控制调节作用使洗浆机的上浆浓度、浆层厚度、浆料液位、洗涤水流量、洗涤液温度等影响冼涤效果的因素，也是操作工艺参数稳定在合适的范围内，以保证洗涤过程正常运行。稳定筛选段进浆浓度与流量，稀释水流量，压力筛进浆口与良浆出口的压差，防止和排除筛孔堵塞，使得筛选净化过程得以正常运行。

4、漂白工段

分为氯化段、碱处理段、漂白段控制

5、碱回收-蒸发 蒸发的目的是浓缩黑液，使黑液达到可以燃烧的浓度（固体物含量达到50%~55%）。

6、碱回收-燃烧

在燃烧工段燃烧掉浓黑液中的可燃物质如木素，浓黑液中的不可燃物质如Na2Co3等变为燃烧后的灰渣，这些灰渣被清水溶解，这种溶解液被称为绿液，绿液被送往苛化工段。

7、碱回收-苛化

为保证白液的质量和苛化生产的连续性，对进入消化器的绿液流量、石灰流量都要严格控制。当混合液进入苛化器后，应保证反应温度和滞留在苛化器中的时间都要足够长。另外，消化反应的好坏还与绿液中有效碱含量的多少、进消化器绿液的温度有关，因此要在控制中协调好各方面的关系。为此在流量控制中要加入其它信号如温度、石灰中CaO含量等。

8、辅料制备：

在造纸行业，生产不同种类的纸张可能需要不同种类的辅料，不同种类的辅料的工艺流程和工艺要求也不同。

辅料设备控制内容是配料控制、反映温度曲线控制等。

9、配浆系统

配浆控制的目的是使各种纸浆、辅料等能够按照一定的比例配置。其中各种浆液的加入量使用比例控制，设定值为预先设定的数值进行。并且，这些流量比例控制均受到配浆池液位信号的连锁控制。即：当配浆池液位达到高高限时，流量阀门全关，自动关闭相关的浆液输送泵，当配浆池液位达到低限时，流量比例控制程序恢复控制，自动启动相关的浆液输送泵。

10、湿部系统

总压控制可使喷射到网上的纸浆的速度保持连续一致，从而保证纸纤维分布均匀。液位控制的目的为了获得纸浆流域以保持适当的湍流来限制纤维的絮聚。浆速/网速比对纸页的成开有和结构有着决定性的影响，是影响成纸物理性能的重要因素。

11、干部系统

烘缸三段供汽要求控制每一段的温度压力以及流量等参数，但是，这些参数在系统三段之间相互影响较大，要控制使得每一段都具有不同的温度和压力，即使蒸汽总压力或各段压力受到外界干扰而波动。组烘缸造成必要的压力差，可排出进入烘缸的空气。

二、HOLLiAS控制方案的特点

危险分散措施

故障隔离措施

迅速排除故障措施

各种运行提示

可带电插拔

现场总线构架

主控单元的回路控制功能

三、控制系统结构

系统划分为三个相互独立又相互联系的子系统，每个子系统各自成为一个完整的DCS系统，同时，通过MNET网段把三个子系统联起来，实现数据和资源的共享，通过设置和登录不同级别的用户，可以在一个子系统上对其他两个子系统进行监视和操作。

四、纸厂自备电厂DCS控制系统

操作员站集中放在控制室内，右侧4台控制锅炉，同时拆除原立盘的相关指示仪表和后备手操，实现3台汽机的控制操作、数据监视和给水除氧、循环泵房的数据监视功能；

I/O控制站中的1个完成锅炉的DAS+MCS控制，1个完成汽机控制和DAS。该现场控制站安放在电气电子设备间内；工程师站平时运行时可作为系统管理操作站，进行全程监控。同时用于系统组态、程序开发、数据库及画面的编辑和修改等工作；

锅炉控制系统对所有的电动执行器采用DO输出，取消外面的硬伺服放大器，可减少现场人员将来维护的工作量。

五、HOLLiAS控制系统实现了以下功能

数据采集系统（DAS）；

锅炉模拟量控制系统（MCS）；

锅炉顺序控制系统（SCS）；

汽机控制调节系统（MCS）；

汽机顺序控制系统（SCS）；

DCS与电厂MIS系统间的通讯

六、特点

本着高起点、高效能的原则，HOLLiAS系统采用流行的C/S方式，使整个系统更为经济、实用、灵活和开放。通过配备冗余的服务器，实现全局数据库共享。并以服务器为中心形成星型拓朴结构的局域网，HOLLiAS系统工作时，现场控制站把现场采集到的实时数据和状态即使地传送到服务器的数据库，实时数据在服务器中处理和优化后存入服务器，再由服务器送给各相应操作员站显示。数据在服务器中完成一系列的转换（即形成相应的图表），并进行自动诊断后送给操作员站监测浏览，并配有报警措施、打印、趋势分析和历史追忆。

七、实施效果

自备电厂机组热控系统采用MACS系统进行自动控制后，可通过CRT及轨迹跟踪球/键盘并辅以少量的重要常规监控仪表完成对汽轮机控制、锅炉运行控制、工艺运行主要参数的监控、并在控制室内能满足各种工况运行要求。

第二篇：2012年最新江苏省自备电厂

江苏省自备电厂

全省自备电厂共有47台，容量250.0万千瓦，全年完成发电量175.8亿千瓦时，上网电量2.7亿千瓦时，上网电价414元/千千瓦时，全年收取系统备用费98933.3万元。自备电厂原则上自发自用，对利用“余热、余气、余压”的资源综合利用自备电厂的上网电量根据电量安排原则全部由电网企业收购，对区域供热的自备电厂按其供热比例安排上网电量。2011年江苏电力交易与市场秩序情况通报

2012-06-20

来源: 江苏电监办

2011年，根据国家电监会的统一要求和部署，江苏电监办继续做好电力交易和市场秩序监管工作，江苏电力企业能严格按照电力监管机构的要求做好各项工作，电力交易与市场秩序情况总体良好，厂网关系继续保持和谐发展的态势。第一部分

电力供需情况

2011年，全省经济持续稳定发展，全社会用电需求同比增幅明显，电力供需基本保持平衡。

截至2011年底，全省装机容量达到6991.8万千瓦，位列全国第三。其中火电机组为6479.5万千瓦，占总容量的92.7%；核电200万千瓦，占总容量的2.9%；水电113.8万千瓦，占总容量的1.6%；风电158.1万千瓦，占总容量的2.3%，比2010年同期增加了0.2%；其它能源40.4万千瓦，占总容量的0.6%，比2010年同期增加了0.5%。装机结构进一步优化，新能源机组比例加大。全省统调装机容量为6241.3万千瓦。非统调装机容量750.5万千瓦。

2011年全省累计完成发电量3932.9亿千瓦时，同比增长12.4%。统调发电最高负荷为5233.1万千瓦，同比增长12.7%。

截至2011年底，江苏电网共有500千伏变电所、开关站36座，变压器80台，变电容量6825万千伏安；220千伏变电所、开关站437座，变压器852台，变电容量13294万千伏安；500千伏线路141条，总长度9712公里；220千伏线路1204条，总长度22173公里。

2011年全社会用电量累计完成4281.6亿千瓦时，位列全国第二位，同比增长10.8%。统调用电最高负荷为6627.5万千瓦，同比增长9.8%，平均用电负荷率90.8%，同比增长0.6个百分点。

从产业分类情况看，第一产业用电量33亿千瓦时，同比增长16.4%；第二产业用电量3425亿千瓦时，同比增长11.0%；第三产业用电量416亿千瓦时，同比增长15.2%；城乡居民用电量408亿千瓦时，同比增长4.8%，其中城镇增长3.6%，乡村增长5.9%。

2011年累计从省外固化资源受进电量369.5亿千瓦时，其中：受阳城157.7亿千瓦时，受三峡 78.3亿千瓦时,受秦山、华东统配、皖电东送、天荒坪合计121.2亿千瓦时，受复奉直流特高压12.3亿千瓦时。

2011年累计市场购入电量26亿千瓦时。

2011年全年累计完成送出电量40.4亿千瓦时,其中长期送华东计划电量为34.3亿千瓦时，天荒坪抽水电量为6.1亿千瓦时。第二部分 电能交易情况

一、电能交易量价情况

2011年，省经信委以《关于下达2011年全省统调发电企业基数发电量的通知》（苏经信电力[2010]1136号）下达了统调机组的发电量计划。四季度，省经信委按照实际用电情况又下发了《关于调整2011年全省部分统调电厂基数发电量计划的通知》（苏经信电力[2011]1191号），调整了电量计划。2011年，江苏统调发电厂完成基数电量3223.6亿千瓦时，同比增长16.6%。

2011年江苏统调电厂中各类电厂均基本完成计划，整体完成计划均衡度较好,全省基数计划电量完成率为100.87%。其中火电机组计划电量完成率为100.68%，水电机组计划电量完成率为97.20%，核电机组计划电量完成率为100.11%，供热机组计划电量完成率为98.9%。2011年，燃煤电厂基数电量完成率偏差都在国家电监会规定的±3%以内。

2011年，江苏发电企业实际上网电量为3253.6亿千瓦时，上网电价444.6元/千千瓦时。其中，基数电量3223.6亿千瓦时，电价445.6元/千千瓦时；调试电量11.8亿千瓦时，电价353.7元/千千瓦时；抽水蓄能上网电量15.25亿千瓦时，电价380元/千千瓦时。2011年，江苏统调用电量3953.13亿千瓦时，比去年同期增加12.1%。

二、峰谷分时电量情况

2011年，江苏执行峰谷分时电价的电厂共有42家，平均上网电价为429.66元/千千瓦时，较平均批复电价下降1.9元/千千瓦时，低于2010年的偏差值2.55元/千千瓦时，主要是因为今年7、8、9三个月没有执行峰谷分时电价。江苏峰平谷电量比例偏差指标为2.85%，高于2010年的峰平谷电量比例偏差指标0.4%，主要原因是由于7、8、9三个月未实施峰谷电价，平时电量的比重提高。

三、特殊发电企业电能交易情况

全省自备电厂共有47台，容量250.0万千瓦，全年完成发电量175.8亿千瓦时，上网电量2.7亿千瓦时，上网电价414元/千千瓦时，全年收取系统备用费98933.3万元。自备电厂原则上自发自用，对利用“余热、余气、余压”的资源综合利用自备电厂的上网电量根据电量安排原则全部由电网企业收购，对区域供热的自备电厂按其供热比例安排上网电量。

全省热电联产公用机组共有35台机组，容量244.0万千瓦，发电量155.7亿千瓦时，利用小时数为6382小时，全部为燃煤供热机组，热电比均达到国家规定。

全省共有抽水蓄能机组6台，容量110.0万千瓦，宜兴抽蓄采取电网租赁经营的方式。2011年，江苏省电力公司就宜兴抽水蓄能电站抽水用电，采用挂牌交易方式向发电企业采购，国家发展改革委确定为低谷电量电价290元/千千瓦时，实际招标为全时段电量均价380元/千千瓦时。有24家火电企业共中标抽水蓄能电量15.25亿千瓦时。沙河抽水蓄能电站合同基数电量1.9亿千瓦时，实际完成1.847亿千瓦时，政府部门核定价格为450元/千千瓦时。

四、跨省跨区电能交易情况

2011年江苏省电力公司累计从省外固化资源购进电量369.5亿千瓦时。一是受阳城157.7亿千瓦时，价格400.2元/千千瓦时（其中：阳城一期电量102.4亿千瓦时，价格403.3元/千千瓦时；阳城二期电量55.3亿千瓦时，价格394.6元/千千瓦时）。二是受三峡电量78.3亿千瓦时，价格349.2元/千千瓦时。三是受华东电网有限公司购入“皖电东送”电量64.89亿千瓦时，价格429.3元/千千瓦时。四是受秦山二期电量19.15亿千瓦时，价格393.0元/千千瓦时；秦山二期#3机组电量6.75亿千瓦时，价格404.8元/千千瓦时；秦山三期电量23.1亿千瓦时，价格464.0元/千千瓦时。四是受华东统配电量2.5亿千瓦时，价格396.7元/千千瓦时。五是受天荒坪抽水电蓄能电站上网电量4.7亿千瓦时，价格585元/千千瓦时。六是受复奉直流四川电量7.4亿千瓦时，价格382.4元/千千瓦时；受复奉直流西北电量4.9亿千瓦时，价格388.4元/千千瓦时。

2011年江苏省电力公司累计购入市场电量26亿千瓦时，平均价格425.74元/千千瓦时。

2011年江苏省电力公司完成送出电量40.4亿千瓦时,其中长期送华东计划电量为34.34亿千瓦时，价格441.3元/千千瓦时；供天荒坪抽水蓄能电站抽水电量6.1亿千瓦时，价格396.98元/千千瓦时，短期送浙江为0.086亿千瓦时，平均价格460元/千千瓦时。

五、节能发电调度和发电权交易情况

2011年，江苏省电力公司按照省经信委和省电监办出台的节能发电调度总体原则，优先安排高效机组、可再生能源发电，最大限度减少污染排放和能源消耗。认真组织落实以高效机组替代高耗能机组发电工作，发电权交易采用先平台竞价后电厂间协商替代方式。全年累计大容量机组替代上网电量271.3亿千瓦时，平均替代价格377.5元/千千瓦时。通过发电权交易等措施实现全省60万千瓦以上、30万千瓦和20万千瓦以下（不含供热）燃煤机组年实际利用小时数分别为6211小时、5768小时和2850小时。累计减少耗煤约143万吨，减少二氧化碳排放328万吨，减少二氧化硫排放2.85万吨。

六、小火电关停情况

2011年，江苏关停容量83.9万千瓦，其中统调容量49万千瓦，为南京华润热电有限公司2台13.5万千瓦机组、华能淮阴发电有限公司1台22万千瓦机组，非统调容量34.9万千瓦。

第三部分

市场秩序情况

2011年，省电监办、经信委认真贯彻执行国家各项方针政策和决策部署，深入贯彻落实科学发展观，着力做好电力监管工作，切实加强电力市场监管，做好电力调度交易监管，落实合同协议备案、厂网联席会议、调度交易信息报送和披露、约访约谈等制度，努力维护公平公正的市场秩序，促进电力公平交易。总体来说，电力市场平稳有序、厂网关系和谐，电力市场秩序有关工作逐步制度化、规范化。

一、信息公开情况

2011年，省电监办、省经信委组织召开了四次厂网联席会议，协调厂网关系，确保电力系统的有序运行与和谐发展。

江苏电力调度交易机构继续做好信息公开工作，所公开的信息内容丰富、对象全面、方式多样，较好地完成了电力监管机构关于电力调度交易信息公开的有关要求，取得了良好效果。

网站信息披露、信息发布会已成为电力调度交易信息公开的主要方式。2011，电力调度交易机构信息披露网站更新48次，召开信息发布会4次，协调会249次，文件4份，其它（交易大厅）297次。

二、辅助服务及并网运行管理情况

根据原考核办法，2011年上半年补偿总费用2783.30万元，考核总费用2783.30万元。根据《江苏电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》（试行）（苏电监价[2011]113号）、《江苏电网统调发电机组运行考核办法（试行）》（苏经信电力〔2011〕379号）文件要求，从2011年7月1日起实施新的“两个细则”。经统计，下半年辅助服务补偿总费用4280.93万元，运行考核总费用4454.2万元。

三、购售电合同和并网调度协议签订、备案情况

2011年，《购售电合同》和《并网调度协议》（简称“两个合同”）的签订及备案情况总体较好，电网企业与发电企业之间交易有合同、调度有协议。“两个合同”签订率和备案率均达到100％。江苏省电力公司应签合同106份，实际签订106份，应签并网调度协议83份，实际签订83份，全部向省电监办进行了备案。

四、网厂电费结算情况

2011年，江苏电网企业高度重视电费支付工作，电费支付及时，次月结清上月电费，无陈欠电费。江苏电网企业应付发电厂（有结算关系）当期电费总计1450亿元，实付1450亿元，电费结算率为100％，现金（电网企业贴息的承兑汇票视为现金）结算率100％。

五、新建机组进入商业运营情况

根据国家电监会《关于印发<发电机组进入及退出商业运营管理办法>的通知》（电监市场〔2011〕32号）精神，江苏电监办在广泛征求电力企业和有关部门意见的基础上，制定了《江苏发电机组进入及退出商业运营管理实施办法》（苏电监价〔2011〕288号），并从2011年11月25日起执行。江苏电力公司能按照江苏电监办关于新建发电机组转入商业运营的条件和要求，使新建机组及时转入商业运营。2011年，江苏新建9台机组，转入商业运营3台机组。调试电量11.8亿千瓦时，平均调试电价353.7元/千千瓦时，调试与商运电价差额资金9781万元，该资金的一半将用于辅助服务补偿。

六、电力交易与市场秩序约访约谈情况

为进一步规范电力交易，切实维护电力市场秩序，省电监办于11月中下旬在江苏部分电力企业开展了电力交易与市场秩序约访约谈活动。通过“厂网背靠背、厂厂背靠背、一对一”等方式，掌握第一手材料，全面了解江苏在电力交易合同履行、“三公”调度执行等方面的情况，为做好电力交易与市场监管提供了依据。省电监办将根据约访约谈中发现的问题，跟踪落实整改，强化后续监管，确保约访约谈工作落到实处。

七、送出工程专题调研情况

为全面了解发电企业电源建设项目送出工程投资、建设、运营等情况，2011年，江苏电监办对江苏2004年以来发电企业电源建设项目送出工程的有关情况开展专题调研。主要了解发电企业送出工程的投资主体、资产归属以及运行维护主体、运行维护费用等情况。针对调研情况，客观细致地分析了存在的问题，以专报的形式分别向电监会和省政府提出了意见和政策建议。同时协调省电力公司对现有的发电项目送出工程抓紧清理，对国家核准的发电项目的送出工程建设资金以及运行维护费用及时足额落实到位。第四部分

问题与建议

2011年，江苏电力企业认真贯彻落实电力交易与市场秩序有关规定，市场操作的规范性有了明显提高，公平、公正、公开的市场环境正在逐步建立，“三公”调度和信息披露越来越透明，并网调度协议和电力交易合同基本做到正常签订、备案、履行，电费结算及时、准确，电力交易市场总体运行良好、有序，厂网关系比较和谐，但也存在一些问题。

一、发电峰谷比问题

自2004年6月15日我省实行上网电量峰谷电价政策至今，从实际执行情况看，上网电量的结算价格低于省批上网电价，使发电企业的利益受到损害。另外，由于峰谷比的影响，导致国家规定的1.5分的脱硫补贴也没有全部兑现。

以2011年江苏省统调42家发电企业执行峰谷结算电价，全年完成结算电量2570亿千瓦时，平均发电峰谷比为0.9956，这42家发电企业因峰谷比的影响少收入了4.88亿元。

为了电网安全和体现公平与公正，建议根据江苏实际情况，对峰谷的时段、比例进行调整或适时取消发电侧峰谷电价政策，脱硫电价也不应纳入峰谷结算范围。

二、信息披露问题

2011年7月1日起“两个细则”实施，辅助服务补偿和运行考核情况发布的内容和及时性不能满足发电企业的要求，希望省电力公司进一步加大信息公布的内容，提高时效性，以便发电企业相互横向对标、查找差距，完善整改措施，对其生产经营管理及分析起到积极的作用。

江苏省信息中心 经济预测处

关键字： 2011 江苏电力 通报

第三篇：自备电厂收费政策

国家发展改革委、国家电监会

关于进一步落实差别电价及自备电厂收费政策有关问题的通知

发改电〔2004〕159号

各省、自治区、直辖市人民政府，国家电网公司、南方电网公司：

今年6月，经国务院批准，国家发展改革委出台了对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁等6个高耗能行业试行差别电价的政策，并规范了企业自备电厂的有关价格、收费政策。前一段，各地认真制定并出台实施方案，工作进展总体顺利，但部分地区也出现了对政策认识不一致、落实不积极、执行时间滞后等问题。为了进一步推进和落实此项工作，根据中共中央中发[2004]15号文件精神，现就有关问题通知如下：

一、对高耗能企业实行差别电价政策，是加强和改善宏观调控的一项重要措施，有利于抑制高耗能行业盲目发展，缓解煤电油运紧张局面，促进经济结构调整和产业技术升级。各地要把思想统一到中央决策上来，充分认识实行差别电价政策的重要意义，克服畏难情绪，采取有力措施，态度要坚决，进度要加快，认认真真、不折不扣地落实差别电价等政策，改善电力供求关系，促进国民经济平稳较快发展。

二、各地要按照国家产业政策的要求，对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁等6个高耗能行业区分淘汰类、限制类、允许和鼓励类企业试行差别电价。对允许和鼓励类企业，电价随各地工业电价统一调整；对限制类和淘汰类企业，电价在以上基础上再分别提高每千瓦时2分钱和5分钱。目前国家发展改革委正在修订《产业结构调整指导目录》（以下简称《目录》），在新的《目录》颁布之前，对有关高耗能企业要严格按现行产业政策分类标准执行差别电价；新的《目录》颁布之后，按新的分类标准执行差别电价。

三、向企业自备电厂征收基金及附加的适用范围为：除国家鼓励发展的资源综合利用（利用余热、余压发电、煤矸石发电等）、热电联产自备电厂之外的自备电厂。资源综合利用电厂、热电联产电厂分别按原国家经贸委《关于印发<资源综合利用电厂（机组）认定管理办法>的通知》（国经贸资源[2000]660号）和《关于做好关停小火电机组工作中小型热电联产机组审核工作的通知》（国经贸电力[2000]879号）予以认定。对按国家政策规定免征三峡基金、农网还贷基金或城市公用事业附加费的企业，其拥有的自备电厂不缴纳相应的基金或附加。应急备用柴油发电机组与企业自备电厂性质不同，不缴纳政府性基金及附加。

第四篇：煤矿自动化控制系统

煤矿自动化控制系统 >> 主、副井提升自动控制系统

主、副井提升自动控制系统一、系统概述：

矿井提升机常被人们称为矿山的咽喉，是矿山最重要的关键设备，是地下矿井与外界的唯一通道，肩负着提升煤炭、矿石、下放材料、升降人员和设备等的重要运输责任，其电控技术的发展对促进矿井生产效率的提高和安全作业，无疑具有极其重大的影响。近年来，随着我国经济的快速发展和对矿山资源需求的高速增长，对矿山生产技术提出了越来越高的要求。因此为使用现代化信息技术，充分发挥煤矿管理信息网络和各生产控制系统应有的功效，实现监管控一体化的理想格局，并达到减员增效的目的；我公司特为现矿井提升机配置新型工业监控系统，组成原煤生产运输的集中监控系统，由地面计算机统一管理，对主副井提升电控系统进行自动化控制。

二、系统功能原理图：

（主井定量装载提升系统图）（副井操车提升系统图）

（定量装载流程图）

（箕斗提升及卸载流程图）

（箕斗定量装载上位机主画面图）

三、系统功能：

我国目前正在服务的矿井提升机的电控系统主要有以下四种方案：交直交变频调速系统、转子电路串电阻的交流调速系统、直流发电机与直流电动机组成的GM直流调速系统和晶闸管整流装置供电的V-M直流调速系统。公司本系统以安全、可靠、高效、经济为出发点，以可靠性原则为依据，使系统不仅适用于煤矿井下有瓦斯，煤尘爆炸危险的恶劣环境，也适用于地面恶劣环境，而且它可完成提升行程的测量和设定；本系统实现了对提升过程的程序控制，精度高，甚至可以取消爬行段；实现了速度、电流以及矢量的数字交换等，对提升机进行闭环调节；实现行程、速度等重要参数及提升状态的监视；具有良好的控制监视系统；实现了显示、记录和打印等有关数据的全部自动化，并能和全矿井监控系统联网运行。在配备一至二名巡检员之后，各点无需再配备专门人员，所有监控均由集控室来操作完成。因此该系统明显降低了设备故障率、简化了操作、减轻了工人劳动强度、提高了生产运行的安全可靠性、最大限度地缩减装卸载的时间，达到了提高产量，实现增效的目的。

四、系统组成与特点：

1、本集控系统由监控主站和上井口PLC（提升）、下井口PLC（定量或信号）的监控分站、视频监控子系统组成。

2、地面监控主站：监控主站由上位工控机、不间断电源、信号传输接口和集控软件、视频监控子系统等部分组成。该主站可单机监控各设备，并可通过以太网接口与全矿网络联接。主站设在地面集控室，为2台工业PC机。

上位机系统：上位机系统含工控机、大屏幕LCD、打印机、不间断电源等，2台工控机的配置完全相同，组成同时工作的冗余系统。平时，可1台作为操作员站工作于监控方式、另1台作为工程师站工作于管理方式，也可2台都工作于监控方式，均可实现对运输系统设备的监控和开、停各运输系统。

组态软件：上位机组态软件选用SIMENS公司WINCC6.0（正版）实时监控组态软件，工作于Window 2000平台，完成所需的图形监控、动态图形显示、历史数据采集、状态趋势图、自诊断、报警等诸多功能。集控系统的组网功能，上位PC机可通过以太网接口与全矿综合自动化网络连接，实现信息共享。

3、监控分站：在上井口和下井口分别设 KJD24Z 可编程控制机，实现各系统设备的监控及自动控制； 通过PROFIBUS总线接口与监控主站连接。此可编程控制机为本系统的核心主控单元，它采用高性能进口西门子PLC技术，从根本上提高了系统的工作可靠性及使用寿命。其多 CPU 并行处理技术、多重抗干扰技术、模块化结构和高防护等级设计，配以电源继电器箱、各种传感器保护装置、通信信号装置以及与驱动装置相应的控制设备构成适用于各种类型提升系统的高可靠性电控成套设备。并具备完善的保护和通信信号联络功能。

4、变频、高开通信软件：选用本公司开发的实时监控通信软件，工作于PC平台，通过RS485总线完成对高开柜的保护模块（PA150微机综合保护）及高压变频控制器的数据采集及控制任务，及时将所需的数据、历史数据记录、故障及动作记录参数融入WINCC组态系统中，实现实时在线式的远程监控功能。

5、高开柜、低压配电柜：高开室内安装多台高开柜，采用双回路供电，其中2台是进线柜，1台PT柜，电机启动柜（根据电机台数确定）；高开柜内使用小车式高压BC开关，具有运行稳定，更换方面，维护简单等特点；高开柜的线路和设备保护选用PA150微机综合保护装置，具有检测精度高，保护动作反应快，数据处理记录功能强大等特点。在集控室配置多台GGD低压配电柜，采用双回路供电，低压配电柜主要为提升电控保护系统和盘型闸泵站电机提供电源，同时也为小型负荷提供电源。

6、提升系统保护及数据采集：采用智能数据采集技术、其通过采集模块以RS485总线与可编程控制机进行通信，实时在线不间断地采集现场保护数据；本系统保护不但动作灵敏度高、反应及时；而且在安装施工及维护中，大大节约电缆的使用量、减少施工工程进度和日常维护量。

7、提升系统故障保护: ⑴、立即安全制动故障。该类故障综合在硬软件安全电路中, 安全电路正常时吸合, 有紧急故障时释放, 一旦安全电路释放, 就会立即封锁变频器、跳制动油泵, 并控制油压系统电磁阀实施安全制动、抱安全闸。主要安全制动故障有: ① 转动系统故障。如主回路和控制回路电源故障, 主电机过热、堵转, 变频器故障等;②过卷故障;③超速故障。如等速、超速、减速段定点超速和连续超速等;④ 紧急故障;⑤ 液压制动系统故障。如制动油泵跳, 系统油压高等;⑥错向;⑦测速轴编码器断线;⑧松绳故障。

⑵、先电气制动、后安全制动故障。故障发生后, 转动系统会自动进行减速, 当速度降到爬行速度时会立即转为紧急制动。故障主要有事故停车和闸瓦磨损等。⑶、完成本次开车后, 不允许再次开车故障。开车前如出现这类故障, 则开不起车;如在运行过程中出现, 则允许本次开车完成, 但不允许下次开车, 除故障解除。故障主要有电机过热报警、液压站油温过高等。

8、视频监控子系统：在提升系统重要岗点安装防爆广角度红外摄像头，进行现场信息采集，以光纤为载体传入集控室主机柜，经视频分配器输出至各监视器和显示服务器，实现了各岗点设备运行状态和生产情况的24小时全天候监控，发现问题可以及时处理，有效降低了事故发生率，提高了生产效率。9.系统特点主要概括：

⑴、主、副井提升信号及自动装卸载各自具有集控、自动、手动三种工件方式，手动方式用于装卸载的调试和检修。信号在检修状态只有慢车信号。

⑵、自动装载定量、定容、定时保护及显示。

⑶、故障自动报警功能，及传感器的故障自诊断。

⑷、提升次数记忆功能和提升信号的断电记忆功能。

⑸、有工业光纤环网冗余通讯功能。

⑹、上、下井口信号间的闭锁功能、检测箕斗的装卸载位置异常功能。

⑺、防止二次装载保护功能。

⑻、主、副井提升信号及自动装卸载有上位机系统、能监测各个设备的运行状态、故障记忆查询、产量的累计及报表、空载、满载、超载的标定，及定量斗假余煤的校零功能。

⑼、与绞车控制回路的闭锁功能、及PROFIBUS-DP软件通讯回路闭锁。

⑽、有联络呼叫功能。⑾、有井上下煤仓煤位的连续实时监测功能。

⑿、有与全矿井综合自动化的以太网接口。

⒀、系统有供电电源的绝缘监测与电压监测功能。

⒁、箕斗的卸载状态监视功能，检测箕斗是否卸空。

⒂、有对装载皮带的温度、烟雾、跑偏、堆煤、断带及拉线急停等八大保护功能。

⒃、有对动力负荷的保护上位机监测功能，如缺相,短路,堵转,过载,相不平衡,漏电等故障进行监测保护。

⒄、整个系统的通过网络访问维护功能。

五、依据的标准及规范：

GB3836.1-2000爆炸性气体环境用电气设备 第1部分：通用要求 GB3836.2-2000爆炸性气体环境用电气设备 第1部分：隔爆型“d”

GB3836.4-2000爆炸性气体环境用电气设备 第1部分：本质安全型“ｉ” GB4942.2 低压电器外壳防护等级

MT209 煤矿通信、检测、控制用电工电子产品通用技术要求 煤矿安全规程（2004）

第五篇：企业自备电厂并网流程

企业自备电厂并网流程

1、企业以文件形式，提出自建自备电厂并网申请至供电公司。

要求附带提供电厂可行性研究报告及评审意见和发改委关于允许投资建设热电联产电厂项目的批文。

2、公司计划发展与企业管理部收到申请后上报电力公司。

3、省电力公司批复后由计企部通知客户。

4、企业委托有资质的设计单位进行自备电厂接入系统设计方案，设计做到可研深度。要求提供设计单位的资质证明给公司计企部。

5、设计方案出台后，需经过由公司计企部组织初审。再由公司计企部上报评审意见至电力公司。

6、入系统意见。

7、公司批复后，企业委托有资质的设计单位设计接入系统初步设计方案。

8、公司组织评审，评审通过后，企业遵照图纸委托有资质的单位进行施工。

9、工程竣工后验收并提交验收报告。

10、企业提出对自备电厂进行并网运行安全性评价的申请至供电公司。

11、供电公司计企部负责组织相关部门对项目进行安全性评价，出具安评报告，合格后方可并网运行。