专利名称：二次再热直流锅炉-汽轮机dbc协调控制系统的制作方法
技术领域：
本发明涉及一种火电厂单元机组协调控制系统，特别是一种基于双向直接能质平衡机理的二次再热直流锅炉-汽轮机DBC协调控制系统，属于热工自动控制领域。
背景技术：
上世纪30年代到60年代，欧洲开发出了两种直流锅炉专利技术，即本生(Benson) 直流锅炉和苏尔寿(Sulzer)直流锅炉。同时，联邦德国、美国、原苏联等国家先后建造超临界直流锅炉试验台进行了大量的试验研究工作，其结果发现不仅超临界机组的效率更高， 超临界蒸汽也有其一定优越性。因此，吸引了当时经济发展快、电力需求高、竞争力较强的发达国家如美国、苏联、日本等大力发展超(超)临界参数的火力发电机组。1959年，容量为325MW、参数为36. 5MPa/654°C /566°C /566°C的二次再热超超临界机组在美国艾迪斯顿 (Eddystone)电厂投运，锅炉由美国燃烧工程公司(CE)设计制造，汽轮发电机组由美国西屋公司(Westinghouse)制造，机组控制系统则由当时美国著名的仪表制造商L&N公司提供，这也是迄今为止世界上设计参数最高的火力发电机组。但由于美国第一批投入商业运行的超超临界机组陆续暴露出了在可靠性和适应性等方面的诸多问题，其发展经历了一个先扬后抑的过程。到上世纪70年代中期，由于石油危机和环境因素等的影响，美国、法国等先进工业国家转而大力发展核电技术。1979年美国国内总共只订购了 18台锅炉，无论从锅炉的台数和容量看，都下降到I960年以来的最低水平，而且，这些机组全部是亚临界压力锅炉。而从70年代起，随着电子技术和计算机技术的迅猛发展，自动控制理论和工业自动控制系统进入了一个迅速发展的时期，尤其是计算机分布式控制系统DCS的出现，对电站自动化技术的发展起到了极大的促进作用。而L&N公司著名的DEB直接能量平衡协调控制系统(简称DEB协调控制系统，参见美国专利U. S. 3545207,U. S. 3802189,U. S. 3896623、 U. S. 4174618、U. S. 4213304)也是在这一时期提出的。在L&N公司汽包锅炉-汽轮机DEB 协调控制系统中，汽机侧主控回路稳定工况闭环调节功率，在机前压力偏差超死区时设计有压力拉回控制作用，锅炉侧主控回路则是以反映汽机对锅炉能量需求的能量平衡信号 PsXP1A3t作为锅炉侧的负荷前馈指令，热量信号Pi+KXdPD/dt作为燃料量反馈，将单元机组锅炉和汽轮发电机组这一相互影响的复杂多变量控制系统单向解耦，转化为单变量系统。系统固有保持机前压力等于其定值的能力，从而无需机前压力闭环校正回路。上世纪 80年代初，我国从美国CE公司和Westinghouse公司引进了亚临界燃煤火力发电机组设计制造技术，DEB协调控制系统也开始在国内的汽包锅炉-汽轮发电机组中得到了广泛的应田[1]
Ztd ο从上世纪80年代起，美国火力发电技术的研究重心更多地转向了效率更高的联合循环发电技术。因此，尽管在上世纪的后三 四十年里，美国在传统火力发电技术领域的研发和应用一直处于世界领先地位，但其后的发展速度相对缓慢，逐渐失去了原有的优势， 一些著名的电站设备制造厂商纷纷兼并重组。包括美国L&N公司也数度易手(现为Metso公司)，虽然其DCS产品仍在发展，由MAX-I过渡到MAX-1000，并发展为现在的maxDNA，但其在机组协调控制系统方面的研究到上世纪80年代后期就基本停滞不前了 [2]。美国的大型电站锅炉制造技术逐步转移到欧洲、日本等国家之后，在这些国家得到了进一步的开发推广，并围绕美国巴布科克·威尔科克斯公司(B&W)、美国燃烧工程公司(CE)和美国福斯特·惠勒公司(FW)的电站锅炉制造技术形成了三个各具特色的技术流派。上世纪70年代，随着锅炉材料和制造工艺的成熟，尤其是欧洲开发出了目前被广泛应用的、更适合于变压运行的螺旋管圈膜式水冷壁直流锅炉之后，超临界机组进入了一个新的发展时期。基于技术沿袭和连贯性，以Siemens、ABB、Bailey、MHI, Hitachi等为代表的欧洲和日本著名厂商，以及美国ffestinghouse、Foxboro公司等在超临界机组控制技术方面都已自成体系，更侧重于在其传统的单元机组协调控制系统方案上加以完善和优化，因此Metso公司近年来无论是在控制功能还是硬件产品的应用上都受到了很大的局限，也制约了其技术的突破。尽管Metso公司在其DEB-400的资料中将早期的超临界直流锅炉_汽轮发电机组协调控制方案也纳入其中[3]，却并没有显示出比其专利技术的汽包炉单元机组DEB协调控制系统方案更显著的特点，仅保留了以PsXP1A3t作为能量平衡信号的技术特征。上世纪末到本世纪初，上海、东方、哈尔滨等主要电站设备制造集团先后从国外引进了超临界火力发电机组的设计和制造技术。1992年，我国第一台超临界参数火力发电机组在上海石洞口二厂成功投入商业运行。截止2011年底，我国投产的超临界机组已逾数百台，百万等级超超临界机组也达到了 41台，数量已居世界第一。超临界参数火力发电机组由于蒸汽工质本身的热物理特性决定了其只能采用直流锅炉。与汽包锅炉相比较，直流锅炉的主要特点是汽水流程中没有作为汽水固定分界点的汽包，工质依靠给水泵的压头一次性通过锅炉蒸发受热面和过热受热面。同时，现代超临界机组一般都设计采用变压运行方式。这时，锅炉工质会从亚临界变化到超临界状态，其间工质物性会发生显著变化。在亚临界时，工质的加热区段有热水段，蒸发段和过热段；随着锅炉运行压力升高，汽化潜热减少，当运行参数达到或超过临界点(压力22. 115MPa、温度374. 15°C )时，水直接变为蒸汽，汽化潜热为零。至此，锅炉内的工质不再有汽液两相共存的蒸发段。超临界机组这种复杂的热力学特性导致机组协调控制系统各主要控制变量之间具有维数更高的非线性和时变、强耦合特性，简单采用类似于亚临界汽包锅炉-汽轮发电机组协调控制系统2X2阶的解耦设计方案已无法满足直流锅炉-汽轮发电机组运行控制的需要。由于无法像汽包锅炉-汽轮发电机组那样选取一个类似汽包压力Pd那样能够综合反映机炉能量和质量动态平衡的测量信号，在目前的实际工程应用中，各种经典的直流锅炉-汽轮发电机组协调控制系统所采用的方案仍是通过选择被控对象各输入量和输出量的匹配，按单变量控制方法设计各自的闭环调节回路，然后设置解耦因子来实现各个并行的调节回路之间响应性能与解耦程度之间的折衷⑷。也就是设计为以锅炉跟踪为基础的协调控制系统(CBF)或以汽轮机跟踪为基础的协调控制系统(CTF)。在这两种经典的协调控制系统设计方案中，汽轮机和锅炉侧的调节回路将分别控制汽轮发电机组的输出功率Nt和汽轮机机前压力Ρτ，或反之。这种采用机组输出功率Nt、汽轮机机前压力Pt和锅炉出口蒸汽温度Tb作为协调控制系统控制变量的设计方案又常称为间接能量平衡协调控制系统 (或直接指令平衡协调控制系统DIB)。 中国专利CN101988697A给出了根据被控参数的变化在上述两种传统的协调控制系统模式之间进行智能自适应切换的方法，在变负荷和稳定运行时能自动选择较理想的运行控制模式；中国专利CN101509656则提出了一种在传统设计方案基础上增加燃烧率和给水增量观测器，以改善现有的超临界直流锅炉综合型协调控制系统控制品质的方法。
一般地，直流锅炉-汽轮发电机组协调控制系统被控对象可简化为一个3 X η维多输入输出模型，这个模型反映了被控对象的基本耦合特征和并行调节回路的设计特点。其中输入分别为锅炉燃烧率指令，锅炉给水流量指令和汽机功率(或调门开度)指令；当η取 5时其被控对象模型的输出一般为汽轮发电机组输出的实际功率Nt、汽轮机机前压力Pt、锅炉出口蒸汽温度ΤΒ、直流锅炉中间点温度Tm和锅炉燃水比。其中，直流锅炉中间点温度Tm是直流锅炉运行过程中一个重要的监控参量，但对超临界直流锅炉，其变压运行时工质将从亚临界过渡到超临界状态，因此，中间点温度的变化具有更明显的非线性特性。在亚临界参数下，要保证该点的温度具有一定的过热度，以防止过热器进水，而进入超临界状态，则既要保证工质的大比热区尽可能地离开强辐射受热区域；又要兼顾中间点温度控制特性的双向线性度和对称度。加之中间点温度本身的大滞后特征，与汽包锅炉中的汽包压力信号Pd相比，并不能很好地直接表征为直流锅炉的能量平衡信号。燃水比也是直流锅炉最重要的一个控制变量。通常设计采用锅炉燃水比信号来作为直流锅炉燃料和给水间的静态平衡因子。但在锅炉煤质变化较大，发热量偏离设计值时， 燃水比信号的校正作用将随之偏离，仍需要通过中间点温度等Tm信号进行多级校正。为了克服各种干扰和不确定因素对协调控制系统调节品质的影响，一些国外技术支持厂商提供的直流锅炉控制策略中在锅炉给水流量控制回路中引入了锅炉蒸发受热面焓差信号来进行燃水比的修正，但其协调控制系统的结构仍然和前面所述相同[5]；国内也有研究者对超超临界机组热量信号问题进行了分析，套用了类似汽包锅炉-汽轮发电机组 DEB协调控制系统的设计思想来完善直流锅炉-汽轮发电机组协调控制系统[6]，但并没有给出一个能够在工程中应用的完整控制方案。德国Siemens公司则提出了一种采用凝结水节流的直流锅炉协调控制系统方案，充分利用整个热力系统的蓄质和蓄能来提高机组的响应能力，但该方案的实施要求整个热力系统本身予以匹配[7]。美国专利U. S. 4909037给出的直流锅炉控制系统设计方案用一个磨煤机的模型取代了汽包炉DEB协调控制系统中汽包压力的微分信号来作为锅炉能量信号，但磨煤机本身是锅炉设备中动态不确定性最大的一个，采用试验获得这个精确的模型是相当困难的。中国专利CN101922317A则给出了一个与现有DEB协调控制系统技术文献极为相近的“超临界机组直接能量平衡协调控制系统” 的原理性表述。其附图
中的“能量平衡信号模块”输出至一个“电压补偿模块”，并将其引入到“锅炉输入协调模块”作为机炉直接能量平衡信号，这个语义不详的“电压”信号显然有悖于工艺过程的基本物理机理。比对该专利中其它多处不甚准确的专业词汇表述及对相关文献检索后发现，应是对DEB协调控制系统英文技术文献中“汽压”信号的译误[3]。有了上世纪80年代初技术引进和消化吸收形成的技术基础，加之国外技术支持厂商提供的典型设计方案作为参考，近年来国内新建的一大批超临界机组控制系统绝大多数都由国内相关企业自主完成工程设计和应用。但由于部分国内自动化厂商对直流锅炉控制机理和控制策略的了解和研究并不深入，这些机组的设计方案多为国外参考方案的简单拷贝。加之国内新建机组基建调试周期短，极少安排必要的调整试验，为了赶工期而对原有设计无谓删减的现象也多有发生，造成实际投运的部分超临界机组控制功能缺乏完整性和规范性，与以往亚临界机组控制水平相比并未有实质性的提高。而国外技术支持厂商提供的一些参考设计方案本身就是上世纪80年代末期的典型设计，在一些新建超超临界机组的投运过程中，其自身也发现了其中的一些技术问题，由于该部分技术始终未能作为设计制造技术引进的重点，无论是国外技术支持厂商还是锅炉制造厂均没有提供进一步的技术支持和服务。由于直流锅炉的蓄能和蓄质都远小于汽包锅炉，因此，尽管直流锅炉-汽轮发电机组从热力系统角度看具有更好的负荷调节特性，但主要控制参数的变化幅度和速率也更大，加之运行参数高，安全裕度小，其控制特性的优劣很大程度上限制了机组的变负荷适应性。尤其是针对国内火电厂单元机组运行负荷变化频繁，煤质变化较大等实际情况，工程上迫切需要一种满足直流锅炉-汽轮发电机组运行控制特点的协调控制系统实现方法。有鉴于此，本发明申请人在上海市科技创新专项的工作中，对直流锅炉-汽轮发电机组的控制机理及其设计特性参数进行了深入的研究和分析。在以往的亚临界汽包锅炉-汽轮发电机组中，机炉间工质的质量平衡是通过汽包水位三冲量控制回路独立实现的，汽包锅炉自然循环蒸发受热面本身也具有流量自补偿特性。因此，充分利用其蓄质蓄能大的特点，在能量侧实现单向解耦是亚临界汽包锅炉-汽轮发电机组DEB协调控制系统设计的精髓。而直流锅炉的循环倍率为1，其工质的质量(流量)和工质的能量(总焓)是直接关联的，具有与汽包锅炉完全不一样的控制特性。对直流锅炉-汽轮发电机组而言必须首先解决机炉间流量的平衡。也就是说，其协调控制系统设计的关键是质量和能量耦合特性间的动态解耦，而不仅仅是简单地找寻一个能量平衡信号。直流锅炉-汽轮发电机组协调控制系统是一种与现有DEB协调控制系统原理迥异的双向直接能质平衡协调控制系统(Double Direct Energy and Quality BalanceCoordinated Control System，DBC)，以往机械参照DEB协调控制系统的设计思想和分析并不完全适合直流锅炉-汽轮发电机组。同时，对不同的机组类型，在其控制机理基础上，也需要根据其具体技术特性设计不同的选择方案。在对被控对象物理机理和设计特性进行计算分析和仿真研究的基础上，本发明申请人提出了一种直流锅炉-汽轮发电机组直接能质平衡协调控制系统的设计思想(中国专利CN102323748A)，该发明针对包括采用全周进汽模式的超临界汽轮机组，无调节级叶片，因而也不存在DEB协调控制系统中PsXP1A3t信号的各种机炉配置型式给出了一种适应性更好的直流锅炉-汽轮发电机组协调控制系统的动态递阶解耦控制方案，并在实际工程中得到了成功应用，取得了预期效果。但迄今为止，国内目前在建和在役的火力发电机组全部为一次再热机组。而据不完全统计，全世界至少已有52台二次再热超(超)临界机组投入运行。其中德国共投运11台二次再热超(超)临界机组，1台机组为燃油和天然气锅炉，1台机组为燃煤锅炉，另外两台机组燃料情况不明；美国共投运23台二次再热超(超)临界机组，其中5台机组为燃重油锅炉，2台机组为燃油和天然气锅炉，其它16台为燃煤锅炉；日本共投运13台二次再热超(超)临界机组，其中11台机组为燃重油锅炉，2台机组为燃天然气锅炉；另外丹麦分别有2台二次再热超超临界机组，分别为1台燃煤机组和1台燃天然气机组。上述的大多数二次再热机组的投运时间都在上世纪60 70年代，八、九十年代投运的二次再热机组明显减少。由于二次再热机组要比相同条件下的一次再热机组热效率高2 %左右，随着燃料成本及环保压力的不断上升，近年来，国际上又重新开始注重对二次再热机组的研发。从热力循环效率和整体经济性等方面综合分析，二次再热技术更适用于主蒸汽压力达到27MPa以上的超超临界机组。欧盟、美国和日本的700°C及以上参数的超超临界机组技术方案中无一例外地选择了二次再热技术[8] [11]。而代表清洁燃煤技术发展方向之一的700°C先进超超临界机组也已经列入我国能源发展“十二五”规划，并组成了产学研用技术联盟及启动了相关的重大科技攻关计划。由于采用了二次再热，与一次再热机组相比，机组的结构和运行控制都更为复杂。从控制的角度看，由于锅炉再热吸热量的份额明显提高，二次再热部分受热面和管道的容积滞后比一次再热机组显著增加，同时，由于汽轮机再热高、中、低压缸的输出功率占到了整个机组的2/3以上，而且还有可能采用双轴布置，形成类似一炉两机的单元制结构形式，使得机组的控制特性与一次再热机组相比存在着明显的差异。从整台机组热力系统集成优化的角度考虑[12]，在锅炉预热和汽轮机回热系统等处都会采用节能优化设计，使得整个回热系统在运行中呈现出更复杂的多态性，也不能简单地参照一次再热机组那样将汽轮机被控对象仅视作一个快速动力学过程。这些都使得二次再热直流锅炉-汽轮发电机组的机炉内部能量和质量的平衡特性都与一次再热机组有了很大的不同，在机组协调控制系统设计中必须进一步加以改进和完善。因此，本发明申请人在现有技术的基础上，根据国内首台二次再热直流锅炉-汽轮发电机组的设计方案，提出了一种能够充分适合其特点的DBC协调控制系统。参考文献[1]郑昶，曹在基· DEB协调控制系统[J],动力工程，1989，(04) :1_9[2]George Keller ΡΕ, Bryan Baker and Russell J. Jones. Innovative boilermaster design improves system response[J]. POWER, February 15,2007[3]DEB Coordinated Control for Supercritical 0TSJ[Z]· Metso 公司技术资料，A-731，[4]夏明，张惠娟.机组协调控制系统结构对控制性能影响分析[C].中国电机工程学会高效清洁燃煤机组协作网年会.2008. 10.南京[5]刘潇，曹冬林，丁劲松.外高桥1000MW超超临界机组闭环控制系统设计[J].中国电力，2006，39 (3) 70-73[6]孙群丽，李家川，王钊，马育苗.超超临界机组热量信号构造研究[J].热力发电，2009，38 (9) 37-39[7]姚峻，陈维和.900丽超临界机组一次调频试验研究[J]·华东电力，2006，34(8) 84-87[8]朱宝田，周荣灿.进一步提高超超临界机组蒸汽参数应注意的问题[J].中国电机工程学报，2009，四(S) =95-100[9]叶勇健，申松林.欧洲高效燃煤电厂的特点及启示[J].电力建设，2011，32(1) 54-58[10]Sven Kjaer,Frank Drinhaus. A modified double reheat cycle//[C]. ASME 2010Power Conference[11]龙辉，严舒，王盾.超超临界机组设计技术集成化发展探讨[J].电力建设· 2011,32(02) 71-7
发明内容
本发明针对现有技术的局限和二次再热机组的特点，提出了一种适合二次再热直流锅炉-汽轮机组协调控制系统的实现方法，针对二次再热直流锅炉-汽轮发电机组协调控制系统大滞后和多变量耦合特性，利用被控对象本身能量和质量的双向直接平衡机理， 以及各个受热面焓增变化的加权动态补偿和汽轮机再热参数的修正来优化二次再热直流锅炉-汽轮机发电机组被控对象的功率输出响应和汽压、汽温等主要被控参数间的动态解耦。本发明的详细技术方案是由以下方法具体实现的分别采用直接能量平衡机理实现其汽轮机功率调节回路1与锅炉燃烧调节回路3间的动态解耦；采用直接质量平衡机理实现其汽轮机功率调节回路1与锅炉给水调节回路2间的动态解耦，同时，当动态过程中机炉出现能量或质量失衡时，非对称约束回路4将对上述回路中的相关信号进行限幅，具体是按照以下步骤实现的步骤(一)汽轮机功率调节回路1的控制输入为机组功率指令信号ULD和机组实际功率Nt之差ΔNt = ULD-Nt,即汽轮机功率指令μ τ = PID (ΔNT-f (Hm))其中，PID (ANT-f(HM))是汽轮机功率调节回路1的比例_积分-微分控制器， f(HM)为机侧能量修正系数，Hm为锅炉蒸发受热面焓增；步骤(二)选取汽轮机一级压力P1、二次再热直流锅炉各受热面焓或焓增Hi的微
分、锅炉中间点压力Pm的微分诸项之和Α+ ； KXc^Z^iATpXitfVW作为锅炉的热量信
)=1
号％，并将其与代表汽轮机对锅炉能量需求的能量指令信号Dq = PsX APeXP1ZPt相比较， 作为锅炉燃烧调节回路3的控制输入，即锅炉燃烧率指令
权利要求
1.一种二次再热直流锅炉-汽轮机DBC协调控制系统，其特征在于分别采用直接能量平衡机理实现其汽轮机功率调节回路(1)与锅炉燃烧调节回路(3)间的动态解耦；采用直接质量平衡机理实现其汽轮机功率调节回路(1)与锅炉给水调节回路O)间的动态解耦，同时，当动态过程出现机炉能量或质量失衡时，非对称约束回路(4)将对上述回路中的相关信号进行限幅，具体是按照以下步骤实现的步骤(一)汽轮机功率调节回路(1)的控制输入为机组功率指令信号ULD和机组实际功率Nt之差Δ Nt = ULD-Nt,即汽轮机功率指令Ut = PID ( Δ NT-f (Hm))其中冲10(八&4(4))是汽轮机功率调节回路(1)的比例-积分-微分控制器，f (Hm)为机侧能量修正系数，Hm为锅炉蒸发受热面焓增；步骤(二)选取汽轮机一级压力P1、二次再热直流锅炉各受热面焓或焓增Hi的微分、OT锅炉中间点压力Pm的微分诸项之和Α+Σ KX^M^^^X^Vd作为锅炉的热量信号/=1Qb，并将其与代表汽轮机对锅炉能量需求的能量指令信号Dq = PsX APeXP1ZPt相比较，作为锅炉燃烧调节回路(3)的控制输入，即锅炉燃烧率指令Pb = PID (Φ+f(ULD)-B)Φ = Dq-Qb其中，PID(Φ+f (ULD)-B)是锅炉燃烧调节回路(3)的比例-积分-微分控制器，Φ为直接能量平衡信号，P1为汽轮机高压缸调节级压力，也称为一级压力；PT*PS分别是汽轮机机前压力及其设定点，△ Pk为反映再热压力和汽轮机排汽压力变化的能量指令修正系数；B为锅炉给煤量信号成和Kp分别是二次再热直流锅炉的工质蓄热系数和金属蓄热系数；f (ULD)为机组功率指令前馈；步骤(三)以锅炉燃水比信号δ作为机组的直接质量平衡信号，其输入为汽轮机功率指令μ τ，即锅炉给水调节回路⑵为锅炉给水流量指令μ w = PID ( δ ( μ T) -D+f ( Δ Ρτ))其中:PID(5 ( μ τ)-D+f (Δ Pt))是锅炉给水调节回路(2)的比例_积分-微分控制器，δ (μτ)是锅炉燃水比信号，D是锅炉给水流量，f (ΔΡΤ)是压差修正系数，ΔΡΤ = Ps-Pt ；步骤(四)当能量与质量失衡时，非对称约束回路(4)将对锅炉的工质蓄热系数Ki进行限幅，从而动态自适应调整各微分项ClHiMt的作用强度。
2.如权利要求1所述的一种二次再热直流锅炉-汽轮机DBC协调控制系统，其特征在于步骤(四)中的非对称约束回路(4)具体是由以下步骤实现的
3.如权利要求1所述的一种二次再热直流锅炉-汽轮机DBC协调控制系统，其特征在于该方法同样适合作为一次再热直流锅炉-汽轮发电机组，具体是按照如下方法实现的取m = 1，并选择直流锅炉蒸发受热面的焓增微分信号作为锅炉的热量信号( 的因子，且令Δ Pk 三 1，即Φ = Ps X P1ZPt- (Pi+KM X dHM/dt+KP X dPM/dt)，KM、KP 分别是一次再热直流锅炉的工质蓄热系数和金属蓄热系数。
4.如权利要求1和权利要求3所述的一种一、二次再热直流锅炉-汽轮机DBC协调控2制系统，其特征在于当汽轮机采用滑压全周进汽，未设置调节级叶片时，P1可以用锅炉蒸汽流量G代替，；即汽轮机侧的热量指令信号为Dq = GX ΔΡεΧΡ5/Ρτ ；锅炉侧的热量信号为
全文摘要
本发明公开了一种二次再热直流锅炉-汽轮机协调控制系统的实现方法，该方法通过对二次再热汽轮机对锅炉能量需求的能量指令信号和分别代表二次再热直流锅炉能量和质量平衡的热量信号及燃水比信号构成的双向直接能质平衡协调控制系统，实现了单元机组的动态解耦控制，同时，考虑到二次再热机组的复杂特性，设计了锅炉特征点热量的动态加权补偿、汽机压力校正以及非对称约束自适应校正等补偿环节，有效地提高了带二次再热的火电厂单元机组的调节品质。
文档编号G05B13/04GK102566433SQ20121002691
公开日2012年7月11日 申请日期2012年2月8日 优先权日2012年2月8日
发明者丁怡若, 叶敏, 吴乃新, 徐雪元, 杜骏, 贺贤峰 申请人:上海迪吉特控制系统有限公司, 上海锅炉厂有限公司