1、 第十四章第十四章 发电厂电气控制、测量与信号发电厂电气控制、测量与信号大容量机组由于参数的提高、系统的复杂，因而在运行中需要监视的参数和操作的项目大量增加。300600MW机组，需要监视的参数有1000个以上，操作项目有500个以上。如果用常规仪表及运行人员手动操作，其紧张程度是可想而知的。参数变化的快速性、操作的多样性和急迫性，稍一疏忽，就可能造成重大事故。所以随着大机组的发展，以计算机为核心的监视和控制自动化系统是大机组所必需的。以计算机为核心的监视和控制自动化系统功能： (1)监测系统，又称数据采集系统(DAS)。它能每秒钟将全厂1000多个仪表量(如压力温度、电流、水位等)和1000
2、多个开关量(如开关的通断、阀门的开闭等)自动巡回检测自动巡回检测一次。 参数越限，报警参数越限，报警、打印打印；还能在屏幕上显视显视几十幅系统图，供运行人员选择，并具有操作指导功能。 DAS还有事故分析功能，顺序记录 。事故发生时，能以1ms的分辨率，打印出各个信号发出的先后顺序，并打印出每个参数的变化过程。定期制表，按时、日、月打出各个参数，包括最大值，最小值、平均值、累计值。(2)控制系统，包括分布式微机控制系统(DCS)、数字电液控制系统(DEH)、协调控制系统(CCS)、程控系统(SCS)等。它能使汽轮发电机组自动冲转、升速、暖机、升电压、同期、并网、带负荷，并能按照运行人员的指令，自
3、动改变到某一目标负荷。 CCS可以将汽机和锅炉作为一个整体，协调地调节负荷，使各项参数达到最优值。 当某一辅机故障时，能自动降低负荷到预定值(RUNBACK)；当甩负荷时，能快速返回到空负荷，维持厂用电(FCB)。 第一节第一节 发电厂的控制方式发电厂的控制方式 大机组发电厂的控制方式可分为单元控制兼网络控制大机组发电厂的控制方式可分为单元控制兼网络控制室及单元集中控制室与网络控制室相互独立的两种类型。室及单元集中控制室与网络控制室相互独立的两种类型。 一、单元控制室及网络控制室的控制方式 600MW发电机组，通常将一个单元的机、炉、电的所有设备和系统集中在一个单元控制室控制。 在单元控制室内
4、电气部分控制的设备和元件主要有：汽轮发电机及其励磁系统、主变压器、厂高变、高压厂备变或启备变压器、高压厂用电源、主厂房内采用专用备用电源的低压厂用变压器等。 全厂共用的设备，集中在第一单元控制室控制，而其他单元控制室也有必要的信号及调节手段。 采用单元制方式的发电厂： 当高压网络出线较少或远景规划明确时，网控部分可设在第一单元控制室内， 当高压网络出线较多或配电装置离主厂房较远时，一般另设网控室。高压网络采用一个半断路器接线时，发电机一变压器组设备较为重要，为防止误操作，与此有关的两台断路器，集中在单元控制室控制。 二、单元控制室的布置二、单元控制室的布置 大型电厂单元控制室通常设计成单机一控
5、或两机一控。 控制室内的布置，对两机一控单元控制室，炉机电屏(BTG)的布置多采用门型布置；两台机组控制屏的布置，按相同的炉、机、电顺序排列。 当在单元控制室布置网控屏时，一般将网控屏布置在第一单元控制室两台机组控制屏的中间。网络部分的继电保护、自动装置和变压器屏布置在继电器室内，发电机组的调节器、保护设备、自动装置及计算机等布置电子设备室内。 600MW机组的大型电厂，通常将集散系统的CRT布置在炉机电屏(BTG)的前面，以便通过CRT实现全厂的控制监视。图14-1为一种有两台600MW机组，单元控制室与网控室合一的平面布置方式。从值长台看去，BTG屏、网控屏呈门型，网控屏在中间。三、网控屏
6、屏面布置 控制屏上一般有开关控制手柄或按钮、指示灯、光字牌、仪表、调节手柄等设备。操作设备与安装单位的模拟接线相对应，功能相同的操作设备，布置在相对应的位置上，操作方向全厂应一致。 图14-2为网控屏屏面布置的一种布置型式。 第二节 断路器控制 一、断路器控制方式按其操作电源，可分为强电控制与弱电控制两种，前者一般为110V或220V电压，后者为48V及以下电压；按操作方式，可分为一对一控制和选线控制两种。 根据不同特点，强电控制一般分为下列三类： (1)根据控制地点，可分为集中控制与就地控制两种。 (2)按跳、合闸回路监视方式，可分为灯光监视和音响监视两种。 (3)按控制回路接线，可分为控制
7、开关具有固定位置的不对应接线与控制开关触点自动复位的接线两种。弱电控制方式有以下两类： (1)弱电一对一控制。重要的电力设备，如发电机一变压器组、高压厂用变压器及启动备用变压器等，其重要性较高，但操作概率较低，宜采用一对一控制。 (2)弱电选线控制。常用的选线方式有按钮选线控制、开关选线控制和编码选线控制等方式。 大型发电厂高压断路器多采用弱电一对一控制方式，断路器跳、合闸线圈仍为强电，两者之间增加转换环节。这样设计，控制屏能采用小型化弱电控制设备、操动机构强电化、控制距离与单纯的强电控制一样。一次设备及一次系统 一次设备有：发电机、变压器、断路器、隔离开关、电抗器、电力电缆以及母线、输电线路
8、等。 由这些设备按一定规律相互连接构成的电路称为一次接线或一次系统，它是发电、输变电和配电的主体。 二次设备及二次系统 二次设备包括监察测量仪表、控制及信号器具、继电保护装置、自动装置、远动装置等。这些设备通常是由电流互感器、电压互感器、蓄电池组或厂（所）用低压电源供电。 表明二次设备互相连接关系的电路称为二次接线或二次系统。 二次接线图： 原理接线图、展开接线图和安装接线图。文字代号和图形符号文字代号和图形符号1文字代号 在设备或元件的图形符号上方或其近旁，用字母表示出其名称。 如：断路器 QF 、 隔离开关QS、接地刀闸QSE ，避雷器F、 熔断器FU 、 电流继电器KA、电压继电器 KV
9、、电流互感器 TA、电压互感器 TV等 新符号 老符号2图形符号 在原理图或展开图中所采用的设备及元件，通常都用能代表该设备及元件特征的图形来表示，使读者一看到图形便能联想到它所代表的特征。电流互感器 有两个铁芯和两个二次绕组 新 旧 继电器、开关 常开(动合)触点 常闭(动断)触点 图10-1 10kV线路过电流保护原理接线图图中：TA-电流互感器；KA1、KA2-电流继电器；KT-时间继电器；KS-信号继电器；QF-断路器及其辅助触点；YR-跳闸线圈；QS-隔离开关二、原理接线图二、原理接线图u原理接线图：是用来表示继电保护、测量仪表和自动装置等工作原理的一种二次接线图。u特点：二次回路中
10、的元件及设备以整体形式表示，同时将相互联系的电气部件和连线画在同一张图上，给人以明确的整体概念。u特点：将每套装置的有关设备部件解体，按供电电源的不同分别画出电气回路接线图，如交流电流回路、交流电压回路和直流回路分开表示。于是，同一个仪表或继电器的电流线圈、电压线圈和接点分别画在不同的回路里，为了避免混淆，将同一个元件及设备的线圈和结点采用相同的文字标号表示。三、展开接线图三、展开接线图u展开接线图（简称展开图）：用来说明二次回路的动作原理，在现场使用极为普遍。图10-2 10kV线路过电流保护展开接线图图中：WAS-事故音响信号小母线；WC-控制电路电源小母线u安装接线图包括屏面布置图、屏背
11、面接线图和端子排图三个组成部分，它们相互对应，相互补充。屏面布置图：说明屏上各个元件及设备的排列位置和其相互间距离尺寸的图，要求按照一定的比例尺绘制。四、安装接线图四、安装接线图u安装接线图是制造厂加工制造屏（屏盘）和现场施工安装所必不可少的图，也是运行试验、检修和事故处理等的主要参考图。图10-3 10kV线路过电流保护安装接线图：盘面布置图屏背面接线图：在屏上配线所必需的图，其中应标明屏上各设备在屏背面的引出端子之间的连接情况，以及屏上设备与端子排的连接情况。端子排图：表示屏上需要装设的端子数目、类型及排列次序以及它与屏外设备连接情况的图。图10-3 10kV线路过电流保护安装接线图：盘后
12、接线图屏背面接线图和端子排图必须说明导线从何处来，到何处去，以防接错导线。我国广泛采用“相对编号法”，例如甲、乙两个端子需用导线连接起来，则在甲端子旁边标上乙端子的编号，而在乙端子旁边标上甲端子的编号；如果一个端子需引出两根导线，那么，在它旁边就标出所要连接的两个端子编号。图10-3 10kV线路过电流保护安装接线图：端子排图二、对二、对500kV断路器控制回路的要求断路器控制回路的要求 (1)满足双重化的要求。通常，500kV断路器的操动机构，都配有两个独立的跳闸回路，两跳闸回路的控制电缆也分开。(2)跳、合闸命令应保持足够长的时间。为确保断路器可靠地跳、合闸，即一旦操作命令发出，就应保证整
13、个跳闸或合闸过程执行完成。(3)有防止多次跳合闸的闭锁措施。即跳、合闸操作命令一旦发出，只容许断路器跳、合闸一次。这就是所谓的断路器“防跳”措施，在500kV断路器的控制接线中，常用的“防跳”接线有两种，一种是采用串联“防跳”，另一种是并联“防跳”。(4)对跳合闸回路的完好性要能经常监视。(5)能实现液压、气压和SF6浓度低等状态的闭锁。6)应设有断路器的非全相运行保护。在500kV系统中，断路器出现非全相运行的情况下， 因出现零序电流，有可能引起网络相邻段零序过电流保护的后备段动作，而导致网络的无选择性跳闸。所以，当断路器出现非全相状态时，应使断路器三相跳开。 (7)断路器两端隔离开关拉合操
14、作时应闭锁断路器操作回路。 信号系统与测量系统信号系统与测量系统 一、信号系统 按信号的性质可分为以下几种： 1)事故信号表示发生事故，断路器跳闸的信号。 2)预告信号反映机组及设备运行时的不正常状态。 3)位置信号指示开关电器、控制电器及设备的位置状态。 4)继电保护和自动装置的动作信号。 5)全厂事故信号当发生重大事故时，通知各值班人员坚守岗位、加强监视，并通知有关人员深入现场进行紧急处理。 按信号的表示方式可分为：光信号和声音信号。光信号又分为平光信号和闪光信号以及不同颜色和不同闪光频率的光信号。声音信号又分为不同音调或语音的声音信号。 2事故信号和预告信号 事故信号和预告信号合称为中央
15、信号。信号系统由单个元件构成积木式结构，接受信号数量没有限制。 信号装置采用微机闪光报警器，除具有普通报警功能外，还具备对报警信号的追忆、记忆信号的掉电保护、报警方式的双音双色、报警音响的自动消音等特殊功能。装置的显示部分(光字牌)采用新型固体发光平面管(冷光源)。该装置的特殊功能分述如下： 1)双音双色：光字牌的两种颜色分别对应两种报警音响，从视觉、听觉上可明显区别事故信号与预告信号。报警时，灯光闪光，同时音响发声；确认后，灯光平光，音响停；正常运行为暗屏运行。 2)动合(常开)、动断(常闭)触点可选择。 3)自动确认：信号报警若不按确认键，能自动确认，光字牌由闪光转平光、音响停止，自动消音
16、时间可控制。4)通信功能：控制器具有通信线，可与计算机进行通信。5)追忆功能：报警信号可追忆，按下追忆键，已报警的信号按其报警先后顺序在光字牌上逐个闪亮(1个s)，最多可记忆2000个信号，追忆中报警优先。6)清除功能：7)掉电保护功能：记忆信号可保存60天。8)触点输出功能：在报警信号输入的同时，对应输出一常开触点，可起辅助控制的作用。二、测量系统二、测量系统 大型电厂，一般设有远动装置或采用计算机、微处理机实现监控。其模拟输入量都为弱电系列。测量表计直接接在变送器的输出端，经弱电电缆送到控制室的毫安表或毫伏表上(表的刻度按一次回路的电流互感器变比折算到一次电流)。常规电气计量仪表有电流表、
17、电压表、有功功率表、无功功率表、频率表、有功电能表、无功电能表、功率因数表等，这些仪表都是由变送器输出到DCS系统通过CRT显示。 第四节第四节 电能计量功能电能计量功能 电能计量功能，在电能作为商品走向市场的进程中发挥着重要的作用。 随着电力行业体制改革不断深化，电网的运营和管理正逐步向市场开放，为了实现公平、公正、公开的电力交易原则，电能计量系统的重要性，比以往任何时候都更加突出。 电能计量系统，主要实现电厂上网、下网和联络线关口点电能的计量，分时段存储、采集和处理，为结算和分析提供基本数据。若为计量计费系统，则还应包括对各种费率模型的支持和结算软件。一、电能计量系统设计原则 1电能计量系
18、统应成为一个独立完整的系统保证电能量的采集、传送、处理过程的可靠性、唯一性、准确性和连续陛。 2电能量采集对同时性要求较高 电能计量系统只是一个准实时系统，同时性要求较高，采集周期应满足分时段计量精度要求。其传送周期应满足结算和统计报表的要求，一般以h计。3电能量采集精度要求高 电能量是一个累计值，对售电和用电双方来说，此累积值就是经济上的“盈或亏”。因此，宜使用0.2级及以上精度的电能表计。 4数据源唯一性原则 (1)关口点的设置，要遵循唯一性原则，不能出现多数据来源的情况。 (2)为确保存储数据的唯一性，任何单位和个人，不能随意修改原始数据，对数据库的修改，须经有关各方同意，并打上永久性标
19、志。 (3)计费模型惟一性。5软件高可靠性原则6计费关口点设置原则 (1)发电厂上网电能量，应设置计费关口点(通过发电厂母线的电能量应设置计费关口点)。(2)下网电能量，应设置计费关口点(用于负荷预测计算和某些考核功能)。 (3)跨省、区电能量交易，应设置计费关口点(一般设置在联络线的两侧)。 (4)过网电能量应设置计费关口点，单独计算过网费的子网、线路及变电站应设置相应的计费关口点。 (5)直供(或允许直接从市场上购买)用户(或零售商、配电公司)应设置计费关口点。 (6)按实际需要可设置无功电能量计费关口点。二、接入方案 1与EMSSCADA的接入方案 (1)统一平台模式。电能计量系统，应与
20、能量管理系统(EMS)和监控与数据采集系统(SCADA) (Supervisory Control And Data Acquisition)运行在统一的软件平台上。(2)互联模式。电能计量系统与已有的EMSSCADA系统，互为独立系统，可以是不同的软、硬件平台，相互之间联结，称为互联模型。2终端(表计)接入方式 (1)电能表直接接入方式。电能表内置MODEM，经公用电话交换网，直接接入主站系统直接接入主站系统，或由RS485RS232C串口与数据网络连接，将信息接入主站系统。 (2)计量终端接入方式。电能表以脉冲或经RS-485RS-232接入计量终端，计量终端经MODEM或网络接入设备，通
21、过公用电话网或数据网接入主站系统。 (3)终端服务器接入方式。电能表经终端服务器，通过数据网接入主站系统。 (4)混合接入方式。以上三种接入方式的混合方式为混合接入方式。四、发电厂报价辅助决策系统 针对发电企业面临的市场竞争，为适应电网商业化运营的需要，满足发电厂竞价上网的要求，发电厂可配置一套发电报价决策系统，为参与电力市场运营和“竞价上网”提供技术条件。随着电力市场的逐步完善，系统还能逐步开发和实现成本分析、市场分析、电厂最优发电计划、市场边际价格预测、风险分析和决策、结算和评估，以及电量考核等功能。还可以让网上的大用户直接向发电厂协议购电。发电报价决策系统，是一套满足电力市场环境下，发电
22、公司运营需求而开发的软件系统。为“厂网分开、竞价上网”提供了优化申报报价曲线的解决方案发电报价决策系统，还司以集成其他功能，如结算核算、数据查询、经济指标分析等功能，以满足发电企业的需要。报价决策系统框图，见图144。第五节第五节同期与同期装置同期与同期装置 一、概述 大容量机组与电网并列，通常采用准同期方式。 准同期并列的基本要求是： (1)投入瞬间，发电机的冲击电流和冲击力矩不超过允许值。 (2)系统能把投入的发电机拉人同步。 准同期并列，在待并发电机与系统相序一致的前提下，其理想条件是： (1)待并发电机与系统频率相等。 (2)待并发电机与系统在并列点的三相电压幅值相等。 (3)合闸瞬间
23、，两电压在并列点的相角相同。满足上述三个条件，两系统并列瞬间，不但冲击电流等于零，而且并列后，发电机与系统立即进入同步运行状态，不会发生任何扰动现象。在实际并列操作中，一般同步发电机组的准同期并列除相序必须一致外，可表示为： (1)UGUS时，其允许电压差| Ud| =| UGUS| (0.10.15)UN； (2)fGfX时，其允许频率差fd=|fGfx(0104)Hz； (3)相角差15发电厂的单元控制室，应装设自动准同期装置和带有同期闭锁的手动准同期装置。 独立的网控室，应装设带有同期闭锁的手动准同期装置。 自动准同期装置有集成电路型。近期引进的一些大型机组，也有微机型数字式同期装置。三
24、、实现自动准同期的方法 并列断路器QF两侧电压分别为UG和Us，QF主触头闭合瞬间所出现的冲击电流值以及进入同步运行的暂态过程，决定于合闸时断路器上的电压差d=UGUs、相角差和滑差角频率 d=G-s。 根据分析可知，这个电压差d可用一个脉动电压幅值表示，并可应用三角公式求得d 的值为:两电压幅值不等时，Ud电压波形如图6-5。当两电压幅值相等时，,则上式可表示为此脉动电压波形如图6-6所示。这是一个正弦脉动电压，它的最大幅值为2 UG，脉动周期为 仅合闸电压幅值有差对并列的影响分析条件分析条件：频率、相角不变频率、相角不变 合闸产生的无功冲击电流的有效值: 在忽略待并发电机定子电阻和系统等值
25、电阻的情况下,冲击电流滞后发电机电压90度.故在只存在电压差的情况下并列机组会产生冲击电流，冲击电流的瞬时值为:SdSGchXXUUI*28 . 1chmchIi 仅合闸频率有差对并列的影响分析条件分析条件：幅值、相角相等幅值、相角相等设待并发发电机组并网之前机械角速度G ,系统等值机组的机械角速度S ,且待并发电机和系统发电机的极对数相等.这样,机组并网之前转子(包括发电机转子和原动机转子)中储存的动能为:机组并网之后,如果被拉入同步运行,机组转子中储存的动能为:2211GGJW2221SGJW由于G S ,所以机组并网前和并网同步运行后,转子中储存的动能是不一样的,两者之差:即在机组并入电
26、网被拉入同步的过程中,转子中储存的动能的一部分送到电力系统中（有功性质）.由于机组有转动惯量,上述能量交换过程将伴随着机组转速摇摆(振荡)进行21WWWSGu 仅合闸相角有差对并列的影响分析条件分析条件：幅值、频率相等幅值、频率相等 合闸前，UG和US之间存在相对运动。因此，将在0o到360o之间周期性变化若固定US向量不动： 当fGfS时， UG绕US逆时针旋转 当fGfS时， UG绕US顺时针旋转 当0o时, u=0，Ich0 当180o时, u=2uG，Ich最大 当360o时, u=0，Ich02微机自动准同期装置 微机自动准同期装置以16位单片机为核心，配以高精度交流变换器，准确快速
27、的交流采样，计算断路器两侧电压、频率及相角差，输入输出光电隔离、装置能自检、参数设置方便、可实现监控。3、自动准同期装置与DEH的联合动作 600MW汽轮发电机组均配有DEH(数字电液调节系统)。具有从汽轮机冲转直到带满负荷的全过程自动化功能。当转速接近额定转速时，DEH发出信号，自动将自动准同期装置投入，实现自动调节转速、自动调节电压、自动发出合闸脉冲、自动带5初负荷、，此时，自动准同期装置成为DEH功能的一个组成部分。 自动准同期装置自动准同期装置 1自动准同期方式 自动准同期有两种方式：一是集中自动准同期方式，即全厂所有需同期的断路器共用12台自动准同期装置；另一种是分散自动准同期方式，
28、即每台发电机断路器分别装设一台自动准同期装置。 目前国内使用的自动准同期装置，主要有ZZQ一3A、ZZQ一3B和ZZQ一5型的。ZZQ一3A型的只能自动调频、自动合闸，不能自动调压。ZZQ一3B型的为双通道准同期装置，是ZZQ一3A的改进型。ZZQ一3B型和ZZQ一5型的均能自动调频、自动调压和自动合闸。四、自动准同期并列装置框图 图67所示为自动准同期并列装置的组成框图。为了使待并发电机组满足并列条件，自动准同期并列装置设置了三个控制单元。 (1)频差控制单元。 (2)电压差控制单元。 (3)合闸信号控制单元。检查并列条件，当待并机组的频率和电压都满足并列条件时，合闸控制单元就选择合适的时间
29、发出合闸信号，并且使并列断路器QF的主触头接通时，相角差 接近于零或控制在允许范围内。 发电厂微机监控系统概述发电厂微机监控系统概述 在我国大型电厂中，对于600MW机组大多采用了分布式微机控制系统(DCS)，对单元发电机组进行数据采集、协调控制、监视报警和联锁保护， 1发电厂微机监控系统的组成 在发电厂中，电气设备较多，各种信息也很多。通常将凡涉及发电机、主变、厂变和厂用电的保护信号、断路器及隔离开关状态信号以及电流、电压、有功无功、有功电量无功电量模拟量都送入机组热工DCS系统，实现事件记录、打印和画面显示，机组有关电气部分的参数及接线方式在热工CRT上实现画面显示。而将在网控屏上控制的与
30、高压系统有关设备的开关量模拟量显示和记录，通过远动装置RTU来实现。DCS系统与RTU之间通过数据通道相连，交换信息。其基本连接框图如图所示。 目前，国内600MW机组发电厂的电气量(模拟量和开关量)都已进入DCS系统。电气系统和设备的调节、控制是否进入DCS系统，由计算机控制，虽然在国外已有经验，但在国内尚在试点阶段。 2发电厂微机监控系统的功能 发电厂微机监控系统的功能主要包括：数据采集、一次参数处理、事故报警分析、机组启停监视、二次参数及经济指标计算、直接数字控制和显示、打印等。此外，针对火电厂的特点和要求，还可实现设备的寿命管理、能量损耗分析和运行操作指导等高级处理功能。 第七节第七节
31、 电气系统在电气系统在DCS中的监控中的监控 在大机组上利用已经成熟的分散控制系统(DCS)，将电气量控制纳入DCS，这样可以充分利用DCS的手段，使电气防误操作等功能实现更方便，并且将相关量的显示报警与电气设备的控制调节有机地结合起来，有效提高了整个电气控制的安全性和可靠性。实现真正意义上的炉、 机、电集中控制，使一个操作员监视和控制整台机组成为可能。 一、电气系统控制特点一、电气系统控制特点 (1)控制对象可靠性要求高，动作速度快：如发电机一变压器组保护动作速度要求在40ms以内；自动准同期采用同步电压方式时，转速、电压调整和滑压控制要求在5ms以内；电压自动调整装置(AVR)快速励磁要求
32、反应的时间不大于0.1s；厂用电快切装置快速切换时间一般不大于6080ms，同步鉴定相位差要求控制在520范围内。(2)既要求独立，又要求互切：大机组电气接线方式均为单元制，因此任一机组检修，其控制系统都不能影响另一台机组的正常运行。对共用部分的控制，只能确保有一台机组的DCS来实现，另一机组的DCS能够同时实现实时监视，并且这种操作控制权能实现互相切换。(3)电气设备电气系统的连锁逻辑较简单，但电气设备本身操动机构复杂。 (4)操作频率低：有的系统或设备运行正常时，可能几个月或更长时间才操作一次。 因此，电气系统纳入DCS控制，要求控制系统具有很高的可靠性。除了能实现正常启停和运行操作外，尤
33、其要求能够实现实时显示异常运行和事故状态下的各种数据和状态，并提供相应的操作指导和应急处理措施，保证电气系统自动控制在最安全合理的工况下工作。二、在DCS中的监控范围 除了电气本身的辅助设备以外，厂内所有辅机的高低压电动机都原已列入DCS的监控范围。现在可以进一步将发电机一变压器组和厂用电源等电气系统的控制都纳入DCS监控。主要系统有：发电机一变压器组系统；发电机励磁系统；高压厂用电源系统(包括厂用电源正常切换)；主厂房低压厂用电源系统、柴油发电机组和保安电源系统；启动备用变压器电源系统；直流系统和UPS系统；自动同期系统以及400V公用母线系统等。 为了确保“电气纳人DCS系统”的安全可靠，
34、DCS系统的时钟同步装置(GPS系统)必须涵盖全厂汽机岛、锅炉岛和仪控(I&C)岛所有的电气的继电保护和自动装置；也必须涵盖全厂其他的微机控制系统，以期全厂微机控制系统时钟同步系统的统一。三、运行特点 1自动启、停及并网控制自动启、停及并网控制 (1)机组正常启动：当发电机达到额定转速时，DCS将自动投入AVR。当发电机电压达到额定值时，DCS将自动投入同期装置。发电机与电网的同期由同期装置自动实现。在同期过程中，DCS通过控制汽轮机转速来调节频率，通过AVR来调节电压。当同期条件满足时，由DCS向发电机高压断路器发合闸指令。同期后DCS即接带5的初负荷，待暖机完成继续提升负荷时，DCS发出“
35、切换厂用电”的指令，厂用负荷从启动备用变压器切换到高压厂用变压器。2)机组正常停机：由DCS控制降低机组负荷，当机组负荷降到某一定值时，DCS将高压厂用电系统快速切换到启动备用变压器系统供电；当机组负荷继续降到零，发电机逆功率保护动作断开主开关，联跳汽轮机(主汽门关闭)，发电机灭磁。 2厂用电源系统自动控制厂用电源系统自动控制 在机组启动时，由启动备用变压器向厂用负荷供电；在机组正常运行后，改由高压厂用变压器供电，并经低压厂用变压器向400VPC、MCC低压负荷供电，以启动机组所必需的辅机；在机组厂用电消失时，为了保护设备和系统的安全，由厂用电快切装置将厂用工作负荷自动切换至启动备用变压器；当
36、确认保安段母线失压后，快速启动事故备用柴油机供电以保证设备安全。 3电气监控纳入电气监控纳入DCS的技术要求的技术要求 (1)发电机系统能实现程序控制和软手操控制，使发电机由零起升速、升压直到并网带初始负荷。(2)厂用电系统能按启动停止阶段和正常运行阶段的要求，以程序控制和软手操来实现。 (3)能实时显示和记录上述发电机一变压器组系统和厂用电系统的正常运行、异常运行和事故状态下的各种数据和状态，并提供操作指导和应急处理措施。 (4)单元机组(炉机电)实现全CRT监控。4后备监控设备配置 在监控中，尽可能地减少了控制室的显示仪表、操作器开关、报警窗等，取消了大量电气设备的硬操作，仅保留的后备监控
37、设备为： (1)模拟量信号全部进DCS显示，控制室内仅保留少量显示仪表。 (2)取消电气控制盘，控制功能在DCS实现，并取消手动同期开关。只保留发电机一变压器组断路器紧急跳闸按钮、柴油发电机事故紧急启动按钮。 (3)保留少量(20个左右)报警光字牌，与机、炉报警合并在一起，既减少了设备的种类，又便于布置。5公用系统控制方式 对于两台机组及以上的公用系统，如厂用公用及备用电源系统等，DCS的配置应能够实现机组停止时另一台机组的运行人员对公用系统进行监控，并且要求采用可靠的措施，确保其控制命令的唯一性(即在同一时间只允许一套DCS系统对公用设备起控制作用，不能因为公用系统的存在，而使两台机组的DC
38、S耦合在一起)。当有两台以上机组时，在DCS的配置中，可考虑配置相同的硬件和软件。公用系统的控制设一公用控制柜，正常时是通过一号机组来实现，而二号机组也能对公用系统进行监控，两者通过切换开关来实现操作权的转换。这种控制方式的优点是配置较少，外部设备也不用增加，有效地利用了信息资源；缺点是公用控制柜的设备不能停电检修，除非两台机组均停机检修，加重了设备运行安全性的要求。四、DCS系统与ADS电力调度系统(包括AGC)接口 为了提高电厂的自动化水平，DCS系统与ADS及其他微机控制系统之间设置接口，以通过接口，实现DCS系统对ADS的信息传递和对其他微机控制系统的监控或监视功能；并通过上述接口，实
39、现MIS对系统的管理功能。 为了区别系统ADS及其他微机控制系统与DCS两者不同地点、不同装置发出的操作命令，DCS系统必须具有识别和记录上述两个系统所发出的操作命令的软件和功能。上述DCS系统的识别和记录的软件和功能也可用于所有与DCS有通信接口的微机控制系统。仪控(I&C)岛DCS系统与电力调度系统ADS的接口功能要求是：ADS系统发出的负荷指令首先送到500kV 计算机监控系统。500kV计算机监控系统通过硬接线和双向数据通信与机组DCS连接。另外，500kV微机监控系统中将有两台CRT放于集控室内的操作台上。仪控岛应设计及与500kV微机监控协调这两个CRT的布置。五、电气纳入DCS后
40、保留硬手操的技术要求 为保证电气设备控制、信号纳入DCS控制系统后电气运行的安全，也为了保证当DCS系统出现重大故障时，保障电力系统的安全，在电气设备控制、信号纳入DCS控制系统后，保留必要的硬手操是必要的。 保留的硬手操设备将集中布置在如下两处： (1)“电气操作屏”(每台机组一块)：该屏布置在集控室，屏面布置见表141。(2)厂用电硬操屏(一块每台机组；一块为公用；共3块)。该屏布置在与集控室相邻的电子室，以便在机组投运前作为厂用电受电用，以及作为运行人员在DCS系统发生故障时对厂用电的紧急操作和监护，屏面设备布置见表14-2。 关于某些电气设备和电气量未纳入DCS系统的说明： (1)直流
41、系统(220V；110V)。主厂房直流系统未纳入DCS系统，仅将直流系统的位置信号、某些重要信号和模拟量纳入了DCS系统，以便于运行人员监盘时，能了解机组电气系统的全部运行情况并作出正确的操作。 (2)消防电动机的控制、测量、信号系统。消防电动机作为重要的灭火用具不纳入DCS系统，以便于在任何紧急情况时能直接启动消防电动机投入灭火抢救工作，这种设计考虑符合中国的标准。DCS控制方式控制方式 近期建设的发电厂，在单元控制室采用DCS控制（微机分散集中控制系统） 。 电气部分的发电机变压器组、厂用工作电源和启动备用电源基本上由DCS控制，一般发电机变压器组和厂用工作高压电源在BTG集控台上计算机键
42、盘控制，其他厂用系统在单独的厂用电源屏上集中控制，有些电厂的厂用工作电源也在厂用电源屏上操作。DCS 控制模式控制模式，大致有三类：大致有三类： (1)DCS控制，全部由键盘操作，多台CRT显示监视。 (2)DCS控制，除由键盘操作和CRT显示以外，还设BTG屏，电气为强电一对一控制，有的电厂还设电气模拟屏，可以显示电气接线、断路器位置及主要测量仪表和信号。 (3)DCS控制，除由键盘操作和CRT显示以外，后面设大屏幕显示，厂用电源多由CRTl键盘操作和CRT显示。但也有一些电厂设单独的模拟控制屏，集中操作有关断路器和监视主要测量仪表。发电厂的网控和变电所的控制。 近期设计的工程多为微机监控系
43、统(网控室监控称NCS，变电所监控称SDCS) ，实行对一次系统及一次设备的开关量、模拟量实时监测，实时传输，远方遥控，五防闭锁，开关柜级控制，计费级表计，电力质量监视和事故、事件（波形、事件顺序）记录器，远动终端装置（RTU）等 。监控模式主要有三类：监控模式主要有三类： 1)强电一对一控制，计算机数据采集、处理系统(DAS)和电气监视。 2)用计算机键盘操作，多台CRT显示监视。 3)除操作盘上的计算机键盘控制和CRT显示外，另在操作台后面设电气模拟屏。 发电厂和变电所6kV(或10kV)屋内配电装置到各用户去的线路，供辅助车间的厂用变压器(如电除尘、输煤，化水、出灰和深井水系统等)、交流
44、事故保安电源、交流不停电源系统(UPS)，可由各自的监控装置分别控制或就地强电控制。交流事故保安电源和UPS在发电厂的DCS上有信号显示。 有些单位研制发电厂的网控部分和厂用系统监控由独立的电气计算机监控(EDCS)，发电机和厂用电动机由机炉DCS监控。 DCS电气监控、监测和信号的范围 采用DCS控制时，电气与热控的自动化水平基本协调一致，电气监控有如下范围。 (1)电气监控范围：电气监控范围： 1)发电机变压器组或发电机变压器线路组。 2)发电机的励磁系统。 3)厂用电源系统，包括高压厂用变压器和启动备用变压器及低压厂用变压器及母线设备。 4)单元程控电动机。 5)保安电源的柴油机程控启动
45、命令。 6)消防水泵程控启动命令。 7)机组辅助车间的程控可留有通信接口。 (2)电气监测范围。电气监测范围。 装设表计处设模拟量采集的变送器获取模拟量进行监测(CRT显示并打印机打印)外，还在以下设备处装设常测模拟表： 1)发电机变压器组和发电机变压器线路组装设有功功率和无功功率表各一个。 2)发电机励磁系统装设发电机转子电流和电压表各一个。 3)厂用电源。高压厂用变压器与启动备用变压器的高压侧和分支线各装一个电流表，如为单分支工作电源，只在高压侧装一个电流表和高压母线电压表一个，低压变压器与高压变压器相同，低压母线分段断路器装电流表一个，低压厂用工作母线电压表一个。 4)直流系统的母线电压
46、表1个。(3) DCS监控，设有供电气监视的操作员站和CRT，也可以机炉共用，但有 一个专供电气值班用的。 在操作员站设以下硬手操：在操作员站设以下硬手操： 1)发变组断路器紧急跳闸按钮。 2)发电机励磁开关紧急跳闸按钮。 3)柴油发电机的启动按钮。 (4)辅助屏上保留以下闪光报警设备：辅助屏上保留以下闪光报警设备： 1)发电机变压器组主保护动作。 2)发电机变压器组后备保护动作。 3)单元机组异常总信号：包括变压器瓦斯、温度、冷却器设备故障、发电机的过负荷、失磁、接地、电压互感器断线及断路器操动机构异常及控制回路断线。 4)厂用电源或厂用分支故障信号。 5)备用电源或备用分支故障信号。 6)
47、备用电源切换信号。 7)柴油发电机自启动失败信号。 8)UPS故障总信号。 9)直流系统故障总信号。(5)在辅助屏上宜装设常测仪表，见上述电气监测范围的表计，厂用系统的常测表装在厂用辅助屏上。 目前自动准同步目前自动准同步(ASS)装置、自动电压调整装置装置、自动电压调整装置(AVR)、继电保护装、继电保护装置和厂用备用电源自投装置置和厂用备用电源自投装置(ART) 有专用设备，仅与有专用设备，仅与DCS接口。接口。 (1)继电保护。继电保护。它的输入电压和电流均由独立TA和TV供电，保护出口由装置出口继电器直接与断路器跳闸回路连接，与DCS接口、只反映动作信息。 (2)自动准同步自动准同步(
48、ASS)装置。装置。两系统的电压差、频率差及导前相角(或时间)的同步及整定、闭锁等由ASS装置完成，选择同步点、接入同步电压和准同步装置等由DCS键盘和软接线来实现，ASS具有调速、调压功能，可由ASS来自动实现，符合同步条件的合闸脉冲也由ASS来完成。 如机组仍保留手动和自动准同步方式时，手动同步操作由DCS的键盘来操作，监视同步表计符合同步条件时，由DCS键盘操作断路器合闸，ASS的有关信号，通过接口与DCS连接，在CRT上显示并打印。(3)发电机自动电压调整装置发电机自动电压调整装置(AVR)。 AVR根据系统和发电机的要求实现自动调压，对300MW以上机组一般不设手动调压回路，如果要调
49、节由DCS键盘操作。励磁机的灭磁开关由DCS键盘操作，对AVR如果设手动调压时，自动和手动的切换由DCS键盘实现。AVR的有关信号，通过接口与DCS连接，在CRT显示并打印。 (4)厂用电源自动投入装置厂用电源自动投入装置(ART)。 厂用电源装置实现同步鉴定，导前时间与断路器合闸时间配合由ART实现，对300MW以上机组的高压厂用断路器的快速切换及慢速切换的转换由ART完成。手动合闸和手动与自动切换的选择，则由DCS键盘来实现(手动合闸为需同步闭锁时也用ART完成)，ART的有关信号，通过接口与DCS连接，在CRT上显示并打印。 (5)故障录波装置。故障录波装置。 故障点、录波量及波形显示等
50、功能全部由录波装置来完成，故障点有关信号通过接口与DCS连接，在CRT显示并打印。 网控室微机监控系统的结构介绍：网控室微机监控系统的结构介绍： 1系统结构系统结构 计算机监控系统包括站控层和间隔层两部分，网络结构为开放式、分层、分布式结构。 站控层站控层：为全所设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆或双绞线与间隔层相连。 站控层主要设备包括主机操作员站、远动通信设备、工程师站、公用接口装置、打印服务器及打印机、GPS对时装置、动态路由器及网络设备等(站控层若采用对等网络，则取消作为专用服务器的主机)。 间隔层间隔层： 按照不同的电压等级和电气间隔单元，以相对独立的方式分散在各个继电器室中
