电气控制系统(ECS).ppt
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1、电气控制系统(ECS)第一节第一节 概概 述述一、电气纳入DCS现状及优点1.电气纳入DCS控制的优点:1减少控制室面积2减少运行、检修人员工作量3运行更安全、可靠4可实现信息的实时采集与交换5节约控制电缆在电气系统纳入DCS监控以后,DCS的诸多功能中,又有了ECS功能。2.二、电气系统的特点及DCS控制电气设备的方式(一)电气系统控制的特点1.控制对象少,操作频率低,操作可靠性要求高2保护自动装置要求可靠性高,动作速度快 3.公用部分的监视控制要求灵活、独立、可切换4电气系统的联锁逻辑较简单,但电气设备本身操作机构复杂3.(二)DCS控制电气设备的方式1用DCS的硬件及软件实现电气逻辑优点
2、:电气控制逻辑全部由DCS软件实现,组态灵活,修改逻辑方便,可适应不同运行方式。2DCS仅实现高层次的逻辑 采用这种控制方式,电气控制设备完全独立,电气设备的安全性连锁逻辑完全由电气控制设备自身实现,脱离DCS系统,各电气控制系统仍然能够维持安全运行。4.第二节 电气纳入DCS监控的内容及要求一、电气纳入DCS监控的内容1.韩城2*600MW机组电气主接线介绍2.厂用电接线介绍3.两台机组公用部分介绍4.双母线3/2断路器接线5.双母线3/2断路器接线的特点双母线3/2断路器接线,能避免由于母线故障大量线路停电及电源中断;任一断路器检修或故障,不影响正常的发供电,运行方式灵活;任一断路器检修或
3、故障需要从系统中隔离出来时,仅需要断开该断路器及其两侧的隔离开关,操作简单方便。330KV主接线中,所有断路器都实行远方控制操作,并且可以由DCS或NCS控制操作。对于一台单元机组而言,其DCS所能控制的330KV断路器是:发变组高压侧两台断路器和起备变高压侧两台断路器。6.图2-11-1 韩二厂2600MW机组电气主接线简图7.二、电气系统纳入DCS监控的范围 主要系统归纳为:1发变组系统;2.高压厂用电源系统(包括厂用电源正常切换)3低压厂用电源系统和400V PC;4 柴油发电机组和保安电源;直流系统和UPS5高压启备变电源系统(因两台机共用也称公用系统)8.发变组系统控制主要包括:发电
4、机的励磁、同期、断路器的控制及并列后厂用电的快速切换,发电机、主变压器、励磁变、厂高变的保护动作作为操作断路器的闭锁条件。在此控制系统中,ECS主要控制励磁装置、同期装置、四套厂用电的快切装置以及发变组高压侧2台330KV断路器。9.高压厂用电源系统主要包括:锅炉高压(6KV)厂用电源控制、汽机高压(6KV)厂用电源控制两个部分。ECS主要控制6KV 1A-1、1A-2、1B-1、1B-2 四段工作电源进线开关以及各种负荷出线开关(共24台断路器)实现厂用电源正常切换,即在开机并网后,将厂用电源由“启动/备用”切换至“工作”,停机时将厂用电源由“工作”切换至“启动/备用”。10.低压厂用电源系
5、统和400V PC1、锅炉400V PC 段电源控制锅炉400V PC 1A、1B段进线开关、母联开关以及400V负荷开关(共15台)的控制。2、汽机400V PC段厂用工作电源控制11.柴油发电机组的控制1、柴油发电机组急停、启动、停止等2、保安电源控制包括锅炉400V MCC 1A、1B、1C、1D段进线开关的控制;3、低压厂用保安系统控制包括17台进出线开关的控制。12.公用系统控制1、起备变高压侧2台330KV断路器的控制;2、2台起备变的有载调压开关控制;3、两台机组6KV 共8段备用电源进线开关的控制4、400V公用系统5台断路器的控制。13.三、电气系统纳入DCS控制的技术要求(
6、一)机组自动启停控制的要求 1、机组正常起动时,当发电机转速达到额定时,DCS投入AVR。当发电机电压达到额定值时,DCS投入同期装置。14.(一)机组自动启停控制的要求2、发电机与电网的同期是由同期装置自动实现,在同期过程中通过ASS控制AVR、DEH,以调节发电机电压和频率,当同期条件满足时,ASS向发电机断路器发合闸指令,发电机断路器自动合闸。3、在同期合闸成功发电机有功负荷达到一定值之后,DCS将高压厂用电系统快速从启动电源切换到厂用工作电源上。15.正常停机时 机组正常停机时,通过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备变系统供电;当机组
7、负荷继续降到接近于零,跳开主开关,联跳汽轮机(关闭主汽门),并对发电机进行灭磁,完成停机的全过程。16.(二)厂用电源系统控制的要求在机组启动时,通过启备变向厂用负荷供电;在机组正常并网发电后,切换为由厂高变供电,并经厂低变向400V MCC低压负荷供电,以保证厂用电的正常运行。在厂用电消失时,为了保证设备和系统的安全,厂用电快切装置ATS应快速将厂用工作负荷自动切换至启备变供电;当确认保安段母线失压后,应启动事故备用柴油发电机组供电,以保证设备安全。17.电气控制纳入DCS的要求1)实现发-变组的顺序控制和键盘软手操:即实现发电机一变压器组启动、升压、并网及正常停机的顺序控制;发电机-变压器
8、组启动、升压、并网及正常停机的软手操;2)厂用电系统按启动、停机和正常运行阶段的要求,实现程序控制和软手操切换。3)能实时显示和记录发变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。18.(三)电气控制对DCS硬件、软件的要求1 1硬件配置的要求硬件配置的要求按传统功能划分,电气纳入DCS监控之后,其功能可分为数据采集(DAS)和顺序控制(SCS)两部分。电气量同热工量相比并没有特别的要求,相对动作速度快、可靠性高的控制功能通过保留的电气专用装置来实现,原则上对DCS的硬件无特殊要求。对硬件的配置要求同
9、热工一致,其功能分别融入DCS的功能之中。其数据采集部分要求同热工融为一体。19.2软件功能描述(1)数据采集系统DAS功能数据采集系统(DAS)应连续采集和处理所有与电气系统有关的重要测点信号及设备状态信号,以便及时向操作人员提供有关的运行信息,实现机组安全运行。一旦机组发生任何异常工况,及时报警。一般DAS有下列功能:1)显示:包括操作显示、成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警显示等。2)制表记录:包括定期记录、事故追忆记录、事件顺序(SOE)记录、跳闸一览等。3)历史数据存储和检索。4)二次计算与机组性能。20.(2)顺序控制系统的功能发变组控制功能组发变组控制功能组厂用电控制功能组厂用
10、电控制功能组公用系统功能组公用系统功能组21.电气控制系统顺序控制功能组列表:发变组控制功能组发变组控制功能组 发变组高压侧断路器及刀闸子组 同期子组 励磁子组厂用电控制功能组厂用电控制功能组 高压厂用电源子组 低压厂用电源子组 保安电源子组公用系统功能组公用系统功能组 高压启动备用电源子组 低压厂用公用段子组22.3常规监控设备的配置常规监控设备的配置原则是:1)模拟量信号全部进DCS显示,盘上仅保留少量显示仪表。2)只保留少量的重要电气开关,取消电气控制屏盘,控制功能在DCS实现。建议取消手动同期开关。保留的后备硬手操开关为:发变组断路器紧急跳闸按钮;发电机灭磁开关跳闸按钮;柴油发电机紧急
11、按钮。3)报警光字牌数量保留20个左右 23.(四)对公用系统控制方式的要求对于两台机组的公用系统,DCS的配置能够实现机组停机时,另一台机组的运行人员能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DCS耦合在一起。24.公用系统控制的两种方法一、在DCS的配置中,两台机组配置相同的硬件和软件,通过切换开关来实现操作权的转换。外部设备的信号通过冗余配置(模拟量)或通过扩展转换(开关量)分别送入两套DCS系统。同时为保证不出现误操作事故,还增加了不少判据条件和IO测点,这种方式的优
12、点是当一台机组停运或检修,可以较方便地对DCS进行检查,同时提高了控制系统的可靠性,缺点是增加了外部设备的数量,加大了投资。同时增加一个环节也就意味着增加了故障发生的可能性。25.二、通过公用环配置来实现公用系统的控制全部通过公用环配置来实现,这样较好地解决了耦合问题。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:公用环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,同等条件下降低了可靠性。26.第四节 发变组纳入DCS控制对发变组系统,DCS主要可实现以下控制功能:发电机-变压器组的顺序控制和键盘软手操控制,即:发电机-变压器组启动、升压、并网及
13、正常停机的顺序控制;发电机-变压器组启动、升压、并网及正常停机的软手操;27.实现顺控和软手操要做的基础工作 首先要实现设备级(驱动级)的模块化逻辑设计,这涉及到 同期装置、发电机磁场断路器、自动励磁调节器AVR、手动励磁调节器MEC、330KV断路器的控制逻辑。28.一、设备级的控制原理和控制逻辑(一)发电机自动调节励磁系统(一)发电机自动调节励磁系统韩二电厂的发电机励磁系统采用全静止可控硅整流器励磁系统(也称为自并激励磁系统),该系统可以分为励磁功率回路和励磁调节回路两大部分,如图2-11-12所示。励磁功率回路包括机端励磁变压器、可控硅整流器、磁场断路器(41E)、起励(起始励磁)电源接
14、触器(31F)及过电压保护装置组成。29.图2-11-12 自并激励磁原理示意图30.励磁变压器EXT为3个单相变压器,户内干式、Y连接。高压侧采用分相封闭母线与发电机相连,低压侧通过共箱母线与可控硅整流器连接。可控硅整流器是有6个臂的三相全控桥电路,对三相交流输入进行整流,通过AVR调节可控硅的导通角,从而调节发电机励磁电流。起励电源由DC110V控制台DC-MCC供给。励磁调节回路包括两个数字式自动电压调节器AVR(也称主控制器)和手动励磁调节器MEC,能自动地调整和维持发电机端电压在给定水平。自动励磁调节器设有完善的保护和信号报警装置。31.图2-11-13600MW机组自并激励磁系统原
15、理接线图32.自并激励磁方式自并激励磁方式下,发电机励磁功率取自机端。发电机开机时,其励磁功率经起励设备从厂用直流电源供给.待发电机出口电压上升至30%Ue时,起励电源自动退出,由励磁变自动供给励磁,励磁调节器AVR自动投入工作。励磁调节装置设置为双套,正常运行应为双套自动运行,每一套装置中设有反应转子电流大小而调节的小闭环运行方式,这种运行方式的电流给定值要由运行人员手动给定,故常称为手动运行方式。当自动运行方式有故障时,才切换为手动运行。发电机进入正常运行时,随着负荷的增减,励磁要不断的改变,无论是自动还是手动运行,运行人员都可以通过DCS对励磁进行增减调节。33.断开磁场开关发电机开机、
16、停机,需要将发电机励磁线圈回路,通过磁场开关接通或者断开。在励磁线圈内有磁场能量储存的情况下断开磁场开关,一定要保证励磁回路的安全,即断开励磁回路时不会发生转子回路过电压,以防损坏发电机转子绝缘。当发电机内部发生故障时,在断开发电机和电力系统联系的同时,还要对转子回路进行灭磁。励磁系统灭磁时的过电压倍数一般要求不大于转子额定励磁电压的44.5倍。34.灭磁及逆变灭磁灭磁及逆变灭磁发电机正常停机采用逆变灭磁方式。逆变灭磁的控制,是通过AVR改变可控硅的导通角,使整流桥进入逆变状态来实现;事故停机时通过灭磁电阻灭磁,采用非线性灭磁电阻器(OVP)作为转子绕组的过电压保护,其动作值高于正常灭磁时产生
17、的过电压。35.1发电机磁场断路器 根据不同的励磁方式,磁场断路器可以设在交流侧,也可以设在直流侧。图2-11-13中的FCB(也称41E)就是设在直流侧的磁场开关,ECS对它实现单操功能,其投退逻辑与一般电气开关的投、退逻辑相同。图中31F为起励投入开关。自并激励磁在开机时必须给励磁系统以起始励磁,以保证励磁电压的建立,从而使发电机顺利升压。36.插:大型同步发电机的励磁系统一、半导体励磁系统的分类(一)同轴交流励磁机系统同轴交流励磁机系统:他励静止硅整流、可控硅整流;他励静止硅整流、可控硅整流;他励旋转硅整流、可控硅整流。他励旋转硅整流、可控硅整流。(二)发电机自励系统发电机自励系统:自并
18、励;自复励自并励;自复励(三)P P棒励磁系统棒励磁系统37.(一)同轴交流励磁机系统1、他励交流励磁机可控硅整流励磁系统38.(一)同轴交流励磁机系统2、自励交流励磁机静止可控硅整流励磁系统39.3、他励旋转硅整流(无刷)励磁系统40.4、无副励磁机的无刷励磁系统41.(二)发电机自励系统发电机自励系统可控硅全静态自并激励磁系统可控硅全静态自并激励磁系统42.自并激励磁系统的优点自并激励磁系统的优点1 1、自自并并激激静静态态励励磁磁系系统统由由于于没没有有同同轴轴旋旋转转部部件件,因因而而具具有有损损耗耗小小、效效率率高高、噪噪音音小小、维维护护工工作作量量小小的优点。的优点。43.2、自
19、并激励磁系统顶值励磁电压响应速度快可控硅整流器直接供给发电机励磁,免除了交流励磁机的时间常数对顶值励磁上升速度的影响。对于抑制系统故障时第一周波的振荡和系统的动稳定是有利的。强励时:自 并 激 励 磁 系 统:0.05-0.06秒 95%ULmax无刷励磁系统:0.1秒 95%ULmax比无刷励磁系统顶值电压的上升速度更快。44.3、自并激静态励磁系统对于发电机转速不敏感,有利于抑制机组突然甩负荷时引起的过电压。自并激静态励磁系统:端电压反应于转速的一次幂(n1)交流励磁机的励磁方式,如无刷励磁系统,端电压则反应于转速的平方(n2)。45.4、自并激励磁方式设备少、接线简单,缩短了机组主轴长度
20、。电电力力系系统统运运行行中中,机机组组轴轴系系扭扭振振的的事事故故较较多多,造造成成大大轴轴损损坏坏。事事故故统统计计表表明明,大大轴轴损损坏坏都都发发生生在在发电机与主励磁机之间。发电机与主励磁机之间。自自并并激激励励磁磁方方式式轴轴系系长长度度缩缩短短,轴轴承承数数量量减减少少。据据有有关关600MW600MW机机组组资资料料显显示示,与与三三机机方方案案相相比比,自并激励磁轴长可以缩短自并激励磁轴长可以缩短3 3米左右。米左右。机机组组轴轴系系长长度度的的缩缩短短,可可减减小小次次同同步步谐谐振振对对机机组组轴轴系系扭扭振振的的影影响响,减减少少了了轴轴系系扭扭振振损损坏坏的的可可能能
21、性性,同同时时也也降降低低了了机机组组轴轴振振的的幅幅值值,提提高高了了整整个个机机组组的安全稳定性,也便于厂房布置。的安全稳定性,也便于厂房布置。46.5、自并激静态全可控硅励磁系统可以实现对发电机励磁回路的快速逆变灭磁其灭磁速度快于交流励磁机旋转整流器励磁系统因而在发电机内部(对于发变组而言在主变高压侧断路器以内)故障时,能够保证机组快速灭磁,减轻故障造成的损坏。47.(三)P棒励磁系统美国GE公司开发的GenerrexPPS,Potential Power Source,它的励磁功率取自发电机内部,是由定子绕组槽内的三根附加“P”线棒提供,经励磁变压器和可控整流装置供给转子绕组励磁。励磁
22、变压器与发电机外壳构成一体,与发电机共冷却系统。灭磁方式也与传统方式不同。灭磁时,“P”线棒中性点的真空开关跳闸,有助于发电机转子回路灭磁我国近年来进口的大型汽轮发电机(GE公司产)就是采用这种新型的电压源可控整流静止励磁方式的。48.49.2 2励磁调节器励磁调节器AVRAVR控制控制 励磁系统设置A、B两套AVR,正常运行时两套AVR都投入运行。当出现异常或进行检修消缺时,可通过键盘(PK1)对AVR进行选择。如图2-11-14所示,在AVR选择一定、AVR(A)正常;AVR(B)正常的条件下,通过键盘(PK2、PK3)对AVR发出“增磁”、“减磁”操作命令。50.图图2-11-14 AV
23、R增、减磁控制逻辑增、减磁控制逻辑51.3 3、手动励磁调节器、手动励磁调节器MECMEC控制控制通过PK1选择MEC。MEC投入允许条件:MEC正常。ECS实现的功能:单操,即投入、切除或切换操作。调节励磁:通过MEC(70R)增磁、减磁。从以上可以看出,DCS只对励磁系统作高层次的逻辑判断和切换操作,具体调节功能由自动调节励磁系统自身来完成。52.(二)单元机组的同期装置同期:发变组启动升压后要通过330KV断路器投入电力系统参加并列运行,一般来说,待并列的发变组系统和电力系统是不同步的,即在并列断路器两侧存在着两个电压的幅值差、频率差和相角差。在断路器合闸时刻必须满足同期(同步)并列的条
24、件(即上述幅值差、频率差和相角差都小于允许值)。同期装置:就是这样一个能够自动检查同期并列条件,并在压差、频差不满足时向AVR、DEH发出调压、调频指令,在压差、频差满足条件时的适当时刻向断路器发出合闸脉冲,使断路器自动合闸的自动化装置。53.同期装置的配置大型发电机组的同期并列一般都采用微机型自动准同期装置(也有的将此项功能在DCS内部实现),每台机组配备一套ASS,并取消手动准同期装置。但也有的机组虽取消传统的手动同期装置,却并不取消手动准同期功能,而是通过微机型自动准同期装置的智能仪表功能进行手动准同期,以此作为自动准同期的后备。54.同期装置投、退逻辑同期装置投、退逻辑发电机同期并网后
25、同期装置是退出运行的。当需要并网操作时需对同期装置进行投、退操作。图2-11-15就是同期投、退逻辑。1、同期投入:在同期装置无故障即:无同期装置报警、无同期装置失电、无同期直流电源消失、同期装置准备就绪的前提下,可在DCS上手动投入同期装置。55.同期装置辅助逻辑示意图图图2-11-15 2-11-15 同期装置辅助逻辑示意图同期装置辅助逻辑示意图56.单元机组同期装置投退逻辑图2-11-16单元机组同期装置投退逻辑57.单元机组机组的同期投入同期装置,就意味着要对某个断路器进行同期并列操作。将单元机组经3/2接线投入电力系统运行,要通过对母线侧、线路侧两台断路器进行同期并列操作才能实现。因
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