电气控制系统(ECS)

电气控制系统（ECS）第一节概述一、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：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。2．DCS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2×600MW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400VPC；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6KV1A-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.低压厂用电源系统和400VPC1、锅炉400VPC段电源控制——锅炉400VPC1A、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400VPC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400VMCC1A、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（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400VMCC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．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厂用电控制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I／O测点，这种方式的优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／Δ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、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4~4.5倍。34.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:他励静止硅整流、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:自并励；自复励

（三）P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）发电机自励系统可控硅全静态自并激励磁系统42.自并激励磁系统的优点1、自并激静态励磁系统由于没有同轴旋转部件，因而具有损耗小、效率高、噪音小、维护工作量小的优点。43.2、自并激励磁系统

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。电力系统运行中，机组轴系扭振的事故较多，造成大轴损坏。事故统计表明，大轴损坏都发生在发电机与主励磁机之间。自并激励磁方式轴系长度缩短，轴承数量减少。据有关600MW机组资料显示，与三机方案相比，自并激励磁轴长可以缩短3米左右。机组轴系长度的缩短，可减小次同步谐振对机组轴系扭振的影响，减少了轴系扭振损坏的可能性，同时也降低了机组轴振的幅值，提高了整个机组的安全稳定性，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Generrex—PPS，PotentialPowerSource，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．励磁调节器AVR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2-11-14AVR增、减磁控制逻辑51.3、手动励磁调节器MEC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、退逻辑发电机同期并网后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2-11-15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。因此，进行同期并列操作时，首先要选定在哪台断路器上进行同期。58.同期操作逻辑图2-11-16中“启动同期装置选择QF21”，其意思是选择在QF21上进行同期操作，同期装置会自动将有关QF21的参数调用、并自动引入QF21两侧同期电压；“同期装置开始工作投入QF21”意为同期装置开始判别同期条件，并在同期条件满足时自动投入QF21。在合上QF21以后，同样的操作还要在QF20上进行。59.2、同期退出：同期完成并且下列任一条件成立时，自动退出同期装置。发变组330kV母线侧断路器（QF21）合闸状态；发变组330kV线路侧断路器（QF20）合闸状态；起备变330kV母线侧断路器（QF31）合闸状态；起备变330kV线路侧断路器（QF30）合闸状态。发变组同期过程中，如出现异常情况，可通过操作键盘上的PK8，紧急中断同期，实现对同期开关的单操。在同期装置退出条件满足时，可在键盘上（PK7）对同期装置进行复位操作。60.关于起备变330kV侧断路器QF31、QF30同期退出条件里面涉及到起备变330kV侧两台断路器QF31、QF30，这主要是因为在某些运行方式下（如两台起/备变同时停运，330KV侧仍需合环运行的情况），可能需要利用#1单元机组的同期装置对QF31、QF30进行同期操作。从图2-11-16中可以看出，QF21、QF20还可由程序控制进行操作。61.（三）330KV断路器的控制逻辑发变组起动操作对象有：发变组高压侧断路器（对于图2-11-1中的发电机、变压器组G1、T1来说，是操作QF21、QF20）G1的励磁开关和起励电源。QF21合闸允许条件：1）无发电机保护动作闭锁合闸2）无主变压器保护动作闭锁合闸3）无高厂变1A保护动作4）无高厂变1B保护动作5）无励磁变保护动作（前5条均为保护无动作）62.QF21合闸允许条件：6）330KV断路器QF21、QF20两侧主隔离开关已合7）断路器QF21操作机构无故障8）断路器QF21合闸回路没有断线信号9）主变高压侧隔离开关已合10）同期装置准备就绪11）发变组330kV母线侧断路器（QF21）在分闸状态以上条件同时满足，QF21允许合闸。63.QF21的合、分闸操作1、合闸操作：允许条件满足，可在DCS上发合闸指令，启动QF21同期装置，待同期条件满足时，自动合上断路器QF21；当发变组330kV母线侧断路器（QF21）处于合闸状态或按下330kV断路器QF21分闸命令手动复位按钮，则复位QF21同期装置。2、同期开关：单操3、分闸允许条件：1）无断路器跳闸回路断线信号2）断路器在合闸状态4、分闸操作：满足分闸条件，可在DCS上发分闸指令；当断路器处于分闸状态或按下分闸命令手动复位按钮，复位分闸指令。330KV断路器QF21的控制逻辑可参见图2-11-11。不再赘述。64.二、发变组的顺序控制（一）顺序控制系统的结构：为分级式结构，包括：机组级顺控、组级顺控、子组级顺控、设备级控制。65.1．机组级顺控机组级顺控启动逻辑按机组启动工艺流程分为若干个阶段，在“锅炉吹扫”、“锅炉点火”、“汽机冲转”、“发电机并网”等阶段设置“程序断点”。顺控逻辑执行到这些“断点”时，将暂停并等待，同时在CRT画面上闪光提示，等运行人员按下确认按钮后再继续向下执行。这里侧重介绍和ECS有关的发电机自动并网带负荷、厂用电切换等内容。每个受控设备（回路）均有“操作指导”和“自动操作”两种模式。运行人员可根据需要，将相应的设备切到“操作指导”模式，顺控逻辑对此设备将只作闪光提示而不直接启动。66.2．组级顺控组级顺控有两种不同的定义方法：功能组：受控设备按工艺系统划分成功能组。并合理构成CRT监控画面。顺控组：以完成生产流程的一个特定功能目标来构成顺控逻辑组。顺序启动和顺序停止的投入功能：使顺控步序开始运行，该子功能组的设备按预先设计的顺序逐步投运或停止。方式：(1)运行员在操作画面上操作投入(2)按预先设计的逻辑自动投入67.2．组级顺控启动和停止步序的中止功能：可在步序进行到任何时刻，使步序复位。步序复位后，再次投入将从第一步重新开始。方式：运行员在操作画面上操作步序失败当步序计时己超，而步进条件不满足时，产生步序失败，程序复位。同时操作画面上报警显示“故障”，再次将投入将从第一步重新开始。步序完成步序全部完成时，自动复位，进入初始状态，准备步序下一次的“投入”。68.3．子组级顺控子组级顺控是将某台辅机及其附属设备作为一个整体进行控制。为了减轻操作人员的操作负担和缩短机组的启停时间，子组级顺控设计用于自动完成辅机的启动及并列或辅机的停运。各顺控子组项的启、停均可独立进行操作。子组级的功能有：顺序启动和顺序停止控制；主、备用设备预选；主、备用设备联锁启动或停止。69.4．SCS操作画面SCS操作画面是操作人员通过计算机干预生产过程的人机界面，同时也是指导、提示操作人员进行顺序控制、单操设备的重要依据。(1)被控设备的单操：在流程图上选中要操作的设备，设备旁出现操作三角形，并弹出操作窗口，运行人员可根据预先编程的功能定义，按提示操作。(2)功能组的顺序控制：当运行人员按下START／STOP按钮时，弹出顺控操作窗口，顺序控制窗口设计有操作开关、顺控功能组状态显示、启动步序的描述等。(3)操作窗口图：有顺控启/停操作及步序窗口；设备启／停允许条件窗口；电动机的操作显示窗口等。70.（二）发变组顺序控制的内容将发变组投入电力系统参加并列运行，有借助于自动准同步装置的自动投入方式和手动同步投入方式。两种方式投入前均需先投入汽轮发电机组的氢、油、水系统.运行正常后，投入汽轮机的调速系统，调节汽机转速大于95％额定转速.接近同步转速时，投入励磁开关和AVR装置，调节发电机电压大于85％额定电压。随后操作同步电压接入开关TK和同步方式选择开关SYNS，将同步电压接入准同步装置。71.如采用自动同步方式时，自动准同步装置通过DEH和AVR自动调整频率和电压，当电压差、频率差、相角差满足时，自动将发变组断路器投入。大型机组取消手动准同期。72.73.（二）DCS完成发变组顺控或软手操功能的主要步序

1．发电机启动升压操作步序·当发电机转速为2950转／分，且其他条件满足时，由工作人员确认后，软手操启动顺控或软手操操作；·投起励开关·投磁场开关·控制AVR增磁，使发电机出口开始升压，直至发电机额定电压90％。74.2．发电机-变压器并网操作步序当发电机出口已经开始升压，并由工作人员确认后，软手操启动顺控或软手操操作；当发电机出口电压>90％UN时，投入自动准同期装置ASS；ASS控制DEH与AVR进行调频率及调电压，直至发电机变压器组达到并网条件；当并网条件满足时，ASS发出命令投发电机一变压器组断路器。75.3．发电机-变压器组正常停机步序当接到正常停机指令，并经工作人员确认后，由软手操启动顺控或软手操操作；DCS命令厂用电源切换装置将厂用负荷由厂用工作变压器切换至启动／备用变压器；发电机减负荷；DCS控制AVR使发电机出口减压；当负荷降为零后，DCS断开发电机一变压器组断路器；当发电机出口电压UF≈0时，DCS切磁场开关(退出AVR)。

76.对以上步序，DCS主要完成以下顺控及软手操功能：起励开关31F的投切；磁场开关41E的投切；AVR的投切及切换控制；整流装置的投切及切换；ASS装置的投切及控制；发电机-变压器组主断路器（QF21、QF20）的投切；厂用电源切换装置ATS的投切及控制。77.（三）发变组顺序控制步骤举例

发变组控制设：自动程序控制手动顺序控制两种方式。在机组启动前，可通过鼠标选择窗口，选择“自动程序控制”或“手动顺序控制”方式。

78.AVR升压，ASS并列的顺控步骤大致如下：（1）

测发电机转速

规定值；（2）测发变组主开关在断开位置；（3）检测发变组主开关高压侧刀闸在合闸位置；（4）检测相关接地刀闸在断开位置；（5）自动合发电机磁场开关；（6）判断是否需要起励，如需要，自动合起励电源开关；（7）确认D-AVR（数字式AVR）在手动控制方式，并投入D-AVR；（8）确认D-AVR无故障信号，并再次确认控制方式在手动位；79.（9）通过D-AVR调整发电机电压至规定电压，并稳定1分钟；（10）检测发电机定子三相电流均应为零；（11）

检测发电机定子三相电压应平衡；（12）

检测发电机转子未接地；（13）核对发电机空载参数（励磁电压、电流）；（14）

在两个出口断路器中选择并网断路器；（15）

以上条件满足，投入自动准同期装置；（16）自动准同期装置投入时，发出自动准同期投入信号；80.（17）由准同期装置根据发电机和系统频率的差值向DEH发出增速和减速指令，直至满足频率差定值要求；（18）由准同期装置根据发电机和系统电压的差值向微机励磁调节器AVR发出增磁和减磁指令，直至满足电压差定值要求；（19）频率差、电压差和相差达到定值要求时，发电机出口开关合闸，并发出并列信号；（20）DEH判断并网信号后，自动增负荷到5％；（21）询问是否需要并串（即合环），如需要并串，则自动合上另一出口断路器。发电机并列合闸后，DCS中的断路器图标应发红色光，同期装置和开关合闸回路自动复归；81.在DCS接受手动或自动同期指令后，有信号在CRT上显示，满足并列合闸条件并经运行人员确认后，断路器可允许手动或自动合闸，反之，则闭锁断路器合闸回路；发变组保护动作跳闸时，DCS中的断路器图标发绿色闪光，手动复归后发绿色平光；

如果系统中有备励，也可考虑主备励顺控切换操作。82.升压并网顺控操作说明：1、可选择自动和单步两种执行方式；2、通过按操作面板的“自动模式”、“启动请求”与“启动确认”三个键启动顺控主程序；3、主程序启动后，在30秒内如再按单步选择键，则控制主程序转入单步执行方式，需手动按步序前进键使顺控程序按步执行；否则，顺控程序将自动执行整个步序；在自动执行的过程中，操作员可通过选择单步方式使顺控程序由自动转为单步执行方式。83.第五节厂用电源的控制一、厂用系统典型逻辑模块设计厂用工作电源的控制包括：6KV工作段各进线开关及备用电源开关汽机变，锅炉变，照明变，柴油发电机组，各厂用变压器高压侧断路器各PC、MCC段，直流系统及UPS系统等的控制。84.1．高压厂用电源控制

在单元机组开机并网之后，高压厂用电源（6KV）要由“备用”切换到“工作”；在机组需要停机时，要由“工作”切换到“备用”；事故情况下，由继电保护启动快切装置实现快速切换。这几种切换都是要通过对6KV工作段各进线开关及备用电源开关进行“跳”、“合”闸操作来实现。85.高压厂用电源切换设自动和手动两种方式：自动切换由外部快切装置（或DCS顺控）来完成，手动切换通过运行人员软手动操作来完成；手、自动切换方式的选择，由运行人员在DCS画面上选择。外部快切装置实现高压厂用电自动切换时，也由运行人员在DCS画面上手动设置。86.快切启动条件图2-11-18快切启动条件87.图2-11-18为6KV1A1段ATS的辅助逻辑

在没有快切闭锁报警、快切断线报警、快切故障报警、快切等待复归4个信号时与门输出为1，输出至CRT画面，允许手动启动快切装置。逻辑回路将快切装置的各种故障或报警状态取反作为启动快切的许可条件，只有许可条件满足，方可启动快切装置。88.手动切换方式按钮当选择手动切换方式时，ECS设计了几个按钮，这几个快切按钮是并联选择、同时选择、手动启动切换、复归、出口闭锁、关闭出口。如图2-11-19所示。这几个按钮与快切装置ATS的功能有关。ATS的功能可参见《电气分册》。89.图2-11-196KV1A1、ATS控制90.并联或同时方式的选择6KV快切装置启动之前要先选择并联或同时方式，并联和同时方式为一个DO点因此在逻辑上用触发器实现，设计两个软按钮，分别接在置位端和复位端，从而实现快切方式选择。91.6KV1A1、ATS控制图2-11-196KV1A1、ATS控制92.并联选择是指选择并联切换方式。即在厂用电源切换时，先将备用电源开关合上，再断开工作电源，切换期间厂用负荷不断电，但合闸时需要检同期。同时选择即选择同时切换方式。指在厂用电切换时，同时向工作开关和备用开关发出跳闸、合闸指令，这种切换方式厂用负荷可能短时断电，也可能短时搭接，对厂用负荷有一定冲击。无论并联切换还是同时切换，其功能均由ATS装置自身来实现，ECS只是实现对其切换方式的选择而已。出口闭锁是指将ATS的出口回路闭锁。在厂用母线上发生故障、继电保护动作跳开工作电源开关时，切换装置不要动作，以免将备用电源切换至故障设备上。93.关闭出口是指将ATS的出口回路关闭，使其动作不要产生后果。这项功能主要是对ATS进行试验时用。复归：ATS动作一次后，需要对其进行复归，才能进行下次动作。出口闭锁、关闭出口复归几个功能均可以在键盘上实现。ATS退出：电气系统正常运行时，快切装置是投入运行的，以备事故时自动切换厂用电源用。当快切装置需要退出时可将其退出，此信息可经过或门在CRT上显示。94.2．低压厂用电源控制按容量将负荷分类:低压动力中心（PC）:供电给低压厂用电压采用400V，容量在75kW至200kW的电动机以及150kW至650kW的静止负荷电动机控制中心（MCC）:供电给75kW以下的电动机及150kW以下的静止负荷。95.低压厂用电源控制包括汽机变，锅炉变，照明变，柴油发电机组，各低压厂用变压器低压侧断路器及各MCC段等的操作低压厂用工作段电源切换也设自动和手动两种方式操作界面提供“手动一自动”切换操作窗口

96.（1）主厂房低压厂用电接线主厂房低压厂用电采用动力与照明、检修分开的供电方式。

图2-11-20厂用汽机变、锅炉变接线97.（2）辅助厂房低压厂用电接线辅助厂房采用动力与照明、检修合并的供电方式。对远离主厂房的辅助厂房400V低压负荷按区域分片，在负荷中心成对设置低压变压器，对本区域的负荷进行供电。98.辅助厂房变压器设置如下：

图2-11-21电除尘电源接线99.每台炉的电除尘电源设置每台炉电除尘设置三台低压变压器，电源分别接至每台机组的三个6kV工作母线段上。三台电除尘变压器中两台工作，一台备用，即明备用。当工作电源失去时，备用电源自动投入。即工作变压器与备用变压器之间采用自动切换。备用电除尘变压器（12除尘变）还同时兼作本机组低压脱硫工作段的备用电源。如图2-11-21所示。100.除灰水泵房和除灰渣脱水仓区域为每炉设一套除灰除渣系统，但由于其低压负荷容量较小，故在该区域设置两台低压除灰变压器，向两台炉的低压除灰除渣负荷供电。两台变压器互为备用，手动切换。在#2炉烟气脱硫设施区域设置一台低压脱硫变压器，向#2炉的低压烟气脱硫负荷供电。低压脱硫变电源引自#2炉6kV脱硫段。400V低压脱硫段的备用电源来自本机组的低压电除尘备用变压器，其工作电源与备用电源之间采用自动切换。脱硫系统采用独立的DCS控制，不纳入单元机组的ECS控制。101.将低压厂用电源从工作电源正常切换到备用电源，或从备用电源正常切换到工作电源时，可采用先合后断方式，并用流经投入开关的电流作开关已合闸的证实。也可采用先断后合的方式，逻辑回路根据要求设计。表2-11-3、2-11-4是韩二电厂厂用系统双电源进线的PC段母线电源配置原则一览表和MCC母线电源配置一览表。由表可见，各PC、MCC段电源切换方式多为手动切换，所有手动切换均可在DCS画面上进行操作，自动切换逻辑也由DCS来实现。实现原则如上所述。102.表2-11-3双电源进线的PC段母线电源配置原则一览表PC段母线名称正常电源备用电源电源切换方式汽机PC——A6KVA1汽机PC——B手动切换汽机PC——B6KVB1汽机PC——A手动切换锅炉PC——A6KVA2锅炉PC——B手动切换锅炉PC——B6KVB2锅炉PC——A手动切换电除尘PC——A6KVA1电除尘PC——AB自动切换电除尘PC——B6KVB2电除尘PC——AB自动切换电除尘PC——AB6KVA2无无化学水动力中心I6KV1A2化学水动力中心II手动切换化学水动力中心II6KV2A2化学水动力中心I手动切换厂前区动力中心I6KV1B1厂前区动力中心II手动切换厂前区动力中心II6KV2B1厂前区动力中心I手动切换#1机照明PC6KV1B1#2机照明PC手动切换#2机照明PC6KV2B1#1机照明PC手动切换#1机检修PC6KV1A1#2机检修PC手动切换#2机检修PC6KV2A1#1机检修PC手动切换#1机除灰PC6KV1A2#2机除灰PC手动切换#2机除灰PC6KV2A2#1机除灰PC手动切换#1机组低压公用PC6KV1B2#2机组低压公用PC手动切换#2机组低压公用PC6KV2B2#1机组低压公用PC手动切换#1机组输煤PC6KV1B2#2机组输煤PC手动切换#2机组输煤PC6KV2B2#1机组输煤PC手动切换#1机组供水PC6KV1B2#2机组供水PC手动切换#2机组供水PC6KV2B2#1机组供水PC手动切换#1水源变6KV1A2#2水源变手动切换#2水源变6KV2A2#1水源变手动切换#1启动锅炉变6KV1B1#2启动锅炉变手动切换#2启动锅炉变6KV2B1#1启动锅炉变手动切换#2炉脱硫PC

电除尘PC——AB自动切换表2-11-4MCC母线电源配置一览表MCC母线名称正常电源备用电源电源切换方式汽机MCC——A汽机PC——A汽机MCC——B手动切换汽机MCC——B汽机PC——B汽机MCC——A手动切换汽机公用MCC

锅炉MCC——A锅炉PC——A锅炉MCC——B手动切换锅炉MCC——B锅炉PC——B锅炉MCC——A手动切换机组保安MCC——A汽机PC——A汽机PC——B和柴油机组自动切换机组保安MCC——B汽机PC——B汽机PC——A和柴油机组自动切换照明MCC

除灰MCC

化学MCC

103.厂用负荷系统，其受控设备可以分为以下几种主要类型：6KV厂用电动机、380V厂用电动机、380V电动门双向电动机、220V直流电动机、220VAC伺服电机等，这些设备输入、输出、手动／顺控操作、报警信息和其它联锁信号的接口以及设备的监控保护逻辑，均在顺序控制SCS中实现厂用系统负荷，其受控设备类型：104.二、厂用电的切换

1．厂用电“工作”倒“备用”基本操作原则：1）检查启／备变在充电状态，其有载调压的自动调压装置投入“自动”位置，2）确认6kVX段母线备用电源开关进线电压指示正常。3）确认6kVX段母线备用电源开关在“热备用”状态。4）确认发电机负荷在150MW以上。5）确认快切装置无闭锁及报警信号，液晶屏显示与实际运行方式相符。6）确认快切装置在“自动”方式。105.7）选择快切装置切换方式至“并联”状态，在DCS画面上启动6kVX段母线电源切换。8）合上6kVX段母线备用电源开关，检查该母线备用电源开关的电流表有指示。9）确认切换成功，所对应的母线工作电源开关己跳闸，绿灯亮。10）检查6kVX段母线电压表指示正常。11）选择快切装置切换方式至“串联”。12）检查开关分合位置正确。106.2．厂用电“备用”倒“工作”基本操作原则：l）确认6kV母线工作电源开关的投运正常，操作位置指示“遥控”灯亮。2）确认发电机负荷在150MW以上，且机组运行稳定。3）检查快切装置无闭锁及报警信号，液晶屏显示与实际运行方式相符。4）确认快切装置在“自动”方式。5）选择快切装置切换方式至“并联”状态，在DCS画面上启动6kV某段母线电源切换。107.2．厂用电“备用”倒“工作”

6）确认切换成功，所对应的母线备用电源开关已跳闸。6kV母线电压表指示正常。7）选择快切装置切换方式至“串联”。8）检查开关分合位置正确。108.第六节公用系统及其控制逻辑公用系统是指和两台单元机组均有联系的起动/备用变的高、低压系统，具体包括:两台起/备变的高压侧断路器（2台）和隔离开关以及两台起备变低压侧（6KV侧）的4个分支8台断路器（参考第二节图2-11-1）。公用变低压侧断路器，检修隔离变低压侧断路器，循泵变低压侧断路器，照明变低压侧断路器，公用系统MCC，两组直流系统，及公用的厂用电动机断路器的操作与监视也都属于公用系统。109.公用系统监控的内容1对公用系统两台起/备变有载调压分接头的调整、2330KV断路器的控制、3两台起备变低压侧（6KV）开关的控制4正常、事故情况下厂用电源的切换5公用低压系统断路器的控制都属于ECS公用系统监控的内容。110.一、DCS系统公用部分设计公用系统和两台机组相联系，其DCS系统在总体设计上一般和单元机组分开考虑，分为单元机组部分和公用部分。公用部分，不设专用的操作员站，在机组运行和监控时，公用部分DCS的设计，应满足如下要求：任何一台单元机组停运、检修均不影响公用部分功能；在两台机组上均能对公用部分进行监视和操作且具有互锁功能；能限定在单一位置进行操作并闭锁其它地方的操作指令；任何一台单元机组电源故障、失电均不影响公用部分DCS正常运行；111.1．公用系统的独立性

如图2-11-22所示，在DCS设计时充分考虑电厂运行的特点，将整个DCS分为三个相互独立的DCS（#1、#2、公用）部分，实现要求的功能，不但在硬件设计上相互独立，自成一体，而且在软件组态上也秉承相互独立的原则。因此在单元机组停运、检修时均不会相互影响。112.图2-11-22公用系统和单元机组DCS的关系113.2．公用系统的共享性三部分的DCS需要有联系，部分实时信息需要共享（如实时数据、操作指令、时钟等），因为公用DCS不再设监控站，需要用#1、#2机组的操作站实行对公用系统DCS的监控。在#1机组操作员站对公用系统DCS操作时，需闭锁#2机组对公用DCS的操作，做到相互闭锁。采用专用网桥技术可实现上述要求。如图2-11-22，在两台机组实时网上采用网桥技术，利用网桥的功能，将三部分DCS有机的联系在一起。114.由于网桥的隔离性，三部分DCS在硬件电气上仍然相互独立，杜绝相互之间的耦合，在软件上通过网桥相互交换（包括实时数据、时钟、操作指令），交换的内容是可控的、可组态的。在实现操作相互闭锁时也非常方便，通常采用软开关和硬开关两种方式。通过对上述开关的闭锁来实现在任一时间内#1机组或#2机组DCS操作员站对公用系统监控的唯一性，