电气控制系统(ECS)

第一节概述•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，，•(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 (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。•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；任一断路器检修或故障，不影响正常的发供电，，仅需要断开该断路器及其两侧的隔离开关操作，•330KV主接线中，所有断路器都实行远方控制操以由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路器。图2-11-1韩二厂2×600MW机组电气主接线简图•主要系统归纳为：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UPS称公用系统)•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。•主要包括：锅炉高压(6KV)厂用电源控制、KV。•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/•1、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。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•4、400V公用系统5台断路器的控制。•(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。(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。•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 •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•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•当确认保安段母线失压后，应启动事故备用柴油设备安全。•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、操；•2)厂用电系统按启动、停机和正常运行阶段的换。•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。 •1．硬件配置的要求，，•按传统功能划分电气纳入DCS，，能可分为数据采集(DAS)和顺序控制(SCS)两•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DCS之中。•其数据采集部分要求同热工融为一体。•(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。 (2)顺序控制系统的功能发变组控制功能组•电气控制系统顺序控制功能组列表：•发变组控制功能组•厂用电控制功能组组•公用系统功能组•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•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•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•3)报警光字牌数量保留20个左右 (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。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•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，，，•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•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。•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；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、手动励磁调节器MEC、330KV断路器的控制逻辑。•(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-，•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。，•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。图2-11-13600MW机组自并激励磁系统原理接线图•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。•发电机开机、停机，需要将发电机励磁线圈回•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•当发电机内部发生故障时，在断开发电机和电励磁系统灭磁时的过电压倍数一般要求不大于~4.5倍。•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。，•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:•(三)P棒励磁系统 硅整流励磁 (二)发电机自励系统顶值励磁电压响应速度快–对于抑制系统故障时第一周波的振荡和.06秒→95%ULmax起的过电压。端电压则反应于转速的平方(n2)。发电机与主励磁机之间。言在主变高压侧断路器以内)故障时， (三)P棒励磁系统经励磁变压器和可控整流装置供给转子绕组励磁。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。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 (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，，，，同步的，即在两个电压的幅值差、频器合闸时刻必须满足同条件(即上述幅值差、频率)。•同期装置：就是这样一个能够自动检查同期并差不满足时向AVR、DEH在压差、频差满足条件发出合闸脉冲，使断路置。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并取消手动准同期装置。机型自动准同期装置的智能仪表功能进行•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。单元机组同期装置投退逻辑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•将单元机组经3/2接线投入电力系统运行，要侧、线路侧两台断路器进行同期并在哪台断路器上进行同期。同期操作逻辑其意思是选择在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；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。•同期完成并且下列任一条件成立时，自动退出•发变组330kV母线侧断路器(QF21)合闸状态；30kV线路侧断路器(QF20)合闸状态；30kV母线侧断路器(QF31)合闸状态；kV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PK进行复位操作。•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。 (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)QF21合闸允许条件：•6)330KV断路器QF21、QF20两侧主隔离开关•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•以上条件同时满足，QF21允许合闸。•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。•(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。•机组级顺控启动逻辑按机组启动工艺流程分为若“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，，•这里侧重介绍和ECS有关的发电机自动并网带负切换等内容。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，顺控逻辑对此动。•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。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•顺序启动和顺序停止的投入•功能：使顺控步序开始运行，该子功能组的设停止。止在步序进行到任何时刻，使步序复位。。•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。•步序全部完成时，自动复位，进入初始状态，准•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：1.顺序启动和顺序停止控制；；•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。 •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•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，，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，调压。•随后操作同步电压接入开关TK和同步方式选择开SYNS同步装置。•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•大型机组取消手动准同期。 (二)DCS完成发变组顺控或软手操•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；•·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％。•当发电机出口已经开始升压，并由工作人员确认作；•当发电机出口电压>90％UN时，投入自动准同期S，•ASS控制DEH与AVR进行调频率及调电压直至发，•当并网条件满足时，ASS发出命令投发电机一变器。•DCS命令厂用电源切换装置将厂用负荷由厂用／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CS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•厂用电源切换装置ATS的投切及控制。 (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。控制”或“手动顺序控制”方式。VRASS(1)测发电机转速规定值；；•(6)判断是否需要起励，如需要，自动合起励R•(8)确认D-AVR无故障信号，并再次确认控制•(9)通过D-AVR调整发电机电压至规定电压，并•(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•(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•(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，并发出并列信号；•(21)询问是否需要并串(即合环)，如需要并•发电机并列合闸后，DCS中的断路器图标应发红自动复归；•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，•如果系统中有备励也可考虑主备励，顺控切换操作。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；求”与“启动确认”三个键启动顺控主程序；，则控制主程序转入单步执行方式需手动按步序，•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•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。•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。•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。图2-11-18快切启动条件•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，，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。•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》。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。•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•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•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。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。•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。•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 (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、检修分图2-11-20厂用汽机变、锅炉变接线 •辅助厂房采用动力与照明、检修合并的供电•对远离主厂房的辅助厂房400V低压负荷按区对设置低压变压器，电。辅助厂房变压器设置如下：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kV线段上。•三台电除尘变压器中两台工作，一台备用，•当工作电源失去时，备用电源自动投入。即•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-•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ECS。•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。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．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•2)确认6kVX段母线备用电源开关进线电压指示正•3)确认6kVX段母线备用电源开关在“热备用”状•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。•7)选择快切装置切换方式至“并联”状态，在DCSkVX切换。•8)合上6kVX段母线备用电源开关，检查该母•9)确认切换成功，所对应的母线工作电源开关•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。•基本操作原则：•l)确认6kV母线工作电源开关的投运正常，•2)确认发电机负荷在150MW以上，且机组运•3)检查快切装置无闭锁及报警信号，液晶屏•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。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。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/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。•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。•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；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。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DCS控。•在#1机组操作员站对公用系统DCS操作时，需闭DCS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DCS在一起。，•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，，•即:同一时间只能有一台机组对公用系统实施操作。•单元机组DCS的电源来自厂用电和UPS，，•公用系统的供电是由两台单元机组各提，供一路电源供给，•任何一台单元机组电源失去都不会影响公用系统的正常运行。将起/备变选为有载调压方式。即