第十七章 发电厂的控制

第十七章 发电厂的控制第一节 发电厂的控制方式目前，我国火电厂的控制方式可分为主控制室的控制方式和单元控制室的控制方式， 下面分别叙述这两种控制方式。一、主控制室的控制方式单机容量为10万kw以下的火电厂，一般采用主控制室的控制方式，即全厂的主要 电气设备都集中在主控制室里进行控制，而锅炉设备及汽机设备则分别安排在锅炉间的 控制室和汽机间的控制室进行控制。主控制室为全厂的控制中心，因此要求监视方便、操作灵活，能与全厂进行联系。图 17-1 火电厂主控室平面布置图图17一1为火电厂主控制室的平面布置图，凡需要经常监视和操作的设备，如发电 机和变压器的控制元件、中央信号装置等必须位于主环正中的屏台上，而线路和厂用变 压器的控制元件、直流屏及远动屏等均布置在主环的两侧。凡不需要经常监视的屏，如 继电器屏、自动装置屏及电能表屏等布置在主环的后面主控制室的位置可设在主厂房 的固定端或方便与610kV配电装置相连通的位置，而且主控制室与主厂房之间设有天桥 通道。主控制室的控制方式具有控制分类明确、单方面操作简单、现场巡视方便、现场操 作或采取应急措施较容易等优点；但也存在着控制点多，控制设备分散，工作环境差， 机、炉、电之间协调配合困难等缺点。随着机组容量的增大和自动化水平的不断提高， 机、炉、电的关系将更加紧密，主控制室的控制方式已不能满足现代化控制管理的需要， 而单元控制室的控制方式越来越显示出其优越性，已成为发电厂控制广泛采用的控制方 式。二、单元控制室的控制方式单机容量为 300MW 及以上的大型机组，广泛采用将机、炉、电的主要设备集中在一 个单元控制室（也称集控室）进行控制的方式。为了提高热效率，现代大型火电厂趋向 采用亚临界或超临界高压、高温的机组。锅炉与汽轮机之间蒸汽管道的连接，由一台锅 炉与一台汽轮机构成独立的单元系统，不同单元系统之间没有横向的联系，这样管道最 短，投资较少。运行中，锅炉能配合机组进行调节，便于启停及事故处理。机、炉、电集中控制的范围，包括主厂房内的汽轮机、发电机、锅炉、厂用电以及 与它们密切联系的制粉、除氧、给水系统等，以便让运行人员监控主要的生产过程。至 于主厂房以外的除灰系统、化学水处理系统、输煤系统等均采用就地控制。如果高压电力网比较简单，出线较少，可将网络控制部分放在第一单元控制室内。 高压网络出线较多时，可单独设置网络控制室。图 17 一 2 为两台人型机组合用一个单元控制室的平面布置图。主环为曲折式布置，中间 为网络控制屏，而两台机组的控制屏台，分别按炉、机、电顺序位于主环的两侧，计算 机装在后面机房内。图 17-2 单元控制室平面布置图单元控制室的控制方式具有机、炉、电协调配合容易，机组启停安全、迅速，运行 稳定，经济效益高，事故判断准确，处理迅速和工作环境好等优点；但也存在着巡视较 远，现场操作不便，对运行人员的技术水平要求较高等缺点。随着计算机监控系统在发 电厂的广泛应用，单元控制室的控制方式已成为大型机组普遍采用的一种控制方式。三、单元机组机炉电集控的几个问题1控制室的，巷体布置控制室应按机炉电集控布置，把机炉电作为一个整体来监视和控制；实现以CRT为 中心的过程监控，取消常规的BTG盘；LrS承担机组DAS、DCS、BMS（FSSS）、SCS、DEH, 实现机组自启停及FCB等单元机组大部分主要监控功能。运行人员在控制室内通过CRT、 键盘（鼠标球标光笔）实现单元机组的启动、停止、正常运行及事故处理的全部监视 和操作。控制室一般以两台机组共用一个控制室为宜，这样便于两台机组之间的联系管 理。两台发电机盘和厂用电盘可装在一起，一目了然，便于值长统一调度，还可减少后 备值班人员数量。安装施工 2 号机组时，可用临时隔板隔开，并加强管理，不会影响到 运行机组的安全运行，也不会影响到施工机组的施工进度。两台机组共用一个控制室，控制盘台一般是两侧对称布置。对称布置有两种对称方 式：一为中心轴线对称，二为中心旋转1800 对称，分别如图17 一 3 所示。大型单元机 组的监控主要在集控室内完成，两台机组共用一个控制室时的布置，宜采用 180对称布 置，运行人员监控l号或2号机组时，监视和操作设备的方向和顺序不变，都是从左到右(见图17 一 3b)。国外也有两台机组并列布置的情况。随着DCS功能贾盖面的扩大，电 气监控也越来越多地纳入DCS系统。控制室向着小型化、船仓式控制室发展，利用信息 高度集中的优势，节约空间，降低造价。( a)(b)图 17-3 两机共用一个控制室控制盘布置示意图2常规仪表和记录仪表 原则上不用或少用常规仪表，重要参数如汽包水位、主蒸汽温度、主蒸汽压力、汽 轮机转速、发电机功率等可根据情况选用少量专用数字显示仪表；汽包水位和炉膛火焰 可另设工业电视。记录仪表除汽轮机广有特殊要求外，可不装设。3操作开关原则上不使用硬接线的操作开关，辅机的启/停、阀(风)门的开/关均在CRT键 盘(鼠标球标触屏)上操作，对于重要辅机只设“停止”的硬接线开关，以确保重 要辅机在任何情况下安全停运。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。保留的硬手操开关有：发电机变压器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。报警光字牌一般保留20 个以下，与热工报 警合并在一起，既减少设备的种类，又便于布置。第二节 发电厂的分散控制系统发电厂的微机监控可分为两大部分，一部分是以热工为主的微机“分散控制系统”(DCS)，另一部分是与电网有关的“网络计算机监控系统” (NCS)。DCS对单元发电机组进 行数据采集、协调控制、监视报警和连锁保护，在技术上和经济上都已取得了良好效果， 使我国火力发电机组的自动控制和技术经济管理水平发展到了一个新阶段。一、一体化DCS的由来 大型电厂计算机控制的应用，大致经历了单元计算机控制系统、分散控制系统、一 体化 DCS 几个阶段。在计算机应用的初期，受当时技术水平的限制，主要采用一单板机、单片机和 PLC 等完成部分设备的控制和局部工艺流程的控制，并逐渐形成以实现子功能形式的单元计 算机控制系统。因这些子系统由相互独立的计算机控制系统构成，来自不同厂商，实施 时间先后各异，系统之间的性能差别很大，因此，各子系统间相互通信很困难，数据无 法共享。随着计算机技术和网络技术的发展，在20世纪80年代逐渐出现了基于4C技术的分 散型控制系统。早期的分散控制系统仅应用于CCS和DAS系统，随着DCS可靠性的提高， 对可靠性要求高的FSSS系统也进入DCS，而DCS功能的扩展和价格的降低，使涉及大量 辅机控制的顺序控制系统SCS进入DCS，随着DEH、MEH、BPS这类专用控制系统纳入 DCS，DCS开始进入一休化实现的阶段。这正顺应了大型电厂炉、机、电、辅机及其他系 统一体化控制的要求。 DCS 在大型电厂的热工控制系统的应用实践，使系统的可靠性得 到了检验，也使 DCS 在大型电厂的应用上了一个新的台阶。表现为：系统的可靠性大大 提高；系统的应用功能进一步扩展。系统的容量以数量级增大；电气设备控制系统纳入 DCS;系统的开放，使可操作性和互换性得以实现。开放系统互联的环境为大型电站机、 炉、电一体化DCS的实现提供了技术基础。电气设备的控制被纳入DCS，是一体化DCS系统应用的重要标志。电气控制系统(ECS) 是一体化DCS系统的重要组成部分。电气控制系统开始进入DCS，是20世纪90年代以后的事。早期是进入DCS的数据 采集系统DAS，即重要的电气模拟量、开关量及电度脉冲量在DCS中进行状态监视、越 限报警、事件顺序记录及报表打印等。以后逐步将厂用电动机的控制纳入DCS的顺序控 制系统SCS，个别电厂也有将发电机及厂用电的控制进入DCS，网络控制室也广泛采用了 计算机监控系统。但有的电厂即使发电机及厂用电的控制全部按进入DCS设计，还仍然 保留了常规的电气手动控制方式，即保留了较大的电气控制屏。使得单元控制室的面积 不能减少，电气控制系统的投资增加，造成这种现象的主要原因是由于受电气传统控制 方式的束缚和传统运行、检修专业划分的影响，电厂运行人员对全部CRT监视，计算机 键盘及鼠标操作还有疑虑，对 DCS 的可靠性不放心。完全取消常规的手动控制方式，实 现真正意义上的计算机控制在实践上还经历了一段路程，近几年才被人们逐渐接受下来。这一方面是由于机组大容量，高参数的特点及过程控制的复杂性和机组整体的协调 运行，使电气运行人员依靠常规仪表监控已力不从心。仅靠人力根据常规仪表和控制开 关去处理突发事件，容易出现误操作而引发事故。另一方面电气设备的可控性提高，为 DCS 监控提供了有利条件。随着科学技术的发展，大型发电厂的中压断路器均实现了真 空化，而低压断路器采用框架式断路器，各种开关的可控性、可靠性大大提高，开关合 不上、跳不开、手车机构不灵的现象不复存在，高、低压开关控制的微机化、智能化水 平不断提高，各种数字化电气控制装置（如微机保护装置、微机励磁装置、微机同期装 置、微机自动切换装置等）的使用，为发电机、电气设备控制进入DCS奠定了基础。从实际效果来看，电气纳入 DCS 可减少控制室面积减少运行、检修人员工作量， 节约控制电缆，使人员和系统都更安全、可靠。与原有常规监控相比，总体的性能价格 比有所提高，虽然如此，但电气纳入 DCS 对电力系统自动化进程的影响其意义必将更加 深远。二、电气系统进入DCS的有关问题（一）电气控制系统的特点及要求 电气控制系统的控制对象是继电器、接触器、断路器的合、跳闸等电磁线圈，与热 工控制设备相比较，电气设备具有如下特点：（1）信号简单，模拟量为电流、电压（其他电气量如功率、电度量等，均可变换为电压 电流量），开关量为无源触点。（2）信号的传输和变换相对简单（TA、TV及电量变送器，输出动作对象为电磁线圈）。（3）信号变化速度快（电气量的变化一般为毫秒级，热工量一般为秒级或更长）。（4）控制策略一般为开关量逻辑控制；与热工设备比较控制对象少，控制逻辑简单，操 作机会少，正常运行时，发电机及厂用电设备很长时间才可能操作一次。（5）要求电气设备的主保护、安全自动装置可靠性高、动作速度快（电气设备主保护的 动作时间一般为几毫秒至十几毫秒）。（6）对电气控制回路的监视功能要求很高，例如：断路器合、跳闸线圈断线监视，控制 回路熔断器熔断监视，继电保护元件的故障监视等。这主要是由于保护和控制设备如果 发生误动或拒动，对生产造成的损失是巨大的。（二） DCS 控制电气设备的方式及其优缺点1. DCS 控制电气设备的方式DCS 对电气设备的控制一般采取如下方式；（1）由DCS的硬件及软件实现电气逻辑。包括：发电机同期逻辑、厂用电自动切换逻辑、 发电机励磁系统自动电压调节器甚至简单的继电保护逻辑等。（2）DCS通过I/O或网络将控制指令发送到电气控制装置上,DCS仅实现高层次的逻辑.如 与热工系统的连锁、操作员发出的手动操作命令的合法性逻辑检查等。其他操作逻辑均 由电气控制装置自身来实现。目前主要的电气控制装置包括发电机励磁系统自动电压调 整器AVR、发电机自动准同期装置ASS、厂用电自动切换装置ATS、发电机变压器组继电 保护装置、厂用电系统继电保护装置及断路器防跳回路等。2. 两种控制方式的应用比较采用方式（I）具有如下优点：1）由于控制逻辑均在DCS中实现，电气控制系统的可靠性与DCS的可靠性相同。2）由于控制逻辑均在DCS中实现，电气控制装置非常简单。3）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。4）目前有部分厂家的DCS已实现了发电机同期逻辑、厂用电自动切换逻辑、发电机励 磁系统自动电压调节器等硬件专用模件，这些硬件模件配合 DCS 的软件组态，可以完成 相应电气装置的功能。采用方式（1）有如下缺点：1）电气控制将依赖于DCS设备。2）就目前电厂的运行习惯，电气与热工检修人员的分工是非常明确的，如果上述电气功 能均由DCS硬件和软件实现，而硬件模件安装在DCS机柜中，会给专业人员的运行及检 修造成矛盾和责任不清。3）尽管 DCS 可以依靠专用硬件模件及软件实现发电机自动准同期、厂用电自动切换等逻 辑，但这些功能对速度的要求很高（如厂用电快速切换功能要求在巧TOms完成逻辑运 算并发出命令），DCS实现其功能，花费的代价太大，对DCS负担较重，甚至有可能影响 其他子系统。4）目前DCS的发展水平，还不可能满足发电机变压器继电保护、发电机电气量故障录波 等功能要求。5）按目前电厂的建设程序，厂用电系统是首先投入运行的，一般比热工系统要早6 个月 左右，这时如果DCS不能正常运行，厂用电系统将失去控制及保护。采用方式（2）的优点：1）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。2）对速度要求很高的电气装置，由于并不依赖于DCS，能够大大的减轻DCS的系统负担。3）对于数字化电气控制设备，有可能实现DCS的网络通信连接，减少DCS的硬件设备， 实现真正意义上的分散控制。节省控制电缆及建设投资。4）符合当前电厂的专业分工，对设备的检修维护有利。5）有利于电气控制设备厂家发展数字化电气控制装置，促进国产数字化产品的进步。采用方式（2）的缺点：1）电气控制系统的可靠性取决于电气控制装置的可靠性。2）目前国产数字化电气控制设备大部分还达不到与DCS网络通信的水平，只能通过 I/O 方式连接。综上所述，按目前的控制及设备水平，电气控制系统进入DCS宜采用方式（2）。三、电气量纳入 DCS 控制的内容单元控制室由 DCS 实现监测和控制的电气设备包括发电机变压器组、厂用电源系统、 主厂房内高低压交流电动机和直流电动机等。电气量纳入 DCS 控制，即由 DCS 根据所采集的电气设备的各种参数加以分析、判断，作 出决定，并对某个设备发出指令；或者对运行人员输入的某个指令根据所采集的数据进 行分析判断，决定是否执行该指令。DCS 应主要实现以下控制功能：（1）发电机变压器组的顺序控制和键盘软手操控制。（2）厂用高低压电源的键盘软手操控制。（3）发电机变压器组启动、升压、并网及正常停机的顺序控制。（4）发电机变压器组启动、升压、并网及正常停机的软手操。 完成各功能的主要步序如下：1发电机变压器组控制的主要步序（1）发电机启动升压操作步序如下：1）当发电机转速为2950r/rnin,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。2）投起励开关3）投磁场开关（控制AVR,使发电机出口开始升压，直至发电机额定电压90%）。（2）发电机变压器并网操作步序如下：1）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。2）当发电机出口电压90%二为时，投入自动准同期装置ASS。3）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。4）当并网条件满足时，ASS发出命令投发电机变压器组断路器。（3）发电机变压器组正常停机步序如下：1）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。2）以污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。3）发电机减负荷；DCS控制AVR使发电机出日减压。4）当负荷降为零后，DCS断开发电机变压器组断路器。5）当发电机出口电压二：I时，DCS切磁场开关（退出AVR）。自动电压调整装置（AVR），自动准同期装置（ASS），厂用电源切换装置均为独立的装 置，不属于 DCS。对以上1）5）步序，DCS主要完成以下顺控及软手操功能：1）发电机变压器组主断路器的投切。2）磁场开关的投切。3）起励开关的投切。4）AVR 的投切及切换控制。5）整流装置的投切及切换。6）ASS装置的投切及控制.7）厂用电源切换装置的投切及控制。DCS应能对以上设备进行条件判断，在各个步序中完成顺控功能。 2厂用电源的软手操控制DCS应能实现高低压厂用电源的必要的连锁逻辑，例如先投高压侧开关后投低压侧开关, 同一母线段工作电源备用电源不同时投入等；当操作人员误操作时， DCS 应能根据逻辑 状态条件判断为误操作。厂用启动/备用电源系统，应能在两套单元机组的DCS系统I：完整实现控制功能，两套 DCS系统之间应相互闭锁，确保在任何情况下只能在一套DCS系统中发出操作指令。（1）DCS完成厂用电源控制功能如下：1）厂用高压启动备用变压器高压侧断路器软手操投切。2）厂用高压610kV各段工作断路器软手操投切。3）厂用高压断路器610kV段备用断路器软手操投切。4）厂用高压3kV各段工作断路器软手操投切。5）厂用高压断路器3kV段备用断路器软手操投切。（2）控制厂用电源切换装置完成厂用切换工作主要指工作电源和启动备用电源的正常 及故障时的快速切换。（3）工作变压器、公用变压器、照明变压器、检修变压器高压侧断路器的软手操投切包 括：1）工作变压器、公用变压器、照明变压器、检修变压器低压侧断路器的软手操投切。2）工作段、公用段、照明段、检修段分段断路器的软手操投切（4）为能保证安全停机及保证厂用电源供应，设置以下硬操作于辅助屏上：1）发电机变压器组断路器控制开关。2）磁场开关控制开关。3）备用电源强投控制开关。四、电气纳入DCS监测的内容数据采集与处理（DAS）是实现实时监控的基础，对各系统的数据采集应能实现DCS 系统对各电气系统的实时监测和控制。数据采集包括模拟量、开关量、脉冲量的采集，其中开关量应分为一般开关量和事 件顺序记录量（SOE）。1纳入 DCS 监测的电气量（1）发电机变压器组纳入DCS监测的内容：1）发电机电压、电流、频率、功率、功率因数，电度等。2）封闭母线温度、压力。3）主变压器电压、电流、功率、电度、温度、油位等。4）启动备用变压器电压、电流、功率、电度、温度、油位等。5）厂用高压变压器电压、电流、功率、电度、温度油位等。6）发电机变压器组主断路器状态油压等。7）启动备用变压器高压侧断路器状态油压等。8）励磁系统电压、电流、磁场开关、起励开关等开关状态。9）以上系统各种保护设备的动作状态。（2）厂用电源系统纳入DCS监测内容：1）厂用高压侧6 一 10kV、3kV各段母线电压。2）厂用低压上作变压器、公用变压器、照明变压器、检修变压器等电流、功率、温度等。3）厂用低压变压器高低压侧断路器状态。4）厂用低压各段母线电压，各分段断路器状态等。5）以上厂用电源系统各保护设备的动作状态。（3）其他系统纳入DCS监测内容：1）保安电源及柴油发电机电压、电流、功率、功率因数、电度等。2）保安电源及柴油发电机各个开关状态等。3）直流系统各开关、蓄电池，充电设备及各开关状态及保护设备动作状态。4）UPS 系统各设备状态及电压、电流、功率等状态。2光字牌的设置 设置少量光字牌于辅助屏上，作为个别重要信号的报替。全要有： AVR 故障总信号； 发电机变压器组断路器控制回路故障，主变压器冷却系统故障；启动备用变压器，工 作变压器高低压侧断路器控制回路故障；厂用快切装置故障.直流故障总信号；UPS故 障总信号；柴油机故障总信号；发电机保护动作等。3常规仪表的设置 根据安全停机的原则，设置常规仪表如下： 发电机电压、电流、功率表；励磁电流表；高压厂用母线电压表等。4电气纳入 DCS 的其他要求（1）DCS需完成的电气计算功能主要项目如下：1）发电机有功电能和无功电能；2）厂用电率。包括全厂总的厂用电量（每小时、每值、每日厂用电率）。3）厂用电量。包括全厂总的厂用电量（每小时、每值、每日厂用电量）。4）发电机功率因数及功角。5）主要电气设备运行小时数。（2）电气专业CRT主要项目有：电气主接线；高、低压厂用系统接线图；保安系统 电源接线图；励磁系统图；直流系统接线图；发电机电流、功率曲线；发电机、厂用系 统电压曲线；各级电压棒状图；发电机工况趋势曲线；发电机变压器组保护配置及动作 成组画面；厂用工作、启动备用变压器保护配置及动作成组画面，第三节 发电厂的网络微机监控系统一、网控徽机监控系统（NCS）的功能特点 按规程规定，大型火力发电厂的网控室均要求配置网控微机监控系统，其主要功能 是完成网络控制系统所要求的全部控制、测最、信号、操作闭锁、事故记录、统计报表、 打印记录等功能前些年采用常规监控系统和微机监控装置双重设置的方式，其主要 特点可以总结如下：（1）采用常规的强电一对一的控制、信号方式、常规的测量仪表直接从TV、TA测量或经变送器测量。（2）设置一套单机或双机的微机监测装置，具有测量、信号显示、事故记录及追忆、 打印等功能。（3）设置独立远动装置，单独采集数据和信号，向调度所发送信息，与当地常规监 控系统不发生关系。（4）继电保护装置独立设置，继电保护动作信号同时送至中央信号及网控微机。事 实证明，这种模式只是网控微机应用的初级阶段，其设计思想本身存在着如下一些缺陷：1）设备、功能重复设置，造成大量的浪费。网控微机本身具有极强的功能，它完全 可以取代常规的监控设备及独立的远动装置，而将这些功能协调、有机地统一到网控 微机中来。2）运行管理水平没有得到实质提高。由于各部分功能的分散，网控微机的功能在运 行中只得到了很少一部分的发挥，因而其优越性不能得到充分体现。3）增加了设计、施工的工作量，降低了二次设备运行的可靠性例如，有的信号既 要送到常规的信号系统，又要送到网控微机和远动装置，触点数量有限，不得不用中间 继电器来增加触点数量，这样既增加了设备，又增加了故障几率。4）增加了大量电缆。 正是因为网控微机应用初级阶段存在着很多问题，才使得我们现在的进一步研究具 有实际意义。二、国内、外网控微机应用的发展趋势 近年来，随着微机技术的迅速发展，微机型继电保护装置和微机控制系统的技术得 到了很大的提高，这为变电所综合自动化系统的发展提供了极其有利的条件。1国内应用的发展趋势（1）网控微机采用开放式、分散式网络。（2）网控微机具有远动功能，不再另设独立的RTU。（3）采用微机型继电保护装置，继电保护系统通过软接口与网控微机系统相连。 2国外应用的发展趋势（1）网控微机采用开放、分散式网络。控制装置就地布置，做到功能分散，地点分 散。（2）网控微机具有远动功能，不再另设独立的RTU。（ 3）保护设备下放。国内外做法的主要区别在于：国外的做法是将控制、保护设备尽量做到分散布置， 即在一次设备就地设置微机控制终端和保护单元，将就地所有的电流、电压等模拟量及 各种开关量收集到一起，再通过光缆传输到主机接收。这种做法真正体现了分散式控制 系统的设计思想，即功能分散、地点分散。而在我国，由十有些设备不具备下放到就地 的条件（因就地条件相对来说较差），因而只能集中布置，但从系统结构上看，系统本身 还是分散式的。三、网控徽机的设计原则（1）取消常规监控设备。常规监控设备和网控微机的双重设置造成了大量的浪费， 也极大地限制了微机监控系统功能的发挥。因此，新建大型电厂一般都取消常规的监控 设备，由网控微机取而代之。（2）网控微机系统的设计思想。在做网控微机系统的设计时，要考虑到：1）可靠性。这是所有控制系统均须保证的条件。2）实用性。简单易学，使运行人员容易掌握，且人机界面直观明了，操作方便。3）开放性。即系统可与商用软件兼容，可与其他公司的控制保护设备连接，扩展 方便。（3）系统功能。系统与用户之间的交互界面为视窗图形化显示，利用鼠标控制所有 功能键的方式，使操作人员能直观地进行各种操作，用户利用菜单可以容易到达各个控 制画面，每个菜单的功能键上均有清楚的文字说明其用途及可以到达哪一个画面。每个 画面都有瞬时报警显示，当收到报警时，无论操作人员在任何画面，均会跳到报警显示所 有系统之原始数据，均为实时采集。系统应用程序的每一项功能均能按用户要求及系统设计而修改，并可随扩建或运行 的需要而进行扩充和修改。一般情况下，系统应配有以下基本功能：1）系统配置状况显示。以图形或表格的方式显示整个系统的配置状况及系统软件配 置，并显示当前的运行状态信息。2）接线图显示。分层显示接线图画面，并显示出各被控对象的运行状态并动态更新。3）数据采集、处理。将有关信息，如开关量、模拟最、外部信号等数据，传至监控 系统做实时处理，更新数据库及显示画面，为系统实现其他功能提供必需的运行信 息。4）报警。按系统实际需要，用户可以指定在某些事件发生时或保护动作时自动发出 报警，如一般可设置在以下情况下系统将发出报警：开关量突然变位；断路器位置不 对应；模拟量越限，等等。5）事件顺序记录。根据运行需要，可将某些事件，如继电保护动作，断路器跳闸等 的动作时间及有关信息做记录，供事故分析等使用。6）遥控修改继电器整定值。经授权之操作人员可以通过系统主机或工作站遥控修改 各继电器的保护功能和整定值。7）操作闭锁。系统上所有操作对象均可设定闭锁功能，以防止操作人员误操作。8）趋势图。（4）模拟量采用交流采样方式，不设直流变送器。（5）由微机监控系统传送远动信息到区调或总调，不另设独立的RTU。（6）可设一块由微机监控系统驱动的主接线模拟屏，进行主要设备的状态及主要模 拟量的动态显示。（7）就地设备和网控微机之间用光缆连接。（8）设置一套独立的 UPS 电源系统。（9）关于继电保护。目前国内外关于高压开关站内设备的保护，已广泛采用了微机 型保护装置，国外很多公司的做法是将保护下放到配电装置，这种方案节省了大量电缆， 而且可靠性也比较高国内因设备质量问题，保护还不能下放，而是集中在继电器室内， 这种做法有利于设备在较好的环境运行，因而也是可以接受的。根据我国目前的实际情 况，不必刻意追求保护下放（10）关于网控微机和 DCS 的信息交换。根据生产调度的需要，单元机组控制系统 和网控之间需要有必要的信息交换，这种信息交换以往都是通过硬接线实现的。网控部 分采用微机监控系统以后，这种信息交换可通过软接口进行。第十八章 发电厂远动及调度自动化系统第一节 发电厂运行与电网调度中心的关系电力系统中连接着许许多多、大大小小的发电厂，发电厂要通过电网将生产的电能 送到用户去，而电能生产的过程又是发、送、用同时完成这就决定了电能生产、输送、 分配的全过程必须要有一个统一的调度，即电力系统调度，来组织、协调和管理生产过 程，以保证电力系统的安全、可靠及稳定运行，保证电能的质量。发电厂是电力系统中 最重要的电源，特别是大容量机组电厂，机组的稳定、经济、可靠运行，对电力系统正 常、安全运行起着至关重要的作用，为此电力系统调度均采用调度自动化系统，将遍布 各地的电厂、变电所信息传送至调度中心，以使调度人员统观全局，运筹帷握，有效地 指挥和控制电网安全、稳定和经济运行。调度自动化系统是电力系统调度的重要手段。也是电力系统自动化的重要组成部分。 电网调度自动化的作用主要有以下几个方面：（1）监控电网运行状态。电网正常运行时，通过调度人员监视和控制电网的频率， 电压、潮流、负荷与出力，主设备的位置状态及水、热能等方面的工况指标，使之符合 规定，保证电能质量和用户按计划用电的要求。（2）按照经济合同，对各电厂的出力曲线进行控制，对电网运行实现经济调度。（3）对电网运行实现安全分析和事故处理。信息的及时传送、监控手段的改善以及安全分析，可防止事故发生或及时处理事故， 避免或减少事故造成的重大损失。调度自动化系统主要由三部分组成，即厂所端子系统， 通信子系统，调度端子系统。调度自动化系统的构成如图18一 1所示。图 18-1 调度自动化系统构成示意图厂所端数据采集及控制子系统习惯上称为“远动系统”。 所谓远动系统就是运用通信技术传输信息，以监视控制远方运行的设备。该子系统 包括远程终端单元RTU（Remote Terminal Uni） 测量用变送器、二次回路以及控制与调节 执行元件。通信子系统包括载波、微波、无线电台、有线电话、高频电缆、光纤以及卫星通信 程控交换机等提供的数据信道。信道质量直接影响调度自动化系统的可信性和可靠性调 度端子系统主要有电子计算机、人机会话设备、各种外部设备、开发与维护设备和与 之相适应的软件包等。随着计算机技术的发展，大电网中普遍实现了数据采集与监控（SCADA）,有的还实 现了自动发电控制（AGC）和经济调度控制（EDC）,还有少量的电网实现了安全分析（SA）, 大大提高了电网调度自动化水平。大型电厂通常与省调和网调分别相接。第二节 电网的分层调度和管理一、概述 电力系统是由发电厂、输电线路、配电系统及负荷等组成，并由调度中心对全系统 的运行进行统一的管理。随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，对电能生产的需 求不断增长，因而发电设备的装机容量不断增长，电网结构和运行方式越来越复杂，人 们对电能质量的要求也越来越高。为了保证供电的质量和电力系统的可靠性和经济性， 系统的调度控制中心必须及时而准确地掌握全面的运行情况，随时进行分析，做出正确 的判断和决策，必要时采取相应的措施，及时处理事故和异常情况，以保证电力系统安 全、经济、可靠地运行。要满足以上要求，除了提高电力设备的可靠性水平，配备足够的备用容量。提高运 行人员的素质等外，还必须实现电力系统自动化，即采用继电保护和自动化装置，实现 电网调度自动化。二、电力系统的分层调度 电力系统是一个分布面广、设备量大、信息参数多的系统。电能的生产、输送分配 和消费均在一个电力系统中进行。我国已经建成五大电网（华北、东北、华东、华中、 西北）及一些省网，并且在大网之间通过联络线进行能量交换。随着三峡工程的建成， 西北 75OkV 电网建设的加快，全国统一大电网的格局也将渐呈雏形。按照我国行政体制 的划分，电力系统的运行管理本身是分层次的，各区域网公司、各省电力公司、各市县 电力局均有其管辖范围，它们的运行方式和出力、负荷的分配受到上级电力部门的管理 同时又要管理下一级电力部门，以保证整个电力系统能够安全、经济、高质量地发供电 我国电网实行五级分层调度管理：国家调度控制中心、大区电网调度控制中心、省 电网调度控制中心及地（市）、县电网调度控制中心，图 18 一 2 是电网分层控制的示意 图。电网调度管理实行分层管理，因而调度自动化系统的配置也必须与之相适应，信息 分层采集，逐级传送，命令也按层次逐级下达。分级调度可以简化网络的拓扑结构，使 信息的传送变得更加合理，从而大大节省了通信设备，并提高了系统运行的可靠性。为 了保证电力系统的安全、经济、高质量地运行，对各级调度自动化系统都规定了一定的 职责。第三节 电网调度自动化系统功能简介电网调度自动化是一个总称，由于各级调度中心的职责不同，因而对其调度自动化 系统的功能要求也是不一样的。另外，调度自动化系统的功能也有一个层次，其高一级 的功能往往建筑在某些基础功能之上。EMS（Energy Management System）是现代电网调度自动化系统硬件和软件的总称，它 主要包括 SCADA、AGCEDC 以及状态估计、安全分析、调度员模拟培训等一系列功能。 下面简单介绍各功能的内容和含义。一、数据来集和监控（SCADA）功能SCADA（Supervisory Control And Dala Acquisition）是数据采集和监控的英文缩写，它是 调度自动化系统的基础功能，也是地区或县级调度自动化系统的主要功能。它主要包括 以下方面：（ 1）数据采集。包括模拟量、数字量、脉冲量等。（2）信息的显示和记录。包括系统或厂站的动态主接线、实时的母线电压、发电机的有 功和无功出力、线路的潮流、实时负荷曲线、负荷日报表的打印记录、系统操作和事件 顺序记录信息的打印等。（3）控制和调节。包括断路器和有载调压变压器分接头的远方操作，发电机有功出力和 无功出力的远方调节（ 4）越限告誓。（5）实时数据库和历史数据库的建立。（6）数据预处理。包括遥测量的合理性检验、遥测量的数字滤波、遥信量的可信度检验 等。（7）事故追忆PDR（Post Disturbance Riview）.对事故发生前后的运行情况进行记录， 以便分析事故的原因。二、自动发电控制功能AGC功能自动发电控制功能AGC（Automatic Generation Control）是以SCADA功能为基础而实 现的功能，一般写成SCADA+AGC。自动发电控制是为了实现下列目标：（1）对于独立运行的省网或大区统一电网， AGC 功能的目标是自动控制网内各发电 机组的出力，以保持电网频率为额定值。（2）对跨省的互联电网，各控制区域（相当于省网）AGC的功能目标是既要求承担 互联电网的部分调频任务，以共同保持电网频率为额定值，又要保持其联络线交换功率 为规定值，即采用联络线偏移控制的方式（在这种情况下，网调、省调都要承担AGC任 务）。三、经济调度控制功能 EDC与 AGC 相配套的在线经济调度控制是实现调度自动化系统的一项重要功能。如果说 AGC功能主要保证电网频率质量的话，那么EDC（Economic Dispatch Control）则是为了提 高电网运行的经济性。EDC通常都与AGC相配合进行。当系统在AGC下运行较长时问后，就可能会偏离最 佳运行状态，这就需要按一定的周期（通常可设定为510min），启动EDC程序重新分配 机组出力，以维持电网运行的经济性，并恢复调频机组的调节范围。四、能且管理系统 EMS 的其他功能SCADA、AGC/EDC上面已作介绍，下面简单介绍EMS的其他功能。1. 状态估计 SE（State Estimator）根据有冗余的测量值对实际网络的状态进行估计，得出电力系统状态的准确信息， 并产生“可靠的数据集”。2安全分析 SA（Security Analysis）安全分析可以分为静态安全分析和动态安全分析两类。（1）静态安全分析。一个正常运行着的电网常常存在着许多潜在危险因素，静态安 全分析的方法就是对电网的一组可能发生的事故进行假想的在线计算机分析，例如按 N 一 1原则进行事故预想，校核这些事故发生后电力系统稳态运行方式的安全性，从而 判断当前的运行状态是否有足够的安全储备。当发现当前的运行方式安全储备不够时， 就要修改运行方式，使系统在有足够安全储备的方式下运行。（2）动态安全分析。动态安全分析就是校核电力系统是否会因为一个突然发生的事故而 导致失去稳定。校核因假想事故后电力系统能否保持稳定运行的稳定计算。由于精确计 算工作量大，难以满足实施预防性控制的实时性要求，因此人们一直在探索一种快速而 可靠的稳定判别方法。3. 调度员模拟培训 DTS（DispatcherTraining Simulator） 调度员模拟培训系统的主要作用如下：（1）使调度员熟悉本系统的运行特点、熟悉控制系统设备和电力系统应用软件的使 用。（2）培养调度员处理紧急事件的能力。（3）试验和评价新的运行方式和控制方法。 调度自动化系统的功能是随着电力系统发展的需要和计算机技术及通信技术提供的可能而变化的，电网调度自动化技术的发展，可以使电网运行的安全性和经济性达到更 高的水平。第四节远程终端单元（RTU）远动装置在电力系统调度自动化中担负的任务是实现各层或各级调度的实时数据收 集，形成多层次的实时数据网。对构成实时数据网的终端设备，除要求完成传统的遥测、 遥信、遥控、遥调基本功能之外，还要求远方终端能同时向两个（或两个以上）调度所 发送两种不同规约及不同内容的数据；要求对重要厂（所）实现事件顺序记录、事故追 忆记录及动态数据记录。此外，终端设备应能与计算机接口，并能与数字量设备接口， 如水位计、频率计等。上述这些要求，布线逻辑远动装置是无法满足的。由于微型计算 机技术的迅速发展，出现了各种微机远动终端装置，即完成远动功能的微型计算机系统， 如图183所示。它含有微型计算机的基本组成部分，即中央处理单元CPU、随机存贮 器RAM、只读存贮器ROM、输入/输出接口 I / O；同时含遥信输入DI、模拟量输入AI、 脉冲量输入 PI 以及遥控、遥调输入单元和数字量输出单元、传输信息用调制解调器 MODEM。这一系统称作微机型RTU。一、远动信息远动信息所包含的基本内容有：遥信、遥测、遥控和遥调信息。1、遥信信息 遥信信息含发电厂中主要的断路器合闸或跳闸位置状态信号、隔离开关的合闸或分 闸位置状态信号，重要继电保护与自动装置的动作信号以及一些运行状态信号。如厂（所） 设备事故总信号、发电机组运行状态的变动信号、远动及通信设备的运行故障信号等。 此外，也可用遥信信息传送测量参数的上、下越限告警信号，如频率越限、水位越限和 其他设定值的越限信号。遥信对象只有“0”“1”两种状态，故在国际上习惯称为 DI 信 号，即数字输入（digitalinput）。在远动装置内经编码后形成遥信码字。图 18-3 微机远动终端装置构成示意图2、遥测信息 在遥测信息中，功率测量必不可少。对发电厂中的发电机组、调相机组、变压器、线路出口等通过的有功与无功功率进行测量，可以获得电力系统的出力、潮流与负载情 况；另外，对电流、母线电压、频率、厂用电和地区负荷、联络线交换电量、功角等的 测量也属于遥测范围。上述被测对象代表的是随时间连续变化的模拟量。这些模拟量一般是通过变送器把 实时测量值变成直流电压或电流。在新型综合自动化系统中，己大多采用交流采样，送 入远动装置，经标度变换的计算，进行编码，形成遥测码字送往调度中心。因为遥测信 息大部分为模拟量，所以又称为AI（Analog Input）。遥测与遥信信息在远动系统中又可概括定义为上行信息。它由厂（所）向调度中心 传送或从下级调度中心向上级调度中心传送。3、遥控信息 遥控信息的内容是：根据正常或事故时运行操作的需要，通过远程指令遥控厂（所）内的断路器、投切补偿电容和电抗器、发电机组的启停、自动装置的投退等。为了提高 遥控的可靠性、避免误动作，遥控信息中的远程指令都必须附加返送校核功能，只有在 核对无误后，才能执行远程指令的具体操作。4、遥调信息遥调对象一般是：变压器或补偿器的分接头，机组有功或无功成组调节器、自动装 置以及相关闸门等。通过对遥调信息的执行，可以达到增减机组出力和调节系统运行电 压的目的。遥控和遥调信息在远动系统中称为下行信息。它们的传送方向与上行信息相反，即 由调度中心向统调的厂（所）传送，上级调度向下级调度传送。二、RTU的主要功能与要求微机 RTU 的功能除包括以往常规远动装置的功能外（例如遥测、遥信、遥控、遥调 基本功能），由于微机 RTU 的优越性，通常还具有以下功能。1、遥信的变位传送 由于发电厂中有大量遥信信息（如断路器位置、隔离开关辅助触点位置、继电器触点位置等），而这些信息在一天中的变化次数不多。因而采用仅当状态变化时才发送遥信 的方式，这样可有效地减轻通道负载。2、遥测的变化率监视 当发电厂处于稳定运行状态时，绝大部分的遥测值不变或只是缓慢地变化。显然，既然遥测值不变，也就不必要传送到通道上去。通常，仅当两次扫描之间遥测值变化超 过一定值时，才采用送遥测的方法，这种方法称为变化率监视。采用这种方法可以降低 通道负载。据有关文献报导，用0.25的变化率可以滤掉 90的通道负载，而 0.25的 变化率已在测量误差的范围以内。这种方式的缺点是在正常运行状态下虽然可以有效地减轻通道负载，但当电力系统 发生扰动时即最需要高速传送信息时，通道的负载却最重。因此国外有些公司不采 用变化率监视的方法，而是采用循环传送所有遥测值的方法。为了防止扫描周期过长，可以采用多重扫描周期，即将遥测值按其重要性分为 2、 5、 10s 等几种周期来传递。3、顺序事件记录RTU 可以自动记录状态变化的时间，并送到主机按时间顺序显示并记录，这种功能 对于分析事故非常有用，时间的精度可达毫秒级。现代化RTU的顺序事件记录的时间精度在一个厂内可以达到12ms,全电力系统分 辩率可达310ms。4、通道的监视和自动切换 为了保证实时信息迅速、准确地送到主站,不仅要有可靠的远动设备,还要有可靠的通道,重要的厂（所）应当考虑装设备用通道,一旦主通道失效,还可以利用备用通 道向主站传送信息。微机RTU可以经常监视通道的正常运行。如果主通道失效（当主站向某台RTU询问 若干次以后没有回答时,就可以认为是通道失效）,可以自动切换到备用通道上继续运行。5、通道误码的统计和记录利用计算机可以统计通道的偶然性错误（例如几次误码、几次RTU没有回答等），并 定时打印，如果偶然性错误突然增加，即说明 RTU 或通道的某些模件可能不正常。根据 我国有些电力系统运行经验，RTU及通道的误码率一般在每天（24h） 5次以下。6、自恢复和远方诊断微机 RTU 的可用率通常很高，往往几年不出一次故障（因一般没有外部设备、程序 存放在只读存储器里）。为了防止出错，通常在微机里装有自检程序，每隔12s自动检 查一次。在发达国家中90%以上的变电所无人值班，所以RTU必须具有在断电后自动恢 复的能力。既然 RTU 不需要经常的维护，那么一旦出了故障时在主站侧就应有能进行远 方诊断的能力（假设通道无故障，RTU的微机CPU能工作），现代RTU可以自主站侧进行 诊断故障，定位到插件。7、事故追忆 事件顺序记录只能记录遥信改变状态的时间，为了便于分析事故，希望能把故障前 一霎那和故障后一段时间的遥测值记录下来。微机RTU可以定时将部分重要遥测量记入 RTU的缓存中，在缓存内保留lmin的记录值，定时更新。当发生故障时（例如继电保护 动作），自动把故障前和故障后的遥测值与发生时间发送到主站侧打印并记录，这种功能 使各台RTU占用大量内存容量作为缓存，而且在发生故障后加重通道的负载。在美国一般不在 RTU 内定时存储遥测量，而是在主站侧把收到的部分遥测量定时记 入外存。故障间隔可以把故障前、后的遥测量打印并记录，以作事故后分析用，这种方 法的缺点是记录的时间只能是主站侧收到的时间（以秒计），而不是发生故障瞬间的时间 （可以精确得多），但是实现比较容易，投资较少。