电厂电气控制系统

电厂电气控制系统（精选12篇）

电厂电气控制系统 第1篇

一、燃气电厂电气控制系统的特点

燃气电厂的电气控制系统操作简单, 控制的对象和信息采集量少, 在操作频率上也不高。但是必须具备可靠的运行电气设备, 这是因为任何的疏忽或者小失误都会造成严重的后果。电气控制系统要求相对快速的反应速度, 对抗干扰的要求也较高, 快速保护的出口必须保证在几十毫秒内。电气控制系统的主要任务是采集数据信息系统和顺序控制, 这就要求相互的设备之间要有简单的联锁保护。而因联锁的保护比较多, 当某一设备出现故障时, 可能影响的范围很大。电气设备本身存在复杂的操作机构, 当系统控制和处理的信息量过大时, 系统更为复杂, 只能以控制过程为主。在电气控制系统的操作上, 不仅仅要满足机组的运行状况, 还要与电网关联, 需同时满足两者的共同需求。

二、燃气电厂电气控制系统的构成

2.1硬件设备

大部分燃机都是单元制机组, 采用机、炉和电的集中控制方式。每一套机组都有一套分散控制系统、燃机汽机控制系统, 燃机汽机控制系统是随机设备配置的, 通过少量硬接线和通信将燃机汽机控制系统与分散控制系统连接, 最终形成一个完善的控制系统。在控制变压器组、余热锅炉、汽机旁路以及电气厂用电时, 往往都是通过分散控制系统来实现的, 而循环水系统则是采用远程I/O。分散控制系统和厂级监控信息系统是双向数据通讯。

2, 2网络结构

燃气电厂的电气控制系统的网络结构总体可以分成厂级监控信息网和实时监控网。厂级监控信息网是生产过程中实时数据信息的处理和保存中心。同时, 厂级监控信息网为各个机组控制系统都留有通信接口, 在实际的生产过程中, 接口计算机将实时数据传输到厂级监控信息网中, 从而实现双向的数据通讯。另外通过隔离设备厂级监控信息网也可以和上级MIS网连接, 从而实现厂级监控信息网向MIS的单向数据传输。实时监控网是由水务管理系统网、单元机组控制网和电器网络监控系统网组成。

三、燃气电厂电气控制系统的实现

3.1厂用电源系统

厂用电源系统主要包括6KV厂用电源系统、380V厂用电源系统以及事故保安电源系统。6KV厂用电源系统在实际的运行中, 可以实现双向的软手操切换, 切换时可以选择同时切换或者并联切换, 手动合闸的指令是由ECSLCD/键盘传递给快切装置, 满足通气条件, 同时在LCD上会显示信号。只有在厂用变压器没有出现故障, 以及上述量保持在正常范围内时, 才能进行手动合闸, 否则合闸就会闭锁。对于380V厂用电源系统来讲, 每一台机组上都有两段保安母线, 每一段保安母线分别设置有一路工作电源、备用电源和保安电源, 工作电源分别来自本机组的工作段。而备用电源则来自另外一段工作段。保安段主要是负责向直流系统、整流器电源、主润滑油泵、热控电源、DCS电源以及UPS电源供电。事故保安电源主要就是为了让机组的安全得到保证, 事故保安电源一直处在热备用状态, 可以随时开启使用和运行。

3.2变压器和发电机组系统

发电机的控制通过机岛控制系统得以完成。随着配套发电机的励磁系统、保护和燃机启动的信号接入机岛控制系统并控制, 自动同期校准由机岛控制系统完成。电气控制系统通过硬件与机岛控制系统的接口同期接入, 与其进行电气信息的交换。主变220KV的侧开关和发电机出口的开关都可以自行同期, 如果将主变220KV的侧开关设为同期点, 就需要电气控制系统向机岛控制系统发出请求命令, 机岛控制系统才能发出第二个同期信号。

3.3厂用电源的切换装置

厂用电源切换装置主要是为了让高压厂用电源的供电能保持连续性、可靠性和安全性。厂用电源切换装置是设置在高压厂用电源系统的备用电源和工作电源的进线开关处。厂用电源切换装置独立于ECS, 通过硬接线和ECS进行信息之间的交换。

3.4直流电源的保护系统

大部分燃气电厂的主厂房直流电源系统可以分成两种等级:DC110V和DC220V。其主要作用就是对直流油泵、UPS电源、事故照明等负荷进行保护、控制。每台机组的DC110V直流电源保护系统是由两组母线组成, 用网络开关来进行联系, 同时分别设置蓄电池组和整流器。每台机组的DC110V直流电源保护系统在实际的运行中都是独立的。DC220V直流电源保护系统则设置一组直流母线, 机组的直流母线之间需要设置联络切换开关, 该系统的整流器一共有三组, 而整流器的电源则来自交流保安段。

3.5保安段电源控制

如果机组厂用电出现了比较严重的故障, 采用保安段电源控制就可以让直流系统和控制系统的硅整流器、重要的大容量事故负荷不会出现停电的情况。在机组厂用电断开时, 采用保安段电源控制就可以让柴油发电机组快速启动, 从而对保安段负荷进行连续的供电。

3.6 UPS不停电系统

UPS不停电系统由逆变器、整流器以及静态开关组成, 它可以为负荷提供连续的交流电源。在实际的运行过程中, 主要是通过逆变器和整流器向负荷供电, 而逆变器的控制单元则可以让电压输出的频率和波形更加稳定、准确。UPS不停电系统的电源主要包括直流电源、交流主电源以及旁路电源, 380V保安段的交流主回路主要负责向整流器供电, 而整流器或者DC220V直流系统所提供的直流电源则主要负责向逆变器供电。UPS不停电系统的旁路电源分成静态开关控制的旁路电源以及不经过静态开关控制的手动旁路。UPS不停电系统在实际的运行过程中主要是通过交流主回路进行供电。

四、结束语

通过对燃气电厂的电气控制系统进行简单的分析可知, 燃气电厂的电气控制系统应该要具有一个合理的网络结构, 这样才能保证电厂的运行可靠性和安全性, 同时才能有效实现其他重要控制功能。而对发变组、厂用电、直流电源以及保安电源等进行合理和科学的设计, 才能让用户的实际生产需求得到有效满足。

参考文献

[1]康华海.电气控制系统在我国电厂应用的研究[J].科技信息, 2011, (27) .

[2]陈坤化.电气控制系统中关于ECS系统的研究[J].科技致富向导, 2013, (12) .

[3]王文忠.发电厂电气综合自动化系统的研究与实践[D].华北电力大学 (河北) , 2010.

[4]张树海, 甄树义.论如何提高电厂电气控制系统的安全运行管理[J].现代装饰 (理论) , 2014, (06) .

[5]王昆.DCS在发电厂电气控制系统中的应用[J].硅谷, 2010, (18) .

燃气电厂电气控制系统设计要点论文 第2篇

4。2燃气电厂电源系统控制模块设计

就燃气电厂的运营特点而言，对电源系统进行控制具有一定的必要性。在该设计要点中，组成部分主要包含以下几种：4。2。1UPS不停电电源系统UPS不停电电源系统是电源控制系统中的重要组成部分。该系统中主要包含静态开关、逆变器以及整流器。在燃气电厂中，UPS系统可以不间断为其提供交流电源。其中，逆变器的作用主要是保证电压波形的稳定，逆变器和整流器的作用是完成电能的提供。4。2。2直流电源系统在我国目前的燃气电厂中，常见的直流电源系统主要包含DC220V和DC110V。就DC220V直流电源系统而言，该系统是由三组整流器和一组直流母线组成的。交流保安段负责为该系统中的整流器提供电源;为了保证直流母线作用的正常发挥，需要在不同的`直流母线之间加设一定数量的联络切换开关。就DC110V系统而言，其中包含两组母线、整流器以及蓄电池组。为了保证不同母线之间能够进行有效联系，需要设置一定数量的网络开关。直流电源系统的作用对象主要是事故照明等燃气电厂中的常见负荷，该系统需要对这些常见负荷进行合理的控制和保护[5]。4。2。3保安段电源系统机组厂用电故障会为燃气电厂带来一定的经济损失。为了保证电能的正常供应，需要将保安段电源系统加入电气控制系统设计要点中。在燃气电厂机组的正常运行过程中，当发生用电故障时，保安段电源系统会对直流电源系统等进行有效控制和保护，进而实现机组的正常运行。除此之外，机组厂用电断故障的发生频率相对较高，电气控制系统的应用可以有效降低其发生概率。对此，应用电气控制系统之后，当燃气电厂机组厂用电再次发生断开故障时，保安段电源系统通过自身功能的发挥可以实现柴油发电机组的快速启动，进而保证供电的连续性、安全性。

4。3燃气电厂发电机和变压器组系统模块设计

该模块包含的元件数量较多、种类较为复杂，这种特点为电气控制系统的设计带来了一定的难度。为了保证电气控制系统设计的合理性，需要运用机岛控制系统对发电机进行控制。在这种控制方式中，可以在在线控制系统与信号源以及发电机保护系统等相关控制模块之间建立有效的连接。发电机的实际运行状态监控主要是通过DCS系统完成的。

5结论

电厂电气控制系统 第3篇

关键词：电厂；电气系统设备；调试措施

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）23-0113-02

1 电厂电气系统设备调试的主要内容

电厂电气系统设备调试主要是指在电气设备完成相应的安装及验收工作以后，再根据行业相关规定、程序以及技术要求等内容对各个电力设备进行调试工作。电气系统设备调试的目的是通过对设备质量以及设备安装进行检验，看它们是否符合相关技术要求以及设计标准，从而确保设备可以正常投入使用。电气系统设备调试主要包括以下八点内容：①电气系统设备调试方案和启动方案的制定；②图纸的审核及校对；③所有电气设备（包括一次设备和二次设备）的调整及试验；④设备间的通电检测；⑤继电保护整定值的核查；⑥设备的负荷以及空载试验；⑦电气设备启动运行和过关运行的调试；⑧分部试验的技术支持。由于电气系统设备的调试工作事关整个电厂的正常运作以及电厂产电任务的顺利完成，影响重大，这就要求调试人员认真对待设备的调试工作，采取适当的调试措施，维护电力系统的正常运行。

2 电厂电气系统设备调试的主要项目

电气系统设备调试主要分单体调试和联合调试两种类型，在设备调试过程中首先进行的是单体调试，其次进行联合调试。单体调试项目主要包括发电机、变压器、互感器以及继电保护器等装置的调试工作。

当电气设备所有的单体完成调试以后，紧接着对设备单体进行试运行测验，然后再开始联合调试项目。电气系统设备的联合调试项目主要包括对继电保护装置、同期装置以及中压母线及其二次设备的调试等等。

3 电厂电气系统设备调试的主要方法

3.1 一次设备的调试措施

由上文所述，电气系统一次设备的调试主要包括发电机、变压器以及电流互感器等装置的调试工作。设备的调试工作与设备的正常运行以及电厂的正常作业息息相关，因此，设备的调试工作显得至关重要，下文将针对这三种装置的调试问题详细阐述其调试措施。

3.1.1 发电机的调试。

调试项目不同所需要的调试措施也有所不同，正确选择适当的调试方法有助于快速获取调试结果，并保障调试工作安全顺利地进行。发电机的调试项目主要包括定子绕组绝缘电阻的测定和定子绕组直流电阻的测定两种。下面分别对两种测试项目的调试方法进行阐述：

①定子绕组绝缘电阻的测定，此项目要求将定子吹干至冷态状况。调试过程中首先需要使用2 500 VMΩ表对发电机进行测量，并分别记录其1 min和10 min的绝缘电阻。结果出来以后，测试人员应仔细进行比对，如果发电机在1 min和10 min时的测量绝缘电阻值吸收比大于或者等于1.6，极化指数接近出厂值或与之相等，并且各相绝缘电阻的不平衡系数小于或者等于2，则发电机的定子绕组的绝缘电阻就是与设计要求相符合的。最后，在绝缘电阻的测量工作完成以后，测试人员应该将发电机里残留的剩余电量排放干净。

②定子绕组直流电阻的测定，此项目也需要在冷态状况下进行。定子绕组直流电阻的测试需要测试人员一边对绕组的直流电阻进行测量，一边记录绕组的温度。无论是用双臂电桥还是直流电阻测试仪对定子绕组的直流电阻进行测量，都要求测试人员在测试完成以后将绕组温度与环境温度进行比较，假如二者温差在3 ℃以内则为正常状态。

此外，还需将各相直流电阻进行对比，假如它们之间的差值小于最小值的2%，则定子绕组的直流电阻就是符合设计要求的。

3.1.2 变压器的调试

变压器的调试项目主要包括绕组和套管直流电阻的测定以及分接头变压比的测量两种。下面将对两种测试项目的调试方法进行简要介绍：

①绕组和套管直流电阻的测定，此项目需要对变压器所有的分接头进行直流电阻测量。测试人员需要使用直流电阻测量仪对各个位置分接头的直流电阻进行测量，并对绕组的温度进行记录。假如各相直流电阻测量值的差值小于或者等于平均值的2%，且线间测量值的差值小于或者等于平均值的1%，则变压器的绕组和套管的直流电阻符合技术要求；

②分接头变压比的测定，此项目需要对变压器各个分接头进行直流电阻测量。

测试人员需要使用全自动变压比测试仪对不同位置分接头的变压比进行测量，测量时应使出线端与外界断开，对变压器的接线进行检查。假如测试结果接近厂商的试验数据，并且符合变压比规律，那么，变压器分接头的变压比就是与技术要求相符合的。

3.1.3 电流互感器的调试

电流互感器的调试是电厂电气系统设备调试中的一个重要环节，具有隔离高压和变换电流的作用。电流互感器利用电磁感应将一次绕组的电流传递到二次绕组，对电气系统的正常运行具有重要作用，被列为重要试验项目之一。

电流互感器的调试不仅要求测试人员对影响其变比的因素进行考虑和估算，同时也要求测试人员在试验之前对线圈匝数进行仔细检查。在电流互感器的调试中主要采用的是电压法，这种试验方法比较适合现场试验，具有所需设备轻便且便于携带等特点，可以在实际测试中取代电流法。

3.2 二次设备的调试措施

二次设备的调试工作是电厂电气系统设备调试中必不可少的一环，对电气系统的正常运行和电厂的正常运作有很大的影响，因此二次设备的调试应该引起电厂调试人员的重视。

电厂电气系统二次设备的调试主要包括继电保护装置的调试以及同期装置的调试，下文将分别对这两种设备的调试方法做一简要介绍。

3.2.1 继电保护装置的调试

电厂电气系统继电保护装置的配置应该具备能够避免不必要的死机、将故障范围缩至最小以及能够自动且正确处理部分异常状况等，这就要求电厂在设备调试过程中能够对继电保护装置灵活、准确的保护动作进行检测，以确保电厂的正常运行。电厂电气系统中继电保护装置的调试主要分为三个步骤：

①一般性检查。由于该装置从出厂到抵达电厂的过程中会经历相当长一段时间的运输，在此过程中难免会产生或多或少的颠簸，这就可能导致其部件松动。因此，为了确保设备能够正常工作，需要对其进行一般性检查，对松动的原件进行排修和紧固。

②进行绝缘电阻测量。在对该装置的绝缘电阻进行测量时，保护屏端子的检测至关重要。在对保护屏进行试验时，测试人员需要提前断开电缆，以确保在断电的环境下开展测验工作，保障自身的安全。随后测试人员需要开展进一步的检查测试工作，在确保无交流和直流电源引入后，将电流、电压以及直流控制信号回路的所有端子连接在一起，进行绝缘电阻的测量。

③进行保护出口、ECS以及FR信号的联合调试。测试人员首先需要模拟出与保护对象相对应的保护动作信号，并对这些信号进行确认，保证其准确无误。然后再根据保护出口回路的测试结果进一步检查ECS及FR是否准确无误地接收到报警信号。在获取到准确的结果之前，测试人员需要反复试验，以确保调试结果的可靠性。最后，调试人员需要根据相关技术要求所规定的保护出口逻辑，对装置的逻辑进行判断，若符合相关规定，则表示该继电保护装置符合设计要求。

3.2.2 同期装置的调试

同期装置的调试主要分为外观和接线检查、内部信号测试、外部信号测试以及同期系统接线和继电器检验四种调试项目。下面将分别对每一种调试项目的测试方法进行阐述：

①外观和接线检查。该项目主要是对同期装置外观的一般性检查，以确保其无明显的损坏及变形现象；

②内部信号测试。该项目的测试方法是先将测试电缆的航空插头与插座进行连接，然后利用装置内独立的测量模块对信号进行检测；

③外部信号测试。该项目需要测试人员将装置的测量电缆取下，断开电缆航空插头与插座的连接，并切断试验电源，然后再对信号进行测量；

④接线和继电器检验。该项目要求测试人员依据设计图纸对装置外部的各个回路进行检查，排除寄生回路的存在。

3.2.3 中压母线的调试

中压母线以及其二次设备的正常运作对电厂整个电力系统的正常运行有着极大的影响，一旦发生故障，将导致整个机组无法正常启动，也将危害到其他设备的正常运行。

因此，对中压母线及其二次设备的调试工作至关重要，应该引起足够的重视。中压母线调试的内容主要包括以下四个方面：

①安装是否合理；

②母线TV二次回路、TV二次侧的电压相序和TV变比是否符合相关技术要求；

③盘柜内的带电显示器是否指示正确；

④母线和电动机的低电压连跳回路、保护装置以及相关升压装置是否运行正常。

4 结 语

从电厂的长远发展来看，工程建设人员不仅应该及时更新产电技术，同时也应该对电力系统设备的调试方法进行创新和变革，使设备调试工作更加高效便捷，也更加准确和可靠。

参考文献：

电厂电气监控系统初探 第4篇

1 发电厂电气监控系统发展的必要性

电厂电气监控系统侧重于机炉控制, 电气系统反映的信息量小, 控制较为简单, 不利于电气运行人员快捷、便利的进行操作与事故分析。一般情况下, 厂用电气系统的保护及安全自动装置基本独立运行, 如发变组保护、自动励磁调节装置 (AVR) 。

400 V电动机等通常由DCS系统完成控制, 电气运行人员关心的测量、保护动作、定值及参数整定、事故追忆等信息在DCS系统都无法反应。因此, 电厂电气运行人员迫切希望能提高电气自动化水平。传统的电气控制均是通过硬接线~对一的形式采集电气信号, 这需要安装大量的变送器和控制电缆, 而且采集信息有限。经过近几十年的经验积累和通信技术的发展, 现场总线技术及智能前端设备的已趋于成熟, 使得厂用电电气系统通信联网成为可能及发展的必要。ECS系统一方面接入DCS交换有关数据, 另一方面, 通过接入电气监控后台, 充分利用电气系统联网后信息全面的优势, 在深层次的数据挖掘中提高整个电气系统的运行维护管理水平。如某2600 MW机组工程, 原采用传统方式, DCS能监控到主厂房电气系统2800信息点, 而采用ECS系统后, 后台能监控到的信息剧增至13400信息点, 信息量增加了4倍多, 而此项工程投资却有所减少[2]。由此可见, ECS系统的应用将大大提高电厂电气运行市场上的竞争力, 有利于与国际先进机组接轨。

2 发电厂电气监控系统发展的误区

现阶段, 发电厂电气监控管理系统还没有明确的国家规范和行业标准可以参照, 市场准入门槛低, 发展中存在一定的误区, 不利于发电厂电气监控管理系统的长足发展。

2.1 ECS仅做搬运工, 简单的把设备的信

息采入后台, 而对这些信息不进行归纳和处理, 忽视后台开发工作。这就不能在深层次提高整个电气系统的运行维护管理水平, 违背了设立发电厂电气监控管理系统的出发点。

2.2 将变电站综合自动化系统完全替代

ECS。变电站综合自动化系统设备是针对变电站开发的, 其通信接口较少, 通信负荷率较小, 后台功能弱。而ECS系统要求通信的接口众多, 通信的信息庞大。如果只是简单将变电站综合自动化系统应用于ECS, 必将造成通信设备数量庞大、组网能力差、通信速率较低、监控管理功能弱, 也造成了不必要的浪费。

3 发电厂电气监控系统发展的问题

3.1 通信问题

工程中普遍存在着通信接口不规范、通信可靠性和实时性差、通信设备可扩展性不强等问题。这些将成为制约ECS发展的主要瓶颈。

3.1.1 ECS需通信联网的不同设备厂的前

端设备多, 而设备制造厂技术水平的差异大, 通信接口又没有统一规范, ECS系统组网的工作量相当大。很多通信接口方式需在工程现场决定实施方案、通信协议需现场开发。还有些设备尤其是进口设备通信需有偿开放, 有些通信协议还需软件工程师根据经验现场破译。以上这些因素给ECS系统的通信速率及通信的稳定性埋下了隐患, 给工程实施带来了巨大的阻力。统一各电气设备制造商通信接口, 将是能否促进ECS系统深层次应用的关键性问题之一[3]。

3.1.2 通信方式和硬接线方式相比, 信息中

转环节多, 在可靠性与实时性方面还有一定的差距。6 k V综合保护装置部分厂家采用光纤以太网接入, 通信速率较高, 工程实测通信上行与下行均能在1秒内完成。而对于400 V及其它设备, 往往采用的是串口通信的方式, 而以RS485 Modbus居多, 工程实测结果上行需2 S, 而下行则需要2"-6 S不等, 而且通信极不稳定, 经常中断。

3.2 操作权限问题

电厂电气设备一般是纳入DCS系统集中控制, ECS系统作为DCS系统的备用操做手段, 往往也保留了遥控功能, 此外, 开关柜或设备就地还有就地操作功能。为了保证在同一时间只允许一种控制方式有效, 设计中需要采取闭锁措施。方式一, 在间隔层控制单元上设置两位置“就地/远方”转换开关, 将DCS与ECS置于同一工作位置, 通过ECS后台设置密码保护将其的操作权限屏蔽。仅当在某些应急情况下时, 通过运行人员授权, ECS才能控制设备。

此方式的缺点在于操作权限没有硬件的闭锁手段, 存在DCS与ECS同时操作的可能。方式二, 在间隔层控制单元上设置三位置或四位置转换开关, 将设备就地、开关柜、ECS、DCS置于不同的操作位置。此方式控制地点太多, 不方便运行。

3.3 EC$性能差异大

ECS系统要求的基本性能有:实时数据采集与处理;数据库的建立与维护;控制操作与同步检测:报警处理事件顺序记录;画面生成及显示;在线计算及制表;电能量处理;时钟同步;人一机联系;系统自诊断及自恢复;与其它设备接口;运行管理功能;远动功能等。每一功能都有各自的内容, 如运行管理功能包括:运行操作指导, 事故分析检索, 在线设备分析, 模拟操作, 操作票、工作票管理, 运行记录及交接班记录管理, 设备运行状态、缺陷、维修记录管理、规章制度等。

由于国家没有相关的标准明确ECS的性能, 各个厂家产品开发的功能五花八门, 市场很难界定产品的优劣。希望国家尽早出台相关标准, 规范各厂家产品的性能, 规范电气监控系统的健康良性发展。

3.4 与DCS接口问题

目前, 国内DCS硬件多采用进口设备, 而进口DCS的通信开放性受到很大限制。ECS与DCS接口存在一些问题。

3.4.1 DCS系统侧重于机炉控制, 而对于电

气自动化控制开发的比较有限, 因此, 对于ECS的许多数据均不接受。

3.4.2 DCS系统的扫描周期大约为200

ms, 比较快。而信息量个数, 通讯周期、数据包长度都对通信的实时性有很大影响, ECS通信速率存在不稳定

4 电厂电气监控系统的发展趋势

ECS除应将现有的厂用电监控功能向深层次发展外, 还应将发电机、主变压器、SF6断路器等主要设备的在线诊断功能融入同一监控平台, 有条件的电厂也可以将NCS系统也纳入ECS这个平台, 甚至可以将厂用电的纯电气功能从DCS系统独立出来, 也纳入ECS系统监控[4]。

结束语

随着提升电气自动化水平的市场要求进一步加强, 电气前端智能设备的发展, 通信的规范, ECS将向功能强大、界面友好的方向发展。指出了现阶段ECS发展的误区和工程实践中制约ECS发展的因素, 并提出ECS的发展趋势, 对促进ECS的良性发展具有一定的参考价值。

摘要：随着国民经济的发展, 对电气自动化水平的要求也逐渐提高, 电厂电气的监控系统进一步深入发展显得极为迫切, 而目前这方面还存在着不少问题, 如ECS的发展存在误区, 遇到了许多阻碍发展的诸多问题, 就针对电厂电气监控, 归纳了这些问题, 并提出了ECS相应发展趋势。

关键词：电厂电气监控,ECS,电气自动化,趋势

参考文献

[1]黄小悦, 常盛.新型发电厂厂用电电气监控系统[J].继电, 2008.36 (12) :35.39.

[2]单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定.

[3]火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定.

电厂电气控制系统 第5篇

关键词：火电厂；电气设备；安装质量；质量控制

随着经济的发展，用电量日益增多。众所周知，火力发电在我国电能供应中占有重要地位，其运行的可靠性就成为人们必须考虑的问题。对于火力发电厂来说，其运行的稳定性与可靠性在很大程度上依赖于高低压电气设备的安装质量。所以，探讨火电厂高低压电气设备安装过程的质量控制就显得尤为必要。

1安装前的筹备工作

在正式安装之前，安装人员要有针对性地检查设备。检查工作要全面细致，具体内容包括检查设备连接点、安装环境等，并再次检查设备安装的质量，以便在安装时不会出现错误或者遗留隐患。需要注意的是，这一环节的检查要覆盖到安装环节的方方面面，不论大小，事无巨细都需要进行检测。比如小车、链条、吊车、电焊机以及电压电流表等，甚至钳子、锤等也不能遗漏。对于安装人员来说，安装前的筹备工作十分重要，是保证安装工作顺利进行的基础与前提，必须加以重视。与此同时，对于安装环境的检查也必不可少，首先高低压电气设备不能安装在环境潮湿的地方，并且其应当做好防潮保护；其次，高低压电气设备的底座应当安装在地面平整、土层结构稳固的场地上，防止沉陷、坍塌等不良问题的发生，必要时，还应当对场地进行加固处理；最后，在安装高低压电气设备时，应当尽量选择环境卫生整洁、人与动物活动较少的区域，尽量减少自然因素及人为因素对高低压电气设备的影响，同时也有效避免其给周围环境带来安全隐患。

2安装过程中的质量控制措施

2.1注意电气闭合锁机械闭锁的规范操作

第一，低压柜部分的安装必须注意电气闭合锁机械闭锁的操作规范与精准。为了保证安装的质量，就应该要求动静触头的中心线始终保持一致，保证其连接牢固，无松动现象。在安装时，要确保二次回路的辅助开关可以精确、迅速地进行操作。不仅如此，低压柜中的柜体与抽屉之间的连接状态要正常，避免无法打开或者闭合。

2.2保证电缆的质量

在电缆敷设环节，因为电缆具有精密性与特殊性，所以要确保其无破损或者弯折的现象，要严格控制电缆的绝缘性。只有在此状态下进行敷设才能保证质量。需要注意的是，敷设时，必须保证周边环境的整洁，如果存有垃圾、腐蚀物或积水等，需要及时清理，必要时，要使用保护管进行敷设。最后，工作人员应该避免使用带有腐蚀性质的润滑剂或黏合剂等，以免损伤保护层。

2.3注意变压器基础轨道的误差

在安装电力变压器时，要注意变压器基础轨道的误差，最好小于3mm，中心偏差不大于5mm。在安装时，要确保焊接的牢固性，保证每一点垫铁不超过3块。电力变压器就位后，应当调整变压器的垂直度和水平度，使垂直偏差小于5mm/m，水平偏差小于2mm/m。变压器的接地应位于主地网内不同两点位置，保证线圈、铁芯以及绝缘垫块等完好无损，同时避免油路遭到堵塞。为了保证安装的质量，应该将其绝缘层包裹紧致并使用压钉固定。另外，还要保证周边环境整洁、无污物，储油罐外观完好、整洁。2.4发电机性能检查安装发电机时，要通过定子出线套管和内部引线等进行软连接，要保证其绝缘性能。发电机的刷架与电刷的安装应该确保其与轴的位置处于同心之内。要通过电气实验检验发电机的性能。最后安装完成后要再次进行发电机绝缘性能、耐压性能等的检查，检查发电机直流电阻。

3设备运行前的调试

在设备安装完成后，需要进行相应的检查与调试工作，保证设备运行的稳定。

3.1设备检查

设备检查主要包括：①检查卫生状况，确保周边环境整洁，没有污物。要重视设备的防尘工作，避免隔室内存在杂物，尤其要确保运行时带电体之间未吸附灰尘，以免发生隐患。②检查各项标志是否清楚、齐全，比如变压器的编号、警示牌等是否张贴完毕。③确保设备中各个螺栓全部牢固，不存在松动的情况。可以使用扳手等工具再次拧紧。检查各个接线端子、母线以及其他螺栓等是否连接牢固。④检查接地状况是否完好、高压柜外壳是否接地、低压柜外壳以及配电室的门等位置是否接地。

3.2测试工作

要测量设备的绝缘电阻，确保绝缘状况良好。断路器在通电前要进行手动开闸、合闸试验，保证其处于正常工作的状态。

4结语

综上所述，火电厂高低压电气设备的安装是一个系统性、复杂性都比较强的工程项目，想要做好这项工作，还需要采取各种措施保证其安装的质量。这就要求我们安装人员必须端正态度，在安装过程中不断总结，以正确的安装技巧和经验进行安装。为了强化设备安装的安全、可靠，必须从安装前、安装中和安装后三个阶段进行控制，进而保障火电厂的正常运行。

参考文献:

电厂电气控制系统 第6篇

【关键词】电气监控系统； DCS控制系统； 整合；研究

进入二十一世纪以来，DCS控制系统技术在我国热电厂中广泛应用开来，这不仅提高了热电厂的自动化工业水平，在与电气监控系统的整合使用中也效果显著，大大提升了电气监控系统和工艺监控系统运行的协调性及安全稳定性，降低了其投资与维护的风险费用及人工成本费用。

一、热电厂电气监控系统概况

电气系统是整个热电厂设备、运行系统中的一个重要组成部分，其中电气监控系统主要是针对电站电气设备进行实时监控的一种应用技术系统，其监控的对象主要主要包含两大部分，即发电机组，变压器组、厂用电系统。而厂用的电气监控系统监控对象主要包含工艺与电气两部分，这其中电气部分包含主厂房厂用电系统和辅助厂房厂用电系统，而工艺部分则主要指的是高压电动、低压电动和成套设备等[1]。浙江衢州巨化集团公司热电厂#10机组电气控制系统的主要控制设备包含有35kV配电装置、10#锅炉、汽机的发电机变压器部分及6kV厂用电源部分、380V厂用电源部分等（包含通讯接入的网络接口设备及规约转换）。

二、DCS控制系统

DCS控制系统目前采取两种控制方式，即部分DCS控制方式和完全DCS控方式。部分DCS控制方式是通过DCS的I/O通道或网络通信将控制指令发送到电气控制装置上，从而由DCS控制软件来实现低层次的电气逻辑，这种控制方式其控制设备相对完全独立，即使脱离了DCS系统，各电气控制系统仍然可以安全运行，对速度功率要求不高的装置，可以大大减轻DCS的负担。而完全DCS控制方式则是由DCS的硬件与软件来完全实现电气逻辑，其主要包括发电机同期逻辑，厂用电自动切换逻辑，发电机励磁调节器甚至简单的继电保护逻辑等，而由于它的控制逻辑都在DCS中实现，因此电气控制装置非常简单，组态灵活，修改逻辑方便，可以适应不同的运行方式，并且电气控制装置与DCS的可靠性完全相同，但具体应用起来这些功能对速度的要求相对较高，费用太大，对DCS的负担也较重，甚至有可能影响其他子系统。

在浙江衢州巨化集团热电厂#10机组中，分别设置了DCS控制主系统和分系统。其中主系统主要包括三个部分：即电气控制系统，锅炉控制系统和汽机控制系统。而DCS控制分系统则主要包含两个部分：即炉后脱硫、脱销、除尘、输灰等控制系统以及输煤栈桥控制系统。其主系统与分系统的DCS控制系统均要求采用相同的软件和硬件，并且为了达到减员目标，主系统与分系统的具体操作员站必须保持统一一致，即在主系统与分系统的任何一台操作员站上做到只是画面的切换就能对汽机、电气、锅炉等所有设备以及炉后脱硫脱硝除尘输灰湿式电除尘和输煤栈桥等所有设备进行操控和监视，而无需重新登录或改变环境。

三、电气监控系统与DCS控制系统的整合方式

在一般情况下，电气监控系统中接入DCS控制系统的方式主要有四种：

第一种DAS方式。第二种是硬接线方式。第三种则是硬接线与通信方式联合的方式。第四种是全通信方式。

以浙江衢州巨化集团公司热电厂#10机组为例，其电气控制系统与DCS控制体系统的整合方式主要分为两部分。第一部分主系统，即主厂房电气设备的控制（包括380V厂用电源、6kV厂用电源及备用电源、发电机断路器、35kV主变断路器、35kV升压站及35kV联络线等）由DCS控制系统控制（采用大量硬接線与少量通信方式相联合的方式）。而二次保护装置、自动装置及通讯装置由电气专业来做，控制部分与主厂房汽轮机、锅炉的控制融合在一起，共同由DCS来控制。第二部分分系统，炉后环保系统（脱硫、脱硝、布袋除尘、湿法电除尘、输灰等）与输煤栈桥系统合起来，由DCS来控制（主要采用硬接线方式），而原来炉后环保系统（脱硫、脱硝、布袋除尘、湿法电除尘、输灰等）、输煤栈桥系统的控制是由电气专业用PLC来做而实现控制的，现在用DCS来做从而实现控制。分系统与主系统有通讯联络，主系统能看到分系统的运行情况，但主系统暂时不能操作分系统设备。

四、整合后的成效

在巨化集团中，由于#10机组（园区热电厂）设置一台全厂单元长站，并且采用相同的控制系统，从而能更全面地了解全厂的安全生产情况，即主系统（机、电、炉）的DCS控制系统、分系统（炉后脱硫脱硝除尘输灰、输煤栈桥）DCS控制系统的数据最终都整合到一台上位机上，在单元长站上能够监视全厂机电炉、脱硫脱销除尘输灰和输煤栈桥的所有生产运行情况。两种系统相合整合后的成效具体表现在以下几个方面：

1.可以对设备质量进行有效控制

主厂房原先电气设备的控制、保护、自动装置、通讯等是由电气专业自己来做的，独立性很强；而现在控制由DCS来完成，电气专业只提供保护自动装置、通讯等，而且炉后环保、输煤栈桥的设备控制也改由DCS控制系统来完成，这样整合使用后各设备之间协调性增强，操作起来更为流畅简单，而且安全性稳定性以及可靠性都比较高。

2.可以对项目工程成本进行有效控制

通过电气控制系统与DCS控制系统的整合使用，对工程项目中的进度管理、成本控制方面可以进行有效地研究分析，对工程造价可以进行有效地估价预算，在操作人员的安排利用上也可以做到节省人力资源，从而使项目工程成本得到精确的分析与控制。

3.可以对项目工程的变更进行有效地控制

通过两种系统的整合使用，由于其良好的协调性，在项目工程的具体建设中，对一些工程变更的处理方式可以实行有效地控制，使其处理方式灵活多变，并且对相关合同协议的具体内容要求可以明确地编制规划，最终使其变更时更为快捷，缩短时间，使成本得到更加有效地控制。

结束语

随着我国电力工程的大力发展，热电厂未来电气控制自动化技术将得到广泛推广应用，其中电气控制与DCS控制的整合使用意义重大，浙江衢州巨化集团公司热电厂#10机组中，两种系统技术的整合使用使整个热电厂控制水平大幅度提高，效果显著，为企业的发展奠定了良好的基础。

参考文献

电厂电气系统图形建模仿真 第7篇

1 数学模型的形成条件

电厂热工分场的相关操作人员要进行针对性的系统仿真培训, 这些工作人员更加关注厂用电系统的监视和操作。此外, 因为厂用电系统的功率消耗以及所带负荷在发电机总功率中的比重较小, 且大部分厂用电子系统都是辐射网, 因此在精度要求得到满足条件下, 可在计算中交流潮流可以用直流潮流进行替代, 可以提高计算速度, 解决交流潮流计算时可能出现的问题[1]。

2 数学模型及几个算法

2.1 发电机模型和CMALGGenerator的算法

发电机是电厂电气系统仿真的主要设备之一。发电机的数学模型不仅仅能够正确的反映启动、正常运行、同期并网等一般工作情况, 而且可以在系统呈现出负荷变化、甩负荷等发电机故障等工况时准确的反映出相应的参数变化。运用端电压、发电机定子电流、有功功率及无功功率输出、发电机频率及损耗等计算方式是CMALGGenerator的主要算法, 以此来满足DCS画面显示要求[2]。

2.1.1 端电压UG

发电机端电压UG和空载电势E相同。系统汽轮机转速超过转速的临界值2950r/min且相对稳定后, 这时应该准备同期的并网。通过合灭磁开关对励磁电阻进行相对应的调节, 来控制相应励磁电流的增加。通过机组特定的空载特性曲线, 对发电机的空载电势进行准确的计算, 并通过此得出相对应的端电压。在汽轮机转速、电压幅值达到相对应的条件时再来并网。

通过计算得出发电机端电压并网后的准确数值。把负荷当作流程边界来进行计算, 从而得出包含发电机端口电压等在内的各个母线的电压。

2.1.2 发电机定子电流为

式中Out Pha和G分别为发电机端电压相角 (rad) 、发电机导纳。

2.1.3 发电机有功功率、无功功率分别为

2.1.4 发电机损耗为

其中:风损耗WFL;铁心损耗TL;附加损耗AL;定子电阻Rs;转子电阻RT;发电机额定电压UN;轴瓦摩擦损耗TFL;额定电流IN;额定转速Vn。

2.2 励磁系统模型和CMALGExcitation算法

励磁机的各种运行状态机工况下的相应动态变化都由励磁系统模型正确反映出来, 其中还包含包括启停、发电机跳闸等情况。在解决自动调整A、B柜输出电压、电流;工频手动励磁输出电压电流、以及发电机主励磁机电压、电流时主要用CMALGExcitation算法[3]。

主励磁电压为:

主励磁电流为:

式中:USET为设定值:手动励磁调节器输出电流Iaf;发电机端电压UG;手动励磁调节器系数K1;可控硅最大输出电压E;自动励磁时间常数TA和调节器稳定时间常数TF;可控硅最小输出电压UL;自动电压调整A柜系数KAA、调整B柜系数KAB;自动励磁调节器稳定系数KF;自动励磁调节器比例系数KA;自动电压调整A柜系数KAA、调整B柜系数KAB;拉普拉斯算子S;系数C1、C2、K。

2.3 变压器模型和CMALGTransformer的算法

变压器、变压器手动及自动保护开关组成了变压器相应模型。在变压器发生故障、检修、非正常时自动及非自动保护开关的工作状态量需要通过变压器相应模型反映出来。变压器相应高低压侧电流计电压的计算问题, 对双绕组变压器各侧参数在正常或者异常状况下的相关变, 主要通过CMALGTransformer算法进行反映。

2.3.1 变压器低压侧电压为

2.3.2 变压器高压侧电压为

2.3.3 变压器电流为

式中变压器导纳G;高压侧电压的相角系数AUPF、幅值系数AGF、相角In Pha;低压侧电压的相角系数AUPL、幅值系数AGL、相角Out Pha。

2.4 开关模型及CMALGBranch算法

断路器、刀闸、两者组合等开关系统的相应逻辑状态可以通过开关模型反映出来。依据实际经验和电厂仿真特点, 将开关连接的两端母线视为不同节点, 将开关视作阻抗较小的一个元件, 相应的线路就如同一条导纳较大的支路, 通过计算得到通过开关的电流大小。CMALGBranch算法依据上述开关模型得出:

支路电流为:

式中G为设定的很大的导纳值;Ul、Uf、Out Pha、In Pha分别为开关两侧的电压和相角。

3 图形建模及实现过程

Win PROS动态仿真平台带有各种工艺及多种DCS控制算法组成的算法库。通过将算法库中的相应算法模块进行连接, 可以构成相应的过程模型, 从而实现交互式在线开发, 相应的模型开发和维护更加便利。

以上述各元件、设备算法为基础, 运用有关的软件编程构建电厂电气系统的算法库, 其中包括了专用算法库和通用算法库。依据电厂设计图、系统原理图以及组成设备的相应原始数据, 运用模块参数化以及模块组态方法来建立系统仿真模型。模块组态是将系统单一元件的相应图标先嵌入系统, 然后以系统图中各设备的原始数据为基础, 从系统算法库中选取相应算法进而生成一个模块。一般针对类型相同的设备选择相同的算法, 生成不同的模块。各模块间相对独立, 分别由多个或单个系数、输入及输出组成。建立单个模块之后, 将物理上有关联的不同模块依据系统的相应网络结构进行输出和输入的连接, 从而构成模块图。

发电厂电气系统可以视为一个完整系统, 系统中的单一元件或设备可视为单一模块, 再通过有关的仿真平台进行相应的图形建模, 从而实现发电厂电气系统仿真。文中所述仿真开发系统修改、扩充及维护都很方便, 能够明显减少工程师建模中的大量重复性工作。

摘要：电厂电气系统仿真的基础是数学建模。本文把电气系统的单一元件、设备当作一个模块, 并且分别编写相应的算法组成系统算法库, 运用图形建模方法进行组态, 从而完成对电气系统的仿真。该算法经过在一些地方电厂仿真系统中的应用, 得到的仿真结果可以满足现场工作要求。

关键词：数学模型,电厂系统仿真,建模

参考文献

[1]胡天濡.浅谈电厂仿真系统[J].硅谷.2009 (21) :19.

[2]王延玲, 邓基杰.数据库技术在当代电厂仿真中的应用[J].电脑知识与技术.2011 (06) :34.

燃气电厂电气控制系统设计要点探析 第8篇

近年来, 我国各个行业的电能需求发生了显著增加, 这种现象为燃气电厂带来了一定的压力。为了保证电能提供的稳定性、安全性, 需要将电气控制系统应用在燃气电厂中, 该系统的作用是能够保障机组处于正常运行状态。在设计电气控制系统的过程中, 应该充分考虑燃气电厂的实际需求。

1 燃气电厂

1.1 燃气电厂的生产过程

在燃气电厂中, 天然气等相关燃料在燃气轮机中发生燃烧, 这个过程会产生大量的蒸汽, 并完成化学能向内能的转化。当产生蒸汽达到一定数量之后, 蒸汽会对汽轮机产生推动作用, 进而实现内能向动能的转化。当上述步骤完成之后, 发电机会将动能转化为电能, 供给人们使用[1]。

1.2 燃气电厂的优点

与燃煤电厂相比, 燃气电厂的优点主要表现为其生产过程中产生的污染少。燃气电厂的发展有助于可持续发展目标的实现。

2 燃气电厂对电气控制系统的要求

燃气电厂对电气控制系统的要求主要集中在实用性方面, 具体要求主要包含以下几种:

2.1 反应速度

为了保证电气控制系统作用的合理发挥, 需要保证所设计的电气控制系统具备极快的反应速度。需要将电气控制系统快速保护功能的实现时间控制在100ms以下。

2.2 电气设备

从操作角度来讲, 电气控制设备的信息收集量相对较小, 因此其操作程序较为简单。但该系统需要对整个燃气电厂的机组进行控制, 这种特点对组成电气控制系统的电气设备提出了更高的要求。为了保证电气控制系统控制功能、保护功能等相关功能的有效发挥, 需要加强对所应用电气设备的安全性和可靠性方面的控制[2]。

3 电气控制系统的组成部分

电气控制系统主要是由以下两部分组成的:

3.1 网络结构

网络结构的存在能够实现燃气电厂相关信息的实时监控。网络结构主要包含以下两部分:

3.1.1 实时监控网

该部分主要是由电器网络监控系统网等组成的。在燃气电厂中, 这种网络结构的作用是为电气控制系统捕捉相关设备控制信息。

3.1.2 厂级监控信息网

就厂级监控信息网而言, 它的作用是完成对燃气电厂在生产活动中产生相关信息的储存和分析。该网络结构的作用使得其应该具有一定数量的通信接口。在实际应用过程中, 当生产活动发生后, 厂级监控信息网需要将其所收集和处理的信息分别传送至相应的机组控制系统中, 进而实现合理的控制作用[3]。

3.2 相关硬件设备

就我国目前的燃气电厂机组特点而言, 单元制机组较为常见。根据燃气电厂生产活动的特点, 电气控制系统的硬件设备应该包含汽机———燃机控制系统以及分散控制系统。在这些硬件设备之间, 运用一定数量的通信和硬接线进行连接, 进而实现不同系统之间信息的有效传输。

4 燃气电厂电气控制系统设计要点

燃气电厂电气控制系统的设计要点主要包含以下几种:

4.1 燃气电厂电源系统模块设计

该模块主要包含以下两部分设计要点:

4.1.1 燃气电厂用电源系统

燃气电厂用电源系统是电气控制系统中的基础部分。为了保证通过该系统的设计使电气控制系统产生良好的控制功能, 需要应用事故保安电源系统、6k V厂用电源系统以及380V厂用电源系统组成整个燃气电厂用电源系统。其中, 事故保安电源系统的作用是保证燃气电厂机组的运行安全。由于该系统的重要作用, 需要将该系统控制在热备用状态中, 便于燃气电厂相关人员对该系统的快速启用。就6k V厂用电源而言, 其手动合闸指令是通过键盘进行传递的。当该指令发出后, 键盘会将其传递至快切装置中, 当系统判断结果显示满足通气条件时, 该指令才会被执行。在指令执行的同时, 信号会被显示在屏幕中。380V电源系统中包含多台机组, 每台机组都包含两段保安母线。保安电源、工作电源以及备用电源是保安母线的主要组成部分。其中, 保安电源的供电对象主要是指UPS系统等。该部分设计的合理性直接对电气控制系统的功能产生影响, 因此需要对所有组成部分的设计和应用加以重视。

4.1.2 燃气电厂用电源的切换装置

人们用电量的增加对燃气电厂的电能供应提出了更高的要求。为了保证高压厂用电源的连续、稳定、安全供电, 需要将厂用电源切换装置融入电气控制系统中。在安装该装置的过程中, 既要保证装置切换功能的合理发挥, 还要保证且安装位置不会对其他设备的运行产生影响。从综合角度考虑, 可以将该切换装置安装在高压电源系统中工作电源位置的进线开关周围。该装置具有一定的独立性特点, 为了保证该装置的正常运行, 需要利用硬接线实现厂用电源切换装置与电气控制系统之间的有效信息传输[4]。

4.2 燃气电厂电源系统控制模块设计

就燃气电厂的运营特点而言, 对电源系统进行控制具有一定的必要性。在该设计要点中, 组成部分主要包含以下几种:

4.2.1 UPS不停电电源系统

UPS不停电电源系统是电源控制系统中的重要组成部分。该系统中主要包含静态开关、逆变器以及整流器。在燃气电厂中, UPS系统可以不间断为其提供交流电源。其中, 逆变器的作用主要是保证电压波形的稳定, 逆变器和整流器的作用是完成电能的提供。

4.2.2 直流电源系统

在我国目前的燃气电厂中, 常见的直流电源系统主要包含DC220V和DC110V。就DC220V直流电源系统而言, 该系统是由三组整流器和一组直流母线组成的。交流保安段负责为该系统中的整流器提供电源;为了保证直流母线作用的正常发挥, 需要在不同的直流母线之间加设一定数量的联络切换开关。就DC110V系统而言, 其中包含两组母线、整流器以及蓄电池组。为了保证不同母线之间能够进行有效联系, 需要设置一定数量的网络开关。直流电源系统的作用对象主要是事故照明等燃气电厂中的常见负荷, 该系统需要对这些常见负荷进行合理的控制和保护[5]。

4.2.3 保安段电源系统

机组厂用电故障会为燃气电厂带来一定的经济损失。为了保证电能的正常供应, 需要将保安段电源系统加入电气控制系统设计要点中。在燃气电厂机组的正常运行过程中, 当发生用电故障时, 保安段电源系统会对直流电源系统等进行有效控制和保护, 进而实现机组的正常运行。除此之外, 机组厂用电断故障的发生频率相对较高, 电气控制系统的应用可以有效降低其发生概率。对此, 应用电气控制系统之后, 当燃气电厂机组厂用电再次发生断开故障时, 保安段电源系统通过自身功能的发挥可以实现柴油发电机组的快速启动, 进而保证供电的连续性、安全性。

4.3 燃气电厂发电机和变压器组系统模块设计

该模块包含的元件数量较多、种类较为复杂, 这种特点为电气控制系统的设计带来了一定的难度。为了保证电气控制系统设计的合理性, 需要运用机岛控制系统对发电机进行控制。在这种控制方式中, 可以在在线控制系统与信号源以及发电机保护系统等相关控制模块之间建立有效的连接。发电机的实际运行状态监控主要是通过DCS系统完成的[6]。

5 结论

电气控制系统的作用主要是对燃气电厂机组进行有效保护和控制。根据燃气电厂生产活动的特点, 可以将电气控制系统的设计要点集中在燃气电厂用电源系统、电源切换装置以及保安段直流电源系统等方面。在设计电气控制系统的过程中, 应该注重所使用电气设备的安全性、以及反应速度的快速性等要求。

参考文献

[1]张焕明.燃气电厂电气控制系统设计探究[J].山东工业技术, 2016, 06:176.

[2]祁世华.燃气电厂的电气控制系统分析[J].中国新通信, 2014, 24:34~35.

[3]由坤.电厂600MW机组电气控制系统ECS设计要点分析[J].电子技术与软件工程, 2014, 19:247.

[4]马鸣太.以COREX煤气为燃料的联合循环发电机组控制策略研究与实现[D].上海交通大学, 2012.

[5]张晟怡.电力系统中Mark VI系统与DCS系统通讯的研究[D].上海交通大学, 2006.

火电厂电气控制系统ECS研究 第9篇

1 电气控制系统ECS的技术特点和要求

与热工自动化相比, 电气系统主要特点为:

1.1 对可控制系统的可靠性要求很高。

除了能实现正常起停和运行操作外, 尤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。

1.2 电气设备相对热工设备而言控制频率低。

1.3 电气设备保护自动装置要求可靠度高, 动作速度快。

发变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, 转速、电压调整和滑压控制要求在5ms以内;电压自动调整装置快速励磁要求时间极短;厂用电快切装置快速切换时间一般小于60ms~80ms, 同步鉴定相位差5°~20°等。

1.4 300MW及以上机组一般每2台机组共

用1台起/备变, 任一机组检修都不能影响另1台机组的正常运行。因此DCS控制应考虑其控制方式, 确保只能有1台机组的DCS实现对共用部分的控制, 同时另一机组DCS能够实现实时监视, 并且这种操作控制权能实现切换。

1.5 电气设备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。

因此, 电气控制系统要有效的纳入CCS控制, 应做到分散分层布置, 一般应有间隔层、通讯管理层和站控层, 并以通讯方式与DCS进行信息互换。在ECS系统中, 间隔层设备按照需要就地安装。凡是有在ECS系统进行遥控、遥测、遥信、遥调要求的厂用电气系统间隔层设备, 应实现数字化。采用分散式就地安装的集保护、测量、控制、通信于一体的综合智能终端设备, 如微机式发变组保护装置、电动机综合保护测控装置、微机厂用电快切装置等。这些设备分散于各个电气部件, 做到了分层布置, 可靠性高, 使ECS与DCS的控制水平一致。通讯管理设备, 将这些终端设备连接起来, 通讯子站通过现场总线或网络与监控主站连接。

2 ECS系统实现的功能

2.1 根据单元机组的运行和电气系统的特

点, 应将发电机-变压器组和厂用电源系统的控制都纳入ECS中, 主要包括以下功能:500k V/220k V断路器、隔离开关的监视 (控制由NCS实现) ;发变组系统 (包括发变组保护、厂高变保护、励磁变保护、变压器风冷控制) ;发电机励磁系统;高压厂用电源系统 (包括厂用快切功能) ;低压厂用电源系统 (含400V PC和MCC的测控) ;高压启动/备用变压器控制;柴油发电机组和保安电源;直流系统和UPS装置;自动准同期并网;电气DAS数据采集。电压、电流、有功、无功、温度等参数以及开关刀闸;的运行状态监视, 各种工况下数据的记录, 实现SOE功能等。

2.2 对于发变组保护、自动准同期装置等保

护和安全自动装置, 因其设备已经很成熟而且要求全部在DCS中实现其功能尚有一定难度, 可能增加相当大的费用, 故可以保留。但是它们与DCS间要求接口, 控制可采用硬接线, 利用通讯方式传输自动装置信息, 并可以通过DCS进行事故追忆。除了以上主要功能外, ECS系统还应包括如下高级功能:

2.2.1 自动抄表功能:

目前, 厂用电的抄表基本由手工完成, 有些电厂配置了专业的抄表系统。利用测控装置本身的计量功能或电度表的脉冲信号, 可以在上位机进行电量的在线统计。有了各点的实时潮流, 对分析电厂能耗, 改进运行方式有重要意义。

2.2.2 自动发电控制 (AGC) :

自动发电控制可以使电厂实时接收中调的负荷指令, 快速跟踪系统负荷的变化, 增强机组调频调峰能力。

2.2.3 保护定值管理:

利用DCS与保护装置的接口, 远方修改保护定值并进行在线自动效核。还可以将此功能扩展为可视化电厂继电保护整定计算与定值管理系统。

2.2.4 电气设备管理:

包括保护和自动装置的台帐、档案、维修记录等, 还可以统计设备运行情况、动作情况等。这部分信息可以与MIS、SIS系统共享, 补充MIS和SIS系统数据。

2.2.5 故障诊断功能:

通过故障诊断专家系统可以对发电机的状态作出判断, 根据实时数据的变化判断是否有匝间短路等故障;根据电机的启动电流波形可以分析出鼠笼电机的断条故障等, 为检修提供依据。

3 电气控制系统ECS的实现模式

ECS系统在发展过程中, 随着器件技术的不断进步, 并在IT技术、现场总线技术的不断推动下, 形成了若干发展阶段, 产生了不同的实现模式。

3.1 ECS的传统实现方式

火电厂ECS传统的实现方式是由DCS设置单独的电气控制器 (DPU) , 经过I/O卡件 (AI、DI、SOE、DO) 实现对电气部分的采集和控制。电气部分的特殊控制功能, 如继电保护、励磁、同期并网、厂用电源切换、故障录波等都由独立的电气装置完成, 与DCS无关。电气部分的继电保护功能由独立的电气保护装置完成, DCS的I/O卡件与电气的继电保护独立工作, 没有联系。DCS所需的所有测点都由DCS中的I/O卡件完成, 这些卡件也只完成最基本的采集功能。I/O部分与电气回路采用电缆连接, 模拟量的采集需要安装变送器。该模式下的控制系统具有如下特点:DCS与电气保护装置无关;DCS用大量控制电缆和I/O卡件实现电气量的采集和控制, 成本高;DCS获得的电气I/O点数少, 投资大;不能获取电气保护动作信息, 无法实现保护管理。这种方式在传统DCS热工自动化的基础上纳入了对电气部分的监控, 从功能上实现了热工、电气专业的合作, 具有重大意义。该模式实现了初步的一体化控制, 进而支持了DCS纳入其他自动化系统, 是一种技术进步。在DCS上实现了对电气关键部分的测量和控制, 从而使得整个自动化系统的性能得到提升。另一方面, 在DCS和电气保护完全分离时, 保护可以采用集成电路型等非职能保护, 保护的非智能化决定了DCS只能采用完全独立的的测控手段实现电气部分的控制。随着微机保护的发展, 电气综合保护测控装置能够实现基于采样和数字算法技术的保护、测量、录波、控制和通信, 该领域的技术条件和ECS的实现方法发生了变化。

3.2 DAS方式的ECS实现模式

随着厂用电系统综合保护测控装置的出现, 间隔层的I/O可以由电气保护测控装置实现。功能完善的保护测控装置能够依靠采样和数字算法实现下列测控 (I/O) 功能:电气量测量功能 (I, U, P, Q, 电量等) ;开关量采集功能 (DI, SOE和保护事件) ;电能质量采集功能 (电压波动、谐波、三相不平衡、频率偏差、电压跌落、闪变) ;故障录波功能;控制功能 (DO、PLC) ;自诊断功能;对时功能等。间隔层保护测控装置以现场总线或工业以太网方式与通信管理机构成系统, 通信管理机通过通信协议向DCS的人机接口 (MNI) 工作站层提供电气I/O采集的信息。ECS通过通信管理机向DCS转发所需的电气I/O信息, 从而丰富了DCS对电气部分的信息采集, 因此称为DAS模式。

3.3 保留关键硬接线的FECS方式的ECS实现模式

在DAS模式的ECS中, DCS可以得到电气部分的信息, 但未能实现对该类信息的有效利用。更有效的应用方式是要求ECS的I/O信息直接从DCS的DPU层到DCS, 从而直接代替DCS的I/O采集的电气信息参与DCS计算、控制和连锁。FECS是指采用现场总线、按照电厂工艺环节构成控制网络的ECS。在FECS中, 可以通过现场总线实现电气部分的采集和控制。保留关键硬接线是指对于参与热工控制的重要电动机的启停控制和联锁采用DCS的I/O模件与接线实现控制。ECS可以经通信网关将电气/O信息提供给其它系统, 如SIS系统等, 使得ECS成为电厂数字化监控和管理的基础系统之一。该模式的ECS以通讯和I/O方式集成系统, 包括励磁、同期装置、厂用快切、直流和UPS、发变组保护、故障录波等, 通信接口可以获得以上智能设备较为丰富的运行信息。如果某一系统的通信接口有困难, 可以通过ECS的测控装置采集硬接线信息。上述子系统的I/O信息将与ECS装置的I/O信息同等对待, 共同构成ECS的实时数据库。

参考文献

[1]周明.现场总线控制.北京:中国电力出版社.2002

发电厂电气控制逻辑探讨 第10篇

关键词：电气逻辑,分析,控制

0 引言

随着新建发电机组的自动化程度越来越高, 以前需要通过电气手段搭建的电气控制逻辑渐渐转变为DCS系统的数字化逻辑, 这使得电气控制逻辑的自动化程度更高, 复杂程度更高, 对技术人员的要求也更高, 本文通过两种常见的复杂的电气控制逻辑的分析探讨总结经验, 希望对大家有所参考。

1 电气逻辑分析

1.1 电气逻辑一:同期并网逻辑

本文就两个并网点机组 (图1所示) 进行逻辑探讨, 由于发电机组有GCB (发电机出口断路器) 和220k V两个并网点断路器, 所以该发电机组并网点和运行方式上与常规单元制发电机组相比更具灵活性, 同时也对该发电机组一次设备的运行操作的要求更高。这样的运行方式对并网的电气同期控制逻辑来说更加灵活。

该发电机组至升压站的一次设备组成上有两个并网点断路器, 所以首先需要有选择并网点的步骤;在并网操作的过程中, 发电机组不能处于故障或非正常状态, 否则一旦并网就会对发电机组或者电网造成极大的冲击, 发生安全事故, 所以在同期并网逻辑中需要加入发电机保护跳闸接点即发电机保护闭锁同期合闸;同期装置要进行并网操作, 必须保证并网点两侧的电气参数在并网定值的要求以内, 即电压幅值、频率、相位等电气参数符合要求, 即同期比较步骤;根据国家电网颁布的电气反事故措施中的要求, 在同期合闸回路中必须串入同期检查继电器的接点, 即同期安全检查条件;再加上常规的同期装置与DCS及DEH的沟通条件:同期装置上电是DCS操作闭合同期装置带电回路使同期装置带电;同期请求是同期装置上电后进行自检, 自检完毕后无异常则向DEH发信号告知同期准备完毕可以随时并网;同期允许则是在发电机组动力部分在接到同期请求的信号后, 准备完毕通过DEH系统发出的启动同期装置并网的命令。这样该发电机组电气并网控制逻辑就完善了。

逻辑整理如下:同期装置上电→同期并网点选择→同期请求→同期允许→同期比较→同期回路无闭锁 (包括同期检查继电器接点、发电机保护接点) →同期合闸。

1.2 电气逻辑二:发电机解列逻辑

发电机组的解列分为正常解列和事故解列两种, 事故解列是指发电机组保护动作跳闸导致整个机组脱开电网停止运行。正常解列是指发电机组由于计划或者其他非事故因素的需要, 人为停止运行的操作, 我们称之为发电机组的正常解列操作, 这里我们主要讨论正常解列的电气控制逻辑, 常规的发电机组的解列操作一般有两种。

①第一种发电机组解列操作主要考虑尽可能减小对发电机组和电网的冲击效应。

由于发电机组与电网并列, 要想减小解列对机组自身以及电网的冲击, 那么就要尽可能的减小发电机组的负荷, 一般取小于该发电机组额定负荷的5%以下或者额定定子电流5%以下方可允许解列;要想正常解列, 那么发电机组的并网点断路器必须满足一定的条件才可以操作即断路器本身的操作条件。

一般有以下几个方面:断路器在合闸位置, 断路器只有处于合闸位置才能够分闸。断路器没有操作回路断线报警, 操作回路断线报警是反映断路器是否能够正常分合的标志, 如果发操作回路断线报警, 那么控制系统发出的分闸指令在断路器机构处就不会得到执行。弹簧未储能报警, 反映断路器执行机构是否能够快速分合。断路器气体压力低报警, 断路器内部气体可以帮助机构分断电弧, 所以气体压力要足够才能起到相应的作用。串入以上例举的闭锁这样发电机组常规解列逻辑就完善了。

整理如下:发电机组负荷 (电流) 小于定值→断路器本体无异常 (包括无控制回路断线、弹簧未储能、气体压力低等报警信号) →断路器处于合闸状态→手动发出分闸命令→发电机组解列。

②第二种发电机组解列操作主要考虑发电机组和电网的安全因素。

曾经某电厂在第一种解列操作后, 动力部分的汽轮机主汽门无法完全闭合, 导致汽轮机转轴超速事故的发生。为了杜绝此类现象的产生, 有了用发电机程跳逆功率保护解列的电气控制逻辑。首先我们要了解发电机程跳逆功率保护的逻辑:发电机组主汽门关闭, 发电机进入逆功率状态 (一般为额定功率的2%) , 经过短延时跳开并网点断路器、灭磁开关等相应出口。

有了这个基础, 我们来了解这种解列方式, 完全闭合发电机组主汽门, 接着程跳逆功率保护动作发出跳闸指令, 发电机组跳闸解列, 由于是保护动作, 所以对于发电机励磁装置会造成一定的冲击, 不会像第一种解列方式那么柔和。

整理逻辑如下:发电机组关闭主汽门→发电机程跳逆功率保护→保护动作出口 (跳开并网断路器、灭磁开关等) →发电机组解列。

2 结束语

由电气控制逻辑的分析, 我们总结可知, 新建发电机组的数字化逻辑越来越复杂, 电气逻辑的个性化也越来越显著, 这就要求电气技术人员要多加学习, 细致的了解发电机组的具体情况, 对电气控制逻辑多加思考, 制定出符合实际, 对机组运行更加有利的电气控制逻辑来。希望通过上述电气控制逻辑分析对大家有所借鉴。

参考文献

[1]汪明添.电气控制[M].西南交通大学出版社, 2009, 5, 1.

[2]刘亚新.25项反措实施细则[M].中国电力出版社, 2004, 9, 1.

[3]张晓君.电气控制线路[M].化学工业出版社, 2009, 5, 1.

电厂电气控制系统 第11篇

关键词：分散控制系统 火电厂 电气自动化

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）06（c）-0084-01

分散控制系统是以微处理器为基础，主要由以下几个单元构成：现场控制站、人机接口单元、数据通讯系统、电源、机柜。在这个系统中，主要采用了一种控制功能分散但显示操作集中的方法，同时也保证了自治与综合协调之间的良好关系。在这么一种条件下由专业操作人员进行设计，以此达到预期目的的一种仪表控制系统。在这个系统中，不仅有计算机、通讯、显示和控制技术的广泛应用，还包含了分散控制、集中操作、分级管理等思想的体现。在上述的两种优势中，分散控制系统可以达到组件配置灵活，相关组态较为方便的目的。在这样的基础上，在职人员就能够更好的对监测对象进行实时监控，在第一时间发现问题所在，及时进行补救等措施，减少重大财产的损失频率。这个系统的设计主要采用了自诊断功能，在合适的冗余配置与诊断模件级的基础上进行自诊。运用这样的方法，不仅可以达到高度的可靠性，还可以避免因为系统内任一组件发生故障，影响到整个系统的工作的情况。将其投入到大规模使用中可以节约大量的检查维修时间。

1 分散控制系统的特点

1.1 能够进行分别分散控制

这种系统之所以安全可靠性比较的强，是因为分散性比较高，这样能够让可能存在的障碍、危险以及错误能够通过系统来分散，这样还能够更好的提高各部分设备的实际利用率，在分散的时候通过人员、地域、设备、功能以及操作的分散，来进行危险的分散。

1.2 能够分阶梯的进行分散控制

通过系统的分级能够让各个部分之间更好的协调和互动，这样每个分级都能够在自己的工作范围之内进行协调，能够避免设备之间存在摩擦，这种情况下，设备本身的利用率便会有所提高。

1.3 分散控制系统有自动和互相协调的特点

分散控制系统主要是利用集中中央控制以及数据通信系统集中的对不同的过程采集站进行操作和监视，并且其核心是不同的微处理器，这样能够更好的解决生产过程中存在的问题。而其自动以及各个组成部分之间的互相协调能够让系统能够更好的进行数据处理、数据计算以及信号的处理。

1.4 开放性系统

这种系统本身便有着开放性的特征，有明显的可适宜性、可移植性以及可用性。这样能够让整个系统在应用的时候更好的进行更新换代，将更好的设备应用进去，这样也能够在一定程度上节约成本。

2 分散控制系统的功能

2.1 系统的层次化

分散控制系统在热电厂中的应用，其功能体系的一半是由过程控制与管理级一起组成的，并和现场的温度仪表、执行器以及变送器等设备进行直接的连接，最后进行数据的采集与处理工作，便于进行信息的交换。

2.2 功能齐全且操作方便

DCS系统能够供多种功能，例如，提供操作显示与报警提示、数据的检索以及储存的功能、制表记录与操作指导、历史记录等多项功能。运行人员能对热电厂的系统环节进行全程的控制与监测，并能对及时做出判断分析，便于进行有效处理。

2.3 系统的可靠性较高

无论是在元器件方面的选择上，还是在电路设计与系统配置环节方面，DCS系统的运行可靠性很高。系统在设计方面，其性能采用容错及冗余技术，配置过程处理器以及电源与通讯总线，当某项发生故障之时，也不会影响到其他系统的运行情况。

2.4 具有自动调节的功能

分散控制系统中的控制策略与控制理论均比较先进，因此，对于常规的仪表无法进行自动调节的功能，分散控制系统可以较为快速地完成，不仅使投入率与主参数中的控制精度实现自动调节，而且还能够较好地达到节约能源及提高效益的作用。

3 分散控制系统在火电厂电气自动化上的应用

3.1 通信网络

既然将分散控制系统应用在火电厂电气自动化上，那么进行相应的信息交流就是必不可少的了，因此通信网络也必须达到相应的要求。在这个控制系统中，实时通信网络是它的核心，只有在第一时间内掌握到最准确的资料及相关数据，才可以对突发事件采取相应的解决方法。采用总线式结构构成的实时通信网络，用同轴电缆（是无主无源形式的）作为传输媒介，以太网的形式进行通信信息管理，在要求通信协议达到一定的规定后进行数据传输与共享，最终实现通信流畅、资源共享的目的。除了这种方式外，还可以进行非实时通信网络的构建，将它用作传输那些不需要在第一时间内进行分析的数据。运用这样的方法，在一定程度上减轻了实时通信网络的压力，提高实时通信网络的准确性；同时还避免了大量文件传输时造成的错误收发导致错误指令的下达，减少错误的产生。将以上两种方法结合起来进行使用，可以大大提高运作效率，减少失误的发生，加快能源的传输，方便被供应地区的社会活动的正常进行。

3.2 监控系统

作为最主要的一种功能，监控在大多数行业中的应用也十分广泛。监控是在合理的范围内，对正在进行的生产活动进行监督，检测出不合格的产品进行排除或对明显不符合规格的事物做出警报，引起相关负责人的注意，由他们进行处理。在分散控制系统中，监控系统的作用与责任也是十分重要的。

国民生产生活的能源，需要十分谨慎的进行监测，容不得一点马虎。在进行监控时，需要在监控系统中输入正确的参数，使得系统确认只有在这些参数范围内才是正常的运作情况。如果超出了这些数值，就需要由系统发出警报，提醒在职人员迅速进行检测，在最短时间内切断错误路线，进行相关技术维修。于此同时还需要控制其他的线路，防止因为问题线路导致临近的其他线路发生一些路线更改等情况，对整体的能源供应造成不良影响。

3.3 安全防护系统

在火电厂进行工作，最需要注意的就是安全问题。能源对人们的生活有着重大意义，在有着大量能源集中的地区更是不能小看安全问题。为此，在分散控制系统中，进行安全防护系统的安装是十分有必要的。在安全防护系统中，输入具有安全隐患的条件，开启系统。需要注意的是安全防护系统应该与监控系统同时进行：在进行监控的同时由安全防护系统进行扫描识别，确定安全系数。这样的配合不仅可以节省时间资金，还达到我们想要的目的，一举两得。

4 结语

分散控制系统现在的应用已经非常的广泛，并且其功能非常的强大，操作起来比较简单，安全性又比较强，这也使得其在火电厂中应用也比较广泛。但是在其应有的过程中还是存在一些不足和问题。所以，在进行系统引进的时候，必须先进行这方面的培训，保证操作人员在操作的时候能够使用，避免事故的发生，在事故发生之后，必须采取正确的措施进行解决，从而不断的进行系统的完善。

参考文献

[1]吕剑虹.电厂锅炉燃烧控制系统优化[J].中国电力，2001（10）：48-51.

研究电厂电气监控系统的问题 第12篇

1 简要阐述发电厂电气监控系统的定义和特征

发电厂电气监控系统是指运用一些控制软件, 处理软件, 讯息系统和计算机图形系统软件, 经过计算、集中经管、运作、数据传递, 分散处理等等, 来达到及时监控的效果和目标。发电厂电气监控系统的优点就是便于操作, 易于维修和控制效果好, 安全性高, 更可靠等等, 这样可以更好的对电厂生产和经管实施监控, 以保证电厂内的全部设备都保持持续正常运转状态, 进而促进电厂经济效益的提升。

因为电气监控系统对于发电厂生产环节有一定积极意义, 所以, 发电厂一定要保证厂内的电气监控系统正常, 稳定性能最优, 这就要求发电厂对于相关系统的数据要把握好, 另外, 发电厂对于现场控制系统也要不断改进, 使控制系统和最新的计算机管理系统在同一平面内, 可以顺畅的实施通信往来;同时对于相关设备电路中回路的安全性能要保证, 做好电气设备之间的连接工作, 保证电气监控系统形成网络区域, 做好网络区域的安全工作, 这样才会促进发电厂电气监控系统的可持续发展。

2 从两方面分析电力系统监控的工作职能

2.1 监控区域

根据本工程的电气主接线和厂用电接线, 在单元控制室监控的对象主要有:

(1) 发电机变压器组:其监控范围主要包括发电机、发电机励磁系统、主变压器。

(2) 厂用电:其监控范围主要包括高压厂用工作变压器、起动/备用变压器等。6k V断路器、有载调压开关、厂用电快速切换装置。低压厂用变压器、380V断路器、母线PT、直流系统、交流不停电电源等等。电气监控管理系统 (ECMS) 见图1。

2.2 厂用电监控管理系统控制方式

火力发电厂中, 热工系统及电气系统的自动化水平, 反映了整个电厂的运行管理水平, 而电厂厂用电监控系统的安全经济运行对机组的安全满发起着至关重要的作用。目前, 发电厂电气系统主要设备纳入机组的分散控制系统 (以下简称DCS) 进行监控, 是当前火力发电厂广泛采用的新的控制模式和手段, 从而大大地提高了运行的可靠性和经济性, 提高了自动化和管理水平。

目前, 大容量机组电气在6k V厂用配电装置内布置有厂用电综合测量监控保护装置;在400V厂用配电装置布置有:智能型断路器, 智能型马达控制器, 微机型监控单元等。上述安装于开关柜内的智能设备系统称为智能终端装置 (ST) 。

上述设备都是分散的保护、监控、自动装置, 都能独立地完成各回路的监控和保护功能, 目前的厂用电纳入DCS系统大都是依靠硬接线与DCS联接, 是一种被动的方式, 没有充分利用这些装置所具有的测量、监控、通信功能, 影响了电气系统纳入DCS监控的进程。因此提高这些设备与DCS的通信水平, 将直接关系到电厂运行管理水平和安全经济性。

随着微处理技术的普及, 分层分布式控制结构的广泛应用, 特别是现场总线 (FB) 和智能终端装置 (ST) 技术的采用, 其组成的系统在发电厂、变电站特别是在工厂得到了普通使用, 大大提高了微机监控系统的可靠性及经济性。

3 电厂电气控制系统的发展中存在的不足

3.1 操作权限设置不合理

分散控制系统在电厂电气设备中一般包含集中控制、ECMS为分散控制系统提供技术条件, 使得远程控制的功能更显著, 除此之外, 开关柜或者设备, 业务功能也都凸显的淋漓尽致。设置了阻断方案, 保证在同一时间只允许开启一个控制器。这样在情况紧急的时候, 才由授权者进行分散控制系统操作。此种方法的弊端就是, 对于硬件锁紧装置DCS和ECMS可以同时操作权限不存在, 操作权限没有对闭锁硬件进行授权, 同时对于设备的操作控制权限也不应该太多, 如果很多的话将很难实现有效控制。

3.2 通讯接口存在的不足

在系统控制安装的过程中, 通讯接口不按照标准操作, 通讯设备的选购质量不好, 这些都会严重影响电气控制系统的发展, 同时也会加大ECMS网络系统的工作量。

3.3 分散控制系统接口存在的不足

当前大部分的国内分散控制系统硬件是从国外进口而来的, 但外国分散控制系统通信不是很开放。这就使得DCS通信接口和ECMS之间存在很多不足。

(1) 分散控制系统主要运用于机炉的掌控中, 但是电气自动化控制领域的性能比较一般, 因此, 很多数据不兼容ECMS。

(2) 分散控制DCS系统扫描一圈用时约200ms, 速度很快。但是信息和通信周期, 数据包长度并不健全, 会对实时通信有很大的影响, 并且此时ECMS通信速度稳定性不高。

3.4 ECMS性能之间存在很大的差异

ECMS系统的工作内容包括:对数据信息的及时搜集和处理、数据库的设立和维护, 控制和测试、实施报警处理, 在屏幕上成像、制作表和统计;功率调制;人机交流, 系统自我诊断和修复, 与相关设备交流和管理, 远程控制功能等。许多内容都有其独特性, 例如操作和经管功能包含事故剖析和检索;操作提示;对设备实施在线分析;模拟性试验, 订单管理工作, 操作设备运行记录和传输记录经管。

4 促进发电厂电气监控系统发展的有效方案

(1) 电气控制系统总线协议。把握好电厂监控系统的总线系统可有效实现对电气设备的监控。总线协议也可以说是总线的标准, 把握好总线的标准, 其实也就是掌握了总体的结构, 就可以准确的掌握其基本原理和相关的控制技术, 由此可以看出, 把握好电气控制系统总线协议具有积极作用。电气控制系统的总线协议有许多种, 大体上都是采用双向数据通讯, 作用和成效上存在很大的差异性, 所以, 发电厂对于总线标准的选择上, 要切实以公司的实际情况为核心。

(2) 电气监控系统与先进的电子技术相结合, 实现智能化。电力监控系统通过现场设备提供的数据, 传输的信号进行转换, 这个过程也就是ECMS技术执行的过程, 这样可以有效的对现场操作条件进行监控, 确保电气设备工作的效果良好, 此过程中的数据传输应该具有双向性。

(3) 电气控制系统有效的引入网络技术, 特别是在现场装置的控制上, 运用网络技术, 这样才能实现分散控制系统的控制效果, 所以, 发电厂一定要保证控制系统的网络性, 这样才会使发电厂更安全的运行, 进而促进电站自动化监控系统的实现。

总体来说, 我们应该清楚的意识到现代发电厂发展存在的问题, 并就这些问题, 运用科学合理的手段, 反思电厂生产运行中各个环节的工作, 特别是对电力监控系统的功能和技术进行反思, 可以促进电力监控系统更好的发展, 使其可以为发电厂提供高质量的服务, 进而提升电厂的经济效益。

参考文献

[1]郑智武.火力发电厂厂用电气自动化系统的现状和发展[J].黑龙江科技信息, 2010 (05) .

[2]邢菲.基于人工智能的电厂电气自动化系统的实现与应用[J].自动化博览, 2012 (01) .