200MW机组电气技改设计中若干问题的分析研究

随着电力工业的发展和市场化经济的形成，关于发电机组的运行观念有很大的变化，不仅要保证发供电设备的长周期安全运行，更要进一步提高发供电劳动生产率及电能质量。随着电力设备制造业技术的进步，目前有数量众多的数字化设备在发电机组上采用并取得良好的运行效果。诸多方面的原因都要求不断总结新系统新设备的运行经验，对业已形成的发电机组工程设计进行分析研究并加以改进。本文根据某火力发电厂近几年电气部分设备更新改造工作中的若干设计问题进行分析研究，并介绍采取的改进措施。 1 机组电气纳入DCS监控的必要性和设计方案 国内300MW及以上容量机组的热工控制已全面采用分散控制系统DCS(Distributed Control System)，电气控制也有小范围的采用。火电厂因应用DCS使单元机组热工自动化水平得到很大提高。而200MW机组(尤其是业已运行的200MW机组)电气控制仍然采用较常规的控制手段，使用盘台上一对一手工操作方式，使得机炉控制与电气控制日益不协调，控制水平也逐渐拉大。为了解决这一矛盾，有效的办法就是将该电气系统也纳入DCS控制之中，这样既可利用DCS已成熟的分散控制技术，提高电气控制水平，又可充分利用DCS的手段，使电气防误操作等功能实现更方便、更完备，并且将相关量的显示、报警与电气设备的控制调节有机地结合起来，有效提高整个电气系统的安全性和可靠性。 1.1 电气控制系统的特点 电气系统与热工自动化系统相比，在控制要求及运行过程中有很多不同点。 主要有以下特点。 a．电气设备相对热工设备而言控制对象少，操作频率低，有的系统或设备运行正常时，时常几个月或更长时间才操作一次。 b．目前发电机变压器组(以下简称发变组)保护装置、自动准同期装置、自动电压调整装置、故障录波器等功能相对独立，可靠性、选择性、速动性及灵敏度相对较高，这些装置或装置中的某个单元都有专用的中央控制器(CPU)及相对独立的输入/输出回路和算法。用DCS实现其功能目前尚有一定难度。 c．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。 1.2 电气系统纳入DCS监控的范围 根据单元机组的运行和电气控制的特点，可采用将发变组和厂用电源等电气系统的控制都纳入DCS监控。主要系统归纳如下： a．发变组系统(不包括变压器本身的通风系统)； b．发电机励磁系统； c．高、低压厂用电源系统(包括备用电源自动投入)； d．高压启/备变电源系统(多台机共用)； e．柴油发电机组及保安电源系统的监视； f．直流系统及UPS系统的监视； g．自动同期系统。 保留的保护自动专用装置主要有发变组保护装置、自动准同期装置、自动电压调整装置、故障录波装置等。 1.3 电气系统纳入DCS的控制水平及技术要求 机组整套启动时，从锅炉点火至发电机并网带初始负荷能够实现全过程的自动程序控制。当然可以设有限几个断点人工分析判断决定后介入操作，或机组停机时DCS能安全停机。 1.3.1 机组自启停控制的要求 机组正常启动，当发电机达到额定转速时，DCS将投入自动电压调整装置AVR(Automatic Voltage Regulation)。当发电机电压达到整定值时，DCS将投入同期装置。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DCS控制AVR、汽轮机数字电液调节装置DEH(Digital Electric Hydraulic)。当同期条件满足时，向发电机断路器发合闸指令。在同期合闸成功，发电机电负荷达到一定值之后，DCS将高压厂用电系统从启备变并联切换到高压厂变上。 机组正常停机时，DCS控制降低机组负荷，当机组负荷降到某一定值时，DCS将高压厂用电系统并联切换到启/备变系统供电；当机组负荷继续降到定值，跳开主开关，联跳汽轮机(主汽门关闭)，发电机灭磁。 1.3.2 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；在机组正常用电时，由厂变供电；在厂用电消失时，为了保护设备和系统的安全，DCS应快速将厂用工作负荷自动切换至启/备变；当确认保安段母线失压后，应启动事故备用电源供电以保证设备安全。 1.3.3 运行参数监视方面的要求 能实时显示和记录上述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；单元机组(炉机电)实现全显示器CRT(Cathode Ray Tube)监控；对保留的电气保护及自动专用装置的监控也全部由DCS实现。 1.4 对DCS软件、硬件要求 按传统功能划分，电气系统纳入DCS监控之后，其功能可分为数据采集DAS(Data Acquisition System)和顺序控制SCS(Sequence Control System)两部分。由于电气量同热工量相比并没有特别的要求，而相对动作速度快、可靠性高的控制功能通过保留的电气专用装置实现，因此原则上对DCS的硬件无特殊要求。 基于历史原因，DCS由热工人员负责，而热工人员对电气控制原理知之不多，在设计、调试、生产维护等各个环节中，这部分工作仍需电气人员完成。根据分散控制系统的分散处理单元DPU(Distributed Process Unit)的特点，即所有DPU硬件完全相同，不同的控制监视功能只是由软件组态体现，设立电气专用的DPU，以便于实际工作的顺利进行。作为事故顺序记录的数字量输入点应接人热控DAS专用DPU。 1.5 后备监控手段的设置 根据机组运行的实际经验，保留传统控制监视手段的原则是保证在某些极端情况下能够使机组安全停机、能够监视系统可能出现的电气振荡、电压波动等。当然，保留的传统控制监视手段也应全部在CRT上实现。为此，应保留发变组主开关紧急跳闸按钮、灭磁开关紧急跳闸按钮、6kV备用电源紧急合闸按钮。保留发电机定子三相电流表、定子电压表、有功功率表、无功功率表、转子电压表、转子电流表、同期表、频率表、6kV各段母线电压表二400V各段母线电压表、保安段母线电压表、直流母线电压表等仪表。 1.6 关于DCS输入/输出点配置的说明 为了进一部实现DCS的监控水平，DCS必须有全面的输入/输出(I/O)点。只要需要的信息能够采集到，想要实现的功能就简单了，这是DCS的最大优点之一。作为工程设计，必须认真仔细地对I/O点进行配置。 1.6.1 数字量输入点配置 数字量输入点包括开关状态信号、刀闸位置信号、控制电源监视信号、控制回路监视信号、继电保护动作信号、电压互感器断线信号、变压器有载调压开关位置信号及允许并网信号等。 1.6.2 模拟量输入点配置 电气模拟量主要是指电流、电压、有功功率、无功功率、有功电度、频率、变压器油温等。根据技术发展情况，这些电气量的输入最简单的方法是DCS系统设交流采样卡件，只输入电流电压，其他量由软件计算得出。另一种方法是采用数字电量变送器，每一个回路的电流电压输入一只电量变送器，变送器的输出采用通信方式送人DCS计算机。第三种方式是DCS采用直流采样，装设电流、电压、功率、电度等变送器，变送器的输出采用4～20mA标准信号，这是一种最经典的模拟量采集方式。 工程实践中，应充分考虑这三种模拟量采集方式的优缺点，主要是考虑供货方的配套能力和实际运行中的可维护性。根据模拟量的性质及范围，一般有一些变送器需特殊定制。 1.6.3 数字量输出点的配置 数字量输出点主要完成电气所有被控开关的跳合闸控制、同期回路投退控制、励磁增减控制、发电机转子绝缘监察投退控制等。 一般DCS设备制造厂的数字量输出点卡件的触点输出容量都较小，且8～16个数字量输出点集中于一块卡件上。根据电气开关跳合闸电流的要求，对DCS的数字量输出点应提出扩展要求。 2 继电保护配置及几个问题的说明 200MW机组原设计运行的元件保护一般为整流型或晶体管型，受当时技术水平的限制存在一系列问题，如闭锁条件不完善、定值随时间温度变化、消耗功率大等，更换新型的继电保护显得十分必要。机组运行10年后更换继电保护是必要的。 随着科学技术的进步，微机型继电保护装置的发展进入了新的时期，显示出了不可比拟于前几代保护的优点，选用微机型元件保护是无可争议的。 2.1 关于保护跳闸出口的说明 典型的200MW发变组一般都设若干种保护跳闸出口方式，主要有全停、解列灭磁、程序跳闸、解列、母线解列、励磁切换、减出力、减励磁等。 解列出口的保护主要有定子对称过负荷、定子非对称过负荷、失磁、逆功率、断路器非全相运行等。其中解列与解列灭磁的主要区别是解列出口动作后，汽轮机及锅炉靠热控自动调节使发电机组仍带厂用电维持功率平衡并保持运行。这样设计的期望是这些保护动作后，汽轮机、锅炉能够在运行状态，整套机组能够很快地恢复带负荷。运行经验表明，200MW机组在这些保护动作后，热机系统是不能维持功率平衡的，往往不是锅炉灭火就是主汽门关闭，使频率急剧降低。如果自动励磁调节器的频率特性不够完善，有时甚至造成发电机过电压或主变过激磁保护动作，这是一个非常复杂的机电动态过程。鉴于此，有必要将解列出口全部改为解列灭磁。 励磁切换出口是发电机失磁保护启动后第一时间跳开自动励磁开关，并连锁投入手动励磁开关。实际情况是手动励磁对自动励磁的跟踪回路设计过于复杂且故障率极高，难于做到随着机组无功的不断变化使手动励磁方式的输出在一个相对应的位置上，即使手动励磁的输出位置与机组的无功负荷要求相对应，失磁保护启动后自动励磁跳开、手动励磁自动投入这一过程对机组及电力系统的冲击很大。鉴于此，有必要直接去掉励磁切换出口。 2.2 关于失磁保护的说明 失磁保护是发电机异常运行保护中较复杂的一套保护，有若干动作条件和整定方式。根据微机保护的特点，可以采用较复杂的动作判据。各省电力公司根据系统稳定运行的要求，对系统内较大型的发电机失磁保护都有较详细的要求。业已运行的200MW机组的失磁保护一般应根据所属电力公司的具体要求<