300mw火电机组静止励磁装置设计

『壹』 励磁是什么意思

为发电机等(利用电磁感应原理工作的电气设备)提供工作磁场叫励磁。有时向发电机转子提供转子电源的装置也叫励磁。

励磁就是向发电机或者同步电动机定子提供定子电源的装置。

根据直流电机励磁方式的不同，可分为他励磁，并励磁，串励磁，复励磁等方式，直流电机的转动过程中，励磁就是控制定子的电压使其产生的磁场变化，改变直流电机的转速，改变励磁同样起到改变转速的作用。

拓展资料：

主要作用

1、维持发电机端电压在给定值，当发电机负荷发生变化时，通过调节磁场的强弱来恒定机端电压。

2、合理分配并列运行机组之间的无功分配。

3、提高电力系统的稳定性，包括静态稳定性和暂态稳定性及动态稳定性。

『贰』 2*300MW火电厂电气部分初步设计

电气部分
1 电气主接线
本工程系新建工程,容量为×300MW，考虑再扩建条件。根据系统电气原则接线方案规划，本期两台300MW发电机组以发电机-变压器组单元接线接入厂内220kV升压站。220kV采用双母线接线，220kV配电装置本期出线2回。
2 起动/备用电源引接
本期起动/备用电源考虑由厂内220kV母线引接。
3 厂用电系统
3.1 中压厂用电系统
每台机设置一台高压厂用分裂绕组变压器，变压器的高压侧电源由本机组发电机引出线上支接。高压厂用电电压采用6kV一级电压， 6kV采用单母线，每台机组设A、B 两段6kV工作母线，分别采用共箱母线引接自高压厂用分裂绕组变压器低压侧两个分裂绕组。互为备用及成对出现的高压厂用电动机及低压厂用变压器分别由不同的6kV段上引接。6kV采用中电阻接地方式。
本工程两台机组设置一台有载调压分裂绕组变压器作为起动/备用变压器，电源引自厂内220kV母线。
3.2 主厂房低压厂用电系统
低压厂用电系统电压采用400/230V。低压厂用电系统均采用中性点直接接地方式。
主厂房每台机设汽机动力中心和锅炉动力中心，汽机段和锅炉段采用单母线分段接线。
每台机设一台照明变压器，两台机照明变压器互为备用。
每台机设一个公用变和公用动力中心，两台机公用变互为备用。
主厂房每台机设空冷动力中心，空冷PC段采用单母线分段接线。
本工程不设专用检修PC段及检修变，检修电源从公用PC段引接。
3.3 辅助厂房低压厂用电系统
辅助厂房设电除尘动力中心、化学补给水动力中心、供水动力中心、输煤动力中心，每个动力中心设两台互为备用的变压器。
4 主要电气设备选择：
1)发电机
发电机额定容量：300MW级， 额定电压：20kV ，额定频率：50Hz， 额定功率因素：COSф=0.85、额定转速：3000r/min ，冷却方式：水氢氢，励磁方式：机端自并励。
2)主变压器
主变压器采用三相强迫油循环风冷变压器，其容量为370MVA，主变采用无载调压。
5 主要电气设备布置：
主变、起/备变、厂高变及空冷配电间布置在主厂房A排外空冷平台下。
发电机引出线与变压器和厂高变的联接采用离相封闭母线。
220kV双母线接线布置型式采用户外中型布置。本期进、出线及起/备变间、母联、母线设备隔共6个间隔。
6 直流及交流不停电电源系统
本工程每台机设一套220V动力用蓄电池，两台机之间设联络。每台机组设两套控制用220V蓄电池。网络继电器室设两套200V动力、控制用蓄电池。
每台机主厂房设一套2×40kVA的双机并联UPS供DCS等负荷，网络继电器室设一套10kV 的UPS。MIS的UPS由MIS成套供应。
7 二次线、继电保护和控制系统
本期工程主机采用集控室控制方案，两机设一个集控室。在集控室控制的电气设备有发电机变压器组、高压厂用工作变压器、启动/备用变压器、高压厂用电源、低压厂用工作和公用变压器及保安PC工作和备用电源进线开关等。
7.1集控室的控制和测量
本期工程采用机、炉、电DCS集中控制方式，发变组和厂用电部分的电气监测纳入DCS。为节省控制电缆、减少施工工作量、提高自动化水平和管理水平，在厂用电系统采用分层分布式计算机监控系统，厂用电智能终端设备(即6kV测控一体化综合保护、380V系统智能监控单元和马达控制器等)组网，通过现场总线将处理好的信号上传及控制层的指令下达，实现对电气设备的控制、监视功能及厂用电电能管理。与DCS具有通讯接口。
7.2升压站电气设备的控制
按照本工程最终确定的接线方式，220kV升压站通过NCS对其进行监控。在升压站建设一个网络继电器室布置升压站的就地保护和控制设备。NCS与DCS具有通讯接口。
7.3 其它电气设备的控制
其它电气设备的控制包括柴油发电机组、除尘器系统、运煤系统等设备控制。
柴油发电机组除采用自起动外并采用就地控制方式，在集控室内设有必要的表计和信号以及起动按钮。
除尘器的电控设备采用微机型或PLC，运煤系统采用专用PLC监控。同时为提高运行水平，在输煤系统设工业电视系统。
7.4保护
发电机变压器组、厂用电系统、启动备用变压器均采用微机型保护。厂用电切换装置、自动准同期装置亦采用微机型。每台机组设置一台发电机变压器组故障录波器。发电机变压器组保护和起动备用变压器保护配置：将主要根据《继电保护和安全自动装置技术规程》进行配置，同时，按反措25条实现主要保护的双重化。

『叁』 火电厂的设备总共包含三大系统，分别都是什么

一、燃烧系统

燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等环节组成，其流程如图所示。

（l）运煤。电厂的用煤量是很大的，一座装机容量4×30万kW的现代火力发电厂，煤耗率按360g／kw.h计，每天需用标准煤（每千克煤产生7000卡热量）360（g）×120万（kw）×24（h）=10368t。因为电厂燃煤多用劣质煤，且中、小汽轮发电机组的煤耗率在400~500g／kw·h左右，所以用煤量会更大。据统计，我国用于发电的煤约占总产量的1／4，主要靠铁路运输，约占铁路全部运输量的40％。为保证电厂安全生产，一般要求电厂贮备十天以上的用煤量。

（2）磨煤。用火车或汽车、轮船等将煤运至电厂的储煤场后，经初步筛选处理，用输煤皮带送到锅炉间的原煤仓。煤从原煤仓落入煤斗，由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并经空气预热器来的一次风烘干并带至粗粉分离器。在粉粉分离器中将不合格的粗粉分离返回磨煤机再行磨制，合格的细煤粉被一次风带入旋风分离器，使煤粉与空气分离后进入煤粉仓。

（3）锅炉与燃烧。煤粉由可调节的给粉机按锅炉需要送入一次风管，同时由旋风分离器送来的气体（含有约10％左右未能分离出的细煤粉），由排粉风机提高压头后作为一次风将进入一次风管的煤粉经喷燃器喷入炉膛内燃烧。

·

三、电气系统

发电厂的电气系统，包括发电机、励磁装置、厂用电系统和升压变电所等，如图所示。

发电机的机端电压和电流随着容量的不同而各不相同，一般额定电压在10~20kV之间，而额定电流可达2OkA。发电机发出的电能，其中一小部分（约占发电机容量的4％～8％），由厂用变压器降低电压（一般为6.3kV和400V两个电压等级）后，经厂用配电装置由电缆供给水泵、送风机、磨煤机等各种辅机和电厂照明等设备用电，称为厂用电（或自用电）。其余大部分电能，由主变压器升压后，经高压配电装置、输电线路送入电网。

『肆』 电力系统及大型发电设备安全控制和仿真国家重点实验室（清华大学）的科研成果

实验室成立以来，承担国家（973）1项；攀登B项目26项；国家攻关项目29项；国家自然科学基金重点项目5项；国家自然科学基金面上项目63项；以及大量的与国内外科研机构和生产企业合作的横向研究课题。实验室成立以来，获得国家级奖励12项；其中国家科技进步二等奖6项；三等奖3项；国家自然科学发明奖四等奖一项；国家教学成果特等奖一项；国家科技攻关计划优秀成果奖一项。获省部级奖46项，其中一等奖15项；二等奖19项，三等奖12项。实验室自成立以来培养硕士研究生353人；博士研究生139人；博士后35人。
供电系统谐波检测与治理
大型火电机组性能与振动远程在线监测及诊断系统
大型汽轮机及调速系统在线参数辨识技术
大中型变频调速高效异步电动机
低压三电平变频调速系统
电力变压器故障树的建立与分析
电力市场交易与电网调度管理技术支持系统
电力系统发变电站接地网腐蚀及断点的诊断方法
线路绝缘子饱和污秽度下污耐受电压特性及复合绝缘子老化性能研究
新型静止无功发生器（ASVG）的研究及±300Kvar样机的研制
电力系统继电保护整定综合程序
电力系统四大参数建模和参数数据库建立
微机非线性励磁调节器的研制及在电网中的应用
东北电网实时静态安全分析和最优控制
同步电机模型和非线性参数在线适应辨识研究
故障电流对城市通信设施的影响和工频磁场测量的研究
广东电网安全防御系统研究
广东省地区电网外网等值自动生成系统
序列运算理论研究及其在电力系统中的应用
玉林电网能量管理系统EMS开发和应用
整体煤气化联合循环发电（IGCC）关键技术
直流合成绝缘子运行特性及检测的研究
中长期电力需求分析与预测系统
硅橡胶外绝缘耐污特性研究及其应用
轨迹分析法理论研究
国产化大容量变速恒频双馈异步风力发电机系统
基于EMS/DTS的电网在线安全稳定分析和预警系统
基于软分区的网省级电网无功电压优化控制系统
电网能量管理和培训仿真一体化系统
66KV公园变电所微机综合自动化系统
我国第一条750kV输变电示范工程及其关键技术研究
降低高土壤电阻率地区电力系统发变电站接地电阻的爆破接地技术
±500kV直流输电外绝缘特性研究
±800kV特高压直流合成绝缘子研制
±800kV直流外绝缘技术开发及设备研制
±500KV直流合成绝缘子
220KV变电站仿真系统研究
三维协调的新一代电网能量管理系统、关键技术及应用
350MW火电机组全工况实时仿真与多功能在线综合研究系统
三峡机组主保护配置方案的综合优化
三峡输变电前期科研--三峡500kV双回同塔新技术研究
深圳地区电网经济运行和灾难性事故防治对策的模型建立及HAVC系统实现
大型风力发电场接入电力系统问题的研究
600MW火电机组模拟培训装置
配电网10kV架空绝缘导线雷击断线机理及防护措施研究
BPT4000-12/29404000KW交交变频调速同步电动机
FXBW4－750/210∽300高压线路用棒形悬式复合绝缘子
FXBZ-500/300，FXBZ-500/210直流复合绝缘子
GEC-1型微机非线性励磁控制器
HVDC系统地中电流对交流系统的影响及防范措施研究
变电所电磁环境评估技术及防护的研究
超高压变压器油流静电带电的计算模型及实验研究
超高压合成绝缘子
体外特高频（UHF）传感的GIS局部放电在线检测、定位和诊断
铁路地理图形信息系统
同步电机定子绕组内部故障分析和三峡发电机内部故障主保护配置方案的研究
大型地网状态评估研究
大型发电机稳定安全监视与无刷励磁检测系统
500KV紧凑型输电线路关键技术及试验工程
基于行波原理的电力线路在线故障测距技术
同步电机阻尼磁练定向控制理论及其在大功率交交变频协调中的应用
基于小波变换的输电线路暂态行波分析和故障测距理论研究
太阳能扬水与照明综合应用系统
基于高压IGCT的新型大容量变频调速系统（ASD6000T）
超高压输电系统中灵活交流输电（可控串补）技术的研究
运行合成绝缘子检测技术和耐雷电冲击特性的试验研究
10KV配电网架空绝缘导线断线机理及防护技术的研究
HVDC系统地中回流对交流系统影响的机理分析及防范措施研究
基于CC-2000支撑平台的EMS高级应用软件
国家电网750kV输变电示范工程及其关键技术研究
轻型厢式客货电动汽车电机及控制系统研制
±800kV直流输电工程电磁环境研究
500kV/220kV同塔四回路输电线路设计及应用
中国第一条750kV输变电示范工程及其关键技术研究
江苏电网无功电压优化控制系统
大型发电机与变压器放电性等故障的在线监测与诊断技术
上海电网黄渡分区±50MvarSTATCOM装置的研制
黑龙江省东部电网区域稳定控制装置研制
电动汽车电池、电机、电控及整车性能综合测试系统研制
电力系统负荷综合测辨建模法
基于RISC工作站的功能分布式能量管理系统高级应用软件及支撑系统
基于IGCT的高压大容量三电平变频调速系统
大型发电机定子绕组内部故障分析及其主保护的定量化设计
电力系统非线性鲁棒控制理论及工程应用
电力系统新型静止无功发生器（ASVG）的研制

『伍』 “电气自动化”的毕业设计和论文！

目 录

摘 要…………………………………………………0
1. 设计说明…………………………………………2
1.1 主接线…………………………………………2
1.2CT、PT配置……………………………………2
2主要保护原理及整定……………………………3
2.1发电机纵差动保护……………………………3
2.1.1保护原理……………………………………3
2.1.2整定内容……………………………………4
2.2发电机定子匝间保护…………………………5
2.3发电机过激磁保护……………………………7
2.4发电机失磁保护………………………………8
2.5发电机反时限负序过流保护…………………10
2.6发电机逆功率保护………………………………13
2.7发电机两点接地…………………………………13
2.8主变压器差动保护………………………………14
2.9变压器复合电压过流保护………………………17
参考文献………………………………………………18

1 设计说明
1.1主接线
300MW 发电机―变压器组主要保护原理设计，适用于发电机―变压器组采用单元接线，高压侧接入500kV 11/2接线系统；发电机出口侧无断路器；励磁方式为静态励磁系统；
在发电机出口侧引接―台高压厂用工作变压器（采用三相分裂线圈）。
接地方式：发电机中性点为经配电变压器（二次侧接电阻）接地；主变压器高压侧中性点为直接接地；高压厂用分裂变压器6kV侧中性点为中阻接地系统。
1.2 CT、PT配置
发电机的出线侧和中性点侧各装设4组CT；
主变压器高压侧套管上装设3组CT；
高压厂用变压器高压侧套管上（或封闭母线内）装设4组CT；
发电机差动保护与主变压器差动保护，当CT不够分配时，允许共用发电机出线侧的一组CT；
发电机一变压器组差动保护中，其中的一臂是差接在高压厂用变压器低压侧的CT上；
发电机一变压器组差动保护装置，不接入励磁变压器的CT，其差动范围为：从500kV侧CT到发电机中性点CT及高压厂用变压器低压侧CT；
CT的二次电流：500kV侧选用1A；其它各侧可为1A或5A。
发电机出线侧设有2组PT，其中1组可供匝间保护用（一次侧中性点不直接接地）；2组PT均要求设有3个二次线圈。主变压器高压侧设1组PT（三相）。
2 主要保护原理及整定计算
2.1发电机纵差动保护
2.1.1保护原理
变数据窗式标积制动原理
∣IT-IN∣2≥KbITINcosφ
其中：iT――发电机机端电流
iN――发电机中性点电流
φ――iT、iN之间的相角差
标积制动原理的动作量和比率差动保护一样。在区外发生故障时，该原理的表现行为和比率制动原理也完全一样。但在区内发生故障时，由于标积制动原理的制动量反应电流之间相位的余弦，当相位大于90度，制动量就变为负值，负值的制动量从概念上讲即为动作量，因此可极大地提高内部故障发生时保护反应的灵敏度。而比率制动原理的制动量总是大于0的。
动作逻辑方式1：循环闭锁方式
原理：当发电机内部发生相间短路时，二相或三相差动同时动作。根据这一特点，在保护跳闸逻辑上设计了循环闭锁方式。为了防止一点在区内另外一点在区外的两点接地故障的发生，当有一相差动动作且同时有负序电压时也出口跳闸。
2.1.2 整定内容（假定：TA二次额定电流为5（A））
1） 比率制动系数K
整定差动保护的比率制动系数。标积制动原理的Kb和K有一理论上的对应关系，装置自动完成它们之间的转换，对用户仍然整定K。无单位。一般：K＝0.3-0.5
2） 启动电流lq
整定差动保护的启动电流。单位（A）。一般lq=0.6-2.0(A)
3） TA断线解闭锁电流定值（仅保护方式Ⅱ有效）lct
当发电机差电流大于该定值时，TA断线闭锁功能自动退出。单位（倍）
它是以电流互感器的二次额定电流为基准的。一般：lct=0.8-1.2（倍）
4） 差动速断倍数lsd
当发电机差电流大于该定值时，无论制动量多大，差动均动作。单位：（倍）
它是以电流互感器的二次额定电流为基准的。一般：lsd＝3－8（倍）
5）负序电压定值（仅保护方式Ⅰ有效）U2.dz
当负序电压达该定值，允许一相差动动作出口跳闸。单位（V）。一般：U2.dz＝4－10(V)
6)TA断线延时定值tct
经该定值时间延时发TA断线信号。单位：秒。
2.2 发电机定子匝间保护
2.2.1 原理
反应发电机纵向零序电压的基波分量。“零序”电压取自机端专用电压互感器的开口三角形绕组，此互感器必须是三相五柱式或三个单相式，其中性点与发电机中性点通过高压电缆相联。“零序”电压中三次谐波不平衡量由数字付氏滤波器滤除。
为准确、灵敏反应内部匝间故障，同时防止外部短路时保护误动，本方案以纵向“零序”电压中三次谐波特征量的变化来区分内部和外部故障。
为防止专用电压互感器断线时保护误动作，本方案采用可靠的电压平衡继电器作为互感器断线闭锁环节。
本保护能在一定负荷下反应双Y接线的定子绕组分支开焊故障。
保护分两段：
Ⅰ段为次灵敏段：动作值必须躲过任何外部故障时可能出现的基波不平衡量，保护瞬时出口。
Ⅱ段为灵敏段：动作值可靠射过正常运行时出现的最大基波不平衡量，并利用“零序”电压中三次谐波不平衡量的变化来进行制动。保护可带0.1-0.5秒延时出口以保证可靠性。
保护引入专用电压互感器开口三角绕组零序电压，及电压平衡继电器用2组PT电压量。
2.2.2 整定内容
1） 次灵敏段基波“零序”电压分量定值Uh 单位（V）
2） 灵敏段基波“零序”电压分量定值U1 单位（V）
3）额定负荷下“零序”电压三次谐波不平衡量整定值U3wn 单位（V）
4）灵敏段三次谐波增量制动系数K2 单位：（无）
5）灵敏段延时Tzj 单位：（秒）
2.2.3 整定计算
1）Uh
次灵敏段“零序”电压基波分量定值（整定范围1－10V）
动作值按躲过任何外部故障时可能出现的基波不平衡量整定
Uh=KUo•bp•max
式中：Uh=KUo•bp•max――外部短路故障时可能出现的“零
序”电压最大基波不平衡量。
K――可靠系数，可取2－2.5
2）U1
灵敏段“零序”电压基波分量定值（整定范围0.1-5V）
动作值按可靠躲过正常运行时出现的最大基波不平衡量整定
U1=KUo•bp•n
式中：U1=KUo•bp•n――额定负荷下固有的“零序”电压基
波不平衡量，由实测得到（本机有监测软件）。
K――可靠系数，可取1.5-2
3）U3wn
额定负荷下“零序”电压三次谐波不平衡量整定值（整定
范围1－10V）
开始可整定4（V），开机后由实测得到准确直，然后整定。
4）
灵敏段三次谐波增量制动系数（整定范围0-0.9）
由经验决定。一般取0.3-0.5
5）Tzj
灵敏段延时（整定范围0－1秒）
为增加此段可靠性而设。一般取0.1-0.2秒。
2.3 发电机（变压器）过激磁保护
原理
发电机（变压器）会由于电压升高或者频率降低而出现过励磁，发电机的过励磁能力比变压器的能力要低一些，因此发变组保护的过盛磁特性一般应按发电机的特性整定。
过激磁保护反应过激磁倍数而动作。过激磁倍数定义如下：
B U/f U*
N= = =
Be Ue/fe f*

其中：U、f――电压、频率
Ue、fe――额定电压、额定频率
U*、f *――电压、频率标么值
B、Be――磁通量和额定磁通量
过激磁电压取自机端TV线电压（如UAB电压）。
出口方式Ⅰ：定时限方式
定时限t1发信或跳闸
定时限t2发信或跳闸
U/f> t1/o 发信或跳闸
t2/o 发信或跳闸
出口方式Ⅱ：反时限方式
定时限发信
反时限发信或跳闸
反时限曲线特性由三部分组成：a)上限定时限；b)反时限;c)下限定时限。
当发电机（变压器）过激磁倍数大于上限整定值时，则按上限定时限动作；如果倍数超过下限整定值，但不足以使反时限部分动作时，则按下限定时限动作；倍数在此之间则按反时限规律动作.
2.4发电机失磁保护
2.4.1原理
失磁保护由发电机机端测量阻抗判据、转子低电压判据、变压器高压侧低电压判据、定子过流判据构成。一般情况下阻抗整定边界为静稳边界圆，但也可以为其它形状。
当发电机须进相运行时，如按静稳边界整定圆整定不能满足要求时，一般可采用以下三种方式之一来躲开进相运行区。
a) 下移阻抗圆，按异步边界整定
b) 采用过原点的两根直线，将进相区躲开。此时，进相深度可整定。
c) 采用包含可能的进相区（圆形特性）挖去，将进相区躲开。
转子低电压动作方程
Vfd<Vfl.dz Vfd<Vfl.dz

Vfdo
Vfd< (P-Pt) 当Vfd<Vfl.dz
Kf×SN
其中：Vfd――转子电压
Vfl.dz――转子低电压动作值
Vfdo――发电机空载转子电压
Sn――发电机额定功率
Kf――转子低电压系数
P――发电机出力
Pt――发电机反应功率
2.4.2保护的整定计算
1）高压侧低电压 Uhi•dz
按照系统长期允许运行的低电压整定。
2）阻抗圆心 -Xc
以静稳圆整定，也可按异步圆整定。
3）阻抗圆半径 -Xr
以静稳圆整定，也可按异步圆整定。
4）转子低电压Vfl•dz
转子低电压可按发电机空载励磁电压的0.2-0.5倍整定。
5）转子低电压判据系数Kf
转子低电压系数，用于整定转子电压动作曲线斜率。单位（元）
Kk
Kf = 式中，Xd∑＝Xd+Xs
Xd∑
若实际基准为Vfd[0]，P[0]，与装置假定值Vfd0＝125V, SN＝866VA相差较大时，可修正Kf
125 P[0]
[整] = Kf
866 Vfd[0]
Xs为升压变压器及系统等值电抗之和（标么）
Kk＝1.1为可靠系数，Xd为发电机电抗（标么）
5)反应功率Pt
考虑凸极效应。单位（W）
1 1 1
Pt = ( - )SN,式中:Xd∑＝Xd+Xs, Xd∑＝Xq+Xs
2 Xq∑ Xd∑
Xd及Xq分别为发电机d轴和q轴电抗(标么),SN为二次基准功率。
7）定子过流lg•dz
可按发电机过载异步功率整定。单位(A)。一般lg•dz=1.05 le
8)动作时间t1
整定保护的延时动作时间。单位(S)
9）动作时间t2
整定保护的延时动作时间。单位(S)
10）动作时间t3
整定保护的延时动作时间。单位(S)
2.5发电机反时限负序过流保护
2.5.1保护原理
保护反应发电机定子的负序电流大小。保护发电机转子以防表面过热。
保护由二部分组成：负序定时限过负荷和负序反时限过流。
电流取自发电机中性点（或机端）TA三相电流。
反时限曲线特性由三部分组成：a)上限定时限；b)反时限；c)下限定时限。
当发电机负序电流大于上限整定值时，则按上限定时限动作；如果负序电流超过下限整定值，但不足以使反时限部分动作时，则按下限定时限动作；负序电流在此之间则按反时限规律动作。
负序反时限特性能真实地模拟转子的热积累过程，并能模拟散热，即发电机发热后若负序电流消失，热积累并不立即消失，而是慢慢地散热消失，如此时负序电流再次增大，则上一次的热积累将成为该次的初值。
反时限动作议程：
(I22-K22)t≥K21
其中：I2――发电机负序电流标么值
K22――发电机发热同时的散热效应
K21――发电机的A值
出口方式：可发信或跳闸
2.5.2保护的整定计算
1） 定时限负序过负荷电流定值I2•ms•dz
按发电机长期允许的负序电流下能可靠返回的条件整定。
2） 定时限负序过负荷动作时间ts
按躲后备保护的动作延时整定。
3）反时限负序过流启动定值I2•m•dz
按保护装置所能提供的最大跳闸时间确定（通常为1000秒），据此发电机能承受的负序电流整定。此值一般应接近于负序过负荷保护的动作电流。
4）反时限负序过流速断定值I2•up•dz
按躲过主变压器高压侧两相短路的条件整定。
5）散热系数K22
一般按发电机长期允许的负序电流标么值整定。
K22=（I2∝/ Ie）2
当发电机实际额定电流为Ie，与CT二次额定电流IN相差较大时，需折算
le
K22[整] =( )2 K22
lN
le
K21[整] =( )2 K21
lN
其中：l2∝－发电机长期允许的负序电流
le－发电机额定电流
6)热值系数 K21
按发电机A值整定
7）长延时动作时间t1
按l2•m•dz电流能够承受的时间整定（一般1000秒）。
8）速断动作时间tup
当与其它保护在动作时间的配合上出现矛盾时，应兼顾保护的选择性和灵敏性要求。
2.6发电机逆功率保护
保护原理
逆功率保护用于保护汽轮机，当主汽门误关闭，或机组保护动作于关闭主汽门而出口断路器未跳闸时，发电机将变为电动机运行，从系统中吸收有功功率。此时由于鼓风损失，汽机尾部叶片有可能过热，赞成汽机损坏。因此一般不允许这种情况长期存在，逆功率保护可很好地起到保护作用。在大型发电机组上一般为可靠装设二套独立的逆功率保护。
逆功率保护反应发电机从系统吸收有功的大小。逆功率受TV断线闭锁。
电压取自发电机机端；电流取自发电机中性点（或机端）TA。
出口方式：可发信或跳闸
P<-P1.dz t1/o 发信或跳闸
t2/o 发信或跳闸
2.7 发电机转子两点接地保护
反应定子电压中二次谐波的“正序”分量，此分量是由转子绕组不对称匝间短路时含二次谐波的磁场以同步转速正向旋转而在定子绕组中生成。保护受一点接地保护闭锁，发生一点接地时保护自动投入。
保护经入机端三相电压。
8.6.1 整定内容
1） 二次波电压动作值Uido 单位：（V）
2） 保护动作延时Tido 单位：（S）
8.6.2 整定计算方法
1）Uid
二次谐波电压动作值（整定范围0－10V）
Uld=Kk×Ubpn
Ubpn为额定负荷下二次谐波电压实测值；Kk为可靠系数，可取2.5-3
2)Lld
保护动作延时（整定范围0.1-2秒），为增加可靠性而设。
2.8主变压器（发变组、厂变、高备变）差动保护
保护原理
变压器差动保护采用有二次谐波制动的比率差动原理，并使用了变数据窗快速算法。
比率制动原理
∣I1+I2∣≥KMax{I1,I2}（二侧差动）
∣I1+I2+I3∣≥KMax{I1+I2+I3}（三侧差动）
其中：I1――第一侧电流
I2――第二侧电流
I3――第三侧电流
K――制动系数
Max(x,y)――取x，y中最大值
变数据窗算法原理
所谓变数据窗算法是指差动保护能够在故障刚开始发生且故障采样数据量较少时自适应地提高保护的制动曲线，随着故障的进一步发展、计算精度的进一步提高，能逢动降低制动特性曲线，以其与算法精度完全相配套。这种自适应的制动曲线，最终的（也是最精确的）是用户整定的特性。采用这一算法可以大大提高严重内部故障时的动作速度，同时丝毫不会降低轻微故障时的灵敏度。
出口方式
原理：任一相差动保护动作即出口跳闸。这种方式另外配有TA断线检测功能。在TA断线时瞬时闭锁差动保护，并延时发TA断线信号。TA断线可根据需要投退运行。保护的
8.7.2 整定内容（假定TA二次额定电流为5(A)）
1） 比率制动系数 K
整定差动保护的比率制动系数。单位（无）一般：K=0.4-0.7
2） 二次谐波制动比
整定差动二次谐波制动比。单位（无）。一般：
Nec=0.12-0.24
3） 启动电流 lq
整定差动保护的启动电流。（归算到低压侧）。单位（A）。一般：lq=1.0-3.0(A)
4） TA断线解闭锁电流定值 lct
当差电流大于该定值时，TA断线闭锁功能自动退出。单位：（倍）
它是以TA的二次额定电流为基准的。（装置内部默认为5（A）或1（A）
一般：lct=0.8-1.5（倍）。（归算到低压侧）
5） 速断电流 lsd
整定差动保护速断电流倍数。它是以TA的二次额定电流为基准的。（装置内部默认为lN5（A）或1（A））
单位（倍）。一般lsd＝3.0-7.0(倍）（归算到低压侧）
6） 启动电流 lq
按躲过最大负荷电流条件下流入保护装置的不平衡电流整定。最小动作电流宜在0.2ls以上。
装置上一般以归算到低压侧（如发电机侧）电流来整定。
7） TA断线解闭锁电流定值 lct
按躲开变压器最大负荷电流整定。
该电流装置上一般以归算到低压侧（如发电机侧）电流来整定计算。
它是以TA的二次额定电流为基准的。
Ict =(1.2-1.3)If•max/(nL×Ict•e)
其中：If•max－变压器最大负荷电流
Ict•e－电流互感器二次额定电流
8） 速断电流 lsd
该电流装置上一般以归算到低压侧（如发电机侧）电流来整定计算。
它是以TA的二次额定电流为基准的。
如整定n倍额定电流，且TA二次额定电流为5(A)：
则：lsd＝n×le/(n1×5)（倍）
推荐n用4－8。
2.9 变压器复合电压过流保护
原理
保护反应变压器电压、负序电压和电流大小。
电流电压一般取自变压器的同一侧TA和TV
出口方式：可发信或跳闸。
整定内容
1） 电流定值lg•dz
整定电流。单位(A)
2） 低电夺定值U1•dz
整定低电压。单位(V)
3） 负序电压定值U2•dz
整定负序电压。单位（V）
4） 动作时间t1
整定保护的延时动作时间。单位(S)
5） 动作时间t2
整定保护的延时动作时间。单位（S）

参 考 文 献

[1]、＜微型计算机原理及应用＞郑学坚、周斌编著。清华大学出版社，1995年8月出版社。
[4]、Malvino A.P.Digital Computer Electronics. McGraw-Hill Publishing Co,1977.
[2]A.R.Van.C.Warington.Protective Relay,vo.I-II.1974.
[3]、Committee Report, Tvansient Respponse of Current Tvansformers.I.E.E.E.PAS,1977.NO6.
[4]、马长贵主编＜高压电网继电保护原理＞水利电力出版社，1988。
[5]、许正亚编＜电力系统故障分析＞水利电力出版社，1993。
[6]、西北电力设计院，＜电力工程电气设计手册2＞，水利电力出版社，1990
[7]、国家电力调度通信中心＜电力系统继电保护实用技术问答＞，中国电力出版社，1997、5
[8]、国家电力调度通信忠心＜电力系统继电保护规定汇编＞中国电力出版社，1997
[9]、山东省电力局文件＜山东电力继电保护配置原则＞1997。
[10]、东南大学，南京电力自动化设备总厂联合编制，＜WFB2－01型微机发电机变压器组保护装置技术说明书＞。1997、4、28
[11]、南瑞继电保护公司，戴学安，＜微机继电保护原理及技术＞

『陆』 求一套电厂DCS控制系统方案

一体化的火电厂DCS控制系统方案研讨

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http://www.chinapower.com.cn 2006年8月1日17:01 来源：成都热电厂生产技术部
作者：付立新

摘要 本文在分析成都热电厂嘉陵2×142MW机组DCS一体化方面的成功尝试及不足的基础上，提出成都热电厂华能200MW火电机组一体化的DCS改造方案及成都金堂电厂2×600MW机组DCS系统和SIS系统的设计构想。同时对火电机组DCS一体化中应注意的几个方面进行研讨。
关键词 火电 机组 分散控制系统DCS 厂级监控信息系统SIS 一体化
1 简介
成都热电厂目前有老厂3台2.5万机组，华能1台200MW机组及嘉陵2台142MW机组运行，老厂待金堂2×600MW机组2007年投产后关停。其中华能#21机组属200MW中间再热燃煤机组，于1990年投产，汽轮机是东汽厂的N200—130—535/535型汽轮机，锅炉是东方锅炉厂的DG-670/140-8型中间再热自然循环煤粉炉，由于当时机组属“短、平、快”项目，控制系统设计较为简单，主要控制设备为KMM单回路控制器，机组调速系统为机械液压式，无协调控制系统，现有的引、送风等大部分控制系统不能投入自动运行。嘉陵机组装机容量为2×142MW， 四炉两机，两炉一机为一单元，第一单元机组1999年投产，第二单元机组2000年投产，一台75MW后置机于2001年投产。2×142MW机组主设备锅炉、汽轮机、发电机均采用俄罗斯设备。75MW后置机汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产，发电机为东方电机厂生产。机组控制方式采用机炉电集中控制方式，两台142MW机组和75MW机组设一个控制室。142MW机组DCS系统采用西屋WDPFⅡ分散控制系统，覆盖了锅炉、汽轮机的DAS、MCS、SCS、FSSS等功能。75MW后置机DCS系统采用新华控制工程公司的XDPS-400系统，覆盖了DAS、MCS、SCS、DEH方面的功能。
2 成厂嘉陵机组在一体化方面的成功尝试和不足之处
2.1.在DCS一体化的工程实践中，成都热电厂嘉陵机组进行了以下成功的尝试：
⑴将FSSS 系统纳入了DCS系统，FSSS的全部监视，控制点用通讯的方式与DCS相连，FSSS跳闸信号用硬接线方式与DCS相连，在DCS上显示锅炉点火系统的相关画面，减少了FSSS系统的CRT，实现了运行人员在DCS上开油阀，进枪，点火的全部操作和锅炉炉膛火焰的监视。
⑵将汽机TSI系统的全部信号接入了DCS系统，取消了立盘上的油动机行程等指示仪表，TSI 的全部信号都可在DCS 的CRT上监视，方便了历史记录，事故分析。
⑶75MW后置机的DCS系统包括了DEH，简化了系统，方便了运行。
2.2.成厂嘉陵机组控制系统在一体化方面存在的不足之处
⑴DCS系统仅涵盖了锅炉，汽机控制部分，电气控制完全独立，没有将机组锅炉、汽轮机、发电机视作一个整体加以控制，不利于实现AGC功能，且由于电气量未进DCS系统，不利于事故分析。
⑵机组投产后根据锅炉一，二次风监视不准，燃烧调整困难的情况，每台锅炉增加了风粉在线监视系统，但未将风粉在线的信号接入DCS，在DCS上显示一，二次风压，风速，煤粉浓度等信号，而是又增设了四台风粉在线操作员站，这样一来运行人员不能在同一个画面中监视给粉机和一次风压，必须在风粉在线监视系统的CRT上监视风压，风速及煤粉浓度等信号，而在DCS系统上操作相关的设备，调整锅炉燃烧。
⑶由于汽轮机原来采用是转速闭环、功率、抽汽压力开环的液压牵连调节系统，在试运中发现机械易卡涩、负荷波动大（约2MW左右），操作复杂，监视仪表落后，保护不完善等缺陷，为提高机组安全经济运行水平，满足电网要求，在机组投运后对该机组调速系统进行了DEH电调改造。针对汽轮机调节系统工作原理复杂，专业性强，重要性高的特点，在改造中选用专门的DEH系统是合理的，但目前存在的主要问题在于DCS 与DEH系统之间的通讯未很好建立，信息不能共享，测点重复。协调控制目前暂不能投入。
通过对嘉陵机组DCS系统一体化在工程实践上的分析，笔者认为将单元机组锅炉、汽轮机、发电机视作一个整体，把参数检测、自动调节、连锁保护、顺序控制、显示、报警、报表设置、监控管理融为一体，包括DAS、MCS、SCS、FSSS、DEH和电气控制等各大系统，机、炉、电不再分开，数据共享的功能一体化的DCS系统方案较DCS系统仅包括锅炉和汽机部分的MCS、 DAS、SCS、SOE，而 FSSS、TSI、ETS、风粉在线监视等系统相对独立，DEH自成系统，电气系统保留常规方式不进入DCS范围的非一体化DCS系统方案能更充分发挥DCS数据共享的优点，减少机组测点数目，简化控制系统，节约投资。并且由于系统更简洁，也更方便运行人员监盘操作。
3 华能成都电厂200MW机组DCS改造的功能一体化设计
3.1.改造的目标及水平
由于华能#21机组未采用DCS控制，无DEH控制，自动化水平较差，虽然近年来，我们对200MW机组的热控系统进行了一些局部的改造，但缺乏长远的规划，也没有一个固定的模式，使得该机组总体热控水平没有一个明显的飞跃，为满足机组调峰和电网自动调度的需求，提高机组的经济效益，对＃21机进行DCS 改造是必要的。并且在进行＃21机组DCS改造中应该充分吸取DCS在各火电厂的成功运用经验，特别是成厂嘉陵机组DCS运用的实际经验，总体规划，合理设计，以实用、先进、可靠、经济为原则，采用一体化的DCS系统设计。经过改造后应能实现协调控制、电网调度自动化、主要动力设备的启停，热控保护联锁SCS控制和电气控制,并具备与厂级实时数据系统SIS（Supervisory Information System）和厂MIS（Management Information System）系统方便联接的功能，使机组总体热控自动化程度接近国产300MW机组水平。并且通过热控自动化改造这个“龙头”，带动对主辅机可控性和热控一次检测执行设备的全面治理，促进设备的可靠性提高。
3.2一体化改造的主体方案
改造的华能成都电厂200MW机组DCS系统将单元机组锅炉、汽轮机、发电机视作一个整体，把参数检测、自动调节、连锁保护、顺序控制、显示、报警、报表设置，监控管理融为一体，包括DCS、MCS、SCS、FSSS、DEH和电气ECS等各大系统。取消BTG盘，运行人员在操作员站的CRT上通过逼真的系统图示监盘、运行。集控室采用超大屏幕显示，大屏幕与操作员站实时显示，互为冗余，使常规表计降低到最低限度，只安装必要的事故停机按钮和火焰、水位工业电视。一体化DCS改造的具体方案如下：
（1） 汽机电调系统DEH：取消现在使用的液压调节系统，只保留同步器的挂闸功能和全部保安系统，改用高压抗燃油，取消凸轮配汽机构，使高压油动机直接与调门阀杆同轴相连，改用高压纯电调型DEH，由计算机输出的阀位指令经伺服卡使电液伺服阀直接控制油动机调门开度。改造后能实现如下功能：
① 各调门由计算机指令分别控制，风险分散，大大提高了电调的可靠性和安全性。
② 高压油动机动作迅速，阀位闭环控制精度高，有利于调节品质的改善。
③ 汽轮机进汽更加合理，增加了单阀全周进汽，以减少转子应力。
对于汽轮机数字电液控制系统（DEH）的一体化，则需根据DCS厂家是否有DEH控制的成熟经验及成熟产品（专用算法、专用接口设备）而定，假如DCS系统采用类似美国西屋或国内新华这样的公司，由于这些公司本身就是做汽机控制发展起来的，在DEH方面有成熟的经验和成功的业绩，所以可考虑DEH和DCS一体化，如选择的DCS厂商没有相关的成熟经验及产品，建议DEH系统相对独立，采用监视处通过标准通信接口与DCS通信，控制、联锁、SOE信号通过硬接线方式与DCS接口，这样，在DCS上既可监视这些系统的运行参数，也可控制这些系统的运行。
（2） 模拟量控制系统MCS：包括以下主要控制子系统：负荷协调控制CCS，燃烧控制（送风、引凤、烟气含氧量、给粉调节），汽温控制（过热汽温度、再热汽温调节），水位控制（汽包水位、除氧器水位，凝汽器水位、高加水位、低加水位、汽封加热器水位调节），压力控制（主汽压力调节，高、低压轴封压力调节）等，所有自动调节系统的SAMA图（包括调节图、逻辑图）重新设计。
为适应协调控制要求，锅炉给煤机改为变频调速控制。给粉机的层操，单操均应在DCS上实现，取消操作盘上的给粉控制器。对于制粉系统控制，可采用技术较成熟的磨煤机最优控制策略，利用DCS系统强大的组态功能实现；并且DCS中应加入更多的保护联锁功能，防止因各种故障导致就地设备的误动作。
（3） 顺序控制系统SCS：对于机炉电系统中的电动门、主要电机等设备，全部改为CRT画面软手操，少量重要设备可设置后备手操，以确保安全停炉。增加更为完善的机炉联锁保护逻辑设计，确保机组安全运行。
在SCS的一体化设计时，在考虑可靠性不降低的基础上，充分发挥DCS上信息共享和变送器可靠性优于逻辑开关的优点，将所需的开关量信号用变送器引入DCS，在DCS中通过高选，低选获取所需的开关量信号，用于顺序控制系统SCS，如汽包水位控制、高、低加水位控制、主汽温度高、低保护等。这样可以大大减少开关量输入信号，节约投资，简化系统，提高可靠性。
（4） 数据采集系统DAS：数据采集系统可将整台机组所有运行参数，输入输出状态，操作信息、报警信息等以实时方式提供给运行操作人员。画面能显示数据库中任一测点的实时状态和趋势曲线， DAS系统还包括操作指导和事件顺序记录功能（SOE）。
在DAS系统的一体化设计时，应尽可能的将需要监控的信息送至DCS，可减少不必要的非DCS的CRT。如锅炉风粉在线系统，应将计算、显示在DCS上实现，使运行人员在DCS的CRT上能够监视锅炉风压、风速、风粉浓度等信号。TSI系统、FSSS系统都应与DCS系统有机相连，使运行人员在DCS的CRT上能够完成汽机安全监视，锅炉点火操作，锅炉炉膛火焰监视等功能。
（5） 常规仪表：所有标准电信号仪表全部由DCS系统替换，重要的非标准信号（风压、电流、转速等）经变送器转换成标准电信号进人DCS系统，温度等缓变信号利用原893智能前端网采集，并接入DCS（取消温度巡测）。
（6）后备手操：以DCS发生故障时能安全停机为原则，尽可能地减少后备手操，在一体化的DCS改造中，根据嘉陵成厂DCS系统的运行中所保留自动调节后备手操从未使用，和其它电厂取消所有后备手操的试点情况，认为自动调节的全部后备手操可取消，并可基本取消后备显示表计，ER记录表计，仅保留紧急停机按钮、紧急停炉按钮、断给粉馈线电源按钮、安全门保护等重要按钮，其余部分不设后备手操。
（7）电气控制系统（ECS）：取消机组现有的强电控制盘台，以DCS的CRT/KB为机组的监控中心，同时将发电机，变压器以及厂用电系统中电气系统监控纳入DCS，电气与热控合用一套分散控制系统DCS，实现集中管理、分散控制，炉、机、电一体化控制对于电气的专用自动装置如发电机的AVR，自动准同期装置，厂用电源快切装置，继电保护系统等仍采用专用装置来实现。这些装置可用通信方式或硬接线方式与DCS接口，另外设置必要的紧急跳闸按钮。
（8）一次执行检测部分：影响协调投用的关键性设备将予以更换，如给水调节系统的给水调门、漏流量大的减温水调节阀和减温水电动门、送风控制系统的烟气含氧量测量装置和引风执行机构筹。
（9）电缆：能否良好地接地和信号屏蔽是电厂DCS控制系统能否稳定运行的重要因素。按规范要求信号线与电源线应分开敷设，而且信号线应采用总屏蔽并带分屏蔽的电缆。因此：为保证成厂华能200MW火电机组的DCS改造后DCS控制系统的可靠性，在资金许可的条件下，最好所有进入DCS系统的信号线（如热电偶、热电阻、变送器）电缆和所有电动门、执行器电缆都更换为屏蔽电缆。如资金不许可，则所有进入DCS系统的信号线（如热电偶、热电阻、变送器）电缆都应更换为总屏蔽并带分屏蔽的电缆，而其它电动门、执行器电缆可保留。
（10）与厂级监控信息系统SIS及MIS联结。在一体化的DCS改造时，充分考虑全厂信息化建设的需要，预留与SIS及MIS连接的接口。
4 成都金堂2×600MW机组DCS系统和SIS系统的设计构想
目前成都金堂2×600MW机组正处于初设阶段，机组DCS系统及SIS系统的整体设计对今后的运行十分重要，因此在设计阶段就应将MIS、SIS及DCS系统统一规划，一体设计，避免因设计和建设阶段未予考虑造成MIS、SIS系统后续开发和建设的困难。
金堂2×600MW机组每台机组应各设置一套分散控制系统（DCS）。DCS系统的主要功能包括DAS,MCS,SCS,FSSS,汽机旁路控制及发电机－变压器组及厂用电的监控等。DEH及MEH应要求厂商提供与DCS相同的硬件，以实现一体化的监控。辅助车间按水，煤，灰系统，采用PLC+上位机组成局域网，设置三个辅助车间（系统）的相对集中控制点，对于是否在三个局域网的基础上进而组成全厂辅助车间网络，并在单元控制室设置监控点的问题，笔者认为目前技术上是可行的，但由于三个辅助车间（系统）地域分散，需巡视设备点较多，专业差异大，在单元控制室监控的效果尚待考验的具体情况，建议本期暂不考虑。
SIS系统一方面提供从电厂控制系统取得的实时数据及其处理后的信息，为生产过程的实时监控和管理服务；另一方面通过计算和分析，提取出生产过程综合信息作为管理和操作的依据和指导，使管理者能科学的决策。SIS的基本功能有：1.全厂生产过程监控信息共享；2.全厂机组间负荷经济分配及调度；3.厂级性能计算和分析；4.主机故障诊断；5.机组寿命计算和分析；6.主要设备状态（泄漏、磨损等）检测和计算分析。由于目前国内SIS系统的建设和使用经验还不成熟，因此建议金堂2×600MW机组SIS系统功能的配置应根据需要及技术发展的可行性总体规划后分步实施，现阶段暂按1、2、3项功能考虑。
5 关于火电机组DCS一体化中几个方面问题的研讨
5.1 关于电气控制进入DCS的讨论
将炉、机、电作为一个整体，更有利于实现整个发电机组的综合自动化和提高管理水平，且单元机组可真正达到完全集控运行，方便实现AGC（Automation Generator Control）功能。
电气系统监控过去很长一个时期内，都采用强电“一对一”硬手操控制，发电厂电气设备的控制绝大部分为作用于断路的简单的跳、合、逻辑控制，其操作开关布置在电气控制屏台上，电气常规控制的最大问题是所有断路器需要运行人员一对一手动操作，而且因控制室屏面的限制，大量厂用电系统的开关只能就地操作，这种控制模式对当前发电厂的“减人增效”不利，也使电厂自动化水平的提高受到制约。随着计算机技术的不断发展和用于工业过程控制DCS设备制造质量的完善提高，发电机，变压器以及厂用电系统中电气系统已成功的纳入了DCS监控，对于电气的专用自动装置如发电机的AVR，自动准同期装置，厂用电源快切装置，继电保护系统等仍采用专用装置来实现。这些装置可用通信方式或硬接线方式与DCS接口，另外设置必要的紧急跳闸按钮，实现炉、机、电一体化控制功能。
电气控制系统进入DCS后，对于电气和热控两个专业调试工作的分式、配合也有新的问题，原则上热控人员应负责DCS系统维护工作，而所有电气信息的处理，电气控制，连锁保护逻辑功能应由电气人员负责，全部电气控制功能应由电气人员负责试验。
5.2.关于DCS一体化程度问题的研讨
一体化的DCS方案可有2种，方案1是在工程条件具备时，采用设备型号统一的DCS一体化方案，方案2并不强调控制设备型号统一，但力求运行监控运行维护及信息共享的一体化。笔者认为目前在推行一体化的过程中，应着重强调运行监控运行维护及信息共享的一体化，尽量整合，但不必强求设备型号的统一，对于一些与主设备配合密切，控制方式相对独立的控制系统，如FSSS熄火保护系统，汽轮机数字电液控制系统（DEH）及旁路系统等，则需根据DCS厂家是否有这些控制的成熟经验及成熟产品（专用算法、专用接口设备）而定，不应一味强求在不具备条件的情况下坚持用某一设备完成全部功能，而最终造成方案失败。因此目前要实现这种功能上的一体化，重要的是要实现不同系统间的信息（包括控制信息）共享，这样，在DCS上即可监视这些系统的运行参数，也可控制这些系统的运行。
5.3.关于一体化的DCS中信息共享问题的研讨
80年代初，引进美国热控设计的主导思想是CAMP概念，C为Control控制，A为Alarm报警，M为Monitor监视，而P代表Protect保护，CAMP是指控制、报警、监视和保护需互相独立，组成各自的系统。其中包括变送器，逻辑开关等一次测量装置在各系统也要独立配置，因此，设计的系统较复杂，变关器，逻辑开关等测量装置也特别多，给运行、维护带来不便。但经过近20年DCS在电厂的成熟应用，各大系统的区分以不再明显，且能相互兼容，特别是随着DCS可靠性提高，使变送器的兼容更能实现，比如自动调节回路也有超弛保护，越限报警等保护功能。从2001年国家电力公司“关于电站锅炉汽包水位监控系统的配置、安装、运行的若干规定（试行）的通知”中：用单室平衡容器经补偿后的变送器水位信号作为汽包水位保护信号的要求，以及目前在采用DCS控制的机组的热控专业划分上，很多电厂已不在源用以前的自动、保护、温度、流压、电动头的划分方式，而改用机控、炉控划分方式的情况。也正体现了这一改变，因此在一体化的DCS设计时，在考虑可靠性不降低的基础上，可充分发挥DCS上信息共享和变送器可靠性优于逻辑开关的优点，将所需的开关量信号用变送器引入DCS，在DCS中获取所需的开关量信号，如汽包水位控制、高、低加水位保护、主汽温度高、低保护等。
6 结束语
随着计算机技术、通讯技术和控制技术的不断发展，为满足电网需要,火电机组必须具备更高的调节适应能力，采用厂级监控信息系统（SIS）、一体化的分散控制系统（DCS）及辅助车间控制系统组成信息共享，功能强大的生产自动化网络的方案，技术先进，方案合理，切实可行，它可以进一步提高机组的经济效益和安全效益，使机组的运行管理水平上一个新的台阶。
参考资料：
1.陈利方《电气系统监控纳入DCS改造的设计与实践》电力系统自动化2002.4
2.唐之宁《300MW燃煤示范电厂的仪表与控制系统设计方案》中国电力2001.12