自动发电控制系统

自动发电控制系统（精选十篇）

自动发电控制系统 篇1

近年来,我国的电网发展异常迅速,湖北-晋东南和“皖电东送”特高压交流输电工程相继建成,大型新能源基地相继并网运行,全国性的大型互联电力系统正在加速形成。在这种形势下,电网的频率特性和联络线的功率特性就发生了很大变化。频率是最为重要的电能质量指标之一,频率问题一直以来都受到了人们的高度关注。自动发电控制系统(Automatic Generation Control,AGC)是进行频率和联络线功率控制的重要设备。大型互联系统新的动态特性对AGC系统带来了新的挑战。如何有效应用AGC系统应对挑战成为人们不得不考虑的问题。而由于电力系统的连续特性,数字仿真是进行AGC系统相关问题研究的重要手段,仿真模型准确与否对于仿真研究有着至关重要的影响。因此,有必要对AGC系统的控制理论、数字仿真技术和应用情况做出总结,以便为今后的研究提供参考。

在过去几十年中,国内外学者对AGC仿真计算模型、控制方式、评价标准、具体实现手段及应用等进行了大量深入研究,提出了一些卓有成效的理论和方法,从而大大改善了AGC系统的控制性能。有研究者对传统的AGC控制理论与仿真技术进行了总结:文献[1]系统总结了AGC系统的控制策略方面的研究进展。文献[2]系统全面地论述了包括AGC系统在内的电力系统数字仿真技术的发展情况。有的文献针对新能源并网的条件下AGC控制做了专门研究。文献[3]提出了风电场三层AGC控制模型,包括能量管理层、风机控制层和总调度层,采用基于此模型的控制策略之后,风电厂造成的波动情况可得到有效改善,但该文没有研究厂内AGC系统和整个电网AGC系统的配合问题。文献[4]提出一种基于马尔科夫法的用于超短期负荷预测的小波神经网络,使用该网络进行负荷预测可以使预测误差大为下降,AGC的频率调整质量显著提升。但是,还没有人对过去尤其是近期的AGC的控制技术、针对AGC系统的仿真研究情况做出系统全面的总结。

针对上述问题,本文系统总结了AGC系统的控制技术和建模仿真及应用方面的工作,指出了目前研究存在的一些问题,并对AGC系统未来的研究方向做出了展望,对AGC系统的不足之处提出了一些改进措施。

1 AGC简介

AGC是以能量管理系统(Energy Management System,EMS)和机组协调控制系统为基础的先进的闭环控制系统,包括计划跟踪、区域控制和机组控制3部分,负责二次调频工作。AGC的主要目标有4个:1)维持系统频率在额定频率附近;2)维持联络线的交换功率为计划值;3)在保证频率和交换功率的基础上,尽可能降低调整出力的成本,以合理分配电厂的出力;4)紧急情况下协调各个区域的功率支援,帮助系统频率尽快恢复。

AGC的主要控制方式包括:定频率控制方式(Flat Frequency Control,FFC)、定交换功率控制方式(Flat Tie-Line Control,FTC)及联络线功率频率偏差控制方式(Tie line Bias Frequency Control,TBC)[5]。根据系统采用的控制方式,区域控制误差(Area Control Error,ACE)关注点有所不同:

(1)在FFC模式下,ACE仅有频率偏差分量,该方式的目的在于使频率偏差趋近于0。

(2)在FTC模式下,ACE仅包含区域交换功率偏差量,该方式的目的在于使交换功率偏差最终趋近于0。

(3)在TBC模式下,ACE包含了频率偏差和联络线功率偏差2个分量,该模式的控制目标是使频率和联络线的偏差趋近于0。

FFC方式不能保证交换功率偏差为0,因此多用于大系统的主系统或独立系统;FTC无法保证系统频率维持在额定值附近,只可以用在小型或中型容量的系统;TBC控制方式首先响应的是本区域的负荷变化,可保证频率和交换功率最终都维持在规定水平,因此成为目前广泛采用的区域控制办法[3]。在一个互联系统中,可通过使用不同的区域控制方式达到优势互补的效果[6]。根据上述各类控制方式的特点,一般控制办法是对某一区域采用FFC,其余区域则采用TBC[7]。

目前,A1/A2标准和CPS1/CPS2标准是最为常用的标准。A1标准要求任何1个10 min间隔内,ACE必须过0。A2标准要求ACE的10 min平均值要在规定的范围内。CPS1标准要求某一段时间(如1 min)内,控制区的ACE与频率偏差乘积应当满足统计误差的要求。CPS2标准要求ACE的10 min平均值应当在规定数值以内。

2 AGC系统的控制

2.1 电网AGC系统的控制方法

互联电网可采用集中分区域的控制办法[5],其中,“集中”是指控制指令的生成在1个调度集控中心完成,“分区”是指在实施控制的时候,要使得各区域的电厂只负责本区域的功率扰动。

AGC系统目前广泛采用依据CPS评价标准建立的控制策略。该控制策略以频率偏差为中心,把控制区划分为不同区域,根据各个区域的特点分别进行控制[8]。与基于A1/A2标准的控制策略相比,基于CPS的控制策略不再要求ACE频繁地过0,提高了效率,减少了非必要调节。

文献[1]认为进行准确的模型预测可强化调节效率,但同时加大了计算量,为此文献[1]提出“鲁棒控制”的概念,以应对来自负荷的干扰。进行ACG控制时,考虑到负荷的成分复杂且多变,有必要进行短期或超短期的负荷预测,AGC再根据负荷预测曲线制定调节容量等参数[9]。这类办法也可以称为动态调整法。然而由于预测工作存在的误差和AGC系统本身的延时,功率缺额将不可避免。为弥补这种缺额,可依据历史水平得到所需的容量裕度[10]。为精确地进行机组调整,机组的在线实时调整不可缺少。

尽管AGC系统仅仅负责二次调频的任务,但这并不是意味着它与一次调频无关。与一次调频的良好配合将有助于减轻AGC系统的调整任务[11]。

2.2 发电厂AGC系统的控制方法

AGC系统的控制目标最终要落实到发电机上。文献[12]总结了各类发电机组的特点,指出单循环燃气轮机一般不参与AGC的运行,联合循环燃气轮机响应速率低于前者,常参与AGC运行;水电机组响应速率很高,可参与对变化较快的负荷分量的调节;蒸汽机组和核电机组响应速率低,应当参与对缓慢变化负荷的调节。

目前,火电机组和水电机组依然是参与AGC调频工作的主力,其调节速率一般分别为0.01～0.05 p.u/min和0.3～1.5 p.u./min,其中的标幺值基准为本机组的最大输出功率。火电机组的优点是出力不受自然条件的限制,缺点是其调节成本高,对环境不够友好,火电厂一般采用单机控制方式直接控制各机组;水电机组的优点是对环境友好,发电过程简单,功率调节范围大,缺点是其出力受到水势的约束,调频能力有限,水电厂采用全厂监视控制系统进行频率调整。在执行调频任务时,应当合理地搭配使用两类发电厂,互为补充。

2.3 其他AGC控制方法

2.3.1 先进AGC控制策略研究现状

文献[13]针对微电网提出了基于模糊神经控制的AGC控制策略。神经网络控制方法可提高微电网发电系统的效率,降低其发电量损失,相对传统控制系统具有一定的优越性。但是该法理论复杂,在实际应用中推广尚有困难。

文献[1]提到的智能控制技术具有自我调整能力强、自我“学习”能力强及对模型的精确性方面的要求低等优点,但是该法存在过于依赖初始条件的缺点。针对传统控制器没有考虑非线性环节这一问题,文献[14]采用人工智能控制器参与AGC,使得系统的动态响应比起采用传统的控制手段更为优越文献[15]指出可基于智能预测、智能调度、智能控制3个模块构建智能AGC系统,以实现AGC在智能电网下的控制目标。

虽然上述方法具有较好的控制性能,但是目前这些方法中尚无一种成功应用于实际系统。不过这些方法对智能电网背景下的AGC的建设仍具有借鉴意义。

2.3.2 对传统控制办法改进的研究现状

文献[16]基于滑膜变结构控制理论,在原有的传统控制系统中加入了1个内回路反馈环节。新型的AGC系统可克服网络时延不确定性的影响。

文献[17]构造了由决策层,命令生成层和执行层组成的控制器结构,成功实现了复合多目标控制。与传统的控制系统相比提升了系统的稳定性。

文献[18]提出了“分时段分机群”的控制办法,该法把一个区域内的发电机组按照其响应速度进行排序以确定各机组的优先级,让调节能力最强的机组尽最大可能承担调整的任务。

基于变结构理论建立的控制系统的优点只在理想条件下成立,该系统的缺点是:没有考虑系统中非线性环节和数据传输延迟对于AGC调节性能的影响;受系统的限制因素,其鲁棒性可能会受到影响。

3 层控制器比起传统的PI控制器,其调频效果更

好,但是其结构更为复杂,不太适合大规模的工业化生产和使用。通过采用“分时段分机群”的办法,可以充分利用一切可以调动的资源,优化资源配置,有利于大规模系统调频工作的实现。

西班牙电网采用了一种经过修改的分层式的控制结构,改变了ACE的计算方法,使频率偏差系数正比于市场参与因子,高效合理地实现AGC控制目标[19]。

华东电网采用了“集中调频”和“分级控制”的办法执行调频工作,保留了高层次电网管理单位对于下属机构的控制权,同时扩大了资源调配的范围,但也存在一定的延时问题。

3 AGC建模仿真

数字仿真是进行电力系统分析的必要手段。由于AGC系统的动作时间是从几秒钟到几十分钟不等[20],从时域仿真的角度划分属于中长期动态过程。中长期稳定计算需要准确、真实的中长期动态元件模型[21,22]国外常用的PSS/E、Eurostag以及我国的PSD-FDS程序都可进行A(GC系统的仿真分析工作

3.1 PSS/E中的AGC模型

由西门子公司开发的PSS/E程序强大的自定义模型功能可以使得用户根据需要来搭建符合需求的A(GC模型。文献[23]运用PSS/E程序中的扩展动态仿真功能和自定义模型功能,实现了全过程仿真。其模型框图如图1所示。

图1所示模型利用PSS/E中的扩展自定义功能实现,相关方程式如下:

初始化表达式为:

输出表达式为:

步长发生变化时的表达式为:

式中:Y为状态变量;PSS/E为其分配存储数组STORE;X为ACE。

根据AGC模型采用的具体的控制模式确定其计算方式:如果采用FFC方式,则X=Δf,如果采用FTC方式,则X=ΔPT;如果采用TBC方式,X=Δf+ΔPT。Δf为实际频率和额定频率之差;ΔPT为联络线实际交换功率和计划交换功率之差;K为步长放大倍数,K的取值不同,则数值积分的计算步长不同;为标准计算步长,即即0.02S。τold和STOREold分别指变步长数值积分改变步长前的原有步长和存储数组;τnew和STOREnew分别为步长改变后的计算步长和存储数组。

该模型基于Z变换的办法得到。虽然此模型可以较为准确地模拟AGC在电力系统中所起的作用,但是,这种自定义模型不是1种通用模型,没有普遍的适用性。

3.2 Eurostag中的AGC模型

Eurostag是由法国国家电力公司和比利时Tractebel公司联合开发的中长期仿真程序。利用其中的模型库和自定义功能,文献[22]搭建的AGC模型见图2。

图2所示模型的输入量包括系统的联络线实际交换功率、计划交换功率、实际频率、额定频率。由功率计算模块1计算所有联络线的实际交换功率之和Ptie,Ptie经过惯性环节模块2处理之后,在模块3与联络线计划交换功率比较,形成联络线交换功率偏差。模块5输出系统标准频率,而系统的实际频率经过模块7的延时环节修正后,在模块4与标准频率相减形成频率偏差。频率偏差和功率偏差于模块6形成ACE。而后,经过限幅环节模块10校验的频率偏差分量、ACE分量和由模块8形成的积分分量在模块9形成最终的AGC控制信号。

该模型可以模拟电力系统遭受大扰动之后AGC系统的影响和作用,但是该模型只能进行CPS标准控制策略的仿真计算,目前也只是适用于小规模算例,不适合大规模系统的仿真计算。

3.3 PSD-FDS中的AGC模型

PSD-FDS全过程动态仿真程序中的AGC仿真模型基于我国D5000平台建立,该AGC模型控制框图见图3和图4。

网络侧部分的输入量包括系统的实际频率f、标准频率fo、联络线的实际交换功率Pt、计划交换功率Po。输出量为ACE信号。频率输入量和交换功率输入量分别形成频率偏差Δf和功率偏差ΔPt。Δf经校验后与控制区的对应自然频率偏差极限BIA SK相乘,形成ACE的频率分量Sf,而ΔPf经过校验后形成ACE的功率分量Ptiediff。2个分量根据控制区具体的控制方式形成ACE。而后根据不同的评价标准产生相应的ACE信号。

机组侧部分的输入量为网络侧模型形成的ACE信号、机组的基准功率PBP与当前实际出力PM,输出量为AGC控制信号。ACE控制信号形成AGC机组的调节功率Pacij,Padj与机组功率基准值PBP相加形成机组期望功率Pdes。经过调节限值校验后,Pdes与机组的当前出力PM相减,形成机组功率调节量。最后,经过必要的校验后,形成AGC控制信号。

该模型基于实际AGC系统建立,使用时仅需在PSD-FDS仿真平台中按照规定格式输入相关数据,通用性强。多个工程上的应用已经证明了其应用价值。PSD-FDS程序中的AGC模型将理论和实际紧密结合,更加符合工程实际的要求,对于我国的数字仿真技术研究工作起到了极大的推动作用。

4 结论与展望

现阶段,面向电网安全运行的实际需求,AGC系统的许多问题有待进一步去探索和解决。下一阶段的研究工作可按以下4个方面开展:

(1)强化负荷预测理论技术的研究。可利用人工智能理论,结合历史记录数据的分布规律,探索出精度高且符合实际需求的预测机制,推动AGC控制朝着更加精确高效的方向发展。

(2)强化新能源背景下的大电网AGC控制手段和控制策略的相关研究。风力发电和光伏发电是目前技术实现上比较成熟的2类新能源发电,通过考虑风速、光照强度变化对于系统出力的影响,探索构建能够抑制风电、光伏出力波动的成熟的AGC控制策略是下一步的研究方向。

(3)加强评价标准建设。我国在特高压系统的控制策略方面的研究已取得了一些初步成果,建立了特高压联络线功率控制评价标准——T标准[24]。接下来可以完善特高压联络线控制标准,强化新能源并网环境下的控制评价标准建设。

(4)利用实际系统自动调度软件中的数据库,完善基于实际的AGC模型,大幅减少模型仿真时造成的误差。根据新的考虑新能源或是特高压输电这类新技术影响的控制手段和控制策略,在原有AGC模型的基础上,完善适应电网发展变化的改进模型。

摘要：频率是评判电能质量的关键指标之一,现代电力系统依靠自动发电控制系统(AGC)来保证系统频率质量,并维持各个区域的联络线潮流为计划值。系统梳理了国内外AGC的研究现状,阐述了实际电力系统中AGC的控制办法、数字仿真中的AGC模型研究现状以及AGC系统应用情况,指出了目前AGC研究存在的一些缺陷,并对AGC未来的发展做出了展望。

自动发电控制系统 篇2

计划跟踪控制就是可以根据一定的计划方案，为发电提供功率基础，并且与机器组合、负荷推测、交换功率以及发电规划具有十分重要的联系，具有调节峰的作用，如果没有一定的软件进行规划，需要相关工作人员来填制。

2.2区域调节控制

这种控制方式可以保障控制调节区域误差保持为0，也是自动发电控制系统最主要的作用。可以利用自动发电控制系统来合理的计算机组情况，从而可以很好的调节或者排除由于出现误差导致的功率变化，并且把计划跟踪得到的功率与计算得到的调节参数进行一定的叠加，从而可以得到一定的控制数值，相应的把这些数值送达到控制器，以便于可以方便控制器进行平均功率的有效调节。

2.3机组控制

发电厂自动化监控系统模式探讨 篇3

【关键词】发电厂；热工自动化；电气自动化；电气监控系统

Model of power plant automation control system

Wang Hai-xia

（Handan City Ruijie Water Resources and Hydropower Engineering Co.， Ltd Handan Hebei 056000）

【Abstract】This paper mainly through the related engineering practice summary of the thermal power plant is now used by the electrical control system mode to explore a number of related issues， through the use of CAN bus on the grid automation system configuration mode to perfect， and the use of existing case， found that this model has flexible configuration and easier to maintain.

【Key words】Thermal automation；Electric automation；Electric Power Plant Monitoring System

1. 引言

发电厂电气自动化监控系统的布置方式和数量相对而言较复杂，而且厂用电设备的安装一般都具有较多的元件数量，因为其运行管理的信息量相当巨大。这一系列因素造成了检修维护工作复杂。但是电气系统或设备在运行正常的过程中，人为的操作时间一般较少。所以这就要求电气设备的可靠性高和运行速度快等特点。

2. 电气监控功能

2.1 基本功能。

2.1.1 相关数据处理和收集。

众所周知，搜集现场的相关信息是测控的主要目的，其作用是能够将一些现场的模拟量等数据经过系统的计算检验出来。在进行检验的过程中，还能够对一些相关的预处理数据进行合理性的校正，有利于对其重要数据进行整理。一般情况下，在对模拟量等信号类型进行采集的过程中，对电流、有功功率、无功功率等因数也能够同时进行测定。脉冲量通常是指的有功电能和无功电能，状态量则由信号断路器、继电保护等装置组成的，其主要作用是对一些电力系统的不利状态进行报警，当然其信号的监视功能也包含其中。

2.1.2 画面显示。

画面显示的主要作用是将所有的模拟量、相关计算量以及隔离开关、断路器等在同一屏幕上显示出来，当然实际挂牌检修状态也在其显示的行列。

2.1.3 监视报警功能。

监视报警功能能够让工作人员将电站的全部设备运行信息实质的显示出来，包括设备参数、系统运行状态和操作指令等重要信息。与此同时，还能够将系统的实时信息通过结合画面显示功能显示出来。例如发电厂的模拟量发生越限状况，其监视报警功能能够自动将越限对象名称、编号、越限参数值、越限时间等重要数据显示出来，并进行打印，还能够自动的对越限次数进行计算。事故报警和预告报警是监视报警功能进行报警的两种形式，通常利用不同信号灯的颜色来进行区分。

2.1.4 操作控制。

操作控制的方式主要有两级控制、就地控制、上位机或DCS控制这四种控制方式。其中就地控制、上位机和DCS控制方式相比两级控制其技术更为完善，统称为操作命令的优先级，能够确保控制系统的一致性和安全性，加大发电厂安全生产的力度。

2.1.5 事件次序记录。

发电站的一些重要设备一旦发生事故，对其主要信息及时的显示出来是非常重要的，与此同时对其进行相关的记录也是一项重要的工作。将安全自动装置和断路器的信号名称、编号、动作时间、动作性质及信号状态等按正确的时间顺序记录下来并打印有利于对事故起因进行分析，进而得出相应的解决办法，预防下一次相同事故的发生。

2.2 高级管理。

2.2.1 电气设施管理。

保护和自动管理装置的台帐、档案、维修记录等均为电气设施的管理范围。以如今的技术做到电气主站系统及时的记录设备的动作、运行等情况，并自动被传至MIS 系统。

2.2.2 故障事件管理。

一般故障事件的管理要做到可以自动记录所有的相关信息，并做一些简单必要的分析，确定故障发生的主要原因，这对如何防范事故不会再次发生具有十分重要的意义。

3. 系统的组态模式及构建

3.1 组态模式。

3.1.1 集中监控。

集中监控这种方法的好处就是能够最大限度的保护控制器，该系统的设计相对而言较为简单。然而，由于主要集中监控在一个焦点上，各种功能的系统特征无法很好的发挥出来，所以该处理器的任务将太重，影响处理速度。将所有的电气设备都插入显示器，也能够将被监视对象的数量大量增加，这也将使控制区域增加。

3.1.2 远程监控。

与集中监控相比，远程监控对安装成本所需的费用更少，而且通过使用电缆，能够让控制区的配置更灵活和可靠性更高。但是缺点是现场总线的通信速度比较慢，近年来电厂电业务大大增加，所以这种监测方法只适用于电厂机组系统。

3.1.3 现场总线监控。

变电站综合自动化系统已被广泛使用，积累了丰富的经验，此技术的信息传输速度也越来越快，加大了自动化电气设备的发展。现场总线监测系统设计更具有针对性，能够根据设计的不同时间间隔，同时运行多种不同的功能。这种方法的优点是可以减少大量的隔离设备，如模拟卡部分。电气设备的智能监控还可以实现本地安装和监控系统通信线路自动连接，可以节省大量的现场总线的控制，这种方式是计算机监控系统未来的主要发展方向。

3.2 大电厂电气监控系统的构建。

CPU分布式结构设计是电厂电气综合自动化系统的子系统，每一层次都有不同的功能。整个体系被分为基站控制层和间隔层。不但能够对计算机进行监控，还能够完成主机之间正常的信息交换，以便提高发电站的整体监控水平。操作工作站、远程工作站、专业维修工作站被统称为单元层的信号站。主机和操作工作站的电气运行参数监测为控制单元，是保证操作人员监控的发电厂电气系统的重要设备，它还能够自动抄表，对线路等相关信息进行记录，自动发现错误，以供其使用。例如：装置管理工作站将有一个特殊的运行状态需要运作，其远程工作站会将其连接到远程监测和管理系统，远程控制中心将操作的动力装置利用电气系统发送到远程控制中心，它将可以接收来自远程控制中心的数据，技术人员可在任何时间段修改和维护数据库，进行报表和界面的设计工作，同时利用网络监控维护系统，对工作站进行维护。

4. ECS 和DCS 的连接

根据发电厂的实际工作习惯，DCS 仍然是监控的首要选择。ECS 与DCS的连接，从DCS的角度来看，可以看作是扩展了DCS的功能与监控性能。包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）。对于采用全开放式的系统而言，ECS和DCS在保护层、通信层、现场监控层实行全方位数据交换。ECS和DCS的连接方式有很多种，大多数电厂采用以下两种方式连接：（1）ECS 的通信处理采用以太网/RS-485/232 与DCS 的DPU 通信，根据预计的设置，把DCS的实时数据迅速的转发到DPU，同时接受DPU下发的各种控制命令，并转送到具体的测控保护装置。本方案的特色之处在于ECS 与DCS 相互独立，简单易控，是目前主流的方案。（2）ECS通过以太桥接入DCS以太网。交换一些实时性要求不高的信息，例如事件、分析结果、优化方案等，这些数据往往与DCS的工作流程无关。

5. 发电厂电气监控系统的发展前景

目前流行的ECS保留了过去DCS的全部优点，并在其基础上进行了全面的深化，使发电厂监控系统迈向了一个新的水平。未来的电气监控系统将向着全面提升电气自动化和热工自动化水平的方向迈进，方便运行，容易操控，ECS功能全面化是未来监控系统的发展方向，ECS除应将现有的厂用电监控向更深层次发展之外，还应将发电机的数据监控、主从变压器、SF6断路器等主要设备的在线监测诊断也纳入ECS这一平台。另外，基于现场总线控制系统，全面使用分层控制，提高电气监控系统的可靠性，也是其发展方向。

6. 结语

发电厂电气系统是由一组独立的分布式计算机系统进行监测和控制的，与发电厂电气部分的运行相比，这是一个更加经济可行的解决方案。随着网络技术的不断发展，网络的可靠性越来越高，未来将实现综合自动化的发电厂电气部分，并预计它最终将与工厂的DCS系统合并，实现信息资源的共享，这将使电力系统自动化的整体水平有一个质的飞跃。

参考文献

[1] 冯兴林.高速公路交通监控系统技术应用的探讨[J].中国新技术新产品，2010（1）.

[2] 焦邵华，李娟，李卫等.大型火力发电厂电气控制系统的实现模式[J]. 电力系统自动化，2005（19）：1～85，95.

垃圾焚烧发电自动控制系统设计 篇4

随着社会经济的发展和人民生活水平的提高, 城市垃圾的数量大量增加, 有些大城市的日垃圾数量达到近万吨, 我国目前城市年产垃圾量达1亿3千万吨, 而且以7%～9%/年的速度递增, 如何处理这些垃圾已经成为市政管理面临的棘手问题, 继续沿用直接填埋的方法已经没有足够的土地来容纳迅速堆积如山的生活垃圾, 因此垃圾焚烧发电的方法就得到了广泛的采用。

在现代垃圾焚烧发电厂中, 自动化控制系统是一个不可或缺的组成部分。它作为垃圾焚烧发电厂的“神经”系统, 负责各个系统的在线监测、协调控制、分析和计算参数, 使它们相互配合, 让整个发电厂提高运行效率、降低运行成本、保证机组安全稳定地运行。

本文将提出一个以两台焚烧炉和一台汽轮发电机组为例, 采用计算机控制系统实现垃圾焚烧发电过程自动控制的优化方案, 此方案已经得到实际运行的验证。

1 控制系统架构

根据垃圾焚烧发电的流程特点, 本文提出采用分布式3级结构计算机控制系统的方案。第一级为分布式I/O子站, 采用西门子公司的ET-200M组成。子站之间以及子站与过程控制站之间通过冗余接口模块IM153-2与冗余双PROFIBUS-DP现场总线相连。PROFIBUS是一种国际性的开放式的现场总线标准, PROFIBUS-DP经过优化的高速、廉价的通讯电缆连接, 专为自动控制系统和设备级分散式I/O之间通讯设计, 用于分布式控制系统的高速数据传输, 通过总线中继器, 距离可达数公里, 通讯速率达到12Mbps。各子站高速地完成现场信号的输入/输出功能, 根据给定的工作程序进行数据采集、设备的现场控制, 也通过RS485通讯模块与其它外部有RS485通讯接口的智能设备 (如变频器、智能调节器) 进行数据交换和设备控制, 并且都通过冗余的PROFIBUS-DP总线将处理结果送至过程控制站。

第二级为过程控制站, 由锅炉系统过程控制站 (垃圾焚烧炉与余热锅炉系统) 、汽机侧过程控制站 (汽轮发电机系统及其它辅机和公用系统) 和SOE (顺序事件记录) 过程控制站总共3个过程控制站组成。其中锅炉系统过程控制站和汽机侧过程控制站都采用冗余热备的SIMATICS7-400H过程控制站构成, 如图1所示。这两个过程控制站和现场总线网络构成了热冗余备份, 当任何一个过程控制站或通讯系统发生故障时, 都会迅速且自动进行控制器的切换, 控制程序仍按原进程进行, 不会影响控制系统的任何工作进程和工作状态。

SOE过程控制站的输入模块数据采集速度可达毫秒级, 用于对关键数据的触发顺序作记录以便分析和掌握事件的发生过程。

第三级为监控操作管理站。监控操作管理站计算机系统位于中央控制室, 配备操作员站四台, 工程师/值长站一台。其中两台操作员站用于锅炉系统过程控制设备的监控, 互为双机热备;另两台操作员站用于汽机侧过程控制设备的监控, 也互为双机热备。操作员站和工程师/值长站各安装一个SIMATIC NET工业以太网卡接入高可靠的专用交换机ESM, 通过网络冗余管理器 (OEM) 使得所有操作管理级计算机和过程控制站构成符合IEEE802.3U标准的SIMATIC NET工业以太网环行网络, 通讯速率达100Mbps。系统使用的人机接口画面组态软件 (HMI) 采用Wonderware公司InTouch工控组态软件, 控制逻辑组态软件使用西门子公司STEP7。监控操作管理级负责接收从过程控制站送来的各种实时数据和过程状态并生成实时数据库和历史数据库, 提供显示画面和操作画面, 运行人员通过它对整个垃圾焚烧电厂各个系统设备的运行状态、数据进行监视和操作, 以及参数整定、控制模型修改、系统功能组态、控制流程的更改等工作。同时还能向上一级管理部门发送各种数据、报表和接受上一级管理部门的命令和指示。

2 控制系统配置与各子系统功能

本文提出的以两炉一机为例的垃圾焚烧发电厂计算机控制系统的配置如图2所示。

本系统配置有两组双机热备的过程控制站, 一组用于锅炉控制, 另一组用于汽轮发电机组、电气系统以及其它辅机的控制, 采用西门子的S7-400H构成。此外还设置有一个用于高速事件顺序记录的SOE控制站, 它由S7-412 单台控制器构成。

锅炉控制站通过Profibus-DP总线联接两台焚烧炉的各五个I/O子站, 通过采用热备冗余的控制站和具备冗余功能的双总线通讯系统确保垃圾焚烧发电过程的高可靠不间断运行。

汽机控制站通过Profibus-DP总线联接汽机、电气以及水处理等辅机系统的共计8个I/O子站, 并且也采用热备冗余配置。

在功能软件的设置方面本设计方案设置有计算机监控和管理系统、数据采集系统, 顺序控制系统, 模拟量控制系统, 燃烧器管理系统, 汽轮机数字电液调节系统, 电气供配电系统。此外还包含有:化学水处理监控系统、废水处理监控系统、燃油系统等, 使得电厂所有的设备都纳入计算机自动控制系统的监控范围。

2.1 几个主要功能软件系统a) 计算机监控和管理系统

计算机监控和管理系统有概貌显示、流程显示、操作显示、事件及报警总览、历史及实时趋势、统计报表、系统状态诊断、高级参数设置等功能。为了保证系统的安全操作, 设计有三级权限:工程师级, 高级操作员级, 操作员级。操作员级用户可进行系统正常操作;高级操作员级用户除具有操作员级的功能外, 还具有修改调节参数, 修改时间, 查看历史报表, 召唤打印等功能;工程师级拥有最高权限, 具有高级操作员级所有功能, 还可进入开发环境进行组态修改。工程师/值长站在拥有操作员站所有的功能外还可用于控制逻辑组态软件及人机接口画面组态软件的修改。

b) 数据采集系统 (DAS)

用于连续监视机组的各种运行参数及设备的运行状态, 对测量结果进行处理、记录、显示和报警。对汽包水位、主蒸气流量、给水流量进行温度和压力补偿计算。对经济性参数如燃油消耗量、给水流量、蒸汽流量、垃圾进料量、发电量、厂用电量等进行累积计算。

c) 顺序控制系统 (SCS)

主要有:吹扫程控, 预热程控, 启、停炉程控, 给料程控, 燃烧器点火程控, 炉排抛动程控, 除渣程控, 吹灰程控, 除灰程控, 水处理程控等。这些程控间有联锁或保护控制, 如给料系统的耐火门打开时, 不允许任一炉排抛动, 炉排抛动程控暂停, 当耐火门关闭后, 炉排抛动程控恢复运行。在程控设计中, 要考虑到某些条件会引起程序的暂时中断而某些条件又会使程序提前结束, 复杂的程控还设计有帮助画面, 提示各种条件及当前运行步号。

d) 模拟量控制系统 (MCS)

包括机、炉系统的自动调节子系统, 其控制程序全部由过程控制站的软件完成。自动调节回路包括有单回路调节, 双路PID控制、三冲量调节回路等类型。如:炉膛压力调节系统、再循环烟气温度调节系统、干燥炉排温度调节系统、燥炉排温度调节系统、一燃区炉膛温度调节系统、二燃区炉膛温度调节系统、锅炉汽包水位调节系统、汽机前压调节系统、减温减压器温度调节系统、减温减压器压力调节系统、低压分汽缸压力调节系统、热井水位调节系统、除氧器液位调节系统、除氧器压力调节系统、锅炉给水恒压调节系统等等。

2.2 炉膛压力调节系统和汽包水位调节系统

炉膛压力调节系统和汽包水位调节系统如图3所示。

a) 炉膛压力调节系统

对于负压运行的焚化炉, 维持炉膛负压在-20～-40 Pa, 对焚化炉的稳定燃烧、炉侧的工作条件及炉子的维护最有利。系统设计以炉膛压力为被调量, 通过变频装置改变引风机转速作为调节手段。

为了得到较好的动态特性, 可采用含送风量前馈环节的调节系统, 但为了防止引风过大或过小, 而造成焚化炉灭火, 故在调节系统中将采用高、低限幅措施。同时为了保证锅炉保护动作 (MFT) 后, 炉膛要保证一定时间的吹扫风量, 将设计MFT的超驰作用, 即发生MFT后, 引风机应保持一定的引风量一段时间 (一般为5分钟) , 然后恢复自然调节。

b) 锅炉汽包水位调节系统

汽包水位调节系统的任务是通过改变给水量, 使之适应锅炉的蒸发量, 使汽包水位保持在一定范围之内。对于大型锅炉、调节通道迟延大, 飞升速度快, 给水流量变化频繁, 所以常采用具有给水流量, 蒸汽流量信号的前馈——双回路复合系统, 以克服对象的迟延并迅速消除给水流量侧的扰动。引用蒸汽量的前馈信号, 实现扰动的部分补偿, 可减轻虚假水位对调节的不良影响, 即三冲量调节系统。采用三冲量给水自动调节可以根据锅炉汽包水位、蒸汽流量和给水流量的变化, 自动调节给水阀开度, 维持汽包水位在正常范围内。同时, 备有软手操功能, 可实现人工干预。对于小型锅炉, 汽包水容积相对较大, 水位扰动反应速度较慢, 虚假水位现象不太严重时, 也可以采用简化的串级比值系统 (即将副调节器简化为比例环节) 即能满足要求。

2.3 燃烧器管理系统 (BMS)

垃圾焚烧炉的燃烧器管理系统可细分为起炉运行和正常运行两个阶段。当焚烧炉因为某些原因中断运行后, 重新投入运行的起炉阶段, 主炉膛温度较低, 此时燃烧器管理系统将按照工艺设计的要求, 以一定的顺序点燃炉膛内的6只油枪, 并相应投入各个与燃烧相关的辅助设备, 使炉膛温度运行到垃圾正常处理的要求;焚烧炉正常运行后, 燃烧管理系统作为垃圾燃烧的辅助系统运行, 在主炉膛内温度因为垃圾的成分变化, 导致影响到锅炉主蒸汽压力不稳定时, 燃烧器管理系统将通过设计的闭环控制系统, 保证炉膛要求温度的相对平稳。

2.4 汽轮机数字电液调节系统 (DEH)

电厂的机炉设计为机跟炉模式。由汽轮机数字电液调节系统 (DEH) 保持汽压稳定, 由焚烧炉内燃烧情况确定机组的功率。

2.5 电气供配电系统

负责采集及监控10.5 kV中压配电系统、0.38 kV低压配电系统、紧急电源系统、DC220 V电源系统、安全交流电源系统。

3 结束语

计算机自动控制系统应用于垃圾焚烧发电具有技术先进性和经济合理性, 可以保证垃圾焚烧发电的可靠、经济、稳定运行。工业试运行表明, 本系统具有很好的可行性, 具有良好的推广前景。

本系统以两台垃圾焚烧炉和一台汽轮发电机组为例设计, 当实际情况不同时, 可以变更过程控制站和I/O子站的数量来适应实际系统的需要。

参考文献

[1]SIMATIC STEP 7 编程手册.SIEMENS 2004.

[2]Wonderware InTouch 10.0.Wonderware 2007.

[3]薛宪民, 曾卫东.南山垃圾焚烧发电厂SIGMA控制系统[J].热力发电, 2005 (11) :83-84.

[4]杨勇.垃圾焚烧炉自动监控系统[J].航天技术与民品, 1999 (4) :7.

[5]杜军, 王怀彬, 金霄.城市垃圾焚烧发电现状概述[J].节能技术2003 (5) :26.

自动发电控制系统 篇5

关键词：电力系统 电气自动化技术 火力发电

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）07（a）-0098-01

对于国内的发电技术来讲，其火力发电是最为关键的一个分支。近年来，人们对电气自动化技术融进火力发电中并进行应用越来越关注，火力发电技术也因此得到了前所未有的进步。电气自动化利用其特殊的网络信息化有效的融进火力发电中，快速地提高了自动化发电的相关操作及效率，以及火力发电自动化运作水平。

1 电气自动化技术特性

1.1 提升发电效率

近些年，社会各界进步迅速，人们更是持续的提升着自身经济生活水平，并且对于生活用电的相关需求及要求更是有了极大的提升，这就对相关的发电厂发电量带来了更大的压力。由于电厂的早期相关发电设备影响着其发电效率，导致其不能较好地提升生产效率。现阶段，电气自动化技术被广泛的应用于火力发电体系中，这就在很大的程度上提升了发电厂的发电效率，也能够有效的为人们提供充足高质量的电量使用。

1.2 发电成本降低

石油与煤是火力发电厂最关键的原料，火力发电站以往均是应用较为滞后的发电技术，并且将相关的原材料不能实现充分燃烧，更不能积极地发挥出原材料的真正价值与意义。这就在无形中提升了发电厂的发电成本。

2 火力发电体系融进电气自动化技术的可行性与重要性

2.1 可行性

随着现代化科学技术的飞速发展及创新，火力发电厂对应的电气自动化技术运用水平也在持续提升。对于相关数据的采集，电气自动化技术能够为火力发电提供合理有效的新技术发展思路。火力发电体系中利用电气自动化技术对相关的交流电进行采样及测量、监控，与此同时，还能够在新计算机技术的协作之下和工业的输电间电网展开创新性以及性能的革新。

2.2 必要性

火力发电厂以往所运用的火力发电技术中各个体系和集散控制间的对应数据的传输量是有限的，再加上相关的工作人员不能全方位的进行观察对应参数信息变化，这也就造成了相关的电力操作人员所操作的对应内容不轻松且不能及时地发现其运行装置体系中所存在的某些问题，以至于不能掌控故障的出现。不过，对于电气自动化体系火力发电来讲，相关的电力设备自动化水平会明显的提升，在相关的火力发电通讯网络上所传送的对应数据信号也会显著地增加多倍。自动化体系能够在信息多样化以及设备应用上来呈现最优化的配置。对于电力操作的相关人员来讲，这在很大的程度上降低了相关操作难度及发现设备事故难度。

3 电气自动化在火力发电体系中的应用

如图1所示，电气自动化在火力发电体系全厂控制结构图。

3.1 炉机组一体化

在火力发电中应用电气自动化技术，能够实现火力发电厂的对应机、炉以及电各运作体系一体化的总体目标。这样总体体系的相关数据及运作信息就依靠机、电以及炉这个一体化的体系来进行运作监控与汇总分析。这样一体化就合理地实现了火力电机组所具有的潜力，也合理地缩减了控制层的相关规模，也简化了发电体系所对应的监控体系，所以，这也很好地降低了发电生产成本。

3.2 设备自动化检测

火力发电厂以往所使用的体系控制及对应保护只是限于电力运行体系超出其所设定的限定额之后才进行预警以及跳闸来对其进行保护。对于现行的新型电气自动化技术来讲，其合理地实现了经过对应计算机技术来检测及控制总体电力运作体系，对相关的电力发电体系展开控制及诊断，并提前通知其火力发电设备可能会出现的安全性隐患以及系统性故障，可以对相关的设备安全隐患以及运作故障尽早的发现并处理，这样能够合理地避免掉可能发生的故障以及电厂的效益损失。对应的设备自动化检测就会在很大地程度上进行预防设备故障，进而有效的切断了系统运行故障的出现。

3.3 电力保护运用

火力发电厂的安全最主要的条件就是电力保护，也就是对相关的生产可持续积极维持。日常生产过程中的火电厂出存在各种各样的情况，或者说在严重时不能启动电力体系。电气自动化技术及单片技术的合理结合可以有效促进设备间形成一定的联锁保护反映，若是在检测到对应体系存在异常情况，就会自动进行电源切断，并且对异常设备进行中断，以便于避免相关的电压超载损坏对应电力设备。

4 结语

计算机技术以及电子技术与信息技术的应用，共同组成了电气自动化技术，对于火力发电厂来讲，其有着不可比拟的自身优势。因此，火力发电体系中对电气自动化技术的应用是非常广泛的。现代化的电气自动化技术应用对于火力发电体系来讲是最为关键的，其合理有效地提升了电厂生产效益及效率，并还提升了火电厂的电气体系运作、控制以及管理等自动化，这充分地运用了现代化先进计算机技术来对其进行操作及管理火力发电的总体相关任务。

参考文献

[1]姚程福.电气自动化技术在火力发电中的应用[J].城市建筑，2014（4）：169.

[2]赵杨，丁宝峰，杜翠女，等.浅谈电气自动化技术在火力发电中的创新与应用[J].硅谷，2011（3）：93-94.

火电厂自动发电控制探讨 篇6

关键词：火电厂,自动发电控制,协调控制

1 火电厂自动发电控制系统概述

经济的发展促使我国用电需求急剧增加, 电网负荷变化率不断提高。为了能够保持发电功率与用电负荷保持平衡, 火电机组必须具备快速功率的响应能力。依据动机类型, 火电机组主要分为蒸汽轮机发电机组以及燃气轮机发电组两种。燃气轮机发电组在容量上占多数份额, 但要使火电机组满足电网自动发电控制要求, 需要在火电机组上推广应用AGC规划和技术。火电厂自动发电控制系统主要由火电机组、机炉协调控制系统以及分散控制系统等组成。

2 AGC控制系统方式对机组运行的影响

所谓AGG控制系统方式主要是指燃煤机组的AGC运行采用调度中心直接发布功率指令到达机组控制系统的方式, 其会对机组运行产生以下几个方面的影响。

1) AGC影响机组的寿命。一般而言, 辅机、阀门以及挡板等设备的重复性动作都会影响到设备的使用寿命, 但主要影响因素则是电网的负荷变化, 它会使AGC机组经常处于变化状态, 机组的煤、风以及水、温度等的变化会出现经常的大幅度波动。

2) AGC影响机组运行的经济性。自厂网分开后, 全网的功率经济分配演变为关于多个发电经济实体的功率经济分配。然而, 目前我国大多数电网的AGC依旧没有考虑经济分配功率的问题, 其主要原因在于机组提供给调度的信息不足, 调度中心的AGC经济分配功能难以顺利实现。

3) AGC影响机组运行的稳定性。由于电网负荷频繁发生变化, 使得实际的AGC功率指令的变化频度超过了机组CCS的调节频率。因此导致机组调节系统时常处于频繁的调节状态, 致使主蒸汽机的压力和温度发生频繁的变化, 严重影响了机组运行的稳定性。

3 AGC运行技术的优化策略及未来发展分析

3. 1 AGC运行技术优化策略

对AGC运行技术进行优化, 其主要的优化理念在于预测负荷, 并以各项控制性能指标达到要求以及安全质量达标为主要条件, 对所选目标进行最优化, 并在今后的工作过程中使用AGC机组对其进行动态的优化。这一优化策略具有一定的预测性和超前性。由于目前针对AGC的优化还处于探索阶段, 现如今保留的具有一定实际操作性的优化策略主要包括以下两个方面。

1) 以内点法为基础, 并结合互联电网性能评价系统对AGC进行优化控制。通过优化CPSI的指标后, 将其作为目标函数进行进一步的综合分析提供功率的平衡以及机组协调性能等方面的约束条件, 最终得出最优AGC调节指令并将其进行指令整合, 实现科学合理的应用。

2) 通过运用粒子群算法求解, 来实现动态优化机组调节制定的目标。与PID控制法相比, 这一求解方法具有更优秀的效果。与此同时, 通过使用神经网络能够在一段时间内预测出AGC的频率, 同时也为机组指令的动态化提供有益的参考。

目前我国AGC动态优化技术还处于初级阶段, 其中部分优化策略并未考虑全面, 并且AGC运行动态情况以及系统变动等方面存在着一定的缺陷, 需要历经一定的时间来不断完善和发展。

3. 2 AGC运行技术未来发展分析

结合目前我国AGC运行技术的发展现状, 应对其未来发展进行不断完善和优化, 从而不断推进火电厂AGC运行技术获得长足发展。具体可以从以下几个方面进行努力。

1) 将AGC技术同其他各类控制技术进行有效融合。任何一种技术在不同程度上都会存在一定的优点和缺点, 因此在进行优化工作时要学会将各类技术进行融合和探究。

2) 现阶段, 我国可持续发展观念日渐深入, 能源使用结构的不断调整使得火电厂AGC的工作内容发生相应的改变。因此要善于借助新能源对现有的发电自动系统进行不断优化和调整, 促进AGC频率质量不断提升。

3) 传统形式的AGC具有明显的滞后性, 因而在进行多个不同时段内的负荷预测时机组间的配合太少, 工作形式以及内容过于单一化。为此, 应当对AGC机组的动态功率调节功能进行不断优化和改造, 促使各类不同机组间进行相互协调与控制, 逐步达到超前控制化的标准。

4 结语

加强火电厂自动发电控制系统研究具有极其重要的意义, 尤其是通过对AGC技术的运用及其优化对于实践活动具有重要的指导意义。针对AGC运行技术的优化, 笔者提出两点策略, 一方面以内点法为基础, 并结合互联电网性能评价系统对AGC进行优化控制; 另一方面通过运用粒子群算法求解, 来实现动态优化机组调节制定的目标。

参考文献

[1]魏强.火电厂自动发电控制的研究[D].北京:华北电力大学, 2011.

[2]师延平, 祁延强.火电厂自动发电控制 (AGC) 试验及运行技术[J].电子技术与软件工程, 2014 (18) :261-262.

[3]董键.自动发电控制 (AGC) 系统在火力发电厂中的开发投用研究[D].江苏:南京理工大学, 2001.

发电厂自动控制系统分析研究 篇7

关键词：发电厂,自动控制系统,技术改造

1 发电厂自动控制系统出现的问题分析

发电厂的的自动控制系统中容易产生问题的一般是分散控制系统、过热和再热汽温的控制系统、积水自动系统等等, 容易受到外界干扰且对象体积大。

发电厂自动控制系统调节器的计算法为:

在式子 (1) 中○是发电厂自动控制系统中的调节器的输出值, 式子中的Kp是按照比例放大的放大倍数;e是测量值与固定值的偏差值;iT是积分时间;Kd是微积分放大的倍数;dT微积分的时间。

在式子中, 只要e的值不为零, 调节器在积分作用的影响下, 调节器的输出值就一直会发生变化, 直到出现调节器的积分饱和。如果发电厂的自动控制系统调节器产生饱和, 那么当e值出现变化时, 调节器的反应时间讲究变慢, 自动控制系统执行命令的的响应时间就会响应延长, 使发电厂自动控制系统失去了本身应有的作用在控制过程中加大了安全隐患, 自动控制系统的效率下降影响了整个发电厂的工作效率。

2 发电厂DCS分散控制系统

2.1 发电厂自动控制系统锅炉系统控制改造方案

2.1.1 锅炉运行控制方案

锅炉运行要实现自动检测, 检测仪器对锅炉的热工的参数, 包括锅炉的压力、内部的温度和水的流量等等进行测量, 能做到自动的调节与安全保护;做到在外界负荷与工质发生变化时, 自动控制系统能够自动调节运行参数。对锅炉运行的参数进行及时的调整;控制系统的启动有合理的顺序, 启动、停止和运行实现操作的自动化, 按照设定的程序进行;自动控制系统必须具有自动检测锅炉超压、水位过高、水位过低的功能, 并做到声光报警以及超压停炉和水位过低停炉热工联锁保护。这样是为防止锅炉设备在启动、停止过程中由于操作错误而造成事故。

2.1.2 锅炉系统控制参数

发电厂的锅炉在实际生产过程中, 必须保留的参数有锅炉水的除氧水位、除氧压力、主汽减压、分汽缸出口稳压、炉膛负压、主汽温度、汽包水位、炉排转速、鼓风转速和给煤机转速。

2.1.3 锅炉燃烧系统的控制

在实际的操作过程中, 煤在锅炉中实现完全燃烧需要至少的20min以上。而常规的P、I、D调节跟随性较差, 无法完成DCS这样的滞后系统的自动调节。为此, 我们可以采取模糊理论来实现锅炉系统的自动控制。由于实际中的煤质或锅炉的状况的不同所以对自动调节结果会产生影响。模糊控制算法对于锅炉参数变化也是不太理想的。

2.2 运行效果和问题

通过对炉排转速、鼓风转速、引风转速限幅值的合理设置, 能够保证锅炉中煤的充分燃烧, 可以很大程度的减少环境污染.能够实现了工况稳定时整个锅炉系统的自动控制。同时锅炉由于引入燃烧周期的自适应调整, 加快了负荷大幅变化时的响应速度。提高了系统控制的自动化程度。

2.3 汽包液位控制改进

在测量锅炉汽包液位中, 汽包的液位系统是一个不稳定的状态, 它没有自我的平衡能力, 在被控制的过程中较难掌握状态。当锅炉在工作过程中锅炉的供水量突然发生降低或锅炉出口的蒸汽流量突然增大时, 但是这个时候的锅炉传给汽包的是固定热量不变。导致液体大量汽化。造成汽包液位测量结果偏大;当供水量突然增大或出口蒸汽流量减小时, 情况恰好相反, 也就是我们常说的“汽包虚假液位”。而该锅炉在汽包液位检测回路的原设计方案中忽视了这个问题;直接影响了汽包液位控制的平稳, 为此, 我们对汽包液位测量结果引入压力补偿, 补偿公式如下:

在式子 (2) 中:h代表的是补偿后的汽包液位;△ρ代表的是送器测量的差压值;g代表的是重力;H代表的是汽包高度;p代表的是液体参考密度;p’代表的是水的密度;p”代表的是蒸汽密度。

在控制点的组态中。运用RPV点中的表达式及折线化算法, 很容易实现以上补偿关系。变电站自动化系统简化了变电站的运行操作, 可方便地实现各种类型步骤复杂的顺控操作, 且操作安全快速, 对于全控的变电站, 线路的倒闸操作几分钟便可完成;而常规站实现同样的操作往往需要几个小时, 且仍存在误操作的隐患。通过分析发现, 调节器的输人为:汽包液位设定值-汽包液位测量值+主蒸汽流-给水流量。实际运行中由于各种扰动的影响。给水流域和主蒸汽流量几乎不可能相等。该方案的控制结果将使汽包液位产生静差。为此, 采用在三冲量基础上的串级控制方案。由于主调节器的作用, 该方案较好地消除了静差。

2.3.1 燃烧控制改进

原设计的燃烧控制用于氧含量测量的装置改用700B氧含量分析仪。把控制方案改为氧含量控制引风机出口挡板, 炉膛负压控制送风机出口挡板的方案。并使氧含量控制的P、I作用弱一些。经过实际运行, 燃烧控制系统的滞后时间相对较小, 证明改进的控制方案可行。

2.3.2 功能扩展

转速是汽轮机运行的最主要的参数之一。对该参数实现实时监测。增加了运行人员的监测手段与途径, 提高了信号显示精度, 方便了运行人员的监盘与操作控制。更重要的是总调值长可通过局域网监测汽机转速。在脱网事故状态下仍可监测到汽机转速变化, 从而可据此有效地进行事故处理。避免事故的进一步扩大;给水泵是为锅炉供水的关键设备, 因此在2004年该厂将原DCS系统进行扩展。将汽轮机转速和三台给水泵的变频调节信号加入到了DCS系统中。

4 结语

在发电厂的自动控制系统中, 利用技术改造的措施, 能够控制水位精度:±10mm。汽压在±0.03MPa, 气温在±5℃, 负压在±4Pa;这样发电节能效果非常明显。烟气含氧量和渣含碳量明显降低。经测试提高运行效率4%。实际节煤5%, 一年耗煤量按40000吨计算, 每吨煤按360元人民币计算。仅节煤一项一年可节约72万元。变电站自动化系统的控制与操作是可靠的, 它的成熟和进步还需在变电站的实际运行中不断得到完善。

参考文献

[1]高素萍.DCS控制系统中数据库系统的设计与实现[J].计算机工程与设计, 2005 (10) .

[2]刘哲纬, 嵇鹏, 金文兵, 等.控制系统冗余技术初探[C].第八届工业仪表与自动化学术会议论文集[3], 2007.

[4]黄之浚, 曹李农.1000MW超超临界火电机组锅炉给水泵汽轮机的控制[A].节能环保和谐发展——2007中国科协年会论文集 (一) [C].2007.

[5]蒋涛.火力发电厂DCS系统人机界面综合评价研究[D].哈尔滨工程大学, 2006.

生物质能气化发电自动控制系统研究 篇8

化石燃料的不可再生性和使用过程对环境的影响推动着新能源的发展,生物质能作为一种理想的可再生能源将逐步成为本世纪的重要能源之一。在生物质新能源利用领域,生物质气化发电是生物质能源清洁利用的一种重要方式,而在整个生物质气化发电系统中,生物质气化过程控制及发电自动控制技术又是系统能否稳定高效运行、原料能否高效、清洁利用的关键因素。本文就是在既定生物质能源装备的基础上,结合生物质气化发电工艺需求,从生物质气化原理出发,针对影响气化特性的因素和燃气发电应用展开控制研究,并给出了生物质能气化发电系统气化环节的自动控制方法和发电机组并网控制等设计。

1 生物质气化装置及工艺流程

生物质气化是指生物质燃料在高温及缺氧条件下,发生热化学反应,产生可燃气体的热解过程。因气化装备类型、原料性质等条件的不同,生物质气化工艺流程、反应条件、反应过程也不尽相同。本文研究对象的生物质气化发电装置及工艺流程如图1 所示。

本系统总体上可以划分为进料、热解气化反应、气体净化、气体处理四个环节,其中热解气化反应过程是最为关键的环节。气化炉是气化反应的主要设备,生物质在气化炉中完成了气化反应过程并转化为生物质燃气。具体流程是生物质原料首先通过螺旋给料机从分布板上方密相段进入气化炉,鼓风机连续制气的同时气化剂从底部经气体分布板进入流化床反应器,生物质原料与气化剂一边向上作混合运动,一边发生干燥、热解、氧化和还原等反应。其过程涉及的主要化学反应有: C + O2→CO2; C + CO2→2CO;C + H2O→CO + H2; CO + H2O→CO2+ H2; C + 2H2→CH4,CO + 3H2→CH4+ H20; 产生了主要包括水蒸气、氢、二氧化碳、一氧化碳、甲烷4、焦油及其他可燃碳氢化合物的混合气体[6]。混合气体通过两级旋风分离器后,气体中携带的固体颗粒杂质和液滴,被有效分离排出,然后高温混合气体进入喷淋塔降温后,经再次清洗、过滤、除焦、气水分离后经安全水封进入储气罐,最后,在储气罐中被加压后的清洁气体通过安全阀门后进入内燃机内燃烧带动发电机发电。

2 生物质气化过程的主要影响因素

生物质气化反应复杂,气化机理研究较为困难,反应过程受到的影响因素较多,诸如: 气化装置类型、生物质原料的化学成分、原料粒径、生物质与气化剂的比率、温度、时间、压力、气化介质、催化剂和添加剂等[1]。针对既定的气化装置及生物质颗粒,其影响因素主要为气化温度、时间、压力。在生物质气化过程中,气化温度是一个很重要的参数,温度的高低不但会影响产气的速率,而且对物料反应过程中的吸放热等可逆反应也一定的影响,从而最终影响到气化产物分布、产品气的组成、产气率、热解气热值。此外,反应时间是决定二次反应过程的主要因素,一般温度大于700 ℃ 时,气化过程初始产物( 挥发性物质) 的二次裂解受停留时间的影响很大,在8 s左右,可接近完全分解,使气体产率明显增加,所以必须考虑停留时间对气化效果的影响。压力方面,采用加压气化技术可以改善流化质量,压力增大,裂解反应加强,产生的焦油量和气相浓度都减小。所以,操作压力提高,一方面能提高生产能力,另一方面能减少带出物损失。

3 控制系统设计

3. 1 需求分析

实现生物质气化炉关键工艺参数采集、显示、目标参数设定,实现对被控设备运行状态检测、显示及自动控制。从控制层面提高能量转化效率及更好的满足内燃机对气体燃料品质的要求,使气化炉系统运行更安全、合理、节能、减耗; 实现发电机自动并网控制及发电系统防孤岛运行控制。

3. 2 总体方案设计

本系统的应用主要侧重于模拟信号处理、逻辑控制及过程自动控制。为满足上述工艺需求,系统总体结构设计框图如图2 所示。燃气锅炉控制系统、发电机组控制系统、PLC监控系统、并网控制系统相互独立,又由后台计算机及PLC协调配合。监控核心PLC除通过通讯实时读取来自锅炉侧和发电机组的信息外,还自主实时采集气化环节关键参量温度、压力及其它环节非电量、电量、开关状态,并根据用电负荷统一调控整个气化环节。

3. 3 主要输入/ 输出信号分配设计

系统主要I/O、A/D、D/A信号分配如表1 所示。另外,锅炉侧状态通过与锅炉侧通讯读取。

3. 4 并网控制及防孤岛运行设计

同期操作( 或同期并列) : 是将同步发电机投入到电力系统参加同期并列运行的操作,同期操作是借助于同期电压和同期装置实现的。本项目采取准同期的并网操作方式,可以分别实现发电机与母线及电网与母线两种并网操作。实际并网条件: 电压差Δu≤ ± 10% UN; 频率差 Δf≤ ± ( 0. 05 Hz ~ 0. 25 Hz) ; 相位差 δ≤δ( 允许值)[2]。同期并网操作及发电机出口断路器操作电气原理图如图3,图4 所示。

在图3 中,同期系统采用三相接线方式,设置四条同期电压小母线,即母线电压小母线TQMa',待并系统电压小母线TQMa、TQMc和公用接地小母线YMb,同期开关1TK和同期开关2TK公用一个可抽出手柄。[2]当1TK打到“工作”位置时,同期装置从同期电压小母线TQMa、TQMc、YMb引入发电机的三相电压,从TQMa'、YMb引入母线的两相电压,当实际并网条件满足,由同期检查继电器TJJ发出合闸脉冲,短接下图4 中1BTM与2BTM,启动断路器DL合闸线圈HC,完成发电机与母线的并网。当2TK打到“工作”位置时,同理,同期装置从同期电压小母线TQMa、TQMc、YMb引入母线的三相电压,从TQMa'、YMb引入电网的两相电压,当实际并网条件满足,完成电网与母线的并网。

随着分布式发电大规模接入电网,对配电网的继电保护配置、系统短路电流水平、配电自动化系统功能应用、电能质量、现场作业安全等的影响将会突显。由于分布式发电大多属于用户侧并网,出力与负荷就近平衡,存在孤岛效应问题。针对孤岛效应问题,国内外先后制定的并网技术标准,均规定并网发电装置必须具备防孤岛保护功能[3]。本生物质发电系统与电力系统的配电网并联运行,当系统由于某种原因发生异常而停电时,就存在孤岛运行。本项目的孤岛检测,从自身电源容量,成本及实现的容易程度,利用电网断电时,因发电机出力与负荷的不平衡及负荷阻抗突变引起发电机输出端电压、频率急变的被动式检测方法。其检测判据如下式( 1) 和式( 2) :

其中U0,ω0为公共耦合点基准电压幅值和角频率,ΔP,ΔQ为孤岛发生之前电网提供的有功功率和无功功率,为负载的有功功率,无功功率及品质因数( R、L、C分别为负载的等效电阻、电感、电容) 。PLC实时采集发电机端口输出电压幅值及频率。当电压采样值超出85% U0< u < 110% U0范围,频率采样值,且延时时间到( 小于2 s)[4],则通过Q0. 0 发出跳闸指令。

3. 5 关键控制软件设计

关键软件系统由主程序和子程序模块组成,如图5 ~ 图10 所示。其中主程序模块是软件系统的主体部分,其主要任务是完成系统硬件自诊断和实现各子程序调用。子程序SBR0 在首次扫描实现模拟量通道、PID参数初始化及目标值设定; 子程序SBR1 实现气化炉启动控制; 子程序SBR2 实现气化过程温度、压力控制; 子程序SBR3 实现气化炉停止控制; 子程序SBR4 实现系统运行过程中负荷波动控制。在这五个子程序中,最为核心的是子程序SBR2 中的温度控制,因为温度是气化过程中最直接的重大影响因素,所以进一步给出气化过程温度调节控制工程设计动态结构图[5]如图11 所示。

相关研究表明,当生物质被加热到160 ℃ 时开始释放挥发份,上升到200 ℃ ~ 250 ℃ 时开始发生热分解,达到400 ℃ 时反应加剧,随后热解、燃烧、还原反应相互交织,当达到800 ℃ 左右时,产气效率、气体成分、气体热值、气化效率总体最为理想[6]。所以本项目中温度的目标设定值定为750 ℃ 。本气化炉的反应温度是由进料量和配风量配合实现,所以为了较好的实现目标温度的动态控制,整体采取速度内环、温度外环,并引入温度变化率内环的三环调节结构。其中,温度变化速率内环的引入,是因为温度具有滞后惯性,当温度变化时,通过该环节调节器可进一步修正进料电机转速和配风机转速,当逼近目标值时波动能进一步减小,最终快速趋于稳定。

4 工程应用

设计的自动控制系统已在昆明电研新能源科技开发有限公司承接的生物质燃气供热技改项目中成功投运,实现了气化过程温度( 750 ℃ ± 20 ℃ ) 、压力( - 500 Pa ~ - 300 Pa) 两个关键参数的稳定控制及与2T锅炉配ZS160 生物气燃烧机的联锁控制。工程投运2 年多来,运行良好。

5 结束语

工程运行中的结果表明,针对既定的气化装置及其工艺需求基于PLC控制的生物质能气化发电自动控制系统完全满足设计需求,为生物质新能源的推广应用从控制角度提供了一种有益的思路、方法参考。

参考文献

[1]黎柴左.生物质蓄热式气化工艺及主要关键基础问题研究[D].重庆:重庆大学动力工程学院,2012.

[2]邹仉平.实用电气二次回路200例[M].北京:中国电力出版社,2000.

[3]冯炜,林海涛,张羽.配电网低压反孤岛装置设计原理及参数计算[J].电力系统自动化,2014,38(2):85-86.

[4]王继东,张小静,杜旭浩,等.光伏发电与风力发电的并网技术标准[J].电力自动化设备,2011,30(11):1-2.

[5]陈伯时.电力拖动自动控制系统[M].2版.北京:机械工业出版社,1992.

井场发电机电效率自动监测系统研究 篇9

目前,钻井井场的电力系统主要依赖柴油发电机供应,但对其运行状况、工作效率,仍然没有一种科学、有效、精确的管理办法, 因此, 如何合理提升井场发电机的发电效率,成为“效率最大化”目标下首要解决的技术难点。设计研发该系统时,专门加入了单位耗油发电量(千瓦时/ 千克)的计量。具体设计思路是:在钻井阶段, 通过电压、电流互感器, 将高电压、大电流转换到电量表输入允许的量程范围内,计量发电机在单口井生产周期的发电量,以“千瓦时”作为计量单位。同时通过柴油发电机流量计统计的耗油总量,计算出钻井过程中每消耗一千克柴油的发电量,这是节能指标的一个参考标准。若发电机的效率严重降低且管理制度严谨,则可以考虑对设备进行维修保养或加入无功功率的设备补偿。本文主要研究基于单片机的井场发电机电效率自动监测系统。

2相关技术简介

利用多功能电力仪表进行电力测量, 能对井场电网中电流、电压、频率、有功功率、无功功率、功率因数、电能等参数同时监测,进行三排四位LED显示, Modbus-RTU通讯协议,方便编程设置或读取数据。其中, 电力仪表的输入电压和电流都有限制, 需要采用互感技术, 转化为适合量程的输入范围。同时, 由单片机实时采集电力仪表的测量值,配合GPRS技术,实现数据的远端传输,完成井场柴油发电机电效率的自动监测功能, 进而提出设备维修、维护及改进方案。

2.1单片机技术

本文采用ST C1 2 C5 6 1 6A D单片机[1]作为主控制器,协同各个模块共同工作。STC12C5616AD系列单片机是单时钟/ 机器周期的单片机,是高速/ 低功耗/ 超强抗干扰的新一代8 0 5 1单片机。指令代码完全兼容传统8 05 1,但速度快8- 12倍。内部集成MAX 81 0专用复位电路,2路PWM, 8路高速1 0位A/D转换, 针对电机控制、强干扰场合,工作电压在3. 5V~ 5. 5V之间。STC12C5616AD的P1口自带8路10位A/D转换器[2],速度可达250KHz。包含中央处理器(CPU)、程序存储器(Flash)、数据存储器(SRAM)、定时/ 计数器、 UART串口、串口2、I/O接口、PCA、看门狗、片内R /C振荡器和外部震荡电路等模块。

2.2GPRS无线数据传输技术

G P R S是通用无线分组业务[3]的缩写( G e n e r a lPacket Radio System),它采用TDMA方式传输语音, 采用分组的方式传输数据。GPRS方式[4]理论带宽可达171.2Kbps,是介于第二代和第三代之间的一种技术,通常称为2.5G。

系统设计中,G P R S通信模块将单片机控制器采集到的数据发送到特定公网IP的设定端口上,即控制中心管理系统的监听端口;并在发生故障时向控制中心发送远程报警信号。GPRS通信模块与单片机控制器的串行口进行全双工通信,向控制中心发送数据时遵循T C P / IP通信协议,数据稳定性好,可靠性高。

2.3互感器技术

电压互感器[5](Potential Transformer简称PT)和变压器很相像,都是用来变换线路上的电压。但是变压器变换电压的目的是为了输送电能, 因此容量很大, 一般都是以千伏安或兆伏安为计算单位;而电压互感器变换电压的目的,主要是用来给测量仪表和继电保护装置供电, 用来测量线路的电压、功率和电能, 或者用来在线路发生故障时保护线路中的贵重设备、电机和变压器, 因此电压互感器[6]的容量很小, 一般都只有几伏安、几十伏安, 最大也不超过一千伏安。

电流互感器[7](Current Transformer简称CT)的作用是可以把数值较大的一次电流通过一定的变比转换为数值较小的二次电流, 用来进行保护、测量等用途。 如变比为400/5的电流互感器,可以把实际为400A的电流转变为5 A的电流。在测量交变大电流时, 为便于二次仪表测量需要转换为比较统一的电流( 规定电流互感器的二次额定电流为5A或1A),另外线路上的电压都比较高, 直接测量是非常危险的。电流互感器[8]就起到变流和电气隔离的作用,它是电力系统中测量仪表、继电保护等二次设备获取电气一次回路电流信息的传感器, 电流互感器将高电流按比例转换成低电流,一次侧接在一次系统, 二次侧接测量仪表、继电保护等。

3电效率自动监测系统设计

井场发电机电效率监测部分: 如图1所示。该部分的待测物理量是柴油发电机发出的电压电流信号,这两个信号通过电压、电流互感器转换至电量变送器的允许输入量程范围内,通过电能表测量出实时的电压、电流、功率和电能等参数,利用RS485总线[9]传入单片机, 单片机对接收的信号进行分析处理,然后控制GPRS模块将处理后的数据以无线的方式传输出去, 送给上位机。同时,将柴油发电机消耗的柴油量与统计的发电量做比值, 得到柴油发电机的发电效率参数。

3.1电效率自动监测系统总体设计

柴油发电机效率监测部分主要由电压互感器、电流互感器、多功能电力仪表和单片机控制板组成。通过互感器将发电机输出的电压、电流信号数值转换为电能表允许的输入量程范围, 实时监测发电机的输出电压、输出电流、有功功率、无功功率及电能等物理量。同时利用GPRS通信模块,将RS485总线读取的测量数据值发送到指挥控制中心系统,可以绘制出各类电参量的实时运行曲线,并且和柴油发电机的流量计计量值相配合,计算出节能指标参数,即发电机的工作效率:每千克柴油的发电量。如果效率明显降低,可进行设备的维修保养。现场发电机实物如图2所示,信号采集位置如图3和4所示。

3.2电效率自动监测Modbus协议接口设计

电效率自动监测模块由多功能电力仪表和单片机控制板组成。数据传输时遵循Modbus-RTU协议[10], 采用ADM2587 E通信模块,与单片机的接口电路如图5所示。

Modbus-RTU协议是在一根通讯线上采用主从应答的通讯连接方式。首先, 主计算机的信号寻址到一台唯一地址的终端设备(从机),然后终端设备发出的应答信号以相反的方向传输给主机, 即: 在一根单独的通讯线上信号沿着相反的两个方向传输所有的通讯数据流(半双工的工作模式)。Modbus-RTU协议只允许在主机(PC、PLC等)和终端设备之间通讯,而不允许独立的终端设备之间进行数据交换, 这样各终端设备不会在它们初始化时占据通讯线路, 而仅限于响应到达本机的查询信号。

主机查询:查询消息帧包括设备地址、功能代码、数据信息码、校验码。地址码表明要选中的从机设备;功能代码告之被选中的从设备要执行何种功能,例如功能代码0 3或0 4是要求从设备读寄存器并返回它们的内容; 数据段包含了从设备要执行功能的任何附加信息;校验码用来检验一帧信息的正确性,提供了一种验证消息内容是否正确的方法, 它采用C R C 1 6的校准规则;

从机响应: 如果从设备产生正常的回应, 在回应消息中有从机地址码、功能代码、数据信息码和CR C1 6校验码。数据信息码则包括了从设备收集的数据:寄存器值或状态。如果有错误发生, 约定从机不进行响应;

数据段:包含了终端执行特定功能所需要的数据或者终端响应查询时采集到的数据。这些数据的内容可能是数值、参考地址或者设置值;

校验码:CRC16占用两个字节,包含了一个16位的二进制值。CRC值由传输设备计算出来,然后附加到数据帧上,接收设备在接收数据时重新计算CRC值,然后与接收到的C R C域中的值进行比较, 如果这两个值不相等, 就发生了错误。

3.3发电机无功功率补偿

当柴油发电机的发电效率明显降低时,可考虑适当的无功功率补偿。其基本原理是把具有容性功率负荷的装置与感性功率负荷并联接在同一电路,当容性负荷释放能量时, 感性负荷吸收能量, 而感性负荷释放能量时, 容性负荷却在吸收能量, 能量在两种负荷之间互相转换。这样,感性负荷所吸收的无功功率可由容性负荷输出的无功功率中得到补偿。

具体方法有: 并联电容器、同步补偿机( 调相机) 及静止型无功动态补偿装置(SVS)。

4井场燃油设备电效率数据统计及曲线分析

4.1井场燃油设备电效率数据统计

根据燃油设备流量监测部分和燃油设备电效率监测部分上传到控制中心管理系统的数据存储信息,对柴油发电机在各个时段的燃油发电效率做了初步统计,如表1所示:

根据表1 , 得到以下分析结论:

表1中统计了A1井队在2013年4月25日~4月28日期间,燃油设备另外一个节能参数——单位耗油发电量。测试数据按时段记录,分白天和晚上两部分。柴油发电机的电力输送主要提供给钻井平台的正常进尺、 钻井井场的板房用电以及极少部分的无功功率损耗。通过监测曲线可以得知: 若钻井停止, 极少板房需要供电照明的情况下,各相电流的值大概在6A~9A之间,发电机的输出功率会比较小;当钻井正常进行,且民用照明情况比较集中的情况下, 尤其是夜间时段, 各相电流值可以达到180A~203A之间,此时发电机的输出功率会明显增大。但无论任何时段,线电压和相电压的数值均比较稳定, 表明电力系统运行平稳, 没有出现设备故障或短路现象。

根据以上分析可以看出,若功率曲线或者电流曲线的数值较低时, 井场应处于休息或设备调整阶段, 如果持续一天左右的时间,应处于井场的搬家时段。若功率曲线或者电流曲线数值很大,应处于正常的起钻进尺周期阶段。由此,可以初步统计获得井场工作人员在整个钻井周期内正常的工作时间及休息、设备调整时间。

从单位耗油发电量这一参数可得:统计期间的最大效率可达1.2032KWh/Kg,应处于用电的高峰阶段(夜间) , 在逐渐完井时, 用电量减少, 发电机的发电量会降低,达到0.5822KWh/Kg。依统计,该口井在正常钻井期间,柴油发电机的发电效率集中在0. 9KWh /Kg~ 1. 2KWh/Kg之间。通过利用智能井场燃油设备效率在线监测系统,可以将以上情况细致的统计并获得直观的显示,方便指挥中心的管理人员,不必亲临现场,就可以得到最快捷的井场信息。

4.2井场燃油设备电效率曲线分析

对于柴油发电机的电效率监测部分,主要涉及到以下几组曲线: 三相线电压、三相相电压、三相相电流、 三相有功功率、三相无功功率、三相视在功率、三相电能、频率及燃油发电效率等, 如图6所示。

4.2.1燃油发电效率

燃油发电效率是这组曲线中最重要的参数之一,它反映了柴油发电机在正常运转期间,发电效率随时间的变化情况。曲线在一段时间范围内,并没有严格的规律遵循, 主要原因是用电设备不会一直处于工作状态, 会出现停机的情况, 造成电量表不计量, 但是为了维持固定的线电压和相电压,在相电流值为零或者较小的范围时,仍然需要柴油燃料的消耗,因此,曲线上会反映出时高时低的走势。所以, 观察柴油发电机效率是否降低, 并不是在一个周期内进行简单比较,那样没有实际的意义,而是需要一定的运行周期,比较同等走势的曲线,是否出现数值降低的情况, 一旦出现, 可以及时维护或修理柴油发电机, 保证发电效率最大化, 提倡节能生产。燃油发电效率的计算方法要结合燃油流量监测部分柴油发电机消耗柴油的累计流量值, 其表达式为:

式中W(n+40s)、M(n+40s)表示n+40s时刻接收的电能和油耗数值,W(n)、M(n)表示n时刻接收的电能和油耗数值,即每隔4 0 s计算一次,n是整数,燃油发电效率的单位:KWh/Kg,曲线如图7所示。

4.2.2三相电流

三相电流这个参数是通过电能表直接测量得到的, 对于星型连接的三相四线制方式,线电流的数值等于相电流的数值。通过三相电流曲线观察,各相电流值近似相等,在用电设备停用阶段,数值比较小,在正常钻井阶段,数值可达到180A左右,由此可以判断钻井井场实时的工作状况, 如图8所示。

4.2.3三相功率因数

三相功率因数这个参数是通过电能表直接测量得到的。这个参数是电网上对应的相电压与相电流的相位差φ的余弦值, 可以利用定时器得到反映电网频率f和相位差φ的时间来实现,其理论公式为:频率相位差。周期,故相位差可以进一步表示为

式中tφ和t180°由测量电路测得,即可实现功率因数的测定, 功率因数曲线如图9所示。

4.2.4三相电压

三相电压包括三相相电压和三相线电压,当柴油发电机正常开启时, 通过三相电压曲线观察, 三相相电压和三相线电压这两个参数基本不会发生变化, 输出稳定, 反应出发电设备及用电区域没有严重的短路现象, 如图1 0所示。其中,相电压是电能表实际测量的数值, 各相相电压与线电压之间满足公式:

4.2.5三相功率

三相功率主要包括有功功率、无功功率和视在功率这三类参数。其中,有功功率为柴油发电机发出的实际功率, 完全消耗在阻性负载上, 是供电系统中需要消耗的功率;无功功率是柴油发电机设备及用电设备中感性和容性负载上交换的功率, 虽然没有被消耗掉, 但是这部分功率不能用来带动负载设备, 是一种功率损失, 所以经常采用无功功率补偿的方法,弥补这一缺陷;视在功率是一个正数,如果有功功率用P表示,无功功率用Q表示, 视在功率用S表示, 则三者关系为:

三相功率曲线如图1 1所示。

4.2.6三相电能

三相电能主要包括正向有功电能、反向有功电能、感性电能和容性电能这四类参数。其中,反向有功电能是柴油发电机发出的能量, 是有功功率对时间的积分。感性电能和容性电能则是无功功率对时间的积分, 数值相比前者会小很多, 也是能量损失的一部分。如果反向有功电能用W表示, 其他电能用M表示, 则关系表示为:

电能曲线如图1 2所示。

4.2.7频率

电气自动化在发电厂的应用与发展 篇10

【關键词】监测 网络通讯 间隔层 站控层

随着技术的不断革新和进步，电气自动化开始兴起，颇受人们的欢迎，并得到了广泛的应用。发电厂中电气系统大都设备多，线路繁琐，管理十分困难，所以为了保证发电厂的运转正常，管理人员要对它的实时状态进行掌握，电气自动化系统能够对各个环节进行实时监测，管理便捷，在实现数据共享，协调机、电、炉的关系方面起着巨大的作用。在自动化技术不断改进的今天，发展电气自动化是企业的核心竞争力。

一、在发电厂的实际应用中电气自动化的基本功能

电气自动化系统他们的主要监测对象是监测各个设备设施的运行状态和他们其他的一些列参数，这个系统的功能主要是对各项设备进行实时监控，以及实现多项数据及时反馈的辅助功能。该辅助功能主要包括对远方修改进行校对核验，对故障进行诊断和状态检修，在线对设备进行控制管理，通过测控装置和脉冲信号实现对电量的统计等。在这个系统监控下的设备发生故障或者是异常的时候，电气自动化系统能够及时的发出警报，防止事故蔓延，在第一时间解决故障，避免带来更大的损失。除了自动报警装置，该系统还有设备开关次数报表和提供检修报表等功能。

二、火电厂中电气化系统的特点及构成

系统构成：我们以PDS-7000电厂电气自动化系统为例，来分析一下电气自动化系统的主要构成。

间隔层。间隔层主要包括升压站子系统、厂用电子系统、安全自动装置和故障录波。在开关场安装厂用电保护测控装置，节省了大量引入主控室的信号、控制、保护、和测量等所使用的电缆。每个间隔设备彼此相对独立，只通过现场总线和网络通讯层的设备进行通信，减少了二次接线，减轻了浪费和投资，减少了维护工作以及安装调试工作等等。

网络通讯层。网络通讯层主要包括通讯管理装置、规约转换装置、网络中继器、网络交换机。该层是站控层设备和间隔层设备之间的桥梁，起到了枢纽和连接的作用。

站控层。站控层主要包括服务器、操作员站、工程师站、通信服务器、不间断电源、卫星对时装置。该层设备可采用多种模式进行配置，不仅可以保证系统的整体可靠性，也增强了该功能的配置进行的更灵活合理。

系统特点：

1.开放性的设计思想。此设计思想满足了系统扩展的灵活性，在实现与其他智能设备的互相连接的同时保持了自身的完整性和系统性。

2.可靠性。保证了站控层通讯的开放性，快速性。采用短帧结构可以使传输时间短，防止受干扰；在保证间隔层数据传输的可靠性和实时性的同时还有系哦啊叫的自我检测和纠错措施。

3.实时性。在考虑了电厂中DCS系统对电气自动化设备检测控制的实时要求后，在传送方式上做了简化和更新，提高了响应的速度，保证了重要信息、遥控信息的时效性。

4.电气自动化的解决方案趋于完整。从电气自动化的分布结构，间隔层和设备，网络通信到系统监控各个方面完善电气自动化方案。

三、发电厂中电气自动化系统的发展现状

在一般的火力发电厂中，传统的发电运行模式早已经不能满足飞速发展的电力需求，大多数火电厂都建立了电气自动化系统，而且运行良好，取得了显著的成绩。但是，立足于当今，电力需求逐渐增长，企业竞争进一步加剧的今天来说，虽然电气自动化的综合技术在不断的进步，其使用范围也在进一步的扩大，而且一些核心技术的应用效果十分的显著，但是有许多新兴的技术已经在逐步发展起来。如：微机型电气系统等。

四、电气自动化系统在发电厂的未来发展趋势

随着科技的飞速发展，计算机的应用逐渐渗透到各个领域，ECS系统已经替代了传统的控制操作，如今智能操作，智能管理也逐步代替了计算机控制，主要表现在测控装置的独立和间隔层的保护两个方面。间隔层和测控单元由相对独立向着集测量、控制、保护。网络技术化的新应用。如今，工业化的以太网技术有着广泛的应用，它有以下主要特点：传输速率快、容量大切成本低。设备监控系统在以太网上的嵌入，使得以太网成为火电厂的电气自动化系统的发展方向。火电厂的自动化系统要在以太网上进行数据交换通信，实现电气自动化系统的功能，所以，一个良好的成功的网络结构对于火电厂的电气系统来说是成功的关键。所以，网络建设人员在进行网络规划的时候，要保证监控装置在整个通讯系统的良好运转。贯穿于整个网络中的集成网络配置和编程，集成的数据管理以及通讯功能就是全集成自动化技术。