下载文档原格式
《电力系统自动装置》复习题参考答案绪论复习思考题1、简述电力系统自动装置的作用。
答：电力系统自动装置是保证电力系统安全运行、稳定运行、经济运行和避免电力系统发生大面积故障的自动控制保护装置。
2、电力系统自动装置有哪些功能？答：电力系统自动装置的功能主要有：（1）配合继电保护装置提高供电的可靠性；（2）保障电网的安全运行，防止故障的进一步扩大；（3）保证电能质量，使电力系统稳定运行和经济运行。
3、电力系统自动装置有哪些类型？答：电力系统自动装置有自动操作型和自动调节型。
而自动操作型又可分为正常操作型和反事故操作型。
第一章复习思考题1、AA T装置有何用途？答：备用电源和设备自动投入装置的作用是在当工作电源因故障被断开后，能自动、迅速地将备用电源或设备投入工作或将用户切换到备用电源上，使负荷不至于停电的一种自动装置，保证用户供电的可靠性和电力系统安全运行。
2、对AAT装置有哪些基本要求？答：AA T装置应满足以下基本要求：(1)保证工作电源或设备断开后，备用电源或设备才能投入；(2)工作母线突然失压时AA T应能动作；(3)AAT装置应保证只动作一次；(4)发电厂用AA T装置运行方式应灵活；(5)应校验AAT动作时备用电源过负荷情况；(6)备用电源投于故障时应使其保护加速动作；(7)AAT装置动作过程应使负荷中断供电的时间尽可能短。
3、为什么要求AAT装置只能动作一次？答：当工作母线发生持续性短路故障或引出线上发生未被出线断路器断开的持续性故障时，备用电源或设备第一次投入后，由于故障仍然存在，继电保护装置动作，将备用电压或设备断开。
此后，不允许再次投入备用电压或设备，以免对系统造成不必要的冲击，因此，AA T 装置只能动作一次。
4、简述明备用和暗备用的含义。
答：明备用方式是指备用电源在正常情况下不运行，处于停电备用状态，只有在工作电源发生故障时才投入运行的备用方式。
暗备用方式是指两个电源平时都作为工作电源各带一部分自用负荷且均保留有一定的备用容量，当一个电源发生故障时，另一个电源承担全部负荷的运行方式。
无扰动备用电源切换装置（SID-40A）操作说明一、面板指示灯说明二、操作说明方式一：运行方式：Ⅰ段进线开关合位；Ⅱ段进线开关合位；母联开关分位；操作方式：合上母联开关，断开Ⅰ段进线开关1、将I、II段进线柜及母联柜“远方/就地”转换开关打至“备投”位置；备自投装置闭锁开关打至“退出”位置。
2、将母联柜上的转换开关打至“切1”位置。
3、按“手动回切”按钮。
装置先合上母联开关，后分开Ⅰ段进线开关。
操作方式：合上母联开关，断开Ⅱ段进线开关1、将I、II段进线柜及母联柜“远方/就地”转换开关打至“备投”位置；备自投装置闭锁开关打至“退出”位置。
2、将母联柜上的转换开关打至“切2”位置。
3、按“手动回切”按钮。
装置先合上母联开关，后分开Ⅱ段进线开关。
方式二：运行方式：Ⅰ段进线开关合位；Ⅱ段进线开关分位；母联开关合位；操作方式：合上Ⅱ段进线开关，断开母联开关1、将I、II段进线柜及母联柜“远方/就地”转换开关打至“备投”位置；备自投装置闭锁开关打至“退出”位置，切1、切2转换开关打至“退出”位置。
2、按“手动回切”按钮。
装置先合上Ⅱ段进线开关，后分开母联开关。
方式三：运行方式：Ⅰ段进线开关分位；Ⅱ段进线开关合位；母联开关合位；操作方式：合上Ⅰ段进线开关，断开母联开关1、将I、II段进线柜及母联柜“远方/就地”转换开关打至“备投”位置；备自投装置闭锁开关打至“退出”位置，切1、切2转换开关打至“退出”位置。
2、按“手动回切”按钮。
装置先合上Ⅰ段进线开关，后分开母联开关。
三、故障情况下切换逻辑运行方式：Ⅰ段进线开关合位；Ⅱ段进线开关合位；母联开关分位；故障切换是自动进行的，包括以下两种情况：母线失压启动：当母线三个线电压均低于整定值且时间大于所整定延时定值时，装置根据选定方式进行串联或同时切换。
工作电源开关误跳启动：因各种原因（包括人为误操作）引起工作电源开关误跳开，装置可选择串联切换模式。
一、概括备用电源自动投入装置( 以下简称 BZT 装置 ) 的作用是：当正常供电电源因供电线路故障或电源自己发惹祸故而停电时，它可将负荷自动、快速切换至备用电源，使供电不至中断，进而保证公司生产连续正常运行，把停电造成的经济损失降到最低程度。
备用电源的配置方式好多，形式复杂，一般有明备用和暗备用两种基本方式。
系统正常运行时，备用电源不工作，称为明备用；系统正常运行时，备用电源也投入运行的，称为暗备用，暗备用其实是两个工作电源的互为备用。
主要有低压母线分段断路器备自投、内桥断路器备自投和线路备自投三种方案。
在公司高、低压供电系统中，只有重要的低压变电所和6kV 及以上的高压变电所，才装设了 BZT 装置。
但因供电系统主接线方式大多半为单母线分段接线或桥接线方式，故一般采用母联断路器互为自动投入的BZT装置。
在过去，不管是新建变电所，仍是改造老变电所，设计的BZT装置均由传统的继电器来实现，这类BZT装置因设计不完美或继电器自己存在的问题，而发生的拒动或误动故障率较高，所以有些公司用户供电系统虽已装设了BZT 装置，但考虑到发惹祸故时不扩大停电事故，将其退出，这样 BZT 装置的作用就没有发挥出来。
近年来，跟着微机BZT 装置的不断完美与快速发展，在一些老高压变电所的改扩建及新建高压变电所的设计中，逐渐宽泛采纳分段断路器微机备用电源自动投入装置( 以下简称微机BZT 装置)。
目前，很多公司用户在高压供电系统中为什么要采纳微机BZT 装置呢 ?是因为该装置与传统的 BZT 装置对比较，拥有以下很多特色和长处，因此在工业公司的高压供电系统中获取了宽泛的应用。
（1）装置使用直观简易。
能够在线查察装置所有输入沟通量和开关量，以及所有整定值，预设值、刹时采样数据和大多半事故剖析记录。
装置液晶显示屏状态行还及时显示装置编号、目前工作状态，目前通信状态、备自投“充电”、“放电”状态以及目前可响应的键。
（2）装置测试方便，工作量小。
负荷快速切回定义发生严重故障（机组突然与电网解列:即送电负荷突然Trip）或TB Trip 时，此时RB不嗯那个适应需求，需要FCB，分两种情况：甩负荷至厂用电机组用电负荷突然Trip，为了维持使机组仍能维持厂用电运行，即不停机不停炉，FCB使机炉均维持在最小负荷发电机、汽轮机跳闸FCB使汽机RB或停机，锅炉产生的蒸汽通过旁路系统输出，锅炉继续维持最小负荷，即停机不停炉，现在一般的FCB都指这种情况1000MW超超临界机组控制系统新技术的应用北极星电力网技术频道作者:姚峻 2009-3-31 17:04:34 (阅884次)关键词: 超超临界机组直流锅炉机组协调控制1000MW超超临界机组控制系统新技术的应用姚峻（华东电力试验研究院有限公司，上海200437）摘要：结合在上海外高桥三厂1000MW超超临界的工程实践，对1000MW机组的工艺系统的配置、机组控制系统的配置进行了介绍，并比较详细地分析了FCB功能的实施过程，还重点阐述了新型协调控制系统的设计与投用。
关键字：超超临界机组、直流锅炉、机组协调控制、FCB1 外高桥三厂1000MW机组的主要设备与配置锅炉是上海锅炉厂引进ALSTOM技术，塔式，超超临界直流炉，采用一次再热、四角切圆燃烧、螺旋水冷壁变压运行。
汽机是上海汽轮机厂引进SIEMENS技术，四缸四排汽、单轴、发动凝汽式、双背压汽轮机。
机组配置发电机出口断路器（GCB）。
旁路系统配置了100%BMCR高压旁路，同时兼做锅炉高压安全门，低压旁路容量是65%BMCR，另配100%再热安全门。
采用单列高加。
采用单台100%BMCR的ALSTOM进口的汽动给水泵，自带独立凝汽器和小凝泵，不设电动给水泵。
2 外高桥三厂1000MW机组的控制系统配置外高桥三厂1000MW机组采用一体化的控制系统，DCS、DEH、旁路控制都采用了SIEMENS 的T3000系统，仅仅是单台小汽机的MEH由小汽机供应商德国ALSTOM提供。
一级用电负荷设备的双电源投切时间及联锁技术措施一级用电负荷设备的双电源投切时间及联锁技术措施，是指在一级用电设备中采用双电源系统进行供电，以确保设备运行稳定、安全可靠。
双电源系统是通过主电源和备用电源之间的切换，实现在主电源故障或维护时无缝切换至备用电源，以保障设备正常运行。
在实际工程应用中，双电源系统需要合理的投切时间和有效的联锁技术措施，才能充分发挥其作用。
本文将围绕一级用电负荷设备的双电源投切时间及联锁技术措施展开探讨。
一、双电源系统的投切时间1. 主电源故障时的投切时间在一级用电负荷设备中，主电源故障时，双电源系统需要快速、可靠地切换至备用电源，以避免设备停机影响生产。
根据实际情况，一般要求主电源故障时的投切时间在毫秒级别，确保切换过程瞬间完成，避免对设备造成影响。
2. 主电源恢复时的投切时间当主电源故障修复后，双电源系统需要同样快速、可靠地切换回主电源，以恢复正常供电状态。
在这种情况下，投切时间同样需要在毫秒级别，以确保切换过程对设备影响最小，保证设备稳定运行。
二、联锁技术措施1. 负荷侧联锁在双电源系统中，为了确保切换的安全可靠，需要对设备的负荷侧进行联锁。
即在进行投切切换时，需要确保负荷侧的设备已经处于无负载状态，避免因负载存在而造成切换过程中的冲击。
2. 电源侧联锁双电源系统中，电源侧也需要进行联锁，确保主备电源在切换时不会发生短路或其他危险情况。
电源侧联锁需要确保主备电源之间的隔离，避免切换过程中发生电气故障。
3. 硬件与软件联锁双电源系统的联锁技术既包括硬件控制，也包括软件保护。
硬件联锁主要通过断路器、接触器等设备实现，而软件联锁则通过程序逻辑实现，以确保切换过程的逻辑合理、稳定可靠。
以上是一级用电负荷设备双电源投切时间及联锁技术措施的相关内容，双电源系统在实际应用中，可根据具体要求进行设计和实施，以确保设备运行的稳定、安全可靠。
热工要点复习题Q、什么是被调对象、被调量、给定值、扰动、调节作用量、调节机关？答：被调对象：被调节的生产设备或生产过程。
被调量：通过调节需要维持的物理量。
给定值：根据生产要求，被调量的规定数值。
扰动：引起被调量变化的各种原因。
调节机关：在调节作用下，用来改变进入被调对象的物质或能量的装置。
调节作用量：在调节作用下，控制被调量变化的物理量Q、自动调节系统按给定值如何分类？按结构又如何分类？答：按给定值：恒值调节系统、程序调节系统、随机调节系统按结构：反馈调节系统、前馈调节系统、复合调节系统Q、调节系统的性能指标有哪些？答：稳定性、准确性、快速性Q、什么是静态特性、动态特性、传递函数？答：静态特性：在平衡状态时，输出信号和引起它变化的输入信号之间的关系。
动态特性：在不平衡状态时，输出信号和引起它变化的输入信号之间的关系。
传递函数：线性定常系统在零初始条件下，系统（或环节）输出信号的拉普拉斯变换与输入信号的拉普拉斯变换之比。
Q、什么是有自平衡能力对象？无自平衡能力对象？内扰？外扰？答：（1）有自平衡能力对象：指对象在阶跃扰动作用下，不需要经过外加调节作用，对象的输出量经过一段时间后能自己稳定在一个新的平衡状态。
（2）无自平衡能力对象：指对象在阶跃扰动作用下，不经过外加调节作用，对象的输出量不能自己稳定在一个新的平衡状态。
（3）内扰：经过调节通道作用到对象上的扰动（4）外扰：经过干扰通道作用到对象上的扰动Q、工程上常用的调节系统的分析方法有哪两种？答：时域分析法和频域分析法Q、分析比例带δ、积分时间Ti、微分时间TD,对调节质量的影响（静态指标、动态指标、衰减率）？答：（1）比例带δ对调节质量的影响1、减小比例带可以获得较小的静态偏差和动态偏差；2、比例带减小，调节作用越强，会使系统震荡剧烈，衰减率减小，降低稳定型。
（2）积分时间Ti 对调节质量的影响1、积分作用使静态偏差为零，积分时间越小，积分作用越强；2、积分作用的增强使衰减率减小；3、积分作用的增强使动态偏差减小。
负荷快速切回定义发生严重故障（机组突然与电网解列:即送电负荷突然Trip）或TB Trip 时，此时RB不嗯那个适应需求，需要FCB，分两种情况：甩负荷至厂用电机组用电负荷突然Trip，为了维持使机组仍能维持厂用电运行，即不停机不停炉，FCB使机炉均维持在最小负荷发电机、汽轮机跳闸FCB使汽机RB或停机，锅炉产生的蒸汽通过旁路系统输出，锅炉继续维持最小负荷，即停机不停炉，现在一般的FCB都指这种情况1000MW超超临界机组控制系统新技术的应用北极星电力网技术频道作者:姚峻 2009-3-31 17:04:34 (阅884次)关键词: 超超临界机组直流锅炉机组协调控制1000MW超超临界机组控制系统新技术的应用姚峻（华东电力试验研究院有限公司，上海200437）摘要：结合在上海外高桥三厂1000MW超超临界的工程实践，对1000MW机组的工艺系统的配置、机组控制系统的配置进行了介绍，并比较详细地分析了FCB功能的实施过程，还重点阐述了新型协调控制系统的设计与投用。
关键字：超超临界机组、直流锅炉、机组协调控制、FCB1 外高桥三厂1000MW机组的主要设备与配置锅炉是上海锅炉厂引进ALSTOM技术，塔式，超超临界直流炉，采用一次再热、四角切圆燃烧、螺旋水冷壁变压运行。
汽机是上海汽轮机厂引进SIEMENS技术，四缸四排汽、单轴、发动凝汽式、双背压汽轮机。
机组配置发电机出口断路器（GCB）。
旁路系统配置了100%BMCR高压旁路，同时兼做锅炉高压安全门，低压旁路容量是65%BMCR，另配100%再热安全门。
采用单列高加。
采用单台100%BMCR的ALSTOM进口的汽动给水泵，自带独立凝汽器和小凝泵，不设电动给水泵。
2 外高桥三厂1000MW机组的控制系统配置外高桥三厂1000MW机组采用一体化的控制系统，DCS、DEH、旁路控制都采用了SIEMENS 的T3000系统，仅仅是单台小汽机的MEH由小汽机供应商德国ALSTOM提供。
控制器功能按照工艺分配，机组DCS+DEH共配置21+4对控制器，公用DCS配置3对控制器。
最终的机组DCS的IO点在12500点左右。
T3000系统基于windows的操作系统，逻辑组态与画面组态采用统一的工具，使用与维护很方便，历史数据处理的功能十分强大，具备灵活便捷的逻辑在线组态功能。
3 控制系统功能设计、调试的特点3．1 热控设计与调试的规范化对机组调试前，对机组的控制功能进行了全面细致的规划和确认，进行了大量的具体组态逻辑的优化，并编写DCS/DEH等所有系统的功能校验卡，使机组的热控设计具备高起点。
在整个机组调试过程中，注重调试文档的规范化，这有利于及时有效地发现存在的问题。
所用回路的调试都使用功能校验卡进行功能确认，并同步整理各类保护、控制、报警等的设定值清单，编写主要控制回路和系统的控制说明。
3．2 推进机组控制技术的创新在1000MW机组的功能设计与调试的过程中，积极推进机组控制技术的创新。
比如在机组保护回路中大量采用了具有智能判断与处理功能的逻辑回路，又如配合机组特殊的启动方式而设计的旁路控制方式，又如全新的热值修正回路的设计等等，下面重点对机组FCB功能的实现和新型协调控制系统的设计与实施进行介绍。
4 1000MW机组FCB功能的实现FCB功能对电网的安全性和机组的可靠性具有十分重要的意义。
在电网出现突发性故障时，具备FCB功能的机组可以快速减负荷并立刻转为带厂用电“孤岛运行”，成为故障电网中的“星星之火”，随时可以恢复对外送电，这样就会大大缩短电网的恢复时间。
具备FCB功能的机组还降低了机组自身汽轮发电机故障时锅炉的停运率，能够实现停机不停炉，只要锅炉不停就容易比较快地恢复送电，这就大幅度提高了机组的可用率和经济性。
[1]4．1 有利于FCB成功的系统配置从热力系统角度而言，维持机组的工质平衡和能量平衡是成功实现FCB的关键要点，外高桥三厂采用的大旁路设计有利于工质和能量的平衡，在除氧器容量、再热安全门的类型、#7高加的运行方式、给水泵汽源内切换的方式等方面也都有利于FCB工况下汽水工质的快速平衡。
[2]（1）大容量旁路系统。
配置100%高压旁路+65%低压旁路，非常有利于FCB发生时工质的平衡。
（2）给水泵汽源采用内切换方式。
外高桥三厂的单台给水泵的低压汽源（汽机第5级抽汽）和高压汽源（冷再蒸汽）分别经不同的调门引至与之参数匹配的调节级喷嘴组，两路汽源可以单独带至满负荷，也可同时运行，汽源切换迅速。
在FCB发生抽汽汽源失去时，冷再蒸汽能够快速跟上，从而使给水泵转速控制平稳，给水流量波动小。
4．2 FCB工况下机组的控制FCB功能是完全依赖于机组的控制系统而实现的，FCB工况是发电机组最大的工况扰动，是对整个机组所有的保护、调节和程控系统的综合检验。
4．2．1 梳理机组所有保护、调节和程控回路“细节决定成败”这句名言非常适用于FCB工况下机组的控制，机组众多的控制子回路在FCB 工况下都要经受最大扰动的考验，任何回路的控制出现问题都可能导致FCB的不成功。
对于单台汽动给水泵的控制，若给水泵保护或控制不当，出现跳闸，那么机组就MFT了，FCB就无从谈起，而在FCB工况下由于扰动太大，又极易发生小汽机或给水泵的跳闸。
再如凝泵及凝结水系统，会因为低旁喷水骤升、汽机抽汽的失去等的影响引起凝结水流量的大幅变化，水位控制回路必须将除氧器、凝汽器、加热器水位控制在安全合适的范围内。
值得注意的是：信号坏质量、偏差大切手动也是FCB不成功的一大杀手，而FCB时工况变化剧烈，又恰恰是测量信号容易越限故障的工况，所以信号处理必须十分小心。
4．2．2 FCB主控制回路与FCB直接关联的主控制回路并不十分复杂，DEH侧相对独立，主要任务是维持汽机3000rpm运行，转速稳定是带厂用电FCB成功的前提。
DCS侧的协调控制回路按RB控制方式执行，快速减负荷至50-55%左右。
高旁接受快开指令，几秒后转入与锅炉燃烧率相关的压力控制。
4．3 1000MW工况下FCB试验过程及分析4．3．1 RB试验和甩负荷试验在机组FCB试验前，必须先完成机组的RB试验和甩负荷试验，100%RB试验的成功可以证明锅炉在大幅度快减负荷后能够稳定运行，甩负荷试验成功则证明汽机的调速系统能够在瞬间失去负载的极端工况下保证汽轮发电机不超速，能够维持3000rpm的转速。
外高桥三厂第一台机组在08年3月12-13日成功完成1000MW工况的RB试验，在3月15-16日成功完成了75%和100%机组甩负荷的试验。
4.3．2 1000MW工况下FCB试验及分析3月18日23:59，外高桥三厂第一台机组进行了1000MW 满负荷下FCB的试验，试验过程非常理想，机组的主要运行参数都比较平稳。
机组负荷由试验前的1009MW瞬间至带厂用电的34MW，大约7min后，机组再次并网。
（1）汽机转速汽轮发电机转子最高转速3162rpm，最低转速2951rpm，大约45s后转速就趋于稳定，转速变化及汽机调门的动作见图1。
图1：1000MW负荷FCB时，汽轮发电机的转速曲线（2）机组的工质及能量的平衡当FCB发生后，除氧器/凝汽器的水位未出现大幅度波动，且比较快就恢复平稳了，具体参数变化见图2，实现了工质及能量的快速平衡。
这主要得益于如下几点：①FCB发生后，高旁快开，然后转入压力控制，低旁调节开进入压力控制，高/ 低旁的压力控制比较理想。
调节型的再热器安全门#1/#4在FCB发生15s后开出，约70s后完全关闭，安全门#2/#3未开。
在安全门动作后凝汽器的补水非常及时，凝补水流量瞬间最大接近160t/h。
由于再热安全门动作时间并不长及补水合适，这是凝汽器/除氧器水位未出现大幅波动的原因之一。
②FCB 发生后，除氧器压力变化比较平滑，从FCB发生时的1055kPa滑降至560kPa，这主要得益于冷再至除氧器调压门的及时打开，冷再至除氧器调压门的快速动作既对工质平衡十分有利，同时对稳定除氧器及给水泵的安全运行也很重要。
③FCB发生后，由于低旁喷水调门迅速开足，低旁喷水最大时达1000t/h，造成凝结水流量最大达2942t/h，备用凝泵及时自启动，8min20s后又自动恢复单台凝泵运行，凝泵出口调门调节及时，整个凝结水系统工作正常。
图2：1000MW负荷FCB时，除氧器/凝汽器水位等的变化。
（3）锅炉的水动力及分离器出口温度的变化FCB发生后，代表锅炉煤水比及部分反映水动力工况的分离器出口温度变化较平滑，始终保持在比较合适的过热度范围，见图3，这对直流锅炉在极端工况下汽温的走势是最关键的。
分离器出口温度平稳的主要原因有3条：①机组的控制系统充分考虑了动态煤水比的关系，给水指令与燃料指令匹配合理，包括跳磨的时间间隔都经过了比较准确的测算。
②FCB发生时高旁打开使得#7高加的汽源仍然存在，#7高加仍然保持运行，锅炉进水温度减小并不明显。
③由于给水泵汽源切换比较平滑，整个FCB过程中给水泵转速在受控状态，给水流量因小汽机缺汽的影响较小。
图3：1000MW负荷FCB时，锅炉主要参数的变化。
在机组正常运行中，两台机组也发生了几次FCB的工况，FCB都获得了成功。
比如，08年4月8日外三#1机组在1000MW满负荷运行时，由于发电机转子接地误动作引起发电机跳闸，触发FCB，FCB也获得成功，FCB功能在机组实际运行中接受了考验。
5 新型协调控制系统的设计和投用5．1 新型协调控制系统的设计思路外高桥三厂1000MW超超临界汽轮机是引进SIEMENS技术，无调节级且纯滑压运行，为了保证机组最优的经济性，机组运行中汽机调门始终全开。
纯滑压运行的机组，无节流损失，经济性最优，但负荷调节响应最差。
为了在保证机组经济性的基础上，解决超超临界机组变负荷能力差的难题，外高桥三厂1000MW机组采用了基于凝结水节流的协调控制策略，该技术与传统的火电机组协调控制方式有很大的差异，由于汽机调门全开，协调控制主要是协调锅炉侧的燃烧率与汽机回热系统间能量平衡的关系，该技术在国内属于首次应用。
所谓采用凝结水节流技术是指在机组变负荷时，在凝汽器和除氧器允许的水位变化内，改变凝泵出口调门的开度，改变凝结水流量，从而改变抽汽量，暂时获得或释放一部分机组的负荷，如加负荷时，关凝汽器出口调门，减小凝结水流量，从而减小低加的抽汽量，增加蒸汽做功的量，使机组负荷增加，减负荷时反之亦然。
凝结水节流的特性试验也证明了凝结水节流对负荷变化的有效性[3]。
凝结水节流技术只能够解决变负荷初期的负荷响应，能够改善由于锅炉侧的滞后而产生的的负荷响应的延时，但最终的负荷响应仍然需要锅炉侧燃烧率的变化，所以锅炉侧的协调控制策略仍然十分重要，而且需要与凝结水节流技术相配套。
