水电站及水电机组的控制

1、水电站设备及控制主要内容主要内容发电站分类及及简介发电站分类及及简介水电站设备介绍水电站设备介绍监控系统与各设备关联监控系统与各设备关联水电站机组控制水电站机组控制其他水电站介绍其他水电站介绍1.发电厂的分类发电厂的分类 1.1 按电厂在电网中承担的任务分类：按电厂在电网中承担的任务分类： 基荷电厂 （年工作时间：5000小时以上） 腰荷电厂 （年工作时间： 2000 5000小时） 峰荷电厂 （年工作时间：2000小时以下） 1.2 按电厂的能量来源和工作方式分类：按电厂的能量来源和工作方式分类： 以煤为燃料的火力发电厂 燃气发电厂 燃油发电厂 水力发电厂 抽水蓄能电厂空气压缩蓄能电厂其他能

2、源电厂（原子能、太阳能、风能、地热、潮汐等）1.3 水力发电厂分类水力发电厂分类1.3.1根据工作水头分类： 高水头 （水头：250m）中水头 （水头：50m250m） 低水头 （水头：50m）1.3.21.3.2根据根据水工建筑：水工建筑：河谷蓄能坝式水电站 （需建筑大坝）径流式水电站 （各季水流变化很小、低坝、库容小）引水式水电站 （河床坡度陡峭、落差大、低坝）抽水蓄能电站 （合适的天然水库、近负荷中心）1.3.3 水轮机的分类水轮机的分类 将水能转变为旋转机械能的水力原动机叫做将水能转变为旋转机械能的水力原动机叫做水轮机水轮机 水轮机分成两种主要类型：水轮机分成两种主要类型： 冲击式水轮

3、机 反击式水轮机水轮发电机组整体效果图 冲击式水轮机冲击式水轮机 利用水流的动能做功的水轮机为冲击冲击式式水轮机。以水斗式水斗式水轮机为代表，主要应用在高水头小容量电站。 反击式水轮机反击式水轮机 利用水流的势能与动能做功的水轮机为反击式反击式水轮机。分为混流式、轴流式、轴流转浆式、斜流式水轮机，按其结构还可分为定桨式和转桨式水斗式水轮机水斗式水轮机 恒压水轮机 高水头，水头变幅300m1800m 三大基本组成部件：喷嘴、转轮、机壳斜击式水轮机混流式水轮机蜗壳轴流式水轮机转轮反击式水轮机反击式水轮机分为混流式、轴流式、轴流转浆式、斜流式水轮机混流式水轮机转轮 混流式水轮机混流式水轮机 在混流式

4、水轮机中，水流径向进入导水机构，轴向流出转轮。 使用最广泛，适用的水头范围宽，单机容量大，多为立式布置。 基本组成部件：蜗壳、座环、导叶、转轮、尾水管。轴流式水轮机轴流式水轮机 轴流式水轮机轴流式水轮机 水流为轴向流动的反击式型水轮机。在轴流式水轮机中，水流径向进入导叶，轴向进入和流出转轮。应用于低水头电站。 斜流式水轮机斜流式水轮机斜流式水轮机斜流式水轮机 流道与轴线斜交，转轮叶片能够转动的水轮机。造价高，结构复杂，应用较少。 贯流式水轮机贯流式水轮机 贯流式水轮机贯流式水轮机 贯流式水轮机中，水流沿轴向流进导叶和转轮。 贯流式水轮机有多种结构，使用最多的是灯泡式水轮机 ，特别适用于水头为3

5、20米的低水头电站 。 卧式混流式水轮机三峡电厂发电机转子起吊返回2 2、水电站介绍、水电站介绍水工建筑物（大坝、引水隧道、调压井、压力钢管、尾水渠）主机（水轮机、发电机）主要辅助设备（励磁、调速器、保护、监控、辅机等）送变电设备（母线、断路器、隔离刀闸、变压器、GIS等）2.1.12.1.1大坝大坝2.1水工建筑物水工建筑物 土石坝，又可分为土坝和堆石坝 混凝土重力坝或砌石重力坝 混凝土拱坝 混凝土支墩坝 溢流坝2.1.22.1.2引水隧道引水隧道 有压隧道（圆形） 无压隧道（马蹄型）2.1.32.1.3调压井（调压池）调压井（调压池）引水隧道较长，机组快速停机产生严重的水锤效应，通过调压井

6、释放压力2.1.42.1.4压力钢管压力钢管水轮机主阀门前至调压井或隧洞或水库的金属管道2.1.42.1.4尾水系统尾水系统椎管、肘管、扩散段2.2 水电站的主机水电站的主机2.2.1 水轮机 （1） 组成组成 水轮机包括以下部件： 转轮（转轮叶片） 窝壳（导水机构）座环（导叶的固定装置） 导叶（活动导叶、固定导叶，控制流量设备）顶盖（水轮机室基础密封）轴承（水导、下导、上导、推力，支撑设备）密封（工作密封、检修密封）其他（底环、控制环、接力器等）（2）设计参数设计参数 额定转速： N=（频率*120）/ 磁极数飞逸转速： 飞逸转速是指水力机组突然甩负荷而调速机构失效时所达到的转速，飞逸转速的

7、数值为 水斗式水轮机1.85N 混流式水轮机1.65N1.8N 轴流转桨式水轮机1.9N2.2N 水轮机效率工作水头吸出高程、拐点水工计算，主机厂家提供。 （1） 组成组成 水轮发电机为三相交流同步发电机，包括以下部件： 定子安装枢绕组 转子安装磁极，直流电流励磁 轴承推力轴承、导轴承。2.2.2 发电机 (2) 立式混流式水轮机推力导轴承的安装位置：立式混流式水轮机推力导轴承的安装位置： 1个推力轴承，一般安装在发电机转子下部，有时在水轮机蜗壳以上或转子上部 2个推力轴承，一般一个安装在发电机轴顶部，另一个在水轮机轴顶部 推力轴承是机组转子、大轴、转轮在运行状态下的垂直受力部件，在检修时一般

8、用风闸将转子顶住。（3 3）冷却和润滑）冷却和润滑 轴承的正常冷却，由加压循环水来完成；轴承的润滑有两种方法：一种为转速在额定转速的10%之内时，高压油顶起转子0.050.07mm，形成油膜；另一种为启动之前，用制动闸将转子顶起6mm约3min，形成油膜。发电机的冷却消除定子、转子内铜损、铁损的所产生的热量，一般采用密封循环的空气冷却系统或水冷却系统来完成。 （3）设计参数设计参数 额定频率额定电压额定功率因数（功角）额定电流短路电抗绝缘等级出线方式铜损、铁损2.3.12.3.1励磁系统励磁系统2.3辅助设备辅助设备(1) 组成部分 励磁变（电源点） 功率柜（调节器） 灭磁柜（灭磁开关、灭磁电

9、阻）(2) 作用通过可控硅控制励磁电流大小来控制无功功率（电压）通过逆变灭磁或直接跳灭磁开关来切断励磁电流2.3.22.3.2调速系统调速系统(1) 组成部分 电控制柜 机控制柜 油压装置(2) 作用并网前：通过控制接力器行程来控制导叶（浆叶）开度从而控制机组过水流量来改变机组出力，控制机组的转速（频率）跟踪网频或标准50HZ并网后：改变导叶开度在保证频率的基础上来控制有功功率2.3.32.3.3保护设备保护设备(1) 分类 发电机保护、变压器保护、发变组保护、母线保护、线路保护、厂用电保护、电抗器保护等(2) 作用迅速切除故障点，保证无故障设备的稳定运行。电力系统对保护设备的要求：快速性、选

10、择性、灵敏性、可靠性。2.3.42.3.4监控系统监控系统(1) 组成部分 上位机系统（主机、操作员站、工程师站、通讯服务器、WEB服务器、交换机、GPS设备等下位机（LCU)配电柜、UPS（逆变电源）(2) 作用提供各设备状态监视和控制界面，完成机组各种工况之间的自动转换，自动声光报警、报表、历史曲线、事故追忆、WEB浏览、操作指导、通讯等功能2.3.52.3.5辅机系统辅机系统(1) 组成部分 油系统（各种油泵及控制回路，油罐、油管路）水系统（技术、消防、检修，水泵及控制回路）气系统（高压或中压气系统、低压气系统）(2) 作用为主机正常运行提供安全保证：冷却、润滑、操作压力、检修时排水，渗

11、漏排水、消防用水等。2.3.62.3.6直流系统直流系统(1) 组成部分 直流屏（整流柜、馈电柜、充电机、绝缘监察）蓄电池组（蓄电池按极性串联成组）直流环网（直流开关、电缆）(2) 作用提供厂内各种电磁阀、励磁系统、逆变电源、还有部分其他电气设备的工作电源。2.3.72.3.7蝶阀（球阀）系统蝶阀（球阀）系统(1) 组成部分 主阀门（关闭机组进水）旁通阀（为主阀两侧平压）油压装置（提供操作压力）附件（重锤、锁锭等）(2) 作用在需要检修导叶或窝壳、停机时导叶漏水、紧急停机、或机组大修时需要关闭蝶阀或球阀。有些电站使用快速平板门代替。蝶阀开启和关闭事件比较长，一般停机时不需要关闭。2.3.82.

12、3.8厂用电系统厂用电系统(1) 组成部分 厂用变压器（正常工作时电源）分段母线及开关（多电源点供电方便切换）柴油发电机（备用电源）备自投（厂用电快速恢复、切换）(2) 作用为全厂各辅助设备提供可靠的工作电源，一般厂用电电源点有机端、近区变、柴油发电机。2.3.92.3.9闸门系统闸门系统(1) 组成部分 闸门（平板门或弧形门）启闭机（卷扬式或液压式）闸门电源系统（提供闸门系统所有设备用电）闸门控制系统（自动完成人工开、关门指令）(2) 按所在位置分类进水口闸门尾水闸门大坝闸门（泄洪闸、冲沙闸、溢流闸）检修闸门（泄洪闸、冲沙闸有检修闸门）(4)按闸门形状分类 平板闸门（操作机构为卷扬式启闭机）

13、弧形闸门（操作机构为液压启闭机）(5) 闸门的用途： 调节具有自由水面的水流2.4.1 变压器变压器 一般机组的发电电压为6KV20KV，但在远距离传输中，为尽量减少线路损耗，传输电压可达到500KV以上。所以需用变压器将发电机的输出电压升高到输送电压，水电站的主变压器一般多为升压变。2.4输配电设备输配电设备变压器的冷却系统变压器的冷却系统 通过油泵或风扇来降低变压器油的温度，有时在油箱内设水管，冷却水循环散热。一般大型变压器都有独立的多套冷却器。 2.4.2 开关设备开关设备（1） 断路器断路器 断路器的工作特性： 断开时必须采用绝缘油或SF6气体或真空来熄灭断路器触点产生的电弧。 断路器

14、根据灭弧介质分类：多油断路器、少油断路器、空气灭弧断路器、SF6断路器 多油断路器多油断路器 灭弧油、绝缘油油量很多 少油断路器少油断路器 陶瓷断流器，减少了绝缘油 空气灭弧断路器空气灭弧断路器 采用高压气体，吹掉电离介质 SF6灭弧断路器灭弧断路器 通过SF6气体灭弧 隔离开关的工作特性：在断路器断开回路之后系统处于无电流状态才可进行操作。隔离开关不存在切断或接通电源的能力。 （2） 隔离开关隔离开关 （3） 接地开关接地开关 接地开关的作用是检修断路器、母线、变压器、线路、隔离开关等高压设备时确保人生安全。地刀在合闸位置时与之有关联的断路器和隔离开关禁止一切操作 2.4.3 其他设备其他设

15、备变电站的设备组成： 输入线 输出线 母线 避雷器 继电器、测量仪表、电流电压互感器、熔断器、接地系统 载波通讯2.4.4 GIS设备简介设备简介GIS中文全称：SF6金属全封闭组合电器 以SF6气体为绝缘及灭弧介质，将各开关、母线、CT、PT、全部封闭在一套金属管内，一般分为多个间隔，每个间隔对应有独立的气压监测、汇控柜装置，其最大的优点是：运行可靠，很少需要维护、占地面积小。水电厂典型主接线图（洪家渡电站）水电厂典型主接线图（洪家渡电站）220KV 段3B3B213302333F3F220KV 段2B2B212302232F2F220KV 段1B1B21130210211F1F021302

16、1192119021921121121112081208208208321139211192514YH021YH4021YH325192529253920819208392089208YH0220220230230221902319022YH3023YH3022YH4023YH40229023921292139212212213213212121312123921339212192131921021022022021012102220222032092092212212091221120932213209YH221YH2091920939209922119221392219洪站1洪站1洪站2洪

17、站2备用备用21019210292524YH22029220392534YH212021102130返回3 3、监控系统与各设备关联、监控系统与各设备关联综述：电站各设备的运行状态在监控系统中都能够监视到，主要的设备的工况转换在监控系统中都能够实现远方控制。而且监控系统还要完成如历史数据保存、自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)、与省调（地调、梯调）数据交换等高级功能。监控系统与各机电设备的关系如大脑和手脚的关系。监控系统的目的是：让机组稳定运行、按要求转换工况及调节负荷、给电站运行维护人员提供各类故障信息以方便他们分析问题。3.1 3.1 监控系统与主机及附件的关联监控系统与主机及

18、附件的关联3.1.1 机组密封部分(1)检修密封（空气围带）：检修密封多采用橡胶密封止水，在投入（充气）状态时橡胶和大轴之间有挤压力，此时绝对不允许机组转动。因此：在开机前必需退出检修密封，在停机后要确保 机组转速为0时才能投入围带。(2)工作密封（主轴密封水）：工作密封的作用是在机组旋转时保证水轮机腔内水不外泄至水轮机室，而顶盖水位是反应泄水量和排水量之间是否平衡的数据因此：主轴密封水中断延时判断顶盖水位过高将可能导致水轮机室进水，此时应启动事故停机流程3.1.2 接力器锁锭作用：停机时防止控制环和活动导叶发生漂移或者调速器本身故障导致导叶漏水引起机组蠕动。因此：在开机前必需退出接力器锁锭，

19、在停机后要确保 机组导叶全关后投入锁锭。3.1.3 制动闸作用：机组在低转速运行时各轴承油流容易中断，不利于油膜的形成，长时间低速运行可能导致瓦温过高甚至烧瓦。转速过高投入风闸对风闸片伤害过大。因此：一般电站在机组转速15-35%之间才允许投入制动闸，在机组转动前要撤除制动闸。某些电站要求在机组发生蠕动时投入制动闸，此时应主意机组蠕动信号要闭锁开停机过程。3.1.4技术供水作用：与轴承油盘里面的油进行热交换，保护瓦温。由于冷却水并不是直接作用于瓦，所以冷却水中断对于瓦温的效果不是立即体现出来，现代瓦制造工艺的提高使得瓦在脱离冷却水的基础上可以运行分钟甚至十分钟级别时间，所以冷却水中断启动事故流

20、程可以有较长时间延时，具体可根据设计院提供的主机数据。3.1.5剪断销装置剪断销是控制环和活动导叶端部之间连接的受力装置，剪断销剪断表明所在位置的导叶失去控制。在机组正常运行时或开机过程中剪断销剪断不会影响机组，而在停机过程中剪断销剪断则会导致转速下降缓慢甚至无法停机，此时应立即关闭蝶阀（球阀、快速门）。3.2调速系统监控系统控制调速器的内容有：增减有功、投退事故电磁阀、开停机令、分段关闭。3.2.1并网前及并网过程中现代调速器在断路器分闸位置时自动跟踪网频，如网频消失则自动跟踪标准50Hz，所以在同期过程中一般对于监控系统所增减速令调速器不会执行，但这并不影响同期效果。3.2.2并网后正常运

21、行时调速器的闭环控制有三种原理：功率闭环、频率闭环、开度闭环。一般电站监控都是发增减脉冲给调速器，调速器通过脉冲时间、当前水头等参数计算出目标开度，以开度作为反馈量的闭环方式控制。此时监控应主意和调速器配合：脉冲宽度、调节周期。对于不同的调速器参数监控都需要进行相应的改动。3.2.3并网后非正常运行状态随着电力系统对稳定性要求的提高，各大中型水电站都需要投入一次调频功能。在一次调频过程中调速器对监控命令有两种处理方式(1)不接受监控脉冲(2)监控脉冲和调频同时进行（极少）监控系统在接收到调速器一次调频信号后应闭锁相应的调节命令。3.2.4机组运行过程中的事故状态(1)主配拒动（调速器失灵）：此

22、时调速器将对导叶失去正常的控制能力，一旦转速上升超过115%以上应立即动作事故电磁阀。但此种情况在机组与系统未解列的情况下且没有失磁的情况下不会发生，如果某电站转速装置过速输出信号频繁误报，建议加上断路器合闸或定子电流的判断进行闭锁。二级过速与此相似处理。(3)事故配压阀（过速限制器）：此设备在油管路控制上完全躲过调速器的主阀门机构，是在调速器无法控制机组的情况下的一个备用关闭导叶的方法，一般此阀门只在转速115%+主配拒动和转速二级过速时使用。(4)事故低油压：此时导叶还在调速器的控制中，但此种状态表明调速器油压装置泄压严重且油泵不能启动。如油压低于某个值则导致导叶无法控制，因此需要短暂延时

23、立即启动事故停机以免事故扩大化。3.2.5双调机组（导叶、浆叶）浆叶与导叶的开度之间有个随动关系，关系曲线是主机厂家提供的协联曲线。浆叶开度对机组出力影响比导叶开度大，此种调节方式一般调速器要求监控所发脉冲时间短，调节周期相对较长。监控系统对导叶和浆叶并不分开处理，处理方式仍和单调机组一样。3.2.6分段关闭对于水头较高的机组由于水锤效应而要求按两段关闭曲线关闭导叶。关闭曲线的转折点称为拐点，拐点信号实际是个导叶开度信号。某些电站要求监控系统进行分段关闭阀的投退工作。3.2.7其他调节方式(1)模出调节监控系统给调速器一个4-20mA电流，调速器根据电流计算出有功设定值进行功率闭环调节。(2)

24、通讯调节监控系统通过通讯方式设置一个功率设定值，调速器进行功率闭环调节以上两种方法要和调速器协调功率实际值和电流（通讯码值）的系数关系。3.3励磁系统监控控制励磁内容有：增减磁、合分灭磁开关、起励/灭磁、PSS投退3.3.1开机建压过程 机组转速达到95%以上给起励信号，建压过程励磁自动完成。3.3.2正常运行励磁接收监控系统增减磁令来控制励磁电流从而控制无功大小。励磁调节器调节速度比调速系统快，所以有功和无功调节脉宽和调节周期也应相应调整。3.3.3停机（事故停机）过程 励磁在接收到停机令后开始逆变灭磁，逆变灭磁过程只需秒级时间。励磁系统在逆变灭磁失败后能主动跳灭磁开关。而电站考虑安全问题一

25、般要求监控在逆变灭磁失败后跳开灭磁开关。电气事故停机一般立即跳开灭磁开关。机械事故停机通过逆变灭磁。3.3.4扩大单元接线方式 有少部分水电站使用此种接线方式（两机一变），此种情况下两台机组无功会相互影响，在此时发现调节与预计不符合时应向业主解释与监控系统调节本身无关。励磁系统的调差系数的大小决定了两台机组无功之间的相互影响程度。3.4开关设备监控系统控制开关设备的内容有：合（同期、无压、调试）分断路器，合分隔离开关和接地开关3.4.1简单闭锁关系先合隔离开关后合断路器先分断路器后分隔离开关隔离开关分时才允许操作接地开关接地开关分时才允许操作隔离开关3.4.2同期过程条件：电压相等频率相等相角

26、差为0(1)PT未跨过变压器设备：保证PT接线极性正确的情况下启动同期检查，无需设置转角关系。(2)PT跨过变压器设备：设置转角角度，保证PT接线极性正确的情况下启动同期检查。(3)环并环并过程由于滑差极小，此时合闸角度可以放大。属纯粹的等待同期过程。3.4.3无压合闸在判断开关两侧有一侧电压为0后给同期装置无压控制令后由同期装置发合闸脉冲。 3.4.4调试合闸在试验状态下使用，直接启动监控系统合闸继电器进行合闸操作，闭锁关系相对简单。3.4.5机组断路器并网操作同期检测方法同前，对于某些机组本身不允许进相运行，此时在断路器合闸成功后应立即给机组带上初始负荷。直接脉冲方式设置初始功率通过PID

27、调节方式3.4.6隔离开关操作闭锁：断路器分地刀分本身条件具备（操作电源、远方控制）3.4.7接地开关操作闭锁：断路器分隔离开关分本身条件具备对于主变中性点接地开关一般一个电站只允许一个接地点3.5自动化元件3.5.1传感器(1)四线制（多为电量传感器、变送器）（2)三线制传感器(非电量，很少使用）(3)二线制传感器(非电量，较多使用）3.5.2测温电阻现在测温电阻一般使用三线制，其工作原理如下3.5.3交流量测量表计电压回路不能短路电流回路不能开路电流极性电流回路末端接地3.6 水电站试运行与监控的关联3.6.1试运行监控系统必需具备的条件 (1) 相关监控系统设备均已安装完工。 (2) 上

28、位机系统已投用，网络通信已形成 (3) 机组及公用设备现地LCU的硬件检查已完成，软件已装载，与上位机通信已建立。 (4) 各现地LCU数据库已查对，开关量模拟量符合设计，与远方I/O及上位机通信畅通。 (5) 现地LCU与各被控设备：包括厂用电BZT、蝴蝶阀（或快速工作门或筒形阀）及油压装置、高低压压缩空气系统、渗漏及检修排水系统、断路器、隔离开关、主变有载调压装置、高压配电装置等的数据采集和监控试验已完成，动作正确可靠。 (6) LCU与励磁系统、调速系统、变频启动系统和机组自动化系统间的每个工况转换控制流程的模拟试验已完成，动作正确可靠。3.6.2机组其他试验时监控系统检查(1)短路试验

29、检查各交采装置和变送器的电流回路接线是否正确，核对各装置精度。(2)升压试验检查各交采装置和变送器的电压回路接线是否正确，核对各装置精度；检查同期回路PT极性是否正确，相角差测量是否准确；(3)倒送电主变冲击试验检查开关站LCU各表计上述情况，检查LCU本身电源回路是否正常。返回 4 水电机组的控制水电机组的控制4.1 机组运行工况机组运行工况 （1） 常规机组 停机 空转 空载 发电 调相（检修） （2） 抽水蓄能机组 停机 空转 空载 发电 发电调相 抽水 抽水调相4.2 工况变换过程工况变换过程（1）常规机组的工况变换）常规机组的工况变换 停机空转 停机空载 停机发电 停机发电调相 空载

30、发电 发电发电调相机械事故停机机械事故停机电气事故停机电气事故停机紧急事故停机紧急事故停机一级过速停机（不一定有）一级过速停机（不一定有）二级过速停机（不一定有）二级过速停机（不一定有）4.3 机组控制所涉及的控制对象机组控制所涉及的控制对象（1）调速器及其油压装置）调速器及其油压装置调速器开停机令导叶锁定有功调节令油泵补气阀、排气阀事故电磁阀（用于事故停机）（2） 励磁系统励磁系统励磁开停机令发电机灭磁开关FMK无功调节令PSS投退令（不一定有）励磁调节方式切换（不一定有）一般电站用通讯方式确定恒无功、恒功率因数、恒电压调节（3）油气水系统油气水系统A. 技术供水及冷却水系统，包括： 上导冷

31、却水 推力冷却水 水导冷却水 定子冷却水 主变冷却水 调速器油箱冷却水B. 水导外循环泵C.主轴密封水D.制动风闸吸尘器E.密封围带F.高压操作油、气G.其他如吹扫用气等H.事故配压阀（4） 进水口闸门，快速事故闸门进水口闸门，快速事故闸门（5）开关设备）开关设备4.4 正常停机与非正常停机的区别和处理正常停机与非正常停机的区别和处理（1）区别）区别 正常停机是在机组设备正常的情况下，根据调度或运行人员的指令而启动机组正常停机流程，机组最后转入停机状态。 非正常停机是指在机组设备或电网发生异常时，监控系统根据调度或运行人员的指令以及根据非正常停机的启动条件而直接启用机组非正常停机流程，机组最后

32、转入停机状态（2）停机流程的启动方式）停机流程的启动方式中控室运行人员命令（正常/非正常停机）远方调度命令 （正常/非正常停机）LCU工控机/触摸屏/按钮命令（正常/非正常停机）自动启动（非正常停机） （3）非正常停机流程的类型）非正常停机流程的类型电气事故停机机械事故停机紧急事故停机一级过速停机二级过速停机（4）非正常停机流程的实现）非正常停机流程的实现原则：原则：非正常停机是发生机组事故或电网事故时的紧急措施，要求做到可靠、快速、准确紧急措施，要求做到可靠、快速、准确方法：方法：根据LCU的配置形式不同，区别对待LCU配置形式为PLC+工控机，非正常停机流程由PLC实现LCU配置形式为PL

33、C+触摸屏，非正常停机流程由PLC实现LCU的配置形式为同构冗余方式，例如：PLC+PLC 则两套PLC分别组态非正常停机流程LCU的配置形式为PLC+事故停机PLC方式：正常停机由主PLC完成，事故停机两套PLC同时启动。 LCU的配置形式为PLC+常规继电器回路则在PLC中完成完全组态，在常规继电逻辑回路中完成部分重要组态4.5 机组控制流程的优先级机组控制流程的优先级 及流程闭锁关系及流程闭锁关系（1） 优先级控制流程优先级由低到高依次排列如下： 转停机、转空转、转空载、转发电、转调相流程 事故停机、一级过速 紧急停机、二级过速（2） 闭锁关系 同一优先级相互闭锁，已经执行的流程优先，闭

34、锁尚未执行的流程 不同优先级之间，优先级别较高的流程闭锁优先级别较低的流程；优先级别较高的流程一旦开始执行，则优先级别较低的流程必须封杀，同时还需将有关的保持型开出清零4.6 P、Q调节和保护调节和保护（1） P、Q调节一般采用脉冲宽度调节，即定频调宽方式，其表达式为： A=Kp*E1+Kd*(E1-E0)+B 其中：A P、Q的调节输出脉宽 Kp比例系数 Kd微分系数 E1新偏差值 E0旧偏差值 B 偏量值注：一般在PLC做P、Q调节时，可不做微分调节，故Kd=0（2）调节死区调节死区为防止调节振荡，在P、Q调节时应设置一定范围的调节死区，偏差在死区范围内时，不进行P、Q调节输出。（3）调节

35、保护调节保护 最大定子电流限制定子电流越上限，LCU闭锁P+，Q+输出，复限时解除闭锁 最小定子电流限制定子电流越下限，LCU闭锁P-，Q-输出，复限时解除闭锁 最大转子电流限制转子电流越上限，LCU闭锁Q+输出，复限后解除闭锁 最小转子电流限制转子电流越下限，LCU闭锁Q-输出，复限后解除闭锁 最大电压差限制极端电压突变过大（5%Ue/T)时，LCU闭锁Q调节，待机端电压正常后，LCU解除闭锁最大负荷差保护: 当P，Q突变(25%Pe或25%Qe）时，LCU自动退出调节调节超时保护: 当机组LCU无法在规定时限内将P、Q调入目标整定值的规定范围内时，调节自动退出采样仪表异常保护: 当检测到交

36、流采样仪表或变送器工作异常时，LCU自动退出P，Q调节功率反向保护：当检测到功率的变化方向与要实现的方向相反，应退出调节；（4）调节周期的设定调节周期的设定 首先确认P、Q的采集周期，而调节周期必须大于采集周期。如采集周期为2秒，则P调节周期可定在46秒，而Q调节周期可定在24秒。 由于调速器电液转换等机械方面的原因，通常调节响应较迟，故有功功率P的调节周期可设的较大，但以不超过6秒为宜。 而励磁调节器对无功功率的调节是电气调节，较为灵敏，故无功功率Q的调节周期以不超过4秒为宜。（5）最大调节脉冲宽度限制最大调节脉冲宽度限制 在确定了P、Q的调节周期后，还需要设置每个调节脉冲输出的最大脉宽限值

37、。 由于每个调节周期中的调节脉冲输出都是由PID运算得来，为了防止该值过大超出调节周期，容易造成超调，必须加以限制。 通常最大调节脉宽不得大于调节周期的2/3。 注意PID运算结果的正负值，可能回造成输出的异常。（6）调节功能的投入与退出调节功能的投入与退出 在机组并网发电后，LCU自动将P、Q调节功能投入。 当发生最大负荷差保护、调节超时保护、采样仪表异常保护后，应立即自动退出调节功能（P、Q分别处理）并报警。 当有新的P、Q设定值收到后， LCU也自动将P、Q调节功能投入（P、Q分别处理） 。（6）P、Q调节的目标与要求调节的目标与要求 在保证调节品质的基础上快速地将机组负荷调到目标值。

38、不发生超调、不发生振荡。无论调节范围（实际值与目标给定值的差）有多大，调节品质和调节速度都应差不多。 应当在6090秒内调节到目标给定值。4.7典型的机组控制流程典型的机组控制流程4.7.1停机停机发电发电（1）开机条件 机组在停机态 发电机隔离开关合闸 发电机断路分闸 快速门全开 调速器开限打开 操作回路电源正常 无机/电事故（2）辅助设备投入电制动短路开关分闸投主轴密封水切检修空气围带制动闸退出（落下）投技术供水投总冷却水投水导外循环泵拔除导叶锁定（3）调速、励磁开机令电调开机令限时60s导叶开度至空载限时120s转速5%限时90s转速95%FMK合闸令励磁开机令限时120s电压85%（4

39、）投同期装置电源投PT启动同期限时5分钟，断路器合闸断路器合闸后2秒切同期装置和同期点设定基负荷（10%）复归保持性开出4.7.2发电发电停机停机（1）机组在发电态 操作回路电源正常 设定零负荷 限时5分钟负荷达最小（5%） 跳断路器（2）停机令给辅设 停机令给励磁 停机令给电调停机继电器动作限时120s导叶全关限时120s转速60%投电制动限时10s电制动投入限时180s转速15%电制动退出开吸尘器投风闸限时120s 转速5%延时60s停机复归继电器动作投检修空气围带制动闸落下切除水导外循环泵投导叶锁定关技术供水关总冷却水投电制动复位停机令给电制动复位停机令给电调复位停机令给励磁复位投入发电机电加热4.7.3 机械事故停机机械事故停机（1）启动条件事故停机按钮动作或键盘操作压力油罐油位低压力油罐油位过高轴承温度过高主轴密封水中断30s&顶盖水位过高（2）流程的处理 发生机械事故停机，导叶须在最短时间内关闭，导叶在空载及以下开度使跳开发电机出口短路器和灭磁开关，然后转入正常停机流程。4.7.4 电气事故停机电气事故停机（1）启动条件保护装置的事故停机令发电机轴电流过大励磁发转子过电压紧急事故停机流程转入（2）流程