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关键词:
发电厂、电气、DCS、综合自动化
一、概述
所谓发电厂的综合自动化系统就是集监视、控制、测量、录波、继电保护、安全自动装置、通讯、远动、“五防”等功能于一体的自动化控制系统,而随着科学的发展,这种技术也在逐步的成熟,综合自动化技术在变电站的应用越来越广泛,许多110kV以下变电站实现了无人值守,220kV以上变电站的综合自动化水平也大大的提高。
二、分析
发电厂厂用电气综合自动化系统是利用现场总线、电气保护自动装置结合形成厂用电气监控系统,并与DCS(分散控制系统)有机地结合而实现的。
DCS是电厂中最重要的自动化系统。
通过现场总线,将前述电气系统中的保护和自动装置连接起来,经通信管理装置,接至DCS系统和电气工作站,通过电气工作站实现监测、维护等功能,而基本的控制仍由DCS系统完成。
目前,大部分电厂虽使用了DCS,但电气部分仍使用传统的卧盘或立盘进行模拟控制,只是厂用6kV的马达部分以硬接线方式参与了DCS控制。
有些电厂在DCS中设置了电气监控系统(ECS)子控制系统,但应用过于简单,只是把所有的电气设备控制量和状态量都是通过硬接线接入DCS,电气参数都是由变送器变换后再进行模拟量采集,增加了中间设备故障几率和设备投资。
而目前已经普遍采用的电气控制和保护设备都使用了微机式综合保护装置,已能够实现测控一体化,所有的电气设备控制量、状态量和电气参数均已采集保存,且微机式没备都没有通信口,完全可以通信方式传送给DCS,减少大量的中间设备和电缆,减少故障几率和设备投资。
变电站综合自动化虽已得到广泛使用,但并不能将其技术直接用于发电厂综合自动电系统,因发电厂的控制对象和通信量远大于变电站,有许多技术难题有待解决。
常见的分层控制系统如图1所示
综合电气自动化系统网络采用以下三层结构。
(1)底层是间隔层,即控制和保护测控装置,如6kV和380V保护装置、励磁系统、同期装置、发变组保护等。
这些设备来自于不同的厂家,在选型时都要求有通信功能,通过通信的远方操作能够实现本地操作的所有功能,以便于综合电气自动化系统实现的功能更强大。
(2)中层为前置层,是网络传输的核心。
在这一层上,将不同厂家、不同种类通信协议、不同传输速度的各种装置的通信转换成高速的、协议一致的通信。
实现间隔层和监控层的实时通信。
前置层是分层分布实现的。
前置层设备是根据ECS规模、配置要求分布实现的,ECS可包括多套前置层设备,在本项目中共包括了5套前置层设备。
每套前置层设备又是分层实现的,由网络处理器(NPU)、现场总线网络和协议转换器(PTU)组成,其中,NPU和现场总线网络是冗余的,现场总线网络介质采用光纤,支持远距离传输(2km)。
每套前置层设备包括PTU的数量,根据实际需要配置最多支持32台。
PTU通过间隔层网络与间隔层设备通信,每套PTU最多可支持16台间隔层设备。
(3)上层为监控层,是系统功能的核心,系统的监控功能在这一层上得到实现,监控层由管理站、通信站和网络组成,管理站和通信站采用标准的工控机,网络采用冗余的100M工业以太网。
监控层的功能分为对外及对内两大部分,对外的功能是指和其他系统的接口功能,在本项目中目前包括DCS和SIS两大系统的接口,其中和DCS的接口是双向的,需要通过DCS操作间隔层的设备,并有严格的速度要求。
对内的功能是指对间隔层装置的监控和管理功能,以及系统自诊断功能。
监控功能包括通过间隔层设备对电气系统的监视和操作,管理功能包括系统的组态、对间隔层设备参数设定和修改,以及历史数据记录和管理等。
自诊断功能是对系统自身设备运行状况的诊断。
三、电气综合自动化改造实施过程中需要解决的问题:
1、现场总线标准问题
由于保护和自动装置的生产厂家不同,其支持的现场总线标准可能不同,不能简单地相连,因此可采用以下方法:
将厂用电气系统的所有装置分成几大子系统。
如6kV子系统、4OOV子系统、发一变组保护子系统、AVR子系统等,并要求同一子系统的装置支持同一种总线标准,如6kV系统的电源分支、电动机、变压器保护及厂用电快切、同期、低压备自投等,支持同一种标准;
400V系统的保护或智能脱扣器应有统一的标准;
发电机变压器保护和AVR可有相同或不同的标准。
与Dcs系统和电气工作站相连时,可以将这几块分别与DCS系统和电气工作站相连,也可以将这几块由专门的通信管理装置相连后再统一接至DCS系统和电气工作站。
2、现场总线交换的电气信息内容对这个问题,可先由电厂电气运行、管理、维护部门对电气工作站提出要求后,由保护和自动装置的生产厂家根据要求对现有装置进行改进,通过通信口提供所需的信息,由监控系统完成总线连接、信息传送、通信管理等,并建立电气工作站。
发电厂电气综合自动化系统的监视范围包括发变组、励磁系统、6kV厂用电源系统、400V厂用电源系统、高压启备变、柴油发电机组和保安电源、直流系统和UPS、自动同期装置和厂用电切换装置等,控制功能包括发电机升压并网、发电机解列、6kV厂用电源切换、无功功率调节等。
发电厂的电气综合自动化系统可以继承变电站综合自动化系统分层分布的特点,分为现地控制层、通信层和系统层。
现地控制层包含继电保护、安全自动装置、厂用电综合保护测控、励磁调节装置、直流电源、同期装置等所有需要接入综合自动化系统的智能二次设备。
通信层是现地控制层和系统层的中间适配层,一般设有数台通信控制机,在承担与系统层数据交换任务的同时,还要实现与DCS系统的通讯接口。
系统层是全厂电气设备测量、保护、控制、监视和管理的中心,根据需要配有计算机设备(工作站)、通讯网络设备、打印机、UPS、GPS同步时钟和语音报警设备等。
在实施发电厂电气系统综合自动化的过程中,有两个关键的技术问题需要解决好:
一是如何构造发电厂电气综合自动化系统的通讯网络,另一个问题是如何实现电气综合自动化系统与分散控制系统(DCS)的通信接口。
发电厂电气综合自动化系统的通讯网络电气综合自动化系统的三个层次(现地控制层、通信层和系统层)通过通讯网络形成一个有机的整体,通讯网络的实时性和可靠性决定了整个电气综合自动化系统是否能够高效、可靠地工作。
处于现地控制层的是大量的智能二次设备,其通讯接口以串行口RS-485居多,有的也能提供现场总线和以太网的通讯口。
单元机组的6kV厂用电部分,如馈线、电动机、厂用变、电压互感器、分段开关等,它们的综合保护测控装置通过通信层的通信控制机接入系统层,并与DCS系统通讯,为保证数据交换的实时性,在设备选型时应选择采用快速通信技术(如现场总线或以太网)的综合保护测控装置,在电磁干扰较强的现场可以采用光纤通信。
400V低压厂用电部分的保护功能一般由智能开关柜的本体提供,其通讯方式通常是RS-485。
在采用硬接线控制时,400V低压厂用电的测控通常不接入DCS系统,而采用综合自动化系统以后则可以分配一台通信控制机将这部分信息集中送往DCS。
与单元机组有关的其它智能设备,如发变组保护、励磁系统、直流电源和同期装置等,通常以RS-485的方式接入通信层的通信控制机。
电厂升压站部分的保护、测控和其它智能设备则作为单独的一个子系统接入通信控制机。
处于通信层的通信控制机能提供多种通讯接口方式(串行口RS-485/RS-232、现场总线和以太网等),并具有规约转换的功能,以方便地接入第三方的智能设备。
通信控制机与系统层的通讯一般通过以太网接入,与DCS系统的通讯一般通过串行口或以太网接入DCS系统的分散处理单元(DPU)。
系统层通常采用以太网作为通信主干网,通过通信服务器与分散控制系统(DCS)、管理信息系统(MIS)和厂级监控信息系统(SIS)进行数据交换。
典型的电气综合自动化系统如下图所示:
在我国现有的发电容量中,单机容量在60MW及以下的小电厂(尤其是热电厂)还有很多。
小电厂的热机部分通常采用母管制,采用网络打调度SIS网中心印机关远动工五防工作站作站。
三、电气综合自动化系统与DCS系统的接口
电气综合自动化系统与DCS系统的接口通常有两种途径:
在通信层由通信控制机与DCS系统的分散处理单元(DPU)接口。
这种方式通常采用RS-485接口,应用MODBUS规约。
此时的通信控制机类似于变电站综合自动化系统的总控单元,接收到现地控制层发来的数据后,根据预先的设置,将DCS需要的部分快速转发给DPU;
接收到DPU发来的控制命令后,快速转发给现地控制层的综合保护测控装置。
在取消了硬接线和变送器以后,这种接口方式应保证与热工相关的电气部分和DCS之间数据交换和控制命令传达的快速性和可靠性。
由于6kV厂用电部分与单元机组的控制密切相关,与DCS通讯时应考虑双重化冗余配置,即厂用电综合保护测控装置通过双网分别接入两个通信控制机,然后再分别接入DCS的两个分散处理单元(DPU)。
在较为保守的现场,DCS对电气设备开关的控制仍然保留了硬接线。
在系统层经过以太网通信服务器与DCS的系统层通讯。
由于安全性的要求和现场运行的习惯,目前在系统层两个系统的通讯主要用于交换一些与DCS控制流程无关的、实时性要求不高的数据,如保护事件、事件顺序记录SOE、故障录波等。
建立电气综合自动化系统以后,运行人员既能通过DCS的操作员站对厂用电部分的电气设备进行操作,又可以通过电气综合自动化系统操作员站对电气设备的运行状况进行监视,并可进行相关控制操作。
按目前发电厂的运行习惯,DCS系统的重要性处于首位,因此电气综合自动化系统操作员站对厂用电部分的控制功能仅在机组投运前或大修期间作为运行试验之用,正常运行时需取得DCS系统的授权方可操作。
以SLM2400系列分布式保护测控装置构成的发电厂电气自动化系统为例,其模式可以分为单机单网和双机双网两个模式,其具体情况为:
单机单网模式
采用单机单网工作模式,可以是单服务器+工作站模式,也可以是服务器工作站合二为一模式,这适用于100MW机组以下的小型发电厂自动化系统。
双机双网模式
采用双机双网模式,即双服务器+工作站,双以太网模式,双服务器互为热备用,可实现相互切换,这适用100MW机组以上的大中型发电厂自动化系统。
四、发电厂电气系统综合自动化的优越性
在发电厂的电气系统实施综合自动化,其最终目标是运行人员凭借综合自动化系统,通过操作员工作站的显示器、鼠标和键盘对全厂电气设备进行监控和管理。
实现综合自动化以后,不仅是电气系统的控制模式将发生根本改变,发电厂的自动化水平和经济效益也将得到很大程度的提高。
发电厂电气综合自动化系统的优越性体现在以下诸多方面:
1、采用常规控制模式时所有断路器需要运行人员
一对一手动操作,接线复杂且造价高。
另一方面由于受到控制室屏面的限制,大量厂用电系统的开关只能就地操作。
电气设备进入综合自动化系统后,取消了常规的强电控制屏台,取消了大量的常规表计和光字牌,所有断路器的控制操作均可在操作员工作站上实现软手操,降低了劳动强度且节省投资。
2、发电机系统可实现由零起升速、升压到并网带初始负荷的程序控制和软手操控制。
根据实际运行水平和设备可靠性,机组程控并网可设置人工间断点,分步进行。
3、厂用电系统按启动/停机阶段和正常运行阶段的要求实现程序控制和软手操控制。
厂用电系统采用微机型综合保护测控装置,可分布安装在各电气间隔,真正做到了分层分布,系统可靠性高。
4、易于实现发电厂电气系统防误闭锁功能,减少误操作。
5、升压站的网控自动化作为一个专门子系统纳入电气综合自动化系统,取消独立设置的网控计算机系统。
6、系统软件为电气各子系统提供结构清晰的系统图,如发变组系统图、厂用电系统图、厂用电公用部分系统图和升压站系统图等。
系统软件具有数据处理和统计、事故报警记录和追忆、画面生成和显示、报表生成和打印等诸多后台功能。
对于继电保护和其它电气专用自动装置以及电气程序控制,系统软件提供专用操作窗口。
7、实现对所有电气设备的测量、保护、控制、监视和信息管理。
电气综合自动化系统与电厂DCS系统之间采用网络通信方式,二者交换的信息量不受限制,并可节省大量控制电缆和变送器,改变了只有少数重要电气量才接入DCS的状况,提高了发电厂的自动化水平。
五、结论
与变电站综合自动化的关系:
变电站综合自动化的实践在我国取得了很大成就,变电站综合自动化技术经过多年的发展也日益成熟。
而发电厂电气系统的综合自动化工作起步较晚,所以发电厂电气系统的综合自动化可以继承变电站综合自动化的很多技术成果,有的甚至可以直接使用。
但我们也要注意到二者的区别,与变电站几乎全是电气设备且开环控制相比,发电厂则需要炉、机、电密切配合、协调操作,有大量的热力设备和旋转电机,且控制操作以闭环方式居多,测控信息的刷新速度要求较快且大型单元机组的测控信息点数量极其庞大。
上述区别决定了发电厂电气系统的综合自动化在很多技术层面,特别是在通讯网络的组织、通讯规约的制定、系统数据库的容量以及操作员工作站的软件设计等方面和变电站综合自动化有很大差异,此项技术的成熟和完善还需要大家共同的努力。
发电厂电气综合自动化系统的后备监控手段根据火力发电厂设计技术规程(DL5000—2000)规定:
对一些重要回路,需要设置少量的常规仪表及监控设备。
为保证机组在自动化系统退出运行和紧急情况下的安全停机,可以保留必要的后备硬手操设备及测量表计,还可以在操作台上设置2个紧急停机按钮,当2个按钮同时按下时,发电机出口开关和灭磁开关同时跳闸。
由于在电气综合自动化系统中取消了电气开关的硬手操,因此电气综合自动化系统的设备安装、调试和投运在工期上应当与厂用电设备的工期配合,否则在倒送厂用电时,启备变和高低压厂用电源的操作将无法进行,厂内各工艺系统的分部试运行也无法完成。
厂用电气综合自动化系统可进一步提高电厂自动化水平,特别是电气运行管理水平。
新建和改造电厂DCS系统时,电气系统采用综合自动化技术可节省大量的资金,提高可靠性。
微机型的保护和自动装置及成熟的通信和现场总线技术是实现厂用电气综合自动化系统的必要技术保障。
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