摘要:本文主要阐述了火电厂电气控制系统ECS的技术特点和要求,实现的功能,以及ECS的实现模式。
关键词:电气;自动化;ECS;研究
中图分类号:TU271.1 文献标识码:A
目前国内应用ECS的电厂在使用中有成功的实例,也有存在的问题,主要表现在系统的可靠程度、联锁保护逻辑、通讯速率、抗干扰能力等方面。本文对目前ECS系统的现状和存在的问题,在充分考虑电厂电气系统特殊控制方式的基础上,研究火电厂电气控制系统。
1 电气控制系统ECS的技术特点和要求
与热工自动化相比,电气系统主要特点为:
1.1 对可控制系统的可靠性要求很高。除了能实现正常起停和运行操作外,尤其要求能够实现实时显示异常运行和事故状态下的各种数据和状态。
1.2 电气设备相对热工设备而言控制频率低。
1.3 电气设备保护自动装置要求可靠度高,动作速度快。发变组保护动作速度要求在40ms以内;自动准同期采用同步电压方式,转速、电压调整和滑压控制要求在5ms以内;电压自动调整装置快速励磁要求时间极短;厂用电快切装置快速切换时间一般小于60ms~80ms,同步鉴定相位差5°~20°等。
1.4 300MW及以上机组一般每2台机组共用1台起/备变,任一机组检修都不能影响另1台机组的正常运行。因此DCS控制应考虑其控制方式,确保只能有1台机组的DCS实现对共用部分的控制,同时另一机组DCS能够实现实时监视,并且这种操作控制权能实现切换。
1.5 电气设备电气系统的联锁逻辑较简单,但电气设备本身操作机构复杂。因此,电气控制系统要有效的纳入CCS控制,应做到分散分层布置,一般应有间隔层、通讯管理层和站控层,并以通讯方式与DCS进行信息互换。在ECS系统中,间隔层设备按照需要就地安装。凡是有在ECS系统进行遥控、遥测、遥信、遥调要求的厂用电气系统间隔层设备,应实现数字化。采用分散式就地安装的集保护、测量、控制、通信于一体的综合智能终端设备,如微机式发变组保护装置、电动机综合保护测控装置、微机厂用电快切装置等。这些设备分散于各个电气部件,做到了分层布置,可靠性高,使ECS与DCS的控制水平一致。通讯管理设备,将这些终端设备连接起来,通讯子站通过现场总线或网络与监控主站连接。
2 ECS系统实现的功能
2.1 根据单元机组的运行和电气系统的特点,应将发电机-变压器组和厂用电源系统的控制都纳入ECS中,主要包括以下功能:500kV/220kV断路器、隔离开关的监视(控制由NCS实现);发变组系统(包括发变组保护、厂高变保护、励磁变保护、变压器风冷控制);发电机励磁系统;高压厂用电源系统(包括厂用快切功能);低压厂用电源系统(含400V PC和MCC的测控);高压启动/备用变压器控制;柴油发电机组和保安电源;直流系统和UPS装置;自动准同期并网;电气DAS数据采集。电压、电流、有功、无功、温度等参数以及开关刀闸;的运行状态监视,各种工况下数据的记录,实现SOE功能等。
2.2 对于发变组保护、自动准同期装置等保护和安全自动装置,因其设备已经很成熟而且要求全部在DCS中实现其功能尚有一定难度,可能增加相当大的费用,故可以保留。但是它们与DCS间要求接口,控制可采用硬接线,利用通讯方式传输自动装置信息,并可以通过DCS进行事故追忆。除了以上主要功能外,ECS系统还应包括如下高级功能:
2.2.1 自动抄表功能:目前,厂用电的抄表基本由手工完成,有些电厂配置了专业的抄表系统。利用测控装置本身的计量功能或电度表的脉冲信号,可以在上位机进行电量的在线统计。有了各点的实时潮流,对分析电厂能耗,改进运行方式有重要意义。
2.2.2 自动发电控制(AGC):自动发电控制可以使电厂实时接收中调的负荷指令,快速跟踪系统负荷的变化,增强机组调频调峰能力。
2.2.3 保护定值管理:利用DCS与保护装置的接口,远方修改保护定值并进行在线自动效核。还可以将此功能扩展为可视化电厂继电保护整定计算与定值管理系统。
2.2.4 电气设备管理:包括保护和自动装置的台帐、档案、维修记录等,还可以统计设备运行情况、动作情况等。这部分信息可以与MIS、SIS系统共享,补充MIS和SIS系统数据。
2.2.5 故障诊断功能:通过故障诊断专家系统可以对发电机的状态作出判断,根据实时数据的变化判断是否有匝间短路等故障;根据电机的启动电流波形可以分析出鼠笼电机的断条故障等,为检修提供依据。
3 电气控制系统ECS的实现模式
ECS系统在发展过程中,随着器件技术的不断进步,并在IT技术、现场总线技术的不断推动下,形成了若干发展阶段,产生了不同的实现模式。
3.1 ECS的传统实现方式
火电厂ECS传统的实现方式是由DCS设置单独的电气控制器(DPU),经过I/O卡件(AI、DI、SOE、DO)实现对电气部分的采集和控制。电气部分的特殊控制功能,如继电保护、励磁、同期并网、厂用电源切换、故障录波等都由独立的电气装置完成,与DCS无关。电气部分的继电保护功能由独立的电气保护装置完成,DCS的I/O卡件与电气的继电保护独立工作,没有联系。DCS所需的所有测点都由DCS中的I/O卡件完成,这些卡件也只完成最基本的采集功能。I/O部分与电气回路采用电缆连接,模拟量的采集需要安装变送器。该模式下的控制系统具有如下特点:DCS与电气保护装置无关;DCS用大量控制电缆和I/O卡件实现电气量的采集和控制,成本高;DCS获得的电气I/O点数少,投资大;不能获取电气保护动作信息,无法实现保护管理。这种方式在传统DCS热工自动化的基础上纳入了对电气部分的监控,从功能上实现了热工、电气专业的合作,具有重大意义。该模式实现了初步的一体化控制,进而支持了DCS纳入其他自动化系统,是一种技术进步。在DCS上实现了对电气关键部分的测量和控制,从而使得整个自动化系统的性能得到提升。另一方面,在DCS和电气保护完全分离时,保护可以采用集成电路型等非职能保护,保护的非智能化决定了DCS只能采用完全独立的的测控手段实现电气部分的控制。随着微机保护的发展,电气综合保护测控装置能够实现基于采样和数字算法技术的保护、测量、录波、控制和通信,该领域的技术条件和ECS的实现方法发生了变化。
3.2 DAS方式的ECS实现模式
随着厂用电系统综合保护测控装置的出现,间隔层的I/O可以由电气保护测控装置实现。功能完善的保护测控装置能够依靠采样和数字算法实现下列测控(I/O)功能:电气量测量功能(I,U,P,Q,电量等);开关量采集功能(DI,SOE和保护事件);电能质量采集功能(电压波动、谐波、三相不平衡、频率偏差、电压跌落、闪变);故障录波功能;控制功能(DO、PLC);自诊断功能;对时功能等。间隔层保护测控装置以现场总线或工业以太网方式与通信管理机构成系统,通信管理机通过通信协议向DCS的人机接口(MNI)工作站层提供电气I/O采集的信息。ECS通过通信管理机向DCS转发所需的电气I/O信息,从而丰富了DCS对电气部分的信息采集,因此称为DAS模式。
3.3 保留关键硬接线的FECS方式的ECS实现模式
在DAS模式的ECS中,DCS可以得到电气部分的信息,但未能实现对该类信息的有效利用。更有效的应用方式是要求ECS的I/O信息直接从DCS的DPU层到DCS,从而直接代替DCS的I/O采集的电气信息参与DCS计算、控制和连锁。FECS是指采用现场总线、按照电厂工艺环节构成控制网络的ECS。在FECS中,可以通过现场总线实现电气部分的采集和控制。保留关键硬接线是指对于参与热工控制的重要电动机的启停控制和联锁采用DCS的I/O模件与接线实现控制。ECS可以经通信网关将电气/O信息提供给其它系统,如SIS系统等,使得ECS成为电厂数字化监控和管理的基础系统之一。该模式的ECS以通讯和I/O方式集成系统,包括励磁、同期装置、厂用快切、直流和UPS、发变组保护、故障录波等,通信接口可以获得以上智能设备较为丰富的运行信息。如果某一系统的通信接口有困难,可以通过ECS的测控装置采集硬接线信息。上述子系统的I/O信息将与ECS装置的I/O信息同等对待,共同构成ECS的实时数据库。
参考文献
[1]周明.现场总线控制.北京:中国电力出版社.2002
[2]陈良根,张进,田兰.ECS在巴蜀江油电厂的应用.四川电力技术.2003.