摘要:绍了电力行业将电气系统纳入DCS监控的发展历史和现状,归纳了电气纳入DCS监控的优点;结合岭澳二期工程项目的特点,提出了电气纳入DCS的原则、主要内容,及一套初步的实施方案.

　　分散控制系统(DCS)以微机处理器为基础,融合了计算机技术、通信技术和图形显示等现代技术,整个系统由各个独立子系统组成,各个子系统之间利用通信网络进行数据交换,共享系统资源,使控制系统成为一个完整的整体,实现“分散控制,集中监控”,提了系统的可靠性、安全性、经济性和灵活性,具有较的性能价格比,在国内外电厂和其他的工业自动控制领域获得了广泛的应用.

　　国内20世纪90年代以后设计的300MW及以上的机组,热工控制协调基本采用了DCS,之前建设的电厂也纷纷开始了DCS改造.相比之下,电气控制纳入DCS要落后许多.在热工控制自动化水平很的情况下,传统的电气控制方式已不能与热工DCS控制方式相协调,直接影响到了电厂自动化控制水平的全面提.因此,提电气自动化控制水平的需求日益增加.

　　1电气纳入DCS的现状

　　起初只是电气进入DCS的数据采集系统DAS,即重要的电气模拟量、开关量及电度脉冲量在DCS中进行状态监视、越限报警、事故顺序记录及报表打印等.以后逐步将厂用电动机的控制纳入了DCS的顺序控制系统SCS,发电机以及厂用电的控制也相继纳入了DCS.但在相当长一段时间里,即使将发电机和厂用电的控制全部按进入DCS设计,许多电厂还仍然保留了较大的电气控制屏.造成这种现象的主要原因是由于受到电气传统控制方式的束缚和传统运行、检修专业划分的影响,电厂运行人员对全部CRT监视、计算机键盘及鼠标操作还有疑虑,对DCS的可靠性不放心.随着电厂DCS系统可靠性的提,运行经验的积累,这种冗余设置的弊端日益突现.由于控制室的面积不能减少,电气控制系统投资的额外增加,特别是增加的运行维护工作量都使得电厂的经济效益受到了一定的影响.

　　在2002年新版的《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》中,增加了关于发电厂电气系统的计算机监控及变电所和发电厂网络部分的计算机监控.针对单元控制室的布置,规程规定:“对DCS控制方式,操作员站及辅助屏的设置应与热控专业相协调”;对于电气系统的计算机监控部分,要求:“当单元机组的电气系统采用DCS控制时,在单元控制室内,电气、热控的自动化水平宜协调一致”.这份新规程的实施,预示着电气进入DCS控制已不再是探索,而是进入了全面的推进阶段.所以近几年新建电厂都纷纷取消了常规的手动控制方式,开始全面采用计算机控制.

　　2电气纳入DCS监控的优点

　　将电气系统纳入DCS监控与以往的电气设备在辅助控制屏上用控制开关实行一对一强电硬手操作及监测采用常规仪表方案相比,具有以下主要优点:

　　(1)减少控制室面积.电气纳入DCS监控,原有的硬操控制开关、显示仪表、报警光字牌可大大减少,辅助屏可以减小或者取消,减少控制室占地面积,使整个控制室布置更加协调美观.

　　(2)减少运行、检修人员工作量.由于DCS系统的硬件设备均为标准化模块,检修、更换非常方便,同时,原有的控制开关及常规仪表备品备件的数量和种类可以减少,降低了检修人员的工作量;DCS系统都采用标准的图形化界面,软件系统操作简单、易学易用;各种必要的电气量参数都可以在CRT上得到,免去了现场抄表的不便;利用同样的操作站可以同时完成机电炉等各系统的操作,操作界面统一.

　　(3)系统运行更加安全、可靠.采用计算机控制后,运行人员的操作主要通过键盘和鼠标实现,计算机系统预设的自诊断和连锁保护功能,可以指导运行人员按照正确的顺序执行操作,提供丰富的附加信息帮助运行人员做出正确的判断;特别是数字化运行规程的使用,可以减少人因错误的发生.

　　(4)可实现信息的实时交换.通过网络与其他系统进行通信,实现信息实时交换和共享.目前尚独立于DCS控制之外的电气专有装置,比如发变组保护、自动准同期装置、发电机自动调整励磁装置都已经实现了数字化,在这些数字化装置和DCS之间建立通信,可以很方便的进行大量数据信息的即时交换.

　　(5)结合更多的智能型终端设备,可以节约控制电缆.传统的控制方式下,1个电气量如果被多个用户使用,就需要同时送到多个用户处,而且1个信号就需要1对信号线.现在数字设备之间的数据交换可以采用数据总线或者光缆连接,特别是配合远程I/O的使用,可以在大幅增加数据量的同时减少电缆的敷设数量,既节省了投资也方便了施工.

　3岭澳二期项目电气纳入DCS初步方案

　　3.1电气纳入DCS监控的主要原则

　　根据初步设计阶段的设计成果以及能够获得的资料和信息,对于主要电气系统和设备与DCS的关系按照以下几条原则考虑.

　　(1)岭澳一期位于主控室内的电气部分的人机接口信息(包括报警、显示和手操指令等)都进入DCS监控系统,利用屏幕和键盘代替常规控制盘;对于其他保护、控制逻辑等功能是利用DCS的软硬件实现,还是由电气的专用装置实现要根据实际情况分别确认,如果是一般的没有特殊要求的逻辑控制功能应该尽量利用DCS的软硬件实现,达到简化电气设计的目的.

　　(2)部分重要的电气操作除了利用DCS监控系统进行操作外,还要同时考虑设置硬接线操作(包括发电机出口断路器、磁场开关、应急柴油发电机的手动启动等手操按钮和部分重要的报警光字牌、常规仪表).

　　(3)6kV厂用电切换功能继续遵循岭澳一期的设计,只采用慢速切换功能,它对切换装置的快速性、准确性要求不,适合通过DCS来实现.因此,中压厂用电系统的降压变供电、辅变供电和应急柴油发电机供电的相互切换,将由DCS的控制器实现.

　　(4)有部分系统是属于机组公用或全厂公用的,如何进入DCS系统,要参照其他工艺系统的做法统一考虑.一般是设置专门的公用系统控制站,负责数据的I/O和控制运算等,与一般控制站不同的是,公用控制站必须与2台单元机组的DCS监控系统建立联系,以保证每台机组都可以透明地看到公用系统的信息,同时每台机组都可以对公用系统施加必须的控制.一个重要的原则是保证每台机组的DCS工作站都可以对公用系统进行监视和控制,同时必须确保任何时候只能在一个地方发出有效指令.

　　(5)电气专用装置和DCS监控系统的数据交换可以采用硬接线或是其他通信协议,对于微机型的电气专用装置,如果数据交换量比较大,或者利用硬接线方式无法获得全部有用的信息,则应该优先考虑通信方式.具体采用的通讯协议要统一考虑,尽量采用开放的,标准的,能够获得市场上多数工业厂商支持的协议.

　　(6)对于应急柴油发电机的卸、带载程序,由于这部分功能与反应堆保护关系密切,也属于专设安全设施的一部分,从安全分级上考虑需要使用核安全级的控制装置实现其功能;从功能上考虑属于典型的逻辑控制,适合采用PLC或其他的数字控制手段实现,因此将这部分功能并入反应堆保护系统,利用核安全级的DCS控制系统实现.

　　(7)发电机的自动准同步功能由电气采购专用的准同步装置来实现其逻辑控制部分,但准同期装置的启动和状态监测在DCS监控系统内实现;根据新的《火电厂二次接线设计技术规程》规定:发电机变压器组由DCS顺控时,宜不设手动准同步,因此不考虑设置常规的手动准同步设备.

　　(8)原岭澳一期的公用控制室内有500kV开关站的一套监控工作站,可以对压开关站的设备进行操作和监视.如果二期取消公用控制室,继续要求设置一套监控工作站会存在布置上的困难;另外从经济合理的角度考虑,也应该尽量避免不必要的冗余设置,岭澳二期的控制室内不再保留500kV开关站的专用监控站是可行的.在开关站的网控室内有2套工作站,二期机组运行维修人员的计划性的操作可以在那里进行;另外对于整个开关站设备的日常监视可以委托岭澳一期的运行人员实施.在DCS监控系统内保留与机组压并网有关的2个500kV断路器的控制及其相关设备的状态信息,目的是保证在进行压并网和解列的时候,仅利用DCS监控系统就可以进行.

　　(9)与通讯系统相关的广播、告警、寻呼、电话和控制台等部分因为功能独立,并且有自己的监控系统或是独立的控制台,不考虑与DCS系统相连.

　　(10)根据国家的消防安全规范,火灾探测系统在控制室必须设置专用的中央报警控制屏,因此在功能上与DCS保持独立,只送系统故障和火警总信号至DCS.

　　3.2电气纳入DCS监控的具体内容

　　按照电气系统的功能组成,可以纳入DCS监控的电气系统包括以下几个部分:

　　(1)发电机变压器组;(2)发电机励磁系统;(3)厂用低压电源;(4)单元低压变压器;(5)单元程控电动机;(6)应急柴油发电机;(7)直流和不间断电源系统.

　　部分电气系统功能,如发电机的励磁调节,自动准同期,发变组保护,故障录波,厂用配电系统的保护,由于其专用性很强,对可靠性和响应速度要求较,目前用DCS实现其功能仍有较大困难或者在技术上尚不成熟,因此,这部分电气功能还不能完全利用DCS实现全部逻辑,需要另外采购电气专用装置实现底层的控制逻辑,但这些装置的层逻辑,即与人机接口有关的部分依然通过DCS的监控系统实现.

　　参照岭澳一期电气系统的实际设计情况,结合前面确定的各项原则,电气纳入DCS监控的具体内容如下:

　　3.2.1电能产生和传输系统

　　这部分包括的电气设备有:发电机、发电机出口断路器、分相封闭母线、主变压器以及开关站压断路器.在电站的功率运行状态下,发电机产生的电能通过主变压器的升压送到500kV开关站,再通过开关站的3条线路输出到电网中去.由DCS系统实现下述功能:

　　(1)能产生和传输系统单线图(包括发电机、发电机出口断路器、主变、分相封闭母线、压电网开关);

　　(2)电机励磁系统单线图,

　　(3)发电机、发电机出口断路器、主变、分相封闭母线等设备的参数检测(包括电压、电流、功率、电度、温度、压力、油位等);

　　(4)电气参数的趋势图;

　　(5)各种统计数据和图形,比如发电机和降压变的电能数据;

　　(6)主变有载调压开关的位置指示和操作(如果是无载调压,只需要指示功能);

　　(7)发电机出口断路器、压电网开关和发电机励磁开关的操作;

　　(8)发电机AVR装置的调节和状态指示,例如自动和手动运行模式的切换、电压给定值的调节以及PSS的投切;

　　(9)发电机自动准同期装置的控制监视,例如同期模式选择、同期指令的触发,以及同期过程中为运行人员提供同期状态的监视画面;

　　(10)发变组保护装置的后台监视.

　　3.2.2厂用电源系统

　　厂用电源系统包括降压变、辅助变、正常厂用电系统、应急厂用电系统、UPS电源系统、直流电源系统、应急柴油发电机等.

　　厂用电源系统的任务是为所有的电气设备提供合格可用的电源.这个系统分布在核岛、常规岛以及BOP的各个厂房内,可以划分为正常厂用电系统或应急厂用电系统.

　　在电站起停、连续运行、应急条件和大修等情况下,厂用电源系统通过连接在发电机出口断路器和主变之间的降压变获得外界电源.在主外电网和发电机同时不可用的情况下,厂用电源系统改由辅助变压器从后备外电网获取电源.

　　主电源和辅助外电源之间的切换通过每列一套的厂用电源切换装置来实现,可以通过厂用电源系统的保护装置、低电压监视装置或者手动方式来启动厂用电源切换装置.以下这些功能是要求DCS系统实现的:

　　(1)整个厂用电源系统的单线图;

　　(2)降压变、辅助变、干式厂用变、开关柜母线、应急柴油发电机等配电设备的参数;

　　(3)中压、低压以及直流系统的进出馈线开关的操作或监视;

　　(4)应急柴油发电机的控制和定期实验操作(需要在控制室执行的部分操作);

　　(5)厂用电源切换装置的手动启动.

　　3.2.3逻辑控制功能

　　以下是一些与电气设备本身关联不大,但需要由DCS实现的逻辑控制功能:

　　(1)发电机启动和停机的顺序控制.在顺控的执行过程里,操作步骤是预先编制在系统中的,每一操作步骤的完成及下一步的启动都是自动的,操作人员只需要按键确认,大大降低了误操作的可能性及运行人员的工作强度;

　　(2)辅助厂用电源之间的切换.在采用慢速切换的前提下,采用DCS实现故障情况下的自动切换和正常运行中的手动切换;

　　(3)应急柴油发电机的顺序带载.在发现安全段母线失电信号后,应急柴油发电机自动启动,并按照预设的程序分步带上所有必须的安全负荷.

　　3.3需要关注的问题

　　3.3.1智能型配电柜的采用

　　将电气系统的监控纳入DCS后,一个重大的变化就是I/O数据量的加大.增加的数据大部分来自于中低压配电设备.以岭澳一期的数据为例,初步估计各个类型的配电盘共有100多个,一个配电盘上的出线数量平均为20~30.不同的负载类型在接入DCS时所需要的I/O数量是不同的,少可能要1对信号,多的要10几对信号.总体上估计,数量是很大的.如果所有的数据都采用硬接线的直接I/O方式连入DCS系统,电缆需要量的增加,DCS系统I/O容量的增加都直接影响到系统的购制成本.

　　智能型配电柜的基本特征是在每个配电盘内都配备数字化的通信单元负责数据的采集和处理,针对馈线类型的不同,根据需要配备数字化的保护控制模块.比如电动机控制单元,一般是配备智能型电动机保护模块,这个模块可以实现电动机的起停控制、保护功能、检测功能和与上位机的通信等.在1个或多个配电柜的上端配置1台前端通信机,负责配电柜与外界的一切通信联系.这样,除了直接驱动负载的动力出线外,不会有控制和监测方面的电缆直接送到配电盘里去,一切信息的交换都通过前端机以数字的方式进行.

　　在采用DCS进行全厂监控的电站里,智能型配电柜可以和DCS系统达到的组合,DCS系统内部数字的监控指令无须通过I/O模块转化为电压控制信号,监视信息也不再需要从I/O模块里一个个读取.利用网络方式将DCS和智能型配电柜的前端机相连,就可以达到对整个配电系统的全面监控,前面提到的2个弊端都可以得到解决.

　　智能型配电柜作为新近发展起来的技术,在工业领域的应用业绩还不是很多,在具体选择的过程中要考虑经济、技术多方面的因素.特别是核电站还有一些核安全级的配电柜,受到安全鉴定等方面的限制,目前仍不适宜普遍采用智能型配电柜.

　　3.3.2关于数据采集的探讨

　　在采用DCS监控后,常规监控方式下所需要的模拟量、报警量、开关量都会纳入DCS.但是否仅简单复制常规监控方式的数据量就可以满足?

　　采用DCS带来的好处不仅仅是有了数字化的主控室,这不过是表层,更重要的是在实现了数据的共享和长期存储之后,可以利用这些数据开发端的应用程序.比如目前国内火电行业日益兴起的SIS应用就是例子.SIS中包括的内容非常广泛,比如设备管理、负荷分配、参数优化等.

　　现在核电站的运行维修管理中,越来越重视预防性维修等设备寿命管理方面的课题.为了达到预防性维修的目的,一个重要的前提是建立每个重要设备的历史数据库,只有数据库中的数据充实了,才有可能在设备运行期内根据它的历史状态判断目前的工作状况.DCS的采用实际上是为建立这个数据库创造了技术条件.从设备投运的天,与设备运行有关的资料就可以进入历史数据库,留给以后开发和利用.

　　比如针对一台重要的马达或水泵,要掌握它的历史运行状况,可能就需要知道这样一些数据,自投运以来累计运行了多少小时,自上次维修至今运行了多少小时,1年一共启动了多少次等.如果数据库中没有这些数据,对这台设备的预防性维修就变得很困难.所以在考虑送入DCS的数据的时候,不能仅仅是关心日常运行的需要,也要尽可能照顾到其他方面应用的需要.

　　3.3.3倒送电过渡及就地防误操作

　　在首台机组的调试过程里,厂用电源的倒送是一个重要的阶段里程碑.在厂用电源的控制纳入DCS之后,相应的许多连锁功能也必须通过DCS的控制站实现.但在实际的施工进度中,DCS系统很难与厂用电倒送同步投运.由于主控室内的电气控制屏也已经取消,所以在很长一段时间里厂用电源的倒闸操作必须依靠就地操作.为了确保安全,除严格执行工作票等行政制度之外,还应采取完善的就地电气防误操作闭锁措施.

　　DCS投入使用之后,一般利用DCS防误操作闭锁功能来保证安全生产,但电气开关设备除了接受远方控制指令外,一般还留有供检修调试用的就地操作回路.在进行系统的设计时必须同步考虑这些就地操作回路的防误操作闭锁.

　　4结束语

　　电气交流纳入DCS在核电厂还是很新的尝试,在火电项目中也是近几年才开始发展,因此在实施的过程当中仍然需要十分慎重,在设计阶段进行充分论证,保证设计质量.