浅谈发电厂的电气综合自动化系统

前言

随着科学技术的发展, 国内变电站电气综合自动化技术逐步成熟, 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”等功能于一体的综合自动化技术在变电站的应用越来越广泛, 许多110k V以下变电站实现了无人值守, 220k V以上变电站的综合自动化水平也大幅提高, 值班人员逐步减少。但是发电厂升压站的综合自动化有其特殊性:其监控系统是个“大管家”, 要面对个厂电气设备的监控, 要考虑DCS的接入、响应和原有的如ECS的接入问题等, 所以多数发电厂在电气综合自动化的改造力一面还持观望态度。笔者认为, 目前发电厂升压站监控系统进行综合自动化改造是一种趋势, 是技术发展的必然结果, 综自改造会为发电厂安全稳定运行提供可靠的保障。

1 传统监控系统的缺陷

由于各个电厂基建的时间不同, 各个电厂升压站的监控系统也各不相同。老电厂的升压站存在电气一次、二次设备不断改进的情况, 例如开关增容、继电保护装置微机化、远方计费系统、RTU系统、变电站“五防”系统的改造等, 但是监控系统的更新难以跟上, 所以不能对设备的相关信息全面系统地进行监视, 也不能对设备进行统一控制操作。就目前笔者所调研过的发电厂来看, 传统监控系统主要存在以下一些与生产监控要求不相符合的情况。

1.1 监视系统存在的问题

(1) 目前多数电厂升压站对电气设备信息的监视仍然采用传统的中央信号光字牌, 由于电气一次, 几次设备的改造更新, 需要监视的信息增多, 原有的光字牌已经远远不能满足监视设备运行和故障信息的需要, 而增加新的光字牌需要在原监控盘开孔, 或增加新的监控盘, 这样的改造会因为现场各种条件的限制而无法实现。传统光字牌寿命短, 备件价格相对昂贵, 且耗能较大。

(2) 传统的监控系统无法实现对微机继电保护装置及电气自动装置的故障报告及录波图等信息的监视, 监控人员无法直接查看相关报告信息, 因此对这些装置的运行状况无法准确掌握。目前, 监控人员如要了解相关信息, 需要到装置就地对运行的装置进行操作查看。且目前这些报告的整理和保存均需人工整理、保存和传送。

(3) 对升压站的断路器、隔离开关等设备的状态及运行信息只能从简单的信号灯上判断, 而线路运行时的电流、电压、无功、有功等信息均需通过传统的模拟表计监视, 且需要人工抄表、人工统计和分析。

(4) 发电厂运行值长一般值守在网络控制室, 而值长对整个电厂电气设备运行状态及机组出力情况的了解需要到各单元 (单元式布置) 查看, 或通过内部MIS网传输的简单的非同步信息, 或通过传统的电话方式了解情况。即使在实现了单元发变组DCS改造的发电厂, 因为各个单元DCS系统无法与值长监视系统直接通讯, 值长无法掌握丰富的设备运行的实时信息。

(5) 对于大量没有纳入DCS系统的厂用公用负荷运行状况的监视, 需要运行值班员每天就地巡视, 或就地设监控室, 浪费了大量人力物力。

1.2 控制系统存在的问题

(1) 目前, 多数电厂升压站隔离开关和断路器的操作仍然使用传统的硬搬把 (按钮) 操作。传统的硬搬把 (按钮) 在运行时间较长的情况下, 接点容易出现不到位, 导致操作失败或误操作等问题目前市场上搬把 (按钮) 质量无法保证, 备品备件更换后寿命非常短, 且对运行设备进行搬把或按钮的更换风险较大。

(2) 发电厂用公用系统操作存在不方便的问题。因为在多数发电厂, 厂用公用系统是不由机组单元值班人员操作的, 所以无法纳入机组DCS系统。由于厂用公用系统的分布位置比较分散, 运行人员对各个厂用开关的操作需要到就地执行操作, 且所有开关的操作仍然使用传统的硬操作。

(3) 由于多数电厂升压站的隔离开关、断路器均采用硬操作, 在“五防”系统改造后, “五防”系统仍然要和硬搬把操作系统配合, 这样就增加了操作人员的操作步骤和难度, 延长了操作时间。

综上所述, 传统的监控系统存在很多问题, 越来越不适应生产的要求, 因此有必要进行新的监控系统改造。

2 发电厂电气综合自动化系统的基本功能和配置

结合变电站综合自动化的成功经验和发电厂的实际情况, 总结了发电厂电气综合自动化系统的实现方式。

(1) 间隔层。间隔层设备一般包括测控装置、继电保护装置及其它的智能电子装置, 其中测控装置是综合自动化系统必须的组成部分。在改造的厂站, 一般间隔层只涉及到测控装置部分的安装。本层其它装置可以通过不同方式纳入综合自动化系统, 如原有的继电保护装置、故障录波器等可以通过现有通讯接口, 直接或经过规约转换接入综合自动化系统。

间隔层的布置可以采用集中式, 即把测控部分集中布置在测控室;也可以采用分散布置, 即把测控装置布置在被监控设备的就地;也可以混合布置。然后通过网络把间隔层纳入到系统。对于升压站部分的测控装置宜采用集中布置;对于厂用公用电系统, 由于厂用公用负荷在厂区分布比较散, 如果测控装置采用集中布置会浪费大量的电缆, 所以宜采用分散布置, 通过网线或光纤与系统连接。

在进行综合自动化改造时, 应该对测控装置的接入模拟量和开关量进行统计和分析。不同电气元件的测控装置尽量独立配置, 但是, 对于不重要的一些量, 不同电气元件可以使用一个测控装置, 这样可以节约成本, 节约盘柜位置。

(2) 通讯层。通讯层把间隔层采集的信息数据送到网上, 所有变电站层设备可以共享信息, 变电站层发出的命令也可以通过网络传给间隔层。

目前, 综合自动化系统的通讯网络主要是采用以太网, 支持10M/100M电以太网和光纤以太网络, 通讯协议一般采用国际标准协议, 通讯设备均采用通用的工业器材。为了提高网络的可靠性, 一般监控网络采用双网冗余配置。

(3) 站控层。站控层通常包括监控主站、远动主站、继电保护工程师站、“五防”工作站等。

监控主站是综合自动化系统内主要的人机交互界面, 它收集、整理、显示和记录间隔层设备采集的信息, 并根据操作人员的命令向间隔层设备下发控制命令, 从而完成对变电站所有设备的监视和控制。目前主站硬件平台一般为高档PC机, 为了可靠, 可以采用双机冗余运行, 其操作系统一般有基于WIN-DOWS2000和UNIX操作系统几种情况, 相对来讲UNIX系统较稳定, 但界面较单调。

远动主站完成变电站与调度中心的通讯, 实现调度中心对变电站的远程监控。远动主站可以代替传统意义上的RTU系统, 并实现其全部功能。

工程师站的主要功能为监视、查询、记录保护设备的运行信息;监视、查询、记录保护设备的告警、事故信息及历史记录;查询、设定和修改保护设备的定值;查询、记录和分析设备的分散录波数据。

“五防”工作站的主要功能是对遥控命令进行防误闭锁检查, 自动开出工作票, 确保操作命令的正确性。很多发电厂升压站已经对“五防”系统进行了微机化改造, 可以根据现场实际情况, 将原有“五防”系统纳入综合自动化系统, 通过“五防”系统与综合自动化系统的通讯, 实现“五防”闭锁功能。

(4) 与其它系统的连接。发电厂现有的DCS系统、厂用电ECS系统都可以实现与综合自动化系统的通讯连接。通常因为DCS系统是针对机组的机、电、炉的监控, 综合自动化系统只对DCS数据进行监视, 而不控制;而厂用电系统的ECS可以完全融入综合自动化系统, 实现远方监控。因为各个厂家的通讯规约不同, 发电厂DCS系统与电气综合自动化系统之间的通讯, 在技术上有一定难度。目前, 国内综合自动化系统的生产厂家已经基本解决了这个问题。也有一些设计部门和生产厂家并不建议把DCS系统和综合自动化系统关联, 考虑到2个系统的不同作用, 建议2个系统独立运行。具体配置, 要考虑各个电厂的实际情况。

3 发电厂电气综合自动化改造建议

(1) 发电厂电气综合自动化改造要做到提前规划, 提前准备。对于老的发电厂, 电气综合自动化改造是个复杂的工程, 需要牵涉到各种设备。而电气监控系统综合自动化改造是个趋势, 对其改造要有提前规划和预先准备。在改造前, 其它设备的改造或更新, 要综合考虑将来接入综合自动化系统的问题, 如继电保护装置、故障录波器、断路器和刀闸的辅助接点、五防系统等的改造。在选型时要考虑到将来纳入综合自动化系统的因素。在设备选型、通讯规约、盘位布置、预留接口等方面进行综合考虑。这样, 在外部环境条件具备的情况下, 电气综合自动化的改造可以节省大量的人力、物力和时间。

(2) 综合自动化系统的设计和配置要简练、实用。发电厂现有的监视、控制、远动、五防、保护等装置情况各不相同。在进行综合自动化改造时, 应该综合考虑。系统功能配置要力求简练、实用, 应避免功能重复的设备并列运行。对于大屏幕显示墙等装饰功能多于实用功能的设备, 从节约和实用的角度看, 笔者个人认为应该尽量避免使用。

(3) 综合自动化改造要有远期考虑。 (1) 在综合自动化系统改造的过程中, 受到现场实际情况的限制, 有些设备的监控纳入综合自动化系统实施起来暂时比较困难, 所以在满足基本监控功能的情况下, 可以把一些不具备条件的设备改造适当后推, 放在二期进行。在改造一期时, 应完成整个系统的框架, 并预留接口, 在条件具备时, 把设备纳入综合自动化系统。 (2) 老的发电厂设备改造比较频繁, 有的还有扩建计划, 这样就要求发电厂在电气监控系统综合自动化改造时, 有一定的前瞻性, 为日后新设备纳入综合自动化系统做必要的准备土作。

摘要：目前发电厂升压站监控系统进行综合自动化改造是一种趋势, 但是相对变电站综合自动化要复杂一些。文章论述了电厂传统监控系统存在的问题以及发电厂电气综合自动化系统的基本结构和实现方式。

关键词：综合自动化,发电厂升压站,电气监控系统