发电厂电气系统监控纳入DCS的应用

　   300 MW及以上容量机组的热工控制已全面采用DCS控制系统，逐步形成了数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、燃烧器管理（BMS）四大系统。从实际运行情况来看，DCS较好地实现了其控制功能，并发挥了安全经济、使用可靠的优点，取得了良好的效果，而电气控制仍然采用较常规的控制手段，使用盘台上一对一硬手操方式。随着计算机的快速发展和控制技术的不断提高，使得机炉控制与电气控制日益显得不协调，控制水平也逐渐拉大。为了解决这一矛盾，有效的办法就是将电气纳入DCS控制之中，这样既利用DCS已成熟的分散控制技术，又能提高电气控制水平。电气控制纳入DCS以后，可充分利用DCS的手段，使电气防误操作等功能实现更方便、更完备，并且将相关量的显示报警与电气设备的控制调节有机地结合起来，有效提高整个电气控制的安全性和可靠性。电气设计与DCS的有机配合，可实现炉、机、电集中管理，使电厂主控室炉、机、电控制水平协调发展是必要的而且在现有技术和装备条件下是可行的，可以起到省人、省主控制室面积，便于集控值班运行的作用，而且不提高造价。

1　电气系统控制的特点
　　电气系统与热工自动化相比在控制要求及运行过程中有着很多不同点，电气的主要特点表现为：
　　1）电气设备相对热工设备而言控制对象少，操作频率低，有的系统或设备运行正常时，时常几个月或更长时间才操作一次。
    2）电气设备保护自动装置要求可靠性高，动作速度快。发变组保护动作速度要求在40 ms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5 ms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60～80 ms，同步鉴定相位差5°～20°。
　　3）300 MW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。
　　4）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，机组的电气系统纳入DCS控制，要求控制系统具有很高的可靠性。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，并提供相应的操作指导和应急处理措施，保证电气系统自动控制在最安全合理的工况下工作。
2　电气系统纳入DCS监控的范围
　　根据单元机组的运行和电气控制的特点，在工程的应用中采用将发电机—变压器组和厂用电源等电气系统的控制都纳入DCS监控。
　　从升压站（不包括升压站）至电厂侧的所有主厂房内电气系统均纳入DCS监控，主要系统归纳为发变组系统（不包括变压器本身的通风系统）；高压厂用　　电源系统（包括厂用电源正常切换）；低压厂用电源系统和400 VPC；高压启／备变电源系统（2台机共用）；柴油发电机组和保安电源（仅监视）；直流系统和UPS系统（仅监视）。
　　电气主要保护安全自动装置因要求DCS实现其功能目前尚有一定的难度，并且要增加相当大的费用。原则上不要求通过DCS实现其功能，仍保留其装置，但它们与DCS之间要有接口，常规方式采用硬接口。保留的保护自动专用装置主要有发变组保护装置；自动准同期装置（ASS）；自动电压调整装置（AVR）；厂用电快切装置；故障录波装置。
　　主厂房外辅助系统的电气系统如输煤、化水、制氢、电除尘等暂不纳入DCS系统中。
3　纳入DCS控制水平及技术要求
　　机组整套启动时从锅炉点火至发电机并网带初始负荷能够实现全过程的自动程序控制，以及机组停机时DCS能安全停机。
3．1　机组自启停控制的要求
　　机组正常起动时，当发电机达到额定转速时，DCS将投入AVR。当发电机电压达到额定值时，DCS将投入同期装置。发电机与电网的同期是由同期装置自动实现，在同期过程中通过ASS控制AVR、DEH，当同期条件满足时，ASS向发电机断路器发合闸指令。在同期合闸成功，发电机电负荷达到一定值之后，DCS将高压厂用电系统快速从启备变切换到高压厂变上。
　　机组正常停机时，DCS控制降低机组负荷，当机组负荷降到某一定值时，DCS将高压厂用电系统快速切换到启／备变系统供电；当机组负荷继续降到零，跳开主开关，联跳汽轮机（主汽门关闭），发电机灭磁。
3．2　对于厂用电源系统控制的要求
　　在机组启动时通过启／备变向厂用负荷供电；在机组正常用电时，由厂变供电并经低压厂变向400VMCC低压负荷供电以启动机组所必需的辅机；在厂用电消失时，为了保护设备和系统的安全，厂用电快切装置应快速将厂用工作负荷自动切换至启／备变；当确认保安段母线失压后，应启动事故备用柴油机供电以保证设备安全。
    依据以上控制水平的要求，电气监控纳入DCS 技术的要求是：
　　1）发电机系统能实现程序控制和软手操控制使发电机由零起升速、升压直到并网带初始负荷。
　　2）厂用电系统能按启动／停止阶段和正常运行阶段的要求程序控制和软手操来实现。
　　3）能实时显示和记录上述发变组系统和厂用电系统的正常运行、异常运行和事故状态下的各种数据和状态，并提供操作指导和应急处理措施。
　　4）单元机组（炉机电）实现全CRT监控。
4　对DCS软件、硬件要求
　　为了较好地说明电气纳入DCS对软件、硬件的要求，特别是为了对软件作进一步的详细说明，拟定工程规模为2台单元机组，电气主接线采用发电机－变压器组单元接线，接至220 kV／500 kV配电系统，主厂房6 kV高压厂用母线采用设两工作段及专用公用段的接线方式。
4．1　对硬件配置的要求
　　按传统功能划分，电气纳入DCS监控之后，其功能可分为数据采集（DAS）和顺序控制（SCS）两部分，由于电气量同热工量相比并没有特别的要求，而相对动作速度快、可靠性高的控制功能通过保留的电气专用装置来实现，因此原则上对DCS的硬件无特殊要求。对硬件的配置要求同热工一致，其功能分别融入DCS的功能之中。但基于历史的原因DCS由热工人员负责，而热工人员对电气的控制原理知之不多，在设计、调试、生产维护等各个环节中，这部分工作仍需电气人员来完成。加上在工程建设过程中电气有关厂用电受电部分需提前调试投入运行，在电气的控制功能部分即顺序控制（SCS）仍建议设置电气单独的控制器，便于实际工作的顺利进行。其数据采集部分要求同热工融为一体。
4．2　对软件功能描述
4．2．1　数据采集系统DAS功能
　　数据采集系统（DAS）应连续采集和处理所有与电气系统有关的重要测点信号及设备状态信号，以便及时向操作人员提供有关的运行信息，实现机组安全运行。一旦机组发生任何异常工况，及时报警，提高机组的可利用率。一般有下列功能：
　　1）显示：包括操作显示、成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警显示等。
　　2）制表记录：包括定期记录、事故追忆记录、事件顺序（SOE）记录、跳闸一览等。
    3）历史数据存储和检索。
　　4）二次计算与机组性能。
4．2．2　顺序控制系统SCS（G／A）功能
    电气部分顺序控制主要由3个功能组组成：
　　1）发电机－变压器功能组。发－变组高压侧断路器及刀闸子组项：该子组项包括发－变组高压侧断路器及高压侧Ⅰ母及Ⅱ母隔离开关等。
　　同期子组项：该子组项包括发电机同期系统，发电机的自动同期控制由电气专用装置（ASS）完成，DCS应留有操作窗；励磁子组项：该子组项包括发电机励磁系统及AVR等。
　　2）厂用电源功能组。高压厂用电源子组项：该子项包括高压厂用工作及备用分支等；低压厂用电源子组项：该子组项包括6 kV所联接的厂用变压器的6kV侧断路器、380 V侧断路器及380 V侧分段断路器等；保安电源子组项：该子组项包括保安段的工作及备用进线的断路器、仪控变进线断路器及仪控分段断路器等。
　　3）厂用公用及备用电源功能组。高压启动／备用电源子组项：该子组项包括启／备变高压侧断路器、隔离开关及6kV侧断路器、启／备变有载调压开关等；低压厂用公用段子组项：该子组项包括6 kV所联接的变压器6 kV侧断路器、380 V侧断路器及380 V侧分断路器等。
5　后备监控设备的配置
　　根据已建成300 MW机组的运行经验，电厂机炉控制中采用DCS以CRT和键盘监控为中心后，尽可能地减少控制盘台上的显示仪表、操作器／开关、报警窗等，仅保留的后备监控设备如下：
　　1）模拟量信号全部进DCS显示，盘上仅保留少量显示仪表。
　　2）只保留少量的重要电气开关并取消电气控制屏／盘，控制功能在DCS实现。关于手动同期开关的保留与否，由于自动准同期装置产品的可靠性已越来越高，建议取消手动同期开关。保留的后备手操开关为：发变组断路器紧急跳闸按钮；发电机灭磁开关跳闸按钮；柴油发电机紧急按钮。
　　3）报警光字牌数量保留20个左右，与热工报警合并在一起，既减少了设备的种类，又便于布置。
6　公用系统控制方式
　　对于2台机组的公用系统，如厂用公用及备用电源系统等与热工控制系统一样，DCS的配置能够实现机组停止时，另一台机组的运行人员能对公用系统进行监控，并且要求采用可靠的措施，确保其控制命令的唯一性，即在同一时间只允许一套DCS系统对公用设备起控制作用。不能因为公用系统的存在，而使2台机组的DCS耦合在一起。
　　在工程设计实际应用过程中，依照DCS的特点采用了以下2种典型的方法来实现对公用系统的控制。一种是，在DCS的配置中，在2台机组中配置相同的硬件和软件，通过切换开关来实现操作权的转换。外部设备的信号通过冗余配置（模拟量）或通过扩展转换（开关量）分别送入2套DCS系统。同时因保证不出现误操作事故，还增加了相当部分的判据条件和I／0测点，这种方式的优点是当一台机组停运或检修，可以较方便地对DCS进行检查，同时也增大了控制的可靠性，缺点是增加了外部设备的数量，增加了费用。增加一个环节也就意味着增加了故障发生的可能。另一种为公用系统的控制全部通过公用环配置来实现，2套DCS通过Tagnumber来实现控制，这样较好地解决了耦合问题，这种控制方式的优点是配置较少，外部设备也不用增加，有效地利用了信息资源，缺点是公用环的设备不能停电检修，除非2台机组均停机检修，加重了设备运行安全性的要求。
7　DCS投入与厂用电受电工期配合
　　厂用电源控制纳入DCS后，由于不设独立于DCS的硬手操，在倒送厂用电时，DCS一般尚未投运，此时高压启／备变、高／低压厂用电源操作无法实现，故要求DCS设备安装、调试及投运在工期上予以配合。在厂用电设备安装调试的同时，开展DCS的安装调试，特别是与厂用电有关的子系统的调试，使其投运在倒送厂用电之前，以满足电气倒送厂用电、厂内各工艺系统的分部试运行的要求。