网络控制系统的发展与应用

网络控制系统的发展与应用

一、变电站自动化系统网络技术已经成为自动能源发展的一项重要技术。它以各种智能设备为基础，形成了一个完整的网络系统，并将各种智能设备扩展到一个完整的网络系统。该系统不仅可以提高系统的容忍度、更新和维护，而且可以大大改进整体处理的功能。以华电乌鲁木齐热电厂为例,本电厂变电站于2009年建成,分为220kV部分和110kV部分,通过两台联络变压器联接。220kV部分为双母带母联结构两条主变进线,两条220kV出线;110kV部分为双母带母联结构两条110kV出线,110kV起备变至电厂6kV备用进线。实现全部NCS系统控制,本厂使用的是金智科技iPACS-5000变电站自动化系统,由iPACS-5000系列分布式测控装置、自动装置、通讯网络设备和后台监控系统构成。该系统采用分层分布式结构,遵循自上而下的系统设计思想,基于最新的计算机技术,硬件技术及以太网通讯技术等,并结合新的变电站体系结构。优化变电站设备的配置,提高变电站信息的安全性、完整性、实时性以及信息配置的灵活性,将通过操作票的人工操作由计算机智能化实现,通过程序化来控制,减少了不必要的人为工作,提高了变电站的运行效率、并降低可能的失误概率。利用间隔层智能设备与程序化操作服务器共同实现程序化操作。二、网络的整体结构图11.变电站设备互联站控层采用分布式系统结构,选用SUN服务器,UNIX系统操作界面,一个五防模拟操作站,两个操作员站,一个工程师站。灵活性好,可靠性高,且方便系统扩展。站控层为变电值班人员、调度运行人员提供变电站监视、控制和管理功能,界面友好,易于使用。网络层为双网结构,100M高速工业级以太网,双网采用以不同的网段并列运行,有效地保证了网络传输的实时性和可靠性;通信协议采用电力行业标准规约,实现不同厂家的设备互连;选用光纤组网,增强通信抗电磁干扰能力;利用GPS,采用RS485差分总线构成IRIG-B码和秒脉冲相结合的硬件对时网络,减少了GPS与设备之间的连线,方便可靠,对时准确。间隔层主要由保护装置、测控装置等组成。2.工程通讯技术及热传递设备站控层网络与间隔层网络采用双以太网,选用不同的网段,相同的地址,即双网并行的工作方式,网络拓扑采用全交换星型网状拓扑,距离超过100米采用光纤通信,站控层网络与间隔层网络通过设置不同的主机位来连接。实现失去任一单网都能可靠运行,同时通过设置不同的主机位使站控层与间隔层隔离,大大提高网络控制的可靠性。乌鲁木齐热电厂NCS系统通过一套独立的iPACS5792通信装置与热工分散控制系统(DCS)和厂级实时监控信息系统(SIS)通讯。与各级调度通信,通过一套双机热备用工作方式的iPACS5791通信装置使用IEC104调度规约采用TCP/IP网络通讯方式发送遥测遥信报文到新疆电力省调和西北网调,同时与新疆省调之间还有一路四线模拟通道作为备用(采用主动上送的CDT规约),保证了数据的可靠性。与乌鲁木齐市调通讯也采用一路四线模拟通道通过CDT规约上传所要求上传量。实现了与各级调度通信可靠性、实时性强的特点。3.实时数据分析NCS系统通过设在间隔层的各个测控装置进行实时信息的采集和处理。四遥功能包括:遥测、遥信、遥控、遥调。实时信息包括模拟量、开关量(状态量)、脉冲量等信号。模拟量包括电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率因数和温度等。其中,除温度需要通过变送器输入外,其余的均采用直接交流采样方式。开关量(状态量)包括断路器、隔离开关以及接地开关的位置信号,继电保护和自动装置的动作,告警信号,运行监视信号,变压器有载调压分接头的位置信号。开关量(状态量)的输入为无源干接点输入。开关量(状态量)的采集处理包括定时采集,设备异常报警,事件顺序记录。开关事故跳闸到指定次数或者开关拉闸到指定次数时发出报警信息并提示用户检修。当某一设备为挂牌操作时与该设备相关联的状态量(开关量)报警和遥控操作将被闭锁。监控系统对实时数据的采集按电气设备间隔单元(线路、母线、母联、分段、主变、无功设备等)划分,每个测控单元为1个相对独立的智能小系统,对所采集的输入量进行数据滤波、有效性检查、实际工程值转换、故障判断、信号接点消抖动等处理。(1)遥测功能(模拟量的采集处理)。按扫描周期定时采集远程测量数据,包括Ua、Ub、Uc、Ux、Uab、Ubc、Uca、U0、Ia、Ib、Ic、I0、F、Fx、P、Q、S、COSф、Vxm、DifV、DifHz、Uzx、Ufx、Ulx共24个模拟量。通过积分计算得出有功电度、无功电度,所有这些量都在当地实时计算,实时累加。电流、相电压精度达到0.2级,频率精度≤±0.01Hz,其余精度达到0.5级。并进行相应转换、滤波、精度检验及数据库更新等,变压器温度通过变送器输入采4-20mA量,转换为温度值。后台服务器按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警,其报警信息包括报警条文、参数值及报警时间等。对要求追忆的模拟量,能追忆记录事故前后的采集数据,并制成所需要的报表形式。(2)遥信功能(状态量的采集处理)。远程信号,采集并传送各种保护和开关量信息。开关量(状态量)的输入为无源干接点输入,当被监测的设备状态发生变化时,出现设备变位检测功能,操作错误时有相应的提示。包括断路器、隔离开关以及接地开关的位置信号,继电保护和自动装置的动作,告警信号,运行监视信号,有载调压变压器分接头的位置信号等。每个间隔单元有84路自定义遥信开入,后台服务器有遥信事件顺序记录(SOE),遥信分辨率小于2ms。(3)遥控功能。即在远方集控室下发操作命令实现分合断路器、分合隔离开关功能,并且该操作应遵守调度自动化系统对遥控的各项要求(即:五防功能及同期功能),由计算机监控系统判断、选择执行。(4)遥调功能。远程调节,接受并执行遥调命令,对远程的设备进行远程调试,如调节发电机输出功率、变压器有载调压等。4.防优化设计通过NCS系统的五防操作站可进行对断路器,刀闸的模拟控制,操作控制符合五防功能要求才可以解五防锁,进行实际控制,这样操作正确率达到100%。三、就地/依据分配/转换开关就地/依据站控制或转换开关就地/远东控制NCS系统可以实现对变电站的断路器、电动隔离开关、变压器有载调压设备的控制。控制方式分为3级,即在就地间隔层、站控间隔层、远方集控室(或者调度端实现)实现控制。通过就地断路器或电动隔离开关的就地/远方转换开关和站控间隔层测控装置的就地/远方转换开关实现同一时间只允许1种控制方式有效。对任何操作方式,只有保证在上一次操作步骤完成后,才能进行下一步操作。1.站控间隔层控制(1)就地间隔层控制,在就地间隔层转换开关就地位置时,可在就地对断路器或隔离开关通过人工按键实现对断路器或隔离开关的一对一操作,操作过程遥信采集过程由后台服务器进行显示记录。(2)站控间隔层控制,在就地间隔层转换开关远方位置时,站控间隔层该测控装置转换开关就地位置,根据操作需要在站控间隔层该测控装置处通过具有防误操作闭锁功能进行对断路器的控制,可以实现检无压、检同期、不检三种控制方式。(3)远方集控室(或者调度端实现)控制,就地间隔层转换开关远方位置时,站控间隔层该测控装置转换开关远方位置,后台服务器监控系统在保证操作安全、可靠的前提下,可按规定的程序在集控室操作员站上(或者调度端实现)对断路器和电动隔离开关进行分合控制,也可以实现1个任务对多个设备遵守五防功能及同期合断路器的条件下进行顺序控制操作。2.测控装置的设计NCS系统具有同步功能,同期电压输入分别来自断路器两侧PT的单相电压。检同期合闸具有频差闭锁,压差闭锁,频差加速度闭锁功能限制。当断路器两侧有电压,测控装置采集测量母线和线路的相角差△δ,同时根据频差△f,频差加速度以及开关动作时间Tdq算出断路器在合闸瞬间的相角差,确保断路器在合闸瞬间的相角差满足整定值δzd。其计算公式如下:在导前角满足该公式时发合闸脉冲,即可满足整定值要求,才允许合闸。同期合闸的判断在间隔层测控装置上进行,同期合闸成功与失败均有信息输出。同期检测按实际要求配置于测控装置中。当断路器两侧均无压或一侧无压时,断路器检无压进行合闸。3.检口及检口通过组态软件进行模拟操作采用单独的操作站五防根据电气五防原理((1)防止带负荷分、合隔离开关;(2)防止误分、误合断路器;(3)防止接地开关处于闭合位置时关合断路器、负荷开关;(4)防止在带电时误合接地开关;(5)防止误入带电间隔)制作的组态软件用于实现变电站操作功能。组态软件采用画流程图的形式,同时配以文本语言以供分析。进行模拟操作正确后上传给NCS系统。NCS操作员站解锁后既可进行断路器和隔离开关的操作,对接地刀闸的操作通过就地五防解锁进行就地操作。系统与微机五防系统实现同网络不同IP进行无缝连接,共享各自采集的信息,实现防误闭锁功能。四、数据库的建设NCS系统中服务器分操作员站和工程师站,数据库同时分布于操作员站和工程师站中,对变电站的测控使用操作员站,更改数据库配置必须开启工程师站数据库以保存在系统数据库中。系统数据库建有实时数据库和历史数据库。实时数据库的刷新周期及数据精度可满足规程要求;历史数据库为通用数据库,记录周期可满足监控系统要求。数据库采用通用数据库,以便于扩充和维护,并可在线修改或者离线生成数据库,并且保存、发布该数据库,生成同时可方便地实现交互式查询和调用,响应时间满足规程要求。数据库维护包括系统配置、权限配置、数据库组态、画面编辑、报表编辑、设备态定义等。数据库维护主要完成四个方面的工作:(1)变电站厂站信息的配置;(2)间隔设备组和一次设备信息的配置;(3)测控装置的遥信、遥测、遥控、遥调信息的配置;(4)系统及操作员站信息和功能的配置。五、ncs系统及应用随着工业以太网的发展,变电站网络微机监控系统(NCS)开始实现于现代发电企业,通