核电厂升压站纳入DCS监控的远程I/O解决方案

孙 辉

(深圳中广核工程设计有限公司，广东 深圳 518001)

核电厂升压站纳入DCS监控的远程I/O解决方案

孙 辉

(深圳中广核工程设计有限公司，广东 深圳 518001)

核电厂的升压站往往距离主厂房较远，而电气系统已普遍纳入全厂DCS进行监控，如果继续采取硬接线的方式实现升压站和DCS之间的数据交换将面临电缆传输距离长、信号衰减大、抗干扰等一系列问题。借鉴DCS远程I/O站的技术特点，在升压站设置远程I/O以实现与DCS的数据交换。远程I/O具有抗干扰能力强，节省电缆投资和易扩展的优点，在远程I/O与DCS主站之间采取光缆传输克服了信号干扰问题，并可以减少常规电缆的使用量。根据核电厂运行要求，确定核电厂升压站需要进入DCS监控的信号种类和数量，并列出通过远程I/O交换的模拟量和开关量。能够解决规划机组数量较多的厂址普遍存在的升压站与主厂房距离较远的问题，可作为类似工程的典型设计方案。

DCS;远程I/O;升压站;电气设计;核电设计

分散控制系统 (DCS)已经在发电厂的设计中得到普遍应用［1］。随着发电厂DCS技术的日益成熟，电气系统已经全面纳入了DCS的控制范畴。以一个典型的百万千瓦核电机组为例，除了部分对实时性、快速性和可靠性要求高的功能如电气设备保护、同期、发电机励磁、厂用电快切等仍由电气专用装置实现外，其他与机组操作、控制相关的功能均已在DCS内实现［2］。国内核电厂的设计从岭澳二期开始采用DCS作为全厂范围的控制系统。

电气系统与DCS的接口目前还是以硬接线为主，部分专用电气设备也有采取全通信方式接入DCS。一般对于重要的信号还是保留硬接线的方式，同时通过现场总线或其他规约以通信方式实现电气系统的信息采集和控制。

核电厂的升压站子项负责将每台发电机组发出电能进行汇集并通过多条输电线路输送到电网。核电厂装机容量一般都较大，因而普遍是以500 kV电压等级和3/2断路器主接线方式将核电厂的电能送出。目前国内一个核电厂址一般都规划建设4～6台核电机组，加之核电厂的辅助厂房较多，导致厂址占地范围较大，升压站往往布置在距离核岛主厂房较远的地方。DCS机柜采取集中布置方式，布置在核岛厂房的控制房间，这导致从升压站到DCS机柜的电缆长度可能达到1～2 km，这么远的距离如果仍然采用硬接线的传输方式会带来电压降大、信号易受干扰等问题。此问题在国内在建核电机组的设计过程中间已经频繁遇到。

升压站按照无人值守设计，电厂在正常运行期间需要进行的日常操作和监视功能必须通过DCS工作站完成，因此需要找到成熟可靠的方案将升压站纳入DCS监控才能保证核电厂的安全运行。

1 远程I/O介绍

远程I/O是DCS技术的进一步发展并且已成为DCS的一部分。传统DCS的I/O采集方案是将现场的全部信号通过硬接线送到DCS控制机柜内的I/O模板，由控制机柜的CPU模板完成I/O信息的集中采集和处理。

这种技术方案在某些特定情况下会存在一定的局限性。比如当控制对象的所在位置距离DCS机柜较远的情况下，就会面临前面升压站设计类似的长距离电缆传输困难;同时大量电缆的使用也增加了投资;现场信号带来的干扰问题;由于控制机柜的集中处理机制没有达到真正的分散控制的目的，导致DCS失效的一些故障因素也不能做到完全分散［3］。

远程I/O正是应对此问题，结合微机可编程控制器PLC和数字通信技术等形成的过程I/O装置。它将DCS的I/O采集和处理功能移到了设备现场，尽量靠近现场布置远程I/O站，采集完成的信号由远程I/O站的通信模板与布置在主厂房的DCS机柜间以总线方式进行信号传输。传输介质一般采用光缆，解决了长距离传输和抗干扰的问题。远程控制站在火电厂的工艺系统如循环水系统等的设计中已经获得了成熟的应用［4］。国内厂家的产品也得到了成熟的应用［5］。结合现场总线技术的发展和完善，可以将控制真正做到分散，当其功能不再仅局限于I/O时，则构成了现场总线控制系统(FCS)［6］。

远程I/O具有特点:远程I/O距离现场设备近，信号衰减小;节省电缆投资;I/O机柜分散布置，减小控制室面积;远程I/O安装灵活，扩展方便。

2 升压站应用远程I/O实现DCS监控的方案

百万千瓦核电机组一般都以500 kV电压等级接入电网，升压站普遍采用3/2断路器接线方式。图1为2台机组进线和2条线路出线的示意图，将以此为例说明升压站进入DCS监控的实现方案。实际工程中为了保证核电机组送电的可靠性，一般至少设计3回输电线路，此示意图仅是为了说明DCS监控方案而做的简化。

升压站按照无人值守设计，除了定期的巡检和倒闸操作之外，机组正常运行期间的监视、控制功能都应该在DCS内进行。因此，虽然升压站的网络控制系统NCS能够对升压站所有设备实施完整的监视控制，但与机组运行相关的信息仍然应该送入DCS。

图1 升压站主接线示意图

DCS需要完成的与升压站相关的功能可以分为两部分:控制功能和监视功能。

以机组1为例，与机组1相关的2台高压断路器102和103需要在DCS内完成合闸与分闸控制。

核电机组虽然在发电机出口设置有断路器，一般是通过这个断路器完成机组的同期并网和解列停机。不过核电机组具备100%甩负荷的能力，因此在某些运行工况下，比如系统发生电压、频率的异常波动，而机组自身状态正常，则可以通过直接跳开升压站的高压断路器将机组与系统解列，待系统恢复正常后再通过高压断路器完成机组的准同期并网。由于核电机组的反应堆从停堆状态转入功率运行状态的时间较长，通过实现这种运行模式可以尽量减少机组进入停堆状态，进而提高机组的负荷因子，提高经济性。

核电机组脱网带厂用负荷孤立运行这种运行模式称为孤岛运行。为了实现孤岛运行，单元机组的DCS必须对于主接线中与机组相关的2台高压断路器实施全部的控制监视功能。与这部分功能相关的信息属于机组相关信息，直接送入单元机组DCS的控制机柜。

除了上述单元机组信息之外，升压站其他设备的重要信息也应该送入到DCS，以方便运行人员的运行管理。这部分信息包括升压站主接线中各断路器、隔离开关的状态，故障信息，保护设备动作信息，电压、电流等交流量的显示等。升压站的这些信息送入DCS之后，就可以实现升压站日常运行期间的无人值守。只有当出现异常或保护动作，或者需要进行检修倒闸等操作时，运行人员才需要到升压站使用升压站自身的网络监控系统NCS。

升压站与DCS之间需要交换的信号一般包括开关量输入 (DI)、开关量输出 (DO)和模拟量输入 (AI)，具体如下。

a. 开关量输入

每串的开关合、分位置;

每串的隔离开关合、分位置;

每串500 kV主变进线及500 kV线路出线的隔离开关合、分位置;

每串500 kV主变进线边、中断路器SF6压力异常;

每串500 kV主变进线边、中断路器操作机构异常;

每串500 kV主变进线边、中断路器保护动作;

每串500 kV主变进线边、中断路器操作箱异常;

每串500 kV主变进线边、中断路器保护装置异常;

各500 kV主变管道母线SF6压力低。

b. 模拟量输入 (AI量)

各500 kV主变进线有功电度 (脉冲信号);

各500 kV母线电压、频率 (4～20 mA)。

c. 开关量输出 (DO量)

各500 kV主变进线边、中断路器的合闸和分闸。

按照远程I/O接入DCS的方式不同，可以设计图2(方案1)及图3(方案2)所示的2种方案。

图2 信号连接示意图A(方案1)

图3 信号连接示意图B(方案2)

无论哪种方案，远程I/O机柜与升压站的信息交换方式一样。升压站与远程I/O交换的信息按其属性可归类为1号机组相关信息，2号机组相关信息以及所有机组都相关的公共信息。无论信息属性如何，都通过电缆连接到远程I/O机柜的信号采集卡件。远程I/O柜对信号进行就地处理后，转换为数字信号。远程I/O机柜的通信模块与布置在后端的DCS机柜进行通信，以完成与各机组DCS的信息交换。根据远程I/O机柜性能的不同及DCS系统配置方案的不同，可以分为方案1和方案2两种接入方式。

方案1:如果远程I/O机柜内的通信模块具备同时与多台远端模块通信的能力，则可以将1号机DCS与2号机DCS直接与远程I/O柜的通信模块进行数据交换，如图2所示。到1号机组DCS传输的信息是1号机组信息加公共信息，到2号机组DCS传输的信息是2号机组信息加公共信息。

方案2:如果远程I/O机柜不具备实时与多台远端模块通信的能力，则可以采取图3所示的方案。此方案的核心是在多机组电厂设置专门处理公用系统的全厂公共DCS机柜 (在核电厂一般称为0号机组)。0号机组DCS前端采集的信息与方案1相同，该DCS机柜利用DCS内部的网络协议通过增设网关实现与不同机组DCS的连接。增加网关设备可以在不同机组DCS之间实现隔离，保证只有公共机组信息可以通过1号网关和2号网关送到2台机组，而机组相关信息只能通过本机组的网关。信息隔离的要求可以通过对网关进行定义和管理来实现。

远程I/O与DCS之间的传输介质可以根据厂家产品特性要求进行配置，但在距离较长的情况下为了保证信号传输的可靠性推荐采用光缆，只需要几根光缆就可以将升压站的信息同时送到各机组DCS内。另外，还可以采取冗余光缆以提高远程I/O与DCS之间的信号传输可靠性［7］。

这2种方案都具备如下特点:每台机组的单元控制室都可以获取其需要的全部升压站的信息;与机组控制相关的功能仅在本机组实现，其他机组没有控制权限;减少了常规电缆的使用;升压站与单元控制室之间通过光缆传输，不受距离限制。

3 结束语

本文论述了通过在升压站设置了DCS的远程I/O站，实现开关站与DCS之间的信息交换。针对远程I/O技术性能的不同，采取2种不同的方式将远程I/O接入机组DCS，从而保证设计方案的灵活性。由于远程I/O站布置在升压站，最大限度地靠近用户端，减少了电缆长度的同时避免了长距离信号传输带来的干扰问题。而远程I/O与DCS之间是光缆传输，基本不受距离的限制。此方案能够解决规划机组数量较多的厂址普遍存在的升压站与主厂房距离较远的问题。

［1］ 王 敏，马成久，李辰龙.阜新发电厂200 MW机组中电气控制系统纳入DCS［J］.东北电力技术，2003，24(4):35-37.

［2］ 张 薇，唐 毅.电气系统监控纳入DCS的探讨 ［J］.电力建设，2005，26(1):67-69.

［3］ 刘一福.火电厂DCS应用中的技术问题及分析 ［J］.发电设备，2004，18(增刊):110-114.

［4］ 许小冲，胡立生.XDPS系统在600 MW机组中的应用［J］.控制工程，2007，14(7):6-9.

［5］ 贾伟志，王喜丰，金春林.电气量监控在DCS中的实现［J］.吉林电力，2002，30(3):38-40.

［6］ 魏 巍，王 锐.PLC、DCS和FCS的特点及在电厂中的应用［J］.东北电力技术，2009，30(5):37-39.

［7］ 钱培峻.远程I/O的实践和应用 ［J］.发电设备，2004，18(增刊):46-48.

Remote I/O Technology Applied in Substation Design of Nuclear Power Plant

SUN Hui
(China Nuclear Power Design Company Ltd.(Shenzhen)，Shenzhen，Guangdong 518001，China)

The substation of nuclear power plant usually is far away from the main building，leading to long distance transmission of signals between substation and main building.If hard-wired cables are used，the signals could be interfered easily.In order to solve this problem，the author proposes applying the remote I/O technology into the substation design.Remote I/O technology has advantages in reducing interference，saving cables and extension.According to the operation procedure of nuclear power plant，the signals which are necessary to be monitored by DCS are listed.A detail design scheme is introduced in this article.

DCS;Remote I/O;Substation;Electrical design;Nuclear power plant design

TM623

A

1004-7913(2014)04-0055-03

孙 辉 (1973—)，男，双学士，高级工程师，研究方向为核电厂电气设计。

2014-01-03)