水工业调速节能与谐波抑制和无功动态补偿的网络化监控.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流水工业调速节能与谐波抑制和无功动态补偿的网络化监控.精品文档.水工业调速节能与谐波抑制和无功动态补偿的网络化监控 北京市市政工程设计研究总院 陈运珍The speed regulation and energy saving and harmonic suppression of Water industry and the network monitoring Of dynamic reactive power compensation Chenyunzhen(BEIJINGGENERALMUNICIPAL ENGINEERING DESI

2、GN & RESEARCH INSTITUTE)摘要: 变频调速给水工业带来极大经济效益的同时也带来了一些弊端。超标的高次谐波会严重污染电网，会严重影响供配电系统的正常运行，对自动化监控系统及一切弱电设备有极大的破坏性，其实例很多，损失巨大。变频器如何选择？无功如何补偿？高次谐波如何抑制？网络上如何综合监控？这些关键问题，都是每个工程项目中贯彻低碳经济和节能减排必须解决的重大课程。Abstract: Frequency-converting bring great economic benefits to hydropower it also brings a number of drawba

3、cks.The electric network will be seriously polluted by Exceeding the high-order harmonic , it Will seriously affect the normal operation of power supply and distribution system,and it has great destructive On the automatic monitoring system and all other electronic equipment,the examples and losses

4、have been very great.How to choose transducer?How to solve dynamic reactive power compensation?How to control high-order harmonic?How to monitor the network?These key questions, For each project, are implementing a low carbon economy and energy savings need to slove the major courses.关键词: 变频调速；无功动态补

5、偿；谐波抑制；SVG；网络化监控Keywords:Frequency-converting; harmonic suppression;SVGnetwork monitoring1.某水电站实例分析1.1某水电站变频调速设备的配置：某水电站在上世纪八十年代，为了节约电能、消除水锤的破坏、优化水工艺运转条件，6台水泵机组，每台电机容量为2500KW，均选用西门子公司的变频调速设备：一期工程选用西门子公司的电流源型变频调速装置（Simovert A），由于变频设备利用可控硅整流，变频调速时产生大量的高次谐波，对电气设备造成极大的危害，在给电站带来极大经济效益的同时也带来了不小的弊端；二期工程中，仍

6、选用西门子公司的变频调速设备，以GTO元件组成主电路的数字控制式变频器;第三期又加了二套西门子罗宾康电压源型变频器。二期工程建成后，对谐波的综合治理和无功功率的集中补偿就优为重要。 谐波测试与理论分析（A）谐波实测数据：测试工作分为：一期设备的1#变频机组，二期设备的5#.6#变频机组，以及1#.3#.5#.6#.四台变频机组联合运行四种情况。5变频机组谐波电流、电压测试结果 表1100%（A）90%（A）80%（A）75%（A）21.7325.361.7414.160.6671.280.9781.6031.4294.401.1002.560.8111.600.8641.3642.0446.4

7、01.0052.320.5511.120.5530.8852.3727.441.5533.520.6791.360.8361.3662.4477.760.7441.680.4350.800.8221.2872.1976.721.0622.480.6721.360.5840.8880.9092.801.0102.320.4330.801.5012.4091.1383.601.2282.801.6833.281.3962.24103.38810.41.2112.801.2502.482.6394.40119.17628.728.88621.529.63619.289.73216.4125.3891

8、6.562.2225.201.0332.01.9343.12137.10222.407.19216.86.9014.06.7211.2142.2657.041.2772.880.4970.960.7591.20151.4464.481.0992.480.671.280.5480.88161.8665.760.7081.600.3510.640.4780.80171.4554.561.3383.040.6711.360.6641.04181.5044.720.6711.360.510.960.5980.96191.4854.560.9302.080.8041.600.4140.64UTmax2.

9、5802.2211.9841.847通过测试，可以清楚看到一、二期变频机组及四台变频机组所产生的最大的谐波发生量（只列出其中两项重要测试，其它从略）。测试结果列于表1 、2中。测试结果表明一期变频器不但产生11、13等次特征谐波电流，非特征谐波电流也很大，奇次、偶然都有。二期变频器特征谐波含量较大与理论计算结果相近，非特征谐波有所减少，这仅是二期变频设备改为数字控制的结果。（B）实际情况分析实际上变频调速设备本身带有部分谐波消除装置，西门子公司提供的变频调速整流系统是借助于变压器相位移动来消除谐波，假设变四台变频机组同时运转时谐波电流、电压测试值 表2 100%90%80%70%24190%4

10、883028%2962252%1881291%84034120%4882960%2841889%1563253%21642655%3121947%1881407%1161541%10052714%3201961%1921145%9602851%18861714%2000888%8401865%1521066%68072471%292170%1640988%8001339%88082847%3320999%9601125%9200838%52091956%2283035%2962525%2123343%220102571%3001587%1561388%116088%560114306%5126

11、388%6207777%6405275%344122460%2881733%1681959%1640677%44132914%3444648%4485675%4643298%208141037%1201904%1841029%8400608%40151042%1201059%1001444%1201918%128160781%8801260%1240913%7601，174%760171161%1360684%6800767%6401085%720180680%7600618%6000819%6401112%7201904625200518%4800812%6400654%40UTmax446

12、1%6413%6370%3898%频机组付边两个绕组负荷相同且交流侧三相电压平衡，则可以通过二次绕组的连接方式，使某些谐波在两个负荷之间经过变压器形成环路，将非特征谐波在电源电流中消除。图1 为水电厂变频机组主接线及变压器等效接线图。其接线方式为两个独立的Y/Y,Y/变压器,其完全等效于Y/Y/三线圈变压器。图1 付边为相同的自然换相六脉冲整流负荷, 付边绕组一个为Y接,一个为接,接电压滞后Y接30o相角.通常情况下, 三相整流器系统产生的谐波次数为:（这里N为谐波次数，K为正整数），对称情况下将产生5，7，11，13，17，19次谐波。图1 Y/Y/ 三线圈变压器接线图（C）非特征谐波产生的

13、原因 在二期高次谐波产生的测试中，除发现特征谐波外，还发现了非特征谐波。从图 2对1变频机组6KV侧谐波测试电流波形可见，各台阶的间距是不相等的，即触发角出现误差。非特征谐波产生的原因除了变压器副边负荷不一致及三相交流电源电压不平衡外，触发角误差是一个最主要原因。一期变频器是电流源形的，控制系统为模拟控制电路，而二期变频器全部采用数字控制电路，故非特征谐波含量大大减少。还是一期变频器本身问题。对一期一号变频机组的测试表明，不但非特征奇次谐波存在，偶次谐波也存在，1.2本工程无功补偿及滤波静补方案的确定（A）国标对电网谐波含量的规定 国家早在1994年3月1日正式颁布国家标准，对220KV电压等

14、级以下的用户注入电网公共连接点的谐波电流和引起的谐波电压正弦波畸变率极限有具体的限制值，如表3 所示。表3 用户供电电压（KV）电压总谐波畸变率（%）各次谐波电压畸变率（%）奇次偶次6或10403216110201608（B）本工程注入电网的允许谐波电流计算 。水电厂供电系统的公共连接点变电站110KV侧，内部供电系统为6KV/0.4 KV。根据国标中附录B中的说明，当电网连接点的实际最小短路容量和计算谐波电流允许值的短路容量不同时，按下式进行修正： Ih=Sk1/Sk2Ihp (1)式中：Sk1-电网连接点实际可能出现的最小运行方式时的短路容量（MVA）,Sk2假定的电网最小短路容量（MVA

15、）,Ihp -规定的第h次谐波电流的允许值（A）,Ih -对应于短路容量Sk1时的第h次谐波电流允许值（A）同时根据国标中附录C3的规定，在公共连接处第i个用户的第h次谐波电流允许值Ihi按（2）式进行计算：Ihi = Ih (Si/St)1/a （2）式中： Ih按式（1）换算的第h次谐波电流允许值（A）,Si第i个用户的用电协议容量（MAV）,St公共连接点的供电设备容量（MAV）相位迭加系数a，按表4取值表4 相位迭加系数a 的取值h35711139、13及偶次a1.11.21.41.81.92.0（C）本工程无功补偿和消谐方案的确定将二期调速机组高次谐波实测值（表1、2）与允许值（表3

16、）相比较可以看出10.11.12.13等次以上谐含量较大，第一期消谐设备不能满足二期消除高次谐波的需要。故此，我们必须重新制定新的消谐方案。无功静补的设置：六台变频调速机组运转实测数据：70%额定转速运行时，平均功率因数0.478,平均有功出力3220千瓦，则功率因数从0.478提高到0.96所需无功为4977.8Kvar.80%额定转速运行时，平均功率因数0.632，平均有功出力5283.5千瓦，则功率因数由0.623提高到0.96所需无功为4937.7Kvar90%额定转速运行时，平均功率因数0.731,平均有功出力7237千瓦，则功率因数从0.731提高到0.96所需无功为4644.8K

17、var.100%额定转速运行时，平均功率因数0.815,平均有功出力9662.4千瓦，则功率因数从0.815提高到0.96所需无功为4051.7Kvar110KV电源总进线侧功率因数的校核 20MVA的主变压器在运行中，消耗的无功功率包括两部分：激磁电流无功和阻抗无功：激磁无功损耗为86Kvar，阻抗无功损耗为784Kvar。主变压器消耗的总无功为870Kvar，主变压器的有功损耗为PT=100KW。 水电厂二期七条滤波补偿装置全部投入后可发出的总有效无功为： Q5863.5Kvar(负号表示发出无功)110KV电源总进线处的有功功率和无功功率按下式计算：P110=P四调+P一定+PT （3）

18、Q110=Q四调+Q一定+QT-Q（4）按上式，分别计算出变频机组在70%、80%、90%、100%额定转速下,110KV电源总进线的有功、无功功率及对应的功率因数，计算结果见表5。表5 项目机组转速有功P（KW）无功Q（Kvar）功率因数coscp70%5820.02538.30.916680%7883.53100.00.930690%9837.03410.70.9448100%12262.43491.20.9618滤波静补方案的确定通过以上分析，我们已充分了解水电厂电网中的谐波含量以及超标情况，同时根据国家对电网功率因数的要求，也已计算出水电厂二期现有设备所需的无功补偿量，滤波静补方案有三

19、种选择：a. 2nd.3rd.4th. 5th.6th.7HP1.7HP2.7HP3.b. 3rd.4th.5th.6th.7HP1.7HP2.7HP3c. 3rd.4th.5th.6th.7HP1.7HP2.10HP.方案1，共设八条滤波支路，投资大。且测试和计算结果证明2 nd 不超标，从滤波容量上看，对设置2nd滤波支路是不利的，因滤波容量不够大，考虑现有无功补偿量再同时考虑设八条滤波支路的情况下，就很难满足2nd 滤波支路的滤波容量。同时，由于变频器产生的10.11次谐波与一期相比有很大增加，超标严重，而三组七次高通对滤除10.11谐波效果不是最佳。方案2同样存在以上问题，故选用方案3

20、较合适。方案3为最后的滤波补偿方案。其中3rd.4th.5th.6th四个支路为单调谐滤波器，采用R.L.C串联谐振原理，每条支路吸收一种频率的谐波；7HP1，.7HP2，10HP为二阶减幅型三个支路为三组高通滤波器，电阻器与电抗器并联，可吸收七次及以上各次谐振.按上述方案通过计算机仿真计算可以看出，注入水电厂110KV、6KV总进线的各次谐波电流均在国家标准允许值以内，特别是10.11.12.13次谐波电流得到了有效的抑制，6KV母线电压总畸变率由4.0%降到2.66%。2.水工业谐波产生的根源及危害2.1谐波产生的根源无论是哪一种变频器，都大量使用了晶扎管等非线性电力电子元件，不管采用哪种

21、整流方式，变频器从电网中吸取能量的方式均不是连续的正弦波，而是以脉动的断续方式向电网索取电流，这种脉动电流和电网的沿路阻抗共同形成脉动电压降叠加在电网的电压上，使电压发生畸变，经傅里叶分析可知，这种非同期正弦波电流是由于频率相同的基波和频率大于基波频率的谐波组成。实践告诉我们，变频器就是一个谐波源，什么无谐波免维修，那是一个美化了的科学笑话。2.2谐波危害性极大变频器对容量大的电力系统影响不是十分明显，但是对于系统容量小的系统，谐波产生的干扰就不可忽视，它对公用电网是一种污染，客观的存在对公用电网和其它系统的危害大致有：谐波使公用电网的元件产生附加的谐波损耗，降低了发电、输电及用电设备的使用率

22、，使元件及线路过热甚至发生火灾。谐波会产生机械振动、噪音和过电流，使电容器、电缆、电机、变压器等设备过热，绝缘老化、寿命缩短以至损坏。谐波会引起公用电网的并联谐振和串联谐振，从而使谐波放大，这就使上述的危害大大的增加，甚至引起严重事故。谐波会对临近的通讯系统及仪表弱电检测系统产生严重干扰，导致通讯质量降低，甚至无法工作。等等。3. 谐波抑制和动态无功补尝必须同步进行3.1选用高品质的绿色环保型变频器绿色变频器的品质标准是：输入和输出电流都是正弦波，输入功率因数可控，带任何负载时都能使功率因数为1，可获得工频上下任意可控的输出频率。从根上消除谐波源，是至关重要的。选择高性能IGBT模块功率元件抅

23、建双PWM绿色环保型的新型变频主电路是重中之重变频主电路的功率元件是变频器技术发展的最主要的核心物质基础。主电路功率元件的工作过程就是能量的过渡过程，其可靠性、稳定性、精确性决定了变频器的可靠性、稳定性和精确性。中国荣信公司选用EUPEC公司的高性能IGBT模块功率元件,采用多重化脉宽调制技术，对每个功率单元进行多重化叠加，可得到阶梯正弦的PWM波形；采用美国著名的德马考尔（Thermacore）公司的超导热管冷却专利技术，彻底解决了IGBT等功率器件散热的热岛效应问题，使用筹命在30年左右。这种阶梯正弦的PWM波形,正弦度很好，dv/dt远小于500v/s之下，对电机和电缆的绝缘无损害，无需

24、另加滤波器，对输出的电缆长度无特殊要求，可直接用于普通电机,能有效消除负载电机的转矩脉动和机械轴承的振动。双PWM绿色变频主电路拓扑结抅，将是新型大功率变频调速技术发展的主要趋势。不仅逆变部分采用最新的自关断器件，就是整流部分也采用最新的PIC功率模块元件，电网侧输入电流波形接近正弦波，且功率因数接近于1；另一方面，实现能量向电网回馈，保证变频器能四象限运行。PWM整流回路还可以大大减小直接环节的滤波电容的容量;采用双PWM技术，对消除机械和电磁噪音是最佳的方法。随着功率和频率的增加，PWM的开关损耗也会增加；在大功率和高频化方面还有大量技术要研究和突破。选择高质量长寿命的滤波电容 是变频器长

25、期稳定运行的根本保证当今变频器大都要配置电容，为了打价格战，大多选用电解电容。无数实践告诉我们，这种电解电容耐压低，要多个串联，其均压问题不好解决，致使电容发热严重，不能自愈，极易引起外壳炸裂，寿命极短，每五年就要全部更换，变频器的维护重点就是电解电容，维护价格很高，使客户望而却步。荣信公司采用高可靠性的低感性的电力电容，这种电容，耐压高（比电解电容高4倍左右）、容量大，寄生电感小，有自愈功能，寿命可达2030年，是变频器长期稳定运行的根本保证。上海柯达公司采用无极性电容，效果也很好。 选择绿色环保型变频器的其他条件：具有互联网远程监控支持系统的功能,可得到制造公司专职维护工程师的24小时的技

26、术支持和运行监控，保证售出的变频器（RHVC）、SVC、SVG、FC等装置的无故障高可靠安全稳定运行；出厂前变频器整机要全部经过严格的高低温老化考核；出厂前能进行耐中压的全负载试验检测；变频器采用双峰焊和自动贴片生产线，使控制线路具有优良的抗干扰能力，确保控制系统长期可靠运行。从上面七个关键要素中去评选绿色环保型的功能安全的能在网络上实现远程监控和实时远程诊断的变频器装置。控制技正处在不断创新的大好阶段，随着微处理技术、虚拟技术、嵌入式技术、超导技术、先进控制技术、精加工技术、软开关技术的迅猛发展，优化的PWM模式，即三次谐波叠加法和电压空间矢量PWM法（如电压矢量的菱形调制等），有计算简单、

27、实时控制容易、动态响应快速、控制精度高、准确度高的全数字化和网络化的特点。客户希望制造公司，创造出更多集功率变换、驱动保护、数字监测、智能控制、筹命长、抗干扰性强、抗尖峰电压及电流冲击能力强、能自诊断、有自愈力等功能于一身，效率更高、功能更强、附加值更多的新一代绿色环保型变频器供客户任意挑选。3.2谐波抑制的主要方法国内外许多公司，在变频器电网侧,采用隔离移相变压器，构成多级移相叠加的整流方式，实现几十到一百的脉冲整流效果，这种多重化结构设计，可大大改善电网侧的电流波形，无需任何无功功率补偿及谐波抑制装置就可满足供电部门对负载网侧电能质量的要求，功率因素高达0.95以上。由于变压器副边绕组的独

28、立性，使变频功率单元的主回路也相对独立，非常安全可靠，不增加噪音和发热，不产生转矩脉动，变频器的效率高于0.97以上。使用无源滤波器或有源滤波器；使用无源滤波器其主要是改变在特殊频率下电源的阻抗，适用于稳定、不改变的系统。而使用有源滤波器主要是用于补偿非线性负载。 上面水电站是采用无源滤波法。无源滤波器（LC）存在的问题：一种参数只能针对特定次数谐波补偿；响应速度慢，无法跟踪动态谐波进行动态补偿；补偿谐波时，可能产生多余的无功；系统阻抗小时补偿效果难以令人满意；改变系统阻抗特性，可能导致谐振；参数稳定性差，特别是电容参数容易变，导致失谐。增加变压器的容量，减少回路的阻抗及切断传输线路法；由于非

29、线性负载引起的畸变电流在电缆的阻抗上产生一个畸变电压降，而合成的畸变电压波形加到与此同一线路上所接的其它负载，引起谐波电流在其上流过，因此，减少谐波危害的措施也可从加大电缆截面积，减少回路的阻抗方式来实现。目前，国内较多采用提高变压器容量，增大电缆截面积，特别是加大中性线电缆截面，以及选用整定值较大的断路器、熔断器等保护元件等办法，但此种方式不能从根本上消除谐波，反而降低了保护特性与功能，又加大了投资，增加供电系统的隐患。3.3静态无功补偿与动态无功补偿必须同步设计传统的无功补偿设计手段都是静态的并联电容器，见图3图3 某水电厂滤波装置原理接线图并联电容器是固定式设备。一般只能满足按小时考核的

30、功率因数，或者一小时四个点的功率因数考核.我们知道，电动机的负荷变化时其功率因数也是变化的，而且是连续的。以电动机为例，通常功率因数在0.50.85之间变化；负荷总是变化的，特别是冲击性的负荷（铁路牵引变电站，电弧炉，油泵，轧钢厂，铝厂，整流负荷，大功率交交变频等）则更明显；传统的静态的无功补偿，就无法将功率因数连续同步的补偿到0.95左右。无功过量补偿时，无功倒送,同样要造成额外的电能损耗并联电容器就是第一代静态的无功补偿装置。FC或MSC,提供超前的无功,补偿量固定。机械开关不能反复投切第二代动态无功补偿（SVC）SVC工作原理简介基于晶闸管控制电抗器（TCR）的SVC无功补偿,是第二代无

31、功补偿装置，可在网上进行动态的无功补偿和消除各次高次谐波。TCR通常与固定并联的电容器（FC）相配合。TCR产生变化的连续动态调节可调的滞后的感性无功QTCR，FC并联的电容器提供固定的超前的的容性无功Qc，只要感性无功与容性无功相抵消，就能够做到：功率因数保持恒定，电压几乎不波动。即：QN（系统）=QV（负载）-QC+QTCR=恒定值（或0），荣信公司的SVC装置，具有多项国际专利技术，是综合考虑谐波抑制和无功功率动态补偿的方案之一。图6 TCR型SVC工作原理图SVC采用了世界上领先的热管自冷却技术和先进的光控晶闸管技术；采用先进的全数字化控制技术，具有网络化远程监控和诊断功能。SVC作用

32、:提高系统电压稳定性；通过有效的无功功率补偿，使无功功率分区平衡，提高功率因数，减少无功潮流，降低网损；增加线路输电能力；增强系统阻尼，抑制低频振荡；白银西牵引变电站海220k电网。 SVC应用业绩：1998至 2007年底，荣信公司先后在鞍钢、兴澄特钢、苏州钢厂、新疆苇湖梁矿、神华电铁、海口秀英110kV变电站、宝山钢铁、唐山迁安等国内外安装了SVC装置, 已有600余套SVC装置在世界各地正常运行，总装机容量占世界第一。第三代最新型的动态无功补偿装置SVG（Static Var Generator）第三代无功补偿装置 ，就是静止无功发生器（SVG）；见图7和图8。第一代无功补偿机械式投投切

33、装置晶闸管投切装置第二代无功补偿基于电压源换流器第三代无功补偿图7 无功补偿进化图：图8 SVG的工作原理结构图：SVG原理介绍：直接电流控制，等效于一个受控的电流源既可以发容性无功，又可以发感性无功。静止无功发生器SVG（Static Var Generator，也称为STATCOM）。SVG能快速跟踪负荷的无功变化；高频开关，低损耗；连续平滑调节;保持稳定的高功率因数;改善电能质量;特别适用于配电网络中大功率的非线性负荷的补偿（电解装置/整流设备、电弧炉、轧钢机、） SVG与 SVC性能比较：SVG动态响应速度快，SVC为23周波,不能有效抑制电闪变；SVG占地面积小，仅为SVC 的1/2

34、-1/3； SVG输出电流谐波含量小，不需外加滤波器；SVG输出无功电流与接入点电压大小无关，SVC无功电流随电压正比下降，因此每Kvar的补偿效果相当SVC的1.21.3倍；SVG与SVC造价比较（以50M150M容量比较）：每Kvar计算， SVC为150元-200元左右；SVG为180元-220元左右；但是，随着功率半导体器件价格的逐年下降，SVG价格下降空间大，SVC价格下降很难。长期运行费用比较： 所有动态无功补偿装置都不可避免地会有功损耗，其长期运行损耗不容忽视！以损耗1%计：100Mvar-SVC，438万/年（以每度电0.5元）；SVG零输出无损耗，仅仅动态补偿时才有损耗，SV

35、G与并联电容合用后产生的动态无功要比SVC大一倍，而正常运行的功率损耗是同容量SVC的1/2倍，更加符合节约资源的国策！SVG性能比阻抗型SVC优越得多。实例：100MVAR-SVC的正常运行有功损耗=10万*1%*24*365=876万kwh*0.5元=438万元；如果电费1元/度, 100MVAR-SVC每年有功功率损耗为867万元；200Mvar SVC年损耗1700万！而SVG运行损耗接近零。SVG应用效果：（只举二例） 瑞典Uddeholm Tooling钢铁公司的DSTATCOM 项目年产60万吨计，直接经济效益可以达到2000万元以上。 现场测试结果SVG补偿后节能效果在2530

36、以上！辽阳某电弧炉采用SVG动态补偿装置后经济效益评估：每年节约电费（18462.85700）12289953元。每年增加产值6吨*15*12*5000元/吨540万元。4 创建科学的实用安全的水电站综合自动化网络监控系统水工业像其他工业系统一样，90%负荷要在网上能动态调速节能，不断变化的功率因素值随时要调整到0.95以上，随时要消除各种谐波,一个ERP/MES/PCS三层结构始终保持在最优状态下安全运作，必须有一个这样的水工业综合自动化网络监控系统： 现场设备是综合自动化的基石，是源头。现场机、电、仪、执行器等设备要尽快微型化、虚拟化、智能化、多功能化、数字化和网络化现场要选用PAC可编程

37、自动化控制器我认真分析总结了我国二十年来新建和扩建的给排水流程企业，有的选用早期的PLC和早期的现场总线，有的采用了先进的控制软件却运转不灵，有的花巨资引进的水质监测仪器仪表，也只有显示功能，不能参加优化监控，有的选用了早期的以太网，但是数据不能传递，还是处于“信息孤岛”状态。传统的IPC灵活性差、处理能力不强、在环境恶劣的现场，其稳定性和可靠性就更差，没有网络控制功能。现在的IPC机有了巨大的发展，但可靠性和稳定性还是存在问题。作为ERP/MES/PCS三层架构中的现场底层，原先是PLC为主体，现在的工程设计时，现场可以选用新的PAC（也可选功能强大性价比高的PLCopen）。PAC保持了P

38、LC的编程方式和特点，具有很高的可靠性和稳定性；PAC又具有IPC的硬实时操作系统，具有强大的运算和联网功能，编程更加简化，更容易实现水工业流程中独特的预估、加药、加氯、氧曝等闭环的先进控制；PAC是一个软逻辑结构，有极大容量的存储能力；PAC有标准的网络接口，能方便的与其他品牌的PLC、计算机、网络、各种分析仪器、现场所有的电、气、仪、机等设备联网通信；PAC的数据测试是海量的，能对应复杂的有几百个I/O节点，甚至更多的I/O节点；PAC的性价比高，成本更低；PAC采用了事实上的网络接口、编程语言、安全监控等各种工业标准，与异型异构的网络进行快速的数据交换，数据共享，使远程监控有了坚实的底层

39、基础；PAC采用模块化的软件结构可任意增加和裁减，非常适合水工业各种规模的流程的运转控制，极便于二次开发；PAC具有统一的软硬件开发平台，能满足多专业、多速率、多循环、多任务的非线性操作运行的控制要求；操作工程师可通过网上的任一台计算机的Web窗口获取各站最底层的所有数据信息，并能在线的进行系统诊断，寻找故障所在；与传统的自动化设备相比，应该说PAC是实现ERP/MES/PCS三层自动化架构的最好的帮手实时数据库是MES的核心，是水企业实现自动化的心脏。水工艺流程中海量的实时数据（包括变频器的最优控制、无功动态补偿、谐波动态消除）要进行统一的存储、分析、运算、处理和管理，能为客户提供开放的二次

40、开发平台接口，来提升企业功能，不断的与时俱进的提高生产效率，也能发布到其它关系数据库，提供MES、ERP系统所用，帮助企业决策管理。监控组态软件和先进控制软件是水企业综合自动化的精神支柱，就像人的大脑一样，是最关键的软件技术。一个高效的水企业自动化系统监控组态软件要智能化，功能要网络化及实时化和WED模块化，接口要标准化，同时要兼容多种操作系统，要求将监控组态软件嵌入到信息化平台上，实现信息化的全集成，实现数据分析与管理决策的统一。监控组态软件将进一步向开放化、标准化、信息化、系统化和上下两端发展，成为工厂信息化的核心技术。要结合各系统调速节能的工程实际，选择合适的监控组态软件和先进控制技术。

41、现场信息监控网络必须选用实时工业以太网RTE（Real Time Ethernet, RTE ）众所周知，FCS现场总线, 比DCS系统更经济和自动化，向数字化和开放性发展了一大步。但是，FCS现场总线不能完成大数量的数据传输，较多采用主/从控制方式，不容易实现控制系统传输要求，各大厂家开发的软件技术互不兼容，无法实现总线并构，变成一个又一个的“孤岛”，使“不明就里”的广大用户吃尽了苦头。实时工业以太网比FCS现场总线,，具有一系列的优势：采用公认的TCP/IP通讯协议，现场层极易与Internet连接，实现公司与众多现场层流程控制的无缝链接。价格低廉、稳定可靠，软硬件产品丰富，支持技术非常成

42、熟;快速以太网的通讯速率一再提高，从10Mb/s, 100 Mb/s增加到今天的1000Mb/s, 10 Gb/s。这是FCS系统无法比拟的优势，大大提高了网络控制的确定性和可靠性；车间现场可采用各种网络拓扑结构，功能强大的交换机可将网络细分为若干个网段；只用一根电缆就解决了一个车间或一个终端的控制和供电问题，终端采用无线传感器网络或采用远程I/O接口就更好与主站联网了；实时工业以太网可持续发展的潜力巨大，主站计算机，通过Internet能实现管网GIS地理监控系统及众多远程的取水泵站的无缝连接，可在主站中心或任何网上链接的其他地方，进行修改整合或监控管理。创建全集成的水工业综合自动化架构当今

43、水电站综合自动化的体系结构应涵盖着从底层的流程企业自动化到公司级的管理自动化：从自动化控制和生态管理到企业全方位管理的信息数据要全集成，再不是过去PLC、DCS和 FCS现场总线的自动化孤岛；将所有底层现场的电气控制、过程控制、运动控制、和数以万计的仪器仪表测试系统都要高度的有机的融合在综合自动化网络上；而公司顶级部门面对客户市场的ERP系统，它涵盖从生产到采购、从库存到销售、从流程自动化到市场供应链、以及财务人事等广泛的业务领域，其功能和信息数据都要快速高效的融合集成，这中间MES系统起着承上启下的桥梁作用。 开放，就意味着在网络上能互连、互通、共享和互操作。什么是水工业真实可用的综合自动化

44、集成架构？著名的美国咨询集团ARC的描述比较准确：“从全局的观念对整个工厂的流程所牵涉的各个环节，通过单一而又统一的平台来进行工程设计和组态、可视化、控制、生产管理和调度、资产设备管理；具有良好的可扩展能力、可满足小规模的单元控制、中规模的区域控制和大规模的全厂控制的各种要求；它在公共的工程环境、统一的通信框架、建立在工业标准的基础上等几个关键特征。”这就是ARC提出的协同过程自动化系统CPAS（collaborative process Automation System）。其示意图见图9。图9 CPAS系统示意图 CPAS系统是所有水工业实现ERP/MES/PCS三层结构的一种理想的优化解决方案。用一个统一的软硬件平台提供全厂的控制功能；用一个统