基于以太网的分布式发电厂电气监控系统实现
点击次数：3151 更新时间：2011-08-17
0、引言
大型火力发电厂的电气系统一般由机组保护系统、6kV厂用电系统、400V低压系统、220kV～500kV网控系统组成，网控系统相对独立。一般意义下的电气监控系统（ECS）包含除网控系统以外的所有电气子系统。
国内大部分发电厂都采用进口的集散控制系统（DCS）来实现热工系统的自动化运行，而电气系统一般采用"一对一"的硬接线控制以及仪表监视，自动化水平相对落后。为了提高电气系统的运行管理水平，提升发电厂在发电市场上的竞争能力，有必要对相对陈旧的电气系统进行自动化改造。对已建发电厂而言，考虑到DCS具有可扩展性，可以把电气系统纳入DCS，依靠DCS的分散处理单元（DPU）完成重要电气对象的测量、控制。对于新建发电厂，可以考虑建设独立的ECS，完成发电厂所有电气对象的保护、测量、控制，该系统与DCS可以基于通信网络双向通信。
本文在总结四方公司在700多个35kV～500kV变电站自动化系统成功实施的基础上，结合四方公司在江苏、贵州、云南等地成功实施的若干个单机容量300MW及600MW发电厂ECS的工程实践，提出了基于以太网的新一代分布式发电厂ECS（CSPA2000）的组成方案，为300MW以上火力发电厂的ECS提供了完整的解决方案。
一、ECS的现状
电气系统中，发变组保护、同期、AVR、6kV厂用电系统的保护功能独立，6kV系统的遥测采用变送器转换后接入DCS，遥信采用硬接线接至DCS,遥控由DPU输出硬接点到操作箱,400V低压系统的保护由开关本体实现，测量和控制一般不接入DCS。
建设ECS的关键在于如何接入DCS。常规模式下，厂用电部分的遥测由变送器接入DCS，遥信采用硬接线接入DCS，遥控由DCS提供硬接线直接控制，这种方式带来了繁琐的接线和附加的投资。参考近10年来变电站自动化系统发展的历程可以发现，“变送器＋远程终端单元（RTU）"模式己经被取消，取而代之的是全数字化的信息交换，即一次设备运行信息的采集系统只有1套，远动系统和监控系统在通信网络上共享数字化的信息（如电流、电压、功率、开关量等），同时，远动系统和监控系统均可以通过网络进行遥控和遥调，这不仅取消了大量的变送器和RTU，还提高了变电站整体的安全运行水平，大大降低了运行维护成本。
目前，发电厂的发变组保护、同期、AVR一般均采用微机型装置，具备一定的数据通信能力;而6kV系统一般采用集保护、测量、控制、通信于一体的单元式综合保护测控装置，400V系统广泛采用的智能断路器也具备数字通信能力。利用这些装置的数据采集及通信功能，取消变送器和硬接线就可以把遥测、遥信送到DCS，在构建快速通信系统的前提下，遥控也可以由通信完成。
一些运行人员对6kV系统全面采用网络控制存在怀疑，主要集中在网络系统的实时性及可靠性方面。在ECS建设的实践中，我们认为，只要合理构建通信网络，在底层综合保护测控装置采用快速网络通信技术，*可以保证系统的实时性和可靠性。
二、ECS的构成
ECS由间隔层、通信层、系统层组成。整体的核心设计思想是在任何情况下均要保证自动化系统的可靠性，网络的可靠性在系统各个层次的设计中均得到充分体现。本节将结合图1，详细介绍ECS的典型结构。
2.1间隔层
间隔层不仅包括6kV厂用电系统的综合保护和400V配电系统的智能保护，还包括机组保护系统、直流系统、AVR系统等。其中数量zui多、zui重要的是6kV厂用电系统的综合保护装置。考虑到CSPA2000采用全数字式遥控，必须采用一定的手段保证综合保护装置与DCS的快速信息交换，因此，CSPA2000的综合保护装置采用双10Mbit/s工业以太网作为通信网络，在抗干扰要求比较高的环境下还可以直接采用光纤通信。虽然综合保护装置为保护、测控一体化装置，但保护、测控功能独立，保护功能不信赖于通信网络。
典型的间隔层组网方式为：
a.6kV厂用电系统的综合保护测控装置，包括电动机保护、馈线保护、变压器保护、备自投、电压互感器测控、分段保护等。这些装置以10Mbit/s双以太网方式接入通信层的冗余双重化通信管理机。
b.400V馈线及电动机负荷，包括主厂房、辅助厂房内甚至码头输煤系统的智能开关保护单元。系统配置独立的通信管理机，以RS-485的方式接入这些开关保护单元。
c.发变组保护及辅助系统，包括发变组保护、同期装置、厂用电快速切换装置、发变组录波装置、励磁调节控制单元、UPS系统、直流系统、柴油发电机组等。根据重要性的不同，系统配置若干通信管理机，以RS-485/RS-232等方式接入。
2.2通信层
通信层是间隔层和系统层之间的适配层，并负责与DCS接口。通信层一般由若干功能明确的通信管理机组成，这此通信管理机通过l0Mbit.s-1/100Mbit.S-1自适应交换机接入ECS层，同时与DCS可采用"一对一"的通信方式，把DCS关心的实时数据整理出来，发送给DCS;另外，还可以接受DCS下发的控制命令，实现对电动机、线路等对象开关的遥控操作。根据DCS开放性的不同，通信管理机还可以以其他方式（例如总线式）接入DCS。考虑到网络通信的抗干扰能力和高速率、高可靠性，通信层各通信子站（即通信处理机）到系统层之间均采用光纤通信方式。
通信管理机是通信层的核心设备，CSPA2000的通信管理机支持数据在线管理，即用户可以从zui大化的间隔层数据中挑选若干需要的数据，并转发给DCS。
2.3系统层
系统层是发电厂电气设备监视、测量、控制、管理的中心，是整个ECS的核心。CSPA2000系统层采用冗余的100Mbit/s以太网为主干网，设置ECS主服务器、工程师站、五防工作站、管理信息系统（MIS）通信服务器、监控信息系统（SIS）通信服务器、DCS通信服务器等。无论是DCS、MIS、厂级SIS，均可以经通信服务器从ECS得到需要的原始数据或者经过处理、过滤的数据，集中体现了ECS的开放性。根据用户需求的不同，还可以裁减工作站的数量（例如zui小的系统层设备仅配置1台工程师兼操作员站即可），系统规模具有可伸缩性。
系统层网络上的服务器和工作站全部采用多网络接口及动态网络访问技术，具有故障检出能力强、主备机故障切换快（小于1s）、运行效率高、响应速度快和事件处理优先等优点，确保关键设备工作于*状态并一直在线，系统中任何单一网络设备发生故障时不会影响系统的正常运行。
在发电厂建设初期，厂用电系统往往先于DCS投运，此时可以依靠ECS对全厂进行电气控制;当DCS发生故障时，也可以使用ECS紧急处理。考虑到电厂正常运行的习惯，可以把控制权限放到DCS,而ECS作为控制的后备手段。
三、ECS与DCS的接□
ECS原则上是与DCS（包括机组DCS、公用DCS）平等地接入SIS。但是，考虑到发电厂实际的运行习惯，DCS仍将是运行的首要工具。ECS中的发电机组和厂用电部分则是发电厂运行*的一部分，因此，ECS中操作的关键在于对发电机组和厂用电部分的操作。一方面，运行人员能够在ECS的监控后台显示器上实现对发电机组和厂用电的操作;另一方面，运行人员还应能从DCS的监控显示器上实现对发电机组和厂用电的操作。这一点是电气监控系统与DCS配合接口的关键。
ECS与DCS接口，从DCS的角度看相当于扩展了DCS的控制范围，包括DCS的数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）。对于采用全开放式结构的ECS，DCS可以从系统层、通信层甚至间隔层与ECS交换任何数据。常见的接口方式如下:
a.ECS的通信处理机采用以太网/RS-485/RS-232（均可选冗余的双网方式）与DCS的DPU通信，根据预先的设置，把DCS关心的实时数据（例如遥信、遥测等）快速转发到DPU，同时接收DPU下发的各种控制命令（例如遥合、遥跳等），并转送到具体的保护测控装置。对于SCS来说，这样的接口方式可能是必须的。
b.ECS在系统层设置通信服务器，采用以太网与DCS的系统层通信，主要交互一些实时性要求不高的数据，例如事件、录波分析结果等，这些数据往往与DCS的工作流程无关。
由于间隔层综合保护装置的数据是通过双网接入不同的通信管理机，所以通信层与DCS的接口实际上也是双网，如果两个通信管理机分别接入不同的DCS-DPU，就实现了从间隔层到DCS的全套双机双网配置。实践证明，CSPA2000的这种与DCS接口方式非常可靠，任一段网络、任一台通信管理机出现故障，均不会引起数据的丢失。
四、ECS的主要功能
a.继电保护。按照分散分布的原则，6kV保护测控装置就地安装于开关柜内，完成被保护对象的所有保护功能。保护功能不依赖于通信网络，与测控功能独立。
b.测量与控制。取消的各种测量表计，由测控装置完成有关模拟量、开关量的采集，在ECS主站上统一监视。考虑到厂用电系统的电能不参与计费，可以利用测控装置的内置电能测量功能，无需装调的电能表。6kV厂用电保护测控装置自带操作回路，具备防跳及跳合闸保持功能。保护跳闸与遥控跳闸分开，考虑到与旧的模式兼容，保留KKJ与TWJ串联给出事故总信号的告警方式。系统支持遥控，并在实时性上提供遥控时间小于600ms、遥信变位上送时间小于300ms的保证。
c.事故分析。保护装置具备动作告警及故障录波功能，在ECS主站上可以调取保护动作后的录波数据以及各种事件顺序记录（SOE——sequenceofevents），对故障进行详尽的分析，迅速得出事故原因。
d.数据统计及装置管理。在ECS主站上可以显示各种电压、电流、功率的实时曲线，自动生产数据报表、操作记录，实现保护定值管理、保护压板远程投退等功能。
e.Web服务。系统提供Web服务接口，得到授权的用户可以通过Internet访问系统的实时信息及统计信息。
f.系统接口。具备与SIS、MIS、电力市场决策支持系统等的接口，为其他系统提供发电厂电气系统的详细信息。
五、ECS的特殊问题
过去10年中，变电站自动化技术在各种电压等级的变电站中得到了长足的发展，并取得了显著的技术和经济效益。与变电站自动化相比，发电厂ECS的建设可以借鉴一些经验，但还是存在一些*的地方，例如:
a.厂用电系统的继电保护装置一般安装于开关柜，工作环境恶劣，要求具备*的电磁兼容性能。
b.ECS的可靠性必须得到重视，从间隔层就采用双网技术是较好的选择。
c.ECS需要接入的测控点数量庞大，以2台300MW机组为例，ECS的数据点一般都在数万点以上，无论是内部通信协议，还是系统层数据库的容量，都与变电站自动化的要求*不同。
四方公司针对ECS的一些特殊问题，提出了对应的解决方案。例如，为保证间隔层综合保护装置的可靠性，在电气、结构、工艺的设计上严格遵循匡际标准，抗干扰能力达到IEC6l000-4中zui严酷等级的电磁兼容性9项试验;为保证间隔层的通信速度，综合保护装置直接采用l0Mbit/s以太网;为保证间隔层的通信可靠性，综合保护装置支持双以太网，并有光纤接口;为了接入更多的数据点，系统层数据库的设计容量远远突破65536点的限制。
六、结语
在工程实践中，我们曾有一个美好的设想:如果DCS能够开放以太网，岂不是省去了大量的通信管理机，并可大大提高DCS与ECS的数据交换速度?当前的这种DCS通过DPU、采用串口通信与ECS交互的方式，并没有充分发挥ECS通信层与间隔层的通信潜力。也许热工专业人员对ECS的这种思路需要时间去认识和接受，但我们相信，随着网络技术的不断发展，ECS与DCS在快速以太网的基础上无缝连接肯定不是遥远的梦想。
大型火力发电厂的电气系统一般由机组保护系统、6kV厂用电系统、400V低压系统、220kV～500kV网控系统组成，网控系统相对独立。一般意义下的电气监控系统（ECS）包含除网控系统以外的所有电气子系统。
国内大部分发电厂都采用进口的集散控制系统（DCS）来实现热工系统的自动化运行，而电气系统一般采用"一对一"的硬接线控制以及仪表监视，自动化水平相对落后。为了提高电气系统的运行管理水平，提升发电厂在发电市场上的竞争能力，有必要对相对陈旧的电气系统进行自动化改造。对已建发电厂而言，考虑到DCS具有可扩展性，可以把电气系统纳入DCS，依靠DCS的分散处理单元（DPU）完成重要电气对象的测量、控制。对于新建发电厂，可以考虑建设独立的ECS，完成发电厂所有电气对象的保护、测量、控制，该系统与DCS可以基于通信网络双向通信。
本文在总结四方公司在700多个35kV～500kV变电站自动化系统成功实施的基础上，结合四方公司在江苏、贵州、云南等地成功实施的若干个单机容量300MW及600MW发电厂ECS的工程实践，提出了基于以太网的新一代分布式发电厂ECS（CSPA2000）的组成方案，为300MW以上火力发电厂的ECS提供了完整的解决方案。
一、ECS的现状
电气系统中，发变组保护、同期、AVR、6kV厂用电系统的保护功能独立，6kV系统的遥测采用变送器转换后接入DCS，遥信采用硬接线接至DCS,遥控由DPU输出硬接点到操作箱,400V低压系统的保护由开关本体实现，测量和控制一般不接入DCS。
建设ECS的关键在于如何接入DCS。常规模式下，厂用电部分的遥测由变送器接入DCS，遥信采用硬接线接入DCS，遥控由DCS提供硬接线直接控制，这种方式带来了繁琐的接线和附加的投资。参考近10年来变电站自动化系统发展的历程可以发现，“变送器＋远程终端单元（RTU）"模式己经被取消，取而代之的是全数字化的信息交换，即一次设备运行信息的采集系统只有1套，远动系统和监控系统在通信网络上共享数字化的信息（如电流、电压、功率、开关量等），同时，远动系统和监控系统均可以通过网络进行遥控和遥调，这不仅取消了大量的变送器和RTU，还提高了变电站整体的安全运行水平，大大降低了运行维护成本。
目前，发电厂的发变组保护、同期、AVR一般均采用微机型装置，具备一定的数据通信能力;而6kV系统一般采用集保护、测量、控制、通信于一体的单元式综合保护测控装置，400V系统广泛采用的智能断路器也具备数字通信能力。利用这些装置的数据采集及通信功能，取消变送器和硬接线就可以把遥测、遥信送到DCS，在构建快速通信系统的前提下，遥控也可以由通信完成。
一些运行人员对6kV系统全面采用网络控制存在怀疑，主要集中在网络系统的实时性及可靠性方面。在ECS建设的实践中，我们认为，只要合理构建通信网络，在底层综合保护测控装置采用快速网络通信技术，*可以保证系统的实时性和可靠性。
二、ECS的构成
ECS由间隔层、通信层、系统层组成。整体的核心设计思想是在任何情况下均要保证自动化系统的可靠性，网络的可靠性在系统各个层次的设计中均得到充分体现。本节将结合图1，详细介绍ECS的典型结构。
2.1间隔层
间隔层不仅包括6kV厂用电系统的综合保护和400V配电系统的智能保护，还包括机组保护系统、直流系统、AVR系统等。其中数量zui多、zui重要的是6kV厂用电系统的综合保护装置。考虑到CSPA2000采用全数字式遥控，必须采用一定的手段保证综合保护装置与DCS的快速信息交换，因此，CSPA2000的综合保护装置采用双10Mbit/s工业以太网作为通信网络，在抗干扰要求比较高的环境下还可以直接采用光纤通信。虽然综合保护装置为保护、测控一体化装置，但保护、测控功能独立，保护功能不信赖于通信网络。
典型的间隔层组网方式为：
a.6kV厂用电系统的综合保护测控装置，包括电动机保护、馈线保护、变压器保护、备自投、电压互感器测控、分段保护等。这些装置以10Mbit/s双以太网方式接入通信层的冗余双重化通信管理机。
b.400V馈线及电动机负荷，包括主厂房、辅助厂房内甚至码头输煤系统的智能开关保护单元。系统配置独立的通信管理机，以RS-485的方式接入这些开关保护单元。
c.发变组保护及辅助系统，包括发变组保护、同期装置、厂用电快速切换装置、发变组录波装置、励磁调节控制单元、UPS系统、直流系统、柴油发电机组等。根据重要性的不同，系统配置若干通信管理机，以RS-485/RS-232等方式接入。
2.2通信层
通信层是间隔层和系统层之间的适配层，并负责与DCS接口。通信层一般由若干功能明确的通信管理机组成，这此通信管理机通过l0Mbit.s-1/100Mbit.S-1自适应交换机接入ECS层，同时与DCS可采用"一对一"的通信方式，把DCS关心的实时数据整理出来，发送给DCS;另外，还可以接受DCS下发的控制命令，实现对电动机、线路等对象开关的遥控操作。根据DCS开放性的不同，通信管理机还可以以其他方式（例如总线式）接入DCS。考虑到网络通信的抗干扰能力和高速率、高可靠性，通信层各通信子站（即通信处理机）到系统层之间均采用光纤通信方式。
通信管理机是通信层的核心设备，CSPA2000的通信管理机支持数据在线管理，即用户可以从zui大化的间隔层数据中挑选若干需要的数据，并转发给DCS。
2.3系统层
系统层是发电厂电气设备监视、测量、控制、管理的中心，是整个ECS的核心。CSPA2000系统层采用冗余的100Mbit/s以太网为主干网，设置ECS主服务器、工程师站、五防工作站、管理信息系统（MIS）通信服务器、监控信息系统（SIS）通信服务器、DCS通信服务器等。无论是DCS、MIS、厂级SIS，均可以经通信服务器从ECS得到需要的原始数据或者经过处理、过滤的数据，集中体现了ECS的开放性。根据用户需求的不同，还可以裁减工作站的数量（例如zui小的系统层设备仅配置1台工程师兼操作员站即可），系统规模具有可伸缩性。
系统层网络上的服务器和工作站全部采用多网络接口及动态网络访问技术，具有故障检出能力强、主备机故障切换快（小于1s）、运行效率高、响应速度快和事件处理优先等优点，确保关键设备工作于*状态并一直在线，系统中任何单一网络设备发生故障时不会影响系统的正常运行。
在发电厂建设初期，厂用电系统往往先于DCS投运，此时可以依靠ECS对全厂进行电气控制;当DCS发生故障时，也可以使用ECS紧急处理。考虑到电厂正常运行的习惯，可以把控制权限放到DCS,而ECS作为控制的后备手段。
三、ECS与DCS的接□
ECS原则上是与DCS（包括机组DCS、公用DCS）平等地接入SIS。但是，考虑到发电厂实际的运行习惯，DCS仍将是运行的首要工具。ECS中的发电机组和厂用电部分则是发电厂运行*的一部分，因此，ECS中操作的关键在于对发电机组和厂用电部分的操作。一方面，运行人员能够在ECS的监控后台显示器上实现对发电机组和厂用电的操作;另一方面，运行人员还应能从DCS的监控显示器上实现对发电机组和厂用电的操作。这一点是电气监控系统与DCS配合接口的关键。
ECS与DCS接口，从DCS的角度看相当于扩展了DCS的控制范围，包括DCS的数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）。对于采用全开放式结构的ECS，DCS可以从系统层、通信层甚至间隔层与ECS交换任何数据。常见的接口方式如下:
a.ECS的通信处理机采用以太网/RS-485/RS-232（均可选冗余的双网方式）与DCS的DPU通信，根据预先的设置，把DCS关心的实时数据（例如遥信、遥测等）快速转发到DPU，同时接收DPU下发的各种控制命令（例如遥合、遥跳等），并转送到具体的保护测控装置。对于SCS来说，这样的接口方式可能是必须的。
b.ECS在系统层设置通信服务器，采用以太网与DCS的系统层通信，主要交互一些实时性要求不高的数据，例如事件、录波分析结果等，这些数据往往与DCS的工作流程无关。
由于间隔层综合保护装置的数据是通过双网接入不同的通信管理机，所以通信层与DCS的接口实际上也是双网，如果两个通信管理机分别接入不同的DCS-DPU，就实现了从间隔层到DCS的全套双机双网配置。实践证明，CSPA2000的这种与DCS接口方式非常可靠，任一段网络、任一台通信管理机出现故障，均不会引起数据的丢失。
四、ECS的主要功能
a.继电保护。按照分散分布的原则，6kV保护测控装置就地安装于开关柜内，完成被保护对象的所有保护功能。保护功能不依赖于通信网络，与测控功能独立。
b.测量与控制。取消的各种测量表计，由测控装置完成有关模拟量、开关量的采集，在ECS主站上统一监视。考虑到厂用电系统的电能不参与计费，可以利用测控装置的内置电能测量功能，无需装调的电能表。6kV厂用电保护测控装置自带操作回路，具备防跳及跳合闸保持功能。保护跳闸与遥控跳闸分开，考虑到与旧的模式兼容，保留KKJ与TWJ串联给出事故总信号的告警方式。系统支持遥控，并在实时性上提供遥控时间小于600ms、遥信变位上送时间小于300ms的保证。
c.事故分析。保护装置具备动作告警及故障录波功能，在ECS主站上可以调取保护动作后的录波数据以及各种事件顺序记录（SOE——sequenceofevents），对故障进行详尽的分析，迅速得出事故原因。
d.数据统计及装置管理。在ECS主站上可以显示各种电压、电流、功率的实时曲线，自动生产数据报表、操作记录，实现保护定值管理、保护压板远程投退等功能。
e.Web服务。系统提供Web服务接口，得到授权的用户可以通过Internet访问系统的实时信息及统计信息。
f.系统接口。具备与SIS、MIS、电力市场决策支持系统等的接口，为其他系统提供发电厂电气系统的详细信息。
五、ECS的特殊问题
过去10年中，变电站自动化技术在各种电压等级的变电站中得到了长足的发展，并取得了显著的技术和经济效益。与变电站自动化相比，发电厂ECS的建设可以借鉴一些经验，但还是存在一些*的地方，例如:
a.厂用电系统的继电保护装置一般安装于开关柜，工作环境恶劣，要求具备*的电磁兼容性能。
b.ECS的可靠性必须得到重视，从间隔层就采用双网技术是较好的选择。
c.ECS需要接入的测控点数量庞大，以2台300MW机组为例，ECS的数据点一般都在数万点以上，无论是内部通信协议，还是系统层数据库的容量，都与变电站自动化的要求*不同。
四方公司针对ECS的一些特殊问题，提出了对应的解决方案。例如，为保证间隔层综合保护装置的可靠性，在电气、结构、工艺的设计上严格遵循匡际标准，抗干扰能力达到IEC6l000-4中zui严酷等级的电磁兼容性9项试验;为保证间隔层的通信速度，综合保护装置直接采用l0Mbit/s以太网;为保证间隔层的通信可靠性，综合保护装置支持双以太网，并有光纤接口;为了接入更多的数据点，系统层数据库的设计容量远远突破65536点的限制。
六、结语
在工程实践中，我们曾有一个美好的设想:如果DCS能够开放以太网，岂不是省去了大量的通信管理机，并可大大提高DCS与ECS的数据交换速度?当前的这种DCS通过DPU、采用串口通信与ECS交互的方式，并没有充分发挥ECS通信层与间隔层的通信潜力。也许热工专业人员对ECS的这种思路需要时间去认识和接受，但我们相信，随着网络技术的不断发展，ECS与DCS在快速以太网的基础上无缝连接肯定不是遥远的梦想。
