基于以太網的分布式發電廠電氣監控系統實現
點擊次數：3370 更新時間：2011-08-17
0、引言
大型火力發電廠的電氣系統一般由機組保護系統、6kV廠用電系統、400V低壓系統、220kV～500kV網控系統組成，網控系統相對獨立。一般意義下的電氣監控系統（ECS）包含除網控系統以外的所有電氣子系統。
國內大部分發電廠都采用進口的集散控制系統（DCS）來實現熱工系統的自動化運行，而電氣系統一般采用"一對一"的硬接線控制以及儀表監視，自動化水平相對落后。為了提高電氣系統的運行管理水平，提升發電廠在發電市場上的競爭能力，有必要對相對陳舊的電氣系統進行自動化改造。對已建發電廠而言，考慮到DCS具有可擴展性，可以把電氣系統納入DCS，依靠DCS的分散處理單元（DPU）完成重要電氣對象的測量、控制。對于新建發電廠，可以考慮建設獨立的ECS，完成發電廠所有電氣對象的保護、測量、控制，該系統與DCS可以基于通信網絡雙向通信。
本文在總結四方公司在700多個35kV～500kV變電站自動化系統成功實施的基礎上，結合四方公司在江蘇、貴州、云南等地成功實施的若干個單機容量300MW及600MW發電廠ECS的工程實踐，提出了基于以太網的新一代分布式發電廠ECS（CSPA2000）的組成方案，為300MW以上火力發電廠的ECS提供了完整的解決方案。
一、ECS的現狀
電氣系統中，發變組保護、同期、AVR、6kV廠用電系統的保護功能獨立，6kV系統的遙測采用變送器轉換后接入DCS，遙信采用硬接線接至DCS,遙控由DPU輸出硬接點到操作箱,400V低壓系統的保護由開關本體實現，測量和控制一般不接入DCS。
建設ECS的關鍵在于如何接入DCS。常規模式下，廠用電部分的遙測由變送器接入DCS，遙信采用硬接線接入DCS，遙控由DCS提供硬接線直接控制，這種方式帶來了繁瑣的接線和附加的投資。參考近10年來變電站自動化系統發展的歷程可以發現，“變送器＋遠程終端單元（RTU）"模式己經被取消，取而代之的是全數字化的信息交換，即一次設備運行信息的采集系統只有1套，遠動系統和監控系統在通信網絡上共享數字化的信息（如電流、電壓、功率、開關量等），同時，遠動系統和監控系統均可以通過網絡進行遙控和遙調，這不僅取消了大量的變送器和RTU，還提高了變電站整體的安全運行水平，大大降低了運行維護成本。
目前，發電廠的發變組保護、同期、AVR一般均采用微機型裝置，具備一定的數據通信能力;而6kV系統一般采用集保護、測量、控制、通信于一體的單元式綜合保護測控裝置，400V系統廣泛采用的智能斷路器也具備數字通信能力。利用這些裝置的數據采集及通信功能，取消變送器和硬接線就可以把遙測、遙信送到DCS，在構建快速通信系統的前提下，遙控也可以由通信完成。
一些運行人員對6kV系統全面采用網絡控制存在懷疑，主要集中在網絡系統的實時性及可靠性方面。在ECS建設的實踐中，我們認為，只要合理構建通信網絡，在底層綜合保護測控裝置采用快速網絡通信技術，*可以保證系統的實時性和可靠性。
二、ECS的構成
ECS由間隔層、通信層、系統層組成。整體的核心設計思想是在任何情況下均要保證自動化系統的可靠性，網絡的可靠性在系統各個層次的設計中均得到充分體現。本節將結合圖1，詳細介紹ECS的典型結構。
2.1間隔層
間隔層不僅包括6kV廠用電系統的綜合保護和400V配電系統的智能保護，還包括機組保護系統、直流系統、AVR系統等。其中數量zui多、zui重要的是6kV廠用電系統的綜合保護裝置。考慮到CSPA2000采用全數字式遙控，必須采用一定的手段保證綜合保護裝置與DCS的快速信息交換，因此，CSPA2000的綜合保護裝置采用雙10Mbit/s工業以太網作為通信網絡，在抗干擾要求比較高的環境下還可以直接采用光纖通信。雖然綜合保護裝置為保護、測控一體化裝置，但保護、測控功能獨立，保護功能不信賴于通信網絡。
典型的間隔層組網方式為：
a.6kV廠用電系統的綜合保護測控裝置，包括電動機保護、饋線保護、變壓器保護、備自投、電壓互感器測控、分段保護等。這些裝置以10Mbit/s雙以太網方式接入通信層的冗余雙重化通信管理機。
b.400V饋線及電動機負荷，包括主廠房、輔助廠房內甚至碼頭輸煤系統的智能開關保護單元。系統配置獨立的通信管理機，以RS-485的方式接入這些開關保護單元。
c.發變組保護及輔助系統，包括發變組保護、同期裝置、廠用電快速切換裝置、發變組錄波裝置、勵磁調節控制單元、UPS系統、直流系統、柴油發電機組等。根據重要性的不同，系統配置若干通信管理機，以RS-485/RS-232等方式接入。
2.2通信層
通信層是間隔層和系統層之間的適配層，并負責與DCS接口。通信層一般由若干功能明確的通信管理機組成，這此通信管理機通過l0Mbit.s-1/100Mbit.S-1自適應交換機接入ECS層，同時與DCS可采用"一對一"的通信方式，把DCS關心的實時數據整理出來，發送給DCS;另外，還可以接受DCS下發的控制命令，實現對電動機、線路等對象開關的遙控操作。根據DCS開放性的不同，通信管理機還可以以其他方式（例如總線式）接入DCS。考慮到網絡通信的抗干擾能力和高速率、高可靠性，通信層各通信子站（即通信處理機）到系統層之間均采用光纖通信方式。
通信管理機是通信層的核心設備，CSPA2000的通信管理機支持數據在線管理，即用戶可以從zui大化的間隔層數據中挑選若干需要的數據，并轉發給DCS。
2.3系統層
系統層是發電廠電氣設備監視、測量、控制、管理的中心，是整個ECS的核心。CSPA2000系統層采用冗余的100Mbit/s以太網為主干網，設置ECS主服務器、工程師站、五防工作站、管理信息系統（MIS）通信服務器、監控信息系統（SIS）通信服務器、DCS通信服務器等。無論是DCS、MIS、廠級SIS，均可以經通信服務器從ECS得到需要的原始數據或者經過處理、過濾的數據，集中體現了ECS的開放性。根據用戶需求的不同，還可以裁減工作站的數量（例如zui小的系統層設備僅配置1臺工程師兼操作員站即可），系統規模具有可伸縮性。
系統層網絡上的服務器和工作站全部采用多網絡接口及動態網絡訪問技術，具有故障檢出能力強、主備機故障切換快（小于1s）、運行效率高、響應速度快和事件處理優先等優點，確保關鍵設備工作于*狀態并一直在線，系統中任何單一網絡設備發生故障時不會影響系統的正常運行。
在發電廠建設初期，廠用電系統往往先于DCS投運，此時可以依靠ECS對全廠進行電氣控制;當DCS發生故障時，也可以使用ECS緊急處理。考慮到電廠正常運行的習慣，可以把控制權限放到DCS,而ECS作為控制的后備手段。
三、ECS與DCS的接□
ECS原則上是與DCS（包括機組DCS、公用DCS）平等地接入SIS。但是，考慮到發電廠實際的運行習慣，DCS仍將是運行的首要工具。ECS中的發電機組和廠用電部分則是發電廠運行*的一部分，因此，ECS中操作的關鍵在于對發電機組和廠用電部分的操作。一方面，運行人員能夠在ECS的監控后臺顯示器上實現對發電機組和廠用電的操作;另一方面，運行人員還應能從DCS的監控顯示器上實現對發電機組和廠用電的操作。這一點是電氣監控系統與DCS配合接口的關鍵。
ECS與DCS接口，從DCS的角度看相當于擴展了DCS的控制范圍，包括DCS的數據采集系統（DAS）、模擬量控制系統（MCS）、順序控制系統（SCS）。對于采用全開放式結構的ECS，DCS可以從系統層、通信層甚至間隔層與ECS交換任何數據。常見的接口方式如下:
a.ECS的通信處理機采用以太網/RS-485/RS-232（均可選冗余的雙網方式）與DCS的DPU通信，根據預先的設置，把DCS關心的實時數據（例如遙信、遙測等）快速轉發到DPU，同時接收DPU下發的各種控制命令（例如遙合、遙跳等），并轉送到具體的保護測控裝置。對于SCS來說，這樣的接口方式可能是必須的。
b.ECS在系統層設置通信服務器，采用以太網與DCS的系統層通信，主要交互一些實時性要求不高的數據，例如事件、錄波分析結果等，這些數據往往與DCS的工作流程無關。
由于間隔層綜合保護裝置的數據是通過雙網接入不同的通信管理機，所以通信層與DCS的接口實際上也是雙網，如果兩個通信管理機分別接入不同的DCS-DPU，就實現了從間隔層到DCS的全套雙機雙網配置。實踐證明，CSPA2000的這種與DCS接口方式非常可靠，任一段網絡、任一臺通信管理機出現故障，均不會引起數據的丟失。
四、ECS的主要功能
a.繼電保護。按照分散分布的原則，6kV保護測控裝置就地安裝于開關柜內，完成被保護對象的所有保護功能。保護功能不依賴于通信網絡，與測控功能獨立。
b.測量與控制。取消的各種測量表計，由測控裝置完成有關模擬量、開關量的采集，在ECS主站上統一監視。考慮到廠用電系統的電能不參與計費，可以利用測控裝置的內置電能測量功能，無需裝調的電能表。6kV廠用電保護測控裝置自帶操作回路，具備防跳及跳合閘保持功能。保護跳閘與遙控跳閘分開，考慮到與舊的模式兼容，保留KKJ與TWJ串聯給出事故總信號的告警方式。系統支持遙控，并在實時性上提供遙控時間小于600ms、遙信變位上送時間小于300ms的保證。
c.事故分析。保護裝置具備動作告警及故障錄波功能，在ECS主站上可以調取保護動作后的錄波數據以及各種事件順序記錄（SOE——sequenceofevents），對故障進行詳盡的分析，迅速得出事故原因。
d.數據統計及裝置管理。在ECS主站上可以顯示各種電壓、電流、功率的實時曲線，自動生產數據報表、操作記錄，實現保護定值管理、保護壓板遠程投退等功能。
e.Web服務。系統提供Web服務接口，得到授權的用戶可以通過Internet訪問系統的實時信息及統計信息。
f.系統接口。具備與SIS、MIS、電力市場決策支持系統等的接口，為其他系統提供發電廠電氣系統的詳細信息。
五、ECS的特殊問題
過去10年中，變電站自動化技術在各種電壓等級的變電站中得到了長足的發展，并取得了顯著的技術和經濟效益。與變電站自動化相比，發電廠ECS的建設可以借鑒一些經驗，但還是存在一些*的地方，例如:
a.廠用電系統的繼電保護裝置一般安裝于開關柜，工作環境惡劣，要求具備*的電磁兼容性能。
b.ECS的可靠性必須得到重視，從間隔層就采用雙網技術是較好的選擇。
c.ECS需要接入的測控點數量龐大，以2臺300MW機組為例，ECS的數據點一般都在數萬點以上，無論是內部通信協議，還是系統層數據庫的容量，都與變電站自動化的要求*不同。
四方公司針對ECS的一些特殊問題，提出了對應的解決方案。例如，為保證間隔層綜合保護裝置的可靠性，在電氣、結構、工藝的設計上嚴格遵循匡際標準，抗干擾能力達到IEC6l000-4中zui嚴酷等級的電磁兼容性9項試驗;為保證間隔層的通信速度，綜合保護裝置直接采用l0Mbit/s以太網;為保證間隔層的通信可靠性，綜合保護裝置支持雙以太網，并有光纖接口;為了接入更多的數據點，系統層數據庫的設計容量遠遠突破65536點的限制。
六、結語
在工程實踐中，我們曾有一個美好的設想:如果DCS能夠開放以太網，豈不是省去了大量的通信管理機，并可大大提高DCS與ECS的數據交換速度?當前的這種DCS通過DPU、采用串口通信與ECS交互的方式，并沒有充分發揮ECS通信層與間隔層的通信潛力。也許熱工專業人員對ECS的這種思路需要時間去認識和接受，但我們相信，隨著網絡技術的不斷發展，ECS與DCS在快速以太網的基礎上無縫連接肯定不是遙遠的夢想。
大型火力發電廠的電氣系統一般由機組保護系統、6kV廠用電系統、400V低壓系統、220kV～500kV網控系統組成，網控系統相對獨立。一般意義下的電氣監控系統（ECS）包含除網控系統以外的所有電氣子系統。
國內大部分發電廠都采用進口的集散控制系統（DCS）來實現熱工系統的自動化運行，而電氣系統一般采用"一對一"的硬接線控制以及儀表監視，自動化水平相對落后。為了提高電氣系統的運行管理水平，提升發電廠在發電市場上的競爭能力，有必要對相對陳舊的電氣系統進行自動化改造。對已建發電廠而言，考慮到DCS具有可擴展性，可以把電氣系統納入DCS，依靠DCS的分散處理單元（DPU）完成重要電氣對象的測量、控制。對于新建發電廠，可以考慮建設獨立的ECS，完成發電廠所有電氣對象的保護、測量、控制，該系統與DCS可以基于通信網絡雙向通信。
本文在總結四方公司在700多個35kV～500kV變電站自動化系統成功實施的基礎上，結合四方公司在江蘇、貴州、云南等地成功實施的若干個單機容量300MW及600MW發電廠ECS的工程實踐，提出了基于以太網的新一代分布式發電廠ECS（CSPA2000）的組成方案，為300MW以上火力發電廠的ECS提供了完整的解決方案。
一、ECS的現狀
電氣系統中，發變組保護、同期、AVR、6kV廠用電系統的保護功能獨立，6kV系統的遙測采用變送器轉換后接入DCS，遙信采用硬接線接至DCS,遙控由DPU輸出硬接點到操作箱,400V低壓系統的保護由開關本體實現，測量和控制一般不接入DCS。
建設ECS的關鍵在于如何接入DCS。常規模式下，廠用電部分的遙測由變送器接入DCS，遙信采用硬接線接入DCS，遙控由DCS提供硬接線直接控制，這種方式帶來了繁瑣的接線和附加的投資。參考近10年來變電站自動化系統發展的歷程可以發現，“變送器＋遠程終端單元（RTU）"模式己經被取消，取而代之的是全數字化的信息交換，即一次設備運行信息的采集系統只有1套，遠動系統和監控系統在通信網絡上共享數字化的信息（如電流、電壓、功率、開關量等），同時，遠動系統和監控系統均可以通過網絡進行遙控和遙調，這不僅取消了大量的變送器和RTU，還提高了變電站整體的安全運行水平，大大降低了運行維護成本。
目前，發電廠的發變組保護、同期、AVR一般均采用微機型裝置，具備一定的數據通信能力;而6kV系統一般采用集保護、測量、控制、通信于一體的單元式綜合保護測控裝置，400V系統廣泛采用的智能斷路器也具備數字通信能力。利用這些裝置的數據采集及通信功能，取消變送器和硬接線就可以把遙測、遙信送到DCS，在構建快速通信系統的前提下，遙控也可以由通信完成。
一些運行人員對6kV系統全面采用網絡控制存在懷疑，主要集中在網絡系統的實時性及可靠性方面。在ECS建設的實踐中，我們認為，只要合理構建通信網絡，在底層綜合保護測控裝置采用快速網絡通信技術，*可以保證系統的實時性和可靠性。
二、ECS的構成
ECS由間隔層、通信層、系統層組成。整體的核心設計思想是在任何情況下均要保證自動化系統的可靠性，網絡的可靠性在系統各個層次的設計中均得到充分體現。本節將結合圖1，詳細介紹ECS的典型結構。
2.1間隔層
間隔層不僅包括6kV廠用電系統的綜合保護和400V配電系統的智能保護，還包括機組保護系統、直流系統、AVR系統等。其中數量zui多、zui重要的是6kV廠用電系統的綜合保護裝置。考慮到CSPA2000采用全數字式遙控，必須采用一定的手段保證綜合保護裝置與DCS的快速信息交換，因此，CSPA2000的綜合保護裝置采用雙10Mbit/s工業以太網作為通信網絡，在抗干擾要求比較高的環境下還可以直接采用光纖通信。雖然綜合保護裝置為保護、測控一體化裝置，但保護、測控功能獨立，保護功能不信賴于通信網絡。
典型的間隔層組網方式為：
a.6kV廠用電系統的綜合保護測控裝置，包括電動機保護、饋線保護、變壓器保護、備自投、電壓互感器測控、分段保護等。這些裝置以10Mbit/s雙以太網方式接入通信層的冗余雙重化通信管理機。
b.400V饋線及電動機負荷，包括主廠房、輔助廠房內甚至碼頭輸煤系統的智能開關保護單元。系統配置獨立的通信管理機，以RS-485的方式接入這些開關保護單元。
c.發變組保護及輔助系統，包括發變組保護、同期裝置、廠用電快速切換裝置、發變組錄波裝置、勵磁調節控制單元、UPS系統、直流系統、柴油發電機組等。根據重要性的不同，系統配置若干通信管理機，以RS-485/RS-232等方式接入。
2.2通信層
通信層是間隔層和系統層之間的適配層，并負責與DCS接口。通信層一般由若干功能明確的通信管理機組成，這此通信管理機通過l0Mbit.s-1/100Mbit.S-1自適應交換機接入ECS層，同時與DCS可采用"一對一"的通信方式，把DCS關心的實時數據整理出來，發送給DCS;另外，還可以接受DCS下發的控制命令，實現對電動機、線路等對象開關的遙控操作。根據DCS開放性的不同，通信管理機還可以以其他方式（例如總線式）接入DCS。考慮到網絡通信的抗干擾能力和高速率、高可靠性，通信層各通信子站（即通信處理機）到系統層之間均采用光纖通信方式。
通信管理機是通信層的核心設備，CSPA2000的通信管理機支持數據在線管理，即用戶可以從zui大化的間隔層數據中挑選若干需要的數據，并轉發給DCS。
2.3系統層
系統層是發電廠電氣設備監視、測量、控制、管理的中心，是整個ECS的核心。CSPA2000系統層采用冗余的100Mbit/s以太網為主干網，設置ECS主服務器、工程師站、五防工作站、管理信息系統（MIS）通信服務器、監控信息系統（SIS）通信服務器、DCS通信服務器等。無論是DCS、MIS、廠級SIS，均可以經通信服務器從ECS得到需要的原始數據或者經過處理、過濾的數據，集中體現了ECS的開放性。根據用戶需求的不同，還可以裁減工作站的數量（例如zui小的系統層設備僅配置1臺工程師兼操作員站即可），系統規模具有可伸縮性。
系統層網絡上的服務器和工作站全部采用多網絡接口及動態網絡訪問技術，具有故障檢出能力強、主備機故障切換快（小于1s）、運行效率高、響應速度快和事件處理優先等優點，確保關鍵設備工作于*狀態并一直在線，系統中任何單一網絡設備發生故障時不會影響系統的正常運行。
在發電廠建設初期，廠用電系統往往先于DCS投運，此時可以依靠ECS對全廠進行電氣控制;當DCS發生故障時，也可以使用ECS緊急處理。考慮到電廠正常運行的習慣，可以把控制權限放到DCS,而ECS作為控制的后備手段。
三、ECS與DCS的接□
ECS原則上是與DCS（包括機組DCS、公用DCS）平等地接入SIS。但是，考慮到發電廠實際的運行習慣，DCS仍將是運行的首要工具。ECS中的發電機組和廠用電部分則是發電廠運行*的一部分，因此，ECS中操作的關鍵在于對發電機組和廠用電部分的操作。一方面，運行人員能夠在ECS的監控后臺顯示器上實現對發電機組和廠用電的操作;另一方面，運行人員還應能從DCS的監控顯示器上實現對發電機組和廠用電的操作。這一點是電氣監控系統與DCS配合接口的關鍵。
ECS與DCS接口，從DCS的角度看相當于擴展了DCS的控制范圍，包括DCS的數據采集系統（DAS）、模擬量控制系統（MCS）、順序控制系統（SCS）。對于采用全開放式結構的ECS，DCS可以從系統層、通信層甚至間隔層與ECS交換任何數據。常見的接口方式如下:
a.ECS的通信處理機采用以太網/RS-485/RS-232（均可選冗余的雙網方式）與DCS的DPU通信，根據預先的設置，把DCS關心的實時數據（例如遙信、遙測等）快速轉發到DPU，同時接收DPU下發的各種控制命令（例如遙合、遙跳等），并轉送到具體的保護測控裝置。對于SCS來說，這樣的接口方式可能是必須的。
b.ECS在系統層設置通信服務器，采用以太網與DCS的系統層通信，主要交互一些實時性要求不高的數據，例如事件、錄波分析結果等，這些數據往往與DCS的工作流程無關。
由于間隔層綜合保護裝置的數據是通過雙網接入不同的通信管理機，所以通信層與DCS的接口實際上也是雙網，如果兩個通信管理機分別接入不同的DCS-DPU，就實現了從間隔層到DCS的全套雙機雙網配置。實踐證明，CSPA2000的這種與DCS接口方式非常可靠，任一段網絡、任一臺通信管理機出現故障，均不會引起數據的丟失。
四、ECS的主要功能
a.繼電保護。按照分散分布的原則，6kV保護測控裝置就地安裝于開關柜內，完成被保護對象的所有保護功能。保護功能不依賴于通信網絡，與測控功能獨立。
b.測量與控制。取消的各種測量表計，由測控裝置完成有關模擬量、開關量的采集，在ECS主站上統一監視。考慮到廠用電系統的電能不參與計費，可以利用測控裝置的內置電能測量功能，無需裝調的電能表。6kV廠用電保護測控裝置自帶操作回路，具備防跳及跳合閘保持功能。保護跳閘與遙控跳閘分開，考慮到與舊的模式兼容，保留KKJ與TWJ串聯給出事故總信號的告警方式。系統支持遙控，并在實時性上提供遙控時間小于600ms、遙信變位上送時間小于300ms的保證。
c.事故分析。保護裝置具備動作告警及故障錄波功能，在ECS主站上可以調取保護動作后的錄波數據以及各種事件順序記錄（SOE——sequenceofevents），對故障進行詳盡的分析，迅速得出事故原因。
d.數據統計及裝置管理。在ECS主站上可以顯示各種電壓、電流、功率的實時曲線，自動生產數據報表、操作記錄，實現保護定值管理、保護壓板遠程投退等功能。
e.Web服務。系統提供Web服務接口，得到授權的用戶可以通過Internet訪問系統的實時信息及統計信息。
f.系統接口。具備與SIS、MIS、電力市場決策支持系統等的接口，為其他系統提供發電廠電氣系統的詳細信息。
五、ECS的特殊問題
過去10年中，變電站自動化技術在各種電壓等級的變電站中得到了長足的發展，并取得了顯著的技術和經濟效益。與變電站自動化相比，發電廠ECS的建設可以借鑒一些經驗，但還是存在一些*的地方，例如:
a.廠用電系統的繼電保護裝置一般安裝于開關柜，工作環境惡劣，要求具備*的電磁兼容性能。
b.ECS的可靠性必須得到重視，從間隔層就采用雙網技術是較好的選擇。
c.ECS需要接入的測控點數量龐大，以2臺300MW機組為例，ECS的數據點一般都在數萬點以上，無論是內部通信協議，還是系統層數據庫的容量，都與變電站自動化的要求*不同。
四方公司針對ECS的一些特殊問題，提出了對應的解決方案。例如，為保證間隔層綜合保護裝置的可靠性，在電氣、結構、工藝的設計上嚴格遵循匡際標準，抗干擾能力達到IEC6l000-4中zui嚴酷等級的電磁兼容性9項試驗;為保證間隔層的通信速度，綜合保護裝置直接采用l0Mbit/s以太網;為保證間隔層的通信可靠性，綜合保護裝置支持雙以太網，并有光纖接口;為了接入更多的數據點，系統層數據庫的設計容量遠遠突破65536點的限制。
六、結語
在工程實踐中，我們曾有一個美好的設想:如果DCS能夠開放以太網，豈不是省去了大量的通信管理機，并可大大提高DCS與ECS的數據交換速度?當前的這種DCS通過DPU、采用串口通信與ECS交互的方式，并沒有充分發揮ECS通信層與間隔層的通信潛力。也許熱工專業人員對ECS的這種思路需要時間去認識和接受，但我們相信，隨著網絡技術的不斷發展，ECS與DCS在快速以太網的基礎上無縫連接肯定不是遙遠的夢想。
