厂用电监控系统配置及在发电厂的应用

2015-09-19许列琦

中国科技纵横 2015年17期

关键词：厂用电模拟量测控

许列琦

(神华(福州)罗源湾港电有限公司,福建福州 350512)

厂用电监控系统配置及在发电厂的应用

许列琦

(神华(福州)罗源湾港电有限公司,福建福州 350512)

发电厂厂用电监控系统(ECMS),是为提高发电厂电气系统的自动化运行管理水平,应用计算机、测量保护与控制、现场总线技术及通信技术,实现发电厂电气系统的运行、保护、测量、控制、故障诊断、电气性能优化等功能的综合自动化在线监控管理系统。介绍了发电厂厂用电监控系统的构成方式,利用智能终端设备和现场总线技术实现对设备的控制、监视、通讯。简单比较了厂用电系统优缺点,归纳了厂用电监控系统在电厂应用中的几个问题,并总结了现场总线技术的优势。

厂用电监控系统 ECMS 现场总线监控

1 前言

发电厂厂用电监控系统(ECMS)，它的构成模式是利用智能终端设备对全厂电气设备进行数据采集和处理及逻辑控制设计，实现对设备的控制、监视、保护和通信等功能，用现场总线连接这些设备的通信接口，将处理好的信息上传至站控层及将站控层的指令下达。

2 国内ECMS系统发展背景

国内生产ECMS系统的主要厂家有：江苏金智科技股份有限公司(DCAP-4000)、北京四方继保自动化股份有限公司(CSPA-2000)、南京南瑞继保电气有限公司(PCS-9700)及国电南瑞科技股份有限公司(NSC-2900)。通过对这四家的了解，ECMS系统的研发与生产均起步于上个世纪90年代末，大约经过十五、六年的发展时间，虽然现阶段国内新建及已建的火电机组广泛应用ECMS系统，但是ECMS系统的实施规范程度，以及系统的利用深度均差强人意。国内一直对ECMS系统实施的必要性存在不同意见，对ECMS系统的开发及应用深度更是意见各异。

3 ECMS系统优缺点比较

3.1 传统厂用电监控

传统的厂用电监控，是将500KV升压站开关及保护设备单独纳入NCS系统，高压厂用电和低压厂用电系统、发变组保护、励磁和等其他设备全部采用硬接线方式接入DCS，由DCS实现监控。

3.2 ECMS系统的优点

相比于传统的厂用电监控方式，ECMS有其特有的优势，具体归纳如下：

(1)由于ECMS采用现场总线模式，依靠通讯进行数据交换，大大节省控制电缆，节省电缆桥架，节省热控卡件，节省安装空间，投资成本下降；(2)使用ECMS系统后，很多需要运行人员去就地确认的信息可以在集控室完成，并能实现自动报表生成，对数据进行统计、分析和计算，大大减少运行人员工作量，可以实现减员；(3)由于硬接线减少，二次回路简化，检修人员维护量相对减小；(4)由于ECMS采集了全厂电气设备信息量，可以基于ECMS数据库实现五防功能，SIS、MIS、仿真机等亦可以与ECMS数据库通讯，程序二次开发可行性大。(5)由于均从ECMS数据库取量，可以轻松实现AGC、AVC、NCS数据同源，有利于机组调节。(6)基于ECMS平台的设备管理、工作票管理、安全生产管理、运行记录管理，提高管理水平。

3.3 ECMS系统的缺点

相比于传统的厂用电监控方式，ECMS也有其缺点，具体归纳如下：

(1)相比于硬接线方式，用基于通讯平台的ECMS配置方式容易被干扰，存在开关误动作、模拟量测点波动等风险。(2)由于ECMS推广应用时间较短，系统普遍不成熟，存在后台系统不稳定问题，服务器容易死机；(3)风险集中，如ECMS系统瘫痪，将失去全厂电气量监控，对机组运行造成非常大影响。(4)维护难度加大，由于没有直观的硬接线，如软件配置原因造成的报警，问题查找难度会很大。

但以上缺点随着ECMS的推广应用，软件平台的不断完善，保证安装工艺，提高人员业务素质是可以克服的。随着智能电网的发展，建设数字化电厂已成为发展趋势。

4 ECMS配置方式

4.1 硬接线+通讯,ECMS只监视不控制

单独配置一套NCS系统，500KV升压站所有电气量均接入NCS，NCS实现对500KV升压站所有开关和保护的监测和控制。另外配置一套ECMS系统，负责对厂用电监测，不配置控制功能，所有控制功能均由DCS来完成。ECMS与DCS、SIS、MIS通过可靠的防火墙物理隔离后互联，DCS选择性读取ECMS数据库中的数据。

具体接线方式为：

(1)高压厂用电系统采用保护测控合一装置，就地安装于开关柜。模拟量、开关量由测控单元直接采集，所有高压电动机及重要电源回路的控制命令和必要的开关量、模拟量信息保留有硬接线，接入DCS，由DCS监控，以确保操作的可靠性，其余信息全部通过现场总线接入ECMS电气站控层，由ECMS实现监测。(2)低压厂用电系统采用智能测控装置和马达控制器共同完成低压厂用系统保护、测量、控制功能，模拟量、开关量由智能测控装置或马达控制器直接采集，所有低压电动机及重要电源回路的控制命令和必要的开关量、模拟量信息保留有硬接线，接入DCS，由DCS监控，以确保操作的可靠性。其余信息全部通过现场总线接入就近配置的通信管理单元，再由通信管理单元发给ECMS电气站控层，由ECMS实现监测。(3)发变组保护、励磁、同期等其他设备关键控制命令和必要报警信号保留有硬接线，接入DCS，由DCS监控；其余信息全部通过现场总线接入就近配置的通信管理单元，再由通信管理单元发给ECMS电气站控层，由ECMS实现监测。(4)高低压厂用电公用设备配置原则与厂用电单元设备一样，但可经过#1机和#2机相互切换。该方案实现了全厂厂用电的监控，控制可靠性高，但节省控制电缆有限。

4.2 硬接线+通讯,ECMS监控部分设备

单独配置一套NCS系统，500KV升压站所有电气量均接入NCS，NCS实现对500KV升压站所有开关和保护的监测和控制。另外配置一套ECMS系统，负责对厂用电监测，并配置部分控制功能，另一部分控制功能由DCS来完成。ECMS与DCS、SIS、MIS通过可靠的防火墙物理隔离后互联，DCS选择性读取ECMS数据库中的数据。

具体接线方式为：

(1)高压厂用电系统采用保护测控合一装置，就地安装于开关柜。模拟量、开关量由测控单元直接采集，高压电动机的控制命令和必要的开关量、模拟量信息保留有硬接线，接入DCS，由DCS监控，以确保操作的可靠性。重要电源回路和高压电动机不关键的开关量、模拟量全部通过现场总线接入ECMS，由ECMS实现监控。(2)低压厂用电系统采用智能测控装置和马达控制器共同完成低压厂用系统保护、测量、控制功能，模拟量、开关量由智能测控装置或马达控制器直接采集，低压电动机的控制命令和必要的开关量、模拟量信息保留有硬接线，接入DCS，由DCS监控，以确保操作的可靠性。重要电源回路和低压电动机不关键的开关量、模拟量全部通过现场总线接入就近配置的通信管理单元，再由通信管理单元发给ECMS电气站控层，由ECMS实现监控。(3)发变组保护、励磁、同期等其他设备关键控制命令和必要报警信号保留有硬接线，接入DCS，由DCS监控；其余信息全部通过现场总线接入就近配置的通信管理单元，再由通信管理单元发给ECMS电气站控层，由ECMS实现监测。(4)厂用电公用设备配置原则与厂用电单元设备一样，但可经过#1机和#2机互相切换。

该方案实现了全厂厂用电的监控，可以最大化的节约控制电缆，但操作和维护比较混乱。

4.3 全部通讯,ECMS监控全厂电气设备

全厂配置一套ECMS系统，负责对全厂厂用电监控，所有的厂用电监测和控制均有ECMS来完成。ECMS与DCS、SIS、MIS通过可靠的防火墙物理隔离后互联，DCS选择性读取ECMS数据库中的数据。

具体接线方式为：(1)全厂电气二次实现一体化。省去原NCS部分的站控层设备，将升压站设备作为一个子系统并入ECMS，#1和#2机的监控系统对NCS部分控制权限可以灵活切换。(2)高压厂用电系统采用保护测控合一装置，就地安装于开关柜。模拟量、开关量由测控单元直接采集，所有高压电动机、重要电源回路的控制命令和开关量、模拟量信息通过现场总线接入ECMS，由ECMS实现监控。(3)低压厂用电系统采用智能测控装置和马达控制器共同完成低压厂用系统保护、测量、控制功能，模拟量、开关量由智能测控装置或马达控制器直接采集，所有低压电动机和重要电源回路的控制命令、开关量、模拟量通过现场总线接入就近配置的通信管理单元，再由通信管理单元发给ECMS电气站控层，由ECMS实现监控。(4)发变组保护、励磁等控制命令和报警信号全部通过现场总线接入就近配置的通信管理单元，再由通信管理单元发给ECMS电气站控层，由ECMS实现监控。(5)同期装置的控制命令应保留有硬接线，接入DCS，由DCS监控。(6)厂用电公用设备配置原则与厂用电单元设备一样，但可经过#1机和#2机互相切换。

该配置方式实现了全厂厂用电的监控，节省了一套NCS系统，节省大量控制电缆，投资成本最低，但由于当前ECMS系统发展水平的局限性，牺牲了机组的可靠性。

5 ECMS系统在发电厂应用

5.1 保证ECMS系统可靠性

保证系统不容易发生故障。某台装置发生故障不会影响整个系统和其他设备，还要迅速排除故障。

(1)如ECMS出现全网络中断或双服务器停止，操作员站未及时反馈时，全厂电气设备将失去监控，这在机组运行中是非常危险的。这要根据不同厂家系统的处理机制来分析处理，通过综合判断系统运行情况，组态在系统状态条中，一旦本地节点双服务均中断，立即提示用户当前数据状态不可信。同时为保证双服务器可靠性，需采用ups双电源、主备服务、动态切换等多部分处理方式。(2)选用业绩良好，通讯友好、开放性、成熟的产品，ECMS应开放通信协议：使用标准、通用的通讯部件和协议，保证系统内部、系统与外界互联的开放性，支持各种基于不同协议的设备与系统的互联。(3)防止通讯电磁干扰，采用屏蔽网线和水晶头，长距离和易受干扰部分采用光纤通讯，网线及现场总线采取套PVC管、软管等防护措施。(4)采用安全性好的总线结构和通讯规约，ECMS和DCS做好联调联试，杜绝在接口和数据通讯上发生问题。

5.2 保证ECMS系统稳定性

保证在数据信息量大的情况下不出现数据堵塞和系统崩溃的情况。

(1)使用兼顾稳定、快速性的通讯规约。在数据处理及时性和响应速度上，建议ECMS以网桥接线方式接入DCS，减少归约转换中间环节和低速带宽通道瓶颈。(2)目前的DCS设备厂家都以安全性为由拒绝ECMS系统直接接入DCS系统主干网，因此在目前大多数电厂仍通过DPU通讯卡采用Modbus规约接入DCS系统DPU的通讯卡上，厂用电系统的数据信息受到通讯数据量、通讯速率、DCS反应速率的多重限制，一个变化点在DCS和ECMS控制层之间的传输时间是秒级的。需要和厂家共同探讨解决办法。(3)ECMS系统由于后台软件不成熟，频繁发生事项记录丢失，历史曲线异常，操作员站无故自动重启，误报警等现象，影响事故分析和判断。此类问题为61850功能新引入问题，61850规约不同于常规规约，在处理SOE类型数据时约定认为，非总召并且非周期的遥信变位按照SOE类型数据处理。针对此问题，在报警发送和接收端均增加对报警时间合法性校验功能。保证发送的报警时间均为合法时间，接收报警能做时间非法处理。

5.3 保证ECMS系统的实时性

保证间隔层测控装置至操作员站操作画面遥信、遥测、遥控信号传输时间小于1秒，ECMS系统动态画面响应时间小于1秒，画面实时数据刷新周期小于3秒。站控层、间隔层组网设计选用合理的总线结构、规约和带宽。

5.4 保证ECMS与DCS系统良好通信

当前ECMS均采用的是61850通讯模式，但DCS未必支持61850通讯模式，所以两者的通信规约需要经过转换，同时应通过可靠的防火墙物理隔离。转换以后，由于数据量巨大，且ECMS与DCS的接口相距较远，采用的是很细的屏蔽双绞线，可能出现传输速率问题，会出现丢帧现象，数据传输不完全，导致通信质量下降。所以应采用专用的通信电缆来代替屏蔽双绞线，以保证通讯质量。同时在后台软件上下功夫，通信丢帧现象是可以解决的。

5.5 保证不同厂家间规约配合

ECMS通讯涉及到厂用电综合保护装置、低压智能测控装置和马达控制器、发变组、励磁、同期、快切、DCS、SIS、MIS等不同厂家，通讯规约五花八门，缺乏统一性，极易造成通讯干扰、丢帧、帧错误、SD错误、校验错误、奇偶错误等通讯质量问题，而且后期维护时也存在推诿扯皮现象。这需要在再建设初期规定使用61850标准，61850是一个十分庞大的标准体系，确切的说，它是一种新的电站自动化设计、工程、维护、运行方法准则，是数字化、智能化电厂发展的方向。

6 ECMS系统后期开发利用

电气监控管理的主站功能不仅限于基本的设备状态监视测量、动作情况、整定值修改等，而且有较大的应用价值。电气主站利用先进的数据挖掘技术对电气实时数据仓库和历史数据仓库的数据进行分析，提供一系列的高级应用功能，全面提高发电厂电气运行、管理自动化水平。具体应用为：

(1)自动抄表系统：在ECMS系统中，利用测控装置本身的计量功能或转接电度表获得的测量信号，经现场总线网络传送，在主站进行统计和报表生成，可实现专用的厂用电抄表系统的所有功能。同时，有了各点的实时潮流信息，对分析发电厂的能耗推进电厂的经济运行具有重要的意义。(2)设备管理：包括保护和自动装置的台帐、档案、维修记录等，实现设备管理的无纸化。更为重要的是，电气主站系统可以实现在线设备管理，如统计设备动作情况，运行情况等。这部分信息可以传送至MIS系统，补充MIS系统的数据。(3)定值管理：定值的远方设置、修改、及在线自动校核等。未来还可以扩展为可视化发电厂继电保护整定计算与定值管理系统。(4)故障信息管理：动作告警、SOE、事故追忆、事故重演、故障录波分析等，对分析事故原因进而实现事故防范有重要意义。(5)设备在线诊断：对设备关键参数的监测、计算、分析，掌握设备的健康状况，及时提供维护信息和消缺指令。(6)SIS系统和MIS系统的数据接入：SIS和MIS系统要实现机组优化控制和优化管理，必须经现场总线网和主站系统(兼网关)取得厂用电气系统的实时数据。(7)发电机稳定运行状态监视：实时显示发电机运行状态图，为发电机稳定运行提供指导。(8)Web功能：利用Intranet技术方便用户远程登录，信息查询、远程维护等。