发电厂电气监控系统数字化技术初探

柴兆元，赵兴泉，李 远

（1.华北电力大学，河北 保定 071003；2.国网山西省电力公司，山西 太原 030001）

0 引言

随着我国特高压交直流大电网的发展，电力系统愈发庞大，单一同步电网的覆盖面积扩大，而各节点之间电气距离缩短，各类型电源之间相互作用更加明显，对发电厂自动控制技术的要求越来越高。发电厂厂用电气控制系统是一个新的综合自动化系统，是近几年随着软件技术和网络通信的发展而发展来的，是发电厂自动化领域的一个新的热点，是适应电力系统新时代新发展的重要技术手段之一。

由于传统DCS的技术应用于厂用电气自动化系统时，DCS对电压电流等需要通过变送器转换后接入DCS，二次接线复杂，抗干扰性能差，造价高，不如直接交流采样精度高、速度快；DCS反应时间通常为s级，无法达到继电保护、厂用电快速切换等通常要求处理的时间为ms级的要求。

随着IT技术以及现场总线方式的快速发展，为了提高电厂的竞争能力，新建电厂通常应用更先进的自动化技术和产品。在这种情况下，发电厂的数字化、信息化进程正逐步加快，发电厂自动化的整体水平将进入一个新阶段,成为自动化领域的一个新的热点。

1 电气系统中的数字化技术概述及应用

近年来，以工业以太网、现场总线技术为代表的数字化技术在变电站综合自动化系统的成功应用，以及DCS系统硬接线方式缺点的逐渐暴露，使全面提高厂用电气系统自动化水平的需求日益迫切。数字化技术主要优势体现在以下几方面。

a）提高了现场级信息集成能力。在电厂设备中使用数字化技术可以获得大量的信息，能更好地满足MIS系统的信息集成及工厂自动化要求。

b）开放式、可集成性。系统是开放式，允许其他厂商把自己擅长的控制技术，如工艺流程、控制算法、配方等集成到通用系统里，同时也允许在同一套系统中运行多个供应商的设备，便于用户选择。

c）系统可靠性强、可维护性好。基于数字化技术的自动化监控系统应用总线连接方式代替一对一的I/O连线，对于大规模的I/O系统来说，降低了由接线点造成的不可靠因素。

d）减少工程费用和缩短工程进度。使用数字化方案来替代大规模、大范围I/O的分布式系统，节省了I/O模块、大量的电缆及电缆敷设的费用，同时可以减少现场的安装调试工作，通过合理的进度管理可以缩短工程进度。

目前电气系统中应用的数字化技术主要有基于以太网的IEC61850标准及以Profibus为代表的现场总线技术两种。其中基于以太网的IEC61850标准主要应用于电气升压站系统，以Profibus为代表的现场总线技术主要应用于电气厂用电系统。

1.1 IEC61850标准概述及应用

IEC61850是数字化变电站自动化系统的标准，它指导了设计、开发、工程、维护等几个领域。规范了数据的定义、数据命名、设备行为、设备的通用配置语言和自描述特征。IEC61850从功能角度而言相比传统系统区别不大，但是从实现方法而言有本质的区别，它主要采用的是面向对象的方法重新建模，数据库的结构，数据处理的方式也不同于传统的远动处理方式，主要表现在以下方面。

a）分布、分层体系及面向对象和应用的建模。

b）面向对象、面向应用的开放的自我描述。

c）使用抽象通信服务接口（ACSI）、特殊通信服务映射SCSM技术。

1.2 现场总线技术概述及应用

现场总线的定义是“安装在制造和过程区域的现场装置与控制室内的自动控制装置之间的数字式、串行、多点通信的数据总线称为现场总线”。目前电气系统中常用的有Profibus-DP、CANbus、LonWorks、Modbus等。

考虑到电气系统的特点同时考虑到实际使用效果反馈，Profibus-DP比较适合电气系统应用。Profibus-DP的最大优点在于主站周期地读取从站的输入信息并周期地向从站发送输出信息。此外，Profibus-DP还能提供智能化现场设备所需的非周期性通信，以进行诊断、组态和报警处理严格的定义和完善的功能，使其成为开放式系统的典范，并经实际应用验证具有普遍性。

2 各种数字化技术在电气系统中应用的比较

结合IEC61850标准和Profibus的技术特点描述，将IEC61850、Profibus与原先的IEC60870标准的技术特性对比见表1。

表1 技术特性对比

对其在表1中体现的差异分析如下。

2.1 实时性及可靠性

电气系统对于通信网络应有优先级和满足时间同步要求。对应这两个要求来看，Profibus总线速度慢同时无法实现特殊事件触发；而IEC61850基于的以太网通信采用基于冲突检测机制，速度较快且可由事故触发，适合于在面向通用对象事件GOOSE等对传输成功概率要求较高的情况。在这方面IEC61850具有明显的优势。

2.2 对不同供应商设备的互操性

IEC61850采用面向对象建模的理念，将物理设备（IED）和逻辑功能完全分开，使功能数据不再依赖于具体设备，同时通过面向应用的自我描述，从根本上解决了不同供应商之间互操作性的问题。而Profibus总线主要依靠电子设备数据文件（GSD）来实现互操作性，靠Profibus-DP行规来确定数据的应用，并没有从根本上解决不同厂家的设备内部数据的问题。

2.3 对不同通信协议及规约的开放性

电气系统对不同信息传输响应时间的需求不同，在变电站的过程中有时会使用不同类型的网络，如以太网、Profibus-FMS、CAN、RS485等。IEC61850是独立于网络的一种通信标准，当不同的工程使用不同的网络或者随着技术进步网络形式发生变化时，IEC61850的抽象通信服务接口只需要改变特定的通讯服务映射即可接入，可很容易适应这种变化。Profibus现场总线没有这方面的考虑。

2.4 现场安装和布置的便利性

在现场实际安装中，Profibus总线网的优势“一根电缆可以解决所有问题”，现场实施方便，但是当发生电缆中断时只能靠备用网络继续运行，此时整条网络为单网运行可靠性下降。IEC61850基于的以太网一般采用星型组网，任何缆线终端都不影响其余设备和整个系统运行，但是采用的电缆多，集中在交换机处的电缆量大，实际应用中施工不注意相应工艺会出现通信不稳的现象。

2.5 现有智能设备的成熟性

对电气系统设备而言，从总体上来说对中压、500 kV升压站来说，基于IEC61850的设备应用较成熟，对380 V低压系统，基于Profibus-DP的设备应用较成熟。由于对IEC61850系统硬件仍与以前其标准的以太网相同，因此设备差异性不大。

基于以太网的IEC61850标准和PROFIBUS现场总线在实际应用中各有优缺点。结合电气系统的实际情况和上述两种数字化技术的特点，低压厂用电控制装置数量大，对系统配置工具软件的处理容量提出更高要求，最后生成的SCD文件规模也大得多。而且布置分散需要配置大量高质量的工业以太网交换机，会增加系统的成本。同时单体数据量小，设备重要程度较低，综合比较IEC61850和Profibus两种数字化技术建议低压厂用电系统采用Profibus标准。中压系统根据实际情况选择采用基于IEC61850标准的智能设备或者采用PROFIBUS现场总线经通讯管理机等设备实现规约转换后接入后台IEC61850标准的以太网。建议整套电气自动化系统采用基于以太网的IEC61850标准，发变组系统，升压站也使用基于IEC61850标准的智能化设备；低压系统采用Profibus现场总线经过通讯管理机等设备实现规约转换后接入后台IEC61850标准的以太网。

3 数字化技术在电厂电气系统中应用方案设计 （图 1）

3.1 方案一，基于站控层IEC61850的数字化系统方案

目前，方案一主要是在间隔层与站控层通信采用了IEC61850标准（MMS），间隔层采用传统设备，不应用过程层。

该方案与目前常规的火力发电厂电气控制、保护系统基本相同,主要对间隔层的保护、控制设备采用统一的IEC61850通信规约以MMS接入NCS或ECMS，实现火力发电厂中智能设备的互联互通及信息互操作。该方案中发电厂升压站内的保护、控制系统可直接采用智能变电站中的相关设备,一次设备仍然采用常规设备；ECMS和NCS站控层采用IEC61850通信规约；励磁系统、同期系统、厂用电快切、发电机－主变压器组保护、起动/备用变压器保装置、故障录波器、中压厂用电系统的综保及测控装置以及电气设备状态监测装置等均以MMS接入站控层。

该方案技术成熟、设备投资增加很少，却能将发电厂电气系统决大部分智能设备的通信标准和数据模型统一在IEC61850的标准范围内，整个系统的每个节点的信息传输被标准化，进而使整个系统的可扩充性、可维护性能大大提高。

图1 基于站控层和过程层的IEC61850的数字化系统方案

3.2 方案二，基于站控层和过程层的IEC61850的数字化系统方案

该方案是将在智能变电站中基于传统互感器及过程层信息交换的应用方案和基于站控层和过程层全信息交换的的应用方案，应用在火力发电厂中。全厂的升压站、发变组和厂用电等各部分的电气监控系统统一为一套采用IEC61850标准的系统，同时根据实际情况在各部分的过程层及间隔层采用不同的方案。控制、保护系统在功能逻辑上分为站控层设备、过程层设备以及间隔层设备；三层设备间用分布、分层、开放式的二层网络系统实现连接，即站控层网络和过程层网络。该方案的系统结构见图1。

3.3 方案比较

常规方案：目前在火电厂、升压站自动化领域中常规方案中采用以太网、CAN网、RS422/485/232、Profibus网等通信介质；Open2000、IEC60870-5-101、DNP3.0、Modbus、网络103等通信协议，由于以上通信规约的功能有限，产品接口标准不统一，由于系统开放性不足，各厂家无法互操作对于应用功能自行扩充；应用功能的发展被规约数据的表达能力所限制。导致设备之间接口困难，设备的互操作性、互换性和新技术的包容性较差，不能够满足“即插即用”的需求，同时，系统集成费用高、可靠性降低、后期维护不方便。

基于站控层IEC61850的应用方案（方案一）：仅在站控层采用IEC61850通信规约，通过对站内智能电子设备的信息描述方法、访问方法和通信网络进行了全面定义，解决了不同厂家智能设备在传统自动化系统方案中的互通互联及互操作问题。由于IEC61850的标准约束了火力发电厂电气系统中的智能设备的功能及通信，因此，整个系统中每个节点的信息传输被标准化，进而使整个系统的可扩充性、可维护性能大大提高。虽然，此方案与常规方案相比较不能节省电缆，但建立统一的通信标准和数据模型，解决了不同自动化设备厂家之间通信规约兼容性差的问题，实现了自动化系统整体无缝通信、自动化设备间的互联互操。

基于站控层和过程层的IEC61850的数字化系统方案（方案二）：该方案不仅在站控层信息交换采用了IEC61850，而且在升压站控制和保护系统、机组控制和保护系统中增加了过程层网络进行信息交换。对于每个间隔，配置了智能操作箱、过程层设备合并单元，将常规一次设备的信息及操作数字化，与其相关联的间隔层智能电子设备IED（保护及自动化装置）则通过光纤以太网与对应间隔的智能操作箱、合并单元相连接。IED与智能操作箱、合并单元之间既可以网络总线方式相连，也可以点对点的方式互联。

方案二较方案一而言，将原来一次设备与IED之间传统的大量铜芯电缆由少量的通信光缆替代，减少了敷设电缆的投资，此外，该方案相较传统方案有下列的优点。

a）节约电缆等设备投资以及相应的施工费用。

b）减少了二次接线，便于施工、调试、运行，提高可靠性。

c）根本解决电磁干扰问题。

d）基于通讯和组态软件的联锁功能比传统硬接点联锁方便。

4 结论

经过对比分析，本文提出的基于网络通信和现场总线构成的火电厂自动化控制系统，能够有效增强电厂自动化控制功能及范围，缩短工程进度，减少工程投资。与此同时，能实现对一次设备、保护装置信息的采集管理，并具备设备资产管理、操作票、系统自诊断、防误操作、故障信息管理、一键顺控等高级应用功能，有效提高火电厂的自动化水平，具有广阔的应用空间。