基于现场总线的火电厂电气监控系统的理论与实践
发布时间：2013-12-14
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电气监控系统
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一、问题的提出 仪电一体化火电厂监控系统是集火电厂生产工艺自动控制、工艺运行操作监视、电气设备运行操作监视等监控系统于一体的多功能、大容量、高性能的一体化综合自动化解决方案。统一在同一平台下的各级...
一、问题的提出
仪电一体化火电厂监控系统是集火电厂生产工艺自动控制、工艺运行操作监视、电气设备运行操作监视等监控系统于一体的多功能、大容量、高性能的一体化综合自动化解决方案。统一在同一平台下的各级系统通过网络畅通的地互联并各取所需，带来的效益不仅在于原有数据孤岛的消失，避免了测点的重复建设，还在于火电厂整体自动化水平的提高，更利于大型机组的建设、运行及维护。
火电厂电气微机监控系统（ECS）的功能是：实现对火电厂内电气设备的运行状况的监视；实现对火电厂内电气配送电方式的改变；实现对火电厂内电气设备运行中出现的异常状况的处理。以上功能自火电厂出现到今未天基本未发生实质性变化，仅在监控对象的数量，、信息量的类型上，、系统实时性要求等方面有比以前提出更高的要求。
目前火电厂电气监控系统实现的通行模式为DCS+ECS。，即硬接线+通讯共同实现对火电厂电气设备的监控功能，见图1。
DCS通过硬接线接入电气设备的基本控制信号（合分闸操作）、测量信号（开关状态、变送器转发模拟量），对电气设备的控制功能及基本信息监视（开关状态监视、运行电流）在DCS实现。ECS采用现场总线技术将位于就地开关柜上的保护测控装置内的信息接入到系统中，并通过与DCS架设网关网桥等通讯接口设备（系统服务器级）将更加丰富的电气设备运行工况信息传输给DCS。这种实现方式虽然节省了部分现场硬接线和就地变送器，但依然存在由于测点信息不全面，加之DCS在电气信息采集监控及信息管理方面不足的问题。因此，其监控功能只局限于有限的DAS点监测及遥控操作，自动化水平较低，从而无法实现对全厂电气设备实现监控。因此，将火电厂热工控制系统和电气监控系统统一在一个工业监控系统平台下来实现并使之能够互动，对于提高电厂设备自动化运行水平，提高电厂设备管理维护工作效率，为电厂提供质优价廉的一体化监控设备具有革命性意义。
华电南自天元控制系统科技有限公司顺应这一市场需求，提出了在火电厂实现热工控制+电气监控一体化系统的构想。其基本思想是：基于成熟的DCS控制系统平台实现火电厂电气系统监控，并使热工控制系统与电气控制系统的平台统一，消除数据孤岛，增强两大系统间的互动，还电厂一个完整的生产监控运行模式。经过二年多的理论探索和实践终于推出了在仪电一体化技术基础上以现场总线技术实现的全通讯新一代火电厂电气监控系统TCS3000，并与仪电一体化技术实现的DCS一同成功地实现了商业运行。
二、通讯ECS
硬接线＋通讯共同实现的火电厂电气监控系统是基于火电厂“DCS一体化设计”模式下的一种变通的节省成本的过渡方案，是现场总线技术于DCS电气监控部分的一种应用，但仅是基于现场总线技术实现的变电站综自系统于火电厂电气配电系统――一种特殊工业环境下的移植。ECS几乎可以囊括对电气配电系统的所有功能要求并且是定制于此类系统的应用，那么这种移植型的ECS为何不能独立全面地完成火电厂电气监控功能呢？
2.1 难于实现现场总线技术下火电厂ECS的原因
为了满足对生产工艺控制的要求，DCS必须实现对电气设备（负荷设备）的控制。因为这些配电设备既是工艺控制的一个基础又是工艺控制系统的重要组成部分，所以电气设备特别是厂用电负荷设备的运行工况及控制对实现生产工艺要求有很大影响，在实际应用中很难把工艺控制与对电气设备的操作分开。加之DCS推广应用时，基于现场总线技术实现的变电站综自系统才刚刚起步，除了采用当时的DCS平台来实现电气监控并无更好的自动化解决方案。
ECS虽然是电气监控系统的完整解决方案，但在火电厂电气监控配电系统领域，存在与DCS不相融而导致的目前的应用局限。如前所述，ECS应用受限在于ECS不能很好的与DCS实现互动。ECS与DCS的数据交换本质上是两种网络通讯结构不同的系统间的数据通讯，必须加入网关或网桥才能实现，而不能在对等的网络环境中实现数据通讯。这种传输速率、效率、环节、途径均受限制的通讯方式导致丰富的现场数据中只有少部分通过ECS传输至DCS，而重要的控制数据无法放心地交由系统间通讯完成，依然采用硬接线来实现。
由此可见，解决ECS在火电厂电气监控方面的深入应用必须实现其与DCS的互动。ECS与DCS的互动应当通过多层次、对等的网络架构来实现。为了便于这种互动的实现，不但应当将ECS与DCS统一在同一系统平台下，还应当保证在这一平台下的多层次对等网络结点的各向数据交换都可靠通畅，见图2。
2.2 独立实现火电厂电气监控功能的全通讯ECS
ECS作为独立的火电厂电气监控系统而存在，必先解决DCS实现工艺控制对电气设备监控的需要。DCS对电气设备监控的需要主要集中在用电负荷设备上，并且所需测点类型基于以下几种：
控制操作（DO）―― 遥控分合闸；
状态监视（DI） ―― 开关本体信号，如开关位置、手车位置、闭锁状态等；
运行监视（AI） ―― 负荷电流、功率、母线电压等。
以上测点中仅有DO/DI参与直接的逻辑控制。AI量则为运行人员判断负荷运行状况的辅助参数，并不直接参与DCS中DPU的逻辑控制计算，只在运行界面上进行观察。以上几种数据恰是ECS通过就地保护测控设备采集交换的基本数据。
从数据的完整性上说，完全可以通过ECS传输给DCS。为达到数据传输或交换的实时性要求，采用对等网络方式能够将不同用途的数据快速可靠地传输到DCS各层中去。具体实现方式是：DO/DI数据的交换采用DPU与通讯管理机之间的通讯来实现；对于AI数据及部分次重要DI数据的监视采用ECS服务器上传至DCS操作员站的方式进行传输。监控系统数据流向见图3。
依图3，在站控层采用分布式网络结构的DCS可以允许系统中存在多组服务器，操作员站（客户端）可以平等的任意调用多组服务器的数据，将ECS统一在一个系统平台中使得ECS在系统服务器级向DCS无缝传输数据成为了可能。这种数据传输方式也就省去了网关、网桥等通讯连接设备，系统架构更加简单明了、稳定可靠，数据上传效率更高。
依图3，在间隔层采用对等网络实现了DPU与通讯管理机的数据交换。DPU所需参与逻辑控制的电气设备DO/DI测点不是从通讯管理机发出就是从通讯管理机取来，取消了DCS电气部分的硬接线。DPU与通讯管理机实现直接的数据交换，可以采用串口总线交换也可以采用以太网实现数据交换。DPU与通讯管理机通讯无论是一对一还是一对多的方式，从数据传输的数量亦或网络连接的数量上来说都是极少的。依据此需求定制的双向通讯系统无论从实时性还是可靠性上都能得到良好的保障。尽管如此，对于特别重要的电气设备控制联锁的操作也可以保留少量硬接线进入DCS，或由专用的自动装置来直接实现，如重要设备的联锁保护（锅炉保护、汽机保护）、保安电源的自动投切等。
火电厂电气监控系统中厂用配电系统的监控操作与生产工艺控制系统并无直接联系，因此完全可以独立在ECS中实现。实现的方式及功能配置要求与现场总线技术实现的中低压变电站综自系统基本相同。DCS不再配置独立的电气专业的操作站、管理站。ECS配置独立的电气操作站、管理站、历史站、工程师站。ECS完全通过与就地保护测控设备、保护设备、采集装置、自动装置等电气二次设备以通讯的方式对全厂纳入监控的电气设备实现监控。ECS的实现架构宜按单元机组及公用系统分开配置。
三、全通讯ECS的实现基础
全通讯ECS完善地实现取决于通讯系统的可靠性、稳定性及快速性，其中又以快速性最为重要。现场总线的选择应用、与DPU数据交换、与DCS通讯三个方面的性能决定了整个全通讯ECS的性能。
3.1 现场总线的选择及组网方式应用
3.1.1 ECS对保护测控装置通讯的接入以现场总线为宜
ECS保护测控装置通讯的接入以现场总线为宜，原因有三：
1）现场总线通讯距离一般较长且抗干扰能力也较好，比较符合火电厂配电设备分布的实际情况，也有利于通讯管理机集中设置、集中管理。
2）现场总线电缆材料及组网成本低廉、保护测控装置配置现场总线接口的成本也较低。
3）ECS必须分层向DCS传输电气工艺设备的数据，并且ECS接入设备节点数量过于庞大（单元机组的配置可达400台以上），因此需要设置数据集中转发的网络节点，同时也利于减轻系统服务器通讯的负担。
3.1.2 两种中低压保护测控装置的组网方案
1）按工艺系统分配，通讯管理机与DPU采用一对一方式通讯。这种组网方式与DPU通讯简洁，且通讯方式灵活，但中低压保护测控装置需跨段接入通讯管理机，现场总线组网布线难度较大。
2）按配电段分配，通讯管理机与DPU采用一对多方式通讯。这种组网方式与DPU通讯宜采用以太网，通过绑定以太网连接实现数据传输的稳定可靠。网络布线简洁，抗通讯干扰能力强。特别对于高压工作段，也可按大的工艺系统分配多个通讯管理机，可将通讯管理机的外部网络连接数控制在6个以内，有助于提高网络通讯效率。对于大型机组，低压配电段也是按照大系统的工艺分配来的，因此低压段也可按配电段分配通讯管理机。
3.1.3 现场数据快速更新的保证
目前在ECS应用较为广泛的现场总线有RS-485、CAN、Profibus-DP、LonWorks等，其中以RS-485总线支持的厂商最多，应用也最为广泛。诚然，在这几类总线中以RS-485总线的通讯速率最低，采用该总线接入大量设备往往达不到基本的数据刷新要求（遥信刷新<1S，遥测刷新<2S，遥控执行<2S）。但影响现场总线通讯效率的主要因素还在于通讯设备的响应时间，工程数据显示保护测控装置的通讯响应时间往往达到120ms以上。因此在ECS中宜选择一种通讯响应速度快（小于100ms）、通讯总线波特率(大于38400bps)较高、通讯报文简洁的保护测控装置。
对于单机容量600MW的机组，无论采用哪种组网方式接入通讯管理机的保护测控装置数量都在40台以内。根据工程经验在通讯效率良好的情况下，现场测点数据于通讯管理机内的更新速度可望控制在500ms。
3.2通讯管理机与DPU数据交换的实现
全通讯ECS通过通讯管理机与DPU的数据传输宜采用一对一或一对多的方式实现点对点数据传输。基于TCP/IP协议族的以太网通讯报文一包就可完成对现场数据的传输。由于简化现场总线网络布线引起的一对多的多点通讯增加了报文包的数量，可于通讯管理机及DPU之间架设硬件独立的以太网层来解决可能引起的额外网络负荷。
如图3所示，通讯管理机与DPU实现通讯的有效数据量相当有限，对于每个对象来说只有几个位，而单元机组的DPU配置通常不超过20对，因此DPU所需数据或发出的遥控指令在百毫秒内就能完成传输。可以测算，DPU内参与逻辑控制的开关位置数据更新时间小于1秒，而遥控指令的执行总时间小于2秒。这样的传输效率虽不及硬接线进入DPU系统的指标，但在实现工艺控制方面也已基本满足要求。
3.3与DCS的通讯
在站控层将DCS与ECS统一在一个系统平台上，能够利用强大的DCS分布式网络服务的功能。如图2所示，ECS服务器、DCS服务器对于客户端（DCS操作员站）数据服务的网络地位是平等的；ECS服务器、DCS服务器对DCS操作员站的数据传输效率是相同的。取消了原有的系统互联必须配备的网关、网桥等通讯接口设备的系统在数据传输上是顺畅的、高效的。
四、全通讯ECS的工程实施探讨
4.1全通讯ECS工程实施过程较以往相比具有以下三点不同
1）承担了电气配电系统的直接监控任务，贯穿火电厂调试投运始终；
2）直接参与了工艺生产控制的测点采集传输；
3）囊括了全厂电气设备的监控，涉及面广。
4.2工程实施的探讨
全通讯ECS较之以往系统的实现有所不同，因此就全通讯ECS解决方案的实现，带来系统设计、工程设计、施工、调试、运行、维护等方面的工作内容变化，提出一些设想。
4.2.1全通讯ECS工程实施过程
1）保护测控装置的选型除了在保护功能方面应达到设计要求外，还应当注重其通讯性能指标。通讯方面的指标有：报文的简洁性、上传数据的合理性、通讯波特率、通讯一般响应时间、现场总线的类型等。在这方面暂时没有见到统一的国家或区域性的通讯标准，因此有必要小心甄别。
2）设计院宜按照监控系统的设计要求精确核对电气设备接入保护测控装置的测点位置是否统一且对应。
3）ECS供应商应当及时获得所接入的所有通讯设备的通讯信息，包括总线类型、通讯协议、测点表、通讯性能指标等。
4）ECS出厂前，宜进行一次整体联调，应当包括大部分的保护测控设备通讯接入试验，至少应包括样机测试联调。若ECS与DCS之间的数据交换已经现场验证，也可不作联调。ECS联调应包括现场总线设备通讯性能测试（网络稳定性，数据刷新速度等）、系统级组态联调等。
5）系统盘柜就位后立即恢复上电，并进行系统级设备联网调试。
6）现场开关柜及保护设备安装就位后即进行配电柜设备就位资料校验。根据最新设备就位资料重新复核网络配置方案、网络电缆清单。在确认无误后按照最新清单安排网络电缆敷设及接线工作。
7）现场网络布线工艺指导及复核。
8）网络布线完成后，按通讯管理机进行分段网络调试。
9）网络系统整体恢复后，对就地保护测控设备进行单体试验，同时也应测试ECS向DCS传输数据的正确性，以备DCS单体试运。
10）按工程进度分步重复6~9项。直至机组顺利调试完毕。
4.2.2以上过程为典型的全通讯ECS工程实施过程。其中有如下几个环节是值得注意的：
1）前期资料收集务求正确，特别是通讯接入设备的通讯信息和现场开关柜及保护测控装置的安装位置。
2）系统出厂联调的通讯性能测试。
3）现场系统恢复及联调的工作顺序安排，要符合电厂建设过程中对关键节点的要求。
4）现场网络布线工艺要严格把关。
五、结束语
随着火电厂机组建设趋向大型化，配备的电气设备的规模不断扩大，对电气设备的监控要求也更加丰富，推出功能强大的ECS有助于火电厂在电气监控方面提高自动化水平。而针对火电厂这一特殊的电气监控领域配备的ECS又有别于普通变电站的综自系统。因此顺应这一要求推出功能较为完善的电气监控系统，同时又兼顾DCS对电气设备控制要求的新型ECS必为大势所趋。
本文所及仅为与DCS实现交互的全通讯ECS实现方案，同样的也可以实现与厂内其他生产工艺系统互联的要求，如脱硫系统、辅控系统等。本文提出一种切实可行的取消几乎所有远程I/O硬接线的全通讯ECS的实现方案，应当有助于促进全通讯ECS的继续应用并推而广之。
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