發(fā)電廠ECS 系統(tǒng)的改造與應(yīng)用

賈 玉，楊 丹，史衍珩

（徐州華潤(rùn)電力有限公司，江蘇 徐州 221000）

0 引 言

近年來(lái)，隨著通信技術(shù)、計(jì)算機(jī)技術(shù)和軟件技術(shù)的不斷發(fā)展，火力發(fā)電廠的電力監(jiān)控系統(tǒng)不斷改進(jìn)和完善。徐州華潤(rùn)電力有限公司3號(hào)機(jī)組的ECS系統(tǒng)于2004年投入使用，已經(jīng)連續(xù)運(yùn)行15年。由于它的通信設(shè)備大規(guī)模老化且后臺(tái)軟件系統(tǒng)功能較為單一，現(xiàn)已無(wú)法滿足徐州華潤(rùn)電力有限公司發(fā)電機(jī)組的運(yùn)行要求。經(jīng)過充分考慮和論證，決定將徐州華潤(rùn)電力有限公司3號(hào)機(jī)組的ECS系統(tǒng)進(jìn)行整體改造。改造后的ECS系統(tǒng)可以穩(wěn)定可靠地采集各類電力設(shè)備的電氣信息，并準(zhǔn)確無(wú)誤地執(zhí)行各類電氣操作指令。

1 ECS系統(tǒng)架構(gòu)

ECS系統(tǒng)的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)可分為3層：間隔層、通信管理層和站控層[1]。改造后的網(wǎng)絡(luò)設(shè)備架構(gòu)如圖1所示。

圖1 ECS系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)圖

1.1 間隔層

間隔層的設(shè)備主要包括6 kV廠用段各負(fù)荷的綜合保護(hù)裝置、400 V廠用段各負(fù)荷的保護(hù)測(cè)控裝置和發(fā)變組測(cè)控裝置。間隔層的設(shè)備分布在各配電室的配電柜內(nèi)，主要功能為將采集的各類電氣設(shè)備的信息上傳至ECS后臺(tái)，并執(zhí)行ECS后臺(tái)發(fā)出的各項(xiàng)操作指令。本次改造前已把6 kV和400 V系統(tǒng)的保護(hù)測(cè)控裝置升級(jí)為雙RS-485傳輸。

1.2 通信管理層

通信管理層的設(shè)備主要包括交換機(jī)、光電轉(zhuǎn)換器和通信管理機(jī)，主要功能是構(gòu)架了間隔層與ECS后臺(tái)之間的網(wǎng)絡(luò)傳輸路徑。原ECS系統(tǒng)的后臺(tái)服務(wù)器集中組屏安裝在3號(hào)電子間，間隔層的各類設(shè)備采用單RS-485串接至協(xié)議轉(zhuǎn)換器PTU，各PTU再通過“并接”的方式經(jīng)RS-485光電轉(zhuǎn)換器，將光信號(hào)傳輸至3號(hào)電子間的集中式通信控制器NPU，而各NPU把數(shù)據(jù)信息匯集至主交換機(jī)后，由主交換機(jī)上送至后臺(tái)服務(wù)器。改造后的ECS系統(tǒng)將不再使用協(xié)議轉(zhuǎn)換器PTU、集中式通信控制器NPU和光電轉(zhuǎn)換器，改為使用北京四方公司的分布式通信管理機(jī)CSC-861D。間隔層的保護(hù)測(cè)控裝置采用雙RS-485輸出的通信方式，分兩路將信息匯集至2臺(tái)CSC-861D，而各CSC-861D可直接輸出光信號(hào)分別至A網(wǎng)和B網(wǎng)的交換機(jī)。分布式通信管理機(jī)CSC-861D主要負(fù)責(zé)間隔層設(shè)備的組網(wǎng)和同監(jiān)控層之間的協(xié)議轉(zhuǎn)換，起到“承上啟下”的作用。

1.3 站控層

站控層設(shè)備主要包括服務(wù)器、顯示器以及切換器等，主要功能體現(xiàn)在對(duì)間隔層各設(shè)備的控制、圖形顯示、事件記錄以及波形分析等方面，并可以與DCS系統(tǒng)、廠級(jí)生產(chǎn)監(jiān)控信息系統(tǒng)（SIS）和廠級(jí)管理信息系統(tǒng)（MIS）等通過專用的防火墻實(shí)現(xiàn)無(wú)縫接入。改造后的ECS系統(tǒng)配置2臺(tái)服務(wù)器，互為熱備用，將采集的A網(wǎng)和B網(wǎng)的信息轉(zhuǎn)發(fā)至DCS系統(tǒng)。

2 ECS系統(tǒng)的改造

2.1 ECS系統(tǒng)的改造范圍及原則

3號(hào)機(jī)組ECS系統(tǒng)的改造范圍為站控層軟硬件設(shè)備、通信管理層設(shè)備和間隔層部分設(shè)備。其中，站控層包括ECS后臺(tái)服務(wù)器、顯示器、KVM切換器和ECS系統(tǒng)監(jiān)控軟件；通信管理層包括分布式通信管理機(jī)和網(wǎng)絡(luò)交換機(jī)；間隔層包括發(fā)變組測(cè)控裝置。

本次改造的基本原則是在保證設(shè)備安全穩(wěn)定運(yùn)行的前提下，盡量縮短工期，節(jié)約改造成本。安裝在3號(hào)電子間的ECS后臺(tái)服務(wù)器屏柜和發(fā)變組測(cè)控屏柜利用原來(lái)的舊屏，只進(jìn)行柜內(nèi)設(shè)備的改造和裝置至端子排的接線工作。為減少中間傳輸環(huán)節(jié)，不再使用原PTU、NPU和光電轉(zhuǎn)換器，改為分布式通信管理機(jī)。通信管理機(jī)放置在6 kV及400 V配電室的原PTU的安裝位置，不需要單獨(dú)配置通信管理機(jī)屏。另外，此次改造不更換6 kV和400 V現(xiàn)有的一路RS-485通信電纜，而是另外增加一路RS-485通信電纜，按照雙網(wǎng)配置。

2.2 改造實(shí)施步驟

2.2.1 改造前的工程信息統(tǒng)計(jì)

改造項(xiàng)目開工前，應(yīng)當(dāng)提前統(tǒng)計(jì)接入的設(shè)備型號(hào)、數(shù)量、名稱、通信地址、CT變比、PT變比及相關(guān)通信規(guī)約點(diǎn)表，從原ECS系統(tǒng)導(dǎo)出轉(zhuǎn)發(fā)至DCS的通道參數(shù)及信息點(diǎn)表，做到準(zhǔn)確無(wú)誤。根據(jù)改造的需要，提前統(tǒng)計(jì)相關(guān)備件的數(shù)量，如導(dǎo)軌、端子、導(dǎo)線、光纖跳線、壓板和空開等[2]。

2.2.2 通信管理層設(shè)備的改造

6 kV通信管理層采用的通信管理裝置為分布式自動(dòng)化系統(tǒng)主控單元CSC-861D。由于6 kV為雙網(wǎng)配置，共配置2臺(tái)。將安裝在6 kV廠用31段進(jìn)線電源保護(hù)控制柜內(nèi)的原ECS系統(tǒng)的PTU和光電轉(zhuǎn)換器拆除，利用其空間安裝CSC-861D。6 kV廠用段共有36臺(tái)綜合保護(hù)裝置接入，采用雙485通信。原通信電纜只有一路，并接了各臺(tái)設(shè)備的485通信A口，需要另外放置一路通信電纜把各設(shè)備的485通信B口并接起來(lái)，分別把兩路通信電纜連接至2臺(tái)CSC-861D。由于2臺(tái)CSC-861D之間通過UART模式心跳線互聯(lián)，主控單元可以根據(jù)接入設(shè)備的連接狀態(tài)進(jìn)行通道切換。接線完成后，2臺(tái)CSC-861D各輸出一路光信號(hào)至主網(wǎng)的A網(wǎng)交換機(jī)和B網(wǎng)交換機(jī)。

400 V廠用段共有64臺(tái)低壓測(cè)控裝置接入，采用雙485通信配置2臺(tái)通信管理機(jī)CSC-861D。由于400 V開關(guān)柜的空間受限，原PTU和光電轉(zhuǎn)換器安裝在不同的開關(guān)柜。為了方便光纖跳線的連接，2臺(tái)CSC-861D只能安裝在原光電轉(zhuǎn)換器的柜內(nèi)，需要將原485電纜通過端子排轉(zhuǎn)接至本柜，并與其中1臺(tái)CSC-861D連接。與6 kV相同，原通信電纜只并接了A通信端口，需要放置通信電纜將B通信端口并接至另外1臺(tái)CSC-861D，然后將2臺(tái)CSC-861D互聯(lián)。同樣，2臺(tái)CSC-861D通過光纖將數(shù)據(jù)上送至A網(wǎng)交換機(jī)和B網(wǎng)交換機(jī)。

2.2.3 站控層設(shè)備的改造

原ECS系統(tǒng)后臺(tái)服務(wù)器共有3臺(tái)，其中2臺(tái)轉(zhuǎn)發(fā)DCS系統(tǒng)，1臺(tái)轉(zhuǎn)發(fā)PI系統(tǒng)。目前，由于PI系統(tǒng)所需的數(shù)據(jù)可以從DCS轉(zhuǎn)發(fā)，所以不再由ECS系統(tǒng)單獨(dú)向PI系統(tǒng)轉(zhuǎn)發(fā)數(shù)據(jù)。此次改造重新配置了2臺(tái)雙冗余的服務(wù)器，并更換了顯示器和KVM切換器等硬件設(shè)備。根據(jù)二次安全防護(hù)的要求，服務(wù)器應(yīng)安裝LINUX操作系統(tǒng)。操作軟件為四方公司的CSPA-2000分布式電氣監(jiān)控系統(tǒng)，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)接入的設(shè)備重新建立數(shù)據(jù)庫(kù)，且按照ECS廠用電監(jiān)控標(biāo)準(zhǔn)化要求重新進(jìn)行畫面組態(tài)。

2.2.4 間隔層發(fā)變組測(cè)控裝置的改造

3號(hào)機(jī)發(fā)變組的測(cè)控裝置已連續(xù)運(yùn)行15年，因?yàn)殡姎庠睦匣?，存在交流采樣精度下降問題。本次改造將其更換為四方公司的CSI-200E數(shù)字式綜合測(cè)控裝置。因?yàn)镋SC測(cè)控屏柜和外部電纜利舊，且原測(cè)控裝置的尺寸和新裝置相同，只需將新裝置安裝在原來(lái)的位置并完成內(nèi)部接線即可。由于本次屏柜內(nèi)部的配線涉及交流二次回路，所以要嚴(yán)格按照設(shè)計(jì)圖紙施工，確保接線的準(zhǔn)確性。

2.3 改造ECS系統(tǒng)的調(diào)試

2.3.1 系統(tǒng)組態(tài)畫面及通信連接的調(diào)試

根據(jù)徐州華潤(rùn)電力有限公司3號(hào)機(jī)組的電氣系統(tǒng)圖，檢查核對(duì)ECS后臺(tái)畫面所接電氣設(shè)備的名稱、數(shù)量、接線方式是否和系統(tǒng)圖一致，測(cè)試各接入電氣設(shè)備與ECS后臺(tái)的通信是否正常。

2.3.2 遙信測(cè)點(diǎn)的調(diào)試

通過實(shí)際模擬6 kV、400 V各負(fù)荷開關(guān)的合分閘狀態(tài)、工作試驗(yàn)位置、遠(yuǎn)方就地操作把手位置、保護(hù)總告警以及保護(hù)動(dòng)作等信號(hào)，檢查ECS后臺(tái)畫面上的狀態(tài)是否正確；發(fā)變組測(cè)控裝置的遙信信號(hào)通過在就地短接二次線的方法，核對(duì)主變高壓側(cè)開關(guān)、出線刀閘和各接地刀閘的位置信號(hào)。

2.3.3 遙測(cè)測(cè)點(diǎn)的調(diào)試

用繼電保護(hù)測(cè)試儀分別在6 kV、400 V和發(fā)變組的各測(cè)控裝置的二次交流回路通入電壓、電流，并通過CT、PT變比計(jì)算一次電壓、電流，檢查ECS后臺(tái)上顯示的電壓、電流、有功、無(wú)功以及電度等遙測(cè)信息是否正確。

2.3.4 遙控功能的調(diào)試

通過ECS后臺(tái)向6 kV、400 V和發(fā)變組的各測(cè)控裝置發(fā)出合閘、分閘指令，檢查各開關(guān)的合分閘是否正常。

2.3.5 與DCS系統(tǒng)的聯(lián)調(diào)

檢查ECS后臺(tái)與DCS系統(tǒng)兩路通道的通信狀態(tài)是否正常，在DCS側(cè)模擬兩路通道是否可以正常切換。核對(duì)轉(zhuǎn)發(fā)DCS系統(tǒng)所有測(cè)點(diǎn)是否同ECS后臺(tái)一致，并通過DCS系統(tǒng)再次驗(yàn)證遙控功能的正確性和可靠性。

2.4 改造中遇到的問題及處理辦法

2.4.1 通信管理機(jī)的電源優(yōu)化問題

在對(duì)通信管理層的設(shè)備改造時(shí)，安裝在6 kV和400 V配電間的CSC-861D的電源分別取自6 kV廠用31段和400 V廠用31段的開關(guān)控制電源。因?yàn)? kV側(cè)通信管理機(jī)接入的數(shù)據(jù)包含6 kV廠用31段和32段、400 V側(cè)通信管理機(jī)接入的數(shù)據(jù)包含400 V廠用31段和32段，當(dāng)6 kV廠用31段或400 V廠用31段的母線停電檢修時(shí)，需要把本段的直流110 V控制電源拉掉。此時(shí)，將導(dǎo)致通信管理機(jī)CSC-861D失電，6 kV廠用32段或400 V廠用32段的數(shù)據(jù)將無(wú)法上傳至ECS后臺(tái)。所以，安裝在6 kV和400 V配電間的CSC-861D的電源應(yīng)從各處的110 V直流分屏單獨(dú)引入，才能保證通信管理機(jī)的供電可靠性。

2.4.2 400 V測(cè)控裝置通信異常的問題

在對(duì)400 V的測(cè)控裝置進(jìn)行通信調(diào)試時(shí)發(fā)現(xiàn)，400 V廠用31段某一條RS-485總線上的測(cè)控裝置全部通信失敗。檢查本條總線兩通信線間的電壓差基本為0，而正常值為2～6 V[3]，所以判斷此總線上某一臺(tái)或幾臺(tái)測(cè)控裝置的485通信接口故障導(dǎo)致全部通信中斷。為找到故障源，先將本條總線上所有測(cè)控裝置的通信端子拆除，使485總線懸空，然后再逐一把通信端子接至測(cè)控裝置。在連接某臺(tái)測(cè)控裝置時(shí)，觀察到此裝置一經(jīng)接入則導(dǎo)致本條總線的其他裝置通信異常，判斷這臺(tái)測(cè)控裝置的通信接口發(fā)生故障，更換后本總線通信恢復(fù)正常。

2.4.3 400 V系統(tǒng)遙測(cè)測(cè)點(diǎn)通信延遲較高的問題

ECS系統(tǒng)改造完成后，運(yùn)行人員發(fā)現(xiàn)在啟動(dòng)400 V廠用32段的3B密封風(fēng)機(jī)時(shí)電流變化較慢，通信延遲大約有13 s。經(jīng)過現(xiàn)場(chǎng)分析，400 V廠用32段共有32臺(tái)接入設(shè)備，A網(wǎng)和B網(wǎng)各采用2條485總線接入通信管理機(jī)，每條485總線接入16臺(tái)設(shè)備，通信管理機(jī)內(nèi)部設(shè)置的每次訪問接入設(shè)備的時(shí)間為150 ms，每臺(tái)設(shè)備數(shù)據(jù)的讀取需要下發(fā)5條報(bào)文，即訪問5次，所以讀取一臺(tái)設(shè)備全部數(shù)據(jù)所需的時(shí)間為750 ms[3]?？偩€上所接設(shè)備通信正常的狀態(tài)下，16臺(tái)設(shè)備的數(shù)據(jù)全部讀取一次的時(shí)間為12 000 ms，再加上ECS后臺(tái)轉(zhuǎn)發(fā)至DCS系統(tǒng)的時(shí)間，此時(shí)DCS畫面顯示的刷新頻率約為13 s。為解決此問題，首先把單次訪問時(shí)間從150 ms縮短為50 ms，運(yùn)行時(shí)發(fā)現(xiàn)總線上所有設(shè)備均出現(xiàn)通信中斷的現(xiàn)象，說明總線上所接設(shè)備無(wú)法承受過短的訪問時(shí)間。經(jīng)過不斷測(cè)試，把單次訪問時(shí)間縮短至75 ms，可以保證正常通信。然后，考慮到CSC-861D有8個(gè)RS485下行通信端口，而目前只用了4個(gè)，可以將原總線一分為二，即每條總線接入8臺(tái)設(shè)備分別接至通信管理機(jī)?？偩€上的接入設(shè)備減少一半，會(huì)使通信速度提高一倍。經(jīng)過以上方法的改進(jìn)，400 V廠用32段上所接設(shè)備的通信延時(shí)降低至3 s左右，大大提高了通信的實(shí)時(shí)性。

3 結(jié) 論

發(fā)電廠ECS系統(tǒng)通過通信的方式對(duì)各類電氣設(shè)備進(jìn)行控制和監(jiān)測(cè)，相比硬接線方式可以節(jié)省大量的二次電纜和DCS系統(tǒng)I/O卡件，同時(shí)減少了電纜的敷設(shè)和接線等工作，大大提高了經(jīng)濟(jì)效益。本文結(jié)合徐州華潤(rùn)電廠3號(hào)機(jī)組ECS系統(tǒng)的改造，介紹了ECS系統(tǒng)的網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)和改造實(shí)施方法，并通過改造中遇到的相關(guān)問題提出了解決方法，取得了較好的改造效果。