电厂电气监控管理系统专题

1、 电气监控管理系统专题2011年1月一、 以往电厂电气系统存在的问题目前，以热工自动化为龙头的发电厂分散控制系统（DCS）已得到了广泛的应用，但大都侧重于汽机和锅炉，对电气系统考虑较少，机炉与电气之间的控制及自动化水平不协调。传统发电厂电气自动化系统采用物理硬接线和变送器、I/O卡件等大量硬件设备采集电气信息、控制电气设备，电气系统的测量、保护动作、整定、事故追忆等信息在DCS上无法充分反应，也就无法在DCS上实现电气专业的分析和管理等功能。可以说，目前电气进入DCS的水平，只是将以前的控制屏放进DCS的显示器而已，仅仅能满足日常运行基本操作和监视的需要，电气专业的管理还是停留在以前的水平（与

2、电网电气自动化水平差距较大），电气部分自动化水平相对落后。二、 设计思想要想提高整个电厂运行监控的自动化、安全性和经济水平，提高电气系统的运行监控自动化和信息管理水平非常关键。将发电厂厂用电系统运行监控融入整个电厂的运行监控自动化系统，实现机、炉、电一体化控制是建立现代化电厂的重要组成部分。目前电气就地安装的二次设备绝大部分已实现智能化，而其强大的通讯管理功能未得到充分利用。因而，如何充分利用已有的保护测控设备，结合先进、可靠的通讯网络技术，取消原有DCS电气部分硬接线、变送器等传统设备，节省大量电缆和变送器，减少维护工作量，减少投资，使电厂全面信息化、数字化，最终实现机、炉、电一体化控制，是

3、我们设计中需要思考的问题。电气设备保护测控功能分散就地实现，后台系统通过通讯网络和就地综合保护测控设备通讯，实现遥测、遥信、遥控、SOE、事故追忆等功能，在大量数据的基础上才能实现分析和管理等各种高级功能。综合保护装置不依赖于系统，风险最大程度降低，设备信息丰富，是今后设计中发展的主方向，也拓宽和完善了DCS的监控范围和自动化程度。采用基于现场总线的分布式电气监控系统将越来越多地应用在火电厂电气监控中，被称为FECS。火电厂的FECS不是一个孤立的自动化系统，它将火电厂DCS、SIS等系统互联，实现协调监控，共同提高火电厂整体自动化的水平。三、 目前几种发电厂电气监控管理系统(FECS)组网方

4、案及比较目前国内投运的电厂FECS中组网方案有几种，下面就几种主流的组网方案的优缺点进行分析和比较。4.1按照工艺流程组网的FECS系统典型方案以云南宣威电厂为代表的全通讯方式的FECS组网方案图1为按照工艺流程组网的单台机组FECS系统的典型方案。通信控制层主控单元CSN-031E的分配采用与DCS系统分配DPU的相同原则，按照工艺流程分配，把与热工生产流程密切相关的6kV和380V电动机等负载的保护测控装置分在同一组接入主控单元，主控单元与DPU一一对应；进线、低压变压器等与生产流程关联不大的保护测控设备单独联网；发变组、高备变的保护测控设备、快切屏、同期屏、励磁调节控制屏等也接入这些主控

5、单元。主控单元不仅完成数据处理而且还可将某个工艺流程中与电气相关的逻辑运算由DCS的DPU下放到主控单元，一些DCS的工艺DPU需要的重要信息通过主控单元和DPU交换，并且是双向数据交换，不重要的对速度要求低的信息通过站控层的转发工作站来实现交换。按照工艺流程组网方案特点：由于按照工艺流程分配主控单元，同一主控单元同时要实现6kV和380V综保装置的数据处理现场总线布线在电气间隔有交叉， 6kV和380V综保装置采用现场总线技术，使采用工艺流程组网方案成为可能。与DCS工艺流程控制密切关联，主控单元可以与DCS的DPU一对一通信，实时性和可靠性高，满足DCS对电气量的实时性需要，DCS对电气设

6、备的控制可以通过通信实现，从而可以取消所用DCS电气部分的硬接线和变送器。减少DCS投资和维护工作量，并增大DCS的信息量。通过通讯网络将电气系统完全融入到DCS系统中，实现机、炉、电一体化控制。是今后电厂发展的方向。工程实例：山西风陵渡2*600MW机组发电厂云南宣威六期2*300MW机组发电厂云南宣威七期2*300MW机组发电厂山西平朔2*300MW机组发电厂4.2按照电气分段组网的单台机组FECS系统典型方案图2为按照电气分段组网的单台机组ECS系统的典型方案，站控层包括双冗余的系统服务器、维护工程师站/操作员站、转发工作站等，系统服务器负责系统通信、数据存储和处理等，维护工程师站负责系

7、统的维护、组态等，操作员站为运行人员的人机交互平台，通讯网关主要为ECS系统与其他系统如DCS、SIS、MIS实现数据交换。其中维护工程师站/操作员站与系统服务器的软件可同机运行。整个系统按照电厂厂用电系统主接线电气分段对各种装置分组，分配主控单元，6kV部分综保装置通过双LON现场总线网络与主控单元CSN-031E连接，380V部分综保装置通过双RS485与主控单元CSN-031E连接，其他智能设备通过单（双）RS485/232口与主控单元CSN-031E连接。与DCS的数据交换主要通过站控层的通讯网关来实现。速度较慢按照电气分段组网方案特点是：方案简单，现场总线布线容易，间隔分明，缺点是与

8、DCS工艺流程控制关联不大，无法与DCS的DPU一对一通信，与DCS交换数据的速度受到制约，因此DCS对电气设备的控制和信息仍需通过硬接线实现。只能作为纯的电气监测系统，不能将电气系统和机、炉系统融为一体，无法实现机、炉、电一体化控制。工程实例：湖南长沙2*600MW机组发电厂国电双鸭山2*600MW机组电厂大连庄河2*600MW机组电厂4.3单台机组ECMS系统典型方案图3为ECMS系统的典型方案，站控层包括双冗余的系统服务器、维护工程师站/操作员站等，系统服务器负责系统通信、数据存储和处理等，维护工程师站负责系统的维护、组态等，操作员站为运行人员的人机交互平台。发电机变压器组、高低压厂用电

9、源等电气设备的控制、监视和管理在ECMS实现，电动机的监测管理信息进入ECMS。电动机的控制仍由机组DCS实现。在机组集控室设置ECMS操作员站，ECMS不与机组DCS通信。ECMS方案的特点：电气设备独立组网,电气逻辑在ECMS中实现，电气设备的监控和管理全部由ECMS系统实现。不再与CS通讯。专业划分更加清晰，各司其职。缺点：DCS和ECMS系统信息重复采集，增加了电厂的投资成本。工程实例：辽宁绥中2*1000MW机组发电厂四、 与DCS几种通讯方式比较目前几种与DCS的接口方式：1、 FECS的主控单元和DCS的DPU一对一配置，既每对DCS的DPU对应一对FECS的主控单元，实现和DC

10、S的DPU直接通讯，将DPU需要参与逻辑运算的量实时的提供给DCS。其它大量的电气量信息通过站控层网关与DCS操作员站通讯。FECS每对主控单元管理的设备通过现场总线按工艺就地组网，其中包括6kV和380V智能设备。这种方式实时性好，可以取消原有DCS的DPU所有电气部分的硬接线和变送器，运用了现场总线技术，使6kV和380V智能设备按工艺就地组网成为可能，是目前最先进的ECS实现方式。云南宣威电厂有成功运行经验。需要注意的是，采用此种方式与DCS通讯，在DCS招标时需要求DCS厂家每对DPU提供与FECS的通讯接口。2、 由于受DCS通讯能力的限制，有些DCS厂家DPU不能提供通讯接口给FE

11、CS系统，只能通过站控层网关通讯。所有电气量信息通过FECS后台数据库，经DCS网关，再写入DCS数据库，采用此种方式通讯，速度慢，适用于DCS硬接线完全保留，FECS只做为厂用电电气监测系统，而不是做为DCS子系统的方案。3、 FECS系统的主控单元与DCS的通讯DPU直接通讯的方式：一些DCS厂家能提供通讯DPU，主控单元可与DCS的通讯DPU直接通讯。FECS的主控单元只需将报文按照DCS需要的格式给通讯DPU即可，但需通讯DPU尽量分散配置多对，以保证通讯速度，每台机组建议配置46对通讯DPU。此方式通讯速度较快。适合用于间隔层按电气分段组网的系统。注意：在DCS招标时需要求DCS厂家

12、提供用户规定数量的通讯DPU。五、 目前在FECS中应用的通讯网络技术介绍和比较随着计算机技术，特别是现场总线、通讯技术的完善，电气与DCS采用硬接线接口已不再是唯一的方式。ECS与DCS之间已开始逐步采用全通讯接口控制方案，取代传统I/O接口。通讯方式给工程带来大量节约I/O点数和控制电缆，降低施工工程量等巨大优势时，同时大大丰富ECS和DCS的信息量，提高了发电厂数字化程度，另一方面也给电气设计人员带来了新的问题。在采用全通讯方案的初期，由于电气人员对热控DCS系统结构、通讯网络技术不了解等原因，有些工程实施效果不完全理想，主要问题是通讯速率较慢。有的工程被迫在调试中取消通讯，回到传统硬接

13、线方式，给工程建设造成了极大的浪费。因此，通讯网络的确定在FECS方案中为关键部分，应引起设计人员的关注。表2 4种通讯网络的比较主题PROFIBUS-DPLon WorksCAN网工业以太网概念/通讯原理支持主从系统、单主站或多主多从站系统。主站具有对总线的控制权。对等网络，无主结构，实现点对点对等通信。支持优先级传输。采用报文主动上送通信机制，多主方式，网络上的节点信息分成不同的优先级，可实现点对点、一点对多点等几种通信方式。技术上与商用以太网兼容，但在产品强度、可靠性、抗干扰性等各方面能满足工业现场需要。研发公司/组织 德国13家公司(如西门子、ABB)及5家研究所完成。美国Echelo

14、n公司德国BOSCH公司最初由美国XeroX公司于1975年提出的网络拓扑总线形总线型，星型，菊花链型，环型或混合。支持自由拓朴和多种介质传输。总线拓扑结构星型，环型或线型协议结构采用ISO/OSI模型的第1、2层通信协议，增加了用户接口层。唯一一个采用了ISO/OSI模型的全部七层通信协议。采用ISO/OSI模型的第1、2层通信协议。只映射为ISO/OSI模型的第1、2层，在网络层和传输层采用TCP/IP协议蔟。节点数量每段最多至32 个。使用中继器可扩展至126个。每段64个最多110个理论上不受限数据传输速率9.6kbit/s 至12Mbit/s。78kbit/s至1.25Mbit/s。

15、5kbit/s 至1Mbit/s。10Mbit/s至1000Mbit/s不带中继器/扩展器的最大电缆长度最长1200m。波特率为187.5kbit/s 时，1000m。波特率为500kbit/s时，500m。波特率为1500kbit/s 时，200m。波特率为78kbit/s 时，2700m。当波特率为1.25Mkbit/s 时，125m。波特率为5kbit/s 时，10km。波特率为1Mbit/s时，40m。双绞线不超过100m，细同轴电缆不超过185m，粗同轴电缆不超过500m。传输介质双绞屏蔽电缆、光纤(较少采用)双绞屏蔽电缆、同轴电缆、光纤、射频、电力线等双绞屏蔽电缆双绞屏蔽电缆、同轴

16、电缆、光纤从对以上4种网络形式的比较，可以看出PROFIBUS-DP是总线中通信速率最快的。在一个有32个站的分步系统中，DP对所有站传输512bit输入数据和512bit输出数据，当波特率为12Mbit/s时只需1ms。采用DP总线是一个非常好的选择。虽然DP是开放的、不需要知识产权保护的标准。原则上，DP在任何微处理器上都能实现。但当数据传输速率超过500kbit/s时，需采用DP协议专用ASIC芯片。而DP的核心技术被西门子所掌握，其芯片的价格是非常昂贵的，且协议并不对外开放，该总线中的大量诊断功能也不开放。另一方面，为达到良好的通信速率，DP应采用其专用进口电缆，这也大大增加了工程投资

17、。托克托电厂根据业主要求现场保护测控装置采用DP总线，工程实施效果良好。唯一缺点就是在总线的投资较大，部分抵消了采用通讯方案可降抵工程投资的优势。LonWorks是我国引进较早、运用成熟的总线。电气控制领域最早由北京四方公司在1994年引进，在变电站综合自动化系统中采用，取得了良好的效果。Lon网通讯协议LonTalk固化在神经元芯片中，所以具有可用可得性。而Lon网国际组织和Echelon公司为推广Lon网及其产品，没有设置如何技术壁垒。其神经元芯片价格也非常低廉，仅912美元一个。在链路层的子层，Lon Talk协议在CMSA/CD的基础上，保留了CSMA的优点，采用带预测性P-持续CSM

18、A算法，保证了通信的确定性。基于以上原因，国内电气自动化设备越来越多的采用Lon网协议，或能提供Lon网协议的产品。CAN网由于受其通讯传输距离和数据包长度的限制（8个字节）的限制，不适合传输模拟量、SOE和事件报文，在电厂电气设备如此分散布置的情况下，个人认为是不太适合的。CAN网适用于智能设备相对集中布置的系统。另一方面，CAN协议标准仅仅定义了物理层和数据链路层，要将其运用到具体系统中，必须在物理层和数据链路层上建立应用层。这也对运用厂家开发能力提出了更高的要求，如应用层协议开发不合理会影响自身系统的可用性。工业以太网的通讯速率是一般现场总线不能比拟的。目前，将其运用于现场，还有一些问题

19、有待解决，主要是通信介质的选择。由于双绞线仅能传输100m（在工业环境中通常限制在40m以内），采用同轴电缆又无法实现全双工通信，因此电厂ECS系统只能采用光缆。这就带来了现场布线复杂，设置数量众多的集线器、交换机和光电转换环节，同时对工业交换机的供电、RJ45等连接器的可靠连接和电磁兼容都成为新的问题，导致成本增加、可靠性下降。工业以太网采用的标准远远高于商用以太网(即IEEE802.3标准)，工业级交换机的价格数倍于普通交换机，约2万元1台。因此，采用工业以太网所产生的施工工程量大、造价偏高、后期维护工作量大的问题是困扰其在工程中采用的主要因素。在选择总线形式时，不应仅以通信速率作为衡量其

20、优劣的唯一指标。根据通信理论，通信速率与通信抗干扰能力是成反比的。因此在工程运用中合理的作法是在二者之间寻求一个平衡点，使系统整体最优。通过以上分析，认为电气ECS就地保护测控设备采用Lon网是性价比最优的方案。由于目前DP总线为热工普遍采用的，也可能根据电厂统一性的要求采用DP总线，因此研究DP总线在电气智能设备的应用也是有实用价值的。发电厂的FCS系统应当是多种主流现场总线的混合应用。还要说明一点：RS485总线不属于现场总线的范畴。在大型的FECS系统中不适用。六、 发电厂FECS系统的总体方案综合以上对FECS组网方案、与DCS通讯方式和通讯网络的比较，结合本项目的特点，建议方案采用全

21、通讯方式取代原有DCS的电气部分硬接线，保留关键电动机的启或停硬接线，以保证整个电厂的安全性、稳定性的要求。根据电气系统设备控制的功能要求、技术特点，电气监控设备分为两个电气系统部分配置：（1） 纯电量控制：发-变-线路单元组、厂用电电气系统；（2） 非电量、电量综合控制：辅机系统电动机电气设备。两个部分采用不同的网络联接方式通讯接入DCS：（1） 发-变-线路单元组、厂用电系统设备控制按电气分段原则1：1配置测控单元，分4段现场总线联接，通过通讯管理机接入电气监控系统FECS 100M以太网；通过网关与DCS通讯联接。（2）辅机系统6kV和380V电动机设备按照工艺流程采用现场总线就地组网接

22、入对应的FECS通信管理机， FECS系统的通信管理机与DCS的DPU1:1配置，通过通信管理机通讯接口接入DCS的DPU串口COM卡；同时，电动机设备的电量数据分析、诊断、保护管理数据信息通过通讯处理机的以太网口接入电气监控系统ECS数据网络，转发至DCS 100M以太网数据网络。两个部分不同的控制技术特点：发-变-线路单元组、厂用电系统设备控制是纯电量控制，控制对象为机组发-变-线路组、厂用电系统母线及馈线电气开关。每个开关设备的控制由测控单元独立、自主完成，无设备间相关公用控制逻辑，现场总线、数据网络只用于电气系统实时数据、状态采集；中间计算量；手动跳、合闸指令的传送。辅机系统电动机控制

23、是非电量、电量综合控制，控制对象是机组辅机系统转动机械电动机电气开关。其中，每个开关设备电量控制由测控单元独立、自主完成；而非电量控制则由DCS控制单元（DPU）完成，非电量数据检测由DPU的I/O卡件承担，DPU完成辅机设备非电量手动、顺控启、停和保护联锁控制逻辑（设备间、子系统间等）运算，通过串口卡、现场总线、测控单元控制电动机启动、停止，该部分控制即原DCS的SCS功能。上述电气监控系统接入DCS设计方案及设备配置方案具有网络通讯技术组合应用的先进性，具有较高的技术、经济性能。如附图3所示，电气计算机监控管理系统(FECS)采用先进的分层分布式系统结构。分上位机系统站控层、通讯管理层、现

24、场保护测控单元层三层。站控层采用双以太网结构，间隔层采用双现场总线网络，通讯管理机冗余配置，实现双网双机，自动切换，极大程度提供系统的安全、稳定性。a. 间隔层由众多的保护和自动装置构成，这些装置具有测量、控制、保护、信号、通信等基本功能，并完成各自的特殊功能。该级装置数量众多且分散，利用通讯技术予以连接。主要通讯技术分类：以下保护测控装置提供双现场总线（非RS485）通信接口与通信管理机通信：6KV厂用电系统的保护测控装置： 线路保护测控装置 变压器保护测控装置 电动机保护测控装置 电动机差动保护装置 变压器差动保护装置380V 厂用电系统的保护测控装置： 线路保护测控装置 电动机保护测控装

25、置（马达控制器） 测控装置发变组和启备变测控装置： 发变组测控装置 启备变测控装置以下电气专用设备提供RS232、RS485、RS422等接口经通信管理机进行规约处理与ECS系统通信，并进入DCS系统： 发-变组保护 安全稳定控制装置 220/110KV线路保护 励磁系统 同期系统 厂用电快切装置 柴油发电机 直流系统 UPS系统 b. 通讯管理层通讯管理层由通信管理机组成，其作用是将现场保护测控层的各种不同厂家、不同通讯接口和规约的设备连接在一起，经统一的通讯接口传送至系统监控层，完成各种数据和指令的上传下发。通信管理机可以同时支持多种类型的通讯口，包括以太网、串行通信口、可扩充的其他现场总

26、线接口等，软件上，采用规约库，支持MODBUS、标准网络协议（TCP/IP）等。c. 系统监站控层包括的设备有：每台机组配置两台服务器（主备关系）、两台操作员兼工程师站、卫星时钟接收和同步系统、打印机等。鉴于现场保护测控单元层的装置数量众多，为了保证系统的实时性和可靠性，需将这些装置分为若干组，再通过现场总线分别组网至对应的通讯通信管理机，通讯通信管理机通过100M以太网和上位机系统监控层进行通讯。本方案中FECS根据DCS系统DPU的配置配备FECS的通讯通信管理机，即把与热工生产流程密切相关的6kV和400V电动机等负载的保护、测控设备分在同一组接入通讯通信管理机，通讯通信管理机与DPU一

27、一对应，实现通讯通信管理机与DPU进行一对一通讯。通讯接口可以是串行接口（RS232/422/485），也可以是以太网。只有与热工生产流程密切相关的数据和控制命令由这些通讯完成。由于每个通道的数据较少，没有中间间隔，因此实时性、可靠性很高，可以取消全部硬接线。对于进线、低压变压器、厂用电源馈线等与生产流程关联不大的保护测控设备以及发变组、高备变的保护测控设备、快切屏、同期屏、励磁调节控制屏等设备的数据和命令，由于对实时性要求不高，为成本计，则可通过以太网桥进行数据交换。七、 发电厂电气监控管理系统(FECS)的优点在发电厂厂用电系统中，每个开关柜均需装设测量仪表及保护装置，以满足运行人员和电气

28、检修人员对设备的监测和维护要求。传统的做法是通过控制电缆将各种信息送至DCS，由于受DCS以及电缆投资的限制，只是将部分重要的信息送至DCS，而大量的信息仍需运行、检修人员到现场查看，工作量相当大。而电气监控管理系统，是在微机综合继电保护装置和测控装置的基础上将控制、保护、测量、报警等信号在就地单元内处理成数据信息后经现场通讯总线传输至主控室的监控计算机，全面满足用户对电气设备的测量、保护和控制等要求。对比传统DCS系统配置I/O卡件实现对厂用配电设备的控制和采集数据的手段，该系统有以下优点：l 二次保护和测控装置分布于各电气间隔，真正做到了分层分布。保护、测控可在底层由各自动化设备完成，不受通讯是否中断的限制，系统的可靠性极高；l 数据交换由硬接线信号变为计算机通讯方式，数据量大，改变了以往只有重要电气量才进入DCS而电气运行人员仍需要到现场才能了解更多的设备详细情况的状况，真正地实现了电气信息化和自动化，提高了运行