發電廠ECS 系統的改造與應用

賈 玉，楊 丹，史衍珩

（徐州華潤電力有限公司，江蘇 徐州 221000）

0 引 言

近年來，隨著通信技術、計算機技術和軟件技術的不斷發展，火力發電廠的電力監控系統不斷改進和完善。徐州華潤電力有限公司3號機組的ECS系統于2004年投入使用，已經連續運行15年。由于它的通信設備大規模老化且后臺軟件系統功能較為單一，現已無法滿足徐州華潤電力有限公司發電機組的運行要求。經過充分考慮和論證，決定將徐州華潤電力有限公司3號機組的ECS系統進行整體改造。改造后的ECS系統可以穩定可靠地采集各類電力設備的電氣信息，并準確無誤地執行各類電氣操作指令。

1 ECS系統架構

ECS系統的網絡結構可分為3層：間隔層、通信管理層和站控層[1]。改造后的網絡設備架構如圖1所示。

圖1 ECS系統網絡架構圖

1.1 間隔層

間隔層的設備主要包括6 kV廠用段各負荷的綜合保護裝置、400 V廠用段各負荷的保護測控裝置和發變組測控裝置。間隔層的設備分布在各配電室的配電柜內，主要功能為將采集的各類電氣設備的信息上傳至ECS后臺，并執行ECS后臺發出的各項操作指令。本次改造前已把6 kV和400 V系統的保護測控裝置升級為雙RS-485傳輸。

1.2 通信管理層

通信管理層的設備主要包括交換機、光電轉換器和通信管理機，主要功能是構架了間隔層與ECS后臺之間的網絡傳輸路徑。原ECS系統的后臺服務器集中組屏安裝在3號電子間，間隔層的各類設備采用單RS-485串接至協議轉換器PTU，各PTU再通過“并接”的方式經RS-485光電轉換器，將光信號傳輸至3號電子間的集中式通信控制器NPU，而各NPU把數據信息匯集至主交換機后，由主交換機上送至后臺服務器。改造后的ECS系統將不再使用協議轉換器PTU、集中式通信控制器NPU和光電轉換器，改為使用北京四方公司的分布式通信管理機CSC-861D。間隔層的保護測控裝置采用雙RS-485輸出的通信方式，分兩路將信息匯集至2臺CSC-861D，而各CSC-861D可直接輸出光信號分別至A網和B網的交換機。分布式通信管理機CSC-861D主要負責間隔層設備的組網和同監控層之間的協議轉換，起到“承上啟下”的作用。

1.3 站控層

站控層設備主要包括服務器、顯示器以及切換器等，主要功能體現在對間隔層各設備的控制、圖形顯示、事件記錄以及波形分析等方面，并可以與DCS系統、廠級生產監控信息系統（SIS）和廠級管理信息系統（MIS）等通過專用的防火墻實現無縫接入。改造后的ECS系統配置2臺服務器，互為熱備用，將采集的A網和B網的信息轉發至DCS系統。

2 ECS系統的改造

2.1 ECS系統的改造范圍及原則

3號機組ECS系統的改造范圍為站控層軟硬件設備、通信管理層設備和間隔層部分設備。其中，站控層包括ECS后臺服務器、顯示器、KVM切換器和ECS系統監控軟件；通信管理層包括分布式通信管理機和網絡交換機；間隔層包括發變組測控裝置。

本次改造的基本原則是在保證設備安全穩定運行的前提下，盡量縮短工期，節約改造成本。安裝在3號電子間的ECS后臺服務器屏柜和發變組測控屏柜利用原來的舊屏，只進行柜內設備的改造和裝置至端子排的接線工作。為減少中間傳輸環節，不再使用原PTU、NPU和光電轉換器，改為分布式通信管理機。通信管理機放置在6 kV及400 V配電室的原PTU的安裝位置，不需要單獨配置通信管理機屏。另外，此次改造不更換6 kV和400 V現有的一路RS-485通信電纜，而是另外增加一路RS-485通信電纜，按照雙網配置。

2.2 改造實施步驟

2.2.1 改造前的工程信息統計

改造項目開工前，應當提前統計接入的設備型號、數量、名稱、通信地址、CT變比、PT變比及相關通信規約點表，從原ECS系統導出轉發至DCS的通道參數及信息點表，做到準確無誤。根據改造的需要，提前統計相關備件的數量，如導軌、端子、導線、光纖跳線、壓板和空開等[2]。

2.2.2 通信管理層設備的改造

6 kV通信管理層采用的通信管理裝置為分布式自動化系統主控單元CSC-861D。由于6 kV為雙網配置，共配置2臺。將安裝在6 kV廠用31段進線電源保護控制柜內的原ECS系統的PTU和光電轉換器拆除，利用其空間安裝CSC-861D。6 kV廠用段共有36臺綜合保護裝置接入，采用雙485通信。原通信電纜只有一路，并接了各臺設備的485通信A口，需要另外放置一路通信電纜把各設備的485通信B口并接起來，分別把兩路通信電纜連接至2臺CSC-861D。由于2臺CSC-861D之間通過UART模式心跳線互聯，主控單元可以根據接入設備的連接狀態進行通道切換。接線完成后，2臺CSC-861D各輸出一路光信號至主網的A網交換機和B網交換機。

400 V廠用段共有64臺低壓測控裝置接入，采用雙485通信配置2臺通信管理機CSC-861D。由于400 V開關柜的空間受限，原PTU和光電轉換器安裝在不同的開關柜。為了方便光纖跳線的連接，2臺CSC-861D只能安裝在原光電轉換器的柜內，需要將原485電纜通過端子排轉接至本柜，并與其中1臺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CSC-861D，然后將2臺CSC-861D互聯。同樣，2臺CSC-861D通過光纖將數據上送至A網交換機和B網交換機。

2.2.3 站控層設備的改造

原ECS系統后臺服務器共有3臺，其中2臺轉發DCS系統，1臺轉發PI系統。目前，由于PI系統所需的數據可以從DCS轉發，所以不再由ECS系統單獨向PI系統轉發數據。此次改造重新配置了2臺雙冗余的服務器，并更換了顯示器和KVM切換器等硬件設備。根據二次安全防護的要求，服務器應安裝LINUX操作系統。操作軟件為四方公司的CSPA-2000分布式電氣監控系統，根據現場接入的設備重新建立數據庫，且按照ECS廠用電監控標準化要求重新進行畫面組態。

2.2.4 間隔層發變組測控裝置的改造

3號機發變組的測控裝置已連續運行15年，因為電氣元件的老化，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數字式綜合測控裝置。因為ESC測控屏柜和外部電纜利舊，且原測控裝置的尺寸和新裝置相同，只需將新裝置安裝在原來的位置并完成內部接線即可。由于本次屏柜內部的配線涉及交流二次回路，所以要嚴格按照設計圖紙施工，確保接線的準確性。

2.3 改造ECS系統的調試

2.3.1 系統組態畫面及通信連接的調試

根據徐州華潤電力有限公司3號機組的電氣系統圖，檢查核對ECS后臺畫面所接電氣設備的名稱、數量、接線方式是否和系統圖一致，測試各接入電氣設備與ECS后臺的通信是否正常。

2.3.2 遙信測點的調試

通過實際模擬6 kV、400 V各負荷開關的合分閘狀態、工作試驗位置、遠方就地操作把手位置、保護總告警以及保護動作等信號，檢查ECS后臺畫面上的狀態是否正確；發變組測控裝置的遙信信號通過在就地短接二次線的方法，核對主變高壓側開關、出線刀閘和各接地刀閘的位置信號。

2.3.3 遙測測點的調試

用繼電保護測試儀分別在6 kV、400 V和發變組的各測控裝置的二次交流回路通入電壓、電流，并通過CT、PT變比計算一次電壓、電流，檢查ECS后臺上顯示的電壓、電流、有功、無功以及電度等遙測信息是否正確。

2.3.4 遙控功能的調試

通過ECS后臺向6 kV、400 V和發變組的各測控裝置發出合閘、分閘指令，檢查各開關的合分閘是否正常。

2.3.5 與DCS系統的聯調

檢查ECS后臺與DCS系統兩路通道的通信狀態是否正常，在DCS側模擬兩路通道是否可以正常切換。核對轉發DCS系統所有測點是否同ECS后臺一致，并通過DCS系統再次驗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 通信管理機的電源優化問題

在對通信管理層的設備改造時，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段的開關控制電源。因為6 kV側通信管理機接入的數據包含6 kV廠用31段和32段、400 V側通信管理機接入的數據包含400 V廠用31段和32段，當6 kV廠用31段或400 V廠用31段的母線停電檢修時，需要把本段的直流110 V控制電源拉掉。此時，將導致通信管理機CSC-861D失電，6 kV廠用32段或400 V廠用32段的數據將無法上傳至ECS后臺。所以，安裝在6 kV和400 V配電間的CSC-861D的電源應從各處的110 V直流分屏單獨引入，才能保證通信管理機的供電可靠性。

2.4.2 400 V測控裝置通信異常的問題

在對400 V的測控裝置進行通信調試時發現，400 V廠用31段某一條RS-485總線上的測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或幾臺測控裝置的485通信接口故障導致全部通信中斷。為找到故障源，先將本條總線上所有測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控裝置。在連接某臺測控裝置時，觀察到此裝置一經接入則導致本條總線的其他裝置通信異常，判斷這臺測控裝置的通信接口發生故障，更換后本總線通信恢復正常。

2.4.3 400 V系統遙測測點通信延遲較高的問題

ECS系統改造完成后，運行人員發現在啟動400 V廠用32段的3B密封風機時電流變化較慢，通信延遲大約有13 s。經過現場分析，400 V廠用32段共有32臺接入設備，A網和B網各采用2條485總線接入通信管理機，每條485總線接入16臺設備，通信管理機內部設置的每次訪問接入設備的時間為150 ms，每臺設備數據的讀取需要下發5條報文，即訪問5次，所以讀取一臺設備全部數據所需的時間為750 ms[3]。總線上所接設備通信正常的狀態下，16臺設備的數據全部讀取一次的時間為12 000 ms，再加上ECS后臺轉發至DCS系統的時間，此時DCS畫面顯示的刷新頻率約為13 s。為解決此問題，首先把單次訪問時間從150 ms縮短為50 ms，運行時發現總線上所有設備均出現通信中斷的現象，說明總線上所接設備無法承受過短的訪問時間。經過不斷測試，把單次訪問時間縮短至75 ms，可以保證正常通信。然后，考慮到CSC-861D有8個RS485下行通信端口，而目前只用了4個，可以將原總線一分為二，即每條總線接入8臺設備分別接至通信管理機?？偩€上的接入設備減少一半，會使通信速度提高一倍。經過以上方法的改進，400 V廠用32段上所接設備的通信延時降低至3 s左右，大大提高了通信的實時性。

3 結 論

發電廠ECS系統通過通信的方式對各類電氣設備進行控制和監測，相比硬接線方式可以節省大量的二次電纜和DCS系統I/O卡件，同時減少了電纜的敷設和接線等工作，大大提高了經濟效益。本文結合徐州華潤電廠3號機組ECS系統的改造，介紹了ECS系統的網絡架構和改造實施方法，并通過改造中遇到的相關問題提出了解決方法，取得了較好的改造效果。