发电厂ECS 系统的改造与应用

贾 玉，杨 丹，史衍珩

（徐州华润电力有限公司，江苏 徐州 221000）

0 引 言

近年来，随着通信技术、计算机技术和软件技术的不断发展，火力发电厂的电力监控系统不断改进和完善。徐州华润电力有限公司3号机组的ECS系统于2004年投入使用，已经连续运行15年。由于它的通信设备大规模老化且后台软件系统功能较为单一，现已无法满足徐州华润电力有限公司发电机组的运行要求。经过充分考虑和论证，决定将徐州华润电力有限公司3号机组的ECS系统进行整体改造。改造后的ECS系统可以稳定可靠地采集各类电力设备的电气信息，并准确无误地执行各类电气操作指令。

1 ECS系统架构

ECS系统的网络结构可分为3层：间隔层、通信管理层和站控层[1]。改造后的网络设备架构如图1所示。

图1 ECS系统网络架构图

1.1 间隔层

间隔层的设备主要包括6 kV厂用段各负荷的综合保护装置、400 V厂用段各负荷的保护测控装置和发变组测控装置。间隔层的设备分布在各配电室的配电柜内，主要功能为将采集的各类电气设备的信息上传至ECS后台，并执行ECS后台发出的各项操作指令。本次改造前已把6 kV和400 V系统的保护测控装置升级为双RS-485传输。

1.2 通信管理层

通信管理层的设备主要包括交换机、光电转换器和通信管理机，主要功能是构架了间隔层与ECS后台之间的网络传输路径。原ECS系统的后台服务器集中组屏安装在3号电子间，间隔层的各类设备采用单RS-485串接至协议转换器PTU，各PTU再通过“并接”的方式经RS-485光电转换器，将光信号传输至3号电子间的集中式通信控制器NPU，而各NPU把数据信息汇集至主交换机后，由主交换机上送至后台服务器。改造后的ECS系统将不再使用协议转换器PTU、集中式通信控制器NPU和光电转换器，改为使用北京四方公司的分布式通信管理机CSC-861D。间隔层的保护测控装置采用双RS-485输出的通信方式，分两路将信息汇集至2台CSC-861D，而各CSC-861D可直接输出光信号分别至A网和B网的交换机。分布式通信管理机CSC-861D主要负责间隔层设备的组网和同监控层之间的协议转换，起到“承上启下”的作用。

1.3 站控层

站控层设备主要包括服务器、显示器以及切换器等，主要功能体现在对间隔层各设备的控制、图形显示、事件记录以及波形分析等方面，并可以与DCS系统、厂级生产监控信息系统（SIS）和厂级管理信息系统（MIS）等通过专用的防火墙实现无缝接入。改造后的ECS系统配置2台服务器，互为热备用，将采集的A网和B网的信息转发至DCS系统。

2 ECS系统的改造

2.1 ECS系统的改造范围及原则

3号机组ECS系统的改造范围为站控层软硬件设备、通信管理层设备和间隔层部分设备。其中，站控层包括ECS后台服务器、显示器、KVM切换器和ECS系统监控软件；通信管理层包括分布式通信管理机和网络交换机；间隔层包括发变组测控装置。

本次改造的基本原则是在保证设备安全稳定运行的前提下，尽量缩短工期，节约改造成本。安装在3号电子间的ECS后台服务器屏柜和发变组测控屏柜利用原来的旧屏，只进行柜内设备的改造和装置至端子排的接线工作。为减少中间传输环节，不再使用原PTU、NPU和光电转换器，改为分布式通信管理机。通信管理机放置在6 kV及400 V配电室的原PTU的安装位置，不需要单独配置通信管理机屏。另外，此次改造不更换6 kV和400 V现有的一路RS-485通信电缆，而是另外增加一路RS-485通信电缆，按照双网配置。

2.2 改造实施步骤

2.2.1 改造前的工程信息统计

改造项目开工前，应当提前统计接入的设备型号、数量、名称、通信地址、CT变比、PT变比及相关通信规约点表，从原ECS系统导出转发至DCS的通道参数及信息点表，做到准确无误。根据改造的需要，提前统计相关备件的数量，如导轨、端子、导线、光纤跳线、压板和空开等[2]。

2.2.2 通信管理层设备的改造

6 kV通信管理层采用的通信管理装置为分布式自动化系统主控单元CSC-861D。由于6 kV为双网配置，共配置2台。将安装在6 kV厂用31段进线电源保护控制柜内的原ECS系统的PTU和光电转换器拆除，利用其空间安装CSC-861D。6 kV厂用段共有36台综合保护装置接入，采用双485通信。原通信电缆只有一路，并接了各台设备的485通信A口，需要另外放置一路通信电缆把各设备的485通信B口并接起来，分别把两路通信电缆连接至2台CSC-861D。由于2台CSC-861D之间通过UART模式心跳线互联，主控单元可以根据接入设备的连接状态进行通道切换。接线完成后，2台CSC-861D各输出一路光信号至主网的A网交换机和B网交换机。

400 V厂用段共有64台低压测控装置接入，采用双485通信配置2台通信管理机CSC-861D。由于400 V开关柜的空间受限，原PTU和光电转换器安装在不同的开关柜。为了方便光纤跳线的连接，2台CSC-861D只能安装在原光电转换器的柜内，需要将原485电缆通过端子排转接至本柜，并与其中1台CSC-861D连接。与6 kV相同，原通信电缆只并接了A通信端口，需要放置通信电缆将B通信端口并接至另外1台CSC-861D，然后将2台CSC-861D互联。同样，2台CSC-861D通过光纤将数据上送至A网交换机和B网交换机。

2.2.3 站控层设备的改造

原ECS系统后台服务器共有3台，其中2台转发DCS系统，1台转发PI系统。目前，由于PI系统所需的数据可以从DCS转发，所以不再由ECS系统单独向PI系统转发数据。此次改造重新配置了2台双冗余的服务器，并更换了显示器和KVM切换器等硬件设备。根据二次安全防护的要求，服务器应安装LINUX操作系统。操作软件为四方公司的CSPA-2000分布式电气监控系统，根据现场接入的设备重新建立数据库，且按照ECS厂用电监控标准化要求重新进行画面组态。

2.2.4 间隔层发变组测控装置的改造

3号机发变组的测控装置已连续运行15年，因为电气元件的老化，存在交流采样精度下降问题。本次改造将其更换为四方公司的CSI-200E数字式综合测控装置。因为ESC测控屏柜和外部电缆利旧，且原测控装置的尺寸和新装置相同，只需将新装置安装在原来的位置并完成内部接线即可。由于本次屏柜内部的配线涉及交流二次回路，所以要严格按照设计图纸施工，确保接线的准确性。

2.3 改造ECS系统的调试

2.3.1 系统组态画面及通信连接的调试

根据徐州华润电力有限公司3号机组的电气系统图，检查核对ECS后台画面所接电气设备的名称、数量、接线方式是否和系统图一致，测试各接入电气设备与ECS后台的通信是否正常。

2.3.2 遥信测点的调试

通过实际模拟6 kV、400 V各负荷开关的合分闸状态、工作试验位置、远方就地操作把手位置、保护总告警以及保护动作等信号，检查ECS后台画面上的状态是否正确；发变组测控装置的遥信信号通过在就地短接二次线的方法，核对主变高压侧开关、出线刀闸和各接地刀闸的位置信号。

2.3.3 遥测测点的调试

用继电保护测试仪分别在6 kV、400 V和发变组的各测控装置的二次交流回路通入电压、电流，并通过CT、PT变比计算一次电压、电流，检查ECS后台上显示的电压、电流、有功、无功以及电度等遥测信息是否正确。

2.3.4 遥控功能的调试

通过ECS后台向6 kV、400 V和发变组的各测控装置发出合闸、分闸指令，检查各开关的合分闸是否正常。

2.3.5 与DCS系统的联调

检查ECS后台与DCS系统两路通道的通信状态是否正常，在DCS侧模拟两路通道是否可以正常切换。核对转发DCS系统所有测点是否同ECS后台一致，并通过DCS系统再次验证遥控功能的正确性和可靠性。

2.4 改造中遇到的问题及处理办法

2.4.1 通信管理机的电源优化问题

在对通信管理层的设备改造时，安装在6 kV和400 V配电间的CSC-861D的电源分别取自6 kV厂用31段和400 V厂用31段的开关控制电源。因为6 kV侧通信管理机接入的数据包含6 kV厂用31段和32段、400 V侧通信管理机接入的数据包含400 V厂用31段和32段，当6 kV厂用31段或400 V厂用31段的母线停电检修时，需要把本段的直流110 V控制电源拉掉。此时，将导致通信管理机CSC-861D失电，6 kV厂用32段或400 V厂用32段的数据将无法上传至ECS后台。所以，安装在6 kV和400 V配电间的CSC-861D的电源应从各处的110 V直流分屏单独引入，才能保证通信管理机的供电可靠性。

2.4.2 400 V测控装置通信异常的问题

在对400 V的测控装置进行通信调试时发现，400 V厂用31段某一条RS-485总线上的测控装置全部通信失败。检查本条总线两通信线间的电压差基本为0，而正常值为2～6 V[3]，所以判断此总线上某一台或几台测控装置的485通信接口故障导致全部通信中断。为找到故障源，先将本条总线上所有测控装置的通信端子拆除，使485总线悬空，然后再逐一把通信端子接至测控装置。在连接某台测控装置时，观察到此装置一经接入则导致本条总线的其他装置通信异常，判断这台测控装置的通信接口发生故障，更换后本总线通信恢复正常。

2.4.3 400 V系统遥测测点通信延迟较高的问题

ECS系统改造完成后，运行人员发现在启动400 V厂用32段的3B密封风机时电流变化较慢，通信延迟大约有13 s。经过现场分析，400 V厂用32段共有32台接入设备，A网和B网各采用2条485总线接入通信管理机，每条485总线接入16台设备，通信管理机内部设置的每次访问接入设备的时间为150 ms，每台设备数据的读取需要下发5条报文，即访问5次，所以读取一台设备全部数据所需的时间为750 ms[3]。总线上所接设备通信正常的状态下，16台设备的数据全部读取一次的时间为12 000 ms，再加上ECS后台转发至DCS系统的时间，此时DCS画面显示的刷新频率约为13 s。为解决此问题，首先把单次访问时间从150 ms缩短为50 ms，运行时发现总线上所有设备均出现通信中断的现象，说明总线上所接设备无法承受过短的访问时间。经过不断测试，把单次访问时间缩短至75 ms，可以保证正常通信。然后，考虑到CSC-861D有8个RS485下行通信端口，而目前只用了4个，可以将原总线一分为二，即每条总线接入8台设备分别接至通信管理机。总线上的接入设备减少一半，会使通信速度提高一倍。经过以上方法的改进，400 V厂用32段上所接设备的通信延时降低至3 s左右，大大提高了通信的实时性。

3 结 论

发电厂ECS系统通过通信的方式对各类电气设备进行控制和监测，相比硬接线方式可以节省大量的二次电缆和DCS系统I/O卡件，同时减少了电缆的敷设和接线等工作，大大提高了经济效益。本文结合徐州华润电厂3号机组ECS系统的改造，介绍了ECS系统的网络架构和改造实施方法，并通过改造中遇到的相关问题提出了解决方法，取得了较好的改造效果。