国家电力投资集团协鑫滨海发电有限公司 王丁一

在发电厂日常运维过程中，电气系统设备的主要电气量是重要的监测对象[1]。在现场，除使用变送器采样4～20mA电信号用于DCS系统显示及逻辑判断外，发电厂普遍通过搭建厂用电气监管系统（ECMS）进行电气设备的监测与管理，系统通过现场采集及网络管理设备，形成集中的电测量数据显示和汇总，以提高发电厂自动化管理水平[2-3]。常见ECMS系统网络结构如图1所示。

图1 ECMS系统网络结构示意图

1 ECMS网络拓扑结构概述

某2×1000MW大型火电厂的厂用电监控管理系统（ECMS）后台主机架构选用金智科技公司的DCAP-4000发电厂电气监控管理系统，系统采用分层分布式的系统结构，整个系统分站控层、通讯管理层、间隔层三层，自上而下采用双网冗余结构，系统由#1机组、#2机组及公用系统三部分组成，其中#1机组与#2机组相互独立，配置有各自完整的网络结构，公用系统经交换机分别至两台机组系统的站控层实施监测，通过独立区分的网络结构，一方面能够减缓数据实时传输的容量及速率压力，保证系统长时间稳定运行，另一方面也更加适应发电厂机组独立管控的思路，极大程度上满足了集控运行人员追踪监测电气设备状态的需求。

该电厂ECMS通过双网冗余配置，保障电气测量与信号的稳定监测，并设置两台服务器互为备用，通过显示屏直观显示各监测系统运行情况，避免主机发生死机等异常情况时影响系统数据的监测和共享。系统通过工业以太网交换机（wisLink W-2000）及光纤传输设备，整合集中下层各监控端采集的数据信息在后台画面中显示，同时提供异常报警、定值维护、报表统计等功能；SIS系统和DCS系统可根据各自需求，通过网关机采集相应数据和状态信息测点，以实现设备运行及电能量的监控共享。考虑到机组运行安全稳定性，该电厂ECMS仅实行全厂电气设备监测任务，不启用控制功能。

参考图1所示的ECMS网络结构，设备数据自下而上传输途径的基本流程如图2所示。现场设备通过自动化设备、综保装置、测控装置及各电量表计进行电流、电压、功率、电度等电量及开关分合状态的采集，并基于各装置所具备的唯一通讯地址，将上述数据以RS485接线的通讯方式传输到通讯层ECM-5908装置中，进而完成通讯及规约转换。系统配置有通讯装置的双机冗余系统，装置配置：8路RS485串口、2个Profibus—DP通信口、4路以太网口，两台装置具有完全独立的电气单元，实时同步装置数据分别进行汇总，双机之间互为备份，并各自具备A、B网端，将数据同步上送至工业交换机完成通讯连接。为满足现场监测需求，系统中还配置有整套的ECMS系统测控装置（iPACS 5779），进行发电机及厂用电的电压、电流采样监测，同样经双网结构传输至站控层。在站控层，系统配置有网关机，以供SIS、DCS系统采集电气数据；通过服务器实现就地数据显示，并增设工程师工作站、操作员工作站，为集控人员提供数据实时观测功能。

图2 ECMS传输路径

依此拓扑结构组建的ECMS系统在较大程度上保障了数据传输通道的正常运作，通过多重的冗余设计避免了个别电源、接线及串口通讯问题对监控系统的影响，减轻了现场监测和维护压力，提高了数据的完整性。同时，为满足运维人员日常检查，系统各层设备布局采用“就近原则”，将网关机、服务器、交换器、通讯管理机等均布置在所监测系统的配电室内，减少通信线路长度，便于查验维护，也在一定程度上减少了数据传输通道维护的成本[4-5]。

2 通讯组态配置及数据处理

该电厂ECMS监控范围包括发变组、高厂变、起备变保护及自动装置、励磁、直流、UPS系统、10kV及380V厂用电、电能计量等系统，涉及保护装置、测控装置、电测表计等多种设备，涵盖全厂电气系统及各重要负荷，基本实现了对两台机组及公用系统中主要电气设备的监控管理，全面掌控了厂用电设备的运行状况，通过实时显示数据及状态量，反馈异常信息，方便运行和检修人员及时确认和处理，可有效保障机组安全运行。

ECMS的有效运行是以数据的正常通讯传输为根本的，由上述拓扑结构可知，数据在传输过程中存在多种形式，经由各转换装置得以实现传输和利用。该电厂ECMS监察范围内的各类测控装置、智能装置、电测表计等的通信规约各不相同，因而需要通信装置进行统一性处理。现场装置通过RS485接线连接至通讯串口，并完成相应的规约配置，配置在同一串口下的装置的RS485通讯线路是串接的，每个装置各具有A、B双网通道，通过唯一地址进行独立区分，每台通讯装置依据各自独立的IP地址完成与上层交换机的联络，将完成规约转换的数据以“统一的格式”传输到系统网络中[6-8]。

为满足数据的传输及数值显示，ECMS后台主系统需依据现场装置的通讯地址完成信号组态，定义区分遥测（电流、电压等）、遥信（开关量）及遥脉（电能量）数据。后台显示界面为贴合现场设置的系统结构图，通过关联对应测点，完成各数据及开关状态显示，同时反馈各测点通讯情况。

为保障显示结果的直接可观，需对系统内传输的数据内容进行处理和转换。由于在通讯装置的处理过程中，数据的上传格式被转换为系统内部码值，在各装置组态中，结合现场装置参数（如CT、PT、额定值等）计算出不同装置对应的转换比率，从而保证后台及共享数据为真实值。

3 故障分析及处理

3.1 数据传输中断

作为一种基于RS485、光纤及网络通讯的监测系统，不可避免地会出现数据采集、传输问题，针对此类问题，需要根据具体现象分情况进行检查和处理。

如全系统数据中断，在服务器、工作站上均无法监测所有数据的更新，应自上而下、分层检查站控层、通信层、间隔层的通讯情况；

如个别用电段普遍异常，由于该段设备经RS485通讯线串接至就地通讯管理机（ECM5908），此时需要检查管理机工作状态，有无异常报警；

如某个单体设备的数据和信号中断，应使用运维工具检查装置网络（通讯）状态及内部码值刷新情况，检查通讯地址是否正确，确认RS485硬接线状态，同时排查装置自身是否存在故障。

3.2 设备变更后的配置点更新

ECMS搭建完成后，其组织架构基本固定，对于现场设备变更、改造导致的配置更新，需从系统的通讯配置、画面更新、测点关联等方面进行补充完善，重点关注设备通讯地址、内部码值转换系数、测点及报表名称等方面，以免影响系统监测正确及稳定性。

4 优化配置

4.1 远距离设备通讯

为简化系统结构，避免不必要的空间闲余，现场装置按工作系统及就近原则进行通讯结构的整合，其中包括设备与通讯装置的跨距离通讯。考虑到数据在距离传输中可能遇到的通讯信号干扰或屏蔽问题，系统中引入光电转换器（wisLink W-200），利用光纤实现数据传输，同时通过对光电转换器设置地址编码完成通讯连接。

4.2 增设工程师及操作员工作站

在站控层设置有服务器及网关机的基础上，增设ECMS系统工程师工作站、操作员工作站，分别安置在工程师站和集控室内，便于DCS人员和运行人员实时关注系统运行情况，直观地查看各电气系统参数和状态，站控层数据同步更新，维护人员可在服务器端进行更新和维护，不影响工作站的持续运行和观察。

4.3 汇总多系统数据

为提高ECMS使用率，增强系统的集成性，该厂充分发挥系统的通讯包容性，同步采集电能计量数据、励磁系统信号、机组保护装置信号，并引入机组测控和厂用电装置，在显示画面中按系统、电压等级，分区设置，与现场设备布局基本一致，提高系统查阅的直观性，并设置有系统主结构图、网络结构示意图，便于人员了解系统基本架构。

4.4 历史数据统计

发电系统对重要设备的运行监控要求相对较高，需要对其数据进行阶段性的统计和分析，通过ECMS系统进行数据统计，可有效减轻DCS运行压力。

以电能计量监测为例，该电厂首先在主界面上设置电能实时数据表，并利用ECMS系统中的报表功能，设计生成电度统计表，以一小时为采集周期，记录设备电度数据，直观显示其变化情况，汇总生成日报表、月报表等不同类型，方便不同工作需要，清晰表征机组发电与设备用电情况，为提升机组运行效益提供数据参考与支撑。

在后期的使用过程中，该电厂进一步发挥ECMS本体功能，逐渐丰富了系统的数据统计对象，优化了电流、电压、功率等重要数据的实时和历史曲线，可进行异常数据的追溯和统计。

4.5 系统软对时

ECMS系统及其监测装置实现对时的方式有以下两种：

ECMS服务器通过厂内GPS对时系统进行时间校准，通过系统内部软对时方式，经由通讯管理装置的对时配置，实现对各层及大部分现场装置（如10kV综合保护装置）的时间同步；位于电气继电器室的重要电气设备及ECMS测控装置，直接接入GPS信号实现对时，保障对时的准确性和稳定性，不再进行ECMS对时功能配置，简化本系统搭建和维护管理成本。

5 结语

该2×1000MW超超临界火力发电厂在全厂范围内依靠ECMS实时监控重要电机运行电度的监测，能够有效地跟踪并分析运行状态，便于发电系统更高效的管理，但该系统的利用效率还有待开发与升级，进一步适配企业信息化发展和综合智慧能源的提升要求。

厂用电气监管系统（ECMS）在各类发电厂中的应用愈加广泛，其应用重点多为状态监测及故障告警，对设备的控制作用仍基于DCS对采集数据的处理与反馈，相信在未来的发展过程中，ECMS实现的功能将不断深入，表现出更加显著的优越性。