大型火电厂厂级网络总体设计和应用

　　1概述
　　
　　淮南洛河发电厂是华东电网的主力电厂之一，全厂装有4台300MW燃煤机组，通过2回500kV和7回220kV线路与华东电网相连。我院1994年底在该厂二期扩建工程中对全厂的监控系统进行了网络互联的总体设计，把分别用于发电生产不同过程的，采用不同数据库、不同硬件、不同操作系统的4台机组的DAS／DCS系统、升压站网控系统、MIS系统等进行了互联。可集成的信息占全厂主要生产信息的91％，并可根据调度中心下发的实时计划曲线，在总值长工作站上对机组的发电出力进行控制。网络互联设备于1998年初到达现场，开始进行逐个系统的互联和调试，并先后投入试运行，1999年10月通过了整个互统的现场验收。
　　
　　互联网络投运二年多来，洛河电厂的运行人员和管理人员可以在总值长工作站或MIS系统的任意一台微机上方便地查看有关信息，取代了以往询问方式，全厂主要的机炉、电信息综合在一、二幅画面上，其实时数据刷新快速，准确反映出全厂的发电量和发电曲线以及省调的超短期负荷预报值等信息，帮助总值长和有关运行人员及时进行调度，减轻了劳动强度，提高了生产效率，保证了机组的安全、经济运行。全厂的负荷曲线合格率达到了90％以上，电压合格率达到100％，使电力模拟市场考核中获得的奖励电量增加，惩罚电量减少。同时，利用有关电量数据开展班组间的劳动竞赛，增强了运行人员的市场竞争意识。网控系统与MIS的互联网络自运行二年多来，可用率在95％以上，数据准确率在99％以上。
　　
　　2传统的设计模式和存在问题
　　
　　国内火电厂自动化专业设计中目前存在的问题是：
　　
　　（1）厂内各实时监控系统处于孤岛运行状态，总值长和电厂的管理、决策层询问全厂的生产情况，一般通过进行，难以同时查询全厂实时运行情况一旦发生事故，不能统观全厂进行有效的指挥，给企业的现代化管理和提高运行的安全性带来了障碍。
　　
　　（2）热控、电气、远动等专业各自进行设计，使得SOE、PDR等功能交叉复盖，信号被重复采集的情况屡有发生，由此造成传感器（变送器）、数据采集等设备重复配置，CT、PT的二次侧负荷加重，测量精度下降；同时，信号电缆长距离重复敷设，造成传输质量下降，投资费用增加。
　　
　　（3）各专业设计和采购的监控系统采用的是制造厂的通信协议和接口设备，较难与其他计算机系统进行互联。
　　
　　（4）各监控系统间缺乏统一的时钟管理，对事故分析造成困难，也使运行报表打印的数据缺乏一致性。
　　
　　（5）有的监系统用系统主机与外部网络进行通信，使通信对方的非法数据有可能直接进人监控系统的主机和实时数据库，对安全运行构成威胁。
　　
　　（6）电厂投入商业运营后，根据生产运行需要，再进行互统的二次开发工作。由于被连系统型号各异，通信规约不尽相同，且都在实时运行，给通信软件的编程及互统的调试带来很大困难。
　　
　　3互统设计思想和目标
　　
　　3．1、设计思想
　　
　　3．1．1、进行火电厂全厂计算机网络互联总体设计的功能要求出发，通过专业间的协调，编制全厂统一的实时I／O测点表，确定各监控系统直接采集信息就地采集、上网传送、全厂共享。减少传感器和数据采集装置的重复投资，减少CT、PT回路的功耗，减少大量电缆的长距离敷设，节省投资。
　　
　　（2）规定电厂各监控系统外部接口标准、网络通信协议和规约、时钟同步方式及数据库接口界面，使各监控系统的装置设计及选型实现标准化，从而使有关集成商在监控系统组态、数据库界面定义以及通信规约编程上按照标准或电力行业标准进行。
　　
　　（3）规范各监控系统的功能，减少功能交叉覆盖的现象，并通过各系统的互联，做到功能及性能的扩展、负荷的均匀分担以及资源的共享。
　　
　　（4）通过总体设计，为电网对电厂的控制由机组级进展到厂级提供集成平台和技术保证。
　　
　　3．1．2、适应电力企业现代化管理发展的要求
　　
　　（1）实现火电厂现代化管理的基本条件全厂生产信息的综合、集成和共享，有助于提高火电厂的安全运行和现代化管理水平。MIS系统中一个重要的生产管理子系统的数据来自于全厂电能生产过程的各种监控系统。把各类实时数据集成起来，并迅速送人MIS，才能保证电厂的管理决策层能够随时查看全厂的生产情况，并在发生事故时及时有效地进行指挥。
　　
　　（2）发电侧电力走向市场的需要
　　
　　随着电力模拟市场走向成熟和发电侧电力市场的兴起，发电厂将成为独立经营核算的企业实体。电厂的运行成本包括固定成本（管理成本和还贷费用）和可变成本中（运行费用和检修费用），降低可变成本中包括煤耗的运行费用和减少机组的检修费用，是电厂降低成本、控制开销、获取利润的主要手段。通过全厂实时信息的集成，为进一步实现机组的经济运行提供了平台，可提高电厂的经济性。
　　
　　3．2设计目标
　　
　　（1）加强火电厂各自动化专业之间设计协调和配合，做到功能总体设计，信息合理流程，采用计算机网络技术，降低工程造价，提高大型火电厂综合自动化水平和管理水平。
　　
　　（2）积极推广和应用标准化，统一实时信息的命名和编码，统一互统的软硬件接口标准和规范，统一互统的各层网络通信协议。
　　
　　（3）实现火电厂主要生产过程各类监控系统的互联，制定统一的全厂实时I／O测点信息表，规范全厂信息命名、定义和编号，建立全厂主要生产信息实时数据库，并实时传递给MIS系统。
　　
　　（4）在总值长工作站上监控全厂生产情况，进行全厂发电负荷的自动分配。
　　
　　4互统总体设计
　　
　　4．1互统结构设计
　　
　　采用企业级网络交换设备，把电厂电能生产过程中主要的监控系统有机地起来，互统框图见图1。　　
　　4．2互统概况及接人方式
　　
　　（1）#1机组是西安热工研究所开发的的基于Inter86／310—95为主机的DAS系
　　
　　统，操作系统为DOS，采集的实时信息为1400点。该系统以串行口方式接入网控系
　　
　　统，通信规约为DL451—91。
　　
　　（2）#2机组DAS系统是由安徽电力试验研究所开发的基于WindowsWorking
　　
　　Group的分布式微机系统，采集的信息量为1450点。该系统以局域网端口通过网络中继器，并经光电转换连接到全厂网络交换设备，通信规约为TCP／IP-kDL476—92。
　　
　　（3）#3、#4机组的DCS系统采用美国西屋公司的WDPF一Ⅱ系统，该系统由18个DPU装置和8席SUNSPARC5工作站组成。每套DCS采集的I／O信息量为4200点。该系统有三条网络，其中两条为西屋公司协议的Westnet，一条为标准的10MB／sEthernet网，操作系统为S01aris3．2版。#3、#4机组DCS系统以以太网端口通过网络中继器，并经光电转换接人全厂网络交换设备，通信规约为TCP／IP+DL476—92。
　　
　　（4）MIS系统由北京新天地信息系统公司开发，该系统采用客户机／服务器形式，服务器采用DECAS4000，操作系统采用Digi—talUNIX3．2版本，客户机采用基于Win—dows操作系统的PC机，网络协议为TCP／IP。MIS系统用以太网Hub端口，通过网络中继器和光纤接人全厂网络交换设备，通信规约为CP／IP+DL476—92。
　　
　　（5）升压站的网控系统采用南瑞电网公司的RD一800B型系统，该系统直接采集包括RTU在内的升压站的主要电气设备的信息和#3，#4机组6kV厂用电各类泵和机的电度量，采集的信息量为500点。该系统配置两台SCADA工作站（兼作全厂实时数据服务器）和两席值长工作站（其中一席为总值长工作站），工作站采用Alpha255／233，并配置了数据采集服务器和MWYC7微机终端采集装置。
　　
　　网控系统在完成升压站数据采集和监视控制功能的同时，还承担了全厂网络互联和全厂实时数据的集成以及实时数据库的管理工作。全厂网络交换设备采用DECHub900企业级以太网交换设备，直接承担了全厂网络的互联。
　　
　　（6）远动装置采用与安徽省调主站相同型号的美国Valmet公司的MB88型装置，具有四遥功能。该装置通过Modem，分别以SV规约和u4F规约与安徽省调及华东总调的EMS主站通信，同时通过串行口接入网控系统，实现远动数据的当地共享。RTU与网控系统的通信规约也采用SV通信规约，以便于通过其实现全厂负荷的自动分配。
　　
　　（7）电能量计量终端YD一953由上海申贝科技发展公司提供，该装置将涉及电力模拟市场考核中电厂关口的电量采集后，通过Modem拨号方式向省调传送，同时接入网控系统实现电能量数据当地共享，与网控系统的通信规约采用DL451—91。
　　
　　（8）安徽省调96点发电计划曲线和经过省调EMS系统超短期负荷预报软件修正后的每15分钟调整值，直接接入网控系统，采用的通信规约为DL451—91。
　　
　　4．3、互统主要技术参数
　　
　　4．3．1规模和容量
　　
　　（1）全厂实时数据库规模可定义57，300点，并可根据需要进行扩充。
　　
　　（2）网控系统传输至MIS系统的实时信息量为：模拟量2400点，状态量770点，可
　　
　　扩。
　　
　　（3）局域网交换网段：6段，可扩。
　　
　　4．3．2实时性
　　
　　（1）网络交换速率：10Mbps，可扩至100Mbps
　　
　　（2）网段间全速防火墙过滤速度：14880ppS（Ethernet包）
　　
　　（3）TCP层上任意两个网段（DAS／DCS／网控系统与MIS系统）128个字节的传
　　
　　输时延<＝15ms；
　　
　　（4）互统间测量值越限刷新周期<＝5s；
　　
　　（5）互统间状态量变位刷新周期<＝4s;
　　
　　（6）网控系统时钟与标准时钟误差<＝1ms;
　　
　　（7）互统间的时钟误差<＝1s;
　　
　　4．3．3支持和应用的各层标准通信协议
　　
　　IEEE802．3、IPX／SPX、TCP／IP、ATM、DL476——92、DL451——91
　　
　　4．3．4支持和应用的各种软件标准
　　
　　（1）主要编程语言：C、C++、VB6．0、
　　
　　（2）数据库及其管理系统：Sybase、Ora·
　　
　　（3）接口软件：SOL、ODBC、DB--API
　　
　　（4）网管软件：SNMP
　　
　　5互统主要技术特点
　　
　　（1）实现了电厂电能主要生产过程中不同操作系统、不同数据库、不同硬件和软件平台的实时监控系统（网控系统／DAS／DCS）及MIS系统的互联，形成了厂级网络。
　　
　　（2）可在总值长工作站上根据电网调度的实时发电计划曲线，监视厂内各台机组的运行工况，进行各台机组的发电负荷自动分配。对机组的控制通过RTU实现，为此，在总值长工作站上设置了软件开关，保证了RTU受控于省调主站AGC的优先权，见图2。
　　
　　（3）总值长工作站具有友好的人机界面，可用多种颜色同时显示多条发电曲线：计划值、实际值、各台机组的实际值等，也可以记录各台机组自动负荷分配的启停时间及所发电量及参加电网AGC的启停时间及所发电量，便于今后参加电力市场后实际记录所提供的辅助服务。
　　
　　（4）电厂生产各个流程的主要实时信息高度集成，电厂的决策和管理层可以在MIS网上的任意一台PC机上方便地调看全厂的生产过程信息。
　　
　　（5）厂级网络上实时信息的传输达到实时性、可靠性、正确性和准确性的要求。网络上传输的信息点可根据电厂运行的要求任意进行改变。
　　
　　（6）规范互统各层网络通信协议，积极推广和应用接口软件和通信协议的标准化。如传输层网络层遵循TCP／IP，应用层遵循DL476—92等。
　　
　　（7）充分利用网控系统的GPS资源，实现全厂互统的时钟同步。
　　
　　（8）采用10MB／s以太网交换技术进行互统之间的网段交换，提高了网络的吞吐容量和交换速度。
　　
　　·（9）充分考虑网络安全隔离措施，设置网络防火墙功能，各个网段的交换模块提供端口级的安全性，具有支持源地址、目的地址和协议的过滤能力，防止非法用户的访问。
　　
　　（10）在各监控系统上设置通信工作站（网桥），保证各互统之间的安全隔离，避免互联网络对实时主机的直接访问，防止不良数据进入实时监控系统的数据库和控制主机，见图3。
　　
　　（11）网控系统将集成后的全厂实时数据库的数据以单向通信方式写入MIS系统的
　　
　　通信工作站，再以Client／Server方式存入MIS系统Oracle数据库，保证了厂内所有管理层的终端用户可直接调用全厂有关实时监控系统的运行数据。
　　
　　（12）为保证设置于网控系统上的全厂实时数据库的安全可靠，系统提供了自诊断软件，可对厂级网络实施自诊断和监视，并能以图、表等直观形式方映。当发生故障时能自动报警，并对运行设备的故障发生时间，恢复时间进行自动记录。系统同进提供了Modem远方拨号功能，在发生故障时由供货厂商及时进行远方诊断，缩短故障时间。　　
　　（13）互联网络的传输介质采用光缆，避免被连的监控系统之间因供电的UPS不同、接地方式不同引起的电压差和升压站强电磁场环境的干扰影响，保证数据传输的正确性。
　　
　　（14）在户外敷设的光纤采用具有防护层的外套以防止外力破坏，网络光缆采用主备方式敷设。放置在各种监控系统机房中的网络交换模块和通信工作站，均由在线UPS供电。
　　
　　6结束语
　　
　　（1）火电厂各自动化设计专业及部门间良好的协调配合，是开展总体设计、实现全厂网络互联的基础。
　　
　　（2）积极推广和应用计算机硬件接口和通信协议的标准化，是实现不同监控系统互联和集成的必要条件。
　　
　　（3）由于洛河电厂二期基建工期推迟等原因，本项目从提出设计到现场SET结束，历经5年时间。但上文所述的多系统互联模式，对改扩建的老电厂或机组台数多的电厂仍具参考价值其网络互联的总体设计思想在新建火电厂厂级网络设计中也可借鉴。
　　
　　（4）应积极跟踪世界网络技术的发展来进行火电厂网络互联的设计，但在采用有关网络*技术的同时，尤其要注重对实时系统互联安全性的可靠保证。
　　
　　（5）在全厂网络互联的基础上，进一步开发适应火电厂现代化管理要求和发电侧电力市场运营要求的功能，如电力市场买卖电量交易终端，完成电价申报，发电成本分析，机组经济高度，远程数据等功能。