■ 电气ECS/NCS系统改造简介
    这次为我厂3台机组及11OkV系统线路提供改造设备的是新华公司提供的分散控制系统，包括模拟量、开关量采集系统、电气监视与控制系统、同期并网系统等。软件平台采用XDPS-400+系列软件包，具有集成系统自检、数据一览、实时报警、历史报警、趋势、事故追忆、报表、图形显示、图形生成、组态等功能。
    我厂电气ECS/NCS系统改造具体范围包括9台11OkV线路开关、1台母联开关、1台旁路开关，3台发电机组及其高厂变、3台高备变；3台机组6kV厂用电系统及主厂房380V系统。
    改造保留了原有的线路保护装置、发变组保护装置、6kV、380V系统保护及BZT装置、故障录波装置等电气保护自动装置，未将其纳入本次改造的范围。对它们与ECS/NCS之间的连接接口采用了常规的硬接口方式。此外，辅助系统如电除尘、输煤等电气系统暂没有纳入ECS/NCS系统中。
■ 电气系统的改造特点
    将发电机、11OkV线路的电气系统纳入ECS/NCS系统控制，要求系统必须具有很高的控制可靠性，除了能实现正常运行操作外，尤其要求能够实时显示电气异常运行和事故状态下的各种数据和状态，与热工系统相比，电气系统在控制要求和控制方式上有很多不同的特点，相对热工设备而言，电气设备控制对象少，操作频率低，但是电气设备运行的可靠性要求高，任何疏忽和失误都可能造成非常严重的后果；电气系统的连锁逻辑较简单，但电气设备本身操作机构复杂，某一元件故障受影响的范围可能很大；单元机组停运时，ECS/NCS系统必须继续对厂用电系统进行监视和操作，要求有一定的运行独立性。改造前，部分电气技术人员对改造后的系统能否满足电气控制系统的要求存在种种顾虑。改造后(#3机组2003年11月5日投入运行，#2机组2004年8月25日投入运行，11OkV系统线路2003年12日陆续投入运行，运行实践表明，整个系统具有安全可靠、性能稳定、操作方便等优点，提高了系统的自动化水平，同时，减小了运行人员的劳动强度和设备的维护量，达到了预期的效果和技术指标。它对电气系统的安全经济运行将产生积极的影响。
■ 逻辑组态实现电气功能的优势
    原电气系统控制是由继电器搭成的硬逻辑构成，系统接线复杂，若设备发生跳闸或其它故障，原因很难查找，系统维护不便。改造后，设备所有的状态信号及联锁、跳闸情况都可由计算机记录，便于事故分析。由于用计算机组态完成控制逻辑，修改简便，无需增加任何硬件费用，且可以实现原系统很难或基本无法实现的功能，现就逻辑组态实现的电气功能具有的优势简介如下:
1 操作开关功能的逻辑组态实现
1.1开关的操作逻辑
    所有需控制设备的单一操作，其操作条件只与自身设备的状态、方式有关；为防止误操作，每个操作指令的发出均需多步操作，首先弹出设备确认菜单，确认后进入开关操作菜单，点按分、合闸按钮后，必须在规定的时间内点确认按钮，方才出口，否则无效。
1.2 开关的闪光逻辑
    原控制系统开关闪光逻辑通过万能操作开关接点与开关位置实现，硬连接线、指示灯等易出问题，改造后，用组态逻辑实现该闪光功能，在正常情况下。各断路器的控制均通过ECS来进行，当开关在不经ECS控制时若有开关变位(包括事故跳闸、自投、就地手动跳/合闸)，ECS内的开关显示均闪光，必须经确认后方才复归闪光；ECS内的操作，饱有预分、预合闪光，以引起操作人员注意。
1.3 灵活控制分/合闸脉冲的输出时间
    开关的宽度必须适当，既不能过短也不能过长，以避免由于机构卡涩等原因引起操作失灵时，线圈或电机因较长时间通电而烧毁。原系统的机械式控制开关无法控制信号的输出时间，通过组态实现开关控制时，其脉冲宽度可根据不同没备调整。
1.4 控制回路监视的组态实现
    通过组态逻辑实现控制回路断线监视、开关位置不对应监视，减少外部回路的复杂。
2.提高操作安全性的的功能
2.1 电气设备的检修/试验挂牌
    当某一个开关处于检修或试验时，点击开关操作画面上的检修按钮，一方面在计算机画面上显示"禁操"状态，另一方面通过逻辑闭锁ECS进行操作，使开关的合闸、分闸操作被禁止，在画面上进行操作无效减小误操作的可能性。
2.2 电气系统操作提示画面
    每一个可操作的开关，都设有电气系统操作提示画面，需确认，才能进入具体设备的操作界面进行操作，避免运行人员的误操作。
2.3 地线管理器
    在系统画面上，根据检修需要设置地线挂接点，运行人员可直观的通过计算机画面知道地线位置。实现该功能完全通过组态及图形修改实现，新增地线位置较方便。
2.4 闭锁防能的实现
    因开关、刀闸等设备状态及电流电压等参数进入系统中，可通过逻辑实现开关分合闸、厂用电顺控、同期并网等操作的闭锁功能，减少运行人员误操作的机会。
3.实现开关顺控操作功能
    单一开关除设有手操器实现开关革步操作外，同时又可参与顺序控制操作。顺控操作时，ECS系统按设计好的顺控操作步骤表进行，并能实时显示进行到第几步，如有异常则停止执行，也可人为中断，并显示故障信号，告知运行人员进行处理。ECS系统现完成的顺控操作功能有:机组顺控并网及解列；6kV顺控及380顺控(包括厂用电工作电源和备用电源的相互切换操作)，减少了运行人员的操作量。
4.其它用逻辑组态实现的功能
4.1 充分发挥模拟量的作用
    电气系统的电流、电压等参数在原系统中只能作为运行人员监视用，改造后，将其用于大量逻辑功能，如在顺控中，用于判断开关是否合好；合后继电器复位操忙中用于闭锁；增加机组或线路有功累加量，方便运行监视。一些特殊功能若在原系统中增加将很困难，改造后实现该功能较方便。
4.2 组态实现同期回路选择
    通过组态实现不同同期回路的选择，避免使用外部装置实现回路切换，减少了同期回路的复杂性，提高了可靠性。
4.3 电度量的逻辑实现
    由于改造时选用了CAI交流采样卡，可同时实现电流、电压、功率等参数的交流采样，且电度量值可通过组态实现累计，大大减少了设备的复杂度。
4.4 监视界面的灵活实现
    所有操作都可以在微机上用软手操完成，将电气系统设备位置、状态、电流电压等参数适时显示在大屏幕显示器上，运行人员一目了然，根据运行需要，可随时对画面及内部组态进行修改调整。
■ 改造应注意的问题
l.ECS/NCS系统的维护
    改造完成后，ECS/NCS系统在生产过程中处于监控系统的核心位置，系统中的任一环节出现问题，均会导致系统部分功能失效或引发控制系统故障，严重威胁电气设备的安全稳定运行，特别是ECS/NCS系统结构为1OOM以太网双冗余共享网络，病毒扩散迅速方便，要求系统维护人员必须做好日常维护及预防维护，在系统出现故障时能及时解决问题，保障系统正常运行。
2.ECS改造后，尽量少用手动同期装置
    为了保证发电机同期并网的可靠性，同期装置要求高精度、高速度、高可靠性。我厂改造选用的为新华公司的同期卡，通过组态实现线路、机组不同并网方式。
    运行实践表明，由于发电机在正常运行时能承受较大的负荷波动，而在发电机空载并网的情况下，即使存在较大的电压差和频率差，由电压差产生的无功功率和由频率差产生的有功功率也是有限的，所以不会损伤发电机。而具有相角差的并网后果就完全不同了，相角差是指发电机的转子直轴-d轴和定子三相电流合成的同步旋转磁场磁轴之间的角差，在开关合闸的一瞬间，当系统电压施加在发电机定子时，由三相电流合成的以角速度ω旋转的旋转磁场将产生一个电磁转矩强迫发电机转子轴系(发电机转子、励磁机转子等的合成体)的磁期与其一致，同步的过程是一个数百吨质量的转子轴系于瞬同在定子电磁转矩作用下旋转一个角度同步于定子的过程。这一过程对转子轴系绕组及机械体系的伤害非常大，严重时造成如绕组变形松脱、转子一点或多点接地等损害。
    手动同期一般不可能做到在近似零相角差时并网，特别是改造为同期卡并网后，运行人员在观察到同期点后，点按合闸按纽，合闸命令通过网给传到DPU，再到同期卡出口，这段时间无法准确控制，造成相角差无法估计。因此，改造后，手动并网只作为备
3、逻辑组态的时序
    为了增加其可靠性，在逻辑组态时还要特别考虑逻辑执行的时序问题，这在通常的控制逻辑中可能并不重要，但对快速执行的电气控制逻辑非常重要，如在调试中发现，有一开关的复位操作时好时环，检查发现该操作组态页为先后两页，前一页发出的命令后一页逻辑有时没有接收到，将页面的刷新速度凋整后，解决了该问题。类似的时序问题必须在调试时小心注意，若设备投入运行后再查这类问题将非常困难。
■ 结论:
    ECS/NCS系统改造由本厂独立完成，时间紧，任务重，但从调试、投运结果看，该系统实现了110Kv系统设备，发变组及厂用电部分设备的软操控制，提高了机组的自动化控行人员的劳动强度，并减少了误操作的可能性；为改善电气保护、控制的方式，实现电气自动化改造进行了有益的初步尝试，虽然取得了成功、积累了一定经验，但也存在着问题，还需要进一步研究和改进，使电气控制技术不断成熟，将电气系统自动化从平提高到一个新的高度。