发电厂电气监控系统探究

摘要：随着国民经济的发展，对电气自动化水平的要求也逐渐提高，电厂电气的监控系统进一步深入发展显得极为迫切，而目前这方面还存在着不少问题，如　ECS的发展存在误区遇到了许多阻碍发展的诸多问题，就针对电厂电气监控，归纳了这些问题，并提出了　ECS相应发展趋势。

关键词：电厂电气监控　ECS　电气自动化　趋势

1、概述

电气监控系统是集计算机、通信、图型显示和控制四大技术于一体的自动化综合系统，　它基于控制功能分散、操作管理集中、信息共享的原则，　具有运算能力强、实时、可靠和精度高、操作简单、检修维护方便、人机界面友善的特点。随着计算衫　L技术、测量控制技术及通讯网络技术和人机接口技术的发展和日益成熟，　国外大机组采用DCS监控已有成功的运行经验，　在我国发电厂电气控制全面采用　DCS在国内还是近几年的事。

2、电气监控系统的配置。

电气监控系统的配置可分为：I/O集中监控方式、远程智能　I/O方式及现场总线控制系统（FCS）方式等。

2.1　I/O集中方式。I/O集中方式，　是将电气的各馈线在现场设置现场设备　I/O接口，　通过硬接线电缆与集控室　DCS　I/O通道相连，　经　A/D处理后进人　DCS　组态，　实现　DCS　对全厂电气没备的监控。这种监控方式优点是速度对应快、运行维护好、监控站的防护等级低，　从而使　DCS　的造价下降，　但由于电气设备全部进入　DCS监控，　随着监控对象的大量增加使　DCS　主机冗余的下降，　电缆数量巨大，　控制楼面积大，　长距离电缆引进的干扰可能影响　DCS的可靠性。

2.2　远程智能　I/O方式。远程智能　I/O方式是在数据采集较集中月-　离控制室较远的现场设立远程　I/O采集柜（即现场　A/D　转换机柜），　现场设备I/O信号通过硬接线电缆与　I/O采集柜相连，I/O采集柜与控制室　DCS　控制器主机柜通过光纤或双绞线。远程　I/O具有节省大量电缆、节省安装费用、节省控制楼面积、可靠性高等优点智能化远程　I/O还可完成数据处理、自检、自校正等功能。但　I/O卡件、模拟量卡件及电量变送器还是不能减少。

2.3　现场总线方式。现场总线是当前3C　技术，　即通信（Communication）、计算机（Computer）、控制（Control）技术发展的结合，　是信息技术、网络技术发展到控制领域和现场的体现。现场总线废弃了　DCS的控制站及其输人/输出单元，　从根本上改变了　DCS　集中与分散相结合的集散控制系统体系，　通过将控制功能高度分散到现场设备这一途径，　实现了彻底的分散控制。

3、发电厂电气监控系统发展的必要性

电厂电气监控系统侧重于机炉控制，电气系统反映的信息量小，控制较为简单，不利于电气运行人员快捷、便利的进行操作与事故分析。一般情况下，厂用电气系统的保护及安全自动装置基本独立运行，如发变组保护、自动励磁调节装置（AVR）。ECS系统一方面接入　DCS　交换有关数据，另一方面，通过接入电气监控后台，充分利用电气系统联网后信息全面的优势，在深层次的数据挖掘中提高整个电气系统的运行维护管理水平。

4、发电厂电气监控系统发展的误区

4.1　ECS仅做搬运工，简单的把设备的信息采入后台，而对这些信息不进行归纳和处理，忽视后台开发工作。这就不能在深层次提高整个电气系统的运行维护管理水平，违背了设立发电厂电气监控管理系统的出发点。

4.2将变电站综合自动化系统完全替代　ECS。变电站综合自动化系统设备是针对变电站开发的，其通信接口较少，通信负荷率较小，后台功能弱。

而　ECS　系统要求通信的接口众多，通信的信息庞大。如果只是简单将变电站综合自动化系统应用于ECS，必将造成通信设备数量庞大、组网能力差、通信速率较低、监控管理功能弱，也造成了不必要的浪费。

5、发电厂电气监控系统发展的问题

5.1　通信问题

工程中普遍存在着通信接口不规范、通信可靠性和实时性差、通信设备可扩展性不强等问题。这些将成为制约　ECS发展的主要瓶颈。

5.1.1　ECS　需通信联网的不同设备厂的前端设备多，　而设备制造厂技术水平的差异大，通信接口又没有统一规范，ECS　系统组网的工作量相当大。很多通信接口方式需在工程现场决

定实施方案、通信协议需现场开发。还有些设备尤其是进口设备通信需有偿开放，　有些通信协议还需软件工程师根据经验现场破译。以上这些因素给　ECS　系统的通信速率及通信的稳定性埋下了隐患，给工程实施带来了巨大的阻力。统一各电气设备制造商通信接口，　将是能否促进　ECS系统深层次应用的关键性问题之一。

5.1.2　通信方式和硬接线方式相比，信息中转环节多，　在可靠性与实时性方面还有一定的差距。6　kV综合保护装置部分厂家采用光纤以太网接入，通信速率较高，工程实测通信上行与下行均能在　1　秒内完成。而对于　400　V及其它设备，　往往采用的是串口通信的方式，　而以

RS485　Modbus　居多，工程实测结果上行需　2　S，而下行则需要　2"-　6　S不等，而且通信极不稳定，经常中断。

5.2　操作权限问题

电厂电气设备一般是纳入　DCS　系统集中控制，ECS　系统作为　DCS　系统的备用操做手段，往往也保留了遥控功能，此外，开关柜或设备就地还有就地操作功能。为了保证在同一时间只允许一种控制方式有效，　设计中需要采取闭锁措施。方式一，在间隔层控制单元上设置两位置“就地　/　远方”转换开关，将　DCS　与　ECS　置于同一工作位置，　通过　ECS后台设置密码保护将其的操作权限屏蔽。仅当在某些应急情况下时，通过运行人员授权，ECS才能控制设备。

此方式的缺点在于操作权限没有硬件的闭锁手段，存在　DCS　与　ECS　同时操作的可能。方式二，　在间隔层控制单元上设置三位置或四位置转换开关，将设备就地、开关柜、ECS、DCS　置于不同的操作位置。此方式控制地点太多，不方便运行。

5.3　EC$性能差异大

ECS　系统要求的基本性能有：　实时数据采集与处理；数据库的建立与维护；控制操作与同步检测：报警处理事件顺序记录；画面生成及显示；在线计算及制表；电能量处理；时钟同步；人一机联系；系统自诊断及自恢复；与其它设备接口；运行管理功能；远动功能等。每一功能都有各自的内容，如运行管理功能包括：运行操作指导，事故分析检索，在线设备分析，模拟操作，操作票、工作票管理，运行记录及交接班记录管理，设备运行状态、缺陷、维修记录管理、规章制度等。由于国家没有相关的标准明确　ECS　的性能，各个厂家产品开发的功能五花八门，市场很难界定产品的优劣。希望国家尽早出台相关标准，规范各厂家产品的性能，规范电气监控系统的健康良性发展。

5.4　与　DCS　接口问题

目前，国内　DCS　硬件多采用进口设备，而进口　DCS　的通信开放性受到很大限制。ECS　与

DCS　接口存在一些问题。

5.4.1　DCS　系统侧重于机炉控制，而对于电气自动化控制开发的比较有限，因此，对于　ECS的许多数据均不接受。

5.4.2　DCS　系统的扫描周期大约为　200ms，比较快。而信息量个数，通讯周期、数据包长度都对通信的实时性有很大影响，ECS　通信速率存在不稳定。

6、电厂电气监控系统的发展趋势

ＥＣＳ除应将现有的厂用电监控功能向深层次发展外，还应将发电机、主变压器、ＳＦ６断路器等主要设备的在线诊断功能融入同一监控平台，有条件的电厂也可以将ＮＣＳ系统也纳入ＥＣＳ这个平台，甚至可以将厂用电的纯电气功能从ＤＣＳ系统独立出来，也纳入ＥＣＳ系统监控。

结束语：随着提升电气自动化水平的市场要求进一步加强，电气前端智能设备的发展，通信的规范，ECS　将向功能强大、界面友好的方向发展。指出了现阶段　ECS　发展的误区和工程实践中制约　ECS　发展的因素，并提出ECS　的发展趋势，对促进　ECS　的良性发展具有一定的参考价值。

参考文献

[1]黄小悦，常盛．新型发电厂厂用电电气监控系统[J]．继电，2008，36（12）：35－39．

[2]李子连，王汉生.火电厂热工自动化的发展、现状及前景.

作者简介：韩丛云（1975—），男　，内蒙古人，本科，助理工程师，从事电厂生产工作。