发电厂监理工作总结范文

发电厂监理工作总结篇1

关键词：电厂电气控制系统　总线

DCS　主要完成的是汽轮机、锅炉的自动化过程控制，　对电气部分的自动化结合较少，　DCS　一般未充分考虑电气设备的控制特点，　所以无论是功能上还是系统结构上，　与网络微机监控系统相比在开放性、先进性和经济性等方面都有较大的差距。随着电厂自动化水平的不断提高，　电气系统采用计算机控制已成为当前设计的主流，　控制方式也从单纯的　DCS　监控逐步向具备故障分析、信息管理、设备管理、自动抄表、仿真培训等高等级运行管理功能的方向发展，　由此又推动了现场总线技术在电厂电气控制系统中的应用。

1、电气现场总线控制系统的发展及现状

火力发电厂机组电气系统控制方式到目前为止经历了　3个阶段：

（　1）　第　1　阶段，　采用强电一对一控制方式，　在主控室设模拟控制屏，　受控对象的控制开关、状态显示、监视仪表及中央信号等元件均独立设置于控制屏上。

（　2）　第　2　阶段，　随着主机设备　DCS　的应用和发展以及热工自动化水平的提高，　主控室电气控制与热工控制相互不协调的矛盾开始显得十分突出，　为此，　人们提出了将电气系统纳入DCS　控制的设想及原则，　在　2000　年之后已逐步运用于电厂。但限于　DCS　的　I/O　测点容量有限，　送入　DCS　的电气信息量比较有限。

（　3）　第　3　阶段，　20　世纪　90　年代中后期，　计算机网络控制技术开始运用于变电站。变电站计算机监控系统首次在电气控制领域引入了现场总线技术，　并取得了成熟的运行经验。电气设计人员提出了将现场总线运用于厂用电控制系统的设想，　从而推动了各种电气智能化控制设备的迅猛发展。近几年，　全国已有数十家运用现场总线技术的电厂投入运行并得到用户认可。以现场总线技术为基础的电气控制系统已逐渐成为当前电厂设计的主流。

2、电气现场总线控制系统的监控对象

电气现场总线控制系统的监控对象主要有：发电机　-　变压器组，其监控范围主要包括发电机、发电机励磁系统、主变压器、220kV　断路器；高压厂用工作及备用电源，其监控范围主要包括高压厂用工作变压器、起动　-　备用变压器等；主厂房内低压厂用电源，其监控范围主要包括低压厂用工作和公用变压器、照明变压器、检修变压器和除尘变压器等主厂房的低压厂用变压器；辅助车间低压厂用电源；动力中心至电动机控制中心电源馈线；单元机组发电机和锅炉　DCS　控制电动机；保安电源；直流系统；交流不停电电源。

3、电气现场总线控制系统配置

每台机组配置现场总线控制系统（field－busco　nt　rol　sys-tem，FCS），将机组电气系统的发电机-变压器组、单元机组厂用电系统和公用厂用电系统都纳入　FCS，FCS　作为　DCS，在　DCS　操作员站实现对电气系统的监控，并通过冗余配置的通信服务器在站控层与　DCS　进行连接。

3.1　网络结构

电气　FCS　采用分层、分布式计算机控制系统，在系统功能上分层，设备布置上分散。网络结构为　3　层设备　2　层网方式，3　层设备指监控主站层、通信子站层和间隔层，2　层网指连接监控主站层与通信子站层的以太网以及连接通信子站层与间隔层的现场总线网。监控主站层由双冗余的系统主机、工程师站、网络交换机和负责与　DCS　及厂级监控系统（SIS）通信的双冗余通信服务器等组成，通信子站层主要由安装于电气继电器室的多串口通信服务器和安装在各配电室的通信管理机组成，间隔层设备主要包括安装在电气继电器室、6kV　开关柜和　380V　开关柜的智能测控装置、综合保护测控装置、电动机控制器和智能仪表等。通信管理机与监控主站采用双冗余的光纤以太网连接，与间隔层设备可根据设备情况采用　Profibus，LON，CAN，工业以太网或其它现场总线进行连接，其主要功能除完成对各综合智能测控单元的数据进行管理外，还完成实时数据的加工和分布式数据库的管理工作。公用厂用电系统的站控层以太网独立组网，通过通信网关分别与机组自动化系统以太网连接，共用单元机组的工程师站，并通过软、硬件闭锁手段只能接受一台机组控制系统的操作指令。

3.2　数据采集

对发电机-变压器组、高压厂用变压器及起动-备用变压器，除少量模拟量信号、高压侧断路器、隔离开关、接地开关位置信号、控制回路断线及允许远方操作信号、发电机-变压器组及起动-备用变压器所有控制量信号采用硬接线直接与　DCS　连接外，其它监测信号均通过专设的测控装置接入　FCS，再以通信方式送　DCS。电气专用装置如发电机-变压器组及起动-备用变压器保护、电压自动调整装置（AVR）、同期装置、故障录波、厂用电快速切换、柴油机、直流系统以及交（直）流不停电电源（UPS）系统等均设有通信接口，通过多串口通信服务器接入　FCS。电厂厂用电源分高压厂用工作及备用电源、主厂房低压厂用电源系统和辅助车间低压厂用电源系统，主厂房低压厂用电源包括低压厂用工作和公用变压器、照明变压器、检修变压器和除尘变压器及其　380V　配电装置等，辅助车间低压厂用电源包括输煤系统、工业废水处理站、翻车机、循环水系统、补给水系统变压器及其380V　配电装置等。为与本工程水、煤、灰辅助系统集中控制的思路相适应，辅助车间厂用电源系统均纳入机组　DCS监控。针对热控水、煤、灰单独设置控制点的方案，辅助车间　380V　电源系统也可纳入相应可编程序控制器（PLC）控制。为使控制系统接线更加简单，对主厂房重要厂用电源如　6kV　厂用电系统及锅炉、汽轮机、主厂房公用系统等，采用硬接线和现场总线相结合的采集方式，即重要　DI　信号（如断路器合闸位置、断路器跳闸位置、允许操作、故障）和　DO　信号（如断路器合闸指令、断路器跳闸指令等）保留硬接线，回路其它所有信息均通过现场总线以通信方式送入　FCS　及DCS；而对机组不重要厂用电源如检修、照明、电除尘及辅助车间厂用电系统等，取消厂用电电源系统全部的硬接线，完全采用通信方式进行监视和控制。对单元机组电动机，由于与机组热工系统联系紧密，采用硬接线和现场总线相结合的采集方式，同时，要保留和监控逻辑有关的重要信息，采用硬接线的方式，接入　DCS　中进行监控。FCS　采集的供电气系统分析管理的信息如各保护整定值、故障时电流和电压波形等数据，送入　FCS　的工程师站进行分析处理，不送入　DCS，但可以通过独立的通信接口送入　SIS　和管理信息系统（MIS）。

4、电气现场总线控制系统总线的选择

现场总线技术主要应用于厂用电系统，　其控制系统有以下几个特点：

（1）　厂用电系统实现的是顺序控制，　即数字量控制，　模拟量信号仅作监视，　不参与系统逻辑控制，　与热工模拟量过程控制有本质的区别。

（2）　控制系统中某些功能对动作时间及响应速度要求很高，　这些功能通常由继电保护、快切、备自投、故障录波器等电气专用装置实现，　所以可以适当降低通过总线实现信号检测与快速控制能力的要求，　但仍然比热力生产过程控制要求高。所以厂用电系统宜采用高速现场总线。

（3）　厂用电系统控制对象较多，　信息量大。

（4）　电气配电装置分散于电厂整个厂区，　应用于大中型电厂时，　要求采用传输距离较长的总线。

5、结束语

随着电厂自动化水平的不断提高，电气系统采用计算机控制已成为当前设计的主流，控制方式也从单纯的　DCS监控逐步向具备故障分析、信息管理、设备管理、自动抄表、仿真培训等高等级运行管理功能的方向发展，由此又推动了现场总线技术在电厂电气控制系统中的应用。将　FCS应用到火力发电厂控制过程有利于提高火力发电厂电气系统的自动化水平，节约工程投资，值得大力推广应用。■

发电厂监理工作总结篇2

关键字：燃煤电厂；环境；监测系统；数据

Abstract: Through access to relevant literature and personal working experience for many years, the coal-fired power plant automatic monitoring of environmental engineering design, application and future development were studied. To our coal-fired power plant environmental automatic monitoring, environmental pollution control in the allowed range, ensure the coal-fired power plant and the normal rational and orderly operation.

Key words: coal-fired power plant; environment; monitoring system; data

中图分类号：TM62 文献标识码：A文章编号：

随着我国社会经济的快速发展，工业化迎来了“发展的春天”，但是工业化的大发展，所带来对生态环境的破坏是异常严重的，环境保护被提上了日程。在工业领域中，由燃煤电厂的生产工程中产生的CO2和SO2还有氮气等污染物的排放量不断上升。值得有关部门和单位的重视。一般情况下，燃煤电厂为了实现对本厂以及周边环境的监测，会设立很多的检测点，由于地理环境的恶劣，以往获得检测数据的方法是采用人工抄表的形式，这种方法效率低，时间长。为了尽快的解决这种低效的工作方式，适应新时期燃煤电厂的快速发展，也为了更好的保护燃煤电厂内部及其周边的环境，对燃煤电厂实施自动监测是必须要进行的。

一、 环境自动监测系统的方法与原理

环境自动监测系统可以对处于环境生态环境中的如：水质的污染情况、噪声的污染情况、空气的质量等各类参数进行收集。在通过传感器对燃煤电厂周围收集的各类环境数据进行分析，在转化为物理量，物理量在通过一定的转化得到了光电信号，最后在对各类数据进行分析，归纳出有效的数据资料。

燃煤电厂的环境自动监测系统场内及其周边的生态环境实施监控，所得到的数据很多，而环境进行监测的方法归纳起来有两列：手工环境监测和自动环境监测。手工监测，顾名思义是由检测员到各个观测点，进行抄表，收集数据。手工监测的主要方法有重量法、仪器分析法，所监测的项目数量也由少变多，监测的范围更加的广泛，不仅仅涉及到空气、水文地质，还包含了物理辐射、有机污染监测等新内容。手工监测具有较广的使用范围，用于多种环境参数的监测，但是手动监测，耗时长，不能实现对环境的实时监控。而现在研究设计自动环境监测系统，不但具有手工监测的所有优点，还克服了所有的弊端。必将会在燃煤电厂环境监测中占据主要地位。

二、 燃煤电厂环境自动监测系统需求分析

传统的人工监测方法需要监测工作人员到现场进行查表，登记数据，这样的监测方法受到一定的制约。因为环境监测的工作人员无法直接进入到燃煤电厂存在危险源的地方进行数据的收集，而采用的手工环境监测的方法无法保证监测数据的连续性和实时性，因此分析的结果也不准确。而燃煤电厂环境自动监测系统的设计和实现有效的解决了上述问题。

燃煤电厂的自动化环境监测系统要保证具有在线自动监测仪表、网络集成以及视频摄像监视装置等硬件的设备之外，在开发的过程中，还要注重与之相关的各类软件开发的方式和语言等，以保证环境自动监测系统功能齐全，能够满足燃煤电厂的使用。环境自动监测系统需要完成对燃煤电厂环境参数的采样、收集、整理、处理，统计与更新等。

环境自动监测系统在燃煤电厂的应用，主要是对电厂以及周边的环境质量进行的监测。整个系统采用的是人友好的人际交互界面，界面中语言为中文，显示直观简单，操作人员使用起来，清晰方便。环境自动监测系统不止只有主界面使用清晰友好的界面，及时是下属的六个系统中也采用同样的界面。使得系统所监视的对象可以通过交互界面，清楚的表现出来，由此以来，已经获得授权的用户就可以通过对系统的查看，获得所需要的环境自动监测画面，使用户对燃煤电厂的环境进行及时的监控。

三、燃煤电厂环境自动监测系统总体结构设计

3.1燃煤电厂环境自动监测系统结构分析

燃煤电厂的环境自动监测系统主要采用的在线自动分析仪器，根据监测区域内的环境，运用现代最先进的传感技术、计算机应用技术、自动测量和控制技术以及针对监测工作过程中所涉到的通讯网络和分析软件所组成的在线自动监测系统。

我国针对燃煤电厂环境的实际情况，所设计的环境自动监测系统的结构组成是：1个监控中心、一个传输系统、一个GPRS终端一级下属的6个子系统。系统具有较强的扩展性，用户可以通过预留的借口对系统进行扩展。

燃煤电厂的环境自动监测系统，根据不同的目的设计的系统，所包含的内容是不相同的，不同的系统的组成形式多样，系统所具有的自动化程度和实时性也存在差别，但是环境自动检测系统的侧重点无论有多么大的不同，其基本的结构是一致的。我国燃煤电厂电厂所使用的环境自动化监测系统之所以能够正常、高效的运行，是因为整个系统可以进行动态的实时性维护，保证了系统的高质量，自然也提高了运行效率和准确性。

目前，燃煤电厂的环境自动监测系统的网络层次主要分为三个方面：

（1）现场层

燃煤电厂环境自动检测系统中的现场层，该层主要由各类环境采集、监测设备和数据传输设备。现场层的主要功能是：对监测采集到的环境参数进行储存、发送等。

（2）网络传输层

燃煤电厂环境自动检测系统中的网络传输层，主要是采用有线和无线传输的形式对相关数据进行发送。

（3）数据采集和处理层

燃煤电厂环境自动检测系统中的数据采集和处理层，该层是通过以上两个层次进行数据的交换、命令的下达，主要的目的是为采集的数据实施监控，并且把获得的相关数据经过校对解码以后，通过Web Service 服务方式上传到数据的处理中心。

3.2燃煤电厂环境自动监测系统总体结构设计的总体思路

燃煤电厂自动检测系统在总体结构设计上采用业务和网络分层构建、逐层保护的指导原则，主要的目的是为了保证系统的安全性和可靠性。系统利用宽带IP+GPRS无线网络技术，提供宽带保证，在环境自动监测系统中的网络的构架和设计模型等都具有很好的拓展性，从而根据实际的情况的改变，实行数据的传输和发送。

在燃煤电厂环境自动监测系统的设计中，采用的是星型结构，在燃煤电厂环境自动监测系统的监测中心，各个监测站以及各个监测位置都设立了核心节点。监测中心是整个网络结构的核心，直接影响着燃煤电厂环境自动监测系统的数据是否能够正常传输。因此，在系统的监测中心，除了配送一台主服务器以外，还是准备了一台备用服务器。

四、燃煤电厂环境自动监测系统的使用

国家自“十一五”以来，采取多项措施加强对电厂脱硫设施的监管，近几年，通过各方的努力，我国燃煤电厂的环境自动监控系统的建设工作已经取得了较好的成绩，但是与国家的要求相比，还存在一定的差距。

燃煤电厂作为国家重点污染企业，始终都是各级环保部门监管的重点。燃煤电厂在完成环境自动监测系统的设计与安装任务的基础上，开始对燃煤电厂的环境实施监控，重点是对厂内二氧化硫的监控，监控的数据作为对二氧化硫减排设施监管的重要手段，环境自动监管系统所记录的数据作为核定燃煤机组脱硫设施投运率、脱硫效率和减排量核算的重要依据，从而更加科学、准确、实时地掌握重点污染源的污染处理、设施运行情况以及污染物排放的各类信息。

五、燃煤电厂环境自动监测系统的未来研究方向

目前所设计的环境自动检测系统只是用于在燃煤电厂环境质量监控，而比没有应用到其他的领域。而在我国石油化工、建筑工程、钢铁企业以及生物产业中，都有可能会出现严重的环境污染和污染物的排放现象，所以环境自动监测系统在未来也可以延伸到其他领域中。我国现存的针对燃煤电厂的环境问题设计的自动监测系统对燃煤电厂的环境监测具有非常好的效果，但是随着电厂的发展，环境监测系统还需要做进一步的研究，例如对监测移动污染源和对挥发性较强的污染物的监控。当今社会科学技术的发展一日千里，我们有理由相信，在不远的将来，环境自动监测系统将会更加的完善，发挥更多的功能，满足各个领域的需要。

四、 总结

综上所述，对燃煤电厂环境自动监测系统的设计方法与原理，需求分析以及系统结构的设计进行了分析，由此可见燃煤电厂环境自动监测系统具有良好的功能，并且在未来具有非常好的发展前景。该系统具有操作简单，人机界面良好，信息清晰可见，数据完整，可以对燃煤电厂进行实时监控，提高了对燃煤电厂环境的监测和对污染的处理。

参考文献：

[1]陆华，发电厂环境分析[J]，环境保护，2004（04）

发电厂监理工作总结篇3

关键词：电厂电气；电气自动化；自动控制

前言

近年来，我国的电力发展的前景非常广阔。在不断改革进步的潮流下，电厂电气自动化技术水平的高低能在较大程度上影响电厂市场竞争力以及企业的经济效益，也是对降低电厂运行成本、提高生产效率、社会效益的提高以及电厂电力系统技术的整体提升有着极大的作用。

1 电厂电气自动化系统目前存在问题

电厂电气的自动化系统主要指的是使用网络通信技术、利用工程软件以及相关通信协议等先进技术来实现电气系统的自动控制、安全监测、系统保护以及信息的有效管理等新型的自动化系统。电厂电气的自动化系统不仅包括了升压站的子系统、机组的子系统，还包括了厂用子系统中的大部分电气子系统的统计，可以说是较为独立的电气控制系统，该系统能够通过先进的信息技术进行及时的更新和合理的应用，进而来实现对于电气设备的信息采集以及监控工作。另外，电厂电气的自动化通信系统需要更先进的网络技术来不断的完善，应用于经济性、通用性以及可扩展性方面，在这几方面进行综合评估得到最好的结果，其中以太网的使用具有非常大的优势，主要体现在以太网的数据传输速度快、信息容量大、整体成本较低以及网络结构方面使用灵活等特点，这一特点的充分发挥使其在工业领域以及商业领域都得到了广泛的应用，但是仍不足以在通信协议技术标准的多样性方面体现其优势。在工业领域使用的以太网已经大部分能够满足电气自动化系统在信息传输方面的所有信息需求，进而能够有效的促进电厂电气自动化系统在应用效果方面的提升，这也使其在电力系统得到非常广泛的应用。对于现代的电厂电气自动化系统，存在突出的问题是设备和布置较多而且非常分散，在维修方面非常困难，所以这些方面需要不断的进行完善工作，进而实现电厂电气自动化系统先进技术应用的目标。

2 电厂电气自动化系统的方案设计

2.1 电气自动化系统的构成

电厂电气自动化系统不同于热工操作系统，在操作频率上较低，但是系统的保护性能可靠性较高，在结构上简单易连锁，只要两台相关的电气控制系统就能保证其控制的自动性，所以，电厂电气的自动化系统需要及时的构建合理的联网方式和操作系统来提高其可靠性，也只有这样才能使电厂电气的自动化系统能够安全的运行下去。电厂电气的自动化系统的结构组成是分层分布式系统，主要包括通信控制层和站控层以及间隔层。首先，第一部分是通信的控制层，需要使用不同的通信方式实现不同装置之间的数据转换工作。也可以说网络技术以及通信技术的快速发展作为电厂电气自动化系统发展强有力的支持，同时也为电厂电气的自动化系统在功能和结构上的进一步发展提供了更为广阔的发展平台，比如通过以太网技术实现数据与工作装置之间的数据转换工作，还可以通过现场的总线以及其他的一些主要设备来实现对于主控单元以及间隔层的通信工作，进而实现现代智能且有效的管理模式。电厂电气的自动化系统在逐步的向现代与智能控制的方面发展，其中主要的表现有两个方面，即间隔层和站控层。其次，在站控层方面，它是电厂电气的自动化系统的主控装置，不断的收集并有效处理相关的数据对于整个的控制系统进行监视和有效控制的作用，所以监督和控制系统也在逐步的向自动化管理水平提高其全面高效运行的水平。最后，在间隔层方面，存在智能设备和相关的保护装置，这些装置主要需要通过现场的总线以及其接口进行通信工作，这一趋势主要向着系统的综合化以及网络化的方向快速发展。所以，需要根据间隔层对设备不同程度的特殊要求，另外还可以采用以太网来实现通信。

2.2 电气自动化系统控制方案的设计意义

电厂电气的自动化系统与传统的电厂自动化系统相比较，电厂电气的自动化系统能够自动的与电波的脉冲信号连接起来，进而能够发送出电力报表信号，这也就能实现厂用系统的智能功能，同时也能够显示出发电机运行的状态是否正常，进而能够更加精准的进行定值管理以及在线审核功能。除此之外，能够对故障的出现进行及时的诊断和维修工作，有效提升电气系统的实用性以及有效性。电气自动化系统控制方案最重要的设计意义就在于，将各个独立运行的电气装置通过连线或者是以太网来连接成一个整体的系统，进而减少传统连接方式的缺点，而造成的高成本，这对与企业的稳定性发展也有着非常关键的作用。电厂电气的自动化系统可以通过以太网这一通信科技技术来减少员工的劳动量或者是降低整个的运行成本并且提高其经济的效益，电气自动化系统控制方案的设计能够为电厂的技术带来了进一步的提高。

2.3 电气自动化系统的监控方案

传统的电厂电气监控系统主要能够实现对于电气部分信息的采集以及远程控制功能的实现。但是总体来讲，其信息量还是比较小的，而且信息的类型也比较单一。但是电气自动化系统的监控方案主要侧重在电气系统的监控方面以及自动化监控技术的有效运用。电气自动化系统监控的模式分为两种，其一是，优于传统的监控方案集中模式，有效集中而且非常易于管理但是可靠性很弱。其二是，对于不同的分层结构继续进行管理以及数据的交换。进行装置间的数据交换主要通过站控层的转发以及工作站来实现，有一些非常重要的信息要通过有效的方式连接。还有一些非常重要的信息需要通过主控单元以及双向数据进行交换，另外一些不重要的信息要通过站控层的转发或者是相关的工作站来实现交换。电气自动化系统的监控方案有很高的实时性以及可靠性。在电厂自动化技术以及监控方案的应用中有许多需要注意的问题，如监控系统主站设备，整个系统的装置分组以及主控单元的保护等等。

3 结束语

近年来，电力市场的发展脚步在迅速加快，而且网络科学技术也在不断的进步，这就要求电厂要加快其技术水平的改革与创新，进而能使电气自动化技术得到广泛的应用。电厂电气自动化系统的应用在加快我国电力市场化的进程的同时也提高我国电力系统的技术水平，进而保障我国电厂的安全稳定运行，而且还能够对我国的整体电力系统技术的提升有着非凡的意义。

参考文献

[1]焦邵华，李娟，李卫，等.大型火力发电厂电气控制系统的实现模式[J].电力系统自动化，2005（29）.

[2]庞军.电气自动化监控技术在电厂中的应用发展[J].能源电力，2011（7）.

发电厂监理工作总结篇4

关键词：DCS(分散控制系统); SIS（监视信息系统）;MIS（管理信息系统）；数据共享

中图分类号：TM6 文献标识码：A

1引言

随着发电厂规模日趋增大、结构日趋复杂，电力生产过程中需要监视和控制的设备越来越多，这就对发电厂监控系统自动化程度的要求越来越高[[[]周原冰,潘亚利,梁化忠,潘颢,高山. 发电厂厂级监控信息系统的发展与应用[J]. 山东电力技术,2003,04:13-16.]]。国内的大部分发电厂使用分散式监控系统，分散监控系统正朝着综合自动化方向发展，这就要求我们将各个分散监控系统有效地结合成一个联系密切的整体，使信息传递更为快速，数据共享更加充分，全面、准确地获得电厂运行状态和健康状况，并基于此实现控制、调度的最优化[[[]钱可弭. 新型发电厂电气监控系统的架构与实现[J]. 广东电力,2005,03:21-25+42.][[]裴俊峰. 发电厂厂级实时监控信息系统(SIS)的探讨[J]. 华中电力,2003,05:68-70.][[]赵贺. 电力系统可视化相关问题及其在发电厂中应用的研究[D].大连理工大学,2009.]]。

2发电厂监控系统

如图1所示。目前发电厂的监控系统一般分为三个层次。最底层是面向运行操作者的控制操作层，又称为分散控制系统（distributed control systems，简称DCS)；第二层是面向生产和技术管理者的生产管理层，又称为监视信息系统(Supervisory Information System，SIS；最顶层是面向行政和经营管理者的经营管理层，即管理信息系统（Management Information System，MIS）。DCS、SIS、MIS在功能上相互独立，在信息上相互联系。

图1 三个层次发电厂监控系统

DCS主要功能是对机组的实时监控，基于微处理器进行分散控制和集中管理。DCS把控制功能分散到若干台过程控制站去执行，并通过监控操作站进行集中监视操作，分散控制和集中管理依赖于连接各站的高速通信网络[[[]吴秋芳,王致杰. 基于DCS控制的发电厂监控系统[J]. 电气自动化,2008,05:38-40.]]。生产运行过程中的各种过程变量通过DCS转化为监视的数据，而各种操作信息也通过DCS的控制装置送到执行机构。相对于集中控制，DCS的控制范围大大扩大，可靠性大大增加[[[]王慧敏,刘沪平,郭伟,刘建民. 发电厂监控和信息管理综合自动化技术探讨[J]. 控制工程,2006,S1:84-87.]]。

SIS是DCS的上一级监控自动化系统，建立在DCS的基础上，从DCS获取实时监控信息，并结合历史过程信息进行分析和管理。DCS与SIS区别很大，DCS以电厂的机组为监控对象，定位为机组过程控制，主要目标为确保控制的准确性、运行的稳定性和安全性；SIS主主要强调的是运行效率，以整个电厂为监控对象，以经济性为其首要目标，为生产管理人员的数据分析和调度决策提供支持，是全厂实时监控和生产指挥调度中心[[[]杨剑. DCS控制系统及发展趋势[J]. 贵州化工,2008,02:50-52.]]。

不同于DCS与SIS，MIS以资源优化配置为中心、以成本精细控制为重点、以经济效益提升为目。作为对顶层的信息管理系统，MIS主要指的是进行日常事物操作的系统[[]周余峰. 发电厂管理信息系统(MIS)的整合[J]. 浙江电力,2005,06:51-53+56.]。从SIS的数据库中获取现场过程数据，使管理人员实时地了解和掌握机组的运行状态；并在历史数据等离线数据的基础之上，通过运行、调度的优化模型与故障诊断模型，对机组的经济、安全运行进行指导。

DCS、SIS、MIS共同构成了发电厂的监控信息系统，为电厂的安全、稳定、经济运行。但是由于不同厂商产品兼容性差、不同层次的监控系统数据格式不一致等问题，DCS、SIS、MIS之间和同一层次监控系统的不同设备之间存在着信息共享的问题。

（1）DCS数据共享问题。由于DCS各自遵循内部封闭的通信协议，DCS的通信接口并没有统一的标准，不同厂商的DCS一般互不兼容，存在相互配合的问题。这给发电厂的监控系统的工程调试、系统集成带来困难，甚至，导致机组间的DCS的“信息孤岛”，造成不能全面、实时、准确地掌握机组的运行情况的问题。

（2）MIS数据共享问题。由于电力生产运行对安全性与稳定性的要求比经济性高，发电厂对生产、运行、调度过程的自动化比较重视，而忽略了生产管理的信息化。这造成生产监控自动化的先进性与管理信息化的落后性并存的现象。目前，出于安全性的考虑，电厂一般将DCS和MIS的监控网络分隔开来，而忽视了两者之间的数据交换和信息共享。

（2）数据格式不一致。部分有模糊性和二意性的数据难以融合到MIS中，为进一步建立实时数据库供信息共享和更深层次的应用造成了障碍，不能充分利用到DCS和MIS的数据不能充分地为 MIS 所用，不能为管理者的调度决策和数据挖掘提供支持。

2发电厂监控系统的信息融合

为了达到监控数据一致化、信息一体化，可以从联网模式、数据库技术、数据接口技术、现场总线控制系统（Fieldbus Control System，FCS）等方面着手。

2.1 发电厂监控系统的信息融合技术

2.1.1 FCS技术[[[]楚彦君,郑茂,李卫,焦邵华. 现场总线应用于发电厂电气控制系统的研究[J]. 热力发电,2009,10:81-84+88.]]

电厂的通信网络的各层协议不对外公开，各厂家通信标准不统一，用户只能借助专用接口和高层网络与管理信息网络进行数据信息交换，各厂家产品的控制模式互不兼容，数据信息难以相互传送与共享，一旦选定产品后几乎不可能摆脱对该厂家的依赖。

FCS是从DCS和PLC发展而来的，采用统一的协议标准，不管设备是不是不同设计、生产厂商的，不管设备是不是同一层次的控制系统，只要采用相同的现场总线标准，例如广泛使用的PROFIBUS总线标准，就可以实现网络互连和数据共享，所以具有很好的开放性和共享性。所以，在同一个控制系统中可以采用多个不同厂家的网络产品进行系统集成，实现不同设备的互识、互操作。

DCS在现场监控层采用电缆硬连接线、按测量回路和DCS控制器一一对应、DCS控制器和执行机构一一对应的关系将设备相连接，只能通过单向的模拟信号传输数据。FCS打破了这一瓶颈，具备了完全的数字通信能力，现场的测量变送仪表之间及现场仪表和过程级计算机之间可直接传递数字信息。由于在线缆上可以传输多个数字量，打破了DCS的“信息孤岛”。

2.1.2 实时数据库技术

SIS是建立在DCS和MIS之间的一个高实时性、高可靠性、大容量的全厂生产过程信息和历史信息的网络系统。SIS在DCS和MIS之间起着信息的上传下达的作用，使原来相互独立的、实时性不同、开放性不同的DCS与MIS有机地互联起来，在全厂范围内实现生产信息和管理信息的共享。

SIS和MIS是通过各自的数据库服务器相互联系，SIS系统的过程信息数据库提供MIS所需的生产过程数据和MIS设备管理和检修管理所需的设备状态判据。

为了共享自于DCS、SCADA等自动化系统的、反映着现场设备的特性和生产运行状况的信息，SIS采用实时数据库来存放DCS等自动化系统采集的高密度的实时数据及历史数据。由于共享数据量的庞大和数据的实时性要求高，SIS的实时数据库不仅要具有高速处理海量实时数据的能力，而且具有较高的历史数据压缩存储能力，既能够将海量的历史数据以较高的压缩比和精度进行存储，减小数据占用空间，同时又能够在需要数据时以极快的速度进行数据提取，达到实时性要求。

2.1.3 数据接口技术

为了解决数据共享的问题，一个很重要的思路是采用基于国际工业标准和开放标准的数据接口技术，主流的数据接口技术有DDE（Dynamie Data Exehange）、Soeket和OPC（OLE for Process Control）技术，它们都是过程控制中的重要技术。DDE技术是基于Windows的消息传递的，在过程控制中得到了广泛的应用，在但在发展中遇到了数据传输速度慢和可靠性差的问题，而且没有可靠的安全管理机制。Socket技术在工程控制中得到了一定的应用，但是Socket编程实现难度大，需要开发者熟悉网络底层工作机制，这造成了开发成本高、开发难度大、开发周期长的问题，也限制了其应用的普及。

DDE和Socket没有安全管理机制，而OPC可以通过分布式组件对象模型技术（Distributed Component Object Model，DCOM）保证其安全性，同时OPC技术实现了设备接口与现场硬件设备和软件系统的无关性，可以实现与国内外主流DCS系统的高效连接、无缝连接，实现数据开放性和安全性的有机统一[[]彭春华,林中达,余廷芳. COM技术在发电厂SIS系统中应用[J]. 电力自动化设备,2004,01:63-65.]。另外，OPC技术的开发效率较高，界面的编程、与数据库的集成、软件系统的整合难度较低。所以OPC技术有逐步取代过程控制中广泛使用的DDE和Socket位置的趋势。

3 结论

针对发电厂DCS、SIS、MIS三层监控系统存在的数据交换难、信息共享性差的问题，从联网模式、数据库技术、数据接口技术、现场总线控制系统、FCS技术等方面着手，从信息的开放性、安全性、开发维护的经济性、灵活性等角度分析了这些技术的利弊特征、应用前景。分析结果表明：这些技术在应用上各有侧重点，FCS技术主要用于DCS的数据共享；实时数据库技术和数据接口技术主要用于SIS的信息互联；C/S的联网技术主要应用于MIS的管理系统中。

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发电厂监理工作总结篇5

关键词：电厂 总承包 管理 思考

中图分类号：TM6 文献标识码：A 文章编号：

引言

自2003年神华神东电力在火电建设管理中采用EPC总承包管理模式进行项目建设起，9年来先后完成了神华阳光电化2×25MW煤矸石电厂、神华阳光神木2×135MW煤矸石电厂、神华煤制油自备电厂、神华亿利煤矸石电厂等一系列火力电厂的项目建设工作，其中神华神木阳光2×135MW煤矸石电厂更是获得了第三届EPC总承包项目金钥匙奖。作为国家发改委2009年5月份确立的陕北大型煤炭示范基地规划中电力板块中的重点项目，神华神东电力店塔电厂改建2×660MW机组工程前期工作正式启动，该项目由神华神东电力公司店塔发电公司组织建设，项目管理模式采用了神东电力公司具有成熟经验的EPC总承包管理模式，同时为了更好的实现的项目的控制，神东电力公司又创造性的提出了暂列金+EPC管理模式，本文将重点对此模式进行总结。

1、EPC总承包管理特点

EPC（Engineering-Procurement-Construction）总承包模式即“设计、采购、建造”模式。在EPC 模式中，设计不仅包括具体的设计工作，而且包括整个建设工程内容的总体规划以及实施组织管理策划和具体工作；采购也不是一般意义上的设备材料采购，而更多的是专业设备的选型和材料的采购；建造包括施工、安装、调试、技术培训等。业主与总承包商签订工程简单说就是，业主将建设工程发包给总承包单位，由总承包单位承揽整个建设工程的设计、 采购、施工，并对所承包的建设工程的质量、安全、工期、造价等全面负责，最终向建设单位提交一个符合合同约定、满足使用功能、具备使用条件，并经竣工验收合格的建设工程承包模式。获得金钥匙奖的神华神木阳光2×135MW煤矸石电厂即采用了此种管理模式。2009年，为更加巩固总承包管理经验成果，特别是突出工程的质量控制方面，在完善EPC管理成果的基础上，作为神东电力公司最大的建设机组，神华神东电力店塔电厂改建2×660MW项目管理采用了暂列金+EPC总承包管理。

2. 暂列金+ EPC总承包管理特点

通过国内公开招标，神华神东电力店塔电厂改建2×660MW机组工程确定中国电力顾问集团西北电力设计院作为工程的总承包单位。总承包合同中，又特别提出对主机、主要辅机设备、主要施工单位进行推荐了短名单，来保证主要项目的先进性。对于每个具体项目均提出了三个以上短名单，即体现公平，又避免单一。短名单的来源更是结合了国内顶级专家提资，并经过了审核后形成的成果。顾名思义，暂列金+ EPC总承包管理中，合同的总价不是固定的，严格来说，是不利于项目的造价控制的，但是，可以更好的实现对质量的控制。工程管理中，往往是“低价中标，高价索赔”，更加不利于工程建设管理，针对上述问题，神东电力特别组织了攻关小组，修订出即利于造价控制，又利于质量管理的暂列金+ EPC总承包管理方式，此种模式的特点就是对于工程实体中质量较难控制的、价格容易出现偏差的工程项目划定范围。店塔电厂就是将设备的分包招标确定为总价承包，由总承包单位按照招投标法结合工程进度分批次进行招标、设计，将分包招标中由施工单位完成的项目划定为暂列金项目，对建安项目的具体工程项目按照工程量清单方式暂定合同价格，以实际完成结算。为保证结算的及时性、正确性，又专门聘请了技经监理来完成暂列金项目的审核工作。

3、神东电力店塔电厂改建2×660MW机组主要管理机构构成

神东电力公司基建部--项目的可行性研究、初步设计方案完成者

神东电力公司店塔电厂—项目管理的具体实施者

西北电力设计院—项目的总承包管理单位

西北电建监理公司—项目的施工监理

四川江电监理公司—项目的设计监理

东北电力局第一工程公司—一标段施工单位

天津电力建设公司—二标段施工单位

山东电建建设集团—三标段施工单位

4、暂列金+ EPC总承包管理项目进度控制特点

在神华神东电力公司电力建设项目管理中，里程碑建设目标是神东电力公司控制的目标，一级网络目标由店塔电厂和总承包单位控制，二级、三级计划由主标段施工单位完成。项目的管理方特别制定了32个里程碑目标，依据目标管理方式，在合同中明确了考核的具体办法，店塔电厂和总承包单位也根据32个里程碑目标，编制了一级网络计划，找出关键路径，施工单位也根据里程碑和网络计划编制出二级、三级施工计划。根据制定的各级计划，由施工监理单位按照“周汇报、月总结”的方式来落实项目计划的时效性，并对完成情况进行考核。在电力建设中影响进度完成最主要的因素就是设备和设计的协调问题，设备选型、设备采购、设备供货，设备安装均是进度管理的主要因素，其中设备的选型、采购更是设计的关键因素，项目进行总承包后，设备和设计由一家单位完成，就避免了由于协调不一致造成的时间问题。主要设备定标后，每两周由总承包单位组织在设计单位召开设计协调会，部署下一阶段设计工作，每一个月在现场召开设计协调会，解决现场中的设计问题。

在具体项目管理中，由项目的总承包单位组织业主单位、监理单位、施工单位等所有参建单位每周召开一次项目协调会，由施工单位依次汇报上周的完成情况和下周计划情况，并对需要协调的问题进行汇报，由总承包单位根据施工单位提问依次进行协调解决，并对本周的施工情况进行点评，并对影响进度的项目进行纠偏。施工监理和设计监理分别就各自分管的范围对一周的工作情况进行点评，最后由业主单位进行整体部署。设计监理还对设计进度进行监督考核。

暂列金+EPC后，业主不是完全放开由总承包单位进行项目的管理，而是让更适合的人做更适合的事情，才更有利于项目的开展，根据工程管理范围，总承包单位负责主要项目的建设，如主机、主炉等，业主主要负责大多数项目的管理工作，简单的说就是基本上以围墙为界，围墙外比如项前期、征地、厂外供水、灰场、值班公寓、接入系统等等，由业主负责（具体详见分工表）。业主单位在实施这些项目的同时必须结合一级网络计划中的关键路径，适时启动这些项目，为工程的整体进展护航。业主单位专门成立的协调部门来完成征地、前期工作、厂外项目等，也按照目标管理方式，每周进行汇报，每月进行总结，进行分级管理，及时进行纠偏。

5、暂列金+ EPC总承包管理项目质量控制特点

暂列金+EPC最显著的特点就是有利于质量控制，在设计质量方面，业主方结合同类型机组，进行对标控制，对于“技术规范书”、“最低性能要求”均结合了当期的最优水平，组织国内知名专家研讨，进行审核，并在合同中加以明确。结合国华电力业主工程经验，编制火电工程设计检查要点、火电工程消防设计规程、设备监造管理规定等等、由设计监理进行审核把关。对于设计交底方面，均由设计监理来组织完成。暂列金后，部分建材项目的成本不在由总承包单位负责，设计人员也不用挖空心思去设计一些价廉的产品，建筑专业设计有了显著提高。

在设备质量控制方面，主机、主炉由业主单位来主导完成。辅机设备在合同中均明确了短名单，短名单范围经过神东电力组织的行业专家进行审查，作为EPC合同的附件来进行控制。每批辅机在招标中，总承包单位均先将设备短名单发送至业主单位进行审核，便于业主单位对于由于时间因素造成的个别设备可能已经不够先进等问题的解决，审核完成后，在业主单位的参与下，进行辅机设备的招标工作，最终评定的中标人再次报业主进行确认。设备监造单位由总承包单位控制，但须向业主单位进行汇报，作为定期工作，每月汇报一次，设备到场后，由总承包单位组织进行验收。业主单位按照“基建生产一体化”思路，由工程部和生产准备部共同进行验收。

在施工方面，采用暂列金后，根据EPC合同分工，施工分包单位施工项目中大多采用的是工程量清单计价，项目设置了大约1600万的工程奖励，这些项目是在工程实体之外的项目，项目的单价是固定，工程量是暂列的，具体数量以实际发生的经过技经监理审核为准。由于需要业主单位审核，施工单位在选材时也不再刻意的追求价廉，而是更多的考虑了材料的实际质量，在获得业主好感的同时，也可以取得更高的质量奖励。

质量奖励的发放方面，业主单位专门组织监理单位、总承包单位编制完成了质量奖励制度，将奖励分为创优和专项两个方面，成立专门的创优部门，每个月对照制度进行联检考核，并于精品项目、施工过程进行评定。质量奖励也不再局限于工程过程，包括长周期、精品评定、QC小组、新工艺、绿色施工等等方面、均由创优办进行组织完成。为了加强过程的控制，在创优办主导下，积极开展专业小组活动，共设置了土建、锅炉、汽机、电气、热控、输煤、化学、脱硫等8个专业小组，每周对完成的成果进行宣贯。

在创优办组织下，店塔改建项目管理者先后完成神东电力火力发电厂基建管理制度、神东电力店塔公司“找抓促”指导手册、细部工艺示范手册、金属焊接管理规定、火电建筑工程施工工艺手册、神东电力火力发电厂色彩管理规定等等一些列指导手册的编制工作，均可以作为神东电力其他项目的指导手册进行推广。

6、暂列金+ EPC总承包管理项目安全控制特点

安全设计方面，暂列金+EPC总承包管理在业主主导下，更加重视了项目的本质安全。本质安全，就是通过追求企业生产流程中人、物、系统、制度等诸要素的安全可靠和谐统一，使各种危害因素始终处于受控制状态，进而逐步趋近本质型、恒久型安全目标。作为基建项目，设计安全始终是本质安全的核心问题，小到一个螺丝钉的位置布置、大到一台机组的位置布置，本质安全均贯穿于其中，一个螺丝钉的设计位置不可理，可能造成设备无法正常运转，可以造成人员伤害。机组位置布置不合理就更加可怕，在业主主导下，由于在最低性能方面均有了明确的设计要求，并且提供了设计检查要点，针对一些基建电厂经常出现的问题，在合同中加以明确，有效的避免了问题的发生。

基建安全管理方面，选择的总承包单位、分包单位均为国内知名的承包商，按照神东电力体系运作管理方针，对各级参建单位的安全管理人员的数量、素质均加以明确，同时依托施工单位的安全管理体系，实现对项目的安全控制。按照EPC合同规定，由项目的总承包单位召集各参建单位总结、落实安全文明施工，每季度召开安全委员会会议，对近期的安全工作进行梳理。

安全技术管理方面，店塔电厂结合暂列金+EPC管理模式相继完成了神东电力店塔电厂基建项目本安体系指导手册、火电施工习惯性违章分类图集、安全标示统一标准、安全设施标准图册、火力发电工程安全设施移交标准、安全文明施工及临建设施实施标准等等一系列标准管理管理规定。对于施工过程的安全管理，充分利用暂列金模式，每月进行安全评定，对于评分超过80分的单位进行奖励。同时对于基建安全设施的投入方面，更是按照暂列金模式进行考核，完成的设施，由总承包、监理、业主审核后支付相应的安全设施费，若没有完成，则不支付，充分调动了施工单位安全设施投入的积极性。

7、暂列金+ EPC总承包管理项目投资控制特点

暂列金+ EPC总承包管理最大的不利就是对投资的控制，但神东电力在店塔电厂启动前已经充分认识到管理的不足，特别引进了技经监理进行投资的控制。投资控制的实质其实也是对技术的控制，工程的可研阶段、初设阶段，神东电力基建部作为主导单位，特别对设计方案进行了把关。在实施阶段、作为项目的管理单位，店塔电厂更是对方案进行层层把关，本着长周期运行思路，对锅炉尾部受热面磨损进行优化设计、汽轮机主汽控制阀进行优化设计、翻车机室总平面进行优化设计、1号转运站与翻车机合并优化设计（不在一一列出）等等，从技术层面各个方面对投资进行控制。

工程现场方面，暂列金+ EPC后，由于和传统EPC不同，大量的签证工作需要由业主方来确认，而业主方部分人员对此种方式还有待提高，为保证签证的真实性，准确性，业主单位特别印刷了合同浓缩文本，做到人手一本，对关键条款进行宣贯，做到凡事有合同支持，保证签证的合理性。

8、暂列金+ EPC总承包管理在项目管理中的缺点

发电厂监理工作总结篇6

关键词: 火力发电厂；ECS；电气自动化；

中图分类号：S972.7+4文献标识码：A文章编号：

前言：

发电厂厂用电气自动化系统, 简称ECS, 是发电厂自动化领域近年来兴起的一个新的热点。与发电厂分散控制系统(DCS)侧重于热工系统的监控相对应, ECS侧重于发电厂电气系统的监控；与发电厂网络监控系统(NCS)侧重于发电厂接入电网部分的电气监控相对比, ECS 侧重于发电厂内部, 实现厂用电中低压电气系统的保护、测量、计量、控制、分析等综合功能。

ECS 系统将原先各自独立运行的6KV中压系统及380V低压系统中种类和数量众多的继电保护装置、测控装置、自动装置等通过现场总线或以太网联结起来构成系统, 一方面, 实现了与DCS 系统的通信方式的信息交换, 大大减少了DCS 的测点投资和硬接线方式下的电缆投资, 另一方面, 通过网络和后台软件, 实现了电气系统的协调控制、故障分析和运行管理, 提高了整个发电厂的自动控制水平和运行管理水平。

1ECS 的发展历程

发电厂电气自动化系统可以分成以下几个主要部分:

1.1发变组保护: 含发电机保护、变压器(含主变、高厂变、高备变) 保护, 在大中型机组中, 通常以发电机-变压器组保护或发电机-变压器-线路组保护的形式出现。

1.2发电机励磁调节系统(AVR)：含励磁调节装置、功率单元、机端变等。

1.3发电厂升压站网络监控系统(NCS)：含高压线路保护、母线保护、低压线路保护测控装置、后台监控系统、“五防”、RTU等。

1.4 发电厂厂用电气自动化系统(ECS)：含厂用中压6KV 和低压380V 系统的保护测控装置、智能马达保护器、安全自动装置、网络通信及后台监控应用系统。

1.5其他电气设备和系统: 如直流电源、UPS 等的控制系统。

发变组保护装置、励磁调节装置是发电机组最重要的自动化设备之一, 由于其很高的专业性和重要性, 传统上作为独立的子系统设计和运行, 目前普遍采用嵌入式软硬件开发实现, 系统对外留有通信接口；升压站的作用是将发电机发出的电升高电压后输送入电网, 因此网控系统(NCS)的主要作用是实现升压站运行控制的自动化, 与电网中普通变电站的综合自动化系统很相似, 由于近年来变电站综合自动化系统技术发展很快, 网控系统得益于此, 基本与之同步发展。

发电厂厂用电气自动化系统(ECS)是近年来随着网络通信和软件技术的发展而演变而来的一个新的综合自动化系统。众所周知, 发电厂厂用电气二次系统包含众多的控制设备, 这些设备的显著特点是可靠性要求高、功能配置专业化、安装位置分散。长期以来, 厂用电气控制设备一直是独立运行的, 控制难以协调、信息难以共享, 也不存在实际意义上的系统。传统DCS技术应用于厂用电气自动化系统时,存在着以下的障碍:

①在电气自动化系统中, 电气系统的电流电压等早已实现了直接交流采样, 精度高、速度快、数字化；而DCS对电压电流等需要通过变送器转换后接入DCS, 二次接线复杂, 造价高, 抗干扰性能差；

②电气暂态过程快, 继电保护、厂用电快速切换等通常要求处理的时间为毫秒级, 而DCS的反应时间通常为秒级。

③DCS是论“点”收费的, 对一个信息“点”，如温度、压力或电流量, 一方面需要提供一路专用电缆芯, 上万个点就要上万路芯线, 既耗费大量控制电缆, 又浪费大量空间、施工时间；另一方面, 在DCS设备中, 设备卡件也是按“点”收费。而电气自动化系统中, 一根通信电缆可以传送成百上千个“点”。

④由于DCS 对电气测点的限制, 使电气系统的许多应用功能无法实现, 如故障诊断、故障分析、经济性分析、定值管理等。从而无法提升电气系统的运行管理水平。

近年来, 以现场总线、工业以太网为代表的网络通信技术在变电站综合自动化系统的成功应用, 以及DCS系统硬接线方式缺点的逐步暴露, 使得全面提高厂用电气系统自动化水平的呼声越来越高。从2000年以来, 国内国外一些电力自动化设备制造厂家和电力规划、设计和使用和试验部门一起积极探索, 提出了多种ECS方案, 并在许多电厂进行了试验, 积累了宝贵的经验。这些方案的共同特点是: 厂用电气自动化设备通过现场总线联网；电气系统与DCS间采用通信加部分硬接线方式进行联系以减少电缆数量; 建立电气后台系统, 规划并逐步开发各种应用软件。

2ECS系统的构成

从结构上看, ECS系统可分成三层:

第一层: 间隔层。这一层主要为完成各种专业化功能的智能装置, 包括: 厂用电中压6KV10KV 系统系列保护测控装置、厂用电低压400V 系统系列智能控制器及测控装置、厂用电源快速切换装置、低压备用电源自投装置、自动准同期控制装置、小电流接地选线装置、直流接地选线装置等。这些智能装置通常都以嵌入式软硬件技术开发, 有CPU、A D、RAM、EEPROM、现场总线或以太网对外通信接口等。

第二层: 通信管理层。这一层包括通信网络及通信管理装置, 主要完成与上述各种智能装置、DCS系统、电气后台监控系统、发电厂其他智能设备( 如发电机保护、励磁调节装置、马达保护器等)、发电厂其他系统(如厂级监控系统SIS)的通信。通信方式采用工业以太网和现场总线, 如PROF IBU S、CAN等,通信管理装置实现不同现场总线接口标准的互联以及不同通信规约的转换。

第三层: 站控层。这一层主要包括后台监控系统计算机硬件和各种专业应用软件, 硬件有服务器、工作站等, 应用软件包括SCADA (数据采集和监控)、厂用电抄表、录波分析、电动机故障诊断等各种基础应用及高级应用功能软件, 以及后台系统与发电厂其他管理系统(如M IS系统)间的通信接口软件。

3结语及发展展望

通过以上对ECS 系统的发展历程及构成做了具体分析，实践证明通过网络和后台软件, 实现了电气系统的协调控制、故障分析和运行管理, 提高了整个发电厂的自动控制水平和运行管理水平。

ECS顺应技术发展大潮, 充分利用现场总线和网络通信技术, 对发电厂厂用系统实现了全面的技术提升, 对厂用电气系统的发展具有重要的现实意义, 甚至对DCS系统本身的发展也有重要的参考价值。但是, 该系统要达到设计的最终目的, 还必须在以下两方面获得实质性的突破:

①实现对厂用电气全通信控制。由于通信速度和系统可靠性还有一定的距离,目前的ECS 系统还不能满足从DCS通过ECS对电气系统的“通信全控”方式, ECS系统与DCS系统间还保留了一部分硬接线。要实现全控模式, 首先必须解决好热工工艺连锁问题。

②目前大部分电气后台系统的实际应用基本处于初级阶段,只能进行基本的运行监视功能,离实质性地实现控制逻辑、提高电气控制水平及系统运行管理水平的目标还有较大距离。

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发电厂监理工作总结篇7

用电监控系统系统（ECS）是为协调电厂热控与电气自动化的同步发展，提高发电厂厂用电电气控制管理水平而开发的在线系统。传统的实现方式，是把电气控制直接引入DCS，将断路器位置信号等开关量直接接入DCS的数据采集系统，电压电流等模拟量通过变送器转换成4～20mA电流后接入DCS系统，经处理后进入监控中心。这种方式的缺点是：①由于采用了变送器，二次接线复杂，造价高，抗干扰能力差，精度不高。②通过DCS采用专用硬件和软件实现电气逻辑，这些逻辑对速度要求较高时，加重了DCS负担，代价大，并且由于DCS实现电气功能的方式是I/O采集信号后通过主控单元完成算法，实时性较差，不易满足电气要求。③电气控制依赖于DCS，没有提升电气专业的运行水平和管理水平。④投产初期由于DCS投入较晚致使电气控制失去远主控制功能。⑤增加了DCS硬件，没有实现真正的分散控制。

近年来电力工业不断发展，电力自动化技术实用化程度的不断提高，新一代的ECS电气控制系统保留了传统DCS的成熟技术，采用先进的现场总线和开放的通讯接口，ECS的优点是：变千百根电缆为一根，可节约大量电缆；控制功能下放到现场，使控制信号传输的准确性、实时性、快速性和可靠性大为提高；现场总线通信协议标准化省去I／O端子柜和控制柜后，使控制室占地面积大大减少并使系统简化，带来了系统设计、安装、调试和维护费用的降低及工作量的减少；有利于控制室的防火和火电厂的安全运行。在张掖发电厂采用厂用电监控系统（ECS系统）和DCS系统同时并存的方式，构成了更完善的分布式控制系统。

二、张掖电厂厂用电监控系统(ECS)的特点

1、简化高效的分层分布式网络结构。采用流行的三层结构，结构简单清晰，间隔层的微机保护测控装置和通讯层的主控单元，通讯接入装置采用了基于嵌入式工业以太网的通讯技术，可以直接和站控层多台计算机进行以太网通讯，省却了基于现场工业总线通讯技术的间隔层装置和以太网站控层计算机之间必需的介质及规约转换，减少了通信的环节和成本，消除了通讯层的故障瓶颈，提高了通信可靠性；同时可以充分发挥以太网传输速度高（10M/100M）、容量大、成本低、开放性好和网络拓扑结构灵活的特点。2、双机双网的设计。站控层中的多台计算机可以采用双以太网、双数据库服务器及双操作员工作站；间隔层的微机保护测控装置和通信接入装置可以提供相互独立的双以太网口，组成冗余备份的双网。3、合理的内网通讯机制。站控层的多台计算机和通讯管理层的主控单元、间隔层的微机保护装置之间采用基于标准TCP/IP协议、具有很强开放性的通讯规约。

三、工程概述和应用实例

甘肃省“十五”重点工程项目张掖电厂是“2×300MW”的火力发电厂，在2005年12月已经投入运行，厂用电监控系统（ECS）运行稳定、反映良好，整个厂用电监控系统的设计是根据西北电力设计院提供的技术要求结合电厂实际情况及6KV系统、400V系统、DCS系统的组网通讯要求而完成的，主要保护和监控对象有发电机变压器组保护、启备变保护、主厂房电动机、励磁系统、厂用电快切系统、直流系统等的监视和控制管理。张掖电厂的控制层次和对象可分为站控层、通讯管理层和间隔层三级控制系统结构，电厂监控系统的通信网络采用分层分布式网络。站控层通讯网由于信息流量大、开放性要求高，故采用以太网。通讯管理层到间隔层通讯媒介采用光纤和电缆（双绞线），通信规约采用CSPA2004 TCP/IP通信传输规约。间隔层的微机保护测控装置就地安装在开关柜上，现场总线网络采用LONWORKS总线网络，LONWORKS总线网络采用主动上送式规约，变化量上送的模式，实时性好，占用信道带宽少响应速度较快，不受通信规约为CSC2000RTU通信传输规约的限制。甘肃省张掖发电厂，机炉大联锁里的电动机，其跳合闸命令及断路器位置信号可以用硬接线和通信线两种并存方式传送，但以硬接线信号优先，而且跳合闸命令只用硬接线方式。从理论上和实践上得出，目前这种现场总线技术实现的计算机网络监控系统的实时性和可靠性已经很有保障。

四、厂用电监控系统的发展前景和预测

厂用电电气监控系统ECS（Electrical Control System，ECS），保留了传统DCS的成熟技术，采用先进的现场总线和开放标准，将能取代DCS中的电气自动化，用微机保护测控装置取代DCS的电气1/0。从经济分析比较（单台300MW机组ECS与DCS一体化控制）一体化控制系统设计方案的综合技术性能水平高，信息量是常规应用方式的两倍；采用一体化控制系统设计方案机组自动化水平得到整体性提高，且节约投资410万元到700万元（其中：控制系统硬件资源配置节约230万元、控制电缆减少节约402万元），采用一体化控制系统设计方案，工程控制系统（DCS＋ECS）总投资可节省投资15％，一体化控制系统设计方案的技术经济性能高于常规方式，具有极高的性价比。厂用电监控系统作为ECS的一部分已首先在发电厂中推广。它的特点可归纳为：面向对象，功能独立；电气系统操作很少，保护动作快速；功能下放；可靠性要求极高；基于现场总线；分层分布控制。现场总线技术的优势有：①完全替代4一20mA模拟信号，实现传输信号数字化，从而易于现场布线，且降低了电缆安装和保养费用，提高了可靠性；②控制、报警、趋势分析等功能分散在现场仪表和装置中，简化了上层系统；③各厂家产品的交互操作和互换使用，给用户进行系统组织提供了方便；④实现自动化仪表技术从模拟数字技术向全数字技术的转化，自动化系统从封闭式系统向开放式系统的转变。

我国大中小型电厂在厂用电电气控制系统（ECS）在我国的应用还刚刚起步，落后于国外的企业。因此，应积极推进厂用电控制系统（ECS）在电厂中的应用，为实现电厂的全面数字化奠定坚实的基础。

发电厂监理工作总结篇8

站控层采用分布式系统结构，设置工作和备用双冗余数据库服务器、电气维护工程师站、打印机以及负责与其他系统通信的通信网关（RCS-9698G）和GPS对时装置，形成电气系统监控的管理中心。站控层要完成对整个系统数据的采集、处理、存储、监视、传送等功能，并可实现对电气设备的控制功能，设备均支持冗余配置（主备关系），根据需要自由组合。站控层采用双以太网配置，通信速率不小于100Mbit/s，满足系统实时性要求。站控层所有设备之间（包括通信管理机）通过以太网传输信息，站控层与通信管理层之间的通信介质采用光缆或双绞线。1台RCS-9698G远动工作站作为与其他外部系统通信的网关，通过其与各单元机组分散控制系统DCS、厂级监控系统SIS、信息管理系统MIS进行通信和数字交换；远动信息采用直采直送的方式，远动工作站的运行并行于后台监控系统，双方互不影响。2台服务器和电气工程师站均采用FUJITSUTX100主机，采用UNIX操作系统，后台软件应用南瑞继保公司开发的RCS-9700软件，可以实现在安全、稳定、可靠的基础上胜任发电厂电气监控管理系统的各种任务。该系统的主要功能有：实时显示一次设备状态以及实时数据；数据采集和查询；SOE事件记录、遥信变位报警和报警确认操作；保护信号复归、保护定值整定；事故追忆；报表在线计算和打印功能；防误闭锁操作；实时曲线和历史曲线查询；系统自诊断和恢复；监视系统串口报文等。通信管理层也称网络层，采用双100Mbit/s以太网结构。主备冗余结构，保证网络工作的高可靠性。网络层主要由通信管理单元RCS-9786、交换机RCS-9882/9881等组成。采用通信管理单元RCS-9786实现其他厂家保护装置和测控装置的通信规约转换，对上将收集整理间隔层智能设备的信息，并将该信息通过以太网或串口的方式送给ECMS。对下将接收到的指令迅速转发给相应的间隔层智能设备，并将执行结果返回给ECMS，使整个系统处于可控可测的状态。通信管理单元RCS-9786可以同时支持多种类型的通信口，包括以太网网络接口、RS-232/422/485串口、PROFIBUS现场总线接口和CAN总线接口等。提供GPS软报文对时，向所接的测控保护装置输出软对时报文，使系统内所有装置运行在统一的系统时间下。由于6kV保护装置全部采用了南瑞继保公司一家的RCS-962X系列测控保护单元（间隔层详述），该装置全部采用以太网通讯接口，使得组网相对简单，架构双以太网经交换机RCS-9882/9881接至ECMS。也是采用GPS软报文对时，经现场确认对时效果很好。智能终端层也叫间隔层，由分散的电气智能装置（安装在厂用高低压配电柜上的保护测控装置、发变组保护装置、励磁调节器AVR、UPS、厂用电快切、同期装置、直流系统智能控制器等）构成，执行DCS或电气监控的各种指令并向DCS或电气监控发送监控、监测信息。智能终端层采用RS485、PROFIBUS等现场总线或以太网组网，双网冗余配置，将综合保护测控装置中的保护、测量、控制、计量等信息量通过通信口上传到通信管理层。6kV间隔层采用以太网进行通信，装置采用南瑞继保公司的RCS系列保护和测控单元。发变组测控单元采用RCS-9703C和RCS-9704C组合而成，高厂变和启备变单元分别采用RCS-9703C和RCS-9705C进行测控；6kV系统测控装置采用RCS-962X系列保护测控装置，其中进线、馈线采用RCS-9625CN线路保护测控装置，低厂变采用RCS-9624CN厂用变保护测控装置。6kV电动机根据电动机的重要性是否选用差动保护分别采用RCS-9627CN或RCS-9626CN。母线电压监视采用RCS-9628CN测控装置。6kV现场总线采用以太网高速现场总线，由双网构成。RCS-9700系列保护测控单元所具备的一般主要功能有开关量变位遥信、模拟量输入、断路器遥控分合、脉冲电度、遥控事件记录及顺序事件记录（SOE）、逻辑闭锁等，都可与后台进行实时通讯。400V间隔层采用苏州万龙电气集团公司生产的ST400PC-PT和ST500测控装置，400V进线和馈线采用ST400PC测控装置；电压互感器采用ST400PT测控装置监视；电动机采用ST500智能控制器监控。能实现远方就地分、合闸操作和电机启停。通过PROFIBUS总线经通信管理单元RCS-9786协议转换后接至ECMS站控层，与南瑞后台RCS-9700监控软件进行实时通讯。

遇到的问题

6kV测控装置和发变组、厂变测控单元由于采用的是南瑞继保公司自己开发的RCS-962X和RCS-970XC系列测控装置产品，在与其后台RCS-9700监控软件配合的过程中比较完善。可能南瑞继保公司自己开发的产品通信与通信管理机和后台在出厂已充分调试好。但在与其他厂家特别是苏州万龙电气集团公司生产的ST400PC-PT和ST500测控装置配合时，在经过通信管理单元RCS-9786协议转换后从一开始组网时便遇到各种各样的困扰。主要表现在：ST500的变量重组、现场总线采用的PROFIBUS总线接口与通信管理单元RCS-9786之间的接口硬件不通、DP插头接线不牢固易松动、RCS-9786下装的组态不完善，其后在现场的不断试验过程中才逐一得以解决。厂用电快切、UPS和奥特讯直流充电装置等其他厂家采用的MODBUS串口通讯协议也与通信管理单元RCS-9786的配合不太完美，能联网但在变量传递上出现不少问题。但最后通过与双方厂家沟通在现场基本解决了问题。

结语

在发电厂的运行管理中越来越发挥着重要作用，已日益成为电厂电气运行报表、事故分析、曲线查询、数据传送等不可或缺的一部分。尽管在皖能马鞍山发电厂电气监控管理系统（ECMS）与电厂分散控制系统DCS还没有完全实现全通信，也还没有将厂用电的纯电气功能从DCS系统中独立出来，但随着现场总线技术的深入发展、各测控设备厂家开发相关产品的日益成熟和ECMS监控硬件和软件的研发，相信实现ECMS联网全监控以及和DCS实现数据全通信，已成为整个电力行业发展的大势所趋。