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（R）.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.