火力发电厂的自动化包括热工自动化和电气自动化两大部分，热工自动化由于在新建机组和老机组改造中广泛采用了分散控制系统DCS（Distributed Control System）实现对机、炉的监控，其控制水平有了很大的提高。虽然电气系统中的继电保护、励磁调节、自动同期等装置已逐步实现了微机化，但其自动化的整体水平一直未能得到提高。
近一段时间，各发电厂及设计部门对各种电气系统联网及纳入DCS的方案进行了探讨。普遍的观点认为，电气系统纳入DCS是必然趋势。
本文根据发电厂电气自动化的特点和要求，探讨了应用数字化技术将电气接入DCS，实现发电厂电气监控的可行性，并给出了相应的软、硬件结构方案。
二、发电厂电气监控管理的提出
目前，许多发电厂都具有DCS系统，但发电厂的DCS侧重于机炉，对电气系统考虑较少，形成了较为普遍的机炉与电气之间控制及自动化水平相互不协调的现象，主要表现在以下3个方面:
a. 电气系统申，主要的保护、安全自动装置基本独立运行，与DCS系统间通过硬接点（开关量）方式进行有限的控制和信号交换;
b. 作为单元机组一部分的发变组和厂用电系统的控制，基本上采用常规控制手段;
c. 电气运行管理水平落后，电气运行维护人员关心的电气系统设备的测量、保护动作、整定、事故追忆等信息不完整，不能充分发挥电气系统微机化装置的数字化信息的作用。
虽然电气系统重要的运行参数和状态已进入DCS，实现了基于CRT的画面显示、越限报警、记录等功能，但是大部分的运行参数和状态仍采用安装在盘台上的模拟或数字仪表和信号灯显示。电气系统运行过程的信息反映不完整，更不可能在整个机组的控制中达到信息共享。电气系统的运行操作只能按功能和专项区分，通过单独设置专用的电气操作开关和按钮来完成。显然，电气系统的运行监控水平和基于DCS的热力系统监控水平形成巨大反差，这也制约了进一步提高整个机组（机、炉、电）的综合自动化水平及实现厂级运行的现代化管理。
随着发电厂规模的扩大，电气系统变得越来越复杂，必然要求电气系统有独立的人机界面以方便运行维护人员的监视和控制，同时电气系统信息都是交流采样信息，绝大多数为数字量处理，并且有一定数量的事故追忆和SOE信息，这些都是DCS系统所不能满足的。由于主系统的故障将引起电压、频率的变化，造成运行方式的突变，因此对电气设备保护自动装置要求可靠性高、动作速度快，动作时间只能限定在几毫秒到几十毫秒，而DCS适用于秒级别的热力系统，在响应速度方面也不能很好地满足电气系统控制的要求。所以，尽管电气系统接入DCS系统已毋庸置疑，但仍然存在着需要深入探讨的地方。
a. 系统接入问题:目前电气系统接入DCS系统一般采用所谓的"硬连接"方式。硬连接方式的主要缺点是投资过大，DCS系统按"点"收费，每增加一个量，都要额外增加一路电缆与DCS系统直接相连，造成DCS系统的投资随着接入量的数量而增加。
b. 通信数据问题:发电厂电气部分的保护测控等自动装置很多，其需要传输的四遥（遥测、遥信、遥脉、遥控）通信信息必然也很多，这些数据中大部分是DCS所不关心的，如果不加区分地将所有数据都提交给DCS处理，必然造成网络繁忙，影响DCS系统的稳定性，因此厂家对接入如此多的通信数据存在疑问。
c. 通信接口问题:DCS与电气部分的通信接口并没有统一的规范，需要根据具体工程决定实施方案，这就存在DCS厂家与电气系统厂家的配合问题，系统连接困难。
d. 电气联锁问题:发电厂中存在很多联锁回路，尽管联锁的逻辑比较简单，但是电气设备本身操作复杂，过去基于RS-485/RS-232的通信并不稳定，容易出现通信中断，从而造成联锁失效，因此在联锁的通信方式上都采用硬接线方式。
e. 功能问题:电气系统联网后，如果只在DCS系统中有监视、测量、动作等简单功能，并不能在深层次上提高电气系统的运行维护管理水平，也无法体现出电气系统接入DCS实现联网自动化的优越性。
从以上分析可以看出，解决上述问题，从而改进以往的电气系统接入DCS的方式是完全必要的。从目前的技术发展看，在接入DCS的方式上，以数字通信取代"硬连接"，增强现有电气系统的功能，研制发电厂电气监控管理系统是发展方向。
三、发电厂电气监控管理的可行性
近年来，微机自动化技术已经在电力系统的高、中、低压各级变电站中得到了广泛的应用，国产设备和技术已日益成熟，并为广大用户所接受。目前，微机自动化系统普遍采用分散分布式技术，保护和测控装置就地安装于开关柜，通过现场总线连接起来，经通信管理机接至后台机。这种模式与集中式模式相比，具有结构简单灵活、可靠性高、安装维护方便、节省电缆等优点，将这种模式应用于发电厂电气系统是完全可行且必要的。
现场总线技术被广泛应用于生产现场的微机化测量控制设备之间，以实现双向串行多节点数字通信，也被称为开放式、数字化、多点通信的底层控制网络。随着在通信速率、通信距离及抗干扰能力等方面不断提高，利用现场总线构成的现场总线控制系统（FCS）成为继集中式数字控制系统、集散控制 系统DCS后的新一代控制系统。
电气控制装置微机化水平的提高和现场总线技术的成熟为电气系统监控数字化提供了有力的技术支持和保障。
四、发电厂电气监控管理的实现体系
发电厂电气监控管理系统通过现场总线或工业以太网，将电气侧众多的保护和自动装置有机地结合起来，经通信管理装置接至DCS系统和电气工作站，基本的控制仍由DCS系统完成，电气工作站除实现电气监视、维护等功能外，还可以充分利用电气系统联网后信息全面的优势，加强电气信息的应用，完成较为复杂的电气运行管理工作。
发电厂电气监控管理包含2个层面，一是电气系统的组网，二是组网后的功能扩展，即接入后电气系统数据的挖掘。为了更好地解决上述2个层面的问题，保障发电厂电气监控管理系统的实施，并考虑到系统的设计和可扩展性，可以采用硬件分层设计的思想，把整个硬件系统划分为3个层次。
4.1 保护测控层
发电厂的保护和自动装置多且分散，这些装置须具备测量、控制、保护、信号、通信等基本功能，并完成各自的特殊功能。在利用现场总线技术予以连接时，考虑到不同厂家生产的保护和自动装置支持的现场总线标准可能不同，而现场总线的标准近期内又很难统一，因此可以采用相关分类的方案，即将电气系统的所有装置分成几大子系统，如6kV子系统、400V子系统、发变组保护子系统、AVR子系统等，并要求同一子系统的装置支持同一种总线标准。如，6kV系统的电源分支、电动机、变压器保护及厂用电快切、同期、低压备自投等，支持同一种标准;400V系统的保护或智能脱扣器应有统一的标准;发电机、变压器保护和AVR可有相同或不同的标准。与DCS系统和电气工作站相联时，可以将这几大子系统分别接至DCS系统和电气工作站，也可以将子系统先经专门的通信管理装置相联后再统一接至DCS系统和电气工作站。
4.2 通信管理层
由于各保护测控装置间通信协议的多样性，保护测控装置之间无法全部实现信息相互传输;同时，主站与保护测控装置之间的通信也存在同样问题。考虑到这些因素，可以通过加入前置机（通信管理单元）完成通信控制和规约的转换功能，由此实现不同种类装置之间的数据连接。为了能够支持如此众多的保护测控层设备，通信管理装置（单元）必须适应以下要求:
a. 在硬件上必须采用模块化设计以支持多种通信接口，包括以太网、串行通信口、可扩充的其他现场总线接口等;
b. 在软件上必须具备规约库以支持MODBUS，PROFIBUS及标准网络协议（TCP/IP）等，从而具有良好的软硬件扩展性;
c. 在功能上必须具备通信接收、发送、规约转换等功能，将DCS对测控保护层的控制命令或电气主站系统的查询及修改定值等命令，向下发至各有关装置，同时将各装置上传信息送至DCS系统或电气主站系统。
4.3 电气主站层
电气主站层包括数据库服务器、Web服务器、运行工作站、维护工作站、监视工作站等。发电厂电气监控管理系统的硬件架构如图1所示。
由图1可以看出，整个硬件系统明显地分成3个层次:最低层的保护测控层设备通过现场总线连接到通信管理层的前置机;前置机对这些设备的通信信息进行解释处理，再通过前置机的以太网通信结构上传到电气主站层的数据库服务器/工作站; DCS系统与发电厂电气监控管理系统之间的连接也通过以太网进行。
根据发电厂电气监控管理的要求，在上述硬件体系结构的基础上利用组件技术可将软件体系结构分为5个部分。
a. 实时运行子系统:实时运行是整个电气监控管理的基础和核心，实时运行子系统主要负责各单元间的通信、监测、整定、维护和实时数据处理等功能。
b. 数据库组态子系统:数据库组态是一个对电气系统进行描述的过程，为实时运行系统提供必要的运行参数设置，包括以太网节点配置、用户管理配置、厂站配置、电气主设备配置、一次及二次设备配置及四遥（遥测、遥信、遥脉、遥控）配置、虚拟量配置、告警设定、库存设定，以及人机交互画面的建立修改等功能。通过数据库组态子系统可以完整地将整个电气系统以数字方式描述出来，并保存到实时数据库中[6，7]。
c. 人机界面子系统:人机界面子系统可分为离线部分和在线部分。离线部分主要提供对画面进行绘制和组态配置的功能，通过它定义需要显示的界面，并对界面中需要显示的信息进行配置，并提供用于显示系统的报警信息、曲线、棒图等，以及历史数据库有关的查询和显示功能。在线部分根据实时运行子系统发送过来的数据信息显示相应的运行信息，实现系统与运行监视人员的实时交互功能。
d. 报表管理子系统:实现报表的自定义、数据统计、打印及存档功能。报表应该包括日报、月报、潮流报表、电量报表、设备管理报表、运行日值报表、运行情况报表及电压合格率报表等。
e. 高级应用子系统:主要指在实现了电气系统联网，并建立电气监控系统以后，可以在主站使用的一系列的高级应用功能，如自动抄表、设备管理等功能。
五、电气监控管理的主站应用
电气主站系统功能如果仅限于基本的设备状态监视测量、动作情况、整定值修改等，则无法体现出足够的应用价值。因此，电气主站应该利用先进的数据挖掘技术对电气实时数据仓库和历史数据仓库的数据进行分析，提供一系列的高级应用功能，全面提高发电厂电气运行、管理自动化水平。下面简要介绍具体应用。
a. SCADA:具有采集和监视测量、状态、投退等功能（暂不包括控制），配以电气接线和简单地理信息画面，即是一个厂用电气的SCADA系统。
b. 自动抄表系统:目前，厂用电的抄表基本上由人工完成，有些发电厂购买专门的抄表系统，针对厂用电系统建立专用网络，购买专用设备，将原有机械式或电子脉冲式计量信号传送至主站系统进行统计、报表等。而在电气监控系统中，利用测控装置本身的计量功能或转接电度表获得的测量信号，经现场总线网络传送，在主站进行统计和报表生成，可实现专用的厂用电抄表系统的所有功能。同时，有了各点的实时潮流信息，对分析发电厂的能耗推进电厂的经济运行具有重要的意义。
c. 设备管理:包括保护和自动装置的台帐、档案、维修记录等，实现设备管理的无纸化。更为重要 的是，电气主站系统可以实现在线设备管理，如统计设备动作情况，运行情况等。这部分信息可以传送至 MIS系统，补充MIS系统的数据。
d. 定值管理:定值的远方设置、修改、及在线自动校核等。未来还可以扩展为可视化发电厂继电保护整定计算与定值管理系统。
e. 故障信息管理:动作告警、SOE、事故追忆、事故重演、录波分析等，对分析事故原因进而实现事故防范有重要意义。
f. 设备在线诊断:对设备关键参数的监测、计算、分析，掌握设备的健康状况，及时提供维护信息和消缺指令。
g. 小电流接地选线:联网后此项功能将大大优于目前的小电流接地选线装置的功能。因现在每路有一个CPU，各CPU间可并行采集计算，且同步时标问题在以太网平台上可以得到很好地解决，而原小电流接地选线装置只有一个CPU。另外，现由主站的PC机进行综合计算判断，而原装置由单片机作综合运算。
h. SIS系统和MIS系统的数据接入:SIS和MIS系统要实现机组优化控制和优化管理，必须经现场总线网和主站系统（兼网关）取得厂用电气系统的实时数据。
i. 发电机稳定运行状态监视:实时显示可视化发电机运行状态图，为发电机稳定运行提供指导。
j. Web功能:利用Intranet技术方便用户远程登录，信息查询、远程维护等。
以上应用只有在建立电气监控系统后才能实现，且最适合在此主站系统中实现，因此不存在这些应用与其他系统重复、可被其他系统代替的问题。
六、结束语
近年来，我国大容量机组的发电厂热工系统发展迅速，而电气系统的整体控制水平则进展较慢，造成整个机组监控的不协调，且在监控、管理技术上与国外水平有较大差距。现场总线技术的发展和发电厂电气设备微机化程度的提高，为以数字通信方式实现发电厂电气接入DCS，建立电气监控管理系统提供了技术上的保证。发电厂电气监控管理系统是进一步提高电厂自动化水平，特别是电气运行管理水平的必然趋势，采用电气监控管理系统新建或改造发电厂DCS系统将节省可观的投资。
