【摘 要】我国电力工业的发展异常迅猛，发电厂的装机容量越来越大，原来的零星小网已逐渐连成跨地区、跨省的大电力系统。随着越来越大的电力系统和电力工业的迅猛发展，发电厂的电气自动化水平也越来越高，发电厂的监控系统向更高层次更高水平发展已经非常必要，用常规的控制和管理手段已无法适应了。目前，水电厂电气控制系统（ECS）发展依然存在着一定的误区。本文根据其存在的一些问题，讨论了新一代ECS的内容、功能和实现模式。深入浅出的对ECS与集散控制系统（DCS）的连接通信问题做了叙述，也简要的提出了ECS的发展趋势和发展前景。

【关键词】发电厂；监控系统；电气自动化；DCS

引言

在我国的大多数发电厂中，以热工自动化为核心的集散型控制系统DCS得到了大规模的使用，且大多数采取例如ABB、三菱、西屋等公司的进口设备。其包含了数据采集、模拟量控制、顺序控制、神经网络控制等系统，使热工自动化的水平达到了一个新的高度。但是，DCS主要侧重于汽轮机和锅炉的控制，对电气尤其是发电系统中的电气数据考虑较少，控制较为简单，不利于工作人员快捷、便利的操作和故障分析。目前，还有很大一部分发电厂的电气数据控制仍然依靠仪表，采用继电器、开关器件以及简单的逻辑器件来实现。虽然电气继电保护等均已实现微机化，但其自动化水平却一直不高，表现在：系统的主要保护装置和安全自动装置能够基本独立运行，与热工自动化系统通过硬接方式进行有限的输入输出信号交换，电气系统的数据测量、保护动作、事故记忆等电气系统运行参数在DCS测控系统中无法完整精确的反映。

近几年来，各电厂及设计部门对提高电气的自动化水平表现出极大的兴趣，对各种电气系统联网及纳入DCS的方案进行了探讨，随着网络技术的不断发展和网络可靠性的不断提高，人们对网络技术的认识不断加深，同时，电气的控制、保护等设备在不断的发展，必将实现发电厂电气部分的综合自动化，并最终归入到电厂的DCS系统中，实现全厂信息资源的共享，使得整个电力系统的自动化水平跃上一个新台阶。

1.水电厂电气系统的特点

发电厂电气监控系统ECS与热工自动化系统DCS有很多不同之处，主要表现在：

第一，相比于热工设备，电气设备控制对象较少，操作的频率也低，很多系统在正常运行时，很长时间才会操作一次。而电气设备却要求准确性非常高，特别是变压器以及厂用电源，一定不能出现制动延迟等现象，一旦出现问题后果将非常严重。

第二，电气设备的自动保护装置，其要求的动作速度非常快，可靠性也要求非常高。如：电压自动调整装置（AVR）快速励磁要求时间极短；厂用电快切装置切换时间小于60-80ms；发电机变压器保护动作要求在40ms以内等等，这些对电气监控系统提出了很高的要求。

第三，电气设备的联锁逻辑较简单，但电气设备的操作结构却非常复杂。由以上特点可得出：构建ECS与DCS连接，系统的构造和联网方式要使系统具有高度可靠性。其除了具有正常的监控电气系统运行状态的功能外，还应能够实时准确的反映出系统异常运行和故障运行时的数据和状态，并提出解决故障的方法和步骤。

2.电气监控系统设计要解决的问题

系统接入问题。DCS与电气系统的接入采用“硬接入”方式。其缺点是投资大，连接按“点”收费，每增加一个量，都要增加一路电缆与DCS的通路，造成了接入数目越多，投资越大，无法大规模的使用。

数据通信问题。发电厂电气系统的控制装置很多，需要传输的数据信息也很多，而这些数据中大部分与DCS是无关的，若不对数据进行区分处理，会造成网络的堵塞，影响DCS系统运行的准确性和稳定性。

与DCS接口问题。ECS与DCS的通信接口需要根据具体的系统状况决定实施方案，这就存在DCS厂家与各发电厂家的接口融合问题。

设备通信连锁问题。由于电气设备本身操作复杂，尽管联锁的逻辑很简单，但以往基于RS-232/485数据通信并不稳定，容易出现通信中断，会造成联锁失去功能。因此，联锁通信方式都采用了硬连接方式。

动作权限问题。电厂电气设备一般是纳入DCS系统集中进行控制的，ECS系统作为DCS系统的备用操作手段，通常保留了遥控的功能。为了保证在同一个时间内只有一种方式有效，设计中采用闭锁措施，第一种方法是在间隔层控制单元上设置两位置“就地/远方”转换开关，将ECS与DCS置于同一位置，其操作权限在后台设置中被屏蔽。第二种方法是在间隔层设置多位置转换开关，设置就地开关柜，将ECS、DCS置于不同操作位置。此方法不方便运行，实际运用较少。

3.电气监控系统的结构

一个整套的发电厂电气监控系统是为了提高发电厂电气系统的自动化及运行管理水平，应用计算机、测量保护与控制、现场总线技术及通信技术、实现发电厂电气系统的运行、保护、控制、故障信息管理及故障诊断、电气性能优化等功能的综合自动化在线监控管理系统。新型电气监控系统采用分布式机构，分层分布式结构分为保护测控单元层、通信管理层、系统监控层。监控系统示意图如图1。

1-测控保护装置6KV段；2-电动机测控装置；3-测控保护装置；6KV备用段；4-励磁开关柜；5-变压器保护屏；6-厂用电快切屏；7-发变机组保护屏；8-变压器备用保护屏

（1）保护测控单元层。其由数量众多的自动监控和保护装置构成，该装置具有监控、测量、保护、信号检测、数据交换等功能。监控层一般由10KV段内的测量保护自动装置构成，由于该保护装置数量比较多且很分散，为了保证系统的可靠性和即时性，应采用现场总线技术连接。测控层有如下保护装置：变压器保护、自动同步装置、发电机保护、UPS系统的监控、直流系统的监控等。

（2）通讯管理层。由于各自动监控保护系统之间的通信样式与接口的多样性，各装置无法实现信息的直接交换，因此，需要在装置之间加入信息数据转换器，以实现不同装置之间以及DCS和装置、主电气站之间的信息传递。该转换装置会完成对信息的接收、传输、样式的转换，他将控制监控层的指令或电气站的寻找及修改命令发送给下层各相关装置，同时也将各装置的信息传送到监控层和电气主站系统。通信管理层由通讯系统处理机组成，处理机硬件采用模块化设计，其能支持多种硬件接口，如以太网口、RS232/485等，软件采用嵌入式操作系统。

（3）系统监控层。监控层包括运行服务器、数据服务器和运行监视站。现场层是发电厂电气设备监视、测量、控制、管理的中心，是整个ECS的核心。

发电厂建设初期，厂用电系统一般先于DCS投运，此时可以依靠ECS对全厂进行电气控制，当DCS发生故障时，用ECS进行紧急处理。

4.ECS和DCS的连接

根据发电厂的实际工作习惯，DCS仍然是监控的首要选择。ECS与DCS的连接，从DCS的角度来看，可以看作是扩展了DCS的功能与监控性能。包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）。对于采用全开放式的系统而言，ECS和DCS在保护层、通信层、现场监控层实行全方位数据交换。ECS和DCS的连接方式有很多种，大多数电厂采用以下两种方式连接：

（1）ECS的通信处理采用以太网/RS-485/232与DCS的DPU通信，根据预计的设置，把DCS的实时数据迅速的转发到DPU，同时接受DPU下发的各种控制命令，并转送到具体的测控保护装置。本方案的特色之处在于ECS与DCS相互独立，简单易控，是目前主流的方案。

（2）ECS通过以太桥接入DCS以太网。交换一些实时性要求不高的信息，例如事件、分析结果、优化方案等，这些数据往往与DCS的工作流程无关。

5.发电厂电气监控系统的主要功能

测量与控制。ECS取消了各种测量仪表，转而由测控装置完成有关模拟量、开关量的采集，在ECS主站上统一监控管理。6KV厂用电测控保护装置自带操作回路，具备跳闸、合闸保持功能。

故障分析。保护装置具有动作警告以及事故的记录功能。在ECS主站里面提取记录数据以及其他各类数据，对故障进行详细的分析，找出事故的原因，进而提出解决方案。监控自动化。电站管理以及自动化系统可以显示出各节点的电流、电压数据等，还可以显示出电压与电流等波形，自动产生数据报表，实现电站监控及办公的一体化。系统接口。ECS具有与SIS、电力市场决策系统等的接口，为其他系统提供发电厂电气系统的各类数据，以实现发电厂的远程测控。

6.发电厂电气监控系统的发展前景

目前流行的ECS保留了过去DCS的全部优点，并在其基础上进行了全面的深化，使发电厂监控系统迈向了一个新的水平。未来的电气监控系统将向着全面提升电气自动化和热工自动化水平的方向迈进，方便运行，容易操控，ECS功能全面化是未来监控系统的发展方向，ECS除应将现有的厂用电监控向更深层次发展之外，还应将发电机的数据监控、主从变压器、SF6断路器等主要设备的在线监测诊断也纳入ECS这一平台。另外，基于现场总线控制系统，全面使用分层控制，提高电气监控系统的可靠性，也是其发展方向。