一、引言 火力發電廠的自動化包括熱工自動化和電氣自動化兩大部分，熱工自動化由于在新建機組和老機組改造中廣泛采用了分散控制系統DCS（Distributed Control System）實現對機、爐的監控，其控制水平有了很大的提高。雖然電氣系統中的繼電保護、勵磁調節、自動同期等裝置已逐步實現了微機化，但其自動化的整體水平一直未能得到提高。 近一段時間，各發電廠及設計部門對各種電氣系統聯網及納入DCS的方案進行了探討。普遍的觀點認為，電氣系統納入DCS是必然趨勢。 本文根據發電廠電氣自動化的特點和要求，探討了應用數字化技術將電氣接入DCS，實現發電廠電氣監控的可行性，并給出了相應的軟、硬件結構方案。 二、發電廠電氣監控管理的提出 目前，許多發電廠都具有DCS系統，但發電廠的DCS側重于機爐，對電氣系統考慮較少，形成了較為普遍的機爐與電氣之間控制及自動化水平相互不協調的現象，主要表現在以下3個方面: a. 電氣系統申，主要的保護、安全自動裝置基本獨立運行，與DCS系統間通過硬接點（開關量）方式進行有限的控制和信號交換; b. 作為單元機組一部分的發變組和廠用電系統的控制，基本上采用常規控制手段; c. 電氣運行管理水平落后，電氣運行維護人員關心的電氣系統設備的測量、保護動作、整定、事故追憶等信息不完整，不能充分發揮電氣系統微機化裝置的數字化信息的作用。 雖然電氣系統重要的運行參數和狀態已進入DCS，實現了基于CRT的畫面顯示、越限報警、記錄等功能，但是大部分的運行參數和狀態仍采用安裝在盤臺上的模擬或數字儀表和信號燈顯示。電氣系統運行過程的信息反映不完整，更不可能在整個機組的控制中達到信息共享。電氣系統的運行操作只能按功能和專項區分，通過單獨設置專用的電氣操作開關和按鈕來完成。顯然，電氣系統的運行監控水平和基于DCS的熱力系統監控水平形成巨大反差，這也制約了進一步提高整個機組（機、爐、電）的綜合自動化水平及實現廠級運行的現代化管理。 隨著發電廠規模的擴大，電氣系統變得越來越復雜，必然要求電氣系統有獨立的人機界面以方便運行維護人員的監視和控制，同時電氣系統信息都是交流采樣信息，絕大多數為數字量處理，并且有一定數量的事故追憶和SOE信息，這些都是DCS系統所不能滿足的。由于主系統的故障將引起電壓、頻率的變化，造成運行方式的突變，因此對電氣設備保護自動裝置要求可靠性高、動作速度快，動作時間只能限定在幾毫秒到幾十毫秒，而DCS適用于秒級別的熱力系統，在響應速度方面也不能很好地滿足電氣系統控制的要求。所以，盡管電氣系統接入DCS系統已毋庸置疑，但仍然存在著需要深入探討的地方。 a. 系統接入問題:目前電氣系統接入DCS系統一般采用所謂的"硬連接"方式。硬連接方式的主要缺點是投資過大，DCS系統按"點"收費，每增加一個量，都要額外增加一路電纜與DCS系統直接相連，造成DCS系統的投資隨著接入量的數量而增加。 b. 通信數據問題:發電廠電氣部分的保護測控等自動裝置很多，其需要傳輸的四遙（遙測、遙信、遙脈、遙控）通信信息必然也很多，這些數據中大部分是DCS所不關心的，如果不加區分地將所有數據都提交給DCS處理，必然造成網絡繁忙，影響DCS系統的穩定性，因此廠家對接入如此多的通信數據存在疑問。 c. 通信接口問題:DCS與電氣部分的通信接口并沒有統一的規范，需要根據具體工程決定實施方案，這就存在DCS廠家與電氣系統廠家的配合問題，系統連接困難。 d. 電氣聯鎖問題:發電廠中存在很多聯鎖回路，盡管聯鎖的邏輯比較簡單，但是電氣設備本身操作復雜，過去基于RS-485/RS-232的通信并不穩定，容易出現通信中斷，從而造成聯鎖失效，因此在聯鎖的通信方式上都采用硬接線方式。 e. 功能問題:電氣系統聯網后，如果只在DCS系統中有監視、測量、動作等簡單功能，并不能在深層次上提高電氣系統的運行維護管理水平，也無法體現出電氣系統接入DCS實現聯網自動化的優越性。 從以上分析可以看出，解決上述問題，從而改進以往的電氣系統接入DCS的方式是完全必要的。從目前的技術發展看，在接入DCS的方式上，以數字通信取代"硬連接"，增強現有電氣系統的功能，研制發電廠電氣監控管理系統是發展方向。 三、發電廠電氣監控管理的可行性 近年來，微機自動化技術已經在電力系統的高、中、低壓各級變電站中得到了廣泛的應用，國產設備和技術已日益成熟，并為廣大用戶所接受。目前，微機自動化系統普遍采用分散分布式技術，保護和測控裝置就地安裝于開關柜，通過現場總線連接起來，經通信管理機接至后臺機。這種模式與集中式模式相比，具有結構簡單靈活、可靠性高、安裝維護方便、節省電纜等優點，將這種模式應用于發電廠電氣系統是完全可行且必要的。 現場總線技術被廣泛應用于生產現場的微機化測量控制設備之間，以實現雙向串行多節點數字通信，也被稱為開放式、數字化、多點通信的底層控制網絡。隨著在通信速率、通信距離及抗干擾能力等方面不斷提高，利用現場總線構成的現場總線控制系統（FCS）成為繼集中式數字控制系統、集散控制 系統DCS后的新一代控制系統。 電氣控制裝置微機化水平的提高和現場總線技術的成熟為電氣系統監控數字化提供了有力的技術支持和保障。 四、發電廠電氣監控管理的實現體系 發電廠電氣監控管理系統通過現場總線或工業以太網，將電氣側眾多的保護和自動裝置有機地結合起來，經通信管理裝置接至DCS系統和電氣工作站，基本的控制仍由DCS系統完成，電氣工作站除實現電氣監視、維護等功能外，還可以充分利用電氣系統聯網后信息全面的優勢，加強電氣信息的應用，完成較為復雜的電氣運行管理工作。 發電廠電氣監控管理包含2個層面，一是電氣系統的組網，二是組網后的功能擴展，即接入后電氣系統數據的挖掘。為了更好地解決上述2個層面的問題，保障發電廠電氣監控管理系統的實施，并考慮到系統的設計和可擴展性，可以采用硬件分層設計的思想，把整個硬件系統劃分為3個層次。 4.1 保護測控層 發電廠的保護和自動裝置多且分散，這些裝置須具備測量、控制、保護、信號、通信等基本功能，并完成各自的特殊功能。在利用現場總線技術予以連接時，考慮到不同廠家生產的保護和自動裝置支持的現場總線標準可能不同，而現場總線的標準近期內又很難統一，因此可以采用相關分類的方案，即將電氣系統的所有裝置分成幾大子系統，如6kV子系統、400V子系統、發變組保護子系統、AVR子系統等，并要求同一子系統的裝置支持同一種總線標準。如，6kV系統的電源分支、電動機、變壓器保護及廠用電快切、同期、低壓備自投等，支持同一種標準;400V系統的保護或智能脫扣器應有統一的標準;發電機、變壓器保護和AVR可有相同或不同的標準。與DCS系統和電氣工作站相聯時，可以將這幾大子系統分別接至DCS系統和電氣工作站，也可以將子系統先經專門的通信管理裝置相聯后再統一接至DCS系統和電氣工作站。 4.2 通信管理層 由于各保護測控裝置間通信協議的多樣性，保護測控裝置之間無法全部實現信息相互傳輸;同時，主站與保護測控裝置之間的通信也存在同樣問題。考慮到這些因素，可以通過加入前置機（通信管理單元）完成通信控制和規約的轉換功能，由此實現不同種類裝置之間的數據連接。為了能夠支持如此眾多的保護測控層設備，通信管理裝置（單元）必須適應以下要求: a. 在硬件上必須采用模塊化設計以支持多種通信接口，包括以太網、串行通信口、可擴充的其他現場總線接口等; b. 在軟件上必須具備規約庫以支持MODBUS，PROFIBUS及標準網絡協議（TCP/IP）等，從而具有良好的軟硬件擴展性; c. 在功能上必須具備通信接收、發送、規約轉換等功能，將DCS對測控保護層的控制命令或電氣主站系統的查詢及修改定值等命令，向下發至各有關裝置，同時將各裝置上傳信息送至DCS系統或電氣主站系統。 4.3 電氣主站層 電氣主站層包括數據庫服務器、Web服務器、運行工作站、維護工作站、監視工作站等。發電廠電氣監控管理系統的硬件架構如圖1所示。 由圖1可以看出，整個硬件系統明顯地分成3個層次:最低層的保護測控層設備通過現場總線連接到通信管理層的前置機;前置機對這些設備的通信信息進行解釋處理，再通過前置機的以太網通信結構上傳到電氣主站層的數據庫服務器/工作站; DCS系統與發電廠電氣監控管理系統之間的連接也通過以太網進行。 根據發電廠電氣監控管理的要求，在上述硬件體系結構的基礎上利用組件技術可將軟件體系結構分為5個部分。 a. 實時運行子系統:實時運行是整個電氣監控管理的基礎和核心，實時運行子系統主要負責各單元間的通信、監測、整定、維護和實時數據處理等功能。 b. 數據庫組態子系統:數據庫組態是一個對電氣系統進行描述的過程，為實時運行系統提供必要的運行參數設置，包括以太網節點配置、用戶管理配置、廠站配置、電氣主設備配置、一次及二次設備配置及四遙（遙測、遙信、遙脈、遙控）配置、虛擬量配置、告警設定、庫存設定，以及人機交互畫面的建立修改等功能。通過數據庫組態子系統可以完整地將整個電氣系統以數字方式描述出來，并保存到實時數據庫中[6，7]。 c. 人機界面子系統:人機界面子系統可分為離線部分和在線部分。離線部分主要提供對畫面進行繪制和組態配置的功能，通過它定義需要顯示的界面，并對界面中需要顯示的信息進行配置，并提供用于顯示系統的報警信息、曲線、棒圖等，以及歷史數據庫有關的查詢和顯示功能。在線部分根據實時運行子系統發送過來的數據信息顯示相應的運行信息，實現系統與運行監視人員的實時交互功能。 d. 報表管理子系統:實現報表的自定義、數據統計、打印及存檔功能。報表應該包括日報、月報、潮流報表、電量報表、設備管理報表、運行日值報表、運行情況報表及電壓合格率報表等。 e. 高級應用子系統:主要指在實現了電氣系統聯網，并建立電氣監控系統以后，可以在主站使用的一系列的高級應用功能，如自動抄表、設備管理等功能。 五、電氣監控管理的主站應用 電氣主站系統功能如果僅限于基本的設備狀態監視測量、動作情況、整定值修改等，則無法體現出足夠的應用價值。因此，電氣主站應該利用先進的數據挖掘技術對電氣實時數據倉庫和歷史數據倉庫的數據進行分析，提供一系列的高級應用功能，全面提高發電廠電氣運行、管理自動化水平。下面簡要介紹具體應用。 a. SCADA:具有采集和監視測量、狀態、投退等功能（暫不包括控制），配以電氣接線和簡單地理信息畫面，即是一個廠用電氣的SCADA系統。 b. 自動抄表系統:目前，廠用電的抄表基本上由人工完成，有些發電廠購買專門的抄表系統，針對廠用電系統建立專用網絡，購買專用設備，將原有機械式或電子脈沖式計量信號傳送至主站系統進行統計、報表等。而在電氣監控系統中，利用測控裝置本身的計量功能或轉接電度表獲得的測量信號，經現場總線網絡傳送，在主站進行統計和報表生成，可實現專用的廠用電抄表系統的所有功能。同時，有了各點的實時潮流信息，對分析發電廠的能耗推進電廠的經濟運行具有重要的意義。 c. 設備管理:包括保護和自動裝置的臺帳、檔案、維修記錄等，實現設備管理的無紙化。更為重要 的是，電氣主站系統可以實現在線設備管理，如統計設備動作情況，運行情況等。這部分信息可以傳送至 MIS系統，補充MIS系統的數據。 d. 定值管理:定值的遠方設置、修改、及在線自動校核等。未來還可以擴展為可視化發電廠繼電保護整定計算與定值管理系統。 e. 故障信息管理:動作告警、SOE、事故追憶、事故重演、錄波分析等，對分析事故原因進而實現事故防范有重要意義。 f. 設備在線診斷:對設備關鍵參數的監測、計算、分析，掌握設備的健康狀況，及時提供維護信息和消缺指令。 g. 小電流接地選線:聯網后此項功能將大大優于目前的小電流接地選線裝置的功能。因現在每路有一個CPU，各CPU間可并行采集計算，且同步時標問題在以太網平臺上可以得到很好地解決，而原小電流接地選線裝置只有一個CPU。另外，現由主站的PC機進行綜合計算判斷，而原裝置由單片機作綜合運算。 h. SIS系統和MIS系統的數據接入:SIS和MIS系統要實現機組優化控制和優化管理，必須經現場總線網和主站系統（兼網關）取得廠用電氣系統的實時數據。 i. 發電機穩定運行狀態監視:實時顯示可視化發電機運行狀態圖，為發電機穩定運行提供指導。 j. Web功能:利用Intranet技術方便用戶遠程登錄，信息查詢、遠程維護等。 以上應用只有在建立電氣監控系統后才能實現，且最適合在此主站系統中實現，因此不存在這些應用與其他系統重復、可被其他系統代替的問題。 六、結束語 近年來，我國大容量機組的發電廠熱工系統發展迅速，而電氣系統的整體控制水平則進展較慢，造成整個機組監控的不協調，且在監控、管理技術上與國外水平有較大差距。現場總線技術的發展和發電廠電氣設備微機化程度的提高，為以數字通信方式實現發電廠電氣接入DCS，建立電氣監控管理系統提供了技術上的保證。發電廠電氣監控管理系統是進一步提高電廠自動化水平，特別是電氣運行管理水平的必然趨勢，采用電氣監控管理系統新建或改造發電廠DCS系統將節省可觀的投資。