1 概述
火力发电厂中，热工系统及电气系统的自动化水平，反映了整个电厂的运行管理水平，而电厂用电系统的安全经济运行对机组的运行起着至关重要的作用。发电厂电气系统主要设备纳入机组的分散控制系统(以下简称DCS)进行监控，是当前火力发电厂广泛采用的控制模式，可大大提高机组运行的可靠性和经济性。但还有很多老厂依靠常规的仪表、光字牌，采用继电器、控制开关及其接点组成的控制逻辑来实现。
目前，大容量机组的电气系统纳入DCS监控的主要方式为：发变组保护、综合自动化装 置、厂用电系统的保护及自动装置的动作情况是通过各独立的装置动作信号以及电气设备的 位置状态等开关量作为输入量(即DI)送至DCS系统;模拟量(如电流、电压、有功、无功)通过 电量变送器输出4～20mA标准信号送至DCS系统：DCS的控制命令作为输出量(即DO)引至电气 设 备，各电气设备与DCS系统的联系采用硬接线方式，即由电气设备现场用电缆将电气量信号 一对一地送至DCS系统的I/O柜上。
然而由于大多数电厂的DCS系统都侧重于汽机锅炉，完成机组基本的运行、控制等功能 ，对电气系统的运行监控考虑较少，电气系统的要求在DCS系统的工程设计中往往难于全面考虑。因此上述方式存在着较明显的缺点：
①占用DCS大量的I/O点，卡件多，投资大;
②DCS中反映电气的保护、测量、开关位置及其他需检测的信息不完整;
③不能实现远方遥控、保护信号复归;
④模拟量采用直流采样、使用电量变送器，对一次设备要求高、投资大、抗干扰能力差;
⑤电气二次接线复杂、耗费大量电缆，施工及检修工作量大;
⑥所有信息集中在DCS的DAS系统，系统承担的风险相对较大;
⑦无法完成较多较复杂的电气运行管理工作，如电气运行检修人员关心的电能管理、 保护整定、事故追忆等信息。
目前，大容量机组专用的继电保护及自动装置主要有：微机发变组保护装置、故障录 波装置、微机自动励磁装置(AVR)、微机厂用电切换装置(ATS)，微机发电机自动同期装置(A SS)，以上设备一般集中布置于电气设备间或继电器室内，均为微机型装置。中压系统采用 分散式就地安装的集保护、测量、控制、计量、通信于一体的智能前端设备，低压系统选用 智能型框架断路器，可带通信接口，能将开关状态、电流、电压、功率、电能、保护动作等信号通过其自带的通信接口送出。对于塑壳断路器回路，可设低压微机保护测控装置，如智 能型马达控制器，微机型测控单元等。上述安装于开关柜内的智能设备系统称为智能终端装置(ST)。
上述设备都是分散的保护、监控装置，都能独立地完成各回路的监控和保护功能，目前 的电气纳入DCS系统大都是通过硬接线与DCS联接，没有充分利用这些装置所具有的测量、监控、通信功能。因此提高这些智能终端设备与DCS的通信水平，将直接关系到电厂运行管理 水平和安全经济性。
随着微处理技术的发展，分层分布式控制结构的广泛应用，特别是现场总线(FB)和智能 终端装置(ST)技术的采用，其组成的控制系统在发电厂、变电站特别是在工厂得到了普通使 用，大大提高了微机监控系统的可靠性及经济性。
当前，世界发达国家，如美、英、法、德、日等在发电厂监控中己广泛采用现场总线和 智能终端设备，国内不少厂家也在开发、研制阳和ST发面做了大量工作，有许多产品己在工 程中使用;本章探讨把成熟的微机监控通信技术应用于大型火力发电机组，与电厂DCS系统有 机结合，全面提高电厂电气系统的监控水平。
2 常用电气系统控制方案比较
随着火力发电厂自动化水平的不断提高，电气系统纳入DCS，实现炉、机、电一体化监 控在国内机组上已从试点进入了正常实施阶段，由于国内对电气系统监控的有关规程、规范 还在不断地修订完善中，对电气系统的控制方式没有作统一的规定，国内各电厂对电气系统 纳入DCS的方式采用了不同的方式，主要有以下三个方案：
方案1：直接I/O连接方式：将电气模拟量和开关量经电缆通过I/O通道直接接入DCS进行组态 ，实现对电气设备的监控，即硬接线方式。
方案2：远程I/O及分布式I/O连接方式：远程I/O的采集单元一般是在I/O相对集中的现场安装I/O机柜，负责采集附近设备的I/O 量，通过I/O通讯网络将数字化信息传至DCS。分布式I/O是将采集单元分散安装在各现场设备中，通过总线将分散的I/O连接后送至DCS。具体地说，就是利用分散安装于就地开关柜的 集保护、测量、控制、通迅于一体的智能测控保护装置 (智能终端模块)，将由10kV、6kV工 作段及400V工作(公用)PC段供电的要求集中控制的高低压电动机，由锅炉、汽机及保安MCC 供电的要求集中控制的低压电动机，采用现场总线通过DCS配置的通迅卡件、通迅切换器和 通迅电缆(双绞线及光纤)直接连接到DCS的过程控制器。
方案3：智能终端设备((ST)和现场总线(FB)连接方式：现场总线(FB)是一种开放全数字化的、双向多站的计算机网络，通过该网络将智能终端 设备(ST)、主控制计算机和现场设备连接起来。传输信息为数字信号，可以各个接点共用一 条物理传输介质。
智能终端设备(ST)是建立在微电子技术发展之上、大规模集成电路、嵌入式系统，由CP U、存储器，A/D转换器及I/O回路等集成的设备，主要由中压及低压系统的保护测控装置和 自动装置构成。这些装置具有测量、控制、保护、信号、通讯等基本功能 并完成各自独立 的特殊功能(保护功能独立，在就地完成)。利用智能终端设备(ST)进行数据采集和处理及逻 辑控制等功能，就地可实现对设备的控制、监视功能，通过现场总线系统可将处理好的信息 上传至DCS等控制层进行监控，也能将控制层的指令下达。这种方式实现了分散控制，可节 省电缆，同时提高了信号转换精度和可靠性，简化了二次接线。
具体实施为：扩大用通迅接入DCS的内容，增加电气设备通过通迅接入DCS系统，增设电气后台工作站。用现场总线将这些智能终端设备及专用装置的通迅接口连接起来，通过通迅 管理装置连接至DCS系统、电气工作站及电厂MIS系统等，组成一个分层分布式的综合自动化 系统。采用现场总线接入DCS系统的范围： 10kV、6kV工作段及400V工作(公用)PC段厂用电 源进线、联络断路器及馈线，方案2中通过现场总线接入DCS的高低电动机，电气专用装置 ：发变组保护、故障录波、AVR，ATS，ASS等。
考虑到系统的安全性和可靠性，发变组系统和10kV、6kV厂用电系统的DO及SOE等重要量 仍采用“硬接线”方式，380V厂用电系统的电动机的监控可以采用全通迅的方式。
3 技术比较
方案1：为采用常规的电气纳入DCS系统监控的方式，既“硬接线”方式。该方案的缺点 如本文第一部分所述。
方案2：高低压电动机通过现场总线接入DCS，每台电动机的智能终端模块与DCS的联系 信号除起动/停止指令、运行/停止状态反馈、遥控状态、电源监视、电流共七个信号外，增 加了保护动作信号、设备故障信号、设备起动次数、参数设定、累计运行时间等现场设备信 息，大大丰富了DCS的监视内容。其中的设备起动次数、累计运行时间等信息采集及分析， 为提高电厂管理和维护水平创造了有利条件。
由于智能终端模块集成了通讯、保护、二次控制电路等多项功能，其中低压智能终端 模块还集成了电流互感器，10kV、6kV智能终端模块还提供故障录波功能(上位机支持)，采 用交流采样技术，通过现场总线接入DCS，节省了控制电缆，取消了电量变送器及控制用中 间继电器，使电气开关柜内接线大为简化，安装及设备制造的工作量比采用常规的“硬接线 ”方式大大减少。目前，满足现场总线要求的智能化的中压开关柜及低压开关柜得到了广泛 使用。
该方案在技术上具有明显的先进性，符合“燃煤示范电厂”功能分散、物理分散的设计 要求。
该方案对DCS及智能终端模块要求较高，要求智能终端模块必须与DCS的通讯规约一致， 要求DCS的控制器按工艺系统提供数个通迅接口。
方案3：整个系统由三个功能层构成：
第一层：测控保护层。由大量的保护和自动装置构成，主要由分散安装于就地开关柜的智能终端装置、发变组保护、AVR，ATS，ASS等组成，保护功能完全独立，利用现场总线技术， 采用光纤或屏蔽双绞线连接至通信管理层，可以实现这些装置的分散监控。
第二层：通信管理层。该层将DCS对测控保护层的控制命令，或电气后台工作站发出的修改 定值命令等，下发至各有关装置，同时，将各装置上送的信息送至DCS系统或电气后台工作 站。通迅管理层具有通信接收、发送、规约转换等功能，通迅管理层与上位机系统连接采用 以太网，通迅管理层一般配置前端机或通迅管理单元，提供12～16个通迅接口。
第三层：上位机系统。包括DCS系统和电气后台工作站系统。电气后台工作站系统主要负责 电气系统设备的管理维护、电能计量、故障录波和保护定值修改及下达等工作，由DCS系统 来完成画面显示、报表生成、打印、控制、事件记录报警等。
根据上述要求，提出如下系统组成方式：现场总线分别与10kV、6kV及400V智能终端设 备相连，并通过通信管理层与上位机系统相连，对于一些比较成熟的专用装置，如AVR，ASS 、发变组保护、故障录波、厂用电源自动切换装置仍采用独立的专用产品，也通过管理层与 上位机系统相连，在电气后台工作站及DCS的CRT上对以上系统进行监视及控制。该方案结构 清晰，灵活，可分阶段实施，扩充方便。系统的监控管理层采用双网结构，网络可靠性高， 根据系统情况，既可以由通迅管理层直接与DCS通迅，也可以直接通过以太网与DCS通迅。通 过备用主机的通迅卡系统还可与电厂MIS系统实现信息交换。
通信单元与DCS系统和电气后台系统间均有接口，与二者间有信息交流但侧重不同。设 电气后台系统的目的是为了让电气人员对所有厂用电气保护自动装置进行日常的监视和维护 ，一般情况下不进行控制操作，但在后台机上的信息量却可比DCS上多得多，在后台系统上 ，可以实现实时数据采集、电气接线画面显示、定值查询修改、动作事件记录、故障录波、 报表生成、储存打印及电能计量管理功能。
为满足电厂运行的安全性、可靠性的要求，发变组系统纳入DCS系统监控采用“硬接线 ”方式，接入量主要有三种，即DI，DO和模拟量，一些保护动作信号等则可经串口与DCS通信。10kV、6kV厂用电系统的DO及SOE等重要量仍采用“硬接线”方式，厂用电系统的控制也采用“硬接线”方式，380V厂用电系统的电动机的监控拟采用全通迅的方式。对每种电气开 关与DCS的接口按5个点考虑：合闸指令、分闸指令、合闸状态 、分闸状态、遥控状态信号 。通过现场总线交换的信息包括：远方信号复归;远方修改定值(在上位机实现);模拟量测量数据：f，I，0，P，Q，直流量，温度等;开关量：开关分、合位置、保护动作信号、装 置故障信号等;脉冲量：有功、无功电度量;事故追忆数据;GPS或上位机对时。
现场总线传输介质：光纤、同轴电缆或屏蔽双绞线，可根据实际选择。电气量控制的逻辑设 计均在DCS内，充分利用了DCS的监视、控制功能。
4 成本比较
以采用方案3的粤电集团某厂的数据来看，随着电气控制的自动化水平的提高 ，电气设备的投资有所减少(未考虑由此增加的DCS的软件费用和减少的电缆施工费用)。
5 小结
通过技术经济比较，可以看到方案3优点是：①系统采用分层分布式体系结构，结构清晰、 灵活，可以分阶段实施，扩充方便，于现场一次设备增加只需增加相应的智能终端，并将智能 终端连接到通信管理层就可实现系统底层扩展，每个前端机或通信管理单元的扩展多达数百 个智能终端。②兼容性好。通信管理层所提供的前端机或者是通信管理单元可提供各种接口，如：RS232，R S422，RS485，Lonworks，CONBUS，PROFIBUS-DP及各种PLC通信规约等(不同的厂商可能配有 不同的接口)，用于连接各种不同类型的智能终端来完成自动化功能，可以将任何开放设备 纳入监控网络。③可靠性高。
系统模块化的设计理念，上位机后台系统的监控管理功能采用模块化的设计思想，标准的功能管理模块可直接在后台系统组态，功能管理模块中的框图监控环境、图形监控环境、动态 趋势环境、告警查询、动态报表、逻辑关系、能量管理等均可独立运行于不同的工作站上， 模块化的设计思想提高了系统的可靠性。若干前端机或通信管理单元构成并行厂用电气监控网络，保证了一个通信单元下的通信 故障不会干扰网络的其他部分，系统结构采用双网方式，网络可靠性好。
从上述经济比较看，投资有所减少，并且系统丰富的统计管理功能提高了运行管理效率，降低了运行维护成本。因此，在新建机组中建议采用方案3。
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