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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
电厂电气监控，关系到提高电厂电气系统的发展水平，目前对电厂电气系统的管理及其故障诊断是通过运用计算机、测量保护与控制、现场总线技术及通信技术得以实现的。目前，主要应用于发电厂厂用电系统。随着电气自动化水平的提升和电气智能设备的发展，ECS系统向深层次发展已成为必然。但现阶段在发展过程中存在的哪些误区，哪些问题，发展的趋势又如何呢？文中就此进行了探讨。
1 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（AVR）。400V电动机等通常由DCS系统完成控制，电气运行人员关心的测量、保护动作、定值及参数整定、事故追忆等信息在DCS系统都无法反应。因此，电厂电气运行人员迫切希望能提高电气自动化水平。传统的电气控制均是通过硬接线-对一的形式采集电气信号，这需要安装大量的变送器和控制电缆，而且采集信息有限。经过近几十年的经验积累和通信技术的发展，现场总线技术及智能前端设备的已趋于成熟，使得厂用电电气系统通信联网成为可能及发展的必要。
2 发电厂电气监控系统发展的误区
现阶段，发电厂电气监控管理系统还没有明确的国家规范和行业标准可以参照，市场准发展中存在一定的误区，不利于发电厂电气监控管理系统的长足发展。
（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。
（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。
3 发电厂电气监控系统发展的问题
3.1 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。
（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。
（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。6kV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400V及其它设备，往往采用的是串口通信的方式，而以RS485Modbus居多，工程实测结果上行需2S，而下行则需要2"-6S不等，而且通信极不稳定，经常中断。
3.2 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后台设置密码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。
3.3 ECS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：運行操作指导，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。
3.4 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。
（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。
（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。
4 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。
参考文献
[1]金鹏.690V变频器在嘉节电厂的应用[J].自动化技术与应用.2015（05）
[2]赵玉.火电厂DCS应用中的相关技术问题[J].技术与市场.2015（06）
关键词：电厂；电气监控；ECS；电气自动化
电厂电气监控，关系到提高电厂电气系统的发展水平，目前对电厂电气系统的管理及其故障诊断是通过运用计算机、测量保护与控制、现场总线技术及通信技术得以实现的。目前，主要应用于发电厂厂用电系统。随着电气自动化水平的提升和电气智能设备的发展，ECS系统向深层次发展已成为必然。但现阶段在发展过程中存在的哪些误区，哪些问题，发展的趋势又如何呢？文中就此进行了探讨。
1 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（AVR）。400V电动机等通常由DCS系统完成控制，电气运行人员关心的测量、保护动作、定值及参数整定、事故追忆等信息在DCS系统都无法反应。因此，电厂电气运行人员迫切希望能提高电气自动化水平。传统的电气控制均是通过硬接线-对一的形式采集电气信号，这需要安装大量的变送器和控制电缆，而且采集信息有限。经过近几十年的经验积累和通信技术的发展，现场总线技术及智能前端设备的已趋于成熟，使得厂用电电气系统通信联网成为可能及发展的必要。
2 发电厂电气监控系统发展的误区
现阶段，发电厂电气监控管理系统还没有明确的国家规范和行业标准可以参照，市场准发展中存在一定的误区，不利于发电厂电气监控管理系统的长足发展。
（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。
（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。
3 发电厂电气监控系统发展的问题
3.1 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。
（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。
（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。6kV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400V及其它设备，往往采用的是串口通信的方式，而以RS485Modbus居多，工程实测结果上行需2S，而下行则需要2"-6S不等，而且通信极不稳定，经常中断。
3.2 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后台设置密码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。
3.3 ECS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：運行操作指导，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。
3.4 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。
（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。
（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。
4 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。
参考文献
[1]金鹏.690V变频器在嘉节电厂的应用[J].自动化技术与应用.2015（05）
[2]赵玉.火电厂DCS应用中的相关技术问题[J].技术与市场.2015（06）