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[摘 要]简介中小型热电厂电气自动化系统的通信技术、电气相关的DCS系统、电气自动化系统发展过程和分布分层式结构特点，提出电气自动化系统采用分层分布式结构，并针对不同数据，采用不同的DCS接入方式是中小型热电厂电气自动化发展的方向。
[关键词]中小型热电厂电气综合自动化；中小型热电厂电气自动化改造；分层分布式结构
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）23-0396-02
1、引言
在电力市场飞速发展、电力体制改革不断深入的今天，中小型热电厂全面的数字化构想，必将成为现实。
但是我国目前火电厂电气系统的电气设备现状不容乐观。采用常规保护控制装置的老机组，故障机率高、维护量大，自动化水平很低，特别是厂用电系统间隔对象多、分散性强、环境恶劣，由于没有统一的时钟，会出现同一故障点多次事故却无法准确定位，使厂用电系统成为发电厂控制自动化的死角，这种模式已不能适应电力市场对运行管理和故障分析的需求，设备的更新已十分迫切，目前许多老电厂正在分步进行二次保护控制设备的微机化改造；改造和新建机组全部采用DCS控制系统，电气系统虽然全部实现微机化，并且满足联网实现智能化管理的需求，但目前电气系统的保护测控信息通过硬接线方式接入DCS系统，这种模式需要大量的电缆铺设和配置相当数量的变送器。厂用综合保护具有测控功能，微机保护加变送器不仅造成资源的重复配置，而且交流量经过转换将失去对其矢量特征的监控，从而无法实现告急分析功能。硬接线的接口方式只能实现少量信息接入DCS系统，从而无法实现对设备的全面监控，同时使各个微机保护成为信息孤岛，具体的保护信息、保护定值、故障录波信息的管理只能在装置上实现，而厂用电系统的保护装置分散在开关柜上，运行管理很不方便，也大大降低了火电厂电气系统的自动化水平。
当前，火电厂电气系统自行组网，并针对不同数据，采用不同的DCS接入方式，已经成为业界的主流。
电气系统采用分层分布式结构自行组网，丰富了电气信息，也必将促进新一轮的数据挖掘，加快与电气自动化相关联子系统的自动化进程，丰富SIS、MIS的内涵，使火电厂机炉与电气的自动化水平协调发展，为下一步最大限度的提高机组控制水平和火电厂市场竞争能力创造条件。
同时，火电厂电气系统自行组网，也必将在一定程度上推动现有远动系统、网控系统、保护及故障信息管理系统、电度计量系统、发变组电气测量保护系统、厂用电电气测量保护系统等电气类子系统的一体化进程，以一套火电厂电气监控系统实现上述全部功能，从而有效避免各子系统之间的兼容性、重复投资等系列问题。
2、电厂自动化数据通信技术
（1）RS-485串行接口和串行总线
RS-485串行总线采用半双工通信方式，既总线上的信息流的方向是可改变的，但在某个时间间隔只限于朝一个方向传递信息。RS-485的信息传输性能远高于RS-232，它在信号传输速率为1Mbps时可传送120m；在100kbps时可传送1200m。一组RS-485串行总线最多可带32个计算机节点。
（2）CAN现场总线
CAN总线一般采用双绞线作为通信总线，通信距离在1Mbs时达40m，总线上的允许节点数可达110个，网上节点无主次之分，且可实现点对点、一点对多点及全局广播等方式的通信。
（3）以太网技术
以太网是使用最广泛的局域网，目前交换机以太网是交换机的每个端口可以直接通过线缆与一台计算机相连，也可以再接一个以太网段；与交换机相连的线缆可以为非屏蔽双绞线（UTP），也可以为光缆；UTP的传输距离不超过100m；光缆连接不方便，但传输距离长。
3、分布分层式并针对不同数据，采用不同的DCS接入方式结构特点
3.1 分布分层式特点
微机综合自动化系统采用分层分布式结构。其纵向分两层：主网站层和间隔层。主网站层采用分布式结构，就地监控和远动接口相互独立。间隔层在横向按全厂一次设备配置。
计算机监控系统采用单网结构，站控层网络与间隔层网络直接连接。站控层网络采用100M工业以太网，网络应具有良好的开放性，以满足与电力系统其他网络连接及容量扩充的要求。间隔层网络采用10M工业以太网，具有足够的传送速率和高可靠性。
该系统能保证安全可靠运行，集实时数据采集与监视、就地与远方控制操作（互为闭锁）、保护及保护信息采集与监视、中央信号、电能计量与远方连续可调、直流电源系统的就地与远方调节、事故记录、管理、打印报表、调度通讯等功能。
除10kV测控保护装置及10kV馈线电能表安装于开关柜上，其它变电站层和间隔层设备及电能计量装置集中组屏于主控室。各间隔设备相对独立，具有通讯接口，通过厂内总线同主网站层设备通讯。
该系统同时留有GPS/北斗卫星对时接口，以保证综合自动化系统时钟与调度系统时钟同步。
该系统在上位机故障或退出运行的情况下各间隔级保护功能应不受影响；在通信网络出现故障时，各间隔级保护功能不受影响；在某一间隔级单元出现故障时，其它间隔级保护功能应不受影响。
模拟量输入方式： 采用交流采样。
该系统应具有自诊断功能，自诊断功能一直延伸到各智能模块及其相关通道，包括输入输出模块。同时综合自动化系統支持远方自诊断功能。
该系统基于微机开放式设计，可以和任意第三方智能化设备及上级调度管理网对接，做到真正意义上的综合自动化系统。各个单元箱相互独立、互不影响、功能不依赖主机系统。为减小以后的运行工作量，综合自动化系统的厂家提供的单元箱插件能完全通用，即各间隔层的单元箱能互为备用。所有控制、保护、测量、告警等信号均在各单元内处理成数据信号经总线传输至主控室的计算机内，各单元相互独立，互不影响，功能上不依赖于监控系统。 站控层设备：
站控层设备包括：主机兼操作员站﹑远动通信设备，公用接口装置，打印机等；
软件基本配置
系统软件
站控层各工作站应采用成熟的、开放的多任务操作系统，它包括操作系统、编译系统、诊断系统以及各种软件维护、开发工具等。编译系统应易于与系统支撑软件和应用软件接口，支持多种编程语言。
间隔层采用符合工业标准的实时操作系统。
操作系统能防止数据文件丢失或损坏，支持系统生成及用户程序装入，支持虚拟存储，能有效管理多种外部设备。
支撑软件
支撑软件主要包括数据库软件和系统组态软件。
数据库软件系统应满足下列要求：
实时性：能对数据库快速访问，在并发操作下也能满足实时功能要求；
可维护性：应提供数据库维护工具，以便用户在线监视和修改数据库内的各种数据；
可恢复性：数据库的内容在计算机监控系统的事故消失后，能迅速恢复到事故前的状态；
并发操作：应允许不同程序（任务）对数据库内的同一数据进行并发访问，要保证在并发方式下数据库的完整性；
一致性：在任一工作站上对数据库中数据进行修改时，数据库系统应自动对所有工作站中的相关数据同时进行修改，以保证数据的一致性；
分布性：各间隔层智能监控单元应具有独立执行本地控制所需的全部数据，以便在中央控制层停运时，能进行就地操作控制；
方便性：数据库系统应提供交互式和批处理的两种数据库生成工具，以及数据库的转储与装入功能；
安全性：对数据库的修改，应设置操作权限；
开放性：允许利用数据库进行二次开发。
可帮助性：能对数据库快速帮助，在并发操作下也能满足实时帮助功能要求；
系统组态软件用于画面编程，数据生成。应满足系统各项功能的要求，为用户提供交互式的、面向对象的、方便灵活的、易于掌握的、多样化的组态工具，应提供一些类似宏命令的编程手段和多种实用函数，以便扩展组态软件的功能。用户能很方便的对图形、曲线、报表、报文进行在线生成、修改。
应用软件
应用软件应满足各项功能要求。模块化结构，具有良好的实时响应速度和可扩充性。具有出错检测能力。当某个应用软件出错时，除有错误信息提示外，不允许影响其它软件的正常运行。应用程序和数据在结构上应互相独立并满足于反措要求。
通信接口软件
计算机监控系统有较多的通信接口驱动软件，主要是：
（1） 与微机保护装置的通信接口软件；
（2） 与各级调度中心的通信接口软件；
（3） 与电能计量系统的通信接口软件；
（4） 与安全自动装置的通信接口软件；
（5） 与智能直流系统的通信接口软件；
（6） 与火灾报警及消防系统的接口软件；
（7） 与微机防误操作闭锁装置的通信接口软件；
（8） 与其他自动装置的通信接口软件；
（9）与DCS系统接口。
3.2 分布分层式并针对不同数据，采用不同的DCS接入方式
拓扑图
电气自动化系统采用分层分布式结构，并针对不同数据，采用不同的DCS接入方式，完成热电厂的发变组、厂用电、网络站的保护、测控、故障信息、电度计量以及与其他装置联网实现自动化监控和远动功能。
3.2.1 节约DCS系统成本
相比电流、电压等模拟量接入DCS经由变送器采集方式优点：测控装置采用直接的交流采样。直接交流采样不仅精度高、速度快，而且可以提供基波量、谐波量、具体数据的幅值和相角等矢量信息。可以提供完整的三相相电压、线电压、三相电流、有功、无功、功率因数、频率等完整的实时运行参数。
同时，可以节省一定数量的电缆和变送器，并简化接线，降低DCS按“点”收费成本。
3.2.2 降低DCS网络的负荷
对当前尚不参与DCS控制，也不需要在DCS上监视的其它管理、维护类信息，可不予上送DCS，以避免造成DCS网络繁忙，可由系统的通信管理单元通信上送电气操作员站。来扩展并完善DCS所不能完成的诸多电气管理功能，以满足电厂自动化水平提高后的远程维护管理需要，提高发电厂运行的安全经济指标。这些信息和功能主要包括：故障录波、事故追忆、事件SOE、事故分析；包括控制回路断线、装置故障、事故总信号、报警总信号在内的更详尽的装置信息等。
3.2.3 实现各电气智能设备由电气管理机协调控制
由于所有通信都是在一对线上进行每个设备必须具有一个独特的地位，从而能够把它与线上的其它设备区别开来，而且主计算机还能够协调每个设备的工作状态。
3.2.4 解决各分散设备组网兼容性
火电厂除组建DCS系统外，通常还要组建电气部分的远动系统、网控系统、保护及故障信息管理系统、电度计量系统、发变组电气自动化系统、厂用电电气自动化系统等电气类子系统。
但在这些子系统的实际构建中，有时限于子系统自身功能上的不完善，有时底层装置的功能又仅仅局限于某一特定子系統，就使得火电厂电气部分不能以一套系统实现全部的电气功能，导致诸多厂家产品并存，随之带来一些产品兼容性、设备重复投资、各子系统间信息共享不力等问题，分层分布式方式通过通讯管理机解决了该问题。
3.2.5 实现各现场设备危险性的分散
现场各电气单元，包括微机综保设备、测量设备装置功能独立，在主网站层及网络层故障的情况下，仍能独立完成各间隔的监测及控制功能。起到地域分散、功能分散和危险分散的作用。 3.2.6 实现全厂设备的集控操作
通过该方式又能实现在DCS集控操作员站方便方便调整锅炉、汽轮发电机组负荷和监视各电气设备的运行状态。
4、 DCS系统简介
DCS含义 DCS是Distributed Control System的英文缩写，简称分布式控制系统或集散型控制系统。DCS系统是七十年代中期发展起来的，是集微型计算机检测技术、图形处理技术、数据处理技术和计算机网络技术为一体的新型现代化设备，是实现对过程分散控制、集中操作和管理的自动化装置。 系统组成 DCS系统由网络、工程师站、操作员站、高级计算机、打印服务站、管理网关、系统服务器、现场控制站、控制通讯站所组成。
功能特点：
①显示功能方面
DCS可进行实时数据的在线显示、报警显示、？历史数据显示、报警记录显示、设备运行状态信息显示，显示方式有三种棒图、趋势图、数据。
②控制功能方面
DCS可以实现常规PID控制、串级控制、前馈-反馈控制、复合调节等各种运算控制，也可实现顺序控制、批量控制、逻辑控制；此外，DCS与应用模块及上位机联合实现优化控制或更大规模的控制、。
③通讯功能
DCS具有很强通讯功能，通过局域网实现了现场控制站、操作员管理站、通讯站站间的互连。同时，通过CAN网络实现了站间的数据传输、交换。由于信息、资源的共享实现了集中操作和管理，提高了调节速度。此外，现场控制站I/O模板之间数据流传输采用网络传输和交换方式，实现了板级间的故障隔离，分散了控制风险，提高了系统的可靠性。
④灵活的系统配置
DCS系统采用了多层网络组建的分布式结构，因此系统的配置方式也更加灵活方便。通过简单的组态可构建出不同规模的控制系统。
技术特点？①高可靠性措施
DCS系统采用了多种保证可靠性的措施，其中最重要的是广泛采用了冗余（设备同时运行备用）技术。
系统网络的冗余：系统网络为双网冗余配置，当在线网络失效时，备用网络自动地切换为在线网络，保证了系统通讯功能的正常运行。
操作员站的冗余：操作员站可多重配置，各操作员站之间互相冗余备份。？现场控制站的冗余：与其它站点不同，现场控制站的冗余只能在站内实现，可冗余的设备有主控单元、I/O模块及电源。现场控制站的所有模块和主控单元均可允许带电插拨。
②开放式系統设计
系统的操作员站和工程师站采用了标准的工业PC站，而系统组态软件则建立在中文NT环境下。
系统网络采用了符合IEEE802.4标准的ArcNet网。
系统可提供与多种PLC，单回路或多回路调节器智能仪表，TRC以及智能电子设备接口的通用通讯站。
系统提供与标准以太网连接的网关设备，用以形成DCS和MIS之间的数据通讯，成为企业的管理控制一体化系统。
③友好的中文操作平台
MACS系统提供一个完全汉化的操作平台。全面汉化的在线操作软件，使操作人员能很快地掌握各种控制操作，系统还提供了专用的汉字触摸键盘、轨迹球（鼠标），或触摸屏，用户可以按照自己的习惯选择不同的方式实现所须的操作功能。
④灵活性和可扩展性
当需要改变控制方案时，不需要新增控制设备，通过系统组态便可实现想要实现的控制方案。DCS系统的组态相当灵活，实施控制方案就像搭积木那样简单，组态语言有文本方式、有梯形图、功能块。一般来说DCS系统在实际配置I/O通道模板时都会考虑有余地，当需要增加少量的控制回路或检测回路时，只需增加现场仪表、连线同时对系统在原有的组态基础上略作一定的修改，便可达到目的。若要扩大更大规模，则在网上挂接新的接点。
⑤方便维修
DCS系统有非常强大的自诊断功能，系统以一定的周期自动地对站点模板、设备进行检测，诊断故障结果自动地以报警、显示、打印方式来提示操作人员，维修人员根据诊断结果实现快速维修，大大地缩短了处理故障的时间。
5、 结论
“远动+五防+保护故障+计量+机组自动化+厂用电自动化”功能由同一后台完整实现，分布分层式并针对不同数据，采用不同的DCS接入方式是完整的、规范的火电厂电气自动化系统解决方案。
参考文献
[1] 熊信银.发电厂电气部分.4版北京：中国电力出版社，2009，38页.
[关键词]中小型热电厂电气综合自动化；中小型热电厂电气自动化改造；分层分布式结构
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）23-0396-02
1、引言
在电力市场飞速发展、电力体制改革不断深入的今天，中小型热电厂全面的数字化构想，必将成为现实。
但是我国目前火电厂电气系统的电气设备现状不容乐观。采用常规保护控制装置的老机组，故障机率高、维护量大，自动化水平很低，特别是厂用电系统间隔对象多、分散性强、环境恶劣，由于没有统一的时钟，会出现同一故障点多次事故却无法准确定位，使厂用电系统成为发电厂控制自动化的死角，这种模式已不能适应电力市场对运行管理和故障分析的需求，设备的更新已十分迫切，目前许多老电厂正在分步进行二次保护控制设备的微机化改造；改造和新建机组全部采用DCS控制系统，电气系统虽然全部实现微机化，并且满足联网实现智能化管理的需求，但目前电气系统的保护测控信息通过硬接线方式接入DCS系统，这种模式需要大量的电缆铺设和配置相当数量的变送器。厂用综合保护具有测控功能，微机保护加变送器不仅造成资源的重复配置，而且交流量经过转换将失去对其矢量特征的监控，从而无法实现告急分析功能。硬接线的接口方式只能实现少量信息接入DCS系统，从而无法实现对设备的全面监控，同时使各个微机保护成为信息孤岛，具体的保护信息、保护定值、故障录波信息的管理只能在装置上实现，而厂用电系统的保护装置分散在开关柜上，运行管理很不方便，也大大降低了火电厂电气系统的自动化水平。
当前，火电厂电气系统自行组网，并针对不同数据，采用不同的DCS接入方式，已经成为业界的主流。
电气系统采用分层分布式结构自行组网，丰富了电气信息，也必将促进新一轮的数据挖掘，加快与电气自动化相关联子系统的自动化进程，丰富SIS、MIS的内涵，使火电厂机炉与电气的自动化水平协调发展，为下一步最大限度的提高机组控制水平和火电厂市场竞争能力创造条件。
同时，火电厂电气系统自行组网，也必将在一定程度上推动现有远动系统、网控系统、保护及故障信息管理系统、电度计量系统、发变组电气测量保护系统、厂用电电气测量保护系统等电气类子系统的一体化进程，以一套火电厂电气监控系统实现上述全部功能，从而有效避免各子系统之间的兼容性、重复投资等系列问题。
2、电厂自动化数据通信技术
（1）RS-485串行接口和串行总线
RS-485串行总线采用半双工通信方式，既总线上的信息流的方向是可改变的，但在某个时间间隔只限于朝一个方向传递信息。RS-485的信息传输性能远高于RS-232，它在信号传输速率为1Mbps时可传送120m；在100kbps时可传送1200m。一组RS-485串行总线最多可带32个计算机节点。
（2）CAN现场总线
CAN总线一般采用双绞线作为通信总线，通信距离在1Mbs时达40m，总线上的允许节点数可达110个，网上节点无主次之分，且可实现点对点、一点对多点及全局广播等方式的通信。
（3）以太网技术
以太网是使用最广泛的局域网，目前交换机以太网是交换机的每个端口可以直接通过线缆与一台计算机相连，也可以再接一个以太网段；与交换机相连的线缆可以为非屏蔽双绞线（UTP），也可以为光缆；UTP的传输距离不超过100m；光缆连接不方便，但传输距离长。
3、分布分层式并针对不同数据，采用不同的DCS接入方式结构特点
3.1 分布分层式特点
微机综合自动化系统采用分层分布式结构。其纵向分两层：主网站层和间隔层。主网站层采用分布式结构，就地监控和远动接口相互独立。间隔层在横向按全厂一次设备配置。
计算机监控系统采用单网结构，站控层网络与间隔层网络直接连接。站控层网络采用100M工业以太网，网络应具有良好的开放性，以满足与电力系统其他网络连接及容量扩充的要求。间隔层网络采用10M工业以太网，具有足够的传送速率和高可靠性。
该系统能保证安全可靠运行，集实时数据采集与监视、就地与远方控制操作（互为闭锁）、保护及保护信息采集与监视、中央信号、电能计量与远方连续可调、直流电源系统的就地与远方调节、事故记录、管理、打印报表、调度通讯等功能。
除10kV测控保护装置及10kV馈线电能表安装于开关柜上，其它变电站层和间隔层设备及电能计量装置集中组屏于主控室。各间隔设备相对独立，具有通讯接口，通过厂内总线同主网站层设备通讯。
该系统同时留有GPS/北斗卫星对时接口，以保证综合自动化系统时钟与调度系统时钟同步。
该系统在上位机故障或退出运行的情况下各间隔级保护功能应不受影响；在通信网络出现故障时，各间隔级保护功能不受影响；在某一间隔级单元出现故障时，其它间隔级保护功能应不受影响。
模拟量输入方式： 采用交流采样。
该系统应具有自诊断功能，自诊断功能一直延伸到各智能模块及其相关通道，包括输入输出模块。同时综合自动化系統支持远方自诊断功能。
该系统基于微机开放式设计，可以和任意第三方智能化设备及上级调度管理网对接，做到真正意义上的综合自动化系统。各个单元箱相互独立、互不影响、功能不依赖主机系统。为减小以后的运行工作量，综合自动化系统的厂家提供的单元箱插件能完全通用，即各间隔层的单元箱能互为备用。所有控制、保护、测量、告警等信号均在各单元内处理成数据信号经总线传输至主控室的计算机内，各单元相互独立，互不影响，功能上不依赖于监控系统。 站控层设备：
站控层设备包括：主机兼操作员站﹑远动通信设备，公用接口装置，打印机等；
软件基本配置
系统软件
站控层各工作站应采用成熟的、开放的多任务操作系统，它包括操作系统、编译系统、诊断系统以及各种软件维护、开发工具等。编译系统应易于与系统支撑软件和应用软件接口，支持多种编程语言。
间隔层采用符合工业标准的实时操作系统。
操作系统能防止数据文件丢失或损坏，支持系统生成及用户程序装入，支持虚拟存储，能有效管理多种外部设备。
支撑软件
支撑软件主要包括数据库软件和系统组态软件。
数据库软件系统应满足下列要求：
实时性：能对数据库快速访问，在并发操作下也能满足实时功能要求；
可维护性：应提供数据库维护工具，以便用户在线监视和修改数据库内的各种数据；
可恢复性：数据库的内容在计算机监控系统的事故消失后，能迅速恢复到事故前的状态；
并发操作：应允许不同程序（任务）对数据库内的同一数据进行并发访问，要保证在并发方式下数据库的完整性；
一致性：在任一工作站上对数据库中数据进行修改时，数据库系统应自动对所有工作站中的相关数据同时进行修改，以保证数据的一致性；
分布性：各间隔层智能监控单元应具有独立执行本地控制所需的全部数据，以便在中央控制层停运时，能进行就地操作控制；
方便性：数据库系统应提供交互式和批处理的两种数据库生成工具，以及数据库的转储与装入功能；
安全性：对数据库的修改，应设置操作权限；
开放性：允许利用数据库进行二次开发。
可帮助性：能对数据库快速帮助，在并发操作下也能满足实时帮助功能要求；
系统组态软件用于画面编程，数据生成。应满足系统各项功能的要求，为用户提供交互式的、面向对象的、方便灵活的、易于掌握的、多样化的组态工具，应提供一些类似宏命令的编程手段和多种实用函数，以便扩展组态软件的功能。用户能很方便的对图形、曲线、报表、报文进行在线生成、修改。
应用软件
应用软件应满足各项功能要求。模块化结构，具有良好的实时响应速度和可扩充性。具有出错检测能力。当某个应用软件出错时，除有错误信息提示外，不允许影响其它软件的正常运行。应用程序和数据在结构上应互相独立并满足于反措要求。
通信接口软件
计算机监控系统有较多的通信接口驱动软件，主要是：
（1） 与微机保护装置的通信接口软件；
（2） 与各级调度中心的通信接口软件；
（3） 与电能计量系统的通信接口软件；
（4） 与安全自动装置的通信接口软件；
（5） 与智能直流系统的通信接口软件；
（6） 与火灾报警及消防系统的接口软件；
（7） 与微机防误操作闭锁装置的通信接口软件；
（8） 与其他自动装置的通信接口软件；
（9）与DCS系统接口。
3.2 分布分层式并针对不同数据，采用不同的DCS接入方式
拓扑图
电气自动化系统采用分层分布式结构，并针对不同数据，采用不同的DCS接入方式，完成热电厂的发变组、厂用电、网络站的保护、测控、故障信息、电度计量以及与其他装置联网实现自动化监控和远动功能。
3.2.1 节约DCS系统成本
相比电流、电压等模拟量接入DCS经由变送器采集方式优点：测控装置采用直接的交流采样。直接交流采样不仅精度高、速度快，而且可以提供基波量、谐波量、具体数据的幅值和相角等矢量信息。可以提供完整的三相相电压、线电压、三相电流、有功、无功、功率因数、频率等完整的实时运行参数。
同时，可以节省一定数量的电缆和变送器，并简化接线，降低DCS按“点”收费成本。
3.2.2 降低DCS网络的负荷
对当前尚不参与DCS控制，也不需要在DCS上监视的其它管理、维护类信息，可不予上送DCS，以避免造成DCS网络繁忙，可由系统的通信管理单元通信上送电气操作员站。来扩展并完善DCS所不能完成的诸多电气管理功能，以满足电厂自动化水平提高后的远程维护管理需要，提高发电厂运行的安全经济指标。这些信息和功能主要包括：故障录波、事故追忆、事件SOE、事故分析；包括控制回路断线、装置故障、事故总信号、报警总信号在内的更详尽的装置信息等。
3.2.3 实现各电气智能设备由电气管理机协调控制
由于所有通信都是在一对线上进行每个设备必须具有一个独特的地位，从而能够把它与线上的其它设备区别开来，而且主计算机还能够协调每个设备的工作状态。
3.2.4 解决各分散设备组网兼容性
火电厂除组建DCS系统外，通常还要组建电气部分的远动系统、网控系统、保护及故障信息管理系统、电度计量系统、发变组电气自动化系统、厂用电电气自动化系统等电气类子系统。
但在这些子系统的实际构建中，有时限于子系统自身功能上的不完善，有时底层装置的功能又仅仅局限于某一特定子系統，就使得火电厂电气部分不能以一套系统实现全部的电气功能，导致诸多厂家产品并存，随之带来一些产品兼容性、设备重复投资、各子系统间信息共享不力等问题，分层分布式方式通过通讯管理机解决了该问题。
3.2.5 实现各现场设备危险性的分散
现场各电气单元，包括微机综保设备、测量设备装置功能独立，在主网站层及网络层故障的情况下，仍能独立完成各间隔的监测及控制功能。起到地域分散、功能分散和危险分散的作用。 3.2.6 实现全厂设备的集控操作
通过该方式又能实现在DCS集控操作员站方便方便调整锅炉、汽轮发电机组负荷和监视各电气设备的运行状态。
4、 DCS系统简介
DCS含义 DCS是Distributed Control System的英文缩写，简称分布式控制系统或集散型控制系统。DCS系统是七十年代中期发展起来的，是集微型计算机检测技术、图形处理技术、数据处理技术和计算机网络技术为一体的新型现代化设备，是实现对过程分散控制、集中操作和管理的自动化装置。 系统组成 DCS系统由网络、工程师站、操作员站、高级计算机、打印服务站、管理网关、系统服务器、现场控制站、控制通讯站所组成。
功能特点：
①显示功能方面
DCS可进行实时数据的在线显示、报警显示、？历史数据显示、报警记录显示、设备运行状态信息显示，显示方式有三种棒图、趋势图、数据。
②控制功能方面
DCS可以实现常规PID控制、串级控制、前馈-反馈控制、复合调节等各种运算控制，也可实现顺序控制、批量控制、逻辑控制；此外，DCS与应用模块及上位机联合实现优化控制或更大规模的控制、。
③通讯功能
DCS具有很强通讯功能，通过局域网实现了现场控制站、操作员管理站、通讯站站间的互连。同时，通过CAN网络实现了站间的数据传输、交换。由于信息、资源的共享实现了集中操作和管理，提高了调节速度。此外，现场控制站I/O模板之间数据流传输采用网络传输和交换方式，实现了板级间的故障隔离，分散了控制风险，提高了系统的可靠性。
④灵活的系统配置
DCS系统采用了多层网络组建的分布式结构，因此系统的配置方式也更加灵活方便。通过简单的组态可构建出不同规模的控制系统。
技术特点？①高可靠性措施
DCS系统采用了多种保证可靠性的措施，其中最重要的是广泛采用了冗余（设备同时运行备用）技术。
系统网络的冗余：系统网络为双网冗余配置，当在线网络失效时，备用网络自动地切换为在线网络，保证了系统通讯功能的正常运行。
操作员站的冗余：操作员站可多重配置，各操作员站之间互相冗余备份。？现场控制站的冗余：与其它站点不同，现场控制站的冗余只能在站内实现，可冗余的设备有主控单元、I/O模块及电源。现场控制站的所有模块和主控单元均可允许带电插拨。
②开放式系統设计
系统的操作员站和工程师站采用了标准的工业PC站，而系统组态软件则建立在中文NT环境下。
系统网络采用了符合IEEE802.4标准的ArcNet网。
系统可提供与多种PLC，单回路或多回路调节器智能仪表，TRC以及智能电子设备接口的通用通讯站。
系统提供与标准以太网连接的网关设备，用以形成DCS和MIS之间的数据通讯，成为企业的管理控制一体化系统。
③友好的中文操作平台
MACS系统提供一个完全汉化的操作平台。全面汉化的在线操作软件，使操作人员能很快地掌握各种控制操作，系统还提供了专用的汉字触摸键盘、轨迹球（鼠标），或触摸屏，用户可以按照自己的习惯选择不同的方式实现所须的操作功能。
④灵活性和可扩展性
当需要改变控制方案时，不需要新增控制设备，通过系统组态便可实现想要实现的控制方案。DCS系统的组态相当灵活，实施控制方案就像搭积木那样简单，组态语言有文本方式、有梯形图、功能块。一般来说DCS系统在实际配置I/O通道模板时都会考虑有余地，当需要增加少量的控制回路或检测回路时，只需增加现场仪表、连线同时对系统在原有的组态基础上略作一定的修改，便可达到目的。若要扩大更大规模，则在网上挂接新的接点。
⑤方便维修
DCS系统有非常强大的自诊断功能，系统以一定的周期自动地对站点模板、设备进行检测，诊断故障结果自动地以报警、显示、打印方式来提示操作人员，维修人员根据诊断结果实现快速维修，大大地缩短了处理故障的时间。
5、 结论
“远动+五防+保护故障+计量+机组自动化+厂用电自动化”功能由同一后台完整实现，分布分层式并针对不同数据，采用不同的DCS接入方式是完整的、规范的火电厂电气自动化系统解决方案。
参考文献
[1] 熊信银.发电厂电气部分.4版北京：中国电力出版社，2009，38页.