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产品描述
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2.系统主要配置：见系统图。
3.系统通讯：采用国际标准TCP/IP 协议，通讯方式为竞争式，接口为RS485，接口标准IEEE802.3,传输介质为网络铜轴电缆/双绞线，节点数大于等于255，速率为10/100Mbps，通讯接口及通道误码率小于10－6。
4.系统特点：系统集保护、遥控、遥测、遥信、遥调五大功能于一身，具有保护可靠、自动化程度高、并网快、精度高等优点。
该工程建成投产后，缓解了福建省紧张的电力供应状况，改善该县城乡居民人畜饮水条件，计算机监控系统在运行中完**满足水电站综合自动化要求，取得了较好的经济效益。
（四）结束语
总之，水电站采用综合自动化系统后不仅提高水电站运行的经济性和工作的可靠性、保电能质量；而且提高劳动生产率、改善劳动条件和减少运行人员，从而提高电站运行的效益，例如利用计算机系统监控水库来水和中长期预报在内的优化运行，曲线绘制及科学调度，多发峰电等，每年可增加发电量2%左右；同时采用计算机监控电站各种参量及运行工况后，及时发现并排除事故隐患，事故后能及时处理事故，避免事故扩大，尽快恢复供电使系统事故率下降，处理事故时间减少，如此每年增加发电量1%左右；另外采用计算机监控在减少人员的同时也减少了相应的生活设备和工资支出，因而能产生巨大的经济效益。可见，水电站综合自动化系统与水电站的生产、效益密切相关，随着国家能源结构的调整，水资源开发利用程度的加大，水电站综合自动化系统在越来越多的水利枢纽工程中得到更广泛的应用，发挥更大的作用。
变电所各种信息通过可靠的通道汇集于远动主站，经处理后与电网的调度管理**结合起来，形成了在计算机网络环境下的一个多任务的综合自动化管理系统，为优化电网调度提供了可靠的技术保，提高了电网的安全经济运行水平。
（1）建立负荷管理子系统，提高负荷利用率和供电量。
我们建立了负荷管理子系统，开发了供电量管理、负荷率管理、拉路限电管理等应用程序，对各值调度员的供电量、负荷率、拉路条次等指标，进行科学合理的分解，使工作有标准，考核有依据，利用自动化系统的运算处理结果进行考核，提高了平度电网的供电负荷率，使我市的供电负荷率始终保持全省农电系统的良好水平，并使供电量稳步增长。
（2）开发网损管理子系统，实行一次网损的在线理论计算。
实现一次网损的自动化管理是调度自动化系统应完成的主要任务，我们根据管理的要求开发了一次网损管理子系统，对电网52台主变压器和206条输配电线路实行在线或离线的网损管理，特殊方式可按小时计算，正常情况下按调度值班的班次进行计算，并列入调度值班员的经济责任制进行考核，对在同样班次，同样供电指标，在完成供电量的情况下，网损低的就给予奖励，高的进行扣罚，从而进一步调动了运行方式和当值调度员的责任心，使其时刻注意电网潮流的变化、主变的投切、无功潮流的平衡等，能够及时的给予调整，真正使电网在较佳经济方式下运行。
（3）开发无功电压管理子系统，提高电网的供电质量。
电压合格率是衡量供电质量的重要技术指标，我们为抓好无功电压管理，搞好当地无功负荷的就地平衡，提高供电力率，建立了无功电压管理子系统，充分利用远动主站数据库丰富的资源，对电压合格率、无功负荷就地平衡以及分变电所、分电压等级、分线路的力率考核等管理项目均能进行定性定量的运算分析，可任意定义时间段来打印制表，并对调度值班员和各级运行管理部门进行责任制考核，充分调动了各级运行管理部门的工作责任心，使其各自根据自动化系统的统计运算分析结果，随时采取有效措施，保证和提高电压质量，使电压合格率达到或超过规定标准。
（4）开发调度信息管理子系统，提高办公自动化和调度管理水平。
该系统包括调度、通信、远动等三部分，与局办公自动化系统联网，建立19个管理工作站，实现全局信息数据共享，提高了办公自动化和管理水平。调度管理部分根据电网运行状况，能够完成季节供电保证率、照明供电保率、供电可靠率和电压合格率的统计计算，自动生成调度运行工况、运方继保、电压监测月报表等。通信、远动管理部分根据设备运行状况，自动完成各类通信设备和远动设备运行率的计算以及遥测合格率、事故遥信动作正确率、遥控正确率的统计，并自动生成设备运行月报表。
通过对调度自动化系统的开发利用，使平度电业公司的调度自动化网络形成了一个信息可靠畅通、主站处理功能完善、管理应用软件功能多样的**整体，使电网的安全监控和经济运行管理有了可靠的技术保，实现了电网优化调度，进一步提高了电网的安全经济运行水平，为公司走向市场和实现“人民电业为人民”的服务宗旨奠定了坚实基础。
1 引言
随着电力系统改革的进一步深入，保证设备优质的运行，提高劳动生产率，进一步提高经济效益成了电厂发展的目标。火电厂辅助系统的自动化控制是全厂热工控制的重要组成，其自动化水平直接影响全厂的自动化水平。因此，发电厂在对主设备技改及机组控制系统的DCS改造的同时，也加强了对辅助系统控制系统采用PLC技术的改造，新建机组辅助系统的自动化水平也相应大大提高。但总体来看，各辅助车间控制系统互不联系，与DCS间也鲜有通讯，形成多个自动化孤岛，造成运行管理不便，人员浪费严重，生产效率不高，影响全厂自动化水平的进一步提高。随着计算机控制技术的发展，通讯及网络技术的成熟，将火电厂各辅助车间联成一体，实现辅助系统的集中监控也成为可以实现的现实。
电力规划院在2002年召开的“电厂自动化若干问题研讨会”上的主要意见也指出：“随着辅助系统自动化水平的不断提高，目前绝大多数新建电厂都考虑了辅助系统PLC集中控制网络，为确保辅助系统PLC集中控制网络的正常投运，在初步设计阶段应对水、灰、煤PLC集中控制网络及全厂辅助系统PLC集中控制网络进行统一布线规划，并提出相应的辅助系统PLC集中控制网络布线规划图。”
根据国家电力公司《火电厂热工自动化技术改进研究》课题组调查显示，火电厂辅助车间监控系统实现网络化和集中控制任重道远。被统计的装备125MW及以上容量的168个火电厂中只有21个电厂不同程度实现了网络化，大批电厂的不少辅助车间集中控制还没实现，辅助车间运行人员过多，严重影响这些电厂减人增益的实现。预计，随着单元机组DCS改造的逐步完成，辅助车间自动化改造将很快全面开展。
2 火电厂辅助系统的特点
火电厂辅助系统包括输煤系统、燃油泵房、除灰除渣系统、化学水处理系统、凝结水处理系统、废水处理系统、循环水系统、锅炉吹灰系统等，它们的正常运行是机组甚至整个电厂安全经济运行的重要**。其主要有以下几个特点：
（1）地点分散；除锅炉吹灰系统外，输煤系统、燃油泵房、除灰除渣系统、化学水处理系统、凝结水处理系统、废水处理系统、循环水系统等遍布于全厂，且几乎均有相应的控制室及配备有相应的运行人员。
（2）非连续控制，除循环水系统外，其余系统几乎都是间歇式运行，即在一定的要求后才进行操作，满足一定的条件后，系统停止运行，等待下一次运行。
（3）主控室要求随时对辅助系统的状态进行掌握，以保证整个电厂的正常运行。
（4）各系统应处于健康状态，出现问题应及时处理，否则将影响全厂的安全经济运行。
3 控制现状及存在问题
辅助控制系统的现状可以大致归纳如下：
（1）主要辅助控制系统的核心大部采用以PLC加上位计算机组成的控制系统，一些略为次要的辅助控制系统也逐步采用小型PLC进行控制，未采用PLC的则采用就地手操、远操和组合仪表等常规控制装置。
（2）辅助控制系统的集成较为分散，往往由不同的厂家供应，造成各个控制系统的PLC种类不一样。
（3）开关量控制占据着辅助系统控制的核心，大量的阀门、电磁阀、电动机等要受联锁条件的逻辑控制，主要以设备的状态、阀门的开关、电机的启停、压力流量和料液位的限值等条件进行控制。
（4）主要辅助系统如输煤系统、燃油泵房、除灰除渣系统、化学水处理系统、循环水系统等需提供专门的控制室并配备一定数量的运行人员进行值班操作。
（5）各个控制系统相互独立，系统信息与主控室及相互之间的交换几乎没有，更不用说与MIS之间的信息交换了。
因此辅助系统的控制现状带来以下一些问题：
（1）分散的控制室不仅增加了投资及运行维护费用，如装潢、空调等，而且还不易管理。
（2）PLC的控制造成值班人员工作量少，但总体人员偏多。如某厂机组主控人员每台机组5人，但外围设备值班人员达15人左右。
（3）各个辅助系统与主控室的信息自动交换极少，主控室对辅助系统的控制要求往往通过电话方式联系，辅助控制不便而且不及时。
（4）各个辅助控制系统采用不同的硬件和软件，给备品备件管理、人员培训及维护造成一定的难度。
（5）各辅助系统的重要信息不能接入MIS网。
4 技术方案探讨
随着电力改革的深入，上述问题对全厂经济性的影响会变得越来越明显，因此国外及国内电厂也越来越重视解决这些问题。同时，计算机控制技术、计算机网络技术和计算机软件技术的发展也为解决这些问题创造了充分的条件。
4.1 总体构成
实现辅助系统计算机集中监控可以选择多种方案，可采用集中控制即将辅助系统的信号接入主控室的DCS系统集中监控，也可以采用相对集中即建立几个相对集中的控制点，先将物理位置相对较近或联系较为紧密的辅助系统集中在几个集中控制点进行集中监控，然后再将这几个子网络接入DCS和MIS网络中去。根据目前我国火电厂辅助系统控制特点，可将整个辅助控制系统划分为煤、灰、水三个控制网络，煤网络可以包括输煤程控及其相关的辅助系统、燃油泵房；灰网络可以包括除灰除渣系统、干灰输送系统、电除尘控制系统；水网络可以包括化学水处理、凝结水精处理、汽水取样及分析、加药系统、净水站、化学及生活废水处理、灰水处理、循环水加药等系统。其相应系统的控制机柜布置在辅助系统电子间或设备附近，上位机操作员站布置在三个控制点的就地集中控制室，实现操作监控功能，控制系统通过网络服务器与DCS及MIS相连实现通讯，实现在主控室的监控终端对辅助系统监控。辅助系统计算机集中监控的硬件设备可跟据不同的情况选用DCS、PLC加上位机或现场总线技术。
在此基础上形成电厂辅助车间的综合监控系统。这种辅助车间控制系统方案可分为四层：现场层（物理层）、控制层、监控层和管理层。
现场层包括现场I／O站和其它控制接口设备，对现场信号进行处理及输出控制信号。
控制层具体实施各辅助系统的控制程序，并提供辅助操作功能。
监控层实施按水、煤、灰工艺系统分开的辅助车间监控，包括过程监视、控制操作、系统维护等，包括操作员站和工程师站。
管理层实现生产车间的信息综合（包括DCS和各辅助车间），并提供与全厂网络的连接，协调各辅助车间与主控室DCS之间的运行，并管理日常事务处理，如工作票管理等。
各层之间通过通讯网络实现连接，成为一个完整的控制系统。在四个层之间通过通讯网络连接在一起，有三种通讯联络：现场I/O站与控制层CPU站之间的通讯联络、控制层与监控层间的通讯联络和监控层与管理层间的通讯联络。
4.2 采用DCS的方案
采用DCS控制技术，利用DCS的远程I/O设备，将信号引入主机DCS，配合合理的设计，进行集中监控。该方式的优点是全厂主设备和辅助车间可以采用同种DCS，运行维护及备品管理方便。对于新建电厂，如果性能价格比是可以接受的话，可以采用此种方式，但由于新建电厂往往采取分岛招标，控制仪表分别由不同工艺设备的供货商提供，因此业主和设计单位应及早协调各有关供货商解决DCS的选型及控制方案的设计。对于老机组，由于各辅助系统的控制可能已经采用了PLC或其它方案，实行这一方案要推翻原有的控制系统，因此有一定的难度并要考虑成本，不过也有老厂采用此方案，如某电厂1993和1994年建造的2台200MW机组即采用新华公司的XDPS——400型分散控制系统构成全厂辅机DCS系统，并按设备所属地域分为输煤、化水、灰渣三个子系统，先实施输煤和化水两个子系统的DCS改造，两大子系统及辅机控制室之间采用光缆连接，实现了系统间资源数据共享的监控一体化；灰渣子系统仍利用原有的（PLC+上位机）控制系统进行增容和完善，较终通过网关实现与XDPS——400系统的集成，达到数据的共享和监控。在保持控制设备分散的原则下，较终实现在#2机组主控室中辅机DCS控制台采用三台操作员站集中监控上述三个子系统的目的。
4.3 PLC+通讯网＋上位机的方案
对于新机组，可采用型号相同的PLC加上位机加网络与DCS相连接的方式，使组态组网、运行维护及备品管理简单。但对老机组来说，由于原来各个系统采用的PLC种类可能不一定相同，并且有各自的上位机，考虑到先进与实用性并举，可利用原有的上位机作为网关计算机，在对不同的通讯协议进行转换后，再接入以太网，然后与DCS和MIS相连，通过控制室里的计算机实现监控。该方案的主要特点是：监控层采用PLC控制网络，可较好地保证监控实时性；管理层采用灵活的计算机网络，便于网络互连和系统扩展。如某电厂4×300MW机组辅助系统DCS将除灰控制系统、除渣控制系统和凝结水精处理控制系统、、净水、反渗透和输煤控制系统等七个互相独立的系统组成一个DCS系统，并要连到主控室中，在主控室的上位机上统一对各系统进行监控，在单元机组的主控室中设三台监控上位机，它们互为热备，其中一台兼作工程师站，三台上位机各有独立的数据库，信息均来自各辅助系统的PLC，通过交换机和光缆与各辅助系统的网关相连，一起组成一个Ethernet网与各辅助系统的通讯网络连接起来，从而实现对各自PLC的监控。
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