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摘要：DCS作为一种较为先进的计算机分布式控制系统,目前被广泛用于发电厂机组的监控，而发电厂大、中型升压站则采用专用的电气网络微机监控系统(NCS)，NCS独立于DCS，但互为通讯，由两者共同担负着全厂电气设备的监控。本文以电厂一体化监控设计为目标,在现有的电气设备及DCS功能基础上将发电厂升压站纳入DCS监控，对其中的DCS构架发展现状与技术革新进行阐述与拓展,希望通过本文的研究能够为今后的升压站监控纳入DCS提供一种可行方案及设计思路。
关键词：发电厂升压站；监控；DCS系统；研究
1概述
1.1国内发电厂升压站监控模式与现状
升压站网络微机监控系统(NCS)以其简单、可靠、成熟的特点在升压站得到广泛的运用，目前各发电厂大、中型升压站的监控基本采用专用的NCS。相对于传统的一对一硬手操控模式而言,采用NCS作为主要监控手段,提高了电厂的自动化水平和网络部分的控制管理水平,节约了人力资源,简化了二次接线,同时增强了系统的安全可靠性。NCS为分层分布式结构，由间隔层和站控层二层设备、一级网络组成。站控层与厂级管理系统SIS及机组DCS实现网络通讯。NCS系统独立于DCS系统，由两者共同担负着全厂电气设备的监控。
1.2发电厂升压站监控纳入DCS系统的理论支持
控制技术更新是科技进步发展的必然结果，管理模式的更新和发展是人类智能进化需要，发电企业面临日益激烈的市场竞争，而经济环境的瞬息万变对电力供需状况造成剧烈波动，倒逼设计理念必须跟上时代的步伐。而利用成熟、先进的数字化信息手段取代传统的专一的控制手段，开展企业内外信息的数字化整合及管控以实现市场环境下的企业快速反应及科学决策，是发电企业参与市场竞争的重要手段之一。升压站采用DCS监控，实现发电厂全厂监控管理及监控设备一体化、监控网络结构优化、控制设备模块化。是适应大运行、调控一体化运行模式的发展需要，也是发电厂控制管理系统的发展方向。
2DCS在发电厂升压站电气设备控制中的应用
2.1发电厂电气设备控制的特点
电气设备的正常运行对电厂的安全稳发起着关键性的作用，而发电厂升压站作为电厂与电网联系的纽带，它的运行安全与否关系到整个电厂的命脉，电厂的升压站电气设备的控制不同于热工控制，电气设备相对热机等设备而言受控对象相对要少而简单，操作频率也低得多，但电气设备对系统运行的安全性、准确性、稳定性、快速性要求较高。电气设备本身操作、保护机构复杂，这些操作、保护设备均独立于DCS，均需配置专用的电气设备，各电气设备相互之间存在联锁条件，其中某一主要元件的不正常运行有可能造成整个电厂的不正常运行、乃至停机。此外，升压站电气系统的监控不光只满足本机组的安全稳定运行，其操作运行还必须服从电网调度的命令，满足电网调度的要求。
2.2DCS在发电厂控制系统运用的优势
DCS是通过先进的计算机技术对生产过程进行集中操作、监视，分散采集、控制，分级管理、组态，灵活配置的控制系统。他不同于一般的集中监控系统，而是利用计算机技术将测量、信号采集、数据处理、通讯网络与人机有机的结合发展而成的。DCS作为一种分散分布式控制系统以他的开放性特征、灵活的配置手段、安全可靠地系统功能、良好的功能特性得以在发电厂的广泛应用。
2.3目前DCS在发电厂电气控制系统的运用
DCS过程控制为直接数字控制系统，是用工业计算机配以适当的输入输出设备，从生产过程中经输入通道获取信息，按照预先规定的控制算法计算出控制量，并通过输出通道，直接作用于执行器上，实现对生产过程的控制。火力发电控制作为过程控制对象，它是由锅炉、汽轮发电机和辅助设备等组成的一整套设备，对过程控制的要求非常高。
随着电厂生产规模的扩大，控制室内的仪表不断增多，而人的视觉有限，传统的控制和监视手段在操作和监视上已很难适用，而计算机恰恰能解决此问题。90年代末期为响应国家电力公司开展“设计革命”的号召，全国首批发电厂按2000年燃煤示范电厂设计思路进行了优化设计，发电厂机组电气控制取消常规的控制屏，将发电机、高低压厂用电源的监控均纳入DCS系统，以此提高发电厂整体的控制水平和自动化程度，使锅炉、汽机、发电机的控制方式协调一致，实现炉、机、电全CRT加键盘（鼠标）的监控，简化了控制室设备，为炉、机、电单元统一值班创造了良好的运行条件。十多年过去了，过程控制在火力发电厂的应用经历了一个由简单到复杂、由低级到高级，并逐步完善的过程，实践证明了此项设计革命是成功的。DCS在电气设备监控的使用提高了自动化水平又方便了电气设备的监控、维护、管理，目前被广泛用于发电厂机组的电气系统的监控。
主厂房电气纳入DCS后，采用DCS实现炉、机、电集中控制方式，以CRT和键盘(鼠标)为监视和控制手段。全厂仅设一个集中值班点，布置在集控楼的主厂房集控室。集控室内运行组织按全厂（全能）操作员设岗，由值班操作员完成对单元机组及辅助车间的监控，值班员能通过操作员站的显示器/键盘实现机组启/停控制、正常运行的监视和调整以及机组运行异常与事故工况的处理并同时操控全厂机组公共及辅助车间所有系统，完成本工程全厂全能型值班功能。
2.4目前DCS针对电气设备的控制内容
2.4.1DCS针对电气设备的监控范围
目前各大、中型发电厂主流设计电气控制系统大体分为机组监控部分及厂用电部分和网络监控部分。发变组、主辅高低压厂用电源等与机组密切相关部分电气设备的监控纳入DCS系统，电气监控画面均由DCS完成，在DCS系统的CRT上显示，人机界面操作均在集控室DCS系统的CRT界面下发指令。发变组和厂用电系统与热工自动化共用一套DCS，实现机炉电一体化控制，以CRT和键盘(鼠标)为监视和控制手段，取消常规仪表控制屏台，辅以必要的独立保护和控制装置构成对整个机组的控制。由集控室大屏幕显示器与CRT共同承担对机组的过程监视和控制。结合热工DCS系统在主厂房集控楼集中的布置方式，一般与机组有关的电控及继电保护、安全自动装置等集中布置于集控楼电气保护室内。以前DCS未国产化，其开放性较差，且价位相对较高，加上以往热工、电气两专业的分工方式的影响，对于高压配电装置的监控习惯设置一套专用的网络计算机监控系统（NCS），但不设网控室，网控系统上位机布置在主厂房集控楼集中控制室的值长台上，与升压站有关的网控间隔层设备、线路保护装置、母线保护、断路器保护装置、线路故障录波装置、远动装置等布置在升压站旁的网络继电器室内。
2.4.2DCS电气系统的整体控制水平
因为火力发电厂要求安全可靠性高，所以在采用新技术和新产品上都相对保守，再加上NCS在发电厂升压站的运用比较成熟可靠。目前DCS在发电厂电气控制系统的应用基本局限在与电厂大连锁密切相关的机组监控及厂用系统监控，而不包含升压站电气监控，多年的运行经验已经证明将发变组及厂用电源纳入DCS系统是成熟可靠的。目前发电厂纳入DCS的范围如下：
1)发电机实现程序控制及软手操控制，使发电机从零起升压直至并网带初始负荷；并实现发电机自动程序停机。
2)厂用电系统实现程序控制及软手操控制。
3)两台机组公用的厂用电系统，分别在两台机组的DCS进行监控，但设置优先权方式以保证在同一时间内只允许一套DCS对公用电气设备起监控作用。
4）实时显示发变组和厂用电系统主要画面，显示设备正常运行和故障情况下的各种数据及状态，提供操作指导和记录操作过程，提供应急处理措施。
5）机组的正常同期并列采用“AVR自动运行”方式自动升压，通过微机准同期装置并网，但启动及信号送DCS。
6）机组的保护装置采用专用的微机型保护,信号送DCS。
3发电厂升压站监控纳入DCS系统的总体架构
3.1升压站监控纳入DCS与传统的NCS的对比
3.1.1NCS与DCS组网结构对比
1)升压站NCS监控结构
常规发电厂升压站采用NCS监控，NCS系统的组网方案比较成熟，该网络简单可靠，系统采用分层分布式机构，由间隔层和站控层二层设备、一级网络组成。其中间隔层由若干个监控子系统测控组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔设备的就地监控功能。间隔层设备一般布置在升压站旁网络继电器室，负责各间隔的就地监控、数据采集，其主要设备为升压站各间隔电气设备的测控、保护、电能量采集二次设备及网络接口设备，间隔层的设备直接接入NCS系统双以太监控网，间隔层以光纤为媒介经双交换机与站控层取得联系。站控层负责整个升压站电气设备的集中监控，主要由主机/操作员站、工程师工作站、五防工作站、网络通讯设备组成，负责整个升压站网络系统的集中监控，其中计算机布置在主厂房集中控制室，由站控层设备实现升压站网络电气设备监控、管理，通过NCS实现与电网调度通信中心通信。而网络设备布置在主厂房电子设备间，各计算机均直接接入NCS双以太监控主网，以获得高速通讯和共享资源的能力，并通过站控层网络设备与机组SIS、DCS通讯。监控主网上还挂有远动RTU设备，使之与电网调度通讯。NCS系统结构如图3-1所示。
图3-2发电厂升压站接入DCS后组网结构图
3.1.2NCS与DCS监控方式对比
1）以往发电厂升压站采用NCS监控，而机组采用DCS监控方式时，由NCS与DCS共同完成全厂的监控，NCS独立于DCS，配置专用的监控网络，为此需配置专用的站控层设备操作员站、网络服务器、间隔层设备如测控装置等，日常运行维护2套系统，2套软件，2套备品备件，操作人员也需熟悉2套系统。
2）发电厂升压站采用DCS监控，全厂共用1套DCS系统，使得整个电厂系统网络化，一体化，DCS将现场数据通过网络相结合，加强整体控制力度，提升了控制效率，升压站采用DCS监控后统一了硬件、软件，使得模块标准化、系统结构化、数据共享化、管理统一化。
3.1.3NCS与DCS价格对比
以发电厂220kV双母线带母联4回馈出线2回进线为例，按近期价格估算采用NCS监控约为70~80万元。若采用国产DCS监控，加上另外上的同期装置、变送器及继电器等设备，共估价约41万。电缆造价两者差别不大，估算结果采用DCS比NCS节约造价约29~39万元。
3.1.4NCS与DCS施工、运行、维护比较
对照常规的升压站采用NCS方案，全厂采用DCS后，其系统内施工及调试将大为方便，有效的缩短了升压站的施工调试工期，并且提高了升压站和全厂的信息数字化和管理自动化水平。采用DCS后不需另配专用的NCS操作员站，运行维护单一，减少了备品备件。但鉴于现阶段DCS设备厂家的现状，取消NCS后，对DCS目前无法实现的同期功能、交流采样功能等需另外配置专用的同期装置及变送器来实现，从而增加了一些运行维护工作量。
4.升压站纳入DCS全厂信息一体化平台技术
4.1全厂监控一体化可行性可靠性分析
4.1.1DCS系统具有较好的人机交流和协调性：
应用DCS系统显示比较直观，方便操作，同时能够提供装置运行下的可监视性。该系统能够为用户提供包括过程控制组态、报表组态、画面组态、系统组态等组态软件，使系统能够灵活扩充。DCS系统中的工作站能够互相传递各种信息，优化处理数据和系统的总体功能，利用比较可靠、安全、实时的网络和通信网络协议，进行协调工作，实现信息的共享。
4.1.2DCS系统具有良好的开放性：
DCS国产化后，结合国内的监控模式与习惯，该系统具有系列化、标准化、开放化、扩展方便的特点，系统通信方式建立在局域网网络支持下实现，信息传输可靠且高效。目前DCS在发电厂机组控制的应用也比较成熟，在根据发电厂升压站控制系统实际需求对系统功能进行扩充或优化，由于采取的模块化设计方案，故而可以相当便捷的将计算机添加至系统通信网络当中，期间不会对其他相关计算机的正常运行产生不良影响。
4.1.3DCS系统具有极佳的灵活性行：
在DCS系统的运行过程当中，对于组态软件而言，软件、硬件组件可以通过不同流程应用对象的方式实现。系统基于控制算法库选择适宜的控制规律，或者是基于图形库调用基础图形监控画面、报警画面，由此使得整个控制系统的构成比较简单与灵活，可扩充性、适用性强。
4.1.4DCS系统具较高的可靠性：
DCS中的每一个工作站都能够通过网络接口进行连接，各台计算机分散系统控制功能，即便某一计算机出现运行故障，也不会对DCS系统整体功能的实现产生不良影响，除此以外，由于在DCS系统当中，各独立计算机所承担的任务单一，这样能够有效地分散危险性和控制负荷。故而，可以从功能实现的角度入手，系统结构采取容错设计软件特定的计算机装置，并达到提高计算机运行稳定性的目的，使系统有较强的可靠性。
4.1.5DCS系统具有功能性特征：
在发电厂电气控制系统当中通过引入DCS系统的方式，能够在很大程度上丰富系统控制算法，通过DCS逻辑编程实现综合连续控制功能、批量处理功能以及顺序自动控制功能，并且也可根据自动化控制系统的控制要求，将特殊的控制算法引入系统内部。
4.2升压站纳入DCS系统全厂监控一体化平台的需求分析
为适应电力系统的快速发展和发电厂安全稳定运行的需要，跟上科学技术的进步，满足现代化电厂的要求，提升电厂的控制管理水平，发电厂升压站纳入DCS系统，实现全厂监控一体化平台的建设是一种必然的趋势。DCS控制系统作为一种先进的控制技术被引进发电厂的电气设备控制是一种发展方向。通过一体化配置实施，提升了大范围资源优化配置能力，减少了重复配置，提高了电厂信息化、自动化、互动化、标准化水平，使得数据采集提取更为简便，监控一体化后同时也能够节省一些人力物力，将会越来越被多的用于发电厂中。
5.升压站纳入DCS监控后需解决的问题与解决方案
鉴于目前国内电厂现有的运行模式及DCS供货商的生产情况，对照DCS控制系统的特点，升压站纳入DCS监控后,对于目前由于DCS实现还不够成熟的功能需要在设计初期规划出替代方案。
5.1模拟量采集问题
以往NCS模拟量采集均支持交流采样，所有进NCS的交流量经电流、电压互感器输出后可直接接入NCS测控柜，而DCS目前不支持交流采样，对于PT、CT输出的交流量需经过变送器转换成4~20mA的模拟量再送往DCS，现在高精度变送器的供货商较多，完全可满足DCS的模拟数据采集。
5.2升压站电气设备同期问题
以往NCS系统采集电厂与系统两侧电压后，通过NCS可完成升压站各线路、母联的同期操作功能，而DCS目前也不支持相量测量，不具备同期功能，为满足升压站各线路及母联断路器同期合闸的要求，还需另外配置专用的线路同期装置及同期选线装置，由DCS对同期装置发出同期选线及同期启动指令，再由同期装置直接以硬接线对同期对象发出控制指令。
5.3与微机五防系统的接口问题
为满足电网要求，升压站采用DCS监控后与采用NCS监控方式一样，在实现DCS系统编写的五防操作逻辑实现五防功能的基础上还需专门配置一套升压站微机五防操作系统，由DCS与微机五防装置共同担任其升压站的防误操作功能，五防操作站放在集控室值长台上，微机五防系统接入电厂厂级监控系统(SIS)，其的信息可通过SIS网获取，不再另行采集就地数据，五防辅以现场配置电脑钥匙防止各种误操作。
5.4与系统保护、自动化设备及调度通信的接口问题
发电厂升压站取消NCS将监控纳入DCS系统后，与系统的接口与通讯基本维持不变，需满足电网运行对保护及自动化设备的要求，满足网调和省调信息传送的要求，电厂侧配置专用的高周切机柜、系统稳控柜、线路保护柜、母线保护柜、故障录波柜、RTU柜、关口计量柜、相量采集及数据集中处理柜、调度数据网接入设备柜、二次安全防护柜，这些系统二次柜的主要信号以硬接线接入升压站DCSI/O柜，可在控制室CRT上监视各设备运行情况。系统所需数据仍通过RTU柜硬采，继电保护及故障信息管理系统通过故障信息主机接入调度数据网，关口计量数据通过电能采集器接入调度数据网，所有系统二次设备信息均通过数据网接入设备柜与调度通讯。
6.全厂监控一体化
6.1全厂监控一体化的建设目标
升压站电气设备采用DCS监控，实现全厂监控一体化，采用标准化的系统过程应用，采用标准化的结构化数据。其中包含以下几层内涵：
1)全厂监控一体化以先进的计算机手段实现各类对象信息的标准定义;
2)通过DCS整合资源，实现最优控制和自适应控制；
3)控制及信息同时覆盖全厂静态对象和动态过程；
4)信息应用体系内部逻辑结构分明、标准，无重叠或漏项；
5)体系内子系统及各层接口标准化，对外标准化接口发布，可实现扩展与兼容；
6)成本控制中心建立在“一控”之上，以关系数据库和实时数据库为基础，组建统一的数据仓库及数据库支持平台,完成信息存储领域的标准化工作，实现电厂各类信息跨平台共享；
7_提升运行管理及快速反应能力，集中对各类信息进行提炼、集成、分析，为生产经营决策提供支持。
6.2全厂监控一体化平台设备配置
为实现公司系统内完整、统一的控制、信息管理系统，构建起以适应大运行、调控一体化运行模式电站的基本框架，逐步实现知识管理，生产管理、信息化水平管理向国际一流发电公司看齐。信息应用体系内部逻辑结构分明、标准，无重叠或漏项。体系内子系统及各层接口标准化，对外标准化接口发布，可实现扩展与兼容。遵循“统一领导、统一规划、统一标准、统一组织开发、统一实施、统一建立长效运行和改进机制”的原则。升压站采用DCS后所控设备电流电压互感器设备仍采用常规设备，一次元件投资选型并无特殊要求，但同系统内施工及调试将大为方便，有效的缩短了升压站的施工调试工期，运行人员只需熟悉一套软件，方便了管理，提高了升压站和全厂的信息数字化和管理自动化水平。
7结语
由于DCS与NCS两种监控方式各具特色，在市场经济为主导发展的今天，不同的电厂，不同的管理模式对发电厂的设计提出了更高的要求，随着自动化水平的不断提高，新的管理理念和模式对现代发电厂提出了更高的要求，将升压站的监控纳入全厂DCS系统或单独采用NCS系统监控，两种监控模式短期内将成为发电厂升压站共存的监控方式和手段。究竟采用何种模式，还需根据不同的具体接线、不同的电厂运行要求、不同的DCS供货商情况酌情确定。本文通过对发电厂大、中型升压站采用DCS监控的分析研究比较，为发电厂控制系统一体化平台二次设备配置及功能实现提供可实施的技术方案，为未来发电厂的大运行、调控一体化运行模式创造了条件。随着国内DCS供货商对发电厂电气系统控制的不断开发和完善，通过对其DCS构架下的功能进行发展与技术革新进行拓展,以及在已投运电厂的实践应用中不断深化和改善，确保发电厂成为先进的、节能的、安全的、可靠的、高效的现代化发电厂。
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