1 大机组DCS回顾及现状
近十年来，DCS在国内火电厂应用发展十分迅速。从“七五”期间消化国外引进机组配备的DCS技术到“八五”期间在自行设计的 300MW及以上机组项目中全面推广DCS。
早期阶段，只是部分电气设备进入DCS监测。随着DCS技术的成熟和设备可靠性的提高以及大量500kV变电所计算机监控的成功实践，并以1996年电力规划设计总院颁发214号文(单元机组分散控制系统若干技术问题规程》为契机逐步开始了大机组电气DCS监控的尝试。例如，1997年阳逻电厂三期2X600MW提出电气控制采用DCS监控和强电一对一控制加DCS监测两种比选方案;1998年嵩屿电厂提出对己建2X300MW进行DCS监控改造设想;1999年益阳电厂2X300MW施工图设计优化将发变组及高低压厂用系统纳入DCS控制;2000年我院黔北电厂4X300MW和安顺电厂二期2X300MW也按"2000年示范电厂”思路提出了电气设备全面进入DCS监控方案，等等。
近年来，国外公司也大多将发变组及厂用系统顺序控制采用DCS。例如引进机组利港电厂二期2X350MW和扬州电厂2X600MW工程，其厂用电系统控制采用软硬操结合，软操即CRT/键盘操作并经DCS逻辑判断引出;硬操即在集控室厂用电源控制屏上弱电一对一操作并经DCS共用的24V辅助继电器引至控制断路器110V直流操作回路。目前，国外发展趋势是只设软操，例如美国宾西法尼亚印弟安那电厂3X600MW采用DCS监控，电气控制全部由CRT/键盘操作，厂用系统控制取消硬操。
2 电气DCS监控必要性及可行性
过去很长时间，发电厂电气设备采用强电一对一常规控制的主要原因在于电气控制多为断路器合分闸状态控制，对可靠性要求高，同时对计算机性能不熟悉，导致除电动机采用DCS监控外，而发电机厂用电源设备只实现DCS的DAS。
电气常规控制方式对断路器需运行人员一对一手动操作，集控室监屏大，电气要有专用操作员，这对电厂减员增效不利，并且当电厂出现大面积停电事故时容易加剧事故现场混乱程度和事故处理紧张程度。
对此，一些业主己提出新的要求。如我院设计新建投产的伊朗阿拉克4X325MW电厂按1995年生效的合同以当时的中国标准，电气设备采用强电一对一常规控制加DCS监测，发变组高压厂用系统及低压厂用系统中重要变压器在单元控制室电气控制屏上控制。合同执行后期伊方要求将厂用系统(包括MCC)所有断路器全部进人DCS在集控室电气控制屏监控，在设计和制造均己完成的情况下显然这是难于实现的。伊方便自行将其余辅助厂房低压变压器改在单元控制室监控，并在新建发标的12台325MW新项目招标书中明确提出电气设备采用DCS监控。
由此看来，只要可靠性有保证，大机组电气设备采用DCS监控是很有必要的。近年来，计算机监控在国内近30个500kV变电所采用己证明是成熟可靠的;DCS在发电厂热控方面应用也令人满意;国外大机组电气采用DCS监控也有成功运行经验，固此新建大机组电气设备全面采用DCS监控的时机己渐成熟。
3 电气DCS监控一些问题
电气DCS监控应使电气控制更安全可靠，同时更方便施工、调试及运行需要，因此很有必要在设计阶段对电气DCS监控的问题进行研究。
3.1 电气DCS监控总体考虑
大机组电气DCS监控，应按单元机组和网络及全厂公用部分几部分总体考虑监控系统的组合。
(1)单元部分
本工程两台机组设一集控室，按机组单元设炉机电公用DCS。电气部分每机高低压厂用系统与发变组作为一个子站纳入该单元DCS;两机公用部分设置公用高速公路总线挂在相关两单元DCS，因此两机公用的高低压备用电源作为一个子站挂入该公用高速公路总线，确保各机组DCS独立运行并不致使两单元DCS耦合在一起。
发变组电气设备全部进入DCS后，单元机组全面实现CRT/键盘+大屏幕监控，集控室不再设置常规电气控制屏/台，集控室BTG台上设置电气专用CRT/键盘鼠标人机界面，电气监控以软手操为主，但保留必要的硬手操(如发变组断路器和灭磁开关跳闸以及柴油发电机和重要直流油泵启停等)，集控室公用大屏幕也可显示电气各系统运行状态。
(2)网络部分
应根据电厂升压站复杂程度确定网络部分纳入单元机组DCS监控还是另外设置网络计算机监控系统。
本工程规划容量6台600MW机组，4条500kV出线，500kV升压站采用一台半断路器接线，加之包括220kV双母线升压站两条进线和6台启备变馈线，网络部分相对复杂，故考虑设置独立网络计算机监控系统。
网络计算机监控系统考虑采用开放分布式系统，双机及冗余网络配置。
网络部分不设网控室，500kV配电装置就地设两个继电器室，220kV配电装置设220kV继电器室，网络计算机监控系统就地监控单元与系统保护一道下放就地继电器室。
网络计算机监控系统主机柜及工程师站布置在#1集控楼，每个集控室两个单元BTG台之间介置网络计算机监控操作员台，放置网络计算机监控CRT/键盘人机界面，#1集控楼主机柜与网络就地监控单元及#2(#3)集控室网络计算机监控人机界面通过数据总线相联。
网络计算机监控系统除实现网络电气设备监控外，还将与各单元机组DCS及远动RTU通信接口，最终实现机组三遥(遥测，遥信，遥控)功能，即系统中调通过电厂远动RTU—网络计算机监控.机组DCS实现机组三遥调度。
此外，集控室公用大屏幕也可显示网络部分电气系统运行状态。
(3)全厂公用部分
全厂公用辅助系统采用PLC+CRT+闭路电视监视系统方案，按煤灰水三个控制点实现全CRT监控，相关辅助变压器及厂用电源纳入相关系统PLC监控。
3.2发变组监控
发变组采用DCS监控又称发变组程序控制。发变组程序控制应纳入炉机电程序控制整体，包括厂用电源正常切换，灭磁开关投退，励磁调节及电压控制，发变组断路器同期并列，发电机负荷调节等，以实现机组启停及负荷调节的全自动化控制。
厂用电源正常切换包括启机期间备用电源投入并切换至厂用工作电源以及运行期间厂用工作电源计划切换至备用电源，这种正常切换及灭磁开关和发变组断路器合分闸正常操作均通过CRT/键盘软手操实现。发电机励磁调节及电压控制采用数字式AVR与DCS通信接口实现DCS监控。发电机并列通过三个模块实现自动并列，即DEH功能(东汽模式);AVR功能(东电模式)及部分DCS自带的自动异步时间(或相同)功能模块，共同实现发电机断路器的异步并列。
以上几部分纳入发变组程序控制后便可实现从锅炉点火至带目标负荷的机组整套启动自动化，即当汽机达到目标转速后DCS投入灭磁开关和AVR，待发电机升压至同期电压后DCS投入同期装置，由AVR和DEH进行电压和转速调节以完成发变组断路器同期并列，再由DCS干预DEH直至机组带目标负荷。随后将厂用电源从启备变切换至高厂变供电。
集控室BTG台上发电机灭磁开关及断路器硬手操采用弱电一对一并与DCS共用24V辅助继电器引至断路器110V直流操作回路，但发电机紧急停机按钮与发变组继电保护一样采用硬接线直接送至断路器操作回路。
继电保护采用数字型并与DCS通信接口，以便快速准确的进行事故分析。
3.3 厂用系统监控
厂用系统监控包括高低压厂用电源正常切换及故障情况下备用电源自动投入。DCS监控厂用电源应考虑防误操作及厂用电源母线误并列运行。
(1)厂用电源正常切换
DCS应设带电压幅值和相角检查的手动同期功能以实现高压厂用系统短时并列正常切换;DCS应通过断路器及隔离开关和接地开关位置接点进行逻辑判断以防止误操作并实现低压厂用系统正常切换，低压厂用系统正常切换既可采用瞬间断电的先断后合方式也可采用不断电的先合后断短时并列方式。
(2)备用电源自动投入
低压厂用系统备用电源自动投入通过开关位置接点及母线电压进行逻辑判断实现备用自投。
高压厂用系统备用电源自动投入采用快速切换，分为进线开关继电保护分闸失压切换以及进线开关未分闸母线低电压切换两种情况。对于前者，DCS应通过继电保护及进线开关位置接点逻辑判断实现加速快切，切换时间为进线开关分闸时间加上备用分支开关合闸时间，如采用6kV快速弹操机构时间大约为120mS，可以躲过高压电动机残压的有害冲击(一般首次最严重残压冲击出现在160—180mS);对于后者，DCS应通过检母线电压与备用电源母线电压之间电压差及相位差的逻辑判断实现快速切换。以上快速切换不成功时，DCS应自动转为鉴定母线残压幅值的慢速切换。
对高低压厂用系统正常切换及备用自投， DCS应通过与数字式继电保护通信接口实现投入故障母线的前闭锁。
3.4 倒送电过渡及就地防误操作
首台机组施工过程中，厂用备用电源倒送电是非常重要的一个网点形象，但往往由于交货迟延或安装调试等原回，DCS可能无法与倒送电同步投运，又因集控室己取消电气控制屏，故较长一段时间内厂用备用电源倒闸只能靠就地操作过渡。为确保安全，除严格操作票管理制度外还应设立完善的就地电气防误操作闭锁措施，对无法实现电气接点联锁的应考虑设立完善的机械程序锁防误操作闭锁措施。
DCS投入使用以后改用DCS防误操作闭锁功能以保证安全生产，但电气开关设备除接受远方控制指令外一般还留有供检修调试用的就地操作回路。这些就地操作回路的防误操作闭锁也是非常重要的，前述为倒送电过渡而设立的防误操作闭锁措施可以同时满足这一要求。
3.5 如何节省控制电缆
电气设备全部进入DCS监控可以提高电气控制水平，但伴随监控对象的大量增加随之而来的是DCS主机冗余的下降和控制电缆的大量增加。
目前，国际上正发展一种新技术来解决这一问题，就是采用现场总线控制系统FCS(即采用连接智能现场设备和自动化系统的数字式双向传输及多分支结构通信网络)来取代现行分散控制系统DCS。但由于设备原因，目前国内尚无法采用这一新技术。
我们考虑采用界于FCS和DCS之间的远程智能I/O技术来改善这一问题。这一技术是将以前集中布置在DCS主机柜的I/O代之以适合于现场环境条件的新型远程智能I/O，先按设备单元(如一台变压器或一台电动机)集中采集信息，再经数据总线单向上传DCS，设备单元信息采集还可分片(如一段厂用配电装置)设就地SCADA先将该片信息集中处理后再上传DCS，这可极大地减少DCS主机集中I/ O，改善DCS主机冗余，同时大大节省用于 DCS信息采集的控制电缆。据初步估算，按照电力规划设计总院2000年颁发的《火电，送电，变电工程限额设计控制指标》，一台600MW机组便可节省大约170km控制电缆，仅电缆直接投资便可节省人民币大约340万元，整个工程 6台机可节省约2000万元人民币。
3.6 电气设计与DCS厂家配合
电气设备全部进入DCS监控增加了大量信息采集和电气控制逻辑，需要电气专业与 DCS厂家很好地协调配合，象以前那样只通过热控专业汇总转交信息显然是不够的。
首先，我们认为电气专业应提前至初步设计阶段就开始编制电气各部分系统图及各系统控制联锁逻辑图并作为招标文件副件提交 DCS厂家。一但DCS厂家确定，就应与厂家进一步明确这些系统逻辑联锁关系，约定DCS与电气就地远程智能I/O及其他电气设备通信接口规约，同时清楚界定软手操/硬手操概念以及实现模式。
其次，在施工图设计阶段电气专业应重点与DCS厂家敲定通信接口规约并形成正式接口规约协议，确保电气各部分与DCS接口通信顺畅;电气专业还应将所有进入DCS的信息编制成完善的信息表提交DCS厂家并且审查 DCS厂家对电气系统及控制联锁逻辑的响应情况，这中间尤其是DCS厂家对电气联锁条件的理解和对电气控制逻辑的正确编程可能需要数次反复交换意见才能确保正确性。
最后，电气专业应仔细核对DCS厂家提交的DCS设备资料，确保所有电气专业接口信息不错不漏，确保所有电气专业进出DCS设备的电缆正确无误。
随着电气DCS监控在工程实践中不断深化，可能会出现更多新问题，但只要不断总结探索，相信大机组电气设备全部采用DCS监控以提高电厂电气控制自动化水平会收到圆满效果。
