厂用电监控管理（ECMS）系统是针对发电厂集中控制室电气元件的综合自动化系统，它可将 DCS、现场总线、电气保护及自动装置有机地结合起来，既实现了DCS系统机、炉、电的一体化，近年来，综合保护测控装置、智能电动机控制器、元件保护装置、同期装置等智能化终端电器在发电厂得到了广泛应用，为厂用电气系统自动化水平的提升创造了良好的条件。基于现场总线技术、计算机技术及现代通信技术的厂用电监控管理系统（ECMS）利用这些智能终端电器作为前端设备，应用现场总线技术，将电气系统连成监控网络。
本文结合我院JSM 6X60MW工程，分析了厂用电监控管理（ECMS）系统的经济技术特点。
1 厂用电气系统的监控范围和监控方式
1.1 DCS控制系统
火力发电厂集控室监控的电气设备主要包括以下各项：发变组、高压厂用工作电源、高压起动/备用变压器、主厂房低压厂用变压器、辅助车间低压厂用变压器 、直流系统、UPS系统及机、炉 DCS控制电动机等
1.2 厂用电气系统监控方式
根据控制系统设备选型和数据采集方式的不同，厂用电气计算机监控系统可按下述三种方案配置：
1.2.1 全硬接线方案
将厂用电气设备的电气量信号由就地（开关柜，盘）采用电缆一对一接入DCS计算机系统的I/O柜。本监控方案限于专业分工中电气与热工间控制习惯的不同，大多数电厂都由侧重于机、炉的DCS系统完成基本的运行监控功能，对电气系统考虑较少。该方式存在I/O点卡件多，投资大，二次接线复杂，抗干扰能力差等缺点。随着火力发电厂自动化水平的不断提高，对厂用电气系统的监控提出了更高的要求，DCS系统无法完成。
1.2.2 半通讯方案
硬接线与现场总线相结合方式的具体方案：发电机―变压器组、高低压厂用电源等电气设备及电动机的控制及控制逻辑相关的信号采用硬接线直接接入DCS系统监控，其它监视、监测、管理信息由已有的智能前端电气装置以通信方式，通过现场总线上传至通信管理机汇总送入ECMS系统。
1.2.3 全通讯方案
本方案系统数据采集全部由ECMS通过现场总线实现，ECMS与DCS采用全通信方式，取消所有硬接线。本方案 ECMS与 DCS间的通信不仅限于在站控层实现，还需对于少量参与顺控信息的有实时性要求的信息以RS485接口在ECMS通信管理机与DCS的DPU之间实现点对点通信。
无论是方案二还是方案三，对于ECMS采集的供电气系统分析管理的信息如各保护整定值、故障时电流、电压波形等数据，仅送入ECMS的工程师站分析处理，可不送入DCS，但可以通过独立的通信接口送入SIS和MIS。
1.2.4 技术比较
方案一硬接线方式中，各回路需配置电量变送器、电度表、电流表、继电器等，独立元件较多，通过硬接线与 DCS交换信息量多，控制电缆较多，DCS卡件多。而且，没有一个整体的厂用电监控系统，自动化程度低。平时检修维护量较大，投资成本较高。
方案二硬接线和现场总线相结合方式中，电气系统的智能前端设备，包括发变组保护、起/备变保护、自动同期装置、厂用电切换装置或备自投装置、励磁调节器、微机综合保护测控装置、智能仪表、智能电动机控制器等，实现了与计算机监控系统的网络通讯连接，形成了整体的厂用电监控管理系统，检修维护量小，可实现厂用电系统的计算机运行管理，自动化程度高。同时，通过硬接线方式与 DCS交换信息量大大减少，控制电缆较少，DCS卡件较少，投资成本较低。
方案三全通讯方式中，在方案二基础上，取消通过硬接线与 DCS交换信息量，全部采用通信实现，无控制电缆，不需 DCS卡件。通过ECMS系统实现厂用电系统的计算机监控管理，自动化程度高。其缺点在通讯数据量增大，现阶段，不同厂家设备通信规约差异较大、一致性较差，由于大量的规约转换以及通讯阻塞引起的上传信息延时可能性较高，从而影响到设备控制的可靠性。
综合考虑采用方案二在保证基本监控操作可靠性的基础上，增加了监控、管理信息量，提升自动化水平，在现阶段较为合理。
2 ECMS系统构成及配置
2.1 网络结构
ECMS系统采用开放式分层分布式网络结构。网络结构为三层设备二层网方式，三层设备指站控层、前置层和间隔层，二层网指连接站控层与前置层的站控层网络以及连接前置层与间隔层的现场总线网。
站控层网采用标准的工业以太网，一般采用100Mbps光纤网络，网络拓扑结构采用全交换星型网，按双机双网配置，实现站控层各设备和来自前置层的数据传输，并实现同DCS和SIS系统的双向通讯。
现场总线网，一般重要系统采用双网，如高压厂用配电装置、主厂房PC等，较不重要系统可采用单网，如MCC段等
2.2 系统配置及功能
2.2.1 站控层主要设备配置
站控层设备负责整个系统的集中监控，由操作员站、工程师站、系统服务器、网络交换机、通信接口设备、打印机以及其他网络设备组成。其中，ECMS操作员站、工程师站、打印机主要完成系统的人机接口及管理功能，可按单台配置。系统服务器、网络交换机、通信接口等设备均采用冗余配置。
2.2.2 前置层设备配置
前置层设备包括多串口通信服务器（采用工业级）和通信管理机，采用冗余配置。通信管理机具有数据处理及通信功能，实现间隔层设备和站控层设备之间信息的传输，并监视和管理各间隔层设备。
2.2.3 间隔层设备配置
间隔层设备主要包括发变组保护、起/备变保护、自动同期装置、厂用电快切装置或备自投装置、励磁调节器、微机综合保护测控装置、智能仪表、智能电动机控制器等智能终端设备。上述智能终端设备均为已有设备，并已实现了现场监控信息的数据采集，ECMS系统只需利用设备的通信接口连接组网，并将数据汇总处理，即可实现联网数据通讯。
参考文献：
[1]火力发电厂厂用电设计技术规程.（DL/T 5153-2014）
[2]ECMS系统的新型结构及其应用.电力系统及其自动化学报，2010 （05）
中图分类号：C35文献标识码： A
引言
现场总线是指安装在制造或过程区域的现场装置与控制室内的自动控制装置之间的数字式、串行和多点通讯的数据总线，以现场总线为基础而发展起来的全数字控制系统称作现场总线控制系统。由于现场总线技术本身具有的优势及为将来实现现场设备级的数字化创造条件，河源电厂厂用电控制系统决定采用现场总线技术。
1 厂用电控制系统现场总线的选择
1.1 厂用电控制系统的特点
我们选择什么样的总线，首先要分析厂用电系统的特点，厂用电控制系统有如下特点：
1）厂用电系统实现的是顺序控制，即数字量控制，模拟量信号仅作监视，不参与系统逻辑控制；
2）控制系统中某些功能对动作时间和响应速度有很高要求，所以要求厂用电系统宜采用高速现场总线；
3）厂用电系统控制对象多，信息量大；
4）厂用电智能前端设备安装在6kV 或380V 配电装置内，要求有很好的抗干扰能力；
5）电气配电装置分散在电厂的各处地方，因此要求总线有较长的传输距离。
1.2 当前在厂用电系统运行业绩较多的总线
当前在厂用电系统运行业绩较多的总线主要有以下几种：
1）Modbus 技术成熟，易设计，维护方便，但抗干扰能力不强、数据传输速率低、传输距离短；
2）Profibus-DP, 适应于设备级控制系统与分散I/O 之间的高速通信，在国内380V 断路器、智能马达控制器及智能仪表领域多数厂家都支持该协议；
3）CAN,CAN 的成本低，实时性好，抗干扰能力较强，通信距离可达10kM；
4）Lonworks,有非常好的可靠性，而且便于系统扩展，但具有相当大的专用性，对资源配置需求高，总体费用较高；
5）工业以太网，是现场总线网络技术与以太网开放型网络技术的结合，具有成本低、速度快、容量大的特点。
2电厂电气控制系统现场总线的实际应用
2.1电厂厂用电控制系统的构成
电厂厂用电控制系统采用现场总线和DCS I/O 相结合的方式，每台机组电气系统设置一套厂用电计算机监控系统，计算机监控系统采用分层分布式结构，网络结构采用三层设备双层网形式。整个系统由主站层、通信子站层和连接主站层与通信子站层的高速光纤以太网以及连接通信子站层与间隔层的现场总线构成。厂用电监控系统经过双冗余通讯服务器与DCS 通讯进行连接， 厂用电监控系统由单元机组厂用电监控系统和公用厂用电监控系统组成。单元机组厂用电监控系统接入单元机组DCS，公用厂用电监控系统通过冗余网络交换机与两台单元机组厂用电监控系统连接，并通过软、硬件闭锁措施仅能接受其中一台机组的厂用电监控系统的操作。主站层设备负责整个系统的集中监控， 由1 台工程师兼操作员站、双机冗余配置的系统服务器、双机冗余配置的网络交换机、双机冗余配置的DCS 接口机、SIS 接口机、以及其它网络设备组成。
前置层设备即通讯子站层，主要由安装于电气继电器室的多串口通讯服务器即公用接口机和安装在各配电装置内的双冗余通讯管理单元组成。它具有数据处理及通讯功能，用以实现间隔层设备和站控层设备之间信息的“上传下发”，并监视和管理各测控单元等设备。通讯管理单元与监控主站采用双冗余的光纤以太网连接，与间隔层设备可根据设备情ProfiBusLonWorks 或工业以太网进行连接。6k综合保护测控单元通过双LonWorks 现场总线与通讯管理单元进行连接；380V 断路器智能仪表和马达控制器通过ProfiBus 现场总线与通讯管理单元连接。
2.2电厂现场总线方式的厂用电控制系统的优点
1）电气信息量采集完整。采集的电气信息量包括了所有的电流量、电压量、频率、启动信息、保护动作信息、开关状态、控制回路监控信息等，为实现电厂电气系统高度自动化运行及管理提供了硬件基础。
2）降低了设备成本。采用现场总线控制模式一方面可以减少大量的DCS 隔离器件、端子柜、I/O 卡件等，另一方面综合智能测控单元直接安装在开关柜上，开关柜外采用总线进行通信连接，可以大幅度节省控制电缆。
3）减少施工和维护工作量。控制电缆的大幅减少就意味着施工工作量的减少，取消了大量的硬接线进一步减少施工、安装、调试、检修和维护的工作量。
4）提高了厂用电运行的可靠性。首先FECS 可以作为DCS 控制的后备，在DCS 故障时可以实现对厂用电的控制和监控，另外，由于各智能测控单元功能独立、风险分散，任何一个测控装置的故障仅涉及到相应元件，不会影响其它间隔，影响范围小，提高了整个系统的可靠性。
5）提高了信息转换的精度和可靠性。使用现场总线避免了信号（特别是4-20mA 模拟信号量）在传输中的衰减和干扰问题，从而提高测量的精度和可靠性。
2.3电厂基于现场总线技术的厂用电控制系统的存在的问题及解决办法
1）厂用电控制系统电气信息量采集完整的优势未得到完全发挥。虽然基于现场总线技术的厂用电控制系统电气信息量采集完整，为实现电厂电气系统高度自动化运行及管理提供了硬件基础，但厂用电监控系统通过通信将电气信息量传输给DCS 后， 由于DCS 本身原有数据量非常巨大， 加之设计时没有对电气信息量加以规范和筛选，因此导致电气信息量采集完整的优势未得到完全发挥针对以上问题，应该实际需要制定一定的原则，对传输给DCS 的数据加以规范和筛选，剔除没有必要的数据，完善DCS 软件，将必要的电气量信息与现场设备对应显示，方便运行人员监控和操作，充分发挥电气信息量采集完整的优势。
2）厂用电控制系统现场总线系统的总体优势未能体现。
目前，由于厂用电监控系统软件的局限性导致事故追忆和事故分析、在线设备分析、仿真培训、性能计算及经济性分析等模块功能暂时未能实现。另外，由于现场智能仪表计量功能的缺陷导致系统中部分计量数据存在偏差，一定程度上削弱了现场总线系
一、确保减排项目落实到位
（一）削减二氧化硫
1.公用燃煤电厂脱硫项目
（1）已建脱硫设施的必须确保稳定运行。漳州后石电厂1#-6#机组，泉州南埔电厂1#、2#机组，厦门嵩屿电厂1#-4#机组，福州可门电厂1#、2#机组，江阴电厂1#、2#机组，宁德大唐电厂3#、4#机组等6个电厂的脱硫机组；采用循环流化床工艺脱硫的龙岩坑口电厂1#-4#机组，安溪煤矸石发电厂1#、2#机组，厦门瑞新、厦门国能新阳、同集、杏林热电厂，厦门腾龙热电厂，晋江热电厂，龙岩适中电厂（0.8万KW老机组），永定金业电厂2#机组等10个电厂的脱硫机组必须确保稳定运行。
（2）未建脱硫设施的必须限期建成。华能福州电厂3#、4#机组必须在2008年6月底前完成，1#、2#机组必须在2008年8底前完成。石狮热电厂、永安亿力热电厂必须在2008年底前完成。莆田湄洲湾电厂1#、2#机组必须在2009年6月底前完成。邵武电厂、龙岩恒发电厂、永定金业电厂1#机组、大田益源热电厂等其它未建脱硫设施的燃煤电厂，都必须在2008年底前完成二氧化硫削减任务，没有完成的，按照省环保局核定的减排指标限制发电小时数（见附件1）。
2.自备燃煤电厂脱硫项目
（1）已建脱硫设施的必须确保稳定运行。建阳武夷味精公司自备电厂、永安智胜化工公司自备电厂、三化热电厂3#-5#锅炉、福建纺织化纤集团自备电厂5#机组、青山纸业自备电厂6#机组、漳州联盛纸厂自备电厂、龙岩春驰电厂等7个企业自备电厂的脱硫机组必须确保稳定运行。
（2）未建脱硫设施的必须限期建成。三化热电厂6#锅炉必须在2007年8月底前完成。福州耀隆化工自备电厂、东南电化自备电厂必须在2007年9月底完成。青山纸业自备电厂1#-5#机组、南纸股份公司自备电厂、邵武中竹纸业自备电厂必须在2008年底前完成。其它小型自备电厂也要按照减排要求，在2008年底前完成二氧化硫削减任务（见附件2）。
以上燃煤发电企业和企业自备燃煤电厂必须使用低硫煤，脱硫设施投运率达100%。其中，公用燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫、海水脱硫的机组，脱硫效率要达到95%以上；企业自备燃煤电厂采用湿法脱硫的机组，脱硫效率要达到90%以上；采用循环流化床工艺脱硫的，脱硫效率均要达到80%以上。
3.重点工业企业脱硫项目
（1）已建脱硫设施的必须确保稳定运行。厦门明达玻璃公司炉窑烟气脱硫项目、福建炼化公司硫磺回收项目、邵武化肥厂碱法脱硫项目必须确保脱硫设施稳定运行、达标排放。
（2）未建脱硫设施的必须限期建成。福抗药业公司锅炉烟气脱硫项目、长乐市华冠纺织公司等16个印染企业锅炉烟气脱硫项目、三钢集团2#烧结机脱硫项目必须在2007年9月底前完成；福耀玻璃公司炉窑烟气脱硫项目、闽清建陶企业群烟气脱硫项目、晋江南安建陶企业群烟气脱硫项目，以及三钢集团1#烧结机和泉州三安钢铁、福州亿鑫钢铁、福州鑫海钢铁等企业烧结机脱硫项目必须在2008年底前完成。其它未脱硫的工业燃煤锅炉、炉窑，都必须在2009年底前完成（见附件3）。
建成脱硫设施的燃煤电厂、工业企业要保证脱硫设施正常运行，建立脱硫设施运行台帐，记录脱硫设施运行和维护、烟气连续监测数据、燃煤硫份分析和脱硫剂的用量等情况，不得无故停运。需要更新改造脱硫设施，或因脱硫设施维修需暂停运行的，需提前报省环保局批准，其中燃煤电厂还需报省电力公司。对不按规定建成脱硫设施、不正常使用脱硫设施或者擅自拆除、闲置脱硫设施的，依法予以行政处罚及经济制裁。
4.推进燃煤脱硫的政策
（1）落实脱硫电价政策。对脱硫设施通过国家或省级环保部门验收的燃煤发电机组，自验收合格之日起执行脱硫标杆上网电价或脱硫加价，未经验收的不予享受。根据国家发展改革委、环保总局《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》，对脱硫设施投运率在90%以上的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款；对投运率在80%-90%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款；对投运率低于80%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。对采用石灰石-石膏湿法脱硫、海水脱硫的机组脱硫率低于95%的，采用循环流化床工艺脱硫的机组脱硫率低于80%的，每低一个百分点相应扣减含税脱硫电价0.3分/千瓦时，直至扣完1.5分脱硫加价。对由于发电企业原因未按期完成在线监控设备安装并与省环保局、福州电监办、省电力公司联网的，从规定的联网时限次日起扣减其脱硫电价款。
（2）实施差别电量和替电。在保证全省总体电力电量供需平衡的前提下，优先安排已建成脱硫设施且正常稳定运行的机组发电。对未按要求脱硫的机组，按照省环保局核定的二氧化硫减排指标，扣减相应发电小时数；对超标排放的发电企业，按照电力调度“三公”管理办法扣减相应发电小时数。燃煤电厂必须加大采购低硫煤和配煤工作力度，降低燃煤含硫率，对不按规定落实采购低硫煤和配煤工作实施方案的，扣减相应发电小时数。督促企业自备小容量机组在满足工艺生产需要的前提下，停发、减发部分电量，改由大机组发电，并通过省电网供应。
（3）鼓励二次脱硫。对脱硫尾气深度处理和脱硫技术改进实行技术难题公开招标，鼓励企业和排污单位开展科研攻关，支持二次脱硫项目成果的对接转化。
（二）削减化学需氧量
1.重点工业排污单位废水处理
（1）确保已建减排项目稳定运行。青山纸业3#纸机洗选改造项目、建宁铙山纸业公司废水治理系统改造项目、南纸股份公司节水减污工程、邵武中竹纸业公司ECF漂白技术应用项目、建阳武夷味精公司利用废水生产复合肥项目等45个减排化学需氧量的已建重点项目，必须强化管理，确保按照设计要求、技术标准稳定运行、达标排放（见附件4）。
（2）确保未建减排项目按时建成投运。南平长富乳业集团废水处理设施技改项目、邵武化肥厂废水循环使用技改项目等必须在2007年底前完成；福州榕昌化工公司废水处理技改项目、南纺股份公司废水处理设施改造项目、福抗集团纳滤机滤芯改造项目等必须在2008年底前完成；南纸股份公司扩建2.5万吨/日废水处理项目必须在2009年3月底前完成；邵武中竹纸业废水处理技改项目等其它化学需氧量减排项目必须在2009年底前完成。泰宁绿山纸业公司必须在2007年底前停止制浆。永安智胜化工公司等5个排放废水工业企业必须大力推行清洁生产，在2007年11月中旬前通过清洁生产审核验收。其它具备进一步减排化学需氧量能力的工业企业，都必须在2009年底前完成减排任务，由所在市、县（区）根据减排要求下达计划（见附件5）。
（3）开发区污染集中整治。全省现有工业开发区必须根据规划和环境影响评价要求，在2008年底前建成污染集中治理设施，在污染集中治理设施建成前，开发区内所有排污单位都必须自行治理、达标排放。其中，漳州角美福龙开发区、龙池开发区污水处理厂必须在2007年建成并稳定运行。
对未按规定完成减排任务的排污单位，停止审批其新建、扩建项目环评文件。对未按要求建成污染集中治理设施的工业开发区，停止审批其区内新建、扩建产生污染物的建设项目环评文件，区内排污单位超标排放的，责令停产整治。
2.生活污水处理
（1）新、扩建项目必须按期建成投运。新、扩建的64座城市污水处理厂中，福州洋里污水处理厂二期工程必须在2007年10月底前建成投入运行；连江、泉港、惠安、沙县、霞浦等5座污水处理厂必须在2007年底前建成投入运行；罗源、闽侯、泉州北峰、城东、龙海、南靖、泰宁、邵武、建瓯、建阳、漳平、上杭、宁德、福鼎等17座污水处理厂必须在2008年建成投入运行；福州连坂、仙游、诏安等22座污水处理厂必须在2009年底前建成投入运行；泉州东海、漳浦、宁化等19座污水处理厂必须在2010年6月底前建成投入运行（见附件6）。
（2）已建项目必须完善配套管网。已建的33座城市污水处理厂中管网不完善的24座污水处理厂，必须在2009年底前完成管网配套任务。其中，福州大学城、马尾、快安、福清、泉州宝洲、石狮、永安、厦门杏林、同安等9座污水处理厂必须在2007年底前完成；福州金山、长乐、平潭、厦门二厂、集美、南安、安溪、三明列东、永春、武夷山等10座污水处理厂必须在2008年底前完成；厦门海沧、翔安、三明列西、南平塔下、德化等5座污水处理厂必须在2009年底前完成。新、扩建的64座城市污水处理厂的管网配套工作，必须与污水处理厂建设同步完成（见附件7）。
（3）提高处理水平。污水处理厂必须完善技术工艺，加强运行维护和管理，确保稳定运行、达标排放。新建的污水处理厂必须按照国家要求同步具备除磷脱氮、消毒灭菌能力，已建的必须在2008年底前完成除磷脱氮、消毒灭菌工艺改造。大力实施污泥综合利用，实现污泥资源化、无害化处理处置。
3.推进污水处理的政策
（1）加强污水处理厂运行评估。出台污水处理厂运行管理办法，严格执行排放标准，明确水质考核项目、在线监控、水质检测频次、合格评价等具体要求，对现有污水处理厂进行测评，并将测评结果向社会公布。对未按规定运行的，予以通报批评、限期整改；对超标排放的，严格依法从重处罚、加倍征收排污费，酌情降低信用等级。对营运情况好的前十名企业给予奖励，并作为样板企业，支持其在我省污水处理产业化中扩大市场。
（2）实行污水处理运营费用同处理效果挂钩。对污水处理厂运行情况实施必要的经济约束措施，不符合规定要求的达标率的，由当地政府相应扣减污水处理运营费。
（3）实施区域限批。对不按计划完成污水处理厂建设或者管网配套年度任务的市、县（区），省发展改革委、国土资源厅、环保局暂停财政性资金安排建设的当地城建项目立项、用地、环评文件审批，省里不予安排城建类政府性补助资金。
二、全面实施在线监控
（一）燃煤电厂
1.已安装并联网的必须确保连通。华能福州电厂、厦门嵩屿电厂、厦门腾龙热电厂、漳州后石电厂、龙岩坑口电厂等5个已安装在线监控设备并与省环保局联网的燃煤电厂，要加强运行维护，确保正常稳定连通。
2.已安装但未联网的要限期联网。已安装在线监控但未联网的福州可门电厂、江阴电厂、宁德大唐电厂、莆田湄洲湾电厂、厦门瑞新热电厂、厦门国能新阳热电厂、厦门国能同集热电厂、泉州南埔电厂、晋江热电厂、安溪煤矸石发电厂、三化热电厂、南纸股份公司自备电厂必须在2007年9月10日前与省环保局联网。
3.未安装的要限期安装并联网。厦门国能杏林热电厂、青山纸业自备电厂、福建纺织化纤集团自备电厂、龙岩春驰电厂、永定金业电厂要在2007年9月底前完成在线监控设备安装并与省环保局联网；漳州联盛纸业自备电厂、石狮热电厂、永安亿力热电厂、永安火电厂、三钢集团自备电厂、龙岩恒发电厂、漳平电厂、邵武电厂、邵武中竹纸业自备电厂、龙岩适中电厂要在2007年11月底前完成在线监控设备安装并与省环保局联网。
燃煤电厂中属公用燃煤电厂的，还必须与省电力公司、福州电监办联网。所有燃煤电厂安装在线监控设备应当符合《计量法》和《污染源自动监控管理办法》有关规定。在线监控系统发生故障不能正常采集、传输数据的，燃煤电厂应当立即报告省环保局，属公用燃煤电厂的还需报告省电力公司、福州电监办，并立即通知通讯部门予以修复。对未按规定安装或者因发电企业原因没有稳定联网的燃煤发电机组，依法予以行政处罚，并视同未脱硫机组限制发电小时数。
（二）重点工业排污单位
1.已安装并联网的必须确保连通。福抗药业公司、漳州糖业公司、福建炼化公司、晋江可慕制革治污公司、石狮伍堡漂染集控区污水处理厂、大堡漂染集控区污水处理厂、尚锦漂染集控区污水处理厂、三农集团公司、南纸股份公司、南纺股份公司、雪津啤酒公司等已安装在线监控设备并与省环保局联网的工业企业，以及东南电化公司、三钢集团、漳州角美开发区污水处理厂、晋江凤竹纺织公司等52个已安装在线监控设备并与当地环保部门联网的工业企业，要加强运行维护，确保正常稳定连通。
2.已安装但未联网的限期联网。福州华映光电公司、罗源雄丰纸业公司、厦门翔鹭石化公司、南靖雄发纸业公司、泉州联邦印染公司、晋江优兰发纸业公司、晋江兴业皮革公司、永春宏美纸业公司、福建纺织化纤集团、将乐腾荣达制浆公司、邵武中竹纸业公司、建阳武夷味精公司、南平铝业公司、连城东方纸厂、龙岩龙化公司、龙岩造纸公司、莆田佳通轮胎公司、众和股份公司、古田抗菌素厂、霞浦益源食品公司等已安装在线监控设备但未联网的企业，必须在2007年底前与省环保局联网。
3.未安装的要限期安装并联网。福州福兴医药公司、厦门华纶印染公司、石狮华宝漂染公司、建宁铙山纸业公司、南平榕昌化工公司等52个未安装在线监控设备的国控重点排污单位，必须在2008年底前完成。长乐针织总厂、厦门银鹭食品公司、泉州贵格纸业公司、泰宁德立化工公司、莆田荔城纸制品公司等229个未安装在线监控设备的省控重点排污单位，必须在2009年底前完成。
列入重点污染源在线监控计划的排污单位，必须按照规定的时限安装在线监控设备并配合做好联网工作。在线监控设备需要维修、停用、拆除或者更换的，应事先报环保部门同意。对不按要求安装和联网或者擅自拆除、闲置在线监控设备的企业，予以通报，责令改正，并依法进行行政处罚。
（三）污水处理企业
1.已安装并联网的必须确保连通。福州洋里、祥坂、马尾、快安、三明列东、列西、南平塔下、漳州、龙岩、莆田、泉州宝洲等11座已安装在线监控并与省环保局联网的污水处理厂，要尽快与省建设厅联网，加强运行维护，确保正常稳定连通。
2.已安装但未联网的限期联网。福州金山、大学城、福清、厦门二厂、东部、海沧、集美、同安、永安、石狮、晋江、南安、安溪、永春、德化等15座已安装在线监控设备但未联网的污水处理厂，必须在2007年9月10日前与省环保局联网，并尽快与省建设厅联网。
3.未安装的要限期安装并联网。平潭、厦门杏林污水处理厂必须在2007年9月10日前完成在线监控设备安装并与省环保局联网；长乐、武夷山、厦门翔安污水处理厂必须在2007年11月底前完成在线监控设备安装并与省环保局、省建设厅联网。新建污水处理厂必须同步安装在线监控设备并与省环保局、省建设厅联网，与主体工程同时投入运行。
在全面实施城市污水处理厂出水水质在线监控的同时，加快推行进水水质在线监控。
三、明确分工，落实责任
各级各部门要进一步统一思想，充分认识减排工作的重要性和紧迫性，认真实施省里下达的减排计划。各市、县（区）人民政府要按照属地管理原则，对本行政区域减排工作负总责，在2007年9月底前制定本《实施意见》的具体实施办法，尽快建立减排工作联席会议制度，健全工作责任制，加大减排资金投入，落实本行政区域减排项目，确保按期实现减排目标。各部门要加强协调联动，齐抓共管，强化经常性监督检查，扎实推进污染减排工作，
省环保局对本《实施意见》的贯彻落实负总责，负责跟踪减排工作进展并监督实施，及时向省政府报告全省减排工作的月份、季度和年度工作进展情况，并向省减排联席会议成员单位和各设区市政府通报；负责监督排污企业落实减排项目，对未按期建成治理设施或者建成治理设施不正常稳定运行的，要提出处理意见并依法查处（其中，对燃煤电厂的问题，要向省物价局、省经贸委、省电力公司分别提出扣减脱硫电价款和发电小时数的意见；对污水处理厂的问题，要向当地政府和省建设厅、省物价局、省财政厅提出扣减污水处理运营费的意见）；负责监督排污单位实施在线监控，每年制定实施安装和联网计划，并定期向有关部门通报监控情况和处理意见；牵头组织开展二次脱硫技术难题招标，大力推广经济适用减排技术；加大对违法排污企业的查处力度，对不按要求完成减排任务的地方和企业实行必要的环保限批；加强沟通汇报，积极争取国家环保总局对我省减排工作的指导和支持。
省经贸委负责实施差别电量和节能调度、替电、未脱硫燃煤机组限量发电工作；要在2007年9月底前牵头会同省环保局、福州电监办、省电力公司、省物价局等部门研究制定差别电量实施方案，对污染企业的限电、停电措施，以及采购低硫煤和配煤工作实施方案，并监督落实；协同省发展改革委落实“上大压小”、关停小火电机组计划。
省建设厅负责监督指导城市污水处理厂及配套管网建设，督促污水处理厂正常稳定运行；2007年9月底前牵头会同有关部门制定出台污水处理厂运行管理办法，污水处理厂运行情况评估办法，以及污水处理厂达标率同运营费用挂钩的具体办法，并组织实施；对不按计划完成污水处理厂建设、管网配套任务和污水处理率的市、县（区），要及时向省监察厅、省发展改革委、省国土资源厅、省环保局等部门通报。
省发展改革委协同有关部门落实产业结构调整政策和污水处理产业化政策；积极争取国家对我省重点减排项目的资金支持；对不按计划完成污水处理厂建设、管网配套任务和污水处理率目标的市、县（区），暂缓财政性资金安排建设的城建项目立项；协同省经贸委落实“上大压小”、关停小火电机组计划。
省财政厅负责筹措减排专项资金，加大减排监督管理体系和重点减排项目的资金投入；在2007年9月底前会同有关部门研究提出对达不到污水处理率、污水处理费开征不到位的地方的处理办法；对达不到规定达标率的污水处理厂，根据省建设厅、省环保局的意见，督促当地财政落实扣减污水处理运营费。
省物价局牵头会同省环保局、省经贸委等部门在2007年9月底前制定出台脱硫电价政策实施意见，并对执行情况进行检查，根据省环保局通报的燃煤电厂脱硫设施建设和运行情况，通知省电力公司相应扣减脱硫电价款；要负责污水处理费开征与征收督促工作，协同省建设厅、省环保局等部门制定污水处理厂达标率同运营费用挂钩的具体办法，并监督落实。
福州电监办负责监督相关电力企业执行关停小火电机组计划，并依法吊销关停发电企业的电力业务许可证；协同监管燃煤电厂脱硫设施建设运行、在线监控设备安装联网和脱硫差别电量、脱硫电价执行情况，监督检查供电企业执行对污染企业的限电、停电。
中图分类号：TM62文献标识码： A
前言
随着我国电力行业的不断进步，发电厂的自动化水平在不断提升。这样也就带动了发电厂电气监控管理系统的升级改造，通过该系统的技术的应用于管理，能够提升发电厂的发电总量，实现发电厂的自动化，智能化管理，减少管理成本。同时也能够更好的保证系统的安全运行，提升系统的运行效率。所以说发电厂的电气监控管理系统的设计与应用有着重要的作用，能够更好的促进我国电力行业的发展和进步。
一、发电厂电气监控管理系统设计
1通信管理层
通过通信管理层可以将数据处理以及通信的功能相结合，从而更好的实现间隔层和站控层设备之间的信息交换和传输。在通信管理层中还可以实现ECMS系统和其他智能化自动系统之间的连接，从而完成信息之间的交换。所以在对其进行相应的设计时，尤其是在主厂房区进行安装时，应该要集中组屏并安装在气电继保室内，同时也可以将组屏分散就地安装在配电装置室内。而在辅助厂房区域内的通讯管理层设备则会将组屏安装在配电装置室之内。除此之外，还要保证成对的通讯管理机要并列运行，这样就能够保证设备的安全运行，如果出现故障，其中的通讯接口就能够进行实时切换。在进行通信管理层与站控层之间进行连接时，需要采用双冗余光纤以太网来实现，从而提高信息之间的传输效率，缩短传输时间，保证数据的正常交换。
2 站控层
一般情况下，站控层的设计需要将设备进行集中布置，这样可以保证信息以及数据的处理，同时也可以提高信息的准确性和处理的速度。除此之外，站控层还拥有显示、打印、控制操作、自动系统诊断和恢复、数据库管理以及报表的自动生成等相应功能。所以它能够大大提升数据处理的效率，实现信息之间良好的传输与运行。在进行站控层的设计时，一般会采用两台系统主机，同时还要包括一台电气工程师站以及系统自动服务器和网络交换机等，这样可以实现设备安全运行。在发电厂的电气监控管理系统中一般都是采用单元机组进行组网，每台机组会设置一个电气监控管理网。但是为了更好的节约资源和设备，在公用的电气监控管理网中都不会设置专用的主机。从而能够节省资源，也可以提升信息传输速度。最终提升电气监控管理系统的性能，提高整个系统的质量水平。
3间隔层
间隔层的存在能够更好的保护数据的传输，提高数据运行状态。它主要是有各种类型的监控装置以及智能仪表等装置组成，而且这些设备也通常会分散安装在低压开关柜中或者安装在施工现场中。当站控层或者网络失效时，间隔层的设备还可以进行独立的运行，从而能够更好的达到监控和管理的作用，最终起到保护作用，保证设备管理的正常化。而在间隔层的网路结构设置中需要采用现场总线，同时根据自身的需求，也可以采用自身双网或者环形网络结构。通过这样的设计，它可以更好的完成电气设备模拟量以及开关量的数据采集和管理，实现自动化管理，从而提高管理水平。
二、发电厂电气监控管理系统的应用
1 发电厂电气监控范围以及功能
在我国当前的发电厂电气监控范围包括厂用电系统以及发电机变压器组。而厂用电系统中又包含两个部分，分别为工艺辅助电动机电源和厂用电源。在厂用电源中可按照电压的等级分为低压厂用电源和中压厂用电源。而在工艺辅助电动机电源中也可以按照电压的等级分为中压电动机和低压电动机。在发电机变压器组中，它的监控范围则主要包括发电机、发电机励磁系统、发变组保护、发电机同期装置、发变组测量系统以及故障录波、主变和起变等。所以说发电厂的电气监控范围比较广，所以设备装配量相对较大，这就需要不断提升设备的质量以及监控管理的水平，最终实现发电厂的良好发展和进步。
电气监控管理系统的功能也具有多样化，它主要包括：第一，实时数据的采集以及处理。设备在运行时通过采集CT以及PT的二次值，从而实现在间隔层之间数据的计算和处理，然后再经过通信管理机按照采集到的电气量信号进行数据库的更新。如果一些数据不符合设计的要求，还需要系统自身进行判别和报警，从而保证设备的正常运行，提高设备管理水平。第二，在控制操作中要按照设备的运行需求来进行电气设备管理系统的操作，在操作时应该要保证定值的及时修改，同时还要保护进行远方复归等。第三，该系统还具有事件顺序记录和事故的追忆功能。比如可以对继电保护动作信号、断路器位置信号等进行相应的记录，一旦发生故障，他就可以对其进行追忆事故前后开关的数量以及快关动作顺序，从而完成情况模拟。第四，运行管理功能。在该系统中，运行管理功能主要由事故分析、操作指导、在线设备分析和模拟操作等功能组成。这样可以大大提升运行管理效率，提高系统的应用能力。第五，画面生成进而显示功能。发电厂电气监控管理系统中工程师在完成电气主接线和厂用电接线，该系统就能够发挥自身的画面生成和显示作用，并且实时显示电气量的有关数据以及设备的运行状况。
2 电气监控管理系统配置方案
2.1 ECMS只监测方案
ECMS只监测方案，主要是以电气监控管理系统的数据采集和监视为主要手段。而DCS要负责全场设备的监控。ECMS监测的范围比较大，主要包括独立的机组电气智能设备、主厂房、辅助厂房、联络、PT、电动机回路以及馈线等。该系统可以将搜集到的数据进行相应的处理，然后有选择性的运用通信方式手段将数据传送到系统上层。因为ECMS系统具有数据采集、报表打印、信息监测以及定位保护查询等功能。而CDS系统则需要控制全厂的设备。所以在该电气监测管理系统中，它会包含厂内的全部用电系统信息。例如发变组保护信息、高、低压厂用电保护测控装置、UPS、励磁、直流等设备。
2.2 完全现场总线控制方案
在对现场总线进行控制的过程中，施工人员要对电气设备系统进行完善，确将ECMS与DCS有效结合在一起，实现对电气设备系统的监督管理效果。其中完全现场总线控制主要包括：第一，发电机变压器组。当前完全现场总线控制过程中常见通讯接口主要包括机组励磁系统、发电机同期装置、保护装置等。通过保护装置实现对信号的监控，确保信息通过通信方式接入ECMS系统后接入系统服务器，实现与DCS的通信连接。第二，厂用电系统。该系统主要是通过现场总线通信方式将DCS系统DPU通信接口进行连接，将断路器控制指令由DCS通信接口上传到DCS系统中，实现对断路器指令的分层处理传输。
2.3 ECMS与DCS相结合方案
将ECMS与DCS相结合方案相结合主要是指在进行现场总线技术施工过程中将机组设置与电气监控管理系统有效结合在一起。该方案中它的监控系统会小于现场总线的监控方案。
在这样的方案中可以更好的提升电气监控管理系统的质量，实现系统的良好发展和进步。
三、总结
综上所述，发电厂电气监控管理系统的设计与应用有着非常现实的作用和意义，它能够更好的保证发电厂的发电效率，提升发电厂设备的运行状态。同时在这样的监控管理系统中，还可以减少管理监控人员的工作强度，提高他们的工作效率，为维护发电厂的正常运行提供良好的发展条件。所以加强发电厂电气监控管理系统的设计与应用，可以保证电厂的生产水平。
1 引言
火力发电厂中热工自动化和电气系统自动化的水映了整个电厂的运行管理水平。分散控制系统DCS 是集计算机、通信、图形显示和控制四大技术于一体的自动化综合系统，他基于控制功能分散、操作管理集中、信息共享的原则，具有运算能力强、实时、可靠和精度高、操作简单、检修维护方便、人机界面友善等特点。我国火力发电厂对DCS 的运用始于80 年代，主要是热工专业运用于对机炉生产过程的控制。
2 电气系统监控范围和功能
2.1 监控范围
从大的方面来划分，电气设备监控系统可以分为两大监控单元组: 即发电机- 变压器监控单元组和厂用电源监控单元组，而检测范围除包括此两大单元组外，还应包括单元机组直流系统UPS 和保安电源系统等。
2.2 单元组功能
2.2.1 发电机- 变压器监控单元组
发电机- 变压器监控单元组应能实现程序控制和软手操控制，使发动机由零起升速、升压直到并网带初始负荷。根据实际运行水平和设备可靠性，机组顺控并网应该设置间断点，分步进行，即:第一步由DEH 零起升速至额定；第二步，启动并网，主要完成并网前的准备工作，如投退相关保护压板，投入灭磁开关等；第三步，升压过程，DCS 将投入AVR，通过AVR 自动励磁调节器完成发电机零起升压至额定电压；第四步，完成并网，主要检查定转子的接地情况，投入AS 自动准同步装置(发电机与电网的同步是由同步装置自动实现的)，在同步过程中通过DCS 控制AVR、DEH，当同步条件满足时，向发电机断路器发合闸指令，在同步合闸成功、发电机电负荷达到一定值之后，DCS 将高压厂用电系统快速从起/ 备变切换到高压工作厂变上。
机组顺控解列操作大致与此相反:即机组正常停运时，DCS控制降低机组负荷，当机组负荷降到某一定值时，DCS 将高压厂用电系统快速切换到起/ 备变系统供电； 当机组负荷继续降到零，跳开主开关，联跳汽轮机(主汽门关闭)，发电机灭磁。
2.2.2 厂用电源监控单元组
厂用电源监控单元组主要包括高压厂用电源系统、低压厂用电源系统及保安电源系统以及需要在集控室控制的和参加机炉辅机程控的高、低压电动机等的控制。厂用电系统在起动停止阶段和正常运行阶段应能实现程序控制和软手操控制，即在机组启动时通过起动/ 备用变压器向厂用负荷供电； 在机组正常用电时，由高压工作厂变供电并经低压厂变向400VMCC低压负荷供电以启动机组所必须的辅机；在厂用电消失时，为了保护设备和系统的安全，厂用电快速切换装置应快速将厂用工作负荷自动切换至起/ 备变；当确认保安段母线失压后，应启动事故备用柴油机供电以保证设备安全。其监控对象具体可归纳为:
(1) 高压厂用工作变压器和高压起动/ 备用变压器的投切控制；
(2) 工作段及公用段电源进线断路器投切6kV控制；
(3) 高压厂用工作变压器与高压起动/ 备用变压器的正常倒闸操作；
(4) 高压起动备用变压器有载分接头调节控制；
(5) 低压厂用工作变压器和低压公用变的投切控制；
(6) 段进线和分段断路器投切控制；
(7) 单元机组辅助车间电源进线断路器投切控制；
(8) PC 段分段断路器投切控制；
(9) 柴油发电机出口断路器的投切控制；
(10) 保安PC 段断路器的投切控制；
(11) 事故保安MCC 工作电源进线断路器的投切控制；
(12) 柴油发电机程控启动控制；
(13) 消防水泵的投切控制；
(14) 锅炉、汽机辅助电动机的顺序控制。
除以上监控功能外，电气控制回路中原来由红、绿灯实现的控制电源回路及跳合闸回路监视功能均可由DCS 实现。此外，断路器防跳，高、低压厂用母线低电压保护分时段跳厂用电动机，专用低压备用变接线方式，备用电源自投等等，这些功能在不增加I/O 点数速度满足要求的情况下，也可利用DCS 来完
成。
3 电气DCS 系统配置
3.1 电气控制站的配置
DCS 控制站一般按单元机组设置，两台机组设一集控室，电气和热工合用一套DCS，实现DAS(数据采集与处理系统)、MCS(模拟量控制系统)，SCS(顺序控制系统)及FSSS(锅炉炉膛安全监视系统)等功能，按机组单元设置炉机电公用DCS。
电气部分每机发变组与高低压厂用电系统作为一个子站进入该单元DCS；每两台机组设置一公用控制网系统，该系统作为一个子站挂入相关两单元机组DCS 上。对于两台机组的公用系统，如厂用公用及备用电源系统等，DCS 的配置应能实
现一台机组停运时，另一台机组的运行人员能对公用系统进行监控，并且要求采用可靠的闭锁措施确保其控制命令的唯一性，即在同一时间只允许一套DCS 系统对公用设备起控制作用，确保各机组DCS 独立运行并不致使两单元机组DCS 耦合在一起，保证机组的可靠运行。
3.2 监控系统配置
从近几年来火力发电厂电气进入DCS 监控的发展过程看，电气监控系统的配置可分为:I/O 集中控制方式、远程智能I/O 方式及现场总线控制系统(FCS)方式等。
3.2.1 I/O 集中方式
I/O 集中方式，是将电气的各馈线遮现场设置现场设备I/O接口，通过硬接线电缆与集控室DCSI/O 通道相连，经A/D 处理后进入DCS 组态，实现DCS 对全厂电气设备的监控。这种监控方式优点是速度相应快、运行维护好、控制站的防护等级低，从而使DCS 的造价下降，但由于电气设备全部进入DCS监控，伴随着监控对象的大量增加随之而来的是DCS 主机冗余的下降，电缆数量巨大，控制楼面积大，长距离电缆引进的干扰也可能影响DCS 的可靠性，且大量的电缆进入控制室会增加控制室火灾引发的危险。
3.2.2 远程智能I/O 方式
远程智能I/O 方式是将控制站中的I/O 下放，在数据采集较集中且离控制室较远的现场设立远程I/O 采集柜即现A/D转换机柜，现场设备I/O 信号通过硬接线电缆与I/O 采集柜(A/D 转换机柜)相连，A/D 转换机柜与控制室DCS 控制器主机柜通过光纤或双绞线的相连。远程I/O 具有节省大量电缆、节省安装费用、节省控制楼面积、可靠性高等优点，智能化远程I/O 卡件、模拟量卡件及电量
变送器还是不能减少。我国近年来已有部分大型火力发电厂采用这一控制方式。
3.2.3 现场总线方式
厂用电系统采用现场总线方式进入DCS，是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的智能化远程I/O 分散式控制系统。智能现场设备可实现数据采集、处理及逻辑控制等功能，可在就地实现对现场设备的控制、监视、保护和通信等功能，通过现场总线经通信单元将处理好的信息上传至控制站，并能将控制站的指令下达。
目前，对于以太网、现场总线等计算机网络技术已普遍应用于变电站综合自动化系统中且已，积累了丰富的运行经验智能化电气设备也有了，较快的发展均为网络控制系统应用于发电厂厂用电系统奠定了良好的基础。厂用电系统包括高压厂用电源系统、低压厂用电源系统及保安电源系统等，厂用电系统采用现场总线方式进入DCS 就是将这些分散式就地安装的被控设备选用集保护、测量、控制、通信于一体的智能化电气设备，如:发变组保护及测量装置、励磁调节装置、厂用电快速切换装置、微机厂用电源分支测控保护装置、电动机测控及保护装置等等，用现场总线将这些智能前端设备的通信接口连接起来，再与通信管理机相连，通过通信管理机接至站控层以太网，再由以太网接至各机组DCS 系统，同时还可通过以太网扩接到电气运行维护工程师站、远动工作站、数据库工作站、电厂MIS 系统、SIS 系统等。
采用现场总线方式进入电厂DCS 系统除具有远程智能I/O 的全部优点外，还可减少大量的隔离器件、端子柜、I/O 卡件、模拟量卡件等，且智能电气设备就地安装，与DCS 通过通信线连接，可节省大量的控制电缆及施工安装维护工程量，从而降低综合成本。
另外各装置的功能独立，装置之间仅通过网络联结，网络组态灵活，使整个系统的可靠性得到很大提高，任一装置故障仅影响到相对应的元件。因此现场总线监控方式是今后火力发电厂计算机监控系统发展的方向。
4 值得注意和探讨的问题
(1) 随着电厂大量采用微机监控系统，为了提高全厂事故分析水平，全厂互联系统时钟应统一。
(2) 电气设备监控采用DCS 系统的接口问题:通过多年的实践及应用电气已具有的几套成熟的专用装置，即自动励磁调节器(AVR)、自动准同步装置(ASS)、发变组保护、厂用电快速切换装置等，一般而言，功能强大的DCS 应能实现这些功能，然而这些装置原理较复杂，专业性较强且电气设备保护装置要求可靠性高，动作速度快，(例如: 发变组保护动作速度要求在40ms 以内；自动准同步采用同步电压方式，转速、电压调整和滑压控制要求在5ms 以内； 厂用电快切装置时间一般小于60～80ms 等)如让DCS 实现这些功能，将大大增加对DCS 硬件及软件的投资开发费用，因此其功能还不宜由DCS 来实现，从而引申出这些装置与DCS 的接口问题。同时，网控计算机监控系统、输煤程控系统、电除尘程控系统等电气控制系统与DCS 也存在一个接口问题，如果接口处理不当，会影响DCS 监控功能的实现，而接口的连接主要包括硬接线连接方式和通信口网络连接方式，国内现已设计并投产或正在施工的大型火力发电厂基本采用硬接线的连接方式，但如果在网络速度能满足电气设计需要的前提下也可采用通信口网络的连接方式，因此在工程方案确定前需要设计院会同这些电气专用装置生产厂家与DCS 制造厂协调配合，从而圆满解决不同装置间的接口问题。
(3) 机组公用电气系统的控制:两台机组公用电气系统(如高压起动/ 备用电源)的控制由DCS 公用控制网完成。DCS 公用系统设置独立的公用控制网络分别与两台机组的DCS 系统相连，数据可以同时进入两套DCS 系统。每台机组的DCS 操作员站均可对公用系统进行操作，但两套DCS 之间必须由软件实现闭锁，保证同一时刻仅有一个操作有效。
(4) 现场总线可根据具体工程控制对象的范围及位置不同设置不同的段，可布置在分散的开关柜附近的房间内或集中布置在电气分场办公楼或专用的房间内。
1 某发电厂土木工程监理工作概况
某发电厂贮灰场长、宽分别为1.6km、1.3km，总占地面积约62.2278公顷，其土木工程内容和监理工作情况分别如下：
1.1 土木工程内容
案例发电厂贮灰场主要的基建工程内容为初期坝、拦洪坝、排水系统三个部分：初期坝拟设1道，以黄土、风化岩混合材料，通过碾压施工形成坝体，上游坝面则以堆石体作为材料，坝顶宽度和高程分别为5.9m、D864m，同时在上部和上下游分别设置了通行道、排水沟；上游拦洪坝拟设1座，以堆势砌筑坝体，而下游面和防浪墙的材料分别为干砌片石、钢筋混凝土，以及在坝顶设置了通行道；排水系统由排水明渠、不同规格钢筋混凝土排水管、竖井、消力池、排水头等组成，其中明渠以浆砌石为结构，而钢筋混凝土排水管由Φ1200和Φ1600两种规格，其结构模式为高覆土无粘结预应力，而其他排水结构也均采用钢筋混凝土结构。
1.2 工程监理工作情况
案例工程施工后，其质量监理工作以监理委托合同、工程设计图纸、工程技术清单、工程施工图会审和交底纪要、工程施工验收质量评定标准、工程可行性研究报告、国家相关法律法规、工程建设管理制度等作为依据，质量监理工作的目标是保证工程在施工合同规定质量标准的范围内，确保工程质量达标，并督促施工单位以工程建设的质量生产法规和管理规定，保证不会出现任何违背质量管理方案初衷的情况。
2 工程建设质量监理的工作方法
为了进一步保证该发电厂贮灰场土木工程质量监理工作的有序开展，工程以“百年大计，质量第一“作为监理工作原则，采用预防和治理结合的工程监理方式，纠偏工程施工过程中出现的质量问题和协助消除可能发生的质量隐患，具体的质量监理工作方法如下：
2.1 监理原则
发电厂贮灰场土木工程质量监理工作的开展，其监理原则可概括为以下几个方面：
（1）以人为本原则。以土工工程施工人员为核心，在监理工作开展的过程中，需要同步增强施工单位在质量管理工作方面的责任心，并积极调动一线施工人员的积极性和创造性，共同致力于质量监理工作。
（2）防治结合原则。工程监理工程贯穿施工前、中、后三个阶段，即在工程施工之前，就已经着手做好质量监理准备工作，通过事先对工程施工可能出现的质量问题，以既定的质量标准提前做好质量问题防范工作，而在施工的过程中，乃至竣工，工程质量监理工作将监督施工单位做好每一道工序。
（3）科学公正原则。鉴于案例工程发电厂贮灰场土木施工任务量多，而且每个施工环节都可能涉及到多种专业技术，为了提高质量监理工作的有效性，监理人员应该具备一定的专业技术水平，以公正的态度，严格执行质量检查计划。
2.2 监理流程
案例工程监理工作分为事前监理、事中监理、事后监理三个部分，各个阶段的监理工作内容如下：
（1）事前监理。在会审施工图纸之前，监理单位就应该着手组织监理工作人员对图纸设计文件进行熟悉，并根据图纸设计文件中的内容，提出相应的意见或者建议。在项目开工之前，总监理工程师对工程质量管理体系、质量保证体系等进行审查确认，其中包括质量管理组织机构资质、质量管理制度、专职管理人员上岗证、特种作业人员上岗证，以及确认施工单位报送的测量成果。至于工程开工报审资料，总监理工程师需要对审核通过的施工方案予以批准，并在施工单位机械设备、材料等到场之后，检验机械设备和材料的报验是否合格，以及水、通信、电等是否符合工程施工的质量基本标准。
（2）事中监理。在施工过程中，以质量自检系统为基础，围绕施工单位的工程任务内容，展开防治结合的质量监理工作。首先，是施工单位质量管理人员的检查，一旦发现相关人员不能胜任质量管理工作，则要以书面形式要求施工单位更换管理人员。其次，是发现施工档案不完善时候，总监理工程师可以以质量跟踪监控为理由，要求施工单位予以进一步改进和完善。再次，是施工单位提出调整已经批准的组织设计方案时，监理工程师需要予以审查，并在权限范围内予以确认。最后，是施工单位采用新技术、新设备、新工艺的时候，监理工程人员除了要检查相关的证明材料，还需要以专题论证的形式，检验和抽查质量证明资料。
（3）事后监理。在竣工阶段，质量监理工作的重心，应该放在竣工资料和竣工工程质量的检查，并责令施工方整改存在质量问题的工程。首先是对施工单位现场清理工作的监督，同时检查竣工资料是否齐全，然后签署竣工报验单，对于验收中存在的问题，应该及时提出整改要求。其次是根据监理合同的约定，在工程质量保修期，针对业主提出的工程质量问题，在检查和记录之后，会同业主、施工单位等，认定工程质量缺陷问题的责任归属，并在核实之后，将质量整改工作提升到日程表。
3 结束语
综上所述，发电厂贮灰场土木工程在施工过程中，由于工程任务的复杂性，以致经常出现各种各样的施工质量问题，为了进一步强化对工程质量管理，笔者从质量监理的视角，在文章当中以某发电厂贮灰场土木工程为例，展开质量监理工作的详细剖析，一方面是提出工程质量监理“以人为本”、“防治结合”、“科学公正”几方面的原则，另一方面是从事前监理、事中监理、事后监理三方面的视角，提出了各个阶段的质量监理工作方法。通过论文的研究，基本明确了发电厂贮灰场土木工程质量监理的方法，但相关的监理工作细节内容，需要进一步在实际工作总结和完善。
【参考文献】
[1]陈宗昭.浅述工程质量监理制度的利弊及对策[J].科学与财富，2013（10）：198.
上世纪50年代自动化技术开始出现在人们面前，随着科学技术的不断进步，自动化技术已经得到了长足的发展和广泛的应用。短短几十年的时间，从最初的手工操作到一个连续的生产过程，自动化技术为工业的进步带来了巨大的发展。对生产过程中的稳定性也提出了更严格的要求，仪器仪表的应用也越来越广泛。自动化专业领域中DCS技术的应用也比较广泛，信息技术的发展极大地促进了化工技术的发展，电气自动化技术的使用更为广泛。现在的生活到处都是自动化的应用，其对人们的生活和生产产生了巨大的影响。随着科学和技术的快速发展，为进一步扩大产业规模，对自动化技术的要求也更加严格。
1 电气自动化技术应用的必要性
传统的集中分布式控制系统中设备之间存在一个信息互访，但它能反映出来的整个电气系统的信息量很少，导致电气系统中的操作和管理操作人员有很多不便，如果不能使用更方便更快捷的系统操作模式，在发生意外事故的电厂中不能及时准确的分析出原因，及时找到有效的解决方案，将造成巨大的损失。因此电气系统需要升级自动化水平，摒弃传统的硬接线的一个信号采集模式，采用更智能的方式有机结合，构建和完善电力系统集成的通信网络，实用的电气自动化设备和现场总线技术系统管理水平。
2 电气自动化技术的应用
2.1 集中监控
集中监控系统功能主要用在集中监控处理器的信号转换上，集中监控可以通过强烈的信号转换，将转换后的信号通过弱硬连线直接接入DCS模块式箱体。解决集中式监视电气系统的维护的工作人员便于操作的问题，添加了集中监控系统的电厂，电厂控制站控制往往更容易。但是这样做也有其自身的缺点。主要是由于集中监控系统，处理器可能会导致过度的工作量，过载情况下，监控系统的处理速度将受到影响。在这个过程中的监测网络处理器处理将花费更多的时间，将增加布线的难度，使主机效率降低。此外，集中监控需要考虑的主机和终端之间的距离，如果距离远，主机的驱动力将降低，长途线路监视结果也将受到影响，使电缆受到干扰，不利于集中监控系统效用的发挥。
2.2 远程监控
RMON模式设置使用原来的模拟电路，例如晶体管。硬件远程监控系统主要负责收集数据并加以判断。其优点是方便工作人员操作，无需变电站的电气自动化设备关键人员安排，就能完成电气设备监控。但是，远程监控的缺点是无法实现遥控。监控系统通过硬件来运行，当一个组件出现故障时，有可能由于诊断不足不会自动排除故障。这是由于远程监控系统的硬件组成部分是由不同的组件组成，其中每个组件是相互独立的，这样，当发生问题时，该系统无法人工发现并控制。此缺陷直接影响操作的电气设备厂的安全性和稳定性，不利于风险防范。
2.3 总线监视器
近年来，随着科学技术的发展，逐渐兴起的一种新的监测方法-总线监视器。总线监视器上通常都安装一个单独的终端块连接到总线适配器。通过开放节点的电路保护，总线监视器具有更高的性价比，这是最突出的特点，以减少使用的电线和连接配件，原有的电缆被压缩至一个复杂的控制总线电缆，从安装和维护的角度来看，成本和费用都大大降低。与此同时，由于监控系统有更全面的安全保密协议，所以显示器的安全性已大大提高，成套电器设备为电厂的安全运行提供足够的保护。
3 电厂电气自动化技术应用的发展方向
3.1 智能
随着计算机网络的进步，电气自动化系统得到了更大的发展，为工厂自动化设备逐步向智能化的方向发展提供了基本前提。随着电气自动化技术的不断发展，其实际应用于电厂监控设备，它将运行状态记录于存储设备，并将其与实际操作联系起来，避免了因不必要的失误而造成重大损失。电气自动化系统监控功能，必须实现内部控制，但也实现了外部的监测。内部控制是指实施监管间隔层，主要负责处理突发故障的总结和反馈信息。在过去，这需要派人做电力抄表记录，智能化电气自动化系统可以实现自动抄表，大大减少了电厂工作人员的工作量，提高了工作效率。外部监控主要用于发电的电源分配单元，是负责信息和数据传输到DCS系统。
3.2 自动化技术和网络技术有密切的关联
引入以太网是工业现代化的发展趋势。以太网可以用更快的速度，更大的容量，更低的成本来完成信息传输，被广泛应用于各个领域。电力部门和发电厂使用更多的嵌入式以太网系统。现代网络技术确保数据交换的顺利完成，从而使电气自动化能顺利进行。网络技术为电厂提供设备监控的基础，以确保监测的有效性，确保有效的数据交换。在电气自动化系统和网络技术的结合日益紧密的过程中，减少了人力、精力和时间，节约了成本。
3.3 更好地利用外汇管制提高电气自动化效率
常规电站设备系统已跟不上电子行业的快速发展。要完成高速，高效的数据集成任务，我们必须使用更多的开关控制电路。此外汇管制的方法，可以解决最后的电气设备受到振动和噪音干扰问题。技术的不断提高，降低噪音，减少电气自动化设备组件的干扰，从而大大提高电气自动化效率。
总之，电气自动化技术全面提升电厂的机械和电气设备的使用效率，确保设备运行的安全性和稳定性。同时，使企业在市场竞争中始终保持成本优势，促进电力公司和电厂的整体发展。
参考文献
[1]崔宏薇.百亿石油石化市场诱惑电气设备企业如何掘金？[J].电力系统装备，2010，（4）：26-29.
1 华电邹县发电有限公司两台百万千瓦机组主要设备简介
华电邹县发电有限公司2×1000mw超超临界燃煤机组，为国内首批百万千瓦等级发电机组，三大主机均由东方电气集团公司引进日立技术生产。机组选择的汽轮机入口新蒸汽参数为25 mpa/600℃/600℃，设计发电煤耗272.9g/kw·h，机组热效率45.46％。
同期建设石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置，按锅炉bmcr工况全烟气量脱硫，脱硫效率95％，预留脱硝场地；新建中水深度处理站综合利用全厂污废水和来自城市的二级排污水；使用了a335p92材料为主蒸汽管材；汽轮发电机采用了单轴双支撑方案；冷却塔是逆流式双曲线自然通风冷却塔，冷却面积12000m2，塔高165m；利用新型防腐材料作为烟囱防护层；对热力系统进行优化。
2 百万千瓦机组安装、调试、试生产期的技术监督
在2台1000mw机组安装、设计、试生产期的技术监督工作中，各专业注重强化过程监督，实现了工程质量可控、在控；在抓好日常监督的同时，对重点项目进行全程跟踪监督；定期开展质检活动，对查出的问题及时发出整改通知单，促进了监督体系的正常运转。
2.1安装、调试期间的技术监督准备
超前抓好技术监督准备工作。安装、调试期间的技术监督工作以电科院为主，我厂为辅的监督原则。我厂在生产准备与调试阶段提早介入，对技术监督的各项标准及制度进行学习，确保监督有据可查、有章可依。
在安装调试期间，本着“实用实效”的原则，有针对性地开展技术培训，把理论培训、电厂实习、厂家学习、仿真机实习以及现场参与、设备系统检查紧密结合起来，技术人员积极参与设备安装、分步调试与整套试运工作，实际业务技能得到了迅速提升，为百万千瓦机组技术监督工作奠定了良好的基础。
2.2 安装期间的技术监督
2.2.1 严把设备、材料进口关，多方并举，从源头消除隐患，确保进货设备、管道、材料符合质量要求。
机组设备、承压部件、进货管道、材料的质量好坏直接影响工程的安装质量和使用寿命。设备、管道、材料的质量又与生产、工厂配备、运输等有直接的关系，我们通过组织包括监理、监检、安装等单位的专业技术人员到供货单位实地考察生产工艺、生产能力及质量控制，检验原材料进货质量，特别是重点对p92等新材料焊接工艺评定、技术措施、检验标准的正确性和执行情况进行检查，发现的问题与及时供货单位沟通，就将来接口问题也与厂家进行协商，确保了设备、材料、管道配管焊接、尤其是承压部件制造质量和交货进度。
2.2.2 结合《电力建设工程施工技术管理制度》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火力发电企业安全性评价》等规章制度，借鉴在役机组监督经验、国际流行标准，对一些监督项目重点关注。
在安装施工过程中，先后提交不符合项通知单1392余项，有效避免了设备隐患。对照国内相关标准现场进行检查，对发现质量问题会同设计、监理、施工单位人员召开专题会、现场技术分析会，认真查找原因，制定切实可行的解决措施。通过扎实工作，精益求精，强化质量监督措施，狠抓过程控制，切实保证了工程质量处于受控状态。
在百万千瓦机组建设过程中，国内对于超超临界机组介质的指标控制标准还未出现，尤其是水汽指标最高等级为超临界机组。为此在咨询了研究院、参考设计要求和超临界机组的标准、借鉴美国epri的标准的情况下，根据现场水处理设备、热力设备所能达到的水平，经过反复论证，制定出了超超临界机组的化学监督标准，提出了水汽质量控制既满足在超高的压力温度下设备防垢、防腐、防沉积的要求，又不能脱离现场实际，超出凝结水精处理设备和除氧器等热力设备的处理能力。机组现在运行数据明说，热力系统的各项水汽指标比我厂其他机组更为优良、稳定，在今年的#7机组大修检查情况表明热力设备未出现结垢、腐蚀等异常，水汽质量标准是合适的。
油质是汽轮机安全运转的保证，对油的监督，主要是结合在役机组的监督经验，以及新建机组的变数多的实际情况，加强了对油质快速劣化的监督。在设计阶段及时与相关部门沟通，机组投产前、试运期间以及投产后严格按规定的周期进行各项检测，及时发现了小机油破乳化度指标不合格的情况。随后向油提供商和研究院咨询，最终在厂家协助下加入破乳剂，油质迅速恢复正常。保证了汽轮机的安全运行。
新型金属材料的焊接评定控制标准在实践中总结出现。传统的耐热钢焊接一般都是用无损检验的结果作为焊接接头质量的评定标准，由于新型耐热钢焊接接头的性能对焊接工艺的敏感性很大，我们借鉴了美国asme标准的相关要求，结合对现场的焊接环境和条件、焊接工艺与评定工艺的一致性的要求，在新型耐热钢焊接接头的整个过程加强监督管理，确保了工艺实施过程中每一个环节的准确性。事实证明，只有所有重点焊接工序：材料的选择，预热、层间温度的控制，充氩效果控制、线能量的控制，焊接层、道数的控制、热处理规范的控制等的准确执行，才能保证焊接接头的使用性能。随后，借鉴我厂金属监督过程中发现335mw机组水冷壁冷灰斗弯头处多处因焊接质量问题产生裂纹，600mw机组分割屏过热器定位夹持块因焊接问题产生裂纹，延伸到母管造成管道泄漏，后竖井侧包墙吹灰器口处鳍片焊接结构不合理产生管道拉裂的现象，专门召开专题会，重点强调附件焊接的重要性，把对附件安装焊接质量要求上升到管道焊口的同样高度，明确提出发现一处不合格按承压部件焊口一次不合格统计，计算到工程合格率中。加强对附件焊接人员的管理，重点检查持证上岗和焊接工艺执行情况。严格控制焊缝成型，避免因咬边产生应力集中使焊缝开裂拉裂受热面管。经过参建各方共同努力，单台锅炉受热面焊口总量54350只，四大管道焊口总量294只，中、低压管道焊口5650只，一次探伤合格率99.05%，为机组的正常运行打下了基础。两台机组在整组启动后未发生一次锅炉爆管事故。7号机组至今没发生一次因承压部件泄漏造成的停机事故。截至目前，8号机组已连续运行260天以上。
2.2.3 调试、试运期间的技术监督
在此期间重点加强了缺陷统计及消缺管理工作、整体验收及交接工作。严格按照《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的要求，与参建各方，团结协作，精心调试，每一个调试项目、每一项操作都做到了精益求精，完成了所有试验项目。
168试运期间，将机组的缺陷纳入正常的设备管理，检修队成为设备缺陷消除的责任部门，生产技术部负责缺陷消除的监督，四期基建管理处对设备缺陷消除提供必要的技术支持和帮助。为做好缺陷管理，每天对试运期间存在的缺陷进行排查，对缺陷消除的方案进行了落实，对消缺责任人和完成时间进行了明确。对缺陷进行分类，分别由生产系统和由四期基建管理处负责消除。各消缺负责部门及牵头人切实组织协调好消缺工作，生技部对所有缺陷要进行全过程跟踪、监督。加强缺陷消除的严肃性，对无正当理由未能在规定时间内消除缺陷的，按照生产系统设备缺陷管理的有关规定从严考核。按照《电力建设工程施工技术管理制度》和《电力建设施工及验收技术规范》对各设备的施工质量进行验收。
按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的规定，在试生产期结束后，要求施工、调试单位将设计单位、设备制造厂家和供货单位为工程提供的技术资料、专用工具、备品配件、图纸和施工校验、调试记录、检定证书和综合误差报告、调试总结及有关档案等全部移交。
3 机组正常运行与检修期间的技术监督
两台1000mw机组为超超临界机组，对于该等级机组的技术监督在国内缺少经验，投产一年多以来，我们根据技术监督的各项要求积极开展工作，在机组运行、日常维护和机组大修工作中严格执行技术监督管理标准，并根据机组高参数运行、新技术设备有针对性的制定和完善技术监督管理内容。3.1健全技术监督体系，加强组织领导
为强化技术监督工作的重要性，我们成立了以总工程师为组长的技术监督领导小组和工作小组， 进一步明确了各专业及人员的职责，保证了技术监督网络的有效运转。同时根据集团公司及我厂人力资源配置调整，结合人员岗位变动情况，每半年一次更新厂三级技术监督网成员，确保体系完整，不因人员因素造成技术管理弱化。
3.2结合对标管理，制定技术监督标准
技术监督标准是衡量技术监督工作开展情况的尺度，特别是在国家和行业每年都推出一批新的标准或对原标准进行修订的情况下，监督标准的制定对监督工作的开展非常关键，我厂高度重视百万千瓦机组的技术监督标准制定工作。根据我厂监督技术的发展水平、设备的状态和管理模式，结合国家、行业新标准或新修订标准，在不断总结经验的基础上，采用科学、系统的分析方法，建立起适用于百万千瓦机组的技术监督标准体系，对节能、环保、绝缘、金属、化学、电测、热工、汽机、锅炉、继电保护十大技术监督项目标准进行了明确，做到科学严谨，规范有效，可操作性强。
在制定过程中，我厂大力贯彻实施华电集团公司“对标管理年”活动理念，坚持“优良的监督前后看，不足的监督左右看，关键的监督重点看”，将对标管理贯彻始终，机组运行中，在2台百万机组之间开展对标管理工作，单台机组通过大修前后运行技术参数开展对标工作。7号机组大修前，广泛采集机组运行各项技术数据，分析机组修前运行状态，有针对性的制定大修重点治理项目和技术方案。如锅炉专业在大修中通过积极开展制粉系统渗漏治理、空预器漏风治理、热力系统阀门治理等工作，使大修后制粉系统渗漏点明显减少，空预器漏风率平均比修前降低了0.71%，锅炉效率提高了0.73%，有效提高了设备的运行可靠性和经济性。城市中水作为2台超超临界机组循环水的补水水源一开始就受到重视，由于厂内的深度处理不设生化系统，对于污水处理厂来水的生化指标要求比较严格，系统投运后发现，来水的一些生化指标常常超出供水协议的要求，经了解，污水处理厂的生化处理能力有一定限度，另一方面，对于进入污水处理厂的排污水控制不够严格。经过充分评估中水水质对我厂深度处理系统以及循环水系统的影响，我们重新修订了中水来水和处理后出水的控制标准，并与污水处理厂达成协议：按中水污染物含量的多少核定水价，这样，既保证了中水使用的安全性，也促使污水处理厂改进管理，提高水处理水平。
3.3完善规章制度，提高技术监督执行力
制度是方针措施顺利实施的保证，为确保技术监督工作的有序进行，我们在总结300mw、600mw机组技术监督管理经验的基础上，制定下发了百万千万机组技术监督管理规章制度；并针对技术监督管理中出现的问题，及时进行修订完善，使修改后的技术监督管理制度具有更好的针对性，对技术监督工作具有更强的指导性。
同时加强技术监督的计划管理，每年年初，我们都在总结上一年技术监督工作的基础上，制定本年度技术监督工作计划；在机制大、小修和停机消缺时，根据检修项目制定各专业技术监督计划；在有特殊需要时根据设备治理要求制定专项技术监督计划，做到监督内容全面，措施有力。
完善的计划、健全的制度需要良好的执行力作保障。我厂把提高执行力作为提升管理水平的一个重要方面，加强执行力建设，力求工作的每一个细节都彰显着务实高效，赶超先进，特别在一些重点项目的执行上，都严格规定了工作范围、职责，明确了完成的时间，做到凡事有人负责，凡事有章可循，凡事有据可查，凡事有人监督，使技术监督措施得到实实在在的执行，取得实实在在的成效。
3.4 关注重点监督项目，及时处理异常情况
我厂在开展技术监督工作中，始终坚持“超前监督、预防为主”的方针，在做好日常监督工作的同时，充分利用会议、检查、监督月报、监督通知单等手段，对一些监督项目重点关注，跟踪管理；对影响机组安全稳定运行的异常情况深入分析，及时决策，果断处置，确保了机组的安全稳定运行。
我厂7号机组在投产后，出现发电机定子内冷水进水压力逐渐升高、流量逐渐下降的迹象。特别是投产半年后，在维持流量不变的条件下，发电机内冷水进水压力升高的情况趋于明显，且发电机定子层间温差和出水温差也呈增长趋势，并达到厂家要求的停机条件。针对这一威胁发电机安全运行的问题，我们进行停机处理。在处理的过程中做了大量的检查工作，并多次组织设备厂家、研究院所分析讨论，确认定子线棒被基体腐蚀产物氧化铜局部堵塞，对处理方案也多次论证，最终创造性地采用整体“水锤”冲洗加化学清洗的处理工艺，在有限的时间内消除了定子线棒的堵塞，恢复了内冷水系统和发电机的运行参数。目前在7号发电机采取了提高内冷水ph值的措施，取得了良好效果。
3.5注重信息交流和新技术应用
利用参加集团公司内部会议、山东电力技术监督会议机会和其它方式，积极与兄弟厂特别是同类型机组单位进行主动的技术交流与信息沟通，及时掌握机组技术监督方面的新问题、新情况情况，总结经验教训为我所用，并结合本厂实际进行针对性检查。特别是一台机组发现问题后，同类型设备尽可能在短时间停运检查，避免类似情况的发生。新技术、新检测手段的应用，可以大大提高检测效率和检测准确率，起到事半功倍的效果。我厂密切与国内较有影响的科研院所进行技术交流与合作，广泛采用新技术、新方法解决现场遇到的疑难问题。如根据其他电厂超临界机组运行不到两年就出现高温受热面管氧化皮脱落造成管道堵塞引发超温爆管问题，在＃7机组大修中，采用氧化皮堆积测量技术对高温受热面管道进行了重点检查，没发现氧化皮堆积。解决了以往只能依靠割管进行检查的问题。结合华电国际和我厂科技攻关项目，对t/p92、super304h、hr3c新材料长期运行过程中的老化规律进行研究，建立这些部件老化特征参数的定量关系式，并在此基础上开发超临界、超超临界机组高温锅炉部件状态评估技术及相应的在线评估系统，建立超临界、超超临界机组高温锅炉管运行、维修管理技术平台。
3.6探索技术监督新经验，形成长期机制
由于百万千瓦机组的技术监督在国内没有经验，自我厂两台百万千瓦机组投产一年多以来，我们严格按照技术监督的各项要求积极开展工作，并将技术监督与对标管理暨建设国际一流工作紧密结合,形成长期机制，体现到日常管理。针对运行和检修中出现的问题大力开展科技攻关，积极采用新技术、新成果，不断提高技术监督水平。
1 华电邹县发电有限公司两台百万千瓦机组主要设备简介
华电邹县发电有限公司2×1000MW超超临界燃煤机组，为国内首批百万千瓦等级发电机组，三大主机均由东方电气集团公司引进日立技术生产。机组选择的汽轮机入口新蒸汽参数为25 MPa/600℃/600℃，设计发电煤耗272.9g/kW·h，机组热效率45.46％。
同期建设石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置，按锅炉BMCR工况全烟气量脱硫，脱硫效率95％，预留脱硝场地；新建中水深度处理站综合利用全厂污废水和来自城市的二级排污水；使用了A335P92材料为主蒸汽管材；汽轮发电机采用了单轴双支撑方案；冷却塔是逆流式双曲线自然通风冷却塔，冷却面积12000m2，塔高165m；利用新型防腐材料作为烟囱防护层；对热力系统进行优化。
2 百万千瓦机组安装、调试、试生产期的技术监督
在2台1000MW机组安装、设计、试生产期的技术监督工作中，各专业注重强化过程监督，实现了工程质量可控、在控；在抓好日常监督的同时，对重点项目进行全程跟踪监督；定期开展质检活动，对查出的问题及时发出整改通知单，促进了监督体系的正常运转。
2.1安装、调试期间的技术监督准备
超前抓好技术监督准备工作。安装、调试期间的技术监督工作以电科院为主，我厂为辅的监督原则。我厂在生产准备与调试阶段提早介入，对技术监督的各项标准及制度进行学习，确保监督有据可查、有章可依。
在安装调试期间，本着“实用实效”的原则，有针对性地开展技术培训，把理论培训、电厂实习、厂家学习、仿真机实习以及现场参与、设备系统检查紧密结合起来，技术人员积极参与设备安装、分步调试与整套试运工作，实际业务技能得到了迅速提升，为百万千瓦机组技术监督工作奠定了良好的基础。
2.2 安装期间的技术监督
2.2.1 严把设备、材料进口关，多方并举，从源头消除隐患，确保进货设备、管道、材料符合质量要求。
机组设备、承压部件、进货管道、材料的质量好坏直接影响工程的安装质量和使用寿命。设备、管道、材料的质量又与生产、工厂配备、运输等有直接的关系，我们通过组织包括监理、监检、安装等单位的专业技术人员到供货单位实地考察生产工艺、生产能力及质量控制，检验原材料进货质量，特别是重点对P92等新材料焊接工艺评定、技术措施、检验标准的正确性和执行情况进行检查，发现的问题与及时供货单位沟通，就将来接口问题也与厂家进行协商，确保了设备、材料、管道配管焊接、尤其是承压部件制造质量和交货进度。
2.2.2 结合《电力建设工程施工技术管理制度》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火力发电企业安全性评价》等规章制度，借鉴在役机组监督经验、国际流行标准，对一些监督项目重点关注。
在安装施工过程中，先后提交不符合项通知单1392余项，有效避免了设备隐患。对照国内相关标准现场进行检查，对发现质量问题会同设计、监理、施工单位人员召开专题会、现场技术分析会，认真查找原因，制定切实可行的解决措施。通过扎实工作，精益求精，强化质量监督措施，狠抓过程控制，切实保证了工程质量处于受控状态。
在百万千瓦机组建设过程中，国内对于超超临界机组介质的指标控制标准还未出现，尤其是水汽指标最高等级为超临界机组。为此在咨询了研究院、参考设计要求和超临界机组的标准、借鉴美国EPRI的标准的情况下，根据现场水处理设备、热力设备所能达到的水平，经过反复论证，制定出了超超临界机组的化学监督标准，提出了水汽质量控制既满足在超高的压力温度下设备防垢、防腐、防沉积的要求，又不能脱离现场实际，超出凝结水精处理设备和除氧器等热力设备的处理能力。机组现在运行数据明说，热力系统的各项水汽指标比我厂其他机组更为优良、稳定，在今年的#7机组大修检查情况表明热力设备未出现结垢、腐蚀等异常，水汽质量标准是合适的。
油质是汽轮机安全运转的保证，对油的监督，主要是结合在役机组的监督经验，以及新建机组的变数多的实际情况，加强了对油质快速劣化的监督。在设计阶段及时与相关部门沟通，机组投产前、试运期间以及投产后严格按规定的周期进行各项检测，及时发现了小机润滑油破乳化度指标不合格的情况。随后向润滑油提供商和研究院咨询，最终在厂家协助下加入破乳剂，油质迅速恢复正常。保证了汽轮机的安全运行。
新型金属材料的焊接评定控制标准在实践中总结出现。传统的耐热钢焊接一般都是用无损检验的结果作为焊接接头质量的评定标准，由于新型耐热钢焊接接头的性能对焊接工艺的敏感性很大，我们借鉴了美国ASME标准的相关要求，结合对现场的焊接环境和条件、焊接工艺与评定工艺的一致性的要求，在新型耐热钢焊接接头的整个过程加强监督管理，确保了工艺实施过程中每一个环节的准确性。事实证明，只有所有重点焊接工序：材料的选择，预热、层间温度的控制，充氩效果控制、线能量的控制，焊接层、道数的控制、热处理规范的控制等的准确执行，才能保证焊接接头的使用性能。随后，借鉴我厂金属监督过程中发现335MW机组水冷壁冷灰斗弯头处多处因焊接质量问题产生裂纹，600MW机组分割屏过热器定位夹持块因焊接问题产生裂纹，延伸到母管造成管道泄漏，后竖井侧包墙吹灰器口处鳍片焊接结构不合理产生管道拉裂的现象，专门召开专题会，重点强调附件焊接的重要性，把对附件安装焊接质量要求上升到管道焊口的同样高度，明确提出发现一处不合格按承压部件焊口一次不合格统计，计算到工程合格率中。加强对附件焊接人员的管理，重点检查持证上岗和焊接工艺执行情况。严格控制焊缝成型，避免因咬边产生应力集中使焊缝开裂拉裂受热面管。经过参建各方共同努力，单台锅炉受热面焊口总量54350只，四大管道焊口总量294只，中、低压管道焊口5650只，一次探伤合格率99.05%，为机组的正常运行打下了基础。两台机组在整组启动后未发生一次锅炉爆管事故。7号机组至今没发生一次因承压部件泄漏造成的停机事故。截至目前，8号机组已连续运行260天以上。
2.2.3 调试、试运期间的技术监督
在此期间重点加强了缺陷统计及消缺管理工作、整体验收及交接工作。严格按照《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的要求，与参建各方，团结协作，精心调试，每一个调试项目、每一项操作都做到了精益求精，完成了所有试验项目。
168试运期间，将机组的缺陷纳入正常的设备管理，检修队成为设备缺陷消除的责任部门，生产技术部负责缺陷消除的监督，四期基建管理处对设备缺陷消除提供必要的技术支持和帮助。为做好缺陷管理，每天对试运期间存在的缺陷进行排查，对缺陷消除的方案进行了落实，对消缺责任人和完成时间进行了明确。对缺陷进行分类，分别由生产系统和由四期基建管理处负责消除。各消缺负责部门及牵头人切实组织协调好消缺工作，生技部对所有缺陷要进行全过程跟踪、监督。加强缺陷消除的严肃性，对无正当理由未能在规定时间内消除缺陷的，按照生产系统设备缺陷管理的有关规定从严考核。按照《电力建设工程施工技术管理制度》和《电力建设施工及验收技术规范》对各设备的施工质量进行验收。
按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的规定，在试生产期结束后，要求施工、调试单位将设计单位、设备制造厂家和供货单位为工程提供的技术资料、专用工具、备品配件、图纸和施工校验、调试记录、检定证书和综合误差报告、调试总结及有关档案等全部移交。
3 机组正常运行与检修期间的技术监督
两台1000MW机组为超超临界机组，对于该等级机组的技术监督在国内缺少经验，投产一年多以来，我们根据技术监督的各项要求积极开展工作，在机组运行、日常维护和机组大修工作中严格执行技术监督管理标准，并根据机组高参数运行、新技术设备有针对性的制定和完善技术监督管理内容。3.1健全技术监督体系，加强组织领导
为强化技术监督工作的重要性，我们成立了以总工程师为组长的技术监督领导小组和工作小组， 进一步明确了各专业及人员的职责，保证了技术监督网络的有效运转。同时根据集团公司及我厂人力资源配置调整，结合人员岗位变动情况，每半年一次更新厂三级技术监督网成员，确保体系完整，不因人员因素造成技术管理弱化。
3.2结合对标管理，制定技术监督标准
技术监督标准是衡量技术监督工作开展情况的尺度，特别是在国家和行业每年都推出一批新的标准或对原标准进行修订的情况下，监督标准的制定对监督工作的开展非常关键，我厂高度重视百万千瓦机组的技术监督标准制定工作。根据我厂监督技术的发展水平、设备的状态和管理模式，结合国家、行业新标准或新修订标准，在不断总结经验的基础上，采用科学、系统的分析方法，建立起适用于百万千瓦机组的技术监督标准体系，对节能、环保、绝缘、金属、化学、电测、热工、汽机、锅炉、继电保护十大技术监督项目标准进行了明确，做到科学严谨，规范有效，可操作性强。
在制定过程中，我厂大力贯彻实施华电集团公司“对标管理年”活动理念，坚持“优良的监督前后看，不足的监督左右看，关键的监督重点看”，将对标管理贯彻始终，机组运行中，在2台百万机组之间开展对标管理工作，单台机组通过大修前后运行技术参数开展对标工作。7号机组大修前，广泛采集机组运行各项技术数据，分析机组修前运行状态，有针对性的制定大修重点治理项目和技术方案。如锅炉专业在大修中通过积极开展制粉系统渗漏治理、空预器漏风治理、热力系统阀门治理等工作，使大修后制粉系统渗漏点明显减少，空预器漏风率平均比修前降低了0.71%，锅炉效率提高了0.73%，有效提高了设备的运行可靠性和经济性。城市中水作为2台超超临界机组循环水的补水水源一开始就受到重视，由于厂内的深度处理不设生化系统，对于污水处理厂来水的生化指标要求比较严格，系统投运后发现，来水的一些生化指标常常超出供水协议的要求，经了解，污水处理厂的生化处理能力有一定限度，另一方面，对于进入污水处理厂的排污水控制不够严格。经过充分评估中水水质对我厂深度处理系统以及循环水系统的影响，我们重新修订了中水来水和处理后出水的控制标准，并与污水处理厂达成协议：按中水污染物含量的多少核定水价，这样，既保证了中水使用的安全性，也促使污水处理厂改进管理，提高水处理水平。
3.3完善规章制度，提高技术监督执行力
制度是方针措施顺利实施的保证，为确保技术监督工作的有序进行，我们在总结300MW、600MW机组技术监督管理经验的基础上，制定下发了百万千万机组技术监督管理规章制度；并针对技术监督管理中出现的问题，及时进行修订完善，使修改后的技术监督管理制度具有更好的针对性，对技术监督工作具有更强的指导性。
同时加强技术监督的计划管理，每年年初，我们都在总结上一年技术监督工作的基础上，制定本年度技术监督工作计划；在机制大、小修和停机消缺时，根据检修项目制定各专业技术监督计划；在有特殊需要时根据设备治理要求制定专项技术监督计划，做到监督内容全面，措施有力。
完善的计划、健全的制度需要良好的执行力作保障。我厂把提高执行力作为提升管理水平的一个重要方面，加强执行力建设，力求工作的每一个细节都彰显着务实高效，赶超先进，特别在一些重点项目的执行上，都严格规定了工作范围、职责，明确了完成的时间，做到凡事有人负责，凡事有章可循，凡事有据可查，凡事有人监督，使技术监督措施得到实实在在的执行，取得实实在在的成效。
3.4 关注重点监督项目，及时处理异常情况
我厂在开展技术监督工作中，始终坚持“超前监督、预防为主”的方针，在做好日常监督工作的同时，充分利用会议、检查、监督月报、监督通知单等手段，对一些监督项目重点关注，跟踪管理；对影响机组安全稳定运行的异常情况深入分析，及时决策，果断处置，确保了机组的安全稳定运行。
我厂7号机组在投产后，出现发电机定子内冷水进水压力逐渐升高、流量逐渐下降的迹象。特别是投产半年后，在维持流量不变的条件下，发电机内冷水进水压力升高的情况趋于明显，且发电机定子层间温差和出水温差也呈增长趋势，并达到厂家要求的停机条件。针对这一威胁发电机安全运行的问题，我们进行停机处理。在处理的过程中做了大量的检查工作，并多次组织设备厂家、研究院所分析讨论，确认定子线棒被基体腐蚀产物氧化铜局部堵塞，对处理方案也多次论证，最终创造性地采用整体“水锤”冲洗加化学清洗的处理工艺，在有限的时间内消除了定子线棒的堵塞，恢复了内冷水系统和发电机的运行参数。目前在7号发电机采取了提高内冷水pH值的措施，取得了良好效果。
3.5注重信息交流和新技术应用
利用参加集团公司内部会议、山东电力技术监督会议机会和其它方式，积极与兄弟厂特别是同类型机组单位进行主动的技术交流与信息沟通，及时掌握机组技术监督方面的新问题、新情况情况，总结经验教训为我所用，并结合本厂实际进行针对性检查。特别是一台机组发现问题后，同类型设备尽可能在短时间停运检查，避免类似情况的发生。新技术、新检测手段的应用，可以大大提高检测效率和检测准确率，起到事半功倍的效果。我厂密切与国内较有影响的科研院所进行技术交流与合作，广泛采用新技术、新方法解决现场遇到的疑难问题。如根据其他电厂超临界机组运行不到两年就出现高温受热面管氧化皮脱落造成管道堵塞引发超温爆管问题，在＃7机组大修中，采用氧化皮堆积测量技术对高温受热面管道进行了重点检查，没发现氧化皮堆积。解决了以往只能依靠割管进行检查的问题。结合华电国际和我厂科技攻关项目，对T/P92、Super304H、HR3C新材料长期运行过程中的老化规律进行研究，建立这些部件老化特征参数的定量关系式，并在此基础上开发超临界、超超临界机组高温锅炉部件状态评估技术及相应的在线评估系统，建立超临界、超超临界机组高温锅炉管运行、维修管理技术平台。
3.6探索技术监督新经验，形成长期机制
由于百万千瓦机组的技术监督在国内没有经验，自我厂两台百万千瓦机组投产一年多以来，我们严格按照技术监督的各项要求积极开展工作，并将技术监督与对标管理暨建设国际一流工作紧密结合，形成长期机制，体现到日常管理。针对运行和检修中出现的问题大力开展科技攻关，积极采用新技术、新成果，不断提高技术监督水平。
发电厂装机容量受热负荷大小、性质等制约，机组规模要比目前火电厂的主力机组小很多，但是其生产原理及系统组成与火电厂是一致的。随着电力技术的不断发展，发电厂的电力自动化控制水平也随之提高。所谓电气自动化，是一项集计算机技术、数据传输技术、控制技术、现代化设备及管理于一身的综合信息管理系统，旨在改进供电的可靠性、安全性和服务质量，提高工作效率，减轻运行人员的劳动强度，降低运行和管理费用，是电力投资的重点。
1、发电厂的电气自动化项目
(1)厂内机、炉、电运行设备的安全检测，包括数据采集、状态监视、屏幕显示、越限报警、故障检出等。(2)计算机实时控制，实现由点火至并网的全部自动起动过程。(3)有功负荷的经济分配和自动增减。(4)母线电压控制和无功功率的自动增减。(5)稳定监视和控制。采用的控制方式有两种形式：一种是计算机输出通过设备去调整常规模拟式调节器的设定值而实现监督控制；另一种是用计算机输出设备直接控制生产过程而实现直接数字控制。
2、发电厂综合自动化系统的应用
发电厂综合自动化系统具有功能综合化、系统结构微机模块化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。同传统发电厂二次系统不同的是：各个保护、测控单元既保持相对独立，(如继电保护装置不依赖于通信或后台监控主机及其它设备等，可自主、可靠独立地完成保护控制功能，迅速切除和隔离故障并记录各种监视实时状态信息)，又通过计算机通信的形式，相互交换信息，实现数据共享，协调配合工作，减少了电缆和没备配置，增加了新的功能，提高了发电厂整体运行控制的安全性和可靠性的同时减少了运行维护的工作量，精减工作人员，提高工作效率。
2.1功能综合化
发电厂综合自动化系统是各技术密集，多种专业技术相互交叉、相互配合的系统。它是建立在计算机硬件和软件技术、数据通信技术的基础上发展起来的，并综合了发电厂内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备。
微机保护是以微处理机作为基本的实现手段和方法，通过快速数字处理实现故障诊断、出口、通讯以及更为复杂的保护功能，有长记忆特性和强大的数据处理能力，其优点是功能完善、使用及维护方便、智能化程度高、体积小、适应一次系统灵活性大。
微机监控子系统综合了原来的仪表屏、操作屏、模拟屏和变送器柜、远动装置、同期及中央信号系统等功能；微机保护子系统代替了传统的电磁式或晶体管式的继电保护装置；微机保护子系统和监控系统相结合，综合了故障录波、故障测距、无功电压调节和中性点非直接接地系统等子系统的功能。通过监控主机键盘可方便通过遥控方式控制一切可操作对象，操作更便捷。
2.2分级分布式微机模块化的系统结构
综合自动化系统内各子系统和各功能模块由不同配置的单片机或微型型计算机组成，采用分布式结构，通过网络、总线将微机保护、数据采集、控制等各子系统连接起来，构成一个分级分布式的系统。一个综合自动化系统可以有十几个甚至几十个微处理器同时并行工作，实现各种功能。
现场总线是一种有效支持分布式控制和实时控制的串行通讯数据链路，是一种小数据量工业控制通讯网络，具有通讯速率快、错误帧可自动化重发、永久故障节点自动隔离的特点。
2.3测量显示数字化
用CRT显示器上的数字显示代替了常规指针式仪表，直观、明了、精确；而打印机打印报表代替了原来的人工抄表，这不仅减轻了值班员的劳动强度，而且提高了测量精度，使得运行数据通过通讯实现了网络化，达到了科学管理、数据共享。
2.4操作监视屏幕化
小型发电厂实现综合自动化，使原来常规庞大的模拟屏被CRT屏幕上的实时主接线画面取代；常规在断路器安装处或控制屏上进行的分、合闸操作，被屏幕上的鼠标操作或键盘操作所取代；常规在保护屏上的硬连接片被计算机屏幕上的软连接片所取代；常规的光字牌报警信号，被屏幕画面闪烁和文字提示或语音报警所取代，即通过计算机上的CRT显示器，可以监视全小型发电厂的实时运行情况和对各开关设备进行操作控制。
2.5运行管理智能化
随着社会经济的飞速发展，人们生活水平的不断提高，对于电力需求量也越来越大，而发电厂实现电气自动化不仅能够较好的满足人民群众日常生产生活和社会经济发展的用电需求，还有助于进一步促进我国电力工程建设。由于国家对电力工程的大力支持，电力产业特别是在电气自动化应用方面，取得了较大的发展。电气自动化不仅可以对电力设备进行良好的监督和控制，还可提高电网运行效率，同时增加电力系统的安全和稳定。电气自动化的应用不仅可以应用在发电机组方面，而且还可以应用在变电站、电网调度、配电网等方面。
1 发电厂电气自动化的优势
发电厂电气自动化的优势主要包括有效监督和控制电力设备、对电力系统资源合理配置、提高电网运行效率、确保电力系统运行的安全稳定四个方面。
1.1 有效监督、控制电力设备
电气自动化技术具有自动性、集成性、综合性的特征，可以通过先进技术对电气设备的运行状况实时监控，获得一手的电力设备运行数据信息，并根据信息作出相应的决策，保证电力设备一直处于正常运行状态。
1.2 对电力系统能够进行资源的合理配置
发电厂的电气自动化技术中应用了规范的、先进的自动化控制平台，可以简化传统电气设备的使用步骤、监测步骤和维修步骤，不仅能够提高电气设备的运行效率，还能够对整个电力系统进行优化，有效的配置电力系统的资源。电气自动化技术的进一步推广和应用，可以使电力系统的资源分配更加科学、合理。
1.3 提高电网的运行效率
发电厂电气自动化技术的应用能够保证电网的高效运行，电气自动化系统不但可以科学的管理和控制发电设备，还可以实现数据的交换和共享，大大减轻工作人员的压力与负担，可以有效减少电厂的成本预算，提升工作人员的工作效率，进而提高电网的运行效率。
1.4 保证电力系统安全稳定的运行
发电厂的电气自动化是电力系统自动化的重要内容，通过发电厂电气自动化技术的应用，能够保证电力设备的稳定运行。另外，在变电站中实施的电气自动化还可以加强电网的稳定性和安全性。
2 发电厂电气自动化控制方式
发电厂电气自动化控制的方式主要包括集中监控方式、远程监控方式和总线监控方式三个方面。
2.1 远程监控方式
远程监控方式是以模拟电路为基础，由继电器和晶体管等元件构成的传统式监控系统。该系统通过硬件系统进行数据采集、分析和判断。其优点是通过远程的监控减少了工作繁琐度，但其缺点也是明显的，由于监控系统缺少必要的软件系统，在监控过程中不能实现故障的自我判断和诊断功能，当电气设备运行过程中出现了问题，在没有响应的警报系统情况下，会对电网安全造成影响。
2.2 集中监控方式
集中监控方式是以集中处理器为核心，通过对单独监控系统的功能进行整合，统一对电力系统进行监控的方式。集中监控方式的优点是系统结构简单，维护方便，并且对控制站的要求比较低。但是其缺点也是明显的，一方面在系统主机距离终端比较远的情况下，外界信号容易对其造成干扰，并且对驱动的功率要求更高，从而影响系统的稳定性能。另一方面，当监控终端较多的情况出现时，布线等方面的难度会提高，增加运行的成本。
2.3 总线监控方式
总线监控方式的应用范围比较广泛，因为其一方面可以降低监控布线的难度，将监控节点结合到一组总线上面，减少了布线的复杂性。另一方面通过总线协议的不断完善，系统更加安全和可靠，并且布局更加简单合理。智能化监控不仅减少了投资成本，而且维护更加便捷，降低了工作人员的监控难度。
3 发电厂电气自动化的应用领域
3.1 发电机组中的应用
在发电机组中运用电气自动化技术可以实现对发电机组运行情况的自动化控制。通过电气自动化可以对发电转调相、调相转发点、关停机同时进行控制，还可以根据发电机组的实际运行状况对其智能的自动启动或关闭，使各个发电机组合理分配总体发电负荷，保证发电机组在安全、健康的状态下运行。一旦发电机组出现突发性故障或工作事故，电气自动化设备会自动断开机组，保证电子设备的安全。
3.2 变电站的应用
电气自动化技术在变电站中的应用主要是将网络通信技术应用到变电站的电力设备中，并对变电站的整体运行进行实时监控。因为电气自动化技术可以收集到可信性较高的数据信息，并可以通过计算机系统对收集的数据信息进行分析、筛选，所以能够对电厂的设备有效的调控。虽然在我国发电厂的自动化应用相对广泛，在水电发电厂的应该取得了比较好的应用效果。与欧美等发达国家相比，我国的发电厂电气自动化技术还有待提高，我们必须结合水利发电厂的实际，增加在研发方面的投入，获得更多的研究成果，以便发电厂的自动化技术有更大的提高，工作效率有很大的提升。
3.3 电网调度方面的应用
电网调度自动化技术的应用在电力运行系统中起着非常重要的作用，其运行的好坏其直接影响着电力系统的安全性、稳定性和经济性。此外，电网调度中电气自动化技术的应用是我国发电厂应用的重要环节，随着信息技术的不断进步，电网系统的更新换代也更加频繁，在电网自动化应用方面，要不断提高抗干扰能力，进而保障电网调度的安全。
3.4 配电网上的应用
随着国家经济发展和人们生活对电力的需求增长，对电网建设设施的要求也不断提高，通过配电网的自动化技术应用，特别是智能配电系统的产生，很大程度上解决了国家对配电的需求。智能配电系统不仅可以及时查除电网出现的故障，而且可以增加电网的资源分配的合理性，提高了提高电网的工作效率，满足工业或民用电力的需求。
4 结语
随着我国经济的发展和城市化进程的加快，人们的生产生活用电的需求不断增大，虽然我国的电气自动化技术已经相当成熟，但是发电厂中电气自动化的应用程度还不高，所以，一定要对电气自动化的应用进行更深入的研究，以更好的提高发电效率、减少资源浪费、提高安全性，取得更好的经济效益与社会效益。
参考文献：
