发电厂监理工作总结十篇

发电厂监理工作总结篇1

关键词：电厂 电气控制系统 总线

0 引言

随着我国电力行业的高速发展，dcs的应用也越来越广泛，但dcs主要完成的是汽轮机、锅炉的自动化过程控制，对电气部分的自动化结合较少，dcs一般未充分考虑电气设备的控制特点，所以无论是功能上还是系统结构上，与网络微机监控系统相比在开放性、先进性和经济性等方面都有较大的差距。

1 电气现场总线控制系统的监控对象

电气现场总线控制系统的监控对象主要有:发电机-变压器组，其监控范围主要包括发电机、发电机励磁系统、主变压器、220kv断路器；高压厂用工作及备用电源，其监控范围主要包括高压厂用工作变压器、起动-备用变压器等；主厂房内低压厂用电源，其监控范围主要包括低压厂用工作和公用变压器、照明变压器、检修变压器和除尘变压器等主厂房的低压厂用变压器；辅助车间低压厂用电源；动力中心至电动机控制中心电源馈线；单元机组发电机和锅炉dcs控制电动机；保安电源；直流系统；交流不停电电源。

2 电气现场总线控制系统的特点

2.1 电气参数变化快 电气模拟量一般为电流、电压、功率、频率等参数，数字量主要为开关状态、保护动作等信号，这些参数变化快，对计算机监控系统的采样速度要求高。

2.2 电气设备的智能化程度高 电气系统的发电机-变压器组保护、起动-备用变压器保护、自动同期装置、厂用电切换装置、励磁调节器等保护或自动装置均为微机型，6kv开关站保护为微机综合保护，380v开关站采用智能开关和微机型电动机控制器，所有的电气设备均实现了智能化，能方便地与各种计算机监控系统采用通信方式进行双向通信。另外，电气设备的控制一般均为开关量控制，控制逻辑十分简单，一般无调节或其它控制要求，电气设备的控制逻辑简单。

2.3 电气设备的控制频度较低 除在机组起、停过程中，部分电气设备要进行一些倒闸或切换操作外，在机组正常运行时电气设备一般不需要操作。在事故情况下，大多由继电保护或自动装置动作来切除故障或进行用电源切换。且电气设备具有良好的可控性，这是因为电气的控制对象一般均为断路器、空气开关或接触器，其操作灵活，动作可靠，与电厂其它受控设备相比，具有良好的可控性。

2.4 电气设备的安装环境较好且布置相对集中 电气设备大多集中布置在电气继电器室和各电气配电设备间内，设备布置相对比较集中，且安装环境极少有水汽或粉尘的污染，为控制设备就地布置提供了有利条件。

3 电气现场总线控制系统配置

每台机组配置现场总线控制系统(fieldbusco nt rol sys-tem，fcs)，将机组电气系统的发电机-变压器组、单元机组厂用电系统和公用厂用电系统都纳入fcs，fcs作为dcs的一个子系统，在dcs操作员站实现对电气系统的监控，并通过冗余配置的通信服务器在站控层与dcs进行连接。

3.1 网络结构 电气fcs采用分层、分布式计算机控制系统，在系统功能上分层，设备布置上分散。网络结构为3层设备2层网方式，3层设备指监控主站层、通信子站层和间隔层，2层网指连接监控主站层与通信子站层的以太网以及连接通信子站层与间隔层的现场总线网。监控主站层由双冗余的系统主机、工程师站、网络交换机和负责与dcs及厂级监控系统(sis)通信的双冗余通信服务器等组成，通信子站层主要由安装于电气继电器室的多串口通信服务器和安装在各配电室的通信管理机组成，间隔层设备主要包括安装在电气继电器室、6kv开关柜和380v开关柜的智能测控装置、综合保护测控装置、电动机控制器和智能仪表等。通信管理机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况采用profibus，lon，can，工业以太网或其它现场总线进行连接，其主要功能除完成对各综合智能测控单元的数据进行管理外，还完成实时数据的加工和分布式数据库的管理工作。公用厂用电系统的站控层以太网独立组网，通过通信网关分别与机组自动化系统以太网连接，共用单元机组的工程师站，并通过软、硬件闭锁手段只能接受一台机组控制系统的操作指令。

3.2 数据采集 对发电机-变压器组、高压厂用变压器及起动-备用变压器，除少量模拟量信号、高压侧断路器、隔离开关、接地开关位置信号、控制回路断线及允许远方操作信号、发电机-变压器组及起动-备用变压器所有控制量信号采用硬接线直接与dcs连接外，其它监测信号均通过专设的测控装置接入fcs，再以通信方式送dcs。电气专用装置如发电机-变压器组及起动-备用变压器保护、电压自动调整装置(avr)、同期装置、故障录波、厂用电快速切换、柴油机、直流系统以及交(直)流不停电电源(ups)系统等均设有通信接口，通过多串口通信服务器接入fcs。

电厂厂用电源分高压厂用工作及备用电源、主厂房低压厂用电源系统和辅助车间低压厂用电源系统，主厂房低压厂用电源包括低压厂用工作和公用变压器、照明变压器、检修变压器和除尘变压器及其380v配电装置等，辅助车间低压厂用电源包括输煤系统、工业废水处理站、翻车机、循环水系统、补给水系统变压器及其380v配电装置等。为与本工程水、煤、灰辅助系统集中控制的思路相适应，辅助车间厂用电源系统均纳入机组dcs监控。针对热控水、煤、灰单独设置控制点的方案，辅助车间380v电源系统也可纳入相应可编程序控制器(plc)控制。

为使控制系统接线更加简单，对主厂房重要厂用电源如6kv厂用电系统及锅炉、汽轮机、主厂房公用系统等，采用硬接线和现场总线相结合的采集方式，即重要di信号(如断路器合闸位置、断路器跳闸位置、允许操作、故障)和do信号(如断路器合闸指令、断路器跳闸指令等)保留硬接线，回路其它所有信息均通过现场总线以通信方式送入fcs及dcs；而对机组不重要厂用电源如检修、照明、电除尘及辅助车间厂用电系统等，取消厂用电电源系统全部的硬接线，完全采用通信方式进行监视和控制。

对单元机组电动机，由于与机组热工系统联系紧密，采用硬接线和现场总线相结合的采集方式，同时，要保留和监控逻辑有关的重要信息，采用硬接线的方式，接入dcs中进行监控。fcs采集的供电气系统分析管理的信息如各保护整定值、故障时电流和电压波形等数据，送入fcs的工程师站进行分析处理，不送入dcs，但可以通过独立的通信接口送入sis和管理信息系统(mis)。

4 结束语

随着电厂自动化水平的不断提高，电气系统采用计算机控制已成为当前设计的主流，控制方式也从单纯的dcs监控逐步向具备故障分析、信息管理、设备管理、自动抄表、仿真培训等高等级运行管理功能的方向发展，由此又推动了现场总线技术在电厂电气控制系统中的应用。将fcs应用到火力发电厂控制过程有利于提高火力发电厂电气系统的自动化水平，节约工程投资，值得大力推广应用。

参考文献：

[1]李虞文.火电厂计算机控制技术与系统[m].北京:水利水电出版社.2003.

发电厂监理工作总结篇2

十一五初期，国家提出“积极推进核电建设”的方针，核电中长期发展规划的目标是，到2020年，核电运行装机容量争取达到4000万千瓦，核电年发电量约占发电总量的4%。截至目前，我国投入商运13台核电机组，开工建设28台核电机组，17台核电机组正在审评中。预计到2012年，我国运行和在建核电机组数量将超过法国、日本等国现有核电规模（50多个机组），成为世界核电大国；预计到2020年，我国核电机组数量将超过美国现有核电规模（104个机组），进入世界核电前两名，运行和在建核电机组总容量将近1亿千瓦。江苏田湾核电站一期两台100万千瓦机组2005年陆续投入运行，按照国际惯例和我国相关法律法规要求，我省对核电厂监测实行企业和政府监督相平行的“双轨制”。江苏省辐射环境监测管理站制订了《田湾核电站辐射环境监督性监测方案》，定期对田湾核电站周围陆地和海洋环境样品的放射性水平进行监测。5年的监测结果表明，厂址周围环境γ辐射水平、空气环境介质、陆地环境介质、海洋环境介质和指示生物中各种放射性核素水平基本均在本底涨落范围内。尽管如此，我站于2007—2010年期间，对田湾核电厂废水排放口附近海域的海水进行了70余次采样监测。分析表明，环境海水中氚浓度水平为0.46～41.7Bq/L，均值2.5Bq/L，与本底水平（0.76～0.91Bq/L）相比有明显增高，并且呈上升趋势。在对田湾核电厂液态流出物留样复测中我们还发现，液态流出物在排放前的氚浓度水平最大达到1.6×105Bq/L，这个数值是环境海水中所测的氚最大浓度值的几千倍。参照浙江省辐射环境监测站2009年第1季度对秦山核电基地环境空气中氚活度浓度监测结果[1]，空气中和降水中氚含量维持在高于核电厂运行前本底值和对照点的测量值。广东省环境辐射监测中心2009年对大亚湾和岭澳核电站液态流出物的留样复测中，也检测出少量的放射性核素110mAg、137Cs、60Co和58Co[1]。这都说明核电厂放射性流出物不可避免地会造成核电厂周围环境中放射性核素浓度水平的增高。一般而言，核电厂上报给政府和环保监管部门的报告均以放射性流出物月排放及累计量与国家批准年限值比较结果为考量指标，监管部门对其排放浓度、排放核素和排放波动情况均无法实施有效监督。因此，环保部门应当尽快建设放射性流出物实验室，制定合理可行的监测方案，开展流出物监督性监测工作，为政府监督和环境管理提供技术支持,保障核电厂厂址周边环境和公众安全。

1国内相关法律、法规和标准

1.1环境保护主管部门的职责要求我国现行有效的法律和标准中，仅有下列两部涉及到环境保护部门对核电厂放射性流出物的监督性监测工作：•《中华人民共和国放射性污染防治法》第二十四条规定：国务院环境保护行政主管部门负责对核动力厂等重要核设施实施监督性监测，并根据需要对其他核设施的流出物实施监测。•《环境核辐射监测规定》（GB12379—90）在第4.2条规定各省、自治区、直辖市的环境保护管理部门要设立环境核辐射监测机构。第4.2.2条提出核电厂监督性环境监测由省级环境保护部门实施[2]。以上规定中没有明确省级环境保护部门在对所在地核电厂流出物实施监督性监测的法律地位并缺乏对其工作细则的相应要求，更缺少环境保护部门对核电厂放射性流出物实行监督性监测工作的相关要求。

1.2核电厂流出物排放控制原则[3，4]我国现行核电厂放射性流出物的排放管理主要遵循国际上通用的可合理达到尽可能低条件下的公众剂量约束管理，同时辅以明确的年排放总量管理要求，对于排放浓度的管理则是间接的，可操作性相对较差。对核电厂放射性流出物排放的控制，主要采取以下三重控制：•个人剂量约束：每座核电厂向环境释放的放射性物质对公众中任何个人（成人）造成的有效剂量，每年应小于0.25mSv。•对每座压水堆型核电厂规定了放射性流出物的年排放量控制值：对于液体放射性流出物，氚的年排放量控制值为1.5×1014Bq（4×103Ci），除氚外其余核素的年排放量控制值为7.5×1011Bq（20Ci）。•放射性流出物浓度的排放管理限值以下可合理达到的尽量低的水平。

1.3核电厂流出物排放相关标准目前我国有以下标准中的相关规定可供参考：•GB18871—2002《电离辐射防护与辐射源安全基本标准》[5]8.6规定，向环境排放放射性物质时，应保证排放不超过审管部门认可的排放限值，包括排放总量限值和浓度限值；在运行期间，应使所有放射性物质的排放量保持在排放管理限值以下可合理达到的尽量低的水平[6]。•GB6249—2011《核动力厂环境辐射防护规定》[6]第6.6条规定，核动力厂的年排放总量应按季度和月控制，每个季度的排放总量不应超过所批准的年排放总量的1/2，每个月的排放总量不应超过所批准的年排放总量的1/5。若超过，则必须迅速查明原因，采取有效措施。•GB6249—2011《核动力厂环境辐射防护规定》和GB14587—2011《核电厂放射性液态流出物排放技术要求》均规定，对于滨海厂址，槽式排放出口处的放射性流出物中除氚和碳-14外其他放射性核素浓度不应超过1000Bq/L；对于内陆厂址，槽式排放出口处的放射性流出物中除氚和碳-14外其他放射性核素浓度不应超过100Bq/L，并保证排放口下游1km处受纳水体中总β放射性不超过1Bq/L，氚浓度不超过100Bq/L。如果浓度超过上述规定，营运单位在排放前必须得到审管部门的批准。•GB3097—1997《海水水质标准》[7]中对海水中部分放射性核素的浓度作了规定，包括60Co、90Sr、106Ru、134Cs和137Cs，具体列于表1。

1.4我国核电厂流出物排放控制要求从我国现行法规要求来看，对流出物排放控制大致是将国际原子能机构的剂量控制和法国的排放总量控制[8]内容相结合，缺少美国那样的排放浓度控制值[8]。田湾核电厂批准的1、2号机组最大年排放量列于表2。2006—2010年上半年期间，田湾核电站气态流出物的年实际排放量/年限值范围为0.017%～0.26%，液态流出物中氚年实际排放量/年限值范围为3.6%～40.6%，除氚外核素的年实际排放量/年限值范围为0.6%～1.9%，均低于国家对其放射性流出物年排放量控制值。国内各个核电厂对排放浓度的控制要求更多的是根据其自身的情况而定。大亚湾核电站和岭澳核电站制定的排放内部控制标准：正常运行期间为500Bq/L；大修期间为l000Bq/L。秦山核电一期和二期的排放控制标准长期执行370Bq/L，后来从废物最小化出发，经原国家环保总局审批后调整为3700Bq/L。田湾核电厂按俄罗斯原设计的排放控制标准为20Bq/L，在首次装料阶段环境影响报告书审评时，从废物最小化考虑将除氚外放射性核素浓度排放控制标准改为200Bq/L，氚活度浓度控制值为8×106Bq/L。

2国内核电厂放射性流出物监测现状目前国内已运行的核电厂反应堆堆型主要为压水堆，另有两座重水堆。压水堆核电厂在运行期间对放射性流出物的监测类别主要分气载流出物和液态流出物两类。针对气载流出物的监测，监测项目又分惰性气体、131I、气溶胶、氚和14C，由于惰性气体（如88Kr、135Xe、41Ar等）和卤素（131I）的半衰期都极短（几～几十小时），测量方式只能采用在线连续监测（见表3）。液态流出物主要监测对象是核电厂贮存槽和排放口（见表4）。环境主管部门对国内已建核电厂放射性流出物的监督性监测方案列于表5。通过表3、表4可以看出，现行有效的国家标准中规定了压水堆核电厂流出物的监测内容，但测量方式或频次均未细化，这在一定程度上减弱了标准规范的可操作性。通过表5可以看出，由于目前没有相应的法规、标准规范核电厂放射性流出物的监督性监测方式和内容，江苏、广东和浙江省环境主管部门对核电厂的放射性流出物的监测点位、样品数目、分析核素、测量方式和监测频次上都有所不同。

3核电厂放射性流出物监督性监测工作的建议

3.1制订放射性流出物监督性监测技术导则针对核电厂放射性流出物的监测，我国只有一个规定———《核设施流出物监测的一般规定》[10]，尚未出台专门针对核电厂放射性流出物监督性监测的技术导则规范，以明确环境保护部门在核电厂放射性流出物监督性监测工作中地位、职责和监测细则。目前存在以下问题：•对核电厂流出物监督性监测工作实施细则的不统一。在已建核电站的省份，目前开展的核电厂流出物监督性监测工作采用的主要形式为抽测和复测，抽测和复测的样品由核电站提供。但从测量频次上看，有的省份环境主管部门按照月度或者季度采样分析，有的则按照半年进行采样分析；从液态流出物的监测点位上看，有的选择为总排放口/机组，有的选取排放槽/机组；从监测项目上看，有的省份对液态流出物测量项目为氚和锶-90，有的则为氚和γ核素。•对核电厂流出物的监督性监测对象没有明确要求。现行有效的标准规范未规定对液态流出物的监督性监测抽查频次，不管是从时间周期或是按照核电厂的排放频次，都没有明确要求，并且监测对象也没有针对特定核电厂的各种排放槽或总排放口进行具体说明。核电厂液态流出物的排放量较大，尽管都是实行槽式排放，但不同核电厂设计的废液排放槽的类型和个数也不一致，并且排放槽的设计容量的不同也造成核电厂液态流物的排放频次显著差异（见表6）。环境保护主管部门如何选择适宜的监测周期进行取样监测，既使得监督性监测具有代表性，又要保证监督性监测工作的有序开展，这都需要斟酌统一。•核电厂放射性流出物在线监管工作存在缺陷。在核电厂进行环评审批，建设运行前没有在排放口为环保主管部门预留相应的在线连续监测哨点，同时国家相应的标准规范中尚未明确环保主管部门对核电厂流出物排放实行在线连续监测的必要性，更没对这套针对监管部门使用的在线监控系统的建设和使用提出相应要求（是和核电厂共用异或独立的在线连续监测系统）。不管是核电厂已建成的流出物在线监测系统接受地方政府的实时监管，还是地方政府在核电厂独立建设流出物在线监测系统，都应该明确下来，保证对核电厂流出物的有效监管。目前，在已建核电厂的省份，有的省级环保监管部门只能依靠核电厂营运单位在排放口设置的实时监测系统对流出物监测数据进行简单浏览而无法实现在线连续监控，有的在这方面的监管甚至仍是空白。因此，环境主管部门对核电厂放射性流出物的监督性监测工作的任务应该明确下来。表7给出了对气态流出物和液态流出物监督性监测工作内容和监测方式的一些初步的建议。

3.2省级环保部门建设放射性流出物实验室核电厂放射性流出物存在排放量大，衰减时间短，活度较高等特点，这就造成了核电厂放射性流出物监测工作具有分析样品量大、采样到监测周期短、放射性水平较环境级实验室高等特点。因此，省级环境保护部门需要在核电厂所在地就近建设放射性流出物监测实验室，配备专业人员和专用大型分析仪器，保证流出物监测分析工作的高效及时、准确有序，保障核电厂放射性流出物的安全排放。3.3建立环境海水连续监测体系目前，我国对核电厂进行辐射环境监测的环境主管部门主要是江苏站、浙江站和广东站。多年来海水监测数据反映了海水中氚浓度水平数据波动较大，数据异常偏高情况的最主要原因是海水采样时间与核电厂废水排放时间间隔短，同时还存在采样点位、天气以及海水涨潮落末等环境气候诸多因素的影响，如何选择合适的监测点位和采样时间也是流出物监测工作中的重要环节。核电厂正常运行过程中不可避免地会造成环境本底某些放射性核素的增高，而我国沿海已运行、在建、规划多个核电厂址，目前尚未开展海洋环境放射性连续监测工作，而国际上很多建设核电厂的国家均建有海洋连续监测哨点[11]监控核电厂周围海洋放射性水平变化。建议在海洋中设定固定连续监测哨点，建设海洋环境放射性连续监测网络，掌握核电厂周围海洋环境放射性水平变化情况，同时为核电厂运行前本底调查，海洋环境放射性调查或退役调查工作做好数据积累。

发电厂监理工作总结篇3

[关键词]发电厂；电气监控系统

中图分类号：TP113 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）47-0253-01

引言

随着国内发电厂生产规模的不断扩大，对电力等能源供应的可靠性提出了越来越高的要求。而发电厂本身也向着电压等级提高、生产自动化水平提高、运行维护人员相对减少的方向发展。随着电厂自动化水平的不断提高，电气监控系统已成为电厂实现经济化自动化运行的重要一步，也是电厂技术向高层次发展的必然趋势。

一、电气监控系统（ECS）实现的关键点

1、总线协议。即总线标准，一种类型的总线，只要其总线协议一经确定，相关的关键技术与有关的设备也就被确定。就其总线协议的基本原理而言，各类总线都是一样的，都以解决双向串行数字化通信传输为基本依据。目前通过的现场总线国际标准含8种类型，如Lonworks现场总线、Profibus现场总线、FF基金会现场总线、Can. WorldFip等，每个总线协议都有一套软件、硬件的支撑，它们均能够形成系统，形成产品。

2、 ECS系统的基础是数字智能现场装置。数字智能现场装置是ECS系统的硬件支撑，是基础，ECS系统执行的是自动控制装置与现场装置之间的双向数字通信现场总线信号制.如果现场装置不遵循统一的总线协议，即相关的通信规约，不具备数字通信功能，那么所谓的双向数字通信只是一句空话，也不能称之为现场总线控制系统。再一点，现场总线的一大特点就是要增加现场一级的控制功能，如果现场装置不是多功能智能化的产品，那么现场总线控制系统的特点也就不存在了，所谓简化系统、方便设计、利于维护等优越性也是虚的。

3、ECS系统的本质是信息处理现场化。对于一个控制系统，无论采用发电厂分散控制系统（DCS ）还是采用现场总线，系统需要处理的信息至少是一样多的。实际上，采用现场总线后，可以从现场得到更多的信息。现场总线的信息量没有减少，甚至增加了，而传输信息的线缆却大大减少了。这就要求一方面要大大提高线缆传输信息的能力，另一方面要让大量的信息在就地完成处理，减少现场与控制机房之间的信息往返。

4、电气联锁问题。发电厂中存在很多联锁回路，尽管联锁的逻辑比较简单，但是电气设备本身操作复杂，以往基于RS-485/RS-232的通信并不十分稳定，容易出现通信中断，从而造成联锁失效，因此在联锁实现上是采用硬接线还是采用通讯也是一个关键问题。

5、功能问题。电气系统联网后，如果只在DCS中有监视、测量、动作等简单功能，并不能在深层次上提高电气系统的运行维护管理水平，也无法体现出电气系统接入DCS实现联网自动化的优越性。

二、电气监控系统（ECS）系统结构

1、现场保护测控层

又叫间隔层，由众多的保护测控和自动装置构成（如表）这些装置具有测量、控制、保护、信号、通信等基本功能，并完成各自的特殊功能。该层装置数量众多且较为分散，采用现场总线方式连接。

2、通讯管理层

通讯管理层主要由通讯主控单元组成，其作用是将现场保护测控层的各种不同厂家、不同通讯接口和规约的设备连接在一起，经统一的通讯接口传送至系统监控层，完成各种数据和指令的上传下发.主控单元可以同时支持多种类型的通讯口，包括以太网、串行通信口、可扩充的其它现场总线接口等。软件上，采用规约库，支持MODBUS、标准网络协议（TCP/IP）等。

3、系统监控层

可包括的设备有：2台运行服务器（主备关系）、数据库服务器、Web服务器、网关、运行工作站或监视工作站、电量抄表系统工作站及其它高级应用工作站、卫星时钟接收和同步系统等。

三、电气监控系统（ECS）组网方案

电气监控系统可以理解为DCS系统的一个独立子系统，因此ECS一般是独立组网，然后与DCS联网实现信息共享。组网方案的优劣，直接关系到电厂运行的可靠性、实时性和安全性。

1、硬接线和现场总线相结合的方式

大型火力发电厂的现场保护测控单元层的装置数量众多，为了保证系统的实时性和可靠性，需将这些装置分为若干组，再通过现场总线分别组网至对应的通讯主控单元，通讯主控单元通过l00m以太网和ECS系统自身的上位机系统监控层进行通讯。

在这种方式下，每个主控单元均提供与DCS的通讯接口，该通讯接口可以是串行接口（如RS232/422/485等），也可以是以太网。ECS和DCS之间的数据交换可通过通讯主控单元与DCS的DPU直接通讯完成，或者由ECS监控层与DCS监控层经过网桥通讯完成。

2、完全现场总线方式

本方案的系统结构与上一方案基本相同。不同之处在于将上述保留的硬接线也取消，全部采用通讯方式完成。此时，ECS往往根据DCS系统DPU的配置情况配备通讯主控单元，即把与热工生产流程密切相关的电动机等负载的保护、测控设备按DPU分组，接入通讯主控单元，通讯主控单元与DPU一一对应，实现通讯主控单元与DPU进行一对一通讯。通讯接口可以是串行接口（RS232/422/485 ），也可以是以太网。只有与热工生产流程密切相关的数据和控制命令由这些通讯完成。由于每个通道的数据较少，没有中间环节，因此实时性、可靠性很高，可以取消全部硬接线。同样对于电源进线、低压变压器、厂用电源馈线等，则与DCS中设置的电气专用DPU通讯，也可取消硬接线。而与生产流程关联不大的保护测控设备以及发变组、高备变的保护测控设备、快切屏、同期屏、励磁调节控制屏等设备的数据和信息，由于对实时性要求不高，为成本计，则可通过以太网桥进行数据交换。

3、面向对象的组网模式

根据厂用电原理接线的分段对现场保护测控层设备进行分组，按段通过现场总线分别组网至对应的通信管理层主控单元，发变组保护、起/备变保护、励磁调节等智能设备成组接入通信管理机，再由主控单元通过以太网与上位机系统监控层进行通讯。

4、面向过程的组网模式

根据发电厂的控制流程，把与热工控制流程相关的厂用电动机保护测控设备等按DCS的DPU分组的方式分组，并接入相应通信管理机与DCS的分布式处理单元DPU对应通信，厂用电源保护测控设备成组接入通信管理机，发变组保护、起/备变保护、励磁调节等智能设备成组接入通信管理机，再由主控单元通过以太网与上位机系统监控层进行通讯.

结语

综上所述，现场总线和以太网技术的发展，使得电气监控系统（ECS）作为电厂一个独立的监控手段从DCS相对独立出来。它不仅考虑了电气设备的运行方式、电气元件操作的特殊性、电气设备信息量大等特点，还为电气运行维护人员提供了丰富的日常维护信息，如定值管理、报表打印、事故历史数据查询、检修调试等。

参考文献

发电厂监理工作总结篇4

关键词：水电厂 监控系统 通讯 方式研究

中图分类号：TP277 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2016）06-0000-00

1 前言

通常而言，在实际的水电厂计算机监控系统运行进程当中，一般选用的是分布采集并集中进行处理的相关模式，也就是说让现场各台设备实现具体信息的独自采集，而后基于通讯手段应用向监控计算机传输数据信息，展开处理分析，与此同时，现场设备能够完成对来自于计算机设备的控制命令的全面接受，便于通过监控计算机监视及控制并管理水电厂设备日常运行状态。由此可见，实现现场设备跟监控计算机相互间的准确实施稳定通讯是保障水电厂计算机监控系统可靠工作的重要基础内容。在系统日常运行进程当中，时常会出现因为通讯故障导致监控系统备受威胁甚至瘫痪，影响着水电厂系统的安全稳定，基于此，需因地制宜地合理选用正确通讯手段，完善水电厂计算机监控系统的优化应用。

2 简述水电厂计算机监控系统通讯方式

纵观可知，在水电厂计算机监控系统运用中，基于多元化通讯手段应用，能够将分散在现场的设备及相关监测仪器跟计算机监控有效连接起来，其中，包括变送器以及传感器、现场单元以及PLC等各项设备。就目前的情况来看，水电厂各个设备相互之间进行的通讯行为均是通过采用串口通信模式实现的，其是在设备相互间基于地线以及数据信号线、控制线等应用，根据位完成数据传输的一种主要通讯手段。结合现场设备实际通讯情况，根据其数据链路层以及物理层的差异进行通讯方式合理划分。

2.1 简单串口通讯

一般地，通讯方式物理层通常所使用的是RS485或者是RS232、RS422。相较而言，RS485实际应用范围是最广泛的，此类通讯手段物理层能够组合使用差分接收器与平衡驱动，颇具良好的抗噪声干扰特性；最多可以支持32个节点；其通信距离最大能够达到1219米；传输速率最快可达10Mbps；使用双绞线实现相应的传输行为，所采用通讯线缆间隔成本低廉，设备借口设施价格经济。简单串口通讯手段数据链路层拥有较为简单的通讯协议，多数协议开对于MODBUS-RTU标准协议均有着良好兼容性，加之因为MODBUS协议属于是一主多从协议类型，进而全部通讯均是通过主设备完成发起的，基于轮询方式应用进行数据传输，错误重传机制以及差错控制机制欠缺一定完善性，导致实际传输效率相对较低。因为此类通讯手段自身结构十分简单，颇具最佳性价比，适合用在通讯质量要求比较低的现场设备监控中。简单串口通讯示意图1所示。

2.2 现场总线通讯

现场总线主要指的是将自动化系统及智能现场设备有效连接在一起的双向全自动多站式通信系统，其关键作用在于针对工业生产活动现场控制器以及执行结构、智能仪表仪器等现场设备相互间信息进行传递的问题展开优化解决。在2003年四月份，IEC61158 Ed.3现场总线标准第3版正式被座位是国际标准，其就10类现场总线进行较为详细的规定。其中，CAN现场总线以及以太网现场总线、PROFIBUS-DP现场总线在水电厂计算机监控系统运行中应用相对较为广泛，CAN总线作用在于就整个系统实施全面保护，以太网总线作用是充分实现站级设备相互间的良好通讯，Profibus-DP总线则能够完成在PLC系统中的合理使用。

（1）CAN现场总线，德国Bosch公司在1993年全面推出了CAN现场总线，其较多使用在制造业DCS系统以及汽车监控等，此类总线一般运用的为多主竞争模式总线结构，自身主要特征包括实现多主站运行以及完成仲裁串行总线和广播通信的分散等，在有着较高实时性需求的小型计算机网络运行中有着较强适用性。无论是在何种时刻，CAN现场总线上涉及的任意节点均能无主次之分地向剩余节点进行信息发送，所以，其能够与多个节点相互间尽可能完成自由化的通信行为，光纤以及双绞线、同轴电缆等均可作为是主要通信介质，对应的线型结构多表现为网络拓扑。

（2）以太网，现如今，在当前所有局域网络中，以太网可谓是通用性最强的通信协议标准。纵观互联设备相互间，以太网能够通过10到100Mbps的速率全面完成信息包的合理传送。在水电厂计算机监控系统应用中，由于双绞线电缆以太网成本低廉且可靠性很高，进而获取普及使用。跟CAN现场总线相似的是，以太网同样运用了多主竞争模式总线结构，然而，其针对总线存取冲突使用破坏性解决手段，若处于重负荷状态则会严重损失具体数据信息。由此可见，在水电厂计算机监控系统运行中是否能够采用以太网通讯手段仍待经历深入论证，近些来，随着科技进步，伴随着IEC 60870-5-105以太网远动通讯规约和IEC 61850 变电站通信网络和系统对应国际标准的先后颁布，水电厂监控工作开展渗透运用以太网，加之其速率相较于剩余类型总线是非常之快的，进而不会让数据通讯经常陷入到重负荷情况之中。

（3）PROFIBUS-DP总线，该总线模式是德国Simens公司进行推出的，其较常使用在制造业DCS系统中，一般地，能够将对应产品合理划分为三种主要类型，即为PA作用为实现过程行业从站相互间的良好通讯行为；FMS作用是完成主站相互间通讯操作；DP则能够做到制造行业从站相互间的有效通讯。实践表明，在水电厂计算机监控系统工作中较常采用的是DP类产品，PROFIBUS-DP总线设计的多个主站相互间总线控制权令牌传递，其中，主站跟从站相互之间实施的主从传统，其对于单主系统或者是多主系统均实现支持，树型以及线型为其主要的网络拓扑结构，或者是能够有机混合这两种拓扑形式，能够完成灵活组网行为，组建规模较大的通讯网络。同轴电缆以及双绞线均可作为其的通信介质，基于总线位置能够实现数据有效传送，同时又可运用总线供电给现场设备。

3 水电厂计算机监控系统的未来发展趋势

现如今，在水电厂运行中，现场总线控制系统普及使用，其属于最新的分布式控制结构，传统意义上的分层分布式水电厂计算机监控系统较多使用的是三级结构，也就指的是厂级至现地级至现场仪表。每个厂商自己生产的监控系统均配套有对应标准，导致互连操作难以充分实现，所产生的系统成本相对较高。现场总线控制系统结构包括两层，即为工作站至现场总线智能仪表，此类模式应用能够实现相关成本的优化降低，促进系统运行可靠性的合理强化。在统一国际标准之后，便能够切实获取开放式互连系统结构。在新时代背景下，随着社会发展，科技进步，立足自动化技术应用，针对水电厂计算机监控系统建设提出更高新要求，首先，将无人值班作为是水电厂运行管理工作开展所需实现的主要目标，深化推动自动化技术不断发展进步，研发新型监控系统，强化系统可靠性获取，开拓新分析功能，普及使用跨平台技术，实现跟其他系统信息的透明共享，使得只能数字化水电厂建设变为现实；其次，将状态检修作为是设备管理及相关诊断检测技术的主要标志，近些年来，我国部分水电厂积极实施状态检修技术试点工作，大力兴建涵盖有气隙监测以及振动摆度监测、绝缘局部放电监测等多项内容，同时做到远程监测分析。

4 结语

综上，在水电厂日常各项工作实施中，其计算机监控系统通讯方式是多种多样的，各具有缺，共同构成监控通讯系统，唯有针对性选用适合方式实现可靠通讯，保障稳定监控，方可推动水电厂稳步发展。

参考文献

[1] 张应亮.水电厂计算机监控系统通讯方式分析[J].湖南水利水电，2010（03）.

[2] 李岚.水电厂计算机监控系统的研究与设计[D].太原理工大学，控制理论与控制工程，2011.

发电厂监理工作总结篇5

关键词：工厂；供配电；监控；应用

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.06.141

HZ-700工厂供配电监控系统，是为了满足中小型工厂对供配电系统进行电力监控和电量采集需求而研发的配套系统。供配电监控系统的开发研制具有很强的技术基础，整个系统涉及了计算机技术、网络通信技术、自动化技术和多媒体技术等多个领域。

HZ-700工厂供配电监控系统的使用越来越普及，无论从从整个产品的产业化还是每个独立产品的，HZ-700工厂供配电监控系统具有很强的市场竞争力，它在同类型的系统产品中，适用范围更广、针对性更强，性价比更高；从每个独立的产品来讲，它制造成本不高、运行可靠性强、稳定性高、安装配置更加灵活、应用范围广、实时性强等优点，因此受到中小型工厂的喜爱。

1 HZ-700工厂供配电监控系统简介

HZ-700工厂供配电监控是一种网络系统，进行实时监测的对象包括：全厂电网及主要电气设备的运行状态、电气参数、电气参数变化、报警等众多信息，通过对这些信息的实时在线监测，工厂中供配电设备和主要动力设备的运行状态和参数进行在线监测。

对于这些信息可以用直观的图形化方式等，直接显示在主控室的操作台屏幕上或者通过网络传送给各部门的管理人员，这种既是便捷的方式，可以随时发现电力设备的不妥，预防不良状态的发生；系统还具有事故报警和事故追忆的功能，一旦发生问题，系统能够在第一时间预警，保证预警的及时性，还可以有通过系统的对数据的追忆和回访，便于在事后对分析问题和判断情况提供有效的帮助。同时，该系统还可以实现对变配电所运行的管理、设备及备品备件的管理等。

2 HZ-700工厂供配电监控系统组成

HZ-700工厂供配电监控系统主要组成部分主要包括：

（1）采样控制站。系统的这一部分应该安装在工厂的高低压配电室内，配合WB系列隔离电量传感器、ADAM系列数据采集处理模块、开关电源等其他辅助器件，对工厂内的来的0～ 5A（或0～ 1A）交流电流信号、0～ 500V（或0～ 100V）交流电压信号进行现场采集，通过WB系列传感器的工作原理把交流电转换成0～ 5V的直流电压信号，之后通过ADAM系列数据采集处理模块进行处理，最后通过RS-485口由现场总线送到控制室里的智能通讯控制器。（2）智能通讯控制器。需要安装在控制室内，是专用门用于智能通讯控制模块，它的使用不仅让数据传输和处理速度得到大幅度的提高了，而且让系统具有更好的延展性，使得配置也有了更大的灵活性。（3）IPC工业控制计算机、不间断电源UPS和打印机等设备，也都需要在控制室内。

3 HZ-700工厂供配电监控系统特点

（1）系统具有稳定可靠性。系统采用的是目前国际上先进的现场总线技术―RS485总线，这种技术的实际理论通信距离达1200米，可以达到一般小型公司的使用要求。如加个RS485中继器，在理论的通信距离可以再扩大1-2倍。而且，通信电缆仅需一对屏蔽双绞线，一方面减少了许多配线和材料，另一方面提高了系统的可靠性和稳定性。

（2）系统具有多样化应用的特点。智能通讯控制器可在需要的情况下，便捷地扩展连接无线数据采集模块，与远端的测控模块进行通讯和数据传输，通讯速度最快可以达到115.2kbps。此外，智能通讯控制器还可以以二线式的RS一485网络为工具，进行多站点串联，增加了系统的多样化应用。

（3）系统具有较高的可操作性，一般说来，汉化的电力监控软件更具操作性，它有着鲜明而独特的设计特点，主要体现在界面更加人性化，系统操作更加简单易学，功能扩展更加方便，后期的维护工作量更小。此外，汉化的系统在联系实际生产状况的基础上，设计了的地线标志的设置、开关等电气设备的运行/检修/备用状态都设置都具有可操作性。

（4）系统具有较高的抗干扰性，主要体现在，从硬件配置和软件设计的采样选择、运输到安装维护的一些列工作，甚至是电缆铺设方式等细节方面，都是经过科学调查，采用最符合实际情况的抗干扰和防误动措施，能够最大程度地保证系统的安全有效运行，充分发挥该系统的作用。

4 HZ-700工厂供配电监控系统功能

（1）HZ-700工厂供配电监控系统的实时监测功能。整个系统可以通过网络对工厂内的供电系统、电气系统以及所有的电气设备进行实时监测，把监测到的系统运行参数、主要负荷的运行参数和设备的运行状态结果，在主控室里显示出来，可以让操作者及时、准确、全面地地了解整个工厂的运行实况。（2）HZ-700工厂供配电监控系统的自动报警功能。在监控系统运行后，可以设定电流、电压等电量及开关状态，一旦发生越限、变位等情况，发出明显的预警声音、预警灯以及在主屏幕主动弹出界面等提示方式，提醒故障的发生，当然，系统也可以在不同状态下的动作进行权限的修改，比如开关或接触器变位就可分为正常动作下和事故动作下两种状态的操作事故进行区分提示。同时，系统还对事故预警具有记录和打印功能，甚至可以对不同状态下动作时间和次数分别记录和统计，并设置不同的报警提示。（3）HZ-700工厂供配电监控系统的密保保护功能。作为一个覆盖全场的系统，具有一定的保密功能，是指就系统本身来说，在系统运行中，一旦涉及设置和修改上下限参数以及设置各开关的状态时，均需核对口令，这样可以有效地避免不相干人员的操作，也可以有效地防止超越操作权限的越级操作事故。（4）报表生成功能。系统可以根据自己实时监测采集到的数据，可以设定固定的间隔时间，根据需要直接生成细节图、趋势图，可以更及时地了解和掌握电力和设备运行参数变化，以便设备运行出现了异常情况，你能够得到解释的了解和解Q，也为后来的配电工作提供参考价值。（5）HZ-700工厂供配电监控系统数据库功能。系统可以根据之前收到的信息，进行汇总、整理和处理，建立显示和打印属于本系统的数据库。一来发生故障后，可以用做排查故障，检修故障的依据，做出有针对性的排查；二来可以为工厂内各设备的检修、保养等提供更详细的资料和依据。

5 结束语

HZ-700工厂供配电监控系统的投入和运行，可以保证供配电系统安全、可靠、稳定，确保化工生产装置长时间、高负荷生产，促进了设备检修由预防检修向预知状态检修的转变，收到了良好的效益。 此后还要根据实际情况，结合工厂的基础装置的扩建进一步完善，对系统进行改造，以满足不断发展的工厂生产对供配电系统提出的要求。

参考文献：

发电厂监理工作总结篇6

随着计算机科学和电子信息技术的发展，电气自动化在发电厂的应用越来越广泛。本文主要介绍了发电厂电气自动化具有的优势，发电厂电气自动化的控制方式和发电厂电气自动化的应用方向。

【关键词】发电厂 电气自动化

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 有效监督和控制电力设备

电气自动化具有集成性、综合性、自动反馈等特征，能够利用先进的计算机技术和电子技术对电气设备的运行情况进行模拟监控，及时获得电力设备运行的数据信息，并根据设备运行的数据信息做出相应的决策，从而保证电力设备的运行处于要求的正常状态。

1.2 对电力系统资源合理配置

电气自动化应用先进、规范的自动化控制平台，大大简化了传统的电气设备使用、维修、监测等步骤，在提高电力设备运行效率的同时，优化了整个电力系统，使电力系统的资源得到有效配置。通过电气自动化的进一步推广和应用，电力系统的资源分配将更加合理。

1.3 提高电网运行效率

电网运行效率的提高得益于发电厂电气自动化系统的应用，此系统不仅可以合理管理和控制发电设备，而且可以通过数据交换和共享，减轻工作人员的工作负担，在使电厂成本有效减少和人员工作效率提升的基础上，提高了电网的运行效率。

1.4 确保电力系统运行的安全稳定

发电厂电气自动化是电力系统自动化内容的重要组成部分，通过发电厂的电气自动化可以使得电力设备运行的更加安全和稳健，特别是在变电站的电气自动化的实施，可以提高电网的安全性和稳定性。

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 发电厂电气自动化应用方向

3.1 发电机组应用

发电机组的自动化可以实现对发电机组运行模式的智能控制。一方面，应用电气自动化可以同时进行，发电转调相、调相转发点和关停机的控制，可以实现机组在无人看管的情况下进行独立作业。另一方面，自动化技术可以根据实际运行情况，智能启动或关闭发电机组，使发电负荷合理的分配在各发电机组，使得发电机组在最健康和经济的条件下运行。另外，当出现一些突发事件或工作事故，电气自动化可以智能的断开机组，使电气设备处于安全的状态。

3.2 变电站应用

变电站的自动化应用是指将网络通信技术应用于变电站的电力设备，对变电站的整体情况进行监督和控制。由于自动化技术可以搜集比较科学合理的信息，并且利用计算机系统可以对搜集到的信息数据进行科学分析和判断，从而达到对电厂设备进行有效调控的目的。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。但是相比于西方欧美国家，我国的发电厂自动化技术仍有很大的进步空间，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。电网调度的电气自动化应用是我国发电厂的应用重点。电网调度的自动化主要是通过计算机信息技术实现的。并且随着信息技术的不断进步，电网系统也在不断的进行更新。但是同时也存在着一些不安全的干扰因素，所以，电网的自动化应用方面，应不断提高抗干扰能力，保障电网调度系统的安全运行。

3.4 配电网应用

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

虽然我国发电厂的电气自动化技术取得了比较广泛的应用，同时技术也日趋成熟，但是与西方发达国家相比还存在着一定的差距。因此，我国还需要对电气自动化做进步深入的研究，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

[1]杨涛.电力系统自动化技术的应用综述[J].科技信息.2010（23） .

[2]王小波，邓.电气自动化在水电站中的应用[J].黑龙江科技信息.2011（26） .

[3]杨弘剑.发电厂电气监控系统分析[J].化学工程与装备.2010（08）.

发电厂监理工作总结篇7

【关键词】发电厂工程；电气自动化；应用；分析

众所周知，电气自动化的产生与应用对于人们的生产与生活具有重要的作用，并且对整个社会的发展具有直接的影响。同时，在我国的国民经济中，电力工业发挥着重要的作用，所以更需要重视电力工业的发展。因此，积极的实现发电厂电气系统自动化能够有效的提高电力企业的管理能力，并不断的推动电力企业的发展。

1 发电厂工程电气系统中电气自动化的应用优势分析

1.1 对电力设备进行监督与控制

电气自动化技术自身具有明显的自动性与集成性，同时也充分的体现了技术的综合性能，能够利用先进的技术有效的对电气设备实际的运行状况进行实时的监督与控制，并获取电力设备运行过程中产生的数据信息，从而通过对数据信息进行分析来做出正确的决定，最终实现电力设备的正常运行。

1.2 实现电力系统资源的优化配置

在发电厂的电气系统中，科学合理的使用电气自动化技术，并与自动化的控制平台进行配合，进而使得原有电气设备实际的使用、监测与维修步骤得以简化，实现了电气设备运行效率的提高，同时，对电力系统进行了全面的优化，实现了电力系统资源的合理配置。将电气自动化技术进行深入的应用与广泛的推广，使得电力系统资源实现更科学更合理的分配。

1.3 有效提高电网运行的效率

在发电厂电气系统中应用电气自动化技术，有效的实现了电网的高效运行。与此同时，使得电气系统中的数据信息能够进行交换与共享，并且对相关的发电设备进行科学合理的管理与控制，一定程度上减少了工作人员的压力，使得发电厂在成本预算方面降低了许多。除此之外，在发电厂电气系统中实现电气自动化的应用，使工作人员的工作效率大幅度提高，并推动了电网实际运行过程中效率的提高。

1.4 电力系统的运行更加安全与稳定

在发电厂电力系统实现自动化的过程中，电气自动化技术发挥着重要的作用。同时，实现电气自动化技术在发电厂工程的应用，使得电力设备在实际运行的过程中更加稳定。除此之外，电气自动化的实现也保证了电网的稳定与安全。

2 电气自动化在发电厂工程中应用的具体体现

2.1 DCS控制系统应用

DCS系统，即分散控制系统。该系统主要通过微机处理器把其控制的功能进行分散，并利用综合协调与集中操作的方式进行设计，进而形成新型的仪表控制系统。基于通信网络而形成的DCS控制系统是集计算机、通讯、显示与控制于一体的系统性的控制技术。该系统的构成部分主要包括电源机、现场控制站、人机接口单元与数据通讯系统，能够实现对多层次开放数据接口的支持，并对程序系统进行相应的监控与控制。基于此，可以全面解决电气设备存在的问题，并对系统进行相应的完善，最终达到保护电气设备继电的目的。该系统在实际的应用过程中，相关的操作人员能够实现工程师软手操作的程序控制效果。除此之外，DCS控制系统还可以有效的实现自我诊断故障的性能，进而使得现场操作人员对发电厂电气系统设备实际运行状况进行更好的掌握。

2.2 FCS控制系统应用

FCS控制系统，即现场总线自动化操控系统。该系统在实际的应用过程中主要就是把总线的数据领域通信网络逐渐向分散开放性的成本运行方向发展，是对自动化技术的一种应用方式。此外，该系统实际的运行具有较低的成本。FCS控制系统最明显的表现方式就是网络分布结构的开放特点。可以利用总线来对不同的电气控制节点进行相应的控制，不仅可以实现电气监控系统的智能自动化技术，而且使得现场总线可以逐渐向系统的监控操作功能方向进行分散化的运作。

除此之外，现场总线自动化操控系统能够有效的对发电厂的网络布局结构进行相应的优化。在电气系统的网络应用，通常的布局结构是总线形结构与星形结构以及环形结构，可以有效提高发电厂通信网络布局的结构灵活选择，更有利于针对具体情况进行的布局选择。通过利用FCS控制系统，可以在双绞线与光纤电缆的应用过程中减少发电厂监控主机的实际工作负荷量，同时也能够更好的预防数据通信故障的发生。与此同时，FCS控制系统在电气系统工程重组与扩建方面具有十分便捷的操作优势。

2.3 DCS与ECNC成像系统相互结合的应用

第一，发电厂总线路与硬接线路结合转换。通过对发电厂断路器的有效控制能够实现对DCS控制系统中DI与F0卡的控制。在对发电厂断路器进行控制后，就可以通过发电厂总线所设置的开关回路来对其电压和电流故障警示进行继电保护的指令发送，进而使ECMC成像系统在对电力信息进行处理的过程中能够确保及时与有效，并可以大幅度的降低DCS控制系统控制现场所耗费的光纤电缆量，实现建设资源的节约。

第二，通过利用DCS控制系统，可以在机组启动系统与电力信息进行综合控制的过程中，准许其内部的设置，进而有效的避免了错误信息乱入，并且可以更好的为DCS控制系统接收到信号提供保障，使发电厂现场控制站能够接收到真实的电力数据信息。由此可以发现，把DCS控制系统与ECMC成像系统进行有效的结合，能够保证发电厂电气系统在实际运行过程中的安全与可靠。除此之外，在实际运行的过程中也可以大幅度的减少运行的成本，为其创造经济与社会效益，并且有效的推动电力企业自身的发展与进步。

3 结束语

综上所述，在发电厂工程中积极的应用电气自动化技术能够有效的改善电力供应现状，确保其安全与稳定。由于我国的城市化进程不断深入，并且在社会经济不断发展的同时，人们对电能更加依赖，需求量不断增加。虽然，目前我国电气自动化技术发展良好，但实际应用的程度并不高，因此，需要对电气自动化技术的应用进行进一步的深入探讨，进而不断提高发电厂的发电效率，不断的提高发电设备运行的安全性与可靠性，使其获取相应的经济与社会效益。发电厂电力系统自动化的实现与深入发展，对于电气系统自动化水平的提高具有重要的作用。因此，应积极推动发电厂电气自动化的应用与推广。

参考文献：

[1]白志刚.电气自动化在发电厂工程中的应用研究[J].消费电子，2014 （22）.

[2]伟.关于电气自动化在发电厂工程中的应用的研究[J].科技经济市场，2015（4）.

[3]李柳.浅谈发电厂电气自动化应用研究[J].建筑工程技术与设计，2015（7）.

[4]李莉娜，包春杰.关于发电厂电气自动化技术的应用研究[J].科技风，2013（16）.

发电厂监理工作总结篇8

一、原监控系统运行情况

原监控系统投运以来，设备经过近10多年的运行，已进入故障频发期，同时由于计算机产品更新换代较快以及兼容性问题，导致备品备件难以购买。存在以下问题：（1）通信机经常发生通信中断故障；（2）与中调数据通信经常发生中断；（3）上下位机及公用LCU通信经常中断；（4）LCU主备切换后不能正常工作；（5）下位机程序经常发生死机现象，运行人员无法操作；（6）通信装置故障频繁，不能及时采集实时数据（7）对外通信扩展不方便，许多外部设备的信息无法采集到PLC中。整个系统的开放性和扩展性不强。系统的保护、励磁、调速器、辅机控制系统与监控系统的连接通过硬件信号回路，没有提供标准的通信口和通信协议。（8）随着外部控制设备的更新改造，所需测控点数增加，原有配置已无法满足要求。（9）AGC/AVC响应速度慢，不能满足调度要求。（10）当地显示界面即一体化工控机故障率比较高。（11）设备和自动化元器件老化、过时。

二、监控系统设计原则

2.1全厂综合自动化本着技术先进、安全可靠、经济实用的原则，按计算机监控系统为主的指导思想进行总体设计和系统配置。系统投运后可满足“无人值班”（少人值守）的要求。

2.2系统采用先进、成熟的全分布式开放系统。软硬件安全可靠，能在水电厂环境下长期连续安全运行。

2.3计算机监控系统高度可靠，各项技术性能指标满足部颁DL/T578-95《水电厂计算机监控系统基本技术条件》的要求，并且与计算机技术当前的发展水平相适应。

2.4系统配置和设备造型符合计算机技术发展迅速的特点，既便于功能和硬件设备的扩充。

2.5软件采用模块化、结构化的设计，使监控系统更适应功能的增加和规模的扩充。

2.6人机接口功能强，操作方便，显示的画面和打印的文件清晰醒目。

2.7系统具有与青海省调计算机系统进行数据通讯的功能，实现调度四遥功能和AGC/AVC功能。

2.8系统具有与微机励磁、微机调速和微机保护管理机等智能装置的通信功能。

2.9实时性好，抗干扰能力强。

三、系统结构及特点

3.1系统结构

监控系统可分为主控级和现地单元级。主控级设有2个主计算机兼操作员工作站、1个工程师工作站和2个远动工作站、1台厂内通信工作站、1台打印机及历史数据服务器、1台语音报警计算机，以及配套的设备。主控级除完成电厂的监视控制外，还可实现与电力调度系统、模拟屏等的通信，是整个电厂的控制核心。

1.主控级计算机兼操作员工作站

主控计算机兼操作员工作站包括对整个电站计算机监控系统的管理，AGC、AVC计算和处理，数据库管理，综合计算功能，各图表、曲线的生成，事故故障信号的分析处理等。同时供运行值班人员和值长使用，具有图形显示、全厂运行监视和控制功能、发操作控制命令、设定与变更工作方式等功能。

2.工程师工作站

工程师工作站用于修改定值，增加和修改数据库、画面和报表，并可作一定的软件开发及维护工作。工程师工作站还可以进行运行人员和操作及维护等培训工作。

3.远动工作站

系统共配置2套远动工作站，相互冗余热备，负责与省调度远动通信，每套远动工作站均为两个通信接口，分别对应光纤通道与载波通道，当光纤通道发生故障时，远动工作站能自动切换至载波通道。每套远动工作站提供8个异步串行通讯口，并配置2个调制解调器。

4.厂内通信工作站

系统配置1套厂内通信工作站，完成与厂内其它系统如水情测报、MIS系统智能模拟屏等的通信工作，厂内通信工作站同时提供8个异步串行通讯口。

5.打印机及历史数据服务器

系统配置1套打印及历史数据服务器，用以对电厂级各打印机的管理及历史数据库的管理。

6.语音报警工作站

系统配置1套语音报警工作站，用于当监控对象发生事故或故障时，发出报警音响，语音报警和显示信息，并能自动起动自动呼叫系统，向远方责任人员发出信号等。

7.网络

所有计算机及PLC都 按IEEE802.3 Ethernet 标准联成冗余网络，网络设备采用高档CISCO 100M光纤网络交换机。每个网络节点的通讯传输速率均为100Mbps，介质为光纤。

8.时钟同步系统

采用GPS卫星时钟系统对监控系统的主控级计算机和现地控制单元（LCU）进行时钟同步。

9.语音系统

采用两个扬声器组成的语音辅助事故报警器，接收语音报警工作站多媒体语音源的驱动，将系统发生的事故等信号通过预先录制的普通话播放出来。

10.设备

系统各工作站均配置一套光刻录机，供备份数据信息等。

11.LCU

LCU共6套，包括：机组LCU4套，开关站LCU1套，公用LCU1套。厂用电及控制电源单独设备一套PLC，以现场总线方式挂在公用LCU上，LCU主要完成对各生对象的数据采集及监控功能，其设计能保证当它与上位机系统脱离后仍能在当地实现对有关设备的监视和控制功能。

3.2系统特点

1、采用全分布式开放系统结构，主控计算机、操作员工作站、工程师工作站等都使用符合开放系统国际标准的UNIX操作系统，网络软件为TCP/IP、工作站图形系统符合X-Window标准。上述各计算机及LCU-CPU或PLC都可直接接入网络，获得高速通讯和共享资源的能力。

2、网络上接入的每一设备都具有自己特定的功能，实现功能的分布。既保证了某一设备故障只影响局部功能，又利于今后功能的扩充和分批投运。

3、系统先进、可靠。冗余化的设计和开放式系统结构，使系统既可靠实用、又便于扩充，整个系统性能价格比高。

4、LCU采用高档PLC模件，使系统的可靠性和可维护性大大提高。

5、监控系统配有远程诊断的功能

四、系统功能

4.1数据采集和处理

1、模拟量的采集与处理

模拟量分为电气模拟量、非电气模拟量及温度量。

2、开关量的采集

开关采集包括事件顺序记录（SOE）型开关量和普通型开关量两种。

3、脉冲量采集与处理

脉冲量主要指来自脉冲电度表的有功电度及无功电度等，即时采集。

4、数字量采集与处理

数字量信号主要指水位等BCD码输入量。采用多点开关量并行采集，然后转换为相应模拟量数值。

5、测点数值及状态的人工设定

4.2安全监视及事件报警

1、全厂运行实时监视。2、参数越限报警记录。3、事故顺序记录。4、故障及状变显示记录。5、事故记忆。6、温度检测。7、语音报警。

4.3电厂运行指导

1、开、停机过程监视。2、电站一次设备操作指导。3、厂用电系统操作指导。4、事故和故障处理指导。

五、结束语

发电厂监理工作总结篇9

关键词：电厂运行；化学监督；质量控制

前言

为了满足国民生活和工业发展对电厂提出的新要求，电厂开发了新技术，应用了新设备，来实现电力的进一步发展和改进，同时，化学监督作为保障电厂能够持续无故障工作的重要组成部分，也要跟上新技术发展提出的新要求，实现化学监督的创新，充分做好在新技术运用过程中可能出现的问题相应的解决措施，监督电厂运行中的各项指标，保证其在工作过程中始终保持稳定，一旦发现问题能够及时的进行处理，从而使电厂始终能够高效、稳定的工作。但是，目前我国电厂的化学监督体制还存在一些问题，主要表现为技术落后、信息化水平低、技术人员专业素质差等问题，在提高化学监督管理水平上我国还有很长的一段路要走。

1 电厂化学监督概述和现状分析

1.1 化W监督对电厂发展的重要作用

电厂安全高效的运作离不开化学监督这一重要环节，为了保障国民的日常生活能够正常的进行，需要电厂持续运行，化学监督和其他的专业技术监督一起为电厂的安全经济运行保驾护航。化学监督主要是针对电厂设备运行情况进行监督，在水、煤、汽、燃料等方面都要保证其各项性能参数、指标保持正常，对于不稳定或者出现不正常参数的设备应该及时发现并且尽早解决，而且也要完成对设备运行状态的评估，预测设备在运行过程中可能出现的问题，准备全面的解决方案，便于在出现故障的时候能够立刻找到解决办法。化学监督对电厂运行中的各参数进行检查、检测、测量、评价、管理等，实现化学监督在技术和管理上的改进和提升，能够更好的为电厂的发展提供帮助，保证电厂高效率高效益投入工作中，促进我国电厂的发展。

1.2 化学监督不力会引发热力设备故障问题

化学监督作为保证电厂安全可靠高效投入使用的重要保障，应该得到充分的重视，在实际的操作过程中，电厂企业往往会认为化学问题是慢性病，不会对电厂的正常运行产生很大的影响，尤其是当电厂的运行出现问题的时候，也会找其他方面的问题，而忽略化学监督方面存在的不足，在新设备新技术引进的现在，化学监督的重要作用日益彰显，由化学因素引发的运行故障事故也在不断的增多，因此应该充分重视化学监督对电厂运行的重要作用，认真分析容易引发故障的化学问题，制定完善的化学监督制度，预防热力设备出现突发性事故。在化学监督中有几个因素对设备的正常运行有很大的影响，炉水低pH值可能会引起管道的腐蚀，更严重会引起锅炉爆管；汽轮机中的蒸汽散发不够及时，会引起汽轮机工作无力，降低汽轮机的工作效率。

1.3 监管制度不够完善

我国电厂的化学监督原本是由国家进行统一的管理监督，具有一套较完善的管理制度，随着电厂新技术的引进，在2002年进行了电厂化学监督的改革，将化学监督的权利分配到电厂公司的手中，这就使得电厂的化学监督处在由传统的管理方式向新的公司自管理的模式转换中，导致监管制度还不够完善，存在一定的问题，这对我国电厂化学监督的技术发展提出了较大的挑战。面临着环境问题日益严峻的现状，电厂对除盐系统的环保工作不够重视，不但排放大量的污染物，对环境造成很大的破坏，而且会造成能源的利用率不高，降低电厂的经济效益。当前电厂中的一些电力设备也因为常年投入使用，没有得到合理的检查和维护存在腐蚀、生锈等问题，也会导致工作效率不高，加大电厂发生故障的概率，这些都是电厂的化学监督管理中亟待解决的问题。

2 采取有效的措施加强化学监督

2.1 制定科学完善的化学监督体制

化学监督对电厂的高效安全运行具有不可忽视的作用，是促进电厂稳定持续的发挥作用的关键所在，随着新技术新设备的使用，化学监督的重要作用越来越凸显。制定完善的化学监督体制，能够明确针对电厂中化学技术的具体操作和容易忽视出现的问题，制定出有效的化学监督方案，明确技术人员的监督目的和内容。在化学监督的过程中要将化学技术的运用和设备的安全运行放在首位，提升技术人员的操作意识，加强设备的定期维护，化学技术实施中涉及到水、汽、煤等的运用，对这些资源进行严格的审查，保证质量符合要求再投入使用，对其在使用过程中可能出现的问题进行密切的监督和预防，而且要做好后期的污染处理问题，减少污染物质的排放，树立环保意识，控制污染和腐蚀问题，促进设备安全的投入使用。

2.2 加大对化学监督技术管理的重视程度

电厂不断学习新技术，提高电厂的运行效率，从而满足社会发展对电力提出的高要求，为了适应电厂的改革和发展，维护电厂的正常运行，也要实现化学监督技术的创新，加大对化学监督技术管理的重视程度，定期对化学监督工作进行客观的评价，总结在前段时间中出现的问题进行总结，提出有效的措施进行改进，避免同样问题的出现，从而实现化学监督技术的进步，减少故障事故的发生。技术人员作为化学监督的主体，也要充分的提高自身的专业水平，一方面建立专门的奖励机制鼓励技术人员主动的学习新技术，在操作和管理过程中严格实施，另一方面要定期对技术人员进行培训，对新技术的要点进行详细的讲授，保证技术人员充分掌握并且能够高效的运用到实际操作中，保证电厂的安全可靠。

2.3 对技术人员进行绩效考核

完善的绩效考核制度是保证技术工作人员公平公正的一个重要保障，将绩效考核制度与奖惩机制进行有效的结合，能够使每个技术人员自愿的提升自己的专业素质，树立责任意识，在实际的工作过程中，积极主动的投入到化学监督中，维护电厂设备的正常运行，仔细检测每个性能指标的波动范围是否在正常范围内，对表现优秀的部门和个人要进行表彰和奖励，这样能够最大程度的激发技术人员的工作积极性，作为电厂企业管理发展的内动力，建立专门的监督和评测机构，对技术人员的工作成效和化学技术的应用进行客观的评价，并且将评测结果与技术人员的福利挂钩，能够增强技术人员的工作积极性，主动的学习新技术新知识，促进化学监督技术的进一步发展。

3 结束语

化学监督在电厂的安全高效运行中发挥了越来越明显的作用，要加大对化学监督的重视程度，建立完善的化学监督管理体制，对电厂运行中的各性能指标进行检测和有效管理，预防设备运行中可能出现的问题并做好解决方案。促进化学监督新技术的引进，使化学监督能够适应电厂的发展，密切的关注电厂，减少电厂突发事故的发生。同时，要提高技术人员的专业素质，树立责任意识，促进其化学管理水平的提高。总之，化学监督的有效实行，能够实现电厂运行的高效率和安全性，应该对其予以高度的重视。

参考文献

[1]宋广州.分析电厂锅炉设备技术管理存在的问题及对策[J].中国科技博览，2015，14（30）：21-21.

发电厂监理工作总结篇10

关键词：污水厂；改扩建；监控系统

随着国民经济的高速发展、水资源的短缺、污水排放指标的实施、环保意识的提高，使得已投运的部分污水厂需要改扩建。

1 电气改扩建设计

污水厂用电负荷属于二级，要求两路电源或一路专线供电，并尽量保证厂内重要负荷供电的连续性。

1.1电气改建

污水厂改建是为了达到排放水标准而改造原工艺流程或工艺参数，增加深度处理等设施。该污水厂水处理规模为一级处理深度，二期工程是通过调整工艺处理过程中的各种参数改变其出水水质，然后再与二期出水合并后进入深度处理，以达到国家排放水标准。

1.1.1供电电源现状

由于一期水处理规模小，只能与其他用户合用一路10kV供电电源，不能满足原设计的两路电源的要求，供电可靠性较低。

1.1.2变配电设施

对一期工程进行了实地考查，获取了竣工资料，与用户座谈了解运行中存在的问题，并核对实际运行情况和历年主要运行参数后认为：原设计安装的用电设备、变压器容量及变配电系统运行方式均合理，可由原系统承担原负荷，不需要调整。

1.1.3工艺参数的调整

一期工程水处理规模经过常规处理后的排放水达不到二期要求的标准。作为一个污水应把一、二期整合成一个标准，因此提出了对一期工艺的改造。改建中要尽量减少停电时间，维持生产运行；其次是通过调整工艺参数来提高其出水水质；充分利用原设施。在此原则上确定的改建方案是：调整各工艺段的工艺参数，将常规处理后的水与二期处理后的水合并后再进行深度处理，这样就使得工艺、结构、电气改造的工作量减小到最小。

1.2电气扩建

扩建是指处理水量的增加，通过各种管道的连接使一、二期完全整合在一起，除进水泵房和脱水机房经改造后能利用外，其他所有构筑物均为新建。

1.2.1 10kV配电系统

二期新增负荷基本都在新的区域内，需要在10kV设备的负荷中心即鼓风机房新建10kV配电系统，为4台鼓风机配电控制，还需要新建3座10/0.4kV变电站(其中1座位于鼓风机房l0kV配电站内)。

经过研究，把新建10kV系统作为全厂一级系统，引出2路10kV电源至原10kV系统，引出6路至二期新建的3座10/0.4kV变电站；再引出2路至原变电站内新增的2台800kVA、10/0.4kV变压器；同时为鼓风机房内的4台鼓风机供电及控制。此方案安全、可靠、合理，新建主变配电站靠近全厂负荷中心；有预留远期发展的条件；对一期变电站改造量少，节省工程投资和施工时间。因此确定把二期新建的10kV系统作为全厂的一级配电系统。外线电源直接接至新建l0kV进线柜，新配电系统建成运行后，原10kV系统接入。

1.2.2合理设置变配电站

凡有10kV电机的构筑物，且相距较远时均应设置10kV配电系统，由总变配电站直接馈电至各构筑物后再设置二级配电系统，以减少10kV馈电电缆，方便控制和继电保护。

在一期变配电站预留的变压器室内新装2台800kVA变压器，负责进水泵房、粗格栅间的电气设备的配电、控制和保护。在负荷相对集中又较大的二次提升泵房、滤池反冲洗设备间和紫外消毒深度处理区域，在脱水机房、污泥泵房和细格栅间区域，在生物池、二沉池和加药间区域分别设置l0/0.4kV变电站，负责各区域内用电设备的配电、控制和保护。

1.3电气新建

该污水处理厂和其他企业在生产过程中产生大量污泥，需要同步配套建设污泥处理厂。该污泥厂建于污水厂外，将含水率为80％的污泥干化成约为50％左右的粘稠的污泥后再焚烧成粉末，粉末可作为建材再利用。在我国可借鉴的污泥处理工程很少，其特点是在整个污泥处理过程中人为判断控制因素较少，主要依据在线仪表检测参数自动控制其生产过程，因此其自控水平很高。

2仪表自控及视频系统改扩建设计

2.1仪表、监控系统改建

仪表是根据工艺流程、生产管理和自动控制的要求配置的。在工艺改建过程中会涉及到仪表的拆除和新增，一般是工艺部分拆改多，仪表增减也就多。由于该污水厂期一处理工艺维持不变，只是将其出水再进行深度处理，所以仪表、监控系统基本不变，充分体现了节省投资，施工周期短，对原生产影响小的设计原则。

2.1.1自控系统现状

一期设有3个PLC现场控制站，即水线现场控制站PLC1，置于原总变配电站；泥线现场控制站PLC2，置于脱水机房；随鼓风机成套的现场控制站PLC3，置于鼓风机房。待二期监控系统建成后，将一期的3个现场控制站接入二期工控网上。

2.2 仪表、监控系统扩建

二期工艺流程为：粗格栅、进水泵房细格栅、曝气沉砂池生物池沉淀池提升泵房V型砂滤池紫外消毒渠，相应建设鼓风机房、污泥脱水机房、排水池、冲洗水池、加药间等。

在新建的办公楼内设中心站，系统配置将考虑已建工程、扩建工程、污泥处理工程，并预留远期接口，重新设置软、硬件以提升污水厂的监控水平。

2.2.1监控系统层次

监控系统分为4层，即过程设备层、现场控制层、中心监控层、信息管理层。

过程设备层是指工艺流程中的过程设备，如各类水泵、风机、药剂制备装置、紫外线消毒设备、阀门执行机构等；电气控制设备，如智能IMCC、现场控制箱、现场变送器、随工艺设备成套的第三方控制设备；在线仪表，包括物位仪表和水质仪表。

现场控制层是指挂接在控制网络上的各现场控制站、工业以太网交换机以及操作员界面设备等，主要完成过程数据采集、转换、控制算法的执行、控制参数的设定及调整、过程设备的监测及控制指令的输出，是监控系统的核心层。

中心监控层即工程师、操作员站，实时接收PLC上传的各种数据，建立全厂生产过程信息数据库。主要完成数据、图形、状态的显示；故障声光报警并记录打印；数据分类、检索、历史数据存档访问、管理；定时或实时生产报表打印；实时动态调整回路参数、优化控制参数。通过人机界面功能及时地、全面地、准确地了解各现场控制分站的运行情况。向信息管理层上传污水厂数据和信息。

信息管理层是指厂长、总工、化验室计算机，厂级管理人员可实时监视全厂生产过程的各种信息、设备运行工况、历史记录、打印报表等，并发出调度指令。

2.2.2监控系统网络

监控系统分为3网，即现场层网络、控制层网络、信息层网络，如图2所示。

现场层网络采用现场总线和I/O接点连接相结合的数据交换方式，将各现场设备与其相应的现场控制站连接，全厂统一现场总线通讯协议。

控制层网络采用标准的全双工1000Mbps快速光纤以太环网，在环网发生故障时，网络结构可以在小于30ms的时间内切换成总线结构，系统照常运行，传输介质采用多模光缆。

信息层网络采用100Mbps以太网星型网络拓扑结构，传输介质采用同轴电缆或双绞线。

2.2.3监控系统控制方式

操作地点为三处：就地、现场控制站、中心站。

就地设有“就地／远方”选择开关，当处在就地位置时，监控系统只能监视设备工况，不能控制；当处在远方位置时，监控系统能够监控现场设备。

现场控制站、中心站均设有“手动／自动”两种控制方式，前者多为单机控制，后者多为按事先编好的程序而进行的自动控制。现场控制站与中心站控制的优先权是以“申请优先”的方式通过程序确定，为无扰动切换。当中心站监控设备发生故障时，各现场控制站可按预先设置的运行模式来监控水厂的运行；当现场控制站发生故障时，可将就地的“就地／远方”选择开关切换至“就地”，实现就地手动操作；当控制层网络出现故障时，各现场控制站可独立完成本站的监控任务，仍能保证污水厂正常生产。

2.2.4视频监控系统

视频监控系统可对污水厂内的主要生产过程和安全防范的重要位置进行实时中央监视和实时录像，具有事后查询的功能，能对主要出入口、重要场所及车辆进出情况进行实时观察。该闭路电视监控系统能以数码方式记录下所有被观察的现场信息以备案，循环保存时间超过2周。

在厂前区、各构筑物内外必要处安装摄像机，在中控室内设置视频监控计算机和服务器，监控计算机可控制若干个摄像机，进行画面切割处理，在一个显示器上显示多个或一个画面；同时可进行24h录像，重现和放大其中的任何一个图像；可控制各摄像机的云台、镜头，进行图像切换。

2.3 仪表、监控系统新建

本着先进、可靠、实用、开放、经济的原则，在污泥厂新建1套仪表、监控、视频系统，做到全厂运行管理的集中监视、调度和分散控制，实现无人值守。

2.3.1监控系统配置

监控系统的配置与污水厂致，同样是四层三网。主要由中心站、7个PLC现场控制站和自愈式1000Mbps光纤环网组成，自动化监控系统与视频监控系统合用一网。

中心站设在办公楼内；在接收储仓输送系统、干化系统、干泥输送系统、污泥焚烧系统、烟气处理系统、公共系统共设6个现场控制站。该6个站均随工艺设备成套供货，全厂的变配电站设1个现场控制站。各站均服从于全厂通讯协议。

由于污泥处理各工艺过程是相对独立的，其配电、控制设备已随工艺设备成套提供，而仪表设备又直接参与污泥处理的过程控制，且工艺过程逻辑顺序控制是极为严格的，因此仪表也随工艺设备成套供货。