I. Einleitung Die Automatisierung in Wärmekraftwerken umfasst zwei Hauptbereiche: die thermische und die elektrische Automatisierung. Die thermische Automatisierung hat durch die weitverbreitete Einführung von Prozessleitsystemen (PLS) in neuen und modernisierten Anlagen zur Überwachung von Turbinen und Kesseln deutliche Verbesserungen im Steuerungsniveau erfahren. Während elektrische Systeme wie Schutzrelais, Erregungsregelung und automatische Synchronisationseinrichtungen zunehmend computerisiert werden, ist ihr Automatisierungsgrad insgesamt noch relativ niedrig. Kraftwerke und Planungsabteilungen haben daher in jüngster Zeit Lösungen zur Vernetzung verschiedener elektrischer Systeme und deren Integration in PLS-Systeme erforscht. Es herrscht weitgehend Einigkeit darüber, dass die Integration elektrischer Systeme in PLS ein unaufhaltsamer Trend ist. Diese Arbeit untersucht, basierend auf den Eigenschaften und Anforderungen der elektrischen Automatisierung in Kraftwerken, die Machbarkeit des Einsatzes digitaler Technologien zur Anbindung elektrischer Systeme an PLS für die elektrische Überwachung von Kraftwerken und stellt entsprechende Software- und Hardwarearchitekturen vor. II. Vorschlag für die elektrische Überwachung und das Management in Kraftwerken Aktuell verfügen viele Kraftwerke über PLS-Systeme. Diese Systeme konzentrieren sich jedoch tendenziell auf die Kessel- und Turbinensysteme und vernachlässigen die elektrischen Systeme. Dies hat zu einer weit verbreiteten Diskrepanz zwischen den Steuerungs- und Automatisierungsniveaus der Kessel-/Turbinen- und der elektrischen Systeme geführt, die sich vor allem in folgenden drei Aspekten äußert: a. Im elektrischen System arbeiten wichtige Schutz- und Sicherheitsautomatisierungseinrichtungen weitgehend unabhängig voneinander, mit nur begrenztem Steuerungs- und Signalaustausch mit dem Prozessleitsystem (DCS) über harte Kontakte (Schaltsignale); b. Die Steuerung der Generator-Transformator-Einheit und des zugehörigen Hilfsenergiesystems erfolgt hauptsächlich mit konventionellen Steuerungsmethoden; c. Das Niveau des elektrischen Betriebs und Managements ist unzureichend. Informationen zu Messungen, Schutzmaßnahmen, Einstellungen und Störfallaufzeichnungen der elektrischen Systemausrüstung – ein zentrales Anliegen des Betriebs- und Wartungspersonals – sind unvollständig, da die digitalen Informationen der mikrocomputerbasierten Geräte im elektrischen System nicht voll ausgeschöpft werden. Obwohl wichtige Betriebsparameter und Zustände des elektrischen Systems in das DCS integriert wurden und somit die Anzeige auf CRT-Bildschirmen, Grenzwertüberschreitungsalarme und Aufzeichnungsfunktionen ermöglichen, werden die meisten Betriebsparameter und Zustände weiterhin über analoge oder digitale Instrumente und Kontrollleuchten an den Bedienfeldern angezeigt. Die während des Betriebs des elektrischen Systems erfassten Informationen sind unvollständig, und ein Informationsaustausch innerhalb der gesamten Anlagensteuerung ist nicht möglich. Die Betriebsabläufe des elektrischen Systems lassen sich lediglich funktions- und zweckbezogen über dedizierte elektrische Schalter und Tasten differenzieren. Der Überwachungsgrad des elektrischen Systems unterscheidet sich deutlich von dem der DCS-basierten thermischen Systemüberwachung, was weitere Verbesserungen des Automatisierungsgrades der gesamten Anlage (Turbine, Kessel und Kraftwerk) sowie die Realisierung eines modernen Anlagenmanagements behindert. Mit der Erweiterung von Kraftwerken steigt die Komplexität der elektrischen Systeme, wodurch unabhängige Mensch-Maschine-Schnittstellen für die Überwachung und Steuerung durch das Betriebs- und Wartungspersonal erforderlich werden. Darüber hinaus handelt es sich bei den Informationen des elektrischen Systems primär um Wechselstrom-Abtastdaten, die größtenteils digital verarbeitet werden und einen erheblichen Anteil an Fehlerwiedergabe- und SOE-Informationen (System-on-Engine) enthalten – Anforderungen, die DCS-Systeme nicht erfüllen können. Da Fehler im Hauptsystem Spannungs- und Frequenzänderungen und damit abrupte Änderungen der Betriebsmodi verursachen, sind hohe Zuverlässigkeit und schnelle Reaktionszeiten für automatische Schutzeinrichtungen elektrischer Anlagen erforderlich, wobei die Reaktionszeiten auf Millisekunden bis wenige zehn Millisekunden begrenzt sein müssen. DCS eignet sich jedoch für thermische Systeme im Sekundenbereich und kann die Anforderungen an die Reaktionsgeschwindigkeit elektrischer Systeme nicht ausreichend erfüllen. Obwohl die Integration elektrischer Systeme in DCS-Systeme unbestritten ist, gibt es daher noch Diskussionsbedarf. a. Probleme der Systemintegration: Derzeit werden elektrische Systeme in der Regel über eine sogenannte „feste Verbindung“ in DCS-Systeme integriert. Der Hauptnachteil dieser Methode sind die hohen Investitionskosten. DCS-Systeme berechnen die Kosten pro Anschlusspunkt, und für jedes zusätzliche Gerät muss ein zusätzliches Kabel verlegt werden, um es direkt mit dem DCS-System zu verbinden. Dadurch steigen die Investitionskosten mit der Anzahl der angeschlossenen Geräte. b. Probleme der Kommunikationsdaten: Kraftwerke verfügen über zahlreiche automatische Schutz- und Steuerungseinrichtungen in ihren elektrischen Komponenten, die die Übertragung großer Mengen an Fernmess-, Fernsignal-, Fernimpuls- und Fernsteuerungsdaten erfordern. Viele dieser Daten sind für das DCS nicht relevant. Werden alle Daten ungefiltert an das DCS übermittelt, führt dies unweigerlich zu Netzwerküberlastungen und beeinträchtigt die Stabilität des DCS-Systems. Daher haben Hersteller Bedenken hinsichtlich der Integration dieser großen Menge an Kommunikationsdaten. c. Probleme mit der Kommunikationsschnittstelle: Es gibt keinen einheitlichen Standard für die Kommunikationsschnittstelle zwischen dem Prozessleitsystem (DCS) und den elektrischen Komponenten. Der Implementierungsplan muss projektbezogen festgelegt werden, was zu Koordinationsproblemen zwischen DCS- und Systemherstellern führt und die Systemanbindung erschwert. d. Probleme mit der elektrischen Verriegelung: Kraftwerke enthalten zahlreiche Verriegelungsschaltungen. Obwohl die Verriegelungslogik relativ einfach ist, ist der Betrieb der elektrischen Anlagen selbst komplex. Frühere Kommunikationsmethoden auf Basis von RS-485/RS-232 waren instabil und störungsanfällig, was zu Verriegelungsausfällen führte. Daher wurde für die Verriegelung eine drahtgebundene Kommunikation verwendet. e. Funktionale Probleme: Wenn das DCS-System nach der Vernetzung des elektrischen Systems nur einfache Funktionen wie Überwachung, Messung und Steuerung bietet, kann es weder den Betrieb, die Wartung und die Verwaltung des elektrischen Systems wesentlich verbessern, noch die Vorteile der Netzwerkautomatisierung durch die Anbindung des elektrischen Systems an das DCS demonstrieren. Aus der obigen Analyse geht klar hervor, dass die Lösung dieser Probleme und die Verbesserung der bisherigen Methoden zur Anbindung elektrischer Systeme an das Prozessleitsystem (DCS) unerlässlich sind. Aus Sicht der aktuellen technologischen Entwicklung liegt die Zukunft darin, die drahtgebundenen Verbindungen durch digitale Kommunikation zu ersetzen, um die Funktionalität bestehender elektrischer Systeme zu erweitern und ein System zur elektrischen Überwachung und Steuerung von Kraftwerken zu entwickeln. III. Machbarkeit der elektrischen Überwachung und Steuerung von Kraftwerken: In den letzten Jahren hat sich die Mikrocomputer-Automatisierungstechnik in Hoch-, Mittel- und Niederspannungs-Umspannwerken von Energiesystemen weit verbreitet. Inländische Geräte und Technologien sind zunehmend ausgereift und werden von den Anwendern breit akzeptiert. Aktuell nutzen Mikrocomputer-Automatisierungssysteme in der Regel eine verteilte Technologie, bei der Schutz- und Steuergeräte lokal in Schaltanlagen installiert und über einen Feldbus mittels einer Kommunikationsmanagementeinheit mit dem Backend-System verbunden werden. Im Vergleich zum zentralisierten Modell bietet dieser Ansatz Vorteile wie eine einfache und flexible Struktur, hohe Zuverlässigkeit, bequeme Installation und Wartung sowie Kabeleinsparung. Die Anwendung dieses Modells auf elektrische Systeme in Kraftwerken ist daher absolut machbar und notwendig. Feldbustechnologie wird in Produktionsanlagen häufig zwischen mikrocomputerbasierten Mess- und Steuergeräten eingesetzt, um eine bidirektionale serielle digitale Mehrknotenkommunikation zu realisieren. Sie ist auch als offenes, digitales Mehrpunkt-Kommunikationssystem bekannt, das die Grundlage für Steuerungsnetzwerke bildet. Dank kontinuierlicher Verbesserungen in Kommunikationsgeschwindigkeit, Reichweite und Störfestigkeit haben sich Feldbus-Steuerungssysteme (FCS) nach zentralisierten digitalen Steuerungssystemen (CDS) und verteilten Steuerungssystemen (DCS) zur nächsten Generation von Steuerungssystemen entwickelt. Die Weiterentwicklung elektrischer Steuergeräte und die ausgereifte Feldbustechnologie bieten eine solide technische Grundlage und gewährleisten die Digitalisierung der Überwachung elektrischer Systeme. IV. Implementierung eines Systems zur elektrischen Überwachung und Steuerung in Kraftwerken: Das System zur elektrischen Überwachung und Steuerung in Kraftwerken integriert zahlreiche Schutz- und Automatisierungsgeräte der elektrischen Seite über Feldbus oder industrielles Ethernet. Diese Geräte sind über Kommunikationsmanagementgeräte mit dem DCS-System und den elektrischen Arbeitsstationen verbunden. Die grundlegende Steuerung erfolgt weiterhin über das DCS-System. Zusätzlich zu den Funktionen der elektrischen Überwachung und Wartung können die elektrischen Arbeitsstationen die umfassenden Informationsvorteile des vernetzten elektrischen Systems voll ausschöpfen, um die Anwendung elektrischer Informationen zu verbessern und komplexere Aufgaben im Bereich des elektrischen Betriebsmanagements zu bewältigen. Die elektrische Überwachung und das Management in Kraftwerken umfassen zwei Ebenen: erstens die Vernetzung des elektrischen Systems und zweitens die funktionale Erweiterung nach der Vernetzung, d. h. die Auswertung der Systemdaten nach dem Zugriff. Um die Herausforderungen auf diesen beiden Ebenen besser zu bewältigen, die Implementierung des elektrischen Überwachungs- und Managementsystems in Kraftwerken zu gewährleisten und Systemdesign und Skalierbarkeit zu berücksichtigen, kann ein hardwarebasierter Schichtarchitekturansatz gewählt werden, der das gesamte Hardwaresystem in drei Schichten unterteilt. 4.1 Schutz- und Steuerungsschicht: Kraftwerke verfügen über zahlreiche und verteilte Schutz- und Automatisierungsgeräte. Diese Geräte müssen grundlegende Funktionen wie Messung, Steuerung, Schutz, Signalisierung und Kommunikation besitzen und ihre jeweiligen Spezialfunktionen erfüllen. Bei der Verwendung von Feldbustechnologie für die Verbindung kann, da Schutz- und Automatisierungsgeräte verschiedener Hersteller unterschiedliche Feldbusstandards unterstützen können und eine Vereinheitlichung der Feldbusstandards in naher Zukunft unwahrscheinlich ist, ein Klassifizierungsschema angewendet werden. Dies beinhaltet die Aufteilung aller Geräte im elektrischen System in mehrere Teilsysteme, wie z. B. ein 6-kV-Teilsystem, ein 400-V-Teilsystem, ein Generator-Transformator-Schutzteilsystem und ein AVR-Teilsystem. Geräte innerhalb desselben Teilsystems müssen denselben Busstandard unterstützen. Beispielsweise sollten die Stromzweige, Motoren, der Transformatorschutz und die Anlagenhilfsstromversorgung (Schnellschaltung, Synchronisierung und automatische Niederspannungs-Standby-Umschaltung) des 6-kV-Systems denselben Standard unterstützen; die Schutz- oder intelligenten Auslöseeinheiten des 400-V-Systems sollten einen einheitlichen Standard aufweisen; Generator, Transformatorschutz und AVR können denselben oder unterschiedliche Standards verwenden. Beim Anschluss an das DCS-System und die elektrischen Arbeitsstationen können diese Teilsysteme separat an das DCS-System und die elektrischen Arbeitsstationen angeschlossen werden, oder die Teilsysteme können zunächst über ein dediziertes Kommunikationsmanagementgerät angebunden werden, bevor sie einheitlich an das DCS-System und die elektrischen Arbeitsstationen angeschlossen werden. 4.2 Kommunikationsmanagementschicht Aufgrund der Vielfalt der Kommunikationsprotokolle zwischen den verschiedenen Schutz- und Steuergeräten können nicht alle Schutz- und Steuergeräte Informationen vollständig austauschen; Auch die Kommunikation zwischen der Leitstelle und den Schutz- und Steuergeräten ist mit ähnlichen Problemen behaftet. Um diese Faktoren zu berücksichtigen, kann ein Frontend-Prozessor (Kommunikationsmanagementeinheit) zur Steuerung der Kommunikation und Protokollkonvertierung eingesetzt werden, wodurch Datenverbindungen zwischen verschiedenen Gerätetypen ermöglicht werden. Um eine so große Anzahl von Schutz- und Steuergeräten zu unterstützen, muss die Kommunikationsmanagementeinheit (Einheit) folgende Anforderungen erfüllen: a. Hardwareseitig muss sie modular aufgebaut sein, um verschiedene Kommunikationsschnittstellen wie Ethernet, serielle Schnittstellen und erweiterbare Feldbusschnittstellen zu unterstützen. b. Softwareseitig muss sie über eine Protokollbibliothek verfügen, die MODBUS, PROFIBUS und Standard-Netzwerkprotokolle (TCP/IP) unterstützt und somit eine gute Hardware- und Software-Skalierbarkeit gewährleistet. c. Funktional muss sie Kommunikationsfunktionen zum Empfangen, Senden und zur Protokollkonvertierung besitzen und Steuerbefehle vom Prozessleitsystem (DCS) an die Schutz- und Steuergeräte senden oder Befehle zur Abfrage und Änderung von Einstellungen vom elektrischen Leitsystem an die entsprechenden Geräte übermitteln, während sie gleichzeitig die von jedem Gerät hochgeladenen Informationen an das DCS-System oder das elektrische Leitsystem weiterleitet. 4.3 Elektrische Leitstationsschicht Die elektrische Leitstationsschicht umfasst einen Datenbankserver, einen Webserver, Bedien-, Wartungs- und Überwachungsarbeitsplätze. Die Hardwarearchitektur des elektrischen Überwachungs- und Managementsystems des Kraftwerks ist in Abbildung 1 dargestellt. Wie aus Abbildung 1 ersichtlich, ist das gesamte Hardwaresystem in drei Schichten unterteilt: Die unterste Schicht, die Schutz- und Steuerungstechnik, ist über einen Feldbus mit dem Frontend-Rechner der Kommunikationsmanagementschicht verbunden. Der Frontend-Rechner interpretiert und verarbeitet die Kommunikationsinformationen dieser Geräte und lädt sie anschließend über seine Ethernet-Kommunikationsstruktur an den Datenbankserver/die Arbeitsstation der elektrischen Leitstationsschicht hoch. Die Verbindung zwischen dem Prozessleitsystem (DCS) und dem elektrischen Überwachungs- und Managementsystem des Kraftwerks erfolgt ebenfalls über Ethernet. Basierend auf den Anforderungen der elektrischen Überwachung und des Managements des Kraftwerks kann die Softwarearchitektur mithilfe der Komponententechnologie und der oben beschriebenen Hardwarearchitektur in fünf Teile unterteilt werden. a. Echtzeit-Betriebssubsystem: Der Echtzeitbetrieb ist die Grundlage und der Kern des gesamten elektrischen Überwachungs- und Managementsystems. Das Echtzeit-Betriebssystem ist hauptsächlich für die Kommunikation, Überwachung, Konfiguration, Wartung und Echtzeit-Datenverarbeitung zwischen verschiedenen Einheiten zuständig. b. Datenbankkonfigurationssystem: Die Datenbankkonfiguration beschreibt ein elektrisches System und stellt die notwendigen Betriebsparameter für das Echtzeit-Betriebssystem bereit. Dies umfasst die Konfiguration von Ethernet-Knoten, Benutzerverwaltung, Anlagen, Haupt- und Sekundärgeräten sowie die Konfiguration von vier Fernsteuerungssystemen (Telemetrie, Fernsignalisierung, Fernimpuls und Fernsteuerung), virtuelle Mengen, Alarmeinstellungen, Bestandseinstellungen und die Erstellung und Änderung von Mensch-Maschine-Schnittstellen. Das Datenbankkonfigurationssystem kann das gesamte elektrische System vollständig digital beschreiben und in der Echtzeitdatenbank speichern [6, 7]. c. Mensch-Maschine-Schnittstellensystem: Das Mensch-Maschine-Schnittstellensystem lässt sich in einen Offline- und einen Online-Teil unterteilen. Der Offline-Teil bietet hauptsächlich Funktionen zum Zeichnen und Konfigurieren der Benutzeroberfläche. Es definiert die anzuzeigende Benutzeroberfläche, konfiguriert die anzuzeigenden Informationen und bietet Funktionen zur Anzeige von Systemalarminformationen, Kurven, Balkendiagrammen usw. sowie zum Abfragen und Anzeigen historischer Datenbankinformationen. Der Online-Teil zeigt entsprechende Betriebsinformationen basierend auf Daten des Echtzeit-Betriebssubsystems an und ermöglicht so die Echtzeit-Interaktion zwischen System und Betriebspersonal. d. Berichtsmanagement-Subsystem: Ermöglicht die Anpassung von Berichten, Datenstatistiken, Drucken und Archivieren. Berichte sollten Tagesberichte, Monatsberichte, Lastflussberichte, Stromberichte, Berichte zum Anlagenmanagement, tägliche Betriebsberichte, Betriebsstatusberichte und Berichte zur Spannungsqualifizierung usw. umfassen. e. Erweitertes Anwendungssubsystem: Bezieht sich hauptsächlich auf eine Reihe erweiterter Anwendungsfunktionen, die nach der Vernetzung des elektrischen Systems und der Einrichtung eines elektrischen Überwachungssystems in der Hauptstation genutzt werden können, wie z. B. automatische Zählerablesung und Anlagenmanagementfunktionen. V. Anwendungen der Hauptstation für die elektrische Überwachung und Verwaltung: Wenn die Funktionen des elektrischen Hauptstationssystems auf die grundlegende Überwachung und Messung des Anlagenstatus, den Betriebsstatus und die Änderung von Einstellwerten beschränkt sind, kann es keinen ausreichenden Anwendungswert aufzeigen. Daher sollte die elektrische Hauptstation fortschrittliche Data-Mining-Technologien nutzen, um Daten aus dem Echtzeit- und dem historischen Datenbestand zu analysieren und so eine Reihe erweiterter Anwendungsfunktionen bereitzustellen, die den Automatisierungsgrad des elektrischen Betriebs und Managements des Kraftwerks umfassend verbessern. Im Folgenden werden spezifische Anwendungen kurz vorgestellt: a. SCADA: Umfasst Funktionen wie Datenerfassung und Überwachung von Messwerten, Status und Aktivierung/Deaktivierung (Steuerung vorerst ausgenommen) und bildet in Verbindung mit der elektrischen Verkabelung und einem einfachen geografischen Informationsbildschirm ein elektrisches SCADA-System für das Kraftwerk. b. Automatisches Zählerablesesystem: Derzeit erfolgt die Zählerablesung für den Stromverbrauch des Kraftwerks hauptsächlich manuell. Einige Kraftwerke erwerben spezielle Zählerablesesysteme und richten eigene Netzwerke und Geräte für ihre Stromverbrauchssysteme ein. Diese Systeme übertragen vorhandene mechanische oder elektronische Impulsmesssignale zur statistischen Analyse und Berichterstellung an das Hauptstationssystem. Im Gegensatz dazu nutzt das elektrische Überwachungssystem die Messfunktion der Steuergeräte selbst oder die von den übertragenen Stromzählern erfassten Messsignale. Diese Signale werden über ein Feldbusnetzwerk übertragen, und die statistische Analyse sowie die Berichterstellung erfolgen in der Hauptstation. Dadurch werden alle Funktionen eines dedizierten Zählerablesesystems für den Stromverbrauch des Kraftwerks realisiert. Darüber hinaus sind Echtzeit-Leistungsflussinformationen von verschiedenen Punkten entscheidend für die Analyse des Energieverbrauchs von Kraftwerken und die Förderung eines wirtschaftlichen Betriebs. c. Anlagenmanagement: Dies umfasst die Verwaltung von Anlagen, Archiven und Wartungsaufzeichnungen für Schutz- und Automatisierungsanlagen und ermöglicht so ein papierloses Anlagenmanagement. Wichtiger noch: Das elektrische Hauptstationssystem ermöglicht ein Online-Anlagenmanagement, beispielsweise durch statistische Analysen des Anlagenbetriebs und -status. Diese Informationen können zur Ergänzung der Daten an das MIS-System übertragen werden. d. Einstellungsmanagement: Dies umfasst die Ferneinstellung, -änderung und automatische Online-Überprüfung von Einstellungen. Zukünftig kann es zu einem visualisierten System für die Berechnung und Verwaltung der Einstellungen von Kraftwerksrelais erweitert werden. e. Fehlerinformationsmanagement: Aktionsalarme, SOE (State of Except), Unfallrekonstruktion, Unfallsimulation, Wellenformanalyse usw. sind von großer Bedeutung für die Analyse der Unfallursachen und somit für die Unfallverhütung. f. Online-Anlagendiagnose: Überwachung, Berechnung und Analyse wichtiger Anlagenparameter, Ermittlung des Anlagenzustands und Bereitstellung zeitnaher Wartungsinformationen und Anweisungen zur Fehlerbehebung. g. Ortung von Erdschlüssen bei niedrigen Strömen: Nach der Vernetzung wird diese Funktion deutlich besser sein als die derzeitigen Geräte zur Ortung von Erdschlüssen bei niedrigen Strömen. Da nun jeder Kanal über eine CPU verfügt, können die CPUs parallel Daten erfassen und berechnen. Das Problem der Synchronisierung des Zeitstempels lässt sich auf der Ethernet-Plattform gut lösen, während das ursprüngliche Gerät zur Ortung von Erdschlüssen bei niedrigen Strömen nur eine CPU besaß. Darüber hinaus führt der Hauptstations-PC nun umfassende Berechnungen und Beurteilungen durch, während das ursprüngliche Gerät hierfür einen Mikrocontroller nutzte. h. Datenzugriff des SIS- und MIS-Systems: Um eine optimierte Steuerung und Verwaltung der Anlage zu gewährleisten, müssen die SIS- und MIS-Systeme Echtzeitdaten des elektrischen Anlagensystems über das Feldbusnetzwerk und das Hauptstationssystem (das gleichzeitig als Gateway dient) beziehen. i. Überwachung des stabilen Generatorbetriebszustands: Echtzeitdarstellung eines visualisierten Generatorbetriebszustandsdiagramms zur Unterstützung eines stabilen Generatorbetriebs. j. Web-Funktionalität: Nutzung der Intranet-Technologie für komfortables Remote-Login, Informationsabfrage, Fernwartung usw. Die oben genannten Anwendungen können erst nach der Einrichtung eines elektrischen Überwachungssystems realisiert werden und eignen sich am besten für die Implementierung innerhalb dieses Hauptstationssystems. Daher bestehen keine Probleme hinsichtlich einer Duplikation dieser Anwendungen mit anderen Systemen oder deren Ersetzung durch andere Systeme. VI. Fazit: In den letzten Jahren haben sich die thermischen Systeme chinesischer Großkraftwerke rasant entwickelt, während die Steuerung elektrischer Systeme langsamer voranschritt. Dies führte zu einer unkoordinierten Überwachung der gesamten Anlage und einem erheblichen Rückstand in der Überwachungs- und Managementtechnologie im internationalen Vergleich. Die Entwicklung der Feldbustechnologie und die zunehmende Mikrocomputerisierung elektrischer Kraftwerksausrüstung bieten die technische Grundlage für den elektrischen Zugang von Kraftwerken zu einem Prozessleitsystem (DCS) über digitale Kommunikation und die Einrichtung eines elektrischen Überwachungs- und Managementsystems. Ein solches System ist ein unabdingbarer Trend zur weiteren Verbesserung des Automatisierungsgrades von Kraftwerken, insbesondere des elektrischen Betriebsmanagements. Der Einsatz eines elektrischen Überwachungs- und Managementsystems beim Aufbau oder der Modernisierung eines Kraftwerks-DCS ermöglicht erhebliche Investitionseinsparungen.