火电厂热工自动化的发展、新技术和方向.doc

火电厂热工自动化的发展、新技术和方向1 热工自动化概述热工自动化专业和机、炉、电、化学专业是电力生产主体（发电厂）最重要的专业，其工作内容由过去简单的测量仪表而发展成目前以仪表、自动、保护、基础管理为主要内容，贯穿于整个电力生产设计、安装、调试、生产及技术改造等全过程。热工技术作为发电厂生产技术重要的一部分，它的重要性体现在热工仪表及控制装置是保障机组安全启停、正常运行和故障处理的重要技术装置，是促进安全经济运行、文明生产和提高劳动生产率的不可缺少的手段。随着电力工业的快速发展，大容量、高参数超临界、超超临界机组的不断投产，且已成为目前电网运行的主力机组，热工测量、控制技术也在飞跃发展。一方面，机组对热工测量和控制技术的要求越来越高；另一方面，国外先进的测量和控制技术的引进，也加深了热工技术和热控设备的复杂程度。对热工参数进行检测的仪表称为热工仪表，包括温度、压力、流量、转速、振动、物位、火焰、氧量、煤量等检测量；对热力设备及系统的工艺过程进行调节、控制、保护与连锁系统称为热工控制系统，包括数据采集系统（DAS），模拟量控制系统（MCS），锅炉安全监控系统（FSSS）或锅炉燃烧器管理系统（BMS），开关量控制系统（OCS），数字式电液控制系统（DEH），给水泵汽轮机电液控制系统（MEH）、汽轮机紧急跳闸系统（ETS），汽轮机安全监视仪表（TSI），高低压旁路控制系统（BPS）等，分散控制系统（DCS）是构成上述热工控制系统的装置。为适应发电厂热工自动化技术的发展和变化，电力行业标准将热工仪表及热工控制系统统称为热工仪表及控制系统，简称为热控系统。火电厂热工自动化简介.ppt2 火电广热工自动化的发展概况 高参数、大容量火电机组已成为我国电力工业的主力机组，火电站的热工自动化技术也随着火电机组单机容量的增加和控制仪表的进步而达到崭新的水平。自动控制系统作为实现机组安全经济运行目标的有效手段，担负着机组主、辅机的参数控制、回路调节、联锁保护、顺序控制、参数显示、异常报警、性能计算、趋势记录和报表输出的功能，已从辅助运行人员监控机组运行发展到实现不同程度的设备启停功能、过程控制和联锁保护的综合体系，成为大型火电机组运行必不可少的组成部分。这个进步标志着我国电站的主、辅机设备的可控性、监控仪表的功能、性能和可靠性以及工程的规划、系统设计、安装调试和运行维护的总体水平有了质的提高。 回顾热工自动化技术发展的历史，可以看到它与生产过程本身的发展有着密切的联系，是一个从简单形式到复杂形式，从局部自动化到全局自动化，从低级智能到高级智能的发展过程。热工自动化在电力工业生产中的作用，大致经历了三个发展阶段。2.1 热工自动化发展的第一阶段 建国初期(50年代初)，我国火电机组的单机容量为6-50MW，蒸汽参数为4MPa, 蒸汽温度为450，水汽系统采用母管制,此时机组采用就地控制，锅炉、汽轮机及辅助系统分别在各自设备的附近设置控制盘，由运行值班员进行监视和操作。50年代中后期，从德国、捷克成套进口了50MW高压机组（10MPa, 540），主蒸汽系统为单元制，将炉、机、电集中控制，但运行值班员仍按炉、机、电安排。 在这一时期中，热工自动化的理论基础是用传递函数进行数学描述，以根轨迹法和频率法作为分析和综合系统基本方法的经典控制理论，因而带有明显地依靠手工和经验进行分析的综合的色彩。2.2 热工自动化发展的第二阶段 60-70年代，随着中间再热机组（125MW、200MW、300MW）的出现，锅炉、汽轮机联成一个整体，对单元制机组采用炉机电集中控制。这个时期内的热工自动化系统装置以模拟仪表、单元组合仪表、组装仪表和继电器等组成，并开始对应用计算机监视和控制开展研究工作，用一台计算机完成发电机组的数据采集、处理及控制任务。当时计算机的可靠性还很低，在设计上保留了全套常规仪表和控制装置，以保证机组安全运行。 在这一时期中，理论基础是以状态空间分析方法为基础，内容包括了以最小二乘法为基础的系统辩识，以极大值原理和动态规划为主要方法的最优控制和以卡尔曼滤波器理论为核心的最佳估计等三部分。同时，电子数字计算机的发展与普及为现代控制理论的应用开辟了道路，为实现工业自动化提供了十分重要的技术手段。但现代控制理论与工程实际之间还有很大的差距，这主要是由于生产过程机理复杂，建模困难，性能指标不易确定，控制策略十分缺乏等等，使得现代控制理论一时还难以应用于生产过程。尽管如此，在这一阶段中，无论在现代控制理论的移植应用，还是在计算机引人工业过程方面，都有了良好的开端和尝试。2.3 热工自动化发展的第三阶段 70年代初已开始出现了适合工业自动化的控制计算机商品化系列。70年代中期出现了分散控制系统(DCS)，DCS在结构上的分散，不仅使危险分散，消除了全局性的故障节点，增加了系统的可靠性，而且可以灵活方便地实现各种新型控制规律和算法，便于系统的分批调试和投运。DCS的出现，为实现高水平的自动化提供了强有力的技术工具，给生产过程自动化的发展带来深远的影响。70年代，从日本、法国、意大利成套进口了单机容量分别为250MW、300MW亚临界中间再热机组，同时也带进了以应用计算机作为监视的自动化系统。现在，DCS控制系统在我国电力系统得到了广泛的应用。在这一时期中，开始形成了所谓的第三代控制理论，即大系统理论和智能控制理论。由于电力生产过程其本身机理十分复杂，且受到众多随机因素的干扰和影响，因而难以建立精确的数学模型。目前己有的策略或是过于复杂，难以实现在线控制，或是过于简单粗糙，不能满足高水平控制要求。解决这类问题的重要途径之一就是将人工智能、控制理论和运筹学三者相结合的智能控制。在这个阶段中，工业自动化已突破了局部控制的模式，进入到全局控制，即包含了若干子系统的闭环控制，又有大系统协调控制，最优控制以及决策管理。热工控制系统概述.ppt在过去的近20年时间，计算机分散控制系统(DCS)在我国火电厂的应用取得了巨大的发展，现已在50MW及以上机组上全面推广应用。它的功能覆盖范围己从数据采集系统(DAS)、协调控制系统(CCS)两大功能扩大到包括顺序控制系统(SCS)、锅炉炉膛安全监控系统(BMS)、汽轮机功频电液调节系统(DEH)等。23.1 仪表和控制装置 80年代初，在引进300、600MW机组制造技术推动下，同时对仪表和控制装置采取引进技术或与国外公司合资生产具有80年代世界先进水平的仪表，克服了过去仪表和控制装置品种不全、可靠性低、稳定性差的局面，基本满足了火电厂的要求。改革开放后,进口渠道进一步增多,电厂需要的优质自动化基础元件、传感器、变送器、保护仪表、开关量仪表、执行机构及调节阀等可采取各种方式进口,完全可满足电厂自动化需要。我国仪表制造部门同时也在加速消化吸收国外先进技术，结合国情，发展自己的产品，使我国仪表产品的品种、性能、质量和价格都能与国外产品进行竞争，巩固和发展了国内市场，为电厂自动化做出了贡献。23.2 分散控制系统（DCS）80 年代中后期，为适应国内技术发展，我国仪表制造部门相继与国外厂商合作，在电厂自动化系统中推出相应的DCS。“七五期间成套进口的电厂又随主机进口了DCS，据统计当时进入我国电厂的DCS己达13种，它们是N-90、WDPF、HIACS-3000、MAX-1000、TDC3000、MIDAS-8000、Procontrol-P、T-ME、Contronic-E、MOD-300等。为防止电厂应用DCS品种过多，给运行维护、备品备件带来困难，经电力部研究选择在国外燃煤电厂有应用经验且国内有合作单位的DCS，推荐其中8种作为电厂优选的DCS，为火电厂选用DCS起到宏观调控作用。 DCS.ppt23.3 锅炉炉膛安全保护系统(BMS) 70年代设计的锅炉一般通过反光镜观看炉膛火焰，监视炉膛燃烧情况，控制室无法看到炉膛火焰，使得锅炉炉膛爆炸事故常常发生。80年代初在总结锅炉爆炸的经验中，提出了对炉膛安全保护的要求，并逐步发展成为锅炉炉膛安全保护装置 BMS。 80年代中后期的600t/h及以下锅炉一般装有简易炉膛安全保护装置(即只包括火焰检测、炉膛压力保护和炉膛吹扫功能)，在成套进口的电厂中开始应用包括燃烧器管理的BMS系统。23.4 汽轮机功频电液控制系统(DEH) 从1985年开始我国火电厂就开始使用数字式电液控制系统(DEH)。在我国引进西屋公司300MW机组技术时，上海新华电站控制公司（即目前的GE新华公司）也着手DEH的引进研究开发工作，并于1990年应用在首台国产引进型300MW机组上，后又在湖北阳逻、辽于铁岭、河北西柏坡及浙江嘉兴等电厂的机组上应用。近年来在DCS影响下，已开始重视DCS在汽轮机自动控制系统中的应用，如ABB公司采用Procontrol-P型和三菱公司采用MIDAS-8000组成的电液控制系统，并在华能福州、华能大连电厂和华能石洞口二电厂投入运行，由日立公司采用HIACS-3000组成的电液控制系统在河南首阳山电厂投入运行。国产引进型汽轮机也有以infi-90、WDPF组成的电液控制系统，并在深圳妈湾电厂、上海外高桥电厂等投入运行。这些机组的实践证明，采用DCS组成的电液控制系统具有软件透明度高、易于了解和掌握，也有利于与CCS、DAS进行通信，做到数据共享。23.5 计算机在火电厂的应用 我国火电厂应用计算机大致可分为2个阶段，一是计算机监视系统(DAS)，二是计算机监控系统，即采用以微机为基础的DCS。前者只有数据采集功能，后者兼有控制功能，对提高电厂自动化水平起着决定性作用。 80年代中后期，DCS功能主要是DAS、CCS功能。在成套进口的电厂中，也是CRT控制台与以常规仪表为主的模拟仪表控制盘同时存在。实践证明，DCS可靠性提高，运行人员也逐步适应CRT监视和键盘操作，因此DCS得到推广。大量节减常规仪表和手动操作设备，成为己应用DCS电厂，特别是具有先进管理水平和人员素质高的电厂所共识。 从80年代初至今，随着计算机技术进步及可靠性提高，由计算机与模拟仪表构成的机组控制模式可分为以下三种：以常规仪表为主、常规仪表与CRT并存和以CRT为主体。3火电厂热工自动化技术的应用现状、新技术与发展方向总体来讲，火电厂热工自动化系统的发展趋势是高速化、智能化、一体化和透明化。对故障信息的研究和充分利用是发掘热工故障诊断与故障预测的基础，现场总线的应用，为热工自动化系统的进一步发展提供了不断拓展的空间。 3.1 当前电力行业热工自动化技术的发展随着世界高科技的飞速发展和我国机组容量的快速提高，电厂热工自动化技术不断地从相关学科中吸取最新成果而迅速发展和完善，近几年更是日新月异，一方面作为机组主要控制系统的DCS，已在控制结构和控制范围上发生了巨大的变化；另一方面随着厂级监控和管理信息系统（SIS）、现场总线技术和基于现代控制理论的控制技术的应用，给热工自动化系统注入了新的活力。3.1.1 DCS的应用与发展火电厂热工自动化系统的发展变化，在二十世纪给人耳目一新的是DCS的应用，而当今则是DCS的应用范围和功能的迅速扩展。3.1.1.1 DCS应用范围的迅速扩展20世纪末，DCS在国内燃煤机组上应用时，其监控功能覆盖范围还仅限DAS、MCS、FSSS和SCS四项。即使在2004年发布的Q/DG1-K401-2004火力发电厂分散控制系统（DCS）技术规范书中，DCS应用的主要功能子系统仍然还是以上四项，但实际上近几年DCS的应用范围迅速扩展，除了一大批高参数、大容量、不同控制结构的燃煤火电机组（如皖能铜陵电厂1000MW机组）的各个控制子系统全面应用外，脱硫系统、脱硝系统、空冷系统、大型循环流化床（CFB）锅炉等新工艺上都成功应用。可以说只要工艺上能够实现的系统，DCS都能实现对其进行可靠控制。3.1.1.2 单元机组控制系统一体化的崛起随着一些电厂将电气发变组和厂用电系统的控制（ECS）功能纳入DCS的SCS控制功能范围，ETS控制功能改由DCS模件构成，DEH与DCS的软硬件合二为一，以及一些机组的烟气湿法脱硫控制直接进入单元机组DCS控制的成功运行，标志着控制系统一体化，在DCS技术的发展推动下而走向成熟。由于一体化减少了信号间的连接接口以及因接口及线路异常带来的传递过程故障，减少了备品备件的品种和数量，降低了维护的工作量及费用，所以近几年一体化控制系统在不同容量的新建机组中逐渐得到应用，如凤台电厂4600MW机组均全厂采用西屋Ovation系统，国电铜陵2600MW机组全厂采用上海自动化仪表公司的MAXDNA系统等。控制系统一体化的实现，是电力行业DCS应用功能快速发展的体现。排除人为因素外，控制系统一体化将为越来越多的电厂所采用。3.1.1.3 DCS结构变化，应用技术得到快速发展随着电子技术的发展，近年来DCS系统在结构上发生变化。过去强调的是控制功能尽可能分散，由此带来的是使用过多的控制器和接口间连接。但过多的控制器和接口间连接，不一定能提高系统运行可靠性，相反到有可能导致故障停机的概率增加。何况单元机组各个控制系统间的信号联系千丝万缕，互相牵连，一对控制器故障就可能导致机组停机，即使没有直接导致停机，也会影响其它控制器因失去正确的信号而不能正常工作。因此随着控制器功能与容量的成倍增加、更多安全措施（包括采用安全性控制器）、冗余技术的采用（有的DCS的核心部件CPU，采用22冗余方式）以及速度与可靠性的提高，目前DCS正在转向适度集中，将相互联系密切的多个控制系统和非常复杂的控制功能集中在一对控制器中，以及上述所说的单元机组采用一体化控制系统，正成为DCS应用技术发展的新方向，这不但减少了故障环节，还因内部信息交换方便和信息传递途径的减少而提高了可靠性。此外，随着近几年DCS应用技术的发展，如采用通用化的硬件平台，独立的应用软件体系，标准化的通讯协议，PLC控制器的融入，FCS功能的实现，一键启动技术的成功应用等，都为DCS增添了新的活力，功能进一步提高，应用范围更加宽广。3.1.2 全厂辅控系统走向集中监控 一个火电厂有10多个辅助车间，国内过去通常都是由PLC和上位机构成各自的网络，在各车间控制室内单独控制，因此得配备大量的运行人员。为了提高外围设备控制水平和劳动生产率，达到减员增效的目的，随着DCS技术和网络通讯功能的提高，目前各个辅助车间的控制已趋向适度集中，整合成一个辅控网（简称BOP 即Balance Of Plant的缩写）方向发展，即将相互独立的各个外围辅助系统，利用计算机及网络技术进行集成，在全厂IT系统上进行运行状况监控，实现外围控制少人值班或无人值班。近几年新建工程迅速向这个方向发展。如国华浙能宁海电厂一期工程（4600MW）燃煤机组BOP覆盖了水、煤、灰等共13个辅助车间子系统的监控，下设水、煤、灰三个监控点，集中监控点设在四机一控室里，打破了传统的全厂辅助车间运行管理模式，不但比常规减员30%，还提升了全厂运行管理水平。整个辅控网的硬件和软件的统一，减少了库存备品备件及日常管理维护费用。由于取消了多个就地控制室，使得基建费用和今后的维护费用都减少。3.1.3 变频技术的普及应用与发展变频器作为控制系统的一个重要功率变换部件，以提供高性能变压变频可控的交流电源的特点，前些年在火电厂小型电机（如给粉机、凝泵）等控制上的应用，得到了迅猛的发展。由于变频调速不但在调速范围和精度，动态响应速度，低速转动力矩，工作效率，方便使用方面表现出优越性，更重要的是节能效果在经济及社会效益上产生的显著效应，因此继一些中小型电机上普遍应用后，近年来交流变频调速技术，扩展到一些高压电机的控制上试用，如送、引风机和给水泵电机转速的控制等。因为蕴藏着巨大的节能潜力，可以预见随着高压变频器可靠性的提高、一次性投资降低和对电网的谐波干扰减少，更多机组的风机、水泵上的大电机会走向变频调速控制，在一段时间内，变频技术将继续在火电厂节能工作中，扮演重要角色。3.1.4应用现场总线自动化技术的发展，带来新型自动化仪表的涌现，现场总线系统（FCS）是其中一种，它和DCS紧密结合，是提高控制信号传输的准确性、实时性、快速性和机组运行的安全可靠性，解决现场设备的现代化管理，以及降低工程投资等的一项先进的和有效的组合。我国政府从“九五”起，开始投资支持现场总线的开发，取得阶段性成果，HART仪表、FF仪表开始生产。但电厂控制由于其高可靠性的要求，目前缺乏大型示范工程，缺乏现场总线对电厂的设计、安装、调试、生产和管理等方面影响的研究，因此现场总线在电厂的应用仍处于探讨摸索阶段，近二年我国有十多个工程应用了现场总线，电力行业最典型的是华能南京金陵电厂21000MW机组的控制系统，采用的就是PROFIBUS现场总线。现场总线PROFIBUS在华能金陵电厂中的应用.ppt大部分都是应用在局部系统上，其中：国华浙能宁海电厂，在单元机组的开、闭式水系统中的电动门控制采用Profibus DP总线技术，电动执行机构采用原装进口德国欧玛公司的一体化智能型产品Puma Matic，带有双通道Profibus-DP冗余总线接口作为DP从站挂在总线上。为了提高安全性可靠性，总线光纤、作为总线上的第一类DP主站的AP和相应的光电转换装置都采用了冗余结构，这是国内首家在过程控制中采用现场总线技术的火力发电厂。华能玉环电厂的补给水处理系统和废水系统，采用了二层通讯网络结构的现场总线控制系统，其链路设备和主站级网络采用冗余配置。控制系统人机终端与主控制器之间采用工业以太网通讯，以太网交换机采用ITP形式接口，四台交换机构成光纤高速路网。现场设备层之间采用Profibus-DP现场总线通讯。主环网采用光缆，分支现场总线通讯选用总线电缆。配置二套冗余的主控制器，分别用于锅炉补给水系统和废水系统，且各自有两条由光电耦合器组成的现场总线环形光缆网构成冗余配置，所有现场仪表和气动阀门定位器（均采用带PA总线接口），通过DP/PA耦合器连接到现场总线上。中低压电器设备（MCC）采用具有现场总线通信接口功能的智能电机控制器。加药泵的电动机采用带总线的变频器。锅炉补给水的阴阳离子床气动隔膜阀的电磁控制阀，采用具有总线接口的阀岛来控制，阀岛与现场总线连接。这是国内在局部过程控制中全面采用现场总线技术的首个火电厂，其应用实践表明，辅控网全面采用现场总线技术已成熟。3.1.5 热工控制优化技术的应用发展 随着过程生产领域对控制系统要求的不断提高，传统控制方法越来越难以满足火电厂热力流程对系统稳定性和性能最优化方面的要求，汽温超标已经成为制约机组负荷变化响应能力和安全稳定运行的主要障碍之一。由此基于现代控制理论的一些现代控制系统逐步在火电厂过程控制领域中得到应用。如基于过程模型并在线动态求解优化问题的模型预测控制（简称MPC）法、让自动装置模拟人工操作的经验和规律来实现复杂被控对象自动控制的模糊控制法、利用熟练操作员手动成功操作的经验数据，在常规的串级PID调节系统的基础上建立基于神经网络技术的前馈控制作用等，在提高热工控制系统（尤其是汽温控制系统）品质过程中取得较好效果。如国电铜陵发电厂使用的西门子公司PROFI系统，充分使用了基于模型的现代控制理论。PROFI投入后，AGC状态下以2% Pe/min负荷率变化时的响应时间为57秒，压力最大偏差0.208MPa，汽包水位变化最高和最低之差为-38.86mm，炉膛负压变化曲线最高值和最低值差145Pa，主蒸汽温度偏差稳态基本控制在2以内，动态基本控制在5以内。3.1.6 SIS系统的应用发展 SIS系统是实现电厂管理信息系统与各种分散控制系统之间数据交换、实时信息共享的桥梁，其功能包括厂级实时数据采集与监视，厂级性能计算与分析。在电网明确调度方式有非直调方式且应用软件成熟的前提下，可以设置负荷调度分配功能。设备故障诊断功能、寿命管理功能、系统优化功能以及其它功能（根据电厂实际情况确定是否设置）。自从国家电力公司电力规划总院在2000年提出这一概念和规划后，至今估计有200家多电厂建立了SIS系统，可谓发展相当迅速。但是自从SIS系统投运以来，其所起的作用只是数据的采集、存储、显示和可打印各类生产报表，能够真正把SIS的应用功能尽情发挥出来的很少，其面向统计生产管理的数据分析工具，基于热经济性分析的运行优化，以品质经济性为目标的控制优化，以提高可靠性为目的的设备故障诊断等功能基本多数都未能付绪实施。其原因主要有设计不够完善，多数SIS厂家并没有完全吃透专业性极强的后台程序及算法，使其在生产实际中未能发挥作用，加上与现场生产脱节，因此SIS代理商所能做的只是利用网络技术，边搭建一个基本的SIS 架构边进行摸索。此外SIS应涵盖哪些内容没有统一的标准也缓慢了其功能的应用。但从大的方向上看，SIS系统的建设符合技术发展的需要和中国电力市场发展的趋势，将给发电厂特别是大型的现代化发电厂带来良好的经济效益。3.2 电力行业热工自动化系统的未来发展动向及前景随着国家法律对环保日益严格的要求和计算机网络技术的进步，未来热工系统将围绕 “节能增效，可持续发展”的主题，向智能化、网络化、透明化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展，新的测量控制原理和方法不断得以应用，将使机组的运行操作和故障处理，象操作普通计算机一样方便。3.2.1 单元机组监控智能化是热工自动化系统发展方向单元机组DCS的普及应用，使得机组的监控面貌焕然一新，但是它的监控智能化程度在电力行业却没有多大提高。虽然许多智能化的监视、控制软件在国内化工、冶金行业中都有较好的应用并取得效益，可在我国电力行业直到近几年才开始有所起步。随着技术的进步，火电厂单元机组自动化系统的智能化将是一种趋势，因此未来数年里，实现信息智能化的仪表与软件将会在火电厂得到发展与应用，如：仪表智能管理软件，将对现场智能传感器进行在线远程组态和参数设置、对因安装位置和高静压造成的零位飘移进行远程修正，精度自动进行标定，计算各类误差, 并生成标定曲线和报告；自动跟踪并记录仪表运行过程中综合的状态变化，如掉电、高低限报警、取压管路是否有堵或零位是否有飘移等。阀门智能管理软件将对智能化阀门进行在线组态、调试、自动标定和开度阶跃测试，判断阀门阀杆是否卡涩, 阀芯是否有磨损等，通过阀门性能状况的全面评估，为实现预测性维护提供决策。重要转动设备的状态智能管理软件将对重要转动设备的状态如送风机，引风机，给水泵等，综合采用基于可靠性的状态监测多种技术，通过振动、油的分析以及电机诊断，快速分析（是否存在平衡不好,基础松动, 冲击负荷，轴承磨损）等现象和识别故障隐患, 在隐患尚未扩展之前发出报警，为停机检修提供指导和帮助。智能化报警软件将对报警信号进行汇类统计、分析和预测，对机组运行趋势和状态作出分析、判断，用以指导运行人员的操作；故障预测、故障诊断以及状态维修等专用软件，将在提高机组运行的安全性，最大限度地挖掘机组潜力中发挥作用。单元机组监控智能化将带来机组检修方式的转变，以往定期的、被动式维护将向预测性、主动式为主的维护方式过渡，检修计划将根据机组实际状况安排。 3.2.2 过程控制优化软件将得到进一步应用进一步提高模拟量控制系统的调节范围和品质指标，是火电厂热工自动化控制技术研究的一个方向。虽然目前有关自适应、状态预测、模糊控制及人工神经网络等技术，在电厂控制系统优化应用的报道有不少，但据了解真正运行效果好的不多。随着电力行业竞争的加剧，安全、经济效益方面取得明显效果、通用性强、安装调试方便的优化控制专用软件（尤其是燃烧和蒸汽温度优化、性能分析软件、）将会在电厂得到亲睐、进一步发展与应用。目前机组的AGC均为单机方式（由调度直接把负荷指令发给投入AGC的机组）。由于电网负荷变化频繁，使投入AGC的机组始终处于相应的变负荷状态，锅炉的蒸汽压力和温度波动幅度大，辅机、阀门、挡板等设备动作频繁，这种方式对机组和设备的寿命都会产生一定的负面影响。随着发电成本的提高，发电企业需从各个角度考虑如何切实降低电厂运行成本，延长机组的使用寿命。因此配置全厂负荷分配系统（即电网调度向电厂发一个全厂负荷指令，由电厂的全厂负荷分配系统，以机组的煤耗成本特性为基础，在机组允许的变化范围内，经济合理地选择安排机组的负荷或变负荷任务，使全厂发电的煤耗成本最低，降低电厂的发电成本）将是发电企业必然的要求，相信不久的将来，单机AGC方式将会向全厂负荷分配方式转变。SIS系统将结合生产实际进行二次开发，促进自身应用技术走向成熟，在确保火电厂安全、环保、高效益及深化信息化技术应用中发挥作用。 3.2.3 现场总线与DCS相互依存发展未来一段时间里，现场总线将与DCS、PLC相互依存发展，现场总线借助于DCS和PLC平台发展自身的应用空间，DCS和PLC则借助于现场总线完善自身的功能。3.2.3.1 现场总线与DCS的关系现场总线作为一个完整的现场总线控制系统，目前还难以迅速应用到整个电厂中，而DCS虽然是电厂目前在线运行机组的主流控制系统，但由于其检测和执行等现场仪表信号仍采用模拟量信号，无法满足工程师站上对现场仪表进行诊断、维护和管理的要求，限制了控制过程视野，因此DCS通过容入通信协议国际标准化的现场总线和适合现场总线连接的智能化仪表、阀门，并将自身的输出驱动功能分离移到现场或由现场智能驱动器代替，功能简单且相对集中的控制系统下放到采用FCS控制和处理功能的现场智能仪表中，然后由少量的几根同轴电缆（或光缆）和紧急停炉停机控制用电缆，通过全数字化通信与控制室连接。将有助于降低电厂造价，提高自身的可靠性，拓宽各自的功能，推动各自的发展。除新建电厂将会更多的采用现场总线的智能设备外，也会成为运行多年的机组下一步的改造计划。3.2.3.2 现场总线与PLC的关系现场总线在电厂的应用将借助于PLC，这不但因为PLC已广泛应用于电厂辅助设备的控制，将现场总线技术和产品溶合到PLC系统中，成为PLC系统中的一部分或者成为PLC系统的延伸部分，在辅助设备的控制中将直接明显地体现其经济效益。还因为现场总线和PLC的制造商间关系密切，如Control、Net、ProfiBus等本身就是由PLC的主要生产供货商支持开发。由于电厂现场的环境恶劣，温度高、灰尘多、湿度变化大，因此现场总线在电厂应用，首先要解决的是自身质量。3.2.4 辅助车间（系统）集控将得到全面推广 随着发电厂对减员增效的要求和运行人员整体素质的提高，辅助车间（系统）通过辅控网集控将会得到进一步全面推广。但在实施过程中，目前要解决好以下问题：（1）辅控系统I/O点数量大（浙江宁海电厂已达到10000点），各辅助车间物理位置分散，存在远距离通信、信号衰减和网络干扰问题，因此监控系统主干通信网宜采用多模光缆以确保通信信号的可靠性。（2）各辅助控制系统采用不同的控制设备，控制系统的通信接口协议不同，甚至不同的物理接口，因此须解决网络通信协议的转换问题，选型时应事先规定好各系统间的接口连接协议。（3）各个辅助车间的控制系统为不同的厂商供货，由于使用的软件不同，其操作员站的人机界面很有可能不一致。因此选型时应注意上位机软件，设计统一的人机界面，采用统一的风格及操作方式，以便方便各系统画面接入BOP网络。辅助车间集控系统能否实现设计目标，除了自身的技术以外，很大程度上取决于辅助系统本身的自动投入情况。因此高可靠性的执行机构、动作灵活可靠的限位开关、智能化的变送器将会得到应用；3.2.5 单元机组监控系统的物理配置趋向集中布置过去一个集控室的概念，通常为一台单元机组独用或为二台机组合用，电子室分成若干个小型的电子设备间，分别布置在锅炉、汽轮机房或其它主设备附近。其优点是节省了电缆。但随着机组容量的提高、计算机技术的发展和管理水平的深化，近几年集控室的概念扩大，出现了全厂单元机组集中于一个控制室，单元机组的电子设备间集中，现场一般的监视信号大量采用远程I/O柜的配置方式趋势，如浙江省国华浙能宁海发电厂（获国家金奖），一期工程四台机组一个控制室集中监控，单元机组电子室集中，提高了机组运行管理水平。3.2.6 APS技术应用APS是机组级顺序控制系统的代名词。在机组启动中，仅需按下一个启动控制键，整个机组就将按照设计的先后顺序、规定的时间和各控制子系统的工作情况，自动启停过程中的相关设备，协调机炉电各系统的控制，在少量人工干预甚至完全不用人工干预的情况下，自动地完成整台机组的启停。但由于设备自身的可控性和可用率不满足自动化要求，加上一些工艺和技术上还存在问题，需要深入地分析研究和改进，所以目前燃煤机组实施APS系统的还不多见。由于APS系统的实质是电厂运行规程的程序化，其优势在于可以大大减轻运行人员的工作强度，避免人为操作中的各种不稳定因素，缩短机组启停时间。作为提高生产效率和机组整体自动化水平，增强在电力企