一、引言
　　
　　我国20世纪七八十年代所建的125MW～30OMW火电机组，受当时技术条件限制，不论是设计思想还是设备配置上，其热工自动化水平都比较落后，主要体现在监控功能不全，运行水平落后，热控设备严重老化，维护量大，有的设备类型遭淘汰，备品备件已无供应，严重威胁到机组的正常运行。
　　
　　随着电力行业体制改革及电网商业化运营、竞价上网的需要，以及火电机组要适应电网自动发电控制（AGC）的要求，火电厂热工自动化系统技术改造已成为必然。同样，提高辅助车间网络化集中监控水平，也是进行热工自动化技术改造*和有效的技术措施。
　　
　　为了总结近年来国内火电厂热工自动化技术改造的情况，汲取经验并优化火电厂热工自动化技术改造的方案，江苏省电力公司受原国家电力公司的委托，于2001年初承接了"火电厂热工自动化技术改造研究"的科技项目。该课题包括3个研究内容，分别是:火电厂热工自动化技术改造综合可行性研究;汽轮机控制系统改造方案优化研究;辅助车间监控网络化和集中控制研究。通过对国内近年来200余台火电机组自动化技术改造情况的调查对比和分析研究，提出以下建议，供今后火电厂热工自动化技术改造项目参考。
　　
　　二、热工自动化技术改造经济评价原则
　　
　　除了自动化控制水平和运行管理水平明显提高外，热工自动化改造后的经济效益也是显著的。评价改造后的经济效益，宜从以下几个方面来考虑。
　　
　　a.机组稳定在额定参数运行所带来的效益。由于分散控制系统（DCS）对机组运行参数在线自动监测调整，同时配合热工现场设备的更新，使机组的调节品质相对于原来人工手动调整或老式模拟仪表自动调整有了大幅度的提高，由此产生较好的经济效益。
　　
　　b.安全生产所带来的经济效益。DCS的投入，使机组运行的安全可靠性得到提高，使得误操作减少，故障分析速度加快，停机时间减少。汽轮机数字电液控制（DEH）系统保证了汽轮机运行更稳定，负荷响应快，故障率低。一般2OOMW机组启动一次需耗资几万元到十几万元，而延长停机时间影响电量的经济损失则更大，所以热工自动化改造为安全生产所带来的隐性经济效益是很难估量的，也是相当可观的。
　　
　　c.减人增效。DCS/DEH系统的投入为实现单元机组真正的炉、机、电集控，即为机组长值班制创造了条件。从已改造的机组来看，运行人员不仅劳动强度降低，而且监盘人员也减少。热工专业的检修人员也可以相应减少。
　　
　　d.降低检修、维护费用。
　　
　　e.基于计算机技术的热工自动化技术改造为火电厂管理和决策信息化奠定了基础。
　　
　　亚洲开发银行（ADB）曾对火电厂仪表和控制（I&C）系统技术改造带来的经济效益做出过评估报告。报告中对改造后可获得的效益归纳为:节省燃料;提高锅炉效率和整个机组的效率;虽然锅炉出力有瓶颈，但仍能增加出力;因易于控制，可提高蒸汽温度的平均值。其他方面的效益是:增加单元机组的可靠性和可利用率，降低维修费用和改善设备性能;由于新的改进，使得系统的校正和调整更容易;降低灾难性故障所带来的风险和改善人身安全;改进了热力循环性能;更好地利用机组出力;优化蓄能和与其他各部门间更好地协调;质量更稳定;能量消耗降低;环境负担降低;降低了人员费用。
　　
　　三、DCS改造的现状及其功能范围
　　
　　从指标测试和运行情况看，机组经DCS改造后的系统功能和指标基本上都能达到设计预定要求和电力行业规程要求:人机界面交互功能完善、画面监控功能强;顺序控制系统实现了热力系统的辅机和相关设备按顺序和时间间隔自动动作，减少了大量繁琐的人工操作，设备动作的安全连锁可避免操作人员的误操作，保证设备的安全;系统的调节品质都大大优于原系统，热工自动投入率达到，机炉协调控制系统的投入，使机组运行中主要热力参数控制稳定，AGC投入使机组对电网负荷适应能力明显增强。主要控制功能情况如下。
　　
　　3.1炉机辅机顺序控制系统
　　
　　炉机辅机顺序控制系统（SCS）采用的顺序控制策略是机组运行客观规律的要求，也是长期运行经验的结晶，它相当于把热力系统和辅机运行规程用逻辑顺序控制系统来实现。采用顺序控制后，运行人员只需监视各程序步骤执行的情况，从而减少了繁琐的操作。同时，又由于顺序控制系统中各个设备的动作都设置了严密的安全连锁条件，无论自动顺序操作，还是单台设备手动，只要设备动作条件不满足，设备将被闭锁，从而避免操作人员的误操作，保证了设备的安全。
　　
　　单元机组的SCS一般可分为3级，即机组级、功能组级和驱动级。由于机组级顺序控制系统逻辑十分复杂，条件繁多，老机组改造实现机组级顺序控制十分困难，目前已改造机组都没有设置这一级功能，因此改造机组的顺序控制系统，可暂不考虑机组级功能，但应设计功能齐全的功能组级和驱动级顺序控制。所谓"功能齐全"是指包括单元机组所有的辅机设备和系统。
　　
　　有些改造机组为了满足在投AGC运行的负荷范围内，自动进行负荷调节，消除必须人工干预的"断点"，设计了随负荷变化而自动投/切磨煤机组（直吹式系统）或给粉机（中贮式系统）的程序控制，实践证明，效果良好。
　　
　　3.2炉膛安全监控系统
　　
　　炉膛安全监控系统（FSSS）是火电机组自动保护和自动控制系统的一个重要组成部分，其主要功能是保护锅炉炉膛的安全。此外，FSSS还对气、油、煤燃烧器进行程序控制和管理，故亦称燃烧器管理系统（BMS）。根据炉膛火焰检测、炉膛安全保护功能、油枪程控和管理、磨煤机组（制粉系统）和煤燃烧器管理的配置，可以将FSSS分为简易型、普通型、完善型等多种方式。
　　
　　完善型的功能应包括单火嘴火焰检测（CE锅炉煤火焰为分层火球检测），多项锅炉保护功能，油枪程控和管理，磨煤机组（制粉系统）程控和煤燃烧器管理。
　　
　　由于FSSS是重要安全设备，老机组大多在DCS改造之前便己加装了FSSS装置，或对FSSS进行了改造，许多电厂还进行过第2次改造。当这些机组进行DCS改造时，FSSS装置如何考虑，是一个值得仔细研究的问题。我们认为，若FSSS装置采用分立元件构成，且使用时间较长，应予以改造，并应将FSSS功能纳入DCS，功能上应达到完善型要求;而对于采用可编程控制器为基础的FSSS装置，若运行良好，也可予以保留，但在设计DCS时应考虑将来将FSSS纳入的可能，即DCS留有扩展FSSS功能的余地。为了达到改造的预期效果，FSSS装置的现场设备，例如火焰检测装置、油枪推进器、燃油截止阀等，凡性能不能满足要求的都应做相应的改造。
　　
　　3.3DEH与DCS硬件系统一体化
　　
　　DEH作为一个独立系统，其电子装置部分可用DCS来实现，也可采用装置。若用DCS实现时，应具有适用DEH的模件，例如测速模件、伺服模件等。DEH的硬件系统与DCS一体化，硬软件统一，则DEH无需自己的工程师站和操作员站，可以和DCS共用，从而使DEH简化，成本降低。对电厂而言，无论人员培训、对计算机系统的操作运行，以及备品备件的采购和管理都带来好处。操作员站的总数也可以减少。近年来，DEH与DCS硬件系统一体化的进程向前迈进了一大步，许多DCS制造厂商已具有了实现DEH与DCS一体化的能力，并且已经在某些改造工程中实施。
　　
　　DEH与DCS硬件系统的一体化，应根据供货商的工作经验和业绩确定，不可强求。条件许可时，宜选用一体化的方案。
　　
　　3.4电气监控纳入DCS
　　
　　采用DCS实现机组的监视、控制和管理，大大改善了运行人员的运行环境，提高了机组监控的可靠性，并为提高机组运行的经济性和事故处理提供了运行和分析的依据，实现了以操作员站为中心的监控方式。而如果电气部分仍采用常规的仪表和控制，则在整套单元机组的监控上显得很不协调，也给电厂实现机炉电一体化监控和管理带来不便。近期的DCS改造大都考虑了将发电机-变压器组和厂用电源系统，包括厂用电源切换控制、发电机并列/解列等电气监控项目纳入DCS，直接由DCS完成监控。
　　
　　目前，大多发电机励磁系统自动电压调整器（AVR）采用的微机调节装置，运行情况良好，因此可不纳入DCS，但应与DCS有良好的监控接口。自动准同期装置（ASS）可由DCS实现，也可采用的自动准同期装置，或采用DCS实现的ASS与的ASS装置并存。
　　
　　继电保护和安全自动装置宜采用技术成熟和的微机型装置，可不纳入DCS系统，但也宜与DCS有良好的通信接口。
　　
　　四、集中控制室改造
　　
　　4.1控制盘、台的改造和常规显示控制仪表的设置
　　
　　4.1.1模拟仪表、M/A操作器、按钮开关、报警光字牌的设置
　　
　　老机组改造初期（1996年～1998年），对模拟仪表、M/A操作器、按钮/开关、报警光字牌的设置持保守态度，虽然设置了多个操作员站，但仍保留了一定数量的后备。随着热工自动化改造经验的积累，DCS及其操作员站的高度可靠性和机组可控性的提高，在近期改造中，一般已将M/A操作器全部取消，普通的按钮/开关也基本取消，仅保留少量的紧急控制按钮，保留很少量的模拟仪表，有些机组将报警系统也纳入DCS。
　　
　　近期改造的机组基本上达到了《火力发电厂设计技术规程》（DL5O00——2000）和《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》（电规发（1996）214号）中对新建或扩建单元机组的规定要求，即:单元机组经过改造，其热工自动化水平可以达到与新建机组的相同要求。
　　
　　将要进行热控改造的单元机组，其后备监控设备的配置，均宜按《火力发电厂设计技术规程》（DL5O00——2000）中的有关规定执行，做到"一步到位"，避免重复改造。
　　
　　4.1.2操作台、盘的改造
　　
　　机组进行DCS、DEH改造后，实现了以操作员工作站为中心的监控方式，原有的控制台、BTG盘的长度可大大缩短，控制台、BTG盘的结构也可根据控制室布置做相应改变。
　　
　　对于只做了部分热控功能改造的机组顶口DCS只考虑了DAS,MCS及部分SCS功能，FSSS仍采用独立装置的机组，虽可大量地减少常规监控仪表，但仍有一定数量的常规硬手操装置;BTG盘虽可缩短，但尚不能取消，只能做到以操作员工作站为主，常规仪表和硬手操操作器（包括开关/按钮）为辅的监控方式。
　　
　　4.2大屏幕显示器的采用
　　
　　随着DCS应用的深入，单元机组监控已进入以操作员工作站为中心的时代。在人机界面设置上，如果采用大屏幕显示器和CRT配合使用，可以缓解运行人员长时间监视CRT造成的视觉上的疲劳。大屏幕显示器对DCS而言，与CRT一样，都是DCS的操作员终端，因此它能完成CRT上所有的显示和操作功能。随着多媒体技术的发展，在大屏幕显示器上还可实现工业电视的功能，如将火焰工业电视和水位工业电视纳入DCS，在大屏幕显示器上显示;也可将声光报警系统纳入DCS，在大屏幕显示器上实现报警功能，而且还可以有语音效果。
　　
　　大屏幕显示器的应用前景是诱人的，但是目前实际应用情况还不太理想，存在的主要问题有:
　　
　　a.价格较昂贵，一套大屏幕显示装置一般都需要数十万元;
　　
　　b.质量不稳定，维护费用高，有的大屏屏面亮度不均匀，或亮度低看不清楚，灯泡寿命短，在额定亮度下运行，一般每年或更短时间需更换1次;
　　
　　c.运行实用性低，运行人员基本以普通CRT屏幕监控为主，大屏幕显示器只显示一些趋势或几个主要参数，类同于常规BTG盘，起不到操作员工作站的作用。因此，有的电厂平时将大屏幕显示器关闭，只当有参观人员时，才将其打开，实际上只作为摆设。
　　
　　鉴于上述情况，当前不宜过于提倡应用大屏幕显示器，其技术还需改善和提高。从改善运行人员视觉疲劳出发，也可将操作员工作站CRT改用LED显示器。
　　
　　五、汽轮机控制系统改造方案的优化
　　
　　5.1汽轮机控制系统改造类型
　　
　　5.1.1高压抗燃油纯电调DEH方案
　　
　　本方案要求另设一套高压抗燃油的油源，将原液压调节系统中的调节部套去掉，更换调节阀操纵座，在调节阀的操纵座上放置油动机，直接拖动调节阀杆。这种方式又分为*型和简易型2种方案。所谓*型，即将控制高、中压主汽门的高、中压自动关闭器也改造成高压抗燃油油动机，原液调系统中的保安控制也属于改造的内容;而简易型则保留原自动关闭器，仅改造调节阀油动机，原液调系统中的保安控制部分基本不动，在保安油与抗燃油之间增设隔离阀。
　　
　　5.1.2低压透平油纯电调DEH方案
　　
　　透平油纯电调DEH的方案有多种，主要有:
　　
　　a.保留杠杆传动机构的透平油纯电调DEH方案。DEH控制信号通过电液转换器与油动机构成电液接口，实现对机组转速和功率的闭环控制。电液转换器与油动机滑阀及油动机活塞紧密结合在一起，油动机脉冲油直接由电液转换器控制，构成了电液伺服油动机。DEH伺服单元与电液伺服油动机、线性可变差动变压器（LVDT）式油动机行程传感器组成位置伺服随动系统。将原液压调节系统中的转速测量、同步器给定、调速器滑阀、中间滑阀和油动机反馈滑阀等全部撤除。
　　
　　b.去掉杠杆传动机构的透平油纯电调DEH方案。将凸轮、凸轮轴、原油动机和所有液压调节部件去掉，仅保留保安部套，油动机滑阀与电液转换器组装在一起，油缸（活塞）固定在凸轮轴座上。油缸代替凸轮推动杠杆来开启调节阀门。高压调节阀为一阀一缸方式，中压调节阀可以为一拖四方式。
　　
　　5.1.3电液并存，联合控制方案
　　
　　电调、液调联合控制：DEH控制信号通过电液转换器和同步器电动机与液压系统接口，实现对机组转速、功率的闭环控制。其中，电液转换器与二次脉动油路构成电液放大器，取代液压放大器，接受DEH控制信号完成对油动机的控制。在原液压系统的脉动油路上并联出一个油管，连接到电液转换器，使DEH通过电液转换器控制脉动油来控制机组。
　　
　　电液转换器和同步器可采用转移的方式完成联合控制，即:电液转换器担任调节动态负荷的作用，同步器用于承担缓变负荷。稳态时电液转换器处于零位，此时可无扰切除电液转换器，变为同步器控制方式。
　　
　　5.1.4电液并存，切换控制的方案
　　
　　DEH控制信号通过电液转换器与液压系统接口，实现对机组转速、功率的闭环控制。同步器通过脉动油路实现电液跟踪，DEH可控制切换阀实现无扰切换。为了使电、液之间能够相互跟踪，实现无扰切换，增设模拟脉动油路和跟踪、切换阀控制回路。
　　
　　5.1.5同步器控制的方案
　　
　　DEH通过原同步器电动机与液压调节系统接口，实现对机组功率的闭环控制。
　　
　　综上所述，DEH改造有多种方案，呈现百花齐放的局面，各种改造均有成功实例。改造目的都是为了解决原有液调系统以下3个方面的问题。
　　
　　a.安全性。部分原机械液调系统存在严重缺陷的机组通过对控制系统的改造（包括对原凸轮配汽机构的改造）消除了原系统存在的卡涩、控制不稳定、负荷突变等问题，在开机和带负荷的情况下确保了机组的安全。
　　
　　b.灵活性。实现机组的协调运行功能，改造后机组具备了实现协调运行的条件，提高了机组自动化水平，大大减轻了运行人员的劳动强度。
　　
　　c.经济性。改造程度较完善的机组，实现了阀门管理功能，为机组实现寿命消耗管理、优化运行创造了条件。阀门管理对于带变动负荷的机组带来更好的效率。
　　
　　5.2DEH改造方案选择原则
　　
　　由于在役汽轮机液调系统的工作情况、改造要求和改造经费等条件均不相同，在汽轮机控制系统的改造中，存在着多种可供选择的方案。为了选择*的改造方案，特提出以下选择原则供参考。
　　
　　a.原机组的液调系统存在较大缺陷，根本无法适应甩负荷工况下维持空转的要求，应考虑选用纯电调DEH的改造方案。
　　
　　b.纯电调DEH系统既可以选用低压透平油式也可以选用高压抗燃油式。选用低压透平油式，可以采用单电液转换器，也可以采用多电液转换器（即每个阀门的油动机都有独立的电液转换器）。采用单电液转换器，要求杠杆传动机构做相应改造;而采用多电液转换器，低压透平油式和高压抗燃油式的功能一样齐全，性能指标好，改造工作量与投资较大。单电液转换器式低压透平油纯电调DEH的功能较前者仅少一项阀门管理功能，但改造工作量和投资较低。
　　
　　c.电液并存，互相切换式的调节系统，由于存在切换和跟踪部件等薄弱环节，使系统结构复杂，操作复杂，反而降低了系统的可靠性，从多台机组改造后的效果看并不理想，不推荐使用。
　　
　　d.同步器改造方案仅适用于原液调系统工作正常的中小型汽轮机。
　　
　　e.根据机组在电网中的运行方式来考虑，担任调峰的机组，或启停次数频繁的机组，为了实现寿命管理，宜选择高压或低压纯电调（能做到单阀到顺序阀转换控制）。
　　
　　f.单机容量为125MW及以上机组的DEH改造，宜采用高压或低压纯电调。
　　
　　g.单机容量为30OMW及以上机组的DEH改造功能应齐全，即应包括热应力计算和ATC（autothrowovercontrol）等功能。
　　
　　h.高压抗燃油系统需要独立的液压系统，运行维护也较复杂，抗燃油还有后处理问题，对此应予以关注。
　　
　　六、辅助车间监控网络化和集中控制的实施
　　
　　以可编程逻辑控制器（PLC）为核心的辅助车间顺控系统在早期应用阶段多数还保留传统的模拟屏、后备常规手动控制盘（台），各系统也基本上按受控对象独立地配置，在电厂中形成众多的监控"孤岛"。近几年来，由于应用技术的成熟、通信网络技术的发展和新型计算机控制系统的开发，已*可以实现以CRT/鼠标为主的监控方式，同时也为各辅助系统联网集中监控提供了条件。目前，国内火电厂为减人增效、做到辅助车间少人值守或无人值班，正在积极推广辅助车间监控网络化和集中控制的应用，已有不少电厂实现了部分辅助车间监控网络化集中控制，或全部辅助车间监控网络化与集中监控。
　　
　　6.1辅助车间监控网络化和集中控制的几项技术
　　
　　6.1.1覆盖范围
　　
　　由于一些老厂的技术水准、人员素质、设备状况等参差不齐，要这些电厂做到全厂辅助车间联网，只设很少的监控点还是有困难的。只能根据实际情况而定。
　　
　　大型火电厂辅助工艺子系统约有40多个，要实现辅助车间的减人增效、提高生产的经济性、安全性和自动化水平，首先应着眼于那些工艺相对复杂、运行可靠性要求高、工艺过程相近而运行管理机构重复的子系统。像化学水处理车间就包括了净水预处理、反渗透、补给水处理、凝结水精处理、汽水取样、加药、废水处理、净水站、综合泵房、循环水补水处理等子系统;除灰车间包括了炉底除渣、干灰气力输送、石子煤、电除尘、水力输送、灰库贮存、灰浆泵房、脱水仓、干灰增湿转运等子系统。在早期投运的电厂中，大部分是一个子系统一个监控点，形成值班人员众多、监控装置繁杂、运行管理水平低下的局面。因此，火电厂辅助车间监控网络化和集中控制应首先做到按水、灰、煤3个车间实现网络化集中监控。
　　
　　6.1.2辅助系统集中控制方式
　　
　　辅助系统的集中控制方式有单元控制室控制和辅助车间控制室控制2种。
　　
　　单元控制室控制又可分为下列2种方式:①辅助系统信号接入DCS，通过DCS操作员工作站直接监控辅助系统运行;②在单元控制室另设独立的辅助操作员工作站进行监控，辅助系统信号不进入DCS。目前这2种方式均有应用，前者只在辅助系统采用DCS组成监控系统时采用;后者则应用较多。由于水、灰、煤3个系统的信息量都很大，I/O总量多达2000点～6000点，CRT画面也很多，直接接入DCS，不仅经济上不尽合理，对DCS安全性也构成一定威胁，加之运行人员管理水平有待提高等原因，建议采用另设辅助系统操作员工作站的方式。
　　
　　采用辅助车间控制室控制也有2种方式:①水、灰、煤车间将各自所属子系统分别实现3个独立的网络，并通过相互独立的3个集中控制室监控；②2个或3个车间组成一个网络，在一个集中控制室进行监控。上述2种方式各有利弊，前者无需改变现有管理体制，便于管理、维护和检修，尤其适合老厂改造。后者从理论上讲可更合理利用监控系统资源和大幅减人增效，但因为水、灰、煤3个辅助车间专业性质差别较大，地理位置距离较远，设备冗杂，控制对象操作频繁，现场转动机械和传感器故障率较高，有一些项目（如:煤、灰、水样分析）尚需人工协助，无法实现在线监控，因此在目前传统的工艺设计和管理模式下有很多不利的因素。
　　
　　无论是在单元控制室还是在辅助车间控制室集中控制，已经经过改造的电厂都具有2个共同的特点:①控制点上位机均可与挂在网上的各子系统PLC进行通信，实现信息共享;②保留各子系统原有的上位机，作为调试或集中控制点监控失效时的备用手段。
　　
　　6.1.3网络结构
　　
　　与机炉DCS一样，辅助车间监控结构分为管理层、监控层、控制层、I/O层。I/O层与控制层之间的网络（驱动级网络）由PLC厂商提供网络。控制层与监控层之间的网络（控制级网络）也多数采用PLC厂家的网络，少数采用以太网。监控层与管理层之间的网络（管理级网络）作为监控系统的主干网通常选用以太网，根据信息量的多寡选择1OOMbit/s或10Mbit/S速率。由于每个主要辅助车间监控对象信息量一般都超过2000点，而且辅助系统操作频繁，信息量大，采用常规共享以太网易造成网络堵塞，因此宜采用全双工交换式工业控制用以太网。
　　
　　网络拓扑结构的选择应根据辅助车间集中控制的覆盖范围、网络化是否分步实施、PLC选型等因素综合考虑。如果一个辅助车间设立一个控制点、各子系统使用同一型号PLC时，控制级和管理级网络宜采用总线型拓扑结构，网络施工和维护都比较方便。为提高网络安全性，通常都采用冗余结构，这对于作为主干网的管理级网络尤为重要。当煤、灰、水3个车间只设立一个控制点或各系统使用多种型号的PLC或网络化工作分步实施时，控制级和管理级网络宜采用星形拓扑结构。这是因为星形网络易于检测和隔离故障、易于扩展和重新配置。由于星形结构采用交换机技术，可以保证网络中各节点有较高的信息交换速率，对于多辅助车间联网非常适合。星形网络中的主交换机（管理级）是全网信息中心，为保证网络安全应冗余设置。有条件的电厂还可冗余配置各子工艺系统的分支交换机（控制级）。
　　
　　6.1.4操作系统与监控软件
　　
　　操作系统目前以使用WindowsNT居多。系统开放性强，能支持各种硬件平台，支持多种网络协议标准，采用抢先式多任务多线程调度，具有良好的安全性和容错能力，特别是支持各种客户端机并具有广泛和成熟的应用经验。也有采用Windows200O或WindowsXP，但需要积累应用经验。应用较多的监控软件有
　　
　　Inluttion公司的FIX、iFIX软件和Wonderware公司的IntouCh软件。此外，像TA公司的AIMAX软件、我国亚控公司的组态王软件、210所的CFAerospace-D软件等也有应用。无论哪一种监控软件，均应满足这样的基本原则:即保证常规的监控手段，提供网络支撑、运行管理等功能。对于辅助车间监控网络化而言，就意味着选用的监控软件应支持选定的操作系统;通过数据采集、制表、报警和数据库访问等功能支持网络监控测览;具有集成化的开发平台，以集成第三方应用程序;支持较多的硬件产品。
　　
　　6.1.5PLC选型
　　
　　目前，许多PLC产品在网络支持能力和监控性能方面都适用于辅助车间监控网络化和集中控制。电厂用户可根据自己的工程情况进行选择，老厂改造扩展中宜尽量减少PLC的品种。在选择PLC时，应选择模块支持较广、CPU可热备、网络可冗余、支持远程（现场）I/O的产品。
　　
　　6.2网络化实施过程中应注意的问题
　　
　　a.在建设辅助车间监控网络和实施集中控制过程中，应预留与厂级实时监控信息系统（SIS）交换信息的通信接口。对于将辅助车间实时监控网已与全厂MIS联网的电厂，应充分考虑网络的安全性，应设置可靠的防火墙。
　　
　　b.对于管理水平或运行维护人员素质较低、现场监控手段不完善的老电厂，宜保留控制级（车间）上位机和适量的现地维护人员。
　　
　　c.应选择有火电厂应用PLC经验、网络设计与集成能力强、有业绩、售后服务体系完善的国内供货商（集成商）实施工程。网络接口设备、集线器、交换机以及传输介质应选用网络产品制造商的成熟产品。
　　
　　七、全厂实时监控信息系统
　　
　　火电厂实时监控信息系统（SIS）属于厂级生产过程自动化范畴。SIS通过采用多个接口机连接各个DCS和辅助车间控制系统等进行实时监控数据的采集。其主要目的是实现厂级管理信息系统（MIS）和机组实时控制系统，即各种DCS、辅助车间控制系统、电气网络监控系统和电能计量系统等之间的桥梁，在整个电厂范围内实现信息共享，真正做到管控一体化，为电厂自动化、信息化和经济运行提供基础平台。
　　
　　目前，各火电厂SIS的设置还处于起步阶段，SIS的规模、功能和技术条件还不统一，因此尚需要不断尝试、总结和提高。当前，可参考下述技术要求。
　　
　　7.1总要求
　　
　　a.SIS宜采用独立的分层分布式网络结构。下层为接口层网络，设置多个接口机连接各个DCS和辅助车间控制系统等进行实时监控数据的采集，上层为应用层网络，挂接各种应用服务器，上下层之间设置实时/历史数据库服务器，应用层网络通过防火墙连接到厂级MIS骨干网上。
　　
　　b.SIS应易于组态、易于使用、易于扩展，系统的各项功能应由各种功能软件以实时数据库为基础完成。
　　
　　c.SIS应具有完善的自诊断功能，使其具有高度的安全性和可靠性。系统内任一部件故障均不应影响整个系统的工作。
　　
　　d.SIS应采取有效措施，防止各类计算机病毒的侵害、人为的破坏和实时信息数据库的数据丢失。
　　
　　e.SIS可利用率不低于99.9%。
　　
　　7.2硬件要求
　　
　　SIS宜采用开放的高速网络（如10OOMbit/S以太网）作为信息传递和数据传输的媒体，主干网的通信介质宜采用光纤。
　　
　　接口机是SIS用于采集实时监控信息的前端设备，应根据电厂各实时控制系统的具体条件配置。接口软件的功能主要是向控制系统读取全部需要的实时监控数据，且不会对实时控制系统造成任何影响。
　　
　　实时信息数据库服务器应具有较大的存储容量和*的数据压缩方式，能可靠地保存所有生产过程的实时数据和SIS对这些数据的计算、分析结果，使全厂的运行管理和经营管理建立在统一的过程数据基础上。
　　
　　应用服务器应根据具体应用软件的实际情况予以配置。可由系统软件工程师对SIS网络和数据库服务器进行管理，维护、开发和故障诊断，对网络访问权限进行设置，对网络的安全进行监视。同时，还可对SIS的各种功能软件进行管理和二次开发，使之正常有效地工作。各应用服务器应设置软件保护密码，防止非*人员擅自改变程序。
　　
　　7.3软件要求
　　
　　SIS软件宜采用模块化结构方式，应具有良好的兼容性，以便能分阶段实施。
　　
　　应具有足够的透明度和可开发性，并提供编程语言和软件开发工具，能使电厂人员根据生产实际需要对软件进行修改和再开发。
　　
　　应具有良好的安全性，即能迅速、准确地进行在线分析、计算，为运行人员提供有效的操作指导，又能避免对运行人员产生干扰。
　　
　　应具有自诊断功能，能自动识别和判断系统内网络故障或设备故障，并予以报警。
　　
　　机组上应用软件的选用和开发，应易于实施，易收实效，宜结合电厂运行经验并经过细致的系统运行试验获得实际*运行参数后进行。
　　
　　SIS应用功能的开发可由国内单位自主进行，也可选用国外成熟的应用软件。应结合电厂实际情况首*行需求分析，先试点，成熟后再扩大。