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　　摘要：本文介绍了苇电公司发电生产中的一些信息共享问题的解决方法、具体实施过程及效果。
　　
　　一、发电厂数字化建设的意义
　　
　　近年来随着电力体制改革的深入，全国都在全面推行“厂网分开，竞价上网”，而五大发电集团成立及众多独立发电公司的崛起也使得电煤资源供应紧张的局面进一步加大；另外，在国家层面上对发电企业的环境保护要求也日益提高，需要对外传送大量的环保数据。这一切都对发电企业的管理和控制一体化提出了更高的要求，要求电厂通过采取积极、有效、专业的技术手段，连续地对电厂的运行状况和生产环境进行监测（控）、优化、诊断和评估。这就需要建立“火电厂厂级监控信息系统SIS（SupervisoryInformat*teminplantlevel）”，该系统是主要为电厂建立全厂生产过程实时/历史数据库平台、为全厂实时生产过程提供综合优化服务的实时生产过程监控和管理信息系统，能够起到节能降耗，保安增效，提升企业竞争力的作用。当然还可以更进一步地与管理信息系统（Management Information System、简称MIS系统）一道，真正建立起一个数字化的电厂。
　　
　　随着DCS系统的大规模应用、计算机及其网络技术的发展向我们展示了新的前景，正是在这种背景下，1997年国内就提出了“电厂自动化设计新思路”，随后，被国家电力公司确定为电力行业火电厂自动化新政策；2000年国家经贸委颁发的《火力发电厂设计技术规程》明确规定：当电厂划容量为1200MW及以上，单机容量为300MW及以上时，可设置厂级监控信息系统；2003年4月*台SIS在石嘴山电厂4×330MW工程的#1机组上投入运行；2004年5月神头发电厂成功投入了全厂AGC负荷调度，取得了明显的安全经济效益；2004年10月《火力发电厂厂级监控信息系统实时/历史数据库系统基准测试规范》（DRZ/T02-2004）发布；2005年2月14日国家发改委以2005年第7号公告发布我国首部SIS标准《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》（DL/T924-2005）。从此，火电厂自动化进入了一个新的时期，这个时期的特征表现在下列几个方面：
　　
　　1）从主要抓单元机组到开始注意辅助车间（系统）自动化，发展辅助车间高度集中控制。
　　
　　2）从抓机组级和车间自动化到开始也抓厂级综合自动化和管理现代化，厂级监控信息系统（SIS）和管理信息系统（MIS）的建设迅猛发展。
　　
　　3）包括机组级DCS、辅助车间（系统）级PLC以及厂级SIS和MIS在内的全厂信息共享的计算机网络形成，实现了所谓的管控一体化。
　　
　　这其中SIS系统作为管控一体化的桥梁起到了巨大的的作用：下联过程控制系统（DCS、PLC、SCADA数据采集与监控等），上联信息管理系统（MIS、ERPEnterpriseResourcePlaning,企业资源计划等）其作用可见下图示：
　　
　　SIS系统不仅仅是全厂生产过程实时/历史数据库平台，还可以包含多种软件，能够完成的功能有：
　　
　　全厂生产过程监测：锅炉效率、汽轮机热耗率、高压缸效率、中压缸效率、主汽压力、主汽温度、再热汽压力、再热汽温度、再热器压力损失、锅炉排烟温度、烟气含氧量、飞灰含碳量、给水泵汽轮机用汽量或者电动给水泵用电量、厂用电率、凝汽器真空、凝结水过冷度、锅炉给水温度、各加热器端差、过热器减温水流量、再热器减温水流量、燃料发热量、辅助蒸汽用汽量、机组补水率、轴封漏汽量等。
　　
　　厂级性能计算：全厂供电煤耗率、全厂发电煤耗率、全厂供电量、全厂发电量、全厂厂用电率、发电机电压品质、全厂燃煤量、全厂燃油量、全厂补给水量、全厂汽水品质指标、全厂辅助用汽量等。
　　
　　经济指标计算和分析：包括可控耗差和不可控耗差。可控耗差宜包括：主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热汽温度、锅炉排烟温度、烟气含氧量、飞灰含碳量、给水泵汽轮机用汽量或者电动给水泵用电量、厂用电率、凝汽器真空、锅炉给水温度、各加热器端差、过热器减温水流量、再热器减温水流量。不可控耗差宜包括：再热器压损、燃料发热量、高压缸效率、中压缸效率、辅助蒸汽用汽量、机组补水率、凝结水过冷度、轴封漏汽量等。
　　
　　运行方式优化操作指导：
　　
　　1）依据厂级和机组级性能计算和分析结果，以运行效率zui高、煤耗率zui低为目标，提出机组优化运行方式、优化运行参数等，使机组运行在*工况。
　　
　　2）除尘器、锅炉吹灰器等的运行优化。
　　
　　3）设备操作指导可有高压调门开度、送风机挡板开度、燃料风挡板开度、燃尽风挡板开度、磨煤机运行方式、循环水泵运行方式等；
　　
　　运行调度：
　　
　　1）机组级运行调度：根据全厂主、辅机投入和运行状况，提出机组运行方式和停运建议；根据负荷预测以及辅机安全经济运行状况，提出辅机出力大小或者运行方式的建议。
　　
　　2）厂级运行调度：全厂负荷调度应有实时负荷调度和时段负荷调度两种方式，需具有三种运行模式：手动模式、自动发电控制（AutomaticGenerationControl，简称AGC）模式和96/288点负荷曲线模式；根据全厂主、辅机投入和运行状况，按照各机组运行煤耗特性以及满足电网安全的条件下，以全厂zui大收益为目标，进行*化的负荷分配；辅助车间及系统的调度功能可包括输煤、循环水、化学水、凝结水及凝汽器清洗的调度等。
　　
　　3）运行调度方式：开环指导方式的控制指令和闭环控制方式的控制指令。
　　
　　运行性能故障诊断：机组故障诊断可包含参数级诊断（参数劣化分析），设备级诊断，系统级诊断三个层次，并提供具体对策和处理措施，指导运行调整和相关处理。
　　
　　设备寿命计算及管理：可包括对过热器、再热器、汽包、高温联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、汽轮机转子、汽缸等机组主要设备和部件的金属材料老化状态进行检测与监督，预测部件的老化程度和老化速度、评估机组关键部件的寿命损耗及剩余寿命、失效时间及失效后所产生的风险大小，提出综合的分析和建议。
　　
　　二、苇湖梁电厂数字化进程
　　
　　作为数字化电厂管控一体化的应用基础就是要形成包括机组级DCS、辅助车间（系统）级PLC以及厂级SIS和MIS在内的全厂信息共享的计算机网络。苇湖梁发电厂这些年经过大力改造，两台机组控制（包括辅机程控、脱硫系统、循环水、燃油泵）已全面纳入DCS控制。而且在改造之初，便充分考虑到SIS系统的应用，选择了组网方便的同一种DCS系统（这样不存在不同DCS间的通讯问题），目前已将#1机组、#2机组、脱硫系统、热网系统（含#1热网、#2热网）按照域的方式连接起来，不仅能为本厂的SIS系统提供数据，而且通过SIS系统向集团公司传输电力生产的实时信息，并通过全厂远程终端设备（RemoteTerminalUnit，简称RTU）向中调进行信息传送。具体数据流向为：#1机组数据通过#1机网关机传输至网控，#2机组、脱硫系统数据通过#2机组网关机传输至网控，两路数据汇总后传输给集团公司；中调所需的数据由热网工程师站传输给电气RTU远动装置，由RTU向中调进行数据传输。
　　
　　各系统间通过域的方式进行级联后，目前主要应用于耗差系统的监控，在耗差系统内不仅可以监视到#1、#2机组以及脱硫系统的主要运行参数，还可将集团公司内各燃煤火电机组的耗差指标进行分析计算，将不同容量机组纳入到同一平台，进行对标排名，以便通过分析耗差对标数据，认真查找生产管理差距，加强设备治理和运行管理水平并结合机组负荷及时调整系统运行方式，严格控制主汽温度和压力、给水压力等压红线运行，不断提高生产管理水平。
　　
　　三、苇湖梁电厂数字化建设的其他应用
　　
　　1．脱硫系统监控：苇湖梁电厂脱硫系统采用两炉一塔配置，在实际操作中，脱硫系统运行人员需要随时监控两台主机的炉膛负压、负荷等数据，而主机人员需要监视脱硫系统的增压风机运行情况及增压风机入口压力的变化以便做出相应的调整。为此，热工人员利用DCS系统域的特性将这些参数实行共享，将运行人员需要的参数显示到操作员画面上，有效地提高了运行人员联合操作的水平。
　　
　　2．燃油泵操作共享：苇电两台锅炉共用燃油泵，利用DCS域的特性将燃油泵的变频操作共享到两台锅炉，任一台锅炉都能按照实际需要进行操作。两台炉都不用燃油时，将变频至于低速运行，可以有效节约电能。
　　
　　3．除盐水变频操作共享：苇电两台机组利用DCS域的特性将化学除盐水泵的变频操作共享到两台机组，任一台机组都能按照实际需要进行操作，平常时保持除盐水母管压力在一定压力下运行，可以节约电能。
　　
　　4．GPS校时功能：利用DCS组域后，只要一台GPS便可以实现整套系统的GPS校时功能。
　　
　　5．数据监视功能：利用DCS组态，可以将随时随地其它域的数据共享到任意操作员界面上，方便运行人员的监视。
　　
　　四、今后发展方向
　　
　　提高DCS系统对锅炉汽包水位测量、飞灰可燃物在线分析、煤质在线分析、煤粉浓度测量、料位测量、磨煤机存煤量测量、火焰分析、烟气含氧量和一氧化碳测量的准确性，大力扩展与强化SIS系统功能软件的功能，为进一步提高数字化电厂的应用水平而努力！