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本文概要地总结了北京国电智深控制技术有限公司在超（超）临界机组控制技术及控制系统自主化方面所做的工作。
一、消化、创新、推进三步走战略
国电智深公司在实现1000MW超超临界机组DCS系统国产化这一重大目标上采取了三步走战略，即泰州北仑工程服务、龙山庄河奠定基础、谏壁项目实现国产化。具体地说，通过承担泰州和北仑电厂1000MW超超临界机组DCS系统工程技术服务，深入研究超超临界机组的控制对象特性和控制技术，了解掌握超超临界机组对DCS系统性能指标、功能和规模上的要求；与此同时，采用自主化DCS系统实现龙山600MW亚临界直接空冷机组和庄河600MW超临界机组的控制，从而在系统平台上为超超临界机组DCS系统的国产化打下坚实基础；最终在谏壁1000MW超超临界机组上，实现超超临界火电机组DCS系统的国产化。
目前泰州电厂1号机组已投入商业运行，2号机组也已完成168小时试运，北仑项目已开始现场调试；采用国电智深自主化DCS系统的龙山600MW直接空冷亚临界机组已于2007年1月投运，成为首批成功在600MW机组上使用的国产DCS系统；采用国电智深自主化DCS系统的国家发改委确定的《国务院关于加快振兴装备制造业的若干意见》首个国家技术进步示范工程——庄河600MW超临界机组已于2007年8月成功投运，实现了国产DCS在600MW超临界机组上的历史性突破；谏壁1000MW超超临界机组DCS系统项目合作协议已签订，并列为国家863项目《火电行业重大工程自动化成套控制系统》的示范工程。可以说，国电智深在实现1000MW超超临界机组DCS系统国产化战略目标的征程上已成功跨越前两步，正开始迈入最关键的第三步。
1.1 百万千瓦超超临界机组工程服务
1.1.1 泰州1000MW超超临界机组DCS系统工程服务
国电泰州电厂2×1000MW超超临界机组锅炉采用哈尔滨锅炉厂引进日本三菱公司技术的变压运行、带中间混合集箱垂直管圈水冷壁直流炉，八角双火焰切圆燃烧方式，汽轮机和发电机由哈尔滨汽轮机厂和发电机厂与日本东芝公司联合设计制造。DCS系统采用美国爱默生公司OVATION系统，DEH系统采用东芝公司的TOSMAP-DS/W500系统，由国电智深公司负责DCS系统的工程技术服务工作。
该项目单元机组和公用系统配置了34对控制器，功能包括DAS、FSSS、SCS、MCS、ECS、MEH、METS、BPS，单元机组和公用系统I/O测点数量达12452点，控制设备1105个（马达229台、电动门/电磁阀771台、电气开关105个），控制回路127套。控制器功能分配采用工艺结合功能的原则。
该项目于2006年启动，1号机组于2007年12月4日顺利通过168小时满负荷试运，各项性能指标达到较高水平。
1.1.2 北仑1000MW超超临界机组DCS系统工程服务
浙江北仑电厂2×1000MW超超临界机组锅炉采用东方锅炉厂引进日本日立公司技术的变压运行、螺旋管圈水冷壁直流炉，采用前后墙对冲燃烧方式，汽轮机和发电机均为上海汽轮机厂和发电机厂引进西门子技术制造，主厂房和辅助车间DCS系统均采用美国爱默生公司OVATION系统，DEH系统采用西门子公司的T3000硬件，国电智深公司负责整个主、辅DCS系统的工程技术服务工作。
该项目单元机组和公用系统配置了28对控制器，功能包括DAS、FSSS、SCS、MCS、ECS、MEH、METS、BPS，单元机组和公用系统I/O测点数量达12464点，控制设备1411个（马达198个、电动门/电磁阀1117个、电气开关96个），控制回路147套。控制器功能分配采用工艺结合功能的原则。
该项目于2007年启动，2007年12月进行了出厂测试和验收，现在已开始现场调试。
1.1.3 泰州北仑工程服务总结
（1）对1000MW超超临界机组的工艺流程、运行方式进行了分析和研究。
（2）通过资料消化吸收、工程设计和现场调试，对1000MW超超临界机组的对象静态和动态特性有了较深入的了解，对控制策略优化进行了一定的实践。
（3）对1000MW超超临界机组DCS系统控制器功能分配原则进行了研究和实践。
（4）在认真消化吸收国内外设备厂家和设计院的技术资料的基础上，结合电厂生产运行的实际需要，和设计单位、设备厂商、调试单位和电厂进行充分的研讨，对1000MW超超临界机组DCS系统应用软件功能设计进行了研究和实践，并在现场调试投运过程中不断完善和优化。
（5）在1000MW超超临界机组对DCS系统的要求方面有了更深入的认识。
① 系统规模更大
1000MW超超临界机组DCS系统单元机组和公用系统I/O测点数量达到12000点左右，而一般600MW机组DCS系统单元机组和公用系统I/O测点数量一般在8000～9000点左右；控制设备数量1000MW超超临界机组DCS系统达到1100～1400个，而600MW机组DCS系统为750～900个；模拟量控制回路数量和600MW机组无明显差别。
② 快速控制、快速保护
1000MW超超临界机组只能采用直流锅炉，在直流锅炉中循环工质总质量下降，循环速度上升，工艺特性加快。又因机组采用超临界参数，波动范围要求更严，进一步强化了对快速控制的要求。
为满足机组快速控制和快速保护的要求，需全面提高控制系统实时性性能，包括快速可靠的网络通讯、快速稳定的控制器周期、快速的I/O处理和高精度SOE，这些一直是DCS改进和完善的难点。
③ 可靠性要求更高
1000MW超超临界机组热力系统复杂，设置了更多的热工保护项目，以避免因操作失误而造成重大设备损坏。同时，由于超超临界机组容量大，机组安全运行对整个电网的安全也至关重要。这就要求整个自动化系统具备更高的安全性和可靠性。
④ 智能化要求更高
1000MW超超临界机组的安全经济运行对电网的稳定非常重要，相对于600MW和300MW机组，1000MW超超临界机组更加依赖自动化控制系统，靠手动操作运行是不可想象的。控制方式、事故报警、操作指导等方面智能化程度的提高，能更好地提高1000MW超超临界机组的安全经济运行水平。
1.2 龙山庄河600MW机组自主化奠定基础
1.2.1龙山600MW亚临界直接空冷机组国产DCS系统
2005年，国电智深公司承接了河北龙山2×600MW亚临界直接空冷机组DCS系统项目，采用自主化国产DCS系统实现了600MW机组炉、机、电的一体化控制，功能包括DAS、FSSS、MCS、SCS、ECS、ACC和BPS。系统分为#1、#2和公用系统3个域，单元机组采用26对控制器，I/O测点数量达8320点，公用系统采用4对控制器，I/O测点数量1276点，单元和公用总测点数量达9596点，已接近1000MW机组控制系统规模。控制设备1097个（其中马达248个（含空冷风机56台），电动门/电磁阀647个，电气开关202个）,控制回路147套。
经过充分的系统研发和工程准备，该项目于2005年12月正式启动，2006年6月中国国电集团工程部组织国内知名专家进行了出厂验收评审会，与会专家一致认为“北京国电智深控制技术有限公司EDPF-NT系统的性能、功能和质量符合龙山电厂600MW机组应用要求，可以在600MW级机组上推广应用。”#1机组于2007年1月16日正式投运，#2机组也于2007年7月24日投产。2007年6月通过了由中国电机工程学会组织的技术评审会，得到了国内知名专家们的高度评价，评审意见认为“项目总体技术处于国际先进水平，对我国自主知识产权DCS在大型发电机组上的广泛应用，具有重要的示范意义和推动作用”。
龙山电厂2×600MW机组自投运以来，DCS系统运行稳定、可靠，机组保护投入率100％，保护动作正确率100％，MCS控制回路投入率100％，168期间机组协调控制一直投入并成功实现AGC控制，负荷及主汽压等主要参数的控制精度均达到较高水平，从未发生过因为EDPF-NT系统影响机组安全运行的情况，得到电厂的高度评价。
1.2.2 庄河2×600MW超临界机组国产DCS系统
2006年，大连庄河电厂一期工程2×600MW国产超临界机组决定采用国电智深自主知识产权的EDPF-NT分散控制系统实现主辅控系统的控制，这是国内第一个采用国产自主化DCS系统的600MW超临界机组项目，也是国内第一个采用一体化系统平台实现600MW超临界机组主控和辅助车间控制的项目。作为首台（套）应用于600MW超临界机组的自主化控制系统项目，该项目于2006年4月被国家发改委确定为落实《国务院关于加快振兴装备制造业的若干意见》的第一个技术进步示范工程。
庄河电厂主控EDPF-NT系统功能包括DAS、FSSS、SCS、ECS、MCS、DEH、ETS、MEH、METS和BPS等，锅炉吹灰由PLC实现，通过通讯方式在DCS系统中进行操作。该套系统实现了锅炉、汽机、给水泵汽机、汽机旁路的控制和保护及电气开关的控制，是目前火电厂主控系统采用单套DCS实现控制功能最齐全的系统之一，在已投运的国产DCS系统中是功能最多的，真正实现了主机的一体化控制。单元机组和公用系统I/O测点数量达到8200点。控制设备776个（其中马达160个、电动门/电磁阀495个、电气开关121个），模拟量控制回路137套。单元机组共配置控制器29对（含DEH控制器2对、MEH控制器2对），公用系统配置控制器2对。
庄河电厂辅助车间控制系统（辅控系统）也采用EDPF-NT分散控制系统实现，其中烟气脱硫控制DCS系统采用独立的网络结构，辅控系统其余部分采用一体化网络结构。一体化辅控系统控制范围覆盖水、煤、灰、燃油、暖通、空压机等系统，其中输煤程控、电除尘、启动锅炉、制氢、制氯采用PLC控制，通过通讯方式接入辅控DCS系统，实现在集控室对全厂辅助车间进行集中监视和操作的功能。
该项目于2006年2月26日正式启动，2006年11月29日中国国电集团工程部组织国内知名专家参加了出厂验收评审会，与会专家一致认为“系统配置合理、技术先进、功能齐全、质量可靠，符合技术规范要求，同意通过出厂验收，可以在600MW级超临界机组上应用。”经过紧张的现场调试工作，2007 年8月6日庄河电厂#1机组顺利通过168小时满负荷试运行，#2机组于11月5日通过168小时满负荷试运行，配套辅控系统也同时投运，实现了在集控室对主辅控系统进行集中监控。在168小时满负荷试运行期间，自动投入率95%，保护投入率100%，保护动作正确率100％，机组协调控制一直投入并成功实现AGC控制，负荷、主汽压和主汽温等主要参数的控制精度均达到或超过电力行业标准。
1.2.3龙山庄河国产DCS总结
（1）必须坚持走自主研发并完全掌握核心技术的技术路线。
在龙山和庄河EDPF-NT系统的研发中，我们坚持走自主研发并完全掌握核心技术的技术路线，自主开发核心软硬件，实现了最大程度的自主化并取得了成功。
（2）采用国产DCS系统对超临界机组实现控制进行了完整的实践。
庄河项目主厂房和辅助车间控制全部采用国电智深的国产DCS系统，也是国产DCS系统首次应用于600MW超临界机组上，实现了600MW超临界机组主机的一体化控制和辅助车间的一体化控制。
（3）采用国产DCS系统实现了超临界机组控制策略，对超临界机组的对象特性、控制优化有了新的认识和提高。
（4）国产DCS系统各方面性能得到了进一步的提升。
① 系统规模向前迈进了一大步
相对300MW机组单元和公用系统一般I/O测点数量6000多点的规模，龙山项目I/O测点数量达到9596点，可以说向1000MW超超临界机组12000个I/O点的规模迈进了一大步。
② 系统可靠性得到了提升和考验
通过系统网络、系统软硬件性能的提升，以及工程设计可靠性的保证，整套系统的可靠性得到了较大提高。龙山、庄河项目调试期间和正式投运以来，系统一直运行稳定，保护动作正确率100%，从未发生误动或拒动的情况。
③ 系统快速性得到了检验
通过保证控制器负荷率在正常范围前提下加快控制处理周期、采用算法内嵌的约束条件下快速返回技术、优化人机接口程序、实现高精度SOE等技术措施，系统快速性得到了较大提高，在庄河超临界机组上得到了充分的检验（庄河项目DEH系统、ETS系统全部采用国电智深自主研发的国产DCS系统实现）。
④ 丰富了适用于超临界直流炉的控制算法
根据超临界直流炉控制的需要，增加了焓值等新的控制算法。
1.3 谏壁百万千瓦超超临界机组积极推进国产化
国电智深在总结了泰州工程设计和调试经验、北仑工程设计经验，在庄河600MW超临界机组自主化DCS系统成功投运的基础上，着手研制1000MW超超临界机组自主化DCS系统，并成功申报了国家863计划重点项目“火电行业重大工程自动化成套控制系统” ，将采用国电智深的自主化国产DCS对1000MW超超临界机组进行控制，以国电谏壁电厂1000MW超超临界机组DCS系统作为示范工程。该项目目前已启动，计划于2010年正式投运，实现1000MW超超临界机组自动控制系统国产化的目标。
为了确保谏壁1000MW超超临界机组国产DCS项目的成功，我们制定了如下技术路线措施：
1.3.1对1000MW超超临界机组DCS的需求进行深入分析和研究，研发出适用于1000MW超超临界机组控制的DCS系统平台。
1.3.2在国内外调研、资料消化吸收的基础上，进行谏壁1000MW超超临界机组控制系统的方案设计和实现工作。
1.3.3在各个阶段把用仿真机模拟作为重要的研究手段，提高研究效果，尽早发现问题。
1.3.4在谏壁1000MW超超临界机组DCS工程上，更加深入的掌握超超临界机组运行特性，使项目研发的超超临界机组自主化DCS系统尽快实用化、工程化。
1.3.5实施严格高效的项目管理。从组织机构、项目管理、产品制造和系统集成、工程设计、系统组态和工厂测试、出厂检验、现场服务、研发支撑、人员培训等方面制定了周密的切实可行的实施方案和有效的质量管理措施，在工程实施过程中严格贯彻执行，确保谏壁项目成为优质工程。
二、1000MW超超临界机组模拟量控制系统设计总结
人们对超（超）临界机组的普遍认识是机组蓄热能力小、参数间相互影响严重，因此机组在运行工况变化时，主要参数稳定性差，难于控制。但是另一方面，机组蓄热能力小，将使锅炉燃烧率变化时主汽压或机组功率的动态响应的惯性大大减小，只要控制系统的控制策略设计得当、机组主要控制量间静态匹配和动态匹配恰当，在快速的燃烧率控制作用下，主汽压和机组功率动态响应性会更好，主要参数的动、静态调节品质会明显改善，能满足连续滑压运行的要求。
超（超）临界机组直流炉由于没有汽包的工质缓冲和蓄热缓冲，燃烧率与给水量间的平衡实际上直接代表了锅炉吸热量与汽机耗汽量之间的热量平衡。在变负荷过程中，只要通过给水量和燃烧率的静态匹配和动态匹配保证好这一热量平衡关系，中间点的过热度或比焓将始终保持平稳，机炉将会处于协调平稳的受控状态。
基于以上分析，为改善控制量间耦合的影响、适应机组连续变压运行要求，控制系统设计的基本思路是：保持动静态过程中各控制量间的基本匹配和平衡，加快变负荷过程中相应回路的响应，采用变增益和非线性环节改善控制特性。这一设计思想的本质是透彻分析机组和设备运行机理、充分利用机组和设备的特性参数进行控制系统设计，对于超（超）临界机组这样复杂的对象尤其重要。下面结合泰州工程简要介绍了针对超超临界机组控制系统的一些具体设计，同时对主控系统和燃水比控制系统进行了分析。
2.1 加快变负荷过程中各回路响应性
改善各回路的响应速度可以充分利用超超临界机组惯性和迟延相对较小的优点，较好地克服外扰时参数波动大的不利因素，满足机组的变负荷需求。
2.1.1采用负荷指令(MWD)作为锅炉侧能量需求信号：负荷指令最早反映负荷的变化需求，因此采用它作为锅炉侧的能量需求信号形成锅炉主指令的前馈信号能加快锅炉对负荷的响应；
2.1.2采用并行前馈控制：锅炉主指令并行为各子系统(如：给水控制、燃料量控制及送引风控制等)建立前馈设定值，改善锅炉对负荷指令变化的快速响应性；
2.1.3锅炉过程加速(BIR)控制：在负荷变化过程中，针对给水、燃料等对负荷变化的不同的响应时间，建立不同的超调信号(BIR) 用于对动态响应过程的校正，通过每个锅炉输入指令的过调(负荷上升时)和欠调(负荷下降时)作用，加速锅炉过程控制，改善主汽压力和温度的可控性。
加速超调信号BIR的设定原则：
（1）当小幅度加或减负荷时（目前设置为<20MW），无超调。用于防止煤量的过分波动，这在AGC方式下小幅度来回变负荷时尤其有用。
（2）超调的量与变负荷速率、实际负荷指令有关。变负荷速率越快，超调的量也越大；负荷指令越高，超调的量也越大（但加负荷接近煤量高限时、减负荷接近煤量低限时除外）。
（3）变负荷时的超调持续时间由负荷指令、目标负荷决定：当负荷指令（MWD）接近目标负荷时（目前设置为4MW），超调提前结束。
（4）当遇到加负荷后随即又减负荷的工况，则加负荷时的超调立刻快速结束，同时触发减负荷时的超调。反之亦然。
2.2 控制量间的匹配和平衡
控制量间的匹配和平衡是稳定运行的基础，更是机组变负荷过程中保持快速响应性的保证。
2.2.1主设备厂家提出了为数很多的与机组负荷、锅炉输入指令、汽水流程中一些点的压力相关的F(x)用于控制量间的静态匹配和平衡。同时，引入交叉限制、负荷闭锁等功能，强化控制量间匹配和平衡的控制。
（1）交叉限制回路的设计
除风燃交叉限制外，超超临界机组中还考虑燃水交叉限制。为防止锅炉过热负荷，交叉限制将不考虑使得燃料量上升的作用，因此燃水间交叉限制只考虑下列几项：
燃料量低－>给水量指令降低：防止主汽温下降；
燃料量高－>给水量指令升高：防止主汽温超温；
给水量低－>燃料量指令降低：防止主汽温超温；
所有的交叉限制（包括风燃间交叉限制）投入的允许条件是：
1）不在RB运行工况。因为锅炉输入量间的不平衡发生时，响应速度慢的锅炉输入量会通过交叉限制影响整个RB运行工况；
2）不在低负荷运行工况（非直流运行工况）。因为低负荷区有最低给水流量和最低风量的要求，锅炉输入量间没有了固定比率的关系。
下述措施将配合交叉限制，以保证交叉限制正确发挥作：
1）当发生给水流量要求燃料量指令升高的交叉限制作用时，将燃料量控制回路和给水量控制回路切至手动；
2）当燃料量与给水量间的交叉限制作用持续一定时间（2分钟）后，将锅炉主控切至手动，以稳定机组；
3）当风量与燃料量间交叉限制起作用时，将使调整风燃比的氧量积分控制器停止积分、保持原值，以防止控制超调。
4）交叉限制起作用时，应进行负荷闭锁。
5）为确保不会因交叉限制影响控制系统的响应性，在变负荷过程中将限制范围放宽，RB时将交叉限制去除。
（2）负荷闭锁功能的设计
超超临界机组特有的主要负荷闭锁功能有：
1）当燃料量与给水量或燃料量与风量之间的交叉限制起作用时，锅炉的稳定性由交叉限制实现，但此时也应进行负荷闭锁，从而闭锁未受交叉限制影响的控制系统，以免产生新的不平衡、不稳定。
2）当燃水比校正信号达到高限或低限时，应通过负荷闭锁防止燃料量与给水量之间的不匹配加剧。
3）省煤器在汽化边缘时应闭锁减负荷。
2.2.2在充分利用蓄能和加快控制回路响应性的同时，应考虑不同控制量动态响应的差异，防止被控参数动态偏差加大，所用的典型动态补偿环节是惯性环节F(t)和微分环节d/dt，典型的动态补偿作用有：
（1）对微过热汽温而言，给水流量的响应性要远快于燃料量的响应性，因此加负荷时首先应增加燃料量、提高燃烧率，以先满足炉膛蓄热量提高的需要，然后再增加给水量，同样，减负荷时，也应先减燃料量，再减少相应给水量。这就需要兼顾负荷响应的快速性和减小微过热汽温的波动，在燃料侧动态加速、给水侧可适当减缓。
（2）因汽温响应的时间常数长、实施上述措施受到负荷调整的限制，仍有可能变负荷期间微过热汽温波动大，如果对这种暂态汽温变化也校正的话，变负荷结束时，燃水比调节WFR将偏离正常值，会对汽温形成扰动，因此应对这样的动态不匹配予以忽略，将燃水比WFR的积分调节作用去除。
（3）燃煤滑压运行锅炉对直吹式磨煤机有较大的迟延，如果负荷控制时汽机和锅炉配合不好，会有很大的汽压和温度改变。如利用蓄热加快初始负荷响应时，会加大机炉间能量供需的不平衡，使调节过程波动加大，后续负荷调节过程延长。在负荷指令后加入LAG环节，在加快锅炉输入的同时，通过时间常数调整兼顾初始负荷的响应和后续调整过程的速度。
（4）滑压变负荷运行时，主汽压设定点由机组负荷生成，主汽压由改变锅炉输入进行控制，主汽压的改变将经历锅炉惯性时间常数的影响，为使锅炉主汽压控制不会因二者差别产生超调，主汽压设定点应加入反映锅炉惯性时间的LAG。同样，RB时主汽压设定点也应有LAG作用。
（5）对直吹式制粉系统，煤流量是给煤机皮带上给煤量的测量值，而进入炉膛燃烧的煤流量是磨制的后由一次风输送的煤粉，它们之间存在时间延时，为更好地控制主汽压和汽温，应对给煤量测量值进行LAG处理。
2.2.3在动态过程中和不同运行方式转换过程中，加入一些短时间变化的动态补偿量，以保持瞬变过程中变量间的质量和能量平衡和向有利工况发展。
（1）锅炉变压运行，如果主汽压快速变化，如RB发生时，将通过暂时增加给水流量，防止省煤器汽化的发生；
（2）湿态时，如果锅炉循环流量的快速下降，将有可能导致总给水量的下降到低于最低锅炉给水量，影响水冷壁的运行安全，因此在给水流量增加了检测分离器水位变化，加入相应的补偿到给水流量指令回路，以快速增加给水量补偿循环水量的变化。
（3）在正常运行时的燃料量指令基础上，根据机组启动方式（冷态、温态、热态等）的不同，加入相应的燃料量偏置。
（4）锅炉RB发生时，风量指令随之减小，为防止RB过程中风量过度减小，在此过程中暂时放慢风量指令减小速率。
（5）MFT复置后，通常以30%MCR的最低风量运行，当轻油燃烧器燃烧时要求较高的风燃比，应送入更多的风，因此将根据轻油燃烧器投运的数量提高最低风量。
（6）磨煤机启动时，磨煤机内将积累一定量的存煤，炉膛获得煤粉的迟延时间变长且呈渐变增长趋势，给煤机停止时，磨煤机内部的存粉继续向炉膛输送且呈渐变减小趋势，应在给煤量的基础上补偿这些测量误差，以免给锅炉压力和汽温控制造成大的扰动。
2.3 机组协调控制主控系统分析
2.3.1 协调控制主控系统
泰州电厂1000MW机组主设备厂家推荐的协调控制主控系统设计有4种运行方式，即CC、BF、BI（TF）、BM（TF）方式，并且在锅炉干湿态阶段都可以以任何一种方式运行，实际细分为8种运行方式。锅炉主控回路如下图所示，各运行方式及相应的投入条件如下：
湿态CC：
汽机主控TM：AUTO－MW控制
锅炉输入控制BID：AUTO－BID=MWD
给水量控制/燃料量控制/风量控制/炉膛压力控制：AUTO
燃水比控制WFR：AUTO或汽机旁路控制：AUTO－主汽压Pt控制
干态CC：
汽机主控TM：AUTO－MW控制
锅炉输入控制BID：AUTO－BID=MWD＋主汽压Pt控制
给水量控制/燃料量控制/风量控制/炉膛压力控制：AUTO
燃水比控制WFR：AUTO－水冷壁出口微过热温度控制
湿态BF：
汽机主控TM：MAN
锅炉输入控制BID：AUTO－BID=MW（MWD跟踪MW）给水量控制/燃料量控制/风量控制/炉膛压力控制：AUTO
燃水比控制WFR：AUTO或汽机旁路控制：AUTO－主汽压Pt控制
干态BF：
汽机主控TM：MAN
锅炉输入控制BID：AUTO－BID=MW＋主汽压Pt控制
给水量控制/燃料量控制/风量控制/炉膛压力控制：AUTO
燃水比控制WFR：无要求
湿态BI：
不在CC或BF方式
汽机主控TM：MAN或AUTO－主汽压Pt控制
锅炉输入控制BID：MAN
燃料量控制：AUTO
MWD=MW（跟踪）
干态BI：
不在CC或BF方式
汽机主控TM：MAN或AUTO－主汽压Pt控制
锅炉输入控制BID：MAN（RB时，跟随RB指令动作）
给水量控制：AUTO
MWD=MW（跟踪）
湿态BM：
未并网
或燃料量控制：MAN
汽机主控TM：MAN或AUTO－主汽压Pt控制
锅炉输入控制BID：MAN 且BID＝F(燃料量)
MWD＝MW（跟踪）
干态BM：
给水量控制：MAN
汽机主控TM：MAN或AUTO－主汽压Pt控制
锅炉输入控制BID：MAN 且BID＝F(给水量)
MWD＝MW（跟踪）
2.3.2协调控制主控系统分析
本项目协调主控系统的锅炉主控回路如下图所示，锅炉主控输出（锅炉输入指令）BID总领锅炉侧各控制系统，干态时负荷调整以给水量为基础，用燃料量调整燃水比。在工程实施过程中，对该主控系统分析和形成的看法如下：
（1）由于协调方式下锅炉侧主汽压控制在干湿态时的作用对象不同，干态时主汽压控制主要作用于给水量控制，而湿态时的控制与汽包炉相似、主汽压控制主要作用于燃料量控制，因此，干湿态时的主汽压控制器参数会有显著不同，需要分别设立主汽压控制器，并且这2个控制器分置在2处，干态时的主汽压控制在BID侧，而湿态时主汽压控制在WFR侧。这样做使系统显得复杂，但因为BID作为锅炉主控输出，是各子系统控制量间平衡匹配的总的依据，在湿态时BID将通过F(x)维持给水流量在25%的最低流量、同时维持其它控制量如风箱挡板等的稳定，如果将主汽压控制器设在BID侧，则可能会因主汽压控制器的校正作用，使得给水流量和其它控制量产生不期望的变动，这是湿态运行时所不期望的。如湿态运行时，给水流量增大，将引起省煤器入口温度下降，分离器水位升高，分离器疏水增加，造成热损失和补水损失。主汽压控制器放在WFR侧，则会使燃料控制只影响机组的升温升压过程，避免其它不利影响，保持湿态运行的稳定。
（2）尽管锅炉生产厂设计推荐了8种主控系统运行方式，试图大范围实现自动控制，但我们经过仿真试验和分析认为在煤种与设计煤种变化较大的情况下，不应推荐在湿态方式下投入CC或BF方式、尤其不推荐在干湿态过渡期间投入CC或BF方式，机组运行应以主控系统干态方式下投入自动为要求，原因如下：
a）干湿态时主汽压调节器分置在2处，在CC或BF方式下，从干态切换到湿态运行时会因BID侧主汽压控制器切除而使BID信号产生扰动，当煤种变化等扰动工况发生时，这种影响更甚。
b）锅炉主控输出BID是包括给水量和燃料量的各主要控制量的总控制量，本项目设计用燃料量校正燃水比，因此系统中有2处控制作用可以影响燃料量。湿态运行时，给水量维持在25%的最低流量、与燃料量无关，因此就存在在2处操作燃料量而保持总燃料量与机组运行状况匹配的可能，这样BID指令与MWD指令（跟踪MW）就会有可能产生较大偏差，当从湿态BI切换到方式湿态BF或湿态CC时，会产生扰动。
c）控制系统中以BID作为干湿态判定的主要依据，当机组运行在干湿态转换点附近时，从BM方式切至其它方式，会因BID与MWD（跟踪MW）信号的不一致，使BID信号产生跳变,从而引起控制系统在干湿态间多次转变，对控制过程形成扰动。
（3）在BF方式时，即使机组运行在滑压区间也不应投入滑压运行方式，而应以定压方式运行，因为此时MWD跟踪MW，BID＝MWD＋主汽压Pt控制，投入滑压运行方式会形成如下的正反馈回路：
加负荷要求－>汽机调门开大－>实发功率MW增加－>BID控制（MWD跟踪MW＋主汽压Pt控制），主汽压设定点增加－>主汽压Pt控制使BID增加－>锅炉输入（水、燃、风）增加－>实发功率MW增加。
（4）为充分发挥1000MW机组效率高的优点，机组将主要是滑压运行方式，常规设计是根据机组设定的某一典型工况给出滑压曲线，但汽机背压、主汽温等参数偏离该典型工况时，根据该滑压曲线运行，会出现调门节流或过早进入过负荷区而影响机组效率，因此应以汽机调门位置为根据修正机组滑压曲线、不以机组负荷、而以主汽压作为定、滑压转换的依据，主汽压设定点回路优化设计如下图：
（5）采用主蒸汽压力偏差校正机组实发功率，消除锅炉内扰对汽机侧的影响，防止汽机调门的超调并使机组更地快速控制负荷。
图5表示机组功率与调门（governor）开度的关系。由图5可知，在平衡点A处，在受到锅炉输入量的扰动影响时，若通过控制调门开度将机组功率保持在设定值，使其不受主蒸汽压力变动的影响，机组功率增加（主蒸汽压力上升所致），调门从A点向C点操作；因调门关小，主蒸汽压力又继续向D点方向上升，为将机组功率保持在设定值，继续向E点方向操作调门。这种反复操作调门的现象，一直持续到锅炉输入量减少为止，极不稳定。
为改善以上现象，实现锅炉－汽机协调控制，必须根据机组功率指令来决定调门开度，主蒸汽压力即使变化，调门开度也应控制为固定不变。即在反馈信号实发功率MW上进行主蒸汽压力的修正。
MW’= MW(1＋ΔP/TPD×k)
ΔP:主蒸汽压力偏差(TPD-PT)； TPD:主蒸汽压力设定值； k:修正系数。
由此，可以计算主蒸汽压力变动时机组功率的变化，能将实发功率的偏差修正到零，也能将调门稳定在一定位置。修正系数K在调试运行时根据主蒸汽压力的变化量和相应实发功率来决定。
2.4 锅炉燃水比控制分析
2.4.1燃水比参考信号选取
在超（超）临界机组中，通过燃水比才能长期维持过热汽温是人所共知的事实，在寻求快速、准确反映燃水比变化的信号中，人们从改善微过热汽温通道的动态特性出发，对处于水冷壁出口的微过热汽温或微过热蒸汽焓值给予了很大的关注，但实际应用中，应对该点的温度特性进行深入试验研究，必要时将表征燃水比变化的信号选择在顶棚过热器出口温度。如果垂直管屏水冷壁出口工质温度比较低，水冷壁出口温度tww=f(h，p)处于明显非线性区，放大系数随工质的参数变化而变化，不稳定，对于变压运行的超临界机组，此缺点尤为明显。而顶棚过热器出口工质微过热度可提高5℃以上，也提高了中间点温度作为煤水比调节和汽温调节的线性度，这样更有利于超超临界锅炉的变压运行，也降低了煤质变化导致的辐射一对流传热比例变化而引发的微过热汽温不稳定问题。
2.4.2二种燃水比调整手段的设计要点
由于超超临界直流锅炉燃料与给水之间的相互匹配关系，燃水比调整有以燃料为基础调整给水和以给水为基础调整燃料二种方式。从燃料或给水对于微过热汽温通道的动态特性看，由于直吹式制粉系统锅炉的特点，给水的响应性要远远快于燃料的响应性，从汽温控制的角度，采用调整给水量调整燃水比的方式更为有利。但另一方面，由于直流锅炉没有工质的中间储存缓冲环节，进入锅炉的给水量改变后，将快速、直接改变蒸汽流量而产生负荷变化，但毕竟这种负荷改变没有后续能量的支持，因此呈瞬态变化的特征。相反，燃料量的改变引起的负荷改变呈现出惯性和持续性，负荷变化相对平缓。因此，在分别用二种方式调整燃水比时，应扬其长、避其短。
调整给水调整燃水比：如前所述，通过改变给水量，可以较为快速有效调整燃水比、进而保证锅炉出口汽温，但同时也会快速、直接影响到锅炉出口蒸汽流量的变化，对机组负荷和主汽压的动态影响比较大，这种负荷和汽压的暂态偏差又会通过主控回路在影响到燃烧率和给水量控制，因此通过给水调节汽温的控制策略有导致机组稳定性变差的倾向。由于给水流量对负荷和汽压的影响呈明显的瞬变特性，最终负荷和汽压会回到原来的水平，因此可用解耦设计消除给水流量这一调节作用对燃烧率的影响，使负荷和汽压自动恢复，给水流量只对微过热汽温或微过热蒸汽焓值作用。解耦设计是将微过热汽温或焓值调节器的输出通过微分环节加到燃烧率的指令侧作为校正信号，用经过幅度和时间调整的微分信号消除主汽压调节器对燃料的要求，使燃烧率不变或少改变，达到给水侧对燃料侧的单向解耦的目的，最终使机组负荷、主汽压稳定性大大增加，微过热汽温或微过热蒸汽焓值调节质量明显提高。
调整燃料调整燃水比：用燃料量来调整燃水比，对机组负荷和主汽压的影响平缓，可以克服用给水量调整燃水比引发的对机组负荷和主汽压的快速瞬态影响，机组主要参数的稳定性大大提高，在近来超超临界机组燃水比控制系统设计中，国内外采用这一设计方法的越来越多。但因燃料量至微过热汽温或微过热蒸汽焓值通道的迟延和惯性远远大于给水量，设计中应考虑微过热汽温响应性差出现大偏差的情况，此时应充分利用给水量响应性快的特点，在给水量回路引进校正量，强制拉回汽温偏差，保证汽温和金属温度在规定的范围内。
2.4.3减温水流量控制
减温水流量控制：从下图超超临界直流锅炉的单管模型可以看出，减温喷水引自进入锅炉的总给水量，它的变化改变了减温喷水阀前后受热段工质流量的分配。
汽包炉机组中能够长期控制汽温的手段如减温喷水、燃烧器摆角在超超临界机组中的作用已完全不同。上图所示为不同减温喷水量对直流炉各区段工质温度的影响。减温喷水量改变了这些中间区段的热量/水量比值，因而区段内工质温度发生相应变化。但不管减温喷水量如何变化，只要进入锅炉的总给水量未改变，燃水比未改变，稳态时锅炉出口过热汽温也不会改变。在超超临界机组中减温喷水量与稳态时锅炉出口过热汽温成为无关的，在动态调节过程结束后，减温喷水量可以因调节过程的响应性不同而随机运行在任意大小的量。显然，这给减温喷水量参与持续温度调节带来很大困难，保持各级减温喷水量在适当大小对于超超临界直流炉机组十分重要。
另一方面，超超临界锅炉的汽温调节不宜采用大量喷水的减温方式，因为减温水量增加时，喷水点前的受热面，尤其是水冷壁的工质流量必然减小，使水冷壁中工质温度升高，其结果不仅加大了汽温调节幅度，而且可能导致水冷壁和喷水点前的受热面超温。
由于减温水量与微过热汽温的相关性，在实际控制系统设计中，常常设计有在燃水比校正信号达到高限或低限时，用减温水量调整反向参与水冷壁出口温度控制和保护的功能。
保证减温水流量在适当大小控制方案如下，方案一由保证各级减温器入出口温差达到控制减温水流量的目的，方案二则是直接控制各级减温水流量。只有减温水流量受控，微过热汽温的控制才能真正锅炉的燃水比。
三、1000MW超超临界机组锅炉主保护设计
超超临界机组均采用高参数、大容量的直流炉，其安全性至关重要，锅炉的主保护也就成了安全生产的重中之重。这里总结了国电泰州和国电北仑电厂两个1000MW超超临界项目对锅炉主保护的要求及其特点。
主燃料跳闸是FSSS最重要的部分。当锅炉发生某些危险情况时，将从软硬两个方面将进入炉膛的燃料全部切断。“软”的方面指通过逻辑使相关燃料设备停运。“硬”的方面指用MFT跳闸继电器的触点，并或串在设备驱动回路中，停止这些设备。
3.1 1000MW超超临界机组锅炉MFT条件
通过对1000MW超超临界机组锅炉MFT条件进行汇总和分类，其主要MFT条件如下：
机炉联锁引发MFT
汽机跳闸；
风系统失去平衡
送风机全停；
引风机全停；
空预器全停；
炉膛负压高高；
炉膛负压低低；
风量小；
失去火检冷却风；
燃料失去平衡或燃烧工况不稳定；
全燃料丧失；
全炉膛灭火；
临界火焰丧失；
水系统失去平衡
给水泵跳闸；
省煤器入口流量低低；
过热蒸汽和再热蒸汽通道异常
再热器保护丧失；
一级过热器出口联箱出口温度高高；
锅炉出口主蒸汽压力高；
其他；
操作员手动MFT；
FSSS电源失去。
3.2 部分MFT条件分析
（1）机炉联锁引发MFT
在机组无FCB功能的情况下，汽机跳闸时锅炉是否MFT，与旁路容量有很大关系。若负荷>（旁路容量－5%），汽机跳闸，锅炉MFT；若负荷<（旁路容量－5%），汽机跳闸延时4S，若旁路无效（任一个旁路阀仍处在关闭位），锅炉MFT。
正常运行过程中，汽机跳闸；汽机停运，锅炉启动时，蒸汽走旁路，若旁路因为某种原因关闭，触发MFT。
此条件动作时应发脉冲。由于在炉膛吹扫及锅炉启动前，需要“不存在任何跳闸条件”，因此在锅炉启动前仍存在的MFT条件，应该使用脉冲，避免闭锁锅炉启动。这样的条件主要有3个（汽机跳闸，全燃料丧失，全炉膛灭火）。
（2）风系统失去平衡
正常情况下，MFT后，送、引风机、空预器保持原来状态，即至少有一台送风机、一台引风机、一台空预器在运行。送、引风机、空预器相关挡板（一般包括送风机的出口挡板及动叶，引风机的出、入口挡板及静叶，空预器入口挡板、出口二次风挡板）动作原则：运行设备的相关挡板打开，停运设备的相关挡板关闭（另一台运行的情况下）。
在MFT后，如果炉膛压力高或低到某一定值（此定值比MFT条件的炉膛压力定值更偏离正常值），为了保护炉膛，避免由于炉膛压力超过锅炉的承受能力引起的内爆或外爆，需要停止送风机或引风机。停止的原则：炉膛压力高到某一定值，延时2秒联锁停送风机，但不停引风机，运行员可以利用引风机使炉膛压力尽快恢复正常，而不是只依靠自然通风。炉膛压力低到某一定值，延时2秒，联锁停送、引风机，使炉膛压力不再继续低，等待自然通风使炉膛压力恢复正常。
当两台空预器停运或两台送风机停运或两台引风机停运造成的MFT；或者在MFT后， 由于炉膛压力高到某个定值或低到某个定值，造成两台送风机停运或两台引风机停运。炉膛要求通风。对于两侧的电机均停运，此时就应该将其挡板全部打开。
在MFT后，为了最大限度地通风，对于其他风道挡板（例如所有风箱入口调节档板、OFA风档板、AA风档板、其它二次风档板、再热烟气档板、过热烟气档板），应全开或开到一定开度，具体开度应参照锅炉厂资料。
（3）燃料失去平衡或燃烧工况不稳定
1）全燃料丧失
对于直吹式制粉系统，在有燃烧记忆(任一油层投运，或任一煤层投运)的情况下：（所有角阀关闭或燃油供油速断阀关闭）且（所有给煤机全停或所有磨煤机全停）(脉冲)。此条件也是为防止燃料聚积而设立的。
关于“有燃烧记忆”的分析说明如下：
a)“全燃料丧失”中的“燃烧记忆”，应用“R-S触发器”的形式，而不是简单的“与或非门”；“有燃烧记忆”应该用油层或煤层的投运信号相“或”触发（置位端）。
每一层的“投运信号”如下：
油层投运：同一层的四支油枪至少有3支投运（每层配置4支油枪）；同一层的六支油枪至少有4支投运（每层配置6支油枪）。
煤层投运：同一层的四支煤粉燃烧器至少有3支投运（每层配置4支煤粉燃烧器）；同一层的六支煤粉燃烧器至少有4支投运（每层配置6支煤粉燃烧器）。
对于每排有5只燃烧器的前后墙对冲式锅炉一般做法是5取4。
b)以前做“有燃烧记忆”，是用“有任意油层投运”触发；而有了等离子点火以后， “有燃烧记忆”采用“任一油层投运，或任一煤层投运”触发。
c)“有燃烧记忆”是用“有任意油层运行”触发（有等离子点火时加入“有煤层投运”触发），而不是用其他条件触发。
下面列举了一些用别的条件触发“有燃烧记忆”的情况，并作一些分析：
“任一油阀开，或任一台一次风机运行且任一台磨煤机和给煤机运行”触发“有燃烧记忆”：此定义为“燃料记忆”，而不是“燃烧记忆”，“燃烧”是要有“火检”信号在内的。
“任一油角投运（油阀开，并检测到火检）”触发“有燃烧记忆”，严格来说这种定义没有问题，但在实际应用中，会导致：“当一只油燃烧器投运，而后又由于某种原因熄灭后，产生MFT”。这样会很浪费时间（每次MFT后会进行至少5分钟的吹扫）。这种情况逐渐被“4次点火失败产生MFT”所代替。从安全角度讲，在试运行过程中，一只油燃烧器投运又熄灭，一般不会导致危险性的燃料聚积。
无“有燃烧记忆”判断，仅在整个“全燃料丧失”逻辑后加入脉冲。这样做也会导致：一只油燃烧器投运又熄灭触发MFT，因此建议不采用这种方式。
无“有燃烧记忆”判断，为“全燃料丧失”加入投切按钮。这样做违反了《火力发电厂煤和制粉系统设计技术规程》相关规定，也不安全，应避免用这种方法。
d) “有燃烧记忆”的“复位端”，应该用“MFT”已跳闸信号发脉冲。这样可以在MFT发生后及点火之前复位此条件，不会闭锁锅炉启动。也有的工程采用“吹扫完成”来复位，这样容易造成闭锁锅炉启动。
条件中加入“有燃烧记忆”的作用是，在“记忆”范围外，燃料消失，并不MFT。这样就避免了不必要的MFT跳闸及吹扫。
2）全炉膛灭火：
在有燃烧记忆(任一油层投运，或任一煤层投运)的情况下，失去所有层火焰(脉冲)。此条件也是为防止燃料聚积而设立的。
关于“失去所有层火焰”：逻辑为每层煤燃烧器4个中至少有3个无火；（6个中至少有4个无火）作为本层燃烧器无火；所有层燃烧器无火相与作为“失去所有层火焰”；“燃烧器无火”的定义：该燃烧器火检有火取非，或该燃烧器火检故障。
“层燃烧器无火”采用4取3的必要性：降低了拒动的可能性，使保护作用更强。从工艺的角度看，其误动的可能性也不大，因为当该层燃烧器3取4灭火后，也会引起该层的制粉系统跳闸，这与每层燃烧器4取4灭火的结果是一样的。当所有制粉系统跳闸后，也会触发MFT。为了保证MFT的及时性与抗拒动性，故“层燃烧器无火”采用4取3逻辑。
有个别资料建议“层燃烧器无火”的定义，除了使用“火检无火4取3”之外还要“或”上“该层燃料丧失（油角用角阀关4取3，煤层用给煤机停）”，但这样会导致与“全燃料丧失”逻辑的交叉，因此不建议这种做法。
特别注意：泄漏试验和炉膛吹扫的允许条件中也有“所有火检信号无火”，这是用所有火检无火信号相与。若“全炉膛灭火”的“层火焰失去”采用4取3逻辑的话，就与泄漏试验和炉膛吹扫的允许条件中的“所有火检信号无火”不是同一个点。
（4）过热蒸汽和再热蒸汽通道异常
1）再热器保护丧失
在总燃料量大于25%，机组未并网的情况下，高旁阀门关闭且（左高压主汽门关闭或左侧两个高压调门关闭，且右高压主汽门关闭或右侧两个高压调门关闭）延时一段时间（10秒钟），或低旁阀门均关闭且（左中压主汽门关闭或左侧两个中压调门关闭，且右中压主汽门关闭或右侧两个中压调门关闭）延时一段时间（10秒钟）。
在定义中的第一种情况：会使蒸汽无法进入“再热器”而使“再热器”干烧；第二种情况会使“再热器”中的蒸汽无法流出再热器，也会使“再热器”干烧；为避免这两种情况，此时需要MFT。
2）一级过热器出口联箱出口温度高高或锅炉出口主蒸汽压力高
上述条件成立时，会对锅炉金属材料造成大的损伤，尤其对于超超临界锅炉，温度、压力参数高，超出允许范围对锅炉寿命损害极大，因此锅炉保护将蒸汽温度和压力保护纳入。
（5）操作员手动MFT
此信号来自于盘台上操作员按下的按钮。为防误动，目前通常的做法是两个按钮必须同时按下才动作，即两按钮是串联的关系。但这样做存在拒动的危险，我们在工程中进行了改进，具体做法是：每个按钮采用两副接点，每个按钮的两副接点先并联，然后两按钮再串联，这样就既防误动又防拒动。
（6）MFT跳闸柜设计原则
① 采用双套电源供电。
② 保护动作指令回路采用双套设计。
③ 硬跳回路采用双套设计。
④ 锅炉保护跳闸动作指令设计成3个指令三取二方式，3个动作指令分别从不同DO卡件输出。
⑤ 两个手打按钮接点先并后串，大大提高按钮动作的可靠性。
⑥ 跳闸条件尽可能按三取二逻辑设计，且相关IO点从不同卡件输入。
⑦ 加强电源监视。对给硬继电器逻辑供电的两套直流电源在切换前和切换后均进行监视，切换后电源的监视点安排在末端。
⑧ 严格根据锅炉防爆规程的要求，凡是直接危急到炉膛安全的设备，全部纳入硬跳设备清单，对于超超临界锅炉，油阀和点火枪都应纳入硬跳设备范围。
四、国电智深EDPF-NT+系统的技术发展
EDPF-NT+分散控制系统是北京国电智深控制技术有限公司专门针对600MW及以上大型发电机组的应用需求开发的新一代控制系统。
4.1 EDPF-NT+主要有以下特点
4.1.1图形化的工程管理器和控制组态工具
工程管理与图形组态工具融合，形成简单易用的工作环境，极大地方便了系统级的组态与管理。
集成工程管理环境，将控制系统工程的核心工作集成在一个应用平台下展开：创建工程，建立域，创建节点、数据库、逻辑图、过程画面等。集成工程管理环境类似于软件开发的IDE（集成开发环境），将核心工作集成在统一界面下。在这里，可以完成系统的整体规划、DPU卡件分配、I/O点的分配和建立、批量导入导出、图形组态、编译下载、仿真调试。
全自由格式的、SAMA风格的、图形化的控制组态软件，达到了国际上主流DCS的同等水平。
4.1.2支持多域的网络通讯环境
基于TCP/IP协议的DCS通讯系统，称之为“分布式计算环境”。采用全面向对象的方法设计与实现。不仅在Windows平台和Linux平台间100%可移植，将来还可以平滑地过渡到IPv6。采用多域的通讯管理方式，可以工作于任意的网络拓扑结构之上，能够满足当前以及未来各类工程应用的要求。
1）域之间三种隔离方式
a．使用三层交换机
b．使用ACL
c．使用专门的安全隔离装置
2）双网的多种工作方式
a．A、B网完全隔离
b．A、B网单点相连
c．A、B网多点相连
d．拓扑结构可以采用环网或普通树形
4.1.3高效可靠的控制器软件
DPU采用实时Linux内核。DPU软件全部采用C/C++编程，在Windows平台和Linux平台间100%可移植。在新的架构下，DPU系统软件和算法模块是分离的，可以各自独立升级，可以在线添加新算法。简化了系统升级手续，增加了DCS系统配置的灵活性，也为进一步开发专用控制装置奠定了基础。
4.1.4新的历史和报表程序
历史站采用二进制压缩和例外报告存储方式，性能优越、工作稳定、数据检索速度快。通过“卷”管理功能，借助外部存储介质，可以长期保存历史数据并提供快速查询。
报表站可生成定期、单次和条件触发的报表，采用Excel制作报表模板，易学易用。报表程序从历史站请求数据，得到瞬时值或平均值、最大值、最小值等统计数据。使用报表管理器管理报表，后台程序自动生成和打印报表。
4.1.5人机界面软件中包含一系列新功能
更加稳定可靠的过程画面显示
画面增加闪烁功能
全新的光字牌程序
4.2 结合科技部863重点项目，国电智深公司正在对NT+进行进一步的提高和完善。主要包括:
4.2.1 一体化平台
一体化平台是指实现控制、仿真、运行优化等功能的统一的软硬件运行环境。
目前国内火力发电厂综合自动化系统采用的体系结构都是不同厂家的系统通过通讯接口连为一个整体，由于各功能系统软硬件环境差异大，数据库生成、画面组态等工作需要重复进行，工作量较大。
在一体化平台的体系结构中引入域的概念，构成按功能既分工又协作的系统。DCS、SIS和SIM各功能系统采用统一的软硬件运行环境，系统结构简化，安全可靠性提高。采用统一的通讯协议避免了通讯接口问题；采用统一的数据信息描述方法保证了数据信息流的一致；采用统一的核心工程师组态软件和工程管理工具，数据库和画面只需生成一次，显示画面完全一致，大大降低工程实施和系统维护的工作量。
4.2.2一体化平台的技术基础（DCE、DROP、APP三层结构）
（1）分层的网络结构
系统采用分层的网络结构，共分为三层，分别为现场I/O层、EIO层、管控网MCN层。MCN层逻辑上划分为多个“域”。域之间可以通过全双工交换机直接互联，也可利用VLAN技术或自主研发的专用的安全隔离装置进行安全隔离。
（2）统一的设备描述信息
使用统一的方法描述DCS、SIS、SIM三个系统所需信息，公用信息只需描述一次。同一设备的信息在各系统都能够使用。
（3）一致的软件核心
软件的核心是Drop模块。Drop是抽象的概念，代表一个MCN节点的核心功能，它负责维护来自本节点和远程的各种数据。见图9。
在Drop的基础上配置软件包，一个“节点”就实化为具有一个或多个功能的功能站。在Drop层面上，不论DCS的DPU，操作员站，SIS的计算站，还是仿真机的服务器，所有站是对等的，因此系统结构是扁平化的。通讯不依赖于服务器，网络是无服务器的。
实现具体功能的功能模块只与Drop交互，Drop只与DCE（分布式计算环境）交互。DCE提供了数据、指令等信息的传输机制，对于DCS、SIS、SIM都适用。DCE处理的信息在所有系统上都能够识别和处理。Drop与DCE作为成套控制系统软件系统的核心，使多系统一体化成为可能。
（4）一致的软件平台
基于TCP/IP协议的DCE采用全面向对象的方法进行设计与实现，考虑通讯系统的可移植性，满足当前以及未来各类工程应用的要求。各系统软件平台通讯核心都基于这个模块。
实现适用于各系统的核心工程师组态软件和工程管理工具，各系统在近似的环境内组态。
实现适用于各系统的操作和调试环境，如DCS和SIM的画面显示程序相同，调试程序相同。
4.2.3管控网MCN
该网络是运用多域技术进行管理的工业实时以太网。DPU、操作员站、历史站、工程师站等接入MCN构成控制域，SIS和SIM等增值网也是MCN的域，通过可选的安全隔离装置进行安全隔离，DCS和SIS、SIM之间通过MCN进行直接的数据信息交换,不存在系统间通讯协议转换问题。
4.2.4底层控制网EIO
EIO是国电智深开发的工业实时以太网网络和协议，该协议兼容HSE、EPA等工业以太网协议。纯数字的现场总线信息和传统I/O信号通过各自的协议转换模件转换为EIO信息。EIO网络上可以接入一个或多个控制器，组成一个分布式控制单元（DPU）。当接入远程I/O时，协议转换模件可放到就地I/O柜中。
A.传统卡件通过下一代的带有以太网接口的IOBUS卡，与现场总线段同等接入EIO
B.现场总线段，通过协议转换器，接入EIO
C.EIO既可以运行在独立的物理网段上，也可以与MCN共用一个物理网络
4.2.5控制组态和人机界面同时支持WINDOWS和LINUX平台。
既可以选择方便熟悉的windows环境，也可以选择安全高效的linux环境。
4.2.6实时操作系统
DPU操作系统采用改进的实时Linux，为了更好地满足百万千瓦超超临界机组对控制器容量和性能的进一步要求，将在以下几个方面做进一步的研究和改进：
（1）时钟粒度进一步细化
时钟中断的间隔是决定实时任务能否被及时响应的一个重要因素。标准Linux的时钟粒度粗糙，不能满足实时应用的需要，研究将周期性的时钟中断改为非周期性的时钟中断以及与标准Linux核心时钟并行运行的具有精密刻度的实时核心时钟处理系统等方法。在不影响稳定性的前提下，提高系统效率。
（2）调度策略进一步优化
研究基于优先级、时间和资源的任务调度策略，进一步优化现场设备I/O、控制算法、网络I/O等任务的协调执行，提高系统的快速响应能力。
（3）研究强制二元信号量的互斥锁机制、中断处理线程化、可抢占内核等其他技术，提高任务执行效率
高度强调控制器软件的可移植性，在自主研究实时Linux系统的同时，兼容成熟的国内外实时操作系统。
4.2.7现场总线接口
（1）DCS和现场总线的无缝集成技术研究
通过协议转换模件把多种现场总线设备直接接入DCS的控制器，参与实时控制策略，同时能够把部分控制功能分配到现场总线设备中。
在DCS控制器中提供一条管理信息的透明通道，使得设备管理站可以跨越控制器对现场总线设备进行管理，运用DCS组态软件统一对测点和控制逻辑进行组态，实现无缝集成功能。
（2）多种现场总线协议转换模件研发
在自主知识产权的现场总线通信协议软硬件技术基础上，研究多种现场总线与EIO总线之间的协议转换技术，开发相应的具有冗余功能的现场总线协议转换卡，在DCS系统中实现与符合FF、PROFIBUS、EPA和HART协议的智能仪表的无缝集成。
（3）基于现场总线智能和非智能设备综合管理软件的研究
研究EDDL，开发一种现场总线智能设备综合管理软件，以同样的用户界面和方式管理多种现场总线智能仪表和常规仪表。
4.2.8控制组态通过基于XML的标准控制语言，实现组态、编译过程的分离
通过组态与编译功能的分离，控制组态既可以在集成组态环境中人机交互式地进行，也可以按照脚本，自动在后台批量自动完成。方便地实现工程间以及工程内的批量拷贝与修改。
4.2.9兼容国际标准
通过基于XML的标准控制语言和专门定制的编译器，可以方便地兼容IEC1131的五种组态方式。
4.2.10开发容错控制技术
通过系统检测和故障诊断等措施，预先发现设备隐患，采取系统冗余和容错控制技术等主动性保护措施，自动限制故障范围、改变控制策略与控制系统结构，使系统仍能继续工作，为提高大型火电机组的控制和保护水平提供有力的技术支持。
五、结语
近年来，北京国电智深控制技术有限公司围绕超（超）临界机组的控制、保护策略和超大型分散控制系统的自主化研发开展了比较全面而深入的研究，取得了一系列的成果。同时，我们也清醒地看到，在这一领域还存在着不少值得我们进一步研究和探索的问题。
5.1对超（超）临界机组的热力学特性、运行方式的深入研究
由于超（超）临界机组采用的直流锅炉工质在汽水流程上一次性通过的特性，被控对象的各变量间耦合关系复杂，构成三输入三输出系统。由于蓄热量显著减小，蓄热能力仅为汽包炉的1/4-1/3，且机组蓄热能力与汽压呈反比关系，即汽压越高、蓄热能力越小，控制策略应克服蓄热能力小带来的不利影响而发挥其有利因素。同时，由于机组主要采用滑压运行方式，控制策略应如何适应大范围滑压运行的要求，什么样的协调控制系统方式（炉跟机协调还是机跟炉协调）更适合。
在实际运行中，往往还存在燃用煤种变化、大负荷变化过程中的磨煤机启停、磨煤机检修备用带来的倒磨等问题。控制系统如何进行补偿和修正。
5.2加强超（超）临界机组控制特性的试验研究
由于国内超（超）临界机组机组投运的时间均较短，对机组的控制特性还缺乏更多的实际运行和动态特性数据，这已经成为制约控制系统设计和优化的一个重要因素。有必要尽快针对典型超（超）临界机组开展这方面的试验和分析研究。
5.3进一步实现超（超）临界机组控制系统标准化设计
随着第一批超（超）机组的投运，国电智深公司已经熟悉和掌握了国内引进的不同类型超（超）临界机组和不同机炉匹配下的控制系统的基本控制策略，我们也看到，很多国外主机制造厂商提供的控制策略也各有其特点，但大部分都不是采用DCS实现的方案。如何针对国内实际情况和目前DCS的技术水平，有针对性开展标准化设计，以更好地满足电厂运行监控的需要，保障在机组基建调试工期较为紧张的情况下控制策略设计的完整性，更好地实现包括APS、FCB在内的更高一级的自动和保护功能。
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