火电厂智能控制系统体系架构及关键技术

高耀岿，王 林，高海东，周俊波，昌 鹏，侯玉婷，李 华，郭彦君

（1.西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710054； 2.华能秦煤瑞金发电有限责任公司，江西 赣州 341100）

现阶段，能源短缺、环境污染、气候变化是人类面临的共同难题，新能源替代与传统能源转型是解决未来能源供应的有效途径[1-2]。2021年3月，“十四五”规划纲要中明确要求建设智慧能源体系，即“推动煤矿、油气田、电厂等智能化升级，开展用能信息广泛采集、能效在线分析，实现源网荷储互动、多能协同互补、用能需求智能调控”[3]。

能源工控系统是实现我国“十四五”规划智慧能源目标的重要基础。经过数十年的发展，我国能源工控系统已日益成熟，成功打破了国际垄断地位[4]。然而，现阶段的能源工控系统还无法满足“十四五”规划对智慧能源的建设要求。为此，“十四五”规划针对智能制造，明确要求“重点研制分散式控制系统、可编程逻辑控制器、数据采集和视频监控系统等工业控制装备，突破先进控制器”，能源工控系统的智能化是实现这一目标的关键。

2017年，华北电力大学刘吉臻院士指出火电厂的智能化应由安全可靠性和应用功能相统一的智能控制系统（intelligent control system，ICS）和智能服务系统（intelligent service system，ISS）来实现，并表明ICS应具有自趋优、自学习、自恢复、自适应、自组织的特征[5]。截至目前，国内各大企业和科研单位已针对ICS展开了广泛的研究，研究内容涉及体系结构[6-7]、功能架构[8]、关键技术[8-10]等多个方面。然而，这些研究内容是零散的、非系统化的，尤其在功能架构和关键技术方面，各应用功能模块间是孤立的，相互关联性不强，信息流动过程不明确，并缺乏有效的协作机制。甚至部分论文将管理内容涵盖进来，大量堆叠“云、大、物、移、智”的概念，造成ICS和ISS界限模糊不清，严重影响了ICS的健康发展。

本文从火电厂的实际应用需求出发，基于ICS应用功能对数据、算法、算力的要求，在分散控制系统（distributed control system，DCS）的基础上，拓展了ICS的硬件及网络；基于应用功能的根本目标、连接关系以及信息流动过程，提出了ICS的功能架构；在该功能架构下，细化了火电厂智能控制系统的关键技术，为火电厂智能控制系统建设提供依据。

1 智能控制系统的体系架构

1.1 硬件及网络架构

图1为火电厂ICS的硬件及网络架构。由图1可见，ICS包含了DCS已有的硬件和网络系统，如I/O模件、控制器（DPU）、人-机交互站（MMI）、I/O级通信网络、控制级通信网络等。同时拓展了智能传感器、智能控制器、高性能服务器（包括智能计算服务器、数据库服务器、智能分析服务器）、智慧人-机接口、大数据交互网络等，以满足ICS对关键参数测量、智能化控制、复杂计算、海量数据存取、大数据分析、人工智能训练学习、大数据高速交互的需求。

图1 火电厂ICS的硬件及网络架构 Fig.1 System architecture of ICS in thermal power plant

智能传感器一般由传感器子系统、数据处理子系统、人机接口、通信接口、电输出子系统、电源单元等构成[11]。它除了具有普通传感器的测量功能外，还具有一些附加功能，如组态，调整和整定，自测试、诊断、环境监测，外部过程控制，趋势记录和数据存储等。同时还具有高可靠性，能够适应电站煤厂、炉膛、烟道等复杂恶劣运行环境，为ICS提供准确、有效的数据来源。

智能控制器一般由微处理器、存储器、输入/输入接口、通信接口、控制功能模块和显示功能模块以及运行在这些硬件平台上的系统软件和应用软件组成[12]。与传统控制器相比，在硬件方面，应采用16位及以上处理器，宜配备四核高性能工业处理器，主频在1 GHz以上，内存容量在1 024 MB以上，文件存储容量应在512 MB以上；在软件方面，应开发并封装参数软测量、信号处理、智能控制等算法模块，以满足复杂热力过程控制要求。

服务器一般由处理器、存储设备、网络连接设备及运行在这些硬件平台上的系统软件、数据库、应用软件构成。服务器的CPU、GPU、存储等应根据实际需求定制化设计。高性能服务器的配置要求见表1。智能计算服务器应注重对顺序算力的要求，数据库服务器应注重对存储容量、存取速率的要求，智能分析服务器除注重顺序算力要求外，还应注重并行算力要求，以满足人工智能算法训练、学习的基本需求。

表1 高性能服务器的配置要求 Tab.1 Configuration requirements of high-performance servers

智慧人-机接口除了包括显示器、鼠标、键盘等传统交互方式外，还应支持语音、触屏等新型交互方式，语音输入能够识别火电厂专有名词，支持唤醒、反馈、确认的功能；触屏输入需关联振动触感，并带确认功能。智慧人-机接口的交互内容应基于人机工效设计，既关注关键工艺过程参数的直接展示，也注重性能评估和统计分析的间接展示，让运行人员通过有限的数据交互快速掌控机组全局性能和状态。

大数据交互网应独立于控制级通信网络，专用于高性能服务器间海量实时/历史数据交互，ICS进行大数据分析时，应使用独立的大数据交互网络，不影响控制级通信网络的通信。大数据交互网络和控制级通信网络均位于安全可靠性一区，应具有相同的信息安全等级。网络速率应满足大数据分析系统对实时性和通信负荷率的要求。

1.2 功能架构

智能控制系统的功能架构自下而上包含：先进检测、智能控制、自主决策、智慧交互（图2）。

图2 火电厂ICS的功能架构 Fig.2 Functional architecture of ICS in thermal power plant

由图2可见：先进检测主要以智能传感器为载体，利用微波、激光、红外、静电、声波、电容、电荷以及软计算、信息融合等技术，实现传统难测参数的在线准确测量和上传，以提高工艺过程的能观性。智能传感器应涉及煤质（煤水分、煤质元素、成分）、煤粉流（质量浓度、细度、流速）、炉内工况（温度场、烟气组分）、锅炉烟气（飞灰含碳量、氨逃逸、烟气组分）、油液（黏度、水分、磨粒质量浓度、清洁度、电导率、介电常数）、设备振动等；参数软测量应包含锅炉蓄热系数、煤质热值、原煤水分、烟气氧量、炉内结焦、空气预热器（空预器）堵塞、蒸汽流量、低压缸排汽焓及干度等，为保障锅炉安全稳定运行，提升控制系统品质，减少能耗、物耗奠定重要基础。

智能控制主要以智能控制器为载体，处理实时性要求高，但计算量不大的复杂控制问题，以提高工艺过程参数的可达性。具体借助智能控制器高度开放的应用开发环境，系统化、标准化地封装预测控制、模糊控制、内模控制、史密斯预估控制及跟踪微分、卡尔曼滤波、状态观测、相位补偿、步序控制等算法模块，与传统模块采用统一的组态调试环境和冗余机制。通过模块组态设计，实现核心子系统（磨煤机、水泵、干湿态）的高度自动化控制（自动启停、自动并退、自动转换），降低运行人员劳动强度；实现协调、汽温、环保等模拟量控制关键技术突破及过程参数压线运行，提高机组运行的稳定性、经济性和快速性。

自主决策主要以智能计算服务器为载体，应能够处理计算量大但实时性要求不高的复杂优化问题，以实现机组最优状态运行。通过开发智能计算引擎，封装优化模型和优化算法，设计优化策略来实现。优化模型应能够根据实际输入数据，在线计算机组运行性能；优化算法可采用遗传算法、粒子群算法、模拟退火算法、动态规划算法、梯度下降算法等，按既定优化目标遍历和寻优，获得不同负荷工况下的最佳运行方式和最优参数定值。优化模型应支持模型在线更新，优化算法应支持参数自适应调整。此外，还应支持基于工况分析的自主决策，通过历史工况检索匹配和性能比较，直接给出最优运行方式和最优参数定值。

智慧交互主要以数据库服务器、智能分析服务器、智慧人-机接口为载体，应能够处理巨大规模历史数据的统计分析、人工智能训练学习问题，通过数据中间分析处理、指标的透明化，提高人机交互效率，便于运行人员快速掌握机组的安全稳定性、经济环保性和灵活机动性。安全稳定性指标应包括控制品质评估、执行机构性能评估、设备健康度评估、受热面状态评估等；经济环保性指标应包括性能计算与耗差分析、污染脱除性能评估等；灵活机动性指标应包括自动发电控制（AGC）、一次调频的“两个细则”指标。人工智能算法主要用于学习不同运行人员的习惯和偏好，从而逐步代替运行人员完成智慧交互。

2 智能控制系统的关键技术

2.1 先进检测

2.1.1 先进在线监测

1）煤质在线检测可采用激光诱导穿光谱技术检测煤质元素，通过脉冲激光瞬间灼烧煤样，使其局部电离，形成等离子体，通过处理离子体膨胀和冷却过程中的辐射光谱，实现煤质元素的定量分析，宜安装在输煤或给煤机皮带上，与实时运行控制关联，检测频率应不低于3 min/次；可采用次红外线法检测煤质成分，利用煤炭对不同次红外线频段的吸收性差异，快速检测煤炭的发热量、水分、灰分、挥发分、固定碳、含硫量；可采用微波法检测煤水分，利用煤水分与微波信号衰减和相移之间的关系，建立数学模型，在线计算煤水分，并根据煤层厚度、堆密度、煤层形状等对检测结果进行补偿校正；可采用火焰脉动特征和光谱特征识别煤种，每层燃烧器配置1套采集装置，获得燃烧器对应的煤质信息，支撑锅炉燃烧优化调整。

2）煤粉流在线检测可采用超声波法检测煤粉质量浓度，利用超声波在风粉两相介质中的吸收、散射效应，建立衰减系数与煤粉体积分数间的关系模型，实现煤粉质量浓度在线检测；可采用微波法检测煤粉质量浓度，利用介电常数和磁导率随煤粉质量浓度变化的原理，测量管道内微波振幅衰减情况，实现煤粉质量浓度在线检测；可采用电容法检测煤粉质量浓度，利用电容板间绝缘系数随固体质量浓度变化的原理，实现煤粉质量浓度在线检测；可采用电荷法检测煤粉质量浓度，由于煤粉粒子之间碰撞、摩擦、分离等，使得煤粉粒子带有电荷，利用煤粉质量浓度随金属电极上感应电荷量变化的原理，实现煤粉质量浓度在线检测；可采用声学法检测煤粉流速和质量浓度，通过检测煤粉流扰动产生的气动声音，分析声谱，实现煤粉流速在线检测，宜安装在磨煤机出口或燃烧器管道上，辅助煤粉流量调平；可采用电荷法检测煤粉细度，利用弯管处煤粉分层现象，即粗颗粒甩至外侧，细颗粒停留在内侧，通过在弯管内外侧安装电荷检测探头，实现煤粉细度在线检测。

3）炉内工况在线检测可采用光学辐射法检测炉内温度，在炉膛内安装多个火焰图像检测探头，多角度、全方位的摄取炉内瞬时火焰图像，借助光学理论、计算机图像处理、三维重建等技术，建立火焰图像携带的辐射能水平与炉内燃烧温度分布之间的数学模型，重构炉内三维温度场；可采用声学法检测炉内温度，利用声波在介质中传播速度与介质温度间的函数关系，实现炉内燃烧温度测量，宜在炉内实施声学收发装置的网格化布置，重建二维平面温度分布图，并给出火焰偏心系数；可采用激光法检测炉内温度和组分分布，利用激光穿过炉膛介质选择性吸收及衰减特性，实现检测路径上介质组分和温度的测量，宜采用网格形式布置多条路径，重建炉内组分与温度剖面图；可进行水冷壁近壁区烟气组分检测，在水冷壁易腐蚀区安装O2、CO检测装置，评估水冷壁腐蚀风险，避免形成较强还原性气氛，为锅炉一、二次风调整提供依据。

4）锅炉烟气在线检测可采用微波法检测飞灰含碳量，利用飞灰碳含量与飞灰等效介电常数间的相关性原理，测量检测路径上飞灰造成的微波衰减和相移，实现飞灰含碳量在线检测；可采用可调谐半导体激光吸收光谱法检测脱硝系统氨逃逸浓度，通过扫描烟气特定吸收峰值，得到氨气的二次谐波，计算并实现氨逃逸浓度在线检测；可进行脱硝出入口烟气组分检测，采用“网格取样”法测量烟道横截面上NOx、O2、CO的浓度场分布，为炉内燃烧调整和精细化分区喷氨脱硝提供依据。

5）设备振动与冲击在线检测可采用高度集成和模块化的振动探头检测设备振动值，探头宜配备冲击脉冲特征检测功能，将设备振动信息从复杂的背景噪声中分离出来，通过增强、频谱分析，获得轴承状态信息，为评估设备可靠性，开展设备预知性维修提供依据。

6）油液在线检测可利用油液指标检测传感器，检测设备润滑油各项指标，包括黏度、水分、磨粒浓度、清洁度、电导率、介电常数等，分析并得到油品劣化、污染以及设备机械磨损等情况，削减油系统故障，提升油系统的可用率，保障机组长周期安全、稳定运行。

2.1.2 关键参数软测量

1）锅炉蓄热系数在线软测量可基于汽水工质、管道金属和炉膛烟气的蓄热特性，建立锅炉蓄热系数的软测量模型，实现锅炉蓄热系数在线计算，为协调控制系统及时利用和补充锅炉蓄能、减少锅炉过燃调节提供依据。

2）煤质低位发热量软测量可基于锅炉正、反能量平衡特性，建立以锅炉有效吸热量和排烟热损失为基础的煤质低位发热量的软测量模型，实现煤质热值在线计算；可在稳态工况下，辅助校正煤质热值，提升协调控制系统对煤种的适应性，避免出现风、水、煤交叉闭锁现象。

3）原煤水分软测量可基于磨煤机的干燥原理，建立包含原煤水分的能量平衡方程，实现原煤水分在线计算，可在磨入口温度安全的情况下，辅助修正一次风煤比，充分干燥煤粉，降低入炉煤粉燃烧的汽化潜热。

4）烟气含氧量软测量可基于氧量热量的原理，根据锅炉氧量、锅炉总热量、锅炉总风量之 间的函数关系，建立烟气含氧量的软测量模型，实现烟气含氧量在线计算，从而辅助优化并提升锅 炉效率。

5）炉内结焦程度软测量可根据锅炉效率、管壁温度、减温水流量以及过/再热汽温等，结合运行经验，建立炉内结焦程度的模糊计算模型，量化炉内各受热面的结焦程度，为吹灰优化提供指导。

6）空预器堵塞程度软测量可根据空预器出入口一次风压、二次风压、排烟温度等，建立空预器堵塞程度计算模型，给出空预器堵塞程度指标，为空预器吹灰优化提供指导。

7）蒸汽流量软测量可根据汽轮机某段通流部分输入、输出的蒸汽压力、温度，构建以弗留格尔公式为基础的蒸汽流量软测量模型，实现蒸汽流量在线计算，为机组性能计算与分析奠定基础。

8）低压缸排汽焓及干度软测量在汽轮机低压缸各级抽汽、排汽参数的基础上，可基于等熵膨胀原理，建立汽轮机低压缸排汽焓软测量模型，实现低压缸排汽焓及干度在线计算，提升机组性能计算与分析的准确性。

2.2 智能控制

2.2.1 高度自动化控制

1）磨煤机自启停控制在磨煤机原有控制逻辑的基础上，采用顺序控制与模拟量控制相结合的方式，使用跳步、计时、定时、判断等开关量控制方法，同时融入专家控制、模糊控制、预测控制等先进控制算法，针对暖磨等复杂控制过程，设计优化控制方案，实现磨煤机的安全、快速自动启停和机组关键参数的压线运行。其具体技术要求为：缩短平均暖磨时间20%以上，提升暖磨过程经济性；克服磨煤机启停扰动，减小蒸汽压力和温度的波动幅度，主蒸汽压力波动应在±0.8 MPa之内，主蒸汽温度波动应在±12 ℃之内，再热蒸汽温度波动应在±15 ℃之内。

2）水泵自动并退控制在水泵原有控制逻辑的基础上，采用顺序控制与模拟量控制相结合的方式，使用跳步、计时、定时、判断等开关量控制方法，同时融入专家控制、模糊控制等先进控制算法，设计水泵自动并退的优化控制方案，实现水泵自动并退和机组关键参数的压线运行。其具体技术要求为：水泵并退过程中，泵出口压力、流量等主要运行参数的波动幅度应小于6%额定参数，并保持泵出口压力平衡，避免出现抢水失速问题；克服水泵并退扰动，减小机组主要运行参数的波动幅度。以给水泵为例，主蒸汽压力波动应在±0.6 MPa之内，主蒸汽温度波动应在±10 ℃之内，再热蒸汽温度波动应在±12 ℃之内。

2.2.2 模拟量智能控制

1）协调系统智能控制在传统前馈、反馈、解耦、直接能量平衡（direct energy balance，DEB）等控制策略的基础上，应用预测控制、模糊控制、内模控制、史密斯预估控制、跟踪微分、状态观测、相位补偿等先进控制算法，设计变结构、变参数、自适应的协调优化控制方案，实现风、煤、水的自动协调优化控制。其具体技术要求为：机组负荷 的响应时间应小于40 s，变负荷速率应不小于2%Pe/min，负荷调节精度应小于1%Pe，一次调频合格率应大于80%，满足电网调度要求；能够快速克服煤质变化、混煤掺烧、工况变化带来的扰动，主蒸汽压力的动态偏差应在±0.6 MPa之内，稳态偏差应在±0.3 MPa之内，中间点温度波动幅度应在±15 ℃之内，并具有良好的收敛性。

2）汽温系统智能控制在传统前馈、反馈、串级、分段、导前微分等控制策略的基础上，应用预测控制、内模控制、史密斯预估控制、跟踪微分、状态观测、相位补偿等先进控制算法，设计变结构、变参数、自适应的汽温优化控制方案，实现汽温系统闭环优化控制。其具体技术要求为：主蒸汽温度动态偏差应在±10 ℃之内，稳态偏差应在±4 ℃之内；再热蒸汽温度动态偏差应在±12 ℃之内，稳态偏差应在±4 ℃之内；二次再热机组两级再热汽温动态偏差应在±10 ℃之内，稳态偏差应在±4 ℃之内；能够优先调节燃烧器摆角、烟气挡板、再循环风机等，减少再热微量及事故减温喷水量20%以上，提升机组运行的经济性。

3）脱硝系统智能控制在传统氨氮摩尔比前馈控制、NOx反馈控制、氨流量串级控制等策略的基础上，应用预测控制、模糊控制、内模控制、史密斯预估控制、状态观测、相位补偿等先进控制算法，设计变结构、变参数、自适应的脱硝优化控制方案，实现脱硝过程闭环优化控制。其具体技术要求为：在原有脱硝控制水平的基础上，减少SCR反应器出口NOx质量浓度的控制偏差在20%以上，降低NOx质量浓度超限概率；通过炉内低氮燃烧优化调整，降低SCR反应器入口NOx质量浓度，减少喷氨量5%以上；通过流场优化调整，采用分区喷氨控制，精细化脱硝，减少氨逃逸10%以上，减少空预器堵塞故障的发生；能够快速克服负荷工况变动、磨煤机启停、吹灰过程等带来的扰动，提高脱硝控制系统的稳定性。

4）脱硫系统智能控制在传统前馈、反馈、解耦控制的基础上，应用预测控制、模糊控制、内模控制、史密斯预估控制、状态观测、相位补偿等先进控制算法，设计变结构、变参数、自适应的脱硫优化控制方案，实现脱硫过程闭环优化控制。其具体技术要求为：在原有脱硫控制水平的基础上，减少吸收塔出口SO2质量浓度的控制偏差20%以上，降低SO2质量浓度超限概率；能够快速克服烟气负荷、浆液pH值变化带来的扰动，提高脱硫控制系统的稳定性；对于配备变频循环浆液泵的机组，能够通过循环浆液连续调节，降低石灰石平均耗量在10%以上。

5）凝结水节流控制在原有除氧器水位和泵出口压力控制模式的基础上，可综合考虑除氧器水位、凝结水流量、凝结水泵出口压力等边界参数，设计并增加凝结水节流辅助变负荷控制模式，实现凝结水节流的闭环优化控制，控制目标应兼顾凝结水系统安全性、机组经济性和快速性方面的要求。其具体技术要求为：应减少锅炉过燃调节3%以上，减少高压调节阀节流损失0.5%，综合提升机组经济性0.1%以上；应在机组原有平均变负荷速率的基础上辅助提升5%以上；凝结水节流宜参与正、反向变负荷，投入率宜不小于30%；除氧器水位、凝结水流量、凝结水泵出口压力等边界参数的安全裕度宜不小于30%。

6）高压加热器给水旁路节流控制在原有给水控制模式的基础上，可综合考虑高压加热器给水温度、压力的安全边界，设计并增加高压加热器给水旁路节流辅助变负荷模式，实现高压加热器给水旁路节流的闭环优化控制，控制目标应兼顾给水系统安全性、变负荷快速性、给水温降经济性损耗、高压加热器及旁路系统设备损耗方面的要求。其具体技术要求为：减少锅炉过燃调节3%以上，减少高压调节阀节流损失0.5%，综合提升机组经济性0.1%以上；在机组原有平均变负荷速率的基础上辅助提升5%以上；高压加热器给水旁路节流宜参与正向变负荷，投入率宜不小于30%；高压加热器给水温度和压力宜距饱和汽化边界参数30%以上。

7）供热抽汽节流控制在原有供热压力或温度控制模式的基础上，可综合考虑机组的安全运行区、热网首站的边界参数要求，设计并增加供热抽汽节流快速变负荷模式，实现供热抽汽节流的闭环优化控制，控制目标应兼顾机组和热网的安全性、机组变负荷快速性、供热公司考核机制、终端热用户体验等方面的要求。其具体技术要求为：应减少锅炉过燃调节3%以上，减少高压调节阀节流损失0.5%，综合提升机组经济性0.1%以上；应在机组原有平均变负荷速率的基础上辅助提升5%以上；供 热抽汽节流宜参与正向变负荷，投入率宜不小于80%；热网首站供水温度和压力宜距饱和汽化边界参数30%以上；机组的热电特性距安全运行边界10%以上。

2.3 自主决策

2.3.1 设备运行方式决策

1）磨煤机启停/组合决策通过计算磨煤机的等效益曲线，优化并给出磨煤机的最佳启停时机，提高制粉系统碾磨出力的经济性5%以上；基于不同负荷工况下，锅炉受热面辐射换热和对流换热比例，优化并给出磨煤机的最佳组合方式，减少锅炉各受热面的超温频次20%以上；应综合考虑煤质和磨煤机的可靠性，减少堵煤、断煤、自燃等引起的非停次数。

2）循环水泵启停/组合决策根据循环水泵的设计参数以及机组冷端系统的实际运行数据，在线计算循环水泵的等效益曲线，优化并给出循环水泵的最佳启停时机和最佳组合方式。通过循环水泵的启停/组合决策优化，在冷端边界参数安全的情况下，辅助提升冷端系统综合收益5%以上。

3）设备定期轮换以设备运行参数、累计运行时间为基础，建立设备磨损或热应力损伤当量的在线计算模型，实现易磨损、易损伤设备的科学定期轮换。其具体技术要求为：设备磨损或热应力损伤当量计算的相对准确率应在80%以上；根据损伤当量，实现石灰石供浆泵、石膏排除泵、旋流子、氧化风机等易磨损设备的定期轮换，确保这类设备长周期稳定运行，减少因设备可靠性降低引起的非停次数，提高机组的可用率10%以上。

2.3.2 连续参数定值优化

1）锅炉燃烧优化以锅炉燃烧优化调整试验为基础，根据锅炉燃烧的物理特性和燃烧优化调整的经验，采用智能算法和人工神经网络，建立锅炉燃烧优化控制系统，实现一次风、二次风、燃尽风、氧量的闭环自动优化控制，优化目标应兼顾锅炉安全性、污染物排放和锅炉效率等方面的要求。其具体技术要求为：提高锅炉效率0.2%以上；优化一次风煤比，在磨煤机入口温度安全的情况下，充分干燥煤粉，降低入炉煤燃烧汽化潜热10%以上；优化二次风配风，减少锅炉各受热面的超温频次20%以上；优化煤层出力，通过炉内配煤，提升锅炉燃烧的稳定性、经济性和环保性。

2）滑压曲线优化以阀门配汽优化为基础，综合考虑机组运行的经济性和变负荷的快速性，采用机组变工况计算的方式，建立滑压曲线的优化模型，实现主蒸汽压力定值的在线优化。其具体技术要求为：提供合理的滑压曲线或阀点控制目标，减少汽轮机调节阀节流损失，提高机组运行经济性0.5%以上；滑压优化应兼顾机组变负荷能力和一次调频响应能力；应优化阀门线性度与压力补偿参数，并根据运行工况自动调整阀位控制方法；应考虑季节变化引起真空差异对机组效率和滑压定值的影响。

3）吹灰优化以受热面换热机理、烟气差压等为基础，根据受热面出、入口运行的烟气侧和工质侧参数，在线计算受热面的清洁因子，实现锅炉四管及空预器的按需吹灰，优化目标应兼顾受热面的换热效率、磨损情况以及吹灰介质损耗等方面的要求。其具体技术要求为：清洁因子的相对准确率应在80%以上；应根据清洁因子按需吹灰，减少吹灰介质10%以上，同时减少受热面磨损，延长受热面使用寿命10%以上，提升受热面的可靠性，减少非停次数；宜提供优化手段减小吹灰对锅炉燃烧、蒸汽温度、脱硝的影响。

4）冷端优化综合考虑发电收益和循环泵/空冷风机电耗以及冷端系统参数的边界约束条件，建立冷端系统的优化模型，采用变工况计算的方式，寻优供电煤耗最低时的最优背压定值，实现冷端背压的闭环优化控制，优化目标应兼顾汽轮机及冷端设备安全性、机组运行经济性方面的要求。其具体技术要求为：在循环水泵组合方式确定的情况下，优化并给出最优背压定值，辅助提升冷端系统综合收益5%以上；应实现空冷风机防冻控制，减少冬季风机平均故障率20%以上；宜提升空冷风机的抗扰动能力，能够克服风向、风速骤变。

5）厂级负荷优化分配以机组的负荷-煤耗曲线为基础，建立多台机组的厂级负荷优化分配模型，采用遗传算法、粒子群算法等人工智能算法对调度指令进行寻优和分配，获得全厂综合收益最大时，各台机组的负荷指令，实现中调指令的最优分配，分配目标应兼顾全厂运行的经济性、全厂负荷响应的快速性以及锅炉、汽轮机、辅机等安全性方面的要求。其具体技术要求：提升全厂运行的经济性，降低全厂煤耗0.3%以上；厂级AGC和一次调频能力应满足电网考核要求；应综合考虑机组可用性、辅机性能、运行方式等边界约束条件，提高负荷优化分配的安全可靠性。

2.4 智慧交互

2.4.1 安全稳定性交互

1）控制回路品质评估可采用控制指标评价相关算法（如衰减率、衰减比等），对控制回路动态数据进行分析，在线量化控制系统性能；应在线监控机组主要控制回路的调节性能，如主蒸汽压力、中间点温度、蒸汽温度、NOx质量浓度、SO2质量浓度等，将其量化并给出具体得分。

2）执行机构性能监控可根据执行机构以往故障的现象和运行人员的经验，建立执行机构性能判断专家库；根据专家知识库，对机组主要执行机构（如调节阀）的工作状态实时计算并监控，如磨损、内漏、卡涩、连杆及反馈杆脱落等。

3）设备健康度评估建立辅机设备模型，分析模型输出与实际输出间的关联度信息，实现对辅机设备的健康度评价；应从多个维度评估设备健康度，使运行人员能够实时掌握设备整体运行情况、可靠性及经济性。

4）锅炉受热面监控构建受热面灰污程度模型，在线计算受热面洁净因子，指导吹灰优化；建立受热面壁温的预测模型，实时预测未来时刻受热面壁温；对锅炉四管监测点的超温、超压进行统计，实时掌握锅炉四管健康水平。

5）高效的预警/报警/诊断根据设备运行状况或参数变化趋势，提前发出故障预警，消除潜在隐患；优化报警系统，减少无效报警，快速定位报警根源，提高报警监控效率；对工艺系统、设备运行状态进行在线监测及故障诊断，给出故障处理操作指导。

2.4.2 经济环保性交互

1）性能计算与耗差分析在蒸汽流量与低压缸排气焓软测量的基础上，以实时生产数据为依据，对电厂设备及系统性能进行计算和分析，全面、直观反映机组运行状况，明确机组的节能降耗潜力，并提供运行操作指导或实现底层控制回路自动闭环优化，达到节能降耗的目的。

2）污染物脱除性能评估构建污染物脱除性能综合指标，根据污染物参数的波动幅度和阈值、运行人员的容忍度以及短板原理，对NOx质量浓度、SO2质量浓度以及粉尘等进行综合打分，并关联预警和报警功能，降低运行人员监盘的劳动强度。

2.4.3 灵活机动性交互

1）AGC性能评估根据电网AGC“两个细则”指标要求，实现电厂机组AGC性能指标在线计算和评估；实时累积计算当值、当天、当月的AGC考核分摊电量和补偿收益，以便运行人员决策，并完成中、长期AGC目标计划。

2）一次调频性能评估根据电网的一次调频“两个细则”指标要求，实现电厂机组一次调频性能指标在线计算和评估；实时累积计算当值、当天、当月的一次调频考核分摊电量和补偿收益，以便运行人员决策，并完成中、长期一次调频目标计划。

3 结 论

本文针对“十四五”规划中研制能源工控系统、建设智慧能源体系的明确目标，提出了火电厂ICS的体系结构和关键技术。

1）火电厂ICS应以DCS软硬件为基础，根据智能化应用功能对数据、算法、算力的要求，进一步拓展智能传感器、智能控制器、高性能服务器、智慧人-机接口、大数据交互网络等，以满足ICS对关键参数测量、智能化控制、复杂计算、海量数据存取、大数据分析、人工智能训练学习、大数据高速交互的需求。

2）火电厂ICS的应用功能十分复杂，应按照不同应用功能的目标、连接关系以及信息流动过程进行划分，形成ICS的功能架构，即先进检测（先进在线监测和参数软测量）、智能控制（高度自动化和模拟量智能控制）、自主决策（设备运行方式决策和连续参数定值优化）和智慧交互（安全稳定性、经济环保性以及灵活机动性交互）。

3）火电厂ICS的关键技术错综复杂，本文按照其功能架构进行梳理和归类，并简要介绍了相应的技术原理和指标要求，对指导火电厂智能控制系统建设具有较大参考意义。