)火电厂自动化设计
1．1火电厂自动化技术快速发展的十年
近十多年，是我国火电厂自动化技术发展最快的十年，由于电力市场运行机制尚未完全形成，因此，它的发展还离不开行政和技术方面的指令性规定的发展，回顾十年的技术发展，也必须与围绕着制定行政指令的争论结合起来。
第一阶段，九十年代初期，分散控制系统（DCS）从试点到推广应用。八十年代末，作为先进国家一项成熟技术，在华能国际电力开发公司引进的火电机组上广泛应用了DCS，在国内机组上也着手选择几个电厂试点。当时，在一些引进机组的工程中暴露出的一些问题，引发一场激烈的"要不要在我国火电厂推广应用DCS"的争论。对此,成立不久的以陆延昌总工程师为首的能源部热工自动化领导小组对争论作了结论,明确指出，DCS是当代国际上取代传统控制系统的新技术，已趋成熟，也适合中国国情，之所以在某些工程中出现一些问题，不是DCS本身问题，而是我国工程建设管理中应循守旧，把自动化系统放在不恰当位置的结果，因此，领导小组当机立断作出决定，要在大型火电机组工程中积极稳妥推广应用DCS。从此，我国火电厂自动化发展的历史翻开了新的一页，火电厂自动化开始被摆到了一个适当的位置。
第二阶段，九十年代中期，火电厂自动化技术逐步成熟。
九十年代前五、六年，在各级领导和从事自动化工作广大工程技术人员努力下，火电厂自动化技术在我国迅速发展，应用技术逐步成熟，自动化程度逐步提高，主要标志有下列几个方面：
1）数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）和炉膛安全监控系统（FSSS）全面纳入DCS，各项功能可用率达到较高水平，单元机组监控实现了以DCS的人一机界面为中心，传统的后备监控已基本取消。新机组投产时自动化系统可用率达到较高水平。
2）一批工程汽机控制系统（DEH）采用DCS设备，实现了一体化。
3）打破了单元机组中机炉和发电机控制设计不协调的局面，提出并加快将发变组和厂用电控制（SCSG/A）纳入单元机组DCS。
4）火电机组全面应用DCS对原先落后的自动化技术进行改造。
现在可以这样说，我国火电厂热工自动化装备水平已经达到国际上先进水平，总体应用水平也正在逐步接近国际先进水平。
第三阶段，九十年后期，2000年火电厂自动化设计新思路提出和应用
我国火电厂自动化技术经历了一段时期的发展、巩固，取得了一些成绩，也存在一些问题，根据国外发展趋势，进入2000年我国火电厂自动化向何处去，又提到议事日程上来了。
1997年10月电力规划设计总院向国家电力公司上报"关于建设2000年新一代示范（试点）电厂"一文的附件中提出了"2000年电厂仪表和控制（I＆C）系统设计原则"，主要原则包括下列四个方面：
1）单元机组控制进一步智能化、自动化、控制中心小型化
2）监控系统物理分段设计原则的应用
3）全厂辅助系统（车间）进一步集中监控
4）发展厂级监控信息系统(SupervisoryInformationSystim,简称SIS)和管理信息系统（ManagementInformationSystem,简称MIS），形成全厂计算机监控和信息网络。
这些新思路，迅速在全国得到响应，有的已纳入规程、规范，有的在推广应用，有的在示范电厂中试点，发展速度之快超出意料，不久，一批按新思路设计的电厂将投入
运行，我们期望火电厂自动化水平能再上一个新台阶，能不能在21世纪前十年中，火电厂自动化应用水平也能达到国际先进水平。
1.2自动化技术十年发展的经验和教训
火电厂自动化技术发展十年来的风风雨雨，有经验，也有教训，最值得总结的是我们
从事自动化工作的指导思想，下列几点提出来讨论；
1）要有预见性。从事电厂自动化领导工作和技术工作的人，特别要具有预见性这个素质。预见性包括对社会需求的预见性和自动化技术发展的预见性。
社会需求是近十年火电厂自动化技术发展的根本原动力，当前，我国电力市场化机制改革提到了议事日程，这对火电厂自动化技术提出了一系列要求，例如，自动化配置中如何减少值班人员和维护人员问题。目前不少电厂人员多，下岗分流困难很大，但应当看到电力市场机制改革是大势所趋，人员肯定很快要求减下来，因此，我们搞技改时就要力求减少值班点，本来一机一控的可以根据实际情况改造为二机一控（也有三机一控），辅助车间高度集中监控或无人值班，减少控制点等。当前，有一些领导日益认识到搞自动化是投入/产出比最合算的事（例如，提出信息化促进产业发展等口号），日益重视抓自动化技术应用工作，因此，社会需求也会更快的转化为对自动化技术应用的需求了。
自动化技术发展快，更新快是我们这个专业的一大显著特点，因此，从事自动化规划、设计时更要注意预见性，规划设计的方案要有较长的寿命，选择的产品也要注意它的生命周期，这方面教训很深刻，例如，九十年代初期，仍只许配置DAS系统，未能及时跟上迅推广应用的DCS；又如，九十年代中期一些老厂自动化技术改造缺乏预见性而导致不久又进行二次改造，还有的采用了一些不稳定的生产厂的不稳定产品等。
2）始终保持"开放"思想，坚持实事求是
"贪大求洋，照搬外国"一直是被有些人认为火电厂自动化工作的主要错误倾向，人们对我们的一个极坏的印象是"老想搞点新玩意儿"，是的，我们有些人确在有些问题上犯过这一类的盲目性错误，但是，我认为，这不是主要错误倾向。你睁开眼睛看一看，这十年多为什么火电厂自动化技术发展这么快，并为电厂安全经济运行带来了质的改变，就是因为"开放"，我们几乎把先进国家普遍应用于火电厂的自动化技术的大部分都"搬"了进来，实践证明，没有什么不适合中国国情的，是"适用"的，因此，当前不是"开放"过了头，面是要晚努力的吸取国外先进经验，对于国外走过的弯路要尽量避免，不同国家的方案要认真进行分析，尽量择其最优，为我所用。我们在"搬"外国经验时，决不可以"照抄照搬"而是要坚持"实事求是"，从实际出发，特别老厂改造中更要注意这一点，以求实效。也不要受外国自动化技术发展的束缚，现在也完全有能力有所创新，中国火电厂自动化技术中不少是由我国首创的。
3）思想不僵化，规程不限制发展
在计划经济时代，包括近十年来，规程规范无论是建设标准，还是技术标准，大多具有一定的强制性；规程规范制定和执行往往是一家，即所谓的立"法"执"法"合一；规程制订的一个目的，特别是建设标准部分，往往是国家管理企业的一种手段。
当前，电力市场机制改革正加速进行，规程制定将由国家、行会（例如，中国电力企业联合会及其下属的标准化技术委员会）及企业三级进行，国家不再直接管理企业经济活动，只管理资源规划、环保和安全等宏观问题，国家将承担这方面的立"法"执"法"任务。行会将受企业委托制订全国性的或行业性的规程规范，原则上只颁发推荐性标准，无权颁发强制性的标准，除非经由国家授权或以行政指令颁发，同时，他也没有承担执"法"的使命。行会标准被企业和用户接受，并成为大企业制订本企业标准的依据，主要依靠其权威性，或企业联合投票等活动。企业（例如：发电投资公司）为了加强和规范化企业管理很可能根据行会标准结合具体情况制订本企业标准，并根据自己的企业标准审查拟建设的发电工程设计。
但是，不管今后规程规范制定和执行如何进行，规程规范中规定某一条款时应尽量要说明这样规定的原因和前提，不要变成僵死的条文，这样做思想就不会僵化，规程也不会限制技术的发展，例如，关于DEH是否应用DCS硬件一体化问题，当时，没有规定死可以或不可以，而是说明了采用各方案的条件，这样既避免为了一体化而不顾技术成熟性，同时又为了发展一体化技术开了口子；又如，九十年代推动电气控制纳入DCS时，由于当时国内经验少,为了稳妥起见AVR、ASS等不许纳入DCS，如果我们知道当时仅仅出于这种考虑，那么，发展到今天，有些公司已具有用DCS设备实现ASS的成功应用经验时是否可以改变以前的规定了呢？又例如，关于大屏幕显示器问题，从人机界面看有一定优越性，但价格，可用率当时还很高，国内也无实践经验，对于这样的问题，我认为一是可以搞试点，体会一下，不一定立即在集团内全推广或全不上；另外，要跟踪大屏幕显示器技术发展、可用率、价格等变化的新情况调整自己的观念。
总之，规程规范条文要力求做到防止"一规定就死，一放开就乱"。
4）要坚持积极稳妥的方针逐步推广应用新技术
火电厂自动化技术发展很快，但是，一项新技术初期往往不太成熟或者缺乏应用经验，因此，推广应用的过程既要积极又要稳妥，我们在DCS推广应用，后备监控设备取消，大屏幕显示器应用以及电气纳入DCS等方面全是采取了这个方针，一步一步的向前推进，一旦取得经验立即加速推广，这样即使初期应用经验少也不至造成大损失，实践证明，这个方针应当坚持。当前在推广厂级监控和信息系统时，我建议也应采取这个方针，可以把网络框架和数据库服务器先搞起来，应用软件可以根据成熟程度再一个一个开发完善。
5）加强火电厂自动化全过程的管理，提高对自动化技术应用的管理水平。
九十年代初前后，从平圩、石横开始，自动化水平大幅度提高，DCS也开始在中国火电厂应用，当时曾经出现过一些问题。于是有一些领导不加分析就批评从事自动化工作的人"盲目照搬外国东西""自动化水平不高，不适合中国国情"，后来发现问题不是出在DCS本身，自动化水平提高也是适应大机组运行需要的，而问题正是出在有些领导还是认为自动化系统是可有可无的，他们的管理思想落后于自动化技术发展的需要，在基建里程碑进度中竟然没有自动化系统恰当的位置，没有合理安排综合进程，给自动化系统必要的最起码调试时间，这样，在投产时当然问题就很多了，后来，各地纷纷提拔了一批熟悉自动化的技术人员到各级领导岗位上来，把控制楼建立作为自动化系统可以开始全面调试的标志,列入里程碑进度中，局面迅速发生变化，类似的问题在电气纳入DCS以及推广应用厂级监控信息系统和管理信息系统总是上也同样存在。
由于自动化技术发展特别快，是非常活跃的一种先进生产力，自动化管理落后于技术发展的现象仍将会不断出现，因此，各级领导中除了要提高拔一些熟悉自动化技术的人之外，主要领导还要认真研究随着自动化发展引起的管理改革。
单元机组自动化设计技术，从引进美国EBASCO技术以来已有很大提高，这里仅就设计中若干新问题发表一些看法。
2.1控制室及控制方式发展趋向
1）控制点日益集中，控制室位置日益多样化
随着自动化技术发展、自动化水平提高，值班人员的职责理念也正在发生变化，机组的运行日益依赖自动化系统。为了便于管理，减少值班人员，控制点可以适当减少，过去有的电厂搞了一机一控方式，那么在技改中就应当改为二机一控，或三机一控方式（全厂三台机组时），甚至四机一控方式，实现全厂高度集中控制，法国人设计的来宾B厂二机一控，但控制室在固定端，控制室与机组距离跟四机一控类似。
控制室位置也日益多样化，有象来宾B电厂那样布置在固定端，在国外还有布置在生产办公楼里或专门的一个小建筑物里，他们认为适当有一点距离不会造成问题，因为控制室值班人员很少，必须坚守值班，而巡视及辅助操作应让给就地巡视人员来进行。这为全厂布置综合优化提供了新思路。
1）单元机组的辅助系统和公用系统控制方式问题
全厂辅助系统（车间）的自动化设计问题，后面专门论述，这里主要讲与单元机组密切相关的辅助系统和公用系统的控制方式问题。
a)循环水泵房它与单元机组安全经济运行关系密切，如果是纯单元制的宜纳入单元机组DCS，由单元值班员监控，如果是扩大单元制的则宜纳入二台单元机组的公用DCS中，平时有一台单元机组的值班员监控。
b)公用厂用电系统为便于管理一般纳入单元机组公用DCS系统中，由其中一台
单元机组的值班人员监控。
c）空压机房一般纳入单元机组公用DCS中，如果布置位置靠近水处理车间时，也可以纳入其自动化系统中。
d)烟气脱硫系统（FGD），它有单元部分，也有公用部分，控制方式有二种，一种方式是由单元机组值班人员兼管，脱硫系统纳入单元机组及其公用DCS中，优点是脱硫部分与锅炉运行关系较密切，统一监控有利于安全和环保,从长远看FGD可不设值班人员。但当公用部分较庞大时，给单元值班员增加了负担，且距离较远。另一种方式是把全厂脱硫系统集中设置一个控制点，配置一个或几个DCS系统，这种方式管理比较方便，特别对于老厂改造，后加脱硫系统或脱硫系统与主系统建设不同步时，更显其优越性。但是，从长远看为了进一减少值班人员，要为进一步合并控制点留有余地，例如，与电除尘、除灰渣系统和并控制点。
e)精处理，加药和汽水分析取样，目前有的人主张纳入单元机组DCS中，理由是在主厂房内，单元机组兼管方便。另有的人主张由全厂水处理辅助系统监控点统一管理，理由是专业设置合理，距离不是大问题，不管那个方案都是主要依靠巡视人员。个人认为后一种配置方式较多优点，值得推荐。
2）控制室设计
a)从人机工程学角度，应降低CRT高度，因此，放CRT的桌面宜低下去一块，特别是当采用特大屏幕显示器时更需要注意这个问题。
b)控制室小型化这是取消大量后备监控盘台的必然结果。
c)电缆夹层问题，由于采用全CRT监控，后备监控设备很少，因此，控制室主环下面无需设很高的电缆夹层，下面这一块空间可加以利用
d)关于CRT双层布置问题，美国老厂改造工程中，CRT双层布置的情况很多，这主要是因为控制室比较小，值班人员又只有一个人，从缩小监视面角度需要出发形成这种设计方案，这在某些特定情况下，也不失为一种可以借鉴的方案。
2.2DCS一体化问题
DCS一体化实现多种功能，有许多好处，例如，维护方便，备品备件减少，信息共享快速、可靠，人机界面统一等等，DCS功能最早包括DAS、MCS、SCS和FSSS，发展到今天，DCS一体化范围可以进一步扩大。
1）DEH采用DCS系统实现问题，规程中提出二个前提，一是由汽轮机厂负总责，即提
出和审定功能框图和性能要求，并落实与汽机的接口，二是DCS公司有成功应用DCS实现DEH的经验。目前大部分DCS公司已经能满足上述要求了，当然我们仍然不排斥汽轮机厂或DEH专业厂供应专门DEH系统的方案，一般说来，他们经验更丰富一些，当前已经可以方便的解决DCS与DEH间双向冗余通讯，实现用DCS操作员站作为单一人机界面（个别情况下，对于控制信号可以采用硬接线实现）。
2）ETS纳入DCS问题。经历这一段实践DCS可信度大大提高，已有一些工程成功的
将ETS纳入DCS，但必须注意ETS的控制器处理周期不应大于50ms，最好在20-30ms间。另外应采用独立的冗余控制器，以尽可能提高可靠性。最近国家电力公司组织审查《老厂自动化技术改造导则》时，决定宜采用独立控制器改为应采用独立控制器。
3）自动同期装置（ASS）纳入DCS问题。早期电气控制纳入DCS时，由于缺乏经验，
仅把发变组和厂用电的顺控系统（SCSG/A）纳入DCS，规定自动同期装置（ASS）、自动励磁调节装置（AVR）和发电机保护系统不纳入DCS，经过四、五年实践SCSG/A纳入DCS无论从管理上和技术上均已成熟，取得成功应用经验。关于ASS装置，目前已有DCS公司有将其纳入DCS的技术，因此，在审查老厂技改导则时，将相关条文改为，当DCS的公司有将其纳入DCS的成功应用经验时，也可将ASS纳入DCS，这充分体现了技术发展时规程也要跟着变化的思想，防止规程成了束缚技术发展的框框。
2.3单元机组保护设计若干问题
1、快速切负荷（FCB）保护
FCB指的是当发电机解列或主汽门关闭时，保护立即采取措施，快速打开旁路泄压，同时，锅炉也迅速将负荷降低到接近旁路最大允许负荷，维持短时运行，即人们常说的停机不停炉。FCB的目的是一旦汽轮机或发电机排除故障后，恢复单元机组负荷可以快些，在某些情况下还可由本机维持厂用电。
从系统角度出发，什么情况下机组必须设置FCB功能？这取决于系统对机组要求，它是否肩负责着电网崩溃时，坚持带厂用电运行，以尽快恢复电力系统运行。从这个角度出发，一个电网中应有若干电厂具有这种功能，遗憾的是，目前电网管理部门对此尚未引起注意和适当的规划。
从电厂角度出发，要配置FCB至少应满足下列三个条件：
a)甩负荷时机组允许打开旁路。对于西屋引进型机组，中压调节门是非调节型伐门，汽机甩负荷时不允放打开旁路运行，因此，西屋公司原设计也是发电机解列或主汽门关闭时立即MET停炉，不可以设置FCB功能，除非做大量根本性改造。
b)根据过去实践经验，对于煤粉锅炉，要在甩满负荷情况下FCB取得成功，旁路容量应达到50-60%，否则只能在较低负荷甩负荷时方能取得成功能。
c)要有一个完好的且能快速开启的旁路系统，过去某些电厂就因为管路设计和疏水系统有问题，导致旁路快速打开时，系统故障，这一定要引起注意。
根据上述分析，目前新建工程设计中，对于机组典型配置就是50-60%快速旁路，且管路系统设计有较成熟经验，此时工程审查中均建议配置FCB功能。一般工程，虽然停机不停炉有一定好处（恢复负荷快），但在FCB过程中容易诱发重大事故，且为了节省投资，故均配置仅用于启动的30%左右的旁路，不考虑FCB功能。但是技术是在发展的，特别过去已建成的一大批125~300MW机组的电厂，已配置了30%快速旁路和FCB功能，我认为各电厂在投入FCB功能前，一定要根据自己情况，确定汽轮机甩负荷时是否允许打开旁路，并进行谨慎试验和修改设计，包括，FCB触发的甩负荷量，快速打开旁路的安全性试验，以及FCB逻辑设计等。但有一点要特别注意，在条件不成熟时，切勿为了抢发而酿成重大事故。
2逆功率解列发电机问题
国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》9.1.6条规定"正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。"但二十五条对汽机故障情况的单元机组联锁保护未作说明。
目前的设计技术规程对如何配合3.1.6条要求也尚无明确规定，大都仍按汽机停机（主汽门关闭终端开关闭合）立即解列发电机。按此设计的联锁条件与3.1.6条要求有抵触，因为，正常停机时，关闭主汽门后，只要终端开关闭合，不管主汽门或调速汽门是否关严，也不管是否出现逆功率，早已把发电机解列了。当然在不改变原先规定的联锁条件下，稍加修改也是可以满足3.1.6条要求的，例如，增加一个"正常停机"按钮，当操作该按钮停机时，不立即联锁解列发电机。但是，这容易产生误操作，所以，我认为最好还是根据制订3.1.6条的精神，修改单元机组的保护联锁条件。
1）解列发电机的条件修改为主汽门终端开关闭合和出现逆功率信号两个条件。正常或事故停机过程中,关闭主汽门,主汽门终端开关闭合,按过去的保护联锁条件,不管主汽门和调速汽是否关严,发电机将联锁解列,这容易导致严重飞车事故,近年来,这样的恶性事故曾经发生过几起,修改后的联锁条件,加进了逆功率信号可以有效判断关不严的情况。当然,这样做了以后,如果逆功率信号拒发,则在某些汽机故障情况下(例如,掉叶片振动大停机)由于不能及时解列,降速,也会造成汽机严重损坏,但无论如何,飞车事故要更严重一些。
2）传统在电气保护中设计了一个逆功率保护回路，当出现逆功率信号时，首先发出了报警信号，当逆功率信号持续一定时间（约3分钟）后，联锁解列发电机，这个保护回路是十分必要的，因为在刚并网或降负荷停机过程中，容易出现逆功率，导致汽轮机"无蒸气运行"。一般汽轮机厂规定，正常凝汽器真空条件下，允许汽轮机"无蒸汽运行"下超过3分钟。时间过长将导致汽轮机发热，振动等事故，这个保护回路就是依据这个情况下设计的。
根据新设计思想，发电机逆功率解列发电机保护的延迟时间应由过去的"分级"改成"秒级"。固然，汽轮机正常情况下允放"无蒸汽运行"的时间是个"分级"概念，因此，人们总希望出现逆功率信号后，留给运行人员以判断信号是否误发的时间，如果误发，可及时采取措施，解除逆功率保护，或在的确出现逆功率时采取措施消除逆功率动作现象。但是，我们的设计中是不允许提供运行人员解除保护的措施的；其次，为运行人员提供尽可能长时间去进行操作，消除逆功率运行，这固然有好处，但也可能带来负面问题，因为，在汽轮机某些故障（例如，振动大）停机时，希望尽快停下来，甚至采取破坏真空停机方式，以减少汽轮机破坏程度，如果汽机主汽门关死后，终端开关拒发信号，就要依靠经很长延迟的逆功率信号来解列发电机了，显然这是不利的。因此，当前，以保护设备优先于抢发电的保护设计思想下，减少延迟时间就有一定道理了。
3）逆功率信号可靠性应当提高，应采用三取二措施。
从上面分析可以看出，逆功率信号的重要性是显而易见的，逆功率信号的拒动将导致停机后不能立即解列发电机，而该信号的误发则又将导致误解列发电机，甚至造成飞车事故（主汽门和调速汽门关不严时），因此，对如此重要的保护用信号应采取三取二措施。
3)关于停炉不停机问题
在讨论单元机组保护时有人主张锅炉保护动作停炉时，希望不要立即联动关闭主汽门，如判断是保护误动作或能很快排除故障，就可以很快起动锅炉使单元机组带上负荷，我们认为不仅和现行规程相抵触，也是不可取的。因为：
a）利用锅炉余热运行要求汽轮机快速降到很低负荷下维持运行，这将导致汽轮机极大热应力和寿命损耗，也容易导致振动、膨胀不匀等不安全因素。从锅炉角度看，汽包压力降低过快也会导致带水或热应力过大等危险。因此，坚持运行比起停炉来对设备的潜在危险性增大。
b）对锅炉给水系统（汽包水位差大）故障，坚持余热供汽也是不允许的。
c）由于锅炉停炉后再重新起动需要认真检查，并按规定进行炉膛吹扫，因此，不可能很快启动，如果匆忙抢着起动，往往会扩大事故，这类教训屡见不鲜，非常沉痛。
2.4监控系统优化问题
我在一次会议上曾经指出，进入21世纪，DCS应当和将要出现质的变化，这时除了DCS结构变化外，主要指的是整个自动化系统的应用软件方面，特别是监控系统优化问题。经过十几年，DCS技术基本成熟，监控系统设计和应用技术尽管还有一些不尽人意之处需要解决，但重心应当转向进一步优化方面，优化出安全、出效益。国外，也正在迅速向这方面发展。希望这一次不要拉开太大差距，甚至在有些方面可以超过它们。
监控系统优化可以有以下几个方面：
1）加强操作指导功能
这是一个开环的监控系统，涉及安全和经济两个方面，它以状态计算、分析和诊断为基础，它有时往往需要一个专用的复杂的应用软件，甚至完全专用的系统，属于这一类的有机组偏差能损分析、优化燃烧、汽机振动故障诊断等，但是有一些操作指导只要认真总结一下电厂实际运行经验，用DCS组态的方法就可实现，例如：
--智能化报警，（例如同时出现相关报警信号时，显示真正的原因）
--主机状态偏差或故障时带有一定判断指导的智能画面的生成（例如汽机真空低时可能原因分析和显示）
--辅机状态变化的提示（与历史数据比较）和分析（例如风机的流量、压头、功率点的漂移及分析）因此，我们不要把操作指导神秘化。当然我们要引进或组织国内既熟悉机组机理又有一定运行知识，并有优化理论知识的专家开发一些高级的优化监控系统，但是，也不应忽视从总结电厂实际运行知识出发，开发一些初级的、但很实用的操作指导，迅速摆脱老是空谈的局面。
2）提高自动化水平
目前我国火电厂自动化水平与国外尚有一定差距，由于八十年代到九十年间我国机组可控性差，控制设备选型差，再加上管理水平差，运行人员多，以及电力不足，机组大多带基本负荷。因此，九十年代确定的自动化水平是：顺序控制以子组级为主，极小部分实现功能组级控制，模拟量控制按高负荷时能投自动设计（个别除外），这与国外自动化水平有较大差距。
当前，形势发生了很大变化：电力市场改革以及电力的相对富裕对机组运行带来了许多新要求（例如，适应调峰和一次调频要求，缩短启动时间等），电厂管理被迫要求不断深化改革；新建电厂机组可控性已有较大提高；控制设备选型与国外无多大差别，老厂也通过改造与新建电厂逐步接近。因此，我们在2000年设计新思路中提出顺序控制应逐步向实现功能组级和机组级发展，模拟量控制应扩大可投入自动范围。
优化控制包括模拟量控制和顺序控制的优化，例如：
--钢球磨煤机制粉系统的优化控制
--汽温控制的优化
--新型协调控制系统
--优化锅炉吹灰
--机组启动优化
这方面国内外已开发了不少软件，有的已经商业化，需要我们化力气去认真了解它的效果，以确定是否购置，还有一些已基本可用，但还需要做一些二次开发工作。
火电厂从手动（远方）控制向自动（顺序）控制发展是一次大的飞跃，进入21世纪火电厂监控系统将从传统方式向优化（智能化）发展,这将是一次质的飞跃，1997年10月我们提出"2000年火电厂I＆C设计新思路"的几个方面，但对向监控系统优化目标发展方面，起步是最艰难的，要实现这个目标，有些思想认识需要讨论。
a）认清电力市场改革将对电厂安全和经济运行提出更高要求，使监控系统优化是客观需要和必然趋势，国外先进国家在这方面发展非常迅速，这对我们是一个启示，我们应争取主动，使自己在今后竞争中立于不败之地。
b）重视技术、重视人才。监控系统优化问题对人才提出了更高的要求，要付出很大的高级劳动，因此，思想上要重视这种人才，行动上尊重他们的劳动，物质上给予他们恰当的报酬，对于供货商，如果他们在这方面做了实实在在的有效工作，也应当有合理回报，否则谁愿意自找苦吃，做赔本买卖，这样才能促进技术进步，你也才能得到大的利益。
c）要坚持积极、稳妥的方针，成熟一个，上一个，不要盲目的一哄而上，决定上的项目，一定要集中力量，务必取得实效。
3、监控系统功能分散和物理分散技术的应用
计算机及其网络技术的发展推动着DCS技术的发展，同时，也为监控系统功能分散和物理分散技术应用的多样性创造了条件，但监控系统最终合理的分散度却还决定于工艺系统的特点。
3.1监控系统功能分散问题
分散控制系统问世时，当时开发者有两大派，一派以欧洲的公司为主，他们根据过去集中计算机控制故障集中的弊病，提出DCS应按控制功能彻底分散的原则开发。因此，他们推出的DCS中的控制容量很小，往往控制1~2个回路，与传统单回路控制器类似；另一派以美国和日本的公司为主，他们走中间道路，采取适度分散的原则。起初欧洲派由于符合原先的习惯，受到一定程度的欢迎。但是，随着时间推移，这种方案最终被淘汰了。现在连当时创导这种思想的DCS公司也纷纷抛弃原来那种型式的所谓控制功能彻底分散的思想，而推出适度分散的DCS产品。纵观这一段DCS发展史，结合火电厂单元机组控制系统的特点，我认为，DCS功能配置将与物理配置走正好相反的方向，正在趋向再适度集中一点的方向发展。究其原因，这是因为，首先，单元机组各个控制系统间有着千丝万缕的信号联系，一对控制器故障，往往会导致另一对控制器因没有正确的联系信号而不能正常工作，甚至误动；其次，由于目前大多没有常规后备监控设备，因此，对于大部分重要控制器来说，只要其中一对控制器故障，可能就要被迫停机。而过多的控制器实际上反而增加了故障停机的概率。再次，目前控制器容量和速度均大大提高，多个相互联系密切的控制系统集中在一对控制器中，反而因内部信息交换方便而提高可靠性。目前有的分司推出的DCS，CPU采用2×2冗余（由于计算机技术发展，成本增加很小），可靠性进一步提高。综上所述，根据电厂特点，应当在提高每一组控制器的可靠性上下功夫，例如，采用按照IEC61508功能安全原则设计的控制器；CPU采用2×2冗余或三重冗余；必要时甚至对部分I/O采取冗余等。而在控制器容量和速度允许情况下，可以合理的配置控制器（按工艺功能区配置；关系密切的控制系统纳入同一控制器等），适当提高功能配置的集中度。
3.2监控系统物理分散问题
计算机及其网络技术发展，调试和维护愈来愈方便，模件对环境的要求也逐步降低，监控系统物理配置正由过去的全部集中到一个控制楼里的单一配置方式，逐步呈现从实际出发的多样化方式，即适度物理分散配置的方式，以取得最佳投资效益。总结国内外经验有几种方式：
1）电子设备间（控制器柜）物理分散布置英国二套大型燃气--蒸汽联合循环机组分别在燃气轮机、蒸汽轮机和余热锅炉等设备旁配置相应电子设备间，其内还包括电气配电装置。
法国阿尔斯通公司在广西的BOT项目来宾B厂，电子设备间分别在锅炉和汽机旁设置二个电子设备间，其内也包括电气配电装置。
我国近年一些电厂，包括示范电厂中也开始尝试把电子设备间分散，大多采取锅炉电子设备间仍旧放在控制楼里，仅把汽机电子设备间尽量向汽机靠近，以节省电缆。
在老厂改造中，电子设备间分散的实例也已出现，例如原先一机一控，改造成二机二控或三机一控时，电子设备间均仍放在原控制室，而不集中到一个控制室。
实践证明，电子设备间（控制器柜）因地置宜，适度物理分散布置，只要保证要求不太高的环境条件，不仅可以节省电缆，对运行维护也不会带来困难。
2）过程通道物理分散
目前，DCS的过程I/O通道模件大多已采用现场总线与控制器通讯，随着电子技术的进步，不仅带专门设计的机箱的远程I/O，就是一般I/O，放置在一定防护要求的机箱内也可满足在就地的一定环境条件下正常工作，这已被国内大量实践所证明。广泛采用远程I/O分散配置，可节省电缆及相关费用。目前最大的问题是在驱动控制I/O方面的应用，大家还有担心，其实，现在是打消这种顾虑大胆推广应用的时候了，理由是：
首先，一般I/O模件与控制I/O模件无本质差别，可控性和环境适应性是一样的。
其次，远程放置的控制I/O模件主要用于开关量控制，通讯总线故障不会造成很大影响。在这方面，国外已有不少成功应用经验，国内也有不少业绩，特别值得注意的是电气专业在这方面发展比热工自动化专业快，这种技术在智能开关柜上广泛应用。
3）现场总线控制系统应用现场总线控制系统的出现使监控系统彻底实现物理分散成为可能，它的应用已超出节省电缆及由此带来的好处了。
现场总线控制系统离不开现场总线和智能化现场设备，智能化设备的功能全部发挥也离不开通过现场总线构成控制系统，但是，智能化现场设备本身的发展并不仅仅是为了构成现场总线控制系统，它还有许多独立的发展方面，例如，远方维护、调整、管理等功能，甚至这些功能先于控制功能的出现。因此，我想从智能现场设备在火电厂的应用前景这个角度出发，看问题的思路可能会更广阔些。
a)现场总线模拟量控制系统现场总线模拟量控制系统无疑是智能化现场设备的第一个用武之地，它实现了控制系统的彻底物理分散和功能分散。当前在火电厂的一些简单模拟量控制系统中（包括远方控制）中有实用意义和广阔的应用前景，它集数据采集、自治控制以及现场设备维护、调整、管理于一身，还有节省电缆和减少工程量等优点。因此，实际工程中可以积极稳妥地逐步推广应用。但是，对于复杂的控制系统，"彻底分散"由于故障点增多，反而会降低系统的可靠性（即使将来开发出冗余的FF--HI或PROFIBUS--PA过程自动化总线），并使一个控制系统的功能必须以很高的处理周期，频繁在二层通讯网络内交换信息，因此，至少在相当长时期内，技术上是不可行的。对于这部分系统的控制功能反而有适度集中的趋势。
b）现场总线开关量控制系统采用智能化的驱动器、开关柜，通过现场总线接入DCS系统，这是智能化现场设备的又一方面应用，它解决了现场驱动系统的维护、调整和管理等功能，目前，技术上已经成熟，有不少产品可以选择，问题是，经济上是否合理，这是一个需从发展来分析的问题。当前电市场体制改革正加速进行，厂网分开，竞价上网，很快要推开，提高运行安全性、经济性、减人增效，以提高电厂效益直接关系到投资者和职工利益，受到日益关注，采用这种系统不仅可以通过智能化诊断和远方维护提高运行安全性，而且也为现场设备管理电子化、现代化，减少维护调整人员创造了条件，从国外看，这也是一个发展趋势。
c)现场总线数据采集系统
采用智能化变送器通过现场总线接入DCS系统，这又是智能化现场设备的另一种应用。它与前面讲到的现场总线开关量控制系统的应用很类似。试设想一下，如果大型火电厂中，广泛应用智能化现场设备通过现场总线接入DCS系统，虽然仅仅是一小部分实现闭环自治控制。这样，热工自动化系统不仅为火电厂自动化作出贡献，而且也为自动化系统本身的运行、维护、调试和管理现代化奠定了基础，因此，比较前瞻一点去看，可以在具体工程中逐步进行适当的探索。
大型火电厂全厂辅助系统有输煤系统、除灰系统、除渣系统、补给水系统、反渗透系统、凝结水系统、废水处理系统、净化站、加药采样系统、制氢系统、燃油泵房、循环水泵房、空压机房、综合泵房、电除尘系统、烟气脱硫系统等十几个，据对28个省市自治区168个装备125MW及以上容量机组的火电厂调查，除输煤系统实现自动化的电厂已占74%，锅炉补充水处理已占61%外，其它辅助系统实现自动化的电厂分别在10~40%之间，而且由于分散值班，运行值班人员高达100~200人。随着大中型国营企业改革逐步到位，有些企业已经意识到，辅助车间高度集中控制减少监控点，可以大大提高劳动生产率，一年就可以减少千万元的支出，因此，已有一些先进企业开始着手对辅助系数统进行技术改造。根据这个形势，1997年10月《2000年电厂仪表和控制（I＆C）系统设计原则》报告中明确提出，辅助系统（车间）应统一设计、统一设备选型、统一设计标准，提高自动化水平，减少监控点，实现减人增效。2000年颁发的《火力发电厂设计规程》也将这种设计思想正式纳入规程，要求"火电厂相邻的辅助生产车间或性质相近的辅助工艺系统宜合并控制系统及控制点，辅助车间的控制点不宜超过三个（输煤除灰、化水）其余车间按无人值班设计。"
监控点的设置数量和组织要适合工艺系统设计以及当前运行和管理水平，同时又留有进一步减少监控点的可能。经过充分讨论，普遍认为当前按煤、灰、水三个控制点比较适当，但是，实际电厂的系统、运行管理方式是多种多样的，因此，决不可把上述原则变成教条，到处死搬。
例如，上海某电厂技术改造时，除灰除渣系统不设专门控制点，而是放在单元控制室内，这为将来进一步减少值班人员创造了条件。
又如，四川某电厂有一台循环流化床锅炉，输煤系统采用单皮带，因此，输煤系统直接纳入单元控制室控制。
再如，海南某电厂，燃气发电机组改造为联合循环机组，由于增加的辅助系统比较简单，工程审查时，大家一致同意采用全厂所有系统均集中到机组控制室中，全厂只有一个控制点。
20世纪九十年代，单元机组自动化水平有了很大的发展，但厂级监控和管理水平相当落后，因此，1997年10月《2000年电厂仪表和控制（I＆C）系统设计原则》明确提出要提高全厂综合自动化和管理现代化水平，实现全厂监控和管理信息系统网络化。
厂级监控和信息系统包括厂级监控信息系统（SupervisoryInformationSystem,简称SIS）、管理信息系统（ManagementInformationSystem，简称MIS）和发电侧报价辅助决策系统（PlantBidding-System简称PBS），总体结构如图所示。
现在就当前发展厂级监控和信息系统需要解决的几个问题进行讨论：
1）厂级监控信息系统概念
1997年10月，提出发展火电厂SIS后，1998年1月针对当时工作需要，对SIS概念及内容进行了理论探讨，经过四年的实践，我认为已经有可能和必要对SIS下个准确的定义了。
什么是厂级监控信息系统（SIS）？我认为可定义为："火电厂厂级监控信息系统是主要为火电厂全厂实时生产过程综合优化服务的生产过程实时管理和监控的信息系统"。
厂级监控信息系统（SIS）与机组（车间）级的监控系统（例如单元机组DCS）不同：
a、服务对象不同。SIS主要为全厂综合优化服务，而DCS等是为机组（车间）级自动化服务。请注意SIS定义中增加"主要为"三个字，意味着SIS的发展有可能将机组（车间）级的部份管理功能（例如性能计算和分析）放到SIS这一层。
b、主要功能不同。SIS功能大量的是用于对实时生产过程的管理目的，只有少量用于监控目的（例如负荷实时调度），而DCS等则相反，主要是监控功能，但也同样包括少量管理信息（例如历史数据存档等）。人们在命名时，常常以主要功能来确定的，因此，厂级的叫监控信息系统，机组（车间）级则叫监控系统。
厂级监控信息系统（SIS）与管理信息系统（MIS）也不同：
a、服务范畴不同。SIS是属于实时生产过程管理和监控范畴，而MIS是属于企业管理现代化的范畴。
b、实时性要求不同。SIS实时性强，且不说全厂生产过程的综合监控需要连续进行（例如负荷实时调度），就是生产过程的管理，也是属于实时性管理，许多问题也必须三班不间断的处理（例如，设备状态检测和分析）；相对而言，MIS实时性要求就低一些，是属于"离线"分析和管理的，一般也无需三班倒值班。
根据SIS的概念，SIS可以包括很多功能，例如，生产过程信息监视、统计和分析功能；全厂调度和机组负荷优化分配功能，厂级及机组级性能计算和分析功能；设备状态检测以及故障诊断和维修指导功能；机组寿命管理功能；远程监视及技术服务功能等等，但是，关于SIS的功能问题有下列几点值得注意：
a、SIS功能不只限于这些方面，它必将根据全厂实时生产过程综合监控和管理的需要，以及开发应用的实践，不断充实和完善，事实上，有些电厂开发的SIS，已经开创了一些新功能。
b、SIS功能要根据具体电厂的情况，具体确定，例如，机组负荷优化分配功能，对于全厂只有二台同类机组，或几台机组分别接在不同电压等级的出线上，或从系统考虑该厂机组采用"直调"方式时，是否要配置该功能，就值得研究。
c、SIS功能宜分步实施。由于SIS提出时间不长，SIS功能软件模块的开发和应用经验不足，技术不成熟，效果尚待评估，因此，当前不宜每个工程都将所有功能都一哄而上，以免造成投入运行后，发现无效，弃置不用而浪费工程费用，为此，当前各大电力投资公司宜在自己管辖的众多电厂中，选择少量电厂做SIS试点，配置较丰富的功能，待总结经验后再全面推广，对于一般电厂当前可以先建设SIS网架，数据库以及少量相对成熟的功能软件，并留有将来方便扩充完善的条件就可以了。
2）厂级监控和信息系统的网络
计算机网络技术的发展已经为"管控一体化""系统集成"提供了各行各业都可以借鉴的通用的、成熟的工具，实现全厂网络互连、信息共享以及各种等级的网络安全措施。但对于从事火电厂信息技术工程应用的人来说，要研究解决工程应用的核心问题-内容，这对于各行各业全不一样，对于我们火电厂，就要根据管理信息系统、报价决策辅助系统、厂级监控信息系统以及机组（车间）级众多监控系统的具体情况确定针对应用系统的网络配置、网络安全的重要性分级要求、信息共享范围以及信息处理模型等，这些方面完全是个新课题，需要研究开发，基本上没有通用的、成熟的技术可以套用。
1997年10月提出大型火电厂配置厂级监控信息系统和管理信息系统以来，其网络配置结构始终是一个争论的问题，常见的有两种方案：
方案一：SIS和MIS采用一个共用网络，其间用防火墙等安全措施进行隔离，优点是方便SIS各种应用软件从MIS网上访问实时数据的需要，同时也可以满足MIS网上用户访问实时数据的需要。
方案二：SIS和MIS分别采用独立的网络，其间通过SIS和MIS各自的数据服务器之间互连和交换信息。优点是SIS网络上的应用只需与实时/历史数据服务器联系，而MIS的应用只需与MIS关系数据服务器通讯，从而减少通讯的复杂性，提高了两个网络的独立性和可靠性。
2001年11月9日，国家经贸委颁发《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护暂行规定》指出：
"电力系统安全防护的基本原则是安全等级较高的系统不受安全等级较低的系统的影响。电力监控系统的安全等级高于电力管理信息系统及办公自动化系统。各电力监控系统必须具备可靠性高的自身安全防护设施，仅可与安全等级相同的系统直接相联。"
"各电力监控系统与办公自动化系统或其它信息系统之间以网络互联时，必须采用经国家有关部门认证的、可靠的、专用的有效安全隔离设施。"
"建立完善电力调度数据网络，应在专用通道上利用专用网络设备组网，实现物理层面（如：专线、同步数字序列、准同步数字序列）上与公用信息网络的安全隔离。电力调度数据网络只允许传输与电力调度生产直接相关的数据业务"。
"电力监控系统和电力调度数据网络均不得与公共因特网相连。"
规定所称的"监控系统"是指"各级电网调度自动化系统、变电站自动化系统、换流站计算机监控系统、发电厂计算机监控系统、配电网自动化系统、微机保护和安全自动装置、水调自动化系统和水电梯级调度自动化系统、电能量计量计费系统、实时电力市场的辅助控制系统等"。"调度数据网络"是指"各级电力调度专用广域数据网络、用于远程维护及电能量计费等的调度专用拨号网络、各计算机监控系统内部的本地局域网络等"。
根据《暂行规定》的精神和本文对SIS和MIS概念的分析，有下列几点应引起注意：
aMIS是属于管理信息系统范畴，而且不可避免会与"公共因特网相连"，安全等低
于"电力监控系统"。
bSIS是属于或接近于"电力监控系统"的范畴，当电厂采用"非直调"方式时，SIS还必须与"电力调度数据网络"相联，因此，它不能与比它安全等级低的MIS"直接相联"，
而"必须采用经国家有关部门认证的、可靠的、专用的有效安全隔离设施。"考虑到SIS与"电力调度数据网络"相联的情况，SIS与MIS互联的方案一是不可取的。
c发电侧报价决策辅助系统（PlantBiddingSystem，简称PBS）是什么性质的，《暂行规定》中不太明确。作者认为，PBS不属于"电力监控系统"范畴，属于管理信息系统
范畴，但它的重要性和保密性要求很高，其安全性等级可以与"电力监控系统"相当，高于一般的MIS要求。目前在讨论"发电厂报价辅助决策系统设计导则"时有一些人提出将实时调度和报价决策合并为一个系统，向SIS发送：予调度计划、实时调度计划、辅助服务（增减出力或吸收无功）计划以及即时发电机出力指令（AGC）。对此本人视不同观点。辅助报价决策系统尽管重要性、保密性要求较高，但安全等级显然仍比安全调度系统要低，PBS的纳入将降低了调度系统的安全性；此外，根据《暂行规定》，"电力调度数据网络只允许传输电力调度生产直接相关的数据业务"，二者合并，必然在PBS与电力市场交易系统间有大量非直接用于电力调度生产数据在调度数据网上传输，并把整个电网的电力市场交易系统和安全调度系统不恰当的联成了一个网络。
3）厂级监控和信息系统的功能模块合理配置
厂级监控和信息系统包括的子系统（SIS、MIS和BPS）间常常是不仅有些数据需要共享
而且有些功能模块也有类似之处。但是，在实际工程中，由于体制和企业利益，不同的子系
统有不同部门管理或不同厂商开发，容易造成各自为政，通气不够，以致造成各个子系统大
而全，功能重复配置。此外，即使是由一个厂家开发，也存在着一个全厂系统功能统一规划
的问题。为此，作者企图提出一些设想，与同仁探讨。
a．功能配置原则
--功能合理分级配置
对于仅仅为某一级子系统需要的功能模块，应安装在本级子系统内；上下两级均需要的功能模块则宜设置在下一级系统中，但是，它在开发时必须充分考虑上一级的需要，以尽量减少上一级再加工的工作，但也不在上一级中重复设置下一级已设置的功能模块，将大量原始数据全传上来，重复在自己设置的功能模块中进行处理，造成数据通道拥挤和计算机及网络资源浪费。这在不同厂商分别承担各子系统时，尤其应有人作统一规划的总体设计工作，并进行互相协调配合工作。
--简化和提高单元机组级监控系统的可靠性
在出现厂级SIS前，单元机组级监控系统DCS，不仅完成机组直接监控任务，而且有逐步扩大管理功能（包括具有实时监控性质的管理功能）的趋势，例如，机组性能计算、汽轮机寿命管理、长期历史数据存贮、操作指导等。DCS中这些管理功能的增加，使DCS日趋复杂，往往也是造成数据阻塞和软件"死机"的重要原因；此外，每台机组重复设置同样软件，也造成投资的增加。
厂级SIS的出现，电厂自动化系统结构也应随之变革，本人认为，今后应尽量简化单元机组级DCS的功能，主要服务于机组的直接监控，把实时性不强的管理功能上移至厂级SIS，DCS本身可以变成单层结构，这样必然大大简化直接监控级而提高可靠性，还可以降低综合投资费用。我认为这应当是DCS的一个发展方向。
从这个观点出发，我们要正确理解管控一体化的概念，在吸收或引进外国公司的各种高级软件时，要作认真的分析，根据软件的性质，合理的配置在各级自动化系统中。
b．MIS、BPS的功能模块分配
电厂报价辅助决策系统要收集电力市场交易中心的信息以及厂内管理和监控信息系统的数据，并通过报价辅助决策软件的运算和分析，提供报价决策，PBS与MIS间有些功能模块应进行合理配置。例如，发电成本计算和分析，燃料管理，检修计划和管理等不仅对外辅助报价决策需要这些资料，而且从加强电厂内部管理以适应外部报价要求和内部自身管理规律，均需要设置功能模块进行计算和分析，而且其功能远比辅助报价决策的运算要烦杂得多，因此，这些功能不宜放在PBS子系统中，而宜放在MIS中，PBS可调用其运算结果。当然，它们的开发，包括具体功能、数学模型，乃至数据格式等均应综合考虑内部管理和对外报价决策的需要，这样可使PBS简化二次加工的工作量和减少数据库，防止每个子系统大而全，自成体系的资源浪费现象。
c．SIS功能模块分配
SIS作为机组级DCS与厂级MIS间的中间层，起着承上启下的作用，它属于信息管理为主，同时兼有实时监控的作用，因此，在SIS中必须建立一个比较完善的和一定规模的实时数据库，并为MIS共享，这已被人们普遍认同。下面将就若干功能模块如何配置谈点看法：
--性能计算、分析及其操作指导
全厂综合性能计算、分析，是优化调度所必须的，无疑应放置在厂级SIS内。问题是机组级的性能计算、分析到底配置在那一级较好。过去人们习惯于放在DCS中，我认为当工程中配置完善的SIS后，将此功能上移至SIS中完成较为合理，这是因为，有利于属于单元机组级，提高DCS的可靠性；设置在厂级，经济上也是合理的，实时性也能满足要求。
--全厂负荷(有功、无功)优化调度
实施电力市场，竞价上网后，电厂是直调还是非直调，目前尚有分歧，从华东院向各电厂函调看，多数电厂主张非直调，根据我国情况，这不无一定道理。对于非直调电厂来说，机组负荷根据安全和经济因素进行全厂负荷的优化分配就是SIS的一个重要功能了。优化分配要考虑三方面因素：
①经济性，不仅要考虑机组经济性，而且当机组不同出线时，还要考虑不同潮流的线损因素。
②系统稳定和线路阻塞。
③机组安全域，例如主辅设备缺陷，无功能力等。
机组安全域计算和分析模块可以设置在单元机组级，也可以设置在SIS级，本人认为设在单元级较好，一则计算比较简单，二则单元级、SIS及PBS均需该模块的数据，选择数据流较顺。因此，热工自动化专业应尽快研究各级子系统对安全域计算分析的要求，以便在DCS内使该软件模块的配置更为合理。
--机组优化控制
外商在机组优化控制方面提出了很多软件，各厂商也不尽相同。例如，优化燃烧控制或指导，锅炉吹扫优化控制，新型协调控制，凝结水节流控制等。
这类模块，绝大部分需要快速、可靠和直接干预单元机组的生产过程。因此，宜于纳入机组级控制系统中。但是，对于吹扫优化控制和燃烧优化操作指导等模块，由于实时性要求不太高，则可根据提供的软件复杂程度，可置于SIS级，以节省资源，简化机组DCS。
--机组寿命管理
机组寿命管理是通过机组部件的金属温度及其变化率来计算热应力，并评估寿命损耗。
汽机在启停和负荷变化时，金属部件的热应力变化很快，而且是汽机实现ATC控制的主要控制指标，因此，国外均纳入汽机DEH中，不宜上移至SIS级。但是，对于机组各部分寿命耗损，以及无需实时监视的某些部件的应力计算和分析，宜纳入SIS以节省资源。
--状态监视、故障诊断及其操作指导
这类功能模块往往需要大量实时数据和／或历史数据，有的要求采取特殊的快速采样(例如，汽机和旋转机械振动故障分析)。为了完成该功能，往往还需要开发各种各样高级分析软件。
这部分功能宜配置在SIS级，并设置专用工作站完成特定状态监视和故障诊断功能，所需数据可取自SIS的实时数据库，或专用工作站自配快速数据采样(例如汽机振动故障诊断系统)。
4）PBS建设问题
PBS建设必须以SIS和MIS建设为基础，但SIS和MIS建设决不仅仅是为了PBS，因此，在建设具有完整功能的PBS前应首先建立SIS和MIS，有人主张当有的厂没有SIS和MIS时，为了建设PBS，建议报价决策所须的SIS和MIS中的那些功能和数据库在PBS中建立，我认为这样做不妥当，这必使今后建设MIS和SIS时造成重复和浪费，况且，总体上讲建设PBS的条件远不如SIS和MIS成熟，在目前电力市场管理法则不确定的情况下，PBS开发不可能完全实用。因此，各电厂应首先建立SIS和MIS，随后再开发PBS，如果某地区急于进行电力市场运行试点，那么以先搞个简单的PBS，待真正的电力市场法则建立后再在SIS和MIS基础上完善它。
