【摘 要】：本文综述了50年来火电厂自动化发展的进程，概括了各时期的国情与为实现自动化所作的努力，状和人们关心的问题sis及现场总线作了阐述，并对一些主要名词提出明确。
关键词：火电厂自动化 发展 建议
自1953年我国开始第一个五年计划建设至今已有50余年，目前，“十一”五计划正在执行中。五十年来，我国火电技术的发展和进步非常快。以火电厂主机组来说，20世纪50年代初，从我国制造出第一台中温中压（4mpa、450℃）的6mw汽轮发电机组开始，在原苏联技术的支持下，不断创新生产出高温高压（10～14mpa、550℃）的50mw、100mw、200mw汽轮发电机组；80年代又在美国技术的支持下，生产出亚临界（17mpa、550℃）的300mw、600mw汽轮发电机组；进入21世纪以来，在与国外厂商技术合作的前提下，生产出超临界（24mpa、550～570℃）的600mw汽轮发电机组。同时还成套进口了900～1000mw的汽轮发电机组的电厂。随着主机组技术的发展，带动了配套专业技术的前进，火电厂自动化技术是最为明显的技术之一。本文重点简述50年来火电厂自动化技术的发展和提高。
1 从热工自动化到“电厂自动化”
自动化对火力发电厂而言，是热力生产过程与电力发电过程控制的总称，某些国家称为“仪表与控制”（instrument& control简称i&c）。
1953年，依据前苏联的经验，在电力设计院机务设计室内设“仪表组”，主要负责火电厂热力生产过程的检测与控制设计。
20世纪60年代，随着机组容量的增大和中间再热机组的出现，其热力系统普遍改为单元制，即一炉对一机的系统，热力生产过程中驱动风机、水泵等辅机的电动机已是热力生产过程控制中不可分割的部分。热工自动化系统设计包括电动机在内的具有整体性的设计。
20世纪70年代，进口机组已将发电机变压器组纳入单元机组自动化系统设计中；80年代在学习美国依巴斯co．设计中，华东、西北电力设计院也将电动机二次线并入热工控制专业；90年代在我国应用分散控制系统（dcs）成功之后，开始试点将电气部分的检测控制纳入dcs中，因此原来仅限于热力生产过程的热工自动化逐步转变到包括发电机变压器组在内的全发电过程的检测与控制，改称“电厂自动化”。其范围除单元机组外，还包括输煤、除灰除渣、补给水处理、循环水供水系统等辅助车间的自动化。
2 火电厂自动化技术的发展过程与现状
2．1 电厂自动化水平
自动化水平（automatic level）是指对一个电厂生产过程实现自动控制所达到的程度。其中包括参数检测与数据处理（das）、自动控制（mcs）、顺序控制（scs）、报警和联锁保护等系统，最终体现在机组效率、值班员的数量和所能完成的功能上。火电厂自动化水平是主辅机可控性；仪表及控制设备质量；自动化系统设计的完善程度；施工安装质量；电厂运行维护水平及人员素质的综合体现。
电厂自动化系统是为机组运行服务的，主要目的是保证电厂的安全、经济运行、减少事故、提高设备（系统）效率、降低煤耗和厂用电率并减少人员的数量。
决定自动化水平的条件，首先应研究机组在电网中的运行地位及对机组提出的运行要求，但这只是客观需要，能否实现关键在于机炉本身适应负荷变化的能力和它具有的可控性；其次就是仪表和控制设备的性能和质量，能否达到预期的效果又取决于电厂设计方案的正确、电厂的运行、维护技术水平和管理制度。
自动化水平是随着机组容量、参数的变化和当时所能供应的仪表和控制设备品种、质量而变化的。80年代，根据当时国情，我国火电厂自动化只能是“中档水平”。
我国火电厂200mw及以上机组的自动化水平的发展，概括起来可分为3类：
（1）以常规仪表组成监视控制系统，但主辅机可控性差，自动保护投入率低，20世纪70年代前后设计建设的电站多属此类。
（2）80年代中，后期建设的电站，除常规仪表外，采用计算机完成das功能和组件组装仪表完成mcs功能，保护功能较为完善，但主辅机的可控性没有明显改进；
（3）80年代成套进口的电站，采用计算机进行监测，部分自动调节采用了以微机为基础的dcs，大量的常规仪表和操作设备仍保留，但主辅机的可控性好，自动保护投入率高。
进入90年代，dcs在火电站试用中证明可靠性高，取得运行人员的信赖。因此，在新建机组中普遍采用dcs，并逐步减少常规仪表及硬手操设备，只保留个别极重要的按钮和仪表。90年代末期，对前述（1）、（2）类水平的电站进行技术改造，大量运用dcs实现检测与控制，主辅机可控性也有明显提高，自动保护投入率可达到100％；电厂电气部分（发电机～变压器组）也在试用dcs的基础上，纳入全厂的dcs功能中（简称ecs）；部分火电厂的自动化水平已跻身到世界先进水平的行列。
进入21世纪后，在完善单元机组自动化的基础上，逐步应用厂级监视信息系统（sis），提高电厂的经济运行水平，以适应“厂网分开、竞价卜网”的要求，使电厂自动化水平得以进一步提高，为实现其综合自动化打下厂基础。
2．2 控制模式
20世纪50年代初，电厂的机组容量小，因此在锅炉与汽轮机附近设置仪表盘或控制盘，称为就地控制，以满足锅炉、汽轮机起停、正常运行的要求。热力、电气系统为母管制，发电机主变压器等控制则在“主控制室”内进行。
1958年，北京高井电站，安装当时单机容量最大的100mw汽轮机，热力系统按单元制设计，考虑到炉、机、电已成为一个整体的特点，自动化系统设计中提出两台机组在一个控制室进行集中控制的方案，按机电值班员、锅炉值班员方式配置控制盘，运行、检修分场分别负责机组的运行与检修。高井电站的实践证明，集中控制方式有利于炉机电之间的联系，便于机组起停、事故处理和正常负荷的调节。同时全国的单元制机组也采用了集中控制设计。1992年1月，能源部颁发了“关于新型电厂实行新管理办法的若干意见”，重申两台单元机组在一个集控室实现炉机电集中控制，明确了管理体制并提出了新的定员标准和人员的素质要求，同时给与相关的政策支持。
进入21世纪以来，国华浙江宁海电厂一期工程建设4x600mw机组，经过充分的技术经济比较后，采用了“四机一控”（即4台机组的控制盘布置在一个控制室）的模式，第一台机组已于2005年12月投产发电“四机一控” 与“两机一控”相比，运行人员的配备可减少20人以上，且便于值长的运行管理和统一指挥，同时日又利于公用系统如燃油、消防、暖通、电气网络监控系统的统一管理。这种模式值得同时建设相同型式容量的多台机组借鉴，但要认真解决建设期内运行与安装的矛盾；运行期内，运行与检修的矛盾等。
2．3 自动调节与控制对象
2．３．1 自动调节设备
在20世纪50年代初期，锅炉、汽轮机容量都很小，系统简单，只有少量的简单直接作用式自动调节，如锅炉汽包的水位调节。随着机组容量的增大，参数的提高和采用煤粉燃烧后，对自动调节的要求也就提高了，自动调节项目增多，除汽包水位调节外，还有燃料、风量、炉膛负压、汽温等。但实际投入自动的多为汽包水位和炉膛负压调节，其他项目很难投入，自动投入率在40％～60％。
长期造成自动调节投入率低的原因有两个：其一为自动调节设备落后，质量差；其二是控制对象的可控性差。
50年代中，主要应用的调节设备是从前苏联进口的机械式调节器iikth，后来改为电子式调节器bth，仪表部门参考bth研制采用统一信号制的ddz-i（0～10ma）和ddz-ii、ddz-iii（4～20ma）型电动单元组合仪表，气动单元组合仪表qdz（0.2～1mpa气压信号）。ddz型仪表虽比bth有所进步，但仍只能执行pid调节规律，很难适应复杂调节对象的要求。
70年代末，仪表部门研制了组件组装仪表tf-900（上海）和mz-i0049i（西安）。组装仪表的特点是功能组件化，选择功能组件可以组成较复杂的控制系统。但是由于电子元器件质量不好，容易损坏，造成自动调节系统失灵，使许多自动凋节不能投入自动。1982年上海福克斯波罗有限公司生产的spec-200组装仪表，由于元器件来自美国，且生产过程中有严格的质量管理，经过在陡河电厂200mw机组中试用证明，可以满足大机组（300mw及以上）的控制要求。
80年代中期，以微机为基础的分散控制系统（dcs）进入国内电站，很快解决了长期存在的自动调节设备问题。由于dcs采用大规模集成电路，提高了可靠性；并且用软件编程的方式，可以实现复杂对象的各种调节规律，还可与保护、连锁条件互连，大大提高了控制系统的功能，经试点后很快得以推广，成为今天的主要控制设备。
2．3．2 控制对象
控制对象系指主机和辅机。它能在什么范围内承受和适应各个主要参数的控制作用量及其控制的能力，一般称为可控性，如锅炉的过热器受热面的大小，回转空 予 器的漏风情况，给粉（煤）机、给水泵的调速特性，调节阀门、挡板的调节性能，摆动火嘴的灵活程度，轻重油枪、吹灰器的伸缩自如性和电磁阀开闭的可靠性等，都直接影响自动控制系统正常运行与事故处理。
过去国内生产的主辅机，由于供不应求，对产品质量特别是可控性问题，几乎无人过问，造成机组投产后，许多自动控制项目长期不能投用，影响大型火电机组热工自动化中档水平的实现，近年来在引进国外主机制造技术的帮助下，国内生产的主辅机的可控性有了明显的改进，为提高电厂自动化水平打下了好的基础。
目前，主机已从亚临界提高到超临界参数，从汽包炉发展到直流炉；为适应环保和燃用劣质煤的要求，已生产出1000t／h循环流化床锅炉，正在白马电厂进行试用，这些是今后推广应用的主力机组。
2．4 汽轮机控制系统
汽轮机是高速（3000rpm）旋转机械，必须有灵敏可靠的调节系统，保证带负荷时在额定转速下运行；并有可靠保安系统。20世纪50年代中小容量机组采用的是机械液压调速系统，同时配有危急保安器，在转速超过危险值时，自动停止汽轮机的运行。60年代
开始研发200mw汽轮机时，提出了电调控制系统，为确保汽轮机运行，此时的电调系统与机械液压系统同时存在，限于当时电气元件质量长期存在问题，因此实际运行中电调部分很少使用而是机械液压调节系统控制汽轮机的运行。70年代，在研制600mw机组时，同时研发采用高压抗燃油、组件组装仪表的模拟式电液调节系统（aeh），80年代，从美国西屋电气公司进口300、600mw汽轮机制造技术，而在汽轮机转让技术中没有包括汽轮机的电调系统。1983年，上海发电设备成套研究所组建采用以计算机为核心的数字电液控制系统（deh）国产化研发中心，专业研究、试制与生产300、600mw机组的数字电调deh。第一台引进技术的300mw机组在湖北汉川电厂试用时，同时使用了第一台纯电调系统，这是我国汽轮控制系统发展的一个大飞跃。在90年代多次试用、试验，确认国内制造的纯电调可靠之后，很快得到推广。90年代末期，在老厂大机组技术改造中，普遍采用了纯电调系统取代原来的电液并存系统，大大提高了汽轮机的调节特性。
2．5锅炉炉膛燃烧监视及安全保护
20世纪70年代从前苏联进口的大型锅炉安装有由锅炉厂成套供应的锅炉炉膛火焰监视器，当发生灭火时，需要停止锅炉运行。但实际运行中大多数火焰监测器是不灵的，因此停炉保护从未用过，再加上当时国内电负荷紧张，即使发现锅炉熄火还要采取抢救措施不致停炉停机，结果造成不少锅炉因为爆燃而爆炸，使锅炉炉膛损坏，甚至造成人员伤亡，经济损失严重。针对这一情况，水电部多次召开会议要求杜绝炉膛爆炸事故，从设计上提出炉膛防爆保护设计。80年代，在引进300、600mw机组技术的同时，由阿城继电器厂引进美国ce公司的炉膛安全保护装置；机械部引进美国forney公司的炉膛安全保护系统（fsss）。由于当时的投资条件限制，400～670t／h锅炉仍只装设简易炉膛安全保护装置，只有在1000t／h及以上锅炉才安装功能完善且具有燃烧器管理功能的fsss系统。近年来fsss的逻辑处理功能多已纳入dcs中，其火焰监测装置和油枪、点火设备仍由专业厂家供应。
80年代中，为解决在集控室观看锅炉炉膛火焰而研制的工业电视，在石景山电厂670t／h锅炉上试用，代替人工从看火孔中观看火焰，判断燃烧情况。其后铁岭光学仪器厂等单位也研发生产—了用于大型锅炉的电视产品，已在大型锅炉中广泛应用，作为监视炉膛火焰的必要设备。
目前，烟台龙源技术有限公司研发的“电站锅炉图像火焰检测系统”突破了国内外常规火检的监测机理，通过检测每个燃烧器喷口的实时火焰，监测锅炉的燃烧状况，利用开发的火焰图像处理技术和建立的数据准确发出每个燃烧器喷口火焰的on/off信号，送给fsss，参与锅炉安全保护。同时该公司研发生产的“等离子点火技术”，简化了原来的点火系统，已在260余台大型煤粉锅炉成功应用，为降低发电成本，节约燃油做出了贡献。这两项技术的应用，提高了fsss的可靠性。
2．6 计算机的应用与综合自动化
1964年开始研究计算机在火电厂的应用，首先作为科研项目，在老厂机组上进行试验。1965年，将高井3号机组（100mw）作为应用计算机的工程试点。当时采用的计算机为晶体管计算机，体积庞大，可靠性低，平均无故障工作时间mtbf为50h，其功能为集das和mcs于一机的集中式监控系统，scs则采用干簧继电器组成，与当时美国等开展的工作基本同步，因这种方案很难满足机组安全运行的要求，故配备了全套常规仪表和调节设备，满足机组按期投运要求。
70年代，国外在总结集中式监控计算机系统失败经验的基础上，提出了分散控制系统（dcs）构想。80年代，望亭电厂#14机组（300mw）作为dcs的工程试点，要求dcs的das功能随机组一同投用，并要求主辅机厂解决可控性问题，为mcs顺利投用创造条件，提高自动化的投入率。经过各方面的共同努力，dcs在火电机组上应用试点成功，达到了预期效果。
此时随着进口机组成套进门的dcs已达14种，为减少机型并扶助国内企业生产dcs，原能源部热上自动化领导小组于1992年推荐符合电厂应用要求的6种dcs（后增至8种）作为优选机型，其中重要的条件之一是“国内有合作单位”。其目的是希望国内企业与国外知名厂家合作，通过消化国外技术，制造符合中国国情、性能优良，质量可靠且价格合理的产品。经过近十年的努力，新华控制工程公司、北京国电智深科技有限公司与北京和利时控制工程公司均推出了具有自主知识产权的dcs产品，并应用在600mw机组上，其功能覆盖面包括电气系统在内的检测控制功能（ecs），达到了利用crt和大屏幕显示器，通过软手操监视控制整个单元机组的目的，取得良好的效果，受到电厂的欢迎。
目前，dcs装置在应用最新的计算机技术的基础上，速度和容量都有很大的提高，其覆盖面包括了单元机组的6大控制功能即das、mcs、scs、fsss、deh（meh）和ecs，使整个单元机组的检测控制、连锁保护、报警等功能融为一体，简化了系统，提高了可靠性，因而进一步提高了单元机组的自动化水平。
另外，还有可编程控制器（plc），其特点是可靠性高，抗干扰能力强，价格便宜，适宜在电气控制或以开关量为主具有顺控特点的输煤、除渣、除灰、定期排污、吹灰系统等使用，采用现场总线技术与dcs相互通讯，可以组成一个完整的控制系统。
由于计算机不断进步，应用范围正在扩大，在电厂除主控系统dcs、ecs、sis、plc及管理信息系统（mis）外，正在向各方面渗透，智能仪表、执行机构及现场总线等，也是以计算机为主组成的，所以电厂的监视控制系统正在逐步走向计算机化。
2．7 基础自动化设备
包括检测各种过程参数的传感器、变送器、分析仪器仪表、就地指示仪表和执行各种指令的执行机构（电磁阀、调节阀）等，获取的信息和执行指令是自动化系统可靠、稳定的基础。一台大机组需要的数量在5000台（支）以上，品种规格繁多，20世纪70年代及以前的产品性能不稳定，精度等级不高，品种规格不齐。
80年代，进入改革开放以来，摆脱了计划经济约束，在市场竞争的局面下，采取多渠道方式（国有企业、民营企业、成套或散装进口等）解决了自动化基础设备问题。
目前，主要仪表依靠进口的状态有所改善，据仪表部门统计，从国外进口仪表及系统，已连续两年从50％以上大幅度下降，如自动化仪表和控制系统已从2005年的39％回落到8．6％，其中dcs已从110％高增幅下降到17.6％。但是从电站建设来看，当前主力机组为超临界参数的大容量（600-1000mw）机组，所需的变送器、调节阀等要有更高的稳定性和可靠性，电厂用户对国内产品还缺乏信心，因此从国外进口的比例还相当大。
3 sis的应用
sis（厂级监控信息系统）是一个全厂性的实时、历史数据库平台，通过应用软件实现其一，全厂实时生产过程监视与机组的优化运行，以求达到各项经济指标如全厂煤耗、厂用电率、补给水率和设备检修的最佳状态，其功能不宜与单元机组控制系统“dcs""重复；其二电厂及其管理公司的经营管理。
sis的基础是单元机组的dcs及各辅助车间（输煤、补给水处理，供水）的控制系统，接受上述系统有中经过处理的信息，再补充若干上述系统中不具有的测点信号。通过对设备信息完整的记录，分析机组及辅助设备整体的运行状态，形成厂级生产过程的实时监视与经济优化运行，为实现经济目标控制下的全厂的协调生产和经营提供决策支持，如：提出机组负荷分配（包括水、煤分配）建议，主要设备检修并安排建议，送给电厂领导（总值长、总工程师和分管生产的厂长）最终决策，人工发出指令指导运行或设备检修，sis的硬件结构与输入、输出信息如图1所示。
一个单元机组特别是高参数、大容量机组本身就是一个大的工业系统。它比相对简单的辅助车间系统复杂得多，不仅要求主机、辅机、各种装置、各子系统相互协调工作，而且需要相互之间工作参数的合理配合，才能达到经济运行的总体优化，因此厂级的经济优化运行必须建立在各单元机组优化运行基础上。建立机组级经济运行的量化模型是搞好电厂厂级经济运行的基础工作。
不同的电站由于机组类型（凝汽、供热机组）、参数（亚临界、超临界）、锅炉结构（汽包炉、直流炉、循环流化床）及制粉系统（直吹式、中贮式）的不同等，这一系列的差异难以形成通用的机组级经济运行模型，只有建立针对各自特有机组的专有模型才能获得良好的效果。
上述模型的建立，首先要有各制造厂特别是主机厂提供的运行和各项性能指标资料，安装单位和电厂调试试验取得的实际数据，由电厂具有丰富经验的主机专业人员进行建模工作，提出初步模型后还要通过试验进行修正，经过多次反复后，才可能是真正实用的经济运行模型。这项工作决不是自动化工作者能够独立完成的，因而经济运行问题应该是各专业人员共同努力，各自做好所负责工作的共同成果。因此要求实行sis的电厂，首先要成立一个经济运行小组（专家小组）．它的成员应由热机、电气、自动化及相关专业专家组成；一名厂级领导负责经济运行小组的领导工作。根据该小组提出的优化经济运行方案，才有可能提供实用的应用软件。目前有人强调这是供货商的责任是不合理的，除具有电厂丰富经验者外，一般供货商是做不到的，为了竞争取得项目，供货商在招标时会承诺这些责任，但会使价格提高。而在机组投产时，主要精力集中在机组的正常运行，对sis功能验收只能是最基本的数据处理和运算功能，厂级优化运行功能，因基础工作尚未到位，短时间内难以做到，一但超过sis合同规定的时间，制造厂就可以无责任的不了了之。给电厂用户带来的后果是花了高价，买了暂时无用或不能完全发挥作用的系统。
目前已运行和在建的sis有150套，每套投资为400～1000万元，按平均每套投资600万元计算，共计花费投资90000万元，其效益如何？除个别电厂作过试验，认为效益不错外，一些电厂还在试验或观望中。为此建议委托具有影响力的单位，组织有各方面人员参与的调查组，对正在运行和在建的sis电厂，从sis的功能、与dcs的关系、投资情况、电厂管理情况、运行效益及供货商资质及设备（硬件、软件）质量等进行调研。
4 经济、合理的应用现场总线技术
适合电厂应用的现场总线有ff基金会总线、profibus、worldfip、can、cc-link、modbus等，其次是智能变送器和执行机构的品种逐步齐全，为现场总线技术在火电厂的应用创造了基本条件。
由于现场总线是遵循国际统一的协议标准，因而具有开放、互联、兼容和互操作的特点，使自动化系统的功能可以更加分散，系统简化，远方诊断、调试和维护现场设备，提高自控系统的安全可靠性，同时还可节省电缆，减少设计、安装的工作量，因而一直受到电厂自动化工作者的关注。
（1）从目前电厂应州来看，现场总线只能是局部的应用. 单元机组的主控系统仍应是dcs 因为dcs已在电厂应用十多年，有了一套成熟的应用经验，且dcs的进步和发展是很快的，其运算速度和容量随着大规模集成电路的发展，不断提高和增大，可以满足大型机组各项控制功能的要求，因其可靠性高，已使组成的系统大大简化，价格日益降低，所以不要因为现场总线控制系统（fcs）的出现而动摇应用dcs的决心。目前的工作是：进—步完善dcs应用软件，在保障机组安全可靠运行的条件下，加速研究各子系统的经济运行，如提高燃烧的经济性，降低污染物的排放量等。
（2）合理应用现场总线技术，从电厂的具体情况看，下列3方面可先行试用：
1）单参数调节回路：各加热器的水位调节及单参数的压力、温度调节等，因系统简单，与其他回路相互联系少，采用智能变送器或智能执行机构，实现pid调节和被控参数的监测，通过现场总线与dcs网络相联，可以减轻dcs负担，简化配置．在一台机组中，此类凋节回路有30套以上，潜力是巨大的。
2）辅助车间或系统的监控：电厂的辅助车间有水处理（补给水、污水等）、输煤、水泵房（供水系统）、锅炉的吹灰、除灰除渣、定期排污系统等。对象比较简单，独立性强，且多采用顺控、连锁或单参数调节，目前已有一些电厂使用了现场总线，实践证明效果良好
3）远程智能i/o站的输出：在电站主控系统dcs中，有部分测点比较集中的次要参数，如测量金属温度的测点或其他变送器，往往是采用远程智能i/o柜，其输出信号可采用现场总线与dcs网络相连，并配备远方诊断、调校功能等。
5 意见与建议
据有关统计资料，2005年全国发电装机容量50841万kw，其中火电为38413万kw；“十五”期间新增发电机组容量为17655万kw，2005年装机容量为6326万kw。这期间装设的火电机组绝大多数为600mw及以上机组，其中超临界机组在100台以上。在装机容量快速增长的情况下，无疑对基础自动化仪表需求量会更大，要求质量也会更高，希望仪表行业加强研发工作，生产适用于各类主机需要的仪表，特别是超临界机组和燃气轮机，前者压力温度均高（24mpa，570℃），后者温度在1000℃以上。要求此类仪表的检测元件、变送器、显示仪、执行机构等反应速度快、准确度高且稳定性好，为此提出以下建议：
（1）定期召开电力用户会议，了解需要情况、要求和存在的问题；
（2）紧跟国外检测技术的发展，及时将国外最先进的产品拿进来，消化吸收后生产出更好的国内产品，改变目前众多商家长期处于同外产品代销的局面。
（3）与主辅机厂合作，为主辅机配套供应本身需
要的成熟、可靠、先进的仪表、调节阀，帮助提高主辅机的可控性。
（4）加强仪表行业管理，及时制定标准，通过行业管理，避免重复生产与开发。
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