1 当前电力行业热工自动化技术的发展
随着世界高科技的飞速发展和我国机组容量的快速提高，电厂热工自动化技术不断地从相关学科中吸取最新成果而迅速发展和完善，近几年更是日新月异，一方面作为机组主要控制系统的DCS，已在控制结构和控制范围上发生了巨大的变化；另一方面随着厂级监控和管理信息系统（SIS）、现场总线技术和基于现代控制理论的控制技术的应用，给热工自动化系统注入了新的活力。
1.1 DCS的应用与发展
火电厂热工自动化系统的发展变化，在二十世纪给人耳目一新的是DCS的应用，而当今则是DCS的应用范围和功能的迅速扩展。
1.1.1 DCS应用范围的迅速扩展
20世纪末，DCS在国内燃煤机组上应用时，其监控功能覆盖范围还仅限DAS、MCS、FSSS和SCS四项。即使在2004年发布的Q/DG1-K401-2004《火力发电厂分散控制系统（DCS）技术规范书》中，DCS应用的主要功能子系统仍然还是以上四项，但实际上近几年DCS的应用范围迅速扩展，除了一大批高参数、大容量、不同控制结构的燃煤火电机组（如浙江玉环电厂1000MW机组）的各个控制子系统全面应用外，脱硫系统、脱硝系统、空冷系统、大型循环流化床（CFB）锅炉等新工艺上都成功应用。可以说只要工艺上能够实现的系统，DCS都能实现对其进行可靠控制。
1.1.2 单元机组控制系统一体化的崛起
随着一些电厂将电气发变组和厂用电系统的控制（ECS）功能纳入DCS的SCS控制功能范围，ETS控制功能改由DCS模件构成，DEH与DCS的软硬件合二为一，以及一些机组的烟气湿法脱硫控制直接进入单元机组DCS控制的成功运行，标志着控制系统一体化，在DCS技术的发展推动下而走向成熟。
由于一体化减少了信号间的连接接口以及因接口及线路异常带来的传递过程故障，减少了备品备件的品种和数量，降低了维护的工作量及费用，所以近几年一体化控制系统在不同容量的新建机组中逐渐得到应用，如浙江华能玉环电厂4×1000MW机组、台州电厂2×300MW机组和安徽凤台电厂4×600MW机组均全厂采用西屋Ovation系统，国华浙能宁海电厂4×600MW机组全厂采用西门子公司的T-XP系统，大唐乌沙山电厂4×600MW机组全厂采用I/A系统，浙江乐清电厂4×600MW机组全厂采用ABB公司的SYMPHONY系统等。
控制系统一体化的实现，是电力行业DCS应用功能快速发展的体现。排除人为因素外，控制系统一体化将为越来越多的电厂所采用。
1.1.3 DCS结构变化，应用技术得到快速发展
随着电子技术的发展，近年来DCS系统在结构上发生变化。过去强调的是控制功能尽可能分散，由此带来的是使用过多的控制器和接口间连接。但过多的控制器和接口间连接，不一定能提高系统运行可靠性，相反到有可能导致故障停机的概率增加。何况单元机组各个控制系统间的信号联系千丝万缕，互相牵连，一对控制器故障就可能导致机组停机，即使没有直接导致停机，也会影响其它控制器因失去正确的信号而不能正常工作。因此随着控制器功能与容量的成倍增加、更多安全措施（包括采用安全性控制器）、冗余技术的采用（有的DCS的核心部件CPU，采用2×2冗余方式）以及速度与可靠性的提高，目前DCS正在转向适度集中，将相互联系密切的多个控制系统和非常复杂的控制功能集中在一对控制器中，以及上述所说的单元机组采用一体化控制系统，正成为DCS应用技术发展的新方向，这不但减少了故障环节，还因内部信息交换方便和信息传递途径的减少而提高了可靠性。
此外，随着近几年DCS应用技术的发展，如采用通用化的硬件平台，独立的应用软件体系，标准化的通讯协议，PLC控制器的融入，FCS功能的实现，一键启动技术的成功应用等，都为DCS增添了新的活力，功能进一步提高，应用范围更加宽广。
1.2 全厂辅控系统走向集中监控
一个火电厂有10多个辅助车间，国内过去通常都是由PLC和上位机构成各自的网络，在各车间控制室内单独控制，因此得配备大量的运行人员。为了提高外围设备控制水平和劳动生产率，达到减员增效的目的，随着DCS技术和网络通讯功能的提高，目前各个辅助车间的控制已趋向适度集中，整合成一个辅控网（简称BOP 即Balance Of Plant的缩写）方向发展，即将相互独立的各个外围辅助系统，利用计算机及网络技术进行集成，在全厂IT系统上进行运行状况监控，实现外围控制少人值班或无人值班。
近几年新建工程迅速向这个方向发展。如国华浙能宁海电厂一期工程（4×600MW）燃煤机组BOP覆盖了水、煤、灰等共13个辅助车间子系统的监控，下设水、煤、灰三个监控点，集中监控点设在四机一控室里，打破了传统的全厂辅助车间运行管理模式，不但比常规减员30%，还提升了全厂运行管理水平。整个辅控网的硬件和软件的统一，减少了库存备品备件及日常管理维护费用[1]。由于取消了多个就地控制室，使得基建费用和今后的维护费用都减少。一些老厂的辅助车间也在进行BOP改造，其中浙江省第一家完成改造的是嘉兴发电厂2×300MW机组，取得较好效果。
1.3 变频技术的普及应用与发展
变频器作为控制系统的一个重要功率变换部件，以提供高性能变压变频可控的交流电源的特点，前些年在火电厂小型电机（如给粉机、凝泵）等控制上的应用，得到了迅猛的发展。由于变频调速不但在调速范围和精度，动态响应速度，低速转动力矩，工作效率，方便使用方面表现出优越性，更重要的是节能效果在经济及社会效益上产生的显著效应，因此继一些中小型电机上普遍应用后，近年来交流变频调速技术，扩展到一些高压电机的控制上试用，如送、引风机和给水泵电机转速的控制等。
因为蕴藏着巨大的节能潜力，可以预见随着高压变频器可靠性的提高、一次性投资降低和对电网的谐波干扰减少，更多机组的风机、水泵上的大电机会走向变频调速控制，在一段时间内，变频技术将继续在火电厂节能工作中，扮演重要角色。
1.4 局部系统应用现场总线
自动化技术的发展，带来新型自动化仪表的涌现，现场总线系统（FCS）是其中一种，它和DCS紧密结合，是提高控制信号传输的准确性、实时性、快速性和机组运行的安全可靠性，解决现场设备的现代化管理，以及降低工程投资等的一项先进的和有效的组合。目前在西方发达国家，现场总线已应用到各个行业，其中电力行业最典型的是德国尼德豪森电厂2×950MW机组的控制系统，采用的就是PROFIBUS现场总线。
我国政府从“九五”起，开始投资支持现场总线的开发，取得阶段性成果，HART仪表、FF仪表开始生产。但电厂控制由于其高可靠性的要求，目前缺乏大型示范工程，缺乏现场总线对电厂的设计、安装、调试、生产和管理等方面影响的研究，因此现场总线在电厂的应用仍处于探讨摸索阶段，近二年我国有十多个工程应用了现场总线，但都是在局部系统上，其中：
国华浙能宁海电厂，在单元机组的开、闭式水系统中的电动门控制采用Profibus DP总线技术，电动执行机构采用原装进口德国欧玛公司的一体化智能型产品Puma Matic，带有双通道Profibus-DP冗余总线接口作为DP从站挂在总线上。为了提高安全性可靠性，总线光纤、作为总线上的第一类DP主站的AP和相应的光电转换装置都采用了冗余结构，这是国内首家在过程控制中采用现场总线技术的火力发电厂。
华能玉环电厂的补给水处理系统和废水系统[2]，采用了二层通讯网络结构的现场总线控制系统，其链路设备和主站级网络采用冗余配置。控制系统人机终端与主控制器之间采用工业以太网通讯，以太网交换机采用ITP形式接口，四台交换机构成光纤高速路网。现场设备层之间采用Profibus-DP现场总线通讯。主环网采用光缆，分支现场总线通讯选用总线电缆。配置二套冗余的主控制器，分别用于锅炉补给水系统和废水系统，且各自有两条由光电耦合器组成的现场总线环形光缆网构成冗余配置，所有现场仪表和气动阀门定位器（均采用带PA总线接口），通过DP/PA耦合器连接到现场总线上。中低压电器设备（MCC）采用具有现场总线通信接口功能的智能电机控制器。加药泵的电动机采用带总线的变频器。锅炉补给水的阴阳离子床气动隔膜阀的电磁控制阀，采用具有总线接口的阀岛来控制，阀岛与现场总线连接。这是国内在局部过程控制中全面采用现场总线技术的首个火电厂，其应用实践表明，辅控网全面采用现场总线技术已成熟。
1.5 热工控制优化技术的应用发展
随着过程生产领域对控制系统要求的不断提高，传统控制方法越来越难以满足火电厂热力流程对系统稳定性和性能最优化方面的要求，汽温超标已经成为制约机组负荷变化响应能力和安全稳定运行的主要障碍之一（燃烧优化主要是锅炉专业在进行，本文不作讨论）。由此基于现代控制理论的一些现代控制系统逐步在火电厂过程控制领域中得到应用。如基于过程模型并在线动态求解优化问题的模型预测控制（简称MPC）法、让自动装置模拟人工操作的经验和规律来实现复杂被控对象自动控制的模糊控制法、利用熟练操作员手动成功操作的经验数据，在常规的串级PID调节系统的基础上建立基于神经网络技术的前馈控制作用等，在提高热工控制系统（尤其是汽温控制系统）品质过程中取得较好效果。
如宁海发电厂使用的西门子公司PROFI系统，充分使用了基于模型的现代控制理论，其中汽温控制原理示意图如图1所示。
图1 机组汽温控制原理示意图
图1中，用基于状态空间算法的状态观测器解决汽温这种大滞后对象的延迟造成的控制滞后，焓值变增益控制器解决蒸汽压力的变化对温度控制的影响，基于模型的Smith预估器对导前温度的变化进行提前控制；通过自学习功能块实时补偿减温水阀门特性的变化；而对再热汽温控制，尽量以烟道挡板作为调节手段，不采用或少采用减温水作为控制手段，以提高机组效率；在机组协调控制模块中，采用非最小化形式描述的离散卷积和模型，提高系统的鲁棒性；根据控制品质的二次型性能指标连续对预测输出进行优化计算，实时对模型失配、时变和干扰等引起的不确定性因素进行补偿，提高系统的控制效果；PROFI投入后，AGC状态下以2% Pe /min负荷率变化时的响应时间为57秒，压力最大偏差0.208MPa，汽包水位变化最高和最低之差为-38.86mm，炉膛负压变化曲线最高值和最低值差－145Pa，主蒸汽温度偏差稳态基本控制在2℃以内，动态基本控制在5℃以内。
1.6 SIS系统的应用发展
SIS系统是实现电厂管理信息系统与各种分散控制系统之间数据交换、实时信息共享的桥梁，其功能包括厂级实时数据采集与监视，厂级性能计算与分析。在电网明确调度方式有非直调方式且应用软件成熟的前提下，可以设置负荷调度分配功能。设备故障诊断功能、寿命管理功能、系统优化功能以及其它功能（根据电厂实际情况确定是否设置）[3]。自从国家电力公司电力规划总院在2000年提出这一概念和规划后，至今估计有200家多电厂建立了SIS系统，可谓发展相当迅速。
但是自从SIS系统投运以来，其所起的作用只是数据的采集、存储、显示和可打印各类生产报表，能够真正把SIS的应用功能尽情发挥出来的很少，其面向统计／生产管理的数据分析工具，基于热经济性分析的运行优化，以品质经济性为目标的控制优化，以提高可靠性为目的的设备故障诊断等功能基本多数都未能付绪实施。其原因主要有设计不够完善，多数SIS厂家并没有完全吃透专业性极强的后台程序及算法，使其在生产实际中未能发挥作用，加上与现场生产脱节，因此SIS代理商所能做的只是利用网络技术，边搭建一个基本的SIS 架构边进行摸索。此外SIS应涵盖哪些内容没有统一的标准也缓慢了其功能的应用。
但从大的方向上看，SIS系统的建设符合技术发展的需要和中国电力市场发展的趋势，将给发电厂特别是大型的现代化发电厂带来良好的经济效益。
2 电力行业热工自动化系统的未来发展动向及前景
随着国家法律对环保日益严格的要求和计算机网络技术的进步，未来热工系统将围绕 “节能增效，可持续发展”的主题，向智能化、网络化、透明化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展，新的测量控制原理和方法不断得以应用，将使机组的运行操作和故障处理，象操作普通计算机一样方便。
2.1 单元机组监控智能化是热工自动化系统发展方向
单元机组DCS的普及应用，使得机组的监控面貌焕然一新，但是它的监控智能化程度在电力行业却没有多大提高。虽然许多智能化的监视、控制软件在国内化工、冶金行业中都有较好的应用并取得效益，可在我国电力行业直到近几年才开始有所起步。随着技术的进步，火电厂单元机组自动化系统的智能化将是一种趋势，因此未来数年里，实现信息智能化的仪表与软件将会在火电厂得到发展与应用，如：
仪表智能管理软件，将对现场智能传感器进行在线远程组态和参数设置、对因安装位置和高静压造成的零位飘移进行远程修正，精度自动进行标定，计算各类误差, 并生成标定曲线和报告；自动跟踪并记录仪表运行过程中综合的状态变化，如掉电、高低限报警、取压管路是否有堵或零位是否有飘移等。
阀门智能管理软件将对智能化阀门进行在线组态、调试、自动标定和开度阶跃测试，判断阀门阀杆是否卡涩, 阀芯是否有磨损等，通过阀门性能状况的全面评估，为实现预测性维护提供决策。
重要转动设备的状态智能管理软件将对重要转动设备的状态如送风机，引风机，给水泵等，综合采用基于可靠性的状态监测多种技术，通过振动、油的分析以及电机诊断，快速分析（是否存在平衡不好,基础松动, 冲击负荷，轴承磨损）等现象和识别故障隐患, 在隐患尚未扩展之前发出报警，为停机检修提供指导和帮助。
智能化报警软件将对报警信号进行汇类统计、分析和预测，对机组运行趋势和状态作出分析、判断，用以指导运行人员的操作；故障预测、故障诊断以及状态维修等专用软件，将在提高机组运行的安全性，最大限度地挖掘机组潜力中发挥作用。
单元机组监控智能化将带来机组检修方式的转变，以往定期的、被动式维护将向预测性、主动式为主的维护方式过渡，检修计划将根据机组实际状况安排。
2.2 过程控制优化软件将得到进一步应用
进一步提高模拟量控制系统的调节范围和品质指标，是火电厂热工自动化控制技术研究的一个方向。虽然目前有关自适应、状态预测、模糊控制及人工神经网络等技术，在电厂控制系统优化应用的报道有不少，但据笔者了解真正运行效果好的不多。随着电力行业竞争的加剧，安全、经济效益方面取得明显效果、通用性强、安装调试方便的优化控制专用软件（尤其是燃烧和蒸汽温度优化、性能分析软件、）将会在电厂得到亲睐、进一步发展与应用。
目前机组的AGC均为单机方式（由调度直接把负荷指令发给投入AGC的机组）。由于电网负荷变化频繁，使投入AGC的机组始终处于相应的变负荷状态，锅炉的蒸汽压力和温度波动幅度大，辅机、阀门、挡板等设备动作频繁，这种方式对机组和设备的寿命都会产生一定的负面影响。随着发电成本的提高，发电企业需从各个角度考虑如何切实降低电厂运行成本，延长机组的使用寿命。因此配置全厂负荷分配系统（即电网调度向电厂发一个全厂负荷指令，由电厂的全厂负荷分配系统，以机组的煤耗成本特性为基础，在机组允许的变化范围内，经济合理地选择安排机组的负荷或变负荷任务，使全厂发电的煤耗成本最低，降低电厂的发电成本）将是发电企业必然的要求，相信不久的将来，单机AGC方式将会向全厂负荷分配方式转变。
SIS系统将结合生产实际进行二次开发，促进自身应用技术走向成熟，在确保火电厂安全、环保、高效益及深化信息化技术应用中发挥作用。
2.3 现场总线与DCS相互依存发展
未来一段时间里，现场总线将与DCS、PLC相互依存发展，现场总线借助于DCS和PLC平台发展自身的应用空间，DCS和PLC则借助于现场总线完善自身的功能。
2.3.1 现场总线与DCS的关系
现场总线作为一个完整的现场总线控制系统，目前还难以迅速应用到整个电厂中，而DCS虽然是电厂目前在线运行机组的主流控制系统，但由于其检测和执行等现场仪表信号仍采用模拟量信号，无法满足工程师站上对现场仪表进行诊断、维护和管理的要求，限制了控制过程视野，因此DCS通过容入通信协议国际标准化的现场总线和适合现场总线连接的智能化仪表、阀门，并将自身的输出驱动功能分离移到现场或由现场智能驱动器代替，功能简单且相对集中的控制系统下放到采用FCS控制和处理功能的现场智能仪表中，然后由少量的几根同轴电缆（或光缆）和紧急停炉停机控制用电缆，通过全数字化通信与控制室连接。将有助于降低电厂造价，提高自身的可靠性，拓宽各自的功能，推动各自的发展。除新建电厂将会更多的采用现场总线的智能设备外，也会成为运行多年的机组下一步的改造计划。
2.3.2 现场总线与PLC的关系
现场总线在电厂的应用将借助于PLC，这不但因为PLC已广泛应用于电厂辅助设备的控制，将现场总线技术和产品溶合到PLC系统中，成为PLC系统中的一部分或者成为PLC系统的延伸部分，在辅助设备的控制中将直接明显地体现其经济效益。还因为现场总线和PLC的制造商间关系密切，如Contr01．Net、ProfiBus等本身就是由PLC的主要生产供货商支持开发。
由于电厂现场的环境恶劣，温度高、灰尘多、湿度变化大，因此现场总线在电厂应用，首先要解决的是自身质量。
2.4 辅助车间（系统）集控将得到全面推广
随着发电厂对减员增效的要求和运行人员整体素质的提高，辅助车间（系统）通过辅控网集控将会得到进一步全面推广。但在实施过程中，目前要解决好以下问题：
（1）辅控系统I/O点数量大（浙江宁海电厂已达到10000点），各辅助车间物理位置分散，存在远距离通信、信号衰减和网络干扰问题，因此监控系统主干通信网宜采用多模光缆以确保通信信号的可靠性。
（2）各辅助控制系统采用不同的控制设备，控制系统的通信接口协议不同，甚至不同的物理接口，因此须解决网络通信协议的转换问题，选型时应事先规定好各系统间的接口连接协议。
（3）各个辅助车间的控制系统为不同的厂商供货，由于使用的软件不同，其操作员站的人机界面很有可能不一致。因此选型时应注意上位机软件，设计统一的人机界面，采用统一的风格及操作方式，以便方便各系统画面接入BOP网络。
辅助车间集控系统能否实现设计目标，除了自身的技术以外，很大程度上取决于辅助系统本身的自动投入情况。因此高可靠性的执行机构、动作灵活可靠的限位开关、智能化的变送器将会得到应用；
2.5 单元机组监控系统的物理配置趋向集中布置
过去一个集控室的概念，通常为一台单元机组独用或为二台机组合用，电子室分成若干个小型的电子设备间，分别布置在锅炉、汽轮机房或其它主设备附近。其优点是节省了电缆。但随着机组容量的提高、计算机技术的发展和管理水平的深化，近几年集控室的概念扩大，出现了全厂单元机组集中于一个控制室，单元机组的电子设备间集中，现场一般的监视信号大量采用远程I/O柜的配置方式趋势，如浙江省国华浙能宁海发电厂（获国家金奖），一期工程四台机组一个控制室集中监控，单元机组电子室集中，提高了机组运行管理水平。
2.6 APS技术应用
APS是机组级顺序控制系统的代名词。在机组启动中，仅需按下一个启动控制键，整个机组就将按照设计的先后顺序、规定的时间和各控制子系统的工作情况，自动启停过程中的相关设备，协调机炉电各系统的控制，在少量人工干预甚至完全不用人工干预的情况下，自动地完成整台机组的启停。但由于设备自身的可控性和可用率不满足自动化要求，加上一些工艺和技术上还存在问题，需要深入地分析研究和改进，所以目前燃煤机组实施APS系统的还不多见。
由于APS系统的实质是电厂运行规程的程序化，其优势在于可以大大减轻运行人员的工作强度，避免人为操作中的各种不稳定因素，缩短机组启停时间。作为提高生产效率和机组整体自动化水平，增强在电力企业的市场竞争能力行之有效的方法，将会成为未来机组控制发展的方向之一，引导设计、控制系统厂商和电厂人员更多地去深入研究，设计和完善功能，并付绪实施。
2.7 无线测量技术应用
无线测量技术能监视和控制运行过程中发生的更多情况，获得关键的工艺信息，整合进入DCS。除节省大量安装成本以外，还将推动基本过程和自动化技术的改善。如供热、供油和煤计量，酸碱、污水区域测量等，都可能通过无线测量技术实现远程监控。
2.8 提高热工自动化系统可靠性研究将深入
由于热控系统硬软件的性能与质量、控制逻辑的完善性和合理性、保护信号的取信方式和配置、保护连锁信号的定值和延迟时间设置，以及热控人员的检修和维护水平方面，都还存在一些不足之处，由此使得热控保护系统误动作引起机组跳闸事件还时有发生。在电力生产企业面临安全考核风险增加和市场竞争加剧的环境下，本着电力生产“安全第一，预防为主”的方针，以及效益优先原则，从提高热工自动化系统的可靠性着手，深入开展技术研究，是热工自动化系统近期的一项急需进行的工作。
提高热工自动化系统的可靠性技术研究工作，包括控制软硬件的合理配置，采集信号的可靠性、干扰信号的抑制，控制逻辑的优化、控制系统故障应急预案的完善等。随着机组控制可靠性要求的提高，重要控制子系统的硬件配置中，将会采用安全型控制器、安全型PLC系统或者它们的整合，保护采集信号将会更多的采用三选二判断逻辑。独立的测量装置需要设计干扰信号抑制功能。此外基建机组一味以最低价中标的招标模式也应得到扭转（最低价中标，迫使厂商通过减少配置来降低投标价，导致控制系统可靠性下降）。
2.9 火电厂机组检修运行维护方式将改变
随着电力市场的竞争，发电企业将趋向集约化经营和管理结构扁平化，为提高经济效益，发电企业在多发电，以提高机组利用小时的同时，将会通过减少生产人员的配备，密切与外包检修企业之间的联系，让专业检修队伍取替本厂检修队伍的方式来提高劳动生产率。因此检修维修工作社会化将是一种趋势。此外DCS的一体化及其向各功能领域渗透，提高电厂整体协调和信息化、自动化水平的同时，也将会使电厂原专业间及专业内的分工重新调整，比如热工与电气二次回路的专业划分打通。为了降低成本，电厂不再保持大批的检修维修人员，因此检修维护方式也将因此而改变，比如让生产厂家和代理公司承担DCS和相关设备的检修工作。
电厂机组容量的不断增大，热工自动化系统所依赖的测量仪表也大量增加。在现场总线和智能仪表未全面使用的情况下，这些仪表还需定期校验。为提高测量仪表校验工作的效率，实现测量仪表从校验、基础数据台帐的建立、设备校验计划和日常维护工作的产生、执行、校验、数据输入、终结及统计分析，周期调整等的全过程自动管理代替人工管理，将是电厂仪表管理发展的趋势，因此全自动仪表校验装置和自动管理软件的需求量将会迅速增加。
总体来讲，热工自动化系统的发展趋势是高速化、智能化、一体化和透明化。对故障信息的研究和充分利用是发掘热工故障诊断与故障预测的基础，现场总线的应用，为热工自动化系统的进一步发展提供了不断拓展的空间。现代控制理论的应用，将改写热工调节系统的指标。随着计算机技术的进步，网络化的保护及故障信息系统将会不断发展，最终基于网络大容量数据传输可实现，远程专家监控诊断系统的开发应用，火电厂检修运行维护的结构将彻底改变，届时仅需少量人员进行机组的运行维护，更多的是通过远程专家监控诊断系统（类似于电力调度），实现对机组的运行监控、维护和故障诊断、处理。
作者：孙长生
男，安徽桐城人，硕士，高级工程师，先后从事火力发电厂热工安装、调试、小火电设计、运行机组热工故障分析处理、热工监督管理工作，主编和参编多部电力行业标准。目前主要从事热工自动化技术应用研发和开发工作。
