1、电力行业热工自动化技术的应用现状与发展总体来讲，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。 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
2、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
3、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
4、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 41000MW 机组、台州电厂 2300MW 机组和安徽凤台电厂 4600MW 机组均全厂采用西屋 Ovation 系统，国华浙能宁海电厂 4600MW 机组全厂采用西门子公司的 T-XP 系统，大唐乌沙山电厂 4600MW 机组全厂采用 I/A 系统，浙江乐清电厂 4600MW 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
5、 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 22 冗余方式）以及速度与可靠性的提高，目
6、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
7、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（4600MW）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
8、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 2300MW 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，
9、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
10、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 2950MW 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，
11、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
12、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
13、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
14、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
15、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
16、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
17、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
18、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
19、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
20、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
21、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
