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【摘 要】本文主要探讨了电厂热工自动化在发电厂应用中的发展历史和现状，并分析了电厂热工自动化的发展未来，介绍了分布控制系统（DCS）在现代发展中的各种先进技术，提出了我国在DCS应用中存在的问题及应采取的技术策。
【关键词】电厂热工；自动化；技术分析
一、自动调节系统应用现状
目前，国内几乎所有的机组都采用了DCS控制系统。国外的系统运行可靠但价格昂贵；国内的系统价格低，但是运行和维护的工作量都比较大。根据国内的机组情况，从自动调节系统的角度，将国内机组的状况归纳如下：
1、机组、配套仪表设备、DCS系统、编制软件都采用进口知名设备。国外的自动调节系统成熟完备，并且各种仪表、执行机构运行可靠，机构线性良好，各种参数设置合理。
2、国产机组、进口仪表及设备、进口DCS系统，国内编制DCS程序。这一类企业往往采用国内专业的程序编制人员，比如热工调试所等机构。他们也有着成熟的自动调节系统程序编制经验，和相当的参数整定经验。但是在系统编程和调试阶段，有些时候相对粗糙。在以后的运行过程中，自动调节系统有可能存在一些问题。国产DCS系统，国内一些经验不太丰富的人员编制的程序。这些企业存在的问题较多。设备之间的匹配不够完善，阀门曲线不够合理，程序编制有可能会存在一些缺陷，参数整定也更为粗糙一些。
不管什么样的机组，他们的维护人员还是国内的。目前，国内的维护人员更偏重于对DCS系统的学习。国内各种论坛刊物上所发表的，也大多是对DCS系统的学习心得、应用经验。很少有人去关注DCS程序的优化、参数的整定。因而造成了国内自动调节系统质量参差不齐、参数整定稍显陌生的现状。一般来说，所有国内企业的自动调节系统整体是比较可靠的。很少甚至不会出现汽包水位偏差过大，蒸汽超压安全阀动作等极端的情况。但是，这不能说明自动调节系统是非常合理的。自动调节系统存在着各种问题。这些问题有些是外在的，比如与设计煤种偏差大、设备之间匹配不够合理、阀门或者机构曲线不够理想等等问题。这些问题已然存在，很难改变。但是还有一些问题是可以努力的。
二、难题与重点
对于火电厂自动调节系统，目前存在的难题，从大的方面可以归结为三个部分：系统问题可以视为固有问题。这些问题已然存在，如A/B两侧引风机出口挡板调节线性不一致、一级减温开到最大水量还不满足运行工况、给水泵勺管减速箱配比不合理等…这些问题往往跟整个机组的情况联系在一起，很难改正，或者改正费用很高。从大环境来说，它们中的一部分问题是不可以弥补的；从自动调节系统来说，有的可以通过对控制策略的优化、参数的优化整定，得以弥补。比如煤种与设计偏差过大，液力耦合器线性不好等问题。一般来说正在运行的自动调节系统，其控制策略都是国内较为成熟的。理论上也都有足够的依据。一般来说，不需要做过多的修改。我厂为流化床机组，在炉膛自动调节系统方面就要考虑机组的特殊性、一级减温系统比比原设计增加了一台旁路门，针对这些问题，在自动调节系统设计时，就要考虑到控制策略进行优化，否则，自动调节系统就不能很好的运行，被调量的运行情况就不能很平稳。参数整定问题电厂的大部分自动调节系统，参数整定都不存在太大的困难。从安全角度讲，一般都没有太大问题。但是，大部分系统的PID参数都有优化的空间。其中，有些系统即是不优化，也不会存在太大问题，既不会影响安全性，也不会影响经济性；也有一些系统的PID参数，如果不优化，存在的问题是潜在的，不明显的。比如高低加水位调节系统，对该系统作初步的参数整定即可，即使高低加水位波动稍为大一点，也不会影响系统的安全性和经济性。潜在问题是执行机构动作次数可能会稍微频繁一点。还有一些系统如主汽温度系统，如果不认真进行参数整定，主汽温度就会超差，系统的经济性就可能受到影响。
PID参数的整定还有一些工作要做。我们对自动调节系统领域关注的偏少了。相关论文也非常地少。执行机构存在最多的问题有：空行程（死区），回差，线性不好，阀门漏流等。对于重要的执行机构，如给水泵勺管、减温水执行机构等，需要用性能优良质量可靠的产品，并且从执行器到连杆到阀门（液耦），每个环节都要性能良好，否则对调解质量会产生很大的干扰。
三、主要调节系统存在的问题
各电厂、各个系统都有各自的问题。下面从系统的方面，来阐述其存在的主要问题：
1、汽包水位自动调节系统：该系统从理论上说，已经相当成熟。一般来说，我们不需要对控制策略做任何改动，就可以足够胜任自动调节任务。但是问题还是有的。比如有的液力耦合器执行机构，因设计生产的问题，会出现一些线性不好的情况。一般来说，一些人过于强调积分作用，导致该系统调节品质不能提高。所以，一般来说，一个系统的调节质量的高低，除了外部原因以外，最直接最快速最简便的方法，首先是参数整定。然后才是其它。
2、主汽压力自动调节系统：该系统也有着非常成熟的控制理论：能量平衡公式。也有的协调控制采用间接能量平衡系统。但是在协调退出时，还以能量平衡公式的理论为主汽压力控制方式。该系统通过控制进入炉膛的煤粉量，来达到控制主汽压力的目的。一般来说，这个理论是相当成熟可靠的。我们也没有必要对控制策略进行修改。该系统许多人不能大胆地加强副调的比例作用，导致调节品质不够太高。一些系统不用修改控制策略就可以完成任务。对于通常情况下的一次汽温控制，该系统的理论也是成熟的。或者用导前微分单回路调节系统，或者用串级调节系统。
提醒维护工作者注意的是，用导前微分的时候，要注意PID输出的抖动，可能会导致执行机构动作过频；用串级调节系统的时候，要注意区分在主信号和超前信号之间的侧重点。首先是外扰。当机组负荷快速、大幅度变动的时候，有些机组的一次汽温自动受到很大影响，无论怎样调解，都无法克服扰动。这时，就有必要对控制策略进行改造，以克服外扰。其次是内扰。有些锅炉设计的磨煤机数量少，单台磨煤机功率很大；也有的锅炉三次风带粉严重。在制粉系统启停的时候，它们都给给汽温带来很大的扰动。这个时候，超前气温和主汽温的变化趋势往往不相吻合。超前信号不能起到超前的作用，反而是一种干扰。超前信号又不能完全舍去，因为平常时候还能用。这时候，传统的串级或者导前微分调节系统的局限性就显示出来了。需要针对内扰进行修改控制策略。
3、二次汽温自动调节系统：二次汽温比一次汽温控制更为复杂，更为困难。有的电厂只采用减温水调节温度。这样做的好处是，温度控制相对简单容易。缺点是一部分给水泵出口的水，没有经过高压缸做功，因而降低了经济性。“对于亚临界机组，每喷入1%的减温水，发电煤耗降低约0.4～0.6g标煤/（kWh）”。因而目前越来越多的机组采用别的办法调节再热汽温。常用的方法有：用烟风挡板调节，烟气再循环与热风喷射，摆动式燃烧器等。
许多电厂用烟风挡板调节再热汽温的效果不够理想。烟风挡板的调节影响了锅炉内烟气的流动情况，有造成左右侧一次汽温不均衡的可能。并且，因为烟风挡板干扰了烟气的流速，造成一次汽温扰动。烟风挡板造成的烟气流速擾动首先作用在一次汽温主信号上，然后才是一次汽温的超前信号。这样就给一次汽温的自动控制造成了非常大的困难。
4、协调控制相信协调控制的理论也是很成熟的。并且，只要主汽压力和负荷控制得稳，协调问题不大。需要提醒的是：如果负荷因参数设置不当而波动，有的机组要在比例和积分作用之间平衡。一般来说，微分作用可以忽略。
【关键词】电厂热工；自动化；技术分析
一、自动调节系统应用现状
目前，国内几乎所有的机组都采用了DCS控制系统。国外的系统运行可靠但价格昂贵；国内的系统价格低，但是运行和维护的工作量都比较大。根据国内的机组情况，从自动调节系统的角度，将国内机组的状况归纳如下：
1、机组、配套仪表设备、DCS系统、编制软件都采用进口知名设备。国外的自动调节系统成熟完备，并且各种仪表、执行机构运行可靠，机构线性良好，各种参数设置合理。
2、国产机组、进口仪表及设备、进口DCS系统，国内编制DCS程序。这一类企业往往采用国内专业的程序编制人员，比如热工调试所等机构。他们也有着成熟的自动调节系统程序编制经验，和相当的参数整定经验。但是在系统编程和调试阶段，有些时候相对粗糙。在以后的运行过程中，自动调节系统有可能存在一些问题。国产DCS系统，国内一些经验不太丰富的人员编制的程序。这些企业存在的问题较多。设备之间的匹配不够完善，阀门曲线不够合理，程序编制有可能会存在一些缺陷，参数整定也更为粗糙一些。
不管什么样的机组，他们的维护人员还是国内的。目前，国内的维护人员更偏重于对DCS系统的学习。国内各种论坛刊物上所发表的，也大多是对DCS系统的学习心得、应用经验。很少有人去关注DCS程序的优化、参数的整定。因而造成了国内自动调节系统质量参差不齐、参数整定稍显陌生的现状。一般来说，所有国内企业的自动调节系统整体是比较可靠的。很少甚至不会出现汽包水位偏差过大，蒸汽超压安全阀动作等极端的情况。但是，这不能说明自动调节系统是非常合理的。自动调节系统存在着各种问题。这些问题有些是外在的，比如与设计煤种偏差大、设备之间匹配不够合理、阀门或者机构曲线不够理想等等问题。这些问题已然存在，很难改变。但是还有一些问题是可以努力的。
二、难题与重点
对于火电厂自动调节系统，目前存在的难题，从大的方面可以归结为三个部分：系统问题可以视为固有问题。这些问题已然存在，如A/B两侧引风机出口挡板调节线性不一致、一级减温开到最大水量还不满足运行工况、给水泵勺管减速箱配比不合理等…这些问题往往跟整个机组的情况联系在一起，很难改正，或者改正费用很高。从大环境来说，它们中的一部分问题是不可以弥补的；从自动调节系统来说，有的可以通过对控制策略的优化、参数的优化整定，得以弥补。比如煤种与设计偏差过大，液力耦合器线性不好等问题。一般来说正在运行的自动调节系统，其控制策略都是国内较为成熟的。理论上也都有足够的依据。一般来说，不需要做过多的修改。我厂为流化床机组，在炉膛自动调节系统方面就要考虑机组的特殊性、一级减温系统比比原设计增加了一台旁路门，针对这些问题，在自动调节系统设计时，就要考虑到控制策略进行优化，否则，自动调节系统就不能很好的运行，被调量的运行情况就不能很平稳。参数整定问题电厂的大部分自动调节系统，参数整定都不存在太大的困难。从安全角度讲，一般都没有太大问题。但是，大部分系统的PID参数都有优化的空间。其中，有些系统即是不优化，也不会存在太大问题，既不会影响安全性，也不会影响经济性；也有一些系统的PID参数，如果不优化，存在的问题是潜在的，不明显的。比如高低加水位调节系统，对该系统作初步的参数整定即可，即使高低加水位波动稍为大一点，也不会影响系统的安全性和经济性。潜在问题是执行机构动作次数可能会稍微频繁一点。还有一些系统如主汽温度系统，如果不认真进行参数整定，主汽温度就会超差，系统的经济性就可能受到影响。
PID参数的整定还有一些工作要做。我们对自动调节系统领域关注的偏少了。相关论文也非常地少。执行机构存在最多的问题有：空行程（死区），回差，线性不好，阀门漏流等。对于重要的执行机构，如给水泵勺管、减温水执行机构等，需要用性能优良质量可靠的产品，并且从执行器到连杆到阀门（液耦），每个环节都要性能良好，否则对调解质量会产生很大的干扰。
三、主要调节系统存在的问题
各电厂、各个系统都有各自的问题。下面从系统的方面，来阐述其存在的主要问题：
1、汽包水位自动调节系统：该系统从理论上说，已经相当成熟。一般来说，我们不需要对控制策略做任何改动，就可以足够胜任自动调节任务。但是问题还是有的。比如有的液力耦合器执行机构，因设计生产的问题，会出现一些线性不好的情况。一般来说，一些人过于强调积分作用，导致该系统调节品质不能提高。所以，一般来说，一个系统的调节质量的高低，除了外部原因以外，最直接最快速最简便的方法，首先是参数整定。然后才是其它。
2、主汽压力自动调节系统：该系统也有着非常成熟的控制理论：能量平衡公式。也有的协调控制采用间接能量平衡系统。但是在协调退出时，还以能量平衡公式的理论为主汽压力控制方式。该系统通过控制进入炉膛的煤粉量，来达到控制主汽压力的目的。一般来说，这个理论是相当成熟可靠的。我们也没有必要对控制策略进行修改。该系统许多人不能大胆地加强副调的比例作用，导致调节品质不够太高。一些系统不用修改控制策略就可以完成任务。对于通常情况下的一次汽温控制，该系统的理论也是成熟的。或者用导前微分单回路调节系统，或者用串级调节系统。
提醒维护工作者注意的是，用导前微分的时候，要注意PID输出的抖动，可能会导致执行机构动作过频；用串级调节系统的时候，要注意区分在主信号和超前信号之间的侧重点。首先是外扰。当机组负荷快速、大幅度变动的时候，有些机组的一次汽温自动受到很大影响，无论怎样调解，都无法克服扰动。这时，就有必要对控制策略进行改造，以克服外扰。其次是内扰。有些锅炉设计的磨煤机数量少，单台磨煤机功率很大；也有的锅炉三次风带粉严重。在制粉系统启停的时候，它们都给给汽温带来很大的扰动。这个时候，超前气温和主汽温的变化趋势往往不相吻合。超前信号不能起到超前的作用，反而是一种干扰。超前信号又不能完全舍去，因为平常时候还能用。这时候，传统的串级或者导前微分调节系统的局限性就显示出来了。需要针对内扰进行修改控制策略。
3、二次汽温自动调节系统：二次汽温比一次汽温控制更为复杂，更为困难。有的电厂只采用减温水调节温度。这样做的好处是，温度控制相对简单容易。缺点是一部分给水泵出口的水，没有经过高压缸做功，因而降低了经济性。“对于亚临界机组，每喷入1%的减温水，发电煤耗降低约0.4～0.6g标煤/（kWh）”。因而目前越来越多的机组采用别的办法调节再热汽温。常用的方法有：用烟风挡板调节，烟气再循环与热风喷射，摆动式燃烧器等。
许多电厂用烟风挡板调节再热汽温的效果不够理想。烟风挡板的调节影响了锅炉内烟气的流动情况，有造成左右侧一次汽温不均衡的可能。并且，因为烟风挡板干扰了烟气的流速，造成一次汽温扰动。烟风挡板造成的烟气流速擾动首先作用在一次汽温主信号上，然后才是一次汽温的超前信号。这样就给一次汽温的自动控制造成了非常大的困难。
4、协调控制相信协调控制的理论也是很成熟的。并且，只要主汽压力和负荷控制得稳，协调问题不大。需要提醒的是：如果负荷因参数设置不当而波动，有的机组要在比例和积分作用之间平衡。一般来说，微分作用可以忽略。