第一章 引言
1.1 电力行业发展现状与趋势
火电厂是利用煤、石油、天然气等固体、液体燃料燃烧所产生的热能转换为动能以生产电能的工厂。按燃料的类别可分为燃煤火电厂、燃油火电厂和燃气火电厂等。按功能又可分为发电厂和热电厂。发电厂只生产并供给用户以电能；而热电厂除生产并供给用户电能外，还供应热能。按服务规模可分为区域性火电厂、地方性火电厂以及流动性列车电站。区域性电厂装机容量较大，一般建造在燃料基地，如大型煤矿附近，又称坑口电厂，其电能通过长距离的输电线路供给用户。地方性电厂多建在负荷中心，需经长距离运进燃料，它生产的电能供给比较集中的用户。火电厂还按蒸汽压力分为低压电厂（蒸汽初压力约为0.12～1.5兆帕（MPa））、中压电厂(2～4MPa）、高压电厂（6～10MPa）、超高压电厂（12～14MPa） 、亚临压力电厂（ 16～18MPa ）和超临界压力电厂（22.6MPa）。在全世界范围内，火电厂的装机容量约占总装机容量的70％ ，发电量约占总发电量的80％ ，中国火电厂的装机容量占总装机容量的74.27％，发电量占总发电量的79.7％，可见火电厂对国民经济的发展和人民生活水平的提高都起着重大作用。
1882年，中国在上海建成一座装有1台12KW直流发电机的火电厂，这是中国第一座火电厂。 经过了100多年电力行业的发展，截止2006年底，全国发电装机容量达到62200万千瓦。其中，水电达到12857万千瓦，约占总容量20.67%；火电达到48405万千瓦，约占总容量77.82%。全国220千伏及以上输电线路回路长度达到28.15万公里， 220千伏及以上变电设备容量达到98131万千伏安。
从电力生产情况看，2006年全国发电量达到28344亿千瓦时。其中，水电发电量4167亿千瓦时，约占全部发电量14.70%；火电发电量23573亿千瓦时，约占全部发电量83.17%；核电发电量543亿千瓦时，约占全部发电量1.92%。
“十一五”期间，我国将迎来电网建设的新高潮。到2010年，国家电网在跨区域电网建设方面，交流特高压输电线路建设规模将达到4200千米，变电容量达到3900万千伏安，跨区送电能力达到7000万千瓦；在城乡电网建设方面，220
千伏及以上交直流输电线路要超过34万千米，交流变电容量超过13亿千伏安。 1.1.1 热电厂发展趋势
在本世纪最后十几年左右的时间里，我国热电厂自动化技术应用和发展，尽管经历过挫折和重重困难，但仍以前所未有的速度发展。可以预见，进入21世纪，我国热电厂自动化技术应用很可能将以更快的速度发展，这是由于世界高科技飞速发展，世界进入信息时代。
㈠ 热电厂将进入信息网络化时代
未来21世纪的最初10年，火电厂必将随着不可抗拒的潮流加速进入信息网络时代，火电厂乃至电力系统和电力企业集团将形成生产过程自动化和管理现代化的信息网络。
? 厂级生产过程自动化和管理现代化系统(简称厂级自动化系统)
由厂级监控信息系统(Supervisory information system in plant level,简写SIS)和厂级管理信息系统(Management information system in plant level,简写MIS)组成。SIS主要处理全厂实时数据，完成厂级生产过程的监控和管理，厂级故障诊断和分析，厂级性能计算、分析和经济负荷调度等；MIS主要为全厂运营、生产和行政的管理工作服务，主要完成设备和维修管理、生产经营管理(包括电力市场报价子系统)、财务管理等。SIS和MIS可以是设置在一个网络中的2个功能，共用计算单元和数据服务器， SIS网与MIS网用网关(G)或其它接口分隔成2个网，分别设置相应的计算单元和数据服务器，以提高SIS网的安全性。
电力集团企业MIS和电网运营系统与火电厂的厂级MIS相连，而电网调度系统则通过发电端的远程发送单元(RTU)与网内火电厂的的厂级SIS相连，进行1级或2级调度，也可采用传统方法连接到网络站监控系统。随着光缆在各地区，乃至全国范围内的铺设，有可能不再需要RTU，而可以由专用Intrenet网实现上述通信。
? 辅助车间监控系统
一个火电厂有十几个辅助车间，国外已有通过网络集中到1个控制室进行集中控制的做法。过去国内都是一个辅助车间内由PLC和上位机构成一个网络，在车间控制室内控制。目前趋向于采用适度集中控制的方案，例如全厂形成煤、灰、水3个网络、3个监控点，待今后条件成熟时再减少控制点。辅助车间网络
通过网关连接到上层网——厂级SIS网，不连接到单元机组DCS网，再将信息引到SIS网的做法，因为这样增加了DCS负荷，降低了单元机组监控可靠性，很难处理单元机组公用车间运行管理不同的矛盾，而且单元机组对大量辅助车间信息也没有需要。
㈡ 单元机组自动化将展现新的特点
火电厂单元机组的自动化水平，无论国外和国内，都是比较高的。未来10年左右时间里，可以断定，单元机组自动化必将在下列几个方面进一步向前发展：
? 控制系统全计算机化，控制室紧凑小型化单元机组实现全CRT监控，传统监控盘台将取消，控制室(2台单元机组)面积由目前的350～4000m2，降到150 m2以下。
? 监控系统的功能配置和物理配置 ① 物理配置
随着计算机技术的发展，监控系统将由以前的全部集中到一个控制楼里的配置方式，逐步趋向于采用适度物理分散配置的原则。庞大的控制楼将取消，变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。节省电缆，并为主厂房模块化设计、安装、缩短工期，以及主厂房合理布局创造条件。对现场来的信号，将大量采用远程I/O控制。
② 功能配置
纵观DCS发展史，结合火电厂单元机组控制系统的特点，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。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，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。目前有的公司推出的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。
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，而在控制器容
量和速度允许情况下，可以合理地配置控制器，适当提高功能配置的集中度。
? 现场总线控制系统(FCS)
DCS的本质是监控集中，控制分散，故又称集散控制系统(TDCS)，FCS的全数字化通信将引起真正的革命。传统DCS的一个致命弱点是，它可以控制和监视工艺过程，对自身进行诊断、维护和组态。但是，由于其I/O信号采用传统的模拟量信号，因此，它无法在DCS的工程师站上对现场仪表(变送器、执行机构等)进行远方诊断、维护和组态。FCS的现场总线和全数字的现场总线智能化仪表熔入DCS后，将彻底解决这个问题。
㈢ 辅助车间高度集中控制
一个电厂有十几个辅助车间，过去在每个车间都设一个控制室，采用PLC实现顺序控制，值班人员多达100～200人，不少电厂辅助车间实际达到的自动化水平不高。辅助车间实现高度集中控制：
(1) 提高可控性，并集中解决好某些特殊检测问题，使设计的顺序控制得以可靠运行，实现在当地基本无人值班；
(2) 配置好辅助车间的计算机监控网络，实现若干辅助车间远方集中监控。 1.1.2 热力发电厂生产流程[2]
热力发电是利用煤、石油、天然气等固体、液体、气体燃料燃烧时产生的热能，通过发电动力装置（包括电厂锅炉、汽轮机和发电机及其辅助装置）转换成电能的一种发电方式。在所有发电方式中，热力发电是历史最久的，也是最重要的一种。
发电厂是把各种动力能源的能量转变成电能的工厂。根据所利用的能源形式可分为热力发电、水利发电、核电、地热发电、风力发电等。生产工艺示意图如图1.1所示。
图1.1热力发电厂的工艺示意图
热力发电厂简称热电厂，是利用煤、石油、天然气等燃料的化学能产生出电能的工厂。按其功用可分为两类，即凝汽式电厂和热电厂。前者仅向用户供应电能，而热电厂除供给用户电量外，还向热用户供应蒸汽和热水，即所谓的“热电联合生产”。火电厂的容量大小各异，具体形式也不尽相同，但就其生产过程来说却是相似的。
燃煤，用输煤皮带从煤场运至煤斗中。大型火电厂为提高燃煤效率都是燃烧煤粉。因此，煤斗中的原煤要先送至磨煤机内磨成煤粉。磨碎的煤粉由热空气携带经排粉风机送入锅炉的炉膛内燃烧。煤粉燃烧后形成的热烟气沿锅炉的水平烟道和尾部烟道流动，放出热量，最后进入除尘器，将燃烧后的煤灰分离出来。洁净的烟气在引风机的作用下通过烟囱排入大气。燃煤燃尽的灰渣落入炉膛下面的渣斗内，与从除尘器分离出的细灰一起用水冲至灰浆泵房内，再由灰浆泵送至灰场。
在除氧器水箱内的水经过给水泵升压后通过高压加热器送入省煤器。在省煤器内，水受到热烟气的加热，然后进入锅炉顶部的汽包内。在锅炉炉膛四周密布着水管，称为水冷壁。水冷壁水管的上下两端均通过联箱与汽包连通，汽包内的水经水冷壁不断循环，吸收燃烧过程中放出的热量。部分水在冷壁中被加热沸腾后汽化成水蒸汽，这些饱和蒸汽由汽包上部流出进入过热器中。饱和蒸汽在过热器中继续吸热，成为过热蒸汽。过热蒸汽有很高的压力和温度，因此有很大的热势能。具有热势能的过热蒸汽经管道引入汽轮机后，便将热势能转变成动能。高