当前，电力建设飞速发展，一大批高参数、大容量的火电厂正在设计和施工。本文根据近2年国内大型火电厂的设计和建设情况，就一些热点问题，包括多机一控控制方式、机组自启停功能、闭环优化控制软件、现场总线控制系统、空冷控制系统、脱硫控制系统、脱硝控制系统等方面进行了讨论，并给出了建议。
1采用多机一控的控制方式是技术发展的必然趋势
多机一控的控制方式即多台机组合设一个集中控制室，是国外很多先进电厂采用的手段之一。
目前国内大型火电厂大多采用二机一控方式，也有部分采用一机一控方式，其主要原因是:一方面，早期建设的电厂机组控制水平较低，现场至控制室需要引接大量的控制电缆;另一方面，控制室离现场越近，机组运行人员巡检越方便，因此控制室不宜离机组太远。
但是，随着计算机、通信和网络技术的迅速发展，控制系统人机界面与电子机柜之间的远距离传输已不成问题，且软硬件可靠性也越来越高;另外，电厂对自动化水平和运行管理水平的要求也越来越高，因此，对于连续建设的多台机组，采用多机一控方式已逐渐成为发展趋势。
zui近新建的国华宁海电厂4×6oomw机组和华能玉环电厂4×1ooomw机组均按四机一控方式考虑。与传统的二机一控方式相比，四机一控方式具有明显的优越性。首先，可以减员增效，降低电厂生产运行成本，以华能玉环电厂的设计比较为例，四机一控的单元机组运行人员至少可以比二机一控方式节省20人以上，而且采用四机一控方式后，更便于运行人员相互间的交流和支持，并能提高值长的工作效能;其次，四机一控方式仅需1个控制室，而二机一控方式则需2个控制室，同样以华能玉环电厂的设计比较为例，采用四机一控方式可以比二机一控方式节省控制室面积至少15om2。
除了国华宁海电厂4×6oomw机组和华能玉环电厂4×1ooomw机组已按四机一控方式实施外，其他一些连续建设多台机组的电厂也在进行多机一控的控制方案研究，有的大型燃机项目例如广东惠州电厂已做到八机一控。多机一控方式的实施无疑是进一步提高电厂整体运行管理水平的有效手段。
2国产大容量机组已开始设计机组自启停功能
机组自启停是衡量机组自动化水平高低的一个重要方面，国内成套引进的机组如华能福州电厂、华能大连电厂、阳城*发电厂、上海石洞口电厂、山西河津电厂、上海宝钢自备电厂、上海外高桥电厂等均设计了此功能，且发挥了较好的作用。
前段时间国内设计的国产机组一般均未考虑机组自启停功能，主要原因是国产机组主辅机的可控性无法满足机组自启停功能的控制要求，而且由国内公司供货、组态的电厂分散控制系统（dcs）缺少设计机组自启停功能的经验。随着国产机组主辅机可控性的不断提高，近两年一些大容量国产机组也逐步开始应用机组自启停功能。比较典型的例子如华能玉环电厂4×1ooomw机组、国电江苏泰州电厂2×looomw机组、国电双鸭山电厂2×600mw机组、阳城一厂二期2×600mw机组等项目均按机组自启停功能进行了设计。但国内目前设计的机组自启停功能并未达到一键启停的程度，以上各项目的设计基本上也是按照机组级、功能组级和子组级、驱动级进行机组顺序控制系统的设计并按设置若干断点方式考虑机组自启停功能。
国内设计的机组自启停功能未考虑一键启停功能，一方面，根据目前的国情，火电机组的整体控制水平和运行管理水平尚未达到如此高的程度，以前的进口机组即使设计了此功能也很少在实际中应用，即一键启停功能在目前并不是国产机组所必须要的功能;另一方面，国产机组的可控性和设计经验，还未达到一键启停应具备的条件。
由于机组自启停功能的实现不仅需要安全可靠的控制系统做保证，也需要主、辅机和各有关辅助系统的可控性能够满足自控要求，因此，若大容量的国产机组需要设置机组自启停功能，则项目法人和设计院应与各主辅设备供货商和各工艺专业协商，从一次检测元件、仪表到成套的控制系统应能满足dcs的整体水平、接口和配置要求，还应确保工艺系统设计和设备招标均能满足机组自启停控制的技术要求。
3采用闭环优化控制软件应持慎重态度
机组闭环优化控制软件与常规的开环操作指导优化有着本质的区别。闭环优化控制软件是电厂过程控制系统在发展的现代控制理论和决策理论基础上，与火电厂过程工艺相结合的高技术含量产品。它运用了模糊控制理论、神经元网络控制理论、智能专家理论等先进的控制思想，将所优化的工艺过程的主要参数进行采集和处理，经优化模型运算处理后输出控制指令，直接控制工艺参数，从而提高工艺过程的控制精度，提高运行效率和管理水平，具有较好的节能效果。
近几年，国外闭环优化控制软件的应用已相当普遍且效益明显，国内一些电厂如准格尔电厂、杨柳青电厂、扬州第二发电厂等采用了部分优化软件模块并已发挥了较好作用。已在电厂得到应用的优化软件主要有:对机组协调控制的优化、对主汽温控制的优化、对燃烧控制的优化、对吹灰的优化、对主蒸汽/再热蒸汽减温喷水量的优化、对降低污染排放的优化和对机组启停的优化等。例如，国华定州电厂2×6oomw机组、国华宁海电厂4×6oomw机组等项目主要是针对机组协调控制和主汽温控制的优化，杨柳青电厂是针对燃烧控制的优化，扬州第二发电厂2×600mw是针对减温喷水量的优化。
目前，闭环优化控制软件均为进口产品，以上每个闭环优化控制软件项目的投资都达数百万元，尽管这些投资可以在短时间内收回，但一次性投资仍然较高。另外，有的闭环优化控制软件缺少动态寻优功能，*值靠选取试验室试验结果或理论计算结果，不能跟踪实际生产参数的变化，数据可靠性差，因而优化效果难以达到设计要求。因此，是否采用闭环优化控制软件应持慎重的态度。
若投资方支持设计闭环优化控制软件，则设计院应在调查研究的基础上与项目法人进行充分协商，提出适合工程实际情况的设计方案。
4推广现场总线控制系统尚为时过早
现场总线控制系统（fcs）是随着计算机、通信和仪表智能化技术的不断发展而在dcs基础上开发出的新一代控制系统。目前，华能玉环电厂4×1000mw机组在化学水处理系统采用了fcs，国华宁海电厂4×6oomw机组在开式循环水系统和闭式循环水系统的电动门控制中局部采用了fcs,山东莱城电厂2×3oomw机组在400v电动机控制中局部采用了fcs。
尽管fcs具有可以节省大量控制电缆、大幅度减少安装施工和维护工作量等特点，但是，由于fcs尚处在发展之中，目前上尚无大型机组全面应用fcs的成熟业绩，而且由于大型火电机组本身的控制非常复杂且需要集中协调，若合并计算与fcs相配套的就地仪表与执行设备费用，采用fcs的整体造价较昂贵，因此，目前尚不具备全面推广fcs的应用条件。
鉴于辅助系统的控制对象相对较分散且多为简单控制系统，在条件允许时，采用fcs是比较理想的方案。因此，若投资方和项目法人支持，可以先在局部辅助生产系统应用fcs技术，即在有条件的情况下，可先在化学水处理系统、废水处理系统、除灰除渣系统和输煤系统等辅助车间采用fcs。
5空冷控制系统纳入单元机组dcs已具备条件
对于北方缺水地区如山西、内蒙古等地，新建大容量高参数的发电机组均要求采用空冷机组。空冷有直接空冷方式和间接空冷方式，目前采用直接空冷方式较多。早期引进的空冷机组，由于不了解其工艺系统和控制策略，一般都采用仪表与控制系统随工艺系统成套供货的方式，而将空冷岛作为一个独立的辅助车间，在空冷岛进行就地控制。随空冷岛供货的空冷控制系统大多为可编程序控制系统。
随着大同二电厂2×6oomw机组等项目的建设，实践证明空冷系统的运行直接与机组密切相关，将空冷控制系统纳入机组dcs是可行的。大同二电厂2×6oomw机组采用的建设模式是:空冷控制系统仍由空冷岛供货，且空冷岛承包商在技术上对空冷控制系统负责，采用与机组dcs相同的硬件并与机组dcs连接。大同二电厂2×6oomw机组扩建工程、内蒙古上都电厂2×6oomw机组扩建工程等项目已采用相同的建设模式，内蒙古乌拉盖2×6oomw机组等项目也将采用该模式。
除大同二电厂2×6oomw机组等项目的建设模式外，目前有的项目正在尝试采用直接将空冷控制系统纳入机组dcs的建设模式。空冷岛承包商仅负责就地仪表和执行设备的供货并向机组dcs提供控制策略和控制逻辑，由机组dcs统一完成空冷控制系统的设计组态。国内将采用该建设模式进行建设和正进行前期准备工作的项目有:山西漳山2×6oomw扩建工程、山西柳林二期2×6oomw工程、河北龙山电厂2×6oomw工程、内蒙古霍林河电厂2×6oomw工程、内蒙古科佑中电厂2×60omw工程、内蒙古和林电厂2×6oomw工程、内蒙古朱家坪电厂2×6oomw工程等。
6采用脱硫分散控制系统是目前脱硫设计的主流
作为控制烟尘硫化物排放的主要环保项目，目前国内新建大机组基本上都设计有烟气脱硫系统，脱硫系统的控制系统设计已成为大机组电厂自动化设计的一个重要内容。
由于脱硫工艺多种多样，为便于讨论，本文仅就目前国内采用zui多的湿法石灰石-石膏脱硫系统的控制方式进行论述。国内早期建设的脱硫项目如随主机组配套引进的华能珞磺项目，基本上都是在就地设置独立的脱硫控制室，并采用独立的控制系统实现脱硫系统的控制。由于脱硫控制系统是随工艺系统配套供应的，故有的脱硫控制系统采用dcs，有的采用可编程序控制系统。近几年，国内一些环保工程公司已具备国内总承包建设脱硫系统的能力，相应的脱硫控制系统设计也已开始由国内总体设计院或总承包商负责。
近几年，脱硫控制系统的设计可以从两方面进行总结:一方面是脱硫控制点的设置即所采取的控制方式，另一方面是脱硫控制系统方案。目前脱硫控制点的设置基本上有以下几种方案:方案1是设置独立的脱硫就地控制值班室，控制1套、2套或4套脱硫工艺系统;方案2是脱硫系统与除灰渣系统合并控制室;方案3是脱硫系统在机组主控制室进行监控;方案4是将脱硫系统与输煤系统等其他辅助系统合并就地控制室;方案5先在就地脱硫电控楼设置就地控制室进行过渡（在脱硫系统调试、启动运行初期、巡检时用），然后引入机组主控制室迸行控制，是一种远近期结合方案。以上各方案各有优缺点。方案1设计简单，方案成熟，运行可靠，但需要单独的运行值班人员;方案2、方案3、方案4在设计配合上工作量较大，但由于是合并值班，可以减人增效，受到多数运行单位的欢迎;方案5则兼顾了建设和运行的特点，是一种比较灵活的设计方案。具体设计方案的选择应与电厂实际运行管理模式和人员的素质相结合。相对而言，目前采用较多的控制方式是方案2，即脱硫系统与除灰渣系统合并进行控制。
就脱硫控制系统的配置而言，目前除少量项目采用可编程序控制系统外，大多数项目均采用dcs。采用可编程序控制系统的项目一般是与其他辅助系统进行联网后统一进行控制，该方式主要应用于华北地区，如大唐王滩2×6oomw工程。采用dcs的项目很多，具体的配置方案因脱硫机组的台数及工艺系统的变化而相差较大。以2台机组脱硫为例，有的项目是2台机组脱硫合设一套dcs,有的项目是1台机组脱硫各设一套dcs，公用部分采用dcs公用网络。在条件允许时，脱硫dcs应采用与机组dcs相同的软硬件。由于前几年对脱硫项目的运行要求不是很高，在脱硫系统出现故障时可以走旁路系统，因此，为节约投资，较早建设的脱硫系统如贵州安顺电厂2×3oomw机组便是2台机组脱硫合设一套dcs。随着环保要求越来越高，以后脱硫系统的停运有可能会联锁停机组，若2台机组脱硫合设一套dcs时，dcs一旦故障，就有可能引起2台机组同时停机。因此，如何合理地配置dcs，是设计院在脱硫控制系统设计时需要重视并认真研究的问题。
7脱硝系统宜由单元机组值班人员统一监控
随着国家对烟尘排放标准的要求越来越严格，目前一些新建电厂已陆续开始建设脱硝装置，如国华台山电厂一台600mw机组、国华宁海电厂一台600mw机组、华电长沙电厂2×6oomw机组、福建厦门嵩屿2×3oomw机组、国电天津东郊热电厂2×3oomw机组等项目已开始设计和实施脱硝项目。
脱硝的方式很多，有燃烧控制脱硝技术和烟气脱硝技术等，烟气脱硝技术又有选择性催化还原法（scr）和选择性非催化还原法（sncr）等。鉴于scr具有安装在锅炉尾部而对炉膛影响小、脱硝效率高、氨逃逸率低等优点，目前国内设计的脱硝装置基本上均采用scr。考虑到目前加装脱硝装置一般都不设旁路，脱硝装置的运行与锅炉的运行密切相关，故脱硝装置的运行监控由单元机组值班人员来完成是比较合理的。
福建后石电厂是目前国内已投产的设有脱硝装置的大容量引进电厂，该电厂的脱硝装置就是由单元机组dcs来直接监控的。对于目前正在设计的国产大容量机组，脱硝装置能否直接纳入单元机组dcs，受到一些因素的限制:一方面，脱硝装置的控制具有一定的特殊性，另一方面，项目所选dcs的供货商不一定具有对脱硝装置进行控制的业绩和经验，而生产脱硝装置的供货商又往往固定有其熟悉的控制伙伴。因此，将脱硝装置直接纳入单元机组dcs进行控制尚需要进行一段时间的研究和实践后才能下结论。但是，有一点可以明确的是，即使由脱硝装置配套独立的控制系统，该系统也应与单元机组dcs进行接口连接，通过dcs操作员站对其进行主要的监控。
8结语
本文针对2年来全国新一轮大型机组自动化设计中大家普遍关心的热点问题进行了讨论，并就每个问题给出了目前阶段应掌握的原则和符合我国国情的设计方案建议。随着一大批工程的建设和相继投产，目前有些不成熟的技术将逐渐发展，并得到普遍推广应用。