摘 要：数字化发电厂的概念虽在二十世纪末开始就提出，但近几年才进入实施阶段。所谓数字化是指在火电厂从建设到运行的整个生命周期过程中，实施完整的从数字化设计开始的数字化采购、数字化工程建设以及数字化移交。同时在火电厂监控系统的各个层次，采用智能化、数字化的设备，在信息系统中采用相应的智能控制软件和管理软件，从而使得火电厂的运行人员和管理人员，对整个火电厂的监控和管理都是智能化、数字化和透明化的，因此数字化发电厂是智能化发电厂的基础，本文对安庆电厂实施的数字化电厂进行了介绍。
关键词： 数字化发电厂；智能化；监控；管理
中图分类号：TH 文献标识码：A 文章编号：1671-1041(2017)02-0045-03
0 引言
按照全生命周期数字化电厂的概念，数字化电厂的建设将涵盖工程设计、施工、移交、投产运营等全部阶段 [1]。数字化电厂从建设阶段开始，可以将数字化电厂方案整体分为数字化工程、数字化控制及数字化管理 3 个组成部分。
本文根据安庆皖江发电厂的工程实践，就这 3 部分分别介绍，供同行参考。
1 数字化工程
数字化工程包括工程建设过程中的数字化设计、数字化采购和管理以及数字化移交等内容 [2]。从发电厂设计开始，将采购、安装、调试数据和参数全部以数字化的形式记录、存储下来，通过数字化移交的形式，支撑运营电厂的系统数据库，实现电厂设备全生命周期的数字化管理，为数字化管理提供基础数据信息。数字化工程的实现首先在于采用数字化设计手段，目前国内各大电力设计院已经实现数字化设计，主要采用的设计软件，包括：PDMS（热机专业的主要三维设计工具）、Diagrams（热机工艺专业的主要设计工具）、Promis.e（电气专业的主要设计工具）、博超电缆敷设软件（电气专业的电缆敷设设计工具）、PKPM（结构专业设计工具）、欧联（热控专业设计工具）、天正建筑（建筑专业设计工具）、Projectwise（设计过程管理平台，管理和存储所有的工程设计文档）、NIDES（工程设计集成系统，用于集成设计工具、文档管理）等设计工具软件，在此基础上实现数字化工程还需要工程管理集成系统和工程采购集成系统。工程管理和工程采购目前各大集团多采用基建 MIS 系统或集团统一的管理平台进行管理。因此，可以说具备了数字化工程的基础条件。三维数字化移交平台则是集成了所有基建期数据的一个平台，目前国内主流是采用 AVEVA 公司的 Vnet 平台，主要优点在于 PDMS 模型的重建非常方便，和设计院提供的建模数据可以无缝对接，不需要二次建模，缺点在于不能够按照需求进行二次开发，尤其是投产之后进行二次开发难度较大。另一种做法是采用第三方软件进行二次建模，抛开原有的平台。缺点在于前期工作量较大，尤其是模型的重建工作量大，好处在于可以按照需求进行二次开发。
2 数字化控制
主要分为现场总线控制系统 (FCS)、单元机组一键启停(APS) 及优化控制 3 个方面。
2.1 现场总线控制系统
现场总线技术在发电厂的应用，使得现场设备中大量的设备整定、维护信息通过数字化的现场总线网络送入控制系统，从而让现场仪表和设备对于运行和维护管理人员变得透明化，是实现数字化控制的基础 [3]。当前火力发电厂建设采用现场总线技术主要为 profibusDP、PA、FF、HART2 等。综合比较来看，各电厂多采用Profibus-DP、PA/FF 技术为主，结合这两者的通讯速率和通讯距离以及工程实践，建议的使用范围如下：1）影响机组安全运行的主机和主要辅机的保护不纳入现场总线，如锅炉安全监视系统（FSS）、汽机数字电液控制系统（DEH）、汽轮机紧急跳闸系统（ETS）、旁路控制系统（BPS）（如果只有启动功能，也纳入现场总线）等。2）用于联锁保护的开关型气动阀门、电磁阀，不纳入现场总线。3）开关量仪表，如压力开关、液位开关、温度开关等不直接纳入现场总线，可采用远程 I/O 技术。4）对于开关型阀门电动装置，用于非重要系统的，纳入现场总线；用于重要系统的，通过现场总线完成正常控制功能 ( 或仅采集信息 )，保护、联锁功能通过 DCS 硬接线完成。5）对于调节型气动执行机构，用于非重要调节回路的，纳入现场总线，下列重要回路，采用常规硬接线方案：给水、汽温、送、引风、磨煤机；对于调节型电动执行机构，用于非重要调节回路的，采用现场总线，对于重要回路 ( 给水、汽温、送、引风 )，采用硬接线。6）主机 / 辅机保护和重要联锁的信号保留硬接线。
7）主机 / 辅机的温度测点，采用远程 I/O。8）仅用于监视的测量信号（进 DAS），采用现场总线。9）变频设备不纳入现场总线。
2.2 单元机组一键启停
所谓单元机组自启停控制 (APS，Automatic Process Startup and Shut-down) 是根据单元机组启停过程中不同阶段的需要对锅炉、汽轮机、发电机、辅机等系统和设备工况进行检测和逻辑判断，并按预定好的程序（带有若干断点）向顺序控制系统各功能组、子功能组、驱动级以及模拟量控制系统 (MCS)、汽轮机数字电液控制系统 (DEH) 等各控制子系统发出启动或停止命令，从而实现单元机组的自动启动或停止。同时，相关的保护联锁逻辑能使主辅机在各种运行工况和状态下，自动完成各种事故处理 [4]。所以具备 APS 功能的机组，相对于常规机组必然需要更高的设备可靠性、可用性、安全性。如果要实现单元机组的一键启停功能，那么在现有的设计方案的基础上进行修改，所能实现的仍然是有条件的 APS 功能，就需要从系统设计伊始按照 APS 的要求进行系统设计、设备选型，才能真正实现 APS 功能。目前国内火电厂真正实现 APS 功能的火电厂很少，大部分都是在基建后期为了实现 APS 功能从软件组态逻辑上进行修改，真正从系统上进行修改的基本没有。因此，目前国内火电厂 APS 的总体结构相仿，基本上分为 4 层，即机组控制级、功能组控制级、功能子组控制级和设备驱动控制级。1） 机组控制级：这是单元机组最高级控制级，执行机组在启停过程中的管理和控制的最高一级任务，包括：运行方式的预选和协调，启动和停止的程序管理的功能。2） 功能组控制级：功能组操作方式可以是自动，也可以是手动；在自动方式时，接受机组控制级或同级功能组级的控制指令，运行功能组内部的启动和停止控制程序，决定对下一层控制子功能组发出投入、运行和停止指令。3） 子功能组控制级：操作方式可以是自动，也可以
是手动，在自动方式时，接受功能组级的控制指令，运行子功能组内部的启动和停止控制程序，根据功能组的程序指令设定运行设备的为启动、停止或者备用状态。4） 设备驱动控制级：单个设备的控制逻辑，操作方式可以是自动，也可以是手动。在自动方式时，接受子功能组级或者功能组的指令，各种模拟量和开关量控制信号，过程控制和设备的联锁和保护的控制指令，所有执行机构的控制信号的产生和转化等，是生产过程中最基本的控制级。APS 机组启动过程多按照启动顺序设置多个断点，安庆电厂二期 2×1000MW 机组扩建工程 APS 机组启动过程大致上分为 6 个阶段（设置 5 个断点），分别为：辅助系
统启动；冷态冲洗及建立真空；锅炉点火及升温；汽轮机冲转；并网及带初负荷；机组升负荷。APS 停止程序的断点设置：降负荷、机组解列、机组停运 3 个断点。
2.3 优化控制
火电厂优化控制软件，主要指火电厂实时过程控制参数的优化控制。其主要特点在是实时、在线和可以直接应用于闭环控制，它主要用在机组负荷变化的过程中，减少主要过程参数的动态偏差和减少被调量的时间延迟以及节能降耗、提高机组效率等。优化控制软件主要分为 3 类：1） 提高机组效率，如：吹灰优化、汽温优化、燃烧优化等。2）降低污染排放，如：NOx 优化等。3）提高机组运行的灵活性，如：AGC 控制优化、负荷分配等。目前国内对优化控制的使用，多为开环使用方式，主要是出于 DCS 系统的安全性、数据的保密性以及机组运行的稳定性考虑，在优化控制软件计算出结果后，通过认为的判断进行调整，直接将优化控制结果作用于机组 DCS 系统的很少。这就造成优化控制软件的使用效果不佳，因为火电机组运行的参数时刻在变化，前一刻的计算结果对后一刻的运行很可能已经失去了指导意义，基于此，优化控制软件的使用在将来应该倾向于采取嵌入 DCS 控制系统的方案，只有将实时运算的结果实时作用于控制系统，才能够达到相应的优化控制目的。于此同时，机组在基建阶段
时候，采取什么样的优化控制策略、优化控制软件很难选择，主要是因为机组未投产，性能不可知，因此更多的时候是在机组投产之后考虑。
3 数字化管理
数字化管理是在整个底层系统数字化的基础上 [5]，构建数字化的生产管理系统、资产管理系统等，从而实现整个电厂运营过程的数字化管理。主要包含生产运营常规管理、生产运营优化管理、资产管理、人力资源、财务管理和燃料分析管理等多个功能模块。在电厂运营的管理中，涉及到生产相关的管理和人、财、物等等各个方面的管理，所有这下运营管理的数据源变化的频率以及在运营管理中的重要程度并不相同。因此 ,可以将数字化管理系统按照生产管理的需要以及数据源的变化频率分为两个大的部分即生产及设备管理系统和厂级
数据挖掘及辅助决策支持系统。
3.1 生产及设备管理系统
在安庆电厂二期 2×1000MW 机组扩建工程数字化管理系统方案中，结合在各厂调研情况，再结合生产运营实际情况，认为可以将所有常态的管理以及设备基础数据整合在一个平台上，构建生产及设备管理系统，功能主要包括：生产设备管理（设备状况通知单、设备异动、安全信息报送、设备评级、安监整改、设备退出备用、预警单、设备保护投退、外委工程验收单、设备报废、维修竣工验收单等）；维修管理（缺陷管理、预防性维修、工作票、操作票、维修工单等）；运行管理（运行值班日志、运行定期工作、运行指令、运行台账等）；生产绩效管理（工作票统计分析、操作票统计分析、缺陷情况及消缺率、操作票情况、开工率、完工率、评估率、维修材料费、服务费统计等）、技术监督、安监管理、环保管理等功能。通过生产及设备管理系统，将电厂大量的生产相关的非实时性数据统一管理，结合 DCS 系统采集到的设备实时
运行数据，进一步构建厂级数据挖掘与决策系统，对电厂的运营数据进行深层次的加工整理，挖掘数据背后隐藏的信息，从而进一步提升电厂的整体运营管理能力，从而实现数字化电厂建设的目标。与传统方式的不同在于生产及设备管理系统的数据和厂级数据挖掘与决策系统的数据之间互相关联，如缺陷管理和设备诊断分析、设备台账等关联，设备缺陷管理和设备台账为设备诊断分析提供历史数据和设备基本参数等，而设备诊断分析得出的设备故障状态直接发送至缺陷管理中去。
3.2 厂级数据挖掘与决策系统
主要指生产运营管理中的数据挖掘与决策，包括：厂级性能计算、实时利润及预测、最优运营方式、先进指标对比、预算 / 经营管理分析、决策支持管理、设备性能诊断分析等，其中：1）厂级性能计算，是根据来自各机组性能计算的数据对机组运营经济性分析评估，进行全厂机组经济性指标的计算。计算得出的结果以柱状图、曲线或其他形式直观表现出全厂运行的状态。主要包括：全厂供电煤耗率、全厂发电煤耗率、全厂供电量、全厂发电量、全厂厂用电率、全厂燃料量、全厂燃油量、全厂补给水量、全厂汽水品质指标、全厂辅助用汽量、全厂设备可靠性指标等。2）实时利润及预测，用于计算机组的实时利润，预测年度月度利润，为决策分析提供支持。3）最优最优运营方式，是对机组的当前实际运行状态结合电厂的各边界条件进行分析，如煤质、煤耗、负荷、发电计划等等，提供机组运行是最低发电煤耗方式还是最经济运行方式等。同时根据历史发电计划情况，对机组全年运行情况进行分析，为电厂的检修计划、采购计划提供决策支持。4）先进指标对标分析，将机组实时的主要经济技术指
标和国内先进指标、设计指标、历史同期运行数据等进行对比分析，当差距达到一定值时则生成缺陷单，提醒运行及维护人员对系统、机组运行状况进行检查分析。5）预算 / 经营管理，提供电厂运营的预算分析功能，未来电厂的预算管理在此系统中进行，其中部分数据考虑和神华 ERP 中的财务数据关联，部分数据采用人工输入的方式。6）设备性能诊断和风险挖掘，对于火电厂中的典型设备，如给水泵、引风机、送风机、一次风机、磨煤机、空预器等，都可以借助于相应的诊断分析模型，提供预警功能，可以帮助运行和维护人员更清楚的了解设备健康状况。通过系统提供的完整的设备状态分析报告，利用预警功能及早提示运行和维护人员改善设备运行方式和进行维护，提高设备可靠性，增加设备的可利用率，降低维护维修成本。7）燃料分析管理和风险挖掘，是通过对港（矿）发煤、入厂煤、入炉煤的量、价、质的采集或导入，计算出入厂煤的亏吨、亏卡、标煤单价数据，当出现超过定值的情况时产生缺陷并自动发送给管理人员，以便及时进行处理；于此同时，入炉煤的实时数据分析结果又可用于机组最优运营方式的计算，对当前配煤的结果进行计算，如掺烧煤后同设计煤种相比煤耗增加多少、SO2 的排放、NOx 的排放变化多少、产生了多少经济效益等，能够让电厂经营、管理人员直观的看到结果，提供调整的依据。
8）运行引导、检修指导、生产运营报表等，可以为运行人员提供引导分析；将设备诊断分析的结果和设备的缺陷处理指导相结合，当设备异常时为检修提供作业指导；能够根据需要产生出不同的生产运营报表，并将相关的信息通过信息发布平台发送给不同的人群。
4 结束语
通过数字化电厂的建设，实现工程建设数字化和现场控制数字化；同时在建立贯穿基建及运营期的信息数据库系统的基础上，构建生产管理系统、资产管理系统，并进一步建设企业决策支持系统，以达到提高效率、降低能耗，实现效益最大化的目的。未来的智能化电厂必然是效率更高、能耗更低、效益更好的电厂，而数字化电厂是未来智能电厂建设所必经的过程。因此，可以说数字化电厂是未来智能化电厂的基础。
参考文献
[1]李 臻， 崔 利 . 数字化电厂设计中应注意的一些问题 [J]. 热力发电，2009(10):78-80.
[2]刘宇穗 , 张振全 , 李 军 , 等 . 数字化电厂架构及现场总线控制系统设计 [J]. 热力发电 .2008(12):83–84.
[3]GB/T 20540-2006，测量和控制数字数据通讯工业控制系统用现场总线类型 3：PROFIBUS 规范 第 4 部分 : 数据链路层协议规范 [S].
[4]安庆电厂二期 2×1000MW 扩建工程数字化电厂实施方案（第三版）[Z]. 华北电力设计院工程有限公司 .
[5]火力发电厂分散控制系统验收测试规程 [Z] . DL/T 659-2006.Code for acceptance test of distributed control system in fossil fuel power plant. DL/T 659-2006.
