上世纪八十年代中期，我国在平圩、石横两大工程中率先引进了300 MW与600 MW机组的整套技术（包括CE型锅炉、西屋汽轮机以及Ebsco的设计方案）。这一次技术引进，不仅把国外先进的自动化理念带入国内，也让我国电厂的控制、保护以及管理思路发生了深刻变革。经过近五年的艰苦学习与反复试验，技术消化取得突破，火电厂的自动化水平实现了跨越式提升，并孕育出一批熟悉高水平自动化控制的技术骨干。

 在此基础上，平圩、石横机组采用了当时被称为“SPEC200 + DAS”的组件组装仪表与数据采集系统（即后来的平圩、石横模式）。进入八十年代末，华能等大型电力企业在外汇或国际融资的支持下，引进了全套的分散控制系统（DCS），标志着DCS正式进入我国火电自动化领域。九十年代，随着外汇环境的改善，业界围绕继续使用传统平圩模式还是全面采用DCS展开激烈讨论。国产组件成本低、无需外汇，但技术水平有限，难以满足大机组的安全经济运行；而进口DCS虽增加投资，却显著提升了机组的运行可靠性。最终，行业在政策引导下决定稳步推广DCS，短短五年内，DCS功能从最初的两项（DAS、MCS）扩展到包括SCS、FSSS、DEH等五大模块，直至将发变组与厂用电控制（ECS）纳入体系，技术基本成熟。

 改革开放深化后，电力、石化、钢铁等行业更加紧密地参与国际竞争，这对当时相对薄弱的自动化装备制造业形成了巨大压力。面对挑战，企业在“以市场换技术”的政策环境下，积极消化吸收国外DCS技术，同时开展自主创新。1988 年，中国电科院电厂自动化所与外方合作，成功研发出首套国产 DCS‑EDPF1000，并在首阳山200 MW机组上试运行。此后，国产 DCS 迅速从中小机组改造向新建 200 MW、300 MW 机组渗透，市场占有率逐步提升。如今，200 MW 以下机组几乎全部采用国产 DCS，300 MW 机组的渗透率已接近 50 %。更重要的是，国产系统已在 4 × 600 MW 国华锦界电厂、2 × 600 MW 国电龙山亚临界机组、2 × 600 MW 国电庄河超临界机组等大型项目中稳定运行，标志着自主创新已进入高端电力市场。

 在核心仪表研发方面，以汽包水位测量技术为代表的突破尤为突出。传统汽包水位测量因机理复杂、误差大而屡发安全事故。秦皇岛华电测控与准安维信等企业研发出新一代电极式、内置式以及多测孔接管等多种高精度测量装置，测量误差控制在 30 mm 以内，可靠性达到国际领先水平，为电厂安全运行提供了坚实保障。

 1997 年，业内专家提出了厂级监控信息系统（SIS）概念，随后形成了“SIS + MIS”双层信息化架构。与国外普遍采用的 MES + ERP 模式不同，SIS 侧重实时运行监控，满足生产过程的时效性需求；MIS 则负责检修、计划、经营等非实时信息的管理，两者分工明确，系统安全等级分层清晰，快速适配我国电厂的实际需求。基于这一模式，国内涌现出一批专注 SIS 开发的企业，形成了完整的产业链，并在火电信息化建设中占据主导地位。

 进入 21 世纪，现场总线技术迅速成熟。2002 年，山东莱城电厂率先在机组内部署基于 Profibus‑DP 的 SIMCODE 智能开关，开启了现场总线在电厂的试点应用。随后几年，现场总线在辅助车间系统、供水处理系统等多个子系统中得到推广。2007 年，华能玉环电厂的供水处理系统通过现场总线鉴定，标志着该技术在辅助系统中的成熟。2008 年，华能在吉林九台 2 × 660 MW 超临界机组和南京金陵 2 × 1000 MW 超超临界机组上大规模使用现场总线，正式拉开了数字化电厂建设的序幕，预示着后续项目将加速数字化改造。

 近年来，600 MW‑1000 MW 超（超）临界机组的快速发展，推动了火电自动化的第二次飞跃。当前国内已建、在建及规划的超（超）临界机组约 250 台，其中 1000 MW 超超临界机组约 44 台，总装机容量达 1.7 亿 kW。大容量机组对自动化系统提出了更高的可靠性、实时性和集成度要求，促使控制、保护、监测等子系统向更深层次的软硬件协同演进。

 综上所述，从最初的 300 MW 机组技术引进，到 DCS 的全面推广、国产化创新、SIS + MIS 信息化模式的形成，再到现场总线和数字化电厂的落地，火电厂自动化与数字化历经三十余年的演进，已经形成了以自主创新为核心、兼顾国际先进水平的完整技术体系。这一体系不仅提升了电厂的安全、经济运行水平，也为我国能源产业的可持续发展奠定了坚实的技术基础。