对火电厂老机组热工自动化技术改造的建议

1　火电厂老机组热工自动化设备现状和改造的必要性 　　火电厂老机组主要指80年代及以前设计、安装投运的机组，包括少数90年代初投产的机组。其大部分主辅机设备可控性和可靠性较差，所配备的仪表及自动化装置主要是常规自动化仪表和由晶体管电路构成的DDZ-Ⅱ、Ⅲ型单元组合仪表及组件组装仪表(MZ-Ⅲ、TF-900)。这类机组的突出问题是热耗高、煤耗高及故障停机次数多；自动投入率低(一般在60%左右)，仪表准确性差，保护动作正确率低，使得运行人员多，负担重，长期处于紧张状况。近年来，为降低能耗，提高安全运行水平，各厂都采取了一些措施，对主辅机进行完善化改造，使主辅设备性能有了很大提高。 　　近10余年来，电子技术和计算机技术迅速发展，以微机为核心的新型自动装置不断出现，其准确性、稳定性和可靠性是常规装置无法相比的。国内仪表行业以引进技术、合作及合资生产方式生产了具有国外先进水平的产品。1985年至90年代初，主要由小型机或国内自行开发的微机所构成的计算机监视系统(DAS)，其性能和功能难以满足要求而进入更新期。主辅机改造后，原来所配备的自动化系统和装置必须进行相应改造，以满足现代化电厂安全、经济运行的需要。另外，还有以下几方面要求：(1)“厂网分开、竞价上网、同网同质同价”成为电力经营策略，部分地区已开始试行厂站的独立经济核算，并将推广到全系统。为提高电厂竞争能力，必须在节能降耗和减人增效上下功夫。除对老机组主辅设备进行必要的改造外，还应引入新型自动化装置和新控制策略，使老机组整体运行水平明显提高，在同质同价条件下与新建机组共同运行。(2)厂网分开后，为使老机组适应电网调度自动化(AGC)对电网调频和调峰要求，除在机组本体进行相应改造外，对自动化改造提出了更高要求。(3)随着火电厂污染控制和监督能力的提高，自动化系统应在提高燃烧效率，降低可害气体方面发挥作用，并且进行实时监测，为检查锅炉污染物排放量提供准确、可靠的依据，也为环保部门进行监督提供有力的依据。(4)机组按运行状态进行检修，要求自动化系统为“预测检修”提供准确、可靠的运行数据和状态，以便确定检修时间。所以，对老机组进行自动化改造是现代化电厂的必然要求，而且有条件、有能力做好自动化系统的改造工作。 2　老机组自动化系统改造任务的艰巨性 2.1　工作量大 　　根据电力可靠性中心1998年4月发布的信息，全国100MW及以上容量的机组台数列于表1。1993年及以前投产的机组，其设计大都在1990年前完成，除部分已采用分散控制系统(DCS)的机组外，将面临自动化设备更新改造。从全国电网看，125、200、300MW机组是当前的主力机组，其服役期限多数在30a以内，还要担负较长时间的运行任务，因而应是改造的重点。从表1可看出，1993年以前投产的125MW机组96台，200MW机组159台，300MW机组57台，除其中部分300MW已采用DCS外，共计约有300台机组需要进行改造。100MW级机组有121台，除50年代末、60年代初投产的约10台机组，服役在30a以上外，尚有110台机组在各个不同地区也承担着主力机组的任务。对这些机组的改造，在提高效率、降低能耗和改善环境具有重要意义。此外，近年来从俄罗斯和东欧进口的机组所配的自动化装置技术水平较低，很难适应大机组安全经济运行要求，不利于减人增效，也应考虑在改造范围内。这样，从100～500MW机组中需要改造的约400台。到目前为止，约有115台机组进行了改造，改造范围各不相同，大部分机组的自动化改造工作只是局部的。因此从数量上看，任务很艰巨。 表1　　全国100MW及以上容量的机组台数 单机容量/MW 1993 1997 660 　 3 600 6 9 500(520)* 2 5 350(360、330、320) 24 29 300(250) 57 128 200(210) 159 188 125(110) 96 127 100 121 141 　　*元宝山电厂2号机组1994年后改为520MW，姚孟电力1号机组1993年后改为270MW。 2.2　时限短 　　为避免影响机组发电，老机组自动化改造工作最好能与主机改造同步进行，或在一个大修时间内进行。因时间短、任务重，必须全面规划做好准备工作和改造过程中的各专业(包括机务、电气)的全面安排和统一协调工作。已进行改造工作的部分电厂在改造过程中探索了许多有益经验，这些经验将为今后老机组改造工作提供参考。 2.3　资金少 　　从目前情况看，改造资金多为企业的自有资金，这就对改造项目的内容提出了严格要求。精打细算，不乱花一分钱是改造工作必须遵循的方针，因而要求更加细致地做好改造的前期调研和设计工作。 3　已改造的机组情况 　　目前已进行自动化改造的机组均采用DCS取代原有的小型机或微机组成的计算机监视系统(DAS)；取代以电动单元仪表、组件组装仪表或单回路调节仪表组成的模拟量控制系统(MCS)；改造原有汽轮机控制系统为数字式电液控制系统(DEH)，以适应电网自动控制(AGC)要求；还有部分电厂以DCS或可编程控制器(PLC)取代以继电器为主的辅机电动机和电动阀门的控制、顺控与联锁。 　　在改造模式上，初期进行改造的机组只是用DCS实现DAS、MCS功能，在控制盘台布置上未有太大变动。经几年运行实践证明DCS是可靠的，可进一步在减少硬手操设备和常规仪表上下功夫。最近进行改造的机组，基本以DCS工作站取代原有的模拟操作台，对原有布置模拟仪表的立盘进行简化，大大缩小了控制盘、台的尺寸，为单元机组集控和节减运行值班员创造了条件。如：(1)长山热电厂3号机组(200MW)改造后的控制盘数量由13块(锅炉6块、汽轮机4块、电气3块)减少为6块(锅炉3块、汽轮机1块、电气2块)，总长度由13.3m减少为6.6m；控制台采用新型大板结构直形布置，由9.9m减少为4.0m。(2)徐州电厂7号机组(200MW)改造前的控制盘为12块，改造后控制盘仍保留，但盘上仪表、操作设备大大减少，用4台操作员站取代原有的11块控制台。(3)丰镇电厂2号机组(200MW)改造前控制台为9块，每块宽度1100mm，改造后用7台操作员站(每块宽度800mm)取代，即原来控制台为9900mm，改造后为5600mm。控制盘数量未减，只是在与工作站对应的控制盘上装有少量模拟仪表。以上3个电厂改造后的硬手操和模拟仪表数量情况列于表2。 　　100、125、200MW汽轮机多为纯液压调速系统，少数300MW机组也是如此。因油质和机械等方面原因，这类汽轮机长期处于不稳定运行状态，易卡涩、摆动，更无法接受电网调度信号，实现AGC控制。为提高汽轮机运行安全性和负荷适应性，必须对现有液调系统进行技术改造，目前已进行改造的机组一般有以下几种方式：(1)改造同步器，使其能接受控制系统信号，一般为脉冲信号，同时改造机械结构，减少死行程，增强可控性，100、125MW机组大多采用这种方式。(2)改为电液并存系统。电调与液调同时存在，可互相切换与跟踪，改造后的汽轮机可接受协调控制指令，参与电网AGC控制。但因动力油系统与轴承润滑系统混合在一起，在电厂油质管理系统不严的情况下，容易造成油质不好，影响电液转换器运行，造成汽轮机负荷波动，目前200MW机组多采用此方式。(3)改为纯电调系统。动力油采用独立的抗燃油系统，改凸轮调节为单阀伺服机控制，克服了电液并存系统中存在的问题，但投资相应要多，与200MW机组电液并存比，需增加投资约150万元。1998年，扬州、荆门电厂的200MW机组和潍坊电厂的300MW机组均做了改为纯电调工作。在扬州电厂200MW机组采用DEH-4ⅢA改纯电调鉴定会上，扬州电厂认为改造后的汽轮机运行稳定，可实现机组协调控制，取得了较好的运行效果和经济效益。 表2　　长山热电厂等改造后的硬手操和模拟仪表数量 电厂名称 及机组号 DCS功能 模拟仪表 硬手操 炉 机 电 炉 机 电 长山热电厂9号 DAS、MCS、 SCS、DEH 9 4 8 8 5 13 徐州电厂7号 DAS、MCS、 SCS、DEH (东方供) 15 5 - 12 2 - 丰镇电厂2号 DAS、MCS、 SCS、BMS、 DEH 0 0 0 13/(33) ＜20 　　对于发电机-主变压器组及厂用电的改造，将电气量及开关操作纳入DCS，把单元机组(炉、机、电)作为一个整体考虑是实现单元值班员的重要措施。通辽电厂在改造中已将发电机-变压器组、厂用电6kV和380V电源开关、直流及励磁系统开关等操作和参数检测纳入DCS，共计测点1792点，同时将电气无功调节(AVR)也纳入DCS中。 4　经济效益 　　经DCS改造后的老机组自动化水平普遍提高，经济效益显著，主要表现在以下几方面：(1)热工自动投入率可达100%；(2)控制系统对各种工况的自适应能力加强，参数稳定，可保持汽压、汽温及烟气含氧量符合标准，提高了燃烧效率，降低了煤耗；(3)汽轮机控制系统经过改造的机组可实现机组协调控制和AGC控制，满足电网负荷调度要求；(4)对控制盘台改造的机组，在提高运行值班员素质后，可实现真正的集控，大大减少值班员人数，如邹县电厂、遵义电厂由6人减至3人，徐州电厂预计由8～9人减至2～4人；(5)汽轮机调速系统改为电调后，保证了汽轮机运行可靠、稳定，启停时可避免因人工操作不当引起的汽轮机热变形和振动等事故，提高了汽轮机运行安全性；(6)减少误操作，根据报警提示和操作指导，可防止事故发生或扩大，事故发生后，根据SOE记录的数据分析事故原因，可减少停机时间，增加发电量，减少机组启动费用，一般200MW机组启动一次至少要耗资几万元，多至十几万元；(7)降低值班员的劳动强度，减少了热控人员的维修工作量。总之，在主辅机进行改造的基础上，经自动化改造的200MW机组一般可降低煤耗3～4g/(kW.h)，减少运行人员和机组非计划停运时间；每年可节约运行和检修费用100～200万元，一般3～4a即可收回投资。 5　建议 5.1　明确目的 　　老机组自动化改造的目的是提高机组整体运行水平。通过改造要做到降低煤耗，提高可用率，减少运行人员，并能实现AGC和适应