华能200MW火电机组一体化DCS系统的改造

    1系统简介  

    成都热电厂目前有老厂3台2.5万机组，华能1台200MW机组及嘉陵2台142MW机组运行，老厂待金堂2×600MW机组2007年投产后关停。其中华能#21机组属200MW中间再热燃煤机组，于1990年投产，汽轮机是东汽厂的N200—130—535/535型汽轮机，锅炉是东方锅炉厂的DG-670/140-8型中间再热自然循环煤粉炉，由于当时机组属“短、平、快”项目，控制系统设计较为简单，主要控制设备为KMM单回路控制器，机组调速系统为机械液压式，无协调控制系统，现有的引、送风等大部分控制系统不能投入自动运行。嘉陵机组装机容量为2×142MW， 四炉两机，两炉一机为一单元，第一单元机组1999年投产，第二单元机组2000年投产，一台75MW后置机于2001年投产。2×142MW机组主设备锅炉、汽轮机、发电机均采用俄罗斯设备。75MW后置机汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产，发电机为东方电机厂生产。机组控制方式采用机炉电集中控制方式，两台142MW机组和75MW机组设一个控制室。142MW机组DCS系统采用西屋WDPFⅡ分散控制系统，覆盖了锅炉、汽轮机的DAS、MCS、SCS、FSSS等功能。75MW后置机DCS系统采用新华控制工程公司的XDPS-400系统，覆盖了DAS、MCS、SCS、DEH方面的功能。        2 成厂嘉陵机组在一体化方面的成功尝试和不足之处        2.1.在DCS一体化的工程实践中，成都热电厂嘉陵机组进行了以下成功的尝试： ⑴将FSSS 系统纳入了DCS系统，FSSS的全部监视，控制点用通讯的方式与DCS相连，FSSS跳闸信号用硬接线方式与DCS相连，在DCS上显示锅炉点火系统的相关画面，减少了FSSS系统的CRT，实现了运行人员在DCS上开油阀，进枪，点火的全部操作和锅炉炉膛火焰的监视。 ⑵将汽机TSI系统的全部信号接入了DCS系统，取消了立盘上的油动机行程等指示仪表，TSI 的全部信号都可在DCS 的CRT上监视，方便了历史记录，事故分析。 ⑶75MW后置机的DCS系统包括了DEH，简化了系统，方便了运行。        2.2.成厂嘉陵机组控制系统在一体化方面存在的不足之处 ⑴DCS系统仅涵盖了锅炉，汽机控制部分，电气控制完全独立，没有将机组锅炉、汽轮机、发电机视作一个整体加以控制，不利于实现AGC功能，且由于电气量未进DCS系统，不利于事故分析。 ⑵机组投产后根据锅炉一，二次风监视不准，燃烧调整困难的情况，每台锅炉增加了风粉在线监视系统，但未将风粉在线的信号接入DCS，在DCS上显示一，二次风压，风速，煤粉浓度等信号，而是又增设了四台风粉在线操作员站，这样一来运行人员不能在同一个画面中监视给粉机和一次风压，必须在风粉在线监视系统的CRT上监视风压，风速及煤粉浓度等信号，而在DCS系统上操作相关的设备，调整锅炉燃烧。 ⑶由于汽轮机原来采用是转速闭环、功率、抽汽压力开环的液压牵连调节系统，在试运中发现机械易卡涩、负荷波动大（约2MW左右），操作复杂，监视仪表落后，保护不完善等缺陷，为提高机组安全经济运行水平，满足电网要求，在机组投运后对该机组调速系统进行了DEH电调改造。针对汽轮机调节系统工作原理复杂，专业性强，重要性高的特点，在改造中选用专门的DEH系统是合理的，但目前存在的主要问题在于DCS 与DEH系统之间的通讯未很好建立，信息不能共享，测点重复。协调控制目前暂不能投入。 通过对嘉陵机组DCS系统一体化在工程实践上的分析，笔者认为将单元机组锅炉、汽轮机、发电机视作一个整体，把参数检测、自动调节、连锁保护、顺序控制、显示、报警、报表设置、监控管理融为一体，包括DAS、MCS、SCS、FSSS、DEH和电气控制等各大系统，机、炉、电不再分开，数据共享的功能一体化的DCS系统方案较DCS系统仅包括锅炉和汽机部分的MCS、   DAS、SCS、SOE，而 FSSS、TSI、ETS、风粉在线监视等系统相对独立，DEH自成系统，电气系统保留常规方式不进入DCS范围的非一体化DCS系统方案能更充分发挥DCS数据共享的优点，减少机组测点数目，简化控制系统，节约投资。并且由于系统更简洁，也更方便运行人员监盘操作。        3 华能成都电厂200MW机组DCS改造的功能一体化设计        3.1.改造的目标及水平 由于华能#21机组未采用DCS控制，无DEH控制，自动化水平较差，虽然近年来，我们对200MW机组的热控系统进行了一些局部的改造，但缺乏长远的规划，也没有一个固定的模式，使得该机组总体热控水平没有一个明显的飞跃，为满足机组调峰和电网自动调度的需求，提高机组的经济效益，对＃21机进行DCS 改造是必要的。并且在进行＃21机组DCS改造中应该充分吸取DCS在各火电厂的成功运用经验，特别是成厂嘉陵机组DCS运用的实际经验，总体规划，合理设计，以实用、先进、可靠、经济为原则，采用一体化的DCS系统设计。经过改造后应能实现协调控制、电网调度自动化、主要动力设备的启停，热控保护联锁SCS控制和电气控制,并具备与厂级实时数据系统SIS（Supervisory  Information  System）和厂MIS（Management  Information  System）系统方便联接的功能，使机组总体热控自动化程度接近国产300MW机组水平。并且通过热控自动化改造这个“龙头”，带动对主辅机可控性和热控一次检测执行设备的全面治理，促进设备的可靠性提高。        3.2一体化改造的主体方案 改造的华能成都电厂200MW机组DCS系统将单元机组锅炉、汽轮机、发电机视作一个整体，把参数检测、自动调节、连锁保护、顺序控制、显示、报警、报表设置，监控管理融为一体，包括DCS、MCS、SCS、FSSS、DEH和电气ECS等各大系统。取消BTG盘，运行人员在操作员站的CRT上通过逼真的系统图示监盘、运行。集控室采用超大屏幕显示，大屏幕与操作员站实时显示，互为冗余，使常规表计降低到最低限度，只安装必要的事故停机按钮和火焰、水位工业电视。一体化DCS改造的具体方案如下： （1） 汽机电调系统DEH：取消现在使用的液压调节系统，只保留同步器的挂闸功能和全部保安系统，改用高压抗燃油，取消凸轮配汽机构，使高压油动机直接与调门阀杆同轴相连，改用高压纯电调型DEH，由计算机输出的阀位指令经伺服卡使电液伺服阀直接控制油动机调门开度。改造后能实现如下功能： ① 各调门由计算机指令分别控制，风险分散，大大提高了电调的可靠性和安全性。 ② 高压油动机动作迅速，阀位闭环控制精度高，有利于调节品质的改善。 ③ 汽轮机进汽更加合理，增加了单阀全周进汽，以减少转子应力。 对于汽轮机数字电液控制系统（DEH）的一体化，则需根据DCS厂家是否有DEH控制的成熟经验及成熟产品（专用算法、专用接口设备）而定，假如DCS系统采用类似美国西屋或国内新华这样的公司，由于这些公司本身就是做汽机控制发展起来的，在DEH方面有成熟的经验和成功的业绩，所以可考虑DEH和DCS一体化，如选择的DCS厂商没有相关的成熟经验及产品，建议DEH系统相对独立，采用监视处通过标准通信接口与DCS通信，控制、联锁、SOE信号通过硬接线方式与DCS接口，这样，在DCS上既可监视这些系统的运行参数，也可控制这些系统的运行。 （2） 模拟量控制系统MCS：包括以下主要控制子系统：负荷协调控制CCS，燃烧控制（送风、引凤、烟气含氧量、给粉调节），汽温控制（过热汽温度、再热汽温调节），水位控制（汽包水位、除氧器水位，凝汽器水位、高加水位、低加水位、汽封加热器水位调节），压力控制（主汽压力调节，高、低压轴封压力调节）等，所有自动调节系统的SAMA图（包括调节图、逻辑图）重新设计。 为适应协调控制要求，锅炉给煤机改为变频调速控制。给粉机的层操，单操均应在DCS上实现，取消操作盘上的给粉控制器。对于制粉系统控制，可采用技术较成熟的磨煤机最优控制策略，利用DCS系统强大的组态功能实现；并且DCS中应加入更多的保护联锁功能，防止因各种故障导致就地设备的误动作。 （3） 顺序控制系统SCS：对于机炉电系统中的电动门、主要电机等设备，全部改为CRT画面软手操，少量重要设备可设置后备手操，以确保安全停炉。增加更为完善的机炉联锁保护逻辑设计，确保机组安全运行。 在SCS的一体化设计时，在考虑可靠性不降低的基础上，充分发挥DCS上信息共享和变送器可靠性优于逻辑开关的优点，将所需的开关量信号用变送器引入DCS，在DCS中通过高选，低选获取所需的开关量信号，用于顺序控制系统SCS，如汽包水位控制、高、低加水位控制、主汽温度高、低保护等。这样可以大大减少开关量输入信号，节约投资，简化系统，提高可靠性。 （4） 数据采集系统DAS：数据采集系统可将整台机组所有运行参数，输入输出状态，操作信息、报警信息等以实时方式提供给运行操作人员。画面能显示数据库中任一测点的实时状态和趋势曲线， DAS系统还包括操作指导和事件顺序记录功能（SOE）。 在DAS系统的一体化设计时，应尽可能的将需要监控的信息送至DCS，可减少不必要的非DCS的CRT。如锅炉风粉在线系统，应将计算、显示在DCS上实现，使运行人员在DCS的CRT上能够监视锅炉风压、风速、风粉浓度等信号。TSI系统、FSSS系统都应与DCS系统有机相连，使运行人员在DCS的CRT上能够完成汽机安全监视，锅炉点火操作，锅炉炉膛火焰监视等功能。 （5） 常规仪表：所有标准电信号仪表全部由DCS系统替换，重要的非标准信号（风压、电流、转速等）经变送器转换成标准电信号进人DCS系统，温度等缓变信号利用原893智能前端网采集，并接入DCS（取消温度巡测）。 （6）后备手操：以DCS发生故障时能安全停机为原则，尽可能地减少后备手操，在一体化的DCS改造中，根据嘉陵成厂DCS系统的运行中所保留自动调节后备手操从未使用，和其它电厂取消所有后备手操的试点情况，认为自动调节的全部后备手操可取消，并可基本取消后备显示表计，ER记录表计，仅保留紧急停机按钮、紧急停炉按钮、断给粉馈线电源按钮、安全门保护等重要按钮，其余部分不设后备手操。 （7）电气控制系统（ECS）：取消机组现有的强电控制盘台，以DCS的CRT/KB为机组的监控中心，同时将发电机，变压器以及厂用电系统中电气系统监控纳入DCS，电气与热控合用一套分散控制系统DCS，实现集中管理、分散控制，炉、机、电一体化控制对于电气的专用自动装置如发电机的AVR，自动准同期装置，厂用电源快切装置，继电保护系统等仍采用专用装置来实现。这些装置可用通信方式或硬接线方式与DCS接口，另外设置必要的紧急跳闸按钮。 （8）一次执行检测部分：影响协调投用的关键性设备将予以更换，如给水调节系统的给水调门、漏流量大的减温水调节阀和减温水电动门、送风控制系统的烟气含氧量测量装置和引风执行机构筹。 （9）电缆：能否良好地接地和信号屏蔽是电厂DCS控制系统能否稳定运行的重要因素。按规范要求信号线与电源线应分开敷设，而且信号线应采用总屏蔽并带分屏蔽的电缆。因此：为保证成厂华能200MW火电机组的DCS改造后DCS控制系统的可靠性，在资金许可的条件下，最好所有进入DCS系统的信号线（如热电偶、热电阻、变送器）电缆和所有电动门、执行器电缆都更换为屏蔽电缆。如资金不许可，则所有进入DCS系统的信号线（如热电偶、热电阻、变送器）电缆都应更换为总屏蔽并带分屏蔽的电缆，而其它电动门、执行器电缆可保留。 （10）与厂级监控信息系统SIS及MIS联结。在一体化的DCS改造时，充分考虑全厂信息化建设的需要，预留与SIS及MIS连接的接口。        4 成都金堂2×600MW机组DCS系统和SIS系统的设计构想 目前成都金堂2×600MW机组正处于初设阶段，机组DCS系统及SIS系统的整体设计对今后的运行十分重要，因此在设计阶段就应将MIS、SIS及DCS系统统一规划，一体设计，避免因设计和建设阶段未予考虑造成MIS、SIS系统后续开发和建设的困难。 金堂2×600MW机组每台机组应各设置一套分散控制系统（DCS）。DCS系统的主要功能包括DAS,MCS,SCS,FSSS,汽机旁路控制及发电机－变压器组及厂用电的监控等。DEH及MEH应要求厂商提供与DCS相同的硬件，以实现一体化的监控。辅助车间按水，煤，灰系统，采用PLC+上位机组成局域网，设置三个辅助车间（系统）的相对集中控制点，对于是否在三个局域网的基础上进而组成全厂辅助车间网络，并在单元控制室设置监控点的问题，笔者认为目前技术上是可行的，但由于三个辅助车间（系统）地域分散，需巡视设备点较多，专业差异大，在单元控制室监控的效果尚待考验的具体情况，建议本期暂不考虑。 SIS系统一方面提供从电厂控制系统取得的实时数据及其处理后的信息，为生产过程的实时监控和管理服务；另一方面通过计算和分析，提取出生产过程综合信息作为管理和操作的依据和指导，使管理者能科学的决策。SIS的基本功能有：1.全厂生产过程监控信息共享；2.全厂机组间负荷经济分配及调度；3.厂级性能计算和分析；4.主机故障诊断；5.机组寿命计算和分析；6.主要设备状态（泄漏、磨损等）检测和计算分析。由于目前国内SIS系统的建设和使用经验还不成熟，因此建议金堂2×600MW机组SIS系统功能的配置应根据需要及技术发展的可行性总体规划后分步实施，现阶段暂按1、2、3项功能考虑。        5 关于火电机组DCS一体化中几个方面问题的研讨        5.1 关于电气控制进入DCS的讨论        将炉、机、电作为一个整体，更有利于实现整个发电机组的综合自动化和提高管理水平，且单元机组可真正达到完全集控运行，方便实现AGC（Automation  Generator  Control）功能。 电气系统监控过去很长一个时期内，都采用强电“一对一”硬手操控制，发电厂电气设备的控制绝大部分为作用于断路的简单的跳、合、逻辑控制，其操作开关布置在电气控制屏台上，电气常规控制的最大问题是所有断路器需要运行人员一对一手动操作，而且因控制室屏面的限制，大量厂用电系统的开关只能就地操作，这种控制模式对当前发电厂的“减人增效”不利，也使电厂自动化水平的提高受到制约。随着计算机技术的不断发展和用于工业过程控制DCS设备制造质量的完善提高，发电机，变压器以及厂用电系统中电气系统已成功的纳入了DCS监控，对于电气的专用自动装置如发电机的AVR，自动准同期装置，厂用电源快切装置，继电保护系统等仍采用专用装置来实现。这些装置可用通信方式或硬接线方式与DCS接口，另外设置必要的紧急跳闸按钮，实现炉、机、电一体化控制功能。 电气控制系统进入DCS后，对于电气和热控两个专业调试工作的分式、配合也有新的问题，原则上热控人员应负责DCS系统维护工作，而所有电气信息的处理，电气控制，连锁保护逻辑功能应由电气人员负责，全部电气控制功能应由电气人员负责试验。        5.2.关于DCS一体化程度问题的研讨 一体化的DCS方案可有2种，方案1是在工程条件具备时，采用设备型号统一的DCS一体化方案，方案2并不强调控制设备型号统一，但力求运行监控运行维护及信息共享的一体化。笔者认为目前在推行一体化的过程中，应着重强调运行监控运行维护及信息共享的一体化，尽量整合，但不必强求设备型号的统一，对于一些与主设备配合密切，控制方式相对独立的控制系统，如FSSS熄火保护系统，汽轮机数字电液控制系统（DEH）及旁路系统等，则需根据DCS厂家是否有这些控制的成熟经验及成熟产品（专用算法、专用接口设备）而定，不应一味强求在不具备条件的情况下坚持用某一设备完成全部功能，而最终造成方案失败。因此目前要实现这种功能上的一体化，重要的是要实现不同系统间的信息（包括控制信息）共享，这样，在DCS上即可监视这些系统的运行参数，也可控制这些系统的运行。        5.3.关于一体化的DCS中信息共享问题的研讨 80年代初，引进美国热控设计的主导思想是CAMP概念，C为Control控制，A为Alarm报警，M为Monitor监视，而P代表Protect保护，CAMP是指控制、报警、监视和保护需互相独立，组成各自的系统。其中包括变送器，逻辑开关等一次测量装置在各系统也要独立配置，因此，设计的系统较复杂，变关器，逻辑开关等测量装置也特别多，给运行、维护带来不便。但经过近20年DCS在电厂的成熟应用，各大系统的区分以不再明显，且能相互兼容，特别是随着DCS可靠性提高，使变送器的兼容更能实现，比如自动调节回路也有超弛保护，越限报警等保护功能。从2001年国家电力公司“关于电站锅炉汽包水位监控系统的配置、安装、运行的若干规定（试行）的通知”中：用单室平衡容器经补偿后的变送器水位信号作为汽包水位保护信号的要求，以及目前在采用DCS控制的机组的热控专业划分上，很多电厂已不在源用以前的自动、保护、温度、流压、电动头的划分方式，而改用机控、炉控划分方式的情况。也正体现了这一改变，因此在一体化的DCS设计时，在考虑可靠性不降低的基础上，可充分发挥DCS上信息共享和变送器可靠性优于逻辑开关的优点，将所需的开关量信号用变送器引入DCS，在DCS中获取所需的开关量信号，如汽包水位控制、高、低加水位保护、主汽温度高、低保护等。        6 结束语        随着计算机技术、通讯技术和控制技术的不断发展，为满足电网需要,火电机组必须具备更高的调节适应能力，采用厂级监控信息系统（SIS）、一体化的分散控制系统（DCS）及辅助车间控制系统组成信息共享，功能强大的生产自动化网络的方案，技术先进，方案合理，切实可行，它可以进一步提高机组的经济效益和安全效益，使机组的运行管理水平上一个新的台阶。