华电自动化专题――大型火电厂分散控制系统设计新进展.

1、大型火电厂分散控制系统设计新进展引言随着国民经济的快速发展 , 电力建设正处于建国以来增长速度最快的时期 , 一大批高参数、 大容量的火电机组正在设计和施工。 新一代大型燃煤火电机组的 控制方式与控制水平也随着科学技术的进步和管理水平的提高而发生着变化。 作 为机组主要控制系统的 DCS, 从最初随进口机组成套引进 , 然后逐步在国产机 组上进行试点 , 到在国内大型机组上全面推广应用 , 已经历了近 20 a 的发展历 史。 近期设计的 DCS, 一方面已在常规燃煤火电机组的控制结构和控制范围上发生了巨大变化 ; 另一方面随着空冷系统、脱硫系统、脱硝系统、大型 CFB 锅炉 等新工艺的产生也

2、相应发生了变化。本文针对国内大型燃煤电厂 DCS 的设计现 状和发展进行分析讨论 , 并对设计中的一些关键问题给出建议。1 DCS 功能范围的扩展DCS 最初在国内燃煤电厂应用时, 其功能覆盖范围仅包括数据采集与处理系统 (DAS 和模拟量控制系统 (MCS , 然后扩展至顺序控制系统 ( SCS 与锅炉 炉膛安全监控系统 ( FSSS。作为 DCS 的主要子系统 , 以上 4 项功能目前在国 内的应用已相当成熟 , 是原电力规划设计总院颁发的标准 G- RK- 95- 51火力 发电厂分散控制系统 (DCS 技术规范书 的主要功能子系统。 应原国家电力公司 的要求 , 电力规划设计总院组织有

3、关单位对火力发电分散控制系统 (DCS 技术 规范书 进行了修订 , 在新修订的标准 ( 目前为中国电力工程顾问集团公司技术 标准 Q/DG1 -K401- 2004 中 , 经过全国各方面专家的反复讨论 , 仍然将以上 4 项功能作为 DCS 的主要功能子系统。但实际上近几年 DCS 的应用范围已发生了 很大变化 , 具体体现在以下几个方面 :首先 , 电气控制纳入 DCS 已得到普遍推广。在新版火力发电厂分散控制系统 (DCS 技术规范书的 SCS 中 , 已将电气发电机 - 变压器组和厂用电系统 的控制作为 SCS 的一部分 , 这说明电气发电机 -变压器组和厂用电系统的控制 入 DCS

4、 已相当成熟可靠。 通过 DCS, 已可实现单元机组的炉机电一体化控制 , 为 全能值班创造了条件。其次 , DEH 电子件与 DCS 的软硬件一体化已基本可以实现。 DEH 是电厂的另一重要控制系统 , 传统上都是由汽轮机厂成套提供 1 套独立的控制系统。 进入20 世纪 90 年代以后 , 除个别项目如深圳妈湾电厂将DEH 用 DCS 硬件实现以外 , 绝大部分电厂的 DCS 与 DEH 都很难结合在一起。作为过渡方案, 曾提出了DEH 与 DCS 进行串行通信的设计方案 , 该方案在 20 世纪 90 年代的工程设计中得到 了广泛应用。但由于种种原因, 推广 DEH 电子部件与 DCS

5、软硬件一体化的方案 在工程实施过程中阻力一直很大, 只到近 2 a, 经过各方努力 , 采取 DEH 由汽轮机供货商负责并提供与 DCS 相同软硬件的方式才逐步解决了这一问题。目前经过多个项目的实践检验 , DEH 电子部件与 DCS 的软硬件一体化已开始走向成熟。除此之外 , 汽轮机紧急跳闸系统 ( ETS 的电子部件由传统的可编程控制器( PLC 改由DCS 进行控制也已取得成功业绩。电气发电机 - 变压器组与厂用电、DEH 与 ETS成功纳入 DCS 标志着通过 DCS 已可以实现对炉机电整套单元机组的检测、调节、报警和保护等全面的控制。另外 , 传统的一些独立控制系统 , 如给水泵汽轮

6、机电液控制系统 (MEH 、 旁路控制系统 (BPS 、 吹灰程序控制系统、 定期排污程序控制系统、 主要辅机的油站控制系统等在近几年都先后纳入 DCS 进行控制。一些辅助公用系统如凝结水 精处理系统 , 除灰渣程序控制系统 , 燃油泵房、 空压机站、 暖通空调控制系统也 在不同的工程中有不同程度的应用。在 DCS 功能扩展的方案设计中 , 有一个问题值得关注 , 就是在最近有些工 程的设计中 , 电气部分又单独设计了 1 套电气厂用电监控系统 , 再通过接口传 给DCS 。在这些工程的设计中 , 电气厂用电监控系统与 DCS 的接口数量和通信点 数量不尽相同 , 有的工程甚至多达十几个接口、

7、 5 000 点左右的通信量。有些工 程的实际应用中已出现了操作显示响应速度慢、 接口不匹配等问题。 因此 , 在此 类方案设计时 , 接口的设计尤其重要。 为了确保 DCS 的安全可靠 , 一方面应尽量 减少厂用电监控系统与 DCS 的接口数量 ; 另一方面还应控制两者之间的通信点 数量。2 DCS 公用网络的设置在 2000 年发电厂自动化设计展望一文中 , 曾对 DCS 如何实现 2 台单元 机组公用部分的控制进行了讨论 , 文中提出了 3 种方式 , 方式 1 是公用部分进 入 1 号机组 DCS 某站 , 再由 1 号机组传输至 2 号机组 ; 方式 2 是公用部分同时 进入 1、

8、2 号机组 DCS; 方式 3 是公用部分进入 DCS 公用网络。 当时公用部分的内容主要是电气厂用电系统, 随着 DCS功能范围的不断扩大 , 需要进入 DCS 控制的公用系统愈来愈多 , 设置 DCS 公用 网络这种方式逐渐成为设计方案的主流。目前已经通过 DCS 公用网络实现控制的主要公用系统有: 电气厂用电系统 的公用部分、凝结水精处理系统的再生部分、母管制循环水系统的循环水泵房、 燃油泵房、 空压机站、 暖通空调系统等。 对于供热机组 , 厂内热网首站的控制也 已经具有纳入 DCS 公用网络进行控制的成功经验。随着自动化水平的不断提高 , 采用多机一控方式已经成为电厂设计的发展 趋势

9、。 对于 3 台机组 1 个控制室的 “三机一控 ”方式与 4 台机组 1 个控制室的 “四 机一控 ”方式 , 由于公用部分是为 3 台机组或 4 台机组同时服务的 , 此时设置 DCS 公用网络的优势将更加明显。但在实际设计过程中 , 有些设计院在考虑 DCS 公用网络时 , 有时会出现以下 2 种问题 , 第 1 种是在公用网络上设置 DCS 的操作员站 ; 第 2 种是将公用网络 的数据通过接口机直接采入厂级监控信息系统 ( SIS 。由于 DCS 公用网络的数 据要同时进入 2 台机组或多台机组 , 故对 DCS 公用网络的控制是在 DCS 系统软 开关的闭锁下 , 正常运行时只能由

10、某 1 台机组进行控制。在公用网络上设置 DCS 操作员站或接口机的结果只会导致数据传输的紊乱 , 从而给机组运行带来不安 全因素。如果单独设置独立的公用 DCS, 就另当别论了。3 空冷控制系统与DCS 的关系近几年随着国家对自然资源保护意识的加强 , 北方缺水地区如山西、内蒙古 等地 , 新建大容量高参数发电机组均要求采用空冷机组。 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。 就地 控制的空冷控制系统多为 PLC 。随着大同二电厂2 ×600 MW 机组等项目的

11、建设, 证明了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 ×600MW机组采用的建设模式是空冷控制系统仍然由空冷岛承包商负责供货 , 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。除大同二电厂 2 ×600MW 机组等项目的建设模式外, 有的项目如国华锦界电厂2×600MW等工程已开始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和控制逻辑 , 由机组 DCS 统一完成空冷控制系统的设计组态。DCS 提

12、供控制策略对于采用 DCS 对空冷机组进行直接控制的方案 , 为了节省电缆及相关投资 , 目前在设计时往往把有关空冷控制系统的 DCS 机柜放在空冷工艺系统附近的就 地电子设备间内 , 但这样设计带来的问题是 : 空冷工艺系统及附近的电气发电 机 - 变压器组有可能对 DCS 机柜造成干扰。 陕西国华锦界电厂 2 ×600 MW 工程在 设计和实施中遇到了该类问题 , 后采取了一系列防范措施。因此 , 将空冷控制系 统直接纳入 DCS 时 , 要充分考虑该系统的特殊性。4 脱硫和脱硝控制系统与 DCS 的关系为了控制烟尘硫化物的排放, 最近除个别偏远地区项目外, 国家环保部门 要求国

13、内新建的常规燃煤火电厂都要配套建设烟气脱硫系统。 随着国家对烟尘排 放标准的要求愈来愈严格 , 除了烟气脱硫系统外 , 近 2 a 一些城市电厂和发达 地区的电厂已陆续开始建设烟气脱硝装置 , 如国华台山电厂 1 台 600MW 机组、国 华宁海电厂 1 台 600MW 机组、华电长沙电厂 2 ×600MW 机组、福建厦门嵩屿 2 ×300MW 机组、 国电天津东郊热电厂 2 ×300MW 机组等都已开始设计和实施烟气脱硝 项目。目前国内建设的烟气脱硫项目主要分为湿法脱硫、干法脱硫和海水脱硫等。与早期随脱硫工艺设备成套进口的控制系统方案相比 , 尽管目前设计的脱硫

14、控 制系统方案已发生了很大变化 , 但湿法脱硫与干法脱硫项目的控制系统目前都 还是独立的控制系统 , 脱硫控制系统与单元机组 DCS 之间仅建立控制和联锁接 口。而工艺上相对简单的海水脱硫项目 , 如已经投产的深圳西部电厂 2 ×300MW 机组和正在建设的厦门嵩屿 2 ×300MW 扩建机组等 , 则将脱硫的控制直接纳入单 元机组 DCS 。烟气脱硝技术有选择性催化还原法 ( SCR 和选择性非催化还原法 ( SNCR 等。目前国内设计的脱硝装置基本上均采用 SCR 。考虑到目前加装烟气脱硝装置 一般都不设置旁路 , 烟气脱硝装置的运行与锅炉的运行密切相关 , 故烟气脱硝

15、 装置的运行监控宜由单元机组值班人员来完成。 福建后石电厂是目前国内最早投产的设有烟气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 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脱硝装置控制的业绩和经验 , 而生产脱硝装置 的供货商又往往有其固定的熟悉的控制设备供货商。 故明确必须将脱硝装置直接 纳入单元机组 DCS 进行控制需进行一段时间的研究和实践后才能下结论。但有一 点可以明确 : 即使由脱硝装置配套提供独立的控制

16、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。5 大型 CFB 锅炉控制系统与DCS 的关系300MW 级循环流化床锅炉技术的引进是我国“十五 ”国家重大技术装备研制项目 , 也是 “十一五 ”国家大力发展的洁净煤燃烧技术。目前世界上第1 个大型 CFB 锅炉 (鲁奇炉型 电厂工程 四川白马 1 ×300MWCFB 示范项目已经投产发电。300MW 级 CFB 锅炉与常规燃煤炉相比 , 无论在工艺上还是控制逻辑和控制策略上 , 都存在很大差异 , 尤其是目前在国内应用较多的 DCS 品牌供货商几乎都没有实施 300 MW 级 CFB 锅炉控

17、制的经验 , 故 300MW 级 CFB 锅炉是单独设置独立 的控制系统还是直接纳入机组 DCS 是困惑设计人员的一个主要问题。 参考中国电 力工程顾问集团公司 300MW 级 CFB 引进消化吸收的研究成果和白马项目的设计、实践经验 , 就目前情况看 , 将大型 CFB 锅炉的控制直接纳入机组 DCS 是可行的。计 300MW 级 CFB 锅炉电厂的 DCS 时 , 首先必须划清锅炉本体与 DCS 的接口和界面 , 并明确控制逻辑与控制策略的提供方设计方 ; 其次要注意 CFB 锅炉与常规煤粉炉在控制回路与联锁保护等方面的差异 , 以及后备手操等相关设备的配置差异 ; 另外 , 由于缺乏经验

18、 , 设计院与锅炉本体及 DCS 供货商之间的设计配合和设计 联络就显得尤其重要。6 结语除以上讨论的问题外 , 还有如现场总线技术在 DCS 中的应用、 DCS 在辅助车间集 中控制网络中的应用等新问题。 现场总线技术的应用目前还处于探索阶段 , 其典 型应用实例 : 国华宁海电厂 4 ×600MW 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现场总线技术; 山东莱城电厂 2 ×300MW 机组在 400V 电动机的控制中局部采用了现场总线技术; 华能玉环电厂 4×1 000MW 机组在 化学水处理系统和废水处理系统采用了现场总线控制系统。DCS 在辅助车集中控 制网络中的应用则已开始在新建大型机组中实施, 如大连庄河 2