电厂之64七号机组热控系统改造

1、.; PAGE 3857号机组热控系统暨分散控制系统改造裴玉良（国电谏壁发电厂江苏镇江212006）关键词系统改造 数据采集 协调控制 顺序控制摘要叙述#7机组（300MW）热控系统改造以分散控制系统（DCS）为中心，其它热控设备和系统配套作相应的改造，以达到提高机组自动化水平。#7机组热控系统改造前炉自动调节系统为上海FOXBORO公司SPEC-200-MICRO系统，系统本身的可靠性较好，但都为单回路调节系统，无协调控制。机自动调节系统为TF-900系统，产品严重老化，故障多，维护量大，备品无来源，许多自动无法投入，能投入的调节品质也较差。热工测量参数监视为常规仪表 ，大量表计及变送器已老

2、化，精度差，可靠性差。机组所有的电动阀门及调门都为按钮点操或开关操作。灭火保护系统已使用多年，元器件可靠性差，给安全带来隐患。汽机和汽动给水泵的调节系统为液压的，调门特性差，无法由汽动给水泵来调锅炉给水量，节流损失大。由此看到热控设备的可控性、安全性、经济性都很差，运行人员的劳动强度较大。本次热工设备结合锅炉由直流炉改汽包炉，汽机高、低压缸通流部分改造及大、小机液压调节改电液调节作了彻底的改造。改造的宗旨是极大地提高机组的自动化水平，协调控制及AGC投入，调峰性能要好，保护、联锁、报警系统更加可靠，大大减轻运行人员的监视辐度和操作强度，有利于运行人员进行工况调整及故障分析，提高设备的可靠性、安

3、全性及运行的经济性，取消给泵控制室，从设备硬件上达到减人增效，为全能值班创造条件。在改造方案上紧紧围绕分散控制系统（DCS）和电调（DEH/MEH），其它设备和系统配套作相应的改造，并增加炉室吹灰程控、高过壁温在线检测、一、二次风速测量、摆动喷觜及周界风的控制。在此之前的#10机组DCS改造采用了上海FOXBORO公司I/A系统，从运行两年的情况看，设备的性能较好，因此#7机组DCS仍采用I/A系统，同时DEH/MEH也采用I/A系统，实现DCS与DEH/MEH网络一体化。DCS系统包括数据采集系统DAS、协调控制系统CCS、顺序控制系统SCS。辅机电流及发电机线圈、铁芯温度不进DAS，制粉系

4、统排粉机、磨煤机的油压、油温及轴承温度和送、吸风机的油压、轴承温度、电机线圈温度等采用智能前端方式与DCS通讯。为保证DCS系统的功能，就地压力、差压变送器更换为1151或3051，更换部分电动头及调门执行机构并将运行需经常操作的手动隔绝门改电动隔绝门。灭火保护（FSSS）及辅机保护不进DCS，辅机联锁采用硬接线方式进DCS，主机保护进DEH。FSSS采用MODICON的PLC可编程控制，辅机保护采用OMRON的PLC可编程控制。因热控系统的变化较大及设备布置的大量移位，对操作屏、台及热控专用盘、柜进行了更换，同时拆除原电缆及桥架，电缆桥架改为封闭式，电缆重新施放。下面主要介绍DCS系统概况：

5、DCS系统在方案设计上考虑到电厂热工及运行人员对现场较为熟悉，由电厂进行DAS系统画面及SCS系统逻辑的设计，并提出CCS系统的控制要求。上海发电设备成套所完成系统控制逻辑设计，并与FOXBORO公司共同完成系统的组态及现场调试。1 DCS系统的配置1.1 DCS系统的硬件配置(见图1)硬件包括两台应用操作站处理机AW51，四台操作站处理机WP51，九对冗错控制处理机CP40FT（DAS两对、CCS两对、SCS叁对、DEH/MEH两对），五个操作员站，一个工程师站，两台打印机。系统具有现场采集点4100点，其中4-20mA输入信号588点，4-20mA输出信号115点，热电偶输入321点，热电

6、阻输入319点，脉冲输入9点，开关量输入1102点，开关量输出1598点，用于事故顺序记录开关量48点。提供两个通讯口，一个与智能前端站通讯，另一个与MIS网通讯。工程师站及操作员站通过各自的操作站处理机挂在冗余的10M 的以太网节点总线上（NODEBUS）。I/O机柜的现场总线组件通过FBI挂在冗余的现场总线上（FIELDBUS）与CPFT相连。CPFT挂在冗余的节点总线上。DCS系统主机柜集中布置在机房，操作站主机及CP40、节点总线接口单元集中布置在主机柜中，避免现场干扰的影响。根据现场测点的物理位置，现场总线组件I/O机柜分散布置在机房及各小室，通过现场总线与控制处理器通讯，这样分配减

7、少了现场电缆的敷设，降低了电缆费用及施工量。为保证机组的稳定运行，对主重要系统配置了后备手操器（如给水、给粉等），对主重要监视参数配置了常规表计（如主汽温等）。DCS系统对现场的开关量操作均通过继电器隔离，以干触点形式控制现场设备，因此配置了十五个继电器柜，电动头开关柜为与SCS配套作相应改造。1.2 I/A系统的配电与接地各主机柜、I/O机柜及各继电器柜采用两路交流供电方式，一路为30KVA UPS供电，另一路为电厂保安电源，当UPS电压降到额定电压的80%时，系统自动切换到保安电源供电，各CRT由UPS供电，当机柜电源全部失去时，由内存的蓄电池保留卡件内部的数据。I/A系统内部交流地、逻辑

8、地、系统地是不区分的，为保证系统接地的安全，每个机柜的接地线都接到配电盘的接地铜板上，由配电盘接地端统一接地，从而保证系统单点接地。1.3 显示操作站的分配运行人员以CRT为中心，通过CRT进行运行参数的监视及操作的调整。操作站的分配为：锅炉#1台 AW5101 锅炉#2台 WP5101 一机双屏汽机#1台 WP5102 汽机#2台 WP5103 一机双屏 DEH/MEH专用汽机#3台 WP5104 工程师站 AW51B1 2 数据采集系统数据采集系统主要完成锅炉、汽机、电气的显示操作，机组日报表，月报表，事故追忆，事件顺序记录，操作员记录。在显示操作画面上，运行人员可以从流程图中监视各点实时

9、运行参数，报警状态，在被控设备上直接调出操作画面，监视实时参数同时进行控制操作。为防止运行人员误操作，系统设有禁止操作画面。I/A操作系统的操作界面是以英文的形式呈现出来的，为克服运行人员掌握英文的困难，对操作界面进行了汉化。操作显示系统锅炉画面32幅，汽机79幅，电气5幅。DAS系统历史有689点，按参数的重要程度，分辨率为1秒有167点，2秒有164点，4秒有182点，10秒有176点。历史点保存时间为2天，浓缩数据组每小时浓缩一次，具有最大值、最小值、平均值运算，可保留一个月。事故追忆183点（包括DEH点），数据追忆按故障跳闸前三分钟后五分钟记录，时间分辨率为1秒。顺序事件记录50点，

10、时间分辨率为1ms。DAS系统还作为高过壁温在线检测的接口由DCS通过MIS接口将代表高过124屏的1号管出口炉外壁温30点（1、6、11、14、16、21、26、31、37、42、44、47、52、57、62、63、68、73、78、81、83、88、94、99、104、109、112、114、119、124），第14屏第2、3、4管炉外壁温，第112屏第2、3、4管炉外壁温，炉外高过4个屏的1号管进口壁温4点（14、52、73、112）及甲、乙侧主汽流量2点，甲、乙主汽压力2点，甲、乙主汽温度2点，给水压力1点，给水温度1点以文件形式传送给高过壁温检测PC机。PC机计算每屏各管上12个计算

11、点的汽温和壁温，共计1244122=11904个温度值。PC机显示各屏最高汽温和壁温，显示各报警点的屏号、管号、点号的相应温度值。对管子超汽温（温度限值为580）、超壁温（温度限值为610）进行报警（变红）并计时。3 协调控制系统(CCS) .协调控制系统共有54套： .机组指令控制系统 （1套） .协调主控制系统（1套） .燃烧控制系统（1套） .送风控制系统（1套） .引风控制系统（1套） .汽包水位控制系统（1套） .主汽温控制系统（2套） .一级减温水控制系统（2套） .再热汽温控制系统（2套） .低再汽温控制系统（2套） .二次风门控制系统（2套） .磨煤机进口负压控制系统（4套）

12、.磨煤机出口温度控制系统（4套） .磨煤机负荷控制系统（4套） .排粉机进口温度控制系统（4套） .排粉机出口压力控制系统（4套） .连排扩容器水位控制系统（1套） .除氧器水位控制系统（1套） .凝汽器水位控制系统（1套） .除氧器压力控制系统（1套） .高加水位控制系统（6套） .#3、#4低加水位控制系统（2套） .高压轴封控制系统（1套） .低压轴封控制系统（1套） .甲、乙汽泵密封水控制系统（2套） .甲、乙汽泵轴封压力控制系统（2套）3.1 机炉协调控制机炉协调控制有两种方式，一种是炉跟机为基础的协调控制方式，另一种是机跟炉为基础的协调控制方式。为提高机组的稳定性和响应性，在正常情

13、况下，采用以炉跟机为基础的协调控制方式。在锅炉辅机出现故障影响机组出力、机组在从定压控制转换到滑压控制方式以及机组出现RUNBACK运行工况，协调控制系统切换到机跟炉为基础的协调控制方式。炉跟机为基础的协调控制系统采用的是以锅炉控制压力，汽机控制负荷的运行方式，为了提高锅炉的响应性，稳定控制锅炉主汽压力，保证汽机对负荷的响应性，选用汽机调速级压力（P1）与汽机自动主汽门前压力（Pt）之比乘以机前压力定值（Ps）作为汽机对锅炉的能量需求（P1*Ps/Pt），该信号以动态前馈的形式控制锅炉的燃料量，这种控制方式加快了锅炉对汽机能量需求的响应性，稳定了锅炉的压力和燃烧，保证锅炉控制的响应性和稳定性。

14、改变压力设定值Ps即改变了锅炉的燃料指令，从而达到了控制负荷的目的，直接能量平衡信号不但适用于定压控制方式，而且适用于滑压运行方式。采用直接能量平衡信号，降低了汽机调门动作对锅炉出口压力的动态影响，提高了在变负荷工况下机组对负荷的响应性。机跟炉为基础的协调控制系统采用的是汽机控压力，锅炉控负荷的运行方式，这种控制方式由于充分利用了汽机调门动作对压力响应快的特点，因此能很好地控制机组压力，但由于锅炉的燃烧特性比较慢，因此对负荷的响应比较慢，为提高锅炉的响应性，将机组指令以前馈和反馈的方式作用到锅炉控制，以加大前馈量的方式提高锅炉对负荷的响应性。3.2 锅炉协调控制锅炉协调主要考虑风、水、煤的协调

15、，以直接能量平衡信号（P1*Ps/Pt）作为燃料指令信号。送风控制跟随负荷指令，同时用氧量进行修正，引风控制炉膛负压，给水控制汽包水位。3.2.1. 汽包水位控制：汽包水位的控制有单、三冲量两种控制方式。在低负荷时（负荷小于30%）采用单冲量方式，控制给水调节阀。在高负荷时采用三冲量控制方式，汽包水位作为动态修正信号，维持给水流量与主汽流量的平衡，保证汽包水位的稳定。给水控制具有控给水阀和汽动给水泵两种方式。当投运给水阀控制时，汽动给水泵在手动控制方式，不能投自动。当投运汽动给水泵控制时，给水阀在手动控制方式。为了保证汽包水位的稳定，只有在负荷大于50%时，汽动给水泵才允许投自动。3.2.2.

16、 燃烧控制以P1*Ps/Pt作为燃料的指令信号，热量信号（P1+dPd/dt）作为燃料的反馈信号。在稳定工况下，dPd/dt=0，则Ps= Pt，从而控制主汽压力。3.2.3. 送风控制系统：送风控制主要控制炉膛氧量，保证锅炉的稳定经济燃烧。系统中将负荷指令作为送风控制系统的指令，氧量作为修正，同时考虑风煤指令的交叉联锁，升负荷时先加风，减负荷时先减煤。为保证炉膛负压，当负压高时，闭锁送风机动调开。当负压低时，闭锁送风机动调关。在送风机跳闸发生RUNBACK时，协调控制系统关跳闸送风机的动调，同时自动开运行送风机的动调。3.2.4. 引风控制系统：引风控制系统控制炉膛负压。以炉膛负压作为主控信

17、号，同时接受送风动调指令的前馈信号，当送风系统动调动作时，引风动调跟随动作，稳定炉膛负压。引风控制系统具有方向闭锁的控制功能，在炉膛压力高时，闭锁减。在炉膛压力低时，闭锁加。当引风机跳闸发生RUNBACK时，协调控制系统关跳闸风机动调，同时自动开运行风机的动调。3.3 协调控制系统的联锁保护与控制保护3.3.1. 联锁保护：协调控制系统在机组运行中，实时监视机组辅机的处理能力，以确保机组辅机出力受限制的情况下，实行最高负荷和最低负荷限制，实现机组的能量平衡。控制系统实时监视以下设备的运行情况，实行方向闭锁： a.给粉机控制指令达上限或下限 b.送风机控制指令达上限或下限 c.机组负荷达到控制系

18、统允许的上限或下限 d.风量小于煤量 e.炉膛负压达上限或下限3.3.2. 锅炉辅机设备故障快速甩负荷：在下列辅机设备故障时，协调控制系统快速甩负荷： a.一台送风机在运行中跳闸 b.一台引风机在运行中跳闸 c.一台空预器在运行中跳闸 d.两台汽泵运行中一台跳闸且电泵在2秒内没有联动上来。 e.一台汽泵和电泵运行中一台跳闸 f.三台炉水泵有两台在运行中跳闸 g.一台以上排粉机跳闸在机组执行RUNBACK时，协调控制系统以与RUNBACK要求相应的负荷变化率减负荷，减到相应的机组负荷值，系统自动切换到机跟炉方式，同时切除丁排粉机(若四台排粉机同时运行)，并投油助燃。3.4 磨煤机控制系统磨煤机控

19、制系统包括:a.磨煤机运行时磨煤机出口温度控制系统、磨煤机入口负压控制系统、磨煤机负荷控制系统、排粉机出口压力控制系统、排粉机入口温度控制系统。b.磨煤机停运时排粉机出口压力控制系统、排粉机入口温度控制系统。c.磨煤机启动时排粉机出口压力控制系统、磨煤机倒风控制。e.磨煤机停运时排粉机出口压力控制系统、磨煤机倒风控制。3.4.1. 磨煤机运行时主要考虑由磨煤机#1门（磨煤机热风门）控制磨煤机的出口温度、#2门（磨煤机冷风门）控制磨煤机的入口负压，#4门（排粉机进口风门）控制排粉机出口压力，给煤机控制磨煤机负荷。由于#1门的开度变化不但影响磨煤机的出口温度，而且影响磨煤机的入口负压，同样磨煤机#

20、2门的开度变化不但影响磨煤机的入口负压，而且影响磨煤机的出口温度，因此在系统中考虑了温度、负压控制的动态关系。在温度变化控制#1门动作时控制系统自动使#2门相反方向动作。在压力变化控制#2门动作时控制系统自动使#1门相反方向动作。尽量减少温度、压力控制的相互影响。3.4.2. 磨煤机停运时由#5门（排粉机热风门）控制排粉机的进口温度，#6门（排粉机冷风门）控制排粉机的出口压力，为了克服#5门的开度变化对排粉机出口压力的影响，#6门的变化对排粉机进口温度的影响，控制系统采用#1、#2门类似的控制方案。3.4.3. 磨煤机启动时的控制系统自动投#4门控制排粉机出口压力，自动关小#5门、#6门、开大

21、#1门、#2门，完成倒风。在完成倒风控制后控制系统自动投#1门自动控制温度，投#2门自动控制负压。3.4.4. 磨煤机停运时的控制系统在保证排粉机出口压力的前提下，自动关小#1、#2门，开大#5、#6门，由#4门控制排粉机出口压力，在#5、#6门开启后自动切除#4门自动，投运#5、#6门控制排粉机出口压力、排粉机入口温度。 3.5 高加水位控制系统甲、乙列高加疏水采用#7、#6、#5逐级疏流方式，三台高加间的水位控制相互影响，系统设计上考虑了水位控制加前级疏水导前控制的前馈加反馈的复合控制方案，提高了控制系统的响应性，使水位得到了稳定控制。在热控系统改造中，考虑到原给粉机滑差控制故障率较高，机

22、械部分常卡涩现象，将给粉机调速改变频调速,降低故障率。4 顺序控制系统顺序控制系统实现机组各控制系统及设备的顺序投运、启停与保护，各设备的手动遥控操作。顺序控制系统结构:见图2顺控级联动级手操级设备驱动级状态显示图2.顺序控制系统（SCS）结构 a.设备控制级：包括顺序控制逻辑，联动控制逻辑，和手动操作逻辑。作用于设备驱动级上。b.设备驱动级：直接向控制设备发出指令。在系统的设计上，考虑到现场电动阀门、调门、风门挡板可能有关不到位，状态返回信号没有情况发生，因此设有超时报警，对前一步顺控进行旁路确认继续执行下一步逻辑。锅炉侧的顺序控制系统共16套： .风烟系统顺序控制 .甲/乙预热器顺序控制

23、.甲/乙吸风机顺序控制 .甲/乙送风机顺序控制 .甲/乙/丙/丁磨煤机顺序控制 .甲/乙/丙/丁排粉机顺序控制 .绞龙顺序控制锅炉侧的联锁控制系统共15套： .炉水泵控制 .甲/乙吸风机风机润滑油泵联动控制 .甲/乙送风机风机润滑油泵联动控制 .甲/乙送风机电机润滑油泵联动控制 .甲/乙/丙/丁磨煤机润滑油泵联动控制 .定/连排控制汽机侧的顺序控制系统共25套： .凝泵顺序控制 .凝升泵顺序控制 .空冷泵顺序控制系统 .低加疏水泵顺序控制系统 .射水泵泵顺序控制系统 .前置泵顺序控制系统 .电泵顺序控制系统 .甲/乙凝器顺序控制系统 .除氧器汽源切换顺序控制系统 .轴封汽源切换顺序控制系统 .

24、#2/#3/#4低加顺序控制系统 .甲/乙列高加水侧顺序控制系统 .甲/乙列高加汽侧顺序控制系统 汽机侧联锁控制系统共18套： .水冷泵控制 .EH油泵控制 .顶轴油泵总电源控制 .主机排烟风机控制 .主机调速油泵控制 .甲/乙汽泵凝结水泵控制 .甲/乙汽泵润滑油泵控制 .甲/乙汽泵排烟风机控制 .电泵润滑油泵控制 .主机盘车控制 .甲/乙小机盘车控制 .高/中压内外缸疏水阀门控制 .甲/乙电动主闸门控制5操作屏、台操作屏、台的结构、设备的布置直接关系到运行人员的监视辐度和强度，结合热工改造的规模、特点及发电部的要求，对屏、台进行了自行设计，热控屏8个、台7个。现在看来，保留的常规表计、后备手操及报警光字牌数量偏多，运行人员监视辐度较大，且操作台设计偏离人体结构，容易使监盘人员产生疲劳。 6结束语a.从设备的硬件看，完全具备了减人增效、全能值班条件。b