朱北恒

1  DCS改造的概況
浙江省電網(wǎng)共有125MW發(fā)電機組16臺，200MW發(fā)電機組4臺。DCS技術改造工作起步較早但實施較晚，1999年由鎮(zhèn)海電廠#3機組首先完成DCS改造。隨后的3年里，鎮(zhèn)海電廠#4、#5機組，半山電廠#4、#5機組、長興華能#5機組、溫州電廠#1機組、臺州電廠#1、#2機組、蕭山電廠#1機組、錢清電廠#1機組共10臺機組相繼完成了DCS改造。目前，大約還有一半機組正在或準備進行DCS改造。在浙江省火電機組的改造中采用了5家DCS公司的產(chǎn)品：北京和利時、上海新華、南京科遠、上海Foxboro、ABB北京貝利。
浙江省火電機組DCS、DEH(Digital Electro-Hydraulic Control, 汽輪機數(shù)字電液控制系統(tǒng))技術改造的總體情況見表1。

表1  浙江省火電機組DCS、DEH技術改造總體情況

鎮(zhèn)海電廠#3機組在DCS功能上只包括DAS(Data Acquisition System, 數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)）、SCS(Sequence Control System, 順序控制系統(tǒng))、CCS(Coordinated Control System, 協(xié)調(diào)控制系統(tǒng))，I/O點數(shù)只有3100點；在以后的改造中擴大了改造的范圍和深度，DCS的功能逐步擴展到DAS、SCS、CCS、FSSS(Furnace Safeguard Supervisory System, 爐膛安全監(jiān)控系統(tǒng))、ETS(Emergency Trip System, 汽輪機緊急跳閘系統(tǒng))、ECS(Electric Control System, 電氣控制系統(tǒng))以及外圍輔助系統(tǒng)的小程控。DCS的I/O點數(shù)也發(fā)展到4000點（125MW機組）、6000點（200MW機組）左右。在浙江省火電機組汽機DEH的改造中，全部采用了上海新華公司的DEH-ⅢA高壓抗燃油純電調(diào)。各廠根據(jù)自己的實際情況，在FSSS、ECS、ETS等系統(tǒng)上采用了不同的技術方案。
2  DCS改造后的效果
2.1  在線驗收測試
鎮(zhèn)海電廠#3機、半山電廠#4機DCS改造完成后，省電力公司分別組織了在線驗收測試。并在此基礎上編制了企業(yè)標準《125MW、200MW機組控制系統(tǒng)改造工程的驗收測試規(guī)范》，以便對后來完成DCS改造的機組組織驗收測試。
驗收測試主要包括以下內(nèi)容：圖紙及技術資料；試驗記錄和報告；安裝質(zhì)量；測量系統(tǒng)精度抽測和系統(tǒng)抗干擾性能試驗；DCS、DEH系統(tǒng)功能測試；協(xié)調(diào)系統(tǒng)及其子系統(tǒng)調(diào)節(jié)品質(zhì)試驗。
在線驗收測試結(jié)果表明：各改造機組DCS控制系統(tǒng)的各項性能指標能夠滿足省電力公司《驗收測試規(guī)范》的要求；在負荷指令變化率為3%Pe/ min的擾動下，協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)均能較好地投入運行，除汽溫調(diào)節(jié)品質(zhì)外，各主要參數(shù)的動態(tài)偏差均在允許范圍內(nèi)。
2.2  機組協(xié)調(diào)控制的實現(xiàn)
改造前，主要控制設備為DDZ-II型或TF-900組裝儀表，是七、八十年代初甚至更早期產(chǎn)品，這些產(chǎn)品技術已經(jīng)非常落后，難以實現(xiàn)機組協(xié)調(diào)控制和AGC(Automatic Generation Control, 自動發(fā)電控制)控制。經(jīng)過多年運行，設備已經(jīng)嚴重老化、系統(tǒng)可靠性低、故障率高、維護量大，有些備品備件也得不到保障，已嚴重影響到機組的安全和經(jīng)濟運行。改造前，汽機負荷控制系統(tǒng)采用液壓調(diào)速系統(tǒng)，調(diào)節(jié)精度較差，晃動較大；同步器從空載到全負荷行程僅為2mm，負荷調(diào)控困難。通過改造，DCS、DEH系統(tǒng)的應用，使機組實現(xiàn)了協(xié)調(diào)控制，提高了自動調(diào)節(jié)品質(zhì)，增加了機組運行的穩(wěn)定性。
鎮(zhèn)海電廠#3、#4、#5機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)先后完成了升降速率為5%的負荷擺動試驗，機組協(xié)調(diào)控制范圍為120～200MW；主要被調(diào)參數(shù)均在允許范圍內(nèi)。#3、#4、#5機組均先后成功進行了一臺引風機、一臺送風機、一臺給水泵跳閘的RB(Run Back, 輔機故障減負荷)試驗；RB發(fā)生后，協(xié)調(diào)控制轉(zhuǎn)為TF方式，負荷以100%/min的速率自動降至120MW，主汽壓力滑壓至12MPa，實現(xiàn)了輔機故障下的快速降負荷，為機組在協(xié)調(diào)控制下的安全運行提供了保證。
蕭電#1機組、溫電#1機組完成了升降速率為4MW/min負荷擺動試驗，負荷范圍為70～130MW，實際負荷變化率為3.9MW/min。半電#4、#5機組完成了升降速率為5%負荷擺動試驗，負荷擺動范圍為80～120MW。錢清#1機組還就協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的負荷擺動特性在各種不同工況下進行了試驗和比較：負荷變化速率分別為3MW/min、4MW/min、5MW/min、6MW/min，負荷擺動范圍為70～125MW。
臺電#1、#2機組不僅完成了升降速率為5%負荷擺動試驗，還成功進行了135MW工況下一臺引風機、110MW工況下一臺送風機跳閘的RB試驗。
2.3  AGC和一次調(diào)頻
采用中儲式制粉系統(tǒng)的火電機組，具有負荷響應快的特點，其協(xié)調(diào)控制能較快地跟蹤中調(diào)下達的ADS(Automatic Dispatch System, 自動調(diào)度系統(tǒng))指令，具有較好的調(diào)節(jié)特性。浙江省200MW和125MW機組均為中儲式制粉系統(tǒng)的火電機組，通過自動化改造，實現(xiàn)了AGC功能，大大改善了省電網(wǎng)火電機組對調(diào)頻調(diào)峰和守口子的整體特性。實踐證明，改造后投入AGC控制的電廠，也得到相當數(shù)量的AGC獎勵，可抵消DCS改造的投資費用。半山電廠#4機組完成自動化改造后，每月減少偏差考核罰款40萬以上，自動化改造所產(chǎn)生的直接經(jīng)濟效益每年近500萬。鎮(zhèn)海電廠#3機組完成自動化改造后的第二年就獲得AGC獎勵近千萬元，到2001年年底，鎮(zhèn)海電廠累計獲得AGC獎勵4千多萬元，經(jīng)濟效益相當可觀。其他完成改造后投入AGC控制的機組，也都得到了相當可觀的AGC獎勵。
浙江省對各改造機組參與AGC控制的質(zhì)量指標如下：AGC調(diào)節(jié)范圍為70%～100%MCR；調(diào)節(jié)速率為3.5～4MW/min；機組的負荷響應時間均在40秒以內(nèi)，機組其他主要參數(shù)也應在允許范圍內(nèi)。各改造機組均按照上述要求完成了AGC調(diào)試。如鎮(zhèn)海電廠#4機組AGC調(diào)節(jié)范圍為65%～100%MCR；響應時間：上調(diào)8秒、下調(diào)18秒；調(diào)節(jié)速率：上調(diào)4.9MW/min、下調(diào)4.8MW/min。
浙江省要求改造后的機組全部參加一次調(diào)頻，DEH參數(shù)設置如下：轉(zhuǎn)速（頻率）死區(qū)為±2r/min（0.033Hz）；轉(zhuǎn)速不等率為4%～5%；調(diào)頻限幅為6%MCR；一次調(diào)頻作用產(chǎn)生的有功功率對頻率變化的響應時間＜15s。改造后的機組目前一次調(diào)頻投運正常，為提高華東電網(wǎng)的CPS合格率起到了積極的作用。
3  DCS改造中有關問題的探討
3.1  DCS應用中存在的問題
在改造工程中選用國產(chǎn)DCS，由于價格上的優(yōu)勢，應該在配置上非常充裕，但實際情況并非如此。大多數(shù)機組在完成改造后DCS的I/O余量不夠，資源配置偏緊，DPU(Distributed Processing Unit, 分散處理單元)和通訊負荷率偏高。這主要有兩個原因：DCS廠商在激烈的商業(yè)競爭中盡量減少配置降低成本；設計過程中的變更，增加I/O點太多。由于DCS各自有不同的特點，招標文件不可能具體到對控制器的對數(shù)作出規(guī)定。廠商在投標中展開價格戰(zhàn)使用戶少花錢當然好，但用戶更希望能買到最好的東西。筆者不想就用戶與DCS廠商之間在價格與配置上如何實現(xiàn)公平交易展開討論，這個問題非常復雜，但無非是想說明這樣一個事實：由于價格上或其他方面的原因使得DCS廠商沒有把最好的產(chǎn)品提供給用戶。
無論是國產(chǎn)還是進口DCS，其硬件的可靠性均存在一些問題，有些DCS在一段時間里模件損壞率較高，DPU故障頻繁，甚至導致機組MFT(Master Fuel Trip, 總?cè)剂咸l)。對于DPU和電源模件損壞，一般認為是硬件故障。但分析認為：不能簡單認為是硬件質(zhì)量問題，如果在短時間內(nèi)發(fā)生大量的模件損壞，而且是不同批次的器件，其損壞的原因應從軟件故障去考慮，如DPU負荷率過高會導致功耗增加，通訊負荷率過高會增加電源系統(tǒng)的平均負載等。
在某些工程中，DCS主干通訊網(wǎng)絡使用了較多的非屏蔽雙絞線，如某改造機組電子室至工程師室使用非屏蔽雙絞線（UTP）達60m以上，很可能這是導致通訊故障的主要原因。目前，中試所和發(fā)電廠都尚未開展對使用中的DCS通訊網(wǎng)絡進行測試和評估，現(xiàn)在尚不清楚發(fā)電廠中實際存在的干擾對采用不屏蔽雙絞線DCS的影響程度。屏蔽雙絞線（STP）依賴兩端良好接地的屏蔽層降低外界的電磁干擾，而UTP依賴平衡系統(tǒng)達到共載抑制干擾。在辦公環(huán)境，UTP由于比STP價格低，安裝容易而被選用；但在信息量大電磁干擾強的發(fā)電廠環(huán)境中，選用UTP是不合適的。
某些DCS軟件需要完善，減少通訊故障和死機；增強自診斷功能，提高系統(tǒng)的可維護性；某些DCS軟件在線修改下載功能不強；某些DCS缺少正確的負荷率測試的手段和工具；某些DCS響應速度較慢等問題也經(jīng)常在DCS應用中出現(xiàn)。
3.2  一次設備的治理和改造
自動化改造工程中，DCS改造必須伴隨著一次設備的治理和改造，才能使機組的可控性最終得以提高。各廠在DCS改造中增加了大量的變送器（包括新增及更換，浙江省多采用1151智能變送器及3051差壓變送器）和電動門（部分電動門進行了更換，部分手動門更換為電動門，浙江省多采用Rotork IQ、SIPOS5 flash）；對控制性能較差電動執(zhí)行機構進行了更換，主給水調(diào)門、給水旁路門、減溫水調(diào)門等執(zhí)行機構采用了性能可靠的進口產(chǎn)品；給煤機與給粉機采用了變頻調(diào)速；對送引風液偶的控制采用變頻執(zhí)行機構，更有效地解決控制特性差問題。
一次設備存在的問題影響著DCS改造的成效，如有的機組由于二次風壓總風門執(zhí)行機構可控性差導致送風自動不能完全投入；有的機組氧量、風量等測量裝置還不能完全滿足控制需求，要繼續(xù)進行改造或完善；據(jù)了解，各廠都已將送引風機改為變頻控制擺上了議事日程。
3.3  ETS由DCS實現(xiàn)時應采用專用模件
浙江省在ETS功能實現(xiàn)上采用了3種模式：由DEH實現(xiàn)，由DCS實現(xiàn)，由PLC實現(xiàn)。
ETS由DCS實現(xiàn)時，應注意動作時間是否能滿足保護系統(tǒng)的要求。一般來說，DCS應采用專用模件。錢清#1機組在作110%超速試驗時，發(fā)現(xiàn)保護動作時間太慢（約100ms），后來采用了繼電器實現(xiàn)110%超速保護與ETS并聯(lián)，提高了保護動作響應時間（約20ms）。
鎮(zhèn)海電廠#4機組ETS采用西門子公司的S7-300可編程控制器，構成冗余的PLC汽機主保護裝置，并通過組態(tài)軟件可以對保護系統(tǒng)進行靈活組態(tài)，增加首出記憶功能。
溫州電廠#1機組和華能長興電廠#5機組ETS的邏輯直接固化在LPC卡上，開關量輸出動作速度快，可靠性高。由于LPC卡插在DEH的I/O站中，能與DPU通訊，所以可在MMI站上對ETS的狀態(tài)進行監(jiān)視和記錄，并具有SOE功能。LPC卡冗余配置，可在線更換；任一LPC卡動作，ETS就發(fā)出跳機信號。與用PLC配置的ETS比較，更為簡單。
3.4  FSSS改造中火檢信號不同的處理方式
中儲式機組FSSS功能相對簡單，主要實現(xiàn)了鍋爐爐膛安全監(jiān)控、制粉系統(tǒng)啟停操作和聯(lián)鎖保護功能。FSSS改造中，僅火檢信號有不同的處理方式。
半山電廠和溫州電廠將火檢信號直接引入DCS，由DCS直接完成火焰信號檢測和滅火判斷并實現(xiàn)FSSS邏輯功能。
鎮(zhèn)海電廠和華能長興電廠均采用哈爾濱中能公司的智能火焰檢測器。它分輕油、重油、4層粉層共六層火焰可見光檢測。它通過雙CPU處理將光信號轉(zhuǎn)換為電流信號，再經(jīng)火檢板處理后將有無火開關量信號送給DCS，由DCS實現(xiàn)滅火保護邏輯、輕重油閥自動控制、油槍的自動投入撤出、油系統(tǒng)的泄漏試驗、點火程控等功能。臺州電廠#1機組鍋爐滅火保護系統(tǒng)自成系統(tǒng)，未進入DCS；#2、#3機組也采用了哈爾濱中能公司的智能火焰檢測器，方案同鎮(zhèn)電。
3.5  電氣控制進入DCS是大勢所趨
同熱工控制一樣，電氣控制進入DCS，也分為數(shù)據(jù)采集、開關量控制和模擬量控制。但電氣保護由于其快速、可靠和專業(yè)性強的要求，一般由獨立的裝置完成，不進入DCS。
鎮(zhèn)電#3機組、臺電#1機、蕭電#1機在改造中均確定電氣進入DCS只作為信號而不參與控制。華能長興電廠#5機組ECS實現(xiàn)廠用系統(tǒng)電氣設備控制操作功能；實現(xiàn)高、低壓廠變與高、低壓備變之間的正常切換操作；實現(xiàn)與電氣單列微機保護、微機故障錄波器、微機型勵磁調(diào)節(jié)器的通訊，與單列微機勵磁調(diào)節(jié)器配合實現(xiàn)調(diào)節(jié)功能等。
鎮(zhèn)電#4、#5、#6機組在電氣進入DCS控制方面有了較大的改進：發(fā)變組系統(tǒng)（包括發(fā)變組、同期系統(tǒng)、滅磁開關）、廠用電系統(tǒng)、公用系統(tǒng)控制由ECS實現(xiàn)；發(fā)變組系統(tǒng)取消硬手動并網(wǎng)功能；廠用電系統(tǒng)、公用系統(tǒng)的BZT功能的邏輯判斷由DCS實現(xiàn)；勵磁系統(tǒng)為滿足機組自動升壓并網(wǎng)和自動解列順控要求，由ECS實現(xiàn)對DAVR(Digital Automatic Voltage Regulator, 數(shù)字式自動電壓調(diào)節(jié)器)調(diào)節(jié)增、減操作和整流柜A/B的分、合閘功能，保留手動調(diào)節(jié)柜的硬操作回路。取消所有輔機在控制屏、臺上電氣硬手操及相應的電流表。大大簡化了運行的操作，提高了電氣控制的自動化水平。
溫州電廠#1機組在DCS中通過IMTAS01模件實現(xiàn)了自動同期功能，IMTAS01模件是Symphony控制系統(tǒng)中一塊專用的自動同期模件，使用該專用模件并結(jié)合DCS的多功能處理模件（IMMFP12）完成發(fā)電機自動同期并網(wǎng)。
浙江省在有關DCS改造總結(jié)中鼓勵電氣進入DCS控制，認為：隨著技術的進步，把火電廠熱工自動化和電氣自動化整合為電廠自動化已經(jīng)具備條件；有些電廠已經(jīng)在技術人員結(jié)構上進行了調(diào)整，成立電廠自動化部等，就是為了滿足當前火電廠自動化技術的需求；應在確保安全的基礎上逐步推廣加大電氣進入DCS的功能。
3.6  先進控制策略在DCS改造中的應用
浙江省開展模糊控制在電廠中的應用研究較早，如模糊控制在主汽溫、燃燒及協(xié)調(diào)控制中的應用等，這些曾獲獎的科技成果一直為電廠控制技術的進步發(fā)揮著作用。DCS改造后，如何將先進控制策略移植到新系統(tǒng)中并繼續(xù)發(fā)揮作用，是一個值得探討的問題。
鎮(zhèn)電#5機組在MACS算法中增加了燃燒模糊控制和主汽溫模糊控制兩個算法模塊，并對#5機組主汽溫進行了模糊控制算法組態(tài)，和常規(guī)PID控制切換使用。通過對甲二級減溫的調(diào)試，證明其調(diào)節(jié)品質(zhì)優(yōu)于常規(guī)PID控制。
鎮(zhèn)電#3機組為了在制粉控制系統(tǒng)實現(xiàn)模糊控制技術，采用在HS2000 DCS SENT上掛接計算站的方法，把模糊控制算法嵌入DCS中，突破了以前的磨煤機模糊控制只能作為一個獨立系統(tǒng)來實現(xiàn)的局限性。
半山電廠除氧器-凝汽器水位控制系統(tǒng)采用了仿真智能控制技術；主汽溫控制系統(tǒng)采用了預測控制技術；華能長興電廠#5機組除氧器-凝汽器水位控制系統(tǒng)采用模糊-PID復合控制比較簡潔，也取得較好的效果。
盡管各廠在DCS改造中對先進控制策略有一定的應用研究，但還是非常局限的。
4  結(jié)語
通過以DCS為“龍頭”的熱控自動化改造，帶動了對主輔機可控性的全面治理。浙江省火電機組DCS改造不僅使機組的自動化水平得到提高，實現(xiàn)電網(wǎng)要求的AGC功能，而且使機組的運行管理水平上了一個新的臺階，實現(xiàn)了優(yōu)化運行、節(jié)能降耗、減少運行維護人員的工作強度，提高了電網(wǎng)整體的經(jīng)濟效益。