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1、HOLLIAS-MACS系统在200MW燃煤机组在自动化改造上的应用刘 伟 摘要：针对浙江镇海发电有限责任公司200MW燃煤机组，本文着重介绍200MW燃煤机组自动化改造采用DCS原因、系统设计规模以及实现的功能，并对改造的技术特点和效果进行探讨和分析。关键词： 改造原因 功能 特点0 前言镇海发电有限责任公司现有4台200MW燃煤汽轮发电机组，四台机组为80年代末至90年代初投产的200MW火力发电机组。限于当时的技术水平，主辅机设备可靠性和一次执行检测设备可靠性一直存在明显问题，控制设备可靠性差，原有的控制设备远远不能满足机组安全、经济运行，更不能适应电网自动发电要求。为提高机组自动化控制
2、水平，公司从1999年开始对四台200MW燃煤机组陆续进行了自动化改造，采用北京和利时公司HOLLIAS-MACS分散控制系统（DCS）和上海新华控制公司DEH-A系统对该机组的控制系统进行全面改造机组，经过改造，使机组除能承担电网的基本负荷外，还能满足系统调峰要求，并能适应变负荷、定、滑压运行，实现以CRT为中心的单元机组监视和控制，机、炉协调控制和自动发电控制（AGC），充分发挥了DCS智能化、集约化特点。1 采用DCS控制原因镇海发电有限责任公司4台200MW 燃煤机组是我国自70年代末至90年代初设计安装的为数众多的200MW单元机组之一，锅炉为东方锅炉厂生产的DG670/140-8型
3、超高压、一次中间再热、自然循环汽包式锅炉,汽轮机是北京重型电机厂生产的超高压、一次中间再热三缸三排汽、凝汽式N200-130/535/535型汽轮机。调速系统为机械液压调速系统。发电机是北京重型电机厂生产的QFQS-200-2型电机，采用水氢冷却方式，即定子绕组及定子引出线为水冷却，转子绕组为氢冷却，定子铁芯及定子端部为氢表面冷却，控制系统采用采用TF-900模拟组装式控制系统及DDZ-型仪表，第一台机组自1985年投产发电以来，曾承担浙江电网主力机组重任。因受当时电力工业和控制技术水平的限制，控制装置采用TF-900模拟组装式控制系统，设备选型大多采用常规模拟仪表，控制功能以实现局部控制为主
4、。这种控制模式有以下几方面不足。（1）测量显示以常规仪表为主，集控室控制盘台数量较多，被大量常规仪表占据，尽管机组投运后增设了数据采集系统（DAS）,因当时DAS功能简单，设备可靠性低，仍保留了大量常规仪表。还出于对设备可靠性及检修维护过程中安全性考虑，重要过程参数从一次测量到二次仪表，往往重复设计安装，检修维护工作量大，自动化程度没有实质性提高。（2）由于自动控制采用局部控制模式，局部控制模式人为地将机组整个生产过程分割成相对独立的各个部分，难以实现机炉自动协调，不利于提高整体自动化水平和综合效益。（3）200MW一次设备可控性差，主要存在锅炉风量不足，风量可调范围小；汽轮机控制系统为液压系
5、统，滑阀式液压调节器迟缓率大、易卡涩，凸轮配汽机构线性差、有拐点，大大影响调节品质，只有部分进汽的运行方式，加热不均匀，热应力大，启动慢，不能适应快速启动和调峰运行。手动同步器加减负荷，无法实现机组协调控制和电网远方调度，影响机组整体自动控制水平的提高。同时，200MW机组经多年运行，原采用的一些设备日趋落后，常规模拟仪表也进入老化淘汰期，设备可靠性明显下降，备品配件得不到保障。2 改造规模及配置镇海发电有限责任公司200MW燃煤机组自动化改造采用北京和利时公司HOLLIAS-MACS分布式控制系统（DCS），系统网络采用双冗余结构，系统网络拓扑结构为星型，中央节点为服务器。系统网络由100M
6、工业以太网构成用于工程师站、操作站、系统服务与现场控制站、通讯站的连接，完成实时数据通讯。控制网络由Profibus-DP总线构成，用来实现过程I/O模块与现场控制站主控单元的通讯，实现实时数据的传送。每台单元机组MACS系统设计规模为1个工程师站、6个操作员站、4台服务器(分2个区域，#1域用于主机控制站、#2域用于远程控制站)、21个I/O控制站，11个远程柜、3个主机柜、1个电源柜、1个通讯站、1个网关机和3个打印机。I/O站完成现场信号采集及控制等功能。操作员站完成监视，包括报警、工艺流程显示、控制操作、参数修改（如PID参数修改）、报警打印、趋势显示、统计等功能。工程师站完成系统维护
7、和管理，完成软件组态及对各站数据库、报表、图形的下装。通讯站完成MASC系统与厂远动网、DEH、TSI、故障录波屏的数据交换。汽机主保护系统（ETS）独立于DCS，采用SIMEMENS的PLC构成ETS系统，ETS采用双机冗余方式。另外，为确保热控电动执行设备和测量设备可靠、稳定、准确，对现场的电动执行机构、电动阀门、变送器及控制屏台进行了改造。4、实现功能 200MW机组采用MACS实现数据采集处理（DAS）、事件顺序记录（SOE）、历史数据存储和检索及报表等功能。控制功能包括模拟量控制系统（MCS）、数据采集系统（DAS）、锅炉燃烧器管理系统（BMS）、辅机顺序控制系统（SCS），锅炉灭火
8、保护系统（FSSS）、汽机旁路控制系统（TPC）、电气控制系统（ECS）等7个子系统。汽轮机数字电液调节控制系统（DEH）等控制部分采用上海新华公司生产的DEH-A型汽轮机数字电液控制系统实现。MACS系统通过通讯站、网关站实现与其它系统的通讯任务，分别为汽机电调（DEH）、汽轮机监测保护系统（TSI）、厂远动网、厂级信息管理系统（MIS）、故障录波屏等。改造后的200MW机组以分散控制系统（DCS）为核心，配以必要的热控系统及相应设备，构成一个比较完整的电厂自动化监控系统，实现对单元机组进行集中控制，并对保护及辅机系统进行安全监控。CCS控制功能：采用DEB直接能量平衡法即P1*PS/Pt=
9、P1+dPD/dt(P1为调节级压力；Pt为机前压力；PS为机前压力设定；PD为汽包压力)，使汽机侧能量需求与锅炉侧的能量供给达到平衡，以快速响应机组负荷指令的变化。CCS负荷处理单元对设定负荷指令进行限速、限幅、闭锁增减等处理后得出实际负荷指令，同时也可实现RB、一次调频、风煤交叉等功能。CCS可以接受来自三方面的外部负荷要求指令，即：电网中调所自动调度系统的遥控负荷分配指令ADS；机组运行人员设定负荷指令；电网频差偏置指令。自动发电控制（AGC）以机炉协调控制方式为基础，接受电网发来的负荷指令，快速响应电网负荷需要。MCS功能主要完成100余台电动执行器、调节阀和各种大小挡板的自动控制，主
10、要模拟量控制范围包括：燃料调节系统；二次风风量调节系统；送、引风调节系统；锅炉给水调节系统；过热汽温调节系统；再热汽温调节系统；燃油蒸汽压力调节系统；除氧器水位、压力调节系统；高、低、汽封加热器水位调节系统；轴封压力（低压）调节系统；凝汽器水位调节；连排水位调节等。对于自动调节功能系统不仅给运行人员提供清晰明了的操作界面，也为维修人员绘制了类似SAMA图式的调试界面。FSSS控制功能：FSSS是控制系统的一个重要功能，其是否正确、可靠投运关系到锅炉安全运行，主要包括锅炉自动吹扫逻辑、油检漏试验逻辑、MFT动作及首出逻辑、探头冷却风系统保护联锁和油角点火程控启、停等，各功能在组态上均设专用操作、
11、指示面板。SCS控制功能：主要完成机炉辅机、加热器及各种阀门的操作、联锁、保护及程控等控制功能。主要包括：给水泵系统顺序启停及联锁保护；除氧器系统联锁保护；汽机辅机联锁保护；高、低、汽封加热器联锁保护；汽机抽汽、疏水系统联锁保护汽机润滑油联锁保护；发电机氢、油、水联锁保护；发电机断水保护系统；汽机旁路联锁保护；锅炉安全门保护系统；汽包水位联锁保护；送、引、排风机联锁保护；锅炉大联锁；磨煤机、给煤机联锁保护；锅炉辅机联锁保护。另外在操作台还设置了给水泵、直流润滑油泵、交流润滑油泵、空侧密封直流润滑油泵、空侧密封交流润滑油泵、水冷泵的启停硬手操、锅炉吹灰、定排、加热程控、汽机疏水程控等。ECS控制
12、功能：除了完成对电气控制断路器的控制和电气量信号采信处理外，还对厂用电切换、机组励磁及同期装置等电气设备进行操作控制。4 技术特点及效果41 基于DCS平台开发模糊控制模块，并嵌入到DCS系统。主汽温模糊控制算法完成的是一种仿人工智能工作。有经验的汽温操作人员将其在长期工作中积累的经验针对测量的温度值和温度控制变化进行比较分析，模糊推理，从而判定应该对被控对象做如何调整。在模糊自动控制中将操作人员的经验进行分析，去粗取精，总结出用计算机语言实现的控制规则，从而在执行控制动作时实现精确调节，这就构成了主汽温模糊控制算法的核心。可以看出，模糊控制系统是一种智能控制系统，而实现这种智能控制是以模糊数
13、学作为理论基础的。在DCS应用中，用模糊模块控制取代常规PID算法，达到了更佳的调节品质，解决了系统的稳定性和响应快速性。试验结果表明：在稳定工况下，主汽温最大正偏差为1.8,最大负偏差为2.2，平均偏差为+/-2.0，满足系统调节品质要求；在变工况下，主汽温最大正偏差为3.4，最大负偏差为2.3，平均偏差为+/-2.8，满足系统调节品质要求。42 电气控制纳入DCS控制，完成发变组系统、高低压厂用电等系统的控制和操作，实现了发电机组的自动周期、顺控并网、顺控解列，设计了完善的电气监视画面，运行人员可以在DCS上监视电气系统的系统状态，负荷情况和电度计量等各种参数。系统具有完善的报警功能和事件
14、记录功能。改造后的电气控制系统回路大大简化，故障率大为降低，电气设备由台屏控制向CRT控制转变，实现集中监控。43 最大限度地利用了DCS系统资源，采用一体化设计，将传统的机、电、炉独立监控变为可全能值班的一体化计算机监控。4 4 大限度地取消常规显示仪，硬手操，硬开关，只保留最低限度的后备，是以往的模拟组件控制系统无法比拟的。45 应用现场总线技术，采用和DCS系统I/O相同的一体化远程I/O柜，实现机、炉系统非重要的阀门群和大量温度参数的监视和控制。如炉管壁温度、发电机铁芯、线圈温度、锅炉吹灰、定排、疏水顺制。由于采用现场总线，既利于功能的集中布置，又大大节省了电缆。4 6 用电气交流采用
15、信号板，直接进行电气量流和电压的测量，取消了电量变送器，在提高测量精度和可靠性的同时，减少了电量变送器备件的投资。47 实现自动发电控制（AGC），由于我公司200MW燃煤机组为中储式系统，锅炉响应快，可较快跟踪中调下达的ADS指令，具有较好的调节特性。试验结果表明，当ADS指令在60%-100%MCR额定负荷间升降负荷时，实际负荷调节速率不小于2.5%MCR/min、主汽压力、主汽温度、汽包水位等主要控制参数指标和性能符合规定要求，且自动控制精度与协调方式无异。5 结束语至2003年我公司已全部完成4台200MW燃煤机组DCS改造，由于DCS代替原模拟组件控制仪表，组成的硬件结构简单，人机界面全部汉化，组态方便，在数据定义、转换、计算以及操作均通过DCS软件组态来实现，便于系统改进，自动化控制水平提高使机组能运行在优化状态，降低了机组的能耗，提高了机组效益，减轻运行和维修人员的劳动强度，社会效益和经济效益显著，并成为200MW机组老厂自动化改造的成功典范。