梁柏宏 （西北电力设计院，陕西西安，710075）
摘 要：本文对邹县电厂四期工程1000MW超超临界机组分散控制系统(DCS) 的设计进行了详尽的分析和介绍，总结了超超临界机组分散控制系统(DCS) 的设计经验。
关键词：分散控制系统(DCS) ；配置；FF现场总线
1 工程概况
1.1 华电国际邹县发电厂四期工程为国内首批2X1000MW国产化超超临界燃煤机组。锅炉为东方锅炉（集团）生产的超超临界参数变压运行直流炉，旋流燃烧器，前后墙对冲布置，尾部双烟道，烟气挡板调节再热汽温，喷水减温调节过热汽温，一次中间再热、平衡通风，三分仓容克式回转空气预热器，刮板捞渣机连续固态排渣。锅炉最大连续蒸发量为3033t/h，过热蒸汽出口压力为26.25MPa，过热蒸汽出口温度为605℃，再热蒸汽流量为2469t/h，再热蒸汽出口温度为603℃。
锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。每台锅炉共设有48只旋流燃烧器，燃烧器分前后墙各3排，每排设8只燃烧器，每排燃烧器由同一台磨煤机供给煤粉。锅炉采用二级点火方式，高能电火花点火器—主油枪—煤粉燃烧器。
1.2 制粉系统采用双进双出钢球磨正压直吹制粉系统，每台炉配6台双进双出钢球磨煤机，TRL工况燃烧设计煤种时，5台运行1台备用。
1.3 给水系统采用单元制，系统采用2X3台50%容量的双列高压加热器。每列高加分别设给水大旁路。系统设2台50%容量的汽动给水泵，1台25%容量BMCR容量的电动启动/备用给水泵。
1.4 汽机由东方汽轮机有限公司生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽。汽轮机旁路为27%容量高压一级大旁路。循环水系统为单元制。
2 分散控制系统DCS的选型原则
2.1 分散控制系统DCS是控制机组安全运行的核心设备，其软件、硬件设备的可靠性，尤其是设备集成商对调节系统、控制逻辑的设计、组态能力是设备选型的重点因素，对此，邹县四期工程对分散控制系统DCS的选型确定如下原则：
在国外应具有1000MW等级超超临界机组成熟的应用业绩；
由具有业绩的国外设备供应商提供技术支持，并由技术支持方担任本项目的主要技术负责人，且有书面保证协议。
2.2 通过招标确定采用西屋公司的OVATION控制系统，实践证明以上设备选型原则保证了工程的顺利实施。
3 分散控制系统DCS的功能
3.1 本工程分散控制系统（DCS）功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统(MCS)、炉膛安全监控系统(FSSS)、顺序控制系统（SCS，含电气控制）、循环水泵房、凝结水精处理系统、燃油泵房控制等。两台单元机组的控制分别由两套DCS实现，公共系统（凝结水再生系统、燃油泵房及空压机、厂用电源公用系统等）的控制由DCS公共系统实现。循环水泵房、燃油泵房、凝结水精处理系统分别采用远程I/O站控制方式，远程I/O柜与机组DCS间采用冗余光纤通讯连接。
3.2 炉顶壁温、发电机本体温度及汽机轴封系统采用FF总线控制方式，FF总线柜与机组DCS间采用冗余光纤通讯连接。
3.3 模拟量控制系统（MCS）能够满足机组启停、定/滑压运行和RUN BACK工况的所有要求，保证机组在不投油稳燃负荷至100%MCR负荷范围内，控制运行参数不超过允许值。协调控制包括协调控制方式，炉跟踪方式，机跟踪方式，手动控制方式等。
3.4 SCS采用功能组级/功能子组级和设备级顺序控制，通过LCD和键盘发出启停指令，可以实现功能组级/功能子组级和设备级中所有设备的顺序启停控制。
3.5 炉膛安全监控系统(FSSS)能够在锅炉正常工作和启动等各种运行方式下，连续地监视燃烧系统的参数和状态，并在出现任何危及锅炉安全运行的工况时，快速切断所有进入炉膛的燃料，以保证锅炉安全，避免事故发生或限制事故进一步扩大。
3.6 数据采集系统（DAS）能够连续监视机组的各种运行参数，提供完整的报警信息，跳闸事件的顺序记录（SOE）、指定参数的定时制表，趋势记录及事故追忆打印等。跳闸事件的顺序记录（SOE）的设置均在同一控制器内完成。
3.7 DCS与SIS系统通过专用的OPC接口站将DCS数据传送至SIS网络。
3.8 DCS通过RS485口同DEH系统、电气网控系统及其他辅助系统进行通讯，主要信号采用硬接线。
3.9 锅炉MCS、FSSS控制系统
3.9.1 锅炉主要MCS控制系统包括：
l 启动控制系统–保持在机组启动/停止时流过水冷壁的流量为25%MCR。包括锅炉循环水控制（360阀）和汽水分离器储水箱液位控制(361 阀)2个控制回路。
l 给水流量控制—控制锅炉蒸发量
l 水燃比控制—控制主蒸汽温度
l 主蒸汽压力控制–汽机高压旁路阀关闭后，水－燃料比主控完成压力控制直到直流状态。
l 主汽温控制
l 再热汽温控制
l 风量控制
l 炉膛压力控制
l 磨煤机控制
l 燃油流量控制
3.9.2 锅炉FSSS控制系统主要包括：
l 油//煤燃烧器点火逻辑
l 油//煤燃烧器火焰监测
l MFT挑闸逻辑—如主蒸汽压力高、给水流量低、临界火焰丧失（1/4燃烧器熄火）、再热器保护等
3.9.3 DCS根据锅炉厂提供的锅炉MCS/FSSS控制要求，完成控制系统的组态，实际运行情况良好。
4 分散控制系统DCS的配置
4.1 网络配置
4.1.1 单元机组网络配置
OVATION系统的通讯设备采用快速以太网交换机, 网络为单层的，点对点的对等结构的冗余的100Mbps的一体化的快速以太网，系统中不需要任何网关。数据库为Oracle全嵌入式、分散形的关系数据库, 系统能将数据管理分散嵌入到网络上的对应的站点中, 任何站点的工作均不需要彼此依赖，使得系统在数据管理上真正做到了彻底地分散。
单元机组DCS 提供了2对冗余交换机， 用于单元机组控制器， 操作员站，工程师站等的通讯。
4.1.2 公用系统网络配置
公用系统配置了独立的1对冗余交换机用于公用控制器的通讯。在最高一层上，配置了1对冗余的中心交换机，通过中心交换机，机组可控制公用系统。
公用系统与各机组的子系统之间采用标准的TCP/IP网络通讯，保证了所有系统之间的无缝联接，从而保证了系统的可靠性。
4.2 控制系统配置
4.2.1 配置原则
4.2.1.1单元机组控制系统及I/O分配原则
（1）顺序控制系统（SCS）的控制处理器和I/O柜根据工艺系统统筹配置，发电机/变压器组及厂用电源系统的控制处理器单独配置。控制机柜都集中布置在集控楼17.0米层电子设备间内。
（2）数据采集系统（DAS）不单独配置控制器，根据工艺系统的功能分散在SCS控制器内。
（3）对于炉顶壁温检测和发电机本体温度点等相对集中的温度测点采用FF现场总线方式，机柜布置在现场。
（4） 循环水泵房控制采用远程IO站的方式、控制器和I/O端子柜布置在循环水泵房电子设备室内。
（5）凝结水精处理混床部分采用独立的控制器，控制器和I/O端子柜布置在凝结水精处理控制室内。
4.2.1.2 DCS公用控制系统及I/O分配原则
（1）燃油泵房、空压机系统设1对控制器，控制器布置在集控楼17.0米电子设备间，燃油泵房以远程I/O柜方式布置在燃油泵房内就地电子设备间。
（2）凝结水再生系统设置1对独立的控制器，机柜布置在凝结水精处理控制室内。
（3） 电气厂用电公用系统设置2对独立的控制器，机柜布置在集控楼17.0米电子设备间。
（4） 电气220kV公用系统设置远程I/O柜，布置在网控楼内。
4.2.2 单元控制器具体分配为：
4.2.2.1 单元机组配置：
l SCS（电气）：3对
l MCS：7对
l FSSS：7对
l SCS/DAS：13对（机侧7对，炉侧5对）
4.2.2.2 公用系统配置：
l 电气共用系统：2对
l 凝结水精处理再生系统：1对
l 燃油系统泵房、空压机：1对
4.2.3 I/O卡件配置及IO点数
4.2.3.1 I/O卡件类型：
l DI卡件—数字量输入卡件，16通道
l DOC卡件—16通道，每个DO输出信号采用继电器输出，继电器位于端子板上。用于交流回路。
l DOX—12通道，每个DO输出信号采用继电器输出，用于直流回路，对于大电流直流回路，需要外接中间继电器。
l AI卡件—模拟量输入卡件，16通道，用于mA信号输入。
l HAI卡件—16通道，用于带HART协议的变送器mA信号输入
l RTD卡件—8通道，热电阻输入卡件。
l TC卡件—8通道，热电偶输入卡件。
l AO卡件—模拟量输出卡件，4路模出。
l PI卡件—2通道，脉冲量输入卡件。
l 快速采集卡件(SOE)-用于SOE点的采集。
l 接口卡LC卡-用于DCS与其它控制系统的通讯。
4.2.3.2 单元机组I/O点为11808点（不包括备用点），其中单元机组SOE为132点（含电气点），公用系统I/O点为1239点（不包括备用点）。具体IO点为：
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系统
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实际IO点数
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设计IO点数
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备 注
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单元机组
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锅炉
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6333
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5723
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汽机
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3493
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3158
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远程I/O（FF）
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344
|
470
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循环水泵房
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278
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224
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电气
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929
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2275
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合计
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11377
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11850
|
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公用系统
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电气公用
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658
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862
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凝水精处理
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872
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1130
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空压机
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77
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100
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燃油泵房
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63
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70
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合计
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1670
|
2162
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总计
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13047
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14012
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5 机柜配置
5.1 DCS机柜按功能配置，包括控制柜和端子柜，控制柜内安装控制器和各类卡件，端子柜内安装端子接线板，DO端子板上带有输出继电器。
5.2 机柜的具体分配为：
l FSSS：控制柜—7面，扩展柜—6面
l SCS：控制柜—11面，扩展柜—12面
l MCS：控制柜—7面，扩展柜—4面
l ECS：控制柜—3面，扩展柜—3面
l 循环水泵房：控制柜—1面，扩展柜—1面
l 凝结水混床：控制柜—1面，扩展柜—1面
l 机组公用系统：控制柜—1面
l 电气公用系统：控制柜—2面，扩展柜—1面
l 凝结水公用系统：控制柜—1面，扩展柜—1面
l 单元机组电源柜：1面
l 单元机组交换机柜：1面
l 公用系统电源柜：1面
l 公用系统网桥柜：1面
6 FF现场总线
6.1 现场总线技术作为新兴的控制技术，在有效降低安装工作量、提供更丰富的设备信息量、设备远程维护、诊断等方面具有极大的优势。
6.2 本工程对现场总线技术也进行了大胆的尝试，设计院会同建设单位经过广泛的调研和论证，确定在主厂房轴封供汽压力调节回路，锅炉管壁金属温度检测，发电机本体温度检测等处采用FF现场总线技术，FF总线的总I/O点数约为350点。
6.3 在现场总线通讯协议的选择上，充分考虑分散控制系统DCS的兼容性，最终选择了西屋分散控制系统DCS支持的FF协议，并利用同为西屋公司开发的总线产品，与DCS控制系统实现无缝连接，保证总线通讯的畅通。
6.4 现场总线系统由网关、现场总线H1通讯卡、电源隔离器与现场测量元件组成。网关负责控制器与现场总线设备的通讯，网关与现场设备间的数据交换通过H1卡来实现，每个网关可以挂两块H1卡。每块H1卡有两个端口，一个端口就是一个段。从现场来的总线通讯电缆接在电源隔离器上，电源隔离器给现场测量元件提供电源并接受现场发来的信号，并把现场电源与总线电源隔离。现场总线设备为24V DC两线制供电，信号与电源通过通讯总线传输。
6.5 锅炉管壁金属温度检测，发电机本体温度检测采用了Rosemount的848T产品，它是基于现场总线通讯的8通道温度变送器，每段现场总线可以接128个温度点。锅炉壁温配置2个机柜，布置在就地，每个机柜内有2个段，现场信号接至现场机柜内，每个段用一根总线通讯至电子间机柜。发电机线圈温度配置1个现场机柜，机柜内有2个段。
6.6 轴封控制系统设5个调节回路和3个压力变送器，调节阀和压力变送器设在一个总线段上，通过2个现场接线盒和1根通讯电缆连接至电子间机柜。
6.7 现场总线设备调试期间存在的问题：
6.7.1在调试期间，锅炉壁温测点有时候某一段上的点全部坏死，换一个通道口又会重新恢复。经西屋公司与美国技术支持方的研究，确定新推出的FF软件存在Bug,后对软件进行了升级，现问题已解决。
6.7.2 在#7调试期间曾试图将轴封压力调节回路的控制策略下装到调阀中，但由于对西门子的阀门定位器中的参数设置不熟悉，造成下装后就锁住，无法实现控制，之后将控制策略方在DCS控制器中，该问题得以解决。在#8机调试期间解决了参数设置问题，成功地将控制策略下装到阀门中。
为了保证控制效果，使FF总线的循环周期相对固定，实际运行中仍然将控制策略放在DCS控制器中。
6.8 经过不断的摸索和调试，现场总线系统与DCS控制系统很好地融合在一起。
6.9根据我院在邹县工程上的应用经验，在现阶段现场总线技术还不适合大规模使用，其使用的出发点在于节省大量电缆、降低造价，提高经济性，因此，其应用范围应是以开关量控制为主，测点和被控设备较集中，且对控制速度要求不高，系统相对独立的辅助车间可考虑采用现场总线技术，如锅炉补给水处理、凝结水精处理系统等。在主厂房远程IO部分，也可考虑采用现场总线技术，除此之外，任何系统的局部采用现场总线技术均不能体现其经济性优势，且增加了总线设备的投资。
7 人机接口配置
人机接口站主要用于过程监视，操作记录等，每台机组包括：
l 操作员站：5套，其中每套1个21＂LCD彩色显示器。
l 工程师站：2套，配2个21＂LCD彩色显示器。
l 历史数据站：1套，配1个21＂LCD彩色显示器。
l OPC接口站：1套，配1个21＂LCD彩色显示器。
l 打印机：黑白点阵式宽行打印机2台，黑白激光打印机1台，彩色激光打印机1台。
8 AMS 智能设备管理系统
邹县四期工程在设计中随DCS系统每台机组配备一套西屋公司的AMS 智能设备管理系统，用于对智能仪表、智能阀门定位器等设备进行在线组态、调试、校验管理、诊断及历史事件记录管理等，能够更有效的管理现场设备。其范围包括所有智能变送器（HART协议）400点左右、FF现场总线设备（锅炉壁温、发电机线圈温度）344点，轴封系统压力调节阀5个点，AMS管理的设备合计约750点。
9 总结
9.1 由于华电集团明确在火力发电厂不采用大屏幕显示器，为此两台机组共设置6台63吋等离子电视，与LCD操作员站同时作为运行人员与工艺系统的界面。
9.2 本工程应业主要求凝结水精处理系统纳入DCS控制，这与电厂运行管理有关系。从回访情况看，电厂对凝结水精处理系统纳入DCS控制比较满意。
9.3 邹县工程发电后，西屋公司对控制器的配置数量进行了评估，认为单元机组MCS目前配置的7对控制器偏多，用3对即可；FSSS目前配置的7对控制器可以满足最复杂的情况，考虑风险分散后，一般4对即可；机侧SCS目前配置7对控制器，用5对即可。这是西屋公司的观点，但是，从设计院到现场回访所了解的情况看，电厂认为目前控制器配置比较合适，这反映了不同的人是从不同角度考虑同一问题，从电厂安全运行考虑，设计院认为目前配置的控制器对数比较合适。
9.4 在招标阶段由于当时国内集成商还没有1000MW机组DCS运行业绩，所以要求DCS由国外设备供应商提供技术支持，并有书面保证，但实际情况是在签订技术协议时外方参与了，实际设计时国内DCS厂商与国外技术支持方接触过，而作为业主及设计院并没有与国外技术支持方真正交流过，说明作用并不太大。随着1000MW机组的相继投产，由于已有1000MW机组DCS运行业绩，对于后续工程，建议不再要求由国外设备供应商提供技术支持。
来源：http://www.best-gk.com/html/DCS/guochanDCS/200812/10-124.html
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