DCS

火电厂老机组主要指80年代及以前设计、安装投运的机组，包括少数90年代初投产的机组。其大部分主辅机设备可控性和可靠性较差，所配备的仪表及自动化装置主要是常规自动化仪表和由晶体管电路构成的DDZ-Ⅱ、Ⅲ型单元组合仪表及组件组装仪表(MZ-Ⅲ、TF-900)。这类机组的突出问题是热耗高、煤耗高及故障停机次数多；自动投入率低(一般在60%左右)，仪表准确性差，保护动作正确率低，使得运行人员多，负担重，长期处于紧张状况。近年来，为降低能耗，提高安全运行水平，各厂都采取了一些措施，对主辅机进行完善化改造，使主辅设备性能有了很大提高。
　　近10余年来，电子技术和计算机技术迅速发展，以微机为核心的新型自动装置不断出现，其准确性、稳定性和可靠性是常规装置无法相比的。国内仪表行业以引进技术、合作及合资生产方式生产了具有国外先进水平的产品。1985年至90年代初，主要由小型机或国内自行开发的微机所构成的计算机监视系统(DAS)，其性能和功能难以满足要求而进入更新期。主辅机改造后，原来所配备的自动化系统和装置必须进行相应改造，以满足现代化电厂安全、经济运行的需要。另外，还有以下几方面要求：(1)“厂网分开、竞价上网、同网同质同价”成为电力经营策略，部分地区已开始试行厂站的独立经济核算，并将推广到全系统。为提高电厂竞争能力，必须在节能降耗和减人增效上下功夫。除对老机组主辅设备进行必要的改造外，还应引入新型自动化装置和新控制策略，使老机组整体运行水平明显提高，在同质同价条件下与新建机组共同运行。(2)厂网分开后，为使老机组适应电网调度自动化(AGC)对电网调频和调峰要求，除在机组本体进行相应改造外，对自动化改造提出了更高要求。(3)随着火电厂污染控制和监督能力的提高，自动化系统应在提高燃烧效率，降低可害气体方面发挥作用，并且进行实时监测，为检查锅炉污染物排放量提供准确、可靠的依据，也为环保部门进行监督提供有力的依据。(4)机组按运行状态进行检修，要求自动化系统为“预测检修”提供准确、可靠的运行数据和状态，以便确定检修时间。所以，对老机组进行自动化改造是现代化电厂的必然要求，而且有条件、有能力做好自动化系统的改造工作。
2　老机组自动化系统改造任务的艰巨性
2.1　工作量大
　　根据电力可靠性中心1998年4月发布的信息，全国100MW及以上容量的机组台数列于表1。1993年及以前投产的机组，其设计大都在1990年前完成，除部分已采用分散控制系统(DCS)的机组外，将面临自动化设备更新改造。从全国电网看，125、200、300MW机组是当前的主力机组，其服役期限多数在30a以内，还要担负较长时间的运行任务，因而应是改造的重点。从表1可看出，1993年以前投产的125MW机组96台，200MW机组159台，300MW机组57台，除其中部分300MW已采用DCS外，共计约有300台机组需要进行改造。100MW级机组有121台，除50年代末、60年代初投产的约10台机组，服役在30a以上外，尚有110台机组在各个不同地区也承担着主力机组的任务。对这些机组的改造，在提高效率、降低能耗和改善环境具有重要意义。此外，近年来从俄罗斯和东欧进口的机组所配的自动化装置技术水平较低，很难适应大机组安全经济运行要求，不利于减人增效，也应考虑在改造范围内。这样，从100～500MW机组中需要改造的约400台。到目前为止，约有115台机组进行了改造，改造范围各不相同，大部分机组的自动化改造工作只是局部的。因此从数量上看，任务很艰巨。
 

表1　　全国100MW及以上容量的机组台数

*元宝山电厂2号机组1994年后改为520MW，姚孟电力1号机组1993年后改为270MW。

2.2　时限短
　　为避免影响机组发电，老机组自动化改造工作最好能与主机改造同步进行，或在一个大修时间内进行。因时间短、任务重，必须全面规划做好准备工作和改造过程中的各专业(包括机务、电气)的全面安排和统一协调工作。已进行改造工作的部分电厂在改造过程中探索了许多有益经验，这些经验将为今后老机组改造工作提供参考。
2.3　资金少
　　从目前情况看，改造资金多为企业的自有资金，这就对改造项目的内容提出了严格要求。精打细算，不乱花一分钱是改造工作必须遵循的方针，因而要求更加细致地做好改造的前期调研和设计工作。
3　已改造的机组情况
　　目前已进行自动化改造的机组均采用DCS取代原有的小型机或微机组成的计算机监视系统(DAS)；取代以电动单元仪表、组件组装仪表或单回路调节仪表组成的模拟量控制系统(MCS)；改造原有汽轮机控制系统为数字式电液控制系统(DEH)，以适应电网自动控制(AGC)要求；还有部分电厂以DCS或可编程控制器(PLC)取代以继电器为主的辅机电动机和电动阀门的控制、顺控与联锁。
　　在改造模式上，初期进行改造的机组只是用DCS实现DAS、MCS功能，在控制盘台布置上未有太大变动。经几年运行实践证明DCS是可靠的，可进一步在减少硬手操设备和常规仪表上下功夫。最近进行改造的机组，基本以DCS工作站取代原有的模拟操作台，对原有布置模拟仪表的立盘进行简化，大大缩小了控制盘、台的尺寸，为单元机组集控和节减运行值班员创造了条件。如：(1)长山热电厂3号机组(200MW)改造后的控制盘数量由13块(锅炉6块、汽轮机4块、电气3块)减少为6块(锅炉3块、汽轮机1块、电气2块)，总长度由13.3m减少为6.6m；控制台采用新型大板结构直形布置，由9.9m减少为4.0m。(2)徐州电厂7号机组(200MW)改造前的控制盘为12块，改造后控制盘仍保留，但盘上仪表、操作设备大大减少，用4台操作员站取代原有的11块控制台。(3)丰镇电厂2号机组(200MW)改造前控制台为9块，每块宽度1100mm，改造后用7台操作员站(每块宽度800mm)取代，即原来控制台为9900mm，改造后为5600mm。控制盘数量未减，只是在与工作站对应的控制盘上装有少量模拟仪表。以上3个电厂改造后的硬手操和模拟仪表数量情况列于表2。
　　100、125、200MW汽轮机多为纯液压调速系统，少数300MW机组也是如此。因油质和机械等方面原因，这类汽轮机长期处于不稳定运行状态，易卡涩、摆动，更无法接受电网调度信号，实现AGC控制。为提高汽轮机运行安全性和负荷适应性，必须对现有液调系统进行技术改造，目前已进行改造的机组一般有以下几种方式：(1)改造同步器，使其能接受控制系统信号，一般为脉冲信号，同时改造机械结构，减少死行程，增强可控性，100、125MW机组大多采用这种方式。(2)改为电液并存系统。电调与液调同时存在，可互相切换与跟踪，改造后的汽轮机可接受协调控制指令，参与电网AGC控制。但因动力油系统与轴承润滑系统混合在一起，在电厂油质管理系统不严的情况下，容易造成油质不好，影响电液转换器运行，造成汽轮机负荷波动，目前200MW机组多采用此方式。(3)改为纯电调系统。动力油采用独立的抗燃油系统，改凸轮调节为单阀伺服机控制，克服了电液并存系统中存在的问题，但投资相应要多，与200MW机组电液并存比，需增加投资约150万元。1998年，扬州、荆门电厂的200MW机组和潍坊电厂的300MW机组均做了改为纯电调工作。在扬州电厂200MW机组采用DEH-4ⅢA改纯电调鉴定会上，扬州电厂认为改造后的汽轮机运行稳定，可实现机组协调控制，取得了较好的运行效果和经济效益。

表2　　长山热电厂等改造后的硬手操和模拟仪表数量

　　对于发电机-主变压器组及厂用电的改造，将电气量及开关操作纳入DCS，把单元机组(炉、机、电)作为一个整体考虑是实现单元值班员的重要措施。通辽电厂在改造中已将发电机-变压器组、厂用电6kV和380V电源开关、直流及励磁系统开关等操作和参数检测纳入DCS，共计测点1792点，同时将电气无功调节(AVR)也纳入DCS中。
4　经济效益
　　经DCS改造后的老机组自动化水平普遍提高，经济效益显著，主要表现在以下几方面：(1)热工自动投入率可达100%；(2)控制系统对各种工况的自适应能力加强，参数稳定，可保持汽压、汽温及烟气含氧量符合标准，提高了燃烧效率，降低了煤耗；(3)汽轮机控制系统经过改造的机组可实现机组协调控制和AGC控制，满足电网负荷调度要求；(4)对控制盘台改造的机组，在提高运行值班员素质后，可实现真正的集控，大大减少值班员人数，如邹县电厂、遵义电厂由6人减至3人，徐州电厂预计由8～9人减至2～4人；(5)汽轮机调速系统改为电调后，保证了汽轮机运行可靠、稳定，启停时可避免因人工操作不当引起的汽轮机热变形和振动等事故，提高了汽轮机运行安全性；(6)减少误操作，根据报警提示和操作指导，可防止事故发生或扩大，事故发生后，根据SOE记录的数据分析事故原因，可减少停机时间，增加发电量，减少机组启动费用，一般200MW机组启动一次至少要耗资几万元，多至十几万元；(7)降低值班员的劳动强度，减少了热控人员的维修工作量。总之，在主辅机进行改造的基础上，经自动化改造的200MW机组一般可降低煤耗3～4g/(kW.h)，减少运行人员和机组非计划停运时间；每年可节约运行和检修费用100～200万元，一般3～4a即可收回投资。
5　建议
5.1　明确目的
　　老机组自动化改造的目的是提高机组整体运行水平。通过改造要做到降低煤耗，提高可用率，减少运行人员，并能实现AGC和适应调频调峰要求，改造的目的不只是自动装置的更新。因此，老机组自动化改造工作不能独立进行，必须与主机、辅机的技术更新工作配合进行。完善的自动化只能建立在可控性好的机组和可靠性高的自动化装置基础上，任何脱离主辅机改造的自动化改造都是很难取得实效的。在过去的自动化改造工作中就发现，由于锅炉受热面未改造使改造过的汽温自动控制系统无法实现汽温控制的情况，应吸取类似的教训。
5.2　突出重点
　　自动化系统的基础是测量元件、传感器和执行机构，应首先改造不能适应工作要求的测量元件和执行机构，选用性能好、质量高的传感器、变送器、开关仪表及执行器；否则，性能再优的DCS也无法发挥作用。这里还应特别注意与执行机构相连的阀门，它直接影响自动系统的改造效果。这一问题在过去的改造工作中就发现过，应给予足够的重视。
5.3　长远考虑
　　对老机组自动化改造必须作长远考虑，不能忽视设计的重要性；否则，难以避免反复改造。老机组的主机经改造后延长了继续服役的年限，因此改造方案应考虑机组继续服役过程中，不会再出现无法适应新的运行方式。无论在装置选型和功能实现上都应全面进行长远考虑，提出合理的设计方案。对于目前因技术问题或资金限制暂时不能实现的功能，可留待以后分阶段实行，但在选择DCS配置时应留有可扩展的余地，并考虑DCS的开放性，以便与其它厂家设备如PLC相连接，实现分步改造的方式，逐步扩展完成整个机组的自动化改造。
5.4　统一领导
　　自动化系统的改造涉及机、炉、电各专业及机房改造，是一项复杂而细致的系统工程，必须在厂长、总工的领导下，组成一支精干、坚强的设计、安装和调试队伍，统一协调进度和解决各专业间的配合问题。在改造工作中，凡是领导得力的，改造工作就完成得好。
5.5　慎选厂家
　　设备质量是自动化改造工作成败的关键，在选择和购买设备或配件时，应以质量、可靠为前提，采用公开、公正和公平的招标方式选取供货商。招标前要提出要求合理的技术规范书，制定合理的标底，防止招标中不轨行为。招标前对供货商的资格审查很重要，选择的供货商要具备以下基本条件：具有合法资格证明；有成套设计供货能力和业绩；有健全的质量保证体系；有相对稳定的职工队伍和售后服务力量。若电厂对DCS或其它控制设备的生产厂商和　产品质量不甚清楚时，可向咨询机构咨询，再通过有目的的调查研究，选择几家作为招标对象。积极支持民族工业发展，优先选用符合性能要求的国产化产品或在国内有合作单位的产品，不仅可降低造价，而且有利于备品的供应和厂家的售后服务。　
5.6　必要的调试时间
　　与新建机组相比，老机组自动化系统改造更有其艰巨性和复杂性，特别是工期上往往受主机改造或大修时间限制，比新建机组短得多。新建机组投产后还有半年的试生产调试时间，因此对老机组的改造应在机组投产后给予必要的试验和调试时间，以达到更好的经济效果。
6　有关技术问题的意见
　　(1)采用DCS为主控设备，实现了DAS、MCS及SCS功能；至于DEH和FSSS功能，应根据供货商的供货经验合理选择，但必须保证相互通信，数据共享。可根据资金情况分阶段完成功能，最好能创造条件一次完成(部分老机组改造I/O点数统计列于3)。(2)对于大量群体温度测点，如发电机静子温度、锅炉及汽轮机金属温度等，宜采用就地布置的远程智能I/O通信方式与DCS相连，在CRT上显示，减少电缆根数和安装工作量。(3)汽轮机调速系统改造应根据汽轮机具体情况和资金确定方案，对100～125MW机组可采用改装同步器方式，但应注意尽量减少同步器的死行程；200MW机组采用纯电调或电液并存方式都是可行的，应视资金情况确定；采用电液并存时应加强油系统管理，保证动力用油的油质。(4)发电机-变压器组及厂用交直流电的数据采集和开关控制宜纳入DCS，但应妥善解决热控与电气专业的分工和责任。(5)除保留紧急操作，如停炉、停机、锅炉安全门、破坏真空及直流油泵启动需要的硬手操设备外，其数量视各厂情况确定，原则上以软手操代替硬手操。(6)除保留少数重要参数的模拟仪表，如汽压、汽温、汽包水位仪表、炉膛火焰监视电视、汽轮机保护仪表和凝汽器真空表外，其它常规仪表可大量削减。(7)改造老的控制盘台，缩短监视操作面，以利实行1人监盘，达到真正集控的目的。原则上以DCS工作站代替控制台，必须保留的常规仪表和硬手操设备可布置在与工作站对应的立盘上。(8)在进行控制室和机房改造时，一定要重视防尘和空调，使机房环境条件(温度、湿度和尘埃)符合DCS及控制设备要求。对于控制设备厂家，应尽量使产品的环境适应性强。(9)配置可靠的UPS电源，搞好接地和必须的屏蔽工作，杜绝干扰。(10)采用气动执行机构的电厂应加强气源管理，保证供应不含水、油和杂质的洁净空气，有利于执行机构可靠动作。(11)选用和设计DCS时，还应考虑与厂级信息管理系统(MIS)的接口，为MIS提供必要的生产实时数据。

来源：http://www.ca18.net/tech/1520.html

1、引言

以数字技术为基础的DCS系统和早期模拟仪表组成的控制系统从工程项目的实施来说，本质上没有太大差别。他们都要求作下列考虑：项目规模与投资预算，技术指标与厂商选择，组织机构与进度，培训，合作设计与组态，设备制造与集成，文件与资料，工厂验收试验（FAT）与现场验收试验（SAT），安装、调试与投运，备件与售后服务等。但DCS作为较模拟仪表更为复杂的控制系统，实施过程中对各环节的技术性要求更高。

2、DCS的选型与决策问题

DCS选型大致可遵循以下几个方面：

①可靠性：指系统在规定条件下和规定时间内完成规定功能的能力，通常用MTBF（平均故障间隔时间）来衡量。MTBF越大，系统可靠性越高。系统的可靠性是DCS最根本的技术指标，因此，选型前的实际考察是非常必要的。

②可维护性：指系统排除故障的难易程度，可用MTTR（平均修复时间）来表示。它由以下因素决定：系统故障指示能力（故障时有无指示灯标志，CRT上有无故障指示）；系统的故障自诊断能力（自诊断到系统级、板级、还是通道级等）；卡板的更换是否容易（如卡板的带电更换）；数据库、图形、操作环境的修改是否方便（应用软件是否可在线修改）。

③先进性：指系统采用了经过验证的最新技术，并有发展前途和生命力。这里主要指系统体系（包括软硬件）的开放性，标准性和扩展性。开放性便于系统的互联，第二方软件的支持。标准性指系统是否采用先进国际标准，符合最新发展潮流。扩展性则体现系统的柔性。

④继承性：目的是保护已有软硬件投资，易于系统平滑过渡。当前DCS技术发展很快，版本更新迅速，这就要求系统具有良好的继承性，否则就会给升级换代工作带来极大困难。

⑤经济性：可以从DCS本身价格和其所创效益两方面来考虑。一般情况下，对相同档次设备而言，以性能价格比高者为优。此外，DCS选型一定要结合具体项目的规模（I/O点数），目前DCS市场种类繁多，按地域可分为国产和外国产，按结构可分为大系统或小系统，按配置又可分为工作站基础的或PC机基础的等等。这些因素相互搭配，有时可使系统的差价高达几十甚至数百万人民币。通常规模大的项目（一套或几套装置，I/O点在1000乃至数千点以上）应选择大系统，反之，以选择小系统为宜。 DCS系统的效益包括有形效益与无形效益。有形效益主要指提高自动化程度、生产率、产品收率等；无形效益主要涉及通过改进对过程数据的搜索与分析，积累对过程的认识，提高人员素质。

⑥售后服务：代表厂商的实力。只有市场占有率大，技术力量雄厚，并能不断发展的公司才能满足用户的实际需要。

通常，DCS在实际选型与决策过程中，上述各种指标会出现相互矛盾的现象。如有些叹DCS系统硬件质量过硬，但软件品质却逊色不少，有些DCS的性能/价格比虽然不错，备件却非常昂贵。近年来，随着市场竞争的加剧，还出现了某些厂商一味地追求系统先进性而导致不成熟产品投入应用的现象，这些都给选型与决策工作带来困难。但无论如何，作为应用于工业过程的DCS系统，首先应以可靠性与稳定性为主，兼顾其他因素。有时针对大型企业的DCS新上或改造项目，甚至可以考虑暂时牺牲局部利益（如统一众多机型）来换取长远的整体效益（如备件、维护人员的减少等）。

3、项目的组织与管理

1）组织机构的设立与管理：工程项目的成功与否很大程度取决于人员的能力、合理搭配与管。DCS项目是一个复杂的系统工程，它涉及预算与商贸，施工与监理，计算机与通讯，过程与控制，仪表与电气等专业知识，而上述这些专业人员又各自分布在不同部门，因此，要很好地组织与协调这些人员共同完成项目的各项任务，组织机构应以项目组的方式工作更合理。项目经理可由单位主管领导或资深专业人员担任，以全面负责项目的组织、计划、安排、联系与实施。成员应包括DCS系统工程师，工艺工程师，仪表工程师，电气工程师，以及相应的预算与供应人员。技术工作可以DCS系统工程师为核心，该成员任务贯穿整个项目的始终，而其他成员将在项目的不同时期发挥各自作用。如DCS人员在数据库组态阶段需要工艺人员的配合，在安装阶段要与仪表、电气人员一同工作，而DCS设备的发货、海关申报还要交由商务人员处理等。

根据国内外众多DCS项目的成功经验，例会制和网络图在项目管理方面占有非常重要的地位。网络图能将复杂模糊的DCS工程任务具体形象地按时间、空间、条块序列进行分解，做到定时间、定任务、定人员。而例会制则能做到对网络计划进行有效的监督，及时了解和掌握项目的进展及各种需要协调解决的问题，总结前阶段工作，落实下阶段任务，使整个过程处于受控状态之中。

例会的时间和地点相对可灵活进行，时间可以按固定方式或根据项目的阶段性决定，地点也可以选择在会议室或施工现场。

此外，用户还应同DCS厂商密切联系以及必要时进行间接控制。以往的经验表明，厂商现场技术人员的素质，DCS培训的质量等都会对项目的进展造成不同的影响。我们在乙烯装置建设初期，曾遇到过DCS与小型上位机通讯无法实现问题，厂商3个月内先后来过3次技术人员都无法解决，后来在我们强烈要求下，厂商派出两名专家到现场，仅10天就解决了问题。目前DCS培训普遍存在的问题是时间压缩过紧，导致某些重要内容删减，对工程乃至今后的维护与开发应用造成不良后果。

2）进程与进度：DCS项目的主要进程，用网络图可以直观地表达。如按进度划分，大致可分为三个阶段，即方案论证与选型阶段（（1）~（7））、设计与组态阶段（（8）~（14））、以及安装调试与投运阶段（（14）~（20））。新上DCS工程项目的总体进度通常要用12至20个月的时间，具体进度可在项目启动后的工程会议（Kick-off Meeting）上确定。

项目进行招标之前，DCS厂商应根据要求向用户提供系统说明书，该说明书可作为商务合同的技术附件。标准的系统说明书应包含投标者的背景介绍，提供系统的功能（数据采集与处理、报警与记录、趋势与报表、操作与控制、图形、控制语言的特点、操作系统与诊断程序等），系统的配置与数量（各种软件的名称与版本，硬件中主机的档次、CRT类型、I/O设备、通讯网络、打印机等），文件与资料，验收方式（FAT和SAT），以及人员培训与备件、服务等。

图1中，工厂验收试验（FAT）和现场验收试验（SAT）是DCS项目中非常重要的两个阶段。FAT在厂家系统装配地进行，由厂家和用户双方代表共同完成，其目的是检查安装了用户组态软件后系统的各项功能，通过全面的测试，及时发现并排除软硬件的故障，确保设备运输前的质量，这项工作大约需要2周左右时间。当系统在现场安装好后，可进行SAT工作。该工作应由厂家技术人员到现场进行指导，其测试内容大体与FAT相同，用以检验运输、安装过程中系统的完好性，需1周左右时间。

4、项目的设计与实施

1）设计与组态DCS项目的设计包括概念设计、硬件设计和软件设计。概念设计主要对系统进行宏观定义，如系统的版本、主机的基准、硬件冗余度、工艺过程的控制策略等；硬件设计要考虑控制室、辅助控制室、控制屏布局，系统的网络结构及各节点的配置，人机接口，电源系统，接地系统，布线系统等；软件设计包括系统软件、应用软件和用户软件设计等内容，目前DCS的系统软件、应用软件大都以成套软件包形式直接提供，因此项目仅涉及用户软件的设计，如数据库设计、I/O表格、DCS回路图、操作画面、报表、程序设计等。

组态是将各类书面设计文件（控制方案、图形、报表等）转变为可被计算机接收并执行的软件过程，它是项目中软件工作的主体。组态过程需要系统内各种应用软件包的支持，主要涉及数据库生成、操作环境编排、图形建造、报表填写、顺序控制和复杂算法的编程等内容口组态时，相同工艺单元的回路最好放入相同的控制器单元，这样会给今后的维护工作带来便利。

2）安装、调试与投运安装内容包括DCS机柜、主机、卡板、CRT、电源、打印机等设备的固定就位和各类电缆的接线等，安装工作一定要在厂家技术人员的指导下，按照DCS随机资料中的安装手册进行。调试指对DCS系统进行功能测试，包括单校与联校、操作画面的可操作性与方便性、控制方案的确认、应用程序的试运行等。调试过程最好有工艺和仪表人员配合，让这些人员掌握DCS系统的各项操作技能，并通过调试逐步完善人机界面。调试记录作为DCS项目的重要资料之一应存档保存。

开车阶段的主要工作是保运和控制方案的参数整定。用户的DCS工程师经过完整系统的项目经历，尤其是经过培训、合作设计、组态等阶段的工作，已经初步了解或掌握了一套具体的DCS系统，但要达到独立事故分析与处理能力，还需经过一定的磨练。因此DCS现场投运工作应以厂家技术人员为主来完成。

5、结语

近年来，随着现代控制理论和计算机技术的迅速发展，以及现场总线技术的日趋成熟和完善，DCS这一特定时期的过程计算机系统，正面临着诸多重大的变革与挑战。但做为一种典型的控制系统，其实施过程中的各种经验对当前乃至今后的同类项目仍有很好的参考价值。

来源：http://tech.c114.net/166/a137859.html

摘  要  济钢余热发电二期工程汽机系统采用DCS系统进行控制，在机组甩负荷时可以有效地保护汽轮机并回收工质。运行结果表明：BPC 系统在锅炉点火至汽轮机挂闸前的过程中起到了提升蒸汽温度、压力的作用，对提高机组的启动性能、缩短启动时间发挥了重要的作用。
关键词  BPS系统  甩负荷  超速
 
1 系统概述

    济钢余热发电二期工程是三套组成 “2+2+2+1”建制的联合循环发电机组，即每单元有两台煤压机，两台燃机，两台锅炉，一台汽机组成。

    蒸汽轮机是燃气-蒸汽联合循环发电工程发电的主体设备之一，利用蒸汽的热能转变为旋转机械能，由于汽机发电机组在高速旋转的同时又处于高温高压下运行，因此汽机控制系统连锁控制，保护具有重要意义。 

    汽机系统采用DCS系统进行控制，主要包括汽机蒸汽系统压力、温度等的检测、旁路系统、EH油系统、润滑油系统、凝结水系统、真空系统的检测及相关控制。汽机的旁路系统为高低压串联系统，在机组启动过程中可以加速工质的循环过程，提高机组的升温、升压速度，并根据压力设定值控制减压阀的开度使系统不致超压。在机组甩负荷时可以有效地保护汽轮机并回收工质。

2 控制系统构成

    控制系统采用DCS集散控制系统，采用可靠的冗余技术。由上位监控站、现场控制站、通讯网络Ethernet几部分组成。包括中央I/O单元、扩展I/O单元、CPU模块、连接模块、各种I/O模块，实现数据采集、回路控制、顺序控制等功能。DP网络连接远程站，通讯网络Ethernet用于连接监控站并传输数据。

    操作平台为Windows2000 Professional+SP4，开发软件为包括：
Control Builder F专业软件。用于硬件配置，过程级和操作员站的组态，建立一个系统范围内统一的数据库。
    Digivis中文版 。用于流程显示、报警信息管理、趋势归档、各种记录、系统诊断、操作控制等。
    Control IT Basic （xxx点）。I/O点数的限制。
    Trend Server作为趋势服务器，收集历史记录。
    控制系统下位编程软件的实施过程中，针对工艺流程及现场设备的技术特点，信号处理、电动门控制、GPS时钟同步、系统通讯等功能采用组态软件开发，调节回路组态采用功能图开发方式。 
    监控界面完成系统的模拟量、开关量、脉冲量、温度量，保护信息等的数据采集、计算、判别、报警、保护，事件顺序记录（SOE），报表统计，曲线分析，并根据需要向现场保护测控单元层发布命令实现对电气设备的控制和调节。该界面友善、方便、数据库安全、可靠。在集中控制室内操作，控制台是机组运行监视、控制的中心，控制台上布置有CRT操作站。除了保留几个紧急事故按钮外，全部采用上位机操作，也可用大屏幕对机组进行监控、操作。

3 主要功能及控制策略

    汽机启动分为三种模式：自动、手动、半自动。当启动完成后，汽机速度控制在最小速度。在怠速/额定状态下最小速度为怠速值，在顺序启动状态下最小速度低怠速值。自动顺序启动完成了从低怠速保持至暖机，到高怠速，到设定的比率速度的整个过程的自动完成。暖机时间及加速速率取决于汽机是冷启或热启。

    为了保证机组的安全运行，在汽轮机上一般设置了各种自动保护设备。当运行参数超过机组安全运行允许的范围时，它将及时动作，使汽轮机自动停机，避免事故的进一步扩大。旁路系统装置是发电机组重要的设备，旁路系统设备的可靠性对电厂安全和经济运行影响较大，它确保热力设备启动和运行安全；尽量延长机组的使用寿命；提高机组的综合经济效益。

旁路系统（BPC）

    旁路系统控制策略能够满足机组在启动、正常运行、甩负荷工况下，各阀门自动或手动（遥控操作）的进行快速启动。能保证当主汽、再热蒸汽运行压力、温度超过设定范围时，旁路装置能自动打开或关闭，并按机组运行情况进行压力、温度自动调节，直到恢复正常值。旁路系统保证新蒸汽的压力或温度高于设定的工作压力时，能够及时打开，放掉一部分蒸汽，从而保证进入主汽门的压力稳定在一定的范围内。进入旁路的蒸汽最终进入凝汽器，由于蒸汽温度较高，在旁路系统设有二级减温。另外，在旁路系统备有联锁，当系统中某些工艺参数不满足时，产生相应的快开或快关动作。旁路流程如图1。
 

 

3.1    功能设置 

    汽机旁路为高、低压两级串联旁路系统。高压旁路被控对象为减压阀、喷水隔离阀、喷水调节阀；低压旁路为减压阀、一级喷水调节阀、二级喷水阀。所有阀门由单速电动执行器驱动。旁路控制系统有启动、溢流和安全三个主要功能（即三用阀功能），此外还有回收工质、暖管、清洗、减少汽阀和叶片侵蚀等功能。 

    ● 启动功能：其目的是为改善机组的启动特性而设置的。可以提高锅炉在启动过程中的燃烧率；使蒸汽温度与汽轮机缸温得到最佳匹配；从而缩短机组启动的时间，减少寿命损耗。 
    ● 溢流功能：其目的实际为吸收机、炉之间的不平衡负荷而设置的。可以排泄机组在负荷瞬变过度过程中的剩余蒸汽；调整稳定争气压力；维持锅炉在不投油情况下的最低稳燃负荷。 
    ● 安全功能：取代锅炉安全阀的功能。机组旁路系统投入备用后，当机组的机前实际压力与机组高压旁路压力设定值差值大于旁路超压偏置设定值时，旁路系统将自动参与压力调节，维持主蒸汽压力等于设定值。

3.2 旁路系统的调节、控制和保护功能

    锅炉点火前高、低压旁路处于关闭状态，旁路系统如投入自动，系统按照一定的曲线开启阀门。当达到汽机的冲转参数时，DEH 向BPC 发出关闭信号，高、低压旁路按照一定的逻辑关闭，正常工况下它不再开启。

    旁路系统可在启动工况提升汽温、汽压。机组在锅炉点火至汽机冲转前，投入高、低压旁路系统（也称高旁、低旁）可加快蒸汽升温升压速度，缩短机组启动时间。并附有稳定蒸汽压力，以及在事故工况下的保护功能。可适应机组冷、热态等各种条件下的启动要求；负荷变化过程的压力调节；保护过热、减少安全阀动作、回收工质等。并设有溢流功能。还可适应汽轮机甩负荷维持空负荷运行，汽轮机跳闸实现停机不停炉。 

3.2.1 压力控制    

    控制主蒸汽压力，设有定阀位控制、定压控制。低旁设有低压力限值，设有高压力限值，以保证机组升负荷后低旁阀位全关。 温度控制：控制高、低压旁路阀后温度，保持冷段蒸汽温度及不使凝汽器温度过高；可实现不同蒸汽流量工况下的变参数调节。

3.2.2保护功能 

    ● 旁路阀快开、快关功能：为了机组及设备的安全，快关优先于快开；高旁阀开、低旁阀开；低旁阀关、高旁阀关。 
    ● 快开：在机组事故工况下，旁路快开，起超压保护作用。 
    ● 快关：高旁出口温度过高或低旁关闭均使高旁快关；凝汽器真空低、凝汽器温度高、凝汽器水位高、低旁减温水压力低等均使低旁快关。

3.3 旁路的控制策略

3.3.1 高压旁路 

    在高旁阀控方式下，通过旁路主控画面可设置目标阀位和阀位变化率，来调整主汽压力。高压旁路压力调节阀以电动隔离门前蒸汽压力为过程值当高于设定值时打开高压旁路压力调节阀，低于设定值时关闭调节阀。高旁控制原理如图2。

 

 

    Y max —BP 阀位最大值设定； BP—高旁阀；P sactual —最终主汽压力设定值； dp—压力偏差设定；Y s —阀位指令； BPE—高旁喷水阀； P steam —主汽压力；  BD—高旁隔离阀； PT—比例积分器。

3.3.2 低压旁路系统    

    低压旁路系统的作用就是在启动或甩负荷时把再热汽旁路到凝汽器， 以达到保护预热器和汽轮机的目的， 低压旁路系统包括低旁压力控制和低旁温度控制两套系统。

    低压旁路在机组启动阶段， 运行人员可以设定最小压力Pm in （外给定1×105Pa）来控制再热器出口压力， 以维持一定的蒸汽流量通过预热器。当汽机冲转后， 压力设定值P s 随汽机调速级压力（代表汽机负荷） 变化而变化， 低旁滑压运行。压力设定值P s = P RH + $P ， 以保证LBP 阀处于关闭状态。为保护凝汽器， LBP 阀设有快关装置SSB， 当以下任一情况出现时， 快关装置将会动作， LBP 阀在2 s 内关闭：
    ● 凝汽器压力> - 5.066×104Pa；
    ● 凝汽器温度> 80℃；
    ● 喷水压力< 5×105Pa；
    ● 凝汽器水位高。

    对于低旁温度控制系统是其控制系统的被调量不是低旁后温度， 而是低旁减温调节阀的开度， 即低旁温度控制是一种随动调节。低旁减温调节阀的开度是由再热汽压力、低旁减压阀的开度和再热汽温度共同决定的， 其表达式如下。
令　Ta = MAX （ T - 250 ， 0）
　　A = 1 + 0.004 3 Ta ×0.14 （0.5 P + 1）
　　B = f （ P） ×20 + 0.2
　　C = 1.18 f （ L ） L
则K = KP + A •B•C
    其中T 为再热汽温度； P 为再热汽压力； L为低旁减压阀开度； KP 为低旁减温水调节阀最小开度； K 为低旁减温水调节阀开度。

3.4旁路的安全控制及保护

    以下任一条件满足时，高旁减压阀强关：
    ● 汽机超速110 %（旁路投入） ；
    ● 高旁后温度高于390 ℃（延迟10s） ；
    ● 高旁喷水压力低；
    ● DEH 要求切除旁路。
    无高旁强关信号，同时机前压力大于6MPa时，以下任一条件发生时，高旁减压阀强开：
    ● 汽机跳闸；
    ● 发电机跳闸；
    ● 机前压力升压过快。
    低旁压力保护。以下任一条件满足时，低旁减压阀强关：
    ● 凝汽器真空低于（三取二） 85kPa ；
    ● 低旁喷水压力低；
    ● 低旁后温度高于190 ℃；
    ● 凝汽器水位高；
    DEH 要求切除旁路（ 低旁进口压力低于0.11MPa）
    当无低旁强关信号，同时低旁一级喷水阀大于10 % ，在以下任一条件满足时，低旁减压阀强开：
    ● 高旁强开；
    ● 汽机超速110 %。

4 结束语

    机组运行结果表明：BPC 系统在锅炉点火至汽轮机挂闸前的过程中起到了提升蒸汽温度、压力的作用，对提高机组的启动性能、缩短启动时间发挥了作用。控制系统组态软件透明、画面丰富。电动旁路系统与液动旁路系统相比，具有易维护、易操作的优点。保证了电厂可靠、安全、稳定运行，对于发展循环经济、争取最佳效益、创清洁工厂起着重大作用。
 
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来源：http://www.chuandong.com/publish/tech/application/2008/6/tech_3_16_9832.html

摘要：河津电厂二期工程2×300MW引进型机组的DCS系统，采用了爱默生过程控制公司（原西屋公司）最新一代DCS控制系统OVATION－XP版，为国内第一家火力大机组控制全面以PC机为基础采用视窗XP的应用对象，本文参考DCS系统的通常应用情况，针对该新版OVATION－XP控制系统，提出了故障预防的方法。

1引言

近年来，DCS在火电厂过程控制领域的应用水平得到了迅速提高，DCS从单一功能向多功能、一体化方向发展，目前我国主力发电设备300MW等级火电机组大部分都采用了先进的集散控制系统。河津发电厂二期工程2×300MW机组为国产引进型燃煤火电单元机组，安装两台哈尔滨汽轮机厂生产的300MW亚临界、一次再热、单轴、双缸（高中压缸合缸）双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。锅炉型式为哈尔滨锅炉有限责任公司生产的亚临界参数、切圆燃烧、自然循环汽包锅炉。

DCS采用了爱默生过程控制公司的最新OVATION－XP版控制系统，极大地改善了机组运行环境，提高了热工自动化水平，便于热控设备的维护管理，特别是在硬件系统的开放性、接口的灵活性、模块化的设计、在流程画面的汉化、控制策略的修改、历史趋势的记录及事故分析方面优势非常明显。但是由于对DCS系统的了解不够以及DCS系统本身的特性，为了预防运行过程中或多或少出现影响机组安全与可靠性的故障，在这里笔者参照DCS系统通常的故障情况，针对OVATION－XP版系统进行可靠性分析和故障预防。

2可靠性分析及注意事项

DCS系统的可靠性是指在规定的工作条件下和规定的时间内，系统成功地完成规定功能的能力，它是对一套控制系统的综合评价。DCS系统的可靠性与DCS本身的内在质量，也与使用环境条件和运行维护水平有关，而DCS系统故障是一种固有顽症，不管是进口系统还是国产系统都或多或少会出现，调试和维护的工作目的是要让这种现象发生的最少。引起故障的原因各种各样，我们要分析这些原因逐一采取预防措施，以下是引起DCS系统故障的原因的分析及其预防措施。

(1)配置了冗余结构

就目前运行的DCS系统来看，不管是通讯网络、服务器还是现场控制器DPU，都配置了冗余结构，虽然加大了硬件设备成本和消耗费用，权衡其利害关系，不难得出冗余措施在维持机组安全、稳定方面起到了很大的作用，在发电企业中的广泛应用是毋庸置疑的。但是有一点，当主设备发生故障，热备份状态的冗余设备就必须顶上工作，可目前集团公司所辖发电厂部分机组DCS系统冗余设备的切换就不是很好,有的不能切换，有的自己来回乱切，河津电厂一期工程两台机组采用的日本三菱DIASYS-UP控制系统的DAS服务器也经常出现该情况。这个问题希望各厂家切实解决是非常重要的事情，它是降低DCS系统故障的关键。

OVATION－XP系统在Ovation数据网络、以太网（Ethernet）网络、Ovation控制器、OvationI/O模块、系统供电电源、处理器电源分配模块、操作员工作站、网络服务器和集线器等方面使用了冗余组态方式，以求获得较高的系统可靠性。当发生下列情况，系统可启动“自动越过功能”，无扰动越过故障，包括：①控制处理器故障；②网络控制器故障；③I/O接口故障；④控制处理器的电源被拉开；⑤控制处理器复位；⑥网络部分断线。就目前Ovation其他版本的应用情况来看，备用系统的切换平稳、可靠。Ovation系统的冗余故障预防方面仅需检修和运行人员熟悉系统各部件上的指示灯、声光报警、状态信息图，及时做出准确判断，并对故障部分进行处理和备用恢复。

(2)通讯故障

引起DCS系统故障的另一重要原因是通讯故障。

首先，是通讯负荷过重。该现象较为隐蔽，机组运行操作不频繁时，通讯正常。而操作多时，引起通讯堵塞，通常为事故紧急处理时操作很多。例如：河津电厂一期的DCS覆盖面相对比要少，进行逻辑组态分配时，又严格控制各DPU站的负荷率，保证了数据通讯余量，该DCS系统运行死机故障相对就少。

其次，是通讯电缆连接不牢靠也是引起通讯故障的原因,特别是通讯电缆插头处。而且往往一根电缆出问题容易造成另一根电缆也发生故障。在设备检修时有时触碰到了通讯电缆会使插头出接触不好;有时通讯电缆很长，如连接到操作员站的电缆特别容易，受到干扰。早期DCS系统多采用总线式结构的同轴电缆连接，而现多为双绞线连接，RJ-45接头特容易出现接触不良，从安全通报的情况来看，集团公司内有的厂就出现过通讯电缆接触不好造成操作员站死机的情况。

第三，抗干扰性。计算机控制系统是众多电子、机械部件组成的复杂系统，所处的环境又比较恶劣，因此对系统的干扰因素较多。如大功率电气设备、输电线路的电磁场、无线通讯、雷电等气象变化；自身元器件的热噪声、信号输入输出回路、电源回路干扰等。

OVATION－XP系统在河津电厂的应用情况是，Ovation系统包括了目前DCS系统的所有功能：数据采集系统DAS、模拟量控制系统MCS、炉膛安全监控系统FSSS、数字电液控制系统DEH、汽机危急遮断系统ETS、顺序控制系统SCS、旁路控制系统BPS、电气控制系统ECS、空冷控制系统AIR，并且采用了取消基地式调节仪和减少就地PLC控制，全部纳入DCS的设计思想，涵盖的设备范围非常之大。为了保障各控制站的低CPU通讯负荷，控制站数量、I/O卡件数量较多。Ovation控制器采用高性能奔腾处理器设计，保障了通讯负荷情况。良好的机柜、电源分配模块、转换板等设备的接地设计、双绞线传输信号可以消除电磁场的干扰、信号线屏蔽线可有效防止静电干扰、良好的供电措施等等抗干扰技术的应用都保障了系统具有较强的抗干扰性。使用Ovation系统必需注意的是要加强通讯卡件松动或损坏的情况的检查，尤其是防止强电串入造成DCS卡件损毁；要防止RJ-45接头的松动，尤其是灰尘较大时，更易发生接触不良的情况；网络设备的接口严禁乱接其它设备。

(3)计算机软件故障

在计算机控制系统中，软件的可靠性比硬件的可靠性占有更重要的位置。软件故障主要来源于两个方面：系统软件故障和应用软件故障。系统软件包括操作系统、数据库管理系统及各种编程语言等。

Ovation系统操作系统是用的微软的Windows－XP,视窗系统比UNIX操作系统更容易死机。一则是操作系统本身的稳定性，并且是各类计算机病毒的主要攻击对象，加之PC机提供了极为方便的文件拷贝方式（如USB接口），技术上必须大力防范，同时加强人员管理；再则就是通常Windows应用软件偶尔会和操作系统发生冲突，Ovation应用软件是一组工具程序的集成，虽然采用了模块化设计技术，但是由于功能比较强大和复杂，重要程度各不相同，又是新开发的基于Windows－XP的版本，应用软件本身也可能有些问题尚未暴露出来。

另外，Ovation系统是服务器结构的，服务器要长期读写硬盘，使得硬盘碎片、垃圾文件逐渐增多，硬盘空间变小，严重的会造成硬盘出现坏道、坏扇区，确实有电厂DCS系统由于硬盘容量不够，造成服务器死机。控制系统中除了服务器外，更须严格注意历史数据站的软件运行状态，因为历史数据站对整个控制系统的实时过程数据、报警、SOE、操作员记录提供大容量的存储，使用最为频繁。

(4)环境条件异常是另一重要原因

第一，HVAC系统运行状况。环境原因引起DCS系统故障也要高度重视。系统内有的厂由于空调制冷情况不好，电子间温度升高，导致DPU故障发生切换，如果副DPU也热坏了，问题就严重了。一般认为环境温度以19~23℃为宜。过高不好，过低会引起空气结露也不好。环境温度大于29℃时，柜内温度已比较高，已对DPU构成危害。Ovation系统大量采用低功耗元件，发热量很小，在一定程度上减轻了对HVAC系统的依赖程度。

第二，电源、柜顶风扇运行状况。电源风扇和柜顶风扇的正常运转是保证DPU正常运转的必要条件。在河津电厂对DCS散热问题是很重视的，每次检修都专门进行检查、更换处理。在调试期日本专家也很重视这个问题，由于河津灰尘较大，就对柜顶的风扇一个一个检查清扫。#1、#2机组的DCS系统服务器放在专门的房间，空间都比较大，散热效果很好，而DAS服务器安装在狭小机柜内，散热效果差一点，这也是房间内DCS计算机运行情况好的一个原因。现在二期Ovation系统已经把所有服务器隔离在一个专门工作室内，DCS系统应较一期要听话多了。

第三，粉尘处理必须注意。当然，环境卫生也不可忽视，过多粉尘侵入设备内部会造成芯片散热差，绝缘下降。在河津电厂#1、#2机实际维护工作中就发现某些电路板工作不正常，清扫积灰后，一切运行良好的情况，也发生过由于工作站内大量积灰，散热风扇损坏，机箱内温度过高，最终导致硬盘损坏的情况。

(5)DCS系统供电电源十分关键

DCS系统供电电源也是引起DCS故障的一个因素。首先是电源故障，引起DCS系统瘫痪，电源切换时间过长，也会造成DCS死机(电源切换时间要少于3ms)。电源是DCS系统一个主要干扰源。防止电源干扰主要是要接好地线(接地电阻要小于2欧姆)。DCS系统接地系统不完善是非常容易造成DCS误信号的，在高电压、大电源、强电磁干扰的环境必须重视接地系统。系统内的机组出现多次不明原因的误发信号，这与接地系统不好是有关系的。Ovation控制器供电有如下特点：①冗余供电；②二级管脉冲给进确保了可获得连续供电；③对完全AC断电后连续输出32毫秒的保持，是一般DCS供电的两倍。④选择最小电位（阻值在1欧姆内）接地。

3加强对Ovation系统的管理
(1)加强Ovation系统的软件管理

在DCS系统软件管理方面要加强。在对DCS系统进行维护时软件和数据库的备份管理是DCS的一项重要工作，工作人员在做这项工作时要按制度规定进行。重装或升级软件时注意完整性。对于双网卡计算机不要忘记确认IP地址。对DCS系统设备要按时检查，将故障消灭在萌芽之中，防患于未然，提高DCS系统的可靠性，随时掌握系统的运行状态，建立故障履历台帐，总结经验。

(2)要加强DCS系统的防干扰措施

DCS系统的防干扰也要引起注意。对讲机、手机信号对DCS系统的干扰是毋庸置疑的，区别在于功率的大小和距离的远近，虽然《火力发电厂分散控制系统技术规范书》要求在距电子设备1．2米以外发出的工作频率达470MHz、功率输出达5W的电磁干扰和射频干扰，应不影响系统正常工作。但一般不易确认干扰源功率，同时为了确保绝对安全，仍要明文规定：电子间全部范围内不允许使用任何无线通讯工具，靠近DCS系统的空间内限制性使用大功率通讯工具。

(3)制定DCS故障的预防措施和应急方案

制定合理的检修周期,配备合适的备品备件,安排适量的检修人员等是控制系统稳定运行的基本要求。这里着重提出的是，对于任何厂家的任何版本DCS控制系统，都要制定DCS故障的紧急处理和停机停炉措施。还有就是要解决Ovation系统计算机重启后I/O初始化的问题及机组的重要安全操作、保护要有直通性，尤其是Ovation系统中的锅炉安全监视保护子系统（FSSS）全部设计为软逻辑，在FSSS系统故障的情况下，应确保锅炉保护系统中的RB、MFT正常动作。

4结束语

综上，OVATION－XP系统是以PC机为基础，基于视窗XP的控制系统，相对专用UNIX版本、工作站类的专利型DCS要易于维护和使用、但也容易发生一些故障，而外界因素和使用不当是引起DCS发生故障的主要原因，所以我们使用这套具有高度标准化、开放性的新版DCS系统，就要从设备和环境、人员方面着手，采用先进技术手段与加强管理，有效的预防和减少系统故障，实现最佳经济效益。

郑慧莉　许继刚

（中国电力工程顾问集团公司，北京 100011）

关键词：火电厂 分散控制系统（DCS） 应用

长期以来，中国的电站建设一直以火电建设为主，火力发电厂的总装机容量占全国电力总装机容量的75%以上。除少数燃气、燃油等其它形式的火电厂外，火电厂的建设又以燃煤电厂的建设为主。在国民经济快速发展的今天，一大批高参数、大容量的燃煤火电机组正在设计和施工。作为机组主要控制系统的分散控制系统（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的变化，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相应发生了变化。本文将围绕DCS与电气控制系统、汽轮机电液控制系统（DEH）、汽轮机危急跳闸系统（ETS）、空冷控制系统、脱硫控制系统、脱硝控制系统、大型循环流化床（CFB）锅炉控制系统等的控制关系，针对国内近期大型燃煤电厂DCS的应用发展进行重点讨论。

1 电气控制系统与DCS的关系

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关单位对《火力发电厂分散控制系统（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，仍然将以上四项功能作为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，其中最主要的一个方面是电气控制纳入DCS已得到普遍推广应用。

大家知道，由于中国采用前苏联的专业分工模式，故在电厂的设计中，热工自动化与电气自动化是两个不同的专业。尽管热工自动化已采用了先进的DCS，但传统的电气控制却仍采用一对一的强电操作。近几年随着电气控制纳入DCS的成功应用，在新版《火力发电厂分散控制系统（DCS）技术规范书》的SCS中，已将电气发变组和厂用电系统的控制作为SCS的一部分，这说明电气发变组和厂用电系统的控制纳入DCS已相当成熟可靠。通过DCS，已可以实现单元机组的炉、机、电一体化控制，为全能值班创造了条件。

2 DEH、ETS与DCS的关系

在DCS控制范围上的另一主要变化是DEH电子部件与DCS的软硬件一体化已基本上可以实现。

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一套独立的控制系统。为了消除信息孤岛，笔者曾在九十年代初提出了DEH与DCS进行串行通讯的设计方案，该方案得到业内人员的普遍认可并在九十年代的工程设计中得到了广泛应用。随着技术的发展和自动化水平的提高，为了进一步减少控制系统种类，方便电厂运行维护，开始在一些大型项目中试图实现DEH电子部件与DCS的软硬件一体化，但由于种种原因，在工程实施过程当中阻力一直很大，只到近两年，经过各方努力，采取DEH由汽机供货商负责并提供与DCS相同软硬件的方式才逐步实现这一方案。目前，在大型项目的可行性研究报告审查时，电力规划设计总院基本上都要求项目法人在主机招议标时，按这一方式进行操作。DEH电子部件与DCS的软硬件一体化已开始逐步走向成熟。

除此之外，作为汽轮机的重要保护系统，ETS的电子部件由传统的可编程序控制器（PLC）改由DCS进行控制也已取得成功业绩。电气发变组与厂用电、DEH与ETS等系统成功纳入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、控制、报警和保护等全面的控制。

3 空冷控制系统与DCS的关系

前面就一般常规湿冷机组DCS的 功能控制进行了论述。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、内蒙等地，新建大容量高参数的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，而将空冷岛做为一个独立的辅助车间在空冷岛进行就地控 制。在就地进行控制的空冷控制系统多为可编程序控制系统（PLC）。

随着大同二电厂2X600MW机组等项目的建设，实践证明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2X600MW机组采用的建设模式是，空冷控制系统仍然由空冷岛负责供货，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。大同二电厂2X600MW机组扩建工程、内蒙上都电厂2X600MW机组扩建工程等项目也已采用相同的建设模式，另外还有内蒙乌拉盖2X600MW机组等项目也将采用该模式。

除大同二电厂2X600MW机组等项目的建设模式外，目前有的项目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DCS提供控制策略和控制逻辑，由机组DCS统一完成空冷控制系统的设计组态。国内将采用该建设模式进行建设和正进行前期准备工作的项目有：陕西国华锦界电厂2X600MW工程、山西漳山2X600MW扩建工程、山西柳林二期2X600MW工程、河北龙山电厂2X600MW工程、内蒙霍林河电厂2X600MW工程、内蒙和林电厂2X600MW工程、内蒙科佑中电厂2X600MW工程、内蒙朱家坪电厂2X600MW工程等等。

4 脱硫、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，近两年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2X600MW机组、福建厦门嵩屿2X300MW机组、国电天津东郊热电厂2X300MW机组等项目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控制系统方案已发生了很大的变化，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2X300MW机组和正在建设的福建厦门嵩屿2X300MW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来直接监控的。

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对脱硝装置进行控制的业绩和经验，而生产脱硝装置的供货商又往往固定有其熟悉的控制伙伴，故明确必须将脱硝装置直接纳入单元机组DCS进行控制尚需要进行一段时间的研究和实践后才能下结论。但是有一点可以明确的是，即使由脱硝装置配套独立的控制系统，该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CFB锅炉电站技术的引进是我国“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。目前在建的世界上第一个大型CFB锅炉（鲁奇炉型）电站工程——四川白马1X300MW CFB示范项目预计于2006年投产发电。在白马1×300MW级CFB锅炉示范电站项目之后，相续的大唐云南开远2X300MW CFB项目、内蒙古蒙西电厂2X300MW CFB项目、国电云南小龙潭电厂三期2X300MW CFB项目、华电云南巡检司电厂2X300MW CFB项目、河北秦皇岛电厂2X300MW CFB项目、淮北平山2X300MW CFB项目、内蒙古准能煤矸石2X300MW CFB项目、广东韶关坪石B厂三期2X300MW CFB项目、宁夏大武口2X300MW CFB项目等应用大型CFB锅炉的建设项目正在进行工程前期工作，有的项目已进入实施阶段。另外，正在进行前期研究工作的中电投江西分宜电厂三期工程，还准备作为国内首个自主研发的300MW级CFB锅炉试验基地。300MW 级CFB锅炉的控制系统已经是近期电厂设计的一个重点。

300MW 级CFB锅炉与常规的燃煤炉相比，无论在工艺上还是控制逻辑和控制策略上，都存在着很大的差异，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300MW 级CFB锅炉控制的经验，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，就目前的情况来看，将大型CFB锅炉的控制直接纳入机组DCS是可行的。在前面所述在建项目的设计方案论证中，基本上都是朝着这一目标在努力。

6 结束语

文章对近两年大型燃煤电厂DCS的最新应用和发展进行了讨论。由于文章中讨论的一些新技术方案，如将空冷控制系统、烟气脱硝控制系统、300MW级CFB锅炉控制系统直接纳入单元机组DCS的方案还都有待于各个工程项目的实践验证，故文章中的技术观点仅供现阶段工程设计时参考。至于烟气湿法脱硫控制系统，有的发电公司也正在尝试将其控制直接纳入单元机组DCS，但是否能够顺利实施，都还有待于进一步论证。但有一点可以预计，DCS发展到今天，排除电厂运行管理模式与生产关系因素，只要工艺上能够实现的系统，DCS几乎都能实现对其进行控制。