DCS

接地极周围内无避雷地的接入点,内无 30KW

利用电气接地网作为DCS接地网,即与电气接地网共地;

没有本安地接入的公共接地极(降阻剂网)的对地分布电阻小于4欧姆;有本安地的小于1欧姆.接地总干线的线路阻抗小于0.1欧姆.

高,分散控制系统(DCS)已在国内各电厂中得到广泛应用,这对保证电厂安全、经济和文明运行起到了十分重要的作用,并取得了良好的效果.

DCS合理、可靠的系统接地,是DCS 系统非常重要的内容.为了保证DCS

安全栅柜:设有屏蔽地接地汇流排,本安地接地汇流排,保护地螺钉.

2.1DCS系统设置的接地装置

1.3对公共接地极(网)的要求

当厂区电气接地网接地电阻较大或杂乱时,应独立设置接地系统,即为DCS系统的公共接地极(网).

由于第三种接地方式与第二种接地方式有较多相同处,过去,计算机或DCS系统曾经较多的采用过专用的接地网.但这种接地方式存在降阻剂的缺点是:占地面积太大,投资高,电缆及接地网钢材耗量大,距厂房有相当的距离(因不易在厂房内找到合适的位置),管理、维护、测量及查找接地极和接地线不方便,且效果不甚良好.根据实际运行表明,设置专用的DCS接地网是既困难又不安全的.如某电厂曾因接地问题,造成机组跳闸数十次.根据调查,不少电厂DCS后来改用电气接地网接地,取得了良好的效果.

2、DCS系统的接地原则

保护地(CG,Cabinet Grounding)

(或不明原因的”死机”),大多是因为接地系统不良或存在问题所引起的. 因此,完善、可靠、正确的接地,是DCS 系统能够安全、可靠和良好运行的关键.

3.1集中布置的DCS设备接地方法

在一般情况下,DCS控制系统需要两种接地:保护地和工作地(逻辑地、屏蔽地等).对于装有安全栅防爆措施的系统如化工行业所用的系统,还要求有本安地.

逻辑地:也叫机器逻辑地、主机电源地,是计算机内部的逻辑电平负端公共地,也是+5V等的电源输出地.如CPU的正负5伏、正负12伏的负端.需要接入公共接地极.

当厂区电气接地网对地分布电阻≤4Ω时,可将厂区电气接地网当着DCS系统的公共接地极(网).

是为了防止设备外壳的静电荷积累、避免造成人身伤害而采取的保护措施.DCS系统所有的操作员机柜、现场控制站机柜、打印机、端子柜等均应接保护地.保护地应接至厂区电气专业接地网,接地电阻小于4Ω.降阻剂

操作台、打印台、服务器柜:设有保护地螺钉.

.2当信号源接地时,屏蔽层应在信号源侧接地;

降阻剂

1.1DCS接地分类

2.2信号屏蔽及其接地

根据有关技术规定要求,计算机或 DCS系统信号电缆的屏蔽层不得浮空,必须接地,其接地方式应符合下列规定:

DCS的I/O机柜:设有屏蔽接地汇流排,保护地螺钉.系统地(+24V地)悬浮.

3、DCS系统的接地方法

,铝箱配件; DCS系统接地是为了保证当进入DCS系统的信号、供电电源或DCS系统设备本身出现问题时,有效的接地系统能承受过载电流并可以迅速将过载电流导入大地.接地系统能够为DCS提供屏蔽层,消除电子噪声干扰,并为整个控制系统提供公共信号参考点(即参考零电位).当接地系统发生问题时(接地电阻过大,多点接地,接地线断线或接地线与高电压、大电流设备相接触等),会造员的触电伤害及设备的损坏,据了解,有些电厂DCS系统经常”死机” 降阻剂

设DCS专用接地网,经接地线、再接至电气接地网;

也叫模拟地,它可以把现场信号传输时所受到的干扰屏蔽掉,以提高信号精度.DCS系统中信号电缆的屏蔽层应做屏蔽接地.线缆屏蔽层必须一端接地,防止形成闭合回路干扰.铠装电缆的金属铠不应作为屏蔽保护接地,必须是铜丝网或镀铝屏蔽层接地.接入公共接地极.

3.2分散布置的DCS设备接地方降阻剂

本安地应独立设置接地系统,接地电阻≤4Ω.本安地的接地系统应保持独立,与厂区电气地网或其它仪表系统接地网的距离应在以上.

1、DCS系统接地的基本要求

.3当放大器浮空时,屏蔽层的一端与屏蔽罩相连,另一端宜接共模地(当信号源接地时,接信号地.当信号源浮空时接现场地).

降阻剂统的可靠接地,是保证电厂DCS安全,可靠运行的首要条件.我根据对一些电厂的系统设计、现场经验,对DCS系统的接地,进行了探讨和简要介绍.

1.2DCS系统接地方式 DCS系统一般接地方式

.4当屏蔽电缆途经接线盒分断降阻剂或合并时,应在接线盒内将其两端电缆的屏蔽层连接.

屏蔽地(AG,Analog Grounding)

.1当信号源浮空时,屏蔽层应在计算机侧接地;

以上的高低压用电设备外壳的接入点.当现场无法满足该条件时,防雷保护地通过避雷器/冲击波抑制器与公共接地极的主干线相连.电焊地切勿与公共接地极及其接地网搭接在一起,二者应距离以上.

设DCS系统专用独立的接地网;

仪表柜、手操盘台:设有屏蔽地降阻剂接地汇流排,保护地螺钉.

继电器柜、UPS柜、配电柜:设有保护地螺钉.

系统的监测控制精度和安全、可靠运行,必须降阻剂对系统接地方式、接地要求、信号屏蔽、接地线截面选择、接地极设计、接地箱布置等方面,进行认真设计和统筹考虑.本文根据DCS系统的设计规范要求,对DCS系统接地进行讨论和简要的介绍,以供大家在DCS系统设计、安装、维护中参考.

DCS系统信号电缆的选择与敷设,应严格按照有关规定执行.屏蔽电缆的屏蔽层应按以上要求进行接地.为了提高DCS 系统的抗干扰能力,DCS系统开关量输入/输出信号,选用阻燃型对绞铜网屏蔽计算机电缆还是比较恰当的.
转摘自：http://blog.sina.com.cn/s/blog_62bfd5940100fs6z.html

电厂人员学习了解DCS，应偏重于对电厂工艺系统的了解，在以下各个环节中均应与电厂工艺系统相关联：

1.了解DCS系统硬件配置和网络结构以及通讯方式。

2.DCS的基本操作,了解DCS都能提供那些信息,如何获取信息。

3.了解如何通过DCS组态来实现各种功能,组态需要系统学习,一般厂家都有入门教材。

4.进一步了解故障处理方法。

5.了解DCS和其他系统之间的通讯或数据传递，不同的系统通讯方式可能不一样的。

原创于：http://www.fjnpc.cn

英维思

来源：http://bbs.hgbbs.net/thread-99111-1-1.html

作者：李日龙 赵振雄 王宝华
摘要：山西神头二电厂对电气监控在分散控制系统DCS中的应用进行了积极大胆的尝试与探索。文中结合电力规划设计总院对电气监控进入DSC的范围的要求，介绍了电气DCS系统概况、电气监控的特点及纳入况DCS的范围，分析了在DCS中实现电气监控的方案及其优缺点，提出了设计、施工中存在的
　 　
根据《火力发电厂设计技术规程》(DL5000-2000)和部颁新厂新办法的有关规定，要实现机、炉、电统一的单元集中控制，使单元控制室的机、炉、电控制水平协调发展。因此，电气监控在DCS中的应用，尤其是电气在DCS中的控制愈来愈受到各方关注。
目前国内电厂的现状是:300W及以上机组，单元控制室的电气数据采集和监测大都已通过DCS实现，并有少数电厂电气系统的控制也不同程度地由DSC实现。此外国外电厂单元控制室电气系统控制由DCS控制也有应用，并有部分供货商有较成熟的经验。所有这些都为单元控制室电气系统进入DCS控制创造了有利条件。
一、有关规定
国电公司电力规划设计总院于1995年底在北京主持召开了电力系统各有关单位和西门子、ABB、贝利等国际知名公司电气、热工自动化等专业参加的”单元控制室电气控制系统”研讨会，会议交流了专家们提出的电气系统控制进入DCS的方案和设想，会议认为应根据国内具体情况及国外供货商经验，选择试点工程将电气控制系统由DCS实现，逐步提高单元控制室电气系统控制水平，会议建议电气控制纳入单元机组DCS的范围:(1)发电机、变压器组，由DCS实现数据采集和控制;(2)厂用电源系统，由DCS实现数据采集和控制;(3)直流系统UPS等，由DCS实现数据采集。
发电机励磁系统自动电压调整器(ARV)、自动准同期装置(ASS)、主设备保护等应采用成熟的技术和产品，与DCS有必要的接口。会议明确了电气专业工作范围:要求电气专业对纳入DCS的电气监控功能负责，向热工专业提交有关的I/O清单，数据采集和处理功能(包括:画面、制表、SOE、点、性能计算等)以及控制逻辑设计要求等，从电气专业角度对DCS系统总的要求提出意见，参加DCS系统中电气有关部分的技术谈判。会议还要求单元控制室电气监控由DCS实现应采取积极稳妥的步骤，可先在一些条件较好的电厂(包括成套进口机组)进行工程应用，在取得经验的基础上再逐步推广。试点工作应取得业主及运行单位的支持，应选择有成熟经验的供货商。试点应用工程应按单元机组由DCS实现监控的原则进行设计。不应重复设置过多的后备监控设备。
二、电气监控的特点
山西神头二电厂DCS系统采用贝利控制公司INFI-90分散式控制系统。
电气系统与热工自动化相比在控制要求及运行过程中有着很多不同点，电气的主要特点表现为：
2.1 电气设备相对热工设备而言控制对象少，操作频率低，有的系统或设备运行正常时，时常几个月或更长时间才操作一次。
2.2 电气设各保护自动装置要求可靠性高，动作速度快。发变组保护动作速度要求在4Oms以内；自动准同期采用同步电压方式，转速、电压调整和滑压控制要求在5ms以内;电压自动调整装置快速励磁要求时间极短;厂用电快切装置快速切换时间一般小于60～8Oms，同步鉴定相位差5°～20°。
2.3 300MW及以上机组一般每2台机组共用1台起/备变，任一机组检修都不能影响另1台机组的正常运行，因此DCS控制应考虑其控制方式，确保只能有1台机组的DCS实现对共用部分的控制，同时另一机组DCS能够实现实时监视，并且这种操作控制权能实现切换。
2.4 电气设备电气系统的联锁逻辑较简单，但电气设备本身操作机构复杂。
针对以上特点，神头二电厂#1机组的电气系统纳入DCS控制(#2机组的电气系统DCS改造将列入计划)，要求控制系统具有极高的可靠性。除了能实现正常起停和运行操作外，还能够实现实时显示异常运行和事故状态下的各种数据和状态，并提供相应的操作指导和应急处理措施，保证电气系统自动控制在最安全合理的工况下工作。
三、电气监控进入DCS的范围
因为当时国内对电气监控进入DCS的范围还没有相关规定，也没有经验可以借鉴，专家对此还是非常慎重。所以，进入DCS的控制范围只是限于厂用电系统。同时为了安全可靠起见，在发电机电气控制盘上仍然保留厂用电系统的硬手操作后备而不用。
根据单元机组的运行和电气控制的特点，神头二电厂采用了将发电机—变压器组和厂用电源等电气系统的控制都纳入DCS监控，从升压站(不包括升压站)至电厂侧的所有主厂房内电气系统均纳入DCS监控，主要系统归纳为:
3.1 主电源系统(#1发电机、#l励磁系统、#1主变、#1厂高变、起备变)
1)发电机同期:发电机自动同期与DCS的接口。
2)数据采集与监视:发电机定子三相电压、定子三相电流、励磁电压、励磁电流、负序电流、有功、无功、频率、功率因数、有功无功电量，主变高压侧单相电压、三相电流、中性点电流、有功无功电量、油温、高低压绕组温度，励磁变压器高压侧绕组电流、有功电量。
3)励磁系统装置的运行状态和励磁开关的状态监视，励磁系统整流设备与控制装置故障及异常报警。
4)继电保护装置动作报警。
5)#1高厂变分接头的指示及控制(升、降)及分接头位置状态。
6)起备变分接头的指示及控制(升、降)及分接头位置状态。
3.2 22OKV开关站系统
221断路器控制及位置指示、部分隔离开关、部分地刀的状态监视;断路器、刀闸分、合、故障状态。
3.3 厂用电系统
1)厂用电系统数据采集与监视:6KV、380V母线电压，工作进线及备用进线电压、电流、有功无功电量，馈线电流、有功电量。
2)厂用段与公用段联锁、自动切换。
3)厂用电系统故障及异常报警:工作进线及备用进线及低变馈线开关的故障及异常。
4)厂用电系统开关状态监视:工作进线及备用进线及低变馈线开关的分、合、故障、试验位置状态。
5)厂用电切换操作。
3.4 公用段系统
1) 公用段系统数据采集与监视:6KV、380V母线电压，工作进线及备用进线电压、电流、有功无功电量，馈线电流、有功电量。
2) 公用段与厂用段联锁、自动切换。
3) 公用电系统故障及异常报警:备用进线及低变馈线开关的故障及异常。
4) 公用段系统开关状态监视:工作进线、备用进线、段上开关开关及分、合、故障、试验位置状态。
5) 公用电切换操作。
3.5 外围系统
主厂房外辅助系统的电气系统如输煤、化水、制氢、电除尘等没有纳入DCS系统中
3.6 DC直流系统
1)数据采集:直流母线电压。
2)充电装置、蓄电池组及配电装置的故障及异常报警
3)6KV开关装置380V直流控制电源消失报警。
综合以上几个方面，纯电气在DCS中的点数为2247点，占DCS总点数的15%左右。其中包括发电机-变压器组的并列及解列控制、22OKV开关启备变进线开关的控制、厂用电系统的控制及切换，发电机同期、励磁系统及厂用电各用电源切换都与DCS有接口，电气系统的数据采集监视和故障异常报警也全在DCS中实现。上述范围达到并超过了[纪要]中的要求。
四、电气系统监控分析
4.1 采集与监视
现场电气范围内的信号种类有电压、电流、功率、频率、功率因数、温度等模拟信号和电度脉冲信号。其中电度量脉冲信号经中间端子柜内的频率/电流转换器变成4-2OmA的信号。所有这些信号从现场硬接线引出后先进中间端子柜，经中间端子柜送往PCU柜
4.2 设备状态
现场的电气范围内的设备指示主要是指开关、隔离开关、接地刀闸的分、合、故障等状态。其中，开关有合闸、分闸、故障和准备好四种状态，地刀有分闸、合闸两种状态。以上各种状态在CRT上都有指示。
开关位于主厂房内的开关室，其状态直接由位于开关装置上的辅助接点送到中间端子柜进入DCS。而22OKV、5OOKV系统的开关、隔离开关和地刀位于远离控制室的开关站，其状态先送到控制室辅区的中间继电器柜，经中间继电器柜将接点数目扩充后，一部分接点送22OKV、5OOKV控制盘，另一部分接点送到PCU柜进入DCS。这样避免了所有电缆都从开关站接，节省了大量电缆。
4.3 设备故障及异常报警、继电保护动作报警
电气设备所有的故障及异常信号和继电保护动作信号都送入DCS，而送到集控立盘上光字牌的信号，原则是:预告信号—–送到GEB盘上的光字牌，某一设备保护跳闸的事故信号相加后送到GEB盘上的光字牌，至于是哪种保护动作起动跳闸，须在CRT画面上查找。本来合同要求是将预告信号和保护跳闸事故信号一一都上光字牌，只是由于上光字牌的信号太多，GEB盘上容纳不下，所以经双方讨论才形成该原则。这样可以一目了然地提醒运行人员对预告信号引起注意，采取措施，防止扩大事故。
报警信号为数字输入信号，它经中间端子柜送入AS的FM2l0输入模件，经CP将信号从AP中送到OM系统，光字牌信号由AS的FM5l1输出模件送到GEB盘上的光字牌。当报警信号出现时该信号对应的窗口闪光。光字牌信号GEB盘上有声光报警。
4.4 电气控制
在DCS中实现的电气控制主要是指开关分闸及合闸控制，刀闸返回信号。
对5OOKV、22OKV系统而言，发电机-变压器组出口断路器在DCS中控制并显示其运行状态，主刀闸显示其运行状态。启动备变压器高压侧断路器在DCS控制，隔离开关在DCS中画面显示。所有开关、隔离开关和接地刀闸的联锁控制逻辑和中、低压厂用电系统的控制联锁逻辑都在DCS中实现，因此在DCS中的控制相对复杂一些。
4.5 后备监控设备的配置
根据采用DCS控制的机组的运行经验，系统控制中来用DCS以CRT和键盘监控为中心后，尽可能地减少控制盘台上的显示仪表、操作器/开关、报警窗等，仅保留的后备监控设备为:
(1)模拟量信号全部进DCS显示，盘上仅保留少量显示仪表。
(2)只保留少量的重要电气开关并取消电气控制屏/盘，控制功能在DCS实现。关于手动同期开关的保留与否，由于自动准同期装置产品的可靠性已越来越高，取消手动同期开关。保留的后备手操开关为:发变组断路器紧急跳闸按钮。
(3)报警光字牌数量保留20个左右，与热工报警合并在一起，既减少了设备的种类，又便于布置。
神头二电厂原电气操作、监控立盘和卧盘已全部拆除，报警光字牌数量减少到30个左右，保留了发变组断路器紧急跳闸按钮。
4.6 电气CRT画面
电气DCS操作画面，按照电气系统和操作功能划分为11个画面，分别显示各自的系统状态并提供操作功能，包括了:
1)6KV厂用系统
显示功能:6KV系统参数;系统图中开关状态，联锁回路状态;
操作功能:6KV系统所有电源开关的操作(通过同期操作的6KV开关除外);380V所有显示开关的操作;厂用380V联锁回路的操作;直流系统的显示。
2)6KV公用系统
显示功能:6KV系统参数;系统图中开关状态，联锁回路状态;
操作功能:6KV系统所有电源开关的操作(通过同期操作的6KV开关除外);380V所有显示开关的操作;公用380V联锁回路的操作。
3)电气主画面
显示功能:电气主系统，主设各的参数;电气主系统的开关状态，刀闸状态;
操作功能:5012,5013开关试验状态下的操作和运行状态下的断开操作;5012,5013开关试验状态下的操作是指5012-1、5012-2在断开状态下操作5012,5013-1、5013-2在断开状态下操作5013;灭磁开关的操作。
4)12BT2O 1#启动变画面
显示功能:启动变的运行参数，启动变6KV侧电源开关及与其他电源的联络开关的状态;联锁开关联络功能的投退;联络线路的运行参数;
操作功能:启动变分接开关的调整，风机的起停，221开关的操作，联络开关的断开及联锁投入，12BLO2、12BMO2开关具有手合、手跳功能，以便于在启动变检修后的送电操作。
5)lBTlO 1#高厂变画面
显示功能:高厂变的运行参数，高厂变6KV侧电源开关及与其他电源的联络开关的状态;联锁开关联络功能的投退;联络线路的运行参数;
操作功能:高厂变分接开关的调整，风机的起停，联络开关的断开及联锁投入。
6)厂用系统电量平衡图
厂用系统的开关状态及电量显示。
7)公用系统电量平衡图
公用系统的开关状态及电量显示。
8)励磁画面
显示功能:发电机的主要电气运行参数，励磁调节器的运行状态;
操作功能:发电机励磁的起、停、增、减;励磁调节器的信号复归，远方切B。
9)同期画面
显示功能:同期系统的运行参数，同期开关的选择状态，同期系统有关开关的状态以及同期系统的运行状态;
操作功能;同期开关的选择及解除选择，同期装置的投退。
10)保警画面
利用画面的功能键的提示，直接进入本画面，显示有关报警信号的详细内容。
11)画面功能键
在每幅画面的上方，都有一个功能键条，用来操作画面的切换和显示翻看报警信号。
五、问题及建议
对电气监控在DCS中的应用，为实现机、炉、电统一控制和统一管理，使单元控制室机、炉、电控制水平协调发展，取消电气监控的硬手操作后备，完全依靠DCS。以下是我们在设计及安装中遇到的问题和建议，请大家研究和探讨。
5.1 电气微机保护、控制与测量装置与DCS的接口问题
现在微机元件保护、微机线路保护、微机控制与测量装置使用愈趋普通，这些装置大都配有通讯接口，其通讯功能也愈趋增强，这就为其与DCS系统通讯创造了条件。目前的设计原则仍然是用硬接线电缆将这些装置的信号送到中间端子柜，再到DCS。建议用通讯电缆将这些装置的通讯接口与DCS通过通讯接口连接起来。需要注意的是，在设备采购过程中，要规定微机装置的通讯规约必须是标准规约，并且对微机装置的通讯功能、通讯内容(如模拟量、开关量等)提出具体要求。这样，只要在EWS中进行简单组态就可以实现设备的监控功能。
5.2 电气与热控专业的界面设备问题
目前国内的电厂在检修维护及技术管理上电气与热控专业仍然为不同的管理单元。因此客观存在电气与热控专业界面分工问题。一般来讲，电气专业范围内的电气量自现场到中间端子柜端子排范围的检修维护及技术管理工作是由电气专业负责的;中间端子柜端子排至DCS以内的范同全部由热控专业负责 。因此，供货商在设计上将电气的电气监控量在中间端子柜及DCS继电器柜的布置，安排在独立的或相对集中的位置上是必要的。这样可以容易分清责任，对专业管理是非常有益的。
5.3 电气与热控专业的界面管理分工问题
电气与热控专业的界面和分工问题，在《纪要》中也作了规定。计算机应用范围推广，使得专业界面更加模糊，专业渗透面及深度更加深广。往往接口界面是最容易出问题的地方。为了成功地将电气监控运用在DCS系统中，电气、热控专业应分家不分工。电气专业应学习熟悉DCS系统，热控专业也应学习熟悉电气系统。电气、热控应紧密配合，相互合作，打破专业界限。热控专业应了解电气专业的一些基本运行方式、操作要求、联锁要求、电气控制和保护的原理等。电气专业熟悉了解DCS配置、性能、基本模块功能及组态等。做到能发现对方所出现的问题。电厂的运行、检修管理要能适应这一发展要求，制定相应的规章制度。
5.4 DCS投入与厂用电受电工期配合
厂用电源控制纳入DCS后，由于不设独立于DCS的硬手操，在倒送厂用电时，DCS一般尚未投运，此时高压启/各变、高/低压厂用电源操作无法实现，故要求DCS设备安装、调试及投运在工期上予以配合。在厂用电设各安装调试的同时，开展了DCS的安装调试，特别是与厂用电有关的子系统的调试，使其投运在倒送厂用电之前，以满足电气倒送厂用电、厂内各工艺系统的分部试运行的要求。
六、结束语
山西神头二电厂#1机DCS系统从2001年11月26日机组并网至今已经运行半年多时间。从电气监控方面来看，运行情况良好，电气系统的各项功能(包括开关、联锁、SOE报警以及报表显示、仪表显示等)均能正常投入，没有出现拒操、误操、逻辑误判断等异常情况。电气监控功能达到了设计要求，电气监控在DCS中的应用是成功的。我们希望DCS系统在神头二电厂的应用能为以后同类工程提供借鉴，提供一些成功的经验，同时诚恳地期望同行能为我们提出宝贵的意见，使电气监在DCS中应用日趋完善，

来源：http://hvdc.chinapower.com.cn/membercenter/autocenter/viewarticle.asp?user=auto&tempname=%B5%E7%C1%A6%D7%D4%B6%AF%BB%AF&articleid=10022177

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

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。

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