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朱北恒

1  DCS改造的概況
浙江省電網共有125MW發電機組16臺，200MW發電機組4臺。DCS技術改造工作起步較早但實施較晚，1999年由鎮海電廠#3機組首先完成DCS改造。隨后的3年里，鎮海電廠#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, 汽輪機數字電液控制系統)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

鎮海電廠#3機組在DCS功能上只包括DAS(Data Acquisition System, 數據采集系統）、SCS(Sequence Control System, 順序控制系統)、CCS(Coordinated Control System, 協調控制系統)，I/O點數只有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, 爐膛安全監控系統)、ETS(Emergency Trip System, 汽輪機緊急跳閘系統)、ECS(Electric Control System, 電氣控制系統)以及外圍輔助系統的小程控。DCS的I/O點數也發展到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。各廠根據自己的實際情況，在FSSS、ECS、ETS等系統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標準《125MW、200MW機組控制系統改造工程的驗收測試規范》，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容：圖紙及技術資料；試驗記錄和報告；安裝質量；測量系統精度抽測和系統抗干擾性能試驗；DCS、DEH系統功能測試；協調系統及其子系統調節品質試驗。
在線驗收測試結果表明：各改造機組DCS控制系統的各項性能指標能夠滿足省電力公司《驗收測試規范》的要求；在負荷指令變化率為3%Pe/ min的擾動下，協調控制系統均能較好地投入運行，除汽溫調節品質外，各主要參數的動態偏差均在允許范圍內。
2.2  機組協調控制的實現
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品，這些產品技術已經非常落后，難以實現機組協調控制和AGC(Automatic Generation Control, 自動發電控制)控制。經過多年運行，設備已經嚴重老化、系統可靠性低、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濟運行。改造前，汽機負荷控制系統采用液壓調速系統，調節精度較差，晃動較大；同步器從空載到全負荷行程僅為2mm，負荷調控困難。通過改造，DCS、DEH系統的應用，使機組實現了協調控制，提高了自動調節品質，增加了機組運行的穩定性。
鎮海電廠#3、#4、#5機組協調控制系統先后完成了升降速率為5%的負荷擺動試驗，機組協調控制范圍為120～200MW；主要被調參數均在允許范圍內。#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發生后，協調控制轉為TF方式，負荷以100%/min的速率自動降至120MW，主汽壓力滑壓至12MPa，實現了輔機故障下的快速降負荷，為機組在協調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機組還就協調控制系統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和一次調頻
采用中儲式制粉系統的火電機組，具有負荷響應快的特點，其協調控制能較快地跟蹤中調下達的ADS(Automatic Dispatch System, 自動調度系統)指令，具有較好的調節特性。浙江省200MW和125MW機組均為中儲式制粉系統的火電機組，通過自動化改造，實現了AGC功能，大大改善了省電網火電機組對調頻調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，自動化改造所產生的直接經濟效益每年近500萬。鎮海電廠#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，鎮海電廠累計獲得AGC獎勵4千多萬元，經濟效益相當可觀。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控制的質量指標如下：AGC調節范圍為70%～100%MCR；調節速率為3.5～4MW/min；機組的負荷響應時間均在40秒以內，機組其他主要參數也應在允許范圍內。各改造機組均按照上述要求完成了AGC調試。如鎮海電廠#4機組AGC調節范圍為65%～100%MCR；響應時間：上調8秒、下調18秒；調節速率：上調4.9MW/min、下調4.8MW/min。
浙江省要求改造后的機組全部參加一次調頻，DEH參數設置如下：轉速（頻率）死區為±2r/min（0.033Hz）；轉速不等率為4%～5%；調頻限幅為6%MCR；一次調頻作用產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頻投運正常，為提高華東電網的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DCS，由于價格上的優勢，應該在配置上非常充裕，但實際情況并非如此。大多數機組在完成改造后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作出規定。廠商在投標中展開價格戰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品提供給用戶。
無論是國產還是進口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, 總燃料跳閘)。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量問題，如果在短時間內發生大量的模件損壞，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的平均負載等。
在某些工程中，DCS主干通訊網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，中試所和發電廠都尚未開展對使用中的DCS通訊網絡進行測試和評估，現在尚不清楚發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依賴平衡系統達到共載抑制干擾。在辦公環境，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電廠環境中，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常在DCS應用中出現。
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行機構進行了更換，主給水調門、給水旁路門、減溫水調門等執行機構采用了性能可靠的進口產品；給煤機與給粉機采用了變頻調速；對送引風液偶的控制采用變頻執行機構，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，要繼續進行改造或完善；據了解，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實現時應采用專用模件
浙江省在ETS功能實現上采用了3種模式：由DEH實現，由DCS實現，由PLC實現。
ETS由DCS實現時，應注意動作時間是否能滿足保護系統的要求。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，發現保護動作時間太慢（約100ms），后來采用了繼電器實現110%超速保護與ETS并聯，提高了保護動作響應時間（約20ms）。
鎮海電廠#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，并通過組態軟件可以對保護系統進行靈活組態，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的狀態進行監視和記錄，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，主要實現了鍋爐爐膛安全監控、制粉系統啟停操作和聯鎖保護功能。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FSSS邏輯功能。
鎮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處理將光信號轉換為電流信號，再經火檢板處理后將有無火開關量信號送給DCS，由DCS實現滅火保護邏輯、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自成系統，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，也分為數據采集、開關量控制和模擬量控制。但電氣保護由于其快速、可靠和專業性強的要求，一般由獨立的裝置完成，不進入DCS。
鎮電#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實現廠用系統電氣設備控制操作功能；實現高、低壓廠變與高、低壓備變之間的正常切換操作；實現與電氣單列微機保護、微機故障錄波器、微機型勵磁調節器的通訊，與單列微機勵磁調節器配合實現調節功能等。
鎮電#4、#5、#6機組在電氣進入DCS控制方面有了較大的改進：發變組系統（包括發變組、同期系統、滅磁開關）、廠用電系統、公用系統控制由ECS實現；發變組系統取消硬手動并網功能；廠用電系統、公用系統的BZT功能的邏輯判斷由DCS實現；勵磁系統為滿足機組自動升壓并網和自動解列順控要求，由ECS實現對DAVR(Digital Automatic Voltage Regulator, 數字式自動電壓調節器)調節增、減操作和整流柜A/B的分、合閘功能，保留手動調節柜的硬操作回路。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模件實現了自動同期功能，IMTAS01模件是Symphony控制系統中一塊專用的自動同期模件，使用該專用模件并結合DCS的多功能處理模件（IMMFP12）完成發電機自動同期并網。
浙江省在有關DCS改造總結中鼓勵電氣進入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具備條件；有些電廠已經在技術人員結構上進行了調整，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、燃燒及協調控制中的應用等，這些曾獲獎的科技成果一直為電廠控制技術的進步發揮著作用。DCS改造后，如何將先進控制策略移植到新系統中并繼續發揮作用，是一個值得探討的問題。
鎮電#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，和常規PID控制切換使用。通過對甲二級減溫的調試，證明其調節品質優于常規PID控制。
鎮電#3機組為了在制粉控制系統實現模糊控制技術，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來實現的局限性。
半山電廠除氧器-凝汽器水位控制系統采用了仿真智能控制技術；主汽溫控制系統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，實現電網要求的AGC功能，而且使機組的運行管理水平上了一個新的臺階，實現了優化運行、節能降耗、減少運行維護人員的工作強度，提高了電網整體的經濟效益。