2000年发电厂自动化设计展望

1/102000年发电厂自动化设计展望许继刚【摘要】从电力设计的角度出发，阐述2000年发电厂自动化设计中遇到的问题及发展趋势，包括现场总线的应用、分散控制系统DCS的物理分散和软件优化、公用辅助系统集中控制等，指出设计的关键是DCS规模的扩大与潜能的进一步开发及全厂计算机网络的建立。【关键词】自动化设计分散控制系统现场总线软件优化辅助系统DESIGNPROSPECTOFPOWERPLANTAUTOMATIONFORTHEYEAR20001现场总线的应用现场总线FCS具有无可比拟的优越性，如大幅度削减硬件设备和安装材料，进一步提高调节控制品质和精度，促进系统组态更加灵活、操作维护更加方便等，已引起仪表控制专家的广泛瞩目，未来的工业控制将是FCS的天下。作为2000年发电厂仪表控制系统的设计，可否采用FCS就成为首要问题。在充分考虑先进性前提下，应首先考虑可行性。尽管FCS在石化、水电等行业已开始小规模应用并积累了一定经验，但要在近期作为主控系统应用于大型燃煤电厂还为时过早。FCS从提出到具体实施已经历了10A，但进展却非常缓慢，一方面是技术上几乎涉及到控2/10制系统最底层的现场设备及互连通信每个工业领域，在技术、标准及行业习惯方面存在诸多问题，需要大量时间、人力和物力进行研究；另一方面是商业利益的重新分配问题。1994年，国际现场总线组织FFFIELDBUSFOUNDATION正式成立，但要缔造出一代具有真正实用价值而又被工业领域广泛认可的FCS，还需要较长一段时间。小型FCS已在国内安庆石化腈纶厂乙腈装置、吉林油田甲醇厂及扬子乙烯硫磺厂等开始应用。但基于FF的SMAR公司的该FCS仅是FF中的H1现场总线产品，即低速现场总线产品，只能实现一些就地的简单回路控制，而面向大规模复杂控制的H2高速现场总线及基于H1、H2的FCS仍在研制开发中。以协调控制系统CCS功能为例，由于实现机炉协调控制所涉及的信息量很大，相关联的子系统及相应参数较多，联锁条件复杂，若无合适的高层次集中控制器、畅通快速的信息交换及切实有效的控制策略，即使已有成功的FCS用于发电厂，也难于适应现场。大型发电厂控制水平往往滞后于其它行业，是与发电厂的具体环境和控制特点相关联的。因此，大型燃煤电厂主控系统近期内只能以DCS为主，充分发挥其现有特性，大力挖掘潜在能力，这是2000年发电厂设计的研究重点。作为DCS主控系统的补充，局部现场总线系统及基于现场总线的智能仪表占有相当重要的位置。采用SMAR公3/10司的现场总线设备取代传统的气动基地式调节仪表已具备相当成熟的条件，如襄樊电厂4300MW机组和武钢自备电厂2200MW机组。又如燃油泵房、水工工业泵房和废水处理等辅助公用系统各控制点较分散，控制内容相对简单，采用小规模基于现场总线技术的控制系统具有较好的应用条件，在这些辅助系统采用现场总线也是一个可行方案。因此，尽管FCS目前尚不能取代DCS核心地位，但可积极有效地开展小范围应用，逐步积累经验并为将来顺利过渡打下良好基础。2DCS的物理分散目前在发电厂中，DCS只实施了功能分散而未实施物理分散，一方面是早期的DCS硬件本身环境适应能力较弱；另一方面是出于管理维护的方便，用户更愿意接受DCS控制机柜集中布置方案。随着DCS技术发展和运行水平不断提高，在2000年发电厂尚未采用FCS前，有效设计和采纳物理分散是有效发挥DCS潜能的最重要课题。根据法国GECALSTHOM公司提出的VESTAVERYESSENTIALSTEAMTURBINARRANGEMENT方案，传统的集中控制楼将以DCS物理分散特性分成几块。以两机一控方式为例，集中电子设备间将分成每台机组的锅炉电子设备间、汽轮机电子设备间；另外，在主厂房外设立一个单独的小型控制楼，其中运行员操作站通过DCS高速通信网络与锅4/10炉电子设备间及汽轮机电子设备间内的控制机柜相连。锅炉电子设备间和汽轮机电子设备间到现场的距离小于传统的集中设备间，节省了大量仪表控制电缆。据GECALSTHOM估算，VESTA方案可比常规方案节省控制电缆约35。仅此部分的安装材料费用就可节省人民币1000万元，若此部分费用用来提高发电厂自动化水平，效果显著。国内推荐的8家DCS厂商已纷纷致力于开发适宜现场放置的控制机柜，有的公司已有成功的应用业绩，这在物理分散方面更迈前了一步。对于机柜放置区域、机柜分散程度及设备造价、节省电缆费用和检修维护方便等问题，还应进行平衡取舍，选出适合于具体项目的最佳方案。作为DCS向FCS进展过程中的过渡产品远程智能I/O，也将在2000年发电厂设计中起重要作用。除有的DCS厂商已开发出相应的远程I/O站外，国产远程智能I/O系统已达到相当高的技术水平，在质量和性能上不比进口产品差。在近几年工程实践中，已有工程局部采用了DCS系统一体化和国产化的远程智能I/O设备，如鄂州电厂2300MW机组采用DCS远程I/O，实现了对循环水泵房的控制；阳逻二期工程2300MW机组采用国产远程I/O系统，实现了对锅炉壁温、发电机定子线圈及铁心冷却水温等的采集监视，均收到良好效果。远程智能I/O的大量采用，将为DCS物理分散更趋于合理化并推进DCS向FCS发展做出贡献。5/103DCS一体化DCS最初进入大型燃煤电厂只是用于数据采集处理系统DAS和模拟量调节系统MCS，并逐步用于顺序控制系统SCS，至今又基本占领了炉膛安全监控系统FSSS市场。DCS覆盖以上4大功能已是目前DCS设计的基本模式。作为十分重要的汽轮机电液调节系统DEH目前却存在着2种设计方式一种是由DCS覆盖，DEH与DCS从硬件到软件均融合成一个整体，实现了控制系统一体化；另一种是由汽轮机厂成套提供，DEH具有独立的操作员站和操作面板。为使运行人员通过DCS便能更加全面地掌握全厂信息，有的工程将DEH通过串行口与DCS相连，构成当前普遍存在的5台DCS操作显示器加1台DEH操作显示器的单元控制室主控制台。对于DEH由DCS统一覆盖还是由汽轮机厂单独配套，从炉机电单元集中控制并实现正常运行时只有一人操作的运行水平考虑，DCS覆盖DEH在简化系统、减少监视操作面和便于维护管理等方面具有明显的优越性。但DEH与汽轮机具有紧密不可分的关系，DEH控制性能与汽轮机的品质相辅相成，DCS厂商很难深入到其它汽轮机厂的DEH中，国外基本上均由汽轮机厂配供DEH。经多年工程实践，目前国内工程中如妈湾电厂、湘潭电厂及常熟电厂等300MW国产机6/10组，已成功地由DCS厂商实现DEH控制，且除贝利公司外，西屋公司、ABB公司和日立公司等均已具备这一能力和经验。因此，有条件的项目采用DCS实现DEH硬件一体化是首选方案。当然，为充分保证系统可靠性，在不具备条件的情况下，不应强求DCS覆盖DEH功能；若DEH不能与DCS实现硬件一体化，也应以DCS为主体取消DEH操作员站，通过网络通信接口实现信息共享和人机界面共用，在操作运行层面上实现DCS一体化。这就需要DCS、DEH厂商共同开发合适的通信接口如网关，以实现通过DCS操作员站对DEH进行控制，取代目前仅局限于监视的串行通信接口模式。DEH与DCS通信接口的研究，将是2000年发电厂中不能实现硬件一体化前提下的一个热点和难点。同理，汽轮机给水泵控制系统MEH、旁路控制系统BPS、吹灰程控系统、胶球清洗程控系统及电气除尘器程控系统等，均可由以上2种方式通过DCS操作员站进行控制，只是这些系统监控规模相对较小，与DCS接口相对简单。4电气纳入DCS炉机电单元机组集中控制的提法已有多个年头，而电气发电机变压器组和厂用电控制纳入DCS设计方案只是近几年才提出。为从本质上实现单元值班化，协调炉机电控制水平，除发电机励磁系统自动调节装置AVR、自动准7/10同期装置ASS和厂用电快切装置采用专用设备并与DCS接口外，2000年发电厂的发电机变压器组和厂用电纳入DCS进行控制成为趋势。发电机变压器组、单元机组厂用电与单元机组运行有密切关系，直接纳入单元机组DCS顺理成章，而作为公用系统的厂用电部分应考虑如何纳入DCS。根据不同的DCS和工程，2台机组公用的厂用电系统纳入DCS技术方案也不同，有以下几种方式。方式1厂用电公用系统DCS进入1号机组DCS某站，再由1号机组传输至2号机组。其显著特点是思路简明、造价低、容易实现。正常下的公用系统由1号机组控制，1号机组检修时则由2号机组控制。主要缺点是在1号机组DCS检修时，相应负责采集数据和传输数据的控制器不许停止运行，给检修和运行带来一定困难。方式2厂用电公用系统同时进入1、2号机组DCS。其显著特点是2套DCS具有相同的硬件配置和软件方案。正常运行时，由DCS软开关闭锁功能解决通过某一套DCS进行公用系统控制选择。另外，该方案设计组态方便，2套DCS相一致。缺点是需要就地设备提供2套接点信号，2套DCS均要提供相应的过程I/O卡件，在设备利用上有一定浪费。方式3厂用电系统进入DCS公用网络。该网络是介于2套DCS间的一个独立网络，通过网桥与2套DCS相8/10连，数据可同时进入2套DCS。与前面方案一样，通过系统软件开关进行操作选择。其显著优点是单元机组与公用系统界面清楚，充分发挥了DCS网络优势。缺点是若控制范围和规模较小，单独配一套公用网络将增加费用。此外尚有一些延伸方案，如有的DCS设立专门的控制器，由其分别进入2套DCS等。2000年发电厂DCS控制范围扩大，控制水平提高，除电气厂用电系统外，若将辅助工艺系统也纳入DCS进行控制，则公用系统范围和规模较大，信息量较多，在这种情况下可选方式3；若辅助工艺系统均不考虑纳入DCS控制，可选方式2，尤其是延伸方案较好。当然由于各种工程各异，DCS厂商的具体配置不同，选择最佳方式无特定模式。5全CRT监控的实施DCS可靠性高，监控信息集中，且人机界面灵活方便，国外发电厂在90年代初就实现了全CRT监控。国内发电厂当初对DCS可靠性有疑虑，运行人员习惯于传统常规操作，在采用DCS的同时尚配置了大量常规仪表和后备操作设备。随着大量工程运行实践，认识逐步提高，后备操作盘尺寸渐小，2000年后的国内机组实现全CRT监控已成为趋势。目前控制室常规控制盘主要为BTG盘或辅助盘、吹灰程控盘及电气厂用电盘等。吹灰程控和电气厂用电纳入9/10DCS控制后，相应的常规盘将取消。关键是BTG盘上除了设计院设计的后备仪表、报警窗口及常规操作外，还来自一些厂家供配套设备的操作面盘和厂供仪表，如汽包水位指示仪、汽轮机监测仪表TSI，BPS、DEH、MEH操作面板等。同厂用电和吹灰程控盘一样，在实现DCS一体化后，BPS、DEH、MEH操作面板问题即可解决；TSI等可另外放置；厂供仪表必须与相应的主机厂进行接口协调，同时DCS也有必要在人机界面上进一步优化。全CRT监控技术实施的最直接效果是可大大缩小控制室面积。目前2台单元机组集中控制室面积在350400M2，所有后备操作盘台基本取消后的控制室面积可压缩至150M2以下，如VESTA方案的控制室面积仅146M2。此外，CRT监控技术的实施一方面为确保机组正常运行时一人操作创造了基本条件；另一方面也迫使DCS具有更高的智能化水平，为今后进一步向无人值班化发展奠定了基础。6DCS软件优化实现DCS一体化和全CRT监控技术后，充分挖掘和利用DCS强