刍议DCS控制系统在电厂的应用

【摘 要】目前,DCS系统在300mw及以上容量机组的电力系统的应用中发挥着主导优势,在电力系统中,无论是其调度还是管理都需要强大的综合管理和优化控制的功能.因此,研究DCS在控制系统中的应用是非常必要的.

【关 键 词 】DCS 电厂 应用

中图分类号：V351.31 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）35-198-01

1.DCS控制系统概述

DCS系统集成了控制和管理功能,并且集成了信息管理功能.信息和集成描述了DCS系统正在发生的变化情况.操作员采集整个设备层的信息数据,这些数据可以以适当的方式在DCS系统中得到体现并帮助操作员清晰方便地决策,及时获得需求数据.DCS系统已不能完全体现在信息化的控制功能上,而充当了一个发挥信息管理功能的综合信息管理平台.提供整个工业系统工作过程中的信息通道,充分体现了系统的全面性、准确性、实时性和系统性的特点.DCS系统已集成了可编程逻辑控制器（PLC）、采集发送器（RTU）、FCS、回路调节器和各种采集或控制单元等.

2.DCS系统在电厂的应用

某电厂有1#和2#两台1000MW燃煤机组,汽轮机采用上海汽轮机有限公司引进西门子技术生产的超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机N1000-26.25/600/600（TF）.发电机采用上海汽轮发电机有限公司THDF 125/67型发电机.该工程DCS系统采用国产和利时MACS V6系统,采用全厂一体化模式,实现了对锅炉,汽机辅助系统、脱硫系统、系统等的监控.具有锅炉启动及停止、灭火保护、汽机遥控、机组负荷控制、主要辅机故障RB、一次调频、性能计算、优化控制、历史数据记录、SOE记录等功能.DCS针对应用过程中出现的一些问题,采取了相应的优化、改进和防范措施.

2.1逻辑优化

（1）完善温度跳闸逻辑.单体设备中如涉及到温度测点保护的逻辑,含有温升速率的限制（即若温度变化超过速率限制,即使达到跳闸值,设备也不应该保护动作,除非手动复位或低于跳闸值一定距离）.原温度跳闸逻辑较为简单,能实现速率和量程上下限的品质判断,品质变坏后,10s内不会发出跳闸指令,但若当前值在跳闸值以上保持几个扫描周期,逻辑认为温度正常,立刻发出跳闸指令.机组运行中会出现信号线松动或接触不好,造成温度显示异常,但实际温度未达到跳闸值,原逻辑会引起设备误动作.修改为,温度测点速率异常后,屏蔽跳闸出口,复位条件为：逻辑中手动复位；当前值低于跳闸中超过5℃.除此之外,一旦发生速率超限,及闭锁跳闸出口,机组运行至今,该功能运行正常.

（2）修改燃油进油快关阀逻辑.吹扫允许条件中,包含燃油泄漏试验完成的条件,即先进行泄漏试验,然后再进行吹扫.而实际上,在吹扫完成前,MFT 继电器没有复位,燃油进油快关阀无法打开,燃油泄漏试验是不能进行的,前后有矛盾.虽然增加了旁路按钮,但并没有改变其本意.因此在逻辑中输出一个DO点硬接线到MFT柜,去开燃油跳闸阀,保证燃油泄漏试验开始时,燃油跳闸阀不会因为有MFT信号的存在而无法开启.

（3）优化炉膛吹灰系统逻辑.传统的吹灰方式为“定期全面吹灰”,因受运行人员人为因素,容易引起吹灰不足或过于频繁、锅炉结焦、灰渣堆积等,降低锅炉热效率,严重时会发生爆管.因此将逻辑做以下优化,根据锅炉受热面积灰状态计算出污染率参数,根据污染率实时值和设定值关系来给出各个受热面染程度评价,从而给出吹灰建议,与DCS吹灰之间建立通讯,自动实现“按需吹灰”.具体是根据吹灰器布局将其分为16组,即将56支短吹灰器按左右平均,分为7组,每组8只吹灰器.将108支长吹灰器按左右平均,分为9组,每组12只吹灰器,所有吹灰器共16组,组号分别为1～16.按组吹灰时,组的顺序可自由选择（组内吹灰器的顺序固定）设定循环吹扫后,逻辑按选择好的循序执行一遍,然后再根据锅炉运行时内壁的污染情况“按需吹灰”,可以有效地减小锅炉受热壁面磨损,减少吹灰蒸汽耗量,提高锅炉运行效率.

（4）优化轴封系统逻辑.轴封调节阀现逻辑设计为汽机跳闸或失压后,阀门跟踪到23%,在冷态启机及未进汽的情况下,轴封调节阀开度一般在48%左右,轴封压力一般维持在3.5kPa左右.汽轮机进汽后,轴封调节阀全关,靠轴封自密封维持压力,一旦汽机跳闸后,轴封自密封失去后,轴封调节阀快开到23%,此时外界空气可能窜入轴封系统,造成汽机大轴“抱死”的情况,为了保证机组的安全

运行,将原跟踪快开定值由23%提高至50%.

2.2调试过程问题

（1）主控单元故障自动切换后数据有扰动.1号机运行期间,协调控制（CCS）突然退出,燃料主控切为手动,并且燃料主控指令从68%降到53%,负荷下降.经过分析核查,是因为控制站（协调系统逻辑）主控制器故障切为从机,原从控制器切为主机,燃料主控PID输出指令在主从控制器中的数据未完全对齐.经过控制算法完善,在下层控制器软件的全局变量中增加“数据周期同步M区”,将所有PID输出指令先存储在M去,再将M区里的数据周期主从同步后,输入到对应的手操器,目的是实现主从控制器数据周期同步,经过多次试验,无论是手动切换还是故障自动切换控制器,数据都是无扰的.

（2）网络故障.本工程DCS系统采用Client/Server体系结构,控制管理网络采用两层结构,星型连接,双冗余配置.因控制站数量较多（54对控制器）,上下层数据交互需要通过I/O怎么写作器实现,怎么写作器端口网络负荷较高,主网络端口故障后,容易引起网络不稳定.采取措施：①增加I/O怎么写作器个数,将主干网络改为1000M,大大增强了数据处理能力,降低网络上的拥塞.②怎么写作器增加对于IP报文的过滤,获取允许通过的IP报文的格式,在接收到IP报文后,如果接收报文的格式符合已获取的允许通过的IP报文的格式,则进行发送操作.报文的过滤有利于减少数据处理量,避免网络上拥塞的风险.

（3）部分控制站控制器负荷率较高.该问题经过深入查找与试验确定其原因主要有两个：一是本工程在调试初期未对控制期运算周期进行相应设置,造成以默认的50ms周期运算时出现较高的负荷；二是部分控制站内控制逻辑较多,运算处理过程中造成CPU负荷偏高.针对上述两全原因,经过深入讨论与分析后,通过将各控制站运算周期和逻辑方案页进行优化设置后得到了很好的解决.

（4）DI正端接地通道为“1”.因DI负端与系统地相连,当就地设备进水或异常接地而造成正端与地相连,该通道由“0”变为“1”,若该通道信号与逻辑联锁有关,容易引起设备误动作.因此修改DI模块硬件回路,将DI负端浮空,即正、负端均浮空,如图3所示,允许单点接地,不会影响运行.有效地避免了正端接地导致信号导通,造成设备误动的情况.

（5）电气通讯不稳定.电气继保系统采用modbus通讯的方式接入DCS显示和报警,主、从双路,电气继保通讯站主站响应通讯请求,从站处于备用状态,但不响应通讯请求,一旦DCS侧主通讯站故障,继保通讯站不能将从机切为主机,造成通讯中断.经过改进,主、从两路通过主从同步后,同时接收通讯请求,且增加了通讯故障报警,可以通讯双路冗余和故障报警,满足现场需求.

3.结束语

总的来说,DCS依然占据着主导位置.DCS 系统在电厂自动控制上的应用很大程度上解决了传统仪表在控制功能单一、控制精度低及接线复杂的不足.同时,DCS 系统的使用在控制策略更改及维护工作上也变得简捷和方便.因此,现代化的DCS 系统逐步取代常规仪表是科学技术发展的必然结果,也是未来仪表自动化技术发展的必然方向.