发表于：2004/11/23 15:37:00
#0楼
1. 概述
热电联产的小热电机组由于投资低、见效块、经济效益高、具有较好运行性能、运行经验丰富的特点，其常规控制品种繁多、设备可靠性差、维护量大、可用性低、监控覆盖面不够,运行人员不易全面及时监视、控制过程工况，影响机组的安全、稳定、经济运行。反映在自动化方面的问题是自动投入率低（一般为50%左右）、监视准确性差、保护动作正确率低，使得运行值班员多，负担重。
近几年，由于电子技术和计算机技术的飞速发展，以计算机为核心的DCS系统，其准确性、稳定性和可靠性是常规自动化装置所无法比拟的，DCS在我国大中型火电机组上已得到广泛而成功的应用。采用DCS大大提高了机组自动化水平，使运行人员能及时、准确、全面地监视和控制机组的运行工况。DCS是保证机组安全经济运行不可缺少的条件和手段。
随着工农业的发展和用电量的增加，提高热工自动化水平是创一流电厂、实现文明生产的要求，一流管理水平的硬件保证就是性能稳定可靠的设备，先进可靠的热控系统是电厂安全、经济运行的重要保证。
电力工业受市场经济的推动正在逐步改变原有的经营思路，“厂网分开、竟价上网、同网同质同价”将是今后电力工业的经营策略。目前部分地区已开始试行厂站分开的经济独立核算，并将在不久的将来向全系统推广，为了提高电厂自身的竞争能力，则必须在节能降耗和减人增效上下功夫，要求将先进的自动化装置和控制策略引入小热电厂自动化系统，以适应竞争的局面。
热电厂是污染大户，在可持续发展战略的指导下，对热电厂的污染控制和监督能力必须提高。自动化系统必须在提高燃烧效率、降低可害气体方面发挥作用，并且进行实时的监测，为检查锅炉污染物的排放量提供准确、可靠的数据，也为环保部门进行监督提供有力的依据。
过去检查是按计划进行，今天要求按机组运行状态进行检修，以充分发挥机组可能运行的时间，节减检修费用，这就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。
综上所述，对热电联产机组采用先进的自动化控制是现代化电厂的必然要求。
采用DCS可使机组控制达到如下水平：
真正实现以CRT为中心的机组监视和控制，在机组启停工况时，根据人工指令自动完成工艺系统或辅助的程序启停；在机组异常工况时可自动报警，进行联锁保护，确保机组安全，机组发生事故后，可对事故进行追忆；在机组正常运行时，对有关参数进行扫描和数据处理，定时制表，正常运行工况下的机组性能计算，将机炉电作为一个整体，实现自动调节，消除运行过程中产生的各种扰动，协调控制并维持机组应达到的各项运行参数，保证机组输入与输出的能量平衡，以满足电网对机组的负荷要求。
在少量值班人员的就地配合下，在集控室内实现机组的启停操作和正常运行。
2. 小热电自动化设计方案
1. 集控室布置方案
小热电机组建议采用机电炉集中控制，布置一块BTG盘、一套大班台，盘面大幅度缩减，将变的简洁美观。相应的运行人员将大幅度的减少，将极大的提高机组的控制水平和劳动生产率。
当DCS系统故障（通讯故障、操作员站全部故障、主控DPU故障）时，能确保机组紧急安全停机。
后备显示盘上的仪表应独立于DCS，即由独立的一次仪表直接向后备仪表送信号。
集控室内屏上的热工及电气信号报警器，热工、电气报警信号统一，建议采用我公司生产的SJKJC组合式闪光报警器。
集控室内的控制台采用独立式结构，控制盘选用大板结构BTG盘，控制台采用流行的大班台，使控制室美观，大方。
一般采用后备手操的目的是为了在DCS死机的情况下继续维持机组的正常运行，但若达到此目的需要布置大量的后备手操，既不经济又不美观。而采用DCS后，联锁保护全部由DCS实现，只要在操作台上布置紧急停机和紧急停炉按钮，确保机组的安全运行。且电子技术和计算机技术的飞速发展，使DCS的准确性、稳定性和可靠性有了很大的提高，它的稳定性和安全性是常规自动化装置所无法比拟的。
2. DCS配置
根据小热电机组的规模，一般一台锅炉配置一套操作员站，一台汽机和发电机系统配置一套操作员站，全厂公用系统配置一套操作员站，全厂配置一套工程师站，但随着机组台数的增加，操作员站的数量可以适当减少，例如，三炉两机和公用系统，一般配置5套操作员站和一套工程师站即可满足运行需求。
操作员站和工程师站配进口Pentium Ⅲ800MHZ工控机，128M内存，20G硬盘，40×CDROM，２1’纯平大屏幕显示器（1280×1024分辨率），专用薄膜键盘或101键和球标作为操作员站，组成T3500过程监控系统的全功能操作站，任一操作员站的功能可在另一操作员站上完成。整套系统共配两台打印机，用于打印记录报表、报警数据等。
操作员站具有显示管理功能，可以显示系统总貌，分组显示、回路显示、报警显示、系统状态显示、用户定义的生产流程动态显示、相关参数显示等。同时可进行操作信息、系统状态信息、生产记录信息和统计报表等的打印。
系统具有MIS系统接口，可以将DCS的实时数据方便地传送到MIS站。
工程师站是专门为工程师配备的，用于修改控制策略，完成系统功能组态等。工程师站设置有组态软件保护密码，以防一般人员擅自修改控制策略、应用程序和系统数据库。
由于母管制电厂的运行特点，每台锅炉、汽机和公用系统必须配置独立的控制器（DPU）。
每台煤粉炉和循环硫化床锅炉由于控制对象多，一般至少配二只控制器；每台链条炉一般配一只控制器。
每台汽机根据容量配1-2只控制器。
公用系统根据规模配1-2只控制器。
由于小热电每台锅炉或汽机的I/O点数较少，如果使用16点I/O模件，可能每台锅炉或汽机的某种类型的每块I/O模件数量很少，不能实现危险分散的目的，所以I/O模件的点数不宜超过8点。
操作员站、工程师站和分散处理单元DPU接在两条冗余的LIN网上，网络结构采用客户站方式，即任一操作员站和工程师站都有数据处理和存储能力，任一台操作员站和工程师站故障均不影响其他操作站的正常工作。DCS系统有100Mbps ENTHERNET网接口。
控制机柜配置考虑到设备维护和管理的方便，每台锅炉设数只控制机柜、每台汽机设数只控制机柜、公用系统设数只控制机柜。
整套控制系统配1只电源柜（含UPS），负责提供220VAC电源分配。
整套系统根据投资和所选设备情况，可以选择是否采用冗余配置方案。冗余配置包括电源冗余、通讯网络冗余、控制器冗余和整个系统的操作站与操作站之间相互冗余，以保证系统的高可靠性。
以太网络接口：系统提供以太网络接口及相应的软件，如与全厂管理网络MIS实现连接。
RS-422、423、485MODBUS通讯接口：可与具有通讯接口的外部设备实现连接。
由于受到整个工业化水平的限制，国产系统的可靠性较进口系统存在非常明显的差距，可靠性顺序排列如下表所示。
序号 设备状况 可靠性
--------------------------------------------------------
1 进口设备，冗余配置 可靠性高
2 进口设备，非冗余配置 可靠性较高
3 国产设备，冗余配置 可靠性一般
4 国产设备，非冗余配置 可靠性较低
3. DCS功能
机组以操作员站的CRT和键盘为监控机组的主要方式，即机组监控以自动和操作员站“软操”为主，辅以少量重要回路后备硬手操的操作方式，CRT监视取代常规表计，实现机组的启停及事故处理。
1. 数据采集（DAS）
DAS是DCS最基本的子系统。它通过操作员站实现过程参数的集中监视、管理。DAS应具有各种方式的显示、记录、历史数据存贮检索、在线性能计算、操作指导等功能。DCS设备DAS功能十分丰富、完善，小热电机组操作员站需具有汉字显示功能，使运行人员能直观、简捷地处理各种运行工况。
2. 闭环控制（MCS）
MCS完成机组调节回路和相关超驰联锁控制，使机组重要过程参数维持在最佳值。采用DCS后，许多复杂调节回路，如机组协调控制、给水全程、过热汽温、主蒸汽压力等，可以选用先进的控制算法模块，如：分段控制、SMITH预估、前馈／反馈等，改善调节回路的控制品质。
小热电的主要控制回路有：
（1）机炉协调控制系统（蒸汽母管压力控制）
（2）燃料调节系统
（3）送风自动调节系统
（4）引风（炉膛负压）调节系统
（5）给水控制系统
（6）汽温控制
（7）轴封压力调节
（8）除氧器压力
（9）除氧器水位控制
（10）凝汽器水位控制
（11）减温减压器温度控制
（12）减温减压器压力控制
（13）循环硫化床温度控制
（14）循环硫化床层厚度（差压）控制
（15）循环硫化床石灰石量控制
3. 顺序控制（SCS）
辅机程控系统主要采用如下三种基本控制方式：
设备级控制 即对某个设备如电动门、电磁阀和电动机进行单独的启、停或开、关。
设备级联锁，包括：
互为后备设备的自动启停控制
泵与出口电动门的联锁
汽包紧急放水联锁
除氧器紧急放水联锁
锅炉辅机间的跳闸联锁
主蒸汽压力高自动打开排汽阀
除氧器压力保护联锁
给水泵跳闸保护联锁
子组级控制 子组级控制在设备控制级之上，对有关的设备及其相关的门、油系统进行顺序控制。如送风机子组项，控制设备包括送风机马达、送风机出口档板等。
4. 汽机紧急跳闸保护系统（ETS）和锅炉安全保护系统（FSSS）
ETS和FSSS是机组最重要的保护。其逻辑控制装置首要性能指标是可靠性，保证在机组出现故障时保护装置能正确、可靠的动作。
4. 配供设备
1. 变频调速控制
变频调速控制系统通过改变电机电源的频率，来改变电机的转速，从而改变泵的出力以达到控制目的。
泵（电机）的启动，均可实现软启动，即随着电压频率的逐步上升，电流逐步增加。避免了启动时的冲击电流，延长了电机寿命。电机转速平稳，没有飘移。
由于调速运行中，泵的转速一般小于额定转速，这样减少了轴承磨损、发热现象，延长了泵的使用寿命。
保护功能完善，有过流、过压、短路、过热、缺相、失速、瞬时断电、过负载的保护功能，并有开机自检、故障记忆等功能，提高了设备的安全系数。
节约泵的用电约45%以上。根据流体力学原理，轴功率与转速的立方成正比，当流量只需80%时，转速可下降到80%，所需轴功率只需（0.8）3≈0.512即为额定功率的51.7% 。
小热电变频调速控制系统应用场合如下：
（1）、低加疏水泵变频调速控制系统
（2）、灰浆泵变频调速系统
（3）、凝结水泵变频调速控制系统
（4）、380VAC送/引风机变频调速控制系统
（5）、380VAC给水泵变频调速控制系统
（6）、给粉机、给煤机和炉排电机变频调速
2. 工厂电能表自动抄表系统
电能表自动抄表系统，是采用通讯方式将采集到的各分散电能表用电量数据，集中传输到集控室DCS系统，从而完成自动抄表。
电能表自动抄表系统与以往传统的人工抄表相比，可节省大量的人力物力，减少人为错误，快捷、可靠、方便。还可以抄收大量实时用电量数据和历史用电量数据，为用电量的分析管理提供可靠的数据来源。
电能表自动抄表系统由电量采集器、数据集中器和各种通讯网灵活配置而成。系统主要功能有：
实时自动抄表功能
电量分析，负荷管理
与其它网络接口，将数据传输给其它系统供分析处理
曲线图形报表打印输出功能
电量采集器又称采集模块，安装在每台电表的内部或外部，负责对电表用电量进行计算及存储。通过检测机械式电表表盘的转数或电子式电表输出的脉冲数，转换成电表用电量，并通过通讯线将用电量数据上传。采集器中保存的用电量数据与原有电表上的用电量窗口示值相一致。安装采集器后不改变原有电表的整体结构和计量精度。
数据集中器负责各电表用电量数据的集中收集、处理和存储。通过通讯方式与采集器通讯，读取每个采集器中存储的用电量数据。每台数据集中器最多可管理512台电表。
DCS通过通讯线与数据集中器进行通讯，读取数据集中器中存储的各电表当前用电量数据和历史用电量数据。用电量数据经上位机的记录存储及分析处理，为有关部门提供用电状况的统计分析和管理。
3. 集中供热热网计量管理系统
1). 系统用途
热网计量管理系统主要用于对分布式热网系统的流量和热量进行计量，为贸易结算提供依据。由于蒸汽热用户可能分布在数公里范围内的不同地点，常规的蒸气流量（热量）测量系统仅能对单个热用户的用汽量进行计量，无法对热网进行全面的监视。而且由于人工抄表结算工作流程中，数据的传递环节多，抄表时间较难统一，人为因素干扰大，容易出错，因此在关系到供用汽双方切身的经济利益上易引起纠纷。而热网计量管理系统采用先进的计算机及通讯技术相结合，不但可以对每个热用户的用热量进行就地计量，又能在供热量的源头完成对热网的所有热用户进行集中监视，从而将传统的计量系统带来的弊病降到最低，又起到了减员增效的目的。
2). 系统组成
热网计量管理系统由就地流量测量系统、通讯网络和上位机计量系统组成。
就地流量测量系统:
由节流装置、变送器、智能流量计和仪表箱组成, 由智能流量计显示当地的蒸汽压力、温度、流量和累计流量、热量和累计热量。并对蒸汽流量（热量）进行温度、压力补偿（校正）。智能流量计配有各种通讯接口，可通过多种通讯网络将数据传送到DCS系统或其他上位机系统。
通讯网络:
根据现场的情况和不同的要求，可以选用以下几种通讯网络构成就地流量测量系统和上位机之间的数据通道：
(1)．工业标准RS485总线，两芯屏蔽电缆，沿热网管线敷设，最长通讯距离为 1.2公里左右，可实时监控。
(2)．小功率扩频（2.4GHz）无线数传电台或模块，通过架设高增益天线，最长通讯距离为5公里左右，可实时监控。
(3)．公共电话网，利用供用汽双方现有的（或另申请）的电讯资源（外线电话、小型程控交换机、内部分机等）组成拨号通讯网络，通讯距离不受限制，但由于要产生电讯费用，不适合实时监控。
DCS系统:
DCS通过通讯接口接受数据，可以进行热网系统管线图的显示，各热用户的温度、压力、流量和累计流量、热量和累计热量的显示。热网系统总流量与各热用户流量之和的偏差。热网系统的热量损失（供热总站出口热量与各热用户热量之和的差）。各热用户一个月之内的热负荷、供汽压力、温度、历史曲线及各种数据报表。
5. 辅助车间（输煤化水除灰）集中控制方案
1. 概述
当今火电厂或热电厂机组炉、机、电的运行和管理水平不断提高，分散控制系统（DCS）以其可靠、高效、方便的特点在电厂应用中取得了良好的效果，其极高的可靠性、丰富的控制功能和对运行操作的简化为减员增效提供了诸多的方便，极大的提高了电厂的运行、管理水平，并且正向电厂的辅助系统全面渗透。许多新建工程，尤其是2000年以后新建的电厂，提高全厂运行、管理水平、减员增效的思想贯穿整个设计过程。人们已越来越重视提高辅助系统的自动化水平，合理的按工艺系统或地理位置设计控制系统或控制点，实现全CRT监控，提高系统运行安全性和经济性，增强电厂的市场竞争力。此外，提高辅助系统的自动化水平，在辅助车间采用计算机监控系统，这也为实现全厂监控和管理信息系统网络化提供了条件。
目前许多大型火电厂根据各自的情况，在不同的程度都已考虑和采取了提高辅助车间控制水平的措施，如：除灰除渣、化学补给水处理、废水及污水处理、输煤等较复杂或操作设备较多的辅助系统均采用PLC+CRT站的监控方式。循环水泵房设备的控制由机组的DCS完成。汽水分析采用计算机（数据采集系统）代替原来的常规二次仪表。但这些并没有充分发挥计算机控制的优势，各控制系统的监控完全相互独立，没有充分的考虑资源的共享，造成浪费。控制系统设备型式多样，生产维护不便。同时，当今辅助车间的控制方式为车间集中控制方式，这也存在许多缺点：各辅助车间都设有控制室，每个车间都需要固定的2～3名运行值班员，不仅运行管理不能集中，而且暖通等附属设施设置繁多，从而造成人力、物力资源的浪费。
根据自动化装置和控制系统的发展趋势，近年来，热工自动化技术得到了迅速发展，一些电厂已经开始进行将水、灰、煤集中控制或直接在主机控制室控制，为了适应时代的发展，我们进行了充分而仔细的论证，实施辅助车间（输煤化水除灰）集中控制，为二十一世纪的电厂探索一条新路。
2. 辅助车间集中控制方案
一般工程辅助系统和辅助车间有：输煤系统、燃油泵房、气力除灰、水力除灰、除渣系统、电除尘器、化学加药系统、汽水取样及分析系统、锅炉补给水系统、废水及污水处理系统、综合水泵房、暖通系统、空压站和循环水泵房等。
取消输煤、化水和灰渣等各个分散的控制室，在集控室设置一面电视墙，安装彩色电视监视器，在水、灰、煤处理集中控制点设有闭路电视监视系统，对系统中无人值班而又重要的设备或区域进行辅助监视，在电视墙的前面安装操作员站，用以监控输煤、化水和灰渣系统，并进行闭路电视的切换。
输煤系统设置一套独立的冗余DPU（T940），考虑到电厂的输煤皮带长度等实际情况，在码头、转运站、原煤仓及运煤配电间等处设置四个远程I/O站。
化水系统设置一套独立的冗余DPU（T940），安装在化水控制室，考虑到电厂水处理系统的物理分布，在综合泵房、汽水取样及分析室、暖通系统、废水及污水处理系统等处设置若干个远程I/O站。
每台锅炉的气力除灰系统、水力除渣系统设置一套独立的冗余DPU（T940），对整个灰渣系统进行集中监控，在空压机房、气力除灰系统、水力除灰系统和电除尘器等处设置若干远程I/O站。
设置远程I/O站的目的可以节省大量电缆、安装材料和施工费用
DPU通过冗余的通讯网络联结到操作站，使运行人员通过操作站对整个煤系统进行集中监控。
在控制点合并后，一些现场无固定人员值班的车间需要定时巡视，在煤、灰系统设有闭路电视监视系统，对系统中无人值班而又重要的设备或区域进行辅助监视，减少巡检工作量。
当电厂设有厂级监控系统时，煤系统、灰系统处理系统与厂级监控系统连接，向电厂高级管理层直接提供有效的实时生产管理信息，实现高效率的生产管理。
3. 辅助车间集中控制方案经济效益
（1）、控制系统合并后，原来采用常规控制设备的车间、系统均改用DCS。这样各控制点可统一采用CRT、键盘等操作界面，减少常规操作盘和控制电缆，大大提高了控制系统的可靠性和自动化水平。
（2）、由于统一采用了DCS，各控制系统可分别与厂级监控系统连接，为实现全厂控制系统网络化提供了条件。
（3）、控制系统或控制点合并后，其它专业如暖通，建筑，照明等，由于控制室的减少其投资也相应减少。
（4）、由DCS代替了多种类型的PLC，设备种类减少，备品备件费用降低，为维护带来极大的方便。
（5）、充分地利用DCS功能，可使系统控制、联锁、保护设计得非常完善，操作简化，减少运行人员的劳动强度。
（6）、采用DCS实现辅助系统（车间）的集中控制，与常规控制方案相比，虽然投资略有增加，但各系统（车间）已基本取消常规控制盘，所以控制设备费用基本上不会增加，即使增加也不会太多。
（7）、取消输煤、化水和除灰控制室，可节约大量投资。
（8）、据初步测算，可减少操作和管理人员约15人，按3万元/1人×10年计，可节约运行费用约450万元，可见其经济效益十分明显。
总之，辅助车间集中控制，热控部分的投资不会增加，而其他投资可大幅度降低，因此所得到的经济效益是明显的。
世上本没有懂,装懂装久了,也就懂了。
