朱北恒

1  DCS改造的概况
浙江省电网共有125MW发电机组16台，200MW发电机组4台。DCS技术改造工作起步较早但实施较晚，1999年由镇海电厂#3机组首先完成DCS改造。随后的3年里，镇海电厂#4、#5机组，半山电厂#4、#5机组、长兴华能#5机组、温州电厂#1机组、台州电厂#1、#2机组、萧山电厂#1机组、钱清电厂#1机组共10台机组相继完成了DCS改造。目前，大约还有一半机组正在或准备进行DCS改造。在浙江省火电机组的改造中采用了5家DCS公司的产品：北京和利时、上海新华、南京科远、上海Foxboro、ABB北京贝利。
浙江省火电机组DCS、DEH(Digital Electro-Hydraulic Control, 汽轮机数字电液控制系统)技术改造的总体情况见表1。

表1  浙江省火电机组DCS、DEH技术改造总体情况

镇海电厂#3机组在DCS功能上只包括DAS(Data Acquisition System, 数据采集系统）、SCS(Sequence Control System, 顺序控制系统)、CCS(Coordinated Control System, 协调控制系统)，I/O点数只有3100点；在以后的改造中扩大了改造的范围和深度，DCS的功能逐步扩展到DAS、SCS、CCS、FSSS(Furnace Safeguard Supervisory System, 炉膛安全监控系统)、ETS(Emergency Trip System, 汽轮机紧急跳闸系统)、ECS(Electric Control System, 电气控制系统)以及外围辅助系统的小程控。DCS的I/O点数也发展到4000点（125MW机组）、6000点（200MW机组）左右。在浙江省火电机组汽机DEH的改造中，全部采用了上海新华公司的DEH-ⅢA高压抗燃油纯电调。各厂根据自己的实际情况，在FSSS、ECS、ETS等系统上采用了不同的技术方案。
2  DCS改造后的效果
2.1  在线验收测试
镇海电厂#3机、半山电厂#4机DCS改造完成后，省电力公司分别组织了在线验收测试。并在此基础上编制了企业标准《125MW、200MW机组控制系统改造工程的验收测试规范》，以便对后来完成DCS改造的机组组织验收测试。
验收测试主要包括以下内容：图纸及技术资料；试验记录和报告；安装质量；测量系统精度抽测和系统抗干扰性能试验；DCS、DEH系统功能测试；协调系统及其子系统调节品质试验。
在线验收测试结果表明：各改造机组DCS控制系统的各项性能指标能够满足省电力公司《验收测试规范》的要求；在负荷指令变化率为3%Pe/ min的扰动下，协调控制系统均能较好地投入运行，除汽温调节品质外，各主要参数的动态偏差均在允许范围内。
2.2  机组协调控制的实现
改造前，主要控制设备为DDZ-II型或TF-900组装仪表，是七、八十年代初甚至更早期产品，这些产品技术已经非常落后，难以实现机组协调控制和AGC(Automatic Generation Control, 自动发电控制)控制。经过多年运行，设备已经严重老化、系统可靠性低、故障率高、维护量大，有些备品备件也得不到保障，已严重影响到机组的安全和经济运行。改造前，汽机负荷控制系统采用液压调速系统，调节精度较差，晃动较大；同步器从空载到全负荷行程仅为2mm，负荷调控困难。通过改造，DCS、DEH系统的应用，使机组实现了协调控制，提高了自动调节品质，增加了机组运行的稳定性。
镇海电厂#3、#4、#5机组协调控制系统先后完成了升降速率为5%的负荷摆动试验，机组协调控制范围为120～200MW；主要被调参数均在允许范围内。#3、#4、#5机组均先后成功进行了一台引风机、一台送风机、一台给水泵跳闸的RB(Run Back, 辅机故障减负荷)试验；RB发生后，协调控制转为TF方式，负荷以100%/min的速率自动降至120MW，主汽压力滑压至12MPa，实现了辅机故障下的快速降负荷，为机组在协调控制下的安全运行提供了保证。
萧电#1机组、温电#1机组完成了升降速率为4MW/min负荷摆动试验，负荷范围为70～130MW，实际负荷变化率为3.9MW/min。半电#4、#5机组完成了升降速率为5%负荷摆动试验，负荷摆动范围为80～120MW。钱清#1机组还就协调控制系统的负荷摆动特性在各种不同工况下进行了试验和比较：负荷变化速率分别为3MW/min、4MW/min、5MW/min、6MW/min，负荷摆动范围为70～125MW。
台电#1、#2机组不仅完成了升降速率为5%负荷摆动试验，还成功进行了135MW工况下一台引风机、110MW工况下一台送风机跳闸的RB试验。
2.3  AGC和一次调频
采用中储式制粉系统的火电机组，具有负荷响应快的特点，其协调控制能较快地跟踪中调下达的ADS(Automatic Dispatch System, 自动调度系统)指令，具有较好的调节特性。浙江省200MW和125MW机组均为中储式制粉系统的火电机组，通过自动化改造，实现了AGC功能，大大改善了省电网火电机组对调频调峰和守口子的整体特性。实践证明，改造后投入AGC控制的电厂，也得到相当数量的AGC奖励，可抵消DCS改造的投资费用。半山电厂#4机组完成自动化改造后，每月减少偏差考核罚款40万以上，自动化改造所产生的直接经济效益每年近500万。镇海电厂#3机组完成自动化改造后的第二年就获得AGC奖励近千万元，到2001年年底，镇海电厂累计获得AGC奖励4千多万元，经济效益相当可观。其他完成改造后投入AGC控制的机组，也都得到了相当可观的AGC奖励。
浙江省对各改造机组参与AGC控制的质量指标如下：AGC调节范围为70%～100%MCR；调节速率为3.5～4MW/min；机组的负荷响应时间均在40秒以内，机组其他主要参数也应在允许范围内。各改造机组均按照上述要求完成了AGC调试。如镇海电厂#4机组AGC调节范围为65%～100%MCR；响应时间：上调8秒、下调18秒；调节速率：上调4.9MW/min、下调4.8MW/min。
浙江省要求改造后的机组全部参加一次调频，DEH参数设置如下：转速（频率）死区为±2r/min（0.033Hz）；转速不等率为4%～5%；调频限幅为6%MCR；一次调频作用产生的有功功率对频率变化的响应时间＜15s。改造后的机组目前一次调频投运正常，为提高华东电网的CPS合格率起到了积极的作用。
3  DCS改造中有关问题的探讨
3.1  DCS应用中存在的问题
在改造工程中选用国产DCS，由于价格上的优势，应该在配置上非常充裕，但实际情况并非如此。大多数机组在完成改造后DCS的I/O余量不够，资源配置偏紧，DPU(Distributed Processing Unit, 分散处理单元)和通讯负荷率偏高。这主要有两个原因：DCS厂商在激烈的商业竞争中尽量减少配置降低成本；设计过程中的变更，增加I/O点太多。由于DCS各自有不同的特点，招标文件不可能具体到对控制器的对数作出规定。厂商在投标中展开价格战使用户少花钱当然好，但用户更希望能买到最好的东西。笔者不想就用户与DCS厂商之间在价格与配置上如何实现公平交易展开讨论，这个问题非常复杂，但无非是想说明这样一个事实：由于价格上或其他方面的原因使得DCS厂商没有把最好的产品提供给用户。
无论是国产还是进口DCS，其硬件的可靠性均存在一些问题，有些DCS在一段时间里模件损坏率较高，DPU故障频繁，甚至导致机组MFT(Master Fuel Trip, 总燃料跳闸)。对于DPU和电源模件损坏，一般认为是硬件故障。但分析认为：不能简单认为是硬件质量问题，如果在短时间内发生大量的模件损坏，而且是不同批次的器件，其损坏的原因应从软件故障去考虑，如DPU负荷率过高会导致功耗增加，通讯负荷率过高会增加电源系统的平均负载等。
在某些工程中，DCS主干通讯网络使用了较多的非屏蔽双绞线，如某改造机组电子室至工程师室使用非屏蔽双绞线（UTP）达60m以上，很可能这是导致通讯故障的主要原因。目前，中试所和发电厂都尚未开展对使用中的DCS通讯网络进行测试和评估，现在尚不清楚发电厂中实际存在的干扰对采用不屏蔽双绞线DCS的影响程度。屏蔽双绞线（STP）依赖两端良好接地的屏蔽层降低外界的电磁干扰，而UTP依赖平衡系统达到共载抑制干扰。在办公环境，UTP由于比STP价格低，安装容易而被选用；但在信息量大电磁干扰强的发电厂环境中，选用UTP是不合适的。
某些DCS软件需要完善，减少通讯故障和死机；增强自诊断功能，提高系统的可维护性；某些DCS软件在线修改下载功能不强；某些DCS缺少正确的负荷率测试的手段和工具；某些DCS响应速度较慢等问题也经常在DCS应用中出现。
3.2  一次设备的治理和改造
自动化改造工程中，DCS改造必须伴随着一次设备的治理和改造，才能使机组的可控性最终得以提高。各厂在DCS改造中增加了大量的变送器（包括新增及更换，浙江省多采用1151智能变送器及3051差压变送器）和电动门（部分电动门进行了更换，部分手动门更换为电动门，浙江省多采用Rotork IQ、SIPOS5 flash）；对控制性能较差电动执行机构进行了更换，主给水调门、给水旁路门、减温水调门等执行机构采用了性能可靠的进口产品；给煤机与给粉机采用了变频调速；对送引风液偶的控制采用变频执行机构，更有效地解决控制特性差问题。
一次设备存在的问题影响着DCS改造的成效，如有的机组由于二次风压总风门执行机构可控性差导致送风自动不能完全投入；有的机组氧量、风量等测量装置还不能完全满足控制需求，要继续进行改造或完善；据了解，各厂都已将送引风机改为变频控制摆上了议事日程。
3.3  ETS由DCS实现时应采用专用模件
浙江省在ETS功能实现上采用了3种模式：由DEH实现，由DCS实现，由PLC实现。
ETS由DCS实现时，应注意动作时间是否能满足保护系统的要求。一般来说，DCS应采用专用模件。钱清#1机组在作110%超速试验时，发现保护动作时间太慢（约100ms），后来采用了继电器实现110%超速保护与ETS并联，提高了保护动作响应时间（约20ms）。
镇海电厂#4机组ETS采用西门子公司的S7-300可编程控制器，构成冗余的PLC汽机主保护装置，并通过组态软件可以对保护系统进行灵活组态，增加首出记忆功能。
温州电厂#1机组和华能长兴电厂#5机组ETS的逻辑直接固化在LPC卡上，开关量输出动作速度快，可靠性高。由于LPC卡插在DEH的I/O站中，能与DPU通讯，所以可在MMI站上对ETS的状态进行监视和记录，并具有SOE功能。LPC卡冗余配置，可在线更换；任一LPC卡动作，ETS就发出跳机信号。与用PLC配置的ETS比较，更为简单。
3.4  FSSS改造中火检信号不同的处理方式
中储式机组FSSS功能相对简单，主要实现了锅炉炉膛安全监控、制粉系统启停操作和联锁保护功能。FSSS改造中，仅火检信号有不同的处理方式。
半山电厂和温州电厂将火检信号直接引入DCS，由DCS直接完成火焰信号检测和灭火判断并实现FSSS逻辑功能。
镇海电厂和华能长兴电厂均采用哈尔滨中能公司的智能火焰检测器。它分轻油、重油、4层粉层共六层火焰可见光检测。它通过双CPU处理将光信号转换为电流信号，再经火检板处理后将有无火开关量信号送给DCS，由DCS实现灭火保护逻辑、轻重油阀自动控制、油枪的自动投入撤出、油系统的泄漏试验、点火程控等功能。台州电厂#1机组锅炉灭火保护系统自成系统，未进入DCS；#2、#3机组也采用了哈尔滨中能公司的智能火焰检测器，方案同镇电。
3.5  电气控制进入DCS是大势所趋
同热工控制一样，电气控制进入DCS，也分为数据采集、开关量控制和模拟量控制。但电气保护由于其快速、可靠和专业性强的要求，一般由独立的装置完成，不进入DCS。
镇电#3机组、台电#1机、萧电#1机在改造中均确定电气进入DCS只作为信号而不参与控制。华能长兴电厂#5机组ECS实现厂用系统电气设备控制操作功能；实现高、低压厂变与高、低压备变之间的正常切换操作；实现与电气单列微机保护、微机故障录波器、微机型励磁调节器的通讯，与单列微机励磁调节器配合实现调节功能等。
镇电#4、#5、#6机组在电气进入DCS控制方面有了较大的改进：发变组系统（包括发变组、同期系统、灭磁开关）、厂用电系统、公用系统控制由ECS实现；发变组系统取消硬手动并网功能；厂用电系统、公用系统的BZT功能的逻辑判断由DCS实现；励磁系统为满足机组自动升压并网和自动解列顺控要求，由ECS实现对DAVR(Digital Automatic Voltage Regulator, 数字式自动电压调节器)调节增、减操作和整流柜A/B的分、合闸功能，保留手动调节柜的硬操作回路。取消所有辅机在控制屏、台上电气硬手操及相应的电流表。大大简化了运行的操作，提高了电气控制的自动化水平。
温州电厂#1机组在DCS中通过IMTAS01模件实现了自动同期功能，IMTAS01模件是Symphony控制系统中一块专用的自动同期模件，使用该专用模件并结合DCS的多功能处理模件（IMMFP12）完成发电机自动同期并网。
浙江省在有关DCS改造总结中鼓励电气进入DCS控制，认为：随着技术的进步，把火电厂热工自动化和电气自动化整合为电厂自动化已经具备条件；有些电厂已经在技术人员结构上进行了调整，成立电厂自动化部等，就是为了满足当前火电厂自动化技术的需求；应在确保安全的基础上逐步推广加大电气进入DCS的功能。
3.6  先进控制策略在DCS改造中的应用
浙江省开展模糊控制在电厂中的应用研究较早，如模糊控制在主汽温、燃烧及协调控制中的应用等，这些曾获奖的科技成果一直为电厂控制技术的进步发挥着作用。DCS改造后，如何将先进控制策略移植到新系统中并继续发挥作用，是一个值得探讨的问题。
镇电#5机组在MACS算法中增加了燃烧模糊控制和主汽温模糊控制两个算法模块，并对#5机组主汽温进行了模糊控制算法组态，和常规PID控制切换使用。通过对甲二级减温的调试，证明其调节品质优于常规PID控制。
镇电#3机组为了在制粉控制系统实现模糊控制技术，采用在HS2000 DCS SENT上挂接计算站的方法，把模糊控制算法嵌入DCS中，突破了以前的磨煤机模糊控制只能作为一个独立系统来实现的局限性。
半山电厂除氧器-凝汽器水位控制系统采用了仿真智能控制技术；主汽温控制系统采用了预测控制技术；华能长兴电厂#5机组除氧器-凝汽器水位控制系统采用模糊-PID复合控制比较简洁，也取得较好的效果。
尽管各厂在DCS改造中对先进控制策略有一定的应用研究，但还是非常局限的。
4  结语
通过以DCS为“龙头”的热控自动化改造，带动了对主辅机可控性的全面治理。浙江省火电机组DCS改造不仅使机组的自动化水平得到提高，实现电网要求的AGC功能，而且使机组的运行管理水平上了一个新的台阶，实现了优化运行、节能降耗、减少运行维护人员的工作强度，提高了电网整体的经济效益。