浅谈大型火电厂的热工自动化水平

摘要：文章探讨了大型火电厂热工自动化系统的构成及其自动化水平、控制方式和管理模式、机组“一键启”的可行性和电子设备间物理分散等问题。

关键词：大型火电厂；热工自动化水平；机组控制方式；机组一键启；电子设备间

中图分类号：M621文献标识码：A文章编号：1009－2374(2009)12－0052－03

随着我国电力工业的发展及电力结构的调整，1000MW级及超超临界机组由于其运行成本更低和效益更高，在电力市场竞争中更具有优越性，将逐步成为我国电力市场中的主力机组。而大型火电厂的热工自动化水平、控制方式和管理模式将会发生什么样的变化，当前的设计思路能否适应电力市场竞争机制，如何优化热控设计，使其能够适应飞速发展的计算机网络技术及信息化发展的步伐，满足电力市场要求，成为热控设计人员亟待解决的新课题。

一、机组控制方式

随着DCS在电厂中的广泛应用，其稳定性、安全性、可靠性也逐步被人们认可，机组设备的可控性日益提升，早期电厂单元控制室所设置的常规模拟仪表盘和大量的常规监视仪表、操作设备逐步取消或被大屏幕显示器所取代，集控室面积随之逐步缩小，运行值班人员也在逐步减少，减人增效的概念逐步建立，控制室的布置、控制点的设置和控制方式发生了根本的变化。控制方式由典型的单元控制室实现炉机电集中监控辅助车间就地控制室就地监控，逐步发展到全厂只设一个监控点，即炉、机、电、网、辅均在单元控制室内集中监控，辅以水、煤、灰3个就地辅助监控室，以满足安装、调试、现场巡视和异常工况处理的需要。

(一)控制室位置和布局

控制室位置和格局也日益多样化，由原来的一机一控、两机一控发展到三机一控、四机一控甚至多机一控。如广西来宾B电厂、山东莱州电厂等采用两机一控方式，控制室布置在主厂房固定端；国华宁海电厂、广东华能海门电厂均采用四机一控方式，集控室布置在A列外2号、3号机之间的集控楼上；华能玉环电厂采用四机一控方式，控制室布置在主厂房固定端的生产办公楼上，与主厂房的运转层同标高，并有天桥相连；日本矶子电厂控制室与办公室一起布置在汽机房顶部；日本橘湾电厂机组集中控制楼与生产办公楼合在一起，与主厂房脱开，布置在主厂房前，通过天桥与之相连。

(二)采用多机一控方式的前提

1同期建设多台机组，集控室布置统一规划；

2以机组设备的可靠性和可控性作为支持；

3随着自动化水平的提高，集控室设备减少。

(三)电子设备间的布置

有典型的集中布置在两炉之间的集控楼运转层上的集控室后方或布置在集控室下方的中间层也有在各锅炉房、汽机房分别设置其锅炉电子设备间和汽机电子设备间，如广西来宾B电厂、山东莱城电厂二期、江苏夏港电厂一期、山东华能日照电厂二期、山东华电莱州电厂一期等工程均未设置集控楼，每台机组设置锅炉、汽机两个电子设备间。两种布置方式各有优缺点：前者，DCS机柜相对集中，能有效使用电子设备间的面积，安装、调试及现场设备运行管理较为方便，站间通信电缆较短，安全性较好，电缆比较集中并设置有电缆夹层，施工比较方便；后者，机柜就地布置相对分散，不利于集中空调系统的设置，电子设备间建筑面积总和相对较大，土建装修量大，电气照明、空调容积都相对增加，但由于电缆比较分散，取消了电缆夹层，各电子设备间距离就地设备较近，可节省大量控制电缆、电缆桥架，并取消了集控楼，减小了容积比和安装工程量，降低了工程造价，对锅炉本体的安装进度也提供了有利条件。而在国外尤其是欧美则更趋于彻底分散，甚至不设电子设备间，控制机柜就地布置，大大削减了控制电缆的用量，增加了通信电缆的数量，对DCS系统的适应性和安全性也提出了更高的要求，卡件的低功耗、机柜的全密封、全天候工作，增加了设备费用而降低了安装工作量，对高人工费的欧美国家，可节省大量施工费用。

二、机组自动化水平

目前大型火电厂普遍采用以DCS为主，配合其他热工控制系统共同构成单元机组控制系统；水、煤、灰等辅助车间的监控采用可编程序控制器(PLC)实现，并利用计算机网络技术，构建起全厂辅助车间集中监控网络，以实现在集控室集中监控。

(一)操作员站

各系统操作员站的LCD及其键盘、鼠(球)标作为运行人员的监控中心，实现炉、机、电、网、辅全LCD监控。在机组DCS发生全局性或重大故障时，按照“故障安全”的原则，通过安装在操作台上的少数独立于DCS的硬接线手操设备实现紧急安全停机。当辅助车间集中监控网络及操作员站发生重大故障时，则通过相应的就地辅助控制室的操作员站进行现场处理。

(二)顺序控制

机组自动化水平通常采用以子组级为基础的功能组级顺序控制。近几年又大胆地提出了采用带断点的机组级顺序控制，实现所谓的“一键启”功能。针对该问题我们进行广泛深入的调研，从国内情况看，部分由国外整岛进口的机组曾有过这方面的尝试，如：华能日照电厂一期工程采用分岛招标方式采购，锅炉岛由美国FOSTERWHEELER公司设计供货，汽机岛及仪控岛均由德国SIEMENS公司负责设计与供货，在机组调试阶段曾尝试过该功能，而更有效的是汽机自启动功能，但机组运行后再也没有使用此功能；石洞口电厂二期采用的是ABB公司的DCS系统，其机组自启动功能也只是在机组调试阶段试用过一次；上海外高桥电厂二期工程DCS采用日立公司的HIACSS000M系统，其机组自启动功能设置有约15个分系统启动断点，但由于设计不完善，未实现其功能；珠江电厂一期工程由日本三菱公司承建，其机组自启动功能应用良好，二期扩建业主仍要求设置此功能，但上海FOXBORO公司的DCS并未实现其功能。华能沁北电厂采用ABB公司的DCS系统，并借鉴石洞口电厂二期的经验，SCS设计有多断点的机组级顺控，实际运行中相当于为运行人员提供操作指导。而在美洲国家则不要求“一键启”功能，在美国，没有一个火电厂设置该功能；“一键启”功能是由欧洲国家提出的，并在欧洲、亚洲个别国家有实际用户，如：德国尼德豪森电厂等。

三、机组控制策略

从仪表和控制专业的角度来看，与亚临界汽包炉相比，超超临界机组锅炉的控制主要特点如下：

1汽水一次循环，不具备汽包的储能元件锅炉蓄能量小且呈分布特性，循环速度上升，工艺特性加快，这就要求控制系统的实时性更强，控制周期更短，控制快速性更好，机炉协调控制更加及时、准确。

2汽水没有固定的分界点，它随着燃料量、给水流量及汽机调门开度的变化而前后移动，直接影响汽水流程中加热段、蒸发段和过热段的长度，影响主汽温度、主汽压力及机组负荷的变化，因此控制中间点温度被认为是控制直流炉的主要环节。

3超超临界机组锅炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为主汽温度、主汽压力及机组负荷，其主要的输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度，由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，任何一种输入量扰动都将对各输出量产生作用，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量，蒸汽量、燃料量，给水量及喷水量，给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的主要控制特点。

4超超临界机组直流锅炉与亚临界汽包锅炉，两种锅炉在系统组成上的水一汽转换原理和设备不同，锅炉蓄热能力不同，负荷和扰动的响应速度不同，而最大的区别还在于锅炉启动系统的差异。从仪表和控制的角度看，主要的区别在于直流锅炉的启动旁路系统、直流锅炉机组的协调控制的不同。另外，在锅炉蒸汽温度控制、给水流量控制等方面也与亚临界机组有着较大的区别。

5锅炉启动系统中汽水分离器在锅炉启动和低负荷时相当于汽包炉的汽包作用，当锅炉在直流负荷运行时为干态运行，相当于蒸汽联箱，两种运行方式下的调节手段不同，控制系统将根据负荷和分离器水位进行判断并自动切换。

6锅炉启动系统中辅助循环泵在锅炉启动和低负荷阶段向水冷壁提供足够的循环流量，此时锅炉运行在控制循环状态，在高负荷时启动循环泵切除，此时锅炉运行在纯直流状态。控制系统将针对这一特点自动完成循环泵系统的投运／切除。

7超超临界锅炉在稳定运行期间，必须维持某些比率为常数，在变动工况时必须使这些比率按一定规律变化，以便得到稳定的控制，而在启动和低负荷运行时，要求大幅度地改变这些比率，以得到宽范围的控制。

(1)给水流量／蒸汽流量因为给水系统和蒸汽系统是直接连接的，给水流量和蒸汽流量比率的偏差过大将导致较大的汽压波动，又由于超临界锅炉存贮能力较小，给水流量与蒸汽流量的比率，在锅炉负荷增加时必须限制。

(2)燃料量，给水流量(即燃水比)在稳定运行工况，燃水比必须维持不变以保证过热器出口汽温为设计值。而在变动工况下，燃水比必须按一定规律改变，以便既充分利用锅炉蓄热能力，又按要求增减燃料，把锅炉热负荷调到与新的机组负荷相适应的水平。

(3)喷水流量／给水流量超超临界锅炉仅能够瞬时快速改变汽温，但不能始终起到维持汽温的作用，因为过热受热面的长度和热焓都是不固定的。为了保持通过改变喷水流量来校正汽温的能力，控制系统必须不断地把喷水流量和总给水流量之比恢复到设计的百分数。

四、热工自动化系统的构成

(一)DCS系统

1单元机组电气发变组和高、低压厂用电源系统纳入DCS监控。烟气脱硝系统及汽机旁路系统的监控纳入机组DCS。

2两台机组的DCS之间设置一公用网络分别与两台机组DCS的数据总线通过网桥联接厂用电公用系统、空压机房、燃油泵房等公用系统接人DCS公用网络。公用网络可根据DCS供货商的经验，独立设置的操作员站(如上海外高桥电厂二期工程)，或通过单元机组操作员站对公用系统进行监控。

3机组操作台上设有DCS、DEH操作员站及安全停机、停炉、解列发电机等所必需的操作按钮(如：交、直流润滑油泵、真空破坏门、再热器安全门、过热器安全门及手动停机、停炉、发变组跳闸、灭磁开关、柴油发电机启动等)。当DCS发生通信故障或操作员站全部故障时，可通过上述后备控制手段实现安全停机、停炉。DEH系统作为汽轮机设计制造密不可分的一部分，一直是由汽轮机制造厂开发配套的。以前，这些专用系统在其软硬件的开放性上较差，造成了大批电厂在集控室拥有DCS和DEH两个操作平台(通过硬接线完成必要的控制信号的传输)，给运行人员带来不便。为了做到信息共享DCS厂商和DEH厂商在用户的要求下开始着手两者之间的整合工作。对于一些既生产汽轮机又推出DCS设备的厂商而言，其DEH系统的控制器、人机界面本身就采用了DCS设备，并开发有既满足DEH功能又符合DCS系统I/O总线通信要求的专用卡件DEH功能纳入DCS系统自然是顺理成章的，如ABB公司(PROCONTROL 2P)、SIEM ENS公司(TXP)、ALSTOM CEGELEC公司(P320)、日立公司(H IACS5000M)、EMERSON公司(OVATION)等均可做到。也有DCS制造商与汽轮机厂合作，采用成熟的DCS产品共同开发DEH。如东方汽轮机厂与美国ETSI公司合作，采用ABB公司的INFl290软硬件平台的一体化。MEH与DEH的情况类似，要纳入DCS技术上不存在难以逾越的困难，但同样受到汽轮机厂所引进的技术方的影响，要实现与DCS系统的无缝连接，还有待时日的考验。

(二)辅助系统集中监控网络

辅助系统的监控采用可编程控制器PLC+交换机(HUB)+人机接口(MMI)方式，为满足安装、调试和初期运行过渡需要，按照“水”、“煤”、“灰”三点设置调试终端兼临时操作员站，随着各辅助系统正常运行后，逐步由就地系统监控转移为集中控制室集中监控，就地将无人值班。

(三)烟气脱硫系统

烟气脱硫系统的控制点，视工程的具体情况和业主管理模式的喜好，可与除灰系统合并设置在电除尘控制室或除灰控制室，或与输煤系统合并设置控制室。烟气脱硫控制系统采用FGD2DCS或PLC实现。通过FGD2DCS/PLC的LCD及其键盘并辅以少量的就地监视和控制实现脱硫系统设备的启、停和正常运行时的监视和控制。烟气脱硫系统的重要状态、监视和报警、联锁信号通过硬接线与机组DCS系统连接，以保证机组的正常运行，并通过通信口与SIS系统进行通信，可在SIS系统的工作站上调用脱硫控制系统中的所有实时数据。

(四)全厂数字视频网络系统

设置全厂数字视频网络系统，对重要设备运转状态、危险场合、无人值班的辅助系统通过摄像进行监视。全厂闭路电视监视系统监视点设置在单元控制室，采用大型等离子显示器或大屏幕显示器实时显示，以便对全厂的各个生产及辅助生产场所进行直观的监视。数字视频信息可通过通信接口与厂级管理信息系统(MIS)连接，实现全厂信息管理。

(五)厂级实时监控系统

设立厂级实时监控信息系统(SIS)和厂级管理信息系统(MIS)。单元机组的分散控制系统、辅助系统控制系统等控制系统与厂级实时监控信息系统(SIS)实现数据通信。

五、结束语

随着世界高科技的飞速发展和我国机组容量的快速提高，电厂热工自动化技术不断地从相关学科中吸取最新成果而迅速发展和完善，近几年更是日新月异，一方面作为机组主要控制系统的DCS，已在控制结构和控制范围上发生了巨大的变化；在测量技术方面，新原理、新材料、新工艺制成的各种新型传感器、变送器将层出不穷，二次仪表将全面智能化，趋向于传感器变送器二次仪表一体化，小型化，智能化。大型火电厂控制系统仍然普遍采用以DCS为主。但是新的控制理论也将不断地被运用到实际的控制系统中来。

作者简介：车朝瑞(1982－)，男，吉林蛟河人，供职于湛江电力有限公司，研究方向：热控检修。