燃气－蒸汽联合循环机组汽轮机控制系统的改造

张 钢

（镇海发电有限责任公司，浙江 宁波 315208）

1 系统概况

镇海联合发电有限公司燃气－蒸汽联合循环机组（9号机）的汽机控制系统为ALSTOM英国公司制造的GEM80系统。该系统为基于PLC的DEH系统，属于汽轮机电调控制系统的第一代产品，主要实现整个汽机岛及其辅机的控制。从系统功能上可分为3个部分：汽机调节系统（STG）、汽机保护系统（STP）、汽机顺控系统（SIP）。其中汽机调节系统（STG）实现机组的阀门控制、转速控制及负荷控制，是整个系统的核心部分；汽机保护系统（STP）类似于其它机组的紧急跳闸系统（ETS），实现对机组的重要保护；汽机顺控系统（SIP）则用于实现对汽机侧辅机的顺控启停，同时该系统还提供了以触摸屏为媒介的人机接口，方便操作员对机组运行参数、报警信息及有关辅机的状态进行监控。系统与DCS通过通信和硬接线方式实现信息交换，可在DCS中实现对9号机部分运行参数、报警信息及相关辅机的监控。

2 改造的必要性及方案选择

2．1 改造的必要性

9号机控制系统GEM80自1998年投入运行以来，存在运行可靠性差、系统开放性差、维护成本高等问题，影响了机组的安全、稳定运行。为完善、提高系统的安全性和可靠性，有必要进行彻底改造。

（1）STG虽然采用双通道冗余设计，但从其冗余切换的原理来看，可靠性较差，当切换继电器接触不良时，将无法实现控制器切换，甚至导致机组跳闸，而机组正常运行时也无法检查切换继电器。而且系统有一个通道通信卡件工作不正常，生产厂家也一直未能提供有效的解决手段。

（2）SIP和STG均出现过看门狗（WATCHDOG）故障，引起控制系统通信瞬时中断，但由于系统不开放，现场缺乏有效的诊断手段，原因一直无法查明，成为严重影响9号机安全、稳定运行的隐患。

（3）备品备件采购周期长，其中通信卡件、触摸屏、主电源模件等备品已停产，这些设备一旦故障将直接影响9号机的正常运行。

（4）汽机旁路、主汽门、调门控制设计比较陈旧，中间环节多，故障率较高。

（5）保护系统设计比较陈旧，采用硬接线继电器输出，保护回路采用失电保护动作方式，继电器由于长期得电，触点容易氧化，部分保护取用单点信号，可靠性不高。

（6）模拟量调节系统的调节品质差，基于PLC的调节系统只有简单的PI调节，无法采用先进的控制策略，且监视手段和历史趋势记录手段缺乏，模拟量调节系统参数整定困难。

（7）控制系统人机界面不够友好，无记录手段，故障原因无法查找。

（8）控制软件开放性差，大部分就地设备不能手动操作；无法进行逻辑强制，进线参数和程序无法修改；部分信号故障后能恢复，但控制系统却无法复归，造成机组无法正常启动，或在运行中被迫停役。

2．2 方案的选择

结合机组的实际情况，对几种改造方案进行对比，从控制系统的可靠性、改造费用、综合泵房等外围设备一体化控制改造以及今后的日常维护和技术支持等方面考虑，决定采用贝利公司的Symphoney控制系统。

机组DCS系统原设计为贝利公司的INFI-90控制系统，其操作系统已升级为CONDUCTORNT。汽机控制系统改造如果采用同公司的产品，能够很好地解决和现有DCS控制系统的接口及匹配问题，而且可以利用现有的事件管理站、操作站、工程师工作站和通信环网，能节约资源。电厂对该套控制系统的使用和维护已有一定的经验，厂家技术服务和备品采购也比较方便，有利于短时间内完成系统的改造。另外，在改造的同时可以考虑把综合泵房等外围设备同步改造成DCS控制，以提高外围设备的可靠性。

3 工程实施

在满足原汽机控制系统功能和控制参数的基础上，设计汽机岛控制策略，以达到更高的自动化程度和运行可靠性，满足机组快速启停功能。

3.1 DEH系统设计

（1）DEH有手动、操作员自动和远方自动3种控制方式。手动方式时，操作员通过输入阀位指令增减信号进行控制。操作员自动方式时，操作员可从操作员站设定目标值及速率、负荷率，由DEH系统自动控制汽机，汽机控制采用转速闭环控制方式。远方自动方式时，汽机接收协调控制系统的控制信号控制汽机负荷。

（2）DEH的基本控制模式为压力控制、滑压控制、转速控制和阀位控制。滑压控制模式为运行最经济的模式，是燃气－蒸汽联合循环汽轮机特有的控制方式。阀位控制为新增模式，提高了设备故障情况下机组的抗干扰能力。

（3）增加和完善了DEH在线试验程序，提高在线试验的可操作性。

3.2 旁路系统设计

（1）设计旁路系统协调控制逻辑，由原DCS系统根据锅炉运行状况和启停顺控进行旁路控制设定值计算，再由汽轮机控制系统加入根据汽轮机运行状况的条件限制，同时加入汽轮机及旁路保护功能。

（2）将旁路控制由原来的二位式电磁阀控制方式改成更为可靠的伺服阀控制，重新设计液压集成块，控制信号由ABB专用的阀门管理卡件直接输出至旁路伺服阀。

3.3 辅机控制逻辑设计

（1）原来汽轮机辅机只有自动控制方式，本次改造增加运行手操功能，在满足一键启动的同时，增加必要的手动干扰手段，提高安全可靠性。将被控对象的控制分为3层，即保护控制、自动控制和手动控制，根据原被控对象的逻辑条件重新进行合理组合，为每一层设计不同的触发条件，同时增加联锁投撤功能、自动投撤功能等。

（2）利用新控制系统中顺控与DEH等的共享信号，通过对就地控制信号的功能调整，少量增加就地测点，解决单点保护问题，实现重要控制信号冗余配置。

（3）调整原来不合理的控制方式，提高系统可靠性。

3.4 ETS一体化设计

（1）ETS紧急停机装置集合了汽轮机所有的停机信号，经过逻辑判断后输出跳闸信号驱动停机电磁阀，遮断汽轮机进汽，整个过程要求在20 ms内快速完成。

（2）将ETS纳入电厂DCS系统，实现全厂资源与信息共享。通过BRC控制器冗余保证系统的可靠性，输出遮断电磁阀采用串并联形式，以提高可靠性及可试验性，完善原有单点信号作保护的控制逻辑。

3.5 TSI一体化系统设计

汽轮机TSI监视保护系统取消传统的由传感器、前置器、二次表组成，由二次表输出信号至保护系统的方式，而采用由ABB公司的CMM状态监视模件及相应的传感器和前置器组成的一体化设计，在冗余的BRC控制器管理下,连续在线监视和保护汽轮机的安全运行。系统功能由4块CMM模件完成，经组态后可测量振动、轴位移、胀差、偏心及缸胀等参数，提供一阶、二阶、三阶振动的波形（振幅和相位），提供矢量合成，计算绝对振动、最大振幅及非一阶振动。

4 应用效果

镇海联合发电有限公司燃气－蒸汽联合循环机组汽机控制系统的改造完成后，从目前运行情况看，汽机运行的可靠性得到极大提高，主要体现在以下几个方面：

（1）改造后控制策略和控制功能得到完善和优化，例如DEH增加OPC超速功能、阀位控制功能、手动打闸功能等。

（2）实现新控制系统与DCS、燃机控制系统的控制逻辑匹配，较好地实现汽轮机和锅炉、燃机的协调控制，实现全厂顺控一键启停、负荷控制等功能。

（3）由于修改了模拟量调节系统的控制策略，解决了原PLC控制器自动调节功能的局限性，大大提高了汽轮机控制系统的自动调节品质。

（4）将ETS纳入电厂DCS系统，实现了全厂资源与信息共享。

（5）增加被控对象的运行手操功能，同时设计合理的手操闭锁条件，保证设备故障情况下运行人员能手动干预，同时通过合理的闭锁条件来减少人为误操作的风险。

（6）减少中间控制环节，实现控制系统一体化，如取消汽机旁路、主汽门、调门和汽机盘车等系统的中间控制环节，取消就地PLC，提高系统可靠性。

（7）改造后的控制系统具有较好的开放性，控制软件具有在线修改、逻辑强制等功能，具有历史数据查询功能以方便事故分析。设备监视更加直观，便于操作。

5 结语

改造工程不同于基建工程，存在工期紧、费用有限、制约条件多等因素，改造的难度更大，需要注意以下几点：

（1）改造机组工期紧，一般都利用机组大修时间完成，改造前的技术准备工作要做充分。

（2）此类改造对运行人员和维护人员的要求比较高，由于受原设备的限制，必须根据现有设备定制DCS的控制功能，不能简单照搬其他厂的控制方式，需要精确掌握原来的设备及原控制逻辑。

（3）改造机组一般都经过了长期运行，运行、热控人员已经养成了一定的运行习惯和操作方式，对原有系统也较为适应，改造时，在逻辑设计、DCS画面风格和操作方式上应尽量遵循原有系统，以此为基础，再进行逻辑的优化和控制策略的创新。

[1]朱北恒.浙江省火电机组DCS改造综述[J].自动化博览，2003，20（3）:62-65.