大型火电机组自动化控制系统改造

李志勇，王 礼，朱 斌

（1.元宝山发电有限责任公司，内蒙古 赤峰 024070；2.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006）

大型火电机组自动化控制系统改造

李志勇1，王 礼2，朱 斌2

（1.元宝山发电有限责任公司，内蒙古 赤峰 024070；2.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006）

针对某大型火电机组自动化控制系统存在的问题，给出改造方案。通过控制系统试验，对改造效果进行分析与评价。试验证明，该自动化控制系统的成功改造，为机组安全、稳定并网发电奠定了坚实基础，为其他同类机组改造提供借鉴参考。

大型火电机组；自动化控制系统改造；DCS

某机组汽轮机为法国阿尔斯通—大西洋公司生产的亚临界、一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、纯凝汽、冲动式机组，汽轮机型号为T2A600302×2F1044；机组设有7段抽汽，热力系统主要由3台给水泵（1台汽泵、2台电泵）、2台循环水泵、2台凝结水泵、4台双列高加、1台除氧器、4台低加、2台低加疏水泵、2台高加疏水泵等设备组成。锅炉为德国斯坦缪勒公司生产的亚临界参数、一次中间再热直流锅炉；风烟系统主要由2台送风机、2台引风机、2台预热器、8台磨煤机等设备组成。发电机为法国阿尔斯通—大西洋公司生产的水氢氢冷发电机组，型号为T264／640。机组设计额定功率为600 MW，主蒸汽压力为

［5］ 郝 欣.进口机组电改汽工程给水控制方案设计与实施［J］.东北电力技术，2010，31（5）：12－15.

［6］ 郝 欣.锅炉送引风机变频协调控制技术研究［J］.东北电力技术，2013，34（3）：34－36. 17.75 MPa，主蒸汽温度为540℃，再热蒸汽温度为540℃，额定排汽压力为5.3 kPa［1－4］。

1 控制系统改造方案

针对机组存在的问题，对其自动化控制系统进行改造。DCS控制系统选用新华控制工程有限公司的OC 6000e Nexus分散式监控系统，共配有30对冗余控制站，配置了6台操作员站、2台工程师站、1台历史站、1台接口机。自动化控制系统改造主要包括DAS、FSSS、BSCS、TSCS、ECS以及MCS等功能。

1.1 数据采集系统（DAS）

DAS系统没有配置单独的控制处理器，而是将相关测点分配在公用、BSCS、TSCS、ECS、MCS各系统中。对于DAS系统现场采集信号的处理过程来讲，保证各种采集数据的实时性、正确性、准确性以及安全性非常重要，它是实现机组安全高效运行的基础。DAS系统的信号采集及处理过程充分利用OC6000e系统软硬件的高效性和安全性，经过合理的组态，使最终进入DCS系统的信号和参数满足各方面的性能指标要求。

1.2 炉膛安全监控系统（FSSS）

FSSS控制逻辑分为公用控制逻辑、燃油控制逻辑及燃煤控制逻辑3大部分。公用控制逻辑部分包含锅炉保护的全部内容，即油泄漏试验、炉膛吹扫、主燃料跳闸（MFT）与首出原因记忆、点火条件（油层点火、煤层点火条件等）、负荷能力判断、火焰联锁等。公用控制逻辑还包括FSSS公用设备（如供油、回油快关阀以及火检冷却风机等）的控制。燃油控制逻辑包括各对油燃烧器投、切控制及层投、切控制。燃煤控制逻辑包括各制粉系统（煤层）的顺序控制及单个设备的控制。

1.3 顺序控制系统（BSCS、TSCS、ECS）

锅炉顺序控制系统（BSCS）包括锅炉烟风系统、锅炉辅机设备及系统的控制、联锁、保护功能。汽轮机顺序控制系统（TSCS）包括汽轮机侧的主要辅机设备及系统的控制、联锁、保护功能。电气控制系统（ECS）分布在4对控制器中，各个控制器具体分配为：各段开关控制、保护、联锁；发变组、励磁、6 kV切换；直流系统及外围6 kV开关；模拟量和SOE。

1.4 模拟量控制系统（MCS）

1.4.1 机炉协调控制

协调控制方式是最高自动化水平的负荷控制。负荷指令同时送到锅炉主控和汽轮机高压调节单元，负荷偏差被控制在最小。在协调方式下，锅炉主控和汽轮机高压调节单元都在自动方式。锅炉和汽轮机并行操作。在这种方式下锅炉控制机前主蒸汽压力，汽轮机控制负荷，两者相互影响。在协调方式下，运行人员可直接给定机组的负荷指令，如果机组投入AGC控制，则机组的负荷指令由网调控制。协调控制系统逻辑如图1所示。

1.4.2 汽轮机高压调节单元（汽轮机主控）

机组运行在协调控制方式下时，汽轮机高压调节单元投入自动方式，根据机组主控系统来的汽轮机负荷指令信号控制发电机有功功率和采用主蒸汽压力偏差校正实际负荷，并对汽轮机调门给出某种限制，所以机组实际负荷兼顾给定负荷和主汽压力偏差。机组运行在汽轮机直接控制方式下时，汽轮机高压调节单元投入直接方式，负荷控制单元根据目标负荷给出高调门开度指令直接调节机组负荷。

1.4.3 锅炉主控

在自动状态时，锅炉主控根据主蒸汽压力设定值和实际压力的偏差，经过PID控制器计算，结合机组负荷指令等前馈作用，得出指令自动控制锅炉的燃料、给水、送风量等子系统。在手动状态时，如锅炉的燃料主控处于自动时，改变锅炉主控输出指令可以改变总燃料量来适应负荷需要。

1.4.4 一次调频

一次调频功能在机组并网后自动投入，在机组转速故障，解列时自动退出。一次调频功能有一个不灵敏区（±2 r／min），频率偏差信号对应的功率加到机组给定负荷回路，同时频率偏差信号对应的开度加到高调门开度指令，以便和一次调频功能相适应。

1.4.5 给水控制

图1 协调控制系统逻辑

在机组启动至35%负荷之前，锅炉给水调整采用2台电泵、给水主调节器手动方式控制；35%左右负荷时进行汽动给水泵与电泵切换，之后采用给水主调节器自动调节方式。给水主调节器具有自动跟踪功能，可在任何情况下进行自动、手动无扰切换。

在设定最小给水流量的基础上，给水流量主调节器接受锅炉蒸汽流量信号（主汽流量的90%），压力调节器输出的比例信号经限幅和定值修正的中间点温度信号，经过主调节器发出给水流量定值信号同时传给汽泵或电泵的转速调节器，控制给水泵出力满足锅炉运行对水量的要求，该信号另外叠加了中间点温度控制的偏置作用保证中间点温度具有合理的过热度。

当3台给水泵转速调节器全部手动时，给水主调节器切手动；给水调节系统出现故障、燃水比失调时，应人为将主给水调节器切为手动。给水主控处于手动时，运行人员可以通过改变给水主控指令来改变锅炉的给水量。

1.4.6 锅炉燃烧调节

锅炉燃烧调节的主要任务是根据锅炉主控发出的燃料调节指令，改变供给锅炉燃烧的燃料量，在水／煤比控制作用下改变给水量以改变锅炉的蒸汽量来满足锅炉压力调节的要求。同时，为了保证燃烧的经济性，在改变燃料量的同时相应地改变送风量。此外，为了保证锅炉的正常、安全运行，要保证锅炉的炉膛负压在所要求范围内，因此要调节引风量与送风量相适应来保证炉膛负压。锅炉燃烧调节系统主要由燃料量调节系统、送风调节系统、引风调节系统组成。

总燃料量由煤和燃油2种燃料量组成，燃料主控根据所要求的锅炉输入指令与总燃料量偏差产生，然后分配给每台给煤机作为每台给煤机的转速指令。当燃料主控在手动操作方式时，可以通过对燃料主控的手动增减实现对所有给煤机转速的同时等量增减。

总风量设定值为经过氧量修正的蒸汽量的函数，调节器接收设定值与总风量的差值信号，对8台磨煤机二次风总调节器发出信号，校正系数为80%～140%，使磨煤机二次风量与煤粉量适应，并且使锅炉的总风量与总的燃煤量相适应。

2 控制系统试验

机组启动后，检查各种监视点的正确性，投入相应的变送器，检查测点与显示点的对应关系和精度，以满足运行的要求。同时为投入相应的保护和自动状态作好准备。机组的所有保护和联锁随机组启动而相继投入，自动调节系统也根据机组运行工况而相继投入。在送风调节系统、引风调节系统、减温调节系统、负荷调节系统、给水调节系统投入后，检查MCS逻辑以及与DEH之间的信号正常后，将协调方式投入。进行RB、负荷变动和AGC等相关试验。

2.1 机组保护及自动投入统计

随着机组的分步试运及整套启动的进行，设计并投入锅炉主保护17项，锅炉主要辅机保护166项，汽轮机主要辅机保护54项，投入率100%。机组设计模拟量控制系统共335套，168期间可投入325套，168期间实际投入325套，168期间投入率100%。机组保护与自动投入情况如表1所示。

表1 机组保护与自动投入情况

2.2 机组RB试验

在机组正常运行时，如果出现锅炉或汽轮机重要辅机事故跳闸，将产生锅炉负荷能力动作［5－7］。RB发生后，锅炉输入指令将以预先设定的目标值和变化率而减少，这时机炉协调控制方式将退出，锅炉输入指令将一直下降到剩余运行辅机所能允许的负荷水平为止。控制系统将完成锅炉主要辅机之间或与辅机有关的辅助设备的启停等相应的联锁和保护。无论机组是否运行在协调方式，RB均自动投入，且在操作员站不设RB开关。机组RB运行方式如表2所示。

表2 机组RB运行方式

机组进行RB功能试验时，不需要人工干预，顺控逻辑动作正常，其参数波动范围不危及机组安全且不引起机组保护动作跳闸，即RB功能设计合理、功能完善，RB试验合格。自动控制系统经受了考验，具备投入条件。以2号送风机RB为例，机组各个主要参数的变化过程如表3所示。

表3 送风机RB动作过程中机组主要参数记录表

2.3 协调控制系统投入试验

协调控制系统各种控制方式的调节品质良好，能够满足机组及其各辅机的安全稳定运行要求，系统抗扰动能力较强。机组168 h试运行期间协调控制投入良好。能够满足机组大负荷、快速率变动。协调升、降负荷试验曲线如图2、图3所示。

图2 协调升负荷试验曲线

图3 协调降负荷试验曲线

2.4 机组AGC投入试验

2014年8月14日，进行了AGC投入在线试验。试验过程中机组运行情况稳定，没有发现异常波动情况。通过试验数据分析，AGC负荷调节范围、负荷调节速率、负荷响应时间及稳态调节精度符合相关标准要求，满足调度考核指标要求。机组AGC试验曲线如图4所示。

图4 AGC试验曲线

3 结束语

通过自动化控制系统改造，机组在运行操作、监视和控制水平上有很大提高，主要保护与自动投入率达100%，机组在50%～100%范围内可利用协调控制系统进行升降负荷，且各项参数保持稳定，满足机组安全稳定运行的需求。改造后的自动控制系统提高了机组的控制系统性能，实现了机组的协调控制，自动化水平又上了一个新台阶。该自动化控制系统的成功改造，为机组安全、稳定并网发电奠定了坚实的基础，也为其他同类型机组改造提供借鉴。

［1］ 姚建华，李月华.600 MW进口亚临界旋流煤粉燃烧锅炉炉内低氮改造技术［J］.锅炉技术，2014，45（3）：57－59.

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［5］ 张永兴.元宝山电厂＃2锅炉改造［J］.东北电力技术，1997，18（4）：53－55.

［6］ 姚 远，潘秀秦，揭其良，等.火电机组汽动引风机改造控制策略研究［J］.东北电力技术，2014，35（4）：24－26.

［7］ 许 淼，戴永峰.越南广宁电厂二期MCS调试中存在的问题及解决方法［J］.东北电力技术，2014，35（3）：49－51.

Transformation of Automatic Control System for Large Capacity Fossil⁃fired Generating Units

LI Zhi⁃yong1，WANG Li2，ZHU Bin2
（1.Yuanbaoshan Power Generation Co.，Ltd.，Chifeng，Inner Mongolia 024070，China；2.Electric Power Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，Chin a）

According to the existing problems in the automatic control system，the transformation solution for a large capacity fossil⁃fired generating units is proposed.The transformation effect and evaluation is analysized by the test of the control system.It has been proved by experiments that the successful transformation of the automatic control system has laid a solid foundation for its safe and sta⁃ble generation online，which can provide reference for other similar units.

Fossil⁃fired generating units；Transformation of automatic control system；DCS

TK32

A

1004－7913（2015）05－0048－04

李志勇（1974—），男，高级工程师，主要从事电厂热工自动化管理工作。

2015－02－12）