分散控制系统改造现状及展望

陈胜利,刘 冰,张 兴,章正林,李 雷,陈 涛

(1.大唐华东电力试验研究院,安徽 合肥 230088；2.大唐淮南洛河发电厂，安徽 淮南 232008)

0 引言

自1975年由美国HOLLYWELL公司推出TDC-2000分散控制系统(distributed control system,DCS)以来，该系统已迅速成为工业自动化的主要控制系统。我国电力系统第一套DCS是1985年辽宁朝阳电厂采用的瑞士BBC公司的Procontrol-P系统，之后历经原电力工业部准入的进口“八大家”，到国产新华、和利时、中控、科远、国电智深、上海自仪、鲁能等，形成了目前进口、国产DCS品牌群雄逐鹿，自动化、智能化水平快速提升的行业形势[1-2]。

在电厂DCS的使用和维护过程中，随着其运行时间的增长，往往在性能、功能及可靠性等方面存在各种问题，主要体现在以下几个方面。

①按照业内通用管理规范及电子产品厂家推荐，DCS硬件产品的有效寿命一般为8～12年，一旦工作时间超限，容易导致硬件故障率上升、安全隐患大[3]。

②随着生产工艺的复杂程度不断加深，同时也为了减轻运行人员的劳动强度，生产过程对自动化要求越来越高，对DCS系统的软、硬件的各项指标要求也越来越高。老式DCS的处理及运算能力、软件功能、数据库容量等，在投产十余年后难以满足电厂安全、经济、灵活、环保生产和管理，以及信息化、智能化的需要[4]。

③DCS厂家往往在产品多次更新换代后，逐步停止较老一代产品零备件的生产及技术服务，导致备件难以购买、价格昂贵。

综合上述原因，DCS在投产十年左右进行替换或者升级，已成为目前我国火力发电厂控制系统主要的升级和技术改造方式。

1 我国DCS改造历程回顾

我国火力发电厂的DCS改造，主要经历了以下几个时期。

1.1 20世纪90年代中后期DCS改造情况

一批20世纪80年代甚至更早之前投产的中、小型发电机组，由DDZ-II型或TF-900组装仪表、继电器、可编程控制器(programmable logic controller,PLC)，朝机组DCS一体化进行改造。

由于国内DCS应用历史较短、工业控制系统尚未普及、技术人员掌握不足等原因，此阶段的DCS改造对于提升电厂自动化水平意义重大。因此，原各省电力局及电厂对改造工作高度重视。除电厂专业人员和DCS厂家外，电力设计院、电力调试所全力支持，实际形成了原省电力局和电厂总体把控，设计、调试单位高标准实施，DCS厂家全力供货和服务的局面。从费用决算来看，此时期主流品牌DCS的单机造价往往高达1 000万元以上，实际改造项目的规模及工作量也与目前同等容量基建机组的热工部分相当。

这一时期DCS改造的主要目的在于提高机组自动化水平和实现运行一体化操作。在此期间，产出了一批在热工行业具有较深远意义的改造项目和技术成果。

1.2 2010年前后DCS改造情况

这一阶段主要是对我国20世纪90年代初、中期投产的300 MW和第一批600 MW等级机组进行改造。它们属于我国第一批投产即整体应用DCS的发电机组，其中部分机组已属于第二次DCS改造。这些机组DCS改造，主要包括DCS老化、故障率升高、备件停产、软硬件性能及功能难以满足新时期电力行业的控制需要等原因。

随着全国600 MW机组大批量上马和DCS在火电机组的基本普及，我国热工从业人员总体技术水平得到提高，DCS改造在技术层面的难度客观上较20世纪90年代要低。加之此时DCS价格较20世纪90年代大幅下降，如某品牌DCS在300 MW机组DCS改造的中标价尚不足200万元(包括施工、调试)，项目规模较火电厂其他大型改造要小的多。DCS改造的主要目的除前述的解决硬件老化、完善DCS功能、提高DCS性能及备件购买等以外，还包括了完善厂级监控信息系统(supervisory information system,SIS)、电厂管理信息系统(management information system,MIS)及各类分析、管理平台的接口功能，但总体对于火电机组自动化程度的提升幅度有限。因此，各发电集团及电厂客观上对于DCS改造的重视程度较20世纪90年代有所下降。

这一时期，DCS改造项目往往由中标的DCS厂家实施。但从实际效果来看，由于DCS改造的复杂性上升和改造时间的大幅压缩，因此在DCS改造质量方面也暴露了诸多问题。如重要保护回路的可靠性、自动调节系统的控制性能，难以在DCS改造中的设计和调试过程中全面高质量完成，往往需要在改造结束后由第三方再行优化，给机组后续的长周期运行、安全与节能控制、源网协调性能提高等方面工作带来隐患。

这一时期，DCS改造的总体目的实际是实现信息化和标准化，即在保障和提升DCS控制功能的基础上，推进SIS、MIS及各类生产管理、数据分析、专家指导系统的接入和应用。

1.3 近期DCS改造情况

第三个DCS改造高潮正是近几年，随着2003年我国“电荒”后，大批量上马的600 MW及以上等级超(超)临界及循环流化床等形式发电机组投产时间达到10年以上，其控制系统DCS也进入了老化和故障的高发阶段。近年来，该类型问题所导致的机组异常甚至非停在行业内屡见不鲜，因此DCS改造项目也纷纷列入这些电厂及所属发电集团的技术改造计划[5-6]。

当前，随着各发电集团在隐患排查、技术监督、可靠性提升等方面开展的大量工作，以及电力行业对于火电机组热工系统可靠性、安全性及控制性能的不断探索和总结，对于DCS改造的安装质量及投产后的性能指标，都提出了更高的要求。同时，由于国家在“十三五”期间对节能减排领域制定的严格规定，加之电网侧“两个细则”考核要求不断提高、“深度调峰”任务的提出，以及发电企业在设备故障预警及诊断、大数据分析、专家级决策等方面的新要求、新任务和新目标，DCS改造的目标进一步向智能化、专家型迈进[5]。

2 DCS改造技术管理现状

以某发电集团为例，该集团华东区域2010年至今开展并完成DCS改造的7台机组均为DCS寿命达到或者超过10年的300 MW亚临界机组，后续几年将进一步扩展至2003年后投产的一批主力600 MW及以上等级超(超)临界机组。

现将现阶段已完成的DCS改造归纳为以下几对主要矛盾。

①前期投入与人力资源的矛盾。

由于开展DCS改造的机组往往投产时间久、系统复杂、设备改造多、组态逻辑垃圾和错误繁杂，因此在改造前必须对热力系统及设备、原DCS组态、硬件配置、I/O点分配、电缆分布进行细致的分析和整理。在此过程中，对机组控制系统进行全面检查，进而根据《防止电力生产事故的二十五项重点要求》、DL/T 774等规程的相关要求进行充分的优化和设计，是后续所有改造工作的基础和关键[6]。

从以往改造完成的项目来看，目前存在的问题如下。其一，各电厂DCS系统改造一般都在机组A级或B级检修中进行，这期间往往由于电厂热工人员力量不足、现场消缺工作较多等原因，只能粗略地对原有组态、配置进行复制和拷贝，系统性的梳理、分析工作不到位。其二，DCS厂家仅根据接收的现场复制信息开展后续设计、组态工作，往往只是在原来的基础上略加修改。由于改造前期的基础工作不扎实、不系统，很多长时间隐藏的逻辑问题、配置问题、分布问题没有得到发现，反而埋下更多的隐患。

②组态设计与厂家能力的矛盾。

对于DCS数据采集、顺序控制及保护系统，大部分改造后的组态是基于原有DCS文件的翻译和转换。但由于各品牌DCS特点、逻辑模块算法、功能细节不同，有时两个品牌DCS中同一功能的模块往往也会在参数设置、逻辑细节中存在各种区别，导致简单的组态转换也会带来很多的问题。

各DCS厂家的技术人员往往专精于本厂家的DCS系统，对其他系统无法逐一涉猎，对于其他DCS逻辑模块的算法、功能更是无法全盘掌握，导致逻辑转换时容易出现“顾名思义”、不得要领的情况发生。如某厂300 MW亚临界机组DCS改造过程中，用于计算给水流量的差压信号，在原DCS中是在卡件中直接进行补偿计算，之后引入保护逻辑。新系统的组态人员由于未在逻辑检查中看到流量补偿的计算过程，在组态过程中直接将来自I/O卡件的差压信号作为“流量信号”引入给水泵保护逻辑，而下一步的调试和试验中又未能及时发现，最终在机组运行后造成了一次保护的误动和机组非停，给电厂带来了很大的经济损失，后果严重。

③调试深度与厂家经验的矛盾。

对于改造机组，往往之前的设备改造较多，各台机组在各个方面具有不同的特点，必须在组态设计,主要是模拟量控制系统的设计和优化过程中进行充分的考虑。特别是在目前各大发电集团对于机组安全性、可靠性、经济性和灵活性提出较高要求的背景下，必须将技术监督、基建调试和控制优化的经验融入DCS改造的设计过程中，以避免机组发电后的反复调整。

DCS厂家的技术人员一般长期从事组态设计和配合调试，对机炉的运行情况缺乏进一步理解，缺乏独立开展控制优化、基建调试、性能试验的经验，对于技术监督和很多行业规程、文件熟悉度也不高。这导致很多机组的自动调节系统设计往往是常规方案的移植，其适应性、灵活性和先进性相对较弱，造成机组启动后一些重要系统，如协调控制系统、汽温控制系统、脱硝控制系统的控制品质不佳，进而导致机组的稳定性、经济性、灵活性受限，无法实现节能环保[7]，严重时甚至会影响设备寿命和安全，对运行人员操作造成较大压力。

DCS改造后通过第三方开展自动控制系统的优化，不仅需要一个甚至多个检修、停机周期来进行组态的设计、优化和调试，而且需要额外支出优化的费用。这种工作方式所花费的时间成本和经济成本极高。

④调试时间与调试质量的矛盾。

目前，DCS改造一般是利用机组A级检修甚至是B级检修进行，总体工期往往为30天左右。而前期施工、安装及其他专业的改造、检修工作往往又占用大量时间，加之启机前的热工人员现场消缺工作繁重，因此DCS改造的实际调试时间非常紧张。一旦调试人员在专业能力和调试经验上有所欠缺，就会导致很多DCS软、硬件的检查工作不能深入、动态传动试验不能全面开展，进而造成很多深层次的隐患问题无法发现[8]，最终使得改造工作难以达到发电集团及基层企业的目标和要求。如前述的给水流量计算的逻辑错误，就未能在启机前传动保护试验时发现。

3 DCS改造项目管理现状

自20世纪90年代电力行业出现DCS改造以来，主要形成了以下两种方式的改造项目的管理体制。

①以电科院(中试所)与电厂为主体，20世纪90年代为代表的调试项目型。采用基建调试的项目管理方式推进DCS改造，由电厂及上级单位主管并全力配合，设计、调试单位按照基建调试的管理方式，完成从设计到调试、投运的全部过程，DCS厂家仅提供软、硬件的技术支持。从技术归口而言，此阶段的实施主体是电科院(中试所)与电厂。由于电科院与电厂热控人员的深度参与，他们可以凭借丰富的调试和生产经验，提供机组在运行中发生的一些故障现象以及运行人员的一些合理化建议。这有益于机组的控制优化和逻辑优化。

②以DCS厂家为主体，2000年以后普遍采用的DCS厂家主导型。由中标的DCS厂家(往往是最低价中标的DCS厂家)全面负责DCS改造的设计、施工、调试及测试。而省网电科院的介入主要体现在DCS验收测试、涉网性能试验及改造结束后的技术监督和控制优化等方面，实际上失去了其技术优势。由于配合DCS厂家工作，电厂热工专业人员的工作积极性也不高。

从电力行业的发展历程来看，无疑第一种类型DCS改造的效果更为优越，其充分发挥了各参与单位的能力、经验和优势，集中攻坚克难。特别是在火电装机发展速度相对缓慢的20世纪90年代，这些DCS改造项目无论在人才培养、科技研发还是在成果培育方面，都为我国热工专业提供了良好的发展平台[9]。

但从现实角度来看，第一种改造的管理机制也是建立在当时DCS在我国尚未普及、成熟，技术缺口大的基础上，其资金计划和时间成本也要远超第二种机制。在当前时期发电企业全面贯彻降本增效、电量任务和经营压力不断提升的背景下，可能难以重现。

在DCS改造的项目管理机制中，再次形成了改造实施主体与改造深度、改造投入与改造质量的两对重大矛盾。

4 DCS改造展望

本文第二节和第三节，分别针对DCS改造的技术管理和项目管理两方面提出了四对主要矛盾和两对重要矛盾。其贯穿了近年来各大发电集团、发电企业DCS改造的全部过程，在大量论文、案例汇编及发电集团事故通报中均有体现。

为解决上述问题和矛盾，全面管控、保障和提升DCS改造项目的深度和质量，本文提出了一种适应厂网分家后当前发电集团发展形势的解决办法，即发电集团科学研究院总体负责制。

在我国电力体制改革、厂网分家十余年后，“五大五小”发电集团逐步建立了自己的电力试验、科研体系，特别是五大发电集团均成立了集团级的科学研究院，开展集团内技术监督、技术服务、基建调试，并依托集团开展科技研发。很多院(所)主要专业的组成、实力、经验和成果已不亚于或者超出省网电科院的电源侧专业。又因其发电集团科学研究院的特殊定位和代表集团公司履行技术监督的特定责任，因此考虑将本文第三节介绍的两种DCS改造管理机制有机结合，形成由发电集团科学研究院主导的DCS改造管理机制。

从项目管理来看，这种机制的特点如下。

①客观上形成工程设计、采购、施工总承包(engineering procurement construction,EPC)的工程总承包形式，即由发电集团科学研究院总体把控项目实施和质量。由于该单位在开展改造的同时代表集团实施技术监督责任，因此对于项目质量的管控、关键节点的要求、自身问题的闭环，无疑是要求较为严格。更进一步来说，将隐患排查、可靠性提升、自动优化成果经验与动态调试有机结合，将辅机故障快速减负荷(runback,RB)等风险性试验、高调门流量特性优化等特殊试验在改造期间预先考虑并完成。这样不仅有效保障了改造后机组的安全、经济运行，更有利于集团公司、分子公司全面掌控DCS改造的进度、质量。

②DCS厂家由项目实施主体还原为硬件和服务的提供者，一方面发挥了DCS厂家在硬件设计和供应，软件服务和组态搭建等方面的优势，将其品牌的产品优势和服务优势充分发挥；另一方面也规避了目前很多DCS厂家在实际设计、调试过程中，特别是在热工信号回路及控制方案的隐患治理、优化设计、动态调试等方面的短板。在这种管理机制下，DCS的招标将从原来的产品招标转变为总包方招标。这种管理方式已屡见于火电机组的基建项目调试，只要严格过程管控，并不违反招投标的法律法规。

③对于电厂而言，在科学研究院总承包模式下开展DCS改造，无疑是较为省心和有质量保障的。电厂的热工专业人员可以更专心于新控制系统的操作培训、先进方案的学习领悟和调试经验的融会贯通，有效避免了DCS改造过程中由于DCS厂家人力资源有限所造成的电厂人员“一边干检修、一般拉电缆；一边忙现场、一边忙验收”的问题出现。这对于电厂热工专业人力资源的最优利用和水平提升，效果不言而喻。

需要特别指出的是，由于工作内容和人力、智力成本的增加，本文所述的这种DCS改造管理机制的总体费用，从成本核算和计划列支来说，肯定高于DCS厂家方案，但较之电厂在DCS改造后再逐项开展控制优化、保护核查、隐患排查、特殊试验等诸多项目，总体费用反而更低，符合各发电集团、发电企业的经营理念和实际政策。

5 结束语

本文针对我国火电机组开展DCS改造多年来的历程，回顾了改革开放以来几次大的DCS改造高峰期的技术路线、技术特点。总结了在当前电力体制下，发电企业开展DCS改造中暴露的主要矛盾和问题。与普通的技术改造设备采购相比，DCS改造的关键在于DCS各主要子系统和环节的检查、梳理、设计、完善和调试，更多的在于将技术监督、隐患排查及控制优化的丰富经验注入DCS改造[10-11]。因此必须转变原有以DCS厂家为改造实施主体的项目管理机制，重铸以发电集团科学研究院为主体的项目总承包形式，充分发挥发电集团科学研究院在热工可靠性提升、隐患排查、控制优化等方面的成果和经验，充分发挥科学研究院从业人员在规程掌握、组态设计、基建调试等方面的优势和经验，从代表集团行使技术监督权利的高度，对DCS改造进行谋划、推进和管控。

本文所提出的DCS改造管理新机制可供各发电集团、发电企业参考。相信这一机制的建立和实施对提高我国发电机组DCS改造工作的效率、质量，实现火电机组安全、可靠、经济、灵活、环保运行，和支持巩固我国能源建设及环境保护事业具有重要的意义。