福建省F 级燃气电厂仪控总体设计研究

（福建省电力勘测设计院 福建福州 350003）

随着我国天然气资源大规模开发利用，“西气东输”、近海天燃气开发和液化天燃气（LNG）工程的进展，国家能源结构调整进入了实施阶段。2005 年以来，国内投运了许多燃气电厂，并积累许多工程设计经验。与燃煤电厂相比，燃气电厂具有高能源利用率、低污染等特点。燃气电厂的建设既能改善地区环境，也能优化电源结构。福建省引进的燃气机组均为F 级单轴燃气蒸汽联合循环机组，采用“1+1+1+1”的配置型式。由于F级燃气电厂的工艺及布置特点，其控制水平及控制方式与传统燃煤电厂相比，有诸多不同之处，有必要对F 级燃气电厂仪控的总体设计方案进行深入的研究。

1 集控室及电子设备间布置

福建省投运的3 个燃气电厂均为LNG 电厂，均按两期建设，规划总装机台数分别达2+2、4+2、4+4 台之多。集控楼及电子设备间的布置要求满足燃气电厂定员少及实现减员增效的需要，为提高整体的全厂生产管理水平创造条件。

结合燃气电厂的布置特点，三个燃气电厂按集中控制方式设计。结合电厂总体规划，集控室的布置考虑了2 种方案：方案1，按最终规划的总机组数，全厂设一个集中控制室，在控制室内预留二期扩建机组的盘台位置；方案2，全厂设二个集中控制室，一期先设一个集中控制室，二期扩建的机组需再设置一个集中控制室。方案1 与方案2 相比，具有全厂控制集中、自动化水平高、占地少和造价低等优点，主要缺点是后续机组在施工时可能对已投运机组的运行形成一定的干扰［1］。全厂多机一控的燃气电厂在国外的实例已有很多，但集控室在厂房中的具体布置不好确定，需结合厂房布置、机组型式、总平面布置及运行检修等要求进行优化和落实。方案2 的施工相对比较灵活、方便，特别适合一、二期施工间隔较长的电厂。

电子设备间按单元机组电子间和公用电子间进行布置。单元机组电子间按物理分散原则，根据机岛布置特点，宜在每套机组机岛附近设就地机组电子设备间。公用电子间为全厂共用，可以在集中控制室附近布置。各机组电子设备间、公用电子间与集控室的操作站、工程师站通过网络线联系。由于大部分的现场设备主要与机组电子设备间发生电缆联系，这样设计可以发挥DCS 的分散特点及网络通讯优势，大幅度减少机组的电缆数量，降低工程造价。

2 控制系统总体配置

燃气电厂装机台数不同，其控制系统的总体配置方案也有所不同：

（1）对于一期2 台机组的DCS 配置，可以参考燃煤电厂的模式：即每台机组配一套DCS，公用系统设置公用DCS，2 台机组DCS 都通过网桥与公用DCS 连接，保证公用系统可通过任一套机组DCS 操作员站监控。

（2）对于一期4 台DCS 系统的网络配置则考虑2 种方案：方案1，每台机组配一套DCS，公用系统设置公用DCS，4 套机组DCS 都通过网桥与公用DCS 连接；方案2，每2 台机组共设1 套机组DCS，公用系统设置公用DCS，2 套机组通过网桥与公用DCS 连接。从配置上看，2 种方案所需要的系统硬件、机柜及软件等配置相差不多，方案1 的网络设备会比方案2 增加一点，投资上也会比方案2 多一点。但是从网络的可靠性上看，方案1 要比方案2 更可靠灵活，方案1 的各机组DCS 能从网络配置上实现真正的网段隔离，各机组之间物理上相对分散独立，系统耦合少，故障风险少，且任一套DCS 检修及维护都不会影响其它机组的运行。从控制水平上看，由于燃气电厂的自动化程度高，机组控制条件好，存在一个操作员监管多台机组的运行的情况，方案2 的DCS 实现了两机一控，比较方便实现一个操作员监管2 台机组的功能。

考虑到燃气电厂的安全可靠运行，对于4 台机组的DCS，设计采用了方案1，但考虑到今后一个操作员同时监管多台机组的运行，需在机组DCS 上加一级上层网，同时把操作员站移到上层网，这样可以同时对四台机组及公用系统进行监控。

3 辅助车间自动化

燃气电厂的辅助车间（BOP）与常规燃煤的辅助车间比，由于少了“煤”和“灰”系统，其控制系统也比较简单。

燃气电厂的辅助车间主要包括LNG 调压站、循环水泵房、净水站、锅炉补给水处理系统、工业废水处理系统、生活用水系统、雨水泵房等。根据GB 50660—2011《大中型火力发电厂设计规范》，辅助车间自动化按无人职守及较高自动化水平的设计原则考虑［1］，在相应需要监视的场所安装闭路电视摄像头。由于LNG 调压站、循环水泵房与主厂房工艺系统关系密切，宜以远程I/O 柜方式进行公用DCS 监控。

其它辅助系统目前的设计主要有2 种方案选择：方案1为各辅助系统采用PLC+LCD 控制方案，并通过以太通讯方式联网形成辅助车间监控网络，一个接口与电厂厂级监控系统接口，集中监控上位机设在机控室，就地主要的辅助车间可以保留调试及巡检用的上位机；方案2 为各辅助系统采用PLC+LCD 控制方案，各系统分别与公用DCS 接口，通过MODBUS或其它接口型式实现双向通讯，其上层集中监控功能由主厂房DCS 完成。方案1 具有系统独立性好，实现容易，且国内这方面工程经验很丰富，缺点是需增加辅助网络的投资；方案2的特点是辅助系统与DCS 系统接口太多，实现起来很困难，优点是节省投资，这种设计方法在国外前几年的电厂设计中采用较多，但从工程的实施情况看，因为各接口通讯协议开发难，接口通讯不稳定，数据量通讯有限，投运效果一般不好：所以从DCS 系统的稳定来看，方案1 应作为燃气电厂优先考虑的方案。

4 主设备的仪表和控制系统招标原则

燃气电厂的设计一般按“岛”划分，即机岛、余热锅炉由主设备设计及供货，热力系统及BOP 由设计院负责设计，其中，机岛及余热锅炉中的的仪表及控制原则上随主设备设计及供货，主要招标原则如下：

（1）机岛范围内完整的现场仪表及控制系统均由供货商设计及提供，包括单轴燃气－蒸汽联合循环发电机组的燃气轮机、蒸汽轮机、发电机和附属机械设备的一次元件、仪表、监控系统、箱、柜、阀门、执行器等设备，以及仪表控制设备的安装材料（包括仪表阀门、取样导管、电缆和桥架等）。机岛设备的监控由专用的燃机-汽机控制系统（TCS）完成。TCS 与DCS 通过接口实现双向通讯。重要信号采用硬接线通讯。

（2）余热锅炉范围内的现场仪表由供货商设计及提供，包括余热锅炉和和附属机械设备的一次元件、仪表、监控系统、箱、柜、阀门、执行器等设备，以及仪表控制设备的安装材料（包括仪表阀门、取样导管、电缆和桥架等）。余热锅炉的监控由电厂的DCS 完成，余热锅炉供货商负责提供I/O 测点及控制要求。

（3）根据项目实施经验，在与主设备供货商的设备谈判及设计配合中，特别要注意以下3 点：①机岛及余热锅炉的仪表及控制设备（除特殊仪表外）应尽量全厂一致，避免出现仪表设备品种混乱的局面，以方便电厂的备品备件和设备的日常维护管理。由于国内DCS 工程商一般没有F 级联合循环机组的工程经验，必须要求机岛供货商除了实现机岛自身的控制策略外，还应负责提供整个联合循环机组的控制策略。因为在燃机电厂的各主设备中，机岛设备占主导地位，且机岛供货商一般在国外都有相应联合循环机组的工程经验。②真空系统、旁路系统、凝汽器系统等与整个机岛的工艺密切相关。为了实现控制的完整性，把这三个系统纳入TCS 控制更合理，这样可以避免大量的信号在不同的控制系统间频繁交换，减少通讯资源的占用，并且信号可靠、响应速度快。③仔细核对机岛及余热锅炉的电源及气源的品质及容量要求，避免出现配合失误，减少不必要的设计返工。

5 问题与讨论

5.1 集控室操作员站的数量

每套TCS 配置两个操作员站、1 个工程师站及在就地电子设备间提供1 个操作员站，每套DCS 配3 个操作员站及1 个工程师站，另外网控一般有2 个操作员站。如果集控室采用了“八机一控”“六机一控”或“四机一控”的布置，其操作员站的数量将达到42 台、32 台或22 台，需占用很大的面积。同时由于每台机组的操作员站数量多，将造成监控分散，不利于运行人员的集中监控。考虑到目前TCS 自动化高，已达到“一键启动”的水平，机组起停及运行很少需要人工干预；此外，TCS 和DCS 设有通讯，通过DCS 可以实现对TCS 的双向监控，所以TCS 的操作员站可以不布置于控制室的主环，而采用后台布置，合理减少操作员站的数量，缩短主环的长度，为今后一人同时监控多台机组创造条件。

5.2 公用系统的UPS 供电

由于DCS 采用多台机组共用一套公用DCS 的方案，公用DCS 的UPS 供电需要很可靠的供电，并且不能受单台机组供电的影响。目前煤电的作法一般是两机设置一套公用DCS。公用DCS 一般由每台机组提供一路UPS，两路电源切换后再给公用DCS 供电。如果2 台机组供电方式应用到多台机组的设计中，则公用DCS 的电源需要多次复杂切换，供电可靠性将降低。笔者认为，比较好的解决方案是全厂单独设一套公用UPS电源，公用DCS 改由公用UPS 供电，这样切换回路将变得十分简单可靠。

5.3 厂级监控系统SIS 的建设

SIS 应用已有10 多年，新投运的电厂都设计了SIS 系统，应用范围及效果都不相同。SIS 的建设一般是建立SIS 的应用平台，如SIS 网络、数据库和系统操作软件等，SIS 的投资收益水平主要取决于在SIS 数据平台上进行的二次开发程度，特别是运行优化技术应用水平的高低。从目前实施SIS 的工程来看，SIS 的应用还不够成熟，经济效果无法验证。同时由于缺乏SIS 应用软件的开发，多个工程的应用软件局限在生产信息实时监视、机组性能计算上。基于SIS 的应用关键是应用软件，笔者认为燃气电厂SIS 系统的建设应结合各个工程的实际需求及特点，SIS 平台的建立方式不拘泥于某种设计模式，可以考虑多种形式，根据大中型火力发电厂设计规范的建议，SIS 网络和MIS 网络宜合并设置［1］，并参考国外的设计把SIS 功能融入MIS。SIS 应用软件应是针对燃气电厂的成熟软件。

5.4 现场总线技术的应用

现场总线技术可以实现电厂控制系统的数字通讯延伸到现场，具有比传统DCS、PLC 更先进、更优越的技术特点。基于当时技术发展，福建省燃气电厂没有采用现场总线技术。近几年来，现场总线技术在全国火电厂的应用范围不断扩大，并取得了一定的成功应用经验。现阶段燃气电厂的设计可以借鉴这些电厂的成熟经验，在辅控系统上可以结合工艺特点及设计方案大范围采用；主控系统上，除了燃机控制系统及汽机控制系统外，主厂房热力系统及其辅助系统都可以在监控底层采用现场总线技术。

5.5 大屏幕的采用

大屏幕显示对机组运行有一定辅助作用，福建省有两个电厂集控室采用多个背投大屏幕进行显示，有一个电厂采用多个大尺寸液晶显示器进行显示。目前燃气电厂集控室大屏幕设计主流是采用一组矩阵布置的拼接屏作为全厂显示中心，配置一套多屏拼接系统（EOS），可同时接收DCS、余热锅炉汽包水位及全厂闭路工业电视等视频信号，实现多分屏显示，相应取消了传统辅盘上布置的电视监视器，极大地美化了集控室。

6 结语

以上是笔者在参加福建省3 个燃气电厂设计中的一些工作体会。随着“云、大、物、移”和智能化技术在燃气电厂的应用不断成熟，以及全面智能感知及大数据时代的到来，智慧电厂将成为我国未来燃气电厂的设计主流。