OC 6000e在元宝山600MW上的应用

摘要：元宝山发电有限责任公司2号机组自动化控制系统1986年随主机投运，至今已经运行24年，自动化控制系统未进行过较大范围的技术改造。由于控制系统设计思路及硬件功能的限制，致使2号机组无论在安全性、可靠性和经济性方面均与同类机组存在较大差距。一次调频、机炉协调、遥调（AGC）等网调要求的基本控制功能无法实现，主要辅机变频等节能措施不能实施。经过充分论证，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。2号机组自动化系统改造功能主要包括MCS、FSSS、SCS、ECS、BMS、BSC、TSC、SCR、ASH等。

关键词：调节控制系统;OC 6000e Nexus 分散式监控系统;DCS系统;操作员站

1、元宝山发电有限责任公司2号机组DCS控制系统简介

锅炉调节控制系统采用德国西门子公司80年代生产的Teleperm C组件仪表;炉辅机顺控和燃烧器管理系统是采用德国杨森公司专门为2号机组设计生产的继电器逻辑功能板;汽机侧辅机顺控和吹灰系统均采用单独继电器组建的逻辑实现;电气监控系统仍停留在常规仪表、光字牌、操作台的设备水平上，控制逻辑通过继电器硬接线实现;直流系统电压分为24V、48V、220V三个电压等级，目前充电器出现不能稳压、电压波动严重;6KV切换装置为早期的微机化产品;低压厂用变和部分6KV设备配备电气机械式电度表。以上设备经过20多年运行，电子元器件老化、抗干扰能力下降、继电器接点氧化和拉弧等问题日益严重，备品备件采购难度越来越大，在性能上也不能满足目前机组监控及管理的需要。

由于控制系统设备型式陈旧、功能落后和设备老化，目前无论中央控制系统还是就地测量、控制设备都存在很多问题，导致自动调节系统自动投入率很低，保护系统可靠性差，拒动和误动现象频繁发生，无法适应机组的安全稳定运行和经济调度需要。

2、元宝山发电有限责任公司2号机组自动化系统改造后情况

2.1 DCS控制系统硬件及软件配置

2号机组DCS 采用新华控制工程有限公司的OC 6000e Nexus 分散式监控系统。

系统配置如下：

共配有30对控制站，各控制站CPU冗余配置。各控制站主要功能如下：

1号控制站（DPU01）：锅炉保护;

2号控制站（DPU02）：1号磨煤机和油点火;

3号控制站（DPU03）：2号磨煤机和油点火;

4号控制站（DPU04）：3号磨煤机和油点火;

5号控制站（DPU05）：4号磨煤机和油点火;

6号控制站（DPU06）：5号磨煤机和油点火;

7号控制站（DPU07）：6号磨煤机和油点火;

8号控制站（DPU08）：7号磨煤机和油点火;

9号控制站（DPU09）：8号磨煤机和油点火;

10号控制站（DPU10）：微油点火;

11号控制站（DPU11）：甲侧风烟;

12号控制站（DPU12）：乙侧风烟;

13号控制站（DPU13）：锅炉其它顺控;

14号控制站（DPU17）：电气各段开关控制、保护、联锁;

15号控制站（DPU18）：发变组、励磁、6kV切换;

16号控制站（DPU19）：直流系统及外围6kV开关;

17号控制站（DPU20）：电气系统模拟量和SOE;

18号控制站（DPU21）：给水系统公用和1号循环泵系统;

19号控制站（DPU22）：2号循环泵系统和1号机组移置系统;

20号控制站（DPU23）：汽泵系统;

21号控制站（DPU24）：1号电泵及低压加热器系统;

22号控制站（DPU25）：2号电泵及高压加热器系统;

23号控制站（DPU26）：凝结水系统;

24号控制站（DPU27）：汽轮机、发电机油系统;

25号控制站（DPU28）：辅助蒸汽系统;

26号控制站（DPU31）：机组协调系统及1、2号磨系统;

27号控制站（DPU32）：给水调节系统及3、4号磨系统;

28号控制站（DPU33）：风系统控制及5、6号磨系统;

29号控制站（DPU34）：锅炉其它系统控制及7、8号磨系统;

30号控制站（DPU35）：SOFA风系统及锅炉金属壁温。

36号控制站（DPU36）：脱硝系统吹灰控制。

37号控制站（DPU36）：脱硝系统喷枪控制。

41号控制站（DPU41）：干除灰控制。

本机组配置了6台操作员站、两台工程师站、1台历史站、1台接口机、三台HP网络激光打印机。整个DCS系统具有MCS、FSSS、SCS、ECS、BMS、BSC、TSC、SCR、ASH等等功能。元宝山发电有限责任公司2号600MW机组DAS系统包括机、炉、电及脱硝各部分的数据采集和流程图画面显示等功能。在机组启停、正常运行以及事故工况等过程中，DAS为运行人员提供主要的设备操作接口以及监视记录手段，运行人员可从DAS中获得大量实时的或经过处理的机组信息，在DAS画面中直接对机组的绝大多数设备进行操作，并在需要的情况下可获得各种操作指导或操作帮助等各种信息。

2.2 DAS 系统的硬件组成及现场采集信号的处理

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、SCS、MCS、ECS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、准确性以及安全性是非常重要的，它是实现机组安全高效运行的基础。

从现场采集到的开关量和模拟量信号在进入计算机系统之前要进行各种信号处理，如下：

（1）模拟量正确性判断

（2）数字滤波

（3）参数补偿

（4）非线性校正

（5）工程量单位变换

（6）开关量接点有效性检查

（7）脉冲量输入累积

DAS系统的信号采集及处理过程充分利用oc_6000e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系统的各种信号和参数满足各方面的性能指标要求。

3、结论与建议

通过对控制系统改造后效果看出，协调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期间协调控制投入良好。能够满足机组大负荷、快速率变动。

目前协调方式下，没有投入滑压运行，运行员手动设定压力配合负荷升降，不可避免对协调系统造成人为扰动，不利于协调控制系统的稳定运行。如果能投入滑压方式，通过参数优化，协调控制性能会更好。

部分减温水调门存在、漏量，阀门线性度不好，不利于汽温的控制。168运行期间，汽温过低，建议投入中间点温度控制，允许汽温具有一定的过热度，进一步提高发电效率。

启停磨煤机过程中应尽量避免造成过大的扰动，启动时手动设定给煤指令到适当值再投入给煤自动，停止时应先解除给煤自动，将给煤量减至最低后再停止磨组。

4、DCS系统改造后效果分析

a）充分发挥DCS系统OC 6000e Nexus的优点对每对控制器的控制功能进行优化分配。

b）提高DCS系统可靠性：减少因DCS故障引起的各种事故，减少DCS设备故障引起的跳机，提高DCS系统的可利用率，实现DCS可靠性的根本性转变。

c）提高热控的技术管理水平：采用先进的DCS控制系统，由于设备集成度高、可靠性高，减少DCS的维护工作量，完整的先进的控制系统将更有利于改善运行维护与检修的技术管理。

d）改造后的DCS系统使得机组的主要调节系统投入率100%，锅炉、机组主要辅机保护投入率100%，机组主要参数投入率100%。

5、结论

新华控制工程有限公司的OC 6000e Nexus 分散式监控系统，其DAS功能较完善，CCS系统较可靠，其主机和各系统均有较高的稳定性和使用价值。目前，机组在运行操作、监视和控制水平上已有很大提高，机组在60%～100%范围内能利用CCS进行升降负荷，且各项参数保持稳定，能满足机组安全稳定运行的要求。

改造后的DCS系统使2号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，该自动化控制系统改造工程的实施是成功的。

参考文献：

[1]元宝山发电有限责任公司#2机组运行规程。

[2]新华控制工程有限公司的OC 6000e Nexus 分散式监控系统教程。