OC 6000e在元寶山600MW上的應用

摘要：元寶山發電有限責任公司2號機組自動化控制系統1986年隨主機投運，至今已經運行24年，自動化控制系統未進行過較大范圍的技術改造。由于控制系統設計思路及硬件功能的限制，致使2號機組無論在安全性、可靠性和經濟性方面均與同類機組存在較大差距。一次調頻、機爐協調、遙調（AGC）等網調要求的基本控制功能無法實現，主要輔機變頻等節能措施不能實施。經過充分論證，DCS控制系統選用新華控制工程有限公司的OC 6000e Nexus 分散式監控系統。2號機組自動化系統改造功能主要包括MCS、FSSS、SCS、ECS、BMS、BSC、TSC、SCR、ASH等。

關鍵詞：調節控制系統;OC 6000e Nexus 分散式監控系統;DCS系統;操作員站

1、元寶山發電有限責任公司2號機組DCS控制系統簡介

鍋爐調節控制系統采用德國西門子公司80年代生產的Teleperm C組件儀表;爐輔機順控和燃燒器管理系統是采用德國楊森公司專門為2號機組設計生產的繼電器邏輯功能板;汽機側輔機順控和吹灰系統均采用單獨繼電器組建的邏輯實現;電氣監控系統仍停留在常規儀表、光字牌、操作臺的設備水平上，控制邏輯通過繼電器硬接線實現;直流系統電壓分為24V、48V、220V三個電壓等級，目前充電器出現不能穩壓、電壓波動嚴重;6KV切換裝置為早期的微機化產品;低壓廠用變和部分6KV設備配備電氣機械式電度表。以上設備經過20多年運行，電子元器件老化、抗干擾能力下降、繼電器接點氧化和拉弧等問題日益嚴重，備品備件采購難度越來越大，在性能上也不能滿足目前機組監控及管理的需要。

由于控制系統設備型式陳舊、功能落后和設備老化，目前無論中央控制系統還是就地測量、控制設備都存在很多問題，導致自動調節系統自動投入率很低，保護系統可靠性差，拒動和誤動現象頻繁發生，無法適應機組的安全穩定運行和經濟調度需要。

2、元寶山發電有限責任公司2號機組自動化系統改造后情況

2.1 DCS控制系統硬件及軟件配置

2號機組DCS 采用新華控制工程有限公司的OC 6000e Nexus 分散式監控系統。

系統配置如下：

共配有30對控制站，各控制站CPU冗余配置。各控制站主要功能如下：

1號控制站（DPU01）：鍋爐保護;

2號控制站（DPU02）：1號磨煤機和油點火;

3號控制站（DPU03）：2號磨煤機和油點火;

4號控制站（DPU04）：3號磨煤機和油點火;

5號控制站（DPU05）：4號磨煤機和油點火;

6號控制站（DPU06）：5號磨煤機和油點火;

7號控制站（DPU07）：6號磨煤機和油點火;

8號控制站（DPU08）：7號磨煤機和油點火;

9號控制站（DPU09）：8號磨煤機和油點火;

10號控制站（DPU10）：微油點火;

11號控制站（DPU11）：甲側風煙;

12號控制站（DPU12）：乙側風煙;

13號控制站（DPU13）：鍋爐其它順控;

14號控制站（DPU17）：電氣各段開關控制、保護、聯鎖;

15號控制站（DPU18）：發變組、勵磁、6kV切換;

16號控制站（DPU19）：直流系統及外圍6kV開關;

17號控制站（DPU20）：電氣系統模擬量和SOE;

18號控制站（DPU21）：給水系統公用和1號循環泵系統;

19號控制站（DPU22）：2號循環泵系統和1號機組移置系統;

20號控制站（DPU23）：汽泵系統;

21號控制站（DPU24）：1號電泵及低壓加熱器系統;

22號控制站（DPU25）：2號電泵及高壓加熱器系統;

23號控制站（DPU26）：凝結水系統;

24號控制站（DPU27）：汽輪機、發電機油系統;

25號控制站（DPU28）：輔助蒸汽系統;

26號控制站（DPU31）：機組協調系統及1、2號磨系統;

27號控制站（DPU32）：給水調節系統及3、4號磨系統;

28號控制站（DPU33）：風系統控制及5、6號磨系統;

29號控制站（DPU34）：鍋爐其它系統控制及7、8號磨系統;

30號控制站（DPU35）：SOFA風系統及鍋爐金屬壁溫。

36號控制站（DPU36）：脫硝系統吹灰控制。

37號控制站（DPU36）：脫硝系統噴槍控制。

41號控制站（DPU41）：干除灰控制。

本機組配置了6臺操作員站、兩臺工程師站、1臺歷史站、1臺接口機、三臺HP網絡激光打印機。整個DCS系統具有MCS、FSSS、SCS、ECS、BMS、BSC、TSC、SCR、ASH等等功能。元寶山發電有限責任公司2號600MW機組DAS系統包括機、爐、電及脫硝各部分的數據采集和流程圖畫面顯示等功能。在機組啟停、正常運行以及事故工況等過程中，DAS為運行人員提供主要的設備操作接口以及監視記錄手段，運行人員可從DAS中獲得大量實時的或經過處理的機組信息，在DAS畫面中直接對機組的絕大多數設備進行操作，并在需要的情況下可獲得各種操作指導或操作幫助等各種信息。

2.2 DAS 系統的硬件組成及現場采集信號的處理

DAS系統沒有配置單獨的控制處理器，而是將相關測點分配在公用、SCS、MCS、ECS各系統中。對于DAS系統現場采集信號的處理過程來講，保證各種采集數據的實時性、正確性、準確性以及安全性是非常重要的，它是實現機組安全高效運行的基礎。

從現場采集到的開關量和模擬量信號在進入計算機系統之前要進行各種信號處理，如下：

（1）模擬量正確性判斷

（2）數字濾波

（3）參數補償

（4）非線性校正

（5）工程量單位變換

（6）開關量接點有效性檢查

（7）脈沖量輸入累積

DAS系統的信號采集及處理過程充分利用oc_6000e系統軟硬件的高效性和安全性，經過合理的組態，使最終進入DCS系統的各種信號和參數滿足各方面的性能指標要求。

3、結論與建議

通過對控制系統改造后效果看出，協調系統各種控制方式的調節品質良好，能夠滿足機組及其各輔機的安全穩定運行要求，系統抗擾動能力較強。機組168期間協調控制投入良好。能夠滿足機組大負荷、快速率變動。

目前協調方式下，沒有投入滑壓運行，運行員手動設定壓力配合負荷升降，不可避免對協調系統造成人為擾動，不利于協調控制系統的穩定運行。如果能投入滑壓方式，通過參數優化，協調控制性能會更好。

部分減溫水調門存在、漏量，閥門線性度不好，不利于汽溫的控制。168運行期間，汽溫過低，建議投入中間點溫度控制，允許汽溫具有一定的過熱度，進一步提高發電效率。

啟停磨煤機過程中應盡量避免造成過大的擾動，啟動時手動設定給煤指令到適當值再投入給煤自動，停止時應先解除給煤自動，將給煤量減至最低后再停止磨組。

4、DCS系統改造后效果分析

a）充分發揮DCS系統OC 6000e Nexus的優點對每對控制器的控制功能進行優化分配。

b）提高DCS系統可靠性：減少因DCS故障引起的各種事故，減少DCS設備故障引起的跳機，提高DCS系統的可利用率，實現DCS可靠性的根本性轉變。

c）提高熱控的技術管理水平：采用先進的DCS控制系統，由于設備集成度高、可靠性高，減少DCS的維護工作量，完整的先進的控制系統將更有利于改善運行維護與檢修的技術管理。

d）改造后的DCS系統使得機組的主要調節系統投入率100%，鍋爐、機組主要輔機保護投入率100%，機組主要參數投入率100%。

5、結論

新華控制工程有限公司的OC 6000e Nexus 分散式監控系統，其DAS功能較完善，CCS系統較可靠，其主機和各系統均有較高的穩定性和使用價值。目前，機組在運行操作、監視和控制水平上已有很大提高，機組在60%～100%范圍內能利用CCS進行升降負荷，且各項參數保持穩定，能滿足機組安全穩定運行的要求。

改造后的DCS系統使2號機組的控制系統性能、實現了機組的協調控制，自動化水平又上了一個新臺階，該自動化控制系統改造工程的實施是成功的。

參考文獻：

[1]元寶山發電有限責任公司#2機組運行規程。

[2]新華控制工程有限公司的OC 6000e Nexus 分散式監控系統教程。