日立HIACS—5000M分散控制系统在我厂#3机组的应用

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日立HIACS—5000M分散控制系统在我厂#3机组的应用

作者：佚名文章来源：不详点击数：更新时间：2008-9-24 9:23:06

摘要　介绍了下花园发电厂#3机组采用北京日立控制系统有限的公司的HIACS-5000M分散控制系统进行200MW机组控制改造的情况，说明该系统的硬件配置、特点、应用及设计改造中注意的问题。
主题词　HIACS—5000M；分散控制系统；改造；配置；特点；应用；效果
       一、概述
       下花园发电厂3号机组是一台200MW机组，该机组建于1987年，于 1988年开始并网发电。锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的一次中间再热、四角喷燃、自然循环汽包式锅炉，型号：HG-670/140-9型；汽轮机为东方汽轮机厂生产的超高压、中间再热、三缸三排汽、冷凝式汽轮机，型号：N200-130/535/535型；机组原热控显示仪表和自动控制为DDZ-Ⅱ型仪表和FOXBRO组装仪表，锅炉灭火保护为八十年代末可编程式灭火保护装置，汽机本体保护采用常规继电器，其功能、可靠性和控制水平均不能满足机组现代化控制的要求。
#3机组于2003年4月5日开始大修，经过下花园发电厂、北京电科院、北京日立公司、哈汽四方共同的努力，于5月29日锅炉点火，一次并网成功，施工过程历时约55天，没有因DCS调试而影响机组的启动；5月30日开始进行自动控制系统性能调试投运工作，目前锅炉给水系统、减温系统、燃烧控制系统、送风系统、吸风系统、凝汽器水位、除氧器水位、高、低加水位及机炉协调等系统全部能够投入自动。
       二、改造方案
       1、DCS改造遵循的原则是：原在控制室内能进行操作和监视的，全部纳入DCS系统，原只能在就地监控的设备也纳入DCS控制。汽机ETS系统、锅炉FSSS系统等主保护进入DCS系统。锅炉程控吹灰、电除尘控制、胶球清洗控制等未进入DCS系统。
       2、电气部分除继电保护以外的系统，如发变组系统、6KV厂用系统、380V厂用系统的显示全部纳入DCS系统，发电机同期并网、发电机自动解列纳入DCS系统进行控制。
       3、I/O点配置，将原热工监视测点按照"重要冗余、次要单点"的原则进行配置，模拟量控制系统的执行机构全部取消外挂伺放，改用DCS系统机柜直接提供4～20mA控制信号。
       4、原液压控制系统改为哈汽高压抗燃油纯电调系统。
       5、改造后实现AGC功能。
       三、系统改造简介
       1．系统改造特点：
下花园发电厂#3机组DCS采用日立公司的HIACS—5000M系统，实现了DAS、MCS、FSSS、SCS、DEH、ETS、CCS等功能，系统配置2个远程I/O站，节约了大量电缆；DEH采用高压抗燃油纯电调系统，高、中压调门实现一对一控制，系统配置了两套84英寸大屏幕。
重新铺设电缆桥架，全部更换控制电缆，对现场大量的变送器、执行器等热工设备进行更新改造，安装两台2*40KVA  UPS不停电电源，确保了供电可靠性。
       2．硬件
系统共有20面机柜，I/O点4656点，其中实用3918点，备用738点。7对冗余分布式处理单元（CPU），1台主工程师站（主EWS），1台从工程师站（从EWS），1台历史数据站（HIST），1台多功能浏览站，7个操作员站（POC）（其中2个为大屏幕系统专用），每个操作员站都平等、互为备用，即每个操作员站都可以操作与监视所有进入DCS的内容。
       2．1 CPU、机柜分配情况
系统             CPU              机柜
DAS1系统         1对               4面
DAS2系统         1对               2面
MCS系统          1对               2面
FSSS系统         1对               2面
SCS系统          1对               5面
ETS系统          1对               3面
DEH系统          1对               2面
       2．2 配套设备改造
机炉盘台改造
原控制盘台全部拆除，新安装三面立盘，中间立盘安装2台84英寸大屏幕，左侧立盘保留汽机转速、凝汽器真空、主汽温度、主汽压力、汽泵转速、电泵转速六个数显表，安装环境检测电视、505控制装置和同期装置。右侧立盘保留汽包压力、汽包水位、再热蒸汽温度、给水流量、主汽流量、炉膛负压六个数显表，安装炉膛火焰电视、汽包水位电视和四管泄漏装置。安装7个操作员站，汽机2个，锅炉3个，大屏幕2个，操作员站机侧保留有手动停机、手动停汽泵、机热工信号试验按钮、交流油泵、直流油泵、空侧直流密封油泵、空侧交流密封油泵、盘车、高压油泵、顶轴油泵甲、顶轴油泵乙等硬手操；炉侧保留有手动停炉、事故放水、过热排汽、东再热排汽、西再热排汽、右过热安全门、左过热安全门、右再热出口安全门，左再热出口安全门、甲给水泵开关、乙给水泵开关、01给水泵开关#68、01给水泵开关#117、甲给水泵勺管调节、乙给水泵勺管调节、01给水泵勺管调节、汽泵调节、炉热工信号试验、给粉总电源开关、事故喇叭（试验）、事故喇叭（复位）等硬手操；同时左右两侧各保留50个光字牌。以保证机组在事故状态下能安全停运。
执行机构改造
更换执行机构27台，位置反馈63台，为增加自动调节品质，更换了主给水调整门及执行机构、轴封泄气调整门及执行机构、凝结水小旁路调整门及执行机构、Ⅰ级减温、Ⅱ级减温、再热减温调整门执行机构等。
变送器改造
变送器由原Ⅱ型改为1151智能型变送器和新增加的变送器共计155台。
热控设备电源改造
安装两台40KVA  UPS不停电电源（由2台主机、2个蓄电池柜、1台隔离调压旁路柜、1个馈线柜组成），正常工作时两台UPS并联运行，同时新增加4面交流电源分配柜和1面直流交流电源分配柜，确保了设备供电可靠性。
TSI设备改造
将原非利浦RSM600汽轮机监视保护装置拆除，更换为VM600系统，增加4个轴振测点、1个瓦振测点，增加2个轴位移测点，组成“三取二”逻辑，同时配套更换TN8000机组振动在线监测分析故障诊断系统，与VM600系统通过硬接线连接，与DCS系统通过MODBUS板进行通讯，实现了电科院汽机所振动分析中心联网、数据远传。
汽包水位测量系统改造
将原3只双室平衡容器更换为单室平衡容器，满足了量程要求，汽包水位停机、停炉保护采用“三取二”逻辑，修改了水位保护定值，当汽包水位高Ⅲ值240mm延时3s停炉，若水位再高Ⅳ值255mm延时3s停机，符合MFT动作与停机分开的原则。
集控室及热控电子间改造
   集控室及热控电子间重新改造、装修。
电动头改造
新增机炉电动门133台，新增电动门控制柜20面。并对旧电动门控制柜进行了改进。
电缆及电缆桥架改造
原控制电缆全部拆除，重新布置电缆走向及电缆桥架，新铺设控制电缆（热控和电气）200多km。
火检探头改造
将原24只可见光火检探头更换为IDD-Ⅱ型红外火检探头和HF-A火检放大器，可输出4～20mA模拟量和开关量信号，提高了灭火保护的可靠性。
       2．3软件
       操作系统采用WINDOWS NT4.0操作平台，DCS、DEH均采用日立最新3.0版本软件，完成生产过程的实时控制、监视和操作。 DCS与DEH采用同一全局数据库，系统之间实现了数据共享，使得整个系统DCS与DEH系统融为一体，真正实现了DCS与DEH的一体化。
操作员站软件包功能丰富，涵盖了现今几乎所有流行的操作员站功能，操作界面简便直观。
工程师站软件包采用先进实用的图形组态软件，简便易用；特别是CPU组态软件极为方便，可以对组态文件进行在线修改、调试、操作、下装等。
       2．4 GPS卫星时钟
#3机组DCS系统配备了GPS卫星时钟，通过放置在机房顶上的蘑菇状天线接收卫星时钟信号并发送给DCS系统。GPS卫星时钟为整个DCS系统提供时钟基准，定时（1分钟）对1次时间，保证整个网络时钟同步。
       3. 系统实现的功能
       3．1 DAS系统功能
除实现所有的参数的当前值或状态显示、报警记录、操作记录，实时曲线、历史曲线、SOE记录外，还实现机组的经济分析计算、各类报表、参数越限统计等功能。
运行报表
运行报表是根据我厂原运行使用的报表编制而成的，不仅包括各类平时抄表参数，还包括各设备运行用电量的累计报表，设备运行用时间的累计报表和机组运行经济指标计算表。
事故追忆
事故追忆功能共包括100组，每组有五个相应的触发条件，一旦满足其中一个条件，事故追忆功能就会自动记忆该事件前10分钟，后5分钟，并具备打印输出功能，供运行人员分析事故用。
SOE功能
SOE顺序事件记录功能共组态93点。其事件发生的分辨率为1ms。
实时趋势曲线
实时趋势曲线可由运行人员根据运行要求任意填充，也可根据需要预先组态。
数据成组显示
为方便运行人员对一些相关测点参数的监测，本系统提供数据成组显示。此功能对各个PID数据以一览形式显示，把数据分成组，每组20个PID，每组画面显示一组，最多可设定100组。
系统运行状态显示
本系统所有运行设备都可以监视其运行状态，如：操作员站、工程师站、网络打印机、网关、控制器、以及控制器模板等。非常便于维护人员快速查找事故起因和处理问题。
信息一览
全部信息一览：包括测点的名称、点号、量程、高低限、量纲等。
报警一览：系统报警全部信息。
报警恢复一览：报警恢复信息。
操作员请求一览：操作员请求改变系统测点状态情况。
状态变位一览：状态变位信息。
SOE一览：SOE的测点、动作时间、状态变化等信息。
       3．2  SCS系统功能
实现锅炉、汽机辅机设备在DCS-CRT不同方式下的软操，实时显示设备反馈状态及事故报警信息。
设备单操功能
在系统流程图上找到需操作的设备图标，用鼠标点击，弹出相应操作窗口，点击“启动”，“停止”（或“开”，“关”）按钮，操作相应的设备。
联锁、保护功能
主要有：送风机联锁、吸风机联锁、一、二次风门、安全门联锁、事故放水门、过热排汽门、再热排汽门（东西两侧）、锅炉大联锁、汽汽交换器疏水门（东西两侧）、汽包夹层疏水门、集汽联箱疏水门、连排扩容器旁路放水电动门、电动给水泵及其辅助油泵、凝结泵、循环泵、射水泵、氢冷升压泵、水冷泵、密封水泵、工业水泵、低位疏水泵、#1低加疏水泵、#2低加疏水泵、顶轴油泵（甲、乙）、高压油泵、直流润滑油泵、交流润滑油泵、空侧密封油泵、氢侧密封油泵、轴抽风机、排烟风机、盘车装置电磁阀与盘车电机、补、排油电磁阀和补水电磁阀、电动主汽门和电动主汽门旁路门、除氧器放水电动门和除氧器溢流电动门、MFT联锁、自动主汽门关闭联锁、变频器联锁等
程控说明
主要有：汽动给水泵启/停程控、点火系统启/停程控、制粉启/停程控、定排系统启/停程控（程控分为三组）、电动给水泵启/停程控（甲、乙和01泵）、射水泵程控、工业水泵程控、循环水泵程控、凝结水泵程控、盘车程控等
       3．3 FSSS系统功能
实现锅炉炉膛安全监控功能。
锅炉主保护
#3炉主保护共设计有十一项保护，依次为汽包水位高三值停炉、汽包水位低三值停炉、炉膛压力高停炉、炉膛压力低停炉、两送均停停炉、两吸均停停炉、机跳炉、全部燃料失去停炉、全炉膛灭火保护动作、给水泵均跳停炉、及手动停炉等。除手动停炉有硬操外，其他十项在CRT上都设计有保护投切按钮，能实现保护手动投切功能。
其中汽包水位高三值停炉，延时3s、汽包水位低三值停炉，延时3s、炉膛压力高停炉，延时1s、炉膛压力低停炉，延时2s四项保护为“三取二”逻辑。
锅炉主保护动作引起MFT动作后，首出画面将保存第一个引起动作的条件，当MFT跳闸继电器接点复位后首出复位。
点火系统
#3炉点火分予燃室，主油枪两层，每层四角共八套点火设备。任一角点火设备均包括：油角阀，油枪，点火枪，吹扫阀。每个均具备手动单操或程控的功能，程控的功能包括单角程控、对角程控和全角程控。
无论是程控点火或是手动点火，当开油角阀后30s内，火检必须判断有火，否则认为点火失败，保护跳油角阀，退油枪，点火枪。
制粉系统
#3炉有甲、乙、丙、丁四套制粉系统，每套制粉系统相应包括：磨煤机，给煤机，排粉机，给粉机及排粉机入口风门，排粉机#1、#2出口风门，冷风门，混合风门等。
每套制粉系统具有程控启停功能，具体为：在启动程控操作端或停止程控操作端上，将某制粉系统投入到“程控”状态中，然后点击“启动”按钮，则开始按照一定的步序驱动相应的设备，完成程序启动或程序停止功能。
3．3MCS系统功能
#3机组MCS系统由下列各系统组成：协调控制、燃料控制、送风控制、吸风控制、给水控制、一级减温控制、二级减温控制、再热减温控制、除氧器水位控制、凝汽器水位控制、一次风压控制、磨煤机负压、负荷、出口温度控制、轴封压力控制、连排扩容器水位控制、高加、低加水位控制等系统。
经过电厂、电科院等各方面的努力，投入了给水控制、炉膛压力控制、主汽减温、再热汽温、送风、燃料和机组协调控制等绝大多数的系统。
协调控制系统
#3机组DCS改造项目中的协调控制系统主要通过对锅炉、汽机控制，保证机组负荷适应性，主要设计为以下方式：DEB方式、DIB方式、锅炉跟随方式、汽机跟随方式、机组手动方式。
DIB方式为采用机前压力和锅炉燃料两个调节器的串级控制系统，对于那些燃料系统具有较快动态响应并且能够准确地测量出进入炉膛燃烧的燃料量，并且燃料的发热量变化不大的机组，如为中储式制粉系统的燃煤机组，一般采用DIB协调方式都能达到比较满意的控制效果。
DEB是一种简化的协调控制方式，炉侧燃料控制取消了机前压力调节器，利用一特殊的汽机能量需求信号（NRG）来直接代表锅炉的能量输出定值，而锅炉的实际出力采用一间接的锅炉放热量信号（FHR）来代表，这两个信号的偏差作为机组燃料调节器的输入，由该调节器直接控制给煤机、给粉机或燃油阀。由于在DEB协调方式中无须燃料量的反馈信号，因此对于那些无法准确地测量出进入锅炉燃料量或机组的制粉系统具有较大迟延和惯性，如采用中速磨直吹式制粉系统的机组，或者机组燃料的发热量经常变化的机组可以考虑采用DEB协调控制方式。
目前#3机组机炉协调已投入，采用ALR、 DIB协调方式。
给水控制系统
给水调节系统由单冲量自动调节和三冲量自动调节两种方式组成，当负荷在30%以下时投单冲量自动调节，控制给水调节阀的开度以维持汽包水位。当负荷大于30%时可投三冲量自动调节，调节电动给水泵转速或调节汽动给水泵转速以维持汽包水位。
#3机组有三台电动给水泵和一台汽动给水泵。如果电动给水泵运行，两台运行、一台备用，而汽动给水泵运行可带100%负荷。#3机组开机至负荷120MW期间电泵运行，负荷大于120MW后切汽动给水泵运行直至机组带满负伞?br> 三台电动给水泵拥有一套三冲量自动调节系统，其中两台可同时投入运行；汽动给水泵设计为一套单独的三冲量自动调节系统，电泵和汽泵之间可进行切换，电泵和汽泵两者之间只能有一种控制系统在自动方式运行。
主蒸汽温度、再热汽温度控制
一级减温控制系统通过控制一级减温器的喷水量，保证在不同负荷下维持屏式过热器出口蒸汽温度，以达到初调主蒸汽温度的目的；二级减温控制系统通过控制二级减温器的喷水量，细调主汽温。再热减温控制系统通过控制再热减温器的喷水量，控制再热汽温。
在负荷稳定情况下，主汽温、再热汽温控制品质良好，在变工况的情况下：主汽温、再热汽温控制偏差均满足要求。
炉膛负压控制
吸风控制系统是带有送风前馈的单回路调节系统，设计了两种控制方式：系统通过控制吸风机入口挡板开度，维持炉膛负压；系统通过变频控制器控制吸风机转速，维持炉膛负压。
燃料控制系统
燃料控制系统接收锅炉主指令，当锅炉主指令与总燃料量或机组热量需求存在偏差时，通过燃料调节器产生给粉机转速控制指令，改变给粉量，满足锅炉负荷需要。
送风控制系统
送风控制系统通过控制送风机的入口挡板开度来调节锅炉的总风量，以保证锅炉的正常燃烧及经济运行，该系统带有氧量效正回路。
除氧器水位控制
#3机甲凝泵为工频泵，乙凝泵为变频泵，设计了两套控制回路：当乙凝泵运行时，调整原除氧器水位调节阀来控制凝结水母管压力，调整乙凝泵转速来控制凝结水流量，以控制凝汽器水位和除氧器水位；当甲凝泵运行时，调整凝结水再循环门来控制凝汽器水位和除氧器水位。
磨煤机控制系统
磨系统自动包括磨煤机出口温度、磨煤机负压、磨煤机负荷的自动控制，设计了两套控制方案：常规控制方式，模糊控制方式。模糊控制即采用糊识别技术，通过球磨机振动谱、磨电流、磨出入口差压、球磨机温度，计算球磨机负荷（磨内载煤量），并指示球磨机最大磨电流，供球磨机钢球添加操作，实现磨负荷、温度、负压的自动调节。
       3．4 ETS系统功能
汽机主保护
#3机汽机主保护共设计有十项保护，依次为DEH跳主汽门保护、紧急停机后备手操开关、发电机内部故障保护、汽包水位高Ⅳ值保护、轴振动保护、轴承振动保护、凝汽器真空低、润滑油压低保护、轴向位移保护、及胀差大等。除紧急停机后备手操开关硬操外，其他十项在CRT上都设计有保护投切按钮，能实现保护手动投切功能。其中凝汽器真空低-60KPa、润滑油压低0.06MPa、轴向位移等三项保护为“三取二”逻辑。
发电机同期与解列
当汽机转速达到3000转时，发电机同期并网条件满足，可通过同期装置实现自动并网。当停机或与系统解列时，可程控自动解列。
汽动给水泵系统
汽动给水泵保护共设计有十四项保护，依次为汽动给水泵润滑油压低、#1轴承回油温度高>75度、#2轴承回油温度高>75度、汽动给水泵排汽真空低、汽动给水泵505跳闸、汽动给水泵轴位移大、汽动给水泵主泵进口压力低、#1轴承温度高>90度、#2轴承温度高>90度、推力轴承温度高>90度、机械密封水温度高>80度、汽泵前置泵事故跳闸、给水泵入口流量<132t且再循环门未打开、及手动停泵等。除手动停泵直接软操外，其它十三项在CRT上都设计有保护投切按钮，能实现保护手动投切功能。
       3．5 DEH 系统功能：
DEH系统功能
(1)自动控制功能
汽机挂闸/开主汽门/摩检
自动/手动升速
转速闭环控制（冲转/升速/暖机/转速保持/自动冲临界）
自动/手动同期
超速试验（103%、110%和113%）
并网后自动带初负荷
系统中负荷上下限及升降负荷率，均可由运行人员调整和设置。
闭环控制（发电机功率、主汽压）
协调控制/AGC方式运行
一次调频投/切。
汽压保护/真空低减负荷快/减负荷（RUNBACK1

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