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豆坝发电厂
豆坝发电厂#3、#4机组DCS系统改造工程施工总结
发表时间:
2002-8-28
作者:
摘要:
目 录
一、概述
二、改造工程特点
三、系统概述
四、系统安装施工及外围设备改造
五、有关技术问题
六、系统调试
七、存在的问题及建议
八、结术语
一、概述
宜宾发电总厂豆坝发电厂#3、#4机组DCS系统改造工程是"企业创一流"的需要,由宜宾发电总厂立项,四川电力局批准的重大技改项目。
该项目由四川电力局主持方案审定、招标及验收,由宜宾发电总厂、四川电力试验研究院、四川电力勘探设计院、新华控制工程有限公司等单位共同实施完成。
一、系统功能:
·MCS:
机炉协调控制和模拟闭环及开环远操控制系统;
·SCS:
电动门远操,辅机、振动给煤机及给粉机启停控制,锅炉大联锁;制粉系统联锁。
·DAS:
数据采集和处理系统,事故追忆;
·DEH:
汽轮机低压纯电调系统。
上述四大系统均为国产设备:
新华控制公司生产的XDPS-400。
由电力试验研究院负责系统组态,操作画面组态和机炉协调控制系统组态设计和调试等;汽机控制为低压纯电调控制系统DEH,液压部套、系统设计和电控部分的成套由上海新华控制工程有限公司完成,电厂负责施工。
二、工程特点
1.豆坝电厂两台100MW机组DCS系统改造在川内同类型机组属首次,能实现机炉协调
2.DCS系统改造规模合理,中等实用,性能价格比在全国同类机组的改造中处于领先地位;3.辅机启停,电动门开关及锅炉总联锁全部进入DCS系统,投运试验一次成功;
4.#4炉送、引风机串级调速由DCS系统进行闭环控制:
根据锅炉负荷的变化控制送、引风机的转速;
5.豆坝电厂#3、#4机组属母管制,机组在单元制、一炉两机、交叉运行均能实现协调控制;
6.DCS系统改造工程量大,安排合理,施工质量优秀,投运后效果良好;
7.系统送电一次成功,在整个送电、调试、试运过程中未烧过卡件;
8.通过调试运行后,辅机启停、自动调节、锅炉总联锁投入良好。
三、系统概述
(一)、DCS系统
1. 概述
豆坝电厂#3、#4机组DCS系统采用的上海新华公司的XDPF-400型分散控制系统,系统包含四大功能:
MCS、DAS、SCS、DEH。
完成后的系统规模如下:
改造后机组增加了机炉协调控制功能,汽机低压纯电调功能,辅机启停,电动门远操,锅炉总联锁全部进入DCS系统,增加磨煤机入口负压、磨煤机料位、送风、引风自动调节系统,#3、#4炉一次风门远操。
2.DCS系统构成及功能(单台机组)
DCS系统共有控制机柜1个,端子柜3个,电源、继电器、伺放柜1个,DPU及卡件柜2个,工程师操作台1个。
配有操作员站3个(配有轨迹球和专用键盘),工程师站1台(配有键盘和鼠标),打印机两台机共3台。
所有DCS系统的I/O点在控制和调节系统中需要的均首先进入MCS系统或SCS系统,以保证控制和调节的可靠性。
需进行累积计算和补偿的参数经由该系统计算后在流程图上显示或由AO口输出至有关仪表。
系统由冗余总线连接控制站和操作站,控制站同轴电缆总线相连,其下挂接DPU,操作站和工程师站,DPU采用冗余配置。
DCS系统采用双DPU,由DPU控制BC板,BC板管理I/O板。
整个系统共有(单台机):
·24VDC电源4块;
·48VDC电源2块;
·5、15、-15VD电源4块
·BC板11块;
·DPU板4块;
·VCC卡1块;
·MCP卡3块;
·MCP-OPC卡3块;
·OPC卡1块;
·AI卡20块;
·SOE/DI卡8卡;
·DO卡16块;
·AO卡2块;
·LC-S卡2块;
·LC卡2块;
A.MCS系统
该系统包含以下控制系统:
·协调控制系统:
控制机炉负荷;
·燃料调节系统:
控制给粉机启、停16台,调节转速;
·引风调节系统:
控制执行器2台(#4炉引风机转速);
·送风调节系统:
控制执行器2台(#4炉送风机转速);
·给水调节系统:
控制执行器2台:
主给水及大旁路;
·蒸汽温度调节系统:
控制执行器6台;
·制粉控制系统:
控制冷风门、热风门、排粉机入口门等执行器6台,给煤机2台;
·高加疏水水位调节系统:
控制执行器2台;
·二次风远操系统:
手动控制执行器16台;
·一次总风远操系统:
手动控制执行器2台;
·天燃气远操系统:
手动控制执行器2台。
除哈德曼执行器采用AO输出进行控制以外,其余执行器均采用DO的开关量控制。
配置硬手操器7个,按钮3对。
电缆均采用就地与机柜或继电器柜直接联接,以减少中间环节。
所有模拟量信号均采用屏蔽电缆。
所有哈德曼执行器(RHA)伺放在伺放柜中集中布置,手动采用=24V电平控制,自动采用4~20mA电流控制。
十六台给粉机均在CRT上进行远方操作,并在事故状态下可进行全切操作。
所有自动调节系统和远操系统均能通过操作画面或显示画面对热力系统中的调节阀门和调节挡板进行自动和手动控制。
B.SCS系统
该系统主要对电动门及辅机进行控制,锅炉总联锁。
盘上的电动门操作按钮及辅机操作开关(直流油泵除外)全部取消。
a.锅炉系统
·辅机系统:
实现CRT操作启、停及联锁控制。
磨煤机2台,排粉机2台,磨煤机润滑油泵4台,给煤机2台,送风机2台,引风机2台,给粉机16台,共计30台。
·电动门:
实现CRT操作开、关、调整及联锁控制。
天然气电动门2台,汽包再循环电动门1台,主汽电动门2台,给水电动门3台,共计8台。
·锅炉引、送、排、磨总联锁及制粉系统联锁均由DCS系统完成。
b.汽机系统
·辅机系统:
实现CRT操作启、停及联锁控制。
凝结水泵2台,射水泵2台,调速油泵1台,交、直流润滑油泵2台,疏水泵2台,共计9台。
·电动门:
实现CRT操作开、关、调整及联锁控制。
主闸电动门2台,循环水电动门6台,凝疏电动门1台,导管疏水电动门1台,2-3抽汽电动门1台,三段抽汽电动门1台,3-4抽汽电动门1台,轴封旁路电动门1台,再循环电动门1台,#4低加出口电动门1台,#4低加旁路电动门1台,七段抽汽电动门1台,高加疏水至除氧器电动门1台,调速油泵出口电动门1台,射油器出口电动门1台,共计21台。
SCS系统控制的辅机机炉合计共有39台,电动门机炉合计共有29台。
C.DAS系统
该系统负责数据采集和处理,报表及报警的管理和打印,SOE信号的采集和处理。
在操作员站上可对控制对象进行操作,显示流程画面和相关参数。
有趋势图、棒状图、成组显示,并且有操作器模拟画面,可进行增减操作和直接设定目标值。
报警一览显示。
系统打印具有屏幕拷贝、实时打印、操作记录打印、报警打印、SOE信号打印等。
2.DEH系统构成及功能
低压纯电调系统与DCS系统为一体化,无单独的机柜、工程师站和操作员站。
配有专用的测速卡,OPC保护卡,功放板。
系统具有自动挂闸、冲转、升速、定速、并网(自动同期)、增减负荷、103%保护(OPC保护)、110%保护(AST保护)等功能,能完成主汽门和调速汽门严密性试验;能人为设定目标转速及目标负荷,升速率等。
在测功投入前,电调控制阀门开度,投入测功后,控制功率;DEH系统配有硬手操盘一个。
3.系统电源构成
DCS系统均采用双电源,一路取自厂用三丙段电源,另一路取自四丙段厂用电源,具有自动重合功能。
DCS电源有220V.AC,共两路,一路通过UPS电源装置,可同时供电。
所有执行器和显示仪表电源均采用两路220V.AC供电。
(二)、保护系统
1. 概述
根据总体布置,原保护继电器盘全部拆除,按照原有保护重新制作继电器盘,选用欧姆隆继电器,锅炉安全保护装载主机采用欧姆隆可编程控制器(PLC),完善了该保护系统的功能;安全门采用与黄桷桩电厂一致的控制回路;磨煤机保护系统保留原样;#4机飞利浦保护系统改为MMS-6000型,#3机仍采用原飞利普保护系统;其它原有的保护系统维持原状不变。
增加汽包事故放水保护及汽包水位低二值联锁开给水大旁路电动门、汽机润滑油压低跳机保护。
2.系统构成及功能
l 锅炉安全保护系统
该保护系统采用可编程序控制器PLC控制,实现炉膛压力高、低MFT动作,均采用2/3逻辑判断;送风机或引风机全停、燃料中断(给粉机一、二组电源中断、燃油电磁阀关、天然气电磁阀关);全炉膛熄火(甲、乙炉膛只要有一个熄火MFT动作,均切断进入两个炉膛的燃料,炉膛每一层熄火采用3/4逻辑判断,两层熄火既为全炉膛熄火;汽包水位高、低异常保护。
当满足上述四种条件之一,MFT动作,切断进入炉膛的所有燃料和停排粉机,同时关一次总风门,在满足吹扫条件(送风机至少运行一台,引风机至少运行一台,风量不小于是25%,燃料全中断,排粉机全停,炉内无火)后,对炉膛进行吹扫3分钟,MFT复归,炉膛可进行重新点火。
保护切投在操作台上实现,分一、二、三、四级保护。
PLC供电电源应采用双路同时供电。
·磨煤机保护采用继电器控制实现,当磨煤机回油温度高或磨煤机润滑油压低时停磨煤机。
·锅炉安全门保护系统,盘上设有操作开关。
·汽机飞利浦保护系统:
汽机串轴大、振动大、转速高均停机,另外完成汽机胀差和扰度的监视。
·汽机低真空停机保护系统,保护切投开关设在操作台上。
·汽机润滑油压低停机保护系统
·发变组故障停机保护系统
·在操作台上设置汽机总切投开关,其它保护在继电器盘上切投。
3.热工信号
原热工信号全部拆除,更换为浐河生产的热工信号光字排。
采用直流24V供电,(利用黄厂DCS系统改造拆下的直流24V电源)。
机炉设有试验、确认按钮各一个(包括热工的电铃、电气的事故音响),每块盘安装热工信号光字排40个,共120个,机、炉主保护系统、电磁阀、除氧给水系统、机电联络信号等不进DCS系统。
四、有关技术问题
为保证系统的可靠性和具有良好的可控性,在改造工作开工之前,专门组织了对豆坝#3、#4机组热工对象的动态特性、可控性、调节机构(执行器、阀门、挡板等)等进行了分析,通过分析对原来某些系统的控制策略进行了修改,使自动投入率大大提高;在施工前认真组织人员对施工图的熟悉工作,修改了不合理的设计,特别是保护系统的设计修改较多,保证了系统的安全性;在施工与调试工作过程中,多次召开各种技术协调会,解决原设计中不合理和与现场实际不相适应的部份,各方工程技术人员本着对工程负责的精神和积极的工作态度,共同讨论技术问题,提出解决办法,共同实施。
·送风调节系统
原来送风调节系统为远操系统,不能在自动方试运行;现改为:
输出调节送风机入口挡板开度,控制热风风压,一次总风门控制锅炉的一次风压(只能远操),运行效果较好,解决了送风自动调节,有利于锅炉安全燃烧。
·给水调节系统
锅炉汽包水位自动控制系统的控制目标是稳定锅炉汽包水位,根据系统设计分主给水门控制及给水大旁路控制,原设计的汽包水位自动控制系统为:
主给水门控制采用三冲量、串级调节方式,给水大旁路门控制采用单冲量控制方式。
因系统设计的给水大旁路为100%给水旁路,所以给水大旁路门控制方案,也采用三冲量、串级调节方式,主调、副调分别是汽包水位、主汽流量与给水流量的差;主给水调门和大旁路调门可以切换
·引风调节系统
原来引风调节系统为远操系统,不能在自动方试运行;现改为:
输出调节引风机出口挡板开度,控制炉膛负压,为单冲量调节系统,运行效果较好,解决了引风自动调节,有利于锅炉安全燃烧;因#3、#4炉为双炉膛结构,经多次论证,采用了控制甲、乙侧炉膛负压平均值的办法。
·制粉调节系统
原来制粉调节系统均为远操系统,运行人员的劳动强度大。
现将磨煤机负荷控制、入口负压改为自动调节,磨煤机负荷控制采用磨煤机噪声自动控制,入口负压采用热风门自动控制,取得了较好的效果。
·送.引风、给水、操作回路
操作回路手动时用KE3的开关量控制调门或挡板的开和关,自动时用KE3的电流控制调门或挡板的开和关,利用了KE3伺放的手/自动功能,防止了操作回路在手/自动均采用电流控制时,电流回路开路造成调门及挡板全关的不安全因素
l 远操系统组态
开始调试时,执行器远操组态采用的是经典组态:
计算机控制站发指令,如指令为60%,则执行器必须带动阀门或挡板动60%,否则发"RST"故障,执行器一直带电,对于国产执行器、阀门由于可靠性差"RST"故障率太高,象阀位反馈稳定性差、阀门不灵活使执行器偶尔带不动等,并不是永久故障,这种远操组态造成检修频繁。
现在执行器远操组态改为:
计算机控制站发指令,则执行器必须带动阀门或挡板动到指令值,否则延时5s发"RST"故障,同时执行器断电,指令跟踪阀位,复位后可继续操作,执行器断电再送电发"RST"故障,指令跟踪阀位执行器不动。
·协调控制系统
豆坝#3、#4机组为母管制,协调控制系统较为复杂,共有16种方式:
- #3锅炉带#3汽机运行时的炉基本;
- #3锅炉带#4汽机运行时的炉基本;
- #3锅炉带#3、#4汽机运行时的炉基本;
- #4锅炉带#3汽机运行时的炉基本;
- #4锅炉带#4汽机运行时的炉基本;
- #4锅炉带#3、#4汽机运行时的炉基本;
- #3锅炉带#3汽机运行时的机跟踪;
- #3锅炉带#4汽机运行时的机跟踪;
- #4锅炉带#3汽机运行时的机跟踪;
- #4锅炉带#4汽机运行时的机跟踪;
- #3锅炉带#3汽机运行时的机基本;
- #3锅炉带#4汽机运行时的机基本;
- #3锅炉带#3、#4汽机运行时的炉基本;
- #4锅炉带#3汽机运行时的机基本;
- #4锅炉带#4汽机运行时的机基本;
- #4锅炉带#3、#4汽机运行时的炉基本;
五、系统调试
调试工作主要由热工、省局试验院、厂家共同完成。
系统调试分为三个阶段,如下:
1.系统检查
系统机柜受电前,对系统电缆接线、系统绝缘、屏蔽接地都进行了全面检查,保证了系统安装的正确性、绝缘性能和抗干扰性能。
在系统机柜受电前在离线状态下对DAS系统的各种功能;MCS系统的逻辑组态进行了全面的检查,含各调节系统控制策略、组态检查;SCS系统的逻辑组态进行了全面检查,含锅炉总联锁,电动门操作,辅机启停控制逻辑及组态检查;DEH系统控制方式的检查及控制逻辑(含保护功能)检查;盘台仪表接线、电源系统、盘台接地复核、检查。
2.系统受电与程序装载
在确任系统I/O接线正确,无强电引入且绝缘良好的前提下使机柜受电,启动系统数据高速公路通迅网络,并用工程师站对控制站进行程序下装,使系统运行。
DAS、SCS、DEH和MCS进行各自独立的调试和系统联合调试,整个DCS系统所有信息均共享,在整个过程中,未发生卡件损坏事故。
3.系统调试
a.系统静态调试
首先对所有I/O通道进行校验检查,AI、AO、LC、MCP、OPC、VCC做精度和对应关系校验检查,DI、DO做对应关系正确性和逻辑检查,本工程检查结果,全部通道均达到了要求指标。
对于DAS系统,在机房内进行运行监视、操作各种显示,报表打印等功能调试,也进行了对应关系,显示正确性和精度检查,通过多次对画面及参数位号的修改,检查结果基本能满足运行要求。
对于MCS系统,在检查和修正了控制逻辑的基础上,首先进行了信号传递和运算检查,整定了静态参数,设置了各种补偿运算、函数运算、偏值系数和静态给定等参数,对于给水、减温、引风、燃烧、送风锅炉补偿等自动各参数先用改造前各参数,进行了硬手操和软手操试验,进行了手/自动切换试验,检查了跟踪情况(阀门、给定值、主付调等跟踪)和切换扰动,检查确任了作用方向,检查进行了阀门及挡板的联所试验,各项指标达到系统标准。
b.系统动态调试和投入
在机组启动前,将锅炉及汽机操作员站、工程师站、DPU控制站等系统投入运行,并对运行人员进行培训和操作练习,配合机组分部试运和整套启动试运,DCS进入正式运行状态。
配合现场调试投入能投入的所有测点,进行调节门的操作试验和确认,为#3、#4机组热控系统改造在规定工期内按时启动运行创造了条件。
机组首次启动投入DEH,采用电调冲转、升速、并网、带负荷、#4机在投测功过程中,出现过一次机组全甩负荷,其原因是DEH系统PID参数整定不能满足该系统的要求,重新整定后运行正常;DEH系统在启动过程中多次出现挂闸不成功或主汽门关不下来,反复调整节流孔后正常。
机组启动后,检查了各种监视点的正确性,投入吹(冲)净表管的变送器,检查测点与显示点的对应关系和精度,以满足运行要求。
同时为投自动作好准备。
自动调节系统首先投入减温自动调节系统及给水自动调节系统,,紧接着投入引风、送风、燃料、等自动调节系统,同时协调控制系统各功能逐步投入,最后投入高加水位自动调节系统。
给水自动系统可投主给水门或大旁路门,均能稳定汽包水位。
在锅炉燃烧系统全部投入后,检查MCS逻辑信号传递,在确定信号和逻辑以及机炉主控器运行正常,变负荷率确定后,投入炉基本协调方式成功。
协调控制系统投入试运记录:
(a).变负荷试运记录:
速率3MW/min,从65MW~100MW或100MW~65MW。
炉基本机跟踪方式:
一般负荷摆动±2MW,主汽压力偏差±0.4MPa;
机基本炉跟踪方式:
一般负荷摆动±1.5MW,主汽压力偏差±0.2MPa;
(b).稳定负荷试运记录:
炉基本机跟踪方式:
一般负荷摆动±1.5MW,主汽压力偏差±0.3MPa;
机基本炉跟踪方式:
一般负荷摆动±1MW,主汽压力偏差±0.2MPa;
(c).汽包水位变化±20mm;
(d).启停制粉系统时,送.引风调节系统工作正常,各项参数均满足运行要求。
六、结束语
豆坝电厂#3、#4机组热控系统改造的范围广,包括测量仪表、保护系统、DCS系统等的改造,#4机飞利蒲保护改MMS-6000,灭火保护改PLC和火检主机,增加汽包水位和燃料全中断、送、引风机跳闸保护。
DCS系统采用上海新华公司XDPF-400分散控制系统,汽机低压纯电调与其它控制系统一体化,#3、#4机组DCS系统共用一个通讯网络,解决了母管制机组数据传输的问题,做到了信息共享,为母管机组交叉运行,一炉两机,单元制运行提供了保证,并减少投资,无论单元制、交叉运行或一炉两机等的方式,均能在协调方式下运行,且效果良好,减轻了运行人员的劳动强度,同时通过改造,提高了设备的可靠性;DEH系统的改造成功,使汽机实现了自动挂闸、冲转、升速、暖机、过临界、定速、并网、做超超速试验、升负荷等功能。
转速控制和负荷控制精度高,且各参数控制稳定,满足机组运行的要求。
由于该工程属于改造项目,尽管改造较为彻底,难免有考虑不周全的地方,机组运行时还需要一些人工干预,保留了许多远操系统,不能完全自动控制,诸如此类的问题都有待进一步总结,为以后的热工控制系统改造积累经验,使之在尽可能节约资金的前提下完善系统,最大限度地提高机组自动化水平,减轻运行人员的劳动强度,克服因运行人员个体差异带来系统运行差异,减少维护工作量,从而达到提高机组安全性和经济的目的。
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