DCS发电厂范文

DCS发电厂范文（精选11篇）

DCS发电厂 第1篇

关键词：发电厂,DCS控制,应用分析

信息时代的来临, 使得科学技术呈现出爆炸式的增长, 极大的提升了控制水平, 所有行业和领域都深层次的采取了计算机控制技术。而就电力行业而言, 直接决定了社会生产和生活的水平, 对国民经济的增长起到了十分关键的作用。当前, DCS控制体系对于发电厂正常运作起到的作用愈发重要, 体现了电厂管理运行的水平, 不但减轻了员工的劳动强度, 还极大的提升了可靠性和安全性。

1 DCS控制体系简介

所谓的DCS控制体系, 也就是分散控制体系。是诞生于1970年后, 以4C技术 (CRT、通信、控制、计算机) 为基础的工业控制体系, 根本目的是降低风险, 增加可靠性。主要的控制思想体现为:组态方便、分级管理、分散控制、配置灵活以及集中操作等方面。

发电厂的DCS体系, 通常包括汽轮机电液控制体系 (DEH) 、锅炉膛安全监控体系 (FSSS) 、顺序控制体系 (SCS) 、模拟量控制体系 (MCS) 以及数据采集体系 (DAS) 等。

a、DCS体系组成部分的前两者主要针对汽轮机及锅炉而设计的控制体系。

b、顺序控制体系。该系统主要用于化学水处理、自动化输煤以及主辅机启动停止等众多发电厂实际生产环节。

c、模拟量控制体系。也称之为机组协调控制体系, 主要是将联锁保护、逻辑控制以及机电炉综合控制有机结合为一个整体, 使系统注重过程控制, 能够适应不同工作条件。

d、数据采集体系。该部分系统能够在CRT上显示模拟流程图、趋势图、棒图、系统图、曲线、表格以及相关参数等, 具备经济分析、效率性能计算、操作信息显示、打印、事故记录以及报警等功能。

2 DCS控制体系特征简介

DCD控制体系的主要特征表现在以下几个方面:

a、开放性。发电厂的DCS控制体系基于模块化、开放式、系统化以及标准化设计, 系统的信息传输通过局域网实现。对功能进行改变及扩充的时候, 可在网络中便捷的卸下和接入计算机, 不会对系统工作造成影响。

b、较高的可靠性。因为DCS体系通过分布计算机完成控制功能, 并采取了容差设计, 因此体系内某一设备的故障不会影响系统功能的整体性。与此之外, 因为体系内的相关计算机只负责较为简单的任务, 可对计算机进行针对性的硬件和软件设计, 使系统的可靠性大大提升。

c、较为齐全的控制功能。系统集成了批处理控制、连续控制以及顺序控制, 有着极为丰富的控制算法, 能够完成预测控制、解耦、自适应、串级以及前馈等控制功能, 实现了算法新增的便捷性。DCS体系的组成十分多样化, 能够由数据采集站、记录站、现场控制站、操作员站、工程师站以及管理计算机站等部分构成, 形式极为丰富。

对于过程控制级而言, 一般由现场控制站及数据采集站等分散的站点完成数据采集和控制功能, 基于数据通信网完成和生产监控电脑终端间的通信。生产监控级集中处理过程控制级的数据, 例如形式多样的故障诊断、报警显示、优化计算以及统计报表等。由于互联网信息技术日新月异的发展, DCS控制体系能够根据实际需求和设备性能的发展, 采取网络连接的方法来优化和完善集中控制管理功能, 比如能源管理、计划调度以及仓储管理等功能。

d、灵活性。基于组态软件, 参照应用对象和规定的流程, 开展软硬件组态工作, 也就是对控制信号及测量信号之间的关系进行确定, 在图形库里通过基本图形的调用来完成报警、监控图像的现实和在控制算法库完成控制算法的选择。

3 发电厂应用DCS体系的根本目的

a、实现完全控制运作的目的。

因为所有的电气操作和监控都融入到DCS体系中, 使电厂维护工作人员能够在所有的DCS终端, 监控及干预所有机组, 让单元机组能够实现完全控制运作的目的。

b、对可靠性进行提升。

因为DCS原本就具备较高的可靠性, 并且能够采取冗余配置的控制体系来替代固态逻辑及继电器, 使系统可靠性大大提升, 节约了为数众多的操作终端;因为设置了操作准许、操作闭锁等联动逻辑, 极大的降低了误操作的几率。

c、运行监控体系的构建及完善

通过高技术工具来完善和提高发电机组的监控能力, 极大提升了管理和自动化水平。现阶段, 发电厂DCS已融合了操作、运行参数以及状态显示等方面, 完成了发电厂DCS体系的监视和控制。较为科学和合理的完善了机组厂级运行管理, 使监控体系得以构建和完善。

4 发电厂DCS体系监控范围研究

基于电气控制和机组运行特征, 在发电厂日常运作过程中, DCS监控体系的监控范围涵盖了厂用电源、变压器组等电气系统组成单位, 主要包括:自动同期体系、用电快切体系、UPS体系、直流体系、保安电源、发电机组、高压启备电源、低压厂用电源以及发变组系统等。发电厂DCS体系现阶段不提供保护安全自动功能, 这是由于该功能不仅实现较为困难, 且会导致较大的成本费用。保护安全自动装置与DCS之间应保持相应的接口, 通常采取硬接口来实现。

5 发电厂DCS体系工作方式

对于发电厂DCS体系而言, 电气控制的原则如下:电气控制的功能实现要基于过去已有的专用计算机来完成。比如系统的工作状态和运作结果、故障滤波、励磁调节等装置, 均是采取通信的方式来接入DCS体系, 并且要保证控制体系在功能上自成一体, 与DCS体系无关, 不需要外部干预就能够确保电气体系的安全运行。

就电气体系的运行参量、运行状态和运行过程中的其他信息而言, 其记录、告警和显示均通过DCS体系和热工信息进行相同的处理, 经由CRT完成鼠标操作工作、远程登入DCS、声光提示、打印输出以及画面显示等功能, 还能够于DCS体系内进行防误闭锁、准许操作等相关逻辑的设置。

要降低电缆及输入/输出点硬件的利用率, 要尽可能的通过通信措施来来使DCS体系在发电厂中得到应用。同时, 进入DCS的信息可用作全厂信息及综合控制体系等。比如发电机组自动启动停止系统, 当准备启动时, 科学和严密的检查机组是否具备启动所必须的条件。在汽轮机达到额定转速的情况下, 及时的就励磁系统进行启动, 速度恒定后对自动同期设备进行启动, 完成电网和发电机的并列工作, 在负荷达到一定程度时, 人为的由发电厂控制工作员工或自动切换发电厂的用电情况, 主控回路在停机时, 对应作出相关指令, 最终实现电气系统的关闭。

总的来说, 发电厂DCS控制体系具备以下优点: (1) 全面的发挥了数字化设备和专门控制设备的众多优点, 提升了系统总体的可靠性、经济性、实用性和合理性; (2) 完成了信息集中, 从另一方面体现了分散控制。尽管现实中, 发电厂DCS控制体系内的设备拥有众多的制造厂商, 然而只要处理得当, 通信问题就能够得到很好的解决。也只有这样的DCS控制体系才能发挥最大的效用。 (3) 呈现出了较为清晰的电气控制界面, 利于系统的检修、维护、调试和设计。

参考文献

[1]谢鹏.某发电厂DCS改造中电气系统方案设计[J].电力学报, 2006 (12) .

[2]周艳辉.DCS在电气系统控制中的应用[J].工业技术, 2010 (3) .

DCS发电厂 第2篇

DCS系统在热电厂锅炉应用中故障研究与分析

摘要：本文在简要介绍了锅炉控制系统和神经网络后,对基于BP神经网络的故障分析法进行了详细的分析、阐述,并在此进出上建立数据模型.仿真表明,诊断系统的`诊断准确率达到满意的结果.作 者：梁岐    薛海燕    王勤和  作者单位：内蒙古国电能源投资有限公司乌斯太热电厂,内蒙古,750336 期 刊：中国科技博览   Journal：ZHONGGUO BAOZHUANG KEJI BOLAN 年，卷(期)：, “”(5) 分类号：X928.3 关键词：集散控制系统    锅炉    变压器    神经网络   

火力发电厂中DCS接地的应用 第3篇

关键词：接地；抗干扰；接地方式；逻辑地；屏蔽地

中图分类号：TM621文献标识码：A文章编号：1006-8937（2012）05-0100-02

单元机组控制系统的核心是分散控制系统（DCS），火力发电厂广泛采用分散控制系统对大容量单元机组的生产过程进行计算机控制，其抗干扰问题是一个不容忽视的问题，完善的接地系统是防护电磁干扰的主要措施，本人根据自己多年的一些电厂施工管理技术经验，对DCS系统的接地进行一些探讨和简要介绍。

集散控制系统接地是保证集散控制系统运行安全可靠及抑制外来干扰，减小设备对外界的干扰影响。集散控制系统接地不仅由制造厂家在系统设计时要周密考虑，在工程安装投运过程中也必须以合理的方式加以实现。

1DCS系统接地的基本要求

DCS系统接地是为了保证当进入DCS系统的信号、供电电源或DCS系统设备本身出现问题时，有效的接地系统能承受过载电流并可以迅速将过载电流导入大地。接地系统能够为DCS提供屏蔽层，消除电子噪声干扰，并为整个控制系统提供公共信号参考点。当接地系统发生问题时，会造成人员的触电伤害及设备的损坏，据了解，有些电厂DCS系统经常“死机”（或不明原因的“死机”），大多是因为接地系统不良或存在问题所引起的。 因此，完善、可靠、正确的接地，是DCS系统能够安全、可靠和良好运行的关键。

2DCS接地分类

DCS系统中有许多需要接地的部分。由于回路性质和接地目的的不同，需要分成若干独立接地子系统，然后连在一起实行总接地。DCS中接地的种类主要有以下两类：保护地和工作地（逻辑地、屏蔽地）等。

①保护地是为了防止设备外壳的静电荷积累、避免造成人身伤害而采取的保护措施。DCS系统所有的操作员机柜、现场控制站机柜、打印机、端子柜等均应接保护地。

②逻辑地也叫机器逻辑地、主机电源地，是计算机内部的逻辑电平负端公共地，也是+5 V等的电源输出地。如CPU的正负5 V、正负12 V的负端。需要接入公共接地极。

③屏蔽地也叫模拟地，它可以把现场信号传输时所受到的干扰屏蔽掉，以提高信号精度。DCS系统中信号电缆的屏蔽层应做屏蔽接地。线缆屏蔽层必须一端接地，防止形成闭合回路干扰。铠装电缆的金属铠不应作为屏蔽保护接地，必须是铜丝网或镀铝屏蔽层接地。接入公共接地极。

④本安地应独立设置接地系统，接地电阻≤4 Ω。本安地的接地系统应保持独立，与厂区电气地网或其它仪表系统接地网的距离应在5 m以上。

3DCS系统一般接地方式

利用电气接地网作为DCS接地网，即与电气接地网共地；设DCS专用接地网，经接地线、再接至电气接地网。

4对公共接地极（网）的要求

①当厂区电气接地网对地分布电阻≤4 Ω时，可将厂区电气接地网当着DCS系统的公共接地极（网）。

②当厂区电气接地网接地电阻较大或杂乱时，应独立设置接地系统，即为DCS系统的公共接地极（网）。

③没有本安地接入的公共接地极（网）的对地分布电阻小于4 Ω；有本安地的小于1 Ω。接地总干线的线路阻抗小于0.1 Ω。

④接地极周围15 m内无避雷地的接入点，8 m内无 30 kW 以上的高低压用电设备外壳的接入点。当现场无法满足该条件时，防雷保护地通过避雷器/冲击波抑制器与公共接地极的主干线相连。电焊地切勿与公共接地极及其接地网搭接在一起，二者应距离10 m以上。

5DCS设备接地安装

接地体：为钉入地下的良好导体，由接地总干线传来的电流通过接地体导入大地。接地体与接地总干线之间采用铜焊，焊接后应做防腐处理。可用接地网干线把多个接地体连接成网，接地网应满足DCS系统接地电阻的要求。当接地网干线与接地体采用搭接焊时，其搭接长度必须为扁钢宽度的2倍或圆钢直径的6倍。

6DCS系统接地材料及要求

6.1接地体与接地网干线的材料要求

接地体和接地网干线所用钢材规格选用，若接地电阻满足不了要求时，也可选用铜材。如果接地体和接地网干线安装在腐蚀性较强的场所，应根据腐蚀的性质采取热镀锌、热镀锡等防腐措施或适当加大截面。

6.2接地连线要求

①DCS系统的保护地和屏蔽地连线应使用铜芯绝缘电缆连接到厂区电气专用接地网或接地体上。当接地连线距离较长、DCS系统对接地电阻要求较高或接地干线分接的支线数量较多时，宜选用截面较大的电缆。

②DCS系统安全保护地和交流工作地的接地线与电源线一起敷设，各机柜的安全地和电源地在配电盘接地汇集铜排处汇总并一点接地。系统信号线与直流地一起敷设，在系统基准接地总线处一点接地。

③DCS严格可靠的接地，其目的是为了保证系统正常、稳定、可靠地运行和保证人身及设备安全。对接地的要求是：既要保证接地电阻小于一定的数值，还要长期稳定；既要为各种干扰信号提供通向大地的途径，还要保证各部分地线最后是单点接地。

参考文献：

[1] 大唐韩城第二发电有限公司.600MW火电机组培训教材

[M].北京:中国电力出版社,2007.

[2] 华东六省一市电机工程学会.600MW火力发电机组培训

教材[M].北京:中国电力出版社,1999.

[3] 杨蔚然,王志银.热工仪表及控制装置安装[M].北京:中国电

力出版社,2001.

发电厂DCS的接地方案设计 第4篇

良好的接地系统能够减少故障和系统停机时间,是系统安全可靠运行的重要前提。错误或不可靠的接地反而会引入干扰,并在安装单元外壳产生静电,严重时可能导致系统无法正常工作。因此,在施工阶段则必须采用科学合适的接地线和可靠的连接。

1干扰原因

1.1电阻耦合引入的干扰(传导引入)

(1)当几种信号线在一起传输时,由于绝缘材料老化,漏电而影响到其它信号,即在其它信号中引入干扰。

(2)在一些用电能作为执行手段的控制系统中(如电热炉、电解槽等),信号传感器漏电,接触到带电体,引入干扰。

(3)在一些老式仪表和执行机构中,现场端采用220V供电,有时设备烧坏,造成电源与信号线间短路,造成干扰。

(4)接地不合理,例如在信号线的两端接地,会因为地电位差而引入干扰。

1.2电容电感耦合引入的干扰

被控现场往往有很多信号同时接入计算机,有多个信号在一起走线。这些信号之间有分布电容存在,会将干扰加到别的信号线上。同时,在交变信号线的周围会产生交变磁通,而这些交变磁通会在并行的导体之间产生电动势,造成线路上的干扰。

1.3计算机供电线路上引入的干扰

在有些工业现场(特别是电厂、冶金企业、大的机械加工厂),大型电气设备启动频繁,大的开关装置动作也较频繁。这些电动机的启动、开关的闭合产生的火花会在其周围产生很大的交变磁场,这些交变磁场既可能通过在信号线上耦合产生干扰,也可能通过电源线产生高频干扰。

1.4雷击引入的干扰

雷击可能在系统周围产生很大的电磁干扰,也可能通过各种接地线引入干扰。

2干扰抑制

2.1隔离

(1)使所有的信号线很好地绝缘,使其不可能漏电,防止接触引入的干扰。

(2)将不同种类的信号线隔离铺设(在不同电缆槽中,或用隔板隔开)。可以根据信号的类型将其按抗噪声干扰的能力分成几类,同一类信号可放在一条电缆管或槽中,相近种类信号如果必须在同一电缆槽中走线,则一定要用金属隔板将它们隔开。

(3)将信号源同计算机在电气上进行隔离,会大大地减小共模干扰对计算机造成的危害。

2.2屏蔽

屏蔽就是用金属导体,把被屏蔽的元件、组合件、电话线、信号线包围起来。这种方法对电容性耦合噪声抑制效果很好。

2.3绞线

用双绞线代替两根平行导线是抑制磁场干扰的有效办法。

2.4雷击保护

系统受雷击干扰有两种方式:架空电源线、信号线可能会遭受雷击;信号电缆附近受到雷击,通过分布电容和电感耦合到信号线,在信号线上产生很大的脉冲干扰。对于耦合干扰,可用金属电缆管或槽铺设信号线,电缆管或金属槽须有很好的接地;对于架空信号线,则必须在计算机输入端子处采取防雷措施,如装避雷器,加压敏电阻、较强的滤波电路等来抑制其干扰。

3接地的作用

3.1保护接地

DCS是强电供电(220V或11OV),通常情况下机壳等是不带电的。当故障发生(如主机电源故障或其它故障)造成电源的供电火线与外壳等导电金属部件短路时,这些金属部件或外壳就形成了带电体,如果没有很好的接地就会发生触电危险。因此,必须将金属外壳和地之间作很好的连接,使机壳和地等电位。此外,保护接地还可以防止静电的积聚。

3.2工作接地

工作接地是为了使DCS以及与之相连的仪表均能可靠运行并保证测量和控制精度而设的接地。它分为机器逻辑地(主机电源地)、信号回路接地、屏蔽接地(模人信号的屏蔽层的接地)、本安仪表或安全栅的接地。

4接地要求和方法

电厂生产区域内有一个很大的地线网,而供电系统的接地是与地线网连在一起的。严格来说计算机系统的所有接地应该和供电系统地以及其它(如避雷地)分开,且至少应保持15m以上的距离。从抑制干扰的角度来看,将电力系统地和计算机系统的所有地分开是很有好处的,因为一般电力系统的地线是不太干净的。但考虑厂区的限制及投资成本,计算机系统接地与供电系统地隔开一定距离是很困难的,一般是共用一个接地系统,但需考虑几个因素:供电系统地上是否干扰很大;供电系统地的接地电阻是否足够小;DCS的抗干扰能力以及传输信号的抗干扰能力。

规范要求保证计算机系统一点接地。目前电厂DCS是在机柜内部分别把各种接地汇于一点,然后用较粗的导体(铜)将各接地点连起来,接到一个公共的接地体上。如果采用了双重静电屏蔽层的电缆,通常均把外屏蔽层现场接地,而把内屏蔽层接到直流地铜排。注意事项:

(1)安装单元外壳接入交流地铜排,而在安装单元内部直流地铜排与安装单元外壳绝缘。安装单元中,电子装置机柜、继电器柜同时配置直流地和交流铜排,其余的只配置交流地铜排。

(2)DCS本身是由多台设备组成的,除了控制站以外,还包括很多外设,这就涉及到了多台设备、多种接地的问题,彼此之间不相互供电。

机柜外壳应与底座绝缘(即浮空),然后汇于一点接入大地。

机柜要固定就必须用螺栓与盘柜的槽钢(或角钢)基础连接紧固,在槽钢上钻孔攻M10的丝,槽钢底座上铺一层厚10mm的橡胶绝缘板,并在攻丝处对橡胶绝缘板钻孔,然后把机柜落在上面,再把绝缘胶木棒加工成螺栓绝缘套管套在M10的螺栓上,使螺栓与机柜外壳绝缘,然后把螺栓与已攻好的槽钢底座的丝拧紧。机柜与槽钢底座绝缘固定如图1所示。

模拟地的接地电阻一般要求1Ω以下;安全栅的接地电阻应小于4Ω,最好小于1Ω;电源接地和保护接地的接地电阻应小于4Ω。

一般工控机系统(包括自动化仪表)的接地系统,由接地线、接地汇流排、公用连接板、接地体等几部分组成。

5应用实例

某电厂项目试运行时,主汽门在停机的情况下LVDT的反馈信号有1%～3%的波动。对机柜进行浮接处理后,反馈信号波动在0.5%以下。

参考文献

[1]王常力,罗安.分布式控制系统(DCS)设计与应用实例[M].北京:电子工业出版社,2010

[2]凌志浩.DCS与现场总线控制系统[M].上海:华东理工大学出版社,2008

DCS发电厂 第5篇

关键词 DCS；系统；热工自动化；应用

中图分类号 TP 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)012-0176-01

1 系统概述

DCS系统（集散控制系统）是新型的控制技术之一，它是通过应用计算机技术，集中的对生产过程进行操作、管理和监测，分散进行控制的技术。DCS系统有处理数据方便、通用性强、安装简单并且非常规范、控制功能完善、调试方便、运行稳定安全等特点，提高管理水平和生产的自动化水平，降低了原材料消耗和能源消耗，保证生产安全，提高劳动的生产效率。现在的大型发电机组分散控制系统DCS已是一种标准模式。近年来DCS系统控制功能已不仅仅局限于热机系统的监视、控制及大联锁等，发电机、变压器组、厂用电系统乃至开关场的控制也纳入DCS 中甚至像自动同期、励磁等指标、可靠性要求很高的专用设备，也有人尝试用 DCS（设计专用智能板件）来实现其功能。

2 DCS系统与PLC、现场总线之间的关系

2.1 DCS系统与PLC之间的关系

火力发电厂的热工控制系统已经广泛的应用DCS系统和PLC。目前，许多的PLC系统可以实现DCS系统能实现的功能，为了使PLC系统同DCS有相同的功能，还需要在下面几个方面下足功夫。

1）CPU的处理功能需加强，除了实现对顺序逻辑关系的处理功能，通过利用多任务的实时操作系统，PLC的CPU还能实现复杂回路计算和模拟回路调节等功能；

2）可以实现关键部件的冗余配置，如控制器；

3）网络具有确定性和实时性，如令牌环和令牌总线总线。与此同时，PLC的功能也逐渐的被DCS系统所包容，如可利用PLC编程语言来进行编程。

2.2 DCS系统同现场总线之间的关系

生产总线简化了系统结构，在设计、安装、正常生产运行的投运及维护检修各方面，都具有优越性。

1）节省硬件的数量和初投资。现场总线系统低级了变送器的使用数量，因为通过安装在设备前段的智能设备，它能直接执行多种计算机功能和传感控制报警，它的操作站可以采用工控PC机，这样就能大大降低硬件投资费用和控制室面积。同传统意义上的DCS系统相比，因为现场的快速总线通信已经能被PLC所支持，所以现场总线技术的采用可以减少大量I/O卡。

2）节省安装材料和费用。对于现场总线系统，其接线十分简单，因为一根电缆和一对双绞线上可容许挂接多个设备，这样就大大减少桥架、端子、电缆的用量，接头校对与连线的设计的工作量也相应的减少，投资也节省了，现场总线系统的采用可减少1/3电缆的使用量。

3）节省了用户费用，掌握高度的系统集成的主动权。原来，一旦DCS的某些功能出现损坏，用户就需要采用同一家的模板行，因为若要再采用其他厂家的模板会存在不兼容的问题。目前的现场总线遵循这同样的协议，系统集成的主动权就掌握在用户手里。

3 DCS系统在运行过程中故障分析

3.1 低压下DCS 系统失控分析

1）电源系统故障分析。电源系统卡指示灯变红，需要更换系统电源卡件。指示灯变绿是由于直流转换过电流引起，信号瞬间接地以及I/O卡件内短路造成电源卡损坏。

现场电源模件在速熔熔丝的作用下一般不会引起电源过流。但是当模件老化和保安电源波动时，会出现红色故障警报。

电源监视模件会在机箱高温、热敏电阻损坏时产生误警报。另外如果PFI功能设置不当，PCU供电电压瞬间的波动，信号瞬间接地，会使PCU柜严重故障，甚至使机组跳闸。为了避免这样的故障发生，需使PCU柜稳定供电，屏蔽电源故障中断PFI功能。

2）模件故障分析。MFP03状态指示灯变红，需要按复位按钮，复位无效的话要进行模件初始化，仍无效的话需要更换卡件。

控制总线和I/O扩展总线故障一般是由于上下机架之间的扁平连接线松动导致，部分I/O模件与主模件無法通讯。改善方法为大修时变扁平链接为紧固插槽式。

NPM/NIS通讯模件使用过程中无法无扰切换到备用的时候，PCU柜参数会消失，控制窗口变白，此时应马上利用M/A硬手操站操作以及监视相关参数。仪控人员应立即恢复PCU柜的NPM/NIS通讯模件运行。检修时最好安排NPM/NIS通讯模件冗余切换的试验。

3）部分模拟量信号漂移问题。系统抗无线电干扰的能力较差，在隔离器的影响下，热电偶和热电阻通道易引起电荷积累，使发送到系统的温度信号产生漂移。解决方法是，漂移信号在端子板上拆线然后再重新接上往往就能恢复正常。

4）卡件受环境影响。卡件对灰尘、静电较为敏感，对环境温度以及湿度要求较高，因此电子室应严格控制室温和湿度。尽量安排停机的时候对卡件的清灰工作，在清灰过程中，应使用绝缘垫、防静电护腕，以防不必要的卡件损坏。

3.2 解决电机失控的对策

1）合适的二极管加装在低压电气开关装置中的分闸继电器处，这样继电器在断开时所放出来的能量就能被吸收，从而可以降低干扰源。对同一电缆中的自身干扰，这种方法有较显著的效果，但对于外界的干扰，这种方法却不能消除自启动现象。

2）220VDC强电驱动的中间继电器加装在电气装置控制回路与DCS系统的低压电气开关装置侧。虽然交流感应电压在电气装置控制回路与DCS系统干扰中产生了，但该类中间继电器是由能量驱动的器件，产生的感应电压不能让该类继电器动作。此外，它也不易受到电磁的干扰，因为，这种中间继电器安装在电气低压开关装置侧，那么它与延时中间继电器（BZS-17型）之间回路就非常短。

上述的提到的技术措施采用后，系统自身的干扰源不仅被大幅度降低外，电气装置控制回路与DCS系统的抗干扰能力增强。

4 结论

DCS的系统构成使整个系统损害的概率降到比较低的水平，加上各种软硬件技术的不断走向成熟，极大地提高了系统的可靠性，因此DCS成为了当今工业自动控制系统地主流。与此同时，我们需要与时俱进的关注以及学习现场总线系统，网络技术， 无线连接技术，软件技术的新发展，使得DCS在应用中体现出更高的社会效益以及经济效益。

参考文献

[1]贾胜海,刘明东.DCS在锅炉控制系统的应用[J].应用能源技术,2003,2.

[2]薛辉.DCS PLC 现场总线系统在电厂的应用与发展[J].新疆化工,2009,3.

[3]王立国.低压电机在DCS系统时空的原因分析[J].煤炭技术,2009,4.

DCS发电厂 第6篇

1 发电厂电气DCS系统控制的基本原则

从发电厂DCS分散控制系统及IECS电气控制系统的功能特性来看, 要实现将电气控制纳入到DCS系统中, 就必须遵守发电厂电气控制的基本原则, 即:DCS系统必须充分利用原有的专用微机数字化测控、保护、监视等继电保护装置, 如发电机励磁调节系统、发-变组保护系统、故障录波系统等, 也就是说这些保护装置和系统运行动作结果、工况状态、以及经过装置处理后的数据信息, 均需要通过对应通信通道送入到发电厂DCS系统中。另外, 在保证上述控制装置系统在DCS系统中可以高效稳定正常运行的同时, 可以从DCS系统中完全脱离进行独立运行, 以确保发电厂电气系统运行具有较高安全可靠水平。

2 DCS系统应用中的关键问题分析

2.1 从分配电气控制功能的角度上来说

在发电厂电气控制系统的运行期间, 所对应的相关参数以及控制逻辑关系都事先经过了大量的科学计算与调试, 且在系统运行模式形成以后就基本处于恒定状态, 不会发送变动。要想改变控制系统中的逻辑关系, 就需要经由工程师站进行代码传输方面的工作。而DCS系统并不支持代码在线传输的功能, 故而在此过程当中可能造成控制系统内部其他相关程序出现误动问题, 因此需要特别重视对电气控制功能的分配问题。

2.2 从装置时钟配合的角度上来说

在将DCS系统引入发电厂电气控制系统以后, 能够支持完成对整个电气控制系统的控制工作, 大量相互独立、布局分散的微处理机共同联合, 完成控制任务, 同时, 各个微处理机当中对应有时钟。若在DCS系统应用的过程当中, 没有就时钟设计阶段与外界的配合关系进行考量, 可能造成部分微处理机装置时钟信息不一致的现象, 最终DCS系统下的信息传输紊乱。因此, 在DCS系统建设中, 需要充分考虑到微处理机时钟与外界环境的配合问题, 确保其一致性。

3 发电厂电气DCS控制系统的主要功能构成

3.1 电气DCS控制系统的主要操控功能

发电厂电气DCS控制系统的主要功能构成包括:发电机励磁系统的自调节, 励磁调节器开关、灭磁开关以及整流柜开关得远程操控, 自动电压调节器 (AVR) 增、减磁的智能自动控制;发变组各开关、刀闸的分合闸操控, 同期装置的起动、以及同期方式的自动选择;厂用电6k V, 400V各段母线侧的开关远程操控;重要辅机系统电动机跳、合闸回路的自动控制;发电厂升压站220k V、110k V等电压等级变电站各侧开关、刀闸的远程操控。

3.2 电气DCS控制系统的监控范围

发电厂电气DCS系统的监视范围主要包括:110k V变电站侧母线和各间隔中的开关设备的电流、电压、频率以及开关状态等数据信息, 以及其各种保护设备动作事件记录信息;发电机励磁系统中的电压、电流、动作信号、以及开关状态等信号, 以及同期装置的动作事件信息;发电机与变压器组中的各侧电压、电流、功率、频率、温度以及开关状态等数据信息, 以及发变组继电保护装置的动作事件信息;厂用电6k V、400V系统各段母线侧的电压、频率、电流、功率, 以及在厂用电系统中所吃用的高低压电动机起动电流数据、开关动作信号等。

4 发电厂DCS控制方式

电气系统进入DCS的输入信息和输出的指令应尽量采用通讯方式进行, 这样会有利于节省DCS的I/O点硬件和电缆。另外, 输入DCS的信息, 将用于机组综合控制和全厂信息系统, 如机组自启停控制系统, 在机组启动前, 综合检查包括电气系统在内的整个机组的启动条件, 当汽轮机达到额定转速时, 启动励磁系统, 定速后启动自动同期装置, 进行发电机与电网并列;停机时主控回路发出相应指令, 直到关闭电气系统;到一定负荷时再自动或由运行人员干预进行厂用电的切换。电气系统这样进入DCS具有如下特点:

(1) 实现了另一种形式的分散控制, 即信息集中。

(2) 充分发挥出了专门控制装置的优势和数字化装置的通讯优势。

(3) 电气控制和热工控制的界向仍比较清晰。

(4) 可以完全达到前向讨论的电气控制进入DCS的目的。

5 结束语

目前DCS分散集控系统在大中容量的发电厂中得到广泛应用, 在电气控制系统 (ECS) 接入到DCS系统中后, 如何解决运行过程中的搭配问题, 实现电厂DCS系统机、炉、电一体化集中协调控制功能要求, 则是所有电气DCS系统工作人员研究的一个重要内容, 需要在实践应用中不断深化和修正改善, 确保发电机组安全可靠、节能经济的高效稳定运行。

参考文献

[1]刘洪义, 王明强.探究DCS在发电厂电气控制系统中的应用[J].电子技术与软件工程, 2013 (19) :88.

[2]张浩.谈DCS在发电厂电气控制系统中的应用[J].中小企业管理与科技 (上旬刊) , 2014 (08) :309+311.

DCS发电厂 第7篇

目前, 环境与发展问题已经成为全球普遍关注的焦点问题。环境保护已成为可持续发展进程中的一个重要组成部分。在我国, 随着经济的持续高速增长, 人民生活水平迅速提高, 城市化进程也在不断加快, 但同时也面临着日趋严重的环境问题, 特别是垃圾的处理。我国目前主要以填埋方式处理垃圾, 而发达国家普遍采用垃圾焚烧发电形式来处理垃圾。焚烧处理垃圾主要优点是垃圾减量效果最佳, 无害化彻底, 以焚烧垃圾发电处理垃圾是现有垃圾处理方法中占地较小、效果较好的方法。另外, 建立垃圾焚烧发电厂, 可解决垃圾渗沥液污染地下水的问题。垃圾的焚烧发电可使垃圾的处理达到无害化、减容化、资源化的目的, 国内应积极推广, 实现生活垃圾处理的可持续发展。

我国的垃圾焚烧发电技术的发展起步较晚, 大部分是成套引进国外技术, 成本较高。为了满足国内垃圾处理迫切的需求和广阔的市场, 实现垃圾焚烧发电技术的国产化势在必行。东莞横沥垃圾发电厂一期工程的成功投运为实现垃圾焚烧技术的国产化积累了经验。本文结合广东东莞横沥垃圾发电厂一期工程应用实例, 简单介绍国产的循环流化床 (CFB) 垃圾焚烧炉这一炉型的主要特点;同时对和利时公司新一代DCSHOLLiAS/MACS系统实现的垃圾焚烧发电厂控制工程的设计和应用作简单介绍。

1 垃圾焚烧发电厂的原理及技术

垃圾焚烧技术在世界上已经有了几十年的应用和发展[1]。主要形成了回转型垃圾焚烧炉、机械炉排型垃圾焚烧炉和循环流化床 (CFB) 型垃圾焚烧炉等几种炉型。其中, 回转型垃圾焚烧炉垃圾处理量不大, 飞灰处理难, 燃烧不易控制, 比较难以适合我国的垃圾处理。机械炉排型垃圾焚烧炉技术成熟, 运行可靠性高, 容量大, 对垃圾的适应性较强, 是当今世界垃圾焚烧的主导性产品, 但是往往需要从国外进口设备或者技术, 因此投资比较巨大。而国产的循环流化床 (CFB) 垃圾焚烧炉投资比较少[2];垃圾焚烧效果比较良好;特别是二恶英的排放控制比较理想;即对污染物的生成有较好的抑制作用。但磨损比较严重, 烟气中灰尘量较大, 操作比较复杂。

本文所述的东莞横沥垃圾焚烧发电厂一期工程靠近东莞的好几个工业园区, 燃烧的垃圾大部分为工业垃圾和城市生活垃圾, 垃圾成分复杂、热值不稳定、污染比较严重等情况。选用了江苏南通锅炉厂生产的国产循环流化床 (CFB) 垃圾焚烧炉, 运行效果良好;并且很好地抑制了二恶英等污染物的生成, 基本上杜绝了二次污染。

东莞横沥垃圾焚烧发电厂一期工程共计有4台400t/d国产循环流化床 (CFB) 垃圾焚烧炉;通过使用和利时公司的新一代DCS-HOLLiAS/MACS系统, 可以控制垃圾与煤比例在80:20左右。400t/d CFB垃圾焚烧炉燃烧系统示意图如图1所示。400t/d CFB垃圾焚烧炉炉膛分为密相区和稀相区;密相区在炉膛下部, 一次风室的上方 (1～2米高) ;两者之间布置有布风板和风帽, 从而可以使一次风均匀地从一次风室进入密相区, 实现床料 (煤+循环灰) 的流化。通常, 密相区床料的比重比垃圾大很多;而垃圾通常由于比重比床料轻, 因此通常悬浮在密相区上方, 稀相区的下方焚烧 (如上图所示) 。由于密相区热容量非常大, 所以垃圾焚烧炉的密相区起了“蓄热库”的作用:垃圾进入炉膛以后, 非常容易在“蓄热库”内经历干燥、焚烧、燃烬三个过程。而煤在密相区实现的是欠氧燃烧 (因为一次风量只占总风量的60%左右) ;释放一定的热量, 来保持密相区床温的稳定。

在一次风向上的作用下, 未燃烬的垃圾和煤, 进入了稀相区。由于有大量的二次风进入炉膛的稀相区 (如上图所示) , 所以未燃烬的垃圾和煤在稀相区实现了富氧燃烧;释放出的大量热量被稀相区的受热面 (水冷壁) 所吸收, 使得水冷壁中的除盐水逐步变成为饱和蒸汽;再经过多级过热器加热, 饱和蒸汽就变成过热蒸汽而送往汽轮发电机组进行发电。垃圾的热能就这样变成宝贵的电能了。也就是说, 垃圾发电厂变废为宝, 发挥了节能环保的作用。

2 工程应用情况介绍

广东省东莞市科伟环保电力有限公司的横沥垃圾焚烧发电厂项目, 一期工程已经成功投运, 垃圾日处理量为1200吨。共建有4台垃圾日处理量为400吨 (3用1备) 的循环流化床垃圾焚烧炉;配建了3台12MW凝汽式汽轮发电机组以及全厂性的公用系统。目前运行良好, 取得了明显的经济效益和社会效益, 妥善处理了东莞横沥地区的工业垃圾和城市垃圾。

全厂的控制工程设置一套分散控制系统 (DCS) [3], 采用和利时公司的HOLLiAS/MACS系统。其监视控制范围涉及:垃圾焚烧炉及其辅助部分、余热锅炉部分、烟气处理辅助部分、汽轮机及辅机系统、电气系统。DCS系统的系统配置图如图2所示。由图2可知, 系统共配置有1台工程师工作站 (OP50) 、两台I/O服务器兼操作员站分别为 (OP51、OP58) 、两台趋势服务器兼操作员站分别为 (OP52、OP57) 、4台操作员站分别为 (OP53、OP54、OP55、OP56) 、5个I/O控制柜分别为 (#10站、#11站、#12站、#13站、#14站) 、3台打印机, 整个DCS系统工程的总成、设计、组态、编程、调试及指导均由和利时公司承担。

新一代DCS-HOLLiAS/MACS系统完成了本项目的数据采集 (DAS) 功能、模拟量控制系统 (MCS) 功能、辅机的顺序控制系统 (SCS) 功能、垃圾焚烧炉的炉膛安全监视系统 (FSSS) 功能、汽轮机数字式电液调节系统 (DEH) 功能、汽轮机紧急跳闸系统 (ETS) 功能、全厂的电气控制系统 (ECS) 功能、DCS与各家PLC的通讯功能等[4]。基本上实现了垃圾焚烧发电厂的“全厂一体化”控制功能。

本工程中, 有一些大型设备的控制系统是随主设备采购的, 未直接纳入DCS控制范围。主要有垃圾抓斗控制系统、除渣除灰部分、化水处理控制系统, 根据各控制系统所采用硬件的特点, 采用不同的网络结构, 建立了以DCS系统为主体的全厂通讯网络。从而使运行人员可以在中央控制室的DCS系统液晶显示屏 (LCD) 上监控到全厂的主要设备信息。

3 和利时公司在工程设计过程中的一些经验体会

循环流化床垃圾发电厂有大量的模拟量控制系统;和利时公司采用成熟可靠的模拟量控制软件, 来满足负荷的需求和确保床温的稳定;同时, 循环流化床垃圾发电厂还有许多重要的联锁保护和开关量控制系统, 和利时公司配置了完善周密的联锁保护和逻辑控制软件, 来确保机组安全、可靠、经济运行。

和利时的最新一代DCS-HOLLiAS/MACS系统采用模拟量控制软件, 对东莞横沥垃圾焚烧发电厂一期工程的4X400t/d CFB垃圾焚烧炉的子系统进行如下控制:

(1) 主蒸汽母管压力控制:和利时的DCS系统负责确保主蒸汽母管压力基本稳定;

(2) 每台锅炉的主汽压力控制:和利时的DCS系统负责通过控制煤量和垃圾焚烧量来保证400t/d CFB垃圾焚烧炉的主汽压力的稳定;

(3) 一、二次风量的控制:和利时的DCS系统负责通过控制燃料量 (包括煤量和垃圾焚烧量) 与风量 (一、二次风量) 的匹配, 保证400t/d CFB垃圾焚烧炉的垃圾得到充分的燃烧;床温和床压满足锅炉厂的要求;并且炉膛出口的烟气含氧量在允许的范围以内。

(4) 返料系统的控制:为了确保返料系统的正常工作, 和利时的DCS系统负责确保对返料风机的控制, 在任何情况下, 至少有一台返料风机在正常工作;如果有返料风机事故跳闸, 备用的返料风机在DCS系统控制下, 立即自动投入运行。

(5) 床下点火装置的控制:机组启动时, 需要实现床下点火和炉膛温度的逐步提升。和利时DCS系统通过严密控制点火油的流量和压力, 来确保点火成功并且能够按照锅炉厂规定的温升曲线, 来逐步升高炉膛温度;当炉膛温度达到500-550℃左右时, DCS系统开始投煤助燃, 把炉膛温度进一步提高。当炉膛温度能够达到850℃时, 开始逐步带负荷。

(6) 主蒸汽温度的控制:和利时的DCS系统采用串级系统来保证主蒸汽温度的稳定。

(7) 汽包水位的控制:和利时的DCS系统采用三冲量信号来保证汽包水位的稳定。

除此之外, 和利时的DCS系统还对汽轮机、全厂公用系统和重要的辅机系统实现了控制。

由于采用了先进、成熟、可靠的控制策略, 东莞横沥垃圾焚烧发电厂一期工程中DCS系统有效地保证了机组安全、稳定、可靠地运行。东莞横沥垃圾焚烧发电厂一期工程经过调试, 于2005年10月正式并网发电, DCS系统运行良好、稳定可靠。实践证明, 该机组的DCS控制系统完全满足垃圾焚烧发电厂的控制要求。

4 结语

目前垃圾已成为现代城市的一大公害, 采用垃圾焚烧发电的方式既可以有效地解决垃圾污染问题, 同时实现了能源的再生利用。而可靠有效的自动化控制系统 (DCS) 将为垃圾焚烧发电厂的安全稳定运行提供保证。东莞横沥垃圾焚烧发电厂一期工程的成功投运为实现垃圾焚烧技术的国产化积累了宝贵经验。

参考文献

[1]罗嘉.大型垃圾焚烧发电厂燃烧控制策略[J].电力自动化设备, 2009, 29 (7) :146-148

[2]蒋敏华, 孙献斌.大型循环流化床锅炉的开发研制[J].中国电机工程学报, 2007, 27 (23) :1-7

[3]孙琳雅.DCS控制系统在热电站中的应用[J].电气应用, 2007, 26 (3) :95-99

核电厂非安全级DCS测试 第8篇

关键词：DCS,测试文件,部件测试,集成测试,系统测试,验收测试

1 引言

核电厂DCS系统要经过严格的测试, 确保软件可以在系统要求的软硬件平台上正常工作, 在满足合同规定的功能和性能要求的同时, 满足核电厂特殊要求, 达到提高核电厂可靠性和可用性的目的[1,2]。核电厂DCS系统按照安全等级可以分为安全级、非安全级和安全相关的非安全级。非安全级和安全相关的非安全级 (以下统称非安全级) 软件主要实现的是核电厂B类和C类功能及其他未分级功能的计算机软件, 经过关键性分析通常确定软件完整性等级为1-3。核电厂非安全级DCS系统一般由采用经过鉴定的商业级DCS平台进行系统集成, 测试涉及到软件验证和确认, 软件测试及核电厂重要仪表和控制系统领域, 目前主要的国际国家和行业标准有IEEE1012, IEEE829, GB/T15532, NB/T20026 (等同采用IEC61513) , NB/T20055 (修改采用IEC62138) [3,4,5,6,7,8,9,10]。早在1999年, 国际原子能机构 (IAEA) 针对核电厂仪控系统软件的验证和确认出版技术报告, 其中对核电厂现有专利软件及可组态软件的验证和确认进行的论述, 针对经过鉴定的商业级DCS软件;而对于新开发软件的验证和确认的论述, 则针对新开发DCS软件, 可以指导这两类核电厂非安全级DCS软件测试的。

巴基斯坦K2K3核电项目是采用我国自主知识产权华龙一号ACP1000核电技术的海外首堆工程, 具有重要的示范作用。该项目非安全级DCS采用经过鉴定的商业级DCS进行工程设计实施。项目采用的三代核电技术ACP1000较二代核电技术工艺有相当大的变化, 对于DCS工程设计实施而言, 只有DCS平台是成熟的, 新的工艺设计实现是没有成熟的经验可以借鉴的, 其正确性等难以保证, 因此DCS测试作为验证和确认的重要活动, 是系统出厂前质量保证的最后一道关卡, 其过程和结果如何能否达到各相关方的要求, 非常值得关注和探讨。

2 核电厂非安全级DCS测试

2.1 测试目的

DCS集成供货商是执行DCS测试的主体, 其目的是通过测试, 确保为买方提供的集成DCS系统满足设计者提供的技术规范书和技术文件的要求, 并确认系统应遵守相关的规范和标准, 以及项目质保大纲的要求。

2.2 验证和确认V模型与测试的关系

核电厂非安全级DCS测试过程是DCS软件验证和确认活动的关键环节[2], 主要涉及到系统生命周期的概念阶段、需求阶段、设计阶段、实现阶段和测试阶段, 对应到验证和确认的V模型中, 即如图1所示。

从图中可以看出, 测试过程贯穿系统软件生命周期的各阶段, 主要有部件测试、集成测试、系统测试和验收测试四个类别的测试。在概念阶段、需求阶段和设计阶段, 虽然不执行任何测试, 但都在不同程度的开展各类别测试策划和准备工作, 包括测试文件的编制 (详见2.4测试文件体系) 等。在实现阶段, 要执行的部件测试, 是唯一一个不在测试阶段执行的测试类别。而在测试阶段, 才执行集成测试、系统测试和验收测试这三个类别的测试[3]。

2.3 测试内容

2.3.1 部件测试

一般计算机软件的部件测试主要测试可独立编译或汇编的程序模块或单元能否正确实现设计说明中的功能、性能、接口和其他设计约束等要求。对于核电厂非安全级DCS软件来说, 就是测试DCS平台非标准模块, 即为核电厂特殊功能需求专门开发的功能模块, 是否满足设计阶段对软件设计的要求。

在K2K3项目中, 部件测试主要包括一层逻辑功能模块和二层画面图符模版的测试, 表1和表2列出了具体的测试内容。

2.3.2 集成测试

一般计算机软件的集成测试主要测试任意一个软件单元集成到计算机软件系统的组装过程或者任意一份组装得到的软件系统。对于核电厂非安全级DCS软件来说, 就是在部件测试的基础上, 将部件按照系统设计需求进行集成, 然后针对集成完的一个或多个子系统进行测试, 主要关注信号传输、接口连接等方面的要求, 为系统测试打好基础。

在K2K3项目中, 集成测试主要测试控制器软件与现场设备之间, 以及控制器与实时数据库之间接口的集成, 以确定控制器能够从I/O模块获得数据、进行处理和传输到实时数据库, 同时把来自实时数据库的输出要求转换成信号输出到I/O模块。测试的内容主要包括:

(1) 模拟量输入/输出信号完整性、信号范围和精确度测试;

(2) 开关量输入/输出信号完整性测试;

(3) 输入信号有效性测试。

表3和表4列出了具体的模拟量和开关量测试示例。

2.3.3 系统测试

一般计算机软件的系统测试主要测试完整的、集成的系统, 测试其在真是的工作环境下是否能够正常工作, 并满足系统设计需求。对于核电厂非安全级DCS软件来说, 就是测试整个DCS系统, 确认其是否满足系统规格书和其他主要设计输入文件中的对于功能和性能方面特性的要求。

在K2K3项目中, 系统测试包括性能测试和功能测试两个部分。从非安全级DCS设计输入 (如表5所示) 中提取出性能和功能方面的指标或要求, 确定出测试项, 然后根据设计输出 (如表6所示) 设计相关的测试。性能测试主要包括: (1) 机柜电源冗余; (2) 电源模块冗余; (3) 控制器冗余; (4) 网络冗余; (5) 机柜故障报警; (6) CPU、网络负荷; (7) 系统响应时间。功能测试则主要包括:一层逻辑功能测试、二层设备信息显示和操作功能测试。

只有集成和系统测试全部通过后, 买方才可以开始进行验收测试。

2.3.4 验收测试

一般计算机软件的验收测试主要是以需方为主, 针对完整的、集成的计算机系统, 在真实工作环境下检验完整的软件系统, 是否满足软件需求规定的要求而进行的测试。对于核电厂非安全级DCS软件来说, 应是由买方组织, 对整个DCS及与其他专用仪控系统接口的集成测试, 也是买方确认的全部集成、系统测试的一部分。

在K2K3项目中, 验收测试将由DCS买方抽取集成测试和系统测试中的一个子集进行复测, 同时保留买方编制新的测试用例的权利, 但在执行验收测试前买方应提交自行编制的测试用例供DCS集成供货商进行审查, 以确保测试内容不违背合合同、设计输入及相关法规的要求。

2.4 测试文件体系

测试文件体系主要由测试计划、测试设计、测试用例、测试规程、测试日志、异常报告和测试报告七大类的文件组成。在上一节中提到的每个类别的测试, 均有的一套完整的测试文件。

IEEE 829自2008版开始, 测试文件体系要求发生了变化, 标准中将每个类别的测试降级为分测试, 并提出了总测试计划的概念, 用于对各个分测试活动进行总体策划。此外, 对于有不同完整性等级要求的软件, 可以有选择的合并或删减一部分测试文件, 如表7所示。

在K2K3项目中, 非安全级DCS软件完整性等级按照2级执行, 并将分测试计划合并为一份测试计划, 各分测试将测试设计、规程和用例说明合并为一份测试说明书。选用这样的测试文件体系, 大大减少了项目测试文件管理的工作量, 也避免了多份文件中信息重复和互相参考的问题, 有利于项目测试的准备和执行工作。

3 结语

通过对软件验证和确认、软件测试和测试文件方面的国际、国家标准的研究, 明确了对一般核电厂非安全级DCS, 特别是针对采用商业级DCS平台进行系统集成的DCS的测试, 测试目的、测试类别、各类测试内容及测试文件体系, 并运用到K2K3核电厂非安全DCS项目测试策划工作中, 并在实践过程中进行了简化和优化, 对其他项目具有一定参考价值。

参考文献

[1]刘朋波, 周韦, 张淑慧.核电厂数字化仪控系统测试综述[J].自动化仪表, 2012, 33 (2) :51-54, 57.

[2]郄永学, 支源.核电站数字化仪控系统工厂测试综述[J].自动化博览, 2013, 11:51-54, 60.

[3]Electrical I O, Board I S.IEEE Standard for Software Verification and Validation[J].2005:1-110.

[4]Ieee B E.IEEE Standard for Software and System Test Documentation[J].2008:1-150.

[5]中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局, 中国国家标准化管理委员会.GB/T15532-2008计算机软件测试规范[S].北京:中国标准出版社, 2008.

[6]中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局, 中国国家标准化管理委员会.NB/T20026-2010核电厂安全重要仪表和控制系统总体要求[S].北京:中国标准出版社, 2010.

[7]IEC61513-2001 Nuclear power plants-Instrumentation and control for systems important to safety-General requirement for systems[S].2001.

[8]国家能源局.NB/T20055-2011核电厂安全重要仪表和控制系统执行B类和C类功能的计算机软件[S].北京:原子能出版社, 2011.

[9]IEC62138-2004 Nuclear power plants-Instrumentation and control important for safety-Software aspects for computerbased systems performing category B or C functions[S].2004.

DCS在某电厂脱硫系统的应用 第9篇

笔者根据某电厂烟气脱硫 (Flue Gas Desulfurization, FGD) 工程项目, 介绍DCS在该工程项目中的应用。

1 工程概况及工艺概述

目前, 国际上实现工业应用的烟气脱硫技术中, 湿法脱硫技术占80%, 该技术以气/液接触充分、脱硫效率高而被广泛使用。湿法脱硫技术中尤以石灰石-石膏法烟气脱硫工艺应用最多, 该技术成熟、脱硫效率高、吸收剂廉价易得且煤种适应范围广, 能满足大机组烟气脱硫要求, 脱硫副产品可资源化, 并有较大幅度降低工程造价的可能性等显著优点, 是世界上最成熟、应用最广泛的烟气脱硫工艺, 约占55%。

某电厂一期2330MW机组的脱硫系统采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术, 烟气脱硫系统按一炉一塔单元制配置, 1#和2#脱硫系统分别设置烟道、吸收塔、膨胀节及FGD出口挡板门等, 其工艺流程如图1所示。吸收剂制备、石膏脱水、工艺水、事故浆液及废水处理等系统为公用系统。石灰石浆液制备系统为脱硫系统公用, 在脱硫系统内设置石灰石浆液箱, 由两台机组共用。脱硫系统的保安电源不单独设置, 分别由各机组保安电源直接提供。脱硫产生的副产品经一级水力旋流器浓缩处理成含固量50%的石膏浆液, 石膏浆液自流至真空皮带脱水机, 脱水成为含水率小于10%的石膏固体后送至石膏堆料间储存外运。脱硫废水处理系统经旋流后一部分溢流, 通过废水旋流箱与废水旋流泵进入废水处理系统, 处理后的废水直接送入电厂废水系统。

该电厂采用湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术, 具有脱硫效率高、设备投用率高及技术成熟等优点, 但也存在投资成本高及运行费用高等缺点。烟气脱硫工艺过程简介:由锅炉排出的含有SO2的热烟气 (即原烟气) 从吸收塔的下方进入并向上流动;位于吸收塔上部的喷淋装置向下均匀地喷出石灰石浆液液滴, 这种逆流运动方式使烟气中的SO2与石灰浆液滴 (吸收剂) 充分接触净化含硫烟气;净化后的洁净烟气由引风机排入烟囱[2]。主要化学反应有:

2 DCS配置

脱硫控制系统采用DCS分散管理、集中控制方式, 集中控制室和工程师站布置在脱硫岛的电控楼内, 并设有控制通信设备, 将一部分信号传送到机组单元控制室, 电控楼内部设脱硫装置和辅助系统 (FGD) 电气间、FGD控制室、电子设备间、工程师室、烟气检测室和运行值班室, 脱硫控制室设有FGD-DCS操作员站、打印机、工业电视及火灾报警等系统。整套FGD装置的运行完全自动控制, 其主要功能系统包括:数据采集系统 (DAS) 、顺序控制系统 (SCS) 、模拟量控制系统 (MCS) 和电气控制系统 (ECS) 。在集中控制室内完成对FGD及其附属系统的正常启/停、监视、联锁保护、紧急事故处理、FGD的效率及性能计算等, 保证FGD安全、可靠并经济运行[3]。

该电厂一期2330MW机组脱硫工程的DCS采用EDPF-NT+系统, 共配置一台工程师站、一台历史站、4台操作员站和一台SIS接口站。系统的具体配置如图2所示。用户可在工程师站创建工程、组态、安装DPU、维护工程服务器和运行站的数据, 并管理运行站进行各种系统管理工作, 同时实现对过程控制站应用软件的下载及上装等功能[4]。历史站 (HSR) 采用例外报告技术和二进制压缩格式收集生产过程参数或衍生数据, 包括模拟量、开关量和GP点的实时数据、报警信息、SOE事件队列及操作记录等。HSR作为数据服务器, 为其他人机交互设备 (如MMI) 提供历史数据的检索服务、显示历史趋势曲线、生成报警历史画面及运行报表等[5]。

3 人机界面

该系统的人机界面设计采用EDPF-NT+系统的GB画图软件, 并由GD演示软件展示。运行画面包括吸收塔、烟气、氧化空气及石灰石磨制等系统, 图3是1#炉吸收塔系统的运行界面。

3.1 模拟量数据显示画面

模拟量输入模块 (AI) 采集4～20mA信号到DCS系统, 通过设置量程和转换系数, 将模拟量的实时值在画面上显示出来。系统自带模拟量高、低限报警功能, 模拟量到低限时画面显示黄色报警、高限时红色报警。模拟量显示即图3左上角的循环泵线圈温度。

3.2 开关量报警显示画面

开关量输入模块 (DI) 采集0、1信号到DCS系统, 通过判断0、1信号设置开关量变色报警, 即图3的左侧循环泵保护动作报警, 当循环泵保护动作时白色圆点变成红色报警。

3.3 泵与阀的开关

设计各种阀门的开/关和泵的启/停时, 根据需求某些泵还需设加急停及中停等命令。操作员在画面上操作, DCS通过DO模块远程启动现场设备。DCS再采集阀位反馈的DI信号, 判断现场设备是否启/动或阀门是否开/关。以循环泵操作为例, 点开循环泵操作面板, 有启动、停止、挂起、解挂和急停5个操作命令, 面板上面会有泵启、停的阀位反馈指示, 当泵启动时画面上泵变红色, 停止时泵为绿色, 但泵有故障时则为黄色。

3.4 模拟量输出

系统要求某些阀的开度可调, 变频器的变频要求运行员在画面上可调, 这些都用到模拟量输出。以图3左下角的浆液调节阀为例, 运行员在画面上输入阀门的开度, DCS系统通过模拟量输出模块 (AO) 远程调节阀门的开度, 再通过AI模块采集阀门开度反馈信号, 在画面上显示出来。

3.5 顺序控制 (SCS) 面板

点开顺控面板, 有自动和手动模式、顺启、继续、跳步及复位等命令。EDPF-NT+系统内集成有顺序控制算法模块, 面板设计与算法模块相对应即可。集成的算法模块可以满足SCS的正常运行和调试要求。

4 控制回路

4.1 SCS

SCS可根据组态设计, 自动按步序启/停相关设备和阀门, 现以除雾器冲洗顺控为例进行说明。为实现良好的雾化效果, 需常清洗除雾器以防堵塞。1#吸收塔内共有除雾器冲洗阀15个, 一级上游、一级下游和二级上游各5个, 由于除雾器要经常冲洗, 这些阀需周期依次开启[6]。除雾器的顺控逻辑见表1, 其中除雾器冲洗总顺控步序的逻辑实现如图4所示。

4.2 MCS

MCS的主要回路有石灰浆供浆调节阀控制、SO2出口浓度控制、真空脱水机滤饼浓度控制及各种变频器输出控制等。现以工艺水泵变频调节为例进行说明。

工艺水系统包括:工艺水箱、3台工艺水泵 (两用一备) 、管道及阀门等。工艺水的补充水来自电厂循环水, 工艺水系统主要用于吸收塔除雾器冲洗 (吸收塔补水) 、管道冲洗和轴承冷却, 通过连续补水来维持系统的正常运行。1#和2#工艺水泵投运, 3#工艺水泵备用, 当1#或2#泵跳闸时3#泵自动启动, 并自动设置变频与跳闸的泵同频, 保证工艺水的供给。同时, 为了保证两台工艺水泵的输出变频相差不大, 设置了选择开关, 可以同步控制1#和2#泵的变频[7]。

1#泵的启动条件包括工艺水箱液位高于1.5m;无工艺水泵故障报警;工艺水泵DCS控制。1#泵的跳闸条件有工艺水箱液位低于1.0m, 延时5s。2#泵的启动条件为工艺水箱液位高于1.5m;无工艺水泵故障报警;工艺水泵DCS控制。2#泵的跳闸条件为工艺水箱液位低于1.0m, 延时5s。备用工艺水泵联锁启动条件 (AND) 是运行泵跳闸 (电气跳闸) , 联锁开关投入, 联锁启动后备用泵自动加到原先运行泵的频率。其中, 1#泵变频自动调节逻辑如图5所示。

4.3 MCS与SCS的结合

在SCS中, 很多步序不仅涉及阀门的开/关与泵的启/停, 还涉及自动设置变频等MCS功能, 因此要将SCS和MCS有机结合起来, 以期提高系统的自动化程度。在此以1#真空皮带脱水机顺控启动步序为例进行说明。

1#真空脱水皮带机顺控启动步序为:

a. 启动选择的滤布冲洗水泵, 延时30s;

b. 启动真空皮带脱水机, 延时5s;

c. 设置皮带脱水机指令为50%;

d. 打开真空泵密封水门, 延时10s;

e. 启动真空泵。

1#真空脱水皮带机顺控停止步序为:

a. 停止真空泵, 延时5s;

b. 关闭真空泵密封水门;

c. 切真空皮带机控制为手动;

d. 设置真空皮带脱水机指令为0;

e. 停止真空皮带脱水机;

e. 停止选择的滤布冲洗水泵。

泵启动步序中第c步涉及到模拟量控制, 而且涉及到模拟量输出 (AO) 控制, 在SCS中加入MCS, 由模拟量选择模块实现该功能, 如图6所示。以步启动指令作为模拟量选择模块的控制开关, 当步启动指令为1时, 模拟量选择模块选择输出预先设定好的AO值, 达到变频自动输出的目的。同时, 用模拟量比较模块将变频反馈这个模拟量转换成开关量模块, 作为步反馈指令。

5 结束语

以某电厂脱硫工程项目为例, 应用EDPF-NT+ DCS系统实现整个脱硫系统的自动控制, 将脱硫工艺和工业自动化有机结合。笔者举例介绍了如何设计并应用SCS和MCS提高系统的自控水平。实践证明, 系统设计合理, 大大降低了操作员的工作量, 提高了系统的安全性和可靠性。

参考文献

[1]包明正.DCS在大型燃煤电厂湿法烟气脱硫工程中的应用研究[D].上海:上海交通大学, 2006.

[2]秦钟.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].北京:化学工业出版社, 2002:23～30.

[3]张虎, 马晓伟, 许长江.DCS在华能达拉特电厂四期脱硫系统中的应用[J].自动化博览, 2007, 24 (6) :67～70.

[4]徐鹏.DCS在火力发电厂脱硫系统中的应用[J].工业控制计算机, 2001, 24 (4) :23～26.

[5]戴丽萍, 赵云格.DCS在电厂燃煤机组烟气脱硫工程中的应用[J].中国西部科技, 2006, (10) :7～9.

[6]戴丽萍, 赵云格.DCS在电厂烟气脱硫工程中的应用[J].中国水运 (理论版) , 2006, (5) :105～106.

DCS发电厂 第10篇

【关键词】烟气脱硫；顺序控制；DCS；

一．脫硫工艺系统概况

1.引言

阜新发电厂三期“以大代小”技术改造工程2×350MW机组，采用石灰石—石膏湿法、一炉一塔脱硫装置，脱硫率不小于95%。本工程机组容量为2×350MW，每台锅炉最大连续蒸发量为1165t/h蒸汽，烟气量1215797Nm3/h（湿态、标准状况、设计煤种）。每套烟气脱硫装置的出力在锅炉BMCR工况的基础上设计，最小可调能力与单台不投油最低稳燃负荷（即35%MCR工况，燃用设计煤种的烟气流量）相适应；烟气脱硫装置能在锅炉BMCR工况下进烟温度加10℃裕量条件下安全连续运行。事故状态下，烟气脱硫装置的进烟温度不得超过160℃。当温度达到160℃时，全流量的旁路挡板立即打开[1]。

2.系统基本工艺流程

石灰石-石膏湿法脱硫工艺系统主要有：烟气系统、吸收氧化系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统组成。其基本工艺流程如下：

锅炉烟气经电除尘除尘后，通过增压风机、GGH降温后进入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，以便脱除SO₂、SO₃、HCL和HF，与此同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏（CaSO₄·2H₂O），并消耗作为吸收剂的石灰石。循环浆液通过浆液循环泵向上输送到喷淋层中，通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得以充分接触。每个泵通常与其各自的喷淋层相连接，即通常采用单元制。

在吸收塔中，石灰石与二氧化硫反应生成石膏，这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器（作为一级脱水设备）、浆液分配器和真空皮带脱水机。经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。

在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46-55℃左右，且为水蒸气所饱和。通过GGH将烟气加热到80℃以上，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。

最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气[2]。

二．控制系统设计与实现

1.DCS控制范围

DCS控制范围包括两炉两塔的石灰石—石膏湿法脱硫工艺系统，辅助公用系统，以及电气脱硫变压器，厂用电部分等。根据实际情况权衡考虑，采用了五对R600CH控制器来对整个脱硫系统进行控制。具体划分如下：

TL3（脱硫）控制器：

①#3塔烟气系统；②#3塔增压风机；③#3塔烟气换热器；④#3吸收塔系统；⑤氧化空气系统；⑥#3FGD系统SOE点；⑦#3FGD系统与机组DCS的信号交换；

TL4（脱硫）控制器：

①#4塔烟气系统；②#4塔增压风机；③#4塔烟气换热器；④#4吸收塔系统；⑤氧化空气系统；⑥压缩空气系统；⑦#4FGD系统SOE点；⑧#4FGD系统与机组DCS的信号交换；

PUB（公共）控制器：

①工艺水系统；②事故浆液罐系统；③排水坑系统；④电气测点；⑤其它待定点；

RT1（远程脱硫）控制器：

①石灰石浆液系统；②一级脱水系统；③废水旋流器系统；④#3真空皮带脱水机系统；

⑤#4真空皮带脱水机系统；

RT2（远程脱硫）控制器：

①石灰石卸料系统；②石膏储存系统；③废水处理系统。

2.火电厂脱硫顺序控制系统

火电厂脱硫控制系统中有很多设备采用了顺序控制，下面对五个顺序控制功能组作扼要介绍。

四．DCS顺序控制

根据工艺要求，顺控系统分为5个功能组即烟气系统功能组；吸收塔功能组；石膏脱水系统功能组；石灰石浆液制备系统功能组；废水处理系统功能组。

功能组控制包括本功能组内所有子组控制、连锁保护、冗余设备的自动切换及相关电动设备的单独控制。

1.烟气系统功能组级控制

该功能组对烟气挡板（包括原烟气挡板、净烟气挡板和旁路挡板）及其密封风机控制系统、增压风机及其辅助设备、GGH及其辅助设备、吸收塔排气阀等进行控制，实现烟道上各设备的自动启停和连锁，监视烟气系统的运行工况。

2.吸收塔功能组级控制

该功能组对石灰石浆液供给系统、石灰石浆液循环泵、反应池中搅拌器、除雾器冲洗系统、石膏浆液排放、氧化风机及工艺水等进行控制，实现石灰石浆液供给循环系统、吸收塔和石膏浆液排放各相关设备的自动启停和连锁，监视其运行工况。

3.石膏脱水功能组级控制

该功能组对于石膏浆液池搅拌器、石膏浆液泵、真空皮带脱水机及其相关的冲洗和压缩控制系统、废水旋流泵等进行控制，实现石膏二次脱水及废水旋流分离系统的自动启停和运行监控。

其主要功能包括：石膏浆液泵自动切换及单独控制；石膏浆液罐搅拌器单独控制；真空皮带脱水机自动切换及控制；废水旋流泵单独控制。

4.石灰石浆液制备功能组级控制

该功能组对石灰石粉仓流化风机、旋转给料阀、石灰石浆液池搅拌器、石灰石浆液泵等进行控制，实现石灰石浆液制备系统的自动启停和运行监控。

其主要功能包括：石灰石浆液池加料控制；石灰石粉仓自动切换及控制；石灰石浆液浓度控制；石灰石浆液泵自动切换及控制；石灰石浆液池搅拌器单独控制。

5.废水处理功能组级控制

该功能组对废水泵、化学加药系统、废水处理装置等进行控制，实现废水处理系统的自动启停和运行监控。

其主要功能包括：废水泵自动切换及单独控制；中和絮凝箱PH值测量装置冲洗控制；至中和絮凝箱石灰浆系统控制；澄清浓缩器搅拌器单独控制；净水泵自动切换及控制；泥浆再循环泵自动切换及控制；泥浆排放泵自动切换及控制；CaO仓流化风机自动切换及单独控制；絮凝加药泵自动切换及单独控制；HCI加药泵自动切换及单独控制；CaO仓加料控制；石灰浆再循环控制；石灰浆液再循环泵自动切换及控制；石灰浆罐搅拌器控制；石灰浆管路冲洗控制。

六．结束语

目前我国电力行业的烟气脱硫建设还刚刚处于起步阶段，随着国家对环保事业的日益重视，都将陆续投入建设。采用DCS实现脱硫系统的控制，控制系统自动化水平较高，运行人员通过点击操作员站CRT画面中的各功能组级控制块可以实现各系统的自动启停。减少运行人员的误操作和劳动强度，提高设备运行的安全性。

烟气脱硫的闭环控制和一般电厂的控制是有很大差别的。控制回路较简单，控制对象较少，但比较特殊，控制使用PID较少，注重时间的控制。

本文介绍了阜新发电有限责任公司2×350MW机组烟气脱硫工程的系统集成，包括硬件、软件、网络等设计及实现情况，希望对今后同类烟气脱硫工程的DCS应用具有一定的参考作用。

参考文献

[1] 曾庭华等.湿法烟气脱硫系统的安全性及优化.北京:中国电力出版社，2004.1

[2] 国电太原第一热电厂。300MW热电联产机组烟气脱硫技术.北京：中国电力出版社，2005.12

[3] 北京日立控制系统有限公司．HIACS-5000M系统培训教材,2006.4

DCS发电厂 第11篇

火电生产是以燃烧矿物燃料为基础的一种能量转换过程, 会排放大量的粉尘和有害气体, 燃料燃烧排放的主要是二氧化硫。二氧化硫浓度为1-5ppm时可闻到臭味, 长时间吸入可引起心悸, 呼吸困难等心肺疾病。若形成硫酸烟雾, 对人的皮肤, 眼疾膜, 咽喉等均有强烈刺激和损害。硫化物在大气中积累, 造成环境酸化, 是形成酸雨、酸雾的主要原因之一, 污染土壤和水体, 腐蚀建筑物, 使农作物减产, 影响动植物的生长发育。因此电厂必须建设脱硫设施减排SO2。

目前烟气脱硫 (FGD) 技术不下几十种, 主要分为湿法、干法、半干法、生物等几大类, 其中湿式钙法 (石灰石-石膏) 是目前世界上技术最成熟、实用业绩最多、运行状态最稳定的脱硫工艺, 因此大多数电厂采用的脱硫技术多是湿法脱硫。[1]

2 湿法脱硫工艺简介及控制功能分析

各式湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异, 主要是使用石灰石 (CaCO3) 、石灰 (CaO) 或碳酸钠 (Na2CO3) 等浆液作洗涤剂, 在反应塔中对烟气进行洗涤, 从而除去烟气中的SO2。其具有脱硫效率高 (90%-98%) , 机组容量大, 煤种适应性强, 运行费用较低和副产品易回收等优点。[2]

大唐南京发电厂2660MW超超临界机组烟气脱硫系统采用中环 (中国) 工程有限公司生产的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺 (FGD。锅炉来的全部烟气经引风机升压后直接进入吸收塔, 烟气自下向上流动, 烟气中的SO2被自上而下循环喷淋的石灰石-石膏浆液吸收生成CaSO3, 并在吸收塔反应池中被鼓入的氧化空气氧化而生成石膏。脱去SO2的烟气经除雾器除去烟气中携带的浆液雾滴后, 经烟囱排入大气。

本脱硫系统采用“两炉两塔”方式, #1、#2炉配备各自独立的烟气系统、吸收塔、一级旋流脱水、氧化风机等脱硫装置;运行方式为单元运行。石灰石输送储存 (2套) 、石灰石浆液制备 (2套) 、二级真空脱水 (2套) 、事故浆池 (1套) 、工艺水 (1套) 、废水处理 (1套) 等辅助公用系统。

粒径45μm的石灰石粉由密封罐车运至厂内, 由输送空气卸入石灰石粉仓。石灰石粉仓内的石灰石粉通过底部的叶轮给料机均匀地送入石灰石浆液罐内, 系统将自动按一定的比例加水搅拌, 制成一定浓度的石灰石浆液 (含固浓度为20%30% (wt) ) , 再用浆液泵送至脱硫吸收塔浆池。为使浆液混合均匀、防止沉淀, 石灰石浆液罐内设有搅拌器。

吸收塔反应池中产生的石膏由石膏排出泵送入石膏水力旋流器浓缩, 浓缩后的石膏浆液进入真空皮带式过滤机进行二级脱水。石膏浆液经脱水处理后表面含水率小于10%, 送入石膏储存间存放待运。石膏水力旋流器溢流出的浆液返回吸收塔循环使用。

本系统取消了脱硫系统的烟气旁路、GGH及脱硫增压风机, 采用脱硫增压风机与引风机合并的方式。在烟气事故情况下, 高温烟气进入吸收塔会损坏塔内件。为保护塔内件, 吸收塔入口烟道增设事故喷淋系统。在吸收塔出口温度高于65℃或浆液循环泵全停时, 事故喷淋系统自动启动对高温烟气进行冷却。

脱硫系统工艺水由电厂工业水系统引接至工艺水箱, 经工艺水泵打至各处作转机 (氧化风机除外) 、轴承、润滑油系统的冷却水, 真空泵的密封水, 输浆泵、管道的冲洗水等用水。

脱硫岛压缩空气由厂压缩空气站供给。

废水旋流器的溢流水由废水泵送至中和箱, 加入石灰乳、有机硫、氯化铁、助凝剂等化学药品, 去除废水中的重金属和氯离子, 处理后的废水由清水泵排出。

脱硫系统主要涉及吸收塔系统、磨制系统、制浆系统、脱水系统等的DCS控制, 脱硫岛监控范围至少包括: (1) FGD装置 (吸收系统、GGH吹灰系统、FGD供水及排放系统等) ; (2) 公用辅助系统 (石灰石制浆、石膏脱水、废水处理系统等) ; (3) FGD电气系统 (包括脱硫变、高低压电源回路的监视和控制以及UPS、直流系统的监视等) , 具体以电气部分相关要求为准; (4) 烟气检测、成分分析等。

大唐南京发电厂采用了南京科远公司推出的NT6000控制系统, 具有可靠, 实时响应, 多任务、数据采集、潜在控制能力和开放式的网络设计优点。

3 控制系统介绍

3.1 系统结构

本厂脱硫系统主要包括一台工程师站、三台操作员站、SIS站和历史站。

NT6000控制系统 (DCS) 由人机界面MMI (包括操作员站和工程师站) 、控制网络 (ENET) 、分散处理单元 (DPU) 、I/O网络 (EBUS) 和I/O模件等部分组成。

电厂辅控车间NT6000 DCS系统拓扑结构:控制网为星型-环型混合结构, 其中控制主网为星型结构, 控制子网为环型结构。控制系统的网络结构如图1所示:

3.2 工程师及操作员站软硬件配置及功能

3.2.1 Pe ntiumⅣ工控机

P4/2.8GHz主频, 2G内存, 500G硬盘, 52CDROM冗余网卡, 专用键盘或101标准键盘, 球标或鼠标.配有一可读写光驱。

3.2.2 显示器:

22寸LCD, 12801065象素, 具有防眩、抗静电、低辐射的功能。

3.2.3 系统软件:

WINDOWS XP操作系统

3.2.4 人机接口软件:

组态软件Kvie w/DS、ControlX, 运行软件Kie w/RT。

3.3 控制器配置和功能

脱硫系统 (#1炉脱硫、#2炉脱硫、公用) 配置6对 (1:1冗余) 控制器。控制系统必须具有独立的控制器, 才能适应相应工艺系统的分步调试、分期投运、单独维护的要求。NT6000系统的过程控制站的核心部分分散处理单元DPU为KM940, KM940基于高可靠性的32位高性能Pow e r PC处理器和实时操作系统, 通过冗余的控制网络向上与操作站节点及其它DPU连接, 向下与I/O卡件连接, 提供双向的信息交换, 实现各种先进的控制策略, 完成数据采集、模拟调节、顺序控制、高级控制、专家系统以及其它不同用户的特殊功能要求。KM940分散处理单元还能够通过多种现场总线与第三方装置, 如PLC、专用保护装置、数据采集终端等进行数据交换, 实现一体化控制, 所支持总线包括:Modbus RTU、Profibus DP、Hart、FF、Device Ne t等。

3.4 控制系统I/O分配

为保证I/O卡件损坏时, 影响范围不致太大, 每块卡件点数不宜过多。任意一块I/O模件的故障均不影响其他I/O模件的正常工作。每个模拟量输入点有一个单独的A/D转换器, 每一个模拟量输出点有一个单独的D/A转换器, 每一路热电阻输入有单独的桥路。每个数字量输入/输出卡件的点数不超过8个通道, 每个模拟量输入/输出卡件的点数不超过4个通道。此外, 所有的输入通道、输出通道及其工作电源, 均互相隔离。开关量输入/输出卡件都采用继电器隔离, 模拟量信号输入都采用端子板隔离, 以确保IO卡件的安全。脱硫系统约为2152点.分布如表1:

3.5 系统接地及电源分配

3.5.1 系统接地。

DCS机柜接地分为两种:屏蔽接地 (SE) 和保护接地 (PE) , 不管是屏蔽接地还是保护接地最终都将汇总到电气接地网;但380V的配电柜保护接地需要单独考虑。

3.5.2 电源分配。

(1) 控制柜进两路220VAC电源。 (2) 操作站、工程师站等是两路220VAC电源经过自动切换装置的供电方式。 (3) 就地仪表、配电柜里的电动阀等设备都是通过接触器自动切换装置的供电方式。

4 系统控制功能实现

控制功能设计决定了系统的自动化程度和设备运行方式。控制功能分三部分:设备级逻辑、SFC (顺控) 、自动调节 (PID) 。

4.1 设备级逻辑

设备级逻辑主要包括浆液循环泵、吸收塔搅拌器、氧化风机、石膏排出泵、石灰浆液泵、真空皮带机、真空泵等设备的启、停和联锁停控制。

4.2 顺控

脱硫顺控主要是一些功能组启动、停止、联锁启动、联锁停止、启动允许、停止允许、复位。主要功能组有:循环泵功能组、石膏排出泵功能组、吸收塔功能组、除雾器功能组、除雾器冲洗功能组、吸收塔事故冷却功能组、石灰石供浆功能组、石灰石浆液泵功能组、真空皮带机功能组。功能组具有如同循环泵功能组统一格式的面板。 (如图2)

4.3 主要闭环调节

PID是“比例积分微分控制”的简称, 其中“P”代表比例控制, 英文是Proportional;“I”代表积分控制, 英文是Integral, “D”代表微分控制, 英文是“的Derivative”, 它是一种闭环连续控制, 不断检测现场的被控参数, 即测量值, 将它与控制目标值, 即设定值比较, 经过PID运算, 输出一个值来调节相应执行机构的开度, 使被控参数接近或等于目标值, PID功能逻辑框图如图3, 面板如图4所示。

在本系统中主要的PID回路有: (1) 增压风机动叶自动调节, 主要是调节增压风机入口压力; (2) 石灰石浆液流量自动调节串级调节, 主要是调节石膏浆液PH值; (3) 真空皮带机, 主要是调节石膏滤饼厚度; (4) 吸收塔液位自动调节, (5) 石膏浆液至吸收塔调节阀。主要是调节石膏浆液集箱压力。以上典型的脱硫系统PID调节, 但随着脱硫工艺的不断改进, 自动调节也有所变化。

5 系统现场调试

当操作站的安装, 控制柜的卡件布置, 系统的接地、供电及通信网络的连接, 就进入系统调试阶段。步骤如下: (1) 准备工作。 (2) 系统恢复。主要进行机柜恢复、操作站恢复、工程师站恢复。 (3) 系统授电。 (4) 系统上电。主要有电源柜上电、控制柜上电、操作站上电。 (5) 软件下载。 (6) 系统测试。 (7) 数采点调试。 (8) 设备级调试。 (9) 功能测试。 (10) 联锁保护逻辑调试。11调节系统调试。

6 小结

从本套系统投运后的实际运行效果看, 大大降低工作人员的劳动强度, 提高系统运行的可靠性和持续性, 取得了良好的社会效果。脱硫后的烟气排放完全符合设计要求和国家环保标准, 脱硫效率可达95%。

参考文献

[1]郭东明.脱硫工程技术与设备, 学工业出版社, 郭东明, 007-05-01.