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时间:2020-07-25
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1、国产分散控制系统在1000MW机组上成功应用及问题处理2012年11月黄山二、系统简介汇报纲要四、取得成果三、运行应用一、电厂概况五、效誉分析一、电厂概况1、总体概况台山二期工程(2×1000MW机组)主机选用超超临界燃煤发电机组,锅炉、汽轮机、发电机组分别由上海锅炉厂有限公司、上海汽轮机有限公司、上海汽轮发电机有限公司制造。DCS系统采用杭州和利时公司的MACSV6控制系统。6号机组于2011年3月29日完成机组满负荷168h试运移交商业运行,7号机组于2011年11月24日完成机组满负荷168h试运移交商业运行。一、电厂概况2、机组概况1)锅炉采用上海锅炉厂有限公司引
2、进Alstom-Power公司BoilerGmbh技术,型号为SG3091/27.56-M54X。超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉、一次再热、单炉膛单切圆燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式布置。锅炉本体系统配30%BMCR容量的启动循环泵。锅炉最低稳燃负荷为30%BMCR。锅炉点火、升压和低负荷稳燃均采用0号轻柴油,采用二级点火方式。同时配置微油点火系统。一、电厂概况2)汽轮机采用上海汽轮机有限公司引进西门子技术生产的TC4F型汽轮机。汽轮机为高中压联合启动、超超临界、一次中间再热、单轴、双背压、四缸四排汽。汽轮机采用定-滑-定运行方式。机组能
3、满足各种运行方式并具有调峰能力。3)发电机采用上海汽轮发电机有限公司的THDF125/67型发电机。发电机转子绕组及铁芯为氢冷,定子绕组为水冷。1、大集控模式机组集控室中,布置6、7号单元机组操作台区域(7台操作员站/机组)和公用系统操作台区域(电气操作员站3台、BOP操作员站3台),共20台操作员站。运行人员统一在集控室中实现两台1000MW机组的监控与管理,就地不设置值班控制室,实现主机、脱硫、辅控一体化的大集控运营管理模式。二、系统简介台电6、7号机组双机一控集控室2、控制范围台电二期2X1000MW机组的控制采用两套DCS来实现,分别控制两台单元机组、两套脱硫及公
4、用系统。DCS控制系统采用杭州和利时公司的MACSV6系统,完成台电二期两台单元机组主体设备的控制、监视、报警、数据记录和追忆。DCS实现模拟量控制(MCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS)、顺序控制(SCS)和数据采集(DAS)、MEH、METS等功能,满足各种运行工况的要求。二、系统简介3、系统结构DCS系统采用杭州和利时公司的HOLLiASMACSV6控制系统DCS系统共5个域:0号域――公用系统,共设11个控制站1号域――#6机组单元,共设49个控制站2号域――#7机组单元,共设49个控制站3号域――#6单元机组的脱硫系统,共5个控制站4号域――#7单元机组的脱硫系
5、统,共5个控制站二、系统简介二、系统简介4、系统管理功能DCS系统管理功能,按集中与分散原则进行合理分配,即集中布置,功能分散,以合理满足调试、运营的功能要求。集中布置在机组工程师站的DCS工程师站统一进行DCS系统的管理与功能定义,即:单元机组工程师站功能定义上有1台机组专用工程师站及1台操作员站,有1台脱硫专用工程师站及1台操作员站。二、系统简介5、站及外通讯单元机组DCS系统设计配置了7台操作员站、1台工程师站、2台通讯站。通讯站负责与外系统,如系统空预器间隙调整装置、数字电液调节控制系统、锅炉壁温、发电机温度、精处理系统、空调系统、捞渣机系统等进行通讯,采用MOD
6、BUS通讯协议,RS485接口。1、硬件应用情况DCS系统在杭州和利时成套调试期间,曾经发生7次机笼故障、23次卡件故障,主要原因是当时系统调试环境温度较高、通风不畅所致。在DCS系统复原成功后,设备所处环境较之前有明显提高,在台电现场发生硬件故障的次数明显下降;但由于系统设备在前期超标环境下运行较长周期,部分设备电子元器件已损坏,相继出现了服务器与工作站硬件故障的现象。三、运行应用机笼电源模块卡件控制器服务器工作站出厂前7023300出厂后003121总计70264212、软件应用情况和利时DCS系统在软件友好性、开放性上有其特有优点,软件使用者在使用时“易学,易懂”,
7、较进口系统具有一定的优势。但系统软件稳定性方面有待提高,在出厂前调试运行期间,图形编辑软件发生过无故自动关闭现象。软件中的“快速建立曲线”、“在线修改描述”等功能非常实用;但在逻辑强制功能上,MACS系统采取对系统中的“全局变量”点进行强制的方式,下层逻辑中暂不具备强制功能,建议进行研究完善,以方便用户使用。三、运行应用3、DCS网络情况和利时DCS系统通过网络将台电两台机组共分为五个区域,每个区域网络都分为监控网、系统网、控制网三部分;同时每部分都由冗余网络组成,网络上使用的交换机是德国赫斯曼设备。驻厂系统调试期间,发生过两
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