呼和浩特热电厂#5机组DCS改造.doc

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1、呼和浩特热电厂#5机组DCS改造前言呼和浩特热电厂#5机组为50MW供热机组，是保障呼和浩特热电厂一期供热质量的主力机组，锅炉为武汉锅炉厂生产的高压自然循环、集中下降固态排渣煤粉炉，型号为WGZ220/9.8-13型；汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的单缸、冲动、轴流、回热凝汽式、并带有一级可调整抽汽机组，型号为C50-8.83/0.118型；发电机为上海电机厂生产的双水内冷汽轮发电机，型号为QFS型。热控部分采用国产Ⅲ型仪表，自动调节器为ECU100单回路调节器；锅炉灭火保护为东北电力学院生产的只能追忆未次事故原因和开关量的GAZ－3型灭火保护装置；汽轮机本体保护及联锁采用常规继电器。#5

2、机组1994年12月投入运行，控制设备老化，数据不能实现共享，部分控制策略未达到25项反措及安全性评价要求，机组运行的安全可靠性及自动化水平低，满足不了机组优化控制的要求，为适应电力技术飞速发展，2004年5月，进行了＃5机组DCS控制系统改造。1.系统介绍采用北京和利时公司的MACS系统，实现机炉一体化微机监控。控制站按生产工艺系统划分，共为5个站，＃10站为锅炉烟风系统、制粉系统；＃11站为FSSS；＃12站为锅炉汽水系统、汽机发电机定子温度；＃13站机侧自动、顺控；＃14站为ETS（机保护）和DEH（电调）控制系统。2.功能特点2.1系统软件平台为windows　NT　4.0操作

3、系统中文版。2.2各个工作站采用相同的主控单元，同类型的I/O点采用相同的I/O模件。操作员站、工程师站采用相同的硬件配置及软件平台。各子系统的应用功能均用同一种图形组态工具实现。2.3系统管理网络SNET采用并行冗余100M总线结构的以太网，控制级网络（现场总线级网络FBUS）采用标准EN10570的现场总线PROFIBUS-DP/PA现场总线。2.4采用CLIENT/SERVER（客户/服务器）结构，所有的数据管理和处理均由系统服务器完成，使系统内部各项数据更加准确，并确保一致性。每个客户机申请的数据被打包后快速的、有效的传递，大幅度降低通讯负荷，同时使系统的各项任务分配更加合理。

4、2.5主控单元、系统服务器、网络现场控制站的主控单元（DPU）上的以太网卡、现场控制站内的24V系统电源、48V现场电源均以热备份方式冗余配置，在出现故障时能够自动无扰切换，并保证不会丢失数据。32.6I/O模块、主控单元、网络运行具有状态实时监测、自诊断与故障报警功能。2.7I/O模块、主控单元上固化了相应的软件。I/O模块采用光电隔离且均支持带电热插拔。模件具有看门狗定时器电路，可使模块在异常情况下自动复位。2.8在现场控制站硬件设计中采用大量的先进技术，模块采用低功耗元器件，降低整体的热损耗，同时在机柜中设计了通畅的风道。2.9SOE分辨率1ms，模件为专用的开关量输入模块。布置

5、在同一个工作站，避免了不同控制器运算造成的时间偏差。2.10系统接地不需设单独接地网，可单点接入电厂电气网。2.11为避免软磁放自动调节系统开、关动作频繁造成的继电器接点粘连、烧坏事故的发生，改造后的自动调节系统采用外置磁放设计。2.12电调采用系统简洁、制造成本低的透平油纯数字式电液控制系统。低压透平油纯电调选用了MOOG公司新近推出的控制精度高，抗污染能力强的直接驱动式电液伺服阀（DDV阀），这种伺服阀具有很好的抗污染能力，能适应透平油系统的一般清洁度水平。2.13网络系统配置图3.DCS改造后的控制效果3.1DCS改造后的I/O点数统计如下表：3.2改造后的控制立盘及操作台。3.

6、2.1控制立盘4个，包括的表计有，机侧：＃1高加电接点水位计、＃2高加电接点水位计、凝汽器热水井电接点水位计；炉侧：东侧汽包水位电接点水位计、西侧汽包水位电接点水位计、火焰电视监视装置、汽包水位电视监视装置。3.2.2大屏数显4个,包括炉侧主汽温度、机侧主汽压力、真空、功率。3.2.3操作员站4个。3.2.4操作台上布置了手动硬手操设备，包括手动主汽门关闭、手动发电机解列、强启交流润滑油泵、强启直流润滑油泵、手动停炉、开事故放水门、关事故放水门按钮，主汽门关闭联发电机跳闸联锁开关，DEH硬手操盘。3.3自动调节系统自动调节系统有自动、手动、强制手动三种状态，当自动控制系统设定值与被控变

7、量之间的偏差超过预定范围时，自动切至强制手动，画面闪烁及热工信号声光报警，此时自动调节系统转为手动控制。3.4机保护及联锁3.4.1ETS主汽门关闭保护包括：串轴、低真空、低油压、电超速、发电机内部故障、手动打闸。3.4.2主汽门关闭联动发电机跳闸。3.4.3发电机断水。3.4.4抽汽逆止门保护。3.4.5高加水位高保护及联锁。3.5炉保护及联锁3.5.1锅炉灭火保护保留汽包水位高Ⅲ值、汽包水位低Ⅲ3值、炉内无火、手动MFT、炉膛压力高、炉膛压