朱楼

[摘    要]随着我国经济的快速发展，对于电力能源的需求也日益增加。DCS控制系统作为火力发电厂自动发电的控制核心，其稳定性对于火电厂发电机组安全、稳定运行愈发重要。随着DCS运行年限的增加，势必会出现设备故障，性能下降，备件缺失等问题，无法满足机组自动化控制的要求，因此需要对DCS进行升级改造。文章就某9F燃机电厂的DCS控制系统升级改造实例进行介绍。

[关键词]DCS;自动控制;升级改造

[中图分类号]TM73 [文獻标志码]A [文章编号]2095–6487（2021）05–00–03

Case Analysis of Upgrading DCS System in a Gas Turbine Power Plant

Zhu Lou

[Abstract]With the rapid development of China's economy， the demand for power resources is also increasing. As the control core of automatic power generation in thermal power plants， the stability of DCS control system becomes more and more important for the safe and stable operation of thermal power plants. With the increase of the operation life of DCS system， it is bound to have equipment failure， performance degradation， lack of spare parts and other problems， which can not meet the requirements of unit automation control， so it is necessary to upgrade the DCS system. This paper introduces the upgrading of DCS control system in a 9F gas turbine power plant.

[Keywords]DCS ; auto-Control; upgrading

1 项目概述

1.1 项目背景

DCS是电厂自动化生产的控制核心，其是否能够正常稳定运行直接关系到电厂机组的运行安全，同时也会影响电厂的生产效率和经济效益。

张家港华兴电厂2号机组采用的是艾默生公司的Ovation2.3.1控制系统，其系统硬件配置见表1。

系统已经连续运行超过14年，各工作站的稳定性明显下降，多次出现电脑风扇故障、硬盘故障、电脑不明情况的死机、重启等故障。目前电厂所有的备件均已投入使用，但是还会经常出现各种故障，让维护人员疲于应对，且当下使用的工作站均已停产多时，市面上已经很难采购到备件，即使可以买到库存备件，也存在价格昂贵、数量有限且性能难以保障的问题。

工作站的操作系统为Windows Server 2003和Windows XP，目前微软公司已停止对这两个系统的维护，无法安装更新和补丁，系统安全问题突出，这也是业主的一大痛点。

现场使用的是Ovation OCR161控制器硬件以及Ovation2.3.1的软件，使用年限也已超过14年，控制器性能在逐渐下降，软件容量也难以满足越来越复杂的控制要求，对现场的技术改造和扩容产生了制约，且控制器同样存在着硬件老化以及缺少备件的困扰，因此此次升级改造项目迫在眉睫。

通过此次升级改造解决了以下主要问题：①戴尔工作站的硬件老化以及备件匮乏已经给系统的稳定和安全带来了风险，通过此次升级改造可以解决此问题，提高整个DCS的稳定性、安全性和可维护性;②通过此次升级改造解决了操作系统存在的安全漏洞，采用最新的操作系统并安装相应的补丁以及杀毒软件，进一步提高系统的安全性，以应对越来越严格的网络安全挑战;③历史站DROP160不在Ovation网络中，安装的历史软件是EDB，历史数据只能够保存一年左右的时间，且调取历史趋势不方便;④控制器硬件由OCR161升级到OCR1100，Ovation软件由2.3.1升级到3.6.0，提高系统运算速度，扩大了系统容量;⑤改进系统的开放性能，使系统能够通过标准的通信协议，如Modbus，OPC等，与第三方进行数据交换。

1.2 项目方案

为了解决上述问题，保证DCS高效稳定安全运行，确保电厂的生产正常进行，通过与电厂热工自动化工程师进行充分调研和讨论后，得出结论：由于项目工时和经费的限制，无法实现整个系统的全部替换，本次升级改造针对主要矛盾进行，保持原系统各种卡件，与各设备以及系统网络架构不变，保持系统机柜组成，电源系统不变，保持原系统各画面，控制逻辑SAMA图，各算法参数不变，而将控制器，交换机，操作站进行必要的升级改造，并安装最新的操作系统和Ovation软件。这样既能提高DCS的稳定性、安全性、开放性和可维护性，解决当下的矛盾焦点，又能减少硬件设备的更换，大大降低了改造难度和成本，节省了改造时间。综合以上考虑，最终确定了此次升级改造的方案。

（1）更换所有的上位机，安装最新的操作系统，杀毒软件以及Ovation软件，新增一台OPC站，作为OPC Server，与厂级SIS系统进行通信。

（2）增加一台历史站DROP160，安装最新的OPH软件包，扩大了历史数据存储空间，由过去的1年增加到5年，且增加了单位时间内的采样点数量，使得历史趋势图更贴近现场实际情况。

（3）更换所有交换机为最新版本的CISCO 2960Plus，新增一台路由器作为OPC通信的网络隔离。

（4）更换所有的控制器为OCR1100，无需更换电源模块以及各类IO卡件。

升级改造后的系统硬件配置见表2。升级后的系统总貌图如图1所示。

2 项目历程

#2机组DCS升级改造由张家港华兴电力有限公司生产技术部牵头，会同维护部、运行部、艾默生公司以及施工单位一起制定了施工实施方案和步骤。

2.1 升级前的准备工作

（1）为了保证升级过程中各數据的准确性，保证升级前后的一致性，由艾默生公司工程师对2号机组原DCS中的重要数据进行了备份，备份的内容包括全数据库，分数据库，画面，逻辑，算法参数，字体库，系统结构，第三方通信参数，逻辑执行顺序，控制器信息以及重要画面的截屏等。

（2）为保证升级前后系统各IO卡件的状态无异常，提前对卡件的状态进行记录，记录各卡件的型号，位置，是否有E灯或者I灯报警等。

（3）由于升级后，控制器更换，点的强制信息会丢失，因此在升级前，整理并记录原系统的所有强制点信息，形成清单，与厂里的热控工程师进行逐一比对确认，对于无需强制的点及时解除强制，对于升级后仍需强制的点比照清单进行逐步恢复强制。

（4）为防止控制器在上电初始化的过程中会误动设备，需要整理出所有DO指令的信号状态，对于采用常闭触点和常为1信号的DO指令要整理出相应的设备清单，做好停运后的安全措施。

（5）考虑到系统恢复后，系统初始化对模拟量的输出指令不确定的影响，在升级开始前，对相关设备做停电，停气，切断信号等操作，确保现场设备安全。

（6）与运行部沟通，升级期间所有需要运转的设备全部切换到就地操作和监视，并安排巡检。

（7）新的服务器取电做开机测试，并导入数据库和逻辑，画面，比照之前记录的各算法参数进行逐一核对，确保升级前后参数不变，尤其是模拟量控制的相关PID参数，f（x）函数等。

2.2 升级过程

由于现场升级工期比较紧张，设备到货之后，按照系统布置（图2）和网络结构（图3），将此次需要更换的上位机，显示器，交换机以及网线等放置到位，待准备工作完成，机组停机后立即进行更换。

（1）机组停机，确定各项安全措施实施到位后，断开网络电源柜到各控制柜的电源空开，更换控制器。

（2）断开交换机的电源，更换新的交换机，并安装路由器支架以及新增加的路由器。

（3）按照图3所示的网络结构图，将各网线插到相对应的端口上。

（4）DCS升级后送电。①网络电源柜送电。由电厂电气专业人员分别将厂用电和UPS电源送到网络电源柜，并检查电源质量是否符合要求，合上电源总空开，确保网络电源柜电源正常，检查其他设备状态是否正常以及交换机各端口指示灯是否正常。②操作台送电。逐个将操作台的电源空开合闸，确保操作台两路电源正常。服务器和各操作站取电开机，接入新的Ovation系统，数据初始化，并判断数据库是否全部分配完毕，各站的功能是否正常。③控制柜送电。首先确定各控制器底板上的开关是处在关闭状态，然后逐个将控制柜的电源空开合闸，测量送到控制柜的电源质量，符合要求的，将控制柜内的电源空开合闸，此时控制柜得电，柜内各卡件指示灯点亮，用万用表测量A17，A18端子是否有DC24 V电压。④控制器送电。合上控制器底板上的开关，在服务器上打开Error Log软件，读取控制器MAC地址，并写入系统，待出现“Ready to be downloaded”语句时，对控制器进行Download，Reboot，Clear，Load操作，直至在系统状态图上可以看到控制器的状态。

（5）确定网络设备连接状态，I/O卡件，交换机以及操作站的工作状态。

（6）与电厂的热控工程师一起审核升级后的逻辑，完成对于新旧逻辑图，数据库，I/O清册等核对工作，并逐项签字确认。

（7）完成升级后Ovation系统的电源切换，网络切换以及控制器切换，确保各冗余功能正常。

（8）与维护部、运行部一起逐一对设备进行操作，确保所有设备可操可控，并完成相应的联锁保护试验、顺控试验以及机组大联锁试验，确保升级后的系统安全可靠。

2.3 改造工作内容

2.3.1 DCS与GE系统通信

应业主要求，在此次DCS升级期间完成与GE燃机的MARK Ⅵ操作系统的通信改造。系统新增加了两台Field Router作为与GE系统通信的路由，两台Field Router一端连着GE的交换机，一端连接DCS的交换机，可以实现数据通信的冗余。具体结构如图4所示。

同时，在DCS侧的控制器中选择CTRL1/51作为与GE系统燃机侧数据进行通信，CTRL3/53与GE系统汽机侧进行通信。

2.3.2 OPC通信

由于电厂原SIS系统使用年限太久，软件无法维护，所以此次DCS升级的同时，厂级SIS系统也进行了改造，为了配合SIS改造，新增了一台DMZ Router，作为DCS与SIS之间的物理隔离。

此次OPC改造由DCS侧作为Server，SIS侧作为Client，统一用户名和密码。具体信息见表3。

3 升级改造效果

（1）通过此次DCS的升级改造，实现了人机操作界面的更新，使得工艺控制过程更加安全、高效和灵活。并且，将SIS系统与DCS连接起来，提高了DCS的扩展性和兼容性。

（2）最新的Ovation系统为用户提供更多的工具和功能，也提供了更大的扩展空间，为以后的技改项目提供容量。最后，解决了用户一直担心的备件问题，消除了由于DCS老化带来的不稳定运行所可能导致的非计划停机的风险，改造升级后，DCS安全稳定，运行维护工作量大大减少，备件采购难度减少，实现了设备安全，经济效益的双赢目标。

参考文献

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