王兆虎

（福建省福能晋南热电有限公司，福建 晋江 362246）

目前，国产DCS系统的技术日渐成熟，已广泛应用在火力发电机组中，其中包括很多大容量、高参数的超临界、超超临界机组。随着性能已可媲美甚至超越进口产品，而且价格大幅降低，国产DCS系统展示出超高的性价比，基于国产DCS系统的全厂主辅一体化大集控模式成为可能。由于采用主辅一体化的大集控模式可以增强设备的可靠性和经济性，减少日常维护成本，还可以提升企业的管理水平，达到减员增效的目的，所以采用此方案显得可行且必要。在某热电联产机组的工程建设中，便采用了基于浙江中控Webfield ECS-700系统的全厂主辅一体化大集控方案。

1 某热电联产机组概况

某热电厂一期工程建设3×300t/h高温超高压循环流化床锅炉机组（2运1备）+2×30MW高温超高压抽汽背压式供热机组。采用机、炉、电集中控制方式，三炉两机合用一个集中控制室，主厂房及辅助车间均采用 DCS控制。1#汽机、1#锅炉、主机公用系统合用一个电子设备间，2#汽机、2#锅炉、3#锅炉合用一个电子设备间，两个电子设备间均布置在汽机房运转层，分列集控室两侧。辅助车间就地分别设置水处理、除灰、输煤、脱硫四个监控点。其中水处理、除灰、脱硫三个监控点平时均无人值守，输煤系统因覆盖区域较广、路线较长，设有专人值守监控。主厂房和辅助车间的系统设备均可以由主厂房集控室监视和操作。

2 大集控设计方案介绍

2.1 全厂DCS控制系统简介

全厂DCS控制系统采用浙江中控技术股份有限公司的Webfield ECS-700分散控制系统，共计38对DPU。根据电厂生产工艺要求，该系统在硬件及软件分配上按汽机顺序控制系统（SCS）、汽机电液控制系统（DEH）、汽机紧急跳闸系统（ETS）、锅炉顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、发电机-变压器组（ECS）、模拟量控制系统（MCS）等功能来设立子系统。除氧给水系统、闭式水系统、供热公用系统、除渣公用系统直接纳入机组公用DCS系统。

结合辅助车间实际情况,把单元制的蒸汽吹灰系统、SNCR+SCR脱硝系统、FGD脱硫系统、化学加药系统、汽水取样系统等控制纳入相应的机组DCS系统实现。其他的全厂公用辅助系统,如锅炉补给水制备系统、净水站系统、工业废水处理系统、尿素溶液制备系统、输煤系统、脱硫公用系统、燃油泵房、除灰和空压机系统等的控制，纳入公用DCS系统实现。辅助系统的DCS机柜分散布置在辅助车间的电子设备间内，操作员站设在集控室内。各辅助车间留有备用的操作

站，为调试期间和运行初期提供便利，并与集控室DCS操作员站互为备用。在辅助车间逐步正常投运后，车间就地监控逐渐转变为集控室监控。由于输煤系统车间要求必须有人值班，因此设有专门的输煤控制室，集控室主要完成监视功能。

在综合考虑厂房设备的地理位置和热力系统现场分布后，为了减少施工量和节约电缆，结合部分系统和车间地理位置分散的实际情况，采用了DCS远程I/O技术，在被控设备附近设置远程I/O卡件柜，以达到减少工程量和节约电缆的目的。

全厂DCS网络采用星型网络结构，设置7个相对独立的控制域，网络结构简述如下：

（1）域为1#机组控制域：2#、4#、6#站为1#锅炉系统；8#站为1#脱硝系统；10#、12#、14#站为1#汽机系统；16#站为1#电气系统；18#为1#脱硫系统；（2）域为2#机组控制域：2#、4#、6#站为2#锅炉系统；8#站为2#脱硝系统；10#、12#、14#站为2#汽机系统；16#站为2#电气系统；18#为2#脱硫系统；（3）域为3#锅炉控制域：2#、4#、6#站为3#锅炉系统；8#站为3#脱硝系统；18#为3#脱硫系统；（4）域为公用系统控制域：2#、4#、6#站为机组公用和燃油泵房系统；8#站为电气公用系统；10#、12#为脱硫公用系统；（5）域为水系统控制域：2#、4#、6#站为补给水系统，8#站为工业废水系统；10#站为净水、生活污水系统；12#站为尿素制备站；（6）域为输煤系统控制域；（7）域为除灰、空压机系统控制域。

2.2 全厂集控室布置简介

集控室按三炉两机的机、炉、电集中控制方式布置，面积约200m2。主控制台呈长条形，全长约11.2米，由14个宽度为800mm的操作台组成。三炉两机共设置DCS操作员站8台，其中主机DCS操作站5台、DEH操作站2台和公用DCS操作站1台。另外还有电除尘操作站3台、NCS操作站1台、五防机操作站1台和CCTV工业电视操作站1台。主控台前方的屏幕墙上安装12块70寸DLP拼接屏和一块LED条形数据屏。利用主控台的14台操作员站和屏幕墙的12块DLP显示屏，全厂所有系统的监控在集控室内就可以完成。

2.3 值得注意的问题

（1）主机、脱硫、脱硝等系统的DCS分别属于不同标段，工程设计存在交叉，后期投运系统的安装和调试可能影响前期投运系统。（2）系统和设备调试过程中，机组和各辅助车间需同时调试，时间紧张，对工程节点进度可能造成不利影响。（3）DCS系统信号大量增加可能会导致网络通信负荷率变大,对安全运行不利，因此，采用主辅控一体化控制要注意网络通信负荷率满足规范要求。（4）DCS系统要求配备稳定可靠的UPS电源，包括辅助车间也需要配备,这样会额外增加机组UPS的容量要求。（5）对运行人员的素质要求较高，必须是全能值班员，熟悉锅炉、汽机、电气、水处理、除灰、脱硫等各系统的设备和工艺流程。（6）由于工程设计和招标的原因，电除尘系统目前未纳入DCS控制，由独立的PLC控制，后续建议通过技改纳入DCS系统。

2.4 软件控制逻辑和策略优化

为减少运行人员监视和操作的劳动强度，软件控制逻辑和策略方面也进行了大量优化，主要体现在以下几点：

（1）总体功能上，将三炉两机作为一个整体进行控制，充分利用各自的特性，使机组快速响应外界的热负荷和电负荷的要求，不断消除运行中的各种扰动，使运行参数达到最佳工况，在机组发生异常工况时，能保证各子系统之间相互配合，切换和调节到安全状态，不致产生严重后果。控制系统设计中，发挥DCS控制系统软硬件组态方便、灵活的优势，积极创造条件应用比较丰富和成熟的现代控制策略，如自适应控制及前馈控制等，完善调节功能，提高调节品质，并设置必须的行之有效的联锁保护功能，并采取一定的可靠性措施，保证今后实际投用效果。MCS中主要参数如给水流量、汽温、烟气含氧量、炉膛压力信号等的变送器、传感器做三重或双重冗余配置。

（2）大量采用顺控程序，水处理、气力除灰、输煤等辅助车间多采用顺控程序启停，大大减少人员操作。

（3）自动调节系统投入率较高，全厂自动投入率可达95%以上。

3 结语

采用全厂一体化DCS平台的大集控模式优势明显，主要体现在以下几点：

（1）借助国产DCS系统的高性价比,依靠合理的硬件设计，并结合软件控制逻辑和策略的优化，全厂自动化控制和管理水平得到了有效提升,大大提高了电厂运行的经济性。（2）实现真正意义上的全厂集中监控,为发电企业的减员增效起到了示范作用，显著增强了发电企业的市场竞争力。（3）大幅降低了备品备件数量,减少了维护费用,经济效益明显。（4）对于热控人员来说,可以不用学习和掌握多种控制系统，避免了杂而不精的情况，同时，降低了热控人员的维护工作强度，节省了培训费用。（5）由于DCS系统网络接口技术较为成熟，因而解决了不同系统间通信接口的问题，方便与各种不同类型的第三方网路连接和数据传输。