新建火电工程热工控制系统设计优化及应用

2012-06-12魏霞刘波

综合智慧能源 2012年1期

魏霞，刘波

(1.新疆大学电气工程学院，新疆乌鲁木齐 830047;2.华电新疆发电有限公司乌鲁木齐热电厂，新疆乌鲁木齐 830065)

0 引言

随着单元机组装机容量的不断扩大和国家对电源建设项目环保方面要求的不断提高，火力发电厂热工控制系统变得越来越复杂和庞大;同时，自动控制领域的技术日新月异，可供火电建设项目采用的新器件、新系统和新方法越来越多。在上述背景下，对火电建设项目热工控制系统进行合理的前期规划，建设过程中加强对技术规范书和施工图纸的审核工作，积极推行典型化设计方法，有效控制设计变更，就能保证机组建设工作平稳有序地向前推进以及机组投产后的安全、稳定、经济运行。

1 机组概况

华电新疆发电有限公司乌鲁木齐热电厂2×330 MW热电联产工程是新疆首台330 MW等级供热机组，其主要上煤方式为管带机上煤，采用城市中水深度处理系统为循环水系统和锅炉补给水系统提供用水，是全国首个火电厂烟气脱硫特许经营的试点项目。单元机组(含脱硫部分)和公用设备控制系统采用国电南自公司的TCS－3000分布式控制系统DCS(Distributed Control System)，汽轮机控制系统采用艾默生公司的OVATION系统，水网、煤网和灰网控制系统采用罗克韦尔公司的ControlLogix系统(平台)，其热工控制系统的先进性、复杂性等指标在新疆火电行业均排在前列。

2 存在的问题及解决方法

2.1 系统(设备)运行控制方式决定热工控制系统设计框架

系统(设备)运行控制方式是指运行人员操作设备的方式，其主要决定于运行人员的数量、素质，各系统单体建筑布局和控制系统等因素。

国内330 MW机组比较典型的热工控制系统框架形式为主、辅机控制系统合并，在空间上和逻辑上实现高度集中。从网络拓扑来看，该种控制方式具有整齐划一、层次鲜明的特点，但结合实际情况来看，辅机系统(化学水处理系统、输煤系统和灰渣系统)具有“设备多”、“操作多”和“缺陷多”等特点，如果把辅机系统控制操作也放在集控室，其日常操作会严重影响主机操作，特别是开、停炉期间，主、辅机均存在大量操作，必然会互相影响，降低工作效率和可靠性。

另外，高度集中的辅控网络(水子网、灰子网和煤子网合并形成辅控网络)在上层通信网络出现异常后，运行人员须立即到就地水子网、煤子网和灰子网控制室进行就地控制操作，势必延长故障处理时间。

考虑到上述因素，该项目热工控制系统框架形式最终确定为主、辅机控制分离，将水子网、煤(含燃油)子网和灰(含电除尘)子网控制系统实现了物理上的集中，即将各子网中的1台操作员站集中布置到辅机控制室，取消了逻辑上的集中方案——辅网控制系统。受篇幅限制，这里只列举水子网具体的实现方式，如图1所示。

2.2 系统测点数量、种类及控制功能设计应满足系统全运行工况要求并采用典型设计方法

分析该工程热工专业设计变更内容可以看出，涉及增补I/O通道、电缆和一次设备(压力变送器、温度取样等)的变更最多，出现这种现象的主要原因有2方面:一是热工设计人员一般只考虑系统正常运行工况，对系统投入初期或系统切换工况考虑较少或未考虑;二是设计院对发电厂典型设备、系统的控制方案未进行充分总结，未有效遵循典型设计方法，以往项目发生的问题会在下一个项目重新出现，成为设计通病。

图1 水子网控制系统实现方式示意图

这里要提出一个“典型设计”的概念，所谓的典型设计是指利用归纳的方法总结完成特定系统设计工作所应遵循的共性。发电厂热工专业典型设计可归纳为以下几种:

(1)各类电动机轴承、线圈温度测点设置;

(2)高/低压加热器和除氧器等容器液位变送器、液位开关设置;

(3)大型转机设备配套润滑油站就地、远程和联锁控制;

(4)2用1备或1用1备泵类设备就地、远程和联锁控制;

(5)电动机变频控制和变频/工频切换控制;

(6)330 MW等级机组汽轮机电液调节系统(DEH)、给水泵调节系统(MEH)、汽轮机危急跳闸系统(ETS)、给水泵汽轮机危急跳闸系统(METS)与分散控制系统(DCS)接口设计;

(7)各类设备就地控制柜与DCS之间的接口设计;

(8)控制系统冗余供电设计等。

设计工作遵循典型化、模块化设计方法，该方法有3个优点:

(1)对系统(设备)有较为详细的功能描述，避免在设备招标、交货和安装阶段出现“扯皮”现象;

(2)大幅减少设计工作量，有效提高施工图出图效率;

(3)在施工图阶段避免遗漏测点、I/O通道及电缆，有效控制热工专业设计变更。

2.3 设备选型宜保持一致

设备选型保持一致会给发电厂在人员培训、备品备件购置等方面带来诸多好处，究竟有哪些热工设备选型宜保持一致?

(1)从现场级来讲，主要有电动执行器、气动阀门定位器、低压元器件(包括指示灯、按钮、空气开关、接触器、继电器等)、液位计、物位计和各种过程开关。

(2)从控制级来讲主要是水、煤和灰子网控制系统所用的PLC系统及人机界面软件平台［1］。该工程水、煤和灰子网控制系统选用的硬件平台均为罗克韦尔公司的ControlLogix 5000平台，软件平台均为GE公司的IFix4.5平台，控制系统软、硬件平台的统一，极大减轻了热工人员的培训负担，降低了不同系统之间的通信难度，减少了不同厂家之间协调的工作量，节约了宝贵的调试时间。

怎样才能保证热工设备选型保持一致?

(1)从招标规范书着手，对涉及现场级、控制级设备的厂家、类型做出明确的规定。为了避免设备指定后价格上涨，可以在招标规范书中列出3家以上的设备厂家，待签订技术协议书时再确定具体厂家。

(2)加强到货验收的力度，对于未按技术协议供货的厂家坚决给予处罚，从源头上遏制此类事情的发生。

表1为该项目水、煤和灰子网控制系统控制器配置情况。

表1 水、煤和灰子网控制系统控制器配置情况

2.4 系统之间的通信接口、全厂GPS应用需及早规划

现代火力发电厂有诸多系统，为了达到数据共享、实时分析运行指标的目的，一般都会引入统一的数据平台——厂级监控信息系统SIS(Supervisory Information System)［2］。建设SIS不可避免地会出现各种异构系统与SIS之间的通信问题，因此，需提前对两者之间的通信物理介质(光缆、双绞线等)和通信协议做出规划并在设备(系统)招、投标过程中予以确定。

另外，因国家对环保监测要求不断提高，为了加强对电厂脱硫系统和供热系统正常投入的监管力度，要求将部分重要脱硫数据、热网数据传输到环保局、电力公司等单位，因该项工作事关脱硫电价的落实和采暖期供热机组的负荷率，亦需及早规划。该项目SIS及各系统之间的通信规划见表2(表中，NCS为电力网络计算机监控系统)。

表2 SIS及各系统之间的通信规划

最后，为了尽量做到全厂各系统时钟同步，全厂GPS装置的设置和使用也需及早规划。从使用GPS功能的系统所处位置来看，主要分布在2个单体建筑内:一个是主厂房，主要有DCS，DEH系统和发电机变压器组保护等继电保护设备;另一个是110/220 kV升压站，主要有线路保护、NCS和调度运动等系统。该工程在这2个单体建筑内各设置1套GPS装置，各系统均从本地GPS装置读取时钟数据，GPS接口的系统分布情况见表3。

表3 GPS装置分布情况

2.5 优化热工专业一次元件设备选型

热工专业一次设备点多面广，各类本体设备或多或少地含有各种热工一次元件，究竟如何选定设备本体的测点数量和类型，以期达到既可满足运行人员监视需求又能减少不必要测点的目的，这类问题在文中第2.2节进行了讨论，此处单独将此类问题提出是为了着重探讨2类设备的选型原则。

(1)在不违反设计规程或其他强制性条文的原则下，将过程压力开关、压差开关尽量改为压力变送器、压差变送器，主要有以下3个原因:

1)随着科学技术的进步，变送器设备可靠性极高，平均无故障时间已达到几百万小时且价格较低。

2)可以扩大运行人员的监视范围，为事故分析提供直观的过程历史数据。

3)可大幅减少大、小修期间热工开关仪表校验工作量。但大、小机紧急跳闸系统(ETS)由于其过程开关为汽轮机制造厂的典型设计，必须将其保留。

(2)液位开关的使用应慎重，根据重要程度选择测量准确的冗余模拟量测量方式并采用模拟量“多取中”逻辑来实现水位保护功能。

该项目选用的液位开关数量较多，但投入效果一般，特别是除氧器、凝汽器和高/低压加热器等容器上的液位开关在机组168 h试运期间曾发生数次误动现象，如通过“优化选型”和“冗余设置”的方法提高模拟量水位测量的准确性并采用模拟量“多取中”方式来实现水位联锁保护，可达到降低造价、提高保护动作准确率且大大降低设备维护量之目的。

2.6 计量系统建设工作应在设计、安装和调试全建设过程中统筹安排

计量系统主要作用是完成对水、煤、油和汽等工作介质损耗的统计计量。在火力发电厂基本建设期间，由于生产准备工作在计量系统建设方面介入较晚、工程建设人员重视不够等原因，使全厂计量系统功能远远达不到机组投产后计量工作的要求。

新建火力发电厂在经过168 h试运后将正式进入试生产阶段，在此阶段，机组各种经济运行指标将成为评价火电工程设计优劣、建设质量好坏的依据。而动态定量分析、计算机组各项运行指标又必须有工作介质损耗量等基本数据，因此，在设计、施工和调试全建设过程中应统筹安排全厂计量系统建设工作，为准确计算各项指标奠定坚实基础。

在全厂计量系统建设方面，该工程有2点经验值得借鉴:

(1)计量表计的设置在力求节约的基础上应满足子系统各类工作介质损耗的计算需要。

(2)计量表计的瞬时值、累积值宜通过通信的方式引入DCS或SIS，不宜采用模拟量采集、DCS积算的方式，避免因模拟量采集误差造成DCS与就地计量表计示值不一致［3］。