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1、对火电厂老机组热工自动化技术改造的建议李子连饶纪杭中国电机工程学会过程自动化技术交流中心(北京 100088)1火电厂老机组热工自动化设备现状和改造的必要性火电厂老机组主要指 80 年代及以前设计、安装投运的机组，包括少数 90 年代初投产的机组。其大部分主辅机设备可控性和可靠性较差，所配备的仪表及自动化 装置主要是常规自动化仪表和由晶体管电路构成的 DDZ-、型单元组合仪表及组件组装仪表(MZ-、TF-900)。这类机组的突出问题是热耗高、煤 耗高及故障停机次数多；自动投入率低(一般在 60%左右)，仪表准确性差，保护动作正确率低，使得运行人员多，负担重，长期处于紧张状况。近年来，为降低 能
2、耗，提高安全运行水平，各厂都采取了一些措施，对主辅机进行完善化改造，使主辅设备性能有了很大提高。近 10 余年来，电子技术和计算机技术 迅速发展，以微机为核心的新型自动装置不断出现，其准确性、稳定性和可靠性是常规装置无法相比的。国内仪表行业以引进技术、合作及合资生产方式生产了具有 国外先进水平的产品。1985 年至 90 年代初，主要由小型机或国内自行开发的微机所构成的计算机监视系统(DAS)，其性能和功能难以满足要求而进入更新 期。主辅机改造后，原来所配备的自动化系统和装置必须进行相应改造，以满足现代化电厂安全、经济运行的需要。另外，还有以下几方面要求：(1)“厂网分 开、竞价上网、同网同质
3、同价”成为电力经营策略，部分地区已开始试行厂站的独立经济核算，并将推广到全系统。为提高电厂竞争能力，必须在节能降耗和减人增 效上下功夫。除对老机组主辅设备进行必要的改造外，还应引入新型自动化装置和新控制策略，使老机组整体运行水平明显提高，在同质同价条件下与新建机组共同 运行。(2)厂网分开后，为使老机组适应电网调度自动化(AGC)对电网调频和调峰要求，除在机组本体进行相应改造外，对自动化改造提出了更高要求。 (3)随着火电厂污染控制和监督能力的提高，自动化系统应在提高燃烧效率，降低可害气体方面发挥作用，并且进行实时监测，为检查锅炉污染物排放量提供准 确、可靠的依据，也为环保部门进行监督提供有力
4、的依据。(4)机组按运行状态进行检修，要求自动化系统为“预测检修”提供准确、可靠的运行数据和状态，以 便确定检修时间。所以，对老机组进行自动化改造是现代化电厂的必然要求，而且有条件、有能力做好自动化系统的改造工作。2老机组自动化系统改造任务的艰巨性2.1工作量大根据电力可靠性中心 1998 年 4 月发布的信息，全国 100MW 及以上容量的机组台数列于表 1。1993 年及以前投产的机组，其设计大都在 1990 年前完 成，除部分已采用分散控制系统(DCS)的机组外，将面临自动化设备更新改造。从全国电网看，125、200、300MW 机组是当前的主力机组，其服役期 限多数在 30a以内，还要
5、担负较长时间的运行任务，因而应是改造的重点。从表 1 可看出，1993 年以前投产的 125MW 机组 96 台，200MW 机组 159 台，300MW 机组 57 台，除其中部分 300MW 已采用 DCS 外，共计约有 300 台机组需要进行改造。100MW级机组有 121 台，除 50 年代末、60 年 代初投产的约 10 台机组，服役在 30a以上外，尚有 110 台机组在各个不同地区也承担着主力机组的任务。对这些机组的改造，在提高效率、降低能耗和改善环 境具有重要意义。此外，近年来从俄罗斯和东欧进口的机组所配的自动化装置技术水平较低，很难适应大机组安全经济运行要求，不利于减人增效，
6、也应考虑在改造 范围内。这样，从100500MW 机组中需要改造的约 400 台。到目前为止，约有 115 台机组进行了改造，改造范围各不相同，大部分机组的自动化改造工 作只是局部的。因此从数量上看，任务很艰巨。表 1全国 100MW 及以上容量的机组台数*元宝山电厂 2 号机组 1994 年后改为 520MW，姚孟电力 1 号机组 1993 年后改为 270MW。2.2时限短为避免影响机组发电，老机组自动化改造工作最好能与主机改造同步进行，或在一个大修时间内进行。因时间短、任务重，必须全面规划做好准备工作和改造过程 中的各专业(包括机务、电气)的全面安排和统一协调工作。已进行改造工作的部分电
7、厂在改造过程中探索了许多有益经验，这些经验将为今后老机组改造工作提供 参考。2.3资金少从目前情况看，改造资金多为企业的自有资金，这就对改造项目的内容提出了严格要求。精打细算，不乱花一分钱是改造工作必须遵循的方针，因而要求更加细致地做好改造的前期调研和设计工作。3已改造的机组情况目前已进行自动化改造的机组均采用 DCS 取代原有的小型机或微机组成的计算机监视系统(DAS)；取代以电动单元仪表、组件组装仪表或单回路调节仪表组 成的模拟量控制系统(MCS)；改造原有汽轮机控制系统为数字式电液控制系统(DEH)，以适应电网自动控制(AGC)要求；还有部分电厂以 DCS 或可编 程控制器(PLC)取代
8、以继电器为主的辅机电动机和电动阀门的控制、顺控与联锁。在改造模式上，初期进行改造的机组只是用 DCS 实现 DAS、 MCS 功能，在控制盘台布置上未有太大变动。经几年运行实践证明 DCS 是可靠的，可进一步单机容量/MW 1993 1997660 3600 6 9500(520)* 2 5350(360、330、320) 24 29300(250) 57 128200(210) 159 188125(110) 96 127100 121 141在减少硬手操设备和常规仪表上下功夫。最近进行改造的机组，基本 以 DCS 工作站取代原有的模拟操作台，对原有布置模拟仪表的立盘进行简化，大大缩小了控制
9、盘、台的尺寸，为单元机组集控和节减运行值班员创造了条件。如： (1)长山热电厂 3 号机组(200MW)改造后的控制盘数量由 13 块(锅炉 6 块、汽轮机 4 块、电气 3 块)减少为 6 块(锅炉 3 块、汽轮机 1 块、电气 2 块)， 总长度由 13.3m减少为 6.6m；控制台采用新型大板结构直形布置，由 9.9m 减少为 4.0m。(2)徐州电厂 7 号机组(200MW)改造前的控制盘为 12 块，改造后控制盘仍保留，但盘上仪表、操作设备大大减少，用 4 台操作员站取代原有的 11 块控制台。(3)丰镇电厂 2 号机组(200MW)改造前控制台 为 9 块，每块宽度 1100mm，
10、改造后用 7台操作员站(每块宽度 800mm)取代，即原来控制台为 9900mm，改造后为5600mm。控制盘数量未减， 只是在与工作站对应的控制盘上装有少量模拟仪表。以上 3 个电厂改造后的硬手操和模拟仪表数量情况列于表 2。100、125、200MW 汽轮机 多为纯液压调速系统，少数 300MW 机组也是如此。因油质和机械等方面原因，这类汽轮机长期处于不稳定运行状态，易卡涩、摆动，更无法接受电网调度信号， 实现 AGC 控制。为提高汽轮机运行安全性和负荷适应性，必须对现有液调系统进行技术改造，目前已进行改造的机组一般有以下几种方式：(1)改造同步器，使 其能接受控制系统信号，一般为脉冲信号
11、，同时改造机械结构，减少死行程，增强可控性，100、125MW 机组大多采用这种方式。(2)改为电液并存系统。 电调与液调同时存在，可互相切换与跟踪，改造后的汽轮机可接受协调控制指令，参与电网 AGC 控制。但因动力油系统与轴承润滑系统混合在一起，在电厂油质管 理系统不严的情况下，容易造成油质不好，影响电液转换器运行，造成汽轮机负荷波动，目前 200MW 机组多采用此方式。(3)改为纯电调系统。动力油采用独 立的抗燃油系统，改凸轮调节为单阀伺服机控制，克服了电液并存系统中存在的问题，但投资相应要多，与 200MW机组电液并存比，需增加投资约 150 万元。 1998 年，扬州、荆门电厂的 20
12、0MW机组和潍坊电厂的 300MW 机组均做了改为纯电调工作。在扬州电厂 200MW 机组采用 DEH-4A 改纯电调鉴定 会上，扬州电厂认为改造后的汽轮机运行稳定，可实现机组协调控制，取得了较好的运行效果和经济效益。表 2长山热电厂等改造后的硬手操和模拟仪表数量模拟仪表 硬手操电厂名称及机组号 DCS 功能 炉 机 电 炉 机 电长山热电厂9 号DAS、MCS、SCS、DEH9 4 8 8 5 13徐州电厂 7号DAS、MCS、SCS、DEH(东方供)15 5 - 12 2 -丰镇电厂 2号DAS、MCS、SCS、 BMS、DEH0 0 0 13/(33) 20对于发电机-主变压器组及厂用电
13、的改造，将电气量及开关操作纳入 DCS，把单元机组(炉、机、电)作为一个整体考虑是实现单元值班员的重要措施。通辽电 厂在改造中已将发电机-变压器组、厂用电 6kV 和 380V 电源开关、直流及励磁系统开关等操作和参数检测纳入 DCS，共计测点 1792 点，同时将电气无功 调节(AVR)也纳入 DCS 中。4经济效益经 DCS 改造后的老机组自动化水平普遍提高，经济效益显著，主要表现在以下几方面：(1)热工自动投入率可达 100%；(2)控制系统对各种工况的自适 应能力加强，参数稳定，可保持汽压、汽温及烟气含氧量符合标准，提高了燃烧效率，降低了煤耗；(3)汽轮机控制系统经过改造的机组可实现机
14、组协调控制和 AGC 控制，满足电网负荷调度要求；(4)对控制盘台改造的机组，在提高运行值班员素质后，可实现真正的集控，大大减少值班员人数，如邹县电厂、遵义电厂 由 6 人减至 3 人，徐州电厂预计由 89 人减至 24 人；(5)汽轮机调速系统改为电调后，保证了汽轮机运行可靠、稳定，启停时可避免因人工操作不当引起的 汽轮机热变形和振动等事故，提高了汽轮机运行安全性；(6)减少误操作，根据报警提示和操作指导，可防止事故发生或扩大，事故发生后，根据 SOE 记录的数 据分析事故原因，可减少停机时间，增加发电量，减少机组启动费用，一般 200MW 机组启动一次至少要耗资几万元，多至十几万元；(7)
15、降低值班员的劳动强 度，减少了热控人员的维修工作量。总之，在主辅机进行改造的基础上，经自动化改造的 200MW 机组一般可降低煤耗 34g/(kW .h)，减少运行人员和机组非计划停运时间；每年可节约运行和检修费用 100200 万元，一般 34a 即可收回投资。5建议5.1明确目的老机组自动化改造的目的是提高机组整体运行水平。通过改造要做到降低煤耗，提高可用率，减少运行人员，并能实现 AGC 和适应调频调峰要求，改造的目的不 只是自动装置的更新。因此，老机组自动化改造工作不能独立进行，必须与主机、辅机的技术更新工作配合进行。完善的自动化只能建立在可控性好的机组和可靠性 高的自动化装置基础上，
16、任何脱离主辅机改造的自动化改造都是很难取得实效的。在过去的自动化改造工作中就发现，由于锅炉受热面未改造使改造过的汽温自动控 制系统无法实现汽温控制的情况，应吸取类似的教训。5.2突出重点自动化系统的基础是测量元件、传感器和执行机构， 应首先改造不能适应工作要求的测量元件和执行机构，选用性能好、质量高的传感器、变送器、开关仪表及执行器；否则，性能再优的 DCS 也无法发挥作用。这里 还应特别注意与执行机构相连的阀门，它直接影响自动系统的改造效果。这一问题在过去的改造工作中就发现过，应给予足够的重视。5.3长远考虑对老机组自动化改造必须作长远考虑，不能忽视设计的重要性；否则，难以避免反复改造。老机组的主机经改造后延长了继续服役的年限，因此改造方案应考虑机 组继续服役过程中，不会再出现无法适应新的运行方式。无论在装置选型和功能实现上都应全面进行长远考虑，提出合理的设计方案。对于目前因技术问题或资金限 制暂时不能实现的功能，可留待以后分阶段实行，但在选择 DCS 配置时应留有可扩展的余地，并考虑
