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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流电力行业热工自动化技术的应用现状与发展.精品文档.电力行业热工自动化技术的应用现状与发展总体来讲，热工自动化系统的发展趋势是高速化、智能化、一体化和透明化。对故障信息的研究和充分利用是发掘热工故障诊断与故障预测的基础，现场总线的应用，为热工自动化系统的进一步发展提供了不断拓展的空间。 1 当前电力行业热工自动化技术的发展 随着世界高科技的飞速发展和我国机组容量的快速提高，电厂热工自动化技术不断地从相关学科中吸取最新成果而迅速发展和完善，近几年更是日新月异，一方面作为机组主要控制系统的DCS，已在控制结构和控制范围上发生了巨大的变化；另一方面随
2、着厂级监控和管理信息系统（SIS）、现场总线技术和基于现代控制理论的控制技术的应用，给热工自动化系统注入了新的活力。 1.1 DCS的应用与发展 火电厂热工自动化系统的发展变化，在二十世纪给人耳目一新的是DCS的应用，而当今则是DCS的应用范围和功能的迅速扩展。 1.1.1 DCS应用范围的迅速扩展 20世纪末，DCS在国内燃煤机组上应用时，其监控功能覆盖范围还仅限DAS、MCS、FSSS和SCS四项。即使在2004年发布的Q/DG1-K401-2004火力发电厂分散控制系统（DCS）技术规范书中，DCS应用的主要功能子系统仍然还是以上四项，但实际上近几年DCS的应用范围迅速扩展，除了一大批高
3、参数、大容量、不同控制结构的燃煤火电机组（如浙江玉环电厂1000MW机组）的各个控制子系统全面应用外，脱硫系统、脱硝系统、空冷系统、大型循环流化床（CFB）锅炉等新工艺上都成功应用。可以说只要工艺上能够实现的系统，DCS都能实现对其进行可靠控制。 1.1.2 单元机组控制系统一体化的崛起 随着一些电厂将电气发变组和厂用电系统的控制（ECS）功能纳入DCS的SCS控制功能范围，ETS控制功能改由DCS模件构成，DEH与DCS的软硬件合二为一，以及一些机组的烟气湿法脱硫控制直接进入单元机组DCS控制的成功运行，标志着控制系统一体化，在DCS技术的发展推动下而走向成熟。 由于一体化减少了信号间的连接
4、接口以及因接口及线路异常带来的传递过程故障，减少了备品备件的品种和数量，降低了维护的工作量及费用，所以近几年一体化控制系统在不同容量的新建机组中逐渐得到应用，如浙江华能玉环电厂41000MW机组、台州电厂2300MW机组和安徽凤台电厂4600MW机组均全厂采用西屋Ovation系统，国华浙能宁海电厂4600MW机组全厂采用西门子公司的T-XP系统，大唐乌沙山电厂4600MW机组全厂采用I/A系统，浙江乐清电厂4600MW机组全厂采用ABB公司的SYMPHONY系统等。 控制系统一体化的实现，是电力行业DCS应用功能快速发展的体现。排除人为因素外，控制系统一体化将为越来越多的电厂所采用。 1.1
5、.3 DCS结构变化，应用技术得到快速发展 随着电子技术的发展，近年来DCS系统在结构上发生变化。过去强调的是控制功能尽可能分散，由此带来的是使用过多的控制器和接口间连接。但过多的控制器和接口间连接，不一定能提高系统运行可靠性，相反到有可能导致故障停机的概率增加。何况单元机组各个控制系统间的信号联系千丝万缕，互相牵连，一对控制器故障就可能导致机组停机，即使没有直接导致停机，也会影响其它控制器因失去正确的信号而不能正常工作。因此随着控制器功能与容量的成倍增加、更多安全措施（包括采用安全性控制器）、冗余技术的采用（有的DCS的核心部件CPU，采用22冗余方式）以及速度与可靠性的提高，目前DCS正在
6、转向适度集中，将相互联系密切的多个控制系统和非常复杂的控制功能集中在一对控制器中，以及上述所说的单元机组采用一体化控制系统，正成为DCS应用技术发展的新方向，这不但减少了故障环节，还因内部信息交换方便和信息传递途径的减少而提高了可靠性。 此外，随着近几年DCS应用技术的发展，如采用通用化的硬件平台，独立的应用软件体系，标准化的通讯协议，PLC控制器的融入，FCS功能的实现，一键启动技术的成功应用等，都为DCS增添了新的活力，功能进一步提高，应用范围更加宽广。 1.2 全厂辅控系统走向集中监控 一个火电厂有10多个辅助车间，国内过去通常都是由PLC和上位机构成各自的网络，在各车间控制室内单独控制
7、，因此得配备大量的运行人员。为了提高外围设备控制水平和劳动生产率，达到减员增效的目的，随着DCS技术和网络通讯功能的提高，目前各个辅助车间的控制已趋向适度集中，整合成一个辅控网（简称BOP 即Balance Of Plant的缩写）方向发展，即将相互独立的各个外围辅助系统，利用计算机及网络技术进行集成，在全厂IT系统上进行运行状况监控，实现外围控制少人值班或无人值班。 近几年新建工程迅速向这个方向发展。如国华浙能宁海电厂一期工程（4600MW）燃煤机组BOP覆盖了水、煤、灰等共13个辅助车间子系统的监控，下设水、煤、灰三个监控点，集中监控点设在四机一控室里，打破了传统的全厂辅助车间运行管理模式
8、，不但比常规减员30%，还提升了全厂运行管理水平。整个辅控网的硬件和软件的统一，减少了库存备品备件及日常管理维护费用1。由于取消了多个就地控制室，使得基建费用和今后的维护费用都减少。一些老厂的辅助车间也在进行BOP改造，其中浙江省第一家完成改造的是嘉兴发电厂2300MW机组，取得较好效果。 1.3 变频技术的普及应用与发展 变频器作为控制系统的一个重要功率变换部件，以提供高性能变压变频可控的交流电源的特点，前些年在火电厂小型电机（如给粉机、凝泵）等控制上的应用，得到了迅猛的发展。由于变频调速不但在调速范围和精度，动态响应速度，低速转动力矩，工作效率，方便使用方面表现出优越性，更重要的是节能效果
9、在经济及社会效益上产生的显著效应，因此继一些中小型电机上普遍应用后，近年来交流变频调速技术，扩展到一些高压电机的控制上试用，如送、引风机和给水泵电机转速的控制等。 因为蕴藏着巨大的节能潜力，可以预见随着高压变频器可靠性的提高、一次性投资降低和对电网的谐波干扰减少，更多机组的风机、水泵上的大电机会走向变频调速控制，在一段时间内，变频技术将继续在火电厂节能工作中，扮演重要角色。 1.4 局部系统应用现场总线 自动化技术的发展，带来新型自动化仪表的涌现，现场总线系统（FCS）是其中一种，它和DCS紧密结合，是提高控制信号传输的准确性、实时性、快速性和机组运行的安全可靠性，解决现场设备的现代化管理，以
10、及降低工程投资等的一项先进的和有效的组合。目前在西方发达国家，现场总线已应用到各个行业，其中电力行业最典型的是德国尼德豪森电厂2950MW机组的控制系统，采用的就是PROFIBUS现场总线。 我国政府从“九五”起，开始投资支持现场总线的开发，取得阶段性成果，HART仪表、FF仪表开始生产。但电厂控制由于其高可靠性的要求，目前缺乏大型示范工程，缺乏现场总线对电厂的设计、安装、调试、生产和管理等方面影响的研究，因此现场总线在电厂的应用仍处于探讨摸索阶段，近二年我国有十多个工程应用了现场总线，但都是在局部系统上，其中： 国华浙能宁海电厂，在单元机组的开、闭式水系统中的电动门控制采用Profibus
11、DP总线技术，电动执行机构采用原装进口德国欧玛公司的一体化智能型产品Puma Matic，带有双通道Profibus-DP冗余总线接口作为DP从站挂在总线上。为了提高安全性可靠性，总线光纤、作为总线上的第一类DP主站的AP和相应的光电转换装置都采用了冗余结构，这是国内首家在过程控制中采用现场总线技术的火力发电厂。 华能玉环电厂的补给水处理系统和废水系统2，采用了二层通讯网络结构的现场总线控制系统，其链路设备和主站级网络采用冗余配置。控制系统人机终端与主控制器之间采用工业以太网通讯，以太网交换机采用ITP形式接口，四台交换机构成光纤高速路网。现场设备层之间采用Profibus-DP现场总线通讯。
12、主环网采用光缆，分支现场总线通讯选用总线电缆。配置二套冗余的主控制器，分别用于锅炉补给水系统和废水系统，且各自有两条由光电耦合器组成的现场总线环形光缆网构成冗余配置，所有现场仪表和气动阀门定位器（均采用带PA总线接口），通过DP/PA耦合器连接到现场总线上。中低压电器设备（MCC）采用具有现场总线通信接口功能的智能电机控制器。加药泵的电动机采用带总线的变频器。锅炉补给水的阴阳离子床气动隔膜阀的电磁控制阀，采用具有总线接口的阀岛来控制，阀岛与现场总线连接。这是国内在局部过程控制中全面采用现场总线技术的首个火电厂，其应用实践表明，辅控网全面采用现场总线技术已成熟。 1.5 热工控制优化技术的应用发
13、展 随着过程生产领域对控制系统要求的不断提高，传统控制方法越来越难以满足火电厂热力流程对系统稳定性和性能最优化方面的要求，汽温超标已经成为制约机组负荷变化响应能力和安全稳定运行的主要障碍之一（燃烧优化主要是锅炉专业在进行，本文不作讨论）。由此基于现代控制理论的一些现代控制系统逐步在火电厂过程控制领域中得到应用。如基于过程模型并在线动态求解优化问题的模型预测控制（简称MPC）法、让自动装置模拟人工操作的经验和规律来实现复杂被控对象自动控制的模糊控制法、利用熟练操作员手动成功操作的经验数据，在常规的串级PID调节系统的基础上建立基于神经网络技术的前馈控制作用等，在提高热工控制系统（尤其是汽温控制系
14、统）品质过程中取得较好效果。 如宁海发电厂使用的西门子公司PROFI系统，充分使用了基于模型的现代控制理论，其中汽温控制原理示意图如图1所示。图1 机组汽温控制原理示意图 图1中，用基于状态空间算法的状态观测器解决汽温这种大滞后对象的延迟造成的控制滞后，焓值变增益控制器解决蒸汽压力的变化对温度控制的影响，基于模型的Smith预估器对导前温度的变化进行提前控制；通过自学习功能块实时补偿减温水阀门特性的变化；而对再热汽温控制，尽量以烟道挡板作为调节手段，不采用或少采用减温水作为控制手段，以提高机组效率；在机组协调控制模块中，采用非最小化形式描述的离散卷积和模型，提高系统的鲁棒性；根据控制品质的二次
15、型性能指标连续对预测输出进行优化计算，实时对模型失配、时变和干扰等引起的不确定性因素进行补偿，提高系统的控制效果；PROFI投入后，AGC状态下以2% Pe /min负荷率变化时的响应时间为57秒，压力最大偏差0.208MPa，汽包水位变化最高和最低之差为-38.86mm，炉膛负压变化曲线最高值和最低值差145Pa，主蒸汽温度偏差稳态基本控制在2以内，动态基本控制在5以内。 1.6 SIS系统的应用发展 SIS系统是实现电厂管理信息系统与各种分散控制系统之间数据交换、实时信息共享的桥梁，其功能包括厂级实时数据采集与监视，厂级性能计算与分析。在电网明确调度方式有非直调方式且应用软件成熟的前提下，可以设置负荷调度分配功能。设备故障诊断功能、寿命管理功能、系统优化功能以及其它功能（根据电厂实际情况确定是否设置）3。自从国家电力公司电力规划总院在2000年提出这一概念和规划后，至今估计有200家多电厂建立了SIS系统，可谓发展相当迅速。 但是自从SIS系统投运以来，其所起的作用只是数据的采集、存储、显示和可打印各类生产报表，能够真正把SIS的应用功能尽情发挥出来的很少，其面向统计生产管理的数据分析工具，基于热经济性分析的运行优化，以品质经济性为目标的控制优化，以提高可靠性为目的的设备故障诊断等功能基本多数都未能付绪实施。其原因主要有设计不够完善，多数SIS厂家并
