火电厂分散控制系统（DCS）的应用发展
郑慧莉 许继刚
（中国电力工程顾问集团公司，北京 100011）
关键词：火电厂分散控制系统（DCS）应用
长期以来，中国的电站建设一直以火电建设为主，火力发电厂的总装机容量占全国电力总装机容量的75%以上。除少数燃气、燃油等其它形式的火电厂外，火电厂的建设又以燃煤电厂的建设为主。在国民经济快速发展的今天，一大批高参数、大容量的燃煤火电机组正在设计和施工。作为机组主要控制系统的分散控制系统（DCS），一方面已在常规燃煤火电机组的控制结构和控制范围上发生了巨大的变化，另一方面随着空冷系统、脱硫系统、脱硝系统、大型CFB锅炉等新工艺的产生也相应发生了变化。本文将围绕DCS与电气控制系统、汽轮机电液控制系统（DEH）、汽轮机危急跳闸系统（ETS）、空冷控制系统、脱硫控制系统、脱硝控制系统、大型循环流化床（CFB）锅炉控制系统等的控制关系，针对国内近期大型燃煤电厂DCS的应用发展进行重点讨论。
1电气控制系统与DCS的关系
DCS最初在国内燃煤电厂应用时，其功能覆盖范围仅包括数据采集与处理系统（DAS）和模拟量控制系统（MCS），然后扩展至顺序控制系统（SCS）与锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）。作为DCS 的主要子系统，以上4项功能目前在国内的应用已相当成熟，是原电力规划设计总院颁发的标准G-RK-95-51《火力发电厂分散控制系统（DCS）技术规范书》的主要功能子系统。
应原国家电力公司的要求，电力规划设计总院组织有关单位对《火力发电厂分散控制系统（DCS）技术规范书》进行了修订，在新修订的标准（目前为中国电力工程顾问集团公司技术标准Q/DG1-K401-2004）中，经过全国各方面专家的反复讨论，仍然将以上四项功能作为DCS的主要功能子系统。但实际上近几年DCS的应用范围已发生了很大变化，其中最主要的一个方面是电气控制纳入DCS已得到普遍推广应用。
大家知道，由于中国采用前苏联的专业分工模式，故在电厂的设计中，热工自动化与电气自动化是两个不同的专业。尽管热工自动化已采用了先进的DCS，但传统的电气控制却仍采用一对一的强电操作。近几年随着电气控制纳入DCS的成功应用，在新版《火力发电厂分散控制系统（DCS）技术规范书》的SCS中，已将电气发变组和厂用电系统的控制作为SCS的一部分，这说明电气发变组和厂用电系统的控制纳入DCS已相当成熟可靠。通过DCS，已可以实现单元机组的炉、机、电一体化控制，为全能值班创造了条件。
2DEH、ETS与DCS的关系
在DCS控制范围上的另一主要变化是DEH电子部件与DCS的软硬件一体化已基本上可以实现。
DEH是电厂的另一重要控制系统，传统上都是由汽轮机厂成套提供一套独立的控制系统。为了消除信息孤岛，笔者曾在九十年代初提出了DEH与DCS进行串行通讯的设计方案，该方案得到业内人员的普遍认可并在九十年代的工程设计中得到了广泛应用。随着技术的发展和自动化水平的提高，为了进一步减少控制系统种类，方便电厂运行维护，开始在一些大型项目中试图实现DEH电子部件与DCS的软硬件一体化，但由于种种原因，在工程实施过程当中阻力一直很大，只到近两年，经过各方努力，采取DEH由汽机供货商负责并提供与DCS相同软硬件的方式才逐步实现这一方案。目前，在大型项目的可行性研究报告审查时，电力规划设计总院基本上都要求项目法人在主机招议标时，按这一方式进行操作。DEH电子部件与DCS的软硬件一体化已开始逐步走向成熟。
除此之外，作为汽轮机的重要保护系统，ETS的电子部件由传统的可编程序控制器（PLC）改由DCS进行控制也已取得成功业绩。电气发变组与厂用电、DEH与ETS等系统成功纳入DCS，标志着通过DCS已可以实现对炉机电整套单元机组的检测、控制、报警和保护等全面的控制。
3空冷控制系统与DCS的关系
前面就一般常规湿冷机组DCS的功能控制进行了论述。近几年随着国家对自然资源保护意识的加强，北方缺水地区如山西、内蒙等地，新建大容量高参数的发电机组均要求采用空冷机组。早期引进的空冷机组，由于不了解其工艺系统和控制策略，一般都采用仪表与控制系统随工艺系统成套供货的方式，而将空冷岛做为一个独立的辅助车间在空冷岛进行就地控制。在就地进行控制的空冷控制系统多为可编程序控制系统（PLC）。
随着大同二电厂2X600MW机组等项目的建设，实践证明空冷系统的运行直接与机组密切相关，将空冷控制系统纳入机组DCS是可行的。大同二电厂2X600MW机组采用的建设模式是，空冷控制系统仍然由空冷岛负责供货，且空冷岛承包商在技术上对空冷控制系统负责，采用与机组DCS相同的硬件并与机组DCS连接。大同二电厂2X600MW机组扩建工程、内蒙上都电厂2X600MW机组扩建工程等项目也已采用相同的建设模式，另外还有内蒙乌拉盖2X600MW机组等项目也将采用该模式。
除大同二电厂2X600MW机组等项目的建设模式外，目前有的项目已开始尝试采用直接将空冷控制系统纳入机组DCS的建设模式。空冷岛承包商仅负责就地仪表和执行设备的供货并向机组DCS 提供控制策略和控制逻辑，由机组DCS统一完成空冷控制系统的设计组态。国内将采用该建设模式进行建设和正进行前期准备工作的项目有：陕西国华锦界电厂2X600MW工程、山西漳山2X600MW 扩建工程、山西柳林二期2X600MW工程、河北龙山电厂2X600MW工程、内蒙霍林河电厂2X600MW 工程、内蒙和林电厂2X600MW工程、内蒙科佑中电厂2X600MW工程、内蒙朱家坪电厂2X600MW 工程等等。
4脱硫、脱硝控制系统与DCS的关系
为了控制烟尘硫化物的排放，最近除个别偏远地区项目外，国家环保部门要求国内新建的常规燃煤火电厂都要配套建设烟气脱硫系统。随着国家对烟尘排放标准的要求愈来愈严格，除了烟气脱硫系统外，近两年一些城市电厂和发达地区的电厂已陆续开始建设烟气脱硝装置，如国华台山电厂
1台600MW机组、国华宁海电厂1台600MW机组、华电长沙电厂2X600MW机组、福建厦门嵩屿2X300MW机组、国电天津东郊热电厂2X300MW机组等项目都已开始设计和实施烟气脱硝项目。
目前国内建设的烟气脱硫项目主要分为湿法脱硫、干法脱硫和海水脱硫等。与早期随脱硫工艺设备成套进口的控制系统方案相比，尽管目前设计的脱硫控制系统方案已发生了很大的变化，但湿法脱硫与干法脱硫项目的控制系统目前都还是独立的控制系统，脱硫控制系统与单元机组DCS之间仅仅建立控制和联锁接口。而工艺上相对简单的海水脱硫项目，如已经投产的深圳西部电厂2X300MW机组和正在建设的福建厦门嵩屿2X300MW扩建机组等，则将脱硫的控制直接纳入单元机组DCS。
烟气脱硝技术有选择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR）等。目前国内设计的脱硝装置基本上均采用SCR。考虑到目前加装烟气脱硝装置一般都不设置旁路，烟气脱硝装置的运行与锅炉的运行密切相关，故烟气脱硝装置的运行监控宜由单元机组值班人员来完成。福建后石电厂是目前国内最早投产的设有烟气脱硝装置的大容量引进电厂，该电厂的脱硝装置就是由单元机组DCS来直接监控的。
对于目前正在设计的国产大容量机组，脱硝装置能否直接纳入单元机组DCS受到一些因素的限制，一方面脱硝装置的控制具有一定的特殊性，另一方面项目所选DCS的供货商不一定具有对脱硝装置进行控制的业绩和经验，而生产脱硝装置的供货商又往往固定有其熟悉的控制伙伴，故明确必须将脱硝装置直接纳入单元机组DCS进行控制尚需要进行一段时间的研究和实践后才能下结论。但是有一点可以明确的是，即使由脱硝装置配套独立的控制系统，该系统也应与单元机组DCS进行接口连接，通过DCS操作员站对其进行主要的监控。
5大型CFB锅炉控制系统与DCS的关系
300MW 级CFB锅炉电站技术的引进是我国“十五”国家重大技术装备研制项目，也是“十一五”国家大力发展的洁净煤燃烧技术。目前在建的世界上第一个大型CFB锅炉（鲁奇炉型）电站工程——四川白马1X300MW CFB示范项目预计于2006年投产发电。在白马1×300MW级CFB锅炉示范电站项目之后，相续的大唐云南开远2X300MW CFB项目、内蒙古蒙西电厂2X300MW CFB项目、国电云南小龙潭电厂三期2X300MW CFB项目、华电云南巡检司电厂2X300MW CFB项目、河北秦皇岛电厂2X300MW CFB项目、淮北平山2X300MW CFB项目、内蒙古准能煤矸石2X300MW CFB项目、广东韶关坪石B厂三期2X300MW CFB项目、宁夏大武口2X300MW CFB项目等应用大型CFB锅炉的建设项目正在进行工程前期工作，有的项目已进入实施阶段。另外，正在进行前期研究工作的中电投江西分宜电厂三期工程，还准备作为国内首个自主研发的300MW级CFB锅炉试验基地。300MW 级CFB锅炉的控制系统已经是近期电厂设计的一个重点。
300MW 级CFB锅炉与常规的燃煤炉相比，无论在工艺上还是控制逻辑和控制策略上，都存在着很大的差异，尤其是目前在国内应用较多的DCS品牌供货商几乎都没有实施300MW 级CFB锅炉控制的经验，故300MW 级CFB锅炉是单独设置独立的控制系统还是直接纳入机组DCS是困惑设计人员的一个主要问题。参考中国电力工程顾问集团公司300MW 级CFB引进消化吸收的研究成果和白马项目的设计、实践经验，就目前的情况来看，将大型CFB锅炉的控制直接纳入机组DCS 是可行的。在前面所述在建项目的设计方案论证中，基本上都是朝着这一目标在努力。
6结束语
文章对近两年大型燃煤电厂DCS的最新应用和发展进行了讨论。由于文章中讨论的一些新技术方案，如将空冷控制系统、烟气脱硝控制系统、300MW级CFB锅炉控制系统直接纳入单元机组DCS 的方案还都有待于各个工程项目的实践验证，故文章中的技术观点仅供现阶段工程设计时参考。至于烟气湿法脱硫控制系统，有的发电公司也正在尝试将其控制直接纳入单元机组DCS，但是否能够顺利实施，都还有待于进一步论证。但有一点可以预计，DCS发展到今天，排除电厂运行管理模式与生产关系因素，只要工艺上能够实现的系统，DCS几乎都能实现对其进行控制。
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火电厂DCS控制系统维护探讨 发表时间：2019-07-16T15:41:34.073Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：郑怡慧 [导读] 摘要：伴随着社会的发展以及科技的进步，DCS控制系统不断升级完善，系统的可靠性、经济性、安全性均在持续的提升。 (山西漳泽电力侯马热电分公司山西 043008) 摘要：伴随着社会的发展以及科技的进步，DCS控制系统不断升级完善，系统的可靠性、经济性、安全性均在持续的提升。但是，DCS控制系统仍然存在一定的缺陷，仍然无法将故障彻底阻绝，这也一定程度影响着机组及相关工作人员的人生安全。同时，在火电厂DCS控制系统运行过程中，普遍因为缺乏故障的应急处理经验，在发生故障之后，大多数检修人员都凭借着自身的经验以及系统的操作经验来进行处理，导致故障不断扩大、升级。对此，研究火电厂DCS控制系统故障的应急处理和预防有着显著意义。 关键词：火电厂；DCS；控制系统 一 DCS电源 1.因UPS或保安电源故障后电源自动装置切换时间较长,导致DCS或ETS瞬间失电造成停机的事故时有发生,分散控制系统宜采用双路UPS 冗余方式供电,进线分别接在不同供电母线上。例如某电厂因UPS电源温度高报警,保安电源作为备用电源不能及时(ms级)由备用转为工作电源,使FSSS火检柜两路电源同时丧失,全炉膛无火MFT。 2.配置独立的UPS不与其它设备共用,一旦因其它设备原因导致UPS故障势必危及DCS的安全。 3.UPS旁路电源当受到外界干扰时,输出电压波动大。将UPS负载控制在30%～60%额定输出功率范围内是最佳工作方式,避免因负载突然加上或突然减载时,UPS电源的电压输出波动大,而使UPS电源无法正常工作。如某厂一机炉曾发生因UPS旁路电源输出电压波动大,造成其下属所接的重要系统无法正常工作,而引发机组跳闸的事故。 二 DCS的软硬件 1.在选择DCS控制系统时要优先考虑有在类似机组上良好运行业绩的控制系统,这样的成套控制系统通过了工厂试验和实际投运,其可靠性得到了时间的检验。同时要尽可能多地了解不同DCS在其他电厂的使用情况,尤其是主要出现的重大问题,以便在招标中进行比对和取舍。 2.控制系统的硬件一定要具有高可靠性,在电子元器件上的生产工艺各环节上采用了成熟技术,电子模件最好能热拔插。控制器的运算和存储能力要足够,IO卡件具有很强的抗干扰能力。 3.控制系统从结构上要充分地采用了冗余技术。对于控制系统的控制器、网络通讯等必须冗余,且各冗余设备之间必须能实现无扰切换。采用冗余结构不仅能避免控制系统的局部故障扩大事故,保证机组安全稳定运行,同时也保证设备故障的在线排除,从而消除事故隐患。 4.控制系统软件的可维护性要好。尤其是以下几个方面:程序及软件的稳定性好,不会出现系统或单个控制器死机等问题;系统自诊断性好:控制器及IO信号有出错报警;人机交换友好:可以在线修改程序及下装;备品备件有可靠保证:在15年内采购容易且周期短,价格低;功能是否强大。控制系统的软件的可读性好,其组态功能块的种类是否能轻易实现DCS控制系统的各种工艺功能的需要。 另外,在DCS控制系统选型时,还要充分考虑到以下各个方面:为了确保控制系统的安全可靠性,控制器对数不能太低,以便于控制功能分配的合理分配;IO模块的数量要合理,以便在分配IO通道时既可以避免重要信号的过度集中,以确保各IO模件的余量合理等。 三 DCS网络 1.机组运行时在线调试实时通讯,因配置冲突导致网络故障。 2.为同其他系统通讯,在实时数据网上增加接口或更改网络结构,导致网络异常。 3.日常使用过程中,因经常对DPU修改或增加功能,导致DPU负荷率过高,影响网络正常工作。 4.制定完善的DCS系统操作制度,使用USB口的操作规定,以免外界的侵入控制系统。 5.热工专业平时要加强DCS系统的网络维护。如利用停机时间逐个复位DCS系统的DPU和MMI(操作员站),一般要求每隔半年要复位一次DPU和MMI,以消除计算机长期运行的累计误差;MMI站主机放置的地方,应定期检查工作环境和通风状况,避免通风散热不良导致的硬件故障或硬件加速老化;对于DCS系统和其他系统(比如MIS、SIS等)的接口,应该在其他系统侧的网关站上,加装病毒防火墙,并及时更新病毒库。同时及时更新操作系统的补丁,从而提高系统的安全性;定期检查系统风扇是否工作正常,以确保系统能长期可靠地运行;定期对DCS主系统及与主系统连接的所有相关系统(包括专用装置)的通信负荷率进行在线测试,确认在机组出现异常工况、高负荷运行、当DPU或通信总线产生冗余切换的同时出现负荷扰动时,网络负荷率控制在行业规定范围内。 四 DCS失灵后的后备操作 在《防止电力生严重大事故的二十五项重点要求》中规定了“操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求,特别是紧急故障处理的要求。紧急停机停炉按钮配置,应采用与DCS分开的单独操作回路”的要求,但目前仍有部分机组的手动停炉停机按钮没有直接接入跳闸驱动回路中,而是直接进入FSSS或ETS装置的输入卡件通道,参加逻辑运算后,再通过输出回路送至跳闸驱动回路。这样,在FSSS或ETS故障后,运行人员无法在集控室进行手动紧急停炉。关于MFT动作回路的设计目前有带电跳和失电跳两种方案。带电跳采用常开接点进行控制,采用常开接点进行控制的方案虽减少了误动的可能性,但增加了拒动的可能性,如DCS失电后MFT不能正常动作。失电跳采用常闭接点进行控制,即在DCS失电后,MFT仍能动作,比较来看,这种方案对机组是最安全的,减少了拒动的可能性,但却增加了误动的可能性。为了提高动作的可靠性和保证机组的安全性,部分机组采用了另一种方案,即在DCS正常的情况下,可通过DCS逻辑正常触发MFT继电器的常开接点来动作设备。同时为了保证DCS失电后MFT的正确动作,再引入一路220VDC直流电源,在DCS失电后,采用手动按钮直接动作直流继电器,去跳有关设备。但是这里仍然有一个设计观念问题,当DCS电源真正消失时,包括重要保护在内也不起作用了,此时机组处于不安全状态。按照《火力发电厂设计技术规程》(DL 5000-2000)中的要求,应设计炉膛安全监控系统失电后的紧急停炉保护。另外基于某电厂曾发生过DCS瘫痪机组停机后,因电气原因两台交流润滑油泵失电,由于润滑油压低联启直流油泵的联锁未做电气硬逻辑联锁,故直流油泵未自动联启,同时没有及时手动启动直流油泵,导致汽机化瓦事故的发生。因此系统设计上必须充分考虑安全原则,涉及机组安全停机和失电情况下的安全联锁功能,除在控制器逻辑内实现外,还应在就地硬逻辑中设计并实现。 五 DCS施工的可靠性 1.施工中要注意盘柜与地的可靠绝缘和盘柜母线的可靠接地,同时对孔洞等必须做防火处理,盘柜等要有防振动措施。 2.敷设电缆时尤其要注意强电弱电分开,屏蔽线的可靠接地和抗干扰,如果混淆,可能造成DCS板卡的烧毁。在布线过程中一定要按照设计
循环流化床锅炉是被国际公认的高效、低污染的清洁燃烧技术，是国家重点鼓励和发展的环保节能项目。该锅炉具有燃烧效率高，负荷调节范围大，无需加装脱硫、脱硝装置即可实现90%脱硫率，满足环保要求，以经济的方式解决大气污染问题，而且煤种适应性广，排出的灰渣活性好，容易实现综合利用。 目前国内300MW等级循环流化床锅炉消化引进阿尔斯通技术，和常规煤粉锅炉相比主要在燃烧系统方面存在差异其具有如下特点： ?通常锅炉四角分别布置4个返料器和4个外置流化床，外置床中布置了中温过热器，低 温过热器和高温再热器等锅炉受热面。 ?锅炉左右两侧配有风道燃烧器，每侧风道燃烧器含有两支油枪，床上左右两侧各配有 4支床上油枪。 ?风烟系统中一次风作为主要流化风，二次风分上中下分级送风助燃，多路流化风对返 料器、外置床等受热室起到流化作用。 ?风烟系统中灰循环的合理建立是锅炉稳定燃烧的重要前提，也是控制床温、再热汽温 的基础。 ?由于循环流化床锅炉的复杂性，锅炉炉膛安全监测系统和常规煤粉炉有较大差别，包 含锅炉跳闸BT、送风跳闸AT和主燃料跳闸MFT三个主要跳闸信号。 ?由于循环流化床锅炉的大滞后特性，自动控制难点在协调控制，床温控制、床压控制、 过热汽温控制和再热汽温控制。 ?对于循环配套直接空冷系统，直接空冷的控制关键在于风机转速主指令控制，即如何 设定好背压是一个关键，既能够考虑到汽轮机效率，又能考虑到风机电耗率，达到一个最佳经济性指标，同时兼顾到低温防冻保护。 图1?1 循环流化床机组示意图 1.2配置方案 蒙西DCS项目由DAS、FSSS、SCS、MCS、DEH、ECS、ACC等部分组成，总点数约20000点，采用TPS系统，总配置单元机组配置控制器18×2对,公用系统配置控制器2对，ACC
火力发电厂分散控制系统(DCS)基本知识 1.分散控制系统（DCS） 分散控制系统，英文名称distributed control system，简称DCS。可以理解为：集中监视，分散控制的计算机系统。 DCS系统按照功能可以分为：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、顺序控制系统（简称SCS，有时旁路控制系统BTC和电气控制系统ECS作为SCS的子功能）、数字电液控制系统（DEH）、汽机保护系统（ETS）。部分火力发电厂汽机保护系统ETS用PLC来实现、旁路控制系统BTC使用专用控制系统（不包含在DCS系统内）。 DCS系统也可以按照工艺系统来划分。比如某电厂的DCS系统按工艺系统划分为：一号锅炉控制系统、一号汽机控制系统、二号锅炉控制系统、二号汽机控制系统。 2.数据采集系统（DAS） 数据采集系统，英文名称data acquisition system，简称DAS。采用数字计算机系统对工艺系统和设备的运行参数进行测量，对测量结果进行处理、记录、显示和报警，对机组的运行情况进行计算和分析，并提出运行指导的监视系统。 DAS至少有下列功能： ●显示：包括操作显示、成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警显示等。 ●制表记录：包括定期记录、事故顺序记录（SOE，毫秒级扫描周期，信号类型为开关量输入DI）、跳闸一览记录等。 ●历史数据存储和检索。 注：操作员站相应时间测试。 3.模拟量控制系统（MCS） 模拟量控制系统，英文名称modulating control system，简称MCS。是指系统的控制作用由被控变量通过反馈通路引向控制系统输入端所形成的控制系统，也称闭环控制或反馈控制。其输出量为输入量的连续函数。火力发电厂模拟量控制系统，是锅炉、汽轮机及其辅助运行参数自动控制系统的总称。 火力发电厂主要自动一般有：协调控制系统、给水控制（汽包水位控制）、炉膛负压控制、送风控制(包含氧量校正)、燃料控制、过热器减温水控制、再热器减温水控制、除氧器水位控制、凝汽器水位控制等。
大中型火电厂DCS自动控制系统改造及应用 发表时间：2019-05-24T11:15:21.157Z 来源：《电力设备》2018年第35期作者：赵立强 [导读] 摘要：自动控制系统是数字技术在社会资源开发中应用的主要技术形式，具有系统化、多元性及创新性等特征。 (内蒙古白音华自备电厂内蒙古锡林郭勒 026200) 摘要：自动控制系统是数字技术在社会资源开发中应用的主要技术形式，具有系统化、多元性及创新性等特征。基于此，结合当前火电厂自动控制系统的应用情况，探究了技术优化策略，以提升技术应用安全指数。 关键词：火电厂；自动控制系统；创新性 引言 自动控制系统在火电厂中的应用是社会发展的主要动力，与当代产业动力需求紧密相连。研究发现，阶段性归纳技术问题，可及时发现技术应用中的问题，推动系统升级。因此，火电厂自动控制系统优化策略的探究过程也是火电厂技术整合、创新的过程。 1自动控制系统概述 自动控制系统是生产设备在无人操控的状态下，自主按照已设定的生产程序进行生产加工。自动化控制系统在火电厂中的应用主要是指DCS系统的生产应用。该程序一方面运用数字命令实现发电原料传送、发电原料燃烧以及能力转换，另一方面借助数字显示窗口、信息采集与处理程序，关联产品转换的各项环节。按照火电厂自动化控制程序的设计结构，可将系统分为程序管理、程序操作与控制和终端控制窗口三部分。三者协作大大缩减了火电厂生产成本，提升了生产效率。 2火电厂自动控制系统应用中的问题 DCS程序作为火电厂自动控制系统的代表形式，在实际应用中仍存在诸多问题。 第一、硬件故障：自动化控制系统发挥控制作用，需借助其他辅助性元件完成动力转换。因此，当外部辅助零件出现故障时，自动化控制系统将无法继续工作。例如，火电厂生产设备限流保护不当，导致输电线路短路；系统电力传输线路破损、连接不当以及线路受潮等，导致自动化控制程序无法启动，影响电力转换系统的正常工作。 第二、热工程序问题：火电厂发电时，动力转化环节、热工强度检测/计算环节是电力转换的关键。由于自动化控制系统程序长期处于一线生产环境下，系统多处于离线工作状态，但热工生产信息输出却是联网状态。若热工转换信息系统已更新而自动控制系统未更新，生产中将出现系统信息识别不准确或者信息无法识别的状况，影响DCS系统的生产能力。 第三、程序信号干扰：实际应用中，DCS系统可能出现受信号影响的情况。一方面，DCS自动控制系统为半开放信号传输程序，即系统完全依靠程序信息安全识别窗口进行安全管理，缺少直接的安全管理体系，一旦外部传输信号超出正常信号强度，自动控制程序将受到干扰。另一方面，自动化控制系统长期处于干燥、灰尘积压的环境，外部元件易与空气摩擦产生静电，进而对程序信号产生干扰。 3火电厂自动控制系统的优化策略 为进一步优化火电厂自动控制系统的应用效果，必须解决火电厂自动化控制程序应用中的问题。 3.1针对性解决硬件故障 结合火电厂自动化控制系统的应用实际，对DCS程序涉及的外部元件进行系统性检查，并给予解决。第一，处理火电厂电力传输线路、动力转换设备及电力采集系统等方面的外部元件障碍问题，加强自动化控制系统的限流保护强度。第二，将火电厂自动化控制系统关联的元件应用环境、电源传输通路等部分，更换为更安全的限流传输控制环境。火电厂进行自动化控制系统优化时，需以外部应用元件优化为首要环节。安全检测人员现场勘察发现，自动化控制系统多个连接端的限流保护值差异较大，外部电力系统线路老化，且限流线路极易发生短路。因此，按照最新版自动化控制系统做功功率范围，重新调换了限流线路和设备元件，以确保自动化控制系统在火电厂发电中的安全应用[1]。 3.2热工程序计划性、目标性调节 3.2.1热工程序计划性调节 火电厂应用自动化控制系统做功时，需经I/O通道程序进行动力供应信号传输，再利用终端控制器将产生的信息反馈到中心控制体系。因此，热工程序优化时，必须确保信息传输环节和信息反馈环节的完整，以提升信息传导速率。例如，某火电厂自动化生产系统优化时，程序研究人员先按照该火电厂内DCS系统终端反馈窗口数量布设终端自动控制模型。模拟火电厂热工转换时，各DCS系统I/O接收渠道的各种情况，然后在故障指令处理程序中加入模拟分析问题的处理方法。而自动化系统的终端控制环节，采取信号指令模糊传输法，拓展系统在热工处理环节的信息识别范围。热工程序应用后，检测自动化系统的热工运作情况发现，热工终端反馈数据准确率为98.78%，程序检测、反馈等周期为30.89～35.88s，与程序优化前差异较大。可见，计划性自动化控制系统优化在火电厂动力转换中发挥了重要作用[2]。 3.2.2热工程序目标性调节 目标性人工调节实质上是周期性技术调节的过程。首先，自动化控制程序需定期更新，以确保火电厂动力控制端输出信息与自动化热工控制程序相适应。其次，按照火电厂每日生产需求，科学调整自动化程序数据采集命令的范围。某火电厂以DCS系统作为火电厂动力转换的主要控制方法，解决了自动化系统实际应用中存在的信号识别能力差等问题。系统检验人员进行程序优化时，在程序管理层设计了系统更新命令，将程序控制环节和程序操控环节统一设定了信息识别检验标准A。当外部输出信息不在A范围时，自动化程序将提示系统更新。同时，该企业对火电厂自动控制系统中的数据传输和热工计算环节进行了联网设计。当程序自主检测到程序新版本时，技术结构将自动更新。此外，自动化系统优化后，系统控制命令信息传输体系一部分信息借助云空间存储，一部分信息利用磁盘存储。为确保自动化程序可流畅性做功，技术人员只需适当扩充磁盘存储空间。该火电厂的自动化控制程序处理策略，是数字技术实践中优化的具体表现[3]。 3.2.3解决程序信号干扰问题 火电厂的系统信号干扰问题，可通过改善程序安全管理体系的方法解决。某火电厂自动化控制系统优化时，需重设自动化系统安全渠道。程序开发人员在当前技术体系基础上，增设了火电生产中线路电阻、电压和电容等环节的检测。同时，火电厂将程序安全操控命令设定为热工程序计算和终端反馈信息安全管理两部分。火电厂动力传输时，一旦内部电磁波超出内部电流控制的安全指数，安全防护系统将立即借助绝缘元件进行阻隔。若电磁波的强度较大，系统将立即切断本次电力传输渠道，改为多批次电力功率传输。此外，改进后的DCS
火电厂dcs控制系统 什么是dcs控制系统ECS）：其主要作用是发电机的启、停控制及逻辑；厂用电系统各开关的控制及逻辑；电气系统的各参数与设备状态的监视；继电保护动作情况、故障报警及时间顺序记录。MEH）：其主要作用是调节汽泵组的转速，可完成如下功能：挂闸、升速、定速、CCS控制、超速保护等功能。BCS）：旁路系统是一个独立的系统，旁路控制能完成旁路操作的确切要求，并能完成安全功能或快开/块关功能，其基本组成部分分为高旁控制器和低旁控制器，主要实现高低旁的压力控制和温度控制。系统的主要技术概述 DCS在火为发电厂烟气脱硫控制系统的应用电厂脱硫是将燃煤机组烟气中的含硫化合物降低到符合国家排放标准的一种工艺，目前常应用比较广的是湿法脱硫工艺。该工艺主要包括工艺水系统，石灰石浆液制备、输送系统，吸收塔系统，石膏脱水系统，烟气系统等子工艺系统。主要设备有湿式球磨机、浆液输送泵、氧化风机、浆液循环泵以及增压风机等。就其控制系统而言，湿法脱硫工艺一般具有以下特点： 烟气脱硫的控制对象比较特殊但数量较少，控制对象较分散，控制使用的PID较少，控制回路较简单；闭环控制较少，开环控制较多，实时性要求不太高。另外，顺控较多，注重的是时间控制，保护要求不多。因此，脱硫控制系统是一个以开关量为主，模拟量为辅并伴有少量调节回路的系统，属于典型的混合控制系统，其控制I/O点数约3000点。 本系统采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，该工艺是目前世界上应用最为广泛和最可靠的工艺。该工艺以石灰石浆液作为吸收剂，通过石灰石浆液在吸收塔内对烟气进行洗涤，发生反应，以去除烟气中的SO2，反应产生的亚硫酸钙通过强制氧化生成含两个结晶水的硫酸钙（石膏）。 总结随着计算机技术、通讯技术和控制技术的不断发展，为满足电网需要，火电机组必须具备更高的调节适应能力，采用厂级监控信息系统（SIS）、一体化的分散控制系统（DCS）
DCS分散控制系统中英文对照 DCS-----------------------------分散控制系统 BTG-----------------------------常规摸拟仪表 RUNBACK-------------------------自动快速减负荷 RUNRP---------------------------强增负荷 RUNDOWN-------------------------强减负荷 FCB-----------------------------快速甩负荷 MFT-----------------------------锅炉主燃料跳闸 TSI-----------------------------汽轮机监测系统 ETS-----------------------------汽轮机紧急跳机系统 TAS-----------------------------汽轮机自启动系统 AGC-----------------------------自动发电控制 ADS-----------------------------调度自动化系统 CCS-----------------------------单元机组协调控制系统 FSSS----------------------------锅炉炉膛安全监控系统 BMS-----------------------------燃烧管理系统 SCS-----------------------------顺序控制系统 MCC-----------------------------调节控制系统 DAS-----------------------------数椐采集系统 DEH-----------------------------数字电液调节系统 MEH-----------------------------给水泵汽轮机数字电液调节系统BPS-----------------------------旁路控制系统 DIS-----------------------------数字显示站 MCS-----------------------------管理指令系统 BM------------------------------锅炉主控 TM------------------------------汽轮机主控 DEB-----------------------------协调控制原理 ULD-----------------------------机组负荷指令 ABTC----------------------------CCS的主控系统 MLS-----------------------------手动负荷设定器 BCS-----------------------------燃烧器控制系统 PLC-----------------------------可编程控制器 UAM-----------------------------自动管理系统 MTBF----------------------------平均故障间隔时间 MTTR----------------------------平均故障修复时间
( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 浅谈火电厂DCS系统调试的质量 控制(新编版) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.
浅谈火电厂DCS系统调试的质量控制(新编 版) 1引言 火电厂分散控制系统(DCS)是以微机为基础，根据系统控制的概念，融合了计算机技术、控制技术、通信技术和图形显示技术，实现集中管理，分散控制。它根据火电厂工艺特性，将控制系统分成若干独立子系统，由相应的分布式处理单元独立完成，分布式处理单元可根据功能和地理位置分散布置。DCS的各子系统分工协作，并行工作，得用系统通信网络进行数据交换，共享系统资源。特别是电气控制系统纳入DCS后，DCS已成为火电厂完整的控制系统。 由于DCS系统已成为火电厂控制、监视的主要设备，因此DCS 安装完毕后进行的调试就成为火电厂建设的一项重要工作，监理人员对DCS系统的调试质量必须进行有效的控制。系统调试是对工程
质量进行系统检验、并使其的功能得以正常发挥的过程。调试不但能及时发现问题进行改进，而且正式运行后的效果往往较好。反之，如调试效果不好，对存在的质量问题不及时改进，既会浪费能源又影响机组出力。所以，在系统工程调试阶段对DCS的质量控制十分重要。 监理人员在调试阶段首先要审查工程承包商提出的调试方案和调试报告，并报业主审批通过。具体调试过程要在监理的监控下完成，并填好相应的记录及调试结果，报业主签证认可。监理审查调试报告是控制工程调试质量的重点和关键。一个合理、可行、完整的调试报告是整个系统顺利调试的前提；掌握准确、真实的调试数据和结果是系统调试的真实反映，同时也是竣工验收和将来系统运行中检查故障的重要依据。审查完调试报告后，即可按报告中的步骤控制系统调试。 2DCS系统调试 DCS调试的具体过程根据其调试的阶段，应包括硬件、仪表的测定和调试；系统指标及软件调试；系统调试。