渭河发电有限公司#3机组DCS改造
——HoneywellTPS系统在3机组DCS改造中的应用
一．机组简介；
渭河发电有限公司#3机组系上海锅炉厂、上海汽轮机厂、上海电机厂成套生产的国产300MW汽轮发电机组，锅炉型号为SG-1025/16.7-M315型亚临界中间再热自然循环汽包炉；燃烧方式为四角切圆燃烧，制粉系统采用中间仓储式，配四台低速钢球磨，热一次风送粉；汽机型号为：N300-165/535/535亚临界一次再热单轴四缸四排汽冲动凝汽式汽轮机，8级回热（3级高压加热器，1级除氧器，四级低压加热器）；发电机转子绕组水冷方式，配主付励磁机。机组于1991年8月正式投入运行.
二．机组改造前控制系统概况：
热控系统由横河西仪公司的CENTUM—V分散控制系统实现模拟量控制（MCS）和数据采集（DAS）功能；PLC完成FSSS和部分辅机顺控；30旁路系统由西门子AS220的一个子系统构成；汽轮机监测装置（TSI）采用菲利浦RSM700；主辅机保护联锁装置采用继电器搭接；电气控制采用传统继电器和专用装置构成。汽轮机调节系统为上海汽轮机厂配套生产凸轮配汽机构的电液调节系统。操作方式以硬手操和操作把手为主要操作手段。
三．改造方案选择：
为了切实保证DCS改造后有较好的可操作性，同时保证改造后的控制系统有较好的性能指标、功能分配和性能价格比，作了大量的前期预备工作。对一次设备状况进行了具体的调查分析。提出改造的基本原则和模式。
3.1、改造的原则：
3.1.1以实用、可靠和先进为基本原则，确定以CRT操作为主，在原控制室内能进行操作和监视的，全部纳入DCS系统。
3.1.2DCS设备要求可靠、性价比优良和产品延续性好
3.1.3DEH选用纯电调，采用高压抗燃油系统
3.1.4机本体保护和炉MFT保护作为机炉运行中异常状态下的最后也是最直接的保护措施，要求汽机ETS系统及锅炉BMS系统动作的及时性能好，考虑到PLC是模拟原继电器控制原理发展起来的，在逻辑运算方面表现出快速的优点，将ETS从DCS中分离出来，采用独立的控制设备PLC实现；锅炉MFT保护配置冗余的继电器硬逻辑保护柜，确保事故情况下万无一失。
3.1.5电气部分如厂用电监控、发电机增减负荷等纳入DCS系统进行控制。
3.1.6模拟量控制系统的执行机构取消外挂伺放，采用软伺放。
3.1.7DCS系统处理器和I/O点分配方案一般有两种方案：按实现功能和按系统工艺。为了方便治理，处理器及I/O采用按设备的功能划分配置。
3.1.8远程I/O是在系统中将一些信号处理和控制功能转移到现场设备四周，采用通讯技术连接到主控制器，以达到降低造价（如减少电缆），减少施工工作量的目的。对物理位置集中的温度测点信号采用远程智能I/O进入DCS，如：汽包和过热器壁温监测，发电机线圈、铁芯温度监测，汽轮机缸壁温度监测，循泵等辅机温度监测等。
3.2改造模式
集控室在原基础上进行改造，吸收目前最新的改造理念，采用大屏幕，彻底抛弃了常规仪表和盘台。取消原集控室卧盘、立盘和辅盘，改造后集控室配置6套操作员站、一台值长站和两台大屏幕，报警光子全部采用软光子。为了保证在DCS系统失灵的情况下，主机、主要辅机在事故状态下能安全可靠的启、停，控制立盘上的热工仪表仅保留了两块锅炉汽包水位电接点表，一块除氧器水位电接点表，两台工业电视，其余常规仪表全部取消；操作台仅保留了“紧急停机”，“紧急停炉”，“交、直流油泵启、停”等少量后备事故硬接线操作按钮，正常操作通过CRT完成。
四．改造概况；
整个改造工程自2003年12月开始设计，2004年2～4月份进行控制系统组态工作，3月下旬，改造工程正式开始。在改造过程中，共更换了控制电缆270多公里，拆除所有旧的控制盘柜，新电子间安装控制盘柜60多面，热控电缆全部更换，电气电缆部分更换，经过近三个月的奋战，在6月底系统安装调试基本完毕。机组于6月27日一次启动成功。
五．改造后的系统配置；
5.1系统设计特点：
整个热控系统由DCS、DEH、ETS和TSI等构成，DCS选用美国霍尼韦尔公司的TPS系统，包括MCS、BMS、BSCS、TSCS、DAS、ECS六个子系统，共配有8对冗余配置的处理单元（HPM）、2个远程I/O柜，6个操作员站、1个工程师站、1个历史站和1个OPC服务器（现用做工程师站，处理报表和性能计算）。系统由两条冗余的UCN网、一条冗余的HIWAY网，一条冗余的LCN网和一条以态网组成。UCN网和LCN网组成TPS系统控制网络，LCN网络为TPS系统操作网络，以太网则构成TPS系统信息网络。
UCN网和LCN网之间通过两对网络界面模块（NIM）相连接，HIWAY网和LCN网之间通过一对冗余的通讯模块（EPLCG）相连接。HIWAY主要用于TPS系统和第三方控制系统的数据交换，HIWAY采用MODBUS协议，通过2个PORT分别和ETS（采用RS485接口）和DEH交换数据（采用RS422接口）。由于MODBUS协议的通用性，以及RS485/422接口的可扩展性，TPS系统和其它系统的集成非常方便。系统采用GPS卫星系统校时，GPS系统接入工程师站。整个系统设计与单机容量300MW机组的其它工程基本相似。系统配置图见附图1
5．2DEH选用上海新华控制工程公司的DEH-IIIA系统，采用高压抗燃油调节控制系统。
5.3ETS系统选用美国施耐德自动化公司的ModiconTSXQuantum系列PLC产品。采用双控制器热备，当运行的控制器出现故障，可自动切换到备用控制器换上，大大提高了系统可靠性。
5.4汽轮机监测装置（TSI）由原来的菲利浦RSM700升级更换为菲利浦MMS6000系统
5．5系统供给方案采用两路UPS电源供电。
5．6整个厂房地底均为电气接地网，系统的接地选择一处没有强电干扰的地点打入接地桩，并与电气接地网相连，接地电阻小于1欧姆。
5.7SOE分辨率为1毫秒，分两部分显示，进入ETS的所有点，其动作顺序通过历史站上的专用软件显示，DCS配有专用SOE卡，SOE卡上的点动作顺序通过DCS工程师站查看。
5.8DCS系统配置12个继电器柜，继电器柜即作隔离用，又做接点容量放大用。继电器柜通过预制电缆与开关量输出卡（IOP）的端子板卡件（FTA）端子相连。控制输出信号通过中间继电器柜，再去控制现场设备。
六、系统功能：
改造后系统包括：⑴、模拟量控制系统（MCS）；⑵、燃烧控制系统（BMS）；⑶、数据采集系统（DAS）；⑷、危机停机系统（ETS）；⑸、汽轮机/小汽轮机电液调节系统（DEH/MEH）；⑹、旁路控制系统（BPS）；⑺、顺序控制系统（SCS）含吹灰、汽轮机、锅炉辅机联锁保护；⑻、电气控制系统（ECS）。
MCS系统：共设计模拟量自动调节系统63套，主要包括协调控制系统、送、引风、汽温、汽压、汽包水位、汽机单回路调节系统等。
BMS系统：将原BMS系统纳入，并增加制粉系统控制，参与灭火保护信号通过硬接线进入BMS系统，对原哈中能火检装置进行更新升级。
SCS系统：系统含锅炉、汽机顺序控制、联锁逻辑等。共设计34个顺序功能组，主要包括：送、引风机、一次风机、空预器启停控制、锅炉制粉系统顺序控制、高、低加顺序启停控制，给水泵启停程序控制等，。
DAS系统：实现监视所需的数据采集功能。
ECS系统：电气部分除保护系统以外全部纳入DCS系统控制。包括厂用电电源联锁、备自投、监视控制以及发电机自动同期、并网升压增减负荷等功能。
DEH系统：采用DEH-IIIA高压抗燃油调节系统控制汽机转速及负荷控制，与DCS配合实现机炉的协调控制，提高机组运行的稳定性及调峰能力。系统具有远方挂闸、冲转、升速、定速、严密性试验、103.110超速保护、并网(自动同期)、增减负荷等功能，能人为设定目标转速及目标负荷，升速率等。
ETS系统：具有转速、真空、轴向位移、振动、汽轮机差胀、润滑油压、EH油压、发变组故障等多项大、小机保护功能，实现机组的安全停运,最终执行对象停机电磁阀。保护的投切和ETS通道试验在操作员站上设有专用ETS监视操作画面，操作指令由DCS通讯到ETS，动作结果和开关状态反馈的 状态由ETS传送到操作员站进行显示。
六、改造前、后变化：
6.1分控制策略和逻辑回路和改造前基本一致，模拟量控制整合了原控制系统所有功能，顺控和联锁回路按照规程重新设计，同时考虑运行人员的操作习惯
6.2RB逻辑变化
增加发电机失磁RB动作。RB动作后投油切粉顺序发生变化，由原来的投A层油和D层油改为只投D层油，切粉顺序从原来的切F、E上两层粉改为切B、C下两层粉，以适应机组低负荷时投上层粉燃烧工况。
6.3给粉机启动答应条件变化
给粉机启动答应条件由的原来相邻给粉机运行和三分之二油层投运或负荷大于50改为相邻给粉机运行或相邻油层投运和其它任一层油层投运或负荷大于50。
6.4煤层有火逻辑从对角有火改为任意两个角有火。
6.5保护投切方式变化
保护的投切从原来的投切硬开关变为鼠标点击CRT画面实现，当信号存在时，该项保护无法投入，彻底杜绝人工误操作的可能性。
6.6油泵的联锁
设计甲、乙小机主、备用油泵联动，甲、乙小机交、直流油泵联动，主机交、直流油泵联锁逻辑由DCS系统完成，考虑到DCS系统运算及通道输入输出需要一定的时间，为了保证这些联锁的及时性，将其设计为双回路联动，即硬接线回路和顺控软逻辑回路，CRT画面有联锁投切开关，当软联锁开关投入时，硬联锁回路通过DCS输出开关量自动投入，正常情况两个回路并列运行。
6.7汽轮机跳闸信号
汽轮机跳闸信号是重要联锁信号源，要求其可靠性高，将汽轮机跳闸综合信号在原来甲、乙主汽门关闭和#1--#4中联门关闭信号基础上增加AST电磁阀动作停机信号。
6.8控制回路可靠性增强，维护量减少
改造后取消逻辑回路中的中间继电器、时间继电器，逻辑采用软件完成，软件一旦做好，其逻辑不会改变，减少了硬件故障的可能，所以，动作的可靠性提高了。使用继电器等硬设备搭接逻辑轻易造成接触不良，故障点多，通过软件实现，减少维护工作量。
6.9运行设备直观，一目了然。
改造后按热力系统绘制流程图，流程图上显示设备状态，流程图之间又能相互切换，每进入一个流程图后，一次设备状态、参数显示一目了然，设备的操作全部在CRT屏幕上完成。
7.0方便事故分析
改造后重要数据都记录进入事故顺序数据库。若发生设备故障，查阅追忆记录，同时还可以查阅参数变化和操作记录等，判定故障的原因。
七、就地设备改造：
为使改造后的系统更好地发挥效应，对部分就地控制设备和一次测量部分进行了改造：
1．电动门加装隔离输出行程开关，并更换部分电动门。
2．一次测点进行精简，对同一物理量既有变送器测点又有压力开关测点进行显示和报警，取消压力开关测量测点。
3．更换温度测量一次元件
八．调试发现问题及解决：
8．1DCS系统硬件损坏情况及原因：
调试期间共损坏卡件11块，其中开关量输出卡3块，开关量输入卡1块，开关量输入端子板3块，热电阻温度测量端子板3块，热电偶温度测量端子板1块。由于现场接地点和强电串入而损坏卡件3块，热稳定性能不好的卡件1块，通讯故障卡件1块，因卡件质量问题输出自动漂移2块，通道故障4块，见下表
序号卡件类型数量故障原因
1开关量输出卡DO(IOP)3通道坏
2开关量输入端子板DI(FTA)1通道坏
3热点偶温度测量端子板TC(FTA)1通讯故障
4热点阻温度测量端子板RTD(FTA)1热稳定性不好，数值经常显示BAD
5热点阻温度测量端子板RTD(FTA)2通道显示跳变
6开关量输入卡DI(IOP)1强电串入，通道坏
7开关量输入端子板DI(FTA)1强电串入，
7开关量输入端子板DI(FTA)1现场都有接地点，通道坏
8.2有源信号接入问题
TPS系统接入模拟量有源信号时，要求信号和系统共地，当信号和系统不共地时，有源信号地线和模拟量输入卡的逻辑地之间电势在-5伏至 7伏之间，通过剪掉模拟量输入端子板上的零电阻，弥补不共地问题，达到对信号正确测量；当有源信号地线和模拟量输入卡的逻辑地之间电势差超出-5伏至 7伏时，只能通过增加隔离器，这次改造共增加7个隔离器，保证了测量回路正常运行。
8.3四线制位置反馈接入问题
旁路系统的西门子高、低旁控制阀使用的四线制位置反馈，位置反馈工作电源为24伏直流电源，输出4—20毫安电流。改造时将原旁路控制柜取消，旁路控制纳入DCS控制，但DCS系统没有专门的外供24伏直流电源，考虑到模拟量输入端子板接内供电输入信号的端子提供24伏直流电源，尝试将模拟量输入端子板接内供电输入信号的端子TB1和TB2当作四线制位置反馈电源，模拟量输入端子板接外供电输入信号的端子TB2和TB3作为四线制位置反馈的信号输入端。试验成功，问题解决。
8．4BMS机柜和BMS出口继电器保护柜电源失去不发生MFT问题
最初设计BMS机柜和BMS出口继电器保护柜电源失去只进行软光子报警，考虑到BMS的重要性，将安全、可靠应放在首位。增加BMS机柜和出口继电器保护柜电源失去触发MFT动作。
8.5应用软件的使用
DCS操作员站流程图绘制软件有一定的逻辑处理功能，Honeywell的TPS系统操作员站流程图绘制使用的是WindowsNT平台开发的Displaybuilder专用软件包，开始将部分试验功能的逻辑采用Displaybuilder脚本语言编写，考虑到操作员站可靠性要低于下位机控制器，操作员站死机也是不可避免，从安全角度考虑，要求将所有逻辑在下位机控制器中实现，操作员站只实现命令的传达和状态的显示。
九．改造的几点心得；
1．卡件布置要和应用软件相对应
I/O卡件布置在DCS改造一联会硬件冻结时完成，当时应用软件还没有设计完，加之设计人员对Honeywell这套系统还没有全面了解，认为等到组态时卡件布局再进行调整，结果组态时只能进行个别卡件调整，导致后来组态时控制器间通讯数据量偏大，不但增加组态工作量，而且导致CPU的负荷率偏高。
2．整个系统应有统一标准
同一系统应按照一个标准进行设计，例如端子排的分配等。调试时发现汽机顺控（TSCS）中开关量输入端子板上按照先开反馈信号后关反馈信号的顺序分配端子，而锅炉顺控（BSCS）中开关量输入端子板上按照先关反馈信号后开反馈信号的顺序分配端子，导致大量接线错误。
3.按工艺流程分配控制器功能
现在DCS系统处理器的功能不断加强，每个处理器不但可以处理模拟量，而且也可以处理开关量，不但可以做控制站，而且也可以做监视站。人为将每个控制器划分为模拟量控制，开关量控制，监视站用，无形中浪费系统资源，增加控制器之间数据传输量。将一个或几个工艺流程设备的控制功能分配到一个处理器，可以减少控制器之间数据传输量，实现资源优化配置。
4.DI点隔离的必要性
DCS系统查询电压若采用低电压，如采用24伏直流电压，一定要注重强电串入开关量输入端子板。一般情况下，电厂控制信号电缆上也都有感应电压，若不采取有效措施，可能威胁卡件的安全运行；采取必要的隔离手段，可以有效的防止感应电压和强电串入板卡而导致板卡损坏，提高了卡件工作的安全性。
5.接地重要性，
不但要注重DCS系统总接地，同时也必须确保各接入电缆的屏蔽层在机柜侧单端接地，只有这样，才可以有效防止大电流窜入机柜损坏卡件。
6.在调试结束后，应将全部逻辑冻结，不用的逻辑删除，若要进行逻辑修改，应做好具体记录。
7.现在任何一套DCS系统都可以满足电厂控制要求，只要软件设计人员充分了解被控对象和全面把握控制系统，才能使控制系统发挥出最佳性能，被控设备可以达到最优状态。
十、遗留问题：
1．报表和性能计算没有完成
这次改造硬件供给商为Honeywell，应用软件由热工院设计，软件设计人员对Honeywell这套TPS系统报表和性能计算编制的系统软件还没有完全理解，报表和性能计算直到机组并网发电还没有完成。热工院在Honeywell技术支持下正在完成报表和性能计算。
3．DCS与DEH通讯速度较慢
模拟量通讯数据10秒刷新一次，开关量通讯数据5秒刷新一次，若再提高通讯速率，轻易引起通讯阻赛。目前还没有一个可行解决方案。
4．制粉系统顺控没有完成
国产机组锅炉制粉系统的自动控制目前在国内没有一个十分成熟的方案，所以制粉系统设计仍沿用手动操作为主。制粉系统顺控还没有完成设计，热工院预备以后完成制粉系统顺控功能。
5．CPU负荷率偏高，即使操作员站上数据刷新率2次/秒，个别CPU负荷率有时达到80以上。目前还没有一个可行解决方案
十一、结论：
1．此次DCS系统改造是成功的，改造后的控制室简洁、美观，控制盘台数量也大为减少，大屏幕的应用使改造后的整体效果提高了一个台阶，方便了运行人员的操控，减轻了运行人员监盘的强度。
2．从系统控制设备的硬件及控制软件来看，还是比较可靠的；自改造后，未出现因网络、设备原因导致机组减出力和停运事故。控制器没出现过死机现象，机组运行的安全性和控制可靠性都有所提高。
3．顺序控制系统、联锁及保护系统较改造前的可靠性有所提高，机组的保护投入率达到100。
4．能够实现AGC功能，确保机组在厂网分离的格局下能更灵活地接受调度的负荷指令，提高了上网竞争能力。
5．DCS系统组态方法比较传统，没有采用现在流行的图形组态手段，给维护工作带来不便。
6.控制策略仍沿用传统的手段，没有吸收高级控制方法，对一些多偶合多变量的自动仍不能投入，如，制粉系统等。
7．DCS系统没有与厂级MIS系统连接，设计的OPC服务器改作其它用途，机组运行的相关数据向MIS网络发送有待解决。
8．MCS系统共设计自动调节系统63套，调试人员正在积极努力下，自动调节系统的投入率和调节品质正在进一步提高。
9．由于从设备招标到组态的预备时间较短，软件设计人员对Honeywell这套TPS系统了解不够，I/O点的布置未能达到最优化配置，CPU负荷率偏高。