#5机组1994年12月投入运行，控制设备老化，数据不能实现共享，部分控制策略未达到25项反措及安全性评价要求，机组运行的安全可靠性及自动化水平低，满足不了机组优化控制的要求，为适应电力技术飞速发展，2004年5月，进行了＃5机组DCS控制系统改造。

 

1.系统介绍

    采用北京和利时公司的MACS系统，实现机炉一体化微机监控。控制站按生产工艺系统划分，共为5个站，＃10站为锅炉烟风系统、制粉系统；＃11站为FSSS；＃12站为锅炉汽水系统、汽机发电机定子温度；＃13站机侧自动、顺控；＃14站为ETS（机保护）和DEH（电调）控制系统。

 

2.功能特点

 2.1  系统软件平台为windows　NT　4.0操作系统中文版。
 2.2  各个工作站采用相同的主控单元，同类型的I/O点采用相同的I/O模件。操作员站、工程师站采用相同的硬件配置及软件平台。各子系统的应用功能均用同一种图形组态工具实现。
 2.3  系统管理网络SNET采用并行冗余100M总线结构的以太网，控制级网络（现场总线级网络 FBUS）采用标准EN10570的现场总线PROFIBUS-DP/PA现场总线。
 2.4  采用CLIENT/SERVER（客户/服务器）结构，所有的数据管理和处理均由系统服务器完成，使系统内部各项数据更加准确，并确保一致性。每个客户机申请的数据被打包后快速的、有效的传递，大幅度降低通讯负荷，同时使系统的各项任务分配更加合理。
 2.5  主控单元、系统服务器、网络现场控制站的主控单元（DPU）上的以太网卡、现场控制站内的24V系统电源、48V现场电源均以热备份方式冗余配置，在出现故障时能够自动无扰切换，并保证不会丢失数据。
 2.6  I/O模块、主控单元、网络运行具有状态实时监测、自诊断与故障报警功能。
 2.7  I/O模块、主控单元上固化了相应的软件。I/O模块采用光电隔离且均支持带电热插拔。模件具有看门狗定时器电路，可使模块在异常情况下自动复位。
 2.8  在现场控制站硬件设计中采用大量的先进技术，模块采用低功耗元器件，降低整体的热损耗，同时在机柜中设计了通畅的风道。
 2.9  SOE分辨率1ms，模件为专用的开关量输入模块。布置在同一个工作站，避免了不同控制器运算造成的时间偏差。
 2.10  系统接地不需设单独接地网，可单点接入电厂电气网。
 2.11  为避免软磁放自动调节系统开、关动作频繁造成的继电器接点粘连、烧坏事故的发生，改造后的自动调节系统采用外置磁放设计。
 2.12  电调采用系统简洁、制造成本低的透平油纯数字式电液控制系统。低压透平油纯电调选用了MOOG公司新近推出的控制精度高，抗污染能力强的直接驱动式电液伺服阀（DDV阀），这种伺服阀具有很好的抗污染能力，能适应透平油系统的一般清洁度水平。
 2.13  网络系统配置图

 

3.2  改造后的控制立盘及操作台。
  3.2.1  控制立盘4个，包括的表计有，机侧：＃1高加电接点水位计、＃2高加电接点水位计、凝汽器热水井电接点水位计；炉侧：东侧汽包水位电接点水位计、西侧汽包水位电接点水位计、火焰电视监视装置、汽包水位电视监视装置。
  3.2.2  大屏数显4个,包括炉侧主汽温度、机侧主汽压力、真空、功率。
  3.2.3  操作员站4个。
  3.2.4  操作台上布置了手动硬手操设备，包括手动主汽门关闭、手动发电机解列、强启交流润滑油泵、强启直流润滑油泵、手动停炉、开事故放水门、关事故放水门按钮，主汽门关闭联发电机跳闸联锁开关，DEH硬手操盘。
 3.3  自动调节系统
    自动调节系统有自动、手动、强制手动三种状态，当自动控制系统设定值与被控变量之间的偏差超过预定范围时，自动切至强制手动，画面闪烁及热工信号声光报警，此时自动调节系统转为手动控制。
 3.4  机保护及联锁
   3.4.1  ETS主汽门关闭保护包括：串轴、低真空、低油压、电超速、发电机内部故障、手动打闸。
   3.4.2  主汽门关闭联动发电机跳闸。
   3.4.3  发电机断水。
   3.4.4  抽汽逆止门保护。
   3.4.5  高加水位高保护及联锁。
 3.5  炉保护及联锁
   3.5.1  锅炉灭火保护保留汽包水位高Ⅲ值、汽包水位低Ⅲ值、炉内无火、手动MFT、炉膛压力高、炉膛压力低、燃料中断停炉保护，增加了送风机全停、引风机全停停炉保护。灭火保护事故原因首出原因显示及记忆。
   3.5.2  过热安全门保护。
   3.5.3  汽包安全门保护。
   3.5.4  水位保护。
   3.5.5  送、引风导向、磨冷热风门等联锁。
 3.6  电调控制系统
    采用透平油纯数字式电液控制系统，实现远方自动挂闸、转速控制、功率控制、抽汽阀控、功率限制、低真空限制、103保护、110保护、仿真功能等。
 3.7  硬手操保护回路
    独立于DCS控制系统之外的手动主汽门关闭、主汽门关闭联动发电机跳闸、手动发电机解列、强启交流润滑油泵、强启直流润滑油泵、手动停炉、开事故放水门、关事故放水门的硬手操控制回路，操作按钮布置在操作员站操作台，确保在DCS控制系统故障时运行人员紧急情况下的操作及事故处理。

4.效果

    锅炉水位保护、低油压停机保护、低真空停机保护改为三取二逻辑，增加了火焰电视监视装置，送风自动正常投入，重要信号（如主汽流量等）可根据不同需要进行补偿，达到了安全性评价及二十五项反措要求，＃5机组参与DCS改造的自动调节设备自动投入率由改造前的90.9%提高到100%，保护投入率达到100%，提高了设备运行的安全可靠性及机组的自动控制水平。