表1  DCS（DEH）系统主要配置

系统配置图如图1所示。

图1  系统配置图

 

?  现场控制站13套，其中FSSS 3套（14、20、21站），SCS 3套（14、20、21站），DEH 1套（22站），MCS 3套（10、11、12站），DAS 3套（17、18、19站）；
?  服务器2台（冗余配置），完成历史数据的管理和系统装载等功能；
?  工程师站2台，完成系统组态调试和下装；
?  操作员站7台，其中6台既可操作也可监视，1台只用做监视；
?  通讯站2套，其中1套预留与发电机励磁等的通讯，1套与厂管理网MIS通讯；
?  GPS系统，通过接口连接到2台服务器，用于整个系统的与卫星校时。

2.2  系统网络配置

MACSⅡ系统为三层网络结构。

?  第一层：控制网络（C-NET），在现场控制站内，由Profibus-DP构成，用来与现场控制站主控单元和过程I/O单元通信，完成实时输入/输出数据传送服务的专用网络。

?  第二层：系统网络（S-NET），由100M以太网构成，用于系统服务器与现场控制站、通信站等的连接。完成现场控制站、通信站的数据下装，服务器与现场控制站、通信站等之间的实时数据通讯。

?  第三层：监控网络（M-NET），由100M以太网构成，用于系统服务器与工程师站、操作员站等的连接。完成工程师站的数据下装，操作员站等的在线数据通讯。

2.3  系统控制站（主控制器）的功能分配

DCS控制站（主控制器）的功能分配，原则上一般有两种办法：

(1)  按控制功能划分

    即专用式主控制器功能分配。如DAS控制、FSSS控制、SCS 控制、DEH控制、MCS控制等。

优点：使主控制器功能单一化，组态方便，也符合传统的分工习惯。

缺点：不利于充分发挥主控制器的资源优势；主控制器功能分配负荷不均匀，各现场控制站间数据（引用）通讯量大。
(2)  按控制对象（或者说按热力工艺系统）划分

    除FSSS、DEH等特殊工艺控制站外，其余按照热力工艺系统进行分配，即把机组的工艺过程划分为数个分区（如给水、风烟、制粉等），每个分区分配数个控制站，完成该分区工艺系统的DAS、MCS、SCS等控制功能。

    优点：主控制器对应性强，便于分工维护；充分发挥主控制器的资源优势，主控制器负荷分配相对均匀；减少了站间通讯负荷；电缆走向交叉少，便于敷设。可相对减少I/O测点的冗余配置。

    缺点：由与将在同一组主控制器实现相关设备/系统的监视、联锁/保护、调节、报警等所有功能。故对设计人员要求高，要求合理分配主控制器的功能及优化I/O的冗余配置；对维修人员素质/知识面要求高，甚至要改变原有热工人员的分工结构。

    如前所述，由于此工程的特殊性（属升级、完善性质，不是从头开始改造），1999年改造时即按控制功能划分，机侧仍有大量保留电缆，现有热工人员的分工结构一时难以改变。为此，此次设计，仍按控制功能进行分站。

2.4  控制功能实现

(1)  DAS部分

    完成参数和设备状态的显示报警管理功能、趋势管理、历史数据管理、SOE、事故追忆、报表、打印及屏幕硬拷贝、操作记录等功能。

(2)  MCS部分

    MCS系统作为主要的控制系统之一。它担负着发电过程中水、汽、煤、风、油等各个子系统过程变量的闭环调节任务以及整个机组的负荷控制任务。

    包括控制系统如下：协调控制系统，燃料控制系统，磨煤机风量控制系统，磨煤机出口温控制系统，一次风压控制系统，给水控制系统，送风控制系统，吸风控制系统，左、右主蒸汽温度控制系统，左、右一级减温控制系统，左、右再热蒸汽温度控制系统，除氧器水位控制系统，1#、2#热网加热器温度控制系统，凝汽器水位控制系统，冷油器温度控制系统，轴封压力控制系统，左右送风再循环远方操作，1#~4#汽交门远方操作，给水300门远方操作，风挡板远方操作，锅炉连排远方操作等。

(3)  SCS部分

    完成所有设备的手动操作功能。一般电动机、风机、泵（电动门、电磁阀除外）都设计有禁止/允许操作切换功能，还设计有远方/就地操作显示功能。设计有设备开、关（启、停）超时报警功能。还设计有软事故跳闸报警功能。

    完成机组联锁的功能，包括锅炉辅机大联锁、工作备用的互联及低参数联启备用等功能―如事故放水电动门、空预器、一次风机、密封风机、送/吸风机、2#低加1#，2#疏水泵、1#~3#凝结水泵、给水泵、空/氢侧交/直流密封油泵、润滑油泵、氢冷升压泵、发电机冷却水泵、热网疏水泵、低压缸喷水门等联锁。

    完成辅机保护的功能，包括给水泵保护/首出、热网循环泵保护等。

    完成主要辅机顺序启停控制功能，包括射水泵顺序启停、给水泵顺序启停、定排顺序启停等。

(4)  FSSS部分

    取消原独立的锅炉（简易灭火）保护PLC、及点火程控PLC。将点制粉系统的联锁保护/启停控制等功能由原来的SCS移至BCS，FSS完成原锅炉保护功能。

    其中FSS控制器主要完成锅炉主保护（MFT）/首出、吹扫逻辑、点火允许判断、燃油速断阀、探头冷却风机控制相关操作指导；BCS1控制器主要完成AA层四只油枪的单操、点火程控及1#、2#制粉系统等设备的单操/联锁、保护及相关操作指导；BCS2控制器主要完成AA层四只油枪及3#、4#、5#制粉系统等设备的单操/联锁、保护及相关操作指导。

(5)  DEH部分

    主要完成转速闭环控制和负荷的控制；按预先设置的升速曲线自动升速和运行人员手动升速；一次调频及限制；阀位控制；主蒸汽压力控制等功能。还有超速试验、阀门活动试验、阀门严密性试验、喷油实验、阀门在线整定等功能。
完成与MCS系统接口控制功能。完成103%、110%超速保护等功能。当DEH故障、转速故障，或接收到ETS来的危急跳闸指令时，迅速使汽机跳闸。

3  京能热电2#机组DCS改造特点

    为保证此次2#机组DCS（DEH）系统升级、完善改造工作在施工、调试阶段保证质量、顺利进行，相关技术人员还编写了两万六千余字的《京能热电股份有限公司2#机组DCS系统调试大纲》。大纲对京能热电2#机组DCS（DEH）系统升级、完善改造工程的现场调试提出了技术方面和有关方面的指导性要求。

    系统施工、上电、调试各阶段，协调指挥组、工作组一起，按照该大纲要求积极认真开展工作，保证了各项工作的顺利实施。使得DCS系统改造工作得以顺利完成。

(1)  控制器/操作员电源站切换回路

    解决了控制器/操作员站220VAC电源不冗余的问题，提出继电器切换回路方案并得以实施。经试验，满足需要，提高了系统可靠性。

(2)  结合《火力发电厂安全性评价》相关内容进行系统设计及资料存档

    改造后，解决了2#机无凝结汽水位高报警等问题。

    根据《国家电力公司电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定（试行）》，此次改造，将差压式水位测量装置的平衡容器由原双室平衡容器改为了单室平衡容器。在MCS系统内，实现了汽包压力/环境温度的补偿修正。
在MCS/FSSS组态逻辑中，实现了汽包水位变送器一点或二点故障退出运行时，汽包水位保护由“三取二”自动转为“二取一”或“一取一”逻辑判断方式。

    FSSS实现了中央处理器、系统电源冗余配置；设计了“手动紧急停炉”按钮的继电器操作回路，单独使用另一路厂供电源将“手动紧急停炉”按钮动作回路与DCS系统彻底分开。

    继电器电源切换回路解决了原操作员站在DCS主/备任一路电源失去后，一半“黑屏”的问题。

    此外，在“系统状态”画面除实现系统现场控制站故障、服务器、操作员站、网络报警自检外，还有FSSS、SCS、DEH1、MCS、DAS 等各主控器的负荷率实时监视功能。

    针对测试、开机记录不齐全等问题，调试、开机过程中，试验卡/记录以及相关的SOE、趋势等打印记录在试验结束后，立即进行了收集存档。

(3)  软事故跳闸/光字报警功能等

    SCS、FSSS均有软事故跳闸报警功能的逻辑设计。其原理为：设备由DCS远方启动后，若 DCS系统没有对设备发出停止指令，却出现了设备状态由启到已停的跳变，则判断为“事故跳闸”，在画面上反映为该设备为黄闪，同时事故喇叭响，专用“事故跳闸”光字亮。可便于区分运行设备掉闸原因（DCS联锁/保护动作或手停还是电气保护动作或事故按钮接通等其它原因）。

    同时，专门设计有事故跳闸报警速查功能，运行人员通过一键出图方式，可立即查找到故障设备。而由设备操作端的停按钮可复位事故跳闸。

    此外，设计有专用机/炉侧软光字报警，同一设备/系统的多个软光字报警任意一个报警后，驱动一个综合硬光字牌。既减少了硬光字牌数量，又符合运行习惯。

    FSSS系统的“炉压高/低”报警光字牌，逻辑设计为由报警值的压力开关和三个“三取二”动作值的压力开关相或。此报警光字牌亮时，若报警值的压力开关并未动作，则提醒热工人员检查动作值的三个压力开关以及相应电缆、DI模件/通道。简便地实现了动作值的压力开关及、DI模件/通道的自检。

4  结语

    机组单元控制室盘台的改造，取消了大部分常规仪表及操作器、操作开关等，电子设备间较为简化，节约备品备件设备费用及机组检修期间的拆装、校验所需人力。

    汽轮机调速系统改为DEH，提高了汽机运行的安全性和稳定性，减少了机组的非计划停机次数。DEH系统和机炉协调系统的投入，将提高机组的启机、停机速度，节约了燃料。

    改造后的机组具备了AGC的功能，大大提高的机组竞争上网的竞争能力，为机组多发电提供了机会。

    改造后的机组实现了一体化控制，利于减人增效。同时，改造工程提高了热工人员的技术水平，培养了一批技术人才，推动了公司的科技进步。

    综上所述，该系统经过试运行阶段的完善，正式投入运行以来运行稳定、可靠。具备AGC、一次调频功能。对电厂的安全、经济运行发挥了应有的作用。

    实践证明，选用和利时公司的DCS系统进行机组的热控系统改造，性/价比高，机组投运后取得了较好的效益，值得借鉴与推广。