0　前言
　　东北电力集团公司直属火电厂200 MW机组共22台，是电网的主力机组，同时担负着较重的电网调峰任务。因投产年代较早，大部分机组监控水平低，技术状况较差，很难适应现代化电网要求。为此，根据原电力部“九五”期间技术改造的有关精神和创建一流火电厂的具体要求，从实质上推动火电厂技术进步，满足电网AGC要求，东北电力集团公司在1995年经研究论证，推出火电厂技术改造的重要举措，即利用5 a时间，对直属火电厂200 MW机组热控设备进行改造，实现机炉协调控制和电网AGC目标。1996年，在4 台不同类型的200 MW机组上进行试点，取得了成功。1997、1998年，在总结经验的基础上，加大改造力度，进一步提高整体设计水平，共完成9 台机组的改造，其中电气分散控制系统(DCS)改造和球磨机自适应解耦控制具有一定的突破性和先进性。目前，已改造的13 台机组的CCS均能投入正常运行，各项技术指标全部达到设计要求和原部颁标准。

1　问题的提出
　　东北电力集团公司200 MW机组大多为70、80年代中期投产的，限于当时主机厂制造能力、国产热控仪表技术水准较低，国家行业关于新建机组热控设备选配原则及投资标准等规定的约束，新机组从投产开始就处在较低的技术状态，主要是主辅设备可控性差、热工一次检测和执行设备质量差、技术不过关及热工监控仪表设备档次低、监控覆盖面不够、可靠性差等。经多年生产运行，在设备治理上也做了大量工作，但在一些关键问题上未治本，治理力度不够，所以没有实质性改变，直属电厂热工自动投入率平均60%～70%，个别机组只有40%左右。采用的热控设备主要有TF-900和MZ-Ⅲ组装式模拟仪表、DDZ-Ⅱ型模拟式电动单元仪表、DTL系列调节器和部分VI87单回路调节器等，其中大部分控制装置技术落后，控制精度低，无法实现先进的控制策略，且设备老化严重，维护量大，备品备件无来源。另外，汽轮机为手动液压控制，无法实现机炉协调控制功能。因此，对热控系统和设备进行根本性治理，从实质上全面提高机组热控水平迫在眉睫。

2　方案选择
　　为切实保证自动化改造有较好的可操作性，同时保证改造后的热控系统有较好的性能指标、功能分配和性能价格比，充分做了大量前期准备和各种方案论证，包括学习调研、请专家论证、工程方案议标、对改造机组基础自动状况调查分析和对DCS设备论证选型等，提出改造的基本原则和模式。
2.1　基本原则
　　(1)以实用、可靠和先进为基本原则；(2)先期改造范围是增加DAS、CCS(MCS)和DEH功能，对有条件的机组可适度考虑部分SCS功能，电气DCS试点后确定改造范围及深度；(3)系统选型与设计充分考虑系统可扩充性，即对将来BMS、SCS功能完善留有合理的扩展余地，同时对MIS等上位机管理系统有较好的接口通信功能，对其它DCS标准通信协议也有良好的接口能力；(4)确定操作员站的主导地位，机组控制以操作员站“软操”为主，部分主要后备硬手操为辅，CRT取代常规表计，完善监控覆盖面，适度保留部分主要常规表计备用；(5)DEH选择电液并存方式，控制设备选用有实际应用经验和业绩的专用电调，特别强调高可靠性和控制指标，且DEH总体改造由汽轮机厂承担，包括控制组态和液压部套的生产配套，电厂则负责系统的治理改造，确保调节质量；(6)DCS设备的选型以可靠、先进、性能价格比优良和有坚实后备技术支撑为主，符合原部颁标准、规定和有关技术要求；(7)各有关电厂基础自动化改造随机组检修并配合改造同步进行。
2.2　改造模式
　　(1)新上DCS的DAS、SCS、DEH功能由3～4 个操作员站(考虑电气“软操”需增设1 个站)和1 个工程师站构成人机交互界面，实现机炉的全部控制功能。电气量进DAS，首次暂不考虑 电气“软操”控制功能(电气“软操”控制功能经试点后纳入整体改造范围)。机侧硬手操器全部取消，由“软操”取代；炉侧留少量后备硬手操。DEH不单独设站，由机侧操作员代替监控，并辅以DEH专用操作面板。DAS画面功能、信息量分配、系统功能按标准DCS设计和配置。控制站按I/O点数量和控制回路设置，同时保证足够的槽道和I/O点冗余。(2)DCS选择标准配置，用同一系统构成CCS+DAS。硬件设备选用进口合资型HIACS-3000和Foxboro I/A，国产型选用HS2000，基本满足了硬件系统的高可靠性、较好的性能价格比和有较好的技术支撑等重要条件。(3)DEH选择电液并存方案。纯电调系统虽在调节特性上优于电液并存系统，但存在着费用高、改造量大、工期长、增设抗燃油系统和风险较大等困难，故在先期改造中暂不考虑此方案，而首选HIACS-3000电调作为DEH控制设备。在可能的条件下，应尽量考虑DAS、CCS和DEH的整体化。(4)有条件的电厂可对控制室盘台进行重新设计改造，满足新系统运行操作要求。

3　工程实施
　　为保证施工质量、工期和将来系统维护，确定了工程总成全部靠自己的技术力量完成的方针。1996年开始已完成13 台机组改造，均由东北电力科学研究院、东电大连华英公司和有关电厂共同完成，包括设计、组态、施工、调试到投运。改造是结合机组正常检修进行的，对于工期较短的机组，则设法提前做好各项施工准备和部分先行施工工作，如预敷设电缆、新控制机柜室装修及一次设备改造等工作。13 台200 MW机组全部按计划顺利完成改造，虽然采用的DCS不同，且配置模式、功能设计范围和原控制室表计的取舍程度等不尽相同，但完成的总体功能效果基本一致。进入DCS的总I/O点数在1 000～2 200 点/台，控制回路数在36～52 套，DAS的画面显示故障、报警、事故追忆、运行指导、性能计算及报表打印等，功能完善。
3.1　技术特点
　　(1)DAS、CCS、DEH设备均为同一种类DCS设备时，DEH与DAS、CCS操作员站间的数据采集与操作均通过网络通信；(2)电气进DCS试点考虑了电机-变压器组、厂用6 kV和380 V电源开关、直流及励磁系统开关等操作和参数检测、电气无功调节(AVR)等内容；(3)部分机组进入DAS的温度信号通过智能前端采集器采集后通信上网；(4)钢球磨煤机新增加的制粉系统控制功能采用分级协调控制系统，特别是采用了神经网络构成的非线性前馈解耦器，成功地解决了多变量非线性时变系统的智能自适应解耦控制问题。
3.2　DEH改造
　　13台改造机组的DEH采用HIACS-3000和NETCON-5000 2 种电控装置，全部采用电液并存、相互跟踪、互为备用、无扰切换方式；液压系统采用针对纯凝汽式汽轮机调速系统的油压跟踪方式(用于哈尔滨汽轮机厂的34、55、39型系统)和抽汽供热式汽轮机调速系统的位移跟踪方式(70、72型系统)；液压部套、电液转换器等均由主机厂配套制造。DEH系统功能主要有汽轮机挂闸、转速控制、一次调频限制、初负荷、负荷控制、主蒸汽压力控制、阀位控制、低真空限制、机炉协调控制、超速试验和中压缸启动等功能。

4　改造效果
4.1　机组整体技术状况明显改变并有质的提高
　　13台已完成改造的机组均一次投运成功，从指标测试和运行情况看，系统功能和指标达到了设计要求和原部颁规程要求，无论DAS人机界面交互功能、画面监控功能，还是系统调节品质都大大优于原系统；热工自动投入率达100%，且机炉协调系统的投入使机组稳定性增强，主要热力参数控制稳定。通辽发电总厂1号机组改造后热工自动控制系统静态、动态的投入　性能指标列于表1、2；沈海热电有限公司1号机组改造前后参数对比列于表3。从表中可看出，改造后的机组整体技术状况显著提高，各种工况的自适应能力加强了，主要热力参数指标更稳定了。通过热工自　动化改造，使主辅机一次系统进行了一次彻底治理，现场检修人员的设备维护工作量大幅度降低。迄今，完成改造的机组最长已运行3 a以上，系统稳定，自动投入仍保持在最佳状态；DEH使负荷控制精度提高，并缓解了原液压调速系统迟缓率大等问题；运行人员监盘操作劳动强度大大降低，DCS得到运行人员的充分认可和信赖。
4.2　经济效益显著
　　(1)采用DCS使机组调节品质提高。相对人工手动调整或常规自动调整，在线自动监测调整参数质量不同，其中主蒸汽压力、再热蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度及排烟温度等主要热力参数对发电煤耗影响很大。通辽发电总厂热试组通过对1 号机组多年进行的热力试验，得出各主要参数影响机组发电煤耗(每kW*h)如下：主蒸汽压力提高1 MPa，节煤1.60 g；主蒸汽温度提高1 ℃，节煤0.12 g；再热蒸汽温度提高1 ℃，节煤0.14 g；给水温度提高1 ℃，节煤0.10 g；排烟温度提高1 ℃，节煤0.10 g。其它机组都有相应的试验数据。若按测取的参数变化指标折合标准煤，再考虑到年发电量和标准煤价，可计算出降低发电成本费用。经计算，每台机组年节省费用在100 万元左右，仅此一项就可在3～4 a收回改造投资。(2)DCS投入使机组运行的安全可靠性提高，误操作减少，故障分析速度加快(SOE功能)，减少了停机时间。DEH保证了汽轮机运行控制更稳定，减少滑负荷和摆负荷故障的发生。一般200 MW机组启动一次至少耗资几万元到十几万元，而延长停机时间经济损失更大，故热工自动化改造为安全生产带来的稳形经济效益难以估量。(3)DCS投入为实现集中控制提供了有利条件，运行人员劳动强度降低，还可减少监盘人员。对于维护人员，维护量大大减少，体现了现代化技术和管理带来的经济效益。

表1　　通辽发电总厂1号机组(200 MW)热工自动控制系统投入性能指标(一)(稳定工况)

表2　　通辽发电总厂1号机组(200 MW)热工自动控制系统投入性能指标(二)

实际考核指标：负荷扰动幅度30 MW负荷变化率6 MW/min

静态偏差