发电厂生产控制系统集控改造研究论文_魏新明

摘要：为解决多系统间数据"孤岛"问题,实现信息数据同步交互、共享与集成。文章结合生产实际，针对火电厂生产控制系统现状，提出基于DCS+SIS+MIS的全厂生产信息网络和平台结构方案，并针对存在的网络安全风险，提出安全对策，以增强火电厂集控系统运行的安全可靠性。

关键词：运行系统；系统接入；综合调度；安全风险

电力工业是国民经济的基础产业,同时也是社会服务性极强的公用事业,肩负着建设社会主义社会的重大历史使命。随着社会经济的不断发展、自动化技术的发展和工业装置的大型化、复杂化以及集中全厂工艺装置生产数据信息实现管控一体化的要求, 实现生产控制系统的集成，落实有效的监视、控制和管理，满足实际生产的需要成为必然。

1、生产控制系统现状

某电力分公司生产控制系统主要包括机炉集控系统、电气控制系统、输煤程控系统、超低排放控制系统、能源计量系统及其他系统[1]。

1.1机炉集控系统

机炉集控系统包括3套DCS和两套DEH(汽机数字化电液控制系统)，分别为4#机炉DCS和DEH、5#机炉DCS和DEH、6#锅炉DCS。其中，3套DCS均为HoneywellTPS3000系统，包括现场控制器柜(包括汽机HPM冗余高性能过程处理器、锅炉HPM冗余高性能过程处理器和端子接线板FTA)、冗余LCN网络和接口柜、冗余UCN网络和接口柜、操作员站及工程师站等，其组态软件为GUSDisplayBuilder。除6#锅炉外，4#、5#机炉还连接有DEH，4#为XDC800型DEH，5#为SiemensＲTM型DEH，4#、5#机炉的操作员站均为ProcessSuite组态软件，并通过Modbus协议与DEH连接。

机炉集控系统的5套系统(3套DCS和两套DEH)均相互独立，没有信息互联和交换功能。

1.2电气控制系统

电气控制系统(ECS)以CＲT/KB为监视和控制手段，且电厂4#、5#发变组系统、110kV宿屯线、南铝Ⅰ线、南铝Ⅱ线、母联、母线的监视和操作全部接入ECS。继电保护数据通过微机保护装置的外部数据通信接口接入ECS。远动通信部分包括一台通信管理装置ＲCS-9698N和4台工业以太网交换机:通信管理装置ＲCS-9698N负责对下接入南瑞保护串口通信设备，对上调度上传;工业以太网交换机负责网络数据交换和传输[2]。

目前，大容量机组的电气系统纳入DCS监控的主要方式为：发变组保护、综合自动化装 置、厂用电系统的保护及自动装置的动作情况是通过各独立的装置动作信号以及电气设备的 位置状态等开关量作为输入量(即DI)送至DCS系统;模拟量(如电流、电压、有功、无功)通过 电量变送器输出4～20mA标准信号送至DCS系统：DCS的控制命令作为输出量(即DO)引至电气 设 备，各电气设备与DCS系统的联系采用硬接线方式，即由电气设备现场用电缆将电气量信号 一对一地送至DCS系统的I/O柜上。

然而由于大多数电厂的DCS系统都侧重于汽机锅炉，完成机组基本的运行、控制等功能 ，对电气系统的运行监控考虑较少，电气系统的要求在DCS系统的工程设计中往往难于全面考虑。因此上述方式存在着较明显的缺点：

(1)占用DCS大量的I/O点，卡件多，投资大;

(2)DCS中反映电气的保护、测量、开关位置及其他需检测的信息不完整;

(3)不能实现远方遥控、保护信号复归;

(4)模拟量采用直流采样、使用电量变送器，对一次设备要求高、投资大、抗干扰能力差;

(5)电气二次接线复杂、耗费大量电缆，施工及检修工作量大;

(6)所有信息集中在DCS的DAS系统，系统承担的风险相对较大;

(7)无法完成较多较复杂的电气运行管理工作，如电气运行检修人员关心的电能管理、 保护整定、事故追忆等信息。

1.3输煤程控系统

输煤程控系统(图1)采用热备上位机+PLC控制主站+远程分站的控制方式。在输煤集控室内配置有两台ModiconTSXQuantum系列PLC，两台上位机通过ModbusPLUS网与PLC相连，系统采用Windows2000操作系统，运行CIMPLICITY组态软件。输煤程控系统为独立运行系统，未配置相应的以太网卡和交换机。

图1 输煤程控系统结构示意图

1.4超低排放控制系统

超低排放是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术使其大气污染物排放浓度达到天然气燃气轮机组标准的排放限值，即烟尘不超过5 mg/m?3;、二氧化硫不超过35 mg/m?3;、氮氧化物不超过50 mg/m?3;，比《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值分别下降75%、30%和50%，是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆。该电厂超低排放控制系统采用ECS-100分散控制系统，具有脱硫、脱硝和除尘3大功能。

1.5 能源计量系统及其他

能源计量系统包括燃料称重仪表、蒸汽计量仪表及水资源计量仪表等。燃料称重仪表分布在输煤控制室(4套)和石灰石控制室(两套);蒸汽计量现有3套仪表(BSD-2000二次仪表)，分别分布在换热站和汽机4.3m夹层处;水资源计量包括两台MLF-100HZ流量计。各仪表均相互独立，没有形成网络[1]。

其他系统还包括吹灰系统(PLC+上位机)、公用水泵房控制系统(PLC+上位机，组态王)及工业电视监控系统等，它们均为独立系统。

2、自动控制系统问题及对策

2.1自动控制系统存在的问题

（1）火力发电厂的自动控制系统极易受到外界干扰 火力发电厂的自动控制系统是一个较为庞大的系统。但其中的过热和再热汽温的控制系统、分散控制系统以及积水自动系统等是最容易受到外界干扰的部分，同时系统对象体积也比较大。

（2）调节器的反应时间较慢,造成控制系统执行命令的的响应时间延长 在测量值与固定值的偏差值不为零的情况下,调节器的积分环节就会不断的起作用,从而引起调节器的输出值也在不断的发生变化（只有当调节器出现积分饱和时，其输出值才会停止变化）。当火力发电厂的自动控制系统的调节器处于饱和状态时，如果当偏差值产生变化时,就会造成调节器的反应时间变的非常缓慢,这样就会引起火力发电厂的自动控制系统执行命令的的响应时间延长很多。这不仅没有使火力发电厂的自动控制系统发挥其应有的功能,而且也造成了控制过程中存在着安全隐患,从而降影响了整个火力发电厂的工作效率。

（3）性能分析方法中最小方差控制存在一定的缺陷。在对火力发电厂自动控制系统性能指标进行评价时，最主要的分析方法即是最小方差控制，利用最小方差控制方法进行评价时具有较大的优势。首先，可以直接测定闭环回路，直接进行性能评估，不需要增加额外的附加实验；其次，最小方差控制可以提供丰富的信息，通过这些信息可以来对输出方差和实际控制系统输出最小方差之间的差距进行比较，从而对系统的实际运行情况进行掌握，并对其合理进行改善。一旦控制器不能发挥作用，则需要对其不稳定的原因进行分析，对控制器进行重新设计，从而确保火力发电厂自动控制系统运行的稳定性。但在这期间，利用最小方差进行控制，不可避免的会存在着一些缺陷，从而影响自动控制系统的性能。

2.2 提高自动控制系统性能策略

（1）及时更新自动控制系统内部的各个组织结构，保证其达到最佳的运行状态为了能够让火力发电厂的自动控制系统充分发挥其性能，应及时改进、更新自动控制系统内部的各组织结构，从而实现系统的实时更新。火力发电厂应该制定计划，及时安排有工作经验的值班人员来更新自动控制系统，从而保证系能够达到最佳的运行状态。例如为了提高火力发电厂自动控制系统中的数据采集系统的性能，发电厂的工作人员就应该及时更新数据库的数据。自动控制系统中的数据采集系统主要有在线检测，屏幕显示，数据采集及处理等功能。通过采集卡扫描从外界采集的数据点，然后自动控制系统对数据进行分析判断，将新的数据点传输至数据库当中，以便数据库得到及时更新。

（2）采用误差检测技术方法检测控制系统的故障问题，提高系统的性能目前，在对火力发电厂自动控制系统进行故障检测时，大都采用误差检测技术方法。误差检测技术方法的核心问题就是检测、分析期望值的偏离误差。通过设置测量信号的上、下限来判断测量值是否处在所设置测量信号的上下限范围之内，若不处于范围之内，则认为信号处于不正常状态，否则信号处于正常状态。

（3）在火力发电厂的自动控制系统中引进AGC管理模式，提高系统的性能火力发电厂AGC系统的实现功能相当丰富，AGC系统的功能实现过程不仅是一个火力发电厂自动控制系统实现的过程，同时它还要涉及到电力调度指令等多方面的环节。因此为了能够更好的实现AGC系统功能，实现火力发电厂的自动化控制发电技术，不仅仅要提高发电机组的工作能力，而且更要增加技术研究和资金投入，加强研发力度，努力完善各发电机组的自动化水平，保障AGC自动发电控制系统能够在各个电网之中充分发挥其巨大的作用。

（4）在火力发电厂的自动控制系统中应用PLC控制系统，提高系统的性能随着我国电力改革的进一步深化，电力企业近年来逐步实现了竞价上网、厂网分开的运行模式。这就迫使火力发电厂也要不断的进行改革，采取有效的方法来减小发电的运行成本，从而不断的提高发电的生产效率。因此，火力发电厂自动化控制系统的实施是火力发电厂的必然选择。目前，在发电厂火力发电机组的设计过程中一般都遵循自动化控制水平较高的设计原则。例如在进行辅助车间部分设计时，大都采用输煤、水处理、除灰等技术，集中缩小监控点的范围。建立控制检测网络，结合成熟可靠的PLC可编程控制器及以太网，从而实现单元控制室对整个辅助车间进行控制、检测。

3、火电厂生产控制系统存问题及集成改造目标

3.1存在的问题

目前，火电厂生产控制系统存在的主要问题包括:

(1)各生产控制系统基本为独立运行系统，没有建立厂级监控网络;

(2)计算机网络和信息集成环境不完善，仅在行政办公楼和主要车间之间建立了简单的办公局域网LAN，但是并没有与生产控制系统形成数据集成;

(3)目前生产数据的发布多采用人工手抄，然后发布到网上的方式，这种方式不仅费工费时，没有实时性，而且也很难保证准确性。

3.2集成改造目标

针对上述问题，制定生产控制系统集成改造的目标是:围绕安全生产并在有效利用现有资源的基础上，改造和整合生产控制系统，全面掌握各系统的实时状况和工艺设备运行状态，充分发挥系统的总体优势和综合调度功能，为企业管理决策提供全局数据支撑，实现全厂的管控一体化，达到提高生产力和生产效率的目的[3]。

具体的实现目标为:

(1)构建监控网络，实现独立生产控制系统的接入和实时数据采集;

(2)采用组件化、模块化软件构建集中、统一的生产过程信息监控平台，并具有自动存储、人工录入和数据集成功能;

(3)提供统一、友好、美观、实时的现场监控画面和工艺设备状态，并具有相应的应用分析和统计功能;

(4)实现监控数据的远程发布和实时浏览。

4、系统集成与实施

4.1总体架构

目前，我国大部分电厂尤其是新建电厂大多采用基于DCS+SIS+MIS的全厂信息网络和平台结构方案。其中，SIS系统主要处理全厂实时数据，完成厂级过程监控和管理、故障诊断和分析、性能计算和分析、经济负荷调度等任务;MIS(管理信息系统)主要为全厂运营、生产和行政管理工作服务，包括设备维修管理、生产经营管理及财务管理等功能。

该电厂整体信息化系统采用的是三层结构总体框架，生产控制系统集成之后的系统架构如图2所示。

图2 电厂生产控制系统集成架构

4.2系统接入与实施

4.2.1 DCS/DEH系统接入

DCS/DEH系统数据接口组件(接口机)安装在GUS节点上，通过单向物理隔离装置与GUS节点隔离。单向物理隔离网关通过以太网口和DCS的以太网交换机相连，通过HoneywellTPSDCS系统的专有协议读取DCS系统的实时数据，并包装成OPCServer(标准OPCDA2.0)通信接口软件，然后通过OPCClient读取数据并写入实时数据库中，最终将数据传至数据服务器平台中。

DCS/DEH接入方案(图3)为:每两个系统配置一个数采网关，3个数采网关使用同一个物理隔离网关与主交换机相连。这种接入方式通过硬读方法采集DCS/DEH数据。

图3 DCS/DEH接入方案

4.2.2超低排放控制系统接入

超低排放控制系统的接入方式与DCS/DEH系统相同。

4.2.3电气控制系统接入

电气控制系统采用ＲCS-9000型ECS，其远动通信屏支持104通信规约，通过增加一对光电转换装置可使SCADA服务器直接从远动通信屏上采集数据，其接入方案如图4所示。

图4 ECS接入方案

4.2.4输煤程控系统接入

输煤程控系统的接入方案如图5所示。在上位机上安装OPCServer通信协议，为SCADA服务器提供数据。输煤程控上位机配制一块网卡、一对光电转换器和一台交换机，数据通过光纤传输到主控楼，实现数据接入。

图5输煤程控系统接入方案

4.2.5能源计量系统及其他系统接入

能源计量仪表共有11套，均为就地仪表(无上位机，支持ＲS232/ＲS485协议)，它们既相互独立又分散于不同位置。通过串口/以太网服务器，利用串口连接不同的计量仪表，使SCADA服务器直接通过串口协议采集各仪表的数据。具体接入方案如图6所示。

4.2.6接入集团骨干环网

集团骨干环网包括数据网、监控网和视频网，数据经相应的专网传输。3种网络通过不同IP地址网段区分，在环网接入口设置路由器，不同性质的数据分别传输到不同的网上[4]。根据电厂实际情况，接入集团骨干环网的方式如图7所示。

图6 能源计量系统及其他系统接入方案

图7 接入集团骨干环网的方式

5、安全性分析

将各生产控制系统通过网络互连后，消除了信息孤岛，提高了企业对生产过程的掌控能力，同时也蕴藏着严重的安全风险。可以通过以下3个方面来保证网络和系统的安全:

(1)为防火墙的不同硬件端口配置不同网段的私有IP地址。网络交换机(包含SCADA和Web服务器)具有过滤不同网段私有IP地址数据包通信的功能，一方面能够消除安全隐患，另一方面能够减少或限制网络流量。防火墙连接管理网、集团骨干环网与SCADA和Web服务器，通过为防火墙的不同硬件端口配置不同网段的IP地址并限制可访问协议和可访问软件端口，防止非法用户的入侵。

(2)为SCADA和Web服务器配置不同网段的私有IP地址。为SCADA和Web服务器配置两块网卡并配置不同网段的IP地址，一块网卡通过防火墙连接到管理网络，另一块网卡连接到生产过程控制网络，这样既能将管理网络与生产过程控制网络互连，又能通过该服务器将管理网络与生产过程控制网络进一步隔离。

(3)使用二级隔离安全措施。第1级是用防火墙将管理网与生产控制网络隔离，第2级是用物理隔离装置将生产控制网络与DCS/DEH系统隔离。

6、结束语

综上所述，传统的生产控制系统已经无法满足现代化的需求，需要建立先进的系统集成，以形成各独立系统之间的良性互动，完成信息纵向集成，实现信息系统的集成，为运行和管理人员提供实时生产指导和科学决策依据。实践表明，本设计具有先进性，在加强企业管理以及提高生产效益等面发挥了重要作用，为企业的精细化管理提供条件，为企业的信息化发展奠定坚实的基础，对生产实践具有一定指导意义。

参考文献

[1]朱佰英. 火电厂自动化控制系统应用与研究[J]. 工程技术:引文版:00084-00084.

[2]吴劲晖, 王文, 郦敏. 生产管理信息系统与可靠性系统集成实践[J].电力信息与通信技术, 2011, 09(3):17-20.

[3]杨帆. 构建管理信息系统集成化工作平台的实践[J].中国勘察设计, 2013(9):105-107.

[4]凌娟. PDM与生产管理系统集成研究及在我公司的应用[J]. 数字化用户, 2014(16).

论文作者:魏新明

论文发表刊物:《电力设备》2018年第22期

论文发表时间:2018/12/12

标签：系统论文;  控制系统论文;  火力发电厂论文;  数据论文;  自动控制系统论文;  网络论文;  电气论文;  《电力设备》2018年第22期论文;