电厂试用期总结(精选5篇)

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所属分类:文学
摘要

一、电厂电气系统设备调试的含义 电气调试工作的主要任务是:当电气设备的安装工作结束以后,按照国家有关的规范和规程、制造厂家技术要求,逐项进行各个设备调整试验,以检验安装质量及设备质量是否符合有关技术要求,并得出是否适宜投入正常运行的结论。 …

电厂试用期总结(精选5篇)

电厂试用期总结范文第1篇

关键词:电厂电气系统;设备调试;方法

近年来随着经济的发展和技术的进步,国内电厂的发电机组也开始向大容量和高参数发展,虽然仍处在起步阶段,但对相关技术的研究和储备越来越紧迫。 电气系统作为发电厂的一个分系统,对于电厂的生产运行十分重要,直接关系到电厂的运行稳定和经济效益。但依然存在一些问题和不足需要改进,在建设社会主义和谐社会的新时期,加强对电厂电气质量的控制,对确保人民群众的切身利益有着重要意义。

一、电厂电气系统设备调试的含义

电气调试工作的主要任务是:当电气设备的安装工作结束以后,按照国家有关的规范和规程、制造厂家技术要求,逐项进行各个设备调整试验,以检验安装质量及设备质量是否符合有关技术要求,并得出是否适宜投入正常运行的结论。

电气调试的主要内容是:对电厂全部电气设备,包括一次和二次设备,在安装过程中及安装结束后的调整试验;通电检查所有设备的相互作用和相互关系;按照生产工艺的要求对电气设备进行空载和带负荷下的调整试验;调整设备使其在正常工况下和过度工况下都能正常工作;核对继电保护整定值;审核校对图纸;编写厂用电受电方案、复杂设备及装置的调试方案、重要设备的试验方案及系统启动方案;参加分部实验的技术指导;负责整套启动过程中的电气调试工作和过关运行的技术指导。

为使调试工作能够顺利进行,调试人员事前应研究图纸资料、设备制造厂家的出厂试验报告和相关技术资料,了解现场设备的布置情况,熟悉有关的电气系统接线等。除此以外,还要根据有关规范和规程的规定,制定设备的调试方案,即调试项目和调试计划。其中调试项目包括:不同设备的不同的试验项目和规范要求,并在可能的情况下列出具体的试验方法、关键的试验步骤、详细的试验接线以及有关的安全措施等。调试计划则包括:全厂调试工作的整体工作量,具体时间安排,人员安排,所需实验设备、工机具以及相关的辅助材料等。全厂电气设备的单体调整和试验;配合机械设备的分部试运行;还有全厂总的系统调试是火电厂整体启动不可分割的三个重要环节。在每个环节当中,电气调试则总是调试启动的先锋,没有全厂厂用电的安全运行,全厂的分部试运行就无从谈起,更没有可靠的系统调试运行。

二、河北省电力科学研究院电厂电气设备调试设计

河北省电力科学研究院(以下简称电研院)始建于1958年,隶属于河北省电力公司。是河北南部电网的技术监督中心、技术服务中心、科技研发中心和科技信息中心。在河北省电力公司科技创新体系中发挥着骨干和引领作用。

电研院承担着主网架、大机组的基建调试任务,近年来,先后完成了多条500kV、220kV变电站和1100余万千瓦装机容量的新建机组调试工程。精湛的技术,踏实的作风,优质的服务,为电力研究院赢得了一个又一个荣誉:负责调试的500kV保南(清苑)变电所工程、辛廉500kV输变电工程、清沧500kV输电线路工程被评定为"2005年度中国电力优质工程";参与调试的华北电网与华中电网实现了顺利连接,形成了跨越14省市,堪称世界电网第一巨人的全长4600余公里的电力走廊;纳总调试的邯峰发电厂20 MW机组荣获2003年度中国建筑工程最高奖--鲁班奖;负责调试的国华定洲电厂20 MW机组被评定为2006年度"中国电力优质工程",并获国家优质工程银质奖。

三、电厂电气系统设备调试容易出现的问题

1、路的配合问题

电气纳入 DCS 的监控,存在 DCS 的控制逻辑与电气专用装置、电气 BTG 盘操作(简称硬手操)回路的配合问题,它们对电气设备控制权仍应以继电保护、自动装置及电气后备硬手操控制为优先,DCS 控制逻辑如果忽略这个问题,容易与电气控制回路发生矛盾。在发电厂发电机同期并网回路纳入 DCS 调试阶段,利用 DCS 操作手动同期合闸每次均能正常合闸,而利用自动准同期装置作同期合闸试验时,多次出现断路器一合闸即跳闸现象。后来通过对跳闸回路录波,发现跳闸脉冲来自 DCS 控制的手动跳闸回路,DCS 的控制逻辑与电气自动准同期合闸在配合上存在问题。

2、式存在的问题

目前的 DCS 是将电气系统的各种设备按功能分在不同的监视画面中,DCS 的操作主要是通过工作人员用鼠标在显示器上进行,每个操作对话框、报警信号等均为英文,工作人员监视、操作不直观,尤其是在处理事故的时候,对一些重要设备监视、操作就存在画面频繁切换、操作不方便的问题。另外,电气纳入 DCS 监控失去了一些传统电气硬接线回路的重要监视功能,例如断路器合、分闸状态,指示红、绿灯对分、合闸回路完好性的监视,在 DCS 中仅通过断路器辅助接点显示断路器位置状态,失去了对分、合闸回路完好性的监视作用。

3、接入 DCS 的问题

电气 I/O 点的输入输出需要大量的变送器、输入输出卡件、中间继电器。改造时敷设了大量的控制、信号电缆,造价比较高,使机组原有的电缆通道使用超出了原设计上的标准,不能满足 DCS电缆控制、信号分离的要求。增加的电缆使原来的电气保护及控制柜空间狭小,难以配线、布线。而且,电气模拟量经变送器进入DCS,失去了向量特性,不能进行高级分析。

4、技术管理问题

计算机应用范围的推广,使电气专业与热控专业的界面更加模糊,专业渗透面及深度更加深广。在两者的接口界面上往往是最容易出现问题的地方。电气专业与热控专业应紧密配合,相互合作,打破专业分工的界限性,做到能及时发现对方所出现的问题。因此,电厂的运行、检修管理要制定相应的规章制度,以适应不断发展的要求。

四、结语

电厂电气系统设备调试方法探讨,进一步明确了电厂电气系统设备调试的方向,为电厂电气系统设备的优化完善奠定了坚实基础,有助于提电厂的效益。

参考文献:

[1]孙丽颖.基于小波理论的电力系统故障检测方法研究[D].辽宁工学院,2004.

[2]梁建雄.电流互感器变比的测试方法[J].山西电子技术,2004,(6).

电厂试用期总结范文第2篇

关键词:分时进水,CASS工艺

 

某厂采用CASS工艺(间歇循环式活性污泥法)运行,是传统SBR工艺的改进型工艺,是一种利用微生物在反应器内按一定时间顺序间歇式操作的污水处理技术。该厂CASS池示意图见图1。,CASS工艺。该厂设计出水为国家二级排放标准,该工艺方法运行稳定,出水COD、氨氮等指标均能达到国家一级B标准(GB18918-2002),具有良好的脱氮除磷效果。

分时进水的工艺方式,是针对CASS工艺的工艺特点和生物选择区的设置,将进水量按照时间分配进行时进水,一部分进水放置在曝气结束后,利用回流至生物选择区的高浓度污泥及残留溶氧对此时进入反应池的污染物进行降解,从而达到较原进水方式更加节能的目的。

根据该厂的实际运行情况,选用单组池体进行试验,采用一定的后续进水量的比例,与其他正常运行的池体对比出水水质、电量消耗及溶解氧的变化。,CASS工艺。

1.水质情况分析

8月6日至9月6日进行单池分时进水试验,试验期间,后续进水始终控制在15%以下,对试验池组出水进行连续监测,监测结果如下:

累计运行30天,其中出水COD、SS、TN无超过一级A标准现象,氨氮超出一级A标准5天,占总运行期的17%,总磷超出一级A标准8天,占总运行期的27%。,CASS工艺。

对出水水质较高的运行日运行情况进行分析发现,基本上溶解氧控制偏低,大部分时段曝气结束最高溶解氧低于2.5mg/L。,CASS工艺。

整体情况说明,后续配水对于工艺控制难度明显增加,尤其是溶解氧的控制,控制不利会导致出水水质变高。

2.电耗分析

A.单池电量与总体电量对比

8月6日至23日,对试验池组运行时全厂总电量和其它池组运行时全厂总电量进行统计,试验池组运行电耗比其它池组电耗低14%。

8月6日至23日期间试验数据统计表 表1

 

 

电厂试用期总结范文第3篇

关键词:火力发电 水平衡试验 用水指标 优化

中图分类号:TM621 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2016)08(b)-0027-03

火电厂作为工业用水大户,如何节约取水、循环用水、减少排放,已成为火电厂生存发展的重大课题。因此,以火电机组水平衡试验数据为依据,对其用水指标进行优化研究,寻求火电厂先进的节水标杆值、合理的用水工艺以及完善的水务管理方式,是火电企业实施可持续发展的重要措施。

该文以某火力发电厂二期2台300 MW机组为研究对象,在额定工况下对取水系统、循环水系统、工业冷却水系统、脱硫系统、生活水系统5个用水系统进行详细的水平衡试验,提出提高循环冷却水的浓缩倍率和工业水的重复利用率、降低脱硫工艺损失水量、处理回用生活污水等节水潜力措施,评价预期带来的节水效果以及对该企业的单位发电量取水量、装机取水量、单位发电量耗水量、装机耗水量、重复利用率、废水回用率等用水指标产生的影响。

1 电厂用水系统水平衡试验结果及评价

电厂水平衡试验按照用水功能性质不同划分为5个系统进行:取供水系统、循环水系统、工业冷却水系统、脱硫系统、生活水系统。电厂二期2台300 MW机组的发电负荷为595.0 MW,运行机组的发电负荷占全厂总装机容量的80%以上,试验期间的工况能够反映该电厂真实的用水水平。

通过水平衡试验,得出该火力发电厂的主要用水及节水指标结果见表1。

从表1试验结果可知:电厂二期机组单位发电量取水量为2.72 m3/MW・h,符合《取水定额 第1部分:火力发电》(GB/T18916.1-2012)中单机容量300 MW机组(循环冷却方式)单位发电量限定值2.75 m3/MW・h要求;装机取水量为0.75 m3/s・GW,符合《取水定额 第1部分:火力发电》(GB/T18916.1-2012)中单机容量300 MW机组(循环冷却方式)装机取水量准入值0.77 m3/s・GW要求;机组单位发电量耗水量为2.33 kg/kW・h,其循环冷却水的浓缩倍率应在3.5~4倍之间,略高于行业平均水平。

2 电厂节水潜力措施建议

2.1 提高循环冷却水浓缩倍率

在敞开式循环冷却水系统中(图1),热水通过冷却塔被冷却,部分水被蒸发从空气中散失,蒸发损失的水没有带走盐分,因此循环水中的盐分不停被浓缩。随着水的不断循环和蒸发,循环冷却水的含盐量不断增加。为了保持循环冷却水的含盐量稳定在某一浓度,在向循环冷却水系统补充新鲜水的同时排掉一部分循环水冷却水,以维持系统中的水量平衡。

2.1.1 冷却塔损失水量和补充水量的计算

根据《工业循环水冷却设计规范》(GB/T50102-2003)的相关规定:通过蒸发风吹和排污各项损失水量可以确定冷却塔的水量损失。

(1)蒸发损失水量。根据电厂当地气象观测站资料统计,最近5年5月份平均气温为26.4 ℃,采用内插法计算得出:K=0.001 464。计算结果见表2。

二期机组总循环水量为79 953.1 m3/h,蒸发损失总水量Z=972.0 m3/h。

(2)风吹损失水量。即风吹损失水率,是指冷却塔的风吹损失水量与冷却塔循环水量的比值,可以从塔的进风口吹出的水损失率和设计选用的除水器的逸出水率以及冷却塔的塔型确定。若无除水器的逸出水率等数据时,可按表3采用。

该电厂二期冷却塔采用了除水器,因此其风吹损失水率采用0.05%计算。由此得出,风吹损失水量F=79953.1×0.05%=40.0m3/h。

(3)排污损失水量。根据循环水水质的要求,可以计算确定排污损失水量。

因水分不断地蒸发,在循环冷却水运行时循环水的含盐量与补充新鲜水的含盐量是不同的。浓缩倍率即为循环冷却水的含盐量与补充水的含盐量的比值,可用下式表示:

2.1.2 存在的问题

循环冷却水浓缩倍率达不到设计要求。根据化学运行规程,要求循环冷却水浓缩倍率达到4~5倍。现场水平衡试验期间,机组循环冷却水浓缩倍率经常控制在3.5~4倍之间,查阅运行记录,也存在类似情况。

浓缩倍率的高低与循环冷却水的排污水量直接相关。在该次水平衡试验过程中,循环冷却水总排污量为337.6 m3/h。

如果利用弱酸树脂处理技术、石灰加酸处理技术、加酸处理以及效果较好的防垢防腐药剂等措施,有效提高循环冷却水的浓缩倍率,以4.5倍为例,计算总排污量见表5。

根据表5,电厂二期循环水排污量合计为237.7 m3/h,相比现在运行工况可节约用水99.9 m3/h。

2.2 提高工业水的重复利用率

从水平衡试验现场发现,电厂一期机组的工业冷却水均使用直流冷却水,该部分水经净水站处理后,供至辅机进行冷却,冷却后直接排入地沟,造成较大的浪费。

如果把一期的工业冷却水引至二期的循环冷却水系统作补水,则可大大减少二期新鲜水的取水量,该工业冷却水量为350.0 m3/h。

2.3 降低脱硫工艺损失水量

目前电厂二期机组采用的脱硫工艺为石灰石-石膏湿法脱硫。

脱硫工艺损失水量占电厂耗水比重较大,建议通过优化真空皮带脱水机等设备的操作条件以提高石膏的脱水率,以减少石膏带走的水分,减少水的消耗,2×300 MW机组脱硫系统的耗水量见表6。

2.4 生活污水的处理及回用

近年来已有不少电厂开始采用城市污水作为循环冷却水系统的补水,取得了一定的效果。水平衡试验期间,电厂一二期产生的生活废水量为158.0 m3/h,该部分废水经污水处理站处理后一部分供至浆厂制水煤浆,而较大一部分则对外排放。

如果使用石灰石处理技术单独对该部分废水进行过滤处理,则完全可以用作循环冷却水系统的补水,该处理方式水质使用范围广,基本适用于各种城市污水,运行费用低,对环境污染少,可以除氮、磷、重金属及其离子、降低细菌和有机物,进一步软化水质,降低出水碱度。去除了各种污染物后,循环冷却水系统的结垢和腐蚀现象就会减弱,对循环水的使用提供了安全保证,既提高了循环水的浓缩倍率,又产生明显的节水效果。

3 电厂用水指标优化预期效果

通过实施节水措施的优化,得出该火力发电厂的主要用水及节水指标结果见表7。

4 结论

此次水平衡试验得出的结论如下。

(1)循环冷却水系统的浓缩倍率由3.5~4倍提升至4.5倍,减少了循环冷却水的排污量99.9 m3/h。

(2)回收利用电厂一期机组产生的工业冷却水用作二期机组循环冷却水系统的补水,节省水资源费用的同时大大降低二期新鲜水的取水量,减少取水量350.0 m3/h。综合全厂考虑,回收一期机组的直流冷却用水,将大大降低温排水对江河生态环境的影响。

(3)通过使用石灰石处理技术对生活污水进行过滤处理,回用作循环冷却水系统的补水,减少冷却塔补水量158.0 m3/h,实现零排放。

(4)提高脱硫用水效率,减少水的消耗,节约水量51.9 m3/h。

(5)实施优化措施后单位发电量取水量下降了0.45 m3/MW・h,低于火电行业单位产品取水量指标平均值。

(6)该电厂二期用水优化模型的建立,对全厂各项用水节水指标均产生积极的影响,该研究方法既可为电厂的节水工作、也为同行业机组的节水方向提供参考。

参考文献

电厂试用期总结范文第4篇

关键词:现场总线;超临界;设备管理;DCS

0 前 言

目前广泛用于火力发电厂过程控制的系统是分散控制系统(DCS)和可编程控制器(PLC)。80年代末至今,DCS以其先进的技术、丰富的控制功能、友好的人机界面等优势,逐步占领了火电厂机、炉、电主控领域,而PLC则由于其逻辑处理功能强、境适应性好、环系统独立性强、采购成本较低等特点,成为电厂辅助生产系统(水、煤、灰)和机组辅助系统(吹灰、空压机等)的首选控制系统。

80年代末期开始发展起来的现场总线技术和产品,以及由此组成的控制系统——现场总线控制系统(FCS,Field Control System),引发了自动控制领域的革命。开放的、全数字化和双向多站的通讯网络,与多功能的智能化现场数字仪表是FCS的主要特征,它将使自动控制系统的效能产生巨大的飞跃。

1 FCS应用情况介绍

全面信息化和多层次的自动化是今后发电企业发展的方向,建立数字化电厂是必由之路,而现场总线系统是数字化电厂的基础。

近两年各大发电集团都十分关注电厂热控自动化新技术的应用和由此产生的巨大效益。华能玉环电厂、国华宁海电厂二期、山东邹县二期工程、江苏望亭联合循环发电厂、江阴夏港电厂、广东南海石油化工汽电联产工程、陕西杨凌热电厂、山东龙口电厂、广安电厂、山西平朔电厂、山西漳山电厂等在电厂辅助系统中成功实现了现场总线技术的全面应用,并在较短时间内完成了安装、调试,并很快投入稳定可靠运行。大量的工程项目的顺利实施,证明现场总线在电厂辅助生产控制系统中应用是完全可行的。

根据墨西哥Mazatlan电厂的报导,首台应用现场总线控制系统的1号单元机组(158 MW)在1997年3月17日投入运行,曾连续运行12个月无故障、无维护,改善了锅炉动态的相应特性,与分散控制系统(DCS)和可编程控制器(PLC)相比投资节省了45%,安装调试时间缩短到3周。由于1号单元机组的改造获得成功,该厂紧接着进行了2号单元机组(158 MW)的改造,2号单元机组于1998年2月14日投入运行。同1号单元机组一样,这次改造十分成功,不但投资进一步节省,达到了50%,而且安装调试时间缩短到1周。

德国尼德豪森(Niederaussem)电厂较全面地使用了现场总线。该厂采用了PROFIBUS-DP和HART-BUS两种现场总线。整个系统包括900台马达、400个电磁阀、1000个阀门定位器和电动执行机构,这些智能设备均通过PROFIBUS-DP与DPU相连。通过采用PROFIBUS现场总线系统真正实现了全厂监控,提供更加完善有效的设备诊断功能,实现现场设备的远程编程和维护,实现了全厂数据的集中管理,使设备的状态检修成为可能,提供更多的设备信息使操作和维护得到优化。

墨西哥Mazatlan电厂、德国尼德豪森电厂K机组PROFIBUS现场总线和近期上海赛科工程FF现场总线的全面成功应用,大大激发了国内各发电集团公司和设计院应用现场总线的积极性华能国际为了在国内电站发电新技术的应用上处于领先地位,着眼于领导先进技术潮流、合理控制工程造价、全面提升电厂自动化水平,在南京金陵电厂2×1000 MW机组、九台电厂2×600MW机组的设计中已经把现场总线技术全面应用于机组控制中。

中国神华能源股份公司希望将神华胜利电厂一期工程(2×660MW机组)做为试点单位,在主辅机控制系统中全面选用现场总线技术,总线其控制规模远大于国内外其他应用现场总线技术的电厂。

2 神华胜利电厂应用FCS介绍

神华胜利电厂位于内蒙锡林浩特。规划容量为8台600MW机组,一期工程建设2×600 MW机组。由于现场总线技术的先进性可以大量节省投资和提高机组运行维护水平,神华集团决定在神华胜利电厂主辅控系统中全面选用现场总线系统,其中总线选用范围和规模为当前国内最大规模的工程应用。

2.1 现场总线在神华胜利电厂的应用原则

(1)影响机组安全运行的主机和主要辅机的保护不纳入现场总线,如:

锅炉安全监视系统(FSSS);

汽机数字电液控制系统(DEH);

汽轮机紧急跳闸系统(ETS);

旁路控制系统(BPS);

事故顺序记录(SOE)。

(2)用于联锁保护的开关型气动阀门、电磁阀,不纳入现场总线。

(3)国产电动门因现场总线接口不完善,且缺乏相应的测试和应用实践,不纳入现场总线。

(4)开关量仪表,如压力开关、液位开关、温度开关等不纳入现场总线。

(5)对于调节型气动执行机构,用于非重要调节回路的,纳入现场总线,下列重要回路,采用常规硬接线+HART:给水、汽温、送、引风、磨煤机。

(6)对于调节型电动执行机构,用于非重要调节回路的,纳入现场总线,用于重要回路(给水、汽温、送、引风)的,采用硬接线+现场总线。

(7)对于开关型阀门电动装置,用于非重要系统的,纳入现场总线;用于重要系统的,通过现场总线完成正常控制功能(或仅采集信息)保护、联锁功能通过DCS硬接线完成。

(8)主机/辅机保护和重要联锁的信号保留硬接线。

(9)380V电动机采用现场总线,6kV电动机也纳入现场总线。

(10)主机/辅机的温度测点,采用远程I/O。

(11)仅用于监视的测量信号,采用现场总线。

(12)厂用电电源系统采用现场总线。

(13)闭环控制功能和功能组顺序控制逻辑在控制器中完成。

(14)空冷岛变频器在采用特殊的干扰隔离措施后也采用现场总线。

2.2 现场总线在神华胜利电厂的初步方案

(1)主控系统应用方案

神华胜利电厂主控系统包括数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、旁路控制系统(BPC)、顺序控制系统(SCS)、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)、汽轮机数字电液控制系统(DEH)、给水泵汽轮机数字电液控制系统(MEH)、电气控制系统(ECX)等各项控制功能,对机组安全运行至关重要,而且实时性、可靠性要求最高。采用国外著名品牌的、具有现场总线技术工程业绩的DCS/FCS,可保证现场总线控制系统能如期、可靠地投入运行,最大限度地降低工程风险。

(2)辅控系统应用方案

在神华胜利电厂辅助控制系统——锅炉补给水、外水网、凝结水、燃料网、灰/渣网及脱硫控制应用现场总线控制系统。采用快速工业以太网连接锅炉补给水、外水网、凝结水、燃料网、灰/渣网和脱硫控制系统,辅控室集中监控。在辅控监控网采用的是成熟的网络、监控技术,系统结构为:全厂各个控制系统先汇集到各自的子网,然后子网再接人全厂辅网的核心交换机,整个辅控网络由冗余的双星型结构构成。辅网中心配置了数据服务器、SIS接口服务器、仿真接口服务器和操作员站/工程师站等设备,以满足电厂全厂辅控的要求。

3 结束语

虽然神华胜利电厂在电厂主辅系统全面应用现场总线还处在设计和招标阶段,但是,合理规划电厂的自动化和信息化架构,降低工程造价、提高电厂自动化和信息管理水平,以实事求是和积极的科学态度应对新技术带来的机遇与挑战应该是从事电力建设人员需具备的良好职业素质和技术素养。现场总线技术已基本成熟,应抓住当前大好的电力建设机遇,认真学习、努力掌握现场总线技术、积极稳妥地解决工程应用中存在的问题,投资方、建设方以及设计院均要转变观念,同设备供应商一道推动现场总线技术在电厂的应用,受享新技术革命带来的效益和成果。神华胜利电厂在主辅系统全面应用现场总线技术必将给火电厂安全经济运行及提高管理水平、建设信息化的电厂带来实实在在的效益。

参考文献:

[1]韩璞.火力发电厂计算机监控与监测.北京:中国水利电力出版社,2005.

[2]颜渝坪,崔逸群,王春利,等.火电厂现场总线控制系统的成功应用.中国电力,2007,40(3).

[3]崔逸群,颜渝坪,王春利,等.FF与Profibus现场总线在火电厂的应用研究.热力发电,2006,(2).

[4]周明.现场总线控制.北京:中国电力工业出版社,2001.

电厂试用期总结范文第5篇

关键词:H9000 水电厂 综合自动化

引言

在国家电力公司(包括原水利电力部、原能源部、原电力部)的大力倡导下,我国的水电自动化工作自二十世纪80年代的科研试点逐步进入了90年代的“无人值班”(少人值守)试点和推广的阶段,建设并完成了一大批水电综合自动化系统,有力地推动了水电行业的技术进步。目前,已有29个水电厂实现了“无人值班”(少人值守),20个水电厂通过了国家电力公司的一流水电厂验收,还有相当已批水电厂已经具备了验收的条件,取得了巨大的成功。

水科院自动化所作为行业的自动化专业科研单位,自始至终地参加了与水电厂综合自动化有关的科研、推广及“无人值班”(少人值守)和创一流水电厂的工作,完成了包括东北白山梯级在内的一百多个大中小型水利水电自动化工程,出口埃塞俄比亚Tis Abay二级电站的系统已投入了商业化运行,完成了隔河岩电站引进计算机监控系统的改造工程,实现了湖南镇100MW机组扩建电站的“关门运行”,为白山等六大水电厂实现创“一流水电厂”创造了必要条件,2001年联合中标三峡梯级调度中心及左岸电站计算机监控系统工程,2002年连续在洪江、碗米坡、株州航电等国际招标工程中标,取得了令人瞩目的成果,回顾过去,展望未来,意义非同一般。

本文首先回顾水电厂综合自动化的在科研试点、实用推广和“无人值班”(少人值守)三个历史阶段的工作历程,然后重点介绍近年来H9000系统结合水电厂“无人值班”(少人值守)工作进行的改进工作,在水电厂创一流和实现AGC方面的经验,H9000 V3.0系统的新功能和兼容性方面的进步。

水电站综合自动化技术的发展过程

科研试点阶段:我国水电站综合自动化技术的应用起步于20世纪80年代初。当时,水电部的水科院和南自所及机械部的天传所分别在富春江、葛洲坝二江和永定河梯级进行试点研究,研制成功的富春江水电厂多微机分布控制系统于1984年11月正式投入运行,1986年获国家科技进步三等奖。通过试点,尝试了计算机技术应用于水电厂监控系统的可行性,培养和锻炼了一批从事水电厂计算机监控系统的科研、设计、安装和运行维护的工程技术人员队伍,积累了宝贵的经验。但由于经验不足,研制周期过长,资金缺乏,使基础自动化配套改造不够,影响计算机监控系统的正常使用,另外,在系统的规模、功能、结构、工艺、可靠性以及软件的水平等方面与国外差距较大。

实用推广阶段:原水电部于1987年和1993年先后制定了“七五期间水电厂自动化计算机应用规划”和“八五期间以及2000年水电厂计算机监控系统推广应用规划”,两批共规划了67个大中型水电厂。根据“七五”规划,到1993年,先后又有27座水电站采用了不同形式的计算机监控系统,如葛洲坝二江、鲁布革、富春江、丹江口、新安江、铜街子、安康、石泉、龙羊峡、东江、白山等。软件和硬件设备的标准化工作取得了初步成效,初步形成了工业化生产,达到了实用化水平,形成了几种成熟的推荐模式。同时,科技水平有了很大的提高,有关科研院所已经能够独立承担各类工程的计算机监控系统设备的开发研制生产任务,一大批科技人才茁壮成长。

“无人值班”(少人值守)阶段:通过技术改造与技术进步,实现减人增效,创国际一流企业,是国家电力公司的长远发展战略。为了实现这一目标,根据1994年原电力部在东北太平湾水电厂会议提出的建议,由安生司主持、水科院自动化所等单位参加,讨论制定了《水电厂“无人值班”(少人值守)的若干规定(试行)》并由电力部于1996年颁布执行。与此同时,电力部颁布试行了《一流水电厂的考核标准》。1994年太平湾会议还确定了葛洲坝二江、太平湾等5个水电厂为“无人值班”(少人值守)第一批试点单位,水电厂“无人值班”(少人值守)试点工作由此拉开帷幕。1996年又扩大白山、紧水滩、龚嘴等9个水电厂为第二批试点单位。两批试点带动了水电行业的自动化技术进步,据不完全统计,自1980年以来截止到目前为止,全国安装水电厂计算机监控系统总数约300套,而在这一阶段内,国内总共新安装投运的监控系统约250套,其中水科院自动化所新投系统100套,电自院新投运约120套,其余系统由国外公司或国内其他厂家提供。

与1994年以前比较,“无人值班”(少人值守)阶段的工作特点是:(1)各水电厂自动化改造的积极性空前高涨,积极要求上计算机监控系统,并把监控系统当作全厂“创一流”工作的重点,以监控系统带动全厂的自动化改造,为监控系统工作的顺利展开创造了良好的局面。(2)监控系统的功能齐全,软件和硬件标准化程度高,开发周期短,性能指标先进,普遍达到了国际同期先进水平,实用性强,可靠性好,成功率高,满足了水电厂“无人值班”(少人值守)的要求。(3)部级科研开发骨干队伍逐渐形成,形成了自主品牌的监控系统,在国际上具有相当的知名度,如水科院的H9000系列分布开放系统和电自院的SSJ系列计算机监控系统,基本占领了国内水电市场。(4)系统的实用化程度高,推动了行业的技术进步,促进了管理的现代化,为减人增效奠定了技术基础,取得了实效。

H9000系统与水电厂“无人值班”(少人值守) 技术

H9000系统是水科院自动化所于二十世纪90年代初期设计开发的面向水电应用的分布开放系统,我国水电厂综合自动化的重要科研成果。该系统的设计不仅吸收了国外公司产品的先进技术路线,使H9000系统的总体设计接近国际先进水平,而且根据我们多年的工程经验和对水电自动化理解,结合1994年国电公司颁布的水电厂“无人值班”(少人值守)导则,在系统的结构设计、功能设计方面,充分考虑水电厂有人和“无人”对监控系统在可靠性、冗余措施、功能要求等方面的差异,系统功能齐全,软件和硬件标准化程度高,组态能力强,开发周期短,符合中国国情,实用性强,可靠性好,系统投运成功率高,满足了水电厂“无人值班”(少人值守)的要求。为此,H9000系统不仅具有常规电站监控系统的功能,而且进一步开发完善了下列功能:

完善的硬件与软件冗余体系

水电厂实现“无人值班”(少人值守)后,由于现场值班人员减少,每值往往只有两人,当现场设备出现故障时,消缺人员一般要等较长时间才能抵达现场,因此对于监控系统的可靠性要求更高,要求有较高的冗余度,在系统降阶运行时不影响电站的安全。

为了满足要求,H9000系统的硬件可采用多层次的冗余措施,如数据库管理站、操作员站、通讯服务器、网络交换机、网络通道、主控级UPS、LCU的数据采集与控制器、CPU模块、通讯模块、I/O通道、现地总线、机箱电源、机柜电源等,全部可以实现冗余配置,由软件实现冗余设备的检测与故障诊断,实现冗余部件的无扰动切换,确保系统中某一部件的故障不影响系统的正常运行。故障部件由消缺人员及时处理。

另外,H9000系统的软件总体设计技术采用了无主设计的概念,即系统中任何一个计算机节点的应用软件配置是完全相同的,如数据库管理站、操作员站或工程师站,相同的软件配置根据不同的功能授权实现不同的功能。当任何一个计算机节点出现故障时,可通过功能授权调整实现功能的重新分配。如正常运行时,工程师站不具备现场设备的操作控制权,但经过权限的调整,可以进行控制操作。因此,当一个系统具有多台计算机节点时,计算机出现全部调试故障的概率可以认为是零,H9000系统永远是可控的。目前由于计算机的硬件资源相对丰富,很多原先需要很高配置的设备完成的工作一般计算机均能完成,因此,H9000系统将现地人机联系计算机节点的功能也充分提升,基本上可以完成主控级的人机联系任务,使H9000系统的控制可靠性得到进一步加强。

On-call技术

H9000系统可对系统数据库进行设置定义,当发生事故时,监控系统可根据定义声光信号,进行语音报警、电话自动报警、传呼报警或手机短信息报警,实现On-call。系统还可根据需要将几个电话或传呼机号码按一定的优先级顺序排列,系统可根据定义的顺序依次进行呼叫。系统还提供电话查询功能,任何人只要拨查询电话,即可查询电站当前设备运行情况,如有无故障及故障报警信息,重要运行参数等。On-call技术已成为水电厂实现“无人值班”(少人值守)的重要设备。H9000/On-call也已被三峡梯级调度中心自动化系统采用。

电脑值班员技术

在隔河岩电站监控系统设计与实施过程中,在国内首次提出了“电脑值班员”的概念,并且被采纳实施。这是无人值班、关门电站最具有特色的功能之一。

通过考察和调研,结合我国水电厂的运行方式与当前电网结构,我们初步提出了安全稳定智能控制和智能电脑值班的概念、功能要求和实现方法,使水电厂在没有现地值班人员的情况下,从保证主、辅设备安全角度出发,由计算机监控系统自动处理各类随机异常情况和隐患,经严格的条件判别和闭锁,进行控制和调节。本功能好比一位经验丰富、责任感强而又不知疲惫的老值长时刻值守在现场,保证水电厂主、辅设备的安全,并尽可能运行在最佳工况。

自诊断与远程维护技术

系统自诊断与自恢复功能是提高系统可靠性的重要措施。

H9000系统为分布式网络控制系统,具备完善的自诊断与自恢复功能,系统各设备不仅自检,还可通过网络进行互检,形成系统检测报告。诊断分硬件检测和软件检测。硬件检测包括CPU、内存、I/0通道、电源、网络、通讯接口等。软件检测包括软件异常中断、通信链路故障等。系统可将异常情况及时报警,并可对冗余的异常部件进行自动切换。

监控系统具有远方诊断及远方维护功能。通过远方诊断及维护系统,可以实现远方故障诊断及远方系统维护。

H9000与创“一流水电厂”

通过与用户的通力配合,目前采用H9000系统已经很多,并且已许多投入AGC功能,特别是龙羊峡、东风、东江等几个大型或特大型水电厂实现了AGC自动控制,白山、乌溪江和紧水滩先后实现梯级电站AGC,优化运行,并已有白山、龙羊峡、紧水滩、乌溪江、东风以及东江等6个水电厂先后顺利通过了国电公司“无人值班”(少人值守)和“一流水电厂”验收。

东北白山梯级电站的“无人值班”(少人值守)计算机监控系统工程规模宏大,性能指标卓越,在国内首次实现了大型梯级水电站巨型机组的现地“无人值班”(少人值守)和远方集中实时监控运行,首次成功地采用了110公里超长距离的高速以太网通讯,标志着我国水电站计算机监控技术进入高速网络时代。监控系统不仅实现了厂内AGC、梯级电站本地调频,而且实现了梯级调度全厂负荷自动分配,实现了与东北电网调度自动化系统的通讯,实现电网的统一调度、负荷的合理分配,使白山梯级电站监控系统根据电网远方负荷给定,由AGC实现了梯级电站的优化控制。该项目于1999年3月通过国电公司组织的技术鉴定,受到东北电管局及国家电力公司鉴定小组有关专家、领导及白山电厂工程技术人员的高度评价,一致认为该系统在“远方集中监控总体技术方面居国内领先水平,国际先进水平”,获国电公司2000年度科技进步二等奖,于2000年通过国电公司“一流水电厂”验收。

贵州东风水电厂AGC先后完成了与省调之间双微波通道的SC1801规约通讯、厂内及远方AGC负荷分配功能、远方负荷调节、远方开停机、远方给定全厂总负荷、远方给定负荷曲线等功能,由电厂AGC完成机组的合和经济负荷的分配。2001年11月,贵州省调进一步修改了调度规程,较好地解决了无人值班条件下AGC对接地中性点问题的处理及机组的自动开、停问题,既保证了电网的安全性,又满足了“无人值班”(少人值守)的要求,成为国内第一个自动按调度负荷曲线运行、实现远方自动开停机的电厂。由于有省调的大力支持和配合,东风电厂的AGC功能国内最先进完善,得到国电公司领导的充分肯定和好评。

在2002年1月贵州东风水电厂“无人值班”(少人值守)验收会上,国电公司有关领导和专家对该厂的自动化工作给予了极高的评价,认为该厂在AGC方面仅次于广蓄,在没有人工干预的情况下,实现了监控系统按省调负荷曲线自动开停机和负荷调整,实时性好,对保证贵州系统“西电东送”电能质量起到了非常积极的作用,受到了电网调度人员的欢迎和好评。

龙羊峡水电厂是西北电网第一调频厂,装机容量为4台320MW机组,2001年3月在西北网调的大力支持和配合下,采用DNP3.0网络通讯,实现网调远方AGC。龙羊峡AGC由网调给出远方开停机命令和实时功率设定值,远方开停机命令和实时功率设定值通过数字通道传送,成功地解决了大机组远方平稳开停机。

特别值得一提的是,浙江乌溪江水电厂自动化改造工作由于领导重视,电厂先后安排40余人参加了监控系统培训,较好地掌握了技术,成为技术骨干,承担了大部分系统的功能开发、设备现场安装调试工作,在不到6个月的时间内完成了全厂11台机组共16套LCU的安装调试工作,整个工程自1998年5月启动到1999年5月省公司验收,只经历了短短的一年的时间,创造了“乌溪江速度”。另外,1996年乌溪江扩建电站按“无人值班”(少人值守)设计,采用H9000系列计算机监控系统,实现了远方监控系统与机组发电同步投运,实现了远方实时监控和现地“无人值班”(少人值守),1998年进一步取消了夜间巡视,成为国内第一个真正的关门电站,引起国家电力公司安运部有关领导的高度重视。

目前,仍有一批采用H9000系统的水电厂正在积极进行准备工作,我们将一如既往地秉承“服务和合作”的精神,做好支持配合工作,争取使H9000的每一个用户都能顺利跨入“一流水电厂”的行列。

H9000系统的新进展与兼容性考虑

为了满足用户不断增长的需求,满足电力生产对控制系统的要求,我们在全面继承H9000系统的开放性、友善性、标准化、通用化及面向对象等优点的基础上,于2001年研制开发了H9000 V3.0系统,进一步吸收了国内外系统的先进经验和技术,在系统结构、WEB浏览、最新国际标准通讯规约库及软件包、集成开发工具软件及高级应用软件等方面有较大改进,进一步提高了系统的可靠性和可维护性,在湖北隔河岩、福建高砂、天津大张庄、重庆江口等一系列工程中得到成功应用。下面简要介绍H9000 V3.0系统的技术特色。

新型的系统结构

由于工业控制微机(简称IPC)结构复杂,有机械旋转部件如硬盘、风扇等,是LCU乃至监控系统的可靠性瓶颈。H9000 V3.0在系统结构有较大改进,LCU采用了可编程控制器直接上以太网的方式,在控制主回路中取消了IPC,IPC仅作为现地的辅助控制人机联系设备,系统正常运行时,IPC可以退出运行。由于控制主回路取消IPC,使LCU的可靠性大幅度提高,可以很好地满足下一阶段水电厂无人值班运行的要求。IPC也可由智能化液晶操作面板代替,可靠性可进一步提高。

在进行H9000 V3.0系统设计时,充分考虑了与H9000老系统的兼容性,可确保H9000的老系统平稳升级到V3.0,并且新老系统可全兼容混合运行,因此老系统的升级改造提供了非常便利的途径。

WEB浏览

由于因特网普遍采用浏览器等瘦客户端软件,系统的使用及维护十分方便,受到广大用户的欢迎。H9000 V3.0增加了WEB浏览功能,系统仅需增加配置WEB服务器,安装woix WEB服务器端软件。为了确保系统的安全性,可设硬件或软件防火墙。同样,WEB浏览功能充分考虑了与H9000系统原有图形界面的兼容性,woix软件可完全识别原H9000系统的*.dbin图形文件,并且外观效果与oix完全一致,实现了百分之百兼容。

H9000/Toolkit系统集成工具软件

H9000 V3.0系统在原开发工具软件的基础上,进一步充实完善,不仅提供IPM交互图形开发系统、DBgen数据库开发系统、PDC综合计算工具软件、ControlLock控制闭锁工具软件、API接口等,而且新开发研制了DEtool数据工程软件。特别是DEtool,将系统集成开发工作于一体,成为包括数据库、语音、控制闭锁等功能于一体的集成开发工具软件,强化了系统集成与数据工程的可视化,并且具有学习指导性质,进一步提高了系统开发集成效率和质量,也为设计部门和最终用户提供了有效的系统设计开发手段,受到广大用户的一致好评。

国际标准通讯规约

通过与ABB、Alstom等公司在三峡工程的合作,H9000 V3.0系统在通讯规约方面获得进一步充实,不仅支持DL476-92、m4f、SC 1801、CDC 8890 Type II、CDT及Polling等传统远动规约,而且研制开发了IEC 870-5、DNP3.0、TASE-2规约通讯软件,形成了较为完善的通讯软件包。

高级应用软件

H9000 V3.0系统在AGC/AVC等高级应用软件方面有较大进展,实现了白山、乌溪江等梯级水电厂的联合AGC,在东江等水电厂实现了AGC/AVC,在龙羊峡、乌江渡、东风等水电厂实现了调度远方AGC,其中贵州东风水电厂在没有人工干预的情况下,实现了电站监控系统按省调负荷曲线自动开停机和负荷调整,实时性好,对保证贵州系统“西电东送”电能质量起到了重要作用。在更多的水电厂实现了电站AGC功能。

Simulog培训仿真软件

在操作员培训仿真方面,分析研究了水电厂复杂的生产过程,完善和充实水电厂生产过程仿真的总体模型,增加了连续系统仿真、非线性系统仿真及处理等功能,建立和完善处理上述复杂系统的数学模型和Simulog语言,并开发了相关的编译器和仿真器软件,结合H9000系统原有功能,OTS2000培训仿真系统已经可以初步应用于分解和描述比较复杂的连续非线性过程控制系统。

综上所述,H9000 V3.0在确保技术进步和功能扩充的同时,将新老系统的兼容性放在一个十分重要的位置。新老系统兼容,也就是说H9000系统的V3.0版可以与V2.0版本混合运行,确保老用户系统升级的便利实施,简化过渡期的施工方案,可以很好地避免由于产品升级而将系统硬件和软件全部推倒重来的做法,保护用户的投资。

结束语

过去的20年,我国的水电厂计算机监控技术从无到有、从“景上添花”的“花架子”到现代化生产运行管理和实现“无人值班”(少人值守)必不可少的重要装备,无不凝聚了我国水电行业主管领导部门、科研、规划设计、生产运行等部门几代人的智慧、抱负和辛勤劳动。

过去的20年,也是H9000系统孕育、诞生、成长、逐步发展壮大取得了辉煌业绩的20年,成为我国水电自动化领域一颗璀璨的明珠,为我国水电厂自动化技术的进步和创“一流水电厂”工作做出了应有的贡献。在这里,我们再次感谢有关领导、广大用户对我们的支持和信任。我们将戒骄戒躁,密切注意中国进入WTO后国外公司对我国水电自动化市场的冲击和挑战,严格执行ISO-9001质量保证体系,贯彻质量方针,永远以用户的需求作为我们的第一需要,不断跟踪国际技术的发展与进步,开发更多更好的产品,以更高的技术质量水准,为广大的水利水电用户服务,为水电厂真正实现无人值班、关门运行、创国际一流做出应有的贡献。

[参考文献]

王德宽:“从H9000谈水电站计算机监控系统国产化问题”,《水电厂自动化》,1998年,第3期。

王德宽等:“H9000分布开放式水电厂计算机监控系统”,《水利水电技术》,1996年,第5期。

王德宽等:“水电厂计算机培训仿真技术的设想与初步研究”,《水电厂自动化》,2000年,第3期。

王德宽:“水电厂综合自动化与“无人值班”(少人值守)”,《面向21世纪电力科学技术讲座》,2000年10月,中国电力出版社。

H9000 and Comprehensive Automation of Hydropower Plants