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摘要：本文介绍和利时DCS系统在余热锅炉控制中的实际应用，网络通讯实时稳定。
关键词：余热锅炉；DCS系统；组态软件
中图分类号：TK11+5
1、网络配置和通讯
系统是由以太网控制连接的各工程师站、操作员站、数据服务器、现场控制站组成的综合自动化系统，网络通讯速度快，双冗余网络，提高了系统的稳定性和可靠性。网络设备包括：现场控制站、服务器、交换机、工程师站、操作员站。网络通讯包括：监控网络、系统网络。监控网络：冗余高速以太网链路，使用五类屏蔽双绞线，将服务器、工程师站、操作员站连接到中心交换机，采用TCP/IP协议。各个节点用固定分配的IP地址，进行标识，每个节点配有两个以太网卡，分别连接到130和131网段的交换机上，监控网络的IP地址前两位是130.0和131.0，后两位自行定义。本工程主从服务器地址定为130.0.0.1和131.0.0.1。系统网络：冗余高速工业以太网，采用HSIE通讯协议，使用五类屏蔽双绞线，将服务器、现场控制站连接到中心交换机。
2、系统硬件构成
现场控制站包括主控单元模块FM801、各种I/O模块。FM801 型主控单元是MACS 系统现场控制站的核心设备，与专用机笼配合使用，实现对本站下I/O 模塊数据的采集及运算和接受服务器的组态命令及数据交换。通过冗余以太网接口把现场控制站的所有数据上传到MACSⅤ系统服务器，操作员站/工程师站指令也通过以太网下传到FM801。I/O模块包括：热电阻FM143A、热电偶FM147A、模拟量输入FM148C、模拟量输出FM151A、开关量输入FM161D开关量输出FM171。工程师站、操作员站使用戴尔公司生产的工业级计算机，主要完成控制组态、显示、操作控制、报警、打印等功能。
3、软件组成
组态软件安装在工程师站上，包括设备组态、数据库总控、服务器算法、控制器算法、图形组态、报表组态、工程师在线下装。完成用户对于测点、控制方案、人机界面组态。把控制程序下装到服务器、操作员站、现场控制站。控制器算法组态软件是针对底层控制器的软件，是控制方案开发的平台，用不同的算法模块、功能模块组成用户控制方案操作员站软件用于监视控制参数，显示报警、趋势图、参数列表，具有控制调节、参数整定等操作功能。
4、主要控制功能
余热锅炉运行过程中，要控制汽包水位的稳定，输送到汽轮机的高压蒸汽的温度、压力保持稳定，才能保证汽轮发电机的稳定负荷运行。本工程制定了高压汽包水位控制、低压汽包水位控制、高压过热蒸汽减温调节、（高压、低压）主汽集箱对空排汽、低压省煤器再循环控制等方案，来确保余热锅炉稳定运行。
4.1 高压汽包水位控制
汽包水位主要通过旁路给水调节阀的开度即改变进水量来控制其水位，在正常运行时由蒸汽流量、汽包水位和给水流量组成三冲量调节系统，启动和低负荷时只有汽包水位单冲量调节系统。具体控制描述如下：
①用3台变送器测量汽包水位，并进行压力补偿，比较和选择；②给水流量进行温度补偿；③采用经温度和压力补偿的主蒸汽流量用作蒸汽流量测量；④启动和低负荷时，汽包水位采用单冲量调节，在蒸汽参数稳定，给水流量允许的情况下，控制系统可自动或手动无扰动切换到三冲量调节；⑤控制系统的特性保证给水流量与锅炉负荷指令成线性关系；⑥汽包水位（经压力补偿的变送器信号）高于150mm时，联锁打开汽包紧急放水电动门直至水位正常，汽包水位高100mm、低-100mm时，进行报警。
4.2 低压汽包水位控制
低压汽包给水调节阀位于低压省煤器出口，其控制及相关描述如下：a.低压汽包在启动和低负荷时，其水位由单冲量（汽包水位）控制。正常负荷时，控制为三冲量控制，维持主给水流量、汽包水位和低压蒸汽流量的平衡，并进行单、三冲量的切换控制。b.锅炉启动前，该汽包水位可设定较高，上水结束后水位设定值恢复正常。
4.3 高压过热蒸汽减温调节
高压过热器减温器控制通过调节喷水流量，控制高压蒸出口端温度。当高压蒸汽出口温度大于设定值，且高压汽包压力大于设定值时，即可进行减温器蒸汽温度控制在启动和有载过程中，当燃气轮机负荷达到25%时。随着燃气轮机的负荷和排气温度的增加，高压过热汽出口温度也将提高，同时也增加对喷水量的需求，调节减温水调节阀的开度以控制过热器出口温度。如果燃气轮机的负荷变化，需要减小减温水的流量，此时应减小调节阀的开度以控制过热器出口温度。过热蒸汽出口温度允许在一定范围内波动，当低于最低控制设定值时，应关闭减温水调节阀和电动截止阀。
5、软件组态
为了更好的监视、分析和操作余热锅炉的控制过程，组态画面有锅炉总流程画面、锅炉集控、锅炉顺控、锅炉联锁、报警、锅炉累积。
5.1 余热锅炉总流程画面
操作人员在此画面可以直观的监视各个工艺参数，通过图形符号的颜色变化、闪烁等方式，动态显示余热锅炉的运行状态。在组态画面的菜单栏内，可以调出个参数的实时曲线图、历史趋势图、查看SOE、模拟量、开关量事故追忆，查看设备、工艺报警列表，查看操作日志、设备日志，可进行报表打印。
5.2 锅炉集控
锅炉运行过程中，需要控制调节各种参数，在锅炉集控画面设置了控制操作站和PID控制站，PID控制站通过调整可以实现自动调节，包括高压汽包水位三冲量调节、低压汽包水位三冲量调节、汽包旁路调节、减温器出口温度控制、除氧器压力调节、除氧器水位调节、再循环泵出口流量调节。操作员凭密码登陆后，才能进行操作。
5.3 锅炉顺控
设置了工艺管道上电动阀操作站、在余热锅炉检修、启动、运行时操作各种电动阀。
6、结束语
本套DCS控制系统已经投入运行，这是电厂的第二套和利时DCS系统，运行效果良好。运行人员操作简单方便，降低了劳动轻度，提高了工作效率。
参考文献
[1] 魏庆波. 如何采用煤气化联合循环发电（IGCC）技术[J]. 科技资讯. 2005（26）
[2] 戴伟. Cimplicity 6.0在热电站冲灰渣监控系统中的应用[J]. 科技信息. 2009（35）
关键词：余热锅炉；DCS系统；组态软件
中图分类号：TK11+5
1、网络配置和通讯
系统是由以太网控制连接的各工程师站、操作员站、数据服务器、现场控制站组成的综合自动化系统，网络通讯速度快，双冗余网络，提高了系统的稳定性和可靠性。网络设备包括：现场控制站、服务器、交换机、工程师站、操作员站。网络通讯包括：监控网络、系统网络。监控网络：冗余高速以太网链路，使用五类屏蔽双绞线，将服务器、工程师站、操作员站连接到中心交换机，采用TCP/IP协议。各个节点用固定分配的IP地址，进行标识，每个节点配有两个以太网卡，分别连接到130和131网段的交换机上，监控网络的IP地址前两位是130.0和131.0，后两位自行定义。本工程主从服务器地址定为130.0.0.1和131.0.0.1。系统网络：冗余高速工业以太网，采用HSIE通讯协议，使用五类屏蔽双绞线，将服务器、现场控制站连接到中心交换机。
2、系统硬件构成
现场控制站包括主控单元模块FM801、各种I/O模块。FM801 型主控单元是MACS 系统现场控制站的核心设备，与专用机笼配合使用，实现对本站下I/O 模塊数据的采集及运算和接受服务器的组态命令及数据交换。通过冗余以太网接口把现场控制站的所有数据上传到MACSⅤ系统服务器，操作员站/工程师站指令也通过以太网下传到FM801。I/O模块包括：热电阻FM143A、热电偶FM147A、模拟量输入FM148C、模拟量输出FM151A、开关量输入FM161D开关量输出FM171。工程师站、操作员站使用戴尔公司生产的工业级计算机，主要完成控制组态、显示、操作控制、报警、打印等功能。
3、软件组成
组态软件安装在工程师站上，包括设备组态、数据库总控、服务器算法、控制器算法、图形组态、报表组态、工程师在线下装。完成用户对于测点、控制方案、人机界面组态。把控制程序下装到服务器、操作员站、现场控制站。控制器算法组态软件是针对底层控制器的软件，是控制方案开发的平台，用不同的算法模块、功能模块组成用户控制方案操作员站软件用于监视控制参数，显示报警、趋势图、参数列表，具有控制调节、参数整定等操作功能。
4、主要控制功能
余热锅炉运行过程中，要控制汽包水位的稳定，输送到汽轮机的高压蒸汽的温度、压力保持稳定，才能保证汽轮发电机的稳定负荷运行。本工程制定了高压汽包水位控制、低压汽包水位控制、高压过热蒸汽减温调节、（高压、低压）主汽集箱对空排汽、低压省煤器再循环控制等方案，来确保余热锅炉稳定运行。
4.1 高压汽包水位控制
汽包水位主要通过旁路给水调节阀的开度即改变进水量来控制其水位，在正常运行时由蒸汽流量、汽包水位和给水流量组成三冲量调节系统，启动和低负荷时只有汽包水位单冲量调节系统。具体控制描述如下：
①用3台变送器测量汽包水位，并进行压力补偿，比较和选择；②给水流量进行温度补偿；③采用经温度和压力补偿的主蒸汽流量用作蒸汽流量测量；④启动和低负荷时，汽包水位采用单冲量调节，在蒸汽参数稳定，给水流量允许的情况下，控制系统可自动或手动无扰动切换到三冲量调节；⑤控制系统的特性保证给水流量与锅炉负荷指令成线性关系；⑥汽包水位（经压力补偿的变送器信号）高于150mm时，联锁打开汽包紧急放水电动门直至水位正常，汽包水位高100mm、低-100mm时，进行报警。
4.2 低压汽包水位控制
低压汽包给水调节阀位于低压省煤器出口，其控制及相关描述如下：a.低压汽包在启动和低负荷时，其水位由单冲量（汽包水位）控制。正常负荷时，控制为三冲量控制，维持主给水流量、汽包水位和低压蒸汽流量的平衡，并进行单、三冲量的切换控制。b.锅炉启动前，该汽包水位可设定较高，上水结束后水位设定值恢复正常。
4.3 高压过热蒸汽减温调节
高压过热器减温器控制通过调节喷水流量，控制高压蒸出口端温度。当高压蒸汽出口温度大于设定值，且高压汽包压力大于设定值时，即可进行减温器蒸汽温度控制在启动和有载过程中，当燃气轮机负荷达到25%时。随着燃气轮机的负荷和排气温度的增加，高压过热汽出口温度也将提高，同时也增加对喷水量的需求，调节减温水调节阀的开度以控制过热器出口温度。如果燃气轮机的负荷变化，需要减小减温水的流量，此时应减小调节阀的开度以控制过热器出口温度。过热蒸汽出口温度允许在一定范围内波动，当低于最低控制设定值时，应关闭减温水调节阀和电动截止阀。
5、软件组态
为了更好的监视、分析和操作余热锅炉的控制过程，组态画面有锅炉总流程画面、锅炉集控、锅炉顺控、锅炉联锁、报警、锅炉累积。
5.1 余热锅炉总流程画面
操作人员在此画面可以直观的监视各个工艺参数，通过图形符号的颜色变化、闪烁等方式，动态显示余热锅炉的运行状态。在组态画面的菜单栏内，可以调出个参数的实时曲线图、历史趋势图、查看SOE、模拟量、开关量事故追忆，查看设备、工艺报警列表，查看操作日志、设备日志，可进行报表打印。
5.2 锅炉集控
锅炉运行过程中，需要控制调节各种参数，在锅炉集控画面设置了控制操作站和PID控制站，PID控制站通过调整可以实现自动调节，包括高压汽包水位三冲量调节、低压汽包水位三冲量调节、汽包旁路调节、减温器出口温度控制、除氧器压力调节、除氧器水位调节、再循环泵出口流量调节。操作员凭密码登陆后，才能进行操作。
5.3 锅炉顺控
设置了工艺管道上电动阀操作站、在余热锅炉检修、启动、运行时操作各种电动阀。
6、结束语
本套DCS控制系统已经投入运行，这是电厂的第二套和利时DCS系统，运行效果良好。运行人员操作简单方便，降低了劳动轻度，提高了工作效率。
参考文献
[1] 魏庆波. 如何采用煤气化联合循环发电（IGCC）技术[J]. 科技资讯. 2005（26）
[2] 戴伟. Cimplicity 6.0在热电站冲灰渣监控系统中的应用[J]. 科技信息. 2009（35）