论文部分内容阅读
摘要：通过对一次风机油站控制系统进行改造，将原PLC替换为DCS控制系统，克服了PLC控制模式的不足，极大地提高了一次风机油站系统的动作可靠性，对类似系统改造给出了借鉴性意义。
关键词：油站；DCS；PLC、可靠性
一、一次风机油站系统简介
云浮电厂三期工程于2010年9月投产，机组容量为2X300MW循环流化床。每台锅炉配备引风机、一次风机、二次风机各2台，配备高压流化风机3台。其中单台一次风机配备独立的稀油润滑装置，简称一次风机油站。该油站为川润集团的XRZ系列，主要由油箱、2台油泵、油滤器、油冷却器、管道、阀门、仪表盘和电控柜等组成。工作介质为N22～N460极压工业齿轮油或其它机械润滑油，应保证冷却器进油温度≤50℃。
二、原油站控制系统介绍及历史故障
原一次风机油站就地采用可编程序控制器PLC以实现自动控制启停、保护及故障报警功能，并具有与中控室联接的DCS接口。两台低压油泵电机一备一用，加热器控制油箱温度，就地仪器仪表对油系统进行监测和控制。改造前DCS系统只能对一次风机油站进行运行状态监视，风机油站的操作只能在就地手动或者PLC远控进行。
以#1一次風机油站为例。控制原理图如下
运行人员能远方监视的信号有：开关量---油站允许启动、油站系统正常、油站系统报警、油站重故障、#1油泵状态，#2油泵状态，加热器状态。 中控室运行人员只能在DCS画面发出油站启、停指令到PLC，再由PLC根据选择情况去控制油站工作。
对于#1一次风机电机，其跳闸信号之一为#1一次风机油站重故障，即#1一次风机油站出口油压<0.12MPa（压力开关）或油站油箱液位低（液位开关）发信号至就地PLC，PLC再发信号至DCS，DCS发出一次风机停止指令。
自2010—2012年年机组投产运行以来，一次风机油站引起故障报警如下：
2010.12.22 #6炉#2一次风机运行中保护跳闸，查#2一次风机跳闸原因为油站重故障引起。现场查#6炉#2一次风机油站油压0.24MPa（正常值），油箱油位1/2，风机电机尾部轴承大量漏油，立即停油泵运行。
2011.4.18 #6炉#1一次风机油站发“油站系统报警”信号，15S后信号恢复；全面检查系统无异常；于10：20再次发“油站系统报警”信号，30S后信号恢复。于10：55热工告发信原因应为供油温度高50℃引起；就地供油温度49.4℃；于15：40供油温度降至47℃；令值班员加强监视。
2011.11.20 #5炉#2一次风机油站联动#1备用油泵并发重故障联跳风机，炉膛负压低于-2200Pa引起MFT动作。热工值班人员检查确认#5炉#2一次风机油站油泵联动为油压低引起。
2012.5.11 #6炉#1一次风机油站报故障，瞬间自动复位，查为供油温度测量开关跳变引起，热工告因运行中无法隔离该测点处理，现已将该测点解线，告值班员注意检查供油温度。
三、油站改造方案
我们对原油站控制系统进行分析，发现诸多不足，1、运行人员只能远方间接控制油站的启停即DCS→PLC→油站，不利于运行操控2、就地没有润滑油压力AI测量信号，油站润滑油状态全部依靠压力开关，运行人员无法观察到油站运行油压实时值。3、一次风机油站发生故障后，由于PLC不能查询到历史数据，致使事故原因难于分析，预防类似事故发生的方案难于完善。
为此，我们研究制定出以下方案
取消：就地电气控制柜上的其它辅助开关及信号灯
保留：#1油泵工作、#2油泵工作、加热器工作及#1油泵启停、#2油泵启停、加热器启停等信号灯和控制开关（改为按钮开关）。
取消：就地PLC控制器，改为DCS控制。
增加：就地一次风机油站供油压力（压力变送器）到DCS显示并记录历史。
与DCS联系的信号做以下改变：
1、DCS的DI输入点：
1.1、取消DCS画面上一次风机油站运行和停止状态，增加#1、#2油泵过载信号；
1.2、保留#1油泵合闸状态、#2油泵合闸状态；
1.3、增加#1油泵分闸状态、#2油泵分闸状态、加热器运行状态，加热器停止状态（由电气送出，接触器辅助触点）；
1.4、增加#1油泵过载信号和#2油泵过载信号（由电气送出，热耦辅助触点）；
1.5、保留供油压力低（压力开关）≤0.12Mpa联启备用泵，供油压力高（压力开关）≥0.3Mpa联停备用泵，或者运行人员视运行工况，手动停备用泵；
1.6、增加油箱液位高/低（-70mm/-230mm）报警信号、油箱油温高>50℃报警、油箱油温低≤38℃报警、一次风机油站滤油器差压高报警；报警信号在DCS画面显示。
1.7、取消“油系统正常”信号，在DCS逻辑里面将“供油压力>0.12MPa作为一次风机的启动允许条件；
2、DCS的DO输出点：
取消一次风机油站启动指令，增加#1油泵运行指令、#1油泵停止指令、#2油泵运行指令、#2油泵停止指令，加热器运行指令、加热器停止指令，以上DCS控制指令信号全部采用5S脉冲信号。
3、DCS的AI输入点：
增加油箱温度和供油温度、压力测点历史记录及报警信号
DCS相关控制逻辑如下：
1、油泵的启动允许条件：
1）无本油泵过载信号
2、#1/#2油泵的联锁备用逻辑：
1）投备用条件：
◆ 备用泵启动允许条件满足
◆ 备用泵在分闸状态
◆ 运行泵在合闸状态 ◆ 备用泵没有挂起操作
2）備用泵启动条件：
◆ 备用泵在备用状态，运行泵过载或者在分闸位置，联启备用油泵。
◆ 备用泵在备用状态，运行泵在运行状态，如供油压力<0.12MPa，联启备用油泵。
3）备用泵停止运行条件：
◆ 备用泵联启之后，如供油压力>0.3MPa，则备用泵自动停止。
3、泵的保护跳闸条件：
无
4、加热器的联锁逻辑：
1）加热器投入温度自动控制。
2）油箱油温<38℃联启加热器；
3）油箱油温>42℃联停加热器；
一次风机启动条件（与风机油站有关的条件修改）：
1、修改前：供油温度>25℃并且供油压力正常，由PLC判断两个信号是否满足，条件满足发出“油系统正常”至DCS逻辑和画面
2、修改后：供油压力正常（供油压力>0.12MPa），直接由DCS判断该信号是否满足，条件满足与上其他一次风机启动条件。
一次风机跳闸条件（与风机油站有关的条件修改）
1、修改前：供油压力<0.12MPa（压力开关）延时10秒，或者油箱液位低（液位开关）延时5秒，由PLC发重故障信号至DCS作为一次风机跳闸条件。
2、修改后：如供油压力<0.12MPa（压力开关）延时10秒，由DCS直接发信号跳一次风机。
四、油站电源的冗余改造
经过改造，一次风机油站的安全可靠性得到了很大的提升。但是运行一段时间之后出现以下新问题：
2013.1.17 #5机6KV厂用电A段失电，6251开关跳闸，备自投不成功，A段所带负荷全部跳闸，#2一次风机油站发重故障信号，#2一次风机首先跳闸，#1一次风机跳闸信号发出，#5炉MFT动作。
出现以上事故，我们发现，就地一次风机油站油泵全部挂在厂用电A段，当A段失压以后，全部油泵停运。鉴于以上情况，我们将两台油泵分别挂在A段、B段上，将电源分开，达到电源冗余的目的。
五、结论
通过对云浮电厂一次风机油站油泵控制系统的全方位改造，极大地提高了该系统的可靠性，其中部分改造项目，对其他电厂类似PLC改DCS有一定的借鉴意义。
参考文献：
[1]《广东粤电云河发电有限公司热工异动报告》
关键词：油站；DCS；PLC、可靠性
一、一次风机油站系统简介
云浮电厂三期工程于2010年9月投产，机组容量为2X300MW循环流化床。每台锅炉配备引风机、一次风机、二次风机各2台，配备高压流化风机3台。其中单台一次风机配备独立的稀油润滑装置，简称一次风机油站。该油站为川润集团的XRZ系列，主要由油箱、2台油泵、油滤器、油冷却器、管道、阀门、仪表盘和电控柜等组成。工作介质为N22～N460极压工业齿轮油或其它机械润滑油，应保证冷却器进油温度≤50℃。
二、原油站控制系统介绍及历史故障
原一次风机油站就地采用可编程序控制器PLC以实现自动控制启停、保护及故障报警功能，并具有与中控室联接的DCS接口。两台低压油泵电机一备一用，加热器控制油箱温度，就地仪器仪表对油系统进行监测和控制。改造前DCS系统只能对一次风机油站进行运行状态监视，风机油站的操作只能在就地手动或者PLC远控进行。
以#1一次風机油站为例。控制原理图如下
运行人员能远方监视的信号有：开关量---油站允许启动、油站系统正常、油站系统报警、油站重故障、#1油泵状态，#2油泵状态，加热器状态。 中控室运行人员只能在DCS画面发出油站启、停指令到PLC，再由PLC根据选择情况去控制油站工作。
对于#1一次风机电机，其跳闸信号之一为#1一次风机油站重故障，即#1一次风机油站出口油压<0.12MPa（压力开关）或油站油箱液位低（液位开关）发信号至就地PLC，PLC再发信号至DCS，DCS发出一次风机停止指令。
自2010—2012年年机组投产运行以来，一次风机油站引起故障报警如下：
2010.12.22 #6炉#2一次风机运行中保护跳闸，查#2一次风机跳闸原因为油站重故障引起。现场查#6炉#2一次风机油站油压0.24MPa（正常值），油箱油位1/2，风机电机尾部轴承大量漏油，立即停油泵运行。
2011.4.18 #6炉#1一次风机油站发“油站系统报警”信号，15S后信号恢复；全面检查系统无异常；于10：20再次发“油站系统报警”信号，30S后信号恢复。于10：55热工告发信原因应为供油温度高50℃引起；就地供油温度49.4℃；于15：40供油温度降至47℃；令值班员加强监视。
2011.11.20 #5炉#2一次风机油站联动#1备用油泵并发重故障联跳风机，炉膛负压低于-2200Pa引起MFT动作。热工值班人员检查确认#5炉#2一次风机油站油泵联动为油压低引起。
2012.5.11 #6炉#1一次风机油站报故障，瞬间自动复位，查为供油温度测量开关跳变引起，热工告因运行中无法隔离该测点处理，现已将该测点解线，告值班员注意检查供油温度。
三、油站改造方案
我们对原油站控制系统进行分析，发现诸多不足，1、运行人员只能远方间接控制油站的启停即DCS→PLC→油站，不利于运行操控2、就地没有润滑油压力AI测量信号，油站润滑油状态全部依靠压力开关，运行人员无法观察到油站运行油压实时值。3、一次风机油站发生故障后，由于PLC不能查询到历史数据，致使事故原因难于分析，预防类似事故发生的方案难于完善。
为此，我们研究制定出以下方案
取消：就地电气控制柜上的其它辅助开关及信号灯
保留：#1油泵工作、#2油泵工作、加热器工作及#1油泵启停、#2油泵启停、加热器启停等信号灯和控制开关（改为按钮开关）。
取消：就地PLC控制器，改为DCS控制。
增加：就地一次风机油站供油压力（压力变送器）到DCS显示并记录历史。
与DCS联系的信号做以下改变：
1、DCS的DI输入点：
1.1、取消DCS画面上一次风机油站运行和停止状态，增加#1、#2油泵过载信号；
1.2、保留#1油泵合闸状态、#2油泵合闸状态；
1.3、增加#1油泵分闸状态、#2油泵分闸状态、加热器运行状态，加热器停止状态（由电气送出，接触器辅助触点）；
1.4、增加#1油泵过载信号和#2油泵过载信号（由电气送出，热耦辅助触点）；
1.5、保留供油压力低（压力开关）≤0.12Mpa联启备用泵，供油压力高（压力开关）≥0.3Mpa联停备用泵，或者运行人员视运行工况，手动停备用泵；
1.6、增加油箱液位高/低（-70mm/-230mm）报警信号、油箱油温高>50℃报警、油箱油温低≤38℃报警、一次风机油站滤油器差压高报警；报警信号在DCS画面显示。
1.7、取消“油系统正常”信号，在DCS逻辑里面将“供油压力>0.12MPa作为一次风机的启动允许条件；
2、DCS的DO输出点：
取消一次风机油站启动指令，增加#1油泵运行指令、#1油泵停止指令、#2油泵运行指令、#2油泵停止指令，加热器运行指令、加热器停止指令，以上DCS控制指令信号全部采用5S脉冲信号。
3、DCS的AI输入点：
增加油箱温度和供油温度、压力测点历史记录及报警信号
DCS相关控制逻辑如下：
1、油泵的启动允许条件：
1）无本油泵过载信号
2、#1/#2油泵的联锁备用逻辑：
1）投备用条件：
◆ 备用泵启动允许条件满足
◆ 备用泵在分闸状态
◆ 运行泵在合闸状态 ◆ 备用泵没有挂起操作
2）備用泵启动条件：
◆ 备用泵在备用状态，运行泵过载或者在分闸位置，联启备用油泵。
◆ 备用泵在备用状态，运行泵在运行状态，如供油压力<0.12MPa，联启备用油泵。
3）备用泵停止运行条件：
◆ 备用泵联启之后，如供油压力>0.3MPa，则备用泵自动停止。
3、泵的保护跳闸条件：
无
4、加热器的联锁逻辑：
1）加热器投入温度自动控制。
2）油箱油温<38℃联启加热器；
3）油箱油温>42℃联停加热器；
一次风机启动条件（与风机油站有关的条件修改）：
1、修改前：供油温度>25℃并且供油压力正常，由PLC判断两个信号是否满足，条件满足发出“油系统正常”至DCS逻辑和画面
2、修改后：供油压力正常（供油压力>0.12MPa），直接由DCS判断该信号是否满足，条件满足与上其他一次风机启动条件。
一次风机跳闸条件（与风机油站有关的条件修改）
1、修改前：供油压力<0.12MPa（压力开关）延时10秒，或者油箱液位低（液位开关）延时5秒，由PLC发重故障信号至DCS作为一次风机跳闸条件。
2、修改后：如供油压力<0.12MPa（压力开关）延时10秒，由DCS直接发信号跳一次风机。
四、油站电源的冗余改造
经过改造，一次风机油站的安全可靠性得到了很大的提升。但是运行一段时间之后出现以下新问题：
2013.1.17 #5机6KV厂用电A段失电，6251开关跳闸，备自投不成功，A段所带负荷全部跳闸，#2一次风机油站发重故障信号，#2一次风机首先跳闸，#1一次风机跳闸信号发出，#5炉MFT动作。
出现以上事故，我们发现，就地一次风机油站油泵全部挂在厂用电A段，当A段失压以后，全部油泵停运。鉴于以上情况，我们将两台油泵分别挂在A段、B段上，将电源分开，达到电源冗余的目的。
五、结论
通过对云浮电厂一次风机油站油泵控制系统的全方位改造，极大地提高了该系统的可靠性，其中部分改造项目，对其他电厂类似PLC改DCS有一定的借鉴意义。
参考文献：
[1]《广东粤电云河发电有限公司热工异动报告》