黔北电厂4×300MW工程是我国“西电东送”规划中的重点工程之一，该工程#3、4机组DCS采用的是我公司SmartPro分布式控制系统。在公司各级领导、专家的关心指导下，经黔北项目组全体工程人员的共同努力，黔北电厂#3机组于2004年3月1日16时顺利通过168小时满负荷试运行，这标志着该机组整体调试工作已圆满结束，达到了交付试生产的条件。3月12日，在黔北电厂现场召开了第二次启委会，与会的领导和专家一致审议通过将黔北电厂#3机组正式交付试生产。

一、工程概况：

    黔北电厂位于贵州省毕节地区金沙县境内，厂址距金沙县城3公里，距遵义市约90公里，326国道遵义至金沙段从厂址西北侧通过。
    黔北电厂(4×300MW)新建工程，由贵州西能电力建设有限公司负责工程的全面建设管理，贵州电力建设二公司承担工程的安装施工，西南电力设计院承担工程设计，河南立新监理公司承担主体工程监理，黔北电厂负责设备运行，贵州电力试验研究院负责机组整套启动调试。
    黔北电厂#3、4机组汽轮机、锅炉、发电机分别由东方汽轮机厂、东方锅炉厂、东方电机厂制造，热控系统采用北京和利时系统工程股份有限公司生产的SmartPro分散控制系统（DCS）。
主要设备系统概况：
    锅炉设备及系统：黔北电厂4×300MW工程#3、4机组锅炉是东方锅炉厂按照美国福斯特?惠勒能源公司许可证转让的“W”型火焰锅炉引进技术设计制造的，该锅炉为亚临界压力中间一次再热自然循环汽包炉。锅炉型号为：DG1025/18.2―Ⅱ15，锅炉为双拱形单炉膛，燃烧器布置在前后拱上，火焰呈“W”型。锅炉为倒“U”型布置，尾部双烟道结构，采用烟气挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架全悬吊结构，平衡通风，露天布置。设计及校核煤种均为金沙无烟煤。
    过热蒸汽调温采用二级喷水减温方式；再热蒸汽调温采用烟气挡板调节方式，同时设有喷水减温器以备事故时保护再热器。
    制粉系统配4台福斯特惠勒技术生产D-11D型双进双出球磨机，构成正压直吹制粉系统，每磨配2台可称重和调速的给煤机，型号为GM-BSC21-26，系沈阳华电电站装备有限公司引进技术制造，制粉系统的密封风独立于一次风外，采用2台独立的密封风机供给（一台运行一台备用）。
    锅炉共配有24个按FWEC公司技术设计制造的双旋风筒浓淡分离式煤粉燃烧器，错列布置在锅炉下炉膛的前、后拱上，每只燃烧器配备一只简单机械雾化式油枪，单支油枪出力为0.86t/h，燃用#0轻柴油，点火系统采用点火枪及高能点火器，全部24支油枪点燃可带30%MCR负荷。  
    送风系统采用2台动叶可调轴流式送风机，2台三分仓一、二次风分隔回转式空气预热器，2台离心式一次风机。
    烟气系统采用2台静叶可调轴流式引风机、2台双室三电场静电除尘器。

锅炉主要参数如下：
                               ECR工况       MCR工况
过热蒸汽流量（t/h）：            900.7          1025
过热蒸汽压力（MPa）：            17.27          17.4
过热蒸汽温度（℃）：             540            540
再热蒸汽流量（t/h）：            754.1          851.3
再热蒸汽进口压力（MPa）：        3.38           3.808
再热蒸汽出口压力（MPa）：        3.22           3.632
再热蒸汽进口温度（℃）：         315.8          331.4
再热蒸汽出口温度（℃）：         540            540
汽包压力（MPa ）：               18.31          18.8
给水温度（℃）：                 270.2          280
热风温度（一次/二次）（℃）：     325/336        327/340
排烟温度（修正前/修正后）（℃）： 124/117        127/120 
锅炉效率（低位发热量）（%）：     91.68          91.47

    汽轮机设备及系统：黔北电厂#3、4机组汽轮机采用的是东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537-8型亚临界一次中间再热，单轴双缸双排汽，高、中压合缸，低压缸对称分流式凝汽式汽轮机。
    采用两级串联旁路系统，旁路装置容量为30%锅炉MCR流量。
    高压给水系统为单元制，3台高压加热器采用大旁路，每台机组设置2台50%容量的汽动给水泵和1台50%容量的电动调速给水泵（给水泵小汽机为东汽厂产品，给水泵为沈阳水泵厂产品）,给水系统主管路上不设调节阀，采用给泵转速调节给水量，另设20%BMCR容量的给水旁路调节阀，供启动时和低负荷时使用。
    回热抽汽系统采用八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别供三个高加，四级抽汽供除氧器和汽动给水泵小汽机，五、六、七、八级抽汽供四台低加，其中二、四级抽汽各引一汽源到辅助蒸汽联箱。

汽机主要参数如下：
ECR工况        MCR工况
功率（MW）：                        300             330
主汽门前蒸汽压力（MPa ）：          16.7            16.7
主汽门前蒸汽温度（℃）：            537             537
再热蒸汽进汽阀前压力（MPa ）：      3.181           3.422
再热蒸汽进汽阀前温度（℃）：        537             537
主蒸汽流量（t/h）：                 899.6           973.8
再热蒸汽流量（t/h）：               750.8           808.625
排汽压力（kPa ）：                  5.8             5.8
冷却水温（℃）：                    22              22
给水温度（℃）：                    271.4           276.4
热耗（kJ/kWh）：                    7891            7890
排汽量（t/h）：                     545.569         582.995
转子旋转方向（从机头看）：          顺时针方向
发电机转子一阶临界转速（r/min）：   1370
低压转子一阶临界转速（r/min)：     1688
高中压转子一阶临界转速（r/min)：   1750
发电机转子二阶临界转速（r/min）：   3517
低压转子二阶临界转速（r/min)：     3654

小汽轮机主要参数如下：
型号：              G3.6-0.78(8)-1
型式：              单轴、单缸、新汽内切换、凝汽式汽轮机
铬牌功率：          3600 kW
额定功率：          3392 kW（对应主机额定工况，配KSB系列给水泵）
额定转速：          5337 r/min
进汽压力：          0.786MPa；进汽温度：339℃
排汽口压力：        7.06 kPa
主机凝汽器压力：    5.8kPa
新蒸汽压力：        16.67MPa
新蒸汽温度：        537℃
调速范围：          3000-5337 r/min

    小汽机有高低压两个汽源，两个汽源可自动逐渐切换，正常汽源为主机的四段抽汽，当负荷低于40%时开始切换用新蒸汽，到负荷低于20%时低压汽源全关；另有高温辅助蒸汽联箱来的辅助汽源供调试用。
    发电机设备及系统：黔北电厂#3、4机组发电机为东方电机厂生产的 QFSN-300-2-20B 型三相两极同步汽轮发电机组，其冷却方式为水-氢-氢。每台发电机配一台370000kVA/500kV升压变压器，型号为SFP-370000/500，由常州东芝变压器有限公司生产。500kV开关为西门子公司生产的六氟化硫断路器。500kV线路直接送到鸭溪变电站。发电机出口不设断路器，用主变高压侧SF6断路器与系统并列。机组同期方式采用带闭锁装置的自动准同期和手动准同期。
    发电机励磁系统采用自并励方式，由东电控制分公司提供自动励磁调节装置，型号为SAVR-2000。
    6kV厂用电系统每台机组设置一台高压厂用变压器，其低压侧两个分裂绕组分别供6kV两个分段的工作母线。启动变压器的两个低压分裂绕组分别供给工作A、B段的母线作为备用电源。
    保安电源采用一台500kW的柴油发电机组。为了保证热控电源的可靠性，还采用了一台75kVA的交流不停电电源（UPS）。

#3、4机组公用一套高压启/备变系统，配有专用的变调压装置。
发电机主要参数如下：                    
额定功率（MW）：                      300
最大功率（MW）：                      353
额定功率因数：                       0.85
额定电压（kV）：                      20
额定电流（kA）：                      10.189
频率                                 50HZ
相数                                 3
效率（%）：                           ≥98.9
冷却方式:                            水-氢-氢
额定氢压                             0.25MPa
定子接线                             2-Y
出线端子数                           6
绝缘等级                             F(温升按B级考核)
短路比：                             ≥0.6
漏氢（保证值）（m3/d）：                ≤10
充氢容积（m3）：                       72
发电机转子临界转速（单跨计算值）（r/min）：
                               一阶   1370                                               
                               二阶   3645
    发-变组保护采用许继集团的WFB-100系列微机发变组保护装置，500kV线路保护采用北京四方公司光纤分相差动保护及南瑞公司线路微机保护，母线保护采用许继集团WMH-800型微机母线保护和南瑞公司的BP-2型微机母线保护装置、失灵保护是南瑞公司的LFP921型，启动变保护采用许继集团的WFB－122型微机变压器保护，南瑞NS-2000计算机监测系统做为对升压站的监视。
    热控设备及系统：黔北电厂#3、4机组采用北京和利时系统工程股份有限公司生产的SmartPro分散控制系统（DCS）作为电厂热工自动化的主要控制系统。DCS中包括模拟量控制系统（MCS）、数据采集系统（DAS）、锅炉（燃烧器）管理系统（FSSS）、辅机顺控系统（SCS）、电气顺控系统（ECS）、汽机旁路控制系统（TBC）等六个子系统，汽轮机数字电液调节控制系统（DEH）、小汽轮机数字电液调节控制系统（MEH）电控部分为东方汽轮机厂引进的北京ABB贝利公司Symphony分散式控制系统。
    黔北电厂4×300MW工程#3、4机组DCS项目是和利时公司获得的第一个大容量（300MW及以上）火电新建机组DCS项目。当前火电DCS项目市场中，火电改造机组DCS项目的市场份额已越来越小，火电新建机组DCS项目的市场份额正越来越大，并向大容量高参数机组DCS项目发展，目前全国电力系统新建、扩建火力发电机组项目很多，近年每年都有几十台300MW及以上大型火电机组获准上马。面对这广阔的市场前景，为力争在贵州黔北电厂做成一个和利时公司300MW火电新建机组DCS项目的样板工程，我公司的各级领导、专家也给予了一定重视和极大的关注。

二、DCS功能简介：

    黔北电厂4×300MW工程#3、4机组DCS采用我公司的SmartPro分散控制系统，整个系统分为#3机组、#4机组及#3、4机组的公用系统3个相对独立的控制区域。公用系统配置2个现场控制站46个I/O模块，分别用于监控两台机组的电气公用部分和机、炉公用部分；#3、4机组硬件配置完全相同，各配置13个现场控制站525个I/O模块，监控电动转机88台，各类阀门、加热器等设备441个，调节设备165个，断路器、快切装置等电气设备67个，并可通过通讯控制88个吹灰器和7个电动门等。
黔北电厂#3机组及公用系统的系统状态图见下：

    此套DCS监控系统可实现数据采集处理（DAS）、事件顺序记录（SOE）、历史数据存储和检索（HSR）、辅机顺序控制（SCS）、模拟量控制（MCS）、电气控制（ECS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）及机炉协调控制（CCS）、自动发电控制（AGC）等等控制功能。该套DCS系统以其良好的开放性、扩展性顺利实现了与其他7个系统的通讯任务，分别为DEH/MEH监控系统、炉管泄漏报警装置、锅炉吹灰控制系统、发电机励磁装置、厂用电监控系统、温度数据采集前端（IDAS）及厂级监控系统(SIS)等。并与大屏幕EOS主机配合，实现了两个大屏幕独立于操作员站之外即可双屏分别显示又可合为一屏显示的功能。
    其中SCS功能主要完成机组辅机、加热器及各种阀门的操作、联锁、保护及程控等控制功能。FSSS功能主要包括锅炉自动吹扫逻辑、油检漏试验程控逻辑、MFT动作及首出逻辑、OFT动作及首出逻辑、冷却风系统的保护联锁和24个油角的点火程控启、停等等，各功能均有专用的操作、指示面板。ECS功能除了完成对60个断路器的控制外，还对厂用电切换装置、机组励磁装置及同期装置等电气设备进行操作控制。
    其中MCS功能主要完成对165个调节设备的控制和50多套自动调节回路。其中主汽温度采用3级PID控制，为使阀门开度与流量线性化特增加了一级流量控制PID；送风风量设定单独采用了一个PID，通过参数设置实现风煤交叉功能；给水设计为全程控制，低负荷（〈14%ECR〉时用给水旁路阀调节汽包水位同时给水泵调节给水压力，负荷14~20%ECR时采用给水泵进行单冲量控制，高负荷（）20%ECR）时采用给水泵进行三冲量控制。对于自动调节功能系统不仅给运行人员提供了清晰明了的操作界面，也为热工维护人员绘制了类似SAMA图式的调试界面，见下图（为给水全程控制调试画面）：

    机组DCS具备机炉协调控制功能，CCS采用DEB直接能量平衡法即P1*Ps/ Pt=P1+dPD/dt（P1为调节级压力；Pt为机前压力；Ps为机前压力设定；PD为汽包压力），使汽机侧的能量需求与锅炉侧的能量供给达到平衡，以快速响应机组负荷指令的变化。CCS负荷管理中心对设定负荷指令进行限速、限幅、闭锁增减等处理后得出实际负荷指令。同时也可实现RB、一次调频、风煤交叉等功能。自动发电控制（AGC）以机炉协调控制方式为基础，可接受电网发来的负荷指令，快速响应电网负荷的需要。
    下图为机组协调控制面板：（图上显示参数为机组满负荷运行时参数）

系统其他功能在此不再赘述。

三、现场调试进度大事记录：

2003年9月下旬，#3机组DCS系统设备运抵现场；
2003年10月中旬，#3机组DCS系统受电成功；
2003年11月3日，#3机组用DCS系统倒送厂用电完成；
2003年11月17日，#3机组用DCS操作进行锅炉水压试验获得一次成功；
2004年1月15日下午，#3机组锅炉首次点火，开始煮炉酸洗；
2004年1月25日下午，#3机组锅炉开始点火吹管，历时5天完成；
2004年2月13日，第一次启委会召开宣布#3机组进入整套启动试运行，成功冲至3000转；
2004年2月16日0点50分，#3机组首次并网带负荷；
2004年2月23日16点整，#3机组达到满负荷试运条件，并进入168小时试运行
2004年3月1日16点整，#3机组圆满完成168小时试运；
2004年3月12日，第二次启委会召开，正式审议通过#3机组交付试生产。

四、辛勤的劳动，满意的结果：

    在项目建管处、设计单位、建设单位、调试单位、检理单位及其他参建单位的共同努力下，黔北电厂4×300MW工程#3机组的分部试运和整套启动工作紧张有序，机组整个试运过程仅用时不到4个月。自于2004年2月13日进入整套启动试运行，2月23日16：00达到满负荷试运条件并进入168小时试运行，至3月1日16：00圆满完成168小时试运，历时仅17天。在168小时试运行期间，机组连续带满负荷运行时间为 136小时，机组连续平均负荷为300.3MW，平均负荷率为100.1％，平均厂用电率5.28%，热控自动投入率95%，热工保护投入率100%，热控、电气仪表投入率均为100%，电气自动投入率100%，汽机各轴振、瓦振均达到优良标准，汽机真空严密性试验优良（48Pa/min），发电机漏氢量7.08Nm³/d，补水率10.6%，汽水品质各项指标合格。这是在启委会、试运指挥部的正确领导下，各参建单位干部、技术人员高标准、严要求、技艺精湛、团结协作的必然结果，也是机组所选设备、系统等性能优良的集中体现。
    3月12日黔北电厂#3机组召开第二次启委会，审议通过将该机组正式移交试生产。目前，黔北电厂#3机组经几天的停机消缺后已正式投产发电，机组DCS运行稳定正常系统各项功能均投入了使用，黔北电厂对工程的进度和质量是满意的，在此我们也衷心地祝愿黔北电厂#3机组稳发满发！