企业简介

和利时公司拥有过程自动化、轨道交通自动化、核电站数字化仪控系统、工厂自动化即控制与驱动、信息化等业务单元，在核电、电力、石油化工、轨道交通、环保、建材、冶金、造纸、制药、机械制造等十几个行业中成功实施的工程项目超过5000项，是国内最大的自动化控制系统制造商。sss

  • 公司类型：供应商

联系方式
  • 北京和利时系统工程有限公司
  • 地址：北京市海淀区西三旗建材城中路10号
  • 邮编：100096
  • 电话：010-58981000
  • 传真：总部010-58981100 PLC：010－67880141
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  • 联系人：
案例详细
标题国产DCS系统在火电600MW机组上的首次应用设计
技术领域电源
行业
简介
内容



1 引言

    2004年6月16日，北京和利时系统工程股份有限公司在陕西国华锦界煤电项目4X600MW火电机组DCS招标中中标 ，承接陕西国华锦界煤电项目4X600MW火电机组分散控制系统（DCS）项目。#1机组计划将于2006年底前投运，这将是我国首次采用国产DCS系统投运的第一台600MW火力发电机组，这也将成为我国工控领域推进国产华进程的重要里程碑。

2 项目概述

（一） 锅炉
    亚临界参数Π型控制循环汽包炉，一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、紧身封闭布置的燃煤锅炉。

    制造厂：上海锅炉有限公司
    锅炉最大连续蒸发量（BMCR）：     2093t/h 
    过热器出口压力（BMCR）：      17.5MPa(a)
    过热器出口温度（BMCR）：      541℃
    再热蒸汽流量（BMCR）：   1743.3t/h
    再热器进/出口压力（BMCR）：  3.96/43.78MPa
    再热器进/出口温度（BMCR）：  331/541℃
    给水温度（BMCR）：    277℃
    排烟温度（BMCR）：    135℃
    锅炉效率（BMCR）：    93.45％
    制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统设计，每台炉配备6台中速磨煤机，其中一台备用。
    烟风系统按平衡通风设计。空气预热器系三分仓转子回转式，因此分为一次风、二次风和烟气系统。一次风系统设两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机，二次风系统设有两台50%容量的动叶可调轴流式送风机，烟气系统设有两台50%容量的静叶可调轴流式引风机。

（二） 汽轮机

    亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，汽轮机具有七级非调整回热抽汽，汽轮机额定转速为3000转/分。

    制造厂：上海汽轮机厂
    额定功率：     600MW
    最大功率：     667.2MW
    额定转速：     3000rpm
    主汽门前压力（VWO）：  16.67Mpa(a)
    主汽门前温度（VWO）：  538℃
    再热汽门前温度（VWO）：  538℃
    额定排汽压力（VWO）：  15kPa(a)
    冷却水温度（VWO）：   20℃

    热力系统除辅助蒸汽系统外，其余系统均为单元制。主蒸汽、再热蒸汽冷段及热段管道均采用2－1－2连接方式；抽汽为7级非调整抽汽；给水系统采用单元制，每台机组配置三台50%容量的电动调速给水泵，各给水泵前均设有前置泵，三台电动调速给水泵组互为备用，设有三台高压加热器采用大旁路系统；凝结水系统设两台100%容量立式定速凝结水泵，三台低压加热器，一台轴封冷却器，一台内置式除氧器，一台300m3凝结水贮水箱，两台凝结水补充水泵和一台凝结水输送水泵，其中两台凝结水补充水泵一台运行，一台备用。高压加热器采用逐级串联疏水方式，最后一级至除氧器，每台高加均设有至凝汽器的事故疏水；低压加热器采用逐级串联疏水方式，7号低加疏水至凝汽器，每台低加均设有至凝汽器的事故疏水。
    汽机采用高低压串联2级旁路系统，旁路系统容量为30％B－MCR；本工程旁路系统为简化旁路，仅在机组启停时使用。

（三） 直接空冷系统

本工程为机械通风直接空冷系统，设有56台冷却风机。

    制造厂：德国GEA能源技术有限公司
    辅机循环冷却水系统，四台机组共设有六台辅机循环冷却水泵，为扩大单元制供水。

（四） 发电机

    型式：3相、同步、水－氢－氢冷却方式、静态励磁
    制造厂：上海电机厂
    额定功率：       600MW
    额定电压：       20kV

（五） 热控系统

    热控系统采用和利时公司的第四代DCS产品HOLLiAS-MACS系统。

3 工程的系统设计

    根据陕西国华锦界煤电项目4×600MW火电机组（1＃、2＃机组）分散控制系统《合同》及《技术协议书》，本套DCS系统软件和硬件配置如下:

（一） 系统结构设计
1. 项目规模
    现场I/O信号数量如下：


2. 软件结构：
    基于WINDOWS操作平台的HOLLiAS-MACS实时监控软件 + 辅助工具软件

3. 硬件结构：
    操作员站 + 服务器（冗余）+ 主控FM801（冗余）+ FM系列采控模件

4. 硬件设备：
（单元机组：2100x800x650mm机柜共65面，其中8面在就地）
    I/O站模件柜---28个；I/O站端子柜---28个；配电柜---2个；主机柜---2个；
    继电器柜---3个；MFT跳闸柜---1个；接地柜---1个； 
    操作员站---5套；工程师站---1套；通讯站---2套；网关机---1套；
    系统服务器---2套；历史数据站---1套；
    工程师台---1个；操作员台---2个；值长台---1个；打印台---5个；
    （公用系统：2100x800x650mm机柜共11面，其中4面在就地）
    I/O站模件柜---4个；I/O站端子柜---4个；配电柜---1个；主机柜---1个；
    继电器柜---1个；系统服务器---2套；通讯站---1套；
    空冷系统共配置4对独立的控制器和相关模件，系统机柜布置在汽机房A排外空冷系统配电间内，配电间内布置有10KV/400VAC变压器及400VACK开关柜、380VAC变频器，和利时HOLLiAS-MACS系统提供的系统具有良好的抗干扰能力，完全可满足环境要求。

（二） 网络结构设计

    该工程DCS系统采用传统的Client/Server或客户/服务器模式体系结构，控制管理网络采用两层结构，星型连接，控制网络双冗余配置。控制网络和管理网络的分离有利于将交换机设备故障风险分散，同时大大减少了数据处理量和网络上的拥塞。
    该系统建立在C/S结构通用的以太网络上，在小范围里的网络环境中，局域网之间再通过专门服务器提供连接和数据交换服务。这种结构的优点就是客户端响应速度快，数据库真正的统一，对DCS系统相对固定的用户群来说，信息安全的控制能力很强。
    单元机组空冷系统4台现场控制站布置在现场，采用100M以太光纤联入系统；公用系统2台循环水泵房远程控制站也采用100M以太光纤联入系统，网络实际结构示意图如下：


（三） 四节点集群（Cluster）系统设计

    集群系统方案的设计目标是支持4节点的cluster，在实现时以每两个节点加相应存储设备和交换设备构成一个工作单元。每个工作单元由两台独立的2路服务器组成的服务器作为一个冗余的主机工作。每台服务器有两块光纤通道卡，分别连接到两个光纤通道的switch上。每个节点只要有一个服务器能正常工作，整个系统就能正常工作，因此这种配置方案是冗余的，防止单点失效。
    各节点服务器，可以支持4路Pentium Xeon CPU并行处理。每台服务器上插四块千兆网卡，其中两块连接至现场控制站端高速交换机（可以是带千兆以太网口的交换机），另两块连接到操作员站端（客户端）的高速交换机上，为客户端的访问提供连接服务。做为服务器彼此之间的数据交换用，称之为SAN（Server Area Network）交换机。

    在实际工程中，两个冗余的节点分别对应锅炉侧和汽机侧的现场控制站单元，实现负载均衡（Load Balance），提高系统性能和安全性。负载均衡的主要考虑点：
    1、 多台服务器为对称方式，每台服务器都具备等价的地位，都可以单独对外提供服务而无须其他服务器的辅助。然后通过负载分担技术，将外部发送来的请求均匀分配到对称结构中的某一台服务器上，而接收到请求的服务器都独立回应客户机的请求。
    2、 将大量用户的并发访问分别在到多个节点机上并行处理，缩短用户等待响应的时间，系统的处理能力得到提高，并且能够接受更多用户的并发访问。客户机申请数据库连接时，由数据库自动分配连接到哪个节点上，实现这种方式的负载均衡不需要修改已有的应用程序。
    3、 将单个用户重负载的运算分担到多个节点机上做并行处理，每个节点机有多个CPU，也做并行处理，处理结束后，将结果汇总，返回给用户。即将一个大的用户查询分担到多个节点上，由多个线程来并行处理，然后再将结果合并，显示给用户，系统处理能力得到大幅度提高。
    4、 高可用性：高可用性意味着最大化的服务器开机时间，也就是最小化的服务器计划外的停机时间，从而可以很好地保护关键性数据、提高生产效率。
    在考虑按照锅炉侧和汽机侧划分服务器集群方案时，同时也考虑了锅炉和汽机之间的变量引用问题，所以在现场控制站端的网络为一体式，使集群服务器之间的网络变量引用易于通过系统软件组态方式实现。
    所以，高性能服务器集群系统解决方案是一个true cluster系统，当一台节点机出现故障时，其他节点机仍旧可以正常工作，客户机的访问不会中断。

（四） 工程数据库设计

整个系统工程包括八个子工程：
1、 COMM1：通信站工程，用于吹灰、炉管泄漏、CEMS、空调系统通信设备的接入；
2、 COMM2：通信站工程，用于DEH、厂用电、发变组系统通信设备的接入；
3、 COMM3：通信站工程，用于IDAS、发电机励磁系统通信设备的接入；
4、 QBDB1：1＃机组数据库工程，用于1＃机组监控数据接入；
5、 QBDB2：2＃机组数据库工程，用于2＃机组监控数据接入；
6、 QBDB3：公用系统数据库工程，用于公用系统监控数据接入；
7、 QBDB4：趋势、报警服务器工程，用于整个DCS系统的趋势记录、报警检测、时间服务；
8、 QBDC：操作员站图形工程，用于操作员站进行监视、操作；

（五） 系统对时结构设计
    DCS系统的对时结构直接决定了系统SOE信号的精度，该设计方案能够解决由于SOE信号从属于不同的控制器而带来精度误差偏大的问题。精确的对时系统配置框图和原理框图如下：


系统校时流程：
1、 GPS天线收到时间信号。
2、 从串口上发到FM197校时集线器中。
3、 FM197校时集线器发到系统时间服务器中。
4、 时间服务器定时或在本机时间改变时在网内广播校时包。
5、 设置同时间服务器同步的客户机收到校时包后改变本机系统时间。
6、 客户机开始运行系统时向时间服务器请求校时。

系统校时特点：
1、 控制系统校时收发以网络传递为主
2、 SOE关键快速时钟校对以硬接线发妙脉冲为主，保证站间SOE时钟误差≤1ms
3、 采用校时集线器接受GPS时钟信号，给DCS时钟服务器、SIS系统及其他设备同时进行校时
4、 网络校时时钟服务器唯一设置

（六） 系统供电与接地设计
    单元机组和公用系统各自分别含有一套配电柜，为每个机柜和其它用电设备供电。配电柜接受两路来自厂用保安段电源和UPS电源，包含为每路用电设备提供独立保险开关，配有专用的交流冗余切换装置，具体设计见下图：配电柜的设计。公用系统配电柜的输入电源分别取自1#和2#机组配电柜，经过交流切换后的两路电源为输入电源，保证任何机组的检修与公用系统无关。
    电源切换装置核心设备为施耐德快速动作接触器。当A路有电时，A路给设备供电，当A路失电时切换为B路供电，切换时间不大于20ms，可以保证负载正常工作。切换后的电源主要给通讯站、打印机、大屏幕、SIS等设备供电。切换装置原理及经过切换装置供电的图如下面所示：


    由于现场控制站的控制器工作电源为24VDC，而I/O站的直流电源是通过反向截止二级管1：1均流冗余的，只要有一路有电，冗余的主控就可以正常工作。单元机组服务器可以接受两路220VAC电源，故现场控制站和服务器是双路供电。每台操作员站和工程师站单独配置了小型UPS，如下图所示：


    接地方案是：凡事有光纤隔开的设备组单独接地，如公用系统、远程站等，系统接地要求是整体悬空，一点接地，接地点设在DCS机柜侧，接地电阻不大于4欧姆，不需要单独得接地桩，可以接在电厂得接地网上，但接地点半径5米内不应有其它大电气设备的接地点。接地线为铜质多芯线，支线线径不小于12mm2，主干线径不小于36mm2。


远程I/O的供电与接地

    由现场附近的热工电源盘供给，或由布置于控制室里的DCS电源柜供给。为保证远程I/O柜内各采集模块的电源稳定，电源经过UPS电源稳压后供给，该路电源失去时UPS仍可保证远程I/O能正常工作一段时间。
远程I/O柜布置于现场，离控制室里的DCS系统接地柜的汇流总排较远，因此远程I/O柜的地就近接入现场的地网。远程I/O的安全地、屏蔽地和逻辑地在柜内一点汇流后作为接地点，该接地点由专用的接地电缆接入现场地网，接地电阻要求不大于4欧姆。

4 热控系统的设计

（一） 控制功能

    工程套DCS系统监控功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、顺序控制系统（SCS）、汽机空冷控制系统（ACC）、旁路控制系统（BPC）及电气控制系统（ECS）等。

FSSS控制功能

    FSSS控制系统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。

CCS控制功能

    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。CCS控制功能的主要设计如下：

一、CCS机组负荷指令ULD

1、ULD的产生
    设有机组主控手自动站。自动时负荷指令来自AGC（通过RTU），手动时，负荷指令由操作员给出。自动或手动产生的负荷指令经高、低限幅和速率限制后，并行地送往汽机主控和锅炉主控以及其它系统。

2、调频控制
    当操作员选择“转速控制方式”时，控制汽机转速以维持系统频率。这时机组负荷指令自动跟踪汽机实发功率以避免出现扰动。在调频瞬间过去后，系统返回AGC控制时无扰动。

3、高低限幅
    高低限可调。当机组负荷指令达到高限或低限时，被阻止进一步增加或减少，并报警。

4、机组负荷指令变化率
    正常工作时，机组负荷指令受最大变化率的控制。此上限值由操作员可调。负荷变化率的预设值暂定如下：

（1）正常负荷变化率

    a．变压运行时为2.5%/分；
    b．定压运行时为3%/分；
    c．正常负荷变化允许持续5分钟，然后保持5分钟。

（2）最大负荷变化率
    a．变压运行时为3%/分；
    b．定压运行时为5%/分
    本设计采用限制变化率为 0的手段实现负荷指令的闭锁加、减和保持功能。当机组负荷指令确已受到升、降速率限制时，有相应的确保安全措施并报警。

5、辅机故障减负荷（Runback）
    当两台引风机中突然有一台跳闸，仅一台维持运行时，而这时机组负荷指令ULD又大于单引风机所能承受的负荷时，发生引风机RB。相似的有送风机RB、一次风机、给水泵RB。当RB产生时，机组将由机炉协调控制方式转换到机跟炉方式，同时切除若干锅炉燃烧器。

6、设备能力对机组负荷指令的限制

在下列情况下闭锁负荷增：
（1）汽机调门位置在最大；
（2）机组指令比实发功率大一定值；
（3）机前压力比设定值低一定值（暂定1MPa）；
（4）炉膛压力比设定值低一定值；
（5）炉膛压力比设定值高一定值；
（6）机组指令被上限幅。

在下列情况下机组负荷指令闭锁减：
（1） 机前压力比设定值高一定值；
（2） 实发功率比机组指令高一定值；
（3） 给水流量比设定值高一定值；
（4） 炉膛压力比设定值高一定值；
（5） 炉膛压力比设定值低一定值；
（6） 机组负荷指令被低限幅；
（7） 汽机调门开度在最低点；
设有Go/Hold按钮，当按下Hold时，同时闭锁增和减。

二、汽机主控TM

汽机主控系统的目的是建立汽机阀位指令。
1、协调方式下的汽机指令
    遵循如下模型：
     汽机指令=ULD+（MWe-Tpe）+∮（MWe-Tpe）
     ULD――机组负荷指令
     MWe――机组负荷指令减去实发功率
     TPe――机前压力设定值减去实际机前压力

2、汽机跟踪方式下的汽机指令
    锅炉主控在手动，汽机主控在自动，汽机主控用来控制机前压力，这属于汽机跟踪方式，用机前压力偏差的比例积分作用实现。锅炉指令作前馈的基本信号，此信号被机前压力设定值除作为最终前馈，机组指令跟踪实发功率。

3、锅炉跟踪方式下的汽机指令
    锅炉主控在自动，汽机主控在手动，操作员在汽机主控器上设置汽机阀位指令，这属于锅炉跟踪方式，用机前压力设定值作为最终前馈。机组指令跟踪实发功率。

4．基本方式下的汽机指令
    这时锅炉和汽机功能独立，锅炉主控和汽机主控均在手动，可分别改变锅炉和汽机的负荷。

5．机前压力设定值的形成
    机前压力设定值由操作员在操作员站上用TPSP给定器给定，但在基本方式下，跟踪实测机前压力。当操作员选择变压运行方式时，TPSP给定器跟踪ULD对应得F(x)函数，函数关系参见汽机厂提供的热力系统平衡图，其变化率受限。从TPSP给定器送出的信号经高低限幅和限速后作为最终机前压力设定值。如果希望机前压力设定值不再变化，操作员可按动操作员站上的机前压力Go/Hold按钮。

6．自动升负荷方式
    在变压运行被选定后，操作员可以选择三种方式升负荷：

（1）固定阀位／可变压力方式
    操作员将汽机调门置于某一固定位置，系统在升负荷过程中，主汽压力按F(x)规律升压至额定值，负荷升至85％时，主汽压力设定值为定值，汽机调门无扰动地开始调节。

（2）固定阀位±10％调节
    在升负荷至85％期间，为了响应机组负荷波动和保证频率稳定，汽机调门可在±10％范围调节。

（3）程序方式升负荷
    在低负荷情况下（＜25％负荷），保持主汽压力在一低压设定值，调节汽机调门去满足负荷指令，负荷上升至25％时，以方式（2）运行，负荷增至85％时，系统转为全定压方式。

7．与DEH接口

（1）DO，CCS：ASKDEH           CCS请求控制汽机。
（2）DI，DEH：REMOTE           DEH可由CCS控制。
（3）DI，CVS：SLIDE             汽机调门在滑压位置。
（4）DI，DEH：TRIPPED           DEH跳闸。
（5）AO，CCS：TURBLO           CCS对DEH的调门指令。
（6）AI，MW1、MW2：TODEH     由DEH来得实发功率信号。
（7）AI，TURBLO：REF            高压调门反馈参考信号。
（8）AI，TURBPOS：LIMIT         汽机阀位上限。
（9）AI，SI3710                     汽机转速。
（10）AI，LDRATE     汽机负荷速率上限。

三．锅炉主控BM

锅炉主控系统的目的是产生燃烧率指令，以控制燃烧。
1．协调方式下的锅炉指令
遵循如下模型：                      
锅炉指令＝FFULD＋△+∮△
     FFULD ：目标负荷前馈信号
     △ ：能量偏差信号
      ：调速级后第一级压力
      
      P1：汽包压力
      PT：主汽门前压
      PS：主汽门前压力设定值
       CK：汽包等的储热系数

2．锅炉跟踪方式下的锅炉指令
    锅炉主控在自动，汽机主控在手动，ULD以实际负荷代替，用来作机组燃烧率的前馈指令。除此之外锅炉指令遵循的模型与CCS 方式相同。

四．MCS控制功能

MCS功能主要完成对调节设备的控制和多套自动调节回路，主要模拟量控制包括了：

    送风机控制FDF
    炉膛压力控制IDF
    一次风机控制RAF
    给水控制FW
    主汽温度控制SH
    再热汽温控制RH
    磨煤机负荷控制
    球磨机出口温度控制
    除氧器水位DA
    辅助系统控制等等

SCS控制功能

     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。

ECS控制功能

    ECS功能除了完成对断路器的控制外，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。

ACC控制功能

    ACC功能主要完成机组空冷系统的监控，该机组空冷系统共配置56台冷却风机及其配套阀门、变频调速控制器等设备。56台冷却风机共分为8组，每组均可实现程控启、停顺控，机组空冷系统可实现功能组级程控启、停；ACC可根据机组负荷、环境温度控制汽机背压在允许范围内，通过控制空冷凝汽器的风机转速实现汽机背压的控制；空冷系统排汽背压、凝结水温度控制也由ACC功能完成。

（二） 控制分站

    该DCS项目单元机组控制站28个，公用系统控制站4个。各控制站功能分配按以下原则进行：1、在机组工艺系统机、炉、电分开的基础上，以工艺系统为主，结合控制功能的原则分站。2、考虑各现场控制站负荷相对均匀的原则。3、考虑机组设备互备、承担总负荷百分比等情况，考虑危险分散的原则。4、机组互备的设备控制分在不同的控制站，MCS调节中多个执行设备维持同一参数时可放在同一个控制站里。5、ＳＯＥ点与控制逻辑点分开，机组重要设备状态点ＳＯＥ记录为单独提供的测点。初步分站配置如下：
    单元机组：共28个控制站
    FSSS功能站：共6个控制站
10站包括：锅炉保护，炉侧SOE和炉侧部分DAS点
11站包括：A、B层油系统控制
12站包括：C层油系统控制及煤火检、助燃系统，炉侧部分DAS点
13站包括：#1、2磨煤机系统
14站包括：#3、4磨煤机系统
15站包括：#5、6磨煤机系统
    锅炉侧控制站：共6个控制站
16站包括：协调控制系统，燃料控制，风烟系统调节
17站包括：A侧风烟系统
18站包括：B侧风烟系统
19站包括：锅炉对空排放、锅炉疏水系统，炉侧部分DAS点等
20站包括：连排流量调节，燃油压力，磨煤机控制
21站包括：炉减温系统，给水系统，
    汽机侧控制站：共8个控制站
22站包括：机侧给水除氧系统，高低加系统，
23站包括：A电动给水泵系统，再热冷段系统
24站包括：B电动给水泵系统，轴封系统，本体预暖系统
25站包括：C电动给水泵系统，工业水系统，汽机疏水系统
26站包括：A凝结水泵系统，凝结水调节系统，汽机油系统，抗燃油系统
27站包括：B凝结水泵系统，
28站包括：汽机抽汽系统，低压缸喷水系统，，辅助蒸汽系统
29站包括：旁路控制系统，SOE和机侧部分DAS等
    电气系统控制：共4控制站
30站：发变组、同期装置及AVR调节
31站：柴油机、直流系统、UPS及外围断路器等
32站：电气A段断路器
33站：电气B段断路器
    空冷系统：共4个控制站（布置于空冷配电室）
34站：14台冷却风机及相关空冷系统设备
35站：14台冷却风机及相关空冷系统设备
36站：14台冷却风机及相关空冷系统设备
37站：14台冷却风机及相关空冷系统设备
    公用系统：共4个控制站
38站：电气公用系统与#1（#3）机组联系的厂用电开关等设备，A、B空压机系统
39站：电气公用系统与#2（#4）机组联系的厂用电开关等设备，C、D空压机系统
40站：A、B泵系统 （布置于辅机循环冷却水泵房）
41站：C泵系统 （布置于辅机循环冷却水泵房）

5 结束语

    火力发电机组主要燃用大量煤炭，同时，也耗用大量水资源。常规湿冷火电厂全厂耗水量按设计装机容量计算，每百万千瓦约为一吨每秒。按年运行8000小时计，年耗水量约3000万吨，可供一座中型城市50万居民的生活用水。如果火力发电厂汽轮机采用空气冷却系统作为冷源，其耗水量仅为常规湿冷火电厂的三分之一左右。我国水资源相对匮乏，特别在煤炭储量比较集中的地区更是短缺，在我国西北的缺水富煤地区兴建煤矿坑口电站，特别适合发展这种节水、高效、低排放的空冷机组，以满足电力持续增长的需求，实现“西电东送”战略规划并节省日益宝贵的水资源，利于实现西北电力与环境和谐与可持续发展。
    自2001年国内首次采用直接空冷系统的山西交城义旺电厂6 MW机组投运以来，大型机组机械通风直接空冷系统目前在国内还没有运行机组，但由于其投资少、防冻性能好的特点，近年来在国内有了良好的发展势头。陕西国华锦界煤电工程4×600MW机组是国内首批采用机械通风直接空冷系统的大型机组，和利时公司在该机组DCS工程实施中将不断总结经验，为在严重缺水地区采用大容量空冷机组积累成功的案例，同时树立一个DCS监控系统的样板工程，为我国火电行业的全面和谐发展做一点贡献。