I/A Series (Intelligent Automation智能自动化)系统是美国Foxboro公司于1987年正式发表的新一代分散控制系统。其创新的长寿命结构可以根据用户的使用经验和目前工业系统中的最新发展，不断地加以改进，随时吸收市场最新的成熟的技术，融合至I/A系统之中。经过多年的持续发展，I/A是分散控制系统中最先进，最安全的系统之一。目前，在美国的许多工业咨询公司都认为，﹝如自动化研究公司(ABC)和加特恩集团(GartnerGroup)﹞，在工业自动化方面：I/A系统是具有最先进技术的优秀系统。

镇江发电有限公司位于江苏省镇江市高资镇，规划容量为3600MW。一期、二期工程已建成有4台135MW燃煤发电机组，三期工程在扩建端安装2台600MW超临界汽轮发电机组。经过多方调研和激烈地招投标，镇江电厂的一、二、三期工程的DCS系统都选用了Foxboro公司的I/A系统。其中一、二期的I/A系统分别于1999年和2003年投入运行，三期工程计划在2005年和2006年分别建成投产。

主设备概况

锅炉采用上海锅炉厂有限公司引进美国CE公司技术制造的，超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型锅炉、露天布置燃煤锅炉。

在锅炉MCR工况下的额定参数为：
·主蒸汽流量：1910 t/h
·主蒸汽压力：25.40MPa
·主蒸汽温度：571℃
·再热蒸汽流量：1614t/h
·再热蒸汽压力(进口/出口)：4.54/4.33MPa
·再热蒸汽温度(进口/出口)：317/569℃
·给水温度：282℃

每台锅炉配有下列主要辅助设备：
·2台50%容量、定速、电动、动叶可调轴流式送风机。
·2台50%容量、定速、电动、静叶可调轴流式引风机。
·2台50%容量、变频、电动、双吸离心式一次风机。
·2台50%容量的三分仓热交换式空气预热器。
·1台30%容量液力偶合的变速电动锅炉给水泵。
·2台50%容量的汽动锅炉给水泵。

制粉系统为直吹式系统，每台炉配六台中速磨煤机和6台称重式皮带给煤机。燃料燃烧系统的布置为3层轻油枪、6层煤燃烧器。

汽机采用由上海汽轮机有限公司引进美国西屋公司技术制造的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。

在汽机MCR工况下的额定参数为：
·主蒸汽压力 24.2 MPa(a)
·主蒸汽温度 566 ℃
·高压缸排汽口压力 4.176 MPa(a)
·高压缸排汽口温度 306.7 ℃
·再热蒸汽进口压力 3.758 MPa
·再热蒸汽进口温度 566 ℃
·主蒸汽额定进汽量 1663.433 t/h
·最大进汽量 1910 t/h
·再热蒸汽额定进汽量 1415.441 t/h
·额定排汽压力 4.4/5.4 kPa
·最大功率 660MW

每台汽机配有下列主要辅助设备：
热循环包括3台高压加热器、1台除氧器和5号、6号、7A、7B、8A、8B低压加热器。
汽机高低压旁路系统采用两级串联旁路，高旁容量为在额定压力和温度下的35%B-MCR流量，低旁容量为40%B-MCR流量。
凝汽器为单流程双背压。

发电机为上海汽轮发电机有限公司引进美国西屋公司技术制造，采用自并激静止励磁系统。发电机冷却方式为水-氢-氢。

设备主要参数为：
·额定功率 600MW
·最大功率 667MW
·额定功率因素 0.9(滞后)
·额定电压 20kV
·额定电流 19245A

镇江电厂三期工程I/A分散控制系统的基本结构

镇江电厂三期工程I/A系统由＃5、＃6单元机组和公用系统三个节点组成，参见系统配置图。公用厂用电系统、空压机房、燃油泵房、循环水泵房等公用系统接入公用系统节点。单元机组与公用系统之间，通过载波带局域网进行信息交换。在单元机组的操作员站上，可以对公用系统进行监视和操作。公用系统本身不设操作员站。

每台单元机组设置六台操作员站（其中一台用于DEH），一台工程师站，一个值长站，三块大屏幕，三台激光打印机（其中一台彩色）；17对控制处理机CP60，3个处理机机柜，32个I/O机柜（其中4个远程布置），18个继电器柜和2个配电柜。

公用系统配置了2对控制处理机CP60,1个处理机机柜，3个I/O机柜（其中1个远程布置），3个继电器柜和1个配电柜。

两台机组合用一集中控制室。采用I/A分散控制系统实现单元机组炉、机、电集中控制。在集控室内以操作员站为控制中心，以LCD、大屏幕显示器鼠标和键盘作为机组的主要监视和控制手段，在少量就地人员巡回检测和少量操作的配合下，在集控室内实现机组的启动、正常运行及停止或事故处理等。每台机组设置三块大屏幕显示器，不再设置常规显示仪表和报警光字牌，仅设置个别独立于DCS的后备启停和跳闸操作手段。

循环水泵房、燃油泵房控制采用远程布置的I/O站（即把FBM组件布置在就地）实现，通过光缆接入单元机组的I/A系统，在单元控制室监控。此外，在汽机、发电机、锅炉本体检测部分也采用了四个远程布置的I/O机柜。

单元机组电气发变组和高、低压厂用电源纳入DCS监控。

控制处理机及实用I/O点分配

在镇江电厂三期工程的2X600MW超临界机组的I/A分散控制系统中，控制处理机的分配按照电厂一、二期工程的惯例，控制处理机的分配采用按功能区的分配方式。单元机组的控制处理机CP60的分配如下：

·MCS 3对CP60（其中锅炉侧2对，汽机侧1对）
·DAS 4对CP60（锅炉、汽机侧各2对）
·FSSS 3对CP60
·SCS 6对CP60（锅炉、汽机侧各3对）
·ECS 1对CP60

另外，通过主机厂配套订货，DEH系统配置了2对CP60，MEH配置了1对CP60，FGD脱硫系统配置了3对CP60。

设计的I/O点分配表如下：

机组I/O数量

机组远程I/O数量


公用I/O数量



I/A分散控制系统的控制功能

镇江电厂三期工程的I/A系统延续了该厂前四台机组一体化控制管理的设计原则，并且在此基础上进一步得到了提高。I/A控制系统除了覆盖了传统的数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、炉膛安全监测系统（FSSS）、顺序控制系统（SCS）、电气控制系统（ECS）、汽轮机数字电液控制系统（DEH）和给水泵汽轮机电液控制系统（MEH）之外；其脱硫控制系统也是采用I/A系统实现的。

对单元机组而言，电站控制仍然主要包括机炉协调控制系统，锅炉燃烧器管理及炉膛安全保护系统、辅机启动顺序控制系统、汽轮机电液调节系统等主要控制系统。下面仅对机炉协调控制系统中与常规的亚临界汽包炉特殊之处的控制方案进行论述。

机、炉协调控制系统(CCS)是火电机组的主控系统。在现代单元制运行的机组中，锅炉和汽机的相互关系密切，成为一个不可分割的整体，必须采用机、炉协调控制。协调控制系统的任务是控制机组各项输入与输出间的能量平衡和质量平衡，使机组在外界的扰动作用下，仍具有良好的负荷动态、静态跟踪性能、稳定性能，满足电网对机组的负荷需求。同时使机、炉两侧多变量的互相影响最小，参数控制最优。其主要功能包括：接受电网的负荷调度，参与调峰和调频，实现锅炉、汽机的能量输入和输出平衡控制；锅炉内部各子系统(燃料、送风、引风、给水等)控制动作的协调，机组出力与辅机设备实际能力的协调等。

与亚临界汽包炉相比，超临界直流炉在控制上有其特殊性。最显著的区别是，在直流炉中，没有汽包将给水控制系统与气温控制系统和燃烧控制系统隔离开来。在直流锅炉中给水变成过热蒸汽是一次完成的。正常情况下，锅炉的蒸发量（蒸汽流量）与给水量相同。在锅内压力不变的情况下，工质的温度和汽水分界点取决于炉内热负荷和给水量的配比，给水调节和燃烧率调节是密切相关的，为了保证蒸汽的温度，给水量必须与燃料同步变化；在变负荷时，给水调节和燃烧率调节必须随锅炉主控指令而同步动作。对于直流锅炉而言，整台锅炉就是一个作为多变量对象，而不能象汽包锅炉把给水调节与汽温调节独立开来。

超临界直流炉在启动或负荷低于35％时，超临界锅炉运行在最小水冷壁流量，所产生的蒸汽要小于最小水冷壁流量，汽水分离器处于湿态运行。此时，汽水分离器中多余的饱和水通过汽水分离器液位控制系统控制排出。其运行方式和汽包炉相似，它用分离器来分离汽水，分离器出来的蒸汽进入过热器，水通过疏水系统回到除氧器或凝汽器，其水位由分离器的疏水阀调节。

当锅炉负荷大于35%以上时，锅炉产生的蒸汽大于最小水冷壁流量，过热蒸汽通过汽水分离器，此时汽水分离器中没有水，为干式运行方式，汽水分离器出口温度由煤水比控制。即汽水分离器由湿态时的液位控制转为温度控制。也可以这么说，在正常运行时，分离器不起作用或变化一个联箱，给水经省煤器、水冷壁、过热器，直接变成高温高压的过热蒸汽。

保持适当的给水和燃烧率的比例（煤/水比）对直流炉是至关重要的。煤/水比是否合适，直接反映在过热汽温上，因此常用过热蒸汽汽温的偏差来校正给水流量与燃烧率的比例。一般采用能较快反映煤/水比的汽水过渡区出口的微过热汽温（分离器处的温度），一般称这一点温度为“中间点温度”，它作为直流炉给水调节重要的修正信号，在不同负荷（压力）下，由于饱和温度不同，所以“中间点温度”的定值是变化的。

下图是典型的直流锅炉的给水调节系统的框图。从中可以看出给水调节回路的一个最重要部分是燃料量（锅炉指令）经F1(X)的函数变换后，作为给水流量的指令信号，它代表不同负荷（燃料量）下对给水流量的要求。F1(X)就是俗称的