浅谈DCS在火力发电应用中存在的问题及解决对策
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0 前言

  分散控制系统(DCS)于上世纪七十年代问世,经过三十年的应用、发展和完善,在工业过程控制领域占据了举足轻重的地位。我国自上世纪八十年代中后期在成套引进发电机组上应用DCS以来,绝大多数发电企业尤其是大机组的生产过程控制,均采用了各型进口或国产DCS,为电力生产的安全、经济运行作出了很大贡献。

1 存在问题和解决方法

 虽然DCS采用先进技术,功能强大,但实际应用中,包括设计、安装、操作、管理和维护等环节,还存在诸多问题。

 资料显示,由于DCS(包括DEH)原因引起热控保护误动而造成的机组跳闸在全部热控保护误动中占很大比例,且随着DCS大量应用有逐渐增长之势。如我省100 MW以上机组2001年共发生热控保护误动41次,其中DCS原因为19次,占热控保护误动总数的46.3%;2002年在统计的24次热控保护误动造成机组跳闸中,DCS原因为13次,占热控保护误动总数的54.2%;2003年在统计的44次热控保护误动造成机组跳闸中,DCS原因为25次,占热控保护误动总数的56.8%。

  当前电力供应紧张,分析并解决DCS在应用中出现的各种问题对于保障机组安全、经济运行尤为重要。以下结合实例试进行探讨,希望能提供有益的借鉴。

  1.1 DCS本身原因

  1.1.1 早些投产而没有经过升级改造的DCS功能不完善,有些DCS供应商或协作商或被兼并,或某型号停产而无法继续提供备件,造成DCS个别设备不可控或局部失效,这种情况必须进行系统升级或进行技术改造。

  1.1.2 DCS设备(包括配套设备)存在质量问题。

  1.1.2.1 硬件质量问题

 某300MW机组,正常运行中发电机出口开关、励磁开关跳闸,调节器A柜退出运行、调节器B柜退出运行报警信号发出,机组解列。对ECS检查试验,发现控制A、B柜调节器的主控制器离线,与之冗余的控制器重启。分析发现控制器主板晶振存在问题,联系制造厂予以全部免费更换。

  要重视DCS的FAT工厂测试,派有经验的技术人员参与DCS出厂的性能测试和验收,争取及早发现并解决问题,尽量避免在运行中发生问题。

 再如某300MW机组,运行中所有磨煤机跳闸,MFT动作,机组跳闸。分析发现故障原因是DCS选用集线器上的总通讯板故障,导致与其通信的所有控制器同时切换至备用。切换过程中,FSSS功能三个控制器误发磨煤机跳闸信号,后用CISCO集线器更换。

  对于DCS供应商在配套设备上的选型应提出要求或者规定产品型号,避免采用即将淘汰或非主流产品。

  1.1.2.2 软件问题

  软件故障一般较难发现,但软件引起的问题如果不能及时发现,不仅会影响系统的工作,甚至会导致系统的瘫痪。
 
  某350MW机组,正常运行时9个控制器依次发NTP报警,在此后的七个半小时内,相继因控制器离线造成三台磨煤机跳闸和一台引风机动叶关闭。经分析,是系统时钟偏差积累到一定程度后导致主、备时钟不同步,引起系统时钟紊乱,最终导致控制器离线,从而导致整个控制系统瘫痪。找制造商将软件升级后正常。

  某200MW机组DCS采用UNIX操作系统,每台操作员站运行一段时间后都会发生因资源耗尽而死机,必须定期检查系统资源,定期重启操作员站主机,影响机组正常运行。检查发现内存资源计数器不能自行复位,由DCS供应商为升级应用程序后正常。

 任何软件即使经过测试也非常有可能存在各种BUG,据统计,初次编出的软件平均每100-4000条指令就会出现一个错误,这些错误需要在调试、试运,甚至到运行时才能陆续被发现和改正。在平时的运行维护中,要仔细检查记录并分析DCS相关的各种异常和缺陷,发现与软件相关的问题后立即与供应商取得联系,将情况反馈并加以解决。

  1.2 安装原因

  DCS进行安装时没有严格按规程要求进行,技术上有漏洞,特别是系统接地、电缆(信号电缆和通讯电缆)敷设方面。

  1.2.1 系统接地不好造成设备损坏

  某热电厂DCS在6月投用,夏季两次由于打雷损坏数块I/O模件端子板。检查电源系统均正常,后测量DCS接地电阻,发现比调试时的记录数据大很多,再检查发现DCS接地至电气接地网的接线螺丝由于安装问题造成松动,处理后正常。
 
  要重视安装验收评审工作,在按要求完成各项安装指标测试和验评的同时,作好技术数据的记录、整理、归档便于以后分析对比。在目前用电紧张的情况下,很多项目在赶进度,更要抓好安装质量。

  1.2.2 电缆引入干扰

 某200MW机组锅炉采用煤粉浓度作为热量调节反馈信号,DCS改造后发现煤粉浓度信号有高频干扰,造成给粉机自动调节不稳定,影响机组安全经济运行。经检查发现煤粉温度热电偶补偿导线没有使用屏蔽电缆,且与给粉机变频器电缆并行。后在小修中使用数采装置集中采集,用数字通讯方式通过屏蔽双绞线传输信号,改变走向,彻底消除了干扰。

很多机组控制系统是改造为DCS的,对DCS出现的异常情况应全面分析,不能忽视外围设备的影响。

  1.3 DCS设计应用原因

  1.3.1 由于历史原因,某些系统设计仅用来替代常规仪表,资金投入少,难以发挥DCS技术优势,使机组安全性水平不高。

  某200MW机组DCS改造时因节约资金选用现场I/O,锅炉所有阀门电动装置接至远程I/O柜。由于一味考虑成本,结果选用的远程I/O无法实现主控制器故障冗余切换,使得锅炉电动阀门在单个控制器故障或控制器切换时无法操作,存在较大安全隐患,必须花更多的资金来改造。

  在选择DCS时,不但要考察DCS软硬件技术水平的先进性,更要考察系统配置的可靠性,努力使其满足机组安全运行的条件。

  1.3.2 对DCS不熟悉造成设计配置上的不合理

  如后备手操,一般DCS后备手操的配置有以下几种(见图1 ):

  (1) 在操作员站上进行手动操作,要求操作员站、通信接口、主控制器、I/O模件都正常,具有一定的局限性。

  (2) 用后备手操通过I/O模件进行操作,所经过的环节较少,但仍然要求I/O模件正常工作。

  (3) 用后备手操直接操作,后备手操直接输出信号去控制执行机构,即使I/O模件发生故障仍然可以操作。

  第1种为软手操,第3种为硬手操,而2种介于两种手操之间。重要设备应考虑后备硬手操,保证在DCS瘫痪时也能进行正常操作,必须采用第3种方式,但很多电厂采用第2种方式,并不可靠。

  此外,有些DCS工程技术人员在系统配置,I/O分配以及逻辑组态时,没有合理规划,造成控制器、网络、操作员站负荷率较高,在运行中发生通信堵塞而影响机组安全生产。

  1.3.3 设计过于粗放,不切合实际,不能适应新的电力生产形势要求,甚至影响机组可靠性和经济性。

  很多机组DCS的软件组态包括联锁保护逻辑、顺控逻辑以及自动控制策略照猫画虎,生搬硬抄。由于设备情况、人员配置、运行方式等方面的差异,往往需要结合实际情况对控制思想和组态进行修改和优化。这种情况在采用进口DCS对国产机组改造时较为突出。目前DCS设计特别是机组的监控逻辑一般由DCS供应商来完成,技术上更要严格把关。

  1.3.3.1 机组保护逻辑设计组态存在隐患

  某300MW机组运行带70%ECR负荷,由于炉内燃烧工况不稳定运行人员点油枪助燃,使炉膛压力高Ⅲ值引起MFT动作,机组跳闸。从现象初看为操作不当,但分析显示:燃烧不稳时有一台磨煤机出现层无火而一直没有跳闸,随后另两台磨煤机也同时出现了严重燃烧不稳层无火现象,且都没有跳闸,使得炉膛在燃烧微弱情况下大量燃烧物聚集。当投入油枪,立即引起锅炉爆燃,造成炉膛压力高Ⅲ值MFT动作。

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