摘 要：本文针对火力发电中DCS设计、安装、操作、管理、维护等方面的应用情况，例举了应用中出现的有代表性的问题并提出解决对策，试图提供有益的借鉴，提高DCS应用水平，从而提高发电机组的安全性和经济性。
关键词：DCS 火力发电 安全性 经济性
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。
分析内部逻辑，发现磨煤机跳闸逻辑有一条件是“机组负荷不大于50%ECR”，亦即机组负荷大于50%ECR时是否“层无火”磨煤机都不跳闸。其次，原逻辑对相邻磨运行的证实信号采用的是“相应给煤机的出力大于75%”，而未考虑相邻磨运行的火检是否正常。如果相邻磨对应给煤机的出力大于75%且出现“层无火”，而给煤机仍以很高的出力运行，则极易出现误判断而发生危险。这两种保护逻辑存在极大隐患，严重影响锅炉安全运行。
对于保障机组安全运行的保护逻辑，一定要严格执行安全规定进行设计组态，符合设备安全要求。在DCS设计初期以及组态时，热控和运行技术人员应及早参与，严格审核保护控制逻辑设计和组态的合理性。目前电煤紧张，煤种变化较大，更要结合实际考虑周全，杜绝发生类似爆燃的事故。
1.3.3.2 在机组经济性方面的应用需完善
随着机组容量的增加和电能质量的提高，电网运行对发电厂的要求也在逐步提高。同时由于煤价上涨等因素，发电企业对电力生产经济性也越来越重视。但是很多DCS在机组控制方面的设计组态还仅仅是考虑满足自动调节品质是否符合有关规定，对在当前形势下自动控制是否能满足机组长期经济运行的考虑不完善。
某200MW机组经DCS改造，虽然协调控制系统各子回路均满足指标要求，AGC和一次调频也满足考核要求，但运行中经常发生主汽压力波动，风煤配合欠佳，燃烧不稳，经济指标下降，尤其在煤种变化以及热量扰动时。
分析其协调控制组态（见图2），锅炉主控指令为AGC负荷指令（或手动负荷指令）叠加主汽压力调节指令和一次调频校正指令，输出至燃料控制回路，其燃料控制为典型的热量反馈控制系统。而风量控制回路的指令是根据负荷指令修正的指令。当煤种发热量变化或粉量扰动（如给粉机煤粉自流）引起热量变化时，由于这种设计差异使燃料快速变化而风量变化不大甚至不变，引起风煤失配。虽然可用风煤交叉来限制煤粉量的快速变化，但燃料控制系统又满足不了及时消除内扰的要求。
若将热量偏差引到风量控制调节器入口（见图3），使风煤协调一致调节，可以快速消除燃料内扰，增强自动控制系统的稳定性以提高机组运行的经济性。
造成经济性下降固然与很多因素有关，如工艺设备、运行调整等，但控制策略设计上的不完善也是重要因素。如何在新形势下，不断完善优化DCS控制策略，提高机组控制的稳定性，为机组运行经济性服务是一个新课题。
1．3．4 电子设备间环境对DCS长期安全可靠运行有较大影响。
某300MW机组，DCS经常出现多个主控制器同时切换，诊断为交换机工作异常造成网络堵塞，使主控单元自诊程序认为自身故障而切换。后打开四台系统网络交换机，发现内部严重积灰。
某200MW机组，发生主控制器电源模件故障使主控及其通讯模件切换至备用控制器。拆下检查电源模件发现线路板上已经积一层灰。该机组DCS改造后，电子间仍旧用原来的中央空调，且有的风道口对着DCS控制机柜。夏季湿度较大，极易造成DCS模件积灰损坏（该单位还曾发生夏季晚上因空调出风口冷凝水滴落到工程师站显示器而烧坏显示器），对DCS的安全造成极大危害。
要严格控制电子设备间的环境条件，包括温度、湿度、温度变化率、洁净度、振动，以及电磁干扰。在保证DCS系统硬件环境温度在23±2℃的基础上，采用分体式空调加过滤换风机的配置方案比较好。采用中央空调时，出入风道的设计位应避面正对机柜或DCS其他电子设备，防止夏天冷凝水滴落到设备造成危害，同时要严格控制粉尘。
1．4 人员和管理因素
1．4．1 操作人员
操作不当影响机组运行的经济性，也会引起机组出现异常甚至跳闸。同时，某些操作不当影响DCS硬件或软件性能导致间接影响机组的安全经济运行。
某300MW机组在升负荷过程中，由于再热器温度偏低，运行人员进行手动操作，开大再热器风门挡板后没有及时投入自动，便进行升负荷的启磨操作，使再热器管壁温度失去控制超过580℃，30秒后产生MFT，机组跳闸。某电厂运行人员在进行操作时，误将键盘上的“1”当作“4”输入到控制系统中，使机组工况发生突变，最后失去控制导致机组跳闸。
某200MW机组，运行人员习惯在操作员站上打开多个设备操作窗口，造成操作员站负荷率升高，性能下降，报表不能打印，甚至死机。
在一些运行人员中存在两种倾向。一种是过分依赖于DCS，当机组变工况运行或工况异常时，不能很好地利用改变偏置、设定值等辅助操作手段来稳定机组运行，甚至造成机组跳闸；另一种是不信任DCS自动控制系统，经常手动干预。合理正确的干预是必要的，但不合理的干预却会影响正常运行。某200MW机组运行中汽温波动大，热控人员做各项扰动试验后检查调节参数设置均正常，后发现运行人员一直在凭直觉手动调节备用减温水，反而对系统造成扰动，使汽温不能稳定。
1．4．2 维护人员
某600MW机组，正常运行中发现负荷突降，调门关闭，主汽压力突升，被迫手动紧急停炉，机组解列。原来热控人员在DCS工程师站上向负责DCS与DEH通讯的PLC传送代码时，DCS将汽轮机阀位限制由正常运行中的120%修改为0.25%，造成汽机1～3号调门关闭。某200MW机组，运行中在线下载修改的FSSS组态代码，造成MFT动作，机组跳闸。
DCS运行中，应尽量避免组态修改和下载代码。必须进行系统组态修改并下载代码时，要由总工批准，作好事故预想，落实各项安全措施。认真核对各可调参数修改前后的差异，必要时采取隔离措施。
很多热控人员对DCS中出现的各种问题，不能进行有效的技术分析。面对海量的运行数据、系统信息和自诊断信息，难以发现、分析问题，无法及时找出原因制订相应措施。另外，为了保证机组在各种工况下都能安全经济运行，对DCS保护逻辑和控制策略也提出了新的要求，迫切需要不断优化和完善，而目前在这个环节上恰恰比较薄弱。
DCS需要高素质的操作人员和维护人员，一方面要加强对运行人员的DCS知识的培训,提高操作水平，另一方面要加强对维护人员的培训，提高维护技能。DCS操作维护水平受限的一个重要原因是认识上的问题，传统观念是求稳而不求优，只要能生产就行，这在某种程度上养成惰性。在新的体制和生产形势下，观念要不断及时更新。
应建立并不断完善DCS各种检查、执行、分析和试验等管理制度，并细化各项要求。某200MW机组针对DCS各种设备专门建立巡检表格，每天记录各硬件工作状况指示，记录工程师站、操作员站软件资源和进程，多次及时消除了因软硬件故障造成的事故隐患，至今未发生因DCS原因造成机组跳闸。
2 结束语
DCS在火力发电行业普及使得机组的自动化水平跃上了新的台阶，应用中出现问题是正常的。但有些问题具有共性，采取适当措施可以避免。限于工作局限性，文中所举事例不一定具有代表性，也不一定全面，欢迎指正。希望广大DCS技术人员能加强交流和学习，取长补短，使DCS更好地为电力生产安全经济运行服务。
参考文献：
[1]《DCS典型故障原因分析与防范对策》 作者：张鲁、王利国 2003
[2]《江苏电网大机组热工保护动作情况分析》 作者：刘今 2003
[3]《江苏省电力科学研究院2002/2003热控保护可靠性分析》 作者：何育生 2002～2003
[4]《分散控制系统（DCS）的可靠性》 作者：刘 栋 2003
