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DCS系统安全可靠性分析柳清溪（大唐国际发电股份有限公司张家口发电厂）摘要：本文主要依据张家口发电厂近年来与热控专业相关的锅炉灭火主燃料跳闸（MFT）进行数据分析总结，阐述 DCS系统在过程控制实际应用中存在的一些主要问题，作出针对性的预防措施.关键词：DCS安全可靠分析 预防1引言随着电力行业的发展，燃燥机组在装机容量、运行参数及标准上都有了很大的提高作为机组 的灵魂分散式控制系统（Distributed Control System,简称DCS系统）是将计算机技术、控制技术、 通信技术和图象显示技术（简称4c技术）相结合的产物，是实现过程控制、过程管理的现代化设备 张家口发电厂共有四套DCS系统：1、2号机霍尼维尔TDC3000, 3、4号机西门子TELE-ME, 5s 8号机MCS公司MAX1000, ls8号机DEH为贝利的INFI90控制系统DCS系统异常，将会使系 统失控，出现不可预知的事故，甚至导致锅炉灭火，机组停运本文通过分析与热控相关锅炉灭火, 从而对DCS系统的可靠性加以分析，提出相应的措施，从而提高机组的可靠性管理锅炉炉膛安全 监控系统（Furnace Safeguard Supervisory System,简称FSSS）成为DCS系统自动保护控制的重要组 成部分，其功能是按照正常逻辑程序运行以保证锅炉炉膛的安全，避免发生爆炸事故。

而主燃料跳 闸（Master Fuel Trip,简称MFT）是锅炉安全监控系统的主要组成部分，它可以连续监控预先确定的 各种安全运行条件是否满足，一旦出现可能危及锅炉安全运行的险情，立即切断进入炉腹的各种燃 料（煤和油），以避免发生设备损坏，避免事故的进一步扩大2锅炉主燃料跳闸的因素机组安全运行，必须对现场设备和DCS系统的运行、检修进行全过程、全方位的管理不仅要 关注现场的设备，更应加强对DCS系统软、硬件的管理及工作环境条件的改善热控保护对于热控 系统来说，由于处于不同角度对于保护正确性的看法也不同，仅从技术上来定义保护的误动、拒动、 正确动作非危及设备的保护原因引起的保护动作称为误动；出现了危及设备保护原因，而保护没 有动作称为拒动；由危及设备的保护原因引起的保护动作称为正确动作热控保护的作用在于及时 准确地反映事故并加以正确地处理，以防事故的犷大；联锁实际上也是保护，只是般局限于进行 局部操作，而保护功能又是通过联锁的作用来实现的从目前已运行机组保护实际情况来看，保护 拒动很少发生，但保护误动却频繁出现，除由于对设备特性没有完全掌握外，主要没有按其自身规 律合理地进行管理而造成的。

以下主要从DCS系统的计算机、热控现场设备及人为误操作等因素逐 一加以分析2.1 DCS系统因素43.532.521.510.5°计算机自动控制 电源现场设备火检 人为失误2.1.1 计算机系统的可靠性是确保机组安全运行的基础，不应和机组的可靠性处在同一数量级匕 而应更高计算机系统的设计、制造、安装、维护每一个环节都应严格按照各自的技术规范进行并 对计算机的系统组态、纠错能力及自诊断技术予以重视为了保证其正常工作必须注重其工作环境 的要求：1）环境温度对计算机安全影响十分明显，对集成电路和电子元件而言，室温在规定使用范 围每增加1OC,可靠性降低25%,器件周围的环境温度超过60℃,计算机就会发生故障；温度变化, 产生内应力及冷热变化加剧器件、材料损伤，电气性能变化2）湿度影响：低湿环境产生静电，当 静电超过2KV时，会影响计算机正常运行3）洁净度是指空气中尘埃，其危害：由于磁盘与磁头 间隙很小，灰尘进入其中，高速运转的情况下，造成机械损伤，磁头磨损：灰尘吸附在集成电路和 电子元件绝缘降低，甚至短路，相反，绝缘性尘埃则会使插件接触不良2003年11月4 口 4号炉1 号一次风机反馈与指令偏差大，由于两台一次风机调节控制由同一摸件驳动，在切换控制一次风机 静叶调节挡板的主辅模件时，主模件1分40秒后才正常工作，模件未正常工作时，挡板指令变为0, 导致挡板关回，失去一次风，炉膛压力低保护动作，锅炉灭火。

2004年2月26日8号机FSSS系统 两台DBM同时死机，导致FSSS系统与其它各个子系统通讯紊乱，FSSS系统DPU的通讯连接失败（LINK FALLED）,锅炉灭火2004年8月27日7号机热控EU-DPU32/33所带的一个BCM （两 位式控制智能模件）卡件故障，导致6KVIIA段工作电源开关、13号低压变和13号除尘变掉闸， MFT动作，锅炉灭火2.1.2 自动控制目前我厂自实行集控以来，对热控设备的自动要求标准更富，重要自动保护投入率 达到100%,然而，更深层次的问题也就显露出来，自动状态并不是适合各种状况卜运行的，存在着 一个“度”的概念，如果扰动过大或被控的设备失控情况下，运行人员必须及时、合理地进行人为 干预，包括消除扰动、解除自动、手动调整等2003年1月3 口 3号炉由于在高加解列的运行工况 下，汽包水位自动调整品质差，导致汽包水位低三值保护动作，锅炉灭火2004年7月6日3号炉 5号磨煤机热风隔绝门突然关回，运行人员操作不当，造成负荷、燃烧、水位波动，汽包水位低三 值保护动作，锅炉灭火2004年8月10日5号炉锅炉掉渣引起炉膛压力波动，致使炉膛负压低二 值保护动作，锅炉灭火。

2.1.3 电源可靠性 热控DCS系统电源通常采用有可靠后备手段的UPS不停电电源提供，供电系 统电源技术要求的电压、频率波动等级、额定容量、瞬时停电时间间隔等的质量好坏，直接影响到 计算机系统的可靠运行备用电源切换时间应小于5ms,且DCS系统计算机控制器不能被初始化， 不能输出错误信息INFI-90系统要求电压变化指标不应超过额定电压的±10%, 一旦电压偏低，将 导致系统出现误动或拒动2004年7月21 口 7号机由于输入到DEH卡件的信号回路接线虚，使 DEH机柜“油开关闭合”信号端子对地电压仅为16.9V,而正常开关量电压为直流24V,从而OSP 逻辑动作，锅炉灭火2.2 现场设备因素热控设备包括温度、压力、流量、液位开关和变送器、阀门、挡板、执行机构、行程开关及 电缆等由于其本身质量问题，所处环境经常受到雨、水、蒸汽或粉尘等的影响，加之现场振动较 大经常造成短路或接触不良，引起机组主、辅设备热控保护系统动作，因此现场设备的可靠运行是 机组安全运行的前提机组保护、联锁项目的确定，主要是根据热力系统和有关设备的安全运行要 求以及对自动化设备装置的配备情况、技术特性等状况制定的这些热工自动保护给大机组的安全 运行打下了坚实的基础。

假如放弃这些保护，一旦发生事故，运行人员是无法在极短的时间内作出 正确的判断和迅速处理的，其后果不堪设想，尤其•些执行机构长时间处于工作状态，机械部分磨 损严重，更增加了故障频率2003年8月8日7号炉」号吸风机动叶调节执行机构自动关回，炉膛 压力高保护动作，锅炉灭火2003年11月8 R 6号炉2号吸风机动叶调节执行机构，同样上述问 题2004年3月4日2号机小机调门反馈杆断裂，导致调门快速大幅度关回，汽泵不打水，汽包水 位低保护动作，锅炉灭火2004年7月21日7号炉由于输入到DEH卡件的信号回路接线虚导致电 压降低，超速限制电磁阀动作，调门关闭，汽包水位低三值保护动作，锅炉火火2.2.1 火焰检测因素火焰检测的正确性受煤种、燃烧器配风、锅炉负荷等因素的影响较大，致使火 焰的参数需经常进行变更，锅炉经常因为火检检测问题而导致制粉系统跳闸，甚至锅炉灭火的现象 时有发生火焰“漏看”和“偷看”两种情况将宜接危害是否能真正反映自己的燃烧器燃烧状况 为提高整个装置工作的可靠性，防止因火焰偏心或不稳而使装置误动，采用“每层四选三”即每层的 四个火焰检测器中有三个同时发出灭火信号时，才判断为该层灭火；只有当各层同时判断为灭火时， FSSS系统才判断为“失去全部火焰”。

在发出灭火信号之前，每个火焰检测器发出的“灭火”信号都 有报警，提醒操作人员及时检查，以便采取相应的措施2004年3月30 □ 4号炉煤质太差，锅炉 燃烧不稳，火检闪动，造成保护动作，锅炉灭火2004年6月17日7号炉由于在启、停制粉系统 过程中，操作不当，致使锅炉燃烧不稳火检闪动，造成失去全部火焰保护动作，锅炉灭火2.3 人为工作失误失误原因多种多样，有维护人员操作错误、专业水平欠佳、监护不到位、没有进行事故预想、 管理有漏洞等原因2003年11月23日3号炉热控人员为配合网控NCS改造，挪动DCS总线连接 器，导致DCS总线网络的同轴电缆松动，数据传输中断，数据丢失，DCS调节控制指令输出为0, 给煤机，一次风机出力降到0,锅炉灭火2003年12月11 |=| 8号机MAX系统画面的管理存在漏 洞，运行人员在2号操作站误将计算机时钟修改，系统的DBM中存有大量系统报警信息，系统无 法自动清除，造成系统通讯堵塞DBM死机，锅炉灭火2004年2月8日1号机抗燃油冷却泵与高 加出入口门点号共用同 地址，运行人员在操作抗燃油冷却泵启动时，而将1号高加出口门关回， 造成锅炉水位高三值，锅炉灭火。

2004年9月4日8号机解除汽包水位保护过程中，操作错误，导 致发电机解列，锅炉灭火3防范措施DCS系统防范措施3.1.1 计算机的误动有的是不能避免，但是可以减少发生次数，必须对DCS系统进行运行与检修管 理：1） DCS系统的运行管理是指计算机系统口常巡检，各种软件管理，热工备件管理等；加强软件 管理，组态的修改必须按有关规定执行，同时必须及时备份修改前后的所有组态信息，存档备查； DCS系统备件的存放应满足制造厂的要求，定期对备件进行检查当DCS装置发生故障，需用备件 更换时，使用前必须对备件进行功能测试，以防患于未然甚•至可以提前进行工程师站与操作员站 的操作系统和系统组态的安装工作，•旦出现问题，只需少加修改，即可恢复，缩短消缺时间2） DCS系统检修管理是DCS系统检修时必须要有合理的检修T.艺和程序，应重视DCS系统检修项目和 周期，检修项目依据DCS系统设备特点，随机组大修至少进行以下项目的检修（小修时可酌情适当减 少）：软件的备份，核实控制模件标志和地址；清扫电源、模件及防尘滤网，检查及紧固控制柜接线, 接地系统检查，冷却风扇检修，电源测试；重要测量和保护信号线路绝缘检查；电子室温度、湿度 及含尘量检修前测试，检修后复查；模件电源及冗余模件的切换试验；报警及保护功能测试：通讯、 手操站检查等。

带有冷却风扇的，一定要检查冷却风扇工作是否正常，并对其进行清洗、吹扫或更换，以防DCS 系统运行中由于冷却风扇故障，引起机柜温度过高，诱发模件故障每天应检查计算机的状态和重要的系统报警信息，将事故消灭在萌芽阶段经常进行除尘工作，在保证温度、湿度情况卜，力争使空气的洁净度提高到一定水平3.1.2 自动控制投入率的提高，并不意味着自动投入品质的水准高，是“量”与“质”的关系每 一子系统的自动投入都与其它系统的自动息息相关，需要经长时间的进行P1D参数整定，和机组的 各种变工况下检验长期投入的自动装置及其系统，要利用一切可以利用的机会，定期进行试验， 及时消除隐患，确保其长期稳定运行进行5s8号机MAX系统的“自适应”控制块与PID控制块 配合，实现PID变参数运行实验工作设备改造后和控制策略变更的控制系统要经过认真调试，由专人负责跟踪，并根据被控对象取 得合理的整定参数，达到规定调节品质后，才能长期投入运行3.1.3 保安电源和UPS电源防范措施：1）定期用红外线测温仪测量关键接线端子的温度，做好技术 档案记录，注意温升；用力用表测最主电源与备用电源电压，做好记录，注意电压波动2）利用大、 小修停机期间做电嫄切换试验。

切换是否正常，切换时间间隔是否符合技术规范3）电厂是一个高 电压、大电流、强。