分散控制系统的可靠性优化

张 英，豆中州，曹 伟，李修成

(1.国家能源集团吉林龙华白城热电厂，吉林 白城 137000；2.国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春 130021；3.华能吉林发电有限公司九台电厂，长春 130501)

随着火电机组分散控制系统(DCS)重要性的提升，保证DCS的可靠性已成为热工专业越来越重要的任务。对于一些老机组的DCS，受当时技术水平和标准规范的局限，均存有一定的安全隐患和不完善之处。尤其随着运行年限的增加，故障会越来越多，隐患越来越大。为提高DCS的可靠性，彻底消除固有安全隐患，有必要进行DCS改造。为保证改造的效果，要从DCS的选型、程序设计、设备安装和调试验收以及技术管理等方面采取有效、完善的措施[1]。

某电厂330 MW机组于2005年投产，原DCS对单元机组炉、机、电集中控制，已运行十几年，硬件故障、隐患问题逐年增多，机组稳定性下降，为彻底消除安全隐患，机组于2019年对控制系统进行了整体改造。

1 原DCS及保护系统存在的主要问题

1.1 控制器配置问题

DCS控制器配置偏少，个别分散处理单元(DPU) I/O点数量较多，如数据采集系统(DAS)、顺序控制系统(SCS)单对DPU I/O点数量已接近1 000个。I/O模件集中布置造成了散热不畅，模件故障较多。

部分DPU功能过于集中，单个DPU故障影响面过大，如锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)所有给粉机监控集中在一对DPU，协调控制系统(CCS)、风烟监控系统集中在一对DPU。CCS曾有一对DPU发生故障，因监控设备较多，无法在机组运行中及时处理，造成多次险情。

部分系统未引入DCS，造成功能受限，如吹灰系统采用独立可编程控制器(PLC)，大小机保护采用继电器搭接等。

1.2 I/O点配置问题

部分重要保护、自动I/O点未冗余配置，可靠性较低，如六大风机停止信号、汽轮机主控调节指令等。部分保护测点取样未实现独立取样，不符合规范要求，如真空低保护测点、润滑油压力低测点等。

1.3 系统电源问题

DPU电源与就地电源存在混用问题，如FSSS一般检测电源和DPU采用的一路电源。

只有一面仪表电源柜，用户过于集中，重要系统(汽轮机安全监视系统、火检、大小汽轮机保护等)与就地设备电源共用，存在极高风险；且仪表电源柜两路电源切换时间过长，不能实现无扰切换，无法满足重要系统不间断电源的要求。

1.4 保护系统问题

大小汽轮机危急遮断保护系统(ETS)由继电器搭接，未采用DCS或PLC系统，保护逻辑简单。存在单点保护问题，可靠性较低，如快速减负荷(RB)用风机停止信号、高低加水位保护、小汽轮机真空保护及润滑油压低保护等。

1.5系统接地问题

a.原DCS采用电气接地网，目前已找不到连接点。

b.机柜安装极不规范，部分机柜保护地与屏蔽地均连接至电缆夹层桥架。

c.电缆敷设不规范，存在控制电缆与动力电缆交叉、混放情况。

d.部分信号存在较强感应电，最高可达到110 V(AC)，曾多次发生信号误发问题。以上问题的存在，使DCS及其保护系统存在较大安全隐患，无法保障机组的安全稳定运行。多年来虽采取了一些补救措施，基本满足了系统的安全运行需要，但问题一直没有彻底解决，存在较大安全隐患。

2 采取的完善措施

为彻底消除以上隐患问题，2019年改造中采取了以下完善措施。

2.1 DPU完善措施

系统DPU数量由17对扩展到24对，原则上控制每对DPU I/O点数不超过400个；按系统功能对DPU进行分散配置，其中FSSS增加1对，将给粉机、燃油控制按层分散到2对DPU；CCS增加1对DPU，将风机、给水泵、制粉等控制分散到2对DPU；SCS将炉侧风机、空气预热器和机侧给水泵、开闭式水泵、凝结水泵、循环水泵等主要辅机进行两侧分散布置。

ETS采用与汽轮机数字电液控制系统(DEH)一体化控制方式。大汽轮机ETS配置1对控制器，A小汽轮机ETS与A 小汽轮机电液控制系统(MEH)共同配置1对控制器, B小汽轮机ETS与B小汽轮机MEH共同配置1对控制器。

吹灰、灰渣、胶球清洗等PLC系统改为DCS进行监控。

2.2 I/O点完善措施

重要自动、保护用I/O点按规范增加了配置，其中CCS至DEH汽轮机主控指令、CCS至MEH小汽轮机调节指令信号均由1个增加为3个，实现了三取中逻辑；用于总燃料跳闸(MFT)、RB保护的六大风机停运信号、ETS电气跳闸保护信号、ETS 的MFT保护信号均由1个增加为3个，实现了三取二逻辑；高加、除氧水位等均增加为3个水位计，水位保护实现了三取二逻辑；MFT跳闸板至一次风机、磨煤机停止指令出口、至各DPU均增加了MFT硬接线信号等[2]。

在DCS逻辑中对I/O点采用了一些防范措施，其中TC模件温度补偿点增加上下限、品质判断；温度保护测点增加了品质判断和速率判断切除逻辑；部分保护、自动用流量测点采用了定温度补偿，如风量、给水流量等；主要自动调节回路设定值均增加上下限值、速率限值；部分手操器输出取消直接置数功能，避免误操作；重要冗余开关量信号增加了不一致报警；重要冗余模拟量信号增加了偏差大报警等。

2.3 电源完善措施

对热工电源进行了重新分配，共配置了4面DCS电源柜和2面仪表电源柜。DCS 控制柜电源、操作员站电源、汽轮机安全监视系统、火检系统等均采用DCS电源柜电源。 DCS控制柜不再配置电源切换装置，两路电源分别引入DPU柜一套24 V DC电源模块，两路24 V DC电源经二极管耦合并联高选输出，每套电源模块均按全负载配置。

仪表电源柜分为炉侧、机侧2面电源柜，分别为机侧、炉侧就地仪表供电；FSSS就地信号检测电源与DPU电源分开，改至仪表电源柜；各操作台风扇电源、DPU柜风扇照明电源均采用仪表电源柜电源。仪表电源柜配置了双电源自动切换装置，实现了双路电源无扰切换。

完善了各级电源电源异常报警，包括电源柜、DPU柜等。

2.4 保护系统完善措施

ETS保护模件采用三重冗余设计，满足三取二保护要求。高低加、除氧水位保护均将电接点水位计更换为导波雷达水位计，实现了三取二保护逻辑。大小机真空、润滑油压低保护开关均改为独立取样，并实现了三取二保护逻辑。MFT、ETS硬手操打闸按钮均配置双按钮，接点采取串并联连接，一组接点引入DCS，一组直接接入跳闸驱动回路。大汽轮机润滑油系统增加了压力低试验电磁阀，实现了在线油压低联泵试验功能，解决了试验时需解除润滑油压低保护问题。冗余配置保护信号增加了不一致报警。完善了事件顺序记录(SOE)功能，MFT保护信号、ETS保护信号全部实现了SOE功能。

2.5 接地系统完善措施

受工期所限，为减少工作量，部分机柜利旧，仅对内部模件进行了更换，未能彻底解决机柜外壳连接到地基钢筋及电缆桥架上问题。为规范接地系统，采用了以下措施方案。

独立配置了DCS接地系统，采用了七井群独立接地网，以吸收式石墨接地极作为接地网的垂直体，以传递高频信号较弱的石墨防雷接地体作为水平体，汇流连接至中心接地极(见图1、图2，图中数字单位 mm)，再通过接地电缆连接至专用接地柜汇流铜排。

图1 接地网平面示意图

图2 接地桩埋设示意图

DCS机柜接地分为保护接地和屏蔽接地，两个接地铜排采用绝缘垫片实现完全隔离，保护地连接至钢筋和电缆桥架，电缆屏蔽芯连接至专用屏蔽地接地铜排。各机柜屏蔽地接地铜排星形连接到一起，再用接地电缆连接至接地柜汇流铜排。为防止原有电缆屏蔽层与机柜外壳导通，各电缆屏蔽层均更换为绝缘导线连接至机柜屏蔽地铜排。

为解决部分电缆无屏蔽层、存在较强感应电问题，将部分电缆重新设计，更换为计算机电缆或控制电缆，主要集中在FSSS保护信号电缆、SCS部分电动门、保护开关电缆、DAS部分温度信号电缆等。

2.6 其他完善措施

在机组公用操作台增加1台操作员站，仅用于数据监视，无操作权限，方便管理及检修人员查看数据，并避免影响监盘人员或发生误操作。

对各DPU登录密码进行规范，设置统一的只读用户名和登录密码，各班独立设置DPU写入用户名和登录密码，严格执行分级授权管理制度。

将各台工作站USB口进行了封闭，杜绝采用U盘等移动介质拷贝数据。

在安装调试过程中明确各单位职责，施工单位负责施工、接线、核线、单体调试，调试单位负责系统调试，DCS厂家负责系统硬件上电、软件下装等，做到职责分明，分工协作，防止推诿或遗漏。

加强联锁保护传动试验管理，有效控制试验效果。第一遍试验由调试单位负责，检修、运行部门配合，根据调试试验卡逐一试验，强调采用物理改变参数方式，严格进行各个动作条件组合试验和坏点模拟试验，以验证特殊工况下逻辑的正确性，侧重验证保护逻辑过程的正确性；第二遍试验由运行部门负责，调试、检修人员配合，侧重验证保护动作结果的正确性。

3 结束语

通过上述措施彻底解决了DCS存在的不足之处和安全隐患，保证了改造效果，达到了改造目的，目前系统已投运，并运行稳定。通过改造，机组各项指标达到DL/T 659-2016《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》要求，效果显著，提高了控制系统自动化程度、机组控制水平及安全稳定性。