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摘 要：电厂分散控制系统是电厂各机组运行安全的基础保障，是现代电厂控制系统的重要组成，电厂分散控制系统的故障将影响机组运行的稳定性与安全。本文就电厂分散控制系统在火电机组中的应用进行论述，指导火电机组安全有效运行。
关键词：电厂；分散控制系统；故障处理
一、概述
分散控制系统（简称DCS）是基于计算机技术，控制技术，通讯技术，图形显示技术，通过通讯网络将分布在工业现场附近的现场控制站、检测站、操作管理站、控制管理站及工程师站连接起来完成分散控制集中操作管理的综合控制系统。从80年代中期开始已在我国火力发电厂成功运用，至今已成功运行30多年，目前新建或扩建的中小型火力发电厂已全部采用DCS进行控制。DCS作为机组控制的神经中枢，其重要性不言而喻，其安全问题变得越来越重要，如果DCS失灵，轻则发生局部死机，重则引起整个DCS系统瘫痪，机组跳闸，甚至影响电网安全。
DCS是专门为工业生产环境而设计的控制装置，具有较强的工业环境适应能力，但是由于它直接和现场的I/O设备相连，外来干扰很容易通过电源电缆或I/O电缆侵入；同时由于DCS系统内大量电子产品的应用，形成了复杂的电磁环境，因而电磁干扰（EMI）已成为火力发电厂工程设计中必须考虑的问题。如何使电厂内DCS系统既不受外来干扰，也不对其他电气设备造成干扰，维持共存的电磁环境，相互兼容，是电厂电气设计中必须考虑的问题。
由于它的先进性、可靠性、灵活性、操作方便等优点，在电力、石油、化工等许多行业得到广泛应用。就火电厂大型机组运行过程控制而言，采用DCS可实现对机组运行过程的监视、报警、控制和保护等，保证机组安全、经济地运行和启停。所以，我国要求300 MW及以上单元机组必须配置DCS。
二、分散控制系统在大型火电机组上的总体应用情况
从20世纪80年代开始我国电站已应用分散控制系统有数十套、几十种机型。从总体来看，分散控制系统的使用情况普遍反映较好，在大容量火电机组运行中能发挥实效。如今很多电厂的125、200 MW等机组都基本完成了分散控制系统的改造，然而很多控制指标没有达到最佳，有的分散控制系统运行情况不够理想，部分功能尚不能发挥作用，主要是协调控制部分问题较多。造成这些问题的原因如下：
协调控制系统CCS是把机、炉作为一个整体进行综合控制时所用的系统，协调控制系统功能是协调锅炉与汽轮机在自动控制状态下的工作，给锅炉自动调节系统和汽机调节系统发出指令，以适应机组调峰、调频需要，它直接作用的执行级是锅炉子系统和汽机调节系统。为了使协调指令方便地送入锅炉，锅炉各子系统应经常处在自动状态，但从运行情况来看，国产机组锅炉燃烧系统本身由于锅炉及辅机的可控性差和煤种多变而影响其投入率。很多电厂的送风调节系统不能投自动，主要原因是：风量测量未能妥善解决，回转空气预热器漏风严重；有的厂风机容量不够，无可调余地。炉膛负压调节多可投自动，但不投自动原因是送风未投自动，怕炉膛负压自动后引起送风频繁波动。另外，送、引风投不好的原因还有人为因素。正常情况下运行人员对送、引风的操作很少，即使在机组升、降负荷过程也如此，除非送、引风系统投得十分理想，否则运行人员不太愿意投。炉膛负压过于灵敏：一是对扰动量主要是对送风量的改变相当灵敏，二是液力耦合器位置的变化对炉膛负压过于灵敏。若送風机液力耦合器位置改变量太大，对炉膛负压的扰动则太大，若引风机液力耦合器位置改变量太大，则会造成引风系统过调，从而造成引风执行机构振荡，严重时导致锅炉熄火。
解决以上问题是投入送、引风控制系统的关键，应针对具体问题采取不同对策。一般来说，首先应从设计上认真解决风量和合理确定风机容量问题；其次要求锅炉厂搞好回转空气预热器间隙调节以减少漏风量；增加运行人员操作经验，解决锅炉炉膛负压的灵敏性问题；送风控制系统氧量校正应较缓慢，禁止送风系统在变负荷过程中的回调，否则炉膛负压难以控制在正常范围内；引风系统一旦炉膛负压偏离设定值较大时必须快速拉回炉膛负压。主汽压调节一般能投自动。喷水减温的过热汽温调节一般可投自动，但也有些锅炉因过热面过大或过小，减温水调节门已处于全开或全关状态，汽温仍然偏高或偏低。再热汽温的调节一般采用摆动火嘴、烟气挡板等方式进行初调，再设事故喷水防止超温。但在国产锅炉上采用的粗调方式基本上都不大起作用，只能采用喷水调温，这对机组运行来说不经济；有的机组再热汽温达不到额定值，有的甚至低30～40e，从再热器受热面上即无可调余地。给水调节一般都能自动。
三、分散控制系统在应用过程出现的故障原因分析与处理措施
综合电厂的故障原因报告和笔者参加的现场事故原因分析会，可归纳出因DCS异常而引起机组二类及二类以上故障的原因与处理情况如下。
（一）测量模件故障处理
测量模件问题（有硬件和软件之分）引起的机组跳闸事件占总故障的比例较高，根据故障现象、首出信号和SOE记录，通过分析判断和试验，通常能较快查出DCS的问题所在，处理也较容易。软件问题通过对模件的复位或初始化一般能排除，硬件问题可通过更换模件解决。但若模件配置合理，这些事故本可避免。
（二）主控制器故障处理
由于重要系统的主控制器冗余配置，大大减少了主控制器/异常引发机组跳闸的次数。主控制器/异常多数为软件故障，通过复位或初始化能恢复正常工作。引起机组跳闸的少数故障，多发生在双机切换不成功时。如有台机组，运行人员发现CRT上汽包水位无变化，调整给水泵转速无效，电接点水位计显示分别下降至甲-300 mm，乙-250mm时，汽包水位低信号仍未发的情况下，手动停炉停机。故障原因是给水操作站运行DPU死机，备用DPU未自启动引起。另一机组的风烟系统I/O站运行DPU发生异常，自动向备份DPU切换不成功，引起空预器甲、乙挡板关闭，导致炉膛压力高MFT动作。
（三）DAS系统异常故障处理
DAS是构成自动和保护系统的基础，由于受到自身及接地系统的可靠性、现场磁场干扰和安装调试质量的影响，DAS信号值瞬间较大幅度变化而导致保护系统误动，甚至机组误跳闸事件多次发生。
这时采取对系统接地改造（拆除原来连接到电缆桥架的所有接地电缆，在UPS至DCS电源间增加1台20 kVA隔离变压器，其输出端N线与接地线相连后直接连接机柜作为系统的接地），柜内的所有备用电缆全部通过导线接地，紧固每个端子的接线，更换部份模件并对模件的软件版本升级后，才使故障基本消除。
（四）电源系统故障处理
DCS的电源系统，虽然都采用了1B1冗余方式，但在实际运行中，子系统及过程控制单元柜内电源系统出现不少故障，这可能是UPS功能失效造成。这时通信班人员应该关掉该系统的主机电源进行处理。重新开启该主机电源时，呼叫系统杂音消失，但集控室右侧CRT显示全部失去，同时发出MFT信号。经查原因是呼叫系统主机电源接至该机组主UPS，通讯人员在带载合开关后，主UPS电源受到扰动，使其电压瞬间低于195 V，导致DCS各子系统后备UPS启动，但由于BCS系统、历史数据库等子系统的后备UPS失去带负荷能力（事故后试验确定），造成这些系统失电，所有制粉系统跳闸。
参考文献：
[1]李遵基.热工自动控制系统[M].北京：中国电力出版社，1997.
[2]吕剑虹.电厂锅炉燃烧控制系统优化[J].5中国电力6，2001.No 10.
[3]马龙.电厂分散控制系统故障分析[J].电力技术前沿，2010，10.
关键词：电厂；分散控制系统；故障处理
一、概述
分散控制系统（简称DCS）是基于计算机技术，控制技术，通讯技术，图形显示技术，通过通讯网络将分布在工业现场附近的现场控制站、检测站、操作管理站、控制管理站及工程师站连接起来完成分散控制集中操作管理的综合控制系统。从80年代中期开始已在我国火力发电厂成功运用，至今已成功运行30多年，目前新建或扩建的中小型火力发电厂已全部采用DCS进行控制。DCS作为机组控制的神经中枢，其重要性不言而喻，其安全问题变得越来越重要，如果DCS失灵，轻则发生局部死机，重则引起整个DCS系统瘫痪，机组跳闸，甚至影响电网安全。
DCS是专门为工业生产环境而设计的控制装置，具有较强的工业环境适应能力，但是由于它直接和现场的I/O设备相连，外来干扰很容易通过电源电缆或I/O电缆侵入；同时由于DCS系统内大量电子产品的应用，形成了复杂的电磁环境，因而电磁干扰（EMI）已成为火力发电厂工程设计中必须考虑的问题。如何使电厂内DCS系统既不受外来干扰，也不对其他电气设备造成干扰，维持共存的电磁环境，相互兼容，是电厂电气设计中必须考虑的问题。
由于它的先进性、可靠性、灵活性、操作方便等优点，在电力、石油、化工等许多行业得到广泛应用。就火电厂大型机组运行过程控制而言，采用DCS可实现对机组运行过程的监视、报警、控制和保护等，保证机组安全、经济地运行和启停。所以，我国要求300 MW及以上单元机组必须配置DCS。
二、分散控制系统在大型火电机组上的总体应用情况
从20世纪80年代开始我国电站已应用分散控制系统有数十套、几十种机型。从总体来看，分散控制系统的使用情况普遍反映较好，在大容量火电机组运行中能发挥实效。如今很多电厂的125、200 MW等机组都基本完成了分散控制系统的改造，然而很多控制指标没有达到最佳，有的分散控制系统运行情况不够理想，部分功能尚不能发挥作用，主要是协调控制部分问题较多。造成这些问题的原因如下：
协调控制系统CCS是把机、炉作为一个整体进行综合控制时所用的系统，协调控制系统功能是协调锅炉与汽轮机在自动控制状态下的工作，给锅炉自动调节系统和汽机调节系统发出指令，以适应机组调峰、调频需要，它直接作用的执行级是锅炉子系统和汽机调节系统。为了使协调指令方便地送入锅炉，锅炉各子系统应经常处在自动状态，但从运行情况来看，国产机组锅炉燃烧系统本身由于锅炉及辅机的可控性差和煤种多变而影响其投入率。很多电厂的送风调节系统不能投自动，主要原因是：风量测量未能妥善解决，回转空气预热器漏风严重；有的厂风机容量不够，无可调余地。炉膛负压调节多可投自动，但不投自动原因是送风未投自动，怕炉膛负压自动后引起送风频繁波动。另外，送、引风投不好的原因还有人为因素。正常情况下运行人员对送、引风的操作很少，即使在机组升、降负荷过程也如此，除非送、引风系统投得十分理想，否则运行人员不太愿意投。炉膛负压过于灵敏：一是对扰动量主要是对送风量的改变相当灵敏，二是液力耦合器位置的变化对炉膛负压过于灵敏。若送風机液力耦合器位置改变量太大，对炉膛负压的扰动则太大，若引风机液力耦合器位置改变量太大，则会造成引风系统过调，从而造成引风执行机构振荡，严重时导致锅炉熄火。
解决以上问题是投入送、引风控制系统的关键，应针对具体问题采取不同对策。一般来说，首先应从设计上认真解决风量和合理确定风机容量问题；其次要求锅炉厂搞好回转空气预热器间隙调节以减少漏风量；增加运行人员操作经验，解决锅炉炉膛负压的灵敏性问题；送风控制系统氧量校正应较缓慢，禁止送风系统在变负荷过程中的回调，否则炉膛负压难以控制在正常范围内；引风系统一旦炉膛负压偏离设定值较大时必须快速拉回炉膛负压。主汽压调节一般能投自动。喷水减温的过热汽温调节一般可投自动，但也有些锅炉因过热面过大或过小，减温水调节门已处于全开或全关状态，汽温仍然偏高或偏低。再热汽温的调节一般采用摆动火嘴、烟气挡板等方式进行初调，再设事故喷水防止超温。但在国产锅炉上采用的粗调方式基本上都不大起作用，只能采用喷水调温，这对机组运行来说不经济；有的机组再热汽温达不到额定值，有的甚至低30～40e，从再热器受热面上即无可调余地。给水调节一般都能自动。
三、分散控制系统在应用过程出现的故障原因分析与处理措施
综合电厂的故障原因报告和笔者参加的现场事故原因分析会，可归纳出因DCS异常而引起机组二类及二类以上故障的原因与处理情况如下。
（一）测量模件故障处理
测量模件问题（有硬件和软件之分）引起的机组跳闸事件占总故障的比例较高，根据故障现象、首出信号和SOE记录，通过分析判断和试验，通常能较快查出DCS的问题所在，处理也较容易。软件问题通过对模件的复位或初始化一般能排除，硬件问题可通过更换模件解决。但若模件配置合理，这些事故本可避免。
（二）主控制器故障处理
由于重要系统的主控制器冗余配置，大大减少了主控制器/异常引发机组跳闸的次数。主控制器/异常多数为软件故障，通过复位或初始化能恢复正常工作。引起机组跳闸的少数故障，多发生在双机切换不成功时。如有台机组，运行人员发现CRT上汽包水位无变化，调整给水泵转速无效，电接点水位计显示分别下降至甲-300 mm，乙-250mm时，汽包水位低信号仍未发的情况下，手动停炉停机。故障原因是给水操作站运行DPU死机，备用DPU未自启动引起。另一机组的风烟系统I/O站运行DPU发生异常，自动向备份DPU切换不成功，引起空预器甲、乙挡板关闭，导致炉膛压力高MFT动作。
（三）DAS系统异常故障处理
DAS是构成自动和保护系统的基础，由于受到自身及接地系统的可靠性、现场磁场干扰和安装调试质量的影响，DAS信号值瞬间较大幅度变化而导致保护系统误动，甚至机组误跳闸事件多次发生。
这时采取对系统接地改造（拆除原来连接到电缆桥架的所有接地电缆，在UPS至DCS电源间增加1台20 kVA隔离变压器，其输出端N线与接地线相连后直接连接机柜作为系统的接地），柜内的所有备用电缆全部通过导线接地，紧固每个端子的接线，更换部份模件并对模件的软件版本升级后，才使故障基本消除。
（四）电源系统故障处理
DCS的电源系统，虽然都采用了1B1冗余方式，但在实际运行中，子系统及过程控制单元柜内电源系统出现不少故障，这可能是UPS功能失效造成。这时通信班人员应该关掉该系统的主机电源进行处理。重新开启该主机电源时，呼叫系统杂音消失，但集控室右侧CRT显示全部失去，同时发出MFT信号。经查原因是呼叫系统主机电源接至该机组主UPS，通讯人员在带载合开关后，主UPS电源受到扰动，使其电压瞬间低于195 V，导致DCS各子系统后备UPS启动，但由于BCS系统、历史数据库等子系统的后备UPS失去带负荷能力（事故后试验确定），造成这些系统失电，所有制粉系统跳闸。
参考文献：
[1]李遵基.热工自动控制系统[M].北京：中国电力出版社，1997.
[2]吕剑虹.电厂锅炉燃烧控制系统优化[J].5中国电力6，2001.No 10.
[3]马龙.电厂分散控制系统故障分析[J].电力技术前沿，2010，10.