125MW机组DCS控制系统的优化

125MW机组DCS控制系统的优化改造闵浩，蒲晓斌（嘉峪关宏晟电热有限责任公司甘肃嘉峪关735100）Abstract:ThispaperintroducestheDCSsystemconstructedbyModiconKuntengseriesPLC,theproblemincurredindomestic125MWsetoperating.Throughseriousanalyzingthealarmsintheaccidents,foundthefinalreasonresulttofrequentaccidentsbyanalyzingtheI/Opointdistribute,thefardistantI/Ocommunications,groundingetcfactorsprobablycausetheaccidents.ProposedthemeasurespreventcommunicationorpoweroftheDCSsystemlosefromarisefalsesignalandleadtothesetincorrectlytripoff.摘要本文介绍了以Modicon昆腾系列PLC为架构组成的DCS系统作为电厂主控系统，在国产125MW机组应用中出现的问题。通过认真分析事故过程中的出现的报警，针对DCS系统I/O点的分配、远程I/O通讯、接地等方面可能导致事故发生的原因分析出了导致事故频发的根本原因。并针对此原因，提出了防范DCS系统通讯或电源消失出现虚假信号而导致机组误跳闸的措施。关键词DCSI/O分配通讯1前言嘉峪关宏晟电热有限责任公司2×125MW机组项目是酒泉钢铁（集团）公司“十五”重点项目，它主要为酒钢新200万吨铁钢厂提供电力保障，同时为嘉峪关市南市区冬季热网提供热量，属于国家优先发展的热电联产项目。该项目汽轮机为东方汽轮机厂生产的N125-13.24/535/535型双抽（一级可调）凝汽式汽轮机，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG/13.7-YM型超高压自然循环锅炉，发电机为济南发电机制造总厂生产的WX21Z-073LLT型空冷发电机。机组主控DCS系统采用施耐德集团的Modicon昆腾系列PLC架构的DCS，采用双机热备配置，通过100Mbps冗余以太网交换数据，监控软件采用北京国电电研智深公司的EDPF-NT，编程软件采用CONCEPT2.5。历史站采用数据库管理方式，在MicrosoftSQLServer7.0的高性能的关系数据库管理系统下运行，并与WindowsNT有机集成。系统设有两个VDPU站（虚拟数据处理单元），互为热备，主要完成指定I／O系统的数据采集和过程控制，并留有数据库数据接口。DCS控制系统共有5个控制站，其中C1站主要包括锅炉给水系统、锅炉排污系统、锅炉制粉系统（给粉机操作调节部分除外）、除氧给水系统、压缩氮气系统、电动给水泵本体系统、工业水系统、循环冷却水系统；C2站主要包括锅炉主蒸汽系统、锅炉再热蒸汽系统、给粉机变频调速、汽机蒸汽系统、汽机凝结水、循环水、疏水系统、DEH接口。C3站主要包括锅炉风系统、锅炉烟系统、锅炉高炉煤气系统、锅炉焦炉煤气系统、制粉系统（给粉机启停）、锅炉吹灰系统。C4站主要包括汽机本体系统、汽机润滑油系统、汽机控制油系统、TSI接口、DEH接口、电气单元控制系统。C5站主要包括电气公用系统、循环水公用系统，为两台机组公用系统。5＃站为两台机组公用系统。DCS控制系统主要完成数据采集处理和生产过程的监视（DAS）、生产过程调节控制（MCS）、炉膛安全保护系统（FSSS）、生产过程开关量逻辑控制（SCS）、机、炉协调控制系统（CCS）功能。1#、2#机组分别于2002年6月、12月投入运行。2问题的提出机组自投产以来，由于控制系统不稳定导致停机事故频发。每次事故都对酒钢的生产造成了极大的影响。其中与控制系统直接相关的主要有：2004年4月5日新#1机组事故跳闸，所有给粉机运行信号消失，机组跳闸。2005年3月份新2＃机组三次事故跳闸，两次是送风机运行信号消失，联停A、B排粉机，再联跳给粉机机组跳闸；一次是A、B排粉机跳闸，手动MFT。2006年7月5日新2＃机组所有给粉机运行信号消失、送风机排粉机运行信号消失，机组跳闸。DCS主控系统是监视、控制机组起停和运行的中枢系统，因此查找出DCS不稳定的原因，采取相应的措施使DCS系统稳定可靠，对于保障机组的安全运行尤为重要。3．事故时的现象及原因分析3.1事故经过及现象下面以2006年7月5日新#2机组跳闸事故为例，加以分析。事故前新#2机组负荷121MW，机组运行稳定，21时27分38秒，DCS发“给粉机全停，MFT动作”，机组跳闸。从DCS报警记录中可以看到，21：27：32秒到38秒间的有如下异常：从事故报警记录中可以看到：32秒至33秒，给粉机运行信号回零，后恢复为1；34秒至35秒，给粉机运行信号回零，后恢复为1；在35秒出现给粉机运行信号回零信号；36秒至37秒，给粉机运行信号未恢复，再次出现给粉机全停信号(先为0，后为1)；38秒，给粉机全停，MFT动作。在上述过程中还伴有如下异常现象：煤气系统吹扫阀、启闭阀、点火器、就地电源柜电源状态全有回零现象所有投用的给粉机运行信号全有回零现象送、引风机运行信号有回零现象送、引风机前后轴承温度信号有回零现象3.2现场排查及事故分析3.2.1事故后，询问值长，机组跳闸前操作人员没有进行设备启停或调整的操作，电网没有电压波动，因此排除操作及外部因素导致事故的可能。3.2.2现场设备信号检查事故后，电气人员检查A、B送风机电气综合保护装置无保护动作记录；A、B送风机电气回路未发出“事故跳闸”信号；A、B送风机所在的6kV系统A、B段电压正常，无失电迹象和记录，其它设备事故前运行正常。加之A、B送风机开关分处6kV系统A、B两段，两个开关辅助接点同时误动的可能性可以排除。因此可以排除现场设备信号导致机组跳闸的原因。3.2.3DCS系统检查3.2.3.1电源远程槽架电源故障或电压波动。本系统采用冗余电源模块供电，一路取自UPS，一路采用厂用电，两路接线均无松动，且电压均在允许范围内。由于DCS所有机架均选用这两路供电，但未对其它机架造成影响，因此可以排除。机架底板无明显异常处，可以排除。3.2.3.2网络通讯线路松动或同轴电缆、机架底板、通讯卡件、分支器、分离器、终端电阻故障。经过查验，线路无松动现象，同轴电缆、机架底板、远程分支通讯模块均正常。远程网采用A、B冗余网通讯，单路就能保障系统的通讯，线路松动或同轴电缆故障基本可以排除。事故前A网一直有故障，B网正常运行。6月30日A网检查处理过程中也未发现异常现象。按厂家资料所述远程分支双网通讯，单网故障不影响通讯。但由于远程分支采用一块卡件两个网络接口方式，因此它的故障几率较大，同时不能排除机架底板故障的可能。经过与PLC厂家技术人员多次现场检查，没有发现导致此次跳机的直接原因，但存在如下问题需要处理：（1）接地问题：远程IO的T型接头没有接地；PLC柜前门没有接地；PLC机架和电源模块接地线串连接地。（2）原配置的电源模块CPS12400,输出电流为8A，一些远程机架的负载率高达90％。（3）远程IO的通信同轴电缆的长度为2.5m左右，长度较短。（4）在检查电源过程中，触碰柜内线接时有远程IO通讯报错的情况（CRP模块上出现红灯）。此种情况说明远程IO同轴电缆的接线不是非常可靠。同轴电缆的干缆有弯曲半径过小的情况，会导致通讯不正常。3.2.4事故原因分析及锁定分析DCS的历史趋势及事故追忆，可以看出：DCS系统在21：27：28秒到35秒之间，三次出现了转机前后轴承温度低限告警信号，以及B送风机运行信号变为零的现象，与当时运行设备状态不符，但随后恢复正常；21：27：35秒，A、B引风机前后轴承温度显示0，给粉机全停（用于吹扫）为1，这与当时运行的十四台给粉机状态不符。这些信号均来自C3处理器，均处于C34机架，说明输入输出模板信号回零，该站CPU没有对本站的信号进行采集和处理。但随后快速恢复正常。21：27：36秒16台给粉机跳闸信号发出，21：27：38秒造成全炉膛主燃料丧失动作，锅炉MFT动作，连锁汽轮机、发电机跳闸。由于上述异常信号全来自C3控制站C34柜6＃机架，虽然6月30日A网处理过程中也未发现异常现象，但经过试验发现在该机架掉电或通讯故障时均会出现虚假的信号（现场设备运行，而程序中认为未运行）导致锅炉的跳闸。因此导致多次事故的原因，可以完全锁定就是6＃远程机架故障，CPU无法收集到该站的信号，产生了虚假信号导致了2006年7月5日锅炉MFT动作。同样查找以前事故记录可以看出，C3站的C32柜内2＃机架虚假信号（送风机运行信号）导致了其它几次机组跳闸。4．虚假信号的产生及其导致机组跳闸的原因分析DCS系统产生虚假信号主要有如下原因：（1）相关信号电缆屏蔽接地不好，有干扰。（2）开关量输入模块板件故障，公用线似接非接。（3）开关量输入模块的24V电源共用开关瞬间故障或线路似接非接。（4）处理器解算错误。（5）通讯故障，线缆、卡件、终端电阻等瞬间故障或似接非接。（6）机架存在故障总的来说，上述现象会由于施工或设备质量存在问题而存在，但若能严格按照设计及验收规范标准要求，其设计应能达到系统内任一组件发生故障，均不应影响整个系统的工作的能力。同时当控制器输入/输出I/O通道板及其电源故障时，应可使I/O处于对系统安全的状态，不出现误动的原则。造成目前现象，主要是由于受设计思想、投资、施工等方面因素的影响。目前出现假信号导致机组跳闸的原因主要是:电厂使用施耐德PLC代替专用DCS分散控制系统作为电厂主控系统，设计方案不够成熟。主要表现在：系统设计未严格按照电力规范关于主要辅机信号分开原则进行，系统功能风险分散不够彻底因此造成了2005年4月A、B送风机运行信号丢失导致机组频繁停机的现象。机组投产后，虽然经过增加三取二逻辑选择功能改造、增加控制电源数量分散电源改造、重要保护点模块级别分散改造，这些工作不同程度上完善了控制系统分散功能。但从后续事故的发生看，重要控制信号点必须实现机架分离甚至达到控制器的分离才能避免由于控制系统故障造成机组误停机。经过试验发现原来配置下，在C22柜2＃机架（给粉机输出指令信号）、C31柜1＃机架（给粉机启动信号）、C32柜2＃机架（火检信号）、C34柜6＃机架（给粉机运行信号、排粉机运行信号）故障时均会出现锅炉MFT，而导致给粉机信号丢失导致MFT，主要是因为I/O布置太密集，全在相邻的两个模块上。5．存在问题的解决及误跳机的防范5.1存在问题的解决（1）接地问题：PLC柜前门接地；远程IO的T型接头接入电气地；PLC机架和电源模块按图一所示接地。另外对DCS接地体定期浇水维护，确保接地电阻在一个小的范围内。图一DCS的接地（2）更换远程机架的负载率高达90％电源模块CPS12400为更大电流的电源模块CPS12420。（3）远程IO的通信同轴电缆更换为3m以上同轴电缆。（4）远程IO的同轴电缆良好连接，避免弯曲半径过小的情况。由于ModiconPLC如何判定远程I/O信号故障的技术并不公开，而且在上述通讯问题解决后也并不能完全保证问题不会再次出现。为此利用检修机会完善柜门接地，电源模块接地、机架接地、电缆等问题整改后，需要从I/O信号分离、程序优化等其它方面做一些针对性的工作，以彻底防止DCS系统通讯或电源瞬间消失时而导致机组误跳闸。5.2防止DCS系统通讯或电源消失而导致机组误跳的措施主要利用I/O信号分离、程序优化等手段，确保DCS系统通讯或电源消失时，不会因为虚假信号而造成机组误跳闸。（1）增加送、引风机运行、跳闸信号判断设备的停止状态1＃机组C1站使用一对送风机运行信号运行、跳闸信号来连锁排粉机跳闸；C3站使用两对运行、跳闸信号来连锁阀门、MFT跳闸。2＃机组对C3站原来送风机运行信号（正常为1）三取二判断送风机跳闸，改为送风机停止信号（正常