郭志军

摘 要：DCS控制系统是发电厂重要的组成部分，对电厂正常运行具有十分重要的作用。随着DCS控制系统使用年限不断地增加，其硬件会发生不同程度的老化现象，进而导致系统发生故障，影响电厂的正常运行。因此，电厂在运营过程中应当做好DCS控制系统硬件老化预防的有关工作，避免由此对电力系统运行造成不利的影响。该文结合发电厂实例对DCS控制系统硬件老化以及预防研究的有关内容进行分析，以供参考。

关键词：DCS控制系统 硬件老化 问题 预防研究

中图分类号：TE683 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）05（b）-0076-03

1 发电厂概况

DCS控制系统在长期运行过程中会发生硬件老化的现象，其中主控单元因系统老化发生的故障具有一定的分散性，增加了维护难度。而此文案例中某发电厂使用的发电机组为600 MW亚临界直接空冷火电机组，且该机组运行的时间有10年之久，导致整个DCS系统发生了较为严重的老化现象，电力系统运行过程中故障发生的概率明显提升。该电厂使用的DCS控制系统为XXX公司的MACSV系统，控制系统的版本为MACSV1.1.0，主控单元的型号为SM203，版本号为MACSV1.1.0 SP2 PATH5。该类型DCS控制系统为典型的星型结构，有连接30对控制器的两对系统服务构成，且两对系统服务的控制内容不同，其中一对主要控制汽轮机和空冷部分，而另一对主要控制锅炉和电气部分。从中可以发现案例中发电厂的DCS控制系统是集机、炉、电、空冷等控制功能为一体的控制系统，它主要控制功能包括以下几个方面，即炉膛安全监控系统、协调控制系统、模拟量控制系统、顺序控制系统、空冷控制系统、旁路控制系统等多种控制功能。电厂以#3机组为例共划分为3个域，分别为#0域、#1域、#2域。其中#0域为公用系统域，包括#38-#41控制站；#1域为汽机域，包括#10-#23控制站，其中#10-#16为空冷控制站，#17-#23为汽机控制站；#2域为锅炉域，包括#24-#37、#42-#43控制站，其中#24-#33为锅炉控制站，#34-#37为电气控制站，#42、#43为脱硝控制站。包含I/O点数约9260点，配置3对服务器，2台工程师站，5台操作员站，2台通讯站，1台网关站。通过介绍了解电厂基本的概况，同时也可以发现DCS控制系统在电厂运行过程中所扮演的重要角色，一旦其硬件发生故障将会对电力系统运行产生不可估量的损失。这些年经过相关技术人员的分析发现，DCS控制系统并没有直接引起机组非停故障，但是在实际的运行过程中也存在着诸多的问题，对电力系统的运行造成了一定的影响。

2 发电厂DCS控制系统硬件老化引起的主要问题分析

DCS控制系统是电厂电力系统的重要组成部分，而此文案例电厂中DCS控制系统运行时间近10年，因此系统老化现象比较严重，其具体表现在以下几个方面。第一，DCS控制系统运行时间长，达到电子产品理论运行年限，因此现阶段系统老化现象明显，尤其是系统硬件系统发生故障的概率明显提高，而维护费用呈逐年上涨趋势。例如DCS系统主控单元和电源模块发生故障较多，作为电力控制系统重要组成部分，主控单元与电源模块在其中发挥着十分重要的作用，一旦运行过程中发生故障，将会对整个电力系统的正常运行造成严重的破坏。且技术人员在进行处理的过程中危险系数较高，实施的解决措施比较复杂，为电力安全生产埋下了安全隐患。第二，DCS系统主控单元故障原因较多，且相互之间的联系比较复杂，规律性不明显，这就在一定程度上增加了维修及维护的难度。同时主控单元内部的芯片较多，一旦发生故障，单纯更换一个芯片很难消除故障，使系统恢复正常运行。第三，DCS系统中热电阻卡件发生故障的概率增加，而该电厂使用的热电阻卡件型号为SM430，且该信号的热电阻卡件已经停止生产，而目前生产的卡件与旧型号卡件之间兼容性较差，因此一旦机组热电阻卡件发生故障，在运行状态下无法进行卡件的更换，必须在停机状态下进行硬件组态，再进行卡件的更换。第四，电厂使用的主控单元的型号为MACSV1.1.0 SP2 PATH5，该型号主控单元在实际的运行过程中存在着一定的弊端。第五，DCS系统中主控單元发生故障的现象越来越多，且之间存在着一定的差异，导致故障发生的原因也越来越复杂。

3 探讨硬件老化问题

在正常运行状态下，电子产品理论使用寿命年限为11年左右，通常为10年，而此文电厂DCS控制系统的使用时间已经接近普通电子产品的极限使用时间，因此系统发生老化现象是必然的。经过分析发现，电厂机组DCS系统发生故障主要分布在以下几个方面，其中主控单元异常46次，占比19.2%；组态应用出现的异常20次，占比8.3%；数据不刷新异常16次，占比6.7%；不明原因异常29次，占比12.1%；网络异常19次，占比7.9%；模块故障52次，占比21.7%；其他（服务器）异常58次，占比24.2%；其中硬件所占异常的比例为65.1%。

3.1 主控单元故障概率高

该电厂研究机组主控单元共发生故障约46次，其中控制站双主控离线故障3起，经过对事故调查分析发现，多种因素的存在对故障的发生都有一定的引诱作用，单纯依靠更换内部芯片很难解决问题。另外，随着DCS系统使用时间的不断增加，故障发生的概率会越来越大，产生的现象也会越来越复杂，增加了技术人员对故障发生原因判断的准确性，为消除系统故障带来了一定的困难。例如故障指示灯与故障发生的现象不一致，这就可能会导致技术人员判断故障原因出现错误，影响电力系统的安全运行。另外，该电厂所使用的为MACSV1.1.0 SP2 PATH5型号的主控单元，在实际使用过程中存在着一定的缺陷，如单元冗余切换判据不全面，在运行过程中如果主控单元发生故障，如单元内部芯片损坏、模块离线、网段故障以及数据不刷新等不能及时地向上位机进行信息传输，最终导致主控单元自动切换无法正常完成，极有可能导致电力安全事故的发生。

3.2 电源模块故障率高

经过统计发现，该电厂研究机组发生电源模块故障共23次，其中电源模块在运行中电压不稳定的故障发生概率较大，这对主控单元的正常运行将会造成一定的影响。相关的技术人员对每次停机状态下机柜内电源模块的检测结果进行了详细记录，经过分析发现，机组中供电电压产生漂移的现象越来越频发，且最近一次结果显示，近30%的供电模块已经出现了电压漂移的现象，这将会严重缩短电源模块的使用寿命，同时也会在一定程度上对该机组的正常运行造成严重的影响，不利于电力安全生产活动的正常进行。

3.3 热电阻卡件故障率高

电厂DCS系统随着运行时间的不断增加，热电阻卡件发生故障的频率也会越来越频发。该文电厂使用的是型号为SM430热电阻卡件，该型号的热电阻卡件已经停产，而目前生产的卡件与原型号卡件之间兼容性较差，因此一旦系统运行中热电阻卡件发生故障，在正常运行中不能更换，对电力系统的正常运行造成干扰，为安全生产埋下隐患。

3.4 组态软件运行中存在问题

在DCS控制系统组态软件在运行的过程中，相关参数修改时，离线和在线不能同步进行，这就可能造成离线和在线参数出现不一致的情况，而技术人员为了保障两者参数相同不得不在停机状态下对离线和在线情况下的参数进行比对，这就在一定程度上增加了工作量，且由于是人工进行比对，因此过程中可能会发生一定的误差，影响组态软件的正常工作。

4 浅析预防研究措施

通过以上研究分析可知，作为电厂重要的组成部分DCS控制系统在电力系统运行过程中发挥着十分重要的作用。而随着系统运行时间的增加，老化现象也逐渐显现出来，因此如何切实提高DCS控制系统可靠性已成为了电厂研究的主要问题之一。针对以上情况分析，对电厂系统进行科学合理的改造以及对老化硬件进行必要的更换将极大地降低DCS系统运行故障，进而为电厂安全生产的顺利进行提供了坚实的保障。

4.1 选择合适的DCS控制系统

电厂在进行DCS控制系统选择的过程中应当对以下几个方面引起高度的重视。第一，对相似机组运行情况进行统计分析，为今后DCS系统的选择提供一定的参考。DCS系统在运行初期故障率较高，但是经过一段时间运行磨合之后，DCS系统故障率将会明显下降，且从长期运行情况分析发现，DCS系统在经历实际投运以及工厂实验后，其系统可靠性将会明显提高，因此电厂在进行DCS系统选择的过程中应当进行科学合理地对比分析。第二，电厂DCS系统对硬件设备的要求较高，尤其是各种各样的电子元器件必须符合电力系统运行基本要求，因此在选择过程中应当对硬件设备的质量标准进行严格地测试，以保证控制器的存储能力和运行能力满足电力系统运行要求。另外，还应当选择可热插拔的电子模件，为今后系统的維护等提供方便。第三，为了避免DCS系统发生局部故障扩大的现象，在进行系统结构设计的过程中应当应用冗余技术，以实现网络通讯与控制器之间的自动切换。该技术的应用还可以在一定程度上保证在线排除故障的可操作性，同时也为系统安全性的提高打下了坚实的基础。

4.2 提高施工工艺标准

发电厂在确定DCS系统型号之后应当加大对施工工艺执行情况的监督力度，而相关的施工单位应当根据电厂的实际情况制定科学合理的施工设计方案及施工具体计划，同时在施工进行之前应当对DCS系统相关要求进行仔细研究，合理安排施工进度。在进行DCS系统调试及安装的过程中，应当对以下几方面的问题引起高度的重视。第一，提高系统电子设备内部环境标准，保证照明、通风、空调及消防等工作符合相关的要求，尤其是系统内部环境中温度及湿度应当严格控制在标准范围以内，避免缩短电子产品的使用寿命。例如空调系统的安装及使用将会对内部温度进行一定的调节，避免温度过高对系统运行造成影响。另外，在安装空调系统的过程中应当使出风口朝上，避免正对系统控制设备及机柜，以免冷凝水渗入DCS系统中，进而对内部的电子元件造成损坏。第二，施工人员在铺设电缆的过程中应当保证弱电和强电处于隔离状态，且屏蔽线应保证单点接地，并设立单独的接地柜。另外，施工人员在具体施工过程中应当严格按照施工图纸进行施工操作，切记擅自更改，影响安全生产。

4.3 优化程序设计和调试

为了切实提高电厂DCS控制系统运行可靠性，技术人员应当对组态程序进行一定的优化处理，并通过对连锁、保护逻辑的判断，利用软件保护和硬件接线保护相结合的方式对设备进行控制，进而提高DCS控制系统的可靠性。一般情况下，电厂DCS控制系统联锁、保护组态采用的是三取二保护机制，即将开关量与模拟量进行科学合理地结合，在DCS系统设备处于运行安全的前提下，避免系统发生误动作。DCS控制系统模拟量自动调节系统所使用的信号采用的是三取中保护机制，确保信号准确防止扰动。同时相关的技术人员在DCS系统在设计、测试、在线调试、投入运行、验收等各个阶段应当进行全程监督，并根据自身的经验，对系统中易发生故障的位置进行严密监控，一旦系统运行过程中发生故障，应当对故障发生的原因进行详细分析，及时采取有效的措施，避免故障扩大，影响系统整体运行。另外，技术人员应当对组态软件设计和逻辑控制保护设计等组织专家进行评审，以保证其的合理性，避免运行中出现故障，影响电力生产的安全进行。

4.4 加强技术培训

发电厂应当加大对工作人员技术培训的力度，以切实提高其专业素质，保证DCS系统安装的顺利完成。DCS系统在安装过程中，一旦出现操作失误的情况，将会对系统软件和硬件今后的应用性能造成严重的影响，同时也会对电子设备等的运行及安全指标造成一定的影响。因此设计人员在进行DCS系统控制方案设计的过程中，应当汲取一线技术施工人员的相关意见，或者设计过程中邀请技术施工人员的参与，这样一方面保证了设计方案的准确性和合理性，另一方面也提高了操作人员对DCS系统的操作控制能力，为今后工作顺利开展提供了基础。另外，电厂对操作人员技术水平要求较高，尤其是DCS控制系统手动/自动切换、启停设备等常规操作要求较高，因此电厂应当加大对操作人员有关方面的技术培训，建立健全系统操作行为规范，并进行一定的考核，落实事故责任制度，增强操作技术人员的责任意识，这将会在一定程度上降低故障发生率，同时也为DCS系统的运行安全提供了保障。

4.5 日常维护

DCS系统运行可靠性的提高除了系统本身的性能外，日常维护也是十分必要的，因此电厂应当安排专门的技术人员对系统进行定期维护，例如定期对DCS系统进行除湿、除尘，避免由此对系统运行造成不利影响，并禁止相关人员在DCS系统中存储与系统运行无关的数据，或者是读取与系统无关的光盘，以避免对系统数据造成干扰。电厂还应当每天根据点检标准对设备进行点检，一旦发现操作人员出现错误操作的现象，应当立即进行干预，并进行指导，以保障DCS系统的正常运行。另外，技术人员在巡检过程中一旦发现系统出现故障，应当立即采取相应的措施，消除故障隐患，更换损坏卡件，发挥系统冗余功能，保障电力系统的正常运行。

5 结语

总之，发电厂DCS系统经过长时间的运行后，系统硬件老化现象会越来越严重，硬件设备发生故障的频率会越来越高，尤其是DCS系统主控单元故障率会明显提高，进而对整个电厂的安全运行造成严重的影响，因此电厂应当根据自身的条件进行系统改造以及相关硬件更换等，以切实降低由系统硬件老化带来的不利影响。

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