分散控制系统故障及其应急处理方法_阳桂生

文章编号:1007-290X(2008)10-0065-03
分散控制系统故障及其应急处理方法
阳桂生
(珠江发电厂,广州511457)
摘要:以珠江发电厂3号机组出现的一次分散控制系统(D CS)全瘫痪的故障为例,介绍了DC S瘫痪后对各控制系统的影响和瘫痪后的故障现象,以及各专业人员应采取的应急操作步骤,为各电厂制订反事故措施和开展反事故演习提供较好的参考。

关键词:分散控制系统(DC S);瘫痪故障;处理方法
中图分类号:T M621;T P273 文献标志码:B
Failure of Distributed C ontrol S ystem and Emergency Handling Method Thereof
Y A N G G u-i she ng
(Z hujiang Pow er Pla nt,G uangzho u511457,China)
Abstract:T aking an e nt ir e par alysis of the distributed co ntro l sy stem(DCS)fo r U nit3in Z hujiang Po wer Pla nt f or instance, this paper descr ibes the influence o f the D CS par alysis o n the co ntro l sy stems to gether with the specific f ault pheno mena, and indicates the emer gency handling steps that sho uld be ado pted,thereby supplying ref er ence t o pow er plants w hen fo rm ulating counterm easures and launching r ehear sa ls ag ainst accidents.
Key words:distr ibuted co ntro l syst em(D CS);br eakdow n;tr ea tment
随着计算机控制技术的进步和火力发电厂单机容量的发展,机组自动控制系统在机组安全运行中起着重要的作用。

目前300MW以上机组已基本实现了计算机自动控制,取消了锅炉、汽轮机及发电机的控制盘(台),取而代之的是大屏幕和几个紧急停机的按钮。

如何确保分散控制系统(distributed co ntrol system,DCS)在出现大面积故障后机组的安全已成为电厂安全生产的重要课题。

要保证DCS的安全稳定运行,首先做好预防措施,其次是做好应急处理办法,并要求热控人员和运行人员熟练掌握DCS瘫痪后的应急处理程序。

珠江发电厂3号机组在2004年10月出现了一次控制系统网络故障,导致集控室全部显示屏无法监视操作,在工程师站监控下,热控人员进行紧急处理,一个小时内恢复了操作员站的功能,避免了机组停机,保证了机组安全运行。

下面介绍珠江发电厂3号机组DCS故障的应急处理办法,为其它电厂制定DCS故障后的应急处理方案提供参考。

1 DCS瘫痪对机组保护及控制系统的影响
a)DCS瘫痪时,由于燃烧管理系统(bur ner m anageme nt sy stem,BM S)不能独立于DCS,导致锅炉总燃料跳闸(m aster fue l trip,MFT)保护失灵,条件实际满足时锅炉却不能M FT,极有可能造成炉膛爆炸和汽包满水、缺水。

DCS瘫痪时只有采用机组紧急全停按钮才能实现机组全停。

b)汽轮机紧急跳闸系统(em ergency trip system,ETS)、汽轮机监视仪表(turbine superv isory instruments,TSI)系统独立于DCS,主机的保护大部分不受影响。

汽轮机振动保护、轴向位移保护、差胀保护、润滑油压保护、EH油压保护、凝汽器真空保护能正确动作。

c)发电机-变压器组保护为微机保护,独立于DC S,除发电机断水保护不受影响外,发电机断水保护信号取自于DCS,可能失效。

第21卷第10期广东电力V o l 21N o 10 2008年10月GUANGDONG ELEC TRIC POWER Oct 2008
收稿日期:2008-05-27
d)DCS瘫痪时,由于机、炉、电横向联锁除硬接线方式外不能通信,因此紧急停机时必须采用机组紧急全停按钮,实现机、炉、电全停。

e)DCS改造后,原旁路系统(SULZ ER公司的AV6旁路系统)保留,取消其手操盘,操作面板接口通过硬接线输入至数字电液调节系统(digital electr ic hydraulic,DEH)(03柜)。

虽然旁路控制系统独立于DCS,但由于DCS瘫痪,无法在显示屏上操作旁路系统。

f)6kV厂用电备用电源自动投入,设有独立的厂用电备用电源自动投入卡,如果DCS瘫痪后备用电源自动投入卡的状态未改变,则厂用电失电时备用电源能够自动投入;若DC S瘫痪后或分布处理单元分散控制站(DPU)复位后,备用电源自动投入卡的状态发生翻转变为退出状态,则备用电源不能自动投入。

本方案只考虑备用电源能够自动投入情况。

厂用电快切装置改造后可解决此问题。

g)根据本厂3号机组的经验,DCS瘫痪后或DPU复位后,调节用操作器可能退出自动,且输出值置于 0 状态; 自动 、 联锁投入 可能变为 手动 或 联锁退出 状态;不带热工联锁保护的辅机一般不会跳闸,只是联锁退出。

2 故障现象
a)DC S各操作员站黑屏或者所有参数变坏点,机组监视手段失去;
b)DCS自检时可发现各操作员站、各D PU 站和主站分离或全部报警;
c)DCS所有操作器无法操作。

当上述现象发生时,可认为DCS瘫痪,运行人员和热控检修人员应立即汇报值长,联系检修,并迅速进行处理。

3 故障应急处理
3 1 操作盘台上的应急处理
a)通过紧急按钮手动启动主机直流油泵和空气、氢气侧直流密封油泵。

b)观察汽包水位显示屏和炉膛火焰显示屏,如果汽包水位满水(或缺水),锅炉灭火或火焰突然变暗,则应立即操作机组紧急全停按钮,实现机、炉、电全停,同时手动开启锅炉电磁释放阀,防止锅炉超压。

c)若汽包水位和炉膛火焰均正常,则立即进入工程师站,如果工程师站可以对机组进行监视和控制,且运行参数正常,则在工程师站进行监视和调整,可启动主机交流润滑油泵,停运其他直流油泵,除检查外尽可能减少操作,维持机组稳定运行;同时校对锅炉水位、汽包压力、主机转速、主机汽门位置、机组负荷(联系网控)等重要参数,确认各重要参数和辅机运行正常。

d)热控人员在DC S检查处理过程中,要加强对机组的监视,并做好防范事故措施。

3 2 就地应急处理
如果工程师站也无法对机组进行监视和控制,或者由于系统故障造成机组跳闸条件满足而未跳闸,应首先操作机组紧急全停按钮,实现机、炉、电全停;然后手动跳闸A、B给水泵汽轮机;最后按专业进行应急处理。

3 2 1 锅炉专业就地应急处理
a)确认全部制粉系统停止运行、锅炉所有燃料切断、锅炉熄火、炉膛压力无异常,锅炉吹扫10m in后按事故按钮停运送、引风机。

b)若锅炉发生超压,应立即手动开启电磁释放阀。

c)锅炉热力配电盘关闭过热器、再热器减温水门,关闭锅炉主给水电动门、锅炉吹灰电动门;关闭空气预热器气脉冲吹灰供氢气手动门。

d)检查汽包水位,汽包严重缺水时,禁止向锅炉上水。

3 2 2 汽轮机专业就地应急处理
a)确认机组转速下降,检查主机各汽门、抽汽逆止门关闭正常,防止汽轮机超速,同时注意检查机组润滑油压正常。

b)控制盘手动启动一台顶轴油泵,机组转速到零,立即投入盘车。

c)在汽轮机热力配电盘上开启辅汽供轴封旁路电动门、关闭轴封溢流电动门及旁路门,保持凝汽器真空;关闭各抽汽电动门;开启凝结水再循环旁路电动门,检查除氧器水位调整门是否关闭,否则手动摇关。

d)联系热控人员设法开启低压缸喷水气动门,控制低压缸排汽温度。

e)确认A、B给水泵汽轮机跳闸,事故按钮
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停止前置泵运行,避免打闷泵(给水泵最小流量阀无法开启),给水泵汽轮机不投盘车。

如有时间退给水泵汽轮机轴封,必须在退轴封前关闭排汽蝶阀,否则可先不退轴封。

f)检查凝汽器水位、除氧器水位。

3 2 3 电气专业就地应急处理
a)检查发电机主开关跳闸(联系网控),同时到励磁室检查41E、FM K跳闸。

b)检查厂用电备用电源自动投入正常,否则应手动切开6kV厂用电电源开关,合上备用电源开关,恢复厂用电;必要时紧急启动柴油发电机,保证保安段电源正常。

主要保证顶轴油泵、主机盘车、主机交流润滑油泵、密封油泵、空气预热器辅电机、旁路油站油泵等重要辅机能及时启动。

c)检查直流系统是否正常供电。

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4 后续检查步骤
执行完上述操作后,应继续对机组进行全面检查:
a)锅炉重点检查空气预热器、吹灰枪、锅炉连排;
b)汽轮机重点检查闭式泵、凝结水泵、主汽机、小汽机油泵、真空泵、顶轴油泵是否正常,检查旁路系统是否正常,调整主机润滑油温,开启6 m层主机疏水手动门等。

3 3 事故汇报
按事故处理程序向各级管理人员汇报。

4 结束语
DCS在火电机组控制范围越来越广,需要监控的项目越来越多,现场情况也越来越复杂,DCS 面临风险的概率也越来越大。

为了保证机组主设备的安全运行,除了提高D CS可靠性外,还需根据DCS可能出现的故障现象,制定相应的风险预控措施,并经常开展DCS反事故演习,使各方人员熟悉各种DCS突发事故的应急处理流程和具体操作方法,保证DCS突发事件出现时有条不紊地进行故障处理、将故障影响的范围尽可能缩小,从而保证主设备安全。

参考文献:
[1]刘元胜,王卫华 CR T上DCS数据显示故障分析及对策[J]
电力建设,2001,22(5):41-43
[2]沈清波,韩志敏 DCS的故障诊断、处理方法与实践[J] 自
动化与仪表,2001,16(4):71-73
[3]王斌,金生祥 DCS失电处理及事故预案[J] 华北电力技术,
2006,16(12):9-11
作者简介:阳桂生(1968-),男,广西桂林人。

热工自动化工程师,工学学士,从事火力发电厂检修管理工作。

(上接第41页)
行结果表明,该系统的脱硝率大于30%,氨逃逸量不大于3 10-6,单炉的年减排氮氧化物约500 t,在喷入锅炉的尿素溶液增多时,脱硝率可达50%,氨逃逸量不大于10 10-6,单炉的年减排氮氧化物更显著。

该项目结合采用低NO x燃烧技术,可使锅炉烟气的氮氧化物的质量浓度排放量控制在300mg/m3以下,甚至更低,使机组锅炉氮氧化物排放量远远低于文献[1]第二时段标准的限值。

但是由于该工程是国内420t/h锅炉首次应用SNCR脱硝技术,还存在不足之处:由于运行连续时间不够长,SNCR系统的投入对锅炉运行的影响掌握得不够深,特别是当氨逸出较大时,粘性沉积物对尾部烟道,尤其对空气预热器的堵塞和腐蚀的问题还有待今后观察和解决。

尽管SNCR脱硝比SCR脱硝更符合旧锅炉降低NO x排放的实际应用,而且投资和运行费用也远远低于SCR,但投资近千万元,每年的尿素材料也得花费大约400万元,这对企业仍是一个不小的负担,如何在政策上得到政府有关部门的认同和支持,也是有待今后解决的问题。

参考文献:
[1]GB13223 2003,火电厂大气污染物排放标准[S]
[2]广东省电力节能检测中心 瑞明电厂2号炉SNCR试验报告
[R] 广州:广东省电力节能检测中心,2008
作者简介:曾纪良(1943-),男,广州人。

教授级高级工程师,主要从事火电厂热工自动化和节能环保工作。

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第10期阳桂生:分散控制系统故障及其应急处理方法。