热电锅炉风机高压变频器dcs系统冗余总线

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1、云南大为制焦有限公司电仪车间热电锅炉风机高压变频器热电锅炉风机高压变频器 DCSDCS 系统冗余总线系统冗余总线通讯故障处理及热电通讯故障处理及热电 DCSDCS 系统新增一套控制器报告系统新增一套控制器报告编 制： 审 核： 审 定： 批 准： 批准日期： 年 月 日1生产部、公司领导：生产部、公司领导：热电分厂三台锅炉和公用系统共用一套 ABB DCS 系统控制器进行控制，整个控制回路中一共有 18 个 I/O 站，其中每台锅炉分别有 4 个 I/O站，公用系统有 4 个 I/O 站，另外 2 个 I/O 站为模拟量输出站，用于三台锅炉和公用系统现场调节阀控制。DCS 控制器与整个控制回路

2、中的 I/O站由两条相互冗余的总线进行连接通讯，当其中某一条总线通讯故障时，系统会自动无扰动切换到另外一条总线上进行正常通讯，从而不影响整个 DCS 系统的数据传输。2009 年，根据国家“节能降耗”方针，公司对热电三台锅炉九大风机增加了用高压变频器进行调节，在公司全厂大修期间，仪表同步在控制器尾部新增加了 2 个远程 I/O 站用于锅炉风机高压变频器远程控制，一个 I/O 站用于开关量控制，另外一个 I/O 站用于模拟量输入输出控制。但由于热电分厂系统全停时间较短，当时仪表人员并未能将新增加的 2个远程 I/O 站与控制器实现正常通讯，后邀请昆明杰慧自动化有限公司专家帮忙查找不能正常通讯的原

3、因，在杰慧公司专家的指导下，对新增加的 2 个远程 I/O 站硬件程序文件进行修改后，终于实现了高压变频器DCS 系统远程 I/O 站与控制器的正常通讯，然而在控制器与新增加的 2 个2远程 I/O 站之间仍然有一条总线不能正常通讯，由于当时锅炉及公用系统处于正常运行状态下，杰慧公司专家也未能找到原因，使得高压变频器长期处于高隐患状态下运行。2011 年 12 月份，公司大修期间，仪表人员对热电 DCS 系统进行了彻底的检修和冗余测试，终于找到了另外一条总线不能正常通讯的原因为 3#锅炉所在的一个 I/O 站 DP 头出问题，导致 3#锅炉 DP 头出问题那个I/O 站后面的所有 I/O 站冗

4、余总线不能正常通讯，更换 DP 头后冗余总线终于能正常通讯。但当时也发现了另外一个潜在非常大的安全隐患，高压变频器频率控制所用的模拟量输出卡为非冗余卡件，并且 3 台锅炉引风机和一次风机频率调节输出硬件点分配在了同一块卡件上，一旦此卡件出问题将会导致 3 台锅炉引风机和一次风机不能正常运行。可当时仪表方面又没有冗余的模拟量输出卡件来进行改造，只好将 1#、2#锅炉的3 台风机频率调节输出硬件点分配在一块卡件上，3#锅炉的 3 台风机频率调节输出硬件点分配在另外一块卡件上，暂时降低了风险系数。2012 年 5 月份，利用热电分厂系统短暂全停的有利时机，仪表人员终于有机会将 3 台锅炉九大风机频率

5、调节改为冗余模拟量输出卡件控制，但需要重新增加一个 I/O 站，加之当时 2#锅炉引风机已进行了改造，新3增加了部分仪表测点和联锁，已将锅炉控制器 I/O 站所剩下卡件开关量硬件点全部用完，而 1#锅炉引风机接下来也要跟 2#锅炉引风机进行一样的改造，所以仪表人员只能在锅炉控制器热电 DCS 控制室和高压变频器控制室各分别增加一个 I/O 站。仪表人员对 DCS 系统程序新增加 2 个 I/O站硬件组态结束后进行检查，发现了如下错误提示“Error:对于当前配置 Watchdog 时间必须大于 160” ，仪表人员根据错误提示将 I/O 站看门狗（Watchdog）时间由系统默认的 150ms

6、 修改为 160ms，重新对程序进行编译检查后无错误，便对程序进行下载，下载完成后观察控制器及各 I/O站全部通讯正常。本应利用系统全停机会对 DCS 系统进行冗余测试，但由于当时只是短停车，加之所加的高压变频器室 I/O 站还需要进行控制电缆改造和调校，没有充足的时间再对系统进行冗余测试，同时热电中煤和煤泥计量数据还未正式验收通过，所以也未敢对 DCS 系统进行相关冗余测试，以防中煤和煤泥计量数据全部丢失。2013 年 5 月公司全厂大修期间，仪表将热电 DCS 系统冗余测试做为一项重点项目进行了申报和检修，5 月 15 日早上 8:30 分，热电分厂系统全停降温和泄压后，在确认工艺人员不在

7、对 DCS 系统进行操作和监控后。仪表人员先将 1#锅炉引风机改造所加仪表测点和联锁程序进行下载，下4载完成后便开始对 DCS 系统进行冗余测试，至下午 16:00 时，整个测试工作全部结束，除锅炉 DCS 控制器总线模块不能冗余切换外，锅炉 DCS控制系统、汽轮机 DCS 控制系统、汽轮机 DEH 控制系统冗余切换全部正常。经过反复检查后还是未能找到原因，后通过对控制器底层驱动程序重新进行初始化安装、更换总线模块和控制器，也都不起作用。在确认总线模块和控制器没有问题后，把目标转向组态程序，对组态程序反复进行检查，向 ABB 公司进行咨询，也都未能找到原因。最后仪表人员对近几年锅炉 DCS 系

8、统所增加或修改的程序进行反复回忆，找到了一个2009 年备份的组态项目文件，此项目文件不包含高压变频器新增加的I/O 站以及程序，把项目程序整体下载后，控制器总线模块终于能够进行冗余切换 ，最后把目标锁定在 I/O 站看门狗（Watchdog）时间上，但把I/O 站看门狗（Watchdog）时间修改为系统默认值 150ms 后，程序立即报错，必须把后新增加的 2 个 I/O 站删除，但这样就必须把风机频率调节输出改到原来非冗余模拟量卡件上，并且 1#锅炉引风机新增程序和联锁必须删除，这样一来，不久后又会影响到 1#锅炉引风机改造。到 5 月 16日凌晨 6；00 时，由于已经影响锅炉开车 10

9、 小时左右，而又无法想到更好的解决办法，最后做了如下决定：第一，将风机频率调节输出改到原5来非冗余模拟量卡件上，1#、2#锅炉的 3 台风机频率调节输出硬件点分配在一块卡件上，3#锅炉的 3 台风机频率调节输出硬件点分配在另外一块卡件上， ；第二，把热电 DCS 室新增 I/O 站改在汽轮机控制器上，通过以太网形式与 1#锅炉操作站进行通讯，但这样做的缺陷是通过交换机间接通讯数据传输稍微有所延时，但不会影响到工艺操作和监控。修改完成对程序进行下载后，对控制器总线模块进行冗余测试，各 I/O 站通讯检查正常、1#锅炉引风机新增仪表测点和联锁测试均无问题后，联系工艺人员 DCS 系统检修结束，可以

10、进行开车。16 日上午 7:50 分，仪表人员到高压变频器控制室检查时，发现高压变频控制冗余总线通讯不正常（通过光电转换模块指示灯状态可以看出） ，而此时 1#锅炉正处于点火过程中，大量煤气已进入锅炉炉膛中，1#锅炉引风机和一次风机负荷调整比较频繁，在没有落实好安全措施前，仪表人员不敢对高压变频控制冗余总线进行检查处理，立即在线对 DCS 系统高压变频频率输出设置了通讯中断频率自动保持，防止在用总线通讯不正常时风机频率全部回零。16 日中午 13:00 时，仪表人员对高压变频控制冗余总线进行检查，发现问题为公用系统一个 I/O 站 DP 头出问题，而导致公用系统后面的 I/O 站及高压变频控制

11、冗余总线通讯不正常。若高压变频控制冗余总线通讯长6期处于不正常状态，而热电分厂又处于长周期运行，只有公司全厂停车大修时，才有机会停车，一旦在用总线通讯出问题，将直接影响到 3 台锅炉 9 大风机的正常运行。针对 DCS 系统存在的重大安全隐患，仪表建议对冗余总线通讯不正常进行处理，冗余总线 DP 头出问题所在 I/O 站为热电公用系统所在 I/O 站，冗余总线通讯不正常包含公用系统 2 个模拟量输入 I/O 站，1 个开关量输入输出 I/O 站及高压变频器所在的 2 个远程I/O 站。仪表主要处理通讯不正常这条冗余总线，正常情况下不会影响到高压变频器及公用系统相关数据，但为确保锅炉、公用系统正

12、常、安全稳定运行。对处理过程中具体存在的风险，风险分析、控制措施及建议描述如下：1、在三台锅炉负荷相对稳定的条件下，仪表人员再对冗余总线通讯不正常进行处理；2、电气人员将 3 台锅炉在用风机高压变频器由远程切换至现场控制，确保DCS 系统与高压变频器通讯中断时所有风机能正常稳定运行； 若工艺人员需对某台风机负荷进行调整，可通过用对讲机由电气人员在高压变频器控制面板上进行调整。73、由于热电高压给水泵、循环水泵和出口、入口开关量电动阀均为脉冲信号控制，即使DCS 系统通讯中断也不会触发启停泵和阀门开关 动作 ，只是没有泵运行信号和阀门开关 到位 信号，故需要工艺人员将高压给水泵和循环水泵联锁解除

13、 ，以防止联锁误动作 。若通讯中断，高压给水母管压力回零，工艺应以就地压力表为准，或是以三台锅炉给水压力为准。4、由于所处理总线不涉及模拟量输出模块，所以工艺人员无需将调节阀切换至就地操作，但需将 调节阀由自动调节切换至手动调节， 锅炉所有联锁暂时全部解除。5、待仪表人员处理结束后，工艺人员应观看DCS 系统 数据 35 分钟，若数据稳定正常后，可逐步进行相关恢复。6、恢复的顺序为： 电气人员 先将高压变频器由现场控制切换至远程控制，恢复 顺序为先 二次风机、其次为一次风机，最后为引风机，待电气人员把高压变频器全部恢复远程控制 后，工艺人员可适当调整频率，若能正常调节，8各仪表 联锁 测点数据

14、正常后可恢复锅炉、公用系统相关联锁，至此整个处理过程全部结束。7、DCS 系统冗余总线故障处理大概需要20 分钟， 包括安全措施落实及实施，处理结束后的恢复工作，共计需要1小时 30 分左右。综上所述，自 2009 年热电锅炉风机高压变频器改造以来，DCS 系统对高压变频器的远程控制一直以来或多或少都存在着不同的缺陷和安全隐患，尽管仪表人员想尽各种办法进行解决处理，但始终无法彻底消除缺陷和安全隐患，主要体现在如下几个方面：1、热电三台锅炉和公用系统总共只用一套DCS 系统控制器进行控制， 所涉及到的仪表测点和联锁非常多，导致DCS 系统程序 容量 非常大， 控制器 CPU 占用率非常高，以至于

15、控制器长周期处于高负荷下运行。2、由于高压变频器远程I/O 站只能接在锅炉控制器其他 I/O站的尾部，前面 18 个 I/O 站任意一个 I/O 站的 DP 头出问题或接线松动都会导致高压变频器远程 I/O 站一条总线通讯不9正常，而 ABB DCS 系统不具备总线通讯故障报错和诊断功能，给仪表人员查找故障带来了极大的难度；3、锅炉控制器程序容量非常大，今后已不敢再增加仪表测点和联锁 程序 ，不能完全满足工艺分厂的要求。因此，仪表人员申请对热电DCS 系统新增加一套控制器，在新控制器上安装2 个 I/O 站，以备热电分厂锅炉和公用系统新增仪表测点时使用，将高压变频器远程 I/O 站改接在新控制器上，高压变频控制程序相应转移到新控制器上，这样，即能减少锅炉控制器的程序容量，降低 CPU 使用率；同时也能大大降低高压变频器远程 I/O 站总线通讯出故障几率，也为仪表人员查找 DCS 系统故障带来了极大的方便。