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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DCS系统冗余总线通讯故障处理及热电DCS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
2、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个远程I/O站
3、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
4、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
5、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
6、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
7、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
8、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
9、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
10、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站及高压变频控制冗余总线通讯不正常。若高压变频控制冗余总线通讯长期处于不正常状态，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
11、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。3、 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
12、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，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
13、能正常调节，各仪表联锁测点数据正常后可恢复锅炉、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
14、于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。 9
