机组CCS 系统自动退出原因分析及防范措施

孙晓锋

（广东粤电靖海发电有限公司，广东揭阳 515223）

0 引言

作为机组的核心大脑部分，协调控制系统对于机组的安全运行非常重要。某电厂1#机为600 MW 超临界机组，机组DCS控制系统采用的是北京ABB 贝利控制有限公司的Symphony 系统，本文将针对该厂1#机组协调控制系统自动退出的情况，通过查找相关CCS（Coordinated Control System，协调自动控制系统）控制曲线，对事件的原因进行分析，并提出一系列防范措施，以确保机组控制系统安全稳定运行。

1 事件经过

（1）2014 年1 月13 日6:10，1#机组CCS（协调控制系统）自动退出，机组自动切至锅炉主控自动模式，汽机控制切至DEH就地自动方式。检查汽机主控自动切除原因为，没有CCS 方式请求（图1）。

图1 1#机组CCS 自动退出曲线

（2）3 月12 日11:22:39，1#机组CCS 切除、AGC 退出，当时机组负荷602.9 MW、主汽压24.13 MPa。汽机控制手动参考在11:22:37 由86 突然降为0，11:22:38 后手动参考值又恢复为86，右侧主汽门/高压调节门/左右侧中压联合调门均往下关后又恢复正常。

2 原因分析

机组控制方式主要有3 种，分别是锅炉自动、汽机自动和协调控制。其中，锅炉自动方式是指机组主汽压力由锅炉主控自动控制，汽机主控手动控制机组负荷；汽机自动方式是指机组主控压力由汽机主控自动控制，锅炉主控手动控制机组负荷；当两者都投入自动方式时，即CCS 方式控制。

只有在DEH（汽轮机数字式电液控制系统）侧投入自动的方式下，才允许运行人员投入汽机主控自动。汽机主控切手动的条件有：①主汽压力坏质量；②负荷参考坏质量；③DEH 侧退出CCS 方式。DEH 侧自动退出CCS 方式的条件有：①RB 动作；②目标负荷坏质量；③汽机主控指令坏质量；④发电机出口断路器跳闸；⑤DEH 手动模式；⑥高、低负荷限制；⑦主汽压力低保护；⑧没有CCS 请求。

2.1 自动退出的原因是“没有CCS 自动请求”信号

以事件1 为例，此次CCS 自动退出的原因是没有CCS 自动请求。在没有CCS 自动请求信号的情况下，DEH 侧的CCS 投入自动切除，最终导致CCS 方式下的汽机主控自动切至手动，而CCS 方式自动退出。

“没有CCS 自动请求”信号主要是指，DEH 侧的自动控制指令与汽机主控的指令偏差大于10。汽机主控指令是指机组给定负荷与机组实际负荷的偏差的PID 计算值或运行人员手动方式下的给定值，DEH 侧指令是指DEH 侧投入CCS 方式接受到的汽机主控指令或本地手/自动方式下指令，该信号通过硬接线送至汽机主控用的控制器里。“没有CCS 自动请求”信号主要是防止汽机主控投自动时，指令突变而引起DEH 侧的调门大幅波动而不利于机组的正常运行。查看曲线及报警信息记录，发现存在以下可能原因：

（1）在CCS 方式控制下，机组稳定运行，机组目标负荷设定在325 MW（实际负荷为325 MW），汽机主控指令为66，DEH侧跟踪汽机主控指令，二者值一致。此次出现“没有CCS 自动请求”的信号，由于DEH 侧指令送至汽机主控的控制器的信号无法直接监视，因此从逻辑分析可能是由于DEH 侧的指令送至汽机主控用的控制器的通道存在干扰或控制器运算错误导致。但是汽机主控输出指令在切除自动前，数值有突变，主要表现在该指令在正常运行时为66，而在6:10:29 时，数值突变到64，送至AO/L 的数值为64.00H（H 表示数值达到报警值）。汽机主控的达到高限报警，只有在PID 计算超出高限（100）后才会出现H 报警，但是AO/L 只记录到64。

（2）通过查找控制逻辑，分析汽机主控PID 的计算回路。它主要有2 个回路组成：机组负荷设定经三阶滤波后送至前馈；负荷设定经三阶滤波与实际负荷的偏差叠加一次调频量送至PID进行比例和积分计算。PID 计算达到100 的可能主要有实际负荷有波动，因给定负荷经三阶滤波后波动的可能性极小。但负荷偏差也有AO/L 的监控，没有发现突变的情况，因此逻辑上无法分析PID 计算达到100 的可能性。

（3）汽机主控输出达到100 后送至DEH 的指令，在DEH 侧也有AO/L 例外报告监控，也没有记录到突变的数据，因“没有CCS 自动请求”是在记录汽机主控指令的上个周期值与DEH 指令的偏差，因此PID 计算却有100 的话会送至DEH 侧，DEH 接受到的指令会有记录（因协调控制用的控制器计算周期为750 ms，而DEH 逻辑用的控制器计算周期为150 ms，此时已计算有5 个周期），但现有的数据记录均无法证明PID 的计算值达到100。

（4）目标负荷坏质量，导致DEH 侧的CCS 投入自动切除，最终导致CCS 方式下的汽机主控自动切至手动，没有CCS 自动请求，从而导致自动退出CCS 方式。

目前1 号机汽机主控送至DEH 侧的有两路CCS DEMAND信号，且两路CCS DEMAND 指令信号为好质量点，输出的CCS DEMAND 为两路的平均值。当出现以下情况时，控制逻辑将出现目标负荷坏质量：①当任意一路CCS DEMAND 信号突变或异常时，且两路CCS DEMAND 指令信号为好质量点，当CCS DEMAND 指令1 与CCS DEMAND 指令2 的偏差超过0.75 时，延时2 s，出现汽机主控指令坏质量；②当两路CCS DEMAND指令信号均为坏质量点，出现汽机主控指令坏质量，输出的CCS DEMAND 平均值将会出现跟踪当前值。

当CCS DEMAND 指令突变的时候，某一个指令可能在DCS控制器1 个扫描周期250 ms 真实出现突变或异常，而由于操作员站曲线分辨率的关系，导致无法在曲线中看出CCS DEMAND指令突变。但是根据现场经验以及通过查看曲线及报警信息记录，当时CCS DEMAND 指令的确有变化。根据目标负荷坏质量的分析，可以基本上确定当时应该出现任意一路CCS DEMAND信号出现突变，这个是最可能发生的原因。

2.2 CCS 切除的原因是没有自动请求信号来

以事件2 为例，通过查找各个曲线以及控制逻辑，发现CCS切除的原因为没有CCS 自动请求信号来，而该信号是汽机主指令与手动参考值的偏差若大于10 时，CCS 自动请求信号消失；然后发现手动参考值在11:22:37 由86 突然降为0，11:22:38 后手动参考值又恢复为86。对于该手动参考值，前面经过切换块来的信号汽机指令DEMAND 并未出现1 s 的波动，且目标指令以及目标设定均是在手动参考变为0 才变为0，并于11:22:39 恢复为86。经过曲线及逻辑分析发现，右侧主汽门指令于11:22:37 由98.15 突然变为-1.5，于11:22:39 恢复为98.15。经过对主汽门指令的检查，让右侧主汽门的指令突降为-1.5，则只有3 种条件之一：①安全油压低跳闸信号来（三取二）；②汽机跳闸（逻辑判断来）；③主汽门严密性试验。但是根据逻辑以及曲线查询，这3 路信号没有来。

针对阀门手动参考值突降为0 且主汽门指令突降为-1.5，这两个信号共同存在的条件就是安全油压低信号来（三取二）或者汽机跳闸（逻辑判断来，排除此种可能）。针对这两路信号，根据曲线均未发现该信号出现，但是阀门手动参考值突降为0 且主汽门指令突降为-1.5 却的确出现，以下为原因分析：

（1）对于广东粤电靖海发电有限公司的1#、2#机组DCS 系统运行至今，曾经出现过信号翻转，信号通信的原因引起模拟量数值突变或者不变的情况，此次阀门手动参考值突降为0，而前面的阀门指令DEMAND 在历史曲线中未曾变化（由于该DEMAND 上环点在另一个控制器记录，可能曲线无法记录下来变化情况，目前DEH 逻辑中有的点引了几路上环点，可能引起信号记录不全或信号突变）。

（2）由于ABB 系统对于信号历史记录功能不完善，记录不了短暂时间（毫秒级）的历史曲线。由于手动参考值突降为0 且主汽门指令突降为-1.5，这两个信号共同存在的条件就是安全油压低信号来（三取二），即逻辑中可能曾经出现过100～250 ms的油压波动，虽然经过检查3 个安全油压的上环点以及三取二后的安全油压建立信号上环点均正常，逻辑中可能存在变化但是历史曲线无法记录，所以无法针对此现象进行记录和分析。

（3）判断是否卡件出现故障原因引起。认真查看了DEH 柜的卡件状态，BRC 并未切换，且通信模件正常、伺服阀正常，卡件状态历史记录也正常，柜外温湿度正常，柜内未出现异常现象。

3 防范措施

（1）针对汽机主控送至DEH 侧的指令的两路CCS DEMAND信号，增加上网点，这样可在PGP 监控画面进行实时监视。

（2）增加一路汽机主控至DEH 侧的指令的CCS DEMAND信号3，确保有3 路信号，通过三取中控制逻辑判断，且机组检修期间更换原两路CCS DEMAND 指令所在所有的两块AI、两块AO 卡件，提高信号的可靠性。

（3）针对DEH 逻辑中一些重要的参数（例如并网信号/安全油压建立信号等等），需要增加其上环点，方便以后事件原因分析，并对一些重要的参数，还需要加脉冲信号记录确保该信号一旦出现便可记录下来，并在小修中增加此类上环点以及标签。

（4）在机组检修期间对该这两路通道进行测试，看是否满足抗干扰的要求，同时重新拉抗干扰能力较强的双屏蔽控制电缆，增强重要控制信号的抗干扰能力。

（5）1#机组已经运行了十几年，DCS 系统卡件属于电子产品，已超过电子产品使用最长年限（8 年），DCS 系统设备已经老化。近年来DEH 系统及DCS 系统卡件出现异常的情况逐渐增多，因此建议热控对1#、2#机组DCS 系统设备进行升级或更换，尤其是DEH、MCS、FSSS 等重要系统，以确保机组的安全稳定运行。

4 总结

协调控制系统作为机组的核心大脑部分，对于机组的安全运行非常重要。本文通过对1 号机组协调控制系统自动退出的原因进行分析，并提出相关的防范措施，并利用机组检修机会对进行了实施，通过加装CCS DEMAND 信号指令上环点进行监视，同时对控制电缆进行通道测试，满足通道精度要求，尤其是在2015 年增加了一路CCS DEMAND 信号3 之后，截至目前1#、2#号机组再未出现类似异常现象，大大增强了信号指令的可靠性及准确性，确保机组的安全稳定运行。