（设备检修部电热作业区）
摘要：以DCS为代表的热工自动化控制系统的投入使用，大幅提高了电厂设备的自动化水平，但是由于DCS的相对独立及人为因素，也造成了大量信息孤岛存在、DCS未能充分发挥其设备潜力以及设备出现异常状态等现象的出现。因此，以DCS为核心构建设备状态在线监测系统，可以最大限度利用DCS现有测点，迅速、连续地反映设备的运行状态，通过设备状态在线监测进行连续、在线监测并加以分析和诊断，可以预示运行设备存在的潜伏性故障，通过应用实例和优缺点对比，能够看出以DCS为核心的在线监测系统是保障设备安全经济运行的有力措施之一。 关键词：DCS 设备状态 在线监测系统
引言：设备状态在线监测技术日益受到普遍关注，越来越多的单位和部门已在或正在积极应用和开发该项技术，并有全面推广之势。在这种情况下，全面、客观地认识该技术，了解其
目前技术状态，并利用现有的DCS为核心构建电力设备状态在线监测系统，对正确开发、应用和推广这一新技术，降低系统建设成本，更好地保障电力生产的可靠安全性具有现实意义。
1发展状态在线监测系统的意义
锅炉、汽轮发电机组金属焊接、变压器等设备的运行可靠性直接影响正常生产。但是，这些设备在运行中，由于不可避免地受到电、热、机械和环境等各种因素的影响，其性能不断劣化，使运行状态不佳，甚至发生各种故障，引起局部乃至大面积停电，造成巨大的直接和间接经济损失和社会影响。
《电容型设备在线监测的核查模型》（张会平等《高电压技术》，2000，1）一文指出，设备在服役期内，其故障发生率和运行时间、方式之间有着宏观规律。将设备故障率和使用寿命的关系绘制成曲线，其形状为两边高，中间低，形成一浴盆状，称为设备故障发生的“浴盆”曲线，见图1。
图1 设备故障率与使用时间的关系
由图1可见，在设备的整个服役期内，设备故障率分为初期故障率、稳定期故障率、劣化期故障率。对于发电机、变压器等大型电气设备，投运初期，由于各部件磨合不善，一些制造、安装和调试过程中遗留的问题逐渐暴露，同时，操作和维护也有一个适应期，所以故
障率略高。汽轮发电机通过172 小时试运行，变压器经过4～30 天至半年后，随着对暴露问题的处理及运行人员对设备性能的逐步熟悉和掌握，设备故障率会逐渐降低，事故率进入稳定期。该期间一般约15～20年。在设备服役后期，由于设备老化现象明显，故障率会明显增加。
为了及时发现和排除故障，减少和避免事故的发生，长期以来，我们采用的是事后维修、定期预防性试验、定期计划检修并存的检修模式。但这种模式对设备运行中的突发性事故常常措手不及，同时定期计划检修也存在一定程度的盲目性和强制性，缺少针对性和科学性，常对设备的稳定造成干扰。3d涂鸦笔
由于预防性试验大多是离线进行的，试验时需停机、停电，常会造成较大的经济损失。而一些重要设备轻易不能停运，致使定期试验无法按照计划进行；即使停运待检设备，也往往因为运行中与停运后的设备状态差异，不同程度地影响到试验结果的准确性。另一方面，对于正常的设备，若按计划采用定期检测和维修，又造成不必要的人力和物力的浪费。甚者，可能因检查维修，造成维修过度，即“维修干扰”。
以DCS为核心构建设备状态在线监测系统，采取对潜伏性故障的早期、连续监测，与离线
检测相结合，应用故障诊断、状态分析、电子和计算机等技术，进行综合分析，预测设备可能发生的故障，以期做到预知维修和有效维修，将对电力设备的运行起到重要的安全保障作用，同时也可最大程度的利用DCS现有测点，有效降低电力设备状态在线监测锁架系统建设成本。
2以DCS为核心构建电力设备状态在线监测系统的原理和方法
以现有的DCS为核心，利用基于EDPF－NT分散控制系统和ProfiBUS、TCP/IP通讯协议的现场控制站和现场智能仪表、测点，以现有的DCS操作员站、工程师站和历史站作为人机接口，可以方便的实现对发电设备状态的在线监测。其主体流程图见图2。
图2发电设备状态指尖文字识别在线监测系统流程图
2.1硬件组成：
2.1.1、测量单元：直接安装在设备上的各类智能仪表、变送器、执行器、温度测点、振动测点等，直接从设备安装位置采集设备状态信号。
2.1.2、现场控制站（DPU）：将现场采集信号转换为计算机可以识别的数据流，提供给操作员站、工程师站和历史站。
2.1.3、 人机接口：根据用途和权限不同，可分为操作员站、历史站和工程师站，可以在Windows环境下收集、分析及存储数据。
2.2软件组成：
2.2.1操作系统：使用微软公司的Windows NT操作系统，提供必要的软件环境、计算机硬件设备驱动和网络通讯协议。
2.2.2控制软件：使用EDPF－NT分散控制系统，提供系统流程、数据采集、数据存储、报表管理、设备控制等一系列功能，并可扩充与其他不同系统间的数据通讯。
2.2.3数据库：使用SQL－Server大型数据库，有效的解决了数据的存储、检索和分析等问题。
3监测系统成功应用实例：
3.1根据锅炉运行参数诊断过热器爆管故障
3.1.1经过：2006年9月21日凌晨6时41分，＃2锅炉运行正常，汽包水位1、2、3分别为19.73mm、11.33 mm、25.01 mm，主蒸汽压力为9.12Mpa，炉膛负压1、2、3分别为－15.39Pa、－31.87Pa、－3.30Pa。6时42分，以上参数突然发生急剧变化，汽包水位突降至－32～－30mm不等，炉膛负压2升至379.85Pa，炉膛负压1升至360Pa，炉膛负压3升至204Pa,主蒸汽压力降至8.96MPa。运行人员紧急将给水自动调节、炉膛负压自动调节等PID调节系统切为手动，并采取相应措施，7时55分至8时左右，以上参数恢复正常。
3.1.2故障分析及处理
采访麦克风
柴油脱剂在锅炉运行参数发生变化后，根据设备状态在线监测参数历史曲线变化情况，结合现场人工检查，诊断为过热器发生爆管故障，并作出了＃2锅炉可坚持运行至＃1炉投运的判断。
经停炉后检查确认是过热器爆管引起炉膛负压及汽包水位、主蒸汽压力等运行参数剧烈波动。
3.2根据汽机运行参数判断汽轮机后轴瓦温异常升高故障
3.2.1经过：2007年9月19日19时49分，＃1机开始冲转。19时45分，＃1机转速升至500r/min, 测点TE234测得汽轮机后轴瓦温度为46℃，测点TE235测得汽轮机后轴瓦温度为51℃。20时13分，＃1机转速升至1100r/min, 测点TE234测得汽轮机后轴瓦温度为54.75℃，测点TE235测得汽轮机后轴瓦温度为65.84℃。21时45分，＃1机转速升至2500r/min, 测点TE234测得汽轮机后轴瓦温度为73.83℃，测点TE235测得汽轮机后轴瓦温度为96.24℃。22时许，因TE235测点温度过高，为防止损坏汽轮机后轴瓦，决定停止冲转。22：30分，转速降至0，汽轮机后轴瓦温随即下降至50℃左右。
3.2.2故障分析及处理
对汽轮机后轴瓦温度历史曲线变化情况进行分析后，诊断为汽轮机后轴瓦TE235测点处有摩擦现象，经揭汽轮机腰盖测量观察后获得证实，对汽轮机后轴瓦进行刮瓦处理后故障得以排除，9月24日，＃1机冲转并网成功。
4因监测系统或人为原因造成事故实例
4.1“10.25”#2炉停炉事故
4.1.1事故经过：2009年10月25日凌晨1时11分，运行中的#2炉由于汽包水位高Ⅲ值发出，导致MFT动作，锅炉灭火，#2发电机被迫与电网解列。2时20分，热工人员自DCS工程师站将#3DPU自副站切换至主站，执行主副站同步后，重新强置汽包水位第1、2、3点MFT条件消失，炉膛吹扫开始。
4.1.2事故原因分析
经事后检查，2009年7月20日，电热作业区DCS班人员对正在运行中的改造后的汽包水位三个测点量程进行了修改（由-335mm～335mm改为0～670mm），修改后因机组运行，处于安全考虑未对#3DPU进行主副站同步操作，导致#2炉#3DPU主副站数据不一致。10月25日凌晨1时10分，正在运行的#2炉#3DPU自动由主站切换至副站，由于量程不一致，导致水位超限，MFT动作。
4.2“9.30”#1机定子铁芯温度超限事故
4.2.1事故经过：2009年9月30日上午10时04分，运行人员巡回检查过程中发现#1发电机进、出口风温现场表计均显示满刻度100℃，立即采取紧急停机措施，10时07分#1机减负荷到零，维持空转，13时12分，发电机线圈温度降至77℃，#1机打闸停机。
4.1.2事故原因分析
此次事故是由于#1发电机运行过程中空冷器冷却水流动不畅，致使发电机进、出口风温逐渐升高，使空冷器内冷却水汽化，造成冷却水中断，最终导致#1发电机定子线圈和铁芯温度超标。
造成此次事故原因的主要原因虽然主要是因为运行人员未能尽职尽责的对DCS测点进行监视和观察，但从技术层面回顾此次事故，未提供发电机定子线圈、铁芯温度、进出口风温等测点的限值声光报警也是直接原因之一。
5以DCS为核心构建设备状态在线监测系统的优缺点
5．1优点：
5.1.1 DCS现有测点分布于锅炉、汽轮发电机组及其他辅机的各个部位，随设备安装到位，在这些测点的基础上构建设备状态在线监测系统可以最大限度的降低成本。
5.1.2可最大限度的发挥DCS现有系统的潜力。通过构建设备状态在线监测系统，可以使原本只用于设备运行监视、控制的系统发挥更大作用。
5.1.3现有DCS系统提供了较为完备的设备状态在线监测功能，包括直观的工艺流程图形界面、历史数据查询、历史曲线绘制打印、实时趋势查询、报表管理打印等功能。
5.1.4数据采集实时性好，现有测点大多可以提供秒级的数据扫描结果，部分SOE测点还可实现毫秒级扫描。
5.1.5扩展性好，DCS系统提供了包括MODBUS、PROFIBUS、TCP/IP等在内的多种网络通讯协议，可以方便的与其他系统连接，或加入新的测点和监控对象。在解决网络信息安全的前提下，甚至接入管理信息系统（MIS），为故障诊断系统的投入和建设提供了必要的底层软硬件基础。
5.2缺点：
5.2.1由于DCS本身的用途和侧重点，现有测点并不能完全适应设备状态在线监测系统的要求，例如：定子线圈及引出线类故障；定子引出线套管类故障；定子绝缘类故障；定子绕组振动类故障；定子铁心类故障；转子绕组类故障；转子绝缘类故障； 转子本体及护环类故障就需要通过温度测点、振动测点数据根据经验和实际监测结果进行判断。
5.2.2早期故障的监测信号极弱，设备运行现场均有较强的磁场和电场干扰，信噪比很低，给状态监测带来困难。
5.2.3现有的一些监测系统，只能反映设备故障的发展趋势，很难提供设备故障的类型及故障的危急程度。渗透膜存在渗透率衰减，软件不能适应个案的分析和判定，软、硬件在不同程度上存在缺陷和不稳定性，易引起误报、错报故障。
5.2.4现行规程中没有状态监测的技术要求和指标，使故障诊断时缺乏科学的判据。
5.2.5由于设备复杂的结构，运行参数间并非全部有严格的逻辑和定量关系，其故障现象、故障原理之间具有很大的不确定性，一个故障可表现出多种征兆，监测到的几个故障起因同时反映一个故障征兆，故障与征兆之间关系模糊复杂，因此完全通过设备状态在线监测系统建立精确的数学模型来诊断故障是十分困难的。
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