DCS、DEH、TSI、ETS的关系及相关事故案例

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DEH是实现汽机转速和负荷，压力以及其他的辅助控制； 

ETS是实现汽机安全稳定运行的停机保护系统，在机组发生异常时能够使汽机安全的停车； 

DCS主要是针对锅炉而言的控制，用于全场的锅炉及汽机的设备等的一些控制； 

TSI是汽机运行时的重要参数的监视，以及在出现异常时能够发出停机信号使汽机安全停车，四者相互联系且相互配合的。缺一不可。

 
TSI系统：气轮机检控仪表系统，油超速信号，润滑油压低0.02，发电机主保护动作等），在相应连锁投入情况下，当信号动作时，给磁断电磁阀送电，从而泄掉一次安全油和附加保安油进行停机；还有动作同时将相应动作信号传给DCS系统做记录及显示。

DEH系统：数字电液控制系统，其主要是将相应的电信号转换为液压信号实现对气轮机的控制，它可以开出AST动作信号，直接动作AST电磁阀，泄掉高压抗燃油以达到停机目的。 

DCS：分散控制系统，最终个信号都汇集到给系统，进行显示，记录等工作。 

首先，他们硬件不相同。基本属于3个独立的系统。

TSI是指汽轮机监控仪表，主要用于测量汽轮机轴振、瓦振、偏心、转速、位移和差胀等信号，各监测值超限均提供报警信号、还提供连锁投盘车及联锁启停顶轴油泵信号。位移、振动、差胀等信号均参与主汽轮机跳闸保护。还要把采集的信号传输给DEH、ETS系统。

ETS是指汽轮机跳闸保护系统，当气轮机运行异常，汽轮发电机控制系统无法控制气轮机系统在正常范围内时，为防止损害汽轮发电机系统，ETS使汽轮机跳闸，关闭所有的汽轮机进汽阀。具体保护功能各厂有所区别。

DEH是指数字电调系统，主要功能为汽轮机转速控制；自动同期控制；负荷控制；参与一次调频；机、炉协调控制；快速减负荷；主汽压控制；单阀控制、多阀解耦控制；阀门试验；轮机程控启动；OPC控制；甩负荷及失磁工况控制；双机容错；与DCS系统实现数据共享；手动控制。跳闸信号需要传输给ETS实现保护。

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【相关事故案例】DCS和DEH黑屏事故预想分析

一、问题的提出

近期我厂#1机组在7月2日发生过因两台DEH服务器均故障死机导致#1机DEH所有测点变坏点，DEH通讯至DCS上参数正常，可以监视，值班人员稳定当前负荷，联系热工人员处理，后经2个多小时的时间将#2服务器处理好，参数恢复正常，正常升降负荷，经7个多小时的时间将#1服务器处理好。#2机组在7月29日发生#2机DCS控制柜二次风挡板卡件烧损，导致二次风挡板不能操作，经2个小时处理好，可以正常操作。

二、原因分析

DCS(DISTRIBUTED CONTROL SYSTEM)为分散控制系统的简称指的是控制危险分散，管理和显示集中，DCS系统包括三大部分：带I/O部件的控制器、通讯网络和人机接口。人机接口包括操作员站、工程师站和历史站。控制器I/O部件和生产过程相联接，操作员站和人相联系，通讯网络把这两部分联成系统。所以操作员站是DCS的重要组成部分，工程师站给控制器和操作员站组态，历史站记录生产过程的历史数据。

我厂的DCS采用艾默生公司的OVATION系统，主要包括数据采集系统DAS、顺控系统SCS、模拟量控制系统MCS、协调控制系统CCS、小机电液控制系统MEH等，炉膛安全监控系统采用德国HIMA公司的安全型FSS系统；OVATION分散控制系统每条网络最多挂254节点，传输速度100Mb/s。现场控制对象（温度、压力、流量、水位、设备状态等）的实时数据通过网络传送到操作员站、工程师站，实现全系统的状态和过程监督，操作员站、工程师站下发的信息、指令通过模块输出至现场设备来实现回路控制和逻辑控制；各DPU模块可实现各回路的自动控制。

汽轮机控制系统采用西门子公司的T-3000 DEH系统，可以实现汽轮机的自启停；DEH所带有的TSE应力检测系统，可以在启动及带负荷时自动控制汽轮机热应力，TSE根据所测量汽缸各部温度，计算应力裕度，在启动时控制汽轮机转速，在带负荷时控制汽轮机负荷。

汽机DEH电脑和DCS电脑电源为双电源，两路电源从锅炉保安MCC B段和UPS接入。若发生电脑黑屏或服务器死机异常事件，运行人员将无法对机组运行参数进行监视，可能会造成设备事故停运或失控，无法进行调节控制，机组的重要保护误动或拒动，严重时会对机组设备造成危险隐患。为保证故障修复期间机组的安全运行，以及保证机组安全停机，特提出以下措施和建议。

三、改进措施或建议

一、DEH电脑黑屏或死机，DCS系统运行正常。

1.发现DEH电脑黑屏或死机，检查DCS电脑运行正常，DCS上各系统、设备参数运行正常。

2.立即到电子间检查DEH工程站电脑是否正常，DEH传送到DCS上的参数是否正常，如果参数可以监视，则稳定当前负荷，避免参数扰动，联系热工人员到现场处理。

3.派人到就地检查高、中压主汽门、调门开度情况，有无抖动，有无异常声音、轴承油膜压力是否正常，每隔15min测一次各轴承振动；

4.派人到汽机保安MCC开关处检查主机交流润滑油泵运行方式正常，电流、功率正常，到就地检查油泵出口油压正常，并将油泵切为就地方式，如果发生设备跳闸，则及时汇报，检查备用油泵、直流油泵联启，否则立即在开关柜上启动。

5.派人到汽机MCC开关处检查EH油泵运行方式正常，电流、功率正常，到就地检查油泵出口油压正常，并将油泵切为就地方式，如果发生设备跳闸，则及时汇报，检查备用油泵联启，否则立即在开关柜上启动。

6.检查各汽缸端部轴封处有无向外冒汽或吸气现象，并利用轴封供汽旁路手动门或溢流手动门进行调整，防止轴封冒汽大影响油质或造成汽轮机进冷水冷气。

7.检查DCS侧各高低加运行正常，就地检查各抽汽逆止门正常开启。

8.若汽机DEH操作员站与DEH系统工程师站出现黑屏或死机且无法处理好或者机组运行时处理存在较大风险时，应汇向调度申请故障停运。

9.汽轮机故障停机时，应逐渐降低锅炉负荷，降低主汽压力以降低机组负荷，维持主再热汽温稳定，避免出现大幅下降的情况，造成汽轮机热应力过大。如果在降负荷过程中，发生调门大幅摆动，造成其他参数大幅扰动，则立即锅炉MFT、汽轮机打闸、解列发电机。

10.汽轮机停运前，采用开关柜上启动的方法，试启顶轴油泵、直流油泵，在DCS上试启直流密封油泵、小机直流油泵以及柴油发电机。

11.汽轮机打闸前联系热工人员提前到就地各主汽门、调门、高排逆止门、高排通风阀、盘车电磁阀处待命，派人到EH油站处待命。

12.锅炉MFT后检查汽轮机是否跳闸，若未跳闸则应就地手动打闸，就地检查高中压主汽门、调门、高排逆止门确已关闭，若未关闭则关闭其对应的EH油供油手动门，卸掉EH油压。检查机头转速表转速正常下降。确认高排通风阀已开启，未开启则联系热工开启，1980rpm后将其关闭。

13.检查发电机功率是否变为负值，程序逆功率是否正常动作，发电机出口开关、灭磁开关是否跳闸，若发电机未跳闸，应手动解列发电机。

14.监视汽轮机转速小于510rpm时，就地检查顶轴油泵启动正常，否则在开关柜上启动，就地检查油压正常；两台顶轴油泵联启30S后，联系热工人员检查盘车电磁阀关闭，否则手动关闭；转速小于120rpm时，联系热工人员检查盘车电磁阀开启，否则手动开启，检查盘车转速最终维持在48~54rpm。

15.如果汽轮机内部有明显的金属撞击声，轴承或端部轴封摩擦冒火花，DEH工作失常，汽轮机不能控制转速或负荷，或监视参数达到保护值ETS未动作，则立即破坏真空紧急停机。

16.紧急停机采用硬手操或就地手动打闸的方式，汽轮机打闸后就地检查高中压主汽门、调门、高排逆止门确已关闭，若未关闭则关闭其对应的EH油供油手动门，卸掉EH油压。高排通风阀已开启，未开启则联系热工开启，1980rpm后将其关闭。检查机头转速表转速正常下降。

17.检查锅炉MFT动作，发电机程序逆功率正常动作，出口开关、灭磁开关跳闸，汽轮机机头转速表转速正常下降。

18.立即停止真空泵运行，在转速下降至2300rpm后，开启真空破坏门；情况特别危急时，在汽轮机跳闸后，可直接在盘上按“真空破坏门开启”按钮；凝汽器压力达40kPa时，凝汽器保护动作，确认所有高压疏水、相关中压疏水及低旁关闭；真空降到零时，切断轴封供汽，轴封蒸汽母管压力到零后停止轴加风机运行。

19.派人到就地将交流润滑油泵切至就地状态，并监视其运行方式、电流功率，发现异常及时在就地启动备用泵或直流油泵，并监视泵出口就地压力表压力正常。

20.监视汽轮机转速小于510rpm时，就地检查顶轴油泵启动正常，否则在开关柜上启动，就地检查油压正常；两台顶轴油泵联启30S后，联系热工人员检查盘车电磁阀关闭，否则手动关闭；转速小于120rpm时，联系热工人员检查盘车电磁阀开启，否则手动开启，检查盘车转速最终维持在48~54rpm。

21.其余操作与机组正常停运相同，严格按运行规程执行。

二、除DEH系统外DCS电脑黑屏或死机

1.发现DCS电脑黑屏或死机，检查DEH电脑运行正常，DEH上各系统、设备参数运行正常。

2.立即到电子间检查DCS工程站电脑是否正常，如果参数可以监视，则稳定当前负荷，避免参数扰动，联系热工人员到现场处理。派人去就地监视除氧器水位、凝汽器水位、闭式水箱水位、各加热器水位，并在DEH上监视机侧压力及温度，到10KV、6KV配电室监视各重要电机的运行情况，如果发现重要参数失去监视且无法干预控制，立即执行紧急停炉措施。

3.如果所有工程师站和操作员站均无法监视，在30s内无法恢复，立即执行紧急停炉措施。

4.按下硬手操“锅炉MFT”按钮，检查汽轮机跳闸，发变组逆功率动作解列，厂用电切换成功。

5.检查磨煤机、给煤机、一次风机、汽泵均跳闸，如果未跳闸则立即在开关柜或就地事故按钮处，依次将磨煤机、给煤机、汽泵、一次风机、密封风机打闸（打闸汽泵前将电泵开关切至就地），通过观火孔检查炉膛无火。停运送风机、引风机运行，检查炉墙无破损的地方。

6.检查高低旁、再热器安全阀开启，监视DEH侧主再热蒸汽压力下降，如果主再热蒸汽压力未下降，立即通过硬手操开启高旁、再热器安全阀，如果主蒸汽压力高且高旁未开启，立即派人到高旁油站处停止油泵运行，卸掉高旁油站油压。

7.检查汽轮机已跳闸，否则手动打闸，检查汽轮机转速下降，否则立即破坏真空紧急停机。立即开启高旁、再热器安全阀，降低主再热蒸汽压力，检查主汽门、调门全部关闭，否则关闭其对应的EH油手动门，卸掉油压。派人就地关闭各段抽汽的抽汽逆止门、抽汽电动门。

8.就地检查燃油快关门关闭，并将供回油手动门关闭。

9.检查脱硝系统退出运行，未退出则关闭供氨调门前手动总门，联系热工人员关闭，调门前后电磁阀。

10.检查所有吹灰器均退出，否则就地退出。

11.主再热蒸汽减温水电动门关闭，未关闭则就地关闭。

12.确认汽轮机主汽门、调门关闭严密，转速正常下降，主再热蒸汽压力正常下降后。关闭高低旁，联系检修人员关闭再热器安全阀。锅炉执行闷炉措施。

13.开启凝结水再循环旁路手动门，保留一台凝结水泵运行，检查除氧器水位水位上涨较快时，立即开启除氧器放水至有压放水手动门（#2机组）或开启危急放水门并开启五号低加放水至有压放水门（#1机组），使除氧器水位保持在2400mm以下，水位稳定后关闭除氧器上水调门前后电动门。

14.就地检查各加热器水位，如果水位上涨，立即联系热工人员手动开启事故放水调阀，防止汽轮机发生水冲击。

15.就地检查循环水、闭冷水系统正常运行。

16.将厂用空压机切至“挂起”模式，如有跳闸及时启动。

17.保持盘车正常运行，监视DEH侧各参数正常。

18.检查各PC段、MCC段运行正常，直流、UPS运行正常。

19其余操作与机组正常停运相同，严格按运行规程执行。

三、DEH、DCS电脑全部黑屏或死机

1.发现DCS、DEH电脑黑屏或死机,立即到电子间检查DCS、DEH工程站电脑是否正常，如果参数可以监视，则稳定当前负荷，避免参数扰动，联系热工人员到现场处理。

2.派人去就地监视除氧器水位、凝汽器水位、闭式水箱水位、各加热器水位，并在电子间DEH工程师站电脑上监视机侧压力及温度，到10KV、6KV配电室监视各重要电机的运行情况，如果发现重要参数失去监视且无法干预控制，立即执行紧急停炉措施。

3.派人到就地检查高、中压主汽门、调门开度情况，有无抖动，有无异常声音、轴承油膜压力是否正常，每隔15min测一次各轴承振动；

4.派人到汽机保安MCC开关处检查主机交流润滑油泵运行方式正常，电流、功率正常，到就地检查油泵出口油压正常，并将油泵切为就地方式，如果发生设备跳闸，则及时汇报，检查备用油泵、直流油泵联启，否则立即在开关柜上启动。

5.派人到汽机MCC开关处检查EH油泵运行方式正常，电流、功率正常，到就地检查油泵出口油压正常，并将油泵切为就地方式，如果发生设备跳闸，则及时汇报，检查备用油泵联启，否则立即在开关柜上启动。

6.检查各汽缸端部轴封处有无向外冒汽或吸气现象，并利用轴封供汽旁路手动门或溢流手动门进行调整，防止轴封冒汽大影响油质或造成汽轮机进冷水冷气。

7.检查DCS侧各高低加运行正常，就地检查各抽汽逆止门正常开启。

8.如果DCS、DEH工程师站和操作员站均失去监视，则立即紧急停炉、停机。

9.按下硬手操“锅炉MFT”按钮，检查汽轮机跳闸，发变组逆功率动作解列，厂用电切换成功。

10.检查磨煤机、给煤机、一次风机、汽泵均跳闸，如果未跳闸则立即在开关柜或就地事故按钮处，依次将磨煤机、给煤机、汽泵、一次风机、密封风机打闸（打闸汽泵前将电泵开关切至就地），通过观火孔检查炉膛无火。停运送风机、引风机运行，检查炉墙无破损泄露的地方。

11.检查高低旁、再热器安全阀开启，监视DEH侧主再热蒸汽压力下降，如果主再热蒸汽压力未下降，立即通过硬手操开启高旁、再热器安全阀，如果主蒸汽压力高且高旁未开启，立即派人到高旁油站处停止油泵运行，卸掉高旁油站油压。

12.检查汽轮机已跳闸，否则手动打闸。检查发变组逆功率动作解列，厂用电切换成功。

13.检查汽轮机转速下降，如果转速未下降，立即开启高旁、再热器安全阀，降低主再热蒸汽压力。检查主汽门、调门全部关闭，否则关闭其对应EH油手动门，卸掉油压。派人就地关闭各段抽汽的抽汽逆止门、抽汽电动门。

14.立即停止真空泵运行，在转速下降至2300rpm后，开启真空破坏门；情况特别危急时，在汽轮机跳闸后，可直接在盘上按“真空破坏门开启”按钮；凝汽器压力达40kPa时，凝汽器保护动作，确认所有高压疏水、相关中压疏水及低旁关闭；真空降到零时，切断轴封供汽，轴封蒸汽母管压力到零后停止轴加风机运行。

15.就地检查燃油快关门关闭，并将供回油手动门关闭。

16.检查脱硝系统退出运行，未退出则关闭供氨调门前手动总门，联系热工人员关闭，调门前后电磁阀。

17.检查所有吹灰器均退出，否则就地退出。

18.主再热蒸汽减温水电动门关闭，未关闭则就地关闭。

19.确认汽轮机主汽门、调门关闭严密，转速正常下降，主再热蒸汽压力正常下降后。关闭高低旁，联系检修人员关闭再热器安全阀。锅炉执行闷炉措施。

20.派人到就地将交流润滑油泵切至就地状态，并监视其运行方式、电流功率，发现异常及时在就地启动备用泵或直流油泵，并监视泵出口就地压力表压力正常。

21.开启凝结水再循环旁路手动门，保留一台凝结水泵运行，检查除氧器水位水位上涨较快时，立即开启除氧器放水至有压放水手动门（#2机组）或开启危急放水门并开启五号低加放水至油压放水门（#1机组），使除氧器水位保持在2400mm以下，水位稳定后关闭除氧器上水调门前后电动门。

22.就地检查各加热器水位，如果水位上涨，立即联系热工人员手动开启事故放水调阀，防止汽轮机发生水冲击。

23.就地检查循环水、闭冷水系统正常运行。

24.将厂用空压机切至“挂起”模式，如有跳闸及时启动。

25.监视汽轮机转速小于510rpm时，就地检查顶轴油泵启动正常，否则在开关柜上启动，就地检查油压正常；两台顶轴油泵联启30S后，联系热工人员检查盘车电磁阀关闭，否则手动关闭；转速小于120rpm时，联系热工人员检查盘车电磁阀开启，否则手动开启，检查盘车转速最终维持在48~54rpm。

26.执行汽轮机闷缸措施。

27.检查各PC段、MCC段运行正常，直流、UPS运行正常。

28.其余操作与机组正常停运相同，严格按运行规程执行。

来源：北疆运行