Zusammenfassung: Dieser Artikel befasst sich mit der Anwendung von DCS in der thermischen Energieerzeugung, einschließlich Planung, Installation, Betrieb, Management und Wartung. Er listet typische Anwendungsprobleme auf und schlägt Lösungen vor, um nützliche Erkenntnisse zu gewinnen und den Anwendungsstand von DCS zu verbessern. Dadurch werden die Sicherheit und Wirtschaftlichkeit von Kraftwerkseinheiten erhöht. Schlüsselwörter: DCS, thermische Energieerzeugung, Sicherheit, Wirtschaftlichkeit. 0 Einleitung: Verteilte Steuerungssysteme (DCS) entstanden in den 1970er Jahren. Nach dreißig Jahren Anwendung, Entwicklung und Verbesserung haben sie eine zentrale Rolle im Bereich der industriellen Prozesssteuerung eingenommen. Seit Mitte bis Ende der 1980er Jahre, als China begann, DCS in importierten Kraftwerkseinheiten einzusetzen, hat die große Mehrheit der Energieerzeugungsunternehmen, insbesondere große Anlagen, verschiedene Arten von importierten oder inländischen DCS zur Produktionsprozesssteuerung eingeführt und damit wesentlich zum sicheren und wirtschaftlichen Betrieb der Energieerzeugung beigetragen. 1 Bestehende Probleme und Lösungen: Obwohl DCS fortschrittliche Technologie nutzt und über leistungsstarke Funktionen verfügt, bestehen in der Praxis noch viele Probleme, insbesondere in den Bereichen Planung, Installation, Betrieb, Management und Wartung. Daten zeigen, dass Anlagenausfälle aufgrund von DCS-bedingten Störungen (einschließlich DEH) im Bereich des thermischen Schutzes einen Großteil aller Störungen im thermischen Schutz ausmachen. Dieser Trend verstärkt sich mit der zunehmenden Verbreitung von DCS. Beispielsweise traten in unserer Provinz im Jahr 2001 41 Störungen im thermischen Schutz von Anlagen mit einer Leistung von 100 MW und mehr auf, von denen 19 auf DCS-Probleme zurückzuführen waren (46,3 % der Gesamtzahl). Im Jahr 2002 waren von den 24 Anlagenausfällen aufgrund von Störungen im thermischen Schutz 13 auf DCS-Probleme zurückzuführen (54,2 % der Gesamtzahl). Im Jahr 2003 waren von den 44 Anlagenausfällen aufgrund von Störungen im thermischen Schutz 25 auf DCS-Probleme zurückzuführen (56,8 % der Gesamtzahl). Angesichts der aktuellen angespannten Stromversorgung ist die Analyse und Behebung der verschiedenen Probleme, die bei der Anwendung von DCS auftreten, besonders wichtig, um einen sicheren und wirtschaftlichen Anlagenbetrieb zu gewährleisten. Die folgende Diskussion anhand von Beispielen soll nützliche Einblicke geben. 1.1 Probleme im Zusammenhang mit dem DCS 1.1.1 DCS-Systeme in der Frühphase ohne Upgrades oder Modifikationen weisen möglicherweise unvollständige Funktionalität auf. Einige DCS-Lieferanten oder -Partner wurden möglicherweise übernommen oder bestimmte Modelle werden nicht mehr hergestellt, wodurch Ersatzteile nicht mehr verfügbar sind. Dies kann zu unkontrollierbaren oder teilweisen Ausfällen einzelner DCS-Geräte führen und System-Upgrades oder technische Modifikationen erforderlich machen. 1.1.2 Qualitätsprobleme mit DCS-Geräten (einschließlich zugehöriger Geräte). 1.1.2.1 Hardware-Qualitätsprobleme: Während des normalen Betriebs einer 300-MW-Einheit lösten der Generatorausgangsschalter und der Erregerschalter aus, was Alarme für „Reglerschrank A außer Betrieb“ und „Reglerschrank B außer Betrieb“ auslöste und zur Abschaltung der Einheit führte. Die Überprüfung und Prüfung des ECS ergab, dass die Hauptsteuerung, die die Regler in den Schränken A und B steuert, offline war und die redundanten Steuerungen neu starteten. Die Analyse ergab ein Problem mit dem Quarzoszillator auf der Controller-Hauptplatine, der vom Hersteller kostenlos ausgetauscht wurde. Es ist entscheidend, die Werksabnahmeprüfung (FAT) des Prozessleitsystems (DCS) zu betonen und erfahrene Techniker mit der Leistungsprüfung und Abnahme vor der Auslieferung zu beauftragen, um Probleme frühzeitig zu erkennen und zu beheben sowie Betriebsstörungen zu minimieren. Beispielsweise lösten in einem 300-MW-Kraftwerk während des Betriebs alle Kohlemühlen aus, was die Wartungszeitabschaltung (MFT) und damit die Abschaltung des Kraftwerks zur Folge hatte. Die Analyse ergab, dass die Ursache eine fehlerhafte Hauptkommunikationsplatine am DCS-Hub war, die dazu führte, dass alle mit ihr kommunizierenden Steuerungen gleichzeitig in den Standby-Modus schalteten. Während dieser Umschaltung sendeten drei Steuerungen der FSSS-Funktion (Fixed Surface Mount Service) fälschlicherweise Abschaltsignale für die Kohlemühlen; diese wurden anschließend durch einen Cisco-Hub ersetzt. DCS-Lieferanten sollten Anforderungen oder Produktmodelle für die Geräteauswahl festlegen, um den Einsatz veralteter oder nicht gängiger Produkte zu vermeiden. 1.1.2.2 Softwareprobleme Softwarefehler sind im Allgemeinen schwer zu erkennen, aber softwarebedingte Probleme können, wenn sie nicht umgehend erkannt werden, nicht nur den Systembetrieb beeinträchtigen, sondern sogar zu einem Systemstillstand führen. In einem 350-MW-Kraftwerk sendeten während des Normalbetriebs neun Steuerungen nacheinander NTP-Alarme (Netzwerkabbruch). Innerhalb der nächsten siebeneinhalb Stunden führte der Ausfall einer Steuerung zum Ausfall von drei Kohlemühlen und zum Abschalten eines Saugzugventilators. Die Analyse ergab, dass die akkumulierte Systemtaktabweichung zu einer Asynchronität zwischen Primär- und Standby-Takt führte, was eine Systemtaktstörung und letztendlich den Ausfall einer Steuerung zur Folge hatte und das gesamte Steuerungssystem lahmlegte. Nach einem Software-Update des Herstellers funktionierte das System wieder normal. Das Prozessleitsystem (DCS) eines 200-MW-Kraftwerks nutzt ein UNIX-Betriebssystem. Jede Bedienerstation stürzte nach einer gewissen Betriebszeit aufgrund von Ressourcenerschöpfung ab, was regelmäßige Systemressourcenprüfungen und Neustarts der Bedienerstationen erforderlich machte und den normalen Kraftwerksbetrieb beeinträchtigte. Eine Untersuchung ergab, dass der Speicherressourcenzähler nicht automatisch zurückgesetzt werden konnte; dieses Problem wurde durch ein Anwendungs-Update des DCS-Anbieters behoben. Selbst getestete Software ist sehr anfällig für Fehler. Statistiken zeigen, dass die initial kompilierte Software durchschnittlich einen Fehler pro 100–4000 Anweisungen aufweist. Diese Fehler werden erst während der Fehlersuche, des Probebetriebs und sogar im laufenden Betrieb entdeckt und behoben. Im Routinebetrieb und bei der Wartung ist es unerlässlich, verschiedene DCS-bezogene Anomalien und Defekte sorgfältig zu prüfen, zu dokumentieren und zu analysieren. Bei Auftreten softwarebezogener Probleme ist umgehend der Lieferant zu kontaktieren, um das Problem zu melden und zu beheben. 1.2 Installationsgründe: Die DCS-Installation erfolgte nicht vollständig vorschriftsgemäß, was zu technischen Mängeln führte, insbesondere bei der Systemerdung und der Verlegung von Signal- und Kommunikationskabeln. 1.2.1 Mangelhafte Systemerdung verursacht Geräteschäden: Das DCS eines Wärmekraftwerks wurde im Juni in Betrieb genommen. Im Sommer wurden mehrere E/A-Modul-Anschlussleisten zweimal durch Blitzeinschläge beschädigt. Das Stromversorgungssystem wurde überprüft und für intakt befunden. Der Erdungswiderstand des DCS wurde daraufhin gemessen und war deutlich höher als die während der Inbetriebnahme aufgezeichneten Daten. Eine weitere Untersuchung ergab, dass die Verdrahtungsschrauben, die die DCS-Erdung mit dem elektrischen Erdungsnetz verbinden, aufgrund von Installationsfehlern locker waren. Nach der Behebung dieses Problems war es behoben. Die Abnahmeprüfung der Installation ist von entscheidender Bedeutung. Während der Durchführung aller erforderlichen Prüfungen und Bewertungen der Installationsindikatoren ist es unerlässlich, technische Daten für zukünftige Analysen und Vergleiche zu erfassen, zu organisieren und zu archivieren. Angesichts der aktuellen Stromknappheit und des Zeitdrucks bei vielen Projekten ist die Sicherstellung der Installationsqualität umso wichtiger. 1.2.2 Kabelbedingte Störungen: Ein 200-MW-Kraftwerkskessel nutzte die Kohlenstaubkonzentration als Rückkopplungssignal für die Wärmeregelung. Nach einer DCS-Modifikation wurde eine hochfrequente Störung im Kohlenstaubkonzentrationssignal festgestellt, die zu Instabilitäten bei der automatischen Anpassung der Kohlenstaubzufuhr führte und den sicheren und wirtschaftlichen Betrieb des Kraftwerks beeinträchtigte. Eine Überprüfung ergab, dass die Thermoelement-Kompensationsleitungen für die Kohlenstaubtemperatur nicht abgeschirmt waren und parallel zum Wechselrichterkabel der Kohlenstaubzufuhr verliefen. Im Rahmen einer kleineren Überholung wurde ein Datenerfassungsgerät zur zentralen Datenerfassung eingesetzt. Das Signal wurde über ein abgeschirmtes Twisted-Pair-Kabel mittels digitaler Kommunikation übertragen, wodurch der Übertragungsweg geändert und die Störung vollständig beseitigt wurde. Viele Kraftwerkssteuerungssysteme wurden auf DCS umgestellt. Alle im Prozessleitsystem (DCS) auftretenden Anomalien sollten umfassend analysiert werden, wobei der Einfluss von Peripheriegeräten nicht außer Acht gelassen werden darf. 1.3 Gründe für DCS-Design und -Anwendung 1.3.1 Aus historischen Gründen werden manche Systeme lediglich zur Ersetzung konventioneller Instrumente eingesetzt, was mit geringem Investitionsaufwand die Vorteile der DCS-Technologie nur unzureichend nutzt und zu einem niedrigen Anlagensicherheitsniveau führt. Bei der Nachrüstung einer 200-MW-Anlage mit DCS wurde aus Kostengründen die Feld-E/A gewählt und alle elektrischen Ventile des Kessels an den Remote-E/A-Schrank angeschlossen. Aus Kostengründen konnte die gewählte Remote-E/A keine redundante Umschaltung des Hauptreglers gewährleisten. Daher konnten die elektrischen Ventile des Kessels nicht betätigt werden, wenn ein Regler ausfiel oder der Regler umgeschaltet wurde. Dies stellte ein erhebliches Sicherheitsrisiko dar und verursachte zusätzliche Kosten für die Nachrüstung. Bei der Auswahl eines DCS ist es daher notwendig, nicht nur den Stand der DCS-Software- und Hardwaretechnologie zu prüfen, sondern auch die Zuverlässigkeit der Systemkonfiguration zu bewerten und sicherzustellen, dass diese die Bedingungen für einen sicheren Anlagenbetrieb erfüllt. 1.3.2 Unzureichende Kenntnisse von DCS führen zu unzweckmäßigen Auslegungskonfigurationen, wie z. B. der manuellen Notbetriebsmethode. Die Konfiguration der manuellen Notbetriebsmethode in DCS ist im Allgemeinen wie folgt (siehe Abbildung 1): (1) Die manuelle Bedienung erfolgt an der Bedienerstation. Dies setzt voraus, dass die Bedienerstation, die Kommunikationsschnittstelle, die Hauptsteuerung und das E/A-Modul einwandfrei funktionieren, was gewisse Einschränkungen mit sich bringt. (2) Die Bedienung über das E/A-Modul mittels manueller Notbetriebsmethode ist weniger aufwendig, erfordert aber ebenfalls den einwandfreien Betrieb des E/A-Moduls. (3) Die direkte Bedienung mittels manueller Notbetriebsmethode gibt direkt Signale zur Ansteuerung des Aktors aus und ist auch bei Ausfall des E/A-Moduls möglich. Die erste Variante ist eine flexible manuelle Bedienung, die dritte eine eingeschränkte manuelle Bedienung und die zweite eine Zwischenform. Wichtige Anlagen sollten eine eingeschränkte manuelle Notbetriebsmethode in Betracht ziehen, um den Normalbetrieb bei einem Ausfall des DCS zu gewährleisten. Die dritte Variante ist vorzuziehen, jedoch wird in vielen Kraftwerken die zweite Variante verwendet, die nicht zuverlässig ist. Darüber hinaus haben einige DCS-Ingenieure bei der Systemkonfiguration, der E/A-Zuweisung und der Logikkonfiguration nicht ausreichend geplant. Dies führte zu hohen Auslastungsraten von Steuerungen, Netzwerken und Bedienerstationen, Kommunikationsblockaden im Betrieb und beeinträchtigte die sichere Produktion der Anlage. 1.3.3 Die Auslegung ist zu grob, unrealistisch und kann nicht an die Anforderungen der neuen Stromerzeugungssituation angepasst werden. Dies beeinträchtigt sogar die Zuverlässigkeit und Wirtschaftlichkeit der Anlage. Viele DCS-Softwarekonfigurationen für Generatoren, einschließlich Verriegelungs- und Schutzlogik, sequenzieller Steuerungslogik und automatischer Steuerungsstrategien, werden einfach wortwörtlich kopiert. Aufgrund von Unterschieden in den Anlagenbedingungen, der Personalausstattung und den Betriebsmethoden ist es oft notwendig, die Steuerungskonzepte und -konfigurationen an die tatsächlichen Gegebenheiten anzupassen und zu optimieren. Dies ist besonders deutlich bei der Nachrüstung inländischer Generatoren mit importierten DCS-Systemen. Derzeit wird die DCS-Auslegung, insbesondere die Überwachungslogik der Generatoranlage, in der Regel vom DCS-Lieferanten durchgeführt, was eine strenge technische Überwachung erfordert. 1.3.3.1 Versteckte Gefahren in der Generatorschutzlogik: Eine 300-MW-Generatoreinheit wurde mit 70 % ECR-Last betrieben. Aufgrund instabiler Verbrennungsbedingungen im Ofen zündete der Bediener die Ölspritzpistole zur Unterstützung der Verbrennung. Dadurch erreichte der Ofendruck den Wert III, was die mechanische Auslösung (MFT) auslöste und die Einheit abschaltete. Zunächst schien das Phänomen auf eine Fehlbedienung zurückzuführen zu sein. Analysen zeigten jedoch, dass während der instabilen Verbrennung in einer Kohlemühle „keine Flamme in der Schicht“ auftrat, die Anlage aber nicht abschaltete. Anschließend traten in zwei weiteren Kohlemühlen gleichzeitig ebenfalls starke instabile Verbrennungsprobleme und das Phänomen „keine Flamme in der Schicht“ auf, ohne dass die Anlage abschaltete. Dies führte dazu, dass sich unter den schwachen Verbrennungsbedingungen eine große Menge brennbaren Materials im Ofen ansammelte. Die Aktivierung der Ölspritzpistole verursachte sofort eine Kesseldeflagration, die eine Auslösung der mechanischen Auslösung (MFT) aufgrund des hohen Ofendrucks zur Folge hatte. Die Analyse der internen Logik ergab, dass die Abschaltlogik der Kohlenmühle die Bedingung enthielt: „Anlagenlast überschreitet nicht 50 % ECR“. Anders ausgedrückt: Die Kohlenstaubmühle würde selbst dann nicht abschalten, wenn sich im Mahlbett keine Flamme befand und die Anlagenlast 50 % des ECR überschritt. Zweitens verwendete die ursprüngliche Logik eine „entsprechende Zuführungsleistung von über 75 %“ als Bestätigungssignal für den Betrieb benachbarter Mühlen, ohne die korrekte Funktion der Flammenmelder benachbarter Mühlen zu berücksichtigen. Überschritt die Leistung der entsprechenden Zuführung einer benachbarten Mühle 75 % und befand sich keine Flamme im Mahlbett, lief die Zuführung aber weiterhin mit hoher Leistung, waren Fehlinterpretationen und potenzielle Gefahren sehr wahrscheinlich. Diese beiden Schutzlogiken bergen erhebliche versteckte Gefahren und beeinträchtigen den sicheren Betrieb des Kessels ernsthaft. Um den sicheren Betrieb der Anlage durch die Schutzlogik zu gewährleisten, ist die strikte Einhaltung der Sicherheitsvorschriften bei der Konstruktion und Konfiguration unerlässlich, um die Sicherheitsanforderungen der Anlage zu erfüllen. Thermische Regelungs- und Betriebstechniker sollten frühzeitig in die Planungs- und Konfigurationsphasen des Prozessleitsystems (DCS) einbezogen werden und die Plausibilität der Schutzlogik sorgfältig prüfen. Derzeit ist die Kohleversorgung angespannt, und die Kohlesorten verändern sich erheblich. Daher ist es entscheidend, alle Aspekte sorgfältig zu prüfen, um Unfälle wie Verpuffungen zu verhindern. 1.3.3.2 Die Anwendung der Anlagenökonomie bedarf der Verbesserung. Mit steigender Anlagenleistung und verbesserter Stromqualität erhöhen sich auch die Anforderungen an den Netzbetrieb von Kraftwerken. Gleichzeitig legen Energieerzeugungsunternehmen aufgrund von Faktoren wie steigenden Kohlepreisen immer mehr Wert auf die Wirtschaftlichkeit der Stromerzeugung. Viele DCS-Systeme für die Anlagensteuerung prüfen jedoch lediglich, ob die automatische Regelungsqualität den relevanten Vorschriften entspricht, und vernachlässigen ausreichend, ob die automatische Regelung unter den gegebenen Umständen einen langfristigen wirtschaftlichen Betrieb der Anlage gewährleisten kann. Bei einer bestimmten 200-MW-Anlage, die nach einer DCS-Modifikation alle Teilkreise des koordinierten Steuerungssystems erfüllt und deren automatische Regelung (AGC) und Primärfrequenzregelung ebenfalls den Bewertungskriterien entsprechen, treten häufig Hauptdampfdruckschwankungen, eine unzureichende Luft-Kohle-Mischung, instabile Verbrennung und ein Rückgang der Wirtschaftlichkeitskennzahlen auf, insbesondere bei Kohlewechsel und Wärmestörungen. Die Analyse der koordinierten Regelungskonfiguration (siehe Abbildung 2) zeigt, dass der Hauptsteuerbefehl des Kessels aus einem AGC-Lastbefehl (oder einem manuellen Lastbefehl) besteht, der einem Hauptdampfdruckregelungsbefehl und einem Korrekturbefehl für die Primärfrequenzregelung überlagert ist. Diese Befehle werden an den Brennstoffregelkreis ausgegeben. Die Brennstoffregelung ist ein typisches Wärmerückführungssystem. Der Befehl des Luftstromregelkreises ist ein auf dem Lastbefehl basierender, modifizierter Befehl. Wenn Änderungen des Heizwerts der Kohle oder Störungen der Kohlenstaubmenge (z. B. durch Schwerkraftströmung im Zufuhrfach) Wärmeänderungen verursachen, führt diese Konstruktionsabweichung zu schnellen Brennstoffänderungen bei gleichzeitig geringem oder keinem Luftstrom, was eine Fehlanpassung zwischen Luft und Kohle zur Folge hat. Obwohl die Querregelung zwischen Luft und Kohle schnelle Änderungen der Kohlenstaubmenge begrenzen kann, erfüllt das Brennstoffregelungssystem nicht die Anforderung einer zeitnahen Beseitigung interner Störungen. Wird die Wärmeabweichung zum Einlass des Luftstromreglers geleitet (siehe Abbildung 3), was eine koordinierte Luft-Kohle-Regelung ermöglicht, können interne Brennstoffstörungen schnell beseitigt werden. Dies erhöht die Stabilität des automatischen Regelsystems und verbessert die Wirtschaftlichkeit des Anlagenbetriebs. Während viele Faktoren, wie z. B. Prozessanlagen und betriebliche Anpassungen, zu einer geringeren Wirtschaftlichkeit beitragen, spielen auch Mängel im Design der Regelungsstrategie eine bedeutende Rolle. Die kontinuierliche Verbesserung und Optimierung der DCS-Regelungsstrategien unter den neuen Gegebenheiten, die Erhöhung der Stabilität der Anlagenregelung und die Sicherstellung der Wirtschaftlichkeit des Anlagenbetriebs stellen eine neue Herausforderung dar. 1.3.4 Die Umgebung im Elektronikraum hat einen erheblichen Einfluss auf den langfristig sicheren und zuverlässigen Betrieb des DCS. In einer 300-MW-Anlage kam es häufig zu gleichzeitigen Umschaltungen mehrerer Hauptregler im DCS. Die Diagnose ergab, dass der fehlerhafte Betrieb der Schalter zu einer Netzwerküberlastung führte, wodurch das Selbstdiagnoseprogramm der Hauptsteuerungseinheit einen Fehler erkannte und umschaltete. Nach dem Öffnen der vier Systemnetzwerkschalter wurde eine starke Staubablagerung im Inneren festgestellt. In einer 200-MW-Anlage führte der Ausfall eines Leistungsmoduls des Hauptreglers dazu, dass der Hauptregler und seine Kommunikationsmodule auf den Backup-Regler umschalteten. Bei der Untersuchung des Leistungsmoduls wurde eine Staubschicht auf der Leiterplatte gefunden. Nach der Modernisierung des Prozessleitsystems (DCS) dieser Einheit wurde der Elektronikraum weiterhin mit der ursprünglichen zentralen Klimaanlage betrieben. Einige Luftkanäle waren auf den DCS-Schaltschrank ausgerichtet. Im Sommer ist die Luftfeuchtigkeit hoch, was leicht zu Staubablagerungen und Schäden an den DCS-Modulen führen kann (in dieser Einheit kam es im Sommer bereits zu einem Vorfall, bei dem Kondenswasser aus der Klimaanlage auf den Monitor am Technikerarbeitsplatz tropfte und diesen zerstörte). Dies stellt eine erhebliche Gefahr für die Sicherheit des DCS dar. Die Umgebungsbedingungen zwischen den elektronischen Geräten müssen streng kontrolliert werden. Dazu gehören Temperatur, Luftfeuchtigkeit, Temperaturänderungsrate, Sauberkeit, Vibrationen und elektromagnetische Störungen. Eine Konfiguration mit Split-Klimaanlagen und Filter-Luftaustauschern ist vorzuziehen, sofern die Umgebungstemperatur der DCS-Systemhardware bei 23 ± 2 °C gehalten wird. Bei Verwendung einer zentralen Klimaanlage sollten die Zu- und Abluftkanäle so ausgelegt sein, dass sie nicht direkt auf die Schaltschränke oder andere elektronische DCS-Geräte gerichtet sind, um zu verhindern, dass Kondenswasser im Sommer auf die Geräte tropft und diese beschädigt. Auch Staub muss streng kontrolliert werden. 1.4 Personal- und Managementfaktoren 1.4.1 Fehlbedienungen durch das Personal beeinträchtigen die Wirtschaftlichkeit des Anlagenbetriebs und können zu Störungen oder sogar zur Abschaltung führen. Darüber hinaus können Fehlbedienungen die Leistung der DCS-Hardware oder -Software beeinträchtigen und somit indirekt den sicheren und wirtschaftlichen Betrieb der Anlage gefährden. Beispielsweise öffnete der Bediener bei einer Lasterhöhung einer 300-MW-Anlage aufgrund einer niedrigen Zwischenüberhitzertemperatur die Zwischenüberhitzerklappe manuell, ohne vor Beginn der Lasterhöhung umgehend die automatische Steuerung zu aktivieren. Dies führte zu einem unkontrollierten Anstieg der Zwischenüberhitzerrohrwandtemperatur auf über 580 °C, was nach 30 Sekunden eine mechanische Abschaltung zur Folge hatte. Ein Kraftwerksbediener gab versehentlich „4“ anstelle von „1“ in das Steuerungssystem ein, was eine plötzliche Änderung der Betriebsbedingungen der Anlage und letztendlich einen Stromausfall zur Folge hatte. Bei einer 200-MW-Anlage öffneten die Bediener gewohnheitsmäßig mehrere Bedienfenster an der Bedienerstation, was zu einer erhöhten Belastung der Bedienerstation, Leistungseinbußen, Problemen beim Drucken von Berichten und sogar Systemabstürzen führte. Bei einigen Anlagenbedienern lassen sich zwei Tendenzen beobachten: Zum einen besteht eine übermäßige Abhängigkeit vom Prozessleitsystem (DCS), wodurch Hilfsfunktionen wie die Anpassung von Sollwerten und Voreinstellungen zur Stabilisierung des Anlagenbetriebs bei veränderten oder anormalen Bedingungen nicht effektiv genutzt werden, was mitunter sogar zu Stromausfällen führt. Zum anderen besteht ein Misstrauen gegenüber dem automatischen Steuerungssystem des DCS, was häufig zu manuellen Eingriffen führt. Angemessene und korrekte Eingriffe sind notwendig, unangemessene Eingriffe können jedoch den Normalbetrieb stören. In einer 200-MW-Anlage traten starke Schwankungen der Dampftemperatur auf. Nach Durchführung verschiedener Störungstests und Überprüfung der korrekten Einstellparameter stellte das Thermische Kontrollpersonal fest, dass die Bediener das Reserve-Entüberhitzungswasser intuitiv manuell eingestellt hatten, was das System tatsächlich störte und zu instabilen Dampftemperaturen führte. 1.4.2 Während des Normalbetriebs einer 600-MW-Anlage bemerkte das Wartungspersonal einen plötzlichen Lastabfall, das Schließen eines Ventils und einen plötzlichen Anstieg des Hauptdampfdrucks, was eine manuelle Notabschaltung und die Trennung der Anlage erforderlich machte. Es stellte sich heraus, dass die DCS-Steuerung die Turbinenventil-Positionsgrenze von den üblichen 120 % auf 0,25 % änderte, als das Personal der Thermischen Steuerung Codes von der DCS-Ingenieurstation an die für die DCS-DEH-Kommunikation zuständige SPS übermittelte. Dies führte zum Schließen der Turbinenventile 1–3. In einem anderen 200-MW-Block verursachte ein während des Betriebs online heruntergeladener, geänderter FSSS-Konfigurationscode eine Wartungsabschaltung (MFT) und den anschließenden Blockausfall. Während des DCS-Betriebs sollten Konfigurationsänderungen und Code-Downloads weitestgehend vermieden werden. Sind Systemkonfigurationsänderungen und Code-Downloads unumgänglich, ist die Genehmigung des Chefingenieurs erforderlich, Notfallpläne für Störfälle müssen erstellt und alle Sicherheitsmaßnahmen umgesetzt werden. Die Unterschiede zwischen den einstellbaren Parametern vor und nach der Änderung sind sorgfältig zu prüfen und gegebenenfalls Isolierungsmaßnahmen zu ergreifen. Viele Mitarbeiter der Thermischen Steuerung sind nicht in der Lage, effektive technische Analysen der im DCS auftretenden Probleme durchzuführen. Angesichts der großen Mengen an Betriebsdaten, Systeminformationen und Selbstdiagnosedaten fällt es ihnen schwer, Probleme zu identifizieren und zu analysieren, und sie sind nicht in der Lage, die Ursachen zeitnah zu ermitteln und entsprechende Maßnahmen zu formulieren. Um den sicheren und wirtschaftlichen Betrieb der Anlage unter verschiedenen Betriebsbedingungen zu gewährleisten, wurden neue Anforderungen an die Schutzlogik und Steuerungsstrategien des Prozessleitsystems (DCS) gestellt, die eine kontinuierliche Optimierung und Verbesserung dringend erfordern. Genau hier besteht aktuell unsere Schwäche. Das DCS benötigt hochqualifiziertes Bedien- und Wartungspersonal. Einerseits muss die Schulung der Bediener im Bereich DCS intensiviert werden, um ihre operativen Fähigkeiten zu verbessern; andererseits muss die Schulung des Wartungspersonals intensiviert werden, um dessen Wartungskompetenzen zu stärken. Ein wesentlicher Grund für das begrenzte Niveau des DCS-Betriebs und der Wartung ist ein Wahrnehmungsproblem. Die traditionelle Sichtweise zielt darauf ab, Stabilität statt Exzellenz zu erreichen, solange die Produktion möglich ist, was gewissermaßen zu Trägheit führt. Angesichts des neuen Systems und der neuen Produktionssituation muss diese Sichtweise ständig aktualisiert werden. Wir sollten verschiedene Managementsysteme für die Inspektion, Ausführung, Analyse und Prüfung des DCS einrichten und kontinuierlich verbessern sowie die Anforderungen für jeden Aspekt präzisieren. Eine bestimmte 200-MW-Anlage hat ein spezielles Inspektionsformular für verschiedene DCS-Komponenten eingeführt, das täglich den Betriebszustand jedes Hardwaregeräts sowie die Softwareressourcen und -prozesse der Engineering- und Bedienerstation erfasst. Dies hat mehrfach zur rechtzeitigen Behebung potenzieller Unfälle durch Hardware- und Softwarefehler geführt, und bisher kam es aufgrund von DCS-Problemen zu keinen Anlagenstillständen. 2. Fazit: Die zunehmende Verbreitung von DCS in der thermischen Energieerzeugung hat den Automatisierungsgrad der Anlagen auf ein neues Niveau gehoben. Probleme in der Anwendung sind normal. Einige Probleme treten jedoch häufig auf und lassen sich durch geeignete Maßnahmen vermeiden. Aufgrund der Grenzen dieser Arbeit sind die in diesem Artikel genannten Beispiele möglicherweise nicht repräsentativ oder vollständig. Korrekturen sind willkommen. Es ist zu hoffen, dass die meisten DCS-Techniker die Kommunikation und das Lernen intensivieren, voneinander lernen und ihre Schwächen ausgleichen, damit DCS einen noch sichereren und wirtschaftlicheren Betrieb der Energieerzeugung ermöglicht. Referenzen: [1] „Analyse typischer Fehlerursachen und Präventionsmaßnahmen von DCS“ Autoren: Zhang Lu, Wang Liguo 2003 [2] „Analyse der thermischen Schutzwirkung großer Einheiten im Stromnetz von Jiangsu“ Autor: Liu Jin 2003 [3] „Zuverlässigkeitsanalyse des thermischen Schutzes des Jiangsu Electric Power Research Institute 2002/2003“ Autor: He Yusheng 2002–2003 [4] „Zuverlässigkeit von verteilten Steuerungssystemen (DCS)“ Autor: Liu Dong 2003