热工自动化、仪表故障汇编

1、热工仪表常见故障汇编阳城电厂热工专业组2009年2月22日目 录第一章DCS故障概述3第二章 热工自动化事故案例7案例一 控制器重启引发机组跳闸7案例二 在线传代码致使机组解列8案例三 DCS工作站时钟混乱引发DCS失灵8案例四 CABLETRON集线器总通讯板故障导致MFT误动10案例五 冗余控制器失灵造成机组跳闸10案例六 DCS公用系统故障导致两台机组同时停运事故分析12案例七 漳泽电力股份漳泽发电厂DCS系统#20DPU柜AI卡件故障，#4机（210MW）停机15案例八 沁北#1炉MFT事故报告17案例九 浙江省电厂分散控制系统故障分析19案例十 聊城热电有限公司#4机组DCS系统复位

2、导致停机35案例十一 某厂#3机ETS电缆故障引起机组跳闸停机事故36案例十二 某电厂12月6日#2机水位保护拒动事件38案例十三 某电厂一期集控OS故障分析40案例十四 某电厂ETS动作跳机事故42案例十五 DPU异常事件分析及处理43案例十六 某厂UPS电源故障造成DCS失电的分析45案例十七 安徽某厂#1炉一次风失去MFT46案例十八 安徽某厂#2炉虚假风量低跳炉47案例十九 某厂隔离器电源接线松动引起执行机构误关，导致锅炉MFT动作48案例二十 某电厂3机组给煤机就地柜电源异常跳机事件49案例二十一 某电厂机组受系统冲击引起跳闸事件50案例二十二 某厂电源故障谈DCS电源可靠性52案例

3、二十三 某厂机组“风量25%”导致MFT事故55案例二十四 某厂机组给水控制柜电源故障导致MFT58案例二十五 安徽某厂DCS通讯中断故障59案例二十六 某厂强行解除保护造成炉膛爆炸60案例二十七 某机组“DEH跳闸电源故障”案例64案例二十八 安徽某电厂虚假风量低导致机组跳闸65案例二十九 某电厂2号机组DCS系统网络交换机失电导致机组MFT故障66案例三十 安徽某电厂4机组DCS系统DPU与I/O卡件通讯故障导致机组跳闸68案例三十一 某电厂5机组DCS逻辑组态不当引起锅炉MFT69案例三十二 DCS网络设备异常造成的停机事故70案例三十三 网络柜内电源切换装置APC故障，导致机组跳闸71

4、案例三十四 ETS继电器动作跳机事件71案例三十五 某热电厂一起TSI组态不当引发跳机事件73案例三十六 嘉兴发电有限责任公司#3炉锅炉总风量突变的原因分析及防范措施75案例三十七 热工保护拒动的分析76第一章DCS故障概述DCS系统在工业生产过程中的广泛应用，使可靠性、稳定性问题更加突出，也使人们对整个系统要求越来越高，人们希望DCS系统尽量少出故障，又希望DCS系统一量出现故障，能尽快诊断出故障部位，并尽快修复处理，使系统重新工作。为了便于分析、诊断DCS系统故障发生部位和产生原因，现把故障分为以下几类来进行论述。1现场仪表设备故障： 现场仪表设备包括与生产过程直接联系的各种变送器、各种开

5、关、执行机构、负载及各种温度的一此元件等。现场仪表若发生故障，直接影响DCS系统的控制功能及操作人员对工艺参数的监视，从而给工艺操作带来一定困难。在目前的DCS控制系统设计中，这类故障占绝大部份，这类故障一般是由于仪表设备本身的质量和寿命所致。对这类故障比较直观，在判断和处理上也相对容易，在处理按常规仪表的处理方法一般不会有什么问题。对这类故障的处理要求维护人员对常规仪表的故障处理比较熟练，以保证故障处理的及时性及准确性。由于这类故障属于单点故障，对工艺影响不大，维护人员对DCS系统知识的要求不高，只须按常规仪表处理即可。2系统故障： 这是影响系统运行的全局性故障，系统故障可分为固定性故障和偶

6、然性故障。如果系统发生故障后可重新启动使系统恢复正常则可认为是偶然性故障。相反若重新启动后不能恢复正常而需要更换硬件或软件系统才能恢复则认为是固定性故障。这种故障一般是由于系统设计不当或系统运行年限较长所致。3硬件故障： 这类故障主要指DCS系统中（I/O模块）损坏造成的故障。这类故障一般比较明显且影响也是局部的，它们主是由于使用不当或使用时间较长，模块内元件老化所致。4软件故障： 这类故障是软件本身所包含的错误所引起的。软件故障又分为系统软件故障和应用软件故障。系统软件是DCS系统所带来的，若设计考虑不周，在执行中一但条件满足就会引发故障，造成停机或死机等现象。此类故障并不常见，应用软件是用

7、户自己编定的，在实际工程应用中，由于应用软件工作复杂，工作量大，因此应用软件错误几乎难以避免，这就要求在DCS系统调试及试运行中十分认真、仔细，及时发现并解决。5操作使用不当造成故障： 在实际运行操作中，有时会出现DCS系统某功能不能使用或某控制部份不能正常工作，但实际上DCS系统并没有故障，而是操作人员操作不熟练或操作错误所引起的。这对于初次使用DCS系统的操作工较为常见。DCS系统一旦出现故障，正确分析和诊断故障发生的部位和原因是当务这急，故障的诊断是根据经验、根据发生故障的环境和现象来确定故障的部份和原因。根据平时在工作中对系统故障处理的经验和方法，对DCS系统故障诊断可按下述步骤来进行

8、：（1） 是否为使用不当引起的故障。这类故障常见的有供电电源故障、端子接线故障、模块安装错误、现场操作错误等。（2） 是否为DCS系统操作错误引起的故障。这类故障常见的有某整定参数整定错误、某设定状态错误造成的。（3） 确认是现场仪表设备故障还是DCS系统故障。若是现场一次仪表故障，修复相应现场仪表或更换一次仪表。（4） 若是系统故障，应确认是硬件故障还是软件故障。（5） 若是硬件故障，则找出相应硬件部位，修复或更换硬件模块。（6） 若是软件故障，还应确定是系统软件故障还是应用软件故障。（7） 若是系统软件有故障，可重启动看是否能恢复正常或重新装载系统软件，重新启动后若不能恢复则与系统管理人员

9、或系统厂家联系解决。（8） 若应用软件故障，可检查用户编写的程序和组态的所有数据，找出故障原因。（9） 利用DCS系统的自诊断测试功能。DCS系统的各部份的设计有相应的自诊断功能，在系统发生故障时，一定要充分利用这一功能来分析和判断故障的部位和原因。 在实际应用中，对DCS系统故障要根据实际情况去分析和判断。在实际使用过程中，现场常见的系统硬件故障一般包括如下几方面：（1） 系统模块和元件故障，可能产生的原因是元器件质量不良、使用条件不当、调整不当、错误的接线引入不正常电压而形成的短路等。有时由于现场环境的因素，如温度、湿度、灰尘、振动、冲击、鼠害等原因也会造成系统硬件故障。（2） 线路故障：

10、可能产生的原因是，电缆导线端子、插头损坏或松动造成接触不良，或因接线错误、调试中临时接线、折线或跨接线不当，或因外界腐蚀损坏等。（3） 电源故障：可以产生的原因是供电线路事故，线路负载不匹配可引起系统或局部的电源消失，或电压波动幅度超限，或某元件损坏，或误操作等产生电源故障。软件故障包括：（1）程序错误，设计、编程和操作都可能出现程序错误，特别是联锁、顺控软件，不少问题是由于工艺过程对控制的要求未被满足而引起的。（2）组态错误：设计和输入组态数据时发生错误，这可以调出组态数据显示进行检查和修改。 由于DCS系统的都带有自诊断程序，系统能及时对挂在总线上或网络上的各回路及功能模块进行周期诊断。通

11、过诊断，如发现异常现象，其内容就被编成代码或相应的故障提示，经由总线的操作站传递信息，从而在CRT上显示和报告故障发生的位置。通过CRT了解故障情况后，应进一步通过机柜里插卡或者模块上的一系列发光二极管的显示状态，查询不正常状态的故障内容。插卡或模块外部的故障则要逐步检查分析。常用的故障判断方法有：（1） 直接判断法：根据故障现象，范围、特点以及故障发生的记录直接分析判断产生的原因和故障部位，查出故障。（2） 外部检查法：对一些明显的有外部特征的故障，通过外部检查，判断故障部位，如插头松动、断线、碰线、短路、元件发热烧坏、虚焊、脱焊等。有的故障，特别是暂时性故障，可以通过人为摇动，敲击来发现故

12、障。（3） 替换对比法：对有怀疑的故障部件，用备件或同样的插卡或模块进行替换，或相互比较，但要注意，替换前，要先分析排除一些危害性故障，如电源异常、负载短路等引起元件损坏的故障，若不先排除，则替换上的插件或模块会继续损坏。（4） 分段查找法：当故障范围及原因不明时，可对故障相关的部件、线路进行分段，逐段分析检查、测试和替换。（5） 隔离法：可以分段查找法相配合，将某些部位或线路暂时断开，观察故障现象变化情况，逐步缩小怀疑对象，最终查出故障部位，进行处理或更换。对于组态错误，只要确认认为存在组态错误，只要核对组态表格及组态数据，对相应的组态数据进行修改即可，一般不存在困难。另外，充分利用系统厂家

13、提供的故障检查流程图和故障诊断表也是快速诊断和判断处理故障的方法。通常在实际工作中，经常遇到的DCS系统故障，还有死机、黑屏及通信故障，这些故障通常导致工艺参数不能显示，严重时导致工艺系统停车，如死机故障产生的原因是多方面的，有的是因为操作不当所致，更多的原因是由于模块或插件故障所引起的，如显示器故障。主机故障，通信故障产生的原因多由通信线路、网卡及网络接线器故障所引起。 上述是针对DCS系统采用的故障判断和处理的一些方法，但是，现场故障是千变万化的，在实际处理过程中，要结合实际情况加以分析和处理，同时借助专家故障诊断系统及DCS供应商的技术支持，利用现代网络技术进行远程诊断和处理，已是一种快

14、捷有效的故障判断和处理方法。虽然专家诊断系统还不完善，还在不断的发展中，但对我们进行DCS系统的故障判断和处理是有帮助的。在日常工作中，除了掌握相应的故障判断和处理方法外，更应该加强系统的日常维护，防范系统故障的发生，同时采取相应的管理措施来保证系统的安全可靠，如：加强DCS系统的环境和操作管理，加强防静电措施和良好的屏蔽，控制室要加强防雷措施并应该有安全可靠的接地系统等。第二章 热工自动化事故案例案例一 控制器重启引发机组跳闸1.1事件经过 2001年11月1日，A电厂4号机组停机前有功负荷270MW，无功96MVar，A、B励磁调节器自动并列运行，手动50Hz柜跟踪备用。14时26分，事故

15、音响发出，发电机出口开关、励磁开关跳闸，调节器A柜退出运行、调节器B柜退出运行等报警信号发出，机组解列。对ECS控制系统检查、试验，发现#14控制器发生故障已离线，与之冗余的34控制器发生重启，更换了#14和34控制器主机板后，机组重新启动，不久，发变组与系统并列。1.2原因分析 根据历时数据分析，13时31分，#14控制器硬件故障而离线运行，热备用的#34控制器自动由辅控切为主控。14时26分，#34控制器由于通讯阻塞引起WATCHDOG误判断，致使控制器重启。由于控制器控制励磁调节器的方式为长信号，没有断点保护功能，#34控制器重启后，不能自动回到断点前的状态，导致A、B调节器自动退出运行

16、，手动50Hz柜自动投入。由于发电机失磁，发电机端电压下降，导致厂用电源电压降低，手动50Hz柜输出电压继续降低，手动50Hz柜投入后发电机没有脱离失磁状态，直至切除励磁装置，造成发电机失磁保护动作，发电机出口开关跳闸。 #14控制器和#34控制器控制发变组设备，包括厂用电切换的备自投继电器接点BK，#34控制器重启后，BK自动复位，继电器接点断开，BK投到退出位置，造成6KV电源开关6410、6420开关自投不成功。1.3防范措施1.3.1将故障控制器更换。后来制造厂确认这一批主板晶振存在问题，同意免费更换，利用停机机会更换4号机组所有控制器主板。1.3.2增加任一控制器、I/O卡、通讯卡离

17、线报警功能。1.3.3程序内部WATCHDOG的时间设置太短，易造成误判断，对所有控制器进行软件升级。1.3.4调节器AQK、BQK方式开关和厂用电备自投BK开关组态图增加断点保护功能，防止控制器自启动后，励磁调节器和厂用电自投开关退出运行。1.3.5检查ECS系统的所有组态，对存在以上问题的逻辑进行修改。1.3.6联系调节器厂家，使调节器内部可以作到运行状态自保持，将控制器控制调节器的方式改为短脉冲信号控制。1.3.7在ECS内增加手动50Hz柜输出电压自动跟踪功能。案例二 在线传代码致使机组解列1.1事件经过 2002年7月12日，B电厂5机组监盘人员发现机组负荷从552MW迅速下降，主汽

18、压力突升，汽轮机调门开度，由原来的20%关闭到10%并继续关闭，高调门继续迅速关闭至0%，机组负荷降低至5MW，运行人员被迫手动紧急停炉，汽轮机跳闸，发电机解列。1.2原因分析DCS与汽轮机控制系统分别由两家国外公司制造，两系统差异较大，通讯问题没有很好地解决，存在一些难以消除的缺陷。热控人员在DCS工程师站上向负责DCS与汽轮机控制系统通讯的PLC传送通讯代码时，DCS将汽轮机阀位限制由正常运行中的120%修改为0.25%，造成汽机1、2、3号调门由20%关闭至0%，机组负荷由552MW迅速降至5MW。1.3防范措施1.3.1机组运行期间，禁止DCS传代码工作。1.3.2机组停运期间，DCS

19、传代码时，应经运行班长同意，并做好安全措施。1.3.2将DCS操作员站对汽轮机控制系统操作员站画面进行操作的功能闭锁，但在DCS操作员站上仍能监视到汽轮机控制系统的信息。案例三 DCS工作站时钟混乱引发DCS失灵1.1事件经过： 2001年8月3日，C电厂2号机组负荷200MW，#1至#9控制器处于控制方式，#51至#59控制器处于备用方式。8时23分，各控制器依次发NTP报警，历史站报警窗口显示如下：Aug308：23：50drop77NTP：toomanyrecvbufsallocated（30）Aug308：23：50drop47NTP：toomanyrecvbufsallocated（

20、30）8时26分，#2控制器脱网，#52控制器切为主控；11时05分，#52控制器脱网；13时39分，#7控制器脱网，#57控制器切为主控，在#7控制器向#57控制器切换瞬间，由该控制器控制的A、B磨煤机跳闸；15时11分，#9控制器脱网，#59控制器切为主控，在#9控制器向#59控制器切换瞬间，由该控制器控制的E磨煤机跳闸；15时51分，#1控制器脱网，#51控制器切为主控，在#1控制器向#51控制器切换瞬间，由该控制器控制的A引风机动叶被强制关闭。15时22分，重启操作员站drop213（备用时钟站），NTP报警未消失；15时35分，重启历史站，NTP报警未消失；15时59分，重启工程师站

21、（主时钟站），NTP报警基本消失；16时09分，重启历史站，16时30分，系统恢复正常。1.2原因分析NTP软件的作用就是维持网络时钟的统一，主时钟设置在工程师站上，备用时钟设置在操作员站上。控制器脱网原因为主时钟与备用时钟不同步造成系统时钟紊乱，从而造成NTP报警导致控制器脱网。NTP故障的原因有两种可能，一种是主频为400MHz工作站，不同于1号机组的270MHz(SUN公司在400MHz工作站上对操作系统有较大改进)工作站，2号机组所用的1.1版本软件在400MHz工作站上未测试过，不能确保1.1版本软件在此配置上不出问题。另一种是主时钟与备用时钟不同步，在8月3日控制器脱网后，曾发现D

22、rop214的时钟比其它站快了2秒,当时Drop214的画面调用速度较慢，经重启后正常，并且NTP时钟报警是在系统运行73-75天左右才出现的，估计是系统时钟偏差积累到一定程度后导致主、备时钟不同步，而引起系统时钟紊乱，最终导致控制器脱网。NTP时钟故障使控制器脱网，处理不及时会使报警的控制器依次脱网，从而导致整个控制系统瘫痪。1.3防范措施1.3.1根据本次故障现象，制造商将软件由1.1版本升级为1.2版本。1.3.2为确保控制系统可靠运行，定期重启主时钟和备用时钟站。1.4D电厂5号机组在2002年试运期间曾发生DCS时钟与GPS时钟不同步，引发DCS操作员站失灵事件。由于网上传送的数据均

23、带时间标签，时钟紊乱后会给运行机组带来严重后果，基本情况与C电厂2号机组类似。采取的措施是暂时断开GPS时钟，待软件升级和问题得到根本解决后，再恢复GPS时钟。案例四 CABLETRON集线器总通讯板故障导致MFT误动1.1事件经过2002年1月1日，E电厂1号机组负荷250MW，#51至#59控制器处于控制方式，#1至#9控制器处于备用方式，A、B、C、E、F磨煤机运行。18时57分，所有磨煤机跳闸（直吹炉），MFT动作，机组跳闸。1.2原因分析经分析，确认是DCS集线器的总通讯板故障，导致连在其上的所有控制器同时发生切换，在控制器向备用控制器切换过程中，#57、#58、#59控制器PK键信

24、号误发（这三个控制器属FSSS系统），即CRT上磨煤机跳闸按钮的跳闸和确认指令同时发出，使所有磨煤机跳闸，导致MFT动作。1.3防范措施 CABLETRON集线器属于早期产品，目前在市场上购买备件已比较困难，采用CISCO集线器来取代CABLETRON集线器。案例五 冗余控制器失灵造成机组跳闸1.1事件经过2003年3月23日，F电厂3机组停机前电负荷115MW，炉侧主汽压9.55MPa，主汽温537，主给水调节门开度43%，旁路给水调节门开度47%（每一条给水管道均能满足100%负荷的供水），汽包水位正常；其它各参数无异常变化。监盘人员发现锅炉侧部分参数显示异常，各项操作均不能进行，同时炉侧

25、CRT画面显示各项自动已处于解除状态。调自检画面发现#3控制器离线，#23控制器处于主控状态。运行人员立即联系热工人员处理，同时借助汽机侧CRT画面监视主汽压、主汽温，并对汽包电接点水位计和水位TV加强监视，主汽压在9.09.6MPa波动、主汽温在510540波动、汽包水位在+75-50mm波动，维持运行。几分钟后，热工人员赶到现场，发现#3控制器离线、#23控制器为主控状态，但#23控制器主控下的I/O点（汽包水位、主汽温、主汽压、给水压力、等）均为坏点，自动控制手操失灵。经过多次重启，#3控制器恢复升为主控状态。在释放强制的I/O点时，监盘人员发现汽包水位急剧下降，就地检查发现旁路给水调节

26、门在关闭状态，手动摇起三次均自动关闭，汽包水位TV和显示表监视不到水位，手动停炉、停机。1.2原因分析根据能追忆到的历史记录分析，可以推断#3控制器（主控）故障前，#23控制器（辅控）因硬件故障或通讯阻塞，已经同I/O总线失去了通讯。当#3控制器因主机卡故障离线后，#23控制器升为主控，但无法读取I/O数据，造成参与汽水系统控制的一对冗余控制器同时失灵，给水自动控制系统失控，汽包水位保护失灵。在新更换的3控制器重启成功后释放强制点的过程中，DCS将旁路给水调节门指令置零（逻辑如此设计是为了在控制器故障时，运行机组向更安全的方向发展），关闭旁路调节门。而旁路调节门为老型号的阀门，相当于解除了自保

27、持的电动门（接受脉冲量信号），切手动时不能做到电气脱扣，因此，紧急情况下不能顺利打开，造成汽包缺水。1.3防范措施1.3.1更换#3、#23控制器主机板，同时考虑增加主机板的备品储备。1.3.2增加通讯卡，使控制器与I/O卡之间的通讯为冗余的。1.3.3对所有控制器、I/O卡、BC卡的通讯进行监测，增加脱网逻辑判断功能，生成报警点并进行历史记录。一旦控制器工作异常，可及时报警并处理。1.3.4增加控制器超温报警功能，在控制器出现故障之前可以采取措施，将事故消灭在萌芽之中。1.3.5汽包水位等重要调节、保护系统的输入信号，一般应为三路相互独立的信号，通过分流器将这三路信号变成六路信号，分别进六块

28、端子板和AI卡件，送入两对控制器，一对控制器用于调节、保护，另一对控制器只参与保护。这样可以很好地解决一对冗余的控制器同时故障时，重要保护失灵的问题。1.3.6更换重要自动调节系统的执行机构，使之具有完善的操作功能。1.3.7DCS失灵时，若主要后备硬手操或监视仪表不能维持正常运行，运行人员应立即停机、停炉。1.3.8关闭MIS系统接口站中的所有硬盘共享功能，确保DCS系统同MIS系统只具备单向通讯功能。案例六 DCS公用系统故障导致两台机组同时停运事故分析纳雍发电总厂装机8300MW，其中38号机组DCS采用上海新华控制公司的XDPS400系统，每个循泵房设置远程控制站（两机公用），通过光纤

29、连接到DCS公用网络，在单元机组操作员站进行监控。2005-4-7，因DCS公用控制系统故障，3、4号机组运行中3台循泵同时跳闸，导致两台机组同时低真空停运，并造成两台机组凝汽器循环水出水管道垫子因发生水锤损坏多处的严重事故；经紧急抢修于次日启动后再次发生运行中3台循泵同时跳闸，由于机组负荷低，且抢救及时，未造成停机事故。在本次事故处理过程中暴露出的问题、采取的改进措施和汲取的经验教训都具有一定典型性，尤其在新建机组工程设计和施工调试阶段应引以重视。1、事故前运行方式 3、4号机组负荷均为310MW，循环水系统扩大单元制运行，#5、#6、#7循泵运行，#8循泵联锁备用，循泵出口联通管#1、#2

30、电动蝶阀开足。2、事故经过 14:07，DCS循环水系统发出卡件故障报警，接着3、4号机组循环水系统所有泵、电动阀门同时发生误跳、误动：#5、#6、#7循泵同时跳闸，#8循泵自启；#1冷却水泵跳闸，#2冷却水泵自启；循泵出口母管连通管电动蝶阀#1、#2自关；#3、#4冷却塔循环水进水门自关；工业水回水电动蝶阀#1、#2自关，工业水回水电动蝶阀3自开。 14:09，4号机组真空低保护动作跳闸。 14:10，3号机组低真空保护动作跳闸。 14:18，发现3、4号机组0米凝汽器胶球网处法兰大量漏水，凝汽器出水管垫子吹损，遂破坏真空，保压停炉进行抢修。次日10:42，4号机通循环水，13:35并网；1

31、2:10，3号机通循环水，13:48并网。15:06，#2循泵房所有设备再次同时发生误跳、误动。因#6循泵自启，3号机循环水压力得以保住；运行人员抢合#8循泵成功，4号机循环水压力得以保住。 鉴于DCS公用循环水系统频发故障，在未找到真正原因并加以解决之前，为防止再次发生事故，制定了循环水系统运行的应急措施方案：将#2循泵房远程控制柜内4台循泵及出口液控蝶阀的跳闸继电器全部拔除，避免DCS引起设备误动；循环水系统采用单元制运行，运行派专人加强就地监视，循泵停运操作在电气监控系统上进行。3、事故原因分析 3.1从DCS系统查看各动作设备的跳合闸或开关指令，均无输出，运行也无相关操作记录，排除CR

32、T盘上人为误操作可能。 3.2查看各循泵、出口蝶阀、连通管联络门、冷却塔循环水进水电动门、冷却水泵、工业水回水电动门等状态，发现所有设备均在同一时刻发生误动，排除某些设备先动再联动其它设备可能。 3.3由于循泵跳闸的同时伴随循泵出口母管连通管#1、#2联络门自关，#3、#4塔循环水进水电动门自关、#1冷却水泵跳闸、工业回水电动门#1、#2自关，这些设备均没有循泵跳闸联动的逻辑，控制电源也取自不同的MCC盘，除交流电源外还有直流电源，段上供电设备除#2循泵房外均运行正常，所以可以排除动力电源的影响。 3.4查看DCS报警历史，发现跳泵前1秒均发生有DPU64/84 #1站和#2站卡件故障报警。进

33、一步查看#1、#2站各卡件的报警累积记录，每块卡件均发生2次以上的报警，初步判断公用循环水控制系统发生故障是导致事故的原因。 结合事故现象和各设备状态历史趋势仔细分析后发现：#2循泵房所有非DCS控制的设备未误动、进入DCS控制但配电箱拉开的设备未误动，而所有由DCS控制的设备均在同一时刻发生了误动。判断事故发生时DCS远程控制柜所有出口继电器同时带电动作，使得所有设备反态动作(运行设备自停、备用设备自启)。这一结论经试验得到证实。 进一步检查继电器误动原因，发现远程柜电源系统和接地系统在设计和施工方面均存在大量安全隐患。经贵州电力试验研究院、DCS厂家和电厂技术人员共同对远程柜反复进行电源系

34、统品质测试、接地系统噪声测试、电源切换试验、电源降压试验，除未捕捉到继电器误动现象外，其它事故中发生的现象均已出现。经分析试验采取的手段有限，不可能完全模拟出事故时突发恶劣工况，如瞬间大幅压降和大能量电磁干扰等，但足以证明远程柜电源系统和接地系统不符合规范是造成本次事故的根本原因。4、改进措施4.1 远程柜电源系统改进措施 (1)将远程柜的两路电源进线(UPS和保安段)均由1根2.5mm的线改为2根2.5mm的线并接，以降低线损电压，经测试提高电源电压35V。 (2)将远程柜空调的电源改接到就地MCC盘上，减小空调启停对远程柜供电电压的影响。 (3)将B路电源(保安段)增加一小型UPS(1kv

35、A，6min)，防止电源瞬间突降。4.2 远程柜接地系统改进措施 (1)在远程柜同底座槽钢间增加胶木板，将远程柜与低压电气柜用胶木板绝缘隔离，使机柜完全浮空。 (2)重新在循泵房外电缆沟内选择接地点（接地电阻0.22，厂家要求2.5）。 (3)将远程柜光纤盒内两根钢丝加上绝缘。 (4)将24V电源接地线接地。4.3 DCS改进措施 (1)按危险分散的原则重新分配DO通道，使一块卡件只控制一台循泵。 (2)增加卡件故障次数自动累计功能，便于分析。 (3)将远程柜两路电源状态和2个备用继电器的输出接点引入DCS，对设备的运行状态进行全程监控、记录。 以上改进措施实施后，未立即恢复循泵跳闸继电器，3

36、、4号机循环水系统继续在严密监视状况下运行了3个月，未再发生任何异常。2005-7-29，将所有循泵和出口蝶阀跳闸继电器装复后，循环水系统一直稳定运行至今。至此，可认为事故隐患已经消除。5、取得的经验教训 5.1 循环水系统由于运行中设备操作少，电厂基本都是无人值守，因此对其控制系统安全稳定性的要求更为突出。一旦发生故障，尤其在扩大单元制运行时，会直接威胁到两台机组的安全运行，造成的后果极为严重，设计时应对厂家硬件配置、图纸方案严格审查，做到一劳永逸。 5.2 循泵房环境远较电子设备间差，远程控制装置应充分考虑现场温湿度、防尘、防电磁干扰等因素，并为所增设防护设施考虑完善配套解决方案。 5.3

37、 施工单位为图方便，循泵房DCS控制装置电源往往直接从就地低压电气盘柜取，而循泵房低压电气设备一般属3类负荷，电源可靠性较低，甚至未达到两路冗余，在安装验收时应加以注意检查。 5.4 设计时远程柜电源电缆由热工专业开列，很难精确计算电缆长度和线损可能造成的压降，在安装时应现场实际测量电缆走向确定长度后，再根据控制装置负载大小核算电源电缆线径，确保电源品质。 5.5 电厂平面设计时循泵房通常距主厂房较远，在丘陵山区其地基多采用回填处理，周围设置接地桩不能满足要求，只有电气接地网覆盖该区域，实际工程中又不可能为远程柜设置单独接地点，因此循泵房远程柜接地点的选择尤为重要，应与附近电气设备接地点保持足

38、够距离，防止干扰反窜。案例七 漳泽电力股份漳泽发电厂DCS系统#20DPU柜AI卡件故障，#4机（210MW）停机发生时间： 2005年1月2日1.事件描述1.1事件发生前状态 #4机组有功215MW，无功39Mvar,主汽压力12.67MPa/12.68 MPa,主汽温度530/535,再热汽压力2.31 MPa/2.3 MPa，再热汽温534/535/533/535，其它参数正常。1.2事件过程 1月1日13时55分，#4机组有功负荷突变至300MW，高、中压调速汽门关闭，锅炉过热器、再热器压力升高，过热器安全门、再热汽安全门动作,负荷下降至38MW。压力下降后#4-2再热汽安全门不回座，

39、#4炉投油，维持参数。 1月1日14时40分，热工人员更换#20DPU柜AI卡后，逐渐恢复负荷至110MW， 检修继续处理#4-2再热汽安全门不回座缺陷。 1月2日3时32分，#4-2再热器安全门不回座故障经处理无效，申请中调批准，#4炉停炉消缺。 1月2日3时35分，#4机打闸停机。 1月2日23时40分，对故障的#4-2再热器安全门更换阀杆、阀芯后,报中调同意，#4炉点火。 1月3日9时10分，#4发电机组与系统并列。2.事件原因及纠正行动2.1原因分析2.1.1 DCS系统AI卡件故障是事件发生的主要原因 事件发生后，热工人员检查发现DCS系统#20DPU柜AI卡件（模拟量输入卡件，测点

40、有发电机有功功率信号2、凝汽器真空信号2、主汽压力信号2）CPU、COM灯不亮，判断为DCS卡件故障。#4机组正常运行方式为协调（CCS）控制下的负荷方式，DCS控制系统中发电机有功功率信号有两路AI输入，在DCS内部经过逻辑判断，二选一高选作为DCS控制系统实发功率信号，DCS卡件故障使系统误以为发电机有功功率为300MW（当时机组目标负荷设定值为215MW），导致DCS系统误发指令，将汽机高、中压调速汽门关闭。汽机#4-2、#4-4高调门，所有中调门同时关闭， #4-1、#4-3高调门在关闭过程中在52%左右保持1分钟后才继续关闭，使再热器压力升高，再热器安全门动作。2.1.2 #4-2再

41、热汽安全门不回座是造成事件扩大的重要原因 在再热器安全门动作过程中，流过安全门阀芯的蒸汽使阀芯和阀杆在高速汽流作用下剧烈震荡，振断阀芯导向翼，使阀芯阀杆失去径向约束，从而更加剧了阀芯的摆动，导致阀杆与活塞挂接处猛烈撞击，阀杆和活塞连接最终脱开，导致#42再热器安全门主阀动作后无法回座。2.2纠正行动2.2.1漳泽发电厂DCS系统逻辑组态不完善，建议改为：1、增加信号品质判断功能，当任一路发电机功率信号超出正常值范围时，逻辑判断应予以剔除，不影响DCS控制，并发出报警信号。2、当两路发电机有功功率信号出现偏差并大于20MW，发出报警信号。3、当以上两种情况任意一种出现时，DCS应将CCS（协调控

42、制）切除，将DEH运行方式切为阀位控制方式，以避免功率信号故障引起负荷大幅波动。2.2.2 对#4-1、#4-3高压调门在50%左右停留1分钟的原因进行分析，并要求设备制造厂家提供相关的资料。2.2.3 再热器安全门主阀为原苏联产品，结构上存在安全门动作后阀芯脱落从而无法回座的可能。一方面对故障的#4-2再热器安全门更换阀杆、阀芯，另外对同类型的安全门从结构上予以改造，必要时进行更换。案例八 沁北#1炉MFT事故报告事故前运行方式：2005年 3 月 26 日 #1机组负荷600MW，协调方式； 1A、1B、1C、1D、1E磨煤机均带47t/h自动运行，1F磨煤机检修；主汽温度560，主汽压力

43、24.2Mpa，再热器压力3.8Mpa、再热器温度533，机组运行正常。事故经过：12时39分28秒，1炉MFT动作，首出为失去燃料保护动作，汽机跳闸、发电机自动解列。12时40分，1机做停机处理；14时10分，1炉点火；15时03分，1机冲车；15时16分，1机与系统并列；17时45分，投协调、负荷带至400MW。 四、原因分析： 事故发生后26日、27日热工检修人员对锅炉MFT跳闸组合继电器控制回路及设备进行了检查，未发现异常；对本次事故涉及到的控制器内的保护逻辑进行了检查，未发现异常；运行人员、热工检修人员分别依据SOE报表（26日运行部打印1份后丢失）、OIS18操作员站操作及事件报警

44、记录、SIS系统历史曲线等进行了分析，基本得出停机顺序为：2台一次风机全部失去逻辑信号误发5台运行磨煤机相继跳闸锅炉MFT失去燃料保护动作停炉联停2台一次风机，但对于产生2台一次风机全部失去逻辑信号未得到统一认识；29日14时30分在策划部安监、生技专工组织监督下，检修部热工专业、运行部共同在#1机组上做了现场模拟停机试验，即将一次风机送试验位、1B一次风机出口挡板送电，依次做了“在1B一次风机出口挡板全开状态下瞬间接入阀门故障信号”试验、“在1B一次风机出口挡板全开状态下瞬间中断全开信号”试验及“在1B一次风机出口挡板全开状态下运行人员手动操作关、随后立即操作开”等3项试验，试验结果为第1项

45、、第3项试验过程中系统运行未见异常，第2项试验过程中通过操作员站操作及事件报警记录窗口监视事件记录顺序为：1B一次风机出口挡板MSDD“开”状态报警信号1D磨煤机来“失去全部一次风机跳闸”信号1D磨煤机跳闸继电器动作信号1B一次风机出口挡板MSDD“开”状态报警消失信号等，基本与#1机停机前事件报警记录一致，因此本次停机原因可以确定如下： 1、1B一次风机出口挡板全开状态信号回路故障造成信号瞬间消失，导致控制器误发“2台一次风机全部失去”逻辑信号，继而5台运行磨煤机相继跳闸，最终锅炉MFT失去燃料保护动作停炉。 2、1A一次风机出口挡板长期故障，造成“2台一次风机全部失去”逻辑中1A一次风机回

46、路已动作，即“2台一次风机全部失去”逻辑50%生成，而当1B一次风机回路故障时保护逻辑信号输出，最终锅炉MFT动作停炉。 3、“2台一次风机全部失去”保护逻辑设计不合理，不应该引入“一次风机出口挡板全开”信号，导致当现场一次设备故障时误发保护动作信号。 五、暴露出的问题及防范措施： 1、检修部热工专业取消目前#1机组“2台一次风机全部失去”控制逻辑中“一次风机出口挡板全开”信号，#2机组采取暂时屏蔽信号的方法，待机组停运时彻底取消，期间要求运行部做好因上述信号屏蔽而造成的系统运行方式变更措施及事故预想工作；另外策划部组织运行部、检修部专业人员举一反三全面普查目前机组保护控制逻辑中存在的过保护问

47、题，并及时提出变更方案。上述全部工作4月8日前完成。 2、检修部热工专业应加强对机组重要阀门、档板设备的检查维护工作，定期开展紧固接线端子、测线路绝缘、馈电回路检查及电动头控制装置功能测试等工作，保证重要阀门、档板设备反馈信号的可靠性。要求检修部热工专业利用本次#1机组D级检修将#1机组重要阀门、档板设备全部检查测试完成；#2机组利用日常设备巡检时陆续完成，时间控制在4月30日前。 3、针对本次事故中1A一次风机出口挡板长期故障造成50%保护动作生成的现象，检修部热工专业及控制逻辑审查小组成员应深刻反思，提高自身安全意识、提高自身业务水平，在今后工作中坚决杜绝类似现象发生。同时要求检修部热工专

48、业利用周安全活动时间开展针对性学习。 4、针对本次事故停炉过程中操作员站操作及事件报警记录无磨煤机“分闸”信号报警缺陷，要求检修部热工专业将目前的磨煤机“合闸”信号报警修改为“非合闸”信号报警，此项工作#1机组4月8日前完成，#2机组利用随机停磨时间陆续完成。 5、针对目前我厂机组热控系统SAMA图不完善情况，要求检修部热工专业在10月31日前完成修改、补充工作，策划部11月30日前完成印刷工作并下发至运行、检修及专业管理人员。 6、针对本次事故发生后SOE报表丢失的现象，规定自本通报下发之日起机组运行中事故发生后SOE报表的打印、收集、保管、传递工作由运行部负责，并在第一时间内将打印原件传递

49、至策划部安监人员，如相应专业需要报表时可予以复印。 7、从本次事件中还可以看出，目前我厂的逐级汇报制度执行的不顺畅。在问题出现后，值长应及时通知部门及策划部安监，以便于人员及时到位，掌握第一手资料，便于事故的分析判断。 六、责任认定： 1、本次事件的主要原因是“2台一次风机全部失去”保护逻辑设计不合理，不应该引入“一次风机出口挡板全开”信号，导致当现场一次设备故障时误发保护动作信号。 2、此次事件的直接原因是检修人员对现场保护不熟悉，对1A一次风机出口挡板故障未引起足够的重视，在1B一次风机出口挡板全开状态信号回路故障造成信号瞬间消失的情况下，导致控制器误发“2台一次风机全部失去”逻辑信号，继

50、而5台运行磨煤机相继跳闸，最终锅炉MFT失去燃料保护动作停炉。 案例九 浙江省电厂分散控制系统故障分析1 测量模件故障典型案例分析 测量模件异常引起的机组跳炉、跳机故障占故障比例较高，但相对来讲故障原因的分析查找和处理比较容易，根据故障现象、故障首出信号和SOE记录，通过分析判断和试验，通常能较快的查出异常模件。这种异常模件有硬性故障和软性故障二种，硬性故障只能通过更换有问题模件，才能恢复该系统正常运行;而软性故障通过对模件复位或初始化，系统一般能恢复正常。比较典型的案例有三种: (1)未冗余配置的输入/输出信号模件异常引起机组故障。如有台130MW机组正常运行中突然跳机，故障首出信号为轴向位

51、移大，经现场检查，跳机前后有关参数均无异常，轴向位移实际运行中未达到报警值保护动作值，本特利装置也未发讯，但LPC模件却有报警且发出了跳机指令。因此分析判断跳机原因为DEH主保护中的LPC模件故障引起，更换LPC模件后没有再发生类似故障。另一台600MW机组，运行中汽机备用盘上汽机轴承振动高、汽机跳闸报警，同时汽机高、中压主汽门和调门关闭，发电机逆功率保护动作跳闸;随即高低压旁路快开，磨煤机B跳闸，锅炉因汽包水位低MFT。经查原因系#1高压调门因阀位变送器和控制模件异常，使调门出现大幅度晃动直至故障全关，过程中引起#1轴承振动高高保护动作跳机。更换#1高压调门阀位控制卡和阀位变送器后，机组启动

52、并网，恢复正常运行。 (2)冗余输入信号未分模件配置，当模件故障时引起机组跳闸:如有一台600MW机组运行中汽机跳闸，随即高低压旁路快开，磨煤机B和D相继跳闸，锅炉因炉膛压力低低MFT。当时因系统负荷紧张，根据SOE及DEH内部故障记录，初步判断的跳闸原因而强制汽机应力保护后恢复机组运行。二日后机组再次跳闸，全面查找分析后，确认2次机组跳闸原因均系DEH系统三路安全油压力低信号共用一模件，当该模件异常时导致汽轮机跳闸，更换故障模件后机组并网恢复运行。另一台200MW机组运行中，汽包水位高值，值相继报警后MFT保护动作停炉。查看CRT上汽包水位，2点显示300MM，另1点与电接点水位计显示都正常

53、。进一步检查显示300MM的2点汽包水位信号共用的模件故障，更换模件后系统恢复正常。针对此类故障，事后热工所采取的主要反事故措施，是在检修中有针对性地对冗余的输入信号的布置进行检查，尽可能地进行分模件处理。 (3)一块I/O模件损坏，引起其它I/O模件及对应的主模件故障:如有台机组 CCS控制模件故障及一次风压高低报警的同时，CRT上所有磨煤机出口温度、电流、给煤机煤量反馈显示和总煤量百分比、氧量反馈，燃料主控BTU输出消失，F磨跳闸(首出信号为一次风量低)。4分钟后CRT上磨煤机其它相关参数也失去且状态变白色，运行人员手动MFT(当时负荷410MW)。经检查电子室制粉系统过程控制站(PCUO

54、l柜MOD4)的电源电压及处理模件底板正常，二块MFP模件死机且相关的一块CSI模件(模位1-5-3，有关F磨CCS参数)故障报警，拔出检查发现其5VDC逻辑电源输入回路、第4输出通道、连接MFP的I/O扩展总线电路有元件烧坏 (由于输出通道至BCS(24VDC)，因此不存在外电串入损坏元件的可能)。经复位二块死机的MFP模件，更换故障的CSI模件后系统恢复正常。根据软报警记录和检查分析，故障原因是CSI模件先故障，在该模件故障过程中引起电压波动或I/O扩展总线故障，导致它I/O模件无法与主模件MFPO3通讯而故障，信号保持原值，最终导致主模件MFPO3故障(所带A-F磨煤机CCS参数)，CR

55、T上相关的监视参数全部失去且呈白色。2 主控制器故障案例分析 由于重要系统的主控制器冗余配置，大大减少了主控制器异常引发机组跳闸的次数。主控制器异常多数为软故障，通过复位或初始化能恢复其正常工作，但也有少数引起机组跳闸，多发生在双机切换不成功时，如: (1)有台机组运行人员发现电接点水位计显示下降，调整给泵转速无效，而CRT上汽包水位保持不变。当电接点水位计分别下降至甲-300mm，乙-250mm,并继续下降且汽包水位低信号未发，MFT未动作情况下，值长令手动停炉停机，此时CRT上调节给水调整门无效，就地关闭调整门;停运给泵无效，汽包水位急剧上升，开启事故放水门，甲、丙给泵开关室就地分闸，油泵

56、不能投运。故障原因是给水操作站运行DPU死机，备用DPU不能自启动引起。事后热工对给泵、引风、送风进行了分站控制，并增设故障软手操。 (2)有台机组运行中空预器甲、乙挡板突然关闭，炉膛压力高MFT动作停炉;经查原因是风烟系统I/O站DPU发生异常，工作机向备份机自动切换不成功引起。事后电厂人员将空预器烟气挡板甲1、乙1和甲2、乙2两组控制指令分离，分别接至不同的控制站进行控制，防止类似故障再次发生。3 DAS系统异常案例分析 DAS系统是构成自动和保护系统的基础，但由于受到自身及接地系统的可靠性、现场磁场干扰和安装调试质量的影响，DAS信号值瞬间较大幅度变化而导致保护系统误动，甚至机组误跳闸故障在我省也有多次发生，比较典型的这类故障有: (1)模拟量信号漂移:为了消除DCS系统抗无线电干扰能力差的缺陷，有的DCS厂家对所有的模拟量输入通道加装了隔离器，但由此带来部分热电偶和热电阻通道易电荷积累，引起信号无规律的漂移，当漂移越限时则导致保护系统误动作。我省曾有三台机组发生此类情况(二次引起送风机一侧马达线圈温度信号向上漂移跳闸送风机，联跳引风机对应侧)，但往往只要松一下端子板接线(或拆下接线与地碰一下)再重新接上，信号就恢复了正常。开始热工人员认为是