8常见故障分析及处理技术.ppt
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分散控制系统,许红兵,火力发电厂热工自动化系统可靠性技术措施与可靠性过程监督,可靠性技术措施内容,一.热工安全考核故障原因分析与处理二.热工自动化系统运行环境与形势,一.热工安全考核故障原因分析与处理,由于设计与设备选型、基建安装与调试、检修维护与技术管理方面等各种原因,使得热工自动化系统与设备的质量可靠性、控制逻辑的完善性和合理性,热工保护信号的取信方式和配置,热工保护联锁信号定值和延时时间的设置,热工技术管理和人员技能,都还存在着不尽人意处,由此引发热工保护系统不必要的误动时有发生。
1.测量模件故障2.主控制器故障3.DAS系统异常4.软件故障5.电源系统故障6.SOE信号准确性7.控制系统接线,8.单点信号可靠性9.电缆10.接地问题11.设备与环境12.热工信号13.原因不明故障案例分析14.热工与其它专业的关系,根据收集到的资料统计,归类热工自动化系统异常引起机组发生二类及以上故障的原因有:
冗余信号共用的模件故障(2水位)联锁设备控制共用的模件故障(2给泵)未设计冗余配置的输入/出信号模件故障引起(档板)一模件损坏导致其它模件及主模件故障,1.测量模件故障,测量模件原因引起机组跳闸故障的比例,DCS应用早期较高,近几年由于硬件资源优化相对下降。
模件“异常”有硬性故障和软性故障二种,前者需通过更换模件能恢复该系统正常运行;后者通过复位或初始化,模件一般又能恢复正常工作。
此类故障原因归常见的归纳以下几种:
重要参数分模件合理配置,是避免此类故障的关键。
主控制器“异常”导致机组跳闸次数,据统计近几年呈上升趋势,其现象主要表现:
控制器误发信号直接导致机组跳闸。
控制器主从切换不成功直接导致机组跳闸。
控制器主从切换过程异常,处理过程不当导致机组跳闸。
故障发生后检查结果:
一、是控制器硬故障,通过更换后恢复正常。
二、是软故障,现象是冗余切换不成功,但跳闸后重新试验一切正常,或通过对控制器复位、初始化等手段,能恢复其正常工作。
2.主控制器故障,2.控制器故障案例一,控制器误发信号直接导致机组跳闸。
某600MW机组采用东芝控制系统,负荷475MW时跳闸,首出信号为“转速信号故障”,检查DEH主控制器B监视模件上“看门狗”和“奇偶校验”报警灯亮(前者一般出现于程序运行异常,后者一般出现于数据传输过程异常)。
查阅逻辑组态,主控制器A和B共享两转速探头输出信号且两个均发生故障时,发出“转速信号故障”跳机。
查阅DCS历史纪录,主控制器A转速显示正常,由此判断“转速信号故障”是由于主控制器B误发信号引起。
2.控制器故障案例二,控制器主、从切换不成功直接导致机组跳闸。
某600MW机组采用西门子PCS7系统,调停前进行DEH控制器切换试验时,CRT画面数据变红且失去监控,中压主汽门关闭,负荷由400MW降至120MW,再热器压力突升,大屏显示“高低加水位高”及“除氧器水位高”报警,运行人员紧急手动停机。
检查DEH工程师站显示CPU冗余丢失报警,DEH控制柜右侧主CPU所有信号灯变红,左侧从CPU为主运行状态。
手动复归右CPU后恢复正常,进行双侧CPU切换试验也无异常。
经分析事件原因是主CPU异常后冗余切换过程中,主从CPU同步失败,数据传输异常导致。
2.控制器故障案例二,控制器主、从切换不成功直接导致机组跳闸。
某机组发生给水操作站运行DPU死机,备用DPU不能自启动,导致汽包水位失控,运行手动MFT。
因风烟系统I/O站运行DPU发生异常,自动向备份DPU切换不成功,引起在同一控制站的空预器甲、乙挡板突然关闭,炉膛压力高MFT,2.主控制器故障3),控制器异常,处理过程不当导致机组跳闸:
某#2机组DCSSYS报警,经检查涉及到机、炉协调控制系统、RB功能、送风机A、B动叶控制;二次风及小风门控制的主控制模件故障,状态灯绿闪,错误信息为NVRAM内存检查错误,从控制器状态灯绿色,在执行状态,但冗余指示8灯不亮,未能完成冗余切换。
在完成当时考虑到的安全措施,并咨询厂家技术人员后,进行手动冗于切换,不成功,操作员站上对应该对BRC的状态量显示紫颜色,对该对BRC离线下后回到执行状态时,送风机动叶自关,引起炉膛压力低低MFT,2.主控制器故障3),事件原因是:
过于相信厂家技术人员水平,故障处理时制订的安全措施不完善,离线下载前,未能将该控制模件所有控制的设备能全部切就地手操,(看运行能否满足)、所有通讯的点隔离(通讯点全部整理),并将与之对应控制模件有连锁关系点和不同PCU柜的硬接线点强制,导致离线下载后,在回到执行状态时的初始扫描过程中,软件初始值引起失控状态值输出引起:
3.DAS系统异常,模拟量信号漂移DCS故障诊断功能设置不全或未设置DCS故障诊断功能设置错误,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,甚至机组误跳闸的故障概率不低,比较典型的这类故障有:
4.DCS软件逻辑故障,软件原因引起的故障,一当发生,真正的原因查找较困难,需对控制系统软件有较全面了解和掌握,才能通过分析、试验,判断可能的故障原因,通常都需厂家人员到现场一起进行。
另外控制系统逻辑不完善也是引起机组跳闸的案例也有多次.这类故障有:
软件不成熟引起系统故障通信阻塞引发故障软件安装或操作不当引起总线通讯故障软件组态错误引起控制系统逻辑不完善引起,5.电源系统故障,DCS的电源系统,通常采用1:
1冗余方式(一路由机组的大UPS供电,另一路由电厂的保安电源供电),任何一路电源的故障不会影响相应过程控制单元内模件及现场I/O模件的正常工作。
但在实际运行中,子系统及过程控制单元柜内电源系统出现的故障仍为数不少,主要有:
电源模件故障电源系统连接处接触不良后备UPS功能失效电源开关质量引起,6.事件信号准确性,SOE系统的信号分辨力无从了解SOE报告内容凌乱SOE报表上多个点的时间标志相同,一旦机组发生MFT或跳机时,运行人员首先凭着SOE信号发生的先后顺序来进行设备故障的判断。
因此SOE记录信号的准确性,对快速分析查找出机组设备故障原因有着较重要的作用。
这方面曾碰到过的问题有:
7.控制系统接线,控制系统接线松动、错误引起机组故障的案例较多,有时此类故障原因很难查明。
此类故障虽与控制系统本身质量无关,但直接影响机组的安全运行,故障现象有:
1)接线松动引起2)接线错误引起3)通讯或接插件的接头松动引起针对此类原因引起的故障,一般在基建监督检查和机组检修中,将手松拉接线以确认是否可靠的方法,列入质量验收内容,减少了因接线原因引起的机组误动。
同时电厂制定了热工控设备通讯电缆随机组检修紧固制度。
8.单点信号引发热工保护系统误动和停机,收集汇总热工保护异常动作情况的分析,发现由单点信号故障导致机组跳闸的误动主要有以下几类:
1)测量元件或测量系统故障2)振动探头异常:
3)位置开关故障:
4)变送器故障:
5)压力开关故障(引风机)6)检修维护不当。
9.测量与控制电缆,1)冗余设备电缆未分开敷设:
某机组#1EH油泵跳泵后#2EH油泵不能自启,油压低保护动作跳机。
起因是两台EH油泵共用一根DCS柜至油泵就地柜的控制电缆短路接地,两台EH油泵的控制电源熔丝熔断引起。
事故后两油泵分电缆控制,从本例事故可看到“同用途设备分模件、分电缆、分电源控制”的重要性。
2.电缆不符合环境要求,引起过热、绝缘损坏3.电缆绝缘下降、接线不规范(松动、毛刺等)、信号线拆除后未及时恢复等,引起热工系统异常情况也有发生,此外随着机组运行时间的延伸,电缆原先紧固的接头和接线,可能会因气候、氧化等因素而引起松动,电缆绝缘可能会因老化而下降。
10.接地问题,电力、电子设备的接地,是保障操作人员安全和消除外界的各种干扰,保证设备的正常运行。
但因接地原因引起热工系统异常时有发生,如:
某电厂运行中突然发生人晚上到第二天早上9点,风机轴承参数显示较大幅度波动。
某机组DCS使用OVATION系统改造,运行后不久,发现600个左右的热电偶信号中有大约200个信号白天在大幅跳跃,而到了晚上这些信号的跳跃幅度会小得很多。
11.设备与环境,现场设备导致机组跳闸事件,涉及设备质量、安装位置、运行环境等因素。
现场设备故障导致机组跳闸事件,尤其对接线松动、元件故障和瞬间干扰引起的保护异动,多数情况下都可通过设置信号变化速率限止功能加以预防有些DCS的模件对灰和静电比较敏感,如果模件上的积灰较多可能会造成该模件的部分通道不能正常工作甚至机组MFT,因此要做好电子室的孔洞封堵,保持空气的清洁度,停机检修时及时进行模件的清扫。
但要注意拨插模件及吹扫时的防静电措施、压缩空气的干燥度、吹扫后模件及插槽的清洁度等。
12.热工信号,机组的软报警点未分级或分级不完善,描述错误,报警值设置与设计或运行实际不符,由此导致操作画面上不断出现误报警信号,使运行人员疲倦于报警信号,从而无法及时发现设备异常,或通过软报警去发现、分析问题。
对软报警点组织专项核对整理并修改数据库里软报警量程和上、下限报警值;通过数据库和在装软件逻辑的比较,矫正和修改错误描述,删除重复和没有必要的软报警点,对所有软报警重新进行分组、分级,采用不同的颜色并开通操作员站声音报警。
使软报警在运行人员监盘中发挥作用。
12检修维护不当一,1)装置内报警信号未及时复归某机组因仅#3轴承X向相对振动信号误发跳闸,按保护逻辑组态本不应动作(逻辑为本轴承的X向相对振动高报警信号和本轴承的Y向绝对振动跳机信号组成与逻辑),检查发现1个月前,#3轴承Y向绝对振动信号曾误发,由于其继电器输出信号触发后运行人员未复位(装置设置为“闭锁”)被保留。
某新建机组进行试验,连接录波器监视转速过程中,转速信号跳机。
原因是测试仪器、测量不当试以及DEH测速卡故障报警信号消失后的复归设置为手动等原因引起。
2)控制器与模件故障处理不当(例输出模件更换)3)跑错间隔4)检修质量5)维护质量为减少单点信号误动,有的机组保护信号改为三选二,有的增加证实信号改为二选二。
但如果系统或装置内部软件设置不当和维护不及时,同样会导致保护误动。
12检修维护不当二,13.原因不明故障案例分析,有些软件故障,出错的故障原因,通过分析判断,实际上有些查明,有些至今仍不明,原因不确定的保护系统动作,不排除外部电磁波干扰,引起保护信号误动而跳闸的可能性。
在确认非硬件故障引起的前提下,建议松开屏蔽电缆的屏蔽线与地间的连接,测量屏蔽线与地间的绝缘是否符合要求;另检查回路信号端子间及与信号端子临近端子间的绝缘,是否会有其它信号通过绝缘损坏的临近端子窜入的可能性(线圈温度晃动)。
14.控制系统可靠性与其它专业的关系,需要指出的是热工保护系统误动作的次数,与有关部门的配合、运行人员对事故的处理能力密切相关,类似的故障有的转危为安,有的导致机组停机。
一些异常工况出现或辅机保护动作,若运行操作得当,本可以避免MFT动作。
此外有关部门与热工良好的配合,可减少或加速一些误动隐患的消除;因此要减少机组跳闸次数,除热工需在提高设备可靠性和自身因素方面努力外,需要热工和机务的协调配合和有效工作,达到对热工自动化设备的全方位管理。
需要运行人员做好事故预想,完善相关事故操作指导,提高监盘和事故处理能力,二热工自动化系统运行环境与形势,随着DCS覆盖机、电、炉运行参数的增加,监控功能和范围的不断扩大以及机组运行特点的改变,热控自动化设备由原先的配角地位转变为决定机组安全经济运行的主导因素,其任一环节出现问题,都有导致热控装置部分功能失效或引发系统故障。
因此如何通过科学的基础管理,确保所监控的参数准确、系统运行可靠是热工安全生产工作中的首要任务。
综观目前热工自动化系统运行环境,以下问题亟待研究解决:
1)热控系统故障应急处理措施不完善,各电厂编写的热控故障应急处理预案(简称预案)内容参差不齐,有的内容不能满足故障时的处理需求,起不到指导作用,有的无预案,多数是凭着运行和检修人员的经验处理。
结果发生了一些本可
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