04 分散控制系统故障分析与处理Word文件下载.docx

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一般事故

一类障碍

二类障碍

异常

占当年故障

次数比例%

2004年

40

4

1

8

31

2003年

38

11

3

33.3

2002年

19

5

31.7

2001年

12

2

35

2　热工考核故障原因分析与处理

根据表1统计，结合笔者参加现场事故原因分析查找过程了解到的情况，下面将分散控制系统异常（浙江省电力行业范围内）而引起上述机组设备二类及以上故障中的典型案例分类浅析如下：

2.1　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“轴向位移大Ⅱ”，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Ⅰ值，Ⅱ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。

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（PCU01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，导致其它I/O模件无法与主模件MFP03通讯而故障，信号保持原值，最终导致主模件MFP03故障（所带A-F磨煤机CCS参数），CRT上相关的监视参数全部失去且呈白色。

2.2　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。

2.3　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端子柜接地不好或者I/O屏蔽接线不好引起，但处理后问题依旧。

厂家多次派专家到现场处理也未能解决问题。

后在机组检修期间对系统的接地进行了彻底改造，拆除原来连接到电缆桥架的AC、DC接地电缆；

柜内的所有备用电缆全部通过导线接地；

UPS至DCS电源间增加1台20kVA的隔离变压器，专门用于系统供电，且隔离变压器的输出端N线与接地线相连，接地线直接连接机柜作为系统的接地。

同时紧固每个端子的接线；

更换部份模件并将模件的软件版本升级等。

使漂移现象基本消除。

（2）DCS故障诊断功能设置不全或未设置。

信号线接触不良、断线、受干扰，使信号值瞬间变化超过设定值或超量程的情况，现场难以避免，通过DCS模拟量信号变化速率保护功能的正确设置，可以避免或减少这类故障引起的保护系统误动。

但实际应用中往往由于此功能未设置或设置不全，使此类故障屡次发生。

如一次风机B跳闸引起机组RB动作，首出信号为轴承温度高。

经查原因是由于测温热电阻引线是细的多股线，而信号电缆是较粗的单股线，两线采用绞接方式，在震动或外力影响下连接处松动引起轴承温度中有点信号从正常值突变至无穷大引起（事后对连接处进行锡焊处理）。

类似的故障有：

民工打扫现场时造成送风机轴承温度热电阻接线松动引起送风机跳闸；

轴承温度热电阻本身损坏引起一次风机跳闸；

因现场干扰造成推力瓦温瞬间从99℃突升至117℃，1秒钟左右回到99℃，由于相邻第八点已达85℃，满足推力瓦温度任一点105℃同时相邻点达85℃跳机条件而导致机组跳闸等等。

预防此类故障的办法，除机组检修时紧固电缆和电缆接线，并采用手松拉接线方式确认无接线松动外，是完善DCS的故障诊断功能，对参与保护连锁的模拟量信号，增加信号变化速率保护功能尤显重要（一当信号变化速率超过设定值，自动将该信号退出相应保护并报警。

当信号低于设定值时，自动或手动恢复该信号的保护连锁功能）。

（3）DCS故障诊断功能设置错误：

我省有台机组因为电气直流接地，保安1A段工作进线开关因跳闸，引起挂在该段上的汽泵A的工作油泵A连跳，油泵B连锁启动过程中由于油压下降而跳汽泵A，汽泵B升速的同时电泵连锁启动成功。

但由于运行操作速度过度，电泵出口流量超过量程，超量程保护连锁开再循环门，使得电泵实际出水小，B泵转速上升到5760转时突然下降1000转左右（事后查明是抽汽逆止阀问题），最终导致汽包水位低低保护动作停炉。

此次故障是信号超量程保护设置不合理引起。

一般来说，DAS的模拟量信号超量程、变化速率大等保护动作后，应自动撤出相应保护，待信号正常后再自动或手动恢复保护投运。

2.4　软件故障案例分析

分散控制系统软件原因引起的故障，多数发生在投运不久的新软件上，运行的老系统发生的概率相对较少，但一当发生，此类故障原因的查找比较困难，需要对控制系统软件有较全面的了解和掌握，才能通过分析、试验，判断可能的故障原因，因此通常都需要厂家人员到现场一起进行。

这类故障的典型案例有三种：

（1）软件不成熟引起系统故障：

此类故障多发生在新系统软件上，如有台机组80%额定负荷时，除DEH画面外所有DCS的CRT画面均死机（包括两台服务器），参数显示为零，无法操作，但投入的自动系统运行正常。

当时采取的措施是：

运行人员就地监视水位，保持负荷稳定运行，热工人员赶到现场进行系统重启等紧急处理，经过30分钟的处理系统恢复正常运行。

故障原因经与厂家人员一起分析后，确认为DCS上层网络崩溃导致死机，其过程是服务器向操作员站发送数据时网络阻塞，引起服务器与各操作员站的连接中断，造成操作员站读不到数据而不停地超时等待，导致操作员站图形切换的速度十分缓慢（网络任务未死）。

针对管理网络数据阻塞情况，厂家修改程序考机测试后进行了更换。

另一台机组曾同时出现4台主控单元“白灯”现象，现场检查其中2台是因为A机备份网停止发送，1台是A机备份网不能接收，1台是A机备份网收、发数据变慢（比正常的站慢几倍）。

这类故障的原因是主控工作机的网络发送出现中断丢失，导致工作机发往备份机的数据全部丢失，而双机的诊断是由工作机向备份机发诊断申请，由备份机响应诊断请求，工作机获得备份机的工作状态，上报给服务器。

由于工作机的发送数据丢失，所以工作机发不出申请，也就收不到备份机的响应数据，认为备份机故障。

临时的解决方法是当长时间没有正确发送数据后，重新初始化硬件和软件，使硬件和软件从一个初始的状态开始运行，最终通过更新现场控制站网络诊断程序予以解决。

（2）通信阻塞引发故障：

使用TELEPERM-ME系统的有台机组，负荷300MW时,运行人员发现煤量突减，汽机调门速关且CRT上所有火检、油枪、燃油系统均无信号显示。

热工人员检查发现机组EHF系统一柜内的I/OBUS接口模件ZT报警灯红闪，操作员站与EHF系统失去偶合，当试着从工作站耦合机进入OS250PC软件包调用EHF系统时，提示不能访问该系统。

通过查阅DCS手册以及与SIEMENS专家间的电话分析讨论，判断故障原因最大的可能是在三层CPU切换时，系统处理信息过多造成中央CPU与近程总线之间的通信阻塞引起。

根据商量的处理方案于当晚11点多在线处理，分别按三层中央柜的同步模件的SYNC键，对三层CPU进行软件复位：

先按CPU1的SYNC键，相应的红灯亮后再按CPU2的SYNC键。

第二层的同步红灯亮后再按CPU3的同步模件的SYNC键，按3秒后所有的SYNC的同步红灯都熄灭，系统恢复正常。

（3）软件安装或操作不当引起：

有两台30万机组均使用ConductorNT5.0作为其操作员站，每套机组配置3个SERVER和3个CLIENT，三个CLIENT分别配置为大屏、值长站和操作员站,机组投运后大屏和操作员站多次死机。

经对全部操作员站的SERVER和CLIENT进行全面诊断和多次分析后，发现死机的原因是：

1）一台SERVER因趋势数据文件错误引起它和挂在它上的CLIENT在当调用趋势画面时画面响应特别缓慢（俗称死机）。

在删除该趋势数据文件后恢复正常。

2）一台SERVER因文件类型打印设备出错引起该SERVER的内存全部耗尽，引起它和挂在它上的CLIENT的任何操作均特别缓慢，这可通过任务管理器看到DEV.EXE进程消耗掉大量内存。

该问题通过删除文件类型打印设备和重新组态后恢复正常。

3）两台大屏和工程师室的CLIENT因声音程序没有正确安装，当有报警时会引起进程CHANGE.EXE调用后不能自动退出，大量的CHANGE.EXE堆积消耗直至耗尽内存，当内存耗尽后，其操作极其缓慢（俗称死机）。

重新安装声音程序后恢复正常。

此外操作员站在运行中出现的死机现象还有二种：

一种是鼠标能正常工作，但控制指令发不出，全部或部分控制画面不会刷新或无法切换到另外的控制画面。

这种现象往往是由于CRT上控制画面打开过多，操作过于频繁引起，处理方法为用鼠标打开VMS系统下拉式菜单，RESET应用程序，10分钟后系统一般就能恢复正常。

另一种是全部控制画面都不会刷新，键盘和鼠标均不能正常工作。

这种现象往往是由操作员站的VMS操作系统故障引起。

此时关掉OIS电源，检查各部分连接情况后再重新上电。

如果不能正常启动，则需要重装VMS操作系统；

如果故障诊断为硬件故障，则需更换相应的硬件。

（4）总线通讯故障：

有台机组的DEH系统在准备做安全通道试验时，发现通道选择按钮无法进入，且系统自动从“高级”切到“基本级”运行，热控人员检查发现GSE柜内的所有输入/输出卡（CSEA/CSEL）的故障灯亮,经复归GSE柜的REG卡后，CSEA/CSEL的故障灯灭，但系统在重启“高级”时，维护屏不能进入到正常的操作画面呈死机状态。

根据报警信息分析，故障原因是系统存在总线通讯故障及节点故障引起。

由于阿尔斯通DEH系统无冗余配置，当时无法处理，后在机组调停时，通过对基本级上的REG卡复位，系统恢复了正常。

（5）软件组态错误引起：

有台机组进行#1中压调门试验时，强制关闭中间变量IV1RCO信号，引起#1-#4中压调门关闭，负荷从198MW降到34MW，再热器压力从2.04MP升到4.0Mpa,再热器安全门动作。

故障原因是厂家的DEH组态，未按运行方式进行，流量变量本应分别赋给IV1RCO-IV4RCO，实际组态是先赋给IV1RCO，再通过IV1RCO分别赋给IV2RCO-IV4RCO。

因此当强制IV1RCO=0时，所有调门都关闭，修改组态文件后故障消除。

2.5　电源系统故障案例分析

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，其典型主要有：

（1）电源模件故障：

电源模件有电源监视模件、系统电源模件和现场电源模件3种。

现场电源模件通常在端子板上配有熔丝作为保护，因此故障率较低。

而前二种模件的故障情况相对较多：

1）系统电源模件主要提供各不同等级的直流系统电压和I/O模件电压。

该模件因现场信号瞬间接地导致电源过流而引起损坏的因素较大。

因此故障主要检查和处理相应现场I/O信号的接地问题，更换损坏模件。

如有台机组负荷520MW正常运行时MFT，首出原因“汽机跳闸”。

CRT画面显示二台循泵跳闸，备用盘上循泵出口阀＜86°

信号报警。

5分钟后运行巡检人员就地告知循泵A、B实际在运行，开关室循泵电流指示大幅晃动且A大于B。

进一步检查机组PLC诊断画面，发现控制循泵A、B的二路冗余通讯均显示“出错”。

43分钟后巡检人员发现出口阀开度小就地紧急停运循泵A、B。

事后查明A、B两路冗余通讯中断失去的原因，是为通讯卡提供电源支持的电源模件故障而使该系统失电，中断了与PLC主机的通讯，导致运行循泵A、B状态失去，凝汽器保护动作，机组MFT。

更换电源模件后通讯恢复正常。

事故后热工制定的主要反事故措施，是将两台循泵的电流信号由PLC改至DCS的CRT显示，消除通信失去时循泵运行状态无法判断的缺陷；

增加运行泵跳闸关其出口阀硬逻辑（一台泵运行，一台泵跳闸且其出口阀开度＞30度，延时15秒跳运行泵硬逻辑；

一台泵运行，一台泵跳闸且其出口阀开度＞0度，逆转速动作延时30秒跳运行泵硬逻辑）；

修改凝汽器保护实现方式。

2）电源监视模件故障引起：

电源监视模件插在冗余电源的中间，用于监视整个控制站电源系统的各种状态，当系统供电电压低于规定值时，它具有切断电源的功能，以免损坏模件。

另外它还提供报警输出触点，用于接入硬报警系统。

在实际使用中，电源监视模件因监视机箱温度的2个热敏电阻可靠性差和模件与机架之间接触不良等原因而故障率较高。

此外其低电压切断电源的功能也会导致机组误跳闸，如有台机组满负荷运行，BTG盘出现“CCS控制模件故障”报警，运行人员发现部分CCS操作框显示白色，部分参数失去，且对应过程控制站的所有模件显示白色，6s后机组MFT，首出原因为“引风机跳闸”。

约2分钟后CRT画面显示恢复正常。

当时检查系统未发现任何异常（模件无任何故障痕迹，过程控制站的通讯卡切换试验正常）。

机组重新启动并网运行也未发现任何问题。

事后与厂家技术人员一起专题分析讨论，并利用其它机组小修机会对控制系统模拟试验验证后，认为事件原因是由于该过程控制站的系统供电电压瞬间低于规定值时，其电源监视模件设置的低电压保护功能作用切断了电源，引起控制站的系统电源和24VDC、5VDC或15VDC的瞬间失去，导致该控制站的所有模件停止工作（现象与曾发生过的24VDC接地造成机组停机事件相似），使送、引风机调节机构的控制信号为0，送风机动叶关闭（气动执行机构），引风机的电动执行机构开度保持不变（保位功能），导致炉膛压力低，机组MFT。

（2）电源系统连接处接触不良：

此类故障比较典型的有：

1）电源系统底板上5VDC电压通常测量值在5.10～5.20VDC之间，但运行中测量各柜内进模件的电压很多在5V以下，少数跌至4.76VDC左右，引起部分I/O卡不能正常工作。

经查原因是电源底板至电源母线间连接电缆的多芯铜线与线鼻子之间，表面上接触比较紧，实际上因铜线表面氧化接触电阻增加，引起电缆温度升高，压降增加。

在机组检修中通过对所有5VDC电缆铜线与线鼻子之间的焊锡处理，问题得到解决。

2）MACS-ⅠDCS运行中曾在两个月的运行中发生2M801工作状态显示故障而更换了13台主控单元，但其中的多数离线上电测试时却能正常启动到工作状态，经查原因是原主控5V电源，因线损和插头耗损而导致电压偏低；

通过更换主控间的冗余电缆为预制电缆；

现场主控单元更换为2M801E-D01，提升主控工作电源单元电压至5.25V后基本恢复正常。

3）有台机组负荷135MW时，给水调门和给水旁路门关小，汽包水位急速下降引发MFT。

事后查明原因是给水调门、给水旁路门的端子板件电源插件因接触不良，指令回路的24V电源时断时续，导致给水调门及给水旁路门在短时内关下，汽包水位急速下降导致MFT。

4）有台机组停炉前，运行将汽机控制从滑压切至定压后，发现DCS上汽机调门仍全开，主汽压力4260kpa，SIP上显示汽机压力下降为1800kpa，汽机主保护未动作，手动拍机。

故障原因系汽机系统与DCS、汽机显示屏通讯卡件BOX1电源接触点虚焊、接触不好，引起通讯故障，使DCS与汽机显示屏重要数据显示不正常，运行因汽机重要参数失准手动拍机。

经对BOX1电源接触点重新焊接后通讯恢复。

5）循泵正常运行中曾发出#2UPS失电报警，20分钟后对应的#3、#4循泵跳闸。

由于运行人员处理及时，未造成严重后果。

热工人员对就地进行检查发现#2UPS输入电源插头松动，导致#2UPS失电报警。

进行专门试验结果表明，循泵跳闸原因是UPS输入电源失去后又恢复的过程中，引起PLC输入信号抖动误发跳闸信号。

（3）UPS功能失效：

有台机组呼叫系统的喇叭有杂音，通信班人员关掉该系统的主机电源查原因并处理。

重新开启该主机电源时，呼叫系统杂音消失，但集控室右侧CRT画面显示全部失去，同时MFT信号发出。

经查原因是由于呼叫系统主机电源接至该机组主UPS，通讯人员在带载合开关后，给该机组主UPS电源造成一定扰动，使其电压瞬间低于195V，导致DCS各子系统后备UPS启动，但由于BCS系统、历史数据库等子系统的后备UPS失去带负荷能力（事故后试验确定），造成这些系统失电，所有制粉系统跳闸，机组由于“失燃料”而MFT。

（4）电源开关质量引起：

电源开关故障也曾引起机组多次MFT，如有台机组的发电机定冷水和给水系统离线，汽泵自行从“自动”跳到“手动”状态；

在MEH上重新投入锅炉自动后，汽泵无法增加流量。

1分钟后锅炉因汽包水位低MFT动作。

故障原因经查是DCS给水过程控制站二只电源开关均烧毁，造成该站失电，导致给水系统离线，无法正常向汽泵发控制信号，最终锅炉因汽包水位低MFT动作。

2.6　SOE信号准确性问题处理

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很重要的作用。

这方面曾碰到过的问题有：

（1）SOE信号失准：

由于设计等原因，基建接受过来的机组，SOE信号往往存在着一些问题（如SOE系统的信号分辨力达不到指标要求却因无测试仪器测试而无法证实，信号源不是直接取自现场，描述与实际不符，有些信号未组态等等），导致SOE信号不能精确反映设备的实际动作情况。

有台机组MFT时，光字牌报警“全炉膛灭火”，检查DCS中每层的3/4火检无火条件瞬间成立，但SOE却未捉捕到“全炉膛灭火”信号。

另一台机组MFT故障，根据运行反映，首次故障信号显示“全炉膛灭火”，同时有“DCS电源故障”报警，但SOE中却未记录到DCS电源故障信号。

这使得SOE系统在事故分析中的作用下降，增加了查明事故原因的难度。

为此我省各电厂组织对SOE系统进行全面核对、整理和完善，尽量做到SOE信号都取自现场，消除SOE系统存在的问题。

同时我们专门开发了SOE信号分辨力测试仪，经浙江省计量测试院测试合格后，对全省所属机组SOE系统分辨力进行全部测试，掌握了我省