1、表1 簡單載荷下基本梁的剪力圖與彎矩圖梁的簡圖剪力Fs圖彎矩M圖12345678910注：外伸梁 = 懸臂梁 + 端部作用集中力偶的簡支梁表2 各種載荷下剪力圖與彎矩圖的特征某一段梁上的外力情況剪力圖的特征彎矩圖的特征無載荷 水平直線 斜直線 集中力 突變 轉折 集中力偶 無變化 突變 均布載荷 斜直線 拋物線 零點 極值 表3 各種約束類型對應的邊界條件約束類型位移邊界條件力邊界條件（約束端無集中載荷）固定端 ,簡支端 自由端 ,注：力邊界條件即剪力圖、彎矩圖在該約束處的特征。電廠分散控制系統故障分析與處理作者：單位：摘要：歸納、分析了電廠DCS系統出現的故障原因，對故障處理的過程及注意事項

2、進行了說明。為提高分散控制系統可靠性，從管理角度提出了一些預防措施建議，供參考。關鍵詞：DCS故障統計分析預防措施隨著機組增多、容量增加和老機組自動化化改造的完成，分散控制系統以其系統和網絡結構的先進性、控制軟件功能的靈活性、人機接口系統的直觀性、工程設計和維護的方便性以及通訊系統的開放性等特點，在電力生產過程中得到了廣泛應用，其功能在DAS、MCS、BMS、SCS、DEH系統成功應用的基礎上，正逐步向MEH、BPC、ETS和ECS方向擴展。但與此同時，分散控制系統對機組安全經濟運行的影響也在逐漸增加；因此如何提高分散控制系統的可靠性和故障后迅速判斷原因的能力，對機組的安全經濟運行至關重要。本

3、文通過對浙江電網機組分散控制系統運行中發生的幾個比較典型故障案例的分析處理，歸納出提高分散系統的可靠性的幾點建議，供同行參考。1考核故障統計浙江省電力行業所屬機組，目前在線運行的分散控制系統，有TELEPERM-ME、MOD300，INFI-90，NETWORK-6000， MACS和MACS-，XDPS-400，A/I。DEH有TOSAMAP-GS/C800， DEH-IIIA等系統。筆者根據各電廠安全簡報記載，將近幾年因分散控制系統異常而引起的機組故障次數及定性統計于表1表1熱工考核故障定性統計2熱工考核故障原因分析與處理根據表1統計，結合筆者參加現場事故原因分析查找過程了解到的情況，下面

4、將分散控制系統異常（浙江省電力行業范圍內）而引起上述機組設備二類及以上故障中的典型案例分類淺析如下：2.1測量模件故障典型案例分析 測量模件“異常”引起的機組跳爐、跳機故障占故障比例較高，但相對來講故障原因的分析查找和處理比較容易，根據故障現象、故障首出信號和SOE記錄，通過分析判斷和試驗，通常能較快的查出“異?！蹦＜＿@種“異?！蹦＜杏残怨收虾蛙浶怨收隙N，硬性故障只能通過更換有問題模件，才能恢復該系統正常運行；而軟性故障通過對模件復位或初始化，系統一般能恢復正常。比較典型的案例有三種：（1）未冗余配置的輸入/輸出信號模件異常引起機組故障。如有臺130MW機組正常運行中突然跳機，故障首出信

5、號為“軸向位移大”，經現場檢查，跳機前后有關參數均無異常，軸向位移實際運行中未達到報警值保護動作值，本特利裝置也未發訊，但LPC模件卻有報警且發出了跳機指令。因此分析判斷跳機原因為DEH主保護中的LPC模件故障引起，更換LPC模件后沒有再發生類似故障。另一臺600MW機組，運行中汽機備用盤上“汽機軸承振動高”、“汽機跳閘”報警，同時汽機高、中壓主汽門和調門關閉，發電機逆功率保護動作跳閘；隨即高低壓旁路快開，磨煤機B跳閘，鍋爐因“汽包水位低低”MFT。經查原因系1高壓調門因閥位變送器和控制模件異常，使調門出現大幅度晃動直至故障全關，過程中引起1軸承振動高高保護動作跳機。更換1高壓調門閥位控制卡和

6、閥位變送器后，機組啟動并網，恢復正常運行。（2）冗余輸入信號未分模件配置，當模件故障時引起機組跳閘：如有一臺600MW機組運行中汽機跳閘，隨即高低壓旁路快開，磨煤機B和D相繼跳閘，鍋爐因“爐膛壓力低低”MFT。當時因系統負荷緊張，根據SOE及DEH內部故障記錄，初步判斷的跳閘原因而強制汽機應力保護后恢復機組運行。二日后機組再次跳閘，全面查找分析后，確認2次機組跳閘原因均系DEH系統三路“安全油壓力低”信號共用一模件，當該模件異常時導致汽輪機跳閘，更換故障模件后機組并網恢復運行。另一臺200MW機組運行中，汽包水位高值，值相繼報警后MFT保護動作停爐。查看CRT上汽包水位，2點顯示300MM，另

7、1點與電接點水位計顯示都正常。進一步檢查顯示300MM 的2點汽包水位信號共用的模件故障，更換模件后系統恢復正常。針對此類故障，事后熱工所采取的主要反事故措施，是在檢修中有針對性地對冗余的輸入信號的布置進行檢查，盡可能地進行分模件處理。（3）一塊I/O模件損壞，引起其它I/O模件及對應的主模件故障：如有臺機組 “CCS控制模件故障"及“一次風壓高低”報警的同時， CRT上所有磨煤機出口溫度、電流、給煤機煤量反饋顯示和總煤量百分比、氧量反饋，燃料主控BTU輸出消失，F磨跳閘（首出信號為“一次風量低”）。4分鐘后 CRT上磨煤機其它相關參數也失去且狀態變白色，運行人員手動MFT（當時負荷

8、410MW）。經檢查電子室制粉系統過程控制站（PCU01柜MOD4）的電源電壓及處理模件底板正常，二塊MFP模件死機且相關的一塊CSI模件（模位1-5-3，有關F磨CCS參數）故障報警，拔出檢查發現其5VDC邏輯電源輸入回路、第4輸出通道、連接MFP的I/O擴展總線電路有元件燒壞（由于輸出通道至BCS（24VDC），因此不存在外電串入損壞元件的可能）。經復位二塊死機的MFP模件，更換故障的CSI模件后系統恢復正常。根據軟報警記錄和檢查分析，故障原因是CSI模件先故障，在該模件故障過程中引起電壓波動或I/O擴展總線故障，導致其它I/O模件無法與主模件MFP03通訊而故障，信號保持原值，最終導致主

9、模件MFP03故障（所帶A-F磨煤機CCS參數），CRT上相關的監視參數全部失去且呈白色。 2.2主控制器故障案例分析 由于重要系統的主控制器冗余配置，大大減少了主控制器“異?！币l機組跳閘的次數。主控制器“異常”多數為軟故障，通過復位或初始化能恢復其正常工作，但也有少數引起機組跳閘，多發生在雙機切換不成功時，如：（1）有臺機組運行人員發現電接點水位計顯示下降，調整給泵轉速無效，而CRT上汽包水位保持不變。當電接點水位計分別下降至甲-300mm，乙-250mm，并繼續下降且汽包水位低信號未發，MFT未動作情況下，值長令手動停爐停機，此時CRT上調節給水調整門無效，就地關閉調整門；停運給泵無效，

10、汽包水位急劇上升，開啟事故放水門，甲、丙給泵開關室就地分閘，油泵不能投運。故障原因是給水操作站運行DPU死機，備用DPU不能自啟動引起。事后熱工對給泵、引風、送風進行了分站控制，并增設故障軟手操。（2）有臺機組運行中空預器甲、乙擋板突然關閉，爐膛壓力高MFT動作停爐；經查原因是風煙系統I/O站DPU發生異常，工作機向備份機自動切換不成功引起。事后電廠人員將空預器煙氣擋板甲1、乙1和甲2、乙2兩組控制指令分離，分別接至不同的控制站進行控制，防止類似故障再次發生。2.3DAS系統異常案例分析DAS系統是構成自動和保護系統的基礎，但由于受到自身及接地系統的可靠性、現場磁場干擾和安裝調試質量的影響，D

11、AS信號值瞬間較大幅度變化而導致保護系統誤動，甚至機組誤跳閘故障在我省也有多次發生，比較典型的這類故障有： （1）模擬量信號漂移：為了消除DCS系統抗無線電干擾能力差的缺陷，有的DCS廠家對所有的模擬量輸入通道加裝了隔離器，但由此帶來部分熱電偶和熱電阻通道易電荷積累，引起信號無規律的漂移，當漂移越限時則導致保護系統誤動作。我省曾有三臺機組發生此類情況（二次引起送風機一側馬達線圈溫度信號向上漂移跳閘送風機，聯跳引風機對應側），但往往只要松一下端子板接線（或拆下接線與地碰一下）再重新接上，信號就恢復了正常。開始熱工人員認為是端子柜接地不好或者I/O屏蔽接線不好引起，但處理后問題依舊。廠家多次派專家

12、到現場處理也未能解決問題。后在機組檢修期間對系統的接地進行了徹底改造，拆除原來連接到電纜橋架的AC、DC接地電纜；柜內的所有備用電纜全部通過導線接地；UPS至DCS電源間增加1臺20kVA的隔離變壓器，專門用于系統供電，且隔離變壓器的輸出端N線與接地線相連，接地線直接連接機柜作為系統的接地。同時緊固每個端子的接線；更換部份模件并將模件的軟件版本升級等。使漂移現象基本消除。（2）DCS故障診斷功能設置不全或未設置。信號線接觸不良、斷線、受干擾，使信號值瞬間變化超過設定值或超量程的情況，現場難以避免，通過DCS模擬量信號變化速率保護功能的正確設置，可以避免或減少這類故障引起的保護系統誤動。但實際應

13、用中往往由于此功能未設置或設置不全，使此類故障屢次發生。如一次風機B跳閘引起機組RB動作，首出信號為軸承溫度高。經查原因是由于測溫熱電阻引線是細的多股線，而信號電纜是較粗的單股線，兩線采用絞接方式，在震動或外力影響下連接處松動引起軸承溫度中有點信號從正常值突變至無窮大引起（事后對連接處進行錫焊處理）。類似的故障有：民工打掃現場時造成送風機軸承溫度熱電阻接線松動引起送風機跳閘；軸承溫度熱電阻本身損壞引起一次風機跳閘；因現場干擾造成推力瓦溫瞬間從99突升至117，1秒鐘左右回到99，由于相鄰第八點已達85，滿足推力瓦溫度任一點105同時相鄰點達85跳機條件而導致機組跳閘等等。預防此類故障的辦法，除

14、機組檢修時緊固電纜和電纜接線，并采用手松拉接線方式確認無接線松動外，是完善DCS的故障診斷功能，對參與保護連鎖的模擬量信號，增加信號變化速率保護功能尤顯重要（一當信號變化速率超過設定值，自動將該信號退出相應保護并報警。當信號低于設定值時，自動或手動恢復該信號的保護連鎖功能）。（3）DCS故障診斷功能設置錯誤：我省有臺機組因為電氣直流接地，保安1A段工作進線開關因跳閘，引起掛在該段上的汽泵A的工作油泵A連跳，油泵B連鎖啟動過程中由于油壓下降而跳汽泵A，汽泵B升速的同時電泵連鎖啟動成功。但由于運行操作速度過度，電泵出口流量超過量程，超量程保護連鎖開再循環門，使得電泵實際出水小，B泵轉速上升到576

15、0轉時突然下降1000轉左右（事后查明是抽汽逆止閥問題），最終導致汽包水位低低保護動作停爐。此次故障是信號超量程保護設置不合理引起。一般來說，DAS的模擬量信號超量程、變化速率大等保護動作后，應自動撤出相應保護，待信號正常后再自動或手動恢復保護投運。2.4軟件故障案例分析分散控制系統軟件原因引起的故障，多數發生在投運不久的新軟件上，運行的老系統發生的概率相對較少，但一當發生，此類故障原因的查找比較困難，需要對控制系統軟件有較全面的了解和掌握，才能通過分析、試驗，判斷可能的故障原因，因此通常都需要廠家人員到現場一起進行。這類故障的典型案例有三種： （1）軟件不成熟引起系統故障：此類故障多發生在新

16、系統軟件上，如有臺機組80%額定負荷時，除DEH畫面外所有DCS的CRT畫面均死機（包括兩臺服務器），參數顯示為零，無法操作，但投入的自動系統運行正常。當時采取的措施是：運行人員就地監視水位，保持負荷穩定運行，熱工人員趕到現場進行系統重啟等緊急處理，經過30分鐘的處理系統恢復正常運行。故障原因經與廠家人員一起分析后，確認為DCS上層網絡崩潰導致死機，其過程是服務器向操作員站發送數據時網絡阻塞，引起服務器與各操作員站的連接中斷，造成操作員站讀不到數據而不停地超時等待，導致操作員站圖形切換的速度十分緩慢（網絡任務未死）。針對管理網絡數據阻塞情況，廠家修改程序考機測試后進行了更換。另一臺機組曾同時出

17、現4臺主控單元“白燈”現象，現場檢查其中2臺是因為A機備份網停止發送，1臺是A機備份網不能接收，1臺是A機備份網收、發數據變慢（比正常的站慢幾倍）。這類故障的原因是主控工作機的網絡發送出現中斷丟失，導致工作機發往備份機的數據全部丟失，而雙機的診斷是由工作機向備份機發診斷申請，由備份機響應診斷請求，工作機獲得備份機的工作狀態，上報給服務器。由于工作機的發送數據丟失，所以工作機發不出申請，也就收不到備份機的響應數據，認為備份機故障。臨時的解決方法是當長時間沒有正確發送數據后，重新初始化硬件和軟件，使硬件和軟件從一個初始的狀態開始運行，最終通過更新現場控制站網絡診斷程序予以解決。（2）通信阻塞引發故

18、障：使用TELEPERM-ME系統的有臺機組，負荷300MW時,運行人員發現煤量突減，汽機調門速關且CRT上所有火檢、油槍、燃油系統均無信號顯示。熱工人員檢查發現機組EHF系統一柜內的I/O BUS接口模件ZT報警燈紅閃，操作員站與EHF系統失去偶合，當試著從工作站耦合機進入OS250PC軟件包調用EHF系統時，提示不能訪問該系統。通過查閱DCS手冊以及與SIEMENS專家間的電話分析討論，判斷故障原因最大的可能是在三層CPU切換時，系統處理信息過多造成中央CPU與近程總線之間的通信阻塞引起。根據商量的處理方案于當晚11點多在線處理，分別按三層中央柜的同步模件的SYNC鍵，對三層CPU進行軟件

19、復位：先按CPU1的SYNC鍵，相應的紅燈亮后再按CPU2的SYNC鍵。第二層的同步紅燈亮后再按CPU3的同步模件的SYNC鍵，按3秒后所有的SYNC的同步紅燈都熄滅，系統恢復正常。（3）軟件安裝或操作不當引起：有兩臺30萬機組均使用Conductor NT 5.0作為其操作員站，每套機組配置3個SERVER和3個CLIENT，三個CLIENT分別配置為大屏、值長站和操作員站,機組投運后大屏和操作員站多次死機。經對全部操作員站的SERVER和CLIENT進行全面診斷和多次分析后，發現死機的原因是：1)一臺SERVER因趨勢數據文件錯誤引起它和掛在它上的CLIENT在當調用趨勢畫面時畫面響應特別

20、緩慢（俗稱死機）。在刪除該趨勢數據文件后恢復正常。2)一臺SERVER因文件類型打印設備出錯引起該SERVER的內存全部耗盡，引起它和掛在它上的CLIENT的任何操作均特別緩慢，這可通過任務管理器看到DEV.EXE進程消耗掉大量內存。該問題通過刪除文件類型打印設備和重新組態后恢復正常。3)兩臺大屏和工程師室的CLIENT因聲音程序沒有正確安裝，當有報警時會引起進程CHANGE.EXE調用后不能自動退出，大量的CHANGE.EXE堆積消耗直至耗盡內存，當內存耗盡后，其操作極其緩慢（俗稱死機）。重新安裝聲音程序后恢復正常。此外操作員站在運行中出現的死機現象還有二種：一種是鼠標能正常工作，但控制指令

21、發不出，全部或部分控制畫面不會刷新或無法切換到另外的控制畫面。這種現象往往是由于CRT上控制畫面打開過多，操作過于頻繁引起，處理方法為用鼠標打開VMS系統下拉式菜單，RESET應用程序，10分鐘后系統一般就能恢復正常。另一種是全部控制畫面都不會刷新，鍵盤和鼠標均不能正常工作。這種現象往往是由操作員站的VMS操作系統故障引起。此時關掉OIS電源，檢查各部分連接情況后再重新上電。如果不能正常啟動，則需要重裝VMS操作系統；如果故障診斷為硬件故障，則需更換相應的硬件。 （4）總線通訊故障：有臺機組的DEH系統在準備做安全通道試驗時，發現通道選擇按鈕無法進入，且系統自動從“高級”切到“基本級”運行，熱

22、控人員檢查發現GSE柜內的所有輸入/輸出卡(CSEA/CSEL)的故障燈亮, 經復歸GSE柜的REG卡后，CSEA/CSEL的故障燈滅，但系統在重啟“高級” 時，維護屏不能進入到正常的操作畫面呈死機狀態。根據報警信息分析，故障原因是系統存在總線通訊故障及節點故障引起。由于阿爾斯通DEH系統無冗余配置，當時無法處理，后在機組調停時，通過對基本級上的REG卡復位，系統恢復了正常。（5）軟件組態錯誤引起：有臺機組進行#1中壓調門試驗時，強制關閉中間變量IV1RCO信號，引起#1-#4中壓調門關閉，負荷從198MW降到34MW，再熱器壓力從2.04MP升到4.0Mpa,再熱器安全門動作。故障原因是廠家

23、的DEH組態，未按運行方式進行，流量變量本應分別賦給IV1RCO-IV4RCO，實際組態是先賦給IV1RCO，再通過IV1RCO分別賦給IV2RCO-IV4RCO。因此當強制IV1RCO=0時，所有調門都關閉，修改組態文件后故障消除。2.5電源系統故障案例分析DCS的電源系統，通常采用1:1冗余方式（一路由機組的大UPS供電，另一路由電廠的保安電源供電），任何一路電源的故障不會影響相應過程控制單元內模件及現場I/O模件的正常工作。但在實際運行中，子系統及過程控制單元柜內電源系統出現的故障仍為數不少，其典型主要有：（1）電源模件故障：電源模件有電源監視模件、系統電源模件和現場電源模件3種?，F場電

24、源模件通常在端子板上配有熔絲作為保護，因此故障率較低。而前二種模件的故障情況相對較多：1）系統電源模件主要提供各不同等級的直流系統電壓和I/O模件電壓。該模件因現場信號瞬間接地導致電源過流而引起損壞的因素較大。因此故障主要檢查和處理相應現場I/O信號的接地問題，更換損壞模件。如有臺機組負荷520MW正常運行時MFT，首出原因“汽機跳閘"。CRT畫面顯示二臺循泵跳閘，備用盤上循泵出口閥86°信號報警。5分鐘后運行巡檢人員就地告知循泵A、B實際在運行，開關室循泵電流指示大幅晃動且A大于B。進一步檢查機組PLC診斷畫面，發現控制循泵A、B的二路冗余通訊均顯示“出錯”。43分鐘后巡

25、檢人員發現出口閥開度小就地緊急停運循泵A、B。事后查明A、B兩路冗余通訊中斷失去的原因，是為通訊卡提供電源支持的電源模件故障而使該系統失電，中斷了與PLC主機的通訊，導致運行循泵A、B狀態失去，凝汽器保護動作，機組MFT。更換電源模件后通訊恢復正常。事故后熱工制定的主要反事故措施，是將兩臺循泵的電流信號由PLC改至DCS的CRT顯示，消除通信失去時循泵運行狀態無法判斷的缺陷；增加運行泵跳閘關其出口閥硬邏輯（一臺泵運行，一臺泵跳閘且其出口閥開度30度，延時15秒跳運行泵硬邏輯；一臺泵運行，一臺泵跳閘且其出口閥開度0度，逆轉速動作延時30秒跳運行泵硬邏輯）；修改凝汽器保護實現方式。2）電源監視模件

26、故障引起：電源監視模件插在冗余電源的中間，用于監視整個控制站電源系統的各種狀態，當系統供電電壓低于規定值時，它具有切斷電源的功能，以免損壞模件。另外它還提供報警輸出觸點，用于接入硬報警系統。在實際使用中，電源監視模件因監視機箱溫度的2個熱敏電阻可靠性差和模件與機架之間接觸不良等原因而故障率較高。此外其低電壓切斷電源的功能也會導致機組誤跳閘，如有臺機組滿負荷運行，BTG盤出現“CCS控制模件故障”報警，運行人員發現部分CCS操作框顯示白色，部分參數失去，且對應過程控制站的所有模件顯示白色，6s后機組MFT，首出原因為“引風機跳閘”。約2分鐘后CRT畫面顯示恢復正常。當時檢查系統未發現任何異常（模

27、件無任何故障痕跡，過程控制站的通訊卡切換試驗正常）。機組重新啟動并網運行也未發現任何問題。事后與廠家技術人員一起專題分析討論，并利用其它機組小修機會對控制系統模擬試驗驗證后，認為事件原因是由于該過程控制站的系統供電電壓瞬間低于規定值時，其電源監視模件設置的低電壓保護功能作用切斷了電源，引起控制站的系統電源和24VDC、5VDC或15VDC的瞬間失去，導致該控制站的所有模件停止工作（現象與曾發生過的24VDC接地造成機組停機事件相似），使送、引風機調節機構的控制信號為0，送風機動葉關閉（氣動執行機構），引風機的電動執行機構開度保持不變（保位功能），導致爐膛壓力低，機組MFT。（2）電源系統連接處

28、接觸不良：此類故障比較典型的有：1）電源系統底板上5VDC電壓通常測量值在5.105.20VDC之間，但運行中測量各柜內進模件的電壓很多在5V以下，少數跌至4.76VDC左右，引起部分I/O卡不能正常工作。經查原因是電源底板至電源母線間連接電纜的多芯銅線與線鼻子之間，表面上接觸比較緊，實際上因銅線表面氧化接觸電阻增加，引起電纜溫度升高，壓降增加。在機組檢修中通過對所有5VDC電纜銅線與線鼻子之間的焊錫處理，問題得到解決。2）MACS-DCS運行中曾在兩個月的運行中發生2M801工作狀態顯示故障而更換了13臺主控單元，但其中的多數離線上電測試時卻能正常啟動到工作狀態，經查原因是原主控5V電源，因

29、線損和插頭耗損而導致電壓偏低；通過更換主控間的冗余電纜為預制電纜；現場主控單元更換為2M801E-D01，提升主控工作電源單元電壓至5.25V后基本恢復正常。3）有臺機組負荷135MW時，給水調門和給水旁路門關小，汽包水位急速下降引發MFT。事后查明原因是給水調門、給水旁路門的端子板件電源插件因接觸不良，指令回路的24V電源時斷時續，導致給水調門及給水旁路門在短時內關下，汽包水位急速下降導致MFT。4）有臺機組停爐前，運行將汽機控制從滑壓切至定壓后，發現DCS上汽機調門仍全開，主汽壓力4260kpa，SIP上顯示汽機壓力下降為1800kpa，汽機主保護未動作，手動拍機。故障原因系汽機系統與DC

30、S、汽機顯示屏通訊卡件BOX1電源接觸點虛焊、接觸不好，引起通訊故障，使DCS與汽機顯示屏重要數據顯示不正常，運行因汽機重要參數失準手動拍機。經對BOX1電源接觸點重新焊接后通訊恢復。5）循泵正常運行中曾發出#2UPS失電報警，20分鐘后對應的#3、#4循泵跳閘。由于運行人員處理及時，未造成嚴重后果。熱工人員對就地進行檢查發現#2UPS輸入電源插頭松動，導致#2UPS失電報警。進行專門試驗結果表明，循泵跳閘原因是UPS輸入電源失去后又恢復的過程中，引起PLC輸入信號抖動誤發跳閘信號。（3）UPS功能失效：有臺機組呼叫系統的喇叭有雜音，通信班人員關掉該系統的主機電源查原因并處理。重新開啟該主機電

31、源時，呼叫系統雜音消失，但集控室右側CRT畫面顯示全部失去，同時MFT信號發出。經查原因是由于呼叫系統主機電源接至該機組主UPS，通訊人員在帶載合開關后，給該機組主UPS電源造成一定擾動，使其電壓瞬間低于195V，導致DCS各子系統后備UPS啟動，但由于BCS系統、歷史數據庫等子系統的后備UPS失去帶負荷能力（事故后試驗確定），造成這些系統失電，所有制粉系統跳閘，機組由于“失燃料”而MFT 。（4）電源開關質量引起：電源開關故障也曾引起機組多次MFT，如有臺機組的發電機定冷水和給水系統離線，汽泵自行從“自動”跳到“手動”狀態；在MEH上重新投入鍋爐自動后，汽泵無法增加流量。1分鐘后鍋爐因汽包水

32、位低MFT動作。故障原因經查是DCS 給水過程控制站二只電源開關均燒毀，造成該站失電，導致給水系統離線，無法正常向汽泵發控制信號，最終鍋爐因汽包水位低MFT動作。2.6SOE信號準確性問題處理一旦機組發生MFT或跳機時，運行人員首先憑著SOE信號發生的先后順序來進行設備故障的判斷。因此SOE記錄信號的準確性，對快速分析查找出機組設備故障原因有著很重要的作用。這方面曾碰到過的問題有：（1）SOE信號失準：由于設計等原因，基建接受過來的機組，SOE信號往往存在著一些問題（如SOE系統的信號分辨力達不到指標要求卻因無測試儀器測試而無法證實，信號源不是直接取自現場，描述與實際不符，有些信號未組態等等）

33、，導致SOE信號不能精確反映設備的實際動作情況。有臺機組MFT時，光字牌報警“全爐膛滅火”，檢查DCS中每層的3/4火檢無火條件瞬間成立，但SOE卻未捉捕到“全爐膛滅火”信號。另一臺機組MFT故障，根據運行反映，首次故障信號顯示“全爐膛滅火”，同時有“DCS電源故障”報警，但SOE中卻未記錄到DCS電源故障信號。這使得SOE系統在事故分析中的作用下降，增加了查明事故原因的難度。為此我省各電廠組織對SOE系統進行全面核對、整理和完善，盡量做到SOE信號都取自現場，消除SOE系統存在的問題。同時我們專門開發了SOE信號分辨力測試儀，經浙江省計量測試院測試合格后，對全省所屬機組SOE系統分辨力進行全

34、部測試，掌握了我省DCS的SOE系統分辨力指標不大于1ms的有四家，接近1ms的有二家，4ms的有一家。（2）SOE報告內容凌亂：某電廠兩臺30萬機組的INFI-90分散控制系統，每次機組跳閘時生成的多份SOE報告內容凌亂，啟動前總是生成不必要的SOE報告。經過1）調整SEM執行塊參數， 把觸發事件后最大事件數及觸發事件后時間周期均適當增大。2）調整DSOE Point 清單，把每個通道的Simple Trigger由原來的BOTH改為0TO1，Recordable Event。3）重新下裝SEM組態后，問題得到了解決。 （3）SOE報表上出現多個點具有相同的時間標志：對于INFI-90分散控

35、制系統，可能的原因與處理方法是：1）某個SET或SED模件被拔出后在插入或更換，導致該子模件上的所有點被重新掃描并且把所有狀態為1的點（此時這些點均有相同的跳閘時間）上報給SEM。2）某個MFP主模件的SOE緩沖區設置太小產生溢出，這種情況下，MFP將會執行內部處理而復位SOE，導致其下屬的所有SET或SED子模件中，所有狀態為1的點（這些點均有相同跳閘時間）上報給了SEM模件。處理方法是調整緩沖區的大小（其值由FC241的S2決定，一般情況下調整為100）。3）SEM收到某個MFP的事件的時間與事件發生的時間之差大于設定的最大等待時間(由FC243的S5決定)，則SEM將會發一個指令讓對應的

36、MFP執行SOE復位，MFP重新掃描其下屬的所有SOE點，且將所有狀態為1 的點（這些點均有相同的跳閘時間）上報給SEM，。在環路負荷比較重的情況下（比如兩套機組通過中央環公用一套SEM模件），可適當加大S5值，但最好不要超過60秒。2.7控制系統接線原因控制系統接線松動、錯誤而引起機組故障的案例較多，有時此類故障原因很難查明。此類故障雖與控制系統本身質量無關，但直接影響機組的安全運行，如：（1）接線松動引起：有臺機組負荷125MW，汽包水位自動調節正常，突然給水泵轉速下降，執行機構開度從64%關至5%左右，同時由于給水泵模擬量手站輸出與給水泵液偶執行機構偏差大（大于10%自動跳出）給水自動調

37、節跳至手動，最低轉速至1780rpm，汽包水位低低MFT動作。原因經查是因為給水泵液偶執行機構與DCS的輸出通道信號不匹配，在其之間加裝的信號隔離器，因24VDC供電電源接線松動失電引起。緊固接線后系統恢復正常。事故后對信號隔離器進行了冗余供電。（2）接線錯誤引起：某#2 機組出力300MW時,#2B汽泵跳閘(無跳閘原因首出、無大屏音響報警)，機組RB動作，#2E磨聯鎖跳閘，電泵自啟，機組被迫降負荷。由于僅有ETS出口繼電器動作記錄, 無#2B小機跳閘首出和事故報警，且故障后的檢查試驗系統都正常，當時原因未查明。后機組檢修復役前再次發生誤動時，全面檢查小機現場緊急跳閘按鈕前接的是電源地線，跳閘

38、按鈕后至PLC，而PLC后的電纜接的是220V電源火線，拆除跳閘按鈕后至PLC的電纜,誤動現象消除，由此查明故障原因是是跳閘按鈕后至PLC的電纜發生接地，引起緊急跳閘系統誤動跳小機。（3）接頭松動引起：一臺機組備用盤硬報警窗處多次出現“主機EHC油泵2B跳閘”和“開式泵2A跳閘”等信號誤報警，通過CRT畫面檢查發現PLC的 A路部分I/O柜通訊時好時壞，進一步檢查發現機側PLC的3A、4、5A和6的4個就地I/O柜二路通訊同時時好時壞，與此同時機組MFT動作，首出原因為汽機跳閘。原因是通訊母線B路在PLC4柜內接頭和PLC5、PLC4柜本身的通訊分支接頭有輕微松動，通過一系列的緊固后通訊恢復正

39、常。針對接線和接頭松動原因引起的故障，我省在基建安裝調試和機組檢修過程中，通過將手松拉接線以以確認接線是否可靠的方法，列入質量驗收內容，提高了接線質量，減少了因接線質量引起的機組誤動。同時有關電廠 制定了熱工控設備通訊電纜隨機組檢修緊固制度，完善控制邏輯，提高了系統的可靠性。2.8控制系統可靠性與其它專業的關系需要指出的是MFT和ETS保護誤動作的次數，與有關部門的配合、運行人員對事故的處理能力密切相關，類似的故障有的轉危為安，有的導致機組停機。一些異常工況出現或輔機保護動作，若運行操作得當，本可以避免MFT動作（如有臺機組因為給煤機煤量反饋信號瞬時至零，30秒后邏輯聯鎖磨煤機熱風隔離擋板關閉

40、，引起一次風流量急降和出口風溫持續下跌，熱風調節擋板自動持續開至100%，冷風調節擋板由于前饋回路的作用而持續關小，使得一次風流量持續下降。但由于熱風隔離擋板有卡澀，關到位信號未及時發出，使得一次風流量小至造成磨煤機中的煤粉積蓄，第5分鐘時運行減少了約10%的煤量，約6分鐘后熱風隔離擋板突然關到位，引起一次風流量的再度急劇下降，之后按設計連鎖邏輯，冷風隔離擋板至全開，使得一次風流量迅速增大，并將磨煤機C中的蓄煤噴向爐膛，造成鍋爐燃燒產生局部小爆燃，引風機自動失控于這種異常情況，在三個波的擾動后（約1分鐘），爐膛壓力低低MFT。當時MFT前7分鐘的異常工況運行過程中，只要停運該臺磨煤機就可避免M

41、FT故障的發生）。此外有關部門與熱工良好的配合，可減少或加速一些誤動隱患的消除；因此要減少機組停組次數，除熱工需在提高設備可靠性和自身因素方面努力外，還需要熱工和機務的協調配合和有效工作，達到對熱工自動化設備的全方位管理。需要運行人員做好事故預想，完善相關事故操作指導，提高監盤和事故處理能力。3提高熱工自動化系統可靠性的建議隨著熱工系統覆蓋機、電、爐運行的所有參數，監控功能和范圍的不斷擴大以及機組運行特點的改變和DCS技術的廣泛應用，熱控自動化設備已由原先的配角地位轉變為決定機組安全經濟運行的主導因素，其任一環節出現問題，都有導致熱控裝置部分功能失效或引發系統故障，機組跳閘、甚至損壞主設備的可

42、能。因此如何通過科學的基礎管理，確保所監控的參數準確、系統運行可靠是熱工安全生產工作中的首要任務。在收集、總結、吸收同仁們自動化設備運行檢修、管理經驗和保護誤動誤動原因分析的基礎上，結合熱工監督工作實踐，對提高熱工保護系統可靠性提出以下建議，供參考：3.1完善熱工自動化系統（1）解決操作員站電源冗余問題：過程控制單元柜的電源系統均冗余配置，但所有操作員站的電源通常都接自本機組的大UPS，不提供冗余配置。如果大UPS電壓波動，將可能引起所有操作員站死機而不得不緊急停運機組，但由于死機后所有信號都失去監視，停機也并非易事。為避免此類問題發生，建議將每臺機組的部份操作員站與另一臺機組的大UPS交叉供

43、電，以保證當本機大UPS電壓波動時，仍有2臺OIS在正常運行。（2）對硬件的冗余配置情況進行全面核查，重要保護信號盡可能采取三取二方式，消除同參數的多信號處理和互為備用設備的控制回路未分模件、分電纜或分電源（對互為備用的設備）現象，減少一模件故障引起保護系統誤動的隱患。（3）做好軟報警信號的整理：一臺600MW機組有近萬個軟報警點，這些軟報警點往往未分級處理，存在許多描述錯誤，報警值設置不符設計，導致操作畫面上不斷出現大量誤報警，使運行人員疲倦于報警信號，從而無法及時發現設備異常情況，也無法通過軟報警去發現、分析問題。為此組織對軟報警點的核對清理，整理并修改數據庫里軟報警量程和上、下限報警值；

44、通過數據庫和在裝軟件邏輯的比較，矯正和修改錯誤描述，刪除操作員站里重復和沒有必要的軟報警點，對所有軟報警重新進行分組、分級，采用不同的顏色并開通操作員站聲音報警，進行報警信號的綜合應用研究，使軟報警在運行人員監盤中發揮作用。（4）合理設置進入保護聯鎖系統的模擬量定值信號故障診斷功能的處理，如信號變化速率診斷處理功能的利用，可減少因接線松動、干擾信號或設備故障引起的信號突變導致系統故障的發生，未設置的應增加設置。（5）繼續做好熱工設備電源回路的可靠性檢查工作，對重要的保護裝置及DCS、DEH系統，定期做好電源切換試驗工作，減少或避免由于電源系統問題引起機組跳機等情況發生。（6）加強對測量設備現場

45、安裝位置和測量管路敷設的檢查，消除不滿足規程要求隱患，避免管路積水和附加的測量誤差，導致機組運行異常工況的再次發生。（7）加強對電纜防損、和敷設途徑的防火、防高溫情況檢查，不符要求處要及時整改，尤其是燃機機組，要避免因煙道漏氣燒焦電纜，導致跳機故障的發生。（8）電纜絕緣下降、接線不規范（松動、毛刺等）、通訊電纜接頭松動、信號線拆除后未及時恢復等，引起熱工系統異常情況的屢次發生，表明隨著機組運行時間的延伸，電纜原先緊固的接頭和接線，可能會因氣候、氧化等因素而引起松動，電纜絕緣可能會因老化而下降。為避免此類故障的發生，各電廠應將熱工重要系統電纜的絕緣測量、電纜接線和通訊電纜接頭緊固、消除接線外露現

46、象等，列入機組檢修的熱工常規檢修項目中，并進行抽查驗收，對所有接線用手松拉，確認接線緊固，消除接線松動而引發保護系統誤動的隱患。（9）開展熱工保護、連鎖信號取樣點可靠性、保護邏輯條件及定值合理性的全面梳理評估工作，經過論證確認，進行必要的整改，（如給泵過量程信號設計為開再循環門的，可能會引起系統異常，應進行修改）。完善機組的硬軟報警、報警分級處理及定值核對，確保其與經審核頒發的熱工報警、保護定值表相符。保警信號綜合利用 3.2加強熱控自動化系統的運行維護管理（1）模件吹掃：有些DCS的模件對灰和靜電比較敏感，如果模件上的積灰較多可能會造成該模件的部分通道不能正常工作甚至機組MFT，如我省曾有臺機組，一個月內相繼5次MFT，前四次MFT動作因GPS校時軟件有問題，導致歷史庫、事故追憶、SOE記錄時間不一致，事故原因未能查明。在GPS校時軟件問題得到處理后發生第五次MFT時，根據記錄查明MFT動作原因系DCS主控單元一內部模件未進行噴涂絕緣漆處理，表面積灰嚴重使內部模件板上元器件瞬間導通，導致控制單