小机组DCS典型故障原因及对策

一、事故及故障案例 1、事故案例1 误操作造成火检系统失电，导致锅炉MFT动作。 1.1事故经过 2006年7月14日下午15：00，＃1机组进入72小时试运行，锅炉满负荷运行，发电机带25MW负荷。15时30分，运行人员发现3角上层煤火检无火焰信号，通知热工专业处理。15时38分，锅炉MFT动作，MFT首出原因锁定为火焰全失。15时45分，对跳闸柜、火检柜及现场设备进行检查，并开始炉膛吹扫。15时50分MFT复位。16时，重新点火成功。 1.2原因分析 点火成功后结合历史数据对事故原因进行分析，发现此次MFT动作系火检厂家技术人员在未通知专业负责人的情况下，私自进入电子间检查火检系统，并试图采取断电的方法复位火检放大器，由于该技术人员仅关注本厂设备，对电厂生产流程比较生疏，误将6只放大器共12路火检信号全部断电，造成火检系统失电，系统认为火焰全失，MFTOUT输出，MFT动作。 1.3防范措施 1.3.1制定严格的管理措施，无关人员一律不得进入电子间。热工人员因工作确需进入电子间的，应办理工作票，并严格执行安全措施后方可进入工作。 1.3.2 MFT火焰全失控制逻辑中增加炉膛负压证实条件，该点由现场压力开关送入，以防止火检系统误发火焰全失信号导致MFT动作。 2、事故案例2 误操作造成汽包水位异常，导致锅炉MFT动作。 2.1事故经过 2006年7月29日，＃1机组正常运行，机组带25MW负荷，汽包水位1、2、3分别为18.63mm、10.32 mm、20.19 mm，主蒸汽压力为9.13Mpa。16时17分，MFT动作输出，锅炉给粉机、排粉机、给煤机、磨煤机全停。MFT动作首出原因锁定为汽包水位低Ⅲ值。不久，机组被迫解列。 2.2原因分析 当日，锅炉检修人员需进行不停炉维修，该项工作要求降低锅炉负荷。根据历史数据及操作记录可以看出，16时13分，＃81操作员站操作员开始依次关闭下二级减温器调节阀前截止阀、左一级减温器调节阀前截止阀、上二级减温器调节阀前截止阀、右一级减温器调节阀前截止阀，16时15分，＃81操作员站操作员误将主给水调节阀前截止阀当做上二级减温器调节阀前截止阀关闭，汽包水位立即下降。16时16分至17分，汽包水位低Ⅰ、低Ⅱ值报警先后开出，但由于锅炉运行人员关闭了报警音响，同时未注意到光字牌闪烁报警。16时17分，MFTOUT开出，MFT动作。 2.3防范措施 2.3.1加强运行人员技术培训，进一步熟悉新设备的工艺流程和操作技术。 2.3.2严格执行重大操作许可和监护制度，防止出现重大误操作。 2.3.3严禁关闭报警音响。 2.3.4进一步完善光字牌报警项目。 3、故障案例1 ＃2锅炉过热器爆管引起炉膛负压及汽包水位、主蒸汽压力波动 3.1故障经过 2006年9月21日凌晨6时41分，＃2锅炉运行正常，汽包水位1、2、3分别为19.73mm、11.33 mm、25.01 mm，主蒸汽压力为9.12Mpa，炉膛负压1、2、3分别为－15.39Pa、－31.87Pa、－3.30Pa。6时42分，以上参数突然发生急剧变化，汽包水位突降至－32～－30mm不等，炉膛负压2升至379.85Pa，炉膛负压1升至360Pa，炉膛负压3升至204Pa,主蒸汽压力降至8.96MPa。运行人员紧急将给水自动调节、炉膛负压自动调节等PID调节系统切为手动，并采取相应措施，7时55分至8时左右，以上参数恢复正常。 3.2故障原因 在锅炉运行参数发生变化的同时，运行人员立即到现场检查，发现锅炉过热器处有泄漏现象，根据经验判断为过热器发生爆管故障。当天紧急停炉，经检查后确认是过热器爆管引起炉膛负压及汽包水位、主蒸汽压力等运行参数剧烈波动。 3.3防范措施 3.3.1运行人员应严格执行设备巡回检查制度，确保第一时间发现设备故障，采取相应措施，防止故障范围的扩大。 3.3.2锅炉、汽机检修人员应确保检维修质量，防止因检修质量不过关引起类似故障。 4、故障案例2 ＃91操作员站鼠标无法操作 4.1故障经过 2006年5月3日凌晨2时许，＃91操作员站运行人员发现该站鼠标指针不能移动，无法对设备进行操作，联系热工值班人员处理。10分钟后，热工值班人员赶到，重新插拔鼠标后故障消失，＃91操作员站操作恢复正常。 4.2故障原因 根据经验判断及停炉后对＃91操作员站工控机检查，可以确认该故障是由于工控机长时间运行后，鼠标插头发热导致接触不良，引起鼠标指针不能移动的故障。 4.3防范措施 4.3.1系统停运后，应对所有工控机进行彻底检查，对鼠标、键盘、显示器、音箱、电源等接口和插座进行紧固。 4.3.2锅炉操作员站（司磨或司炉）出现类似故障后，应及时通过另一台操作员站进行监控和处理，防止运行工况发生恶化。 4.3.3及时通知热工值班人员处理。 5、故障案例3 操作员站个别运行数据、柱状图无法显示 5.1 故障表现 自机组投入试运行后，多次出现操作员站个别运行数据、柱状图无法显示的故障，且该故障出现并无时间和站点上的规律，一般对出现故障的操作员站进行注销或重启后即可消除故障。 5.2故障原因 由于该故障出现并无时间和站点上的规律，对故障原因的判断较为困难。但通过查阅EDPF－NT系统使用说明书和咨询厂家技术人员，基本可以判断是由于系统长时间运行造成的系统累积误差和系统本身的BUG导致了该类型故障的出现。 5.3防范措施 5.3.1系统停运后，应重启DPU和工控机，消除长时间运行造成的系统累积误差。 5.3.2故障出现后，运行操作人员应立即通知热工值班人员处理，并及时通过现场仪表对设备进行监控。 6、故障案例4 DCS本身原因造成的现场设备无法操作、参数显示不正常 6.1故障表现 自机组投入试运行后，多次出现DCS本身原因造成的现场设备无法操作、参数显示不正常的故障，一般针对出现故障的现场设备所对应的卡件通道、通讯总线和继电器进行检查并予以处理可消除故障。由于控制逻辑错误发生的故障比较少，但通过检查并处理也可消除故障。 6.2故障原因 该类型故障原因多数为卡件通道损坏、接线错误、通道类型设置错误或测点类型、系数设置错误、现场仪表量程与系统设置不符等，少数为控制逻辑内部错误，另有极少数故障为卡件底座通讯总线接触不良造成。 6.3防范措施 6.3.1DCS维护人员应严格执行设备巡回检查制度，通过卡件状态指示灯、系统自诊断等方法及时发现DPU卡件故障。 6.3.2保证DPU柜内洁净度、温度、湿度不超标，减少发生此种故障的概率。 6.3.3从外部接入的信号、控制电缆，应保证无接错等现象，防止外部电流窜入，对卡件造成损坏。 7、故障案例5 现场设备原因造成的现场设备无法操作、参数显示不正常 7.1故障表现 自机组投入试运行后，多次出现现场设备原因造成的现场设备无法操作、参数显示不正常的故障，一般针对现场设备所表现出的故障进行相应检查并予以处理可消除故障。同时需要指出的是，＃1、＃2机组投运后所出现的故障绝大部分是由于现场设备引起的。 7.2故障原因 该类型故障原因多与现场设备接线错误、脱落、接触不良等有关，同时与现场传感器损坏，整定、调校错误也有密切关系，也有一少部分与设备安装有关。总之，产生此类故障的原因是比较多的，但只要找到产生故障的原因一般也可消除故障。 7.3防范措施 7.3.1加大设备维护力度，提高设备完好率，减少故障出现的频率。 7.3.2锅炉、汽机、电气、热工各专业应密切配合，努力提高检修质量。 7.3.3尽力发现设备安装中出现的问题，并在可能的情况下对其进行改造，减少故障发生的可能性。 7.3.4设备运行中，应严格执行“两票三制”处理设备故障，防止设备保护动作。 二、对策 DCS系统由系统软、硬件、后备手操盘以及变送器、逻辑开关（包括压力开关、水位开关、电接点压力表等设备）、电缆及执行机构组成，系统中任一环节出现问题，均会导致系统部分功能失效或引发控制系统故障，严重时将使机组事故跳闸，甚至损坏主设备。因此，要把构成控制系统的所有设备看成一个整体进行全面管理。 　　已投产的机组必须对DCS系统外部环境、运行、检修及考核进行全过程、全方位的管理。全过程管理指DCS系统运行、日常维护、检修及考核管理各个环节，全方位管理指所有涉及DCS系统的安全因素要考虑周全　，不仅要关注DCS系统软、硬件及外围设备，还应考虑与DCS系统相关的外部设备及条件，如：中央空调、电源、接地等内容，只有这样，才能确保DCS系统安全稳定运行。 　　我厂2×25MW机组DCS系统在试运行初期出现了许多问题，究其原因除对EDPF－NT系统的特性没有完全掌握，操作和维护不够熟练，经验较少外，主要是没有按其自身规律合理地进行管理而造成的。因此，我厂应完善制度，加强以下几方面的管理。 (1) 加强热工检修工作票的管理。在运行机组上对某一设备检修时，如果对其隔离不完全或不正确，可能发生相关设备的联锁反应。因此要求相关人员务必实施正确的隔离措施。 (2) 加强软件管理。组态的修改必须按有关规定执行，同时必须及时备份修改前后的所有组态信息，存档备查。 (3) DCS系统备件的管理。DCS系统备件的存放应满足制造厂的要求，定期对备件进行检查。当DCS装置发生故障，需用备件更换时，使用前必须对备件进行功能测试，以防患于未然。 (4) DCS系统检修项目及周期。依据DCS系统设备特点，随机组大修至少进行以下项目的检修(小修时可酌情适当减少)：模件组态的备份，核实控制模件标志和地址；外围设备检修，清扫电源、模件及防尘滤网，检查及紧固控制柜接线，接地系统检查，冷却风扇检修，电源测试；重要测量和保护信号线路绝缘检查；电子室温度、湿度及含尘量检修前测试，检修后复查；卡件电源及冗余卡件的切换试验；报警及保护功能测试；通讯、手操盘检查等。 (5) 就地设备的检修及周期。就地设备包括执行机构、变送器、逻辑开关及线路检查。此类检修项目及周期与常规控制设备基本相同。特别重要的是执行机构的断电及信号容错、纠错功能的检查。 (6) 发电机组一投入运行，所有热工保护联锁装置应全部投入。