DCS故障分析处理及维护防范措施

上传人:油条 文档编号:2658789 上传时间:2017-07-26 格式:DOCX 页数:6 大小:25.43KB
返回 下载 相关 举报
DCS故障分析处理及维护防范措施_第1页
第1页 / 共6页
DCS故障分析处理及维护防范措施_第2页
第2页 / 共6页
DCS故障分析处理及维护防范措施_第3页
第3页 / 共6页
DCS故障分析处理及维护防范措施_第4页
第4页 / 共6页
DCS故障分析处理及维护防范措施_第5页
第5页 / 共6页
点击查看更多>>
资源描述

《DCS故障分析处理及维护防范措施》由会员分享,可在线阅读,更多相关《DCS故障分析处理及维护防范措施(6页珍藏版)》请在金锄头文库上搜索。

1、关键词: DCS 故障 摘要:本文结合火电厂 DCS 在生产运行中出现的故障实例,对 DCS 故障进行了分类和分析,并就如何维护 DCS 以及减少 DCS 故障提出了具体办法和措施。一、分散控制系统(DCS)概述DCS 具有通用性强、系统组态灵活、控制功能完善、数据处理方便、显示操作集中、人机界面友好、安装简单规范化、调试方便、运行安全可靠的特点,在国内外电力、石油、化工、冶金、轻工等生产领域特别是大型发电机组有着较为广泛的应用。目前国内应用较多的的品牌主要有:(1)国外品牌:美国 ABB、西屋、德国西门子、日本横河、日立等;(2)国内:国电智深、和利时、新华等。DCS 的安全、可靠与否对于保

2、证机组的安全、稳定运行至关重要,若发生问题将有可能造成机组设备的严重损坏甚至人身安全事故。所以非常有必要分析 DCS 运行中出现的各类问题,采取措施提高火电厂DCS 的安全可靠性。二、DCS 在生产过程中的故障情况每个厂家的 DCS 都有其各自的特点,因此其故障的现象分析和处理不尽相同,但归纳起来由 DCS 引起机组二类及以上障碍可划分为三大类:(1)系统本身问题,包括设计安装缺陷、软硬件故障等。(2)人为因素造成的故障,包括人员造成的误操作,管理制度不完善及执行环节落实。(3)系统外部环境问题造成 DCS 故障。如环境温度过高、湿度过高或过低、粉尘、振动以及小动物等因素造成异常。2.1 DC

3、S 本身问题故障实例此类故障在生产过程中较为常见,主要包括系统设计安装缺陷,控制器(DPU 或 CPU)的死机、脱网等故障,操作员站黑屏,网络通讯堵塞,软件存在缺陷,系统配置较低,与其他系统及设备接口存在问题等。2.1.1 电源及接地问题:(1)某电厂 DCS 电源系统采用的是 ABB 公司 Symphony III 型电源,但基建时仍按照 II 型电源的接地方式进行机柜安装,与 III 型电源接地技术要求差异很大。机组投产以来发生多次 DCS 模件故障、信号跳变、硬件烧坏的情况,疑与接地系统有关。同样,某电厂在基建期间 DCS 接地网设计制作安装存在问题,DCS 系统运行后所有热电阻热电偶温

4、度测点出现周期波动。(2)某厂因电源连线松动而导致汽机侧控制系统失效。经验教训:DCS 没有良好的接地系统和合理的电缆屏蔽,不仅系统干扰大,控制系统易误发信号,还易使模件损坏。可见,UPS 电源、控制系统接地等存在问题将给电厂投产后 DCS 的安全稳定运行留下极大隐患。因此,DCS 系统电源设计一定要有可靠的后备手段,负荷配置要合理并有一定余量;DCS 的系统接地必须严格遵守制造厂技术要求(如制造厂无特殊说明应按照 DLT774 规定执行),所有进入 DSC 系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆,并要同动力电缆分开敷设且有良好的单端接地。2.1.2 系统配置问题:(1)浙江某电厂 DC

5、S(T-ME/XP 系统)频繁故障和死机造成机组停运事故。7、8 机组(2*330MW),从 1997年 2 月试生产至 5 月,两台机组共发生 22 次 DCS 系统故障和死机,造成机组不正常跳闸 8 次。之后又多次发生操作画面故障(8 号机组有两次发生全部 6 台操作站“黑屏”),严重威胁机组安全。经分析认为其DCS 系统存在以下几个方面的问题:(1)DCS 工程设计在性能计算软件、开关量冗余配置上存在问题。(2)硬件配置不匹配(其中包括 T-ME 和 T-XP 两种系统的匹配和通信问题)。(3)个别硬件设计不完善。(4)进一步分析,关键的 CS275(下层 T-ME)通讯总线负荷率过高出

6、现“瓶颈”问题现象。而欧洲 T-ME/XP 系统用户在配置合理的前提下,T-ME/XP 系统使用情况基本良好。(2)某电厂在 200MW 机组的热控系统自动化改造上使用的 DCS,由于系统配置的负荷率计算不准且为了减少投资,技术指标均接近允许极限,加之该系统有运行时中间虚拟 I/O 点量大的特点,所以在改造后期调试时发现个别控制器的负荷率竟超过了 90%,个别软手操操作响应竟接近 1min,根本无法使用,后经过大幅度调整(系统重新增加配置),才解决了这个问题。(3)东北某 600MW 机组,由于招标技术规范对 I/O 通道隔离性质表述不到位,因此 DCS 厂家做的配置很低,结果在调试时烧损了大

7、量的 I/O 板,后来改变了隔离方式和更改换了硬件,电厂又花费了许多资金,也抵消了当初的招标价格优势。此外,电缆的质量与屏蔽问题也必须高度重视,重要信号及控制应使用计算机专用屏蔽电缆,许多改造工程正是由于电缆的问题导致电缆不得不重新敷设,影响了工期。(4)某电厂 300MW 机组新华 XDPS-400 系统工程师站频繁死机,经检查发现其运行程序较多:多个虚拟DPU、历史数据记录、性能计算、报表等。把历史数据分配至别的人机接口站问题解决。2.1.3 控制器(DPU 或 CPU)故障(1)某电厂 300MW #2 机组 HIACS-5000CM 控制系统 FSSS1 的 CPU 故障,且未将控制权

8、交出,从 CPU 未能切换为主控,导致该部分系统控制设备无法操作(设备保持原状态工作)。在对主 CPU 执行在线更换步序至停电时,从 CUP 切换主控 CPU,系统设备受控,更换原主控 CPU 后系统一切正常。(2)ABB 早期某时间生产的 SYMPHONY 同一 PCU 机柜内不同控制器之间通讯出现数据不一致的情况,通过升级固件这一问题得到解决;(3)新华控制 XDPS 系统早期某批次 DPU 曾多次出现离线、死机现象,经检查为 DPU 卡件个别电容问题,经升级更换卡件问题解决。由于目前 DCS 的控制器均为冗余配置,大大减少了主控制器“异常”引发机组跳闸的次数。但是,一旦一对冗余的控制器同

9、时死机,将直接威胁到安全生产,对于此类情况一定要采取措施切实避免。2.1.4 DCS 网络故障(1)某电厂西屋 WDPF 控制系统,由于多次改造系统增加了大量测点和自动控制回路,系统负荷率高达70%以上,造成网络通讯堵塞,多次出现操作员进行操作、切换画面时间过长、画面黑屏等问题。后经升级改造为 OVATION 系统,系统正常。(2)某电厂 600MW 机组负荷 508MW,工况稳定,汽轮机所有调门突然大幅摆动,经检查故障原因是机组运行时 M5 控制器的转速信号短时间内由 3000r/min 变成了 0r/min,又马上恢复,调门摆动的原因也是 M3 和 M5 通讯时出现掉数据现象,导致 Tri

10、p Bias(跳闸偏置)信号在机组运行时由 0 变为 1,引起所有调门大幅摆动。对该问题采取措施:对 PCU 控制总线的通讯信号进行多重化处理,对通讯信号增加一定延时,躲过通讯信号瞬间跳变;对重要的通讯信号采用了通讯冗余。2.1.5 DCS 软件问题(1)某电厂 300MW 供热机组 DCS 调试过程中未对测点品质参数进行修改,致使其模拟量测点只有在断线的情况下才认为是坏品质测点,未充分起到品质校验功能。后对所有测点品质参数进行了设置,提高了设备运行的可靠性。(2)HIACS-5000CM 控制系统画面组态时,双击 grab 组态工具后,弹出 c+错误窗口无法正常使用。经检查发现 grab.i

11、ni 文件被改动过,从其他机器拷贝文件覆盖后,工具恢复正常。因为 grab 非正常退出后保留了错误的信息在 grab.ini 文件中。(3)某电厂除氧器水位控制回路逻辑是由高加水位控制逻辑拷贝修改而成,修改过程不彻底,PID 参数未根据除氧器情况设置整定,造成运行中除氧器上水门发散调节,调节品质恶化。采取措施:检查逻辑,重新整定 PID 参数。2.1.6 系统接口问题某电厂 200MW 供热机组电气并网信号至 DEH 只有一路,在机组正常运行的过程中该电气并网辅助接点故障出现抖动,造成汽轮机跳闸。采取措施:使用屏蔽通讯电缆,增加冗余接点信号,并进行 3 取 2 逻辑判断。2.2 人为因素造成

12、DCS 故障实例人为因素造成 DCS 的故障,在生产过程中也较为常见。包括人员造成的误操作,管理制度不完善及未按规程规定执行工作步骤等。2.2.1 未按规程规定执行工作步骤(1)某电厂新华 XDPS 系统 DEH 的#12DPU 故障,对其在线更换,使用的是小机 MEH 系统的 DPU 备品。在更换 DPU 后,只将#32 主控 DPU 拷贝至#12 副控未写电子磁盘,其实质只是将副控 DPU 的内存内容与主控保持一致,#12DPU 电子磁盘内容仍为 MEH 小机控制逻辑。在系统停电吹灰后,按顺序启动#12DPU 成为主控,由于其逻辑为 MEH 逻辑而非 DEH 逻辑,造成系统通讯异常、数据频

13、闪、画面显示不正常,人机接口站无法操作。在重新对#12DPU 送电,拷贝#32DPU 逻辑并写盘后正常。(2)某电厂 HIACS-5000CM 控制系统,循环水泵房远程 I/O 卡件更换,未执行在线更换操作步骤,其卡件未能激活进入工作状态,导致现场设备状态与 DCS 画面不符,设备无法控制。执行在线更换步序后,系统正常。2.2.2 人员误操作(1)某电厂机组运行中,在进行处理缺陷时工作人员误动 DCS 继电器柜继电器造成引风机跳闸,锅炉MFT。(2)某电厂 DCS 卡件故障,在进行更换卡件过程中,由于工作人员未认真核对设备、卡件跳线错误,导致新更换的卡件烧损。2.2.3 管理制度不完善(1)某

14、电厂 DCS 系统管理制度不完善,未对软件升级、备份等工作进行规定。其辅网水处理 POK1 操作员站在升级打补丁后,未进行备份。该操作员站硬盘出现故障在进行系统恢复后,由于其软件版本较低,导致与网络通讯不正常,数据不刷新。(2)某电厂操作员站管理不严,其放置于集控室的主机 USB 端口及光驱未进行有效封闭,个别运行人员夜班期间利用操作员站玩游戏、看电影,导致操作员站死机。2.3 外部环境因素造成 DCS 故障实例外部环境因素造成 DCS 故障的数量相比于前两类问题而言相对较少,但在实际生产过程中也时有发生。(1)某电厂电子设备间风道口正处于 DPU 机柜上方,由于设计和其他原因,机组运行中消防

15、水通过风道流入 DCS 机柜,导致 DPU、服务器等设备进水烧损,机组停运。(2)某电厂循环水泵房远程 IO 柜,由于底部封堵不严,造成冬季老鼠窜入,在机柜上部温度较高处构筑巢穴,最终造成远程 IO 脱双网。(3)某电厂电子设备间的封闭性较差,卡件、DPU 积灰较为严重,曾多次出现故障。在采取完善电子间封闭、加装空调等措施后卡件、DPU 等故障基本杜绝。三、DCS 系统故障防范及维护措施通过以上诸多故障实例,我们不难看出,降低 DCS 系统的故障几率,必须做好分散控制系统从选型设计到运行、维护的全方位工作。3.1 DCS 的选型设计调试3.1.1 无论新建机组还是升级改造的 DCS,系统和控制

16、器的配置要重点考虑可靠性和负荷率(包括冗余度)指标。通讯总线负荷率设计必须控制在合理的范围内,控制器的负荷率要尽可能均衡,要避免因涉及规模大而资金不足所带来的、影响系统安全运行的“高负荷”问题的发生。3.1.2 系统控制逻辑的分配,不宜过分集中在某个控制器上,主要控制器应采用冗余配置。3.1.3 电源设计必须合理可靠。一是要强调电源设计的负荷率;二是要强调电源的冗余配置方式,同时一定要保证两路电源的独立性。3.1.4 要注重 DCS 系统接口的可靠性措施。强调重要接口的冗余度和接口方式的选择,主要是注意可靠性和实时性。3.1.5 对于 DCS 系统接地一定按厂家要求执行,避免接地问题造成系统大面积故障。应注重考虑系统的抗干扰措施、自诊断和自恢复能力,I/O 通道应强调隔离措施。电缆的质量与屏蔽问题也必须高度重视,重要信号及控制应使用计算机专用屏蔽电缆。3.1.6 要充分考虑主辅设备的可控性,要根据设备的运行特点和各种工况下机组处理紧急故障的要求,配置操作员站和后备手操装置。紧急停机停炉按钮配置,应采用与 DCS 分开的单独操作回路。同时,

展开阅读全文
相关资源
相关搜索

当前位置:首页 > 行业资料 > 其它行业文档

电脑版 |金锄头文库版权所有
经营许可证:蜀ICP备13022795号 | 川公网安备 51140202000112号