14防止分散控制系统失灵2课件.docx

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14防止分散控制系统失灵2课件

14防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故

为了防止分散控制系统（DCS）失灵、热工保护拒动造成的事故，要认真贯彻《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》（DL／T655－2006）、《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》（DL／T656－2006）、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》（DL／T657－2006）、《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》（DL／T658—2006）、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》（DL／T659－2006）、《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》（DL／T774-2004）、《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》（DL／T924-2005）、《火力发电厂汽轮机监视和控制系统验收测试规程》（DL／T1012-2006）、《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）、《电力建设施工及验收技术规范第5部分：

热工自动化》（DL/T5190.5-2004）、《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督导则》（DL/T1056-2007）、《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》（国电安运［1998］483号）、《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》（电规发1996]214号）、《火力发电厂安全性评价》（国家电网生[2003]409号）等有关技术规定，并提出以下重点要求：

14.1分散控制系统配置的基本要求

14.1.1DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障处理），CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。

14.1.1.1所有控制站的CPU负荷率在恶劣工况下不得超过60％。

所有计算机站、数据管理站、操作员站、工程师站、历史站等的CPU负荷率在恶劣工况下不得超过40％，并应留有适当的裕度。

14.1.1.2内部存储占有量不大于50%，外部存储量占有容量不大于40%。

14.1.1.3每种I/O点裕量10%～15%。

14.1.1.4I/O模件槽裕量10%～15%。

14.1.1.5电源负荷裕量30%～40%。

14.1.1.6主系统及与主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通信设计，应重点考虑其负荷率，并控制在合理的范围内，通信总线的负荷率应不大于30%～40%。

14.1.1.7所用具备趋势功能的信号应能自由组合到一幅趋势图中。

历史趋势应能保存7天以上，且分辨率不大于1S。

14.1.1.8单元机组所有SOE点应进入到同一控制器，防止时钟不同步给事故分析带来困难。

并定期对SOE点进行优化。

14.1.1.9CPU的负荷率应定期检查统计，如超过设计指标，应迅速采取措施处理。

14.1.1.10控制站、操作员站、计算机站、数据管理站、历史站或服务器脱网、离线、死机，在其它操作员站监视器上应设有醒目的报警功能，或在控制室内设有独立于DCS系统之外的声光报警。

14.1.1.11对涉及机组安全的执行机构、阀门等外围设备，在设备选型上，要保证这些关键设备具有“三断”（即断电、断气、断信号）保护功能。

案例1：

浙江台州发电厂发生分散控制系统（simensT-ME/XP系统）频繁故障和死机造成机组停运。

台州电厂7、8号机组（2×330MW），从1997年2月开始7号机组进入试生产至1997年5月，两台机组共发生22次DCS系统故障和死机，其中造成机组不正常跳闸8次。

之后有发生多次操作员站故障，其中1次造成8号机组不正常跳闸，严重威胁机组安全。

通过分析该案例暴露以下问题：

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、通讯总线负荷率过高，出现瓶颈现象。

14.1.2控制器，FSSS、ETS系统的I／0卡应采用冗余配置，重要I／O点应考虑采用非同一板件的冗余配置。

14.1.2.1分配控制回路和I／0信号时，应使一个控制器或一块I／0板件损坏时对机组安全运行的影响尽可能小。

I／0板件及其电源故障时，应使I／0处于对系统安全的状态，不出现误动。

14.1.2.2冗余I／0板件及冗余信号应进行定期检查和试验，确保处于热备用状态。

14.1.2.3重要保护信号如：

炉膛压力高低、汽包水位高低、汽机润滑油压低、抗燃油压低、真空低、超速等开关量保护信号要采取三取二方式，并且要分配在不同的I/O模件上，以增加保护动作的可靠性和准确性。

案例2：

珞璜电厂2003年2月15日，二号机因锅炉炉膛压力测量卡件故障，MFT动作。

事件经过：

#2机组负荷330MW，由于A侧空气预热器部分堵塞，炉膛压力在-2.0mbar/+0.3mbar之间波动。

15日19：

26′,操作员报警站CRT上突然发出炉膛压力高报警，同时发出#2机组U24控制器一级故障和控制器二级故障报警，锅炉MFT动作。

机组保护动作后，热控人员检查T20控制系统，发现U24控制器故障退出运行，进一步检查发现输入卡件MDI卡件工作指示灯熄灭，判断该MDI卡件故障。

更换MDI卡件后，控制器工作正常。

19：

48′，炉膛重新吹扫，点火。

20：

22′，汽机挂闸，20：

39′，并网。

原因分析：

故障的直接原因是MDI输入接口卡件故障。

输入卡件MDI故障，导致炉膛压力高保护误动作，致使锅炉跳闸；由于T20控制系统是八十年代后期从法国引进的，设备和保护设计可靠性存在一定的问题，设备连续工作十多年后，不同程度地出现设备老化；炉膛压力开关正压高三个信号同时使用同一MDI卡件，而且MDI卡件连接到2个数据总线上的，它的故障必然会引起两个MPC模块（AA/AI控制器）故障。

暴露问题：

1、控制系统卡件老化；2、跳闸信号三取一设计不合理；3、保护信号应从不同I/O卡件输入。

防止对策：

1、在改造的同时改进保护策略，炉膛压力开关信号分别从不同的接口卡件输入，增加保护设备的可靠性。

2、对一期两台锅炉的炉膛压力保护改为三取二方式，尽量减少设备误动的可能。

3、加强控制设备维护和巡视检查工作，使设备维护工作做到切实有效。

14.1.3系统电源应设计有可靠的后备手段（如采用UPS电源），主备用电源的切换时间应小于5ms（应保证控制器不能初始化）。

系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警。

14.1.3.1DCS宜采用隔离变压器供电。

系统应设计双回路供电。

其中一路电源要采用UPS供电。

14.1.3.2UPS电源应能保证连续供电30min，确保安全停机停炉需要。

14.1.3.3采用直流供电方式的重要I／0板件，其直流电源应采用冗余配置，两路电源应设置电子式快速切换装置，不允许设置继电器搭接切换装置，其中一路直流电源故障应有报警信号。

14.1.4主系统及与主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通信负荷率设计必须控制在合理的范围（保证在高负荷运行时不出现“瓶颈”现象）之内，其接口设备（板件）应稳定可靠。

14.1.4.1通讯总线应有冗余设置，通讯负荷率在繁忙工况下不得超过30％；对于以太网则不得超过20％。

14.1.4.2定期检查测试通讯负荷率，若超过设计指标，应采取好措施，优化组态，降低通讯量。

14.1.5DCS的系统接地必须严格遵守厂家技术要求，所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽阻燃电缆，在DCS侧有良好的单端接地。

14.1.5.1DCS系统与电气系统共用一个接地网时，控制系统接地线与电气接地网只允许有一个连接点，且接地电阻应小于0.5Ω。

14.1.5.2重点处理好两种接地：

保护接地和屏蔽接地。

保护接地接至电气专业接地网，接地电阻小于2Ω。

屏蔽接地接至电气专业接地网，接地电阻≤0.5Ω。

不满足接地电阻要求时，应独立设置接地系统，接地电阻≤2Ω。

屏蔽接地的接地网接地点应远离电厂大电流设备，如给水泵、磨煤机等，距离大于10m以上。

14.1.5.3模拟量信号最好采用屏蔽双绞电缆连接，且有良好的单端接地。

14.1.6操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求，特别是紧急故障处理的要求。

紧急停机停炉按钮配置，应采用与DCS分开的单独操作回路。

14.1.6.1DCS的设计或改造应满足在DCS故障或系统瘫痪后，汽轮机、锅炉、发电机能安全地停下来，紧急停机、停炉按扭回路要与DCS分开，并用硬接线连接。

14.1.6.2热工控制机房、电子设备间内禁止使用无线通讯工具。

热工控制机房内温度控制在规定范围内，保持环境清洁。

14.1.7DCS系统时钟配置

当DCS只有单个时钟发生装置时，应有防止其发生故障而导致DCS失去时钟，进而造成操作员站和控制器站脱网事故的措施；当采用主、备时钟时应定期重启一次主、备时钟所在的工作站，以消除时钟累计误差。

当DCS时钟通过GPS自动校准时，应有防止GPS故障导致DCS时钟混乱而故障的措施。

14.1.8微机机房、工作室都应建立足够容量的空调装置，其湿度、温度在任何季节都应符合计算机的使用环境要求，空调进风口应设在无腐蚀性气体处，并有防尘滤网，工作室、微机机房内计算机柜下电缆及其它电缆孔都必须封堵严密。

微机机房、工作室有专人负责并制定工作制度。

14.1.9两台机组公用的厂用设备应能分别在两套DCS系统中进行监视和控制，并应有适当措施，确保任何时候只能在一个地方发出操作命令，不应因公用系统而将两套DCS耦合在一起。

14.1.10采用分散控制系统时，监视、控制和保护系统的信息共享应遵循下列规定：

14.1.10.1监视和控制系统的信息，有条件时（包括各系统均采用DCS或采用可编程序控制器，且与DCS通过串行口联网），可信息共享。

此时，I/O信息应首先引入控制系统的I/O通道，并通过通信总线传送至数据处理和监视系统。

14.1.10.2控制系统与机组保护系统都要用的过程信息，应通过各自的I/O通道分别引入。

14.1.10.3触发MFT等停机信息应通过硬接线方式传送。

14.1.11DCS的抗干扰措施、自诊断和自恢复能力应着重考虑，I/O通道应采用隔离措施。

14.1.11.1DCS和其他供货商提供的控制、保护装置之间的信息交换采用I/O通道时，应采取电隔离措施。

14.1.11.2DCS至执行回路的开关量输入信号宜采用继电器输出的I/O通道或另外装设继电器。

DCS与执行机构等以模拟量信号相连接时，两端对接地或浮空等的要求相匹配，否则应采取电隔离措施。

14.1.11.3重要的输入/输出信号的通道应冗余设置，并分别配置在不同通道板上，必要时应分别配置在不同控制器的不同通道板上。

14.1.11.4分配控制回路I/O信号时，应使一个控制器或一块I/O通道损坏时，对机组安全运行的影响尽可能小，冗余辅助控制的I/O，除个别不重要的外，宜置于不同通道板上。

14.1.11.5当控制器I/O通道板及电源故障时，应有必要措施，确保工艺系统处于安全的状态，不出现误动。

14.1.11.6每个模/数（A/D）转换器连接的点数不宜超过16点，否则A/D转换器冗余配置。

14.1.11.7I/O模件对现场接点的供电电压宜在48～120V范围内，当条件不许可时，允许采用24V供电。

14.1.12分散控制系统应满足下列性能指标：

14.1.12.1系统可用率{[（可用率=试验时间-累计故障停用时间）/试验时间]×100%}99.9%。

14.1.12.2系统精度

输入信号：

±0.1%（高电平）±0.2%（低电平）

输出信号：

±0.25%

14.1.12.3事件顺序记录分辨力：

1～2ms。

14.1.12.4抗干扰能力

共模电压：

≥250V

差模抑制比：

≥60dB

14.1.12.5系统实时性和响应速度。

数据库刷新周期，对于模拟量不大于采样周期，一般开关量不大于1S。

CRT画面上数据的刷新周期1S。

控制器的工作周期，模拟量控制不大于0.25S（250ms），开关量控制不大于0.1S（100ms）。

控制用I/O的采样周期应与上述周期相协调。

当DEH和SCS（指发变组和厂用电源系统的顺序控制系统）纳入DCS系统时，控制器的周期应根据系统响应速度的特殊要求确定。

从键盘发出操作指令到通道板输出和返回信号，从通道板输入至CRT上显示的总时间宜小于2.5S（不包括执行机构动作时间）。

案例3：

太仓电厂2003年3月12日，一号机组DEH的WDPF系统失去守时站，包水位低保护动作，MFT动作。

事件经过：

12日中班，1号机组负荷300MW,工况一切正常。

18：

29′，监盘人员发现DEH报警窗口出现主备站同时故障，CRT画面数据后均出现“T”，主值班员立即到就地控制盘将给水泵1A/1B切手动方式，此时1号机方式已切手动，给水泵1A/1B控制面板上转速跳闪看不准。

手动启动给水泵C时，发现已自启动，同时1号机调门关下，主汽压力迅速上升，18：

29′30″造成1号炉汽包低水位，MFT动作，停炉、停机。

经详细检查分析，认为是DEH系统故障，机组重新启动，于21：

03'并网。

暴露问题：

从事故追忆曲线和记录的数据分析，可以初步推断本次跳机是由于DEH的WDPF系统失去守时站后致使DEH系统工作出错引起。

18：

29'16″210操作员站因内存负荷高（分析推断），影响Tim-Keeper程序工作，造成WDPF系统失去系统时间（由于缺乏Tim-Keeper程序工作机理资料，故无法解释200站的守时功能不起作用），当系统各站找不到最新的系统时间时，各DPU主、备站开始相互切换，以便获得最新的系统时间（从系统各站的状态记录中得到证实）。

在多次切换后，DPU出现失配切换，当发生非正常切换时DPU内部会出错，使其与外界联系的信号产生不正常的偏离和波动（历史曲线可证实）。

18：

29'17″小机、主机先后切除REMOTE，DEH送给DCS的负荷参数信号从“100%”变为“0%”（此信号在高压、中压主汽门，高、中调门的控制回路中起重要作用）。

直至跳机为止，该信号始终未恢复）。

DCS侧汽机主控信号同时降为“0”，DEH的REMOTE方式被切除，切除后是进入OA方式还是进入MANUAL方式无法追忆确认（重启后DEH历史数据丢失），当DPU出现失配切换时，REMOTE切后进入非正常OA或MANUAL程序，导致高调门、主汽门在10-20秒内关闭（DCS追忆曲线看）给水泵1A/1B低压调门也同大机高调门一样在10-20秒内关闭，导致炉汽包水位低MFT。

经专业技术人员讨论分析认为系统时间丢失是数据通讯中断的直接原因，但现有资料不能说明系统时间丢失的起因，通过讨论并向兄弟电厂、上海西屋咨询，可能的原因有以下几点：

（1）由于现在西屋设计的WDPF系统守时站程序在工程师站、操作员站内以软件方式实现，CRT监视窗口若开得过多，控制站CPU处理过程过多，负荷超载会导致死机。

（2）数据通讯线的连接接触不良。

（3）系统接地不良。

防止对策：

1、继续针对系统时间丢失的问题与厂家或产品服务商设计人员进行探讨，找出系统时间丢失的真正原因。

2、目前操作员站监视窗多达8个，西屋提供基本配置为4个，热控取消4个监视窗，减轻操作员站运行负荷。

3、检查系统接地情况。

4、检查系统通讯线连接情况。

5、加强对DEH系统画面的监视,报警画面的监视放在LIST实时窗口上。

6、热控专业加强系统巡查，每天下午全面检查一次。

7、与供货商讨论增加DPU守时站的实施方案。

14.2DCS故障的紧急处理措施

14.2.1已配备DCS的电厂，应根据机组的具体情况，制定在各种情况下DCS失灵后的紧急停机停炉措施。

14.2.2当全部操作员站出现故障时，若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。

若无可靠的后备操作监视手段，也应停机、停炉。

14.2.3当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。

14.2.4当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策。

14.2.4.1辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。

14.2.4.2调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。

14.2.4.3涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施。

若恢复失败则应紧急停机停炉。

案例4：

汕头电厂2005年3月17日，一号机组DCS系统DPU5柜电源模块故障，汽包水位等重要参数失去监控，紧急停机处理

事件经过：

10:

04，＃1机组运行人员发现“汽机给水泵A跳闸”光字牌报警，立即进行维持汽包水位和关同步器的处理，同时发现CRT上汽包压力、水位、给水泵流量、给水压力、给水泵润滑油压力等多个测点出现坏质量。

随后，机组给水泵RUNBACK动作，协调自动切为TF2汽机跟随方式，同时联跳E磨煤机。

10:

05，运行人员解除机组自动协调，投B层4支油枪，接着又手动打跳D磨煤机。

但由于多个测点出现坏质量，无法监控，汽包水位未见回升。

10：

08，#1机BTG控制盘上电视汽包就地水位计、电接点水位计表均看不见水位，运行人员果断手动MFT，汽机跳闸，发电机解列灭磁，厂用电自动切换正常。

11:

16，热工人员处理好计算机DPU5柜电源模块故障，锅炉重新点火，14:

26，#1机组并网恢复运行，停机时间共计4小时22分。

暴露问题：

1、DCS系统从投产至今已连续运行接近十年，计算机硬件可靠性明显下降，近两年以来#1、2机组已多次出现DCS系统故障，给#1、2机的安全运行带来很大的威胁。

而且，该DCS系统由美国西屋公司生产，产品待升级，备品备件采购困难。

2、A给水泵再循环门开启时间延长，不能满足给水泵最小流量保护的要求。

3、在四台汽包水位变送器同时故障的情况下，算法输出保持故障前算法的正确输入，保持故障前显示的汽包水位，是锅炉汽包虚假水位信号，因此，使得锅炉汽包水位低保护失灵。

防止对策：

1、吸取本次非停教训，对#1、2机DCS系统由DPU柜供电的模拟量测点进行全面清理，利用停机机会，将重要测点变送器电源接在两组上分开供电。

2、修改给水泵低流量跳泵保护逻辑。

3．利用停机机会，增加所有DPU柜24V电源失电报警功能，便于发现异常及时处理。

14.2.5加强对DCS系统的监视检查，特别是发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速做好相应对策。

14.2.6规范DCS系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度。

在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。

未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用，必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施。

14.3防止热工保护拒动

14.3.1DCS部分的锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的系统配置应符合14．1条款中的要求，FSSS的控制器必须冗余配置且可自动无扰切换，同时FSSS装置应具有在线自动／手动火焰检测器和全部逻辑的试验功能。

14.3.2对于独立配置的锅炉灭火保护装置应保证装置（系统）本身完全符合相应技术规范的要求，所配电源必须可靠，系统涉及到的炉膛压力的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备必须处于完好状态。

独立配置的锅炉灭火保护装置的软件管理参照14.2.6执行。

火检设备的备用冷却风机应设立联锁功能，并应定期切换。

14.3.3定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验，在役的锅炉炉膛安全监视保护装置的动态试验（指在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉运行工况，达到MFT动作的现场整套炉膛安全监视保护系统的闭环试验）间隔不得超过3年。

14.3.4对于已配有由DCS构成的FSSS及含有相关软逻辑的热工保护系统，在进行机、炉、电联锁与联动试验时，必须将全部软逻辑纳入到相关系统的试验中。

14.3.5汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）应加强定期巡视检查，所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5％。

ETS的CPU及重要跳机保护信号和通道必须冗余配置，输出继电器必须可靠。

14.3.6汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护（装置）应每季度及每次机组检修后启动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。

所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。

14.3.6.1保护装置的校验要有可追溯性，校验报告必须完整存档。

保护装置试验不合格禁止启动运行。

14.3.6.2汽轮机胀差、热膨胀、轴向位移保护的零位，在每次大修后进行调整，小修、临修或机组运行中不对零位进行调整。

如需调整，须制订出专门调整方案，经总工程师批准后方可进行。

14.3.7若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备）故障，必须开具工作票经批准后迅速处理。

锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；其他保护装置被迫退出运行的，必须在24h内恢复，否则应立即停机、停炉处理。

14.3.8锅炉汽包水位保护不完善，严禁启动，锅炉启动和停炉前用进水法进行高水位试验，用排水阀进行低水位试验合格。

严禁短接信号代替实际水位试验。

14.3.9炉膛安全监控系统（FSSS）的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备，必须定期检查，并处于完好状态，定期进行保护定值的核实检查，动态试验在机组每次大修必须进行一次。

14.3.10每次机组启动前，炉、机、电大连锁必须正向、反向各进行一次试验。

对于配有由DCS构成FSSS及含有相关软逻辑的热工保护系统，在进行炉、机、电连锁与联动试验时，必须将全部软逻辑纳入到相关试验中。

14.3.11汽轮机紧急跳闸系统（ETS）必须设计良好，采用双PLC控制，系统采用两路稳定可靠电源，推荐一路采用UPS电源，一路采用保安电源。

失去任一路电源，在集控室必须有声光报警。

14.3.12定期对跳闸遮断电磁阀进行试验。

14.3.13开机前要进行ETS系统试验，有条件的尚需定期进行在线试验。

14.3.14机组运行期间，不允许利用万用表电阻档测量ETS系统输入端的电阻（电阻档的内阻为8MΩ以下的万用表可能导致ETS系统误判输入通道接通），ETS系统和TSI系统必须使用稳定、可靠的UPS电源；建议跳电磁阀和ETS中的可编程控制器（PLC）采用通电正常、失电动作的跳闸方式；对于运行时间较长的机组，要注意监视保护系统的状况，及时更换已老化的部件。

14.3.15对保护设备的整定值进行修改或调整，应开工作票经企业总工程师批准办理工作许可手续后方可进行，并做好记录。

14.3.16汽包水位保护应采用变送器测量信号经过补偿后三取二，禁止使用电接点水位计于汽包水位保护，防止测量不准确。

14.3.17汽机紧急跳闸系统（ETS）和汽机监视仪表、取样装置、压力开关、传感器等设备必须定期检查并处于完好状态，定期进行定值核实检查和保护的动作试验。

传感器检查必须在规定的周期内进行。

14.3.18对新建的机组要按有关规定进行甩负荷试验，已投产的机组应在每次大修期内做一次甩负荷试验。

14.3.19选用高可靠性的一次检测元件，在大、小修中应进行校验。

案例5：

某电厂200MW机组的679T/H炉曾发生锅炉炉膛爆破事故。

在事故调查时发现