寻求电厂DCS故障案例，有社区币奖励
寻求各电厂、各种DCS在实际运行中遇到的问题和故障案例。只要回答积极正确，给予奖励。要求：故障发生的内容，造成的后果，问题的分析及解决方案、整改或防范措施。不需电厂名，只说某电厂即可。
截止日期：2008-09-28 ＃3机组跳机分析报告
一、事情经过
2003年10月15日7时06分，＃3机组负荷191MW ，DCS系统所有DPU 全部掉站，运行各操作员站参数显示坏点，所有手操器不能操作。7时07分36秒系统各DPU自动恢复正常，7时07分38秒A、B 小机跳闸，电泵不联动，机、炉、电均未跳闸。7时09分28秒运行人员手动启动电泵、主机交流油泵，汽包水位显示-356mm，电接点不见水位，各制粉出力减至9t/h，机、炉、电仍未跳闸。7时13分13秒，运行人员手动打闸（按紧急停机按扭），机、炉、电跳闸。
二、原因分析
经检查故障时刻的报警历史数据，发现在7时06分时#39DPU发出大量“IO驱动失败要求脱网”的通告信息。结合德州电厂＃2机组今年6月所发生的类似故障原因分析，#39DPU由于主机板硬件原因，主机卡与BC板的通讯接口工作不稳定引起操作系统I/O驱动出错。该故障正常情况应可以通过DPU的自动复位予以消除，但因该主机卡存在故障，无法正常复位，导致#39DPU连续产生大量的通告信息，阻塞了网络，造成其他DPU看门狗动作，发生复位，出现DCS系统所有DPU掉站，操作员站失去监视和操作功能。
7时07分36秒系统各DPU复位成功，系统功能恢复正常。因负责小机保护的DPU复位后，在DPU初始过程中，所有模块恢复为初始态，前置泵运行信号为0，导致小机保护逻辑误动，A、B小机跳闸。
因电泵DEVICE模块缺省状态为手动，DPU复位后，电泵切为手动状态，导致电泵无法联锁启动。MFT保护设有软投切逻辑。因DPU复位后缺省为退出状态，故在BMS系统DPU复位后，MFT保护退出，无法发出跳闸指令。
三、处理措施
1．更换存在故障的＃39DPU，已完成。
2．尽快对将机组DCS系统软件升级为XDPS2.0R05SP1+补丁版。
3．检修人员加强对DCS系统状态检查，发现DPU在较短时间内重复发生自动复位现象，要立即更换该DPU。
4．对于重要的联锁逻辑（汽泵跳闸联锁启动电泵、交直流润滑油泵联锁、密封油泵联锁、汽包事故放水门联锁、电磁释放阀联锁），应保证在DPU复位后初始为投入状态。
5．对于主保护逻辑（如锅炉MFT、机炉电大联锁、大机ETS），如有投切开关，应保证其初始为投入状态，防止保护拒动。
6．如发生网络故障，系统在2分钟内恢复了正常的监控功能，运行人员应立即检查主要设备的运行状态及主要的运行参数，并检查重要的保护和联锁是否处于投入状态，采取相应的措施，逐步恢复正常的运行状态。
7．如发生网络故障，系统在2分钟后仍无法恢复正常的监控，运行人员应立即启动紧急停止机组运行的按钮，并通过紧急按钮启动电泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵，以及采取其他措施，确保主机设备的安全。
8．新华公司应加强对用户的沟通，及时通报DCS系统存在的问题并采取措施消除设备隐患。
附件：
1． 新华公司＃3机组跳闸分析报告
2． 新华公司DCS系统软件升级通知
回复楼主
某电厂DCS，出现自动转机停止信号。分析是因有杂信号冲击造成。采取了电缆屏蔽后，此种现象没在发生。 某电厂DCS系统的一些热电偶mv信号经常发生信号跳变，检查时，就地一次件正常，信号电缆绝缘合格，往往是在dcs端子板将信号线松开后测量一下重新接上，信号就能正常一些时间，后来经过多个信号的检查处理发现dcs端子板接线采用压线端子的接线方式，可能是时间长了，偶然有压线端子和信号铜线接触松动的现象，于是在停机时将这些mv信号的压线端子用焊锡焊了一遍，从此跳变现象减少了一个数量级，效果明显。dsc系统出现黑屏死机
使用的设备为霍尼韦尔全套设备，问题自今分析不出原因。 DCS故障事故处理1． DEH站死机：
1．1打开DEH主机柜，将DEH主机柜电源关闭，然后将电源重新投入， 正常情况下DEH站将重新恢复正常工作，如仍不能恢复正常，申请停机， 同时找热工人员进行处理。
2．所有操作员站全部死机，无操作及监视手段，但下位控制器尚在运行状态：
2．1立即将死机微机重新启机，尽快恢复操作及监视手段，如四台微机经启机仍无法恢复正常时，立即联系热工人员进行处理。此过程中应尽量保持负荷稳定，保证机组各参数在正常范围内，各参数可以监视各就地处表计，长时间不能恢复时，打闸停机，炉灭火。保留原状态，通知热工进行处理。
3. 所有操作员站及控制器死机：
3．1立即联系热工人员进行处理。
3．2通过各就地表计， 监视机组是否能够维持正常运行， 如无法维持正常运行，应立即按紧急故障停机处理。安排运行人员就地监视汽包水位及压力（用对讲机）。
3．3 水位高时，用后备手操控制水位，就地监视燃烧情况。
3．4 热工人员处理后，仍无法恢复时，请示值长紧急停机、停炉。
3．5 紧急停炉步骤：
1） 就地用事故按钮停止两台送风机运行，手动关闭风机入口档板。
2） 就地用事故按钮停止一台吸风机运行，手动关闭风机入口档板。
3） 手动关减温水截门。
4） 么煤机未联跳时，就地用事故按钮停止各给煤机、就地检查磨煤机是否停止。
3．6 紧急停机步骤：
1） 立即通知电气值班员，就地启动交流或直流润滑油泵，不成功则启动高压油泵。
2） 手打危急保安器，检查自动主汽门、调速汽门、各逆止门关闭严密。
3） 解列发电机，关各段抽气门，注意汽轮机转数。
4） 投入一级旁路，开再热器对空排汽门。
5） 破坏真空，停止水环真空泵运行。
6） 停止本机带厂用汽、水。
7） 调整除氧器、凝结器水位。
8） 其它操作按机组正常停止进行。
4．时钟显示、趋势曲线、报警系统及部分参数出现异常：
4．1 通知热工人员进行处理，在此同时，监视异常的参数是否影响相应的保护动作，如影响应立即将相应的保护解除，并汇报有关领导。报警系统出现异常，应对报警的设备做认真、仔细的检查，以确定报警系统确为异常。保留原状态，进行各参数对照，判断正常参数。
5．全部参数显示不正常：
5．1 应立即将给水自动改为手动， 加强对汽包水位的控制，水位计以就地为基准。除氧器、凝结器的水位以就地水位计为准，加强调整。在调整过程中应及时联系热工人员进行处理。保留原状态。
5．2 安排运行人员就地监视汽包、除氧器水位及压力（用对讲机）。
5．3水位高时，用后备手操控制水位， 就地监视燃烧情况，通知热工人员迅速处理，长时间无法恢复时， 请示值长紧急停炉、停机。
6．汽机保护误动、汽机跳闸：
6．1 当汽机某一保护动作，但其参数并没越限，且与其相关的参数也没有变化和异常，确证保护为误动，断保护开关一次再投入，挂闸，开汽门带负荷。当挂不上闸时，找热工人员消除记忆再挂闸开汽门，在处理过程中，为保护过热器、再热器不发生干烧，应投入机侧再热器对空排汽门和一级旁路。并做好除氧器、凝汽器、汽包水位的控制工作。
7．锅炉保护误动，停炉：
7．1迅速将负荷减到零维护空负荷运行。
7．2停止送风机关闭入口档板，关闭一次风档板，保持负压100~140Pa，通风5~10分。
7．3将跳闸的磨煤机给煤机置于停止位置。
7．4解列减温器，将水位自动改为手动调节水位。
7．5启动送吸机，对炉膛进行吹扫，炉膛通风扫结束后，按MFT复归。
7．6请示值长点火，投入四组以上的点火油枪及启动油枪，根据汽温情况启动磨煤机，调整燃烧加负荷。 锅炉临界火焰保护动作跳机情况的汇报 ---------------公司：
6月4日1时24分，#1机DCS报警屏BMS操作面板“临界火焰”发出报警，“锅炉MFT”动作跳机。机组跳机后，值长迅速组织处理，并将情况报告厂安全生产委员会有关人员，厂安全生产委员会成员接报后，在最短时间组织了机、炉、电、热等相关专业30余人赶赴现场，协助跳机原因的查找、处理，在确证“临界火焰”属误发信号后，经总工批准，热控人员将临界火焰保护推出，2时03分#1炉经吹扫后点火，3时20分主机冲转，3时45分#1机组重新并入电网。#1机组跳机脱网时间为2小时15分。
#1机组跳闸后，即刻与新华公司驻厂代表XX取得了联系，XX到现场后与热控人员一道共同查找跳机原因，根据跳机和原因查找情况厂长于2时50分组织召开了第一次分析会，根据分析结论厂长亲自致函新华公司总经理XXX。4日上午9时，XX组织相关人员召开了第二次分析会，会上要求新华公司对#1、#3机逻辑组态情况进行彻底查一遍，请新华公司驻厂代表XX将这一要求向新华公司总部反应。4日上午新华公司有关人员在接到我们的情况报告后，于当天下午派遣公司总经理助理XXX和研发部主任工程师XXX赶到了厂，到厂后副厂长组织召开了第三次分析会，根据分析会要求，新华公司组织了一系列试验，并写出了调查分析报告（见附件1）。
6月4日的#1机组跳闸，属新华公司软件系统内部原因引起，现正在进一步确认，为了避免在原因确认和软件版本修改前再次发生类似情况，经新华公司提议，总工程师批准，暂时解除#1机组相应的DO输出接线和601a、601b跳闸功能。
特此报告。
DCS故障及对策
我整理的部分资料，看看这些对你有用吗？ 原帖由 bxw00004 于 2008-9-8 17:30 发表 http://bbs.dianjian.net/images/common/back.gif我整理的部分资料，看看这些对你有用吗？
谢谢提供资料，学习学习!
华瑞发电公司dcs瘫痪事故
随着信息技术的飞速发展，微机分散控制系统(DCS)在电厂得到广泛的使用。DCS是一个牵涉范围广、采集信息多、控制复杂、逻辑性强的系统，且生产现场的相关设备故障都有可能导致DCS系统的瘫痪。从1998年华瑞发电公司投运以来，先后发生2次DCS系统卡件起火事故。经检查分析，2次事故都是属于现场设备强电倒送，致使卡件过压短路，造成起火。1 事故概况
(1) 1999-07-06 T 21:20，汽机突然跳闸，微机房2号机柜烟雾滚滚。值班员立即断电、灭火抢救。事后清点，共烧毁卡件14只，其中包括开关量和模拟量卡件。同时CRT部分画面错乱，失去数据测量与控制功能。
(2) 2002-08-01 T 06:45，一个连日降雨后的清晨，机组处于待命状态。值班员发现微机房3号机柜有烟雾，打开机门检查，发现1只卡件起火，幸好值班员及时发现予以制止，防止了事故扩大。此后该卡对应的16个开关量在CRT上全无显示，其中有2个点是作为给水泵再循环阀状态显示的。
2 分析和处理
(1) 第1次事故发生后停机数天。根据损坏的卡件与通道查找，发现JTX-3C型通用继电器线圈严重烧焦，并影响到底座，造成工作线圈相线和信号线(到计算机卡件)短路，引起卡件起火。事后用JZ7型中间继电器替换JTX-3C型通用继电器，增加了强、弱电之间的安全距离，并购买了14只新卡件进行更换，同时清理部分电线、插件，还采用备份组态程序恢复操作画面。
(2) 第2次事故原因是由于1号给水泵再循环阀阀体的航空插件密封不良，在前几日连续降雨中进水，导致插件内部强电(380 V电机电源)与弱电(开关量至卡件)短路，强电倒送DCS机柜，过压后1只卡件被烧毁。事后更换了卡件和航空插件，还对其他阀门进行了全面检查，用密封胶加以密封。
3 事故反思
(1) 保持强、弱电之间的安全距离，有意错开或扩大两者的位置，充分做好绝缘和隔离，对DCS系统的事故防范是至关重要的。
(2) 消防设施没有发挥作用。主要原因有：感烟火警探测器安装数量不够且距离偏远，影响测量灵敏度，缺少维护和定期试验。
(3) 要加强日常设备巡检制度。巡检不是看一遍、抄一遍、走一遍就了事，而是要自问，看出了问题没有、抄错了表计没有、走漏了设备没有。要特别注意雨后的设备状况，发现易潮、易渗、易漏点应及时采取有效措施。
(4) 相关材料要耐温、阻燃。要重视机柜内部材料的耐温性和阻燃性，把好材料质量关
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