第一篇：DCS典型故障原因分析與防范對策

一、前 言

DCS在國內大型火力發電機組上應用始于上世紀八十年代后期，到目前為止只有十幾年的運行經驗。華能國際電力股份有限公司整套引進350MW機組，投資建設的南通、上安、大連、福州電廠是國內最早應用DCS的電廠。

隨著火力發電機組自動化水平的不斷提高，單元機組DCS系統的功能范圍不斷擴大。近兩年新建和改造機組的單元控制室內除用于緊急停機、停爐用的后備手操外，其余操作全部依賴于DCS。因而，由于DCS本身故障引起的跳機現象時有發生。所以，如何提高DCS的可靠性作為一個重要課題擺在了從事熱工自動化工作的各位人士的面前。

由于工作關系，有機會到過三十多家火電廠收資、交流或驗收，接觸到應用DCS的100～700MW單元機組近八十臺，幾乎覆蓋了國內應用過的所有類型的DCS，對各種類型的DCS發生的故障有較多的了解，無論是進口DCS，還是國產DCS，盡管在原理、結構上迥異，包含的子系統也不一樣多，但都或多或少地出現過一些相類似的故障，通過對典型故障進行深入細致地分析，找出故障的真正原因，舉一反三，制定出防范措施，并正確地實施，可以很好地防止此類DCS故障的重復發生。本文列舉了幾個典型的DCS故障案例，供從事熱工技術管理及檢修人員參考。

二、案例一 控制器重啟引發機組跳閘 2.1 事件經過

2001年11月1日，A電廠4號機組停機前有功負荷270MW，無功96MVar，A、B勵磁調節器自動并列運行，手動50Hz柜跟蹤備用。

14時26分，事故音響發出，發電機出口開關、勵磁開關跳閘，“調節器A柜退出運行”、“調節器B柜退出運行”等報警信號發出，機組解列。對ECS控制系統檢查、試驗，發現#14控制器發生故障已離線，與之冗余的＃34控制器發生重啟，更換了#14和＃34控制器主機板后，機組重新啟動，不久，發變組與系統并列。2.2原因分析

根據歷時數據分析，13時31分，#14控制器硬件故障而離線運行，熱備用的#34控制器自動由輔控切為主控。14時26分，#34控制器由于通訊阻塞引起“WATCHDOG”誤判斷，致使控制器重啟。由于控制器控制勵磁調節器的方式為長信號，沒有斷點保護功能，#34控制器重啟后，不能自動回到斷點前的狀態，導致A、B調節器自動退出運行，手動50Hz柜自動投入。由于發電機失磁，發電機端電壓下降，導致廠用電源電壓降低，手動50Hz柜輸出電壓繼續降低，手動50Hz柜投入后發電機沒有脫離失磁狀態，直至切除勵磁裝臵，造成發電機失磁保護動作，發電機出口開關跳閘。#14控制器和#34控制器控制發變組設備，包括廠用電切換的備自投繼電器接點BK，#34控制器重啟后，BK自動復位，繼電器接點斷開，BK投到退出位臵，造成6KV電源開關6410、6420開關自投不成功。2.3防范措施

2.3.1將故障控制器更換。后來制造廠確認這一批主板晶振存在問題，同意免費更換，利用停機機會更換4號機組所有控制器主板。

2.3.2增加任一控制器、I/O卡、通訊卡離線報警功能。2.3.3程序內部“WATCHDOG”的時間設臵太短，易造成誤判斷，對所有控制器進行軟件升級。

2.3.4調節器AQK、BQK方式開關和廠用電備自投BK開關組態圖增加斷點保護功能，防止控制器自啟動后，勵磁調節器和廠用電自投開關退出運行。

2.3.5檢查ECS系統的所有組態，對存在以上問題的邏輯進行修改。

2.3.6聯系調節器廠家，使調節器內部可以作到運行狀態自保持，將控制器控制調節器的方式改為短脈沖信號控制。2.6.7在ECS內增加手動50Hz柜輸出電壓自動跟蹤功能。

三、案例二在線傳代碼致使機組解列 3.1事件經過 2002年7月12日，B電廠＃5機組監盤人員發現機組負荷從552MW迅速下降，主汽壓力突升，汽輪機調門開度，由原來的20%關閉到10%并繼續關閉，高調門繼續迅速關閉至0%，機組負荷降低至5MW，運行人員被迫手動緊急停爐，汽輪機跳閘，發電機解列。3.2原因分析

DCS與汽輪機控制系統分別由兩家國外公司制造，兩系統差異較大，通訊問題沒有很好地解決，存在一些難以消除的缺陷。熱控人員在DCS工程師站上向負責DCS與汽輪機控制系統通訊的PLC傳送通訊代碼時，DCS將汽輪機閥位限制由正常運行中的120%修改為0.25%，造成汽機1、2、3號調門由20%關閉至0%，機組負荷由552MW迅速降至5MW。3.3 防范措施

3.3.1機組運行期間，禁止DCS傳代碼工作。

3.3.2機組停運期間，DCS傳代碼時，應經運行班長同意，并做好安全措施。

3.3.2將DCS操作員站對汽輪機控制系統操作員站畫面進行操作的功能閉鎖，但在DCS操作員站上仍能監視到汽輪機控制系統的信息。

四、案例三 DCS工作站時鐘混亂引發DCS失靈 4.1事件經過： 2001年 8月3日，C電廠2號機組負荷200MW，#1至#9控制器處于控制方式，#51至#59控制器處于備用方式。8時23分，各控制器依次發NTP報警，歷史站報警窗口顯示如下： Aug 3 08：

3：

drop7

＜

7＞

NTP

：too many recvbufs allocated（30）Aug 3 08：

：

drop4

＜

＞

NTP

：too many recvbufs allocated（30）………

8時26分，#2控制器脫網，#52控制器切為主控；11時05分，#52控制器脫網；13時39分，#7控制器脫網，#57控制器切為主控，在#7控制器向#57控制器切換瞬間，由該控制器控制的A、B磨煤機跳閘；15時11分，#9控制器脫網，#59控制器切為主控，在#9控制器向#59控制器切換瞬間，由該控制器控制的E磨煤機跳閘；15時51分，#1控制器脫網，#51控制器切為主控，在#1控制器向#51控制器切換瞬間，由該控制器控制的A引風機動葉被強制關閉。

15時22分，重啟操作員站drop213（備用時鐘站），NTP報警未消失；15時35分，重啟歷史站，NTP報警未消失；15時59分，重啟工程師站（主時鐘站），NTP報警基本消失；16時09分，重啟歷史站，16時30分，系統恢復正常。4.2原因分析

NTP軟件的作用就是維持網絡時鐘的統一，主時鐘設臵在工程師站上，備用時鐘設臵在操作員站上。控制器脫網原因為主時鐘與備用時鐘不同步造成系統時鐘紊亂，從而造成NTP報警導致控制器脫網。

NTP故障的原因有兩種可能，一種是主頻為400MHz工作站，不同于1號機組的270MHz(SUN公司在400MHz工作站上對操作系統有較大改進)工作站，2號機組所用的1.1版本軟件在400MHz工作站上未測試過，不能確保1.1版本軟件在此配臵上不出問題。另一種是主時鐘與備用時鐘不同步，在8月3日控制器脫網后，曾發現Drop214的時鐘比其它站快了2秒, 當時Drop214的畫面調用速度較慢，經重啟后正常，并且NTP時鐘報警是在系統運行73-75天左右才出現的，估計是系統時鐘偏差積累到一定程度后導致主、備時鐘不同步，而引起系統時鐘紊亂，最終導致控制器脫網。

NTP時鐘故障使控制器脫網，處理不及時會使報警的控制器依次脫網，從而導致整個控制系統癱瘓。4.3防范措施

4.3.1根據本次故障現象，制造商將軟件由1.1版本升級為1.2版本。

4.3.2為確保控制系統可靠運行，定期重啟主時鐘和備用時鐘站。4.4 D電廠5號機組在2002年試運期間曾發生DCS時鐘與GPS時鐘不同步，引發DCS操作員站失靈事件。由于網 上傳送的數據均帶時間標簽，時鐘紊亂后會給運行機組帶來嚴重后果，基本情況與C電廠2號機組類似。采取的措施是暫時斷開GPS時鐘，待軟件升級和問題得到根本解決后，再恢復GPS時鐘。

五、案例四 CABLETRON集線器總通訊板故障導致MFT誤動 5.1事件經過

2002年 1月1日，E電廠1號機組負荷250MW，#51至#59控制器處于控制方式，#1至#9控制器處于備用方式，A、B、C、E、F磨煤機運行。18時57分，所有磨煤機跳閘（直吹爐），MFT動作，機組跳閘。5.2原因分析

經分析，確認是DCS集線器的總通訊板故障，導致連在其上的所有控制器同時發生切換，在控制器向備用控制器切換過程中，#

57、#

58、#59控制器PK鍵信號誤發（這三個控制器屬FSSS系統），即CRT上“磨煤機跳閘按鈕”的跳閘和確認指令同時發出，使所有磨煤機跳閘，導致MFT動作。5.3防范措施

CABLETRON集線器屬于早期產品，目前在市場上購買備件已比較困難，采用CISCO集線器來取代CABLETRON集線器。

六、案例五 冗余控制器失靈造成機組跳閘 6.1事件經過

2003年3月23日，F電廠＃3機組停機前電負荷115MW，爐側主汽壓9.55MPa，主汽溫537℃，主給水調節門開度43%，旁路給水調節門開度47%（每一條給水管道均能滿足100%負荷的供水），汽包水位正常；其它各參數無異常變化。

監盤人員發現鍋爐側部分參數顯示異常，各項操作均不能進行，同時爐側CRT畫面顯示各項自動已處于解除狀態。調自檢畫面發現#3控制器離線，#23控制器處于主控狀態。運行人員立即聯系熱工人員處理，同時借助汽機側CRT畫面監視主汽壓、主汽溫，并對汽包電接點水位計和水位TV加強監視，主汽壓在9.0～9.6MPa波動、主汽溫在510～540℃波動、汽包水位在+75～-50mm波動，維持運行。

幾分鐘后，熱工人員趕到現場，發現#3控制器離線、#23控制器為主控狀態，但#23控制器主控下的I/O點（汽包水位、主汽溫、主汽壓、給水壓力、等）均為壞點，自動控制手操失靈。經過多次重啟，#3控制器恢復升為主控狀態。在釋放強制的I/O點時，監盤人員發現汽包水位急劇下降，就地檢查發現旁路給水調節門在關閉狀態，手動搖起三次均自動關閉，汽包水位TV和顯示表監視不到水位，手動停爐、停機。6.2原因分析

根據能追憶到的歷史記錄分析，可以推斷#3控制器（主控）故障前，#23控制器（輔控）因硬件故障或通訊阻塞，已經同I/O總線失去了通訊。當#3控制器因主機卡故障離線后，#23控制器升為主控，但無法讀取I/O數據，造成參與汽水系統控制的一對冗余控制器同時失靈，給水自動控制系統失控，汽包水位保護失靈。在新更換的＃3控制器重啟成功后釋放強制點的過程中，DCS將旁路給水調節門指令臵零（邏輯如此設計是為了在控制器故障時，運行機組向更安全的方向發展），關閉旁路調節門。而旁路調節門為老型號的閥門，相當于解除了自保持的電動門（接受脈沖量信號），切手動時不能做到電氣脫扣，因此，緊急情況下不能順利打開，造成汽包缺水。6.3防范措施

6.3.1更換#

3、#23控制器主機板，同時考慮增加主機板的備品儲備。

6.3.2增加通訊卡，使控制器與I/O卡之間的通訊為冗余的。6.3.3對所有控制器、I/O卡、BC卡的通訊進行監測，增加脫網邏輯判斷功能，生成報警點并進行歷史記錄。一旦控制器工作異常，可及時報警并處理。

6.3.4增加控制器超溫報警功能，在控制器出現故障之前可以采取措施，將事故消滅在萌芽之中。

6.3.5汽包水位等重要調節、保護系統的輸入信號，一般應為三路相互獨立的信號，通過分流器將這三路信號變成六路信號，分別進六塊端子板和AI卡件，送入兩對控制器，一對控制器用于調節、保護，另一對控制器只參與保護。這樣可以很好地解決一對冗余的控制器同時故障時，重要保護失靈的問題。

6.3.6更換重要自動調節系統的執行機構，使之具有完善的操作功能。

6.3.7 DCS失靈時，若主要后備硬手操或監視儀表不能維持正常運行，運行人員應立即停機、停爐。

6.3.8關閉MIS系統接口站中的所有硬盤共享功能，確保DCS系統同MIS系統只具備單向通訊功能。

七、結 束 語

以上案例只是在一定范圍內發生的DCS故障的幾個比較典型案例，即使將這些案例的反措全部應用到每套DCS中去，也不能避免DCS故障的再次發生。在更大范圍內，由DCS故障引發的停機事件也不會太少，有些事件肯定會涉及到控制器負荷率高、網絡通訊負荷率高等問題，由于目前還沒有有效的手段監測控制器負荷率和網絡通訊負荷率，找出這類事件的根本原因還有一定的難度，因此，消除這類缺陷也比較困難。

要防止各類事故的發生，必須從源頭-DCS的設計和制造抓起，將國內應用的各種類型的DCS發生過的故障情況反饋到有關部門，由有關部門召集專家進行分析研究，制定出相應的標準、制度和反措，強制執行，并形成一個大的閉環質量控制體系，長期良性循環。

第二篇：直流系統典型故障分析與對策

直流系統典型故障分析與對策

設備工程部 張建全

【摘要】本文介紹了直流系統的常見配置、絕緣監察裝置的原理和數學模型，針對發電廠直流系統的接地、交流竄入直流、寄生回路等典型故障，分析了不同故障產生的原因及分析方法，總結了應對直流系統典型故障的對策，以期為設計、檢修及維護人員的直流改造、設備驗收、故障消除等工作提供一定的參考。

【關鍵詞】直流系統 直流接地 交流串入直流 寄生回路 引言

直流系統作為電力系統的重要組成部分，為一些重要負荷、繼電保護及自動裝置、交流不停電電源（UPS）、遠動通訊裝置、控制及信號回路提供穩定可靠地工作電源。發電廠直流系統所接設備多、回路復雜，常因回路設計不完善、誤接線、元件生產工藝落后以及在長期運行中環境的改變、氣候的變化引起的電纜及接頭老化等問題，不可避免的會出現直流接地、交流串入直流、不同直流系統間形成寄生回路等故障，這些故障不僅會造成直流電源的短路、引起熔斷器熔斷或電源開關斷開，使電力設備失去控制電源；甚至會引起信號裝置、繼電保護及自動裝置、斷路器的誤動或拒動，引發電力系統故障乃至事故，從而對發電廠、電網的安全穩定運行構成威脅。因此關于直流系統的可靠性與安全性以及如何迅速有效的解決故障等問題，得到了研究、設計、檢修及維護人員的廣泛關注。2 直流系統的配置、絕緣監察原理和數學模型 2.1 直流系統的常見配置

直流系統的常見配置如圖1所示。直流系統由兩個子系統構成，每個子系統都有獨立的充電機、蓄電池組和絕緣監察裝置。兩個直流子系統通過直流分電屏分別提供兩組直流母線KM1（控制母線電源1）、BM1(保護母線電源1)和KM2（控制母線電源2）、BM2(保護母線電源2)。將保護裝置的直流電源與操作控制的直流電源分開，以保證雙重化配置的兩套保護的直流電源、兩個控制回路的控制電源相互獨立[1]。

圖1 直流系統的配置

2.2 絕緣監察裝置的原理和數學模型

直流絕緣監察裝置的原理如圖2所示，虛線內為主機內部分，主機檢測正、負母線對地電壓，通過對地電壓計算出正負母線對地絕緣電阻，當絕緣電阻低于設定值時，裝置報警。

圖2 直流絕緣監察裝置原理

其中，R+為直流正母線對地電阻值，R-為直流負母線對地電阻值，V1為直流正母線對地電壓值，V2為直流負母線對地電壓值，R1、R2為裝置內設定電阻，R1=R2，數學模型如下：

當K1閉合，K2打開，測得一組V1,V2實際數值，得出方程（1）

V1/V2=（R1//R+）/R-（1）

當K1斷開，K2閉合，測得一組V1’,V2’實際數值，得出方程（2）

V1’/V2’=R+/（R2//R-）（2）聯立方程（1）、（2）即可求得正、負母線的對地電阻值R+、R-，當計算值R+、R-低于設定值時，裝置報出正、負接地告警信號。3 直流系統典型故障及分析 3.1 直流系統接地

直流系統接地故障因其發生率高、危害性大而成為發電廠電氣維護工作中的一個頑疾。在豐潤熱電公司兩臺機組運行5年發現的電氣二次缺陷中，直流系統接地故障占有很大的比例。僅2011年涉及直流接地故障就有5次之多。

當直流系統發生一點金屬性接地時，因其不能形成回路，不會產生短路電流，故不會影響設備繼續運行，但是必須及時消除。否則，再發生另一點金屬性接地，就有可能構成接地短路，造成繼電保護、信號、自動裝置誤動或拒動；造成直流保險熔斷，使繼電保護及自動裝置、控制回路失去電源，從而引發電力系統嚴重故障乃至事故[2]。

3.1.1直流正極兩點接地導致誤動

直流正極兩點接地有使繼電保護及自動裝置、斷路器線圈誤動的可能，如圖3所示，若A、B兩點接地，則KA1、KA2的接點被短接，KM將誤動跳閘。若A、C兩點接地，則KM接點被短接從而引起相關開關誤跳閘。同理，正極兩點接地還可能造成誤合閘，誤報信號。

圖3 直流系統接地情況圖

3.1.2直流負極兩點接地導致拒動

直流負極兩點接地有使繼電保護及自動裝置、斷路器線圈拒動的可能，如圖3所示，若B、E兩點地，則KM線圈被短接，保護動作時KM線圈不動作，開關不會跳閘。若D、E兩點接地，則LT線圈被短接，保護動作及操作時開關拒跳。同理，負極兩點接地開關也可能合不上閘，信號不能報出。3.1.3正負極兩點接地引起熔絲熔斷

當直流正負極兩端兩點接地時，如圖3所示，當A、E兩點接地時，將引起熔絲熔斷。當B、E和C、E兩點接地,保護又動作時，不但斷路器拒跳，而且熔絲會熔斷、可能燒壞繼電器的觸點[3]。3.2 交流串入及耦合電容對直流系統的影響

在電廠、變電站現場除了直流回路外，還存在著大量而廣泛的交流回路，例如照明及墻壁電源、低壓電動機交流控制、電壓互感器以及電流互感器二次回路等。由于他們的一端是連接大地的，這些回路與直流回路串電時，不僅導致直流系統接地[4]，甚至引起保護及自動裝置的誤動作。

2010年6月豐潤熱電公司1號機機爐PC A段進線等三個進線開關跳閘，跳閘前DCS系統檢測到直流負母線發生過接地故障。經檢查發現某端子箱內交、直流相鄰端子有短接燒黑痕跡，確定因此發生了220V交流電串入直流負端。直流負端串入交流電壓后，DIC對DI的電位某些時刻超過動作電壓值，同時因為DI端存在的耦合電容導致DI端的電位不能發生突變（電容特性），導致DI的兩端存在大于動作值的電位差，測控裝置檢測到DI動作，開關發生跳閘。

圖4 模擬實驗原理圖

我們對相關測控裝置進行了交流串入直流的模擬實驗，原理如圖4所示，K1、K2、R1、R2為絕緣檢查裝置內部元件，監察原理如2.2所述，在控制回路負端加入交流220V電壓，當耦合電容達到0.4μF時，光耦發生了偏轉。

從而可以得出結論：因控制線路教長而存在耦合電容，當耦合電容達到一定量時，若發生直流負極接地或負極串入交流電源信號時將導致光耦電路產生電平變位。同理若直流正極或外部分閘接點下口線路發生交流串入，風險等同。3.2 寄生回路造成接地假象

2013年8月，豐潤熱電公司I、II段兩獨立直流系統的絕緣監察裝置同時報警，I段母線發負接地信號,I號絕緣監察裝置顯示正母線對地電壓為230V，負母線對地電壓0V；II段母線發正接地信號,II號絕緣監察裝置顯示正母線對地電壓為0V，負母線對地電壓-230V。同時啟備變B套保護裝置告警。經查在B套保護裝置的操作箱內“顯示與復歸”板件端子焊點處有短路燒黑痕跡。其板件原理圖如圖5所示，板件元件布置情況如圖6所示。

圖5 顯示與復歸原理圖

圖6 板件實際布置圖

因板件焊點9J1ac4和焊點9J1ac5在板件上的距離接近，制造工藝不良，再加上環境變化及積塵的影響導致了兩個焊點間的短路。從而形成寄生回路將II段直流正電與I段直流負電短接。兩段直流短接后形成了一個端電壓為460V的電池組，中點對地電壓為零，又因為每組直流系統的絕緣監察裝置均有一個接地點（原理見2.2），短路后直流系統中存在兩個接地點。所以II段直流系統的絕緣監察裝置判斷為正極接地，I段直流系統的絕緣監察裝置判斷為負極接地。4 直流系統典型故障相應對策

鑒于直流系統的重要性、故障造成的危害性以及現場環境的復雜性，如何將風險降至最低，如何將缺陷消除于萌芽，如何迅速有效的解決故障成為繼電保護設計、制造和檢修維護人員緊迫問題。為此，本文針對上述直流系統典型故障進行分析并總結相應對策，已期能夠為相關人員提供一定的參考。

（1）對于運行環境復雜、環境惡略的場所的直流電纜，在設計、建設施工期間的電纜選型應考慮足夠的備用芯，檢修維護人員可利用設備停修的機會，對直流回路進行絕緣測試做好記錄，并進行劣化分析。對于絕緣水平低，或出現接地芯線時可及時更換。當直流系統發生一點接地故障時，雖不至引起危害，但必須及時消除，以免發生兩點接地給系統造成影響。對于直流系統接地故障的查找方法和注意事項可參見相關規程，本文不再贅述。

（2）為避免交流串入直流的影響，應在端子箱或屏柜端子處將交流端子做明顯的標識，并與直流端子以明顯距離隔開。同時直流回路繼電器與交流繼電器、接觸器、小開關等設備保持相當的距離，以免交流回路的電壓切換中產生電弧將交流電壓引入直流回路[2]。為避免直流長線路耦合電容的影響，可在控制回路，特別是跳合閘出口回路加裝大功率的重動繼電器。

（3）對于設備數量多、回路復雜的發電廠直流系統，由于輸煤、除灰、廢水等輔助系統的工況和環境惡略，建議將這些輔助系統的直流電源與主系統的直流電源分開布置，以提高主系統運行的可靠性。

（4）為防止出現寄生回路并造成影響，除了在直流回路的設計、改造、施工、驗收中嚴格審核把關外，還可以在定期檢驗過程中以測量兩組獨立的直流系統之間的絕緣的方法進行檢驗。對于板件內回路應盡可能采用弱電源設計，且兩組不同的直流回路之間應留有足夠的絕緣距離，提高制造工藝，以防焊點接近虛接而形成寄生回路。

（5）加強日常巡檢及特巡力度、保持電纜溝排水通暢，定期清掃灰、粉塵、檢查接線端子發熱情況，二次回路退出運行或多余的電纜頭應包扎好，工作完畢注意清理現場勿將金屬零件遺留屏內，保持好設備的運行環境。

參考文獻

[1]甘景福 直流系統間的寄生回路造成的直流接地假象 華北電力技術 2004.2 41-42； [2]譚重偉，梅俊，歐陽德剛 500kV變電站直流系統故障分析與應對措施 湖北電力2006，30（6），9-11；

[3]毛錦慶，等。電力系統繼電保護實用技術問答 中國電力出版社，1999；

[4]余育金 變電站直流系統接地故障分析、查找及處理 廣西電業 2007.1（82）90-91；

第三篇：配電線路故障分析及防范對策（本站推薦）

配電線路故障分析及防范對策

10kV配電網是電力系統中不可缺少的組成部分，它直接關系到用電客戶是否能夠使用安全可靠的電能。由于長期處于露天運行，又具有點多、線長、面廣，結線方式復雜多變等特點，因此在運行中10kV線路經常發生故障不但給供電企業造成經濟損失，而且還影響了廣大城鄉居民的正常生產和生活用電。近年來，經過大規模的配電網改造，高低壓配電線路網架有了明顯的改觀。但是，從近幾年來實際運行看，仍然存在許多的問題。下面，我從以下幾個方面來加以分析和探討： 1、10KV配電網現狀

現有10KV配電線路10條，其中農村供電線路6條，用戶專用線路4條。10KV線路總長度123.7KM，其中公用線路總長度85.13KM，公用線路中絕緣導線線路5.081KM，占10.94，高壓電纜2.894KM。

全所現在裝配電變壓器210臺，總容量27209KVA。其中公用變配電變壓器123臺40350KVA，用戶產權配電變壓器90臺56859KVA。有柱上開關45臺。

2、配電網事故障礙異常運行情況

從近4年來的運行情況來看，配電網事故障礙異常次數下降趨勢，但是距我們的生產目標相比，還有很大的差距。下面把2004年的運行情況與近年同期的運行情況做一下對比（見附表1）：

2.1近4年配電網事故障礙異常次數對照表：總體分析可見有下降趨勢，但下降幅度不大。從表中看中2002年發生次數較少，就當時工作及運行狀況來看，可能是在統計過程存在的誤差造成的。

2.2 配電線路歷年歷月事故障礙異常比較表（見附表2）：從此圖中可見，每年的3月份、從近4年的發展趨勢看（見附表3），5月份、7月份是事故障礙異常發生機率高峰期。每2月份、8月份是事故發生的谷段，3月－5月份達到一次波峰，7月份達到全年發生次數的最大值，9月－12月份比較持平。究其原因：3－5月份是氣候由寒冷變暖的時段，是雨季由少變多的時段，而7月份則是多雨多風的季節，可見氣候的變化會給配電線路的運行帶來很大的影響。

2.3 從事故障礙異常的分類來看：線路事故、障礙明顯減少，線路跳閘次數也在逐年減少，接地線路分段開關動作次數有上升趨勢，線路分支跌落開關動作持續上升（圖表中事故指變電所開關跳閘重合不成功，障礙指變電所開關跳閘重合成功，接地指配電線路單項接地故障，跳閘指主干線路柱上開關跳閘，開關指分支線路開關跳閘，跌落指線路上分支跌落開關跳閘）。這說明了：由于配電線路上合理地安裝配置了大量的柱上開關和跌落開關，將線路故障范圍從技術上分割成幾個部分，進而縮小了線路出口開關跳閘的機率。

3、配電線路故障原因分析

配電線路常見故障有外力機械性破壞和設備電氣性故障兩方面，但無論是機械性破壞方面的倒桿、斷桿、斷線、雷擊，還是電氣性故障方面的接地、短路或缺相，一般情況下可從下面幾個方面分析：

3.1線路速斷跳閘常見原因：

3.1.1配電變壓器故障。由于配電變壓器本身故障或操作不當引起弧光短路。

3.1.2伐樹造成。由于帶電伐樹時采取的安全措施不到位，使樹倒在導線上，或樹枝搭落導線上造成相間短路。

3.1.3動物危害。如鼠、鳥、蛇等動物爬到母線或配電變壓器上造成相間短路。

3.1.4雷電危害。由于雷擊等原因使瓷瓶擊穿或避雷器擊穿等導致線路跳閘。

3.1.5大風、雨、覆冰等其它原因引起導線震蕩、聯線、斷線或惡劣天氣狂風刮倒大樹砸斷導線。

3.1.6外力撞擊。如司機違規駕車導致車禍發生撞電桿，造成倒桿、斷桿等事故發生。

3.1.7計量裝置。由于雷雨天，線路高壓計量箱及變壓器低壓總表燒壞著火，導致線路相間短路跳閘。

3.2過流跳閘的常見原因：

3.2.1低壓線路發生短路。

3.2.2負荷電流過大。工礦企業大設備、大機床猛一啟動，過高的沖擊電流造成線路跳閘。

3.2.3線路老化等。由于負荷增長過快，線徑過細，使線路長期處于不經濟運行狀態，久之，導線嚴重發熱，在薄弱環節打火燒斷導線、跳線或熔絲熔斷，引起短路，產生短路電流，導致線路事故跳閘。

3.3線路接地的常見原因：

3.3.1清障不力。刮風時樹枝碰線。

3.3.2絕緣子破裂，使導致接地或絕緣子臟污在霧雨天閃絡、放電、絕緣電阻降低；跳線燒斷搭到鐵擔上。

3.3.3導線燒斷落到地上導致接地。

3.3.4避雷器擊穿。

3.3.5小動物危害引起。

3.3.6導線、跳線因風偏對桿塔放電。

4、配電線路故障防范措施

4.1加大配網建設改造力度，使配網結構、變電站布置趨于合理，提高施工質量和工藝水平，提高線路的絕緣化水平，大力推廣使用絕緣導線。對于施工中發現的缺陷隱患要及時消除，對設計、施工不合格的要予以返工。

4.2加強線路巡視工作。對線路有計劃性的進行特殊及夜間巡視，進行線路故障巡視時，要細心查線，發現故障及時徹底排除，防止重復跳閘。定期進行電氣設備的試驗、檢修工作，及時處理設備缺陷提高運行水平。如：定期清掃絕緣子、配電變壓器，對變壓器、避雷器等定期進行電阻測試及耐壓試驗；加強配電變壓器高低壓側熔絲管理，禁止使用不合格保險。

4.3加大線路附近樹木砍伐力度，保證線路通道符合規程要求，使線路運行不受樹木生長干擾。

4.4合理安裝線路開關設備，配置開關定值，防止線路因故障越級。安裝位置要便于巡視檢查，便于操作；避免開關停電時涉及面積過大；開關處要配備避雷器。新安裝的柱上開關，一定注意導線與開關接線柱的連接，防止松動，防止過熱。

4.5在雷雨季節到來前，線路、開關及配電變壓器要裝避雷器，并定期進行絕緣電阻、工頻放電電壓試驗，對不合格或有缺陷的避雷器要進行更換。

4.6做好護線宣傳工作。成立義務護線組織，通過張帖標語、宣傳公告等形式，向廣大群眾進行線路保護宣傳工作，特別是在伐樹、拆除建筑物時要采取安全措施，禁止在電力線路附近及其上空放風箏、拋擲鐵絲、包裝帶、繩索等物，禁止在線路下方堆放柴草、垃圾及易燃易爆物品。

4.7加強用戶設備管理工作。在大部分的配電障礙中，由用戶設備引起的占60以上。所以，要加強對用戶的設備巡視，對用戶設備的管理不能放松。對重大設備缺陷要及時下發線路防護通知書，積極跟用戶做工作，改善設備的運行水平。必要時，可以通過正常手續，對用戶設備進行停運。

5、結束語

通過對配電線路運行分析，找出線路故障的原因，總結規律，有針對性的加強預防，并采取有效的措施來保證線路的可靠運行。

第四篇：醫療糾紛的原因分析與防范對策

醫療糾紛的原因分析與防范對策

文章來源：2005-12-19 16:16:

31王建輝 2005-12-13 13:10:45 中華現代醫院管理雜志 2003年12月第1卷第4期近年來，隨著《執業醫師法》和《醫療事故處理條例》等相關醫療法規的頒布實施，以及公民對法律意識不斷增強和對醫療服務需求的逐漸提高，醫患之間對醫療服務認識上的偏差和誤解正在增大，使得醫療糾紛逐年上升，處理難度越來越大，醫院為此給予的賠償越來越多，成為困擾醫院管理者和醫務人員的難題之一。因此，正確認識和分析糾紛發生的原因，對研究相應的防范措施有一定積極意義。醫療糾紛的原因

1.1 醫方的原因

1.1.1 違反規章制度和操作常規 一些醫務人員不認真執行醫療規章制度，對醫療技術操作常規不熟悉，醫療工作中不細心、不嚴謹、不虛心、不請示、基礎不牢、粗糙蠻干，導致診療和護理中的差錯，有的人對診療過程中可能存在的風險估計不足，準備不充分，導致意外造成醫療糾紛。

1.1.2 與病人溝通缺少語言藝術 有一些醫務人員缺乏與患者溝通的能力，說話缺少藝術和技巧，手術前談話交待不清，正常治療說明不詳，對病人咨詢的回答過于絕對，一旦不能達到病人或親屬所期望的，往往引發不必要的醫療糾紛。

1.1.3 對危重病人和疑難患者預期過高 有的醫師，對危重病人隨時有可能發生呼吸、心跳停止或其它并發癥導致生命危險缺乏預知，對疾病（包括一些手術病人）的復雜性或特異性估計不足，與病人或病人親屬交待不明，當發生意外或病情急劇變化時，病人或病人親屬不理解，釀成醫療糾紛。

1.1.4 醫療文書不規范 有的醫務人員工作不盡心，病歷書寫不及時，病史采集不全面，不能按要求認真及時完成相關醫療文書，有的病歷記錄不完整，分析不清楚，交待不明晰，診斷不確切，語句不通順，用詞不妥當;做各種特殊檢查、特殊治療和反復輸血時，不嚴格履行簽字手續。病人一旦對治療效果有異議，容易引發醫療糾紛。

1.1.5 常規檢查未按要求完成 手術病人術前檢查不完善，漏項缺項，術后或出院不復查，事發后現行補救已為時太晚，引起醫療糾紛。

1.1.6 超越職能服務 一些科室為追求小團體經濟利益，超越范圍收治病人，超越技術能力診

治，遇到疑難重危病人不請求會診或轉科，顧及個人面子，憑自己主觀經驗盲目施治導致不良后果。

1.1.7 醫德醫風存在問題 部分醫務人員服務態度不端正，服務意識淡薄，有的人甚至向病人或及家屬索要紅包，接受吃請，為個人謀私利，貪圖小便宜，在病人對診療效果不滿意時，直接轉化為醫療糾紛。

1.2 患方和其它原因

1.2.1 人們的法律意識增強 隨著法制建設的進一步完善，人們依法維權和自我保護意識普遍增強。

1.2.2 媒體報道推波助瀾近些年，不少新聞媒介對醫療糾紛大加炒作，醫療服務市場導向一度失衡，導致醫療糾紛增加，賠償額度上漲。

1.2.3 對醫學未知性的不理解 因受科學發展的限制，醫學還有相當的未知領域，還有許多無法解釋的醫學難題，同時，醫學上的“雙重性”是伴隨著每一項醫療行為而存在的，從許多臨床實例來看，醫師的初衷是好的，但有的結果卻是無法預料 ［1］。然而，患者及其親屬對此不理解、不配合，自我認為是醫療差錯和醫療事故，無理取鬧，糾纏不休。

1.2.4 提供病史不真實 病史采集需要患者及家屬配合，但提供的是否真實，醫療單位無從把握。有的病人陳述不真實，或是無意識的提供了不正確的信息，如特殊藥物過敏史，有的病人記不清楚或無意識的隱瞞，有的病人入院前或出院后曾在其它地方進行過治療，也不能如實敘述等，造成醫方的誤診、誤治、漏診。醫療糾紛的防范措施

2.1 加強醫德醫風教育 要教育廣大醫務人員樹立全心全意為人民服務的思想，增強服務意識，改善服務態度，提高服務質量，深入開展以病人為中心、醫患換位思考等服務活動，樹立以人為本的服務理念;加強職業道德教育和德性休養，建立職業道德考核與考評制度，并納入醫療質量檢測范圍，定期進行講評和獎懲。

2.2 加強病歷質量管理 《醫療事故處理條例》第九條明確指出:嚴禁涂改、偽造、隱匿、銷毀或者搶奪病歷資料。患者可以復印或復制病歷。病歷雖由醫院保管，實質是醫院只擁有病歷有形載體的所有權 ［2］，一旦醫療糾紛發生，病人隨時可以要求復印，這就要求醫護人員要及時、準確、科學、真實地完成所有病歷記錄（包括各種必要的協議簽字），完成各種必要的檢查，它既是醫務人員在發生醫療糾紛時用來保護自己的重要依據，也是醫師的工作和職責。

2.3 加強法律知識學習醫院管理者和醫務人員要樹立加強法律法規的學習，特別是涉及醫療

糾紛，警惕醫療安全的《醫療事故處理條例》、《執業醫師法》、《病歷書寫規定》及醫學問題用民事法規來處理的相關法律知識，不斷增強侵權損害賠償意識，增強自我保護意識，從而提高預防差錯、事故的警覺性和責任感。

2.4 加強醫療操作常規制度的培訓 醫療護理操作常規和醫院管理工作制度是在總結以往醫學科學和技術成果的基礎上形成的理論和方法，是醫療過程的定義和所應用技術的規范和指南，在醫療活動中必須認真執行。廣大醫務人員應開展多種形式的教育和學習，熟練掌握其中的內容和要求，達到規范自己的醫療行為，減少醫療糾紛的發生。

2.5 加強語言藝術修養 語言交流是人與人之間交往的一種最基本的方式，醫生與病人的談話，對病人的病情、治療有很大影響。首先在談話之前要依據患者的病情或是要解決的問題來決定談話的內容和方式;其次要分清談話對 象，對不同文化水平和素質的人在語言、文字、詞句上要有所不同;三是談話中要注意禮貌。談話時態度要和藹，又不失嚴肅;反復解釋，又要無懈可擊;四是要加強自身學習，要通過閱讀醫學雜志，參加學術研討和不斷的研究總結經驗教訓，提高自身的知識水平，把自己掌握的醫學知識傳遞給患者及家屬，得到患者及家屬認同，增加他們的信任感。

2.6 做好職業保險工作 醫療服務行業的高風險性，勢必給醫務人員帶來一些擔憂和畏縮，一些負面效應也會給醫學事業的發展進步造成不利影響。及時做好醫療職業責任保險，對減輕醫務人員心理承受力，使其輕松進行學術探索和研究是一種有益實踐，對減輕醫療糾紛賠償、當事人的負罪感是一種道義上的支持，是對醫療行業高風險的認可。

第五篇：DCS故障分析處理及維護防范措施

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關鍵詞： DCS 故障

摘要：本文結合火電廠DCS在生產運行中出現的故障實例，對DCS故障進行了分類和分析，并就如何維護DCS以及減少DCS故障提出了具體辦法和措施。

一、分散控制系統(DCS)概述

DCS具有通用性強、系統組態靈活、控制功能完善、數據處理方便、顯示操作集中、人機界面友好、安裝簡單規范化、調試方便、運行安全可靠的特點，在國內外電力、石油、化工、冶金、輕工等生產領域特別是大型發電機組有著較為廣泛的應用。目前國內應用較多的的品牌主要有：

(1)國外品牌：美國ABB、西屋、德國西門子、日本橫河、日立等;

(2)國內：國電智深、和利時、新華等。

DCS的安全、可靠與否對于保證機組的安全、穩定運行至關重要，若發生問題將有可能造成機組設備的嚴重損壞甚至人身安全事故。所以非常有必要分析DCS運行中出現的各類問題，采取措施提高火電廠DCS的安全可靠性。

二、DCS在生產過程中的故障情況

每個廠家的DCS都有其各自的特點，因此其故障的現象分析和處理不盡相同，但歸納起來由DCS引起機組二類及以上障礙可劃分為三大類：

(1)系統本身問題，包括設計安裝缺陷、軟硬件故障等。

(2)人為因素造成的故障，包括人員造成的誤操作，管理制度不完善及執行環節落實。

(3)系統外部環境問題造成DCS故障。如環境溫度過高、濕度過高或過低、粉塵、振動以及小動物等因素造成異常。

2.1 DCS本身問題故障實例

此類故障在生產過程中較為常見，主要包括系統設計安裝缺陷，控制器(DPU或CPU)的死機、脫網等故障，操作員站黑屏，網絡通訊堵塞，軟件存在缺陷，系統配置較低，與其他系統及設備接口存在問題等。

2.1.1 電源及接地問題：

(1)某電廠DCS電源系統采用的是ABB公司Symphony III型電源，但基建時仍按照II型電源的接地方式進行機柜安裝，與III型電源接地技術要求差異很大。機組投產以來發生多次DCS模件故障、信號跳變、硬件燒壞的情況，疑與接地系統有關。同樣，某電廠在基建期間DCS接地網設計制作安裝存在問題，DCS系統運行后所有熱電阻熱電偶溫度測點出現周期波動。

(2)某廠因電源連線松動而導致汽機側控制系統失效。

經驗教訓：DCS沒有良好的接地系統和合理的電纜屏蔽，不僅系統干擾大，控制系統易誤發信號，還易使模件損壞。可見，UPS電源、控制系統接地等存在問題將給電廠投產后DCS的安全穩定運行留下極大隱患。因此，DCS系統電源設計一定要有可靠的后備手段，負荷配置要合理并有一定余量;DCS的系統接地必須嚴格遵守制造廠技術要求(如制造廠無特殊說明應按照DLT774規定執行)，所有進入DSC系統控制信號的電纜必須采用質量合格的屏蔽電纜，并要同動力電纜分開敷設且有良好的單端接地。

2.1.2 系統配置問題：

(1)浙江某電廠DCS(T-ME/XP系統)頻繁故障和死機造成機組停運事故。

7、8機組(2*330MW)，從1997年2月試生產至5月，兩臺機組共發生22次DCS系統故障和死機，造成機組不正常跳閘8次。之后又多次? 發生操作畫面故障(8號機組有兩次發生全部6臺操作站“黑屏”)，嚴重威脅機組安全。經分析認為其DCS系統存在以下幾個方面的問題：(1)DCS工程設計在性能計算軟件、開關量冗余配置上存在問題。(2)硬件配置不匹配(其中包括T-ME和T-XP兩種系統的匹配和通信問題)。(3)個別硬件設計不完善。(4)進一步分析，關鍵的CS275(下層T-ME)通訊總線負荷率過高出現“瓶頸”問題現象。而歐洲T-ME/XP系統用戶在配置合理的前提下，T-ME/XP系統使用情況基本良好。

(2)某電廠在200MW機組的熱控系統自動化改造上使用的DCS，由于系統配置的負荷率計算不準且為了減少投資，技術指標均接近允許極限，加之該系統有運行時中間虛擬I/O點量大的特點，所以在改造后期調試時發現個別控制器的負荷率竟超過了90%，個別軟手操操作響應竟接近1min，根本無法使用，后經過大幅度調整(系統重新增加配置)，才解決了這個問題。

(3)東北某600MW機組，由于招標技術規范對I/O通道隔離性質表述不到位，因此DCS廠家做的配置很低，結果在調試時燒損了大量的I/O板，后來改變了隔離方式和更改換了硬件，電廠又花費了許多資金，也抵消了當初的招標價格優勢。此外，電纜的質量與屏蔽問題也必須高度重視，重要信號及控制應使用計算機專用屏蔽電纜，許多改造工程正是由于電纜的問題導致電纜不得不重新敷設，影響了工期。

(4)某電廠300MW機組新華XDPS-400系統工程師站頻繁死機，經檢查發現其運行程序較多：多個虛擬DPU、歷史數據記錄、性能計算、報表等。把歷史數據分配至別的人機接口站問題解決。

2.1.3 控制器(DPU或CPU)故障

(1)某電廠300MW #2機組HIACS-5000CM控制系統FSSS1的CPU故障，且未將控制權交出，從CPU未能切換為主控，導致該部分系統控制設備無法操作(設備保持原狀態工作)。在對主CPU執行在線更換步序至停電時，從CUP切換主控CPU，系統設備受控，更換原主控CPU后系統一切正常。

(2)ABB早期某時間生產的SYMPHONY 同一PCU機柜內不同控制器之間通訊出現數據不一致的情況，通過升級固件這一問題得到解決;

(3)新華控制XDPS系統早期某批次DPU曾多次出現離線、死機現象，經檢查為DPU卡件個別電容問題，經升級更換卡件問題解決。

由于目前DCS的控制器均為冗余配置，大大減少了主控制器“異常”引發機組跳閘的次數。但是，一旦一對冗余的控制器同時死機，將直接威脅到安全生產，對于此類情況一定要采取措施切實避免。

2.1.4 DCS網絡故障

(1)某電廠西屋WDPF控制系統，由于多次改造系統增加了大量測點和自動控制回路，系統負荷率高達70%以上，造成網絡通訊堵塞，多次出現操作員進行操作、切換畫面時間過長、畫面黑屏等問題。后經升級改造為OVATION系統，系統正常。

(2)某電廠600MW機組負荷508MW，工況穩定，汽輪機所有調門突然大幅擺動，經檢查故障原因是機組運行時M5 控制器的轉速信號短時間內由3000r/min 變成了0r/min，又馬上恢復，調門擺動的原因也是M3和M5通訊時出現掉數據現象，導致Trip Bias(跳閘偏置)信號在機組運行時由0變為1，引起所有調門大幅擺動。對該問題采取措施：對PCU 控制總線的通訊信號進行多重化處理，對通訊信號增加一定延時，躲過通訊信號瞬間跳變;對重要的通訊信號采用了通訊冗余。

2.1.5 DCS軟件問題

(1)某電廠300MW供熱機組DCS調試過程中未對測點品質參數進行修改，致使其模擬量測點只有在斷線的情況下才認為是壞品質測點，未充分起到品質校驗功能。后對所有測點品質參數進行了設置，提高了設備運行的可靠性。

(2)HIACS-5000CM控制系統畫面組態時，雙擊grab組態工具后，彈出 c++錯誤窗口無法正常使用。經檢查發現grab.ini 文件被改動過，從其他機器拷貝文件覆蓋后，工具恢復正常。因為grab 非正常退出后保留了錯誤的信息在grab.ini 文件中。

(3)某電廠除氧器水位控制回路邏輯是由高加水位控制邏輯拷貝修改而成，修改過程不徹底，PID參數未根據除氧器情況設置整定，造成運行中除氧器上水門發散調節，調節品質惡化。采取措施：檢查邏輯，重新整定PID參數。

2.1.6 系統接口問題

某電廠200MW供熱機組電氣并網信號至DEH只有一路，在機組正常運行的過程中該電氣并網輔助接點故障出現抖動，造成汽輪機跳閘。采取措施：使用屏蔽通訊電纜，增加冗余接點信號，并進行3取2邏輯判斷。

2.2 人為因素造成DCS故障實例

人為因素造成DCS的故障，在生產過程中也較為常見。包括人員造成的誤操作，管理制度不完善及未按規程規定執行工作步驟等。

2.2.1 未按規程規定執行工作步驟

(1)某電廠新華XDPS系統DEH的#12DPU故障，對其在線更換，使用的是小機MEH系統的DPU備品。在更換DPU后，只將#32主控DPU拷貝至#12副控未寫電子磁盤，其實質只是將副控DPU的內存內容與主控保持一致，#12DPU電子磁盤內容仍為MEH小機控制邏輯。在系統停電吹灰后，按順序啟動#12DPU成為主控，由于其邏輯為MEH邏輯而非DEH邏輯，造成系統通訊異常、數據頻閃、畫面顯示不正常，人機接口站無法操作。在重新對#12DPU送電，拷貝#32DPU邏輯并寫盤后正常。

(2)某電廠HIACS-5000CM控制系統，循環水泵房遠程I/O卡件更換，未執行在線更換操作步驟，其卡件未能激活進入工作狀態，導致現場設備狀態與DCS畫面不符，設備無法控制。執行在線更換步序后，系統正常。

2.2.2 人員誤操作

(1)某電廠機組運行中，在進行處理缺陷時工作人員誤動DCS繼電器柜繼電器造成引風機跳閘，鍋爐MFT。

(2)某電廠DCS卡件故障，在進行更換卡件過程中，由于工作人員未認真核對設備、卡件跳線錯誤，導致新更換的卡件燒損。

2.2.3 管理制度不完善

(1)某電廠DCS系統管理制度不完善，未對軟件升級、備份等工作進行規定。其輔網水處理POK1操作員站在升級打補丁后，未進行備份。該操作員站硬盤出現故障在進行系統恢復后，由于其軟件版本較低，導致與網絡通訊不正常，數據不刷新。

(2)某電廠操作員站管理不嚴，其放置于集控室的主機USB端口及光驅未進行有效封閉，個別運行人員夜班期間利用操作員站玩游戲、看電影，導致操作員站死機。

2.3 外部環境因素造成DCS故障實例

外部環境因素造成DCS故障的數量相比于前兩類問題而言相對較少，但在實際生產過程中也時有發生。

(1)某電廠電子設備間風道口正處于DPU機柜上方，由于設計和其他原因，機組運行中消防水通過風道流入DCS機柜，導致DPU、服務器等設備進水燒損，機組停運。

(2)某電廠循環水泵房遠程IO柜，由于底部封堵不嚴，造成冬季老鼠竄入，在機柜上部溫度較高處構筑巢穴，最終造成遠程IO脫雙網。

(3)某電廠電子設備間的封閉性較差，卡件、DPU積灰較為嚴重，曾多次出現故障。在采取完善電子間封閉、加裝空調等措施后卡件、DPU等故障基本杜絕。

三、DCS系統故障防范及維護措施

通過以上諸多故障實例，我們不難看出，降低DCS系統的故障幾率，必須做好分散控制系統從選型設計到運行、維護的全方位工作。

3.1 DCS的選型設計調試

3.1.1無論新建機組還是升級改造的DCS，系統和控制器的配置要重點考慮可靠性和負荷率(包括冗余度)指標。通訊總線負荷率設計必須控制在合理的范圍內，控制器的負荷率要盡可能均衡，要避免因涉及規模大而資金不足所帶來的、影響系統安全運行的“高負荷”問題的發生。

3.1.2系統控制邏輯的分配，不宜過分集中在某個控制器上，主要控制器應采用冗余配置。

3.1.3電源設計必須合理可靠。一是要強調電源設計的負荷率;二是要強調電源的冗余配置方式，同時一定要保證兩路電源的獨立性。

3.1.4要注重DCS系統接口的可靠性措施。強調重要接口的冗余度和接口方式的選擇，主要是注意可靠性和實時性。

3.1.5對于DCS系統接地一定按廠家要求執行，避免接地問題造成系統大面積故障。應注重考慮系統的抗干擾措施、自診斷和自恢復能力，I/O通道應強調隔離措施。電纜的質量與屏蔽問題也必須高度重視，重要信號及控制應使用計算機專用屏蔽電纜。

3.1.6要充分考慮主輔設備的可控性，要根據設備的運行特點和各種工況下機組處理緊急故障的要求，配置操作員站和后備手操裝置。緊急停機停爐按鈕配置，應采用與DCS分開的單獨操作回路。同時，不能盲目地追求人機界面的“簡潔化”，系統配置還應以滿足安全生產為第一位。特殊有關安全的緊急干預性操作不能完全建立在DCS完好的基礎上。

3.1.7對涉及機組安全的執行機構、閥門等外圍設備，在設計與配置時，要保證這些關鍵設備在失電、失氣、失信號或DCS系統失靈的情況下，能夠向安全方向動作或保持原位。

3.1.8對于保護系統，應采用多重化信號攝取法，并合理使用閉鎖條件，使信號回路具有邏輯判斷能力。

3.1.9在調試期間按照調試大綱和具體辦法，對所有邏輯、回路、工況進行測試。

3.2 DCS運行、啟停維護

3.2.1做好維護準備工作

做好DCS系統的維護工作，主要包括：

(1)維護人員應了解系統總體設計思路。熟悉DCS系統結構和功能構成，了解系統設備硬件知識，熟知各部件如控制器、IO卡件、電源等正常狀態和異常狀態，熟練掌握DCS組態軟件。

(2)系統的備份：包括操作系統、驅動程序、引導啟動盤、控制系統軟件、授權盤、控制組態數據庫，并控制組態數據是最新的和完整的。針對實際使用中的光盤容易磨損的缺點，注意多做備份，并采用移動硬盤、U盤、硬盤等備份形式確保各軟件的保存。

(3)硬件儲備: 對易損、使用周期短的部件和關鍵部件如鍵盤鼠標、I/ O 模塊、電源、通訊卡等都應根據實際情況作適量的備份，保證各類型卡件、模塊備品不少于1個，并按照制造廠要求存放，如有條件應對備品進行校驗，切實掌握備品卡件模塊狀態。

(4)整理各類產品的售后服務范圍、時間表，形成一份硬件生產廠家、系統設計單位技術支持人員通信錄，充分利用DCS供貨商和系統設計單位技術支持。

3.2.2 日常維護

系統的日常維護是DCS系統穩定高效運行的基礎，主要的維護工作有以下幾點：

(1)根據25項反措要求、DL/T774檢修維護規程等制度文件規定，完善DCS系統管理制度。

(2)保證電子設備間的良好封閉，防止小動物竄入，減小粉塵對元件運行及散熱產生的不良影響，保證溫度、濕度符合制造廠規定，避免由于溫度、濕度急劇變化導致在系統設備上的凝露。可考慮將DCS電子間的環境溫度信號引入CRT中，并有報警。

(3)每天檢查系統各機柜風扇是否工作正常，風道有無阻塞，以確保系統各設備能長期可靠地運行。

(4)保證系統供電電源質量且為兩路電源可靠供電，當任一電源失去即報警。

(5)電子設備間禁止使用無線通訊工具，避免電磁場對系統的干擾，避免移動運行中的操作站、顯示器等，避免拉動或碰傷設備連接電纜和通訊電纜等。

(6)規范DCS系統軟件和應用軟件管理，軟件的修改、更新、升級必須履行審批授權及負責人制度。嚴禁使用非正版軟件和安裝與系統無關軟件，做好主機USB端口、光驅等的封閉管理工作。

(7)做好各控制回路的PID參數、調節器正反作用等系統數據記錄工作。

(8)檢查控制主機、顯示器、鼠標、鍵盤等硬件是否完好，實時監控工作是否正常。查看故障診斷畫面，是否有故障提示。

(9)DCS設備包括DPU、人機接口站等上電應按照一定次序逐一進行，每臺設備上電觀察正常后再進行下一設備上電，避免出現異常難于分析。上電后，通信接頭不能與機柜等導電體相碰，互為冗余的通信線、通信接頭不能碰在一起，以免燒壞通信網卡。

(10)定期對DCS主系統及與主系統連接的所有相關系統的通信負荷率進行在線測試。檢查冗余主從設備狀態，條件許可或定期進行主從設備切換，對設備自行切換的原因進行檢查分析。

(11)增加組態易讀性：對重要組態頁增加了中文描述;對重要保護系統編寫與組態一致的詳細邏輯說明書;編制試驗操作卡并保證隨時更新。規范DCS組態作業，機組運行中盡量不做重大組態修改。必須進行組態時應慎重，充分做好相應的技術措施和安全措施，確保DCS和機組的安全穩定運行。

(12)定期逐臺重新啟動所有人機接口站一次(建議2、3個月左右)，以消除計算機長期運行的累計誤差。

3.2.3 停運維護

機組檢修期間應對DCS 系統應進行徹底的維護，主要包括:

(1)利用機組檢修時間逐個復位DCS系統的DPU、CPU和操作員站及數據站;刪除組態中的無效I/O點，對組態進行優化。

(2)系統冗余測試: 對冗余電源、服務器、控制器、通訊網絡進行冗余測試。注意觀察系統停運過程中各設備停電時，主從設備切換、網絡、人機接口站是否正常;系統檢修重新上電后對各設備進行切換測試。

(3)系統灰塵清除：系統停運的情況下，整個系統進行吹灰，包括計算機內部、控制站機籠、電源箱、風扇、機柜濾網等部件的灰塵清理。

(4)系統供電線路檢修，對UPS進行供電能力測試和實施放電操作。同時注意檢查DPU主機卡CMOS電池電量，進行定期更換，防止因電池而引起的CMOS數據丟失。

(5)接地系統檢修。包括端子檢查、對地電阻測試。

(6)現場設備檢修，根據檢修維護規程，參照有關設備說明書進行。

(7)檢查DCS系統和其他系統的接口，重要信號冗余處理，與其他系統的通信視其具體情況，采取單向傳輸和加裝防火墻措施。

(8)系統上電：系統大修后維護負責人確認條件具備，方可上電。并應嚴格遵照上電步驟進行。

3.2.4 故障檢修維護

系統在發生故障后應進行被動性維護，主要包括以下工作:

(1)在日常工作中應認真按照25項反措要求，充分做好包括DPU(CPU)死機、網絡通訊崩潰在內的各種事故預想，將運行緊急處理措施、安全措施、技術措施、檢修步驟編寫成冊，確保機組的安全運行。

(2)處理DCS故障按照制造廠應用手冊中的要求開展工作，更換前確認卡件模塊型號、地址(應確保與其他設備地址不沖突)、跳線等與被更換卡件一致并嚴格執行在線更換程序。

(3)故障被動維護同樣應嚴格執行工作票制度，避免搶修冒進，應結合具體故障表現進行詳細分析。根據DCS系統自診斷報警、故障現象判斷，找到故障點，通過報警的消除來驗證維修結果。如：通信接頭接觸不良會引起通信故障，確認通信接頭接觸不良后，利用工具重做接頭;通信線破損應及時更換。某個卡件故障燈閃爍或者卡件上全部數據都為零，可能的原因是組態信息有錯、卡件處于備用狀態而冗余端子連接線未接、卡件本身故障、該槽位沒有組態信息等。當某一生產狀態異常或報警時，可以先找到反映此狀態的儀表，然后順著信號向上傳遞的方向，用儀器逐一檢查信號的正誤，直到查出故障所在。

(4)現場設備故障檢修必須開具工作票，做好DCS強制和隔離措施。閥門維修時，應起用旁路閥。檢修結束后及時通知集控運行人員進行檢驗，操作人員應將自控回路切為手動。

(5)當出現較大規模的硬件故障、原因不明故障或超出本廠維護人員技術水平的故障時，除當時采取緊急備件更換工作外，要及時和廠家取得聯系，由廠家專業技術支持工程師進一步確認和排除故障。

四、結束語

DCS應進行從設計、施工、調試、運行進行全過程全方位管理，作為系統維護人員應根據系統配置和生產設備控制情況，制定科學、合理、可行的維護策略和方式方法，做到預防性維護、日常維護緊密配合，進行系統的、有計劃的、定期的維護，對運行中出現的各種故障，應具體問題具體分析。減少DCS的故障關鍵是要做到預防第一，保證系統在要求的環境下長期良好地運行。