dcs失灵事故案例
核电DCS信号失效判断及处理分析
核电DCS信号失效判断及处理分析二、核电DCS信号失效的判断1. 信号失效的表现核电DCS信号失效的表现主要有以下几种：（1）功能失效：即当DCS系统接收到的信号出现异常时，可能导致对应的控制功能无法正常执行，进而影响核电站的安全运行。
（2）数据异常：当DCS系统接收到的信号数据异常时，可能导致对应控制参数的不准确或不稳定，从而影响核电站的稳定运行。
2. 信号失效的判断方法在核电DCS系统中，通常使用以下方法来判断信号失效：（1）冗余检测：DCS系统中通常会设置冗余信号，通过比对冗余信号可以判断原始信号是否失效。
（2）趋势分析：通过对近期信号数据进行趋势分析，可以判断信号是否处于失效状态。
（3）人工审核：除了自动判断外，还需要人工审核来确认信号是否处于失效状态。
三、核电DCS信号失效的处理1. 失效信号的报警处理核电DCS系统中，一旦发现信号失效，需要及时进行报警处理，以便核电站操作人员能够及时采取相应的应对措施。
（1）报警信息的及时性：在发现信号失效后，DCS系统需要能够及时向操作人员发出报警信息，让其了解当前的情况。
（2）报警信息的准确性：报警信息需要准确地反映失效信号的位置、类型和影响范围，以便操作人员能够快速有效地应对。
2. 失效信号的处理策略一旦发现信号失效，需要根据失效信号的具体情况采取相应的处理策略：（1）人工干预：对于部分信号失效，可以通过人工干预的方式进行手动控制，保证核电站的正常运行。
（2）自动切换：对于关键信号失效，可以通过系统预设的自动切换程序，将失效信号的控制功能切换到备用信号上，以确保核电站的安全运行。
（3）数据修复：对于数据异常的失效信号，需要及时修复数据，以保证控制参数的准确性和稳定性。
四、核电DCS信号失效的处理案例分析以下是关于核电DCS信号失效的一个实际案例分析：某核电站的机组控制系统中，一个关键的参数传感器出现了异常，导致该参数的测量值无法正常读取。
由于该参数与机组运行的安全性和稳定性息息相关，一旦失效可能会对整个核电站的运行产生严重的影响。
DCS典型故障原因分析
DCS典型故障和热控保护动作的分析1.DCS典型故障原因分析与防范对策2.预防DCS系统不正确动作的几点看法3.LC卡通讯中断问题的探讨4.某电厂#4机组高调门关闭问题的分析及处理5.某电厂DCS系统死机离线测试情况6.某热电厂#4机（100MW）DCS通讯紊乱事故的情况7.某厂#2机组DPU异常事件分析及处理8.某电厂＃3机组驱动程序不匹配引发的DCS网络通讯故障9.某厂#1炉汽包水位高Ⅲ值MFT动作跳闸10.某厂#4机组DCS人机接口站感染病毒11.一起DCS系统异常的分析及处理12.XDPS组态时间配合异常事件分析13.电动给水泵跳闸原因分折14.某厂#12炉灭火保护动作情况分析15.某厂汽包水位保护误动作原因分析及处理16.某厂#1炉火检控制柜电源故障停机分析17.某公司#1机组汽包水位重大未遂事故的分析18.机组“风量<25%”MFT事故分析19.某电厂#13炉MFT动作原因的分析20.二次风量保护误动MFT原因的分析21.隔离器电源接线松动导致锅炉MFT动作22.某发电厂#3机组8月20日跳闸原因的分析23.三重保护解除造成的断油烧瓦24.某厂#4机组汽机串轴保护误动机组跳闸事故的分析25.某电厂12月6日#2机水位保护拒动事件的分析26.某发电公司热控专业典型事故案例分析27.某电厂#3机UPS电源故障造成DCS失电的分析28.某厂#3机ETS电缆故障引起机组跳闸停机事故29.某机组“DEH跳闸电源故障”案例分析30.DCS电源故障引发的MFT事故分析及预防措施31.从一起电源故障谈DCS电源可靠性32.某电厂#3机组4月26日跳闸解列情况的分析33.强行解除保护造成炉膛爆炸DCS典型故障原因分析与防范对策摘要：本文介绍了国内火力发电机组所应用的几种类型DCS的故障情况，并对发生的故障进行了深入细致地分析，制定出了有效防止DCS故障的方法和措施，大部分方法已得到实际应用，取得了良好的效果，大大减少了运行机组事故的发生。
DCS电源故障引发的MFT事故分析及预防措施
编号：AQ-JS-00249( 安全技术)单位：_____________________审批：_____________________日期：_____________________WORD文档/ A4打印/ 可编辑DCS电源故障引发的MFT事故分析及预防措施Analysis and preventive measures of MFT accident caused by DCs power failureDCS电源故障引发的MFT事故分析及预防措施使用备注：技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解，进而形成更加科学的技术安全观，并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施，最终达到提高安全性的目的。
中山电厂A厂2号机组曾发生一起锅炉MFT引发的机组跳闸事故。
事故的经过是，当天上午10:20左右，2号机组满负荷运行，锅炉操作员站CRT中部分电动门阀位指示均变为黄色(表示中间位置)。
几分钟后，锅炉2台引风机出口风门全关，调节挡板关至3%以下。
接着，锅炉MFT动作，汽轮机、发电机跳闸，FSSS操作面板显示MFT动作原因是失去全部引风机。
1事故原因分析(1)热工人员检查发现，DCS1号柜的24VDC电源有一个跳闸，该电源为SCS(顺序控制系统)站的开关量I/O模板SDM的各通道提供外部电源。
经分析，该电源跳闸是引发机组跳闸的直接原因。
导致电源跳闸的主要原因是过载。
事实上，只要有任何一个I/O通道出现接地，而对应的分保险不能及时烧断的话，就可能导致总电源过载跳闸。
(2)SDM的开关量输入通道要求高低电平信号，输入的无源接点需经过外部电源转换成高低电平。
如图1中所示的SDM输入通道接线原理，如果24VDC电源跳闸，各输入通道变为低电平，即"0"。
事故发生时的情况是，SCS站的I/O模板中，1，2，4号SDM 的外部24VDC消失，而这3块模板均组态为SCS站开关量输入模块，其中包括A、B引风机运行的信号，所以这些输入通道均变为"0"，A，B引风机运行信号也为"0"。
二十五项反措学习-防止汽轮机超速事故学习（每一条都有带血的案例）
二十五项反措学习-防止汽轮机超速事故学习（每一条都有带血的案例）汽轮机转速超过额定转速的112％，即为超速。
严重超速可以导致汽轮发电机组严重损坏，甚至毁坏报废，是汽轮发电机设备破坏性最大的事故。
1.转速测量、监视和保护条文：8.1.1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作值转速以下。
条文：8.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组运行。
条文：8.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不准确或失效，严禁机组启动。
运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。
保护故障、转速失去监视情况下强行启动案例1：1984年7月，我国第1台毁机事故机组，江西某电厂50MW汽轮机，事故前危急保安器拒动缺陷尚未消除、在调节汽门严重漏汽的情况下，机组仍采用主汽门旁路门强行起动，在发电机甩负荷的过程中，严重超速至4700r/min，造成了毁机事故。
案例2：1999年辽宁某发电厂200MW机组发生轴系断裂事故。
运行人员在主油泵轴与汽轮机主轴间齿型联轴器失效，机组转速失去控制，并在无任何转速监视手段的情况下而再次起动，在转速急速飞升的过程中，引发了轴系断裂事故。
2.油质合格严防卡涩、静态试验、停机解列条文：8.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格。
油质不合格的情况下，严禁机组起动。
条文：8.1.5 机组大修后，必须按规程要求进行汽轮机调节系统静态试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。
在调节部套有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组启动。
条文：8.1.6 机组停机时，应先将发电机有功、无功功率减至零，检查确认有功功率到零，电能表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用汽轮机手动打闸或锅炉主燃料跳闸联跳汽轮机，发电机逆功率保护动作解列。
严禁带负荷解列。
严禁带负荷解列、强行挂闸（DEH挂闸原理，了解一下）案例1：1990年1月河北某电厂一台中压50MW机组，锅炉灭火后，在恢复的过程中，汽包满水。
dcs接地事故案例
dcs接地事故案例话说有这么一个工厂啊，那里面的自动化控制系统DCS就像是整个工厂的大脑，指挥着各种设备有条不紊地运行着。
这个工厂的DCS系统呢，本来一直都好好的。
可是有一天啊，突然就像是中了邪一样，各种设备开始乱套了。
操作人员在控制室里都懵了，看着仪表盘上的数据像抽风似的乱跳，有的设备干脆就自己停了，还有一些设备像是发疯了一样在那空转。
工程师们赶紧过来检查，这一查，发现是DCS接地出了大问题。
原来是在一次新设备安装的时候，有个小工不太懂，在布线的时候把一根信号线的屏蔽层给弄破了，而且这根信号线的接地线又接得很不规范，就像是一个调皮的孩子，不好好站在自己该站的位置上。
这就导致了整个DCS系统的接地被破坏。
就好比一群人在跳舞，本来大家都按照同一个节奏，有个共同的基准点（接地就像这个基准点），现在这个基准点乱了，那大家肯定就都乱套了。
信号在这个系统里就像一群迷失方向的小蚂蚁，到处乱窜，有的信号本来该传0到10伏的电压表示某个设备的状态，结果因为接地乱了，传出去的电压变成了莫名其妙的值，设备收到错误的信号，可不就开始乱干活了嘛。
还有一次呢，那是在一个老厂进行改造的时候。
在改造过程中，因为赶工期，大家在连接DCS系统接地的时候就有点马虎。
他们直接把DCS的接地接到了厂房的防雷接地网上。
这看起来好像没啥问题，都是接地嘛。
但是啊，这就像是把一个娇弱的小猫咪（DCS系统）和一个威猛的大老虎（防雷系统）绑在了一起。
一旦打雷了，防雷接地网上会有很大的电流通过，这强大的电流就会顺着接地线冲到DCS系统里。
结果呢，DCS系统里面一些比较脆弱的电子元件就被这股电流给冲击坏了。
整个DCS系统就像一个人突然被一道强大的电流击中了大脑，一下子就瘫痪了。
好多设备都停止了工作，整个工厂的生产就像是被按下了暂停键，损失可大了。
从这两个案例就能看出来啊，DCS接地可不是小事，就像盖房子打地基一样，地基要是没打好，房子再漂亮也会塌的。
电厂煤场安全事故案例
电厂煤场安全事故案例案例1.某公司炉跳机保护信号冗余度不足，诱发机组跳闸。
2014年7月9日，西南某公司#32机组ETS保护动作，首出故障原因是‘MFT动作’；但DCS系统检查不到MFT动作信号，MFT发送到ETS系统的信号回路绝缘完好。
原因分析：锅炉MFT跳闸回路发送到汽轮机保护ETS系统的动断触点信号仅有一路，冗余度不足；MFT动作继电器辅助触点、硬接线回路、信号输入I/O通道等均有可能故障或受外界影响误发信号，引发‘炉跳机’保护动作。
暴露问题：（1）部分主要保护按照‘宁误动，不拒动’原则设计，保护信号冗余度不足，可靠性较低。
该保护设计不满足《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全【2014】161 号）第9.4.3条‘所有重要的主、辅机保护都应采取“三取二”逻辑判断方式，保护信号影遵循从取样点到输入模件全程相对独立的原则，缺应系统原因侧点数不够，应有防保护误动措施’的要求。
（2）对不满足条件的重要保护的整改不及时。
防范措施：（1）根据《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则》（DL/T 261-2012）第6.2.3.4条要求，MFT继电器应送出三路动断触点至ETS装置，在ETS内进行三取二逻辑判断后跳闸；三保护信号从取样到I/O数据采集，应全程保持独立性。
（2）对原安装设计设备回路进行检查，必要时更换继电器及其信号传输回路。
（3）严格把关设计、安装过程。
案例2.炉膛压力取样防堵装置堵塞，炉膛压力保护误动2013年12月05日，某公司#5机组炉膛压力高高1、炉膛压力高高2开关动作，保护误动，锅炉MFT。
原因分析：1.事故后检查发现，炉膛压力高高1、炉膛压力高高2压力开关位于蒸汽吹灰枪附近，受水汽影响非常严重，且两个测点取样管严重堵塞。
一般，压力取样装置安装在烟气流动线路的外侧，远离蒸汽吹灰枪，接近炉膛顶部。
2.炉膛压力防堵装置内没有防堵结构，是空罐子，防堵效果很差。
事情的发生可能是由于热态的焦或灰堵住取样口，并对取样系统内的空气进行加热，导致压力迅速升高，保护误动。
DCS组态漏洞引发的事故分析
Ａｂ ｔ ｃ ： ｅ ｏ ｈ ｓ ｆ ｃ ｅ ｔ ｏ ｔ ｏ ｓ ｕ ｔ ｎｐ ｒ ｄ ＤＣＳ ｃ ｎ ｒ ｌ ｙ ｔｍ ， ｅｃ ｒ ｆ ｈ ｅ ｅ ａｉ ｇ ｓｒ ｔＤｕ ｅｉ ｕ ａ ｔ ｔ ｎ ｉ ｉｎ ｌ ｓ ｒ ｃ ｎ ｔ ｃ ｉ ｅ ｏ ， ｙ ｈ ｒ ｏ ｉ ｏ ｔｏ ｓｅ ｔ ｏ ｅ ｏ ｔ ｅｇ ｎ ｒ ｔ ｓ ｈ ｎ
循 环水 泵 备用 时 ，有 两 种情 况 可 以联启 ２ Ｂ循 环水
泵 ： １ 联锁 开关 投 入且 ２ （） Ａ循 环 水 泵 电动机 保 护动
用 Ｍｅｓ ｕｏ ａｉ ｔ Ａ ｔｍ ｔ ｎ生产 的 ｍ ｘ Ａ Ｄ Ｓ系 统 。 ｏ ｏ ａＤＮ Ｃ 由 上 自仪 Ｄ Ｓ公 司供 货 。两 台机 组分 别 于 ２ ０ Ｃ ０ ６年 ９ 月和 ｌ ２月投 入运 行 ， 自投 运 以来 ．发 生 了几 起 因 ＤＣ Ｓ组 态错 误 引发 的事 故 ，通过 对 事 故 原 因 分析 ，
本 文 结合 实 际 工作 中遇 到 的 典 型 事故 案例 进 行 了分 析 ， 出 了存 在 于 ＤＣＳ组 态 内部 的 典 型 漏 洞和 应 吸 取 的 经 验 教 指
训， 对发 电厂 事 故 的 预 防 具 有借 鉴 意 义 。
关键词 ： 洞 漏 ＤＣ Ｓ 保 护 文献标识码 ： Ｂ 文 章 编 号 ： ２ １ ）３ ０ ９ ０ ×（ ０ ０ ０ — ５ — ３
中图 分 类 号 ： Ｋ ６ Ｔ ３
电气安全事故案例
电气安全事故案例电力能源在带给人们工作与生活的便利的同时，由电气设备产生的问题也带给人类的生产与生活不少烦恼与损失，有时甚至表现为灾难。
以下是店铺为大家收集到的电气安全事故案例，希望对大家有帮助。
电气安全事故案例(一)2006年，发生重大设备事故2起，都发生在广西来宾B电厂：1.3月29日，法国电力公司全资企业广西来宾B电厂(2台36万千瓦燃煤机组)因江边水泵房设备的控制和通讯完全中断，造成两台机组停运，全厂对外停电。
事故的直接原因是循环冷却水泵站48伏直流系统的整流充电器的投退控制开关没有防止误动的保护罩，被通风系统维护人员误碰断开，使蓄电池长时间放电造成循环冷却水泵站直流系统低电压故障，而直流系统设计存在缺陷、安全防护不足，故障信号没有传送到机组控制室报警，贻误了处理时机，造成了事故的发生。
该事故认定为责任事故。
2.6月29日，法国电力公司全资企业广西来宾B电厂(2台36万千瓦燃煤机组)因电厂循环冷却水泵房配电室380伏交流电源失电，引起机组的4台循环冷却水泵跳闸，造成两台机组停运，全厂对外停电。
事故的直接原因是DCS发出错误信号致使液压泵380伏交流电源接触器跳开，而循环冷却水泵液压站系统的设计存在缺陷，液压站380伏交流电源失电后四台循环冷却水泵跳闸动作，机组冷却水中断，导致两台机组被迫停运。
该事故认定为责任事故。
电气安全事故案例(二)一、事故经过1994年4月6日下午3时许，某厂671变电站运行值班员接班后，312油开关大修负责人提出申请要结束检修工作，而值班长临时提出要试合一下312油开关上方的3121隔离刀闸，检查该刀闸贴合情况。
于是，值班长在没有拆开312油开关与3121隔离刀闸之间的接地保护线的情况下，擅自摘下了3121隔离刀闸操作把柄上的“已接地”警告牌和挂锁，进行合闸操作。
突然“轰”的一声巨响，强烈的弧光迎面扑向蹲在312油开关前的大修负责人和实习值班员，2人被弧光严重灼伤。
惠来电厂DCS控制系统典型故障及原因分析
此处看逻辑是否 能够下 载 ， 结果仍 然失败 。为了 能使 ２机组 尽 快启 动 ， 决定不再使用原 Ｂ Ｒ Ｃ， 更换 ２块新 的 Ｂ Ｒ Ｃ再进行下
载， 并对控制逻辑进行 备份 ， 结果 下载成功 并且顺 利打 至执行
置 于 执 行 方 式 。更 换 新 控 制 器并 完 成 下 载 逻 辑 后 ， 也 出 现 同 样
问题 ， 仍不能使 模件 置执行 方式 。多 次咨 询 Ａ Ｂ Ｂ公 司及 东方
自动 控 制 公 司专 业 工 程 师 意 见 ， 删 除 用 于 汽 机 ＡＴ Ｃ 站 热 应 力
ＤＥ Ｈ控制器 Ｂ Ｒ Ｃ状态报警等现象 。经现场检查发现 ， ≠ ｝ １机组
Ｏ 引言
惠 来 电厂 一 期 ２台 机 组 是 ６ ０ ０￣ ／ Ｂ Ｖ超 临 界 机 组 ， ＇ 锅 炉选 用 的是东方锅炉制造的超临界直流炉 ， 汽 轮 机 选 用 的 是 东 方 汽 轮 机有限公司生 产 的超 临界 、 一 次 中间再 热 、 三 缸 四排 汽 、 双 背
Ｂ Ｒ Ｃ与原备用 Ｂ Ｒ Ｃ调 换位 置等 ， 但下载均 无法 正常进行 。同 时根据错误 信息我们也对控制逻辑进行 了检查 ， 结果也未发 现
７ 、 ８ 灯亮 ， 等机组停下后卡件重新复位打执行 ， 恢复正常 。
２ 对故 障案例 的原因分析
２ ． １ 案 例 １分析
１ Ｄ Ｃ Ｓ在 使用过程 中遇到 的故障案例
１ ． １ 案例 １
热控人员在处理 Ｄ Ｅ Ｈ 主辅 控 制 器 Ｂ Ｒ Ｃ故 障过 程 中 ， 对 处 于离 线 状 态 的 模 件 置 执 行 方 式 时 ， 系统 提示 模件 进入 错 误状
DCS事故案例分析
案例二、2014年某晚，2#炉4台 给煤机在正常运行中，突然出现 频繁轮流跳闸现象，给煤机切换 至就地，给煤机运行正常。
原因
检查
防范
巡检时发现有阀门盘根 漏汽现象或现场进DCS 带电设备有积灰，清及 时对漏汽阀门停电或清 理积灰。
检查
短路
漏汽
标 题DCS事故案例-强电干扰 二、
案例三、DCS画面上很多阀门 状态信号闪黄灯。
措施 外接变送器或电气设备反馈电 缆有接地现象。 原因 检查 用各种仪器和手段测量热电偶 和补偿导线均是好的，更换热 电偶亦是如此。 检查
模块40点对 地电压为 +20VDC左 右，正常为 0VDC左右。
标 题DCS事故案例-其他案例 四、
案例二、2015年7月6日DCS操作员站（OPS68）异常，导致2#机减 负荷，三段抽汽安全阀动作。 原因
ＤＣＳ画面 报警状态栏
标 题DCS的报警-报警显示 二、
当“报警显 示”闪烁时， 点击按钮出 现 此报警画 面 ，所有的 工艺报警均 在此画面上 。
标 题DCS的报警-SOE报警 二、
SOE 是事件顺序（Sequence of Event ） 的英文简称。SOE 卡多在电厂使用，当 发生事故跳闸，引起一系列开关动作时， SOE卡以相对时间（相对于第一个发生
一、本次事件前， OP68操作员
站最后一次点“减”按钮；此时 发生windows内存报错，MACS V软件报错跳出。此时，由于最 后一次操作已经点了“减”按钮， 阀位减命令一直在寄存器中执行， 同时也由于电脑故障跳出，DCS 没有收到按钮弹起的指令，所以 此刻指令一直发出。
二、 OPS68点“增”按钮无效果，
分析
第二步 第三步
原因
DCS事故处理总结
DCS事故处理总结DCS事故处理总结三单元DCS蓝屏事故处理装开停工总结6月5日、6月7日三单元渣油加氢和加氢裂化装先后出现两次大规模DCS操作站蓝屏现象，6月5日17:20两套装中控室DCS操作站全部蓝屏，但机柜间工程师站工作正常未造成生产大幅波动，6月7日20:28两套装所有DCS操作站全部蓝屏，两套装被迫紧急停工。
6月7日至6月11日渣油加氢装两停两开，第一次停工原因：6月7日20:28DCS操作站全部蓝屏，装被迫紧急停工；第二次停工原因：6月10日9:253.5MPa蒸汽分液罐（D405）前法兰泄漏，大量蒸汽外漏无法在线处理，装被迫降温降量改循环。
6月7日至6月13日加氢裂化装三停三开，第一次停工原因：6月7日20:28DCS操作站全部蓝屏，装被迫紧急停工；第二次停工原因：6月10日9:253.5MPa蒸汽分液罐（D405）前法兰泄漏，大量蒸汽外漏无法在线处理，装被迫降温降量改循环；第三次停工原因：6月11日7:20反应进料加热炉西侧入口法兰泄漏着火，装紧急泄压。
两套装主要事故处理经过和时间点如下：一、事故处理的主要时间节点RDS 装：1、6月5日17:20中控室DCS全部蓝屏死机，转移至现场机柜间操作，21:50DCS基本恢复正常，但部分仪表仍然出现间断蓝屏。
2、6月7日20:28分DCS操作站全部蓝屏死机，A/B两列切断新鲜进料，停反应进料泵，停新氢压缩机，停注水、停贫胺液泵，维持循环氢压缩机运转。
22:30DCS操作站开始逐步恢复，但依然出现间断蓝屏现象。
3、6月8日0:47开A/B列反应进料泵，原料增压泵，分馏塔塔底泵，新氢压缩机，反应系统升压逐步恢复生产，16:00A/B切入常渣，A/B两列开工正常。
4、6月9日0:30停开工蜡油，A、B列切入减渣，7:00柴油和石脑油改成品线。
5、6月10日9:253.5MPa蒸汽分液罐（D405）前法兰泄漏，反应降温、降量，产品改走不合格线，9:45停减渣，10:45逐步停常渣，19:24分停A列循环氢压缩机，20:10停B列循环氢压缩机，关3.5MPa蒸汽界区手阀，更换K102A错油门。
丙稀酸甲脂DCS事故1.2.3
停电:关闭控制阀FV101，停AA进料。
关闭控制阀FV104，停MEOH进料。
关闭控制阀TV101，停E101蒸汽。
关闭控制阀FV107，停E111蒸汽。
关闭控制阀FV119，停E114蒸汽。
关闭控制阀FV134，停E141蒸汽。
关闭控制阀FV140，停E151蒸汽。
关闭控制阀FV149，停E161蒸汽。
去蒸汽伴热系统停R101系统伴热。
去蒸汽伴热系统停T110系统伴热。
去蒸汽伴热系统停E114系统伴热。
去蒸汽伴热系统停T150系统伴热。
去蒸汽伴热系统停T160系统伴热。
关闭P110A泵。
关闭P111A泵。
关闭P112A泵。
关闭P114A泵。
关闭P130A泵。
关闭P142A泵。
关闭P140A泵。
关闭P141A泵。
关闭P150A泵。
关闭P151A泵。
关闭P160A泵。
关闭P161A泵。
将E114搅拌器开关MD101关闭。
关闭控制阀PV109，停止T110抽真空。
关闭控制阀PV123，停止T140抽真空。
关闭控制阀PV128，停止T150抽真空。
关闭控制阀PV133，停止T160抽真空。
关闭V111阻聚剂手阀VD224。
关闭T110阻聚剂手阀VD225。
关闭T110阻聚剂空气手阀VD205。
关闭E114阻聚剂空气手阀VD305。
关闭T140阻聚剂手阀VD519。
关闭T140阻聚剂空气手阀VD504。
关闭V151阻聚剂手阀VD619。
关闭T150阻聚剂手阀VD620。
关闭T150阻聚剂空气手阀VD607。
关闭V161阻聚剂手阀VD709。
关闭T160阻聚剂手阀VD710。
关闭T160阻聚剂空气手阀VD701。
停仪表风:停止E114转子MD101。
打开VD714，将V161出口物料排至不合格罐。
关闭VD713。
关闭FV101，停止AA进料。
关闭FV104，停止MEOH进料。
关闭E101的蒸汽加热控制阀TV101。
关闭E111的蒸汽加热控制阀FV107。
关闭E114的蒸汽加热控制阀FV119。
关闭E141的蒸汽加热控制阀FV134。
01、DCS系统瘫痪事件
DCS 系统瘫痪事件
编写：张迎冰 姜普洋
1、设备简介:
越南冒溪 2×220MW 火力发电厂工程，DCS 系统采用的是和利时公司的MACSV 系统,共四套DCS 系统，分别为#1机组、#2机组、公用系统、辅助系统。
每套系统由两台服务器、一个工程师站、一个通讯站、多个通讯站和多个控制站组成。
DCS 系统网络结构图
2、事件经过：
2013年2月5号冒溪电厂全厂厂用电中断后，#2机组DCS 失电黑屏10分钟，历史数据丢失。
2013年2月27日晚冒溪电厂DCS 辅网系统服务器突然出现故障 ，造成输煤、化水等整个辅助系统所有设备无法控制，十分紧急，热控维护人员、DCS 厂家共同急速赶往现场，经重启服务器后系统正常，后经厂家检查未发现原因。
3、原因分析：
交换机存在问题，在故障情况下造成服务器不能正确采集故障信号，造成服务器的不切换现象出现。
和利时DCS系统本身存在BUG，在特殊故障的情况下，不能让服务器进行正常切换。
4、处理措施：
出现DCS故障时马上对服务器进行重新启动；
经厂家设计部门分析原因后，现场更换交换机。
更换后交换机
5、吸取教训:
日常巡回检查时进一步加强服务器运行状态的巡检。
在出现DCS故障时及时对服务器进行重新启动，保证机组的正常运行；加强热控人员技能培训，通告热控人员在此故障发生时的处理措施。
锅炉紧急处理DCS瘫痪
操作站瘫痪、齐心协力排除险情
[本报讯通讯员赵南苏志强]2015年8月18日星期二19点35分至20点20分期间，锅炉内、外操DCS作站同时瘫痪，无法进行监控和操作，现场状况十分紧急，经过多方积极处理，及时避免了一次重大生产事故。
2015年8月18日星期二19点35分，一联合运行部CO锅炉内、外操作站突然同时瘫痪，内操王天江及时发现数据异常，紧急联系调度、值班干部、班长，同时联系DCS紧急修复锅炉操作站，班长立即组织岗位人员在锅炉重要部位现场进行监视，并且做好锅炉紧急停炉，二、三催大幅降量的应急预案，处置期间班长联系调度，调整外界蒸汽负荷以保证锅炉蒸汽、燃料压力平稳，确保操作平稳，20点20分，在多方积极配合下锅炉DCS操作站修复，现场监控人员撤离现场，由于发现及时、处置得当，避免了一次全厂非计划停工事故发生。
DCS系统通讯故障
事故案例/案例分析DCS系统通讯故障一、事件经过10月20日20时40分，＃4机在运行中DCS的五台操作员站大部分数据显示紫色，约2分钟后又自动恢复到正常（此种现象以前曾多次发生）。
21时31分，＃3炉在吹灰过程中，突然发现#4机DCS的五台操作员站所有的数据均为紫色，不能自动恢复。
运行人员立即通知检修人员速进厂处理。
因DCS全部死机，无法在远方监视机组情况，运行值班人员在就地监视水位，压力，温度等关键参数，并作好随时打闸停机的事故准备。
经热工同意，运行人员对服务器主机重启，仍然无法恢复。
检修人员在现场检查发现所有PCU柜上的通讯接口主模件，包括NPM和ICT的状态灯均为红色，故障代码为均为LED25灯亮（为LOOPBACK故障或NIS故障）。
但是所有MFP12主模件以及对应的子模件均工作正常（机组仍能维持运行）。
对ICT模件进行复位和拔插操作，故障依旧，不能消除。
经运行、检修人员商讨决定进行停机检查。
机组停机后，对NPM模件进行复位和拔插操作，故障依旧不能消除。
待#2机、4机和#11机均已停机后，将中心环的PCU电源停掉，再将#4机的#2、#5、#7和#9PCU的电源停掉，并将所有的NIS模件拔出后，将中心环甩开，单独检查#4机的环路电缆：#2PCU→#5PCU，环路电缆的同轴芯与外壳间的电阻为∞；#5PCU→#7PCU，环路电缆的同轴芯与外壳间的电阻为∞；#7PCU→#9PCU，环路电缆的同轴芯与外壳间的电阻为∞；#9PCU→#2PCU，环路电缆的同轴芯与外壳间的电阻为∞；将中心环连接#4机环路侧的两块NIS模件拔出后，单独检查#4机到中心环的环路电缆：#2PCU→#18PCU，环路电缆的同轴芯与外壳间的电阻为∞；#18PCU→#2PCU，环路电缆的同轴芯与外壳间的电阻为∞；检查环路电缆没有短路现象。
仍然将中心环甩开，将#4机环路电缆接好，并将所有的NIS 模件插入后，将#4机的#2、5、7和#9PCU重新上电，自检完成后，所有的ICI和NPM模件状态均显示正常（包括SOE的接点，EWS的ICI需要在EWS上人为连接），五台操作员站的所有数据均显示正常，通讯系统恢复正常，初步怀疑故障起因源自中心环的IIL模件。
中控事故案例总结(热门3篇)
中控事故案例总结(热门3篇)中控事故案例总结第1篇某天凌晨3∶00左右，中控室有几台操作站监控界面突然全部变灰色，点开设备操作图标既看不到设备运行状态也无法对设备进行操作，实时数据均显示为0，该现象持续几秒后画面出现闪屏并自行恢复正常，整个过程持续不到10s。
操作员观察一段时间后发现生产未出现异常操作也并未受到影响，就未把该情况跟DCS技术人员反映，但到凌晨4∶00时所有操作站监控画面全部变灰色无法操作，操作员立刻通知DCS技术人员。
操作员按要求先查看服务器运行情况时发现两台服务器运行界面都弹出红色运行错误提示要求重启，服务器重启后服务器和操作站监控全部恢复正常。
白班时DCS技术人员通过查看服务器历史故障记录，发现3∶00时主服务器首先出现运行错误，导致读取该服务器数据的几台操作站数据全部断线无法操作，闪屏后自动恢复正常是由于这几台操作员站自动切换到读取从服务器数据，因此中控操作并未受到影响，而到4∶00时从服务器也相继出现运行错误，此时两台服务器均无法给操作站提供数据，最终导致整个中控完全无法监控到现场设备运行情况。
中控事故案例总结第2篇投产初期服务器运行很少出现问题，重启也基本可以在5 min内完成，但在该案例中重启过程耗时将近20 min，并且长时间停留在历史趋势数据导入阶段，据此判断服务器长时间运行后，产生的大量历史趋势数据造成运行效率降低，当操作员频繁切换画面和调曲线时会进一步加重服务器负荷，最终导致运行出错。
与操作员沟通后，为减少服务器历史数据存储量，将历史数据拷出存盘，服务器只留存一个月历史数据，当需要查看先前参数时把拷贝的数据导回服务器即可，这样既提高了服务器运行效率又保证了生产数据完整性。
通常DCS系统运行后较少需要维护，为防止服务器长时间不操作出现问题不能及时发现，规定每个月要对每台服务器进行一次完整的开停机，检查服务器所有功能是否正常，包括服务器硬件、冗余功能、操作员站自动切换功能。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
dcs失灵事故案例
DCS（Distributed Control System）是分布式控制系统的缩写，是一种集中控制、分散执行的自动化控制系统。
然而，即使是这样一个先进的控制系统，也不是完全没有失灵的可能性。
本文将列举十个DCS失灵事故案例，并对其进行描述和分析。
1. 1986年切尔诺贝利核电站事故（Chernobyl Nuclear Power Plant Accident）
这是历史上最严重的核能事故之一，事故原因是DCS控制系统失灵引发了反应堆爆炸，导致大规模辐射泄漏。
2. 2010年Deepwater Horizon石油泄漏事故（Deepwater Horizon Oil Spill）
这次事故是由于DCS系统未能及时发现和控制油井压力异常，最终导致海底油井爆炸，造成了严重的石油泄漏。
3. 1999年马尔代夫亚特尔岛度假村火灾（Atoll Adaaran Select Meedhupparu Resort Fire）
这次火灾事故的起因是DCS系统失灵，未能及时探测到酒店厨房的火灾，并进行报警和自动灭火。
4. 2003年美国东北部大停电（Northeast Blackout）
这次停电事故是由DCS系统失灵引发的，导致美国东北部地区长时间停电，造成了巨大的经济损失。
5. 2011年日本福岛核电站事故（Fukushima Nuclear Power Plant Accident）
这次核电站事故是由于DCS系统失灵，无法正常控制反应堆的冷却和安全系统，最终导致了核电站的部分熔毁和辐射泄漏。
6. 2005年德国汉堡国际机场火灾（Hamburg Airport Fire）
这次火灾事故是由于DCS系统失灵，未能及时探测到机场停车场的火灾，并进行报警和自动灭火。
7. 2007年英国牛津街电梯故障（Oxford Street Elevator Failure）这次电梯故障事故是由于DCS系统失灵，导致电梯失去控制，造成数十名乘客被困。
8. 2014年南非马里兰国际机场停电（Marlboro International Airport Power Outage）
这次停电事故是由于DCS系统失灵，导致机场停电，航班被迫取消或延误。
9. 2016年中国天津港火灾爆炸（Tianjin Port Fire and Explosion）这次火灾爆炸事故是由于DCS系统失灵，未能及时探测到危险品仓库的火灾，并进行报警和紧急处理。
10. 2018年印尼航空公司坠机事故（Indonesian Airline Crash）
这次航空事故是由于DCS系统失灵，导致飞机失去控制，最终
坠毁造成了严重的人员伤亡。
以上是十个发生过的DCS失灵事故案例，这些事故的发生提醒我们，无论是多么先进的控制系统，都有可能发生故障。
因此，在设计、建设和维护DCS系统时，必须高度重视其可靠性和安全性，以最大限度地减少事故的发生。