輕化專業(yè)化工實驗講義版1

1、流體流動阻力的測定實驗目的研究管路系統(tǒng)中的流體流動和輸送，其中重要的問題之一，是確定流體在流動過程中的能量損耗。流體流動時的能量損耗壓頭損失，主要由于管路系統(tǒng)中存在著各種阻力。管路中的各種阻力可分為沿程阻力直管阻力和局部阻力兩大類。本實驗的目的，是以實驗方法直接測定摩擦系數(shù)和局部阻力系數(shù)；并學會壓差計、流量計的使用方法以及識別管路中各個管件、閥門的作用。根本原理當不可壓縮流體在圓形導管中流動時，在管路系統(tǒng)中任意兩個界面之間列出機械能衡算方程為 J kg 1 (1)或 m液柱 (2)式中： Z 流體的位壓頭，m液柱； P 流體的壓強，Pa；u 流體的平均流速，m s 1； 流體的密度，kg m

2、3； h f 流動系統(tǒng)內因阻力造成的能量損失，J kg 1； H f 流動系統(tǒng)內因阻力造成的壓頭損失，m液柱。符號下標1和2分別表示上游和下游截面上的數(shù)值。 假假設：(1)水作為實驗物系，那么水可視為不可壓縮流體； (2)實驗導管是按水平裝置的，那么Z1 = Z2； (3)實驗導管的上下游截面上的橫截面積相同，那么u1 = u 2。因此(1)和(2)兩式分別可簡化為 J kg 1 (3) m水柱 (4)由此可見，因阻力造成的能量損失壓頭損失，可由管路系統(tǒng)的兩界面之間的壓力差壓頭差來測定。當流體在圓形直管內流動時，流體因磨擦阻力所造成的能量損失壓頭損失，有如下一般關系式： J kg 1 (5)或

3、 m液柱 (6)式中：d 圓形直管的直徑，m； l 圓形直管的長度，m； 摩擦系數(shù)，無因次。大量試驗研究說明：摩擦系數(shù)與流體的密度和粘度管徑d、流速u和管壁粗糙度有關。應用因次分析的方法，可以得出摩擦系數(shù)與雷諾數(shù)和管壁相對粗糙度/d存在函數(shù)關系，即 (7)通過實驗測得和Re數(shù)據(jù)可以在雙對數(shù)坐標上標繪出試驗曲線。當Re2000時，摩擦系數(shù)與管壁粗糙度無關。當流體在直管中呈湍流時，不僅與雷諾數(shù)有關，而且與管壁相對粗糙度有關。當流體流過管路系統(tǒng)時，因遇各種管件、閥門和測量儀表等而產(chǎn)生局部阻力，所造成的能量損失壓頭損失，有如下一般關系式： J kg 1 或 m液柱式中：u 連接管件等的直管中流體的平均

4、流速，m s 1； 局部阻力系數(shù)無因次。由于造成局部阻力的原因和條件極為復雜，各種局部阻力系數(shù)的具體數(shù)值，都需要通過實驗直接測定。實驗步驟1、關閉流量控制閥，確認兩個平衡閥是否翻開注意：啟動泵前必須翻開平衡閥，啟動泵。2、系統(tǒng)排氣1總管排氣：先將流量控制閥開足然后再關閉，重復三次，目的為了使總管中的氣體被排走。2引壓管排氣：依次分別對4個排氣閥，開、關重復三次。3壓差計排氣：關閉兩個平衡閥，依次分別翻開4個排氣閥，此時眼睛要注視著U型壓差計中的指示劑液面的上升，防止指示劑沖出，開、關重復三次。3、檢驗排氣是否徹底是將流量控制閥開至最大，再關至零，看U型壓差計讀數(shù)，假設左右讀數(shù)相等，那么判斷系統(tǒng)

5、排氣徹底；假設左右讀數(shù)不等，那么重復上述2步驟。由于流量計量采用渦輪流量計，其小流量受到結構的限制，因此從大流量做起，實驗數(shù)據(jù)比擬準確。4、實驗布點由于Re在充分湍流區(qū)，Re的關系是直線，所以大流量時少布點，而Re在比擬小時，Re的關系是曲線，所以小流量時多布點。先將控制閥開至最大，讀取流量顯示儀讀，然后關至水銀壓差計差值約0.10時，在讀取流量顯示儀讀數(shù)，在和二個讀數(shù)之間布1214個點。水溫取第一組和最后一組讀數(shù)的平均值。5、實驗結束后，關閉電源，翻開兩個平衡閥。原始數(shù)據(jù)直管段長： ；直管段直徑： ； 局部阻力段直徑： ； 流量系數(shù)： ；壓差計初讀數(shù)：直管阻力 左= ；右= ；局部阻力 左=

6、 ；右= ；水溫： 初讀數(shù) ，終讀數(shù) ；平均值 。 NO.流量讀數(shù)直管阻力壓差計局部阻力壓差計左右左右12345678910111213141516換熱系數(shù)的測定實驗目的了解列管換熱器的結構；掌握換熱器的主要性能指標的測定方法；掌握換熱器的根本操作方法。根本原理工業(yè)上大量存在的傳熱過程指間壁式傳熱過程都是由固體內部的導熱及各種流體與固體外表見的給熱組合而成的。傳熱過程的根本數(shù)學描述是傳熱速率方程式和熱量衡算式。1.傳熱根本方程式傳熱密度q是反映具體傳熱過程速率大小的特征量。對q的計算，需要引入壁面溫度，而在實際計算時，壁溫往往是未知的。為實用方便，希望能避開壁溫測量，直接根據(jù)冷、熱流體的溫度進

7、行傳熱速率的計算。在間壁式換熱器中，熱量序貫地由熱流體傳給壁面左側、再由壁面左側傳導至壁面右側，壁面右側傳給冷流體。在定態(tài)條件下，并忽略壁面內外外表的差異，那么各環(huán)節(jié)的熱流密度相等，即 (1)由1式可以得到 2式中、分別為各傳熱環(huán)節(jié)對單位傳熱而言的熱阻。由上式，串聯(lián)過程的推動力和阻力具有加和性。在工程上，上式通常寫成： (3) 式中 (4)式4為傳熱過程總熱阻的倒數(shù)，稱為傳熱系數(shù)。比擬式1和式2兩式可知，給熱系數(shù)同流體與壁面的溫差相聯(lián)系，而傳熱系數(shù)K那么同冷、熱流體的溫差相聯(lián)系。由于冷流體的溫度差沿加熱面是連續(xù)變化的，且此溫度差與冷、熱流體溫度成線性關系，故將3式中(T-t)的推動力用換熱器兩

8、端溫差的對數(shù)平均溫差來表示，即 (5)，其中逆流時。2.熱量衡算方程式上圖為單殼程雙管程列管換熱器實驗流程圖，具體參數(shù)如下： 殼程采用圓缺型擋板，傳熱管為不銹鋼管，管徑：13lmm；有效管長：1000mm；管數(shù)：24根；管外側傳熱總面積：1.0m2。本實驗物系冷流體是水，熱流體是空氣。熱流體自風機1來，經(jīng)旁路閥2調節(jié)流量后，經(jīng)轉子流量計3測量體積流量為qvh后，進入空氣加熱器4加熱到100110后，流入換熱器的管程，并在入口處測量其進口溫度T1，在出口處測量其出口溫度T2，冷流體走殼程，經(jīng)閥門7調節(jié)流量，經(jīng)轉子流量計測量體積流量為qvc，測量進口溫度t1后，進入換熱器殼程，換熱后在出口處測量其

9、出口溫度t2。不計熱損失，穩(wěn)定狀態(tài)時熱流體放出的熱量等于冷流體得到的熱量，即，其中 6 7將5和6或7式聯(lián)立，那么可求出K值3.傳熱過程的調節(jié) 在換熱器中假設熱流體的流量qvh或進口溫度T1發(fā)生變化，而要求出口溫度T2保持原來數(shù)值不變，可通過調節(jié)冷卻介質流量來到達目的。但是這種調節(jié)作用不能單純地從熱量衡算的觀點理解為冷流體的流量大帶走的熱量多，流量小帶走的熱量小。根據(jù)傳熱根本方程式，正確的理解是，冷卻介質流量的調節(jié)，改變了換熱器內傳熱過程的速率。傳熱速率的改變，困難來自tm的變化，也可能來自K的變化，而多數(shù)是由兩者共同引起的。如果ch，調節(jié)qvc，將使tm的變化。如果cD+W，塔釜液位將會上升

10、，從而發(fā)生淹塔；假設FD+W，塔釜液位將會下降，從而發(fā)生干塔。調節(jié)塔釜排放閥開度，可以維持塔釜液位恒定，實現(xiàn)總物料的平衡。(ii) 輕組分的物料平衡：Fxf=DxD+WxW在回流比R一定的條件下，假設FxfDxD+WxW，塔內輕組分大量累積，即表現(xiàn)為每塊塔板上液體中的輕組分增加，塔頂能到達指定溫度和濃度，此時塔內各板的溫度所對應塔板的溫度分布曲線如圖6所示，但塔釜質量不合格，說明加料速度過大或塔釜加熱量不夠；假設FxfDxD+WxW，塔內輕組分大量流失，此時各板上液體中的重組分增加，塔內溫度分布曲線如圖7所示，這時塔頂質量不合格，塔底質量合格。表示塔頂采出率過大，應減小或停止出料，增加進料和塔

11、釜出料。6 FxfDxD+WxW時溫度分布曲線 圖7 FxfDxD+WxW時溫度分布曲線圖2.2.3靈敏點溫度T靈靈敏板溫度是指一個正常操作的精餾塔當受到某一外界因素的干擾如R，xf，采出率等發(fā)生波動時，全塔各板的組成將發(fā)生變動，全塔的溫度分布也將發(fā)生相應的變化，其中有一些板的溫度對外界干擾因素的反映最靈敏，故稱它們?yōu)殪`敏板。按塔頂和塔釜溫度進行操作控制的不可靠性不可靠性來源于二個原因：一是溫度與組成雖然有一一對應關系，但溫度變化較小，儀表難以準確顯示，特別是高純度別離時；另一是過程的遲后性，當溫度到達指定溫度后由于過程的慣性，溫度在一定時間內還會繼續(xù)變化，造成出料不合格。塔內溫度劇變的區(qū)域塔

12、內沿塔高溫度的變化如圖7所示。顯然，在塔的頂部和底部附近的塔段內溫度變化較小，中部溫度變化較大。因此，在精餾段和提餾段適當?shù)奈恢酶髟O置一個測溫點，在操作變動時，該點的溫度會呈現(xiàn)較靈敏的反響，因而稱為靈敏點溫度。按靈敏點溫度進行操作控制操作一段時間后能得知當靈敏點溫度處于何值時塔頂產(chǎn)品和塔底產(chǎn)品能確保合格。以后即按該靈敏點溫度進行調節(jié)。例如，當精餾段靈敏點溫度上升到達規(guī)定值后即減小出料量，反之，那么加大出料量。因此能用測量溫度的方法預示塔內組成尤其是塔頂餾出液組成的變化。圖2 物料不平衡時溫度分布曲線圖6和圖7是物料不平衡時，全塔溫度分布的變化情況；圖8是別離能力不夠時，全塔溫度分布的變化情況，

13、此時塔頂和塔底的產(chǎn)品質量均不合格。從比擬圖7和圖8可以看出，采出率增加和回流比減小時，靈敏板的溫度均上升，但前者溫度上升是突躍式的，而后者那么是緩慢式的，據(jù)此可判斷產(chǎn)品不合格的原因，并作相應的調整。三、實驗設計1采用乙醇水物系，全回流操作測全塔效率圖8.別離能力不夠時溫度分布曲線圖根據(jù)，在一定加熱量下，全回流操作 穩(wěn)定后塔頂塔底同時取樣分析，得xD、xW，用作圖法求理論板數(shù)。2局部回流時回流比的估算 操作回流比的估算有二種方法：通過如下圖，作一切線交縱坐標，截距為，即可求得Rmin，由R=(1.22)Rmin，初估操作回流比。 根據(jù)現(xiàn)有塔設備操作摸索回流比，方法如下： XD選擇加料速度為46l

14、/h，根據(jù)物料衡算塔頂出料流量及調至適當值，塔釜暫時不出料。將加熱電壓關小，觀察塔節(jié)視鏡內的氣液接觸狀況，當開始出現(xiàn)漏液時，記錄讀數(shù)，此時作為操作壓力下限，對應的加熱電壓即為最小加熱量，讀取的回流比即為操作回流比下限。將加熱電壓開大，觀察塔節(jié)視鏡內的氣液接觸狀況，當開始出現(xiàn)液泛時，記錄讀數(shù)，此時作為操作壓力上限，對應的加熱電壓即為最大加熱量，讀取的回流比即為操作回流比上限。在漏液點和液泛點之間選擇一適宜的塔釜加熱量。3局部回流時，塔頂塔底質量同時合格D的估算根據(jù)輕組份物料衡算，得D的大小，應考慮全回流時塔底輕組分的含量。四、實驗裝置1電加熱棒；2精餾釜；3釜壓測壓口；4塔釜溫度計；5靈敏板溫度

15、計；6塔體； 7塔頂溫度計；8冷凝器；9，12，14，15，16，17，18，19，23， 24，25，26閥；10分配器；11，13，20轉子流量計；21原料儲液槽和加料泵；22產(chǎn)品儲槽 實驗裝置流程示意圖 五、實驗步驟間歇精餾1在塔釜先加10%( v%)左右的乙醇水溶液，釜位近液位計2/3處，開啟加熱電源使電壓為220V，翻開塔頂冷凝器進水閥，關閉產(chǎn)品出料控制閥，開足回流控制閥，使塔處于全回流狀態(tài)操作。2待回流流量計浮子浮起來達15min之久后，同時取樣分析塔頂XD與塔釜XW, XD、XW用酒精度計計量，近100C的釜液需冷卻至20C。比重計測得的值的單位是v%，將此值查圖或計算即可得mo

16、l%，通過計算也可將塔頂?shù)膙%換算成mol%。3局部回流時，保持可調電壓在220V，根本上使精餾段保持原來上升的氣量。正常的釜壓應控制在P釜=2035/100Pa。4假設發(fā)生T靈急劇上升，應采取措施。正常的靈敏板溫度應控制在T靈=7883之間。原始數(shù)據(jù)記錄實驗體系：酒精水溶液 進料狀態(tài)：常溫設備參數(shù)：塔板數(shù)= 塔徑= 板間距= 儀表參數(shù)：回流流量計量程： 產(chǎn)品流量計量程： 加熱功率恒定： 加熱功率可調：操作參數(shù)：進料含量XF (V%)= XDv%XWv%T釜CT靈CT頂CP釜PaD ml/minL ml/minR全回流0局部回流數(shù)據(jù)處理 1根據(jù)全回流的實驗結果，用圖解法求出理論塔板數(shù)，并計算總

17、板效率。 2對局部回流實驗結果，用圖解法求出最小回流比，從而驗證實際回流比是否合理。 實驗考前須知 1預熱開始時，要及時開啟塔頂冷凝器的冷卻水閥。當釜液預熱至沸騰后要注意控制加熱量。 2. 隨時注意釜內的壓強、靈敏板的溫度等操作參數(shù)的變化情況，隨時加以調節(jié)控制。 3. 局部回流操作時，需預先選擇好回流比，及時調整回流量和產(chǎn)品流量。 4. 取樣必須在操作穩(wěn)定時進行，最好能做到同時取樣。假設用酒精計測量濃度，取樣量應能保證使比重計浮起。 思考題 1. 在精餾塔操作中，塔釜壓力為什么是一個重要的操作參數(shù)？塔釜壓力與哪些因素有關？ 2. 板式精餾塔氣液兩相有什么流動特點？ 3. 精餾操作時用什么方法增

18、加回流比？能否采用減少塔頂出料量的方法？ 4. 在精餾操作時，由于塔頂采出率太大而致使產(chǎn)品質量不合格時，恢復正常情況的最快、最有效的方法是什么？ 附:乙醇-水(1atm)的氣液平衡組成溫度/液相中乙醇摩爾分數(shù)x/%氣相中乙醇摩爾分數(shù)y/%溫度/液相中乙醇摩爾分數(shù)x/%氣相中乙醇摩爾分數(shù)y/%10000861145.499.30.22.585.711.546.198.80.44.285.412.146.997.70.88.885.212.647.596.71.212.88513.248.195.81.616.384.813.848.795218.784.714.449.394.22.421.48

19、4.51549.893.42.92483.32053.192.63.326.282.42555.591.93.728.181.630.657.791.34.229.981.235.159.690.94.631.680.84061.490.55.133.180.445.463.489.75.534.58050.265.489.2635.879.85466.9896.53779.659.669.688.36.938.179.364.171.987.97.439.278.870.675.887.77.940.278.67679.387.48.441.378.479.881.8878.942.178.

20、28686.486.79.442.978.1589.489.486.49.943.89594.286.210.544.6100100電廠分散控制系統(tǒng)故障分析與處理 單位：摘要：歸納、分析了電廠DCS系統(tǒng)出現(xiàn)的故障原因，對故障處理的過程及考前須知進行了說明。為提高分散控制系統(tǒng)可靠性，從管理角度提出了一些預防措施建議，供參考。關鍵詞：DCS故障統(tǒng)計分析預防措施隨著機組增多、容量增加和老機組自動化化改造的完成，分散控制系統(tǒng)以其系統(tǒng)和網(wǎng)絡結構的先進性、控制軟件功能的靈活性、人機接口系統(tǒng)的直觀性、工程設計和維護的方便性以及通訊系統(tǒng)的開放性等特點，在電力生產(chǎn)過程中得到了廣泛應用，其功能在DAS、MCS、B

21、MS、SCS、DEH系統(tǒng)成功應用的根底上，正逐步向MEH、BPC、ETS和ECS方向擴展。但與此同時，分散控制系統(tǒng)對機組平安經(jīng)濟運行的影響也在逐漸增加；因此如何提高分散控制系統(tǒng)的可靠性和故障后迅速判斷原因的能力，對機組的平安經(jīng)濟運行至關重要。本文通過對浙江電網(wǎng)機組分散控制系統(tǒng)運行中發(fā)生的幾個比擬典型故障案例的分析處理，歸納出提高分散系統(tǒng)的可靠性的幾點建議，供同行參考。1考核故障統(tǒng)計浙江省電力行業(yè)所屬機組，目前在線運行的分散控制系統(tǒng)，有TELEPERM-ME、MOD300，INFI-90，NETWORK-6000， MACS和MACS-，XDPS-400，A/I。DEH有TOSAMAP-GS/C

22、800， DEH-IIIA等系統(tǒng)。筆者根據(jù)各電廠平安簡報記載，將近幾年因分散控制系統(tǒng)異常而引起的機組故障次數(shù)及定性統(tǒng)計于表1表1熱工考核故障定性統(tǒng)計2熱工考核故障原因分析與處理根據(jù)表1統(tǒng)計，結合筆者參加現(xiàn)場事故原因分析查找過程了解到的情況，下面將分散控制系統(tǒng)異常浙江省電力行業(yè)范圍內而引起上述機組設備二類及以上故障中的典型案例分類淺析如下：2.1測量模件故障典型案例分析 測量模件“異常引起的機組跳爐、跳機故障占故障比例較高，但相對來講故障原因的分析查找和處理比擬容易，根據(jù)故障現(xiàn)象、故障首出信號和SOE記錄，通過分析判斷和試驗，通常能較快的查出“異常模件。這種“異常模件有硬性故障和軟性故障二種，硬

23、性故障只能通過更換有問題模件，才能恢復該系統(tǒng)正常運行；而軟性故障通過對模件復位或初始化，系統(tǒng)一般能恢復正常。比擬典型的案例有三種：1未冗余配置的輸入/輸出信號模件異常引起機組故障。如有臺130MW機組正常運行中突然跳機，故障首出信號為“軸向位移大，經(jīng)現(xiàn)場檢查，跳機前后有關參數(shù)均無異常，軸向位移實際運行中未到達報警值保護動作值，本特利裝置也未發(fā)訊，但LPC模件卻有報警且發(fā)出了跳機指令。因此分析判斷跳機原因為DEH主保護中的LPC模件故障引起，更換LPC模件后沒有再發(fā)生類似故障。另一臺600MW機組，運行中汽機備用盤上“汽機軸承振動高、“汽機跳閘報警，同時汽機高、中壓主汽門和調門關閉，發(fā)電機逆功率

24、保護動作跳閘；隨即上下壓旁路快開，磨煤機B跳閘，鍋爐因“汽包水位低低MFT。經(jīng)查原因系1高壓調門因閥位變送器和控制模件異常，使調門出現(xiàn)大幅度晃動直至故障全關，過程中引起1軸承振動高高保護動作跳機。更換1高壓調門閥位控制卡和閥位變送器后，機組啟動并網(wǎng)，恢復正常運行。2冗余輸入信號未分模件配置，當模件故障時引起機組跳閘：如有一臺600MW機組運行中汽機跳閘，隨即上下壓旁路快開，磨煤機B和D相繼跳閘，鍋爐因“爐膛壓力低低MFT。當時因系統(tǒng)負荷緊張，根據(jù)SOE及DEH內部故障記錄，初步判斷的跳閘原因而強制汽機應力保護后恢復機組運行。二日后機組再次跳閘，全面查找分析后，確認2次機組跳閘原因均系DEH系統(tǒng)

25、三路“平安油壓力低信號共用一模件，當該模件異常時導致汽輪機跳閘，更換故障模件后機組并網(wǎng)恢復運行。另一臺200MW機組運行中，汽包水位高值，值相繼報警后MFT保護動作停爐。查看CRT上汽包水位，2點顯示300MM，另1點與電接點水位計顯示都正常。進一步檢查顯示300MM 的2點汽包水位信號共用的模件故障，更換模件后系統(tǒng)恢復正常。針對此類故障，事后熱工所采取的主要反事故措施，是在檢修中有針對性地對冗余的輸入信號的布置進行檢查，盡可能地進行分模件處理。3一塊I/O模件損壞，引起其它I/O模件及對應的主模件故障：如有臺機組 “CCS控制模件故障及“一次風壓上下報警的同時， CRT上所有磨煤機出口溫度、

26、電流、給煤機煤量反響顯示和總煤量百分比、氧量反響，燃料主控BTU輸出消失，F(xiàn)磨跳閘首出信號為“一次風量低。4分鐘后 CRT上磨煤機其它相關參數(shù)也失去且狀態(tài)變白色，運行人員手動MFT當時負荷410MW。經(jīng)檢查電子室制粉系統(tǒng)過程控制站PCU01柜MOD4的電源電壓及處理模件底板正常，二塊MFP模件死機且相關的一塊CSI模件模位1-5-3，有關F磨CCS參數(shù)故障報警，拔出檢查發(fā)現(xiàn)其5VDC邏輯電源輸入回路、第4輸出通道、連接MFP的I/O擴展總線電路有元件燒壞由于輸出通道至BCS24VDC，因此不存在外電串入損壞元件的可能。經(jīng)復位二塊死機的MFP模件，更換故障的CSI模件后系統(tǒng)恢復正常。根據(jù)軟報警記

27、錄和檢查分析，故障原因是CSI模件先故障，在該模件故障過程中引起電壓波動或I/O擴展總線故障，導致其它I/O模件無法與主模件MFP03通訊而故障，信號保持原值，最終導致主模件MFP03故障所帶A-F磨煤機CCS參數(shù)，CRT上相關的監(jiān)視參數(shù)全部失去且呈白色。 2.2主控制器故障案例分析 由于重要系統(tǒng)的主控制器冗余配置，大大減少了主控制器“異常引發(fā)機組跳閘的次數(shù)。主控制器“異常多數(shù)為軟故障，通過復位或初始化能恢復其正常工作，但也有少數(shù)引起機組跳閘，多發(fā)生在雙機切換不成功時，如：1有臺機組運行人員發(fā)現(xiàn)電接點水位計顯示下降，調整給泵轉速無效，而CRT上汽包水位保持不變。當電接點水位計分別下降至甲-30

28、0mm，乙-250mm，并繼續(xù)下降且汽包水位低信號未發(fā)，MFT未動作情況下，值長令手動停爐停機，此時CRT上調節(jié)給水調整門無效，就地關閉調整門；停運給泵無效，汽包水位急劇上升，開啟事故放水門，甲、丙給泵開關室就地分閘，油泵不能投運。故障原因是給水操作站運行DPU死機，備用DPU不能自啟動引起。事后熱工對給泵、引風、送風進行了分站控制，并增設故障軟手操。2有臺機組運行中空預器甲、乙擋板突然關閉，爐膛壓力高MFT動作停爐；經(jīng)查原因是風煙系統(tǒng)I/O站DPU發(fā)生異常，工作機向備份機自動切換不成功引起。事后電廠人員將空預器煙氣擋板甲1、乙1和甲2、乙2兩組控制指令別離，分別接至不同的控制站進行控制，防止

29、類似故障再次發(fā)生。2.3DAS系統(tǒng)異常案例分析DAS系統(tǒng)是構成自動和保護系統(tǒng)的根底，但由于受到自身及接地系統(tǒng)的可靠性、現(xiàn)場磁場干擾和安裝調試質量的影響，DAS信號值瞬間較大幅度變化而導致保護系統(tǒng)誤動，甚至機組誤跳閘故障在我省也有屢次發(fā)生，比擬典型的這類故障有： 1模擬量信號漂移：為了消除DCS系統(tǒng)抗無線電干擾能力差的缺陷，有的DCS廠家對所有的模擬量輸入通道加裝了隔離器，但由此帶來局部熱電偶和熱電阻通道易電荷積累，引起信號無規(guī)律的漂移，當漂移越限時那么導致保護系統(tǒng)誤動作。我省曾有三臺機組發(fā)生此類情況二次引起送風機一側馬達線圈溫度信號向上漂移跳閘送風機，聯(lián)跳引風機對應側，但往往只要松一下端子板接

30、線或拆下接線與地碰一下再重新接上，信號就恢復了正常。開始熱工人員認為是端子柜接地不好或者I/O屏蔽接線不好引起，但處理后問題依舊。廠家屢次派專家到現(xiàn)場處理也未能解決問題。后在機組檢修期間對系統(tǒng)的接地進行了徹底改造，撤除原來連接到電纜橋架的AC、DC接地電纜；柜內的所有備用電纜全部通過導線接地；UPS至DCS電源間增加1臺20kVA的隔離變壓器，專門用于系統(tǒng)供電，且隔離變壓器的輸出端N線與接地線相連，接地線直接連接機柜作為系統(tǒng)的接地。同時緊固每個端子的接線；更換部份模件并將模件的軟件版本升級等。使漂移現(xiàn)象根本消除。2DCS故障診斷功能設置不全或未設置。信號線接觸不良、斷線、受干擾，使信號值瞬間變

31、化超過設定值或超量程的情況，現(xiàn)場難以防止，通過DCS模擬量信號變化速率保護功能的正確設置，可以防止或減少這類故障引起的保護系統(tǒng)誤動。但實際應用中往往由于此功能未設置或設置不全，使此類故障屢次發(fā)生。如一次風機B跳閘引起機組RB動作，首出信號為軸承溫度高。經(jīng)查原因是由于測溫熱電阻引線是細的多股線，而信號電纜是較粗的單股線，兩線采用絞接方式，在震動或外力影響下連接處松動引起軸承溫度中有點信號從正常值突變至無窮大引起事后對連接處進行錫焊處理。類似的故障有：民工清掃現(xiàn)場時造成送風機軸承溫度熱電阻接線松動引起送風機跳閘；軸承溫度熱電阻本身損壞引起一次風機跳閘；因現(xiàn)場干擾造成推力瓦溫瞬間從99突升至117，

32、1秒鐘左右回到99，由于相鄰第八點已達85，滿足推力瓦溫度任一點105同時相鄰點達85跳機條件而導致機組跳閘等等。預防此類故障的方法，除機組檢修時緊固電纜和電纜接線，并采用手松拉接線方式確認無接線松動外，是完善DCS的故障診斷功能，對參與保護連鎖的模擬量信號，增加信號變化速率保護功能尤顯重要一當信號變化速率超過設定值，自動將該信號退出相應保護并報警。當信號低于設定值時，自動或手動恢復該信號的保護連鎖功能。3DCS故障診斷功能設置錯誤：我省有臺機組因為電氣直流接地，保安1A段工作進線開關因跳閘，引起掛在該段上的汽泵A的工作油泵A連跳，油泵B連鎖啟動過程中由于油壓下降而跳汽泵A，汽泵B升速的同時電

33、泵連鎖啟動成功。但由于運行操作速度過度，電泵出口流量超過量程，超量程保護連鎖開再循環(huán)門，使得電泵實際出水小，B泵轉速上升到5760轉時突然下降1000轉左右事后查明是抽汽逆止閥問題，最終導致汽包水位低低保護動作停爐。此次故障是信號超量程保護設置不合理引起。一般來說，DAS的模擬量信號超量程、變化速率大等保護動作后，應自動撤出相應保護，待信號正常后再自動或手動恢復保護投運。2.4軟件故障案例分析分散控制系統(tǒng)軟件原因引起的故障，多數(shù)發(fā)生在投運不久的新軟件上，運行的老系統(tǒng)發(fā)生的概率相對較少，但一當發(fā)生，此類故障原因的查找比擬困難，需要對控制系統(tǒng)軟件有較全面的了解和掌握，才能通過分析、試驗，判斷可能的

34、故障原因，因此通常都需要廠家人員到現(xiàn)場一起進行。這類故障的典型案例有三種： 1軟件不成熟引起系統(tǒng)故障：此類故障多發(fā)生在新系統(tǒng)軟件上，如有臺機組80%額定負荷時，除DEH畫面外所有DCS的CRT畫面均死機包括兩臺效勞器，參數(shù)顯示為零，無法操作，但投入的自動系統(tǒng)運行正常。當時采取的措施是：運行人員就地監(jiān)視水位，保持負荷穩(wěn)定運行，熱工人員趕到現(xiàn)場進行系統(tǒng)重啟等緊急處理，經(jīng)過30分鐘的處理系統(tǒng)恢復正常運行。故障原因經(jīng)與廠家人員一起分析后，確認為DCS上層網(wǎng)絡崩潰導致死機，其過程是效勞器向操作員站發(fā)送數(shù)據(jù)時網(wǎng)絡阻塞，引起效勞器與各操作員站的連接中斷，造成操作員站讀不到數(shù)據(jù)而不停地超時等待，導致操作員站圖

35、形切換的速度十分緩慢網(wǎng)絡任務未死。針對管理網(wǎng)絡數(shù)據(jù)阻塞情況，廠家修改程序考機測試后進行了更換。另一臺機組曾同時出現(xiàn)4臺主控單元“白燈現(xiàn)象，現(xiàn)場檢查其中2臺是因為A機備份網(wǎng)停止發(fā)送，1臺是A機備份網(wǎng)不能接收，1臺是A機備份網(wǎng)收、發(fā)數(shù)據(jù)變慢比正常的站慢幾倍。這類故障的原因是主控工作機的網(wǎng)絡發(fā)送出現(xiàn)中斷喪失，導致工作機發(fā)往備份機的數(shù)據(jù)全部喪失，而雙機的診斷是由工作機向備份機發(fā)診斷申請，由備份機響應診斷請求，工作機獲得備份機的工作狀態(tài)，上報給效勞器。由于工作機的發(fā)送數(shù)據(jù)喪失，所以工作機發(fā)不出申請，也就收不到備份機的響應數(shù)據(jù)，認為備份機故障。臨時的解決方法是當長時間沒有正確發(fā)送數(shù)據(jù)后，重新初始化硬件和軟

36、件，使硬件和軟件從一個初始的狀態(tài)開始運行，最終通過更新現(xiàn)場控制站網(wǎng)絡診斷程序予以解決。2通信阻塞引發(fā)故障：使用TELEPERM-ME系統(tǒng)的有臺機組，負荷300MW時,運行人員發(fā)現(xiàn)煤量突減，汽機調門速關且CRT上所有火檢、油槍、燃油系統(tǒng)均無信號顯示。熱工人員檢查發(fā)現(xiàn)機組EHF系統(tǒng)一柜內的I/O BUS接口模件ZT報警燈紅閃，操作員站與EHF系統(tǒng)失去偶合，當試著從工作站耦合機進入OS250PC軟件包調用EHF系統(tǒng)時，提示不能訪問該系統(tǒng)。通過查閱DCS手冊以及與SIEMENS專家間的 分析討論，判斷故障原因最大的可能是在三層CPU切換時，系統(tǒng)處理信息過多造成中央CPU與近程總線之間的通信阻塞引起。根

37、據(jù)商量的處理方案于當晚11點多在線處理，分別按三層中央柜的同步模件的SYNC鍵，對三層CPU進行軟件復位：先按CPU1的SYNC鍵，相應的紅燈亮后再按CPU2的SYNC鍵。第二層的同步紅燈亮后再按CPU3的同步模件的SYNC鍵，按3秒后所有的SYNC的同步紅燈都熄滅，系統(tǒng)恢復正常。3軟件安裝或操作不當引起：有兩臺30萬機組均使用Conductor NT 5.0作為其操作員站，每套機組配置3個SERVER和3個CLIENT，三個CLIENT分別配置為大屏、值長站和操作員站,機組投運后大屏和操作員站屢次死機。經(jīng)對全部操作員站的SERVER和CLIENT進行全面診斷和屢次分析后，發(fā)現(xiàn)死機的原因是：1

38、)一臺SERVER因趨勢數(shù)據(jù)文件錯誤引起它和掛在它上的CLIENT在當調用趨勢畫面時畫面響應特別緩慢俗稱死機。在刪除該趨勢數(shù)據(jù)文件后恢復正常。2)一臺SERVER因文件類型打印設備出錯引起該SERVER的內存全部耗盡，引起它和掛在它上的CLIENT的任何操作均特別緩慢，這可通過任務管理器看到DEV.EXE進程消耗掉大量內存。該問題通過刪除文件類型打印設備和重新組態(tài)后恢復正常。3)兩臺大屏和工程師室的CLIENT因聲音程序沒有正確安裝，當有報警時會引起進程CHANGE.EXE調用后不能自動退出，大量的CHANGE.EXE堆積消耗直至耗盡內存，當內存耗盡后，其操作極其緩慢俗稱死機。重新安裝聲音程序

39、后恢復正常。此外操作員站在運行中出現(xiàn)的死機現(xiàn)象還有二種：一種是鼠標能正常工作，但控制指令發(fā)不出，全部或局部控制畫面不會刷新或無法切換到另外的控制畫面。這種現(xiàn)象往往是由于CRT上控制畫面翻開過多，操作過于頻繁引起，處理方法為用鼠標翻開VMS系統(tǒng)下拉式菜單，RESET應用程序，10分鐘后系統(tǒng)一般就能恢復正常。另一種是全部控制畫面都不會刷新，鍵盤和鼠標均不能正常工作。這種現(xiàn)象往往是由操作員站的VMS操作系統(tǒng)故障引起。此時關掉OIS電源，檢查各局部連接情況后再重新上電。如果不能正常啟動，那么需要重裝VMS操作系統(tǒng)；如果故障診斷為硬件故障，那么需更換相應的硬件。 4總線通訊故障：有臺機組的DEH系統(tǒng)在準

40、備做平安通道試驗時，發(fā)現(xiàn)通道選擇按鈕無法進入，且系統(tǒng)自動從“高級切到“根本級運行，熱控人員檢查發(fā)現(xiàn)GSE柜內的所有輸入/輸出卡(CSEA/CSEL)的故障燈亮, 經(jīng)復歸GSE柜的REG卡后，CSEA/CSEL的故障燈滅，但系統(tǒng)在重啟“高級 時，維護屏不能進入到正常的操作畫面呈死機狀態(tài)。根據(jù)報警信息分析，故障原因是系統(tǒng)存在總線通訊故障及節(jié)點故障引起。由于阿爾斯通DEH系統(tǒng)無冗余配置，當時無法處理，后在機組調停時，通過對根本級上的REG卡復位，系統(tǒng)恢復了正常。5軟件組態(tài)錯誤引起：有臺機組進行#1中壓調門試驗時，強制關閉中間變量IV1RCO信號，引起#1-#4中壓調門關閉，負荷從198MW降到34M

41、W，再熱器壓力從2.04MP升到4.0Mpa,再熱器平安門動作。故障原因是廠家的DEH組態(tài)，未按運行方式進行，流量變量本應分別賦給IV1RCO-IV4RCO，實際組態(tài)是先賦給IV1RCO，再通過IV1RCO分別賦給IV2RCO-IV4RCO。因此當強制IV1RCO=0時，所有調門都關閉，修改組態(tài)文件后故障消除。2.5電源系統(tǒng)故障案例分析DCS的電源系統(tǒng)，通常采用1:1冗余方式一路由機組的大UPS供電，另一路由電廠的保安電源供電，任何一路電源的故障不會影響相應過程控制單元內模件及現(xiàn)場I/O模件的正常工作。但在實際運行中，子系統(tǒng)及過程控制單元柜內電源系統(tǒng)出現(xiàn)的故障仍為數(shù)不少，其典型主要有：1電源模

42、件故障：電源模件有電源監(jiān)視模件、系統(tǒng)電源模件和現(xiàn)場電源模件3種?，F(xiàn)場電源模件通常在端子板上配有熔絲作為保護，因此故障率較低。而前二種模件的故障情況相對較多：1系統(tǒng)電源模件主要提供各不同等級的直流系統(tǒng)電壓和I/O模件電壓。該模件因現(xiàn)場信號瞬間接地導致電源過流而引起損壞的因素較大。因此故障主要檢查和處理相應現(xiàn)場I/O信號的接地問題，更換損壞模件。如有臺機組負荷520MW正常運行時MFT，首出原因“汽機跳閘。CRT畫面顯示二臺循泵跳閘，備用盤上循泵出口閥86信號報警。5分鐘后運行巡檢人員就地告知循泵A、B實際在運行，開關室循泵電流指示大幅晃動且A大于B。進一步檢查機組PLC診斷畫面，發(fā)現(xiàn)控制循泵A、

43、B的二路冗余通訊均顯示“出錯。43分鐘后巡檢人員發(fā)現(xiàn)出口閥開度小就地緊急停運循泵A、B。事后查明A、B兩路冗余通訊中斷失去的原因，是為通訊卡提供電源支持的電源模件故障而使該系統(tǒng)失電，中斷了與PLC主機的通訊，導致運行循泵A、B狀態(tài)失去，凝汽器保護動作，機組MFT。更換電源模件后通訊恢復正常。事故后熱工制定的主要反事故措施，是將兩臺循泵的電流信號由PLC改至DCS的CRT顯示，消除通信失去時循泵運行狀態(tài)無法判斷的缺陷；增加運行泵跳閘關其出口閥硬邏輯一臺泵運行，一臺泵跳閘且其出口閥開度30度，延時15秒跳運行泵硬邏輯；一臺泵運行，一臺泵跳閘且其出口閥開度0度，逆轉速動作延時30秒跳運行泵硬邏輯；修

44、改凝汽器保護實現(xiàn)方式。2電源監(jiān)視模件故障引起：電源監(jiān)視模件插在冗余電源的中間，用于監(jiān)視整個控制站電源系統(tǒng)的各種狀態(tài)，當系統(tǒng)供電電壓低于規(guī)定值時，它具有切斷電源的功能，以免損壞模件。另外它還提供報警輸出觸點，用于接入硬報警系統(tǒng)。在實際使用中，電源監(jiān)視模件因監(jiān)視機箱溫度的2個熱敏電阻可靠性差和模件與機架之間接觸不良等原因而故障率較高。此外其低電壓切斷電源的功能也會導致機組誤跳閘，如有臺機組滿負荷運行，BTG盤出現(xiàn)“CCS控制模件故障報警，運行人員發(fā)現(xiàn)局部CCS操作框顯示白色，局部參數(shù)失去，且對應過程控制站的所有模件顯示白色，6s后機組MFT，首出原因為“引風機跳閘。約2分鐘后CRT畫面顯示恢復正常

45、。當時檢查系統(tǒng)未發(fā)現(xiàn)任何異常模件無任何故障痕跡，過程控制站的通訊卡切換試驗正常。機組重新啟動并網(wǎng)運行也未發(fā)現(xiàn)任何問題。事后與廠家技術人員一起專題分析討論，并利用其它機組小修時機對控制系統(tǒng)模擬試驗驗證后，認為事件原因是由于該過程控制站的系統(tǒng)供電電壓瞬間低于規(guī)定值時，其電源監(jiān)視模件設置的低電壓保護功能作用切斷了電源，引起控制站的系統(tǒng)電源和24VDC、5VDC或15VDC的瞬間失去，導致該控制站的所有模件停止工作現(xiàn)象與曾發(fā)生過的24VDC接地造成機組停機事件相似，使送、引風機調節(jié)機構的控制信號為0，送風機動葉關閉氣動執(zhí)行機構，引風機的電動執(zhí)行機構開度保持不變保位功能，導致爐膛壓力低，機組MFT。2電

46、源系統(tǒng)連接處接觸不良：此類故障比擬典型的有：1電源系統(tǒng)底板上5VDC電壓通常測量值在5.105.20VDC之間，但運行中測量各柜內進模件的電壓很多在5V以下，少數(shù)跌至4.76VDC左右，引起局部I/O卡不能正常工作。經(jīng)查原因是電源底板至電源母線間連接電纜的多芯銅線與線鼻子之間，外表上接觸比擬緊，實際上因銅線外表氧化接觸電阻增加，引起電纜溫度升高，壓降增加。在機組檢修中通過對所有5VDC電纜銅線與線鼻子之間的焊錫處理，問題得到解決。2MACS-DCS運行中曾在兩個月的運行中發(fā)生2M801工作狀態(tài)顯示故障而更換了13臺主控單元，但其中的多數(shù)離線上電測試時卻能正常啟動到工作狀態(tài)，經(jīng)查原因是原主控5V

47、電源，因線損和插頭耗損而導致電壓偏低；通過更換主控間的冗余電纜為預制電纜；現(xiàn)場主控單元更換為2M801E-D01，提升主控工作電源單元電壓至5.25V后根本恢復正常。3有臺機組負荷135MW時，給水調門和給水旁路門關小，汽包水位急速下降引發(fā)MFT。事后查明原因是給水調門、給水旁路門的端子板件電源插件因接觸不良，指令回路的24V電源時斷時續(xù)，導致給水調門及給水旁路門在短時內關下，汽包水位急速下降導致MFT。4有臺機組停爐前，運行將汽機控制從滑壓切至定壓后，發(fā)現(xiàn)DCS上汽機調門仍全開，主汽壓力4260kpa，SIP上顯示汽機壓力下降為1800kpa，汽機主保護未動作，手動拍機。故障原因系汽機系統(tǒng)與

48、DCS、汽機顯示屏通訊卡件BOX1電源接觸點虛焊、接觸不好，引起通訊故障，使DCS與汽機顯示屏重要數(shù)據(jù)顯示不正常，運行因汽機重要參數(shù)失準手動拍機。經(jīng)對BOX1電源接觸點重新焊接后通訊恢復。5循泵正常運行中曾發(fā)出#2UPS失電報警，20分鐘后對應的#3、#4循泵跳閘。由于運行人員處理及時，未造成嚴重后果。熱工人員對就地進行檢查發(fā)現(xiàn)#2UPS輸入電源插頭松動，導致#2UPS失電報警。進行專門試驗結果說明，循泵跳閘原因是UPS輸入電源失去后又恢復的過程中，引起PLC輸入信號抖動誤發(fā)跳閘信號。3UPS功能失效：有臺機組呼叫系統(tǒng)的喇叭有雜音，通信班人員關掉該系統(tǒng)的主機電源查原因并處理。重新開啟該主機電源

49、時，呼叫系統(tǒng)雜音消失，但集控室右側CRT畫面顯示全部失去，同時MFT信號發(fā)出。經(jīng)查原因是由于呼叫系統(tǒng)主機電源接至該機組主UPS，通訊人員在帶載合開關后，給該機組主UPS電源造成一定擾動，使其電壓瞬間低于195V，導致DCS各子系統(tǒng)后備UPS啟動，但由于BCS系統(tǒng)、歷史數(shù)據(jù)庫等子系統(tǒng)的后備UPS失去帶負荷能力事故后試驗確定，造成這些系統(tǒng)失電，所有制粉系統(tǒng)跳閘，機組由于“失燃料而MFT 。4電源開關質量引起：電源開關故障也曾引起機組屢次MFT，如有臺機組的發(fā)電機定冷水和給水系統(tǒng)離線，汽泵自行從“自動跳到“手動狀態(tài)；在MEH上重新投入鍋爐自動后，汽泵無法增加流量。1分鐘后鍋爐因汽包水位低MFT動作。

50、故障原因經(jīng)查是DCS 給水過程控制站二只電源開關均燒毀，造成該站失電，導致給水系統(tǒng)離線，無法正常向汽泵發(fā)控制信號，最終鍋爐因汽包水位低MFT動作。2.6SOE信號準確性問題處理一旦機組發(fā)生MFT或跳機時，運行人員首先憑著SOE信號發(fā)生的先后順序來進行設備故障的判斷。因此SOE記錄信號的準確性，對快速分析查找出機組設備故障原因有著很重要的作用。這方面曾碰到過的問題有：1SOE信號失準：由于設計等原因，基建接受過來的機組，SOE信號往往存在著一些問題如SOE系統(tǒng)的信號分辨力達不到指標要求卻因無測試儀器測試而無法證實，信號源不是直接取自現(xiàn)場，描述與實際不符，有些信號未組態(tài)等等，導致SOE信號不能精確

51、反映設備的實際動作情況。有臺機組MFT時，光字牌報警“全爐膛滅火，檢查DCS中每層的3/4火檢無火條件瞬間成立，但SOE卻未捉捕到“全爐膛滅火信號。另一臺機組MFT故障，根據(jù)運行反映，首次故障信號顯示“全爐膛滅火，同時有“DCS電源故障報警，但SOE中卻未記錄到DCS電源故障信號。這使得SOE系統(tǒng)在事故分析中的作用下降，增加了查明事故原因的難度。為此我省各電廠組織對SOE系統(tǒng)進行全面核對、整理和完善，盡量做到SOE信號都取自現(xiàn)場，消除SOE系統(tǒng)存在的問題。同時我們專門開發(fā)了SOE信號分辨力測試儀，經(jīng)浙江省計量測試院測試合格后，對全省所屬機組SOE系統(tǒng)分辨力進行全部測試，掌握了我省DCS的SOE

52、系統(tǒng)分辨力指標不大于1ms的有四家，接近1ms的有二家，4ms的有一家。2SOE報告內容凌亂：某電廠兩臺30萬機組的INFI-90分散控制系統(tǒng)，每次機組跳閘時生成的多份SOE報告內容凌亂，啟動前總是生成不必要的SOE報告。經(jīng)過1調整SEM執(zhí)行塊參數(shù)， 把觸發(fā)事件后最大事件數(shù)及觸發(fā)事件后時間周期均適當增大。2調整DSOE Point 清單，把每個通道的Simple Trigger由原來的BOTH改為0TO1，Recordable Event。3重新下裝SEM組態(tài)后，問題得到了解決。 3SOE報表上出現(xiàn)多個點具有相同的時間標志：對于INFI-90分散控制系統(tǒng)，可能的原因與處理方法是：1某個SET或

53、SED模件被拔出后在插入或更換，導致該子模件上的所有點被重新掃描并且把所有狀態(tài)為1的點此時這些點均有相同的跳閘時間上報給SEM。2某個MFP主模件的SOE緩沖區(qū)設置太小產(chǎn)生溢出，這種情況下，MFP將會執(zhí)行內部處理而復位SOE，導致其下屬的所有SET或SED子模件中，所有狀態(tài)為1的點這些點均有相同跳閘時間上報給了SEM模件。處理方法是調整緩沖區(qū)的大小其值由FC241的S2決定，一般情況下調整為100。3SEM收到某個MFP的事件的時間與事件發(fā)生的時間之差大于設定的最大等待時間(由FC243的S5決定)，那么SEM將會發(fā)一個指令讓對應的MFP執(zhí)行SOE復位，MFP重新掃描其下屬的所有SOE點，且將

54、所有狀態(tài)為1 的點這些點均有相同的跳閘時間上報給SEM，。在環(huán)路負荷比擬重的情況下比方兩套機組通過中央環(huán)公用一套SEM模件，可適當加大S5值，但最好不要超過60秒。2.7控制系統(tǒng)接線原因控制系統(tǒng)接線松動、錯誤而引起機組故障的案例較多，有時此類故障原因很難查明。此類故障雖與控制系統(tǒng)本身質量無關，但直接影響機組的平安運行，如：1接線松動引起：有臺機組負荷125MW，汽包水位自動調節(jié)正常，突然給水泵轉速下降，執(zhí)行機構開度從64%關至5%左右，同時由于給水泵模擬量手站輸出與給水泵液偶執(zhí)行機構偏差大大于10%自動跳出給水自動調節(jié)跳至手動，最低轉速至1780rpm，汽包水位低低MFT動作。原因經(jīng)查是因為給

55、水泵液偶執(zhí)行機構與DCS的輸出通道信號不匹配，在其之間加裝的信號隔離器，因24VDC供電電源接線松動失電引起。緊固接線后系統(tǒng)恢復正常。事故后對信號隔離器進行了冗余供電。2接線錯誤引起：某#2 機組出力300MW時,#2B汽泵跳閘(無跳閘原因首出、無大屏音響報警)，機組RB動作，#2E磨聯(lián)鎖跳閘，電泵自啟，機組被迫降負荷。由于僅有ETS出口繼電器動作記錄, 無#2B小機跳閘首出和事故報警，且故障后的檢查試驗系統(tǒng)都正常，當時原因未查明。后機組檢修復役前再次發(fā)生誤動時，全面檢查小機現(xiàn)場緊急跳閘按鈕前接的是電源地線，跳閘按鈕后至PLC，而PLC后的電纜接的是220V電源火線，撤除跳閘按鈕后至PLC的電

56、纜,誤動現(xiàn)象消除，由此查明故障原因是是跳閘按鈕后至PLC的電纜發(fā)生接地，引起緊急跳閘系統(tǒng)誤動跳小機。3接頭松動引起：一臺機組備用盤硬報警窗處屢次出現(xiàn)“主機EHC油泵2B跳閘和“開式泵2A跳閘等信號誤報警，通過CRT畫面檢查發(fā)現(xiàn)PLC的 A路局部I/O柜通訊時好時壞，進一步檢查發(fā)現(xiàn)機側PLC的3A、4、5A和6的4個就地I/O柜二路通訊同時時好時壞，與此同時機組MFT動作，首出原因為汽機跳閘。原因是通訊母線B路在PLC4柜內接頭和PLC5、PLC4柜本身的通訊分支接頭有輕微松動，通過一系列的緊固后通訊恢復正常。針對接線和接頭松動原因引起的故障，我省在基建安裝調試和機組檢修過程中，通過將手松拉接線

57、以以確認接線是否可靠的方法，列入質量驗收內容，提高了接線質量，減少了因接線質量引起的機組誤動。同時有關電廠 制定了熱工控設備通訊電纜隨機組檢修緊固制度，完善控制邏輯，提高了系統(tǒng)的可靠性。2.8控制系統(tǒng)可靠性與其它專業(yè)的關系需要指出的是MFT和ETS保護誤動作的次數(shù)，與有關部門的配合、運行人員對事故的處理能力密切相關，類似的故障有的轉危為安，有的導致機組停機。一些異常工況出現(xiàn)或輔機保護動作，假設運行操作得當，本可以防止MFT動作如有臺機組因為給煤機煤量反響信號瞬時至零，30秒后邏輯聯(lián)鎖磨煤機熱風隔離擋板關閉，引起一次風流量急降和出口風溫持續(xù)下跌，熱風調節(jié)擋板自動持續(xù)開至100%，冷風調節(jié)擋板由于

58、前饋回路的作用而持續(xù)關小，使得一次風流量持續(xù)下降。但由于熱風隔離擋板有卡澀，關到位信號未及時發(fā)出，使得一次風流量小至造成磨煤機中的煤粉積蓄，第5分鐘時運行減少了約10%的煤量，約6分鐘后熱風隔離擋板突然關到位，引起一次風流量的再度急劇下降，之后按設計連鎖邏輯，冷風隔離擋板至全開，使得一次風流量迅速增大，并將磨煤機C中的蓄煤噴向爐膛，造成鍋爐燃燒產(chǎn)生局部小爆燃，引風機自動失控于這種異常情況，在三個波的擾動后約1分鐘，爐膛壓力低低MFT。當時MFT前7分鐘的異常工況運行過程中，只要停運該臺磨煤機就可防止MFT故障的發(fā)生。此外有關部門與熱工良好的配合，可減少或加速一些誤動隱患的消除；因此要減少機組停

59、組次數(shù)，除熱工需在提高設備可靠性和自身因素方面努力外，還需要熱工和機務的協(xié)調配合和有效工作，到達對熱工自動化設備的全方位管理。需要運行人員做好事故預想，完善相關事故操作指導，提高監(jiān)盤和事故處理能力。3提高熱工自動化系統(tǒng)可靠性的建議隨著熱工系統(tǒng)覆蓋機、電、爐運行的所有參數(shù)，監(jiān)控功能和范圍的不斷擴大以及機組運行特點的改變和DCS技術的廣泛應用，熱控自動化設備已由原先的配角地位轉變?yōu)闆Q定機組平安經(jīng)濟運行的主導因素，其任一環(huán)節(jié)出現(xiàn)問題，都有導致熱控裝置局部功能失效或引發(fā)系統(tǒng)故障，機組跳閘、甚至損壞主設備的可能。因此如何通過科學的根底管理，確保所監(jiān)控的參數(shù)準確、系統(tǒng)運行可靠是熱工平安生產(chǎn)工作中的首要任務

60、。在收集、總結、吸收同仁們自動化設備運行檢修、管理經(jīng)驗和保護誤動誤動原因分析的根底上，結合熱工監(jiān)督工作實踐，對提高熱工保護系統(tǒng)可靠性提出以下建議，供參考：3.1完善熱工自動化系統(tǒng)1解決操作員站電源冗余問題：過程控制單元柜的電源系統(tǒng)均冗余配置，但所有操作員站的電源通常都接自本機組的大UPS，不提供冗余配置。如果大UPS電壓波動，將可能引起所有操作員站死機而不得不緊急停運機組，但由于死機后所有信號都失去監(jiān)視，停機也并非易事。為防止此類問題發(fā)生，建議將每臺機組的部份操作員站與另一臺機組的大UPS交叉供電，以保證當本機大UPS電壓波動時，仍有2臺OIS在正常運行。2對硬件的冗余配置情況進行全面核查，重