采暖工程改造工程施工方案：

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1、辽统监表A-2 归档编号：B1-5施工组织设计（方案）报审表工程名称：盛德实业公司0#、1#、2#、3#、4#、14#住宅楼采暖改造工程 第（ 1 ）号施工单位阜新双益热力工程有限责任公司监理单位阜新德龙监理公司 致阜新德龙监理盛德实业公司住宅楼采暖改造工程公司监理部我方根据施工合同的有关规定完成了盛德实业公司0#、1#、2#、3#、4#、14#住宅楼采暖改造工程的施工组织设计（方案）的编制，并经我单位技术负责人审查批准，请予以审查。附件：施工组织设计（原件） 项目经理： 张俊光 2007年7月20日 审查意见：同意按此施工组织设计实施，并确保施工安全 专业监理工程师（签字）： 郑福文 200

2、7年 月 日 审核结论：同意可行 修改后报 重新编制 总监理工程师（签字）： 石宏 2007年 月 日本表由施工单位填报一式四份，经项目监理机构审批后，施工单位留存一份，项目监理机构收存份。盛德实业公司0#、1#、2#、3#、4#、14#住宅楼采暖改造工程施工组织设计阜新双益热力工程有限责任公司施工组织设计审批页工程名称阜新盛德实业总公司高德西部0#-4#、14#住宅楼水暖改造工程文件名称施工组织设计编制人张俊光总工程师（技术负责人）审批意见： 签字： 年 月 日生产部门审批意见： 签字： 年 月 日安监部门审批意见： 签字： 年 月 日质监部门审批意见： 签字： 年 月 日一、工程概况本标段

3、为阜新市盛德实业公司高德西部区6个住宅楼的采暖改造工程，其中：0#楼4个单元，7层，72户，总建筑面积4442m2。 1#楼4个单元，6层，72户，总建筑面积4782m2。2#楼4个单元，6层，72户，总建筑面积5054m2。3#楼5个单元，6层，75户，总建筑面积3632m2 。4#楼4个单元，6层，56户，总建筑面积2858m2。14#楼4个单元，7层，80户，其中底层8户商业网点，总建筑面积4928m2。原采暖管道系统为上供下回单管顺流式，管材为焊接管。设计要求：拆除旧管道，按一户一阀方式改造，即供回水立管设在楼梯间，在各户供回水支管上设锁闭控制阀，使各户形成独立的供回水采暖系统。楼梯间

4、内及地下埋设的管道采用焊接钢管，管径小于等于DN32毫米为丝扣连接，管径大于DN32毫米为焊接，底层供回水立管上安装闸阀；户内管道均采用De32*4.4PPR管，热溶连接，户内阀门采用PPR球阀。原TFD-700-型散热器的数量及位置不变,旧管道拆除后须对散热器进行冲洗除垢。合同工期为2007年7月25日至2007年10月10日，共78天。二、编制依据1. 施工承包合同2. 施工设计图纸3.建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范 （GB50242-2002)4.建设工程强制性标准 （2002版）5.建设工程质量验收统一标准 （GB50300-2001)6.建筑机械使用安全技术规程（JGJ33-

5、2001)7. 标准图集（1）辽2003J904 采暖管道设计安装图（2）辽2004J902 采暖设备安装图 三、组织机构各分项工程作业班组工 长质检员技术员项目经理安全员材料员四、施工准备施工准备工作计划如下表：项目内容负责人员涉及单位完成时间组织准备成立项目部项目经理施工企业技术准备熟悉图纸，参加图纸会审编制施工组织设计技术交底技术员建设单位监理单位设计单位劳动准备焊工、管工、电工、力工招聘及作业班组组建项目经理工 长项目部现场准备办公、休息室、库房施工用水管路临时用电设施项目经理工 长项目部物资准备管材、管件组织进场管材取样复试、报验施工机具组织进场技术员质检员材料员监理单位项目部检测部

6、门五、施工方案（一）施工顺序： 1.户内系统：旧管拆除散热器除垢冲洗墙体钻孔PPR管道安装球阀安装水压试验检查验收。定位放线楼板钻孔地面拆除焊管安装闸阀安装分户锁接水压试验管道保温地面恢复检查验收。（二）施工方式方法 1.旧管拆除： 入户施工前，事先与住户约定时间，让住户将室内床、家具等挪开腾出施工作业面，。 拆除旧钢管一律采用角磨切割，禁止采用气割操作，确保安全。 2.墙体钻孔： 首先根据设计图纸和房间内实际情况，确定管线走向，遇到管线穿墙部位时采用电动冲击钻钻孔。3.PPR管道安装PP-R管道采用热熔连接。试验各户室内采暖系统安装完成后，进行水压试验，试验压力为0.4Mpa。水压试验时，必

7、须通知监理到场见证，并由住户在打压单上签名，方可验收。5.户外干管、立管安装（1）定位放线：根据设计图纸和楼梯间实际情况，确定干管进户（单元楼梯口）位置、走向以及供回水立管的位置，尽量避让配电箱、垃圾道口，不影响楼梯、门口的正常通行。立管定位采用线坠23层吊一次线，确保管道垂直度。（2）楼板钻孔：采用电动水钻开孔，禁止手工开凿。（3）管道连接：设计规定干管和立管采用焊接钢管，管径小于等于DN32毫米为丝扣连接，管径大于DN32毫米为焊接。6.阀门安装底层供回水立管采用与所在管段相同规格的闸阀，阀门安装前,检查填料,其压盖螺栓须有足够的调节余量.法兰或螺纹连接阀门在关闭状态下安装,安装阀门前,按

8、设计核对型号,并按介质流向确定安装方向.同一平面的成排空门安装时是45度角，才能保证阀门间开关不受影响。安全阀门安装，按下列规定进行，检查其垂直度，检查是否符合规范要求。安全阀的最终调试宜在系统上进行，开启和回复压力应符合设计文件的规定。安全阀经调整后，在工作压力下不得有泄漏。安全阀最终调整合格后，铅封。系统水压试验时，要有监理、建设单位代表参加见证，并在试验记录上签字。（1）管道切割下料后，除端部100mm范围先刷一遍防锈漆，然后就位安装。水压试验合格后，再刷一遍防锈漆。地埋管道应用热沥青防腐。（2）管道保温采用岩棉毡或闭孔海绵保温瓦，外缠铝帛保温纸。（三）施工组织计划1.根据建设单位收费等

9、情况，户内采暖改造，安排612个作业班组，在6栋住宅楼之间组织平行施工，7月26日开始，计划在8月末完成。2.楼梯间采暖干管和立管，安排2个作业班组，分别负责3栋楼，顺序施工。9月初开始，10月10日完成10月10日-15日完成。4.施工进度计划见下表：项目施工进度（d）7月8月9月10月253151015202531510152025305101520原管道拆除户内改造及水压试验干管及立管安装水压试验保温预验收六、质量技术措施（一）PPR管道1.管道安装：（1）操作要点：截切：切断管材时，必须使用切管器垂直切断；热熔：当熔接器加热到260时，管材和管配件同时推进熔接器内，并加热5秒以上；焊接

10、：把已加热的管材和管件垂直推进并维持5秒以上，推进时用力不要过猛，以防止管头弯曲。（2）注意事项连接端面必须清洁、干燥、无油；管材和管件用双手推进熔接器模具内，应控制一定的深度，并保持5秒以上；管材和管件过度加热时，厚度变薄，管材在配件内变形，会发生漏水及堵塞现象。（3）热熔连接技术参数：管材外径（mm）熔接深度（mm）加热时间（秒）插接时间（秒）冷却时间（秒）备注32864（4）支架间距管卡之间的距离500mm；2.水压试验：热熔连接管道，水压时间应在24小时后进行；水压试验前，管道应固定，接头需明露。a，升压时间不小于10分钟；升压至规定试验压力5MPA，同时检查各连接处不得渗露；直埋在地

11、坪和墙体内的管道，试压工作必须在面层浇捣或封堵前进行，达到试压要求后土建方能继续施工。 （二）钢管安装1.干管安装：供暖管道安装应从楼栋入口处或分支点开始，安装前要检查管内有无杂物。螺纹连接用手和管钳上管，管松紧度适宜，外露23扣为止。管道在过墙、穿楼板及遇伸缩缝处必须先戴上套管。按照设计图中的规定位置和标高，安装阀门、过滤器等。安装时要注意方向，决不能安反。管道安装完，检查坐标、标高、甩口位置、变径等是否正确，找准找正、调整好支架位置。严禁在距支架50MM以内的位置上设置焊口或分支点。2.立管安装：根据设计要求和规范中规定，在立管安装划线上栽好立管卡子。将套管穿在管段上，按编号从第一节立管开

12、始安装，管子适宜度以外露23扣为好。预留口的短管应平正。检查立管上每个预留口的标高角度是否正确、准确、平正，然后把卡子的螺栓拧紧，在预留管口处设置临时封堵。管道支托架的安装距离应正确、平正、牢固，与管道支架的接触紧密。构造符合要求，滑动支架要求管道伸缩灵活，管道固定支架的位置和构造必须符合设计要求和施工规范要求。补偿器的型号、安装位置、尺寸、数量及固定支架必须符合设计要求，并应按规定进行预拉伸。管道坡度应符合设计要求或施工规范规定，正负偏差不超过设计要求的1/3。丝扣连接紧固，不乱丝，外露23扣，无麻头；焊缝不得有裂纹、烧穿、结瘤、尾坑、夹碴和气孔等缺陷；法兰连接时，对接平行、严密、不允许用双

13、层以上垫片。螺栓外露丝扣不得大于直径1/2，螺母应在同一面上。管道穿楼板内套管顶部高出地面不少于20MM。底部与天棚齐平，墙壁内套管两端与装饰面平。明装管道的接口不得设在结构内或套管内。管道不允许半暗半明，不得吃墙。阀门安装在同一房间内其高度一致，应安装在便于开关与检修处，其型号、规格、耐压强度和严密性试验结果符合设计要求，安装位置、进出口方向正确，连接牢固紧密。待根据系统平衡要求进行调试并作出标记活接头应设置于管道、阀门便于检修拆除的部位，同房间立管卡子高度应一致，支管超过应设挂钩。管道和金属管架上的锈污必须清除彻底，油漆种类及遍数符合设计。油漆附着良好，无脱皮、起泡、流淌、污染和漏涂。附：

14、管道安装允许偏差：项次项 目允许偏差检验方法1横管道纵横方向弯曲（mm）每1m管径100 mm1 mm用水平尺、直尺、拉线和尺量检查管径100 mm1 .5mm全长（25m以上）管径100 mm13 mm管径100 mm25 mm2立管垂直度（mm）每1m2 mm吊线和尺量检查全长（25m以上）10 mm3弯管椭圆率管径100 mm10用外卡钳和尺量检查管径100 mm8折皱不平度（mm）管径100 mm4 mm管径100 mm5 mm1采暖管道坡度一般为0.003,不得小于0.002,最高点和最低点分别设排气和泄水装置,干管末端应有自动排气阀,并引至附近水池或室外;2管道穿墙和楼板,应设钢制

15、套管,其顶部高出地面20mm,卫生间及厨房30mm,底部与楼板底面相平;安装在墙内的套管,其两端应与饰面相平,套管内用油麻填塞;3安装不保温的采暖双立管,两管中心距为80mm,允许偏差5mm,供水管应在面向的右侧;4采暖管道安装,管径32mm以下应丝接,管径40mm以上采用焊接或法兰连接,法兰垫应用石棉橡胶垫;5采暖管道转弯处应用煨弯,不准使用压制弯头;6干管变径应用偏心大小头,热水采暖管道应使管顶平齐,以利排气;7补偿器安装前应进行预拉伸,并按设计做好固定支架;8管道的焊缝和弯曲部位严禁焊接支管,接口焊缝距起弯点不得小于100mm,距支架或吊架边缘不得小于50mm;9散热器立管支架高度1.5

16、,其水平支管长度大于时,应设角钢支架固定在墙上;(四)散热器安装1散热器支管应有坡度,当支管全长小于时,坡度值为5mm,大于时为10mm;2散热器与管道连接,必须安装活节,阀门宜紧靠散热器;3散热器的安装高度一般距地面100200mm,离墙净距40mm,散热器在窗下安装应居中,顶部距窗台板的距离不得小于50mm;4每组散热器应设手动跑风,手动跑风口垂直向下;5散热器托架安装,位置应正确,埋设应平整且牢固。（五）系统水压试验1.在管道安装完成后，要对系统进行水压试验，首先向系统内注水，在注水过程中要注意检查系统的中间控制阀门是否全部开放，并安排专人定岗负责操作检查。2.启动加压泵使系统内水压逐渐

17、升高，先缓慢升至工作压力，停泵观察，经检查各部位无渗漏、无破裂时，无异常情况，再将压力升至试验压力，一般分2-4次升至试验压力，各种材质给水系统试验压力为工作压力的1.5倍，不得小于0.6MPa。3.试压过程中如发现接口处泄漏，及时作上记号，泄压后进行修理，再重新试压，直至合格为止。4.本工程管道系统在试验压力下观测10min内压力降不大于0.02MPa,表明管道系统强度试验合格，然后降至工作压力，再做较长时间检查，此时全系统的各部位无渗漏、无裂纹，管道系统的严密性为合格。5.试验结束，认真如实填写管道水压试验记录，由施工、监理、建设单位人员予以签字确认。形成资料，整理存档。（六）管道系统吹扫

18、和清洗管道系统强度实验合格后，分段进行吹扫和清洗；吹扫的顺序一般按主管，支管，排管依次进行。吹洗前，应将系统内的仪表予以保护，并将孔板及止回阀芯等部件拆除，妥善保管，待吹洗后再复位。吹洗时，应用锤敲打管子，对焊缝，死角和管底部位应重点敲打，但不得损伤管子。水冲洗的排放管应接入可靠的排水井或沟内，并保证排水畅通和安全。水冲洗应以管内可能达到的最大流量或不小于/s的流量进行。水冲洗应连续进行，以出口的水色和透明度与入口处的目测一致为合格。管道冲洗后应将水排尽，需要时可用压缩空气吹干或采取其他保护措施。 七、安全生产措施（一） 安全生产指标施工过程中，人员轻伤及以上事故为零；住户财产损失为零。（二）

19、安全技术措施为确保上述指标的实现，特制订如下措施：1. 特种作业持证上岗制度电工、电焊工等特种作业人员必须经过考核合格，并取得岗位证书方可上岗作业。2. 班前安全活动制度施工班组的每天班前安全活动由专职安全员或班组长主持，活动内容包括：（1）学习作业安全交底的内容、措施；（2）了解将作业的环节和危险度；（3）熟悉安全操作规程；（4）检查劳动保护用品是否完好，并正确使用。安全员要作好每天的活动记录。施工现场临时用电必须符合JGJ46标准的规定。（1）配电箱、开关柜要做到“一箱、一机、一闸、一漏”，有门、有锁和防雨防尘。（2）电焊机一次线长度不超过5m，二次线长度不超过30m。（3）热熔器禁止在木

20、地板、家具上操作，并远离易燃物品。（1）墙体、楼板钻孔前，必须孔洞所在位置及周边原由配电线路的走向，避免损坏触电伤人或引起火灾事故；（2）室内和楼梯间材料堆放不得影响住户正常通行。（3）施工中形成的孔洞、沟槽必须及时维护，设置安全标示及夜间照明。电厂分散控制系统故障分析与处理 单位：摘要：归纳、分析了电厂DCS系统出现的故障原因，对故障处理的过程及注意事项进行了说明。为提高分散控制系统可靠性，从管理角度提出了一些预防措施建议，供参考。关键词：DCS故障统计分析预防措施随着机组增多、容量增加和老机组自动化化改造的完成，分散控制系统以其系统和网络结构的先进性、控制软件功能的灵活性、人机接口系统的直

21、观性、工程设计和维护的方便性以及通讯系统的开放性等特点，在电力生产过程中得到了广泛应用，其功能在DAS、MCS、BMS、SCS、DEH系统成功应用的基础上，正逐步向MEH、BPC、ETS和ECS方向扩展。但与此同时，分散控制系统对机组安全经济运行的影响也在逐渐增加；因此如何提高分散控制系统的可靠性和故障后迅速判断原因的能力，对机组的安全经济运行至关重要。本文通过对浙江电网机组分散控制系统运行中发生的几个比较典型故障案例的分析处理，归纳出提高分散系统的可靠性的几点建议，供同行参考。1考核故障统计浙江省电力行业所属机组，目前在线运行的分散控制系统，有TELEPERM-ME、MOD300，INFI-

22、90，NETWORK-6000， MACS和MACS-，XDPS-400，A/I。DEH有TOSAMAP-GS/C800， DEH-IIIA等系统。笔者根据各电厂安全简报记载，将近几年因分散控制系统异常而引起的机组故障次数及定性统计于表1表1热工考核故障定性统计2热工考核故障原因分析与处理根据表1统计，结合笔者参加现场事故原因分析查找过程了解到的情况，下面将分散控制系统异常（浙江省电力行业范围内）而引起上述机组设备二类及以上故障中的典型案例分类浅析如下：2.1测量模件故障典型案例分析 测量模件“异常”引起的机组跳炉、跳机故障占故障比例较高，但相对来讲故障原因的分析查找和处理比较容易，根据故障现

23、象、故障首出信号和SOE记录，通过分析判断和试验，通常能较快的查出“异常”模件。这种“异常”模件有硬性故障和软性故障二种，硬性故障只能通过更换有问题模件，才能恢复该系统正常运行；而软性故障通过对模件复位或初始化，系统一般能恢复正常。比较典型的案例有三种：（1）未冗余配置的输入/输出信号模件异常引起机组故障。如有台130MW机组正常运行中突然跳机，故障首出信号为“轴向位移大”，经现场检查，跳机前后有关参数均无异常，轴向位移实际运行中未达到报警值保护动作值，本特利装置也未发讯，但LPC模件却有报警且发出了跳机指令。因此分析判断跳机原因为DEH主保护中的LPC模件故障引起，更换LPC模件后没有再发生

24、类似故障。另一台600MW机组，运行中汽机备用盘上“汽机轴承振动高”、“汽机跳闸”报警，同时汽机高、中压主汽门和调门关闭，发电机逆功率保护动作跳闸；随即高低压旁路快开，磨煤机B跳闸，锅炉因“汽包水位低低”MFT。经查原因系1高压调门因阀位变送器和控制模件异常，使调门出现大幅度晃动直至故障全关，过程中引起1轴承振动高高保护动作跳机。更换1高压调门阀位控制卡和阀位变送器后，机组启动并网，恢复正常运行。（2）冗余输入信号未分模件配置，当模件故障时引起机组跳闸：如有一台600MW机组运行中汽机跳闸，随即高低压旁路快开，磨煤机B和D相继跳闸，锅炉因“炉膛压力低低”MFT。当时因系统负荷紧张，根据SOE及

25、DEH内部故障记录，初步判断的跳闸原因而强制汽机应力保护后恢复机组运行。二日后机组再次跳闸，全面查找分析后，确认2次机组跳闸原因均系DEH系统三路“安全油压力低”信号共用一模件，当该模件异常时导致汽轮机跳闸，更换故障模件后机组并网恢复运行。另一台200MW机组运行中，汽包水位高值，值相继报警后MFT保护动作停炉。查看CRT上汽包水位，2点显示300MM，另1点与电接点水位计显示都正常。进一步检查显示300MM 的2点汽包水位信号共用的模件故障，更换模件后系统恢复正常。针对此类故障，事后热工所采取的主要反事故措施，是在检修中有针对性地对冗余的输入信号的布置进行检查，尽可能地进行分模件处理。（3）

26、一块I/O模件损坏，引起其它I/O模件及对应的主模件故障：如有台机组 “CCS控制模件故障及“一次风压高低”报警的同时， CRT上所有磨煤机出口温度、电流、给煤机煤量反馈显示和总煤量百分比、氧量反馈，燃料主控BTU输出消失，F磨跳闸（首出信号为“一次风量低”）。4分钟后 CRT上磨煤机其它相关参数也失去且状态变白色，运行人员手动MFT（当时负荷410MW）。经检查电子室制粉系统过程控制站（PCU01柜MOD4）的电源电压及处理模件底板正常，二块MFP模件死机且相关的一块CSI模件（模位1-5-3，有关F磨CCS参数）故障报警，拔出检查发现其5VDC逻辑电源输入回路、第4输出通道、连接MFP的I

27、/O扩展总线电路有元件烧坏（由于输出通道至BCS（24VDC），因此不存在外电串入损坏元件的可能）。经复位二块死机的MFP模件，更换故障的CSI模件后系统恢复正常。根据软报警记录和检查分析，故障原因是CSI模件先故障，在该模件故障过程中引起电压波动或I/O扩展总线故障，导致其它I/O模件无法与主模件MFP03通讯而故障，信号保持原值，最终导致主模件MFP03故障（所带A-F磨煤机CCS参数），CRT上相关的监视参数全部失去且呈白色。 2.2主控制器故障案例分析 由于重要系统的主控制器冗余配置，大大减少了主控制器“异常”引发机组跳闸的次数。主控制器“异常”多数为软故障，通过复位或初始化能恢复其正

28、常工作，但也有少数引起机组跳闸，多发生在双机切换不成功时，如：（1）有台机组运行人员发现电接点水位计显示下降，调整给泵转速无效，而CRT上汽包水位保持不变。当电接点水位计分别下降至甲-300mm，乙-250mm，并继续下降且汽包水位低信号未发，MFT未动作情况下，值长令手动停炉停机，此时CRT上调节给水调整门无效，就地关闭调整门；停运给泵无效，汽包水位急剧上升，开启事故放水门，甲、丙给泵开关室就地分闸，油泵不能投运。故障原因是给水操作站运行DPU死机，备用DPU不能自启动引起。事后热工对给泵、引风、送风进行了分站控制，并增设故障软手操。（2）有台机组运行中空预器甲、乙挡板突然关闭，炉膛压力高M

29、FT动作停炉；经查原因是风烟系统I/O站DPU发生异常，工作机向备份机自动切换不成功引起。事后电厂人员将空预器烟气挡板甲1、乙1和甲2、乙2两组控制指令分离，分别接至不同的控制站进行控制，防止类似故障再次发生。2.3DAS系统异常案例分析DAS系统是构成自动和保护系统的基础，但由于受到自身及接地系统的可靠性、现场磁场干扰和安装调试质量的影响，DAS信号值瞬间较大幅度变化而导致保护系统误动，甚至机组误跳闸故障在我省也有多次发生，比较典型的这类故障有： （1）模拟量信号漂移：为了消除DCS系统抗无线电干扰能力差的缺陷，有的DCS厂家对所有的模拟量输入通道加装了隔离器，但由此带来部分热电偶和热电阻通

30、道易电荷积累，引起信号无规律的漂移，当漂移越限时则导致保护系统误动作。我省曾有三台机组发生此类情况（二次引起送风机一侧马达线圈温度信号向上漂移跳闸送风机，联跳引风机对应侧），但往往只要松一下端子板接线（或拆下接线与地碰一下）再重新接上，信号就恢复了正常。开始热工人员认为是端子柜接地不好或者I/O屏蔽接线不好引起，但处理后问题依旧。厂家多次派专家到现场处理也未能解决问题。后在机组检修期间对系统的接地进行了彻底改造，拆除原来连接到电缆桥架的AC、DC接地电缆；柜内的所有备用电缆全部通过导线接地；UPS至DCS电源间增加1台20kVA的隔离变压器，专门用于系统供电，且隔离变压器的输出端N线与接地线相

31、连，接地线直接连接机柜作为系统的接地。同时紧固每个端子的接线；更换部份模件并将模件的软件版本升级等。使漂移现象基本消除。（2）DCS故障诊断功能设置不全或未设置。信号线接触不良、断线、受干扰，使信号值瞬间变化超过设定值或超量程的情况，现场难以避免，通过DCS模拟量信号变化速率保护功能的正确设置，可以避免或减少这类故障引起的保护系统误动。但实际应用中往往由于此功能未设置或设置不全，使此类故障屡次发生。如一次风机B跳闸引起机组RB动作，首出信号为轴承温度高。经查原因是由于测温热电阻引线是细的多股线，而信号电缆是较粗的单股线，两线采用绞接方式，在震动或外力影响下连接处松动引起轴承温度中有点信号从正常

32、值突变至无穷大引起（事后对连接处进行锡焊处理）。类似的故障有：民工打扫现场时造成送风机轴承温度热电阻接线松动引起送风机跳闸；轴承温度热电阻本身损坏引起一次风机跳闸；因现场干扰造成推力瓦温瞬间从99突升至117，1秒钟左右回到99，由于相邻第八点已达85，满足推力瓦温度任一点105同时相邻点达85跳机条件而导致机组跳闸等等。预防此类故障的办法，除机组检修时紧固电缆和电缆接线，并采用手松拉接线方式确认无接线松动外，是完善DCS的故障诊断功能，对参与保护连锁的模拟量信号，增加信号变化速率保护功能尤显重要（一当信号变化速率超过设定值，自动将该信号退出相应保护并报警。当信号低于设定值时，自动或手动恢复该

33、信号的保护连锁功能）。（3）DCS故障诊断功能设置错误：我省有台机组因为电气直流接地，保安1A段工作进线开关因跳闸，引起挂在该段上的汽泵A的工作油泵A连跳，油泵B连锁启动过程中由于油压下降而跳汽泵A，汽泵B升速的同时电泵连锁启动成功。但由于运行操作速度过度，电泵出口流量超过量程，超量程保护连锁开再循环门，使得电泵实际出水小，B泵转速上升到5760转时突然下降1000转左右（事后查明是抽汽逆止阀问题），最终导致汽包水位低低保护动作停炉。此次故障是信号超量程保护设置不合理引起。一般来说，DAS的模拟量信号超量程、变化速率大等保护动作后，应自动撤出相应保护，待信号正常后再自动或手动恢复保护投运。2.

34、4软件故障案例分析分散控制系统软件原因引起的故障，多数发生在投运不久的新软件上，运行的老系统发生的概率相对较少，但一当发生，此类故障原因的查找比较困难，需要对控制系统软件有较全面的了解和掌握，才能通过分析、试验，判断可能的故障原因，因此通常都需要厂家人员到现场一起进行。这类故障的典型案例有三种： （1）软件不成熟引起系统故障：此类故障多发生在新系统软件上，如有台机组80%额定负荷时，除DEH画面外所有DCS的CRT画面均死机（包括两台服务器），参数显示为零，无法操作，但投入的自动系统运行正常。当时采取的措施是：运行人员就地监视水位，保持负荷稳定运行，热工人员赶到现场进行系统重启等紧急处理，经过

35、30分钟的处理系统恢复正常运行。故障原因经与厂家人员一起分析后，确认为DCS上层网络崩溃导致死机，其过程是服务器向操作员站发送数据时网络阻塞，引起服务器与各操作员站的连接中断，造成操作员站读不到数据而不停地超时等待，导致操作员站图形切换的速度十分缓慢（网络任务未死）。针对管理网络数据阻塞情况，厂家修改程序考机测试后进行了更换。另一台机组曾同时出现4台主控单元“白灯”现象，现场检查其中2台是因为A机备份网停止发送，1台是A机备份网不能接收，1台是A机备份网收、发数据变慢（比正常的站慢几倍）。这类故障的原因是主控工作机的网络发送出现中断丢失，导致工作机发往备份机的数据全部丢失，而双机的诊断是由工作

36、机向备份机发诊断申请，由备份机响应诊断请求，工作机获得备份机的工作状态，上报给服务器。由于工作机的发送数据丢失，所以工作机发不出申请，也就收不到备份机的响应数据，认为备份机故障。临时的解决方法是当长时间没有正确发送数据后，重新初始化硬件和软件，使硬件和软件从一个初始的状态开始运行，最终通过更新现场控制站网络诊断程序予以解决。（2）通信阻塞引发故障：使用TELEPERM-ME系统的有台机组，负荷300MW时,运行人员发现煤量突减，汽机调门速关且CRT上所有火检、油枪、燃油系统均无信号显示。热工人员检查发现机组EHF系统一柜内的I/O BUS接口模件ZT报警灯红闪，操作员站与EHF系统失去偶合，当

37、试着从工作站耦合机进入OS250PC软件包调用EHF系统时，提示不能访问该系统。通过查阅DCS手册以及与SIEMENS专家间的 分析讨论，判断故障原因最大的可能是在三层CPU切换时，系统处理信息过多造成中央CPU与近程总线之间的通信阻塞引起。根据商量的处理方案于当晚11点多在线处理，分别按三层中央柜的同步模件的SYNC键，对三层CPU进行软件复位：先按CPU1的SYNC键，相应的红灯亮后再按CPU2的SYNC键。第二层的同步红灯亮后再按CPU3的同步模件的SYNC键，按3秒后所有的SYNC的同步红灯都熄灭，系统恢复正常。（3）软件安装或操作不当引起：有两台30万机组均使用Conductor N

38、T 5.0作为其操作员站，每套机组配置3个SERVER和3个CLIENT，三个CLIENT分别配置为大屏、值长站和操作员站,机组投运后大屏和操作员站多次死机。经对全部操作员站的SERVER和CLIENT进行全面诊断和多次分析后，发现死机的原因是：1)一台SERVER因趋势数据文件错误引起它和挂在它上的CLIENT在当调用趋势画面时画面响应特别缓慢（俗称死机）。在删除该趋势数据文件后恢复正常。2)一台SERVER因文件类型打印设备出错引起该SERVER的内存全部耗尽，引起它和挂在它上的CLIENT的任何操作均特别缓慢，这可通过任务管理器看到DEV.EXE进程消耗掉大量内存。该问题通过删除文件类型

39、打印设备和重新组态后恢复正常。3)两台大屏和工程师室的CLIENT因声音程序没有正确安装，当有报警时会引起进程CHANGE.EXE调用后不能自动退出，大量的CHANGE.EXE堆积消耗直至耗尽内存，当内存耗尽后，其操作极其缓慢（俗称死机）。重新安装声音程序后恢复正常。此外操作员站在运行中出现的死机现象还有二种：一种是鼠标能正常工作，但控制指令发不出，全部或部分控制画面不会刷新或无法切换到另外的控制画面。这种现象往往是由于CRT上控制画面打开过多，操作过于频繁引起，处理方法为用鼠标打开VMS系统下拉式菜单，RESET应用程序，10分钟后系统一般就能恢复正常。另一种是全部控制画面都不会刷新，键盘和

40、鼠标均不能正常工作。这种现象往往是由操作员站的VMS操作系统故障引起。此时关掉OIS电源，检查各部分连接情况后再重新上电。如果不能正常启动，则需要重装VMS操作系统；如果故障诊断为硬件故障，则需更换相应的硬件。 （4）总线通讯故障：有台机组的DEH系统在准备做安全通道试验时，发现通道选择按钮无法进入，且系统自动从“高级”切到“基本级”运行，热控人员检查发现GSE柜内的所有输入/输出卡(CSEA/CSEL)的故障灯亮, 经复归GSE柜的REG卡后，CSEA/CSEL的故障灯灭，但系统在重启“高级” 时，维护屏不能进入到正常的操作画面呈死机状态。根据报警信息分析，故障原因是系统存在总线通讯故障及节

41、点故障引起。由于阿尔斯通DEH系统无冗余配置，当时无法处理，后在机组调停时，通过对基本级上的REG卡复位，系统恢复了正常。（5）软件组态错误引起：有台机组进行#1中压调门试验时，强制关闭中间变量IV1RCO信号，引起#1-#4中压调门关闭，负荷从198MW降到34MW，再热器压力从2.04MP升到4.0Mpa,再热器安全门动作。故障原因是厂家的DEH组态，未按运行方式进行，流量变量本应分别赋给IV1RCO-IV4RCO，实际组态是先赋给IV1RCO，再通过IV1RCO分别赋给IV2RCO-IV4RCO。因此当强制IV1RCO=0时，所有调门都关闭，修改组态文件后故障消除。2.5电源系统故障案例

42、分析DCS的电源系统，通常采用1:1冗余方式（一路由机组的大UPS供电，另一路由电厂的保安电源供电），任何一路电源的故障不会影响相应过程控制单元内模件及现场I/O模件的正常工作。但在实际运行中，子系统及过程控制单元柜内电源系统出现的故障仍为数不少，其典型主要有：（1）电源模件故障：电源模件有电源监视模件、系统电源模件和现场电源模件3种。现场电源模件通常在端子板上配有熔丝作为保护，因此故障率较低。而前二种模件的故障情况相对较多：1）系统电源模件主要提供各不同等级的直流系统电压和I/O模件电压。该模件因现场信号瞬间接地导致电源过流而引起损坏的因素较大。因此故障主要检查和处理相应现场I/O信号的接地

43、问题，更换损坏模件。如有台机组负荷520MW正常运行时MFT，首出原因“汽机跳闸。CRT画面显示二台循泵跳闸，备用盘上循泵出口阀86信号报警。5分钟后运行巡检人员就地告知循泵A、B实际在运行，开关室循泵电流指示大幅晃动且A大于B。进一步检查机组PLC诊断画面，发现控制循泵A、B的二路冗余通讯均显示“出错”。43分钟后巡检人员发现出口阀开度小就地紧急停运循泵A、B。事后查明A、B两路冗余通讯中断失去的原因，是为通讯卡提供电源支持的电源模件故障而使该系统失电，中断了与PLC主机的通讯，导致运行循泵A、B状态失去，凝汽器保护动作，机组MFT。更换电源模件后通讯恢复正常。事故后热工制定的主要反事故措施

44、，是将两台循泵的电流信号由PLC改至DCS的CRT显示，消除通信失去时循泵运行状态无法判断的缺陷；增加运行泵跳闸关其出口阀硬逻辑（一台泵运行，一台泵跳闸且其出口阀开度30度，延时15秒跳运行泵硬逻辑；一台泵运行，一台泵跳闸且其出口阀开度0度，逆转速动作延时30秒跳运行泵硬逻辑）；修改凝汽器保护实现方式。2）电源监视模件故障引起：电源监视模件插在冗余电源的中间，用于监视整个控制站电源系统的各种状态，当系统供电电压低于规定值时，它具有切断电源的功能，以免损坏模件。另外它还提供报警输出触点，用于接入硬报警系统。在实际使用中，电源监视模件因监视机箱温度的2个热敏电阻可靠性差和模件与机架之间接触不良等原

45、因而故障率较高。此外其低电压切断电源的功能也会导致机组误跳闸，如有台机组满负荷运行，BTG盘出现“CCS控制模件故障”报警，运行人员发现部分CCS操作框显示白色，部分参数失去，且对应过程控制站的所有模件显示白色，6s后机组MFT，首出原因为“引风机跳闸”。约2分钟后CRT画面显示恢复正常。当时检查系统未发现任何异常（模件无任何故障痕迹，过程控制站的通讯卡切换试验正常）。机组重新启动并网运行也未发现任何问题。事后与厂家技术人员一起专题分析讨论，并利用其它机组小修机会对控制系统模拟试验验证后，认为事件原因是由于该过程控制站的系统供电电压瞬间低于规定值时，其电源监视模件设置的低电压保护功能作用切断了

46、电源，引起控制站的系统电源和24VDC、5VDC或15VDC的瞬间失去，导致该控制站的所有模件停止工作（现象与曾发生过的24VDC接地造成机组停机事件相似），使送、引风机调节机构的控制信号为0，送风机动叶关闭（气动执行机构），引风机的电动执行机构开度保持不变（保位功能），导致炉膛压力低，机组MFT。（2）电源系统连接处接触不良：此类故障比较典型的有：1）电源系统底板上5VDC电压通常测量值在5.105.20VDC之间，但运行中测量各柜内进模件的电压很多在5V以下，少数跌至4.76VDC左右，引起部分I/O卡不能正常工作。经查原因是电源底板至电源母线间连接电缆的多芯铜线与线鼻子之间，表面上接触比

47、较紧，实际上因铜线表面氧化接触电阻增加，引起电缆温度升高，压降增加。在机组检修中通过对所有5VDC电缆铜线与线鼻子之间的焊锡处理，问题得到解决。2）MACS-DCS运行中曾在两个月的运行中发生2M801工作状态显示故障而更换了13台主控单元，但其中的多数离线上电测试时却能正常启动到工作状态，经查原因是原主控5V电源，因线损和插头耗损而导致电压偏低；通过更换主控间的冗余电缆为预制电缆；现场主控单元更换为2M801E-D01，提升主控工作电源单元电压至5.25V后基本恢复正常。3）有台机组负荷135MW时，给水调门和给水旁路门关小，汽包水位急速下降引发MFT。事后查明原因是给水调门、给水旁路门的端

48、子板件电源插件因接触不良，指令回路的24V电源时断时续，导致给水调门及给水旁路门在短时内关下，汽包水位急速下降导致MFT。4）有台机组停炉前，运行将汽机控制从滑压切至定压后，发现DCS上汽机调门仍全开，主汽压力4260kpa，SIP上显示汽机压力下降为1800kpa，汽机主保护未动作，手动拍机。故障原因系汽机系统与DCS、汽机显示屏通讯卡件BOX1电源接触点虚焊、接触不好，引起通讯故障，使DCS与汽机显示屏重要数据显示不正常，运行因汽机重要参数失准手动拍机。经对BOX1电源接触点重新焊接后通讯恢复。5）循泵正常运行中曾发出#2UPS失电报警，20分钟后对应的#3、#4循泵跳闸。由于运行人员处理

49、及时，未造成严重后果。热工人员对就地进行检查发现#2UPS输入电源插头松动，导致#2UPS失电报警。进行专门试验结果表明，循泵跳闸原因是UPS输入电源失去后又恢复的过程中，引起PLC输入信号抖动误发跳闸信号。（3）UPS功能失效：有台机组呼叫系统的喇叭有杂音，通信班人员关掉该系统的主机电源查原因并处理。重新开启该主机电源时，呼叫系统杂音消失，但集控室右侧CRT画面显示全部失去，同时MFT信号发出。经查原因是由于呼叫系统主机电源接至该机组主UPS，通讯人员在带载合开关后，给该机组主UPS电源造成一定扰动，使其电压瞬间低于195V，导致DCS各子系统后备UPS启动，但由于BCS系统、历史数据库等子

50、系统的后备UPS失去带负荷能力（事故后试验确定），造成这些系统失电，所有制粉系统跳闸，机组由于“失燃料”而MFT 。（4）电源开关质量引起：电源开关故障也曾引起机组多次MFT，如有台机组的发电机定冷水和给水系统离线，汽泵自行从“自动”跳到“手动”状态；在MEH上重新投入锅炉自动后，汽泵无法增加流量。1分钟后锅炉因汽包水位低MFT动作。故障原因经查是DCS 给水过程控制站二只电源开关均烧毁，造成该站失电，导致给水系统离线，无法正常向汽泵发控制信号，最终锅炉因汽包水位低MFT动作。2.6SOE信号准确性问题处理一旦机组发生MFT或跳机时，运行人员首先凭着SOE信号发生的先后顺序来进行设备故障的判断

51、。因此SOE记录信号的准确性，对快速分析查找出机组设备故障原因有着很重要的作用。这方面曾碰到过的问题有：（1）SOE信号失准：由于设计等原因，基建接受过来的机组，SOE信号往往存在着一些问题（如SOE系统的信号分辨力达不到指标要求却因无测试仪器测试而无法证实，信号源不是直接取自现场，描述与实际不符，有些信号未组态等等），导致SOE信号不能精确反映设备的实际动作情况。有台机组MFT时，光字牌报警“全炉膛灭火”，检查DCS中每层的3/4火检无火条件瞬间成立，但SOE却未捉捕到“全炉膛灭火”信号。另一台机组MFT故障，根据运行反映，首次故障信号显示“全炉膛灭火”，同时有“DCS电源故障”报警，但SO

52、E中却未记录到DCS电源故障信号。这使得SOE系统在事故分析中的作用下降，增加了查明事故原因的难度。为此我省各电厂组织对SOE系统进行全面核对、整理和完善，尽量做到SOE信号都取自现场，消除SOE系统存在的问题。同时我们专门开发了SOE信号分辨力测试仪，经浙江省计量测试院测试合格后，对全省所属机组SOE系统分辨力进行全部测试，掌握了我省DCS的SOE系统分辨力指标不大于1ms的有四家，接近1ms的有二家，4ms的有一家。（2）SOE报告内容凌乱：某电厂两台30万机组的INFI-90分散控制系统，每次机组跳闸时生成的多份SOE报告内容凌乱，启动前总是生成不必要的SOE报告。经过1）调整SEM执行

53、块参数， 把触发事件后最大事件数及触发事件后时间周期均适当增大。2）调整DSOE Point 清单，把每个通道的Simple Trigger由原来的BOTH改为0TO1，Recordable Event。3）重新下装SEM组态后，问题得到了解决。 （3）SOE报表上出现多个点具有相同的时间标志：对于INFI-90分散控制系统，可能的原因与处理方法是：1）某个SET或SED模件被拔出后在插入或更换，导致该子模件上的所有点被重新扫描并且把所有状态为1的点（此时这些点均有相同的跳闸时间）上报给SEM。2）某个MFP主模件的SOE缓冲区设置太小产生溢出，这种情况下，MFP将会执行内部处理而复位SOE，

54、导致其下属的所有SET或SED子模件中，所有状态为1的点（这些点均有相同跳闸时间）上报给了SEM模件。处理方法是调整缓冲区的大小（其值由FC241的S2决定，一般情况下调整为100）。3）SEM收到某个MFP的事件的时间与事件发生的时间之差大于设定的最大等待时间(由FC243的S5决定)，则SEM将会发一个指令让对应的MFP执行SOE复位，MFP重新扫描其下属的所有SOE点，且将所有状态为1 的点（这些点均有相同的跳闸时间）上报给SEM，。在环路负荷比较重的情况下（比如两套机组通过中央环公用一套SEM模件），可适当加大S5值，但最好不要超过60秒。2.7控制系统接线原因控制系统接线松动、错误而

55、引起机组故障的案例较多，有时此类故障原因很难查明。此类故障虽与控制系统本身质量无关，但直接影响机组的安全运行，如：（1）接线松动引起：有台机组负荷125MW，汽包水位自动调节正常，突然给水泵转速下降，执行机构开度从64%关至5%左右，同时由于给水泵模拟量手站输出与给水泵液偶执行机构偏差大（大于10%自动跳出）给水自动调节跳至手动，最低转速至1780rpm，汽包水位低低MFT动作。原因经查是因为给水泵液偶执行机构与DCS的输出通道信号不匹配，在其之间加装的信号隔离器，因24VDC供电电源接线松动失电引起。紧固接线后系统恢复正常。事故后对信号隔离器进行了冗余供电。（2）接线错误引起：某#2 机组出

56、力300MW时,#2B汽泵跳闸(无跳闸原因首出、无大屏音响报警)，机组RB动作，#2E磨联锁跳闸，电泵自启，机组被迫降负荷。由于仅有ETS出口继电器动作记录, 无#2B小机跳闸首出和事故报警，且故障后的检查试验系统都正常，当时原因未查明。后机组检修复役前再次发生误动时，全面检查小机现场紧急跳闸按钮前接的是电源地线，跳闸按钮后至PLC，而PLC后的电缆接的是220V电源火线，拆除跳闸按钮后至PLC的电缆,误动现象消除，由此查明故障原因是是跳闸按钮后至PLC的电缆发生接地，引起紧急跳闸系统误动跳小机。（3）接头松动引起：一台机组备用盘硬报警窗处多次出现“主机EHC油泵2B跳闸”和“开式泵2A跳闸”

57、等信号误报警，通过CRT画面检查发现PLC的 A路部分I/O柜通讯时好时坏，进一步检查发现机侧PLC的3A、4、5A和6的4个就地I/O柜二路通讯同时时好时坏，与此同时机组MFT动作，首出原因为汽机跳闸。原因是通讯母线B路在PLC4柜内接头和PLC5、PLC4柜本身的通讯分支接头有轻微松动，通过一系列的紧固后通讯恢复正常。针对接线和接头松动原因引起的故障，我省在基建安装调试和机组检修过程中，通过将手松拉接线以以确认接线是否可靠的方法，列入质量验收内容，提高了接线质量，减少了因接线质量引起的机组误动。同时有关电厂 制定了热工控设备通讯电缆随机组检修紧固制度，完善控制逻辑，提高了系统的可靠性。2.

58、8控制系统可靠性与其它专业的关系需要指出的是MFT和ETS保护误动作的次数，与有关部门的配合、运行人员对事故的处理能力密切相关，类似的故障有的转危为安，有的导致机组停机。一些异常工况出现或辅机保护动作，若运行操作得当，本可以避免MFT动作（如有台机组因为给煤机煤量反馈信号瞬时至零，30秒后逻辑联锁磨煤机热风隔离挡板关闭，引起一次风流量急降和出口风温持续下跌，热风调节挡板自动持续开至100%，冷风调节挡板由于前馈回路的作用而持续关小，使得一次风流量持续下降。但由于热风隔离挡板有卡涩，关到位信号未及时发出，使得一次风流量小至造成磨煤机中的煤粉积蓄，第5分钟时运行减少了约10%的煤量，约6分钟后热风

59、隔离挡板突然关到位，引起一次风流量的再度急剧下降，之后按设计连锁逻辑，冷风隔离挡板至全开，使得一次风流量迅速增大，并将磨煤机C中的蓄煤喷向炉膛，造成锅炉燃烧产生局部小爆燃，引风机自动失控于这种异常情况，在三个波的扰动后（约1分钟），炉膛压力低低MFT。当时MFT前7分钟的异常工况运行过程中，只要停运该台磨煤机就可避免MFT故障的发生）。此外有关部门与热工良好的配合，可减少或加速一些误动隐患的消除；因此要减少机组停组次数，除热工需在提高设备可靠性和自身因素方面努力外，还需要热工和机务的协调配合和有效工作，达到对热工自动化设备的全方位管理。需要运行人员做好事故预想，完善相关事故操作指导，提高监盘和

60、事故处理能力。3提高热工自动化系统可靠性的建议随着热工系统覆盖机、电、炉运行的所有参数，监控功能和范围的不断扩大以及机组运行特点的改变和DCS技术的广泛应用，热控自动化设备已由原先的配角地位转变为决定机组安全经济运行的主导因素，其任一环节出现问题，都有导致热控装置部分功能失效或引发系统故障，机组跳闸、甚至损坏主设备的可能。因此如何通过科学的基础管理，确保所监控的参数准确、系统运行可靠是热工安全生产工作中的首要任务。在收集、总结、吸收同仁们自动化设备运行检修、管理经验和保护误动误动原因分析的基础上，结合热工监督工作实践，对提高热工保护系统可靠性提出以下建议，供参考：3.1完善热工自动化系统（1）解决操作员站电源冗余问题：过程控制单元柜的电源系统均冗余配置，但所有操作员站的电源通常都接自本机组的大UPS，不提供冗余配置。如果大UPS电压波动，将可能引起所有操作员站死机而不得不紧急停运机组，但由于死机后所有信号都失去监视，停机也并非易事。为避免此类问题发生，建议将每台机组的部份操作员站与另一台机组的大UPS交叉供电，以保证当本机大UPS电压波动时，仍有2台OIS在正常运行。（2）对硬件的冗余配置情况进行全面核查，重要保护信号尽可能采取三取二方式，消除同参数的多信号处理和互为备用设备的控制回路未分模件、分电缆或分电源（对互为备用的设备）现象，减少一模件故障引起保护系