综合布线网材料名称型号

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1、1、 网线UTP 五类4对非屏蔽电缆单股产品特性：结构：单股裸铜线，聚乙烯PE绝缘，两根绝缘导线扭绞成对，聚乙稀或聚卤乙烯或低 烟无卤护套。 标准：国际 YD/T 1019-2001；美标 ANSI/EIA/TIA-568-B.2-2001适用于工作站插座和其他水平布线。应用范围包括语音，综合业务数据网络ISDN，ATM155Mbps，100Mbps TPDDI，快速以太网和IEEE 802.3/5/12 UTP 超五类4对非屏蔽电缆多股产品特性：结构：多股裸铜线，聚乙烯PE绝缘，两根绝缘导线扭绞成对，聚乙稀或聚卤乙烯或低 烟无卤护套。 标准：国际 YD/T 83813-1997；美标 EIA

2、/TIA-568-A：1995 IEC 1156-3：1995可应用于语音综合业务数据网络ISDN，ATM155Mbps，和622Mbps 100Mbps TPDDI，快速以太网和千兆以太网UTP 六类4对非屏蔽电缆单股产品特性： 结构：单股裸铜线，聚乙烯PE绝缘，两根绝缘导线扭绞成对，聚乙稀或聚卤乙烯或低 烟无卤护套。 标准：国际 YD/T 1019-2001；美标 ANSI/EIA/TIA-568-B.2-2001可应用于语音，综合业务数据网络ISDN，ATM155和622Mbps，100Mbps TPDDI，快速和千兆以太网，以及其他专为6类电缆设计的应用地毯电缆 产品特性：结构：单股裸

3、铜线，聚乙烯PE绝缘，两根绝缘导线扭绞成对，聚乙稀或聚卤乙烯或低烟无卤护套。标准：国际 YD/T 1019-2001；美标 ANSI/EIA/TIA-568-B.2-2001适用于室内家居布线，具有外形扁平特点，适宜埋于地毯下，美化环境。阻燃电缆 产品特性：结构：单股裸铜线，聚乙烯PE绝缘，两根绝缘导线扭绞成对，聚乙稀或聚卤乙烯或低烟无卤护套。标准：国际 YD/T 1019-2001；美标 ANSI/EIA/TIA-568-B.2-2001符合环保要求，具有低烟无卤的阻燃性能阻水电缆产品特性：结构：单股裸铜线，聚乙烯PE绝缘，两根绝缘导线扭绞成对，共四对，外包阻水带，聚酯薄膜及耐气候黑色聚乙稀

4、护套。标准：国际 YD/T 1019-2001；美标 ANSI/EIA/TIA-568-B.2-2001适用于适宜室外架空和管道使用，可以防止潮气侵入。应用范围支持10Base T、100Base T、ATM快速以太网、令牌环TP-PMD语音、 、多媒体各类网络应用。超五类4对双屏蔽电缆产品特性：结构：单股裸铜线，聚乙烯PE绝缘，两根绝缘导线扭绞成对，聚乙稀或聚卤乙烯或低 烟无卤护套。 标准：国际 YD/T 1019-2001；美标 ANSI/EIA/TIA-568-B.2-2001可应用于语音综合业务数据网络ISDN，ATM155Mbps，和622Mbps 100Mbps TPDDI，快速以

5、太网和千兆以太网产品编号:D8PS-1米产品名称:超五类非屏蔽多股1米跳线 产品编号:D8PS-3米产品名称:超五类非屏蔽多股3米跳线产品编号:GS8E-1米产品名称:六类非屏蔽多股1米跳线 超五类标准跳线产品特性：提供各种颜色的超5类标准跳线。彩色护套既可方便地区分系统以免拨错跳线又能在拥挤的接线架上保护插头。超5类标准跳线满足TIA 568A标准。2、 数据配线架超五类24口配线架产品特性：24口RJ45插座配线架是依据国际标准ISO/IEC11801，TIA/EIA568设计制造的，使操作更加方便。产品简介：IDC：卡接簧片镀银，可接线径0.40.6mm卡接可重复次数200次绝缘电阻：正

6、常大气压条件下，绝缘电阻1000M接触电阻：不包括体电阻正常大气压条件下，接触电阻2.5M寿命：插头、插座可重复插拔次数750次抗电强度：DC 1000VAC 700V 1分钟无击穿和飞弧现象超五类48口数据配线架产品特性：超五类RJ45插座配线架是依据国标ISO/IEC 11801，TIA/EIA568A/B设计制造的19机柜用插座。产品简介：IDC：卡接簧片镀锡包镍，可接线径0.40.6mm卡接可重复次数200次寿命：插头插座可重复插拔次数750次铁板颜色：喷塑，黑色抗电强度：DC 1000VAC 700V 1分钟无击穿和飞弧现象8线接触针：镀金50inch技术标准：ISO/IEC 118

7、01超五类24口配线架带理线架产品特性：理线架型24口RJ45插座配线架是依据国际标准ISO/IEC11801，TIA/EIA568设计制造的，采用自带理线环的装置，使操作更加方便。产品简介：IDC：卡接簧片镀银，可接线径0.40.6mm卡接可重复次数200次绝缘电阻：正常大气压条件下，绝缘电阻1000M接触电阻：不包括体电阻正常大气压条件下，接触电阻2.5M寿命：插头、插座可重复插拔次数750次抗电强度：DC 1000VAC 700V 1分钟无击穿和飞弧现象超五类48口配线架带理线架产品特性：理线架型48口RJ45插座配线架是依据国际标准ISO/IEC11801，TIA/EIA568设计制造

8、的，采用自带理线环的装置，使操作更加方便。产品简介：IDC：卡接簧片镀银，可接线径0.40.6mm卡接可重复次数200次绝缘电阻：正常大气压条件下，绝缘电阻1000M接触电阻：不包括体电阻正常大气压条件下，接触电阻2.5M寿命：插头、插座可重复插拔次数750次抗电强度：DC 1000VAC 700V 1分钟无击穿和飞弧现象产品名称:超五类24口配线架 3、 数据模块超五类数据模块产品特性：M245-1M245-5超五类RJ45插座模块是依据国际标准ISO/IEC11801，TIA/EIA568设计制造的8线式插座模块，带印刷板结构，确保产品性能的稳定性，采用防尘罩设计，既有效防止灰尘的进入，又

9、可免接线工具，使用更加灵活方便。产品简介：IDC：卡接簧片镀锡包镍，可接线径0.40.6mm卡接可重复次数200次寿命：插头插座可重复插拔次数750次抗电强度：DC 1000VAC 700V 1分钟无击穿和飞弧现象8线接触针：镀金50inch整体材料：PC PPO技术标准：ISO/IEC 11801超五类屏蔽模块产品特性：M247屏蔽插座模块是依据国标ISO/IEC 11801设计制造的8线式插座模块，接线时应保证屏蔽层连接的可靠性。六类数据模块产品特性：M255六类插座模块是依据国际标准ISO/IEC6类后级TIA/EIA设计制造的8线式插座模块，超越了标准中的六类性能与带宽方面的要求，同时

10、也超越了千兆以太网在系统性能方面的要 求，它独特的15IDC卡接方式，使接点性能更稳定。产品名称:六类屏蔽信息模块 产品名称:超五类免打信息模块 产品名称:超五类免打信息模块产品名称:超五类屏蔽信息模块产品名称:超五类半屏蔽信息模块4、 理线器1U塑料理线器塑料无腿理线架塑料有腿理线架 塑料2U理线架 D型环1U金属理线架1U金属理线架 5、 鱼骨架110型4/5对连接线产品特性：110型连接块用于110型卡接式跳线架上，有4对和5对两种形式的模块。模块上有彩色标记便于安装。适用于22-26AWG软线，通讯设备端口和模块化配线架系列之间提供连接。满足五类和超五类相关性能标准。采用多线对打线工具

11、，与跳线配套使用。产品编号:110AB2-50 产品名称:50对无腿跳线架 产品编号:110AB2-100 产品名称:100对无腿跳线架 产品编号:110AB1-50 产品名称:50对有腿跳线架产品编号:110AB1-100 产品名称:100对有腿跳线架机架型100对/200对跳线架产品特性：T348-100/T348-200机架型跳线架适合安装于19标准机架或机柜，有100对及200对两款，适合不同容量大小的要求。6、 大对数产品型号：1010025Axd 三类25对语音电缆 轴/300米50对、100对非屏蔽电缆 产品特性：结构：单股裸铜线，聚乙烯PE绝缘，两根绝缘导线扭绞成对，聚乙稀或聚

12、卤乙烯或低烟无卤护套。标准：国际 YD/T 1019-2001；美标 ANSI/EIA/TIA-568-B.2-2001适用于副干主线系统及开发式办公室，其传播性能同4对水平电缆相当。导体由24AWG多股裸铜线组成，这些裸铜线有与绞线群对应的粉色绝缘色标7、 面板产品名称:86型一口面板产品名称:86型双口面板 产品名称:86型三口面板产品名称:86型四口面板产品名称:120型一口面板产品名称:120型双口面板产品名称:120型四口面板产品名称:120型六口面板产品名称:斜45度双口面板8、 线产品型号：1051004CSL W1000 五类语音线 箱/300米2对非屏蔽电缆产品特性：结构：单

13、股裸铜线，聚乙烯PE绝缘，两根绝缘导线扭绞成对，聚乙稀或聚卤乙烯或低烟无卤护套。标准：国际 YD/T 1019-2001；美标 ANSI/EIA/TIA-568-B.2-2001适用于工作站插座和其他水平布线。应用范围包括语音，综合业务数据网络ISDNATM155Mbps TPDDI,快速以太网和IEEE 802.3/5/129、 语音模块 插座模块产品特性：M256-1M256-5 插座模块是专用于语音通信的四芯接线模块，内部印制板结构使传输性能更加稳定，簧片局部镀金，可接线径0.4mm-0.6mm。产品名称:6P4C 模块 10、 语音配线架产品型号：PM2140PSE-24/PM2140

14、PSE-48 五类24口语音配线架/五类48口语音配线架产品名称:ISDN语音配线架 11、 机柜外形尺寸：2米 宽600*深900 42U 前门玻璃、后面网孔、四面开门 外形尺寸：2米宽600*深96042U前门玻璃、后面网孔、四面开门外形尺寸：2米 宽600*深90042U前门网孔、后门网孔、四面开门外形尺寸：2米 宽600*深96042U前门网孔、后门网孔、四面开门外形尺寸：2米宽600*深60042U前门玻璃、四面开门外形尺寸：1.6米 宽600*深60032U前门玻璃、四面开门外形尺寸：2米宽600*深60042U前门玻璃、四面开门外形尺寸：1.6米 宽600*深60032U前门玻璃

15、、四面开门12、 机架1.8米机架开放式机架13、 地插电源地插面板尺寸：120*120mm 地盒尺寸：100*100*55mm铜合金外表：跳起式2口三孔电源地插 面板尺寸：120*120mm地盒尺寸：100*100*55mm铜合金外表：跳起式1口三孔、1口两孔信息地插 面板尺寸：120*120mm 地盒尺寸：100*100*55mm 铜合金外表 跳起式三孔混合地插面板尺寸：120*120mm 地盒尺寸：100*100*55mm铜合金外表 跳起式1口电源+音频模块混合地插面板尺寸：120*120mm 地盒尺寸：100*100*55mm铜合金外表 跳起式网络、音频、视频模块混合地插 面板尺寸：1

16、20*120mm 地盒尺寸：100*100*55mm 铜合金外表 跳起式1口电源+网络模块圆地插(三孔信息模块)翻盖式地插(四孔信息地插)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考前须知进行了说明。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、MC

17、S、BMS、SCS、DEH系统成功应用的根底上，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平安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，对机组的平安经济运行至关重要。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拟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-90，NETWORK-6000， MACS和MACS-，XDPS-400，A/I。DEH有TOSAMAP-G

18、S/C800， DEH-IIIA等系统。笔者根据各电厂平安简报记载，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拟容易，根据故障现象、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

19、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。比拟典型的案例有三种：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到达报警值保护动作值，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

20、逆功率保护动作跳闸；随即上下压旁路快开，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，随即上下压旁路快开，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DE

21、H系统三路“平安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“一次风压上下报警的同时， CRT上所有磨煤机出口

22、温度、电流、给煤机煤量反应显示和总煤量百分比、氧量反应，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/O扩展总线电路有元件烧坏由于输出通道至BCS24VDC，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

23、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

24、-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MFT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2两组控制指令别离，分别接至不同的控制站进行控制

25、，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根底，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屡次发生，比拟典型的这类故障有： 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，但由此带来局部热电偶和热电阻通道易电荷积累，引起信号无规律的漂移，当漂移越限时那么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

26、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。厂家屡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，撤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。使漂移现象根本消除。2DCS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

27、瞬间变化超过设定值或超量程的情况，现场难以防止，通过DCS模拟量信号变化速率保护功能的正确设置，可以防止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：民工清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1

28、17，1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。预防此类故障的方法，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，自动或手动恢复该信号的保护连锁功能。3DCS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

29、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。2.4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拟困难，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

30、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效劳器，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，其过程是效劳器向操作员站发送数据时网络阻塞，引起效劳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

31、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丧失，导致工作机发往备份机的数据全部丧失，而双机的诊断是由工作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，上报给效劳器。由于工作机的发送数据丧失，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

32、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

33、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 NT 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屡次死机。经对全部操作员站的SERVER和CLIENT进行全面诊断和屡次分析后，发现死机的原因

34、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

35、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，全部或局部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上控制画面翻开过多，操作过于频繁引起，处理方法为用鼠标翻开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，检查各局部连接情况后再重新上电。如果不能正常启动，那么需要重装VMS操作系统；如果故障诊断为硬件故障，那么需更换相应的硬件。 4总线通讯故障：有台机组的DEH系

36、统在准备做平安通道试验时，发现通道选择按钮无法进入，且系统自动从“高级切到“根本级运行，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，通过对根本级上的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

37、34MW，再热器压力从2.04MP升到4.0Mpa,再热器平安门动作。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

38、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

39、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，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

40、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，运行人员发现局部CCS操作框显示白色，局部参数失去，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

41、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时机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

42、。2电源系统连接处接触不良：此类故障比拟典型的有：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，引起局部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，外表上接触比拟紧，实际上因铜线外表氧化接触电阻增加，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。2MACS-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

43、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后根本恢复正常。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

44、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。进行专门试验结果说明，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。3UPS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

45、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屡次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

46、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。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：1SOE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

47、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SOE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

48、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。2SOE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。 3SOE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S

49、ET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，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。3SEM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)，那么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

50、，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，。在环路负荷比拟重的情况下比方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，但直接影响机组的平安运行，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

51、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，撤除跳闸按钮后至PL

52、C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屡次出现“主机EHC油泵2B跳闸和“开式泵2A跳闸等信号误报警，通过CRT画面检查发现PLC的 A路局部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

53、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。2.8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，假设运行操作得当，本可以防止MFT动作如有台机组因为给煤机煤量反应信号瞬时至零，30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

54、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防止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

55、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，到达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平安经济运行的主导因素，其任一环节出现问题，都有导致热控装置局部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根底管理，确保所监控的参数准确、系统运行可靠是热工平安生产工作中的首

56、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根底上，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。为防止此类问题发生，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

57、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统误动的隐患。3做好软报警信号的整理：一台600MW机组有近万个软报警点，这些软报警点往往未分级处理，存在许多描述错误，报警值设置不符设计，导致操作画面上不断出现大量误报警，使运行人员疲倦于报警信号，从而无法及时发现设备异常情况，也无法通过软报警去发现、分析问题。为此组织对软报警点的核对清理，整理并修改数据库里软报警量程和上、下限报警值；通过数据库和在装软件逻辑的比拟，矫正和修改错误描述，删除操作员站里重复和没有必要的软报警点，对所有软报警重

58、新进行分组、分级，采用不同的颜色并开通操作员站声音报警，进行报警信号的综合应用研究，使软报警在运行人员监盘中发挥作用。4合理设置进入保护联锁系统的模拟量定值信号故障诊断功能的处理，如信号变化速率诊断处理功能的利用，可减少因接线松动、干扰信号或设备故障引起的信号突变导致系统故障的发生，未设置的应增加设置。5继续做好热工设备电源回路的可靠性检查工作，对重要的保护装置及DCS、DEH系统，定期做好电源切换试验工作，减少或防止由于电源系统问题引起机组跳机等情况发生。6加强对测量设备现场安装位置和测量管路敷设的检查，消除不满足规程要求隐患，防止管路积水和附加的测量误差，导致机组运行异常工况的再次发生。7

59、加强对电缆防损、和敷设途径的防火、防高温情况检查，不符要求处要及时整改，尤其是燃机机组，要防止因烟道漏气烧焦电缆，导致跳机故障的发生。8电缆绝缘下降、接线不标准松动、毛刺等、通讯电缆接头松动、信号线撤除后未及时恢复等，引起热工系统异常情况的屡次发生，说明随着机组运行时间的延伸，电缆原先紧固的接头和接线，可能会因气候、氧化等因素而引起松动，电缆绝缘可能会因老化而下降。为防止此类故障的发生，各电厂应将热工重要系统电缆的绝缘测量、电缆接线和通讯电缆接头紧固、消除接线外露现象等，列入机组检修的热工常规检修工程中，并进行抽查验收，对所有接线用手松拉，确认接线紧固，消除接线松动而引发保护系统误动的隐患。9

60、开展热工保护、连锁信号取样点可靠性、保护逻辑条件及定值合理性的全面梳理评估工作，经过论证确认，进行必要的整改，如给泵过量程信号设计为开再循环门的，可能会引起系统异常，应进行修改。完善机组的硬软报警、报警分级处理及定值核对，确保其与经审核颁发的热工报警、保护定值表相符。保警信号综合利用 3.2加强热控自动化系统的运行维护管理1模件吹扫：有些DCS的模件对灰和静电比拟敏感，如果模件上的积灰较多可能会造成该模件的局部通道不能正常工作甚至机组MFT，如我省曾有台机组，一个月内相继5次MFT，前四次MFT动作因GPS校时软件有问题，导致历史库、事故追忆、SOE记录时间不一致，事故原因未能查明。在GPS校

61、时软件问题得到处理后发生第五次MFT时，根据记录查明MFT动作原因系DCS主控单元一内部模件未进行喷涂绝缘漆处理，外表积灰严重使内部模件板上元器件瞬间导通，导致控制单元误发网络信号引起。更换该控制单元模件和更改组态软件后，系统恢复正常运行。因此要做好电子室的孔洞封堵，保持空气的清洁度，停机检修时及时进行模件的清扫。但要注意，有些机组的DCS模件吹扫、清灰后，往往发生故障率升高现象有电厂曾发生过内部电容爆炸事件，其原因可能与拨插模件及吹扫时的防静电措施、压缩空气的枯燥度、吹扫后模件及插槽的清洁度等有关，因此进行模件工作时，要确保防静电措施可靠，吹扫的压缩空气应有过滤措施最好采用氮气吹扫，吹扫后模

62、件及插槽内清洁。2风扇故障、不满足要求的环境温湿度和灰尘等小问题，有可能对设备平安产生隐患，运行维护中加强重视。3统计、分析发生的每一次保护系统误动作和控制系统故障原因包括保护正确动作的次数统计，举一反三，消除多发性和重复性故障。4对重要设备元件，严格按规程要求进行周期性测试。完善设备故障、运行维护和损坏更换登记等台帐。5完善热工控制系统故障下的应急处理措施控制系统故障、死机、重要控制系统冗余主控制器均发生故障。6根据系统和设备的实际运行要求，每二年修订保护定值清册一次，并把核对、校准保护系统的定值作为一项标准工程列入机组大小修工程中。重要保护系统条件、定值的修改或取消，宜取得制造厂同意，并报上级主管部门批准、备案。7通过与规定值、出厂测试数据值、历次测试数据值、同类设备的测试数据值比拟，从中了解设备的变化趋势，做出正确的综合分析、判断，为设备的改造、调整、维护提供科学依据。3.3标准热工自动化系统试验1完善保护、联锁系统专用试验操作卡操作卡上对既有软逻辑又有硬逻辑的保护系统应有明确标志；检修、改造或改动后的控制系统，均应在机组起动前，严格按照修改审核后的试验操作卡逐步进行试验。2各项试验信号应从源头端参加，并尽量通过物理量的实际变化产生。试验过程中如发现缺陷，应及时消