線路代維管理員技能認(rèn)證題庫

1、一、 填空題：（40分）1 傳輸線路的維護工作貫徹“ 預(yù)防為主 、 防搶結(jié)合 ”的方針。2 由于傳輸線路原因造成通信阻斷的叫做傳輸線路障礙，代維故障根據(jù)故障的緊急程度和影響范圍又分為 緊急 故障、 重要故障 和 一般故障 三個等級。3 處理障礙中所介入或更換的光纜，其長度一般應(yīng)不小于200米，且盡可能采用 同一廠家 、 同一型號 的光纜，單模光纖的平均接頭損耗應(yīng)不大于 0.2 dB/個。遷改工程中和更換光纜接頭盒時單模光纖的平均接頭損耗應(yīng)不大于 0.1 dB/個。4 在傳輸線路的查修或割接時，或在進行光纖通道全程傳輸總損耗測試時，被測光纖與 OTDR 連接以前，應(yīng)通知該中繼段對端局站的機務(wù)人員

2、，取下OTDR架上與之對應(yīng)的 連接尾纖 ，以免損壞光盤。5 嚴(yán)禁在架空光纜線路附近和橋洞、涵洞內(nèi)長途線路附近堆放 易燃、易爆物品 等，如有發(fā)現(xiàn)應(yīng)及時處理；采用鋼管保護光纜且用水泥墻防護時,與供水管、高壓石油管、煤氣管 交越時 的凈距可降為0.15米；直埋線路 兩側(cè)各 3米范圍內(nèi)不準(zhǔn)挖沙、取土、鉆探、打井、挖溝及堆積笨重物品、垃圾、礦渣等。6 石英光纖按波長分類，可分為短波長光纖和長波長光纖，短波長光纖的波長為 0.85 m，長波長光纖的波長為 1.31 m和 1.55 m兩個窗口。7 光纖產(chǎn)生損耗的原因很多，從材料、熔煉、拉絲，套塑至施工，運行的每一個環(huán)節(jié)都將產(chǎn)生損耗，其類型有 固有損耗 、

3、外部損耗 、和 應(yīng)用損耗 。8 江蘇移動對備品備件和材料庫房管理的具體要求是：備品備件和材料應(yīng)存放在 干燥干凈 、 通風(fēng)良好 、 溫度適宜 的地方，小型備品備件應(yīng)有專用的貨架，并且 標(biāo)簽 清楚。9 光纜布放的牽引速度，一般從 5-10 M/m為宜，光纜布放的牽引張力應(yīng)不超過光纜允許張力的 80% ，瞬間最大張力不超過光纜允許張力的 100% （指無金屬內(nèi)護層的光纜），光纜彎曲半徑應(yīng)不小于光纜外徑的 15 倍，施工過程中（非靜止?fàn)顟B(tài)）應(yīng)不小于 20 倍。10 江蘇移動對線路障礙處理的時限要求是：省際、省內(nèi)骨干傳送網(wǎng)光纜故障修復(fù)時限為 4小時 ，城域傳送網(wǎng)骨干層、匯聚層光纜故障修復(fù)時限 6小時 ，

4、接入層光纜修復(fù)時限 8小時 。11 光纜成端的一般方法有 直接終端 、 ODF架終端 、 終端盒終端 三種。12 目前光纜的型號是由它的型式代號和規(guī)格代號構(gòu)成，目前使用最為廣泛的兩種光纖結(jié)構(gòu)分別為層絞式結(jié)構(gòu)和骨架式結(jié)構(gòu)。型號中“GYFGYL”的意思是滿足了通信用 室外 光纜、 非金屬加強構(gòu)件 、 骨架式 結(jié)構(gòu)、聚乙烯護層、鋁護套的通信用光纜條件的型號13 維護用料包含工程余料、及后續(xù)購買的維護用料總量，應(yīng)控制在維護線路設(shè)備總量的 3% 以內(nèi)。當(dāng)維護備用料剩余不足設(shè)備總量的 3% 時，代維公司應(yīng)上報移動公司增配。14 目前，光纖的低溫特性已達(dá)到較好水平，在低溫-20攝氏度時，一般光纖損耗增加在

5、0.01 dB/km以下。15 單模光纖不規(guī)定纖芯直徑，而由模場直徑代替纖芯直徑，ITU規(guī)定模場直徑為 1m。16 管道應(yīng)建筑在良好的地基上。地基分 天然地基 、 人工地基 兩種，根據(jù)不同條件選用。管道鋪設(shè)應(yīng)有一定的坡度，以利滲入管內(nèi)的地下水流向人孔。管道坡度可為 3 4 ，不得小于 2.5 ；如街道本身有坡度，可利用地勢獲得坡度。18、架空線路交越市內(nèi)街道，最低纜線到地面4.5m；架空線路交越鐵路，最低纜線到軌面7.5 m；架空線路交越其它通信導(dǎo)線，一方最低纜線到另一方最高線條0.6 m。19、市話線路8米水泥桿普通土埋深 1.5 米，堅石埋深 1.2 米。20、本地網(wǎng)光纜宜采用 G.652

6、 光纖。二、選擇題：（20分）1、長途通信省際干線光纜線路在非市區(qū)地段敷設(shè)時應(yīng)以采用 B 方式為主。A管道 B直埋 C管道與直埋2、長途干線光纜在公路路肩埋深 A 米。A0.8 B1.0 C1.23長途光纜標(biāo)識宜埋設(shè)在光纜的 C 。A左側(cè) B右側(cè) C正上方4、長途干線子管在人（手）孔內(nèi)伸出長度應(yīng)不小于 B 。A100mm B200mm C300mm5、人(手)內(nèi)裝設(shè)的支架及電(光)纜托板,應(yīng)用 B 制成。A鑄鐵 B鑄鋼 C硬塑6、OTDR是 C 。A光源 B光纜探測儀 C光時域放射儀 D光功率計7、南京移動維護長途干線光纜的光纖是 C 。A G.652 B G.653 C G.6558、南京移

7、動本地接入網(wǎng)架空光纜標(biāo)志牌 C 桿檔要求掛一個。A 1 B1.5 C 2 D 39、在 D 時需用反光警示牌。A過低壓線 B過高壓線 C過河流 D過公路10、長途干線光纜搶修遵循 A 原則。A先搶通，后修復(fù) B先做方案，后接通 C先追查肇事者，后接通11、南京移動長途干線搶修時限為 A 小時。A 6 B 8 C 10 D 1212、南京移動本地網(wǎng)光纜搶修時限為 C 小時。A 6 B 8 C 10 D 1213、南京移動要求對本地網(wǎng)光纜每年測試 A 次。A 1 B 2 C 314、 D 不是日常維護工作。A除草培土 B刷字描漆 C清除雜物 D人井抽水15、南京移動長途干線每年每1000公里允許中

8、斷 B 次。A 1 B 2 C 4 D 816、40/33HDPE塑料管外徑允許偏差 C mm。A 00.1 B 00.2 C 00.3 D 00.417、40/33HDPE塑料管厚度允許偏差 A mm。A 00.1 B 00.2 C 00.3 D 00.418、塑料管道的直徑一般為 D mm,具有很好的防鼠性能。A 1020 B 2030 C 3040 D 405019、靠設(shè)備側(cè)的第1、2段光纜的長度應(yīng)盡量大于 B 公里。A 0.5 B 1 C 1.5 D 220、光纜溝回添土應(yīng)高于地面 B cm。A 5 B 10 C 15 D 20三、判斷題（10分）1、 光纜接頭處兩側(cè)金屬構(gòu)件不作電氣連

9、通，也不接地。Y2、 在與強電線路平行地段進行光纜施工或檢修時，應(yīng)將光纜內(nèi)的金屬構(gòu)件作臨時接地。Y3、 高等級公路上的通信管道建筑位置選擇依此是：防護網(wǎng)以內(nèi)、路肩和隔離帶下。Y4、 通信管道與通道路由應(yīng)遠(yuǎn)離電蝕和化學(xué)腐蝕地帶。Y5、 通信管道與已有建筑物平行凈距最小間隔2.0m。Y1 線路設(shè)備代維日常維護的工作對象主要包含：（10分）n 光纜線路：各種敷設(shè)方式的通信光纜；n 管道設(shè)備：管道，人孔和手孔等；n 桿路設(shè)備：電桿，電桿的支撐加固裝置和保護裝置，吊線和掛鉤等；n 附屬設(shè)備：標(biāo)石、標(biāo)志牌，宣傳牌；水線調(diào)換開關(guān)；n 光纜線路自動監(jiān)測系統(tǒng)；光纜線路巡線管理系統(tǒng)；防雷設(shè)備等；nn 其他設(shè)備：光

10、纜接頭盒、光纜交接箱及其他附屬設(shè)備。2、哪些地點應(yīng)增設(shè)光纜標(biāo)識?（10分）（1）處理后的障礙點 （2）增加的線路設(shè)備點 （3）與后設(shè)的地下管線、建筑物的交越點 （4）線路的直線距離大于100米及尋找線路困難處3、日常線路維護工作中需注意哪些問題？（10分）光纜線路的日常維護，由光纜段組織包線員實施，其內(nèi)容主要包括：n 定期巡回，特殊巡回，護線宣傳和對外配合；n 消除光纜路由上堆放的易燃易爆物品和腐蝕性物質(zhì)，制止妨礙光纜的建筑施工、栽種樹木，在光纜路由上砍樹修路等現(xiàn)象；n 對受沖刷、挖掘地段的路由培土及加固及溝坎護坡的修理；n 標(biāo)石、標(biāo)志牌、宣傳牌描字涂漆、扶正培固；n 人（手）孔、地下室、水線

11、房的清潔，光纜托架、水纜標(biāo)志及地線的檢查與修理；n 架空桿路的檢修加固，吊線、掛鉤的檢修更換；n 結(jié)合徒步巡回，進行光纜路由探測，建立健全的光纜線路路由資料。同時認(rèn)真執(zhí)行各項安全操作規(guī)范，防止發(fā)生人身傷害等安全事故電廠分散控制系統(tǒng)故障分析與處理作者：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注意事項進行了說明。為提高分散控制系統(tǒng)可靠性，從管理角度提出了一些預(yù)防措施建議，供參考。關(guān)鍵詞：DCS故障統(tǒng)計分析預(yù)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(luò)結(jié)構(gòu)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(shè)計和維護的方便性

12、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(yīng)用，其功能在DAS、MCS、BMS、SCS、DEH系統(tǒng)成功應(yīng)用的基礎(chǔ)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)對機組安全經(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，對機組的安全經(jīng)濟運行至關(guān)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)生的幾個比較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-600

13、0， MACS和MACS-，XDPS-400，A/I。DEH有TOSAMAP-GS/C800， DEH-IIIA等系統(tǒng)。筆者根據(jù)各電廠安全簡報記載，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(jié)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(nèi)）而引起上述機組設(shè)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?！币鸬臋C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較容易，根據(jù)故障現(xiàn)象、故障首出信號和SOE記錄

14、，通過分析判斷和試驗，通常能較快的查出“異?！蹦＜＿@種“異?！蹦＜杏残怨收虾蛙浶怨收隙N，硬性故障只能通過更換有問題模件，才能恢復(fù)該系統(tǒng)正常運行；而軟性故障通過對模件復(fù)位或初始化，系統(tǒng)一般能恢復(fù)正常。比較典型的案例有三種：（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(guān)參數(shù)均無異常，軸向位移實際運行中未達(dá)到報警值保護動作值，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

15、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(diào)門關(guān)閉，發(fā)電機逆功率保護動作跳閘；隨即高低壓旁路快開，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(diào)門因閥位變送器和控制模件異常，使調(diào)門出現(xiàn)大幅度晃動直至故障全關(guān)，過程中引起1軸承振動高高保護動作跳機。更換1高壓調(diào)門閥位控制卡和閥位變送器后，機組啟動并網(wǎng)，恢復(fù)正常運行。（2）冗余輸入信號未分模件配置，當(dāng)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，隨即高低壓旁路快開，磨煤機B和D相繼跳閘，鍋爐因“爐膛壓力低低”MFT。當(dāng)時因系統(tǒng)負(fù)荷緊張，根據(jù)SOE及DEH內(nèi)部故障記錄，初步判斷

16、的跳閘原因而強制汽機應(yīng)力保護后恢復(fù)機組運行。二日后機組再次跳閘，全面查找分析后，確認(rèn)2次機組跳閘原因均系DEH系統(tǒng)三路“安全油壓力低”信號共用一模件，當(dāng)該模件異常時導(dǎo)致汽輪機跳閘，更換故障模件后機組并網(wǎng)恢復(fù)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(fù)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

17、I/O模件及對應(yīng)的主模件故障：如有臺機組 “CCS控制模件故障及“一次風(fēng)壓高低”報警的同時， CRT上所有磨煤機出口溫度、電流、給煤機煤量反饋顯示和總煤量百分比、氧量反饋，燃料主控BTU輸出消失，F(xiàn)磨跳閘（首出信號為“一次風(fēng)量低”）。4分鐘后 CRT上磨煤機其它相關(guān)參數(shù)也失去且狀態(tài)變白色，運行人員手動MFT（當(dāng)時負(fù)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(guān)的一塊CSI模件（模位1-5-3，有關(guān)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（

18、由于輸出通道至BCS（24VDC），因此不存在外電串入損壞元件的可能）。經(jīng)復(fù)位二塊死機的MFP模件，更換故障的CSI模件后系統(tǒng)恢復(fù)正常。根據(jù)軟報警記錄和檢查分析，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(dǎo)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(dǎo)致主模件MFP03故障（所帶A-F磨煤機CCS參數(shù)），CRT上相關(guān)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?！币l(fā)機組跳閘的次數(shù)。主控制器“異?！倍鄶?shù)為軟故障，通過復(fù)位或初始化能恢復(fù)其正常工作，但也有少數(shù)引起機組跳

19、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(diào)整給泵轉(zhuǎn)速無效，而CRT上汽包水位保持不變。當(dāng)電接點水位計分別下降至甲-300mm，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(diào)節(jié)給水調(diào)整門無效，就地關(guān)閉調(diào)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(guān)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(fēng)、送風(fēng)進行了分站控制，并增設(shè)故障軟手操。（2）有臺機組運行中空預(yù)器甲、乙擋板突然關(guān)閉，爐膛壓力高MFT動作停爐；經(jīng)查原因是風(fēng)煙

20、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(yù)器煙氣擋板甲1、乙1和甲2、乙2兩組控制指令分離，分別接至不同的控制站進行控制，防止類似故障再次發(fā)生。2.3DAS系統(tǒng)異常案例分析DAS系統(tǒng)是構(gòu)成自動和保護系統(tǒng)的基礎(chǔ)，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(diào)試質(zhì)量的影響，DAS信號值瞬間較大幅度變化而導(dǎo)致保護系統(tǒng)誤動，甚至機組誤跳閘故障在我省也有多次發(fā)生，比較典型的這類故障有： （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，但由此帶來部分熱電偶和熱電阻通道易電荷積累，引起信號無規(guī)律

21、的漂移，當(dāng)漂移越限時則導(dǎo)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(fēng)機一側(cè)馬達(dá)線圈溫度信號向上漂移跳閘送風(fēng)機，聯(lián)跳引風(fēng)機對應(yīng)側(cè)），但往往只要松一下端子板接線（或拆下接線與地碰一下）再重新接上，信號就恢復(fù)了正常。開始熱工人員認(rèn)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。廠家多次派專家到現(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，拆除原來連接到電纜橋架的AC、DC接地電纜；柜內(nèi)的所有備用電纜全部通過導(dǎo)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

22、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)象基本消除。（2）DCS故障診斷功能設(shè)置不全或未設(shè)置。信號線接觸不良、斷線、受干擾，使信號值瞬間變化超過設(shè)定值或超量程的情況，現(xiàn)場難以避免，通過DCS模擬量信號變化速率保護功能的正確設(shè)置，可以避免或減少這類故障引起的保護系統(tǒng)誤動。但實際應(yīng)用中往往由于此功能未設(shè)置或設(shè)置不全，使此類故障屢次發(fā)生。如一次風(fēng)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?zé)犭娮枰€是細(xì)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

23、接處進行錫焊處理）。類似的故障有：民工打掃現(xiàn)場時造成送風(fēng)機軸承溫度熱電阻接線松動引起送風(fēng)機跳閘；軸承溫度熱電阻本身損壞引起一次風(fēng)機跳閘；因現(xiàn)場干擾造成推力瓦溫瞬間從99突升至117，1秒鐘左右回到99，由于相鄰第八點已達(dá)85，滿足推力瓦溫度任一點105同時相鄰點達(dá)85跳機條件而導(dǎo)致機組跳閘等等。預(yù)防此類故障的辦法，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(rèn)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(dāng)信號變化速率超過設(shè)定值，自動將該信號退出相應(yīng)保護并報警。當(dāng)信號低于設(shè)定值時，自動或手動恢復(fù)該信號的保護連鎖功能）。（3）

24、DCS故障診斷功能設(shè)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(guān)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(zhuǎn)速上升到5760轉(zhuǎn)時突然下降1000轉(zhuǎn)左右（事后查明是抽汽逆止閥問題），最終導(dǎo)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(shè)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(yīng)自動撤出相應(yīng)保護，待信號正常后再自動或手動恢復(fù)保護投運。2.4軟件故障案例分析分散控制系

25、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(dāng)發(fā)生，此類故障原因的查找比較困難，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(fù)荷時，除DEH畫面外所有DCS的CRT畫面均死機（包括兩臺服務(wù)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(dāng)時采取的措施是：運行人員就地監(jiān)視水位，保持負(fù)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(fù)正常運

26、行。故障原因經(jīng)與廠家人員一起分析后，確認(rèn)為DCS上層網(wǎng)絡(luò)崩潰導(dǎo)致死機，其過程是服務(wù)器向操作員站發(fā)送數(shù)據(jù)時網(wǎng)絡(luò)阻塞，引起服務(wù)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(dǎo)致操作員站圖形切換的速度十分緩慢（網(wǎng)絡(luò)任務(wù)未死）。針對管理網(wǎng)絡(luò)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(luò)發(fā)送出現(xiàn)中斷丟失，導(dǎo)致工作機發(fā)往備份機的數(shù)據(jù)全部丟失，而雙機的診斷是由工作機向備份機發(fā)診斷申請，由備份

27、機響應(yīng)診斷請求，工作機獲得備份機的工作狀態(tài)，上報給服務(wù)器。由于工作機的發(fā)送數(shù)據(jù)丟失，所以工作機發(fā)不出申請，也就收不到備份機的響應(yīng)數(shù)據(jù)，認(rèn)為備份機故障。臨時的解決方法是當(dāng)長時間沒有正確發(fā)送數(shù)據(jù)后，重新初始化硬件和軟件，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(luò)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(fù)荷300MW時,運行人員發(fā)現(xiàn)煤量突減，汽機調(diào)門速關(guān)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(nèi)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(dāng)試著從工作站耦合機進入OS2

28、50PC軟件包調(diào)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專家間的電話分析討論，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。根據(jù)商量的處理方案于當(dāng)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(fù)位：先按CPU1的SYNC鍵，相應(yīng)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(fù)正常。（3）軟件安裝或操作不當(dāng)引起：有兩臺30萬機組均使用Conductor NT 5.0作為其操作員站，

29、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多次死機。經(jīng)對全部操作員站的SERVER和CLIENT進行全面診斷和多次分析后，發(fā)現(xiàn)死機的原因是：1)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(dāng)調(diào)用趨勢畫面時畫面響應(yīng)特別緩慢（俗稱死機）。在刪除該趨勢數(shù)據(jù)文件后恢復(fù)正常。2)一臺SERVER因文件類型打印設(shè)備出錯引起該SERVER的內(nèi)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(wù)管理器看到DEV.EXE進程消耗掉大量內(nèi)存。該問題通過刪除文件類型打印設(shè)備和重新組態(tài)后恢復(fù)正

30、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(dāng)有報警時會引起進程CHANGE.EXE調(diào)用后不能自動退出，大量的CHANGE.EXE堆積消耗直至耗盡內(nèi)存，當(dāng)內(nèi)存耗盡后，其操作極其緩慢（俗稱死機）。重新安裝聲音程序后恢復(fù)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(biāo)能正常工作，但控制指令發(fā)不出，全部或部分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上控制畫面打開過多，操作過于頻繁引起，處理方法為用鼠標(biāo)打開VMS系統(tǒng)下拉式菜單，RESET應(yīng)用程序，10分鐘后系統(tǒng)一般就能恢復(fù)正常。另一種是全部控制畫面都不會刷新，鍵盤和鼠標(biāo)均不能正常工作。這種現(xiàn)

31、象往往是由操作員站的VMS操作系統(tǒng)故障引起。此時關(guān)掉OIS電源，檢查各部分連接情況后再重新上電。如果不能正常啟動，則需要重裝VMS操作系統(tǒng)；如果故障診斷為硬件故障，則需更換相應(yīng)的硬件。 （4）總線通訊故障：有臺機組的DEH系統(tǒng)在準(zhǔn)備做安全通道試驗時，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“基本級”運行，熱控人員檢查發(fā)現(xiàn)GSE柜內(nèi)的所有輸入/輸出卡(CSEA/CSEL)的故障燈亮, 經(jīng)復(fù)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D

32、EH系統(tǒng)無冗余配置，當(dāng)時無法處理，后在機組調(diào)停時，通過對基本級上的REG卡復(fù)位，系統(tǒng)恢復(fù)了正常。（5）軟件組態(tài)錯誤引起：有臺機組進行#1中壓調(diào)門試驗時，強制關(guān)閉中間變量IV1RCO信號，引起#1-#4中壓調(diào)門關(guān)閉，負(fù)荷從198MW降到34MW，再熱器壓力從2.04MP升到4.0Mpa,再熱器安全門動作。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(yīng)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(dāng)強制IV1RCO=0時，所有調(diào)門都關(guān)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

33、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(yīng)過程控制單元內(nèi)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(nèi)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(dǎo)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(yīng)現(xiàn)場I/O信號的接地問題，更換損壞模件。如有臺

34、機組負(fù)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(guān)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、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(dǎo)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(fù)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

35、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(guān)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(zhuǎn)速動作延時30秒跳運行泵硬邏輯）；修改凝汽器保護實現(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(dāng)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

36、壓切斷電源的功能也會導(dǎo)致機組誤跳閘，如有臺機組滿負(fù)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)部分CCS操作框顯示白色，部分參數(shù)失去，且對應(yīng)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(fēng)機跳閘”。約2分鐘后CRT畫面顯示恢復(fù)正常。當(dāng)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(shù)人員一起專題分析討論，并利用其它機組小修機會對控制系統(tǒng)模擬試驗驗證后，認(rèn)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(shè)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

37、和24VDC、5VDC或15VDC的瞬間失去，導(dǎo)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(fēng)機調(diào)節(jié)機構(gòu)的控制信號為0，送風(fēng)機動葉關(guān)閉（氣動執(zhí)行機構(gòu)），引風(fēng)機的電動執(zhí)行機構(gòu)開度保持不變（保位功能），導(dǎo)致爐膛壓力低，機組MFT。（2）電源系統(tǒng)連接處接觸不良：此類故障比較典型的有：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(nèi)進模件的電壓很多在5V以下，少數(shù)跌至4.76VDC左右，引起部分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，表面上接觸比較緊，實際上因銅線表面氧化

38、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。2）MACS-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電源，因線損和插頭耗損而導(dǎo)致電壓偏低；通過更換主控間的冗余電纜為預(yù)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后基本恢復(fù)正常。3）有臺機組負(fù)荷135MW時，給水調(diào)門和給水旁路門關(guān)小，汽包水位急速下降引發(fā)MFT。事后查明原因是給水調(diào)門、給水旁路門的端子板件電源插件因接觸不良，

39、指令回路的24V電源時斷時續(xù)，導(dǎo)致給水調(diào)門及給水旁路門在短時內(nèi)關(guān)下，汽包水位急速下降導(dǎo)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(diào)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(zhǔn)手動拍機。經(jīng)對BOX1電源接觸點重新焊接后通訊恢復(fù)。5）循泵正常運行中曾發(fā)出#2UPS失電報警，20分鐘后對應(yīng)的#3、#4循泵跳閘。由于運行人員處理及時，未造成嚴(yán)重后果。熱工

40、人員對就地進行檢查發(fā)現(xiàn)#2UPS輸入電源插頭松動，導(dǎo)致#2UPS失電報警。進行專門試驗結(jié)果表明，循泵跳閘原因是UPS輸入電源失去后又恢復(fù)的過程中，引起PLC輸入信號抖動誤發(fā)跳閘信號。（3）UPS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(guān)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時，呼叫系統(tǒng)雜音消失，但集控室右側(cè)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(guān)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(dǎo)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(fù)荷

41、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(guān)質(zhì)量引起：電源開關(guān)故障也曾引起機組多次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。故障原因經(jīng)查是DCS 給水過程控制站二只電源開關(guān)均燒毀，造成該站失電，導(dǎo)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(zhǔn)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(shè)備故障的判斷。因此SOE記錄信號的準(zhǔn)確

42、性，對快速分析查找出機組設(shè)備故障原因有著很重要的作用。這方面曾碰到過的問題有：（1）SOE信號失準(zhǔn)：由于設(shè)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(dá)不到指標(biāo)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(dǎo)致SOE信號不能精確反映設(shè)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

43、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系統(tǒng)分辨力指標(biāo)不大于1ms的有四家，接近1ms的有二家，4ms的有一家。（2）SOE報告內(nèi)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(nèi)容凌亂，啟動前總是生成不必要的SOE報告。經(jīng)過1）調(diào)整SEM執(zhí)行塊參數(shù)， 把觸發(fā)事件后最大

44、事件數(shù)及觸發(fā)事件后時間周期均適當(dāng)增大。2）調(diào)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。 （3）SOE報表上出現(xiàn)多個點具有相同的時間標(biāo)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SED模件被拔出后在插入或更換，導(dǎo)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(shè)置太小產(chǎn)生溢出，這種情況下，MFP將會執(zhí)行內(nèi)部處理而復(fù)位SOE，導(dǎo)致其下屬的所有SET或S

45、ED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(diào)整緩沖區(qū)的大小（其值由FC241的S2決定，一般情況下調(diào)整為100）。3）SEM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(shè)定的最大等待時間(由FC243的S5決定)，則SEM將會發(fā)一個指令讓對應(yīng)的MFP執(zhí)行SOE復(fù)位，MFP重新掃描其下屬的所有SOE點，且將所有狀態(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(fù)荷比較重的情況下（比如兩套機組通過中央環(huán)公用一套SEM模件），可適當(dāng)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

46、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(zhì)量無關(guān)，但直接影響機組的安全運行，如：（1）接線松動引起：有臺機組負(fù)荷125MW，汽包水位自動調(diào)節(jié)正常，突然給水泵轉(zhuǎn)速下降，執(zhí)行機構(gòu)開度從64%關(guān)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(gòu)偏差大（大于10%自動跳出）給水自動調(diào)節(jié)跳至手動，最低轉(zhuǎn)速至1780rpm，汽包水位低低MFT動作。原因經(jīng)查是因為給水泵液偶執(zhí)行機構(gòu)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(fù)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

47、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(fù)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(dāng)時原因未查明。后機組檢修復(fù)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，拆除跳閘按鈕后至PLC的電纜,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多次出現(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

48、面檢查發(fā)現(xiàn)PLC的 A路部分I/O柜通訊時好時壞，進一步檢查發(fā)現(xiàn)機側(cè)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(nèi)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(fù)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(diào)試和機組檢修過程中，通過將手松拉接線以以確認(rèn)接線是否可靠的方法，列入質(zhì)量驗收內(nèi)容，提高了接線質(zhì)量，減少了因接線質(zhì)量引起的機組誤動。同時有關(guān)電廠 制定了熱工控設(shè)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)

49、的關(guān)系需要指出的是MFT和ETS保護誤動作的次數(shù)，與有關(guān)部門的配合、運行人員對事故的處理能力密切相關(guān)，類似的故障有的轉(zhuǎn)危為安，有的導(dǎo)致機組停機。一些異常工況出現(xiàn)或輔機保護動作，若運行操作得當(dāng)，本可以避免MFT動作（如有臺機組因為給煤機煤量反饋信號瞬時至零，30秒后邏輯聯(lián)鎖磨煤機熱風(fēng)隔離擋板關(guān)閉，引起一次風(fēng)流量急降和出口風(fēng)溫持續(xù)下跌，熱風(fēng)調(diào)節(jié)擋板自動持續(xù)開至100%，冷風(fēng)調(diào)節(jié)擋板由于前饋回路的作用而持續(xù)關(guān)小，使得一次風(fēng)流量持續(xù)下降。但由于熱風(fēng)隔離擋板有卡澀，關(guān)到位信號未及時發(fā)出，使得一次風(fēng)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(fēng)隔離擋板突然關(guān)到位，引起一

50、次風(fēng)流量的再度急劇下降，之后按設(shè)計連鎖邏輯，冷風(fēng)隔離擋板至全開，使得一次風(fēng)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(fēng)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(dāng)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避免MFT故障的發(fā)生）。此外有關(guān)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；因此要減少機組停組次數(shù)，除熱工需在提高設(shè)備可靠性和自身因素方面努力外，還需要熱工和機務(wù)的協(xié)調(diào)配合和有效工作，達(dá)到對熱工自動化設(shè)備的全方位管理。需要運行人員做好事故預(yù)想，完善相關(guān)事故操作指導(dǎo)，提高監(jiān)盤和事故處理能力。3提高熱工自

51、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(shù)的廣泛應(yīng)用，熱控自動化設(shè)備已由原先的配角地位轉(zhuǎn)變?yōu)闆Q定機組安全經(jīng)濟運行的主導(dǎo)因素，其任一環(huán)節(jié)出現(xiàn)問題，都有導(dǎo)致熱控裝置部分功能失效或引發(fā)系統(tǒng)故障，機組跳閘、甚至損壞主設(shè)備的可能。因此如何通過科學(xué)的基礎(chǔ)管理，確保所監(jiān)控的參數(shù)準(zhǔn)確、系統(tǒng)運行可靠是熱工安全生產(chǎn)工作中的首要任務(wù)。在收集、總結(jié)、吸收同仁們自動化設(shè)備運行檢修、管理經(jīng)驗和保護誤動誤動原因分析的基礎(chǔ)上，結(jié)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：

52、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。為避免此類問題發(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(dāng)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，重要保護信號盡可能采取三取二方式，消除同參數(shù)的多信號處理和互為備用設(shè)備的控制回路未分模件、分電纜或分電源（對互為備用的設(shè)備）現(xiàn)象，減少一模件故障引起保護系統(tǒng)誤動的隱患。（3）做好軟報警信號的整理：一臺60

53、0MW機組有近萬個軟報警點，這些軟報警點往往未分級處理，存在許多描述錯誤，報警值設(shè)置不符設(shè)計，導(dǎo)致操作畫面上不斷出現(xiàn)大量誤報警，使運行人員疲倦于報警信號，從而無法及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備異常情況，也無法通過軟報警去發(fā)現(xiàn)、分析問題。為此組織對軟報警點的核對清理，整理并修改數(shù)據(jù)庫里軟報警量程和上、下限報警值；通過數(shù)據(jù)庫和在裝軟件邏輯的比較，矯正和修改錯誤描述，刪除操作員站里重復(fù)和沒有必要的軟報警點，對所有軟報警重新進行分組、分級，采用不同的顏色并開通操作員站聲音報警，進行報警信號的綜合應(yīng)用研究，使軟報警在運行人員監(jiān)盤中發(fā)揮作用。（4）合理設(shè)置進入保護聯(lián)鎖系統(tǒng)的模擬量定值信號故障診斷功能的處理，如信號變化速率診

54、斷處理功能的利用，可減少因接線松動、干擾信號或設(shè)備故障引起的信號突變導(dǎo)致系統(tǒng)故障的發(fā)生，未設(shè)置的應(yīng)增加設(shè)置。（5）繼續(xù)做好熱工設(shè)備電源回路的可靠性檢查工作，對重要的保護裝置及DCS、DEH系統(tǒng)，定期做好電源切換試驗工作，減少或避免由于電源系統(tǒng)問題引起機組跳機等情況發(fā)生。（6）加強對測量設(shè)備現(xiàn)場安裝位置和測量管路敷設(shè)的檢查，消除不滿足規(guī)程要求隱患，避免管路積水和附加的測量誤差，導(dǎo)致機組運行異常工況的再次發(fā)生。（7）加強對電纜防損、和敷設(shè)途徑的防火、防高溫情況檢查，不符要求處要及時整改，尤其是燃機機組，要避免因煙道漏氣燒焦電纜，導(dǎo)致跳機故障的發(fā)生。（8）電纜絕緣下降、接線不規(guī)范（松動、毛刺等）、通

55、訊電纜接頭松動、信號線拆除后未及時恢復(fù)等，引起熱工系統(tǒng)異常情況的屢次發(fā)生，表明隨著機組運行時間的延伸，電纜原先緊固的接頭和接線，可能會因氣候、氧化等因素而引起松動，電纜絕緣可能會因老化而下降。為避免此類故障的發(fā)生，各電廠應(yīng)將熱工重要系統(tǒng)電纜的絕緣測量、電纜接線和通訊電纜接頭緊固、消除接線外露現(xiàn)象等，列入機組檢修的熱工常規(guī)檢修項目中，并進行抽查驗收，對所有接線用手松拉，確認(rèn)接線緊固，消除接線松動而引發(fā)保護系統(tǒng)誤動的隱患。（9）開展熱工保護、連鎖信號取樣點可靠性、保護邏輯條件及定值合理性的全面梳理評估工作，經(jīng)過論證確認(rèn)，進行必要的整改，（如給泵過量程信號設(shè)計為開再循環(huán)門的，可能會引起系統(tǒng)異常，應(yīng)進行修改）。完善機組的硬軟報警、報