集美大学发动机生产实习报告

集美大学发动机生产实习报告 生产习报告 实 习 地 点 福建力佳股份有限公司 2013.07.04 实 习 时 间 2013.07.01-学 院 机械与能源工程学院 专 业 班 级 机械电子工程1011班 姓 名 林夏炜 学 号 2010716025 指 导 老 师 郑剑铭 陆小明 2 目录 第一章、实习目的...............................................3 第二章、实习内容...............................................4 第三章、实习总结和致谢.........................................31 3 第一章 实习目的与意义 1、了解多缸柴油机的生产制造过程及流水线的生产方式; 2、了解多缸柴油机机体及缸盖的加工工序; (三) 参观了解工件的每个加工工序在各机床上的安装、定位及夹紧方式，弄清各种刀具的使用和安装 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 ; (四) 通过接触实践，将课本的理论知识同实践相紧密地联系在一起，同时也在实践活动中学到了机械制造，工艺装备，企业管理等实际知识，为后专业课程提供了感性的认识; (五) 初步了解本专业的发展现状和前景，培养我们树立正确的专业思想和学习态度，明确学习的方向; (六) 了解本专业的主要内容，加深对本专业的了解，提高我们的专业兴趣和专业学习的主观能动性; 7、初步了解研究和解决工程实际问题的基本方法，培养我们树立正确的工程意识和工程观点。 4 第二章 实习内容 一、安全教育 安全是生产的基本前提和重要保证，它不仅是每一位工人在生产过程中要高度注意的，同时也是我们这次参观实习所要加强的重中之重。我们进工厂的第一天，就接受了工厂安全工程师的安全教育讲座，使我们对安全有了更深进一步的了解，这也是对我们将来真正走上工作岗位的一次很好的安全教育。首先，安全工程师给我们介绍了不安全因素和参观要求。 (一)、不安全因素 1人的不安全行为:是指造成人身伤亡事故的人为错误。包括引起事故发生的不安全动作;也包括应该按照安全规章去做，而没有去做的行为。不安全行为反映了事故发生的人的方面原因。 2物的不安全状态:是指导致事故发生的物质条件。不安全状态反映事故发生的物质条件方面原因。包括物作业环境潜在的危险。 3 环境不安全因素。 4 安全管理上的缺陷。 (二)、参观要求 1 着装(实习期间应穿戴整齐，穿防滑的鞋，不得穿拖鞋或凉鞋;女生头发不允许超过颈部，超过者需戴安全帽，并把头发盘进帽子里;男生不允许戴领带，吸烟必须在特定场所;男生进车间不得穿短裤，且长裤不得有长带外露，女生进车间不得穿裙子，要集中排队进出厂); 2交通规则(注意叉车和寻车遵循先让车通过再通行，严格行走人行道，同学之间互相帮助和提醒); 3 两台设备不得通行; 5 4 注意造成职业病的因素(喷漆、粉尘、噪声); 5 配件室等不能进入。 然后，他向我们介绍了本次实习中我们应该注意的安全事项: 1 实习期间应携带校徽，以备使用，应穿戴整齐，穿防滑的鞋，不得穿拖鞋或凉鞋; 2 女生头发不允许超过颈部，超过者需戴安全帽，并把头发盘进帽子里，男生不允许戴领带，吸烟必须在特定场所; 3 男生进车间不得穿短裤，且长裤不得有长带外露，女生进车间不得穿裙子，要集中排队进出厂; 4 在厂区及车间内不得打闹，不得乱动设备; 5 实习必须做到“三不伤害”即:不伤害自己，不伤害他人，不被他人伤害; 6 实习过程中不得迟到、早退或无故缺席，要服从带队老师和工厂人员的安排和指导; 7 不得有个人单独行动，若有特殊原因，应先向带队老师请假。 二、机体加工工艺 (一)、加工方式 柔性线:加工中心，适应于小批试制，多品种。 刚性线:专用机床，适应于大批生产，多品种。(本次实习公司每天生产300左右) (为了提高生产效率，柔性线与刚性线可互相综合，取长补短，提高生产效率) (二)、外形特点(箱体类或封闭类，除此之外还有壳类，轴类) 刚性好，重量重。(本次加工的机体模型如图1) 图1 机体模型 6 (三)、加工规律 1 铣加工平面，后加工孔。 2 先粗后精加工。 3 先加工基准。 加工部位 平面 孔 主孔系(主轴承孔，凸轮轴孔，缸套孔，机油泵孔，挺柱 体孔) 销孔 螺孔 平面 方式:铣 主轴承孔，凸轮轴孔，缸套孔，机油泵孔 方式:镗 挺柱体孔，销孔 方式:钻，扩，铰 螺孔 方式:钻，攻 (四)流程 1 粗铣顶底面及开档。加工机床铣刀如图2所示。 2 半精铣底面。(机床铣刀如图3) 3 精铣底面。(机床铣刀如图4) 4半精铣顶面 以上工序压紧方式:液压。 定位方式:以顶面或底面加上左面定位。已有面为x轴正方向，后面为y轴正方向，顶面为z轴正方向。如以铣顶面为例，这是左面定位分别限制z方向移动自由度，x和y方向旋转自由度，地面限制x方向移动及z方向旋转自由度。Y方向自由度不限制，本道加工程序采用的是不完全定位。以下简称一面两销。 刀具:专用铣刀。 车床:专用车床。 7 图2半精铣铣刀 图3 粗铣铣刀 图4 精铣铣刀 5.钻，镗底面销孔。(如图5) 6.铣左右侧面。(如图6) 以上工序定位方式:统一基准，一面两销。两销中，一销为圆销，一销为菱形销。作用是减小位置误差。统一基准目的是使累计误差变小。 压紧方式:液压。 车床:专用车床。 刀具:专用钻镗刀及铣刀。 8 加工零件流程中的工序分类: 工序集中:目的是减小重复定位误差，缺点是节拍长(适用于试制)。 工序分散:重复定位误差大，节拍短(适于大批量生产)。 图5 钻，镗销孔刀具及零件 图6 铣左右侧面车床及刀具 7.精铣开档。(图7)(定位:三面六点定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用铣刀) 8.粗铣前后端面。(图8)(定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用铣刀) 9 图7 精铣开档刀具及车床 图8 粗铣前后端面刀具及车床 9.精铣前后端面。(图9)(定位: 一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用铣 刀) 10.粗镗主轴承孔，凸轮轴孔。(图11) (定位:一面两销定位 压紧方式: 液压 车床:专用车床 刀具:专用 镗刀) 11.粗镗缸套筒。(图12)(定位:一 面两销定位 压紧方式:液压 车床: 专用车床 刀具:专用镗刀) 12.锪闷头孔(沉孔)。 13.铣左侧长条搭子。(图13)(定位: 一面两销定位 压紧方式:液压 车床: 专用车床 刀具:专用铣刀) 图9 精铣前后端面刀具，车床 10 14.铣机油泵孔两侧。(图14)(定位: 一面两销定位 压紧方式:液压 车床: 专用车床 刀具:专用铣刀) 15.铣轴瓦定位槽主轴承孔两侧(图15)。 (定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用铣刀) 图10 闷头孔示意图 16.钻左右侧螺孔。(图16)(定位: 一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用钻刀) 17.攻左右侧螺孔。(图17)(定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用攻丝刀) 18.钻攻斜油孔。(如图18，图19)(定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用钻刀攻丝刀) 19.钻攻顶面螺孔。(如图21)(定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用钻刀攻丝刀) 20.钻攻接合面(主轴承盖)螺孔。(如图20)(定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用钻刀攻丝刀) 21.钻顶面水道孔，底面螺孔。(如图22)(定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用钻刀) 22.攻底面螺孔。(如图22)(定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用攻丝刀) 11 图11粗镗主轴承孔，凸轮轴孔刀具 图12粗镗缸套筒车床及刀具 图13 铣长条搭子刀具 图14 铣机油泵孔两侧机床 12 图15 铣轴瓦定位槽刀具及车床 13 图16 钻左右侧螺孔刀具 图17 攻左右侧螺孔刀具 图18 钻斜油孔车床及刀具 图19 攻斜油孔车床及刀具 14 图20 攻接合面螺孔 图21 钻攻顶面螺孔 15 图22 钻攻底面螺孔 23.合装主轴承盖。(如图23)(定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床) 24.半精镗主轴承孔，凸轮轴孔。(如图24)(定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用镗刀) 图23 步骤23图片 图24 步骤24图片 25.精镗主轴承孔，凸轮轴孔。(如图25)(定位方式等与24相同) 16 26.镗止推面。(如图26，图27)(定位:两面一销定位，底面，后面，菱形销分别定位3，2，1各自由度 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用镗刀) 图25 步骤25图片 图26 步骤26图片 图27 止推面台阶深度示意图 27.钻扩铰挺柱孔。(定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用钻扩铰刀)(图28，图29) 17 图28 步骤27图1 图29 步骤27图2 28.钻，粗镗，精镗机油泵孔。(图30)(定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用钻镗刀) 图30 钻机油泵孔图片 29.钻顶面长油孔。 30.钻攻前后端面螺孔。(如图31，图32) 18 31.钻前后端面主油通孔。(如图33) 32.钻扩铰前后端面销孔。(图片参照图28，图29) 以上定位:一面两销定位 压紧方式:液压 车床:专用车床 刀具:专用钻扩铰攻刀。 图31 攻前后面螺孔图1 图32钻前后面螺孔图2 33.半精铣缸套孔。(图34)(定位: 一面两销定位 压紧方式:液压 车 床:专用车床 刀具:专用铣刀) 34.精铣顶面。(图35)(定位: 一面两销定位 压紧方式:液压 车 床:专用车床 刀具:专用铣刀) 35.精铣缸套孔。(如图36)(定位: 一面两销定位 压紧方式:液压 车 床:专用车床 刀具:专用铣刀) 36.清洗。主要包括1)对孔吹气2) 对孔清洗3)试水压(试漏)。(如 图37) 图33 前后端面通孔 19 图34半精铣缸套孔图片 图35精铣顶面图片 图36 精铣缸套孔机床，刀具 图37清洗过程图片 20 三、气缸盖加工 (一) 生产情况:属于单品大批生产，采用专用设备。 (二) 加工工序:先面后孔，定位加紧，使用刀具。(气缸盖结构如图1) 图1 气缸盖结构示意图 加工过程 (七) 1.粗铣进排气法兰面(如图2，图3) 定位:以底面及进气法兰面定位 夹紧方式:气压加紧 刀具:组合卧铣可转位面铣刀 车床:专用车床 2.粗铣顶底面 定位:排气法兰面，顶面 定位 夹紧方式:气压加紧 刀具: 专用铣刀 车床:专用车床(如图 4) 图2 步骤一夹紧定位示意图 图3步骤1图片 21 图4步骤2图片 3.精铣进气法兰面(定位加紧方式与步骤一相同，车床:专用车床，刀具:专用铣刀)(如图5) 4.精铣顶底面。(定位加紧方式与步骤二相同，车床:专用车床，刀具:专用铣刀)(如图6) 图5 步骤3图片 图6 步骤4图片 22 5.铣前后端面。(如图7，图8) 定位:以顶面及排气法兰面及第一缸进气座毛胚孔定位 加紧:气压 车床:专用车床 刀具:专用铣刀 图7 步骤5夹紧示意图 6.钻螺栓孔及M10底孔。 ，图10) (如图9 定位:以底面排气法兰 面，前端面定位 夹紧: 液压夹紧车床:专用车床 刀具:专用刀具 图8 铣前后端面图片 图9 步骤6夹紧示意图 23 底面 钻铰 2×φ13/φ15.1， 钻扩隔套孔，扩排气门座孔。 (图11) 7.顶面钻螺栓孔(如 )锪排气门座 图12)。底面1 孔φ8小孔铰隔套孔2)钻铰 2个φ14.7孔 (如图13)机 床如图14。 定位:底面及两个销孔定 位 夹紧:气压夹紧 车床:专 用车床 刀具:专用刀具 图10 步骤6专用车床 图11 底面钻铰孔夹紧示意图 图12 钻螺栓孔示意图 24 图13 步骤7.2)示意图 8-14.1)钻水孔，油孔，推杆孔 2)钻，扩，半精铰，精较进 排气门座孔及导管孔(如图 15)定位:以底面及两个销孔 定位 夹紧:液压 车床:专用 车床 刀具:专用刀具 图14 步骤7车床 图15 步骤8-14夹紧方式示意图 15-20.(如图16) 25 1)钻两个喷油器孔φ20 2)钻两个喷油器孔φ8.8 3)精铰喷油器孔φ22 4)精铰喷油器孔φ9.3/φ21 夹紧方式:液压夹紧 车床:专用车床 刀具:专用刀 定位:以底面及两销孔定位 具 图16 工序15-20装夹示意图 21.(图17) 1)钻进气法兰面4*φ6.7孔，2*φ8.5孔 2)钻排气法兰面4*φ6.7孔，4*8.5孔 定位:以底面，排气法兰面及前端面定位 夹紧:气压夹紧 车床:专用车床 刀 具:专用刀具 22.(如图17) 1)攻8*M8—6H螺孔 2)攻4*M10—6H螺孔 定位:以底面，排气法 兰面及前端面定位 夹紧:气压加 紧 车床:专用车床 刀具:专用 刀具 图17 步骤21，22夹紧示意图 23.钻前端面5*φ6.7，钻后端面5*φ6.7(如图18) 26 定位:以底面，排气法兰面及后端面定位 夹紧:气压夹紧 车床:专用车床 刀具:专用刀具 图18 步骤23，24夹紧示意图 24.攻前端面5×M8—6H 攻后端面5×M8—6H(定位，夹紧同工序23)(图18) 步骤8—24车床及刀具如下: 图19 图20 27 图21 图22 图23 图24 图25 28 25.铣进排气座孔之间圆弧R40:作用:散热 定位:以底面、排气法兰面、前端面定位 夹紧:气压夹紧 刀具:采用三面刃铣刀 车床:专用车窗(夹紧方式如图26，刀具车床如图27) 图26 步骤25夹紧方式 26-27.钻攻底面各孔钻攻喷油 孔旁小孔(图28) 定位:以底面及两排气座孔定 位 刀具:使用摇臂钻和钻模版 车床:专用车床 28.吹气去除铁屑，清洗表面; 装喷油器密封元件，压装闷头， 试水压(0.4MP压力下一分钟不 许渗漏)(图29-32) 图27 步骤25刀具及车床 图28 步骤26-27图 29 29.磨底面(与机体配合)，用平面磨进行， 总清洗，送装配。(夹紧方式见图)(图33) 定位:使用平面磨床 夹紧:电磁力夹紧 车床:专用车床 刀具:专用刀具 图29 清洗图 图30 吹气去除铁屑图 30 图31 装密封元件，压闷头孔，隔套图 图32 试水压图 图33 步骤29图 31 第三章 实习总结和致谢 大三和发动机的生产实习一同结束，也算是一种专业的结束方式，在这一个星期里自己真的是由收获有损失。收获了书本没有的见识，让我们对自己的就业有了更深的了解。 我们在以前的学习生活中，知识的来源往往限于课本和老师的讲解。对于很多东西了解的也很抽象，而通过这次在生产第一线的观察和相关工程师的介绍，我们对本专业基础的生产实际就有了一个比较直观的了解。甚至有些东西我们想的很简单，但在具体的生产中却又是另一种情况。这正验证了学校实验楼上的一句话:“纸上得来终觉浅，绝知此事要躬行。”下面就具体谈谈我在本次实习经历的所见所闻和感受。 大概的流程是上午实习，下午参观生产。第一天主要讲生产安全教育，工程师给我们讲了有哪些因素能造成我们的人身危险。包括人、物和环境因素，其中人的不安全行为是造成安全事故的主要原因。第二天是我们的机体工艺工程师给我们讲诉机体生产的工艺，主要讲加工的定位，加工面的精度保证，下午是生产参观。第三天使缸盖生产工艺介绍，主要讲缸盖的加工工艺，这次是另一个工程师在讲，精度保证方面，讲得有所欠缺。第四天我们总体去研究整一个发动机缸体和缸盖的制造工艺流程。通过前面工程师的讲解，我们基本能辨认每一个工艺流程。最终我们圆满结束了此次的生产实习。 其实，有些知识是很简单，也许你一听就会，但你没看过，没去接触过是很难有所作为的。实习就是一个格物致知的过程，它带给我们不仅仅是专业，还有就是踏实的职业精神。我们是90后，是很嫩，没经受过风雨的打击，也许当我们走到这一天时，我们也很佩服自己。希望这次实习所看到的工人精神能永远镌刻在我们每一个人的心中。 文章最后，感谢学校和学院给了我们这么一次有意义有价值的实习机会，感谢陆老师和郑老师辛勤地带领和指导我们取得此次的实习成功，还要感谢同学们路上的互相帮助，谢谢你们～ 32 电厂分散控制系统故障分析与处理 作者: 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-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 33 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)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/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 34 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-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。 2.3 DAS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 35 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。 2.4 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 初级会计实务单元训练题天津单元检测卷六年级下册数学单元教学设计框架单元教学设计的基本步骤主题单元教学设计 “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 36 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专家间的电话分析讨论，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 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 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点故障引起。由于阿尔斯通DEH系统无冗余 37 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，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， 38 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5.10,5.20VDC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 39 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。 2.6 SOE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: (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。 40 (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，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”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 41 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，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统误 42 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较，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，减少或避免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，避免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)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，要避免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 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 (松动、毛刺等)、通讯电缆接头松动、信号线拆除后未及时恢复等，引起热工系统异常情况的屡次发生，表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。为避免此类故障的发生，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项目中，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)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较敏感，如果模件上的积灰较多可能会造成该模件的部分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，表面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 43 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、压缩空气的干燥度、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，有可能对设备安全产生隐患，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 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 项目列入机组大小修项目中。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较，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 规范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加入，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，应及时消除后重新试验(特殊试验项目除外)直至合格。 (3)规范保护信号的强制过程(包括强制过程可能出现的事故事前措施，信号、图纸的核对，审批人员的确认把关，强制过程的监护及监护人应对试验的具体操作进行核实和记录等)，强调信号的强置或解除强置，必须及时准确地作好记录和注销工作。 (4)所有试验应有试验方案(或试验操作单)、试验结束后应规范的填写试验报告(包括试验时间、试验内容、试验步骤、验收结果及存在的问题)，连同试验方案、试验曲线等一起归档保存。 3.4 继续做好基建机组、改造机组、检修机组的全过程热工监督工作 (1)对设备选型、采购、验收、安装、调试、竣工图移交等各个环节严把质量关，确保控制系统和设备指标满足要求。 (2)充分做好控制系统改造开工前的准备工作(包括设计、出厂验收、图纸消化等)。 (3)严格执行图纸管理制度，加强检修、改造施工中的图纸修改流程管理，图纸修改应及时在计算机内进行，以 44 保证图纸随时符合实际;试验图纸应来自确认后的最新版本。 (4)计算机软件组态、保护的定值和逻辑需进行修改或改进时，应严格执行规定的修改程序;修改完毕应及时完成对保护定值清册和逻辑图纸的修改，组态文件进行拷贝，并与保护修改资料一起及时存档。 (5)机组检修时进行控制系统性能与功能的全面测试，确保检修后的控制系统可靠。 3.5 加强培训交流 (1)定期进行人员的安全教育和专业技术培训，不断提高人员的安全意识和专业水平，提高人员对突发事件的准确判断和迅速处理能力。减少检修维护和人为原因引起的热工自动化系统故障。 (2)加强电厂间交流，针对热工中存在的问题，组织专业讨论会，共同探讨解决问题办法。 (3)完善热工保护定值及逻辑修改制度;认真组织学习、严格执行热工保护连锁投撤制度;实行热工保护定值及逻辑修改、热工保护投撤、热工保护连锁信号强制与解除强制监护制。 45