HY-240正压氧气呼吸器

HY-240正压氧气呼吸器 HY—240型正压氧气呼吸器 一、简介 呼吸器是人体呼吸的安全保护装备。主要用于矿山、冶金、石油、化工、消防等行业，当有毒、有害气体出现时，供专业人员抢险救灾使用。在煤矿企业中氧气呼吸器是救护指战员必备的安全防护装备，主要供救护队用来处理矿井各类突发的灾变事故时使用，保证煤矿的安全生产。 从1953年起至80年代末、90年代初，我国绝大部分煤矿救护队在抢险救灾中使用国内生产的隔绝循环式氧气呼吸器。由于该种呼吸器在人吸气时造成呼吸系统内出现负压，当系统出现泄漏时，极易造成外界有毒气体漏入呼吸系统内，很难保证呼吸系统内的毒气在安全允许浓度，因此，使用该种呼吸器对灾区的有毒气体浓度有一定的要求，由于灾变环境是随机的，毒气的浓度、成份无法加以控制，有时会超过允许浓度几百、几千倍，因此负压型呼吸器存在很大的安全隐患，近几年国内、外都研制出了正压呼吸器。 由于负压型氧气呼吸器不安全隐患的存在，因此《煤矿安全规程》第505条明确规定推广使用正压氧气呼吸器。我国及欧美等国从90年代相继研制成功了正压氧气呼吸器。由于欧美等国 1 的正压氧气呼吸器救护队普遍反映体积、重量都较大，不适合在为煤矿狭窄巷道中推广使用，也不适合中国人体形。所以，正压氧气呼吸器在国内发展的趋势是:力求体积小、重量轻、性能可靠、佩带舒适、使用维护方便的正压氧气呼吸器。 HY-240型正压氧气呼吸器是河南方圆公司进行改制的产品，它利用先进的工艺技术，结合国内煤矿特点，在产品结构上突出体现了:体积小、重量轻、性能可靠、佩带舒适、使用维护方便等特点(这就是HY—240的优点)。 二、氧气呼吸器 氧气呼吸器统称为隔绝再生循环式氧气呼吸器，氧气呼吸器按人体吸气时低压系统的压力大小和氧气的来源，分为以下三种: 1、负压型氧气呼吸器; 2、正压型氧气呼吸器; 3、化学氧呼吸器。 我国最早使用的是日本产氧气呼吸器，到1953年后，先引进苏联的PKK—1和PKK—2呼吸器，后仿制出国产化的AHG—2、AHG—4、AHG—3、AHY—6型呼吸器，另外还有AHG—4A型、AHG—4A改造型等至今仍然在大量使用。负压氧气呼吸器是靠定量供氧和人吸气所产生的负压开启自动补气使呼吸器进行有效的工作。它的致命弱点是:人在吸气过程中，呼吸循环系统呈负压状 2 态。即在使用过程中有50%的时间存在着外界毒气向呼吸循环系统渗漏的危险性。救护队员的生命安全不能得到保证。已发生多起由于鼻夹、口具脱落等原因造成的救护队员中毒死亡事件。 由于负压氧气呼吸器安全隐患的存在，90年代我国及欧美等国开始研制开发正压氧气呼吸器，正压氧气呼吸器靠定量供氧及需求阀供氧使呼吸器进行有效的工作。而且依靠需求阀有效供氧及正压弹簧的作用使呼吸器低压呼吸循环系统始终保持正压状态，因此，该种呼吸器有受环境毒气含量的影响，其使用的安全性能得到了很大的保证。 化学氧呼吸器，它是通过人体呼出的气体与化学生氧药剂反应所产生的氧气供人呼吸使用的一种防护装备，由于使用费用昂贵，在我国没有推广。 三、人的呼吸特性 人的呼吸器官是呼吸道和肺腔组成。由于人体呼有差异，因此呼吸特性也不尽相同。表示人体呼吸特性的基本参数为:呼吸频率和呼吸量。呼吸频率为:单位时间内完成的呼吸次数。呼吸量为:一次呼出或吸入气体的体积与呼吸频率的乘积。呼吸频率及呼吸量的变化与人的意志无关，而是由呼吸中枢向呼吸神经发出信号，即自动实现的。人的呼吸状态和呼吸量、呼吸频率的关系为: 静坐时呼吸量为:10L/min 频率为:15,18次/min 耗氧量 3 为:0.8,1.0L/min 中等劳动强度呼吸量为:30L/min 频率为:20次/min 耗氧量为:1.4L/min 强体力呼吸量为:50L/min 频率为:25次/min 耗氧量为:2.5L/min 人的呼吸是周期性的，具有特定的呼吸波形，这种波形表征了呼吸周期中气体的体积速度变化情况，前苏联学者研究得出人的呼吸波形主要分为三种即平顶形、三角形、正弦波形(如下图)。 V V T T 平顶形 三角形 V T 正弦波形 4 在氧气呼吸器设计中必须保证适应呼吸量6,70L/min，呼吸频率在10,35次/min的高标准要求。在三种呼吸波形中，正弦波形呼吸的体积速度最大，比呼气或吸气的平均值大1.4,1.6倍，比平顶波形大1.1,1.4倍，比三角波形大1.8,2.0倍。三角形呼吸波形人很难实现，而且呼吸瞬间流速高。平顶形呼吸波形呼吸频率慢，这种呼吸波形的人是经过多年训练才能达到，如运动员、运动健将等，这种人不但呼吸频率慢，心跳也缓慢。根据上述对人的三种呼吸波形的介绍和比较，三角形呼吸波形的人对佩戴氧气呼吸器是最不理想的。平顶形呼吸波形的人最有利对呼吸器的使用,但很少。正弦波形的人是大多数，最具代表性，目前的各类呼吸器都以正弦波形为基础进行设计的。 四、HY-240正压呼吸器的工作原理 为保证呼吸系统工作时处于正压状态，用图1表示HY-240正压氧气呼吸器的系统原理。 正压系统由三部分组成:1、低压呼吸循环再生系统。2、自动调节部分。3、高中压联合供氧部分。 该系统工作时，由人的呼气口1——呼气阀2——CO吸收罐23——呼吸袋19。此时呼气终了。吸气时由呼吸袋19——冷却罐21——吸气阀22——吸气口1。这就是低压呼吸循环再生系统。 5 正压自动调节部分由呼吸袋19、支承板6、调节弹簧7、承 6 板8、排气阀5、需求阀18组成。 高中压联合供氧部分由高压气瓶11、气瓶开关12、高压表13、高压表开关14、手动补给阀10、减压器9、中间调节阀15、安全阀16、定量孔17、摇杆阀18组成。 当氧气瓶处于关闭状态，整个供氧源被关断，此时由于弹簧7的压力作用将承板下压造成呼吸袋压蹩，用密封盖堵住接口1，此时需求阀18已被下压的承板8打开，这时打开氧气瓶开关12，呼吸袋内瞬间予充氧，弹簧同时受呼吸袋气压推动承板被压缩到需求阀关闭位置，形成予压值，该予压值即为克服吸气管路阻力的下限阀值。在打开氧气瓶开关的同时，定量孔17开始向呼吸袋定量供氧，到排气阀5开始排气时，即为上限阀值。这就构成了呼吸压力的自动控制装置。能够保证人的呼吸量从10L/min到50L/min的变化范围内，使呼吸压力在0,700Pa之间变化，保证了呼吸系统始终处于正压状态。这就是正压呼吸器的工作原理。 打开氧气瓶，高压氧气进入减压器，降为中、低压后。经过定量孔、需求阀进入呼吸袋，吸气时，氧气经过降温器、吸气阀、吸气管、面具进入人的肺部。呼气时，气体经过面具、呼气管、呼气阀、清净罐，二氧化碳吸收后进入呼吸袋，和定量孔、需求阀进来的氧气相混合，形成多氧空气，供重新呼吸。按动手动补气阀，高压氧气直接进入呼吸袋供人呼吸，多余的气体经排气阀排出。这样氧气就完成了一个循环。 7 五、产品构造 1、面具(包括全面罩和半面罩);2、连接螺栓;3、呼吸接口(一边接吸气管，一边接呼气管);4、背带;5、吸气管;6、吸气阀;7、压力表;8、报警器;9、背垫;10、冷却器;11、出气螺口(吸气口);12、哨子;13、呼吸袋;14、导柱;15、锁帽;16、承板;17、横架;18、压力表开关;19、手动补给;20、吸水袋;21、连接口(连水袋);22、氧气瓶;23、紧固带;24、气瓶接口;25、外充气口;26、减压器;27、需求阀;28、进气螺口;29、下外壳;30、吸收罐;31、紧固带;32、呼气阀;33、呼气管;34、密封盖;35、上盖;36、排气阀;37、正压弹簧;38、气瓶开关;39、腰带。 六、技术参数 1、使用时间 4h 2、最高工作压力 20MPa 3、氧气瓶容积 2.2L(2.4L) 4、氧气贮量 440L (480) 5、呼吸量 10,50L/min 6、呼吸压力 0,700Pa 7、动态排气压力 ,800Pa 8、吸收剂量 1.8,2kg Ca(OH) 2 9、最终CO穿透量 ,1% 2 8 10、定量供氧量 1.4?0.1L/min(可调) 11、自动补给量 ,150L/min 12、手动补给量 ,80L/min 13、产品质量 12.5kg(包括吸收剂、氧气) 14、外形尺寸 520×375×165mm 七、正压氧气呼吸器与负压氧气呼吸器的区别 正压氧气呼吸器与负压氧气呼吸器最大的差异是:负压氧气呼吸器的自动肺供氧是靠人的肺动力来完成的，即把呼吸袋的气吸完后产生负压值到-150,-250Pa时自动肺开始动作进行自补。特别是吸气时为负压，很容易使外界空气的有毒有害气体进入呼吸系统中，造成佩用人员中毒，而且在吸气时肺动力负荷相对增大，导致佩用者感到疲劳。 下图为正压呼吸器与负压呼吸器呼吸压力变化曲线。 Pa Pa 0 t0 t 负压型 正压型 而正压氧气呼吸器的需求阀供氧是靠自动调节部分的机械 9 作用来完成的。由于需求阀的有效供氧及正压弹簧的作用，在整个呼吸过程的低压循环部分始终保持正压，并且肺动力负荷相应减小，因此，外界空间有毒有害气体不会进入呼吸系统中，从而确保了佩用人员的安全。同时也会使佩用人员感到舒适。下图为负压呼吸器与正压呼吸器呼吸压力随呼吸量的变化曲线: Pa Pa 呼气压力 呼气压力 0 0 L/min 吸气压力 吸气压力 从上图可以看出正压氧气呼吸器循环再生系统的内部压力始终大于外界空间的压力。 八、正压氧气呼吸器减压器的作用 呼吸器设置减压器的目的是:保持整机稳定的供氧性能。因为呼吸器球形需求阀及定量孔的供氧量决定中压值的大小，并直接影响呼吸器的整机供氧性能。如果呼吸器不设减压器，直接由氧气瓶进行供氧，那么，随着佩带时间的延长氧气瓶的压力相应降低，整机供氧性能将会发生变化，为了保持呼吸器的整机供氧不受氧气瓶压力变化的影响，必须设置减压器以保持稳定的中压 10 输出值。呼吸器设置减压器的目的是:保持整机稳定的供氧性能。 九、正压氧气呼吸器的优点 1、具有三路供氧系统 ?定量供氧;?需求阀自动供氧;?手动补给供氧。 如定量供氧失灵(定量孔被堵塞)需求阀自动供氧可保证佩用人员安全使用，如果定量供氧和需求阀自动供氧全失灵，还有手动补给供氧。佩用人员可间断按手动补给按钮，实现手动供氧，以确保其安全退出有毒有害环境(灾区)。 2、需求阀自动供氧阀门开启灵活、关闭迅速、安全可靠。 因为氧气呼吸器自动供氧方式分为两种:一种是定压式，另一种是定位式。 定压式氧气呼吸器是靠气囊(或气仓)内部压力来控制需求阀门开启和关闭动作的。而定位式需求阀门的开启与关闭是通过承压板的位移接触气囊(或气仓)内球形阀杆来控制。HY-240的需求阀是定位式的。 3、正压氧气呼吸器还设置有呼吸降温装置—冷却罐。有的是用兰冰进行降温，有的是用自然冰降温，HY-240是用自然冰块降温，当环境温度超过35?时将事前冻好的冰块装入罐内盖紧大胶盖使佩用人员呼吸舒适，可延长在高温区的作业时间。 4、自动排气阀是柱杆式的，免调试、免拆装，而且还装有逆止阀片，有效地避免当排气阀片失灵时产生逆向漏气的危险。 11 5、具有余压报警装置。余压报警装置是对佩带呼吸器人员提示氧气瓶剩余压力的安全装置，当气瓶压力降到4,6MPa时，报警自动开启，吹动报警器哨子嘴发出声响，报警时间达到30,60秒后，报警器自动停止，耗氧3,5L/min。 十、使用方法 注意:1、使用前必须进行外观和使用性能检查，否则会造成人身事故。 2、在外观检查和功能检查发现异常的产品严禁使用。 ?外观检查及准备 1、面具(面罩)全、半 A、所有橡胶件是否老化、变形，弹性好坏，是否气密。 B、所有组装件是否齐全，装配是否牢固。 C、视窗保持干净，不许划伤。 2、呼吸软管部分 A、所有连接处应牢固，软管有无变形。 B、面具接口处应有O形圈，连接螺杆的螺纹应正常。 C、已装二氧化碳吸收剂的产品面具接口处应装有密封盖，否则不能使用，必须重新更换药剂。 3、压力表 A、压力表无损坏现象(盘、针、玻璃)。 B、指针必须指向0位。 12 4、压力表导管 A、导管表面无损坏。 B、导管接头应牢固。 C、压力表开关应正常。 5、背带 A、背带应齐全，装配牢固。 B、连接、缝合处应牢固。 C、所有背带始终保证有足够的强度。 6、箱体(外壳) A、箱体无变形、裂痕。 B、箱体上盖方框内应贴反光标志。 7、氧气瓶 A、检查钢印标记，确认有效期(3年一次)。 B、开关把手转动灵活，装配结构正常。 C、首先将产品出厂的气瓶放空，再用医用氧气充气到5, 10MPa再放空，再充到规定压力。开关及瓶口应气密，待用。 8、二氧化碳吸收罐 A、表面不许有碰撞的伤痕。 B、装药密封盖加胶垫是否拧紧。 C、所装的吸收剂必须是合格的产品。 D、装完吸收剂的产品应记录装药时间，存放期不能超过规 13 定日期(《规程》506条 3个月)。 9、冷却罐 A、园口是否变形。 B、胶盖是否老化、变形、破损。 10、呼吸袋 A、是否有老化、变形、开胶现象。 B、所有连接的金属件是否连接牢固、端正。 C、承板的6个孔是否已套入橡胶固定钮。承板的左、右定 位是否与定位杠杆连接好，上、下运动是否灵活; D、与排气阀的装配处是否在橡胶接头内槽中，外槽是否有 紧箍O形圈，逆止阀片动作是否灵活。 11、正压弹簧 A、弹簧的上、下端头是否装入固定座内。 B、两个弹簧尺寸与弹力相同。 C、不许拉弹簧。 12、连接部分 检查以下部分是否已拧紧。 A、高压氧气瓶与减压器之间的连接螺帽。 B、呼吸袋与需求阀之间的连接螺帽。 C、呼吸袋与冷却罐之间的连接螺帽。 D、呼吸袋与吸收罐之间的连接螺帽。 14 E、呼吸袋与手动补给之间的连接螺帽。 F、吸收罐与呼气阀软管之间的连接螺帽。 G、冷却罐与吸气阀软管之间的连接螺帽。 H、需求阀与减压器连接导管之间的连接螺帽。 ?产品用前性能检查 1、气密性检查 打开氧气瓶瓶开关，此时瞬间需求阀向呼吸袋予充氧，呼吸袋同时鼓起到需求阀关闭。再关闭氧气瓶一直到压力表指示降到零。这时呼吸袋处于静压状态，观察15秒不会瘪降。如果有瘪降现象，说明漏气。 2、定量孔流量检查 经气密检查合格的产品，打开氧气瓶开关，开始定量向呼吸袋供氧，呼吸袋上的排气阀到位时间应>2.5—3min为正常。 3、排气阀检查 再进行观察排气阀杆顶到弹簧上座的顶片上开始排气，呼吸袋内的气压力不再上升。 4、手动补给检查 排气检查之后，点压手动补给能听到明显的排气声为正常。 5、需求阀检查 经予充氧到呼吸袋停止鼓起，说明需求阀已工作正常。经手动补给检查之后拧掉呼吸口堵盖，此时呼吸袋很快瘪下，有大量 15 气流喷出，并能听到需求阀给气的声响，此时说明需求阀工作正常，此操作在2秒内必须关闭气源。 ?佩戴前的准备工作 首先，进入佩戴准备的产品必须在充足氧气、确认已装有效的药剂，否则不能佩戴。 1、面具防雾措施 在干净的面具视窗上按防雾水说涂抹防雾水。 2、装冷却用冰块 当佩戴环境需要加入冷却冰块时，在进入工作前打开产品上盖，拿掉冷却罐胶盖，从专用的携带保温箱中取出不锈钢冰盒，拿掉胶盖，用承温热冰盒，将冰块从冰盒倒入冷却罐中，再盖上冷却罐胶盖，扣好产品上壳。 ?佩戴方法 1、将呼吸器主体的背面朝上，腰垫在头前，呼吸软管接口在胸前，用两手将背带分到手外侧，再用两手抓住呼吸器主体。 2、将呼吸器翻过头顶，然后放置到背部，背带上肩。 3、调正呼吸器的背带，扎好腰带、胸带。 4、取下呼吸器堵盖，注意O形圈是否仍在原位，连接面具用螺栓拧紧。 5、将面具的头带松开，翻到面具外侧。首先将面具贴紧下颚，在脸部摆正面具分开头发，用左右手轮换把住面具，用手轮 16 换拉下侧左右紧带，同样，再拉紧左右中部紧带，最后拉紧顶带。 6、佩戴面具后立即打开氧气瓶开关。 7、开始呼吸再调正面具紧带，感到面具贴合舒适、气密好。 8、最后检查呼吸循环系统，先用手握紧吸气软管检查呼气阀，此时呼气能，吸气关闭。再用手握紧呼气软管检查吸气阀，此时吸气通，呼气关闭。最后进行小呼吸量及深呼吸试验，应感觉正常。同时检查压力表氧气应充足。 使用半面具时按下例顺序操作: 1、取下呼吸口堵盖，O形圈应在原位，连接半面具用螺栓拧紧，把半面具扣在嘴上，用头带、挂钩连接半面具。 2、将半面具摆正，把上、下四条紧带均匀拉紧。 3、打开氧气瓶开关，按上述8的方法检查呼吸循环系统，进行呼吸试验。 ?使用过程中的注意事项 1、经常注意压力表指示，注意掌握撤出时间，中等劳动强 2度耗氧1.4L/min，压力表指示下降1MPa(10kg/cm)的时间约为10—15分钟。 2、在灾区严禁取下面具(紧严牢固)。 3、佩戴过程中身体有不适感，如头晕、呕吐、乏力、发冷、发热必须退出灾区。 4、手动补给阀的使用 17 A、呼吸困难、眼睛有刺激感、有异味，这时可以用手动补给冲洗，立即撤出灾区。 B、吸入气体过热，感觉无法忍受时，可用手补改善。 C、在压力指示正常的情况下，感到呼吸供气不足，用手动补给掌握供氧，立即撤出灾区。 5、氧气瓶的紧急再充气 ?拧下充气口保护盖。 ?把充气接头插入充气口中，用手拧紧螺帽，关闭中间的放气开关。 ?连接充足氧气的备用瓶，拧紧螺帽，缓慢打开备用瓶开关压力上升到平衡为止已充气完成，再关闭外充气气瓶开关，用充气接头中间开关放气泄压然后卸下氧气瓶及充气接头，最后再拧上保护盖。 ?遇有特殊情况可以用手握住处于充气状态的氧气瓶撤出灾区。 十一、使用后的维护 ?卸下部件及维护 警告:呼吸器的拆装过程工具、环境不许有油脂，防止污染零件发生爆炸事故。 A、将面具、正压弹簧、呼吸软管部分、吸收罐、冷却罐、呼吸袋、呼吸阀、氧气瓶拆出。 18 B、将呼吸软管部分、呼吸袋、面具用清净水冲洗，将水甩干后放阴凉通风处自然阴干，不许用热风吹，不许用日光直射。 C、清洗后经阴干的面罩用医用纱布浸吸消毒酒精擦拭与脸颊接触部位。 D、用清洁抹布将呼吸器外壳及背具擦拭干净，阴干。 E、把吸收罐装的吸收剂倒掉，吹净余灰，擦净表面。 F、把冷却罐内的冷却水、冷凝水倒掉冲洗阴干，擦净表面。 ?检查组装 A、吸收罐装吸收剂 首先用专用工具将吸收罐内的弹簧拉紧，然后将经过筛除粉尘，符合标准的吸收剂，用漏斗灌入吸收罐中，用手拍打罐壁，装实到罐口，擦掉罐口密封面粉尘，用密封盖堵紧，放松专用工具。立即组装产品，如果暂时不装产品必须将吸收罐通气口用盖密封，吸收罐装药剂不少于1.9公斤，装药后记录下装药日期。 B、充填氧气 用专用氧气充填泵，氧气纯度大于99.85%无异味和粉尘的氧气向呼吸器氧气瓶充填至20MPa，氧气瓶开关关闭后不许漏氧气。 C、检验高压、中压部分、减压器、压力表、压力表开关、补气阀气密。 D、用ORT—1正压氧气呼吸器检验仪检验定量孔流量。 E、检验需求阀的摇杆:首先在无压力情况下，用手按动摇 19 杆应灵活、弹性好，能自动归位，然后打开氧气瓶开关，瞬间按动摇杆有大量氧气喷出，应自动归位关闭，然后用香皂水检查应不漏气。 F、检查手动补给流量正常、关闭灵活。 G、检查压力表导管开关，关闭正常。 H、组装: ?首先把吸收罐与冷却罐装成一体，再组装呼吸阀、呼吸软管、呼吸袋、吸水袋，然后放入呼吸器下壳内，用卡带将吸收罐拧紧固定。 ?把呼吸袋的右侧螺帽与需求阀组装拧紧。 ?把呼吸袋右下角的小螺帽与减压器的手动补给管连接拧紧，上正不歪扭。 ?把呼吸袋承板左右定位座与定位位杆进行组装，此时用手上下移承板活动灵活。 ?用手按动排气阀动作灵活，逆止阀片能自由开动，排气阀的紧固圈装配应正常。 ?把正压弹簧用手压缩装入上下固定座中。 ?将充足压力的氧气瓶与减压器连接，再用长带拧紧。 ?最后用ORT—1检验合格。 ?上呼吸管呼吸接口密封盖。 (三)HY-240氧气呼吸器故障处理 20 1、低压不气密的处理、 重新组装，在组装时要注意检查各接头处的垫圈是否丢失、是否老化。如有丢失、老化对症处理。 检查排气阀是否漏气，检查方法…，如有漏气进行处理。 检查放水阀是否漏气，检查方法…，如有漏气进行处理。 ?检查清净罐装药口处的胶皮隔板是否老化，如有老化应更换;检查装药口处是否粘有化钙、如粘有化钙和处理。 ?检查呼吸气袋的五个连接处的螺母上紧后是否能幌动，如能动应进行处理。 ?检查高压是否漏气，检查方法…，如有漏气进行处理。 ?下水检查呼吸气袋、软管、清净罐是否有破损现象，如有破损应更换或处理。 ?检查效验仪是否气密。 2、定量供氧不稳定的处理 检查中压，对症处理。 刷洗减压器。 检查排气阀是否气密。 ?检查手动补气阀是否气密。 ?检查放水阀是否气密。 3、自动补气不合格的处理 重新拆装。 21 检查补气阀是否漏气。 调整阀杆的高度。 4、排气不合格的处理 检查排气阀是否气密。 检查放水阀是否气密。 检查支撑板是否变形。 ?重新拆装。 5、高压漏气的处理 用检漏仪涂抹各个高压接头，发现漏气上紧接头。 22 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 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 23 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 24 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 25 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“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 26 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 27 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， 28 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 29 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。 30 (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 31 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 32 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(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 33 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 34 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。 35