预应力后张法40mT梁预制施工工法

1、.·预应力后张法40mT梁预制施工工法1 前言随着我国经济建设的发展，特别是西部大开发战略的实施，我国在山区修建的高速公路越来越多，山区高速公路地形地质复杂，构造物多，桥梁隧道总长占路线长度的比例大，有的山区高速公路，桥隧比例高达70%80%。山区高速公路桥梁，宜采用的常用标准跨径为20、25、30、40m，其中20、25m一般为小箱梁，30、40m为T梁。因此在此条件下，制定一套标准化预制梁生产的施工工法迫在眉睫。2 特点在施工过程中，其上部结构T梁预制的质量直接影响到桥梁的整体质量和使用效果，其工艺上的复杂性和特殊性使40m后张法T梁的预制工程成为施工中的重难点工程，也成为整个工

2、程控制的关键点。其中包括预制场的建设、模板的准备、振捣及养生等一系列的工作。3 适用范围本工法适用于后张法40m预制T梁，该工法可从预制场建设以及T梁外观、强度以及养生等方面提供保障。4 工艺原理绑扎梁体钢筋台座准备安装梁体模板结束绑扎梁面钢筋浇注混凝土养生穿钢铰线张拉压浆封锚移梁、存梁5 工艺流程及操作特点5.1施工准备5.2主要施工工艺5.1.1预制场建设预制场建设包括场地硬化、台座建设、模板定制及拌和站建设。1)预制场场地平整，压实度不小于90%，尽量利用原有道路及路基，铺筑15cm厚C20混凝土，并设置完善的排水措施，场地内必须根据梁片养生时间及台座数量设置足够的梁体养生用的自动喷淋设

3、施。2)40mT梁台座在路基上直接制作，首先调平路基表层，然后根据预制厂布置图放样，在T梁两端封锚端设置3m×2m、深度为50cm的扩大基础，在扩大基础范围内埋20×2016钢筋网片。然后在扩大基础及硬化场地上浇注台座，反拱度设置和分配应满足设计和线形要求，台座的侧边应顺直，要有防止漏浆的有效措施。台座每隔50cm设孔径为10的对拉孔。预制台座间距应大于2倍顶板模板宽度，以便吊装模板。预制台座数量应根据梁板数量和工期要求来确定，并要有一定的富余度。台座要满足不同长度梁片的制作。台座两侧用红油漆标明钢筋间距。3)拌和站的所有场地必须进行混凝土硬化处理。场地硬化按照四周低，中心

4、高的原则进行，面层排水坡度不应小于1.5%，场地四周应设置排水沟。在场地外侧合适的位置设置沉砂井及污水过滤池，严禁将站内生产废水直接排放。拌和站应采用封闭式管理，四周设置围墙，进出场设置大门，并悬挂安全、生产标语。分料仓应采用“50”墙砌筑3m高，采用水泥砂浆抹面，仓内地面设不小于4的地面坡度，分料墙下部预留孔洞，避免积水。若采用片石混凝土挡墙高度2.2米，厚度0.5米，强度、稳定性经设计验算，堆料高度不超过3米。料场的合格区独立成区，封闭管理。雨棚采用天蓝色彩钢瓦，三面拉军绿色棚布防尘；合格区内骨料严禁直接运进，所有骨料必须在待检区检验合格后再用铲车装运至合格区内。凡用于正式混凝土工程的砂石

5、料应按配合比配料要求，不同粒径、不同品种分仓存放，不得混堆或交叉堆放。5.1.2模板定制预制梁的模板必须采用标准化的整体钢模，钢板厚度不小于6mm，侧模长度一般要比设计梁长1，每套模板还应配备相应的锲块模板调节，以适应不同梁长的需求。侧模加劲竖梁宽度要小于翼缘环形钢筋的设计净距，间距应根据翼缘钢筋间距设置，确保不影响翼缘环形钢筋安装。有横坡变化的梁翼缘板模板应设置螺丝螺杆，确保能根据设计要求进行横坡调整，吊装后保持横坡平顺。翼缘梳形模板应设置加劲肋，确保浇筑混凝土时模板不变形、不跑模；边板应设置线形调节装置，以适应曲线桥梁的线形。梁横隔板端头模板采用整体式模板，顶面到行车道板顶端，与两侧翼缘环

6、形筋梳型模板对齐。模板上严格按设计规定的钢筋位置、间距进行开槽、开孔，尤其是横隔板顶端的主筋位置必须打孔，控制主筋的平面和水平位置，保证梁体架设后横隔板连接顺畅5.2 T型梁预制主要施工工艺流程5.2.1钢筋制作安装钢筋在加工前，应使表面洁净，无油腻、漆皮、鳞锈、钢筋加工时应保持钢筋平直，无局部弯折，成盘的钢筋和弯曲的钢筋均应调直。钢筋的弯制和末端的弯钩应符合设计要求。1)钢筋下料、加工、定位、绑扎、焊接严格按规范及设计图纸进行，加工好的半成品钢筋要分类挂牌存放。2)所有钢筋交叉点均必须双丝绑扎结实，必要时可用点焊焊牢。3)钢筋绑扎、安装时应准确定位，伸缩缝及防撞护栏预埋筋、翼缘环形钢筋、端部

7、横向连接筋必须使用钢筋定位辅助措施进行定位；横隔板钢筋必须使用定位架安装，确保高低、间距一致，符合设计要求,无漏筋现象，也可采取提前制作，整体安装；与波纹管等干扰的钢筋严禁切断，应采取合理措施避开。4)肋板钢筋绑扎采用竖向平台定位绑扎法绑扎，在水平混凝土地面上，制作肋板竖向间距槽，间距槽采用角钢切槽，长度按照设计图肋板长确定。竖向筋按照间距槽摆放，并穿入横向筋固定，横向筋间距由横向间距架固定。 5)横隔板钢筋与波纹管冲突时应将横隔板钢筋弯起绕过。6)面板钢筋也可整体绑扎好后再进行吊装。加工平台根据设计图纸固定间距槽，间距槽采用8# 圆钢以疏筋形式焊制，再将半成品钢筋摆放于平台钢筋间距槽内进行绑

8、扎。钢筋面板制作平台外侧按照翼缘环形钢筋位置固定一根纵向钢管，以保证环形钢筋整齐。7)钢筋的保护层垫块推广使用梅花形高强度砂浆垫块，确保垫块能承受足够压力而不破碎，绑扎牢固可靠，纵横向间距均不得大于0.8m，梁底位置不得大于0.5m，确保每平方米垫块数量不少于4块。5.2.2波纹管安装1)在钢筋绑扎过程中，应根据设计精确固定波纹管和锚垫板位置，波纹管U型定位筋必须敷设，每4060cm设置一道，不得缺省。2)冷轧薄钢带卷制的波纹管厚度不宜小于0.35mm。波纹管的连接采用大一号的波纹管作接头，接头管长50cm且用密封胶带封口，避免浇注混凝土时水泥浆掺入管道内，造成管道堵塞。3)钢筋焊接时应做好金

9、属波纹管的保护工作，如在管上覆盖湿布，以防焊渣灼穿管壁发生漏浆。4)圆形波纹管在浇筑前应穿入比波纹管内径小1.5cm的塑料软管，负弯矩波纹管穿入四根小塑料软管，防止波纹管挤压变形、漏浆，确保在进行预应力施工时的质量。塑料衬管应在混凝土初凝后及时抽出。5.2.3混凝土施工1) 混凝土的配合比应根据混凝土的标号、选用的砂石料、添加剂和水泥等级进行设计，多做几组进行比较，除满足混凝土强度和弹模要求外，还要确保混凝土浇注顺序和混凝土外观质量，选用表面光洁，颜色均匀的作为施工配合比。对于使用机制砂混凝土，应使用粉煤灰。2) 梁体混凝土灌注采用斜向分段、水平分层、一次灌注完成不设施工缝。施工中应加强观察，

10、防止漏浆，欠振和漏振现象发生。模板边角以及振动器振动不到的地方应辅以插钎振捣。T梁与箱梁顶板应用平板振动器振捣。3) 在梁体混凝土振捣浇注完成后，采用木抹子对梁顶进行抹光，初凝之前再进行二次收浆处理。这样可以使梁混凝土与桥面铺装混凝土更好的连接起来，加强混凝土质量。4) 要避免振动器碰撞预应力管道、预埋件、模板，对锚垫板后钢筋密集区应认真、细致振捣，确保锚下混凝土密实。5) 夏季施工时混凝土混合料的温度应不超过32摄氏度，当超过32摄氏度时应采用有效的降温防止蒸发措施，与混凝土接触的模板、钢筋在浇注前应采用有效的措施降低到32摄氏度以下。5.2.4养生1) 梁拆模后应安装自动喷淋养护措施进行养

11、护，并用土工布覆盖至梁底保持足够的湿度和温度，不能只覆盖梁顶部分。2) 保持湿润状态至少7天，湿养护应不间断，不宜形成干湿循环。5以下停止浇水，覆盖保温材料。5.2.5张拉1) 张拉前的混凝土养生时间及强度控制：混凝土强度应不小于设计规定值，张拉时间必须遵从设计规定。2) 注意对预应力钢绞线原材料以及穿入张拉管道后的保护，采取覆盖、包裹塑料布等防止锈蚀的措施。不得在钢绞线原材存放场地及已穿钢绞线的T梁端部附近进行焊接作业，防止焊渣溅落到钢绞线上。3) 张拉前先做好千斤顶和压力表的校验与张拉吨位相应的油压表读数和钢丝伸长量的计算，尤其对千斤顶和油泵进行仔细的检查，保证各部分不漏油并能正常工作。4

12、) 张拉采用油表读数与伸长量双控制的方法，如果预应力筋的伸长量与计算值超过6，要找出原因，可以重新进行校顶和测定预应力筋的弹性模量。5) 钢束的张拉采用两端同时对称张拉，对长索更应严格控制，张拉顺序按设计要求进行，原则上的顺序为：先上后下，先中间后两边，应对称于构件截面的竖直轴线。6) 预应力钢绞线在张拉控制力达到稳定后方可锚固，端头多余钢绞线切除必须使用用砂轮机，严禁用电弧焊切割。锚具应用混凝土保护，当需长期外露时，应采取防止锈蚀措施。7) 所有张拉工作均统一按表的格式及要求进行原始数据记录。5.2.6压浆梁板及现浇箱梁张拉推广采用真空压浆, 工艺流程如下：压浆用水泥浆配合比专项试验波纹管留

13、孔压浆设备准备切割锚头部分钢绞线、封锚锚头安装控制阀门连接真空泵对孔道抽真空制浆、压浆1) 采用的水泥质量应经严格检验合格后方可用于压浆。2) 压浆作业过程，最少每隔3小时应将所有设备用清水彻底清洗一次，每天用完后也用清水进行冲洗。3) 压浆过程及压浆后2天内气温低于5时，在无可靠保温措施下禁止压浆作业。温度大于35不得拌和或压浆。4) 水泥浆压注工作应在一次作业中，连续进行，并让出口处冒出废浆，直至不含水沫气体的废浆排出，其稠度与压注的浆液相同时停止。6 材料6.1混凝土材料6.1.1水泥用大厂（200万T/年）水泥，水泥应符合现行国家标准，并附有出厂质量证明书；并应注意其特性对混凝土结构强

14、度、耐久性和使用条件是否存在不利影响；选用水泥时应以满足混凝土强度要求、收缩小、和易性好和节约水泥为原则。6.1.2细集料应采用级配良好、质地坚硬、颗粒洁净、粒径小于5mm的河砂；也可用山砂硬质岩石加工的机制砂，含泥量要求小于或等于3%，泥块含量小于或等于1%。6.1.3粗集料应采用坚硬的卵石或碎石，应根据产地、类别、加工方法和规格等不同情况分批进行检验，但最大粒径不得超过结构最小边长尺寸的1/4和钢筋最小净距的3/4；在两层或多层密布钢筋结构中，不得超过钢筋最小净距的1/2，同时最大粒径不得超过100mm。6.2钢材用大厂钢筋；钢筋混凝土中的钢筋和预应力混凝土中非预应力钢筋必须 符合现行钢筋

15、混凝土用热轧光圆钢筋（GB 1499.1-2008）、钢筋混凝土用热轧带肋钢筋(GB 1499.2-2007)、冷轧带肋钢筋（GB 13788-2008）、低碳钢热轧圆盘条（GB/T 701-2008）的规定。7 机具设备机具设备配置一览表编号设备名称规格单位数量1龙门吊75T台22拌和站JS1000型座13运输罐车9m3辆24钢筋弯曲机3.8kw台25钢筋截断机2.2kw台26电焊机2.3kw台27钢筋调直机2.2kw台18压浆机4.8kw台19张拉设备200T套18 劳动力组织及安全8.1.劳动力组织劳动力配置一览表编号工种数量1龙门吊司机22电工13钢筋工154模板混凝土工155张拉工8

16、6普工6合计478.2安全8.2.1特种设备进场后必须经由有关部门检验后方可使用，特种作业人员必须持证上岗。8.2.2参加施工的人员，上岗前必须进行培训和技术交底，且在施工过程中要分工明确，固定岗位，服从统一指挥，穿戴好劳动保护用品8.2.3张拉作业区应设置明显的警戒标示，并在梁端设置防护板，禁止非工作人员进入张拉区域。8.2.4管道压浆时，严格按规定压力进行。施压前要调节好安全阀门。关闭阀门时，作业人员应站在侧面，防止爆管。9质量要求9.1混凝土浇筑质量要求9.1.1混凝土的浇筑按照相关规范执行，严格控制施工过程，保证工程质量。9.1.2对于不同部位采取不同的振捣方式，插入式振捣器和1.5k

17、w以上附着式高频振动器,尤其注意锚下混凝土的振捣质量。9.1.3应经常检查模板、管道、锚固端垫板及支座预埋件等，以保证其位置及尺寸符合设计要求。9.2混凝土养生质量要求水泥的水化作用充分与否以及水化作用的快慢，与混凝土所处的环境温度和湿度密切相关，为保证混凝土达到要求的强度和耐久性，应使浇筑后的混凝土处在适当的温度和湿度条件下凝结和硬化，因此必须保证养护时间，并严格执行规定。9.3预应力张拉质量要求9.3.1在张拉过程中，应以伸长值进行校核，实际伸长值与理论伸长值的差值应符合设计的要求，设计无规定时，实际伸长值与理论伸长值的差值应控制在6%以内，否则应暂停张拉，待查明原因并采取措施予以调整后，

18、方可继续张拉。9.3.2张拉持续时间一般40m跨径T梁两端张拉时停顿时间取5分钟，40100m取7分钟，100200m取8到10分钟。以保证有效预应力充分传递，对梁体反拱也有很大好处。同时，充分的持荷时间可以部分抵消由于梁体和锚具变形，接缝压缩等所造成的预应力损失。根据对40m长度T梁的试验结果，张拉完毕持荷2min后锚固，梁体反拱为0.91.1cm，持荷5min后锚固，梁体反拱为1.61.8cm。9.3.3在张拉施工中，张拉速度一般控制在100MPa/min，为确保多点张拉的同步性，可增加几个停顿点。由于油压表的读数和伸长值的测量将关系到有效预应力施加的成败，务必由训练有素的专人负责（参与标

19、定和张拉）。油压表读数其视觉定位与标定时一致，伸长值的测量应采用具有一定刚度的量具，绝不允许用剪断的卷尺。10 效益分析本工法较好地解决了后张法预应力40mT梁施工中的控制问题，按程序多工作面开展流水化作业，有效提高了作业人员工作效率，保证了预制T梁的施工进度，保证了施工安全。通过本工法的开发与应用，预制的全部T梁内在质量和外观质量均良好，实现了较好的经济效益和社会效益。11应用实例巴南高速D3合同段2#预制场，承担190片T梁预制任务，采用了本文上述工法组织施工，有效的保证了工程质量，在施工过程中未出现安全质量事故，在业主组织的巴南高速预制场精细化施工大检查活动中获得了好评。 12照片 1、

20、AS-10智能张拉控制系统1 2：AS-10智能张拉控制系统2 3、采用梳形板定位钢筋. 4、边梁板翼缘的防污染倒凹槽 5、梁板真空注浆 1 6、梁板真空注浆 7、梁板预制移动遮盖棚 8、移动式钢筋加工棚 9、预制T梁 10、预制T梁板顶板 11、预制梁板端头凿毛 12、预制梁钢筋制作及底座防污染 13、台座止浆管 14、临时支垫砂袋 15、喷洒养护图 16、现场存梁区 17、文明：钢筋保护篷布 18、文明：预制场 19、文明：与料斗一一对应的料仓 20、文明：料场样品展示柜 21、文明：料场洗车池 22、文明：养生标识牌*;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DC

21、S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

22、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

23、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

24、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

25、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

26、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

27、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

28、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-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

29、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。2.3DAS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

30、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

31、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

32、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

33、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

34、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：

35、（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

36、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

37、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于当晚11点多在线处理，分别按三层中

38、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

39、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

40、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

41、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

42、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

43、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

44、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

45、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，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

46、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），

47、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

48、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

49、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

50、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

51、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。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

52、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

53、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。 （3）SOE报表上出现多

54、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FC2

55、43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

56、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

57、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M