钢丝网架聚苯板现浇混凝土外墙外保温系统施工工法

1、钢丝网架聚苯板现浇混凝土外墙外保温系统施工工法中建七局三公司李清火 刘越云 陈泽君 1 前 言高层建筑采用现浇混凝土复合外墙外保温技术是当前重点推广应用的一种新技术之一。该技术是在钢筋混凝土框剪体系中将腹丝穿透型单面钢丝网架聚苯板（以下简称EPS板）内置于将浇筑的墙体外模内侧，与混凝土外墙一次浇筑成型。采用该技术进行建筑外墙外保温施工简单，能大大缩短工期，提高工效，并且能避免局部“热桥”现象从而延长建筑物的使用年限。 2 工法特点2.1 EPS板材料相对于混凝土密度较轻，吸水率低，耐候性能好。2.2 EPS板安装与主体结构施工同步进行，EPS板可锯、自重轻、施工安装方便。一

2、次成型后与墙体结合良好，有较高的安全性。同时可利用主体施工的外架和安全防护措施，有利于安全施工。2.3 保温材料在墙体外侧，不占用室内的使用空间，不影响建筑物的使用面积。2.4 与后粘结固定EPS板作法相比，不占用主导工期，可大大缩短总体工期，提高工效。2.5 与内保温相比，减少了温度引起的墙体结构热胀冷缩的影响，避免“热桥”的产生。 3 适用范围3.1 适用于建筑外墙为现浇钢筋混凝土墙体的外墙外保温工程。3.2 抗震设防烈度8度的地区。3.3 建筑层数宜在30层以下，建筑高度在100m以内。 4 工艺原理 将EPS板置于将要浇筑混凝土的墙体外模内侧，斜插丝贯穿E

3、PS板外伸出一定长度，在浇注混凝土墙时斜插丝头部分即埋入混凝土内，并以锚筋钩紧钢丝网架作为辅助固定措施，与钢筋混凝土外墙浇筑为一体。基本构造见图4-1。  5 工艺流程及操作要点5.1 工艺流程EPS板外墙装饰穿插L形锚筋、接缝处角网、平网安装EPS板安装就位模板安装浇筑墙体混凝土拆模、检查及清理EPS板表面剪力墙钢筋安装    5.2 施工准备5.2.1 技术1 组织人员认真熟悉有关图纸、规范、图集，参阅有关施工工艺。2 了解材料性能，掌握施工要领，明确施工顺序。3 组织施工人员培训，学规范和操作规程，编写好各部位的安全、技术交底；4 提供各

4、部位的材料计划，安排进场时间。5.2.2 现场准备1 根据需要设置库房及加工棚等。2 材料应采取离地架空堆放，EPS板存放场地应具有防火设施。5.3 操作要点5.3.1 剪力墙钢筋安装剪力墙钢筋应逐点绑扎，安装时应注意墙体钢筋网自身的垂直度。墙体钢筋绑扎完毕，将绑扎丝头朝内，外侧保护层垫块采用50mm×50mm水泥砂浆垫块，垫块的设置应结合EPS板的规格，距墙端一般不应大于200mm，按600mm×600mm梅花形布置，保证和EPS板有良好的接触面。5.3.2 EPS板安装就位1 根据外墙尺寸、洞口位置及阴阳角变化，结合EPS板尺寸，提前进行拼装排板设计，并尽量减少拼接缝。

5、2 将EPS板运至施工楼层，注意应采用专用的装运吊篮，严禁钢丝绳直接捆绑EPS板，避免对EPS板边缘造成损坏。 3 EPS板的安装：1） EPS板安装的排列原则是先边侧，后中间；先大面后小面及洞口，对于高度尺寸多变的墙面，可现场切割拼装。现场切割EPS板应确保裁口顺直，边角方正，接缝企口方式正确。EPS板间接缝均采用企口缝搭接，并用聚苯板胶粘接。施工时注意拼接顺序，保证EPS板上下、左右接缝严密、不漏浆。2）EPS板安放到位后，用绑扎铁丝临时固定在钢筋网片上。每安装完1块板，均应检查其位置、标高、水平度和垂直度，符合要求后，将L形锚筋结合垫块位置穿过EPS板，用20号铁丝将其与钢丝网片及墙体钢

6、筋绑扎牢固。3）EPS板应紧贴模板，安装高度应比墙体模板高出2050mm，防止混凝土浇筑时污染外墙EPS板。安装前应修整清理接茬处EPS板，要求接茬处无砂浆结块等,接茬处上口重新喷刷界面处理剂。5.3.3 穿插L形锚筋、接缝处角网、平网安装1 L形锚筋6mm，锚入混凝土墙内长度不得小于100mm，端部弯钩30mm，总长度不少于180mm，穿EPS板及端头部分刷防锈漆两道。L形锚筋应采用梅花形布置，双向间距不超过500mm，距板间拼缝处不应超过100mm。2 EPS板拼缝处采用平网，平铺200mm宽的附加钢丝网片，用20号铁丝与钢丝网架绑扎牢固。楼层水平拼缝处，钢丝网架均应断开，不得相连。外墙阴

7、阳角及阳台与外墙交接处设附加钢丝网角网，角网宽度每边不小于100mm，用20号铁丝与钢丝网架绑扎牢固。3 门窗洞各阴阳角均L型附加钢丝网角网。门窗口的四角处附加 45°角网，尺寸为 200×500mm。L型附加钢丝角网均应预先冲压成型。4 细部节点做法 板材拼缝、外墙洞口加强、外墙阳角、普通窗口、阳台后砌隔墙、飘窗、女儿墙、勒脚等细部节点做法如图18所示。5.3.4 模板安装1 模板宜采用钢质大模板进行施工。2 按弹出的墙线位置安装模板，外墙外模可在EPS板外直接安装，外模板面禁止刷脱模剂。为防止EPS板拼缝处漏浆，外墙外模安装前应在所有EPS板拼缝处也应粘贴胶带纸。3 在

8、安装外墙外侧模板前，应在现浇混凝土墙体的根部和楼层梁下100mm处采用可靠的定位措施如限位钢筋等，保证外墙模板、EPS板、钢筋保护层和钢筋的位置，如图4 安装另一侧模板，安装前及时清理聚苯泡沫碎片，防止聚苯泡沫碎片堆积在墙根部，造成烂根。5 外墙模板全部安装完毕，调整斜撑(拉杆)，使模板垂直度符合要求后，拧紧穿墙螺栓。安装穿墙螺栓时，严禁直接穿入，应预先用钢筋从内侧向外侧旋转穿过EPS板，然后穿套管，再穿螺栓。6 外墙模板安装质量直接影响EPS的垂直度，要求外墙模板每层垂直度不大于5mm，且层与层之间的垂直偏差不得出现叠加现象。7 门窗洞口等易漏浆部位应粘贴双面海绵胶条。5.3.5 浇捣混凝土

9、1 进行混凝土浇捣时，应用胶合板等材料对混凝土浇筑进行疏导，以降低混凝土对EPS板的冲击，同时遮盖外侧模板和EPS板，以保护EPS板上企口，防止混凝土进入EPS板与外模之间，污染EPS板表面。2 墙体混凝土应分层浇筑，每层浇筑高度控制在500mm左右。混凝土下料点应分散布置，连续进行，间隔时间不超过混凝土初凝时间。3 振捣棒振动间距一般应小于 500mm，每一振动点的延续时间，以表明呈现浮浆和不再沉落为度，严禁将振捣棒斜插入墙体外侧钢筋接触EPS板。5.3.6 拆模、墙体检查及EPS板面清理1 墙体混凝土强度达到规定要求强度后拆模，应先拆外侧模板，再拆内侧模板。拆除时应注意对EPS板的保护，应

10、避免挤压、刮碰EPS板，切勿用重物撞击墙面EPS板。2 模板拆除后，应仔细检查剪力墙内侧混凝土表面浇捣质量情况，如有孔洞、露筋、蜂窝现象，应在相应位置外侧钻孔复检，并采取补救措施。3 模板拆除后，应及时修整墙面、边和角，用保温砂浆修补有缺陷的EPS板表面。4 每个层面拆模外墙面EPS板表面清除干净，无灰尘、油渍和污垢。5 穿墙套管拆除后，混凝土墙部分孔洞应用干硬性砂浆捻塞，聚苯板部位孔洞应用保温材料堵塞，其深度应进入混凝土墙体50mm（脚手架眼等孔洞类似处理）。 EPS板外墙装饰1 基层清理1）基层墙体应符合现行国家标准混凝土结构工程施工质量验收规范(GB50204-2002)相关规定。2）外

11、墙抹灰前应将钢丝网架和聚苯板面的余浆、余灰清理干净，不得有灰尘、油渍、污垢及酥松空鼓现象。局部变形网架修整归位，受损聚苯板粘补修理平整。板面及钢丝上界面砂浆如有缺损，应修补，要求均匀一致，不得漏底。2 外墙抹灰1）外墙抹灰宜分两次抹成。先抹一层底灰，填满梯形凹槽，然后用砂浆括糙找平，再抹面层。找平层宜采用8-12厚1:3水泥砂浆(内掺抗拉纤维),打底扫毛，面层宜采用8-10厚抗裂砂浆罩面，总厚度以盖住钢丝网架且不大于20mm为宜。在水泥砂浆中掺加抗拉纤维，掺量可按产品说明进行掺加。抗裂砂浆应按设计配合比进行配制，根据砂的含水率，水可适量增减；为了保证砂浆的粘结强度，砂进场后应用水冲洗，含泥量应

12、小于2%。2）找平层与面层之间、抹灰层与EPS板之间必须粘结牢固，无脱层、空鼓现象。表面应洁净，接搓平整，线角须垂直、方正、清晰。3）楼层间应设水平分隔缝，其它竖向、水平分隔缝应根据立面分格设计确定。分隔缝的深度应贯穿找平层和面层，在抹灰时宜采用10-20mm宽定型塑料条施工，施工完可不取出，外表用建筑密封膏嵌缝。分隔缝应做到楞角整齐，横平竖直，交接处平顺，深浅宽窄一致。3 外墙涂料饰面 涂料宜采用水溶性弹性涂料。面层灰抹完后，在常温下24 小时后表面平整无裂纹即可涂刷高分子乳液弹性底涂层，涂刷应均匀，不得有漏底现象。然后刮抗裂柔性耐水腻子，最后进行涂料面层施工。涂料施工前应进行腻子与涂料的相

13、容性试验。4 外墙面砖饰面 粘贴面砖应采用抗裂砂浆，砂浆厚度为35mm；面砖背面凹槽宜采用燕尾槽式构造，厚度不宜超过6mm，面砖重量20kg/，且单块面积0.1；面砖宜采用柔性粘结砂浆勾缝，且厚度应比面砖厚度薄23mm。5.4 劳动组织EPS板安装以2人为一小组，二人共同搬运、安装，结构及装饰工程可按常规方法组织人员进行施工。 6 材料与机具设备6.1 材料性能指标6.1.1 钢丝网架聚苯板各项技术性能指标钢丝网架聚苯板加工质量及规格尺寸除应符合表3规定外，还应符合国家现行钢丝网架水泥聚苯乙烯夹芯板 JC623-1996的有关规定。表6.1.1-1 钢丝网架聚苯板主要技术指标项次质量

14、要求项目技术指标表面外观质量梯形槽钢丝网片一侧的聚苯板面上梯形槽宽2030mm，槽深10mm±2mm，槽中距50mm企口聚苯板板两长边设高低槽，宽2025mm，深1/2板厚，要求尺寸准确。界面处理板面及钢丝均匀喷涂界面砂浆，与钢丝和聚苯板附着牢固。涂层均匀一致，不得露底，干擦不掉粉。聚苯板对接3000mm 长板中聚苯板对接不得多于两处，且对接处用胶粘剂粘牢。钢丝网片与聚苯板的最短距离5mm±1mm镀锌低碳钢丝用于钢筋网片的镀锌低碳钢丝直径为2.00mm、2.20mm，用于斜插丝的镀锌低碳钢丝直径为2.00mm、2.50mm，误差为±0.5mm，其性能应符合YB/T

15、126-1997的规定。焊点拉力抗拉力330N，无过烧现象。焊点质量网片漏焊脱焊率8%0，且不应集中在一处。连续脱焊不应多于2点，板端 200mm 区段内的焊点不允许脱焊虚焊，斜插丝脱焊点2%。 钢丝挑头网边挑头长度6mm，插丝挑头5mm，穿透聚苯板挑头30mm。斜插钢丝（腹丝）密度（100150）根/m2表观密度18kg/m3规格长×宽×厚2450（2150、2750、2950）×1220×40150mm聚苯板厚度为平均厚度，可根据保温要求经热工计算确定。尺寸允许偏差长±10mm宽±5mm厚（含钢网）±3mm两对角线差10

16、mm陈化时间/经自然条件下陈化42d或在60蒸气中陈化5d表6.1.1-2 聚苯板涂刷界面砂浆的主要技术指标项目 单位技术指标粘结强度与水泥砂浆试块常温常态7dMPa0.30常温常态14d0.50耐水（浸水48h，放置24h）0.30与聚苯板常温常态14dMPa0.10且聚苯板破坏浸水0.10表6.1.1-3 聚苯板胶粘剂的主要技术指标项目 单位技术指标拉伸粘结强度与水泥砂浆试块常温常态14dMPa0.70耐水（浸水48h，放置24h）0.50耐冻融（冻融循环25次）0.50与聚苯板（18kg/m3）常温常态14dMPa0.10且聚苯板破坏耐水（浸水48h，放置24h）0.

17、10且聚苯板破坏耐冻融（冻融循环25次）0.10且聚苯板破坏6.1.2 其它材料性能指标其它所需的聚合物砂浆、面砖粘结砂浆、面砖勾缝料、饰面砖、弹性底涂、柔性耐水腻子、饰面涂料的性能指标均应符合胶粉聚苯颗粒外墙外保温系统（JGJ158-2004）的要求。其它辅助材料如水泥、砂、水、抗拉纤维等也应符合相应的产品质量标准的要求。6.2 主要机具设备钢卷尺、钢锯子、小型钢筋剪刀、壁纸刀、墨斗、靠尺及常规抹灰、饰面工具及检测工具等。 7 质量控制7.1 EPS板现浇混凝土外墙外保温系统施工质量的检验与验收，应按国家现行建筑工程施工质量验收统一标准GB50300-2001和建筑节能工程施工质量

18、验收规范GB50411-2007的有关规定进行。各类饰面层的基层及面层施工，应符合设计要求和建筑装饰装修工程质量验收规范GB50210-2001的规定。7.2 用于外墙外保温工程的材料、构件等应满足本工法第6.1条技术性能指标要求，并符合设计要求和相关标准的规定，进场时应对其下列性能进行复验：7.2.1 EPS板材的导热系数、密度、抗压强度或压缩强度；7.2.2 粘结材料的粘结强度；7.2.3 增强网的力学性能、抗腐蚀性能；检验方法：检查材料的质量证明文件、性能检测报告或型式检验报告。7.3 EPS板的安装应位置正确、接缝严密，EPS板在浇筑混凝土过程中不得移位、变形，EPS板表面应采取界面处

19、理措施，与混凝土应粘结牢固。混凝土和模板的验收，应执行混凝土结构工程施工质量验收规范GB50204-2002的相关规定。检验方法：对照设计观察检查，进行隐蔽工程验收，必要时抽样剖开检查。对粘结牢固应采用拉抜法试验检查。7.4 施工产生的墙体缺陷如穿墙套管、脚手眼、孔洞等，应采取隔断热桥的保温密封材料修补措施。检验方法：对照7.5 不同材料基体交接处、容易碰撞的阳角及门窗洞口转角处等特殊部位的保温层应采取防止开裂和破损的加强措施。检验方法：对照7.6 EPS板与剪力墙一次浇捣成型后检验的尺寸偏差应符合下表要求：表7.6 EPS板与剪力墙砼一次浇捣成型检验的允许偏差（mm）项次项目允许偏差值mm检

20、查方法1轴线位置5钢尺检查2垂直度层高5m5用经纬仪或吊线和尺量检查3>5m84全高H/1000且305表面平整度5用2m靠尺和楔形塞尺检查6苯板压缩厚度1/10尺量检查、上、中下各侧三点取平均值 8 安全措施8.1 应遵守施工现场一切安全制度。8.2 外墙EPS板施工时外架子脚手板距离施工墙面不得大于 30cm。8.3 EPS板在存放、运输和施工过程中，应远离火源，严禁与明火接触。8.4 严禁电焊作业中的火花和焊渣溅到EPS板上，如在EPS板附近必须进行电焊作业，应用不燃物对EPS板进行遮挡，或采取火星防溅落措施。特别应注意加强电焊施工垂直作业时的防火措施。8.5 严禁施工人

21、员在施工现场吸烟、引火取暖。8.6 中小雨天气可进行安装EPS板，大雨及六级以上大风天气应停止施工。 9 环保措施9.1 EPS板在存放和施工过程中，应严禁接触有腐蚀性的有机溶剂性物品。9.2 操作地点应做到工完料清，切割下来的零碎材料要运到指定地点，不得从高处扔下。9.3 现场EPS板垂直运输应采用专用吊篮装运。安装过程中，由于EPS板不能承受重物，严禁在EPS板材料上放置物品与其他任何材料，防止EPS板断裂、变形。9.4 墙体模板在安装和拆除过程中应格外小心，严禁磕碰EPS板。拆除模板后，应重点对EPS板的边角部位进行保护，并对EPS板采用相应的遮蔽措施，防止EPS板受损。9.5

22、 各相关工种作业时，应注意不得污染或损坏EPS板面，更不得践踏门窗洞口处EPS板。9.6 主体结构外脚手架施工时，应注意对EPS板的保护。 10 效益分析10.1 经济效益10.1.1 钢筋混凝土外墙采用单面钢丝网架聚苯板外保温，与外墙内保温相比，解决了内外墙、楼板与外墙交接处约占外墙总面积1/12的热桥问题，延长建筑物的寿命。同时消除了冷凝，提高了居住的舒适度。10.1.2 钢筋混凝土外墙和钢丝网架聚苯板一次浇筑成型与粘结固定聚苯板外保温相比，节约人工、粘结剂和锚挂件，缩短工期，降低造价1/41/3，且与墙体粘结牢固，不易出现空鼓，斜向钢丝、L形锚筋与墙体连接，可承受外装饰荷载，有

23、效保证工程质量。10.2 社会效益将大大促进建筑节能工作，起到节电、节能效果，最终达到保护环境，减少二氧化碳等温室气体的排放。 11 工程应用实例11.1 郑州曼哈顿广场座落于郑州市金水路、未来路交叉路口，地理位置优越,交通便利。其中1期总建筑面积共32万m2，均为地下1层（局部2层），地上31层，外墙采用单面钢丝网架聚苯板与剪力墙混凝土复合外墙保温技术，属郑州市节能墙体改革贯标的重点示范工程项目。11.2 郑州市燕庄改造工程由河南升龙置业有限公司投资建设，工程地址位于郑州市金水区燕庄，总建筑面积约26万m2，地上31层，局部16层，建筑结构为混凝土现浇钢丝网架聚苯板和框架剪力墙填充

24、加气混凝土砌块结构，共计4栋。11.3 河南省郑州市燕庄安置房工程位于郑州市英协路，总建筑面积约12万m2，共6栋，地下1层，地上26层，钢丝网架聚苯板现浇混凝土剪力墙结构。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

25、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-4

26、00，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 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“

27、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”

28、、“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

29、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

30、 “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（24V

31、DC），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

32、，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，

33、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

34、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

35、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

36、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：

37、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

38、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

39、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

40、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

41、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

42、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

43、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

44、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系统无冗余配置，当时无法

45、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

46、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

47、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PL

48、C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

49、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2

50、4VDC、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5.105.20VDC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

51、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

52、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

53、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

54、（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。2.6SOE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，

55、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

56、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

57、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