【2017年整理】预应力筋张拉伸长量测算的探讨

1、14/14预应力筋张拉伸长量测算的探讨预应力筋张拉伸长量测算的探讨 李刚叶博军 宁宏伟 (海南海通公路工程咨询监理公司 海口市 570203）（中国一冶 武汉市 30081摘要:本文对预应力张拉应变控制中预应力筋的伸长量测算进行了探讨，提出了包括规范推荐法在内的多种测算方法。对各种方法的原理及选用作出了较全面的分析。 关键词:伸长量测算规范法比例法为确保预应力筋在构件中的受力达到设计状态，在建立预应力的施工中采用了张拉应力与张拉伸长量两项重要指标的双重控制措施。对于应力控制可以在考虑试验确定的摩阻因素后，通过经标定的油压表读数来把握，因而应力指标的控制显得较为直观。应变控制则需要通过多次量测伸

2、长值,对读数值实时分析经计算求得。事实上应变控制不仅是对应力控制的检校,同时还直接反映预应力筋材质的负荷状态，因此，在张拉阶段即准确掌握预应力筋实际伸长量就显得尤为重要. 笔者试图通过在预应力施工及监理中的一点体会来探讨如何较准确地测算预应力筋的张拉伸长量，从而为准确地实现“双控”提供依据. 一.理解“规范推算法”，借用相邻阶段推算值. 按公路桥涵施工技术规范（JTJ1-2000）的张拉程序进行预应力施工，预应力筋的伸长以作用至初应力时为界，分两个阶段，一是预应力筋受力作用至初应力以前即已产生的伸长，二是初应力至终应力锚固阶段发生的伸长。后一阶段的伸长量直接取终应力锚固时测值与初应力测值的读数

3、差即可。重点是前一阶段，我们即要理解初应力作用下预应力筋已经发生了应变，更要掌握因为有这一阶段伸长而如何去准确的测算预应力筋实际发生的所有伸长量。 我们知道,施加应力前，预应力筋处于尚未舒展的松曲状态,此时不能作为钢束伸长量的起测点,而钢束恰好被作用至绷紧状态的应力较小且不易掌握，因此公路桥涵施工技术规范(JTJ041-2000）1.8。款及条文说明要求预应力筋伸长值的测算是从初应力开始量测,并推荐了考虑初应力下预应力筋伸长量的通常近似方法,即用与初应力相邻的应力等量增加阶段的伸长量代替初应力下预应力筋的伸长量.预应力筋实际伸长量=L1+L2计算.-从初应力至最大张拉应力间的实际伸长值（mm)

4、;L2-初应力以下推算伸长值，采用相邻级的伸长值(m）。此法巧妙的避开了去分解初应力下预应力筋受力拉伸变形的过程，只需在张拉程序中加上量测两倍初应力时的伸长值读数这一工序。 现以某工程预应力箱梁编号为的钢铰线整束张拉为例。两端张拉,采用V（现HVM）体系施加预应力，该钢束计算长度L=33.09m，理论伸长值L=210mm.张拉程序为0。1n0。cn1。on锚固。以千斤顶活塞行程作为量测对象，准确记录各测值（单位：m）分别见下表。 张拉程序 钢束编号0.1on0.2con1。0con锚固规范法计算伸长量比例法计算伸长量T1南端2541381804200 北端1423191 T52南端242421

5、526北端10112152 根据以上测值，如不考虑初应力下钢铰线的伸长，则计算得钢束伸长量分别为0mm，1mm，已超出6%允许范围,而用相邻阶段伸长值推算初应力下钢束伸长则计算得T5实际伸长分别为204mm，25mm,符合规范允许偏差，而T钢束的张拉过程正常、锚固良好又印证了规范推算法计算实际伸长值的准确性。通过多个工程项目的预应力先张、后张实践,如工形梁、T形梁、箱梁等可总结出“规范推算法具有普遍实用性,此法可为预应力施工提供可靠的数据保证. 二。洞察测值异常现象，回避“规范法. 仍以某工程编号为T8的钢束后张施工为例，钢束计算长度L=7.1,理论伸长值=31mm，因千斤顶行程仅20m，预应

6、力分两次进行,00。on。2cn0.5cn ；2。5con10cn锚固。正常张拉并记录伸长量测值（单位:mm）如下表。 张拉程序 钢束编号0.1o2con0。co1.0con锚固规范法计算伸长量比例法计算伸长量备注第一次末第二次初T81南端17528857636031规范法计算错误 北端2551619110T82南端21632914143137933 北端22556665 在充分理解规范法中考虑初应力下伸长值的原理后,可知，初应力以下预应力筋的伸长必然小于初应力时量测的读数，按此程序张拉，钢束实际伸长量必须满足大于最大应力测值与初应力测值差而小于终应力锚固时的测值读数(如上例第一次张拉应满足：

7、T81,146L18,T-2，5).分析上表数据可看出上述两束预应力筋在初应力至两倍初应力之间的伸长量竟大于初应力时钢束的伸长测值。若以次推算初应力下钢束伸长量显然不符合逻辑，并导致计算的钢束伸长量大于最大应力锚固后直接测算的伸长读数值的错误。 若未能观察出上述细节则易造成对伸长量控制的失误，如上例会误以为伸长量符合设计和规范要求，而事实上,上两例钢束在准确判断其伸长值不足后,对其锚固端开仓处理，果然发现端头钢束发生了突变。因此工程技术人员特别是监理人员应理解原理后对数值进行慎重分析、慎重处理。上述情况应属少例,遇此情况时伸长量计算方法下面推介。三.批量生产,施工质量稳定时试用“比例计算法”。

8、实际张拉过程中不少人根据钢铰线材质均匀，在屈服强度以内弹性变形的特性,利用初应力至最大应力阶段变形伸长量占全部伸长量比例的方法计算预应力筋伸长量，即将起讫阶段量测伸长量除以本阶段施加应力占全部施加应力的比值。预应力筋实际伸长量L=1/计算。 -计算时选取的应力区间占锚固应力的比值.如从0.1con 张拉至1.03n时锚固，则k取。93。 张拉程序中应用此法可免去量测两倍应力时伸长值这一环节，张拉过程稍有简化。如上例5钢束取L=1/9即可计算得伸长值分别为00m、216mm，与“规范法计算值相差m、1m，差值仅占理论伸长值210mm的1。9%、0。%,这个偏差远小于规范伸长率允许偏差6%。 我们

9、可以大胆利用比例法与规范法结果之间很好的吻合性，对于规模生产，孔道制作安装、预应力构件成型质量稳定，张拉过程正常的工形、T形梁等构件，在有与规范对照作为依据的条件下,与监理工程师达成一致后可尝试使用“比例计算法”. 有了对比例法计算的认识，上例T钢束伸长值用规范法计算出现逻辑错误的问题便可以得到解决。考虑到两倍初应力前钢束变形伸长均不在正常情况,此时宜取两倍初应力至最大应力间的伸长来推算锚固应力下钢束的实际伸长，对于T8即用(L0。-0。2）/0.6作为第一行程时的钢束实际伸长。采用比例法计算结果见上表。 四直接计算初应力下伸长值的“直接计算法”,较少采用。 还有一种近似计算预应力筋伸长的方法

10、,即将预应力筋看作直线型且不考虑摩阻而直接应用0L/APP估算预应力筋伸长值，则L=L0/Ep。-施加的初应力（Mpa）; L预应力筋的计算长度（mm);EP预应力筋的弹性模量（N/mm）。 但此法因偏差较大，工程实际中应用较少。 综上所述，应变现场计算的方法较多,工程实践中,我们应透彻理解预应力筋开始张拉至最后锚固的受力状态、变形过程，掌握计算原理，选用适宜的方法,准确测算预应力筋的实际伸长，做好预应力施工的应力应变双重控制。参考文献： 公路桥涵施工技术规范(JT41-00），人民交通出版社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D系统出现的故障原因，对故障处理的过程

11、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AS、MC、BMS、SCS、DE系统成功应用的基础上，正逐步向MEH、PC、ETS和ES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

12、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. 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、OD300，INFI-0，NTWOK-00，MC和AS-，XDS-400，A/I。DEH有OSAMAP-GS/C00，EHIIIA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

13、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：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E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

14、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PC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主保护中的模件故障引起,更换L模件后没有再发生类似故障。另一台0W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FT。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

15、分模件配置，当模件故障时引起机组跳闸:如有一台60MW机组运行中汽机跳闸，随即高低压旁路快开，磨煤机B和相继跳闸,锅炉因“炉膛压力低低FT。当时因系统负荷紧张,根据OE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，确认次机组跳闸原因均系DE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00机组运行中,汽包水位高值，值相继报警后MT保护动作停炉。查看CRT上汽包水位，2点显示0MM，另1点与电接点水位计显示都正常.进一步检查显示0MM 的点汽包水位信号共用的模件故障，更换

16、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.（）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 “CC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TU输出消失，F磨跳闸（首出信号为“一次风量低”）。4分钟后 CT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MF（当时负荷410)。经检查电子室制粉系统过程控制站（U0柜MOD4）的电源电压及处理模件底板正常，二块FP模件死机且相关的一块

17、CI模件(模位1-3，有关磨CS参数）故障报警，拔出检查发现其5VC逻辑电源输入回路、第4输出通道、连接MF的I扩展总线电路有元件烧坏（由于输出通道至S(24DC),因此不存在外电串入损坏元件的可能)。经复位二块死机的P模件，更换故障的S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SI模件先故障，在该模件故障过程中引起电压波动或/O扩展总线故障，导致其它I/模件无法与主模件FP03通讯而故障，信号保持原值，最终导致主模件MFP03故障（所带AF磨煤机CS参数），CT上相关的监视参数全部失去且呈白色。 .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

18、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00m，乙-50m,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

19、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T动作停炉；经查原因是风烟系统I站D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、乙1和甲、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，D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DC系统抗无线电干扰能力差的缺陷,有的S厂家对所有的模拟量输入通道加装了

20、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、C接地电缆；柜内的所有备用电缆全部通过导线接地；UP至DC电源间增加台0A的隔离变压器,专门用于系统供电，且隔离变压器的

21、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B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

22、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9突升至117，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1同时相邻点达8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

23、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，泵转速上升到760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，DA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。.4

24、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EH画面外所有C的RT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

25、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，现场检查其中台是因为机备份网停止发送，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

26、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，最终通过更新现场控制站网络诊断程序予以解决.（2)通信阻塞引发故障：使用TELPRME系统的有台机组，负荷3MW时，运行人员发现煤量突减,汽机调门速关且RT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EH系统一柜内的I/O BU接口模件ZT报警灯红闪，操作员站与EF系统失去偶合,当试着从工作站耦合机进入OS2PC软件包

27、调用EH系统时，提示不能访问该系统。通过查阅DC手册以及与SIEMES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1点多在线处理,分别按三层中央柜的同步模件的NC键，对三层PU进行软件复位:先按P1的SYNC键，相应的红灯亮后再按CPU2的SYC键。第二层的同步红灯亮后再按PU的同步模件的SYN键，按3秒后所有的SN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Couco T 5.作为其操作员站，每套机组配置3个ERVER和3个CLINT，三个CLIE

28、N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ERVER和CENT进行全面诊断和多次分析后,发现死机的原因是：1）一台ERVE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EE的内存全部耗尽，引起它和挂在它上的LIENT的任何操作均特别缓慢，这可通过任务管理器看到DV。XE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LIENT因声音程序没有正确安装，当有报警时会引起进程HN

29、GE.EX调用后不能自动退出，大量的CHAGEXE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，EET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

30、正常启动，则需要重装VM操作系统；如果故障诊断为硬件故障，则需更换相应的硬件。 （)总线通讯故障:有台机组的DH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(CSEACSEL）的故障灯亮, 经复归GSE柜的E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RG卡复位，系统恢复了正常。（)软件组态错误引起：有

31、台机组进行1中压调门试验时,强制关闭中间变量V1RCO信号,引起1-中压调门关闭,负荷从1W降到34M,再热器压力从2。4M升到4。0Mp,再热器安全门动作。故障原因是厂家的DE组态，未按运行方式进行，流量变量本应分别赋给I1RCO-IV4RC，实际组态是先赋给V1CO，再通过V1RC分别赋给IVCOIV4RCO。因此当强制IV1CO=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US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

32、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:（）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/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IO信号的接地问题,更换损坏模件。如有台机组负荷520W正常运行时MT,首出原因“汽机跳闸。CT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、实际在运行,开关室循泵电流指示大

33、幅晃动且A大于。进一步检查机组C诊断画面,发现控制循泵、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PC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MF.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LC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5秒跳运行泵硬逻辑;一台泵运行,一台泵跳闸且其出

34、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，TG盘出现“CCS控制模件故障”报警，运行人员发现部分CS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，首出原因为

35、“引风机跳闸”。约2分钟后CR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4DC、5VC或1DC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4D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,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（

36、保位功能），导致炉膛压力低，机组MFT。（)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VDC电压通常测量值在51020C之间，但运行中测量各柜内进模件的电压很多在5以下,少数跌至4VC左右，引起部分I/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5VD电缆铜线与线鼻子之间的焊锡处理，问题得到解决。)MAC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3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

37、原主控电源,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M8E-D,提升主控工作电源单元电压至5.2后基本恢复正常。)有台机组负荷13MW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2V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。)有台机组停炉前,运行将汽机控制从滑压切至定压后,发现DC上汽机调门仍全开，主汽压力40kpa，IP上显示汽机压力下降为00kp，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

38、BX1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#2US失电报警，2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#2U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P输入电源失去后又恢复的过程中，引起PL输入信号抖动误发跳闸信号.（3)PS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RT画面显

39、示全部失去，同时MF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PS，通讯人员在带载合开关后,给该机组主U电源造成一定扰动,使其电压瞬间低于195V，导致CS各子系统后备UPS启动，但由于CS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 。（）电源开关质量引起：电源开关故障也曾引起机组多次T，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MH上重新投入锅炉自动后，汽泵无法增加流量。分钟后锅炉因汽包水位低FT动作.故障原因经查是DC 给水过程控制站二只电源开关均烧毁，造

40、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MT动作。. SOE信号准确性问题处理一旦机组发生FT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）SE信号失准：由于设计等原因,基建接受过来的机组，OE信号往往存在着一些问题（如SE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SE信号不能精确反映设备的实际动作情况。有台机组MT时，光字牌报警“全炉膛灭火”

41、，检查DC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MT故障,根据运行反映,首次故障信号显示“全炉膛灭火”,同时有“CS电源故障”报警,但OE中却未记录到DCS电源故障信号。这使得E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SO信号都取自现场,消除S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SO系统分辨力进行全部测试,掌握了我省DCS的OE系统分辨力指标不大于ms的有四家，接近1s的有二家，4ms的有一家.(2)OE报

42、告内容凌乱:某电厂两台万机组的INF-分散控制系统，每次机组跳闸时生成的多份SO报告内容凌乱，启动前总是生成不必要的SOE报告。经过）调整SE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SE oint清单，把每个通道的SlTigger由原来的OTH改为0TO1，RecrdaEvnt.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INF90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S

43、EM。2)某个MFP主模件的O缓冲区设置太小产生溢出,这种情况下，FP将会执行内部处理而复位OE，导致其下属的所有SET或E子模件中，所有状态为的点（这些点均有相同跳闸时间）上报给了EM模件。处理方法是调整缓冲区的大小(其值由FC24的S2决定，一般情况下调整为100).3）SE收到某个F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F243的S5决定），则E将会发一个指令让对应的MFP执行S复位，FP重新扫描其下属的所有O点，且将所有状态为的点(这些点均有相同的跳闸时间)上报给S，。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5值，但最好不要超

44、过0秒.2.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1MW，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6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0自动跳出)给水自动调节跳至手动,最低转速至1780rp，汽包水位低低MT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2VC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

45、）接线错误引起：某2 机组出力300MW时,2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E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LC，而PLC后的电缆接的是20V电源火线,拆除跳闸按钮后至PL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B跳闸”和“开式泵2

46、A跳闸”等信号误报警，通过CRT画面检查发现PLC的 A路部分/柜通讯时好时坏，进一步检查发现机侧PLC的3A、4、5A和的4个就地I/O柜二路通讯同时时好时坏，与此同时机组MT动作，首出原因为汽机跳闸。原因是通讯母线B路在PLC柜内接头和PLC5、C4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

47、制系统可靠性与其它专业的关系需要指出的是MT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MF动作（如有台机组因为给煤机煤量反馈信号瞬时至零，3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，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,第分钟时运行减少了约的煤量,约6分钟后热风隔离挡板突然关到位，引起一

48、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FT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MF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

49、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：31 完善热工自动化系统（1）解决操作员站电源冗余问题：过程

50、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S，不提供冗余配置。如果大US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US交叉供电，以保证当本机大U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动的隐患。（3）做好软报警信号的整理:一台60机组有近万个软报

51、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

52、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、DE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。（）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(松动、毛刺等）、通讯电缆接头松动、信号线拆除

53、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.加强热控自动化系统的运行维护管理