五分快三软件|【2017年整理】电容单位换算关系

 新闻资讯     |      2019-11-19 04:58
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  厂家多次派专家到现场处理也未能解决问题。通过查阅DCS 手册以及与SIEMENS 专家间的电话分析讨论,根据软报警记录和检查分析,汽包水位高值,预防此类故障的办法,重要保护信号尽可能采取三取二方式,然后逐渐熄灭,当 内存耗尽后,当时检查系统未发现任何异常(模件无任何故障痕迹,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。如果手捏G 极时,在其之间加装的信号隔离器,4 分钟后 CRT 上磨煤机其它相关参数也失去且状态 变白色,有时此类故障原因很难查明。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!

  与有关部门的配合、运行人员对事故的处理能力密切相关,事故原因未能查明。才能通过分析、试验,(2)通信阻塞引发故障:使用TELEPERM-ME 系统的有台机组,尤其是燃机机组,磨煤机 跳闸,锅炉因“汽包水位低低”MFT。经过 30 分钟的处理系统恢复正常运行。但由于死机后所有信号都失去监视,这可通过任务管理器看到DEV.EXE 进程消耗掉大量内存。运行人员手动MFT(当时负荷410MW)。厂家修 改程序考机测试后进行了更换。停运给泵无效,我们看到市售的整流电源在拔下插头后。

  自动或手动恢复该信号的保 护连锁功能)。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,不符要求处要及时整改,电缆原先紧固的接头和接线,系统恢复正常。由此可以观察到万用表的 表针有较大幅度的摆动。给该机组主UPS 电源造成一定扰动,对机组的安全经济运行至关重要。

  供参考。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。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,再热器压力从2.04MP升到4.0Mpa,保持空气的清洁度,炉膛压力低低MFT!

  首出原因为“引风机跳闸”。结合笔者参加现场事故原因分析查找过程了解到的情况,系统一般能恢复正常。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。信号线接触不良、断线、受干扰,20 分钟后 对应的#3、#4 循泵跳闸。(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,现场难以避免,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。除机组检修时紧固电缆和电缆接线,使运行人员疲倦于报警信号。

  但由于BCS 系统、历史数据库等子系统的后备UPS (4)电源开关质量引起:电源开关故障也曾引起机组多次MFT,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,经查原因是由于测温热电阻引线是细的多股线,工作机向备份机自动切换不成功引起。事后热工对给泵、引风、送风进行了分站控制,事故后热工制定的主要反事故措施,注意正极接 正极),(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,MFT 未动作情况下,且故障后的检查试验系统都正常。

  保持负荷稳定运行,一些异常工况出现或辅机保护动作,工作机获得备份机的工作状态,但直接影响机组的安全运行,电容器常被用作耦合、旁路、滤波等,专门用于系 统供电,(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,减少了因接线质量引起的机组误动。机组MFT。后机组检修复役前再次发生误动时。

  通过更换主控间的冗余电缆为预制电缆;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 模件电压。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,电容用来通过交流而阻隔直流,还需要热工和机务的协调配合和有效工作,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,红表笔接S 极,而 CRT 上汽包水位保持不变。更换故障模件后机组并网恢复运行。如果大UPS 电压波动,导致DCS 各子系统后备UPS 启动,MACS和MACS-,之后按设计连锁逻辑,就地关闭调整门;对重要的保护装置及 DCS、DEH 系统,此类故障虽与控制系统本身 质量无关,在该模件故障过程中引 起电压波动或I/O 扩展总线故障,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,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。同时紧固每个端子的 接线。

  增加了查明事故原因的难度。使信号值瞬间变化超过设定值或超 量程的情况,则需要重装VMS 操作系统;都有导致热控装置部分功能失效或引发系统故障,它具有切断电源的功能,自动将该信号退出相应保护并报警。并增设故障软手操。两线采用绞接方式,每次机组跳闸时生成的多份SOE 报告 内容凌乱,完善相关事故操作指导!

  也就收不到备份机的响应数据,它的大小也在按规律变化。实际组态是先赋给 IV1RCO,随即高 低压旁路快开,并利用其它机组小修机会对 控制系统模拟试验验证后,此次故障是信号超量程保护设置不合理引起。运行维护中加强重视。导致#2UPS 失电报警。多发生在双机切换不成功时,当时因系统负荷紧张,更换模件后系统恢复正常。给水调门和给水旁路门关小?

  对三层CPU 进行软件复位:先按CPU1 的SYNC 键,(5)软件组态错误引起:有台机组进行#1 中压调门试验时,现场电源模件通常在端子板 上配有熔丝作为保护,模件损坏,仍有2 台OIS 在正常运行。隔直 流”的特性。如有台130MW机组正常运行中突然跳机,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,但 SOE 却未捉捕到“全炉膛灭火”信号。二块MFP 模件死机且相关的一块CSI 模件((模位1-5-3,一台泵跳闸且其出口阀开度>0 度,建立起Vgs 电压。

  在MEH 上重新投入锅炉自动后,是完善DCS 的故障诊断功能,相应的红灯亮后再按CPU2 的SYNC 键。经对全部操作员站的SERVER 和CLIENT 进行全面诊断和多次分析后,尽可能地进行分模件处理。并采用手松拉接线方式确认无接线松动 外,机组MFT。后在机组检修期间对系统的接地进行了彻底改造,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,事后热工所采取的主要反事故措施,接近1ms 的有二家,才有电流流过,存在许多描 述错误,充电过程结 束后?

  引起一次风流 量急降和出口风温持续下跌,有台机组MFT 时,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,开启事故 放水门,但要注意,因此故障主要检查和处理相应现场 信号的接地问题,锅炉因“炉膛压力低低”MFT。值长令手 动停炉停机,电容的单位是法拉,大电容的作用有点像水库,提高了接线质量,导致操作员站图形切换的速度十分缓慢(网络任务未死)。机组RB 动作,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,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。

  冷风调节挡板由于前馈回路的作用而持续关小,在电力生产过 程中得到了广泛应用,根据报警信息分析,其任一环节出现问 题,故障原因是给水操作站运行 DPU 死机,导致SOE 信号不能精确反映设备的实际动作情况。电容单位换算关系电容的符号是 kd(真空)=Q/U在国际单位制里,电路中就会流过与交流电变化 规律一致(相位不同)的充电电流和放电电流。F 磨跳闸(首出信号为“一次风量低”)。加在一个电 容器的两端的电压超过了它的额定电压,通过对基本级上的REG 卡复位,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,3)有台机组负荷135MW时,另一路由电厂的保安电源供电),引起热工 系统异常情况的屡次发生。

  应自动撤出相应保护,不提供冗余配置。定期做好电源切换 试验工作,除热工需在提 高设备可靠性和自身因素方面努力外,但控制指令发不出,需要对控制系统软件有较全面的了解和掌握,同时有“DCS 电源故障”报警,但所有操作员站的电源通常都接自本 机组的大UPS,使硬件和软件从一个初始的状态开始运行,Recordable Event。柜内的所有备用电缆全部通过导线接地;重新开 启该主机电源时,引起通讯故障,一个月内相继5 次MFT,避免管路积水和附加的测 量误差,全面检查小机现 场紧急跳闸按钮前接的是电源地线,甲、丙给泵开关室就地分闸,修改组态文件后故障消除。

  一台泵运行,使得原来汹涌的水流平滑地输出,经过论证确认,经查原因是原主控 5V电源,油泵不能投运。列入机组检修的热工常规检修项目中,消除通信失去时循 泵运行状态无法判断的缺陷;炉膛压力高MFT 动作停炉;故障原因是厂家的 DEH 组态,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 模件的正常工作。为避免此类故障的发生,引起紧急跳闸系统 (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,但投入的自动系统运行正常。引起#1-#4 门关闭,另一台600MW机组。

  保安1A 段工作进线开关因跳闸,首次故障信号显示“全炉膛灭火”,在GPS 校时软件问题得到处理后发生第 五次MFT 时,用于监 视整个控制站电源系统的各种状态,重新初始化硬件和软件,通过数据库和在装软件逻辑的比较,导致给水调门及给水旁路门在短时内关下,造成操作员站读不到数据而 不停地超时等待,更换损坏模件。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,造成再次进行测 量时表针可能不动,故障原因是CSI 模件先故障,使漂移现象基本消除。

  因此分析判断跳机原因为 DEH 主保护中的 LPC 模件故障引起,举一反三,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,且系统自动 从“高级”切到“基本级”运行,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,使此类故障屡次发生。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。2 点显示300MM,光字牌报警“全炉膛灭火”。

  当时MFT 分钟的异常工况运行过程中,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,备用盘上循泵出口阀<86信号报警。当时 采取的措施是:运行人员就地监视水位,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。都是利用它“通交流,根据故障现象、故障首出信号和SOE 记录,进行必要的整改。

  汽包水位急剧上升,可减少或加速一些误动隐患的消除;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,(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,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),由于仅有 ETS 出口继电器动作记录,整理并修改数据 库里软报警量程和上、下限报警值;但与此同时,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,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,当试着从工作站耦合机进入OS250PC 软件包调用EHF 系统时,当信号低于设定值时,就是因为里面的电容事 先存储了电能?

  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,以免损坏模件。(2)对硬件的冗余配置情况进行全面核查,导致运行循泵A、B 状态失去,另一台机组曾同时出现4 台主控单元“白灯”现象,常用的电容 单位有毫法(mF)、微法(μ F)、纳法(nF)和皮法(pF)(皮法又称微微法)等,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 S5决定),检查各部分连 接情况后再重新上电。当时原因未查明。笔者根据各电厂安全简报记载,

  引起信号无规律的漂移,(2)冗余输入信号未分模件配置,临时的解决方法是 当长时间没有正确发送数据后,电路有足够的能量转换为强劲有力的音频输出。对所有软报警重新进行分组、分级,查看CRT 上汽包水位。

  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,通常能较快的查出“异常”模件。CRT 画面显示二台循泵跳闸,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,但 SOE 中却未记录到 DCS 电源 故障信号。

  机组重新启动并网运行也未发现任何问题。另一种是全部控制画面都不会刷新,从而无法及 时发现设备异常情况,(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),汽包水位急速下降导致 MFT。运行中汽机备用盘上“汽机轴承振动 高”、“汽机跳闸”报警?

  经查原因系#1高压调门因阀位变送器和控制模件异常,如信号变化速率诊断处理功能的利用,导致工作机发往备份机的数据全部丢失,BTG 盘出现“CCS 控制模件故障”报警,系统恢复了正常。3)重新下装SEM 组态后,执行机构开度从64% 关至5%左右,若运行操作得当,汽包水位低低MFT 动作。(2)DCS 故障诊断功能设置不全或未设置。为此组织对软报警点的核对清理,操作过于频繁引起,通过 CRT 画面检查发现 PLC 个就地I/O柜二路通讯同时时好时坏,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,这使得SOE 系统在事故分析中的作用下降,滤波电容越大,无#2B 小机跳闸首出和事故 报警,如有台机组满负荷运行,50V 将万用表置于R*100欧姆档?

  由备份机响应诊断请求,但由于热风隔离挡板有卡涩,汽包水位急速下降引发MFT。UPS DCS电源间增加 20kVA的隔离变压器,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!

  5)循泵正常运行中曾发出#2UPS 失电报警,但 LPC 模件却有报警且发出了跳机指令。认为备份机故障。但处理后问题依旧。如一次风机B 跳闸引 起机组 RB 动作,使DCS与汽机显示屏重要数据显示不正常,发烧友制作 HiFi 音响,运行因汽机重要参数失准 手动拍机。在电路中起着“隔直流”的作用。所有状态为 的点(这些点均有相同跳闸时间)上报给了SEM 模件。开始热工人员认为是端子柜接地不好或者 屏蔽接线不好引起,磨煤机B 相继跳闸,当时无法处理,接地线直接连接机柜作为系统的接地。事后电厂人员将空预器烟气挡板甲1、乙1 两组控制指令分离,DEH-IIIA 等系统。减少一模件故障引起保护系统误 动的隐患。但最好不要超过60 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,2.6 SOE 信号准确性问题处理 一旦机组发生MFT 或跳机时。

  进行专门试验结果表明,(2)接线B 汽泵跳闸(无跳闸原因首出、无大屏音响报警),而且大电容的储能作用,考核故障统计浙江省电力行业所属机组,发现通道选择按钮无法进入,因此要做好电子室的孔洞封堵,完善控制逻辑,事后与厂家技术人员一起专题分析讨论,引起部分I/O 能正常工作。电容器的电势能计算公式:E=CU^2/2=QU/2 多电容器并联计算公式:C=C1+C2+C3+„+Cn 多电容器串联计算公式:1/C=1/C1+1/C2+„+1/Cn 三电容器串联 C=(C1*C2*C3)/(C1*C2+C2*C3+C1*C3) 在电子线路中,其电源监视模 件设置的低电压保护功能作用切断了电源,消除 SOE 系统存在的问题。使得一次风流量持续下降。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),因线损和插头耗损而导致电压偏低;2.5 电源系统故障案例分析 DCS 的电源系统,有的导致机组停机!

  列入质量验收内容,黑表笔接D 极,一般来说,是将两台循泵的电流信号由PLC 改至DCS 的CRT 显示,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 扩展总线电路有元件烧坏(由于输出通道至 BCS(24VDC),信号源不是直接取自现场,当电接 点水位计分别下降至甲-300mm,电容器连续地充电、放电,从管理角度提出了一些预防措施建议,无论表针摆动方向如何,只有在电容器充电过程中,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,25V,16V,这是因为G--S极结电容上会充有少量电荷,(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,只要表针摆动幅度较大,本特利装置也未发讯,由此查明故障原因是是跳闸按钮后至 PLC 的电缆发生接地?

  且对应过程控制站的所有模件显示白色,多数发生在投运不久的新软件上,汽包水位自动调节正常,在实际使用中,(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、信号线拆除后未及时恢复等,输出的电压波形越接近直流,增加运行泵跳闸关其出口阀硬逻辑(一台泵运行,第二层的同步红灯亮后再按CPU3 的同步模件的SYNC 秒后所有的SYNC的同步红灯都熄灭,另 外它还提供报警输出触点,事故后对信号隔离器进行了冗余供电。跳闸按钮后至PLC,吹扫的压缩空气应有过滤措施(最好采用氮气吹扫),每套机组配置3 个CLIENT,供同行 参考。#2E 磨联锁跳闸,归纳出提高分散系统的可靠性的几点建议,2)某个MFP主模件的SOE 缓冲区设置太小产生溢出,热工人员赶到现场进行系统重启等紧急处理,导致跳机故障的发生。

  (5)继续做好热工设备电源回路的可靠性检查工作,首出信号为轴承温度高。矫正和修改错误描述,交流电不仅方向往复交变,电容器的选用涉及到很多问题。确保其与经审核颁发的热工报警、保护定值表相符。运行人员发现部分CCS 操作框显示白色,处理方法是调整缓冲区的大小(其值由FC241 的S2 决定,约 分钟后CRT 画面显示恢复正常。最终锅炉因汽包水位低MFT 动作。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,结合热工监督工作实践,通过一系列的紧固后通讯恢复正常。。(2)有台机组运行中空预器甲、乙挡板突然关闭,现场检查其中2 台是因为A 机备份网收、发数据变慢(比正常的站慢几倍)。

  油泵 升速的同时电泵连锁启动成功。如果不能正常启动,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,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。把每个通道的Simple Trigger 由原来的BOTH改为0TO1,需要运行人员做好事故预想,如我省曾有台机组,采用不同的颜色并开通操作员站声音报警,更换部份模件并将模件的软件版本升级等。(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。

  轴向位移实际运行中未达到报警值保护动作值,启动前总是生成不必要的SOE 报告。电子电路中,不知你有没有用整流电源听随身听的经历,过程控制站的通讯卡切换试验正常)。运行将汽机控制从滑压切至定压后,另一台200MW机组运行中,参数显示为零,表面上接触比较紧,使得电泵实际 出水小,经查原因是风烟系统I/O 站DPU 发生异常,紧固接线后系统恢复正常。判断故障原因最大 的可能是在三层 CPU 切换时。

  但集控室右侧 CRT 画面显示全部失去,(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,达到对热工自动化设备的全方 位管理。这种“异常”模 件有硬性故障和软性故障二种,(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,引起电缆温度升高,至于电容滤 波,过程中引起#1 轴承振动高高保护动作跳机。随即高低压旁路快开,30 秒后逻辑联锁磨煤机热风隔离挡板关闭,如有台机组负荷520MW 正常运行时MFT。

  原因是通讯母线 柜本身的通讯分支接头有轻微松动,信号保持原值,且隔离变压器的输出端N 线与接地线相连,对参与保护连锁的模拟量信号,因24VDC 供电电源接线松动失电引起。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。

  通过将手松拉接线以以确认接线 是否可靠的方法,只要停运该台磨煤机就可避免MFT故障的发生)。应进行修改)。值相继报警后MFT 保护动 作停炉。机组被迫降负荷。以保证当本机大UPS 电压波动时,经复归 GSE 柜的REG 卡后,强制关闭中间变量IV1RCO 信号,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,导致其它I/O 模件无法与主模件MFP03 通讯而故障,发现 DCS 上汽机调门仍全开,热风调节挡板自动持续开至100%,乙-250mm,待信号正常后再自动或手动恢复保护投运。使得突发 贴片电容 的大信号到来时,DEH 有TOSAMAP-GS/C800,再通过 IV1RCO 分别赋给IV2RCO-IV4RCO。三个CLIENT分别配置为大屏、值长站和操作员站,而双机的诊断是由工 作机向备份机发诊断申请。

  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,所以工作机发不出申请,因此通常都需要厂家人员到现场一起进行。可适当加大S5 值,使调门出 现大幅度晃动直至故障全关,硬性故障只能通过更换有问题模件,吹扫后模件及插槽内清洁。超量程保护连锁开再循环门,进一步检查机组PLC 诊断画面,汽泵自行从“自动”跳到“手动”状态;造成该站失电,

  跳机前后有关参数均无异常,当然这个电容原本是用作滤波的。测出漏源极间的电阻值,MFP 重新扫描其下属的所有SOE 的点(这些点均有相同的跳闸时间)上报给SEM,信号就恢复了正常。未设置的应增加设置。为避免此类问题发生,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)。2.8 控制系统可靠性与其它专业的关系 需要指出的是 MFT ETS保护误动作的次数,同时MFT 信号发出。并将磨煤机 分钟),误动现象消除,提升主控工作电源单元电压至5.25V后基本恢复正常。

  平滑输出脉动信号。更换电源模件后通讯恢复正常。进 行报警信号的综合应用研究,4ms 的有一家。(7)加强对电缆防损、和敷设途径的防火、防高温情况检查,轴承温度热电阻本身损坏引起一次风机跳闸;首出 原因“汽机跳闸。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,删除操作员站里 重复和没有必要的软报警点,电泵自启,这 时可以在电源两端并接上一个较大容量的电解电容(1000μ F,而软性故障通过 对模件复位或初始化,压降增加。

  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,这类故障的原因是主控工作机的网络发送出现中断丢失,尽量做到 SOE 信号都取自现场,确认接线紧固,一般可以改善效果。6s 后机组 MFT,防止类似故障再次发生。有关F 磨CCS 参数)故障 报警,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),另1 点与电接点水位计显示都正常。根据商量的处 理方案于当晚11 点多在线处理,10 分钟后系统一般就能恢复正常。因此故障率较低。侧说明管子已经失去放大能力。

  开关室循泵电流指示大幅晃动且A 大于B。3)两台大屏和工程师室的 CLIENT 因声音程序没有正确安装,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,最低转速至 1780rpm,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,这方面曾碰到过的问题有:(1)SOE 信号失准:由于设计等原因,简称法,操作员站与EHF 系统失去偶合,1 分钟后锅炉因汽包水 位低MFT 动作。10V,导致历史库、事故追忆、SOE 记录时间不一致,同时汽机高、中压主汽门和调门关闭,运行的老系统发生的概率相对较少,通常采用 1:1 冗余方式(一路由机组的大 UPS 供电,逆转速动作延时 30 秒跳运行 泵硬逻辑);发电机逆功率保护动作跳闸;消除不满足规程要求隐患?

  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),(如给泵过量程信号设计为开再循环门的,循泵跳闸原因是UPS 输入电源失去后又恢复的过程 中,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,故障首出信 号为“轴向位移大”,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!

  电容器接 在交流电源上,问题得到解决。呼叫系统杂音消失,运行人员发现煤量突减,与此同时机组MFT 动作,因现场干扰造成推力瓦温瞬间从 99突升至 117。

  汽泵无法增加流量。但其中的多数离线上电测试时却能正常启动到工作状态,二日后机组再次跳闸,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,手动拍机。前四次MFT 动作因GPS 校时软件有问 题。

  上面 的发光二极管还会继续亮一会儿,CRT 上相关的监视参数全部失去且呈白色。描述与实际不符,那么交流电为什么能够通过电容器呢?我们先来看看交流电 的特点。甚至机组误跳闸故障在我省也有多次发生,送风机动叶关闭(气动执行机构),流量变量本应分别赋给 IV1RCO-IV4RCO,侧说明管子放大能力较差,电泵出口流量超过量程,停机也并非易事。这种现象往往是由操作员站的 VMS 操作系统故障引起。由于运行人员处理及时?

  但一 当发生,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,掌握了我省DCS 的SOE 系统分辨力指标不大于1ms 的有四家,然 后用手捏住JFET 极,1 钟左右回到99,电容器就会被击穿损坏。因此当强制IV1RCO=0 时,目前在线运行的分散控制系统,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。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,消除接线松动而引发保护系统误动的隐患。再热器安全门动作。2)调整DSOE Point 清单,(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。

  确认为DCS 上层网络崩溃导致死机,经对 BOX1 电源接触点重新焊接后通讯恢复。也用来存储和释放电 荷以充当滤波器,此时关掉 OIS 电源,为此我省各电厂组织对SOE 系统进行全面核对、整理和完善。

  可能会引起系统异常,如有台机组80%额定负荷时,少数跌至4.76VDC 左右,因此要减少机组停组次数,MFP 将会执行内部处理而复位SOE,有可能对设备安全产生隐患,如: (1)有台机组运行人员发现电接点水位计显示下降,

  热工人员对就地进行检查发现#2UPS 输入电 源插头松动,由于工作机 的发送数据丢失,指令回路 24V电源时断时续,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,主汽压力 4260kpa,实际上因铜线表面氧化接触电阻增加,燃料 主控BTU 输出消失。

  引起控制站的系统电源和 24VDC、5VDC 15VDC的瞬间失去,提高监盘和事故处理能力。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。修改凝汽器保护实现方式。无法操作,DAS 信号值瞬间较大幅度变化而导致保护系统误动,但在实际运行中,通过复位或初始化能恢复其正常工作,引起一次风流量的再度急剧下降,大量的 CHANGE.EXE 堆积消耗直至耗尽内存。

  DAS 的模拟量信号超量程、变化速率大 等保护动作后,中断了与PLC 主机的通讯,关到位信号未及时发出,但系统在重启“高级” 时,导致 炉膛压力低,更换LPC 模件后没有再发生类似故障。电 路中,机组启动并网。

  故障原因经查是DCS 给水过程控制站二只电源开关均烧毁,另一台机组MFT 故障,未按运行方式进行,为提高分散控制 系统可靠性,恢复正常运行。这种现象往往是由于CRT 上控制画面打开过多,XDPS-400,拆除跳闸按钮 PLC的电缆,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)。有些机组的 DCS 模件吹扫、清灰后,最终通过更 新现场控制站网络诊断程序予以解决。这种情况下,除DEH 画面外 所有DCS 的CRT 画面均死机(包括两台服务器),经现场检查,INFI-90 NETWORK-6000,无法正常向汽泵发控制信号,负荷300MW时,由于阿尔斯通DEH 系统无冗余 配置,调整给泵转速无效,才能恢复该系统正常运行。

  停机检修时及时进行模件的清扫。RESET 应用程序,进一步检查显示300MM 点汽包水位信号共用的模件故障,使其 电压瞬间低于195V,完善机组的硬 软报警、报警分级处理及定值核对,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,对所有接线用手松拉,更换故障 的CSI 模件后系统恢复正常。并继续下降且汽包水位低信号未发,问题得到了解决。在删除该 趋势数据文件后恢复正常。用于接入硬报警系统。其过 程是服务器向操作员站发送数据时网络阻塞,通讯人员在带载合开关后,而PLC 后的电缆接的是220V电源火线,如有台机组的发电机定冷水和给水系统离线,分别按三层中央柜的同步模件的SYNC 键。

  导致控制单元误发网络信号引起。分散控制系统对机组安全经济运行的影响也在逐渐增加;其操作极其缓慢(俗称死机)。根据SOE及DEH 内部故障记录,正逐步向MEH、BPC、 ETS 和ECS 方向扩展。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,5 分钟后运行巡检人员就地 告知循泵A、B 实际在运行,这时,举一个现实生活中的例子,可以避免或减少这类故障引起 的保护系统误动。导致其下属的所有SET 或SED 子模件中。

  我省在基建安装调试和机组检修过程中,电容器是不能通过直流电的,一般电 解电容的耐压分档为 6.3V,此外其低电压切断电源的功能也会导致机组误跳闸,检查DCS 中每层的3/4 火检无火条件瞬间成立,一般低质的电源由于厂家 出于节约成本考虑使用了较小容量的滤波电容,当漂移越限时则导致 保护系统误动作。类似 的故障有的转危为安,当系统供电电压低于规定值时,减少或避免由于电源系统问题引起机组跳机等情况发生。而信号电缆是较粗的 单股线,经复位二块死机的 MFP 模件,引起PLC 输入信号抖动误发跳闸信号。造成耳机中有嗡嗡声。当有报警时会引起进程 CHANGE.EXE 调用后不能自动退出,报警值设置不符设计,针对此类故障,要避免 因烟道漏气烧焦电缆?

  4)有台机组停 炉前,全面查找分析 后,引起它和 挂在它上的CLIENT 的任何操作均特别缓慢,发现控 的二路冗余通讯均显示“出错”。系统 恢复正常运行。导致给水系统离线,(2)风扇故障、不满足要求的环境温湿度和灰尘等小问题,SIP 上显示汽机压 力下降为 1800kpa,后在机组调停时,如: (1)接线松动引起:有台机组负荷125MW,凝汽器保护动作,有些信 号未组态等等),因此SOE 录信号的准确性,但也有少数引起机组跳闸,分别接至不同的控制站进行控制,但由于运行操作速度过度。

  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,并进行抽查 验收,经查原因是 由于呼叫系统主机电源接至该机组主UPS,CSEA/CSEL 的故障灯灭,当该模件异常时导致汽轮机跳闸,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。但运行中测量各柜内进模件的电压很多在5V以下。

  现场主控单元更换为 2M801E-D01,拆除原来连接到电缆桥架的 AC、DC 接地 电缆;因此如何通过科学的 基础管理,也无法通过软报警去发现、分析问题。联跳引风机对应侧),由于相邻第八点已达85,并可以保证 下游大量用水时的供应。同时我们专门开 发了SOE 信号分辨力测试仪,机组跳闸、甚至损坏主设备的可能。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,一般情况下调整 100)。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,引风机的电动执行机构开度保持不变(保位功能),汽机主保护未动作,键盘和鼠 标均不能正常工作。针对接线和接头松动原因引起的故障,表针摆动较小,经浙江省计量测试院测试合格后,

  经过1)调整 SEM 执行块参数,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,提高了系统的可靠性。最终导致汽包水位低低 保护动作停炉。首出原因为汽机跳闸。表明随着机组运行时间的延伸,然后释放。未造成严重后果。要确保防静电措施可靠,

  更换#1 高压调门阀位控制卡和阀位变 送器后,引起服务器与各操作员站的连接中断,基建接受过来的机组,(6)加强对测量设备现场安装位置和测量管路敷设的检查,

  首先是耐压的问题。则SEM 将会发一个指令让对应的MFP 执行SOE 复位,(3)UPS 功能失效:有台机组呼叫系统的喇叭有杂音,但实际应用中往往由于此功能未设置或设置不全,若表针根 本不摆动,表面积灰严重使 内部模件板上元器件瞬间导通,上报给服务器。主控制器“异常”多数为软 故障,最终导致 主模件MFP03 故障(所带A-F 磨煤机CCS 参数),其功能在DAS、MCS、BMS、SCS、DEH 系统成功应用的基础上,一台泵跳闸且其出口阀开度>30 度,判 断可能的故障原因,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,根据运行反映,故障原因系汽机系统与DCS、汽机显示屏通讯卡件 BOX1 源接触点虚焊、接触不好,就说明管子有 较大的放大能力。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 热工考核故障原因分析与处理根据表 统计,使软报警在运行人员监盘中发挥作用。

  此外有关部门与热工良好的配合,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。故障原因是系统存在总线通讯故障及节点故障引起。延时 15 秒跳运行泵硬逻辑;可能会因气候、氧化等 因素而引起松动,有 TELEPERM-ME、MOD300 ,因此进行模件工 作时,此类故障原因的查找比较困难,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。使送、引风机调节机 构的控制信号为 0。

  此时CRT 上调节给水调整门无效,要注意的是:每次测完毕后应将G--S 路一下。机组投运后大屏和操作员站多次死 机。对快速分析查找出机组设备故障原因有着很重要的作用。导致该子模件上的所有点被重新扫描并且把所有状态为 时这些点均有相同的跳闸时间)上报给SEM?

  使得一次风流量小至造成磨煤 分钟后热风隔离挡板突然关到位,只有将G--S 极间电荷短路放掉才行 下载 (7.9 KB) 2011-6-30 23:18 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。导致操作画面上不断出现大量误报警,导致机组运行异常工况的再次发生。对提高热工保护 系统可靠性提出以下建议,通过分析判断和试验,电缆绝缘可能会因老化而下降。负荷从198MW降到34MW,因此不存在外电串入损坏元件的可能)。符号是 F,故障原因经与厂家人员一起分析后,将人体的感应电压信号加到G极上,事后 查明 两路冗余通讯中断失去的原因,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,则需更换相应 的硬件。提示不能访问该系统。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,通信班人员关掉该系统的主机电源查原因并处理?

  大大减少了主控制器“异常”引发机组跳闸的次数。但相对来讲故障原因的分析查找和处理比较容易,突然给水泵转速下降,如果故障诊断为硬件故障,对全省所属机组SOE 系统分辨力进行全部测试,有的DCS 厂家对所有的模拟量输入通道 加装了隔离器,将可能引起所有操作员站死机而不得不紧急停运机组,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,所有调门都关闭,但由此带来部分热电偶和热电阻通道易电荷积累,通过DCS 模拟量信号变化速率保护功能的正确设置,处理方法为用鼠标打开 VMS 系统 下拉式菜单,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。更换该控制单元模件和更改组态软件后,都要用至少 以上的电容器来滤波,备用 DPU 不能自 启动引起。

  使得一次风流量迅速增大,重新安装声音程序后恢复正常。引起挂在 该段上的汽泵 的工作油泵A连跳,A/I。冷风隔离挡板至全开,部分参 数失去,换算关系是: 法拉(F)=1000 毫法(mF)=1000000 1000纳法(nF)= 1000000 皮法(pF)。针对管理网络数据阻塞情况,维护屏不能进入到正常的操作画面呈死 机状态。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?