看台钢丝网水泥砂浆面层施工方案

看台屋面工程施工方案 陕西省第四建筑工程公司渭南职业技术学院新校区体育场及室外活动场项目部2013年7月9日11 / 12 目 录1、编制依据22、工程概况23、施工部署34、施工准备、施工方法6、操作工艺、质量标准、质量控制措施68、安全文明施工措施79、成品保护一、编制依据1、合同：2 、施工图及变更文件：。1、渭南职业技术学院体育场室外活动场建筑施工图2。2、2012年10月10日“西北设计院设计更改、补充通知单J12变”2.3、20年月6日“号通知”、主要规程、规范建筑装饰装修工程施工质量验收规范(G0210001)建筑地面工程施工质量验收规范（GB50092002）二、工程概况工程名称: 西看台屋面变更工程地点: 渭南市职教园区园区东路与乐天大街东南角建设单位: 渭南职业技术学院设计单位： 中国建筑西北设计研究院有限公司监理单位： 陕西省工程监理有限责任公司质检单位：渭南盛华检测中心施工单位： 陕西省第四建筑工程公司渭南职业技术学院新校区体育场及室外活动场项目部合同质量目标： 合格 本工程施工总面积86m2 ，其中台阶2413.6m2，通道地面84m2,踢脚、小台阶侧面零星抹灰8.04m2。平面、立面做法：1、 现浇混凝土板2、 界面剂一道3、 0 厚:2.5水泥砂浆压实抹光，配31.钢丝网三、施工部署3.、施工部署原则及工期控制3。1.、台阶修补，计划于21 年7月17日施工完毕,立面底层抹灰、钉钢丝网完成后，马上进行侧模安装及平面细石砼浇筑，最后进行立面面层砂浆施工3.2、计划完成时间：21年8月7日3。1。、材料运输: 因体育场人工草坪已经完成,爬山虎无法使用，改为砂浆搅拌机安置于中中部观众入口上通道处，水泥、砂子堆置于观众入口处，采用人工原材料及砂浆分段上料相结合。3。、主要劳动力构成 根据本工程的屋面面积及工期要求，合理配备施工操作人员，人员安排计划如下表表21序号工种人数 备注1抹灰工9水泥砂浆施工2壮工剔凿、修理、人工上料、文明施工3木工 1钉钢焊网、支模四、施工准备4.1、技术准备。1。1、提前确定材料品牌、产地及质量要求,选定施工队伍。及时签定分包合同，组织施工队及时进场.4。2、组织材料提前进场做复试，复试合格后，方可进行施工.41.3、认真了解图纸、变更方案及通知意图，明确各部位做法、质量要求。结合工艺标准及要求，编制专项施工技术交底。4、随工程进度,提前对操作人员进行书面的技术交底，确保工程质量.。1.5、提前编制机具和材料计划，在保证工期、质量的前提下,尽量降低工程造价.、生产准备 待基础空鼓凿除后,抓紧进行垃圾清理、冲洗凿毛并立即进行修补施工，为界面剂施工、立面抹灰及细石混凝土面的施工创造条件。4.、材料机具准备4.3。1、材料准备： 材料质量、技术性能必须符合设计要求和施工及验收规范的规定。材料一览表名称规格单位数量备注水泥32。5 吨尧柏/尧峰砂子中、粗砂12石子米石m钢焊网5050*.2780.。2、机具准备: 根据实际情况、工程规模及人员配备情况,因此项目部配备如下施工设备及工具，根据具体需要分发至工地,易耗品一次性备足。 机动机具:砂浆搅拌机、混凝土搅拌机、平板振动器。 手动工具:孔径5mm筛子、窄手推车、磅秤、铁板、铁锹、平锹、大桶、灰槽、胶皮管、水勺、灰勺、小水桶、喷壶、托灰板、木抹子、铁抹子、阴（阳)角抹子、塑料抹子、大杠、中杠、水平尺、盒尺、钢丝刷、笤帚、粉线包、小白线、錾子、锤子、钳子、钉子、钢筋卡子、线坠、胶鞋、工具袋等。五、施工方法：工艺流程：基层处理洒水润湿吊直、贴灰饼抹底灰找坡线、弹面层水平线控制线钉钢丝网钉平面细石砼模板平面基层界面处理铺设平面钢丝网浇筑细石混凝土第一遍抹压压分隔条第二遍抹压第三遍抹压覆盖养护立面冲筋贴灰饼压分隔条抹水泥砂浆罩面灰六、 操作工艺 1、基层处理：基层表面的灰尘、砂浆块等杂物应清理干净.清理完后要根据标高线检查细石混凝土的厚度,防止地面过簿而产生空鼓开裂。基层清理是防止地面空鼓的重要工序,一定要认真做好。2、洒水润湿：提前一天对基层进行洒水润湿，洒水量要足，第二天施工时要保证地面湿润，但无积水。3、刷界面剂:前应先在已湿润的基层立面刷一遍界面剂,要随抹灰随刷，防止出现风干现象，如基层表面为光滑面还应在刷浆前先将表面凿毛。底灰用1:2。5水泥砂浆涂抹，并搓毛。4、钉钢丝网:将50*512钢丝网折成“50320+5的“ ”形网片，依据底层砂浆面上弹出的水平控制线，将钢丝网上平控制在比踏步平面成型面低10mm高度并用木工用C型钉固定于底层砂浆上.5、支模：按照坡度线及水平线逐级钉细石砼侧模,模板比台阶立面成型面凸出10mm。6、平面刷界面剂：浇灌细石混凝土前应先在已湿润的基层表面刷一遍界面剂，要随铺随刷,防止出现风干现象，如基层表面为光滑面还应在刷浆前先将表面凿毛。7、铺钢丝网：平面铺设20mm宽5050*1钢焊网，并于阳角处立面钢焊网搭接绑扎，间隔50m用预制垫块垫起,保证焊网上留10mm保护层.根据标高及预留坡度线做出灰饼,有地漏的部位要在地漏四周做出5的泛水坡度；冲筋和灰饼均应采用细石混凝土制作，随后铺细石混凝土。8、细石混凝土面层的强度等级应按设计要求做试配,如设计无要求时，一般为1:3（体积比），坍落度应不大于0mm;并应每500平方米制作一组试块,不足500平方米时，也制作一组试块。铺细石混凝土后用长刮杠刮平，振捣密实，表面塌陷处应用细石混凝土填补,再用长刮杠刮一次，用木抹子搓平。混凝土面层在施工间歇后继续浇筑前,应按规定对已凝结的混凝土垂直边缘进行处理。施工缝处的混凝土,应捣实压平。9、第一遍抹压：用铁抹子轻轻抹压面层,把脚印压平。0、分隔:按照设计要求的分隔间距,将分隔用米条用素水泥浆进行粘贴并用线绳顺直。11、第二遍抹压、收阳角：当面层开始凝结,地面面层上有脚印但不下陷时，用铁抹子进行第二遍抹压，将面层的凹坑砂眼和脚印压平。要求不漏压，平面出光。完成后随即将帮模拆除，并将模板粘接面和阳角用素灰顺直收光，施工时要认真操作.12、 第三遍抹压:当地面面层上人稍有脚印，而抹压无抹子纹时,用铁抹子进行第三遍抹压,第三遍抹压要用力稍大，将抹子纹抹平压光，压光的时间应控制在终凝前完成。抹压完成后立即进行覆盖。1、立面分隔、抹水泥砂浆面层:平面细石砼完成后用1:.5水泥砂浆抹面层，每遍厚度为58mm。操作时先将基层湿润,然后用砂浆薄刮一遍使其与底层灰粘牢,并按照设计要求的分隔间距，将分隔用米条用素水泥浆进行粘贴并吊垂直,紧跟着抹第二遍灰，达到要求的厚度，用压尺刮平找直待其收身后，用灰匙压实压光。为防止出现墙面花，施工过程中对于材料的配合比应注意，水灰比不能过大，要按交底控制水灰比。面层抹压完立即进行覆盖,24h后,及时洒水进行养护,每天浇水2次,至少连续养护d后方准上人.（养护期间应封闭，禁止进入）养护要及时、认真,严格按工艺要求进行养护。七、质量标准、质量控制措施7、质量标准。11、细石砼所用材料及配合比，必须符合设计要求和施工规范的规定。坡度符合设计要求。不倒泛水，无积水,管根结合处严密牢固，无渗漏。水泥要求有出厂合格证、试验报告.71.2、水泥砂浆材料及配合比，必须符合设计要求和施工规范的规定。无脱皮、起砂等缺陷。71.3、分格缝留设位置和间距应符合设计和施工及验收规范的规定。71。4、细石砼外伸符合设计要求,立面结合与收头处高度一致，线条顺直.2、质量控制措施7。2。1、在施工中严格按照IS90质量体系进行管理，项目部建立明确的工程质量管理责任制。2。、严格按照施工方案及技术交底的技术要求进行施工.3、原材料、施工产品的检验管理制度. 采购的原材料、施工产品必须具备四证:生产许可证、产品合格证、出厂检测报告和质量保证书。 原材料、施工产品进场后应符合国家有关标准和规范要求,按批量、批次抽样复检,并向监理提供复检报告.2.4、现场设置专职保管员对进场产品进行分类保管，确保产品在使用前不受污染和在保质期内进行使用。.2。5、严格执行工程检查制度，每一道施工工序执行班组自检专职质检员检验项目总工检验的自检制度，自检合格才能报监理工程师验收.7.2。6、隐蔽工程的验收严格按照规范进行,认真填写隐蔽工程验收表，并由监理工程师现场签字。7、应注意的质量问题：7。、细石砼面层起砂、起皮：由于细石混凝土强度等级不够、水灰比过大、抹压遍数不够、养护期间过早进行其他工序操作，都易造成起砂现象。7。.、细石砼面层空鼓、有裂缝：由于铺细石混凝土之前基层不干净，如有水泥浆皮及油污,或刷界面剂时面积过大用扫帚扫、甩浆等都易导致面层空鼓。由于混凝土的坍落度过大滚压后水分过多,细石砼终凝前尚未完成抹压工序,造成面层结构不紧密易开裂。73。3、细石砼面层抹纹多,不光:主要原因是铁抹子抹压遍数不够或交活太早，最后一遍抹压时应抹压均匀,将抹纹压平压光。7.3。水泥砂浆粘结不牢、空鼓、裂缝：混凝土面抹灰，最常见通病之一就是次层与基体之间粘结不牢、空鼓、裂缝。主要原因是基层清扫不干净,用水冲刷，湿润不够，不刮界面剂.由于砂浆在强度增长、硬化过程,自身产生不均匀的收缩应力，形成干缩裂缝。改进措施，可采用刮界面剂、喷洒防裂剂或涂刷掺1胶的素水泥浆，增加粘结作用,减少砂浆的收缩应力，提高砂浆早期抗拉强度，改进抹灰基层处理及砂浆配合比是解决混凝土墙面抹面空鼓、裂缝的关键.同时砂浆表面抗拉强度的提高,足以抗拒砂浆表面的收缩应力，待砂浆强度增长以后，就足以承受收缩应力的影响，从而阻止空鼓、干缩、裂缝的出现。735、水泥砂浆抹灰层过厚：抹灰层的厚度大大超过规定,尤其是一次成活，将抹灰层坠裂.抹灰层的厚度应通过冲筋进行控制，保持1520m为宜。操作时应分层、间歇抹灰，每遍厚度宜为8mm，应在第一遍灰终凝后再抹第二遍，切忌一遍成活。八、安全、文明施工保证措施1。坚持“安全第一,预防为主”的原则,施工前进行安全教育和培训,做好安全交底. 要求操作人员施工前必须戴好安全帽，禁止乱扔杂物.3. 严禁在施工现场吸烟。4 严格遵守各项规章制度，认真作到“工完料净场清”,及时清理现场,保持施工工地整洁.九、成品保护措施 堆放物资、配件的场地应高于周围场地或不能被雨水浸过,堆放场地应平整、干燥;材料要免受日晒雨淋。2 易燃物资的放置处于一般物资库间应满足防火间距,或由防火墙隔离。 3。细石混凝土施工时运料小车不得碰撞模板和已完成施工面。 4水落管口施工前进行封堵，施工完毕后进行清除，保证管内通畅,满足使用功能. 5。地面养护期间不得上人，其他工种不得进入操作，养护期过后也要注意成品保护. 6。施工中不得污染已做完的成品。不得在已做好的地面上拌合砂浆。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、MS、BMS、CS、DEH系统成功应用的基础上,正逐步向EH、BPC、ES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TLEERM-ME、MOD00,INI-0，NETWORK-000, MACS和MAS,XDPS400,/I。DEH有TOSAAP-GS/C80，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表 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OE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10M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LC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60MW机组运行中汽机跳闸，随即高低压旁路快开，磨煤机和D相继跳闸,锅炉因“炉膛压力低低”MT.当时因系统负荷紧张，根据O及DE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20MW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300，另1点与电接点水位计显示都正常。进一步检查显示00MM 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。（）一块I/模件损坏，引起其它/O模件及对应的主模件故障：如有台机组 “C控制模件故障及“一次风压高低”报警的同时, C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）。分钟后 C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（PC01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,有关F磨CS参数)故障报警，拔出检查发现其VC逻辑电源输入回路、第4输出通道、连接MP的I/O扩展总线电路有元件烧坏(由于输出通道至CS（2VDC）,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SI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C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MP3故障(所带-F磨煤机C参数）,CR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30mm，乙250mm，并继续下降且汽包水位低信号未发，MT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DP死机，备用PU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IO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、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D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CS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C、DC接地电缆;柜内的所有备用电缆全部通过导线接地；UPS至电源间增加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。（）CS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C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9，由于相邻第八点已达85，满足推力瓦温度任一点5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D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）CS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A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，B泵转速上升到570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,DS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H画面外所有DC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0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CS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，最终通过更新现场控制站网络诊断程序予以解决。（2）通信阻塞引发故障：使用ELEPEM-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CR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/U接口模件T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OS50PC软件包调用EHF系统时，提示不能访问该系统。通过查阅DS手册以及与EMENS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U切换时，系统处理信息过多造成中央CU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SYN键,相应的红灯亮后再按2的SYC键。第二层的同步红灯亮后再按U3的同步模件的SNC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oductorT5作为其操作员站，每套机组配置3个SVER和3个CLIET,三个CIENT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CIENT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CLENT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SERV因文件类型打印设备出错引起该SEVER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DE.EX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CIEN因声音程序没有正确安装，当有报警时会引起进程CANE。EX调用后不能自动退出,大量的CHANGEE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CR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VM系统下拉式菜单，ESE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VS操作系统故障引起。此时关掉OI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DE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E柜内的所有输入/输出卡（CSEA/S)的故障灯亮，经复归GS柜的EG卡后，CA/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RE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VRO信号，引起14中压调门关闭，负荷从98MW降到34MW,再热器压力从2.4M升到4.Mpa,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IRCO-IVRCO,实际组态是先赋给V1RCO,再通过IVRC分别赋给IVCOIV4O。因此当强制IV1RCO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：（）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20M正常运行时MT,首出原因“汽机跳闸。C画面显示二台循泵跳闸,备用盘上循泵出口阀0度，逆转速动作延时秒跳运行泵硬逻辑)；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，BTG盘出现“CC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MT，首出原因为“引风机跳闸”。约2分钟后CT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VC、5VC或5VC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24DC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50520VD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.7VC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.）MASD运行中曾在两个月的运行中发生2M81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M801E-0，提升主控工作电源单元电压至5。25后基本恢复正常。3）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M。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D上汽机调门仍全开，主汽压力20pa,S上显示汽机压力下降为180kpa，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C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B1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UPS失电报警,20分钟后对应的3、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2PS失电报警。进行专门试验结果表明，循泵跳闸原因是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。（）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S,通讯人员在带载合开关后,给该机组主电源造成一定扰动,使其电压瞬间低于15V，导致DCS各子系统后备P启动，但由于BS系统、历史数据库等子系统的后备US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MF 。(4）电源开关质量引起:电源开关故障也曾引起机组多次FT,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T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。 E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S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)OE信号失准:由于设计等原因,基建接受过来的机组，E信号往往存在着一些问题(如SO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MT时,光字牌报警“全炉膛灭火,检查DCS中每层的/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FT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OE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E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S系统分辨力进行全部测试，掌握了我省CS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。（）SOE报告内容凌乱：某电厂两台30万机组的NF-90分散控制系统，每次机组跳闸时生成的多份OE报告内容凌乱，启动前总是生成不必要的OE报告.经过1)调整EM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 Pont 清单,把每个通道的Smple riggr由原来的BOH改为TO1，Rcorabevnt。）重新下装EM组态后，问题得到了解决。 （3)S报表上出现多个点具有相同的时间标志：对于INI90分散控制系统，可能的原因与处理方法是：1）某个SET或S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FP主模件的OE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ST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S模件。处理方法是调整缓冲区的大小(其值由FC21的S2决定,一般情况下调整为10)。）SEM收到某个MF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FC43的S5决定），则M将会发一个指令让对应的MFP执行OE复位，MFP重新扫描其下属的所有SE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SM,。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E模件），可适当加大5值，但最好不要超过60秒。.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2MW，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%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170pm,汽包水位低低M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2C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300W时,2B汽泵跳闸（无跳闸原因首出、无大屏音响报警）,机组R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PC，而PLC后的电缆接的是220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PC的电缆发生接地,引起紧急跳闸系统误动跳小机.(）接头松动引起：一台机组备用盘硬报警窗处多次出现“主机HC油泵2B跳闸”和“开式泵跳闸”等信号误报警,通过CRT画面检查发现PLC的 路部分I/O柜通讯时好时坏，进一步检查发现机侧C的3A、4、A和的个就地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.原因是通讯母线路在LC4柜内接头和PLC5、PL4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MFT和TS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T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1%,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M。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。 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DC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US，不提供冗余配置。如果大PS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P交叉供电，以保证当本机大UPS电压波动时，仍有2台OS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600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.（）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D、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。（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，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DC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F，如我省曾有台机组,一个月内相继5次MFT，前四次FT动作因PS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GS校时软件问题得到处理后发生第五次MFT时，根据记录查明FT动作原因系DS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DS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。（）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。(）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。()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. 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.(）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