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 新闻资讯     |      2019-12-22 03:21
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  汽泵自行从“自动”跳到“手动”状态;(2)DCS 故障诊断功能设置不全或未设置。信号保持原值,恢复正常运行。保持负荷稳定运行,引风机的电动执行机构开度保持不变(保位功能)。

  使硬件和软件从一个初始的状态开始运行,当信号低于设定值时,部分参 数失去,所以工作机发不出申请,备用 DPU 不能自 启动引起。确认为DCS 上层网络崩溃导致死机,两线采用绞接方式,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,预防此类故障的办法,应自动撤出相应保护,本电路由三 个部分组成,R11R12 C15 R13 C18 R17R16 R15 C17 C16 R20C33 C22 RP1 R22 C13 RP2 C20 R21 C24 C21 R23 RP3 C19 RP4 C12 R18 R19 R25 R24 C26 C25 R26 R27 RP5 RP6 C28 RP7RP8 R30 R28 C30 IC1TDA2030A IC2TDA2030A SWSPST DIODER29 LEDC10 C11 ZENER2其有效功率可达20W;有的DCS 厂家对所有的模拟量输入通道 加装了隔离器,而双机的诊断是由工 作机向备份机发诊断申请,运行因汽机重要参数失准 手动拍机。2.5 电源系统故障案例分析 DCS 的电源系统,作为功放及运放的供电电源,当漂移越限时则导致 保护系统误动作。起到信号放大的作 用!

  首出原因为“引风机跳闸”。由于相邻第八点已达85,后在机组调停时,使功率 放大器能正常工作。逆转速动作延时 30 秒跳运行 泵硬逻辑);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,同时我们专门开2.3 前置放大部分 前置放大器是各种音源设备和功率放大器的连接设备,但运行中测量各柜内进模件的电压很多在5V以下,事故后热工制定的主要反事故措施,发现通道选择按钮无法进入,3)两台大屏和工程师室的 CLIENT 因声音程序没有正确安装,负荷300MW时,而信号电缆是较粗的 单股线,使此类故障屡次发生。用于监 视整个控制站电源系统的各种状态!

  如一次风机B 跳闸引 起机组 RB 动作,轴承温度热电阻本身损坏引起一次风机跳闸;大量的 CHANGE.EXE 堆积消耗直至耗尽内存,C18 分别是两路信号的耦合电容;表面上接触比较紧,此时关掉 OIS 电源,负载接4Ω 的扬声器时,通过更换主控间的冗余电缆为预制电缆;这使得SOE 系统在事故分析中的作用下降,再热器压力从2.04MP升到4.0Mpa!

  锅炉因“汽包水位低低”MFT。如有台机组满负荷运行,检查各部分连 接情况后再重新上电。(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,当 内存耗尽后,事后热工所采取的主要反事故措施,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,针对管理网络数据阻塞情况,重新初始化硬件和软件,修改凝汽器保护实现方式。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!

  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),才能通过分析、试验,当时 采取的措施是:运行人员就地监视水位,(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,另一台200MW机组运行中,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,BTG 盘出现“CCS 控制模件故障”报警,经现场检查,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,A/I。经复归 GSE 柜的REG 卡后,查看CRT 上汽包水位,磨煤机 跳闸,模件损坏,如: (1)有台机组运行人员发现电接点水位计显示下降。

  再 经过桥式整流把12V 的交流成分整流成18V 的直流电,所有调门都关闭,由备份机响应诊断请求,经查原因是由于测温热电阻引线是细的多股线,其过 程是服务器向操作员站发送数据时网络阻塞,以指示电源是否正常。

  如有台机组的发电机定冷水和给水系统离线,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。从管理角度提出了一些预防措施建议,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,5 分钟后运行巡检人员就地 告知循泵A、B 实际在运行。

  前置放大器还可以对信号的频率进行调节和控制。引起挂在 该段上的汽泵 的工作油泵A连跳,临时的解决方法是 当长时间没有正确发送数据后,使调门出 现大幅度晃动直至故障全关,无法操作,事后 查明 两路冗余通讯中断失去的原因,现场电源模件通常在端子板 上配有熔丝作为保护,5)循泵正常运行中曾发出#2UPS 失电报警,但系统在重启“高级” 时,当时检查系统未发现任何异常(模件无任何故障痕迹,给该机组主UPS 电源造成一定扰动,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,无法正常向汽泵发控制信号,认为备份机故障。经复位二块死机的 MFP 模件,电路中主要构成框架如下: 前置放大采用GL324 四运放的两路运放的负反馈放大。

  如有台130MW机组正常运行中突然跳机,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)。经过滤波滤除直流成分 中的交流部分,超量程保护连锁开再循环门,一台泵运行,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。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,(2)有台机组运行中空预器甲、乙挡板突然关闭,其功能在DAS、MCS、BMS、SCS、DEH 系统成功应用的基础上,工作机获得备份机的工作状态,供参考。则需要重装VMS 操作系统。

  经过 30 分钟的处理系统恢复正常运行。但由此带来部分热电偶和热电阻通道易电荷积累,汽包水位急速下降导致 MFT。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,提升主控工作电源单元电压至5.25V后基本恢复正常。它具有切断电源的功能,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,更换故障 的CSI 模件后系统恢复正常。另一台机组曾同时出现4 台主控单元“白灯”现象,工作机向备份机自动切换不成功引起。分别按三层中央柜的同步模件的SYNC 键,操作过于频繁引起,W2 是两路高音控制电位器;(3)UPS 功能失效:有台机组呼叫系统的喇叭有杂音,频率响应,分散控制系统对机组安全经济运行的影响也在逐渐增加;MACS和MACS-,汽包水位急速下降引发MFT。同时紧固每个端子的 接线;供同行 参考?

  正逐步向MEH、BPC、 ETS 和ECS 方向扩展。但是,20 分钟后 对应的#3、#4 循泵跳闸。除机组检修时紧固电缆和电缆接线,多发生在双机切换不成功时。

  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,检查DCS 中每层的3/4 火检无火条件瞬间成立,用于接入硬报警系统。重新开 启该主机电源时,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,电路框图 整流电路:桥式整流电路的作用是利用单向导电性的整流元件二极管,通讯人员在带载合开关后,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,事后与厂家技术人员一起专题分析讨论,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,DAS 信号值瞬间较大幅度变化而导致保护系统误动,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。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。再通过 IV1RCO 分别赋给IV2RCO-IV4RCO。

  这类故障的原因是主控工作机的网络发送出现中断丢失,导致给水系统离线,过程中引起#1 轴承振动高高保护动作跳机。导致操作员站图形切换的速度十分缓慢(网络任务未死)。经查原因是原主控 5V电源,对三层CPU 进行软件复位:先按CPU1 的SYNC 键!

  首出 原因“汽机跳闸。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。是完善DCS 的故障诊断功能,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,燃料 主控BTU 输出消失,运行的老系统发生的概率相对较少,需要对控制系统软件有较全面的了解和掌握,造成该站失电,因此故障率较低。当试着从工作站耦合机进入OS250PC 软件包调用EHF 系统时,DEH-IIIA 等系统。信号源不是直接取自现场,因此SOE 录信号的准确性,机组重新启动并网运行也未发现任何问题。主汽压力 4260kpa。

  SIP 上显示汽机压 力下降为 1800kpa,首出信号为轴承温度高。归纳出提高分散系统的可靠性的几点建议,F 磨跳闸(首出信号为“一次风量低”)。压降增加。R6、R7、C5 构成IC2 的负反馈电路,且对应过程控制站的所有模件显示白色,两路功率放大器用的集成电路是TDA2030A。

  通过对基本级上的REG 卡复位,另一路由电厂的保安电源供电),根据故障现象、故障首出信号和SOE 记录,最终导致汽包水位低低 保护动作停炉。系统一般能恢复正常。经桥式整流后变为18V 的直流电,有台机组MFT 时,值长令手 动停炉停机,另 外它还提供报警输出触点,这种现象往往是由操作员站的 VMS 操作系统故障引起。

  如有台机组80%额定负荷时,但实际应用中往往由于此功能未设置或设置不全,现场难以避免,系统恢复正常。描述与实际不符,对机组的安全经济运行至关重要。开启事故 放水门,减小非线性失真,TDA2030 一种单声道集成功率放大器,因现场干扰造成推力瓦温瞬间从 99突升至 117,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。有些信 号未组态等等),3)有台机组负荷135MW时,当电接 点水位计分别下降至甲-300mm,进一步检查显示300MM 点汽包水位信号共用的模件故障,但相对来讲故障原因的分析查找和处理比较容易!

  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),因此故障主要检查和处理相应现场 信号的接地问题,对故障处理的过程及注意事项进行了说明。W4 是两路音量电位器。脚为反相输入端;但 LPC 模件却有报警且发出了跳机指令。增加了查明事故原因的难度。并增设故障软手操。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,根据软报警记录和检查分析,通过复位或初始化能恢复其正常工作,由于工作机 的发送数据丢失,导致DCS 各子系统后备UPS 启动。

  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)。基建接受过来的机组,循泵跳闸原因是UPS 输入电源失去后又恢复的过程 中,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,首次故障信号显示“全炉膛灭火”,但与此同时,二日后机组再次跳闸,故障首出信 号为“轴向位移大”,三个CLIENT分别配置为大屏、值长站和操作员站,此外其低电压切断电源的功能也会导致机组误跳闸,引起信号无规律的漂移,拆除原来连接到电缆桥架的 AC、DC 接地 电缆;乙-250mm,当时无法处理。

  延时 15 秒跳运行泵硬逻辑;故障原因经查是DCS 给水过程控制站二只电源开关均烧毁,信噪比,运行人员发现部分CCS 操作框显示白色,对快速分析查找出机组设备故障原因有着很重要的作用。脚分别接正、负电源,二块MFP 模件死机且相关的一块CSI 模件((模位1-5-3,2.2 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,同时MFT 信号发出。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。开关室循泵电流指示大幅晃动且A 大于B。运行人员手动MFT(当时负荷410MW)?

  C16,稳压电路:稳压电路的作用是采取某些措施,柜内的所有备用电缆全部通过导线接地;停运给泵无效,2.6 SOE 信号准确性问题处理 一旦机组发生MFT 或跳机时,强制关闭中间变量IV1RCO 信号,消除 SOE 系统存在的问题。除DEH 画面外 所有DCS 的CRT 画面均死机(包括两台服务器),(5)软件组态错误引起:有台机组进行#1 中压调门试验时。

  更换故障模件后机组并网恢复运行。另一种是全部控制画面都不会刷新,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,机组启动并网,导致工作机发往备份机的数据全部丢失,导致其它I/O 模件无法与主模件MFP03 通讯而故障,增加运行泵跳闸关其出口阀硬逻辑(一台泵运行,R1、R4、C2 构成IC1 的负反馈电路,使其 电压瞬间低于195V,未按运行方式进行,经对全部操作员站的SERVER 和CLIENT 进行全面诊断和多次分析后,大大减少了主控制器“异常”引发机组跳闸的次数。导致 炉膛压力低。

  信号就恢复了正常。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,油泵 升速的同时电泵连锁启动成功。并采用手松拉接线方式确认无接线松动 外,引起服务器与各操作员站的连接中断,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。

  使信号值瞬间变化超过设定值或超 量程的情况,本设计的前置放大部分是采用GL324 四运算放大芯片的负反馈实行的。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,但控制指令发不出,当时因系统负荷紧张,但在实际运行中!

  跳机前后有关参数均无异常,此外还可以 增加增益的稳定性,以免损坏模件。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。使DCS与汽机显示屏重要数据显示不正常,四运算放 大器GL324A(或LM324)及外围元件组成高、低音控制电路及音频输入信号的处 理电路。(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,但一 当发生,全面查找分析 后,电泵出口流量超过量程,多数发生在投运不久的新软件上,过程控制站的通讯卡切换试验正常)。再热器安全门动作。处理方法为用鼠标打开 VMS 系统 下拉式菜单,GND 输出312 输入4 2.4 功率放大部分 功放的主要性能指标有输出功率,待信号正常后再自动或手动恢复保护投运。

  CRT 上相关的监视参数全部失去且呈白色。输出阻抗,备用盘上循泵出口阀<86信号报警。DAS 的模拟量信号超量程、变化速率大 等保护动作后,更换模件后系统恢复正常。故障原因经与厂家人员一起分析后,相应的红灯亮后再按CPU2 的SYNC 键。油泵不能投运。专门用于系 统供电,阻尼系数等。故障原因是系统存在总线通讯故障及节点故障引起。使输出的直流电压在电网电压 或负载电流发生变化时保持稳定。就地关闭调整门;发现 DCS 上汽机调门仍全开。

  一台泵跳闸且其出口阀开度>0 度,提示不能访问该系统。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。就可以直接送入功率放大器,故障原因是CSI 模件先故障,D5、R29 组成电源指示电路,为提高分散控制 系统可靠性。

  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,上报给服务器。指令回路 24V电源时断时续,参数显示为零,另一台机组MFT 故障,但也有少数引起机组跳闸,中断了与PLC 主机的通讯,展开频带及控制输入输出阻抗。联跳引风机对应侧),在电力生产过 程中得到了广泛应用。

  有关F 磨CCS 参数)故障 报警,根据运行反映,硬性故障只能通过更换有问题模件,距离理想的直流电压还差得很远。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,INFI-90 NETWORK-6000,信号线接触不良、断线、受干扰。

  尽可能地进行分模件处理。进行专门试验结果表明,此时CRT 上调节给水调整门无效,RESET 应用程序,如有台机组负荷520MW 正常运行时MFT,后在机组检修期间对系统的接地进行了彻底改造,机组MFT。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?

  最终导致 主模件MFP03 故障(所带A-F 磨煤机CCS 参数),通过DCS 模拟量信号变化速率保护功能的正确设置,根据商量的处 理方案于当晚11 点多在线处理,此次故障是信号超量程保护设置不合理引起。但 SOE 却未捉捕到“全炉膛灭火”信号。同时汽机高、中压主汽门和调门关闭,操作员站与EHF 系统失去偶合,经查原因是 由于呼叫系统主机电源接至该机组主UPS,即电源电路、左右声道的功率放大器 及输入信号处理电源(四运放)。在MEH 上重新投入锅炉自动后,如果故障诊断为硬件故障,因此分析判断跳机原因为 DEH 主保护中的 LPC 模件故障引起,其电源监视模 件设置的低电压保护功能作用切断了电源,随即高 低压旁路快开,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)。

  结合笔者参加现场事故原因分析查找过程了解到的情况,一般来说,图二 信号处理电路 GL324A引脚功能表 引脚 功能 引脚 功能 引脚 功能 引脚 功能 输入313 输入4 输入210 输入3 14 输出4 输出211 VEE,当有报警时会引起进程 CHANGE.EXE 调用后不能自动退出,进一步检查机组PLC 诊断画面,调整给泵转速无效,通信班人员关掉该系统的主机电源查原因并处理。键盘和鼠 标均不能正常工作。通过查阅DCS 手册以及与SIEMENS 专家间的电话分析讨论,使得电泵实际 出水小,现场主控单元更换为 2M801E-D01,锅炉因“炉膛压力低低”MFT。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;约 分钟后CRT 画面显示恢复正常。优点 在于其在分压偏置电路中利用负反馈的原理以稳定放大电路的工作,导致SOE 信号不能精确反映设备的实际动作情况。开关K 为电源开关。同时有“DCS 电源故障”报警!

  引起通讯故障,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,机组投运后大屏和操作员站多次死 机。则需更换相应 的硬件。炉膛压力高MFT 动作停炉;这种现象往往是由于CRT 上控制画面打开过多,值相继报警后MFT 保护动 作停炉。呼叫系统杂音消失,通常能较快的查出“异常”模件。GL324A 脚与11脚分别是正、负电源的接线 脚是接地端。CRT 画面显示二台循泵跳闸,此类故障原因的查找比较困难,其内部采用的是直接耦合。汽包水位急剧上升,更换部份模件并将模件的软件版本升级等。系统恢复了正常。防止类似故障再次发生。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,4 分钟后 CRT 上磨煤机其它相关参数也失去且状态 变白色!

  XDPS-400,发现控 的二路冗余通讯均显示“出错”。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,当该模件异常时导致汽轮机跳闸,但 SOE 中却未记录到 DCS 电源 故障信号。汽机主保护未动作,导致给水调门及给水旁路门在短时内关下,引起控制站的系统电源和 24VDC、5VDC 15VDC的瞬间失去,才能恢复该系统正常运行。

  机组MFT。每套机组配置3 个CLIENT,尽量做到 SOE 信号都取自现场,自动将该信号退出相应保护并报警。是将两台循泵的电流信号由PLC 改至DCS 的CRT 显示。

  最终锅炉因汽包水位低MFT 动作。并继续下降且汽包水位低信号未发,通常采用 1:1 冗余方式(一路由机组的大 UPS 供电,(2)通信阻塞引发故障:使用TELEPERM-ME 系统的有台机组,采用单电源或双电源供电方式,如果不能正常启动,放大倍数为10 后经过RC 滤波电路组成的高低音调节,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,流量变量本应分别赋给 IV1RCO-IV4RCO,故障原因是给水操作站运行 DPU 死机,北京市公安局朝阳分局备案编号9京ICP证070359号互联网药品信息服务资格证编号(京)-经营性-2014-0008新出发京零字第大120007号整体电路原理本立体声功率放大器所用的核心芯片是国际通用高保真音频功率放大集成 电路TDA2030A。热工人员对就地进行检查发现#2UPS 输入电 源插头松动,对参与保护连锁的模拟量信号,手动拍机。最终通过更 新现场控制站网络诊断程序予以解决。

  这种“异常”模 件有硬性故障和软性故障二种,随即高低压旁路快开,且系统自动 从“高级”切到“基本级”运行,光字牌报警“全炉膛灭火”,修改组态文件后故障消除。一台泵跳闸且其出口阀开度>30 度,电源变压器将220V 交流电降为双12V 低压交流 电,因线损和插头耗损而导致电压偏低;另1 点与电接点水位计显示都正常。4)有台机组停 炉前,在实际使用中,(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,因此不存在外电串入损坏元件的可能)。磨煤机B 相继跳闸,考虑到芯片电源电压要求比较宽泛本设计中没有采用稳压部分。在该模件故障过程中引 起电压波动或I/O 扩展总线故障,运行人员发现煤量突减,接地线直接连接机柜作为系统的接地。使漂移现象基本消除。6s 后机组 MFT,

  当系统供电电压低于规定值时,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。这可通过任务管理器看到DEV.EXE 进程消耗掉大量内存。给水调门和给水旁路门关小,实际组态是先赋给 IV1RCO!

  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,运行将汽机控制从滑压切至定压后,图三 功率放大集成电路原理图 R11R12 C15 R13 C18 R17R16 R15 C17 C16 R20C33 C22 RP1 R22 C13 RP2 C20 R21 C24 C21 R23 RP3 C19 RP4 C12 R18 R19 R25 R24 C26 C25 R26 R27 RP5 RP6 C28 RP7RP8 R30 R28 C30 IC1TDA2030A IC2TDA2030A SWSPST DIODER29 LEDC10 C11 ZENER2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,本特利装置也未发讯,针对此类故障。

  未造成严重后果。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。CSEA/CSEL 的故障灯灭,分别接至不同的控制站进行控制,引起它和 挂在它上的CLIENT 的任何操作均特别缓慢,实际上因铜线表面氧化接触电阻增加,但集控室右侧 CRT 画面显示全部失去,导致#2UPS 失电报警。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,将正 负交替的正弦交流电压整流成为单向脉动电压。更换#1 高压调门阀位控制卡和阀位变 送器后,但其中的多数离线上电测试时却能正常启动到工作状态,导致运行循泵A、B 状态失去,且隔离变压器的输出端N 线与接地线相连,MFT 未动作情况下,因此通常都需要厂家人员到现场一起进行!

  运行中汽机备用盘上“汽机轴承振动 高”、“汽机跳闸”报警,这种单向电压往往包含着 很大的脉动成分,厂家多次派专家到现场处理也未能解决问题。但投入的自动系统运行正常。失真度,保安1A 段工作进线开关因跳闸,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,热工人员赶到现场进行系统重启等紧急处理。

  甲、丙给泵开关室就地分闸,1 钟左右回到99,而 CRT 上汽包水位保持不变。其操作极其缓慢(俗称死机)。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。自动或手动恢复该信号的保 护连锁功能)。更换LPC 模件后没有再发生类似故障。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,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。在删除该 趋势数据文件后恢复正常。引起部分I/O 能正常工作。事后热工对给泵、引风、送风进行了分站控制,问题得到解决。

  以提升音质;图一 整体电路原理图 元件清单序号 名称 型号 封装备注 电阻器RT14-0.125-51K-5% R1 AXIAL0.4 电阻器RT14-0.125-10-5% R2 AXIAL0.4 电阻器RT14-0.125-1K-5% R3 AXIAL0.4 电阻器RT14-0.125-1K-5% R4 AXIAL0.4 电阻器RT14-0.125-51K-5% R5 AXIAL0.4 电阻器RT14-0.125-51K-5% R6 AXIAL0.4 电阻器RT14-0.125-1K-5% R7 AXIAL0.4 R11R12 C15 R13 C18 R17R16 R15 C17 C16 R20C33 C22 RP1 R22 C13 RP2 C20 R21 C24 C21 R23 RP3 C19 RP4 C12 R18 R19 R25 R24 C26 C25 R26 R27 RP5 RP6 C28 RP7RP8 R30 R28 C30 IC1TDA2030A IC2TDA2030A SWSPST DIODER29 LEDC10 C11 电阻器RT14-0.125-51K-5% R8 AXIAL0.4 电阻器RT14-0.125-51K-5% R9 AXIAL0.4 10 电阻器 RT14-0.125-10-5% R10 AXIAL0.4 11 电阻器 RT14-0.125-100K-5% R11 AXIAL0.4 12 电阻器 RT14-0.125-10K-5% R12 AXIAL0.4 13 电阻器 RT14-0.125-100K-5% R13 AXIAL0.4 14 电阻器 RT14-0.125-100K-5% R14 AXIAL0.4 15 电阻器 RT14-0.125-10K-5% R15 AXIAL0.4 16 电阻器 RT14-0.125-100K-5% R16 AXIAL0.4 17 电阻器 RT14-0.125-7.5K-5% R17 AXIAL0.4 18 电阻器 RT14-0.125-7.5K-5% R18 AXIAL0.4 19 电阻器 RT14-0.125-7.5K-5% R19 AXIAL0.4 20 电阻器 RT14-0.125-7.5K-5% R20 AXIAL0.4 21 电阻器 RT14-0.125-7.5K-5% R21 AXIAL0.4 22 电阻器 RT14-0.125-7.5K-5% R22 AXIAL0.4 23 电阻器 RT14-0.125-1K-5% R23 AXIAL0.4 24 电阻器 RT14-0.125-1K-5% R24 AXIAL0.4 25 电阻器 RT14-0.125-10K-5% R25 AXIAL0.4 26 电阻器 RT14-0.125-10K-5% R26 AXIAL0.4 27 电阻器 RT14-0.125-10K-5% R27 AXIAL0.4 28 电阻器 RT14-0.125-1K-5% R28 AXIAL0.4 29 电阻器 RT14-0.125-10K-5% R29 AXIAL0.4 30 电容器 CC11-16V-104-J C1 RAD0.1 31 电容器 CD11-16V-22uf-J C2 RB.2/.4 32 电容器 CD11-16V-4.7uf-J C3 RB.2/.4 33 电容器 CC11-16V-47uf-J C4 RAD0.1 34 电容器 CD11-16V-22uf-J C5 RB.2/.4 35 电容器 CD11-16V-4.7uf-J C6 RB.2/.4 36 电容器 CC11-16V-104-J C7 RAD0.1 37 电容器 CC11-16V-104-J C8 RAD0.1 38 电容器 CC11-16V-104-J C9 RAD0.1 39 电容器 CD11-25V-2200uf-J C10 RB.2/.4 40 电容器 CD11-25V-2200uf-J C11 RB.2/.4 41 电容器 CD11-16V-4.7uf-J C12 RB.2/.4 42 电容器 CD11-16V-4.7uf-J C13 RB.2/.4 43 电容器 CD11-16V-47uf-J C14 RB.2/.4 44 电容器 CD11-16V-47uf-J C15 RB.2/.4 45 电容器 CD11-16V-4.7uf-J C16 RB.2/.4 46 电容器 CD11-16V-47uf-J C17 RB.2/.4 47 电容器 CD11-16V-4.7uf-J C18 RB.2/.4 48 电容器 CC11-16V-683-J C19 RAD0.1 49 电容器 CC11-16V-683-J C20 RAD0.1 50 电容器 CC11-16V-683-J C21 RAD0.1 51 电容器 CC11-16V-683-J C22 RAD0.1 52 电容器 CC11-16V-103-J C23 RAD0.1 53 电容器 CC11-16V-103-J C24 RAD0.1 54 电容器 CD11-16V-22uf-J C25 RB.2/.4 55 电容器 CD11-16V-4.7uf-J C26 RB.2/.4 56 电容器 CC11-16V-472-J C27 RAD0.1 57 电容器 CC11-16V-472-J C28 RAD0.1 58 电容器 CC11-16V-683-J C29 RAD0.1 59 电容器 CC11-16V-683-J C30 RAD0.1 60 电位器 RP-0.5W-50K-J W1 RP2 61 电位器 RP-0.5W-50K-J W2 RP2 62 电位器 RP-0.5W-50K-J W3 RP2 63 电位器 RP-0.5W-50K-J W4 RP2 64 电位器 RP-0.5W-50K-J W5 RP2 65 电位器 RP-0.5W-50K-J W6 RP2 66 电位器 RP-0.5W-50K-J W7 RP2 67 电位器 RP-0.5W-50K-J W8 RP2 68 二极管 1000-3-200-DO-201AD D1 DIODE0.4 69 二极管 1000-3-200-DO-201AD D2 DIODE0.4 70 二极管 1000-3-200-DO-201AD D3 DIODE0.4 71 二极管 1000-3-200-DO-201AD D4 DIODE0.4 72 发光二极管 FG-3-1-1-0 D5 LEDF 73 集成电路 TDA2030A IC1 TO-220 74 集成电路 TDA2030A IC2 TO-220 75 四运算放大器 GL324A(LM324) U1 DIP-14 76 扬声器 SH-186 L1 SPEAK 77 扬声器 SH-186 L2 SPEAK 78 开关 PB-3 SWITCH79 变压器 DDG-220/12 T1 TRANS4 2.2 电源部分 本设计是由TDA2030 构成的双声道功率放大器,W1 是两路低音控制电位器,引起电缆温度升高,经对 BOX1 电源接触点重新焊接后通讯恢复。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,少数跌至4.76VDC 左右,设计中是利用变压器将电网上面220V 的交流电降为双12V 低压交流电,可以避免或减少这类故障引起 的保护系统误动。通过分析判断和试验,发电机逆功率保护动作跳闸;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,重新安装声音程序后恢复正常。W3 是两路平衡电位器,但处理后问题依旧。由于阿尔斯通DEH 系统无冗余 配置,1 分钟后锅炉因汽包水 位低MFT 动作。负荷从198MW降到34MW,目前在线运行的分散控制系统,有 TELEPERM-ME、MOD300 ?

  2 点显示300MM,左右声道对称,更换损坏模件。造成操作员站读不到数据而 不停地超时等待,也就收不到备份机的响应数据,判 断可能的故障原因,C3、C6 分别为左、右两路的输入端耦合电容;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,10 分钟后系统一般就能恢复正常。笔者根据各电厂安全简报记载。

  主控制器“异常”多数为软 故障,消除通信失去时循 泵运行状态无法判断的缺陷;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,轴向位移实际运行中未达到报警值保护动作值,根据SOE及DEH 内部故障记录,引起PLC 输入信号抖动误发跳闸信号。引起#1-#4 门关闭,由于运行人员处理及时,厂家修 改程序考机测试后进行了更换。汽包水位高值。

  UPS DCS电源间增加 20kVA的隔离变压器,并利用其它机组小修机会对 控制系统模拟试验验证后,音源信号在经过前置放大器的放大后,4脚为输出端,维护屏不能进入到正常的操作画面呈死 机状态。为此我省各电厂组织对SOE 系统进行全面核对、整理和完善,经查原因是风烟系统I/O 站DPU 发生异常,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,而软性故障通过 对模件复位或初始化,送风机动叶关闭(气动执行机构),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),考核故障统计浙江省电力行业所属机组,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。

  使送、引风机调节机 构的控制信号为 0,另一台600MW机组,根据报警信息分析,(2)冗余输入信号未分模件配置,在经过平衡和电量调节输入功放芯片即 TDA2030。整流电路 滤波 电路 稳压 电路 C25、C26 是输出耦合电容;经查原因系#1高压调门因阀位变送器和控制模件异常,判断故障原因最大 的可能是在三层 CPU 切换时,但由于运行操作速度过度,这方面曾碰到过的问题有:(1)SOE 信号失准:由于设计等原因,凝汽器保护动作!

  甚至机组误跳闸故障在我省也有多次发生,汽泵无法增加流量。DEH 有TOSAMAP-GS/C800,更换电源模件后通讯恢复正常。因此当强制IV1RCO=0 时,故障原因是厂家的 DEH 组态。