溜煤眼施工安全技术措施.pdf

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1、 溜煤眼施工安全技术措施 一、工程概况 溜煤眼位置位于2#回风大巷与轨道下山立交处，上口在2#回风大巷底板标高为+437.0m，落底在轨道下山顶板，深度32.739m，圆形断面，锚喷网支护，净断面12.56m2，掘进断面15.19m2，净径 4m，荒径 4.4m，锚杆为 22 2.4m，间排距800 800mm，喷厚200mm，金属网格为 6.5 钢筋点焊网，网格为100 100mm，网幅为1 2m，喷射砼强度等级为C20，喷厚为200mm。二、地质水文概况 溜煤眼由上向下穿过的岩层依次为细砂岩，厚4.8m，灰黑色，细粒结构，含少量白云母，厚层状，硅质胶结，致密，坚硬，层理水平。泥质砂岩，厚4

2、.3m，灰黑色，泥砂质结构，含细砂，层间夹多层薄煤线，质硬，节理较发育，层理水平。3#煤，厚5.9m。泥质砂岩，厚11.7m，灰黑色，泥砂质结构，含细砂层，层间偶见薄煤线，质硬，节较发育，层理水平。9#煤，厚0.8m。泥岩，厚1m，黑色薄层状，水平。中砂岩，浅灰色，中粒结构，长石为主，含少量石英及黑云母，厚层状，硅质胶结，致密坚硬。三、施工方法 1、施工方案 采用钻机沿溜煤眼中心线钻一直径1200钻孔，然后采用钻爆法掘进，将溜煤眼由上向下刷大至设计直径，矸石由钻孔溜至轨道下山，由轨道下山经南翼轨道大巷、井底车场，由副井排出。在2回风巷巷道顶板安装一滑轮，(采用耙矸机尾部滑轮)。用四根 22 2

3、.4锚杆将滑轮轨固定在顶板上，采用钢筋铁皮加工一600 600 1000mm 吊篮，用于提升下料，提升采用JD 25 小绞车。2、施工工艺 掘进 钻爆法掘进，光面爆破，系用YTP26 型凿岩机钻眼，钻杆为 22六角中空钻杆，42“一”字型钻头，钻杆长度为2.4。使用煤矿许用三级乳化炸药，药卷规格为 35 200mm 150g，毫秒延期电雷管，总延期时间不超过130ms，采用MFB-200 型发爆器起爆。沿钻孔向外布置炮眼，眼深为2m，周边眼布置在设计轮廓线内200mm 位置，眼孔向外偏2。支护 A 锚杆支护 锚杆为 22 2400mm 的高强螺纹钢树脂锚杆，锚深2300mm，托盘为170 17

4、0 10mm，锚固剂为一支K2335 型和一支Z2360 型。锚杆间排距为800 800mm，三花布置，锚杆垂直于溜煤眼周边轮廓线，其最小角度不小于75，托板紧贴岩面，锚杆外露长度不大于100mm，锚固力不小于70KN，锚杆安装好后必须用扳手拧紧，确保扭矩达到100N.m.打锚杆前先检查掘进断面尺寸，掘进断面尺寸符合设计规格后，方可进行锚杆支护。金属网采用 6.5钢筋点焊而成，网幅为1000 2000，网格为100 100。B 喷射砼支护 喷射砼强度等级为C20,喷厚200，水泥为32.5R，普通硅酸盐水泥，石子为5 15，砂子为中细砂，配合比为水泥：砂子：石子为1：2：2，水灰比为0.45，

5、速凝剂用量为水泥用量的3 4%。喷浆前先冲洗岩面，喷头与受喷面距离为0.5-1，喷浆厚度不小于200。施工工艺流程 打眼装药连线放炮攉矸打锚杆、挂网喷浆清底 三、施工安全技术组织措施 1、爆破图表附后 2、支护断面图附后 3、循环组织图表附后 4、劳动组织形式 采用“三八”制作业每班完成一个掘进支护循环。劳动配备表附后。5、施工辅助系统 1)溜煤眼下口安装0.9m3耙矸机，1.5TU 型固定矿车运输。矸石由工作面人员工攉至钻孔，由安装在溜煤眼钻孔下口内的耙矸机装矸，用 1.5TU 型矿车运输。矸石车：轨道下山 南翼轨道大巷 400m 水平轨道大巷 井底车场 副立井井筒 地面。空车：料车：地面

6、西风井井筒 2#回风巷 溜煤眼上口 2)通风系统 由于溜煤眼刷大时钻孔打通，溜煤眼施工时，已形成通风系统。风流方向：西风井井筒 2#回风巷 钻孔 轨道下山 南翼轨道大巷 胶带机头硐室联络斜巷 胶带大巷 南翼机头硐室 主井井筒 准备1 台28KW 局扇作为备用，预防钻孔堵孔时使用，28KW 局扇供风量为320m3/min 掘进所需风量计算 按沼气涌出量 Q=100qk=100 1.6 2=320m3/min q：沼气绝对涌出量，依据南翼2#回风巷全煤巷阶段实测煤体最大绝对涌出量1.6 m3/min K：沼气涌出不均衡系数取2.0 按工作面最多人数计算 Qi=4N=4 20=80 m3/min 经

7、计算28KW 局扇供风量能满足施工所需风量。3)压风、供水系统 压风供水均来自2#回风巷压风管、压力水管、供电系统 4)供电系统 溜煤眼上口小绞车用电接自2#回风巷内电缆接线盒，溜煤眼下口耙矸机用电来自轨道下山电缆接线盒。5)排水系统 工作面施工水及井壁涌水经钻孔排至轨道下山，然后经轨道大巷，井底车场、永久水仓，排至地面。6)锁口、封口盘、人行梯等 溜煤眼上口锁口采用粘土砖砌筑宽500mm，锁口上部沿高于溜煤眼上口300mm，在安装封口盘前溜煤眼上口中四周搭设栅栏，栅栏高度不小于1.2 m。溜煤眼施工至垂深20m 时，为保证人员安全，溜煤眼上口加装封口盘，封口盘预留材料口、风筒口，行人口，其中

8、材料口安装推拉式井盖门，除下材料、工器具时，其它时间常闭。人行梯为自制钢丝绳软梯，利用锚杆固定在溜煤眼井壁上，每节长2.5m，随溜煤眼掘进向下沿伸，下放软梯。施工所用的压风、压力水，喷浆管路均采用橡胶软管，并在溜煤眼上口固定。(敷设在 12.5mm 钢丝绳上，并卡在上口底板锚杆上。喷浆机布置在溜煤眼井壁靠近人行梯侧，压风、压力水管路多余 部分盘好，上部固定在溜煤眼上口底板上，随着溜煤眼掘进深度增加而下放。喷浆软管上部固定在溜煤眼上口底板上，随溜煤眼掘进深度增加用竹节管接长喷浆软管。6、安全技术措施(1)掘进安全作业安全措施 1）接班时，班组长和安全员必须对工作面安全情况进行全面检查，坚持敲帮问

9、顶制度，确认无危险后方可进入工作面作业。2）打眼前必须将反井钻孔用蓖子(18 钢筋加工，网格100 100，直径不小于2m)盖严。3）进入工作面的所有人员必须配戴保险带，并生根于专用保险绳(固定在煤仓帮锚杆上的 18.5 钢丝绳，留长不超过反井钻孔)上。4）检查煤仓底板内有无大块矸石，如有大块矸石，及时清理，以防滚落伤人。5）打眼时钻头必须落在实体岩石（煤）上。6）严禁在残眼内继续打眼，若遇瞎炮，按煤矿安全规程第342 条执行。7）严禁做与装药无关的工作与其平行作业。8）装药前，切断电源，并撤出工作面机具。9）放炮员制作引药时，应在支护良好、避开电器设备、电缆和导电体的地方。10）放炮员必须持

10、证上岗，严格执行“一炮三检”和“三人连锁放炮”制度。11）放炮前必须撤出工作面的所有人员，并打开井盖门，在安全位置设置警戒，放炮员只有在确认警戒已经设置好并且警戒区内无人后，方可放炮。直巷警戒距离大于120m，拐弯巷道警戒距离大于75m。12）爆破工作只能由专职放炮员担任，瓦检工作只能由专职瓦检员担任。13）不使用过期、变质炸药，不用或用剩的爆破材料班后及时交回爆破材料库。14）爆破严格执行煤矿安全规程第315 342 条规定。15）放炮后，待炮烟散尽，由放炮员、班组长、瓦检员对工作面进行检查，确认安全后方可生产。验炮时间不小于30 分钟。16）放炮后检查反井钻孔是否有堵，若堵眼严格按后面第2

11、 项堵眼处理措施进行处理，严禁盲目处理发生意外事故。17）必须坚持先检查后工作原则，先恢复通风，再检查顶板、支护、通风、瓦斯、钻具等，严禁空顶、微风、瓦斯超限、钻具缺陷作业。18）风水管与钻具连结牢固，固定可靠，严禁打结，严禁无水打干眼。19)溜煤眼下口耙矸机出矸时，严格遵照煤矿安全规程第74条 规定。20)当与溜煤眼与2#回风贯通距离剩下2m 时，要掌握炮眼深度，为防止将炮眼打透发生拔炮，要预留500mm 厚岩石。放炮贯通后，人员在下部搭脚手架，将未放掉岩石用风镐刷掉。堵眼处理措施 1)在保持工作面正常通风并检查钻孔周围瓦斯浓度不超过1%的情况下才可处理。2)在施工时反井钻孔内留一 18.5

12、 钢丝绳，绳上卡一宽度不超过400500 的钢板，发生堵眼时可用上口绞车提该钢丝绳，以此来疏通反井钻孔。3)放炮后发生堵眼时要派有经验的工人2 3 人处理。4)所有进入工作面检查及处理人员必须将保险带系于专用保险绳上，并限位不超过钻孔位置。5)处理堵眼的人员必须明确反井钻孔位置，并配戴好保险带，一人监护、一人检查。6)发生大矸堵眼需打眼放炮时，打眼工、风锺均需用保险带系牢并生根于专用保险绳上，并使作业人员限位不超过反井钻孔位置。7)发生碎矸堆积堵眼时，检查人员用长钎杆捣反井钻孔位置，以此透通钻孔。8)从钻孔向下攉矸前，必须提前联系好溜煤眼下部人员设好警戒距离，确认无人后方可攉矸，当下部积矸达到

13、巷道断面2/3 时停止攉矸，及时出下部矸石。(2)支护作业安全技术措施 1）严禁空顶作业，锚杆支护必须紧跟迎头。2）打锚杆眼前，必须先敲帮问顶，处理掉危矸、活矸，并密切注意顶帮情况。3）必须坚持“敲帮问顶”原则，由班长或有丰富实践经验工人担任，由外向里，先顶后帮，找尽活矸，对找不下的危矸及时临时支护。4）锚杆支护必须坚打一装一原则，锚杆角度、间排距深度符合设计要求，托盘上紧。5）空帮支护距离不准大于800mm.6）喷浆支护或处理喷头，输料管堵塞时，严禁喷头对人。7）溜煤眼下部喷浆时，由于已和2#回风巷贯通，喷浆时，要搭设脚手架，人员蹬高作业必须佩带保险带。8）检修喷浆机或喷浆结束必须停电、停机

14、、开关加闭锁，操作按钮不离喷浆机。9）初喷厚度厚度不小于50mm，复喷后达到设计厚度200mm，复喷距离工作面不超过4 米。10）金属网必须勾结牢固，勾结率不小于90%。11）风水带连接、固定安全可靠。(3)提升运输、装岩、安全技术措施 1)小绞车必须安装牢固可靠，司机持证上岗。2)钢丝绳每班检查。3)下放物料必须绑扎牢固。4)吊篮与钢丝绳连接牢固可靠，并坚持每班检查。5)耙矸机司机必须持证上岗，严格按耙矸机操作规程操作。6)绳头、橛子必须钉牢，打稳、耙矸机运行时，回头轮附近不得有人员，以防脱落伤人，耙矸机运行必须有照明，耙斗运行段上方设瓦斯探头。7)耙装机运行时，其运行范围内不得有人员行走和

15、工作，要行人领先与耙矸机司机打招呼，待耙矸机停止后切断电源，闭锁开关方可行人。8)接班时，耙矸机司机和当班维护必须检查耙矸机各部件情况，发现不安全隐患立即整改。9)耙矸机操作完毕，必须切断电源，并加以闭锁。10)井盖门除上下材料时，必须常闭，并设专人把守。11)溜煤眼上口把钩工必须配带保险带，并生根牢固。(4)通风及预防瓦斯积聚和火灾事故的安全措施 1）加强通风管理，减少漏风保护好通风设施杜绝出现无计划停风严格执行煤矿安全规程第106 155 条中有关通风防止瓦斯积聚规定。2）局部扇风机和工作面的电器设备之间，必须装设可靠的风电闭锁装置。3）矿井因故停电，检修主要通风机停止运转或通风系统遭到破

16、坏以后，所有人员必须及时撤到新鲜风流处或及时上井。恢复通风时，必须经过通风瓦检人员的检查，证实无危险后方可恢复工作。4）每次恢复通风前，必须首先检查瓦斯，只有在工作面瓦斯浓度小于1且局扇及其开关10m 范围内的瓦斯浓度小于0.5方可人工启动局扇 。瓦斯浓度超过1小于3时，由通风部门制定排放瓦斯措施审批后，进行瓦斯排放达到要求后方可复工，当浓度 3%时，报总工程师批准，同救护队组织排放。5）加强供电管理，严格执行停送电管理制度，避免漏电事故，严禁带电检修和搬迁电气设备，避免撞击及磨擦火花，杜绝明火作业，消灭电器失爆。6）严格瓦检制度，杜绝假检、空检、漏检。7）入井人员必须随身携带自救器，并会熟练

17、使用。8）出现了瓦斯积聚现象，要汇报通风、调度，并及时排除。9）工作面风流中瓦斯浓度达到1时，必须停止放炮，查明原因，进行处理，电动机及其开关地点附近20m 以内风流中瓦斯浓度达到1.5%时，必须停止运转，切断电源，撤出人员进行处理，10）加强瓦斯检查，每班检查至少三次，尤其是接近3#煤层时，如发现瓦斯涌出异常，要由专人连续检查，检查结果及时向调度室汇报，并通知现场工作人员，如瓦斯超限要立即停止作业，工作人员撤至安全地点。11）万一工作面发生瓦斯，火灾事故，要听从班长指挥，佩戴好自救器，按避灾路线，迅速撤退，并及时向调度室汇报。12）在撤退过程中，遇有冲击波及火焰袭来时，应背向冲击波，俯在底板

18、或水沟内，头部位于最低处躲避。13）当不能撤离灾区时，要利用风筒、木板、工作服搭风障，阻止和减少有害气体进入，并用压风管供新鲜空气，并及时敲帮打轨道或管路，发出呼救信号以便与外界联系，耐心等待营救。14）必须实行瓦斯电闭锁（风机前）设甲烷断电仪。(5)综合防尘措施 1）坚持装岩洒水，放炮后洒水降尘。2）坚持湿式打眼。3）工作人员佩戴防尘口罩。(6)电器设备使用安全措施 1）井下电器设备、缆线杜绝失爆。2）耙矸机前后20m 范围缆线设备严加保护，发现电缆有破口或设备故障未排除立即处理，否则不准强行送电。3）电器设备及缆线必须经防爆小组检查合格后方可入井。(7)其它安全技术措施 1)所有人员必须熟

19、悉井下避灾路线，在紧急情况下能够快速撤离。2)在安装封口盘前煤仓上口四周用栅栏围严，并设警示牌。3)溜煤眼上口把钩工每次接班前必须先清理封口盘上杂物。(8)避灾线路 溜煤眼上口：工作面 2#回风巷 西风井底 地面 溜煤眼下口：轨道下山 南翼轨道大巷 机头硐室联络斜巷 胶带大巷 胶带总回联络巷 西风井井筒 7、质量标准 1)掘进质量标准 中心线至帮距离不小于设计值，不大于设计值200mm。严格按光爆要求施工。2)锚杆支护质量标准 杆体及配件的材质规格强度结构必须符合设计要求。锚固剂的材质规格性能必须符合设计要求。锚杆安装必须密贴壁面。抗拔力不小于设计值。锚杆间排距与设计值偏差不超过 100mm。

20、锚杆孔深不小于设计值，不大于设计50mm。锚杆垂直于溜煤眼轮廓线，角度不小于75 度。3)挂网支护质量标准 金属网必须密贴壁面，勾结率不小于90%。4)喷射砼质量标准 中心线至一帮距离不小于设计值，不大于设计值100mm。喷厚不小于设计值。平整度不大于50 mm。9、质量保证措施 1）加强职工队伍培训，不断提高职工素质和质量意识。2）严格质量验收，以质考核。3）施工人员必须掌握巷道设计尺寸和质量标准要求，严格按设计施工，并上尺、上线。4）积极开展全面质量管理工作，重点搞好工序管理和标准化管理工作。5）严格执行光面爆破制度。施工设备及工器具配备表 序号 名 称 规 格 单 位 数 量 备 注 1

21、 耙矸机 P-90B 台 1 2 风动凿岩机 YTP-26 台 6 3 风镐 G10 把 3 4 喷浆机 ZP-V 台 1 5 局扇 28KW 台 1 6 调度绞车 25KW 台 1 10、溜煤眼下口安装及加强支护措施另编。各项经济技术指标 序号 项 目 单 位 数 量 1 掘进断面 M2 15.19 2 净断面 M2 12.56 3 循环进度 m 1.8 4 循环出矸量 m3 49.1 5 班进度 m 1.8 6 日进度 m 5.4 7 月进度 m 32.7 8 需在册人员 人 60 9 工效 m/人 日 0.09 10 每米锚杆用量 套/m 21.5 11 每米巷道钢筋网用量 m2/m 1

22、3.8 12 每米巷道喷射砼量 m3/m 2.63 13 每米巷道炸药用量 Kg/m 27.9 14 每米巷道雷管用量 个/m 29.4 劳 动 力 配 备 表 序号 工种 班 次 （人）小计 一 班 二 班 三班 1 打眼工 4 4 4 2 点眼工 2 2 2 3 耙矸机司机 1 1 1 4 推车/上料工 4 4 4 5 喷浆机司机 1 1 1 6 绞车司机 1 1 1 7 信号把钩工 1 1 1 8 喷浆工 1 1 1 9 照灯工 1 1 1 10 放炮员 1 1 1 11 班 长 1 1 1 12 维护工 1 1 1 13 跟班队长 1 1 1 合 计 20 20 20 断面爆破原始条件

23、表 序 号 名 称 单位 数 量 1 掘进断面积 m2 15.19 2 炮眼个数 m 53 3 炮眼深度 个 2 4 岩石硬度 f 4 6 5 雷管数量 个 53 6 装药量 Kg 36.4 断面预期爆破效果表 名 称 数 量 单位 名称 数量 单位 炮眼利用率 90%每米巷道炸药消耗量 27.9 Kg/m 每循环进尺 1.8 m 每循环炮眼长度 106 m 每循环爆破实体岩石 27.3 m3 每立方岩石炸药消耗量 1.3 Kg/m3 每米巷道雷管消耗量 29.4 个/m 每立方岩石雷管消耗量 1.9 个 g/m3 爆 破 参 数 表 眼位 炮眼 名称 炮眼个数 间距 眼深 m 装药量 起爆顺

24、序 联线方式 卷/眼 小计(kg)1 8 一圈眼 8 400 2000 1.2 9.6 I 串 并 联 9 11 二圈眼 3 500 2000 1.2 3.6 II 12 17 三圈眼 6 600 2000 0.8 4.8 III 18 27 四圈眼 10 700 2000 0.8 8 IV 28 53 周边眼 26 400 2000 0.4 10.4 V 合计 53 36.4 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

25、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、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

26、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-400，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（

27、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“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

28、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”、“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

29、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

30、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“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 C

31、RT 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（24VDC），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

32、，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，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

33、，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，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

34、站进行控制，防止类似故障再次发生。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，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

35、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

36、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

37、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：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

38、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，

39、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分析后，确认为DCS 上层网络崩溃导致死机，其过

40、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，工作机获得备份机的工作状态，上报给服务器。由

41、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

42、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 Conduct

43、or NT 5.0 作为其操作员站，每套机组配置 3 个SERVER 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 D

44、EV.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 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

45、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

46、”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

47、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

48、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

49、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PLC 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

50、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