桥梁承台施工过程质量控制手册

目录1概述12施工工艺121施工工艺流程122监理检验流程123施工工艺标准23过程质量控制要点531基坑开挖5311场地平整5312有挡支护5313桩头凿除及桩基检测6314明挖扩大基础基底处理6315承台基坑检验标准7316施工注意事项732承台钢筋加工及安装8321承台钢筋加工验收标准8322注意事项933模板制作、安装、拆除10331模板制作10332模板安装验收标准10333模板拆除1134承台混凝土施工11341混凝土配料11342混凝土拌和与浇注11343混凝土养护12344施工注意事项1335承台成品检验13351承台成品验收标准13352下道工序衔接及注意事项1336温控标准及措施14361温控标准14362冷却管安装14363测温器材设置安装14364入模温度控制计算1437承台大体积混凝土施工质量保证措施16371降低水化热，延迟水泥水化热峰值16372降低混凝土成形时的温度16373工艺上防止混凝土开裂的措施16桥梁承台施工过程质量控制手册1概述成都至绵阳至乐山客运专线CMLZQ1标段,起点里程DK0000，终点里程为DK35310，正线长度3533KM,其中路基全长14439KM，占全标段长度的408，桥梁14座，桥梁全长19877KM，占CMLZQ1标全长3533KM的562。桥梁普遍采用钻孔灌注桩承台基础,承台厚度采用20M、25M、35M、40M等几种形式。承台一般采用C30高性能混凝土；局部具有侵蚀性环境条件下采用抗侵蚀性混凝土。为规范承台施工管理，确保承台施工质量，特编制承台施工过程质量控制手册。本手册编制依据主要为客运专线铁路桥涵工程施工质量验收暂行标准（铁建设2005160号）；客运专线铁路桥涵工程施工技术指南（TZ2132005）；铁路混凝土工程施工质量验收补充标准（铁建设2005160号）；设计文件及相关参考图等。本承台施工过程质量控制手册适用于成都至绵阳至乐山客运专线CMLZQ1标段桥梁承台施工。2施工工艺21施工工艺流程施工工艺流程图详见图1。图1施工工艺流程图基坑支护凿除桩头承台基底处理桩基检测基坑平面位置放样安装承台钢筋、冷却管、测温元件，预埋墩身连接钢筋安装模板浇注混凝土混凝土拌制、运输制作混凝土试件基坑抽水人工配合机械开挖施工准备安装接地线装置模板制作、预拼、验收混凝土养生基坑回填承台验收冷却管通水循环拆模与墩身接缝处理图2监理检验流程图表1施工工艺标准施工准备基坑平面位置放样基坑支护基坑开挖桩头凿除混凝土浇注模板拆除、砼养生桩基检测抽排水、基底处理承台基坑检验基坑检查模板安装钢筋安装、综合接地、冷却管设置填写各种试验报告单，报监理审核签认；桩的完整性报告报监理审查；桩心位置测量报告报监理审查复核填写测量放样记录表，报监理审核签认填写钢筋安装检验批报监理审查复核填写填写拌和站楼施工配合比通知单报监理签认填写浇筑砼施工记录，报监理审核签认混凝土生产原材料检验填写模板安装检验批报监理审查复核承台检验、接缝处理填写混凝土养护记录表序号工序检测项目标准备注支护方案各墩根据地质、相邻环境制定，确保坑壁稳定地下水位排水低于承台底面10厘米砼垫层厚度满足设计及施工要求排水承台范围内不得有径流通过1基坑开挖凿桩头桩顶面标高误差20MM轴线偏差15MM表面平整度5MM相邻两板表面错台2MM模板缝隙2MM，不漏浆高程偏差20MM2模板安装模板内侧宽度误差10MM,5MM主筋间距误差20MM保护层厚度误差10MM，5MM冷却管安装水流畅通，不漏水,定位准确稳固3钢筋加工与安装预留测温孔深入砼底面以上50CM砼入模温度夏季300C，冬季50C。分层厚度30厘米。间隙时间小于砼初凝时间4承台砼灌筑顶面高程误差20MM砼内部表面环境气温差20度养护用水与表面砼的温差15度5养护表面始终保持湿润大体积混凝土养护时间不宜小于28天砼内外温差20度6模板拆除砼棱角无碰伤22监理检验流程监理检验流程图详见图2。23施工工艺标准施工工艺标准详见表1。3过程质量控制要点31基坑开挖陆地上承台基坑开挖一般采取无挡支护放坡开挖；有挡支护开挖，支护方式采用型钢板桩支护、钢板桩围堰、钢筋混凝土围堰等。水中墩承台施工如果条件允许，一般采用筑岛围堰按无水条件下有挡支护方法施工，否则采取钢板桩围堰、钢吊箱围堰、钢套箱围堰。明挖扩大基础基坑开挖采用无挡支护放坡开挖。311场地平整承台施工场地平整质量验收标准、检测方法与钻孔灌注桩工序控制标准相同。采取有挡支护开挖承台基坑时，注意作业平台的平面尺寸必须满足操作需要。312有挡支护有挡支护结构必须根据承台地质、水文条件，结合现场实际施工条件单独设计，受力检算时安全系数大于13。有挡支护安装必须牢固稳定，确保承台施工期间作业安全。有挡支护后基底尺寸比承台四周每边扩大一定尺寸，确保支护内模板支撑系统满足施工要求，且支护变形后不得侵入承台有效范围。承台施工处于无水状态下，基坑四周设置排汇水沟及四角设置集水井，采用污水泵抽出渗水以降低基坑内水位，使地下水位低于承台底面以下10CM。根据承台基底地质情况,如基底为松软土层，采用填筑碎石、砂砾垫层或混凝土硬化层等措施进行加固，其加固厚度满足设计和现场施工需要。313桩头凿除及桩基检测钻孔桩桩头凿除后，桩顶标高应比设计承台底面位置高10CM左右，要求桩头露出新鲜混凝土，表面清理干净，无浮渣，保证桩头顶端齐平无破损。桩头凿除到位后，采用超声波检测或小应变检测对桩身砼完整性进行无损检测。314明挖扩大基础基底处理明挖扩大基础应尽量缩短基底在外界环境中暴露时间，避免由于气候变化，造成雨水浸泡，影响基底承载力。3141基底为岩质条件明挖扩大基础基坑开挖后，应尽快采用风枪对基底四角和正中心共5个点进行钻探，探明地下溶洞发育情况；及时与设计单位联系后采取岩溶注浆、基底换填C30砼对溶洞进行处理。3142基底为土质条件当基底为土质条件时，必须检测基底承载力。如基底承载力达不到要求，及时与设计单位联系，采取填筑碎石、砂砾垫层或混凝土硬化层等措施进行加固。315承台基坑检验标准3151桩基质量要求凿除软弱桩头后，桩顶高程和主筋伸入承台的长度必须符合设计要求。水下砼标准养护试件强度设计强度的115倍；桩基无损检测后，桩身砼匀质、完整，类桩100，无、类桩；桩承载力试验必须符合设计要求。桩心位置单排桩允许误差50MM，群桩允许误差100MM；桩顶高程控制在20MM以内。3152承台基坑质量要求（1）承台基坑平面位置、坑底尺寸必须满足设计要求和施工工艺设计要求。（2）基坑回填填料应符合设计要求，夯实应符合规定。（3）基底高程的允许偏差，基底为土质时为50MM，基底为石质时为50，200MM。施工单位对每个基坑检查不少于5处。316施工注意事项3161承台基坑检查前，必须向监理工程师提交承台所在墩位桩基检测报告、混凝土强度报告等桩基检验合格资料，同时检查每根桩基和主筋埋入承台长度符合设计要求。桩基本道工序不合格，决不进入下道工序。3162承台施工，必须特别灌注施工图确定的所在环境类别，分别采取高性能砼或抗侵蚀性砼施工。3163承台基坑开挖，尽量避免超挖回填现象。32承台钢筋加工及安装321承台钢筋加工验收标准承台钢筋在钢筋加工场集中加工，运送至现场安装成型。现场加工验收标准3211承台钢筋品种、规格、数量、位置和间距严格按照施工图加工，检查方法观察和尺量。钢筋加工允许偏差及检验方法见表2。钢筋安装及钢筋保护层厚度允许偏差及检验方法见表3。表2钢筋加工允许偏差及检验方法序号项目允许偏差（MM）检验方法1受力钢筋全长102弯起钢筋的弯起位置203箍筋内净尺寸3尺量检验数量施工单位按钢筋编号各抽检10，且各不少于3件。表3钢筋安装及钢筋保护层厚度允许偏差及检验方法序号项目允许偏差（MM）检验方法1受力钢筋排距52同一排受力钢筋间距20尺量两端、中间各1处3分布钢筋间距20绑扎骨架204箍筋间距焊接骨架10尺量连续3处5弯起点位置（加工偏差20MM包括在内）30尺量6钢筋保护层厚度10，5尺量两端、中间各2处7预埋钢筋、预埋件中心位置偏差满足设计文件要求尺量检验数量施工单位全部检查。3212钢筋接头（16及以上的HRB335钢筋）采用闪光对焊或搭接焊。闪光对接焊接头周缘应有适当镦粗部分，并呈均匀毛刺外形。钢筋焊接接头焊缝长度单面搭接焊10D（D为主筋直径）、双面搭接焊5D；饱满度厚度03D，宽度05D。搭接焊或闪光对接焊后，两根钢筋轴心位于同一直线上。3213保护层垫块为保证混凝土保护层厚度，垫块采用与承台砼同标号高性能砼厂制垫块。构件侧面或底面的垫块应至少为4个/M2，绑扎垫块和钢筋的铁丝头不得伸入保护层内，避免形成锈蚀通道。钢筋保护层允许偏差10，5MM；检查方法观察和尺量。3214安装承台综合接地装置在承台混凝土浇筑前，应根据设计图纸及（铁集成2006220号）文的要求，安装承台接地装置，并测量接地电阻值，若达不到要求时报请设计单位配合解决。同时应满足设计综合接地图中接地钢筋的焊接要求。3215与墩身连接钢筋设置在承台施工时要注意预埋墩身连接钢筋。322注意事项3221与上部结构施工方案变更的配合对上部结构施工方案与设计不一致时，必须及时与设计单位联系，对架桥机或移动模架与承台受力情况进行检算，并根据设计单位提供的承台加强措施组织施工。3222钢筋清理与除锈注意钢筋进场存放与加工顺序，做到先进场先使用；并采取有效措施防止钢筋出现锈蚀现象。一旦检查发现，应及时采取钢丝刷清理干净。33模板制作、安装、拆除331模板制作承台模板采用大块定型钢模板。模板的加工制造，必须保证模板刚度和周转规定次数后不发生变形。使用前，模板必须进行试拼，保证面板焊接拼缝严密平整，表面平整光滑。332模板安装验收标准3321模板安装允许偏差及检验方法见表4。表4模板安装允许偏差及检验方法序号项目允许偏差（MM）检验方法1轴线偏差15尺量每边不少于2处2表面平整度52M靠尺和塞尺不少于3处3顶面高程20测量4两模板内侧宽度10，5尺量不少于3处5相邻两模板表面高差2尺量检验数量施工单位全部检查。3322模板安装必须稳固可靠，接缝严密，不得漏浆。模板与混凝土的接触面必须清理干净并均匀涂刷脱模剂，严禁涂刷废机油污染混凝土外观。333模板拆除模板拆除必须具备以下几个条件3331承台模板的拆除前，由工地试验室进行一组同条件养护试件强度试验，试件强度满足验标要求；3332拆模时承台温度监控值，承台内部与表面温度、表面温度与环境温度之差不宜大于20。混凝土内部开始降温前不得拆模。34承台混凝土施工承台大体积混凝土在施工过程中应从混凝土配料、搅拌、运输、浇筑各道工序进行严格控制。341混凝土配料混凝土开盘前检查原材料储备量是否充足，不充足时不许开盘。配料时混凝土的组成材料按施工配合比配料单以质量比进行配料。配料系统每半年标定一次。为保证称量、配料系统的精度，现场每一周要校核一次。另外配料系统精度应满足表5要求，并应随时进行现场校核。表5原料称量允许偏差材料名称允许偏差（）水泥、掺合料1粗、细骨料2水、外加剂1342混凝土拌和与浇注根据外界气温情况，混凝土拌合站必须温控措施，炎热季节搅拌混凝土时，以保证混凝土的入模温度不大于30（冬季搅拌混凝土，采用加热水的预热方法调整拌合物温度（水的加热温度不高于80），以满足最低入模温度5的要求。混凝土拌合站采用电子计量系统自动计量原材料。搅拌时，先向搅拌机投入细骨料、粗骨料、水泥、矿物掺和料和外加剂，搅拌均匀后，再加入所需用水量，并继续搅拌至均匀为止。上述每一阶段的搅拌时间不少于30S，总搅拌时间不少于2MIN，但也不得超过3MIN。混凝土出厂前，要对混凝土塌落度、含气量等检测，各项指标检验合格才能出场。混凝土浇筑应有23个浇筑作业面，采用分层连续推移方式进行，分层厚度不超过30CM。采用插入式振捣棒振捣，振捣棒距离模板不小于10CM，振捣密实标准具体以混凝土不再沉陷、气泡均匀、表面泛浆为度。343混凝土养护当混凝土采用带模养护时，应保证模板接缝处混凝土不失水干燥。混凝土终凝后即浇水养生，也可用麻布、海绵吸水后将外露面覆盖进行养生；拆模后的养生采用塑料薄膜覆盖养生或喷涂养护剂进行养生。混凝土保水潮湿养护时间，根据混凝土施工温度、湿度条件确定，要保证养生时间28D以上。344施工注意事项混凝土养护期间，必须做到以下几点3441经常检查塑料薄膜或养护薄膜的完整性。同时要注意洒水，使混凝土始终处于湿润的环境中。养护用水由水源地敷设水管输送到施工部位，或在施工墩位附近焊制水箱，水箱内部进行防锈处理。3442在炎热或气温较低时段施工，或当天气产生骤然降温时，除了加强浇筑后混凝土结构的保湿养护外，还应对混凝土采取有效的保温措施，防止混凝土表面温度受外界气温陡变而剧烈变化导致混凝土表面开裂。35承台成品检验桥梁承台拆模后墩台身施工前，应对承台成品规格尺寸进行检验。351承台成品验收标准承台成品验收标准应满足表6要求。表6承台的允许偏差及检验方法序号项目允许偏差（MM）检验方法1尺寸30尺量长、宽、高各2点2顶面高程20测量5点3轴线偏位15测量纵横向各2点4前后、左右边缘距设计中心线尺寸50尺量各边3处检验数量施工单位全部检查。352下道工序衔接及注意事项3521承台施工时注意墩身预埋钢筋的设置，砼浇注时要确保预埋钢筋位置准确。3522承台与墩身连接面严格按照施工缝进行处理。36温控标准及措施361温控标准混凝土浇筑开始后，即在冷却管内通水进行散热循环，并对循环水方向定时进行转换，保证混凝土的水化热能够及时排除，防止因承台内外温差过大引起混凝土出现裂纹。通过散热循环，控制承台内外温差控制在20以内。362冷却管安装根据承台结构尺寸，施工时按大体积混凝土进行施工，经计算、试验制定散热冷却方案和混凝土防开裂措施。建议采用335MM钢管和485MM作为承台施工用冷却水循环管，管节连接采用焊接；在承台钢筋绑扎、冷却管安装完毕后混凝土浇筑前，冷却管须注水检查，确认管节不渗水后方可进行混凝土浇筑。363测温器材设置安装承台大体积混凝土温度控制采用温度传感元件作为测温器材；测温元件安装时利用U形钢筋固定在承台架立钢筋上，防止混凝土浇筑过程中移位。364入模温度控制计算混凝土入模温度计算按照以下公式进行，通过计算确定控制入模温度有效途径。混凝土拌合物温度T0092MCETCEMSATSAMGTG42TWMWSAMSAGMGC1SAMSATSAGMGTGC2SAMSAGMG42MWMSAMG其中MW、MCE、MSA、MG水、水泥、砂、石单方用量，；TW、TCE、TSA、TG水、水泥、砂、石的温度，；SA、G砂、石的含水率，；C1、C2水的比热，J/K，冰的融化热，KJ/，骨料温度0时，C142，C20混凝土拌合物出机温度T1T0016（T0TI）其中TI搅拌机棚内温度，取30。混凝土拌合物经运输到浇筑时温度（入模温度）T2T1（T10032N）（T1TA）其中T1混凝土拌合物运输到浇筑的时间，H，取最远10MIN018H；N混凝土拌合物运转次数，取10S一次，10MIN共60次；TA混凝土拌合物运输时环境温度，取30；温度损失系数，H1，用混凝土罐车运输时，取025。施工前应根据热工计算进行冷却管设计。37承台大体积混凝土施工质量保证措施大体积混凝土在硬化初期升温阶段内部温度较高，且混凝土表面散热较快，以致形成较大内外温差，很容易使结构产生温度裂缝所以大体积混凝土施工的技术防裂措施是大体积混凝土施工技术的核心内容。371降低水化热，延迟水泥水化热峰值降低水泥水化热、延迟水泥水化热峰值的到来是防裂最有效的技术措施，具体的方法是采用低水化热水泥掺粉煤灰外掺料，取代部分水泥，减少水泥用量，降低水化热；掺缓凝型减水剂，以节约水泥，延长缓凝时间，延迟水泥水化热峰值。372降低混凝土成形时的温度降低混凝土成形时的温度，主要措施有降低混凝土浇筑入模温度；避开高温时段进行混凝土施工；避免使用新出厂的水泥；喷水冷却集料；利用新抽深井水降低拌和水温度；对混凝土配料、运送、泵送及其他设备采取降温措施。373工艺上防止混凝土开裂的措施3731大体积混凝土的材料要求及配合比设计按大体积混凝土配合比设计有关规定，合理选择原材料，优化混凝土配合比。尽量选用大粒径的碎石以降低水泥用量；在满足泵送性能前提下尽量降低砂率。3732混凝土的组织供应承台施工时混凝土入模时采用泵送布料和混凝土运输车利用滑槽通过串筒入模，避免混凝土出现离析；坍落度在满足泵送条件下尽量选取小值。3733进行混凝土热工计算，得出承台混凝土在最不利温度条件下浇筑以后的绝升温度以及混凝土温度“上升峰值下降”变化影响规律，用以指导施工采取相应的温控措施。3734承台施工时尽量采用一次浇筑混凝土，并在浇筑中采用分层浇筑，分层厚度小于30CM，通过分层，增加散热面积。3735加强温控监测。在承台混凝土中埋设测温元件，用来测定结构内部温度，随时观察混凝土内外温差变化情况并及时采取有效措施进行温度控制。3736通过埋置冷却管实现冷却水循环，利用热交换降低混凝土结构中不同界面、不同深度的的温度，以达到减小内外温差目的。同时结合温控监测结果，确定冷却水管通水流量、流速及时段。3737混凝土浇筑后，注意覆盖保温，加强养生，并保证混凝土结构内外温差不超过20；遇气温骤变的天气，更要加强保温措施，以防混凝土结构内外温差过大而导致混凝土出现裂纹。3738组织管理保证措施每次大体积混凝土浇筑前，组织协调好混凝土生产、运输人员、施工人员、测试人员，明确各部位的负责人，严格现场管理，并加强材料控制和机械设备要素配置，确保混凝土施工连续紧凑、不间断施工。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TELEPERMME、MOD300，INFI90，NETWORK6000，MACS和MACS，XDPS400，A/I。DEH有TOSAMAPGS/C800，DEHIIIA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（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21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CRT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153，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，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AF磨煤机CCS参数），CRT上相关的监视参数全部失去且呈白色。22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，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站进行控制，防止类似故障再次发生。23DAS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。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TELEPERMME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/OBUS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CONDUCTORNT50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DEVEXE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CHANGEEXE调用后不能自动退出，大量的CHANGEEXE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”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14中压调门关闭，负荷从198MW降到34MW，再热器压力从204MP升到40MPA,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IV1RCOIV4RCO，实际组态是先赋给IV1RCO，再通过IV1RCO分别赋给IV2RCOIV4RCO。因此当强制IV1RCO0时，所有调门都关闭，修改组态文件后故障消除。25电源系统故障案例分析DCS的电源系统，通常采用11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24VDC、5VDC或15VDC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24VDC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510520VDC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476VDC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。2）MACSDCS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，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2M801ED01，提升主控工作电源单元电压至525V后基本恢复正常。3）有台机组负荷135MW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24V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。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DCS上汽机调门仍全开，主汽压力4260KPA，SIP上显示汽机压力下降为1800KPA，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2UPS失电报警，20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2UPS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UPS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。（3）UPS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UPS，通讯人员在带载合开关后，给该机组主UPS电源造成一定扰动，使其电压瞬间低于195V，导致DCS各子系统后备UPS启动，但由于BCS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。（4）电源开关质量引起电源开关故障也曾引起机组多次MFT，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MFT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。26SOE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）SOE信号失准由于设计等原因，基建接受过来的机组，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，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MFT时，光字牌报警“全炉膛灭火”，检查DCS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MFT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SOE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SOE系统分辨力进行全部测试，掌握了我省DCS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。（2）SOE报告内容凌乱某电厂两台30万机组的INFI90分散控制系统，每次机组跳闸时生成的多份SOE报告内容凌乱，启动前总是生成不必要的SOE报告。经过1）调整SEM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DSOEPOINT清单，把每个通道的SIMPLETRIGGER由原来的BOTH改为0TO1，RECORDABLEEVENT。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INFI90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SEM。2）某个MFP主模件的SOE缓冲区设置太小产生溢出，这种情况下，MFP将会执行内部处理而复位SOE，导致其下属的所有SET或SED子模件中，所有状态为1的点（这些点均有相同跳闸时间）上报给了SEM模件。处理方法是调整缓冲区的大小（其值由FC241的S2决定，一般情况下调整为100）。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的S5决定，则SEM将会发一个指令让对应的MFP执行SOE复位，MFP重新扫描其下属的所有SOE点，且将所有状态为1的点（这些点均有相同的跳闸时间）上报给SEM，。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S5值，但最好不要超过60秒。27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125MW，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64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10自动跳出）给水自动调节跳至手动，最低转速至1780RPM，汽包水位低低MFT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24VDC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300MW