刚性球与平面弹性接触的临界参数计算.docx

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1、刚性球与平面弹性接触的临界参数计算接触问题作为应用力学的一个分支在工程中会经常遇到。实际上，在有机械部 分的工业设备中，几乎无一例外地存在着接触现象。典型的例子有:齿轮间的接触， 轴承中滚子与坐圈的接触，凸轮机构中凸轮与传动件的接触，火车的车轮与铁轨的接 触等1-2。许多工程表面的接触问题，在宏观上一般可以简化为回转体接触，即便 在微观上,实际表面的接触也是椭球状的微凸体接触。对于类似这样的接触问题，都 可以简化成球体与平面的接触模型，如果接触过程为弹性变形，则可采用经典的Hertz模型来进行计算处理。图1反映了刚性球与 平面接触过程的变形演化趋势。当压入深度较小时,材料处于完全弹性接触状态，

2、随 着压入深度的增加，材料内部发生屈服，开始出现塑性变形，当压入深度达到一定值 后,接触区域呈现完全塑性变形。在真实的接触过程中，总是希望两体之间的接触处 于弹性状态，此时工件的变形较小，使用寿命也会很高。但是当压入深度超过某一值 后,材料就会发生屈服，出现塑性变形，如果工件长期在塑性状态下工作，将会对其使 用寿命产生很大的影响。由于材料的弹塑性变形的非线性使得接触问题复杂化，因 此，获得从弹性接触进入弹塑性接触的临界点，即Hertz接触的临界参数显得尤为重要。图1刚性球与平面接触的变形演化示意图目前，在工程上采用有限元分析方法来仿真接触体的变形、应力分布、接触面 积等得到了广泛应用，但其计算

3、时间长，软硬件成本较高。由于弹性接触问题在工程 实际中普遍存在，如何采用一种行之有效的方法进行工件的接触强度分析和校核，建 立符合工程实际的设计和校核公式，一直是工程技术人员和广大科研工作者的一个研究方向。因此，我们以弹性接触理论和弹塑性力学为基础，建立刚性球 与平面弹性接触的临界接触参数计算模型,为构件的接触变形分析提供参考。1 Hertz接触理论Hertz在研究半径为R的弹性球与弹性半空间变形体的接触时，为了简化分析， 做了如下假设:在压入深度为h时，其接触处于弹性变形阶段，两者之间的接触是无 摩擦的局部变形，其接触区域相对于球体而言很小，则接触面的投影形状为圆形。图 2反映了球与半空间之

4、间的弹性接触示意,a表示接触半径。因此，两个接触体可以 认为是弹性半空间,在接触区域上受到了相同的接触压力。Hertz假设接触区域的压力分布为抛物线形状,其表达式为：/= pa J I - I r /n J-(1)式中,p0为接触中心处的最大接触压力;为接触点距接触中心的径向距离。对式(1 )在整个接触区域0 -a区间进行积分，即可得到其接触的合力F为：2,(2)接触半径a的表达式为：(3) 式中,E*为等效弹性模量,其表达式为：1 I 一铲 1 -房(4)式中,v、vi分别为两接触体的泊松比,E、Ei为其弹性模量。根据Hertz接触理论,半径为R的刚性球与弹性平面接触，其接触力F,最大接触压

5、力p0,接触半径a与压入深度h之间的关系分别是：号矿RW国=2JW/jg J R!i(5)根据Hertz接触理论，对于不同半径的球之间的接触，同样也可以等效为球与平 面的接触，此时半径R为两球的等效半径，其计算表达式为：(6)式中,R1、R2分别为两球的半径,+表示两球为外接触，-表示两球为内接 触。2临界参数计算根据图2所示的坐标，采用最大接触压力p0对z轴上各点的应力场进行无量纲化,正应力和剪应力的表达式分别为： q二n t 1=-f !+/ I - awl.曲f J 7I + % J/J (lU=-tr在一孔=耳广上。=。（7）式中，Rr、RH和Rz分别是径向、周向和z向的正应力;Srz

6、、SrH和RzH是 相应的剪应力。根据式（9广式（11）可以发现:Rz与泊松比v无关，但是Rr和RH与泊松比v相关。z轴上的无量纲应力Rr/p0、RH/p0和Rz/p0与无量纲位置z/a和泊松比v 之间的变化关系曲线如图3所示。图3无量纲应力R/p0、Y/p0与无量纲深度z/a和泊松比v的关系从图3中可以发现，当z/a小于1时,Rr、RH和Rz随深度的增加而增加，但是Rz增加的速度明显没有另外两个快。当z/a大于1后,Rr和RH变化很小，且趋近于0,而Rz随z/a增加而继续增加。泊松比v越小,Rr和RH越大，这是因为材料的可 压缩性增加（泊松比小），应力也会随之增加。在弹性变形区域，应力随着F

7、或h增加而增加，最终导致材料屈服。在z轴方向,因此,Rr、RH和Rz为主应力6。根据Von Mises屈服由于Srz、SrH和SzH为 0,准则，在z轴上的点的屈服应力可以表示为：二。实三rdf 1+ -l- I + ci /1 - iiJthmf ) Hft2(8)对于某一个v,式(13)所表示的屈服应力值随着z/a变化而变化,其变化关系曲 线如图3所示。从图3中可以看出:无量纲屈服应力Y/p0随着泊松比v的增加而减 小，而且Y/p0的最大值发生在接触中心的正下方，即最初的屈服发生在材料内部。 当该点的屈服应力达到屈服强度Ry时，此时的压入深度hy即为初始屈服时的临界 压入深度。为获得临界屈

8、服位置，将式(13)相对于z/a进行微分，并令该值为0,即 可得到最大Von Mises应力下的无量纲位置F0=z0/a。 A 3 %|I 1+.= 0% S+ f 1+ 0(9)将式(9)改写为：踞】r I 门 i f I + J1 + %(10)对于大部分金属材料，泊松比v在0到0.5之间变化。由于式(5)的表达式比较复杂，因此采用数值方法求解该超越方程。图4所示为该等式的曲线表达式及 其拟合曲线，从图4中可见，在初始屈服时，其拟合函数关系式为：r UI5 监 1一 151 5(11)式(11)的拟合误差小于0.31%。因此，无量纲的初始屈服位置F0和泊松比v之间可以用近似线性函数表示：%

9、=壮3幻7+ r丹.016 9(12)从等式(12)中可以看出,F0随着v增加而增加。因此，大的v导致初始屈服发生在接触中心正下方更深的位置。025 心亍 0.55 065(1 【搭 0.4 0.3 、Q.2G-02 -44 0.6ehxt图4泊松比v与无量纲屈服点z0/a的关系当初始屈服发生时q二 P(/14 瑞厂 r i.+ r i/i %1皿侦由 r 勺J(13) 式中,Fy为弹塑性材料的屈服强度。布I十 r/l-Fjb1(14) 贝p片r.：,耿(15)同样，式(14)也是一个超越方程。Cv与v的关系曲线及其拟合曲线如图5所示,拟合函数的表达式为：C= 0. S42 4尸+ Q S79

10、 &r + 1-3(1) 5(16)对于大部分金属材料,v=0.3。则根据式(16)可以计算得到(17) 因此，对于v=0.3的材料，在初始屈服时，临界压入深度hy为：(18) 将式(18)带入到式(5)中，得到其临界压入载荷Fy为:叭=门险点3 h I u ill AHiM ibiiwto ri h h A(19) 同样地，根据式得到其临界接触半径ay为皿二 2. 306 4Bd I riHi(20) 从式(18广式(20)可看出，只要知道材料的弹性模量、屈服强度和球半径,即可计算出刚性球与平面弹性接触时的临界压入深度、临界压入载荷和临界接触半径。3 2 i uT idiri G- ris图

11、5 Cv与泊松比v的关系从上面的分析还可以看出，对于泊松比v=0.3的材料，当&Rz-Rr&=0.62p0时，在接触区域中心正下方深度为0.481 1a处,材料开始屈服，此时接触中心处的 接触压力p0=1.613Ry。如果压入深度继续增加，则接触中心下方的材料塑性变形区 域逐渐扩大，进入弹塑性变形阶段。在此变形阶段，由于存在塑性变形，此时，两体 的接触不再满足Hertz弹性接触的使用条件，因此，不能再用Hertz接触理论来分析 两体的接触过程。需要指出的是，由于上面分析的是球与平面的弹性接触，因此，弹性模量和泊松 比对接触响应起主要作用。当材料发生屈服后，屈服强度就会对接触响应产生较大 的影响

12、。在实际工程应用中，很多工件的表面在加工过程中或多或少会产生加工硬 化，在此情况下，可以认为表层材料的屈服强度得到提高，因此，采用上面的计算公式 时，屈服强度需要进行必要的修正，即根据硬化程度而采用合适的等效屈服强度，同 样可以采用式（18广式（20）计算获得弹性接触时的临界参数。3结论以弹性接触理论和弹塑性力学为基础，通过分析刚性球与平面弹性接触时的应 力变化关系，采用数值方法获得了初始屈服发生时的位置位于接触中心的正下方 0.481 1a处，此时接触中心处的接触压力为1.613Ry。根据Hertz接触理论，建立了 两体弹性接触的临界接触参数计算公式，如果已知材料的弹性模量、屈服强度（或等

13、效屈服强度）和球半径，即可获得发生初始屈服时的临界参数,为构件的弹塑性接触 变形分析提供了参考。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

14、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TELEPERM-ME、 MOD300，INFI-90，NETWORK-6000，MACS?和 MACS-?，XDPS-400，A/I。DEH 有 TOSAMAP-GS/C8

15、00， 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书状1*遍铮炉域4二胃伸弊4*n井11m i1an2WI平312a：w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：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

16、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60

17、0MW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

18、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

19、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

20、、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

21、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

22、）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。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

23、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

24、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

25、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

26、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

27、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，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

28、 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

29、，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TELEPERM-ME系统的有台机组，负荷300MW时，运 行人员发现煤量

30、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

31、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Conductor 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。

32、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DEV.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

33、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 GS

34、E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#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

35、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。

36、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

37、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

38、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

39、 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）

40、，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5.10,5.20VDC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4.76VDC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）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，但其中

41、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2M801E-D01，提升主控工作电源单元电压至5.25V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MFTO 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

42、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BOX 1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BOX 1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

43、）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

44、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。2.6 SOE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

45、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

46、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INFI-90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DSOE Point清单，把每个通道的Simple Trigger由原来的BOTH改

47、为0TO1，Recordable Event。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INFI-90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

48、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。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，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