氧气管道脱脂方案及过程控制表格.docx

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氧气管道脱脂方案及过程控制表格

氧气管道脱脂方案及过程控制表格

质监部气瓶间项目管道

脱脂施工方案

编制:

______

审核:

______

审核:

______

编制单位:

技术部工艺室

二〇14年12月29日

一、编制说明

氧气等管线按工艺要求在管道安装之前必须进行管道脱脂。

为了保证管线的脱脂质量，特编制本方案，鉴于安装时间及各方面条件的限制，故本项目在施工完毕后统一对管线进行脱脂处理:

二、编制依据

1、《脱脂工程施工及验收规范》（HG20202-2000）

2、《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-2010

3、《污水综合排放标准》，GB8978-2002

三、脱脂安全规定

1、脱脂应在晴天室外进行，应露天作业，应在通风良好的环境中进行。

2、脱脂现场应清除一切易燃易爆物及其他杂物，划分脱脂专责区域，无关人员不得进入。

严禁烟火，并设置“严禁烟火～”、“有毒物品～”标示牌。

3、参加脱脂的工作人员应有必要的保护措施和防护用品。

4、脱脂剂存放应分别贮存于于通风良好、干燥、凉爽的仓库中。

5、严禁不同的溶剂混合使用，或不按适用范围使用。

6、脱脂剂必须具有产品质量证明书。

7、脱脂应根据工作介质、管材、管径、脏污程度制定脱脂措施。

8、脱脂时，脱脂物件上不得含有水分。

9、脱脂后的脱脂件采用氮气或干燥的空气吹干。

10、脱脂件经脱脂后，由专职检查人员检查合格，方可进行下道工序。

11、脱脂合格的管子应及时封闭管口，保证以后的工序施工中不再被污染。

12、管道脱脂时应认真填写《管道系统脱脂记录》。

13、应防止脱脂剂溅出和溢到地面上。

溢出的溶剂应立即用木屑、砂子等吸干并和脱脂用过的织物一起收集在专用的密闭金属容器内。

14、脱脂残液及污染物的排放，应按国家相关标准的规定执行。

15、脱脂完毕剩余的溶剂应退回仓库并妥善保管。

四、脱脂溶剂

本工程氧气管道脱脂采用溶剂为HG20202中附录A碱性脱脂液配方及使用条件中第一种复配剂，具体要求以标准中规定为准。

五、管道脱脂方法

本系统管道脱脂采用循环冲洗法作业，具体方法为:

从气瓶间气体管线接头处往室内进行冲洗，每次两条管线;首尾相接组成一个闭式循环冲洗系统，循环时间不低于30min;

六、合格检验标准

1、用清洁干燥的白色滤纸在被测表面用力往返擦拭一次，目测纸上无油脂痕迹为合格。

2、检查合格的脱脂件，由专人负责封闭，并加标志。

零件应采用塑料布包好，妥善存放，防止污染。

3、合格的脱脂件应与不合格的脱脂件或未脱脂的零部件隔离存放，严禁相混。

七、安全、环保措施

1、脱脂应在室外通风良好的地方进行。

2、脱脂现场严禁烟火，在使用过程中需加热，使用温度控制在60?

-90?

С。

3、工作人员脱脂时要加强个人防护，穿戴工作服、口罩、防护眼镜、长袖胶皮手套。

4、把溶剂从一个容器倒入另一个容器时，应穿戴好防毒面具等防护用具后，在露天进行操作。

5、脱脂施工中，脱脂人员认真执行工序交接，交接班和原始记录制度。

6、加强脱脂现场的管理工作，以免发生意外事故。

7、施工现场应备有可用的淋浴和眼睛冲洗器具。

8、溶剂严禁与强酸接触，清洗过程结束后不能随便排放，不可造成污染。

9、本着谁使用谁负责的原则，剩余的溶剂必须及时回收。

八、人力配备计划

序号工种名称人数备注1管道工1人可根据实际情况调整。

2焊工1人

3普工1人

九、脱脂作业用品配备计划

序号名称规格型号单位数量备注一脱脂用品1氢氧化钠千克3质量浓度:

0.5-1%2碳酸钠千克55-10%3硅酸钠千克43-4%2白绸布m254白滤纸张105水桶塑料25L个26水瓢塑料个17安全防护用品8长袖橡胶手套双29防风眼镜付212干粉灭火器只1

以20kg水为标准体积计算加溶剂的数量（相关药品由质监部提供）

氢氧化钠:

0.2KG

碳酸钠:

2KG

硅酸钠:

0.8KG

管道脱脂准备工作检查表

项目名称施工班组日期天气

作业环境应晴天室检外进行，通风良好查施工人环境签作业现场检查字设有警戒线，

并按规定竖有标牌

材质书检

查脱脂剂含水含油检查人检查签

脱脂剂未经字

阳光直接照射

物品检查

溶剂槽检

查机具吊钩，扳手人检查签

白绸布、检测用字

试纸

专业人员必须现场监督指导

安全负责人签字质量负责人签字所有参加施工人员必须经过方案学习和培训检查人:

作业位置在溶剂槽上风口检查人:

负责人:

人员检查

员工:

参加脱

脂人员

签名

管道脱脂过程控制表

项目名称:

施工班组:

日期:

脱脂前检查脱脂过程检查结果检验检查脱脂件表脱脂件表脱脂全脱脂干燥通风24h件号试纸检测专人封闭并人备注面无明显面干燥无面无遗时间脱脂件无残合格做标志签字污渍、油污水分漏Min液，无气味

件号举例:

管段号G01;法兰号FL01;阀门号FM01;其他管件设备应加汉语备注。

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（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，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，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。

2.3DAS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。

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/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ConductorNT5.0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#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