停机范文10篇

停机范文篇1

老年人由于生理功能的退行性变化，免疫功能低下，许多高龄患者同时伴随有心肺系统的疾病和功能不全症。当原发疾病对机体的损害加之手术创伤对机体产生的应激反应，不少患者特别是老年人在术后由于各种原因并发呼吸功能衰竭而需使用呼吸机辅助呼吸维持生命，以度过疾病的危重期，我科ICU病区在1998.1—1999.10共收治呼吸机患者47例，临床护理发现，短时间使用呼吸机辅助呼吸的病人，呼吸功能恢复后能很快停机。但使用呼吸机较长时间者，一般为二周以上者，就会对呼吸机产生较强的依赖性，需要一个逐步撤机的过程，同时需要护理人员把握好停机的原则，更要做好病人的思想工作，解除病人的心理负担，取得病人的配合，循序渐近，才能取得满意的疗效果，本文主要介绍长期使用呼吸机患者停机时的护理体会。

1、临床资料

1998年1月—1999年10月我普外ICU病区共收治各种病因并发呼吸衰竭使用呼吸机患者47例，其中使用呼吸机超过二周以上34例，最长者为90天，34例病例中男性21例，女性13例，年龄55—88岁，平均72岁，病种胃癌12例、结肠癌6例、肝癌5例、出血性坏死性胰腺炎7例、斜疝1例、胆囊3例，患者使用呼吸机原因主要为原有老慢支肺功能不全肺部感染致术后排痰无力呼衰者4例，出血性坏死性胰腺炎致肺呼吸功能抑制引起呼衰7例，晚期肿瘤全身衰竭23例。

2、撤离呼吸机的方法

所有病人均采用DragerEvita2呼吸机行机械通气。（潮气量8-10ml/kg,f12次/分，FiO240%。）待病情稳定，考虑脱机时，先逐步改变呼吸模式（从原来的IPPV—SIMV—ASB+CPAP），等ASB+CPAP适应24H后再开始逐渐脱机。开始时每日停用3—5次，每次30分钟左右，以后逐渐增加到每次停用1—2小时。在停用期间患者如无异常，再逐渐增加停用时间，直到连续两个白天病人能自己呼吸，才考虑夜间停机。必须经过一段时间呼吸肌锻炼及物理治疗，不可操之过急，以免前功尽弃，一旦脱离呼吸机后情况良好，可考虑拔管。

3、结果

自1998年1月—1999年10月我普外监护室运用上述的方法与病人共同配合脱机，34例病例中，11例病人在3天内成功撤机，9例病人在4天内成功撤机，10例病人在6天内撤机，其余4例病人撤机时间大于7天。所有病人中有30例痊愈后出院，另外4例病人死亡。其中2例患者由于晚期癌肿导致全身衰竭而死亡。1例是使用呼吸机90天的胰腺炎病人在撤机后18天死于多发肠瘘引起的腹腔感染。另外1例是87岁的高龄患者，原有老慢支及哮喘病史，在撤机过程中出现呼吸困难而重新接呼吸器辅助呼吸，最终因年龄大、病情重、呼吸衰竭而死亡。

4、讨论与护理

4.1了解停机的指征。长时间依靠呼吸机支持呼吸的病人，会产生呼吸肌力的下降，肌力的减退往往与疾病的轻重和呼吸机使用天数的长短呈正相关。临床发现一般使用超过二周，就会产生呼吸机较强的依赖性，一旦撤机时，往往会不适应，病人心理负担加重，情绪紧张，更中重了对呼吸机的依赖性，因此，长期使用呼吸机病人撤机前，除了必须做好撤机前的心理护理，首先要了解停机的指征。根据病人适应情况逐步调整呼吸机到符合停机前的参数：（1）原发病已基本痊愈或受到控制病情稳定；（2）营养状态及肌力良好，基本恢复；（3）呼吸频率<30次/分；静息潮气量>300ml；最大吸气负压>2.94kpa；（4）神智清醒肺部感染控制，痰液量逐步减少，并能咳嗽排痰，符合以上条件方可停机。4.2做好停机时的心理护理。由于病人依靠呼吸机呼吸，减轻了自身负担，所以长时间使用，对机器产生了依赖性。一旦停机，患者心理上难以忍受，认为脱离呼吸机后会引起呼吸困难，情绪上就起了很大的波动。因此，需要对病人进行耐心细致的解释，向其阐述运用呼吸机的目的只是帮助患者渡过危险期，现在病情已基本稳定，只要配合治疗，就能撤离呼吸机自行呼吸，使其认识到停机的重要性和必要性。同时，停机时护理人员应守护在床旁，教导病人正确呼吸方法：其一，如果病人有自主呼吸时可嘱咐病人进行深而慢的呼吸；其二，当病人脱离呼吸机时由于心理因素而不敢呼吸时，可打开呼吸机接模拟肺，呼吸机的声音能使大部分病人症状缓解；其三，若病人的呼吸浅而促时可指导病人提起胸廓进行深而慢的呼吸运动。同时在撤机过程中，由于病人是逐渐训练脱机，而不是一步到位，所以病人认为自己无法脱离机器呼吸，此时应向病人解释清楚，停机—使用机器—再停机只是为了让其有一个适应的过程。使其消除紧张、恐惧心理和不必要的顾虑，与护士共同配合治疗，争取早日停机。

4.3停机时临床观察

4.3.1呼吸监测。停机时给氧吸入5L/分，如患者安静，未梢红润，肢体温暖、无汗，胸廓起伏状态良好，两肺呼吸对称，呼吸平稳，可继续停机。若病人出现呼吸频率明显增快或减少，呼吸衰浅，胸式呼吸不明显，胸腹运动不协调，呼吸道分泌物大量潴留，心率较前明显增加，血压波动不稳，鼻翼煽动，出冷汗、紫绀，烦燥不安等，立即给予接上呼吸机辅助呼吸以避免呼吸肌群过度疲劳导致呼衰。

4.3.2血流动力学的监测。连续监测EKG、BP、SPO，若BP升高及呼吸加快可提示PCO增高，若心电图出现S—T段提高，心肌缺血可考虑PO下降，及SPO<95%时，应立即进行动脉血气分析，一旦血气分析示PO<60mmhg、PCO>45mmhg，及SPO<95%时，可重新使用呼吸机，根据动脉血气来调整呼吸机的各参数。如果停机前后半小时测动脉血气均正常且相差不大时，可继续停机。

4.4停机时的营养支持是患者能够撤机成功的基本条件。长期使用呼吸机病人一般全身情况较差，由于急救或病情观察治疗需要及腹部术后绝大多数病人不能进食。而病人处于高代谢状态呼吸机肋间肌在蛋白质热量营养不良时被分解代谢消耗。可造成停机后呼吸肌无力作功病人将再度进入乏氧状态，造成撤机的失败。因此当病人禁食时必需实行肠外营养，纠正负氮平衡，是较为理想的营养支持方法。可用胃管鼻饲法，既能量合剂自胃管内输入质从稀到厚，量从少到多逐渐增加，以及深静脉内注入营养合剂GIK+20%或30%脂肪乳剂250ml+乐凡命500ml配制而成。待病情许可后再给予肠内营养。

停机范文篇2

1、临床资料

1998年1月—1999年10月我普外ICU病区共收治各种病因并发呼吸衰竭使用呼吸机患者47例，其中使用呼吸机超过二周以上34例，最长者为90天，34例病例中男性21例，女性13例，年龄55—88岁，平均72岁，病种胃癌12例、结肠癌6例、肝癌5例、出血性坏死性胰腺炎7例、斜疝1例、胆囊3例，患者使用呼吸机原因主要为原有老慢支肺功能不全肺部感染致术后排痰无力呼衰者4例，出血性坏死性胰腺炎致肺呼吸功能抑制引起呼衰7例，晚期肿瘤全身衰竭23例。

2、撤离呼吸机的方法

所有病人均采用DragerEvita2呼吸机行机械通气。（潮气量8-10ml/kg,f12次/分，FiO240%。）待病情稳定，考虑脱机时，先逐步改变呼吸模式（从原来的IPPV—SIMV—ASB+CPAP），等ASB+CPAP适应24H后再开始逐渐脱机。开始时每日停用3—5次，每次30分钟左右，以后逐渐增加到每次停用1—2小时。在停用期间患者如无异常，再逐渐增加停用时间，直到连续两个白天病人能自己呼吸，才考虑夜间停机。必须经过一段时间呼吸肌锻炼及物理治疗，不可操之过急，以免前功尽弃，一旦脱离呼吸机后情况良好，可考虑拔管。

3、结果

自1998年1月—1999年10月我普外监护室运用上述的方法与病人共同配合脱机，34例病例中，11例病人在3天内成功撤机，9例病人在4天内成功撤机，10例病人在6天内撤机，其余4例病人撤机时间大于7天。所有病人中有30例痊愈后出院，另外4例病人死亡。其中2例患者由于晚期癌肿导致全身衰竭而死亡。1例是使用呼吸机90天的胰腺炎病人在撤机后18天死于多发肠瘘引起的腹腔感染。另外1例是87岁的高龄患者，原有老慢支及哮喘病史，在撤机过程中出现呼吸困难而重新接呼吸器辅助呼吸，最终因年龄大、病情重、呼吸衰竭而死亡。

4、讨论与护理

4.1了解停机的指征。长时间依靠呼吸机支持呼吸的病人，会产生呼吸肌力的下降，肌力的减退往往与疾病的轻重和呼吸机使用天数的长短呈正相关。临床发现一般使用超过二周，就会产生呼吸机较强的依赖性，一旦撤机时，往往会不适应，病人心理负担加重，情绪紧张，更中重了对呼吸机的依赖性，因此，长期使用呼吸机病人撤机前，除了必须做好撤机前的心理护理，首先要了解停机的指征。根据病人适应情况逐步调整呼吸机到符合停机前的参数：（1）原发病已基本痊愈或受到控制病情稳定；（2）营养状态及肌力良好，基本恢复；（3）呼吸频率<30次/分；静息潮气量>300ml；最大吸气负压>2.94kpa；（4）神智清醒肺部感染控制，痰液量逐步减少，并能咳嗽排痰，符合以上条件方可停机。

4.2做好停机时的心理护理。由于病人依靠呼吸机呼吸，减轻了自身负担，所以长时间使用，对机器产生了依赖性。一旦停机，患者心理上难以忍受，认为脱离呼吸机后会引起呼吸困难，情绪上就起了很大的波动。因此，需要对病人进行耐心细致的解释，向其阐述运用呼吸机的目的只是帮助患者渡过危险期，现在病情已基本稳定，只要配合治疗，就能撤离呼吸机自行呼吸，使其认识到停机的重要性和必要性。同时，停机时护理人员应守护在床旁，教导病人正确呼吸方法：其一，如果病人有自主呼吸时可嘱咐病人进行深而慢的呼吸；其二，当病人脱离呼吸机时由于心理因素而不敢呼吸时，可打开呼吸机接模拟肺，呼吸机的声音能使大部分病人症状缓解；其三，若病人的呼吸浅而促时可指导病人提起胸廓进行深而慢的呼吸运动。同时在撤机过程中，由于病人是逐渐训练脱机，而不是一步到位，所以病人认为自己无法脱离机器呼吸，此时应向病人解释清楚，停机—使用机器—再停机只是为了让其有一个适应的过程。使其消除紧张、恐惧心理和不必要的顾虑，与护士共同配合治疗，争取早日停机。

4.3停机时临床观察

4.3.1呼吸监测。停机时给氧吸入5L/分，如患者安静，未梢红润，肢体温暖、无汗，胸廓起伏状态良好，两肺呼吸对称，呼吸平稳，可继续停机。若病人出现呼吸频率明显增快或减少，呼吸衰浅，胸式呼吸不明显，胸腹运动不协调，呼吸道分泌物大量潴留，心率较前明显增加，血压波动不稳，鼻翼煽动，出冷汗、紫绀，烦燥不安等，立即给予接上呼吸机辅助呼吸以避免呼吸肌群过度疲劳导致呼衰。

4.3.2血流动力学的监测。连续监测EKG、BP、SPO，若BP升高及呼吸加快可提示PCO增高，若心电图出现S—T段提高，心肌缺血可考虑PO下降，及SPO<95%时，应立即进行动脉血气分析，一旦血气分析示PO<60mmhg、PCO>45mmhg，及SPO<95%时，可重新使用呼吸机，根据动脉血气来调整呼吸机的各参数。如果停机前后半小时测动脉血气均正常且相差不大时，可继续停机。

4.4停机时的营养支持是患者能够撤机成功的基本条件。长期使用呼吸机病人一般全身情况较差，由于急救或病情观察治疗需要及腹部术后绝大多数病人不能进食。而病人处于高代谢状态呼吸机肋间肌在蛋白质热量营养不良时被分解代谢消耗。可造成停机后呼吸肌无力作功病人将再度进入乏氧状态，造成撤机的失败。因此当病人禁食时必需实行肠外营养，纠正负氮平衡，是较为理想的营养支持方法。可用胃管鼻饲法，既能量合剂自胃管内输入质从稀到厚，量从少到多逐渐增加，以及深静脉内注入营养合剂GIK+20%或30%脂肪乳剂250ml+乐凡命500ml配制而成。待病情许可后再给予肠内营养。

停机范文篇3

2003年7月10日，三峡左岸电站首台机组并网投产发电，在半年时间内有6台单机容量为70万kW的水轮发电机组相继投产，创造了装机投产速度的世界之最。三峡机组的投产对全国电力短缺无疑是及时雨，投产当年发电量达到86亿kW?h，极大地缓解了“电荒”局面。然而，与所有新投产电厂一样，机组进入稳定运行期有一个过程，在此阶段机组相继出现了多次强迫停运，运行可靠性较低。

由于三峡机组是我国首次从国外引进的70万kW水轮发电机组，单机容量大，一旦故障停运对系统影响大，加之三峡工程长期受到人们的关注，因此其机组运行可靠性一度成为各界关心的问题。

针对机组投运初期运行可靠性低的问题，三峡电厂在外方和安装单位的配合下，在半年的时间内提出并实施了60余项反事故技改措施，优化、完善了机组保护和控制逻辑，有效地提高了机组运行可靠性，机组强迫停运次数从2003年初始的0.7次/台月下降到2004年0.13次/台月。

2三峡机组运行可靠性状况及强迫停运原因分析

三峡机组投产以来强迫停运26次，2003年半年内强迫停运16台次，2004年前10个月强迫停运10台次。造成强迫停运的原因主要可归纳为以下几类。

2.1设备或自动化元器件故障造成停机

新设备或器件故障是造成停机的主要原因，14台次的强迫停运全部由机组辅助设备、自动化元器件失效引起。

⑴自动化控制、检测元件故障。5次机组强迫停运由自动化控制、检测元件故障引起，主要故障点集中在：油位传感器电源模件、密封水测温电阻、局放检测装置测量电容、接力器锁锭接点、低油压传感器;

⑵自动装置内模板损坏。3次机组强迫停运由监控系统、励磁装置、继电保护装置模板损坏引起；

⑶自动装置制造工艺问题。5号机调速器盘因内部48V电源线配线工艺不良，在机组运转中震动引起端子接触不良，调速器开机令继电器自保持回路失电，调速器快速关闭导叶造成停机，该故障引起机组强迫停运22次；

⑷定子冷却系统纯水泵故障。三峡机组定子线棒采用纯水强迫循环冷却方式，两台纯水泵，一台工作，一台备用，两泵全部停运时机组停机。虽然由此引起的机组强迫停运仅有1次，但是电磁型纯水泵故障率极高，从机组调试至今已有十多台损坏，机组投产后多次停机消缺。三峡是国内首家使用75kW电磁泵的电厂，国外实例也很少见，电磁泵轴承烧坏的机理还在进一步研究中；

⑸设备损坏。2004年7月26日，11号机组交接并网运行后约2小时励磁变B相着火，变压器温度保护动作停机，经查，故障由低压侧匝间短路引起。三峡机组投产以来仅发生这一次高压设备故障；

⑹4F大轴绝缘降低，绝缘监视保护动作跳闸停机。

2.2安装、调试质量问题造成强迫停机

安装、调试质量问题表现在：电流互感器极性接反，两次引起继电保护误动停机3台次；调速器主接力器位移传感器安装不牢固，造成机组溜负荷保护出口跳闸停机1次；调速器接力器锁锭接点安装不良，运行中抖动，使调速器开机令复归，机组解列停机1次。

2.3机组辅助设备电源问题造成强迫停机

机组辅助设备电源问题主要表现在两个方面：

一是机组辅助设备供电可靠性低。三峡电站厂用电来自于机组自供电和厂外施工电源，机组从3号机组开始仅单号机配置有厂用变压器，投产初期机组较少厂用电系统并未形成，因此只能依靠外部施工电源作为主供电源，而三峡电站地处多雷区，施工电源覆盖面广，接线复杂，可靠性较低，倒换频繁，因而极易引起组辅助设备失电。2003年8月24日，雷击造成三峡坝区施工电源跳闸，造成三峡首批投产的4台机组相继停机，全站停电。

二是机组辅助设备对电源的适应性差。在一路交流电源消失、或短时消失又恢复后装置不能正常工作。存在上述问题的辅助系统有：

⑴纯水系统；

⑵压油装置；

⑶推导轴承和水导轴承外循环油泵装置；

⑷其他现地控制/测量设备。

造成辅助设备对电源的适应性差的原因在于辅助设备电源设计存在以下缺陷：

⑴辅助设备控制电源采用单电源设计，或双输入电源但不能实现无扰动切换，或双输入电源但至弱电的变换装置共用，一旦失电则其“开机令”自保持返回，使被控动力设备停运；

⑵在动力电源消失控制装置在发出故障报警的同时闭锁了动力设备的运行，以致在动力电源恢复后不能自动启动，除非人为现场恢复故障。

例如，ALSTOM机组水导瓦采用外循环油泵冷却，油泵控制装置采用双交流输入、单220V/48V变换装置，2003年9月9日在进行厂用电倒换时，6号机组水导瓦循环油泵控制电源220V/48V变换装置强电侧开关受冲击跳闸，油泵“开机令”自保持返回，油泵停运，造成水导瓦过热烧损，机组停机。

2.4水机保护、控制逻辑缺陷造成强迫停机

水机保护、控制逻辑缺陷主要表现在：

⑴按无人值班设计，停机条件过多，对设备故障的逻辑判断不充分，也未给运行人员进一步判断故障留下余地；

⑵利用温度、液位、压力等非电量停机的控制逻辑未考虑闭锁或足够的延时，而非电量极易波动，传感器易损坏；

⑶出于保护设备的理念，在动力电源消失使控制装置在发出故障报警的同时闭锁了动力设备的运行，以致在动力电源恢复后不能自动启动，造成停机。

3提高三峡机组运行可靠性的措施

为提高三峡机组运行的可靠性，中国三峡总公司和三峡电厂采取了一系列的组织措施和技术措施。三峡总公司加强了设备制造监理、出厂验收、安装调试质量的控制，在安装单位和三峡电厂同时开展“首稳百日”活动。三峡电厂先后提出了10个方面共计60余条反事故技术改进措施，相继对投产机组上进行整改。对后续投产的机组，三峡总公司组织安装单位将整改项目落实到安装调试过程中，并要求三峡电厂对这些整改项目进行测试验收。

所采取的主要技术措施可归纳为如下3大类。

3.1完善辅助系统在电源控制、切换、监视等方面的功能

⑴修改纯水系统的PLC程序，满足运行泵失电后，备用泵自启动的要求，并对双泵切换延时及全停定值修改；

⑵对纯水系统增加电源监视继电器，失电报警；修改PLC程序，使之保持开机令，在电源恢复时自启动水泵；

⑶修改纯水系统PLC程序，使掉电时恢复马达的Y型接线，防止来电时三角形启动；

⑷对纯水系统加装软启动器；

⑸修改油泵控制PLC程序，使电源失电再恢复后自启动油泵；

⑹将VGS推导外循环油泵控制PLC电源保险改为空气开关，并增加一路直流220V电源，将原两路交流电源改成双直流同时供电；

⑺将VGS水导外循环油泵控制电源由单直流改为交流+直流供电(原设计由单直流220V供电，无PLC，24V弱电控制)；

⑻将ALSTOM水导外循环油泵控制48V电源装置双重化，取消变压器低压侧开关，增大高压侧开关跳闸定值；

⑼将ALSTOM水导外循环油泵控制开机令继电器改RS继电器，防止双交流切换时开机令复归；

⑽将VGS高压油泵控制由双交流切换供电改为交流+直流同时供电，保证交流失电恢复后泵自启动；

⑾主变冷却器电源倒换定值修改：失压由90%改为85%，时间为1.5秒；

⑿电源监视继电器换型（原型式继电器易烧），包括VGS机组射流泵、滤水器、减压阀现地控制盘，ALSTOM机组射流泵、减压阀、滤水器、大轴密封、水导油泵、顶盖排水现地控制盘。

3.2提高厂用电的可靠性

在机组运行方式安排上，优先安排带有厂用变压器的机组运行，在2号机上增设一组厂用变压器，将机组供电作为厂用电的主供电源，将坝区施工电源作为备用电源，同时改善外来电源的运行环境，提高抗雷击能力，优化10kV、400V厂用电备自投参数。

3.3完善机组保护和控制逻辑提高系统可靠性

⑴对纯水系统的PLC程序进行修改，在泵启动、停泵时分别闭锁“纯水系统大泄漏”信号45”和35”，并在监控系统中将“纯水系统大泄漏”信号延时10”作用于停机；

⑵简化调速器开机自保持回路，取消调速器机柜上紧急停机按钮至调速器的回路，用其开接点启动常规紧急停机；对自保持闭接点进行双重化处理；对调速器开机自保持回路整顿加固，48V电源环接；

⑶在监控系统中增加调速器开机自保持继电器失电启动快速停机流程，防止有功进相运行；

⑷将“油压装置机械大故障”停机功能改为报警，仅取工作压力、压油罐油位开关量、模拟量为停机判据；

⑸完善ALSTOM水导油位低停机保护，增加一个液位计，开关量与模拟量并用；增加ALSTOM水导油泵全停延时停机保护；

⑹取消VGS水导油流量低停泵功能，改为报警；在监控系统中增加远方故障复位，以便能自动或远方人工再启动；

⑺主变“冷却器全停“改立即停机为延时2秒停机，主变PLC中，油泵全停延时2分钟停机，水停15分钟停机；

⑻闸门下滑事故位停机出口增加模拟量>90%闭锁，延时10秒出口；

⑼剪断销信号改直接出口落门停机为105%过速闭锁落门停机；

⑽水封温度保护出口加流量闭锁（定值每小时10立方米）；

⑾增加LCUI/O自检，防止LCUI/O失电或故障时误判被监视的调速、励磁、保护等装置电源全停而启动紧急停机；

⑿增加机组逆功率保护（5%，30”），发电机过电压保护双重化；

⒀优化温度保护：所有瓦温保护（推力、上导、下导、水导）全部由紧急停机改为快速停机，防止紧急停机在解列后机组过速时瓦温进一步升高；所有瓦温常规保护（推力、上导、下导、水导）测温模块增加断线、断电闭锁功能；

⒁将推力瓦温由单点停机改为分组两点停机，以防止测温故障；上导、下导、水导瓦温保护维持单点停机；

⒂操作员站增加对纯水系统、推导外循环泵、水导外循环泵、主变冷却器、大轴密封水泵、高压油泵、压油泵装置的运行监视画面，增加远方故障复位和手动再启动功能。

4结论

(1)由于三峡机组单机容量大，辅助系统多，技术复杂，因此在投产初期因辅助系统故障造成了多次强迫停运，一度机组运行可靠性较低。但是三峡机组主机运行安全稳定，未发生因主机故障引起的强迫停运。实践证明，为提高三峡机组运行可靠性所采取的一系列针对性的措施实施以后，机组运行的可靠性得到了明显提高；

(2)进口设备对供电电源的适应性考虑不足，在一路电源消失其自动切换功能、在全部短时消失又迅速恢复时其自恢复功能不完善，因此必须对机组用电的可靠性给与足够的重视，同时应该在设备采购合同中对供电电源的适应性做出明确的规定；

停机范文篇4

关键词：控制系统启停机控制堵料打滑

引言

随着计算机控制技术的迅速发展，以微处理器为核心的可编程控制器（PLC）已逐步取代继电器控制，选煤厂也不例外。神华集团准格尔能源有限责任公司选煤厂，其原煤车间的输煤系统即为PLC控制，控制系统采用美国AB公司的ControLogix控制系统。PLC控制器采用32位总线的Logix5562，基本内存750K，扩展内存1.5M，通过SRM热备模块实现双CPU间的互为备用。控制系统各框架通过连接模块CNBR组成双通道冗余（ControlNet）网络，网络传输速率可达5M/s。画面监控软件为ifix4.0中文版，采用OPC通讯方式通过上位机内置的网卡连接到控制网上。整个控制过程具有自动化程度高、方便维护、运行可靠等特点。在使用过程中，结合现场胶带机的实际情况及经常出现的设备故障，对胶带机的控制系统做了改造，主要有：胶带机启停机控制原理的改造、胶带机的控制中增加下游皮带打滑保护的改造，现具体简述如下：

一、胶带机启停机控制原理的改造

在原煤车间哈尔乌素分区设备刚投入生产运行期间，由于各种原因，导致设备忽然停电的事故时有发生。但是发现，在设备忽然断电情况下，个别设备，如胶带机M11、M21、M13、M23，不能正常闭锁停机，即使由集控发出停机命令也不能起到控制的作用，而且现场的保护装置也不起作用，造成设备堵料严重，若发现不及时，会造成胶带机机头滚筒包胶损坏、胶带磨擦损伤及机头保护开关砸坏等事故，给设备和生产造成很大的影响。联系电工，翻阅这几条胶带机的控制图纸，发现这几条胶带的控制原理和黑矿分区的M11胶带机极为相似，其启停控制继电器是触发式的，其起机及停机需要两个继电器，发出的起机及停机信号是个脉冲信号，起机信号采集发出起机命令的上升沿信号，停机命令采集发出停机命令的上升沿信号，在起机信号发出后，控制系统会对各个保护进行扫描。当具备起机条件时，对起机继电器发出吸合指令，起机继电器吸合，电机运行，电机的运行返回信号是通过综保保住的，待电机运行信号正常，起机继电器断开，皮带正常运转。停机的过程和起机过程是类同的，但是，当设备忽然发生断电事故，控制模块得不到设备发出的连锁停机信号，即采集不到停机信号的上升沿指令，停机继电器无法吸合，设备便无法正常停机。

针对上述事故的发生，经研究，决定对其控制原理进行改造。将其启停机改造为由一个继电器来控制，发出的控制信号由脉冲信号改为常发信号。通过改造胶带机硬件控制线路和对胶带机控制程序的修改，使其启停机过程为：集控发出胶带机起机指令，控制系统CPU扫描起机具备条件，发出继电器吸合指令，继电器吸合后，通过控制模块由电机的返回信号使得继电器一直处于吸合状态，当继电器不吸合，皮带就停止运行。这样，就避免了继电器得不到停机指令的故障，从而能保证胶带机即便是在设备瞬间断电的情况下，也能正常停止运行。

二、胶带机的控制中增加下游皮带打滑保护的改造

原煤车间哈尔乌素分区的主要胶带机中，有4条胶带机(M12、M22、M14、M24)是带软启动驱动的，其启机及停机过程是通过软启动控制，从得到起机或停机命令到胶带机达到正常转速或完全停止，皮带的电机转速是一个逐步增加或者是减少的过程，从而导致启停机有一段时间的延时。当设备重载遇到故障停机时，会导致上游皮带继续上煤而发生堵料事故。针对上述事故的发生，经研究,把带软启动设备的胶带机的打滑保护增加到上一皮带中。通过对胶带机控制程序的修改，把带软启动驱动的胶带机的打滑保护添加延时，将延时输出线圈增加到上一条皮带的总故障控制回路中，当设备由于故障而停机，在停机的过程中打滑保护动作，直接给上游皮带发出故障停机信号，上游皮带接到指令，停止运行。公务员之家:

三、改造后效果

这两项控制系统的改造，自投入运行以来，再未发生过由于设备瞬间断电、带软启动设备故障停机而引起的设备堵料，严重时导致胶带机机头滚筒包胶损坏、胶带机摩擦损伤及机头保护开关砸坏等事故，在很大程度上减少了设备的故障率，也降低了对设备的损害程度，保证了设备正常顺利的生产。

参考文献：

[1]浙江大学罗克韦尔自动化技术中心编.可编程控制器系统[M].浙江大学出版社.1999.

[2]Logix5555ControllerUser,sManual.RockwellInternationalCorporation.

停机范文篇5

老年人由于生理功能的退行性变化，免疫功能低下，许多高龄患者同时伴随有心肺系统的疾病和功能不全症。当原发疾病对机体的损害加之手术创伤对机体产生的应激反应，不少患者特别是老年人在术后由于各种原因并发呼吸功能衰竭而需使用呼吸机辅助呼吸维持生命，以度过疾病的危重期，我科ICU病区在1998.1—1999.10共收治呼吸机患者47例，临床护理发现，短时间使用呼吸机辅助呼吸的病人，呼吸功能恢复后能很快停机。但使用呼吸机较长时间者，一般为二周以上者，就会对呼吸机产生较强的依赖性，需要一个逐步撤机的过程，同时需要护理人员把握好停机的原则，更要做好病人的思想工作，解除病人的心理负担，取得病人的配合，循序渐近，才能取得满意的疗效果，本文主要介绍长期使用呼吸机患者停机时的护理体会。

1、临床资料

1998年1月—1999年10月我普外ICU病区共收治各种病因并发呼吸衰竭使用呼吸机患者47例，其中使用呼吸机超过二周以上34例，最长者为90天，34例病例中男性21例，女性13例，年龄55—88岁，平均72岁，病种胃癌12例、结肠癌6例、肝癌5例、出血性坏死性胰腺炎7例、斜疝1例、胆囊3例，患者使用呼吸机原因主要为原有老慢支肺功能不全肺部感染致术后排痰无力呼衰者4例，出血性坏死性胰腺炎致肺呼吸功能抑制引起呼衰7例，晚期肿瘤全身衰竭23例。

2、撤离呼吸机的方法

所有病人均采用DragerEvita2呼吸机行机械通气。（潮气量8-10ml/kg,f12次/分，FiO240%。）待病情稳定，考虑脱机时，先逐步改变呼吸模式（从原来的IPPV—SIMV—ASB+CPAP），等ASB+CPAP适应24H后再开始逐渐脱机。开始时每日停用3—5次，每次30分钟左右，以后逐渐增加到每次停用1—2小时。在停用期间患者如无异常，再逐渐增加停用时间，直到连续两个白天病人能自己呼吸，才考虑夜间停机。必须经过一段时间呼吸肌锻炼及物理治疗，不可操之过急，以免前功尽弃，一旦脱离呼吸机后情况良好，可考虑拔管。

3、结果

自1998年1月—1999年10月我普外监护室运用上述的方法与病人共同配合脱机，34例病例中，11例病人在3天内成功撤机，9例病人在4天内成功撤机，10例病人在6天内撤机，其余4例病人撤机时间大于7天。所有病人中有30例痊愈后出院，另外4例病人死亡。其中2例患者由于晚期癌肿导致全身衰竭而死亡。1例是使用呼吸机90天的胰腺炎病人在撤机后18天死于多发肠瘘引起的腹腔感染。另外1例是87岁的高龄患者，原有老慢支及哮喘病史，在撤机过程中出现呼吸困难而重新接呼吸器辅助呼吸，最终因年龄大、病情重、呼吸衰竭而死亡。

4、讨论与护理

4.1了解停机的指征。长时间依靠呼吸机支持呼吸的病人，会产生呼吸肌力的下降，肌力的减退往往与疾病的轻重和呼吸机使用天数的长短呈正相关。临床发现一般使用超过二周，就会产生呼吸机较强的依赖性，一旦撤机时，往往会不适应，病人心理负担加重，情绪紧张，更中重了对呼吸机的依赖性，因此，长期使用呼吸机病人撤机前，除了必须做好撤机前的心理护理，首先要了解停机的指征。根据病人适应情况逐步调整呼吸机到符合停机前的参数：（1）原发病已基本痊愈或受到控制病情稳定；（2）营养状态及肌力良好，基本恢复；（3）呼吸频率<30次/分；静息潮气量>300ml；最大吸气负压>2.94kpa；（4）神智清醒肺部感染控制，痰液量逐步减少，并能咳嗽排痰，符合以上条件方可停机。

4.2做好停机时的心理护理。由于病人依靠呼吸机呼吸，减轻了自身负担，所以长时间使用，对机器产生了依赖性。一旦停机，患者心理上难以忍受，认为脱离呼吸机后会引起呼吸困难，情绪上就起了很大的波动。因此，需要对病人进行耐心细致的解释，向其阐述运用呼吸机的目的只是帮助患者渡过危险期，现在病情已基本稳定，只要配合治疗，就能撤离呼吸机自行呼吸，使其认识到停机的重要性和必要性。同时，停机时护理人员应守护在床旁，教导病人正确呼吸方法：其一，如果病人有自主呼吸时可嘱咐病人进行深而慢的呼吸；其二，当病人脱离呼吸机时由于心理因素而不敢呼吸时，可打开呼吸机接模拟肺，呼吸机的声音能使大部分病人症状缓解；其三，若病人的呼吸浅而促时可指导病人提起胸廓进行深而慢的呼吸运动。同时在撤机过程中，由于病人是逐渐训练脱机，而不是一步到位，所以病人认为自己无法脱离机器呼吸，此时应向病人解释清楚，停机—使用机器—再停机只是为了让其有一个适应的过程。使其消除紧张、恐惧心理和不必要的顾虑，与护士共同配合治疗，争取早日停机。

4.3停机时临床观察

4.3.1呼吸监测。停机时给氧吸入5L/分，如患者安静，未梢红润，肢体温暖、无汗，胸廓起伏状态良好，两肺呼吸对称，呼吸平稳，可继续停机。若病人出现呼吸频率明显增快或减少，呼吸衰浅，胸式呼吸不明显，胸腹运动不协调，呼吸道分泌物大量潴留，心率较前明显增加，血压波动不稳，鼻翼煽动，出冷汗、紫绀，烦燥不安等，立即给予接上呼吸机辅助呼吸以避免呼吸肌群过度疲劳导致呼衰。

4.3.2血流动力学的监测。连续监测EKG、BP、SPO，若BP升高及呼吸加快可提示PCO增高，若心电图出现S—T段提高，心肌缺血可考虑PO下降，及SPO<95%时，应立即进行动脉血气分析，一旦血气分析示PO<60mmhg、PCO>45mmhg，及SPO<95%时，可重新使用呼吸机，根据动脉血气来调整呼吸机的各参数。如果停机前后半小时测动脉血气均正常且相差不大时，可继续停机。

4.4停机时的营养支持是患者能够撤机成功的基本条件。长期使用呼吸机病人一般全身情况较差，由于急救或病情观察治疗需要及腹部术后绝大多数病人不能进食。而病人处于高代谢状态呼吸机肋间肌在蛋白质热量营养不良时被分解代谢消耗。可造成停机后呼吸肌无力作功病人将再度进入乏氧状态，造成撤机的失败。因此当病人禁食时必需实行肠外营养，纠正负氮平衡，是较为理想的营养支持方法。可用胃管鼻饲法，既能量合剂自胃管内输入质从稀到厚，量从少到多逐渐增加，以及深静脉内注入营养合剂GIK+20%或30%脂肪乳剂250ml+乐凡命500ml配制而成。待病情许可后再给予肠内营养。

停机范文篇6

目前，该发电公司机组厂用电一般采用“并联切换”或“串联切换”方式。采用这2种切换方式的前提条件是相互切换的2个电源在同一电网内。在此情况下，机组启停和事故情况下厂用电切换已无技术问题。而该发电公司2期机组厂用工作电源和备用电源在2个不同电网，系统的相角差较大，机组启停时的厂用电切换无法采用常规的切换方式。

2厂用电同期切换装置研制

针对厂用电切换出现的问题，该发电公司经过调研分析，明确了2期机组启停机厂用电切换方案。即机组启动时，采取先判同期合工作开关、跳开备用开关，机组自带厂用电，之后判同期合机组出口开关并入1000kV特高压电网；正常停机时，先与1000kV特高压电网解列，然后再以单机自带厂用电的方式与安徽电网并联切换厂用电。通过与深圳市智能公司技术人员合作，研制了厂用电同期切换装置，实现了对该发电公司2期机组启停机厂用电的安全切换。厂用电同期切换装置主要由自动准同期装置、选线器及备自投装置组成；结合该发电公司2期机组实际情况，对该装置进行了逻辑组态设计。

3厂用电同期切换装置工作原理

3.1切换流程

每台机组有3段6kV母线需要进行工作、备用电源开关切换，每段6kV母线工作、备用电源开关共用1台备自投装置,另配置了1台自动准同期装置。自动准同期装置实现6路开关的同期合闸，通过选线器进行6路同期电压和控制输出信号的分配，自动准同期装置及备自投装置电源停送可以通过自动方式完成。备自投装置在每段6kV母线相应开关同期合闸后，将另一开关分闸。

3.2正常启机切换

正常启机时,在DCS选择“6kV母线切换”时，因发电机尚未并网，备用电源系统对厂用母线供电，启动“厂用电同期切换”。DCS检测工作开关未合闸，发“选择工作开关同期”命令，选线器收到“选择工作开关同期”指令，将同期装置及相应备自投装置上电。DCS检测满足启动同期条件后，延时3s发“启动同期工作”命令；自动准同期装置收到“启动同期工作”指令后进行同期操作。发电机与220kV系统频差、压差在整定范围以内，装置捕捉第1次出现的零相差，发“工作开关合闸”命令；备自投装置充电完成后，检测是否有同期合闸信号开入，待检测到“工作开关合闸”指令后，启动500ms脉宽的分合闸检测时间，在检测时间内检查到工作开关由分变合，经过200ms合环时间后跳开备用开关，完成机组厂用电与安徽电网分离，机组自带厂用电运行，之后判同期合机组出口开关并入1000kV特高压电网。

3.3正常停机切换

正常停机时，机组首先降负荷到逆功率保护动作，与1000kV特高压电网解列，发电机自带厂用电运行。当DCS选择“6kV母线切换”时，启动厂用电同期切换。备用开关未合闸，DCS发“选择备用开关同期”命令，选线器收到“选择备用开关同期”指令，将同期装置及相应备自投装置上电。DCS检测满足启动同期条件后，延时3s发“启动同期工作”命令，同期装置收到工作指令后进行同期操作，待发电机与220kV系统频差、压差在整定范围以内，装置捕捉第1次出现的零相差，发“备用开关合闸”命令。备自投装置充电完成后，检测是否有同期合闸信号开入，待检测到“备用开关合闸”指令后，在检测时间内检查到备用开关由分变合，经过200ms合环时间后将工作开关跳闸，机组厂用电由安徽电网供电。

3.4事故停机切换

机组正常运行时，厂用母线由工作电源供电，当机组发生故障时，发变组保护动作首先将工作电源跳闸，同时启动厂用电快切装置。厂用电快切装置按事先设定的自动切换方式将工作电源切换至备用电源。

4孤岛运行时汽机故障的机组安全问题

一般情况下，机组在网运行时，汽机发生故障将通过程序逆功率方式停机，并进行厂用电切换。机组在启停机过程中，普遍采用临时解除机跳炉保护方式。但由于该发电公司2期启停机方式的特殊性，在孤岛运行方式下发生机炉故障，磁场开关将无法跳闸，并且不能实现厂用电切换，势必造成厂用母线失电。为此，在DCS系统中增加机组不在网汽机打闸逻辑判据，信号送至发变组非电量保护屏，并在该屏上增加独立出口和压板。机组正常启停机过程中，在孤岛运行方式下投入此压板，待并网后解除此压板，解决了机组孤岛运行发生汽机故障时厂用电安全切换的问题。

5结束语

停机范文篇7

关键词：水电站；水轮机；机组转速；异常停机

1引言

官溪水电站共有三台水轮发电机组，其型号为ΖΖ560А—LH280，是立轴转浆式机组，调速器为ST—100，双调节。近几年三台机组相继出现了转速下降不到停机要求的现象，运行人员为了缩短停机时间，往往在机组转速较高（超过35%）的情况下进行刹车，危及机组安全运行；同时，机组在低转速下长时间运转，增加了机组各部轴承的磨损，缩短了检修周期。

2水轮机导叶漏水检查及原因分析

官溪水电站机组转速降不下来是什么原因造成的呢？首先，看三号机组，该机关机后浆叶一直处于关闭状态，经检查是联锁阀未动作造成浆叶启动阀不动作；其次,一号机组，转速下降50%时不再下降，浆叶也处在关闭位置，检查联锁阀已动作，而浆叶启动阀未动作；最后,看二号机，二号机的现象是关机后，导叶全关，浆叶回到启动位置，运行人员在转速50%的情况下将机组刹车，解除刹车后机组又转动起来，因此，判断是导叶漏水过大引起。

水轮机导叶漏水的原因,大致有如下几方面：

①机组的运行条件恶劣,造成导叶漏水。如某些多泥沙河流的水电站,由于泥沙的磨蚀,叶密封面易产生磨蚀损耗,定位导叶的轴套间隙不断加大,致使停机时导叶关闭不严密,引起导漏水。②结构设计的原因,使机组在停机时导叶顶盖和底环之间存在着导叶端面间隙,造成导叶

面漏水。③由于加工精度达不到一定的高度,水轮在停机时,导叶之间不能紧密地压合在一起,因不能严密地封水,尽管操作导叶开闭的接力器都有足够的压紧行程,但由于导叶立密封面的接触态不好,仍避免不了导叶漏水。

3机组转速降不到停机要求的原因分析

首先，根据水轮机组的工作原理，即水轮机是将水的动能和势能转化为机械能的设备，当通过水轮机水的能量足以克服水轮机组静止磨擦力时，机组就会转动。因此，导叶关闭不严，漏水大是造成机组转速缓慢下降的原因之一。

其次，ΖΖ560А—LH280是转浆式机组，其浆叶在机组停机时处于启动位置，开机后经过一定时间浆叶自动到全关位置，机组转速达到100%后，导叶自动关闭到一个较小位置，也就是说机组达到额定转速时的水流量要比机组启动时的水流量小；关机后经过一定时间浆叶自动回到启动位置，因导叶不可能完全不漏水，因此，浆叶回不到启动位置也是造成机组转速下降缓慢的原因之一。

对于导叶关闭不严，漏水大这点大多数人都能理解。对于浆叶回不到启动位置造成机组转速下降缓慢这点很多人都难于理解，一般认为导叶关闭后，无论浆叶处于什么位置机组都应停下来；事实上浆叶处于不同位置对机组出力是有影响的，浆叶的形状是按流体力学设计的，浆叶随着导叶的开度不同而调节，保持机组效率处于最佳，这种功能由调速器来完成。从机组的空载工作状态可以知道，当机组处于停机状态时浆叶在启动位置（零度角），导叶开度限制在30%，开机时导叶开至30%位置，浆叶由启动位置经过一定时间关闭至全关位置，导叶也随转速的升高而关闭在一个较小位置直到转速达到额定，也就是说，当机组转动后由于浆叶的调整作用导叶只需较小的开度就能保持机组额定转速。同理，关机时由于导叶不可能完全密封，总有一定量的漏水，同时，浆叶又不能回到启动角时，当漏水量达到某一个量时机组有可能维持在某一相对转速不再下降。

4机组转速降不下来采取的对策

根据上述原因分析，对于三号机组转速降不下来主要原因是联阀顶杆锣丝长期动作磨损引起联阀开启不到位，经调整顶杆锣丝后，浆叶启动阀动作，浆叶回到启动位置，机组转速下降到35%以下能达到技术要求。对于一号机，发现联锁阀顶杆锣丝已弯曲，其原因是检修人员把顶杆锣丝调整过长而长期受力引起，用手转动浆叶启动阀后浆叶回到启动位置，显然浆叶启动阀被卡住引起浆叶不动作，因此，应拆下浆叶启动阀重新安装调试使其动作灵活，并重新调整联锁阀顶杆锣丝直到浆叶启动阀动作。从一、三号机组可以看出，我们在维护检修调试机组时对各部位的调试应到位而不过头，动作应灵活无卡阻，同时，要保持调速器油的清洁，如果是调速器浆叶配压阀被卡或转轮体活塞及操作油管被卡处理将会很困难。对于二号机应重新调整导叶间隙，导叶关闭时，用塞尺测量两块导叶立面间隙一般为零，在长度280毫米范围内局部不大于0.1毫米；同时，相邻导叶最大可能开口（280毫米）偏差不大于5毫米。

综上所述，机组转速降不下来，应分清情况，分别处理，这样才能做到事半功倍。

停机范文篇8

2汽轮机保护系统故障回顾我厂2台25MW汽轮发电机组系长江动力集团公司武汉汽轮发电机厂设计制造，型号为C25—35/3，汽轮机用油为30号防透平油，控制系统为全液压调节系统，保安系统操作箱内装有磁力断路油门、超速限制电磁阀等保护机组安全的关键部件。近两年来，汽轮机保护系统曾发生过几次较典型的故障。

2.1保护执行机构拒动1999年12月24日17时05分1号机自动主汽门、调速汽门、旋转隔板突然关闭，负荷降至零，锅炉安全门动作。事故前1、2号机带抽汽并列运行。事故发生后检查保护继电器时，电超速保护中间继电器（6ZJ）动作（3360r/min），转速表记忆最高转速达3526r/min，经分析认为是1号机二抽止回阀没有全关，2号机抽汽倒流引起。事故后检查电磁滑阀没有复位。后经现场拆验清洗电磁阀，暂时消除了卡滞，20时45分1号机并列。在后来小修抽汽阀解体检查中发现阀杆断裂，执行机构拒动，止回阀没有全关。

2.2磁力断路油门卡滞2000年2月5日17时16分因磁力断路油门误动停机，只是因为采取了预防超速的临时措施（故障后快速关闭抽汽齿轮阀门，再手拉油开关与系统解列），机组才没有再次超速。事故后检查热工、电气保护继电器没有动作，磁力断路油门没有复位，判断与上次事故原因相同。由于有上次的经验，本次事故处理顺利，19时33分机组并列。经分析磁力断路油门卡滞的原因认为是由于电磁阀机械和液压部分引起的。

2.3保护继电器误动

2000年2月20日8时50分1号机因低油压保护动作（8ZJ继电器接点闭合）而停机。停机后进行了低油压保护传动试验动作正常，于10时55分并列；14时22分电动油泵自启动（12ZJ接点闭合），为保证机组安全运行，把低油压保护退出。经分析此次停机事故原因是压力控制器性能差，抗振能力弱，因振动引起误动造成的停机。

2000年3月12日16时42分1号机停机，停机后未见异常，于17时53分并列。事后分析有可能是停机继电器35ZJ误动引起。但因35ZJ不带自保持，深层次原因有待进一步分析。

2000年3月17日12时08分1号机停机，停机后也未见异常，于12时39分并列。本次事故后加装了36ZJ用以监视35ZJ动作，加装了3ZJ自锁装置以监视发电机主保护动作。

2000年4月3～7日1号机小修，进行了热工保护系统传动，并更换了磁力断路油门。

2000年5月6日20时31分1号机因轴向位移保护动作（9ZJ继电器接点闭合）而停机。21时03分并列。这次停机也是热工保护误动引起的。分析动作原因认为是保护装置元件抗干扰能力差，受外界干扰（振动、电压波动等）误动等原因。

以上六次事故具体情节虽不尽相同，但不外乎保护执行机构拒动、电磁阀卡滞、热工保护继电器误动等原因。

3影响保护系统可靠性的因素分析

3.1磁力断路油门电磁阀卡滞

3.1.1电磁阀的机械部分在1999年10月的小修启动试验中，曾发生磁力断路油门电磁阀卡滞现象。即热工保护动作后，按动保护复归按钮，自动主汽门、调速汽门打不开，滑阀不能复位。后经拆验清洗滑阀后，按标准进行组装，电磁阀动作正常。12月24日事故后，又出现同样情况。分析是弹簧失效、预紧力不足，弹簧端面不平整及组装电磁阀时各螺栓紧力不均匀造成的动静间隙不均等机械原因引起的滑阀卡滞。

3.1.2电磁阀的液压部分1999年大修后没有进行可靠的油循环，就进行电磁阀传动试验，造成油中机械颗粒杂质进入滑阀与套筒（壳体）的间隙内，引起滑阀卡滞。

3.2设计考虑不周公司汽轮机热工保护在系统设计、保护信号的选用、检测仪表的安装位置及保护用继电器等方面均不同程度地存在一些问题，影响了系统的可靠性。原热工保护系统设计中，润滑油压过低保护仅由一个压力控制器采用“一取一”方式，且动作于停机，可靠性差。真空过低保护采用二次表接点带保护的方式，也动作于停机，可靠性差。1号机的润滑油压检测信号各压力控制器均安装在振动较大的地点，易发生误动作。

3.3产品质量不良保护用的45个中间继电器，所有接点外露，易受灰尘污染，出现拒动。接点间隙较小，有振动时，可能出现误动。导线与继电器直接焊接，继电器无法拆下校验，是整个保护系统最大的缺陷之一。

摘要：根据"保护系统必须最大限度地消除可能出现的误动作和完全消除可能出现的拒动作"的原则，从解决磁力断路油门卡滞保护不能复归事故出发，结合电厂实际情况，分析影响汽轮机保护系统可靠性的因素，提出了具体的改进措施，并付诸实施。

关键词：汽轮机保护系统可靠性分析

4提高保护系统可靠性的改进措施针对以上问题，我厂组织了几次研究论证一致认为，完善和提高保护系统的可靠性、稳定性是实现机组安全稳定运行的保障。提出了充分利用现有设备淘汰所有不可靠继电器，进行检测信号及继电器可靠性改造。

4.1提高磁力断路油门电磁阀动作的可靠性

4.1.1加强油系统管理和监督

要定期化验油质，进行油液磨屑颗粒度检测，同时加强油液进货渠道管理，补油时要采用专用滤油机。大修期间必须对油系统进行彻底清洁，清除油泥和其他沉积物，机组启动前应首先进行大流量油循环，直到油质合格后再进行热工试验。运行中应坚持每二值滤油制度，滤出油中水分和杂质；保证油系统排油烟机和滤油器工作正常，加强运行中汽封压力的调整，减少轴封漏汽。

4.1.2提高装配质量在检修过程中，每名检修人员应当充分了解电磁阀的结构、性能和特点，根据不同的情况和要求，采取切实可行的检修措施（如组装前应将保安操纵箱外板及油孔清理干净；做好滑阀和壳体间的间隙测量；未装入弹簧时，芯杆及电磁滑阀应动作灵活无卡滞；做好弹簧的自由长度测量；组装时应确保螺栓紧力均匀，防止壳体变形）以达到设备能够安全、长久使用的目的。

4.1.3定期进行热工保护的检查试验热工人员对保护联锁系统的检修维护要规范化，项目、周期都要明确，定期对系统进行检修、测试、传动和清理。应明确汽机大小修和日常定期维护试验项目。在机组冷态启动前，必须进行保护联锁试验，试验应在现场模拟工作条件进行传动，严禁在盘后端子排处进行模拟试验；机组运行中也应定期活动电磁阀，避免卡涩。经验表明：认真做好热工保护联锁试验是防止电磁阀误动拒动的必要手段。

4.1.4选用制造精良的器件选择质量保证体系健全的厂家生产的合格的器件，对壳体、滑阀、弹簧等零部件进行拆验、测量，制造公差应符合技术要求。

4.2进行热工保护系统的优化改造对原热工保护从检测信号的选用及安装位置、保护回路、保护电源等方面进行改造。

4.2.1改进设计润滑油压低于0.0196MPa停机信号按照“三取二”的优选回路，将低于0.054MPa起动电动油泵和低于0.0392MPa起动汽动油泵的两个信号各取出一个接点，接成逻辑“或”功能再和低于0.0196MPa主信号接成逻辑“与”，这样只有当油压真正低于保护定值时才能引起保护动作，而使润滑油压过低保护更加可靠。原真空保护选用的是二次表的接点，现在改为电接点真空表及真空控制器两接点逻辑“与”作为停机信号。

将推力轴承回油温度达75℃引入停机信号。将电气主保护跳闸继电器增加记忆功能，使所有停机信号均能记忆，完善了记忆系统。增添了36ZJ继电器用以监视主停机继电器35ZJ，使主停机继电器亦具有记忆功能，便于查找故障原因。将交流24V电源供电的继电器改为有备用电源箱的直流24V电源供电，大大提高了汽轮机保护系统的可靠性。重新布置继电器盘面，新的盘面对继电器开关及端子排进行了合理安排，原保护用继电器均在1号控制盘左右两侧，选用新继电器后只新装一块继电器盘。另外各控制盘开关、按钮等采用直接接线，也起到了提高系统可靠性的作用。

4.2.2继电器选型继电器在保护系统动作信号与执行机构之间起着联接和传送作用，在整个热工保护系统中是至关重要的。没有动作信号，保护动作就是误动；有了动作信号，保护不动就是拒动，因此必须选用质量性能完全可靠的继电器，它直接影响到整个系统的可靠性。原保护用继电器没有防尘罩，接点间距较小，各接线直接焊接，使继电器无法拆下校核，且接线杂乱，检查线路十分困难，是整个保护系统最大的缺陷，也是此次热工保护改造的重要内容。这次我们选用的DZ-30系列中间继电器，后接线牢固可靠，查验检修十分便利，接插式继电器安装方便，接触优良，防尘罩透明严密，经校核动作可靠，接点距离合适，各方面均符合热工保护的要求，为整个保护系统的可靠打下了良好的基础。

4.2.3施工在选定继电器的基础上，进行了新盘二次线的配接，为了减少故障点，将原电缆直接改上新盘接线端子，尽量减少了中间环节。另外，对检测信号仪表的安装位置进行了改动：将润滑油压等四个控制器，从振动较大的安装地点，移到了合适的位置，以保证信号的可靠，避免振动引起的误差。在润滑油压过低保护的测量回路中，安装了报警用电接点压力表，使报警与保护达到一致，消除了原报警与保护两路测量引起的差。

停机范文篇9

[关键词]重锤关机；贯流式机组；控制回路；保障；百龙滩电厂

1工程概况

红水河百龙滩水电厂位于都安瑶族自治县与马山县交界的红水河中游，为红水河干流梯级开发的第七级电厂，水电厂安装有6台单机容量为32MW的灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量192MW。百龙滩水电站于1992年10月进场筹建，1999年5月21日6台机组全部投产发电。百龙滩水电站建成投产以来，至今已运行20余年，由于上游龙滩梯级电站的兴建、大化梯级的扩建以及下游乐滩梯级电站的投入运行等情况变化，百龙滩水电厂的运行条件发生了较大变化，时常出现变化较大的运行水头，给电厂的机组稳定运行带来巨大挑战。

2重锤关机系统存在的问题

百龙滩水电厂在建厂初期未设计安装快速门，仅配置了重锤，未配置重锤关闭阀，在过速或者其他紧急状态时，通过手动排油方式才能将重锤以自重形式关闭导叶，或者依赖调速器电气部分来实现机组的紧急制动，无法及时通过纯手动操作关闭机组，且可靠性较低。改造前厂内机组停机流程如图1所示[1]。由图1可知，事故停机流程以电磁空气阀引导进行关导叶动作保护机组，流程中关联各种配压阀以及继电器，极大可能地产生很多不可靠因素，当有如下所述情况之一时就会导致停机失败。（1）紧急停机阀失效。当紧急停机电磁阀失效时，油路切换功能不能正常动作，导致导叶及随动桨叶关闭失败，灯泡贯流式机组因转动惯量小极易达到飞逸转速，从而造成水轮机转动部分损坏事故[2]。（2）导叶主配压阀卡阻拒动。当机组发生过速事件时，人为触发紧急停机按钮后，压力油通过主配压阀换向油路使导叶关闭，这时的重锤装置只起到了辅助关闭的作用，关闭速度由主配管口的大小所控制。当机组甩负荷时，如果导叶主配压阀卡阻拒动，开腔油无法通过主配压阀换向回到集油槽内，导叶将无法及时关闭使机组转速快速上升，达到飞逸转速后，引发过速事故。（3）发生压力管路爆裂。厂内的操作油额定工作压力为6.0MPa，属于高压力等级。当油管堵塞，叠加重锤自重，在主配压阀前的进油管路易发生压力过大现象，当压力过大且无法释压造成管路爆裂失压后，导叶将失控，机组转速快速上升，造成过速事故。

3重锤关机系统改造

按照《水轮机基本技术条件》（GB/T15468-2020）中第4.2.1.24条“当发生压力油管内油压低于事故低油压时，应能自动紧急停机”规定，当机组油泵工作处于失常状态时，未能及时恢复正常工作油压时，应能依靠厂内设置的防飞逸设施即重锤实现无压自重关闭导叶的功能。改造前重锤关机功能不能激活，改造重点在于利用重锤实现导叶接力器的油腔控制，即导叶接力器能实现平压传动，亦可叫做“油腔卸荷”[3]，为此增设远程控制触发信号及增加必要管路实现油路联通重新激活重锤关机功能。重锤关机系统控制回路改造后的控制流程见图2。

3.1技术改造主要增设部件

技术改造主要增设部件见表1。

3.2主要技术改造项目

（1）增设重锤关闭阀体。重锤关闭阀功能为控制阀内各腔体连接状态，在重锤关机系统工作时，切断重锤阀体与导叶主配阀体的管路联通，导叶接力器腔体开腔通过管路与重锤关闭阀体联通，重锤关闭阀体与集油槽通过管路联通，重锤关闭阀体作为主要压力油过流部件使导叶接力器开腔直接连接集油槽进行排油。（2）增设导叶接力器开腔排油管路。该管路使导叶接力器开腔与重锤关闭阀联通，在重锤自重关闭作用过程中将导叶接力器开腔油通过重锤关闭阀回油管排至集油槽内。（3）增设导叶接力器关腔排油管路。该管路采用单向阀连接关腔与集油槽，从集油槽利用单向油流作用，使关腔充油间接实现无压串接的效果。为更可靠完成关腔充油，设置两个重锤单向关闭阀，增设从集油槽至关腔管路两条。（4）重锤关闭阀压力开关继电器。选用型号为HED80H-20/100K14AV的可调式压力开关继电器，该继电器为上限接点方式，当压力P上升到设定值时，触发接点动作，回路导通。

4重锤关机系统改造后测试

当机组正常运行时，通过调速系统对导叶及随动桨叶的控制操作，机组若出现紧急状况需进行急停时，便能通过重锤关闭阀芯管路换向实现对导叶接力器的油腔卸荷，依靠重锤自重关闭导叶，对机组进行停机。重锤控制回路增设改造完成后，利用电厂内机组定修试验机会在2020年5月30日、2020年11月6日、2021年2月2日分别对6#、4#、2#机组进行动水重锤关机联动测试，关闭时间均小于15s，满足机组异常停机要求。

5结语

停机范文篇10

论文提要：随着国际、国内油气工业的快速发展，特别是天然气工业的飞速发展，用于天然气增压的往复式天然气压缩机组被越来越多的使用，本文通过对L7044GSI/JGD4型往复式天然气压缩机组的控制系统进行分析，简单介绍了控制系统的结构组成与控制功能的实现。

前言

随着国际、国内油气工业的快速发展，特别是天然气工业的飞速发展，一种用于天然气增压的往复式天然气压缩机组（简称机组）被越来越多的用在长输管道增压输送，地下储气库高压注气，油田气举采油，油田天然气回注，煤层气处理，天然气发电，油气处理厂等场合，虽然不同应用场合下的机组的控制系统略有不同，本文通过对哈萨克斯坦KAM油田使用的美国HANOVER公司成撬的L7044GSI/JGD4型往复式天然气压缩机组控制系统WAHLECONTROLSYSTEMS进行分析，简单介绍了控制系统的结构组成与控制功能的实现。

1.机组控制系统概述

机组控制系统（UnitControlSystem，简称UCS）或称机组就地控制系统（UnitLocalControlSystem，简称LCS）通常以就地控制柜的形式安装在机组主撬上或机组主撬附近，由机组供应商成套提供。

机组控制系统主要由过程控制单元、操作员工作站、数据通信接口等构成，通常，过程控制单元采用可编程序逻辑控制器(PLC)，做为人机界面的操作员工作站采用带触摸屏的计算机。因此，机组控制系统实际上是一套以PLC为控制核心，用于机组逻辑顺序控制，PID控制，实时数据处理，报警停机保护，联网通讯的自动控制系统，可完成单台机组及其辅助系统（空冷器系统、仪表气系统等）的控制。机组控制系统自成体系，独立于站控系统（SCS）以外。

UCS自动、连续地监视和控制压缩机组及其辅助系统的运行，保证人身和设备安全。具体来说，该系统至少满足以下性能：根据命令或条件，按预定程序自动完成机组的启动、加载、卸载和停机/紧急停机等操作；在所有工况下执行对机组的保护；在系统故障或误操作的情况下避免不安全的因素发生；在触摸屏上显示各种工艺变量及其它有关参数；提供声光报警；与SCS交换信息；接受SCS的操作命令。

UCS可实现多种操作方式选择，各种操作控制方式之间的切换无扰动且不会导致不安全的因素发生。因此，UCS可实现以下操作方式：就地（LOCAL）人工或自动控制、远程(REMOTE)自动控制(SCS或调度控制中心操作模式)、停机（OFF）。操作方式由安装在UCP上的LOCAL/REMOTE/OFF选择开关确定。就地控制方式优先于远程控制方式。处于停机模式时，不能启动机组，但各种变量/参数仍处于UCS的监视之下。在就地控制时，UCS不接受SCS或调度控制中心的命令，但各种变量/参数仍处于SCS或调度控制中心的监视之下。

ESD（紧急停机）控制命令优先于任何操作方式。无论ESD命令从何处下达及UCS处于何种操作方式，ESD控制命令均能被立即按预定的顺序执行。所有ESD系统的动作将发出闭锁信号，使机组在未接到人工复位的命令前不能再次启动。ESD系统和各种保护系统均设计为故障安全型。

UCS全自动的完成对机组及其辅助系统和相关联部分的监控，如（但不局限于此）：启动/停机顺序控制（包括各个阀门的顺序控制）；负荷控制；动力源控制（如电源等）；速度控制及保护停机；机组机械状态监测及保护停机；紧急停机（ESD）；辅助系统控制及保护；超温、过压控制及保护停机。

2．机组控制系统的结构组成

UCS的硬件组成主要包括可编程控制器（PLC）、就地控制柜（LCP）、就地检测仪表、控制阀门、控制开关、ESD系统以及辅助系统等。

2.1就地控制柜

就地控制柜通常包括触摸屏、开关、按钮、指示灯、24VDC电源等。就地控制柜选用钢质双门或单门标准尺寸柜，门上带安全锁。控制柜配备散热通风、照明等设施。控制柜的设计充分考虑了机柜内部和外部电线/电缆的布线空间。柜内机架与端子排的布置考虑了扩展余地且方便维护、检修，柜内布线全部通过汇线槽，柜下端安装接地母线。控制柜满足所处环境的防爆等级要求。

2.1.1危险区域划分与正压通风

通常情况下，控制柜危险区域划分属于：1类，2区，D组。控制柜内的部件和控制柜本身的结构也必须符合1类，2区，D组的危险区域的要求。控制柜为微正压式，用仪表风吹扫，用于减轻现场环境对柜内部件的损害，用户负责向控制柜提供一个仪表风供气点。

2.1.2控制系统电源需求

用户负责向控制柜提供符合要求的电源：220VAC，1Ph，50Hz。供应商提供24VDC备用蓄电池。蓄电池安装在控制柜内。就地控制柜负责向发动机控制系统提供21.6-30VDC（最大尖峰电压2V，最小电流12Amps），用于发动机控制和点火。同时，向控制面板和末端设备提供16Amps电流，向成套撬装电磁阀提供24VDC。

2.1.3盘装开关、按钮和指示灯

控制柜前面板上安装的开关、按钮和指示灯主要有：控制盘电源开关、启动按钮、停机按钮、指示灯测试/复位按钮、空冷器风扇电机HOA开关、控制盘电源指示灯、机组运行指示灯、准备加载指示灯、测试模式指示灯、预润滑指示灯、空冷器风扇运行指示灯等。

2.2现场仪表

2.2.1成撬安装压力表

成撬安装压力表符合以下要求：用于工艺气的表盘尺寸为4.5″,用于辅助设备的表盘尺寸为2.5″,实体表面，开关表，不锈钢弹簧管、承孔和移动件，双单位显示，钢制脉动缓冲器，1/2″NPT接口。

2.1.2成撬安装温度表

成撬安装温度表符合以下要求：双金属,不锈钢构件，压封，表面调整，钢化玻璃，硅树脂涂层发条，双单位显示，全量程精度1%，3″表盘，1/2″NPT接口。

2.3PLC

2.3.1PLC组成

PLC安装于就地控制柜内，WAHLECONTROLSYSTEMS使用AB公司的SLC500PLC作为控制核心，主要由CPU模块、I/O模块、通讯模块、电源模块、安装附件等构成，采用模块式结构，图1为模块式PLC结构示意图。为保证系统的可靠性，PLC的处理器按热备设计。PLC所选用的模块为带电可插拔型模块，且每块模块带有自诊断功能。PLC系统能够满足所需的热备冗余配置要求。对硬件的地址分配设置、I/O的量化等采用组态的方式完成。

WAHLECONTROLSYSTEMS采用的SLC500PLC主要由1个CPU模块、1个10槽机架、1个7槽机架、2个电源模块、3个16-PT输入模块、2个16-PT输出模块、1个8-PT模拟输入模块、1个4-PT模拟输出模块、1个4-PT模拟输入模块、2个8-PTRTD输入模块、3个8-PTTC输入模块、1个通讯模块、1条通讯电缆等组成。

作为控制系统的核心，SLC500通过专用通讯电缆与MMI（人机界面——触摸屏控制面板）通讯，实现机组的实时监控、参数调整、数据处理等，技术人员还可以通过工程师工作站与SLC500进行通讯，进行相应权限内的操作。

2.3.2SLC5/04CPU模块

SLC5/04CPU模块前面板由一个三位选择开关、三个通讯接口和六个指示灯组成，侧面有存储器模块、电池、跳线设定和铭牌等。图2为SLC5/04CPU模块结构示意图。

图2SLC5/04CPU模块结构示意图

2.3.3I/O模块

⑴模拟输入模块1746-NI8

模/数转换器为16位,共模抑制比100dB,输入相互隔离。模拟量输入模块上有报警限位设定。供给现场两线制变送器24VDC电源由PLC系统提供。输入信号4～20mA或1～5VDC可任选，有源输入或无源输入可任选。

⑵模拟输出模块1746-NO4I

数/模转换器为14位,输出0～20mA或4～20mA信号，具有输出隔离，具有短路保护和断路报警等功能。带负载能力不小于500Ω。

⑶热电阻输入模块1746-NR8

接收现场采用的三线制或四线制热电阻信号。热电阻主要技术特性为：Pt100，α＝0.00385Ω/Ω/℃，100Ω@0℃。

⑷数字量输入模块1746-IB16

数字量输入模块采用光电隔离,工作电压范围10-30VDC，额定输入电流8mA（24VDC），输入与地隔离。现场触点为无源型。所需24VDC电源由PLC系统提供。

⑸数字量输出模块1746-OW16

1746-OW16模块电压范围5-146VDC&5-265VDC，接点容量：电感电路：0.22amps@125VDC，0.58amps@48VDC；电阻电路：1amp@125VDC，1.5amps@48VDC，输出有短路保护且与地隔离。

2.3.4通信模块3150MCM

SLC500采用MODBUS通信模块，能完成不同通信协议间的转换，带有2个Modbus通信接口，通信速度可在300～38400bit/s之间任选，1个TCP/IP接口。

2.3.5电源模块1746-P3

PLC系统向现场二线制仪表回路、无源触点以及继电器提供符合要求的24VDC电源（冗余）。24VDC电源的配电由供货商负责。为模拟量输入、模拟量输出、数字量输入、数字量输出等不同类型的I/O模块提供独立的24VDC供电回路，每个供电回路应设置双刀断路器。

2.3.6安装附件

用于安装可编程序逻辑控制器，包括输入/输出模块等设备的全部安装附件、机架、内部连接电缆（线）、与现场信号连接的端子排等,安装附件按20%的余量设计。

2.4操作员工作站

供货商为机组配备1套操作员工作站。操作员工作站即控制柜的控制面板。操作员工作站是操作人员与控制系统的人机界面，操作员通过它可详细了解运行情况，并可下达操作控制命令，从而完成对机组的监控和管理。

操作员工作站将直接与PLC交换数据，它具有数据采集及处理、实时及历史数据的管理、动态工艺流程及其他图形的显示、报警/事件管理、报表生成及打印等功能。在远控模式时，关闭操作员工作站不对UCS的信号传输、运行有任何影响。

2.5发动机控制系统—ESM®

ESM®是发动机总体管理系统，行使点火控制、速度控制、爆燃检测、起停控制、故障诊断、故障记录和报警停机等功能。

ESM®控制发动机启停的逻辑框图如下图3-图5：

图3启动逻辑框图

图4停机逻辑框图

图5紧急停机逻辑框图

1.5触摸屏

WAHLECONTROLSYSTEMS采用的触摸屏为AB公司的PanelView1000+触摸屏，带有RS232串口通讯口、USB接口、TCP/IP接口、DH485、DH+等接口。

4．控制系统软件

为完成机组控制任务，机组控制系统配备了如下软件：

4.1PLC程序编程软件

SLC500采用RSLogix500编程软件。

4.2PLC用户通讯软件

SLC500采用RSLinx通讯软件。

4.3MMI组态软件

PanelView1000+采用PanelBuilder32组态软件。该软件具有强大的图形编辑、显示功能，具有支持三维图的编辑、显示能力。支持多窗口显示及动态画面显示。具有通信管理、数据库管理、动态和静态画面编辑、文本编辑、在线帮助、实时趋势编辑显示、历史趋势编辑显示、报警管理、事件管理、报告管理、打印等功能模块。