汽轮机单侧调门瞬间误关故障分析及处理
汽轮机调速汽门关闭事故应急预案
一、编制目的为保障汽轮机调速汽门关闭事故的快速、有效处理，降低事故损失，确保人员安全和设备完好，特制定本预案。
二、适用范围本预案适用于汽轮机调速汽门关闭事故的应急处理。
三、事故定义调速汽门关闭事故是指由于调速汽门关闭不到位、关闭速度过慢或关闭过程中出现故障，导致汽轮机转速下降缓慢或无法正常下降，从而引发的一系列事故。
四、事故原因分析1. 调速汽门机构故障；2. 调速汽门执行机构故障；3. 调速汽门控制系统故障；4. 操作失误；5. 设备老化或磨损。
五、应急预案组织机构1. 应急领导小组：负责事故应急处理工作的总体指挥和协调；2. 应急指挥部：负责事故应急处理工作的具体指挥和协调；3. 应急救援组：负责事故现场救援、人员疏散、伤员救治等工作；4. 技术保障组：负责事故现场技术支持、设备抢修等工作；5. 通讯保障组：负责事故现场通讯联络、信息报送等工作；6. 后勤保障组：负责事故现场后勤保障、物资供应等工作。
六、事故应急响应程序1. 发生事故后，现场值班人员应立即向应急领导小组报告；2. 应急领导小组接到报告后，立即启动应急预案，组织应急指挥部开展工作；3. 应急指挥部根据事故情况，确定事故等级，并组织应急救援组、技术保障组、通讯保障组、后勤保障组开展救援工作；4. 应急救援组迅速到达事故现场，开展人员疏散、伤员救治等工作；5. 技术保障组立即对事故原因进行分析，制定抢修方案，并组织设备抢修；6. 通讯保障组负责事故现场通讯联络、信息报送等工作；7. 后勤保障组负责事故现场后勤保障、物资供应等工作；8. 事故得到有效控制后，应急指挥部组织相关人员进行事故调查和分析，总结经验教训，完善应急预案。
七、事故应急处理措施1. 人员疏散：迅速组织人员疏散，确保人员安全；2. 伤员救治：对受伤人员进行紧急救治，确保伤员生命安全；3. 设备抢修：对故障设备进行抢修，恢复正常运行；4. 事故原因分析：对事故原因进行分析，查找事故根源；5. 信息报送：及时向上级领导和相关部门报告事故情况；6. 应急演练：定期组织应急演练，提高应急处理能力。
1000MW机组汽轮机单阀故障关闭异常分析
1000MW机组汽轮机单阀故障关闭异常分析摘要：某超超临界百万机组在投入AGC正常运行中，运行人员监视发现主机#2瓦相对振动频繁报警，最高达130um,而绝对振动值及轴瓦温度无较明显变化，本文主要对主机振动上升原因进行分析，后续处理过程进行详细说明，对同类型机组发生类似故障提供借鉴。
关键词：汽轮机；异常振动；轴系；中压调节门1引言机组投产至今，已稳定运行一年有余，汽轮机方面未发生异常，本次事件从发生到解决历时半个月左右，从发现问题到制定方案，再到方案的实施，最后解决问题，各方把握十分到位，结果相对来说很成功，本文主要对问题的发生，发现，处理进行分析，为同类型机组运行、事故处理提供经验数据。
2机组介绍：该电厂汽轮机由上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、反动凝汽式汽轮机。
汽轮机四根转子分别由五只径向轴承来支承，除高压转子由两个径向轴承支承外，其余三根转子均只有一只径向轴承支承，这五个轴承分别位于五个轴承座内。
汽轮机采用全周进汽加补汽阀的配汽方式，高、中压缸均为切向进汽。
高、中压阀门均布置在汽缸两侧，阀门与汽缸直接连接，无导汽管。
蒸汽通过高压阀门和单流的高压缸后，从高压缸下部的两个排汽口进入再热器。
蒸汽通过再热器加热后，通过两只再热汽门进入双流的中压缸，由中压外缸顶部的中低压连通管进入两只双流的低压缸。
3事故前工况2019年3月28日17:57分，机组负荷830MW，AGC投入，给水流量1915t/h,蒸汽流量1835t/h,机组背压4.6KPa/3.9KPa，轴封压力3.5KPa,轴封温度315℃，主机润滑油压力0.43MPa，润滑油温度50℃，主机两个高压调门开度均为37%，两个低压调门全开。
4异常情况介绍2019年3月28日17:58分，机组负荷突然由830MW降低至800MW，对主汽门、调门、煤水比、煤量、给水流量、主机背压进行检查均未发现明显变化，询问值长告知机组一次调频也未动作，但主机#2瓦振动确明显上升至报警值80um,最高至142um，并频繁报警。
运行中单侧中主门或者中调门突然关闭
运行中单侧中主门或者中调门突然关闭，不用过分紧张。
负荷高的时候，要立即降负荷，此时要特别注意再热器压力以及高排压力，高排压力高毕竟是接保护的，必要时可以适度开启低压旁路。
同时注意气温的变化，作好超前调节，防止超温。
一般单侧的中压主气门关闭，对机组的负荷影响也没有想象中的那么大，大概是减少10~15%负荷。
但是应该注意对轴向位移，机组振动，高排压力，高排温度，特别是中压两侧汽室，阀体温度温差变化的监视。
单侧进汽时间不可过长，否则应停机处理，防止单侧进汽时间过长引起汽缸二侧温差加大引起的不良后果。
在处理过程中，应立即要求检修查明原因，可能是快速卸载阀或伺服阀故障引起。
总之要设法尽快将该中压主气门打开。
短期无法开启的话，为了机组安全着想，我还是建议停机处理。
DEH、MEH、BPC、EH系统故障处理第一部分：DEH、MEH、BPC系统故障处理（操作步骤、安全措施、注意事项）一、概述控制系统在长期运行中出现故障，如何及时、正确地处理，对于整个系统的安全可靠运行是非常重要的。
工程技术人员或热工人员处理这些问题前，必须首先判断故障点，了解出现故障的具体部件、严重程度及处理过程中必须遵循的方法。
常见故障分析及处理可参考《DEH-IIIA现场安装调试说明》中第四章“常见故障及处理”。
同时还应认识到违反操作规程可能产生的严重后果，应提出正确的处理步骤及事故预防措施。
本手册的目的就是提供一个处理故障的方法和操作步骤、注意事项，供现场人员参考。
注意：处理故障部件的技术人员必须经培训合格,同时必须充分认识到故障的复杂性,现场人员除按本手册处理故障外,还需根据具体问题,分析具体情况，采取最安全、合适的处理方法。
更换部件前，必须对新部件进行检查，包括硬件型号、跳线以及软件版本。
二、伺服系统故障伺服系统是DEH、MEH、BP等系统中最重要的部分之一。
由于其直接影响机组阀门的状态，因而对其发生的故障必须持非常谨慎的态度。
下面分别就伺服系统可能出现的故障部件逐一说明。
运行中主汽门单侧误关事件分析及防范措施
运行中主汽门单侧误关事件分析及防范措施摘要：井冈山电厂一期2*300MW燃煤机组，始建于1998年，2001年正式投产至今有近20余年，该机组DEH由哈尔滨汽轮机厂提供，采用美国西屋公司智能自动化仪表系列构成的凝汽式汽轮机数字电液控制系统，可由操作员站通过CRT各画面控制汽轮机冲转、升速、阀切换、并网、带负荷，具有两种互为跟踪的控制方式，即自动控制和手动控制，并可相互切换。
该一期一号机组运行过程中曾出现过两次因主汽门误关所引发的事故，第一次因运行人员调整不及时，导致跳机停炉，第二次在运行人员的奋力处理中，机组转危为安。
关键词：凝汽式汽轮机、主汽门、误关、故障处理、防范措施井冈山电厂一期为2*300MW燃煤机组，汽轮机型号是N300-16.7/538/538，采用单轴，双缸双排汽一次中间再热，高中压缸合缸反动凝汽式汽轮机，其汽缸为高中压合缸的双层缸结构，由外缸、高压内缸、中压内缸组成，高压内缸配汽机构有顺序阀和单阀两种运行方式，每个调节阀控制 8 组喷嘴，中压缸为全周进汽。
其蒸汽流程：高温高压蒸汽经布置在单元机组高压缸两侧的两只自动主汽门后，分别进入各有 3 只调速汽门的蒸汽室，然后经 6 只调速汽门分别控制6 组喷嘴进入调节级，而后汽流折回 180 度再进入 12 级反动级，做功后经过再热器升温经汽轮机两侧的中压主汽门、调速汽门。
本厂出现过同一台机组不同时间两次运行过程中发生单侧主汽门误关事件，第一次发生在2008年9月，当时机组迎晚峰，机组负荷294MW，锅炉自动，汽机跟随方式运行，B、C、D三套制粉系统运行，送风机手动方式，引风机自动方式，机组压力16.2MPa、主再热蒸汽温度正常均为540℃，A、B小机运行，电泵备用，汽包水位正常-1mm。
运行过程中，机组负荷发生突变，由294MW突降至189MW，锅炉压力由16.2MPa快速上升至17.4MPa，且仍有快速上涨趋势，汽包水位由-1mm上升后快速下降至-170mm，且仍然有下降趋势，汽机盘监盘人员发现#2主气门关闭，锅炉盘运行人员停运了上层B制粉系统对应给粉机，启电泵运行以保证汽包水位。
汽轮机高压调阀异常关闭分析及处置
汽轮机高压调阀异常关闭分析及处置摘要：汽轮机在运行过程中一个或者多个汽门突然关闭或者部分关闭的运行方式，是一种非正常运行方式。
易造成汽轮机进汽不均，热应力发生变化，同时对负荷产生扰动。
轻者造成机组负荷及蒸汽参数幅波动，严重时造成机组停运事故。
本文通过对汽轮机运行中高压调阀异常关闭事故案例的分析，提出了针对性的处理要点策略，为同类型机组、类似异常处置提供参考和借鉴思路，以确保机组安全稳定运行。
关键词：高压调阀；综合阀位；阀序；超压；LVDT0前言随着我国新能源大规模发展，对火电机组灵活性的需求也将大幅增长，进而导致汽轮机调节汽阀频繁动作，汽轮机调节汽阀尤其高压调节汽阀出现异常越来越频繁，如何在运行中处置而不引起机组事故扩大化提出更高要求。
本文结合实际案例进行分析并对运行方面如何处置进一步探讨。
1设备简述某厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、高中压合缸、凝汽式汽轮机，型号为CLN630-24.2/566/566。
汽轮机通流采用冲动式与反动式联合设计。
新蒸汽从下部进入置于该机两侧两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过4根高压导汽管进入高压汽轮机，高压进汽管位于上半两根、下半两根。
再热后的蒸汽从机组两侧的两个再热主汽调节联合阀，由每侧各两个中压调节阀流出，经过四根中压导汽管由中部进入中压汽轮机中压进汽管位于上半两根、下半两根。
汽轮机采用喷嘴调节方式，共有四组高压缸进汽喷嘴，分归四个高压调阀控制，可以实现单阀或顺序阀控制（汽轮机开阀顺序为先同时开启1、2号高调，然后开启3号，最后开启4号）。
2汽轮机高调阀异常案例分析2.1异常经过及处理：异常（一）：（如图1所示）17:08 负荷530MW，“转子位移变化大”，“高调GV3阀位反馈1、2偏差大”报警，发现机组负荷下降至520MW，汽轮机高调阀GV3指令及反馈LVDT1逐渐增大，GV3反馈LVDT2逐渐关小；17:09高调阀GV3指令及反馈LVDT1快速增大至38%，GV3反馈LVDT2逐渐关小至5%后开始开大，高调阀GV4逐渐开始开启，然后GV3指令及反馈LVDT1在31%-66%区间摆动，机组负荷、振动、轴位移、GV4、GV3开度随之摆动，且呈发散趋势；期间负荷在520-570MW之间，1X、1Y轴振在62μm-77μm，56-68μm之间波动。
主汽门关闭的原因及处理
汽轮机单侧高压主汽门异常关闭的处理1概述近年来，丰城2×700MW超临界机组、国华太仓2×600MW超临界机组、华能巢湖电厂2×600MW超临界机组、华能瑞金电厂2×350MW超临界机组在正常运行过程中均出现过汽轮机某个主汽门或调节汽门异常关闭的情况。
汽轮机单个汽门异常关闭情况中，单侧高压主汽门异常关闭处理最为复杂，对机组安全经济运行也影响最大，甚至可能导致机组非计划停运事件发生。
2010年8月，国华太仓电厂某台机组曾因汽轮机单侧高压主汽门异常关闭，锅炉蒸汽压力急剧上升，导致给水泵出力不足，锅炉给水流量低触发锅炉MFT动作，联跳汽轮机及发电机。
2010年7月6日，丰城电厂#6汽轮机左侧高压主汽门卸荷阀O型圈泄漏，导致左侧高压主汽门异常关闭，由于缺乏相关处理经验，如果不是因为当时机组负荷较低，很可能导致机组非计划停运事故的发生。
2汽轮机单侧高压主汽门关闭的现象及原因分析汽轮机主汽门或调节汽门异常关闭的原因主要有调节系统故障、汽门阀芯脱落以及卸荷阀O 型圈老化漏EH油等，其中，由于卸荷阀一直处于高温环境，卸荷阀O型圈老化漏油导致主汽门异常关闭最为常见。
汽轮机高压主汽门异常关闭时，DCS报警画面将出现声光报警，机组协调控制方式自动切为手动控制，DEH由遥控切至手动方式，汽机调节阀由顺序阀自动切至单阀控制。
汽轮机高压进汽由两侧进汽突然变为单侧进汽，在某种极端工况下（高压调节汽门顺序阀控制，未故障侧高压调节汽门只有一个在开位），汽轮机高压缸进汽面积可能只有异常关闭前的三分之一。
在此情况下，汽轮发电机的负荷将急剧下降，机、炉侧的主汽压力将急剧上升，额定工况下锅炉超压导致锅炉安全门动作。
因给水泵汽轮机由四段抽汽接带，汽轮机负荷下降引起汽轮机抽汽段压力下降导致给水泵的出力下降，给水量的急剧下降必然导致锅炉煤水比失调，螺旋管壁温度、主再热汽温及分离器出口蒸汽温度将快速上升，甚至导致锅炉超温保护触发MFT保护动作。
主汽门关闭的原因及处理
汽轮机单侧高压主汽门异常关闭的处理1概述近年来，丰城2×700MW超临界机组、国华太仓2×600MW超临界机组、华能巢湖电厂2×600MW超临界机组、华能瑞金电厂2×350MW超临界机组在正常运行过程中均出现过汽轮机某个主汽门或调节汽门异常关闭的情况。
汽轮机单个汽门异常关闭情况中，单侧高压主汽门异常关闭处理最为复杂，对机组安全经济运行也影响最大，甚至可能导致机组非计划停运事件发生。
2010年8月，国华太仓电厂某台机组曾因汽轮机单侧高压主汽门异常关闭，锅炉蒸汽压力急剧上升，导致给水泵出力不足，锅炉给水流量低触发锅炉MFT动作，联跳汽轮机及发电机。
2010年7月6日，丰城电厂#6汽轮机左侧高压主汽门卸荷阀O型圈泄漏，导致左侧高压主汽门异常关闭，由于缺乏相关处理经验，如果不是因为当时机组负荷较低，很可能导致机组非计划停运事故的发生。
2汽轮机单侧高压主汽门关闭的现象及原因分析汽轮机主汽门或调节汽门异常关闭的原因主要有调节系统故障、汽门阀芯脱落以及卸荷阀O型圈老化漏EH油等，其中，由于卸荷阀一直处于高温环境，卸荷阀O型圈老化漏油导致主汽门异常关闭最为常见。
汽轮机高压主汽门异常关闭时，DCS报警画面将出现声光报警，机组协调控制方式自动切为手动控制，DEH由遥控切至手动方式，汽机调节阀由顺序阀自动切至单阀控制。
汽轮机高压进汽由两侧进汽突然变为单侧进汽，在某种极端工况下（高压调节汽门顺序阀控制，未故障侧高压调节汽门只有一个在开位），汽轮机高压缸进汽面积可能只有异常关闭前的三分之一。
在此情况下，汽轮发电机的负荷将急剧下降，机、炉侧的主汽压力将急剧上升，额定工况下锅炉超压导致锅炉安全门动作。
因给水泵汽轮机由四段抽汽接带，汽轮机负荷下降引起汽轮机抽汽段压力下降导致给水泵的出力下降，给水量的急剧下降必然导致锅炉煤水比失调，螺旋管壁温度、主再热汽温及分离器出口蒸汽温度将快速上升，甚至导致锅炉超温保护触发MFT保护动作。
CFB机组汽轮机单侧高压主汽门异常关闭处理
126 Modern Science1 概述某电厂装机容量为2×330MW，锅炉采用HG－1125/17.5－L.M G46型循环流化床锅炉，汽轮机型号为C C275/N330-16.7/537/537/0.981/0.294，机组回热系统五段抽汽作为热网加热器汽源，电厂承担市区供暖。
厂内另建设有3×116MW循环流化床热水锅炉及10×43.24MW第一类溴化锂吸收式热泵机组作为第二主力热源。
2 机组、热网工况及事故经过2015年2月21日，事故前#1机组负荷220MW，主蒸汽流量868t/h，主汽压力16.59MPa，汽包水位0，给煤量202t/h，汽轮机调门为顺序阀控制方式，#1-#4高压调节阀（以下简称GV1-GV4）开度分别为100%、100%、38%、0%，一次调频投入。
市区供热量瞬时648MW（热网加热器及热泵出力共394MW，热水锅炉254MW），#2机组备用。
事故时#1机组#1高压主汽门（以下简称TV1）突然从100%关至0，负荷降至195MW，主汽压力突升导至锅炉PCV阀动作开启，操作员立即进行减少给煤量等相关操作，维持热网参数正常保证供暖。
3 汽轮机单侧高压主汽门关闭原因分析事故发生后，监盘人员检查发现TV1指令为100%，反馈为0%，EH油系统正常。
现场检查发现TV1阀位至0位，其连杆无松动，其它调门阀位正确。
排除伺服阀堵塞或连杆故障及EH油系统故障，初步判断为油动机控制部分的卡件故障导致TV1异常关闭。
事后检查证明确为控制部分的卡件故障。
4 机组事故处理4.1 锅炉侧的处理事故前锅炉带80%ECR以上，TV1关闭后主汽压力骤升必然引起PCV动作泄压，“虚假水位”使汽包水位调整极为困难。
TV1关闭后，操作员立即减少给煤量，最终减至事故前50%给煤量。
基于循环流化床锅炉的热惯性，操作员果断停运一台二次风机，快速削弱炉内燃烧，起到良好的效果。
汽包水位控制有专人调整，避免因水位调整不及时引起机组保护动作而事故扩大化！4.2 汽轮机侧的处理TV1关闭后避免在事故处理中TV1突然全开，热工人员将TV1指令手动改为0。
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//汽轮机单侧调门瞬间误关故障分析及处理
林涛张永军李海永大唐运城发电有限责任公司山西省运城市044602
更新时间：2012-3-22
1．引言
火力发电机组容量的增大、蒸汽参数的提高，对机组的安全性、经济性及其自动控制水平的要求也愈来愈高。
作为600MW的大型机组，汽轮机数字电液控制系统（DEH）已被广泛采用。
汽轮机调节汽门作为DEH系统的主要执行机构，主要用来控制机组的转速和功率，其故障将会导致机组转速或者功率波动，直接影响到机组的安全经济运行。
某发电公司#1机组为600MW亚临界直接空冷燃煤发电机组，于2007年9月投产。
汽轮机为哈汽NZK600-16.7／538／538亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，DCS系统采用了艾默生过程控制公司（原西屋公司）最新一代DCS控制系统OVATION－XP版。
汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统（DEH系统），电子设备采用了上海艾默生公司同版本的OVATION系统，液压系统采用了哈尔滨汽轮机控制工程有限公司成套的高压抗燃油E H装置。
每台机组配有两个高压主汽门（TV）、四个高压调门（GV）、两个中压主汽门（RSV）和两个中压调门（IV）（其中左侧高压主汽门由电磁阀控制开关）。
2．故障现象
#1机组2011年7月28日启动，从7月30日开始五次出现部分主汽门及调门突关现象，具体现象描述如下，图1-图3为故障截图。
20011-7-30 3:28 #1机组负荷302.18MW、顺阀控制、CCS方式、AGC投入。
GV4、IV2出现突然关到0位，并自行以2.5%/S的速率打开至原位，AGC工况未解除，负荷波动32MW。
20011-8-6 5:37 #1机组负荷303.29MW、顺阀控制、CCS方式、AGC投入。
RSV2出现突然关到0位，并自行以2.5%/S的速率开启至原位，AGC工况未解除，负荷波动27MW。
20011-8-10 14:14 #1机组负荷485.58MW、顺阀控制、CCS方式、AGC投入。
RSV2、IV2出现突然关到0位，并自行以2.5%/S的速率打开至原位。
AGC工况未解除，负荷波动10MW。
20011-8-11 19:04 #1机组负荷472.15MW、顺阀控制、CCS方式、AGC投入。
GV4出现突然关到0位，并自行以2.5%/S的速率打开至原位。
AGC工况未解除，负荷波动40MW。
20011-8-12 5:56 #1机组负荷367.17MW, 顺阀控制，CCS方式，AGC投入41号控制器BRA NCH2上RSV2，GV4 出现突然关到0位，并自行以2.5%/S的速率打开至原位。
AGC工况未解除，负荷波动45MW。
图1图2
图3
3．故障原因分析过程
DEH功能强大，结构复杂，各项功能紧密结合为一个有机整体，阀门控制主要通过DEH伺服控制系统实现，该系统采用高压抗燃油为工质的伺服控制系统。
其阀门执行机构都是阀门位置伺服控制回路组成的闭环控制装置，DEH主控制器生成的各油动机阀位指令信号，经VP卡、电液伺服阀，形成调节油压至油动机。
油动机行程由位移传感器测出，反馈至VP卡输入端，使之与该油动机阀位指令保持相等，形成闭环控制。
查看历史趋势显示分析，没有发现DEH发出强关指令；没有发现DEH有异常信号送出； DEH一次调频未动作；观察自检中VP卡的状态灯，无故障指示；油压无摆动。
可能引发调门误关动作的可能原因为SHUTDOWN指令误发、中间继电器故障、数据库内部数据出错导致故障、控制器内部运算出错导致误动几个方面，汽门误关故障发生频率越来越高，极大地威胁着机组的安全稳定运行。
机组于2011年8月14日停机处理汽门误关故障。
3.1 外部原因分析及处理
外部能引起控制器发出关门指令的因素主要有调门的SHUTDOWN指令误发、信号屏蔽问题导致信号传输故障、VP卡件本身或者IO总线通讯故障。
调门SHUTDOWN指令主要是由OPC指令来触发，此控制站控制六个调门SHUTDOWN功能是D04 3P1B3S5 DO卡件16通道和D043P1B3S5 DO卡件16通道输出，带动中间继电器，将信号传到各V P卡动作，其中A17端子（PS+）和A18端子（PS-）与A4端子（VS+）和B5端子（YS-）连接为SHUTDOWN指令提供辅助电压，中间继电器常开接点接A6端子（VF+）和A7端子（DI）。
对所有的VP卡作了SHUTDOWN测试功能，动作正常，阀门曲线指令与反馈都为快关快开，与事故时阀门曲线不符。
而且在调门第一次误关后怀疑是SHUTDOWN回路的中间继电器故障导致调门动作已将
中间继电器拔出，调门第二次误关时RSV2也误关，而且RSV2未接受SHUTDOWN信号，所以排除SHUTDOWN信号误发的可能性。
DEH主控制器中各调门VP卡的分布情况如表1，由于误动作的阀门都集中在DEH主控制器的BRANCH2中，所以初步判断为卡件或者IO通讯故障的可能性较大，但由于机组运行过程中，不能进行进一步的分析验证；另外上次机组检修时调门LVDT有过拆装，整定时直接使用FULL CAL IBRTE，方法不当，但由于并不是所有阀门均出现此故障，所以整定方法不当的原因可能性不大，但也不能完全排除是因此而引发故障。
3.2 数据库数据故障原因分析及处理
停机后进行调速系统静态特性测试，与以前数据进行对比，发现静态特性没有发生变化；解体检查错油门滑阀及电液转换器滑阀，发现油口畅通；现场检查DEH系统，机柜的两路供电电压均稳定可靠，供I/O卡件的直流电源输出正常；主控制器和备用控制器运行状态良好；VP卡件指示正常，输出实时电压在正常范围内，伺服阀指令线未松动；LVDT 内部线圈未磨损或者断裂；阀门控制卡内部的增益设置合理；排除由于信号屏蔽不良由干扰引起信号误发的可能。
在DCS厂家技术人员指导下，热工人员认真检查历史数据，发现每次调门误关时数据库中V P卡RVPSTATUS点的第7位都会发生翻转，检查测试各VP卡RVPSTATUS点状态变化情况，查阅O VATION手册可知：RVPSTATUS点BIT7具体是1还是0没有绝对的意义，而是VP卡和控制器检测操作是否正常时互相回应的一个记录位。
排除RVPSTATUS状态改变导致调门误关的可能性。
热工人员对DEH主控制器所有逻辑编译后控制逻辑下装过程中，出现因算法点DEH1_WMOUNB ALCETRIP数据库与控制器不一致的情况而不能正常控制逻辑下装，删除此点后，控制逻辑下装正常。
对比以前备份的部分数据库，发现此点在数据库中没有任何ALGORITHM_NAME。
正常情况无用的算法点也应该有个算法名称，如ALGORITHM_NAME="AVALGEN"，次点为垃圾点，数据库中垃圾点一般不会对控制过程产生影响，故排除由于此垃圾点的原因造成调门故障。
3.3 控制器内部运算原因分析及处理
控制器内部运算主要有控制器故障导致调门误关和DEH组态不合理导致故障。
由于在机组第一次出现此问题时已经进行过控制器切换，之后仍出现此故障，于是排除控制器故障的可能性；对DEH主控制器及与其相关的DO,AO 信号TIMEOUT TIME进行检查，TIMEOUT TIME全部为16SEC，正常，故排除组态不合理的原因。
4．相应处理措施
经过以上的初项分析排查，针对导致故障的可能因素进行相应处理，重点41号控制器与B RANCH2的IO总线通讯接口及设备部件进行处理，主要措施如下。
1) 更换与DEH主控制器BRANCH2 IO通讯有关的设备以及相应调门的RVP卡，包括控制器底座，BRANCH2所有卡件底座，BRANCH2终端模块。
2) 对所有调门按照厂家要求方法进行重新整定。
3) 更换DEH主控制器，格式化控制器闪存，对数据库中存在的垃圾点进行处理；对控制器作格式化和控制逻辑下装工作。
5．结束语
经过以上处理后汽门误关问题已经解决，但由于报警系统、控制器故障记录系统不完善，无法确定出现此故障的具体原因，建议DCS设备厂家增加控制器对模件及重要通道的报警管理及记录手段。
另外，通过本文的处理过程受到的启发，进一步加强重点设备的热工检修和维护措施，避免类似故障影响机组的安全经济稳定运行。