【2017年整理】自来水硬度

各种水硬度单位换算表
中华人民共和国国家标准生活饮用水卫生标准 ...总硬度(以CaCO3计) 450 (mg/L) 铝 0.2 (mg/L) 铁 0.3 (mg/L) 锰 0.1 (mg/L) 铜 1.0 (mg/L)...7.1 水质地检验方法,应符合国家标准GB5750-85《生活饮用水标准检验法》地规定。

北京市城市自来水硬度指标，根据资料显示，北京城近郊区以城市自来水水质划分大致可以分为五个区域。

（按水质硬度划分）
东区：建国门、双井、潘家园等地区，水质较硬。

硬度一般在200-280mg/l；
南区：宣武、丰台、大兴等地区水质较差，硬度一般在450-800mg/l；
西区：八里店、甘家口、羊坊等地区水质硬度较高，硬度一般在350-450mg/l；
北区：亚运村、望京、左家庄、安贞、和平街等地带水质较好，硬度一般在120-180mg/l；
中区：木樨地、复兴门、三里河等地区水质较硬，硬度一般在400mg/l左右。

当硬度为1mmol/L时，等于56mg/L的CaO，或等于100mg/L的CaCO3 ，= 2 me/L 。

说明:表中所列每升所含毫克当量的数值,按照德国和苏联的标准,1度相当于每L水中含0.35663毫克当量的CaO,或每L水中含10mg的CaO.按照法国的标准,1度相当于每L水中含0.19982毫克当量的CaCO3,或每L水中含10mg的CaCO3.按照美国的标准,1度相当于每L水中含0.01998毫克当量的CaCO3,或每L 水中含1mg的CaCO3.按照英国的标准,1度相当于每L水中含0.28483毫克当量的CaCO3,或0.7L水中含10mg的CaCO3.
07年12月20日为了节约用水，提高循环水利用率，经厂领导决定：将循环水硬度排污指标由6me/l 提高到8me/l，运行部同时下发了“关于更改6＃机循环水排污方式的通知”。

由于排污硬度指标提高，现准备调整汽机凝汽器胶球清洗频率，由两天一次改为一天一次，并应注意定期跟踪冷油器、露点加热器等换热器的换热效果变化情况。

常用单位及其换算-中国环境生态网
土壤的交换性盐基、酸、阳离子交换能量及石膏含量常以此单位表示。

(11)1公升含有之毫克当量(me/l) 此单位常用以...为:K(me/100gm)=39.1/(39.1×10)=0.1 钾的当量及等於其原子量 2.me/l=ppm/当量如:400ppm的Ca换算为...
K换算为 Kme/100gm 为:K(me/100gm)=39.1/(39.1×10)=0.1 钾的当量及等於其原子量2.me/l=ppm/当量如:400ppm的Ca换算为Came/l为:Ca(me/l)=400/20=20 钙的当量为其原子量的0.5即20 (4)自湿物%换算为乾物%:...
关于水中硬度的表述有很多种，有用N当量来表示，有用mmol/L、mol/L、mg/L、ppm等来表示的，到底哪个是国标。

还有这些单位的主体是什么？是Ca Mg离子浓度、CaO浓度还是CaCO3浓度？如果省去这些，只说水质是多少度的话，一般我们应该默认为是什么浓度、什么单位？请专家赐教！
hardness，一般是以mg/l的碳酸钙表示的
水的硬度是指水中钙、镁离子的浓度，硬度单位是ppm，1ppm代表水中碳酸钙含量1毫克/升（mg/L）。

水分为软水、硬水，凡不含或含有少量钙、镁离子的水称为软水，反之称为硬水。

水的硬度成份，如果是由碳酸氢钠或碳酸氢镁引起的，系暂时性硬水（煮沸暂时性硬水，分解的碳酸氢钠，生成的不溶性碳酸盐而沉淀，水由硬水变成软水）；如果是由含有钙、镁的硫酸盐或氯化物引起的，系永久性硬水。

依照水的总硬度值大致划分，总硬度0-30ppm称为软水，总硬度60ppm以上称为硬水，高品质的饮用水不超过25ppm，高品质的软水总硬度在10ppm以下。

在天然水中，远离城市未受污染的雨水、雪水属于软水；泉水、溪水、江河水、水库水，多属于暂时性硬水，部分地下水属于高硬度水。

水的硬度最初是指水溶解肥皂的程度，现在主要用以指示水中含有钙、镁、锰、铁等盐类的浓度。

国际上对水的硬度的表示方法和计算单位很不一致，我国目前习惯上以“德国度”来表示。

如果1L水中含有10mg氧化钙，这种水的硬度就是1°。

一般将0°～4°的水称为很软水，4°～8°的水称为软
水，8°～16°的水称为中等硬水，16°～30°的水称为硬水，30°以上的水称为最硬水。

硬度常用的单位是 mmol/L 或 mg/L 。

由于硬度并非由单一的金属离子或盐类形成，因此，为了有一个统一的比较标准，有必要换算为一种盐类。

通常用氧化钙（ CaO ）或者是碳酸钙（ CaCO3 ）的质量浓度来表示。

当硬度为 1mmol/L 时等于 56mg/L 的 CaO 或等于 100mg/L 的 CaCO3 。

硬度单位换算表
mmol/L硬度德国度美国度 mg/L CaCO3
1 2.8 50 50
0.357 1 17.9 17.9
0.02 0.056 1 1
0.02 0.056 1 1
注：过去常用的硬度单位“毫克当量/升”，即me/L，
有1mmol/L = 2me/L
水的硬度定义:水的硬度是指溶解在水中的盐类物质的含量，即钙盐与镁盐含量的多少。

但为了计算方便，一般都换算成单位体积溶液中CaCO3（分子量100）的含量。

单位有：
1、质量浓度表示方法：mg/L 毫克/升；
2、物质的量浓度表示方法：mmol/L 毫摩尔/升；
3、当量浓度表示方法：eg/L 克当量/升 me/L 毫克当量/升（水质硬度常用）μe/L 微克当量/升。

当量浓度是老的单位，现在通常都用物质的量浓度表示，但在水处理专业计算中当量浓度还常用，所以专业人士有必要掌握。

要理解当量浓度的意义，首先要明白什么是“克当量”。

克当量：物质的分子量或原子量，除以其离子价数（水溶液中）可得到克当量，单位符号是e或eg。

比如NaOH溶液的离子价数是1，那么其分子克当量就是40÷1=40；溶液中Na+离子的克当量是23÷1=23。

同理CaCO3的分子克当量就是100÷2=50。

各单位之间的换算：
质量浓度/克当量=当量浓度 = 离子价数×物质的量浓度。

2me/L = 1mmol/L
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，MACSⅠ和MACS-Ⅱ，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Ⅱ”，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Ⅰ值，Ⅱ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。

2.3DA S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20kV A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/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。

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，。