地下室防水堵漏施工方案.docx

1、地下室防水堵漏施工方案施工方案地下室防水堵漏施工方案一、编制依据1、施工现场条件和实地勘察资料；2、建筑防水工程手册、新型防水建筑材料实用手册；3、建筑工程质量检验评定标准（GBJ301-88）；4、中华人民共和国国家标准建筑防水材料；二、分析渗漏原因：该地下室工程渗漏水的治理，我们应遵循“堵排结合，因地制宜，刚柔相济，综合治理”的原则，编制以下施工工艺。三、工程概况此工程为 南湖佳苑小区地下停车库防水维修工程 。经我公司防水施工专业人员现场察看情况如下，本工程地下室漏水，施工缝不严，地下的沉降。致使地表水在水压的作用下渗入室内，影响正常使用。这种情况下在结构外迎水面做防水处理，成本过高，也达

2、不到完整防护的要求，只能从结构内部做背水面防水处理。这就需要考虑到防水层所要承受的水压，以及防水材料与原基层的结合等问题。现拟定以下治理方案。防水施工方法采用内部注浆堵漏，外刷确保时防渗剂与JS复合防水涂料。达到内外兼治，以保证混凝土墙的内部无缝隙，达到防水防渗的效果。四、施工准备1、本堵漏工程有我单位组织施工，根据工程实际要求合理安排施工，施工人员持证上岗，严格遵循有关操作规程、规范及有关工艺要求施工。对于复杂的施工分项及重要施工部位，要事先编制具体施工方案方可实施。2、根据施工现场的进度分段按期完成防水堵漏任务，施工流水线根据现场情况确定。五、材料及机械准备1、主要施工材料：氰凝注浆液、确

3、保时防渗剂、堵漏灵、注浆嘴、刚性防水、JS复合防水涂料、清洗剂及其它辅助材料。2、主要机械准备：脚手架、灌浆机、电钻、铁锤、钳子、毛刷、铁桶、笤帚、铲刀、胶手套、剪子、预埋管等。六、施工工艺基层处理打孔埋管（注浆嘴）封缝注浆确保时防渗剂涂刷JS复合防水涂料立邦漆涂料施工竣工验收1、基层处理：把原基层表面的水泥残面清理干净，有必要时用搅磨机进行打磨露出原混凝土结构，以便于新做防水层与基面充分结合，达到理想的防水效果。2、查找漏点及打孔：此工程漏水原因是混凝土内部有缝隙所致，对漏点及裂缝处进行特殊处理，漏水处孔与孔之间的距离不能超过30公分，为防止局部堵漏后，其它部位发生漏水现象。此工程采用整体注

4、浆堵漏方案，漏水不明显处孔与孔之间的距离不能超过50公分，空洞处不能垂直打孔，要倾斜打孔。3、埋管（注浆嘴）：注浆嘴要布置在渗漏处。注浆嘴距离应根据裂缝大小，结构形状而定。若裂缝纵横交错，在交叉处应设置注浆嘴。整个施工现场布嘴要合理，要准确，各管均装阀门，以便排水和注浆。4、封缝：用高效堵漏灵掺水和成块状，沿缝密实。待堵漏灵完全凝固后在漏水处用确保时防渗剂进行处理。5、注浆：5.1注浆堵漏材料：氰凝：是由台湾盛隆化工实验厂研制开发的一种高性能防水堵漏材料，其主要成分为甲苯二异氰酸酯（TDI）和水溶性聚醚进行聚合反应而成的高分子化合物。该材料是单组份注浆材料，与水具有良好的混溶性，浆液遇水后会自

5、行分散、乳化，浆液中游离的异氰酸根（-NCO）会与水进行聚合反应，聚合后的固结体具有良好的延伸性、弹性和抗渗性，在水中永久保持原形，并具有耐低温性。浆液遇水后会发泡膨胀，发泡体积可增大2倍（膨胀率可通过配方进行调整），从而堵塞水道，达到止水的作用。本材料曾荣获国家多项荣誉，被化工部、冶金部等所属设计院及全国各地众多甲级设计院长期采用，在国内地下堵漏止水工程中被广泛采用，受到良好的效果。主要性能指标：性能指标外观淡黄色、琥珀色透明液体粘度0.10.8pa.s诱导凝固时间20s90min粘结强度1.00Mpa固结体抗压强度1.50Mpa固结体抗渗强度0.8Mpa固结体抗渗系数10-610cm/s5

6、.2注浆：按配方（或根据情况自定配方）配制浆液（注意配好后避免与水接触）。用与压水试验相同的方法灌入裂缝，控制压力一般大于地下水压力0.30.8Mpa，注浆时应从底部开始，当侧面管出浆注浆23秒后即关闭出浆阀门和注浆阀门，按着一次由底部到侧面，再由侧面到顶部，依次渐进。注浆时采用手压泵，单液注浆。如过渗漏水部位渗水量不大，应采用双泵注浆，一泵注水，一泵注浆，二泵通过三通接头汇集至一根注浆管后进入裂缝。由于浆液进入裂缝，只能在有水的情况下才能产生反应固结阻止渗水流出。如果只用单泵注浆，在渗水量很小的情况下，浆液无法在短时间内与大量水进行化学反应生成固结体，所以施工时一定要采用双泵注浆。5.3封孔

7、：待浆液完全固结后，观察没有渗漏水的现象后，将注浆部位用防水砂浆封平。5.4注浆堵漏完工后，用“确保时”强力堵漏剂进行封孔处理和大面积防水处理。七、确保时防渗剂施工1、确保时防渗剂是由国际先进技术设备制造的防渗防潮材料，本产品是特制水泥及多种活性化学物质充分混合而成的刚性渗透结晶型防水材料，其具有较强的渗透能力，与混凝土面结合后其中的微量元素能直接渗透到混凝土内部，从而封堵混凝土的裂缝与毛孔并迅速结晶使混凝土的结构更加密实，达到彻底防水的目的，施工时用刮板把调理均匀的确保时材料迅速刮在顶面上，应做到均匀平整。2、强力堵漏防水剂“确保时”，是一种高效防潮、抗渗、堵漏材料。该材料分为液体、固体两种

8、，均为单组份灰黑色材料。主要性能指标序号项目指标1凝固时间90min内可调节2抗压强度，Mpa13（3d）3抗折强度，Mpa3（3d）4抗渗压力0.4Mpa 5抗溶冻性-152050次循环6粘结强度，Mpa1.23、配料：在温度为22，粉水比例1：0.350.4的条件下，将确保时粉料和液料倒入搅拌桶内，均匀至腻子状即可，快速堵漏材料搅拌成手抓成团状。应掌握以配制的此时间内施工用混合料的一次拌和量。材料初凝后不能加水在使用。4、把渗漏部位剔凿至露出混凝土基层并清理干净，检查看明显渗漏的裂缝部位，顺缝把裂缝剔凿成V型槽，做上标记。有明显孔洞的部位，孔洞周围清理干净。裂缝部位用搅拌好的确保时堵漏剂嵌

9、填，并用抹子赶光（注意施工前基层要充分湿润至饱和状态）。孔洞部位把确保时“堵漏剂”捏成比孔洞稍大的团状堵塞在孔洞部位。5、涂刮施工细部处理后，用刮板或抹子刮压第一层料，当涂层硬化（初凝，表现为手压不留指纹）后，喷雾养护；注意，涂层未完全固化，养护不得破坏涂层。180min后，可刮压第二遍涂料，刮压前喷水饱和。刮压方法同第一层，方向与第一层相互垂直。施工后涂层初凝，进行水养护48小时，养护时最好用喷水法，以免损坏涂层。八、JS复合防水涂料施工1、待注浆完成及注浆充分与混凝土结合为一整体后把注浆嘴外露的部位去掉，保留墙体的部分注浆嘴应略低于基面，用确保时填充后以便于JS防水涂料的施工。2、混凝土渗

10、水皆因其结构较硬，没有一定的伸缩性，易出现裂缝，没有拉力，为刚性防水，在表面涂刷JS防水，为柔性防水层，其结膜后形成有弹性的整体，具有延伸性，表面不裂与混凝土达成刚柔并济的统一体。施工前应先把JS的液料与粉料按比例配好，并充分搅拌均匀，无颗粒，涂刷第一遍时应先用较稀的涂料以便其能很好的渗透基层表面。待第一遍干燥后再接着刷第二遍，应用较稠一点的材料，每间隔四小时涂刷一遍，此工程为顶部施工，因考虑到刷较厚时易脱落，不能一步到位，涂刷次数应在3遍以上，JS涂料凝固结膜后为乳白色弹性固体，在屋顶部形成密实的防水层，起到很好的防水效果。3、JS涂膜施工顺序：基层处理涂刷阴阳角管道涂料贴玻璃布或无纺布涂刷

11、底层涂料稍干涂布第一道涂膜防水层粘贴无纺布（无纺布搭接不能少于0.1mm）涂刷第二道涂膜防水层涂刷第三道涂膜防水层自检清扫第一次闭水试验饰面第二次试水验收。4、待JS防水涂料层充分结膜后，再刷一遍立邦漆外墙涂料，以达到室内装修的效果，既有防水性能又美观耐用。九、质量检查与要求1、所选用的防水材料的各项技术性能指标，应符合国家规范要求，产品应附有现场取样进行复核验证的质量检测报告或其他有关材料质量证明文件。2、防水层外观要平滑，无漏水。十、注意事项及安全措施1、注浆前应对注浆系统进行全面的检查，注浆阀、管及压力表等器件的接头部位一定要牢固，阀头一定要拧紧，不能引起爆管和串浆事故。2、注浆时应密切

12、注意压力表、流量、时间等参数，力求一次成功，对吃浆量大的部位可采用间歇注浆方法。3、注浆时在裂缝处可能会出现漏浆、冒浆现象，这种现象属于属闭不严所致，应停止注浆，封闭严密后再继续。4、注浆时有时压力突然上升，这种压力是假压力，是由于局部管路或部件暂时堵塞所致，随着更高压力的进入堵塞物会被冲开，压力会下降，这属于正常现象。5、注浆时一定要注意保持通风良好，施工现场应远离火源，严禁吸烟，防止火灾发生。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

13、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

14、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

15、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

16、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

17、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

18、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

19、，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.

20、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

21、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

22、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A

23、C、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

24、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，

25、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

26、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

27、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，

28、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

29、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

30、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

31、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

32、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