防止电力生产事故重点要求终Word格式.docx

1、8.1.8 对于汽包压力为 10MPa 及以上的锅炉，其汽包水位计均应进行补偿修正，精心配置补偿函数，以确保在 尽可能大的范围内均能保证补偿精度，压力上限应达到 安全门动作值，并留有一定余量。宜选用经实践证明有成功应用经验的参比水柱温度接近饱和温度的平衡容器。8.1.9 汽、水侧取样管和取样阀门均应良好保温。根据温度补偿原则确定平衡容器及参比水柱的管道是否保 温。引到差压变送器的两根管道应平行敷设共同保温， 并根据需要采取防冻措施，但任何情况下，伴热措施不 应引起正负压侧取样管介质产生温差。三取二或三取中 的三个汽包水位测量装置的取样管间应保持一定距离， 需要保温的应分开进行。从取样口引到差压

2、变送器的两 根管道不允许发生垂直方向的“凸凹”弯曲。利用每次 大、小修的机会，在压力为 12MPa 时，排污冲洗仪表 管路。8.2 锅炉汽包水位测量、保护系统的配置。8.2.1 锅炉汽包水位测量系统的配置必须采用彼此独立的两种及以上工作原理共存的配置方式。在控制室，除 借助 DCS 监视汽包水位外，至少还应设置一个独立于 DCS 且配备独立电源的汽包水位后备显示仪表（或装 置）。8.2.2 当有一点汽包水位保护信号故障时，三取二应自 动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期 恢复（不应超过 8h）。8.2.3 锅炉汽包水位控制应分别取自三个独立的差压变送器进行三选中后的信号。当有一点汽

3、包水位控制信号故障时，三取中应自动转为二取均的逻辑判断方式，限 期恢复（不应超过 8h）；当有两点信号故障时，应自动转 为手动，运行人员密切监视运行参数，并限期恢复（8h 以内）。8.2.4 锅炉汽包水位控制保护所用的三个独立的水位测量装置输出的信号均应分别通过三个独立的 I/O 模件引入 DCS 的冗余控制器。每个汽包水位信号补偿用的汽包 压力变送器也应分别独立配置，其输出信号引入相对应 的汽包水位差压信号 I/O 模件。8.2.5 水位测量的差压变送器信号之间、电极式测量装 置信号之间，以及差压变送器和电极式测量装置的信号 之间，在 DCS 中应设置偏差报警。8.2.6 锅炉汽包水位保护的

4、定值和延时值随炉型和汽包内部结构不同而异，具体数值应由锅炉制造厂负责确定。8.3 运行维护措施。8.3.1 汽包水位保护是锅炉点火的必备条件之一，锅炉点火前，水位保护必须投入。8.3.2 锅炉汽包水位保护在锅炉点火前应进行实际传动校验，严禁用信号短接方法代替实际动态试验。8.3.3 锅炉点火前，应确保差压式水位测量装置参比水 柱的形成。锅炉启动时应以直接可视式或电极式汽包水 位测量装置为主要监视仪表。锅炉正常运行中应经常核 对各个汽包水位测量装置间的示值偏差，当偏差超过30mm 时应尽快找出原因，进行消除，严禁用仪表修正实际由于燃烧、给水系统、安装工艺等原因造成的偏差。8.3.4 机组启动调试

5、时应对汽包水位校正补偿方法进行 校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新 机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告， 列入验收主要项目之一。8.3.5 当在运行中无法判定汽包真实水位时，应紧急停 炉。8.3.6 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应立即处理。若不能在 8h 内恢复，应制定措施，经生产副厂长（或总工程师）批准，允许延长工期，但最多不能超过 24h。8.3.7 运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘时思想集 中，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判 断及处理事故。不断加强运行人员的培训，提高其事故 判断能力及操作技能。8.3.8 应优化配置和精心调整汽包水位控制

6、系统，进行必要的扰动试验，确保 RB 工况等大负荷扰动时，不会引起水位保护动作。8.3.9 保证锅炉给水系统、汽包连续排污阀门开关灵活， 锅炉启动前应对有关阀门进行开关试验，如对高压加热 器入口三通阀进行开关活动试验，确保其在高压加热器 故障时动作正确。8.3.10 给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按 规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施， 限期恢复投入备用。8.3.11 高压加热器水位保护应定期试验，保证在保护动 作时，高加旁路阀可以正确动作，避免给水中断。8.3.12 对于控制循环汽包锅炉，应加强对炉水循环泵 高、低压冷却水系统的监视和调整，炉水循环泵差压保 护应采取三取

7、二方式，当有一点差压信号故障时，三取 二应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续， 限期恢复（不应超过 8h）。19 防止分散控制系统控制、保护失灵事故为了防止分散控制系统保护、控制失灵事故，要认 真贯彻国电安运1998483 号火力发电厂热工仪表及 控制装置技术监督规定、DL/T 6551998火力发电厂 锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程、DL/T 6561998火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程、DL/T 6571998火力发电厂模拟量控制系统在线验收 测试规程、DL/T 6581998火力发电厂顺序控制系统 在线验收测试规程、DL/T 6591998火力发电厂分散 控制系

8、统在线验收测试规程、DL/T 7742004火力发 电厂热工自动化系统检修运行维护规程等有关技术规 定，DCS 应达到 EMC 级电磁兼容标准。并提出以下 重点要求。19.1 DCS 及其相关系统的配置要求19.1.1 重要控制、保护信号19.1.1.1 根据所处位置和环境，信号的取样装置应有防 堵、防震、防漏、防冻、防雨、防抖动的等措施。19.1.1.2 汽包水位、炉膛压力、一次风压、润滑油压、 真空、转速等重要的保护信号应从取样装置开始采取三 取二冗余配置，对由于测点原因无法进行冗余的重要信 号，应采取其他相关信号进行逻辑判断。19.1.1.3 重要开关量信号应采用双向（切换）触点，用于动

9、作 MFT 的重要辅机状态信号应直接取自断路器的辅 助触点，机组跳闸命令不应通过数据总线传送。19.1.1.4 对进入 DCS 系统的电气信号应采取信号隔离 措施，信号隔离器电源应采用冗余配置。19.1.1.5 DCS 系统（包括保护系统）电源中断恢复后， 控制器输出应处于安全状态。19.1.1.6 DCS 的控制器发出的机组主设备跳闸信号应考 虑冗余配置；所有冗余配置的保护、控制信号均应遵循 从取样点到输入模件相互独立的原则。19.1.1.7 所有重要的模拟量应具有采用量限、变化速率等方法对信号准确性进行判断的功能。19.1.1.8 冬季应严格执行仪表管路及一次元件的防冻预案。19.1.2

10、过程控制站19.1.2.1 DCS 控制器均应采用冗余配置，冗余 I/O 点必 须配置在不同的 I/O 模件上。DCS 若采用 B/S、C/S 结构， 服务器应采用 22 冗余配置。19.1.2.2 DCS 设计应遵循任一组控制器故障对机组影响 最小的原则。控制器的分配采用控制、保护分开的原则。 工艺系统采用 A、B 侧布置的设备，其控制功能应在不 同的控制器中实现。19.1.2.3 对于重要控制回路，在其控制器故障时，主要参数应有独立其控制器的参数监视。19.1.2.4 远程控制柜与主系统的通信的两路通信电（光）缆要分层敷设，并有故障报警功能。应正确选择过程控 制站电源的分级保护元件，各级电

11、源开关容量和保险熔 丝应匹配，防止故障越级。19.1.2.5 冗余控制器（包括电源）故障和故障后复位时， 应确认保护和控制信号的输出处于安全位置，并采取相 应措施。19.1.3 DCS 后备监控设备19.1.3.1 机组必须配备必要的、独立于 DCS 的硬手操设 备，同时应配备必要的、独立于 DCS 的报警装置，以保 证在 DCS 不能确保机组安全运行时的安全停机停炉。19.1.3.2 机组应配备独立于 DCS 系统的汽包水位、炉膛火焰监视等装置。19.1.3.3 FSSS 系统 MFT 继电器和 ETS 跳机继电器应设 计为失电动作，硬手操设备本身要有防止误操作、动作 不可靠的措施。19.1

12、.4 逻辑、软件19.1.4.1 人机接口设备的参数配置应合理，调用画面、 指令执行，负荷率等指标达到 DCS 有关验收测试规程规 定。主系统及与主系统连接所有相关系统的通信负荷率 应控制在合理范围，保证高负荷时不出现“瓶颈”现象。 正常运行中，一般一台操作员站不应开过多画面，避免 造成操作员站死机。19.1.4.2 热工保护（包括辅机连锁）系统输出的指令应优先于其他任何指令。在机、炉主保护回路中不应设置供运行人员切（投）保护的任何操作设备和手段。19.1.4.3 给粉总电源自动切换逻辑不应纳入 DCS，而应 采用硬接线逻辑实现。19.1.4.4 涉及机组安全的重要保护和连锁应采用独立于DCS

13、 的硬接线回路实现，如交、直流润滑油泵联动，脱 硫旁路烟气挡板与脱硫系统原烟气、净烟气挡板联动等。19.1.4.5 脱硫控制系统的主要连锁、保护逻辑要充分考虑锅炉和 FGD 运行的相互影响。19.1.4.6 汽机停机解列，发电机的指令信号应采用停止汽轮机的指令信号和发电机逆功率相“与”逻辑发出的脉冲信号。19.1.4.7 组态时应考虑逻辑执行时序，以免导致逻辑执 行错误。与其他系统的通信信息交换要有软件、硬件隔 离措施并要保证交换信息不会降低 DCS 的性能，如分辨 率，操作响应速度等。19.1.5 电源、气源19.1.5.1 DCS 应设计双路可靠电源（至少一路为 UPS 电源）供电。对于采

14、用主、辅电源切换供电方式的 DCS， 备用电源的切换应保证控制器不初始化，保证系统正常 连续工作。系统电源故障应在控制室内设有独立于 DCS 之外的声光报警。19.1.5.2 机、炉主保护电源必须是能互为备用和自动切换的可靠双路供电电源。当热控保护电源采用厂用直流电源时，应有确保在直流电源系统寻找接地故障点时不造成电源瞬时中断的措施。19.1.5.3 DCS 公用系统电源应取自两台机组的 DCS 电源，并要采取相应措施保证供电品质。19.1.5.4 重要的远程控制站应配置一套 UPS 电源，循环 水泵的出口门控制电磁阀等重要设备应有可靠的冗余电 源供电。19.1.5.5 DCS 电源严禁接入如

15、广播呼叫等其他系统供电，以防止引入干扰或造成电源故障。19.1.5.6 仪用气源应与杂用气源分开，选用无油空压机， 并要配备完善的除湿净化装置。19.1.5.7 做好仪用气源系统定期维护工作，防止结露、结冰、积水、泄漏，保证仪用气源质量满足 GB 48301984工业自动化仪表气源压力范围和质量。19.1.6 接地、屏蔽、接线19.1.6.1 DCS 接地必须严格遵守有关规程、规范和制造 厂的技术要求。19.1.6.2 接入 DCS 的 AI、AO、DI、PI 信号电缆必须采 用合格的屏蔽电缆，不得和电源共用电缆，且要求电缆 屏蔽层有良好的单端接地。19.1.6.3 在敷设电缆时，测量、控制电

16、缆和动力电缆应 采用分层布置。机柜内电缆孔洞应封堵，电子间内不允 许有 380V 及以上的动力电缆进入，也不允许放置电磁干 扰较大的设备，如电气开关柜、变频柜等设备。19.1.7 公用系统19.1.7.1 新建机组重要设备（如循环水泵、空冷系统的 辅机）纳入各自单元控制网，避免由于公用系统中设备 的事故扩大为两台或全厂机组的重大事故。19.1.7.2 DCS 公用系统控制器应冗余配置，并考虑功能 分散，重要信号 I/O 点应分散配置，避免故障范围扩大。19.1.7.3 公用控制系统应设计后备控制功能，要考虑检 修的方便性以及两台以上机组操作员站的相互切换与闭 锁。19.1.7.4 当 DCS

17、公用系统的网络独立配置并与两台单元机组的 DCS 进行通信时，对于所选定的 DCS 厂家的网 络和通信技术应进行充分的评估，并采取可靠措施以确保不会造成交叉跳机或两台机组同时跳机事故。在没有充分 技术保证和实际应用业绩的情况下，严禁通过 DCS 公用 系统网络将两台单元机组 DCS 网络耦合在一起。19.1.7.5 充分考虑公用系统硬件的防护等级及对工作环境的要求，并采取相应保证措施。19.2 DCS 故障的预防与紧急处理19.2.1 DCS 故障的预防19.2.1.1 DCS 操作员站应设置用于专门监视 DCS 设备 运行状况、报警提示信息和各分散控制单元功能说明的 画面，以便于运行人员在控

18、制系统局部故障时，准确判 断故障对控制和保护功能的影响情况，采取正确的处理 措施。19.2.1.2 冗余的控制器其中之一故障时，应迅速对故障的部件进行更换，重新下载软件，软件下载正常后以备 用方式投运，有机组停运的机会时应彻底查明原因并制 定预防措施。19.2.1.3 应有防止单个时钟发生装置故障而导致 DCS失去时钟、进而造成 DPU 或工作站脱网事故的措施。19.2.1.4 要重视对 DCS 卡件运行情况的分析统计工作。 定期检查 DCS 电源回路，确认接线螺丝无松动和过热现 象，电源保险容量是否持续保持与设计图相一致；DI 通 道熔丝是否开路。19.2.1.5 规范 DCS 软件的管理。

19、软件的修改、更新、升 级必须履行审批授权、责任人及监护人制度；做好对软件的备份工作；DCS 系统的外部接口应封闭，与 DCS 通信的其他控制系统应有可靠的安全防护措施。19.2.1.6 机组 B 级以上检修时，应在控制系统全部停电， 解开总接地母线连接线的情况下，进行 DCS 各种接地系 统对地的绝缘电阻测试。19.2.1.7 机组 B 级以上检修时，应对 DCS 进行控制器、电源和网络的冗余切换试验。19.2.1.8 当 DCS 运行年久，抗干扰能力下降，有不明原 因的热工保护误动和控制信号误发的故障时，应及时对 DCS 进行测试和评估，进行更换、改造或采取其他适当 措施。19.2.2 DC

20、S 故障的紧急处理19.2.2.1 已配备 DCS 的电厂，应根据机组的具体情况，制定在各种运行工况下 DCS 局部故障后的紧急预案（不停机停炉处理）和 DCS 失灵后的应急预案（停机停炉措施）。19.2.2.2 DCS 发生一对或多对控制器故障且机组失去主 要监视和保护功能时，应启动 DCS 失灵后的紧急预案。19.2.2.3 多台操作员站故障或脱网，可用操作员站少于2 台，并无法在短期内恢复时，应启动 DCS 失灵后的紧 急预案。19.2.2.4 部分操作员站（可用操作员站 2 台以上）死机或脱网时，应启动 DCS 故障后的应急预案。19.3 热工保护失灵的预防与紧急处理19.3.1 热工

21、保护失灵的预防19.3.1.1 定期进行保护定值（包括现场元件的整定值） 的检查核实和保护的动作试验。进行汽机润滑油压、一 次油压降低保护动态试验时，应采用在仪表管路上安装 专用泄压阀的方法进行试验；对于配置有双通道四跳闸 线圈 ETS 的机组，定期进行 ETS 在线，不停机跳闸动作 试验；利用停炉过程进行锅炉灭火保护的实际动态试验， 间隔不得超过 3 年。19.3.1.2 对单点保护应进行可靠性分析，并采取相应的防误动、防拒动措施。19.3.1.3 定期检查系统中存在的“被强制点”，与批准手续核对并作记录。19.3.1.4 所有与热工保护系统有关的就地元件、端子排、电缆都应有明显的标志，以防

22、止人为原因造成保护失灵。19.3.1.5 重要控制回路的执行机构应选用具有三断保护（断气、断电、断信号）的执行机构。特别重要的执行机 构，还应设有可靠的机械闭锁措施。19.3.2 热工保护失灵的紧急处理19.3.2.1 若发生热工保护装置（包括系统、一次检测设 备）故障，必须开具工作票、办理保护退投申请单，经 生产副厂长（或总工程师）批准后迅速处理，执行过程 中应实行监护人制度。19.3.2.2 锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位（直流炉断水）和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重 要保护，在机组运行中严禁随意退出。确因设备缺陷无法处理而导致一项主保护需退出运行时，必须制定可靠 的安全措施，并在 8h 内恢复。其他保护装置退出运行时， 必须在 24h 内恢复，否则应立即停机停炉处理。