提高火力发电厂热控系统可靠性的探讨.docx
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提高火力发电厂热控系统可靠性的探讨
提高火力发电厂热控系统可靠性的探讨
【摘要】本文通过对测量系统可靠性、控制系统可靠性、逻辑优化、电源优化、专业管理等方面分
析火电厂热控系统和设备故障产生的原因和可能导致的危害，提出了提高火电厂热控系统可靠性的措施，
对热控系统的设计、调试和维护有一定的借鉴作用。
【关键词】火电厂热控系统可靠性
0引言
随着火电厂机组容量和运行参数的不断提高，热控系统扮演着越来越重要的角色，热控系统主要实现对热力设备及其系统的工况进行测量和控制。
热工测量和控制仪表遍布火力发电厂的各个部位，它是保障机组安全启停、正常运行、防止误操作和处理故障等非常重要的
技术装备，是火力发电厂安全经济运行、提高劳动生产率、减轻运行人员劳动强度等必不可少的设施，也是反映火力发电厂自动化水平的重要标志之一。
一方面热控系统及时准确的保护联锁可以避免设备损坏和人身伤亡，另一方面热控系统的误动、拒动、测量显示失准等都会严重威胁机组的安全稳定运行。
所以非常有必要分析影响热控系统可靠性的方方面面因素，并采取措施提高火电厂热控系统的安全可靠性。
1测量系统可靠性分析
测量系统一般由检出元件及取源部件、检测仪表、显示仪表、辅助件等四部分组成。
任一部分故障都会或大或小导致测量失准。
温度测量
1.1.1安装位置
测温元件应安装在能代表被测温度、不受剧烈振动和冲击的地方。
如空预器出口一、二次风温，出口烟温等等宽度较大的烟风道温度测点的布置，磨煤机进口混合风温度测点的布置，一旦不合理导致的温度测量偏差将会很大。
外对于泵、风机本体和电机轴承温度热电阻安装时需通过压簧、套管将热电阻端面与被测物的表面紧贴,以提高测量的可靠性和准确性.
1.1.2保护套管
用于高温、高压及有高速流体冲击的场合，必须有足够强度的保护套管保护，保护套管的设计要考虑它的强度以保证测温元件正常、安全工作，不会弯曲和断裂。
一般来说保护套管壁厚的增加会提高应力强度，但壁厚的增加相应会导致传感器热惰性的增加，需合理设计和选择保护套管。
热电阻、热电偶与保护套管装配不规范也会引起温度测量滞后，非接触式安装的静态特性和动态特性都比接触式安装差很多。
保护套管材质的选择要考虑被测介质的压力，温度、流速等。
套管材质选择不当，会引测温元件锈死在套管里，若出现故障，需要更换时无法取出，则必须重新开孔安装。
气固混合物管道温度如磨煤机出口温度应采用耐磨保护管，低温烟气温度如脱硫系统温度保护管应考虑耐腐蚀，介质流速较大的低压管道如汽机循环水管道要考虑保护管的强度，热电偶在测量温度较高时，应选择合适的保护套管并尽可能垂直安装，以避免保护套管长期工作后变形弯曲，温度元件无法拔出检查校验等。
1.1.3屏蔽、系统接地
在火电厂中会经常出现风机电机线圈温度、磨煤机电机线圈显示失准，就地检查热电阻阻值正常，只要把线拆下来对地碰一下，再接回去信号就恢复正常。
过一段时间又会出现同样问题。
后来发现是因为系统接地不良，电缆屏蔽不规范引起电磁干扰产生感应电荷不断积累引起信号漂移。
规范的系统接地和电缆屏蔽（避免测温回路屏蔽线两端接地）对测量的可靠性有很大的影响。
对一些重要的温度信号在机组检修过程中应进行屏蔽线的检查。
1.1.4测量回路
为提高测量的准确可靠性要求测量回路做好以下几点：
（1）规范热电偶、热电阻接线：
一方面要注意杜绝接线柱与盖子直接接触造成接地（必要时在接线柱和盖子之间加绝缘材料），另一方面要注意导线不能剥得太长，引起接地，剥得过短，接在绝缘层上引起断路等；
（2）规范温度引出线位置_n_c_l_N_M：
杜绝引出线靠近高温热源，接触设备快口或保温铁皮等造成热电偶、热电阻开路或短路；在六大风机轴承温度、汽机推力瓦温度、金属温度等处要引起足够的重视；
（3）在相同引线情况下，温度误差从大到小依次为三线制热电阻接成二线制，四线制热电阻接成二线制度，四线制热电阻接成三线制，根据DCS的接线要求规范接线；
（4）DCS和IDAS中热电偶的温度测量，目前常用的方式是连接屏蔽补偿导线直接进入DCS、IDAS柜或到现场带有温度补偿元件的接线盒或柜，再由普通屏蔽电缆接入DCS、IDAS。
对后者而言多个信号依赖于接线盒内的温度补偿元件，可靠性相对来说差一点，所有应尽可能采用第一种接线方式；
（5）电缆敷设时，热电偶、热电阻的信号电缆不应与动力电缆、强电源电缆、控制信号电缆走同一线管；压力和差压测量仪表
1.2.1安装位置
压力测点应选择在管道或烟道的直线段上，不应该设在有涡流或流动死角的地方，应避开各种局部阻力，如阀门、弯头等。
水平或倾斜管道上压力测点的安装方位不同的介质如气体、蒸汽、液体都有不同的取样部位要求，需按照规程规范安装。
测量低于0.1MPa的压力时，应尽量减少由于液柱高度引起的附加误差，必要时进行修正；几个比较重要的压力取样点如炉膛压力应在燃烧器火焰中心的上部且远离吹灰器，分左右侧布置、锅炉一次风母管、二次风母管压力应考虑各燃烧器的阻力、汽机润滑油压从安全角度出发应选择在油管路末段压力较低处等，它们取压口的合适与否直接影响机组的安全稳定运行。
测量开孔位置应选择有代表性的地方进行开孔，在同一处的压力或温度测孔中，用于自
动控制系统的测孔应选择在前面，测量、保护与自动控制/_s_p_a_n_表的测点一般不合用一个测孔。
1.2.2正确启动和停运变送器
变送器调校前，腔体内残存的液体要吹尽，变送器投运后要及时排出变送器腔体内及外部仪表管路的残留气体。
正确的投用差压变送器，高低压侧阀门的开启要按照一定的顺序执行。
开启的方法是先打开平衡阀，使正、负压室相通，再打开高压阀，关闭平衡阀，最后开启低压阀，以防止差压变送器不受单向压力冲击，提高差压变送器的可靠性。
1.2.3汽水系统
汽水系统仪表管伴热：
仪表管道的敷设环境温度为5～50℃，否则应有防冻措施，因仪表管伴热不良，仪表管路冰冻，导致测量失准，伴热温度过高造成测量异常，虚发信号，由于仪表管伴热温度过高，或高低压侧伴热不均匀导致汽包水位差压式水位测量失准保护拒动，这类事故在全国电厂中出现也不是一次两次。
变送器在环境温度低于零下3℃，仪表管结冻的情况下，容易出现死机，零位出现较大漂移等现象，因此确保仪表管伴热和保温柜内加热正常工作对变送器正常工作是非常重要的。
此外，冬季停炉后，测点一次阀后管路的积水都要排空。
汽水系统仪表管泄漏：
高温高压系统导压管泄漏一般出现在保温柜内，主要是接头处和排污阀处泄漏，泄漏除了影响自身的测量外，高温高压蒸汽对柜内其它变送器而言也是一个严重的威胁，对哪些诸如汽包水位、汽包压力、给水流量等冗余的变送器最好不要安装在同
一个保温柜内。
1.2.4风烟系统
风烟系统导压管堵塞：
对于测量含灰尘量较多的气体压力（如炉膛压力）时加装取样吹
扫装置防止堵塞。
炉膛压力微吹风装置的风量要调整合适，要在确保不影响炉膛负压测量的
基础上达到最好吹扫效果；对于磨煤机一次风量等出现的不同程度_____堵灰，除了改进风量测量机制，目前比较常用的措施是加装压缩空气吹扫管路和定期吹扫制度来解决，可靠性还有待提高。
风烟系统导压管积液：
通过在最低处设置排污阀定期进行冷凝液体的排出，杜绝U型布置来提高测量的准确性，这主要有炉膛压力，一次风/炉膛差压、二次风/炉膛差压、风机喘振、引风机流量等信号。
逻辑开关火电厂为实现其对热力系统的监控和联锁保护，需采用高可靠性的压力开关，具体对可靠性的要求通过以下几个方面或技术实现：
感压元件：
对感压元件采用特殊的工艺如CCS的SNAP弹簧膜片、日本太平贸易牌的波纹管等，来保证性能稳定、工作果断。
为保证开关的可靠性应选购符合U.L、CENELEC、
C.S.A标准的产品。
外观：
在线的压力开关应完整无损，紧固件不得有松动现象、可动部分应灵活可靠。
内部不得有切削、残渣等杂物。
保护调压范围选择：
保护调压范围的选择与压力开关的设定值有关，选择的原则是应使设定值大于压力开关调节范围上限的30%，并尽量接近调节范围的上限。
计量检定规程要求设定点可调的控制器，应不小于15%~95%，为提高保护动作的可靠性，这就要求把好压力开关的选型工作。
工作压力的选择：
应保证最大压力有足够的裕度来满足用户工作压力的要求，否则无法保证压力开关的正常使用。
以膜盒为弹性感压元件的压力开关，量程范围较小，多用于测量风烟系统的压力或负压；双波纹管差压开关采用焊接波纹管，有效面积一致，可以减少一般差压开关在高压工作下所引起的测量误差，因此可在高静压下工作，具有单向过载保护，能测量脉动压力；波纹管使保证高精度的绝对条件，活塞型设计适用于高压范围。
根据测量对象的不同选择不同的弹性感压元件材料（聚丁钠橡胶或不锈钢等），接口材料可相应选择铝合金或不锈钢。
水位测量仪表相对于温度、压力的测量，水位测量的准确可靠性要难很多，汽包水位，加热器水位、热井水位个个都有相关的技术要求，一点考虑不周，测量的准确和可靠就很难得到保证。
为了提高差压式汽包水位测量系统的可靠性，锅炉汽包水位控制取自3个独立的差压变
送器进行汽包压力修正及逻辑判断后的信号。
构成三冗余测量系统的每套差压式汽包水位测量系统均采用独立的测量孔、单室平衡容器、取样管路、独立的差压变送器（及对应的压力变送器）、独立的输入/输出模件、独立的水位计算和修正回路。
，引入分散控制系统（DCS）的冗余控制器。
锅炉汽包水位控制和保护分别设置了独立控制器，一旦在水位控制的控制器中计算出的水位超过保护定值，则通过硬接线送到水位保护的控制器中，进行逻辑处理。
从日常维护角度出发汽包水位测量系统的维护主要包括以下内容：
1）利用停炉机会根据汽包内水痕迹核对水位计的“零位”；
2）锅炉启动前后对水位测量容器进行水平衡校验，确保安装位置合格；
3）锅炉正常运行中定期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；
4）机组启动过程中进行汽包水位实际传动试验；
5）锅炉启动升压到一定压力进行变送器排污；
6）设置水位变送器校验、安装质量监督点，确保一次原件可靠准确；
7）规范测量筒、阀门、保温、伴热等等的安装。
此外，除氧器水位、热井水位要考虑到真空吸走平衡容器参比水柱的影响等方面。
总而言之，水位测量的准确可靠还需大家多多的努力。
辅助件为提高测量系统的可靠性，就辅助件而言需做好以下几点：
1）完善现场设备的标识标牌，根据现场设备的功能和重要性，选择不同的标牌颜色加以区分；
2）规范电缆的敷设，尤其是热电偶、热电阻、4～20mA信号电缆与控制电缆、电源电缆的分层敷设，杜绝走同一管线。
3）做好现场“五箱”的防水，杜绝由于进水导致信号短路。
4）根据现场环境，选择耐高温电缆，耐高温补偿电缆。
靠近高温管道等热源的电缆需做好隔热措施。
5）定期检查现场控制柜冷却风扇的运行情况。
6）电缆、导线、补偿导线的规范屏蔽；
7）规范接线工艺，无用的裸线应包扎好放入接线槽中。
8）热控系统接插件主要存在的问题有接触不良、固定不良、绝缘不良等。
在DCS端子板与I/O模件、振动探头与前置器或卡件、火检探头与卡件、部分热电阻回路中多次出现由于接插件接触固定不良引起的信号测量故障。
为提高接插件的可靠性，一方面需采取机械锁紧，另一方面接插件的固定方式，安装环境也要引起重视。
2控制系统可靠性分析
2.1执行机构
提高执行机构的可靠性，需做好以下工作：
1）规范行程调整，智能型号执行机构的参数合理设置（力矩大小，报警组态，紧急状态下的位置设定，动作方式，控制信号回路断路时的处理方式等）。
2）根据现场设备的控制方式和重要性选择合适的控制信号（模拟量控制、短脉冲控制、长脉冲控制）。
3）灵活运用执行机构来的报警信号和DCS根据指令和位置反馈偏差计算得来的报警信号，参与自动控制。
4）通过必要的逻辑组态减少执行机构故障引起的危害。
如由于过热器减温水调节阀铜套磨掉，引起减温水调节阀全开，使主蒸汽温度快速下降，严重影响机组的安全影响，通过增加报警（主蒸汽温度低于某个值且减温水流量高于__________某个值时）来提高可靠性。
5）对气动执行机构而言，根据设备对动作时间的要求选择合适大小的气源管路和电磁阀通径、从动作安全性考虑选择电磁阀得电失电的动作方向等。
2.2可编程控制器
提高PLC控制系统的可靠性，需做好的工作有：
1）做好PLC控制系统的软件和数据的备份工作。
定期检查散热风扇的运转状况，对一些特别重要的控制装置，可将散热风扇运行情况或控制柜内温度进行监控。
2）对PLC卡件进行消缺检查时做好防静电措施，PLC卡件的一些软硬件设置如掉电保护，故障状态位等设置要引起足够的重视。
3）由于PLC的输出是集中输出，对诸如电机正、反转的交流接触器而言，完成触电吸合或断开的时间远远低于PLC程序执行的速度，需增加正、反转接触器之间的硬件互锁，防止电气故障。
4）逻辑设计要充分考虑高速的PLC程序执行与低速的电气元件之间的时间匹配问题。
5）定期检查PLC后备电池电量，不足要及时带电更换，在监控画面上需设置电池电量低报警。
6）对主重要PLC应通过双机热备、电源冗余、通讯冗余、网络冗余等手段提高可靠性。
7PLC软件、监控软件应有相应的用户权限、账号口令应妥善设置。
8）脉冲指令的复位应在PLC中实现，尽量避免通过监控软件来执行脉冲指令的复位。
2.3充分利用DCS的可靠性
2.3.1取消基地式，控制进DCS
基地式控制装置在现在看来主要有控制策略单调，控制效果差，现场环境差导致故障率较高，调节品质不能满足要求，部分甚至没有被调量显示，无法实现在CRT上操作等问题。
更为严重的是一旦基地式采集的被调量故障（此时DCS并不知道）会导致意想不到的后果。
鉴于此，对诸如定排温度控制、氢侧/空侧密封油温控制、高加疏水阀、给泵密封水差压、小机润滑油冷却器出口温度等等控制，引入DCS。
大大提高了系统的可靠性和减少故障率。
2.3.2取消就地成套控制装置，控制进DCS
将信号引进DCS，由DCS来代替就地控制装置，以提高系统的可靠性。
如原先六大风机油站就地继电器控制装置改为DCS控制后杜绝了因继电器控制装置故障而引起的风机跳闸。
原每一台磨煤机油站配置一套PLC进行油站相关设备控制，故障率明显偏高，改为DCS控制后可靠性大大提高了。
归纳起来取消就地控制装置，而引入DCS控制主要有以下几个
优点：
方便了DCS对控制过程的监控和相关数据的查询和历史数据的检索，故障首出的查询等；由于采用就地控制装置需采用可靠性高的电源、PLC、辅助设备等，故障点偏多，而采用DCS控制中间环节减少，DCS中的软件实现的逻辑的可靠性比就地控制装置通过硬接线实现的逻辑要高很多。
充分利用DCS“大脑”的能力来替代品种繁多的就地控制装置。
2.3.3取消高安全温度开关，控制进DCS
原先六大风机轴承温度保护，给泵轴承温度保护有两路，一路在DCS中进行逻辑判断后送出保护信号（软保护），另一路通过高安全温度开关判断后送出保护信号（硬保护），后者一方面在DCS上无法显示相关温度，另一方面，可靠性不高，通过直接把温度信号接入DCS进行逻辑判断，省略了一个中间环节，无疑保护的可靠性提高了。
2.3.4取消就地温度巡测仪表，控制进DCS
原先采用温度巡测仪对锅炉管壁温度进行测量，采用前置机和上位机方式对发电机线圈温度进行测量，没有实现与DCS进行数据通讯和显示。
考虑到管壁温度和发电机线圈温度点数较多，采用IDAS技术采集温度信号，利用通讯与DCS数据交换，完成DCS上数据显示及温度的两次计算、历史数据的检索。
IDAS系统测量的可靠性主要取决于一次__________元件及回路的可靠性、通讯的网络拓扑结构、系统的抗干扰能力、网络及通讯回路的冗余手段。
不过在IDAS测点中，需要特别注意的是一定不要把一些用于主机、辅机保护、参与自动调节、特别重要的监视参数的信号进入DCS。
2.3.5通过通讯，使相对独立的控制系统进DCS
通过加强DCS系统与其它控制系统如DEH、吹灰程控PLC、旁路控制PLC的通讯联系，将控制系统的全部或部分主重要操作和监视拷贝到DCS系统中，便于运行监控。
一旦控制系统的操作员站出现问题，DCS的操作站也能作为后备操作手段实现控制，但需做好操作功能的屏蔽工作。
3通过逻辑优化提高可靠性
3.1硬接线优化
为增加DCS通讯故障的情况下，系统的可靠性，使设备损失减少到最低限度，设计一个完善的DCS硬接线系统对机组的安全可靠运行显得尤为重要。
从保证主辅设备安全可靠运行的角度出发，参与机炉电大联锁的信号的传输可靠性要求非常高，其相互之间的保护动作信号必须非常的可靠、正确，既要防止保护的拒动，又要减少保护的误动。
一般涉及的信号有发电机保护动作送ETS信号，锅炉MFT动作跳汽机信号、锅炉总风量低信号，MFT动作跳一次风机、制粉系统的硬接线回路，触发RB信号等等。
为了信号传输的可靠性，一般的主保护信号只能通过硬接线连接集中进保护柜，不允许进别的机柜，然后通过DCS网络通讯传给保护柜，这样可以避免网络通讯时序慢而可能引起的不可靠性问题。
采用硬接线保护和通过网络通讯的信号保护进行或运算进行，这样既可以保证网络通讯故障时的保护，也能保证在硬接线通道或回路故障的情况下的保护，一旦发现软保护和硬保护产生偏差要及时检查处理。
3.1信号的取信、I/O点的分配优化
对于一些涉及到主要设备保护连锁的信号，无论是开关量还是模拟量，应该尽可能采用三取二的取信方式。
对采集的多路信号如果是同一信号，应尽量分散在同一个DPU的不同I/O模件上，如炉膛负压的3个负压开关量信号点、汽包水位的3个模拟量信号点（3个汽包压力和3个差压）、主蒸汽压力、调节级压力等等；考虑到模拟量信号便于运行人员监视和故障前的判断，而开关量则做不到这一点，所以用于连锁和保护信号，应该尽可能采用变送器信号而少用开关量信号。
3.3逻辑优化
在满足功能的前提下，控制系统的逻辑应尽可能简明，需定期对控制逻辑进行疏理。
通过逻辑优化提高可靠性可以从以下方面入手：
1）强制手动逻辑的优化：
在满足系统安全的前提下，尽可能避免过度苛刻的强制手动条件，如原设计二次风量信号、磨煤机一次风量信号任一出现坏质量就强制手动送风调节自动，进而撤出引风机自动，燃料主控，氧量自动等等，加大了运行人员的劳动强度和操作风险。
2）单点保护逻辑的优化：
这方面主要的工作是梳理出一些过度的保护条件以减少保护误动的概率，尽可能避免单点保护，如原先一次风机轴承温度采用单点保护，后来通过机务增加一组轴承温度测点，保护采用同侧两只轴承温度信号均高时保护跳闸一次风机；原先小机传动端、自由端轴承温度也采用单点保护后把轴承温度改为单点双支型，进DCS进行温度高与判断后保护跳闸小机；原磨煤机磨辊润滑油温度任一点高跳闸磨煤机，现在改为报警；原磨煤机出口混合风出口温度单点保护改为三取二保护跳闸磨煤机；通过以上种种措施大大减少了保护的误动。
3）辅机油站控制逻辑优化：
备用油泵自启后，应保留原油泵的运行，由运行人员判断后停运，因为油泵的自停逻辑很可能使备用油泵不停的在自启、自停的状态下工作，现场多次证明备用泵自启、自停几个回合后就会很快跳闸，起不到备用泵应有的作用；油站油位低低跳泵,为提高保护可靠性，采用油站油位低低与上油位低信号触发保护；油压低低信号跳闸改为油压低低与上油压低信号触发保护；考虑到运行油泵跳闸到备用油泵自启过程中存在短暂的两台油泵均停运的时间段，由两台油泵停运触发的保护需加一定时间的延时。
4）对一些容易误发的温度保护信号，为了避免一次元件回路断开或接触不良引起的温度突然上升，导致保护误动，保护跳闸逻辑中所采用的模拟量设置坏质量判断，温度信号设置速率保护，通过串联一个对应的品质判断信号，以提高保护的可靠性。
5）气动（汽动）设备运行状态的表征方式优化：
相对于电动设备，气动（汽动）设备运行状态的表征比较困难，如小机的运行状态，大机的运行状态，空预器气动马达的运行状态等。
原空预器气动马达运行反馈用指令信号作为表征，无法准确的表述出就地空气马达的实际运行情况，现在气动马达连轴器上加装转速测量探头，送本特利3500检测系统，用转速来表征空预器气动马达是否运行。
转速转换成开关量信号的定值在调试中根据气动马达的实际转速进行确定。
小机的停运状态的准确表征与否，直接关系到RB和电泵的启动，要引起足够的重视。
6）软测量技术的应用：
利用软测量我厂成功的实现了给水流量喷嘴故障情况下的给水流量测量，汽包压力信号故障下的汽包压力软测量等等。
4热控电源优化
4.1热工直流110V电源优化
原热工直流110VDC电源系统取至电气115VDCA段母线热工配电屏
（一）和115VDCB段母线热工配电屏
（二）。
虽然电源为两路，但是无自动切换，正常情况下只能投入一路电源。
当投入电源故障时，严重威胁机组的稳定运行。
为提高可靠性，在直流电源柜前加装直流稳压稳流电源两套，电源装置的输入电源为二路，一路从UPP2屏取（220VAC），另路从DC115VA段母线取。
采用二台直流稳压稳流电源装置并联运行，各输出一路110V直流电源接至热工直流配电柜小母线。
真正做到了电源冗余、直流稳压稳流电源装置冗余、输出电源冗余，大大提高了电源系统的可靠性。
4.2热工UPS电源优化
原热工UPS电源系统的3条小母线的进线均取自电气UPSA。
为提高可靠性，通过电气侧新增加一台热控UPS装置，把第1条母线的进线移到新增的UPS装置上，第2、3条母线进线仍取至电气UPSA.。
并对柜内负荷进行重新分配，特别是汽机A、B侧的负荷（主要是汽动给水泵组A/B）分配到两台UPS上，这样可以在任一UPS装置故障时不会导致两台汽泵的跳闸。
4.3火检柜电源优化
火检柜原先AB、BC两层电源来自热工UPS电源分配柜，CD、DE两层电源来自热工保安段电源分配柜，任意一路电源失去会使相邻两层火检信号失去，危及机组的安全运行。
为提高可靠性，增加两台电源切换装置。
AB/CD两层卡件共用一台电源切换装置，该电源切换装置的输入一来自热工UPS电源分配柜，输入二来自热工保安段电源分配柜。
BC/DE两层卡件共用一台电源切换装置，该电源切换装置的输入也类似，只是取自不同的开关。
平时火检卡件的电源经切换装置都是来自UPS，当UPS异常时会自动切换到保安段，这样当每一个电源切换装置失去任意一路电源时不会导致火检信号丢失，当某个电源切换装置两路电源均失去时不相邻的两层火检信号失去，另外不相邻的两层信号仍然存在对锅炉的燃烧影响相对好一些，大大提高了可靠性。
通过增加电源切换装置提高可靠性的除了火检柜外，还有：
锅炉辅助盘控制柜、汽机TSI监视柜。
4.4程控系统电源优化
4#机组在运行期间出现由于现场控制元件接地导致吹灰程控所属的PLC、就地监控站、
所属监视、控制设备电源失去，DCS及就地监控站无法完成监控，部分吹灰器不能及时退出，进而烧坏枪管，严重威胁锅炉的安全运行。
通过新增一路电源，实现控制电源和监视电源的分离，在控制电源失电后，仍能实现对吹灰程控的有效监视。
程控系统电源存在较多的问题除了操作站电源、PLC电源、现场控制电源不合理外，还有开关容量不匹配，上下级容量倒挂、电源开关标识不够规范、电源本身可靠性不高等。
都要引起我们足够的重视。
4.5电源切换试验
通过试验确认主或备电源故障时电源切换装置能否正确动作，以及主备切换、备主电源
切换过程中对相关信号、气动阀、电磁阀以及电动执行机构、现场仪表的影响程度。
5通过专业管理提高可靠性
就热工专业管理而言，需做好以下几点：
5.1严格按照热工监督管理规定，规范热工保护的投入和退出运行。
5.2热工人员加强设备的巡检力度和设备维护力度。
5.3制定各种事故和重大缺陷的处理预案积极落实反事故演习。
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