防止电力生产事故重点要求终Word格式.docx

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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1～2MPa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［1998］483号《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》、DL/T655—1998《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》、DL/T656—

1998《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》、

DL/T657—1998《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》、DL/T658—1998《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》、DL/T659—1998《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》、DL/T774—2004《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EMCⅡ级电磁兼容标准。

并提出以下重点要求。

19.1DCS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。

19.1.1.5DCS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。

19.1.1.6DCS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过程控制站

19.1.2.1DCS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2×

2冗余配置。

19.1.2.2DCS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。

19.1.3DCS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。

19.1.3.3FSSS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。

19.1.4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

19.1.5.1DCS应设计双路可靠电源（至少一路为UPS电源）供电。

对于采用主、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。

19.1.5.3DCS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。

19.1.5.5DCS电源严禁接入如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GB4830—

1984《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

19.1.6.1DCS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。

19.1.7.2DCS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。

19.2DCS故障的预防与紧急处理

19.2.1DCS故障的预防

19.2.1.1DCS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。

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。

19.2.2DCS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）。

19.2.2.2DCS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。