最新二十五项反措重点补充反事故技术措施要求.docx
《最新二十五项反措重点补充反事故技术措施要求.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《最新二十五项反措重点补充反事故技术措施要求.docx（56页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
最新二十五项反措重点补充反事故技术措施要求
2003-2004年度重点补充反事故技术措施要求
1汽机部分
1.1防止汽轮机进水引起大轴弯曲和动静摩擦
发生汽轮机正常停机时汽轮机进水造成动静部分摩擦从而无法正常投入盘车的情况时，按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，不应进行强制盘车或对汽轮机强行冲车，应进行闷缸处理。
重点要求如下：
1.1.1闷缸处理的操作措施
1.1.1.1真空到0kPa；
1.1.1.2关闭与缸体相连的所有疏水阀；
1.1.1.3停止轴封供汽、抽汽器停止工作；
1.1.1.4除非出现厂用电消失、油系统着火等情况，顶轴油泵和润滑油泵应尽量投入运行；
1.1.1.5大轴不盘车（此时应注意上下缸温差，一般情况下无须处理，如果温差过大或温差增大过快，应怀疑是否有进水或进冷气的可能性，及时检查系统）。
以上情况可维持到缸温到150℃以下，再及时处理。
1.1.2如果在闷缸处理过程中，情况好转，也可试投盘车，但必须达到如下条件：
1.1.2.1润滑油泵和顶轴油泵工作正常，最高瓦温不大于90℃；
1.1.2.2上下缸温差不大于50℃；
1.1.2.3能手动试投盘车，异音消失；
1.1.2.4与盘车相关的设备运转正常，具备投盘车的条件。
1.1.3防范措施
汽轮机运行、停机过程中，严禁汽轮机内进入冷水或冷的蒸汽，为此，需要做到以下几点：
1.1.3.1要严密监视汽轮机缸体各部分的温度变化情况，尤其要注意上下缸温差的变化情况，遇到异常情况要迅速查明原因，及时排除。
1.1.3.2高低压轴封要分别供汽，其供汽管应有良好的疏水措施，如果疏水系统存在问题，应择机进行改造，以消除隐患。
1.1.3.3停机过程中，运行人员要按照规程要求确认疏水阀门已打开，一定要保证疏水畅通。
1.1.3.4注意监视汽包、凝汽器、除氧器水位的变化，水位保护应能正常投入，如发现异常应及时查明原因，予以处理，严禁凝汽器满水等事故发生。
1.1.3.5运行过程中要加强对高、低压加热器水位的监视及控制，确保各加热器水位保护正常投入，严防因加热器管子泄漏、运行操作不当等因素而造成的汽缸进水事故。
1.1.3.6要加强对高排逆止门及各抽汽逆止门、快关阀的试验及维护工作，确保在停机时高排逆止门及各抽汽逆止门关闭严密、动作迅速，防止蒸汽倒入汽缸内。
1.1.3.7盘车投运过程中密切注意电流的变化。
1.1.3.8停机时,汽机打闸后锅炉上水时应隔绝与炉侧联系的相关汽水系统，锅炉汽包水位显示不能超过正300mm。
1.2防止凝汽器铜管泄漏事故
新投产机组的凝汽器如果铜管处理不好，未根据铜管的情况进行清洗、预膜，铜管内表面水侧局部存在碳膜，在凝汽器运行初期，由于电化学作用，腐蚀的发展在自催化作用下加速，进一步引起铜管沉积物下局部腐蚀的发生与发展，发生铜管点蚀直到穿孔，短期内就会出现循环水泄漏严重、凝结水水质恶化的现象，影响机组的安全和经济运行。
对此重点要求如下：
1.2.1严把新铜管质量关，做好凝汽器投运前的清洗、预膜工作。
对目前所剩的备品铜管，要严格按标准、规程进行各项验收检查，对表面检查合格的铜管进行100%涡流探伤检测。
对于新采购铜管，对订货、验收、贮存、安装等工作应按照《电力建设施工及验收技术规范汽机篇》DL5011-92有关章节、或《火力发电厂凝汽器管选材导则》DL/T712-2000有关内容进行，安装前进行至少5%的涡流探伤检测。
鉴于新铜管表面有害膜的去除无量化规定，对于合格的凝汽器铜管，在投运前也要进行化学清洗，以便彻底地除去铜管水侧表面附着物。
清洗后要进行预膜处理，促使铜管表面形成完整的钝化膜，从而延长铜管的使用寿命。
1.2.2加强凝汽器胶球清洗工作。
根据凝汽器铜管直径要求选择合适的胶球，要严把胶球质量关，胶球投入前要在水中进行24小时浸泡。
胶球清洗工作应按规定的时间间隔和规定的操作程序进行，要保证收球率在95％以上，否则应查明原因。
1.2.3加强循环水、凝结水及其它水汽品质监督工作。
循环水加酸协调处理进一步优化，严格防止循环水的pH过低，通过加药调整，采用24小时连续加酸、加阻垢剂方式，避免局部、短时循环水酸浓度偏高。
维持循环水pH在8.2－8.8、碱度在6－7mmol/L、钙硬在12mmol/L以下，总磷在6－7mg/L，水质超标时，及时加大循环水排污。
缓蚀剂的加入，要充分溶解后加入至循环水中，并保持水中1mg/L以上。
凝水指标及凝水硬度超标时的处理工作，按山东电力《化学监督技术条例》中有关要求进行。
严格执行化学监督相关规定，做好水汽普查工作，密切监视循环水铜、铁变化；对循环水系统加装试管，监视试管在循环水中的变化情况，半月检查一次，每月测试一次，为运行提供参考。
1.2.4接入凝结器的各疏水管口，在进入凝结器内应加牢固的挡板，避免疏水口直冲凝结器管束。
每次大小修时应对各疏水口挡板进行检查。
1.2.5必要时进行凝汽器铜管的改造，可以根据电厂实际情况确定是否更换为不锈钢管。
2锅炉部分
2.1防止锅炉结焦、掉焦、砸坏水冷壁
为减轻或防止炉膛结焦掉焦、降低炉膛出口烟温、保护好水冷壁、防止锅炉尾部受热面过热烧损、提高机组的安全可靠性，要做到：
2.1.1保证锅炉在正常出力下运行，避免超出力运行。
2.1.2锅炉运行时，应均衡各喷燃器的热负荷,风粉配比要适宜，做到均匀对称燃烧，防止个别燃烧器热负荷过高造成局部结焦，同时保持适当的过剩空气系数，防止风量过大或过小。
2.1.3对于旋流燃烧器，各燃烧器的旋流强度要一致，防止旋流角度偏大加剧燃烧器区域结焦。
2.1.4降低燃烧火焰中心，加强对一二次风的风速与配比的调整。
2.1.5当高加故障解列锅炉给水温度偏低时，要相应降低机组参数运行。
2.1.6加强对入炉煤的配比混合，加强对煤质的检验，保证入炉煤在一个较稳定的参数范围内。
2.1.7加强对各燃烧器的检查，防止给粉机断流与自流现象的发生，保持燃烧设备的稳定健康运行。
2.1.8加强对炉本体漏风情况的检查与消除，防止锅炉底部漏风。
2.1.9锅炉本体吹灰应定期进行，并确保两侧吹灰器完好、正常，防止出现偏吹。
2.1.10锅炉结焦后，应分阶段缓慢地降低负荷运行，防止大幅度降低负荷后大面积落焦砸坏水冷壁。
同时运行人员应到就地观察落焦情况，发现异常及时联系处理。
2.1.11加强锅炉炉膛负压的监视与调整，严禁锅炉冒正压运行。
加强对氧量的监视与调整，并根据氧量变化及时调整风量，以保证燃料完全燃烧。
2.2防止锅炉灭火、爆燃的措施
为进一步确保锅炉中、低负荷燃烧的安全性，防止锅炉灭火、爆燃，尽力做到：
2.2.1控制同层各给粉机转速一致。
校核时尽量使单台给粉机CRT显示转速与就地实际转速一致；全部给粉机最高转速与最低转速误差不超30转/分。
2.2.2控制较高的给粉机转速，确保给粉的连续性、均匀性，防止煤粉断流或煤粉自流。
2.2.3加强一、二次风速监视与调整。
一、二次风速要适当，风粉配合要均匀，避免严重缺角运行。
特别是在启停炉、负荷偏低、负荷波动大、煤质较差、燃烧不温、炉内严重结焦，蒸汽参数异常的调整中更应加强监视与调整。
2.2.4控制一次风速均匀性。
机组大小修后，认真做好一次风均匀性试验，热态运行时没有专业人员的鉴定，严禁随意调整一次风调节缩孔，必要时可用单个一次风门调节，当负荷、煤种、一次风量变化时，采用总一次风挡板（或排粉机风压）调节一次风速，严格控制一次风速，防止一次风速过高。
并定期对一次风速实时监测系统进行校对，确保准确性。
2.2.5确保二次风挡板开度一致。
检修时，锅炉四角总二次风挡板和全部分二次风挡板都要打上开度标记，确保挡板实际开度和打上的开度标记一致的前提下确保CRT开度与就地开度一致，并确认开关灵活无卡涩现象。
2.2.6确保炉四角总二次风均匀性。
在机组大小修后锅炉点火前认真做好炉内空气动力场试验，锅炉运行中确保同层各二次风挡板开度一致，同时采用合理的二次风配风方式。
建议完善对二次风速的测量手段，实现实时显示。
2.2.7炉渣可燃物含量无明显升高时可适当关小下层二次风门开度。
煤种较好、负荷较高时，可投用周界风；当煤种偏差，锅炉带中、低负荷时，可停用周界风。
2.2.8认真做好试生产期的细调。
新投产的机组，结合锅炉性能考核试验，有关调试人员和运行人员配合，做好试生产期的细调试验及稳定工作。
如各一次喷口真实风速的确认，制粉系统的最佳运行方式试验，制粉系统的投运方式试验，燃烧器的负荷分配试验，燃烧器的配风方式试验，锅炉风量特性试验及锅炉性能考核试验内容的负荷特性试验。
2.2.9确保较高的粉仓粉位。
为保证给粉均匀及燃烧的稳定，最低极限粉位高度应控制在三分之一粉仓总高度以上为宜。
且必须具有完善的可靠的粉位测量及显示、报警系统。
2.2.10确保烟气氧量测量准确。
要定期校核烟气氧量表并及时向锅炉运行技术人员提供书面偏差值。
2.2.11严控进厂煤种及质量。
2.2.12严格控制煤粉细度在合格范围内。
2.2.13上炉煤要做到及时取样化验。
煤质变化大时将结果及时通知运行值班人员。
2.2.14任何情况下，锅炉燃烧不稳，或在低于最低稳燃负荷时，均应投油助燃。
但炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投助燃油枪。
2.2.15当无法判断锅炉是否灭火时，应按灭火进行处理。
一旦锅炉灭火，应立即切断燃料，按锅炉灭火规定处理。
绝对不允许不进行通风抽粉用爆燃法恢复燃烧。
2.2.16FSSS各级保护投入后，严禁随意解除。
2.2.17定期检查火检运行的可靠性，防止保护误动。
2.3防止锅炉超温
为防止锅炉过热器和再热器超温爆管，要求如下：
2.3.1不能随意提高受热面炉外壁温定值，若定值偏高建议与厂家联系及时适当降低。
2.3.2对检修所需的过热器、再热器管材进行分析确认并进行100%探伤。
2.3.3严格弯管程序，确保弯管内壁不起皱、外壁拉薄不超限。
2.3.4严格焊接程序及工艺，焊后进行100%的焊口探伤。
2.3.5综合注意内容：
2.3.5.1正常运行时，严格控制锅炉最高汽温、汽压（含主汽、再热蒸汽）不超过运行规程值。
并严格监视锅炉各段受热面壁温，禁止各级汽温超过规定值（报警值）。
2.3.5.2维护好旋流燃烧器，确保合理的旋流强度，防止直流比例偏高、着火距离延长，提高火焰高度。
2.3.5.3做出磨煤机出口分离器挡板开度与煤粉细度的关系曲线，便于运行人员及时合理调整煤粉细度、控制燃烧效率及火焰中心高度。
2.3.5.4根据煤种选用合理的煤粉细度，R90不得超越规定高限（最高2-3%为宜）。
2.3.5.5直吹制粉系统无异常时，尽量投用下部几层磨煤机；当投用上层喷燃器时，磨煤机也不宜满出力运行，以便适当降低火焰中心高度。
2.3.5.6单层一次风速、二次风速及燃烧器的旋流强度要一致，确保单层各喷燃器燃烧均匀、对称。
2.3.5.7过热器及再热器烟气挡板就地真实开度与CRT开度要完全一致，确保烟气沿炉膛宽度均匀。
2.3.5.8定期校核烟气氧量表，并向运行技术人员提供书面通知单并明确单表计实际偏差值。
2.3.5.9正常运行时，炉膛负压维持在-50Pa左右为宜,以便维持合理的火焰中心高度。
2.3.5.10加强对炉底及整个炉膛的密封工作，防止因炉膛漏风偏多而提高炉膛出口温度。
2.3.5.11机炉之间主汽温降及再热汽温降超过5℃时，说明两主管道保温绝热不佳，要及时更换。
2.3.5.12确保各减温水系统工作正常。
2.3.5.13事故情况下应快速减负荷，避免超温。
2.3.5.14定期对炉膛吹灰，确保水冷壁清洁。
2.4防止锅炉缺满水
为确保锅炉在各种工况下的正常水位要做到：
2.4.1保持汽包水位自动、报警、紧急放水系统准确可靠。
机组在启、停及正常运行中，要加强对各种水位计的监控，当发生汽包水位异常时要根据锅炉运行规程及时进行处理，若发现某种水位计测量系统有问题时，随时填单上报，做到尽快处置，确保锅炉在各种状况下的正常水位。
在机组正常运行、特别是在启停过程中，要严格控制汽包水位，预防发生锅炉缺满水事故。
2.4.2锅炉常用的三种水位计（CRT水位计、就地水位计、电接点水位计）之间差别要小，各相关专业根据国家电力法规定期严格校核，尽最大努力降低各种水位计之间的差别。
2.4.3锅炉运行时四角热负荷要一致，做到均匀、对称燃烧，确保锅炉各水循环回路均匀产汽。
2.4.4当锅炉缺水达MFT条件时，MFT应动作，否则应手动MFT，发电机组解列。
当缺水严重时，严禁立即向锅炉上水，应汇报班长、值长及有关领导，由总工决定锅炉进水时间、才能重新启动。
2.4.5当锅炉满水达MFT条件时，MFT应动作，否则应手动MFT，发电机组解列。
当满水严重时，开启一、二次汽系统各疏水门和事故放水门，汇报班长、值长，查明原因排除故障，水位恢复正常后，通知汽机、电气，锅炉重新启动。
2.4.6锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完善，严禁启动。
锅炉汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动实验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。
锅炉运行中，水位保护必须投入，若因某些原因，需退出运行，必须严格执行审批制度。
2.4.7水位计安装要符合国家电力法规要求。
2.4.8大小修时，检查汽包实际水位线变化是否正常，如有异常,必要时做电化学试验进行校对。
3电气部分
3.1发电机
3.1.1定子内冷水系统的漏氢检测
对于水氢氢机组发电机，定子内冷水系统的漏氢监测是保证发电机安全运行的重要手段。
对于上海产的300MW水氢氢发电机，应加强定子内冷水箱上部的气体流量表的校验和维护，保证其运行良好；运行人员应定期检测流量表读数，判断发电机内冷水回路是否存在漏氢的情况；同时，各厂应按照国标或制造厂的标准修改运行规程，补充定子内冷水漏氢检测的有关条款，其中应包括运行监测、内漏分析、停机标准等内容。
对于其它制造厂生产的水氢氢发电机，各厂可与制造厂和电力研究院共同对内冷水系统的漏氢监测问题进行调研；具备改造条件的，应利用大小修机会，加装漏氢监测装置。
3.1.2定子端部测振和端部手包绝缘检查
定子端部手包绝缘的检查是防止发电机相间短路事故的有效手段，手包绝缘检查的部位不仅应包括端部并头套、绝缘引水管锥体绝缘，还应包括并联块和出线套管处的手包绝缘。
200MW及以上机组在大修中，应进行端部测振试验，对于试验不合格的，有条件可加装在线监测装置。
200MW及以下发电机在检修中发现有线棒垫块松动现象，也应作端部测振试验。
3.1.3载荷分布试验
对于上海产的300MW水氢氢机组，为防止机组振动，在调整机座垫片后应进行载荷分布试验。
3.1.4气密试验
气密试验是一种更灵敏的检查密封性的方法，建议以后用气密试验代替转子水压试验。
3.1.5超声波流量试验
定子水内冷的发电机在大修中应进行定子线棒的水流量试验。
如果使用超声波流量计测量，在测量完毕后，应换算出每个线棒的流量进行比较；如果超声波无法准确测量，则应采用其它方法进行试验。
3.1.6转子通风检查
对于氢内冷转子应采用JB/T6229-92标准进行通风道检查。
3.1.7做好日常维护工作，防止滑环过热。
3.1.8检修检查应注意的项目
3.1.8.1对于氢冷机，转子在大修中应进行气密试验，防止导电螺杆处漏氢。
检修中，应检查定子接线端子板，防止漏氢。
3.1.8.2检查发电机内部各固定夹板螺钉和锁片固定情况，防止锁片、螺帽脱落。
3.1.8.3检查发电机槽楔有无松动，防止运行中垫条松动飞出。
3.1.8.4检查发电机层间及同层线棒间的垫块，防止因松动将线棒磨损。
3.1.9运行中，如发电机出现机座振动超标时，从以下几个方面分析：
3.1.9.1定子铁芯松动。
3.1.9.2转子匝间短路及大轴磁化。
3.1.9.3定子机座垫片安装不当。
3.1.9.4定子机座局部共振。
3.1.9.5发电机内冷水回路所用密封垫片应符合二十五项反措要求。
不得使用易碎的橡胶垫片。
3.1.9.6对水冷发电机要定期（一年）进行反冲洗试验。
3.1.9.7应确保发电机漏水装置的运行正常，并增加发电机微漏报警装置。
3.2变压器及互感器
3.2.1结合大修或有必要时对变压器油枕密封胶囊和隔膜的完好性进行检查。
3.2.2检查发现变压器有油流带电问题，应联系研究院做进一步的研究。
3.2.3加强对SF6电流互感器的压力和含水量的运行监测。
运行中应巡视气体密度表工况，年漏气率应小于1%。
运行中应监测SF6气体含水量不超过300mg/l（v/v）,若超标时应尽快退出，通知厂家处理。
3.2.4创造条件开展电流互感器的介损带电测试工作，并加大红外测温、色谱分析和运行巡视工作力度，避免互感器事故的发生。
3.3断路器及刀闸
3.3.1加强监视平高厂LW6（B）系列断路器异常报警信号，发现“打压超时”报警时，首先检查其继电器延时胶囊，对有老化现象的，应及时更换同型号的延时继电器。
3.3.2定期采用红外测温对断路器接线板、隔离开关刀闸口、小车开关动静触头等电接触部位的温度进行检测，对温升超出标准要求的要及时停电处理。
加强对隔离开关转动部件、接触部件、操作机构、机械及电气闭锁装置的检查和润滑，并进行操作试验，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生。
3.3.3严格按照《山东电力集团公司电力设备交接和预防性试验规程》中对6kV厂用开关柜的规定进行各项试验，对于主导电回路采用固体有机绝缘支撑的柜体，必须进行导电回路对地的交流耐压试验。
3.3.4对于运行中开关柜断路器插头回路电阻至少6年进行一次测量，阻值超过制造厂规定值1.5倍的，必须进行处理，试验合格后方可投入运行。
3.3.5严格“五防”性能检查，试验位置及运行位置的机械闭锁结构必须稳定、牢固。
加强对开关柜接地刀闭锁的检查，发现闭锁强度不够时应及时加强闭锁强度，确保五防功能稳定可靠。
3.3.6加强6kV配电室及开关柜内的清洁和通风，做好柜间隔断。
改善6KV配电室设备的工作环境温度，必要时应加装空调降温，确保设备正常运行。
3.3.8对SF6断路器气体压力、微水加强监督。
防止断路器因气体压力过低或微水超标导致绝缘降低发生事故。
3.3.9对断路器液压机构加强检查，发现频繁打压问题及时处理，防止泄压到零。
对高压管接头渗油问题加强监督，防止爆管事故发生。
3.3.10加强对6KV少油断路器传动拉杆焊接处的检查，发现有裂纹或异常应进行处理。
3.4继电保护
3.4.1防止发电机PT断线造成保护误动和励磁调节器切换。
特别是发电机匝间保护有关的回路应定期检查，保证接线牢固。
一、二次保险熔丝接触良好,PT刀闸辅助接点或辅助插头应可靠接触、位置正确，二次回路接线端子压接可靠。
3.4.2提高发变组差动保护装置抗干扰能力，防止外部故障时，引起差动保护装置动作。
3.4.3定期检查开关失灵保护，使保护装置处于良好状态。
3.4.4定期检测二次回路绝缘，防止因绝缘问题造成的保护误动。
严格按照规定选择出口中间继电器且动作电压保证在55%-65%Un范围内。
3.4.5至少每年进行一次发变组保护装置的整组传动试验，确保所有元件和回路的完好和保护动作正确。
瓦斯继电器传动试验良好，防雨措施完善，二次回路接线正确、绝缘良好。
3.4.6对于采用二次三相操作的发变组电源开关的控制回路，应定期检查回路接线的可靠性，确保二次线压接可靠，操作继电器接点完好。
4热工部分
4.1防止火灾事故措施
4.1.1全部严密封堵热控电缆孔洞；电缆防火涂料均匀涂刷三遍。
4.1.2确保热控电缆的防火墙符合要求。
4.1.3大小修期间要做好设备电源电缆绝缘及机组主保护电缆绝缘的测试工作。
不符合要求的电缆坚决进行更换。
4.1.4对靠近油系统的电缆，要加强巡检维护，并制定出行之有效防漏措施，防止在油系统上的热工测量元件存在渗漏现象，防止泄油着火，引燃电缆。
4.1.5对热工分管的电缆桥架及电缆夹层定期进行巡检，严禁存放各类可燃物。
电缆桥架应有盖板，并定期清理。
4.1.6作好监督工作，保证热力管道、油气管与分管电缆之间具有安全距离。
4.1.7要尽力避免在油管道附近进行明火作业，必须明火作业时要按规定办理动火工作票，并采取有效防范措施。
4.1.8进入制氢站进行热工设备维护工作，应使用专用工器具，严禁带入火种。
4.1.9在氢气系统附近进行明火作业时，应严格执行有关管理制度，经有关部门测量空气含氢量合格并经批准后方可进行工作。
4.2防止DCS失灵事故的措施
4.2.1加强DCS系统维护工作，确保系统工作正常。
CPU负荷率要保持在设计指标内并留有适当裕度。
4.2.2DCS供电电源应为两路独立电源并能实现自动无扰切换。
对两路电源要定期检查，保证电源质量及与端子排紧固良好，并利用机组停运机会对它们进行切换试验。
4.2.3定期检查热控系统接地，确保良好接地。
4.2.4加强设备维护，确保紧急停机停炉按扭功能正常。
4.2.5加强现场设备维护管理，杜绝执行机构没有标明方向、标志牌不全、无开关指示刻度、电缆防护套管脱落等设备残缺不全的现象存在。
4.2.6制定好控制系统CPU、网络、电源等故障及操作员站死机时的机组运行操作措施。
4.2.7严格执行软件管理制度，严禁个人擅自修改软件，并应进行定期软件备份；在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。
未经测试的各种软件严禁下载到DCS系统中使用，做好DCS防病毒措施。
4.2.8工程师站、电子间要有严格的管理制度，做好进出及工作登记。
4.2.9加强热工重要压力开关、传感器、测点元件的维护管理，严格定期校验制度，确保热工就地设备处于完好状态。
4.2.10对热工仪表管路采取正确的保温、伴热及防冻措施，并有严格的管理制度。
4.2.11DPU使用非低耗CPU（即风扇降温的CPU）的DCS系统，必须加强对风扇的巡检和清灰，防止DPU自动离线等异常事故发生。
4.2.12新华公司早期生产的DEH系统的LVDT装置的信号接口使用的是航空插头易造成信号接触不良，应及早更换。
4.2.13为确保DCS系统可靠，DCS系统的DPU应坚持定期切换制度（利用停机或小修机会进行）。
4.2.14加强对DCS系统有关控制器、卡件、电源等装置的状态指示的巡检，对控制、测量回路的有关保险进行定期检查和更换。
4.2.15有关保护、自动调节所需的冗余测量通道应进行分散设计，不能布置在同一块卡件上。
一次元件或取样管应独立。
4.3防止热工保护拒动事故的措施
4.3.1FSSS控制器要定期进行冗余切换试验，确保无扰切换。
4.3.2加强炉膛压力开关、传感器、火检、火检冷却风控制系统的维护管理，确保设备处于完好状态。
4.3.3汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护每次检修后启动前必须进行保护传动试验。
所有监测用的传感器必须在有效鉴定周期内。
4.3.4加强汽包水位测量系统的维护管理工作，定期进行表计校验，定期配合运行进行高低报警试验。
4.3.5对于原设计无振动保护功能、无汽包水位保护、全炉膛灭火保护和燃油泄漏试验功能的机组，应及早列入改造计划，制定好改造方案措施，完善热工保护系统。
对无燃油泄漏试验功能的机组，在没有改造前，要制定制度在每次点火之前手动做燃油泄漏试验。
4.3.6严格按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》对汽包水位、炉膛灭火、炉膛负压等重要保护在大修后进行动
升级会员 