300MW热控典型事故防范措施.docx
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300MW热控典型事故防范措施
300MW机组热控典型事故预防措施
第一部分热控分散控制系统
1.防止分散控制系统控制、保护失灵的重点要求
1.1为了防止分散控制系统保护、控制失灵,要认真贯彻
《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》(国电安运[1998]483号);
《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》(电规发[1996]214号);
《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》(DL/T659-1998);
《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》(DL/T655-1998)
《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》(DL/T656-1998);
《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》(DL/T657-1998);
《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》(DL/T658-1998);
《火力发电厂设计技术规程》(DL5000—2000);
《电力建设施工及验收技术规范》(第5部分:
热工仪表及控制装置,DL/T5190.5-2004);
《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》(DL/T659-1998);
《火力发电厂安全性评价》(国家电网生[2003]409号);
《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》(DL/T774-2004);
等有关技术规定。
1.2DCS总体要求
1.2.1DCS系统控制器均应采用冗余配置。
1.2.2DCS系统若采用分布式服务器,应采用2×2冗余配置。
1.2.3工艺采用A、B侧布置的设备在监控测点应布置于不同控制器及模件。
1.2.4对于FSSS系统,燃烧器的分配应确保单层燃烧器故障不应影响其他燃烧器的运行。
1.2.5控制器的分配采用控制、保护分开。
1.2.6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。
1.2.7要求新建机组重要设备(如循环泵、空冷系统的冷却水泵)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。
1.2.8DCS应达到EMCⅡ级电磁兼容要求。
1.3DCS系统重要控制、保护信号可靠性的要求
1.3.1一次信号的取样装置应有防堵、防震、防漏、防冻、防抖动措施。
1.3.2汽包水位、炉膛负压、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,不具备条件的信号,应采取其他方法提高信号的可靠性。
1.3.3重要开关量信号应采用双向(切换)接点。
1.3.4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接点。
1.3.5对由于测点原因无法进行冗余的信号,应采取其他相关信号进行逻辑判断提高信号可靠性。
1.3.6应对进入DCS系统的电气信号采取信号隔离措施
1.3.7应对信号隔离器电源应采用冗余配置以提高可靠性
1.3.8机组跳闸命令不应通过数据总线传送
1.3.9DCS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。
热工保统输出的操作指令优先于任何指令
1.3.10DCS系统应有事故追忆功能和SOE功能,当保护采用独立装置时应具有动作首出原因记录功能。
1.3.11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。
1.3.12DCS的控制器发出的机组主设备跳闸指令,至少应有两路信号,通过各自的输出模件,分别启动跳闸继电器。
1.3.13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。
1.3.14所有重要的模拟量至少应具有下列功能:
采用量程限制、变化速率等方法对模拟量信号品质进行判断,当模拟量信号故障时,将对应的自动控制切为手动,并发出声光等报警。
1.3.15AGC负荷指令信号应有正确性判断措施,并采用冗余配置。
1.3.16大型机组须配置智能性火检装置,火检探头安装要严格按照工艺要求,做到一对一配置,可以单火嘴检测,并利于检修和维护。
1.4过程控制站可靠性要求
1.4.1冗余I/0点必须配置在不同的I/O模件上。
1.4.2远程控制柜与主系统的通讯的两路通讯电(光)缆要分层敷设,并有故障报警功能。
1.4.3输入通道应有阻断强电窜入的措施。
1.4.4过程控制站电源应正确选择分级保护元件,防止故障越级,扩大故障范围。
1.4.5应通过测试确认,冗余控制器(包括电源)故障和故障后复位时,保护控制信号输出状态,并采取相应措施,例如对于模拟量的控制系统,在控制器初始化时处于手动跟踪保位状态;对于重要DO输出采用脉冲输出方式,自保持由外部回路实现。
1.5DCS后备监控设备要求
1.5.1机组必须配备必要的、独立于DCS的硬手操设备和报警装置,以满足在DCS不能确保机组安全运行时的安全停机。
1.5.2机组应配备独立于DCS系统的汽包水位、炉膛火焰监视装置。
1.5.3硬手操设备本身要有防止误操作、动作不可靠的措施。
1.6逻辑、软件要求
1.6.1人机接口设备的参数配置应合理,调用任何一幅画面均应能在不大于2秒种的时间内将执行结果在CRT上显示出来;任何时候任何指令均应能在1秒钟内被执行;从操作员键盘发出指令到被执行并在显示器上显示(不包括执行器的动作时间)的总时间不大于2秒。
1.6.2热工保护(包括辅机联锁)系统输出的指令应优先于其它任何指令。
锅炉、汽轮机主保护回路不应设置供运行人员切(投)保护的任何操作设备。
1.6.3当锅炉采用了等离子点火装置时,MFT跳闸指令应同时解列等离子点火装置及其燃烧器;禁止投燃料的指令应能同时禁止等离子点火装置的投入。
1.6.4参与电网的一、二次调频的单元机组应通过实际试验确定调频范围。
1.6.5汽机停机解列发电机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。
1.6.6组态时应考虑功能块执行时序,以免导致逻辑执行错误。
1.7电源
1.7.1DCS系统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DCS系统,备用电源的切换应保证控制器不能初始化,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。
1.7.2机、炉主保护电源必须是能互为备用和自动切换的双路供电电源。
当热工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。
1.7.3DCS公用系统电源应取自两台机组的DCS电源,要采取相应措施消除由于长距离供电造成供电品质下降。
1.7.4重要的远程控制站应配置一套UPS电源。
1.7.5循环水泵的出口门控制电磁阀应有可靠的冗余电源供电。
1.7.6当控制器电源切换失败时,应采用强送措施,应做好防止控制器初始化时导致设备误动的措施,
1.7.7呼叫系统等重要性低、干扰大的系统不得接入UPS电源系统。
1.8接地、屏蔽、接线
1.8.1DCS的系统接地必须严格遵守有关规程、规范和制造厂的技术要求。
1.8.2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,且要求良好的单端接地。
1.8.3在机组大修时,应在解开总接地母线连接线的情况下,进行热控系统接地、屏蔽电缆屏蔽层接地、电源中性线接地、机柜外壳安全接地等四种接地系统对地的绝缘电阻测试。
以及接地电极接地电阻值测试。
各项数值应满足有关规范、规程的技术要求。
1.8.4在敷设电缆时,测量、控制电缆和动力电缆应采用分层布置。
1.8.5电子间设备不允许380V及以上动力电缆进入,也不允许放置电磁干扰较大的设备,如变频柜。
1.9维护管理
1.9.1机、炉辅机保护的工作控制器故障切至备用控制器,应立即更换或修复,如果两台控制器均发生故障时,应加强监控并在短时间恢复,否则应将其控制的设备停运后进行处理。
1.9.2如果用于机、炉主保护的互为冗余的一对控制器(包括电源装置)同时故障时,应立即用后备手操停机、停炉,然后进行处理。
1.9.3DCS冗余配置的过程控制单元、通讯接口、通讯环路必须处于热备用工作状态。
在大、小修期间应对冗余设备进行切换试验,以确保备用设备始终处于良好状态。
1.9.4应定期检查DCS电源回路、接线螺丝有无松动和过热现象,电源保险容量是否持续保持与设计图纸相一致。
1.9.5DCS交付投运和重大改造后,应对各控制站、计算站、数据管理站、数据通讯总线的负荷率进行在线测试工作,并建立技术档案登记本。
1.9.6对DCS卡件投运情况进行分析统计,对长周期运行的卡件适时轮换。
1.9.7所有新(改、扩)建电厂,在机组启动前,应制定针对DCS失灵后机组在各种运行工况下的紧急停机、停炉预案。
在168h结束后,应对系统维护员口令进行修改,对软件进行全面的备份。
1.9.8DCS维护人员应每天至少一次检查DCS工程师站、历史站、控制站、网络交换机、时钟收发器、电源的工作情况及工作环境温度、湿度等,并作详细的记录。
1.9.9带有冷却风扇的机柜和设备,运行中要定期检查冷却风扇,机柜滤网应定期清洗和更换。
不正常的即时更换,确保机柜风通风效果。
机柜内电缆孔洞应封堵。
1.9.10正常运行中,不宜开多个画面,一般一台操作员站显示器同时显示的画面数不超过4幅。
1.9.11控制逻辑组态的重大修改应在机组停运期间进行,并应对修改结果及相关系统进行模拟试验,确认修改达到设计要求后才能投入正常运行。
1.9.12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。
在修改、更新、升级软件前,应对软件进行备份。
软件修改、更新、升级结束并经测试合格、验收后,应再次进行全面的系统备份。
对进行的任何工作应在专用记录本上作详细的记录。
1.9.13未经测试确认的各种软件严禁在DCS中使用,操作员站的外部接口应封闭。
必须建立有针对性的DCS防病毒措施。
1.9.14与DCS通讯的其它控制系统应有可靠的安全措施,并保证交换信息时,不会降低DCS的性能。
1.9.15定期进行保护定值(包括现场元件的整定值)的核实检查和保护的动作试验。
1.9.16利用停炉时间进行锅炉灭火保护的实际动态试验,间隔不得超过3年。
1.9.17若发生热工保护装置(系统、包括一次检测设备)故障,必须开工作票,经总工程师批准后迅速处理,锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁随意退出,当其故障被迫退出运行时,必须在8小时内恢复。
其它保护装置被迫退出运行时,必须在24小时内恢复。
在保护退出期间应有安全措施。
1.9.18机柜内热工电源端子排及重要保护端子排,应有明显标识。
应在机柜内张贴重要保护端子接线简图,及各电源开关用途标志铭牌。
1.9.19机组运行人员应熟悉热工保护系统,运行过程中要经常切换计算机画面,从而了解机组各个系统的运行情况,及时调整工况;特别是在投入自动系统后,更要重视画面巡检工作,做好定期对备用设备进行倒换试验,运行人员在接班检查时,应逐台检查核对备用辅机联锁(备用)是否投入。
1.9.20未按照相关管理规定办理手续,禁止投退保护和在DCS中对参与保护的信号点进行强制。
1.9.21火检探头应定期进行清灰,检查设备运行状况,防止探头损坏。
第二部分热控锅炉汽包水位测量
2.提高水位测量准确性,防止锅炉汽包满水和缺水的重点要求
2.1汽包水位满、缺水对机组危害极大,水位过低,可能导致汽包缺水而损坏锅炉;水位过高则增加旋风分离器阻力,降低旋风分离器效率,增加饱和汽湿度和含盐量,导致过热器和汽轮机叶片结垢,甚至导致汽机进水事故的发生。
汽包水位保护是确保机组安全运行最主要的保护,误动和拒动都将造成严重后果。
因此,必须认真贯彻本要求中防止锅炉满、缺水事故的措施。
2.2锅炉汽包水位测量系统的配置
2.2.1锅炉汽包水位测量系统的配置必须采用彼此独立的两种或以上工作原理共存的配置方式。
2.2.2汽包水位测量系统应配置1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和3套电极式水位测量装置。
根据实际情况也按1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和2套电极式水位测量装置或1套就地水位计、1套电极式水位测量装置和6套差压式水位测量装置配置。
2.2.3锅炉汽包水位高、低保护信号必须采用独立的三取二逻辑判断。
根据汽包水位测量系统的不同配置方案,保护信号应分别取自3个独立的电极式测量装置或差压式水位测量装置(当采用6套差压式水位测量配置时)或2个独立的电极式测量装置以及差压式水位测量装置三选中后的信号进行逻辑判断后的信号。
2.2.4锅炉汽包水位控制应分别取自3个独立的差压变送器进行三选中后的信号。
2.2.5锅炉汽包水位控制保护所用的3个独立的水位测量装置输出的信号均应分别通过3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。
2.2.6锅炉汽包水位控制和保护的控制器应分别设置。
2.2.7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及其电源的汽包水位后备显示仪表(或装置)。
2.2.8水位测量的信号间应在DCS中设置偏差报警。
2.2.9锅炉配置的电极式水位测量装置应是先进的、且经实践证明安全可靠的,能消除汽包压力影响,全程测量水位精确度高,能确保从锅炉点火起就能投入保护的产品,不允许将达不到上述要求或没有成功应用业绩的不成熟产品在锅炉上应用。
汽包水位测量系统的其它产品和技术也应是先进的、且经实践证明安全可靠。
2.3锅炉汽包水位取样:
2.3.1取样管应穿过汽包内壁隔层,管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等),若不能避开时,应在汽包内取样管口加装稳流装置。
应优先选用汽、水流稳定的汽包端头的测孔或将取样口从汽包内部引至汽包端头。
电极式水位测量装置的取样孔应避开炉内加药影响较大的区域。
2.3.2每个水位测量装置都应具有独立的取样孔。
不得在同一取样孔上并联多个水位测量装置,以避免相互影响,降低水位测量的可靠性。
不宜采用加连通管的方法增加取样点。
2.3.3当汽包上水位测量取样孔不够时,可采用在汽包上已提供的大口径取样管中插入1~2个取样管的技术增多取样点。
当采用此方法时,应采取适当措施防止各个取样系统互相干扰。
2.3.4汽包水位计的取样管孔位置,汽侧应高于锅炉汽包水位停炉保护动作值,水侧应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值,并有足够的裕量。
2.3.5三取二或三取中的三个汽包水位测量装置的取样孔不应设置在汽包的同一端头,同一端头的两个取样口应保持400mm以上距离。
2.3.6安装水位测量装置取样阀门时,应使阀门阀杆处于水平位置。
。
2.4就地水位计
2.4.1不带补偿修正的就地水位计存在很大的不确定测量误差,不能保证全程水位测量的准确度。
这种水位计的零水位线应比汽包内的零水位线低,若现役锅炉就地水位计的零水位线与汽包水位零水位线相一致,应重新标定就地水位计的零水位线,具体降低值应由锅炉厂提供。
2.4.2当采用有补偿修正的就地水位计、其内部水柱温度能始终保持饱和温度时,就地水位计的零水位线应与锅炉汽包内的零水位线相一致。
2.4.3安装汽水侧取样管时,应保证管道的倾斜度不小于1:
100,但是对于水侧取样管的倾斜度也不能过大。
对于汽侧取样管应使取样孔侧高,对于水侧取样管应使取样孔侧低(见图1)。
汽水侧取样管、取样阀门和连通管均应良好保温。
2.5差压式水位表
2.5.1差压式水位表安装汽水侧取样管时,应保证管道的倾斜度为1:
100,但是对于汽侧取样管的倾斜度也不能过大。
对于汽侧取样管应使取样孔侧低,对于水侧取样管应使取样孔侧高。
2.5.2新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸,均符合要求。
水位测量装置安装时,均应以汽包同一端的几何中心线为基准线,采用水准仪精确确定各水位测量装置的安装位置,不应以锅炉平台等物作为参比标准。
2.5.3差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器(平衡容器),再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。
2.5.4差压式水位测量装置的平衡容器,其容积应考虑冷凝水的速度满足测量的要求,一般应在600-1000ml。
2.5.5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。
2.5.6汽、水侧取样管和取样阀门均应良好保温。
平衡容器及参比水柱的管道不得保温。
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,且不应将它们保温在一起。
从取样口引到差压变送器的两根管道不许发生垂直方向的“凸凹”弯曲。
利用每次大、小修的机会,在压力1—2MPa时,排污冲洗仪表管路。
2.5.7汽包水位测量装置的排水管及其它热管不应与取样管紧挨并排布置。
2.6汽包水位测量和保护的运行维护
2.6.1汽包水位测量装置应利用停炉机会根据汽包内水痕迹或其它有效的方法核对水位表(计)的零位值。
2.6.2锅炉启动前,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工艺原因造成的偏差。
当水位计不能为运行人员提供水位的正确判断时,必须停炉处理。
2.6.3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。
2.6.4当一套水位测量装置因故障退出运行时,应填写处理故障的工作票,工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项。
若不能在8h内恢复,应制定措施,经总工程师批准。
2.7锅炉高、低水位保护
2.7.1汽包水位保护是锅炉启动的必备条件之一,锅炉点火前,水位保护必须投入。
2.7.2锅炉汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动试验,严禁用信号短接方法代替实际动态试验。
2.7.3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,各单位不得自行确定。
2.7.4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或二取平均的逻辑判断方式,并办理审批手续,限期恢复(不应超过8h);当有二点信号故障时,应自动转为一取一的逻辑判断方式,应制定相应的安全运行措施,经总工程师批准,限期恢复(8h以内)。
2.7.5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。
2.7.6建立锅炉汽包水位测量系统的维修和设备缺陷档案,对各类设备缺陷进行定期分析,找出原因及处理对策,并实施消缺。
2.7.7充分利用大修、小修和临修时间,对给水、事故放水、水位计、省煤器放水、过热器疏水、定排等各阀门进行检修。
电动控制的阀门做开、关试验,保证各阀门开关灵活且严密不漏。
2.7.8汽包水位控制系统应优化配置和精心调整,进行必要得扰动试验,确保RB工况等大负荷扰动时,不会引起水位保护动作。
第三部分热控数字电液调节系统和汽轮机紧急跳闸系统
3.数字电液调节系统(DEH)和汽轮机紧急跳闸系统(ETS)重点要求。
3.1DEH和ETS电子控制装置基本配置和技术指标的要求
3.1.1DEH系统配置应符合DCS基本配置的要求。
3.1.2汽轮机紧急跳闸系统(ETS)的系统配置应至少符合DCS基本配置的要求。
主机保护处理卡(内置CPU)必须冗余配置且并列运行,同时保证可靠实现输入信号的采集和快速处理(包括全部逻辑的试验控制功能)。
3.1.3对于独立配置的汽轮机紧急跳闸系统(ETS)应保证装置本身完全符合相应技术规范的要求,应采用热备用、双冗余PLC可编程控制器实现控制,所配电源必须可靠,系统涉及到的汽轮机转速、串轴、振动等传感器及外围系统设备必须处于完好状态。
3.1.4执行控制和逻辑功能的全部的处理器模件应冗余配置,一旦某个工作的处理器模件发生故障,系统应能自动地以双向无扰方式,快速切换至与其冗余的处理器模件,并在操作员站报警。
3.1.6在系统电源丧失时,至执行机构的输出信号应控制执行机构处于一种安全位置或保持失电前的位置。
3.1.7在转速控制方式下,机组实际稳定转速与设定转速的偏差应小于额定转速的0.1%;最大升速率下的超调量应小于额定转速的0.3%;0PC(超速保护控制)动作的转速偏差应小于2r/min。
3.1.8在功率控制方式下,实际负荷与负荷指令的偏差小于±3%~±1.5%。
3.1.9在压力控制方式下,实际压力与设定值的差值应小于±0.6MPa~±0.3MPa。
3.1.10当汽轮机从额定工况甩负荷时,转速的最高飞升小于200r/min;油动机全行程快速关闭时间<0.15s;阀门定期进行活动试验,每次机组起动要进行阀位整定。
3.1.11汽轮机监视仪表(TSI)应加强定期巡视检查,所配电源必须可靠。
电压波动值不得大于±5%,输出继电器必须可靠。
3.2防范DEH/ETS系统故障的要求
3.2.1各种超速保护、各种具有限制超速功能的装置均应正常投入运行,不能可靠投入时,禁止机组起动和运行。
3.2.2机组重要运行监视表计,尤其是转速表,显示不正确或失效时,严禁机组起动。
运行中的机组,在无任何有效监视手段的情况下,必须停止运行。
3.2.3透平油和抗燃油的油质应合格。
在清洁度、酸值、电阻率、水分等油质理化性能不合格的情况下,严禁机组起动。
3.2.4机组大修后必须按规程要求,进行静止试验或仿真试验,确认DEH系统工作正常,各项性能指标合格。
机组冷态起动前,应检查EH系统、执行机构各部套的工作状态,在存在有卡涩、工作不正常的情况下,严禁机组起动。
3.2.5DEH系统应有的完善的启动控制逻辑和严格限制条件,确保在任何情况下,机组绝不可强行挂闸、起动。
3.2.6电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合要求,否则不得投入运行。
运行中要严密监视其运行状态,不卡涩、不泄漏和系统稳定。
大修中要进行清洗、检测等维护工作。
发现问题及时处理或更换。
备用伺服阀应按照制造厂的要求条件妥善保管。
3.2.7严格按照技术规范和检修操作规程,进行DEH系统和EH系统的检修工作,严防电液伺服阀(包括各类型电液转换器)、油缸、各类电磁阀等部套卡涩,以及汽门漏汽和保护拒动。
3.2.8要慎重对待汽轮机控制系统的重大改造,应在确保系统安全、可靠的前提下,进行全面充分的论证。
汽机专业人员,必须参与DEH系统改造方案的确定及功能设计,以确保系统实用、安全、可靠。
3.2.9汽机专业人员,必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作,应具有对故障、事故的判断和处理能力,以确保机组安全运行。
3.3防止汽轮机保护拒、误动
3.3.1DEH和ETS的相关保护,应达到"防止分散控制系统控制、保护失灵的重点要求"的相关要求,检修结束后的试验中,应在进行仿真试验合格的基础上,完成在线试验,合格后方可投入运行。
3.3.2300MW及以上容量机组的跳闸保护回路,应有能确保不影响机组运
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- 300 MW 典型 事故 防范措施