火力发电厂热工自动化系统安全技术指南

BD/T001-2007火力发电厂热工自动化系统安全技术指南北方联合电力有限 责任 安全质量包保责任状安全管理目标责任状8安全事故责任追究制幼儿园安全责任状占有损害赔偿请求权 公司编中国电力出版社火力发电厂热工自动化系统安全技术指南编委会主任：副主任：委员：主编：参编人员：前言根据《中共中央关于国有企业改革和发展若干重大问题的决定》中关于“坚持预防为主，落实安全措施，确保安全生产”的要求，原国家电力公司于2000年9月28日以国电发[2000]589号文颁发了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，对防止电力生产重大事故，保证电厂安全经济运行发挥了重要作用。近日，华能发电集团公司根据最新技术的发展和经验也制定了《防止电力生产重大事故的重点要求》。目前，电力工业发展已进入大电网、大机组和高度自动化的阶段，热工自动化系统对火电厂安全经济运行已至关重要。为此，公司组织编制了《火力发电厂热工自动化安全技术指南》。各发电企业应根据自身特点，参照《火力发电厂热工自动化安全技术指南》要求，认真指导本企业的热工自动化工作。北方联合电力有限责任公司2007.01.10火力发电厂热工自动化系统安全技术指南目次前言(3)1.适用范围(5)2.引用标准(6)3.提高现场输入/输出(I/O)信号可信度措施(7)3.1一般要求(7)3.2开关量信号(8)3.3模拟量信号(9)4.分散控制系统设计和配置(11)4.1总体配置(11)4.2控制器配置(12)4.3保护逻辑和报警(13)4.4硬接线设计和后备监控设备(16)4.5电源、接线和抗干扰措施(20)5.汽包水位测量、控制和保护系统的配置和安装(22)5.1系统总体配置(22)5.2取样装置位置和安装(23)5.3就地水位计及其取样管的安装(23)5.4差压式水位表取样管和平衡容器安装(24)6.热工自动化系统事故预防和对策(26)6.1分散控制系统及相关设备(26)6.2汽包水位测量、控制和保护系统(30)编制说明(32)1．适用范围本指南 规定 关于下班后关闭电源的规定党章中关于入党时间的规定公务员考核规定下载规定办法文件下载宁波关于闷顶的规定 了火力发电厂热工自动化系统提高安全性技术方面的指导性要求。本指南适用于装设单机容量125MW及以上机组的新建和改建热工自动化系统。对于已建火电厂，应根据本指南的精神和本厂具体情况逐步进行改造，以消除隐患，在未改造前应采取必要的对策。对于装设单机容量小于125MW机组的火电厂也应参照执行。2．引用标准为防止火电厂发生重大生产事故，火电厂热工自动化系统设计、安装、调试和运行应认真贯彻执行下列有关技术规程和行政文件：DL/T655-2006火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程DL/T656-2006火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程DL/T657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程DL/T658-2006火力发电厂顺序控制系统验收测试规程DL/T659-2006火力发电厂分散控制系统验收测试规程DL/T608-1996200MW级汽轮机运行导则DL/T609-1996300MW级汽轮机运行导则DL/T610-1996200MW级锅炉运行导则DL/T611-1996300MW级锅炉运行导则DL/T641-2005电站阀门电动执行机构DL/T838-2003发电企业设备检修导则DL/T774-2004火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程DL/T924-2005火力发电厂厂级监控信息系统技术条件DL/T1012-2006火力发电厂汽轮机监视和控制系统验收测试规程DL5000-2000火力发电厂设计技术规程DL/T5190.5-2004电力建设施工及验收技术规范第5部分：热工自动化电规发[1996]214号单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定国电安运[1998]483号火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定国家电网生[2003]409号火力发电厂安全性评价3．提高现场输入/输出(I/O)信号可信度措施3.1一般要求3.1.1取样装置和管路应满足下列要求：1）含有粉尘或悬浮物介质（炉膛压力、一次风压、开式循环水压力等）的取样装置和管路应有防堵和吹扫（洗）措施。2）敷设在气温较低处的取样装置和管路应有防冻或防介质过稠导致传压迟缓的措施。重要保护信号的管路宜采用较为可靠的电伴热装置。测量油压的取样管路（包括从取样点到表计），以及用于保护的气动阀门（如给水泵气动再循环阀）的控制气源管的通径均应不小于10mm。3）取样管路在满足被测介质冷却、压力抖动不过大的前提下，应尽可能短，以减少测量管路过长带来的积水、积气、迟延，甚至堵塞等各种问题。4）敷设测量管路时，不应与其它设备相磨擦；穿越结构物时应加装保护套，以免振动摩擦而导致取样管爆裂。5）炉膛压力取样点应远离人孔、看火孔和吹灰器，以免造成信号误发，其取样短管内径不应小于50mm。6）测量蒸汽或液体介质的压力和差压的变送器以及开关量仪表应放置在环境条件较好的低于测点的地方，当测量压力时，还应考虑高差对示值的影响和修正；测量真空或风压的变送器应放置在高于测点的地方。管路敷设坡度应满足《电力建设施工及验收技术规范第5部分：热工自动化》的要求，不允许出现可能引起积气(测量蒸汽或液体介质时)或积水(测量气体介质时)的弯曲，并为此而装设排气、排水装置。3.1.2一次测量元件和线路应满足下列要求：1）一次测量元件应在工艺设备上安装牢固，并有防止振动和含粉尘被测介质冲刷、磨损而造成损坏的措施。2）一次元件引线应有防止振动磨擦而断线或过热而破坏绝缘的措施；接线应牢固，防止因振动而松脱开路。3.1.3汽包水位、炉膛负压、一次风压、润滑油压、真空、转速等重要保护信号应采取三取中(模拟量信号)或三取二(开关量信号)冗余配置。对于因测点原因无法冗余的重要保护信号，应采用其它相关信号进行逻辑判断以提高该保护信号的可信度。3.1.4冗余信号的取样点、取样装置(测量喷嘴除外)、取样阀门和管路以及一次元件和线缆应互相独立分开设置。3.1.5制氢站内的接线盒、电气仪表应采用符合相应等级要求的防爆设备。3.2开关量信号3.2.1除下列情况外，进入DCS的用于机组和主要辅机跳闸保护的输入信号不宜取自没有被测参数监视的开关仪表：1）响应速度不能满足保护要求；2）输入信号必须直接以开关量信号进入继电器逻辑回路。对于采用开关量仪表输入信号直接接入继电器跳闸回路时，应三重冗余配置且应定期进行动态试验；不允许使用死区和磁滞区大、设定装置不可靠的开关量仪表，以及普通的电接点压力表作为保护信号仪表。3.2.2用于机组保护的发电机和电动机的断合状态信号应直接取自断路器的辅助接点。3.2.3阀门行程开关是保护系统中可靠性较差的发讯装置，在有条件时，应采用其它确能反映阀门状态的工艺参数代替或辅助判断，以最大限度防止保护拒动或误动。3.2.4开关量信号的查询电压应有电源监视，当电源消失或电压降至不允许值时，应立即发出报警，当采用接点断开动作的信号时还应将相应的触发保护的开关量信号闭锁。3.2.5控制辅机电动机的DCS输出指令应采用短脉冲，并在每个电动机强电控制回路中设置自保持。给粉机或给煤机（直吹式制粉系统）以及重要辅机油泵等的自保持回路应防止厂用电切换时误跳闸；对于前者，还应防止厂用电失去后恢复时间超过一定值时再重新起动，以免灭火后重起造成炉膛爆燃事故。要仔细检查随工艺设备供应的电动机控制回路，并使其达到上述规定要求。3.2.6输出控制电磁阀的指令型式应根据下列情况确定：1）汽机紧急跳闸电磁阀、抽汽逆止阀的电磁阀、汽机紧急疏水电磁阀以及锅炉燃油关断电磁阀等具有故障安全要求的电磁阀必须采用失电时使工艺系统处于安全状态的单线圈电磁阀，控制指令采用持续长信号（4.4.3另有规定时除外）。必须选择持续带电能可靠运行的单线圈电磁阀，不允许为改善电磁阀运行条件而随意改用双线圈电磁阀。2）没有故障安全要求的电磁阀可采用双线圈电磁阀，此时，控制指令应采用短脉冲信号。要仔细检查随工艺设备供应的电磁阀型式，并使其满足上述规定要求。3.2.7具有故障安全要求的气动阀必须按失气安全的原则设计。要仔细检查随工艺设备供应的气动阀型式，并使其满足这一规定要求。3.3模拟量信号3.3.1用于保护的温度等变化缓慢的模拟量输入信号除应设置量程超限方法对信号进行“质量”判别外，还应设置变化率超限等方法对信号进行“质量”判别。3.3.2DCS应设置执行机构控制信号和阀门位置反馈信号间差值过大的故障判别功能，并及时发出明显的报警。当差值过大（由于超驰控制信号引起时除外），DCS应将控制回路切至手动，并发出报警。3.3.3新建大机组工程，重要变送器、执行器及开关柜宜采用具有故障诊断和分析功能的现场总线智能设备，借助设备管理系统及早发现故障。3.3.4当DCS模拟量控制系统的输出指令采用4-20mA连续信号时，对安全相关的重要执行机构应具有三断（断电、断气和断信号）保护功能。3.3.5热电偶冷端补偿器至少应在每个热电偶输入模件机架内配置一个，不应仅在一个机柜内公用一个补偿器。3.3.6为隔离或增加容量等需要而在DCS的I/O回路中加装隔离器时，应采取有效的防止积聚电荷而导致信号失真，或漏电流而导致执行器位置漂移等的措施。4．分散控制系统设计和配置4.1总体配置4.1.1DCS中的操作员站、控制器、实时数据服务器和通讯网络必须采用可靠的冗余配置。对于锅炉炉膛安全系统(FSS)、汽机数字电液控制系统(DEH)以及汽机紧急跳闸系统(ETS)宜优先采用具有较完善安全措施的控制器。当DCS采用集中式实时数据服务器时，应采用提高冗余配置等增加系统可靠性的措施。4.1.2对于循环水泵、空冷系统的冷却水泵以及仪用空压机等重要公用系统（或扩大单元系统），应按单元或分组纳入单元机组DCS中，以免因公用DCS故障而导致全厂或两台机组同时停止运行。不宜分开的次要公用部分则可配置在公用DCS中。4.1.3对于供汽、供热的电厂，当供汽、供热中断会造成用户较大损失和支付较多赔款时，应按一台锅炉和一台汽机为单元配置一套DCS的配置方式将全厂锅炉和汽机分组置于二套及以上DCS中，而不应将其全部集中于一套DCS中。4.1.4电气自动同期系统（ASS）、自动电压调节系统（AVR）、厂用电快速切换装置以及电气继电保护装置不应纳入DCS。当ETS采用独立于DCS的PLC组成时，应采用安全型PLC和安全系统配置，并满足4.2.7、4.4.2和4.4.5的要求，当ETS纳入DCS时，应满足4.1.1、4.2.7、4.4.2和4.4.5的要求。4.1.5DCS与SIS（MIS）的接口必须按照《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》的要求，配置可靠的隔离措施，信号的传送应该是从DCS向SIS（MIS）单向的。严禁将DCS与SIS（MIS）以及上级公司的信息网络直接互联。严禁将全厂煤、灰、水公用控制系统通过网络与DCS互联，并将公用系统信息通过单元机组DCS上传至SIS（MIS）。严禁将工业电视系统接入DCS网络。4.1.6应选择对电源波动(-15%，+20%)不敏感的操作员站，否则其供电设计应满足4.5.1和4.5.4的要求。4.1.7当DCS只有单个时钟发生装置时，应有防止其发生故障而导致DCS失去时钟，进而造成操作员站和控制器站脱网事故的措施；当采用主、备时钟时应定期重启一次主、备时钟所在的工作站，以消除时钟累积误差。当DCS时钟通过GPS自动校准时，应有防止GPS故障导致DCS时钟混乱而故障的措施。4.1.8DCS响应时间应尽可能短，任何时候任何指令从操作员站发出到DCS输出不应大于1秒；从操作员站发出指令到开始执行并返回显示器上反应的总时间不应大于2秒。4.2控制器配置4.2.1控制器宜按工艺系统功能区配置。重要的多台冗余或组合的辅机（辅助设备）应按下列原则配置，以确保一对控制器故障不会造成机组被迫停止运行：1）送风机、引风机、一次风机、凝结水泵和循环水泵等两台冗余的重要辅机，以及A、B段厂用电应分别配置在不同的控制器中，但允许送风机和引风机等纵向组合在一个控制器中。2）给水泵、磨煤机和油燃烧器等多台冗余或组合的重要设备应适当分组配置到几个控制器中。4.2.2为了减少一对控制器故障对模拟量控制系统失灵造成的影响，重要模拟量控制回路应适当分散配置，影响同一重要参数的控制回路应尽量配置在不同控制器中，例如，主汽一级和二级减温控制系统、再热汽摆动火嘴和喷水控制系统、送风和引风控制系统等不宜配置在一对控制器中。4.2.3控制器的配置必须严格遵循机组重要保护和控制分开配置的独立性原则。4.2.4DEH控制器应按故障安全原则配置，当该控制器失电或故障时应自动停止机组运行。FSS和ETS控制器在满足4.4.2要求的前提下，其跳闸输出可按带电动作的原则配置，否则也必须按故障安全原则配置。DCS控制器的组态应确保任何一对冗余控制器或其电源故障和故障后复位时，所有保护和控制信号的输出符合工艺处于安全状态的要求。4.2.5除DEH控制器外，当任何一对控制器故障时，为确保短时恢复期间机组在稳定负荷能安全运行，除应按照4.4要求配置硬接线后备监控设备外，至少对下列重要安全参数，应在二对控制器中同时予以配置：1）汽包水位（超临界压力机组除外）2）主蒸汽压力3）主蒸汽温度4）再热蒸汽温度5）炉膛压力4.2.6控制器的对数除满足4.2.1～4.2.5要求外，还应满足控制器在4.2.7规定的处理周期下处理器的最大负荷率不大于60%的要求。4.2.7控制器的处理周期，对于一般模拟量控制回路应不大于250ms，对于一般开关量控制回路应不大于100ms。DEH控制器的处理周期不应大于50ms，在条件允许的情况下应将处理周期减少到30ms，或另设特殊模件处理其中要求快速响应的转速控制回路。ETS控制器的处理周期不应大于30ms。4.2.8控制器I/O信号的配置必须按下列故障分散原则设计：1）冗余的I/O信号必须分别配置在不同的I/O模件上。2）二台互为冗余辅机各自控制回路的I/O信号必须分别配置在不同的I/O模件上，多台组合辅机（如给粉机）各自的I/O信号也必须分组分散配置在几个I/O模件上，使一个I/O模件故障对机组安全稳定运行的影响尽可能小。3）几个重要控制回路的I/O信号不应放置在同一个I/O模件上。4.3热工保护和报警4.3.1单元机组的锅炉、汽机和发电机之间应装设下列跳闸保护：1）锅炉故障发出总燃料跳闸(MFT)停炉信号时，应立即停止汽轮机运行2）汽轮机故障停止运行和故障发电机解列时，在满足下列条件之一时，可以不联动停止锅炉运行，否则也应立即停止锅炉运行：a）机组具有FCB功能。b）解列前汽机负荷小于30～40%（视旁路容量而定），且旁路系统可以快速开启，投入工作。应采用汽机安全油压低(三取二)表征汽轮机故障停运信号作为触发MFT停炉的信号。3）汽机故障发出ETS停机信号，应立即关闭汽机主汽门，并应按4.3.2规定，通过逆功率信号解列发电机。4）发电机内部故障解列时，应立即停止汽机的运行;发电机外部故障解列时，在满足下列条件之一时，可以不联动停止汽机的运行，否则也应立即停止汽机的运行：a）机组具有FCB功能。b）解列前汽机负荷小于30～40%（视旁路容量而定），且旁路系统可以快速开启，投入工作。4.3.2当汽机ETS发出跳机指令时，必须采用发电机逆功率信号作为最后判别主汽门确已关闭的依据去解列发电机。解列发电机逻辑应按下列原则设计：1）当发电机出现逆功率信号时，经一定延时后解列发电机。2）当汽机安全油低（二取一或三取二）且发电机出现逆功率信号，不经延时立即解列发电机。4.3.3对于汽机振动保护常误动、可靠性差以致该保护不能投入的机组，允许汽机振动大跳机的逻辑修改为：一个轴承振动达到事故值，且相邻轴承任一振动达到报警值，经一定延时后应立即停机。逻辑修改后，当任一轴承振动达到事故值时，应有明显的声光报警，此时，运行人员应及时进行判别，除非明确断定是振动信号误发，否则运行人员应及时手动停机。4.3.4当DCS总电源消失时，必须直接通过FSS和ETS继电回路自动发出停炉和停机指令。4.3.5用于动作机组和主要辅机跳闸的输入信号必须直接通过相应保护控制器的输入模件接入。4.3.6为防止炉膛压力开关取样系统堵塞而导致保护拒动，除在FSS控制器中将三个炉膛压力开关信号，三取二发出MFT外，还应利用炉膛负压控制器中的三个炉膛压力变送器，转换成开关量信号，分别通过各自的I/O通道发送到FSS控制器中经三取二运算同时发出MFT信号。4.3.7为防止由于主汽门行程开关信号不可靠导致抽汽逆止门关闭保护拒动或误动，关闭抽汽逆止门条件，对于两侧主汽门时可采用2×2方式，对于单侧主汽门时宜以汽机安全油压低（三取二）代替主汽门行程开关信号。4.3.8机组必须设置能快速关闭的至除氧器抽汽截止门和抽汽机组的可调整抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。4.3.9DCS控制器发出至MFT、ETS和发电机跳闸系统(GTS)的执行部分继电回路的机组跳闸指令，应采用三重或2×2冗余，通过各自的输出模件接入，并按三取二或2×2逻辑起动跳闸继电器。4.3.10给水泵入口压力低解列给水泵的防止给水泵入口汽化的保护逻辑应为给水泵入口和除氧器之间的压差小于设定值，并延时一定时间后解列给水泵。压差值和延时设定值的大小应确保给水泵起动或突然增加给水的动态过程中不致造成保护误动，也不应造成给水泵入口汽化导致泵振动损坏4.3.11四角喷燃锅炉的中速磨煤机跳闸条件应为：A（B/C/D/E）层相邻两角或三角火焰丧失，且相邻层火焰和该层点火能源都丧失。4.3.12高压加热器解列应列入机组辅机故障减负荷（RB）的条件。RB应确保不管机组脱硫系统投运与否均能使机组RB时不跳闸。4.3.13保护逻辑组态时，应精心配置逻辑页面和正确的保护执行时序。要注意相关保护间的时间配合，防止由于取样管路、仪表和DCS处理周期引起的延迟以及延迟时间设置不当而导致二个保护动作时序不当，如由于发讯设备和取样管迟延不同，导致风机油低一值起动备用油泵较慢，以致造成油压低二值动作使风机已经跳闸。4.3.14DCS的报警应分级，下列信号应列入一级报警信号：1）保护动作信号2）主辅机事故跳闸信号3）保护参数偏差大二值和三值信号4）电源和气源丧失信号5）保护参数坏质量信号6）DCS重要故障信号一级报警信号应显示在大屏幕显示器上，或特别指定的一台显示器上，并配置不同的声响。4.3.15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。保护切投应经一定审批后可由热工自动化专业责任人员通过工程师站(对DCS)或机柜内相应设施(对PLC)进行。4.4硬接线设计和后备监控设备4.4.1硬接线设计和后备监控设备的配置必须满足下列工况下机组的短时安全运行或安全停机：1）当DCS总电源消失时，凭借后备监视和报警设备，通过硬接线回路，确保机组安全停止运行。2）当DCS操作员站显示器出现“黑屏”或“死机”现象时，凭借后备监视和报警设备判别控制器工作状况，当断定控制器工作不正常或无法判别其工作正常与否时，运行人员可以通过后备操作设备，凭借后备监视和报警设备，通过硬接线回路，确保机组安全停止运行。3）当DCS操作员站显示器出现“黑屏”或“死机”现象时，凭借后备监视和报警设备明确断定涉及安全的主要控制器工作正常时，运行人员可借助后备监控设备能安全的维持机组在稳定负荷下短时运行，以提供迅速修复这类局部故障的机会，减少机组非 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停运所造成的损失。4）当DCS的任何一对冗余的控制器（DEH控制器除外）故障时，通过该控制器中的重要安全信号在其它控制器中的备份配置（4.2.5），以及必要的后备监控设备能安全的维持机组在稳定负荷下短时运行，以提供迅速修复这类局部故障的机会，减少机组非计划停运造成的损失。4.4.2锅炉总燃料跳闸（MFT）、汽机紧急跳闸系统（ETS）和发电机解列系统（GTS）的执行部分逻辑必须由独立于DCS的继电器逻辑回路组成。该回路设计必须满足下列基本要求：1）选用的继电器必须是经实践证明是安全可靠的，条件具备时应选用经权威机构认证的安全继电器。2）必须按故障安全的原则设计，当继电回路的电源消失时，自动停止机组运行(除4.4.3规定外)。3）DCS发来的机组保护解列指令信号必须是三重冗余或2×2冗余的，以便在该回路中进行三取二或二路并串联（2×2）判别后发出执行指令。4.4.3当MFT、ETS或GTS的执行部分分别采用二套完全独立的继电器逻辑回路，且分别直接由单元机组的两组蓄电池直流总电源柜供电时，主机组跳闸可按带电跳闸的原则设计。4.4.4除4.3.6和4.4.5条规定外，所有用于触发跳闸的输入信号应直接通过输入模件送入相应保护控制器，不允许通过安全等级较低的其它控制器处理后再通过通讯总线或I/O模件送至保护控制器。但在响应时间满足要求的情况下，允许通过通讯方式从FSS控制器将上述信号传送到其它控制器。4.4.5至少下列触发机组跳闸的信号，必须直接接入MFT、ETS和GTS的执行部分的继电器逻辑回路：1)MFT●FSS发出的MFT指令●表征汽机跳闸的安全油压低信号(三取二)(包括反映负荷小于一定值的信号)●故障发电机解列信号(包括反映负荷小于一定值的信号)●DCS电源消失或DEH故障(包括电源消失)●手动发出的MFT指令2)ETS●MFT停炉信号●TSI发来的超速信号●DEH测速模件发来的超速信号●发电机内部和外部故障解列信号(包括反映负荷小于一定值的信号)●DCS电源消失或DEH故障(包括电源消失)●手动停机指令3)GTS●表征汽机跳闸的安全油压低信号(三取二)。●发电机逆功率信号●手动解列发电机指令4.4.6单元机组保护发出的下列主、辅机跳闸指令不应通过或仅仅通过网络通讯方式传送，也不允许通过硬接线到另一个控制器处理后间接再去执行，而必须由相应保护或控制的控制器以及MFT、ETS和GTS的执行部分继电器逻辑回路输出信号直接用硬接线接至相应执行端：1）锅炉、汽机和发电机的跳闸指令2）锅炉、汽机和发电机跳闸保护发出的跳闸给煤机、磨煤机（适用于直吹式制粉系统）/给粉机、排粉机（适用于中贮式制粉系统）、切除油燃烧器，以及关闭过热器和再热器喷水截止阀和调节阀等的控制指令。4.4.7涉及DCS故障时必须确保不会拒动，否则会造成重大人身和设备伤害的下列保护和联锁必须设置独立于DCS的硬接线逻辑回路：1）汽机或发电机跳闸关闭逆止门2）润滑油压低联动交、直流油泵3）脱硫系统进出口挡板和旁路挡板的闭锁4.4.8DCS的后备监控设备必须是包括电源在内均独立于DCS的显示设备、报警装置和操作设备。后备操作设备必须是硬接线的，并直接作用于MFT、ETS和GTS的执行部分继电器逻辑回路或被控设备的单个强电控制回路。后备操作设备的输出控制接点应由两个或三个常开接点冗余（三取二和二取一根据被控回路情况而定），以防止操作时拒动或误动。机组跳闸操作应设置确认按钮。该按钮输出应为二个常开接点，二取一冗余，以防止操作时拒动。4.4.9单元机组应配置下列DCS后备监视设备：1）锅炉汽包电接点水位表（必须是经实践证明安全可靠、全程测量准确）2）锅炉炉膛火焰电视监视器3）凝汽器真空表4）汽轮发电机转速表5）发电机功率表4.4.10单元机组应配置下列DCS后备操作设备：1）锅炉停炉（MFT）2）汽机跳闸3）发电机解列4）锅炉安全门（机械式除外）5）汽包事故放水门6）凝汽器真空破坏门7）交流润滑油泵8）直流润滑油泵9）发电机灭磁10）柴油机4.4.11后备报警装置是保证DCS故障时机组短时运行或停机过程中安全的主要判别手段，单元机组应按下列原则配置足够数量的报警信号：1）主要安全参数达到Ⅱ值和Ⅲ值2）机组跳闸和主要联动保护动作3）主要电源和气源消失4.5电源、接线和抗干扰措施4.5.1DCS必须有两路可靠的交流220V电源供电，其中至少必须有一路是UPS电源。当DCS对电源电压波动较敏感时，两路电源均应采用UPS电源。两路电源的切换时间应足够短，以确保电源故障切换时不会造成DCS扰动和故障。呼叫系统等重要性低、干扰大的系统不得接入UPS系统。4.5.2公用DCS电源应取自两台机组DCS的UPS电源。4.5.3循环水泵房和空冷系统等距离主厂房较远的远程控制站或I/O站应按单元设置来自不同厂用母线段的两路自动切换的可靠电源，其中一路应配置UPS电源。循环水泵出口阀的控制电磁阀等重要设备也应按单元有可靠的冗余电源。4.5.4DCS内部供电应遵循下列原则：1）对于电源波动敏感的操作员站，当不满足4.5.1要求时，应合理配置供电方式以确保不会因电源波动而导致全部操作员站同时失去。2）控制器应采用双路交流220V供电，由各自电源装置转换成直流24V（48V）再经整流器并联实现无扰切换；当采用交流220V主、辅电源切换方式向控制器供电时，电源故障切换不应引起控制器故障或初始化，并确保控制器（包括I/O模件）正常连续工作。3）每一个模拟变送器的供电回路、每一个数字量输入、输出模件都应有单独的熔断器或其它相应的保护措施。4）当输入信号装设隔离器时，其电源应与该输入信号合用，当采用外供电源时，应采用冗余配置等适当方法以确保其安全等级水平与相应输入信号重要性相匹配。4.5.5MFT、ETS和GTS等执行部分的继电器逻辑保护系统，以及汽机监控仪表装置（TSI）必须有两路自动切换的可靠电源，或两路可靠电源分别供两套互相独立的冗余继电器逻辑回路。当保护电源采用厂用直流电源时，应有确保寻找接地故障时不造成保护误动的措施。4.5.6DCS的两路总电源切换功能、独立于DCS的安全系统的电源切换功能以及要求切换速度快的备用电源切换功能不应纳入DCS，而应采用硬接线逻辑回路，例如：1）硬接线保护逻辑的供电回路2）安全跳闸电磁阀的供电回路3）给粉机或给煤机(直吹式制粉系统)总电源回路4）DCS总电源回路4.5.7TSI必须有两路交流220V电源供电，其中至少一路是UPS电源。必须采取措施确保电源电压波动值控制在TSI装置正常工作范围内。4.5.8DCS应达到EMCⅡ级电磁兼容性要求。DCS的工作环境不应有强电磁干扰，电子设备间不允许380V及以上动力电缆进入，也不允许UPS电源装置、电气开关柜和变频控制装置等电磁干扰较大的设备进入。应通过实际试验确认等离子点火器触发时不会引起DCS工作失常。4.5.9DCS接地系统应严格遵守有关规程、规范和制造厂的技术要求。远程控制柜或I/O柜应就近独立接入电气接地网，并进行严格测试，确保接地满足要求。4.5.10所有进入DCS的信号电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，屏蔽层应有良好的单端接地；后备硬手操设备线路的电缆应采用阻燃(C级)电缆，控制和动力芯线不得合用一根电缆，冗余的电源间以及冗余的系统间不得合用电缆。在敷设电缆时，测量、控制电缆和动力电缆应分层布置。4.5.11所有与重要保护有关的就地元件、仪表、接线盒、端子排、电缆，以及机柜内电源端子排都应有明显的标志，并应在机柜内张贴重要保护端子接线简图以及电源开关用途标志名称。5．锅炉汽包水位测量、控制和保护系统的配置和安装5.1系统总体配置5.1.1汽包水位测量系统必须采用两种或以上工作原理共存的配置方式。5.1.2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。根据实际情况也可按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。如锅炉有快冷等特殊需要还应另外配置1套大量程水位测量装置。5.1.3汽包水位高、低保护信号必须采用三取二逻辑判断。根据汽包水位测量系统的不同配置 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，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（当只装设2套电极式水位测量装置时）。5.1.4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。5.1.5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直接通过3个互相独立的输入模件引入DCS的冗余控制器。汽包水位信号补偿用的3个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输入模件。补偿压力上限应达到安全门动作值，并留有一定余量。5.1.6汽包水位控制和保护的控制器应遵循独立性的安全原则分别设置。5.1.7在控制室，除借助DCS监视汽包水位外，至少还应设置一套独立于DCS及其电源的汽包水位后备显示仪表(或装置)。5.1.8水位测量的差压变送器信号间、电极式测量装置信号间，以及差压变送器和电极式测量装置的信号间应在DCS中设置偏差报警。5.1.9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。5.2取样装置位置和安装5.2.1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(如安全阀排气口、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。5.2.2大量限汽包水位计的汽、水侧取样点不应在汽包蒸汽导管上和下降管上设置。5.2.3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。5.2.4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。在采用此方法时，应采取有效措施防止各个取样系统互相干扰。5.2.5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。5.2.6三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间应保持400mm以上距离。5.2.7安装水位测量装置取样阀门(一次取样阀门)时，应使阀门阀杆处于水平位置。5.3就地水位计及其取样管的安装5.3.1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（指工作的整个压力量程和水位量程）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。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。5.3.2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2)。汽水侧取样管、取样阀门和连通管均应良好保温。5.4差压式水位表取样管和平衡容器安装5.4.1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。5.4.2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，均应以同一端汽包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。5.4.3差压式水位计测量不应采用将汽水取样管引到连通容器（平衡容器）以增多测点，更严禁在连通容器（平衡容器）中段引出差压水位计的汽水侧取样（见图3）。5.4.4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。5.4.5应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。当差压式水位测量装置配置普通单室平衡容器时，正压侧取样管应从平衡容器侧面引出，引出后按1:100下倾延长1m以上，且引出点应低于汽侧取样管（见图4）。5.4.6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。5.4.7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。6．热工自动化系统事故的预防和对策6.1分散控制系统及相关设备6.1.1所有新（改、扩）建电厂，在机组起动前应根据《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》（DL/T659-2006）对DCS的功能和性能进行全面测试，并达到该规程的要求。对于老电厂（机组），如果DCS通讯负荷率、各站CPU和存贮器负荷率以及控制器处理周期达不到规定要求的，应尽快予以解决。6.1.2应定期对DCS运行情况进行统计分析，对运行年久，模件损坏率上升、抗干扰能力下降或不明原因误发信号时应及时对系统进行测试和评估，进行更换、改造或采取其它适当措施。应定期检查DCS电源回路和重要控制回路接线螺丝有无松动和过热现象，现场导线应无擦痕、磨损迹象，电源熔断器容量正确，DI通道熔断器无开路，冗余系统处于正常的工作和热备用状态。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。6.1.3机组大修时，应在解开总接地母线连接的情况下，进行DCS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程、规范技术要求。6.1.4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。工程师站上解列和投入保护以及软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人 制度 关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载 ，软件更改前后均应对软件进行备份。6.1.5必须建立针对DCS的防病毒措施。未经测试的各种软件，严禁下载到已运行的系统中使用。禁止使用可移出机房的笔记本电脑等电子设备作为系统维护工具。操作员站的外部接口应封死，且不应具有工程师站的系统维护功能。168小时结束后以及运行期间应对系统维护员口令进行定期修改。6.1.6应定期备份数据，定期检查系统中存在的强制点，与批准工作票核对，并做记录。控制器经长期运行后应定期复位重启，以清除垃圾文件。有主时钟和备用时钟的系统，应定期分别重启（关电源法）主时钟和备用时钟站。6.1.7应定期进行保护定值（包括现场元件的整定值）的核实检查和保护动作试验。当工艺系统有改造时，应重新进行试验和修改保护定值。6.1.8锅炉炉膛灭火、汽包水位和汽机超速、润滑油压、一次油压和安全油压保护必须定期进行从现场发讯仪表到保护逻辑的全过程的实际动态试验。锅炉灭火保护的实际动态试验可利用停炉时进行，间隔时间不超过三年。汽机润滑油压、一次油压降低和安全油压消失保护的实际动态试验可采用在仪表管路上安装专用泄压阀的方法进行。汽机超速保护实际动态试验可在汽机起动并网前进行。汽包水位保护实际动态试验按6.2.3规定执行。6.1.9汽机跳闸回路配有双通道四跳闸线圈的机组，应定期在线进行不停机跳闸试验。6.1.10发生保护系统（包括一次检测装置）故障时，必须开具工作票，办理保护退出工作申请单，经主管生产的副厂长(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。锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位(直流炉断水)和汽机超速、轴向位移、振动、油压低等重要保护装置不能可靠投入时，严禁机组启动。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。确因缺陷无法处理而导致一项主保护需长期退出运行时需报上级主管单位（部门）批准。否则应立即停机、停炉处理。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。6.1.11DCS操作员站应设置用于专门监视DCS设备运行状况、报警提示信息和各控制器功能说明的画面，以便运行人员在控制系统局部故障时，迅速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。6.1.12每个电厂必须根据本厂配置具体情况制订下列最严重事故情况下的应急预案，并定期进行演习：1）全厂或机组厂用电消失时的安全停机和事故恢复。2）全厂直流电源消失时的安全停机和事故恢复。3）MFT、ETS和GTS跳闸继电回路失电而机组没有跳闸时的安全停机和事故恢复。6.1.13当全部操作员站显示器出现“黑屏”或“死机”现象时，应迅速判别DCS的故障范围，并采取下列相应对策：1）当DCS同时发出停机、停炉指令（例如电源消失、控制器脱网异常）时，运行人员应通过后备监控设备确保停机过程的安全。2）当DCS没有发出停机、停炉指令时，应迅速利用后备监视和报警装置判别控制器状况，如果机组配置的后备监控设备足以明确断定涉及安全的主要控制器工作正常时，运行人员应借助后备监控设备短时维持机组在稳定负荷下运行，同时排除故障恢复DCS正常工作。如果此时后备监视和报警设备显示机组出现异常或配置的后备监控设备无法判别主要控制器工作是否正常时，必须果断地立即停机、停炉。6.1.14当部分操作员显示器出现“黑屏”或“死机”时，应由可用操作员站和后备监控设备继续承担监控任务，同时迅速排除故障。如果从可用操作员站以及后备监视和报警装置显示伴有主要控制器也工作异常，且无法加以控制(如切手动)，则应果断地立即停机、停炉。6.1.15当一对冗余控制器(或电源装置)发生故障时（除6.1.16规定外），应借助该控制器的主要参数在其它控制器中冗余配置以及后备监控设备短时维持机组正常运行（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障。如控制器故障导致涉及安全的被控参数异常、被控设备误动或者系统配置使运行人员无法判别涉及安全的被控参数是否正常时，应果断地立即停机、停炉。运行人员应对每一对控制器故障情况及应对措施做好事故预想。6.1.16当一对冗余的DEH控制器（或电源装置）发生故障时，如没有自动停机、停炉，运行人员应立即借助硬接线后备操作设备停机、停炉。6.1.17当全部操作员站显示器出现“黑屏”或“死机”现象时，如仅仅由于操作员站电源引起，应立即强送一次该电源，或重启操作员站，以尽快恢复操作员站正常工作。6.1.18当一列网络或网络设备（包括数据总线）发生故障时应将该列上的所有设备停运，然后进行检查处理，短期内无法恢复时，应制定相应措施。发生通讯故障时，对于配有主、备时钟站的系统，应重新启动系统主、备时钟所在的站（采用关电源法），对已发报警的站应重新启动。6.1.19控制器（或电源）故障时，应采取下列紧急措施：1）冗余控制器中一个故障时，应迅速更换故障模件，重新下载软件，正常后以备用方式投运，并查明原因，制定预防措施。2）冗余控制器电源装置中一个故障时，应迅速更换故障电源装置，并应根据处理后情况制定相应预案。3）冗余的一对控制器故障时，应立即更换或修复控制器模件，并立即重启，如电源故障，应采用强送措施。为防止控制器（或电源）故障或重启时误发信息导致事故，应采取下列措施：a）模拟量控制系统的控制器故障或初始化时，控制系统应自动置于手动跟踪状态；控制器电源消失时，执行机构凭借“三断”保护保持事故前状态。b）从故障控制器传送至其它控制器的模拟量信号（通讯或I/O通道），应在接收信号的控制器中设置根据量程和变化速率以及发送控制器故障等判据来判别该信号质量，一旦检测坏质量信号，应立即保持故障前信号值或缺省值，直至工程师站上予以解锁。c）保护系统和开关量控制系统控制器故障（电源）或初始化时，控制器不应输出任何脉冲信号。对于在控制器间传送的持续开关量信号，也应根据具体情况对接收信号控制器合理组态和采取相应防故障措施。6.1.20当采用设备管理系统(专用设备或DCS)管理现场总线智能设备时，应提供智能设备写保护或严格的安全复审制度。在任何情况下绝不可强行挂闸。6.1.22对新投产的机组或汽轮机控制系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验。6.1.23坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。6.1.24燃油罐区和油系统防火以及防止氢气系统爆炸着火应严格执行《电业安全工作规程(热力和机械部分)》中的有关规定。6.2汽包水位测量、控制和保护系统6.2.1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。汽包水位保护停退，必须执行严格的审批制度。6.2.2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。6.2.3汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际动态试验，严禁用信号短接方法代替实际动态试验。6.2.4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。6.2.5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。6.2.6运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，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。当汽包水位控制和保护功能均失去时，应立即停炉。6.2.7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）；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，经主管生产的副厂长(或总工程师)批准，限期恢复（8h以内）。6.2.8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）；当有二点信号故障时，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)。6.2.9对于控制循环汽包锅炉，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）；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，经主管生产的副厂长(或总工程师)批准，限期恢复（8h以内）。6.2.10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。6.2.11汽包水位控制系统应优化组态和精心调整，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。6.2.12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。应建立汽包水位测量、控制和保护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，并实施消除。6.2.13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、过热器流水、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。火力发电厂热工自动化系统安全技术指南编制说明编制部门：北方联合电力有限责任公司中国电力出版社，北京2007目次1适用范围(34)2引用标准(35)3提高现场输入/输出(I/O)信号可信度措施(36)3.1一般要求(36)3.2开关量信号(38)3.3模拟量信号(39)4分散控制系统设计和配置(41)4.1总体配置(41)4.2控制器配置(43)4.3热工保护和报警(45)4.4硬接线设计和后备监控设备(50)4.5电源、接线和抗干扰措施(52)5汽包水位测量、控制和保护系统的配置和安装(55)5.1系统总体配置(55)5.2取样装置位置和安装(56)5.3就地水位计及其取样管的安装(57)5.4差压式水位表取样管和平衡容器安装(58)6热工自动化系统事故预防和对策(60)6.1分散控制系统及其相关设备(60)6.2汽包水位测量、控制和保护系统(62)1适用范围本指南规定了火力发电厂热工自动化系统安全技术方面设计、安装、调试和运行的指导性要求，其它一些要求应按第2章引用标准执行。本指南适用范围为单机容量125MW及以上机组，但本指南中提出的一些安全技术原则，对于单机容量小于125MW的机组同样也是适用的。关于火电厂热工自动化系统的设计和配置，考虑到已建和新建(包括扩建和改建)电厂实际条件的差异，因此，本指南提出对已建电厂应根据本指南的精神和本厂具体情况逐步进行改造，以消除隐患，在未改造前应采取必要的对策。2引用标准本指南仅仅规定了防止火电厂重大生产事故的热工自动化系统安全技术方面的重点要求，因此，本指南中还列出了应当认真贯彻执行的有关现行规程和行政文件。由于其中一些规程和文件制订时间较早，有些正在修改。因此，难免有一些条文和本指南要求有差异，各厂应根据自己实际情况，按指南提出的精神，实事求是的研究适当的措施。3提高现场输入/输出(I/O)信号可信度措施3.1一般要求现场I/O系统是整个热工自动化系统中故障率最高的部分，提高现场I/O信号可信度的措施应从下列两方面着手：1）提高现场I/O系统的可靠性，尽量减少信号误发或拒发；2）采用适当的判别故障信号真伪的措施，及时发出报警提示和屏蔽掉不可靠信号。本节规定的一些要求，大部分是在总结近来由于不遵守这些要求而频繁发生事故的教训基础上重点提出的。3.1.1取样装置和管路1）含有粉尘或悬浮介质的取样管路和取样装置极易堵塞，例如，某电厂由于粉尘堵塞导致炉膛炉膛负压的三个压力开关中二个堵塞，信号反应迟缓，险些酿成炉膛负压保护拒动事故。因此，这类取样系统中应采取必要的防堵和吹扫(洗)措施，并定期加强检查。2）敷设在冬天气温较低处的取样装置和管路有可能冻死而无法传递信号，即使对于油管路也可能由于介质稠度增加而使压力传递迟缓。如果管径较小，信号迟缓问题就更加严重。例如某厂送风机润滑油压低联动备用油泵的取样管路采用Φ6紫铜管，冬天气温低油稠度增加，压力变化慢，导致油压已降至跳闸送风机油压0.02MPa，但联动油压尚未达到0.04MPa。关于伴热装置问题，由于蒸汽伴热较难控制，施工和维护也较复杂，因此，对于重要保护信号管路宜采用电伴热装置。3）取样管路在满足被测介质冷却，压力抖动不过大的前提下应尽可能短，因为管路过长稍不注意极易造成管路内积水、积气和杂物堵塞而导致取样失实或迟缓。4）本条是为了防止取样管振动、摩擦而导致破裂，信号失实。5）炉膛压力取样点应远离人孔、看火孔和吹灰器以防对取样信号的干扰，其取样短管处常因炉膛压力波动、粉尘堆积而堵塞，因此其内径不应小于50mm，一般以100mm左右为宜。6）测量蒸汽或液体介质压力的变送器应安装在略低于测点的地方，测量真空或风压的变送器应放置在高于测点的地方，这些规定是为了尽量避免管路出现积水或积气的弯曲。为了保护信号可靠性，不允许出现可能引起积水或积气的弯曲，虽然可以装设排水或排气装置解决积水或积气，但稍不留意极易造成信号失实，因此，一律不予允许。3.1.2一次测量元件和线路1）为了确保一次测量元件可靠性，一次测量元件一定要安装牢固，防止振动而松脱。当测量含粉尘介质和高速流介质参数时还应采取防冲刷而断裂的措施。2）一次元件引线由于振动磨擦而断线或过热而破坏绝缘的事件屡屡发生，特别是在高温和振动大的汽机本体上，近年来有多个电厂频频发生汽机推力瓦温度、振动信号、轴向位移等引线因振动磨擦或尖口等造成断线或引线过热而短路，个别的甚至酿成误跳机事故。3.1.3三取中(模拟量信号)或三取二(开关量信号)冗余配置是识别和屏蔽掉不可靠信号的最有效措施。虽然要付出一定代价，但是相对于重要保护由于信号不可靠而导致保护误动和拒动的损失来说是完全合算的。因此，对于汽包水位、炉膛负压、一次风压、润滑油压、真空、转速等