2022防止水电机组重大反事故措施培训资料

防止水电机组重大反事故措施培训资料作者：职场人12防止水轮发电机组(含抽水蓄能机组)事故12.1防止机组飞逸

12.1.1设置完善的停机过程剪断销剪断、调速系统低油压、电气和机械过速等保护装置。过速保护装置应定期检验，并正常投入。目前存在的主要问题是测速装置的定期检验工作开展不正常，检验项目漏项，机械过速没有进行定期实际试验，也没有进行回路的模拟试验。12.1.2机组调速系统必须进行水轮机调节系统静态模拟试验、动态特性试验和导叶关闭规律检验等，各项指标合格方可投入运行。调保试验项目不全。12.2防止立式水轮发电机组旋转部分抬机。立式水轮发电机机组应安装抬机监控、保护装置，当旋转部分抬机量超过设计值时快速停机。抬机监控、保护装置的安装不少厂没有开展12.3.1.2水轮机在各种工况下运行时，应保证顶盖垂直振动和主轴摆动不大于《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T8564－2003）规定的允许值。机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路。目前振摆测量问题多多，作为保护停机难度很大。12.3.2.2水润滑的水导轴承应保证水质清洁、水流畅通和水压正常，水导润滑水应能够自动切换主、备用供水，流量计、压力变送器和示流器等装置应正常工作。示流器的问题比较多。12.3.2.3应保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常,信号整定值正确。对设置有外循环油系统的机组，其控制系统应正常工作。外循环油系统控制系统设计有不合理的问题，一是部分油位开关不可靠，二是部分机组没有表证油泵真正启动的压力或差压的参数。

12.3.3.2压力油罐油位计应选择钢质磁翻板液位计或其它不易老化破裂的原料生产的液位计，不得采用有机玻璃管型磁珠液位计。目前还有个别机组采用有机玻璃管型磁珠液位计。12.3.3.3机组大修后应做低油压事故停机试验。个别电厂没有进行实际试验。12.4.5.2主、辅设备保护装置应定期检验，并正常投入。机组重要运行监视表计和装置失效或动作不正确时，严禁机组启动。机组运行中失去监控时，必须停机。个别电厂的运行规程和反事故措施没有严格规定12.4.6.2润滑油油位应具备远方自动监测功能，并定时检查。定期对润滑油进行化验，油质劣化应尽快处理，油质不合格禁止启动机组。个别机组润滑油油位还不具备远方自动监测功能12.4.7.4定期检查水轮发电机机械制动系统，制动闸、制动环应平整无裂纹，固定螺栓无松动，制动瓦磨损后须及时更换，制动闸及其供气油系统应无发卡、串腔、漏气和漏油等影响制动性能的缺陷。制动回路转速整定值应定期进行校验，严禁高转速下投入机械制动。各厂目前机械制动存在的问题比较多，主要是个别风闸不到位，为防止手动投风闸可能发生的误操作，建议在温度制动柜上安装一个转速显示表。12.5.3.3紧急停机应设置为与DCS分开的独立操作回路。个别电厂没有中控室紧急停机的手动按钮。

12.5.3.4加强水泵水轮机机械保护跳闸系统和主要监视仪表巡视、检查和试验，跳闸电源必须可靠，跳闸保护信号作用于出口跳主开关、关工作闸门（进水阀）、关导叶的控制通道必须多路配置，闭锁继电器、输出继电器必须做到定期校验。常规水机保护回路中的跳闸保护信号一般有多路配置，但举一反三，监控出口的回路有多路配置吗（不需要同时输出）？13防止分散控制系统（DCS）及热工保护拒动、误动事故13.1加强分散控制系统运行维护管理

13.1.1工程师站及分散控制系统机柜间的空气质量、温度、湿度应符合《热工自动化设备检修规程》（DL/T774-2004）的要求，保证热工控制设备在良好的环境条件下运行。工程师站及现地控制单元机柜间的空气质量、温度、湿度应符合《水电厂计算机监控系统基本技术条件》（DL/T578-2008）的要求，保证热工控制设备在良好的环境条件下运行。13.1.2分散控制系统接地应满足设备技术要求，并应定期对接地系统进行检测，确保接地系统测试参数应符合规程规定要求。13.1.3修改热工保护必须在严格履行申报、审批手续后实施，并限时恢复投运。不得擅自改动保护定值和退出热工保护。13.1.4规范分散控制系统软件管理。软件修改、更新和升级必须严格履行审批授权及责任人制度，严禁擅自变更。操作员站和工程师工作站应由经授权的专业人员分级使用，严禁非授权人员进行操作和编程组态。13.1.5分散控制系统的系统操作软件安装盘应至少备份2套,并分级管理、异地保存,每年检查一次。用户应用组态软件每次变更前后，均应做完整备份。软件备份宜采取光盘刻录方式，备份至少2份，并分级管理，异地保存，保存周期不少于5年。13.1.6用户应用组态软件变更后,应对各控制站、操作站、通讯网络等进行负荷率测试，负荷率应满足《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》（DL/T659—2006）的相关要求。13.1.7建立严格的分散控制系统安全防护措施。分散控制系统中严禁拷贝、存放、运行非分散控制系统软件。单元机组通讯网络不得与社会网络联网。除调度端AGC系统外，分散控制系统与厂内MIS、SIS信息管理系统等联网必须采取可靠的隔离措施，并应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委30号令）、《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会[2004]第5号令），《电力二次系统安全防护总体方案》、《发电厂二次系统安全防护方案》（电监安全[2006]34号）等规定的要求。13.1.8分散控制系统应与全厂时钟系统(或GPS时钟)同步，并结合机组停运进行电源、网络、控制器切换试验。13.2合理配置分散控制系统资源

13.2.1分散控制系统配置应能满足机组任何工况下的监控（包括紧急故障处理）的要求，CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。13.2.2主要控制器应采用冗余配置，冗余的I/O信号应通过不同的I/O模件引入。冗余配置的过程控制单元、通信接口、通信网络应处于良好的热备用状态。13.2.3分散控制系统应由两路电源（其中一路来自UPS电源）供电，电源切换时间小于5毫秒，控制室内应设置独立于分散控制系统的电源故障声光报警。分散控制系统UPS电源严禁接入非分散控制系统设备。公用系统DCS的控制器、网络切换器所用电源应采取冗余配置，并且取自不同机组的UPS电源。CSCS系统现地控制单元（LCU）和常规水机保护电源应设计有可靠的两路供电电源（如一路为工作段电源，一路为直流电源)，并可自动切换，切换时应保证控制器不能初始化。LCU的工作电源必须满足220VAC（85－115％），220VDC（80－115％）的电压要求，满足50HZ±2％的频率要求。人机接口站如无双路电源切换装置，则必须将两路供电电源分别连接于不同的操作员站，系统电源故障（LCU、水机保护和人机接口站）必须在中控制室内设有声光报警。定期检查电源回路端子排、配线、电缆接线螺丝无松动和过热现象，电源保险丝容量是否保持与设计图纸相一致。加强对CSCS系统的UPS电源管理，UPS的输出电源必须满足220VAC±2％，50HZ±1％的要求，定期对用于UPS的蓄电池进行充放电试验。严禁非CSCS系统用电设备，接到CSCS系统的UPS电源装置上。网络交换机所用电源应采取冗余配置，并且取自不同机组的电源。定期检查CSCS系统现地控制单元(LCU)内置电池，及时更换超期内置电池。13.2.4主系统通讯负荷率必须满足《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》（DL/T659—2006）的要求，所有相关系统（包括专用装置）与主系统连接后，应保证主系统通讯负荷率控制在合理范围内。主系统通讯负荷率必须满足《DLT578-2008水电厂计算机监控系统基本技术条件》的要求。13.2.5分散控制系统的接地必须严格遵守相关技术要求，接入分散控制系统的模拟量信号必须采用屏蔽电缆，开关量输入信号宜采用屏蔽电缆，且屏蔽电缆应具有可靠的单端接地。13.2.6操作员站及少数重要操作按钮的配置应满足机组各种工况下的操作要求。紧急停机、停炉按钮配置应采用与分散控制系统分开的单独操作回路。操作员站及少数重要操作按钮的配置应满足机组各种工况下的操作要求，紧急停机下闸的按钮配置，应采用与CSCS分开的单独操作回路。13.3完善分散控制系统故障紧急处理措施

13.3.1根据机组具体情况，制订在各种情况下分散控制系统故障后的紧急处理措施，超前防范事故风险。13.3.2部分操作员站发生故障时，应由其它可用操作员站继续承担机组监控任务，此时应停止重大操作，同时迅速排除故障。若故障无法排除，应根据有关规程及机组运行状况酌情处理。13.3.3全部操作员站发生故障时，如主要后备硬手操及监视仪表可用且能够维持机组安全运行，应及时转后备操作方式运行，同时迅速排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。13.3.4系统中的控制器或相应电源发生故障时，应采取以下对策:

13.3.4.1辅机控制器或其电源发生故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理故障，如条件不允许，应将该辅机退出运行或根据处理情况采取相应措施。13.3.4.2调节回路控制器或其电源发生故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理故障，并根据处理情况采取相应措施。13.3.4.3涉及机炉保护的控制器发生故障时，应立即更换或修复控制器模件；涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应注意防止控制器初始化。如恢复失败应紧急停机停炉。应根据机组具体情况，制订在各种情况下CSCS控制系统故障后的紧急处理措施，超前防范事故风险。当全部操作员站出现故障时（所有上位机"黑屏"或"死机"），若主要后备硬手操及现地控制单元(LCU)可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式。当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务，此时应停止重大操作，同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据有关规程及机组运行状况酌情处理。当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策。辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动或就地维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。涉及到机组保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到水机保护电源故障时则应采用强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施，若恢复失败则应紧急停机。加强对CSCS系统的监视检查，特别是发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速做好相应对策。规范CSCS系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度，严禁擅自变更。在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的CSCS系统中使用，必须建立有针对性的CSCS系统防病毒措施，严格管理CSCS系统的网络地址。操作员站和工程师工作站应由经授权的专业人员分级使用，严禁非授权人员进行操作和编程组态。计算机监控系统的系统操作软件安装盘应至少备份2套,并分级管理、异地保存,每年检查一次。用户应用组态软件每次变更前后，均应做完整备份。软件备份宜采取光盘刻录方式，备份至少2份，并分级管理，异地保存，保存周期不少于5年。13.4防止热工保护拒动

13.4.1独立配置的锅炉灭火保护装置必须符合相应技术规范要求，所配电源必须可靠，系统涉及的炉膛压力的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备必须处于完好状态。对于独立配置的常规水机保护应保证装置（系统)本身完全符合相应技术规范的要求，所配电源必须可靠，能互为备用和自动切换。重要跳机保护信号和通道必须冗余配置，输出继电器必须可靠。系统涉及到的事故低油压的取压装置、压力开关、传感器等外围设备必须处于完好状态。13.4.2热工主保护系统进行机、炉、电联锁、联动试验时，必须将全部软逻辑纳入相关系统的试验范围。定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验，水机过速、事故低油压等保护(装置)应定期或每次机组检修后启动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。在进行机组大联锁与流程试验时，必须将全部逻辑纳入到相关系统的试验中。水机保护试验必须建立技术档案登记本，做到保护跳闸条件试验不逾期，不漏项。13.4.3汽轮机监视仪表（TSI）和汽轮机紧急跳闸系统（ETS）所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5%。TSI的重要跳闸保护信号和通道必须冗余配置，ETS控制的跳闸电磁阀应单独设置电源。13.4.4检修机组启动前，应对相关热工保护装置进行静态模拟试验，检查跳闸逻辑、报警及保护定值。对于配置有双通道四跳闸线圈ETS的机组，应定期进行ETS在线不停机跳闸动作试验。13.4.5处理热工保护装置故障必须严格履行审批程序。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严禁随意退出，如被迫退出运行必须采取相应安全技术措施，并在8小时内恢复；其它保护装置被迫退出运行，必须在24小时内恢复。否则应立即停机、停炉处理。处理水机保护装置（包括系统、一次检测设备)故障时，必须严格履行审批程序。水机过速、事故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，必须制定可靠的安全措施，并在8小时内恢复。其它水机保护装置被迫退出运行时，必须在及时恢复，否则应立即停机处理。13.4.6热工保护回路不应设置供运行人员切、投保护的任何操作手段。除非十分必要，只可在热工保护回路软件编程组态中，设置由热控专业人员操作的置位开关。每次置位解除保护必须得到本单位生产（技术）负责人批准，规定复位时限，并记入运行日志留档备查。定期检查CSCS系统中存在的“被强制点”，与批准手续核对并做记录。13.5防止热工保护误动

13.5.1机组运行中进行热工保护装置检修维护作业，作业现场必须保证两人以上工作，一人工作，一人监护。机组运行中进行热工保护装置检修维护作业，作业现场必须保证两人以上工作，一人工作，一人监护。机柜内监控系统和水机保护的电源端子排及重要保护端子排