基建工程热工资料

第一篇：基建工程热工资料

电力工业部关于颁发《火力发电厂基本建设工

程启动及竣工验收规程》的通知

【颁布单位】 电力工业部

【颁布日期】 19931224

【实施日期】 19931224

【章名】 通知

为了适应火电大机组及自动化程度越来越高的需要，加强火电建设工 程的启动验收工作，进一步提高火电工程质量，充分发挥投资效益，根据 国家计委颁发的《建设项目(工程)竣工验收办法》，我部将1980年颁发的 《火力发电厂基本建设工程启动验收规程》修订为《火力发电厂基本建设 工程启动及竣工验收规程》，现颁发给你们，请结合实际情况贯彻执行，并将执行中的问题和意见告部建设协调司。

火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程

【章名】

1、总则

1.0.1 火力发电厂基本建设工程在每台机组投产前，必须及时进行启 动验收，在本期工程全部竣工后，必须及时进行竣工验收。

启动验收是全面检查投产机组以及相应的建筑安装工程设计、设备、施工、调试质量和生产准备的重要环节，是保证机组能安全、经济、迅速、可靠、完整、文明地投入生产、形成生产能力，发挥投资效益的关键性 程序。具备投产条件的机组，必须及时办理启动验收和固定资产交付使用 手续。

竣工验收是全面检查工程项目完成情况、工程质量、机组效率、结束 基本建设工程的最后步骤。通过竣工验收，总结经验，改进基本建设工作。

1.0.2 新建、扩建和改建的各类火力发电厂建设工程的启动验收或竣 工验收，应以上级的批准文件、设计图纸、设备供货合同和技术说明书、各种有关的标准与规程等为依据，在启动验收委员会或竣工验收委员会领 导下进行验收。

国外引进项目，尚应按照与国外签订的供货合同和合同附件，以及有 关文件(如设计联络会议纪要等)或国外提供的技术文件进行。

1.0.3 机组整套启动移交试生产和竣工验收时，要根据不同阶段的安 全文明生产的要求，按设计的内容，按电力建设的各项验评标准做到达标 和移交水平。

1.0.4 启动验收工作的组织。

1.0.4.1 火电工程的启动验收，一般由项目建设单位提出申请，业主 批准，可以邀请有关单位的代表参加，组织启动验收委员会。启动验收委 员会由业主担任主任委员，委员由各投资方、质监、建设、监理、施工、调试、生产、电网调度、设计、制造厂等有关单位的代表组成。

启动验收委员会必须在整套启动前组成并开始工作，于办完验收移交 手续后结束工作。

启动验收委员会的主要职责是：召开启动验收委员会会议，讨论通过 委员会的下设机构、决策启动调试中的重要问题和主要方案、协调启动调 试的外部条件以及主持启动验收交接工作。

1.0.4.2 启动调试总指挥为机组启动调试的总负责人(以下简称总指 挥)。总指挥及若干名副总指挥由业主指定的代表担任，总指挥的工作由分 部试运开始一直到试生产结束为止。在启动验收委员会成立后，总指挥在 启动验收委员会领导下代表启动验收委员会主持机组启动调试的常务指挥 工作。总指挥的主要职责是审批主要启动调试方案、措施，主持定期的启 动调试协调会议，监督启动调试的质量和进度的完成。

1.0.4.3 启动验收委员会下设试运指挥组、生产准备检查组、验收工 作组、办公室，由总指挥直接领导各组(室)。

(1)试运指挥组是现场的启动指挥机构，作为现场值班指挥，对设备及 系统的启动或停运发布指令。试运指挥组由调试、建设、施工、生产单位 负责人设计总代表、制造厂总代表等有关人员组成。试运指挥组组长由调 试单位负责人担任，副组长由安装和生产单位负责人担任。

(2)验收工作组负责建筑、安装工程质量检查记录、设备和系统试验记 录、图纸资料和技术文件等的审查和移交(对建设单位已经签字验收的应认 可)，并办理设备、材料、备品、专用工具等的清点移交工作。验收工作组 的组长由建设单位的负责人担任，副组长由生产及施工单位的负责人担任，电力基本建设工程质监站负责监督。

(3)生产准备检查组负责检查生产准备工作，包括运行、检修人员的培 训工作，各分值配备，所需的规程、制度、系统图表、记录表格、安全用 具等的配备。人员由运行单位和建设单位组成。

(4)办公室负责各组协调、调试管理、文秘、安全、消防、保卫等工作，由建设单位组成。

1.0.5 启动调试及验收的一般程序及有关单位职责分工如下：

1.0.5.1 启动调试及验收的一般程序包括：建筑工程验收，分部试运，整套启动，技术资料备品备件的移交及工程验收书，试生产，竣工验收。

1.0.5.2 安装单位负责分部试运工作和整套启动期间的设备与系统的 维护、检修、消缺等工作。负责试生产期间由于安装质量而引起的设备及 系统的检修工作。

1.0.5.3 调试单位负责制订整套启动方案和整套启动调试工作。性能 试验、考核试验可根据合同进行。

1.0.5.4 生产单位在整个调整试运期间，根据调试要求或运行规程的 规定，负责电厂的运行操作。根据需要和协商，在安装结束至试生产之间，做好设备代保管工作。从试生产期开始，生产单位将接收机组的管理，对机组的运行和维护负责。

1.0.5.5 建设单位协助总指挥做好启动调试的全面组织工作。

1.0.5.6 设计院驻现场总代表负责现场的设计修改工作，并根据机组 试运情况及时了解和总结机组设计中的经验教训，以利改进和优化设计。

1.0.5.7 制造厂的代表对其为电厂提供的设备及系统进行现场技术指 导和服务。负责处理由于制造质量发生的问题，对非责任设备问题积极协 助处理。

1.0.5.8 建筑单位负责全厂土建工程的施工质量和完工程度，水、暖、卫、道、照明、消防等不应影响分部试运和整套启动，并负责试运中的 维护消缺工作。

1.0.6 质监中心站和质监站对整套启动前、满负荷试运后和半年试生 产等进行质量监督，并作出评价意见。

【章名】

2、建筑工程验收

2.0.1 在新的工程整套启动前，启动验收委员会应对建筑工程进行检 查验收。全部工程竣工后，验收委员会应对建筑工程进行一次全面验收。

在验收委员会成立前已经竣工的建筑工程项目，由建设单位根据设计 文件和技术规范的要求进行验收，并交付使用。

2.0.2 建筑工程验收一般包括：

2.0.2.1 检查完工程度，影响整套启动的工程项目应立即处理，限期 完工，对不影响安全发电的结尾工程项目，明确规定最后竣工日期(最后竣 工日期不得超出试生产结束日期)。

2.0.2.2 检查施工单位应提交技术资料的完整性与准确程度。

2.0.2.3 对建筑工程质量验收工作及评定结果进行检查，必要时可进 行抽查。

2.0.2.4 属于外委工程以及与市政公用单位有关的铁路专用线、码头、厂外公路、上下水、消防、防洪、环境保护、综合利用等工程，在有关 单位参加下进行验收。

【章名】

3、分部试运

3.0.1 安装工作结束，并按调试顺序完成了必要的检查试验后即可开 始分部试运。分部试运由单机试运和分系统试运两个部分组成。

3.0.2 分部试运是由厂用电受电开始到机组整套启动前为止，由安装 单位负责，建设、调试、生产、设计单位参加，主要辅机设备(例如汽动给 水泵、球磨机等)，还应有制造厂人员参加。

分部试运的方案和措施，由安装或调试单位提出，经安装单位总工程 师批准，对重要的试运项目还需经启动调试总指挥审批后交有关单位执行。

3.0.2.1 单机试运主要是辅机，包括电动机及其电气部分试运，带动 机械部分试运和带负荷单系统试运等。

3.0.2.2 单机试运合格后，根据现场实际情况，对辅机进行分系统带 负荷，做程控试验和对整个分系统进行调试，考验工程质量，确定其是否 具备参加整套试运条件。

3.0.2.3 如合同规定必须由厂家自行调试的项目，调试和安装单位应 密切配合，生产单位参加。

3.0.3 系统碱洗、锅炉及其系统的化学清洗和蒸汽冲管是重要的系统 试运项目，除必要的临时设施外应尽可能利用正规设备进行。点火前应保 证燃烧管理系统和保护系统、火焰监视系统、吹灰系统等调试合格可以投 入。取样分析和加药系统也可正常投入。

3.0.4 分部试运及调整试验应由安装及调试单位作出技术记录，各项 试验结果将作为整套启动的依据。

经分部试运合格的设备和系统，如由于生产或试运需要须继续运转时，经双方协商，可交由生产单位代行保管并负责运行维护，由施工原因造 成的消缺检修工作仍由施工单位承担。设计、设备缺陷由建设单位组织有 关单位完成。

【章名】

4、整套启动试运

4.0.1 整套启动试运是指由机炉电第一次联合启动试运开始到24小时 或7天(或合同规定的时间)试运合格移交生产运行止，由启动委员会负责。

4.0.2 调试单位提出确保安全启动的方案和措施，报启动验收委员会 讨论并经启动调试总指挥审批后，交试运指挥组执行。

对有重大影响项目的调试方案和措施，应由调试、安装和生产单位联 合制定，报启动验收委员会讨论并经启动调试总指挥审批，必要时报主管 部门取得同意后执行。

4.0.3 整套设备的启动调试，由试运指挥组负责组织有关人员按照整 套启动方案进行。

4.0.4 整套设备启动前，启动验收委员会应听取建设、施工、调试和 运行单位负责人汇报并检查启动前的准备工作情况，全面检查所有投入整 套启动的设备是否已达到安全启动的要求，试运人员是否已经配备齐全，生产准备工作是否就绪，调试准备工作是否全部做好。

4.0.5 整套设备的启动试运，应具备下列条件才能进行(个别条款可 视实际情况，经启动验收委员会批准，分阶段达到)。

4.0.5.1 投入使用的土建工程和生产区域的设施，应按设计完成并进 行了验收，生产区域的场地应平整，道路需畅通，平台栏杆和沟道盖板齐 全，脚手架、障碍物、易燃物、建筑垃圾等已经清除。

4.0.5.2 整套启动前，对投入设备和系统及与其有关的辅助设备配套 工程均已分部试运(包括调整试验)合格，热机、电气的所有保护装置、热 工仪表、远方操作装置、灯光音响信号、事故按钮及联锁装置均已分别试 验合格。安全运行所必需的自动及程控装置应具备投入条件。

4.0.5.3 调试、运行及检修人员均已分值配齐，运行人员已经培训并 考试合格，整套启动方案和措施报审完毕，并按进度向有关参与试运的人 员交底。

4.0.5.4 生产单位将运行所需的规程制度、系统图表、记录表格、安 全用具、运行工具、仪表等已准备好，投入的设备和管道已有命名和标志。

4.0.5.5 数据采集的控制用计算机(包括事故追忆装置)输入输出点接 线经校对准确，系统精度符合设计要求，变送器定值整定完毕，不停电电 源、空调、机房空气净化、接地装置和屏蔽设施等均已按设计要求施工完 毕，并试运调整合格。

4.0.5.6 具备可靠的厂用电源和保安电源，足够的燃料，化学药品及 其他必需的材料备品及工具。

4.0.5.7 有关照明(包括事故照明)、通讯联络设备和按设计要求的防 寒、采暖通风设施已安装试验完毕，能正常投入使用。

4.0.5.8 压缩空气系统、补给水系统、循环水系统、工业水系统、启 动汽源系统、轴承冷却水系统、凝结水精处理系统、水处理系统等按设计 要求具备投入条件。

4.0.5.9 试运区域的消防水源必须可靠，消防设施齐全(包括事故排 油坑)，并经验收试投合格。消防、保卫工作均已落实。

4.0.5.10 除灰系统沉渣池灰库、输灰泵房、输灰沟、输灰管和相应 的配套设备及灰场、废水、废油处理设施、电除尘器等均已按设计要求具 备投入条件。机组投入后，应符合环保要求。

4.0.5.11 卸煤、输煤、储煤和制粉系统按设计要求具备投入条件。

4.0.5.12 燃油系统的卸油、输油、储油和泵房(或燃气配气站)等的 土建和安装工作，按设计要求具备投入条件。

4.0.5.13 制氢设备和供氨系统，以及设有制氯装置的，都应按设计 要求具备投入条件。

4.0.5.14 全部参加试运的设备和系统，与运行中或尚在施工中的汽 水管道及其他系统已做好必要的隔离。

4.0.5.15 涉及新机投产的电网输电线路(包括远动通讯等)应基本具 备和满足启动机组满负荷输电的要求。

4.0.5.16 上下水、电梯、环境监测系统按设计要求投入。

4.0.5.17 保温、油漆工作已按设计完工，并经验收合格。

4.0.6 整套启动试运

4.0.6.1 为了保证整套启动试运能顺利进行，在冷态下调试、整定的 项目应按计划全部完成。

4.0.6.2 单机容量在300MW以下国产机组应按下列要求进行整套启动 试运：

(1)机组整套启动升速，额定转速下调节系统有关参数整定和调试，发 电机空载试验、短路试验、励磁装置试验，并网接带负荷试验，超速试验，制粉系统调试，燃烧初调整，汽水品质监督试验，各种保护系统投入，自动调节装置及控制系统投入和切换试验，厂用电切换试验。负荷摆动试 验，机组启动试验，甩负荷试验，真空严密性试验等。在该试运期间，允 许机组启停进行调整和处理缺陷。

(2)机组负荷达到并保持铭牌出力后，燃煤锅炉要达到断油(或天然气)、投高加、投电除尘、连续72小时满负荷运行，汽水品质合格，自动装置 投入(由于设计、设备或系统等不属施工原因使个别项目不能全部投入时应 写明原因，由建设单位负责在试生产阶段组织完成)，调节品质基本达到设 计要求，机组运行正常，整套试运行即告完成。

在试运中由于系统或其他原因使试运机组不能带满负荷时，由启动验 收委员会决定应带的最大允许负荷。

(3)72小时试运完成后，应对各项设备作一次全面检查，处理试运中发 现的缺陷，缺陷处理完毕后，机组应再次启动，带满负荷连续运行24小时 后，移交生产单位进入试生产阶段。(对暂时不具备处理条件的而又不影响 安全运行的项目，由启动验收委员会规定负责处理的单位和完工时间)。

(4)72小时试运过程中，应对设备的各项运行数据(如振动、膨胀、温 度、汽水品质、机组主要运行参数等)及异常情况，作出详细记录交有关单 位。

4.0.6.3 单机容量在300MW及以上机组，整套启动调试程序如下：

(1)除按本规范6.0.6.2.1规定的调试项目外，视主辅机性能和自动控 制装置功能还应增加自动处理事故的功能试验项目，特殊试验项目(如单风 机运行、高加停用、汽动给水泵汽源切换试验等)。

(2)启动调试主要程序一般如下：

首次启动冲转冷态启动试验→升速→定速摩擦检查→升速→定速运行 检查→调节系统有关参数整定和调试→电气试验→主汽门严密性试验→并 网带负荷10%～15%稳定运行4～6小时→解列超速试验→高低压旁路系统试 验、锅炉洗硅→带25%负荷磨煤机及燃烧初调整试验、锅炉洗硅→带50%负 荷磨煤机及燃烧初调整试验、锅炉洗硅并机组甩负荷试验→短时停机检查 清扫凝汽器和消除缺陷→机组停运试验→温态启动试验→热态启停试验→ 带75%负荷、制粉系统或磨煤机调整试验、燃烧调整试验、自动调节和控制 系统调整投入及切换试验、汽机真空严密性试验、锅炉洗硅→带100%负荷，调试项目同75%负荷的项目并做甩荷试验。负荷变动试验→MFT动作试验 →停机检修。

在进行上述启动试运工作时，保护装置和燃烧器管理系统应始终投入，并作必要的调整，保证其正确动作。

(3)在完成上述调试工作后即可进行7天带负荷连续运行，主机和辅机 均应连续运行不应中断。合格后移交生产单位。

在运行期间，作好运行数据、设备缺陷及其处理情况的记录，交各有 关单位。

4.0.6.4 在进行机组的整套启动试运工作时，其启动试运主要程序可 根据实际情况由生产、调试和安装单位通过协商可酌情增减，有些项目也 可在试生产阶段完成。

4.0.6.5 在启动试运过程中发生的问题由建设单位全面负责，组织有 关单位消缺完善。进口设备的缺陷应尽量由设备供应厂家驻现场代表负责 处理，建设单位和安装单位积极配合，在无制造厂代表时，以建设单位为 主提出处理意见，并报业主审批后进行处理。

4.0.6.6 进口机组的启动试运按合同规定进行，如合同无规定时，执 行本规程。

【章名】

5、技术资料备品配件的移交及工程验收书

5.0.1 技术资料由建设单位组织有关单位按电力建设施工及验收技术 规范的规定向运行单位移交(国外引进设备可按建设单位和施工单位的分工 办理)，一般包括下列各项：

5.0.1.1 据以施工的整套设计图纸、技术条件、设计变更单、重要设 计修改图。施工过程中修改过多而必须重新绘制的峻工图纸，包括电气、热工二次线、地下管线、电缆埋设和接地装置等竣工图，由建设单位负责 组织，设计单位负责重新绘制，施工、调试等有关单位密切配合完成后移 交。

5.0.1.2 制造厂的整套安装图纸、说明书及出厂证明书。

5.0.1.3 材料试验记录和质保书。

5.0.1.4 建筑及安装工程质量检查及验收记录和中间验收签证。施工 和试运过程中发生的质量事故的设备缺陷处理记录。

5.0.1.5 施工过程中补充的地质及水文资料以及建筑物、构筑物、大 型设备基础的沉陷观测记录。

5.0.1.6 建筑物或构筑物及大型设备主要轴线的测量放线记录及水准 点一览表。

5.0.1.7 安装记录和分部试转及调整试验记录或报告。

5.0.1.8 整套启动试运记录和调试报告。

5.0.1.9 经上级质监站检查的项目、结果、评价及其他有关文件。

5.0.1.10 与工程有关的将来生产上必须作为依据的合同、协议、来 往文件及重要会议记录等。

凡属外文的技术资料应一并移交。

5.0.2 技术资料的移交由启动验收委员会的验收工作组负责办理，应 移交哪些技术资料，双方如有不同意见时，由启动验收委员会决定。

全部资料应在整套启动试运完毕进入试生产后一个半月内移交完毕(或 按合同规定)，特殊情况由启动委员会决定时间。需在试运前移交的资料，施工单位根据运行单位的需要提前移交。

5.0.3 随同设备供应的备品、配件、生产试验仪器和专用工具等，应 由建设单位负责组织安装单位移交生产单位。

5.0.4 验收交接工作完成后，应由启动验收委员会在一个月内提出以 下文件：

5.0.4.1 工程验收书。

5.0.4.2 整套设备启动试运工作总结。

5.0.4.3 未完工程及需改进工程清单，明确设计、施工单位和完成日 期。

上述文件由建设、生产、设计和施工单位各执一份，并报送有关上级 主管部门。必要时应抄送设备制造单位。

【章名】

6、试生产

6.0.1 对单机容量为200MW及以上的机组，移交生产单位后用六个月 的时间作为试生产阶段。试生产阶段仍属基本建设阶段，建设单位、生产 单位要安排条件，使机组在各种工况下运行，进一步暴露和消除缺陷；进 行未完调试项目的调试和运行调试；对设备是否符合设计性能进行全面考 核；使自动和程控装置投入运行后调节和控制质量指标达到设计要求；并 确定机组的各项技术经济指标和完成基建未完项目。

从国外引进的设备应按与外商签订的供货合同处理。

200MW以下机组是否安排试生产，由启动验收委员会决定。

6.0.2 试生产阶段的工作和责任

6.0.2.1 试生产阶段机组已移交生产，因此这阶段工作要在业主和启 动调试总指挥领导下，由建设单位组织生产、调试、设计、施工单位和制 造厂积极创造条件尽快实施。

6.0.2.2 生产单位负责机组的运行和维护，在此阶段内，由于设计、制造或施工原因造成的缺陷，分别由设计、制造和施工单位负责处理并承 担经济责任，生产单位应根据设备运行情况，提出机组存在的问题，由建 设单位组织有关单位共同贯彻落实。

6.0.2.3 试生产阶段，生产、调试和建设单位都要给自动、程控和保 护装置的试验工作积极创造条件，相互配合，努力使机组的自动化水平达 到设计要求。

6.0.2.4 试生产阶段，机组不属电网的可调机组，电网调度在安全运 行的许可条件内，尽可能满足机组调试的启停和负荷变动的要求。

6.0.2.5 如机组各项技术安全经济指标已达到设计值，自动和程控装 置已全部投入，机组各项性能考核已按俣同全面完成，运行正常，并提出 了试生产报告，试生产阶段即可如期结束。

6.0.2.6 试生产期内，由于某种原因，一些设备和自动保护装置不能 投入，应由建设单位有有关参加单位提出专题报告，报主管单位研究解决。

6.0.2.7 试生产结束后，应由业或其委托的建设单位组织验收。整个 工作结束后进行竣工验收的同时由竣工验收委员会对试生产进行验收。

6.0.2.8 试生产期满后，如某些指标和试验因设备等原因仍未达到设 计要求或未全部完成，则不延长试生产期，连同相应的资金交由生产单位 自行完成。

【章名】

7、竣工验收

7.0.1 凡新建、扩建、改建的火力发电厂基本建设工程，按批准的设 计文件所规定的内容全部建成，该期工程在最后一台机组试生产结束后(无 试生产期的则在最后一台机组整套试运转移交后)必须及时组织竣工验收。

7.0.2 一般火力发电厂基本建设工程的竣工验收，由建设单位提出申 请，报业主批准并由业主部门主持。

单机容量在600MW及以上并且工程容量在1200MW及以上的火力发电厂基 本建设工程的竣工验收，由业主提出申请，电力部主持。之前，应由业主 先进行初步验收。特大容量，特别重要的工程由电力部请国家主持验收。

7.0.3 竣工验收要根据工程规模大小，复杂程度组成竣工验收委员会。除了参加工程建设的建设、设计、施工、调试、生产、质监单位、主要 设备制造单位参加外，可以邀请有关的地方政府部门参加。

7.0.4 竣工验收的范围包括本期工程所有设计项目、全部机组、全厂 公用系统和公共设施、卫生设施、环境保护设施、试生产情况等，以确保 全厂形成完整的生产能力。

对已经办理过验收手续并已移交生产的机组和工程项目，不再重复办 理验收手续。

有的基本建设工程(项目)只是零星土建工程和少数非主要设备未按设 计规定的内容全部建成，但不影响正常生产，已符合竣工验收标准的，亦 应办理竣工验收手续，对剩余工程按设计留足投资，限期完成。

7.0.5 建设、设计、施工、调试和生产单位，均应在竣工验收时分别 作出总结。其内容包括工程项目(含配套工程)建设过程和完成情况、工程 质量、试生产情况、考核试验情况(指需要考核试验的机组)、建设项目后 评估、竣工决算和存在的问题。

7.0.6 建设单位应在施工单位和设计单位的配合下，于办理验收手续 之前，认真清理所有财产和物资，编报竣工决算。分析概预算执行情况，考核投资效果。配合验收，同时办理固定资产交付使用的转帐手续。

【章名】

8、附则

8.0.1 火力发电厂基本建设工程的保修期自移交试生产后为一年(进 口设备应按与供货厂家签订的合同办理)。在此期间暴露的缺陷，根据缺陷 的性质与分类，由有关责任单位负责处理。

第二篇：热工防误操作学习资料

热工防误操作学习资料

热电一分公司培训科

2010年10月

热电一分公司培训科

热电一分公司培训科

第一章 热工反事故措施

第一节

反事故措施中的技术管理要求

1.建立健全必要的图纸资料，为了能够正确地掌握热工保护情况，在工作时有所依据，消除因保护误动引发的事故，应具备符合实际情况的设备布置图、原理接线图、端子排出线图和各种保护试验记录等。

2.对原热工保护系统进行修改时，必须事先做好图纸或在原图纸上修改，做好备份，并经公司领导批准。

3.现场仪表设备的标志牌、铭牌应正确齐全。

4.现场检修作业时，必须持有工作票。工作票应有详细的安全措施。5.严格执行：热电一分公司安监（2007）003关于规范热工保护投退操作程序的通知要求；热电安字（2010）006号关于加强电热专业检修危险点防误监管的通知要求，进行主保护的投入和切除工作。

6.加强对职工的技术培训，技术问答等培训活动应有实效性。

7.必须认真贯彻事故调查规程和评价规程，对所有热工主保护的不正确动作，应当及时分析出原因，提出改进措施并认真处理。

第二节

工作票的使用要求.热工专业人员进行热控设备的维护工作时, 必须严格执行工作票制度，严格依据集团公司《工作票操作票使用和管理标准》和《危险点分析与控制工作管理办法》制订的热控工作标准工作票、危险点分析与控制措施、作业指导书，实行标准化作业。并严格执行工作监护制度。

2.进行涉及分散控制系统的工作时，工作票中必须列出工作地点，工作内容，在工程师站的工作必须注明：调用的组态方案，I/O点点名以及站号（或子系统名称）。

第三节

分散控制系统工作要求

1.严格执行我公司制定的分散控制系统管理制度，加强分散控制系统设备巡视

热电一分公司培训科

点检工作，系统维护人员必须经过正规培训、并考核合格。

2.在工程师站和电子设备间进行检修或试验工作时，严禁从DCS总电源柜任何一路电源（包括分支开关后）接出临时检修电源。涉及DCS、DEH控制站，TSI、FSSS检测装置电源开关应作好防误碰的措施，机柜门在检修完毕应及时锁住。

3.因工作需要，需临时在分散控制系统网络接入其它计算机进行数据采集和数据监视时，接入的计算机接入前应经过我厂计算机专业人员严格查杀病毒并经过书面申请批准后，在采取有效的隔离措施（由分散控制系统单向传输数据）后才可以接入网络。

4.机组正常运行中，严禁随意插拔模件（卡件），在确认模件（卡件）部分通道故障情况下，必须对该模件（卡件）其它通道信号在系统组态方案中的作用进行严格仔细分析，在确保该模件（卡件）插拔过程中不会造成现场设备、保护以及自动系统出现误动等异常情况时，对模件（卡件）进行静电释放后并做好标记才能进行模件（卡件）的检修或更换。

5.热控人员应分级授权使用工程师站、操作员站等人机接口,并设置专用密码，运行操作人员使用操作员级密码，由值长掌握（#1-#8机组）；工程师级密码由分管工程师站设备的所辖班组技术员、班长等人掌握，各自拥有不同的工程师级密码，在工程师级别下进行必要的工作完毕后应及时退出工程师环境，并进行锁屏。

6.严禁在分散控制系统的计算机中使用与系统无关的软件和软盘、光盘。7.分散控制系统控制组态方案的修改必须填写热工保护修改申请单，经总工程师批准，根据修改内容所属的子系统，由部门指定专人进行修改，修改时一人操作，另一人监督复核，修改完后热工保护修改申请单由车间和分厂分别负责保管，并将操作方式或定值异动情况书面记录。

8.在运行过程中严禁进行分散控制系统的软件升级（包括相关的硬件升级），热电一分公司培训科

软件升级前应写出专题报告，在论证升级的安全性及技术经济性的基础上，提出升级类型，并取得制造厂技术支持，方可进行应用软件和系统软件的升级。未征得总工程师批准，未取得制造厂同意，严禁修改分散控制系统的操作系统或进行组态软件升级。软件升级工作都应该在机组停运情况下并严格按制造商的要求和步骤进行。

9.分散控制系统软件应每年制做一次备份，由设备责任人和车间分别保管,并做好标签、只读、防霉、防潮等安全管理措施,备份工作完毕后需将备份时间、备份人员、版本和内容记录在案。工作人员不应对控制系统的系统软件进行任何修改。在制造商指导下进行的软件升级，应及时做好备份。组态软件在检修前必须完整地拷贝一次，检修后进行核对，并拷贝。操作系统和组态软件以及应用软件应不少于两份，并分级管理。软件保存宜采用光盘备份，保存周期不宜小于5年。

10.两台机组工程师站在同一房间时或同一电脑时，应保持各设备标志清晰明显，并采取有效地措施，以防止走错间隔而导致在工程师站的查询或操作出现失误。

11.工程师站和电子设备间禁止放置具有强电磁干扰的设备；进入电子设备间前必须先关闭手机和对讲机。

12.定期进行分散控制系统接地（信号地、屏蔽地等）检查，检修过程中严禁拆除机柜任何接地线，并不允许其它电子设备与分散控制系统并接地线。13.在工程师站进行自动调节系统参数修改或试验整定时，应严格执行监护制度，做好原始参数记录后在指定的专人监护下，才能进行参数修改。

14.分散控制系统图纸资料应保存完好、齐全，系统组态方案与图纸相符，I/O清单与现场实际相符，组态修改后应及时修改相应的图纸，确保图纸与实际情况一致。

第四节

现场热控设备工作要求

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1.现场热工测点维护检修时，接线时应有专人监护，接线后应用手轻扯接线，确保接线牢固，系统组态时应对测点进行质量判断（坏点信息），接线松动时应闭锁保护动作并报警。确保及时发现并纠正。

2.电动门、电动执行机构电源线和控制信号线不能采用同一根电缆，在检修中应保证电源线和信号线分开敷设，不得交叉，避免信号线产生较高的感应电压，误发信号。

3.现场接线盒进线口应采取合适的密封措施，防止雨水或潮湿空气的渗入，拆线时热工人员应采用安全措施做好技术记录，通电前对回路进行仔细检查，工作完毕端子盒盖应牢固的关上，并密封。

4.运行中的热工保护回路检修时，应严格执行厂部对热工保护的管理制度和安全监护制度，开工前要求提供退出保护的书面申请或热控工作票，经调度批准后并退出该保护方可开工。检修过程中应严格做好防止对旁边其它保护回路可能造成误碰的措施。检修结束应彻底拆除临时接入的短接线和调试校验设备。5.保护系统坚持定期校验，做好保护就地仪表（行程、压力、差压、流量、液位开关等）的防护措施（防水、防油、防尘、防火等），加强对保护测量仪表阀门及取样管路接头的定期检修，每日设备巡视点检时仔细检查取样管路是否有介质泄漏，严禁在保护未退出时随意关闭取样管路上的阀门。

6.加强热工保护管理，制定完善保护装置的管理制度，及时更新保护定值清册，并予以公布。

7.目前许多热控保护系统采取与自动调节系统共用变送器测量水位、压力、流量等信号并经过三取二逻辑来实现保护逻辑功能。因此在变送器检修前必须进行核对确认，保证自动和保护系统的投退正确，并严禁在运行过程中随意对变送器测量取样管路进行排污。

8.就地相同型号检测探头拆卸时应做好标记并标明定值等原始记录，接线端子拆线前应对每一根线都做好清晰的标记，防止恢复接线过程中漏接和接错线，热电一分公司培训科

造成设备误动。

第五节

防止热工保护拒动的措施

1.对于独立配置的锅炉灭火保护装置应保证装置（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，系统涉及到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。2.定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验，在役的锅炉炉膛安全监视保护装置的动态试验间隔不得超过3年。

3.锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的系统及含有相关软逻辑的热工保护系统，在进行机、炉、电联锁与联动试验时，必须将全部软逻辑纳入到相关系统的试验中。

4.汽轮机紧急跳闸系统（FTS）的汽轮机检测仪表（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%。TSI的CPU及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。

5.汽轮机超速、轴向位移、低油压保护、低真空保护（装置）每次大修及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。

6.若发现热工保护装置故障，必须开具工作票，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、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；若有检修工作必须推出主保护时，必须开具工作票，经总调批准后解除相应保护并在两个小时内恢复；其他保护装置被迫退出运行的，必须在24h内恢复，否则应立即停机、停炉处理。

第二章

热工误操作事故案例列举

（一）邹平二电“3.10”热工强制信号导致#2炉灭火事件

1.事故前运方

锅炉主汽压力9.1MPa,主汽温度539℃,主汽流量231T/h,2-1制粉运行,各

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保护均投入运行,各辅机设备运行正常。

2.事故经过及处理

2005年3月10日16时11分，热工人员处理2-11给粉机经常自动跳闸的缺陷，从DCS系统中强制“2-11给粉机已运行”信号，但考虑到若锅炉发生灭火时，锅炉吹扫条件不能满足，于是将“给粉机全停信号”强制为“1”，致使锅炉 “失去全燃料” 保护动作，#2锅炉灭火。当值司炉立即汇报班长、值长，并做灭火后的相应处理，炉膛经吹扫5分钟后，投入锅炉各角油枪，并逐渐投入各台给粉机运行。16：45分关截汽门前疏水，锅炉恢复正常运行。

3.原因分析

由于2-11给粉机转速经常降至零，影响锅炉燃烧工况，易发生不安全情况，经热工车间查线、测接地电阻、更换模块、变频器后，问题仍未得到解决。针对此情况，热工人员将“2-11给粉机已运行”信号在DCS中强制为运行，同时强制了“给粉机全停”，导致锅炉“失去全燃料”保护动作，引起#2锅炉灭火。

4.暴露问题

1.#2炉启动初期，2-11给粉机经常发生转速降至零后又继续上升或跳闸的现象，经检查发现，“2-11给粉机已运行”信号经常短时间消失，热工车间在春节停炉期间对信号线进行了紧固，并对接地电阻进行了检查，均符合要求，#2炉启动后2-11给粉机仍存在上述隐患，热工车间又对变频器及模块进行了更换，但仍未解决此问题。同时，锅炉车间也对2-11给粉机进行了机械专项检查，均未发现问题。针对此设备隐患，下一步邹平二电将成立攻关小组，并联系相关厂家协助处理。

2.热工车间针对2-11给粉机存在的缺陷，在多次检查仍未能解决的情况下，决定对“2-11给粉机已运行”信号在DCS系统中强制为“运行”，而后考虑到#2炉发生灭火后由于吹扫条件不具备，会延长锅炉恢复时间，所以又把“给粉机未均停”信号强制为“１”，从而导致了#2锅炉ＭＦＴ保护动作，＃２炉发

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生灭火。

3.在信号强制过程中，由于热工人员考虑不全面，对各逻辑关系未进行全面分析，导致本次不安全情况的发生。

5.防范措施

1.在机组运行过程中，尽量减少DCS中的组态修改和强制工作。若需要做该项工作，必须做好安全分析，并联系相关专业专工及专业负责人共同分析、制定安全措施。

2.今后在进行修改或强制工作时，事先要对逻辑进行全面检查，分析相互影响关系，并确认无误后方可进行操作。

3.针对2-11给粉机出现的设备隐患，热工车间要加强对机组保护及逻辑关系的学习及培训，避免类似不安全情况的再次发生。同时，要加大对重要热工设备的检查和维护力度，确保机组的安全生产。

（二）邹平二电热工误碰#4机保护造成跳机事件

1.事故前运方

#4机带54MW电负荷，主汽温度530℃、主汽压力8.69MPa，凝汽器真空-97.7kPa，高、低压加热器均正常投运。

2.事故经过及处理

2005年11月22日09时09分，#3机做启机前各静态保护试验，联系热工做#3机超速保护试验时，#4机电负荷甩至零，机组功率出现逆功率，转速为2992r/min，ETS跳闸首出条件为“汽机转速高停机”。立即汇报班长、值长，值长令开启调速汽门，此时调速汽门无法开启，联系热工人员处理，汽机人员做机组甩负荷后其他参数的调整操作。09时28分热工人员处理未果，值长通知#4发电机解列，打闸停机。09时33分热工人员处理完毕立即挂闸冲转。09时36分定速，09时44分并网带负荷。09时52分#4机负荷全面恢复。

3.原因分析

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#3机做启机前“汽机转速高停机”静态保护试验时，热工人员在#1电子设备间进行接点短接，误短接了运行的#4机，致使#4机因“汽机转速高停机”保护动作而跳闸。

4.防范措施

1.严格执行各项操作的监护制度和复诵制度。

2.加强各岗位人员的思想教育，提高人员的工作责任心。

3.加强对运行人员的技术培训和反事故演习，提高运行人员的事故处理能力和速度。

4.热工车间应在电子设备间机组各保护柜上挂有明显标记如“机组已运行”等，以提醒人员防止误操作。

（三）邹平二电循环水泵出口蝶阀关闭导致#

1、#2机跳机事故

1.事故前运方

#

1、#

2、#4机运行，#1机对外供热；#1机有功负荷56.9MW，热负荷106t/h，真空-96.8kPa；#2机有功负荷54.3MW，真空-97.1kPa；#4机有功负荷55MW，真空-97.4kPa；#

2、#

3、#5循泵运行，#

1、#

4、#6循泵备用。#

1、#

2、#4炉运行，#1炉负荷233t/h，#2炉负荷221t/h，#4炉负荷211t/h，主汽压力9.05MPa。

2.事故经过

2005年11月15日09:23分53秒，汽机公用系统运行人员发现#

2、#

3、#5循泵出口蝶阀指示黄色故障信号闪烁，循环水母管压力下降。09:24分运行人员立即盘上点开循泵出口蝶阀无效。09:24分30秒，立即抢合#1循泵，09:24分47秒，抢合#6循泵，出口蝶阀均无法联启。同时#

1、#2机真空迅速下降、#4机真空缓慢下降，机组降负荷处理。

09:25分，#1机降负荷至48.8MW，真空降至-59.7kPa，#1机低真空保护动作；#2机降有功负荷至44MW，真空降至-58.7kPa，低真空保护动作，#2机调门关闭，自动主汽门未关，#2机有功负荷甩至-2MW。2-2给水泵辅助油泵跳闸，热电一分公司培训科

#2给水泵跳闸。汽机人员进行相关处理。

09:25分，电气主控室喇叭叫，#1发主变组高压侧561开关、#1高厂变低压侧61开关、#1低厂变高压侧618开关、#1低厂变低压侧418开关、35kV邹电四Ⅰ线502开关绿灯闪光；6kVⅠ段备用电源进线610开关、400VⅠ段备用电源进线410开关红灯闪光。“#1主变断路器事故跳闸”、“#1机热工保护”“#1高厂变、#1低厂变备自投动作”等光字牌亮，#2机逆功率，电网周波降至47.53Hz。

#

1、#

2、#4炉负荷骤降至29t/h、76t/h、90t/h，主汽压力升高至10.50MPa。#1炉A、B、C层、#2炉A、C层、#4炉C层给粉电源跳至备用段，#1炉两台捞渣机跳闸，燃油泵跳闸，各空压机跳闸。#4炉集箱安全阀动作，各炉立即全开对空排汽，拉部分给粉机降压，启动燃油泵运行，并进行相关处理。

09:25分48秒，汽机循泵出口蝶阀逐渐开启，循环水压力上升。09:26分，电气运行人员复位音响、开关把手，倒#2机厂用电由6kV备用Ⅰ段带，查保护为“#1机热工保护”、“502线路低周减载”保护动作。

09:28分，主控室喇叭叫，#2发变组562开关绿灯闪光，“#2主变断路器事故跳闸”、“#4机过负荷”光字牌亮，#4机定子电流升至4700A；运行人员立即复位562开关，手动降低#4机无功负荷，降定子电流至4450A，查保护为“#2机逆功率t2”保护动作。

09:28分，汽机运行人员启#4循泵，循环水压力正常后，循泵恢复原运方。09:29分，#2机监盘人员发现#2机发电机主保护动作，自动主汽门仍未关闭，立即就地打闸。

#

1、#2机真空恢复后，挂闸升速。09:43分，#1机手动准同期并网。09:44分，值长令合上502开关。09:47分，#2机并网；09:53分，#2机有功负荷升至54MW。09:57分，#1机带热负荷；10:14分，#1机有功负荷升至55MW，热负荷70t/h。机组全面恢复正常。

3.原因分析

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事故发生前热工人员在循泵房继电器柜后接#

7、#

8、#9循泵出口蝶阀继电器中自保持回路时，无意中造成继电器柜内24V电源短路，导致循泵出口蝶阀全关。

4.暴露问题

1.邹平二电管理不到位，工作中未有效地执行工作票制度及工作监护制度。

2.循泵继电器柜内厂用电何时跳闸不知道，没有严格执行设备主人定期巡检制度。

3.循泵出口蝶阀控制回路由控制继电器作保持继电器设计不合理。4.热工人员马维军没有严格执行工作监护制度。

5.防范措施

1.继电器中自保持回路改造。2.电源柜内零线改造，直接上小母线。3.备用电源改造，由化水Ⅱ段带。4.UPS电源柜位置改造，并将柜门上锁。5.各项工作中严格执行“两票三制”。

6.查清循泵继电器柜内厂用电跳闸原因，保证电源可靠。7.工作中应做好运行设备端子排的隔离。

8.各热电厂重要场所实行进入登记制度，杜绝非工作人员进入生产场所。

（四）魏桥二电“8•28”#4机TSI转速表电源短路造成#4机跳机事件

1.事故前运方

#

1、#

2、#

4、#6机、炉运行，#1机带有功负荷28.37MW、#2机带有功负荷23.09MW、#4机带有功负荷27.83MW、#6机带有功负荷28.48MW。

2.事故经过及处理

2006年8月28日17:07分，警铃响、喇叭叫，364、64A、64B开关绿闪，热电一分公司培训科

640开关红闪，“#4主变高压侧断路器事故跳闸”、“6kV#4厂用馈线1/2断路器事故跳闸”、“6kV备自投动作”、“#4机主汽门关闭”、“故障录波装置启动”GP亮，#4机负荷降为零，电气运行人员复归开关操作把手，切除6kVⅣ段BZT开关，拉开#4机励磁电源控制开关SW3，查保护为#4机“主汽门关闭”保护动作，脱离#4机“主汽门关闭”、“关闭主汽门”保护压板。17:12分，值长令拉开#4主变中性点364-3刀闸，#2消弧变转备用。17:35分，#4发变组并网带负荷，17:40分，6kV#4厂用馈线转运行，17:44分，#2消弧变转运行。18：25分，QBJ-3800汽轮机监视保护仪更换完毕，#4机热工保护投入，恢复原运方。

3.原因分析

8月28日，热工车间工作负责人国宁克在更换#4机TSI转速表时，不慎将QBJ-3800汽轮机监视保护仪电源输出短路，使QBJ-3800汽轮机监视保护仪故障误发轴向位移危险信号，#4机跳闸。

4.暴露问题

1.热工车间工作负责人责任心不强，技术水平差； 2.工作前未将危险点考虑周全；

3.热工人员对设备熟悉程度不够，TSI装置接线本为插拔式，但现场抢修时却采取接线的方法，延缓了事故处理的时间。

5.防范措施

1.加强车间人员的责任心，加强人员的培训力度，特别是对现场设备的熟悉程度及新提拔的工作负责人技术水平。

2.工作前应将危险点考虑周全，在检修QBJ-3800汽轮机监视保护仪时，应将机组转速保护及轴向位移保护解除，防止保护误动。

（五）魏桥二电#5炉灭火事件

1.事故前运方

#5炉双引、单送、双制粉运行；因热工车间有工作票“吹扫#5炉炉膛负压

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仪表管”，根据工作需要MFT总保护未投入；主汽流量110t/h，主汽温度540℃。

2.事故经过及处理

2007年9月28日14:00分，热工开工作票“吹扫#5炉炉膛负压仪表管”，根据工作需要解除#5炉MFT总保护，15:40分，热工人员吹扫完#5炉炉膛负压仪表管后要求投入MFT总保护，#5炉司炉胡林智汇报班长后电话通知值长，当值值长确认后命令投入保护，15:45:08，投入MFT保护，随即MFT保护动作，锅炉灭火，首出原因为“全炉膛灭火”。汇报班长、值长，并做灭火后的相关处理，16:05分投油点火，逐步稳定后撤油枪，投电除尘及相关保护，#5炉恢复正常。

3.原因分析

热工检修人员在吹扫#5炉炉膛负压管时，压控开关一次门关闭不严，致使在吹扫过程中炉膛负压高Ⅲ值压控开关动作，从而触发RS触发器。在工作结束后，因检查锅炉跳闸逻辑图时，没有锅炉跳闸信号存在，所以热工人员于15:45:08交待投入锅炉MFT总保护，但实际上在投入保护时因RS触发器信号有记忆功能，致使在投保护时，锅炉跳闸动作指令发出，给粉机跳闸，给粉机停止给粉，火检检测不到火焰，在15:45:11发出失去全炉火焰保护信号，MFT保护动作，锅炉灭火。事后经过检查历史曲线，投保护前锅炉跳闸逻辑图中没有跳闸信号存在。

4.暴露问题

1.热工车间工作负责人责任心不强。

2.投保护前检查不够全面，且缺少有效的监护。3.人员培训不到位，对保护动作逻辑不熟悉。

4.运行人员监盘时未及时发现FSSS画面吹扫程序中“吹扫完成”信号消失。

5.防范措施

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1.加强人员培训，特别要加强保护动作逻辑的学习。2.加强工作负责人的工作责任心。

3.在吹扫炉膛负压管时，将压控开关一次门关闭，并将炉膛负压高、低Ⅲ值压控开关与取样管脱开。

4.在检修工作结束后投入锅炉MFT总保护时，检查锅炉跳闸条件存在信号及炉膛负压高Ⅲ值动作信号历史曲线，若检修时存在，必须进行RS触发器复归。

5.在机组投保护时，热工检修班长或车间主任必须到现场进行有效监护。

（六）邹平一电＃5机跳机事件

一.事故前运方

#5机电负荷21.7MW，真空-96.39KPa，5-2凝泵，5-2真空泵运行，轴向位移0.8mm，其它辅机正常备用。

二.事件经过

2008年1月20日15:29分，监盘人员发现负荷至零，“主汽门关闭”信号报警，ETS首出“轴向位移大”保护动作（事后查曲线轴向位移达-1.4mm），立即汇报值长，启高压油泵，解列三抽，倒高加疏水，重新挂闸冲转，15：45分机组定速，15:59并网，逐渐恢复原工况运行。

三.原因分析

2008年1月20日热工检修负责人孙荣生开票处理5-1热膨胀指示不准，在焊接完#5机机头处热膨胀接线后检查热膨胀数值仍不准，于是和检修工陈研收拾电缆、工具准备找班长解决。在#3电子设备间检修工陈研继续收拾电缆，孙荣生又到TSI柜后检查端子线，并用手检查热膨胀接线。分析认为此时造成电压瞬间降低误发轴向位移大保护信号，#5机跳机。

事后对电子设备间#5机TSI柜轴向位移二次表检查，未发现任何问题，对#5机轴向位移保护输入端子线进行了短路、断路等实验，均不会出现“轴向位移大”保护动作现象。经咨询TSI厂家并根据现场情况分析有以下原因可能造

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成轴向位移变化：①工作负责人孙荣生当时穿着羽绒服，身上经摩擦带有静电，在用手检查热膨胀输入端子线时，袖口接触到相临的轴向位移输入端子线，身上静电通过袖口瞬间释放，导致十伏左右的输入信号电压突降，保护出口。②轴向位移前置器工作24V电压突降，从而拉低了输入信号电压，造成轴向位移输入信号突变。

从现场设备运行状况来看，轴向位移探头及二次表一直工作正常，造成轴向位移前置器工作24V电压突降的可能性不大。可确定造成轴向位移信号突变的原因为工作过程中工作人员身上穿的羽绒服摩擦产生静电，袖口接触端子线时瞬间放电，造成轴向位移输入信号电压突降，即相当于输入了轴向位移大信号而跳机。

四.暴露问题

1.工作票安全措施过于简单，没有针对此工作提出相对应的安全措施。2.在TSI柜前后工作时没有根据工作性质执行一人工作，一人监护。3.热工人员在电子设备间工作时缺乏有效的监管。

4.热工人员在电子设备间工作期间穿易产生静电的羽绒服，没有穿棉质工作服。

5.轴向位移一取一保护逻辑存在一定的设计缺陷。

五.防范措施

1.工作票中“必须采取的安全措施”栏中必须针对此工作列出相对应的全面的安全措施并严格执行，规范、正确、全面地填写预控卡中的“检修工作存在的危险点”及“现场预控措施” 并严格落实执行。（各车间主任严格审核）

2.在TSI柜前后工作时根据此工作性质要求执行一人工作、一人监护制度，并执行复诵制度，避免走错间隔误碰其它设备。（热工车间）

3.鉴于热工工作的独特性，要求今后热工开工作票在电子设备间外工作时必须有相关车间运行人员进行监护，电子设备间内有工作时必须要有热工班长

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或主任、专工监护。（安技科监督）

4.在确定不会造成不安全情况发生时才可以检查各端子排接线情况。（热工车间）

5.在电子设备间工作时，严格执行下发的《电子设备间出入管理制度》，并且穿工作服带导电环做到有效预防静电或其它信号的干扰。（热工车间）

6.建议公司针对30MW机组增加一套轴向位移保护装置，实现二取二保护逻辑。

（七）魏桥二电热工人员误操作导致#1机跳闸事件

一.事故前运方

#1发变组运行于35KVⅠ母甲段、#2发变组运行于35KVⅡ母甲段、#5发变组运行于35KVⅠ母乙段、#6发变组运行于35KVⅡ母乙段，#1机带电负荷25.81MW，三抽投对外供汽，真空-96.06KPa，主汽压力8.96MPa，主蒸汽温度534.1℃，1-2凝结水泵运行，1-1真空泵运行，各保护正常投入。

二.事故经过及处理

2009年11月12日14:57分，警铃响，喇叭叫，361、61B开关绿灯闪，610开关红灯闪，“#1主变高压侧断路器事故跳闸”、“#1机主汽门关闭”、“故障录波装置启动”、“6KVⅠ段BZT动作”光字牌亮，14:58分，复归361、61B、610开关，就地拉开61A开关，切除6KVⅠ段BZT开关，查保护为“#1机主汽门关闭”保护动作。15:12分，恢复#1发变组运行，倒#1机厂用电，恢复原运方。

三.原因分析

1.经查电气无其它任何保护动作，且就地检查无任何异常，故排除电气故障的可能。

2.故障发生时汽机运行人员无任何大方面的调整操作，故排除运行人员误动的可能。

3.跳机前汽机运行人员正在抄表，推力瓦温度最高在87℃，属于正常范围

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内，故排除测点故障或实际温度高的可能。

4.不安全情况发生后，热工工作负责人王锋主动向车间主任汇报，说明了误操作的情况。热工检修人员开具工作票下装#2域服务器后，为校验保护更改是否正确，做#4机推力瓦温度高保护试验，准备对#4机推力瓦温度测点进行强制时，误打开#1机算法调试画面，对#1机推力瓦温度六个测点进行了强制，此时#1机推力瓦温度高保护动作，是导致此次事件发生的主要原因。

四.暴露问题及防范措施

1.工作负责人在工作过程中精力不集中，未进行机组确认，误打开#1机算法调试画面，在强制测点时，未仔细检查测点实际温度，就对#1机推力瓦温度六个测点进行强制，在以后进行机组保护逻辑试验时，操作人员、工作负责人必须共同确认无误后方可进行试验，防止误入其它画面而引起不安全情况的发生。

2.进行保护试验时未与汽机运行人员联系，汽机运行人员对此项工作也未引起足够的重视，危险点分析不足，未做到加强监视，因此，以后在做保护试验时应与运行人员有效沟通，使其引起高度重视，并做好事故预想。

3.推力瓦温度高保护算法调试逻辑中没有机组名称注释，不能进行机组名称的确认，热工车间要利用机组调停机会，在推力瓦温度高保护算法逻辑中加入机组名称注释，防止误操作的再次发生。

4.四个域共用一个工程师站，在组态、算法调试时，存在一定安全隐患，要求在以后工作中必须明确域名和机组名称后，方可开始工作。

5.#1机主汽门关闭保护动作后，#1厂用分支电抗器进线61A开关跳闸线圈烧坏，导致61A开关未跳开，要求电气车间利用机组调停机会加强各开关跳闸线圈的检查，防止开关拒动。

6.分厂、车间安全管理存在漏洞，在#

3、#4机组停运后，安排对#2域服务器进行下装，只考虑机组已全部停运，未考虑热工工程师站能操作#1-#6机组，热电一分公司培训科

车间主任、专工和检修班长未能做到现场监督，要求以后在所有涉及到保护的工作，必须有相关管理人员在现场进行监护。

第三篇：热工复习

玻璃热工设备

基本概念

1.玻璃池窑熔化率K

窑池每平方米面积上每天熔制的玻璃液量。t /(m2 ·24h)。

2.吨玻璃消耗的燃料量

熔化一吨玻璃液消耗的燃料重量（或体积）。kg燃料/ t玻璃或m3 / t玻璃液。

3.有效热效率

（用于玻璃熔制的耗热量 / 单位耗热量）%

4.横火焰窑

窑内火焰作横向流动,与玻璃液流动方向垂直，有2对以上小炉

5.马蹄焰窑

窑内火焰呈马蹄形流动

6.纵火焰窑

窑内火焰作纵向流动，与玻璃液流向一致

7.三传理论

动量传递，动力：压强差，如池内玻璃液流动、火焰空间、蓄热室、管道内的气体流动或液体流动

热量传递，动力：温度差，如窑内热传递、玻璃液内热交换、配合料内热交换、气—固间、气-液间、液-固间的热交换

质量传递，动力：浓度差，如玻璃液内物质扩散、气体空间内同组分间扩散

8.火焰空间热负荷值

火焰空间热负荷值：每单位空间容积每小时燃料燃烧所发出的热量。也叫热强度。(Q火/V火)

9.流液洞流量负荷

每小时通过流液洞每单位断面积的玻璃液量称为流液洞的流量负荷，kg/cm2.h

10.格子体的比受热面积A

比受热面积：每平方米熔化面积所需的格子体的受热表面。A=F蓄/F熔

11.格子体通道的横截面积

12.格子体的填充系数

填充系数：每1m3 格子体内砖材的体积

13.小炉口热负荷

小炉口单位面积单位时间的燃料消耗量

14.玻璃形成过程的耗热量

配合料在熔制过程中生成1kg玻璃液理论上所需要消耗的热量。

15.烧煤气小炉的形式

格子体通道截面积：1㎡格子体横向上气体通道的截面积。

“小交角”特点：空、煤气交角小，预燃室长，舌头探出（长舌）。小炉火焰平稳、较长，火根与火梢温差较小，易控制，自然通风，检修方便；但体积较大，散热损失大，占地多。“大交角”特点：空、煤气交角大，预燃室短，舌头不探出（短舌）。小炉空、煤气混合良好，火焰较短，出口附近火焰温度高，结构紧凑，但火焰难控制，火根与火梢温差大，用机械鼓风，检修不方便，操作水平要求高。

16.坩埚窑

窑内放置坩埚，坩埚内将配合料熔化成玻璃的热工设备。或玻璃液在坩埚内熔化

17．窑龄和周期熔化率

窑龄，连续生产的时间，以年为单位。周期熔化率=窑龄×熔化率（t/ m2）

问答题

1.蓄热室马蹄焰窑炉的优缺点？

答：优点：火焰行程长，燃烧完全。一对小炉，占地小，投资省，燃耗较低，操作维护简便，适应产品多。

缺点：火焰覆盖面小，窑宽温度分布不均匀，有周期性温度波动和热点的移动。

2.换热室双悬池窑的优缺点?

答：优点：与单碹池窑相比，窑顶散热小，炉温较高，窑内温度分布均匀且稳定。

缺点：砌筑费时，内碹易被高温和粉料蚀损，与蓄热式比热效率低，换热室易堵，易漏气。

3.窑池的作业制度有哪些？怎么操作？

温度制度、压力制度、泡界线制度、液面制度和气氛制度。

通过温度、气氛的控制满足工艺要求。要稳定，又要适时调整。

“窑温”指胸墙挂钩砖温度。依靠燃料消耗比例调节。

压力制度指的是压强或静压头，沿气体流程。要求是：玻璃液面处静压微正压（+5Pa），微冒火。测点在澄清带处大碹或胸墙。用烟道的开度调节抽力压强。

人为确定玻璃液热点位置。马蹄焰池窑稳定性不很强

液面：要求稳定，依靠控制加料机的加料速率来进行。

气氛：改变空气过剩系数来调节（空气口大小和鼓风用量）。

4.提高流液洞寿命的策失有哪些？ 提高流液洞寿命措施：采用上倾式流液洞；扩大冷却表面；减少砖厚度，采用有效冷却结构；采用优质耐火材料。

5.提高蓄热室格子体换热效率的策失有哪些？

A、增大F蓄。B、合理配置格子体砖材材质。C、加强保温，减少散热。D、缩短换热时间。E、采用机械鼓风

6.提高熔化池熔化率的能力有哪些？

提高玻璃窑炉的熔化能力：

1)正确地选择燃料。火焰亮度:油>天然气>发生炉煤气2)不同燃料采用不同的火焰黑度和尺寸。净化煤气加大火焰尺寸，质量差燃料增大火焰黑度。3)调整火焰喷出角度及长度。贴近玻璃液面。长度要燃烧完全及覆盖面大。4)角系数小。提高墙体面积。5)薄层加料。6)提高空气预热温度。7)提高窑炉耐火材料质量。

7.为什么熔化池中自然流动是整体的，永久的？强制对流是暂时的，局部的？

自然流动:整体的、永久的。原因：玻璃液的粘度（μ）和密度（ρ）与温度（t）有关。μ—t曲线，t↓，μ↑，流动速度ν↓。ρ—t曲线，t↓，ρ↑，△t引起△ρ。密度差△ρ产生自然流动。

8.池窑的热分析可以反映哪些工况?

热分析内容

①玻璃熔化；②热能利用；③余热回收；④燃烧；⑤漏气；⑥气流阻力；⑦换向；⑧窑两侧对称；⑨窑压；⑩窑体蚀损。

9.坩埚窑窑体构造包括哪些部分？

坩埚窑由窑膛、坩埚、燃烧设备（火箱）、换热器、漏料坑、烟道及烟囱组成。

10.玻璃电熔窑有哪些优点？

（1）热效率高（2）适合熔制高质量玻璃：（3）适宜熔制含高挥发物组分（F、Pb、B、P等）玻璃和极深色颜色玻璃（4）电熔窑构造简单，管理方便（5）无污染，无噪音，作业环境好，没有碹顶和上部结构散热，环境温度不高及没有废气和配合料粉尘，是污染环境最小的熔制方法。

11.池窑发生池底漂砖的原因是什么？采取的策失？

池底采用多层池底结构，表面层采用抗侵蚀性强的优质耐火材料；

12.应用三通道蓄热室的优点？

答：（1）可以在不增加厂房高度的情况下扩大换热面积，同时可以根据各通道气体进出温度、侵蚀情况以及通道内的主要传热方式来考虑各通道格子体的结构和砖的材质，使蓄热室的设计更合理，蓄热室的利用率和余热回收率都有所提高，蓄热室整体寿命延长。（2）烟气流程长，气流分布均匀，助燃空气预热温度高。（3)可根据不同温度的传热方式特点，确定各通道内合适的烟气流速，以提高热交换能力。（4）较普通箱式蓄热室不易发生堵塞或倒塌，减轻工人劳动强度，增加经济效益。

13.窑压偏大的故障原因？

（1）窑炉使用时间较长时，由于堵塞和漏气，窑压会相应增大；（2）气流阻力过大和烟囱抽力不够

14.简述常用热电偶的类型?

铂铑30-铂铑6热电偶;铂铑10-铂热电偶 分度号为S;镍铬-镍硅（镍铬-镍铝）热电偶 分度号为K;镍铬-考铜热电偶 分度号为XK；

15.玻璃熔窑钢结构的作用？

玻璃熔窑钢结构的作用？

答：承受各个砖结构部分和玻璃液共同作用的推力和压力

16.玻璃电熔窑采用的是什么电？原因？

玻璃具有电解特性，直流电使电极表面产生沉积物和形成气泡。电熔用交流电，由隔离变压器供电。

17.玻璃熔窑的热工控制的意义？

玻璃熔窑的热工控制包括对玻璃熔窑各热工参数（如温度、压力、液面、气氛、流量和流速等）的测量与自动控制。

热工测量是检查热工过程的基本手段，自动控制是保证热工设备维持最佳状态的重要措施。正确地安装与使用热工测量与自动控制仪表，可以正确、及时地了解与控制热工设备的工作状态，保证设备的安全运转，提高玻璃的产量和质量，降低燃耗，提高劳动生产率。

18.池窑冷却部的作用？

作用：对玻璃液冷却、均化和分配。A、冷却玻璃液；与流液洞起一半降温作用B、稳定玻璃液温度和成分；C、玻璃液继续澄清和均化；D、可吸收一部分再生气泡；E、改善熔化池的循环对流；F、稳定玻璃液面，并均匀分配给供料道。

19.熔化率的选择依据？

1）玻璃品种与原料组成；2）熔化温度；3）燃料种类与质量；4）制品质量要求；5）窑型结构，熔化面积；6）加料方式和新技术的采用；7）燃料消耗水平；8）窑炉寿命和管理水平。

流液洞的作用：撇渣器和冷却器的作用。

1）对玻璃液的选择作用。

2）玻璃液的冷却作用好。

3）减少玻璃液的循环对流，减少热损失。

4）提高玻璃液的均匀性

1）热负荷值——每小时每m2熔化面积上消耗热量，W/ m2；

2）单位耗热量——熔化每千克玻璃液所耗总热量，kJ/kg玻璃；

3）耗煤量或耗油量——熔化每千克玻璃液耗用的标准煤量或油量，kg煤/kg玻璃或kg油/kg玻璃。

第四篇：热工计算（范文模版）

热工计算：

以C40为例，水168，温度80；水泥410，温度5；砂520，温度计-3；石1338，温度-3；砂含水率3%，石含水率1%，搅拌棚内温度10，混凝土采用封闭式泵车运输，运输和成型共历时1小时，当时气温-5。

1、普通混凝土

（1）混凝土拌和物的理论温度：

TO=［0.9（GcTc+GsTs+GgTg）+4.2Tw（Gw-PsGs-PgGg）+b（PsGsTs+ PgGgTg）-B（PsGs+ PgGg）］/[4.2Gw+0.9（Gc+ Gs+Gg）]

TO混凝土拌和物的理论温度；GwGsGgGc每立方米水、砂、石、水泥的用量；T温度PsPg含水率b水的比热B水的溶解热。当骨料温度大于0时，b=4.2B=0当骨料温度不大于0时，b=2.1B=335

TO=[0.9*（410*5-3*520-3*1338）+4.2*80*（168-0.03*520-0.01*1338）+2.1*（0.03*520*-3+0.01*1338*-3）-335*（0.03*520+0.01*1338）]/[4.2*168+0.9*（410+520+1338）]=12.3

（2）混凝土从搅拌机中倾出时的温度：T1=T0-0.16（TO-Td）

第五篇：热工2010工作总结

热工2011工作总结

在公司以及设备部的领导下，在热工班组成员的支持下，2010年以来我主要结合两台机组日常维护检修、机组停机临修、专项治理、不合理整改以及春、秋检等方面开展各项工作，在不断的自身完善以及交流学习过程中，本职工作较之过去逐渐步入了规范化，在安全生产、设备管理、计量检测、人员培训等方面得到了不同程度的提高，基本适应了我公司目前的的生产状况，但是在工作过程中也存在大量的不足，以期待下一步继续努力工作不断完善。现将2011年工作情况总结如下：

一、安全管理方面

（一）、履行职责，严格管理，确保公司安全生产目标

在2011年，热工专业定期认真学习各项专业知识，不断提高班组成员专业技术水平，通过认真学习《安规》，不断加强安全思想教育，牢记“安全第一，预防为主，综合治理”方针，将安全生产始终放在工作的第一位，进一步加强对维护单位的安全管理，切实保证公司安全生产目标。本热工专业未发生特大、重大事故、重大火灾、人身死亡和误操作事故。

（二）、加强学习，强化水平，努力提高职业素质修养。

1、加强思想教育，强化职业道德修养。根据公司要求制订详细的学习计划，并指定专人抓好落实，积极参与学习济源《公民道德规范》活动，并组织开展向先进人物事迹学习活动等形式，不断提高班组成员的政治素质。班组成员积极响应公司党组织号召，积极向党组织靠拢，参加济源市党校的各项培训学习，对当前的国际政治环境、经济环境以及此次全球金融危机造成一系列影响有了进一步的认识，对国家努力构建和谐社会，节约型社会的一系列措施有了进一步的了解，牢固了企业“主人翁”意识。

2、加强理论学习，提高业务水平。班组制定编制了完善的培训制度和培训计划，通过厂家培训、自身学习，以及积极学习各项反事故演习活动，不断提高班组成员的操作技能和业务水平。班组努力学习各类管理及技术理论，增强学习管理理论的意识，提高自身的管理水平，在学习中拓宽视野，丰富内涵，开拓思路。做到了学习工作化，工作学习化。

3、加强安全教育，做好安全文明生产。定期开展安全日活动，学习安全，重视安全，认真学习《安全工作规定》，并定期进行安规考试，严格两票操作，认真组织各项安全排查工作，管理落实到人，责任落实到人，整改落实到人。以公司无违章班组建设为重点，结合公司规章制度和设备部管理要求，积极进行无违章班组的创建工作，强化班组安全管理，规范班组安全生产，结合公司安全网络机构，确立了班组专业安全员，全方面开展班组安全管理和安全学习，严格执行工作票、操作票制度，严格执行文明生产管理制度，确保现场的文明生产质量。

二、在设备消缺和改造方面

热工专业本着“应修必修，修必修好”的原则，把检修消缺项目层层分解落实到人，做到凡事有专人负责，较好地完成了两台机组的日常维护工作以及两台机组的停机检修消缺工作，在今年10月份#2机组中修过程中，主动承担了#2机组汽缸揭缸的所有热工缸温测点以及保护测点的拆除回装工作，以及所有压力、温度元件的校验标定工作，在使热工整个班组的技术力量得到了锻炼同时，也受到了公司的一致好评。严格按照公司管理要求加强闭环管理以及异

动申请，并且在消缺和设备改造过程加强人员的技术锻炼。通过不断地努力和学习，使班组成员更加熟悉了热工专业的各项管理标准以及事故预防措施，促使热工专业工作规范化、制度化，使设备管理工作得到进一步的提升。举一反三，杜绝隐患，努力加强热控设备本质安全。在做好定期工作的同时且利用停机检修过程积极实施各项技术改造工作。2010年以来共计实施了共计10余项技改项目，尤其是今年根据以往汽轮机主保护误动情况，提出了汽轮机轴瓦主保护逻辑修改方案并实施，大大降低了我公司两台机组汽轮机的保护误动率，提高了机组运行的可靠性。针对脱硫数据垮大周期使用，重新设计并建立专用数据库对脱硫一系列数据进行采集，大大提高了脱硫数据提取工作的工作效率。

1、在#2机组B级检修过程中，对#

1、3床下混合风量超力巴流量计进行了恢复工作

2、对#2机组一次风机、二次风机变频进行逻辑改造以及画面修改工作，提高风机运行经济性。

3、对#2机组锅炉床压测点防堵装置进行位置改造，远离锅炉排渣口，既防止防堵装置烫坏，又方便了日常维护检修。并对床压测点补偿风进行管路改造，保证锅炉床压测点补偿风流量。

4、对#2机组远程柜进行位置改造，使远程柜所在位置扩大面积，构建大的房间便于防尘恒温工作，进而降低远程柜卡件在使用过程的故障率。

5、完成#2机组 B级检修汽轮机本体元件测点的拆除以及恢复工作。

6、完成#2机组B级检修热工温度、压力元件的拆回校验工作。

7、完成#

1、2机组石灰石布袋除尘器的恢复投入工作。

8、完成脱硫系统的正常维护以及检修工作，实施多项技术措施保证烟气监测系统的正常准确使用。

9、完成DCS系统、各PLC系统的逻辑备份以及DCS历史的备份工作。

三、修旧利废方面

2010热工专业积极响应公司精细化管理要求，在完成日常消缺以及检修工作的同时，利用自身专业技术优势对所属设备进行修旧利废，为公司节约了检修费用，修复压力表 43 块次，修复变送器 37 台次，修复程控机以及 dcs 计算机 20 余台次，修复烟气监测蠕动泵 3 台次，采样泵 4 台次，修复执行机构 10 余台次，修复 vc 卡 1 块，修复闭路监控系统摄像头 6 台次，修复电接点水位计 3 台次，修复实验室校验台 6 台次，修复石灰石系统电除尘系统 2 台次，修复点火系统高能点火器 4 台次，修复工业废水PLC监控系统等。在修旧利废的同时提高了班组成员的技术能力，在今后我们仍将继续本着认真负责的态度大力实施修旧利废，严格控制各项设备成本。

四、下一步重点工作：

1、进一步加大设备治理力度，发现和整改热控系统设计上的薄弱环节和隐患，提高热控系统的整体可靠性，保证机组的安全稳定经济运行。

2、进一步提高个人业务技术水平，积极开展业务培训，利用热工专业自身技术优势，提高创新能力，使热工工作更上一个台阶。

3、进一步抓好定期工作的开展，包括平时的检修和维护工作，定期工作是热工工作的基础，只有抓好了定期工作，才能保障机组的安全稳定经济运行。具体主要有以下几个方面：（1）重要的经济类参数定期校验（电子皮带秤、电子汽车衡、称重给煤机、对外供热流量等）。（2）对程控系统以及DCS系统的工作，包括程控、DCS系统定期卫生整理，历史数据的定期备份，逻辑组态的定期备

份以及各种冗余切换试验保证系统运行的稳定。（3）实验室标准仪表的定检工作，制定月度计划，定期定时进行校验。

4、设备的定期巡视检查工作，尤其进入冬季以来加强对伴热、保温方面的系统日常检查，发现问题及时整改，保证机组设备的安全稳定运行。

5、做好设备定期抽检工作，制订抽检计划，定期进行重要参数的抽检计划。进一步加强安全学习，定期开展安全活动，学习安全，重视安全，认真学习《安全工作规定》，并定期进行安规考试，6、继续严格两票操作，认真组织各项安全排查工作，管理落实到人，责任落实到人，整改落实到人。

7、进一步完善热工技术监督工作，使热工技术监督工作更上一个台阶。

热工专业技术更新快，设备更新快，只有认真正视和对待在目前存在的技术水平不足问题，努力强化自身专业的业务技术水平以及不断提升班组成员的业务技能素质，才能在工作中取得发展、获得成绩。在依靠自身的不断努力外，也需要公司对热工专业的进一步重视，加强对热工专业的理论培训以及职业技能培训，使热工专业能胜任公司的不断发展要求。