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1、中国华能集团公司2010年热工技术监督工作总结中国华能集团公司安全监督与节能环保部西安热工研究院有限公司电站技术监督部二一一年二月中国华能集团公司2010年热工技术监督工作总结2010年度全集团热工监督工作在各级领导的高度重视和各发电企业的共同努力下，各电厂依托技术监督服务和支持单位西安热工研究院有限公司和属地电科院的技术力量，积极开展热工技术监督工作，较好的完成了各项热工监督工作任务。依据各产业（区域）公司2010年每季度上报的技术监督内容和工作总结及集团组织的现场动态查评结果，现对2010年热工技术监督工作开展情况、存在的问题和下年度工作重点简要总结如下：1 2010年主要工作回顾 1.1
2、 2010年热工监督主要指标完成情况及简要分析2010年度是贯彻实施集团新颁布的电力技术监督管理办法宣贯年，一年来，各区域（产业）公司结合集团公司全面推行绿色发展行动计划的有关要求，以科学发展观为指导思想，认真贯彻集团提出的突出抓好发电设备运行安全和技术监督两个重点，强化监督意识、责任意识和服务意识，积极推进技术监督的精细化管理，注重指标分析和考核工作，积极开展电厂间技术监督管理对标工作，在克服各种不利因素的情况下，各项技术监督指标与去年同比均有较大的提高。全集团2010年度热工技术监督指标完成情况见表1：表1 2010年度热工监督指标完成情况统计专业指标名称指标(%)股份北方澜沧江呼伦贝尔山
3、东四川吉林黑龙江海南陕西宁夏合计热工保护投入率99.799.1/10099.8/10010010010010099.8自动投入率98.994.5/70.197.3/98.295.49591.599.393.3主要测量仪表完好率/99.6/99.9/99.599.510010010099.8测量仪表校前合格率/99.7/99.199.9/999910010010099.6监控自动化保护投入率/100/100/100/100自动投入率/99.9/98.8/100/99.56本年度各厂热工技术监督工作均处于受控状态，监督指标总体良好。股份公司：保护投入率方面：南京热电投入率暂时较低，原因是汽、电泵辅
4、机保护没有投入，目前正在消缺并逐步投入；营口和营口热电汽机振动保护没有完全投入，目前正在消缺中；玉环电厂在脱硝改造期间，送风和一次风机振动保护退出。其余电厂都达到100%投入要求。自动投入率方面：安源电厂指标偏低，主要是机组容量较小，自动系统运行不具备条件。其余电厂都达到了95%指标要求。山东公司：热工保护投入率除济宁热电外公司其他各厂热工保护投入率均为100%。济宁热电#1、#2机轴承回油温度及轴瓦温度信号近期有跳变现象，暂时将保护改为报警，影响了保护投入率。自动投入率方面，烟台、济宁热电和众泰电厂低于95%的指标要求。其中烟台电厂主要是设备或热力系统原因，送风等系统无调节余量或不具备投入条
5、件；众泰电厂为流化床机组，受特性影响，床温床压及协调等系统没有投入；济宁热电给水系统为母管制，因供汽负荷变化大，给水自动投入效果不好。北方公司：主要仪表完好率和主要仪表校前合格率均满足指标要求。热工保护指标，兴安热电、丰镇、呼和浩特等厂投入率没有达到指标要求，其中，呼和浩特#1、#2机振动保护自机组投产以来一直未投，丰镇电厂#5机轴振大保护未投。其余电厂都100%投入。需要提出的是达拉特旗及海勃湾#5、#6机振动保护在转速大于2900rpm后被解除，不符合DL5000-2000 火力发电厂设计技术规程及华能企业标准Q/HB-J-08.L09-2009 火力发电厂热工监督技术标准有关要求，影响汽
6、轮机安全运行。建议按照北方联合电力公司发布的火力发电厂热工自动化系统安全技术指南4.3.3项之要求，优化保护逻辑，恢复汽机振动保护系统运行。自动投入率：锡林浩特、兴安热电、蒙西、包二等四厂低于95%的要求指标，其中包二厂在送、引风机变频改造后送风和炉膛压力调节一直手动控制，建议进行系统调试和参数整定，恢复送风及负压自动系统运行。呼伦贝尔公司：各厂热工保护投入率均为100%，未发生保护误动拒动事件。除伊敏外，其他各厂自动投入率总体偏低，主要是热控设备陈旧和不具备投入条件所致。海拉尔、汇流何、满洲里、东电等厂通过消缺和系统完善自动投入率较上年度有所提高。牙克石电厂部分热工仪表由于老化原因存在超差现
7、象。其它公司 热工监督指标良好。需要说明的是陕西公司秦岭电厂热控系统没有采用DCS，该厂自动投入率为83%，达到了非DCS机组模拟量控制系统投入率大于80%的考核指标。1.2 2010年热工监督完成的主要工作1.2.1 积极开展技术培训，提高监督队伍的专业素质1）2010年7月和8月，在集团公司安监部安排下，西安热工研究院先后举办了“华能集团公司水电厂监控自动化技术监督培训班”及“华能集团火电厂热工技术监督培训班”。四川水电公司、澜沧江水电公司、海南戈枕电厂、呼伦贝尔红花尔基水电公司、湖南湘祁水电公司、恩施清江大龙潭水电公司、华能石林光伏发电有限公司等共计22人参加了“水电厂监控自动化技术监督
8、培训班”；来自股份公司、呼伦贝尔公司、山东公司、吉林公司、黑龙江公司、海南公司、陕西公司、新疆公司及所属电厂的热工专业人员共45人参加了“火电厂热工技术监督培训班”。培训的主要内容有：集团公司电力技术监督管理办法、热工技术监督动态检查管理办法（动态检查表）、热工技术监督动态检查预警管理制度（预警项目）、热工技术监督季报内容及格式要求、集团公司火电厂热工监督技术标准宣贯，同时举办了“火力发电厂现场总线控制系统研究”、“超临界机组控制系统优化技术”等专题讲座。2）2010年11月，在呼伦贝尔公司安排下，西安热工院专业人员在海拉尔对公司所属电厂30多名热工监督人员进行了为期3天的技术培训。主要内容有
9、集团公司火电厂热工监督技术标准宣贯、火电厂热控系统可靠性配置及事故预控措施、热工监督典型问题分析、火力发电厂热工自动化系统安全技术指南等专题。应代表要求，会议还简要介绍了大唐集团热工技术监督开展情况及大唐集团提出的提高火电厂主设备热工保护及自动装置可靠性指导意见等内容。3）长兴、海门、淮阴、榆社、邯峰、岳阳、平凉、阳逻、太仓、营口、南京、扎煤、汕头等电厂开展了多种形式的培训活动。其中：汕头电厂部分员工去广东中试所进行热工仪表校验资格取证；营口电厂组织3名热工技术人和DCS系统管理员员赴上海西屋公司参加了DCS系统维护和组态的初级培训；南京电厂结合热网和2号DCS改造，安排热控员工共14人参与D
10、CS改造的培训及硬件测试，掌握了硬件维护以及软件逻辑编程技能；太仓电厂热控专业进行了21次技术讲课，有133人次参加了培训，29人次做了技术问答题；岳阳电厂热控专业完成技术讲课24次，技术问答240人次，4人参加了三期热工培训；阳逻电厂组织技术讲课16课时，参加人数148人，组织技术问答交流96人次，现场知识考问42人次。1.2.2 技术监督管理工作得到进一步规范大连、丹东、九台、营口热电、烟台、海勃湾、淮阴、榆社、玉环、东方、汇流何、东海拉尔、伊敏等电厂根据人员变动及时调整了热工技术监督网络，确定了责任人。福州、德州、达旗、井冈山、大坝、瑞金、烟台、汇流何、石一、汕头、南京、大连等多数电厂组
11、织学习了华能集团技术监督管理制度，并对本厂相应的热工技术监督管理制度和考核办法进行了完善，热工技术监督工作得到了有序开展。 特别提出的是烟台电厂结合#7机组检修编制的热控主要系统试验测试指导书十分详细和具体，可操作性强，值得其它电厂借鉴。 1.2.3 精心开展技术改造工作，提高了热控系统可靠性 2010年各电厂结合机组检修，进行了大量的热工系统设备改造工作。主要有：DCS升级改造；送引风机及凝泵电机变频改造；TSI改造换型；风量测量装置改造；DEH LVDT设备更换；炉膛火监系统改造；汽包水位测量装置改造等。1.2.4 做好热控系统日常检查维护，及时消除设备缺陷各厂均能按要求开展日常热工设备维
12、护工作，特别是利用机组计划检修机会，加大对热控设备检修、维护力度，发现和消除了许多设备和系统缺陷。如威海电厂及时发现和处理了#3机EH油压试验块压力表由于测压弹簧管严重变形引起指示偏高、#3机凝汽器真空试验块真空表由于接头松动导致泄露引起指示偏低问题，避免了保护误动。2 热工监督存在的主要问题西安热工院2010年完成了股份公司海门、上安、营口、营口热电、淮阴、福州、井冈山，榆社8个电厂，北方公司达拉特、海勃湾2个电厂，澜沧江公司景洪1个电厂，呼伦贝尔公司东海拉尔、根河、海拉尔、汇流河、灵泉、满洲里、牙克石、伊敏、扎兰屯、煤矸石10个电厂，山东公司烟台、日照、德州、聊城4个电厂，四川水电太平驿、
13、康定、宝兴河、嘉陵江、涪江5个流域公司15个水电站，吉林公司九台、长春热电2个电厂，海南公司海口、东方、戈枕（水电）、南山4个电厂，陕西公司铜川及秦岭2个电厂，宁夏公司大坝1个电厂的热工技术监督动态检查工作，共计提出问题及建议202项，其中重要问题及建议53项，一般问题及建议149项。根据各电厂上报的报表材料及现场技术监督检查情况，热工专业存在的主要问题及共性问题归类如下：1) 汽包水位无高低越限保护陕西公司秦岭电厂4200MW机组没有设计汽包水位保护系统，机组运行20多年没有投入汽包水位保护，严重违背25项反措要求。但在现有条件下用常规仪表对该系统进行完善功能实现困难、可靠性差，因此建议电厂
14、要高度重视对水位检测装置的维护校验等工作，确保水位指示准确可靠。应制定事故预案，运行中发现水位超限应及时、合理处置，防止满水及干锅事故发生。2) 汽轮机轴振保护未正常投入股份公司营口和营口热电、海南公司海口电厂#8、#9机、北方公司呼和浩特电厂#1、#2机等振动保护一直未投；淮阴电厂#3#6机、达拉特电厂及海勃湾#5、#6机振动保护在转速大于2900rpm后被自动退出，影响汽轮机安全运行，不符合DL5000-2000火力发电厂设计技术规程及华能企业标准Q/HB-J-08.L09-2009火力发电厂热工监督技术标准的有关要求。建议优化振动保护逻辑，恢复保护系统投运。3) DCS系统通讯故障引发多
15、起机组跳闸股份公司井冈山、上安、巢湖、南通、滇东二厂、石洞口一厂、石洞口二厂、太仓、榆社、邯蜂、福州、玉环电厂；北方公司达拉特发电厂；山东公司白杨河、黄台、烟台电厂；呼伦贝尔公司东海拉尔电厂；吉林公司长春热电等都发生过DCS通讯异常现象。上述电厂应及时联系DCS厂家分析原因。针对近期多个电厂接连发生DCS(ABB Symphony)通讯故障造成机组跳闸事件，股份公司在今年1月19日专门发文就故障情况进行了通报。有关电厂应按照通报要求，立即对环路通讯不安全状况进行评估，制定网络中断应急预案进行演练，并根据本厂实际提出控制逻辑改进措施，并尽快实施。4）仪用压缩空气品质差，带水带油超标造成设备受损
16、仪用压缩空气质量缺乏有效的检测手段，部分电厂仪用压缩空气质量不合格，严重影响气动执行机构的使用寿命和可靠性。如股份公司营口、安源电厂；吉林公司长春热电；山东公司烟台、辛店电厂；陕西公司铜川电厂，黑龙江公司鹤岗、新华电厂等。烟台、新华等电厂曾多次发生过气动执行机构结露甚至结冰、水和油腐蚀变形操控失灵等现象，已经对设备造成了较大的损坏。根据“安评”2.5.6.3条规定仪用气源中微粒直径应小于3微米,工作压力下的露点应低于当地最低环境温度10度,正常工作条件下油或烃含量应小于10毫克/mm3的要求,有关电厂应采取措施，改造干燥设备并加强干燥装置的检查维护，定期清理过滤器，及时更换滤芯材料，提高压缩空
17、气质量，保障设备安全运行。5）DCS硬件老化问题从各厂年报反映出DCS硬件老化问题日渐严重，已经威胁到多台机组的安全运行，如大连、福州、长兴、南通、阳逻、南京等电厂都先后发生过DCS（DCS工控机）硬件异常问题，有的厂已经失去了备件支持。建议有关电厂按照华能集团公司颁发的防止电力生产事故重点要求，对于DCS运行年久，抗干扰能力下降，模件异常现象频发、有不明原因的热工保护误动和控制信号误发的故障时，应及时对DCS进行测试和评估、硬件更换、系统改造或采取其它适当措施。6）TSI故障多发如云南公司滇东一电；股份公司石洞口二电、玉环电厂、呼伦贝尔公司汇流河、海拉尔、东海电厂；山东公司白杨河、济宁、曲阜
18、、烟台、聊城、运河等电厂由于电缆、信号干扰、元件老化、轴封漏气、探头磨损等原因频发故障，应加强巡检和维护。若汽机前轴承箱接线盒安装在机头高温区，影响振动、转速等重要参数测量回路的运行稳定性时，可考虑对其进行移位。7) 对脱硫DCS重视程度不够问题脱硫DCS系统组态设计及日常维护没有引起足够重视，发生缺陷较多： 如山东公司德州电厂先后发生一期脱硫DCS #6DPU故障(背板问题)、#5机组脱硫DCS历史站硬盘损坏，历史数据丢失等三起异常；威海电厂#3炉脱硫增压风机油站油泵、加热器的反馈设计不合理，不能正确反映开关状态，运行中曾出现因加热器无法停止导致增压风机跳闸的事故；聊热脱硫系统#5DPU故障
19、，同时其冗余的#25DPU未能成功切换为主控，导致控制单元双DPU均为离线状态。各厂应重视对脱硫DCS系统的运行维护，在系统配置及组态设计方面要跟主机DCS同等对待，应用软件及联锁保护逻辑设计应合理、完善。8) 热工报警信号未按重要程度合理分级热工报警信号过多且没有按信号重要程度分级分屏，操作画面上出现的无谓报警信息较多，异常工况时频繁刷屏，影响运行监视，容易延误处理时间。如吉林公司长春热电、九台电厂、股份公司营口热电厂、四川水电等。建议对报警信号按重要程度进行分级，增加专用报警画面实现对重要信号的报警功能。9) 重要执行机构或元件故障多发，威胁机组安全运行如股份公司瑞金电厂#1机组AST电磁
20、阀3线圈多次烧坏、滇东一电2A调门伺服阀卡涩、石洞口二电厂二期#4机组高压调门油动机4B开度反馈摆动大、阳逻电厂#1炉A送风机动叶反馈信号波动、淮阴电厂#6机AST2/4电磁阀及#4机AST1/3电磁阀线圈损坏先后失电动作、岳阳电厂#4机组DEH在阀门切换过程中，由于伺服阀故障引起#6高调门大幅波动；山东公司威海电厂#4机组DEH的VPC故障、辛店电厂#6机组#2高调门VPC端子板损坏，调门操作失控、烟台电厂#6机DEH高压调门GV3的VPC卡变形、沾化#3机DEH系统#1高压调节门由于VCC卡故障不能开启等。从年报看出，热工设备故障还与设备安装、设备检修及仪表调校工作不到位有关。各厂应规范设
21、备安装及检修管理工作，严格执行设备检修三级质量验收制度，保证检修质量。 10) 炉膛压力取压管路及风量测量装置堵塞现象较为普遍如山东公司白杨河、德州、济宁、黄台；陕西公司铜川、宁夏公司大坝等电厂都存在炉膛压力取压管路及风量测量装置严重堵塞现象(铜川及大坝电厂已完成测风装置改造)，影响保护系统可靠性及测量信号准确性。应加强吹扫维护，必要时进行设备改造。11)机组设计基建阶段缺乏有效的监督热控设计不完善日照电厂1#、2#机组没有设计交、直流润滑油泵、汽包事故放水门、凝汽器真空破坏门、上安电厂二期#3、#4机组没有设计汽包事故放水门、凝汽器真空破坏门等重要被控对象等重要被控对象在控制室的硬接线后备操
22、作手段，不符合DL 5000火力发电厂设计技术规程第12.9.4条和DL / T 5175火力发电厂热工控制系统设计技术规定第6.4.8条之规定。无法保证紧急工况下安全停机，应考虑增加上述设备的后备操作手段。九台、海门、营口一期、铜川送、引风机跳闸保护逻辑设计有缺陷，MFT后炉膛压力值越限跳闸送引风机须有适当的延时。过早不必要地失去风机会使积蓄在炉膛的燃料得不到吹扫引发爆燃事故。长春热电、九台等超临界机组的断水保护逻辑设计不完善，当出现断水严重工况时仍然按现设计延时15秒跳炉有可能造成设备损坏。建议根据给水流量低信号的大小设置不同的延迟时间触发MFT,确保在断水情况下及时停炉，保障设备安全。四
23、川水电监控系统应增加主要参数一览表、主要保护投入一览表、水轮机振摆指示棒状图等画面，以便于机组的运行监视。设备安装不规范四川水电各厂普遍存在现场仪表取压管路无缓冲环，指示表针摆动大，指示值不准确现象。九台电厂每台磨煤机配置有两套一次风量测量装置，分别安装在冷热风道上，造成设备浪费。采用一套装置安装在混合风道即可满足要求。大坝电厂四台锅炉磨煤机控制系统均存在较大的安装失误：装在混合风道上的控制挡板根本没有风量调整能力，反而增大了风道阻力，还影响一次风量测量信号的准确性；而用冷热风挡板联合控制磨出口温度又很难达到较好的调节效果。完善建议：拆除多余的混合风控制挡板及电动机构，由冷热风门分别完成对磨一
24、次风量及磨出口温度的控制。东方电厂压缩空气系统部分设备（汽、油分离装置）漏装。热控设备选型不合理，一体化程度低如东方电厂就地热控设备及PLC选用多家产品，给运行维护、备品备件带来诸多困难。）设备维护工作不到位海门电厂#1、#2机组在电子间环境不达标情况下就将DCS各PCU柜就位，因积灰较严重，曾数次引起DCS电源装置工作异常。长春热电厂DCS系统到厂安装上电后，汽机电子间发生顶棚漏水一次，后汽机电子间下部智能换热机组疏水罐及补水箱排出蒸汽进入电子间三次，锅炉电子间顶棚也发生过多次漏水，对DCS设备的安全运行造成了严重影响，曾数次发生服务器异常事件，个别DCS模件的集成元件管脚已发现有锈蚀现象。
25、长春热电厂由于安装前的校验工作不规范，仪表校前合格率只有84%（严重不达标），部分热工检测仪表的精度过低，造成热工保护及报警系统定值不准确，给机组运行留下安全隐患。12）采用Pt100检测元件的温度单点保护系统可靠性差 检查发现海南公司戈枕电厂、南山燃机电厂和四川公司太平驿电厂均存在此类单点保护系统。由于温度监测元件( Pt100)可靠性差，信号误发将会造成保护动作，澜沧江景洪电厂曾因此发生数起误跳闸事件，南山燃机近期发生的保护误动也与此有关。对于此类以Pt100热电阻为一次元件的单点温度保护系统，应尽可能采取增加冗余测点或引入保护判据的方法提高系统的可靠性。若不便增加测点或引入判据，则应利用
26、DCS软件功能对温度信号进行变化率检测，当判定信号为非正常突变时，应视该信号为坏质量并闭锁保护指令，防止保护误动，同时及时报警，提醒维护人员进行异常处理。13）汽包水位测量信号偏差大 上安电厂#3、#4炉汽包两端水位指示值长期存在偏差过大问题（超过200mm），目前的水位保护和调节取值均为高示值，相当于水位测量只在汽包单端取样，不符合DRZ/T01-2004火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定。丹东、包一电厂、满洲里电厂均存在汽包水位测量失准问题。个别电厂云母水位计污染不及时清洗，造成水位电视显示模糊。电接点水位计泄露现象也较普遍。各电厂应加强维护消缺工作。汽包水位测量信号偏差大除了与取样点
27、位置选取、平衡容器安装、冷端不正确保温、压力温度补偿运算、电接点泄露有关外，还与测量平衡容器冷端参考点温度选取不当有关。因此建议设计时增加测点，将平衡容器冷端温度信号引入DCS，并引入水位的压力温度补偿运算，消除由冷端环境温度选取不当引起的水位测量误差。14）煤质变化等原因引起机组协调系统稳定性降低，品质下降如：平凉电厂#5、#6机组，长兴电厂#4、#5机组、巢湖、瑞金、上海燃机、丹东、邯蜂、安源、太仓、大坝、九台、营口、南京电厂等，由于锅炉燃用煤质变化，引起一次调频、AGC投入效果差，主要参数波动大。多数电厂在2010年开展了系统试验优化，提高了AGC投入效果，确保了一次调频调节特性满足电网
28、要求15）不按要求定期进行燃油泄露试验或试验不成功 如达旗、大坝电厂没有燃油泄漏试验记录。铜川电厂#1炉燃油泄露试验不成功，没有确认燃油系统泄露点，存在燃油通过油角阀泄露到炉膛引起爆燃的隐患。应按照DL/T 774-2004火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程10.2.2项之要求，定期进行启炉前的燃油泄漏试验，防止油系统着火事件的发生。燃油泄漏试验应按DL / T 1091 2008火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术规程推荐的燃油系统泄漏试验步骤进行。16）事故分析不到位，结论不明确如上安电厂对09年5月#4炉发生的由负压低引发的MFT事件分析过于简单，过程分析和实际设备状态不符，没有指出
29、发生MFT的确切原因。建议重视对热控异常的分析工作，事故分析应及时全面准确，并根据发生异常原因制定防范措施，防止同类事故的连续发生。另外热工事故记录及分析应及时随季报上报西安热工院。17）热工信号电缆防火、接地问题应引起重视。如鹤岗电厂3#机组由于热风管道过热和锅炉飞灰落入汇线槽盒等原因引起两起电缆烧损事故；丹东电厂#1机组1瓦、6瓦Y方向振动传感器因就地环境温度过高，致使电缆延长线烤焦（神东电力公司亿利电厂2010年也曾发生过两起信号电缆着火事故）。漫湾水电厂由于电缆受潮，导致220V直流系统频繁发生接地故障。建议电厂重点检查炉膛周围信号电缆的防护设施是否完善，采取热风管道保温、电缆槽盒移位
30、、及时清除飞灰等措施保证热工电缆安全。18）热工保护定值不合理，存在保护拒动隐患 如大坝电厂一期汽轮机润滑油压力低跳机保护定值只有0.02MPa，严重偏低，存在汽轮机轴瓦损坏隐患。国家电力公司颁布的二十五项反措第 10.2.9条明确规定：“为防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.08MPa时报警，降至0.070.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.060.07MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车”。电厂应以汽轮机厂家资料作为参考，结合本厂实际情况，适当提高该保护定值，确保汽轮机安全运行。达旗、海勃湾等多个电厂炉膛压力跳闸保护值（达旗为-2490Pa 、+3240Pa）
31、偏大（大唐公司规定二值的确定必须在+/-1500Pa+/-2000Pa之间选择），应适当减小定值，防止保护拒动。19）汽机润滑油压力低信号应在就地直接接入电气启动回路根据电力行业热工自动化技术委员会编写的火电厂热控系统可靠性配置与事故预控措施的要求，应将汽机润滑油压力低信号应在就地直接接入电气启动回路这样一旦发生DCS失电停机，直流润滑油泵在没有DCS控制的情况下也能够自动启动，以保证汽机的安全（技术监督检查已对东方、达旗、海勃湾、铜川等电厂提出此要求）。20）停炉不停机运行时，应增加必要的保护系统大坝电厂作为集团第一家有停炉不停机运行模式的电厂，应对汽轮机增加如下保护，以确保汽轮机安全： M
32、FT动作不跳汽机时，汽包水位高三值必须联跳汽机，以防蒸汽带水； 主汽温突降保护（主汽温在10分钟内突降50，由DCS运算三选中构成保护逻辑）； 再热汽温突降保护（再热汽温在10分钟内突降50，由DCS运算三选中构成保护逻辑）。3 2011年度热工监督工作要点及建议3.1 加强技术监督的定期工作管理各区域（产业）公司要严格要求各发电企业根据月度、年度的技术监督计划，规范各种日常的监督项目。加强对机组大、小修中开展技术监督工作的管理，对于已拟定的监督项目要确保完成率以及完成质量。同时要求各发电企业认真做好技术监督季报的上报工作。3.2 加强技术监督整改项的落实各区域（产业）公司要督促各发电企业继续
33、对2010年西安热工院现场查评提出的问题积极落实整改，结合年度技术监督计划和机组检修安排，对生产中的技术难题将集中力量攻关解决。3.3 2011年的重点工作根据公司一年来热工专业存在的问题及不足，2011年各厂应以“坚持预防为主，落实安全措施，确保安全生产”的方针，提高热控系统的可靠性和机组运行的安全稳定性。重视热控设备的日常巡检工作，强化热控系统消缺维护管理力度。健全、完善电厂相关管理制度及实施细则，加强热工监督人员技术培训，明确各自的职责和目标，进一步提高热工技术监督工作水平。1）加强热控设备巡检维护热工设备巡检是最基本也是最重要的日常工作。由于热控设备多、分布广、就地条件差，因此要加强巡
34、回检查，及时发现和消除设备缺陷。根据去年热控设备发生的缺陷情况，今年应重视就地重要设备（TSI、ETS、DEH中伺服卡等）的维护、巡检工作，防止引发保护系统误动。2）加强仪用压缩空气系统维护针对压缩空气质量普遍较差，含水和含油量较大，多个电厂已经发生设备腐蚀受损的问题。各电厂应加强对压缩空气干燥设备的检查维护，及时更换滤芯材料，采取有效措施，改善压缩空气质量，保障设备安全。3）应重视对TSI仪表的全面校验工作应按照DL/T 7742004火 力 发 电 厂热工自动化系统检修运行维护规程第 5.8项之要求，机组大修时对振动检测仪表整体送检，确保下一个大修周期TSI设备的正常运行。4）新建电厂应加
35、强热工技术监督制度建设、规程完善等基础性工作新建电厂应按照热工技术监督动态检查表的要求，逐项完善各项技术监督管理制度，编制各类规程及作用指导书。热工计量人员应通过培训取证上岗，杜绝非法开展热工计量的行为。5）重视热控电源系统试验，确保DCS电源可靠多数电厂DCS异常统计表明，电源回路是DCS系统安全运行的薄弱环节。电厂应及时安排进行试验测试，确保电源系统冗余可靠。6）应制定具体的炉膛压力取压管路维护措施炉膛压力取压管路堵塞严重的电厂应根据实际情况缩短管路定期吹扫及检查周期，尤其要防止炉膛压力取压管路堵塞造成保护拒动的重大事故。7）研究和探讨适应煤质变化的协调控制优化技术目前普遍存在煤种煤质频繁变化使机组AGC控制品质变差,常常造成压力波动超调并导致AGC解除。各厂应研究和探讨适应煤质变化的协调控制优化技术。
