进一步提高公司设备稳定运行管理水平，降低电量损失，提高企业盈利能力，按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求》、《**集团公司火力发电企业热工技术监督实细则》、《**集团公司热工可靠性评估细则》（热工专业）检查大纲开展了可靠性排查工作，并总现对排查情况进行汇报：

一、检查总体情况

公司热工管理基础较好，热工设备可靠性也在可控范围。现场仪表、元件和管路安装较为规范；各类测量仪表、开关、变送器、传感器的校验符合相关规定；管理制度、校验记录、定值清册、系统图、接线图等资料齐全。通过检查，发现主要存在的问题有：发现有个别重要保护信号一次元件现场接线凌乱、电缆线路有裸露情况；部分重要保护信号引用网络信号，未按要求采用硬接线引入（如一次风机停止信号）。

二、本次检查存在的问题和整改措施

本次检查共查出问题12项，提出整改措施12项，具体检查情况如下：

1.技术管理可靠性：

检查发现问题共1项，提出整改措施1项，发现问题及整改措施如下：

#2机组DCS大修后未做性能试验，不符合可靠性细则1.2.3.1要求。

整改措施：联系电科院来做性能测试。

2.控制系统硬件配置可靠性：

检查发现问题共2项，提出整改措施2项，发现问题及整改措施如下：

（1）#1炉一次风机温度保护不是硬接线接入，而是通过IDAS转换接入，不符合可靠性细则2.6（1）要求。整改措施：将一次风机温度保护的接入信号改为硬接线信号，避免因网络传输问题造成设备误动。

（2）#1机组DCS系统无单个机柜电源故障报警，不符合可靠性细则2.13（4）要求。

整改措施：增设单个机柜电源故障报警功能，及时发现机柜两路电源中的任一电源故障，防止两路电源同时故障导致控制机柜失电，影响机组安全运行。

3.控制系统软件功能可靠性：

控制信号采用三取中逻辑判断配置的自动调节系统中，未对单个信号进行越限判断，不符合可靠性细则3.1.2（1）要求；双重冗余配置的自动调节用测量回路，未对二路信号进行偏差比较，不符合可靠性细则3.1.2（2）要求。

整改措施：完善参与自动调节系统控制信号的越限、偏差大报警。

4.热工独立控制装置可靠性：

#1机组无MEH电源装置故障报警，不符合可靠性细则4.4.1（2）要求。

整改措施：利用机组检修时增设MEH电源装置故障报警，避免因某一路电源失去后未及时发现，而另一路电源出现故障导致整个机柜失电。

5.热工电源、接地、系统防护可靠性：

#2炉76PT01、76PT02炉膛压力2变送器未可靠固定，缺少固定螺栓。

整改措施：固定就地压力变送器。

6.现场设备安装可靠性：

（1）火检探头接线端头处未进行保护处理，容易发生折断和绝缘皮破损，存在较大安全隐患。整改措施：将火检探头接线处进行包扎，避免信号误发，使机组误动。计划整改完成时间：年8月30日。

（2）#1炉A、B侧双色水位计灯光调整控制柜电缆护套管未固定。

整改措施：规范电缆护套管。

（3）#2炉炉膛压力开关76PS02CLL、76PS01CHH校验到期。

整改措施：规范仪表校验台账，及时开展仪表校验工作。

7.MFT专项检查：

（1）MFT条件“空预器全停”中判断空预器停止的逻辑为“（空预器主、辅电机全不在运行位）、（空预器主、辅电机电流小于5A）、（空预器出口烟温大于℃）三取二”，其中“空预器出口烟温大于℃”带有速率限制模块，当温升速率过快时会将此路输出置“0”。检查时发现“空预器出口烟温大于℃”已被置“0”，且DCS画面无响应报警及复位按钮，相当于逻辑已转变为另外两路判据二取二，容易造成保护拒动的情况出现，不符合《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全[]）第9.4.10条款中：“主机及主要辅机保护逻辑设计合理，符合工艺及控制要求”的规定。

整改措施：将空预器停止逻辑改为（“空预器主电机未运行”、“空预器主电机电流小于定值（带品质判断）”、“空预器停转报警”三取二）且（“空预器辅电机未运行”、“空预器辅电机电流小于定值（带品质判断）”、“空预器停转报警”三取二）。

（2）由于#1机组脱硫请求#1炉MFT保护电缆施放路线在#2机组侧，在#2机组超低施放电缆期间为防止电缆受损而导致#1机组误动因此解除了该保护。

整改措施：在#2机组超低电缆施放完成后，测试#1机组脱硫请求#1炉MFT电缆绝缘合格后办理手续投入保护。计划整改完成时间：年7月30日。

（3）#1、#2炉总风量保护逻辑中送风机风量保护为单点保护，容易造成保护误动。

整改措施：在A、B送风机出口各增加1套风量测量装置，逻辑中采用单侧取平均后相加作为风量保护逻辑运算判断，增加任意一信号故障软光字牌报警。