火电厂热工控制信号是用脉冲还是电平信号？《防止电力生产事故的二十五项重点要求》(国能安全[2014]161号)要求：9.4.1除特殊要求的设备外(如紧急停机电磁阀控制)，其他所有设备都应采用脉冲信号控制，防止分散控制系统失电导致停机停炉时，引起该类设备误停运，造成重要主设备或辅机的损坏。
案例1：某公司炉跳机保护信号冗余度不足，诱发机组跳闸
西南某公司#32机组ETS保护动作，首出故障原因是“MFT动作”；但DCS系统检查不到MFT动作信号，MFT发送到ETS系统的信号回路绝缘完好。
原因分析
锅炉MFT跳闸回路发送到汽轮机保护ETS系统的动断触点信号仅有一路，冗余度不足；MFT动作继电器辅助触点、硬接线回路、信号输入I/O通道等均有可能故障或受外界影响误发信号，引发‘炉跳机’保护动作。
暴露问题
①部分主要保护按照“宁误动，不拒动”原则设计，保护信号冗余度不足，可靠性较低。该保护设计不满足《防止电力生产事故的二十五项重点要求》(国能安全[2014]161 号)第9.4.3条“所有重要的主、辅机保护都应采取“三取二”逻辑判断方式，保护信号影遵循从取样点到输入模件全程相对独立的原则，缺应系统原因侧点数不够，应有防保护误动措施”的要求。
②对不满足条件的重要保护的整改不及时。
防范措施
①根据《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则》(DL/T261-2012)第6.2.3.4条要求，MFT继电器应送出三路动断触点至ETS装置，在ETS内进行三取二逻辑判断后跳闸；三保护信号从取样到I/O数据采集，应全程保持独立性。
②对原安装设计设备回路进行检查，必要时更换继电器及其信号传输回路。
③严格把关设计、安装过程。
案例2：炉膛压力取样防堵装置堵塞，炉膛压力保护误动
某公司#5机组炉膛压力高高1、炉膛压力高高2开关动作，保护误动，锅炉MFT。
原因分析
①事故后检查发现，炉膛压力高高1、炉膛压力高高2压力开关位于蒸汽吹灰枪附近，受水汽影响非常严重，且两个测点取样管严重堵塞。一般，压力取样装置安装在烟气流动线路的外侧，远离蒸汽吹灰枪，接近炉膛顶部。
②炉膛压力防堵装置内没有防堵结构，是空罐子，防堵效果很差。事情的发生可能是由于热态的焦或灰堵住取样口，并对取样系统内的空气进行加热，导致压力迅速升高，保护误动。
③没有一本规程完整明确提出相关的要求。
《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》(DL/T435-2004)第3.2.8条“炉膛压力检测。……取样点四周不应有吹灰孔等强气流扰动。”仅相对吹灰孔提要求。
《电力建设施工及验收技术规范第5部分：热工自动化》(DL/T5190.5-2004)第 4.3.1.4条“炉膛压力取源部件的位置应符合锅炉厂规定，宜设置在燃烧室火焰中心的上部”；第4.3.3条“测量带有灰尘或气粉混合物等介质的压力时，应采取具有防堵和/或吹扫结构的取压装置”。强调防堵与吹扫。
《火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定》(DL/T518202004)第4.1.11条“测量带有粉尘的混浊介质的压力时，应设置具有防堵或吹扫结构的取源部件”； 第4.1.12条“炉膛压力取源部件，宜设置在燃烧室火焰中心的上部(具体位置由锅炉厂确定)，取源部件应具有防堵或吹扫设施”。要求几乎完成同上一条。
暴露问题
①未考虑到吹灰器蒸汽对炉膛压力取样管的影响。
②对基建器期间对防堵装置验收不严格、或不清楚其原理。
③对相关规程不熟悉。
防范措施
①远离蒸汽吹灰枪，在炉膛火焰中心中上部、气流扰动小的地方重新选择合适的炉膛压力取样点(烟气气流外上部，接近炉顶)。
②更换不合格的防堵装置或加装吹扫装置。
③取样筒倾角大于45°的要求，取样筒口光滑。
④参考《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》(DL/T774-2015)第5.4.2.3.3条要求，细化现场设备定期工作内容，加强取样管路定期吹灰、利用停炉机会对炉膛内部取样口进行检查、清理积灰、结焦体。
案例3：某公司因逻辑用保护的信号和画面显示的信号又不一致，在做阀门活动试验时，锅炉MFT保护误动
某公司#1机进行主汽门、调门全程活动性试验，当运行人员按操作票顺序执行至第6条“高压主汽门试验”，#1高压主汽门全关时，锅炉MFT保护误动。机组跳闸后，仪控人员对高压主汽门位置开关进行检查，发现送往FSS做MFT逻辑的#2高压主汽门全关位置开关存在积水现象。
原因分析
①送往FSSS做MFT逻辑的#2高压主汽门全关位置开关积水，导致#2高压主汽门全关行程开关误发，并一直保持着。当正在进行全程活动性试验的#1高压主汽门全关后，两个高压主汽门关闭的信号就同时出现，且旁路处于关闭状态，汽轮机停机信号发出，从而触发锅炉MFT保护动作。
②#2主汽门门杆的漏汽凝结成水后沿着电缆渗入位置开关，引起高压主汽门全关信号不正常动作。
③控制系统用于逻辑保护的信号和画面显示的信号源头不一致，不能起到有效的监控作用。
④各种规程中没有要求‘保护信号必须在操作员站显示’条款，只有‘可靠性’规程中规定，各种故障状态必须在操作员站显示，以供运行分析的要求。(太显而易见，反而没人重视)
暴露问题
①对主汽门位置开关检查维护不及时。机组启动时主汽门门杆漏汽，主汽门位置开关的防水措施不到位，导致漏汽凝结后沿电缆渗入位置开关。
②保护梳理工作中有欠缺，使得控制系统用于逻辑联锁保护的信号和画面显示的信号源头不一致。
防范措施
①将重要联锁保护信号显示在操作员上，保证联锁保护信号与操作员画面显示的信号一致，便于监控。
②在进行重要在线试验前，应由热工先期进行信号检查，发现问题及时解决。
③发生漏汽漏水现象后，热工专业应及时做好防护措施，并检查相关设备是否存在积水、绝缘下降的现象。
案例4：某公司电缆软管倒灌水至一次风机6A因出口挡板电动头，导致一次风机跳闸
#6机组运行人员发现一次风机6A跳闸，联跳磨煤机6A/6C，机组负荷减至500MW。风机跳闸后，运行人员确认跳闸原因系“风机运行且出口挡板全关”保护动作所导致，进一步检查一次风机6A出口挡板电动头内部有积水，清理积水并对电动头内部控制卡件进行烘潮处理，仍无法正常操作，后经检修人员更换控制卡件后电动头操作正常，7月12日15：10，一次风机6A 重新投入运行。
原因分析
①一次风机6A出口挡板电动头内部进水，导致一次风机6A跳闸。
②台风引起暴雨，造成电缆桥架进水，雨水经电缆桥架沿一次风机6A出口挡板电动头电缆软管倒灌到电动头内部，引起电动头控制卡件短路故障。
暴露问题
①增加电缆软管时，墨守成规，不考虑是否发挥电缆软管防烫、防磨、防砸功能。
②对电缆桥架、电缆软管未作雨水引流措施。
防范措施
①对全厂电动头电缆软管进行检查，对电缆软管从上到下走向的电动头进行电缆软管钻孔疏水引流处理。
②未按装电缆软管的设备，其电缆如不存在烫、砸、磨的风险，不再增加保护管。
案例5：重要保护的一次元件可靠性差，导致轴向位移保护误动
某发电公司#14机组(300MW)在电负荷200MW时，汽机保护系统ETS发轴向位移ETS动作信号，AST电磁阀动作，汽机跳闸，大联锁保护动作，锅炉MFT动作，发电机逆功率保护动作跳闸。
原因分析
①历史数据显示轴向位移保护轴向位移1信号点(在保护动作时位移值由-0.48mm突增+1.78mm；而其它的瓦温、振动、轴向位移无明显变化；轴向位移1外部回路绝缘良好。轴向位移1探头是上海生产的，性能不稳定，是本次保护误动的直接原因。
②轴向位移保护采用二取一逻辑判断，是本保护误动的间接原因。
③元件采购过程，购买了没有经生产验证、证明设备性能可靠性的设备，是本次保护误动重要原因。
暴露问题
①对元器件采购把关不严
②风险意识差，对规程不熟悉。
防范措施
①对关键保护元件，应采用经大量机组验证的可靠性高一级元件，提高保护的可靠性。
②轴向位移保护，应按“3取2”或“4取2”的逻辑判断要求设计，所有一次信号，均应有品质判断功能，降低保护误动的概率。
案例6：某公司轴向位移保护设计不规范，诱发的保护误动
#2机组(350MW)负荷245MW，主蒸汽温度568℃，压力20MPa，再热蒸汽温度561℃，压力3.15MPa，给水流量794t/h，给煤量114t/h，A、D、E磨煤机运行，A、B一次风机、送风机和引风机运行，A、B汽动给水泵运行。其他各系统和设备运行参数正常，轴位移1显示0.34mm 、轴位移2显示0.36mm #2机组供热正常。10时11分02秒，#2机组跳闸，负荷至0，锅炉MFT，热工首发“汽机跳闸”信号。汽机ETS首发“轴向位移大停机”信号。
事件原因
①#2机#1轴承瓦振信号跳变，热控人员在#2机TSI机柜内端子排上拆解大机#1轴承瓦振信号线的过程中，由于用力稍大，使得邻近的接线不牢固的#2机组轴向位移信号1线开路，输出值原来的0.34mm升至2.46mm。轴向位移大停机信号经2选1后输送至ETS，导致保护动作。
②重要跳机保护未按“3取2”或“4取2”(或或与)逻辑设计，而采用2选1保护设计。
③未及时紧固接线，信号线标号不清楚，光线不充足。
暴露问题
①公司对重要保护的逻辑设计不重视。
②公司日常检修维护不到位，部分日常工作为要求进行。
防范措施
①优化轴向位移保护逻辑。
②改善TSI柜的照明，加强日常维护工作的管理。
案例7：某公司300MW机组更换小机LVDT引发的停机事故
运行人员发现汽动给水泵油动机的一个开度反馈突然由41.54降为-25，机组其它参数稳定。热工检修人员13时05分赶到达现场，检查发现汽动给水泵油动机LVDT1连杆脱落，即办理工作票进行检修，14时08工作票办理完毕。14时18分在重新连接LVDT1时，LVDT1反馈值瞬间升高至55%，小机调门指令由25%升至34%，汽动给水泵转速突然升高，相应给水流量由930t/h升至1180t/h，汽包水位随即升高，因偏差大给水自动切除，运行人员立即手动调整水位，调整无效，汽包水位最高升至305mm，14时20分，汽包水位高保护动，机组跳闸。
原因分析
①小机LVDT采用2选高值，当LVDT1连杆脱落时，自动判断为坏点，不影响运行。但‘坏点’判断仅限对信号是否超出量程范围作出判断，所以当重新连接LVDT1时,LVDT1显示值瞬间升至55%，并立刻参与逻辑运算。
②热工处理缺陷前将LVDT1反馈故障跳小机保护切除，未将阀门控制卡上LVDT1接线拆除;或未将LDTV1信号强制为0。
③自动回路判断阀门开度远大于调门指令，且偏差超出允许值，程序立刻执行自/手动切换命令，小机调门指令在瞬间由25%上升至34%。原则上，控制器只有在手动情况下才执行控制指令跟踪阀位的功能，不存在阀门阀位越变现象。而在本事故中，功能模块执行顺序不正确，因而出现首先执行控制器指令跟踪功能，后执行自动/手动切换功能(因时间太短，未完全跟踪)的现象。
④运行人员反应不及时。
暴露的问题
①小机LVDT1脱落现象暴露出热工人员检修质量不过关、日常巡检不到位。
②早期控制系统在控制逻辑的完整性和可靠性存在漏洞。
③热工人员对控制系统逻辑功能过度信赖，对可能发生的问题估计不足，采取的安全措施不全面。
④公司运行人员对故障处理失败带来的危害性估计不足，执行安全措施意志不坚定。
防范措施
①对LVDT1进行重新连接并紧固，同时对LVDT2螺栓进行了紧固。对振动剧烈环境中的接线进行排查，采取紧固、增加垫片、备用螺母等措施。加强日常巡检，同时完善相关逻辑(增加缓冲判断环节、调整模块执行顺序)，避免类似缺陷再次发生。
②处理重要系统缺陷时，从故障处理过程中可能发生的对人身与机组安全产生各种极端危险的影响出发，做好危险点分析和安全技术措施；如在当前无法确保人身安全与设备安全的情况下，应积极向上级反应，待安全条件具备后再进行故障处理。
③运行人员在处理重要故障前，认真检查安全措施是否齐全、是否已经执行；如条件不具备或热工人员无法确保安全的工况下，应在低负荷段、停机状态下进行检修等。
④热工部门认真执行工程质量验收工作、加强热工人员的技能及安全培训。
案例8：某公司300MW机组锅炉总风量低保护冗余信号未分散配置模件而引发MFT
某公司#3机组锅炉总风量小于25%保护动作。经检查发现，#3机组#10DPU柜D2卡件故障，导致故障卡件上的两路总风量小于25%信号误发，锅炉最小总风量保护MFT动作。
原因分析
#10DPU柜内D2卡件上第17、18通道为锅炉总风量低于25%信号的输出通道，且此信号输出继电器采用常闭节点(正常工作时带电)；当卡件故障或失电时，输出继电器失电，导致风量低信号发出，触发了锅炉总风量低MFT保护动作。
暴露问题
①重要保护冗余信号未充分分散配置。DCS系统#10DPU柜内D2卡件上设置两个锅炉总风量低于25%通道输出，一旦卡件故障或失电，将造成锅炉总风量低于25%保护(三取二)中的两个条件成立，保护动作。
②热控设备管理部大小修管理不到位，在以往的大小修作业中没有认真梳理排查装置性安全隐患。
防范措施
①根据《火力发电厂热工保护系统设计技术规定》(DL／T5428 -2009)第5.3.5.3条“冗余I/O信号应通过不同的I/O模件和通道引入引出”及《防止电力生产事故的二十五项重点要求》(国能安全[2014]161号)第9.4.3条‘ 所有重要的主、辅机保护都应采用“三取二”的逻辑判断方式，保护信号应遵循从取样点到输入模件全程相对独立的原则……’的要求，增加DO卡件，分散配置最小风量信号输出信号。
②对主保护和重要辅机保护进行梳理，发现保护冗余输入信号的分散性不满足规程要求的，应积极进行整改，避免再次发生因卡件故障导致的保护误动。
