2.AP故障處理相關知識
    系統共配置13對AP，AP01－AP05為鍋爐設備，其中AP5帶有鍋爐-汽機-發電機保護聯鎖邏輯，AP06－AP09為汽機設備，AP10為電氣設備，AP11為鍋爐MFT保護邏輯，另外有兩個AP帶公用系統和空壓機系統。AP為100％冗余。
    2.1正常運行中一臺AP故障不影響機組運行。當一臺AP故障發生報警時，運行人員有責任及時通知熱工人員及時處理。
    2.2當一對AP同時故障時，該AP所帶的系統將失去控制和監視，系統自動調節功能同時失去，運行人員應當依據不同AP故障采取相應對策，確保機組安全。
    2.2.1AP01所帶設備為給煤機A/B/C、磨煤機A/B/C控制及密封風機A/B，該對AP同時故障時的處理原則：
    2.2.1.1首先穩定機組負荷，保持系統穩定；立即通知熱工人員處理。
    2.2.1.2立即投入爐前油系統，在低負荷運行時應根據磨煤機運行情況投入相應助燃油槍。
    2.2.2AP02所帶設備為給煤機D/E/F、磨煤機D/E/F控制，該對AP同時故障時的處理原則同AP01。
    2.2.3AP03所帶設備為：A側送、引、一次風機、預熱器，二次風流量、風箱與爐膛間的差壓、爐膛壓力控制及OFA、AA、AB、BC層二次風門、A層、B層、C層周界風控制，該對AP同時故障時的處理原則：
    2.2.3.1如故障前機組處于變負荷狀態，應立即停止機組運行。
    2.2.3.2如故障前機組處于穩定狀態，應**機組負荷穩定，保持系統穩定，立即通知熱工人員處理。通過監視另一側風機出力情況來判斷本側風機運行狀態及爐膛壓力情況，不穩定時立即停止機組運行。
    2.2.4AP04所帶設備為：B側送、引、一次風機、預熱器，A/B冷卻風機，CD、DE、EF、FF層二次風門及D層、E層、F層周界風門。該對AP同時故障時的處理原則同AP03。
    2.2.5AP05所帶設備為：爐水循環泵、汽包、燃油壓力控制、1st級過熱蒸汽、再熱蒸汽溫度控制、2nd級過熱蒸汽、再熱蒸汽溫度控制、鍋爐風煙遠程I/O、鍋爐汽水遠程I/O；該對AP同時故障時的處理原則：
    2.2.5.1如故障前機組處于變負荷狀態，應立即停止機組運行。
    2.2.5.2如故障前機組處于穩定狀態，應**機組負荷穩定，保持系統穩定，立即通知熱工人員處理；
    2.2.5.3通過電視水位計監視汽包水位，如水位**限立即停止機組運行。
    2.2.5.4通過汽機側主再熱蒸汽溫度變化趨勢來判斷爐側主再熱蒸汽溫度控制情況，發現異常變化立即停止機組運行。
    2.2.5.5立即通過電視水位計及派人就地檢查爐水循環泵運行狀態，判斷為爐水循環泵停止時立即停止機組運行。
    2.2.5.6加強機組其他主要運行參數監視調整，必要時停止機組運行。
    2.2.6AP06所帶設備為HP/LP加熱器水位控制，除氧汽水位/壓力控制，抽汽,汽機疏水，軸封。該對AP同時故障時的處理原則：
    2.2.6.1首先穩定機組負荷，保持系統穩定；
    2.2.6.2同時加強就地高低加、除氧器水位監視，加強主機就地軸封壓力監視，聯系熱工及時處理。
    2.2.6.3加強對主蒸汽溫度、再熱汽溫度的監視，保持汽溫在規程規定的范圍內。當主汽溫度10分鐘內下降50℃時要立即打閘停機。
    2.2.6.4如果主機低**封壓力影響機組真空，要有專人就地手動調整軸封泄汽調整門，直至軸封壓力正常，注意，調整過程一定要平穩。
    2.2.6.5如果高加水位升至規程中規定的高三值或降至較低水位、低加水位升至規程中規定的高三值或降至低一值水位、除氧器水位達到規程中規定的高三值或降至低二值水位立即按停機處理。
    2.2.7AP07所帶設備為凝泵A/B控制，凝汽器水位控制，凝結器真空泵控制等，廠用汽系統,真空,旁路，電泵，鍋爐給水電動/旁路門。該對AP同時故障時的處理原則：
    2.2.7.1首先穩定機組負荷，保持系統穩定；
    2.2.7.2同時加強就地凝汽器水位、真空的監視，加強小汽輪機就地軸封壓力監視，聯系熱工及時處理。
    2.2.7.3如果小汽輪機軸封壓力影響機組真空，要有專人就地手動調整軸封壓力，直至軸封壓力正常，注意，調整過程一定要平穩。
    2.2.7.4當凝汽器水位異常時，派專人就地手動調節，直至正常。
    2.2.7.5當機組凝汽器背壓升高到20.3kPa時，停機保護未動作時，應當立即打閘停機。
    2.2.8AP08所帶設備為TDBFPA主油泵/EH油泵控制，TDBFPA潤滑油泵控制，TDBFPA盤車，TDBFPA前置泵控制，TDBFPA再循環流量控制，汽機本體遠程I/O，CWP房遠程I/O。
    該對AP同時故障時的處理原則：
    2.2.8.1該對AP同時故障，若AP09工作正常，不影響機組A主油泵/EH油泵控制，TDBFPA潤滑油泵控制，TDBFPA盤車，TDBFPA前置泵控制，TDBFPA再循環流量控制。
    2.2.8.2首先穩定機組負荷，保持系統穩定；
    2.2.8.3在AP09同時故障情況下，同時加強潤滑油壓、EH油壓就地表計監視，聯系熱工及時處理。
    2.2.8.4當EH油壓低至保護停機值時9.5MPa時，應按停機處理。在AP09同時故障情況下，當汽機轉速降低至2200rpm時，就地啟動**軸油泵，維持**軸油壓在8－12MPa，當潤滑油壓低至0.82MPa時應當檢查交流油泵聯啟，低于0.076MPa時應當檢查直流油泵聯啟，否則手動啟動；當汽機轉速為零時，立即就地啟動盤車裝置，使汽輪機處于盤車狀態。
    2.2.9AP09所帶設備為TDBFPB主油泵/EH油泵控制，TDBFPB潤滑油泵控制，TDBFPB盤車，TDBFPB前置泵控制，TDBFPB再循環流量控制，汽機EH油/EM油泵控制，汽機潤滑油l/**軸油l/密封油泵控制，工業水系統，發電機，SOE。
    該對AP同時故障時的處理原則：
    2.2.9.1該對AP同時故障，若AP08工作正常，不影響機組TDBFPB主油泵/EH油泵控制，TDBFPB潤滑油泵控制，TDBFPB盤車，TDBFPB前置泵控制，TDBFPB再循環流量控制。
    2.2.9.2首先穩定機組負荷，保持系統穩定；
    2.2.9.3在AP08同時故障情況下，同時加強潤滑油壓、EH油壓就地表計監視，聯系熱工及時處理。
    2.2.9.4加強就地閉冷水壓力的監視。
    2.2.9.5當EH油壓低至保護停機值時9.5MPa時，應按停機處理。在AP08同時故障情況下，當汽機轉速降低至2200rpm時，就地啟動**軸油泵，維持**軸油壓在8－12MPa，當潤滑油壓低至0.082MPa時應當檢查交流油泵聯啟，低于0.076MPa時應當檢查直流油泵聯啟，否則手動啟動；當汽機轉速為零時，立即就地啟動盤車裝置，使汽輪機處于盤車狀態。
    ECS系統死機時，對勵磁系統的監視及調整，應在勵磁小間就地進行，按下調節器柜內LCP的LOCALA按扭，進行監視、調整和操作；對6kV開關的操作，應在6kV配電室將遠方/就地切換開關轉換為就地方式，電動進行操作；380V開關的操作只能利用在開關就地本體上的機械分合閘按扭進行操作。
    NCS系統死機時，應到就地LCP檢查和操作。
    3.PU故障處理相關知識。
    本臺機組本身設有3對PU，其中PU1負責爐側設備（風煙系統、燃燒系統），PU2負責機側設備（機組控制、閉冷水系統、蒸汽系統、抽汽系統、爐給水系統），PU3負責電氣和公用設備（給水系統、潤滑油系統、電氣系統）。每對PU均100％冗裕，正常運行一臺工作，另一臺備用，每對中的一個發生故障，不影響所帶設備的正常運行，當每對中的兩個同時故障時，所帶設備的通訊將全部切斷，即所帶設備運行人員既不能干預，也不能監視，出現部分“死屏”現象。
    三對PU同時故障時，按停機處理。
    該對PU同時故障時的處理原則：
    3.1首先聯系中調穩定機組負荷，保持系統穩定；
    3.2立即聯系熱工人員處理；
    3.3加強就地相關表計監視；
    3.4系統發生較大波動時，立即按停機處理。
    4.網絡故障處理相關知識。
    本機組DCS系統采用“以太”網，冗一錯方式，當網絡出現*二次差錯時網絡將癱瘓，出現所有通信中斷，出現死屏現象。所有系統都在CRT上無法監視和控制，系統僅靠自身熱工調節特性進行調節。故障時的處理原則：
    4.1首先聯系中調穩定機組負荷，保持系統穩定；
    4.2立即聯系熱工人員處理；
    4.3加強就地相關表計監視；
    4.4系統發生較大波動時，立即按停機處理。
    或按停機處理。
    5.OT故障處理相關知識。
    本機組設有6臺OT，每臺OT均獨立運行，其中5臺用于運行人員操作監視使用，每一臺OT的信息通道均共享，其中一臺故障系統監視可用其他幾臺監視。
    故障時的處理原則：
    5.15臺OT全死，處理同網絡故障。
    5.2當部分操作員站故障時，運行人員應當：
    5.2.1立即在相鄰OT上加強對重要系統的監視，尤其是正在操作的系統、設備反饋的跟蹤，避免系統波動；
    5.2.2立即通知熱工人員及時處理故障OT；
    5.2.3當兩臺以上OT死機時，應避免和停止重大操作，待熱工處理后再進行。
    2、DCS失電總結及事故預案
    一．事故前機組工況
    主要參數：機組負荷：260MW主氣壓力：13Mpa再熱蒸氣壓力：1.5Mpa主/再熱氣溫：530℃/530℃真空：-84.75KPa汽包水位：-150mm高、低加投入協調投入
    機側主要運行設備：21汽動給水泵運行、電動給水泵2800r/min陪轉、21凝結水泵運行、21循環水泵運行、21,22水環真空泵運行。
    爐側主要運行設備：雙側引、送、一次風機運行、21密封風機運行、21、22、25磨煤機運行、兩側空預運行，給水主路電動門開啟。
    電氣系統運行方式：500KV一、二串合環運行、廠用電源已切至20高廠變帶、01啟/備變空載運行、保安系統運行方式正常、20柴油發電機處熱備用狀態。
    二．事故及當時處理情況
    負荷300MW，DCS電源突然失去，所有DCS操作員站和工程師站全部死機，畫面失去監視及所有的聯鎖邏輯功能。這種緊急情況下，一切從搶險出發，在電科院人員統一指揮下，發動了當時能馬上調動的各單位的人力資源，成功進行了事故處理，保全了設備安全。回憶當時的主要操作步驟如下：
    1.1汽機方面：
    1)首先檢查機組已跳閘解列，廠用電已成功切換至啟備變，**設備能正常啟停，DEH和旁路系統未失電，機組應能安全停機；
    2)旁路快開后，馬上切至手動迅速關閉高低壓旁路；
    3)就地啟交流潤滑油泵和**軸油泵，確認油壓正常；
    4)迅速關閉主汽母管疏水和再熱母管疏水，**鍋爐處于悶爐狀態；
    5)確認循環水泵正常運行，這樣循環水對疏水和排汽還能**一定冷卻作用，對凝汽器危害不致過大；
    6)凝結水低缸噴水、擴減溫水未能開啟，水幕噴水已開聯開（這些閥門DCS失電后的狀態還需熱工方面進一步的確認），后除氧器很快滿水（但據熱工檢查除氧器上水調門失電后應該在關閉狀態，待進一步確認），就地停止凝泵運行。發現高壓側凝汽器溫度達114℃，較高達188℃,就地運行鍋爐上水泵，少量投入低缸噴水和水幕噴水，凝汽器高、低壓兩側均降至70℃左右時。考慮防止凝汽器溫度驟升驟降對凝汽器造成損害，停止上水泵，保持凝汽器自然冷卻。
    7)檢查密封油狀態，發現工作正常，氫壓未降，定冷水工作正常；
    8)開始時有通過手動控制輔汽至軸封旁路電動門維持一定軸封壓力（據熱工分析輔汽聯箱至軸封聯箱供汽壓力調節閥在失電后應在全開位，待進一步確認），防止從軸封處進過多冷氣，后經檢查盤車電源，確認在盤車能正常投入的情況下，很快通過硬手操開真空破壞門，停真空泵，真空基本到零時，停止軸封。在不是很清楚當時各部分具體情況的狀況下，停止#1機組向#2機組供應輔汽；
    9)因鍋爐已悶爐，汽包水位無法監視，給水系統也無法監視，就地停電泵、汽泵和汽前泵，就地啟電泵輔助油泵，確認汽泵潤滑油泵正常運行，盤車停止；
    10)整個過程中DEH中振動、瓦溫和就地回油溫度正常，并安排電建人員在就地進行連續監測；
    11)轉速到0后，投入盤車，開始盤車電流在22A～24A之間擺，幾分鐘就穩定在22A，就地晃度正常，DCS恢復后晃度28μm，證明機組狀況良好；
    1.2鍋爐方面：
    1)鍋爐迅速手動打閘；
    2)通過硬接線聯跳一次風機、磨煤機、給煤機和減溫水總門，派人員就地檢查確認；
    3)派人上就地停送、引風機和密封風機，檢查潤滑油泵運行正常；
    4)手動關閉過、再熱器減溫水電動門、風機出入口門，手動關閉連排去定排手動門；
    5)DCS畫面正常后關閉煙風系統所有擋板；
    6)全面檢查爐側各項參數正常；
    操作基本完成后，全面檢查機組各設備，未發現設備損壞情況。10:30機側DCS系統基本恢復，送輔汽供#2機組暖氣。當天DCS系統曾先后又四次出現死機畫面全紅的現象，后經檢查發現是由于SIS系統已與DCS通訊，而由于幾天前曾對DCS系統測點進行了一次優化，刪除了不少無用的測點信號，但在SIS系統中未做相應改動。SIS系統與DCS系統采用TCP/IP通訊方式，SIS仍不停的發送該部分數據的發送請求，DCS無法回應，從而導致網絡堵塞，系統癱瘓。
    另外,從目前所有的信息來分析，DCS系統兩路24V電源,一路來自保安段,一路來自UPS,由于兩路電源偏差大,從而使至DCS的變壓器故障,是導致此次DCS電源全部失去的可能主要原因。04:40所有運行設備打至就地位，DCS系統整體進行了一次下裝。
    二．更進一步優化的事故預案
    這次事故處理雖然很成功，但也給大家敲響了一個警鐘，必須**做好這方面的事故預案，在出現任何緊急事故時都能做到忙而不亂，有序的完成搶險工作，確保人身和設備的安全。
    從DCS失電這件事來講，這次事故處理應該是非常成功的，處理方法和步驟基本正確，還要做進一步優化的話就還可以從以下幾個方面著手：
    1)首先檢查廠用電已正常切換至啟備變，發電機解列，檢查機組已跳閘，查看較高上升轉速；
    2)先通過硬手操啟動交流潤滑油泵，就地啟動**軸油泵，確認狀態正常；
    3)鍋爐迅速手動打閘；
    4)應該通過硬接線能聯跳一次風機、磨煤機、給煤機和減溫水總門，派人員就地檢查確認；
    5)檢查旁路開啟狀況，迅速手動關閉，**鍋爐悶爐；
    6)真空破壞前，通過手動開啟輔汽至軸封旁路電動門維持軸封壓力，防止進冷氣造成軸封碰磨；
    7)迅速關閉主汽母管疏水手動門、高排逆止門后疏水手動門及再熱母管手動門；
    8)派人上就地停送、引風機和密封風機，檢查潤滑油泵運行正常
    9)手動關閉過、再熱器減溫水電動門、風機出入口門，手動關閉連排去定排手動門，關閉煙風系統所有擋板；
    10)失電后密封油系統應能維持初始狀態，但應去人迅速確認，否則應馬上安排排氫。確認循環水和定冷水狀態；
    11)出現DCS失電這種情況時，各運轉設備的狀態無法及時掌握，從保護設備的角度出發，能停運的設備應盡快停運。汽泵應馬上打閘，檢查潤滑油泵運行正常，汽前泵就地停運；
    12)失電后電泵較小流量閥失電后應該打開，電泵能短暫維持運行，安排人員上電泵、除氧器及主給水電動門和旁路調門位置（據熱工人員分析給水旁路調門應在關閉位），在能確認電泵正常的情況下可以考慮手動給汽包上滿水再停電泵，但只要鍋爐悶爐情況良好，鍋爐汽包允許，應盡快啟動電泵輔助油泵，停止電泵運行。從這次的事后的結果來看，在這個負荷滅火，悶爐及時，鍋爐欠水狀態危害也不至于很大；
    13)如果主再熱疏水手動閥關閉及時，循泵保持運行，凝汽器溫度應該上升不大，為防止意外發生，應停止凝泵運行。在凝汽器溫度不是很高的時候（如80℃以下），可以通過關閉除氧器上水電動門，啟動鍋爐上水泵來維持凝結水壓力，手動投入水幕噴水、疏擴減溫水和三級減溫水，**其在合適壓力，給凝汽器降溫。在凝汽器溫度很高時，應盡量不投入凝結水減溫水，防止驟熱驟冷造成凝汽器變形，保持其自然冷卻；
    14)在盤車電源確認可靠后，應盡快破壞真空，停止真空泵運行，真空到0停軸封；
    15)安排人員從DEH和就地連續觀測瓦溫、振動和回油溫度等機組情況；
    16)轉速到零投入盤車，檢查其盤車電流是否正常，DEH和就地測量晃度正常；
    17)全面檢查機爐側所有設備的狀態，確認設備無異常狀況；
    三．廠用電失去的事故預案
    再做進一步的引申，假設廠用電不能成功切至啟備變，可以設想應有如下操作：
    1)迅速啟動柴油機，**保安源電源正常；
    2)應盡快啟動保安段上所帶的交流油泵，**軸油泵，空側密封油泵，氫側密封油泵，小機潤滑油泵，風機的潤滑油泵，投入空預器盤車，兩臺油泵同時運行時停止直流油泵運行；
    3)檢查密封油壓情況，視情況決定是否需要馬上排氫；
    4)迅速關閉機側疏水，爐側連排至定排手動門，進行悶爐處理，馬上破壞真空，停軸封；
    5)檢查機爐側所有除保安段上的設備都已安全停運，如循泵、電泵、凝泵、汽泵、汽前泵、真空泵、氫冷泵、閉冷泵、磨煤機、送風機、引風機、一次風機、密封風機、給煤機等等；
    6)轉速到零后投入盤車，投入后檢查盤車狀態；
    7)全面檢查機爐側所有設備狀態及參數；
    3、火電機組DCS系統失電故障安全隱患的調查及研究
    根據《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》（以下簡稱《二十五項重點反措》）和《火力發電廠安全性評價》的相關要求，結合部分機組DCS系統失電故障后暴露出來的問題，組織人員對省內主要火電機組進行了專項的DCS系統失電故障預防、處理及安全**措施的調查和研究工作。主要工作內容分為三個方面：一是DCS及其他主要控制系統的供電原理和自身電源結構的情況調查；二是分析如何從技術和管理措施方面預防DCS系統失電；三是研究在DCS系統失去一路電源、全部電源、甚至全廠失電的各種情況下，如何**機組及設備的安全。
    通過以上工作，掌握了省內火電機組DCS及其他主要控制系統電源的配置情況，分析了發生各種失電故障情況下的機組安全隱患,并從UPS電源結構、DCS系統內部電源配置、操作臺按鈕配置、熱工主保護和DCS系統的安全可靠性等多方面提出了有針對性的建議，以求減少機組的非計劃停運和由于DCS失電故障引起的設備損壞事故。
    1調查方案
    為使調查工作順利開展，在工作前編寫了調查和驗證試驗的總體方案,主要采用的調查方案內容包括：
    檢查UPS系統設計的供電原理圖，確認UPS系統的工作電源、直流電源、旁路電源的來源和切換情況；檢查機組DCS系統總電源柜的供電原理圖，確認當一路電源失去時，另一路的切換原理，并進行切換時間測試；檢查機組DCS系統主控模件柜、I/O端子柜的供電原理圖，評價其供電可靠性及其對設備正常運行的影響程度；確認接地系統對各機柜交、直流供電系統的影響；重點了解FSSS系統MFT繼電器板和ETS系統的供電方式，確認在其電源失去或主控模件（含PLC）失效（初始化或重啟）時，繼電器輸出接點的狀態；調查DEH、MEH系統在電源失去時，主汽門及各調節汽門伺服閥的輸出狀態，確認在系統電源失去時這些重要閥門是否能全關；調查TSI、火檢系統在電源失去時，送往DEH、ETS、FSSS系統的保護接點的狀態，并根據設計和運行要求，確認其正確性；了解操作臺上停機、停爐、停小汽機、啟潤滑油泵等按鈕的配置情況，并分析當DCS全部失電時，是否能夠**機、爐等安全停運的需求；整理出重要外部閥門和設備在控制電源失去后的狀態清單，并分析對機組安全有何影響，重點是各抽汽電動門、抽汽逆止門、帶保位功能的調節門、鍋爐燃油系統、一次風系統、制粉系統等；了解DCS系統和其它保護系統的電源監視、報警系統的原理圖，要求當部分電源或全部電源失去時，光字牌系統能立即報警，且光字牌的電源應獨立于DCS系統之外；組織電廠相關專業人員按照有關規程和反事故措施的要求，分析現有的技術措施能否在DCS系統失去一路電源時，滿足機組正常運行的要求；當DCS系統全部電源短暫失去（小于1秒）或長時間失去時，在DCS系統的主控模件重啟或DCS失靈，通訊網絡中斷，運行人員無法通過操作員站對機組進行控制的情況下，能否**機組安全停機的要求。
    2主要問題分析
    通過調查發現，各火電廠的DCS電源系統目前總體情況較好，但是由于基建設計和理解上的差異，還存在一些共性的問題：
    2.1有不少機組DCS的電源配置不合理，部分機組采用單個UPS提供兩路電源的方式供電（只要是共用一根出口饋線就應認為是單個UPS），還有部分老機組采用兩臺機組UPS互為備用供電的方式，當一臺機組UPS檢修時，就只有單路電源了。
    2.2部分機組抽汽逆止門、燃油跳閘閥等設備采用雙線圈控制電磁閥，使得一旦系統失電，汽機就存在**速危險，鍋爐也不能完全切除燃料；個別新投產的機組，磨煤機油泵、空預器控制采用長信號控制，DCS失電后，油泵、空預器會停止運行，可能損壞重要輔機。
    2.3部分沒有DEH的老機組，其汽機跳閘系統采用帶電動作設計，又沒有采用可靠的電源（如直流電源）和電源回路結構，當控制系統失電時，手動按鈕沒有作用，只能到就地打閘停機。
    2.4部分機組不滿足《二十五項重點反措》中“操作員站及少數重要操作按鈕的配置應能滿足機組各種工況下的操作要求，特別是緊急故障處理的要求”的規定，緊急故障情況的處理手段不完備，有的甚至還沒有配置MFT硬跳閘板。
    2.5部分機組DCS及主要控制、保護系統的電源監視、報警系統不完善。
    3建議
    通過對以上調查情況的分析和思考，從預防和處理DCS系統失電故障的角度，提出以下建議：
    3.1DCS系統供電電源配置
    對UPS電源的工作電源、旁路電源、直流電源均應有失電報警，且各電源電壓應進入故障錄波裝置和DCS系統以供監視；DCS系統應由一路UPS、一路保安電源進行供電，或兩路相互獨立的UPS電源進行供電。這兩路供電電源應分別從機、爐工作段取；ETS、TSI、火檢等系統應該采用和DCS一樣的電源結構；電氣專業應對UPS電源定期進行切換試驗，工作電源和備用電源的切換時間應小于5ms。
    3.2DCS系統內部電源配置
    DCS系統內部的電源配置，應采用以下兩種方式：一是2N方式，即每個模件柜有二（四）個電源模件，一半電源模件由主電源供電，一半電源模件由副電源供電。一半電源模件就可以滿足系統需要。電源模件輸出的直流電源并在一起，作為I/O模件、主控制器和現場設備工作電源；二是兩路交流進線電源互為切換備用，切換后的兩路電源分別提供給一半的電源模件和主控制器（均冗余配置）使用。這樣，即使電源切換不成功，也至少有一半電源模件和主控制器能夠正常工作，以維持機組正常運行。部分老DCS系統電源不能互為切換備用，一路電源喪失時一半的電源模件和控制器停止工作，這種電源方式較不安全，必須改造。
    火檢裝置、TSI裝置及熱工儀表電源柜等均應由兩路不同來源的交流電源供電（可與DCS機柜電源來源相同），或采用經過切換后的電源。
    各操作員站和工程師站應采用兩路切換后的電源，或者將兩路供電電源、切換后的電源分別向不同的操作員站供電，以**一路電源喪失時，至少有一臺操作員站可用。
    DI模件的查詢電壓建議為+48VDC，以增加信號的抗干擾能力。
    此外，還應該對DCS及ETS、TSI、火檢等的任意一路電源狀況進行監視；如有條件還可設計DCS電源電壓**限、兩路電源偏差大、風扇故障以及隔離變壓器**溫等報警信號，以便于及時發現DCS電源系統早期故障。
    3.3操作臺按鈕配置
    手動停爐和停機按鈕應各配置兩個，每個按鈕提供多對常開（閉）觸點，兩兩串（并）聯輸出，即只有兩個按鈕同時按下，手動停爐停機指令才會發出。其中部分觸點作為DI信號進入FSSS/ETS系統組態以觸發停爐/停機的“軟”信號，部分觸點串入MFT硬跳閘板/AST跳閘電磁閥的控制回路中以實現“硬”停機。
    小機手動停機按鈕和交/直流潤滑油泵的啟動按鈕都是必要的：小機的手動停機信號，可以采用一路進DCS參與邏輯運算，一路串在跳閘電磁閥的控制回路中，以**喪失電源也能夠可靠停機；交/直流潤滑油泵的啟動按鈕，應直接接到油泵電氣的啟動回路中，同時潤滑油壓力低的信號也應串在電氣啟動回路。這樣一旦發生DCS失電停機，潤滑油泵在沒有DCS控制的情況下也能夠自動啟動，以**汽機的安全。
    3.4熱工主保護系統的配置
    對于采用DCS邏輯做MFT保護的機組，應配置獨立的MFT硬跳閘板。硬跳閘板可以采用帶電動作和失電動作設計：如果設計成帶電動作，應使用由兩路不同電源構成的并聯回路，任意回路動作都應停爐。電源建議使用一路交流220VAC，一路直流110VDC，兩路電源都應有失電報警信號；如果設計成失電動作，則不應使用兩路交流電源（交流電源切換時可能造成短暫失電），可使用FSSS公用機柜本身提供的直流電源。硬跳閘板的輸出信號應不通過DCS系統，直接接入就地設備的跳閘回路。
    ETS系統建議采用失電動作設計。危急遮斷系統無論是和ETS系統一體化布置，還是和DEH系統一體化布置，均應將手動停機觸點在危急遮斷回路中與邏輯發出的“軟”跳閘信號并聯。
    3.5其他相關設備的配置
    抽汽逆止門、本體疏水門、燃油跳閘閥等建議從熱工儀表電源柜中取電，并采用單線圈電磁閥失電動作的