热控25项反措.docx

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热控25项反措

9防止分散控制系统控制、保护失灵事故

为防止发电厂（站）监控自动化系统（包括火电厂分散控制系统（DCS）、水电厂（站）计算机监控系统）、火电厂热工保护、水电厂（站）水机保护失灵造成的事故，应认真贯彻以下国家、行业相关标准和规定:

《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》（DL/T 655-2006）、《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》（DL/T656-2006）、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》（DL/T657-2006）、《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》（DL/T658-2006）、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》（DL/T659-2006）、《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术规程》（DL/T1091-2008）、《火力发电厂分散控制系统技术条件》（DL/T1083-2008）、《火力发电厂设计技术规程（第12章热工自动化部分）》（DL/T5000-2000）、《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》（DL/T5175-2003）、《火力发电厂热工保护系统设计技术规定》（DL/T5428-2009）、《火力发电厂分散控制系统技术规范书》（QDG1-K401-2004）、《发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则》（DL/T1056-2007）、《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》（DL/T774-2004）、《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》（DL/T924-2005）、《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660-2011）、《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/T5182-2004）、《电力建设施工及验收技术规范-第5部分：

热工仪表及控制装置》（DL/T5190.5-2004）、《火力发电厂辅助系统（车间）热工自动化设计技术规定》（DL/T5227-2005）、《水轮发电机组自动化元件及其系统基本技术条件》（GB/T11805）、《水电厂计算机监控系统基本技术条件》（DL/T578）、《水电厂计算机监控系统试验验收规程》（DL/T822）、《水电厂计算机监控系统维护规程》（DL/T1009）、《水电厂自动化元件装置及其系统运行维护与检修试验规程》（DL/T619）、《电网与电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委令第30号（2002））等相关要求，逐项落实《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令），并提出以下重点要求：

9.1分散控制系统（DCS）配置的基本要求

9.1.1DCS配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障处理），控制站及人机接口站的CPU负荷率、系统网络负荷率、DCS与其他相关系统的通信负荷率、控制处理器周期、系统响应时间、SOE分辨率、抗干扰性能等指标应满足相关标准的要求。

9.1.2DCS的控制器、系统电源、为重要I/O模件供电的直流电源、通讯网络等均应采用完全独立的冗余配置，且具备无扰切换功能；采用B/S、C/S结构的DCS系统的服务器应采用冗余配置。

9.1.3DCS控制器应严格遵循机组重要功能分开的独立性配置原则，各控制功能应遵循任一组控制器或其他部件故障对机组影响最小的原则。

9.1.4重要参数、参与机组或设备保护的测点应冗余配置，冗余I/O测点应分配在不同模件上。

9.1.5公用系统的重要设备（如循环水泵、空冷系统的辅机）应纳入各自单元控制网，避免由于公用系统中设备事故扩大为两台或全厂机组的重大事故。

9.1.6DCS电源应设计有可靠的后备手段，电源的切换时间应小于5ms（保证控制器不能初始化）；操作员站如无双路电源切换装置，则必须将两路供电电源分别连接于不同的操作员站；系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警；严禁非DCS系统用电设备接到DCS系统的电源装置上；公用DCS系统电源，应分别取自不同机组的电源系统,且具备无扰切换功能。

DCS电源的各级电源开关容量和保险熔丝应匹配，防止故障越级。

9.1.7DCS接地必须严格遵守相关技术要求，接地电阻满足标准要求；所有进入DCS的控制信号电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，且有良好的单端接地；DCS与电气系统共用一个接地网时，DCS接地线与电气接地网只允许有一个连接点。

9.1.8机组应配备必要的、可靠地、独立于DCS的硬手操设备（如紧急停机停炉按钮），以确保安全停机停炉。

9.1.9DCS与非生产大区的信息系统连接时必须采取有效的单向物理隔离措施，DCS与生产大区的信息系统连接时必须采用有效地认证和隔离措施，同时分散系统本身也要做好安全防护，符合电监会5号令《电力二次系统安全防护规定》的要求。

9.1.10DCS电子间环境满足相关标准要求，不应有380V及以上动力电缆及产生较大电磁干扰的设备，禁止在电子间使用无线通讯工具。

9.1.11远程控制柜与主系统的通信的两路通信电（光）缆要分层敷设。

9.1.12对于多台机组DCS网络互联的情况，以及当公用DCS系统的网络独立配置并与两台单元机组的DCS进行通信时，应采取可靠隔离措施、防止交叉操作。

9.2防止水电厂（站）计算机监控系统事故

9.2.1监控系统配置基本要求

9.2.1.1监控系统的主要设备应采用冗余配置，服务器的存储容量和CPU负荷率、系统响应时间、SOE分辨率、抗干扰性能等指标应满足要求。

9.2.1.2并网机组投入运行时，相关电力专用通信配套设施应同时投入运行。

9.2.1.3监控系统网络建设应满足二次系统安全防护基本原则要求。

9.2.1.4严格遵循机组重要功能相对独立的原则，即监控系统上位机网络故障不应影响现地控制单元功能、监控系统控制系统故障不应影响单机油系统、调速系统、励磁系统等功能，各控制功能应遵循任一组控制器或其他部件故障对机组影响最小、继电保护独立于监控系统的原则。

9.2.1.5监控系统上位机应采用专用的、冗余配置的不间断电源装置（UPS）供电，不应与其他设备合用电源，且应具备无扰自动切换功能。

交流供电电源应采用两路独立电源供电。

9.2.1.6现地控制单元及其自动化设备应采用冗余配置的不间断电源（UPS）或站内直流电源供电。

具备双电源模块的装置，两个电源模块应由不同电源供电且应具备无扰自动切换功能。

9.2.1.7监控系统相关设备应加装防雷（强）电击装置，相关机柜及柜间电缆屏蔽层应通过等电位网可靠接地。

9.2.1.8监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备（子站）必须是通过具有国家级检测资质的质检机构检验合格的产品。

9.2.1.9水电站监控设备通信模块应冗余配置，优先采用国内专用装置，采用专用操作系统；支持调控一体化的厂站间隔层应具备双通道组成的双网，至调度主站（含主调和备调）应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道）。

9.2.1.10水电站基（改、扩）建工程中监控设备的设计、选型应符合自动化专业有关规程规定。

现场监控设备的接口和传输规约必须满足调度自动化主站系统的要求。

9.2.1.11发电厂AGC和AVC子站应具有可靠的技术措施，对调度自动化主站下发的AGC指令和AVC指令进行安全校核，确保发电运行安全。

9.2.1.12监控机房应配备专用空调、环境条件应满足有关规定要求。

9.2.2防止监控系统误操作措施

9.2.2.1严格执行操作票、工作票制度，使两票制度标准化，管理规范化。

9.2.2.2严格执行操作指令。

当操作发生疑问时，应立即停止工作，并向发令人汇报，待发令人再行许可，确认无误后，方可进行操作。

9.2.2.3计算机监控系统控制流程应具备闭锁功能，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。

9.2.2.7非监控系统工作人员未经批准，不得进入机房进行工作（运行人员巡回检查除外）。

9.2.3防止网络瘫痪要求

9.2.3.1计算机监控系统的网络设计和改造计划应与技术发展相适应，充分满足各类业务应用需求，强化监控系统网络薄弱环节的改造力度，力求网络结构合理、运行灵活、坚强可靠和协调发展。

同时，设备选型应与现有网络使用的设备类型一致，保持网络完整性。

9.2.3.2电站监控系统与上级调度机构、集控中心（站）之间应具有两个及以上独立通信路由。

9.2.3.3通信光缆或电缆应采用不同路径的电缆沟（竖井）进入监控机房和主控室；避免与一次动力电缆同沟（架）布放，并完善防火阻燃和阻火分隔等安全措施，绑扎醒目的识别标志；如不具备条件，应采取电缆沟（竖井）内部分隔离等措施进行有效隔离。

9.2.3.4监控设备（含电源设备）的防雷和过电压防护能力应满足电力系统通信站防雷和过电压防护要求。

9.2.3.5在基建或技改工程中，若改变原有监控系统的网络结构、设备配置、技术参数时，工程建设单位应委托设计单位对监控系统进行设计，深度应达到初步设计要求，并按照基建和技改工程建设程序开展相关工作。

9.2.3.6水电站监控网络设备应采用独立的空气开关供电，禁止多台设备共用一个分路开关。

各级开关保护范围应逐级配合，避免出现分路开关与总开关同时跳开，导致故障范围扩大的情况发生。

9.2.3.7实时监视及控制所辖范围内的监控网络的运行情况，及时发现并处理网络故障。

9.2.3.8机房内温度、湿度应满足设计要求。

9.2.4监控系统管理要求

9.2.4.1建立健全各项管理办法和规章制度，必须制订和完善监控系统运行管理规程、监控系统运行管理考核办法、机房安全管理制度、系统运行值班与交接班制度、系统运行维护制度、运行与维护岗位职责和工作标准等。

9.2.4.2建立完善的密码权限使用和管理制度。

9.2.4.3制定监控系统应急预案和故障恢复措施，落实数据备份、病毒防范和安全防护工作。

9.2.4.4定期对调度范围内厂站远动信息进行测试。

遥信传动试验应具有传动试验记录，遥测精度应满足相关规定要求。

9.2.4.5规范监控系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度。

在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。

未经监控系统厂家测试确认的任何软件严禁在监控系统中使用，必须建立有针对性的监控系统防病毒、防黑客攻击措施。

9.2.4.6定期对监控设备的滤网、防尘罩进行清洗，做好设备防尘、防虫工作。

9.3DCS故障的紧急处理措施

9.3.1已配备DCS的电厂，应根据机组的具体情况，建立DCS故障时的应急处理机制，制定在各种情况下切实可操作的DCS故障应急处理预案。

9.3.2当全部操作员站出现故障时（所有上位机"黑屏"或"死机"），若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即执行停机、停炉预案。

若无可靠的后备操作监视手段，应执行停机、停炉预案。

9.3.3当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务，停止重大操作，同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据具体情况启动相应应急预案。

9.3.4当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策：

9.3.4.1辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。

9.3.4.2调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。

9.3.4.3涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施。

若恢复失败则应紧急停机停炉。

9.3.5冗余控制器（包括电源）故障和故障后复位时，应采取必要措施，确认保护和控制信号的输出处于安全位置。

9.3.6加强对DCS的监视检查，当发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并启动相应应急预案。

9.3.7规范DCS软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度。

在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。

未经测试确认的各种软件严禁下载到DCS中使用，必须建立有针对性的DCS防病毒措施。

9.3.8加强DCS网络通讯管理，运行期间严禁在控制器、人机接口网络上进行不符合相关规定许可的较大数据包的存取，防止通讯阻塞。

9.4防止热工保护失灵

9.4.1受DCS控制且在停机停炉后不应立即停运的设备，如空预器电机、重要辅机的油泵、火检冷却风机等，应采用脉冲信号控制，防止DCS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。

9.4.2涉及机组安全的重要设备应有独立于DCS的硬接线操作回路。

汽轮机润滑油压力低信号应直接送入事故润滑油泵电气启动回路，确保在没有DCS控制的情况下能够自动启动，保证汽机的安全。

（注：

再讨论）

9.4.3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。

9.4.4热工保护系统输出的指令应优先于其它任何指令。

机组应设计硬接线跳闸回路，DCS的控制器发出的机、炉跳闸信号应冗余配置。

机、炉主保护回路中不应设置供运行人员切（投）保护的任何操作手段。

9.4.5独立配置的锅炉灭火保护装置应符合技术规范要求，并配置可靠的电源。

系统涉及的炉膛压力取样装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等设备应符合相关规程的规定。

9.4.6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（指在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉运行工况，达到MFT动作的现场整套炉膛安全监视保护系统的闭环试验）间隔不得超过3年。

9.4.7汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）应加强定期巡视检查，所配电源应可靠，电压波动值不得大于±5％，且不应含有高次谐波。

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。

9.4.8ETS跳机继电器应设计为失电动作，硬手操设备本身要有防止误操作、动作不可靠的措施。

ETS系统中超速保护及手动停机保护应具有独立于DCS（或PLC）装置的硬跳闸控制回路，配置有双通道四跳闸线圈ETS的机组，应定期进行ETS在线试验。

9.4.9重要控制回路的执行机构应具有三断保护（断气、断电、断信号）功能，特别重要的执行机构，还应设有可靠的机械闭锁措施。

9.4.10主机及主要辅机保护逻辑设计合理，符合工艺及控制要求，逻辑执行时序、相关保护的配合时间配置合理，防止由于取样延迟等时间参数设置不当而导致的保护失灵。

9.4.11若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备）故障，应开具工作票，经批准后方可处理。

锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位（直流炉断水）和汽轮机超速、轴向位移、机组振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出，当其故障被迫退出运行时，应制定可靠的安全措施，并在8小时内恢复；其它保护装置被迫退出运行时，应在24小时内恢复。

9.4.12检修机组启动前或机组停运7天以上，应对机、炉主保护及其他重要热工保护装置进行静态模拟试验，检查跳闸逻辑、报警及保护定值。

热工保护联锁试验中，尽量采用物理方法进行实际传动，如条件不具备，可在现场信号源处模拟试验，但禁止在控制柜内通过开路或短路输入端子的方法进行试验。

9.5防止水机保护失灵

9.5.1水机保护设置

9.5.1.1水轮发电机组应设置电气、机械过速保护、调速系统事故低油压保护、导叶剪断销剪断保护（导叶破断连杆破断保护）、轴承温度过高保护、轴承冷却水中断、快速闸门（或主阀）、真空破坏阀等水机保护功能或装置。

9.5.1.2在机组停机检修状态下，应对水机保护装置报警及出口回路等进行检查及联动试验，合格后在机组开机前按照相关规定投入。

9.5.1.3所有水机保护模拟量信息、开关量信息应接入电站计算机监控系统，实现远方监视。

9.5.1.4设置的紧急事故停机按钮应能在现地控制单元失效情况下完成事故停机功能。

9.5.1.5水机保护压板应与其他保护压板分开布置，并粘贴标示。

9.5.2防止机组过速保护失效

9.5.2.1机组电气和机械过速出口回路应单独设置，装置应定期检验，检查各输出接点动作情况。

9.5.2.2装置校验过程中应检查装置测速显示连续性，不得有跳变及突变现象，如有应检查原因或更换装置。

9.5.2.3电气过速装置、输入信号源电缆应采取可靠的抗干扰措施，防止对输入信号源及装置造成干扰。

9.5.3防止调速系统低油压保护失效

9.5.3.1调速系统油压监视变送器或油压开关应定期进行检验，检查定值动作正确性。

9.5.3.2在无水情况下模拟事故低油压保护动作，导叶应能从最大开度可靠全关。

9.5.3.3油压变送器或油压开关信号接点不得接反，并检查变送器或油压开关供油手阀在全开位置。

9.5.4防止机组剪断销剪断保护（破断连杆破断保护）失效

9.5.4.1定期检查剪断销剪断保护装置（导叶破断连杆破断保护装置），在发现有装置报警时，应立即安排机组停机，检查导叶剪断销及剪断销保护装置（导叶破断连杆及连杆破断保护装置）。

9.5.4.2剪断销（破断连杆）信号电缆应绑扎牢固，防止电缆意外损伤。

9.5.4.3应定期对机组顺控流程进行检查，检查机组剪断销剪断（破断连杆破断）与机组事故停机信号判断逻辑，并在无水情况下进行联动试验。

9.5.5防止轴承温度过高保护失效

9.5.5.1应定期检查机组轴承温度过高保护逻辑及定值的正确性，并在无水情况下进行联动试验。

运行机组发现轴承温度有异常升高，应立即安排机组停机，查明原因。

9.5.5.2机组轴承测温电阻输出信号电缆应采取可靠的抗干扰措施。

9.5.5.3测温电阻线缆在油槽内需绑扎牢固。

9.5.5.4机组检修过程中应对轴承测温电阻进行校验，对线性度不好的测温电阻应检查原因或进行更换。

9.5.6防止轴电流保护失效

9.5.6.1机组检修过程中应对轴电流保护装置定值进行检验，检查定值动作正确性，并在无水情况下进行联动试验。

9.5.6.2机组大修过程中应对各导轴承进行绝缘检查，发现轴承绝缘下降时应进行检查、处理。

9.5.6.3定期对导轴承润滑油质进行化验，检查有无劣化现象。

如有劣化现象应查明原因，并及时进行更换处理。

9.5.6.4轴电流输出信号电缆应采取可靠的抗干扰措施。

9.5.6.5轴电流互感器应安装可靠、牢固。

附　录　A防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故

A.1　原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（2000年版）中防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故

为了防止分散控制系统（DCS）失灵、热工保护拒动造成的事故，要认真贯彻《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》（国电安运[1998]483号）、《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》（电规发[1996]214号）、《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》（DL／T656－1998）、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》（DL／T657－1998）、《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》（DL／T658－1998）、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》（DL／T659－1998）等有关技术规定，并提出以下重点要求：

分散控制系统配置的基本要求

DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障处理），CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。

主要控制器应采用冗余配置，重要I／O点应考虑采用非同一板件的冗余配置。

系统电源应设计有可靠的后备手段（如采用UPS电源），备用电源的切换时间应小于5ms（应保证控制器不能初始化）。

系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警。

主系统及与主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通信负荷率设计必须控制在合理的范围（保证在高负荷运行时不出现"瓶颈"现象）之内，其接口设备（板件）应稳定可靠。

DCS的系统接地必须严格遵守技术要求，所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，且有良好的单端接地。

操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求，特别是紧急故障处理的要求。

紧急停机停炉按钮配置，应采用与DCS分开的单独操作回路。

DCS故障的紧急处理措施

已配备DCS的电厂，应根据机组的具体情况，制定在各种情况下DCS失灵后的紧急停机停炉措施。

当全部操作员站出现故障时（所有上位机"黑屏"或"死机"），若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。

若无可靠的后备操作监视手段，也应停机、停炉。

当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。

当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策

辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。

调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。

涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施。

若恢复失败则应紧急停机停炉。

加强对DCS系统的监视检查，特别是发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速做好相应对策。

规范DCD系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批受权及责任人制度。

在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。

未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用，必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施。

防止热工保护拒动

DCS部分的锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的系统配置应符合12.1条中的要求，FSSS的控制器必须冗余配置且可自动无扰切换,同时FSSS装置应具有在线自动/手动火焰检测器和全部逻辑的试验功能。

对于独立配置的锅炉灭火保护应保证装置（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。

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（指在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉运行工况，达到MFT动作的现场整套炉膛安全监视保护系统的闭环试验）间隔不得超过3年。

对于已配有由DCS构成的FSSS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。

汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（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。

汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护（装置）每季度及每次机组检修后起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。

若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备）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、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；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。

A.2　修改及说明

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中，“防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故”共有3款内容，其内容至今基本适用，没有删除的条款，对有些条款内容作了一定的修改和