热控调试措施

无锡惠联垃圾热电有限公司工程

1×15MW、1×12MW机组

热控系统调试措施

望亭发电厂发电设备安装检修工程公司

出版日期：2006年3月    

无锡惠联垃圾热电有限公司工程

1×15MW、1×25MW机组

热控系统调试措施会签单

编写：

审核：

会签：无锡惠联垃圾热电有限公司

华望电力咨询服务有限公司

江苏华能建设工程集团有限公司

望亭发电厂发电设备安装检修工程公司

批准：启动调试总指挥

目     录

1．编制依据…………………………………………………4

2．主要设备…………………………………………………4

3．调试目的…………………………………………………4

4．调试工具…………………………………………………4

5．调试对象…………………………………………………4

6．调试应具备的条件检查…………………………………7

7．静态分系统调试  ………………………………………7

8．整套动态启动调试 ……………………………………12

9．移交生产……………………………………………… 18

1 编制依据

1.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）

1.2 《电力建设施工及验收技术规范》

1.3 《火力发电厂热工仪表及控制装置监督条理》

1.4 《火电工程调整试运质量检验及评审标准》

1.5 《热工仪表及控制标准检修运行规程》

1.6 《火电工程启动调试工作规定》

1.7 国家电力公司西北勘测设计研究院图纸

1.8上海Foxboro公司系统工程股份有限公司成套图纸说明

1.9 无锡华光锅炉厂UG-500-65/5.3/485-F循环流化床锅炉说明书和技术标准

1.10青岛捷能汽轮机股份有限公司C12-4.9/0.981(470℃)，B12-4.9/0.981(470℃)说明书和技术标准

1.11其它辅机设备说明书和技术标准

1.12无锡惠联垃圾热电有限公司与望亭发电厂发电设备安装检修工程公司签订的调试协议

2主要设备

2.1 工程名称：《无锡惠联垃圾热电有限公司筹建工程1×15MW、1×25MW发电项目》

2.2 汽轮机：

2.2.1 青岛捷能汽轮机股份有限公司C12-4.9/0.981(470℃)

2.2.2 青岛捷能汽轮机股份有限公司B12-4.9/0.981(470℃)

2.3 发电机：

2.3.1 青岛捷能发电设备有限公司QF-15-2型发电机

2.3.2 四川东风电机厂有限公司QF1-12-2A型发电机

2.4 锅  炉：无锡华光锅炉厂UG-150/5.3-M型循环流化床锅炉（三台）

2.5 除尘器：吴江宝带除尘有限公司LCM-5840型布袋除尘器

2.6 热  控：上海Foxboro公司的DCS控制系统

2.7 化  水：采用反渗透加混床化水处理系统

3 调试目的

热控系统是保证机组安全、经济运行的重要手段和措施，通过对其精心调试，以满足系统运行要求，使系统能够正常投入使用，保持被控对象参数稳定，为机组安全、稳定和经济运行提供有力保证。DCS控制系统是挂在整个环网上，为保证机组的调试能正常进行，同时保证已运行机组正常运行（调试至2#机组及3#炉时），在调试过程中首先要确认机组号，再确认当前调试项目与调试内容。在进行调试操作前与相关专业人员联系，要求得到配合调试的人员，明了当前所要操作是处于安全运行的状态下，防止误操作发生。

4调试工器具

  标准信号源（电流、电压、热电偶、热电阻、频率等）对线器、对讲机、数字万用表、组合螺丝刀、兆欧表、验电笔等配备齐全。

5 调试对象

5.1 数据采集计算机监视系统（DAS）

5.1.1显示:包括操作显示,棒状图显示,报警显示,趋势显示，模拟图显示，成组显示

5.1.2记录:定期记录,运行人员操作记录,事件顺序记录,跳闸记录,操作员记录,设备运行记录

5.1.3历史数据的存储和检索

5.1.4性能计算

5.2模拟量控制系统（MCS） 

5.2.1 炉膛负压自动调节系统

5.2.2 锅炉床层压差自动调节系统

5.2.3 减温减压温度自动调节系统

5.2.4 减温减压压力自动调节系统

5.2.5锅炉主蒸汽温度自动调节系统

5.2.6除氧器水位自动调节系统

5.2.7除氧器压力自动调节系统

5.2.8除灰渣系统去除盐箱流量自动调节系统

5.2.9除灰渣系统去除盐箱压力自动调节系统

5.2.10 1＃机轴封压力自动调节系统

5.2.11点火油压力自动调节系统

5.2.12汽动给水泵压力自动调节系统

5.2.13凝汽器水位自动调节系统

5.2.14一/二次风机出口风量自动调节系统

5.2.15左/右回灰装置入口流量自动调节系统

5.2.16冷渣机出渣温度自动调节系统

5.2.17化水换热器温度自动调节系统

5.2.18连排扩容器水位自动调节系统

5.3 顺序控制系统（SCS）

5.3.1 1/4空压机重故障保护逻辑控制系统

5.3.2 1/2链板输送机超载保护逻辑控制系统

5.3.3 1/4渗沥液回喷泵超载保护逻辑控制系统

5.3.4 1/2称重给煤机超载保护逻辑控制系统

5.3.5 1/2压火装置事故保护逻辑控制系统

5.3.6 大倾角挡边皮带机超载保护逻辑控制系统

5.3.7 1/2炉前板式给料机超载保护逻辑控制系统

5.3.8 1/2均匀拨料机超载保护逻辑控制系统

5.3.9 炉膛负压高低逻辑控制系统

5.3.10炉膛床差高低逻辑控制系统

5.3.11汽包水位高低停炉逻辑控制系统

5.3.12锅炉过热器出口压力高逻辑控制系统

5.3.13汽机自动主汽门全关逻辑控制系统

5.3.14 1/2射水泵出口压力低逻辑控制系统

5.3.15 DCS电源消失逻辑控制系统

5.3.16一次风机逻辑控制系统

5.3.17 二次风机逻辑控制系统

5.3.18 引风机逻辑控制系统

5.3.19 紧急放水电动门逻辑控制系统

5.3.20 向空排汽电动门逻辑控制系统

5.3.21 #1冷渣机逻辑控制系统

5.3.22 #2冷渣机逻辑控制系统

5.3.23 #1返料风机逻辑控制系统

5.3.24 #2返料风机逻辑控制系统

5.3.25 #1返料风机出口电动门逻辑控制系统

5.3.26 #2返料风机出口电动门逻辑控制系统

5.3.16进油快关阀逻辑控制系统

5.3.17锅炉出口主汽电动门逻辑控制系统

5.3.18给水进水电动门逻辑控制系统

5.3.20锅炉隔离电动门逻辑控制系统

5.3.21给水调节门前电动门逻辑控制系统

5.3.22给水调节门后电动门逻辑控制系统

5.3.23压缩空气快关阀逻辑控制系统

5.3.24 MFT动作条件逻辑控制系统

5.3.25交流高压电动油泵逻辑控制系统

5.3.26交流润滑油泵逻辑控制系统

5.3.27直流润滑油泵逻辑控制系统

5.3.28一级抽汽逆止门1、2，二级抽汽逆止门逻辑控制系统

5.3.29一级抽汽电动门逻辑控制系统

5.3.30二级抽汽电动门逻辑控制系统

5.3.31抽汽快关阀逻辑控制系统

5.3.32 #1电动给水泵出口电动门逻辑控制系统

5.3.33 #1电动给水泵逻辑控制系统

5.3.34 #2电动给水泵出口电动门逻辑控制系统

5.3.35 #2电动给水泵逻辑控制系统

5.3.36 #4电动给水泵出口电动门逻辑控制系统

5.3.37 #4电动给水泵进汽电动门逻辑控制系统

5.3.38 #3汽动给水泵出口电动门逻辑控制系统

5.3.39 #3汽动给水泵进汽电动门逻辑控制系统

5.3.40 #1EH油泵逻辑控制系统

5.3.41 #2EH油泵逻辑控制系统

5.3.42甲凝结水泵逻辑控制系统

5.3.43乙凝结水泵逻辑控制系统

5.3.44 #1工业水泵逻辑控制系统

5.3.45 #2工业水泵逻辑控制系统

5.3.46 #1真空泵逻辑控制系统

5.3.47 #2真空泵逻辑控制系统

5.3.48 #1真空泵隔离阀逻辑控制系统

5.3.49 #2真空泵隔离阀逻辑控制系统

5.3.50高加进水电动门逻辑控制系统

5.3.51高加出水电动门逻辑控制系统

5.3.52高加旁路电动门逻辑控制系统

5.3.53高加进汽电动门逻辑控制系统

5.3.54高加紧急放水电动门逻辑控制系统

5.3.55 #1低加进汽电动门逻辑控制系统

5.3.56 #2低加进汽电动门逻辑控制系统

5.3.57 #1循环水泵入口电动门逻辑控制系统

5.3.58 #1循环水泵出口电动门逻辑控制系统

5.3.59#1循环水泵逻辑控制系统

5.3.60 #2循环水泵入口电动门逻辑控制系统

5.3.61 #2循环水泵出口电动门逻辑控制系统

5.3.62 #2循环水泵逻辑控制系统

5.3.63 #3循环水泵入口电动门逻辑控制系统

5.3. #3循环水泵出口电动门逻辑控制系统

5.3.65 #3循环水泵逻辑控制系统

5.3.66循环水进水左电动门逻辑控制系统

5.3.67循环水进水右电动门逻辑控制系统

5.3.68循环水出水左电动门逻辑控制系统

5.3.69循环水出水右电动门逻辑控制系统

5.3.70蒸汽隔离电动门逻辑控制系统

5.3.71汽机进汽电动门逻辑控制系统

5.3.72排烟风机逻辑控制系统

5.3.73轴封抽汽泵逻辑控制系统

5.3.74汽泵排汽电动门逻辑控制系统

5.3.75汽泵排汽放空电动门逻辑控制系统

5.3.76循环水回水电动门逻辑控制系统

5.3.77续建调整抽汽母管隔离电动门逻辑控制系统

5.3.78 #2主蒸汽母管隔离电动门1逻辑控制系统

5.3.79 #3主蒸汽母管隔离电动门1逻辑控制系统

5.3.80 #2主蒸汽母管隔离电动门2逻辑控制系统

5.3.81 #3主蒸汽母管隔离电动门2逻辑控制系统

5.4 数字式电液控制系统（DEH）

5.5 化水程控系统（PLC）

5.6协助配合锅炉专业进行一次风量、二次风量标定

5.7实际风压与变送器输出信号之间的误差现场比对

5.8汽机本体监视系统（TSI）静态调试

3#号机组采用江阴市第三电子仪器厂生产QJB-3800汽轮机监测保护仪，根据江阴市第三电子仪器厂的产品说明，TSI仪表：QJB系列汽轮机监测保护仪在出厂之前，已通过严格的调试和标定，在没有异常情况下不需要做任何的调试。仅作以下内容调试：

5.8.1核对装置接线，现场设备已安装到位。

5.8.2装置外观检查和通电

5.8.3 2＃机背压超限报警控制系统

5.8.4 润滑油压力超限报警控制系统

5.8.5 油箱油位超限报警控制系统

5.8.6 1#机抽汽压力超限报警控制系统

5.8.7 凝汽器真空超限报警控制系统

5.8.8 各轴瓦温度超限报警控制系统

5.8.9 各轴承振动超限报警控制系统

5.8.10 转速超限报警控制系统

5.8.11 凝汽器水位超限报警控制系统

5.8.12 各轴承回油温度超限报警控制系统

5.8.13 轴向位移全行程、±0.7mm报警值、±1.3mm危险值（脱扣值）核对。

5.9 锅炉保护(MFT)静态调试

5.9.1审核锅炉保护(MFT)逻辑图

5.9.2确定炉膛负压高，低保护逻辑

5.9.3确定燃料油跳闸保护逻辑

5.9.4确定点火控制保护逻辑

5.9.5确定火焰监视保护逻辑

5.10汽机保护(ETS)静态调试

5.10.1审核汽机保护(ETS)逻辑图

5.10.2确定润滑油压低保护逻辑

5.10.3确定凝汽机真空低保护逻辑

5.10.4 确定2#机背压高停机保护控制系统

5.10.5 确定轴瓦及推力瓦温高停机保护控制系统

5.10.6 确定轴承振动大停机保护控制系统

5.10.7 确定主汽门关闭停机保护控制系统

5.10.8 确定轴向位移超限停机保护控制系统

5.10.9 确定汽机转速高停机保护控制系统

5.10.10 确定汽机热膨胀大停机保护控制系统

5.10.11 确定各轴承回油温度高停机保护控制系统

5.10.12 确定发电机故障停机保护控制系统

5.10.13 确定505E控制器急停停机保护控制系统

5.10.14 确定安全油压力低停机保护控制系统

5.10.15 确定手动停机保护控制系统

注:热工仪表、化学分析仪表、热工信号、变送器、压力、温度开关的校验、二次回路的检查、执行机构的调试、DCS各类模件或转换计算系统及计算机软件等应在出厂前按照DCS厂家规定的项目进行检验、试验合格，同时还要按甲方的要求进行必要的出厂检验、试验合格。以上均属单体安装校验测试的范围，未列入本调试措施内。

6调试应具备的条件检查

6.1 检查系统设备安装、接线是否完成且正确。

6.2设备、接线端子等标识正确清晰

6.3检查系统设备是否具备受电条件。 

6.4 计算书、I/O测点清册、保护报警定值清册、控制原理逻辑图、DCS各系统组态图、机组设计原理图及控制柜、模拟盘、操作台等设备接线图提供给调试人员。

6.5 设备厂家到位，易损设备备件齐全。

6.6检查工作现场安全防护设施是否齐备。

6.7检查工作现场通道是否通畅。

6.8检查工作现场的杂物是否清理完毕。

6.9单体调试和单机试运已完成,技术报告已整理完毕，便于检索查阅，才能进入分系统试运。

7 静态分系统调试

7.1 检查机柜内工作、检修电源。

7.2 检查一次测量元件安装情况及单体校验记录。

7.3 检查仪表管路严密性试验记录。

7.4 检查仪表管、变送器的防护措施。

7.5 检查执行机构的安装情况。

7.6配合安装单位对一次测量元件和执行机构进行受电。

7.7 配合安装单位进行远方操作试验。

7.8了解单体调校情况，并主持进行联合验收。

7.9 配合锅炉专业进行风量测量装置的标定。

7.10 配合锅炉专业进行冷态布风试验。

7.11 配合锅炉专业进行吹管。

7.12配合成套单位进行分散控制系统（DCS）的受电和软件恢复。

7.12.1 机柜安装情况的检查

◆ 校对DCS机柜是否按设计要求施工。

◆ 检查DCS系统的接地系统是否符合设计要求。

7.12.2 系统接线检查

◆ 首先核实DCS组态图、一次元件说明书、执行机构等控制设备说明书与设计施工图是否一致， 如有错误改正。

◆ 对DCS通信电缆进行正确性检查、安装牢固和可靠性检查。

◆ 对机柜与测点间、外系统端子间进行正确性检查，同时要求确保屏蔽电缆在DCS机柜内单端接地，接触牢靠。

7.12.3 机柜授电

授电条件：系统接线检查完毕，无接地短接现象，就地设备未通电，与电气联系，将两路电源进行切换试验（含UPS电源），测其电压、极性符合要求。

7.12.4  机柜通电

◆将DCS机柜电源分开关断开，合上电源盘分开关。

◆检查进入DCS机柜开关的电源极性、电压是否符合要求。

◆将DCS机柜电源开关合上，检查风扇，电源指示，模件工作是否正常。

7.12.5 系统硬、软件功能调试

◆对DPU、OPR进行通信检查，硬件诊断。

◆用ENG检查组态参数设置。

◆检查DPU模件工作是否正常。

◆检查通信是否正常。

◆检查OPR显示、报警、记录等功能是否正常。

◆检查打印机功能是否正常。

7.12.6 冗余网络切换试验

断开一条网络，检查通信系统能否正常进行数据传递。

7.12.7 主辅站冗余切换试验

对于每一个DPU机柜的主辅站进行切换试验，检查其无扰动切换正确性。

7.12.8两路电源切换试验

通电以后进行两路电源切换试验。

7.13 静态调试数据采集计算机监视系统（DAS）

7.13.1 检查系统中的一次测量元件到DCS机柜端子之间及机柜内的连线，纠正错误接线。

7.13.2 检查DAS的组态，改正错误的组态。

7.13.3 根据设计单位设计的测量范围，设定每路模拟量I/O通道的量程下限和上限。

8.13.4 根据建设单位提供的数据，设定具有报警功能模拟量I/O通道的报警下限和上限。

7.13.5设定具有报警功能模拟量I/O通道的下限和上限报警回差。

7.13.6对每路模拟量I/O通道分别输入其量程的0%、50%、100%标准信号，（在机柜端子口，检查CRT上的显示值应在允许误差范围内，否则进行调整，直到显示值在允许误差范围内为止。

7.13.7对具有报警功能的模拟量I/O通道分别输入其小于报警下限、大于报警下限、小于报警上限和大于报警上限的标准信号，检查其报警状态指示和输出应正确，否则进行调整，直到其报警状态指示和输出正确为止。

7.13.8对具有报警功能的模拟量I/O通道分别输入大于其报警下限的标准信号，逐渐减小输入信号，直到下限报警有效；再逐渐增大输入信号，直到下限报警无效，检查下限报警回差是否起作用。

7.13.9对具有报警功能的模拟量I/O通道分别输入小于其报警上限的标准信号，逐渐增大输入信号，直到上限报警有效；再逐渐减小输入信号，直到上限报警无效，检查上限报警回差是否起作用。

压力、流量等变送器二次在线校验

用Druck UPS-Ⅱ对变送器信号进行模拟，在OPR站上进行逐一校对，观察其正确性。

温度信号的在线校对

用FLUKE-712 RTD和FLUKE-714 TC分别对温度信号进行模拟，在OPR站上进行逐一校对，观察其正确性。

开关量信号校对

就地进行本系统开关量模拟报警校对，在OPR站上进行逐一校对，观察其正确性。

7.13.10检查历史曲线、棒形图、报警、趋势显示功能。

7.13.11检查画面图形选择是否满足运行要求

7.13.12检查报表打印功能。

7.14 静态调试5.2中的模拟量控制系统（MCS）

7.14.1 检查各系统的一次测量元件到DCS机柜端子、DCS机柜端子到各系统的执行器及机柜内的连线，纠正错误接线。

7.14.2 检查各MCS的组态，改正错误的组态。

7.14.3 根据设计单位设计的测量范围，设定各系统模拟量I/O通道的量程下限和上限，设定各系统模拟量I/O通道和中间变量的报警下限和上限、下限和上限报警回差。

7.14.4 对各系统模拟量I/O通道分别输入其量程的0%、50%、100%标准信号，检查CRT上的显示值应在允许误差范围内，否则进行调整，直到显示值在允许误差范围内为止。

7.14.5 用信号发生器模拟测量信号，检验下限报警、上限报警和报警回差功能。

7.14.6 检查各系统中的运算、补偿公式，并用信号发生器模拟测量信号，检验其运算结果是否正确。

7.14.7 根据被控对象特性，设定各调节器的作用方向，预置各调节器的参数。

7.14.8 用信号发生器分别模拟各系统的主信号，分别将各系统切到自动状态，改变模拟主信号，检验调节器的动作方向及变化规律。

7.14.8手动、自动切换功能应无扰动。

7.15 调试5.3.1~5.3. 80项80个顺序控制系统（SCS）

SCS顺序控制系统的功能主要是实现重要辅机如引风机、电动给水泵等的自动启动、停止及联锁保护的功能。

7.15.1检查一次元件的定值正确，输出接点正确。

7.15.1 检查各系统机柜端子到执行机构之间及机柜内的连线，纠正错误接线。

7.15.2 检查各SCS的组态，改正错误的组态。

7.15.2就地将输入DCS的一次元件的接点断开或闭合，调出相应的CRT画面观察其动作的正确性，并记录。

7.15.2实验电动门、挡扳、马达、电磁阀的硬操回路。

    在DCS继电器柜输出端子上短接相应接点，实验电动门、挡扳、马达、电磁阀动作正确与否并记录。

7.15.3 分别将各联锁开关切到试验位，并派人到就地检查和监督，检验各系统

逻辑是否正确。

7.15.4 各主要设备逻辑控制系统试验完成后，组织四方进行联合签收。

◆如以给水泵为例进行调试

（1）行单项试验

    电动给水泵出口门

    电动给水泵再循环电动门

实验时在CRT上调出相应的启动条件和保护条件，检查其变色显示的正确，发现问题及时解决。

在CRT上进行单操试验。

（2）CRT上进行电动给水泵的手动启动试验

    电动泵送试验电源，其他设备送动力电源；

    手动关电动给水泵出口门；

    手动开电动给水泵再循环电动门；

手动开电动给水泵。

（3）CRT上进行电动给水泵的手动停止试验

手动关电动给水泵出口门；

手动开电动给水泵再循环电动门；

手动开电动给水泵。

（4）电动给水泵的备用联启试验

电动给水泵送启动电源；

短接电动给水泵运行信号；

电动给水泵投入备用；

投入电动给水泵联锁；

电动给水泵备用联启。

    进行上述试验应认真仔细如发现问题及时与各有关人员协商解决，逻辑如有修改应做好记录。确认本功能有关逻辑中没有强制点存在，方可送动力电源进行手动试转。

7.16调试事件记录系统（SOE）

7.16.1 检查机柜端子到SOE装置之间的连线，纠正错误接线。

7.16.2 检查SOE的组态，改正错误的组态。

7.16.3 用多通道脉冲信号发生器模拟事件的发生及事件发生的先后顺序，检验SOE是否能够正确记录所发生的事件及先后顺序。

7.16.4 SOE试验完成后，组织四方进行联合签收。

7.17保护系统调试

7.17.1锅炉保护(MFT)调试

    锅炉保护有：汽包水位高、低保护，床温高、低保护，一次风量低低保护，一次风机停止，引风机停止保护。

模拟锅炉运行状态，炉膛压力、床温等符合要求，进行MFT实验：

强制一次风量低低，MFT动作，冷渣机全停，进油快关阀关；

强制汽包水位高、低，MFT动作，冷渣机全停，进油快关阀关；

强制床温高，MFT动作，冷渣机全停，进油快关阀关；

引风机停止，MFT动作，冷渣机全停，进油快关阀关；

手动MFT按钮，冷渣机全停，进油快关阀关

一次风机停止，MFT动作，冷渣机全停，进油快关阀关。

7.17.2汽机保护(ETS)调试

    汽机保护有：手动停机按钮、超速、润滑油压低、凝汽机真空低、轴承回油温度高、伺服油压低、轴向位移大、发电机故障、505E控制器急停、主汽门关闭停机。

 7.17.2.1 超速保护试验

审查资料和图纸设计正确；

审查实际控制逻辑和接线正确；

检查保护系统用压力开关、继电器、接触器保证设备完好；

系统送电，检查信号状态正常；

模拟运行状态，将保护开关置“投入”位置；

强制压力开关动作信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。

7.17.2.2润滑油压低保护试验

审查资料和图纸设计正确；

审查实际控制逻辑和接线正确；

检查保护系统用压力开关、继电器、接触器保证设备完好；

系统送电，检查信号状态正常；

模拟运行状态，将保护开关置“投入”位置；

强制压力开关动作信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。

7.17.2.3凝汽器真空低保护试验

审查资料和图纸设计正确；

审查实际控制逻辑和接线正确；

检查保护系统用压力开关、继电器、接触器保证设备完好；

系统送电，检查信号状态正常；

模拟运行状态，将保护开关置“投入”位置；

强制压力开关动作信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。

7.17.2.4轴承回油温度保护试验

审查资料和图纸设计正确；

审查实际控制逻辑和接线正确；

检查保护系统用压力开关、继电器、接触器保证设备完好；

系统送电，检查信号状态正常；

模拟运行状态，将保护开关置“投入”位置；

强制电接点温度表动作信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。

7.17.2.5轴向位移保护试验

审查资料和图纸设计正确；

审查实际控制逻辑和接线正确；

检查保护系统用压力开关、继电器、接触器保证设备完好；

系统送电，检查信号状态正常；

模拟运行状态，将保护开关置“投入”位置；

强制轴向位移动作信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。

7.17.2.6发电机故障保护试验

审查资料和图纸设计正确；

审查实际控制逻辑和接线正确；

检查保护系统用压力开关、继电器、接触器保证设备完好；

系统送电，检查信号状态正常；

模拟运行状态，将保护开关置“投入”位置；

强制发电机故障信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。

7.17.2.7主汽门关闭保护试验

审查资料和图纸设计正确；

审查实际控制逻辑和接线正确；

检查保护系统用压力开关、继电器、接触器保证设备完好；

系统送电，检查信号状态正常；

模拟运行状态，将保护开关置“投入”位置；

强制主汽门关闭、发电机油开关跳闸信号，输出接点合通，发出保护动作信号关抽气门。

7.17.2.8 EH油压低保护试验

审查资料和图纸设计正确；

审查实际控制逻辑和接线正确；

检查保护系统用压力开关、继电器、接触器保证设备完好；

系统送电，检查信号状态正常；

模拟运行状态，将保护开关置“投入”位置；

强制EH油压低信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。

7.17.2.9  505E控制器急停保护试验

审查资料和图纸设计正确；

审查实际控制逻辑和接线正确；

检查保护系统用505E控制器保证设备完好；

系统送电，检查信号状态正常；

模拟运行状态，将保护开关置“投入”位置；

按505E控制器急停按钮，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。

7.17.2.10 手动停机按钮保护试验

审查资料和图纸设计正确；

审查实际控制逻辑和接线正确；

系统送电，检查信号状态正常；

模拟运行状态，将保护开关置“投入”位置；

按手动停机按钮，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。

注：以上调试试验过程中，做好强制信号的记录，试验完成后及时恢复正常状态。

7.17.3 机、电联锁保护试验

7.17.3.1 试验目的

    当设备全部调试完毕后，基本具备启动条件，要进行机、炉联锁、汽机跳闸保护、锅炉跳闸保护试验，来验证保护联锁系统的可靠性。

7.17.3.2 试验方法

试验方法采用物理实验方法或现场模拟实验条件输出试验信号

7.17.3.3 试验项目

保护系统动态试验；

大联锁保护试验：发电机联跳汽轮机；汽轮机联跳发电机。

8整套动态启动调试

8.1 确认各操作回路的可操作性。

8.2 协助锅炉、汽机专业进行联锁、保护试验。

8.3 确认各模拟量I/O通道的量程下限和上限、报警上限和下限、上限和下限报警回差、保护定值、运算补偿公式、各系统的组态、调节器的作用方向和预置参数等。

8.4 督促安装单位冲洗压力、差压变送器管道，并投入使用。

8.5 检查仪表管道、接头有无泄漏现象。

8.6 复查系统中测量不准确的一次测量元件。

8.7自动调节系统阀门特性试验(条件许可),内扰试验,外扰试验。

8.8记录和统计试运情况与数据。

8.9填写工作票，得到启动试运指挥部批准后，协调运行人员，分别投入以下系统:

8.9.1投入DSA系统

    所有I/O信号随各热力系统或主、辅机设备试运而投入使用，投入前与运行人员交底。

8.9.2 投入事件记录系统（SOE）。

8.9.3根据运行情况分别 投入5.3.1~80项顺序控制系统。

其中包括锅炉安全检测系统\汽机保护系统ETS

8.9.4锅炉运行工况稳定后，再综合其它因素，投入5.2中的模拟量控制系统（MCS）。

各模拟量控制系统投入自动运行后，加强监视，若发现异常情况，立即切到手动状态。仔细观察各模拟量控制系统的调节特性，进一步优化各调节器、运算器的参数，提高各系统的调节品质。填写工作票，得到启动试运指挥部批准后，协调运行人员，对各模拟量控制系统进行定值扰动试验，定值扰动量不大于5%F.S.，根据试验结果，再进一步优化各调节器、运算器的参数，使各系统的调节品质最佳。记录和统计试运情况及数据。

8.9.4.1 汽包水位控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

锅炉正常运行，达到向外供汽的条件，负荷达到30%以上；主给水管路为正常运行状态，给水压力正常；给水调门特性应符合要求；给水执行机构操作灵活，阀位指示准确，传动机构及连接杆件牢固无松动，操作死区小于全行程的1%。；汽包水位、蒸汽流量、给水流量应指示准确，显示无跳变、迟滞现象；汽包紧急放水门投入联锁；DCS内软件组态应符合设计要求，组态方案合理，各信号切换、跟踪正常，调节器作用方向正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将水位稳定在正常值，将自动系统投入。

c）自动投入后，运行人员应严密监视汽包水位的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证汽包安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动调节系统的切除

给水调门漏流量大于调门最大流量的30%；给水压力低于允许的最低压力；调节系统工作不稳定，给水流量大幅度波动或水位周期性不衰减波动。在锅炉负荷稳定工况下，水位超过报警值；给水自动调节系统发生故障。

8.9.4.2 除氧器水位控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

除氧器正常运行，运行方式符合自动调节要求；进水调节阀有足够的调节范围；除氧器水位指示正确；执行机构操作灵活，阀位指示准确，传动机构及连接杆件牢固无松动，操作死区小于全行程的1%。；DCS内软件组态应符合设计要求，组态方案合理，各信号切换、跟踪正常，调节器作用方向正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将水位稳定在正常值，将自动系统投入

c）自动投入后，运行人员应严密监视除氧器水位的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证除氧器安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动调节系统的切除

给水调门漏流量大于调门最大流量的30%；调节系统工作不稳定，执行器大幅度震荡或水位周期性不衰减波动；在除氧器稳定工况下，除氧器水位超过报警值；水位自动调节系统发生故障；除氧器运行方式改变，不符合自动调节的要求。

9.9.4.3 除氧器压力控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

除氧器正常运行，运行方式符合自动调节要求；进汽调节阀有足够的调节范围；除氧器压力指示正确；执行机构操作灵活，阀位指示准确，传动机构及连接杆件牢固无松动，操作死区小于全行程的1%。；DCS内软件组态应符合设计要求，组态方案合理，各信号切换、跟踪正常，调节器作用方向正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将压力稳定在正常值，将自动系统投入

c）自动投入后，运行人员应严密监视除氧器压力的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证除氧器安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动调节系统的切除

进汽调门漏流量大于调门最大流量的30%；调节系统工作不稳定，执行器大幅度震荡；在除氧器稳定工况下，除氧器压力超过报警值；压力自动调节系统发生故障；除氧器运行方式改变，不符合自动调节的要求。

8.9.4.4炉膛负压自动控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

锅炉正常运行，燃烧稳定，负荷达到70%以上；引风挡板在最大开度下的引风量应能满足锅炉最大负荷的要求并有5%左右的余量；炉压信号应准确可靠，显示正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将压稳定在正常值，将自动系统投入

c）自动投入后，运行人员应严密监视炉膛负压的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证锅炉安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动系统的切除

锅炉燃烧不稳定；调节系统工作不稳定，炉压波动大或执行机构大幅度振荡；在锅炉负荷稳定工况下，炉压超过报警值。

调节系统故障。

8.9.4.5锅炉主蒸汽温度自动控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

锅炉正常运行，燃烧稳定，负荷达到70%以上；一次风挡板在最大开度下的一次风量应能满足锅炉最大负荷的要求并有25%左右的余量；床温信号应准确可靠，显示正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将床温稳定在正常值，将自动系统投入

c）自动投入后，运行人员应严密监视炉膛温度的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证锅炉安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动系统的切除

锅炉燃烧不稳定；调节系统工作不稳定，炉温度波动大或执行机构大幅度振荡；在锅炉负荷稳定工况下，炉温超过报警值；调节系统故障。

8.9.4.6点火油压自动控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

锅炉正常运行，燃烧稳定，负荷达到70%以上；二次风挡板在最大开度下的二次风量应能满足锅炉最大负荷的要求并有25%左右的余量；烟气含氧量信号应准确可靠，显示正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将烟气含氧量稳定在正常值，将自动系统投入

c）自动投入后，运行人员应严密监视烟气含氧量的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证锅炉安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动系统的切除

锅炉燃烧不稳定；调节系统工作不稳定，烟气含氧量波动大或执行机构大幅度振荡；在锅炉负荷稳定工况下，烟气含氧量超过报警值；调节系统故障。

8.9.4.7锅炉氧量自动控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

锅炉正常运行，达到向外供汽的条件，负荷达到70%以上；主给水管路为正常运行状态，给水压力正常；减温水调门特性应符合要求；给水执行机构操作灵活，阀位指示准确，传动机构及连接杆件牢固无松动，操作死区小于全行程的1% ；组态方案合理，各信号切换、跟踪正常，调节器作用方向正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将主汽温度稳定在正常值，将自动系统投入。

c）自动投入后，运行人员应严密监视主汽温度的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证汽包安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动调节系统的切除

给水调门漏流量大于调门最大流量的30%；给水压力低于允许的最低压力；调节系统工作不稳定，主汽温度大幅度波动或水位周期性不衰减波动。在锅炉负荷稳定工况下，主汽温度超过报警值；给水自动调节系统发生故障。

8.9.4.8锅炉负荷自动控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

锅炉正常运行，燃烧稳定，负荷达到70%以上；主给水管路为正常运行状态，给水压力正常；给煤装置应符合要求；给煤机操作灵活，速度反馈指示准确，主汽压力与主汽流量指示准确，组态方案合理，各信号切换、跟踪正常，调节器作用方向正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将主汽压力稳定在正常值，将自动系统投入。

c）自动投入后，运行人员应严密监视主汽压力的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证汽包安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动调节系统的切除

给水压力低于允许的最低压力；调节系统工作不稳定，主汽压力大幅度波动。在锅炉负荷稳定工况下，主汽压力超过报警值；主汽压力自动调节系统发生故障。

8.9.4.9 汽机高加水位自动控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

锅炉正常运行，达到向外供汽的条件，负荷达到70%以上;供汽管路为正常运行状态；压力调门调节范围应有一定余量；执行机构操作灵活，阀位指示准确，传动机构及连接杆件牢固无松动，操作死区小于全行程的1%；减温减压器出口压力应指示准确，显示无跳变、迟滞现象；DCS内软件组态应符合设计要求，组态方案合理，各信号切换、跟踪正常，调节器作用方向正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将出口压力稳定在正常值，将自动系统投入

c）自动投入后，运行人员应严密监视出口压力的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证减温减压器安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动调节系统的切除

进口压力大幅度波动；调节系统工作不稳定，出口压力周期性不衰减波动；自动调节系统发生故障。

8.9.4.10 #1、#2低加水位自动控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

锅炉正常运行，达到向外供汽的条件，负荷达到70%以上；主给水管路为正常运行状态，给水压力正常；减温水调门特性应符合要求；给水执行机构操作灵活，阀位指示准确，传动机构及连接杆件牢固无松动，操作死区小于全行程的1% ；组态方案合理，各信号切换、跟踪正常，调节器作用方向正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将供汽温度稳定在正常值，将自动系统投入。

c）自动投入后，运行人员应严密监视供汽温度的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证汽包安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动调节系统的切除

调节系统工作不稳定，供汽温度大幅度波动或水位周期性不衰减波动。在锅炉负荷稳定工况下，温度超过报警值；给水自动调节系统发生故障。

8.9.4.11 轴封压力控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

锅炉正常运行，达到向外供汽的条件，负荷达到70%以上;供汽管路为正常运行状态；压力调门调节范围应有一定余量；执行机构操作灵活，阀位指示准确，传动机构及连接杆件牢固无松动，操作死区小于全行程的1%；减温减压器出口压力应指示准确，显示无跳变、迟滞现象；DCS内软件组态应符合设计要求，组态方案合理，各信号切换、跟踪正常，调节器作用方向正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将均压箱压力稳定在正常值，将自动系统投入

c）自动投入后，运行人员应严密监视均压箱压力的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证减温减压器安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动调节系统的切除

压力大幅度波动；调节系统工作不稳定，压力周期性不衰减波动；自动调节系统发生故障。

8.9.4.12 凝汽器水位自动控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

锅炉正常运行，达到向外供汽的条件，负荷达到70%以上;供汽管路为正常运行状态；压力调门调节范围应有一定余量；执行机构操作灵活，阀位指示准确，传动机构及连接杆件牢固无松动，操作死区小于全行程的1%；减温减压器出口压力应指示准确，显示无跳变、迟滞现象；DCS内软件组态应符合设计要求，组态方案合理，各信号切换、跟踪正常，调节器作用方向正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将均压箱压力稳定在正常值，将自动系统投入

c）自动投入后，运行人员应严密监视均压箱压力的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证减温减压器安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动调节系统的切除

压力大幅度波动；调节系统工作不稳定，压力周期性不衰减波动；自动调节系统发生故障。

8.9.4.13汽动给水泵压力自动控制系统

a）确认是否达到自动系统投入所需条件

锅炉正常运行，达到向外供汽的条件，负荷达到70%以上;供汽管路为正常运行状态；压力调门调节范围应有一定余量；执行机构操作灵活，阀位指示准确，传动机构及连接杆件牢固无松动，操作死区小于全行程的1%；减温减压器出口压力应指示准确，显示无跳变、迟滞现象；DCS内软件组态应符合设计要求，组态方案合理，各信号切换、跟踪正常，调节器作用方向正确。

b）对调节器设定合理的参数初始值后，由运行人员将均压箱压力稳定在正常值，将自动系统投入

c）自动投入后，运行人员应严密监视均压箱压力的变化情况，发现异常，及时将自动切除，改为手动操作。

d）调节系统的优化

根据调节系统的工作情况及时修改调节系统各参数，使调节系统正常工作；在稳定运行工况下，给调节系统较小的扰动，观察调节系统的调节能力，修改PID参数，优化调节效果；在保证减温减压器安全运行的前提下，给调节系统一较大的扰动，观察调节系统的调节能力，进一步对调节系统进行优化

e）自动调节系统的切除

压力大幅度波动；调节系统工作不稳定，压力周期性不衰减波动；自动调节系统发生故障。

9 移交生产

9.1  锅炉、汽机试运结束后，热控系统随同主设备一起移交生产。

9.2  向建设单位运行人员和热控检修人员进行技术交底，以指导运行操作和检修。

9.3  整理和编写试运记录及调试报告。

9.4  返还借用的图纸、资料。

9.5  进行调试质量回访。