热电厂燃气热电联产扩建工程模拟量控制系统（MCS）调试措施.pdf

tpritpritpritpri 措施编号：tpri/tr-ma-k06-2011 华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程 模拟量控制系统（mcs）调试措施 西安热工研究院有限公司西安热工研究院有限公司西安热工研究院有限公司西安热工研究院有限公司 二一一年七月 tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 目目目目录录录录 1编制目的 1 2编制依据 1 3调试质量目标 1 4系统概述 1 5调试范围 2 6调试前应具备的条件 2 7调试工作程序 2 8调试步骤 9 9组织分工 10 10 安全措施 10 11危险源辨识与预控措施 10 12 附表 11 tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 1 1编制目的 华能北京热电厂燃气热电联合扩建工程分散控制系统（dcs）采用了 emerson 公 司 ovation 控制系统，其功能涵盖了数据采集系统(das)、模拟量控制系统(mcs)，顺 控控制系统（scs） ，电气控制系统(ecs)，公用电气和余热锅炉控制系统等各项控制功 能，是套软硬件一体化的能完成全套机组各项控制功能的完善的控制系统。 模拟量控制系统（mcs）能够满足机组启停的所有要求，保证机组在启动运行过程中 控制运行参数不超过允许值。 编写本方案的目的是规范 mcs 系统的调试行为，确保设备、人身不受伤害。保证系 统调试保质、 保量、 有序进行。 本方案适合于华能北京热电厂燃气热电联合扩建工程 dcs 系统的调试。 2编制依据 2.1 dl/t5190.5-2004电力建设施工及验收技术规范(热工自动化) 2.2 dl/t 54372009火力发电建设工程启动试运及验收规程 2.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996 年版） 2.4华能北京热电厂燃气热电联合扩建工程控制系统组态图 2.6火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程 （1998 年版） 2.7模拟量控制系统负荷变动试验导则 2.8火电机组热工自动投入率统计方法 2.9电力建设安全工作规程dl5009.1-2002 3调试质量目标 符合部颁火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996 年版） 中有关系统及设备 的各项质量标准要求，全部检验项目合格率 100%，优良率 90%以上，满足机组整套启 动要求。 4系统概述 4.1 调试项目 华能北京热电厂燃气热电联合扩建工程的模拟量控制系统（mcs）主要实现控制功 能请参看附表二。 4.2 调试步骤 4.2.1 根据主、辅机设备的运行要求，进一步分析、确认 mcs 的 sama 图和组态 图。 4.2.2 在控制机柜安装完毕后上电测试，确认硬件完好无损，系统软件和应用软件 下装完毕且工作正常。 4.2.3 确认现场仪表和执行机构接至端子柜、中间端子柜的接线正确。 4.2.4 通过键盘软手操，确认各执行机构单体调试合格。 tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 2 4.2.5 从分系统调试开始，逐步确认各进入 mcs 的测量信号是否正确，对有关信号 进行量程设定、报警限值设定和必要的补偿计算，促使测量信号准确化。 4.2.6 根据主、辅机设备资料和控制要求，对各子回路的静态参数（例如 pid 参数和函数 发生器）进行设置，对组态图中不符合现场要求必须修改之处进行修改。 4.2.7 从整套机组带负荷开始，对各子控制回路逐步投入自动。 4.2.8 锅炉汽包水位、汽温等主要子控制系统投入自动运行良好后，即可和 deh 联调， 具备条件时投入机组协调控制系统。 5调试范围 对 dcs 系统包含的模拟量控制系统进行静态及动态调试，使其达到质量验评标准。 6调试前应具备的条件 5.1 必要的资料 5.1.1 锅炉热力计算汇总表。 5.1.2 汽机热力计算汇总表。 5.1.3 机组运行规程。 5.1.4deh sama 图。 5.1.5 各主、辅机制造厂有关设备的使用说明书。 5.1.6 有关热力系统的运行工况具备 ccs 控制系统调试的条件。 5.1.7ccs 试投自动过程需得到现场运行人员的充分支持和配合。在各项控制系统 运行期间，运行人员应注意监视工况。 调试过程有关数据库更改和组态修改，均应记录备案。 7调试工作程序 7.1 准备工作 1) 确认各测量信号量程、报警限值，进行必要的补偿计算。确定各被调量的正常运 行值和允许偏差。 2) 检查 ccs 与其它相关控制系统之间的接口。 3) 确认所设计的 ccs 各项控制系统的所有控制功能。 4) 设置各控制系统的静态参数。 5) 在机组启动过程，有可能试投自动的控制系统有：汽包水位控制、旁路压力控制， 其余各控制系统需在机组整套带荷调试阶段进行动态调试。 7.2 机组主控系统 机组主控实现的功能主要有： 机组功率指令的设定 机组功率上下限的设定 机组升降负荷速率的设定 tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 3 设计一个机组功率设定站， 在自动方式下接受调度来的机组负荷指令信号， 在手动方 式下接受运行人员的操作设定机组负荷指令信号，此时机组功率设定站跟踪机组实发功 率，在自动方式下，机组即按 agc 的方式运行。自动设定或手动设定值的结果即为机组 的目标负荷指令。 机组主控系统退自动的逻辑条件包括： agc 功率指令信号质量故障 agc 允许投入信号消失 agc 功率指令信号过大或过小 机组负荷能力计算回路用于计算联合循环机组在各种运行工况下所能承担的最大负 荷能力，限制设定值等于或小于该值，确保机组安全运行。根据燃机的特点，联合循环机 组的最大出力受大气温度的影响较大，一年四季、每日早晚的大气温度都在变化，所以提 供的有功出力上限也应随大气温度的变化而变化 （燃气轮机发电机组说明书会给出相应数 据） 。对于联合循环机组的蒸汽轮机，其滑参数运行有一定的最低负荷限制条件，参数过 低时，可能引起汽轮机末级叶片水蚀，威胁汽轮机的安全运行，因此该负荷点作为机组负 荷指令的下限值。当机组负荷指令达到负荷上限或下限值时，触发负荷闭锁增或闭锁减， 保证机组安全可靠运行。 负荷指令分配回路根据联合循环机组的实际运行情况， 通过试验确定燃气轮机发电机 组和蒸汽轮机发电机组的负荷比例，按此负荷比例进行初步负荷指令分配。引入 pid 校 正回路，被调量为总实发功率，设定值为总负荷指令，pid 的输出修正负荷分配比例， 从 而保证联合循环机组的总负荷控制精度。 负荷设定值经过负荷上下限处理后， 须经过负荷速率环节的处理， 负荷速率据机组功 率由运行人员手动设定。 但负荷定值比实际负荷高于某个定值后， 负荷升速率自动切为零； 当负荷定值比实际负荷低于某个定值后， 负荷降速率自动切为零； 当负荷设定站的输出跟 踪实际负荷时，负荷升降限制不再起作用，以保证跟踪功能得到彻底实现。 经过以上各个环节的处理后，最终的功率指令信号称为功率指令设定值。 7.3 主蒸汽压力定值设定 机组主控实现的功能主要有： 定值手动设定方式时的操作员手动设定 定值自动设定方式时的压力定值自动生成 压力速率限制 定压设定和滑压设定的切换 为保障蒸汽轮机侧的安全经济运行， 设计了蒸汽轮机侧的主蒸汽压力控制回路。 当余 热锅炉蒸汽参数合格后，deh 控制蒸汽轮机冲转、并网、带负荷。初始阶段的主蒸汽压 力主要由旁路系统控制，进入初始带负荷阶段后，旁路系统逐渐关闭，蒸汽轮机投入主蒸 汽压力控制回路。 随着蒸汽轮机发电机组负荷的逐渐升高， 主蒸汽压力控制回路采用定一 滑一定的传统滑压方式，当蒸汽轮机调门达到 85的开度时，协调控制系统自动将蒸汽 tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 4 轮机投入深度滑压运行，即保持调门开度不变，从而减小蒸汽轮机侧的节流损失，最大限 度地利用燃气轮机排气的余热。 设计一个主蒸汽压力设定站， 在自动方式时， 此时压力定值在定值自动设定方式工作， 主蒸汽压力定值据机组功率指令设定值自动生成；反之，则在定值手动设定方式工作， 主 蒸汽压力定值由运行人员手动设定。 按如上所述自动或手动设定的定值称其为主蒸汽压力目标值， 该目标值要经过压力定 值的上限限值和下限限值的限制处理。而压力上限和下限的限值由运行人员手动设定， 当 压力设定站跟踪主蒸汽压力时， 压力上限设定跟踪机组实际主蒸汽压力叠加一个正偏差的 和，压力下限跟踪机组实际主蒸汽压力叠加一个负偏差的和。 压力目标值经过压力上下限处理后， 须经过压力速率环节的处理， 压力速率据机组功 率由运行人员手动设定。 但压力定值比实际压力高于某个定值后， 压力升速率自动切为零； 当压力定值比实际压力低于某个定值后， 压力降速率自动切为零； 当主蒸汽压力设定站的 输出跟踪实际主蒸汽压力时，压力升降限制不再起作用，以保证跟踪功能得到彻底实现。 7.4 汽机主控系统 汽机主控主要通过调节 deh 高调门综合指令，控制蒸汽机组的主蒸汽压力。 设计一个专门的汽机主控站，在自动方式下，pid 控制器控制机组主蒸汽压力。当发 生以下情况时，汽机主控退出自动运行方式： 主蒸汽压力坏质量 主蒸汽压力偏差大 deh 控制不在遥控方式 7.5 一次调频控制系统 从热控角度而言，一次调频功能是指当由于某种原因导致电网周波偏离稳定范围后， 发电机组在无调度直接指令的情况下， 自动调节机组的实际出力以稳定电网周波的本地控 制功能。 一次调频控制采用将由频差信号计算的调频负荷指令叠加在燃机负荷指令上的方法， 以保证一次调频的响应速度；同时在 dcs 中投入频率校正回路，由 tcs、dcs 共同完 成一次调频，既保证了一次调频的响应速度，又保证了机组参与一次调频的持续性。 7.6 高压汽包水位控制 1）控制目的 通过改变进入高压汽包的给水流量来维持高压汽包水位为设定值。 2）功能说明 高压汽包水位控制设计有单冲量和三冲量两套控制结构，当负荷小于 25%额定负荷阶段 时，控制高压给水调节阀来维持给水差压，控制给水泵转速来控制高压汽包水位。当负荷 在 30%额定负荷，单冲量给水调节无扰地切换为三冲量给水调节。 高压汽包水位和高压汽包压力均有三个测量信号， 选择中值信号。 高压汽包压力对高压汽 包水位进行修正。 tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 5 高压汽包水位正常设定值根据高压汽包压力函数形成， 在机组启动初期， 系统自动将水位 控制的设定值切换为低的设定值， 当蒸汽流量大于一定值时， 汽包水位设定值切换为正常 设定值，运行人员根据机组运行实际情况在操作画面上手动设定偏置。 在三冲量控制系统工作时， 高压汽包水位控制指令由两个串级的调节器根据高压汽包水位 偏差、给水流量和主蒸汽流量三个信号形成。 当水位达到特高水位时， 通过排污调节阀和事故放水调节阀调整水位， 作为水位控制的辅 助手段。 3）强制手动 当出现下列情况之一时，控制回路强制切到手动： 高压汽包水位坏质量 高压给水流量坏质量 高压蒸汽流量坏质量 高压汽包水位设定值与实际值偏差大 7.7 中压汽包水位控制 1） 控制目的 通过改变进入中压汽包的给水流量来维持中压汽包水位为设定值。 2）功能说明 中压汽包水位控制设计有单冲量和三冲量两套控制结构，当负荷小于 25%额定负荷阶段 时，控制低压给水调节阀来维持中压汽包水位。当负荷在 30%额定负荷，单冲量给水调节无 扰地切换为三冲量给水调节。 中压汽包水位和中压汽包压力均有三个测量信号，选择中值信号。中压汽包压力对中压 汽包水位进行修正。 在机组启动初期，蒸汽流量和给水流量都比较低,系统自动将水位控制的设定值切换为启 动水位设定值(汽包压力的函数)，当蒸汽流量大于一定值时，汽包水位设定值切换为正常设定 值，运行人员根据机组运行实际情况在操作画面上再进行手动修改。 在三冲量控制系统工作时，中压汽包水位控制指令由两个串级的调节器根据中压汽包水 位偏差、给水流量和主蒸汽流量三个信号形成。 当水位达到特高水位时，通过排污调节阀和事故放水调节阀调整水位，作为水位控制的 辅助手段。 3）强制手动 当出现下列情况之一时，控制回路强制切到手动： 中压汽包水位坏质量 中压给水流量坏质量 中压蒸汽流量坏质量 中压汽包水位设定值与实际值偏差大 7.8低压汽包水位控制 tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 6 逻辑同中压汽包水位控制 7.9 过热器喷水减温控制 过热器减温系统用来控制减温系统过热器出口的温度，保证其在一定的安全经济范围内 稳定运行。采用 pid 串级控制加前馈，以及单回路 pid 控制加前馈的方案设计锅炉过热蒸汽 减温控制方案。在高负荷工况下，按串级加前馈的方案；低负荷下采用单回路加前馈的方案 控制。设计了抗积分饱和以及防止过喷水的控制回路。 串级控制系统外回路也称为主回路，控制减温系统过热器出口蒸气温度，其控制输出为 内回路的设定值。内回路控制输出则为减温调阀的阀门位置指令。当过热器出口温度过低时, 将减温调门强关为零。串级 pid 控制系统的输出上叠加由机组负荷指令来的补偿前馈信号。 1）切手动条件 当发生下面情况时，减温系统退出自动运行方式： 机组跳闸 过热器出口蒸气温度信号坏质量 喷水后蒸气温度信号坏质量 2） 减温系统过热器出口温度设定值的生成 设定值由两部分叠加组成： 据负荷产生的温度设定值 运行人员手动设定偏置值 3） 串级 pid 和单回路 pid 控制的切换 负荷较低时，过热器蒸气流量偏低，此时减温阀中蒸气和减温水的混合过程，或者减温 阀后温度的测量过程可能不太理想，此时采用单回路 pid 加前馈的控制方案。据负荷判断并 切换至目标控制回路。 4）抗积分饱和与防过喷水 抗积分饱和控制逻辑是串级控制系统中的一个重要后备保护功能，本质上是防止执行机 构反向动作时发生逻辑时滞的一个辅助控制功能。当减温调门位置开至最大时，禁止外回路 的输出继续减小，此时外回路的控制输出不应继续低于内回路测量值。而当调门关至最小时， 禁止外回路的输出继续增加，此时外回路的控制输出不应高于内回路测量值。 当减温器后温度过低，不足以保证该点具有一定的过热度时，此时禁止继续开大减温阀。 防止喷水量过多影响过热器的安全性和经济性。 7.10 再热蒸汽喷水减温控制 再热蒸汽喷水减温逻辑同过热器喷水减温。 7.11 汽机高旁控制系统 汽机高旁控制系统主要分为高旁压力设定值生成和高旁压力控制两部分。 高旁压力设 定值的生成有两种方式， 一种是由运行人员选择， 据机组启动过程中的主蒸汽参数和机组 设备工况，以及最小阀位/暖管/开门/升压几个旁路启动阶段，自动生成高旁压力设定值的 方式；另一种是运行人员直接设定压力定值的直接设定方式。 tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 7 1） 高旁压力设定值的生成 运行人员选择高旁自动启动的条件如下： 高旁压力控制自动。 汽机未并网。 主汽压力低于一定值。 当以上条件满足时，运行人员可以手动选择“高旁自动启动” 。在高旁自动启动阶段， 如果主汽压力定值低于一定值，则进入高旁自动启动的“最小阀位过程” ，当压力高于一 定值，则进入高旁自动启动的“定压开阀过程” ；当调门开至 30%开度，则进入高旁自动 启动的“升压过程” 。 在最小阀位过程，高旁压力阀自动将开度下限升至 10%；高压旁路设定值跟踪实际 主汽压力。高旁阀离开关位后，自动发一高旁减温喷水阀投自动脉冲信号，将高旁减温水 投自动。在此过程，主要目的是给蒸汽提供通道，同时初步预暖旁路系统。由于压力设定 值跟踪实际主汽压力，高旁阀将保持下限 10%的开度或者当前开度，一直到主汽压力高 于一定值最小阀位过程结束为止。 在定压开阀过程，压力设定值跟踪当前压力设定值。随着负荷的增加，高旁压力控制 回路自动开门泄流， 以保证主汽压力的稳定。 此过程一直维持到高旁压力阀开度开至 30% 为止。 在升压过程，压力设定值按一定的升速率跟踪实际主汽压力，但设定值禁止下降。 在 此过程，如果负荷开始下降，高旁压力控制回路将适当关小高旁阀；如果负荷增加过快， 高旁压力控制回路将适当开大高旁阀， 以此来保证主蒸汽压力的平缓上升。 当主汽压力升 高到一定值时，升压过程结束。退出高旁自动启动过程，进入运行人员直接设定主汽压力 定值阶段。 2） 高旁压力控制 高旁压力控制按单回路 pid 的策略设计，当其自动方式运行时，其压力设定值据之前 所述方法生成。当有下面条件发生时，高旁阀退出自动运行方式： 高旁阀快开 高旁阀快关 高旁减温阀手动 主蒸汽压力信号故障 高旁阀指令和位置反馈偏差大 当下面快关条件成立时，高旁阀指令强制跟踪 0% 高旁阀后蒸汽压力高（值待定） 高旁阀后温度高（值待定） 高旁减温水压力低（值待定） 中旁快关 当下面快开条件成立时，高旁阀指令强制跟踪 100% tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 8 高旁快关条件不成立时，主蒸汽压力高于某值（值待定） 汽机跳闸（120s 脉冲） 3） 汽机高旁减温控制 高旁减温水控制按单回路 pid 策略设计，设定值由运行人员手动设定。高旁快开时， 高旁减温系统发一跟踪脉冲指令，将高旁减温阀开度强置为 100%，脉冲过后，高旁减温 阀以自动方式运行。 高旁快关时，高旁减温阀强制跟踪 0%。 当有下面条件满足时，高旁减温阀强置自动。 高旁压力阀离开关位 高旁压力阀投自动 高旁快开 当发生下面条件时，高旁阀退出自动方式运行 高旁后温度信号坏质量 高旁减温阀指令和反馈偏差大 7.12 汽机中压旁控制系统 1） 汽机中过压力控制 汽机中压旁路控制系统主要分为中过压力设定值生成和中过压力控制两部分。 中过压 力设定值的生成有两种方式， 一种是由运行人员选择， 据机组启动过程中的主蒸汽参数和 机组设备工况，以及最小阀位/暖管/开门/升压几个旁路启动阶段，自动生成中过压力设定 值的方式；另一种是运行人员直接设定压力定值的直接设定方式。 2）中过压力设定值的生成 运行人员选择中压旁路自动启动的条件如下： 中过压力控制自动。 汽机未并网。 主汽压力低于一定值。 当以上条件满足时，运行人员可以手动选择“中压旁路自动启动” 。在中压旁路自动启 动阶段，如果主汽压力定值低于一定值，则进入中压旁路自动启动的“最小阀位过程” ， 当压力高于一定值， 则进入中压旁路自动启动的 “定压开阀过程” ； 当调门开至 30%开度， 则进入中压旁路自动启动的“升压过程” 。 在最小阀位过程，中过压力阀自动将开度下限升至 10%；高压旁路设定值跟踪实际主 汽压力。中压旁路阀离开关位后，自动发一中压旁路减温喷水阀投自动脉冲信号，将中压 旁路减温水投自动。在此过程，主要目的是给蒸汽提供通道，同时初步预暖旁路系统。 由 于压力设定值跟踪实际主汽压力，中压旁路阀将保持下限 10%的开度或者当前开度，一 直到主汽压力高于一定值最小阀位过程结束为止。 在定压开阀过程，压力设定值跟踪当前压力设定值。随着负荷的增加，中过压力控制 回路自动开门泄流， 以保证主汽压力的稳定。 此过程一直维持到中过压力阀开度开至 30% tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 9 为止。 在升压过程，压力设定值按一定的升速率跟踪实际中过压力，但设定值禁止下降。在 此过程，如果负荷开始下降，中过压力控制回路将适当关小中压旁路阀；如果负荷增加过 快，中过压力控制回路将适当开大中压旁路阀，以此来保证主蒸汽压力的平缓上升。当主 汽压力升高到一定值时，升压过程结束。退出中压旁路自动启动过程，进入运行人员直接 设定主汽压力定值阶段。 3）中过压力控制 中过压力控制按单回路 pid 的策略设计，当其自动方式运行时，其压力设定值据之前 所述方法生成。当有下面条件发生时，中压旁路阀退出自动运行方式： 中压旁路阀快关 中压旁路减温阀手动 主蒸汽压力信号故障 中压旁路阀指令和位置反馈偏差大 当下面快关条件成立时，中压旁路阀指令强制跟踪 0% 中压旁路阀后蒸汽压力高 中压旁路阀后温度高 中压旁路减温水压力低 凝汽器真空低低 在无中旁快关条件下，触发中旁快开的条件包括： 汽机跳闸 高旁快开 4） 汽机中压旁路减温控制 中压旁路减温水控制按单回路 pid 策略设计，设定值由运行人员手动设定。 中压旁路快开时，中压旁路减温系统发一跟踪脉冲指令，将中压旁路减温阀开度强置 为 100%（初设） ，脉冲过后，中压旁路减温阀以自动方式运行。 中压旁路快关时，中压旁路减温阀强制跟踪 0%。 当有下面条件满足时，中压旁路减温阀强置自动。 中过压力阀离开关位 中过压力阀投自动 中压旁路快开 当发生下面条件时，中压旁路阀退出自动方式运行 中压旁路后温度信号坏质量 中压旁路减温阀指令和反馈偏差大 7.13 汽机低压旁控制系统 控制策略同中压旁路。 8调试步骤 tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 10 8.1 前期准备工作。 8.2 硬件检查及机柜电源检查。 8.3 软件输入及检查。 8.4 联机调试。 8.5 系统试验及投运。 9 组织分工 9.1 华北电力设计院提供测点清单； 9.2 emerson 控制有限公司负责 dcs 硬件设备及相应的技术服务； 9.3 施工公司负责安装、单体调试和消缺； 9.4 西安热工研究院北京热电调试项目部负责系统联调； 9.5 华能北京热电厂相关人员负责运行，负责提供设计院和厂家资料，提供设备系统参数 的报警、跳闸定值，对调试过程中提出的修改意见进行确认，协调各调试单位的工作。 9.6 监理公司负责调试过程全程监督及检查。 10 安全措施 10.1 严格执行电力建设安全工作规程 ； 10.2 非调试人员不得进行操作； 10.3 所有电源保险丝的容量应符合要求； 10.4 主机与外部设备连接时应注意插头、插座的标志，切勿插错； 10.5 在对 ovation 模件的拔插过程中应有防静电措施，以免损坏模件； 10.6 分清电源线与信号线，以免损坏设备； 10.7 调试时所加信号不得超限，以免损坏设备； 10.8 对已经运行的控制机柜和设备，要挂安全警示牌； 10.9 按规定接好仪器设备的地线。 11 危险源辨识与预控措施 序号危险源活动/场所 伤害可能 如何发生 伤害 对象 危险源 评价 拟采取控制措施 1 在已带电 的机柜工 电子设备间人员触电人一般加强安全意识,规范操作 2 带电热插 拔卡件 电子设备间损毁卡件设备一般 尽量断电后更换卡件,如系统在 运行时更换,需小心仔细操作 3 热态处理 测点缺陷 电子设备间设备跳闸设备一般 履行工作票制度，履行联锁保 护解除/恢复申请单制度 tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 11 12 附表 表 1模拟量调试参数记录表 序号项目单位结果 1 高压汽 包水位 稳定负荷水位偏差mm 25%负荷（3% / min）扰动水位偏差mm 3 中压汽 包水位 稳定负荷水位偏差mm 45%负荷（3% / min）扰动水位偏差mm 5 低压汽 包水位 稳定负荷水位偏差mm 65%负荷（3% / min）扰动水位偏差mm 7 高压主 汽温度 稳定负荷主汽温度偏差 85%负荷（3% / min）扰动动态偏差 9 中压主 汽温度 稳定负荷再热汽温偏差 105%负荷（3% / min）扰动动态偏差 11 机组 功率 稳定负荷功率偏差mw 125%负荷（3% / min）扰动动态偏差mw 13 高压 旁路 高压旁路出口压力调节mpa 14高压旁路出口温度调节 15 中压 旁路 中压旁路出口压力调节mpa 16中压旁路出口温度调节 tpritpritpritpri西安热工研究院有限公司调试技术措施 12 表 2-华能北京热电厂燃气热电联产机组自动投入统计记录表（以现场调试为准） 序号自 动 装 置 名 称 设计 套数 168h 最大连续 运行时间(h) 168h 累计运 行时间(h) 1协调控制1 21 号炉高压汽包水位控制1 31 号炉中压汽包水位控制1 41 号炉低压汽包水位控制1 51 号炉高压主汽温度控制1 61 号炉再热蒸汽温度控制1 71 号炉高压旁路压力控制1 81 号炉高压旁路温度控制