2011南钢4机组热控仪表整套启动调试方案

南京南钢产业发展有限公司综合利用放散高炉/转炉煤气发电工程 热控系统调试方案目 录1 编制依据22 主要设备23 后备仪表检测系统34 调试目的35 调试工器具36 调试对象37 调试应具备的条件58 分系统调试69 动态整套启动调试1310 移交生产18热控仪表整套启动调试方案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（2009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例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武汉都市环保工程技术股份有限公司设计图纸1.8南京科远控制工程有限公司NT-6000和DEH-NK成套技术资料1.9 杭州锅炉厂说明书1.10南京汽轮机厂说明书和技术标准1.11其它辅机设备说明书和技术标准2 主要设备2.1 NG220/9.8-Q11型高温高压煤气锅炉；额定蒸发量：220t/h；额定设计压力：9.8MPa（表压）；额定设计温度：540；锅筒工作压力：11.3MPa（表压）；给水温度：215；进风温度：20；排污率：2%；热效率：85%；设计燃料：高/转炉煤气和焦炉煤气；点火燃料：焦炉煤气；点火方式：自动高能电子点火；布置方式：半露天。2.2 南京汽轮机厂制造的凝汽式N50-8.83-8型汽轮机；额定功率：50MW；最大功率：60MW；额定转速：3000r/min；额定进汽压力：8.83MPa（绝压）；额定进汽温度：535；额定工况排汽压力：4.82KPa（绝压）；最大工况排汽压力：5.46KPa（绝压）；额定冷却水温度：20；回热加热数：7级(2高+1除氧+4低)；额定给水温度：216.6。2.3南京汽轮机厂制造的QFW-60-2型发电机配无刷励磁；额定功率：60MW；额定转速：3000r/min；额定电压：10.5KV；额定电流：4124A；功率因数：0.8 ；频率：50Hz；冷却方式：空冷。2.3 南京科远控制工程有限公司成套分散控制系统NT-6000（DCS）和DEH-NK系列汽轮机综合控制系统分散控制系统（DCS）和汽轮机综合控制系统（DEH-NK）实现了数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、汽机保护ETS、汽机主机监视（TSI）、汽机数字电液调节（DEH）和事件记录（SOE）等功能。系统采用星型网络拓扑结构，模块化设计，分散采集，集中控制，数据共享，以工作站为中心进行监视和操作。3 后备仪表检测系统热工信号、电接点水位计、烟气含氧量和汽机就地开机盘（主汽温度、转速、油箱油位、高加水位及盘装各类压力表）。4 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。5调试工器具 标准信号源（电流、电压、热电偶、热电阻等）、对线器、对讲机、数字万用表、HART手操器、频率信号发生器、组合螺丝刀、兆欧表、验电笔等配备齐全。6 调试对象6.1 数据采集计算机监视系统（DAS）6.1.1显示:包括操作显示,成组显示、棒状图显示,报警显示,趋势显示,操作指导等。6.1.2记录:定期记录,运行人员操作记录,事件顺序（SOE）记录,跳闸记录,操作员记录,设备运行记录6.1.3历史数据的存储和检索6.1.4性能计算6.1.5参量累计6.2模拟量控制系统（MCS） 6.2.1给水（汽包水位）自动调节系统6.2.2主蒸汽温度（减温水）自动调节系统6.2.3 主汽压力（燃烧）自动调节系统6.2.4 烟气含氧量自动调节系统6.2.5 炉膛压力控制自动调节系统6.2.6除氧器水位自动调节系统6.2.7除氧器压力自动调节系统6.2.8汽机轴封压力自动调节系统6.2.9 凝汽器水位自动调节系统6.2.10低加水位自动调节系统6.2.11 汽机转速自动调节系统6.2.12 汽机功率自动调节系统。6.3 顺序控制系统（SCS）6.3.1 锅炉排污控制系统6.3.2 锅炉疏水控制系统6.3.3 锅炉排汽控制系统6.3.4 主给水电动门逻辑控制系统6.3.5 减温水电动门逻辑控制系统6.3.6 电动给水泵逻辑控制系统6.3.7 交流润滑油泵逻辑控制系统6.3.8 直流油泵逻辑控制系统6.3.9 盘车电机逻辑控制系统6.3.10凝结水逻辑控制系统6.3.11 紧急放水电动门逻辑控制系统6.3.12向空排汽电动门逻辑控制系统6.3.13锅炉主蒸汽电动阀逻辑控制系统6.3.14 锅炉汽包水位低动作逻辑控制系统6.3.15 机侧主汽电动门逻辑控制系统6.3.16电动启动油泵逻辑控制系统6.3.17射水泵逻辑控制系统6.3.18轴风电机逻辑控制系统6.3.19循环水进水左电动门逻辑控制系统6.3.20循环水进水右电动门逻辑控制系统6.3.21循环水出水左电动门逻辑控制系统6.3.22循环水出水右电动门逻辑控制系统6.3.23汽轮机保护逻辑控制系统6.3.24汽机轴承瓦温度保护逻辑控制系统6.3.25汽机轴承油温度保护逻辑控制系统6.3.26汽机真空保护逻辑控制系统6.3.27汽机超速保护逻辑控制系统6.3.28锅炉汽包水位高逻辑控制系统6.3.29给水泵逻辑控制系统6.3.30 送风机逻辑控制系统6.3.31 引风机逻辑控制系统6.3.32 给水泵再循环电动门逻辑控制系统6.3.33 循环水泵逻辑控制系统6.3.34 工业补水泵逻辑控制系统6.3.35疏水泵逻辑控制系统6.3.36电磁阀动作逻辑控制系统6.3.37抽汽阀联动逻辑控制系统6.3.38锅炉点火逻辑控制系统6.3.39 EH油压低逻辑控制系统6.3.40锅炉MFT 逻辑控制系统6.4事件记录系统（SOE）6.4.1报警事件记录6.4.2操作事件记录6.4.3历史数据记录6.5汽机本体监视系统静态调试为确保汽轮机的安全运行,设置机械量项目:轴向位移、胀差、大轴弯曲（偏心）、振动、转速、热膨胀6.5.1装置校验6.5.2装置外观检查和通电上述装置的量程均按照DCS至I/O表和二次表的量程校验，并根据热电厂提供的定值整定好相关参数、停机定值。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。以上均属单体调试的范围。未列入本调试措施内。7 调试应具备的条件7.1 检查系统设备安装、接线是否完成且正确。7.2设备、接线端子等标识正确清晰7.3检查系统设备是否具备受电条件。 7.4 计算书、保护报警定值清册、控制原理逻辑图、DCS组态图等提供给调试人员。7.5 设备厂家到位，易损设备备件齐全。7.6检查工作现场安全防护设施是否齐备。7.7检查工作现场通道是否通畅。7.8检查工作现场的杂物是否清理完毕。7.9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。8 分系统调试8.1 检查机柜内工作、检修电源。8.2 检查一次测量元件安装情况及单体校验记录。8.3 检查仪表管路严密性试验记录。8.4 检查仪表管、变送器的防护措施。8.5 检查执行机构的安装情况。8.6配合安装单位对一次测量元件和执行机构进行受电。8.7 配合安装单位进行远方操作试验。8.8了解单体调校情况，并主持进行联合验收。8.9 配合锅炉专业进行吹管。8.10配合成套单位进行分散控制系统（DCS）的受电和软件恢复。8.11.1 机柜安装情况的检查u 校对DCS机柜是否按设计要求施工。u 检查DCS系统的接地系统是否符合设计要求。8.11.2 系统接线检查u 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。u 对DCS通信电缆进行正确性检查、安装牢固和可靠性检查。u 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。8.11.3 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。8.11.4 机柜通电u 将DCS机柜电源分开关断开，合上电源盘分开关。u 检查进入DCS机柜开关的电源极性、电压是否符合要求。u 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。8.11.5 系统硬、软件功能调试u 对DPU、OPR进行通信检查，硬件诊断。u 检查组态参数设置。u 检查DPU模件工作是否正常。u 检查通信是否正常。u 检查OPR显示、报警、记录等功能是否正常。u 检查打印机功能是否正常。8.11.6 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。8.11.7 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。8.11.8两路电源切换试验通电以后进行两路电源切换试验。8.12 静态调试数据采集计算机监视系统（DAS）8.12.1 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。8.12.2 检查DAS的组态，改正错误的组态。8.12.3 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。8.12.4 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。8.12.5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。8.12.6对每路模拟量I/O通道分别输入其量程的0%、25%、50%、75%、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。8.12.7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。8.12.8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。8.12.9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在现场对变送器进行零点校验，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电阻箱、毫伏信号源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报警校对，在OPR站上进行逐一校对，观察其正确性。8.12.10检查历史曲线、棒形图、报警、趋势显示功能。8.12.11检查画面图形选择是否满足运行要求8.12.12检查报表打印功能。8.13 静态调试6.2中的模拟量控制系统（MCS）8.13.1 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。8.13.2 检查各MCS的组态，改正错误的组态。8.13.3 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。8.13.4 对各系统模拟量I/O通道分别输入其量程的0%、25%、50%、75%、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。8.13.5 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。8.13.6 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。8.13.7 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。8.13.8 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。8.13.8手动、自动切换功能应无扰动。8.14 调试6.3.140项40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。8.14.1检查一次元件的定值正确，输出接点正确。8.14.2 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。8.14.3 检查各SCS的组态，改正错误的组态。8.14.4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。8.14.5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。8.14.6 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。8.14.7 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。u 如以给水泵为例进行调试（1） 进行单项试验 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） 在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。还可按DCS启动条件全满足后将投切开关投用SCS启动。（3） 在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。8.15调试事件记录系统（SOE）8.15.1 检查机柜端子到SOE装置之间的连线，纠正错误接线。8.15.2 检查SOE的组态，改正错误的组态。8.15.3 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。8.15.4 SOE试验完成后，组织四方进行联合签收。8.16保护系统调试8.16.1锅炉保护调试 锅炉保护有：手动MFT；送风机全停；引风机全停；汽包水位低低低、汽包水位高高高；炉膛压力非常低；炉膛压力非常高；燃料丧失；炉膛灭火；高炉煤气压力超高/超低；焦炉煤气压力超高/超低；总风量低；集箱/汽包压力超限。8.16.1.1同时按下操作台上手动紧急停炉双按钮，MFT 动作，各燃料快切阀和减温电动总关闭及定排顺控各门关闭。8.16.1.2两台送风机全部停止时，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.3两台引风机全部停止时，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.4强制汽包水位低动作，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.5强制汽包水位高动作， MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.6强制炉膛压力低动作，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.7强制炉膛压力高动作，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.8强制炉燃料丧失动作，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.9强制炉膛灭火动作，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.10强制高炉煤气压力高动作，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.11强制高炉煤气压力低动作，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.12强制焦炉煤气压力高动作，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.13强制焦炉煤气压力低动作，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.14强制集箱压力超限动作，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.15强制汽包压力超限动作，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.1.16强制总风量低动作，MFT 动作，各燃料快切阀及减温电动总关闭。8.16.2汽机保护调试 汽机保护有：超速、润滑油压低、真空低、轴承温度高、回油温度高、轴向位移大、胀差大、发电机主保护、油开关跳闸及抽气门联锁、电控油压低、油泵联锁保护等。 8.16.2.1 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AST电磁阀、继电器、转速传感器，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；强制超速保护动作信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。8.16.2.2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AST电磁阀、继电器、压力控制器，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；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。8.16.2.3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AST电磁阀、继电器、压力控制器，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；强制压力控制器动作信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。8.16.2.4轴承温度高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AST电磁阀、继电器、铂热电阻，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；强制轴承温度高动作信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。8.16.2.5轴向位移超差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AST电磁阀、继电器、电涡流传感器，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；强制轴向位移超差动作信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。8.16.2.6油开关跳闸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AST电磁阀、继电器、油开关，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；强制油开关动作信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。8.16.2.7抽气门联锁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；检查保护系统用电磁铁、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逆止门。8.16.2.8 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AST电磁阀、继电器、EH变送器，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抽气逆止门。8.16.2.9 高压缸差胀超差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AST电磁阀、继电器、电涡流传感器，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；强制高压缸差胀信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。8.16.2.10推力温度高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AST电磁阀、继电器、铂热电阻，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；强制推力瓦温度动作信号，输出接点合通，发出保护动作信号关主汽门。8.16.2.11手动停机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AST电磁阀、继电器、紧停按钮，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；强制操作台紧急停机双按钮或机头手打闸按钮按下动作信号，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。8.16.3 机、电联锁保护试验8.16.3.1 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。8.16.3.2 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9 动态整套启动调试9.1 确认各操作回路的可操作性。9.2 协助锅炉、汽机专业进行联锁、保护试验。9.3 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。9.4 督促安装单位冲洗压力、差压变送器管道，并投入使用。9.5 检查仪表管道、接头有无泄漏现象。9.6 复查系统中测量不准确的一次测量元件。9.7自动调节系统阀门特性试验(条件许可),内扰试验,外扰试验。9.8记录和统计试运情况与数据。9.9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:9.9.1投入DAS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。9.9.2 投入事件记录系统（SOE）。9.9.3根据运行情况分别 投入6.3.142项42个顺序控制系统。其中包括锅炉安全检测系统（FSSS）汽机安全临测保护系统（ETS）9.9.4锅炉运行工况稳定后，再综合其它因素，投入6.2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。9.9.4.1 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70%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。9.9.4.2 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。9.9.4.4锅炉减温水控制系统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。9.9.4.5 减温减压器压力控制系统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