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1.0.1为规范和统一火力发电建设工程新建、扩建、改建机组的 热控专业在分系统试运和整套启动试运阶段的调试工作，特制定 本导则。

热控专业在分系统试运和整套启动试运阶段的调试工作水利常用表格，特制定 本导则。 1.0.2本导则适用于300MW及以上容量的火力发电机组的热控 专业调试工作，300MW以下火力发电机组的热控专业调试可参 照执行。

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采用计算机、通信和屏幕显示技术，实现对生产过程的数据 采集、控制和保护等，并利用通信技术实现数据共享的多微型计 算机监视和控制系统。分散控制系统的主要特点是功能分散、数 据共享，根据具体情况也可以是硬件布置上的分散。

2.0.2模拟量控制系统

对锅炉、汽轮机及辅助系统的过程参数进行莲续自动调节的 控制系统总称。包括过程参数的自动补偿和计算，自动调节、控 制方式的无扰切换，以及偏差报警等功能

2.0.3协调控制系统

单元机组的一个主控系统，对动态特性差异较大的锅炉和汽 轮发电机组进行整体负荷平衡控制，使机组尽快响应调度的负荷 变化要求，并保证主蒸汽压力和机炉主要运行参数在允许的范围 内。在一些特定的工况下，通过保护控制回路和控制方式的转换 来保持机组的稳定和经济运行。协调控制系统主要有机组负荷指 令控制、机炉主控、压力设定、频率校正、辅机故障减负荷等控 制回路，直接作用的执行级是锅炉控制系统和汽轮机控制系统

2.0.4数据采集系统data acquisition system；DAS

采用数字计算机系统对工艺系统和设备的运行测量参数进行 采集，对采集结果进行处理、记录、显示和报警，还可对机组的运 行参数进行计算和分析，并提出运行指导的数据采集和处理系统 2.0.5炉膛安全监控系统furnacesafetysupervisorysystem；FSSS 保证锅炉燃烧系统中各设备按规定的操作顺序和条件安全启 停、投切，并能在危急工况下迅速切断进入锅炉炉膛的全部燃料

采用数字计算机系统对工艺系统和设备的运行测量参数进行 采集，对采集结果进行处理、记录、显示和报警，还可对机组的运 行参数进行计算和分析，并提出运行指导的数据采集和处理系统。

保证锅炉燃烧系统中各设备按规定的操作顺序和条件安全启 停、投切，并能在危急工况下迅速切断进入锅炉炉膛的全部燃料

（包括点火燃料），防止爆燃、爆炸等破坏性事故发生，保证炉膛 安全的保护和控制系统。炉膛安全监控系统包括炉安全系统和 燃烧器控制系统。

由人工操作或保护信号自动动作，快速切除进入锅炉所有燃 料（包括到炉膛、点火器、风道燃烧器等的燃料）的控制措施。

2.0.7油燃料跳闸oil fuel trip；OFT

按照规定时间或逻辑顺序，对某一工艺系统或辅机的 端控制元件进行一系列操作的控制系统。

system: DEH

由按电气原理设计的敏感元件、数字电路（计算机）及按液 压原理设计的放大元件和液压伺服机构构成的驱动辅机汽轮机控 制系统。

2.0.11汽轮机监视仪表

2.0.11 汽轮机监视仪表 turbine supervisory instruments; TSI

连续测量汽轮机的转速、振动、膨胀、位移等机械参数，并 将测量结果送入控制系统、保护系统等用于控制变量及运行人员 监视的自动化系统。

2.0.12汽轮机紧急跳闸系统

2.0.12汽轮机紧急跳闸系统

当汽轮机运行过程中出现异常、可能危及设备安全时，采取 紧急措施停止汽轮机运行的保护系统。

2.0.13旁路控制系统bypass control system；BPS

汽轮机旁路系统的自动投切控制及旁路出口蒸汽压力、温度

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模拟量控制系统的总称。

当汽轮机转速上升到某一限值时，采取紧急停机措施自动迅

根据电网调度中心负荷指令控制机组发电功率达到规定要求 的控制。

一个数字化的串行、双向传输、多分支结构的通信网络系统， 是用于工厂、车间仪表和控制设备的局域网，

2.0.17辅机故障减负荷

run back: RB

是针对机组主要辅机故障采取的控制措施，即当主要辅机（如 给水泵、送风机、引风机）发生故障部分退出工作、机组不能带 当前负荷时，快速降低机组负荷的措施。 2.0.18单元机组自启停控制automaticpowerplantstartupand shutdownAPs 对包括锅炉、汽轮发电机组及相应辅助系统和辅助设备的单 元机组，按启停的操作规律实现自动启动和自动停止的控制，通 常在整个启停顺序中设置若干个需要有人工确认的断点。

0.19机组快速甩负荷

当汽轮机或发电机组甩负荷时，使锅炉不停运的一种控制措 施。根据FCB后机组的不同运行要求，可分为机组带厂用电单独 运行或停机不停炉两种不同的运行方式。

PROFIBUS是一一种现场总线标准，由PROFIBUSDP、 PROFIBUSPA、PROFIBUSFMS三部分组成。其中PROFIBUS DP是现场级控制系统与分散I/O的高速通信，数据传输速率为 9.6kbit/s～12Mbit/s，PROFIBUSPA是为需要本质安全或总线供电 的设备之间进行数据通信而设计的，传输速率为31.25kbit/s。

2.0.21基金会现场总线foundationfieldbus：FF

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是一种现场总线标准，主要由H1和HSE两部分组成，H1 可支持总线供电，支持本质安全防爆环境，H1的传输速率为 31.25kbit/s，HSE的传输速率为100Mbit/s或更高。 2.0.22通用站说明general stationdescription；GSD 一种可读的ASCII电子文本文件，包含用于通信和网络组态 通用的和设备专用的参数。 2.0.23电子设备描述electronicdevicedescription；EDD 用于描述现场总线设备类型的ASCII文本文件。 2.0.24设备类型管理器devicetypemanager；DTM 一种由现场总线设备制造商开发的软件模块，包含现场总线 设备或通信组件的属性、功能应用和用户界面等，用户可通过框 架应用程序进行调用。

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3.0.1热控调试工作组应符合下列

3.0.3热控调试应符合下列规定

1保护、联锁逻辑定值应由生产单位提供，由建设单位组 织设计、制造、安装、调试、监理、生产单位的人员对定值与机 组运行工艺的符合性、合理性进行审查。机组厂用电受电前，经 专题审查后的保护、联锁逻辑定值应由生产单位汇编、批准后发 布执行。

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格按照《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T5294的规 定办理审批手续。 3所有辅机试运应在DCS上操作且把相关保护投入。 4调试人员应熟悉所调试的设备、系统及其状态。设备或 系统需要隔离时，应联系相关单位采取隔离措施。 5具有APS设计功能的机组，在分系统调试阶段应及时完 善并投运设备级顺序控制、功能组级顺序控制功能。 6建设单位应制定工程师站、电子间工作管理规定，定期 进行控制软件备份。 7建设单位应建立有针对性的控制系统防病毒措施，不得 在控制系统中使用非本系统的软件，不得使用外来储存设备与 DCS驳接。 8热控试验前应进行安全技术交底。 9机组首次启动前或机组停运15天以上的再次启动前，应 对机、炉主保护及主要辅机的热工保护进行静态模拟试验，并检 查报警及保护定值。 10在进行涉及机组跳闻的热控保护联锁试验时，应采用物 理方法进行实际传动，若条件不具备时，可在现场信号源处模拟 试验。 11锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位、直流锅炉断 水、汽轮机超速、轴向位移、机组轴系振动、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，应采取 可靠的安全措施，并在8h内恢复。 3.0.4热控调试程序应符合下列规定： 1调试准备。 1）收集并熟悉设计图纸和有关调试技术资料。

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行调研。 5）参加热控系统原理图、组态图、联锁保护定值等审 查及热控设计联络会。 6）提出关于速率判断、质量甄别、单点保护原则的建 议。典型信号质量甄别逻辑可参见附录A。 7）对设计、制造和安装等存在的问题或缺陷提出改进 建议。 8 编写机组及机组附属外围设备控制系统调试措施。 9）参与编制整体调试计划。燃煤机组典型热控调试程 序可参见附录B，燃气轮机机组典型热控调试程序 可参见附录C。 10）编制热控专业调试检查、记录和验收表格。 分部试运阶段。 1）完成测量信号传动试验及验收签证。 2）完成执行机构传动试验及验收签证。 3）完成逻辑及联锁保护功能试验及验收签证， 4）完成控制系统之间的联调试验。 5）完成测量信号投运检查。 6）进行下列控制系统功能的静态试验，确认符合工艺 流程要求。 a）完成顺序控制启停控制功能试验及验收签证。 b）完成自动调节控制回路试验，初步整定调节参数。 c）汽轮机数字电液控制、驱动辅机汽轮机电液控 制系统静态仿真试验。 d）完成汽轮机旁路控制系统功能试验。 7）配合辅机单机试运、分系统试运，按试运要求投运 联锁保护、顺序控制，并对相关参数进行调整。 8）条件具备时对部分自动调节控制回路进行动态投 运，并通过扰动试验进行调节参数整定

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9）对调试过程中发现的问题提出修改建议，包括控制 逻辑、保护定值等。 10）填写调试记录，完成调试质量验收签证。 整套试运阶段。 1）汽轮机旁路控制系统功能动态投运，整定动态参数。 2）汽轮机数字电液控制系统功能动态投运，整定汽轮 机数字电液控制系统动态参数。 3）在机组启动及升负荷过程中，适时投入自动调节回 路，进行扰动试验、参数调整。 4）投入协调控制系统，完成机组负荷变动试验。 5） 完成辅机故障减负荷试验 6）完成一次调频试验。 7）完成自动发电控制试验。 8）对调试过程中发现的不完善地方提出修改建议。 9） 统计热控专业试运技术指标。模拟量控制系统投运 统计方法应按附录D的方法进行统计。 10）填写调试记录，编写调试报告，完成调试质量验收 签证。 测点传动验收应符合下列规定： 测点通道符合设计要求，通道精确度与准确度等满足工 呈要求。 变送器内或外供电设置正确。 测点安装工艺及位置符合《电力建设施工技术规范第4 热工仪表及控制装置》DL5190.4的规定。 测点在工艺流程画面位置显示明确，量纲正确。 热电偶温度补偿正确。 热电阻接线方式正确。 开关量测点常开、常闭接点位置正确，整定方向正确。 取自同一系统的同一位置的多个信号，应独立设置取样

3.0.5测点传动验收应符合下列规定：

3.0.5测点传动验收应符合下列表

1测点通道符合设计要求，通道精确度与准确度等满足工 艺流程要求。 2变送器内或外供电设置正确。 3测点安装工艺及位置符合《电力建设施工技术规范第4 部分：热工仪表及控制装置》DL5190.4的规定。 4测点在工艺流程画面位置显示明确，量纲正确。 5热电偶温度补偿正确。 6 热电阻接线方式正确。 7 开关量测点常开、常闭接点位置正确，整定方向正确。 8 取自同一系统的同一位置的多个信号，应独立设置取样

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回路，且应通过不同的I/O卡件引入DCS系统。 9安装单位提供的测量元件校验报告，其量程和定 合设计或定值清单要求。

回路，且应通过不可的1/O卡件引大DCS系统。 9安装单位提供的测量元件校验报告，其量程和定值应符 合设计或定值清单要求。 3.0.6执行机构传动验收应符合下列规定： 1具有三断保护功能的气动执行机构，在失电、失气、失 信号的情况下，应根据工艺要求向安全方向动作。 2执行机构的基本误差应小于土1.5%的额定行程，其回 程误差应小于1.5%的额定行程。阀位输出的基本误差应小于 土2%的额定行程，其回程误差应小于士3%的额定行程。 3不灵敏区域的校准应分别在执行机构行程的25%、50%、 75%位置下进行。 4执行机构在DCS画面的示意位置应符合工艺系统布置。 5执行机构传动验收应按《火力发电建设工程机组调试技术 规范》DL/T5294的记录表格式记录行程时间、开关状态、模拟 量反馈等，参见附录E。 3.0.7逻辑及联锁保护传动验收应符合下列规定： 1设备的联锁保护试验应包括开关量控制系统的全部功 能，即正常启停、备用，联锁保护动作，报警，首出，状态显示 等。 2联锁保护验收单中涉及的定值应与批准的定值清单一致。 3具有硬接线保护功能的传动验收，应与软逻辑同时进行 并分别检查、试验。 4联锁保护逻辑传动验收按《火力发电建设工程机组调试技 术规范》DL/T5294的记录表格式填写记录，参见附录F。

3.0.6执行机构传动验收应符合下列规定：

3.0.6执行机构传动验收应符合下列规定：

1具有三断保护功能的气动执行机构，在失电、失气、失 信号的情况下，应根据工艺要求向安全方向动作。 2执行机构的基本误差应小于土1.5%的额定行程，其回 程误差应小于士1.5%的额定行程。阀位输出的基本误差应小于 土2%的额定行程，其回程误差应小于士3%的额定行程。 3不灵敏区域的校准应分别在执行机构行程的25%、50%、 75%位置下进行。 4执行机构在DCS画面的示意位置应符合工艺系统布置。 5执行机构传动验收应按《火力发电建设工程机组调试技术 规范》DL/T5294的记录表格式记录行程时间、开关状态、模拟 量反馈等，参见附录E。

3.0.7逻辑及联锁保护传动验收应符合下列规定：

1设备的联锁保护试验应包括开关量控制系统的全部功 能，即正常启停、备用，联锁保护动作，报警，首出，状态显示 等。 2联锁保护验收单中涉及的定值应与批准的定值清单一致。 3具有硬接线保护功能的传动验收，应与软逻辑同时进行 并分别检查、试验。 4联锁保护逻辑传动验收按《火力发电建设工程机组调试技 术规范》DL/T5294的记录表格式填写记录，参见附录F。

3.0.8顺序控制回路验收应符合下

1顺序控制回路静态验收应在工艺系统无介质、电气设备 开关在试验位置的状态下进行。 2静态验收时，需要系统运行而具备的联锁信号和变送器 输入信号，可通过在控制逻辑中强制或使用信号发生器模拟的方

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式来获得。 3顺序控制回路验收应按设备级顺序控制、功能组级顺序 控制、机组级顺序控制的顺序进行。 4设备联锁保护条件应优先于功能组保护条件。 5检查顺序控制每一步执行时间和等待时间的设置。设备 级顺序控制、功能组级顺序控制、机组级顺序控制传动试验前， 所涉及的设备单体传动、相应联锁保护功能试验均应完成。 6顺序控制回路动态投入运行前应通过静态验收，动态投 运应根据生产工艺设置时间。 7顺序控制自动运行期间发生任何故障或人为中断时，顺 序控制回路均应具有自动停止程序执行，并使工艺系统处于安全 状态的功能。

0.9模拟量控制回路调试应符合下

模拟量控刷回路调试应 控制回路静态试验。 1）确认调节回路应满足工艺系统工艺控制的要求。 2）检查确认模拟量信号路径所有功能块量纲正确，限 值符合工艺要求。 3）确认控制方式无扰切换。 4）石 确认偏差报警功能。 5）确认调节方向及方向性闭锁保护功能。 6）进行超驰控制保护功能试验 7）确认自动调节回路中的跟踪回路。 8）确认调节回路的投运许可条件。 2控制回路动态调试。 1）检查测量信号、逻辑保护的状态、信号跟踪满足投 运的条件。 2）初步设置及整定系统的参数，必要时应进行被控对 象动态特性试验。 3）自动控制系统试投运之前，对相关运行人员进行技

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术交底，并做好安全措施及事故预想。 4）在工艺系统稳定运行的情况下投入自动。 5）进行自动状态下的调节系统定值扰动试验。 6）重要的自动控制回路应进行负荷扰动试验。 7）完成机组热控自动调节系统投入情况统计表。

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4.1主要调试项目及内容

4.1.1现场复原调试。 1装置的接地检查。 2电源系统检查应包括电源系统接线、接地、绝缘、电源 余等。 3DCS受电应包括机柜、工程师站、历史站、操作员站、 打印机等设备。 4配合厂家进行软件恢复。 5检查确认工程师站、历史站、操作员站、各控制器及模件 等工作正常。 6根据DCS系统I/O清册核查I/O模件类型和数量。 进行I/O通道测试。 8 进行系统电源、通信网络和控制器亢余切换试验。 9 检查确认报警、打印功能正常。 10 检查事件顺序记录（SOE）功能应满足要求。 11 检查历史追忆功能和趋势功能应满足要求。 12进行DCS 时钟与卫星时钟同步检查。

4.2.1测试环境条件满足控制系统运行要求。 4.2.2DCS接地。 1计算机监控系统的接地系统应按设计要求直接接在全厂 电气接地网上或接在独立接地网上，其连接方式及接地电阻均应

4.2.2 DCS 接地。

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符合设计要求。 2采用独立接地网时，接地电阻不应大于22，接地电阻应 包括接地引线电阻。 3当DCS与电厂电气系统共用一个接地网时，控制系统接 地线与电气接地网只允许有一个连接点，且接地电阻小于0.52。 4.2.3电源及切换。 1输入电源绝缘电阻不小于20M2，输入电源电压误差不超 过土10%，机柜绝缘电阻符合制造厂要求。 2对于亢余的供电系统，人为切除工作电源时，备用电源应 自动投入工作。在电源切换过程中，控制系统应正常工作，中间 数据及累计数据不得丢失。 4.2.4处理器、网络等亢余切换应无扰动。 4.2.5任意抽取10幅画面进行测试，调用显示画面响应时间： 般画面不大于1s，复杂画面小于2s。 4.2.6 宜进行I/O模件在线插拨试验。 4.2.7 应进行事件顺序记录分辨能力测试，时间分辨能力不大于 1ms。 4.2.8 模拟量通道精度测试。 应选取包含DCS所有的模拟量卡件、总通道数的2%～5%

4.2.3电源及切换。

4.2.8模拟量通道精度测试。

1应选取包含DCS所有的模拟量卡件、总通道数的2%5% 且对具有代表性的通道进行检查。 2模拟量输入（AI）、模拟量输出（AO）通道，应进行全量 程0%、25%、50%、75%、100%的信号（递增和递减方向）测试， 确认供电方式（内、外供电方式），测试结果符合表4.2.8模拟量 信号测量精度要求。

表4.2.8模拟量信号测量精度要求

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4.2.9对于开关量输入（DI)、输出（DO）通道，应同时检查卡 件相应通道及指示灯变化。

4.3调试过程应注意的事项

4.3.1插拔模件时应采取防静电措施。 4.3.2在控制系统首次通电前，应检查施工单位提供的机柜绝缘 和接地电阻报告，并测试每路电源电缆的绝缘电阻，符合要求后 方可送电。

4.3.1描拨模件的应米取防静电指施。

4.3.3DCS首次受电以供货商为主，调试、施工单位配合

4.3.3DCS首次受电以供货商为主，调试、施工单位配合。

按照设备通信协议的技术要求做好安全隔离措施

按照设备通信协议的技术要求做好安全隔离措施

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5.1主要调试项目及内容

5.1.1 根据I/O清册核对DAS测点组态及卡件相应通道接线 5.1.2 按照热工检测及控制系统图，对各操作画面进行检查和 完善。 5.1.3 根据定值和量程清单对DAS组态的定值和量程进行核对 5.1.4 现场检测元件的投入前检查。

5.2 调试技术要求

5.2.1检查变送器供电电源。 5.2.2 核对DCS量程与变送器设置应一致，并符合设计要求。 5.2.3 当压力测量取样点与表计安装位置有高度差时应考虑修正 5.2.4 检查汽包水位、给水流量、风量、蒸汽流量的测量信号应 设置补偿回路。应核实运算公式的准确性。 5.2.5水位测量应核实现场测量装置的尺寸及就地水位计零位 标志。 5.2.6核对流量变送器及DCS量程的设置与测量装置设计说明 书参数一致。 5.2.7 根据风量标定结果修正风量显示值。 5.2.8 检查热电偶温度测量补偿电缆及极性、DCS分度号设置。 5.2.9大 检查热电阻接线方式、DCS类型设置。 5.2.10逐点核对信号取样点和DCS显示位置的正确性，应确认 同源多输入信号采样的独立性。

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5.3调试过程应注意的事项

5.3.1现场总线智能仪表或设备，应符合《火力发电厂现场总线 设备安装技术导则》DL/T1212安装要求。 5.3.2高静差、微差压变送器投用前应进行零位校正。 5.3.3流量测量仪表投用时应确认工作介质充满整个测量管道 5.3.4当操作酸、碱管路的仪表时，应做好防护措施，不得将面 部正对法兰等连接件

5.3.1现场总线智能仪表或设备，应符合《火力发电厂现场总线 设备安装技术导则》DL/T1212安装要求。 5.3.2高静差、微差压变送器投用前应进行零位校正。 5.3.3流量测量仪表投用时应确认工作介质充满整个测量管道 5.3.4当操作酸、碱管路的仪表时，应做好防护措施，不得将面 部正对法兰等连接件。

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6.1.1 设备操作功能传动试验。 6.1.2 逻辑及联锁保护传动试验。 6.1.3 功能组传动试验。 6.1.4 顺序控制系统与其他控制系统之间的联调。 6.1.5 配合其他专业进行分系统试运。

6.1主要调试项目及内容

6.2.1执行机构传动试验应符合3.0.6的规定。 6.2.2逻辑及联锁保护传动试验， 1逻辑及联锁保护传动试验应符合3.0.7的规定。 2独立于DCS的开关量控制系统，且与SCS建立了通信联 系，则应进行通信接口试验。 3检查、测试控制系统中重要开关量信号的传输，按规定通 过硬接线和网络通信余实现的，当一路信号故障或丢失时不应 影响控制系统的正确动作。 4联锁逻辑设计应遵守保护优先的原则，且不应设置解除保 护的手段。 5水泵、风机、磨煤机的电动机线圈温度、轴承温度测量应 具备下列功能： 1）电动机线圈温度、轴承温度测点有坏质量报警和切 除功能。 2）电动机线圈温度、轴承温度测点变化速率达到设定值

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时，自动切除相应测点的保护功能并报警。 6具有联锁功能的水泵、油泵、风机、电（气、液）动门（挡 电磁阀门，应检查下列功能： 1）运行设备事故跳闻时，应自动投运备用设备。 2）相关工艺参数达到规定值时自动投运、切除相应的泵 （风机）。 3）相关工艺参数达到规定值时自动打开、关闭相应的阀 门（挡板）。 7 配有出口电动门的离心式转动设备应检查下列联锁功能： 1）跳闸时关闭相应的出口电动门。 2）启动时延时打开相应的出口电动门。 8检查风机或磨煤机的润滑油系统应具备下列联锁功能： 1）工作润滑油泵跳闸或润滑油油压低至第一规定值时， 应联锁投运备用润滑油泵。 2）润滑油油压低至第二规定值时，应停止相应的风机或 磨煤机。 9检查锅炉烟风系统应具备下列联锁功能： 1）引风机、回转式空气预热器和送风机之间在启停及跳 闸时的顺序联锁。 2）引风机、回转式空气预热器、送风机与相关的烟风挡 板之间的启、闭联锁。 3）两台并列运行的风机中的一台跳闻时，应自动隔离已 跳闸的风机。 4）两台运行的引风机均跳闸时，必须联锁跳闻所有运行 的送风机和一次风机，并保证炉膛自然通风。 5）在所有运行工况下，应确保从送风机入口到烟窗有 个通畅的气流通道。 10检查汽轮机润滑油系统应具备下列联锁功能：

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油泵。 2）润滑油油压低至第二规定值时，应投运直流油泵。 3）润滑油油压低至第三规定值时，应停止汽轮机盘车。 4）检查汽轮机润滑油油压低的测量信号应直接被送入 事故润滑油泵的电气启动回路。 11检查锅炉给水泵应具备下列联锁功能： 1）定压运行的机组，当工作给水泵事故跳闸或给水母管 压力低至规定值时，应自动投运备用给水泵。 2）在润滑油油压达到规定值时，方可启动给水泵。 3）在润滑油油压低至第一规定值时，应投运备用润滑 油泵。 4）在润滑油油压低至第二规定值时，应停止给水泵。 12检查汽轮机辅机应具备下列联锁功能： 1）润滑油系统中的交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴 油泵和盘车装置与润滑油油压之间的联锁。 2）给水泵、凝结水泵、真空泵、循环水泵、冷却水泵、 疏水泵以及其他各类水泵与其相应系统的压力之间 的联锁。 13检查汽轮机蔬水阀应至少具备下列联锁及控制功能： 1）当超高水位或疏水筒壁上下温差大于20℃时，疏水阀 自动打开。 2）在超高水位情况下能超弛开启。 3）汽轮机停机后，高、中压汽缸各段抽汽隔离阀同时关 闭，隔离阀前的疏水关闭，隔离阀后的所有管道疏水 打开。 4）电动隔离阀只能用于防止汽轮机进水的一级保护。止 回阀不能单独作为隔离阀使用，一般只用于快速动作 以限制抽汽管道的倒流蒸汽造成汽轮机超速，同时作 为防止汽轮机进水的二级保护。

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6.2.3功能组试验。 1功能组传动试验应符合3.0.8的规定。 2启动和停止风机时，使用的方法和有关控制设备的操作都 应减少炉膛压力和风量波动。一旦情况允许，应及时投入炉膛压 力控制系统，并使其保持自动控制。 3进行主、备设备动态切换试验，验证控制逻辑的正确性。

6.3调试过程应注意的事项

6.3.1接入跳闻回路的开关量仪表均应进行正确性检查。 6.3.2顺序控制中重要的联锁保护信号的测点应采用多点信号， 避免单点保护。 6.3.3油箱加热器不宜设自动启动逻辑，应设保护跳闸逻辑。 6.3.4通过网络通信接入跳闻回路的信号应监测信号质量。 6.3.5安全等级要求高的场合应采用失电时使工艺系统处于安全 状态的单线圈电磁阀，控制指令采用持续长信号。 6.3.6应检查顺序控制输出至被控对象的信号的持续时间、触点 数量和容量，能满足被控对象完成规定动作的要求。 6.3.7顺序控制系统应设有工作状态显示及故障报警信号，复杂 的顺序控制系统应设步序显示。 6.3.8对于SCS中气动执行机构，在失电、失气、失信号时应确 保其向工艺系统安全的方向动作。 6.3.9凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器 应有高、低水位报警和高水位自动放水装置。 6.3.10汽轮机的辅助油泵及其自启动装置，应按运行规程要求定 期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组启动前辅助油泵必 须处于联动状态。机组正常停机前应进行辅助油泵的全容量启动 联锁试验。

5.3.11在引风机、送风机、一次风机、给水泵、凝结水泵等辅机 自动调节的大功率变频器进行参数整定时，应充分考虑电气系统

6.3.11在引风机、送风机、一次风机、给水泵、凝结水泵等辅

自动调节的大功率变频器进行参数整定时，应充分考虑电

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纸箱包装标准6.3.13顺序控制在自动进行期间发生任何故障或运行人

时，应使正在进行的程序中断，并使工艺系统处于安全状态。

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建筑造价、预算、定额7.1 主要调试项且及内容

7.1.1 检查调试应具备的条件。 7.1.2 执行机构传动试验。 7.1.3 初步设定模拟量信号量程及相关参数。 7.1.4 初步设定模拟量控制系统各自动控制回路调节参数。 7.1.5 模拟量控制系统回路静态仿真试验 7.1.6 设置静态参数。 7.1.7 根据运行条件和需要逐步试投各项自动控制回路。 7.1.8 整定自动控制回路动态参数。 7.1.9 自动控制回路扰动试验。 7.1.10 与其他控制系统联调试验。 7.1.11 投入协调控制系统，协调控制参数调整、负荷变动试验。 7.2调试技术要求 7.2.1 执行机构传动试验应符合3.0.6的规定。 7.2.2不 模拟量回路调试。 1调试内容及流程应符合3.0.9的规定。 2确认AGC远方、就地控制方式之间，CCS的协调控制方式、 锅炉跟随控制方式及汽轮机跟随控制方式之间，MCS所有手动、自 动方式之间，给水控制系统单、三冲量控制方式之间的无扰切换。 3MCS在各种控制方式之间进行切换时，不应产生任何扰动。 4确认测量信号偏差报警、执行器偏差报警、调节器偏差报 警以及其他报警应有相应的报警显示。

1调试内容及流程应符合3.0.9的规定 2确认AGC远方、就地控制方式之间，CCS的协调控制方式， 锅炉跟随控制方式及汽轮机跟随控制方式之间，MCS所有手动、自 动方式之间，给水控制系统单、三冲量控制方式之间的无扰切换。 3MCS在各种控制方式之间进行切换时，不应产生任何扰动 4确认测量信号偏差报警、执行器偏差报警、调节器偏差报 警以及其他报警应有相应的报警显示。