热控试验规程

Q/THD－116－004－2005 热控试验规程 热控设备应做定期试验，一般在机组大、小修后进行。试验报告中应将试验日期、试验人员、审核人及试验数据填写完整、规范，并附有相应的趋势曲线。试验报告保存三个周期备查。 热控试验分以下七部分： 1、 模拟量控制、自动调节系统试验； 2、 炉膛安全监控系统联锁保护试验； 3、 热工信号与热工保护系统试验 4、 顺序控制系统试验 5、 汽机数字电液控制系统试验 6、 汽动给水泵控制系统试验 7、 热控设备定期试验。 一、 模拟量控制系统 1 基本项目及要求 1.1 检查与试验项目： 1.1.1 模拟量控制系统硬件停电后的检查： a) 控制模件设置检查； b) I/0 模件设置检查； c) 后备M/A (手动/自动) 操作站的联结和设置检查； d) 终端板设置检查； e) 通电前接地系统检查。 1.1.2 模拟量控制系统硬件通电后的检查及试验： a) 电源模件主/备切换检查； b) 通信模件主/备切换检查； c) 控制模件主/备切换检查； d) 后备M/A 操作站切换检查。 1.1.3 模拟量控制系统软件检查和试验： a) 流量信号的系数及补偿参数的检查； b) 例外报告量程及报警限值检查； c) 各系统控制软件逻辑、定值、参数设置的检查和模拟试验； d) 各控制系统相关画面的检查。 1.1.4 外围设备的检修： a) 变送器量程核对与确认； b) 执行机构行程和方向确认。 1.2 调校项目与技术 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 ： 1.2.1 I/O模件通道的测试按要求进行。 1.2.2 基地式控制系统的检查和试验按照DL/T657要求进行。 1.2.3 独立配置的模拟量控制系统进行检修、试验后，其基本性能和功能应符合DL/T657的要求。 2 给水控制系统 汽包锅炉的给水控制系统是指：由启动给水泵出口旁路调节门、电动调速给水泵和汽动调速给水泵（或者由给水泵出口调节门、定速给水泵）组成的单/三冲量给水控制系统、给水泵最小流量再循环控制系统。 2.1 投入前的试验项目及质量要求： 2.1.1 汽包水位信号的测量： a) 汽包水位信号应分别取自3个独立的差压变送器进行三选中值逻辑判断后的信号，并且该信号进行压力、温度修正。 b) 差压式水位测量装置的平衡容器位置正确。 c) 汽水侧取样管、取样阀门和连接管均应良好保温；平衡容器或容器上部形成参比水柱的管道不得保温；引到差压变送器的两根取样管应平形敷设共同保温，并根据需要采取防冻措施。 2.1.2 汽包水位动态特性试验（必要时进行）： 2.1.2.1 汽包水位动态特性试验目的是求取在给水流量变化下汽包水位变化的飞升特性曲线，试验宜分别在高、低负荷下进行，每一负荷下的试验宜不少于两次。 1.2.1.2.2 给水流量变化下汽包水位动态特性试验的基本 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 ： a) 保持机组负荷稳定、锅炉燃烧率不变；给水控制置手动，手操并保持在下限水位稳定运行2min左右。 b) 一次性快速改变给水调节门开度，使给水流量阶跃增加15％额定流量左右；保持其扰动不变，记录试验曲线。 c) 待水位上升到上限水位附近，手操并保持在上限水位稳定运行。 d) 一次性快速改变给水调门开度，使给水流量阶跃减小15％额定流量左右。 e) 保持其扰动不变，记录试验曲线。 f) 待水位降到下限水位附近结束试验。 g) 重复上述实验2～3次，分析给水流量阶跃扰动下汽包水位变化的飞升特性曲线，求得其动态特性参数 （飞升速度）和 （迟延时间）。 2.1.3 给水泵出口调节门特性试验： 2.1.3.1 新投入使用或检修后的调节门（给水泵出口调节门、启动给水泵出口旁路调节门）应满足以下质量要求： a) 给水泵出口调节门全开时的最大流量应满足单台给水泵最大负荷要求，并有10％的裕量；启动给水泵出口旁路调节门全开时的最大流量应满足30％机组负荷下的流量要求，并有10％的裕量。 b） 调节门全关时，漏流量应小于调节门最大流量的10％。 c) 调节门特性曲线的线性工作段应大于全行程的70％，其回程误差不大于调节门最大流量的3％。 d) 调节门的死行程应小于全行程的5％。 2.1.3.2 给水调节门流量特性试验的基本方法： a) 试验前检查调整门全开时给水压力是否达到额定值，否则应通过调整抬高给水压力。 b) 试验时，置给水调节于手动控制方式；在机组运行工况稳定的情况下，手动单方向间断的开大调节阀，每次以10％幅度为宜，直至调节阀全开。 c) 然后再以相同方式关小，直至全关。 d) 每次减小或开大操作都必须待流量稳定后进行。 2.1.4 电动液偶调速给水泵特性试验：新投入使用的电动液偶调速给水泵，宜对在不同转速(调速泵勺管位置开度) 下的给水出口压力和给水流量关系特性进行试验。其质量要求为： a) 液压联轴节的调速范围应达到25％～100％ ； b) 液压调速泵勺管位置开度和反馈电压应为线性关系，其回程误差应不大于2％； c) 在调速范围内，泵出口给水压力和给水流量特性应符合制造厂的技术要求。 2.1.5 汽动调速给水泵特性试验：新投入使用的汽动调速给水泵宜对在不同转速下的给水泵出口给水压力和给水流量关系特性进行试验。其质量要求为： a) 调节范围应按小汽机确定的调速范围设定为0～100％； b) 给水流量与负荷指令呈线性关系，其回程误差应不大于2％； c) 在调速范围内，泵出口给水压力和给水流量特性应符合制造厂的技术要求。 2.1.6 给水泵最小流量再循环控制门特性试验：对新投入使用的给水泵最小流量再循环控制门特性进行试验。其质量要求： a) 再循环控制流量应高于给水泵最小 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 流量； b) 再循环阀能瞬间提升30％阀门开度(可调)； c) 当切除再循环流量时，再循环阀能在瞬时关闭，隔绝10％的再循环流量。 2.2 控制系统投入条件： a) 锅炉运行正常，达到向汽轮机送汽条件； b) 主给水管路为正常运行状态； c) 汽包水位、蒸汽流量及给水流量等主要参数运行正常、指示准确、记录清晰； d) 汽包电接点水位信号运行正常，指示准确； e) 汽包水位相关保护装置投入运行； f) M/A操作站工作正常、跟踪信号正确、无切手动信号； g) 给水泵最小流量再循环控制及保护系统，随对应给水泵投入运行； h) 30％负荷以下应投入单冲量给水调节运行，30％负荷以上应投入三冲量给水调节运行，系统应能自动进行单/三冲量给水调节转换。 2.3 品质指标： a) 控制系统正常工作时，给水流量应随蒸汽流量迅速变化；在汽包水位正常时，给水流量与蒸汽流量应基本相等。 b) 稳态品质指标：300MW 等级以下机组土20mm、300MW 等级及以上机组士25mm；控制系统的执行机构不应频繁动作。 c) 水位定值扰动(扰动量为：300MW 等级以下机组 40mm, 300MW 等级及以上机组60mm)：过渡过程衰减率 ＝0.7～0.8；稳定时间为：300MW 等级以下机组小于3min，300MW 等级及以上机组小于 5min。 d) 机组启停过程中，汽包水位控制的动态品质指标：在30％负荷以下单冲量方式运行时，汽包水位允许动态偏差为土80mm；在30％～70％负荷范围三冲量给水控制运行时，汽包水位允许动态偏差为士60mm，在70％～100％负荷范围三冲量给水控制运行时，汽包水位动态品质指标见 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 35。 e) 机炉协调控制方式下的动态、稳态品质指标见表35。 2.4 检修验收。在锅炉大修后，应提供以下试验报告： a) 新投入使用的给水泵出口调节门、电动液偶调速给水泵特性、汽动调速给水泵、给水泵最小流量再循环控制门应提供试验合格报告； b) 汽包水位的动态特性试验报告(要求时)； c) 汽包水位控制的动态；稳态品质指标合格报告。 2.5 运行维护: a) 每天应根据汽包水位、蒸汽流量及给水流量的记录曲线分析控制系统的工作情况，如发现问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 应及时消除； b) 定期比较汽包水位、蒸汽流量、给水流量三重冗余变送器的输出值，应取其中值作为控制系统的反馈信号，对超差的变送器及时消除故障； c) 定期检查取样测点、测量信号的正确性； d) 定期检查执行机构、调节机构的特性； e) 定期检查系统在各种工况下的控制品质记录曲线，发现异常即时处理，保证系统处于完好状态。 2.6 运行中试验：运行中当稳态品质指标超差时，应进行汽包水位定值扰动试验。 2.7 控制系统的撤除：发生以下情况可撤除自动： a) 给水压力低于允许最低压力； b) 锅炉负荷稳定工况下，汽包水位超过报警值； c) 给水控制系统发生故障。 3 汽温控制系统 汽温控制系统，包括过热汽温度和再热汽温度控制系统。 3.1 投运前的试验项目及质量要求： 3.1.1 过热蒸汽温度动态特性试验(必要时进行) ：试验内容主要包括二级减温水扰动下主蒸汽温度、二级导前汽温动态特性，一级减温水扰动下中间点温度、一级导前汽温动态特性等；试验宜分别在70％和100％两种负荷下进行，每一负荷下的试验宜不少于两次。 置减温控制于手动控制方式，在机组运行工况稳定情况下，手动一次关小(阶跃) 减温水调节阀开度，幅度以减小(开大) 10％减温水流量为宜，记录主汽温度变化情况，待主汽温度上升(下降)并稳定在新值时结束试验。 3.1.2 再热蒸汽温度动态特性试验(必要时进行)：试验内容主要包括摆动燃烧器倾角或尾部烟道控制挡板摆动下的再热蒸汽温度动态特性、再热器减温水扰动下的再热蒸汽温度动态特性；试验宜在70％和100％两种负荷下进行，每一负荷下的试验宜不少于两次。 3.1.3 减温水调节门特性试验：对新投入使用的调节门均应进行本项试验，其质量要求如下： a) 调节门的最大流量应满足锅炉最大负荷要求，并约有10％的裕量； b) 调节门的漏流量应小于其最大流量的10％； c) 调节门特性曲线应呈线性，工作段应大于70％，其回程误差应小于最大流量的3％； d) 调节门的死行程应小于全行程的5％。 在机组运行工况稳定的情况下，手动单方向间断地开大减温水调节阀，每次以10％幅度为宜，直至调节阀全开；然后再以同样方式关小，直至全关；每次减小或开大操作都必须待流量稳定后进行。 试验中，若出现减温水流量过大可能使汽温低于允许范围时，为了保证机组的安全，应改为在不同运行工况按上述方法分段进行特性试验。为了防止过热汽温超越允许范围，试验过程中应加强监视，发现汽温越限严重或失控应立即中止试验，并将阀门开度迅速恢复至试验前位置直至参数稳定。 3.1.4 摆动燃烧器特性试验：在摆动燃烧器大修后应进行本项试验，其质量要求如下： a) 热态下摆动燃烧器机械部分动作灵活，无卡涩； b) 摆动燃烧器四角倾角误差小于±2°。 3.2 控制系统投入条件: a) 主蒸汽各级温度、再热汽温度指示准确，记录清晰； b) 减温水调节门、燃烧器倾角或尾部烟道控制挡板有足够的调节裕量； c) M/A操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号。 3.3 品质指标(负荷范围70％100％)： a) 稳态品质指标：过热汽温 300MW 等级以下机组为土2℃， 300MW 等级及以上机组为土3℃ ；再热蒸汽温度 300MW 等级以下机组为土30℃， 300MW 等级及以上机组为土4℃；执行器不应频繁动作。 b) 过热汽温和再热汽温给定值改变土5℃时，过渡过程衰减率 ＝0.75～1，稳定时间为： 300MW等级以下机组小于15min, 300MW 等级及以上机组小于 20min。 c) 机炉协调控制方式下的动态、稳态品质指标见表35。 3.4 检修验收。在锅炉大修后，应提供以下试验报告： a) 新投入使用的减温水调节门应提供特性试验合格报告； b) 大修后的摆动燃烧器应提供特性试验合格报告； c) 大修后的尾部烟道控制挡板应提供特性试验合格报告； d) 过热汽温和再热汽温控制的动态、稳态品质指标合格报告； e) 过热蒸汽温度/再热蒸汽温度的动态特性试验报告(要求时)。 3.5 运行维护: a) 每天向运行值班人员了解并根据过热汽温及再热汽温记录曲线分析控制系统的运行情况；如发现问题应及时消除； b) 定期检查测量信号的正确性； c) 定期检查执行机构、调节机构的特性； d) 定期检查系统在各种工况下的控制品质记录曲线，发现异常即时处理，保证系统处于完好状态。 3.6 运行中试验： a) 在必要时进行减温水流量扰动试验； b) 在必要时进行燃烧器倾角或尾部烟道控制挡板摆动试验； c) 在必要时进行过热汽温及再热汽温定值扰动试验。 3.7 控制系统的撤除。发生以下情况可考虑撤除自动: a) 锅炉稳定运行时，过热汽温及再热汽温超出报警值； b) 减温水调节门已全开，而汽温仍继续升高，或减温水调节门已全关，而汽温仍继续下降； c) 控制系统工作不稳定，减温水流量大幅度波动，汽温出现周期性不衰减波动； d) 减温水调节门漏流量大于其最大流量的15％； e) 锅炉运行不正常，过热汽温和再热汽温参数低于额定值。 4 燃烧控制系统 燃烧控制系统包括炉膛压力控制、风量氧量控制(送风机动叶风量控制/二次风门风量控制、风箱与炉膛差压控制/二次风压控制、氧量校正、燃料风控制、燃尽风控制)、一次风压控制、磨煤机控制(直吹式制粉系统一次风量控制/中储式制粉系统钢球磨煤机入口风压控制、出口温度控制、给煤量控制) 等。 4.1 炉膛压力控制系统： 4.1.1 投入前的试验项目及要求： 4.1.1.1 炉膛压力动态特性试验(必要时进行)：锅炉大修后，必要时进行炉膛压力动态特性试验，试验应包括送风风量、引风风量变化下炉膛压力变化的动态特性，并在不同负荷段分别进行。 4.1.2 控制系统投入的条件： a) 锅炉运行正常，燃烧稳定，炉膛压力信号准确可靠； b) 炉膛压力方向性闭锁、炉膛压力低超驰控制、MFT 超驰控制等保护回路投入； c) 引风机挡板在最大开度下的引风量应能满足锅炉最大负荷要求，并有足够裕量； d) M/A操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号。 4.1.3 品质指标(负荷范围70％～l00％)： a) 稳态品质指标： 300MW等级以下机组为±5OPa, 300MW等级及以上机组为土100Pa。 b) 炉膛压力定值扰动( 扰动量 300MW等级以下机组土100Pa、300MW等级及以上机组±l5OPa)：过渡过程衰减率 ＝0.75～0.9，稳定时间为：300MW 等级以下机组小于40s，300MW等级及以上机组小于lmin。 c) 机炉协调控制方式下的动态、稳态品质指标见表35。 4.1.4 检修验收：在锅炉大修后，应提供以下试验报告： a) 炉膛压力动态特性试验报告（要求时）； b) 炉膛压力控制系统品质指标合格报告。 4.1.5 运行维护： a) 炉膛压力取样管应定期吹扫，保持畅通。 b) 每天比较炉膛压力三重冗余变送器的输出值. 应取其中值作为炉膛控制系统的反馈信号。对超差的变送器及时消除故障。 c) 每天应向运行值班人员了解并根据炉膛压力记录曲线分析控制系统的运行情况，如发现问题应及时消除。 4.1.6 运行中实验：运行中当稳态品质指标超差时，应进行炉膛压力定值扰动实验。 4.1.7 控制系统的撤除：发生以下情况可考虑撤除自动： a) 锅炉燃烧不稳； b) 控制系统工作不稳定，炉膛压力波动过大； c) 炉膛压力保护装置退出运行。 4.2 风量氧量控制系统：风量氧量控制系统包括：送风机动叶风量控制、二次风门风量控制、风箱与炉膛差压控制、二次风压控制、氧量校正、燃料风控制、燃尽风控制系统。 4．2.1 投运前的试验项目及质量要求： 风量控制动态特性试验（必要时进行）： a) 送风机动叶风量控制系统，在投入前应进行送风机动叶风量控制动态特性试验，试验中风箱与炉膛差压控制应投入自动。 b) 二次风门风量控制系统投入前应进行二次风门风量控制动态特性试验，试验中二次风压控制应投入自动。 4．2.2 控制系统投入的条件： a) 锅炉运行正常，燃烧稳定，负荷大于50％，送风机动叶/二次风门风量控制系统投入； b) 送风机动叶/二次风门在最大开度下的送风量应能满足锅炉负荷要求，并约有5％裕量； c) 风量、氧量信号准确可靠，记录清晰； d) 炉膛压力控制系统投入运行： e) M/A 操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号； f) 炉膛压力方向性闭锁、防喘振保护回路投入。 4．2.3 品质指标(负荷范围70％～100％)： a) 氧量稳态品质指标为土1（％）。 b) 燃烧率指令增加时，风量应能在30s 内变化，氧量应能在lmin 内变化。 c) 风压/差压定值扰动(扰动量： 300MW等级以下机组±100Pa、300MW 等级及以上机组 士15OPa)：过渡过程衰减率 ＝0.75～0.9；稳定时间为：300MW 等级以下机组小于30s， 300MW 等级及以上机组小于50s。 4．2.4 检修验收：在锅炉大修后，应提供以下试验报告： a) 风量控制动态特性试验( 要求时)； b) 风量、氧量控制系统品质指标合格报告。 4．2.5 运行维护: a) 风量信号取样管路应定期吹扫，保持畅通； b) 应经常根据风量、氧量、煤量、负荷等参数记录曲线分析控制系统的工作情况，如发现异常应及时消除. 4．2.6 运行中试验：必要时进行风量、氧量定值扰动试验。 4．2.7 控制系统的撤除。发生以下情况可考虑撤除自动： a) 锅炉运行不正常，燃烧不稳定； b) 控制系统不稳定，风压波动过大； c) 炉膛压力控制系统退出运行。 4.3 一次风压控制系统： 4.3.1 投入前的试验项目及要求：必要时进行一次风压动态特性试验： a) 变化一次风量，观察、记录—次风压变化的动态特性； b) 试验应分别在高、低负荷下进行； c) 每一负荷下的试验应不少于两次。 4.3.2 控制系统投入的条件： a) 工频下一次风挡板在最大开度或在变频下变频控制转速在最大情况下，风量应能满足锅炉最大负荷的要求，并有足够裕量； b) —次风压信号指示准确，记录清晰； c) M/A操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号； d) 防喘振保护回路投入。 4.3.3 品质指标(负荷范围70％～100％)： a) 稳态品质指标：土100Pa。 b) 一次风压给定值改变300Pa 时，过渡过程衰减率 ＝0.75～1；稳定时间为：300MW 等级以下机组小于30s，300MW 等级及以上机组小于50s。 4.3.4 检修验收：在锅炉每次大修后，应提供以下试验报告： a) 一次风压动态特性试验报告( 要求时)； b) —次风压控制系统品质指标合格报告。 4.3.5 运行维护： a) 一次风压取压口及取样管路应定期吹扫，保证畅通； b) 应经常根据一次风压记录曲线分析控制系统的工作情况，如发现异常应及时消除。 4.3.6 运行中试验。运行中当稳态品质指标超差时，应进行一次风压定值扰动试验。 4.3.7 控制系统的撤除：发生以下情况可考虑撤除自动： a) 稳定工况下，一次风压超出给定值的士200Pa； b) 控制系统工作不稳定，一次风压大幅度波动。 4.4 磨煤机控制系统：直吹式制粉系统的磨煤机控制包括：一次风量控制、出口温度控制、给煤量控制系统；中储式制粉系统除钢球磨煤机入口风压调节不同外(见第 1.4.5 条) ，其余与本条要求同。 4.4.1 投入前的试验项目及要求： 4.4.1.1 一次风门风量特性试验：—次风门风量特性试验宜在磨煤机系统冷态通风试验中进行。手动单方向间断地开大磨煤机一次风流量调节档板，每次以10％幅度为宜，直至调节档板全开；然后再以同样方式关小，直至全关。每次减小或开大操作都必须待流量稳定后进行。 在磨煤机运行工况下，宜选择在磨煤机启动时暖磨、停运时清磨阶段进行；其他情况，可以按上述方法分段进行开度-流量的检查，但不宜进行全程一次风流量特性试验。 4.4.1.2 磨煤机出口温度动态特性试验(必要时进行)：试验包括给煤量和热风风量变化下，磨煤机出口温度变化的动态特性。 4.4.1.3 给煤/粉量调节特性试验(必要时进行)：对于中储式制粉系统应满足以下要求： a) 给粉机最高转速下的给粉量应能满足锅炉最大负荷的要求，并略有裕量； b) 在给粉机控制信号可变范围的1/2 处，各台给粉机的转速偏差应小于 50r/min； c) 锅炉最大负荷下的给粉机转速与锅炉最低负荷下的给粉机转速之比值应不小于3。 4.4.2 控制系统投入的条件： a) 磨煤机系统运行正常，并有足够的干燥出力； b) 调节挡板开度有足够的调节范围； c) —次风量、磨煤机出口温度、给煤量等信号正确可靠，记录清晰； d) 控制系统与 FSSS、SCS系统间的保护联锁回路投入； e) 风煤交叉限制回路投入； f) M/A 操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号； g) 一次风压控制系统投入运行。 4.4.3 品质指标(负荷范围70％～100％)： a) 稳态品质指标：磨煤机入口一次风流量为土5％；磨煤机出口温度土3℃。 b) 一次风量给定值改变5％时，过渡过程衰减率 ＝0.75～0.9, 稳定时间小于20s。 c) 磨煤机出口温度给定值改变3℃，过渡过程衰减率 ＝0.75～0.9、稳定时间小于5min。 d) 高温风(或低温风)挡板开度改变10％时，控制系统应能在3min 内消除扰动，磨煤机出口温度最大偏差应不大于5℃。 4.4.4 检修验收：在锅炉大修后，应提供以下试验报告： a) 一次风门风量特性试验合格报告； b) 磨煤机出口温度动态特性试验报告(要求时)； c) 一次风量、出口温度、给煤量控制系统品质指标合格报告。 4.4.5 运行维护： a) 定期吹扫流量取样管路，保持畅通； b) 定期检查测温元件，应防止保护套管磨穿； c) 应经常根据一次风量、磨煤机出口温度、给煤量记录曲线分析控制系统的工作情况，如发现异常应及时消除； d) 定期检查执行机构、调节机构的特性。 4.4.6 运行中试验： a) 必要时进行一次风量定值扰动试验； b) 必要时进行磨煤机出口温度定值扰动试验。 4.4.7 控制系统的撤除。发生以下情况可考虑撤除自动： a) 制粉系统运行不正常； b) 控制系统工作不稳定，风量波动过大； c) 磨煤机干燥出力不够； d) 磨煤机出口温度超过报警值。 4.5 钢球磨煤机入口风压调节(中储式制粉系统)： 4.1 控制系统投入的条件： a) 制粉系统运行正常； b) 调节挡板开度有足够的调节范围。 4.5.2 品质指标： a) 稳态品质指标：士40Pa。 b) 磨煤机入口风压给定值改变50Pa 时，过渡过程衰减率 ＝0.75～0.9，稳定时间小于20s。 c) 磨煤机入口高、低温风挡板开度改变10％时，控制系统应能在30s 内消除扰动。 4.5.3 运行维护： a) 定期吹扫制粉系统风压和风量取压口及取样管路，保持畅通； b) 每月进行一次磨煤机入口风压定值扰动试验。 4.5.4 控制系统的撤除。发生以下情况可考虑撤除自动： a) 制粉系统运行不正常； b) 控制系统工作不稳定，负压大幅度波动。 5 辅助设备控制系统 辅助设备模拟量控制系统包括除氧器水位、压力、加热器水位、凝汽器水位、轴封压力、凝结水再循环流量控制、其他辅助设备模拟量控制系统等。其中其他辅助设备模拟量控制系统主要有以下单回路控制系统：空预器冷端温度控制、凝结水再循环流量控制、燃油压力控制、辅助蒸汽温度控制、暖风器疏水箱水位控制、密封风滤网差压控制、闭式水压力控制、闭式水温度控制、闭式水膨胀水箱水位控制、汽机润滑油温控制、发电机定冷水温度控制、发电机氢温控制、发电机密封油温控制、电动给水泵工作油温控制、汽动给水泵润滑油温控制等控制系统。 1 除氧器水位控制系统： 1.1 投运前的试验项目及质量要求： 1.1.1 除氧器水位动态特性试验(必要时进行)。试验应包括给水流量、凝结水流量变化下，除氧器水位变化的动态特性试验。 1.1.2 除氧器水位调节门或变频转速特性试验。对新投入使用的调节门都应进行特性试验，其质量要求为： a) 在额定凝结水母管压力下，调节门全开或变频转速最大时最大流量应满足锅炉最大给水量的要求，并约有10％的裕量； b) 调节门全关时，漏流量应小于调节门最大流量的10％； c) 调节门或变频特性曲线的线性工作段应大于全行程的70％，其回程误差不大于调节门最大流量的3％； d) 调节门的死行程应小于全行程的5％。 1.2 控制系统投入的条件： a) 除氧器水位、给水流量、主凝结水流量指示准确，记录清晰； b) 除氧器水位调节阀有足够的调节范围； c) 除氧器水位保护投入运行； d) 凝结水再循环流量控制系统投入运行； e) M/A操作站工作正常、跟踪信号正确、无切手动信号； f) 单冲量、三冲量调节性能完好，实现无扰动切换。 1.3 品质指标(负荷范围70％～100％)： a) 稳态品质指标：土20mm。 b) 当水位给定值改变100mm 时，过渡过程衰减率 ＝0.7～0.8，稳定时间为：300MW 等级以下机组小于 10min, 300MW 等级及以上机组小于 20min。 1.4 运行维护。应经常根据除氧器水位的记录曲线分析除氧器水位控制系统的工作情况，如发现异常应及时消除。 1.5 运行中试验。运行中当稳态品质指标超差时，应进行水位定值扰动试验。 1.6 控制系统的撤除。稳定运行工况下，除氧器水位超出给定值土200mm, 可撤除自动。 5.2 除氧器压力控制系统： 5.2.1 控制系统投入的条件： a) 除氧器运行正常，运行方式符合自动调节的要求； b) 调节阀有足够的调节范围； c) 除氧器压力指示准确，记录清晰； d) 除氧器压力保护装置投入运行。 5.2.2 品质指标(负荷范围70％～100％)： a) 稳态品质指标：±20kPa。 b) 当除氧器压力给定值改变50kPa 时，控制系统应在lmin 内将压力稳定在新的给定值，过渡过程衰减率 ＝0.75～1。 5.2.3 运行维护：必要时进行除氧器压力定值扰动试验。 5.2.4 控制系统的撤除：发生以下情况可考虑撤除自动： a) 稳定运行工况下，除氧器压力超出报警值； b) 当调节阀已全开而压力仍继续下降，或调节阀已全关而压力仍继续上升； c) 除氧器运行方式改变，不符合自动调节的要求。 5.3 加热器水位控制系统： 5.3.1 控制系统投入的条件 a) 加热器运行正常； b) 疏水调节阀有足够的调节范围； c) 水位保护投入运行。 5.3.2 品质指标： a) 稳态品质指标：士20mm (立式)， ±10mm(卧式)。 b) 定值扰动时，(立式50mm, 卧式30mm) 过渡过程衰减率 ＝0.75～1。 5.3.3 运行维护：必要时进行水位定值扰动试验。 5.3.4 控制系统的撤除：发生以下情况可考虑撤除自动： a) 调节已全开而水位仍继续上升，或调节阀已全关而水位仍继续下降； b) 稳定运行工况下，水位超过给定值土150mm； c) 加热器运行方式改变，不能满足自动调节的要求。 5.4 汽机凝汽器水位控制系统： 5.4.1 控制系统投入的条件： a) 汽机运行正常，凝汽器处于有水位运行状态； b) 凝汽器运行方式合理，调节阀有足够的调节范围； c) 凝汽器水位指示准确。 5.4.2 品质指标： a) 稳态品质指标：±20mm。 b) 凝汽器水位给定值改变50mm 时，上升方向过渡过程衰减率 ＝0.75～1、稳定时间为： 300MW等级以下机组小于 3min,300MW 等级及以上机组小于5min。 5.4.3 运行维护：必要时进行水位给定值扰动试验。 5.4.4 控制系统的撤除：发生以下情况可考虑撤除自动： a) 稳定运行工况下，凝汽器水位超出给定值土200mm； b) 凝汽器运行方式改变，不符合自动调节的要求。 5.5 其他辅助设备模拟量控制系统： 5.1 控制系统投入的条件： a) 辅助设备运行正常； b) 调节阀有足够的调节范围； c) 被调参数指示准确。 5.5.2 品质指标： a) 稳态品质指标：给定值附近，不振荡。 b) 定值扰动时，控制系统衰减率 ＝0.75～1。 5.5.3 运行维护：必要时进行定值扰动试验。 5.5.4 控制系统的撤除：正常运行工况下，控制值与给定值的偏差超过规定值时，可撤除自动。 6 机炉协调控制系统 协调控制系统包括：机组负荷指令设定、汽机主控、锅炉主控、压力设定、频率校正、 热值校正(BTU)、 辅机故障减负荷(RB)等控制回路。 6.1 投运前的试验项目及质量要求： 6.1.1 协调控制系统功能性检查及方式切换试验。在控制系统软件修改后，应对协调控制系统进行功能性检查及方式切换试验： a) 机组负荷指令的手动调整(升和降)、负荷高/低限值的调整、负荷变化率的设定功能性检查； b) 锅炉跟随、汽机跟随、协调控制三种方式的切换试验； c) 自动发电控制 (AGC)远方/就地控制方式的无扰动切换试验； d) 定压/滑压运行方式的切换试验； e) 负荷增减闭锁( block Increase/block Decrease ) 功能性检查。 6.1.2 RB (快速减负荷)功能模拟试验：在控制系统软件修改后，应在机停运的情况下，对协调控制系统的RB 功能进行模拟试验，以确认RB 控制回路和参数整定合理，动作正确。试验中按设计的功能依次模拟RB 产生的条件，主要检查以下一些内容： a) 不同原因的RB 发生时，DI 通道应正确动作； b) 负荷运算回路、负荷指令变化速率等RB 控制参数已正确设定； c) CCS 输出至FSSS 的 D0 通道应正确动作； d) FSSS 跳磨煤机或给粉机的控制逻辑正确，满足DL/T655 的要求； e) CCS 应切换到TF (汽机跟随)方式运行； f) RB 时，主汽压采用的定压/降压方式符合设计要求，一般应切换到降压方式运行； g) 降压运行方式时，降压的速率参数设定应根据不同RB 的特点正确设定。 6.1.3 负荷动态响应特性试验(必要时进行)：试验应在不同负荷段分别进行，试验项目：包括 a) 定压运行方式负荷动态响应特性试验(必要时进行)，试验应分别在60％、90％负荷段进行； b) 滑压运行方式负荷动态响应特性试验，应在70％～80％负荷段进行。 6.2 控制系统投入的条件： a) 锅炉运行正常，炉膛燃烧稳定； b) 机组功率、负荷指令、主蒸汽压力、调速级压力、总风量、总燃料量等主重要参数准确可靠，记录清晰； c) DEH 系统功能正常，能转入CCS控制方式； d) 燃烧、给水、过热汽温、再热汽温、除氧器水位等主要控制系统已投入运行； e) 协调控制系统控制方式及各参数设置正确，汽机主控、锅炉主控等M/A 操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号。 6.3 品质指标： a) 负荷变动试验：在机炉协调控制方式下，70％～100％负荷范围内，负荷指令以直吹式机组2％ /min 或3％ /min、中储式机组3％ /min 或4％ /min的变化速率、负荷变动量为△P＝15％ ,，分别进行负荷单向变动试验；机组各主要被调参数的动态、稳态品质指标见表35。 b) AGC负荷跟随试验：在AGC控制方式下，70％～100％负荷范围内，负荷指令以1.5％ /min(直吹式机组) 或2.O％ /min (中储式机组) 的变化速率、负荷变动量为△＝10％ 的斜坡方式连续增、减(或减、增)各一次的双向变动试验；机组各主要被调参数的动态.、稳态品质指标见表1。 表1 机组各主要被调参数的动态、稳态品质指标 负荷变动试验动态品质指标 AGC负荷跟随试验动态品质指标 稳态品质指标 指标 参数 直吹式机组 中储式机组 直吹式机组 中储式机组 300MV以下机组 300MW及以上机组 ① ② ③ ④ ⑤ ⑥ 符合指令变化速率％ /min 2 2 3 3 3 4 1.5 2.0 实际负荷变化速率％ /min ≮1.5 ≮1.5 ≮2.2 ≮2.5 ≮2.5 ≮3.2 ≮1.0 ≮1.5 / / 负荷响应纯迟延时间s 120 90 90 60 40 40 90 40 / / 负荷偏差％ ±3 ±3 ±3 ±3 ±3 ±3 ±5 ±5 ±1.5 ±1.5 主汽压力MPa ±0.6 ±0.5 ±0.5 ±0.5 ±0.5 ±0.5 ±0.6 ±0.5 ±0.2 ±0.3 主汽温度℃ ±10 ±8 ±8 ±10 ±8 ±8 ±10 ±10 ±2 ±3 再热汽温度℃ ±12 ±10 ±10 ±12 ±10 ±10 ±12 ±12 ±3 ±4 汽包水位mm ±60 ±40 ±40 ±60 ±40 ±40 ±60 ±60 ±20 ±25 炉膛压力Pa ±200 ±150 ±150 ±200 ±150 ±150 ±200 ±200 ±50 ±100 烟气含氧量％ / / / / / / / / ±1 ±1 注1： 600MW 等级直吹式机组：指标①为合格指标，指标②为优良指标。 注2： 600MW 等级以下直吹式机组：指标②为合格指标，指标③为优良指标。 注3： 300MW 等级及以上中储式机组：指标④为合格指标，指标⑤为优良指标。 注4： 300MW 等级以下中储式机组：指标⑤⑥为合格指标，指标为优良指标。 6.4 检修验收。在机组大修后，应提供以下试验报告： a) 控制系统软件修改后应提供协调控制系统功能性检查及方式切换试验报告； b) 控制系统软件修改后应提供协调控制系统的RB 功能模拟试验报告； c) 负荷动态响应特性试验报告(要求时)； d) 机炉协调控制方式下机组主要被调参数的动态、稳态品质指标合格报告。 6.5 运行维护。应经常根据机组功率、负荷指令、主汽压力、总风量、总燃料量、主汽温度、再热汽温度、汽包水位、炉膛压力、烟气含氧量等主要被调参数的记录曲线分析协调控制系统及各子系统的工作情况，如发现异常应及时消除。 6.6 运行中试验。运行中当稳态品质指标超差时，应进行各子系统的定值扰动试验。 6.7 控制系统的撤除。发生以下情况可考虑撤除自动： a) 影响协调控制系统决策的主要测量参数如机组功率、主汽压力、调速级压力、总风量、总燃料量等信号偏差大或失去冗余。 b) 主要被调参数严重越限，如: 主汽温度偏差超过土15℃；再热汽温偏差超过土15℃；汽包水位偏差超过土100mm；主汽压力偏差超过土1Mpa。 c) 协调控制系统发生故障。 d) 计算机控制系统局部故障，机组运行工况恶化。 二、 炉膛安全监控系统 1 基本项目与质量要求 1.1 机组停运前的检查 1.1.1 控制系统的检查按4.1.1进行。 1.1.2 火焰检测系统的各路火焰显示情况检查，异常情况做好记录。 1.1.3 减负荷和停炉过程中的设备状态显示及打印记录检查，异常情况做好记录。 1.2 系统停运后的基本检修与要求 1.2.1 控制系统硬件检修，检修后不符合质量指标的硬件进行更换。 1.2.2 控制系统电源、线路及测量管路检修。 1.2.3 火焰检测系统、外围测量和执行设备的检修与校准。 1.2.4 系统部件、设备、线路的绝缘电阻测试，应符合规定的绝缘等级要求。 1.2.5 停运前检查记录的缺陷处理。 1.2.6 检查FSSS系统的控制逻辑，应符合DL/435的要求。在对各控制逻辑、判据信号、 定值、参数设置的正确性检查中,如需修改，按规定修改程序进行，并做好备份。 1.2.7 独立配置的锅炉灭火保护装置进行检修、试验后，其基本性能和功能应符合 DL/E655的要求。 1.2.8 各控制系统相关画面检查，应正确无误。 1.2.9 检修前后应对控制逻辑各备份一次，并做好标记存放在规定处。 1.3 测试项目与技术标准 1.3.1 控制装置及模件的测试。 1.3.2 控制系统的基本性能和功能测试。 1.3.3 所有继电器的测试检查，结果应满足要求。 1.3.4 检查控制对象的开、关和转动方向，应与显示画面显示一致，符合实际工艺要求，测试各阀门、挡板开、关方向上的全行程动作时间,其值应与控制逻辑设定的实际值相对应。 2.1.3.5 电磁阀开关测试：由操作员站发出指令，电磁阀开关方向和阀门开关状态应正确。 2.1.3.6 电动机启、停的状态应与电动机实际的状态一致，电动机转动的方向应正确。 2.1.3.7 输入模拟信号统开环试验，系统的执行步序、逻辑关系、运行时间以及输出状态应符合运行要求。 2 系统试验项目与要求 2.1 试验准备工作 2.1.1 检修后的系统.，试验前应确认： a) 相关的机务、电气检修工作已结束； b) 相关设备的单体试验合格，系统试验项目的有关条件具备； c) 控制装置己复原上电并经检查工作正常； d) 逻辑检查修改工作完成； e) 有关风门、挡板、油泵、气动阀、电动阀等电源、气源正常； f) 具有“试验”位置的辅机，只送上其控制电源，动力电源开关应放至 “试验”位置； g) 就地及集控室手动启、停控制试验合格。 2.1.2 试验的一般要求： a) 机、炉、电连锁与联动试验时，须将全部逻辑纳入到相关系统的试验中。 b) 试验应按试验操作卡逐步进行，做好详细试验记录并建立试验档案。 c) 试验期间若出现异常情况，应立即中止试验并恢复系统原状；故障消除后应再次试验。 d) 试验结束，做好系统及设备的恢复工作。 2.1.3 试验项目与逻辑条件，应以各机组设计为准。 2.2 燃油系统启动前功能试验 2.2.1 燃油系统连锁保护试验： 2.2.1.1 输送油泵连锁试验： a) 启动输送油泵A；输送油泵B 开关置“连锁”位置。 b) 停运输送油泵A，输送油泵B 应自启；停运输送油泵B，输送油泵A 应自启。 c) 输送油泵A 运行，模拟发出燃油母管压力低信号，输送油泵B 应自启。 d) 撤出输送油泵连锁：停运输送油泵A 及输送油泵B。 2.2.1.2 锅炉点火油泵连锁试验： a) 启动点火油泵A；将点火油泵B 开关置“连锁”。 b) 停运点火油泵A (或点火油泵A 电气故障) ，点火油泵B 应自启；停运点火油泵B (或点火油泵B 电气故障)，点火油泵A应自启。 c) 点火油泵A运行，发出点火油压低信号，点火油泵B 应自启。 d) 撤出点火油泵连锁；停运点火油泵A 及点火油泵B。 2.2.1.3 燃油跳闸阀开启、跳闸连锁试验： a) 下列燃油跳闸阀开启条件满足时，在显示画面上开启燃油跳闸阀；检查显示画面显示和打印记录、确认燃油跳闸阀开启正常： 1) 燃油母管压力不低(正常)； 2) MFT延时满足设计定值后，且所有油枪三位阀关闭； 3) 燃油回油总阀开启； 4) 无任何关闭或跳闸指令。 b) 下列任一条件满足时，燃油跳闸阀应跳闸(关闭)，状态及报警显示正确： 1) MFT； 2) 备用盘或显示画面上操作燃油跳闸阀按钮关闭； 3) 任一油枪三位阀未关，雾化蒸汽压力低； 4) 任一油枪三位阀未关，燃油母管压力低； 5) FSSS 逻辑电源失去延时满足设计定值； 6) 燃油泄漏试验时的关跳闸阀指令。 2.2.2 燃油泄漏试验： 2.2.2.1 燃油泄漏试验前应满足的条件： a) 炉前油系统各表计、开关及变送器已投运； b) 所有油枪停运，各油枪三位阀在关闭状态，各油枪进、回油隔离阀开启； c) 燃油母管压力调节阀前后隔离阀开启，旁路阀关闭； d) 燃油系统油泵投运，燃油供油压力达到设计要求，相关的信号发出； e) 燃油回油总阀关闭。 2.2.2.2 典型燃油泄漏试验步骤： a) 满足燃油泄漏试验条件，启动燃油泄漏试验指令(或锅炉吹扫条件和燃油泄漏试验条件均满足后，发出吹扫命令)，备用盘或显示画面上燃油泄漏试验在进行中灯应点亮。 b) 全开燃油调节阀，开启燃油跳闸阀，对炉前燃油系统进行充压，充压设定时间(如15s) 到后，燃油跳闸阀应自动关闭。 c) 压力稳定一定时间(如5s) 后开始计时，若在规定时间内： 1) 三位阀或炉前燃油系统无泄漏，则自动开启燃油回油阀，对燃油母管泄压；泄压设定时间到后，燃油回油阀应自动关闭；当规定时间内燃油母管压力不大于设定值(表明燃油跳闸无泄漏) 满足时，“燃油泄漏试验完成”灯亮，“燃油泄漏进行中”灯灭，燃油泄漏试验结束。 2) 油枪三位阀或炉前燃油系统有泄漏，则“燃油泄漏试验失败”灯应亮，“燃油泄漏试验进行中”灯应灭，“ 燃油母管压力低”或“燃油跳闸阀前后差压大”信号报警；中断燃油泄漏试验，进行炉前燃油系统、油枪三位阀或燃油回油阀泄漏验证，查明原因消除后重新试验。 3) 若在规定时间内燃油母管压力大于设定值(燃油跳闸阀有泄漏)，则“燃油泄漏试验失败”灯应亮，“燃油泄漏试验进行中”灯应灭，“燃油母管压力高”报警，中断燃油泄漏试验，进行燃油跳闸阀泄漏验证，查明原因消除后重新试验。 2.2.2.3 燃油泄漏试验失败后的泄漏验证步骤： a) 燃油跳闸阀泄漏验证： 1) 关闭燃油跳闸阀，全开燃油流量调节阀，满足燃油泄源试验条件。 2) 开启回油总阀，对炉前燃油系统进行泄压，达到规定时间(如2min)后关闭回油总阀和燃油回油流量计前隔离阀，确认旁路阀在关闭状态，或者关闭各层油枪燃油回油手动隔离阀。 3) 监视燃油母管压力，若在规定时间(如 2min) 内，燃油母管压力上升到设计值以上，则认为燃油跳闸悯泄漏，反之燃油跳闸阀能严密关闭。 b) 炉前燃油系统、油枪三位阀或燃油回油阀泄漏验证： 1) 满足燃油泄漏试验条件，全开燃油流量调节阀、燃油跳闸阀和燃油回油总阀，进行炉前燃油循环。 2) 依次关闭回油总阀、燃油跳闸阀，监视燃油跳闸阀前后差压表，若在一定时间内差压表读数大于设计值，说明上述系统有泄漏。 3) 恢复系统1) 状态，关闭回油总阀和回油流量计前隔璃阀，确认其旁路阀在关闭状态；或者关闭各层油枪回油手动隔离阀和燃油跳闸阀；若在一定时间(如2min) 内燃油跳闸阀前后差压读数低于设计值，则认为回油总阀有泄漏，而其余系统无泄漏。 4) 若差压表读数大于设计值，表明系统还存在泄漏，则恢复系统1) 状态，依次关闭某一油枪回油手动隔遵阀及进油手动隔离阀；监视该油枪进油压力表，若在一定时间(如2min) 内，油压表读数明显下降，则认为该油枪三位阀有泄漏。 c) 用同样方法对其余油枪进行验证。 d) 对查出的问题进行检修处理，修复后应重新进行上述试验，直至无泄漏现象。 e) 试验结束后，运行应及时将有关系统、设备恢复至试验前的位置或恢复燃油系统至正常运行方式。 2.3 制粉系统启动前功能试验 2.3.1 磨煤机油站连锁保护功能试验： 2.3.1.1 磨煤机齿轮箱润滑油泵连锁保护功能试验： a) 检查下列条件均满足时，在显示画上启动油泵，确认油泵开启正常，状态显示正确： 1) 油箱油位不低； 2) 油温达到设定值。 2.3.2 磨煤机组启停功能试验： 2.3.2.1 给煤机启动许可功能试验： a) 检查下列条件均满足时，允许在显示画面上启动给煤机： 1) 无MFT信号； 2) 磨煤机已启动； 3) 给煤机转速设定在最低点； 4) 控制画面上显示磨煤机“准备”指示； 5) 无停给煤机信号； 6) 给煤机就地控制站置“遥控”方式、磨煤机控制画面上显示“磨煤机点火许可”。 b) 检查确认给煤机开启正常，状态显示正确。 2.3.2.2 给煤机跳闸功能试验： a) 检查下列任一条件满足时，给煤机应跳闸： 1) 快速切负荷 (FCB) 跳给煤机； 2) 磨煤机跳闸(包括程序控制输出)； 3) MFT 动作； 4) 电动机电气故障； b) 逐一发出以上各信号，检查确认给煤机跳闸，状态及报警显示应正确。 2.3.2.3 磨煤机启动许可功能试验: a) 检查下列条件均满足时，允许在显示画面上启动磨煤机： 1) 无MFT信号； 2) 磨煤机出口温度小于设定值； 3) 磨煤机点火许可满足； 4) 磨煤机出口挡板开； 5) 给煤机置“遥控”状态； 6) 磨煤机入口冷风隔离挡板全开； 7) 一次风压正常； 8) 齿轮箱润滑油温大于设定值； 9) 齿轮箱润滑油流量大于设定值； 10) 齿轮箱润滑油泵在运行； 11) 齿轮箱滤油器差压不大于设定值或油温不大于设定值； 12) 电动机润滑油系统许可启动(如果是启动第一台磨煤机，则还需满足喷燃器摆角处于水平位置和总风量达到设计值两个条件)。 b) 检查确认磨煤机应开启正常，状态显示正确。 2.3.2.4 磨煤机跳闸功能试验： a) 检查下列任一条件满足时，磨煤机应跳闸： 1) 就地事故紧急跳闸按钮按下； 2) 齿轮箱润滑油压力低于设定值； 3) 齿轮箱润滑油系统220V交流控制电源失去； 4) 齿轮箱润滑油泵停运； 5) 磨煤机出口阀未开； 6) MFT； 7) 一次风失去； 8) 一台一次风机跳引起的相关磨煤机跳闸； b) 逐一发出以上各信号，检查确认磨煤机跳闸，状态及报警显示应正确。 2.3.3 给粉机功能试验： 2.3.3.1 给粉机启动许可功能试验： a) 检查下列条件均满足时，允许启动给粉机： 1) 火检探头冷却风压正常； 2) 汽包水位正常； 3) 一次风允许； 4) 无MIT 信号； 5) 风量条件满足； 6) 对应油层投运且负荷条件满足； 7) 对应给粉机层总电源正常； 8) 无给粉机跳闸或停运信号。 b) 检查确认给粉机应开启正常，状态显示正确。 2.3.3.2 给粉机跳闸功能试验： a) 检查下列任一条件满足时，给粉机应跳闸: 1) 对应给粉机层总电源无； 2) MFT 信号； 3) 给粉机启动后一次风丧失； 4) 给粉机启动一定时间后仍检不到火； 5) 运行人员操作停运。 b) 逐一发出以上各信号，检查确认给粉机跳闸，状态及报警显示应正确。 2.4 其他系统启动前功能试验 2.4.1 冷却风系统功能试验： 2.4.1.1 冷却风机启动许可功能试验： a) 当冷却风机进口手动调节挡板开启时，启动冷却风机； b) 检查确认冷却风机应开启正常，状态显示正确。 2.4.1.2 冷却风机自启动功能试验： a) 检查下列任一条件满足时，备用扫背风机应自启动： 1) 一台风机运行且出口母管与炉膛差压低，延时大于设定值后； 2) 运行风机电气故障或停用； 3) 冷却风母管与炉膛差压低且二次风箱风温高(或母管压力低) 于设定值。 b) 逐一发出以上各信号，检查确认备用冷却风机自启动，状态及报警显示应正确。 2.4.1.3 冷却风机跳闸功能试验： a) 检查下列任