广东粤阳135MW机组热工专业启动调试报告.doc

YN.F6140009-2005 阳山电厂第四编热工专业启动调试报告 2005年12月广州市环市路500号13A 邮编：510600YN 批 准： 审 核： 汇 编：宋玉霞日 期：2005年12月第四编热工专业启动调试报告 主 任：专业负责人：专业汇编：宋玉霞 工作人员：宋玉霞 舒探宇 彭伯坚 赵东 朱青生 郑少鹏 舒探宇 目 录1、热控总体调试报告(1)2、DAS数据采集系统调试报告(5)3、FSSS系统锅炉安全监控调试报告(7)4、MCS模拟量控制系统调试报告(14)5、SCS顺序控制系统调试报告(21)6、ETS汽机危急遮断系统调试报告(29)7、DEH汽轮机纯电调控制系统调试报告(35)8、ECS系统调试报告(40)9、机组横向联锁保护系统调试报告(41)附页：主要自动调节曲线、机组50%甩负荷试验主要参数曲线、机组100%甩负荷试验主要参数曲线第1 页 共 67 页阳山电厂热工调试报告阳山电厂3号机组的调试于2005年4月进厂开始调试，10月22日机组开始72小时试运，25日72小时试运结束，停机消缺。11月10日锅炉重新点火,11月11日17时机组进行50%甩负荷试验,11月13日08时58分机组进行100%甩负荷试验。,11月13日重新启动上午11点00分进入24小时，14日11点00分24小时试运结束，移交商业运行。阳山电厂3号机组的热工调试任务在阳山电厂筹建处、山东火电安装公司同志们的共同努力下，保质、保量、按时圆满地完成了，在此表示衷心感谢！在调试过程中没发生任何人身安全事故和人为的设备损坏事故。在72+24小时试运及机组50%与100%甩负荷过程中，热工DAS系统指示准确可靠，热工保护没出现过误动和拒动，主要技术指标如下：保护投入率 100%72小时自动投入率 95.56% 24小时自动投入率 95.56%DAS投入率 99.98%辅机联锁投入率 100%SOE投入率 100% 。1 设备概述1.1 系统概况 阳山电厂二期扩建工程安装一台135MW国产燃煤发电机组。锅炉由上海东方锅炉厂生产，型号为SG440/13.7M566的循环流化床锅炉。440t/h CFB锅炉采用超高压中间再热机组设计，与135MW等级汽轮发电机组相匹配，可配合汽轮机采用定滑定方式运行（或定压方式运行）。锅炉采用单锅自然循环、集中下降管、平衡通风、绝热式旋风气固分离器、循环流化床燃烧方式、风水冷流化床冷渣器，过热器采用两级喷水调节蒸汽温度，再热器采用以烟气挡板调节蒸汽温度为主，事故喷水装置调温为辅。锅炉主要由锅筒、悬吊式、全全膜式水冷壁炉膛、绝热式旋风分离器、U型返料回路以及后烟井对流受热面组成。采用床上点火的启动方式。汽轮机是东方汽轮机厂生产的型号为N135-13.24/535/535，双缸双排汽、一次中间再热、单轴、凝汽式汽轮机。机组辅机主要包括主蒸汽和再热蒸汽均采用单元制，汽机设计有高、低压两级串联旁路系统。给水系统采用2台100%容量电动调速给水泵，给水共设2条回路，主给水管道布置1只电动闸阀，给水旁路管道上布置1只调节阀和2只截止阀。在锅炉30%100%B-MCR负荷范围内，给水的调节通过控制给水泵的转速来实现，当低于锅炉30%B-MCR负荷时，切换至给水旁路系统，采用给水调节阀控制给水量。风烟系统采用平衡式通风系统，一、二次风机、引风机为离心式风机，空气预热器为管式空气预热器。除尘器为静电除尘器。锅炉燃烧系统由点火油枪系统以及给煤系统组成。原煤经过两级破碎，进入炉前大煤斗，经皮带给煤机将煤粒送至落煤管上方，每一根落煤管下方设置播煤风，将煤粒吹入炉膛。汽轮机回热系统设计有二台高压加热器、四台低压加热器、一台除氧器机组热控系统主要包括分散控制系统（DCS）和DEH汽轮机控制系统等。DCS为北京和利时系统工程股份有限公司提供的SmartPro分散控制系统，SmartPro系统主要完成机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）和炉膛安全监控（FSSS）等功能。SmartPro分散控制系统主要由1台DCS服务器及服务器柜、6台操作员站、1台工程师站、11个过程控制单元及机柜、3个扩展柜、1个主机柜、3个继电器柜、1个配电柜、2台打印机、MIS网关通讯站及系统软件和应用软件等组成。DEH汽轮机控制系统、ETS汽轮机危急遮断系统由汽轮机主机厂配套供货，DEH系统采用ABB公司INFI-90硬件的汽轮机数字电液控制系统。采用以微处理机为基础的数字式控制装置，通过EH液压系统对汽机高、中压主汽门、调节阀采用单独的控制，采用多种阀门管理方式，实现机组在多种控制方式下的安全经济运行。TSI汽轮机安全监测系统由汽轮机主机厂成套，采用美国本特利公司的3500系列汽轮机安全监测仪表。2 热控专业的调试根据原电力工业部电力建设工程调试定额(1997版)规定：热控系统调试工作主要包括模拟量控制系统、顺序控制系统、辅机联锁及保护系统、主机保护、锅炉炉膛安全监控系统、计算机监控系统和汽轮机安全监视系统等部分。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，各二次回路检查、执行机构调试均属安装调试范围。广东省电力试验研究所热工室负责的阳山电厂二期扩建工程1*135MW机组热控调试项目分为：1) DCS分散控制系统上电及软件恢复2) 数据采集与监视系统(DAS)3) 模拟量控制系统(MCS)4) 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)5) 顺序控制系统(SCS)6) 汽机电液控制系统(DEH)7) 汽轮机监视系统(TSI)8) 主机保护系统(ETS)9) 工业电视监视系统2.1 DCS系统调试2.1.1 DCS系统接地及绝缘检查在DCS系统机柜就位及接线开始,接地系统完成后,与厂家一起队对DCS机柜绝缘及接地进行了检查,DCS机柜接地及绝缘均满足DCS厂家的要求.DCS系统接地示意图如下:机柜 机柜铜排 汇流排 热控接地桩 跨接线 2.1.2 DCS系统供电回路检查序号DCS系统设备UPS APS DC220V（VAC） （VAC） V（VDC）机柜卡件检查备注1电源柜（DCS）进线219.3221.5正常210#控制柜219.5220.8正常311#控制柜219.5220.8正常412#控制柜219.5220.8正常513#控制柜219.5220.8正常614#控制柜219.5220.8正常715#控制柜219.5220.8正常816#控制柜219.5220.8正常917#控制柜219.5220.8正常1018#控制柜219.5220.8正常1119#控制柜219.5220.8正常1220#控制柜219.5220.8正常1312#远程控制柜219.5220.8正常1417#远程控制柜219.5220.8正常1518#远程控制柜219.5220.8正常16机侧继电器柜219.5220.8DC24V正常17炉侧继电器柜219.5220.8DC24V正常18电气继电器柜219.5220.8DC24V正常2.1.3 DCS系统通讯网络检查在整个机组运行过程中,DCS系统网络工作正常2.1.4 DCS系统电源切换试验DCS系统两路电源APS与UPS切换正常,当一路电源丧失时,各DPU,工程师站,操作员站工作正常,且DPU所驱动各设备没有出现因电源切换而掉电的情况.2.1.5 DCS系统存在问题及注意事项1) DCS对其他控制系统无监控功能(无数据通讯接口),不利于运行监控.2)备字投的切换由DCS实现,由于运算周期所限,切换时间无法满足要求.3)控制站仿真强制时间不能太长4)在线增量下装会有时导致数据突变5)严禁机组允许期间对控制站进行清空,下装2.2 汽机控制系统调试2.2.1 DEH及ETS系统接地及绝缘检查对DEH及ETS系统接地及绝缘进行了检查,接地与绝缘符合厂家要求2.2.2 DEH及ETS系统供电回路检查序号DCS系统设备UPS APS DC220V（VAC） （VAC） V（VDC）机柜卡件检查备注1DEH机柜219.3221.5219.8正常2ETS系统219.5220.8正常2.1.3 DEH系统通讯网络检查在工程师室中，DEH系统只有工程师站，而没有操作员站，不便于热控人员进行系统和检查,建议在工程师室增加一台操员站。 DAS数据采集系统调试报告1 概述阳山电厂3号机组采用计算机数据采集系统(DAS)对整个机、炉、电进行开环监视。它可以对与机组启动和安全经济运行有关的参数和设备的状态进行数据处理、屏幕显示、报警和制表、历史趋势报告、事故追忆，提供大量实时数据和经过分析处理的数据信息，以保证机组的安全经济运行。阳山电厂3号机组采用和利时控制有限公司的SmartPro分散控制系统作为FSSS、MCS、DAS以及SCS等系统的控制设备，BTG盘上只有很少常规热工仪表，因此DAS系统必须与机组同步投运。机组SmartPro分散控制系统设有7个现场控制站、7个I/O柜及2个扩展柜。DAS系统就是由这些控制站的接线设备、I/O模件、I/O处理逻辑等组成。 其中AI点1154点。AO点106点，DI点1493点，DO点714点，PI点17点2 DAS系统的调试2.1 外部接线地检查检查各端子柜接线图,对于图纸及接线错误及时改正2.2 I/O摸件通道效验DAS系统采集数据类型包括420mA模拟量输入/输出，热电偶,热电阻输入，开关量输入/输出，脉冲输入量等，根据不同信号的类型的I/O通道，在相应的接线端子上用毫伏信号发生器，短接线或标准电阻从机柜加信号进行校验，检查系统的工作是否正确，系统测量精度是否达到要求，在工程师站及个操作员站观察并记录，祥详见热控设备（系统）效验校验记录。2.3 静态参数的设置及检查2.3.1 检查所有模拟量信号的工程单位及量程范围2.3.2 检查热电偶测量端的冷端补偿2.3.3 对于需要压力、温度补偿的测量参数及特殊算法的参数，检察检查了补偿公式及有关参数设置2.3.4 检查相关参数的非线性修正、数字滤波常数等设置是否正确2.3.5 检查了相关报警值设定是否符合电厂生产要求和参数达到报警值时能否发出报警信号2.4需要特别注意的一些测量参数的说明2.4.1 汽包水位TEMP1:=673.84+2.9034*PT+21.3971*SQRT(225.56-10.197*PT);TEMP2:=942.36-509.418*PT+2.8855*PT*PT-0.09627*PT*PT*PT;IF MODE=TRUE THENAV:=(TEMP1-PD)/TEMP2-H;ELSEAV:=H-PD/TEMP2;AV：计算后汽包水位IN: 汽包水位初值PD: 汽包水位变送器差压值PT: 汽包压力值;必须赋值MODE: 测量模式，TRUE为单室，FALSE为双室;必须赋值H: 汽包内正常水位高度;必须赋值2.4.2 主蒸汽流量阳山电厂3号机组主蒸汽流量为汽轮机调节级压力换算得出的,具体换算参数为汽轮机厂提供.TEMP:=-2.9145*PT*PT+ 44.639972 *PT+( -1.583346);TEMP:计算后主蒸汽流量PT : 调节级压力2.4.3 风量计算FL:=53855.543*SQRT(ABS(PD*(10600+PT)/(273+A06TE05)/1000);(*本公式用于计算WELLBAR风量测量装置的风量计算山西调试所由程仓昌业修改提供，用于二次风测量*)PD:REAL;(*风量变送器测得的风量差压信号(单位：Pa)*)PT:REAL;(*风量变送器测得的风压信号(单位：KPa)*)TE:REAL;(*送风温度(单位：)*)END_VARVAR_OUTPUTFL:REAL;(*补偿后风量m3/h*)2.4.4 燃油流量累计计算3号机组燃油系统在燃油进油管路装一个,回油管路装二个ROSEMENT的质量流量计,DCS内部将进油流量减回油流量,得出锅炉瞬时消耗量,然后进行累计.2.4.5 煤量计算称重式皮带给煤机送入DCS给煤机瞬时流量,是电流信号,用累计运算块进行运算输出.2.5 DAS系统的投运在机组运行期间,DAS系统稳定可靠,在机组试运行期间各个阶段都能正常工作FSSS系统锅炉安全监控调试报告1. FSSS概况及主要功能阳山电厂135MW锅炉为循环流化床设计。 锅炉设置有4台床上油燃烧器。燃煤经过两级破碎，进入炉前大煤斗，经皮带给煤机将煤粒送至落煤管上方，每一根落煤管下方设置播煤风，将煤粒吹入炉膛。FSSS系统包括燃烧器控制系统（BCS）和燃料安全系统（FSS），完成锅炉燃烧器的监控、给煤系统启停控制及炉膛安全保护等功能，提供燃油快关阀、给煤机、石灰石给料机的紧急跳闸手段。1.1.1 BCS功能1)对油、煤燃烧器的安全点火、投运和切除的连续监视2)油燃烧器点火自动控制3)在吹扫、燃烧器点火和带负荷运行期间，控制风箱挡板位置，以满足合适的二次风分配4)给煤机控制5)炉膛吹扫6)主燃料跳闸（MFT）7)油燃料系统泄漏试验8)MFT发生后，维持锅炉进风量，以便清除炉膛内、烟道尾部和烟道中的可燃气体9)火焰强度监视及显示10)床温判断主燃料跳闸（MFT）功能是在锅炉出现危急工况时，任意MFT条件出现，FSSS准确无误发出MFT信号，切断所有进入炉膛的燃料；炉膛吹扫功能是为了保证在锅炉点火前清扫炉膛及烟道内堆积的可燃物，以防止在锅炉点火时出现爆燃现象，吹扫未完成之前禁止点火并且MFT信号不能复位。对炉膛火焰监视及显示是为运行人员提供必要的操作功能（如手动MFT），床温是CFB锅炉运行的重要指标。根据不同阶段的床温值，FSSS决定锅炉如何投切燃料，这是CFB锅炉与煤粉炉的区别所在。燃油燃烧器控制功能包括燃烧器各单体的操作控制及连锁和各角燃烧器的顺序控制功能。燃油泄露实验是为了确保油回路及其相关阀门无泄露。2 FSSS系统调试2.1总体调试2.1.1 接线检查A) 对所有进油阀,回油阀,吹扫阀,进油枪,点火枪,点火器,气动快关阀等外围设备进行接线检查,并对这些设备进行了单调.B) 燃油系统的信号检查C) 对风量、汽包水位、炉膛压力开关、汽机跳闸等信号进行了检查2.1.2 FSSS系统相关逻辑检查A） 审查设计图纸B） 根据设计图纸，检查所有软件组态C） 根据设计图纸，完善和修改软件组态D） 检查有关设计，如定值等3 FSSS系统功能调试3.1炉膛吹扫炉膛吹扫是为了使空气流过炉膛和与之相连的烟道，以有效地清除炉膛及烟道内积聚的可燃物，防止炉膛及烟道内积聚的可燃物在遇到明火后发生爆炸，燃烧器管理系统的逻辑中，在点火前、事故跳闸后及正常停炉后，均设置了必要的吹扫逻辑，用以吹扫炉膛内的可燃物。炉膛吹扫必须同时满足以下条件方可以吹扫：1)无MFT工况；2)所有给煤机全停；3)至少一台回料流化风机运行；4)任一一次风机运行；5)任一二次风机运行；6)任一引风机运行；7)主供油阀关闭；8)锅炉总风量25%MCR；9)未有吹扫中断命令发出；10) 石灰石切除3.2 锅炉主燃料跳闸（MFT）3.2.1 MFT条件FSSS系统共设计了19项MFT保护条件,只要以下任何一条件出现,FSSS就会发出MFT保护动作.1)手动MFT2)引风机全停3)一次风机全停4)左侧J阀风室压力低5)右侧J阀风室压力低6)锅炉总风量25%MCR7)炉膛风室压力高8)床下部平均温度高9)燃料失去10)下部床温低11)二次风机全停12)汽机切除13)汽包水位高14)汽包水位低15)给水泵全停16)A回料器料位高高17)B回料器料位高高18)炉膛压力异常19)失去播煤风MFT保护动作后,使相应的设备动作实现紧急停炉.当MFT信号发现出现后,FSSS迅速进行下列动作:1)BTG盘MFT光字牌亮；SOE显示MFT首出原因；2)跳给煤机3)石灰石系统切除：跳石灰石给料机和石灰石送粉风机4)关燃油母管进油速断阀5)床下风道点火器切除：关风道点火器进、回油球阀6)冷渣器旋转排渣阀切除；7)一级过热器减温水调节门通过逻辑输出指令切手动位置8)二级过热器减温水调节门通过逻辑输出指令切手动位置9)再热器事故喷水调节门通过逻辑输出指令切手动位置10)再热器微喷减温水调节门通过逻辑输出指令切手动位置11)所有风量控制切为手动方式，并保护保持最后位置；12)输出信号给燃烧控制以限制引风机自动控制，从而保护炉膛压力不超出极限值；13)除非锅炉处于热态再启动状态，否则“规定的锅炉吹扫“逻辑被建立14)如果不是风机引发的MFT，则一切风机控制切为手动，并保持最后位置；如果是风机引发的MFT，风机的控制按风机联锁进行。3.3 燃油燃料跳闸锅炉在点火启动过程中,当火检“有火“信号消失或供油异常,燃烧器管理系统(FSSSS)将立即关闭供油速断阀和各燃烧器的供油阀,切断到燃烧器的全部燃油.这种处理故障的方法称为燃油事故跳闸(OFT),MFT也会引发OFT.3.3.1 OFT条件OFT是燃油系统在运行时的对油系统的保护遮断的实现保护遮断,遮断的后果结果是关闭所有进油阀,回油阀,切断油燃烧器的全部燃油,使油层停止运行,以下任意条件满足OFT就会动作1)MFT动作。2)任一床上床下燃烧器就地点火柜电源异常；3)OFT（手动按下“燃油切除”按钮）；4)以下任一条件满足:4.1床下燃烧器在远控运行中,按下远方切除按钮;4.2远程切除不允许,同时燃烧器就地停运;4.3紧急停止燃烧器.以上任一条件满足时,延时45秒.5)供油压力低（D08PS05LL1.6MPa）,延时10秒; 并且所有油枪快关阀未关到位，锅炉OFT,6)供油压力低低（D08PS06LL1.6MPa）,延时3秒,并且所有油枪快关阀未关到位，锅炉OFT,7)所有油枪快关阀未关到位，同时点火风机未运行, 锅炉OFT8)所有油枪快关阀未关到位，同时以下任一条件满足:8.1 主供油阀关到位(CSHYFGDW)；8.2 #1、#2风道燃烧器回油阀关CXHYFGDW(D08HV12CP、D08HV22CP)。3.3.2 OFT条件动作结果1)关燃油速断阀、关所有风道燃烧器进油、回油角阀及吹扫阀，退点火枪。2)当主供油阀、#1、2风道燃烧器回油阀、所有油枪快关阀关到位，60s后复位OFT。4.FSSS静态试验4.1燃烧器静态试验在所有单体调试结束后，对点火设备的程序启动和停止进行了调试，运行正常4.2 炉膛吹扫静态试验在各风机及风们门联调好后，将风机设在试验位置并对一些无法实际操作的点进行仿真，进行了炉膛吹扫静态试验。4.3 MFT静态试验检查锅炉出现MFT条件时FSSS系统保护功能是否正确动作执行主燃料跳闸功能，在锅炉点火前按照以下步骤进行MFT模拟静态试验4.3.1 锅炉各风机、给煤机、石灰石风机、冷渣机打至试验位置4.3.2满足锅炉吹扫条件，完成锅炉吹扫4.3.3复位MFT，打开进油总阀4.3.4分别仿真以下MFT条件，检查FSSS系统MFT继电器动作后，各进油阀、回油阀，给煤机、冷渣机、石灰石风机等跳闸反映正确1)MFT(手动按下盘上MFT按扭)2)引风机全停(手动停止两台试验位置的引风机)3)一次风机全停(手动停止两台试验位置的一次风机)4)左侧J阀风室压力低(0).3kKpa与0).4kKpa同在)（联系安装公司就地加信号）5)右侧J阀风室压力低(0).3kKpa与0).4kKpa同在)（联系安装公司就地加信号）6)锅炉总风量15kKpa）（联系安装公司就地加信号）8)床下部平均温度高（990）（DCS内仿真）9)燃料失去（所有给煤机未运行，无冷态和热态启动，延时30s）（DCS内仿真）10)下部床温低（650）（DCS内仿真）11)二次风机全停(手动停止两台试验位置的二次风机)12)汽机切除（DCS内仿真）13)汽包水位高（200mm）（联系安装公司就地加信号）14)汽包水位低（-280mm）（联系安装公司就地加信号）15)给水泵全停(手动停止两台试验位置的给水泵)16)A回料器料位高高（60kKpa）（联系安装公司就地加信号）17)B回料器料位高高（60kKpa）（联系安装公司就地加信号）18)炉膛压力异常（2489 kKpa或-2489 kKpa）19)失去播煤风增压风机(手动停止试验位置的增压风机)4.4 MFT硬跳闸回路的调试及静态试验MFT硬跳闸回路的作用的出口是在于DCS失电及危机状态时,提供手动切断所有燃料.在MFT硬跳闸回路的试验之中发现有个别接线错误现象,已进行修改.FSSS系统的投入在机组运行期间FSSS动作正常,没有发生误动或拒动.4.5 FSSS系统存在的问题及应注意的事项1)左侧J阀风室压力低(0.3kKpa与0.4kKpa同在)或右侧J阀风室压力低(0.3kKpa与950r/min；同时等待调速装置置为异步状态（B07N01TI）；2)引风机A入口调节门（A07PCV03P）关到位后，启动引风机A电机；3)引风机A电机启动后，将调速装置切至“调速”状态；4)启动调速装置，进行正常调速；2.2.1.3引风机A停止操作步骤：1) 关闭引风机A入口调节门（A07PCV03P）；2)将调速指令（A07PCV01CDN）置为950r/min；3)同时将调速装置异步状态（B07N01TI）；4)停止引风机A电机；同时关闭引风机A出口电动门；2.2.2一次风机子组2.2.2.1自动关条件（满足任一条件）：1)回料流化风机全停, 锅炉大联锁开关投入；2)引风机全停，锅炉大联锁开关投入；3)二次风机全停，锅炉大联锁开关投入；4)炉膛压力高三值3744Pa，锅炉大联锁开关投入)2.2.3二次风机子组2.2.3.1自动关条件（满足任一条件）：1)回料流化风机全停, 锅炉大联锁开关投入；2)引风机全停，锅炉大联锁开关投入；3)炉膛压力高三值3744Pa，锅炉大联锁开关投入)2.2.4J阀风机子组2.2.4.1自动开：（任一条件）1)J阀风机B或J阀风机C运行时事故跳闸，联锁开关投入，自动开J阀风机A；2)J阀风机B和J阀风机C在运行状态，回料流化风机出口母管压力40KPa，联锁开关投入，延时2s,自动开J阀风机A。2.2.5播煤风机子组2.2.5.1自动开：播煤增压风机在满足启动条件1或启动条件2的任意一种情况下均可允许启动。启动允许条件1（需全部满足）：1）任意一台引风机运行；2）任意一台一次风机运行；3）播煤增压风机出口风门已关；4）播煤增压风机入口调节风门位置90%；4)锅炉MFT未动作；5)石灰石输送风机A未挂牌检修；启动允许条件2：（需全部满足）1)石灰石输送风机A未挂牌检修；2)锅炉辅机试验连锁。2.2.7.2自动开： 1)石灰石输送风机B跳闸，连锁开关投入，自动开风机2.2.7.3自动关： 1)锅炉MFT动作；2.2.8汽包事故放水门子组2.2.8.1自动开： 以下条件需全部满足1)汽包紧急放水联锁开关, 过热器右侧对空排汽电动门1关（C02HV05CP）, 过热器右侧对空排汽电动门2关（C02HV06CP）, 过热器左侧对空排汽电动门1关（C02HV07CP）, 过热器左侧对空排汽电动门2关（C02HV08CP）,2) 汽包水位（四取三）高于125mm“汽包A侧水位1(C01LT06), 汽包A侧水位2 (C01LT07), 汽包B侧水位1(C01LT08), 汽包B侧水位2( C01LT09)”，延时3s2.2.8.2自动关：1)汽包#2事故放水电动门离开开位置，且汽包紧急放水联锁开关投入2.2.9过热器对空排汽气门子组2.2.9.1过热器 对空排汽电动门1自动开：1)过热器集箱左侧蒸汽压力（C02PT03）且过热器集箱右侧蒸汽压力（C02PT02） 14).2Mpa,延时2s，且过热器右侧排汽联锁开关投入。2.2.9.2过热器 对空排汽电动门1自动关：1)过热器右侧对空排汽电动门2离开开位置，且过热器右侧排汽联锁开关投入2.2.9.3过热器 对空排汽电动门2自动开：1)过热器右侧排汽电动门1离开关位置，且过热器右侧排汽联锁开关投入。2.2.9.4 过热器 对空排汽电动门2自动开自动关：1)过热器集箱左侧蒸汽压力（C02PT03）且过热器集箱右侧蒸汽压力（C02PT02） 2).73Mpa,延时2s，且再热器右侧排汽联锁开关投入。2.2.10.2再热器 对空排汽电动门1自动关：1)再热器右侧对空排汽电动门2离开开位置，且再热器右侧排汽联锁开关投入2.2.10.3再热器对空排汽电动门2自动开：1)再热器右侧排汽电动门1离开关位置，且再热器右侧排汽联锁开关投入。2.2.11再热器对空排汽电动门2自动关：1)右侧高温再热器出口汽压（C02PT15） 2).6Mpa,延时2s，且再热器右侧排汽联锁开关投入。2.2.12给煤机子组2.2.12.1给煤机保护关：（任一条件满足）1)MFT2)锅炉下部平均床温小于5403）播煤风压力低于20Kpa，延时20s2.2.12.2给煤机自动关：（以下任一条件满足）1)MFT动作；2)给煤机在远控运行时，出口煤闸门关；3)给煤机在远控运行时，皮带跑偏，延时3分钟；4)给煤机在远控运行时，机内超温，延时2秒；5)给煤机在远控运行时，排放堵塞，延时30秒；6)失去播煤风 (引发原因：播煤增压风机旁路控制阀关延时30秒或播煤增压风机未运行延时30秒)2.2.12.3. 进口煤闸门2.2.12.3.1进口煤闸门开许可条件： 无MFT动作42.2.12.3.2进口煤闸门自动开条件：给煤机启动后，延时30s自动开进口煤闸门2.2.12.3.3进口煤闸门自动关条件：给煤机不在启动位置，皮带给煤机联锁开关投入2.2.12.3.4进口煤闸门保护关条件： MFT动作2.2.12.4出口煤闸门2.2.12.4.1开许可条件： 无MFT动作2.2.12.4.2自动关条件：皮带给煤机机内超温，皮带给煤机联锁开关投入2.2.12.4.3保护关条件：MFT动作2.2.13给水泵子组2.2.13.1给水泵启动允许条件：（以下条件全部满足时）1)给水泵电气保护未动作(J27N01PA)2)给水泵电气保护无故障（J27N01PF）3) 控制电源正常4)偶合器勺管开度