川南发电公司2×600MW机组FSSS

1、川南发电公司2×600MW机组年机组修FSSS静态试验方案批准：审核：初审：编制： 年 月 日机组炉膛安全监控系统（FSSS）静态试验方案1.概述锅炉安全监控系统(FSSS)是现代大型火电机组锅炉所必须配备的重要监控系统。主要完成以下功能：1）锅炉点火前的油泄漏试验及吹扫；2）燃油跳闸阀、循环阀、火检冷却风机等设备的控制；3）锅炉安全保护功能(MFT)；4）单个油燃烧器的启/停控制和油层燃烧器的启/停控制；5）煤层的启/停控制；6）与其他热控系统如SCS、MCS的协调联锁功能。试验目的：按照设计的功能要求，保证该系统正确、可靠地投入运行，实现FSSS的全部功能和质量要求。2.责任分工

2、机组大修后，静态试验以热工专业为主，发电部对试验结果进行确认。动态试验由发电部负责完成，其他专业配合。3.试验条件1）DCS控制系统检修完成；2）FSSS跳闸柜检修完毕并送电；3）风烟系统所有检修工作结束；4）制粉系统检修完毕，执行器送电；5）仪用空压机系统检修完成；6）火检冷却风机检修完成；7）炉前燃油系统检修完毕；8）送风机、引风机、一次风机、磨煤机开关检修完毕，并且在试验位置；9）汽包水位变送器校验合格并投运；10）仪用空气压力变送器校验合格并投运；11）一、二次风流量变送器校验合格并投运；12）炉膛压力开关、压力变送器校验合格并投运；13）火检冷却风压力开关校验合格并投运；14）所有火

3、检器检修完毕，试验正常；15）FSSS静态试验方案审批完成。4.分系统试验4.1输入、输出信号回路测试外观检查及上电后，可根据面板指示灯确认模件工作是否正常。4.2组态图检查与修改根据有关设计资料和逻辑框图对组态图进行认真地检查和测试，并对有关参数进行确认和修正。4.3公用逻辑功能试验4.3.1主燃料跳闸(MFT)试验强制满足吹扫条件；仪用空气压力正常；送风机、引风机、一次风机、磨煤机6KV开关检修完成并打到试验位置；强制汽机跳闸锅炉信号、两台火检冷却风机均停信号、火检冷却风压力低信号、汽包水位低信号、总风量<25%信号、一次风压力低信号为“0”；强制两台空预器均运行信号、旁路油泄漏试验

4、信号为“1”。关闭所有油角阀手动门及吹扫阀手动门。注：1）试验前由热工更改吹扫时间为5s，试验完成后恢复。2）做相关信号保护试验时，待满足条件后取消该信号的强制。ü 手动紧急停炉（软回路）试验目的：验证手动紧急停炉按钮触发MFT保护的信号回路，以及锅炉MFT后逻辑回路跳闸OFT继电器、所有一次风机、所有磨煤机、所有给煤机、所有油燃烧器、关闭所有磨煤机出口门、磨煤机入口热风关断门、过热器及再热器喷水电动总门。送信号至脱硫系统。试验前检查：手动紧急停炉触发MFT逻辑回路正确，FSSS跳闸继电器柜检修完成并已送电。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，强制信号在试验位置启动两

5、台一次风机、所有磨煤机、关闭所有油角阀前手动门且强制油火检信号投入所有油枪，开启燃油快关阀，启动所有给煤机，开启所有磨煤机出口门，开启过热器及再热器喷水电动总门。解除手动MFT按钮至MFT跳闸柜的接线。强制信号屏蔽硬回路跳闸两台一次风机、所有磨煤机、所有给煤机、关闭燃油快关阀（强制“TRIPMFTDO1”“TRIPMFTDO2”“TRIPMFTDO3”为“1”）。然后手动打闸。试验结果：发电部确认锅炉跳闸,首出为手动紧急停炉；检查报警。热工检查SOE记录正确；检查OFT继电器动作，两台一次风机、所有磨煤机、所有给煤机、所有油燃烧器跳闸，燃油快关阀关闭，所有磨煤机出口门关闭，所有过热器及再热器喷

6、水电动总门关闭。脱硫系统接收到MFT信号。ü 手动紧急停炉（硬回路）试验目的：检查手动停炉按钮至MFT跳闸柜硬回路；确认锅炉跳闸后硬回路跳闸MFT硬继电器、跳闸OFT、关闭燃油跳闸阀、跳闸所有磨煤机、跳闸所有给煤机、跳闸两台一次风机、；送信号至两台给水泵汽轮机、吹灰、A/B电除尘器、ETS、SCS、FSSS、MCS、SOE。试验前检查：FSSS跳闸继电器柜检修完成并已送电，端子接线正确、牢固。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位。恢复手动MFT按钮至MFT跳闸柜的接线。强制信号试验位置启动两台一次风机、所有磨煤机、启动所有给煤机，开启燃油快关阀；强制软逻辑跳闸两台一次风

7、机、所有磨煤机、所有给煤机信号为“0”；强制软逻辑关闭燃油快关阀信号为“0”。强制“MFTPBDI”、“SH005-021”信号为“0”。 然后手动打闸。试验结果：发电部确认锅炉跳闸；检查两台一次风机、所有磨煤机、所有给煤机均应跳闸；燃油快关阀应关闭；各首出正确。检查送信号至两台给水泵汽轮机、吹灰、A/B电除尘器、ETS、SCS、FSSS、MCS、SOE均正确。ü MFT复位后，3次点火失败试验目的：验证“三次点火失败”触发MFT的逻辑及参数设置。试验前检查：三次点火失败逻辑、各功能块参数设置正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，开启油跳闸阀，关闭油角阀手动门及吹

8、扫蒸汽手动门投入三次油枪。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为三次点火失败。ü FSSS电源失去试验目的：验证FSSS电源监视继电器工作正常，接点输出及信号回路正确。试验前检查：FSSS跳闸继电器柜检修完成并已送电，端子接线正确、牢固。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，然后由热工同时短接两路电源监视继电器的常闭接点发信号。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为FSSS电源失去；检查报警。热工检查SOE记录正确。ü 两台送风机跳闸试验目的：验证两台送风机跳闸后触发MFT保护的逻辑及信号回路。试验前检查：送风机检修完成且在“试验”位置，两台送风机跳闸后触发MFT

9、逻辑正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，然后停运送风机。试验结果：发电部确认锅炉跳闸；首出为两台送风机停运；检查报警及SOE记录正确。ü 两台引风机跳闸试验目的：验证两台引风机跳闸后触发MFT保护的逻辑及信号回路。试验前检查：引风机检修完成且在“试验”位置，两台引风机跳闸后触发MFT逻辑正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，然后停运两台引风机。试验结果：发电部确认锅炉跳闸；首出为两台引风机停运；检查报警。热工检查SOE记录正确。ü 两台一次风机全停、且有煤层无油层投运试验目的：验证两台一次风机跳闸后触发MFT保护的逻辑及信号回路。试

10、验前检查：一次风机检修完成且在“试验”位置，两台一次风机跳闸后触发MFT逻辑正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位。试验位置启动一次风机、磨煤机，给煤机，强制火检信号投入油层和煤粉燃烧器，退出所有油枪，解除全部一次风机跳闸且有煤层无油层投运触发MFT信号后，停运两台一次风机。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为全部一次风机跳闸且有煤层无油层投运；所有煤粉燃烧器均应跳闸，所有一次风机、磨煤机、给煤机均应跳闸。ü 两台火检冷却风机跳闸，延时10秒试验目的：验证两台火检冷却风机跳闸后触发MFT保护的逻辑、参数设置。试验前检查：火检冷却风机检修完成且送电。火检冷却风机全停触

11、发MFT逻辑、延时功能块参数设置正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，启动两台火检冷却风机；解除联锁后手动停止两台火检冷却风机。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为两台火检冷却风机全停；检查报警。热工检查SOE记录正确。ü 两台空气预热器停运，延时60秒试验目的：验证两台空预器全停触发MFT的逻辑及信号回路。试验前检查：两台空预器全停触发MFT的逻辑及延时功能块的参数设置正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，启动两台空预器，进行锅炉吹扫复位。停运两台空预器等待60s。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为两台空预器全停；检查报警。热工检查SOE记录正确。ü

12、; 炉膛压力高高+1960Pa，延时3 秒（三取二）试验目的：检查炉膛压力高高（三取二）触发MFT保护的逻辑及信号回路。试验前检查：压力开关校验准确，接线正确，三取二功能块、延时功能块参数设置正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，由热工就地短接1、2开关发信号；再次进行锅炉吹扫复位，由热工就地短接2、3开关发信号（不允许手动拨微动开关）。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为炉膛压力高；检查报警。热工检查SOE记录正确。ü 炉膛压力低低-1960Pa，延时3 秒（三取二）试验目的：检查炉膛压力低（三取二）触发MFT保护的逻辑及信号回路。试验前检查：压力开关校验准确，

13、接线正确，三取二功能块、延时功能块参数设置正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，由热工就地短接1、2开关发信号；再次进行锅炉吹扫复位，由热工就地短接2、3开关发信号（不允许手动拨微动开关）。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为炉膛压力低；检查报警热工检查SOE记录正确。ü 炉膛压力高高+2250Pa，延时5 秒（二取均）试验目的：检查炉膛压力高（二取均）触发MFT保护的逻辑及信号回路。试验前检查：炉膛压力变送器校验准确，接线正确，二取均功能块、延时功能块参数设置正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，由热工就地模拟发信号。试验结果：发电部确认锅炉

14、跳闸，首出为炉膛压力高；检查报警。热工检查SOE记录正确。ü 炉膛压力过低-2250Pa，延时5 秒（二取均）试验目的：检查炉膛压力高（二取均）触发MFT保护的逻辑及信号回路。试验前检查：炉膛压力变送器校验准确，接线正确，二取均功能块、延时功能块参数设置正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，由热工就地模拟发信号。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为炉膛压力低；检查报警热工检查SOE记录正确。ü 汽包水位高高+250mm ，延时5 秒（三取二）试验目的：验证汽包水位测量的准确性；汽包水位高高（三取二）触发MFT保护的逻辑及信号回路。试验前检查：汽包水位变送

15、器校验准确且正常投入，汽包水位补偿逻辑及参数设置正确；三取二功能块、延时功能块参数设置正确。试验时间：锅炉水压试验时进行。试验方法：锅炉水压试验上水至满水位时，通知热工人员对汽包水位变送器进行排污，确认平衡容器的正压侧已经充满水。水压试验完成后放水至+250mm以下后，试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，解除汽包水位高触发MFT信号。然后继续上水至+250mm以上。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为汽包水位高；检查报警。热工检查SOE记录正确试验记录：记录锅炉跳闸时的水位值以及双色水位计的示数。ü 汽包水位低低-280mm ，延时10 秒（三取二）试验目的：验证汽包水位测量的

16、准确性；汽包水位低低（三取二）触发MFT保护的逻辑及信号回路。试验前检查：汽包水位变送器校验准确且正常投入，汽包水位补偿逻辑及参数设置正确；三取二功能块、延时功能块参数设置正确。试验时间：锅炉水压试验时进行（汽包水位高高试验后）。试验方法：在汽包水位高试验后继续放水至-280mm以上时，试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，然后继续放水至-280mm以下。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为汽包水位低；检查报警。热工检查SOE记录正确。试验记录：记录锅炉跳闸时的水位值以及双色水位计的示数。ü 全部汽包水位变送器输入坏质量，延时2秒试验目的：验证全部汽包水位变送器输入坏质量触发MF

17、T逻辑的正确性。试验前检查：延时功能块参数设置正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，由热工人员在就地解开三只汽包水位变送器的接线。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为全部汽包水位变送器输入坏质量。ü 火检冷却风母管压力低低3.23KPa，延时10秒（三取二）试验目的：验证火检冷却风压力低低（三取二,延时10s）触发MFT的逻辑及参数设置。试验前检查：火检冷却风机检修完成且送电。火检冷却风机压力低触发MFT逻辑、三取二功能块、延时功能块参数设置正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位，启动两台火检冷却风机；强制两台火检冷却风机全停触发MFT信号。解除

18、联锁后手动停止两台火检冷却风机。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为两台火检冷却风机全停；检查报警。热工检查SOE记录正确；ü 仪用空气压力低低0.5MPa，延时3秒（三取二）试验目的：验证仪用空气压力测量的准确性；仪用空气压力低（三取二）触发MFT保护的逻辑及信号回路。试验前检查：仪用空气压力取样管路无堵塞，变送器校验合格且正常投入，仪用空气压力限值参数设置正确；三取二功能块、延时功能块参数设置正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行炉膛吹扫复位，由热工就地模拟发信号。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为仪用空气压力低；检查报警。热工检查SOE记录正确。试验记录：记录锅炉跳闸时

19、的仪用空气压力以及“AIRPLL1SOE”、 “AIRPLL2SOE”、“AIRPLL3SOE”信号均为“1”。ü 锅炉总风量低25%B-MCR，延时10秒（三取二）试验目的：验证锅炉总风量小于25%B-MCR 风量（三取二）延时10秒触发MFT保护的逻辑及信号回路。试验前检查：送、引风机的保护试验完成，锅炉具备启动风烟系统的条件；变送器校验合格且正常投入，一次风量及二次风量标定完成，且测量准确；总风量计算逻辑正确，输出限值功能块、三取二功能块、延时功能块参数设置正确。试验时间：二次风量冷态标定完成之后。试验方法：二次风量标定完成以后停风烟系统之前，由运行人员缓慢减小送风机动叶开度（

20、注意调整炉膛负压），调整总风量至小于472KNm3/h以下。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为炉膛总风量小于25%B-MCR 风量；检查报警。热工检查SOE记录正确。ü 汽机跳闸且锅炉负荷40试验目的：验证锅炉负荷40时，汽机跳闸触发MFT保护的逻辑及信号回路。试验前检查：汽机跳闸锅炉的逻辑及汽机所有阀门位置开关。试验时间：机、炉、电大联锁试验同时进行。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行炉膛吹扫复位。汽机挂闸，强制锅炉负荷大于40%信号；然后汽机打闸。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为汽机跳闸锅炉；检查报警。热工检查SOE记录正确。ü 脱硫系统FGD故障，延时3秒（

21、三取二）试验目的：验证脱硫系统故障触发MFT的逻辑及信号回路。试验前检查：脱硫系统故障触发MFT的逻辑及延时功能块的参数设置。试验方法：试验位置启动送、引风机，启动两台空预器，进行锅炉吹扫复位。在脱硫DCS强制脱硫系统故障信号。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为脱硫系统故障；检查报警。热工检查SOE记录正确。ü 全炉膛火焰丧失试验目的：验证全炉膛火焰丧失触发MFT逻辑、参数设置。试验前检查：所有火检信号（含油火检和煤火检）的参数设置、输出信号至FSSS的接线以及信号回路正确，并作记录。检查全炉膛火焰丧失逻辑、参数设置正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位。该试验分

22、为三个阶段进行:第一阶段：负荷35、所有油枪无火且所有煤层无火将一次风机打到试验位置启动；将所有磨煤机打到试验位置启动，启动密封风机、磨煤机油站、给煤机，强制火检信号投入油枪正常后，解除油枪火检信号。第二阶段：负荷35、所有煤层无火（4/6）且油枪投入6支将一次风机打到试验位置启动；将所有磨煤机打到试验位置启动，启动密封风机、磨煤机油站、给煤机，强制负荷大于35%，强制火检信号投入油枪和煤粉燃烧器，建立层火焰后（6取3有火）解除全炉膛丧失火焰触发MFT信号，再解除煤粉火焰信号（4/6无火）。第三阶段：负荷35、所有煤层无火（4/6）且有磨煤机运行将一次风机打到试验位置启动；将所有磨煤机打到试验

23、位置启动，启动密封风机、磨煤机油站、给煤机，强制负荷大于35%，强制火检信号投入油枪和煤粉燃烧器，建立层火焰后（6取3有火）解除全炉膛丧失火焰触发MFT信号，再解除煤粉火焰信号（4/6无火）。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为全炉膛丧失火焰；检查报警。所有油燃烧器和煤粉燃烧器均应跳闸，所有一次风机、磨煤机、给煤机均应跳闸。热工检查SOE记录正确。ü 失去全部燃料试验目的：验证失去全部燃料触发MFT逻辑、参数设置。试验前检查：燃油快关阀、油角阀检修完毕，失去全部燃料逻辑、参数设置正确。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位。该试验分为四个阶段进行:第一阶段：所有油角阀关闭

24、、且所有磨煤机跳闸试验位置启动一台磨煤机，开启燃油快关阀，强制火检信号投入一只油枪；退出该油枪并停运磨煤机，待油角阀关闭后确认锅炉跳闸。第二阶段：所有油角阀关闭、且所有给煤机跳闸试验位置启动一次风机、一台磨煤机，启动给煤机，开启燃油快关阀，强制火检信号投入一只油枪；退出该油枪并停运给煤机，待油角阀关闭后确认锅炉跳闸。第三阶段：燃油快关阀关闭、且所有磨煤机跳闸试验位置启动一台磨煤机，开启燃油快关阀，强制火检信号投入一只油枪；关闭燃油快关阀并停运磨煤机，待燃油快关阀关闭后确认锅炉跳闸。第四阶段：燃油快关阀关闭、且所有给煤机跳闸试验位置启动一次风机、一台磨煤机，启动给煤机，开启燃油快关 阀，强制火检

25、信号投入一只油枪；关闭燃油快关阀并停运给煤机，待燃油快关阀关闭后确认锅炉跳闸。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为失去全部燃料；检查报警。热工检查SOE记录正确。ü 临界火焰丧失试验目的：验证临界火焰丧失触发MFT逻辑、参数设置。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位。试验位置启动所有一次风机，所有磨煤机，启动密封风机、磨煤机油站、给煤机，强制火检信号投入油枪和煤粉燃烧器（投入的煤火检必须大于4支），强制负荷大于50%，在9S内解除五分之二以上的煤粉火焰信号。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为临界火焰丧失；所有油燃烧器和煤粉燃烧器均应跳闸，所有一次风机、磨煤机、给煤机均

26、应跳闸。ü 再热器保护丧失（锅炉负荷40），延时10秒试验目的：验证失去再热器通道触发MFT的逻辑及信号回路。试验前检查：高低旁路调试完成，汽机阀门调试完成。试验方法：试验位置启动送、引风机，进行锅炉吹扫复位。该试验分为二个阶段进行: 第一阶段：燃油量27t/h或有煤层投运，中压联合汽阀、低压旁路阀均关闭（且低旁阀后压力0.2MPa）汽机挂闸，开启中压联合汽阀、低压旁路阀，强制满足燃料量（任一煤层投行或燃油流量大于27t/h）、锅炉负荷小于40%、低旁阀后压力0.2MPa，然后分别关闭中压联合汽阀、低压旁路阀。第一阶段：燃油量27t/h或有煤层投运，高压主汽门、高压旁路阀均关闭 汽机

27、挂闸，开启汽机高压主汽门、高压旁路阀，强制满足燃料量信号（任一煤层投行或燃油流量大于27t/h）、锅炉负荷小于40%，然后分别关闭高压主汽门、高压旁路阀。试验结果：发电部确认锅炉跳闸，首出为失去再热器保护。4.3.2燃油跳闸(OFT)试验ü 运行人员跳闸(运行人员关闭主跳闸阀指令)ü MFTü 主跳闸阀未打开，即主跳闸阀开状态失去试验方法：试验位置启动送、引风机，进行炉膛吹扫复位。先强制燃油调节阀后油压低信号及火检信号投入油枪。然后由运行手动关闭主跳闸阀。ü 燃油调节阀后进油压力低跳闸3取2，该信号至少持续3秒钟，并且“与”上有任一油角阀不在关状态。试验

28、方法：试验位置启动送、引风机，进行炉膛吹扫复位。先强制燃油调节阀后油压低信号及火检信号投入油枪，然后解除油压低信号的强制。试验结果：发电部确认OFT动作，首出为主跳闸阀没有开；检查报警。四川泸州川南发电有限责任公司#机组修后FSSS静态试验必备条件检查确认表序号项 目 名 称检修单位实际情况检查签证确认施工单位专业组指挥部1.DCS控制系统检修完成2.FSSS跳闸柜检修完毕并送电3.风烟系统所有检修工作结束4.制粉系统检修完毕，执行器送电5.仪用空压机系统检修完成6.火检冷却风机检修完成7.炉前燃油系统检修完毕8.送风机、引风机、一次风机、磨煤机开关检修完毕，并且在试验位置9.汽包水位变送器校

29、验合格并投运10.仪用空气压力变送器校验合格并投运11.一、二次风流量变送器校验合格并投运12.炉膛压力开关、压力变送器校验合格并投运13.火检冷却风压力开关校验合格并投运14.所有火检器检修完毕，试验正常15.FSSS静态试验方案审批完成 日期：四川泸州电厂2×600MW机组#机组修后FSSS试验记录签证表设备维修部热工队 年 月 日MFT保护试验确认表1系统：FSSS 机组： 四川泸州2×600MW机组UNIT日期： 年 月 日编号试验内容设定值试验结果运行签字热工签字生技签字1手动MFT（软回路）2手动MFT（硬回路）3MFT复位后，三次点火失败4FSSS失电5两台送

30、风机跳闸6两台引风机跳闸7两台一次风机全停、且有煤层无油层投运8两台火检冷却风机跳闸，延时10s9两台空预器全停，延时60s10炉膛压力高高(三取二) 延时3s+1.96KPa11炉膛压力低低(三取二) 延时3s-1.96KPa12炉膛压力过高(二取均) 延时5s（后备保护）+2.25KPa13炉膛压力过低(二取均) 延时5s（后备保护）-2.25KPa14汽包水位高高(三取二) 延时5s+250mm15汽包水位低低(三取二) 延时10s-280mm16汽包水位信号全坏延时2S17火检冷却风压力低低3.23KPa (三取二),延时10s18仪用空气压力低低0.5MPa（三取二），延时3s19锅

31、炉总风量风量低（三取二），延时10s<25% B-MCR20汽机跳闸且锅炉负荷>40%21脱硫系统FGD故障,延时3sMFT保护试验确认表2系统：FSSS 机组： 四川泸州2×600MW机组UNIT日期： 年 月 日编号试验内容设定值试验结果运行签字热工签字生技签字22全炉膛火焰丧失（任一）1)负荷35，所有油枪无火且所有煤层无火2)负荷35，所有煤层无火（4/6）且油枪投入6支3)负荷35，所有煤层无火（4/6）、有磨煤机运行23失去全部燃料（任一）1)所有油角阀关闭（36个），且所有磨煤机跳闸2)所有油角阀关闭（36个），且所有给煤机跳闸3)进油关断阀关闭，且所有磨煤

32、机跳闸4)进油关断阀关闭，且所有给煤机跳闸24临界火焰丧失负荷大于50%、且无RB,在9S内投运的煤粉燃烧器（4个）超过2/5无火检25锅炉负荷40，再热器保护丧失 延时10s（任一）1)燃油量27t/h或有煤层投运，高压主汽门、高压旁路阀均关闭2)燃油量27t/h或有煤层投运，中压联合汽阀、低压旁路阀均关闭（且低旁阀后压力0.2MPa）锅炉MFT后的联动设备确认表（软回路）系统：FSSS机组： 四川泸州2×600MW机组UNIT日期： 年 月 日编号试验内容设定值试验结果运行签字热工签字生技签字01OFT跳闸02所有油燃烧器跳闸03关闭燃油主关断阀、所有油枪油门04所有磨煤机跳闸0

33、5所有给煤机跳闸06所有磨煤机出口挡板关闭07所有一次风机跳闸08电除尘跳闸09过热器、再热器喷水电动总门关闭，10磨煤机进口热风门自动关闭11关磨煤机入口热风门锅炉MFT后的联动设备确认表（硬回路）系统：FSSS 机组： 四川泸州2×600MW机组UNIT日期： 年 月 日编号试验内容设定值试验结果运行签字热工签字生技签字MFT硬继电器跳闸01所有磨煤机跳闸02所有一次风机跳闸03所有给煤机跳闸04关闭油母管快关阀（OTV）(OFT动作)05过热器、再热器喷水电动总门关闭，06锅炉吹灰中断07电除尘器跳闸08两台小机跳闸锅炉OFT后的联动设备确认表（软回路）系统：FSSS 机组：

34、四川泸州2×600MW机组UNIT日期： 年 月 日编号试验内容设定值试验结果运行签字热工签字生技签字01跳闸OFT硬继电器02所有油枪角阀关闭03关闭燃油主关断阀锅炉OFT后的联动设备确认表（硬回路）系统：FSSS 机组： 四川泸州2×600MW机组UNIT日期： 年 月 日编号试验内容设定值试验结果运行签字热工签字生技签字01跳闸OFT硬继电器02跳闸所有油燃烧器03关闭主跳闸阀锅炉油角阀跳闸条件确认表系统：FSSS 机组： 四川泸州2×600MW机组UNIT日期： 年 月 日编号试验内容设定值试验结果运行签字热工签字生技签字01油角阀开后10秒无火检信号02

35、油角阀开指令发出5秒后,油角阀未开03吹扫指令发出后10秒吹扫阀未开04油阀未关，油枪失去进到位信号（延时2秒）05OFT动作06MFT动作火检冷却风机联锁试验确认表系统：火检冷却风机组： 四川泸州2×600MW机组UNIT日期： 年 月 日编号试验内容设定值试验结果运行签字热工签字生技签字01火检冷却风压力低<5.6KPa02停火检冷却风机 （停A联B，停B联A）磨煤机A联锁保护确认表系统：制粉系统机组： 四川泸州2×600MW机组UNIT日期： 年 月 日编号试验内容设定值试验结果运行签字热工签字生技签字01锅炉MFT02手动紧急跳闸(事故按钮)03DCS上紧急停

36、04两台一次风机全停，延时0.5秒05磨煤机轴承温度高二值（延时5s）磨煤机轴承温度60电机轴承温度9506两台给煤机全停, 延时900s07磨煤机主电机运行信号消失，延时3s（手动停运闭锁）08磨煤机出口关断门全关, 延时2s09磨煤机出口温度高, 延时5s13010一次风压低(延时5S跳D磨、延时10S跳C磨、延时15S跳其余磨煤机)5KPa11RB跳磨煤机（延时0.5S跳D磨、延时6S跳C磨、延时11.5S跳E磨）12润滑油系统故障（任一），延时10S两台低压油泵停运、润滑油压低0.1 MPa、润滑油压低低0.08MPa（三取二）0.1MPa0.08MPa两台减速机油泵停运(或减速机油箱

37、油位低)、减速机油站油压低、减速机油站油压低低（三取二）0.2MPa0.1MPa13大齿轮喷油装置故障（任一）喷射油站油嘴堵，延时45min喷射油站气压低，延时45min14失去火焰保护（磨煤机运行台数4台或锅炉负荷47，且对应油枪未投运）六只煤粉燃烧器投运，延时10S4/6无火跳闸四只煤粉燃烧器投运，延时10S2/4无火跳闸二只煤粉燃烧器投运，延时10S1/2无火跳闸磨煤机B联锁保护确认表系统：制粉系统机组： 四川泸州2×600MW机组UNIT日期： 年 月 日编号试验内容设定值试验结果运行签字热工签字生技签字01锅炉MFT02手动紧急跳闸(事故按钮)03DCS上紧急停04两台一次

38、风机全停，延时0.5秒05磨煤机轴承温度高二值（延时5s）磨煤机轴承温度60电机轴承温度9506两台给煤机全停, 延时900s07磨煤机主电机运行信号消失，延时3s（手动停运闭锁）08磨煤机出口关断门全关, 延时2s09磨煤机出口温度高, 延时5s13010一次风压低(延时5S跳D磨、延时10S跳C磨、延时15S跳其余磨煤机)5KPa11RB跳磨煤机（延时0.5S跳D磨、延时6S跳C磨、延时11.5S跳E磨）12润滑油系统故障（任一），延时10S两台低压油泵停运、润滑油压低0.1 MPa、润滑油压低低0.08MPa（三取二）0.1MPa0.08MPa两台减速机油泵停运(或减速机油箱油位低)、减

39、速机油站油压低、减速机油站油压低低（三取二）0.2MPa0.1MPa13大齿轮喷油装置故障（任一）喷射油站油嘴堵，延时45min喷射油站气压低，延时45min14失去火焰保护（磨煤机运行台数4台或锅炉负荷47，且对应油枪未投运）六只煤粉燃烧器投运，延时10S4/6无火跳闸四只煤粉燃烧器投运，延时10S2/4无火跳闸二只煤粉燃烧器投运，延时10S1/2无火跳闸磨煤机C联锁保护确认表系统：制粉系统机组： 四川泸州2×600MW机组UNIT日期： 年 月 日编号试验内容设定值试验结果运行签字热工签字生技签字01锅炉MFT02手动紧急跳闸(事故按钮)03DCS上紧急停04两台一次风机全停，延

40、时0.5秒05磨煤机轴承温度高二值（延时5s）磨煤机轴承温度60电机轴承温度9506两台给煤机全停, 延时900s07磨煤机主电机运行信号消失，延时3s（手动停运闭锁）08磨煤机出口关断门全关, 延时2s09磨煤机出口温度高, 延时5s13010一次风压低(延时5S跳D磨、延时10S跳C磨、延时15S跳其余磨煤机)5KPa11RB跳磨煤机（延时0.5S跳D磨、延时6S跳C磨、延时11.5S跳E磨）12润滑油系统故障（任一），延时10S两台低压油泵停运、润滑油压低0.1 MPa、润滑油压低低0.08MPa（三取二）0.1MPa0.08MPa两台减速机油泵停运(或减速机油箱油位低)、减速机油站油压

41、低、减速机油站油压低低（三取二）0.2MPa0.1MPa13大齿轮喷油装置故障（任一）喷射油站油嘴堵，延时45min喷射油站气压低，延时45min14失去火焰保护（磨煤机运行台数4台或锅炉负荷47，且对应油枪未投运）六只煤粉燃烧器投运，延时10S4/6无火跳闸四只煤粉燃烧器投运，延时10S2/4无火跳闸二只煤粉燃烧器投运，延时10S1/2无火跳闸磨煤机D联锁保护确认表系统：制粉系统机组： 四川泸州2×600MW机组UNIT日期： 年 月 日编号试验内容设定值试验结果运行签字热工签字生技签字01锅炉MFT02手动紧急跳闸(事故按钮)03DCS上紧急停04两台一次风机全停，延时0.5秒05磨煤机轴承温度高二值（延时5s）磨煤机轴承温度60电机轴承温度9506两台给煤机全停, 延时900s07磨煤机主电机运行信号消失，延时3s（手动停运闭锁）08磨煤机出口关断门全关, 延时2s09磨煤机出口温度高, 延时5s13010一次风压低(延时5S跳D磨、延时10S跳C磨、延时15S跳其余磨煤机)5KPa11RB跳磨煤机（延时0.5S跳D磨、延时6S跳C磨、延时11.5S跳E磨）12润滑油系统故障（任一），延时10S两台低压油泵停运、润滑油压低0.1 MPa、润滑油压低低0.08MPa（三取二）0.1MPa0.