贵州兴义电厂DCS设计说明

TPRI

合同编号：TPRI/TW-CA--A

报告编号：TPRI/TW-RA--

贵州兴义电厂新建2X600MW超临界机组

DCS系统应用软件

设计说明

西安热工研究院有限公司

二OO九年六月

注意事项

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目录

第一章模拟量控制系统（MCS）...............................................................1

第二章旁路控制系统（BPS）..................................................................15

第三章炉膛安全监控系统（FSSS）.........................................................21

第四章锅炉侧顺序控制系统（B-SCS）...................................................46

第五章汽机侧顺序控制系统（T-SCS）....................................................79

第六章数据采集系统设计说明（DAS）.................................................113

第一章模拟量控制系统(MCS)

1.总则

本部分对对锅炉、汽机主要系统模拟量控制系统进行说明。

1.1控制策略

•常规PID调节

•串级、三冲量、前馈补偿、单回路多执行机构等多种回路结构形式。

1.2手/自动切换

在组态过程中，需注意跟踪回路的设计以保证手/自动的无扰要求。一般情况下，

发生下面情况时，相关的自动控制回路切至手动。

•测量信号坏质量；

•执行机构位置指令和位置反馈偏差大；

•当相应自动控制回路的下级自动控制回路都为手动时；

•运行员操作进行手/自动切换。

2.机炉协调控制

2.1控制目的

机炉协调控制系统将单元机组作为一个整体来考虑，在保证机组安全稳定运行的前

提下，使机组的负荷尽快满足运行人员或中调发出的负荷指令。

机炉协调控制主控回路发出的控制指令是锅炉主控指令和汽机主控指令。

机炉协调控制可划分为以下几个部分：

(1)主蒸汽压力设定

(2)机组主控

(3)锅炉主指令

(4)汽机主指令

机炉协调控制共有四种独立的控制方式，它们是：

(1)协调控制CC(锅炉主控自动，汽机主控自动)

(2)锅炉跟随BF(锅炉主控自动，汽机主控手动)

(3)汽机跟随TF(锅炉主控手动，汽机主控自动)

(4)基本方式BASE(锅炉主控手动，汽机主控手动)

从机炉协调控制系统需要控制的两个主要过程参数（机组功率和机前主蒸汽压力）

来说，在基本方式下，锅炉燃烧率指令手动给定，汽机调门由DEH独立控制。在汽机跟

随控制方式下，主蒸汽压力由汽机调门自动控制，机组功率由运行人员手动控制。在锅

炉跟随控制方式下，主蒸汽压力由锅炉燃烧率自动控制，汽机调门由DEH独立控制。在

协调控制方式下，主蒸汽压力和机组功率均为自动控制，本设计采用以锅炉跟随为基础

（CBF）的协调控制方式，即主蒸汽压力通过锅炉自动控制，机组功率通过汽机调门自

动控制。

在协调控制和锅炉跟踪方式下，可以采用滑压控制。滑压控制时，主蒸汽压力的设

定值根据机组负荷经函数发生器自动设定。在机组定压控制时，主蒸汽压力的设定值由

运行人员在画面上手动设定。

2.2主蒸汽压力设定

根据机组的运行情况,可以采用滑压或定压控制。

在机组定压控制时，运行人员可在主汽压力设定操作站上手动设定主汽压力设定

值。

在机组滑压控制时，主汽压力设定值由机组负荷指令经函数发生器后给出，运行人

员来给定主汽压力设定值的偏置，这时需运行人员选择滑压方式。

主汽压力设定操作站的输出经速率限制器后作为最终的主汽压力设定值。主汽压力

设定值的变化速率由运行人员在画面上手动设定。

2.3机组主控

机组主控回路的作用，是根据运行人员设定的机组目标负荷设定值或中调来的AGC

负荷指令，向锅炉主控和汽机主控回路发出机组负荷指令。

当机组未在协调控制方式下运行，目标负荷设定操作器跟踪机组实际功率。

当机组在协调控制方式下运行时，运行人员可在目标负荷设定操作器上手动设定机

组的目标负荷。

当机组在协调控制方式下运行时，运行人员可将目标负荷设定操作器投入自动，接

收AGC来的机组目标负荷指令。

机组目标负荷指令要经过负荷变化速率限制器，负荷变化率由运行人员在画面上手

动设定。而当闭锁增或闭锁减信号发生后，相应的增速率或减速率切为零。

目标负荷指令经以上处理后，形成最终的机组负荷指令，送到锅炉主控和汽机主控

回路。

2.4锅炉主控

锅炉主控操作器有二路信号进行切换：来自BF、CCS的控制指令。机组运行在汽机

跟随或基本方式时，锅炉主控指令不接受自动控制信号，由运行人员在锅炉主控操作器

上手动设定。

机组运行在BF方式时，锅炉主控指令由PID调节器输出加上前馈信号给出，PID

调节器的输入为主汽压力设定值和实际主汽压力的偏差。前馈信号是所谓的能量平衡信

号，取主蒸汽压力和调速级压力的比值再乘以主汽压力设定值([Pl/Pt]XPs)0

机组运行在CCS方式时，锅炉主控指令的形成由主汽压偏差和功率偏差经PID调节

输出加上前馈信号给出，前馈信号包括机组负荷指令的比例微分信号，以及压力设定值

的微分。

当燃料主控操作器在手动控制时，锅炉主控指令操作器的输出强制跟踪总燃料量并

强制手动。

当发生RUNBACK工况，锅炉主控器输出根据发生RUNBACK的不同辅机跳闸条件，以

不同的速率逐渐下降到RUNBACK目标值。当有多个RUNBACK条件时，RUNBACK目标值取

其中的最小值，RUNBACK速率取其中的最大值。

锅炉主控切手动条件包括：

•协调方式下，功率信号坏质量

•主汽压力信号坏质量

•给水泵全部手动

•锅炉跟随方式下，调节级压力坏质量

•燃料主控手动

•RUNBACK发生

2.5汽机主控

汽机主控器的自动输入端有二路信号进行切换：来自TF、CCS的控制指令。机组运

行在锅炉跟随或基本方式时，汽机主控指令不接受自动控制信号，由运行人员在汽机主

控器上手动设定，或者在DEH侧操控机组功率。

机组运行在汽机跟踪(TF)方式时，汽机主控指令由主汽压力设定值和实际主汽压

力的偏差经PID调节给出。

机组运行在CCS方式时，汽机主控指令的形成由功率偏差和压力偏差经PID调节给

出。

针对RUNBACK后汽机跟随和常规汽机跟随方式下，机组对汽机压力调节器特性要求

的不同，专门设计了RUNBACK下的汽机跟随压力调节器。

当DEH系统非远控负荷控制方式时，汽机主控跟踪DEH系统送来的汽机负荷参考。

当发生下列条件时，汽机主控切手动：

•主汽压力坏质量

•DEH来的负荷参考信号坏质量

•高压旁路阀未关

•DEH来的远控负荷控制方式未投入。

当发生RUNBACK时，汽机主控强投自动。

2.6RUNBACK

RUNBACK即机组辅机故障减负荷,它是为了保证机组负荷指令在任何时候都不超过

锅炉负荷能力。一旦机组负荷指令超过锅炉负荷能力，则以预定的速率减少燃料量指令,

直至机组负荷指令小于或等于锅炉负荷能力。

在RUNBACK逻辑中，根据每种辅机的负荷能力计算总的锅炉负荷能力。这些辅机包

括：空预器、送风机、引风机、一次风机、给水泵、磨煤机。

在机组负荷大于一定值的情况下，若上述辅机跳闸，则发出RUNBACK请求。

RUNBACK信号发出后，机组控制方式将自动切为汽机跟随方式。汽机维持主汽压力，

锅炉则以预定的RUNBACK速率降低锅炉总燃料量指令到锅炉负荷能力对应的总燃料量。

FSSS系统根据RUNBACK指令，按一定的方式切除掉相应的磨煤机，保留与锅炉负荷相适

应的磨煤机台数。

机组负荷大于一定值（预设300MW）,空预器、引风机、送风机、汽动给水泵两台中

的一台停止运行，发生RB。FSSS切除磨煤机至保留4台磨煤机运行；汽机主控强投自

动；燃料主控切手动，运行磨煤机对应的给煤机切手动且指令减至RB目标值。

对于磨煤机RB,是指在协调控制方式下，磨煤机出力大于当前机组实发功率后的

一种情况。当发生此种情况时，按一定的速率减小机组负荷指令，直至磨煤机RB消失

为止。

2.7闭锁增/闭锁减

当总燃料量低于某值、总给水流量低于某值、总风量低于某值、炉膛压力高于某值、

主汽压力低于定值达某个限值、机组功率低于定值达某个限值时，禁止机组功率定值上

升的功能称为闭锁增。

反之，当总燃料量高于某值、总给水流量高于某值、总风量高于某值、炉膛压力低

于某值、主汽压力高于定值达某个限值、机组功率高于定值达某个限值时，禁止机组功

率定值下降的功能称为闭锁减。

3.燃料主控

3.1控制目的

燃料主控根据锅炉主控来的锅炉主控指令调节进入锅炉的总燃料量，设计有锅炉主

控指令和总风量信号的交叉限制。

3.2功能说明

燃料主控PID调节器的入口偏差如下：

偏差=限制后锅炉主控指令-总燃料量。

限制后锅炉主指令由小值选择模块产生。小值选择模块的一路输入来自协调控制系

统的锅炉主控；小值选择模块的另一路输入来自送风控制系统的总风量信号经函数发生

器给出当前风量允许的最大总燃料量，它和锅炉主控指令来的总燃料量指令交叉限制，

当因某种原因导致总风量允许的最大总燃料量小于锅炉主指令来的总燃料量时，限制总

燃料量指令的增加，以确保任何工况下锅炉的富氧燃烧。总燃料量信号是进入锅炉燃烧

的总燃油流量和总容量风流量信号之和。

总燃料量偏差经PID调节器后给出运行磨煤机容量风风量的设定值。

当燃料主控操作站在手动控制时，可对投入自动的给煤机转速同时进行增减操作。

设计了跟据自动方式运行的磨煤机台数改变燃料主控入口偏差系数的补偿回路。

当出现下列情况之一时，燃料主控操作站强制切到手动控制：

•任一台运行磨煤机容量风测量信号坏质量

•所有磨煤机容量风挡板控制都在手动控制

•总燃料量信号坏质量

4.磨组控制

4.1控制目的

磨组控制是指将一台磨煤机组的控制作为一个整体来考虑，它包括磨煤机入口冷热

风控制、容量风挡板控制、旁路风挡板控制、给煤机控制。本机组共配置六台磨煤机，

分别为1-6号，每台磨煤机组的控制系统结构都是互相独立的。通过调节给煤机转速

来保证钢球磨煤机磨桶内部料位的稳定；通过调节磨煤机容量风挡板来调节磨煤机的出

力满足燃料主控的要求。

4.2磨煤机热风挡板和冷风挡板控制说明

磨煤机出口温度由磨冷风挡板和热风挡板联合控制，设定值相同，被控量相同，设

计不同的温度调节器，并据温度调节器的输出设计出交叉的解耦前馈。另外，磨热风挡

板设计了据磨容量风挡板指令变化的前馈控制量。

当磨煤机跳闸或磨出口温度坏质量时，热风挡板和冷风挡板切为手动方式控制。

4.3磨煤机容量风挡板控制说明

每台磨两端各有一套容量风挡板控制逻辑，容量风挡板设计成闭环控制方式，其设

定值为燃料主控输出值：磨容量风流量总指令，运行人员可手动对各磨的总指令进行偏

置。

当磨煤机跳闸或磨容量风流量信号坏质量时，容量风挡板切为手动方式控制。

当FSSS来保护信号时，强关容量风挡板至“0”。

4.4磨煤机旁路风挡板控制说明

旁路风挡板设计为闭环控制方式，旁路风流量定值随同侧的给煤机指令变化，运行

人员可以该自动指令手动偏置。

当磨煤机跳闸或磨旁路风流量信号坏质量时，旁路风挡板切为手动方式控制。

当FSSS来保护信号时，强关旁路风挡板至“0”。

4.5给煤机速度控制说明

给煤机按闭环控制方式设计，设定值为运行人员手动设定的本侧料位系统，被控量

为噪音料位计测量的料位信号，前馈为本侧容量风流量指令。

当磨煤机跳闸或料位信号坏质量时，给煤机切为手动方式控制。

当FSSS来保护信号时，强关给煤机输出至“0”。

5.送风控制

5.1控制目的

送风控制的目的是根据总风量和总风量设定值的偏差给出两台送风机入口动叶的

控制指令。总风量设定值经过氧量校正操作站输出信号的校正。设计有总风量设定值与

总燃料量信号之间的交叉限制，以确保锅炉的富氧燃烧。当两台送风机动叶控制站都在

自动控制方式时，可对两台送风机进行偏置，以使得两台送风机的负荷平衡。

5.2功能说明

送风控制为带氧量校正的串级控制系统。总风量是A、B侧二次风流量之和，各个

风量测量信号均经过相应温度校正。

由锅炉主控指令代表的锅炉目标负荷经函数发生器后给出该负荷下烟气含氧量的

基本设定值，运行人员可根据机组的实际运行工况在上述基本设定值基础上手动进行偏

置。

经各自选择后的A、B侧烟气含氧量信号取平均值作为自动调节系统使用的烟气含

氧量信号。氧量校正操作站的输出经函数发生器后，对据锅炉主控折算来的总风量指令

进行校正。校正后的信号和最小风量信号大选后作为总风量设定值。

总风量信号和其设定值的偏差经总风量PID调节器后作为两台送风机的共用指令。

设计中考虑了炉膛压力偏差过大时对送风机的方向闭锁，当炉膛压力过低时，送风

机动叶只许开大，不许关小；当炉膛压力过高时，送风机动叶只许关小，不许开大。

当两台送风机动叶都在手动控制方式或任一侧烟气含氧量信号故障时，氧量校正操

作站强制切到手动方式。

5.3强制输出

当顺控系统来“关闭A（或B）送风机动叶”信号时，送风机A（或B）动叶操作站

将强制输出0机

5.4强制手动

当出现下列情况之一时，送风机动叶操作站强制切到手动控制：

•总二次风流量信号故障

•本侧送风机停运

•引风机全部停运

6.炉膛压力控制

6.1控制目的

炉膛压力控制的目的是根据炉膛压力和其设定值的偏差给出两台引风机静叶的控

制指令。设计有送风机动叶开度指令对引风控制的前馈信号，以及MFT时的超驰信号。

当两台引风机静叶控制站都在自动控制方式时，可对两台引风机的开度指令进行偏置，

以使得两台引风机的负荷平衡。

6.2功能说明

引风控制为带前馈的单回路控制系统。进入调节器前的炉膛压力信号。炉膛压力设

定值由运行人员在操作画面上手动设定。

炉膛压力和其设定值的偏差经PID调节器再加上前馈信号作为两台引风机静叶的共

用指令。设计中考虑了炉膛压力偏差过大时对引风机的方向闭锁，当炉膛压力过高时，

引风机静叶只许开大，不许关小；当炉膛压力过低时，引风机静叶只许关小，不许开大。

在两台引风机静叶控制指令的输出端，还加了一个引风机超驰信号，据机组功率和

当前炉膛压力偏差，以及引风机运行台数等信息，折算出一个暂时的引风机超驰信号。

超驰信号不管引风机静叶操作站在自动方式还是在手动方式都是起作用的。

6.3强制手动

当出现下列情况之一时，引风机静叶操作站强制切到手动控制：

•炉膛压力信号故障

•相应引风机停运MOD

7.主蒸汽温度控制

7.1控制目的

为了整个机组的安全经济运行，必须将锅炉末级过热器出口的主蒸汽温度控制在运

行人员设定的数值上。过热蒸汽温度控制分两级，每级分A、B两侧控制。

7.2一级减温控制说明

A、B侧前、后一级喷水减温控制系统的结构相同。

A、B侧前、后一级过热器出口蒸汽温度分别有两个测量信号，正常选择均值信号。

下面以A侧一级减温控制（前）为例说明控制系统结构。

A侧一级减温控制（前）为串级控制系统结构，控制目的是维持A侧一级过热器（前）

出口的蒸汽温度在设定值上。一级过热器出口（前）蒸汽温度的设定值由两部分组成，

由蒸汽流量代表的锅炉负荷经函数发生器后给出基本设定值，运行人员可根据机组的实

际运行工况在上述基本设定值基础上手动进行偏置。

串级控制系统主环控制的过程变量为一级过热器（前）出口蒸汽温度，副环控制的

过程变量为一级过热器（前）减温器出口蒸汽温度。主环控制的输出作为副环的设定值。

为防止一级喷水过多导致的蒸汽饱和现象,据分离器出口压力折算出喷水后温度的

最低值，该最低值和喷水后温度经过一个PID控制器的运算，最后得出一级喷水调节阀

的最大开度，作为MA操作站的开度指令上限。

7.3一级喷水控制切手动条件包括：

•本级过热器出口温度坏质量

•本级过热器喷水阀门后温度坏质量

•MFT

•主蒸汽流量低于某限值

过热器二级减温器温度控制类同一级。

8.再热汽温度控制

8.1控制目的

为了整个机组的安全经济运行，必须将锅炉再热器出口的蒸汽温度控制在运行人员

设定的数值上。再热蒸汽温度正常情况下由烟气挡板控制。如果因各种原因引起再热器

出口汽温超温，再再热器喷水减温控制再热汽温。

8.2烟气挡板控制说明

再热器出口蒸汽温度有三个测量信号，正常选择中值信号作为烟气挡板控制的过程

变量。

烟气挡板控制为单回路控制系统，再热器出口蒸汽温度设定值由两部分组成，由蒸

汽流量代表的锅炉负荷经函数发生器后给出基本设定值，运行人员可根据机组的实际运

行工况在上述基本设定值基础上手动进行偏置。

再热器出口蒸汽温度设定值和实际值的偏差经PID调节器后再加上前馈信号作为

烟气挡板的控制指令。前馈信号由蒸汽流量代表的机组负荷经函数发生器后给出。

8.3烟气挡板强制手动

当出现下列情况之一时，烟气挡板控制站强制切到手动状态：

•再热器出口汽温信号故障

•主蒸汽流量信号故障

•MFT

•锅炉负荷低于30%

8.4再热器喷水控制说明

再热器温度喷水控制为串级控制系统结构，控制目的是维持再热器出口的蒸汽温度

在设定值上。

串级控制系统主环控制的过程变量为再热器出口蒸汽温度，副环控制的过程变量为

再热喷水后蒸汽温度。主环控制的输出作为副环的设定值。

8.5再热器喷水控制强制输出

当锅炉主燃料量跳闸（MFT）时，再热器喷水减温阀门操作站强制输出为0虬

8.6再热器喷水控制强制手动

当出现下列情况之一时，再热器喷水减温阀门操作站强制切到手动状态：

•再热器出口汽温信号故障

•再热器喷水后汽温信号故障

•主蒸汽流量信号故障

9.给水流量控制

9.1控制目的

超临界机组中的给水流量控制回路是控制锅炉出口主蒸汽温度的一个最基本手段。

由于超临界机组采用直流锅炉，而在直流锅炉中，给水流量的波动将对机组负荷、主蒸

汽压力、主蒸汽温度等机组运行重要过程参数均产生较大影响。由于机组负荷和主蒸汽

压力还有其它控制手段，而一旦给水流量控制回路工作欠佳，导致煤水比动态失调，锅

炉出口的主蒸汽温度仅靠其后的喷水减温控制是很难满足机组运行对主蒸汽温度的控

制要求的。

9.2总体说明

超临界机组中的给水流量控制回路是控制锅炉出口主蒸汽温度的一个最基本手段。

锅炉出口的主蒸汽温度由串级控制系统实现。二级和一级喷水减温控制对锅炉出口主蒸

汽温度提供高频的最终调整，给水流量控制回路控制锅炉的总能量平衡（保持恰当的煤

水比）并维持分离器出口的蒸汽温度。

总给水流量设定值设计为自动和手动两种设计方式，运行人员可以手动对其选择。

当为自动设定方式时，总给水流量定值据分离器出口温度偏差经过PID运算，并叠加锅

炉主控前馈后形成的。其中，分离器入出口温度设定值据锅炉主控输出折算，并经过分

离器出入出口温差控制器的补偿而形成。

同时，设计中也考虑了燃料量对给水流量指令的限制，以及最小给水流量对给水流

量指令的限制。另外，考虑了30%以下负荷时，直接利用给水流量定值对分离器水位的

补偿（设定一个据分离器水位调节的动态给水流量下限）。

在考虑给水流量定值中锅炉负荷前馈的动作时，在给水流量调节器的设定输入和

PID的前馈输出上同时引入一定的补偿分量，保证了闭环调节和前馈控制的一致性。当

然，该回路的作用对于合理地修正分离器人出口温度定值，保证后面各级喷水减温回路

的控制品质也是有意义的。

给水流量控制器的输出为两台汽动给水泵的总指令。当发生下列情况时，给水流量

主控站强切手动：

•所有给水泵都在手动方式

•省煤器入口给水流量信号坏质量

•总燃料量信号坏质量

•分离器入口温度坏质量

•分离器出口温度坏质量

9.3给水泵控制说明

以上所述给水流量控制总站的输出即为投入自动运行的给水泵的转速总指令。当两

台汽动给水泵都在自动方式运行时，运行人员可以手动设定两泵之间的转速偏差，用以

手动干预两泵之间的平衡状态。

当本侧给水泵汽机跳闸后，组态中的转速偏差设定回路切手动，且补偿给自动运行

给水泵以补偿停运给水泵对给水系统的影响。当然，在给水泵都在手动方式下运行时则

该回路实现的则为手自无扰补偿。

当给水泵不在远控或汽泵转速坏质量时，给水泵则切为手动方式运行。

当给水泵不在远控方式运行时，汽动给水泵转速控制操作站强制跟踪汽动泵实际转

速值。

电动给水泵为定速泵，不参加以上的自动控制。

10.除氧器水位控制

10.1控制目的

通过改变进入除氧器的凝结水流量来维持除氧器水箱水位在设定值。

10.2功能说明

系统设计一个除氧器水位调节阀和凝泵变频器，DCS中设计有单冲量和三冲量两套

控制结构，在低负荷下单冲量控制，在高负荷下用三冲量控制，单、三冲量的切换根据

流入除氧器的凝结水流量进行。在高负荷时，如果凝结水流量和给水流量信号都无故障

时，除氧器水位按三冲量控制方式运行；高负荷情况下，当三冲量控制所需凝结水流量

或给水流量信号故障时，则按单冲量控制方式运行。

除氧器水位共有三个测量信号，正常情况下选择中值信号。

除氧器水位设定值可由运行人员在操作站上手动设定。

10.3强制手动

当出现下列情况之一时，除氧器水位（主、副）控制强制切到手动：

•除氧器水位设定值与反馈偏差大

•除氧器水位信号故障

11.高加水位控制（#1、#2、#3高加）

11.1控制目的

通过调节高加正常疏水阀及事故疏水阀来维持高加水位在设定值。

11.2功能说明

各高加热力系统设计有一个正常疏水调节阀及一个事故疏水调节阀。

高加水位正常调节阀控制为单回路调节，高加水位有二个测点，正常情况下选择其

均值。高加水位设定值由运行人员手动设定。高加水位设定值和实际值的偏差经PID调

节器后再加上前馈信号作为高加正常疏水调节阀的控制指令。前馈信号由上一级高加的

正常疏水调节阀指令经函数发生器给出（#1高加无此前馈信号）。

高加事故疏水调节阀控制为单回路调节，高加水位事故控制站设定值为高加水位高

一值的定值。高加水位事故设定值和实际值的偏差经PID调节器后作为高加事故疏水调

节阀的控制指令。

11.3强制及切手动

当高加水位信号故障时，高加正常疏水调节阀及事故疏水调节阀控制站强制切到手

动。

当高加水位高高信号发出时，高加事故疏水调节阀强开100%开度，而上级高加至

本级的正常疏水调节阀则强关为0%开度。

12.低加水位控制（#5、#6、#7A>#7B、#8A、#8B低加）

12.1控制目的

通过调节低加正常疏水阀及事故疏水阀来维持低加水位在设定值。

12.2功能说明

各低加热力系统设计有一个正常疏水调节阀及一个事故疏水调节阀，其中#6低加

有两个正常疏水阀。

低加水位正常调节阀控制为单回路调节，低加水位有二个测点，正常情况下选择平

均值。低加水位设定值由运行人员手动设定。低加水位设定值和实际值的偏差经PID调

节器后再加上前馈信号作为低加正常疏水调节阀的控制指令。前馈信号由上一级低加的

正常疏水调节阀指令经函数发生器给出（#5低加无此前馈信号）。

低加水位紧急调节阀控制为单回路调节，低加水位紧急控制站设定值为低加水位高

一值的定值。低加水位紧急设定值和实际值的偏差经PID调节器后作为低加事故疏水调

节阀的控制指令。

12.3强制及切手动

当低加水位信号故障时，低加正常疏水调节阀及事故疏水调节阀控制站强制切到手

动。

当低加水位高高信号发出时，低加事故疏水调节阀强开100%开度，而上级低加至

本级的正常疏水调节阀则强关为0%开度。

13.其它单回路控制（略）

第二章旁路控制系统（BPS）

1总则

兴义电厂一期工程2X600MW机组旁路装置的控制纳入DCS系统，而其控制策略由

旁路供货方提供。现将控制说明整理如下。

1.1主要功能：

•根据机组初始状态（冷、温、热、极热态）及机组启动曲线，自动给出高低旁

路压力定值曲线，并按照此压力曲线自动控制锅炉过热器和再热器出口蒸汽的

压力和温度，以满足机组启动时全过程的需要。

•机组正常运行过程中，旁路阀应当关闭，若旁路投用热备用时，一旦主汽、再

热汽压力超过设计的定值时，旁路阀会自动开启，旁路掉部分蒸汽流量，以协

助DCS稳定蒸汽运行压力值。

•为防止再热汽超温，设计了高压旁路快关功能，而快开由调节回路来实现。

•为防止凝汽器超温、超压，设计了低压旁路快关功能。

•为防止高旁出口蒸汽带水，而设计了高旁减压阀闭锁高旁喷水阀，即先开汽阀，

后开水阀的逻辑功能。在高旁关闭或快关情况下同时快关喷水阀，在高旁减压

阀投自动后联锁减温水投自动。

•为防止排汽装置超温、超压，设计了低压旁路快关功能。

•为防止低旁出口蒸汽超温，而设计了低旁喷水阀闭锁低旁减压阀，即先开水阀，

再开汽阀的逻辑功能。

2高旁压力控制

2.1高旁压力定值设定

主汽压力信号经过加法器，在机组启动完成后加上一个压力偏置06）,以

减少高旁阀频繁操作。加法器输出通过SWF速率限制后，再经小值选择器进入设定值模

块。设定值模块手动时，定值由运行人员在操作员站上设定。而设定值模块自动时，其

输出跟踪输入自动形成高旁压力定值。小选的另一端输入为机组启动阶段的压力定值

8.92MPa,机组启动结束后切为目标定值（25.4MPa）。（以上参数在机组调试时根据主

机的要求确定）

速率限制块上升速率控制信号K+,在机组启动阶段与机组的启动状态有关，在机

组启动完成后切换为0.5MPa/min,当压力调节器手动或设定值手动或MFT发生时切换到

20.OMPa/min（最大速率）；K一为下降速率控制信号，正常时为0.4MPa/min,当压力调

节器手动或设定值手动时切换到20.OMPa/mino而MFT发生时切换到0,禁止设定值下

降，有利于锅炉保压。

2.2高旁压力控制过程

在机组冷态启动过程中，高旁压力与高旁阀开度对应曲线如下图所示。

高旁压力与高旁阀开度对应曲线

在机组冷态启动准备点火时，运行人员可先将压力设定和压力调节投入自动，此时

因该定值为0,主汽压力为0,高旁阀处于全关位置。t=to时点火，此后主汽压力开始上

升，偏差值由0变正（△P=实际压力一设定值），在PI作用下阀门开始慢慢开启。当

t=ti阀门开到最小予开度（暂定10%）时，K+信号大于0,设定值开始跟踪测量值。随

着燃料的增加，设定值和压力测量值一同慢慢上升。当t=t2主汽压力升到汽机冲转压力

（由启动曲线给定）时，控制回路自动转入压力定值调节模式。当t=t3时压力和温度都

满足汽机冲转参数要求时，机组将冲转、升速至3000转定速，同期并网，带初负荷，

阀门开始慢慢关闭。当高旁阀门完全关闭，定值回路加入一个正的较大偏置，使调节器

产生负偏差确保阀门关闭，防止因压力变化引起高旁阀门频繁动作。此后控制回路转入

压力跟踪（溢流）模式。

2.3高旁压力切手动条件：

•主汽压力信号坏质量

•高旁阀位信号坏质量

•高旁压力定值与主汽压力偏差大

•高旁阀控制指令与反馈偏差大

另：高旁温度切手动时脉冲切除高旁自动

2.4高旁快关：

•高旁出口温度高（＞400。。）

•高旁喷水压力低

•高旁手动快关按钮

•两侧低旁全部关闭且低旁全部手动

•汽机110%超速

2.5高旁快开（以下条件相与）：

•机组负荷小于20%

•汽机跳闸或发电机跳闸

•高旁自动方式

•无高旁快关条件

3高旁温度控制

3.1高旁温度控制

当高旁蒸汽阀投自动时，应联动高旁喷水阀投自动。

高旁出口温度控制为单回路调节系统，其温度设定值由运行人员通过操作员站手动

给定，经过最低温度限制而成。

3.2高旁温度切手动条件：

•高旁温度信号坏质量

•高旁温度定值与高旁温度偏差大

•高旁后压力坏质量（脉冲）

•高旁喷水调节阀控制指令与反馈偏差大。

3.3高旁喷水调节阀快关：

•高旁快关指令来或高旁阀全关时，快关高旁喷水阀。

4低旁压力控制

4.1低旁压力定值设定

低旁压力控制的设定值是根据调节级压力折算出来的曲线与LOMpa大选得到。当

机组并网且高旁全关后叠加+0.49Mpa的压力偏置。低旁压力设定值最低为0.7Mpa,即

冲转时要求的压力值。

▲

■P■Mpa.

■A.

1

.°»-P调节级•

低旁压力定值曲线

上图为低旁压力定值曲线，图中曲线A为低旁压力定值计算值，A=KXP速度级，其

中，K=再热器出口额定压力+速度级额定压力，压力定值曲线为A与IMPa大选得到。

4.2低旁压力控制过程

低旁压力与低旁减压阀开度对应曲线如下图所示：

在t=tO时，锅炉开始点火，运行人员将低旁压力控制切为手动，并将低旁手动打

开一定开度口0,随着锅炉燃料的增加，低旁压力慢慢上升，在汽机冲转前或低旁压力

达IMPa即t=tl时,将低旁压力控制投入自动，进入压力控制方式，维持中压主汽门前

压力为IMPa,满足冲转、并网、带负荷等运行要求。在t=t2时，机组并网后随着负荷

增加，压力定值升高，低旁逐渐关闭。

PR

低旁压力与低旁减压阀开度对应曲线

4.3低旁压力切手动条件：

•再热汽压力信号坏质量

•速度级压力坏质量

•低旁压力定值与低旁压力偏差大

•低旁阀控制指令与反馈偏差大。

4.4低旁快关：

•凝汽器真空低（三取二）

•凝汽器温度高（三取二）

•低旁手动快关按钮

•低旁喷水压力低

•低旁喷水调节阀关

•低旁喷水隔离阀关

5低旁温度控制

5.1低旁温度控制

低旁出口温度控制设计成一个随动系统，即低旁喷水阀的开度定值是低旁阀开度加

上压力、温度修正而形成的。

为了保证先开喷水阀再开蒸汽阀，在定值回路中加上7%的固定偏置，同时考虑到当

低旁阀关闭后且低旁压力控制偏差「0.2MPa时，喷水阀能完全关闭，所以在条件满足时

再减去15除使调节偏差为一8圾让喷水阀全关。

当低旁蒸汽阀投入自动时，低旁喷水阀应联动投入自动。

5.2低旁温度切手动条件：

•低旁前温度信号坏质量

•低旁前压力坏质量

•低旁出口温度坏质量

•低旁压力阀位置反馈坏质量

•低旁喷水调节阀控制指令与反馈偏差大。

5.3低旁喷水调节阀快关：

•凝汽器真空低时，快关低旁喷水阀。

第三章炉膛安全监控系统(FSSS)

1.总则

炉膛安全监控系统(FurnaceSafeguardSupervisorySystem,简称FSSS),它包

括燃烧器控制系统及燃料安全系统，它是现代大型火力发电机组的锅炉必须具备的一种

监控系统。它能在锅炉正常工作和启停等各种运行方式下，连续地密切监视燃烧系统的

大量参数与状态，不断地进行逻辑判断和运算，必要时发出运作指令，通过各种联锁装

置使燃烧设备中的有关部件(如磨煤机组、点火器组、燃烧器组等)严格按照既定的合理

程序完成必要的操作，或对异常工况和未遂性事故做出快速反应和处理。防止炉膛的任

何部位积聚燃料与空气的混合物，防止锅炉发生爆燃而损坏设备，以保证操作人员和锅

炉燃烧系统的安全,FSSS是监控系统，是安全装置，是安全联锁功能级别中的最高等级。

本工程炉膛安全监控系统(FSSS)包括了公用控制逻辑、燃油控制逻辑及燃煤控制逻

辑三大部分。

公用控制逻辑部分包含锅炉保护的全部内容，即炉膛吹扫、主燃料跳闸(MFT)及油

燃料跳闸(OFT)与首出原因记忆、点火条件、点火能量判断等。公用控制逻辑还包括有

FSSS公用设备(如火检冷却风机、密封风机、供油快关阀、回油快关阀、MFT继电器)的

控制。

燃油控制逻辑包括各对油燃烧器投、切控制及层投、切控制。

燃煤控制逻辑包括各制粉系统(煤层)的顺序控制及单个设备的控制。

2.公用控制逻辑

2.1公用控制逻辑概述

FSSS系统包括锅炉炉膛安全保护及燃烧器管理两大内容，是DCS系统的主要控制部

分之一。其公用控制逻辑是FSSS系统的核心，包括整个锅炉安全保护的监控及执行，

FSSS辅机控制，FSSS内部及与其它系统接口。FSSS系统公用控制逻辑具体如下：

(1)确保锅炉点火前炉膛吹扫干净，无燃料积存于炉膛。

(2)预点火操作，建立点火条件，包括炉膛点火条件、油点火条件及煤层点火条件。

在未满足相应点火条件时，油层、煤层不得点火。

(3)连续监视有关重要参数，在危险工况下发生报警，并在设备及人身安全受到威

胁时发生主燃料跳闸。

(4)在主燃料跳闸时，跳闸磨煤机、给煤机、一次风机、燃油快关阀、各个油角阀、

电除尘设备并向有关系统如MCS、SCS、ETS、旁路、吹灰等传送MFT指令。

（5）完成FSSS系统辅助设备控制。如供油快关阀、回油快关阀、火检冷却风机、

密封风机等控制。

FSSS系统的功能决定其系统的可靠性及指令的优先级都必须是最高的。

公用逻辑主要包括以下内容：

•油泄漏实验

•炉膛吹扫

•MFT

•OFT

•点火条件

•点火能量判断

•油系统阀门控制

•火检冷却风机

•密封风机

2.1油泄漏试验

2.1.1概述

本锅炉采用两级点火模式，即：高能点火器点燃油枪，油枪再点燃煤粉。

为防止供油管路泄漏（包括漏入炉膛），油系统泄漏试验是针对供油快关阀、及单个

油角阀的密闭性所做的试验。操作员直接在CRT上发出启动油泄漏试验指令。

油泄漏试验成功是炉膛吹扫条件之一。

油泄漏试验允许条件如下：

•MFT发生MOD

•供油快关阀全关

•回油快关阀全关

•所有油角阀全关

•快关阀前进油压力正常（＞3.5MPa）

油泄漏试验步骤如下：（定值待定）

步一：开供油快关阀，给油管路充压，在60秒之内，快关阀后进油压力高于3.5MPa

时，认为充压成功，同时关供油快关阀，否则油泄漏实验失败（充压失败）;

步二：充压完成后，如果进油母管压力在180秒之内没有低于2.OMPa,则“油母

管泄漏试验成功”，否则油泄漏实验失败；

步三：油母管泄漏试验成功后，开回油快关阀泄压，120秒之内进油母管压力低于

1.5MPa后，关回油快关阀，开始供油快关阀泄漏实验，否则油泄漏实验失

败（泄压失败）；

步四：泄压完成后，如果进油母管压力在120秒内没有高于1.5MP,说明供油快关

阀不泄漏，油泄漏实验完成，否则油泄漏实验失败。

注：油泄漏实验失败之后，立即关闭供油快关阀和回油快关阀。

在试验的过程中，以下任一条件复位油泄漏试验：

•MFT信号（脉冲）

•油泄漏实验进行10分钟后

•油泄漏试验成功

•油泄漏试验失败

以下任一条件复位油泄漏试验成功信号：

•MFT信号（脉冲）

•油泄漏试验正在进行脉冲

2.2炉膛吹扫

2.2.1吹扫目的

锅炉点火前，必须进行炉膛吹扫，这是锅炉防爆规程中基本的防爆保护措施。在锅

炉的炉膛，烟道和通风管道中积聚了一定数量的可燃混合物突然同时被点燃，这种现象

称为爆燃，严重的爆燃即为爆炸。由于炉膛压力聚增，超过炉膛结构所能承受的压力，

使炉墙外延崩塌称为“外爆”。当炉膛压力过低，其下降幅值超过炉膛结构所能承受压

力时，炉膛就会向内坍塌这种现象称为炉膛内爆。

在正常工况下，进入炉膛的燃料立即被点燃，燃烧后，生成的烟气也随时排出，炉

膛和烟道内没有可燃混合物积存，因而也不会发生爆燃，但如果运行人员操作不当，设

备或控制系统设计不合理，或者设备和控制系统出现故障等，就有可能发生爆燃，FSSS

的首要目标是防止锅炉在启、停及任何运行过程中，且任何部位产生积聚爆炸性燃料和

空气混合物的可能，否则会产生损坏锅炉和燃烧设备的恶性爆炸事故。

炉膛吹扫的目的是将炉膛内的残留可燃物质清除掉，以防止锅炉点火时发生爆燃。

2.2.2吹扫条件

炉膛在吹扫时，必须满足下列所有条件。

•无MFT条件

•任一空预器运行

•任一引风机运行

•任一送风机运行

•一次风机全停

•风量合适(30%以上)MOD

•供油快关阀已关

•所有油角阀已关

•所有给煤机跳闸

•所有磨煤机跳闸

•所有磨煤机出口门全关

•所有煤/油火检无火

•二次风挡板在吹扫位

•火检冷却风压正常(>5kPa)

•油泄漏试验成功或旁路

•MFT柜110VDC电源正常

2.2.3吹扫过程

主燃料跳闸(MFT)后，自动产生“请求炉膛吹扫”信号。

当吹扫条件全部满足后，操作员就可以启动吹扫，同时画面300秒倒计时显示。

为了使炉膛吹扫彻底、干净，吹扫过程必须在30%以上额定风量下持续5分钟。

在吹扫过程中，FSSS逻辑连续监视吹扫允许条件。在吹扫过程中如果某个吹扫允许

条件不满足，立即中断吹扫，同时吹扫计时器清零，屏幕显示吹扫中断，操作员就要重

新启动吹扫程序。

当所有吹扫条件全部满足并且持续5分钟，吹扫完成。

“炉膛吹扫成功”信号是复位MFT的必要条件。

MFT发生时，通过一个MFT脉冲信号清除“炉膛吹扫完成”信号。

2.3主燃料跳闸(MFT)

主燃料跳闸(MFT)是锅炉安全保护的核心内容。是FSSS系统中最重要的安全功能。

在出现任何危及锅炉安全运行的危险工况时，MFT动作将快速切断所有进入炉膛的燃料,

即切断所有油和煤的输入，以保证锅炉安全，避免事故发生或限制事故进一步扩大。

当MFT跳闸后，有首出跳闸原因显示；当MFT复位后，首出跳闸记忆清除。

MFT跳闸条件分述如下：

•手动MFT

•汽机跳闸，且锅炉负荷大于30%（确定旁路容量），或锅炉负荷小于30%且高或

低旁10秒未离开关位；

•空预器全停，延时300秒；（调试待定）

•引风机全停

•送风机全停

•一次风机全停且有磨未停且无油层投运

•给水泵全停，

•火检冷却风机全停，延时60（调试待定）秒

•火检冷却风压力低低低，延时60（调试待定）S

•炉膛压力高高（3取2）,延时2s

•炉膛压力低低（3取2）,延时2s

•风量（25%（3取2）,延时10S（无测点）

•给水流量低（给水流量低于最小流量值的85%延时20秒，或低于最小流量的7096

延时1秒）

•离子交换器出水导电度高高（只有1个测点，无定值）（只报警，del,与锅炉

厂协商删除）

•MFT复位后，3次点火失败

•延时点火，MFT复位后，30分钟之内炉膛没有建立第一个火焰MOD

•失去所有燃料（所有油角阀全关或供油快关阀已关，且磨煤机全停，且有任一角

燃烧器投运记忆）

•失去全部火焰（全部火焰丧失，且有任一油角燃烧器投运记忆）

当大于等于2个油燃烧器无火时，认为该油层无火；

当大于等于2个煤燃烧器无火时，认为该煤层无火；

当所有油层无火且所有煤层无火时，认为全部火焰丧失；

•临界火焰保护

锅炉负荷＞50%、没有RB工况且煤层投运个数大于4的情况下，在0.5S（延时

待与锅炉厂核实）内失去火焰的数量超过投运燃烧器总数的2/5（待与锅炉厂核实）

时，旦炉膛负压＞800Pa或〈一800Pa。

•失去再热器保护

当再热器内无蒸汽流动时，即下列两种情况:

＞高压主汽门全关或者高调门全关同时高旁关闭;

＞中压主汽门全关或者中调门全关同时低旁关闭；

如果此时任一磨组投运（煤粉燃烧器着火），立即跳闸MFT。如果任意油枪投运

且燃油流量大于再热器保护值，延时10秒后跳闸MFT（待定）

•分离器出口温度＞457℃（硬接线3取2）ADD

•负荷＞50躲（暂定），锅炉过热器出口过热度延时10秒（暂定）（硬接线3

取2）ADD

•脱硫请求MFT（硬接线3取2）

MFT发生后，联锁以下设备动作：

•退点火枪A〜F层（24支）

•关油阀A〜F层（24个）

•跳一次风机（2台），跳密封风机ADD

•联关过热器A侧一级减温水调阀前门

•联关过热器A侧二级减温水调阀前门

•联关过热器B侧一级减温水调阀前门

•联关过热器B侧二级减温水调阀前门

•联关过热器减温水总电动门

•联关再热器减温水总电动门

停磨A、关出口门、停给煤机A1/A2、关冷风门、关热风门

停磨B、关出口门、停给煤机B1/B2、关冷风门、关热风门

停磨C、关出口门、停给煤机C1/C2、关冷风门、关热风门

停磨D、关出口门、停给煤机D1/D2、关冷风门、关热风门

停磨E、关出口门、停给煤机E1/E2、关冷风门、关热风门

停磨F、关出口门、停给煤机F1/F2、关冷风门、关热风门

•联开锅炉A侧前墙二次风门

•联开锅炉B侧前墙二次风门

•联开锅炉A侧后墙二次风门

•联开锅炉B侧后墙二次风门

•送MFT指令至CCS、ETS、旁路、吹灰等系统

MFT发生后，联锁以下设备动作:

•跳闸OFT

•跳闸所有油燃烧器

•关闭进油快关阀

•跳闸所有磨煤机

•跳闸所有给煤机

•关闭所有磨煤机出口挡板

•跳闸所有一次风机

•送MFT指令至MCS、ETS、旁路、吹灰、电除尘等系统

MFT设计成软、硬两路冗余，当MFT条件出现时软件会送出相应的信号来跳闸相关

的设备，同时MFT硬继电器也会向这些重要设备送出一个硬接线信号来跳闸它们。例如，

MFT发生时逻辑会通过相应地模块输出信号来关闭进油快关阀，同时MFT硬接点也会送

出信号来直接关闭进油快关阀。这种软硬件互相冗余有效地提高了MFT动作的可靠性。

2.4油燃料跳闸(OFT)

油燃料跳闸(OFT)逻辑检测油母管的各个参数，当有危及锅炉炉膛安全的因素存在

时，产生OFT。关闭进油快关阀，切除所有正在运行的油燃烧器。

OFT跳闸条件：

(1)运行人员跳闸(运行人员关闭进油快关阀指令)；

(2)MFT；

(3)进油快关阀未开，延时1秒，3秒脉冲，MOD；

(4)进油压力低(3取2)延时2秒，且任一油角阀未关；

(5).负荷小于100MW,油枪投运支数小于等于5支，任一油角阀关故障。(任一油角

阀关故障做报警)ADD

(6).进油快关阀未开，任意油角阀未关，ADD；

以下条件全部满足，复位OFT：

•MFT已复位且无OFT跳闸条件存在

当OFT发生后，联锁以下设备动作：

•跳闸所有油燃烧器(关油角阀，退油枪，退点火枪)

•关闭进油快关阀，关闭回油快关阀，关回油调节阀。

2.5点火允许条件

炉膛点火允许(满足以下所有条件)

•MFT复位

•MFT柜110VDC电源正常ADD

•省煤器入口流量＞511t/hADD

•任一火检冷却风机运行，且火检风母管压力不低

♦一风箱炉膛,差压高;-

•炉膛压力正常（大于-500Pa,小于500Pa）ADD

•总风量小于40%B—MCR,或任一煤层投运

油层点火允许（满足以下所有条件）

•炉膛点火允许

•OFT已复位

•供油快关阀已开

•回油快关阀已开

•快关阀后进油压力正常

煤层点火允许条件（满足以下所有条件）

•炉膛点火允许

♦锅炉负荷＞25%

•空预器出口二次风温＞200℃ADD

•空预器出口母管一次风压＞6KPa（暂定）MOD

•任意一次风机运行，任意密封风机运行或K台=次风机运行且投运煤组数量小

于3MOD

•对应煤组的油组投运支数大于等于2支，或负荷＞50%ADD

2.6火检冷却风机

启动允许：

•无

停止允许：（满足以下任一条件）

•火检冷却风机B运行，且母管压力不低

•MFT后，空预器出口烟气温度低于120度MOD

自动启动：

•火检冷却风机A投入备用，旦火检冷却风机B跳闸

•火检冷却风机A投入备用，且火检冷却风机B运行延时5秒且火检冷却风压力

低

自动停止:

•无

2.7密封风机

启动允许：

♦任一一次风机运行

•密封风机A温度允许；

•密封风机A电机远控方式；

•密封风机A出口挡板关位；ADD

•入口调门开度小于0%

•密封风机A无保护跳闸条件；MOD

•密封风机A电机未失电或控制回路断线；

•密封风机A电机未保护动作；

停止允许：（满足以下任一条件）

•一次风机全停

♦一磨主电机全停•，延时3.•秒

•MFT

•B运行且出口压力不低，延时60秒

自动启动：

•密封风机A投入备用，旦密封风机B跳闸

•密封风机A投入备用，且密封风机B运行延时5秒，且密封风机出口母管压力

低

自动停止：

•一次风机全停，延时60SMOD

•MFT动作ADD

2.8供油快关阀

开允许：

•无OFT条件

•油泄漏试验时允许开

关允许：

•无

自动开：

•油泄漏试验自动开

自动关：

•油泄漏试验自动关

•OFT条件

•MFT动作

2.9回油快关阀

开允许：

•无

关允许：

•无

自动开：

•油泄漏试验自动开

自动关：

•油泄漏试验自动关

•OFT条件

•MFT动作

2.11煤层点火能量判断

满足以下全部条件，认为A煤层点火能量满足:

•煤层点火允许

•A油层投运（2/4），或锅炉负荷＞50%MOD

满足以下全部条件，认为B煤层点火能量满足:

•煤层点火允许

•B油层投运（2/4），或锅炉负荷＞50%MOD

满足以下全部条件，认为C煤层点火能量满足:

•煤层点火允许

•C油层投运（2/4），或锅炉负荷＞50%MOD

满足以下全部条件，认为D煤层点火能量满足:

•煤层点火允许

•D油层投运（2/4），或锅炉负荷＞50%MOD

满足以下全部条件，认为E煤层点火能量满足:

•煤层点火允许

•E油层投运(2/4),或锅炉负荷50%MOD

满足以下全部条件，认为F煤层点火能量满足：

•煤层点火允许

•F油层投运(2/4),或锅炉负荷50%MOD

3.燃油控制逻辑

锅炉经过炉膛吹扫，并且所有油点火条件全部满足后，锅炉才能点火启动。每一个

油枪及其高能点火器均配有油枪控制系统，该控制系统在接到点火信号后能依次顺序自

动完成油枪的推进、高能点火器的推进、高能点火器打火同时开油阀投油、高能点火器

停止打火、退高能点火器等的控制。在接到油枪停运信号后能依次顺序自动完成高能点

火器的推进、高能点火器打火、油枪停油、油枪吹扫、高能点火器停止打火、退高能点

火器、退油枪等的控制。

油枪投运有单角投运和组投运两种方式。

(1)组投运：运行人员发出组投运指令后间隔15秒分别投1,4,2,3油燃烧器；

(2)运行人员发出组停运指令后间隔15秒分别切3,2,4,1油燃烧器；

(3)单角投运：运行人员可对单只油点火器系统进行投运、切除、吹扫操作。

油角投运判断：A1油火检有火，且A1角油阀已开，且A1煤、油火检无故障，延时

10秒。其它角投运判断类同。

油组投运判断：当大于等于2MOD个油角投运时，认为该油组投运；否则认为该