1.23 燃油泵房设备
　　1.23.1设备名称、型式、型号及用途
　　序号 设备名称 型 式 型 号 安装地点 数量 备 注
　　1) 供油泵 多级离心泵 65AY50X10 油泵房室内 3 输送介质：0号轻柴油
　　配防爆型变频电机
　　2) 卸油泵 自吸式双螺杆 2GH70-118 油泵房室内 2 输送介质：0号轻柴油
　　配防爆型电机
　　3) 污油泵 液下泵 YW50-32-250A 室外 1 输送介质：污油
　　配防爆型电机
　　4) 污水泵 液下泵 YW50-32-200A 室外 1 输送介质：含油污水
　　配防爆型电机
　　供油泵：配置变频型防爆型电机，每台电机配一台变频器，供油泵的设置为二运一备。供油泵既要满足锅炉的点火用油又要满足锅炉的助燃用油，当一台炉用油时投一台油泵；当二台炉同时用油时投二台油泵。
　　卸油泵为二台泵同时运行，考虑汽车来油，二台泵同时运行时能满足2小时内将30m3油槽车中的油卸完。
　　污油泵为间断运行，污油泵的作用是将污油池中的净油运送到净油管道返回到油罐中。
　　污水泵为间断运行，污水泵的作用是将污油池中的污水排放到厂区排水管道中。
　　1.23.2主机设备技术参数
　　序号 设备名称 流量
　　（m3/h） 压力
　　（MPa） 入口汽蚀余量
　　mH20 效率
　　％ 备 注
　　1） 供油泵 25 4.5 ≤2.5 62
　　2） 卸油泵 22 0.6 3.0 80
　　3） 污油泵 5.5 0.6 37 液下泵、液下长度1.0m
　　4） 污水泵 12 0.35 47 液下泵、液下长度2.3m
　　配套电机技术参数
　　序
　　号 主设备名称 配套电机
　　 型 号 功率
　　（kW） 转速
　　（r/min） 电压
　　（V） 绝缘
　　等级 防护等级
　　 1） 供油泵 YBP280M2-2 90 2950 380 F IP54
　　 2） 卸油泵 YB132S2-4 7.5 1440 380 F IP54
　　3) 污油泵 YB160M-2 11 2950 380 F IP56
　　4) 污水泵 YB132S2-2 7.5 2950 380 F IP56
　　1.23.3滤油器参数
　　(1)供油泵滤油器
　　 型式及型号:SDGLQ-25T-100K
　　 布置方式： 立式，布置于油泵房内
　　 台 数： 共3台
　　介 质： 轻油，油温为常温(最高50℃)
　　流 量: 25 m3/h
　　设计压力： 1.6 Mpa
　　吹扫空气压力: 0.5-0.8Mpa
　　(2)卸油泵滤油器
　　 型式及型号: SDGLQ-25T-100K 100目
　　 布置方式： 管道法兰联接，布置于卸油泵房内
　　 台 数： 共2台
　　介 质： 轻油，油温为常温(最高50℃)
　　流 量: 22 m3/h
　　设计压力： 1.6 Mpa
　　(3)油水分离器参数
　　型式及型号: LYSF-5（整机电器防爆dIIBT4,带防爆型油分浓度计）
　　排水含油量：<5mg/l
　　油去除率： >99%
　　处 理 量: 5m3/h
　　出口水质要求：含油量：≤5 mg/l 油颗粒≤8 μm并应符合国家最新有关废水排放标准
　　(4)设备配套泵:
　　污水泵:单螺杆泵
　　型式及型号: 卧式G35-A720
　　扬 程: 0.65Mpa
　　流 量: 5 m3/h
　　自吸高度: 6m。
　　净油泵:柱塞泵
　　型式及型号: DZ-2000
　　扬 程: 0.35Mpa
　　流 量: 3 m3/h
　　自吸高度: 1m。
　　设备配套油箱: 有效容积0.5 m
　　
　　1.24锅炉范围内管道附件
　　1.24.1给水操纵台
　　⑴　给水管道━━容量满足100%负荷需要，装有DN245可控制开度的电动闸阀。在锅炉运行时，30%～100%锅炉负荷变化此路给水。
　　⑵　给水旁路管道━━容量满足30%负荷需要，装有DN125电动截止阀和DN125调节阀，在锅炉启动、停运过程中使用。
　　1.24.2 再循环管
　　为保证省煤器中的水在点、停炉有一定的流速，在尾部烟道东侧给水管路集箱与＃1集中下降管之间加装有再循环管路，。省煤器再循环电动截止阀在锅炉启动或停炉后停止给水时打开，锅炉给水时立刻关闭，以防止给水直接进入水冷壁。如果给水直接进入水冷壁与原水冷壁里面的水有较大的温差，这些水进入汽包后，容易造成汽包上下壁温差增大，同时也会造成省煤器进水量减少，可能会造成省煤器管壁冷却不足而烧坏省煤器。
　　1.24.3 喷水减温水管路
　　过热蒸汽喷水减温水来自锅炉给水泵出口，高加前。当4只调节阀关闭时，主喷水管道上的截止阀也应联锁关闭，防止喷水调节阀内漏时，喷水进入过热器组件。
　　再热蒸汽喷水减温水来自锅炉给水泵中间抽头。当4只调节阀关闭时，主喷水管道上的截止阀也应联锁关闭，防止喷水调节阀内漏时，喷水进入再热器组件。
　　喷水减温器规范表
　　名 称 型式 材 质 允许温度℃ 位 置 喷水水源 喷水量（t/h） 工作压力MPa
　　一级减温器 笛形管式 12Cr1MoVG ﹤580 低过、屏过连接管 给水泵出口,高加前 23.76 20
　　二级减温器 笛形管式 12Cr1MoVG ﹤580 屏过、高过连接管 给水泵出口,高加前 9.36 20
　　再热器微喷减温器 笛形管式 12Cr1MoVG ﹤580 低再、屏再连接管 给水泵中间抽头 10.8 10
　　再热器事故减温器 笛形管式 20G ﹤480 低再入口 给水泵中间抽头 0 10
　　1.24.4各受热面及其管道，联箱钢材材质允许温度
　　材质 允许温度 适用范围
　　20g/SA106-C ≤450℃ 水冷壁/下降管/省煤器/部分低再低过管道及联箱
　　15CrMoV 壁温≤530℃/管道≤500℃ 部分高温区低过管道/部分高温区低再管道及联箱
　　12Cr1MoVG/T91 壁温≤570℃/联箱≤555℃ 二，三级过热器管道，联箱及其连接管/前后水冷壁联箱及双面水冷壁联箱/冷再出口联箱及热再上部联箱以及减温器管道等
　　T91 ≤625℃的部分高过，≤650℃的部分高再，≤600℃的联箱及其蒸汽管道。
　　SA213-TP304H 壁温≤705℃ 高温再热器下部高温部分及其下部联箱
　　1.24.5 锅炉安全阀
　　汽包和过热器安全阀总排放能力为1097t/h，再热器安全阀总排放能力为902t/h。
　　名称 位置 数量 整定压力MPa(g)
　　安全阀 汽包 1 19.87
　　安全阀 汽包 1 20.27
　　安全阀 汽包 1 20.47
　　安全阀 高过出口 2 18.36
　　安全阀 低再进口 2 4.46
　　安全阀 低再进口 2 4.6
　　安全阀 屏再出口 2 4.06
　　PCV阀 高过出口 2 18.18
　　
　　
　　
　　
　　
　　
　　
　　第二章 锅炉的保护定值、自动控制及保护系统
　　
　　2.1 锅炉保护定值(具体数值待调试后修正)
　　序号 中文描述 单位 高 低 动作结果
　　 Ⅰ值 Ⅱ值 Ⅲ值 Ⅰ值 Ⅱ值 Ⅲ值
　　1. 1 汽包压力 Mpa 19.44 19.81　 20.27　 　 　 　 报警
　　2. 2 主汽压力 Mpa 18.1 　 　 　 　 　 报警
　　3. 3 过热器出口集箱压力 Mpa 　 18.18 　 　 　 联开电磁泄压阀
　　 　 　 　 17.2 　 　 联关电磁泄压阀
　　4. 4 再热器入口压力 Mpa 4 　 　 　 　 　 报警
　　5. 5 再热器出口集箱压力 Mpa 　 3.89 　 　 　 　 联开对空排汽
　　 3.8 　 　 　 　 　 报警
　　6. 7 床下燃油母管压力 Mpa 3.5 　 　 　 　 　 报警
　　 　 　 　 1.5 　 　 报警
　　 　 　 　 　 1.0 　 跳闸
　　7. 8 床上燃油母管压力 Mpa 3.5 　 　 　 　 　 报警
　　 　 　 　 1.5 　 　 报警
　　 　 　 　 　 1.0 　 跳闸
　　8. 9 油枪吹扫空气压力 Mpa 　 　 　 　 0.2 　 跳闸
　　 　 　 　 0.4 　 　 报警
　　 0.85 　 　 　 　 　 报警
　　9. 10 火检冷却风压力 Kpa 　 　 　 30 　 　 报警
　　10. 11 密相区下部床压 KPa 11 　 　 　 　 　 报警
　　 　 　 　 7 　 　 报警
　　11. 12 回料腿下部料位 m 　 　 　 　 　 报警
　　12. 回料腿下部料位 m MFT
　　13. 13 炉膛出口压力 Pa 489 　 　 　 　 　 报警
　　 　 2489　 　 　 　 MFT
　　 3744 跳一二次风机
　　 　 　 　 -489 　 　 报警
　　 -2489 MFT
　　 　 　 　 　 　 -3744 跳引风机
　　14. 14 高压流化风机出口总管压力 Kpa 　 　 　 　 　 20 MFT
　　 　 　 　 　 35 　 联启备用风机
　　 　 　 　 45 　 　 报警
　　15. 15 冷渣器冷却水进出口总管压力 MPa 　 　 　 0.5 　 　 报警
　　 　4 　 　 　 　 报警
　　16. 16 去布风板一次风风量 (最小流风量) KNm3/H 　 　 　 170 　 　 报警
　　 　 　 　 　 160 报警
　　 　 　 　 　 150 MFT
　　17. 17 称重给煤机密封风风量 Nm3/H 　 　 　 1800 　 　 报警
　　 　 　 　 　 　 跳闸
　　18. 19 回料阀流化风总量 Nm3/H 　 　 　 6000 　 　 报警
　　19. 23 引风机液耦工作油出口压力 Mpa 0.35 　 　 　 　 　 报警
　　 　 　 　 0.02 　 　 报警
　　20. 24 吹灰蒸汽压力 Mpa 2.8 　 　 　 　 　 报警
　　 　 　 　 1.5 　 　 报警
　　21. 31 石灰石仓输送管道压力 Mpa 0.4 　 　 　 　 　 报警/启动吹堵程序
　　22. 32 空预器输灰压缩空气压力 MPa 0.4 　 　 　 　 　 报警
　　23. 33 除尘器一列输灰压缩空气压力 MPa 0.4 　 　 　 　 　 报警
　　24. 34 除尘器二列输灰压缩空气压力 MPa 0.4 　 　 　 　 　 报警
　　25. 35 除尘器三列输灰压缩空气压力 MPa 0.4 　 　 　 　 　 报警
　　26. 36 干燥机冷却水压力 MPa 　 　 　 0.25 　 　 报警
　　27. 37 仪用压缩空气贮气罐出口压力 MPa 　 　 　 0.6 　 　 报警
　　28. 38 压缩空气除尘过滤器差压 KPa 　 　 　 60 　 　 报警
　　29. 39 压缩空气除油过滤器差压 KPa 　 　 　 60 　 　 报警
　　30. 40 吹灰疏水温度高 ℃ 235 　 　 　 　 　 关疏水门
　　31. 41 床下进油总管温度 ℃ 　 　 　 　 5 　 报警
　　 　 　 　 10 　 　 报警
　　32. 42 床上进油总管温度 ℃ 　 　 　 　 5 　 报警
　　 　 　 　 10 　 　 报警
　　33. 43 主汽温度 ℃ 545 　 　 　 　 　 报警
　　 　 　 　 530 　 　 报警
　　34. 44 旋风分离器入、出口温度 ℃ 950 　 　 　 　 　 报警
　　 　 1000 　 　 　 　 MFT
　　35. 46 床温 ℃ 920 　 　 790　 　 　 报警
　　 　 975　 　 760　 　 报警
　　 　 　 990　 　 650　 MFT
　　36. 47 床温 ℃ 520 　 　 　 　 　 允许投煤
　　37. 旋风分离器蒸汽温度 ℃ 460 开向空排汽
　　 450 关向空排汽
　　38. 48 再热器出口温度 ℃ 545 　 　 　 　 　 报警
　　 　 　 　 530 　 　 报警
　　39. 49 称重给煤机温度 ℃ 65 　 　 　 　 　 报警
　　40. 52 空预器出口烟气温度 ℃ 　 　 　 120 　 　 报警
　　 180 　 　 　 　 　 报警/联开事故喷水
　　 　 200 　 　 　 　 报警,解列走旁路烟道
　　41. 53 烟气含氧量 % 6 　 　 　 　 　 报警
　　 　 　 　 3.0 　 　 报警
　　42. 54 飞灰含碳量 % 6 　 　 　 　 　 报警
　　43. 55 引风机轴承温度(含电机) ℃ 70 　 　 　 　 　 报警
　　 　 80 　 　 　 　 跳闸
　　44. 56 引风机电机线圈温度 ℃ 135 　 　 　 　 　 报警
　　 　 145 　 　 　 　 跳闸
　　45. 57 引风机液偶工作油出口温度 ℃ 80 　 　 　 　 　 报警
　　 　 90 　 　 　 　 跳闸
　　46. 58 一次风机轴承
　　温度(含电机) ℃ 75 　 　 　 　 　 报警
　　 　 85 　 　 　 　 跳闸
　　47. 59 一次风机电机线圈温度 ℃ 135 　 　 　 　 　 报警
　　 　 145 　 　 　 　 跳闸
　　48. 60 二次风机轴承温度(含电机) ℃ 75 　 　 　 　 　 报警
　　 　 85 　 　 　 　 跳闸
　　49. 61 二次风机电机线圈温度 ℃ 135 　 　 　 　 　 报警
　　 　 145 　 　 　 　 跳闸
　　50. 63 高压流化风机电机线圈温度 ℃ 135　 　 　 　 　 报警
　　 145 　 　 　 　 跳闸
　　51. 64 高压流化风机轴承温度(含电机) ℃ 75 　 　 　 　 　 报警
　　 　 85 　 　 　 　 跳闸
　　52. 65 播煤增压风机轴承温度(含电机) ℃ 75 　 　 　 　 　 报警
　　 　 85 　 　 　 　 跳闸
　　53. 66 播煤增压风机电机线圈温度 ℃ 135 　 　 　 　 　 报警
　　 　 145 　 　 　 　 跳闸
　　54. 67 汽包水位 mm 50 　 　 　 　 　 报警/联关紧急放水门
　　 　 115 　 　 　 　 报警/联开紧急放水门
　　 　 　 190 　 　 　 MFT
　　 　 　 　 -50 　 　 报警
　　 　 　 　 　 -270 　 报警
　　 　 　 　 　 　 -370 MFT
　　55. 68 一次风机
　　轴承振动 mm/s 6.3 　 　 　 　 　 报警
　　56. 一次风机
　　轴承振动 7.1 跳闸
　　57. 一次风机电机
　　轴承振动 4 报警
　　58. 一次风机电机
　　轴承振动 5 跳闸
　　59. 69 二次风机轴承振动 6.3 　 　 　 　 　 报警
　　60. 二次风机轴承振动 7.1 跳闸
　　61. 二次风机电机轴承振动 4 报警
　　62. 二次风机电机轴承振动 5 跳闸
　　63. 70 引风机轴承振动(含电机) 4.6 　 　 　 　 　 报警
　　64. 引风机轴承振动(含电机) 7.1 跳闸
　　65. 71 播煤风机轴承振动 6.3 　 　 　 　 　 报警
　　66. 播煤风机轴承振动 mm/s
　　 7.1 跳闸
　　67. 播煤风机电机轴承振动 4 报警
　　68. 播煤风机电机轴承振动 5 跳闸
　　69. 高压流化风机轴承振动 6.3 　 　 　 　 　 报警
　　70. 高压流化风机轴承振动 7.1 跳闸
　　71. 高压流化风机电机轴承振动 4 报警
　　72. 高压流化风机电机轴承振动 5 跳闸
　　73. 风机油站供油温度 ℃
　　 37 关加热器
　　74. 风机油站供油温度 20 开加热器
　　75. 油站油箱温度 50 报警
　　76. 出油管道油压低 MPa 0.15 开备用泵
　　77. 出油管道油压高 0.2 停备用泵
　　78. 出油管道
　　油压低低 0.1 报警
　　79. 72 煤仓料位 米 9 　 　 　 　 　 报警
　　 　 　 　 1 　 　 报警
　　80. 73 灰库料位 米 8.5 　 　 　 　 　 报警
　　 　 　 　 2 　 　 报警
　　
　　2.2 锅炉自动控制（炉侧MCS子系统）
　　电力系统常用英文缩写与中文含义对照表
　　AGC 自动发电机负荷控制 FSSS 炉膛安全控制系统
　　ADS 自动调度系统 MFT 主燃料跳闸
　　BASE 基本运行方式（机炉均手动） RB 快速降负荷（实际运行中已切除）
　　BF 炉跟机 SCS 顺序控制系统
　　BMS 燃烧器管理系统 TSI 汽机本体安全监视系统
　　CCS 协调控制系统 XDPS 新华分散控制系统
　　DCS 分散控制系统 OPC 汽轮机超速保护
　　DEH 数字电液调节系统 OFT 燃油保护跳闸系统
　　DPU 分散处理单元 MMI 人机接口
　　ETS 汽机紧急跳闸 MCS 模拟量调节控制系统
　　2.2.1协调控制系统
　　(1)调节系统硬件构成
　　 CFB机组MCS系统主要功能由新华控制工程有限公司XDPS分散控制系统实现。锅炉侧各主要调节系统包括如下内容：
　　a.协调、给煤、汽包水位及炉侧单回路系统：
　　b.一次风、二次风、流化风及及炉侧单回路系统：
　　c.过热汽温、再热汽温、冷渣机及炉侧单回路系统：
　　 协调控制系统设计原则是将汽机、锅炉作为整体考虑。通过预测提前量来提高机组负荷响应能力、抑制动态偏差；与能量平衡控制策略及各种非线性、方向闭锁等控制机理的有机结合，协调控制机组功率与机前压力，协调处理负荷要求与实际能力的平衡。在保证机组具备快速负荷响应能力的同时，维持机组主要运行参数的稳定。
　　 (2)机组指令处理回路
　　 机组指令处理回路是机组控制的前置部分，它接受操作员指令、AGC指令、一次调频指令和机组运行状态信号。根据机组运行状态和调节任务，对负荷指令进行处理使之与运行状态和负荷能力相适应。
　　 a. AGC指令
　　 AGC指令由省调远方给定，当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK时，退出AGC控制。
　　b.一次调频指令
　　 一次调频指令为转差对应功率关系，频率调节死区范围为±0.033HZ，即一次调频调节死区范围为3000±2r/min。频率调节范围确定为50±0.2 HZ，即49.8～50.2 HZ（对应于汽轮机转速控制范围为3000±12r/min）12r/min对应±20MW。当负荷达到上限330MW或下限160MW对一次调频信号进行方向闭锁，当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK时退出一次调频控制。
　　c.机组指令的实际能力识别限幅功能，反映了协调控制系统一种重要设计思想——控制系统自适应能力：
　　1）正常工况——“按需要控制”，实际负荷指令等于目标指令；
　　2）异常工况——“按可能控制”，目标指令跟踪实际负荷指令。
　　d.机组指令的实时能力识别限幅功能主要有：
　　1）方向性闭锁
　　2）迫升/迫降（Run Up/Run Down）
　　3）辅机故障快速减负荷（Runback）
　　e.机组指令增闭锁
　　1）机组指令达上限；
　　2）锅炉指令增闭锁；
　　3）送风指令达上限；
　　4）一次风机指令达上限；
　　5）引风指令达上限；
　　6)给水指令达上限；
　　7)PT　　8）流化风机控制增闭锁；
　　9）床温偏高；
　　10）RUNBACK。
　　f.机组指令减闭锁
　　1）机组指令达下限；
　　2）锅炉指令减闭锁；
　　3）送风指令达下限；
　　4）一次风机指令达下限；
　　5）引风指令达下限；
　　6）给水指令达下限；
　　7）PT>PS；
　　8)流化风机控制减闭锁；
　　 9）床温偏低。
　　g.迫升/迫降（Run Up/Run Down）指令
　　迫升/迫降作为CCS的一种安全保护，具备按实际可能自动修正机组指令功能。迫升/迫降主要作用是对有关运行参数（燃料量、送风量、给水流量、一次风压、二次风压、流化风压力）的偏差大小和方向进行监视，如果它们超越限值，而且相应的指令已达极限位置，不再有调节余地，则根据偏差方向，对实际负荷指令实施迫升/迫降，迫使偏差回到允许范围内，从而达到缩小故障危害的目的。迫升指令包括:
　　1）机组指令减闭锁；
　　 下列任一条件成立：
　　a.燃料指令小于燃料量5%；
　　 b. 风量指令小于总风量5%；
　　c.给水指令小于给水流量5%；
　　d.一次风母管压力高定值1KPa；
　　e.二次风母管压力高定值1KPa；
　　f.流化风母管压力高定值2KPa（。
　　2）机组指令增闭锁；
　　下列任一条件成立：
　　 a.燃料指令大于燃料量5%；
　　 b.风量指令大于总风量5%；
　　 c.给水指令大于给水流量5%；
　　 d.一次风母管压力低定值1KPa；
　　e.二次风母管压力低定值1KPa；
　　f.流化风母管压力低定值2KPa。
　　f.辅机故障快速减负荷（Runback）
　　 机组主要辅机在运行中跳闸是突发事件，此时若仅靠运行人员操作，由于操作量大、人为因素多，不能确保机组安全运行。因此RB功能是否完善是衡量CCS系统设计重要指标。
　　 以静制动——指发生RB工况时，BMS按要求切煤投油，CCS根据RB目标值计算出所需的燃料量后，锅炉主控处于静止状态。
　　 综合协调——指发生RB工况时，协调各子系统以确保运行工况的平衡过渡，汽机主控维持负荷与机前压力关系。在快速减负荷的同时要对某一辅机跳闸引起的运行工况扰动进行抑制，即采用适当的前馈量，以减小RB工况初期影响机组运行稳定的不利因素。对外协调BMS、DEH、SCS控制系统快速、平稳地把负荷降低到机组出力允许范围内。
　　330MW CFB机组RB控制
　　1） Runback项目
　　运行中一台送风机跳闸；
　　运行中一台引风机跳闸；
　　运行中一台一次风机跳闸；
　　运行中一台流化风机跳闸；
　　运行中一台给水泵跳闸。
　　BMS快速切除部分燃料,所有运行给煤机（在自动位置）统一减燃料。
　　2） 根据需要投油；完成粗调。
　　3）细调由CCS完成
　　a.RB发生时BMS快速切除部分燃料，同时引风调节前馈关小（幅度与切除燃料量成比例）。
　　b.CCS根据RB发生前单位煤耗（实时）计算目标值所需的燃料量，等BMS完成切除燃料后，根据目标燃料量与保留燃料量比较，通过RB燃料调节，维持目标燃料量。
　　 c.RB过程中汽机主控增闭锁。
　　 d.低于目标负荷或负荷变化率小于3 MW/min ，RB过程结束。
　　 4）内部协调
　　如果是一台引风机在运行中跳闸产生RB工况时，则对送风机控制进行相应比例前馈，以减小炉膛压力波动幅度。
　　 5）RB工况CCS控制方式
　　 RB工况机组进入TF方式，机前压力定值是负荷的函数，其定值低限为11MPa。
　　2.2.2协调控制方式
　　 协调控制分MAN、BF、TF、CCBF、CCTF五种方式。
　　1) MAN方式
　　 MAN方式——即锅炉主控、汽机主控都在手动方式。
　　2) BF方式
　　 BF方式——炉跟机，即锅炉控制主汽压力，汽机主控在手动方式。
　　3) TF方式
　　 TF方式——机跟炉，即汽机控制主汽压力，锅炉主控在手动方式。
　　4) CCBF（炉跟机）方式
　　 CCBF方式——即汽机控制功率，锅炉控制压力。这是一种控制功率为主的综合控制方式，机组指令按比例直接作用到汽机主控、锅炉主控；功率偏差、DEB与热量信号偏差作为细调。为了限制过多失放蓄热，在汽机主控设计功率修正回路。
　　5) CCTF（机跟炉）方式
　　 CCTF方式——即锅炉控制功率，汽机控制压力。这是一种控制压力为主的综合控制方式，机组指令按比例直接作用到锅炉主控、汽机主控；功率偏差、主汽压力偏差作为细调。这里用功率偏差对主压力定值进行修正，在保证主压力稳定的前提下，减小功率偏差；同时用主汽压偏差对功率定值进行修正，在保证功率稳定的前提下，减小主压力偏差。这系统另一特点是相互制约，既能维持主汽压力稳定，又能得到较快的负荷响应。
　　2.2.3 负荷控制中心
　　负荷控制中心是一体化人机接口。除显示重要参数外，它包括以下功能：
　　(1)锅炉主控操作器
　　 内容：定压、滑压偏置、变压速率设定，定压方式下压力保持、进行功能；给煤机煤量指令及各给煤机煤量显示。
　　(2)汽机主控操作器
　　 内容：负荷上下限、变负荷速率设定；汽机主控指令、DEH负荷参考及汽机各阀门开度显示。
　　 操作员指令
　　(3)在CCS方式下通过操作员指令达到改变负荷目的，其指令具有“保持”、“进行”功能；在AGC、一次调频投运工况不具备上述功能。操作员指令投入自动（AGC控制），负荷由中调控制。
　　(4)一次调频
　　 一次调频是根据并网机组的转速与额定转速（3000rpm）之差，综合电网安全、机组的调峰能力，2rpm死区、1rpm对应2MW。（此转差功率关系直接作用于DEH内部，从而达到快速改变负荷。CCS接收转差频率关系起到同步作用，否则将进行负荷拉回。）当CCS发生Runback、Runup、Rundown，切除一次调频。
　　(5)重要状态信息及RB、RU、RD投切功能
　　 增、减闭锁，RU、RD及不同辅机RB状态指示，RB、RU、RD在协调方式下，可以投入，本《RB》按钮具有先《复位》，延迟3秒投入功能。避免了RB过程中断，再投入造成RB误动。
　　2.2.4锅炉主控方案
　　 1）炉跟机——主调输入：机组指令为前馈信号，DEB信号与热量信号相比较。付调输入：主调输出作为燃料指令；燃料量作为反馈。
　　2）机跟炉——主调输入：机组指令为前馈信号，同时与实发功率相比较。付调输入：主调输出作为燃料指令；燃料量作为反馈。
　　 3)机组运行中需要保持左、右床料均衡，通过二侧床压来判断。维持二侧床料均衡可同过给料、回料、排渣手段。本工程通过排渣、给料、一次风量来均衡二侧床料。
　　八台给煤机分为二侧，A、B、C、D为右侧，E、F、G、H为左侧。从锅炉主控来的指令经过二侧床压差修正，分别作为左、右二侧燃料主控指令。当左侧床压高于右侧床压，通过床差调节，增右侧燃料、减左侧燃料。床差调节范围暂定±5t/h。当一侧某台给煤机故障跳闸，由同侧给煤机分担其给煤量，从而达到二侧燃料均衡。在排渣出口温度允许情况下，二侧排渣机也承担均衡二侧燃料功能。
　　
　　2.3 锅炉控制逻辑说明
　　2.3.1锅炉负荷控制
　　本控制系统的主要作用是以维持主蒸汽压力为目的，产生一个燃料量和风量指令。通过测量主蒸汽母管压力，并把它与设定值之偏差送入压力控制器，结合汽包压力的变化，产生锅炉负荷指令，经相关函数转换后产生对应的燃料量指令和总风量指令。燃料指令在扣除燃油煤当量后送入燃料控制系统，风量指令在加入燃油用风量后送入风量控制系统。
　　2.3.2总煤量控制
　　(1)本控制系统的主要作用是通过控制各给煤机的给煤量，与风量配合达到控制锅炉出口蒸汽压力的目的。总的给煤量通过锅炉负荷控制系统来确定，锅炉负荷控制系统输出的煤量信号与实际总风量信号取小值并适当考虑烟气含氧量的校正，作为总煤量控制系统的给定，同时根据床温超限与否，适当调整总煤量的给定。总煤量控制指令分十路输出作为给煤机 A、B、C、D、E、F、G、H 给料量控制的指令。另外每一路输煤的给定值可以通过手动修正。
　　(2)燃料控制
　　a. 八台称重给煤机接受锅炉主控输出值，按照锅炉运行要求，正常情况下，八台称重给煤机平均接受锅炉主控输出值。
　　b. 称重给煤机至少有一台投上自动，锅炉主控才可投上自动。
　　c. 称重给煤机控制都带有偏置功能。
　　d. 称重给煤机控制切手动的条件：MFT 或床温高。
　　2.3.3总风量控制
　　本控制系统的主要作用是使锅炉总风量和负荷指令以及与负荷相匹配的燃料量相平衡。通过一次风、二次风和氧量的实际测量，结合锅炉设计对风量及配比的要求来产生控制一次风量、二次风量的信号。风量设定取负荷指令与燃料量两者之中的大者，以保证升负荷时先增风，后增燃料；降负荷时先减燃料后减风，以保障风量富余。
　　2.3.4引风控制
　　引风控制主要任务——维持炉膛压力稳定，本系统设计防内爆、方向闭锁和联锁保护功能。
　　(1) 防内爆
　　发生MFT瞬间炉膛压力急剧下降，可能发生炉膛变形。因此一旦发生MFT、炉膛压力不高，引风调节机构按送风执行器指令比例减小，40秒后逐步恢复。
　　(2) RB切除燃料影响
　　RB发生时切除给煤机（BMS），同时引风调节前馈关，关的幅度与切除燃料量成比例。
　　(3)引风控制切手动条件
　　a. 引风机跳闸
　　b. 炉膛负压测量值与设定值偏差大
　　c. 引风机液偶位置与引风机指令偏差大
　　d. 炉膛负压品质坏或炉膛负压值越限
　　2.3.5一次风控制：
　　一次风主要用于流化炉膛中的床料，一次风控制分一次风压控制及二侧热一次风量控制。一次风压调节通过一次风机入口挡板，维持一次母管压力与机组负荷指令关系。二侧热一次风量定值是煤量指令的函数，为均衡二侧床料厚度，需要二侧风量一致；为保证正常流化，设最小一次风量下限。本控制系统的主要作用是通过控制一次风门挡板来控制一次风量。根据总风量信号和床温的修正，产生一次风量给定，其与测量值之差经过 PID 运算后，控制相应调节挡板的动作。一次风量必须保证炉膛内物料能够沸腾循环，同时如果床温超限则适当加大一次风量给定，增加量为 5%～10%可调。当锅炉处于吹扫状态时，一次风门挡板应该置于手动控制状态，开度为 40%；在一次风机跳闸后，一次风门挡板也应该置于手动控制状态，开度为 90%。
　　一次风控制切手动条件
　　（1）一次风机入口调门位置与输出指令偏差大
　　（2）两台引风机控制均切手动
　　（3）MFT
　　（4）床温高
　　（5）一次风量信号品质坏
　　2.3.6二次风控制
　　正常情况二次风压采用变频控制，异常工况采用入口导叶控制。
　　(1)二次风压定值是是机组指令函数；
　　(2)接受二次风挡板指令前馈；
　　(3)方向闭锁；
　　(4)送风机变频控制，该风机入口挡板全开；
　　本控制系统的主要作用是通过调节二次风的风门挡板，来控制二次风量，保证锅炉尾部烟道的烟气含氧量为与当时机组负荷相对应的正常值，以达到最佳燃烧的目的。系统采用具有氧量校正回路的串级调节，副调节器使二次风量满足与总风量的比值要求，以保证煤粉在炉膛内燃烧时有恰当的空气量。同时如果床温超限则适当调节上、下二次风量的配比。
　　(5)氧量控制切手动条件
　　二次风A、B 均在手动
　　氧量信号品质坏
　　总风量信号品质坏
　　(6)二次风控制切手动条件
　　两台引风机控制均切手动
　　MFT
　　床温高
　　风量信号品质坏
　　总风量测量值与设定值偏差大
　　二次风机跳闸
　　2.3.7 床温控制系统：
　　床温控制的目的是维持床温在规定的值。确保最高燃烧效率及最佳脱硫率。床温的控制直接影响着炉内的脱硫和脱硝。能有效去除SO2 和NOX的最佳床温是850ºC－950ºC，影响床温的主要因素比较多，如煤种、燃料的粒径、床料量、一、二次风量、返料量和排渣量等等。实际运行中，而只是将床温控制在一定范围内。
　　 本机组采用前墙下层二次风挡板来控制床温。一拖二，通过前墙二次风挡板偏置，平衡左右二侧下层支管前墙风量。
　　 当床温偏差超过±10℃，前墙下层二次风挡板参与调节。床温调整不会影响总风量，总风量由上、下层二次挡板控制。
　　床温校正回路切手动条件
　　（1）、床温校正输出已到一次风修正量上限或下限
　　（2）、床温信号品质坏
　　（3）、床温信号与床温设定值偏差大
　　（4）、一次风量控制在手动
　　（5）、MFT
　　（6）、负荷<50%
　　2.3.8氮氧化合物（NOX）排放量控制
　　 CFB锅炉通过对床温的控制和分段燃烧来控制NOX的排放量，当床温控制在790——900℃之间时，NOX的排放量最低。可通过前墙上层二次风挡板来控制NOX的排放量。
　　2.3.9滚筒排渣机转速控制
　　锅炉没有明显的床料厚度，但仍有密相区和稀相之分，床料高度是指密相区静止时的料层厚度。料层厚度不仅影响床温，而且对锅炉经济运行影响很大。由于料层高度与床压近似成比例关系，通过差压了解床料高度。当差压变大时，床料厚度增加，增加滚筒排渣机转速；随着排渣量增加，床料减少，床压下降。
　　本厂采用六台滚筒式排渣机，布置在炉后墙分左右侧。连续排渣，放渣速度与该侧的差压成比例，并受排渣机出口温度限制。当某台排渣机出口温度高（多少度？），该滚筒排渣机转速转为温度控制。
　　2.3.10汽包水位控制
　　 采用两台50%锅炉额定容量的汽动给水泵，一台50%锅炉额定容量的电动调速给水泵。给水控制系统通过对泵速和阀门的配合控制来保持汽包水位。给水控制系统包括主泵（汽泵）、备用泵（电泵）与旁路给水阀，作为全程控制系统。为适应机组的各种运行方式，设计多回路变结构控制系统。汽包水位保护控制逻辑三取二动作MFT。
　　 机组在启动和低负荷（小于30%额定负荷）时，由一台电泵向锅炉供水。这时给水调节系统按单冲量方式工作。当锅炉给水量很小时，电泵运行在低转速，用出口旁路阀调节给水量。当旁路开度达90%时，应改为电泵转速控制。当负荷大于30%，转为三冲量控制。当主给水电动门打开，旁阀超驰以一定速率关闭（没有必要）。正常运行时，两台汽泵三冲量控制方式。电泵处于后备“自并”状态。
　　零水位定义
　　（1）实际零水位
　　 是指汽包中心线往下移150mm，为实际零水位；
　　（2）有效测量段零水位
　　 从汽包上引出上、下测量管（冷凝球侧）垂直距离的二分之一。
　　(3)备用泵自动并泵功能
　　 电泵处于备运状态、二台汽泵运行，一台汽泵运行中跳闸。电泵自启动成功，以最大速率增速，当电泵出口压力达到正在运行中汽泵出口压力，电泵并泵成功，自投自动（电泵和气泵自动问题）。如果泵出口压力品质坏，电泵自启动成功，以最大速率增速，勺管目标值为原汽泵位置，40秒后超驰功能结束；此时泵的出口压力可能有差异，但一般比较小。如果是MFT引起汽泵跳闸，电泵自启动，但不抢水位，水位由运行控制。
　　(4)给水泵RB功能
　　a. 二台汽泵运行，一台汽泵运行中跳闸，电泵5秒内自启动成功，不发RB。
　　b.二台汽泵运行，一台汽泵运行中跳闸，电泵5秒内不能自启动；或一台汽泵、一台电泵运行，一台泵运行跳闸，负荷大于160MW发RB。目标负荷150MW。
　　c.二台泵运行、一台泵跳闸，处于自动工况下的泵将快速增速，（此处和电泵启动后的转速相加后不能平衡）以求总给水量不变。泵的高限转速为5700RPM（具体根据机械超速限值），平衡算法自动修正消除调节死区。
　　d.给水泵RB过程中如果汽包水位低于定值-50mm,给水控制减闭锁。（考虑取消）
　　2.3.11过热汽温控制
　　 本控制系统的主要作用是通过测量末级过热器出口汽温，控制喷水调节阀的喷水量，保证
　　过热器出口蒸汽温度为额定温度。采用典型的串级温度控制系统，两级减温系统分级控制。
　　逻辑功能
　　(1)MFT、汽温低于设定值X℃（一级为8℃、二级为6℃，自动状态），强关减温喷水阀。
　　(2)RUBACK发生时，发一个超驰脉冲关减温喷水阀。？
　　(3)当喷水阀指令大于4%时，打开喷水截止阀。喷水阀指令小于2%时，关闭喷水截止阀。（截止阀最好不要频繁开关，泄露后不好隔离）
　　(4)主汽温控制切手动条件:
　　a. II 级过热器出口蒸汽温度品质坏或与设定值偏差大。
　　 b. 导前蒸汽温度品质坏。
　　 c. 喷水阀位置与指令偏差大。
　　 d. MFT。
　　2.3.12再热汽温控制
　　 再热汽温分三级控制，烟气挡板控制为粗调；微喷水减温分左右两侧，控制方式为串级；事故喷水作为后备手段，高压缸排汽温度作为前馈信号，
　　再热蒸汽温度控制系统有如下特点：
　　 (1) 分三级控制，烟气挡板为正常控制手段，用它来保持再热汽温等于再热蒸汽温度设定值。
　　（2）为克服来自燃烧方面的扰动，挡板调节引入总风量信号作为前馈信号，微量喷水增加蒸发量、燃料量作为前馈信号，事故喷水增加高缸排汽温度作为前馈信号，以改善系统动态品质。
　　（3）为防止再热汽温过高，在A、B侧分别设置了保护性的喷水调节，并用烟气挡板再热汽温设定值加上5℃的偏置后作为微喷水设定值。由于定值高于烟气挡板调节器的定值，所以正常情况下微喷水阀关闭。一旦再热汽温偏高，超过微喷水温度设定值时，喷水即自动投入。这种工作方式避免了烟气挡板与喷水同时工作而可能产生的相互干扰。
　　（4）事故喷水控制
　　事故喷水作为后备手段，用微喷水汽温设定值加上5℃的偏置后作为事故喷水设定值。所以正常情况下事故喷水阀关闭。一旦再热汽温偏高，超过事故喷水温度设定值时，事故喷水即自动投入。紧急情况下使用以保护再热器不超温。
　　（5）再热烟气挡板控制
　　 再热汽温是通过调节烟道中过热器烟气挡板和再热器烟气挡板的开度，以改变进入再热器的烟气量，从而调节再热汽温度。通常过热、再热烟气挡板动作成反比，即再热烟气挡板开、过热烟气挡板关，以减少烟道阻力变化。在自动方式下，其开度指令小于90%、大于30%。
　　2.3.13流化风母管风压控制
　　采用3×50%额定负荷的流化风机，正常工况一备二用。通过调节二台流化风入口调阀来控制流化风母管压力（即返料阀入口压力）。
　　流化风机入口调阀控制采用平衡控制原理，正常一备二用。处于备用状态的流化风机入口调阀是强制关闭的；当备用风机调门需要检修，可设置检修位。此时备用风机调门操作，对处于正常运行风机控制无影响。
　　正常情况备用风机调阀投入《自并风机》功能，当一台流化风机运行中跳闸，跳闸风机入口调阀按一定速率关闭，备用风机联锁启动成功，延迟2秒，备用风机调阀以一定速率开，当备用风机出口压力达到仍在运行风机出口压力时，自并功能完成，并投入自动。如自并风机或正在运行出口压力故障，自并风机调阀目标值是跳闸前原风机指令。
　　在回料器立管及回料腿上布置有多根送风管，保证将适当的 J 阀风送入回料器。本控制系统
　　只控制其中的 4 根送风管，其它的送风管的挡板开度在机组投运初期调试时设定。此系统通过测
　　量“J”阀内的物料温度，来控制“J”阀各个送风管道的风量，在维持旋风筒立管内的物料在一定
　　高度的基础上，保证物料能够顺利进入炉膛，使锅炉燃料进行正常循环。
　　2.3.14石灰石流量控制
　　系统通过调节旋转给料阀控制石灰石流量。给煤量乘以钙硫比，再乘以一个根据SO2的
　　排放量计算出的校正值即为石灰石流量定值。根据实际进入炉膛的总煤量对石灰石量
　　的比例要求，并结合烟道二氧化硫含量对石灰石量的修正，最后手动修正后，向炉内提供适
　　当的石灰石量，使锅炉满足 SO2 排放量要求。
　　石灰石流量控制切手动条件：
　　（1）石灰石流量信号品质坏
　　（2）石灰石流量设定值与石灰石流量测量值偏差大
　　（3）MFT
　　（4）旋转给料阀均在手动
　　2.3.15播煤风压力控制
　　简单的单冲量控制系统，维持一个合适的播煤风压力以保证锅炉给煤能够顺利进入炉
　　膛，并使播煤风不得反向回窜至给煤管道系统。该设定值应根据现场的实际调试而修改，不
　　同的播煤口可能需要不同的调整和设定值。当给煤量增加时要适当增加给煤风的压力。
　　2.3.16给煤密封风控制
　　简单的单冲量控制系统，维持一个合适的密封风压力，以保证给煤机能在合适的风压下
　　正常工作并不至于造成煤粉泄漏和炉膛烟气反串回给煤系统。该设定值应根据现场的实际调
　　试而修改，不同的给煤机可能需要不同的调整和设定值。
　　给煤机密封风切手动条件：
　　（1）风量品质坏
　　（2）风量测量值与设定值偏差大
　　（3）挡板位置反馈与指令偏差大
　　
　　2.4 FSSS (炉膛安全监控系统)
　　锅炉炉膛安全监控系统(Furnace Safeguard Supervisory System)简称FSSS,它对防止锅炉炉膛爆炸方面起着重要作用。系统将提供如下的基本功能：
　　1）在 MFT 之后或锅炉点火之前进行锅炉吹扫；
　　2）提供给煤机和辅机设备正确的启动或停止顺序；
　　3）连续地监视某些预定的锅炉状态，当这些状态超出安全值时，系统 将产生 MFT；
　　4）引起跳闸的首出原因系统将在控制室里指示，跳闸报警将在拷贝机上打印；
　　5）系统需按照失电跳闸的原则设计，并采用冗余设计以消除误跳闸； 2.4.1 MFT条件（以下条件任意项满足时）：
　　(1) 手动MFT（同时按下两只MFT按钮）；
　　(2) 床温>990℃；
　　(3) DCS电源消失；
　　(4) 炉膛压力高高值，（延时5S）； 控制逻辑三取二保护动作。
　　(5) 炉膛压力低低值，（延时5S）； 控制逻辑三取二保护动作。
　　(6) 汽包水位高高高值；（延时5S）；控制逻辑三取二保护动作。
　　(7) 汽包水位低低低值；（延时5S）；控制逻辑三取二保护动作。
　　(8) 两台引风机均跳闸；
　　(9) 两台一次风机均跳闸；
　　(10) 两台二次风机均跳闸；
　　(11) 三台J 阀风机均跳闸；
　　(12) 总风量<25％；
　　(13) 锅炉平均床温<650℃且启动燃烧器均未投；
　　(14) 任一旋风筒料位高二值；
　　(15) 汽轮机自动主汽门关闭；
　　(16) 播煤增压风机停运且旁路没有打开。
　　(17) 超过启动时间；
　　2.4.2 MFT信号发出后应动作：
　　(1) 停所有给煤机；
　　(2) 停石灰石给料系统； (3) 关燃油速关阀； (4) 关闭排渣阀；
　　(5) 所有风量控制切为手动，并保持原位；
　　(6) 如果不是风机引起的MFT ，则切风机控制为手动并保持原位置，如果是
　　风机引起的MFT，风机的控制则按风机联锁进行。
　　(7) 如果没有“热态启动”条件存在，则发出 “锅炉需要吹扫”逻辑。
　　2.4.3 下面任意条件满足，按下“MFT复位”按钮可复位MFT
　　(1) 锅炉吹扫完成；
　　(2) 满足热态启动条件；
　　2.4.4、热态启动条件 (1) 所有给煤机停运 (2) 所有点火进油速关阀关状态；
　　(3) 总风量>25％；
　　(4) 锅炉平均床温高于650℃；
　　(5) 播煤增压风流量高于最小值
　　2.4.5炉膛吹扫
　　(1) 炉膛吹扫条件：
　　a. MFT发生后15S；
　　b. 无热态启动条件；
　　c. 无引发MFT的信号；
　　d. 所有给煤机均停；
　　e. 总风量风量>20％且小于40％BMCR；
　　f. 所有点火进油速关阀关状态；
　　g. 石灰石旋转给料阀均关状态；
　　h. 二次风挡板未关闭；
　　i. 任二台J阀风机运行；
　　j. 至少一台引风机运行且入口调节门没有关；
　　k. 至少一台一次风机运行且入口调节门没有关；
　　l. 至少一台二次风机运行且入口调节门没有关；
　　m.播煤增压风机运行或旁路门没有关闭；
　　(2) 炉膛吹扫：
　　a. 吹扫5分钟；
　　b. 复位MFT；
　　c.吹扫过程中，任一吹扫条件不满足，吹扫中断。
　　2.4.6 OFT条件: 动作对象 关闭该炉油系统所有可控制阀门。
　　 （1） MFT发生；
　　 （2）有燃烧器油角进油阀未关时，进油总管快关阀关；
　　 （3）有燃烧器油角进油阀未关时，燃油压力低低
　　（4）所有火检消失。
　　（5）火检冷却风丧失(高压流化风机全停)。（延时8S）
　　2.4.7吹扫前燃油泄漏试验
　　 允许条件
　　 （1）无MFT条件；
　　 （2）无OFT条件；
　　 （3）燃油压力不低
　　 试验步骤
　　 （1）关所有油角进油阀;
　　 （2）关回油调节阀；
　　 （3）开进油总管快关阀；充压5S。
　　 （4）燃油母管充压2.5－2.8Mpa，关进油总管快关阀，3S后记录燃油母管压力 ；
　　（5）90s后检测燃油母管压力，若压力低，则试验失败；
　　（6）开回油调节阀；
　　（7）5s后关回油调节阀；
　　（8）30s后检测进油总管快关阀前后差压，若大则试验成功。
　　2.4.8 锅炉点火条件
　　（1）锅炉跳闸信号解除（吹扫完成）；
　　（2）燃油跳闸阀打开；
　　（3）燃油压力不低；
　　（4）火检冷却风压力不低；
　　（5）空气流量大于最小流化风量
　　2.4.9炉前燃油系统
　　（1）进油总管快关阀启动条件：
　　a. 无MFT结果
　　 b. 无OFT结果
　　 c. 供油母管压力不低
　　(2)联锁保护：（关闭）
　　a. MFT发生
　　b.OFT发生
　　c. 供油母管压力低低
　　(3)回油调节阀联锁保护：（打开）
　　a. MFT发生
　　b. OFT发生
　　 (4)投油允许条件
　　a. 无MFT
　　b. 无OFT
　　c. 燃油压力不低
　　d. 进油总管快关阀开
　　e. 燃油泄漏试验完成
　　2.4.10 床上燃烧器控制
　　(1)启动步序：
　　在投油允许时，按启动按钮
　　a. 进油枪；
　　b. 进点火枪；
　　c. 点火枪进到位，开油角进油阀同时打火，打火时间为15s（点火枪进到位后20秒自动退出）；
　　d. 油阀开到位10s后若检测到火焰，则认为点火成功；否则失败，自动转入停止步序。
　　(2)停止步序：
　　 a. 关油角进油阀；
　　 b. 进点火枪；
　　 c. 开吹扫阀同时打火，打火时间为15s（点火枪进到位后20秒自动退出）；
　　 d. 延时30s关吹扫阀；
　　 e. 退油枪。
　　(3)床上燃烧器油角进油阀
　　以下任一条件满足，关闭该阀：
　　a. MFT发生
　　b. OFT发生
　　c. 火检失去
　　(4)床上燃烧器点火枪
　　a. MFT发生，退出点火枪
　　 b. OFT发生，退出点火枪
　　 c. 点火枪进到位后打火15秒, 进到位后20秒自动退出,如果MFT发生
　　或OFT发生则禁止打火
　　(5)床上燃烧器吹扫阀
　　a. MFT发生，禁止吹扫, 关闭该阀
　　 b. OFT发生，若无MFT信号则允许吹扫
　　(6)床上燃烧器油枪
　　a. 点火条件满足,允许进油枪
　　b. 油阀全关且吹扫完成后,允许退油枪
　　
　　2.5锅炉联锁保护逻辑控制
　　空气通路”的建立，：
　　在锅炉启动前，必须建立畅通的“空气通路”。 “空气通路”是指从一次风机、二次风机经炉膛、引风机到烟囱的通道。“空气通路”的建立包括以下条件：
　　任一台一次风机出入口门未关闭
　　一次风机至床下启动燃烧器左右侧至少各有一路风门（一个调节门，一个电动门）全开
　　任一台二次风机出入口门未关闭
　　二次风机上环和下环风箱至少各有一个风门全开
　　至少一个布袋除尘器投入或旁路阀打开
　　任一台引风机出入口门未关闭.开度大于10%.
　　在启动每一台风机前，必须保证 “空气通路”畅通无阻，以防止炉膛及烟风道由正压或负压引起损坏。
　　风机启动顺序为：高压流化风机、引风机、二次风机、一次风机。播煤增压风机.按吹扫要求建立吹扫风量。
　　2.5.1锅炉大联锁动作
　　两台引风机全停时，
　　两台二次风机全停、
　　两台一次风机全停
　　播煤增压风机跳闸，停止所有给煤机。
　　2.5.2 联锁保护逻辑
　　（1）二次风机
　　a. 二次风机允许起动条件：
　　任意一台引风机运行；
　　空气通路已建立；
　　任意一台“J”阀风机运行；
　　无二次风机“跳闸”条件存在
　　b. 当下列条件任一具备时二次风机跳闸：
　　二次风机轴承温度高；
　　二次风机电机轴承温度高；
　　二次风机轴承振动大；
　　两台引风机均跳闸 （大联锁已有）
　　炉膛压力高二值（+2489Pa）和炉膛压力高三值（+3744Pa）同时存在；
　　汽包水位低低（延时5S）；
　　MFT首出原因是旋风筒料位高2值；
　　(2) 引风机
　　a. 引风机允许启动条件：
　　空气通路建立；
　　无引风机“跳闸”条件存在。
　　b. 当下列条件任一具备时引风机跳闸：
　　引风机轴承振动大；
　　引风机电机侧轴承温度高；风机侧轴承温度高；
　　炉膛压力低二值（- 2489Pa）和炉膛压力低三值（ -3744Pa）同时存在；
　　汽包水位高三值或低三值，延时5秒；
　　(3) 一次风机 a. 一次风机允许起动条件：
　　任一台引风机运行；
　　空气通路建立；
　　任意一台J 阀风机运行；
　　无一次风机“跳闸”条件存在
　　b. 当下列条件任一具备时，一次风机跳闸：
　　引风机均停； （大联锁已有）
　　炉膛压力高二值（+2489Pa）和炉膛压力高三值（+3744Pa）同时存在；
　　汽包水位低三值；延时5秒
　　炉膛床压高二值；
　　MFT首出原因是任一旋风筒料位高二值；
　　一次风机轴承温度高；
　　一次风机电机轴承温度高；
　　一次风机轴承振动大；
　　(4) 播煤增压风机
　　a. 播煤风机允许起动条件：
　　任一台引风机运行；
　　任意一台一次风机运行；
　　 无播煤风机“跳闸”条件存在； b. 当下列条件任一具备时，播煤风机跳闸：
　　引风机均停；
　　一次风机均停；
　　播煤风机轴承温度高；
　　播煤风机轴承振动大；
　　c. 播煤风机旁路挡板联锁：
　　播煤风机跳闸时，打开播煤风机旁路挡板。
　　当播煤风机运行时，关闭播煤风机旁路挡板。
　　(5) J 阀风机
　　a. J 阀风机允许起动条件：
　　空气通路建立；
　　无J 阀风机“跳闸”条件存在
　　b. 当下列条件任一具备时，J阀风机跳闸：
　　J阀风机出口风温高；
　　c. J 阀风机联锁条件
　　运行J 阀风机跳闸时，备用J 阀风机自动启动。
　　当二台J 阀风机运行且母管压力低于40KPa启动备用J阀风机；
　　(6) 给煤机
　　a. 给煤机允许启动条件
　　给煤机处于远控方式，且转速指令为零；
　　播煤风量大于允许启动风量；
　　给煤机入口电动门开；
　　MFT 已复位；
　　无给煤机跳闸条件；
　　b. 给煤机跳闸条件 MFT ；
　　给煤机出口堵煤； 给煤机入口无煤，延时30秒 ； 播煤风量小于最低值； 给煤机出口速关阀关闭； 给煤机出口阀联锁条件 给煤机出口落煤管温度大于80℃，关相应给煤机的出口阀。 任一台给煤机跳闸，关相应给煤机的出口阀。
　　(7) 冷渣器跳闸条件
　　a. 冷渣器冷却水压力低，延时跳闸冷渣器；
　　b. 链斗输送机、斗式提升机停联锁跳闸冷渣器；
　　(8)旋风分离器对空排汽阀
　　a. 当任2点旋风分离器壁温热电偶温度升至460℃以上并且MFT时，联锁开启对空排汽。
　　b. 当所有旋风分离器热电偶温度均低于450℃时，联锁关闭对空排汽阀；
　　
　　2.6锅炉SCS逻辑控制
　　2.6.1引风机子组
　　(1) 顺序启动
　　---关入口电动门
　　---关出口电动门
　　---液偶置最小位（＜5％）
　　---启风机
　　---开出口电动门
　　---开入口电动门
　　(2) 顺序停止
　　---关液偶
　　---关入口电动门
　　---停风机
　　---关出口电动门
　　(3) 启动条件
　　---出口电动门关闭
　　---入口电动门关闭
　　---液偶开度<5%
　　---电机及轴承温度正常
　　---风机油站油压正常
　　---无跳闸信号
　　(4) 跳闸条件
　　---风机轴承温度高Ⅱ值
　　---电机轴承温度高Ⅱ值
　　---振动高Ⅱ值
　　---液偶工作油出油口压力高（≥0.4MPa）
　　---液偶工作油出油口油温高Ⅱ值
　　---液偶输入端轴承温度高Ⅱ值
　　---液偶输出端轴承温度高Ⅱ值
　　---风机油站油压低低
　　(5) 引风机入口电动门
　　---有引风机运行时，某台引风机停运，联关其入口电动门。
　　(6) 引风机出口电动门
　　---有引风机运行时，某台引风机停运，联关其出口电动门
　　2.6.2高压流化风机子组
　　(1) 顺序启动
　　---关入口电动门
　　---关出口电动门
　　---启风机
　　---开出口电动门
　　---开入口电动门
　　(2) 顺序停止
　　---停风机
　　---关入口电动门
　　---关出口电动门
　　(3) 启动条件
　　---出口电动门关闭
　　---入口电动门关闭
　　---炉膛负压无高高值
　　---至少一台引风机运行
　　---无跳闸信号
　　(4) 跳闸条件