热控启动调试技术措施
分析火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施
分析火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施火力发电厂是利用燃煤、燃油或天然气等燃料，通过燃烧产生热能，再转换成电能的设备。
在火力发电厂的运行过程中，热控调试是一项非常重要的工作。
热控调试的好坏直接关系到火力发电厂的运行效率和安全性。
热控调试工作中也常常会遇到一些困扰工程师的常见问题。
本文将分析火力发电厂热控调试的常见问题，并提出解决措施。
1. 燃料供给不稳定燃料供给是火力发电厂正常运行的关键，而燃料供给的不稳定会导致燃烧不充分，从而影响热能的产生和传递。
造成燃料供给不稳定的原因可能是设备故障或操作不当。
解决措施：要对燃料供给系统进行全面检查，确保各个部件都处在正常工作状态。
要对操作人员进行培训，提高其对设备操作的熟练程度。
可以考虑增加备用燃料供给系统，以备不时之需。
2. 锅炉水位控制失效锅炉水位控制是保证锅炉正常运行的重要参数之一，而一旦失效，就会导致锅炉水位过高或过低，从而影响锅炉热能的传递和利用。
解决措施：要对水位控制系统进行调试，确保其灵敏度和准确性。
要对操作人员进行培训，提高其对水位控制的重视程度。
可以考虑增加水位监测系统，及时发现问题并进行处理。
3. 排烟温度过高排烟温度过高可能是由于燃烧不充分或过热器失效所导致，这会导致能源的浪费和设备的损坏。
解决措施：要对燃烧系统进行调试，确保燃烧效率达到最佳状态。
要对过热器进行检查，修复或更换损坏的部件。
要对排烟温度进行实时监测，及时发现问题并进行处理。
4. 高压蒸汽管道泄漏高压蒸汽管道泄漏会导致蒸汽能量的损失，从而影响发电效率并增加维护成本。
5. 热控设备故障热控设备故障会导致火力发电厂的运行不稳定，从而影响发电效率和安全性。
火力发电厂热控调试中的常见问题主要是由设备故障、操作不当等原因所导致的。
为了解决这些问题，需要对设备进行定期检查和维护，加强操作人员的培训，建立完善的监控系统等一系列措施。
只有这样，才能保证火力发电厂的安全稳定运行，提高发电效率，同时减少能源浪费。
热控调试措施
陕西兴龙热电有限公司热控调试措施陕西西北发电运行有限责任公司二OO 五年十月审批：审核：编写者：目录1、概述2、调试引用的标准3、调试的目的4、调试应具备的条件5、调试措施6、组织与分工7、安全措施1 概述本工程为陕西兴龙热电有限公司，主要对龙钢集团进行集中供热，在系统中以热带电。
本工程规模为130t/h 高炉煤气锅炉1×25MW 抽气凝汽式汽轮机，并留有1×25MW 机组的场地，燃料充分利用本公司焦炉和高炉煤气。
1.1 锅炉采用武汉锅炉厂生产的中温中压、单汽包、自然循环、高炉煤气锅炉，型号为WG130/3.28-m（Qg）。
辅机包扩引风机、送风机。
调温方式：喷水减温。
1.2 汽轮机采用武汉气机厂生产得25MW 抽汽凝汽试汽轮机，型号为C30-3.43/0.49。
1.3 发电机采用武汉发电设备厂生产的25MVA 发电机（空冷），型号为QF-30-2。
1.4 主蒸汽及主给水系统为母管切换制。
1.5DCS 热控设备由北京和利时生产的MACSIII 分散控制系统。
本工程采用的分散控制系统的主要功能包括数据采集、（DAS）模拟、锅量控制MCS、顺序控制（SCS，包括锅炉和汽机的辅机顺序控制）、汽轮机紧急跳闸系统ETS等。
炉炉膛安全监控（FSSS）1.5.1 热工控制方式及水平1.5.1 机组控制方式本期工程机炉集中控制方式，机炉组合设一控制室，包括除氧给水，不另设除氧给水室。
辅助车间的控制采用集中控制方式。
二台机组合用一个烟筒，烟筒高度为80m。
其他系统采用常规控制方式。
单元机组运行监控的主要手段是分散控制系统人机接口系统的轨迹球、彩色显示器。
为适应机组的运行方式，机组热工控制系统的设计以保证机组安全、稳定、满发和经济运行为目标，要求分散控制系统的顺利控制系统能完成机组的启动、停止和正常运行；模拟量控制系统能保证在最低稳燃负荷到100负荷变动范围内有良好的适应能力。
当在负荷变动过程中，控制系统能确保被控数不超过工艺允许值。
01热控整套调试方案
许昌禹龙发电有限责任公司2×660MW 超超临界燃煤机组3#热控专业整套启动试运调试方案辽宁东科电力有限公司2008年10月 编 号： XCYL-TSFA-3RK-01密 级：目录1 机组概况 (3)2 工程调试前期应做的准备工作 (6)3 整套试运的必备条件 (7)4 分系统调试阶段的主要调试工作 (7)5 整套启动试运热控主要调试工作 (9)6 整套试运期间的主要工作目标 (11)7 整套试运期间的安全注意事项 (11)1 机组概况1.1热力系统1.1.1汽轮发电机组许昌禹龙2×660MW发电工程汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司生产的CLN660-25.0/600/600型超超临界、一次中间再热、单轴、双背压、凝汽式汽轮机组，额定功率660MW，最大连续功率700MW。
其主要参数如下：额定功率660MW最大连续功率：700.4MW额定主汽门前压力25.0MPa（a）额定主汽门前温度600℃主蒸汽流量：1764.65t/h中压缸进汽/高压缸排汽压力： 4.1091/4.5656MPa.a中压缸进汽/高压缸排汽温度：600/337.1℃中压缸进汽/高压缸排汽流量：1457.66t/h额定给水温度：285.1℃机组热耗：7355.1kJ/kW.h额定转速：3000r/min额定功率（TRL工况）：660MW最大功率（VWO工况）：730.14MW排汽压力： 4.4/5.4kPa.a额定冷却水温：20℃主蒸汽最大进汽量：2000t/h给水回热级数：共8级(3高+1除+4低)低压末级叶片长度：1029mm给水回热级数：共8级(3高+1除+4低)配汽方式：喷嘴配汽汽轮机总内效率：91.65%(THA工况)发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司制造的水氢氢冷却QFSN-660-2 型汽轮发电机组。
其主要参数如下：额定功率：660MW额定容量：733MV A额定电压：20kV额定电流：19245A额定转速：3000 r/min功率因素：COS =0.9频率：50HZ最大连续出力：700MW额定氢压：0.5MPa漏氢量(保证值)：≤10Nm3/24h励磁方式：自并励静止励磁定子绕组接线方式：YY效率(保证值)：≥98.95％1.1.2汽机辅机给水采用单元制系统，按最大运行流量即锅炉最大连续蒸发量(BMCR)工况时相对应的锅炉给水量进行设计。
分析火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施
分析火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施火力发电厂热控调试是确保电厂正常运行的重要工作，常见问题及解决措施对保障电厂的稳定运行具有重要意义。
本文将从以下几个方面对火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施进行分析。
一、燃烧系统问题：1. 燃烧不稳定：燃烧不稳定常导致火力发电厂的热效率下降，影响发电效果。
解决措施包括调整燃烧器的燃烧空气流量及燃料供给量、清洗燃烧器内部的积碳等。
2. 烟气排放超标：火力发电厂烟气排放超标会对环境造成严重污染和健康隐患。
解决措施包括调整燃烧器的燃烧参数，如燃烧空气比、进气温度等，以减少烟气排放。
3. 水平燃烧器火焰偏移：水平燃烧器火焰偏移会造成燃烧不完全和燃烧稳定性差的问题。
解决措施包括调整水平燃烧器的位置、提高供气压力等。
二、循环水系统问题：1. 水位控制不准确：循环水系统的水位控制不准确会影响发电厂的正常运行。
解决措施包括清洗水位控制阀门、调整水位控制装置的参数等。
2. 循环水泵压力异常：循环水泵压力异常会导致系统水流量不足或过大，影响供热能力。
解决措施包括检查水泵运行状态，调整水泵的入口阀门开关等。
三、锅炉系统问题：1. 炉壁结焦：锅炉系统炉壁结焦严重会影响锅炉传热效率，增加能耗。
解决措施包括清理炉壁结焦物、增加炉壁水冲击等。
2. 蒸汽温度过高或过低：蒸汽温度过高或过低会直接影响发电机组的发电效果。
解决措施包括调整锅炉的供热面积、增加或减少燃烧器燃料供给等。
四、脱硫除尘系统问题：1. 脱硫效果不佳：脱硫效果不佳会使烟气中的二氧化硫排放量超标。
解决措施包括增加脱硫剂用量、调整脱硫装置的参数等。
2. 除尘效率低：除尘效率低会使烟气中的颗粒物排放量超标。
解决措施包括增加除尘设备的数量或增强除尘设备的除尘效果等。
五、机组运行问题：1. 电机过热：电机过热会造成电厂机组的停机，影响发电效果。
解决措施包括检查冷却系统的运行状况，清理电机周围的杂物等。
2. 机组启动困难：机组启动困难会延缓电厂的发电时间，造成经济损失。
分析火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施
分析火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施
火力发电厂热控调试是指对火电机组的热力系统进行调试的过程。
在此过程中，由于种种原因，可能会出现一些常见问题。
下面是一些常见问题及解决措施的分析。
1. 热控系统无法启动或启动较慢：
可能原因：
- 供电故障：检查电源是否正常，及时修复供电故障。
- 通信故障：检查通信线路是否正常，确保通信连接稳定。
- 控制器故障：检查控制器的工作状态，修复或更换故障控制器。
解决措施：
- 确保电源供应正常。
- 检查通信线路，确保连接稳定。
- 检查控制器的工作状态，修复或更换故障控制器。
4. 热控系统出现误差较大：
可能原因：
- 控制器校准错误：校准控制器，确保控制器准确无误。
- 温度传感器漂移：检查温度传感器的漂移情况，修复或更换漂移传感器。
- 阀门堵塞或损坏：检查阀门是否堵塞或损坏，清理或更换阀门。
解决措施：
- 校准控制器，确保控制器准确无误。
- 检查温度传感器，修复或更换漂移传感器。
- 检查阀门，清理或更换阀门。
火力发电厂热控调试中常见的问题包括热控系统无法启动、无法保持稳定温度、出现波动或偏差较大以及误差较大等。
解决这些问题需要检查供电、通信、控制器、传感器和阀门等各个环节，及时修复或更换故障部件，并根据实际情况调整控制参数。
只有确保热控系统正常工作，才能保障火力发电厂的安全稳定运行。
热控设备安装及调试方案
热控设备安装及调试方案热控设备的安装和调试是确保设备正常运行的重要环节。
下面是一个用于热控设备安装和调试的方案，供参考：一、安装设备1.设备选址：根据设备的使用要求和系统安装图纸，选择合适的位置安装设备。
考虑设备的重量、尺寸、通风要求等因素，并确保安装位置符合相关安全规定。
2.安装基座：根据设备的类型和基座要求，安装设备基座，并使用螺丝和螺母等工具固定。
3.连接电源：将设备的电源线与供电设备连接，并确保电源线的接触良好，插座线路正常，电源电压符合设备要求。
4.连接信号线：根据设备的信号接口要求，连接相应的信号线，并检查信号线的接触是否良好，避免引起错误信号或干扰。
5.安装附件：根据设备的附件安装要求，如温度传感器、控制阀门等，将附件安装到设备上，并确保安装牢固、接触良好。
二、调试设备1.设备上电：在设备安装完毕后，将设备接通电源，并等待设备启动。
观察设备运行情况，确保设备的各个指示灯是否正常亮起。
2.检查传感器：对于主要的温度传感器，使用温度计或多功能测试仪等工具进行校准，确保传感器读数准确。
如果有任何读数不准确的情况，可以进行调整或更换传感器。
3.测试控制功能：通过调节设备的控制参数和设置，测试设备的控制功能是否正常工作。
在测试过程中，可以调整温度、湿度等设置值，并观察设备的响应情况。
4.调整阀门：对于带有控制阀门的热控设备，需要对阀门进行调整，确保阀门的开度与设备的控制要求相匹配。
可以采用手动调节或自动调节的方式进行阀门调整。
5.观察运行情况：在设备正常运行后，观察设备的运行情况，包括温度、湿度、压力等指标是否在设定范围内。
如果存在异常情况，及时对设备进行调整或故障排除。
三、设备验收1.进行功能测试：对设备的各项功能进行测试，确保设备符合用户要求和技术规范。
2.测试性能指标：对设备的性能指标进行测试，如温度控制精度、温度均匀性、响应时间等，确保设备的性能符合要求。
3.编制验收报告：根据设备的安装、调试和测试情况，编制设备验收报告，包括设备基本信息、功能测试结果、性能指标测试结果等。
分析火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施
分析火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施火力发电厂热控调试是指对火力发电厂的锅炉、汽轮机和热控系统进行测试、故障诊断和调试，并采取相应措施解决问题以保证设备的正常运行。
在热控调试过程中，常见的问题包括以下几个方面：水位控制问题、燃烧调试问题、过热器问题、锅炉保护问题和汽轮机调试问题。
一、水位控制问题1. 水位过高或过低：水位过高会导致锅炉内部压力过高，容易发生爆管等危险情况；水位过低会导致锅炉无法正常工作。
解决措施包括调整给水量、排除管道堵塞、检查水位控制器等。
2. 水位波动大：水位波动大会导致锅炉运行不稳定。
解决措施包括检查给水系统是否正常、检查水位计是否准确、调整给水阀门的开度等。
二、燃烧调试问题1. 燃烧不稳定：燃烧不稳定会导致锅炉功率下降、烟道气温过高等问题。
解决措施包括调整燃烧器风门的开度、清洗燃烧器等。
2. 燃煤不完全：燃煤不完全会导致锅炉效率低下、烟尘排放超标等问题。
解决措施包括调整燃烧器风门的开度、清理煤粉喷嘴等。
四、锅炉保护问题1. 过热保护动作频繁：过热保护动作频繁会导致锅炉的负荷不能正常运行。
解决措施包括调整过热温度保护参数、清洗过热器等。
2. 加热面结焦：加热面结焦会导致锅炉的热效率下降，甚至引发火灾等严重事故。
解决措施包括增加清洗次数、调整燃烧器运行状态等。
五、汽轮机调试问题1. 水平偏差大：水平偏差大会导致汽轮机振动过大，甚至引发事故。
解决措施包括调整汽轮机轴心线、检查轴承等。
2. 温度过高：汽轮机温度过高会导致设备损坏，降低设备寿命。
解决措施包括检查冷却系统、增加冷却水流量等。
针对以上问题，可以采取以下解决措施：1. 给水系统、燃烧系统、过热系统和锅炉保护系统的参数进行优化调整，使其运行在合理的范围内。
2. 充分利用自动化控制系统，提高设备的稳定性和可靠性。
3. 加强对设备的定期维护和巡检，及时发现并处理隐患。
4. 进行员工培训，提高员工的技术水平和应对故障的能力。
分析火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施
分析火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施火力发电厂热控调试是确保发电厂正常运行的重要环节之一。
在热控调试过程中，常会出现一些常见问题，下面将对这些问题及其解决措施进行分析。
1. 锅炉温度过高或过低若锅炉温度过高或过低，可能导致锅炉爆管、烟气过热等问题。
常见的原因包括燃料供应不稳定、过热器结水等。
解决措施如下：- 检查燃料供应系统，确保燃料供应稳定，避免温度过高或过低的情况出现。
- 清洗和检查过热器，确保过热器内部清洁，避免结水导致温度异常。
2. 燃烧不稳定燃烧不稳定会导致火力发电厂的燃烧效率下降，影响发电效率。
常见原因包括燃料供应不稳定、煤粉细度过大等。
解决措施如下：- 检查煤粉供应系统，确保煤粉供应稳定，避免燃烧不稳定的情况发生。
- 检查煤粉细度，根据煤粉的实际情况进行调整，保证煤粉的细度适当。
3. 水量控制不准确水量控制不准确会导致锅炉水位异常，可能引发锅炉爆管等严重问题。
常见原因包括供水泵供水不稳定、水位控制系统故障等。
解决措施如下：- 检查供水泵供水情况，确保供水量稳定，避免水量控制不准确的问题。
- 检查水位控制系统，修复故障，保证水位控制准确。
5. 温度控制系统故障温度控制系统故障可能导致温度偏离设定值，影响发电厂的正常运行。
常见原因包括传感器损坏、控制器故障等。
解决措施如下：- 检查传感器的工作情况，修复或更换损坏的传感器。
- 检查控制器的工作状况，修复或更换故障的控制器，确保温度控制系统正常运行。
火力发电厂热控调试中常见的问题包括锅炉温度过高或过低、燃烧不稳定、水量控制不准确、排烟温度过高、温度控制系统故障等。
解决这些问题的措施包括检查和修复供应系统故障、清洗和检查设备、更换损坏的传感器和控制器等。
通过合理的调试和控制，可以保证火力发电厂的稳定运行。
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热控启动调试技术措施
目录
1、概况
2、编写依据
3、调试目的
4、调试对象及范围
5、调试前应具备的条件
6、安全措施
7、调试方法及流程
8、调试分工
1、概况
热电二期工程为2×50MW汽轮发电机组和1×410t/h煤粉锅炉。
本工程采用集散型系统（DCS），其主要功能为：数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、汽机电液调节系统（DEH）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、汽机保护系统（ETS）、电气控制系统（ECS）、主时钟（GPS）功能，以满足各种运行工况的要求，确保机组安全、高效运行。
2、编写依据
2.1热电二期工程启动调试大纲。
2.2国家电力公司华东电力设计院热控设计。
2.3武汉锅炉厂WGZ410/9.8-17型锅炉使用说明书。
2.4南京汽轮发电机厂C50-8.83/0.981型抽汽式汽轮机使用说明书。
2.5《火力发电厂分散控制系统技术规范书》（G-RK-95-53），并参考热电二期工程分散控制系统DCS技术规范书。
2.6《火力发电厂辅机顺序控制系统技术规范书》（G-RK-95-51）。
2.7《火力发电厂工程启动调试工作规定》和调试合同书。
2.8《火力发电厂基本建设工程启动竣工验收规程》。
2.9《质量管理和质量保证》系列标准（GB/T19000-ISO9000）。
2.10 DCS厂家逻辑图（最终版本）。
3、调试目的：
计算机监视系统（DAS）是机组正常运行重要监视手段，也是机组长期安全、经济运行的依靠。
通过DAS系统的调试，使热控系统的数据采集功能在机组分部试运行、整组启动、连续运行时提供有效的参数监视，确保其正常投用，以满足机组并网发电，集中供热的需要。
通过对DCS顺序控制系统SCS硬件、逻辑设计、功能组态及信号回路的检查、完成预操作试验，实现汽机遮断保护（ETS），单元机组辅机设备的正常启停以及各种联锁保护，事故状态下安全处理操作，确保机组安全、可靠、正常地运行。
汽机安全监测系统（ETS）作为汽机主要保护系统，对汽轮机转子运行状态
和汽缸机构状态参数进行连续测量显示、记录，对于超越了预置的运行极限给予报警或跳机信号，调试目的在于保证ETS系统的正常工作。
模拟量控制系统（MCS）作为DCS中的一部分，主要承担机组正常运行或事故处方式时保持主要的参数，如：压力、温度、水位等的稳定，确保机组安全、经济、可靠地运行。
锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、调试检验系统逻辑、现场相关设备及通信回路正确、合理，使设备在机组运行期间能及时、安全投用，确保机组安全、高效地运行。
4、调试对象及范围
热电二期工程1台410t/h煤粉锅炉，2台50MW抽汽式汽轮发电机组，除氧给水系统，减温减压系统，供热抽汽系统等项目中的MCS、FSSS、MFT、DEH、SCS、ETS等主辅机保护联锁、自动控制系统的调试。
同时配合DCS厂家和业主单位、对I/O清网中各测点位置是否和热控系统各表一致，是否满足热力系统及运行监视要求，提出建设性的意见。
对MCS、MFT、DEH、ETS、FSSS、SCS等系统的组态逻辑要与DCS厂家、设计院、业主单位共同进行深入讨论，凡不能满足安全、稳定、长期可靠运行的系统进行修改。
5、调试前应具备的条件：
5.1有关单位提供完整的施工设计图和技术资料：
A、顺控系统组态图、框内接线图等；
B、受控设备的有关说明书和资料；
C、有关的施工接线图；
D、有关修改通知单；
E、ECS有关资料。
5.2电厂生技部门及时提供有关定值（保护、联锁、报警）。
5.3动力电源及照明电源到位。
5.4 DCS系统已上电恢复。
5.5电缆敷设完毕，端子接线正确。
5.6各变送器校验安装完毕，接线正确。
5.7各被控设备单位调校合格。
5.8执行机构安装就位，并手动校验完毕，动作方向及反馈正确。
6、安全措施
6.1所有试验应严格按照《电力生产安全规定》的要求进行。
6.2所有试验工作必须符合制造厂文件中规定安全技术条件。
6.3对受控设备的上电及操作严格遵循有关工作票制度。
6.4设备投用应根据机务要求，做了必要的防事故措施。
6.5为确保MCS系统现场设备的安全调试，要求现场设备特别是执行机构调试时所处的热系统已经隔绝或投入正常运行，保证人身及设备安全。
6.6 MCS热态投运或设备消缺前必须得到有关运行人员同意。
6.7对模拟试验所做强制内容做好记录。
7、调试方法或流程
7.1依据设计院提供的热控系统图、锅炉、汽机、发电机、给水泵、送吸风机、磨煤机、给粉机、排粉风机等制造提供的说明和技术规范。
确定每个子系统中要监控采样的I/O测点物理位置，相关的热力参数。
7.2依据DCS厂家提供的技术资料，熟悉CAS系统的数据监控部门的内容及SCS 控制系统内容。
7.3机组带负荷，配合厂家保证DAS系统运行正常，检查各个测点的工作状况，随时提出修正测参数的设置。
7.4顺序控制系统（SCS）分系统调试
7.4.1辅机顺序控制子组项目：
锅炉烟、风、燃烧系统子组：包括送、吸风机。
7.4.2蒸汽系统子组：
包括：锅炉向空排汽门。
7.4.3电动给水泵子组：
包括：电动给水泵调速，给水再循环电动门、给水泵润滑油系统、出口电动门。
7.4.4锅炉排污子组
7.4.5锅炉燃烧子组
包括：给粉机、一、二次风门和燃油快关阀。
7.4.6汽机油系统子组
包括：润滑油泵、事故油泵、排烟风机等。
7.4.7凝结水子组
包括：凝结水泵、凝结水管路电动门。
7.4.8凝汽器子组
包括：凝汽器、循环水进出口电动门。
7.4.9凝汽器真空子组
包括：射水泵、射水抽气器等。
7.4.10低压加热器子组
7.4.11高压加热器子组
包括：主给水电动门、高加事故放水门、抽汽电动门等。
7.4.12汽机危急遮断子组（ETS）
7.4.13主要保护与联锁项目
7.4.13.1锅炉主辅间的跳闸联锁。
7.4.13.2汽包水位高自动打开事故放水门。
7.4.13.3汽机电超速保护。
7.4.13.4给水泵润滑油压低保护。
7.4.13.5高压加热器水位高保护。
7.4.13.6低压加热器水位高联锁。
7.4.13.7除氧器水位高联锁。
7.4.14电动门远操方式及联锁方式的调试（必须在单体调试合格后方可进行）。
7.4.15对于电动执行机构的试验，建立在开关允许条件，在CRT上分别操作开、关，并确认指令与反馈信号正确性。
7.4.16 MFT条件（FSSS）
7.4.16.1吸风机全停
7.4.16.2送风机全停
7.4.16.3炉膛压力高高（2/3）
7.4.16.4炉膛压力低低（2/3）
7.4.16.5汽包水位高高
7.4.16.6汽包水位低低
7.4.16.7全火焰丧失
7.4.16.8冷却风压低
7.4.16.9丧失DCS电源
7.4.16.10手动MFT
7.4.17MFT动作后联动
a)BTC盘报警
b)关闭各给粉机
c)关闭燃油快关阀
d)停止点器打火
e)退出所有点火枪
f)风量调节系统切换至手动
g)关引风机入口挡板至设定值
h)闭锁吹灰系统
i)关闭本体疏水、排污系统
j)启动炉膛吹扫
7.5 ETS条件
a)轴瓦温度高
b)轴承回油温度高
c)凝汽器真空低
d)汽机转速高
e)发电机主保护动作
f)润滑油压低
g)轴向位移大
h)手动停机
i)DEH停机
7.6 ETS动作后
a)关主汽门
b)关抽汽逆止门
c)联锁跳发电机开关
d)关供热抽汽电动门
7.7 MCS自动调节系统
a)减温减压器的温度调节系统
b)减温减压器的压力调节系统
c)减温器的温度调节系统
d)锅炉负荷分配协调控制
e)锅炉控制系统由燃料、送风、炉膛压力、汽温、给水等若干子系统组成。
以上系统按设计及技术规范进行调试
f)磨煤机出口温度、入口负压、煤位控制
g)一次风压力控制
h)除氧器压力控制系统（如果是并列运行除氧器，两台除氧器只能投一套
自动，一套手动）
i)除氧器水位控制系统。
8、调试分工
8.1设备单体调试工作由施工单位进行。
8.2调试单位负责系统的冷、热态整组调试。
8.3业主方面负责各方面的协调工作，对调试中提出的修改建议进行确认。
8.4本条款中若有与制造厂技术规范不符的，以制造厂技术规范为准。