Q/THD 太仓港环保发电有限公司企业标准
Q/THD－117－013－2007
热控试验规程
批准：孙兴平
审定：安令毅
审核：顾孟祥
起草：谭烨燃
太仓港环保发电有限公司发布
1
热控试验规程
热控设备应做定期试验，一般在机组大、小修后进行。试验报告中应将试验日期、试验人员、审核人及试验数据填写完整、规范，并附有相应的趋势曲线。试验报告保存三个周期备查。
热控试验分以下七部分：
一、模拟量控制、自动调节系统试验；
二、炉膛安全监控系统联锁保护试验；
三、热工信号与热工保护系统试验
四、顺序控制系统试验
五、汽机数字电液控制系统试验
六、汽动给水泵控制系统试验
七、热控设备定期试验。
一、模拟量控制系统
1 基本项目及要求
1.1 检查与试验项目：
1.1.1模拟量控制系统硬件停电后的检查：
a) 控制模件设置检查；
b) I/0 模件设置检查；
c) 后备M/A (手动/自动) 操作站的联结和设置检查；
d) 终端板设置检查；
e) 通电前接地系统检查。
1.1.2模拟量控制系统硬件通电后的检查及试验：
a) 电源模件主/备切换检查；
b) 通信模件主/备切换检查；
c) 控制模件主/备切换检查；
d) 后备M/A 操作站切换检查。
1.1.3 模拟量控制系统软件检查和试验：
a) 流量信号的系数及补偿参数的检查；
b) 例外报告量程及报警限值检查；
c) 各系统控制软件逻辑、定值、参数设置的检查和模拟试验；
d) 各控制系统相关画面的检查。
1.1.4外围设备的检修：
a) 变送器量程核对与确认；
b) 执行机构行程和方向确认。
1.2调校项目与技术标准：
1.2.1 I/O模件通道的测试按要求进行。
1.2.2基地式控制系统的检查和试验按照DL/T657要求进行。
1.2.3独立配置的模拟量控制系统进行检修、试验后，其基本性能和功能应符合DL/T657的要求。
2 给水控制系统
汽包锅炉的给水控制系统是指：由启动给水泵出口旁路调节门、电动调速给水泵和汽动调速给水泵（或者由给水泵出口调节门、定速给水泵）组成的单/三冲量给水控制系统、给水泵最小流量再循环控制系统。
2.1投入前的试验项目及质量要求：
2.1.1汽包水位信号的测量：
a) 汽包水位信号应分别取自3个独立的差压变送器进行三选中值逻辑判断后的信号，并且该信号进行压力、温度修正。
b) 差压式水位测量装置的平衡容器位置正确。
c) 汽水侧取样管、取样阀门和连接管均应良好保温；平衡容器或容器上部形成参比水柱的管道不得保温；引到差压变送器的两根取样管应平形敷设共同保温，并根据需要采取防冻措施。
2.1.2 汽包水位动态特性试验（必要时进行）：
2.1.2.1汽包水位动态特性试验目的是求取在给水流量变化下汽包水位变化的飞升特性曲线，试验宜分别在高、低负荷下进行，每一负荷下的试验宜不少于两次。
1.2.1.2.2 给水流量变化下汽包水位动态特性试验的基本方法：
a) 保持机组负荷稳定、锅炉燃烧率不变；给水控制置手动，手操并保持在下限水位稳定运行2min左右。
b) 一次性快速改变给水调节门开度，使给水流量阶跃增加15％额定流量左右；保持其扰动不变，记录试验曲线。
c) 待水位上升到上限水位附近，手操并保持在上限水位稳定运行。
d) 一次性快速改变给水调门开度，使给水流量阶跃减小15％额定流量左右。
e) 保持其扰动不变，记录试验曲线。
f) 待水位降到下限水位附近结束试验。
g) 重复上述实验2～3次，分析给水流量阶跃扰动下汽包水位变化的飞升特性曲线，求得其动态特性参数ε（飞升速度）和τ（迟延时间）。
2.1.3给水泵出口调节门特性试验：
2.1.
3.1新投入使用或检修后的调节门（给水泵出口调节门、启动给水泵出口旁路调节门）应满足以下质量要求：
a) 给水泵出口调节门全开时的最大流量应满足单台给水泵最大负荷要求，并有10％的裕量；启动给水泵出口旁路调节门全开时的最大流量应满足30％机组负荷下的流量要求，并有10％的裕量。
b）调节门全关时，漏流量应小于调节门最大流量的10％。
c) 调节门特性曲线的线性工作段应大于全行程的70％，其回程误差不大于调节门最大流量的3％。
d) 调节门的死行程应小于全行程的5％。
2.1.
3.2给水调节门流量特性试验的基本方法：
a) 试验前检查调整门全开时给水压力是否达到额定值，否则应通过调整抬高给水压力。
b) 试验时，置给水调节于手动控制方式；在机组运行工况稳定的情况下，手动单方向间断的开大调节阀，每次以10％幅度为宜，直至调节阀全开。
c) 然后再以相同方式关小，直至全关。
d) 每次减小或开大操作都必须待流量稳定后进行。
2.1.4 电动液偶调速给水泵特性试验：新投入使用的电动液偶调速给水泵，宜对在不同转速(调速泵勺管位置开度) 下的给水出口压力和给水流量关系特性进行试验。其质量要求为：
a) 液压联轴节的调速范围应达到25％～100％；
b) 液压调速泵勺管位置开度和反馈电压应为线性关系，其回程误差应不大于2％；
c) 在调速范围内，泵出口给水压力和给水流量特性应符合制造厂的技术要求。
2.1.5汽动调速给水泵特性试验：新投入使用的汽动调速给水泵宜对在不同转速下的给水泵出口给水压力和给水流量关系特性进行试验。其质量要求为：
a) 调节范围应按小汽机确定的调速范围设定为0～100％；
b) 给水流量与负荷指令呈线性关系，其回程误差应不大于2％；
c) 在调速范围内，泵出口给水压力和给水流量特性应符合制造厂的技术要求。
2.1.6给水泵最小流量再循环控制门特性试验：对新投入使用的给水泵最小流量再循环控制门特性进行试验。其质量要求：
a) 再循环控制流量应高于给水泵最小设计流量；
b) 再循环阀能瞬间提升30％阀门开度(可调)；
c) 当切除再循环流量时，再循环阀能在瞬时关闭，隔绝10％的再循环流量。
2.2 控制系统投入条件：
a) 锅炉运行正常，达到向汽轮机送汽条件；
b) 主给水管路为正常运行状态；
c) 汽包水位、蒸汽流量及给水流量等主要参数运行正常、指示准确、记录清晰；
d) 汽包电接点水位信号运行正常，指示准确；
e) 汽包水位相关保护装置投入运行；
f) M/A操作站工作正常、跟踪信号正确、无切手动信号；
g) 给水泵最小流量再循环控制及保护系统，随对应给水泵投入运行；
h) 30％负荷以下应投入单冲量给水调节运行，30％负荷以上应投入三冲量给水调节运行，系统应能自动进行单/三冲量给水调节转换。
2.3品质指标：
a) 控制系统正常工作时，给水流量应随蒸汽流量迅速变化；在汽包水位正常时，给水流量与蒸汽流量应基本相等。
b) 稳态品质指标：300MW 等级以下机组土20mm、300MW 等级及以上机组士25mm；控制系统的执行机构不应频繁动作。
c) 水位定值扰动(扰动量为：300MW 等级以下机组 40mm, 300MW 等级及以上机组60mm)：过渡过程衰减率 ＝0.7～0.8；稳定时间为：300MW 等级以下机组小于3min，300MW 等级及以上机组小于 5min。
d) 机组启停过程中，汽包水位控制的动态品质指标：在30％负荷以下单冲量方式运行时，汽包水位允许动态偏差为土80mm；在30％～70％负荷范围三冲量给水控制运行时，汽包水位允许动态偏差为士60mm，在70％～100％负荷范围三冲量给水控制运行时，汽包水位动态品质指标见表35。
e) 机炉协调控制方式下的动态、稳态品质指标见表35。
2.4检修验收。在锅炉大修后，应提供以下试验报告：
a) 新投入使用的给水泵出口调节门、电动液偶调速给水泵特性、汽动调速给水泵、给水泵最小流量再循环控制门应提供试验合格报告；
b) 汽包水位的动态特性试验报告(要求时)；
c) 汽包水位控制的动态；稳态品质指标合格报告。
2.5运行维护:
a) 每天应根据汽包水位、蒸汽流量及给水流量的记录曲线分析控制系统的工作情况，如发现问题应及时消除；
b) 定期比较汽包水位、蒸汽流量、给水流量三重冗余变送器的输出值，应取其中值作为控制系统的反馈信号，对超差的变送器及时消除故障；
c) 定期检查取样测点、测量信号的正确性；
d) 定期检查执行机构、调节机构的特性；
e) 定期检查系统在各种工况下的控制品质记录曲线，发现异常即时处理，保证系统处于完好状态。
2.6 运行中试验：运行中当稳态品质指标超差时，应进行汽包水位定值扰动试验。
2.7 控制系统的撤除：发生以下情况可撤除自动：
a) 给水压力低于允许最低压力；
b) 锅炉负荷稳定工况下，汽包水位超过报警值；
c) 给水控制系统发生故障。
3 汽温控制系统
汽温控制系统，包括过热汽温度和再热汽温度控制系统。
3.1 投运前的试验项目及质量要求：
3.1.1过热蒸汽温度动态特性试验(必要时进行) ：试验内容主要包括二级减温水扰动下主蒸汽温度、二级导前汽温动态特性，一级减温水扰动下中间点温度、一级导前汽温动态特性等；试验宜分别在70％和100％两种负荷下进行，每一负荷下的试验宜不少于两次。
置减温控制于手动控制方式，在机组运行工况稳定情况下，手动一次关小(阶跃) 减温水调节阀开度，幅度以减小(开大) 10％减温水流量为宜，记录主汽温度变化情况，待主汽温度上升(下降)并稳定在新值时结束试验。
3.1.2再热蒸汽温度动态特性试验(必要时进行)：试验内容主要包括摆动燃烧器倾角或尾部烟道控制挡板摆动下的再热蒸汽温度动态特性、再热器减温水扰动下的再热蒸汽温度动态特性；试验宜在70％和100％两种负荷下进行，每一负荷下的试验宜不少于两次。
3.1.3减温水调节门特性试验：对新投入使用的调节门均应进行本项试验，其质量要求如下：
a) 调节门的最大流量应满足锅炉最大负荷要求，并约有10％的裕量；
b) 调节门的漏流量应小于其最大流量的10％；
c) 调节门特性曲线应呈线性，工作段应大于70％，其回程误差应小于最大流量的3％；
d) 调节门的死行程应小于全行程的5％。
在机组运行工况稳定的情况下，手动单方向间断地开大减温水调节阀，每次以10％幅度为宜，直至调节阀全开；然后再以同样方式关小，直至全关；每次减小或开大操作都必须待流量稳定后进行。
试验中，若出现减温水流量过大可能使汽温低于允许范围时，为了保证机组的安全，应改为在不同运行工况按上述方法分段进行特性试验。为了防止过热汽温超越允许范围，试验过程中应加强监视，发现汽温越限严重或失控应立即中止试验，并将阀门开度迅速恢复至试验前位置直至参数稳定。
3.1.4摆动燃烧器特性试验：在摆动燃烧器大修后应进行本项试验，其质量要求如下：
a) 热态下摆动燃烧器机械部分动作灵活，无卡涩；
b) 摆动燃烧器四角倾角误差小于±2°。
3.2控制系统投入条件:
a) 主蒸汽各级温度、再热汽温度指示准确，记录清晰；
b) 减温水调节门、燃烧器倾角或尾部烟道控制挡板有足够的调节裕量；
c) M/A操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号。
3.3品质指标(负荷范围70％100％)：
a) 稳态品质指标：过热汽温 300MW 等级以下机组为土2℃， 300MW 等级及以上机组为土3℃；再热蒸汽温度 300MW 等级以下机组为土30℃， 300MW 等级及以上机组为土4℃；执行器不应频繁动作。
b) 过热汽温和再热汽温给定值改变土5℃时，过渡过程衰减率 ＝0.75～1，稳定时间为：300MW等级以下机组小于15min, 300MW 等级及以上机组小于 20min。
c) 机炉协调控制方式下的动态、稳态品质指标见表35。
3.4检修验收。在锅炉大修后，应提供以下试验报告：
a) 新投入使用的减温水调节门应提供特性试验合格报告；
b) 大修后的摆动燃烧器应提供特性试验合格报告；
c) 大修后的尾部烟道控制挡板应提供特性试验合格报告；
d) 过热汽温和再热汽温控制的动态、稳态品质指标合格报告；
e) 过热蒸汽温度/再热蒸汽温度的动态特性试验报告(要求时)。
3.5运行维护:
a) 每天向运行值班人员了解并根据过热汽温及再热汽温记录曲线分析控制系统的运行情况；如发现问题应及时消除；
b) 定期检查测量信号的正确性；
c) 定期检查执行机构、调节机构的特性；
d) 定期检查系统在各种工况下的控制品质记录曲线，发现异常即时处理，保证系统处于完好状态。
3.6 运行中试验：
a) 在必要时进行减温水流量扰动试验；
b) 在必要时进行燃烧器倾角或尾部烟道控制挡板摆动试验；
c) 在必要时进行过热汽温及再热汽温定值扰动试验。
3.7控制系统的撤除。发生以下情况可考虑撤除自动:
a) 锅炉稳定运行时，过热汽温及再热汽温超出报警值；
b) 减温水调节门已全开，而汽温仍继续升高，或减温水调节门已全关，而汽温仍继续下降；
c) 控制系统工作不稳定，减温水流量大幅度波动，汽温出现周期性不衰减波动；
d) 减温水调节门漏流量大于其最大流量的15％；
e) 锅炉运行不正常，过热汽温和再热汽温参数低于额定值。
4 燃烧控制系统
燃烧控制系统包括炉膛压力控制、风量氧量控制(送风机动叶风量控制/二次风门风量控制、风箱与炉膛差压控制/二次风压控制、氧量校正、燃料风控制、燃尽风控制)、一次风压控制、磨煤机控制(直吹式制粉系统一次风量控制/中储式制粉系统钢球磨煤机入口风压控制、出口温度控制、给煤量控制) 等。
4.1炉膛压力控制系统：
4.1.1投入前的试验项目及要求：
4.1.1.1 炉膛压力动态特性试验(必要时进行)：锅炉大修后，必要时进行炉膛压力动态特性试验，试验应包括送风风量、引风风量变化下炉膛压力变化的动态特性，并在不同负荷段分别进行。
4.1.2控制系统投入的条件：
a) 锅炉运行正常，燃烧稳定，炉膛压力信号准确可靠；
b) 炉膛压力方向性闭锁、炉膛压力低超驰控制、MFT 超驰控制等保护回路投入；
c) 引风机挡板在最大开度下的引风量应能满足锅炉最大负荷要求，并有足够裕量；
d) M/A操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号。
4.1.3品质指标(负荷范围70％～l00％)：
a) 稳态品质指标： 300MW等级以下机组为±5OPa, 300MW等级及以上机组为土100Pa。
b) 炉膛压力定值扰动( 扰动量 300MW等级以下机组土100Pa、300MW等级及以上机组±
l5OPa)：过渡过程衰减率 ＝0.75～0.9，稳定时间为：300MW 等级以下机组小于40s，300MW等级及以上机组小于lmin。
c) 机炉协调控制方式下的动态、稳态品质指标见表35。
4.1.4检修验收：在锅炉大修后，应提供以下试验报告：
a) 炉膛压力动态特性试验报告（要求时）；
b) 炉膛压力控制系统品质指标合格报告。
4.1.5运行维护：
a) 炉膛压力取样管应定期吹扫，保持畅通。
b) 每天比较炉膛压力三重冗余变送器的输出值. 应取其中值作为炉膛控制系统的反馈信号。对超差的变送器及时消除故障。
c) 每天应向运行值班人员了解并根据炉膛压力记录曲线分析控制系统的运行情况，如发现问题应及时消除。
4.1.6运行中实验：运行中当稳态品质指标超差时，应进行炉膛压力定值扰动实验。
4.1.7控制系统的撤除：发生以下情况可考虑撤除自动：
a) 锅炉燃烧不稳；
b) 控制系统工作不稳定，炉膛压力波动过大；
c) 炉膛压力保护装置退出运行。
4.2 风量氧量控制系统：风量氧量控制系统包括：送风机动叶风量控制、二次风门风量控制、风箱与炉膛差压控制、二次风压控制、氧量校正、燃料风控制、燃尽风控制系统。
4．2.1投运前的试验项目及质量要求：
风量控制动态特性试验（必要时进行）：
a) 送风机动叶风量控制系统，在投入前应进行送风机动叶风量控制动态特性试验，试验中风箱与炉膛差压控制应投入自动。
b) 二次风门风量控制系统投入前应进行二次风门风量控制动态特性试验，试验中二次风压控制应投入自动。
4．2.2控制系统投入的条件：
a) 锅炉运行正常，燃烧稳定，负荷大于50％，送风机动叶/二次风门风量控制系统投入；
b) 送风机动叶/二次风门在最大开度下的送风量应能满足锅炉负荷要求，并约有5％裕量；
c) 风量、氧量信号准确可靠，记录清晰；
d) 炉膛压力控制系统投入运行：
e) M/A 操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号；
f) 炉膛压力方向性闭锁、防喘振保护回路投入。
4．2.3品质指标(负荷范围70％～100％)：
a) 氧量稳态品质指标为土1（％）。
b) 燃烧率指令增加时，风量应能在30s 内变化，氧量应能在lmin 内变化。
c) 风压/差压定值扰动(扰动量： 300MW等级以下机组±100Pa、300MW 等级及以上机组
士15OPa)：过渡过程衰减率ψ＝0.75～0.9；稳定时间为：300MW 等级以下机组小于30s， 300MW 等级及以上机组小于50s。
4．2.4检修验收：在锅炉大修后，应提供以下试验报告：
a) 风量控制动态特性试验( 要求时)；
b) 风量、氧量控制系统品质指标合格报告。
4．2.5运行维护:
a) 风量信号取样管路应定期吹扫，保持畅通；
b) 应经常根据风量、氧量、煤量、负荷等参数记录曲线分析控制系统的工作情况，如发现异常应及时消除.
4．2.6运行中试验：必要时进行风量、氧量定值扰动试验。
4．2.7控制系统的撤除。发生以下情况可考虑撤除自动：
a) 锅炉运行不正常，燃烧不稳定；
b) 控制系统不稳定，风压波动过大；
c) 炉膛压力控制系统退出运行。
4.3一次风压控制系统：
4.3.1投入前的试验项目及要求：必要时进行一次风压动态特性试验：
a) 变化一次风量，观察、记录—次风压变化的动态特性；
b) 试验应分别在高、低负荷下进行；
c) 每一负荷下的试验应不少于两次。
4.3.2控制系统投入的条件：
a) 工频下一次风挡板在最大开度或在变频下变频控制转速在最大情况下，风量应能满足锅炉最大负荷的要求，并有足够裕量；
b) —次风压信号指示准确，记录清晰；
c) M/A操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号；
d) 防喘振保护回路投入。
4.3.3 品质指标(负荷范围70％～100％)：
a) 稳态品质指标：土100Pa。
b) 一次风压给定值改变300Pa 时，过渡过程衰减率ψ＝0.75～1；稳定时间为：300MW 等级以下机组小于30s，300MW 等级及以上机组小于50s。
4.3.4检修验收：在锅炉每次大修后，应提供以下试验报告：
a) 一次风压动态特性试验报告( 要求时)；
b) —次风压控制系统品质指标合格报告。
4.3.5运行维护：
a) 一次风压取压口及取样管路应定期吹扫，保证畅通；
b) 应经常根据一次风压记录曲线分析控制系统的工作情况，如发现异常应及时消除。
4.3.6运行中试验。运行中当稳态品质指标超差时，应进行一次风压定值扰动试验。
4.3.7控制系统的撤除：发生以下情况可考虑撤除自动：
a) 稳定工况下，一次风压超出给定值的士200Pa；
b) 控制系统工作不稳定，一次风压大幅度波动。
4.4磨煤机控制系统：直吹式制粉系统的磨煤机控制包括：一次风量控制、出口温度控制、给煤量控制系统；中储式制粉系统除钢球磨煤机入口风压调节不同外(见第 1.4.5 条) ，其余与本条要求同。
4.4.1 投入前的试验项目及要求：
4.4.1.1一次风门风量特性试验：—次风门风量特性试验宜在磨煤机系统冷态通风试验中进行。手动单方向间断地开大磨煤机一次风流量调节档板，每次以10％幅度为宜，直至调节档板全开；然后再以同样方式关小，直至全关。每次减小或开大操作都必须待流量稳定后进行。
在磨煤机运行工况下，宜选择在磨煤机启动时暖磨、停运时清磨阶段进行；其他情况，可以按上述方法分段进行开度-流量的检查，但不宜进行全程一次风流量特性试验。
4.4.1.2 磨煤机出口温度动态特性试验(必要时进行)：试验包括给煤量和热风风量变化下，磨煤机出口温度变化的动态特性。
4.4.1.3给煤/粉量调节特性试验(必要时进行)：对于中储式制粉系统应满足以下要求：
a) 给粉机最高转速下的给粉量应能满足锅炉最大负荷的要求，并略有裕量；
b) 在给粉机控制信号可变范围的1/2 处，各台给粉机的转速偏差应小于 50r/min；
c) 锅炉最大负荷下的给粉机转速与锅炉最低负荷下的给粉机转速之比值应不小于3。
4.4.2 控制系统投入的条件：
a) 磨煤机系统运行正常，并有足够的干燥出力；
b) 调节挡板开度有足够的调节范围；
c) —次风量、磨煤机出口温度、给煤量等信号正确可靠，记录清晰；
d) 控制系统与 FSSS、SCS系统间的保护联锁回路投入；
e) 风煤交叉限制回路投入；
f) M/A 操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号；
g) 一次风压控制系统投入运行。
4.4.3品质指标(负荷范围70％～100％)：
a) 稳态品质指标：磨煤机入口一次风流量为土5％；磨煤机出口温度土3℃。
b) 一次风量给定值改变5％时，过渡过程衰减率ψ＝0.75～0.9, 稳定时间小于20s。
c) 磨煤机出口温度给定值改变3℃，过渡过程衰减率ψ＝0.75～0.9、稳定时间小于5min。
d) 高温风(或低温风)挡板开度改变10％时，控制系统应能在3min 内消除扰动，磨煤机出口温度最大偏差应不大于5℃。
4.4.4检修验收：在锅炉大修后，应提供以下试验报告：
a) 一次风门风量特性试验合格报告；
b) 磨煤机出口温度动态特性试验报告(要求时)；
c) 一次风量、出口温度、给煤量控制系统品质指标合格报告。
4.4.5运行维护：
a) 定期吹扫流量取样管路，保持畅通；
b) 定期检查测温元件，应防止保护套管磨穿；
c) 应经常根据一次风量、磨煤机出口温度、给煤量记录曲线分析控制系统的工作情况，如发现异常应及时消除；
d) 定期检查执行机构、调节机构的特性。
4.4.6 运行中试验：
a) 必要时进行一次风量定值扰动试验；
b) 必要时进行磨煤机出口温度定值扰动试验。
4.4.7控制系统的撤除。发生以下情况可考虑撤除自动：
a) 制粉系统运行不正常；
b) 控制系统工作不稳定，风量波动过大；
c) 磨煤机干燥出力不够；
d) 磨煤机出口温度超过报警值。
4.5钢球磨煤机入口风压调节(中储式制粉系统)：
4.1控制系统投入的条件：
a) 制粉系统运行正常；
b) 调节挡板开度有足够的调节范围。
4.5.2品质指标：
a) 稳态品质指标：士40Pa。
b) 磨煤机入口风压给定值改变50Pa 时，过渡过程衰减率 ＝0.75～0.9，稳定时间小于20s。
c) 磨煤机入口高、低温风挡板开度改变10％时，控制系统应能在30s 内消除扰动。
4.5.3运行维护：
a) 定期吹扫制粉系统风压和风量取压口及取样管路，保持畅通；
b) 每月进行一次磨煤机入口风压定值扰动试验。
4.5.4控制系统的撤除。发生以下情况可考虑撤除自动：
a) 制粉系统运行不正常；
b) 控制系统工作不稳定，负压大幅度波动。
5 辅助设备控制系统
辅助设备模拟量控制系统包括除氧器水位、压力、加热器水位、凝汽器水位、轴封压力、凝结水再循环流量控制、其他辅助设备模拟量控制系统等。其中其他辅助设备模拟量控制系统主要有以下单回路控制系统：空预器冷端温度控制、凝结水再循环流量控制、燃油压力控制、辅助蒸汽温度控制、暖风器疏水箱水位控制、密封风滤网差压控制、闭式水压力控制、闭式水温度控制、闭式水膨胀水箱水位控制、汽机润滑油温控制、发电机定冷水温度控制、发电机氢温控制、发电机密封油温控制、电动给水泵工作油温控制、汽动给水泵润滑油温控制等控制系统。
1除氧器水位控制系统：
1.1投运前的试验项目及质量要求：
1.1.1除氧器水位动态特性试验(必要时进行)。试验应包括给水流量、凝结水流量变化下，除氧器水位变化的动态特性试验。
1.1.2除氧器水位调节门或变频转速特性试验。对新投入使用的调节门都应进行特性试验，其质量要求为：
a) 在额定凝结水母管压力下，调节门全开或变频转速最大时最大流量应满足锅炉最大给水量的要求，并约有10％的裕量；
b) 调节门全关时，漏流量应小于调节门最大流量的10％；
c) 调节门或变频特性曲线的线性工作段应大于全行程的70％，其回程误差不大于调节门最
大流量的3％；
d) 调节门的死行程应小于全行程的5％。
1.2控制系统投入的条件：
a) 除氧器水位、给水流量、主凝结水流量指示准确，记录清晰；
b) 除氧器水位调节阀有足够的调节范围；
c) 除氧器水位保护投入运行；
d) 凝结水再循环流量控制系统投入运行；
e) M/A操作站工作正常、跟踪信号正确、无切手动信号；
f) 单冲量、三冲量调节性能完好，实现无扰动切换。
1.3品质指标(负荷范围70％～100％)：
a) 稳态品质指标：土20mm。
b) 当水位给定值改变100mm 时，过渡过程衰减率ψ＝0.7～0.8，稳定时间为：300MW 等级以下机组小于 10min, 300MW 等级及以上机组小于 20min。
1.4运行维护。应经常根据除氧器水位的记录曲线分析除氧器水位控制系统的工作情况，如发现异常应及时消除。
1.5 运行中试验。运行中当稳态品质指标超差时，应进行水位定值扰动试验。
1.6控制系统的撤除。稳定运行工况下，除氧器水位超出给定值土200mm, 可撤除自动。
5.2除氧器压力控制系统：
5.2.1控制系统投入的条件：
a) 除氧器运行正常，运行方式符合自动调节的要求；
b) 调节阀有足够的调节范围；
c) 除氧器压力指示准确，记录清晰；
d) 除氧器压力保护装置投入运行。
5.2.2品质指标(负荷范围70％～100％)：
a) 稳态品质指标：±20kPa。
b) 当除氧器压力给定值改变50kPa 时，控制系统应在lmin 内将压力稳定在新的给定值，过渡过程衰减率ψ＝0.75～1。
5.2.3运行维护：必要时进行除氧器压力定值扰动试验。
5.2.4 控制系统的撤除：发生以下情况可考虑撤除自动：
a) 稳定运行工况下，除氧器压力超出报警值；
b) 当调节阀已全开而压力仍继续下降，或调节阀已全关而压力仍继续上升；
c) 除氧器运行方式改变，不符合自动调节的要求。
5.3加热器水位控制系统：
5.3.1控制系统投入的条件
a) 加热器运行正常；
b) 疏水调节阀有足够的调节范围；
c) 水位保护投入运行。
5.3.2品质指标：
a) 稳态品质指标：士20mm (立式)，±10mm(卧式)。
b) 定值扰动时，(立式50mm, 卧式30mm) 过渡过程衰减率ψ＝0.75～1。
5.3.3运行维护：必要时进行水位定值扰动试验。
5.3.4控制系统的撤除：发生以下情况可考虑撤除自动：
a) 调节已全开而水位仍继续上升，或调节阀已全关而水位仍继续下降；
b) 稳定运行工况下，水位超过给定值土150mm；
c) 加热器运行方式改变，不能满足自动调节的要求。
5.4汽机凝汽器水位控制系统：
5.4.1控制系统投入的条件：
a) 汽机运行正常，凝汽器处于有水位运行状态；
b) 凝汽器运行方式合理，调节阀有足够的调节范围；
c) 凝汽器水位指示准确。
5.4.2品质指标：
a) 稳态品质指标：±20mm。
b) 凝汽器水位给定值改变50mm 时，上升方向过渡过程衰减率ψ＝0.75～1、稳定时间为：300MW等级以下机组小于 3min,300MW 等级及以上机组小于5min。
5.4.3 运行维护：必要时进行水位给定值扰动试验。
5.4.4控制系统的撤除：发生以下情况可考虑撤除自动：
a) 稳定运行工况下，凝汽器水位超出给定值土200mm；
b) 凝汽器运行方式改变，不符合自动调节的要求。
5.5其他辅助设备模拟量控制系统：
5.1控制系统投入的条件：
a) 辅助设备运行正常；
b) 调节阀有足够的调节范围；
c) 被调参数指示准确。
5.5.2品质指标：
a) 稳态品质指标：给定值附近，不振荡。
b) 定值扰动时，控制系统衰减率ψ＝0.75～1。
5.5.3运行维护：必要时进行定值扰动试验。
5.5.4控制系统的撤除：正常运行工况下，控制值与给定值的偏差超过规定值时，可撤除自动。
6 机炉协调控制系统
协调控制系统包括：机组负荷指令设定、汽机主控、锅炉主控、压力设定、频率校正、热值校正(BTU)、辅机故障减负荷(RB)等控制回路。
6.1投运前的试验项目及质量要求：
6.1.1协调控制系统功能性检查及方式切换试验。在控制系统软件修改后，应对协调控制系统进行功能性检查及方式切换试验：
a) 机组负荷指令的手动调整(升和降)、负荷高/低限值的调整、负荷变化率的设定功能性检查；
b) 锅炉跟随、汽机跟随、协调控制三种方式的切换试验；
c) 自动发电控制 (AGC)远方/就地控制方式的无扰动切换试验；
d) 定压/滑压运行方式的切换试验；
e) 负荷增减闭锁( block Increase/block Decrease ) 功能性检查。
6.1.2 RB (快速减负荷)功能模拟试验：在控制系统软件修改后，应在机停运的情况下，对协调控制系统的RB 功能进行模拟试验，以确认RB 控制回路和参数整定合理，动作正确。试验中按设计的功能依次模拟RB 产生的条件，主要检查以下一些内容：
a) 不同原因的RB 发生时，DI 通道应正确动作；
b) 负荷运算回路、负荷指令变化速率等RB 控制参数已正确设定；
c) CCS 输出至FSSS 的 D0 通道应正确动作；
d) FSSS 跳磨煤机或给粉机的控制逻辑正确，满足DL/T655 的要求；
e) CCS 应切换到TF (汽机跟随)方式运行；
f) RB 时，主汽压采用的定压/降压方式符合设计要求，一般应切换到降压方式运行；
g) 降压运行方式时，降压的速率参数设定应根据不同RB 的特点正确设定。
6.1.3 负荷动态响应特性试验(必要时进行)：试验应在不同负荷段分别进行，试验项目：包括 a) 定压运行方式负荷动态响应特性试验(必要时进行)，试验应分别在60％、90％负荷段进行；
b) 滑压运行方式负荷动态响应特性试验，应在70％～80％负荷段进行。 6.2 控制系统投入的条件：
a) 锅炉运行正常，炉膛燃烧稳定；
b) 机组功率、负荷指令、主蒸汽压力、调速级压力、总风量、总燃料量等主重要参数准确可靠，记录清晰；
c) DEH 系统功能正常，能转入CCS 控制方式；
d) 燃烧、给水、过热汽温、再热汽温、除氧器水位等主要控制系统已投入运行； e) 协调控制系统控制方式及各参数设置正确，汽机主控、锅炉主控等M/A 操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号。 6.3 品质指标：
a) 负荷变动试验：在机炉协调控制方式下，70％～100％负荷范围内，负荷指令以直吹式机组2％e P /min 或3％e P /min 、中储式机组3％e P /min 或4％e P /min 的变化速率、负荷变动量为△P ＝15％e P ,，分别进行负荷单向变动试验；机组各主要被调参数的动态、稳态品质指标见表35。
b) AGC 负荷跟随试验：在AGC 控制方式下，70％～100％负荷范围内，负荷指令以1.5％
e P /min(直吹式机组) 或2.O ％e P /min (中储式机组) 的变化速率、负荷变动量为△＝10％e
P 的斜坡方式连续增、减(或减、增)各一次的双向变动试验；机组各主要被调参数的动态.、稳态品质指标见表1。
表1 机组各主要被调参数的动态、稳态品质指标
6.4 检修验收。在机组大修后，应提供以下试验报告：
a) 控制系统软件修改后应提供协调控制系统功能性检查及方式切换试验报告；
b) 控制系统软件修改后应提供协调控制系统的RB 功能模拟试验报告；
c) 负荷动态响应特性试验报告(要求时)；
d) 机炉协调控制方式下机组主要被调参数的动态、稳态品质指标合格报告。
6.5 运行维护。应经常根据机组功率、负荷指令、主汽压力、总风量、总燃料量、主汽温度、再热汽温度、汽包水位、炉膛压力、烟气含氧量等主要被调参数的记录曲线分析协调控制系统及各子系统的工作情况，如发现异常应及时消除。
6.6运行中试验。运行中当稳态品质指标超差时，应进行各子系统的定值扰动试验。
6.7控制系统的撤除。发生以下情况可考虑撤除自动：
a) 影响协调控制系统决策的主要测量参数如机组功率、主汽压力、调速级压力、总风量、总燃料量等信号偏差大或失去冗余。
b) 主要被调参数严重越限，如: 主汽温度偏差超过土15℃；再热汽温偏差超过土15℃；汽包水位偏差超过土100mm；主汽压力偏差超过土1Mpa。
c) 协调控制系统发生故障。
d) 计算机控制系统局部故障，机组运行工况恶化。
二、炉膛安全监控系统
1 基本项目与质量要求
1.1 机组停运前的检查
1.1.1控制系统的检查按4.1.1进行。
1.1.2 火焰检测系统的各路火焰显示情况检查，异常情况做好记录。
1.1.3减负荷和停炉过程中的设备状态显示及打印记录检查，异常情况做好记录。
1.2 系统停运后的基本检修与要求
1.2.1控制系统硬件检修，检修后不符合质量指标的硬件进行更换。
1.2.2控制系统电源、线路及测量管路检修。
1.2.3火焰检测系统、外围测量和执行设备的检修与校准。
1.2.4系统部件、设备、线路的绝缘电阻测试，应符合规定的绝缘等级要求。
1.2.5停运前检查记录的缺陷处理。
1.2.6检查FSSS系统的控制逻辑，应符合DL/435的要求。在对各控制逻辑、判据信号、定值、参数设置的正确性检查中,如需修改，按规定修改程序进行，并做好备份。
1.2.7独立配置的锅炉灭火保护装置进行检修、试验后，其基本性能和功能应符合 DL/E655的
要求。
1.2.8各控制系统相关画面检查，应正确无误。
1.2.9 检修前后应对控制逻辑各备份一次，并做好标记存放在规定处。
1.3 测试项目与技术标准
1.3.1控制装置及模件的测试。
1.3.2控制系统的基本性能和功能测试。
1.3.3所有继电器的测试检查，结果应满足要求。
1.3.4检查控制对象的开、关和转动方向，应与显示画面显示一致，符合实际工艺要求，测试各阀门、挡板开、关方向上的全行程动作时间,其值应与控制逻辑设定的实际值相对应。
2.1.
3.5电磁阀开关测试：由操作员站发出指令，电磁阀开关方向和阀门开关状态应正确。
2.1.
3.6电动机启、停的状态应与电动机实际的状态一致，电动机转动的方向应正确。
2.1.
3.7 输入模拟信号统开环试验，系统的执行步序、逻辑关系、运行时间以及输出状态应符合运行要求。
2 系统试验项目与要求
2.1 试验准备工作
2.1.1检修后的系统.，试验前应确认：
a) 相关的机务、电气检修工作已结束；
b) 相关设备的单体试验合格，系统试验项目的有关条件具备；
c) 控制装置己复原上电并经检查工作正常；
d) 逻辑检查修改工作完成；
e) 有关风门、挡板、油泵、气动阀、电动阀等电源、气源正常；
f) 具有“试验”位置的辅机，只送上其控制电源，动力电源开关应放至“试验”位置；
g) 就地及集控室手动启、停控制试验合格。
2.1.2试验的一般要求：
a) 机、炉、电连锁与联动试验时，须将全部逻辑纳入到相关系统的试验中。
b) 试验应按试验操作卡逐步进行，做好详细试验记录并建立试验档案。
c) 试验期间若出现异常情况，应立即中止试验并恢复系统原状；故障消除后应再次试验。
d) 试验结束，做好系统及设备的恢复工作。
2.1.3试验项目与逻辑条件，应以各机组设计为准。
2.2 燃油系统启动前功能试验
2.2.1燃油系统连锁保护试验：
2.2.1.1输送油泵连锁试验：
a) 启动输送油泵A；输送油泵B 开关置“连锁”位置。
b) 停运输送油泵A，输送油泵B 应自启；停运输送油泵B，输送油泵A 应自启。
c) 输送油泵A 运行，模拟发出燃油母管压力低信号，输送油泵B 应自启。
d) 撤出输送油泵连锁：停运输送油泵A 及输送油泵B。
2.2.1.2锅炉点火油泵连锁试验：
a) 启动点火油泵A；将点火油泵B 开关置“连锁”。
b) 停运点火油泵A (或点火油泵A 电气故障) ，点火油泵B 应自启；停运点火油泵B (或点火油泵B 电气故障)，点火油泵A应自启。
c) 点火油泵A运行，发出点火油压低信号，点火油泵B 应自启。
d) 撤出点火油泵连锁；停运点火油泵A 及点火油泵B。
2.2.1.3燃油跳闸阀开启、跳闸连锁试验：
a) 下列燃油跳闸阀开启条件满足时，在显示画面上开启燃油跳闸阀；检查显示画面显示和打印记录、确认燃油跳闸阀开启正常：
1) 燃油母管压力不低(正常)；
2) MFT延时满足设计定值后，且所有油枪三位阀关闭；
3) 燃油回油总阀开启；
4) 无任何关闭或跳闸指令。
b) 下列任一条件满足时，燃油跳闸阀应跳闸(关闭)，状态及报警显示正确：
1) MFT；
2) 备用盘或显示画面上操作燃油跳闸阀按钮关闭；
3) 任一油枪三位阀未关，雾化蒸汽压力低；
4) 任一油枪三位阀未关，燃油母管压力低；
5) FSSS 逻辑电源失去延时满足设计定值；
6) 燃油泄漏试验时的关跳闸阀指令。
2.2.2 燃油泄漏试验：
2.2.2.1燃油泄漏试验前应满足的条件：
a) 炉前油系统各表计、开关及变送器已投运；
b) 所有油枪停运，各油枪三位阀在关闭状态，各油枪进、回油隔离阀开启；
c) 燃油母管压力调节阀前后隔离阀开启，旁路阀关闭；
d) 燃油系统油泵投运，燃油供油压力达到设计要求，相关的信号发出；
e) 燃油回油总阀关闭。
2.2.2.2典型燃油泄漏试验步骤：
a) 满足燃油泄漏试验条件，启动燃油泄漏试验指令(或锅炉吹扫条件和燃油泄漏试验条件均满足后，发出吹扫命令)，备用盘或显示画面上燃油泄漏试验在进行中灯应点亮。
b) 全开燃油调节阀，开启燃油跳闸阀，对炉前燃油系统进行充压，充压设定时间(如15s) 到后，燃油跳闸阀应自动关闭。
c) 压力稳定一定时间(如5s) 后开始计时，若在规定时间内：
1) 三位阀或炉前燃油系统无泄漏，则自动开启燃油回油阀，对燃油母管泄压；泄压设定时间到后，燃油回油阀应自动关闭；当规定时间内燃油母管压力不大于设定值(表明燃油跳闸无泄漏) 满足时，“燃油泄漏试验完成”灯亮，“燃油泄漏进行中”灯灭，燃油泄漏试验结束。
2) 油枪三位阀或炉前燃油系统有泄漏，则“燃油泄漏试验失败”灯应亮，“燃油泄漏试验进行中”灯应灭，“燃油母管压力低”或“燃油跳闸阀前后差压大”信号报警；中断燃油泄漏试验，进行炉前燃油系统、油枪三位阀或燃油回油阀泄漏验证，查明原因消除后重新试验。
3) 若在规定时间内燃油母管压力大于设定值(燃油跳闸阀有泄漏)，则“燃油泄漏试验失败”灯应亮，“燃油泄漏试验进行中”灯应灭，“燃油母管压力高”报警，中断燃油泄漏试验，进行燃油跳闸阀泄漏验证，查明原因消除后重新试验。
2.2.2.3燃油泄漏试验失败后的泄漏验证步骤：
a) 燃油跳闸阀泄漏验证：
1) 关闭燃油跳闸阀，全开燃油流量调节阀，满足燃油泄源试验条件。
2) 开启回油总阀，对炉前燃油系统进行泄压，达到规定时间(如2min)后关闭回油总阀和燃油回油流量计前隔离阀，确认旁路阀在关闭状态，或者关闭各层油枪燃油回油手动隔离阀。
3) 监视燃油母管压力，若在规定时间(如 2min) 内，燃油母管压力上升到设计值以上，则认为燃油跳闸悯泄漏，反之燃油跳闸阀能严密关闭。
b) 炉前燃油系统、油枪三位阀或燃油回油阀泄漏验证：
1) 满足燃油泄漏试验条件，全开燃油流量调节阀、燃油跳闸阀和燃油回油总阀，进行炉前燃油循环。
2) 依次关闭回油总阀、燃油跳闸阀，监视燃油跳闸阀前后差压表，若在一定时间内差压表读数大于设计值，说明上述系统有泄漏。
3) 恢复系统1) 状态，关闭回油总阀和回油流量计前隔璃阀，确认其旁路阀在关闭状态；或者关闭各层油枪回油手动隔离阀和燃油跳闸阀；若在一定时间(如2min) 内燃油跳闸阀前后差压读数低于设计值，则认为回油总阀有泄漏，而其余系统无泄漏。
4) 若差压表读数大于设计值，表明系统还存在泄漏，则恢复系统1) 状态，依次关闭某一油枪回油手动隔遵阀及进油手动隔离阀；监视该油枪进油压力表，若在一定时间(如2min) 内，油压表读数明显下降，则认为该油枪三位阀有泄漏。
c) 用同样方法对其余油枪进行验证。
d) 对查出的问题进行检修处理，修复后应重新进行上述试验，直至无泄漏现象。
e) 试验结束后，运行应及时将有关系统、设备恢复至试验前的位置或恢复燃油系统至正常运行方式。
2.3 制粉系统启动前功能试验
2.3.1 磨煤机油站连锁保护功能试验：
2.3.1.1 磨煤机齿轮箱润滑油泵连锁保护功能试验：
a) 检查下列条件均满足时，在显示画上启动油泵，确认油泵开启正常，状态显示正确：
1) 油箱油位不低；
2) 油温达到设定值。
2.3.2磨煤机组启停功能试验：
2.3.2.1给煤机启动许可功能试验：
a) 检查下列条件均满足时，允许在显示画面上启动给煤机：
1) 无MFT信号；
2) 磨煤机已启动；
3) 给煤机转速设定在最低点；
4) 控制画面上显示磨煤机“准备”指示；
5) 无停给煤机信号；
6) 给煤机就地控制站置“遥控”方式、磨煤机控制画面上显示“磨煤机点火许可”。
b) 检查确认给煤机开启正常，状态显示正确。
2.3.2.2给煤机跳闸功能试验：
a) 检查下列任一条件满足时，给煤机应跳闸：
1) 快速切负荷 (FCB) 跳给煤机；
2) 磨煤机跳闸(包括程序控制输出)；
3) MFT 动作；
4) 电动机电气故障；
b) 逐一发出以上各信号，检查确认给煤机跳闸，状态及报警显示应正确。
2.3.2.3磨煤机启动许可功能试验:
a) 检查下列条件均满足时，允许在显示画面上启动磨煤机：
1) 无MFT信号；
2) 磨煤机出口温度小于设定值；
3) 磨煤机点火许可满足；
4) 磨煤机出口挡板开；
5) 给煤机置“遥控”状态；
6) 磨煤机入口冷风隔离挡板全开；
7) 一次风压正常；
8) 齿轮箱润滑油温大于设定值；
9) 齿轮箱润滑油流量大于设定值；
10) 齿轮箱润滑油泵在运行；
11) 齿轮箱滤油器差压不大于设定值或油温不大于设定值；
12) 电动机润滑油系统许可启动(如果是启动第一台磨煤机，则还需满足喷燃器摆角处于水平位置和总风量达到设计值两个条件)。
b) 检查确认磨煤机应开启正常，状态显示正确。
2.3.2.4磨煤机跳闸功能试验：
a) 检查下列任一条件满足时，磨煤机应跳闸：
1) 就地事故紧急跳闸按钮按下；
2) 齿轮箱润滑油压力低于设定值；
3) 齿轮箱润滑油系统220V交流控制电源失去；
4) 齿轮箱润滑油泵停运；
5) 磨煤机出口阀未开；
6) MFT；
7) 一次风失去；
8) 一台一次风机跳引起的相关磨煤机跳闸；
b) 逐一发出以上各信号，检查确认磨煤机跳闸，状态及报警显示应正确。
2.3.3给粉机功能试验：
2.3.3.1给粉机启动许可功能试验：
a) 检查下列条件均满足时，允许启动给粉机：
1) 火检探头冷却风压正常；
2) 汽包水位正常；
3) 一次风允许；
4) 无MIT 信号；
5) 风量条件满足；
6) 对应油层投运且负荷条件满足；
7) 对应给粉机层总电源正常；
8) 无给粉机跳闸或停运信号。
b) 检查确认给粉机应开启正常，状态显示正确。
2.3.3.2给粉机跳闸功能试验：
a) 检查下列任一条件满足时，给粉机应跳闸:
1) 对应给粉机层总电源无；
2) MFT 信号；
3) 给粉机启动后一次风丧失；
4) 给粉机启动一定时间后仍检不到火；
5) 运行人员操作停运。
b) 逐一发出以上各信号，检查确认给粉机跳闸，状态及报警显示应正确。
2.4 其他系统启动前功能试验
2.4.1冷却风系统功能试验：
2.4.1.1冷却风机启动许可功能试验：
a) 当冷却风机进口手动调节挡板开启时，启动冷却风机；
b) 检查确认冷却风机应开启正常，状态显示正确。
2.4.1.2冷却风机自启动功能试验：
a) 检查下列任一条件满足时，备用扫背风机应自启动：
1) 一台风机运行且出口母管与炉膛差压低，延时大于设定值后；
2) 运行风机电气故障或停用；
3) 冷却风母管与炉膛差压低且二次风箱风温高(或母管压力低) 于设定值。
b) 逐一发出以上各信号，检查确认备用冷却风机自启动，状态及报警显示应正确。
2.4.1.3 冷却风机跳闸功能试验：
a) 检查下列任一条件满足时，冷却风机应跳闸：
1) 两台风机运行，冷却风母管与炉膛差压高且二次风箱风温低(或母管压力高) 于设定值时，其中一台风机；
2) 风机电气故障信号发讯时。
b) 逐一发出以上各信号，检查确认冷却风机跳闸，状态及报警显示应正确。
2.4.2炉水循环泵系统功能试验：
2.2.1炉水循环泵启动许可功能试验：
a) 检查下列条件均条件满足时，允许在显示画面上启动炉水循环泵：
1) 冷却水流量正常；
2) 泵进口联箱与泵壳体温差小于38℃；
3) 电动机腔温度大于启动允许设定值；
4) 电动机腔温度小于跳闸设定值；
5) 泵所有出口阀均开启；
6) 闭式泵在运行。
b) 检查确认炉水循环泵应开启正常，状态显示正确。
2.2.2炉水循环泵自启动功能试验：
a) 检查下列任一条件满足时，备用的炉水循坏泵应自启动：
1) —台炉水泵运行，其他泵停运情况下，运行炉水泵跳闸；
2) 炉水泵进出口差压小于低设定值(或炉水泵进口联箱温度大于设定值)；
3) 两台炉水泵运行时，锅炉负荷大于设定值，其中一台泵进出口差压小于高设定值(或泵跳闸)；
4) 运行炉水泵因电气故障跳闸，而使运行台数少于当时负荷要求时。
b) 逐一发出以上各信号，检查确认备用炉水循环泵自启动，状态及报警显示应正确。
2.2.3炉水循环泵跳闸功能试验：
a) 检查下列任一条件满足时，炉水循坏泵应跳闸：
1) 电动机腔室温度高于设定值；
2) 两台闭式泵跳延时达到设定值；
3) 就地事故按钮被按下；
4) 炉水循环泵任一出口阀关闭。
b) 逐一发出以上各信号，检查确认对应炉水循环泵跳闸，
2.5 主燃料跳闸功能试验
2.1 MFT动作条件试验：
a) 检查下列任一条件满足时，机组MFT 应跳闸：
1) 送风机全停；
2) 引风机全停；
3) 炉水泵全停，延时超过设定值；
4) 紧急停炉按钮被按下；
5) 空气预热器全停；
6) 燃料失去信号发出；
7) 冷却风失去，延时超过设定值；
8) 汽包水位低低(信号来自三选中，延时超过设定值)；
9) 汽包水位高高(信号来自三选中，延时超过设定值)；
10) 锅炉总风量低于设定值；
11) 炉膛压力高高(信号来自三选二，延时超过设定值)；
12) 炉膛压力低低(信号来自三选二，延时超过设定值)；
13) 一次风机全停（无油枪投入运行证实）；
14) 火焰探测系统发出无火焰信号。
b) 逐一发出以上各信号，检查确认机组MFT跳闸，状态、报警及首出信号显示应正确。
2.5.2 MFT动作后的联动功能试验：
a) 检查系统，当MFT信号发出后，以下动作应联动产生：
1) S0E 显示MFT 首出原因；
2) 所有磨煤机跳闸，磨煤机热风隔离挡板、冷和热风调节挡板关闭；延时规定时间后冷风调节挡板全开；
3) 所有给煤机跳闸，各给煤机指令自动回到设定值(或一次风挡板关闭)；
4) 所有一次风机跳闸，密封风机联跳；
5) 快关燃油母管调节阀、回油阀及所有油枪三位阀；
6) 当任一油枪三位阀未关时，关闭燃油母管跳闸阀；
7) 关闭主蒸汽、再热蒸汽减温水电动隔离阀和调节阀；
8) MFT 信号送至CCS、SCS、吹灰、电除尘等系统；
9) 跳闸主汽轮机；
10) 跳闸A、B 电除尘；
11) 跳闸锅炉吹灰器；
12) 高压旁路控制复位；
13) MFT 后，延时达到设定值且炉膛压力低低或炉膛压力高高时，跳闸送、引风机；
14) 全开所有燃料风挡板；
15) 全开所有辅助风挡板；
16) 小汽机A、B 跳闸；
17) MFT后，引风机挡板关至设定值，延时达到设定值时逐渐开启，到规定延时时间后恢复；
18) 延时规定时间后，主汽至辅助蒸汽电动或气动隔离阀关闭。
b) 逐一检查确认对应的状态、报警及信号显示应正确。
2.5.3燃油系统泄漏试验及炉膛吹扫功能试验：
2.5.
3.1锅炉点火前必须进行燃油母管泄漏试验及规定时间的炉膛吹扫。
2.5.
3.2燃油母管泄漏试验及炉膛吹扫功能试验步骤：
a) 确认燃油系统处于炉前油循环状态，油泵运行正常，燃油压力在规定范围内。
b) 检查确认下列所有条件均满足，且相应的状态信号发出：
1) 所有油枪三位阀处于关闭位置；
2) 燃油跳闸阀关闭；
3) 所有磨煤机停运；
4) 所有给煤机停运；
5) 所有磨煤机进口热风隔离闸板关闭；
6) 所有辅助风挡板处于调节状态；
7) 至少有一组送、引风机投运，且风量达到设定值；
8) 所有一次风机停运；
9) 汽包水位正常；
10) 所有火焰探测器均显示无火焰；
11) 所有系统电源正常；
12) 无MFT 指令；
项目编号评审项目评审内容评分标准及办法评审方法及内容评审结果依据 5.6.3.3 热控、自动 化设备及 计算机监 控系统 模拟量控制系统（MCS）、汽机数字 电液控制与保护（DEH/ETS/TSI）、 水轮机调速与保护系统、燃机控制 与保护系统（TCS、TPS）、锅炉炉膛 安全监控系统（FSSS）、顺序控制系 统（SCS）、数据采集系统（DAS）等 设备配置规范，机网协调功能（AGC、 一次调频）齐全，逻辑正确，运行 正常，DCS系统或水电厂计算机监 控设备的抗射频干扰测试合格。 分散控制系统（DCS）或水电厂计算 机监控系统的电子设备间环境、控 制系统电源及接地、仪表控制气源 的质量满足要求。 DCS操作员站、过程控制站、现地 过程控制装置（LCU）、通信网络及 电源有冗余配置。 工程师站分级授权管理制度健全， 执行严格。 热工系统自动投入率、保护投入率、 仪表准确率、DCS测点投入率达到 标准要求。 ①存在影响机组安全稳定 运行的缺陷和隐患，扣3分 /项。 ②系统配置或功能不符合 要求，扣2分/项。 ③电子间环境、电源、接地、 仪用气质量不满足要求，扣 2分/项。 ④分级授权制度不健全或 执行不严格，扣2分。 ⑤热工系统自动投入率、保 护投入率、仪表准确率、DCS 测点投入率不满足标准要 求，扣3分/项。 现场检查热控系 统、设备设施、DCS 显示、现场检测仪 表、运行记录。 DCS各种测试报告应齐全，有测试 人、验收人签字。DCS至少应包括 下列测试报告：DCS出厂验收、测 试报告；DCS硬件、电源系统测试 报告；DCS接地系统测试、验收报 告；DCS功能测试报告；DCS性能 测试报告。 《火力发电厂 分散控制系统 验收测试规程》 第8.3条 GPS与DCS之间应每秒进行一次时 钟同步，同步精度达到0.1ms。当 DCS时钟与GPS时钟失锁时，DCS 应有输出报警。 《火力发电厂 分散控制系统 验收测试规程》 第5.13.2条 DCS的接地应符合制造厂的技术条 件和有关标准的规定。屏蔽电缆的 屏蔽层应单点接地。DCS采用独立 接地网时，若制造厂无特殊要求， 则其接地极与电厂电气接地网之 间应保持10m以上的距离，且接地 电阻不应大于2Ω。当DCS与电厂 电气系统共用一个接地网时，控制 系统接地线与电气接地网只允许 一个连接点，且接地电阻应小于 0.5Ω。 《火力发电厂 分散控制系统 验收测试规程》 第4.9条 控制室及电子设备间的温度和湿 度：电子设备间的环境温度宜保持 在18℃～24℃,温度变化率应小于 《火力发电厂 分散控制系统 运行检修导则》 1
2０13年热控工作总结及2014年工作计划 时光茬冉，岁月如梭,转眼间2０13年马上过去了，我来到九江焦化发电三厂已经4年了,通过这几年学习和工作，使我自身素质得到了很大的提高。在这年终岁首之际，回首２01３年工作,虽然没有多少可圈可点的成绩,但也从一些工作中得到了很多考验和磨砺,为了总结经验、发扬成绩、克服不足,现将201３年热控专业的工作做如下简要回顾和总结： 一、安全管理和专业管理安全管理工作是一项常抓不懈的工作,在2013年的工作中,我就要求自己从自身做起，要坚持“安全第一、以人为本”的思想,要严格遵守《安规》的各项规定,严格执行“两票三制”。安全生产高于一切,安全生产是重中之重，搞好安全工作也是我们自身的需要。在工作过程中,坚持在安排工作的同时必须交待安全措施,并且注重安全措施的落实,在确保人身安全和设备安全的前提下,进行设备的检修和维护工作。因此,在２013年度,热控专业未发生任何人身重伤、人身轻伤、设备损坏等事故的发生。为此我们也做了以下工作： 1）加强对重要设备检修的监督管理。为确保不因人为原因引起的设备损坏及保护误动，我专业对重要设备的检修都制定了严格的规定，在重要保护及设备系统上、在高空作业的地方进行检修工作,我本人必须全程参与监护；对于涉及联锁保护和EＴS、ＭFＴ试验项目，
必须在现场进行“三级”验收，从而确保了保护动作的正确性和设备检修的可靠性。 2）严格检修工作过程中“工作票”的管理；为解决检修过程中存在的安全隐患,我们在工作票中详细罗列出各项工作过程可能出现的对人身伤害及设备损坏的可能性和控制措施。通过这些措施,一是保证了检修过程中机组的安全运行，同时也保证了检修过程中检修人员和设备的安全。严格执行工作票制度，加强业务学习,以技术来保安全;通过参加公司安保部组织的工作票“三种人”的培训,保证工作票中所列的安全措施正确完善;杜绝了以往涂改、代签工作票现象，使工作票从填写、签发、许可办理、工作终结到办理退票手续的全过程管理都按规范的管理制度进行,从而确保检修工作的安全进行。 3）加强对异常和未遂分析的力度,针对机组热控设备异常和未遂事件,认真进行分析,及时填写异常的报告，按照“三不放过”的原则，详细分析事件产生的原因,并通过与相关专业讨论,提出切实可行整改的方法,报告给安全专工和相关公司领导审核。待有机会立即进行整改。 4）加强对现场设备缺陷的管理和处理；①每天早上检查运行人员提出的本专业缺陷,并及时进行处理，确保Ⅲ类设备缺陷消除不能无故超过８小时;②对于涉及到停机停炉、重要保护的缺陷，管理人员必须全程参与,进行有效的监护，
热控部二十五项反措实施细则 一、防止火灾事故 1、加强热工人员消防培训，在消防安全上要达到“三懂、三会”的水平。 2、电缆沟和电缆夹层及有关的控制室安装完善可靠的报警装置，微机班负责集控室火灾报警控制系统主机的维护，火灾报警时应及时到现场确认，如果是误报警应及时消除，火灾报警主机有故障时应及时消除；孔洞、缝隙必须用阻燃材料严密封堵，新增设施或新换电缆施工完后必须符合防火要求。 3、自动班负责#2机电缆夹层、综合设备间定期检查清扫；保护班负责#1机电缆夹层、综合设备间定期检查清扫；流压班负责#1机侧电缆桥架及竖井定期检查清扫；微机班负责#1#2炉电缆桥架及竖井、#1#2电子设备间定期检查清扫。 4、热工管辖的控制设备油管路应定期检查，及时消除渗漏点。 5、对制粉系统、油系统的热控设备进行电火焊作业时，应办理动火工作票，动火工作时必须有人监护，监护人员应
熟知防火要求及消防方法。监护人的职责是：（1）检查防火措施的可靠性，并监督执行。（2）在出现不安全情况时，有权制止动火。（3）动火工作后检查现场，做到不遗留任何火源。 6、在给粉机或粉仓上部上动用电火焊时，应检查内部积粉确已清除干净，并采取完善的防火措施，防止余粉燃烧或火星溅落到煤粉仓内部等处。 7、储油罐的加热温度必须控制在40℃以下；储煤罐6个温度测点应保持良好，温度表计指示正确。 二、防止大容量锅炉承压部件和压力容器爆漏事故 1、以严格的制度来确保锅炉和压力容器的各类仪表准确、灵敏、可靠，锅炉汽包水位、温度、压力参数定期校验周期不超过六个月，点火排汽和锅炉安全门压力开关定期校验周期不超过三个月，应列为计量强制检验项目，以防止因热工设备问题造成锅炉缺水和超温超压运行。 2、运行中的锅炉和压力容器设备及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）应处于正常工作状态，其设备的自动保护装置如果需要退出应经总工程师批准，并应限期恢复。
2.3.3电气热控安装主要工程量1）电气安装主要工程量 2）控制系统安装主要工作量
7.1.3电气、热控仪表原则施工方案 热控仪表系统施工是整个脱硫系统的重点，它不仅是反映烟气脱硫全过程实际运行装置和运行情况的重要环节，也是展示设备运行投产产生工作效益的窗口。 电气施工主要包括脱硫装置及6KV脱硫段的供电、电缆敷设、照明、检修电源。热控施工主要包括热控设备、仪表管路、仪表及控制装置的单体校验及调试、FGD系统及辅助系统的控制及监视、附属系统的控制及监视。 电气接地、电气热控各类电缆预埋套管施工注意与土建施工配合。对电缆小支架（主支架和设备/装置之间、二次支架和设备/装置之间以及设备和设备之间的电缆托架）、仪表管布置进行二次设计。所有电缆的敷设编制措施，精心施工，确保布置规范、合理、美观。 随着机务系统安装工程的顺序展开，按照工程进度合理安排劳动力及时进场，在施工过程中严格遵循相关标准及规范实施企业标准化管理程序，严格控制施工质量内部实施，一般分项工程三级验收，重要分项工程四级验收，工程结尾精选部分工程技术及施工人员参加试运行，快速及时排障消缺，为工程安全优质按期移交业主保驾护航。 7.3.2 电气主要施工方案 7.3.2.1 开关柜施工方案 7.3.2.1.1 施工准备 A.设备开箱检查 a.开关柜框架是否变形，盘面是否受损。 b.盘、柜内的电气设备安装是否牢固，有无锈蚀和机械损伤。 c.检查型号、规格是否符合设计要求，附件、证件、备件是否齐全。 B.土建工作检查 a.屋顶、楼板施工完毕，不得渗漏。室内沟道无积水、杂物。 b.预埋件及预留孔符合设计，预埋件牢固。 c.模板及施工设施拆除，场地清理干净，道路通畅。 C.临时设施 a.安装配电室内临时照明灯和施工用的临时配电设施。 b.准备好开关柜就位和基础型钢安装所需垫铁（1-5mm之间）。 c.准备好开关柜二次搬运手动小车或滚筒（用钢管制作）及机工具。 7.3.2.1.2 施工方法
目录 电工学基础知识 (3) 1.为什么一般绝缘材料的绝缘电阻随着温度的升高而减小，而金属导体的电阻却 随着温度升高而增加? (3) 2.什么叫静电感应？ (3) 3.什么叫静电屏蔽？ (3) 4.尖端放电的工作原理是什么？ (3) 5.什么是热电效应? (4) 6.什么是光电效应？ (4) 7.什么是电流的热效应?它有何利弊? (4) 8.为什么直流不能通过电容器而交流电能通过电容器？ (4) 9.什么是“左手定则”?什么是“右手定则”?分别说明它们的用途。 (4) 10.什么叫自感现象、自感电动势和自感?什么叫互感现象、互感电动势和互感? 5 11.什么叫集肤效应？ (5) 12.什么叫涡流？涡流的产生有哪些危害？ (5) 13.常用的电阻器阻值标示方法有哪些？各是怎样表示的？ (5) 14.常用的电容器容量标示方法有哪些？ (6) 15.电路的基本物理量有哪些？ (6) 16.什么是电路的有载工作状态、开路与短路？ (6) 17.短路的原因是什么？有什么危害？生产中能否利用短路？ (7) 18.如何理解额定值与实际值的关系？ (7) 19.什么叫交流电？什么是正弦交流电？正弦量的三要素是什么？ (7) 20.什么是交流电的最大值、瞬时值和有效值? (7) 21.什么是周期、频率和角频率？ (7) 22.什么是相位(ωt+φ)、初相位φ、相位差Δφ？ (8) 23.正弦有哪几种表示方法？ (8) 24.什么叫感抗、容抗和阻抗？ (9) 25.什么是视在功率、有功功率、无功功率？ (9) 26.什么是电压三角形、阻抗三角形和功率三角形？ (9) 27.什么是谐振、串联谐振、并联谐振？ (10) 28.串联谐振有什么特点？ (11) 29.并联谐振有什么特点？ (11) 30.什么叫功率因数（cosφ）？怎样提高功率因数？ (11) 31.什么是三相电路?采用三相电路的原因是什么？ (12) 32.什么叫端线、中点、中线线电压、相电压、相电流、线电流？ (12) 33.三相功率如何计算？ (12) 34.什么是换路与换路定律？ (13) 35.什么是微分电路与积分电路？它们有什么不同？ (13) 36.什么叫磁路？ (13) 37.变压器为什么不能使直流电变压？ (14) 38.三相异步电动机的工作原理是怎样的？ (14) 39.何为转差率？怎样改变异步电动机的转速？ (14)
一、目的与适用范围 为加强公司热控自动、保护控制系统及装置的管理，保证机组安全、稳定、经济运行，特制定本制度。 本管理制度规定了公司热控自动、保护控制系统的管理机构与职责、热控自动、保护控制系统及装置的分类、技术管理的内容、检查与考核。 本管理制度适用于公司热控自动、保护控制系统及装置的管理。 二、管理机构与职责 （一）、热工技术管理网络组成 在副总经理或总工程师的领导下，公司组成热工技术管理网，共分三级管理。 一级：生产技术部主任、生产技术部热工专责工程师 二级：热工专业公司经理、专责工程师 三级：热工专业公司班组技术专责 （二）、热工技术管理网络职责 、公司总工程师职责 ①、从机组生产、维护角度出发，提出热控自动调节系统、保护装置的投运要求，检查督促自动、保护投入情况。 ②、批准切除主要自动调节系统、保护装置暂时退出运行。 ③、审批自动、保护系统的控制逻辑完善和参数优化等。 ④、对自动、保护系统投运中的重点、难点问题组织技术攻关。 、生产技术部主任职责 ①、经常检查热控自动调节系统、保护装置投入情况，对违反规定不投入自动、保护的情况进行考核。
②、对自动、保护控制逻辑的完善和参数优化进行初审。 ③、督促、指导热控专责及时解决自动、保护系统投运中的重点、难点问题。 、生产技术部热控专责职责 ①、及时协调和组织解决自动投运过程中出现的各种问题，组织对自动调节系统控制策略和参数的优化。对自动控制系统存在的重要缺陷、隐患或重大变更提出解决方案，由总工审批后下发执行。 ②、对保护的拒动和误动异常情况组织分析，对于需要进行控制逻辑的完善或定值的修改时，组织专业人员进行讨论。对保护装置存在的重要缺陷、隐患或重大变更提出解决方案，由总工审批后下发执行。 ③、检查、督促自动、保护及时投入。每月 日前对自动、保护的投入情况进行统计分析，并按时上报上级主管单位。每年年底对自动、保护投入情况进行分析总结，并提出改进意见。 、热工专业公司技术专责职责 ①、对自动、保护运行过程中出现的设备、系统问题，及时组织热工人员检查处理。 ②、搞好热控系统及设备的调试、维护、改造、消缺工作，提高热控自动、保护投入率，保证自动调节品质优良，防止保护误动和拒动。 ③、督促检修班组正确、及时履行自动、保护投切审批手续。 ④、督促、检查保护退出后应急预案措施是否到位。 ⑤、每月 日前将上月自动、保护投入情况汇总报送生产技术部。 、热工专业公司检修班组职责 ①、负责自动、保护系统的日常维护、检修、监视和优化调整；及时处理自动、保护系统和装置出现的异常情况。 ②、每天检查自动、保护的投入情况，详细记录自动调节系统、保护装置出现的异常情况并分析，出现重大问题及时汇报。
某火电厂热控施工方案 目录 1设计说明 (2) 2工程概述： (3) 3施工组织 (5) 4施工计划 (8) 5施工技术 (13) 6施工流程及管理； (18) 7安健环体系 (24) 8附录： (27)
发放范围: (共份) 归档夹类：施工规划夹号：1 注：X为网络查询。 1 设计说明 1.1 目的及内容 1.1.1 工程开工前做好热控设备安装的施工计划、技术准备工作，施工过程中进行技术、 质量、安全管理，合理组织、有序有效地控制施工，优质高效完成本专业部分的施工任务，是本篇编写的目的。 1.1.2 主要包括内容 ?热控专业的工程范围及相应工程量。 ?设备及设计特点。 ?施工生产计划（包括进度、劳动力、图纸催交、资料准备、机具和设备、材料到场等） ?施工组织机构。
?施工技术（场地布置、施工技术方案、工艺程序等） ?保证工程质量，安全文明施工的技术措施。 1.1.3 编制的依据 1.1.3.1 由于现有资料、图纸不全，因此在编写本施工组织设计过程中，部分内容参照了 同类机组的经验，以后需根据实际情况再作调整。 1.1.3.2 本施工组织设计是根据xx电厂“上大压小”2X300MW机组工程《初步设计说 明书热工自动化部份》、《热工初步设计设备材料清册》编制。 1.1.3.3 本设计根据《火电施工组织设计导则》编制并着重于阐述施工重点项目、新项目、 新技术和新工艺。 1.1.3.4 本设计的标准规范为《火电施工及验收规范》、《火电施工验收评定标准》。 1.1.3.5 本设计编制遵守《xx火电总公司质量体系》、《xx火电总公司程序文件》、参 见《xx火电施工组织总设计》。 2 工程概述： 2.1 工程规模及简介 主厂房的主要内容包括主厂房的建筑、结构(汽机房、除氧间、煤仓间、炉前通道、锅炉房、电梯井1m以下、地下设施、土方开挖等)及上下水、暖通、照明、除尘、防雷接地等。 锅炉、汽轮机和发电机采用为哈尔滨动力股份有限公司产品，锅炉型式：亚临界、露天布置、单炉膛、燃烧器四角切圆布置、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、悬吊结构、三分仓回转式空气预热器。汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸、抽汽凝汽式机组。发电机冷却方式为水-氢-氢，励磁方式采用静态励磁方式。 主汽及再热系统，主蒸汽及再热蒸汽采用单元制系统。锅炉过热器出口主蒸汽管道为单管，在汽机前分为两根进入自动主汽门。这样可以简化布置及节省合金钢管，同时还可以减少由于锅炉两侧受热不均匀所引起的蒸汽温度偏差，有利于机组的安全运行。 主蒸汽联箱出口设有堵阀，再热冷段在锅炉再热器出口设有堵阀，热段在再热器出口设有堵阀，以供锅炉水压实验时隔断用。 2.2 分散控制系统 2.2.1.1 本工程采用两机一控方式，两台机组设一个集中控制室，集中控制室位于两台炉 之间的集中控制楼12.6m层。 单元机组以分散控制系统（DCS）作为机组监视和控制的核心，由分散控制系统
工程建设标准强制性条文执行检查表工程名称德惠市城市生活垃圾焚烧发电项目 单位（子单位）工程名称热控专业调试 分部（子分部） 工程名称 热工控制试验 施工单位四川华东电气 集团公司 项目经理 序号强制性条文规定执行情况相关资料 执行标准名称及编号 1 32.1.1 参加热控装置试验调 整的人员，作业前应充分了解 和熟悉被试设备和系统，认真 检查试验设备。工器具必须符 合作业及安全要求。 《电力建设安全工作规 程第1部分：火力发电厂》 DL5009.1-2002 2 32.1.2 进行系统调试作业前，应全面了解系统设备状态，与已运行设备有联系的系统应采取隔离措施。 3 32.2.1 冲洗仪表管前应与运行人员取得联系，冲洗的管子应固定好。初次中管压力一般应不大于0.49MPa。冲管时管子两端均应有人并相互联系。初次冲洗时，操作一次门应有人监护，并先做一次短暂的试开。 4 32.2.2 操作酸、碱管路的仪表、阀门时，不得将面部正对法兰等连接件。 5 32.2.3 校验氢纯度表时，不得将氢气瓶搬入室内，排气管应接到室外，作业地点严禁烟火。氢盘投入运行后应挂“氢气运行，严禁烟火”的标示牌。 6 32.3.1 远方操作设备及调节系统执行器的调整试验，应在有关的热力设备、管路充压前进行，否则应与有关部门联系并采取措施，防止误排汽、排水伤人。 7 32.2.4 氧气表严禁沾染油脂。《电力建设安全工作规 程第1部分：火力发电厂》 DL5009.1-2002 8 32.2.5 运行中的表计如因更
换或修理而退出运行时，仪表 阀门和电源开关的操作均应遵 照规定的顺序进行。泄压、停 电之后，在一次门和电源开关 处应挂“有人工作，严禁操作”的标示牌。 9 32.3.2 被控设备、操作设备、执行器的机械部分、限位装置和闭锁装置等，未经就地手动操作调整并证明工作可靠的，不得进行远方操作。进行就地手动操作调整时，应有防止他人远方操作的措施。 10 32.3.3 选线操作系统或并列的两套及以上的操作系统，必须在验证操作选线开关，操作设备与被控设备正确对应并与标志框标明的内容相符后方可操作。 11 32.3.4 做远方操作调整试验时，操作人与就地监视人应在每次操作中相互联系，及时处理异常情况。 12 32.4.1 投入计算机和自动点火、自动升速等成套控制装置及自动调节系统时，必须制订专门的安全技术措施。 13 32.4.2 试验人员必须熟悉有关设备、系统的结构、性能以及试验方法、步骤。 14 32.4.3 投入成套控制装置和调节系统前，机组试运行领导人应做计划安排，并指派运行人员密切配合。 15 32.4.4 试投前应使机组处于稳定运行工况，使有关设备、系统工作正常，并采取必要的保护措施。试运行中应密切注意机组的运行情况及被试验设备、系统各部分的动作情况，如有异常则应立即停止试验。 16 32.4.5 经试验证明设备、系统 确已正常可靠地工作后，各试 验监视岗位的人员方可撤离。 《电力建设安全工作规 程第1部分：火力发电厂》 DL5009.1-2002
热控专业培训资料 一、热工专业涉及到的领域： 1、工业锅炉(包括供暖及生产用汽锅炉)热控系统监测及控制。 2、热网及换热站控制系统监测及控制。 3、净水厂、污水厂过程控制及监测。 4、变频软启控制系统（主要用在钢厂、铝厂各种电机控制、锅炉汽轮机组辅机控制、城市生活给水变频控制、水厂污水厂各种泵类控制）。 5、火电厂热控系统监测及控制。 二、热工自动化设计的任务 热工自动化的设计任务，在于设计一套包括检测显示、自动调节、操作控制、信号保护等设备，组成一个完整的监视控制系统，以确保机组的安全、经济运行，并为改善值班人员的劳动条件，提高劳动生产率创造必要的条件。它的内容一般包括以下四个方面： 热工检测：用检测元件和显示仪表或其它自动化设备，对系统或设备的热工参量，或物理量（如温度、压力、流量、烟气成分分析）等，进行连续测量和显示，以供值班员监视生产情况，或为企业经济核算提供数据，为自动调节和保护提供检测信号。 自动调节：当对象工况改变即需要控制的参数偏离定值时通过自动调节设备，使某些被调量能自动地保持在所要求的范围内，保证工艺过程的稳定。操作控制：对某一设备进行单个操作，或对某一工艺系统的多台设备按一定规律进行成组操作或程序控制。 热工信号、保护及联锁：当参数超过规定值时，发出声光信号，提醒值班
员注意，采取有效措施，以保证正常生产，或自动地按一定顺序操作某些设备或紧急停止机组运行。例如：汽包、过热器、再热器装有安全门，一旦这些压力升高到一定值，安全门自动开启，确保锅炉安全运行，汽包最重要的参数汽包水位，高一高二值、低一低二值报警。低三值停炉，高三值自动打开自动放水门。 三、常用热工控制盘型号： 1、火电厂仪表盘主要型号：KG-221、231、321、331，KGD-221，KGT-221、231、331、321(带操作台)，电动门控制箱及电源机柜 RJX,KXQ. 2、工业用锅炉控制盘型号：KTX-221、231、321，KTZ-221、231、321、331. 3、微机操作台：WCZT-2/4 TK-3非，也可根据用户需求选用其它控制台。 4、DCS机柜及PLC控制柜一般选用PK30\PK80等。
某发电厂热控电缆桥架安装方案 1 工程概况 1.1 工程概况 1.1.1 概述 某*煤矸石坑口发电厂工程，本工程位于……。本期本工程选用循环流化床锅炉，凝汽抽汽式直接空冷汽轮机。 1.1.2 工程范围 某*煤矸石坑口发电厂工程1号机组由我专业化公司负责1号机组锅炉主体系统及其除灰渣系统、1号机组汽轮发电机组及其附属系统、1号机组凝结水精处理系统、1号机组电子间夹层等范围的热控施工工作。本施工作业指导书的施工范围为该区域所有热控电缆桥架安装。 1.2 工程量统计 1.3 施工工期 1.3.1 热控电缆桥架安装工期累计为：50天。 锅炉热控电缆桥架安装计划施工工期xxxx年6月至xxxx年7月随机务进度； 汽机热控电缆桥架安装计划施工工期xxxx年7月至xxxx年8月随机务进度； 集中控制室电缆夹层安装计划施工工期xxxx年5月20日开始； 2 编制依据 3 作业前的条件和准备
3.1 技术准备 3.1.1 施工图纸齐全，并由专业公司技术负责人组织进行了图纸会检，确认图纸无问题。 3.1.2 施工场地能够满足施工要求，材料和设备均已到货。 3.1.3 施工技术措施编制完毕。 3.1.4 开工前的各种手续已办妥。 3.1.5 技术人员按照作业指导书，对施工人员进行技术、质量、安全交底，并进行了三签。 3.2 作业人员 3.3 作业工机具
3.4 材料和设备 按图纸上的数量准备所用的材料和设备，并检查材料和设备是否符合国家现行技术标准的规定，必须有合格证且与图纸相符。 3.5 安全器具
3.6 工序交接 1.检查桥架安装地点、路径，结合现场的实际情况，审核桥架路径的可行性，是否与其它 专业相冲突，桥架接口是否正确、做好图纸专业间的会审。 2.由土建专业技术人员提供现场某点的标高。 4 作业程序和方法 4.1 施工工序 图1 电缆桥架施工工艺流程图 4.2 施工方法及要求 4.2.1测量定位 1.根据施工图纸标出桥架的走向及支架的固定位置 2.定位时应保证桥架的走向与热机管道、设备不发生冲突。桥架与热表面的距离，要求平 行时距保温层表面为500mm，交叉时200mm。 4.2.2支吊架制作安装 1.检查并确认所用材料的材质和尺寸是否符合要求；钢材应平直，无扭曲。 2.电缆桥架宽度600mm，支吊架横档采用L70*7的角钢；电缆桥架宽度≤600mm，横档采用 L50*5的角钢。 3.施工时，立柱的长短，应根据桥架的标高，梁的标高及桥架层数等具体工况来决定，现 场下料。 4.立柱下料不得使用电焊、火焊切割，下料后的立柱需用磨光机或锉刀打磨掉切口处的卷 边、毛刺。按照桥架定位的路线，安装立柱。 5.水平走向桥架梯边高度h=100，支吊架每隔1.5米安装一付，桥架梯边高度h=150，支吊 架每隔1.8米安装一付，转弯处的支吊架个数适当加密。 6.水平走向桥架安装在钢结构厂房内时，可把立柱直接焊接到钢结构上（但应避免焊接在 斜拉的钢结构上）或辅助梁上，焊接时应先点焊，调整好垂直度，再焊接。
热控保护联锁试验管理制度 1 范围 本标准规定了公司12MW机组热控保护联锁试验的内容、方法、要求、职责分工以及应该达到的标准和应做好的技术管理工作。 本标准适用于公司与热控保护联锁试验有关的运行、维修、检修人员及有关管理人员。 2 术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。 2.1 ETS 汽机危急遮断系统。 2.2 SCS 机组顺序控制系统。 3 管理职责分工 3.1 生产管理部职责 3.1.1 生产管理部是公司热控保护联锁试验管理的职能部门。 3.1.2 负责编制和修订热控保护联锁试验管理标准。 3.1.3 掌握设备热控保护联锁设备运行情况，建立热控保护联锁试验、定值台帐（12MW机组热控保护联锁定值见附录Ａ）。 3.1.4 根据机组联锁保护试验分级表（见附录Ｂ）及设备检修情况，制定机组大、小修后的联锁保护试验项目。 3.1.5 组织实施检修机组热控保护联锁试验项目，办理检修机组热控保护联锁试验单(设备试运行单)，并对试验准确负责。 3.1.6 监督及督促各生产管理部门执行本标准。 3.2 生产管理部电仪班职责 3.2.1 建立保护联锁试验、保护定值台帐，及时做好热控保护联锁试验记录。 3.2.2 参加机组大、小修后的保护联锁试验，确认试验结果。 3.2.3 负责执行保护联锁试信号强制及现场信号模拟发信工作，对执行准确负责，并及时做好记录。 3.2.4 根据设备检修或日常维护消缺情况，提出保护联锁试验需增加的项目。 3.3 运行部职责 3.3.1 建立保护联锁试验、保护定值台帐，做好热控保护联锁试验记录。 3.3.2 根据运行实际工况，提出保护联锁试验需要增加的项目。 3.3.3 按机组保护联锁试验项目，组织安排机组联锁试验项目运行各项操作。 3.3.4 提供机组热控保护联锁试验表，在试验中填写保护联锁试验结果，并经参加签字确认后将原搞由运行部保存，另复一份送生产管理部。 4 试验内容、方法和要求
电气热控安装主要工程量1）电气安装主要工程量 2）控制系统安装主要工作量
电气、热控仪表原则施工方案 热控仪表系统施工是整个脱硫系统的重点，它不仅是反映烟气脱硫全过程实际运行装置和运行情况的重要环节，也是展示设备运行投产产生工作效益的窗口。 电气施工主要包括脱硫装置及6KV脱硫段的供电、电缆敷设、照明、检修电源。热控施工主要包括热控设备、仪表管路、仪表及控制装置的单体校验及调试、FGD系统及辅助系统的控制及监视、附属系统的控制及监视。 电气接地、电气热控各类电缆预埋套管施工注意与土建施工配合。对电缆小支架（主支架和设备/装置之间、二次支架和设备/装置之间以及设备和设备之间的电缆托架）、仪表管布置进行二次设计。所有电缆的敷设编制措施，精心施工，确保布置规范、合理、美观。 随着机务系统安装工程的顺序展开，按照工程进度合理安排劳动力及时进场，在施工过程中严格遵循相关标准及规范实施企业标准化管理程序，严格控制施工质量内部实施，一般分项工程三级验收，重要分项工程四级验收，工程结尾精选部分工程技术及施工人员参加试运行，快速及时排障消缺，为工程安全优质按期移交业主保驾护航。
电气主要施工方案 开关柜施工方案 施工准备 A.设备开箱检查 a.开关柜框架是否变形，盘面是否受损。 b.盘、柜内的电气设备安装是否牢固，有无锈蚀和机械损伤。 c.检查型号、规格是否符合设计要求，附件、证件、备件是否齐全。 B.土建工作检查 a.屋顶、楼板施工完毕，不得渗漏。室内沟道无积水、杂物。 b.预埋件及预留孔符合设计，预埋件牢固。 c.模板及施工设施拆除，场地清理干净，道路通畅。 C.临时设施 a.安装配电室内临时照明灯和施工用的临时配电设施。 b.准备好开关柜就位和基础型钢安装所需垫铁（1-5mm之间）。 c.准备好开关柜二次搬运手动小车或滚筒（用钢管制作）及机工具。 施工方法 A.基础型钢安装 安装基础型钢前，应事先检查土建预埋件的布置是否符合图纸要求，并检查盘柜电缆进线预留孔位置是否正确。 a.清理预埋铁表面，用水平仪测量各个预埋件平面标高，并做好记录。 b.确定预埋件需要达到的标高。预埋件需要达到的标高等于地平面标高减去基础型钢高度的值（基础型钢顶部平面与地平面标高相同）。如果预埋件的标高不能达到要求，则需加装垫铁。 c.根据开关柜布置图，按设计的型号、规格选定基础型钢；按设计的尺寸正确下料。 d.基础型钢经校直后，按照开关柜布置图的定位尺寸将其敷设在预埋件上。经调整垫铁后，将测量标尺放置在基础型钢顶部表面，用水平仪观察其标高是否与地平面标高一致。 e.以上各项工作经检查合格后，将基础型钢焊接牢固并接地。 B. 开关柜安装就位 a.按安装顺序安排装车顺序，并做好标识。
大唐鲁北发电有限责任公司 热控定期工作制度(试行)
前言 本标准由山东大唐鲁北发电有限责任公司提出 本标准起草单位：设备部 本标准主要起草人：刘金标 本标准主要修改人：刁月峰 本标准主要审定人： 本标准批准人： 本标准委托设备部负责解释。 本标准是首次发布。 2
热控定期工作管理制度 为加强热工检测仪表及控制装置的监督管理，确保热控设备测量稳定准确、控制灵活可靠。据《华北电力集团公司热工技术监督制度》及有关规定，结合我厂的实际情况，特制定本制度。 本制度明确了热控专业定期工作项目及周期；所有定期工作都必须有详细的工作记录。明确规定的，要有必要的试验或校验报告；所有的定期工作记录、试验或校验报告，都必须按规定的相应周期保存、归档。定期工作记录、试验报告班组保存，校验报告热控班组保存；超过保存期的定期工作记录、试验或校验报告等交车间处理；每年末结合新年计划检修工期安排。按本制度要求建立各机组全年的定期工作计划表；逐步建立和完善对应各项定期工作的措施手册。 一、定期工作项目 1、主要仪表定期调校：机组主要检测仪表（见附录一）的检验 周期不能超过一个检修期。正常按每台机组每月不少于5块进行现场抽检。相关设备班组要在确保机组安全运行的前提下，结合各机组的实际情况，并参考每年的计划检修工期安排。在上年末编制本班全年的《主要检测仪表定期现场抽检计划表》，报设备部审核后，由热控班备案并监督执行。 2、主要检测仪表校验报告必须认真填写，字迹端正、清晰，并执行 校验人、班长、主管三级验收制度。校验报告保存三个周期备查。 3、主要自动调节系统（见附录二）应做定期试验，在机组大、小修 3
热控安装专项施工方案 目录 1.编制说明 (2) 2.工程概况 (2) 3.主要节点控制 (2) 4.工期安排和劳动力计划 (3) 5.主要施工机具配备 (3) 6.主要施工方案 (4) 7.施工进度控制 (9) 8.技术管理 (10) 9.安全管理 (11) 10.质量管理 (12) 11.文明施工与环境管理 (14) 12.降低成本措施 (14) 13.工程验收 (15) 14.强制性条文执行表 (16) 15.施工工作安全分析 (17)
1.编制说明 1.1工程性质 为了保证xx锅炉扩容改造工程中锅炉及其辅助设施电气系统安装及调试有关步骤及要求，指导现场电气设备的安装与试车工作，特编制本方案。 2.适用范围 本方案适用于xx锅炉扩容改造工程电气系统安装调试，主要包括锅炉系统、输煤系统、除渣系统、化水系统及送风系统的电气设备安装、电缆线路施工、设备及构筑物照明安装、接地装置安装。但在厂家有安装及试车要求的情况下应按厂家技术要求执行。 1.2 编制依据 1.2.1本工程施工组织设计。HSO-XRJS-54-1UNXXX00-WA-007 1.2.2锅炉厂及设计院提供的热控图纸 1.2.3《电力建设施工及验收技术规范》DL/T5210.5-2012 1.2.4《电力建设施工质量验收及评价规程》热工仪表及控制装置 DL/T5210.4-2009 1.2.5《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053 1.2.6《电力建设安全工作规程》DL5009.1 1.2.7自动化仪表安装工程质量检验评定标准 GB50131-2007 1.2.8自动化仪表工程施工及验收规范 GB 50093-2005 1.2.9 公司质量保证手册及质量体系文件 1.3 编制说明 本施工组织专业设计主要参考以往类似工程施工经验，并针对本工程特点，重点从科学的施工组织、优化的施工程序、先进的施工方法、有效的技术组织措施、合理的平面布置等方面做出规划，力求以较少的投入，最短的工期，优质高效地完成项目建设任务。 2 工程概况 2.1 施工项目规模 xx锅炉扩容改造仪表安装工程，仪表专业承担锅炉及配套系统仪表盘箱柜安装、盘上仪表及设备安装、取源部件及敏感元件安装、测量和控制仪表设备安装、电缆敷设及接线、管路敷设等工作。 3 主要节点控制 3.1 测温元件安装
变压器巡检标准 一、变压器巡检周期: 1、有人值守变电所，每班应巡视检查一次； 2、无人值守变电所，每天巡视检查一次； 3、负荷急剧变化、恶劣天气或变压器发生短路故障后，应增加特殊巡视。 二、变压器巡视检查的标准： 1、变压器一、二次电流、电压值应在允许范围； 2、变压器的油位刻度和温度上升值应在允许范围； 3、充油套管和油标管内的油色应正常，油位应合格，无渗漏油现象； 4、接线端子应无过热现象（冬季大于20，夏季大于40时应量化记录）； 5、瓷套管是否清洁，有无裂纹和碰伤、放电痕迹； 6、运行中的声响是否正常； 7、呼吸器中吸湿剂是否达到饱和状态； 8、瓦斯继电器的油截门是否打开，是否渗漏油； 9、防爆管的隔膜是否完整； 10、冷却装置运行是否正常； 11、对室内变压器应检查门、窗（包括通风百叶窗）是否完整及变压器室内 防雨措施是否落实； 12、变压器外壳接地是否完好。 三、变压器的特殊巡视，应重点检查以下内容； 1、过负荷时，应监视负荷、油温和油位的变化，示温腊片有无熔化以及冷 却系统的工作情况； 2、大风天气时，应检查引线的摆动情况以及有无搭挂杂物； 3、雷雨天气时，应检查避雷器的动作情况和瓷瓶绝缘部分有无放电闪络情 况； 4、下雾天气时，应重点监视污秽绝缘部分； 四、变压器应根据周围环境和负荷情况确定停电清扫和检查周期，一般每半年至 一年进行一次。在特殊环境中运行的变压器(如多尘、有腐蚀性气体、渐湿等场所)，应适当增加清扫检查次数。
低压配电盘巡视和检查 一、配电盘每班应巡视检查二次。巡视检查的内容如下： 1.配电盘上表示“合”、“断”等信号灯和其它信号指示应完好(红灯亮表示 开关在合闸状态；绿灯亮表示开关在断开位置)； 2.熔断器的熔丝是否熔断； 3.刀闸、开关及熔断器的接点处是否过热变色， 二、配电盘及二次回路线的定期检查内容如下： 1. 检查二次回路线绝缘是否破损，摇测绝缘电阻； 2. 各部连接点是否牢固； 3. 配电盘及二次回路线的标志、编号等是否清晰正确，不清楚时，应核对 后重新描写； 4. 检查信号灯、其它信号器械及仪表指示是否正确。失效时应及时更换或 检修； 5. 仪表松动或玻璃松动时应检修牢固，密封良好，并应清扫仪表及器械内 的尘土。 三、盘上仪表指针不正常时，应查看同一回路仪表指示情况从而判别仪表本身或 二次回路是否存在故障。电压表表针不起或指示不正常，应检查熔丝。电流表指针不起（有负荷时）应检查电流互感器二次是否开路。
热控仪表知识培训 周亚明 第一讲基础知识 第一章、测量 1.仪表主要由传感器、变换器、显示装置、传输通道四部分，其中传感器是仪表的关键环节。 2.测量过程有三要素：一是测量单位、二是测量方法、三是测量工具。 3.按参数种类不同，热工仪表可为温度、压力、流量、料位、成分分析及机械量等仪表。 4.根据分类的依据不同，测量方法有直接测量与间接测量、接触测量与非接触测量、静态测量与动态测量。 *.什么叫绝对误差，相对误差？ 绝对误差是指示值与实际值的代数差，即 绝对误差=测量值—真值 相对误差是绝对误差与实际值之比的百分数 相对误差=p×100% 第二章、检测 第一节、温度检测： 1.温度： 温度（temperature）是表示物体冷热程度的物理量，微观上来讲是物体分子热运动的剧烈程度。温度只能通过物体随温度变化的某些特性来间接测量，而用来量度物体温度数值的标尺叫温标。它规定了温度的读数起点（零点）和测量温度的基本单位。目前国际上用得较多的温标有华氏温标（°F）、摄氏温标（°C）、热力学温标(K)和国际实用温标。从分子运动论观点看，温度是物体分子平均平动动能的标志。温度是大量分子热运动的集体表现，含有统计意义。对于个别分子来说，温度是没有意义的。 温度测量：分为接触式和非接触式两类。 接触式测温法 接触式测温法的特点是测温元件直接与被测对象接触，两者之间进行充分的热交换，最后达到热平衡，这时感温元件的某一物理参数的量值就代表了被测对象的温度值。这种方法优点是直观可靠，缺点是感温元件影响被测温度场的分布，接触不良等都会带来测量误差，另外温度太高和腐蚀性介质对感温元件的性能和寿命会产生不利影响。 接触式仪表主要有：膨胀式温度计、压力式温度计、热电偶、热电阻及半导体二极管温度计。 非接触式测温法 非接触式测温法的特点是感温元件不与被测对象相接触，而是通过辐射进行热交换，故
华电宁夏灵武发电有限公司 热控保护定值逻辑管理制度 批准：CHIEF 审定：BOSS 审核：SURPERMAN 编写：PLAYBOY 二○一三年五月二十日 目录
热控保护定值逻辑管理制度 (1) 第一章总则 (2) 第二章职责与分工 (3) 第三章热控保护解投原则 (7) 第四章热控定值异动原则 (9) 第五章热控逻辑异动原则 (10) 第六章热控信号异动原则 (11) 第七章检查与考核 (12) 第八章附则 (12) 热控定值/逻辑异动工作流程 (13) 华电宁夏灵武发电有限责任公司 热控保护定值逻辑管理制度 第一章总则
第一条结合公司开展的“4A级标准化良好行为企业”活动，为规范华电宁夏灵武发电有限责任公司（以下简称灵武公司）热控保护解投、定值给出/变更、逻辑提供/修改优化、信号强制工作流程，明确各部门及专业管理职责，特制订本制度。 第二条本制度依据《火力发电厂热控仪表及控制系统技术监督导则》、《火力发电厂热控自动化系统检修运行维护规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》等DL系列电力行业标准和公司有关制度编制。 第三条本制度适用于灵武公司所有设备及系统的热控保护解投、定值给出/变更、逻辑提供/修改优化、信号强制等相关工作。公司有关生产部门应严格遵照执行。 第四条热控保护联锁解投、信号强制工作严格按照灵武公司《热控联锁保护解投管理办法》[2013]中的有关规定办理投退申请手续后执行；热控定值给出/变更、逻辑（联锁）提供/优化修改工作需办理书面《热控定值/逻辑修改申请表》，履行审批程序。填写《热控定值/逻辑修改申请表》必须字迹工整、清晰、不得有涂改。 《热控定值/逻辑修改申请表》一式四份，由热工专业、提出申请部门、各分场、热控检修队分别保存，若申请部门与以上规定部门重合，保存资料则递减。热控专业保留原件并负责异动申请、变更前后相关情况记录、统计及归档管理工作，其它相关部门保存复印件，热控检修队负责建立异动前后记录台帐、执行情况、异动竣工报告、联锁保护试验的交待及相关资料送达。以上所有相关资料保存期三年。
施工组织设计山东潍坊发电厂2×330MW机组烟气脱硫工程2.3.3电气热控安装主要工程量
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施工组织设计山东潍坊发电厂2×330MW机组烟气脱硫工程 7.1.3电气、热控仪表原则施工方案 热控仪表系统施工是整个脱硫系统的重点，它不仅是反映烟气脱硫全过程实际运行装置和运行情况的重要环节，也是展示设备运行投产产生工作效益的窗口。电气施工主要包括脱硫装置及6KV脱硫段的供电、电缆敷设、照明、检修电源。热控施工主要包括热控设备、仪表管路、仪表及控制装置的单体校验及调试、FGD 系统及辅助系统的控制及监视、附属系统的控制及监视。 电气接地、电气热控各类电缆预埋套管施工注意与土建施工配合。对电缆小支架（主支架和设备/装置之间、二次支架和设备/装置之间以及设备和设备之间的电缆托架）、仪表管布置进行二次设计。所有电缆的敷设编制措施，精心施工，确保布置规范、合理、美观。 随着机务系统安装工程的顺序展开，按照工程进度合理安排劳动力及时进场，在施工过程中严格遵循相关标准及规范实施企业标准化管理程序，严格控制施工质量内部实施，一般分项工程三级验收，重要分项工程四级验收，工程结尾精选部分工程技术及施工人员参加试运行，快速及时排障消缺，为工程安全优质按期移交业主保驾护航。
页3 第 施工组织设计2山东潍坊发电厂×330MW机组烟气脱硫工程 7.3.2 电气主要施工方案 7.3.2.1 开关柜施工方案 7.3.2.1.1 施工准备 A.设备开箱检查 a.开关柜框架是否变形，盘面是否受损。 b.盘、柜内的电气设备安装是否牢固，有无锈蚀和机械损伤。 c.检查型号、规格是否符合设计要求，附件、证件、备件是否齐全。 B.土建工作检查 a.屋顶、楼板施工完毕，不得渗漏。室内沟道无积水、杂物。 b.预埋件及预留孔符合设计，预埋件牢固。 c.模板及施工设施拆除，场地清理干净，道路通畅。 C.临时设施 a.安装配电室内临时照明灯和施工用的临时配电设施。 b.准备好开关柜就位和基础型钢安装所需垫铁（1-5mm之间）。 c.准备好开关柜二次搬运手动小车或滚筒（用钢管制作）及机工具。 7.3.2.1.2 施工方法 A.基础型钢安装 安装基础型钢前，应事先检查土建预埋件的布置是否符合图纸要求，并检查盘柜电缆进线预留孔位置是否正确。 a.清理预埋铁表面，用水平仪测量各个预埋件平面标高，并做好记录。 b.确定预埋件需要达到的标高。预埋件需要达到的标高等于地平面标高减去基础型钢高度的值（基础型钢顶部平面与地平面标高相同）。如果预埋件的标高不能达到要求，则需加装垫铁。 c.根据开关柜布置图，按设计的型号、规格选定基础型钢；按设计的尺寸正确下料。 d.基础型钢经校直后，按照开关柜布置图的定位尺寸将其敷设在预埋件上。经调整垫铁后，将测量标尺放置在基础型钢顶部表面，用水平仪观察其标高是否与地平面标高一致。 e.以上各项工作经检查合格后，将基础型钢焊接牢固并接地。 B. 开关柜安装就位