DEH运行规程 4.docx
《DEH运行规程 4.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《DEH运行规程 4.docx（57页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
DEH运行规程4
汽轮机电液调节控制系统
DEH概述
汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统（简称DEH），电子设备采用了福克斯波罗控制系统，液压系统采用了东方汽轮机控制工程有限公司成套的高压抗燃油EH装置。
DEH具有CCS协调、“自动”（ATC）、“操作员自动”、手动功能。
DEH系统功能
汽机挂闸
挂闸就是使汽轮机的保护系统处于警戒状态的过程。
危急遮断器采用飞环式结构。
高压安全油与油箱回油由危急遮断装置的杠杆进行控制。
汽轮机已挂闸状态为危急遮断装置的各杠杆复位，高压安全油与油箱的回油被切断，压力开关PS1、PS2、PS3发出讯息，高压保安油建立。
在CRT控制画面上有“停机”信号，并确认所有阀在关闭状态，即允许挂闸。
点击“挂闸”按钮后，复位电磁阀1YV带电导通，透平润滑油进入危急遮断装置，推动杠杆移动，高压安全油至油箱的回油被切断，PS1、PS2、PS3发讯，高压安全油油压建立，同时高压遮断电磁阀5YV、6YV、7YV、8YV带电。
挂闸允许条件：
（1）汽轮机已跳闸；
（2）所有阀关。
伺服系统静态关系整定
阀门校验的目的在于保证各个油动机从全关到全开满足阀位指令从0%～100%的位置控制精度及线性度要求（右侧高压主汽阀、4个高压调阀、2个中压调阀）。
阀位给定信号与油动机升程的关系为：
阀位给定0~100％对应油动机升程0~100％。
汽轮机挂闸，所有阀关条件存在，进行静态整定。
必须确认主汽阀前无蒸汽，以免整定时，汽轮机失控。
整定期间，当机组转速大于100r/min时，DEH将自动跳闸。
DEH接收到油动机整定指令后，全开、全关油动机，并记录LVDT在两极端位置的值，自动修正零位、幅度，使给定、升程满足上述关系。
为保证上述关系有良好的线性，可先进行LVDT零位校正，给定值为50，移动LVDT的安装位置，使油动机行程为50％即可。
转速控制
高中压缸联合启动时，中压调阀（ICV阀）一开始就接近全开，依靠高调阀（CV阀）进行转速调节。
中压缸启动时，若选择暖机运行方式，机组转速在400r/min以下时，CV阀微开，进行高压缸暖机；当转速大于400r/min时，CV阀开度不变，ICV阀打开；若不选择暖机运行方式，则CV阀关闭，仅开启TCV阀。
在给定目标转速后，给定转速自动以设定的升速率向目标转速逼近。
当进入临界转速区时，自动将升速率改为300r/min/min快速冲过去（如操作员设定速率大于300r/min/min则以操作员设定速率为准）。
目标转速：
除操作员可通过OIS设置目标转速外，在下列情况下，DEH自动设置目标转速：
汽机刚挂闸时，目标转速为当前转速。
发变组出口开关断开时，目标转速为3000r/min。
汽机已跳闸，目标转速为0r/min。
目标错误地设在临界区内时，将其改为小于临界转速下限值20r/min。
自启动方式下，目标由ATC来控制。
目标超过上限时，将其改为3060r/min或3360r/min。
升速率：
操作员设定，速率在（0～500）r/min/min。
操作员未设定的情况下，冷态启动时速率为100r/min/min，温态启动时速率150r/min/min，热态、极热态启动时速率为300r/min/min。
在临界转速区内，速率为300r/min/min。
摩擦检查：
设定目标转速200r/min，当实际转速达到200r/min时，操作CRT上的“摩擦检查”按钮，关闭所有调门，汽机转速逐渐下降，进行摩擦检查，转速降至100r/min自动退出，摩擦检查完成后再设定相应的升速率及目标转速，机组重新升速。
暖机：
中速暖机1800r/min。
若在升速过程中，需暂时停止升速，可进行如下操作:
不在ATC方式时，操作员发“保持”指令。
在临界转速区内时，保持指令无效，只能修改目标转速。
轴系临界转速当前设定值：
第一阶：
910～1113r/min；第二阶：
1400～1700r/min
3000r/min定速：
各系统进行自同期并网前试验。
在假并网试验期间，DEH接收到假并网试验信号，在发变组出口开关闭合时，并不判定为发电机并网。
这样可防止由于并网加初负荷，而引起转速升高。
并网：
机组并网前，当DEH接收到同期装置发来的“同期请求”信号时，根据同期装置的“同期增”、“同期减”信号自动调整汽机转速，这就是“外同期”方式。
当同期条件均满足时，发变组出口开关才可合闸。
负荷控制
当同期条件均满足时，发变组出口开关合闸，DEH立即增加的给定值使发电机带上3%的初负荷，以避免出现逆功率。
在汽轮发电机组并网后，为了带基本负荷，可投入功率闭环控制或CCS控制。
当功率闭环控制或CCS控制都未投入的情况下，则在阀位控制方式。
在负荷控制投入时，目标和给定值均以MW形式表示。
在主汽压力控制投入时，目标和给定值均以压力的百分比形式表示。
在此两种控制方式均切除时，目标和给定值以额定压力下总流量的百分比形式表示
目标负荷：
除操作员可通过CRT设置目标外，在下列情况下，DEH自动设置目标。
负荷控制刚投入时，目标为当前负荷值（MW）。
主汽压力控制刚投入时，目标为当前主汽压力（MPa）。
发电机刚并网时，目标为初始负荷0（%）。
阀位控制方式下，目标为阀门总流量指令（%）。
跳闸时，目标为零。
CCS控制方式下，目标为CCS给定（%）。
目标设置超限，自动改为115%或640MW。
负荷率：
操作员设定，负荷率在（0～100）MW/min内。
若目标以百分比表示时，则负荷率也相应用百分比形式。
自启动方式下，负荷率由ATC选择得出。
暖机：
汽轮机在升负荷过程中的暖机
不在CCS方式时，操作员发保持指令。
在CCS方式下时，退出CCS方式后发保持指令。
负荷控制方式
主汽压力控制：
主汽压力控制器是一个PI调节器，它比较设定值与主汽压力，经过计算输出指令控制CV阀和ICV阀。
投入条件：
控制系统自动方式；负荷控制未投入；主汽压力信号正常；TPC未动作；一次调频未动作；负荷限制未动作。
切除条件：
操作员手动切除；主汽压力故障；TPC动作；一次调频动作；负荷限制动作；发变组出口开关断开；汽机已跳闸。
一次调频：
当机组转速在死区范围内时，频率调整给定为零，一次调频不动作。
当转速在死区范围以外时，一次调频动作，频率调整给定按不等率随转速变化而变化。
投入条件：
自动状态且转速回路无故障；并网。
不等率在4～5%内可调，初步设为4.5%；死区在0～30r/min内可调，设为2.0r/min；死区范围为:
3000±2r/min。
CCS方式：
在此方式下，DEH的目标等于CCS给定，且切除负荷控制、主汽压力控制。
投入条件：
控制系统在自动方式；机组已并网；接收到CCS请求信号及CCS指令信号正常；TPC未动作。
切除条件：
TPC动作；高、低负荷限制动作；手动方式；无CCS请求或CCS指令信号故障；发变组出口开关断开。
主汽压力低保护（TPC）：
在主汽压力限制方式投入期间，若主汽压力低于设置的限制值，则主汽压力限制动作。
同时目标和总的阀位参考量，也跟随着减小。
若主汽压力回升到限制值之上，则停止减设定点。
若主汽压力一直不回升，实际负荷降到一定值时，停止减。
在主汽压力限制动作时，自动切除负荷控制、主汽压力控制，退出CCS方式。
投入条件：
并网；主汽压力信号正常；主汽压力大于90%额定值；自动方式。
切除条件：
发变组出口开关断开；主汽压力信号故障；手动方式。
主汽压力限制值上电缺省值为16MPa。
负荷限制
高负荷限制：
汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内不希望负荷带得太高时，操作员可在（60-660）MW内设置高负荷限制值，时DEH设定点始终小于此限制对应的值。
低负荷限制：
汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内不希望负荷带得太低时，操作员可在（0-60）MW内设置低负荷限制值，时DEH设定点始终大于此限制对应的值。
阀位限制：
操作员可在（0～120）%内设置阀位限制值。
DEH总的阀位给定值为负荷参考量与此限制值之间较小的值。
超速保护
超速限制
功率－负荷不平衡（PLU）
当“中压排汽压力与额定压力的比值＞15%”和汽轮机发电机脱网时，PLU动作，快关高、中压调节阀，抑制汽轮机的转速飞升。
103%超速限制
正常运行时，一旦转速超过3090r/min，则迅速动作超速限制电磁阀，关闭高、中压调节阀，转速低于3082r/min时，超速限制电磁阀失电，调节阀恢复由伺服阀控制。
c）加速度限制
当汽轮机转速大于3060r/min，加速度大于49r/min时，加速度限制回路动作，快速关闭中压调节阀，抑制汽轮机的转速飞升。
d）甩负荷
在机组甩15%-40%额定负荷时，DEH加速度继电器动作，迅速关闭中压调节阀，同时将目标转速及给定转速改为3000r/min，一段时间后，中压调节阀恢复由伺服阀控制，最终使汽轮机转速稳定在3000r/min，以便事故消除后能迅速并网。
当机组甩>40%额定负荷时，DEH功率-负荷不平衡继电气动作，迅速关闭高中压调节汽阀，同时使目标转速及给定转速改为3000RPM，一段时间后，高中压调节阀恢复由伺服阀控制，最终使汽轮机转速稳定在3000RPM，以便事故消除后能顺利并网。
超速遮断保护
DEH电超速保护，动作转速：
110%n0。
机械超速保护（飞环式危急遮断器），动作转速：
110～112%n0。
在线试验
飞环喷油试验（注油试验、压出试验）。
做喷油试验时，4YV带电，检测到隔离电磁阀在隔离位后（ZS5断开，ZS4闭合），2YV带电，油喷进危急遮断器中，飞环击出，ZS2断开发讯，然后使2YV失电，过一段时间后，1YV自动带电挂闸，挂上闸后1YV失电，再使隔离电磁阀4YV失电，试验结束。
试验的具体操作过程见本规程的机组试验部分。
喷油试验允许条件（与逻辑）：
（1）喷油试验按钮在试验位；
（2）转速在2985～3015r/min内；（3）“试验开关”在试验位。
超速试验分为机械超速试验及电气超速试验。
具体的试验步骤详见本规程试验章节。
阀门活动试验。
为减小试验过程中负荷的变动，可投入DEH负荷控制。
阀门活动试验包括高压主汽阀活动试验、中压主汽阀活动试验（带中压调节阀一起活动）、高压调节阀活动试验。
试验操作过程见本规程的机组试验部分。
阀门活动试验允许条件（与逻辑）：
（1）所有主汽阀全开；
（2）负荷在270～420MW内；（3）自动状态；（4）非CCS方式。
阀门严密性试验。
汽轮机启机后并网之前，应进行主汽阀和调节阀的严密性试验。
即在额定真空时，当高、中压主汽阀或高、中压调节阀关闭以后，汽轮机转速应迅速下降至合格转速以下。
DEH自动/手动方式之间的切换
汽机控制方式分为自动、手动方式。
下列情况则退出自动方式（或逻辑）：
阀门严密性试验；刚并网时，转速小于2980r/min。
无上述情况且阀位限制不动作，则允许投入自动方式。
在OIS“自动控制”画面上，按“手动阀位设定”按钮，输入一定的阀位值，DEH直接控制阀位给定信号，完成机组的升速、升负荷。
机组顺序控制
锅炉顺序控制系统
锅炉顺序控制设计的主要功能可分为以下三个部分
功能组级控制，主要包括风烟系统的顺序启动和顺序停止；
子功能组级控制，主要包括炉侧主要辅机的顺序启动和顺序停止；
驱动级控制，主要包括炉侧设备的手动操作与联锁保护功能。
功能组级控制，主要包括风烟系统的顺序启动和顺序停止；A侧和B侧控制功能完全相同，以A侧为例加以说明。
A侧风系统的顺控启动
允许启动条件
A引风机和A送风机均未运行
步序
指令
反馈
第一步
启动选择的火检冷却风机
A火检冷却风机运行或B火检冷却风机运行。
第二步
启动A空预器系统和B空预器系统（若A空预器系统和B空预器系统都运行跳过该步）
A空预器系统和B空预器系统都运行，延时120秒。
第三步
启动A引风顺控
A引风机运行且进、出口挡板开状态。
第四步
启动A送风顺控
A送风机运行，炉膛负压正常（－1000Pa—＋1000Pa），A引风机无切手动条件。
第五步
投入A引风机自动
A引风自动投入且炉膛负压正常（－1000Pa－＋1000Pa），若B引风机自动已投入，要求A、B引风机静叶开度偏差小于5%。
第六步
开引风机联络门（若B引风机手动状态跳过该步）
引风机联络门开状态，且A送风机无切手动条件。
第七步
投A送风机自动（两台送风机都运行执行该步）
A送风机自动投入，炉膛风量合适，B送风机无切手动条件。
第八步
投B送风机自动（两台送风机都运行执行该步）
B送风机自动投入，炉膛风量合适，A、B送风机动叶开度偏差小于5％。
第九步
开送风机联络门（两台送风机都运行执行该步）
送风机联络门开状态
A侧风烟系统的顺控停止
允许启动条件停止条件
B引风机和B送风机均停止或B引风机和B送风机均运行且负荷小于60％
步序
指令
反馈
第一步
停A送风系统
A送风机停状态
第二步
停A引风系统
A引风机停状态
第三步
停A、B空预器（送、引风全停执行该步）
A、B空预器全停
子功能组级控制，主要包括炉侧主要辅机的顺序启动和顺序停止（详见辅机规程）；
驱动级控制，主要包括炉侧设备的手动操作与连锁保护功能（详见辅机规程）。
汽机顺序控制系统
机侧顺序控制系统覆盖的设备和系统包括：
电动给水泵、凝结水泵、凝汽器真空、凝汽器补水、A/B汽泵、低加及抽汽疏水、除氧器、高加及抽汽疏水、发电机氢气、定冷水、密封油系统、主机油系统、辅助蒸汽、轴封、汽机本体及管道疏水、开式循环水系统、闭式循环水系统等（详见辅机规程）。
机组协调控制系统
概述
协调主控制系统包括：
负荷指令处理回路、机炉主控制器两大部分构成。
负荷指令处理回路，主要实现AGC目标负荷或运行人员目标负荷的选择、一次调频投切、高低负荷限幅、速率限制、负荷闭锁增减、负荷指令保持/进行选择、辅机跳闸RB等功能，以及燃料调节回路。
机炉主控制器是协调主控系统的核心，主要实现：
机炉运行方式选择及切换，机炉主控指令运算等功能。
负荷指令处理回路
单元主控ADSM/A站，实现AGC方式和本机控制方式切换，及目标负荷给定。
在协调方式下，将目标负荷M/A站投入自动，即为AGC方式。
在AGC方式下，机组接受电网调度中心指令作为目标负荷；在本机控制方式下，根据调度中心指示，在AGCM/A站上手动给出目标负荷。
AGC—协调控制系统投运步骤
允许投入条件
（所有条件满足）
省调指令正常，
协调方式已投入、
无调度中心切除AGC指令、
无RB/RD/RUP。
联络信号
中调来的AGC负荷指令信号
AGC请求投入
退出信号,
省调的AGC允许信号,
AGC已投入信号等。
步序
满足条件
检查、设置负荷变化速率（单位：
MW/min）；
检查、设置负荷高、低限（单位：
MW）；
检查、设置压力变化速率（单位：
MPa/min）；
检查、设置最大机前压力、最小机前压力（如10MPa）；
检查DEH是否允许远方；
DEH投远方；
投机主控M/A站自动（TF方式），稳定；
投各给煤机自动（A-F），稳定；
投燃料总操M/A站自动，稳定；
投炉主控M/A站自动，稳定；
检查AGC指令；
检查AGC允许条件；
联系省调，投目标负荷M/A站自动（AGC方式）。
ADSM/A强制切手动
发生RB/RD/RUP；
AGC指令坏质量；
非协调方式；
调度中心切除AGC。
一次调频投切
在协调方式下，可在画面上选择投切一次调频非协调方式和频率信号故障一次调频自动切除。
负荷指令闭锁增减
项目
满足条件
负荷指令闭锁增
（任一条件满足）
协调方式下，实际负荷正偏差大（指SP-PV正向大，其它类同）；
协调方式下，机前压力正偏差大；
协调方式下，汽机主控指令达高限；
给水调节闭锁增；
送风调节闭琐增；
炉膛负压调节闭锁增；
一次风压调节闭锁增。
负荷指令闭锁减
（任一条件满足）
协调方式下，实际负荷负偏差大（指SP-PV负向大，其它类同）；
协调方式下，机前压力负偏差大；
协调方式下，汽机主控指令达低限；
给水调节闭锁减；
送风调节闭琐减；
炉膛负压调节闭锁减；
一次风压调节闭锁减。
机组负荷指令迫升、迫降
项目
满足条件
负荷指令迫升
（任一条件满足）
总给水流量正偏差大且给水泵（自动）出力达最小；
二次风压正偏差大且送风机（自动）出力达最小；
炉膛压力负偏差大且引风机（自动）出力达最小。
负荷指令迫降
（任一条件满足）
总给水流量偏差负大且给水泵（自动）出力达最大；
二次风压负偏差大且送风机（自动）出力达最大；
炉膛压力正偏差大且引风机（自动）出力达最大。
机组RUNBACK控制逻辑
协调控制系统的RB信号产生同时至少有4组煤燃烧器组投运时，将触发RB动作，RB动作过程如下：
接收RB指令，跳D磨煤机；D磨煤机运行状态消失后延时3秒跳E磨煤机，如D磨煤机未运行，则无须等待直接跳E磨煤机；D、E磨煤机运行状态消失且C磨煤机在运行，延时3秒跳C磨煤机，如D、E磨煤机未运行而C磨煤机在运行，则无须等待直接跳C磨煤机，如F磨煤机未运行，则不跳C磨煤机。
在接收到RB信号的同时，投A、F点火油组；延时5秒投B少油油组。
RB动作过程中，程序始终监视停止的磨煤机的数量，当运行的磨煤机只保留有3台时，程序立即停止跳磨煤机，但不停止投油。
当锅炉、汽机重要辅机跳闸时，协调控制系统应根据跳闸辅机的类型，选择适当的甩负荷速率和幅值，将机组尽快的稳定到机组允许的最大出力上。
项目
方式
满足条件
RB类型
RB1
吸风机/送风机
RB2
一次风机
RB3
给水泵
RB方式
DEH就地RB方式
当汽机主控在手动时，MCS发送三个RB指令到DEH，DEH根据RB类型，按照指定速率、幅值减少机组负荷。
MCS调压RB方式
当汽机主控在自动时，当RB动作，自动切除锅炉主控自动,切换到汽机跟随RB方式。
这时，不发送RB1、RB2、RB3到DEH。
协调下RB方式
此方式作为备用方式，便于在现场调试时取舍，可以在工程师站组态中关闭该功能。
在此方式下,当RB动作，不切除协调控制,单元负荷指令根据RB类型,按照指定速率和幅值变化,同时根据主汽压力偏差调整锅炉的燃烧率。
RB判断
（所有条件满足）
对于IDF/FDF/AH/PAF/FWP，如果两台辅机运行有一台跳闸。
单元负荷指令高于设定值。
RB动作
当FSSS系统收到RB动作信号，连锁跳闸若干层燃烧器，并同时自动投入油枪助燃。
RB期间，送风、引风、燃料、给水等调节系统测量值偏差大切手动逻辑暂时闭锁，以防止大面积切手动。
参数异常时，应及时手动处理，保持系统平稳。
目标负荷速率和上下限幅
负荷速率在操作画面上设定。
目标负荷限幅上、下限，在操作画面上设定。
发生RB时，负荷下限值是向下浮动的，跟踪实际负荷与下限设定两者中的小值。
发生RB后，重新投入协调时，运行人员应注意检查调整负荷下限设置。
负荷指令保持/进行选择
在协调方式下，每进行一次目标负荷调整，都必须操作在操作画面上，进行负荷“进行/保持”确认，确认后目标负荷进入“进行”方式。
当目标负荷升降到位时，自动切换到“保持”状态；
投入AGC方式，自动选择（脉冲3s）“进行”方式；
可根据实际运行情况，进行“进行/保持”方式切换；
在非协调方式下，自动选择“进行”方式，负荷指令自动跟踪实际负荷。
主汽压力目标值和主汽压力保持/进行选择
主汽压力目标值分为：
操作员设定的目标值和按滑压运行曲线进行修正的目标值；
在滑压运行方式下，自动选择“进行”方式；
运行人员可根据实际运行情况，进行“进行/保持”方式切换；
在基本方式下，自动选择“进行”方式，主汽压力设定值自动跟踪实际主汽压力。
机炉主控器
概述
炉主控器有两个PID调节器，一个炉主控M/A站。
这两个调节器分别是BF压力调节器和锅炉主控调节器；
BF压力调节器在BF方式下工作，它接受机前压力定值和机前压力信号，调节器输出为炉主控指令。
为加快炉侧调节速度，减少压力偏差，引入机侧能量信号PS*P1/PT做前馈；
在协调方式下，锅炉主控调节器工作。
主汽压力偏差和功率偏差同时对锅炉主控调节器产生作用；
为加快负荷响应速度，单元负荷指令信号作为前馈，并经动态处理加快调节；
机主控器有2个PID调节器，分别是TF压力调节器、汽机主控调节器，一个机主控M/A站；
在协调方式下，汽机主控调节器工作。
主汽压力偏差和功率偏差同时对汽机主控调节器产生作用。
以发电机实发功率信号作为反馈信号，控制汽轮机调节汽门开度，实现电功率的闭环控制；
在TF方式下，TF压力调节器接受机前压力定值和机前压力信号，控制汽轮机调节汽门，实现机前压力的闭环控制。
协调控制系统机炉主控器，共有4种运行方式：
BASE、TF、BF、协调。
可以通过选择机、炉主控M/A站手自动，来选择不同的运行方式
BASE方式
BASE方式即基本方式，机炉全手动：
在基本方式下，机组负荷由运行人员手动设定汽机调节器输出来控制，手动调节锅炉燃烧和给水控制主汽压力。
在BASE方式下进行机组负荷的调节时，应注意负荷以允许的速率变化，并注意机炉间的相互协调，监视主汽压力的变化，及时调整汽机调门的开度，以适应锅炉负荷的变化。
TF方式
TF方式即机跟炉方式，机自动调压，炉手动调功：
汽机跟随方式下的负荷调节：
机组在TF方式下，机组负荷由操作员手动改变锅炉主控的负荷指令或手动调节燃料和给水量来调节，而主汽压力由汽机主控控制，这时应注意负荷以允许的速率变化，注意主汽压力的变化。
BF方式
BF方式即炉跟机方式，机手动调功，炉自动调压。
锅炉跟随方式下的负荷调节：
锅炉跟随方式下，机组的负荷由运行人员手动改变机组负荷设定值（或汽机调节器）的输出来控制，锅炉主控控制主汽压力。
协调方式
协调方式即炉跟机为基础的协调控制方式，机炉自动，协调调功、调压。
协调方式下的负荷调节，机组的目标负荷由运行人员手动设定：
确认COOR投入灯亮；
根据机组实际情况设置合适的负荷变化率；
在负荷限制块上设定合适的机组最低、最高负荷限值；
根据调度命令设定机组目标负荷；
在协调运行方式下，允许机组参与调频，非机炉协调方式或频率信号异常切除调频方式；
在调频方式下，根据电网频率产生调频功率。
自动发电控制AGC方式下的负荷调节：
AGC方式下机组的目标负荷由省调遥控设定，负荷变化率可以由运行操作员手动设定或按中调下令设定；
负荷变化率设定应与机组的实际出力变化能力相符合；
AGC方式下重点监视机组运行情况，发生大的扰动及时调整或申请退出AGC。
定滑压运行方式：
协调主控系统运行方式有定、滑压运行方式。
可以在画面上通过按钮选择定、滑压运行方式；
滑压方式下，压力定值是单元负荷指令的函数，并经过汽机阀位修正，操作员可以在画面上的通过滑压定值偏置设置，对滑压定值进行调整；
定压方式下，可设定压力定值。
压力定值经速率限制成为实际压力定值。
机、炉主控器切手动条件
项目
满足条件
炉主控切手动
（任一条件满足）
MFT；
机前压力信号故障；
机前压力偏差大；
燃料总操在手动；
两台送风机全手动；
两台引风机全手动；
在锅炉跟随方式下，调节级压力坏质量；
调节级压力和功率低于某一定值；
给水调节在手动；（可选）
协调方式下发电机功率偏差大；
协调方式下发电机功率信号故障；
RB动作；（可选择为RB动作切换为TF方
升级会员 