云浮2号机dcs调试报告.docx

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云浮2号机dcs调试报告

第一部分DCS分散控制系统调试综述

1DCS分散控制系统调试综述

1.1机组概况

1.1.1主设备情况

云浮发电厂2号机组为125MW燃煤机组。

锅炉、汽机和发电机三大主机由上海三大动力厂提供。

●锅炉型号为SG-420/140-M419型，超高压一次中间再热燃煤汽包炉，煤燃烧器为三层，四角切圆燃烧。

采用高能点火器点燃柴油，由柴油再点燃煤粉的二级点火方式。

设置一层油燃烧器。

过热蒸汽的温度控制采用二级喷水减温方式，再热汽温控制以调整烟气挡板为主，微量喷水作细调，事故喷水作保护。

●汽轮机型号为N125-135-535/535型，超高压一次中间再热双缸双排汽凝汽式汽轮机。

采用机械式液压调速系统。

●发电机型号为QFQS-125-2，双水内冷机组。

1.1.2主要工艺系统特点

●主蒸汽和再热蒸汽均采用单元制，汽机设计有高、低压两级串联旁路系统，旁路容量为30%MCR。

●给水系统采用2台100%容量电动调速给水泵，运行方式为：

一台运行，一台备用。

给水操作台设两路，主路不设调节阀，正常运行时给水的调节通过控制给水泵的转速来实现，旁路上设置一个容量为25%B-MCR给水调节阀，供启动和低负荷时用。

●风烟系统采用平衡式通风系统，送风机、引风机为离心式风机，空气预热器为管式空气预热器。

除尘器为静电除尘器。

●锅炉制粉采用中间储仓式制粉系统，热风送粉系统，配两台钢球磨煤机。

给煤机为振动式给煤机。

给粉机转速目前采用滑差离合电机控制。

●汽轮机回热系统设计有二台高压加热器、四台低压加热器、一台除氧器。

除氧器的运行方式定—滑—定方式。

1.1.3改造前控制系统和设备主要现状

●控制方式机组采用机炉电单元集中控制方式，二机一控。

在单元集控室内能实现机组正常工况下的监视和调整、紧急事故处理和在就地值班人员的协助下实现机组启停。

●模拟量控制系统的自动调节装置采用重庆川仪引进技术生产的KMM型单回路调节器。

●锅炉FSSS由锅炉炉膛安全保护程控和锅炉自动点火程控组成。

其中锅炉炉膛安全保护用PC程控完成，锅炉自动点火程控则采用继电器硬接线实现。

●汽机安全监视（TSI）主要采用BENTLY3300系统，振动测量采用江阴电迅器材厂CZJ-08测振仪。

●热工检测设备重要参数采用数字表。

二次显示仪表为I系列单、双针指示仪，烟风压力采用DFY风压测量装置。

压力变送器及差压变送器采用西安仪表厂生产的1151型电容变送器。

风量测量采用机翼式测风装置，每侧热风道上各装设机翼一只。

●执行机构为天津自动化仪表七厂生产的DDZ-II型电动执行器。

●热工信号报警装置现采用西安浐河电子设备厂生产的XZS-12+型热工信号报警装置。

1.2控制系统改造的总体设计

1.2.1控制系统改造的总体设计思路

●采用重庆川仪H&B的ContronicS分散控制系统DCS取代机组现有的KMM调节器、锅炉炉膛安全监控系统FSSS、继电器盘及大部分常规的监视仪表和操作设备，实现对机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、发变组及厂用电控制（ECS）、汽机旁路系统（BPC）控制等功能。

●采用新华控制工程公司的汽轮机数字式电液控制系统（DEH）对汽机原液压调速系统进行改造。

并将原常规继电器控制的汽轮机主保护系统改为用Simens的可编程控制器（PLC）控制的汽轮机危急遮断系统（ETS）。

●采用分散控制系统的远程I/O技术，设计了4台远程I/O控制站（循环水泵房1台、锅炉2台及汽机1台）

●取消机组原控制盘台，以分散控制系统（DCS）CRT/键盘为机组监控中心，辅以BTG盘的控制方式，对机组的监控系统重新进行设计。

1.2.2控制系统改造后自动化控制

●在集控室完成机组的启停控制（仅需极少量就地人员的配合）。

●机组运行人员通过集控室内CRT/键盘完成机炉的大多数辅机和各种阀门、挡板进行远方监控。

●根据电网调度中心的要求，实现机组的自动发电控制（AGC）。

●机炉协调控制（CCS）、模拟量控制（MCS）各系统以及子功能组顺控系统的正常投运，可大大降低运行人员劳动强度，机组的运行方式可逐步向单元机组值班员过渡，为电厂减员增效创造条件

●静电除尘器监控通过数据通讯方式，纳入DCS进行投入/切除控制，实现无人值班。

●部分辅助车间包括循环水泵房、点火油泵房和灰渣泵房的控制系统，纳入DCS以实现对其远程监视和控制。

在对机组完成控制系统改造后，热工自动化功能完成了：

①检测系统的数据采集系统（DAS）、常规仪表和锅炉、汽机本体金属温度，发电机定子线圈、铁芯温度，锅炉、汽机辅机定子线圈温度等采用分散控制系统的远程I/O实现，②分散控制系统的模拟量控制，③开关量控制系统包括汽机、锅炉、发电机及厂用电的顺序控制系统及有关联锁保护，④热工保护（包括锅炉保护、汽机保护等）及信号报警系统

1.3热控系统改造概况

1.3.1控制系统设备改造

云浮发电厂2号机组控制方式采用机炉电单元集中控制，一机一控，控制室布置采用盘、台分开，以台为主。

改造后，机组仍维持一机一控的方式，取消原有的机炉电控制盘台，对控制室重新设计成以分散控制系统CRT/键盘为监控中心，辅以BTG后备仪表盘的主副环结构形式。

主环上布置了六个操作员站，其中锅炉两个，汽轮机两个，电气一个，工程师站一个。

副环为电气控制屏及机、炉后备控制盘（马赛克屏）。

本改造工程取消了绝大部分的常规监视仪表和控制设备，仅保留部分重要参数及重要对象的监控设备，可满足当分散控制系统故障时，机组安全停机的要求。

德国Hartmann&Braun公司生产的具有九十年代先进水平的CONTRONICS系统。

整个系统由2台工作站、5个控制柜（6对CMC50，其中3号站置2对CMC50）、8个转接柜、7个输出继电器柜、1个工作站柜（内置两台主机）、2个固态继电器柜、6个操作员站、4个远程I/O柜、3台打印机、1个工程师站（工程师室置1台操作员站主要用作监视功能）组成。

汽轮机控制采用上海新华自动控制工程公司提供的液压部套和电/液转换器及XDPF400控制系统。

1.3.2分散控制系统DCS

控制系统基于实时数据高速公路和信息高速公路，各功能处理单元通过网络连接分散运行。

整个系统由2台工作站，6对冗余的CMC50控制器,6台操作员站,1台工程师站（ENG）以及各种I/O卡组成。

CMC50控制器按工艺系统划分,即每个用于炉机电控制的CMC50控制器必须同时完成数据采集，控制算法处理，逻辑运算，扫描，报警和检测等功能。

所有CMC50控制器的硬件和系统软件完全相同可互相使用。

在6对冗余的CMC50控制器中，FSSS系统采用了1对冗余的CMC50控制器，锅炉采用了3对冗余的CMC50控制器,汽机采用2对冗余的CMC50控制器，电气采用1对冗余的CMC50控制器。

所有的CMC50控制器均通过两条冗余的实时数据高速公路和人机接口站相连。

1.3.3分散控制系统各部分完成的主要功能：

1.3.3.1数据采集系统DAS

数据采集系统的主要功能有:

A、数据采集与处理

包括开关量扫描，脉冲量累计，模拟量采集和处理。

如数据正确性判断、数字滤波、非线性修正、参数补偿、工程单位换算等。

B、屏幕画面（CRT）显示

CRT显示包括过程画面、参数值、趋势显示及报警显示。

C、打印报表记录及历史数据存储

有一般记录、跳闸记录及事故顺序记录（SOE）等，历史数据存储周期按1秒、10秒、60秒分类。

短时的历史记录数据存储在系统硬盘内，当硬盘存储量达到一定程度时，自动转存到光盘刻录机。

1.3.3.2模拟量控制系统（MCS）

模拟量控制系统以DCS代替原KMM调节器实现重要过程量的自动控制，系统的控制对象除增加除氧器压力控制回路，并设计机炉协调控制回路，协调控制具有滑压和定压两种方式，并具有Runback功能。

模拟量控制系统的输出信号采用开关量信号，经固态继电器输出，直接控制执行机构，取消了原来故障率较高的伺服放大器，简化接线，提高了系统的可靠性。

1.3.3.3开关量控制系统（BCS）

本改造工程的开关量控制系统，除完成所有二进制控制对象的操作控制功能外,还包括机组重要辅机、阀门的连锁保护及子功能组级的顺序控制。

为减少机炉后备控制盘上设备，简化电动机、开关柜与DCS系统的接口和接线，电动机事故跳闸信号的逻辑判断及所有联锁开关，均由DCS完成。

1.3.3.4DEH系统

汽机电调（DEH）系统是本改造工程的主要工作内容之一。

该系统按纯电调的方案进行改造，其硬件设备由两大部分组成：

第一部分是机械液压部套，包括电液转换器、电液切换阀、超速限制滑阀、自清洗滤网及同步器，这部分设备由哈尔滨汽轮机厂供货。

第二部分是电子控制装置，选用XDPF400控制系统，由新华控制工程公司提供，包括一个电源柜、一个主机柜及一个工程师站。

DEH主要功能包括：

启动控制：

由运行人员根据机组冷态、温态、热态三种机组初始状态，选择启动曲线，DEH按预定的启动曲线实现汽机从冲转至定速的全自动起动过程。

自动手动同期控制：

可配合电气自同期装置实现自动/手动同期。

负荷控制：

包括机组并网后，从带初始负荷直到满负荷的自动控制，并可接受CCS的负荷指令，控制汽机调门开度调节汽机负荷。

阀位控制：

根据不同的运行工况，接受操作员的阀位指令，调节汽机调门开度。

主汽压力控制：

接受操作员的主汽压力设定，调节汽机调门开度，保持主汽压力稳定。

OPC功能：

当机组转速超过103%额定转速或在机组带10%以上负荷时发电机油开关跳闸时，动作超速限制滑阀，快速关闭高、中压调节阀，防止汽机超速。

1.3.4DCS系统电源及系统接地

所有的控制柜、远程I/O柜、继电器柜（包括固态继电器柜）、工作站柜和GIU，均接收两路电源：

UPS电源、APS厂用电源。

所有操作员站、工程师站、打印机的电源均来自电源切换装置（该切换装置接收两路电源：

UPS和APS电源）。

DCS系统接地分直流地（即信号地）和交流地（即机柜地）。

各控制柜、远程I/O柜、I/O端子柜、继电器柜、的直流地系统均单独由接地线引至接地铜排，实现单点接地；交流地采用各机柜连接起来，用单接地线引至接地铜排。

1.4调试概况

1.4.1调试过程

云浮发电厂1号机组控制系统改造工程调试过程已基本完成了三个阶段：

第一阶段从2号机组大修开始，至CONTRONICS系统通电为止，这阶段主要进行单体调试的工作，包括变送器校验、执行机构调校、接线检查和应用软件检查等工作，在此过程中还主要对一些发现的问题进行处理解决；第二阶段从CONTRONICS系统通电至大修结束，机组带满负荷、正式移交报备用为止，这阶段主要进行分系统调试和部分整组启动调试的工作，包括系统通电、通道校验、系统静态联调，DAS、MCS和SCS的静态试验，DEH的仿真试验、开机试验和满负荷试验等工作；第三阶段从机组报备用后止，这阶段主要完成软件优化、存在问题处理、MCS和SCS的动态试验及投运。

由于与DCS厂家合同的有关现场服务要求，分散控制系统DCS的机炉协调控制CCS的投运及相应的变负荷试验还未进行，这部分工作将根据云浮发电厂要求和DCS厂家的安排，在尽量在近期内完成。

经过完成上述各阶段的调试工作，本改造工程原设计的所有功能全部实现后，2号机组自动控制水平较以前明显上了一个台阶，热控设备的可靠性提高了，监控功能和覆盖范围都大大提高了，机组运行的安全性和经济性很大的提高。

在协调控制系统投入运行后，运行人员的综合素质将会大大提高，劳动强度也会大大地减轻，为电厂减员增效也创造有利的条件。

如果AGC功能投入后，为电网安全运行也会作出贡献。

1.4.2调试特点

本改造工程的调试工作是在机组大修中进行的，与基建工程的调试有很大不同，具有以下三个特点：

1.4.2.1时间紧、系统调试工期短

虽然在云浮发电厂2号机组大修的开始前，安装公司已经进行了大量的安装和仪表校验等方面的准备工作，但大修开始后进行旧系统拆除、新设备安装以及单体调试等工作，对热控改造来讲占去了大修工期的大部分时间。

系统通电后，进行系统软件装载、机炉电的分部运转、大修后期的开机前的各项试验等，真正能给热工进行系统联调的时间确实很短。

为保证工程进度，我们和电厂热工与各参加大修调试有关单位积极协商，加班加点、见缝插针、穿插开展各项工作。

这种时间紧，任务密度大的性质对调试工作提出了很高的要求。

1.4.2.2资料多

CONTRONICS系统是Hartmann&Braun公司九十年代新开发的产品，技术先进,资料繁多，光是CONTRONICS系统的系统手册和应用软件清单的资料加起来就近一米厚，其中系统手册的电子文件容量就达175MB。

1.4.2.3现场调试应用软件修改和完善工作量大

本次云浮发电厂2号机组改造工程总体时间还是比较短的，且由于多种原因，需对应用软件包括控制逻辑、I/O组态、控制画面等进行较多的修改和完善，其中有些部分还要进行重新设计。

所以，在调试时间短的情况下，这些都增加了调试的复杂程度。

第二部分SCS系统的调试

2SCS系统的调试

2.1系统介绍

云浮发电厂2号机组热控系统DCS改造后的顺序控制系统（SCS系统），主要完成二进制控制对象的远方操作控制功能和机组重要辅机阀门的连锁保护及部分子功能级的顺序控制功能。

锅炉侧顺序控制系统由MCB1、MCB2和MCB3组成，汽机侧的顺序控制系统则由MCB3和MCB4组成。

主要的顺序控制系统有：

a）引风机顺序控制系统

b）送风机顺序控制系统

c）磨煤机顺序控制系统

d）给水泵顺序控制系统

e）锅炉定排程序控制系统

f）锅炉点火油枪程序控制系统

2.2顺序控制系统功能简介

锅炉侧顺序控制系统主要包括锅炉风烟和汽水两部分，在系统调试过程中，均已对顺序控制系统的功能和控制逻辑不合理或不完善处均作了修改和改正，并进行了系统联调，确保了各项功能的实现。

2.2.1引风机顺序控制系统

2.2.1.1引风机顺控启动步骤

当引风机引风机轴承温度正常时，可在相应的操作画面上操作引风机顺序启动按钮，引风机系统即会自启动，执行的步骤和每一步所需要的时间也会在操作画面上显示。

若某一步的反馈没有返回，则在计时完毕后系统不会执行下一步动作，而是在该处停止，并提示顺控启动有故障，在故障消除后要复位重新启动顺控启动程序。

具体的启动步骤为：

1）检查允许条件。

2）打开各二次风总风门、各二次风门、打开送风机入口挡板、打开引风机入口挡板和出口挡板。

3）等待空气通道已打通后，关引风机入口挡板。

4）等待引风机入口挡板关闭后，启动引风机

5）延时30秒

6）引风机运行后，开引风机入口挡板

7）顺控启动结束

2.2.1.2引风机顺控停止步骤

当要停止引风机时，可在相应的操作画面上操作引风机顺序启动按钮，引风机系统即会自动停止，执行的步骤和每一步所需要的时间也会在操作画面上显示。

若某一步的反馈没有返回，则在计时完毕后系统不会执行下一步动作，而是在该处停止，并提示顺控启动有故障，在故障消除后要复位重新启动顺控启动程序。

具体的启动步骤为：

1）关引风机入口挡板，切除引风机入口挡自动。

2）等待引风机入口关闭后，停止引风机。

3）关闭引风机出口板板

4）顺控停止结束

2.2.1.3引风机出口挡板控制逻辑

引风机出口板在手动方式时，可任由运行人员进行开/关操作。

在自动方式下，接受顺控指令进行开/关。

不管在手动或自动方式，当两台引风机都在运行时，若出现一台引风机跳闸，则会自动发出一脉冲指令，将相应跳闸的引风机出口挡板关闭。

2.2.1.4引风机入口挡板控制逻辑

引风机入口挡板用于调节炉膛负压，当引风机跳闸时，相应的引风机入口自动关闭。

2.2.1.5引风机电机控制逻辑

启动允许条件：

当引风机轴承温度不高时且引风机在远操位置时，即允许引风机启动。

保护动作：

当出现引风机电动机电气保护动作时，引风机保护动作，自动跳闸。

2.2.2送风机顺序控制系统

这次DCS改造，送风机出口挡板的控制没有设计进DCS。

DCS只设计了送风机和送风机入口挡板的控制。

2.2.2.1送风机控制逻辑

送风机启动允许条件：

当送风机轴承温度不高，且有1台以上引风机在运行时，且送风机在遥控位，允许启动送风机。

保护条件：

当电气保护动作，或同侧的引风机跳闸时，则送风机保护动作，自动跳闸。

2.2.2.2送风机入口挡板控制逻辑

送风机入口挡板用于调节送风量，当送风机跳闸时，相应的送风机入口挡板自动关闭。

2.2.3二次风门控制逻辑

共有12个角二次风门，A、B侧两个二次总门，A、B侧一次风总门。

这些门均为连续可调的用于手动操作的调整门，没有设计有相关联锁或保护逻辑。

当12个角二次风门和A、B侧两个二次总门开度均大于50%时，则逻辑上“二次风门打开”；当“二次风门打开”且送风机入口挡板打开后，则逻辑上“引风机空气通道畅通”；当送风机和引风机均运行时，逻辑上“引风机空气通道畅通”也成立。

2.2.4制粉系统顺序控制

2.2.4.1制粉系统顺控启动步骤

当磨煤机润滑油箱油位不低、且油箱油温高于35℃、且至少有一台送风机在运行时，可在相应的操作画面上操作制粉系统顺序启动按钮，执行的步骤和每一步所需要的时间也会在操作画面上显示。

若某一步的反馈没有返回，则在计时完毕后系统不会执行下一步动作，而是在该处停止，并提示顺控启动有故障，在故障消除后要复位重新启动顺控启动程序。

具体的启动步骤为：

1）检查允许条件。

2）启动一磨煤机低压润滑油泵。

3）等磨煤机润滑油压>0.117MPa时，打开排粉风机三次风门、开排粉风机冷却风门、关闭磨煤机再循环风门、开磨煤机入口总门、关磨煤机入口热风门、关闭磨煤机冷风门。

4）等排粉风机三次风门打开、且排粉风机冷却风门打开、且磨煤机再循环风门关闭、且磨煤机入口总门打开、且磨煤机入口热风门闭、且磨煤机冷风门关闭后，启动排粉风机。

5）排粉风机启动后，延时30秒，关闭排粉风机冷却风门、慢开排粉风机入口风门并投入磨煤机入口负压和出口温度自动。

6）等磨煤机入口负压>200Pa且出口温度>70℃后，再稳定20秒，若此时排粉风机冷风门关闭且入口风门打开后，启动磨煤机，并设定磨煤机出口温度为80℃。

7）等磨煤机启动且出口温度>80℃后，启动给煤机。

8）顺控启动结束

2.2.4.2制粉系统顺控停止步骤

当制粉系统在运行状态时，采用顺控停止的具体步骤为：

1）检查允许条件。

2）将给煤机振动频率设定至最小值，同时将磨煤机出口温度设为50℃。

3）给煤机振动频率达到最小值且磨煤机出口温度降到50℃后，停止给煤机，并切除磨煤机入口负压自动。

4）给煤机停止后10分钟，停止磨煤机、切除磨煤机出口温度和负压自动、开启磨煤机入口冷风门、关热风门、关再循环门并慢慢关小排粉风机入口风门到30%。

5）磨煤机停止后5分钟，若此时热风门已关闭，且冷风门已打开，且再循环门已关闭，且排粉风机入口门已关到30%，则慢关排粉风机入口门。

6）排粉风机入口门已关到位后，停止排粉风机。

7）关排粉风机三次风门、开排粉风机冷风门。

8）顺控启动结束

2.2.4.3磨煤机1#、2#润滑油泵控制逻辑

启动条件：

油箱油位不低且油箱油温高于35℃。

联锁保护保护条件：

当磨煤机在运行，若此时一台磨煤机润滑油泵跳闸、若磨煤机润滑油压<0.147MPa，则自动联锁投入另一台磨煤机润滑油泵。

2.2.4.4排粉风机控制逻辑

启动条件：

排粉风机轴承温度不高、且有一台送风机在运行、且排粉风机在遥控位。

保护停条件：

当两台送风机均停，或排粉风机电气保护动作，或排粉风机轴承温度高，则跳闸排粉风机。

2.2.4.5给煤机启动控制逻辑

启动条件：

磨煤机出口温度大于80℃，且磨煤机在运行。

保护停条件：

当磨煤机停止运行后，自动停止给煤机的运行。

2.2.4.6磨煤机启动控制逻辑

启动条件：

润滑油压>0.147MPa，且排粉风机在运行，且磨煤机在遥控位。

保护停条件：

当润滑油压<0.117MPa，或排粉风机停运，或磨煤机电气保护动作，均自动停止磨煤机的运行。

2.2.4.7排粉风机三次风门控制逻辑

关闭条件：

当三次风门不在关闭位时，允许关闭。

打开条件：

当三次风门不在开闭位时，允许打开。

保护关条件：

当排粉风机停运后，延时10秒自动将三次风门关闭。

排粉风机三次风门控制逻辑

2.2.4.8排粉风机冷风门控制逻辑

关闭条件：

当冷风门不在关闭位时，允许关闭。

打开条件：

当冷风门不在开闭位时，允许打开。

保护开条件：

当排粉风机停运后，自动将冷风门打开。

2.2.4.9磨煤机各风门控制逻辑

磨煤机的冷热风门用于调节磨煤机温度，磨煤机再循环门用于调节磨煤机入口负压，而磨煤机入口总门是由于动操作的调节门。

这些风门均为连续可调的调整门，设计了以下联锁：

1）排粉风机跳闸时，自动关闭热风门和再循环门，并自动打开冷风门。

2）磨煤机跳闸时，自动关闭热风门和再循环门，并自动打开冷风门。

2.2.5给粉机启动控制逻辑

共有3层煤共12台给粉机，给粉机采用变频器控制，启动变频器即启动了给粉机。

2.2.5.1给粉机启动允许条件

当同时满足以下所有条件时，允许启动给粉机：

a）没有MFT信号

b）至少有一台送风机在运行

c）相应的煤粉仓粉位>2m

d）相应的一次风门在开位置

e）空预器A出口风温>180℃

f）空预器B出口风温>180℃

g）对流过热器A侧出口风温>350℃

h）对流过热器B侧出口风温>350℃

i）相应燃烧角的下一层有火焰（如下层给粉则要求相应的轻油有火焰；中层则要求相应的下层煤有火焰；上层则要求相应的中层煤有火焰）。

j）变频器没有出现故障

2.2.5.2给粉机自动停止条件

当出现以下任一条件时，自动跳闸给粉：

a）变频器出现故障

b）两台送风机均停

c）锅炉MFT

d）相应一次风门关闭

2.2.6给粉机总电源操作控制逻辑

给粉机总电源设计有主电源和备用电源两路，电源开关由DCS控制，并设计有联锁保护逻辑。

正常情况下，只合闸主开关，由主电源供电。

当主电源出现故障需要检修时，用备用电源。

2.2.6.1合上给粉机总电源开关条件

要合上给粉机总电源开关，首先要对电源系统进行硬件复位。

主电源开关软件没有设计闭锁逻辑，为避免主、备两开关同时合关，当主电源开关在合上位时，不允许备用电源开关合闸。

设计的原则为：

正常运行时用主电源，当主电源出现故障时，要先拉闸主开关，才能合闸备用开关；当主开电源检修好后，可以不先拉闸备开关的情况下合闸主开关，允许两路电源短时并列工作（注意电源相位不能错，否则会出现短路）。

2.2.6.2给粉机总电源开关的联锁保护逻辑

给粉机总电源开关的保护逻辑设计有软逻辑和硬逻辑两路，使保护更加可靠。

当出现MFT时，主、副电源开关均跳闸，同时，还输出一开关量信号，使主、副电源的硬接线逻辑跳闸。

要重新合闸时，必须先复位硬接线逻辑后，才能合闸成功。

由于原设计逻辑在DCS上无法复位，在调试过程中及时进行了改正。

当用备用电源工作时，若投入两电源的联锁，则当主电源开关合闸时，备用电源开关自动跳闸。

2.2.7一次风门控制逻辑

一共有12个一次风门，对应12台给粉机