4.1.2.1在机组稳定运行或事故处理的工况下，数据通信网络的通信效率应保证运 发出的任何指令均能在不大于1s的时间里被执行 4.1.2.2数据通信网络应保证操作员站画面数据刷新周期不大于1s。 4.1.2.3I/0数据通信网络应保证控制处理器（CP）在其运算处理周期内，与可能连 大数量I/0模件完成数据通信

4.2DCS应用软件的要求

4. 2. 1应用软件子系统划分的要求

4.2.1.1DPU的应用软件功能可按照电厂生产工艺过程设计各子系统高速标准规范范本，也可按照控制方 式设计各子系统；或以二者相结合的方式设计子系统。电厂辅助车间控制系统的应用软件宜 按工艺过程设计子系统。 注：按电厂生产工艺过程设计子系统，如锅炉控制、锅炉保护、汽轮机油汽水、发电机氢油水、发电机一变 压器组、厂用电等子系统；按控制方式设计子系统，如数据采集（DAS）、开关量控制（OCS）、模拟量控制（MCS） 锅炉炉膛安全监控（FSSS）等子系统。 4.2.1.2无论采用哪种方式设计子系统，各DPU的控制功能应具有独立性，不应由于 其他DPU故障或通信网络故障，使该DPU控制的设备或工艺系统失去保护和运行人员手动控 制功能。 4.2.1.3锅炉炉膛安全监控和保护应用软件应按DL/T1091的要求设计，同时应符合 DL/T435的规定 4.2.1.4汽轮机电液控制和保护应用软件应按符合DL/T996的要求设计

4. 2. 2应用软件组态的要求

4.2.2.1控制处理器的应月 组态。机组 主控系统（锅炉、汽轮机和发电机及其主要辅机的控制系统）的DCS应用软件宜采用功能块 （FBD）编程语言组态。 4.2.2.2HMI 的应用软件应易于组态和维护。工艺流程图宜采用图形方式组态，I/0数

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据宜采用导入Excel电子表格文件的方式组态。 4.2.2.3可根据合同要求，提供标准高级编程语言软件包，以满足用户工程师开发软 件嵌入控制处理器或HMI计算机中的要求。

4.3控制处理器配置要求

4.3控制处理器配置要求

4.3.1控制处理器穴余配置的要求

4.3.1.1用于机组主控和重要辅机系统的DCS的控制处理器应余配置。 4.3.1.2虽控制处理器故障，而短期内不影响机组稳定运行的辅助控制系统的 不要求穴余配置。

4.3.2控制处理器分散配置要求

4.3.2.1控制处理器设定在满足控制对象要求的运算处理周期条件下，负荷率最高不 应大于60%，平均负荷率宜不超过40%。 4.3.2.2控制处理器的配置不仅应满足控制运算负荷率的要求，而且应满足功能分散

备辅机系统的控制、保护功能配置在不同的控制处理器中。 注：重要辅机设备可包括送风机、引风机、一次风机、空气预热器、制粉系统、给水泵、凝结水泵、循环水 泵、真空泵、重要冷却水泵、重要油泵等。

4.4DCS故障情况下的一般安全要求

4.4.1硬件故障安全要求

4.4.1.1局部电源故障：模件单通道电源故障的影响范围不应超过其所在的模件；模 件的电源故障不应引起系统电源故障；HMI单个计算机或终端电源故障不应影响其他计算机 或终端，也不应引起系统电源故障。 4.4.1.2局部硬件故障：完余配置的模件或部件在主控侧故障时，备用侧应及时接替 控制，不应对系统产生扰动；单一通道、部件硬件故障不应引起其所在子系统的故障；主控 通信网络或I/0通信网络上任何节点故障，不应引起其他节点故障，并不应引起该故障节点 所在网络的故障。 4.4.1.3DCS上位级硬件或系统故障时，下位级硬件或系统应具有保护系统安全的能 力：主控通信网络故障，DPU应能够在安全模式下运行，保证所控制的工艺系统安全；控制 处理器或I/0通信网络故障，I/0模件应能够按照预先设定的安全模式，控制外部设备，保 证工艺系统的安全运行

4.4.2软件故障安全要求

4.4.2.1亢余配置的控制器或模件，主控侧软件发生故障或死机时，备用侧应能够检 测并及时接替控制功能，不应对系统产生扰动 4.4.2.2DCS运行过程中，如能够在线修改、下载软件，则不应对原有软件的运行产 生扰动或引起软件故障、死机等（不包含修改、下载软件本身的缺陷以及控制逻辑本身对系 统的扰动）

4.4.3故障工况下系统设计的安全要求

4.4.3.1DCS系统设计应保证任何单一设备、部件故障不会导致整个系统故障。应设计 合理的元余设计方案和选配满足故障安全要求的设备、部件。 4.4.3.2DPU的配置方案应既满足4.3.2.1中负荷率的要求，又满足控制功能分散的要 求。宜对机组DCS控制系统的某一DPU故障是否会导致机组跳闸进行安全性评估。 4.4.3.3系统设计应保证在DCS故障时，不会使保护功能失效，不会使后备手动操作 失效

4. 5. 1 硬件质量认证的要求

.5.1硬件质量认证的

4.5.1.1以下测试和检验内容针对DCS控制器、I/0模件： 4.5.1.1.1电磁兼容性（EMC）测试：按照6.1.2.1的要求，参数指标见附录A。

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4.5.1.1.2基本环境影响测试：环境温度和相对湿度，抗振动性能， 4.5.1.1.3供电电源影响测试：电源电压瞬变影响，电源电压降低影响。（按照GB/T 18271.3一2000中第12章的要求） 4.5.1.1.4电干扰测试：共模干扰，串模干扰。 4.5.1.1.5长期工作漂移试验：按照GB/T18271.3一2000中第24章的要求，测试长 期工作漂移性能不应少于30天。 4.5.1.2应用于机组主控系统的DCS硬件应通过4.5.1.1所述的测试和试验，并由具 有国家检验资质授权的检验机构的第三方出具检验证书和检验报告

4.6DCS设备供货和工程设计能力

4.6.1.1DCS设备生产厂和供货商，均应具备完善的质量管理保证体系，通过IS09000 系列资质认证。 4.6.1.2DCS设备供货商应至少为生产厂的授权销售商。供货商应保证备品备件及时和 长期的供应，有优良的售前和售后服务体系。 4.6.1.3DCS设备生产厂和供货商在保质期内应随系统软件的更新予以升级，在保质期 外对存在有严重设计失误或严重质量问题的设备，应免费给予维修或升级。对有严重质量问题 的设备，应有“招回”承诺。

4. 6. 2 工程设计和组态

工程设计、系统控制逻辑的组态和调试，应为熟悉电厂生产过程和被控对象的专业单位， 并具有优良的工程业绩。

4. 7. 1 可用率考核

4.7.1.1分散控制系统的可用率（A）应达到99.9%以上。可用率的统计范围只限分散 控制系统本身，不包括接入系统的变送器和执行器等现场设备。 4.7.1.2可用率的统计工作自整套系统调试结束，完成功能和性能测试，投入试运行 且随机组启动和正常运行即可进行。开始计算可用率的时间可以由供需双方商定， 4.7.1.3自开始计算系统可用率的时间起，分散控制系统连续运行60天，即1440h， 其间累计故障停用时间小于1.4h，则可认为完成可用率试验。若累计故障停用时间超过1.4h， 可用率的统计应延长到120天，即2880h。在此期间，累计故障时间不得超过2.9h。完成系 统可用率考核的最高时限为120个连续日。若超过这一时限，系统的可用率仍不合格，则认 为系统的可用率考核未能通过， 4.7.1.4在可用率考核期间，若发生由于DCS原因引起的总燃料跳闸（MFT）、汽轮机 跳闸、发电机跳闸等任一保护拒动、误动或全部操作员站功能丧失、穴余通信总线功能丧失、 重要控制或保护用控制器或回路功能丧失，则认为系统的可用率考核未能通过。 4.7.1.5可用率考核期间，分散控制系统的各种备件应齐全，且备件应存放在试验现 场，出现故障应及时处理。故障时间是指故障设备或子系统的停用时间和故障的正常处理时 间，去除因无备件造成的等待时间或其他原因造成的等待处理故障时间。如发生备件短缺， 卖方应在48h内提供所缺备件，如超过48h，48h后的等待备件时间将累计到故障时间中去。 4.7.1.6可用率考核期间，如发生软件故障（如操作员站黑屏、死机、穴余控制器切 换等），虽然没有影响机组正常运行，但应及时处理故障。故障时间是指软件功能得到恢复的 正常处理时间，去除等待维护人员到场及其他与处理故障无直接关系的等待时间。 4.7.1.7可用率测试的注意事项及可用率计算公式，应按DL/T659一2006中第9章可 用率考核”的有关条文执行。

4. 7. 2 可靠性评估

4.7.2.1对分散控制系统的综合性能评价，可采用4.7.1“可用率考核”的方法，也可 采用4.7.2“可靠性评估”的方法。供需双方可约定其中一种考核方法作为验收标准。 4.7.2.2可靠性评估的范围只限于分散控制系统本身，不包括接入系统的变送器和执

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4.7.2.3可靠性评估工作自整套系统调试结束，完成功能和性能测试，投入试运行， 值机组启动和正常运行即可进行。开始评估可靠性的时间可以由供需双方商定。 4.7.2.4评估可靠性的时间为累计60天，其间由于机组停运，则允许待机组重新启动 继续累计。对于新投产机组进行168h（72h）验收时，它的评估可靠性时间相应缩短为 h（72h）。 4.7.2.5在可靠性评估期间，没有发生下列任一事件时，则系统可靠性评估合格；如 三其中任一事件则系统可靠性评估在本时间段不合格。 4.7.2.5.1DCS系统发生下列任一重大故障： a) 一对完余通信总线均故障，通信功能丧失或通信时间过长； b) 全部操作员站的主要功能丧失（黑屏，全部数据不更新、不响应或响应时间过长）； c) 一对元余的服务器故障； d) 一对穴余的控制器故障（包括脱网）。 4.7.2.5.2由于DCS的任何原因导致下列任一事件： a) 任一主保护功能误动或拒动； b 送风机、引风机、一次风机、磨煤机（直吹式）和给水泵等任一重要辅 机跳闸； 协调控制，燃烧、给水和汽温控制等重要模拟量控制系统产生较大扰动， 使参数越出事故报警值。 4.7.2.5.3发生下列任一事件，虽没有引起4.7.2.5.2中所列事件，但累计次数超 过2次： a) 任何一个控制器故障，但成功切至穴余控制器； b) 任何一个服务器故障，但成功切至几余服务器： c） 任何一块I/0模件故障，进行更换后恢复正常； d) 任何一个历史站、计算站故障，重启后恢复正常； e） DCS的任意部件故障造成连锁保护或闭环控制无法投入； f) 与远程系统的通信中断超过2h。 4.7.2.5.4发生历史站、计算机、工程师站和操作员站等重要设备硬件损坏或故障后 云恢复的事件，累计次数超过1次。 4.7.2.6当系统在可靠性评估期间，没有达到4.7.2.5的要求时，应再一次进行可靠 平估，评估期延长一倍，延长期应从出现达不到要求的事件时刻开始计算。延长期内若仍 到要求，则认为系统可靠性评估没有通过。 4.7.2.7评估时间和故障记录根据运行班志记录或依据DCS记录确定，运行班志摘抄 参见附录B。

7. 2. 5. 2由于 DCS 的任何原因导致下列

4.7.2.5.4发生历史站、计算机、工程师站和操作员站等重要设备硬件损坏或 无法恢复的事件，累计次数超过1次。 4.7.2.6当系统在可靠性评估期间，没有达到4.7.2.5的要求时，应再一次 性评估，评估期延长一倍，延长期应从出现达不到要求的事件时刻开始计算。延长其 达不到要求，则认为系统可靠性评估没有通过。 4.7.2.7评估时间和故障记录根据运行班志记录或依据DCS记录确定，运行理 表参见附录B。

5.1数据采集和人一机界面

5. 1. 1 功能要求

5.1.1.1应按照电工艺系统设计的要求，对所有已设计的测点信号进行连续采集和 处理，并存储在实时和历史数据库中实现DCS的信息共享。 5.1.1.2操作员站应设计足够的人一机界面功能，使运行人员能够实时监控机组、工 艺系统和设备的运行，及时监视和处理异常工况和故障；工程师站应使维护工程师能够进行 应用软件的调试、修改、备份以及数据库维护。工程师站应设计权限管理，防止非法侵入和 修改。

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涉及到机、炉、电保护的重要信号还应在其他DPU设计信号通道；只用于监视和记录的信号 可配置专用的DPU（形成DAS系统），也可分散到相关工艺控制系统的DPU中， 5.1.1.4应设计以下基本的数据采集和人一机界面功能，以满足运行操作人员监控的 需求： a) 显示：工艺流程图、趋势、成组参数、报警显示。 b 记录：SOE、事故追忆、操作、事件等记录。 c） 制表：班报表、月报表、用户定义的报表。 d) 历史数据存储和检索。 5.1.1.5宜根据全厂控制管理系统规划或工艺条件的需要，设计机组DCS的实用且易 于实现的性能计算功能，

5.1.2.1监视和操作显示画面宜根据工艺过程和运行要求，按层次结构或树型结构组 织，使运行人员方便和快捷地查阅到需要监控的画面。 5.1.2.2调用任何一幅画面不应超过三次击键。应设计一定数量的快捷键，重要系统 或功能可一次按键调出其监控画面。 5.1.2.3应根据工艺过程和运行要求设计足够数量的工艺流程显示画面，满足运行人 员对系统所有设备和工艺环节的监视和操作要求。画面显示的实时数据刷新周期应不大于1s。 5.1.2.4工艺流程图上设备、管道、工质的颜色可参照IEC60073标准或用户的习惯 设定，受控设备的颜色和显示方式应根据其实时状态变化， 5.1.2.5实时趋势显示：应能够对系统中任何一个实时模拟量数据（原始输入信号或 中间计算值）组态实时趋势显示。 实时趋势曲线上点的时间分辨率应达到1S，存储和显示时 间应不小于30min。应能够选择显 曲线上任何一个点的数值和时间标签 5.1.2.6历史趋势显示：应能够对历史数据库中的任何模拟量数据组态历史趋势显示。 历史趋势曲线的时间分辨率最高宜达到1s，并可按照需要以不同档次的时间分辨率显示。应 能够选择显示历史趋势曲线上任何一个点的数值和时间标签。 5.1.2.7棒图显示：棒图应能够组态在工艺流程图或其他画面中；DCS中的任何实时模 拟量数据均应能够组态棒图；棒图应能够根据该信号组态的报警限值改变颜色，颜色可根据 电厂的要求或参照IEC60073标准确定。 5.1.2.8成组参数显示：应能够对实时数据库和历史数据库中的任何数据组态成组参 数显示；每组可包含的参数应不少于5个；可根据运行监视的要求，选取数据记录的有关字 段的数据显示在画面上；显示参数达到或超过预定的报警值时，应改变颜色及显示方式，颜 色和显示方式可根据电厂的要求或参照IEC60073标准确定。 5.1.2.9报警显示：应设计专门的报警显示画面，可按照一定的规律（如按工艺系统、 设备等）组织报警画面；报警显示应按时间顺序排列，最新发生的报警应优先显示在报警画 面的顶部或底部；应用不同的颜色区分报警的级别、报警确认状态、当前报警状态；组态的 报警信息应完整，应能够提供该报警点在数据库存储的信息，供运行和维护人员分析故障。 5.1.2.10报警确认：应能够在包含某一报警点的任何一个画面对该报警进行确认，其 他包含该报警点的画面也同时被确认；若某一已经确认的报警再一次发出报警时，应具备报 警重闪功能，同时以适当的显示方式标明其重复报警的次数。 5.1.2.11报警存储：所有报警信息均应存储，应能够调出至少30天的报警信息进行 显示、打印。 5.1.2.12状态和诊断信息显示：应组态DCS主控通信网络上各节点的状态显示，DPU 诊断画面应显示各I/0模件状态，宜能够显示各I/0通道的状态；采用现场总线仪表和设备 的系统，宜组态现场总线仪表和设备提供的状态和诊断信息的显示画面。 5.1.2.13帮助画面：宜组态指导运行人员操作的在线帮助画面，可包括设备、工艺系 统的启动、停止、顺控步序、步进条件等。

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5.1.3.1顺序事件记求（S0E）：高速SO） 变化至特定状态时，应立即自动启动高速SOE数据收集，并形成专门的高速SOE记录，存储 在数据库中，该记录应至少记录第1个SOE信号触发后10s内所有SOE信号的动作。数据库 中应至少保存最近发生的SOE记录32个。重要设备的启、停、跳闸、手动/自动切换等顺序 事件的时间分辨率可根据DCS的性能确定，但不宜大于1s，记录的数据量宜满足24h系统运 亍的要求。 5.1.3.2跳闸追忆记录：应组态重要设备的跳闸记录，跳闸记录应包括能够分析其跳 再原因的信号变量。当该设备跳闸即触发生成记录。跳闸记录应按跳闸前10min和跳闸后5min 以1s时间间隔采样和存储。 5.1.3.3操作记录：应记录运行人员在操作员站进行的所有操作项目及每次操作的精 确时间。通过对运行人员操作行为的准确记录，可便于分析运行人员的操作意图，分析机组 事故的原因。系统应自动保存至少48h的操作记录，并应能够转存至历史数据库或外部存储 介质中。 5.1.3.4定期记录：应根据用户的要求选取必要的工艺参数和状态变量，组态值报， 日报和月报记录，在预定的时刻自动形成记录文件并存储，存储的数量应满足用户要求。

5. 1. 4 制表和打印

5.1.4.1报表：应提供软件工具使用户能够根据生产需要编制各种报表，如班报、日 报、月报、运行经济性统计报表等，应能够便捷地从数据库中检索数据。 5.1.4.2打印：应具备预定时间定时打印、事件触发自动打印和运行人员随机召唤打印 记录、报表的能力。

5.1.5历史数据存储和检索

5.1.5.1应能够存储系统的全部输入信号（模拟量和开关量）以及重要的中间计算数 据；以1s的采样周期存储，应能够存储30天的历史数据；对于模拟量可选择平均值、最大 值、最小值等方式存储。报警信息应至少存储30天的数据。 5.1.5.2应满足用户对历史数据的多种检索方式，如历史趋势曲线、班报表、日报表、 月报表、事件查询等，并应能够在任何一台操作员站实现检索功能。 5.1.5.3当历史数据存储空间占用90%以上时，可在操作员站显示信息提醒运行人员 将数据转存至外部存储介质，或可自动转存到外部存储介质上

5. 1. 6 性能计算

5.1.6.1宜在机组DCS中设计实用且易于实现的性能计算功能；对于与机组DCS基本 步规划和建设SIS的电厂，可在SIS中实现机组性能计算的功能。 5.1.6.2机组DCS的性能计算可包括以下内容： a） 由锅炉热效率、汽轮机热耗率及厂用电消耗计算得出的机组效率或供电 煤耗率。 b） 汽轮机热耗率的计算结果应进行主蒸汽温度、压力及排汽压力等参数修 正。 c） 汽轮机性能计算中，应同时分别计算高压缸、中压缸效率。 d） 计算锅炉热效率，并应分别列出机械未完全燃烧损失、排烟损失和散热 损失。 e） 给水加热器性能，至少应包括给水加热器出口（终端）和疏蔬水端差 f） 可采用厂用电功率累加或直接统计厂用电电度量的方法计算厂用电率 并给出厂用电功率与负荷曲线。 8） 可采用发电功率累加或直接统计发电机电度量的方法计算机组发电量。 h 锅炉超温统计：可根据用户要求进行设计。超温统计功能应包括，

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1）计算锅炉各点金属温度与其限值的偏差，当超温时应给出超温的升 始、结束时间，并累计某一时段内的超温时间； 提供锅炉各金属温度的实际值、偏差值的显示和打印； 3 统计各班（运行值）锅炉超温次数、每次超温持续时间，并显示和记录打印。 5.1.6.3机组在线性能计算可在负荷大于40%额定负荷进行，计算周期可1min～5min 次，计算误差宜不大于0.5%。 5.1.6.4性能计算的所有数据均应有质量检查，若计算所用的任何一点输入数据出现 环质量，应告知运行人员。如采用某一替代数据进行计算，输出的计算结果上应有注明。 5.1.6.5在机组变负荷运行期间，性能计算应具有判断工况稳定的能力，且计算结果 应标注为不稳定运行工况。 5.1.6.6以上性能计算应遵循GB/T8117、GB/T10184的规定。 5.1.6.7性能计算无论采用模块化的计算软件或开发的计算程序，都应是针对具体的 应用机组，并应在机组运行过程中对性能计算进行认真调试

5. 2. 1 基本要求

表1机组各主要被调参数的动态、稳态品质指标

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图5.2.1.11MCS应有连锁保护功能，以防止错误及危险的动作。连锁保护系统在其涉及的工艺系统 处于安全工况时，应为维护、试验和校正提供最大的灵活性。 图5.2.1.12如系统某一部分必须具备的条件不满足时，连锁逻辑应阻止该部分投“自动”方式，同 时，在条件不具备或系统故障时，系统受影响部分应不再继续自动运行，或将控制方式转换为另一种允许 的自动方式。 图5.2.1.13控制系统任何部分运行方式的切换，不论是人为的还是由连锁系统自动的，均应平滑运 行，不应引起过程变量的扰动，并且不需运行人员的修正。 图5.2.1.14当系统处于强制闭锁、限制、辅机故障减负荷（runback）或其他超驰作用时，系统受其 影响的部分应随之跟踪。在超驰作用消失后，系统所有部分应平衡到当前的过程状态，并立即恢复到安全 的控制作用，这一过程不应有任何延滞，并且不应向被控装置发出任何不正确的或不合逻辑的动作指令。 应提供报警信息，指出引起各类超驰作用的原因。 图5.2.1.15对某些重要的关键参数，应采用三重元余变送器测量。对三重余的测量值，系统应自 动选择中值作为被控变量，而其余变送器测得的数值，若与中值信号的偏差超过预先整定的范围时，应进 行报警。如其余两个信号与中值信号的偏差均超限报警时，则控制系统受影响部分应转到安全控制方式， 也可切换至手动。

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图5.2.1.16运行人员可在操作站上将三选中的逻辑切换至手动，而任选三个变送器中的某一个信号 供自动控制回路用。 图5.2.1.17对某些仅次于关键参数的重要参数，应采用双重余变送器测量。若这两个信号的偏差 超出一定的范围，则应有报警，并将受影响的控制系统转到安全控制方式，也可切换至手动。运行人员可 手动任选两个变送器中的一个信号用于自动控制回路。 图5.2.1.18在使用不余变送器的测量信号时，如信号丧失或信号超出工艺过程实际可能范围，均 应有报警，同时将受影响部分转到安全控制方式，也可切换至手动。 图5.2.1.19控制系统的输出信号应与被控执行机构要求的驱动信号相适应，可为脉冲量或电量连续 信号，并应有上下限值，以保证控制系统故障时机组设备的安全。 图5.2.1.20控制系统所需的所有校正作用，不能因为使驱动装置达到其工作范围的控制信号需进行 调整而有所迟延。 图5.2.1.21控制系统应监视设定值与被控变量之间的偏差和输出信号与控制阀门位置之间的偏差， 当偏差超过预定范围时应报警，同时应转到安全控制方式或切换至手动。 图5.2.1.22风机、泵、磨煤机等跳闸时，应将与之对应的控制系统切换到手动方式。 图5.2.1.23当两个或两个以上的控制驱动装置控制一个变量时，可由一个驱动装置维持自动运行。 运行人员可将其余的驱动装置投入自动，而不需手动平衡。当追加的驱动装置投入自动后，控制系统应自 动适应追加的驱动装置的作用，即不论驱动装置在手动或自动方式的数量如何组合变化，控制作用应满足 工艺系统调节品质的要求。 图5.2.1.24应对多控制驱动装置的运行提供偏置调整，偏置应能在保证系统安全的范围内调整，新 建立的关系不应产生过程扰动。 图5.2.1.25在自动状态，设置一个控制驱动装置为自动或遥控，不需进行手动平衡或对其偏置进行 调整。并且，不论此时偏置设置的位置或过程偏差的幅度如何，不应引进任何控制驱动装置的阶跃波动。 图5.2.1.26对于超临界机组，应有效地控制锅炉在稳定运行时的三个重要比率，即给水流量/蒸汽流 量、热量输入/给水流量（即煤水比）、喷水流量/给水流量；在变动工况时应使这些比率按一定规律变化： 以便得到稳定的控制；而在启动和低负荷运行时，要求大幅度地改变这些比率，以得到宽范围的控制。为 此要求MCS在机组启动工况下宜更多地采用变参数/变定值技术，所有控制功能宜在前馈基础上完成，并 可连续地校正控制系统的增益。在控制系统设计时应事先考虑工艺过程内部的相互作用，采用合理的前馈 /变定值/变增益/变参数控制方案。

5. 2. 2 具体功能

图5.2.2.1锅炉一汽轮机协调控制

控制系统应协调锅炉及其辅机与汽轮机的运行，以便快速、准确和稳定地响应自动调度 系统或电厂运行人员的负荷指令，进行有效的生产。同时，系统还应考虑诸如辅机故障或设 备异常等运行限制条件，以高度适应的方式，使负荷性能达到最佳状态，满足连续、安全运 行的要求。 5.2.2.1.1应根据机组运行的要求，提供定压或变压运行方式，以适应机组启、停和 运行的特点。 5.2.2.1.2机炉协调控制的方式及要求： 5.2.2.1.2.1机炉协调控制系统应能以下列三种方式的任一种方式全自动地运行： a） 协调控制：锅炉与汽轮机之间有机地建立适当的关系，同时响应机组负 荷指令。 b） 锅炉跟随：汽轮机响应机组负荷指令或运行人员手动指令的变化，锅炉 响应蒸汽流量变化及由汽轮机调节负荷引起的汽压偏差。 C） 汽轮机跟随：锅炉响应机组负荷指令或运行人员手动指令的变化，汽轮 机响应由锅炉调节负荷引起的汽压变化。

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制系统不应产生任何扰动。此外，在机组遇到受限制工况时，控制系统应能平稳地将运行方 式自动转换至合适的运行方式。如当锅炉响应负荷需求受到限制时，系统应切换至汽轮机跟 随方式。当汽轮机响应负荷需求受到限制时，系统应切换至锅炉跟随方式。当系统不能实现 运行人员所选择的运行方式时，应向运行人员报警。 5.2.2.1.2.3任何有关的子系统若不能投自动控制时，应将协调控制转换到最大程度 的自动方式，并与可投自动的子系统相适应

5.2.2.2机组负荷指令

5.2.2.2.1机组负荷指令可由输入的AGC的负荷指令信号，并结合频率、功率、汽压、 机阀位开度、机组运行工况、要求的限值等加以处理后构成。运行人员应能在显示器的 管理控制画面上实现下列功能： a) 手/自动方式选择； b） 机组负荷指令的手动调整； ） 负荷高、低限值的调整； d) 负荷变化率的设定； e） 负荷高、低限值的指示； f) 主蒸汽压力偏差指示； g 主蒸汽压力设定值的设定和指示； h) 负荷指令与总发电功率的指示： i） 锅炉跟随、汽轮机跟随和协调运行方式的选择和指示； j 负荷闭锁增（blockincrease）、负荷闭锁减（blockdecrease）、辅机 故障减负荷（runback）的指示； k） 滑压和定压运行方式的选择和指示。 5. 2. 2. 2. 2 控制系统应平稳地实现下列功能： a) 一 次调频：通过自动改变本机组的负荷指令实现电网的一次调频功能。 b） 限制：机组最大负荷指令应与锅炉最大出力和汽轮机负荷能力相适应。宜 设计燃料一风的导前/滞后和交叉限制控制功能。当被控容量或充许出力达到最大/最 小限值时应发出闭锁增/减的控制信号。 C 辅机故障减负荷（runback，简称RB）：应设计锅炉给水泵、一次风机、 送风机、引风机、空气预热器、磨煤机、炉水循环泵等发生出力故障时的RB功能。 每种RB应有单独的最大允许负荷或减负荷速率，以适应各种设备的动态特性。运行 人员应能通过显示器得到RB工况时的信息。当发生RB时，控制系统应自动转换到保 证机组安全运行的控制方式，使机组在适合当前辅机出力的负荷水平运行，

5.2.2.2.3应提供与AGC的接口用于接收机组负荷遥控

5.2.2.3.1控制系统应根据机组负荷指令，向DEH发出控制指令信号，如汽轮机调节 阀门开度、负荷、机前压力等指令。 5.2.2.3.2应根据DEH控制系统对接口信号的要求，设计与协调控制系统的接口，并 应采用数据通信和硬接线互相余的方式。 5.2.2.3.3应与汽轮机DEH控制系统协调运行，控制机组对负荷的快速和准确的响应。 5.2.2.3.4当汽轮机出现受限运行工况时，应采取相应的策略适应汽轮机的要求，保 证机组的安全。如机前压力超过允许限值时，应限制负荷或调节阀门开度，防止机前压力进 一 步偏离设定值。

5.2.2.4锅炉控制

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锅炉控制系统应由若干子系统组成，这些子系统应协调运行；使锅炉能灵敏、安全、快速与稳定地运 行，保证在任何工况下，生产出满足机组负荷指令所要求的蒸汽能量。 锅炉主控应将机组负荷指令以可靠、先进的方式转化为对锅炉燃料和风量的控制，并宜 具有以下特点： a) 为加快燃料量对负荷变化的响应，信号回路宜有速率可调的“加速”功 能。 b） 燃料量指令宜按可供的风量来限制燃料量，以保证燃料量决不高于风量。 c） 风量指令宜按送入锅炉的总燃料量（包括所有辅助燃料）来设定风量， 以保证风量不低于燃料量。 d） 燃料指令可根据运行的磨煤机的数量进行修正，并可根据燃料的不同发 热量进行校正

5. 2. 2. 4. 1磨煤机控制

5.2.2.4.1.1对直吹式中速磨煤机控制应提供下列功能： a 系统设计应符合NFPA85的规定和锅炉制造厂的要求。 b） 应控制磨煤机的给煤量、一次风量和热风量。 c） 可通过改变给煤机转速，并接受所供一次风量的限制，来调整燃烧率。 d） 每台磨煤机应有可调整的最小燃料量设定手段，每台磨煤机达到最大或 最小负荷时，应有报警信号。 应从给煤机取出一个代表送入给煤机的煤量的信号。对从取出该信号到 采用该信号建立起风量一总燃料量关联函数和燃料/空气限制函数，与该信号之间的 时间延滞，应进行补偿。 f 煤燃料的测量应以所有投运磨煤机送出的燃料总和为基准，宜设计校正 燃料发热值的手段。 g） 每台磨煤机均应用一次风温度对一次风量测量进行温度补偿。 h） 一次风量指令应由给煤机转速进行限制，以保证风量指令决不低于正在 燃烧的燃料。 i） 通过调节冷、热一次风挡板，维持每台磨煤机的一次风量以达到指令要 求并控制磨煤机出口温度，同时应与磨煤机运行连锁。 j） 在机组启停时，应由燃烧器控制系统（BCS）对磨煤机控制（包括手动控 制）实现超驰控制。 5.2.2.4.1.2对中储式钢球磨煤机控制，应提供下列功能： a) 系统设计应符合NFPA85规定和锅炉制造厂的要求。 b） 应通过控制磨煤机进出口差压来达到控制磨煤机出力的目的。即通过调 整磨煤机相关风门、设备，维持磨煤机出力，并通过冷、热风门维持磨煤机出口温度 在规定值。 ） 系统燃烧率调整宜按目标负荷值及给粉机投运的数量值来调整给粉机的 转速。 d 给粉机转速信号应经适当修正，送出一个煤量代表信号。该信号可与风

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量、燃烧率等关联信号一起建立起锅炉的风/煤比函数和燃料一空气限制函数。 e 当磨煤机出口温度超限时，磨煤机控制回路应输出一超弛信号，强制全 开冷风门，直至温度正常。

5. 2. 2. 4. 2 二次风量控制

可调节送风机叶片的位置，来控制二次风量，达到最佳燃烧工况。应设计下列功能： a） 通过两个二次风道上的一次元件，分别测得锅炉的二次风量，该测量结 果应是经温度补偿的双重化测量，各测量值的总和即为总二次风量。总二次风量与总 次风量形成一个总的锅炉送风量信号，该信号可用来限制总负荷指令和总燃料量。 b） 风量指令应不低于吹扫额定值，一且实际的风量低于吹扫额定值，应发 出报警，并向FSSS送出一个开关量信号。此外，当总风量降低到比吹扫额定值低5 %时（满容积风量白分比），应产生一个闭合触点去触发MFT动作。 对轴流风机，应有防喘振控制和启动的连锁。 d） 炉膛压力高时，应闭锁送风机继续增大风量；炉膛压力低时，应闭锁送 风机继续减小风量。 e） 氧量是在省煤器后的烟道中测得。锅炉总风量宜由氧量校正回路进行修 正。氧量修正子回路应有下列功能： 1） 运行人员可在合理的范围内修改氧量设定值。 2） 通过氧量校正信号的变化，可改变总的过剩空气量。 3 运行人员可根据氧量显示值的大小，手动调节氧量校正站的输出，从而 调整过剩空气，实现氧量校正的手动操作功能 2.4.3风箱板控制 5.2.2.4.3.1风箱与炉膛间的差压控制要求如下：

5. 2. 2. 4. 3 风箱挡板控制

5. 2. 2. 4. 3. 3过燃风控制要求如下

过燃风挡板开度，应是总燃料量的函数。 b) 过燃风挡板控制应有比例函数（偏置）。即在低负荷时，投运较低层的过 燃风挡板；在高负荷时，再投运较高层的过燃风挡板。 5. 2. 2. 4. 4一次风压力控制

5. 2. 2. 4. 4一次风压力控制

次风压力应控制在其设定值。该设定值宜是负荷的函数。应按照风机设备的配置确定 控制对象，如可通过调节一次风机导向叶片的位置来控制一次风道压力。

5. 2. 2. 4. 5炉膛压力控制

a） 炉膛负压控制应符合NFPA85标准的规定和锅炉制造厂的要求。 b） 应设计平衡负压运行，通过控制引风机叶片位置，维持炉膛压力在允许 的设定值范围内。 c） 比较炉膛压力三重元余变送器的输出值，并取其中值作为炉膛负压控制 系统的反馈信号。 d） 宜将风量指令信号作为超前变化的前馈信号，使炉膛负压的波动最小。 e） 在引风机控制中，应有一个方向性闭锁作用。即在炉膛压力低时，应闭 锁弓引风机出力的继续增大；在炉膛压力高时，应闭锁引风机出力的继续减小。 f） 应包括“火焰丧失”预处理回路，以便将较高的负压偏差减小至最小。 在发生总燃料跳闸（MFT），且风量大于30%时，应在压力控制系统中产生一个超驰 控制信号，使引风机出力快速减小。该信号应随时间而衰减（时间可调），直至恢复 正常的挡板控制。不需运行人员的干预，并且对控制系统不产生扰动。 轴流风机应有防喘振控制和风机启动连锁，

5. 2. 2. 4. 6 主蒸汽温度控制

5.2.2.4.6.1应提供完善的主蒸汽温度控制系统，充分考虑汽包锅炉与直流锅炉在后启 动和正常运行时蒸汽温度控制的不同特点。在规定的锅炉运行范围内，特别是达到温度控制 的负荷时，控制第一级和第二级过热器的出口温度。可将经过修正的锅炉总风量作为温度控 制的前馈指令，并可考虑下列条件： a）在负荷瞬变时，会引起过燃和欠燃工况，因此宜以进汽压力偏差的函数 来修正负荷系数。 b）在末级过热汽温达到设定值前，用于闭锁增减负荷的指令应退出运行。 该温度设定值宜为负荷指令的函数。末级过热器出口蒸汽温度设定值宜具有一个合适 的修正系数，使其在控制范围内自动随机组负荷增加而增加，而不至于过早喷水。 c）对于直流锅炉，在锅炉处于纯直流运行状态时，应通过调节煤水比的手 段控制中间点（分离器出口）温度，将喷水减温作为精确调节手段。 5.2.2.4.6.2在低负荷、汽轮机跳闸及MFT时，应设计喷水隔离阀连锁逻辑，保证严 密关闭喷水阀，防止汽轮机进水及低负荷工况时阀门阀芯的磨蚀。 5.2.2.4.7再热汽温控制 5.2.2.4.7.1应提供完整的再热汽温控制系统。在规定的锅炉运行范围内，控制末级 再热汽温。锅炉总风量信号宜经修正后作为再热器热量需求的前馈指令，控制系统应在下列 工况条件下保证合格的调节品质： a） 滑压运行时负荷特性发生变化。 荷与控制要求关系的偏移，故可用负荷指令信号系数闭锁控制输出。再热汽温的设定 值宜具有一个合适的修正系数，在控制范围内自动随机组负荷而变化。 5.2.2.4.7.2应提供再热器喷水作为正常控制的后备控制系统。系统设计应力求最小 的喷水流量，可采用燃烧器摆动调节作为再热汽温控制的正常手段。 5.2.2.4.7.3在低负荷、汽轮机跳闸及MFT时，应设计喷水隔离阀连锁逻辑，保证严

密关闭再热喷水阀，防止汽轮机进水及低负荷工况时阀门阀芯的磨蚀。

5.2.2.4.8给水控制

5.2.2.4.8给水控制

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在整个运行范围，包括后动给水阀门控制、汽动给水泵和后动电动给水 泵转速控制及其运行切换，均应保持运行稳定 b）测量汽包水位的变送器，应为三重亢余，并有压力补偿。应选择中值作 为控制回路的过程变量信号。 c）经温度补偿的三重穴余给水流量测量，应进行比较和选择。给水流量应 加入喷水流量测量，得出总给水流量信号。 d）中压缸启动过程中，宜采用高压旁路流量（旁路控制系统送出）作为蒸 汽流量信号。高压缸进汽后，宜采用经温度补偿的汽轮机第一级压力加上高压旁路流 量用作蒸汽流量测量。 e）在启动和低负荷时，单冲量汽包水位控制可调节电动给水泵给水管道上 的启动调节阀和电动给水泵的转速。在蒸汽参数稳定、给水流量允许时，可自动或手 动切换到蒸汽流量、汽包水位和给水流量组成的三冲量控制，单冲量控制和三冲量控 制的相互切换应无扰动。在达到规定负荷时运行人员可平滑地将汽动给水泵投入运 行，并将控制切换至由汽动给水泵的运行来满足负荷变化的要求。 f） 电动给水泵的转速控制和启动调门的阀位控制应相互协调，切换应无扰 动。 g 应配置与汽动给水泵控制匹配的驱动接口。控制回路的负荷指令宜与给 水流量成线性关系。 h）系统设计应包括由于锅炉负荷变化引起锅炉内流体参数变化而进行的补 偿。特别应考虑在大幅度降负荷时汽包水位的补偿。 i 给水自动调节回路设计应满足机组配置的锅炉给水泵的多种配合运行方 式，在上述不同运行方式下，调节回路均应能够投入自动，

5. 2. 2. 4. 8. 2 直流炉给水控制

a）启动工况时，通过对给水流量和再循环流量的调节共同控制分离器贮水 箱水位和锅炉启动再循环流量，使其满足锅炉启动要求。当锅炉转为纯直流运行方式 后，可通过给水流量控制来调节锅炉负荷，同时可通过对煤水比的调节来控制主蒸汽 温度。 b） 在整个运行范围，包括启动给水阀门控制、给水泵转速控制及电动给水 泵和汽动给水泵的运行切换、锅炉由本生状态至直流运行状态的切换等过程中，控制 系统均应保持稳定，并实现各种方式的无扰切换。 C） 测量启动分离器贮水箱水位的变送器应为三重穴余，并有压力和温度补 偿、比较和选择。 d） 经温度补偿的元余流量测量，应进行比较和选择，给水流量应加入喷水 流量测量，得出总给水流量信号。 e 在启动时，给水控制可调节电动给水泵管道上的启动调节阀。在低负荷 时，给水控制可自动或手动切换到调节启动给水泵转速的调节方式。在达到规定负荷

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时，运行人员可平滑地将电动给水泵控制切至汽动给水泵转速控制，以满足负荷变化 的要求。 所有切换过程应既可以自动切换，又可以手动切换。在控制方式的切换 过程中，MCS控制系统应和MEH系统协调工作，并保证切换的无扰

5.2.2.4.9给水泵再循环控制

为适应汽动给水泵和电动给水泵最小流量的限制，每一个给水泵应有最小流量白 控制。

5.2.2.4. 10空气预热器冷端平均温度控制

为保护空气预热器不被烟气与凝结水的混合物加速腐蚀，需将空气预热器冷端金属温度 保持在露点以上，应设计控制回路实现此目的。可按照各空气预热器烟气出口及冷风进口的 加权平均温度，调节空气预热器进风管道中蒸汽螺管内流过的加热蒸汽流量（或调节回流的 空气预热器出口热风量等）以控制温度。

5. 2. 2. 4. 11燃油控制

燃油控制包括点火油压力控制、燃油流量控制和燃油雾化蒸汽压力控制。应满足以下要 求： a) 调节油压或油流量控制阀，使标定油压（或流量）维持在其设定值，设定值应有 上、下限值。 b） 在油泄漏试验时控制阀应全开。 燃油控制应与FSSS组合成一个完整的控制系统

5.2.2.5除氧器水位和压力控制

a）在启动和低负荷运行期间，可采用除氧器水位单冲量信号控制除氧器水 位。当达到规定负荷值时，可采用三冲量控制。通过除氧器水位的调整来保持凝结水 流量（减去凝结水再循环流量）与总给水量的平衡。单冲量控制和三冲量控制的相互 切换应无扰动。 除氧器水位控制可通过调整除氧器水位调节阀和凝结水再循环调节阀来 实现，为更好地调节除氧器水位，这两个阀门之间的控制信号宜成比例。 C） 在除氧器水位达到高高值时，除氧器水位控制阀应关闭，凝结水再循环 阀应打开，直至除氧器水位低于高值。 d 汽轮机跳闸应瞬时关闭除氧器水位调节阀，同时打开凝结水再循环阀， 经一段可调整时间延滞后，恢复调节系统，按要求打开水位调节阀。 e） 在启动期间，可打开辅助蒸汽调节阀，维持除氧器压力在预设值。汽轮 机跳闸时，应产生一个随时间衰减的较高设定值，以防止升压泵和启动给水泵由于除 氧器闪蒸引起的汽蚀。在正常运行工况，设定值应跟踪除氧器压力

5. 2. 2. 6 其他控制系统

应根据工艺设备和检测仪表配置相应的控制回路

5. 3. 1基本要求

图5.3.1.1开关量控制系统（OCS）用于启动/停止功能子组。一个功能子组被定义为电厂的某个设 备组，如一台送风机及其所有相关的设备（包括风机润滑油泵、挡板等）。 图5.3.1.2为了在机组启、停时减少操作人员的常规操作和机组的启停时间，应设计子组级顺序控制

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功能。在可能的情况下，各子组的后、停应能独立进行。 图5.3.1.3对于每一个子组及其相关设备，它们的状态、启动许可条件、操作顺序和运行方式，均应 在显示器画面上显示。 图5.3.1.4在手动顺序控制方式下，应为操作员提供操作指导，这些操作指导宜以图形方式显示，可 按照顺序显示各步序应被执行的程序步骤，并根据设备状态变化的反馈信号，在画面上改变相应设备的颜 色。 图5.3.1.5运行人员通过手动指令，可对执行的顺序跳步，但这种运行方式必须满足安全要求。 图5.3.1.6控制顺序中的每一步均应通过从设备来的反馈信号得以确认，每一步都应监视预定的执行 时间。如果顺序未能在约定的时间内完成，则报警，且禁止顺序进行下去。如果事故消除，在运行人员再 次启动后，可使程序继续进行下去。 图5.3.1.7在自动顺序控制期间，出现任何故障或运行人员中断信号，应使正在进行的程序中断并回 到安全状态。使程序中断的故障或运行人员指令应在显示器上显示，并可打印出来。当故障排除后，顺序 控制在运行人员确认无误后，可再进行启动。 图5.3.1.8运行人员应能够在显示器/键盘上操作每一个被控对象。手动操作应有许可条件，以防止 运行人员误操作。逻辑中应设计相关的连锁保护，以防设备在非安全或潜在危险工况下运行。设备控制可 设计三种模式：手动（操作员控制）、自动控制、后备。所有设备均应设计手动模式。自动和后备模式应 根据设备运行要求按需设计。三种模式的要求如下： a）在手动模式下，操作员将根据电厂运行需要进行设备的启/停、开/关操 作。非频繁操作设备（如辅助电气系统的进线开关）或无人监视工况下不可启动的设 备只提供手动控制。 b） 维持过程控制而需要频繁启停的设备应提供自动控制模式。原则上，自 动逻辑引起的动作不应报警，保护连锁触发时如自动功能失效应产生报警，如抽汽阀 自动关失效等。 c）完余或具有指定备用的设备应提供后备（standby）控制模式。当过程参 数表明在役设备已故障，处于后备模式的备用设备应自动启动，连续运行直至操作人 员或保护连锁发出停运指令。系统应提供报警以提醒操作员备用设备已启动。 图 5.3.1.9设备的连锁、保护指令应具有最高优先级；手动指令则比自动指令优先。被控设备的“启 动”、“停止”或“开”、“关”指令应互相闭锁，且应使被控设备向安全方向动作。 图5.3.1.10保护和连锁功能应保持始终有效，运行人员不能人工切除。当由于运行工况需要进行切 除时，应采用明显的特殊标志予以标识，以便运行人员了解实际保护和闭锁功能的投入状态。 图5.3.1.11应通过连锁、联跳和保护跳闸功能来保证被控对象的安全。机组的连锁及保护跳闸功能， 包括紧急跳闸应采用硬接线连接， 图5.3.1.12OCS用于保护的触点（过程驱动开关或其他开关触点）应是“动合型”的，以避免信号 电源或回路断电时，发生误动作（采用“断电跳闸”的重要保护除外）。 图5.3.1.13应监视泵和风机电动机的事故跳闸状态。 图5.3.1.14为了便于运行人员迅速查找事故发生原因，应在OCS中设计重要设备跳闸的首出原因 (firstout)。 图 5.3.1.15对于所有重要辅机设备（如送、引风机）的保护功能应在OCS中设计。汽轮机防进水保 护也属OCS范围。 图 5.3.1.16OCS的功能和逻辑设计除了满足上述要求外，还需符合设备制造厂的推荐意见和安全要 求。 5.3. 1. 17电气控制： 5.3.1.17.1发电机控制宜设计如下功能： a） 应通过键盘选择启动过程中发电机的手动准同期或自动准同期合闸方 式。

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b）手动准同期：在DCS接受键盘手动同期指令后，应有信号在显示器或控 制屏（台）上显示，当相关参数在允许范围内，并鉴定发电机无故障时，断路器可允 许手动合闸，反之，则闭锁断路器合闸回路 C 自动准同期：在DCS接受自动同期指令后，如自动准同期条件满足，AVR 投入，汽轮机转速大于2950r/min，发电机断路器在断开位置，自动准同期装置已有 辅助电源等条件成立，并通过AVR及DEH自动调频、调压，待频率、电压满足同期条 件时断路器合闸。 d） 当断路器一侧无电压时，应能自动解除同期闭锁，使断路器不经同期即 可合闸。 5.3.1.17.2高压厂用电源控制宜设计如下功能： a) 手动将高压厂用电源从工作电源切换到备用电源，或从备用电源切换到 工作电源时，均应设计为先合后拉方式。在DCS接受键盘手动合闸指令后，当同期条 件满足，并有信号在显示器或控制屏（台）上显示，且相关参数在允许范围内，并确 定厂用变压器无故障时，才允许手动合闸，反之，应闭锁合闸。 b）厂用电源自动切换时，DCS中的厂用断路器分合闸回路应与快速切换装置 配合。显示器应提供上述系统“手动一自动”切换操作窗口。 5.3.1.17.3低压厂用工作变压器控制宜设计如下功能： 低压厂用工作变压器的断路器应能在显示器/键盘上遥控，低压厂用工作变压器之间互为 采用手动切换，可不考虑自投方式。

a）手动将高压厂用电源从工作电源切换到备用电源，或从备用电源切换到 工作电源时肉制品标准，均应设计为先合后拉方式。在DCS接受键盘手动合闸指令后，当同期条 件满足，并有信号在显示器或控制屏（台）上显示，且相关参数在允许范围内，并确 定厂用变压器无故障时，才允许手动合闸，反之，应闭锁合闸。 b）厂用电源自动切换时，DCS中的厂用断路器分合闸回路应与快速切换装置 配合。显示器应提供上述系统“手动一自动”切换操作窗口。 5.3.1.17.3低压厂用工作变压器控制宜设计如下功能： 低压厂用工作变压器的断路器应能在显示器/键盘上遥控，低压厂用工作变压器之间互为 月，采用手动切换，可不考虑自投方式。

5. 3. 2 具体功能

下面列出的顺序控制功能子组应包括在OCS中。 5.3.2.1锅炉功能子组控制项目： a) 空气预热器A、B子组； b) 送风机A、B子组； c) 引风机A、B子组； d) 一次风机A、B子组。 5.3.2.2磨煤机功能子组。 5. 3. 2. 3 锅炉排污、疏水、放汽功能子组。 5. 3. 2. 4 暖风器A、B功能子组。 5. 3. 2. 5 燃料油系统功能子组。 5. 3. 2. 6 电动给水泵功能子组。 5. 3. 2. 7 汽动给水泵A、B功能子组。 5. 3. 2. 8 汽轮机功能子组控制项目： a) 汽轮机油系统子组； b) 凝结水子组，包括凝结水泵（凝结水升压泵）、凝结水管路阀门等； c) 凝汽器子组，包括凝汽器循环水进、出口阀门及反冲洗阀门等； d) 凝汽器真空系统子组，包括凝汽器真空泵、管路有关阀门等： e) 汽轮机轴封系统子组，包括轴封供汽阀门、汽轮机本体疏水阀门等： f) 低压加热器子组，包括低压加热器进、出水阀，旁路阀，低压加热器疏 水阀门，抽汽管道蔬水阀门等

g） 高压加热器子组，包括高压加热器进、出水阀，旁路阀，抽汽隔离阀， 抽汽止回阀，高压加热器疏水阀门，抽汽管道疏水阀门等； h) 汽轮机蒸汽管道疏水阀子组，包括主蒸汽管道、再热蒸汽管道、排汽管 道疏水阀门等； i） 辅助蒸汽系统子组，包括辅助蒸汽系统的有关管路阀门等； j) 循环水泵子组，包括循环水泵和有关阀门等； k) 开式循环冷却水系统子组，包括开式循环冷却水泵和有关阀门等； 1） 闭式循环冷却水系统子组，包括闭式循环冷却水泵和有关阀门等，

k） 开式循环冷却水系统子组，包括开式循环冷却水泵和有关阀门等； 1） 团式循环冷却水系统子组，包括闭式循环冷却水泵和有关阀门等。 5.3.2.9发电机氢、油、水系统功能子组控制项目： a) 发电机氢冷子组； b） 发电机密封油系统子组； 发电机定子冷却水系统子组。 5.3.2.10发电机系统功能子组控制项目： a 发电机同步并列子组； b） 发电机程序停机子组。 5.3.2.11高压厂用电源功能子组控制项目： a) 高压厂用电源A、B段子组； b） 高压厂用电源公用段子组。 5.3.2.12低压厂用电源功能子组控制项目： 低压工作变压器A1、A2、B1、B2子组； 低压公用变压器01子组； 辅助车间低压变压器子组。

硅钢片标准5. 3. 2. 9发电机氢、油、水

5.3.2.9发电机氢、油、水系统功能子组控制项目：

5.4公用设备控制系统