石门电厂300MW机组DCS系统改造的调试

作者：刘武林　

摘要：石门电厂2ⅹ300MW机组采用上海新华公司XDPS-400系统对原热控系统进行了DCS系统一体化改造。本文介绍了石门电厂300MW机组DCS系统改造的调试进程，分析、处置调试中泛起的问题，指出XDPS-400系统在使用中应非凡注重的问题。经过精心调试，石门电厂300MW机组DCS系统改造工程在年夜修期内保保地完成，取得了圆满成功。
要害词：300MW机组、DCS系统、改造、调试
1概述
石门电厂#1、2机组是湖南省的首批300MW机组，汽锅、汽机、发机电均为哈尔滨三年夜动力厂的装备，划分于96年头和年末移交生产。石门电厂热控系统由于遭到那时控制水平、资金等条件的限制，采用“中等适用”的设计原则，热工自动化水平不高，各控制系统设置装备摆设五花八门，被戏称为“八国联军”。MCS和FSSS两个子系统采用北京贝利公司的infi-90系统，DEH采用上海新华公司的数字电调系统（DEH-Ⅲ型），DAS系统是由北京电力科学研究院总成套的EDPF-2000系统；而SCS系统在当初设计时就未充实斟酌，仅主要辅机启停联锁系统采用了可编程控制器（PLC），辅机及现场执行器全为硬手操。由于各系统控制水平良莠不齐，除FSSS、MCS系统外，其它系统之间旌旗灯号联系都采用硬接线方式，各系统之间的信息同享无从谈起；现场丈元件、传感器的重复设置装备摆设较多，各系统的I/O卡件设置装备摆设也响应增加，造成了部门一次元件和控制系统I/O硬件资本的浪费；FSSS、MCS等系统除可进行键盘操作外，还设置装备摆设了年夜手操站和操作按钮（约280对）；此外BTG盘的总长度为11米，配备二次仪表约160块，热工旌旗灯号光字牌共420个，这都给运行人员的监视和操作带来了极年夜的未便，控制系统的问题也间的推移而不竭表露出来。为了提高电厂的热工自动化水平，保证机组平安、经济运行，削减热工维护工作，石门电厂决议对热工控制系统进行完全改造。
石门电厂经过普遍的收资调研、分析比力，决议采用上海新华公司XDPS-400系统对热控系统进行DCS系统一体化改造。哄骗机组年夜修的机遇，于2000年、2001年对#1、2机组DAS系统进行了改造，于2002年5月-7月、2003年4月-6月划分对#2、#1机组DCS系统（含MCS、FSSS、SCS、DEH、MEH、BPS）进行了改造。
改造后的DCS系统包括MCS、DAS、FSSS、SCS、DEH、MEH、BPS、ETS、TSI等9个系统，其中ETS、TSI保留原控制系统，与DCS经由过程硬接线实现其操作和监视。每台机组的DCS系总共设置装备摆设了14对冗余的DPU、4台操作员站（OPU）、2台工程师站、1台历史站,I/O测点达5200多点。两台机组经改造后，DCS运行秀、控制靠得住，庇护投进率为100，自动投进率为97.6。
2调试内容及分工
石门电厂DCS改造工程的调试分为单体调试、分系统调试和整套启动调试三部门。
1）湖南省电力实验研究所加入了电厂DCS改造前期工作，包括DCS系统改造可行性研究陈述、技术规范审查；DCS系统改造的设计联络会；DCS系统装备出厂验收工作。
2）湖南省电力实验研究所负责DCS系统（包括MCS、FSSS、SCS、DEH、DAS等）的分系统调试和整套启动调试。调试工作依照《电力建设工程调试定额》（中华人平易近共和国电力工部电建[1996]868号）中的具体内容进行。并负责编写和制定调试技术方案、技术措施，调试陈述。
3）机柜安装、电缆展设、接线、对线、一次元件（包括热偶、热阻、变送器、压力开关、温度开关等）安装和单体校验，和执行器的校验等均属于安装和单体调试范围，由湖南省石门电厂承当。
4）新华公司负责DCS装备的现场服务工作。
3各控制系统的调试及调试中泛起的问题
我们深知保证和定期完成调试使命是我们义不容辞的责任，也是我们糊口生涯和成长的需要条件，是以，我们抽调精兵强将，尽心尽力的展开石门调试工作。在调试时代我们周密组织，实行全进程责任划分，使每项工作都有具体的责任人；严抓进程进度和控制；严酷依照技术措施工作；严酷掌控装备安装、送电和静态调试等环节，确保整体启动、动态实验及系统投运等各项工作顺遂进行，使#1、2机组年夜修圆满完成。下面是DCS改造调试工作的几项主要工作（重点介绍#1机组的调试）:
3.1DCS系统的硬件、软件恢复，受电及I/O通道测试
石门电厂#1机组DCS装备于2003年3月底运到现场，4月初起头对旧装备进行撤除，然后新机柜就位，敷设新电缆，整理旧电缆。4月20日，DCS基本具有送电条件，电子装备间的情况条件基本到达系统送电要求，卡件起头恢复，依照调试方案的要求，严酷检查DCS系统的电源系统、接地系统、网络通讯系统，知足新华公司的要求后，于4月22日系统送电，先送DPU、MMI和部门I/O电源。
输进/输出通道测试、组态软件的检查和控制逻辑的仿真实验。DCS送电后，分四个系统，负责运用软件检查、卡件通道测试和电缆接线。在卡件测试前，制定了适用于模拟和数字卡件测试记实表，将所有卡件的每个通道全数测试，通道测试工作于5月4日竣事，在通道检查中发现了一些问题，如部门4-20mA旌旗灯号供电方式设置不合错误、部门通道程设置不合错误、部门通道内部接线毛病等，都已实时处置好，I/O通道100及格。
由于DCS的部门组态主要是电厂热工人员凭据原有控制逻辑翻译而来，因组态经验欠缺和时间紧迫，MCS、SCS组态中存在许多毛病，我们在新华公司的年夜力配合下，花费年夜的时间对各控制系统的组态进行了认真、细致的检查和修改、完善，为DCS改造成功打下了坚实的根蒂根基。
3.2MCS系统的调试
MCS系统担负着生产进程中水、汽、煤、油、风*系统的自动调理及整个单元机组的负荷控制使命，它包括机炉协调控制、汽锅燃料控制、汽包水位控制、过热蒸汽温度控制、再热蒸汽温度控制、送引风控制、一次风压控制、炉膛/风箱差压控制、除氧器水位及压力控制、高加水位控制、给水泵转速控制（MEH）等系统。
MCS系统占用#4、#5两对DPU。机炉协调控制、汽锅燃料控制、汽包水位控制、一次风压控制、炉膛/风箱差压控制等在#4DPU中实现，过热蒸汽温度、再热蒸汽温度、送引风控制、高加水位控制等在#5DPU中实现。
3.2.1系统静态调试
（1）系统受电
经过严酷的检查工作后，在新华公司工地代表在场的情况下，于2003年4月23日MCS系统送电。
（2）卡件检查、测试
a主、冗余DPU切换实验。DPU组态准确下装后，经由过程EWS能够进行主、冗余DPU的切换，工作正常；工钱遏制主DPU的运行，冗余DPU也能够正常切换到主DPU运行。
b逐一检查各个DPU内所有卡件地址，确认设置准确后插进卡件，经由过程XDPS卡件自检功能，卡件状态指示灯均正常。
c卡件输进、输出通道测试。
（3）组态检查与修改
对机炉协调控制、汽锅燃料控制、汽包水位控制、过热蒸汽温度、再热蒸汽温度、送引风控制等自动调理系统的控制原理，手/自动切换逻辑进行具体的检查、修改。
（4）控制系统的开环实验
凭据机组运行要求，对控制系统组态进行进一步检查与修改，设定静态参数的初始值和动态参数的预估值，凭据系统工作进程和调理原理肯定各主、付调理器动作标的目的。用旌旗灯号发生器模拟现场旌旗灯号，检查各调理器的作用标的目的是否合适控制系统的工艺要求，执行器的动作标的目的与位置是否与调理器输出相对应。检查各限幅、报警功能、各逻辑动作应准确无误。对系统进行手、自动切换实验，检查其是否有扰动。
3.2.2系统动态调试
(1)执行机构的检查与投进：
执行机构应安装准确，阀门能全开、全关，动作灵活、平稳、无卡涩、跳动现象，各开度和位置发送器输出基本连结线性关系。经由过程操作员站作操作实验，阀门和执行机构的动作标的目的与操作标的目的一致，且位置反馈与执行器位置基本对应。
(2)传感器的检查与投进
变送器安装准确，程范围与设计相符，尽缘秀，在变送器送电、冲洗后投进运行，检查其输出应与其工况相对应，并与此外表计对照检查。
(3)控制系统的动态投进
汽锅焚烧后，投运燃油压力自动调理系统。汽机消缺时代，哄骗汽锅蓄热，划分于6月5日、6日进行了A、B小机的超速实验，实验前投进小机转速控制系统。A小机转速调理效果较好，误差可以控制在10转之内，B小机的调理误差稍年夜。
机组并网后，试投下列调理系统：除氧器水位，汽包水位，引风、一次风压；负荷在180MW以上负荷运行，试投下列调理系统：机炉协调，过热汽温1、二级减温，再热汽温度，送风，并化调理参数。
3.2.3调试中泛起的问题及处置
(1)由于油枪角阀开启的瞬间油压下降速度快，下降幅度年夜，一旦油枪枪体充油完成，油压迅速回升，尤其是在投运第二支油枪的时辰该现象为显著，使用一般的PID调理器，难以到达较知足的效果。经由过程各个工况的调试观察，引进运行油枪数目作为前馈，并采用自顺应PID参数，不仅减缓了油枪投运瞬间油压的下降幅度，而且提高了系统的稳定性。
(2)在机组运行中，过热汽温减温水调理裕较小，调理阀经常工作在下限，汽温屡次超调，不能不切手动，其缘由是副调理器达低限后，主调理器继续运算，引发积分饱和。凭据该现象，增加了副调理器达低限主调理器闭锁增，副调理器达高限主调理器闭锁减逻辑。
(3)给粉机调理的反馈取的是给粉机层操指令反馈旌旗灯号，当启停给粉机的时辰，反馈旌旗灯号没有变化，而汽锅的现实燃料却有了变化，为维持汽锅负荷的稳定，汽锅主控必需经由过程热旌旗灯号的变化往改变主控指令从而下降其它给粉机（投进自动的给粉机）的转速。为了快速消除给粉机的启停所带来的扰动，对给粉机层操反馈进行了批改，在给粉机启停操作后，系统能迅速改变其它给粉机的转速，避免了给粉机启停引发的汽压波动。
(4)汽泵同操器原组态无跟踪逻辑，假设运行人员投给水自动前未将同操器工钱操作至汽泵工作指令，可能造成给水自动调理器工作区不妥，引发水位调理不能正常工作。增加两台汽泵均手动，同操器强制跟踪逻辑，跟踪取两台汽泵指令的平均值。
(5)经过一段时间的机组运行，发现再热事故喷水调理左右两侧划分调理效果较好，在征求电厂赞成的情况下，作了响应的修改。修改后，再热事故喷水调理的设定值左右侧划分设置。*气挡板维持原组态。
3.2.4调试结论
经过调试，MCS系统的控制回路的远方手动操作正常；机组协调、汽包水位、主汽压力、蒸汽温度、高加与除氧器水位等调理系统能投进自动。2003年6月19日9点进行了协调变负荷实验，变负荷速度设定为9MW/min，首先机组负荷从240MW降到200MW，再由200MW升到240MW时，机前压力年夜误差0.47MPa、稳态误差0.12MPa，主汽温度年夜误差3.96℃、稳态误差1.5℃，汽包水位年夜误差39mm、稳态误差-24.1mm，炉膛负压年夜误差-102Pa、稳态误差-60Pa,氧年夜误差1.9、稳态误差0.85，主要系统调理品知足要求。
3.3FSSS系统的调试
石门电厂＃1机组的FSSS系统占用#6DPU和#7DPU两对DPU。其中#6DPU主要实现油枪治理；#7DPU治理煤燃烧器和实现FSSS的公共逻辑，保证炉膛平安。
石门电厂#1机组有F层和G层两层油枪，F2角和F4角油枪由压缩空气雾化，F1角、F3角和G层油枪用雾化蒸汽雾化。DCS经由过程#6DPU实现对各油枪、油角阀、雾化蒸汽阀、吹扫阀和焚烧枪的单体控制，同时还能实现油枪的单角和单层顺序投退，利便运行人员操作。
炉膛燃烧设计有A层、B层、C层、D层和E层共五层煤燃烧器，各台给粉机电源投退由#7DPU控制，而给粉机转速由MCS控制。煤层的一次风门由SCS系统控制。
FSSS公共逻辑监视影响炉膛平安的各重要参数，一旦泛起求助紧急炉膛的情况，发出MFT旌旗灯号，切断所有进进炉膛的燃料，实行紧急停炉，保证炉膛平安。火焰检测系统采用Forney公司的装备。控制系统逻辑整体上是依据原来的老逻辑。
FSSS调试工作从2003年4月22日起头，到5月31日竣事，调试时代，不管是做庇护实验，仍是庇护现实动作，FSSS系统运行稳定，动作准确实时。机组从6月11日到6月20日带高负荷运行很是稳定。
3.3.1硬件调试
包括机柜电源、接地系统检查、系统上电、I/O通道检查、旌旗灯号回路检查等。
3.3.2组态调试
逻辑检查包括炉膛吹扫条件、炉膛焚烧答理条件、油焚烧答理、煤点答理、OFT条件、油枪跳闸条件、给粉机跳闸条件、MFT等逻辑逐一检查、修改。
3.3.3就地装备操作实验
就地装备首先由电厂热工人员在就地操作正常后，再由运行人员在操作台上远操。重要辅机都是在做完其所有庇护实验后才起头试运的。工作进度依据电厂年夜修计划进行，每台装备都在经过试运后才投进正式运行。
3.3.4MFT逻辑实验
调试中进行了屡次MFT实验，实验时尽从就地加旌旗灯号，MFT动作后检查声光报警、MFT首出缘由、所有MFT输出继电器输出接点动作全数准确，所有联跳装备都准确跳闸。
MFT跳闸条件为：1）汽机跳闸；2）两台送风机全停；3）两台引风机全停；4）汽包水位高三值；5）汽包水位低三值；6）炉膛压力高二值；7）炉膛压力低二值；8）紧急停炉；9）失往探头冷却风；10）失往全数燃料；11）全炉膛灭火；12）两台一次风机全停；13）再吹扫请求；14）汽锅风<30：锅炉负荷大于10，且炉膛风却小于30。
3.3.5火检调试
石门电厂的火焰检测系统由电厂热工人员自己调试。对于油枪，油角阀打开15秒后，任什么时候间检测不到对应火焰，该油枪就会跳闸。给粉机纷歧样，只有检测不到火焰和该煤层焚烧能不知足两个条件同时泛起才会跳给粉机。
3.3.6调试中泛起的问题及处置
(1)硬件修改
汽包水位庇护依据国家电力公司新要求进行了修改，汽包水位庇护旌旗灯号原来有三个，一个来自汽包水位变送器的模拟旌旗灯号，另外两个为电接点水位计来的开关旌旗灯号。现已改成三个自力的汽包水位变送器的三路旌旗灯号，划分经MCS进行压力抵偿等处置并进行三取中后，再进行水位凹凸判定，MCS发出的汽包水位高三值（或低三值）旌旗灯号经由过程硬接线送到FSSS。
炉膛压力庇护旌旗灯号经由过程加装的炉膛压力变送器和原来的炉膛压力开关综合实现。
(2)组态修改
a.汽包水位庇护
FSSS中汽包水位庇护依然采用三取二逻辑，但旌旗灯号来历都已改成从MCS来。
b.雾化介压力低OFT
因油枪F2、F4角的雾化介是压缩空气，G层和F1、F3的雾化介是雾化蒸汽，原OFT逻辑设计中未加区分，不管运行工况若何，任一个压力低都发生OFT，这样轻易发生误跳，调试中添加了自动判定逻辑，杜尽了逻辑上的误跳。
c.F层和G层的油焚烧答理旌旗灯号
因油枪F2、F4角的雾化介是压缩空气，G层和F1、F3的雾化介是雾化蒸汽，所以油枪F2、F4角的油焚烧答理旌旗灯号及G层和F1、F3的油焚烧答理旌旗灯号的相关逻辑进行了修改。
d.油泄漏实验不成功
当油泄漏实验不成功时，将引发燃油快关阀往返动作。对油泄漏实验逻辑进行分析后认为，主要缘由在于引进到D7P31B53-1的旌旗灯号不合错误，不应当引进D7P31B38-1旌旗灯号，而应当引进D7P31B24-0旌旗灯号。逻辑修改后，经现实检验，燃油快关阀动作正常。
(3)画面修改
调试中依据运行人员的需要和出于系统平安的斟酌，对系统的画面不竭进行了改良和化。
3.3.7调试结论
#1机组FSSS系统的改造调试，由于根蒂根基工作做得很是认真，尽早发现和修改了组态中不合理的部门，使FSSS系统的实验运行进展顺遂，汽锅焚烧一次成功，汽锅运行稳定，杜尽了装备损坏，保证了调试进度。FSSS装备在上电、接线、查线和装备试运中没有泛起任何损坏卡件和装备误动的现象。系统逻辑经运行证实是准确的，合理的。
3.4SCS系统的调试
石门电厂原辅机顺序控制系统没有进DCS，启停操作采用常规仪表（按钮）控制，联锁庇护经由过程AB公司可编程控制器（PLC）实现。本次改造将顺序控制系统纳进DCS。SCS一共占用五对DPU，其中，汽锅侧SCS系统（BSCS）占用#13和#14DPU，汽机侧SCS系统(TSCS)占用#8、#9和#10三个DPU。由于石门电厂2年前已进行了DAS系统的改造，改造时许多旌旗灯号如阀门的开、关状态旌旗灯号已进进DAS系统，为削减此次年夜修放电缆的工作，勤俭成本，故在SCS系统中许多输进旌旗灯号是经由过程通讯从DAS系统中取得的。
石门电厂#1机组SCS系总共有23套程控功能组，其中炉侧有17套：空预器控制(A、B组)、引风机控制(A、B组)、送风机控制(A、B组)、一次风机控制（A、B组）、排粉机控制（A、B、C、D组）、磨煤机控制（A、B、C、D组）、汽锅定排法式控制；汽机侧共有5套程控功能组：电动给水泵控制（1组），低压加热器程控(＃5、＃6和＃7、#8)、高压加热器控制。
单项控制包括互为备用的辅机、单台辅机及相关阀门的控制和单台装备如阀门、挡板等的控制，单控方式时，操作员在CRT画面的操作指导下进行操作，完成每驱动级装备的零丁操作。
3.4.1硬件调试
包括系统上电、卡件检查与测试、卡件的I/O通道测试等工作
3.4.2组态调试
凭据系统设计及运行的要求，检查组态逻辑的合理性，准确设置各功能块的参数，并对各重要辅机、阀门的控制、联锁、庇护逻辑进行了仿真实验。
3.4.3远方操作实验
在电厂检修人员就地进行了阀门的开关、机电的启停实验后，调试人员再次核实系统组态，然后通知运行人员在操作员站上进行远方操作实验，检查就地装备动作是否准确，反馈旌旗灯号及OPU工艺画面显示是否准确。在保证装备平安的条件下，经由过程部门功能块的关闭，切断装备间的联锁逻辑，完成了各单体装备远方操作的调试，包括机电的启停、阀门的开关等。
3.4.4重要辅机联锁庇护实验
重要辅机如引风机、送风机、一次风机、电动给水泵、汽动给水泵等的热工联锁、庇护功能的实现是SCS系统的一个焦点功能。开机前进行了各辅机的庇护实验并经运行人员签收及格，实验中6KV机电开关置实验位，其他装备现实操作，实验旌旗灯号尽来历于就地一次元件。
3.4.5程控系统的实验及投运
调试中对程控逻辑进行了仔细检查和仿真，逻辑准确合理。2003年5月中、下旬，对设计的程控系统进行了现实投运。
3.4.6调试中泛起的问题及处置
（1）对年夜的工艺画面毛病，如标签毗连毛病等进行了更正；
（2）原来辅机系统的联锁、庇护逻辑过于简单，对机、炉辅机联锁逻辑（非凡是机侧）进行了适当的化，并在整套启动前进行了组态修改。
（3）按电厂所提逻辑要求，修改了高、低旁路系统的联锁控制组态。
（4）对年夜的既带行程开关又带位反馈装配的可调阀门、挡板，增加了开关到位的模拟位反判定。
（5）对于重要辅机的跳闸，增加了跳闸首出缘由分析画面，便于运行人员分析、查找事故缘由。
（6）2003年5月31日，机组运行中，发生送风机机电轴承温度3高跳闸，引发汽锅MFT动作，经由过程历史数据分析为该测点松动造成送风机庇护误动，现实检查后确认该温度测点松动。经新华公司确认后，所有重要辅机温度庇护全数改用慢旌旗灯号庇护功能块。
3.4.7调试结论
经由过程两个月的精心调试，石门电厂#1机组的SCS系统装备性能稳定，控制逻辑比力完善，系统运行情况秀。经过度部试运和屡次开机运行的考验，证实SCS系统动作正常，庇护准确，系统运行完全合适逻辑要求。能够保证电厂平安、经济、稳定运行。
3.5DEH系统的调试
DEH系统是控制汽轮机启动、停机及转速控制、功率控制的手段，是电厂实现机组协调控制、远方自动调剂等功能必不成少的控制装备。改造后的DEH控制系总共占用#12、13两对DPU，包括两个模件柜、两个端子柜，#12DPU为基本控制部门，#13DPU为ATC控制部门。
3.5.1硬件调试
包括系统上电、卡件检查与测试、卡件的输进与输出通道测试等工作
3.5.2系统组态检查及仿真实验
在工程师站上运行NETWIN软件后，检查DEH仿真组态，包括各通道地址设置及内部控制组态，组态无误，进行纯仿真实验，包括汽机转速控制、功率控制、超速庇护、阀门实验、阀门切换等功能，从汽机升速至机组带300MW负荷全进程仿真，控制准确、靠得住。
3.5.3伺服系统静调
在整套EH液压控制系统全数安装就位，油及格后，对伺服系统进行开环、闭环静态调试。丈油念头年夜开度Lmax，凭据油念头额定行程LH，计较LVDT变送器应有的年夜电压Vmax，所测数据作好记实。凭据数据，调整好VCC卡零点和程及偏置。
3.5.4电磁阀实验
将DEH系统的所有电磁阀送电，包括OPC和实验电磁阀，进行操作后均能正常动作。
3.5.5电液联动实验（夹杂仿真）
先对各阀门做缓慢率测试，实验成效均及格。经由过程带现场真实的阀门进行联动实验，联动实验包括转速控制功能、阀门周密性实验、超速庇护实验（103、110超速）、同期与并网实验、负荷控制功能、阀门关闭与松动实验、单阀/顺序阀切换实验、CCS远控实验等，观察阀门的动作情况，阀门均动作正常。
3.5.6DEH控制下汽机启动
汽机知足冲转条件后，在DEH系统控制下进行汽机启动，采用“操作员自动”的启动方式。
挂闸前，DEH处于“自动”状态。在操作画面上按“挂闸”键，挂闸灯亮，中主门全开。阀限设置为100，中压调门全开，在转速操作画面上按“主汽门控制”键，高压调门全开，灯亮后设定转速方针值为600r/min，升速度为200r/min，按下“进行”键，起头升速。汽机转速到达600r/min后，进行低速热机。汽机状态合适要求后，依据一样方式升速至2200r/min高速热机。热机竣事，升速至2940r/min，按下“高压调门控制”键，进行阀切换。以后，将汽机转速升到3000r/min，豫备并网。应电气要求按下“自动同步”键，灯亮，DEH受自动同期控制并网，带5负荷，然后，升负荷。凭据主汽压等工况，慢慢升至较高负荷，在线实验各阀门，动作正常，在“CCS答理”条件知足时，投进“CCS远控”，由CCS设定负荷至100，满负荷运行。
3.5.7调试中泛起的问题
（1）在对伺服系统进行开环、闭环静态调试时，GV1、GV2的伺服阀有问题，拔失落其插头，调门全开，关不下来，更换伺服阀后，GV1、GV2调门开关正常；GV1的LVDT旌旗灯号不显示，更换VCC卡后正常。
（2）功率MW、主汽压TP、调理级压力IMP等旌旗灯号原设计为三个，现实进DEH的只有两个，从MCS经由过程网上再各取一个旌旗灯号。
（3）DEH系统内部肯定的临界转速与汽机现实临界转速分歧，不能保证汽机冲转的平安性，凭据汽机提供资料，在组态中作了修改，具体数据以下：临界：1400r/min-1500r/min；第二临界：1600r/min-1700r/min；第三临界：2300r/min-2350r/min。
3.5.8调试结论
经由过程对DEH系统的调试，汽轮机的转速控制、功率控制功能正常，调理品秀，庇护功能准确靠得住，能够保证机组平安、正常的运行。
4几点体味
使用新华公司的XDPS系统为我们调试工作带来了很年夜的利便。与其它厂家非凡是国外厂家的DCS系统相比，首先XDPS的汉语界面让人觉得亲热易懂，便于操作；其次它的在线组态功能很壮大，可随手调出所需功能块，略加毗连，即可实现所需逻辑功能；利便的图形生成、数据一览、实时趋向、历史趋向和报警历史记实的具体性、靠得住性，为我们查数据、查事故缘由，提供了很年夜的利便，也遭到了一致的好评。
1）在改造进程中，由于电厂年夜修向导小组的严酷要求与细密组织，调试人员一丝不苟地工作和严把关，未损坏卡件，只损坏了两块端子板。经由过程周密放置与精心调试，使DCS系统改造工程在年夜修期内保保地完成，取得了圆满成功。
2）XDPS-400系统的在线组态功能很壮大，组态在线修改非凡利便。是以，需要增强治理，只能是有权限的人在需要修改组态时才答理进进读写方式，其他的人一概只准进进读方式，能阅读组态，但不能修改。否则，在无意中修改了组态中的连线或删除功能块，会引发严重后果。
3）XDPS-400系统的操作员站、工程师站、历史站可以通用，是以，要注重点目录piontdir、控制画面等文件的保留与统一，不要相互笼盖。非凡是点目录piontdir要统一，否则会泛起一些怪现象。
4）XDPS-400系统能调出每点的历史数据和历史趋向，为电厂的事故分析提供了很是有益的条件。
5）限于那时的客观缘由，DAS系统的改造与DCS（MCS、FSSS、SCS、DEH）的改造分隔进行，阀门的开、关状态旌旗灯号已进进DAS系统，为削减放电缆的工作，勤俭成本，SCS系统中许多阀门的状态旌旗灯号经由过程通讯从DAS系统中取得的，这不是太好，建议对DAS、SCS的I/O测点进行化，尽削减SCS经由过程网络从DAS取数据。