西山1号机组热工调试报告(汇编)

西山1号机组热工调试报告(汇编) 西山电厂 1号机组热控调试报告汇编 批 准: 审 核: 汇 编: 2005年11月 日 期: 部门: 山西电科院世纪中试 西山电厂 1号机组热控调试报告 项目负责人: 专业审核: 编 写: 2005年11月 目 次 1. 文件更改一览表 2. 西山发电厂热控系统调试组织结构图 3. 热工调试 岗位职责 总经理岗位职责总经理安全岗位职责工厂保安人员的岗位职责工厂财务部岗位职责工程测量员岗位职责 4. 调试技术要求及标准一览表 5. 热工总体调试 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 6. DCS分散控制系统调试方案 7. DAS数据采集系统调试方案 8. MCS模拟量控制系统调试方案 9. SCS顺序控制系统调试方案 10. DEH汽机控制系统调试方案 11. FSSS锅炉安全监视系统调试方案 12. ETS汽机危急遮断系统调试方案 13. 调试 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 表格样本 西山热控调试 1 文件更改一览表 修改人/ 批准人/ 序号 文件编号 文件名称 修改内容 文件状态 修改日期 批准日期 VER:A/0 第 1 页 共 6 页 西山热控调试 2 西山电厂热控系统调试结构图 DCS系统 FSSS MCSDEHSCS DAS 记 公 各 报 锅 汽 公 D 事 事 汽 数 事 录 用 机 表 炉 机 用 E 故 机 故 故 据 打 M H M M 炉 及 顺 E 顺 顺 顺 C 印 C C 系 顺 历 序 T 序 序 采 序 S S S 统 S 控 史 控 记 记 系 集 控 系 系 系 子 数 制 录 录 统 统 统 系 据 制 统 子 统 系 统 VER:A/0 第 2 页 共 6 页 西山热控调试 3 热工调试岗位职责 3.1 专业负责人 3.1.1 专业负责人资质要求 具有中级职称或获得助理工程师职称3年以上，从事调试及相关专业技术工作五年以上，且担任过项目负责人。 3.1.2 专业负责人岗位职责 3.1.2.1 在西山发电厂1号机组调试指挥组的领导下，认真执行有关标准和规程。严格执行 指挥组对本专业的各项要求。 3.1.2.2 严格执行《火电机组达标投产考核标准》(1998年版)及其相关规定，确保西山 发电厂1号机组热控系统分系统调试及整组启动调试顺利完成。 3.1.2.3 了解本专业的调试内容，以及各调试分项的要求。 3.1.2.4 负责协调热工专业各有关技术管理问题，尤其是对热工保护项目的投切及热工自动 系统投切要严格把关，严格按有关要求执行。 3.1.2.5 负责协调热工专业各分项之间以及热工专业与其它专业之间的各项接口工作和协 调山西电科院世纪中试与安装单位、工程监理单位等方面的工作。 3.1.2.6 核定热工各分项负责人是否符合要求，并进行合理的人员配备以满足热工专业调试 的工作要求。 3.1.2.7 负责审核热工专业各分项的调试方案，并交项目经理及总工批准。 3.1.2.8 督促热工专业现场工作人员遵守有关安全规程及各项电力管理技术法规。 3.1.2.9 随时了解各分项的调试进展情况，对有关技术问题提出相应的指导意见。 3.1.2.10 组织有关方面的技术人员共同研究和解决调试过程中碰到的技术难题。 3.1.2.11 要求定期向指挥组汇报本专业调试进展情况以及存在的问题。 3.1.2.12 审核和组织编写各分项的调试报告，并交项目经理及总工批准。 3.1.2.13 负责热工专业现场调试工作人员的管理，并严格考勤。 3.1.2.14 负责山西电科院世纪中试ISO9001有关质量管理控制的实施，严格监督技术人员 的执行情况，负责有关资料文件管理。 3.2 项目负责人 3.2.1 项目负责人资质 项目负责人资质要求获得助理工程师2年以上，从事调试及相关专业技术工作三年以上。 3.2.2 项目负责人岗位职责 3.2.2.1 在专业负责人的领导下，针对本分项认真执行有关规章 制度 关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载 及规程，执行启动委员VER:A/0 第 3 页 共 6页 西山热控调试 会对本分项指导要求，接受质检办对本分项调试过程的监督。 3.2.2.2 曾参与过该分项同类系统的调试并已完全掌握该分项的各项调试技术。 3.2.2.3 根据该工程的要求，对该分项的调试作出合理的计划，并得到专业负责人的同意。 3.2.2.4 编写该分项的调试方案，并交专业负责人审核。 3.2.2.5 认真遵守并监督协作遵守安全规程及各项电力管理技术法规。 3.2.2.6 负责该分项调试的全过程并解决各项技术问题，及时向专业负责人汇报设备隐患、 及技术难点。 3.2.2.7 编写该分项的调试报告，并交专业负责人审核。 3.3 一般技术工作人员 3.3.1 资质要求 大学本科毕业半年以上，或参加调试及相关专业技术工作一年以上，熟悉参与工作的内容与相关技术资料。 3.3.2 岗位职责 3.3.2.1 认真执行有关规章制度及规程，执行启动委员会对参与分项指导要求，接受质管办 对参与分项调试过程的监督。 3.3.2.2 对该分项的调试内容、以及调试要求有基本的了解。 3.3.2.3 根据该工程的要求，协助分项负责人对该分项的调试作出合理化的计划。 3.3.2.4 认真遵守安全规程及各项电力管理技术法规。 3.3.2.5 参与该分项调试的全过程，协助分项负责人解决各项技术问题。 3.4 兼职质管员 3.4.1 兼职质管员的资质要求由项目专业负责人兼任，其资质要求与项目专业负责人相同。 3.4.2 兼职质管员职责 3.4.2.1 负责调试现场的质量管理，包括文件的收发登记，编目。标准的编目，原始记录的 编目、归档、仪器设备的保管、维护、有效期的管理、人员资格审核、环境要求、质 量检查控制等，具体各项工作可另行安排人员实施。 3.4.2.2 负责编制“过程质量控制计划及实施情况报告” 3.4.2.3 负责现场质量检查工作。 3.4.2.4 负责服务质量的处理，提出整改理处理措施，并负责跟踪结果。 3.4.2.5 负责不合格项的处理与跟踪。 4 调试技术要求及标准一览表 4.1 《火电工程启动调试工作规定》，1996年版。 VER:A/0 第 4 页 共 6页 西山热控调试 4.2 《电力建设施工及验收技术规程(热工仪表及控制装置篇)》 SDJ 279,90。 4.3 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》。 4.4 《火电工程调整试运后质量检验及评定标准》，1996年版。 4.5 热控设备厂家正式图纸、说明书、证明书及技术要求。 4.6 设备订货合同、技术协议要求。 在上述标准发生矛盾时处理原则为:首先应按设备订货合同、技术协议的要求及制造厂的正式图纸规定执行，如合同及制造厂无明确规定或规定不全时，按国家标准、原部颁和国家电力公司颁布标准和规程条例执行。 VER:A/0 第 5 页 共 6页 西山热控调试 5 西山发电厂1号机组调试措施 VER:A/0 第 6 页 共 6页 GI.F6148-调西山-04-01 西山发电厂1号机组热工总体调试方案 项目经理: 审 核: 编 写: 2005年11月 西山热控调试 热工总体调试方案 1 目的 为了顺利地开展和完成西山发电厂1号机组热控系统调试的各项任务， 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 热工调试的工作，确保西山发电厂1号机组热控系统正常投入生产运行。 2 适用范围 西山发电厂1号机组热控系统调试的所有工作。 3 职责 3.1 热工调试要根据工程进度的总体安排，分阶段、分步骤的进行，如单体调试、分系统调试、各控制系统静态试验、热态投运及机组热控系统整组启动调试等，满足机组的正常生产运行需要。 3.2 专业负责人的职责见“热工调试岗位职责”的3.1.2 。 3.3 项目负责人的职责见“热工调试岗位职责”的3.2.2 。 3.4 一般工作人员的职责见“热工调试岗位职责”的3.2.3 。 4 工程概况 4.1 设备概况 西山发电厂装设三台哈尔滨锅炉厂生产的两台HG—240/9.81—L.WM9循环流化床锅炉。锅炉采用清华大学《带有加速段的水冷方型分离器》的循环流化床技术、结合我公司多年来生产循环流化床锅炉的经验、是双方合作开发的新一代产品。在燃烧系统中，给煤机将煤送入落煤管进入炉膛、锅炉燃烧所需空气分别由一、二次风机送出的空气经一次风空气预热器后由左右两侧风道引入炉下水冷风室，通过水冷布风板上的风帽进入燃烧室、二次风机送出的风经二次风空气预热器预热后、通过分布在炉膛前后墙上的喷口喷入炉膛，补充空气，加强扰动与混合。燃料在炉膛内与流化状态下的循环物料掺混燃烧、床内浓度达到一定值后，大量物料在炉膛内呈中间上升、贴壁下降的内循环方式沿炉膛高度与受热面进行热交换，随烟气飞出炉膛的众多细小颗粒经方型水冷旋风分离器，绝大部分物料又被分离出来，从返料器返回炉膛，再次实现循环燃烧。而比较洁净的烟气经转向室、高温过热器、低温过热器、省煤器、二、一次风空气预热器从尾部烟道排出，由于采用了循环流化床燃烧方式。通过向炉内添加石灰石、能显著降低SO的排放,采用低温和空气分2 级供风的燃烧技术能够显著抑制NO的生成。 X 汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的50MW空冷单抽汽凝汽式汽轮机。汽轮机为高压、单缸、冲动、直接空冷、抽汽式，具有一级调整抽汽，转子为整体锻套组合结构，高压调节级和第VER:A/0 第 1 页 共 3 页 西山热控调试 1,14级叶轮与主轴锻为一体(无中心孔)，第15,18级叶轮为套装叶轮。推力轴承与前轴承组成径向推力联合轴承,装于前轴承座内。后轴承、发电机前轴承与后汽缸铸成一体的后轴承座内。汽轮机转子与发电机转子用刚性联轴器联接。 4.2 主要辅机设备 给水系统采用1台100%容量电动调速给水泵，3台100%容量电动定速给水泵。运行方式为:一台到三台运行，一台备用。给水操作设两路，主路和旁路，正常运行时给水的调节通过主给水调整门来实现，旁路调整门供启动和低负荷时使用。 风烟系统中锅炉一、二次风机、引风机装有液力耦合器，靠调整液力耦合器来调整风机出力。 锅炉燃烧系统由点火油枪系统以及给煤系统组成。 汽轮机回热系统设计有二台高压加热器、二台低压加热器、一台除氧器。 4.3 热控系统主要设备 机组控制系统主要采用国电智深的EDPF-NT分散控制系统，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、空冷控制、以及事故追忆(SOE)等功能。#1机炉由6个DPU控制柜(1#—6#DPU)、公用系统由1个DPU控制柜(41#DPU)、热网系统由1个DPU控制柜(42#DPU)、5个继电器柜、5个操作员站、13个远程I/O(炉侧3个，机侧10个)、1个工程师站、1个历史站、(工程师室)组成。采用母管控制方式。在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。 汽机控制系统是本采用FOXBORO公司的I/A‘S硬件，液压系统采用上海汽轮机有限公司的成熟可靠的部套，整个系统为纯电调方式。 汽机安全监测系统(TSI)采用BENTLY 3500系统。 汽机主保护系统(ETS)采用MODICON(PLC)系统。 汽包水位监视系统有汽包水位工业电视系统和电接点水位计及在DCS上监视。 4.4 工程管理 整台机组的热工调试按阶段可分为单体调试、分系统调试和整组启动调试。调试工作的主要工作量可参见电力工业部[1997]《电力建设工程调试定额》第65页至76页和第102页至109页。按功能分，整台机组的热工调试工作分三部分:DCS分散控制系统(包含DAS、SCS、MCS、FSSS)、DEH汽轮机控制系统(包含DEH、ETS)等。各部分均由专门的项目负责人负责工作的开展。(具体详见热控系统调试组织结构图)。 西山发电厂1号机组热工分系统及整组启动调试由山西电科院世纪中试完成。负责协调和处理所有有关调试的技术及管理问题。 西山发电厂1号机组热控系统的调试将按照山西电科院世纪中试ISO9001:2000标准程序进行调试，因此，本台机组的调试必须严格执行机组的达标投产考核标准，同时也必须VER:A/0 第 2 页 共 3 页 西山热控调试 严格按照ISO9001:2000的程序步骤开展工作。 5 环境要求 热控设备的一次校验、安装和单体调试已经完成，系统已具备通电条件;设备一次校验及单体调试记录完整，设备和系统接线基本正确。分散控制系统软件及组态已基本恢复。 6 安全措施 6.1 必须树立安全第一的思想，进入现场必须戴安全帽，着装要符合有关规定，不得穿拖鞋、 凉鞋、高跟鞋进入现场，带电和高空作业必须有人监护，同时高空作业必须系安全带。 6.2 热控设备的送、停电必须符合设备厂家的要求，并按规定作详细的检查，确认无问题 后方可进行设备的送、停电。 6.3 试验人员必须熟悉相关设备、系统的结构、性能以及试验方法步骤。 6.4 系统动态试验应取得机组调试指挥机构的同意并由其安排时间进行和指派运行人员密 切配合。 6.5 系统试投时，机组应处于稳定的运行工况，相关系统和设备工作正常，并采取必要的 保护措施。试投期间应密切注意机组的运行情况及被试验设备和系统各部分的工作情 况，如有异常，立即将系统切回手动，由运行人员采取办法稳定机组的运行。 6.6经试验证明系统确已正常、可靠地工作后，各试验监视岗位的人员方可撤离 6.7重要保护的投入和解除需经试运指挥组同意，并作书面记录。 7 所需调试设备、仪器及工具 数字式万用表2台;TSI校验仪1台;信号发生器1台;热偶校验仪1台;对讲机2对;通灯、验电笔、十字螺丝刀、一字螺丝刀、钳子、剥线钳、板手等常用工具若干套。 8 热工调试原始记录管理 西山发电厂1号机组热控系统调试工作的原始记录必须严格按照有关记录表格进行，并遵守有关规定，原始记录要注意分类，保存。 9 设计修改及变更 在热工调试过程中，在发生设计修改和变更时，要严格按照有关规定执行，在提出设计修改和变更后，需经设计院和电厂有关部门认可，再由安装公司或山西电科院世纪中试及厂家实施。 10 文件管理 在热工调试过程中，要妥善保存各类有效的厂家资料。 VER:A/0 第 3 页 共 3 页 西山热控调试 西山发电厂1号机组DCS分散控制系统调试报告 项目经理: 审 核: 编 写: 2005年11月 西山热控调试 DCS分散控制系统调试报告 1 系统概况 西山发电厂1号机组热控系统采用的DCS分散控制系统采用国电智深的EDPF-NT分散控制系统，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、空冷控制、以及事故追忆(SOE)等功能。#1机炉由6个DPU控制柜(1#—6#DPU)、公用系统由1个DPU控制柜(41#DPU)、热网系统由1个DPU控制柜(42#DPU)、5个继电器柜、5个操作员站、13个远程I/O(炉侧3个，机侧10个)、1个工程师站、1个历史站、(工程师室)组成。 2 目的 保证DCS分散控制系统硬件安装正确，节点(NODES)、模件(MODULES)通讯的正确性，系统正常上电，系统软件及应用软件正常装载与恢复。 3 适用范围 西山发电厂1号机组DCS分散控制系统的通讯电缆、模件安装和软件装载、恢复等的调试工作。 4 职责 4.1 专业负责人的职责见“热工调试岗位职责”的3.1.2。 4.2 DCS项目负责人的职责见“热工调试岗位职责”的3.2.2。 4.3 DCS项目的一般工作人员的工作职责见“热工调试岗位职责”的3.3.2。 5 安全措施 5.1 DCS机柜的通讯电缆连接、卡件安装等必须由厂家确认。 5.2 DCS机柜的接地系统、电源系统由中试和厂家共同确认。 5.3 DCS机柜的首次送电、软件装载由厂家完成。DCS机柜上电，系统的环境必须达到 DCS的防尘及温湿要求。 6 所需工具 数字式万用表1台;对讲机1对;常用工具若干套。 7 环境和特殊要求 7.1 EDPF-NT分散控制系统硬件调试的基本条件 VER:A/0 第 1 页 共 5 页 西山热控调试 在DCS的操作员站、现场控制站、通讯网络安装完毕，且采取了相应的隔离措施(或满足DCS与系统外隔离要求)。 7.2 EDPF-NT分散控制系统软件调试的基本条件 DCS系统上电正常，系统通讯正常。 7.2.1 EDPF-NT系统送电 7..2.1.1在系统加电前所做的工作有: (1) 由现场进入I/O控制站的信号线，信号屏蔽地线、安全地线是否接好，EDPF—NT接地电阻小于5,由于EDPF—NT系统不要求与基础接地，故未测试; (2) I/O控制站内所有模板与总线底板或电源底板插接牢靠; (3) I/O控制站内所有模件的电缆连接是否牢靠; (4) 所有I/O控制站和操作员站间的通讯电缆已可靠连接; (5) 打印机信号线与主机是已可靠连接; (6) 操作员站鼠标(或轨迹球)与主机是已可靠连接; (7) 操作员站主机、显示器、打印机电源线接好。 (8) 检查电源柜与各DPU及操作台间电源一一对应。 7.2.1.2系统加电 (1) 系统电源设计有两靠，一路UPS，一路厂用电，互相备用，备用电源的切 换时间小于5ms。 (2) 检查各操作站主机、CRT、打印机等外设的电源开关是否处于“关”位置;检查控制站内的各电源开关是否处于“关”位置; (3)先送一路电(厂用电)，测量到各DPU及操作台电源正常后(220V AC?10%，50?0 .5HZ)，各DPU柜及操作台送电;DPU柜送电后，主从DPU送电，打开各站的供电总开关，然后逐个打开各设备的电源，对各个设备、各个模板加电，检查是否正常; (4)送另一路电(UPS)，测量到各DPU电正常后(220V AC?10%，50?0 .5HZ)。进行切换，切换正常。 (5)UPS电源测试:UPS可连续供电30MIN; 7.2.2通信部分: (1) 主系统及与主系统连接的所有相关系统(包括专用装置)的通讯负荷率在合理 的范围之内，其接口设备(板件)稳定可靠; (2) 本系统有两接线器(HUB)。每个DPU及操作员站、工程师站、历史站的一路 分别与接线器连接; (3)检查两接线器(HUB)与每个DPU及操作员站、工程师站、历史站接线正常后，两接线器送电; (4) 所有DPU及操作员站、工程师站、历史站都运行，操作员站、工程师站、历史站进入EDPF-NT系统，再自检中检查所有网络上的设备通信及运行是否正常。检查方法如下:每个站有两个DPU，分别有两根网络线连在冗余的网络上。网络线的为绿色时，表示网络通讯正常;红色表示网络通讯发生故障。每个DPU另有两个状态灯:上面的灯代表DPU的运行状态，红色为主站运行状态，绿色为副站运行状态;下面的灯代表该站内卡件的状态，绿色表示全部卡件正常，橙色代表有故障卡件。 VER:A/0 第 2 页 共 5 页 西山热控调试 (5) 冗余的DPU互相切换正常。(本EDPF-NT系统共有8个主DPU，8个从DPU。既1#DPU、129#DPU， 2#DPU、130#DPU，3#DPU、131#DPU，4#DPU、132#DPU，5#DPU、133#DPU，6#DPU、134#DPU，41#DPU、169#DPU，42#DPU、170#DPU。主从DPU间加128。); (6) 通信负荷率在繁忙工况下小于30%，通讯高速公路的故障不引起机组跳闸和使 DPU(分散处理单元)不能工作; (7) 连接各DPU柜与继电器柜间的预制电缆;8 DCS系统调试步骤 8.1 EDPF-NT分散控制系统硬件调试步骤 8.1.1 检查操作员站、机柜及有关外设的安装情况。 8.1.2 检查系统通讯用的各类预制电缆及通讯电缆的安装情况。 8.1.3 检查系统卡件的类型、安装就位情况和地址的设置。 8.1.4 检查I/O卡件的类型、安装就位情况和地址的设置。 8.1.5 检查电源，包括接入电源等级、类型、接线分配、节点等是否符合要求。 8.1.6 检查系统机柜接地的连接，保证符合DCS厂家的接地要求。 8.1.7 检查各机柜电源的绝缘，保证电源线的绝缘合格。 8.1.8 逐个DCS机柜上电，保证各卡件的指示灯和通讯的正确。 8.2 EDPF-NT分散控制系统软件调试步骤 8.2.1 配合DCS厂家进行系统软件和应用软件的装载，并注意提供的应用软件是否齐全。 8.2.2 检查系统的初始化组态。 8.2.3 检查操作员站的基本功能，包括与系统通讯、应用软件等。 8.2.4 检查工程师站的基本功能，包括与系统通讯、应用软件等。 8.2.5 检查现场控制单元的状态，包括与系统通讯、I/O处理等。 8.2.6 在完成上述工作分部完成后，全部开展DCS的软件调试工作。 8.2.7 进行系统通讯、系统外设、I/O等初始化组态，注意检查I/O初始值。 8.2.8 检查用户画面，进行相应修改。 8.3 打印机调试步骤 8.3.1 检查打印机预制电缆、电源组件、说明书等，是否按照供货清单提供。 8.3.2 检查打印机的供电电源是否满足要求。包括供电线路、电源类型、绝缘等。 8.3.3 给打印机送上电源。 8.3.4 打印正常时结束打印机的调试。不能正常打印时检查打印机与有关打印指令发出站之间的通讯，及对打印机的有关组态进行检查。然后，再进行打印实验，直到打印正常。 VER:A/0 第 3 页 共 5 页 西山热控调试 9 规定检查控制点 操作员站显示操作画面。 10 采用的技术标准、规程、规范 10.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》。 10.2 《火电工程启动调试工作规定》，1996年版。 10.3 《电力工业技术管理法规(试行)》。 10.4 《电力建设施工及验收技术规程(热工仪表及控制装置篇)》 SDJ 279,90。 10.5 《电力装置安装工程施工及验收规范》GB 10764,89。 10.6 《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL 5009.1,92。 10.7 热控设备厂家正式图纸、说明书、证明书及技术要求。 10.8 设备订货合同、技术协议要求。 10.9 《火电工程调整试运后质量检验及评定标准》，1996年版。 在上述标准发生矛盾时处理原则为:首先应按设备订货合同、技术协议的要求及制造厂的正式图纸规定执行，如合同及制造厂无明确规定或规定不全时，按国家标准、部颁标准和规程条例执行。 11 形成的记录(表格样本) 热控装置(系统)校验记录表 热工分部试运后签证验收卡 热工现场工作遗留问题表 VER:A/0 第 4 页 共 5 页 西山热控调试 VER:A/0 第 5 页 共 5 页 西山热控调试 西山发电厂1号机组数据采集系统(DAS)的调试方案报告 项目经理: 审 核: 编 写: 2005年11月 西山热控调试 数据采集系统(DAS)的调试报告 1 DAS系统概况 西山发电厂1号机组数据采集系统(DAS)主要对机组有关系统、设备和辅机的需要监控状态和过程参数等进行数据采集、传送，以供运行人员对设备进行监视、操作，同时提供给MCS、SCS、ECS、FSSS等系统准确的实时过程数据，以完成对机组的监控，DAS系统功能为DCS分散控制系统功能的一部分。整个DAS系统包含在所有的8个现场控制单元的扩展柜及继电器柜中，IO点总点数为2710点,其中1#DPU点数为395点，2#DPU点数为386点，3#DPU点数为183点，4#DPU点数为331点，5#DPU点数为380点，6#DPU点数为330点，41#DPU点数为342点，42#DPU点数为413点。 2 DAS系统的调试 2.1 目的 对DAS系统的各项功能进行详细的试验检查，纠正设计施工中存在的错误，完善DAS系统的功能，保证数据采集准确无误。 2.2 适用范围 西山发电厂1号机组DAS系统施工完成后的线路及功能检查试验。 2.3 职责 以负责检修或调试本系统的人员为主进行试验，必要时需请相关专业的技术人员和运行人员配合。 7.2.3.1 DAS项目负责人的职责见“热工调试岗位职责”的3.2.2。 7.2.3.2 DAS项目的一般工作人员的工作职责见“热工调试岗位职责”的3.3.2。 2.4 检验所需的设备和用具 精度等于或优于0.5级的信号源1台，热电阻校验仪1台，四位半万用表1台，一字螺丝刀、十字螺丝刀、电笔、尖嘴钳等常用工具1套、导线若干、对线器、对讲机2对。 2.5 人员资格要求 负责相关设备检修或调试，且熟悉相关设备的工作过程、系统的外围接线和原部颁和国家电力公司颁布和国家电力公司颁布有关的热控规程的热控人员。主要工作人员必须具有3年以上的相关调试经验。 2.6 环境和特殊要求 VER:A/0 第 1 页 共 6 页 西山热控调试 设备和系统的接线已经查对完毕，且设备已经送上电源。 2.7 安全措施 2.7.1 工作人员必需熟悉相关设备、系统的结构、性能、外围接线以及设备的校验步骤。 2.7.2 进行通道校验时，输入的信号类型和范围一定要与被校通道对应的输入信号类型和 量程相一致。 2.8 EDPF-NT DAS功能说明 2.8.1具有完整的三级系统自诊断功能 (1)系统级状态自诊断功能 能诊断整个DCS上所有分布系统站的状态及网络通信状态，站状态包括运行、热备份、下网三种状态;网络通信能诊断系统级及I/O通信两级网络故障;并能诊断系统电源故障。 (2)分布系统站级自诊断功能 能诊断各分布式控制站机柜内所有模块的状态，包括正常、故障、下网及配置错。 (3)I/O模块级自诊断功能 能诊断每一个模块所有I/O测点的品质，并按点在端子排上的位置显示该点详细参数。 2.8.2画面显示 2.8.2.1 模拟图显示 系统可以同时显示最多至4个窗口。每个窗口都可任意指定一幅系统画面。从系统模拟图上可以查看: , 热力系统布局 , 可控设备的运行状态(包括运行、停止、故障) , 可控阀门的开关状态(包括开、关、故障) , 重要模拟量的参数(通过变换颜色来表示正常、超上限、超下限、传感器故障)。 所有的状态及模拟量参数更新时间为1秒。 2.8.2.2 分类显示 分类一览可以提供技术上相关联的一组数据。分类一览支持多种对测点查询的手段。通过指定站号、系统特征字查该类相应的测点。主要的类别有:模拟量一览、开关量一览、传感器坏一览、退出扫描一览、人工输入一览、停止报警一览和通讯超时一览。 VER:A/0 第 2 页 共 6 页 西山热控调试 2.8.2.3 成组显示 把相关测点(包括模拟量及开关量)编成一组系统在调一个画面时可以指定一个组号。利用系统提供的成组显示画面，可以用列表方式显示各点主要参数(点号、测点名、工程值、状态及单位)。系统可定义最多至65536个成组，每组可包括65536个点。 2.8.2.4 实时趋势显示 操作员站提供150个系统预定义点，这些点的数据从操作员站启动时就开始自动收集。这些点可在工程师站的趋势点定义文件中由用户定义及修改;当用户需要查看的数据在这150个点之中时，可以直接看到完整的趋势曲线并实时刷新。系统支持用户查看任意指定的测点的实时趋势，当用户指定的测点不在150个预定义测点之中时，系统将自动收集该点的实时数据。 2.8.2.5 棒图显示 可以查看由用户预定义的重要模拟量参数的棒图。 2.8.3 点显示 2.8.3.1点参数 可以在操作员站上查看系统任一点的详细参数，包括英文名称、中文描述、站地址、硬件地址、显示量程、该点标变类型、传感器上下限值、报警高低限值、最后一次进入或退出报警时刻、采样原码等。 2.8.3.2人工置入 为方便系统调试，可以人工停止系统任一I/O点的扫描状态，并对其状态进行干预，包括人工输入值、改变报警检查状态、修改传感器上下限值。 2.8.3.3 报警显示 (1)当前正在报警一览 在操作员站可以查看当前处于报警状态点的列表，用户可以查看任意指定的报警级别、站号、特征字的模拟量报警或开关量报警。对于模拟量报警，可以分别指定上限报警、下限报警或传感器报警;对于开关量报警，可以选择是否包括变态报警。 (2)报警历史记录 在操作员站可以查看历史站保存的报警历史记录，包括进入、退出报警的时间。 2.8.4 历史数据存储和检索 (1)历史趋势 历史趋势可以同时定义显示8个点的历史趋势。历史站可保存所有开关量输入点、VER:A/0 第 3 页 共 6 页 西山热控调试 开关量输出点、中间点及模拟量。模拟量保存时间间隔为1秒钟。趋势显示的数据间隔有7种:1秒、5秒、10秒、30秒、60秒、4分、12分，分别对应2分、10分、20分、1小时、2小时、8小时、24小时的历史趋势显示。历史站可以保存31天的历史趋势。 (2)事故追记 重要跳闸信号、中断开关量进入报警状态时即起动事故追记。历史站保存中断开关量跳变前5分钟、后5分钟的指定开关量跳变记录。 (3)跳闸首出 历史站可以提供指定时间段内的按先后顺序排序的中断开关量跳变记录。 (4)操作记录 历史站可以保存48小时的操作员站的操作记录。 2.8.5 制表记录 (1)定时制表 可以按班打印，也可按天打印，制表站内可保存8天32个班的运行记录。每小时记录一次，并对每班某些数据进行累积统计。 (2)临时制表 在工程师站可以生成，启动一个临时制表或停止一个临时制表任务。 2.9 DAS系统的调试步骤 2.9.1 外部接线检查 审查远程I/O柜接线图，如发现错误则应尽快纠正或协助有关方面纠正，然后逐一查对机柜至外部的每一根电缆的接线，保证接线正确。 2.9.2 I/O模件调校 本系统采集数据类型包括4,20mA模拟量、热电偶、热电阻、开关量等。根据不同信号类型的I/O通道,在相应端子排上用信号发生器、电阻箱等加入模拟信号或状态信号，逐点校验各I/O点，在操作站上观察相关参数，并填写《热控设备(系统)校验记录表》。然后分析每一个参数的误差，如达不到原设备的设计要求，则应作出适当调校或更换I/O卡。 2.9.3 静态参数的设置和检查 a) 检查所有模拟量的工程单位、量程设置是否正确。 b) 检查热偶测量输入信号是否有冷端补偿及补偿运算是否正确。 c) 对需进行压力、温度补偿的测量参数，检查补偿公式及有关参数设置是否正确。 VER:A/0 第 4 页 共 6 页 西山热控调试 d) 检查有关参数的非线性修正、数字量滤波常数等设置是否正确。 e) 检查有关报警值设定是否符合生产要求和参数达到报警值时能否发出报警等。 2.9 操作员站功能检查 检查I/O点显示画面、流程图画面、报警组画面、趋势画面、顺控画面等是否完整合理，有无错漏，如有错误应重新对逻辑进行组态修改，直到满足运行要求。检查其他外设如键盘、鼠标、监视器等能否正常投入使用。 2.10 报表记录打印功能检查 检查打印机是否能投入使用。本系统有一般记录、跳闸记录等。记录打印功能应能满足定期打印、状态变化打印、运行人员屏幕硬拷贝等要求，能记录报警信息、跳闸信息、操作信息、系统维护信息等。跳闸打印功能应能满足任一跳闸条件满足时的触发打印要求，能按照设计要求打印跳闸前后主要参数的记录 2.11 事故顺序记录(SOE)检查试验 本系统SOE输入分辨率不大于1ms，检查指定为事故顺序记录的点的内容是否合理，数量是否理想，是否有专门画面和文件显示记录这些重要事件能否打印输出。 2.12 历史数据存储功能检查 本系统设有一台历史数据站，用语保存长期趋势、操作记录等详细运行资料，随时记录重要的状态改变和参数改变。检查历史数据存储的组态，重要参数是否已按要求设置历史数据查询功能，各参数的存储频率根据其快速性和重要性判断是否满足要求。用历史趋势画面调出各重要参数，观察历史数据是否真实有效 3 质量控制点 3.1 检查DAS点校验记录。 3.2 装置送电。 3.3 画面显示和操作。 4 采用技术标准、规程、规范 4.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》。 4.2 《火电工程启动调试工作规定》，1996年版。 4.3 《电力工业技术管理法规(试行)》。 4.4 《电力建设施工及验收技术规程(热工仪表及控制装置篇)》 SDJ 279,90。 4.5 《电力装置安装工程施工及验收规范》GB 10764,89。 4.6 《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL 5009.1,92。 VER:A/0 第 5 页 共 6 页 西山热控调试 4.7热控设备厂家正式图纸、说明书、证明书及技术要求。 4.8设备订货合同、技术协议要求。 4.9《火电工程调整试运后质量检验及评定标准》，1996年版。 在上述标准发生矛盾时处理原则为:首先应按设备订货合同、技术协议的要求及制造厂的正式图纸规定执行，如合同及制造厂无明确规定或规定不全时，按国家标准、部颁标准和规程条例执行。 5 形成的记录(表格样本) 热控装置(系统)报警值二次校验记录表 热工分部试运后签证验收卡 6 总结 1( DAS IO点总点数为2710点，总点数10050点，DAS投入率100%。 2( 因炉膛差压信号就地无法取回，故从DCS中计算取得(炉膛上下端压力之差)，有可能信号 不正确。 \\ VER:A/0 第 6 页 共 6 页 西山热控调试 西山发电厂1号机组MCS模拟量控制系统调试报告 项目经理: 审 核: 编 写: 2005年11月 西山热控调试 MCS模拟量控制系统调试报告 1 系统及设备概况 本次西山发电厂1号机组热控系统的模拟量控制系统(MCS)功能由北京国电智 深公司的EDPF-NT分散控制系统实现，并且设计有如下自动控制回路: 1(1锅炉系统 1.1.1 汽包水位自动: (1) 主给水调节 (2) 副给水调节 1.1.2 减温自动 1) (一级减温1主汽温度控制 (2) 一级减温2主汽温度控制 (3) 二级减温1主汽温度控制 (4) 二级减温2主汽温度控制 1.1.3 燃烧自动 1.1.3.1 主汽压力控制 (1) 1,给煤机控制 (2) 2,给煤机控制 (3) 3,给煤机控制 (4) 4,给煤机控制 1.1.3.2 负压控制 (1) 1,引风机液偶控制 (2) 2,引风机液偶控制 1.1.3.3一次风机液偶控制 1.1.3.4二次风机液偶控制 1.1.3.2返料风压自动 (1) 左返料调节阀控制 (2) 右返料调节阀控 1.1.4 床压自动 (1) 1,冷渣机变频器控制 (2) 2,冷渣机变频器控制 (3) 冷渣水温调节阀 1.1.4 回油总管调节阀 1.2 汽机系统 1.2.1 凝结水位调节 (1) 凝结水再循环调节 (2) 除盐水补水调节 (3) 主凝结水调节 1.2.2汽封压力调节 1.2.3低加水位控制 (1) 1,低加水位控制 VER:A/0 第 1 页 共 15 页 西山热控调试 (2) 2,低加水位控制 1.2.4 减温减压系统 (1) 1#减温减压器压力控制 (2) 2#减温减压器压力控制 (3) 1#减温减压器温度控制 (4) 2#减温减压器温度控制 1.3给水除氧系统 1.3.1 1,除氧器凝结水调节 1.3.2 2,除氧器凝结水调节 1.3.3 3,除氧器凝结水调节 1.3.4 1,除氧器压力调节 1.3.5 2,除氧器压力调节 1.3.6 3,除氧器压力调节 1.3.7 4#给水泵液偶控制 1.4 热网系统 1.4.1 加热器出口温度控制 (1) 1,换热器1,阀控制 (2) 2,换热器1,阀控制 (3) 3,换热器1,阀控制 (4) 4,换热器1,阀控制 ,阀控制 (5) 5,换热器1 (6) 6,换热器1,阀控制 (7) 1,换热器2,阀控制 (8) 2,换热器2,阀控制 (9) 3,换热器2,阀控制 (10) 4,换热器2,阀控制 (11) 5,换热器2,阀控制 (12) 6,换热器2,阀控制 1.4.2 循环泵压力控制 (1) 1,循环泵液偶控制 (2) 2,循环泵液偶控制 (3) 3,循环泵液偶控制 (4) 4,循环泵变频控制 (5) 5,循环泵变频控制 1.4.3 补水压力控制 (1) 1,补水泵变频器控制 (2) 2,补水泵变频器控制 (3) 3,补水泵变频器控制 (5) 4,补水泵变频器控制 1.4.4 低压除氧器水位控制 1.4.2 低压除氧器压力控制 1(5 空冷系统 1. 压力主控制器输出 2. 列1,1,变频器控制 VER:A/0 第 2 页 共 15 页 西山热控调试 3. 列1,2,变频器控制 4. 列1,3,变频器控制 5. 列1,4,变频器控制 6. 列2,1,变频器控制 7. 列2,2,变频器控制 8. 列2,3,变频器控制 9. 列2,4,变频器控制 10. 列3,1,变频器控制 11. 列3,2,变频器控制 12. 列3,3,变频器控制 13. 列3,4,变频器控制 1.6 MCS系统DPU站分配 本套系统MCS的全部功能分散在6个DPU站中完成:在1号DPU站中完成,1炉四台给煤机流量控制;在3号DPU站中完成,1炉其他调节系统的控制;在4号DPU站中完成,1机调节系统的控制;在6号DPU站中完成空冷调节系统控制;在41号DPU站中完成给水除氧调节系统控制;在42号DPU站中完成热网调节系统控制。 西山工程的MCS系统包括了机炉、除氧给水部分、空冷及热网的全部调节系统，它含燃料、炉膛负压、引风机、一次风风量、二次风风量、U阀风机、主副给水、冷渣器流化风、床温、床压、汽包水位、过热汽温、石灰石量、燃油压力、排汽压力、高加水位、轴封压力、凝汽器水位、除氧器压力和水位、除盐水补水、低加疏水阀、给水泵、减温减压器压力温度、循环泵、补水泵、空冷风机等子系统。 1.7 MCS功能说明 西山工程为三炉三机，三套独立系统。 1.7.1 炉膛负压控制 3个炉膛压力测点经3取中后，作为反馈信号。 送风挡板开度(包括一次风、二次风、U阀风、冷渣器流化风)作为前馈信号。 调节器入口设置死区来改善调节性能，死区设为10Pa左右。 1.7.2 一次风量控制 锅炉主控命令经过动态校正、函数变换并考虑床温变化作为一次风量指令。一次风量指令与一次风量的测量值进行PID运算后去控制液力耦合器勺管，通过改变风机的转速来调整风量，一次风机的入口挡板采用手动控制。 由于床温对一次风量变化的响应迅速，因此在一次风量调节系统中考虑了床温修正。若床温偏高，则适当增加一次风量;若床温偏低，则适当减少一次风量。考虑到燃烧的经济性等因素，二次风量也要进行相应的变化。 为保证床的流化状态良好，一次风量既不能太小，也不能太大。一次风量太小，床料流化不起来;一次风量太大，床料及燃料将处于气态输送状态。因此需要对控制输出进行适当限位。 1.7.3 二次风量控制 空气量命令形成: 锅炉主控命令经过动态校正、函数变换、氧量修正后与修正(使风量和燃料量能够直接比较)后的实际燃料量、30,的最低风量低选而形成最后的风量指令，确保“富氧”工况运行。 VER:A/0 第 3 页 共 15 页 西山热控调试 氧量调节:锅炉主控指令经函数(不同负荷下的最佳氧量曲线)形成氧量设定值的主要成分，并可由人工设定偏置量。 调节二次风机液力耦合器勺管位置，通过改变送风机转速来控制总送风量。二次风机入口挡板采用手动控制。 调整一、二次风比例是控制床温的有效方法之一。通过改变返料风调整返料量也能起到控制床温的作用。当改变一次风量或返料风量时，为保证整个燃烧过程的经济性，也要相应改变二次风量。因此在二次风量控制回路中考虑了一次风量或返料风量变化时的风量修正。 1.7.4 U阀风机控制 西山工程每台炉配有两台U阀风机。U阀风机用来控制回料阀的风压，以保证物料的可靠循环。 1.7.5 冷渣器流化风机控制 两台冷渣器流化风机用来控制两台冷渣器内的流化风压，保证冷渣器内灰渣的正常流动。 冷渣器流化风机控制回路以冷渣器流化风机出口母管压力为被调量，压力指令是由锅炉主控命令经过动态校正、函数变换而得到。 1.7.6 床温控制 床温控制系统是循环流化床锅炉特有的，也是至关重要的，它直接影响着炉内的脱硫和脱硝，最佳床温为840?,900?。在实际运行过程中，将床温控制在某一确定温度相当困难，一般只需将其控制在一定范围内。 本系统床温控制分散在相关的各个回路中来实现，主要通过调整一二次风比例、调节给煤量以及适当调整返料风来控制床温。 床温测量也是床温控制中的一个重要环节。一般综合多个炉膛密相区床温信号得到床温测量信号。密相区又分为上部、中部和下部，本系统计算床温的方法是:分别计算出密相区各层床温均值，将各个床温值与相应层的均值进行比较，偏差超过150?被认为是坏点;将坏点剔掉，然后重新计算各层床温均值，将此均值作为此层的床温值;将上、中、下三层床温信号进行高选，高值作为最终的床温信号。 1.7.7 床压控制 循环流化床锅炉炉膛床层厚度基本上与床压成比例对应关系，因此，床层厚度控制可以通过控制床压来实现。本系统床压的控制设计为通过调节排渣量来实现。 调整排渣量的方法是控制L阀脉动风门的开启时间。根据床压值，自动改变L阀脉动风门的开启时间，从而调整床压到正常范围内。与此相配合，根据将L阀流化风压力目标值设计为床压的函数，通过调整L阀流化风门的开度使流化风压力维持在适当水平。 床压值采用炉膛密相区下部压力减去密相区上部压力而得到。 1.7.8 石灰石量控制 送入炉膛的石灰石与炉内的SO2反应生成CaSO4，从而达到脱硫的目的。 本系统石灰石量控制回路为一串级系统。根据锅炉主控指令利用函数曲线算出所需的石灰石量，采用SO2含量测量值与给定值进行PID运算的结果对石灰石量指令进行VER:A/0 第 4 页 共 15 页 西山热控调试 修正。石灰石量指令作为副调的给定值，副调的输出去控制石灰石给料机转速使得石灰量满足要求。同时，根据石灰石给料机转速去控制石灰石风机入口挡板的开度，以保证石灰石风量合适。 1.7.9 汽包水位控制 正常运行时，系统通过调节主给水阀开度来控制汽包水位。 汽包水位控制系统采用常规的三冲量控制方案。汽包水位经三取一，作为反馈信号。经主汽压力及主汽温度修正后的主蒸汽流量，作为三冲量调节的前馈信号，给水总流量作为三冲量副调节器(给水调节器)的前馈信号。 副给水控制系统采用单冲量给水自动控制系统, 它以选定的锅炉汽包水位信号为主调信号, 调节系统根据水位的变化进行调节, 它通常用在锅炉启动期间和锅炉带小负荷时使用。 产生汽包水位超三值(?250mm)信号，3取2(3个信号中有两个信号超限)选中送至灭火保护;产生汽包水位超二值(?150mm) 信号，3取2(3个信号中有2个信号超限)就选中送光字报警。 1.7.10 过热汽温控制 一、二级过热汽温采用典型的控制，由于机组要求在额定参数下运行，设定值不考虑随负荷变化而改变。 甲一级减温 操作器的选择及功能同给水自动调节系统, 主调信号是甲一减温器的出口温度, 而选用入口温度信号作为前馈信号, 以达到提前消除温度的波动,使减温器出口的温度变化减少到最小, 从而达到提高调节质量的效果。 乙一级减温 同甲一级减温 1.7.11 空冷风机调节 详见空冷使用说明书。 1.7.12其它 对于一些比较简单的MCS子系统，如燃油压力、高加水位、凝汽器水位、循环泵、补水泵、给水泵、轴封压力、除氧器压力水位、减温减压器压力温度、换热器蒸汽调节均采用单回路调节方案，所有具体细节请参见SAMA图。风门挡板等采用手动控制。 2 MCS系统的静态试验 2.1 目的 检查相关系统和设备的性能、系统接线、系统内部逻辑等是否符合原设计要求和实际工艺要求，为系统的实际投运提供必要的数据。 2.2 适用范围 DCS系统安装完成后，DAS系统校验完毕，就地执行机构联调完成。对系统设备的性能和回路的综合检查。 2.3 职责 VER:A/0 第 5 页 共 15 页 西山热控调试 以负责检修或调试本系统的人员为主进行试验，有必要时，需请与该系统有关的专业人员和运行人员配合。 2.3.1 MCS项目负责人的职责见“热工调试岗位职责”的3.2.2。 2.3.2 MCS项目的一般工作人员的工作职责见“热工调试岗位职责”的3.3.2。 2.4 试验所需的设备和用具 信号发生器2台、4位半万用表1台、导线若干、一字螺丝刀、十字螺丝刀。 2.5 人员资格要求 负责相关系统调试、检修且熟悉系统设备性能、系统外围接线和部颁有关热控规程的工作人员。 2.6 环境和特殊要求 系统单体校验已经完成，系统线路经查核正确，主设备没有运行。 2.7 安全措施 2.7.1 试验人员应熟悉信号源的正确使用方法。 2.7.2 向系统加入的信号类型及大小应与相应的通道相适应。 2.7.3 试验前应确保系统停止使用而处于备用状态。 2.8 逻辑图审查 2.8.1 对设计院提供的MCS系统流程图进行检查，检查各系统的PID控制方向是否正确、 PID及NORM块的量程是否正确，自动投入和切除逻辑控制是否正确、系统优先升/ 降是否正确，并审核各个系统的函数曲线设置、信号补偿、信号滤波等是否符合设计 要求，确保设计的正确性。并对设计不完善的地方会同设计院、电厂、DCS厂家进 行修改。 2.8.2 对DCS的组态与MCS系统有关的逻辑进行检查，确保其符合设计要求，并对其中 不完善的地方会同DCS工程师和电厂进行修改。 2.9 MCS系统的静态试验步骤 2.9.1 按《热控设备的送电与停电》(GI/05/12/212/2001)程序步骤送上系统电源。 2.9.2 利用信号源向对应的模拟量通道加上与实际工艺流程相对应的模拟量，并作记录。 2.9.3 用CRT、万用表等监视系统输出，检查输出信号的变化方向、输出信号幅值、有关 报警和联锁保护功能，并作记录。 2.9.4 检验控制系统的输出及有关设备的动作是否符合设计要求，如符合设计要求，则改 变信号源的幅值，继续其它点的试验。如试验结果不符合设计要求，则停止试验，重 新检查设备、线路、信号源的连接和系统的有关逻辑，找出相关障碍。如妨碍试验的 障碍是可快速消除的障碍，则将这些障碍消除后继续进行试验。如妨碍试验的障碍一 时无法消除，则中止试验。 VER:A/0 第 6 页 共 15 页 西山热控调试 2.9.5 恢复系统接线。 2.9.6 记录，填写《热控设备(系统)校验记录表》(见附录)。 2.10 MCS系统投运前的试验 2.10.1 阀门特性的求取。通过厂家资料得到阀门特性曲线。 2.10.2 在MCS调门单体调试完毕后，在CRT上测定调门响应曲线和死区，保证各调门能 满足自动调节要求，并记录数据。 2.10.3 建立所有MCS自动系统回路的(阀门开度指令、位置反馈和被控对象参数)的趋 势曲线，在分系统调试时，满足系统允许的工况下，做阀门0%,100%开度与被控量 (如流量等)的特性曲线试验，记录数据并打印曲线，求取阀门特性。 2.10.4 通过趋势曲线的记录，根据各系统的不同情况在不同负荷阶段进行控制指令信号阶 跃扰动试验，打印曲线，求取对象特性关系，初步确定各系统的PID调节参数。 3 MCS系统的试验及投运 3.1 目的 整定MCS系统的调节参数和其它参数，使控制系统具有实际使用价值。 3.2 适用范围 系统参数修改完成后需投入闭环运行的MCS系统。 3.3 职责 以负责检修或调试相关系统的人员为主进行相关系统的投运，运行人员负责系统的操作，有必要时，需请与该系统有关的专业人员配合。 3.4 试验所需的设备和用具 操作员CRT和工程师站CRT各1台、一字螺丝刀、十字螺丝刀、尖嘴钳、扳手等常用工具一套。 3.5 人员资格要求 负责相关系统调试、检修且熟悉系统设备性能和系统接线及有关部颁热控规程的工作人员和熟悉相关系统操作的运行人员。 3.6 环境和特殊要求 在机组运行工况稳定，机组已达到相应系统投自动所需的负荷，且系统各相关参数测量及指示准确。 3.7 安全措施 3.7.1 试验人员必需熟悉相关设备、系统的结构、性能以及试验方法步骤。 3.7.2 系统投运前，机组的调试或检修指挥机构应作计划安排，并指派运行人员密切配合。 VER:A/0 第 7 页 共 15 页 西山热控调试 3.7.3 系统试投时，机组应处于稳定的运行工况，相关设备、系统工作正常，并采取必要 的保护措施。试运中应密切注意机组的运行情况及被试验设备、系统各部分的工作情 况，如有异常，立即将所投自动系统切回手动，由运行人员采取办法稳定机组的运行。 3.7.4 经试验证明系统确已正常、可靠地工作后，各试验监视岗位的人员方可撤离。 3.8 控制系统的投运原则 3.8.1 西山发电厂1号机组MCS系统的试验与系统投自动。 3.8.2 对一些复杂的控制系统，如给水全程自动，汽温自动、炉膛压力自动等系统的调节 参数采用计算法与系统实际投运逐步修正相结合的方法设定，其它系统所采用的参数 按工程整定方法—衰减曲线法整定。 3.8.3 对于风烟系统，控制系统衰减率ψ取为0.9，水汽系统，ψ取为0.75，以使控制系统 既能快速动作，又能稳定运行。 3.9 MCS系统的投运步骤 3.9.1 单冲量调节系统 西山发电厂1号机组热控单冲量调节系统主要包括: a) 凝汽器水位控制 b) 除氧器水位控制 c) 除氧器压力控制 d) 汽封压力控制 e) 4#给水泵液偶控制 f) 低加水位控制 g) 连排扩容器水位控制 h) 1,冷渣机变频器控制 i) 2,冷渣机变频器控制 j) 冷渣水温调节阀 k) 回油压力调节 l) 减温减压控制 3.9.2 单冲量调节系统的调试步骤如下: a) 检查模拟量控制逻辑，各被调量输入指示正确，系统组态、连接正确。 b) 检查顺控逻辑，各系统优先开、优先关、禁止开、禁止关，自动切手动功能(如 果有)能否实现，系统在条件满足时，手动、自动、就地切换功能完好。 c) 初步计算并设置各控制器中的控制参数。 VER:A/0 第 8 页 共 15 页 西山热控调试 d) 在被调参数满足投自动的条件时，将系统投入自动。 e) 对被调参数施加2-10%的定值扰动，观察被调量的过渡过程。 f) 逐步修改PID参数，使控制系统的衰减率ψ为0.75。系统继续投入自动，观察 被调量在外扰情况下的过渡过程，如有必要，则进一步修改调节参数，提高控 制系统的调节品质。 3.9.3 给水控制(包括主、副给水) a) 水位补偿的正确性检查。 检查给水调节系统所有模拟量控制逻辑和顺控逻辑中各算法和开关、触点连接是否正确。并初步设置有关参数。 b) 检查各输入、输出参数是否正确，系统跟踪信号是否正确等。 c) 逻辑条件满足时，"手动—自动"切换自如，相应条件出现时优先开、优先关、切 手动等功能能实现。 d) 蒸汽流量小于20%额定流量时，为副给水调节。 e) 按单回路调节系统的参数整定方法整定单冲量调节PID模块的参数。 f) 逐步修改系统有关参数，提高系统调节品质。 g) 当锅炉负荷大于20%额定时，投入主给水自动，利用等效回路的方法，整定回 路的PID参数。 h) 观察外负荷扰动及高低负荷时，控制系统的调节品质,进一步修改系统参数。 3.9.4 减温控制(包括一级和二级减温自动) a) 检查模拟量控制逻辑和顺控逻辑中各算法及触点的联接是否正确。初步设置各 算法的参数。 b) "手—自动"切换功能能否正常，是否无扰。 c) 设置各内回路控制器为纯比例控制器，外回路控制器为PID调节器，系统投入 自动。 d) 进行减温水量扰动，逐步整定内回路参数。 e) 施加蒸汽温度设定值扰动，整定外回路控制器参数。 f) 考察控制系统在机组负荷的扰动下的被调参数曲线，进一步修改内、外回路PID 参数，提高调节品质。 3.9.5 炉膛压力控制 a) 检查系统模拟量控制逻辑和顺控逻辑中各算法和开关接点等连接是否正确，检 查模拟量控制逻辑，各被调量输入指示正确，系统组态、连接正确，初步计算 并设置各控制器中的控制参数。 VER:A/0 第 9 页 共 15 页 西山热控调试 b) 检查系统"手动退出"及"手—自动"切换功能能否实现。 c) 在锅炉燃烧稳定时，投入左、右侧引风自动，并将炉膛压力设定值设定为机组 安全运行的适当的值。 d) 对被调参数施加2~5%的定值扰动，观察被调量的过渡过程，按单回路调节的参 数整定方法，整定好系统的PID参数，使控制系统的衰减率ψ为0.9。。 e) 根据送 、引风特性试验，设置好送风机动叶对引风机动叶开度的变化比，投入 送风前馈回路。 f) 观察系统在锅炉负荷扰动下的炉膛压力曲线，进一步修改系统的PID参数，提 高系统调节品质。 g) 观察系统在锅炉负荷扰动下的炉膛压力曲线，进一步修改系统的PID参数，提 高系统调节品质。 3.9.6 氧量控制 a) 检查模拟量控制逻辑，各被调量输入指示正确，系统组态、连接正确。 b) 检查自动切手动功能能否实现，系统在条件满足时，手动、自动、就地切换功 能完好。 c) 检查各二次风、一次风的风量是否正确，并初步设定其它算法的参数。 d) 在锅炉燃烧稳定，炉膛压力调节系统投入自动的情况下，投入氧量自动。 -5%的定值扰动，观察被调量的过渡过程。按照单回路调节系e) 对被调参数施加2 统的参数整定方法，整定好风量调器的PID参数。 f) 逐步修改PID参数，使控制系统的衰减率ψ为0.9。 g) 投入氧量较正系统自动，对被调参数施加2-5%的定值扰动，观察被调量的过渡 过程，逐步修改PID参数，提高系统的调节品质。 h) 按照等效回路的方法，整定好氧量调节器的PID参数。 i) 观察在锅炉负荷的外扰下，氧量和风量的过渡曲线，进一步修改各算法参数， 提高系统的调节品质。 3.9.7 主汽压力控制 a) 检查系统的组态图。 B) 检查发热量的计算是否正确。 c) 锅炉燃烧稳定的情况下，投入给煤机自动控制。 d) 按单回路调节系统的控制器参数整定方法，整定给煤机调节器参数。 e) 在外负荷扰动下，观察燃料量曲线，修改控制器参数，提高调节品质。 VER:A/0 第 10 页 共 15 页 西山热控调试 3.9.8 一次风机液偶控制 a) 检查模拟量控制逻辑，各被调量输入指示正确，系统组态、连接正确。 b) 检查自动切手动功能能否实现，系统在条件满足时，手动、自动、就地切换功 能完好。 c) 检查各一次风的风量是否正确，并初步设定其它算法的参数。 d) 在锅炉燃烧稳定，炉膛压力调节系统投入自动的情况下，投入一次风机液偶自 动。 e) 对被调参数施加2-5%的定值扰动，观察被调量的过渡过程。按照单回路调节系 统的参数整定方法，整定好风量调器的PID参数。 f)逐步修改PID参数，使控制系统的衰减率ψ为0.9。 g)投入氧量较正系统自动，对被调参数施加2-5%的定值扰动，观察被调量的过渡过程，逐步修改PID参数，提高系统的调节品质。 h)按照等效回路的方法，整定好氧量调节器的PID参数。 i)观察在锅炉负荷的外扰下，氧量和风量的过渡曲线，进一步修改各算法参数， 提高系统的调节品质。 3.9.9 返料风压自动 a) 检查模拟量控制逻辑，各被调量输入指示正确，系统组态、连接正确。 b) 检查自动切手动功能能否实现，系统在条件满足时，手动、自动、就地切换功 能完好。 f) 检查各一次风的风量是否正确，并初步设定其它算法的参数。 g) 在锅炉燃烧稳定，炉膛压力调节系统投入自动的情况下，投入一次风机液偶自 动。 h) 对被调参数施加2-5%的定值扰动，观察被调量的过渡过程。按照单回路调节系 统的参数整定方法，整定好风量调器的PID参数。 f)逐步修改PID参数，使控制系统的衰减率ψ为0.9。 g)投入氧量较正系统自动，对被调参数施加2-5%的定值扰动，观察被调量的过渡过程，逐步修改PID参数，提高系统的调节品质。 h)按照等效回路的方法，整定好氧量调节器的PID参数。 i)观察在锅炉负荷的外扰下，氧量和风量的过渡曲线，进一步修改各算法参数， 提高系统的调节品质。 3.9.10 空冷抽汽压力控制 a) 检查模拟量控制逻辑，各被调量输入指示正确，系统组态、连接正确。 VER:A/0 第 11 页 共 15 页 西山热控调试 b) 检查自动切手动功能能否实现，系统在条件满足时，手动、自动、就地切换功 能完好。 c) 在空冷启动前投入自动，具体见空冷系统调试。 4 MCS系统的动态试验 4.1 目的 考验MCS系统的调节性能，进一步优化MCS系统的调节参数和其它参数，使控制系统具有合格的内、外扰动的消除能力。 4.2 适用范围 安装、检修或系统参数修改完成后投入闭环运行已经稳定而尚未作扰动试验或经扰动试验，但调节品质尚未被确认为合格的MCS系统。 4.3 职责 以负调试相关系统的人员为主进行相关系统的动态试验，运行人员负责系统的操作，有必要时，需请与该系统有关的专业人员配合。 4.4 试验所需的设备和用具 工程师站。 4.5 人员资格要求 负责相关系统调试、检修且熟悉系统设备性能和系统接线及有关部颁热控规程的工作人员和熟悉相关系统操作的运行人员。 4.6 环境和特殊要求 机组运行工况稳定，机组已达到相应系统投自动所需的负荷，且系统各相关参数测量及指示准确，相关系统投入自动后已经稳定。 4.7 安全措施 4.7.1 试验人员必需熟悉相关设备、系统的结构、性能以及试验方法步骤。 4.7.2 系统动态试验前，机组的调试指挥机构应作计划安排，并指派运行人员密切配合。 4.7.3 系统试投时，机组应处于稳定的运行工况，相关设备、系统工作正常，并采取必要 的保护措施。试运中应密切注意机组的运行情况及被试验设备、系统各部分的工作情 况，如有异常，立即将系统切回手动，由运行人员采取办法稳定机组的运行。 4.7.4 经试验证明系统确已正常、可靠地工作后，各试验监视岗位的人员方可撤离。 4.8 MCS系统动态试验步骤 4.8.1 填写《重要热控设备和热控系统在线试验、投运切除申请表》(见附录)，按照《热 控设备和热控系统的试验、投运及退出手续的办理》程序办理系统动态试验手续。 VER:A/0 第 12 页 共 15 页 西山热控调试 4.8.2 重新检查系统输入、输出信号是否正确，如正确，则进行下一步工作。如不正确， 则需检查外围设备、系统接线和系统的内部逻辑，消除有关障碍。如与该系统有关的 所有障碍能快速消除，则将其消除，并继续进行系统的动态试验。如与该系统有关的 障碍未能快速消除，则中止系统动态试验。 4.8.3 利用CRT作为显示、记录设备，记录相关系统的被调量、被调量设定值、阀门开度 等参数。 4.8.4 确认系统的有关参数。 4.8.5 负荷在表一所列范围内，且稳定时，联系运行人员，将相关系统投入自动。 表一 自动控制系统对应负荷范围表格 序号 系 统 名 称 系统投入自动的负荷范围 汽包水位单冲量调节系统 1 0~30% MCR 汽包水位三冲量调节系 2 30%~100%MCR 统 3 0~100% MCR 除氧器水位 4 60%~100% MCR 5 70%~100% MCR 炉膛压力调节系统 其它调节系统 4.8.6 当被调量稳定后，改变被调量设定值2%~10%，观察被调量的过渡过程。 4.8.7 系统自动投入明细表如下: 投入套数系统名称 PID参数 备注 情况 统计 主调:比例系数:1,积分时间: 80S，死区:2。 一级减温 已投 2 负调:比例系数:1.5,积分时间: 50S，死区:2。 减温自动 主调:比例系数:1,积分时间: 100S，死区:2。 二级减温 已投 2 负调:比例系数:1.5,积分时间: 60S，死区:2。 主调:比例系数:1.3,积分时间: 60S，死区:5。 汽包水位自动 已投 2 负调:比例系数:0.3,积分时间: 55S，死区:5。 4 燃烧自动 主汽压力比例系数:10,积分时间:100S， 控制 死区:0.1 2 比例系数:0.15,积分时间:负压自动 200S，死区:10 1 一次风压比例系数:1,积分时间:60S， 自动 死区:0.1 1 比例系数:1,积分时间:100S，氧量自动 死区:0。3 2 返料风压比例系数:1.3,积分时间:60S， 自动 死区:0.1 VER:A/0 第 13 页 共 15 页 西山热控调试 因床压取炉膛差压比例系数:0.5.,积分时间:60S，床压控制 未投 1 信号，现差压信号不死区:5 对 比例系数:1,积分时间:60S，冷渣水温控制 已投 1 死区:5 因水位摆动大，须加比例系数:0.6,积分时间:100S，连排扩容器液位控制 可投 1 滤波，加入后可投。死区:5 现已加入。可投。 比例系数:2,积分时间:60S，回油压力调节 可投 1 油泵启动后可投入 死区:0.1 凝结水位比例系数:0.3,积分时间:65S，可投 1 补水门 死区:8 试投过，但水位信号凝结水位凝结水位比例系数:0.3,积分时间:80S，时好时坏，水位信号可投 1 调节 再循环门 死区:8 处理好后可连续投 入 主凝结水比例系数:0.3,积分时间:100S，可投 1 位调门 死区:8 比例系数:70,积分时间:10S，汽封压力调节 已投 1 死区:0.002 比例系数:0.3,积分时间:100S，低加水位控制 已投 2 死区:5 减温减压比例系数:1,积分时间:60S，可投 2 温度控制 死区:2 减温减压系统未投运，系统投器系统 减温减压比例系数:10,积分时间:20S，运后可投 可投 2 压力控制 死区:0.05 因系统原因，除氧器 比例系数:0.2,积分时间:50S，水位调整门始终大除氧器水位控制 未投 1 死区:8 开，靠除盐水补水调 门来控制 比例系数:180,积分时间:8S，除氧器压力控制 已投 1 死区:0 比例系数:2.5，积分时间:65S，4#泵液偶控制 已投 1 死区:0.1 比例系数:5，积分时间:50S，主控制器 已投 1 空冷排汽死区:0.1 压力控制 积分时间:10%/分钟 分变频器 12 比例系数:3，积分时间:18S，DEH控制 已投 2 死区:1 4.8.11 试验完成。 4.8.12 分析步骤1中各参数的过渡过程，其动态偏差和静态偏差应满足电力部颁布的《模 拟量控制系统负荷变动试验考核指标》的要求，即如表二所示: 表二 自动控制系统调节品质性能指标表格 负荷变动过程 负荷变动后 被控参数 中动态偏差 静态偏差 过热蒸汽温度 ?10? ?5? 汽包水位 ?60mm ?30mm VER:A/0 第 14 页 共 15 页 西山热控调试 炉膛压力 ?200Pa ?100Pa 烟气含氧量 ?2% ?1% 除氧器水位 ?250mm ?100mm 凝汽器水位 ?200mm ?100mm 8.4.8.13 检查控制系统的调节品质，如系统的调节品质达到了电力部颁布的《火力发电厂 基本建设工程启动及竣工验收规程》(1996年版)所规定的标准，则系统可交给运 行人员实际使用。否则，还需继续修改系统的参数，进一步提高系统的调节品质或找 出影响系统调节品质的障碍所在。 5 定检查控制点 MCS系统的自动投入率及系统定值扰动试验。 6 采用技术标准、规程、规范 6.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》。 6.2 《火电工程启动调试工作规定》，1996年版。 6.3 《电力建设施工及验收技术规程(热工仪表及控制装置篇)》 SDJ 279,90。 6.4 《电力装置安装工程施工及验收规范》GB 10764,89。 6.5 《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL 5009.1,92。 6.6 热控设备厂家正式图纸、说明书、证明书及技术要求。 6.7 设备订货合同、技术协议要求。 6.8 《火电工程调整试运后质量检验及评定标准》，1996年版。 在上述标准发生矛盾时处理原则为:首先应按设备订货合同、技术协议的要求及制造厂的正式图纸规定执行，如合同及制造厂无明确规定或规定不全时，按国家标准、部颁标准和规程条例执行。 7总结: 1(72小时间，MCS中燃烧部分经调试委员会不在自动投入率范围内。 2(72小时间，因系统未头运或运行方式的要求，某些自动不能投入(见 自动投入表)，其他自动投入正常。 VER:A/0 第 15 页 共 15 页 西山热控调试 西山发电厂1号机组SCS顺序控制系统调试报告 项目经理: 审 核: 编 写: 2005年11月 西山热控调试 SCS顺序控制系统调试报告 1 系统概况 西山电厂3号机组的顺序控制系统(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。机组 SCS功能由EDPF-NT分散控制系统完成。SCS子功能级主要包括以下控制项目: a) 油枪启/停子组 b) 给煤系统子组 c) 石灰石给料子组 d) 二次风机子组 e) 引风机子组 f) 一次风机子组 g) 高压流化风机子组 h) 锅炉定期排污子组 i) 进汽子组 j) 给水泵子组 k) 抽汽及高低加子组 l) 凝结水子组 m) 低加疏水泵子组 n) 真空系统子组 o) 电动油泵子组 p) 汽机轴封系统子组 q) 发电机冷却水子组 r) 空冷子组 1( 汽机部分 2.1进汽子组 2.1.1设备: , 机侧左电动主汽门 , 机侧右电动主汽门 , 母管侧左电动主汽门 , 母管侧右电动主汽门 , 1,主汽母管分段门 2.1.2 功能: , 单操 2.2抽汽及高低加子组 2.2.1设备: VER:A/0 第 1 页 共 19 页 西山热控调试 , 高加自动旁路电磁阀 , 高加电动旁路门 , 高加入口电动门 , 高加出口电动门 , 高加紧急放水阀 , 一段抽汽电动阀 , 二段抽汽电动阀 , 三段抽汽电动阀 , 四段抽汽电动阀 , 高加抽汽逆止阀电磁阀 , 三四段抽汽逆止阀电磁阀 , 热网抽汽逆止阀电磁阀 S , 低加电动旁路门 , 低加入口电动门 , 低加出口电动门 , 高低加蒸汽进口阀 2.2.2 功能: , 单操 , 连锁保护 1) 1段抽汽逆止门*****【联锁关闭】1段抽汽逆止门已开&(1#高加水位>850OR2# 高加水位>850OR自动主汽门已关) 2) 2段抽汽逆止门*****【联锁关闭】2段抽汽逆止门已开&(1#高加水位>850OR2# 高加水位>850OR自动主汽门已关) 3) 3段抽汽逆止门*****【联锁关闭】3段抽汽逆止门已开&自动主汽门已关 4) 4段抽汽逆止门*****【联锁关闭】4段抽汽逆止门已开&(1#低加水位>840OR 自动主汽门已关) 5) 热网抽汽逆止门*****【联锁关闭】热网抽汽逆止门已开&自动主汽门已关 6) 2#低加抽汽逆止门*****【联锁关闭】2#低加抽汽逆止门已开&(2#低加水 位>840OR自动主汽门已关) 7) 5段抽汽速关门*****【联锁关闭】5段抽汽速关门已开&自动主汽门已关 8) 高加事故放水阀1*****【联锁打开】高加事故放水阀1全关&1#高加水位>650 【联锁关闭】高加事故放水阀1全开&1#高加水位<60 9) 高加事故放水阀2*****【联锁打开】高加事故放水阀2全关&2#高加水位>650 【联锁关闭】高加事故放水阀2全开&2#高加水位<60 10)高加给水旁路管阀*****【联锁打开】高加给水旁路管阀全关&(1#高加水 位>850OR2#高加水位>850) 11)高加紧急旁路控制电磁阀1*****【联锁打开】高加紧急旁路阀1已关&(1#高 加水位>850OR2#高加水位>850) 12)高加紧急旁路控制电磁阀2*****【联锁打开】高加紧急旁路阀2已关&(1#高 加水位>850OR2#高加水位>850) 13)高加蒸汽进口阀1*****【联锁关闭】高加蒸汽进口阀1全开&(#1高加水 位>850OR#2高加水位>850OR自动主汽门已关) 14)高加蒸汽进口阀2*****【联锁关闭】高加蒸汽进口阀2全开&(#1高加水 位>850OR#2高加水位>850OR自动主汽门已关)高加入口电动门 VER:A/0 第 2 页 共 19 页 西山热控调试 15)高加入口电动门1*****【联锁关闭】 高加给水旁路管阀全开&(#1高加水 位>850OR#2高加水位>850) 16)高加入口电动门1*****【联锁关闭】 高加给水旁路管阀全开&(#1高加水 位>850OR#2高加水位>850) 17)低加蒸汽进口阀1*****【联锁关闭】低加蒸汽进口阀1全开&(#1低加水位>840 自动主汽门已关) 18)低加蒸汽进口阀2*****【联锁关闭】低加蒸汽进口阀2全开&(#1低加水位>840 自动主汽门已关) 19)1#低加入口门*****【联锁关闭】低加进出旁路门4全开&低加进出口旁路门6 全开&1,低加水位>840 20)1#低加出口门*****【联锁关闭】低加进出旁路门5全开&低加进出口旁路门6 全开&1,低加水位>840 21),低加进出口旁路门*****【联锁打开】低加进出口旁路门6全关&1,低加水 位>840 22)2#低加入口门*****【联锁关闭】低加进出旁路门1全开&低加进出口旁路门3 全开&2,低加水位>840 23)2#低加出口门*****【联锁关闭】低加进出旁路门2全开&低加进出口旁路门3 全开&2,低加水位>840 24)2,低加进出口旁路门*****【联锁打开】低加进出口旁路门3全关&2,低加水 位>840 2.3凝结水系统 2.3.1设备: , 凝结水水泵3台: #1凝结水泵 #2凝结水泵 #3凝结水泵 , 凝结水泵出口门3台: #1凝结水泵出口门 #2凝结水泵出口门 #3凝结水泵出口门 2.3.2 凝结水泵马达控制功能: , 操作:单操 , 联锁启动其他任一凝结水泵跳闸OR凝结水泵母管压力低& 1#凝结水泵投联锁 联启本凝结水泵 2.3.3马达热备用启动条件: , 马达停运 and 热备用状态投 and , 另一台凝结水泵停运 or 凝结水母管出口压力低(模拟量判断) 2.3.4凝结水泵出口门: , 操作:单操 , 连锁开:马达运行后延迟5秒，连锁打开 , 连锁关:马达跳闸 and 出口门未全关，连锁关闭。 2.4 电动油泵子组: VER:A/0 第 3 页 共 19 页 西山热控调试 2.5.1设备: , 电动油泵3台: 高压启动油泵 交流润滑油泵 直流润滑油泵 两台顶轴油泵 盘车 2.5.2功能: , 高压启动油泵设单操和主油泵油压低于<0.883Mpa时联启。 , 交直流油泵设单操和连锁控制:人工控制连锁的投切，在汽机运行时，禁止 切除连锁，润滑油压<0.055Mpa既润滑油压低2值时联启交流，润滑油压到 0.040Mpa既低3值时联起直流油泵。 , 两台顶轴油泵互为备用且顶轴油泵油压低时联启备用油泵。 , 两台发电机冷却水泵互为备用 2.5 真空泵子组: 2.6.1设备: , 真空泵2台: #1真空泵 #2真空泵 #1，#2补水电磁阀 #2真空泵入口蝶阀 #1， 真空旁路阀 2.6.2功能: , 设单操 , 两台真空泵互为备用 , 设连锁控制，人工控制连锁的投切 , 当分离器液位低发时先开补水阀，5分钟后任低则联停真空泵;当真空泵阀前 真空低or 另一台真空泵跳闸时，连锁启动备用真空泵。真空泵阀前真空高时， 连锁停备用真空泵。 , 当真空泵运行且真空泵阀后真空低阀不低时联开入口蝶阀 , 真空旁路阀在DCS位置and真空旁路阀无故障信号允许开 2.6 低加疏水泵子组: 2.6.1设备: , 低加疏水泵2台: #1低加疏水泵 #2低加疏水泵 2.6.2功能: , 设单操 , 两台低加疏水泵互为备用 , 设连锁控制，人工控制连锁的投切 , 低加水位高二值时 or 另一低加疏水泵跳闸时，连锁启动备用低加疏水泵 2.7发电机冷却水子组 2.7.1设备: VER:A/0 第 4 页 共 19 页 西山热控调试 两台发电机冷却水泵 2.7.2功能: , 设单操 , 两台发电机冷却水泵互为备用 , 发电机定子线圈水压低2值且发电机定子线圈水流量小于10.5m3/h或 , 发电机转子线圈水压低2值且发电机转子线圈水流量小于10.5m3/h延时30S 去电气主保护停机。 2.8汽机轴封系统子组 2.8.1设备: , 汽封抽汽风机2台: 汽封出、入口及旁路门 2.8.2功能: , 设单操 , 两台汽封抽汽风机互为备用 , 设连锁控制，人工控制连锁的投切 2.9其他单操子组 1#，2#低压缸喷水阀，减温减压电动门 除氧给水部分 3.1 给水泵子组 3.1.1 设备: , 4台给水泵马达:#1、#2、#3、#4 ，有电流信号(I411/I421/I431/I441) , 6台润滑油泵(每台给水泵2台润滑油泵):#1 (S413/4)、#2(S423/4)、 #3(S433/4)、4#泵为一辅助油泵 , 4台给水泵出口门及4台给水泵再循环门 3.1.2 功能: 3.1.2.1 给水泵马达 3.1.2.1.1单操启停 3.1.2.1.2 启动允许条件 , 给水泵马达未跳闸 , #1泵稀油站主机联锁1取反既润滑油压不低 , 给水泵在DCS远控位置 3.1.2.1.3 连锁启动条件 , 其余3台泵任一跳闸&本给水泵投联锁 , OR高压给水冷母管压力<12Mpa&本给水泵投联锁 3.1.2.1.4连锁停条件: , #1泵稀油站主机联锁2既给水泵润滑油压低OR , #1给水泵入口流量<90t/h延时20s
给水泵再循环门未开OR , #1给水泵传动端轴承温OR#1给水泵自由端轴承温OR#1给水泵推力轴承温任 一>75? 3.1.2.2给水泵润滑油泵(1#—3#稀油站) 3.1.2.2.1单操启停 3.1.2.2.2 连锁启动条件 , .1,稀油站工作，2,稀油站备用时，1,跳联2,，油压低(<0.08MPa)联2, VER:A/0 第 5 页 共 19 页 西山热控调试 , 2,稀油站工作，1,稀油站备用时，2,跳联1,，油压低联1, , .油压低于0.05MPa时，跳1,给水泵 3.1.2.3给水泵出口门 3.1.2.3.1单操开关 3.1.2.3.2 连锁开条件 , 当1,给水泵启动且1,给水泵出口压力低于15MPa时，联开 3.1.2.3.3连锁关条件: , .当1,给水泵事故跳闸时联关 3.1.2.4给水泵再循环门 3.1.2.4.1单操开关 3.1.2.4.2 连锁开条件 , 给水泵入口流量低于90t/h联开 3.1.2.5 4#给水泵辅助润滑油泵 3.1.2.5.1单操启停 3.1.2.5.2 连锁启动条件 , 当4#给水泵启动时油压低于0.08Mpa联启 , .当4#给水泵停止时30分钟内联启 , 当4#给水泵投备用时联启 3.1.2.5.3连锁停条件: , 当给水泵启动时油压高于0.08Mpa联停 ,给水泵投备用时联跳 , 当给水泵停止30分钟后且无4 3.2 除氧器事故放水门及溢流门 , 除氧器水位高二值开除氧器事故放水门， , 除氧器水位高一值开除氧器水位溢流门 3.3 主蒸汽至热网站电动门 , 单操 3.4 高压给水热母管电动门 , 单操 4( 锅炉部分 4.1 锅炉大连锁 4.1.1 状态:投/切，人工投切操作。 4.1.2 连锁关系: 锅炉大连锁投: 1)启动顺序: 启动1,2,引风机任一台 1,2,引风机任一台运行允许启动一次风机 一次风机运行允许启动二次风机、任一流化风机 任一流化风机运行;一次风机运行;二次风机运行; 炉床温度>650?允许启动任一给煤机 2)停止顺序: VER:A/0 第 6 页 共 19 页 西山热控调试 停止给煤机 给煤机全停允许停一、二次风机 一二次风机停止允许停流化风机 流化风机全停，一二次风机全停， 或另一台引风机运行允许停止引风机 3)跳闸顺序: 跳引风机 两台引风机全跳跳一次风机 一次风机停止跳给煤机 一次风机停止跳二次风机 一次风机停止延时90S跳流化风机 4.2 MFT 4.2.1 状态:投/切，人工投切操作。 4.2.2 保护项目: 2)手动停炉主保护(分软硬手动) 3)一次风机停主保护 4)二次风机停主保护 5)流化风机全停主保护 6)引风机全停主保护 7)炉膛压力停炉主保护(有炉膛正负压保护，保护定值为?1500Pa) 8)汽包水位停炉主保护(有高低水位保护，保护定值为?250mm) ) 炉床温度停炉主保护(有床温高低保护，保护定值高为1050?，低为650?) 9 4.3 燃油系统 4.3.1 设备: 1#,2#油枪子组及主油阀、吹扫总阀、回油压力调节 (MCS控制) 4.3.2 功能(见FSSS) 4.4 引风机子组 4.4.1 设备: 引风机马达2台: #1引风机 #2引风机 引风机人口调节挡板2台，1#，2#引风机液力耦合器(MCS控制) 4.4.2 启动允许条件:以下条件全部满足: , 人口条件挡板关闭(MCS控制，检测挡板开度) , 液力耦合器关至<5, , ,1引风机远控 4.4.3 停止允许条件: , 大连锁不投，引风机在远控位置; , 锅炉大联锁投入时，引风机在远控位置，流化风机全停，一二次风机全停， 或 ,2引风机运行 4.5送风子组 4.5.1设备: 一次风机1台 二次风机1台 一二次风机入口调节挡板2台，一二次风机液力耦合器(MCS控制) VER:A/0 第 7 页 共 19 页 西山热控调试 风门11台:一二次风门8个，一次冷风门1个，流化风机母管门2个 左右返料跳门2个 4.5.2 一二次风机控制:单操启停及连锁跳闸 一次风机启动允许条件: , (大连锁不投 or 引风机运行) and , 人口挡板关闭(MCS控制，检测挡板开度) , 一次风机液耦关至<5% , 一次风机远控 二次风机启动允许条件: , (大连锁不投 or 引风机运行) and , 人口挡板关闭(MCS控制，检测挡板开度) , 一次风机液耦关至<5% , 二次风机远控 一次风机正常停止允许条件: , 锅炉大连锁不投 or , 给煤机停运 and一次风机远控 二次风机正常停止允许条件: , 锅炉大连锁不投 or 给煤机停运 and二次风机远控 一次风机连锁跳闸条件: , 锅炉大连锁投 and 引风机跳闸 二次风机连锁跳闸条件: , 锅炉大连锁投 and 一次风机跳闸 4.5.3风门控制:单操开关 风门打开允许条件:无 风门关闭允许条件:无 4.6给煤机子组 4.6.1 设备: 计量给煤机4台: #1计量给煤机 #2计量给煤机 #3计量给煤机 #4计量给煤机 #1计量给煤机—4#计量给煤机下料门、出料门8个 4.6.2 给煤机控制:单操启停及联锁跳闸 给煤机启动允许条件: , MFT复位 , 大连锁不投(或大连锁投入时任一流化风机运行且一次风机运行且二次风机运 行且炉床温度>650?) , 给煤机远控 给煤机正常停止允许条件: ? 给煤机远控 给煤机连锁跳闸条件: VER:A/0 第 8 页 共 19 页 西山热控调试 , MFT , (锅炉大连锁投 and 一次风机跳闸) 4.6.3 给煤机进口闸板控制:单操开闭及连锁开闭。 给煤机进口闸板打开允许条件: , 计量给煤机出口挡板已打开 给煤机进口闸板关闭允许条件:无 4.6.4 给煤机进口闸板连锁打开条件: , 计量给煤机已启动后2秒 给煤机进口闸板连锁关闭条件: , 计量给煤机跳闸 or , MFT 4.6石灰石给料机子组 4.6.1 设备: 进气阀2个: #1进气阀 #2进气阀 吹堵阀 石灰风机出口门2个: #1石灰风机出口门 #2石灰风机出口门 石灰风机出口对空门2个: #1石灰风机出口对空门 #2石灰风机出口对空门 石灰下缓冲仓平衡阀1个 石灰上缓冲仓平衡阀1个 石灰下缓冲仓进料阀1个 石灰上缓冲仓进料阀1个 石灰下缓冲仓密封阀1个 石灰上缓冲仓密封阀1个 4.6.2 进气阀控制:单操开闭 4.6.3 吹堵阀控制:单操开闭 4.6.4 石灰风机出口门控制:单操开闭 4.6.5石灰风机出口对空门控制:单操开闭 4.6.6石灰下缓冲仓平衡阀控制:单操开闭 4.6.7石灰上缓冲仓平衡阀控制:单操开闭 4.6.8石灰下缓冲仓进料阀控制:单操开闭 4.6.9石灰上缓冲仓进料阀控制:单操开闭 4.6.10石灰下缓冲仓密封阀控制:单操开闭 4.6.11石灰上缓冲仓密封阀控制:单操开闭 4.7冷渣器子组 4.7.1设备: 冷渣器2台: #1冷渣器 VER:A/0 第 9 页 共 19 页 西山热控调试 #2冷渣器 冷渣器进口门2台: 冷渣器进口门1 冷渣器进口门2 4.7.2 冷渣器控制:单操启停 4.7.3 冷渣器进口门控制:单操开闭 5. 汽水系统阀门 5.1给水调阀前阀1 ? 操作:单操 5.2给水调阀前阀2 , 操作:单操 5.3给水调阀后阀3 , 操作:单操 5.4过热集箱出口阀 , 操作:单操 5.5 点火向空排汽阀1 5.5.1 操作:单操及连锁开闭 5.5.2连锁打开条件:集箱出口蒸气压力高于10Mpa 5.6 点火向空排汽阀2 5.6.1 操作:单操及连锁开闭 点动调节门 5.6.2连锁打开条件:集箱出口蒸气压力高于10Mpa 5.7紧急放水阀1和紧急放水阀2 5.7.1操作:单操及连锁开闭 5.7.2 打开允许条件:汽包水位高于0值 5.7.3连锁打开条件: , 汽包水位高于100值打开 5.7.4连锁关闭条件: , 汽包水位低于50值延时100S , 汽包水位低于-50值 5.8再循环电动门 , 操作:单操 5.9主汽母管分段门 , 操作:单操 5.10主汽母管至母管阀 , 操作:单操 5.11定排电动阀36个 定排电动阀1 定排电动阀2 定排电动阀3 定排电动阀4 定排电动阀5 定排电动阀6 定排电动阀7 定排电动阀8 定排电动阀9 定排电动阀10 定排电动阀11 定排电动阀12 定排电动阀13 定排电动阀14 定排电动阀15 定排电动阀16 定排电动阀17 定排电动阀18 定排电动阀19 定排电动阀20 定排电动阀21 定排电动阀22 定排电动阀23 定排电动阀24 定排电动阀25 定排电动阀26 定排电动阀27 定排电动阀28 定排电动阀29 定排电动阀30 定排电动阀31 定排电动阀32 定排电动阀33 定排电动阀34 定排电动阀35 VER:A/0 第 10 页 共 19 页 西山热控调试 定排电动阀36 5.11.1定排电动阀控制:单操启停及连锁关闭 5.11.2定排电动阀启动允许条件: ? 汽包水位高于0值 5.11.3定排电动阀联锁关闭条件: ? 汽包水位低于-50值 5.11.3定排电动阀顺控步骤 定期排污程序控制排污次序: (1) 投入顺控。手操打开#1炉下降管放水总门(1361)，依次打开#1炉右旋风分离 器下降管放水门(1306)，#1炉左旋风分离器下降管放水门(1308)，开启#1 炉水冷壁右侧下降管放水门(1314)，#1炉水冷壁左侧下降管放水门(1318)， 1炉右水冷屏下降管放水门(1310)，1炉中水冷屏下降管放水门(1316)，#1 炉左水冷屏下降管放水门(1312)。以上各排污门之电动门放水排污一分钟， 然后关闭之，最后关闭#1炉下降管放水总门。 (2) 投入顺控。手操打开#1炉水冷壁右侧下集箱定排总门(1362)，依次打开#1 炉前墙水冷壁下集箱右侧定排门(1320)， #1炉右侧墙水冷壁下集箱定排门 (1324)， #1炉后墙水冷壁右侧下集箱定排手动门(1328)。以上各排污门之 电动门，放水排污一分钟，然后关闭之，最后关闭#1炉水冷壁右侧下集箱定 排总门。 (3) 投入顺控。手操打开#1炉水冷壁左侧下集箱定排总门(1363)，依次打开#1 炉前墙水冷壁下集箱左侧定排门(1322)，#1炉左侧墙水冷壁下集箱定排门 (1330)，#1炉后墙水冷壁左侧下集箱定排门(1326)。以上各排污门之电动 门，放水排污一分钟，然后关闭之，以上各放水排污门排污完毕，依次关闭 各排污门之手动门，最后关闭#1炉水冷壁左侧下集箱定排总门。 (4) 投入顺控。手操打开#1炉分离器右侧下集箱定排总门(1364)，依次打开#1 炉右分离器右侧墙下集箱定排门(1332)，1炉右分离器左侧墙下集箱定排门 (1334)，1炉右分离器后墙下集箱定排门(1336)。以上各排污门之电动门， 放水排污一分钟，然后关闭之，最后关闭#1炉分离器右侧下集箱定排总门。 (5) 投入顺控。手操打开#1炉分离器左侧下集箱定排总门(1366)，依次打开#1 炉左分离器右侧墙下集箱定排门(1338)，#1炉左分离器左侧墙下集箱定排门 (1340)，#1炉左分离器后墙下集箱定排门(1342。以上各排污门之电动门， 放水排污一分钟，然后关闭之，最后关闭#1炉分离器左侧下集箱定排总门。 (6) 投入顺控。手操打开#1炉分离器左侧中部集箱定排总门(1367)，依次打开#1 炉分离器后墙中部集箱定排门(1346)，#1炉分离器后墙中部右集箱定排门 (1348)，#1炉分离器左侧墙中部集箱?定排门(1354)，#1炉分离器隔墙中 部集箱?定排门(1360)，#1炉分离器左侧墙中部集箱?定排门(1352)，#1VER:A/0 第 11 页 共 19 页 西山热控调试 炉分离器隔墙中部集箱?定排门(1358)。以上各排污门之电动门，放水排污 一分钟，然后关闭之，最后关闭#1炉分离器左侧中部集箱定排总门。 (7) 电动开启#1炉分离器右侧中部集箱定排总门(1366)，依次打开#1炉分离器 后墙中部右集箱定排门(1344)，#1炉分离器右侧墙中部集箱?门(1350)， #1炉分离器右侧墙中部左集箱?定排门(1356)。以上各排污门之电动门，放 水排污一分钟，然后关闭之，最后关闭#1炉分离器右侧中部集箱定排总门。 6. 热网部分 6.1东线#1热网循环泵 ? 操作:单操 ? 启动停止条件:设备在DCS远控位置 6.2热网加热器疏水泵 6.2.1设备: 4台热网加热器疏水泵 6.2.2功能: ? 操作:单操 ? 启动停止条件:设备在DCS远控位置 6.3事故补水泵 6.3.1设备: 2台事故补水泵 SSB1 SSB2 6.3.2功能: ? 操作:单操 ? 启动停止条件:设备在DCS远控位置 6.4软水泵 6.4.1设备: 2台软水泵 RSB1 RSB2 6.4.2功能: ? 操作:单操 ? 启动停止条件:设备在DCS远控位置 6.5母管阀门子组: 6.5.1设备: 共4台 供水下线母管阀1 回水下线母管阀2 回水上线母管阀3 回水上线母管阀4 6.5.2功能: ? 操作:单操 6.6加热器紧急疏水阀子组: 6.6.1设备: 共6台 VER:A/0 第 12 页 共 19 页 西山热控调试 加热器紧急疏水阀1~6 6.6.2功能: ? 操作:单操 ? 联锁条件:相应换热器凝结水位高>75mm,打开对应紧急疏水阀 相应换热器凝结水位正常<0mm,关闭对应紧急疏水阀 6.7加热器蒸汽进口阀子组: 6.7.1设备: 共12台 加热器蒸汽进口阀1~12 6.7.2功能: ? 操作:单操 7. 空冷部分 7.1设备: ? 两台竖阀列1竖阀，列3竖阀 ? 两台凝结水疏水阀，列1凝结水疏水阀，列2凝结水疏水阀 ? 两台抽真空阀，列1抽真空阀，列3抽真空阀 ? 十二台油泵 列1#1油泵，列1#2油泵，列1#3油泵，列1#4油泵， 列2#1油泵，列2#2油泵，列2#3油泵，列2#4油泵， 列3#1油泵，列3#2油泵，列3#3油泵，列3#4油泵 ? 十二台风机 列1#1风机，列1#2风机，列1#3风机，列1#4风机， 列2#1风机，列2#2风机，列2#3风机，列2#4风机， 列3#1风机，列3#2风机，列3#3风机，列3#4风机， ? 7.2功能及试验方法: 1)逆流保护 1.1 顺流保护:(环境温度<3?) 1.1.1 当排汽温度,列1凝结水温度(左或右)>15?时，列1顺流保护激活; 当两温度之差<8?时保护复位。 1.1.2 当排汽温度,列2凝结水温度(左或右)>15?时，列2顺流保护激活; 当两温度之差<8?时保护复位。 1.1.3 当排汽温度,列3凝结水温度(左或右)>15?时，列3顺流保护激活; 当两温度之差<8?时保护复位。 1.1.4 当顺流保护激活后，转速将以10,的速度下降，直至降到0转速(若无 复位信号);而当顺流保护复位时，转速将以10,的速度升至原转速。 1.1.5 以上降速过程中，逆流风机速度不变;顺流复位到原始值时，逆流风速 激活(即受控制器控制) 1.2 逆流保护:(环境温度<3?) 1.2.1 当排汽温度,抽真空温度(列1列2列3)>15?时，对应列1列2列3 逆流保护激活，对应逆流风机将以10,的速度下降，当两温度之差<8? 时，保护复位，对应逆流风机复位，转速将以10,的速度升至原值。 1.2.2 以上降速过程中，顺流风机速度不变;逆流复位到原始值时，顺流风速 激活(即受控制器控制) 1.3 当顺流保护已激活，而此时对应逆流排汽温度,抽真空温度在15?<ΔΤVER:A/0 第 13 页 共 19 页 西山热控调试 <18?时，逆流，顺流风机将都以当前速度运行。 1.4 当顺流保护已被激活，而此时对应逆流排汽温度,抽真空温度大于18?时， 逆流风机以10,速度下降，顺流风机保持当前转速运行。 2)冬季热循环保护 当环境温度<-3?时，冬季热循环保护启动。冬季热循环保护启动后，列1的逆流风机先停3分钟，再启;列2逆流风机启动17分钟后，列3风机停3分钟，再启;列3逆流风机启动17分钟后，列1逆流风机再停3分钟，如此来回循环。当环境温度>0?时，保护复位。 3)风机操作及保护说明 3.1顺流风机 3.1.1当投入连锁时，顺流风机的保护有对应竖阀关、油泵停连锁停风机 3.1.2当投入110,运行时，只能在110,升降操作器进行升降(110,操作器 仅在100,,110,之间使用，且110,操作器仅在110,运行投入时起作用) 3.1.3变频器控制操作器中升速速率设为10, 3.2逆流风机 3.2.1当投入连锁时，当逆流风机对应的竖阀关、油泵停、 热循环保护动作时， 连锁停风机 3.2.2当投入110,运行时，只能在110,升降操作器进行升降(110,操作器 仅在100,,110,之间使用，且110,操作器仅在110,运行投入时起作用) 3.2.3变频器控制操作器中升速速率设为10, ,的速度运行(反转启动时，正转也须启动，3.2.3当以反转启动时，应以50 且转速从当前速度降为零后，再升至50,的反转速度。) 1.5 所有风机当对应油压低，振动高时发安全停信号，此时若要重启风机，必须 在消除故障或复位后方可启动。 4)空冷顺控 4.1环境温度>3?(所有风机投入连锁及自动，竖阀，凝结水阀投入连锁) 4.1.1启动(在启动前所有风机在零位且投入自动连锁，压力主控器投入自动且在 零位) 4.1.1.1在空冷画面上按“子组投入”及“子组启动” 4.1.1.2此时所有竖阀，抽真空阀，凝结水阀开 4.1.1.3当主控器输出>4%时列2逆启;>16%时，列2顺启;>40%时列1逆启;>52% 时，列1顺启;>76%时列3逆启;>88%列3顺启。 4.1.2停止 4.1.2.1在空冷画面上按“子组停止” 4.1.2.2当主控器输出<24,时，停列3顺流;<18%时，停列3逆流;<16%时，停 列1顺流;<10%时，停列1逆流;<8%时，停列2顺流;<2%时，停列2 逆流。 4.2环境温度<3?(所有风机投入连锁及自动，竖阀，凝结水阀投入连锁) 4.2.1启动 4.2.1.1阀门启动 4.2.1.1.1所有竖阀关闭，所有凝结水阀，抽真空阀打开，在启动过程中当抽真空 旁路阀关闭后，则列1，列3的凝结水阀将关闭 4.2.1.1.2当压力主控制器输出值>36%时，将打开列1的竖阀和凝结水阀 4.2.1.1.3当压力主控制器输出值>72%时，将打开列3的竖阀和凝结水阀 VER:A/0 第 14 页 共 19 页 西山热控调试 4.2.1.2风机启动 4.2.1.2.1列2风机 4.2.1.2.1.1启动逆流风机转速在50%反转，仅仅 4.2.1.2.1.2当列2凝结水温度>30?时，停止列2逆流风机(在转速50%)，30s 后，将列2中顺流和逆流风机的子控制器主控制器相连，启动顺序同>3? 4.2.1.2.2列2风机 4.2.1.2.2.1随着列1的“竖阀开”反馈，启动列1逆流风机，转速在50%反转， 仅仅。 4.2.1.2.2.2当列1凝结水温度>30?时，停止列1逆流风机(在转速50%)30S后， 将列1的逆流和顺流风机的子控制器的主控制器相连，启动顺序同>3? 4.2.1.2.3列3风机(同列1只是列1竖阀改为列3竖阀1，打印时注意) 4.2.1.3冬季启动后，环境温度<3?时，当主控制器输出值<18%时，将关闭列3 的竖阀，并在10分钟后关闭列3的凝结水阀;当主控制器输出值<10%时， 将关闭列1的竖阀;并在10分钟后关闭列1的凝结水阀 4.2.2停止 停止同>3? 5)报警 5.1当排汽温度凝结水温(两凝结水管任一水温)之差大于15?时，发“凝结水温 低”报警信号，如此时环境温度<3?;则发“顺流保护激活”。当两温度之差 <8?时，报警自动复位。 5.2当排汽温度抽汽温度之差大于15?时，发“抽真空温度低”信号。如此时环境 温度<3?，则发“逆流保护激活”，当两温度之差<8?时，报警自动复位。 5.3当环境温度<-2?时发“冬季保护开启”信号。 5.4当每列风机“油压低”“振动高”将发对应报警信号。 5.5当每一列风机发故障时，将发“XX风机故障”。 6)油泵 6.1允许条件:对应列对应风机停止运行 6.2联锁跳闸条件:对应列对应风机停止运行and联锁投入并延时10分钟 2 SCS系统的静态试验 2.1 目的 检验相关SCS系统和设备的性能、系统接线、系统内部控制逻辑等是否符合原设计要求和实际工艺要求，为系统的实际投运打下基础。 2.2 适用范围 SCS系统安装完成、对系统设备的性能和回路的综合检查。 2.3 职责 以负责检修或调试本系统的人员为主进行试验，有必要时，需请与该系统有关的专业人员和运行人员配合。 2.3.1 SCS项目负责人的职责见“热工调试岗位职责”的3.2.2。 2.3.2 SCS项目的一般工作人员的工作职责见“热工调试岗位职责”的3.3.2。 VER:A/0 第 15 页 共 19 页 西山热控调试 2.4 试验所需的设备和用具 操作员站、工程师站各1台，对讲机1对,信号源1--2台，导线若干，4位半万用表1台，一字螺丝刀、十字螺丝刀、电笔、尖嘴钳等常用工具一套。 2.5 人员资格要求 负责相关系统调试、检修且熟悉系统设备性能和系统接线及部颁有关热控规程的工作人员。 2.6 环境和特殊要求 系统单体校验已经完成，系统线路经查核正确，主设备没有运行。 2.7 安全措施 试验人员应熟悉系统的强电、弱电接线和输入、输出接线。 与系统相关的主设备运行时，禁止进行顺控系统的静态试验。 2.8 试验步骤 2.8.1 设备级连锁保护逻辑调试步骤 a) 检查相关SCS系统和设备的性能、系统接线、系统内部控制逻辑等是否符合原 设计要求和实际工艺要求，为系统的实际投运打下基础。 b) 对设计院提供的电动门(机)逻辑图进行检查，确保设计的正确性，并对设计 不完善的地方会同设计院、电厂、DCS厂家进行修改。 c) 对DCS内组态的与SCS系统电动门(机)有关的控制逻辑进行检查，确保其符 合设计要求，并对其中不完善的地方会同DCS现场工程师和电厂进行修改。 d) 对DCS机柜至扩展继电器柜间的接线进行校验，确保接线正确，防止强电经中 间继电器进入DCS柜。 e) 对输出通道进行校验，采用在操作员站对通道加强制开关信号，观察中间继电 器的动作情况或用万用表测量输出通道的输出电阻。 f) 对输入通道进行校验，采用在DCS端子侧短接，模拟现场信号，在CRT上观察 信号的变化情况。 g) 按《热控设备的送电与停电》(GI/05/12/212/2001)步骤送上系统电源。 h) 各电动门(机)已送电，在操作员站将相应的电动门(机)控制逻辑切到手动操 作方式，对各电动门(机)进行开(启)关(停)操作,观察执行机构的可操作性。 i) 设备控逻辑静态试验，参照设计院提供的电动门(机)逻辑图，在就地用短路 线短接或在工程师站强制等办法满足设备启/停、联锁、保护等条件，在 CRT 上操作和观察，检查设备控制逻辑系统的允许启、自动启、保护启、允许停、 自动停、保护停、和设备故障等逻辑是否符合实际要求。若逻辑的动作结果不VER:A/0 第 16 页 共 19 页 西山热控调试 符合设计和工艺要求，则停止试验，重新检查设备的控制逻辑、外围接线和所 加的模拟信号等，找出相关障碍。如妨碍试验的障碍是可快速消除的障碍，则 将这些障碍消除后继续进行试验。如妨碍试验的障碍一时无法消除，则中止该 设备的试验，是控制逻辑不合理的要与设计院、电厂和DCS现场工程师进行修 改和改进。 j) 试验完毕或中止试验后，拆除试验信号线，恢复系统接线。 2.8.2 SCS程控级调试步骤 a) 试验前试验人员应熟悉SCS系统的每个程序步的工作顺序和工作过程。 b) 对设计院提供的SCS系统流程图进行检查，确保设计的正确性，并对设计不完 善的地方会同设计院、电厂、DCS厂家进行修改。 c) 对DCS内组态的与SCS系统系统有关的逻辑进行检查，确保其符合设计要求， 并对其中不完善的地方会同DCS厂家及设计院人员进行修改。 d) 按《热控设备的送电与停电》(GI/05/12/212/2001)步骤送上系统电源。 e) 各电动门(机)已送电,在操作员站对各电动门(机)进行开(启)关(停)操作,观察 执行机构的可操作性。 f) 对DCS机柜至扩展继电器柜间接线进行校验，确保接线正确，防止强电经中间 继电器进入DCS柜。 g) 对DO卡的输出通道进行校验，采用在操作员站对通道加强制开关信号，观察中 间继电器的动作情况或用万用表测量输出通道的输出电阻。 h) 对DI卡的输入通道进行校验，采用在DCS端子侧短接，模拟现场信号，在CRT 上观察信号的变化情况。 i) SCS系统顺控逻辑静态试验,用CRT、万用表，逐步用短路线或程序步控制开关 模拟各步程序的起动触发条件，检查顺控系统的每一个程序步是否可按预定的 步骤进行。如上一程序步的动作符合工艺要求，则继续检查下一程序步。如程 序的动作结果不符合设计和工艺要求，则停止试验，重新检查设备的控制逻辑、 外围接线和所加的模拟信号等，找出相关障碍。如妨碍试验的障碍是可快速消 除的障碍，则将这些障碍消除后继续进行试验。如妨碍试验的障碍一时无法消 除，则中止试验。 j) 试验完毕或中止试验后，拆除试验信号线，恢复系统接线。 3 SCS系统的投运 3.1 目的 整定SCS系统的有关参数，使系统在满足工艺要求的前提下完成每一步动作。 3.2 适用范围 VER:A/0 第 17 页 共 19 页 西山热控调试 机组启动前后需投入运行的SCS系统,包括汽机保护、锅炉保护等开关量控制系统。 3.3 职责 以负责检修或调试相关系统的人员为主进行相关系统的投运，运行人员负责系统的操作，有必要时，需请与该系统有关的专业人员配合。 3.4 试验所需的设备和用具 操作员站、工程师站各一台，对讲机一套,万用表1个，电笔1支，一字螺丝刀、十字螺丝刀、尖嘴钳等常用工具1套。 3.5 人员资格要求 负责相关系统调试、检修且熟悉系统设备性能、系统外围接线和部颁有关热控规程的的工作人员和熟悉相关系统操作的运行人员。 3.6 环境和特殊要求 机组启动前或机组启动后，系统的相关参数已满足相关SCS系统的投运要求，且机组的运行要求将相应的SCS系统投入运行。 3.7 安全措施 3.7.1 工作人员必需熟悉相关设备、系统的结构、性能以及系统的工作过程。 3.7.2 系统投运前，机组的调试或检修指挥机构应作计划安排，并指派运行人员密切配合。 3.7.3 系统试投时，机组应处于稳定、安全的工况中，相关设备、系统工作正常。 3.7.4 试运过程中应密切注意机组和被实验的工作情况，如有异常，运行人员有立即采取 措施处理。 3.8 系统投运步骤 3.8.1 按照《热控设备和热控系统的试验、投运及退出手续的办理》(GI/05/12/214/2001) 程序，办理相关系统的投运手续。 3.8.2 重新检查系统输入、输出信号和系统逻辑是否正确，如正确，则进行下一步工作。 如不正确，则需检查外围设备、系统接线和系统的内部逻辑，消除有关障碍。如与该 系统有关的所有障碍能快速消除，则将其消除，并继续进行系统的投运。如与该系统 有关的障碍未能快速消除，则中止系统投运。 3.8.3 初步设置系统的有关参数并确认。 3.8.4 将系统的有关的切投开关打至“投入”位置或“自动”位置并确认系统已经投入。 3.8.5 密切监视系统的动作情况。如系统没有按预定的程序动作，则应迅速将系统切回手 动，并重新检查系统的有关参数及系统的接线。如系统的故障能迅速消除，则将系统 障碍消除后，将系统继续投运。如系统的障碍无法迅速消除，则将系统退出。 3.8.6 系统投运正常后，填写《热控设备(系统)校验记录表》(见附录)。 VER:A/0 第 18 页 共 19 页 西山热控调试 4 规定的检查控制点 SCS控制面板。 5 采用的技术标准 5.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》。 5.2 《火电工程启动调试工作规定》，1996年版。 5.3 《电力建设施工及验收技术规程(热工仪表及控制装置篇)》 SDJ 279,90。 5.4 《电力装置安装工程施工及验收规范》GB 10764,89。 5.5 《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL 5009.1,92。 5.6 热控设备厂家正式图纸、说明书、证明书及技术要求。 5.7 设备订货合同、技术协议要求。 5.8 《火电工程调整试运后质量检验及评定标准》，1996年版。 在上述标准发生矛盾时处理原则为:首先应按设备订货合同、技术协议的要求及制造厂的正式图纸规定执行，如合同及制造厂无明确规定或规定不全时，按国家标准、部颁标准和规程条例执行。 6 需形成的记录 6.1 热控装置试验、投运、切除记录表 6.2 热控系统试运合格后签证验收卡 6.3热工分部试运后签证验收卡 7 总结 1(72小时运行期间，保护及连锁投入为100%。顺控投入率100%。 2(1#—3#给水泵油压低停泵原取自稀油站主机连锁，因设计不合理(稀油站控制柜失电时，稀油站两油泵间会全停，而此时因稀油站控制柜跳泵继电器不能动作，故油压低停泵保护间不起作用)，现临时改为稀油站主机连锁或模拟量油压低于0.05Mpa时跳泵。 VER:A/0 第 19 页 共 19 页 西山热控调试 西山发电厂1号机组DEH汽轮机数字电液控制系统调试报告 项目经理: 审 核: 编 写: 2005年11月 西山热控调试 DEH汽轮机数字电液控制系统调试报告 1 目的 为了保证西山发电厂1号机组汽轮机数字电液控制系统调试工作的顺利进行，确保汽轮机控制系统正常投入。 2 适用范围 西山发电厂1号机组热控系统汽轮机数字电液控制系统的调试工作。 3 职责 3.1 DEH项目负责人的职责见“热工调试岗位职责”的3.2.2。 3.2 DEH项目的一般工作人员的工作职责见“热工调试岗位职责”的3.3.2。 4汽轮机数字电液控制系统概况及功能 本数字电液控制系统(DEH控制系统)、采用FOXBORO公司的I/A‘S硬件，液压系统采用上海汽轮机有限公司的成熟可靠的部套，整个系统为纯电调方式。在控制信号与执行机构的接口上，用电液转换器及流量放大器作为电调控制部件。电液转换器的关键元件力矩马达采用美国进口的部件，它将电调系统输出的电流信号线性地转化为油压信号，再经过流量放大器控制油动机。电液转换器能精确地把电流信号转化为油压信号去控制油动机。通过改变控制油压，控制调节汽阀开度，达到控制进入汽轮机蒸汽流量目的。 DEH控制系统主要是控制汽轮机转速、机组负荷以及抽汽压力等参数。DEH系统接受现场输入信号，如OPS(转速)、MW(功率)、TP(主蒸汽压力)、IEP(中压抽汽压力)以及运行人员通过CRT发出的各种指令等，经过内部的运算，送出阀位设定控制信号，去控制电液转换器，通过液压系统及执行机构控制主汽门(TV)，高压调门(GV)、中压抽汽阀门(IEV)(旋转隔板)的开度，对汽机进行起动、升速、并网、带负荷、抽汽压力调节，还能对各种运行工况作相应的操作、保护、控制、监视等，以确保汽轮VER:A/0 第 1 页 共 9 页 西山热控调试 发电机组的安全可靠运行。 控制系统描述: DEH控制器柜内的硬件配置如图所示(详细说明参见FOXBORO公司的资料)，主要有: DEH装置配置图 操作员站工程师站8.4G硬盘8.4G硬盘 工程师键盘操作员键盘644MB CD-ROM644MB CD-ROM球标鼠标21"CRT21"CRT 点阵打印机彩色喷墨打印机(A4)WP51DAW51D软驱软驱 1)50系列操作站:工程师站采用应用操作站处理机AW51D，在I/A‘S节点中完成应用处理机和操作站处理机的组合功能。操作员站采用操作站处理机WP51D，在同一I/A‘S节点中完成操作站处理机的功能。 应用处理功能包括: , 执行与下列内容有关的应用功能:显示、生产控制、用户应用程序、诊断和组态。 , 开发和执行需要扩展的数据处理和文件服务能力的广泛应用功能。 , 处理来自应用操作站处理机所需的大量贮量文件请求。 操作功能包括: , 在视频监视器上产生视频信号显示图象和文字显示信息。 VER:A/0 第 2 页 共 9 页 西山热控调试 , 处理用于命令和数据输入，画面调回，报警管理信号。 通过这些图像，操作员可以了解汽轮机的运行情况，用于改变控制方式，反馈回路投入或切除，设置转速或负荷的目标值和速率值，以及限制值等。此外，还具有将汽轮机从运行员自动方式转换到如CCS控制，自动同步控制这一类遥控接口的能力。 2)控制处理机CP60FT功能 为了增强可靠性，控制处理机CP60提供了可选的容错结构，容错控制处理机由两个并行的组件组成，每个组件对节点总线和现场总线具有各自的接口。 两个控制处理机组成一个容错对，当其中一个组件发生硬件故障时，这个容错对仍能提供连续的操作，两个组件同步接收和处理信息，故障由组件各自检测，故障检测的一个主要办法是，比较组件外部接口上的通讯信息，一旦检测到故障，两个组件都进行自诊断，以确定哪个组件失效，那个无故障的组件接着进行控制，而不影响系统的正常工作。 3)节点总线 节点总线将I/A‘S系统中的各个站相互连接起来，形成过程管理和控制节点，节点可作为一个单独整体存在或组态成更大可通信网络的一部分存在，节点总线与每个站中的节点总线接口电路一起工作，提供各站之间的高速、冗余、点到点的通讯，高速与冗余和点到点的特性的结合，使其具有优异的性能和安全性，这方面远远超过常规计算机系统可通信介质所提供的性能，连到节点总线上去的站接口也可以是冗余的，更加保证站间通信的安全性。 4)现场总线 现场总线组件为现场传感器/执行器与冗余的现场总线之间提供了接口，这些组件对现 场设备使用的电气输入/输出信号进行适当地转换，使得通过现场总线能与这些装VER:A/0 第 3 页 共 9 页 西山热控调试 置通讯。 DEH系统的主要控制功能包括: 转速控制功能 在冲转汽机时，对汽机具有大范围的转速控制功能(0-3400r/min)。 1) 自动同期 有自动同期接口，接受自动同期装置的升、降信号，实现自动同期。自同期完成后，并网并自动带初负荷(3-5%)。 2) 功率控制功能 汽机并网后，对汽机进行功率控制。可根据用户要求，投入功率反馈回路，进行功 频控制，控制精度:1MW。 3) 一次调频功能 机组并网后，如电网的频率改变，将对汽机的功率进行修正，实现一次调频功能。 ) 限制器功能，DEH具有以下几种限制功能: 4 , 主蒸汽压力限制 , 负荷限制 , 阀位限制 , 功率限制 5) OPC超速保护控制功能 当汽机带30%以上负荷时，如果发生油开关跳闸，此时各路控制 油压会通过电磁阀卸去，从而将所有调节汽阀及抽汽阀油动机关闭。随着油动机的 快速关闭，汽机转速会从最高转速往下降，如果汽机转速低于103%额定转速，且 OPC动作已过7.5秒，则电磁阀将失磁，油动机会开启，以维持正常转速，等待并 网。如果过了7.5秒，汽机转速仍大于103%，则阀门不会打开，直到汽机转速低VER:A/0 第 4 页 共 9 页 西山热控调试 于103%为止。 6) 阀切换(TV-GV)功能 当汽轮机转速达到阀切换转速(接近并网转速，约2950r/min)后，可由主汽门控 制切换到调门控制。 7) 抽汽控制功能 9)阀门活动试验功能 主汽门(TV)、高压调门(GV1-2)、中压抽汽阀门(IEV)在全开时，均可做门杆活动试验(10%左右)，以验证有无卡涩现象。 10)遥控控制功能 有遥控负荷接口，接受DCS的远程控制信号升、降负荷。 5 工作程序 5.1 DEH系统上电 a) 采取必要的与系统外隔离措施。 b) 检查系统有关外设安装情况。 c) 检查各类预制及连接电缆。 d) 检查系统卡件。 e) 检查I/O卡件。 f) 检查电源，包括等级、类型、分配等。 g) 检查接地，检查机柜地、信号地的连接，保证接地符合厂家要求。 在上述检查完毕后，方可给DEH系统上电，并注意提供硬件、外设是否齐备。 5.2 DEH系统有关硬件、设备调校 a) 有关变送器、执行机构、开关等的校验、报告审阅，必要时重新校验。 b) 所有执行机构、变送器、测点、探头、开关等外围至DEH控制站等端子排的 线路查对。 c) 卡件校验，所有模拟量输入输出卡件、开关量输入输入卡件、测速板、通讯板VER:A/0 第 5 页 共 9 页 西山热控调试 的所有通道校验。 d) 挂闸电磁阀的调校。 e) 电液转换器的调校。 f) 高、中压调门阀位反馈的调校。 5.3 DEH系统软件检查 a) 审查设计图纸。 b) 根据设计图纸，检查所有软件组态。 c) 检查有关设定植，如定值、函数、方向等。 d) 根据设计图纸，完善和修改软件组态。 5.4 DEH系统静态试验 5.4.1 目的 检验相关系统和设备的性能、系统接线、系统内部逻辑等是否符合原设计要求和实际工艺要求，为系统的实际投运提供必要的数据。 5.4.2 适用范围 DEH系统安装完成、对系统设备的性能和回路的综合检查。必要时，需请与该系统有关的专业人员和运行人员配合。 5.4.3 试验所需的设备和用具 信号发生器2台，万用表1台，对讲机2对，标尺1把，基本工具等。 5.4.4 人员资格要求 负责系统调试、检修且熟悉系统设备性能和系统接线以及原部颁和国家电力公司颁布有关规程的工作人员。 5.4.5 环境和特殊要求 汽轮机液压调速系统静态试验已经完成，系统线路经查核正确，主设备没有运行。 5.4.6 安全措施 a) 试验人员应熟悉信号源的正确使用方法。 b) 向系统加入的信号类型及大小应与相应的通道相适应。 c) 试验前应确保系统停止使用而处于备用状态。 5.4.7 DEH系统的静态试验步骤 DEH系统的静态调试 a) 按《热控设备的送电与停电》(GI/05/12/212/2001) 步骤送上系统电源。 b) 系统送上电源后，检查系统软件的正确性，然后下载相应的应用软件。 VER:A/0 第 6 页 共 9 页 西山热控调试 c) 利用信号源向对应的模拟量通道加上与实际工艺流程相对应的模拟量，在工程 师站上检查系统的显示，并作记录。用在端子排上短接的方法改变数字输入量 的变化状态，并作记录。在工程师站上改变输出量，用万用表等测量系统的输 出，检查输出信号的变化状态、方向、幅值及有关报警，并作记录。。 d) 检查系统与控制面板之间的联接。用工程师站改变面板指示灯的状态，观察其 反应是否正确。启动仿真系统，检查面板控制开关及模拟量显示窗口的正确性， 并作记录。 e) 完成仿真试验，包括挂闸、升速、摩检、暖机、冲临界、同期控制、负荷控制、 OPC、协调限制、主汽压力限制、CCS遥控、阀门管理、阀门试验等功能，并 作记录。 f) 检查与DCS系统的通讯功能。按照双方商定的通讯协议，通过通讯接口与DCS 系统交换有关数字量及模拟量，再在DEH、DCS系统中检查数据是否正确。 g) 调门主汽门调试方法:(以高调门为例) 1(先调杠杆。外杠杆调0.07MPa, 内杠杆调0.09 MPa,; 2(电调油压和控制油压都调到0.2 MPa,，然后锁死; 3(锁死后，降低电调油压(即电调无信号时)，调电调油压0.09 Mpa，调 控制油压0.075Mpa; 4(上升电调油压达到0.29 Mpa时，门全开，此时控制油压为0.31 Mpa; 5(75mm时对应油压0.23 Mpa 6(主汽门全开为190mm，高调门全开为105mm，中调门全开为150mm。 i)电调中主汽门控制用LVDT。而调门不用LVDT，用油压。主要是因为调门中一油动机控制两调门，两阀位不一致。 5.4.8 电调系统静态调试 a) 挂闸功能。EH回路油压建立后，给挂闸电磁阀送上电源，在控制操作画面上按 下“挂闸”按钮，观察挂闸电磁阀是否动作，能否建立起挂闸油压。 b) 冲转升速功能。汽机挂闸后, 在升速控制画面上改变转速给定值, 汽机主汽门和 调门应能稳定开关。 c) OPC功能。把系统仿真启动, 汽机挂闸后, 控制汽机转速超过3090r/min(103%), 观察OPC电磁阀是否动作, 高、中压调门是否关闭。 5.5 DEH系统的投运 5.5.1 目的 整定DEH系统的调节参数和其它参数，使控制系统具有实际使用价值。 5.5.2 适用范围 DEH系统的实际投运。 5.5.3 职责 VER:A/0 第 7 页 共 9 页 西山热控调试 以负责检修或调试相关系统的人员为主进行相关系统的投运，运行人员负责系统的操作，有必要时，需请与该系统有关的专业人员配合。 5.5.4 试验所需的设备和用具 操作控制面板和操作员站、工程师站CRT各1台，常用工具一套。 5.5.5 人员资格要求 负责相关系统调试、检修且熟悉系统设备性能和系统接线及有关原部颁和国家电力公司颁布规程的工作人员和熟悉相关系统操作的运行人员。 5.5.6 环境和特殊要求 在机组各工况正常，机组已达到冲转要求，且系统各相关参数测量及指示准确。 5.5.7 安全措施 a) 试验人员必需熟悉相关设备、系统的结构、性能以及试验方法步骤。 b) 系统投运前，机组的大修指挥机构应作计划安排，并指派运行人员密切配合。 c) 系统试投时，机组已具备冲转条件，相关设备、系统工作正常，并采取必要的保 护措施。试运中应密切注意机组的运行情况及被试验设备、系统各部分的工作 情况，如有异常，立即将系统切回手动，由运行人员采取办法稳定机组的运行。 在DEH系统第一次控制汽轮机时，机头要安排运行人员监视，发现紧急情况， 要立即就地打闸。 d) 经试验证明系统确已正常、可靠地工作后，各试验监视岗位的人员方可撤离。 5.5.8 DEH系统的投运步骤 a) 重新检查系统输入、输出信号和系统逻辑是否正确，如正确，则进行下一步工 作。如不正确，则需检查外围设备、系统接线和系统的内部逻辑，消除有关障 碍。如与该系统有关的所有障碍能快速消除，则将其消除，并继续进行系统的 投运。如与该系统有关的障碍未能快速消除，则中止系统投运。 b) 利用DCS系统的操作员站，记录相关系统的被调量、被调量设定值、阀门开度 等参数。 c) 初步设置系统的有关参数并确认。 d) 在机组启动前联系运行人员，用DEH系统转速控制功能启动汽轮机，根据汽轮 机状态(冷态、热态、极热态)选定启动曲线，观察启动过程转速控制是否平 稳，磨检、暖机、冲临界、3000r/min定速功能是否能实现。如有必要，修改转 速控制调节参数。 e) OPC试验。汽机定速3000r/min后，机头安排运行人员监视，然后控制汽轮机的 转速缓慢上升，超过3090r/min后，观察OPC电磁阀能否动作，高、中压调门 能否关闭，如果不能把转速降下来，查找原因。发现紧急情况，要手动打闸， 如果不行，则要就地立即打闸。 VER:A/0 第 8 页 共 9 页 西山热控调试 f) 汽机定速3000r/min后，试验手/自动同期功能。按下“自动同期”按钮，转给电 气系统控制汽轮机转速增减，实现发电机并网。并网后，机组应能自动带上初 始负荷。 g) 机组带上负荷后，用控制面板手动升/降负荷，观察负荷能否平稳变化。 h) 在80~100%MCR负荷之间，以3%MCR/min变动负荷率升/降负荷，观察控制过 程品质，如有必要，修改负荷控制调节参数。 i) 在负荷控制过程，试验手/自动控制切换功能，观察切换过程是否有扰动，如果 扰动过大，则停止试验，查找原因。 j) 在70~90%MCR负荷之间，试验主汽压限制、功率限制功能是否正常，如果不 正常，则停止试验，查找原因。 5.5.9 DEH系统主要技术性能指标: a) 转速控制范围:0~3500r/min。 b) 功率控制精度不大于?0.5%(在蒸汽参数稳定的条件下) c) 静态特性转速不等率可调, 其整定范围不小于2%~5% d) 在指定功率附近(功率变化在额定功率的?1.5%~?12%范围内), e) 频率变化在?0.025Hz~?0.25Hz的区域内的局部不等率整定范围应能达到 3%~20000%。 6形成的记录 热控装置(系统)校验记录表 6总结 刚开始并网时转速偏差大(?50转摆动)稳不住，后经过调整PID及调门特性曲线，现基本 稳定，但一次调频过强。 VER:A/0 第 9 页 共 9 页 西山热控调试 西山发电厂1号机组FSSS锅炉安全监视系统调试报告 项目经理: 审 核: 编 写: 2005年11月 西山热控调试 FSSS锅炉安全监视系统调试报告 1 FSSS概况 西山发电厂1号锅炉为循环流化床设计。设有2支油燃烧器。4台给煤机进入炉膛。FSSS锅炉安全监控系统完成锅炉燃烧器的监控、给煤系统启停控制及炉膛安全保护等功能。 FSSS系统的控制部分为BCS和FSS两大功能，具体如下: 1.1 BCS a) 锅炉点火准备 b) 油燃烧器控制 c) 给煤控制 1.2 FSS a) 炉膛吹扫 b) 燃油遮断(OFT) 2 功能描述 2(1主燃料跳闸(MFT) 2.1.1下列任一条件满足，MFT动作: 1)手动停炉主保护(分软硬手动) 2)一次风机停主保护 3)二次风机停主保护 4)流化风机全停主保护 5)引风机全停主保护 6)炉膛压力停炉主保护(有炉膛正负压保护，保护定值为?1500Pa) 7)汽包水位停炉主保护(有高低水位保护，保护定值为?250mm) 8)炉床温度停炉主保护(有床温高低保护，保护定值高为1050?，低为650?) 2.1.2 MFT动作后的设备: (1)所有给煤机停运，燃油快关阀关闭， (2)燃油主阀，分油阀关闭， (3)FSSS跳闸原因画面出现“首发原因”。 2(2 炉膛吹扫: (1)吹扫启动:以下条件全部满足: a) 一次风机运行并且一次风机挡板打开; b) 一次风量>30,; c) 二次风机运行并且二次风挡板打开; d) ,1或#2流化风机运行 e) ,1或,2引风机运行并且相应引风挡板打开; VER:A/0 第 1 页 共 5 页 西山热控调试 f) ,1、,2、,3、#4给煤机全部停止; g) 主进油阀关闭; h) ,1、#2进油阀全部关闭; i) 炉膛出口温度左1或右1<760? j) 炉膛出口压力左一、左二、右一、右二在-50