创元热控专业调试方案总.docx
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创元热控专业调试方案总
湖南创元电厂#1机组热控专业调试方案目录
1.XTS/F30
(1)TG-RK-01#1机组热控专业调试大纲··················1
2.XTS/F30
(1)TG-RK-02#1机组DCS受电及软件恢复调试方案······17
3.XTS/F30
(1)TG-RK-03#1机组MCS系统调试方案···············24
4.XTS/F30
(1)TG-RK-04#1机组FSSS系统调试方案···············36
5.XTS/F30
(1)TG-RK-05#1机组SCS系统调试方案················53
6.XTS/F30
(1)TG-RK-06#1机组DAS系统调试方案················63
7.XTS/F30
(1)TG-RK-07#1机组DEH系统调试方案················71
8.XTS/F30
(1)TG-RK-08#1机组MEH系统调试方案···············78
9.XTS/F30
(1)TG-RK-09#1机组ETS系统调试方案················85
10.XTS/F30
(1)TG-RK-10#1机组TSI系统调试方案················92
11.XTS/F30
(1)TG-RK-11#1机组协调控制系统变动负荷试验方案····98
12.XTS/F30
(1)TG-RK-12#1机组汽机旁路系统(BPS)调试方案····104
13.XTS/F30
(1)TG-RK-13#1机组热控专业反事故技术措施·········112
14.XTS/F30
(1)TG-JJ-14#1机组锅炉吹灰程控系统调试方案········121
甲级调试证书单位(证书号:
第1012号)
通过GB/T19001质量体系认证(证书号:
00505Q10478R1M)
调试方案
日期2006-12-25XTS/F30
(1)TG-RK-01
湖南创元电厂#1机组
项目名称
热控专业调试大纲
湖南省电力建设调整试验所投诉电话:
5542836
编写朱晓星
初审刘文丰
复审寻新
技术部徐湘沪
批准李劲柏
湖南创元电厂#1机组
热控专业调试大纲
1调试目的
通过调试,按期投入湖南创元电厂#1机组热控系统的各项功能,使各项指标达到有关规定的要求,保证机组按期投产。
2系统概况和热控调试范围及分工
2.1系统概况
湖南创元电厂#1机组锅炉是上海锅炉厂有限公司生产的SG1025/17.44-M859型亚临界参数、自然循环汽包炉,单炉膛、一次中间再热、半露天布置、全钢构架、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣燃煤锅炉;制粉系统采用钢球磨中储式热风送粉系统,每台锅炉配磨煤机4台,给煤机4台;烟风系统采用平衡通风方式,空预器采用三分仓回转式预热器,设2台动叶可调轴流式送风机,2台静叶可调轴流式吸风机,2台一次风机。
汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的N300-16.7/537/537型,亚临界参数、一次中间再热、单轴、双缸双排汽凝汽式机组;汽机回热抽汽系统设置8级;给水系统采用2台50%容量的汽动给水泵,1台50%容量的电动给水泵,正常投运2台汽动给水泵,电动给水泵作为启动及汽泵事故备用;设置简易高低压旁路系统,系统容量约为锅炉最大连续出力的15%左右,采用远方手动操作方式。
发电机为上海电机厂有限公司生产的QFSN-300-2型自并励励磁系统,水-氢-氢冷却方式。
湖南创元电厂#1机组热控系统主要包括分散控制系统(DCS)和可编程控制器(PLC)。
DCS为北京和利时系统工程股份有限公司的MACSV分散控制系统,DCS系统主要包括数据采集和处理(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、给水泵汽机紧急跳闸系统(METS)、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)、汽机旁路控制(BPC)、电气设备监控系统(ECS)等,每台机组DCS系统配置5台操作员站(其中一台为DEH操作员站),1台工程师站。
汽机数字电液控制系统(DEH)、给水泵汽机数字电液控制系统(MEH)、汽机本体监视仪表TSI、给水泵汽机本体监视仪表(MTSI)由汽轮机厂、给水泵汽轮机厂配供,通过通讯或硬接线分别与DCS相连,由DCS操作员站进行监视。
其中DEH系统采用FOXBORO公司的DCS系统。
DCS设置公用网络,高低压厂用电源公用部分和空压站、循环水泵房、脱硫控制系统、锅炉炉管泄漏监测系统等纳入公用网络监控。
DCS系统公用网络通过接口与“水”、“煤”、“灰”等其他系统和装置连接,要求实现可管理的数据流动和单向的操作功能。
锅炉吹灰程控(PLC控制)、空预器火灾报警系统等的远方监视和控制功能联入DCS系统,由DCS操作员站进行监控。
2.2热控专业调试范围及分工
根据原电力部《火电工程启动调试工作规定》(1996版)规定:
热控系统调试工作主要包括模拟量控制系统、顺序控制系统、辅机联锁及保护系统、主机保护、锅炉炉膛安全监控系统、计算机监控系统和汽轮机监视系统。
热工仪表、化学分析仪表、热工信号、变送器、压力、温度开关的校验,各二次回路检查、执行机构调试均属安装调试范围。
ECS(电气顺序控制系统)由电气专业负责调试。
因此湖南电力建设调整试验所负责的湖南创元电厂#1机组热控调试项目分为:
2.2.1模拟量控制系统(MCS)
2.2.2锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)
2.2.3辅机顺序控制系统(SCS)
2.2.4汽机电液控制系统(DEH)
2.2.5数据采集与监视系统(DAS)
2.2.6汽机监视仪表(TSI)
2.2.7汽机紧急跳闸系统(ETS)
2.2.8小汽机调节系统(MEH)
2.2.9循环水泵、空压机、空调通风控制系统
3调试依据的技术标准、规范
3.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(1996年版)
3.2《电力建设施工及验收技术规范第5部分:
热工自动化》(2004年3月)
3.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》(建质〔1996〕111号)
3.4《火电工程启动调试工作规定》(1996年版)
3.5《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》(国电安运[1998]483号)
3.6《热工自动调节系统调试作业指导书》(湖南省电力建设调整试验所,2006年3月)
3.7《热工保护系统调试作业指导书》(湖南省电力建设调整试验所,2006年3月)
3.8《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》(电规发[1996]214号)
3.9《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》(DL/T655—1998)
3.10《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》(DL/T656-1998)
3.11《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》(DL/T657-1998)
3.12《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》(DL/T658-1998)
3.13《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》(DL/T659-1998)
3.14《火力发电厂分散控制系统运行检修导则》(DL/T774-2001)
3.15《热工计算机监控系统调试作业指导书》(湖南省电力建设调整试验所,2006年3月)
3.16《模拟量控制系统负荷变动试验导则》(电建[1996]40号)
3.17《防止电力生产重大事故的25项重点要求》国电发[2000]589号
3.18《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》(DT/T774-2004)
4调试工作应具备的条件
4.1热工设备安装工作基本结束,且符合质量标准和设计要求。
4.2保安电源及UPS电源已正式投入。
4.3控制室、机房及盘内外照明齐全完好。
4.4空调系统已投入运行。
4.5仪器用空气气源品质达到要求。
4.6热控设备单体校验合格,并有校验报告。
4.7各控制参数提出设定值。
4.8设计图纸、厂家资料齐备。
4.9使用的所有仪器设备校验合格,并在有效期内。
5热控分系统调试
5.1机组主要自动控制装置软、硬件调试。
5.1.1接地电阻测试:
I/O控制柜的接地螺钉处和屏蔽地汇流条处的接地电阻应<4Ω。
5.1.2绝缘电阻测试:
重要信号线、电源线的绝缘电阻均应进行测试,需达到要求。
5.1.3电源模件的性能测试:
电源应符合和利时公司规定的相关性能指标方可进行受电;
冗余电源切换试验,应满足规程要求。
5.1.4对操作员站硬件及基本软件调试。
5.1.5通信回路的检查,应能正确传送各信号与数据。
冗余通讯切换试验,应满足规程要求。
5.1.6机柜硬件及基本软件调试。
控制主模件、操作员站及网络负荷率的测试,应满足规程要求。
冗余模件切换试验,应满足规程要求。
5.2机组自动调节系统(MCS)调试。
5.2.1输入、输出信号回路的检查。
5.2.2各校正回路参数计算。
5.2.3系统检查、模拟回路检查、控制组态检查与修改。
5.2.4动、静态参数设置。
5.2.5对手/自动、控制方式、监控等功能进行调试。
5.3机组数据采集系统(DAS)调试。
5.3.1输入、输出信号回路检查,重要模拟量信号综合误差测试。
5.3.2画面检查与修改。
5.3.3参数报警值的设置。
5.3.4报表打印功能调试与检查。
5.3.5事故顺序记录、打印功能调试与检查。
5.3.6机组性能计算功能的调试与检查。
5.3.7SOE分辨率测试,应满足规程要求。
5.4机组辅机顺序控制系统(SCS)调试。
5.4.1输入、输出信号回路检查。
5.4.2控制逻辑检查与修改。
5.4.3各子系统参数设置与逻辑功能调试。
5.4.4设备级、功能组开环调试。
5.4.5分系统调试阶段部分顺控系统投运调试。
5.5锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)调试。
5.5.1输入、输出信号回路检查。
5.5.2控制逻辑检查与修改。
5.5.3参数设置及逻辑功能调试。
5.5.4火焰检测回路检查与调试。
5.5.5公用部分逻辑功能调试。
5.5.6磨煤机顺控功能调试。
5.5.7油组、煤组部分逻辑功能调试。
5.5.8锅炉点火吹管时投入油组控制,并调整好油组火焰检测信号的强度与频率。
5.5.9锅炉整套启动时投入煤组控制,并调整好煤组火焰检测信号的强度与频率。
5.6汽机数字电液控制系统(DEH)调试。
5.6.1输入、输出信号回路检查。
5.6.2应用软件检查与修改。
5.6.3各动、静态参数的设置。
5.6.4转速控制回路调试。
5.6.5功率控制回路调试。
5.6.6阀门管理回路调试。
5.6.7操作员自动控制方式调试。
5.6.8其它功能及控制方式的调试。
5.7给水泵汽轮机电液控制(MEH)系统调试。
5.7.1输入、输出信号回路检查。
5.7.2应用软件检查与修改。
5.7.3动、静参数设置。
5.7.4手动及自动回路调试。
5.7.5手动/自动切换及监控功能调试。
5.8汽机监视仪表(TSI)调试。
5.8.1指导、协助安装单位调整各类型探头的安装间隙。
5.8.2对输入、输出信号回路进行检查。
5.8.3检查各报警、危险值设定是否正确
5.8.4对监视器的各项功能进行现场确认
5.9汽机紧急跳闸系统(ETS)调试。
5.9.1对输入、输出信号回路进行检查
5.9.2对装置的PLC逻辑组态进行检查与确认
5.9.3进行系统开环模拟试验
5.10循环水泵房、空调、空压机房控制系统调试。
5.10.1输入、输出信号回路检查。
5.10.2逻辑回路检查与修改。
5.10.3参数设置
5.10.4联调
6热控系统投运及整套启动调试
在机组分部试运和整套启动过程中,根据现场情况对各控制系统进行系统试投。
6.1点火阶段:
6.1.1FSSS系统在锅炉首次点火时投入公共逻辑、油组管理控制。
6.1.2MCS系统投入给水、送风、引风等手操回路。
6.1.3对与锅炉点火有关的DAS测点投入运行。
6.1.4投入SCS系统中送、引风机、电泵顺控部分。
6.2汽机冲转:
6.2.1投入热工汽机监控系统(TSI)。
6.2.2投入汽机电液控制系统转速控制回路。
6.2.3投入MEH系统手动方式。
6.2.4按现场情况逐步投入顺序控制系统。
6.2.5进行试验动作确认,投入ETS系统。
6.2.6投入DAS系统中机、炉侧各测点。
6.2.7投入MCS系统各手操回路。
6.2.8程序控制系统调整试验。
6.3并网发电至带168小时满负荷运行:
6.3.1投入FSSS系统中煤组控制。
并对煤组火焰检测探头调试。
6.3.2投入DAS系统各测点和各项功能,并进行主要参数比较,核对。
6.3.3投运机组辅机顺序控制系统各子回路并消缺。
6.3.4对DEH系统进行整定。
功率控制、阀门管理等各功能全面投入,并整定参数,检查与MCS系统接口的动作情况。
6.3.5投入MEH各系统,并检查本机控制及CCS摇控,与给水调节系统进行联合动作情况。
6.3.6对TSI系统进行动态检查并正常投入监控。
6.3.7对各联锁、保护进行分项和联动试验并投入ETS系统。
6.3.8低负荷时,投入给水调节系统单冲量回路,高负荷时,投入给水调节三冲量回路。
负荷在70%MCR以上时,逐步投入锅炉汽压、汽温及各风量控制回路并进行参数整定与调整。
6.3.9投入协调控制系统机跟炉、炉跟机及协调方式,并进行变动负荷试验。
6.3.10根据试运指挥部安排,进行机组一次调频功能试验。
6.3.11根据试运指挥部安排,配合其它专业进行甩负荷等试验。
6.3.12根据试运指挥部安排,配合中调进行AGC功能投运的试验。
6.3.13各程序控制系统投入运行。
并进行相应的缺陷消除工作。
7系统调试质量目标
7.1按新启规相关验收标准执行:
其中自动调节在168小时运行期间调节系统最少连续运行24小时并且累计运行120小时以上。
自动调节系统的统计参考部颁《热工仪表及控制装置监督规定》和新启规中“火电机组热工自动投入率统计方法”进行。
7.2主要调节品质考核:
7.2.1给水调节系统
稳定工况下水位≤±25mm
负荷变动过程中动态偏态≤±60mm
7.2.2主汽温度调节系统
稳定工况下静态偏差≤±3℃
负荷变动工况下动态偏差≤±10℃
7.2.3主汽压力调节系统
稳定工况下静态偏差≤0.3MPa
负荷变动工况下动态偏差≤±0.5MPa
7.2.4其它系统
稳定工况和定值扰动下,静态和动态偏差均符合《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》(DT/T774-2004)的要求。
7.3热控调试技术指标:
热控自动系统投入率达到90%以上。
热控保护系统投入率达到100%。
热工测量部分,其DAS和常规仪表投入率99.5%以上,其中正确指示率应为99%以上。
程控系统投入85%以上。
8调试需使用的仪器、设备
DCS系统调试中需使用的仪器主要有:
兆欧表(500V摇表),FLUKE数字万用表,4-20mA标准信号发生器,热电阻、热电偶模拟信号源、多功能优化整定仪以及一般电工用具。
9质量控制点
9.1DCS系统受电。
9.2机炉主要保护动作试验合格。
9.3主要自动调节系统调节品质合格。
10调试时间安排及本单位人员分工
10.1调试时间安排
10.1.12006年12月30日前将热控调试方案交有关部门审批。
10.1.2各阶段调试时间由试运指挥部安排确定。
10.1.3所有系统在168小时试运期间,除试运指挥部确定可不投入的系统之外均应随机投入运行。
10.2本单位人员分工
热控调试组成员:
朱晓星、宋海华、李一平、陈燎原、周隆。
具体分工见各控制系统调试方案。
11安全注意事项
11.1现场工作时刻牢记“安全第一”,确保人身和设备安全。
11.2未经同意,非调试人员严禁操作工程师站。
11.3严禁在控制系统计算机上使用外来磁盘。
11.4各系统送电前,应检查电源正确和可靠。
11.5其它安全措施见各控制系统调试方案。
12危险点/危险源分析与控制措施
12.1环境温度、湿度
危害结果是损坏模件或系统故障,控制措施是必须保证电子设备间和机房适当的环境温度和空气湿度,保持室内清洁。
12.2模件插拔、维修
危害结果是损坏模件,要采取以下控制措施:
12.2.1在插入模件前注意检查其对应的外部接线,防止强电信号窜入。
12.2.2插拔模件时戴防静电手镯。
12.3模件上的位开关、跨接线、跳线检查
危害结果是模件不能正常工作,控制措施是不得随意改动设置,必须进行此类工作时,必须做好记录,并在有专人监护下进行
12.4更换模件时,新模件和旧模件上的位开关、跨接片、跳线不一致。
危害结果是模件不能正常工作,控制措施是必须事先进行检查,确保新模件和旧模件上的位开关、跨接片、跳线完全一致
12.5软件的修改、更新、升级
危害结果是系统损坏,要采取以下控制措施:
12.5.1规范DCS系统软件和应用软件的管理,加强对密码权限的管理。
12.5.2软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度。
12.5.3在修改、更新、升级软件前,应对软件进行备份。
12.5.4非调试人员严禁在工程师站上进行任何操作。
12.6外来软件的使用
危害结果是使病毒进入DCS,导致系统故障或瘫痪,要采取以下控制措施:
12.6.1严禁未经测试确认的各种软件下载到DCS系统(包括工程师站)使用
12.6.2必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施;
12.6.3软盘必须做到专盘专用;
12.6.4要用外来软盘拷贝软件时,先要格式化软盘。
12.7部分操作员站出现故障
危害结果是不能正常操作,控制措施是:
12.7.1应由可用操作员站继续承担机组监视任务(此时应停止重大操作);
12.7.2通知热工技术人员迅速排除故障;
12.7.3若故障无法排除,则应根据当时机组运行状况酌情处理。
12.8全部操作员站出现故障(所有上位机“黑屏”或“死机”)
危害结果是不能正常操作,要采取以下控制措施:
12.8.1若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行,则转用后备操作方式运行,同时排除故障并恢复操作员站运行方式,否则应立即停机、停炉;
12.8.2若无可靠的后备操作监视手段,则应停机、停炉。
12.9辅机控制器或相应电源故障
危害结果是辅机系统不能正常操作,控制措施是切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障,若条件不允许则应将辅机退出运行。
12.10调节回路控制器或相应电源故障
危害结果是系统不能正常操作,应将自动切至手动方式维持运行,同时迅速处理系统故障,并根据处理情况采取相应措施。
12.11炉、机、电大联锁保护试验
危害结果是保护失灵,控制措施是每次机组启动前炉、机、电大联锁试验必须正向、反向各进行一次试验。
甲级调试证书单位(证书号:
第1012号)
通过GB/T19001质量体系认证(证书号:
00505Q10478R1M)
调试方案
日期2006-12-25XTS/F30
(1)TG-RK-02
湖南创元电厂#1机组
项目名称
DCS受电及软件恢复调试方案
湖南省电力建设调整试验所投诉电话:
5542836
编写朱晓星
初审刘文丰
复审寻新
技术部徐湘沪
批准李劲柏
湖南创元电厂#1机组
DCS受电及软件恢复调试方案
1调试目的
DCS系统受电及软件恢复调试的目的:
通过对DCS系统进行受电调试,保证DCS系统具备安全可靠的工作电源;通过对DCS系统进行软件恢复,保障DCS系统通道测试及分部试运。
2DCS电源及软件系统概述
湖南创元电厂#1机组热控系统主要包括分散控制系统(DCS)和可编程控制器(PLC)。
DCS为和利时公司的MACSV分散控制系统,DCS系统主要包括DAS(计算机数据采集系统)、MCS(模拟量控制系统)、SCS(辅机顺序控制系统)、FSSS(锅炉炉膛安全监控系统)、ECS(电气顺序控制系统,主要包括厂用电源及发变组控制)等,每台机组DCS系统配置5台操作员站,1台工程师站。
DCS电源由两路电气UPS提供,对DCS各机柜、操作员站、工程师站及所有打印机供电。
DCS各控制系统的控制器及操作员站须分别安装对应的控制功能组态及人机接口软件,DCS才能正常工作。
3调试采用的技术标准
3.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(电建〔1996〕159号)
3.2《电力建设施工及验收技术规范》(第五部分热工自动化)DL/T5190.5—2004
4调试应具备的条件
系统调试前,现场、环境及调试对象应具备如下条件:
4.1DCS各模件柜、端子柜和电源柜安装工作完毕,预制电缆已连接完毕,UPS电源电缆已连接到DCS电源柜,电源柜至各用电对象的电缆已连接好,且符合质量标准和设计要求。
4.2DCS接地系统已按设计要求连接好,接地铜排和接地电缆符合质量标准和设计要求。
4.3保安电源及UPS电源已能正常供电。
4.41号机组DCS环路和公用环通讯电缆已连接,符合设计要求。
4.5DCS各模件柜均配备了防静电手环。
4.6控制室、电子设备间内外照明齐全完好。
4.7暖通空调系统已正常投运。
5调试步骤
5.1用兆欧表摇测电气UPS来电源电缆,以及DCS电源柜到各机柜,工程师站、操作员站、打印机系统电源等电缆对地的绝缘电阻,绝缘电阻应大于20MΩ。
5.2检查DCS柜的接地螺钉处和屏蔽地汇流条处测得的接地电阻应小于4Ω,符合和利时公司的接地要求。
5.3测量电气UPS来电源电压,应符合220±10%VAC的要求。
5.4上述检查合格,检查电源到各机柜的电源电缆以及各机柜的电源开关,合上DCS电源柜电源开关,送220VAC电源至电源柜。
5.5检查DCS电源柜内220VAC电源电压,应合格。
5.6用万用表测量电源模件各等级直流电源对地电阻,应确保不出现对地短路现象。
5.7检查合格,合上各DCS控制机柜电源开关,送电。
5.8电源指示灯指示应正常。
机柜散热风扇应运行正常。
用万用表测量机柜内各等级直流电源对地电压,应符合要求(误差小于±10%),并做好记录。
5.9检查各端子柜内无接地现象后,戴上防静电手环,依次装入主控单元模件、I/O模件。
带负载后,电源柜各电压,仍应符合要求。
5.10送电至工程师站、操作员站、打印机,DCS系统受电完毕。
5.11机柜全部受
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