ECS调试措施正文.docx
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ECS调试措施正文.docx
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ECS调试措施正文
1.设备及系统概述
1.1设备概述
天津国投津能北疆发电厂2×1000MW超超临界机组,主机均由上汽集团供货,机组热工控制设备为西屋OVATION分散控制系统等。
工程设计单位是华北电力设计院,#2工程主体施工承包单位是山东电力建设工程二公司,华北电力科学研究院负责#2机组的分系统调试和整体启动调试。
机组热工控制设备主体为西屋公司OVATION分散控制系统,其功能包括:
主要模拟量控制系统(MCS)、辅机顺序控制系统(SCS)、锅炉燃料控制系统(BMS)、数据采集系统(DAS)、汽动给水泵汽轮机危急遮断保护和数字电液控制(MEH)系统、电气控制系统(ECS),电气同期装置以及振动诊断分析系统(TDM)等系统。
其中FSS控制系统采用上海黑马安全自动化系统有限公司(HIMA)的h141/51q控制系统。
微油点火本体控制采用PLC+上位机方式(PLC采用SIEMENS公司S7-300系列,上位机采用SIEMENS公司的触摸屏),与单元机组DCS通讯接口为RS485,通讯协议为MODBUS。
汽轮机调节系统采用西门子公司T3000数字电液调节系统,该系统由上海汽轮机厂随主机提供。
锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,单炉膛双切圆燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、半露天Π型布置,型号SG-3102/27.46-M532。
制粉系统为六台MPS275中速磨正压直吹式制粉系统。
48只直流燃烧器分6层布置于炉膛下部和中部,在炉膛中呈双切圆方式燃烧。
过热蒸汽汽温通过“煤水比”和三级喷水来控制。
再热蒸汽汽温采用烟气挡板调温,燃烧器摆动和过量空气系数的变化调节,低温再热器进口连接管道上设置事故喷水。
尾部烟道下方设置2台三分仓受热面旋转容克式空气预热器。
2台轴流式动叶可调送风机、2台轴流式动叶可调一次风机和2台轴流式动叶可调引风机。
汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的1000MW超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机,型号为N1000-26.25/600/600(TC4F)。
本机共设有八段抽汽。
给水系统设置2台50%容量的汽动给水泵和1台30%容量的电动给水泵;每台汽动给水泵配置1台电动前置泵;电动给水泵采用液力耦合器进行变速调节。
机组旁路系统采用由高压旁路(100%BMCR)和低压旁路(65%BMCR)组成二级串联旁路系统。
一期工程配套安装以色列IDE公司生产的10万吨/天海水淡化装置,海水淡化装置采用低温多效蒸馏淡化型式,动力蒸汽为汽轮机中压缸排汽和低压缸抽汽。
发电机也由上汽集团提供的型号为THDF125/67的高效、密闭、三相、隐极式同步发电机。
定子绕组采用水直接冷却,定子铁芯和转子采用氢气冷却。
额定功率为1000MW。
1.2系统概述
电气ECS系统有4个控制器和2个扩展柜,分别是CTRL24,CTRL25,EXT25-1(扩展柜),CTRL26,EXT26-1(扩展柜),CTRL27。
分别是控制电气发变组系统、电气10KV和6KV;电气0.4KV和电气报警信号等。
电气控制系统担负厂用六千伏及三百八十伏以及发变组励磁系统的主要量的监视及设备的操作。
主要有对发变组励磁系统,启备变,500KV升压站,10KV和6KV厂用变,380V汽机锅炉MCC电源,380V主厂房公用变,脱硫变,除灰变,化水变,电除尘变,机锅炉照明及检修变,110V直流系统,220V直流系统,UPS系统,保安电源等功能组的控制。
2.联锁保护清单
2.110(6)KV工作电源进线断路器
1.合闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器合闸指令
(2)10(6)KV工作电源进线断路器跳闸状态
(3)10(6)KV备用电源进线断路器已合闸的非
(4)10(6)KV工作电源进线断路器不可用的非
(5)10(6)KV工作电源进线断路器远控位置
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)10(6)KV工作电源进线断路器已合闸
(3)10(6)KV工作电源进线断路器不可用的非
(4)10(6)KV工作电源进线断路器远控位置
2.210(6)KV备用电源进线断路器
1.合闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器合闸指令
(2)10(6)KV备用电源进线断路器跳闸状态
(3)10(6)KV工作电源进线断路器已合闸的非
(4)10(6)KV备用电源进线断路器不可用的非
(5)10(6)KV备用电源进线断路器远控位置
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)10(6)KV备用电源进线断路器已合闸
(3)10(6)KV备用电源进线断路器不可用的非
(4)10(6)KV备用电源进线断路器远控位置
2.310(6)KV厂用快切装置
1.装置投入允许条件(与)
(1)操作员站切换装置投入指令
(2)切换装置已投入的非
(3)切换装置远方控制
(4)切换装置的自动功能闭锁的非
(5)切换装置系统自动解列的非
(6)切换装置内部故障
2.切换装置复归(与)
(1)操作员站切换装置复归指令
(2)切换装置等待复归
3.切换装置手动启动自切(与)
(1)操作员站切换装置手动启动自切指令
(2)切换装置已投入
(3)切换装置远方控制
(4)切换装置自动功能闭锁的非
(5)切换装置系统自动解列的非
(6)切换装置内部故障
4.切换装置退出(与)
(1)操作员站切换装置退出指令
(2)切换装置已投入
(3)切换装置远方控制
2.410(6)KV低压厂用电断路器
包括10KV锅炉变断路器,10KV汽机变断路器,6KV脱硫变断路器,6KV化学水变断路器等。
1.合闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器合闸指令
(2)10(6)KV低压厂用电断路器跳闸状态
(3)10(6)KV低压厂用电断路器不可用的非
(4)10(6)KV低压厂用电断路器远控位置
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)10(6)KV低压厂用电断路器已合闸
(3)10(6)KV低压厂用电断路器不可用的非
(4)10(6)KV低压厂用电断路器远控位置
2.50.4KV厂用电断路器
2.5.10.4KV低压厂用电断路器
1.合闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器合闸指令
(2)0.4KV厂用电断路器跳闸状态
(3)0.4KV低压厂用电断路器不可用的非
(4)0.4KV低压厂用电断路器远控位置
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)0.4KV低压厂用电断路器已合闸
3.联锁跳闸条件
(1)0.4KV高压侧断路器跳闸
2.5.20.4KVPC联络断路器
1.合闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器合闸指令
(2)0.4KVPC联络断路器跳闸状态
(3)0.4KVPC联络断路器不可用的非
(4)0.4KVPC联络断路器远控位置
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)0.4KVPC联络断路器已合闸
3.联锁跳闸条件(与)
(1)#1低压变0.4KV断路器合闸
(2)#2低压变0.4KV断路器合闸
4.联锁合闸条件(或)
(1)#1低压变0.4KV断路器已跳闸
(2)#2低压变0.4KV断路器已跳闸
2.5.30.4KVPC至MCC段馈线断路器
1.合闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器合闸指令
(2)0.4KVPC至MCC段馈线断路器跳闸状态
(3)0.4KVPC至MCC段馈线断路器不可用的非
(4)0.4KVPC至MCC段馈线断路器远控位置
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)0.4KVPC至MCC段馈线断路器已合闸
(3)0.4KVPC至MCC段馈线断路器不可用的非
(4)0.4KVPC至MCC段馈线断路器远控位置
2.5.4除尘低压工作变0.4KV断路器
1.合闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器合闸指令
(2)除尘低压备用进线0.4KV断路器跳闸状态
(3)除尘低压工作进线0.4KV断路器不可用的非
(4)除尘低压工作进线0.4KV断路器远控位置
(5)除尘低压工作进线0.4KV断路器跳闸状态
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)除尘低压工作进线0.4KV断路器已合闸
(3)除尘低压工作进线0.4KV断路器不可用的非
(4)除尘低压工作进线0.4KV断路器远控位置
(5)除尘低压变备自投装置闭锁
3.联锁跳闸条件
(1)除尘低压工作变10KV侧断路器跳闸
2.5.5除尘低压备用变0.4KV断路器
1.合闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器合闸指令
(2)除尘低压工作进线0.4KV断路器跳闸状态
(3)除尘低压备用进线0.4KV断路器不可用的非
(4)除尘低压备用进线0.4KV断路器远控位置
(5)除尘低压备用进线0.4KV断路器跳闸状态
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)除尘低压备用进线0.4KV断路器已合闸
(3)除尘低压备用进线0.4KV断路器不可用的非
(4)除尘低压进线0.4KV断路器远控位置
(5)除尘低压变备自投装置闭锁
3.联锁跳闸条件
(1)除尘低压备用变10KV侧断路器跳闸
2.5.6保安MCC来自工作PC段进线断路器
1.合闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器合闸指令
(2)工作PC段低电压(45V)的非
(3)工作PC段至保安MCC段馈线断路器已合闸
(4)保安MCC段来自保安PC段进线断路器已跳闸
(5)保安MCC段来自工作PC段工作进线断路器已跳闸
(6)保安MCC段来自工作PC段工作进线断路器远方控制
(7)保安MCC段来自工作PC段工作进线断路器不可控的非
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)保安MCC段来自工作PC段工作进线断路器已合闸
(3)保安MCC段来自工作PC段工作进线断路器远方控制
(4)保安MCC段来自工作PC段工作进线断路器不可控的非
3.联锁跳闸条件
(1)工作PC段至保安MCC段馈线断路器已跳闸
(2)保安MCC段低电压告警,延迟1s
2.5.7保安MCC来自保安PC段进线断路器
1.合闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器合闸指令
(2)保安PC段低电压(45V)的非
(3)保安PC段至保安MCC段馈线断路器已合闸
(4)保安MCC段来自工作PC段进线断路器已跳闸
(5)保安MCC段来自保安PC段工作进线断路器已跳闸
(6)保安MCC段来自保安PC段工作进线断路器远方控制
(7)保安MCC段来自保安PC段工作进线断路器不可控的非
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)保安MCC段来自保安PC段工作进线断路器已合闸
(3)保安MCC段来自保安PC段工作进线断路器远方控制
(4)保安MCC段来自保安PC段工作进线断路器不可控的非
3.联锁跳闸条件
(1)保安PC段至保安MCC段馈线断路器已跳闸
(2)保安MCC段低电压告警,延迟1s
2.5.8保安PC保安变压器进线断路器
1.合闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器合闸指令
(2)保安PC段保安变压器进线断路器已跳闸
(3)保安PC段保安变压器进线断路器远方控制
(4)保安PC段保安变压器进线断路器不可控的非
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)保安PC段保安变压器进线断路器已合闸
(3)保安PC段保安变压器进线断路器远方控制
(4)保安PC段保安变压器进线断路器不可控的非
3.联锁跳闸条件
(1)10KV侧保安变压器断路器已跳闸
(2)保安PC段低电压告警,延迟1s
2.5.9保安PC段柴油发电机进线断路器
1.合闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器合闸指令
(2)保安PC段柴油发电机进线断路器已跳闸
(3)保安PC段柴油发电机进线断路器远方控制
(4)保安PC段柴油发电机进线断路器不可控的非
(5)柴油发电机ACB常开辅助触点信号来
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)保安PC段柴油发电机进线断路器已合闸
(3)保安PC段柴油发电机进线断路器远方控制
(4)保安PC段柴油发电机进线断路器不可控的非
3.联锁跳闸条件
(1)柴油发电机ACB常闭辅助触点信号来
2.6柴油发电机
1.启动允许条件(与)
(1)操作员站柴油发电机启动指令
(2)柴油发电机总故障告警的非
(3)柴油发电机不在自动控制模式的非
2.跳闸允许条件(与)
(1)操作员站柴油发电机停止指令
3.联锁启动条件
(1)保安PC段低电压告警,延迟1s
4.联锁停止条件
(1)保安PC段柴油发电机进线断路器已跳闸
2.7起备变有载调压开关
1.起备变有载调压开关N向控制允许条件
(1)操作员站在N向调节指令
(2)有载调压开关在DCS控制位
(3)有载调压开关控制电源故障的非
2.起备变有载调压开关急停允许条件
(1)操作员站急停指令
(2)有载调压开关在DCS控制位
(3)有载调压开关控制电源故障的非
(4)有载调压开关已运行
3.起备变有载调压开关I向控制允许条件
(1)操作员站I向调节指令
(2)有载调压开关在DCS控制位
(3)有载调压开关控制电源故障的非
2.8恒定Cos/Var调节控制
1.选择恒定Cos调节
(1)操作员站选择恒定Cos调节指令
(2)已选择恒定Cos调节的非
(3)励磁系统已投入
(4)励磁系统就地控制的非
(5)励磁系统故障的非
2.选择恒定Var调节
(1)操作员站选择恒定Var调节指令
(2)已选择恒定Var调节的非
(3)励磁系统已投入
(4)励磁系统就地控制的非
(5)励磁系统故障的非
2.9励磁系统
8.1励磁系统手自动切换
1.励磁系统选择自动
(1)操作员站励磁系统选择自动指令
(2)励磁系统已选择手动
(3)励磁系统就地控制的非
(4)励磁系统故障的非
2.励磁系统选择手动
(1)操作员站励磁系统选择手动指令
(2)励磁系统已选择自动
(3)励磁系统就地控制的非
(4)励磁系统故障的非
8.2励磁系统投入/退出
1.励磁系统投入
(1)操作员站励磁系统投入指令
(2)主变500KV母线断路器已跳闸
(3)主变500KV联络断路器已跳闸
(4)DEH输出转速在同期范围内
(5)发变组保护动作的非
(6)励磁系统已选择自动
(7)励磁系统已退出
(8)励磁系统就地控制的非
(9)励磁系统故障的非
2.励磁系统退出
(1)操作员站励磁系统投入指令
(2)主变500KV母线断路器已跳闸
(3)主变500KV联络断路器已跳闸
(4)励磁系统就地控制的非
(5)励磁系统已投入
8.3励磁系统电压设定值
1.励磁系统电压设定值上升
(1)操作员站励磁系统电压设定值上升指令
(2)设定值控制最大的非
(3)励磁系统已投入
(4)励磁系统就地控制的非
2.励磁系统电压设定值下降
(1)操作员站励磁系统电压设定值下降指令
(2)设定值控制最小的非
(3)励磁系统已投入
(4)励磁系统就地控制的非
2.10PSS系统
1.PSS系统投入
(1)操作员站PSS系统投入指令
(2)PSS系统已退出
(3)励磁系统已投入
(4)励磁系统就地控制的非
(5)励磁系统故障的非
2.PSS系统退出
(1)操作员站PSS系统退出指令
(2)PSS系统已投入
(3)励磁系统已投入
(4)励磁系统就地控制的非
(5)励磁系统故障的非
2.11叠加控制
1.叠加控制投入
(1)操作员站叠加控制投入指令
(2)叠加控制已退出
(3)励磁系统已投入
(4)励磁系统就地控制的非
(5)励磁系统故障的非
(6)非恒定Cos调节或恒定Var调节
2.叠加控制退出
(1)操作员站叠加控制退出指令
(2)叠加控制已投入
(3)励磁系统已投入
(4)励磁系统就地控制的非
(5)励磁系统故障的非
(6)恒定Cos调节或恒定Var调节
2.12自动准同期装置
1.自动准同期装置启动允许
(1)励磁系统已投入
(2)励磁系统已选择自动
(3)发变组保护动作的非
(4)ASS装置准备就绪
(5)发电机定子电压大于90%Un
(6)DEH输出转速在同期范围内
(7)ASS装置报警的非
(8)ASS合闸已发出的非
2.13500KV断路器
2.13.1ASS装置启动
(1)操作员站启动同期指令
(2)启动同期允许条件满足
(3)500KV母线断路器已跳闸;500KV母线断路器隔离开关1已合闸;500KV母
线断路器隔离开关2已合闸;500KV母线断路器DCS控制位置或500KV联
络断路器已跳闸;500KV联络断路器隔离开关1已合闸;500KV联络断路
器隔离开关2已合闸;500KV联络断路器DCS控制位置
2.13.2500KV母线断路器
1.500KV母线断路器跳闸
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)500KV母线断路器DCS控制位置
(3)500KV母线断路器已合闸
(4)500KV联络断路器已合闸或发电机有功降至给定值
2.13.3500KV母线断路器
1.500KV联络断路器跳闸
(1)操作员站断路器跳闸指令
(2)500KV联络断路器DCS控制位置
(3)500KV联络断路器已合闸
(4)500KV母线断路器已合闸或发电机有功降至给定值
3.编制依据:
3.1电力工业部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996版)》。
3.2《火电工程启动调试工作规定》
3.3《电力建设施工及验收技术规范》热工调试部分
3.4《火电工程调整试运质量检查及评定标准》热工部分
3.5《火电工程安装质量检查及评定标准热工仪表及控制装置篇》
4.调试范围及相关项目
4.1电气顺控系统是DCS的一部分,顺序控制设计分功能子组、驱动级两级
(1)功能子组:
由系统根据密切相关的设备组成功能子组。
功能子组可实现顺序控制。
(2)驱动级:
对应具体设备,由其驱动级完成允许条件形成,联锁保护,状态显示,控制指令功能。
对于驱动级单体设备,运行人员都可以通过CRT上的“合闸”、“跳闸”按钮来手动启停/开关该设备。
不管手动启停/开关,程控启停/开关,还是联锁启停/开关,都必须满足该设备的启停/开关允许条件;程控启停/开关还必须满足该设备在自动状态,DCS画面上的断路器设计如下:
控制指令为3S脉冲,显示状态有已启(红色)、已停(绿色)、IO故障(粉色)、失电(灰色)、正在启(红灰闪)、正在停(绿灰闪)、启故障(黄)、停故障(黄)、事故停(黄)9种。
ECS的调试范围包括各子功能组的启、停能够正确执行,还可对子功能组内各执行级进行单独控制,还能够完成功能组、子功能组、执行级的联锁、保护、程序修改、运行状态监视等功能。
4.2机柜至现场设备接线、就地设备调试等工作由施工单位完成。
5.组织与分工
依据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》。
5.1建设单位:
全面协助试运指挥部及分部试运组做好试运中的指挥管理工作,协调各方关系,解决有关问题。
提供联锁保护整定值和设备启停操作。
5.2施工单位:
为分部试运牵头单位。
完成启动所需要的设备及临时设施的施工;负责现场的安全、消防、消缺、检修工作。
5.3调试单位:
负责系统调试阶段的组织工作,编制相关的调试措施;提出技术问题的解决方案或建议;进行技术交底和现场指导;编写调试报告。
5.4监理单位:
检查本措施的实施,协调验收签证工作。
5.5本措施未涉及的部分按运行规程执行。
6.调试前应具备的条件
6.1控制设备安装、接线工作基本结束。
就地设备一次元件调校结束,电源正式投入、送至机柜。
6.2系统设备相关资料提供给调试人员。
6.3分散控制系统OVATION系统上各控制站已安装完毕,网络已能正常通讯,系统组态已安装完毕。
6.4现场照明良好满足调试需要。
现场空调系统正常投运,温度及湿度满足厂家要求。
7.调试程序和项目
7.1认真查看逻辑框图,对不符合现场运行规程的经讨论提出修改意见,并对照,组态逻辑图,并下装到控制器中,做好调试前准备工作。
7.2在工程师站上进行画面检查,系统画面符合现场工艺流程,符合现场运行习惯和设计要求;对操作端逐一检查,保证同控制逻辑的一致。
7.3控制柜硬件及外部电缆接线检查
7.3.1机柜内部摸件型号。
数量检查并确定是否正确。
7.3.2检查机柜柜间及电源系统是否良好,电源接线是否正确。
7.3.3检查机柜外壳及交直流接地系统,确认连接是否正确,接地电阻是否满足要求。
7.4机柜通电检查
7.4.1机柜所有电源开关置于断路位退出机柜内所有模件。
7.4.2合总电源开关,依次合分电源开关,测量空载电压,电压值应满足技术规定要求。
7.4.3逐块插入机柜模件并检查模件工作状态。
7.4.4测量负载电压值是否合格。
7.4.5做带负荷电源切换实验,保证在一路电源失去时备用电源仍然可保证系统安全。
7.5.机柜通道校验
7.5.1对AI信号使用信号源在机柜端子处模拟,进行信号输入,在操作员站上检查信号的正确性及精度,满足技术协议要求。
7.5.2对DI信号在机柜端子处模拟,短接端子,输入信号正确。
7.5.3对DO及AO信号,从操作员站发出指令,检查继电器动作是否正确,检查输出端子处模拟量信号的正确性及精度。
7.5.7做好记录并提交完整的通道校验报告。
7.6系统静态调试的步骤及方法
7.6.1.测点检查
7.6.1.1使用信号源在就地元件处进行模拟(或由控制系统内部进行模拟),进行信号输入。
7.6.1.2使用模拟板或将外部设备就地控制回路打在实验位,对输入信号进行核查。
7.6.1.3以操作员站站发出指令,核实各级逻辑情况及报警事故追忆情况。
7.6.1.7对各种情况及操作进行详细记录,发现问题提出修改报告。
7.6.2.一次元件校验确认
7.6.2.1对系统内模拟量一次元件按相应规程调校后结果进行确认。
7.6.2.2对系统内开关量一次元件按相应规程调校后结果进行确认。
7.6.3.驱动级的传动
对阀门传动时,直接进行开关试验,检查开关回路及反馈信号是否正确,并记录阀门的开关时间。
对马达传动时,先将电气开关柜置于试验位及远方位,在操作员站上进行各项操作,DO指令及DI反馈均正常,操作员站上各项画面显示正确。
在传动联锁保护时,重要的保护信号应从就地加信号,其它输入信号可从DPU柜的端子排加入进行静态模拟。
要求各设备动作正确,
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