自动调节系统定期试验规程.doc

华润电力（涟源）有限公司设备部 热控专业自动调节系统定期试验方案编制：初审： 审核： 批准：2011年5月目 录1 编制本实验方案原则22 实验项目23 功能测试44 试验步骤55 品质指标56 试验方案10附表1：机炉协调系统功能测试结果表13附表2：机炉协调系统试验结果表14附表3：控制子系统试验结果151编制本实验方案原则 根据中华人民共和国发改委DL1.T 657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程要求进行编制，并结合我公司机组特点进行修改。2实验项目 本规程所指范围包括华润电力（涟源）有限责任公司1、2机组中所有自动调节系统。以下是单台机组的自动调节系统的名称及数量：共88套自动控制系统。序号项目套数序号项目套数1机炉协调控制系统137轴封供汽母管减温器温度调节阀12机跟炉协调控制系统138低压缸喷水调节阀13炉跟机协调控制系统139除氧器水位三冲量14给水旁路调节140除氧器水位单冲量15汽包水位单冲量调节141凝结水最小流量再循环调节阀16汽包水位三冲量调节142凝汽器水位调节17汽动给水泵A最小流量再循环调节阀143凝结水补水箱水位调节18汽动给水泵B最小流量再循环调节阀144辅助蒸汽母管压力调节19电动给水泵最小流量再循环调节阀145低温再热至辅汽压力调节阀110辅汽至除氧器压力调节阀146发电机组冷油器温度调节111过热器左侧一级减温水调节147汽封蒸汽溢流调节阀112过热器右侧一级减温水调节148低温再热蒸汽至汽封蒸汽压力调节113过热器左侧二级减温水调节149发电机定子水冷却器温度调节114过热器右侧二级减温水调节150空侧密封供油装置冷却器温度调节115再热器减温水调节151氢侧密封供油装置冷却器温度调节116左侧再热器烟气挡板152发电机氢气温度控制117右侧再热器烟气挡板153#1高加主疏水阀118左侧过热器烟气挡板154#2高加主疏水阀119右侧过热器烟气挡板155#3高加主疏水阀120A,B一次风机入口导页调节256#5低加主疏水阀121A,B送风机动叶调节257#6低加主疏水阀122A,B引风机静叶调节258#7低加主疏水阀123热风再循环至一次风机A入口挡板调节159#8低加主疏水阀124热风再循环至一次风机B入口挡板调节160电动给水泵密封水调节阀125热风再循环至送风机A入口挡板调节161汽动给水泵A,B密封水调节126热风再循环至送风机B入口挡板调节162吹灰蒸汽母管压力调节127密封风机A,B入口门调节263DEH转速调节128A,B,C磨煤机给煤量调节664DEH功率回路129A,B,C磨煤机冷风门调节365DEH压力回路130A,B,C磨煤机热风门调节366MEH汽泵A转速调节131A,B,C磨煤机一次风门调节367MEH汽泵B转速调节132A,B,C磨煤机旁路风门调节368增压风机入口压力调节233高压旁路减温水调节阀134高压旁路阀135低压旁路减温水调节阀136低压旁路阀13功能测试31 MCS功能测试主要包括控制方式无扰动切换、偏差报警功能、方向性闭锁保护功能、超驰控制保护功能的测试。3.1.1 控制方式无扰动切换试验主要包含以下内容：AGC远方/就地控制方式的无扰动切换；CCS的协调控制方式、锅炉跟随控制方式、汽机跟随控制方式之间的无扰动切换；MCS所有手动/自动方式之间的无扰动切换；给水控制系统单/三冲量控制方式之间的无扰动切换；其他要求控制系统实现的无扰动切换。在满足切换条件的情况下，MCS在各种控制方式之间进行切换时，不应对控制系统产生任何扰动。检查上述控制方式无扰动切换是否能正确实现。3.1.2 MCS应包含以下偏差报警：测量信号偏差报警；执行器偏差报警；调节器偏差报警；其他要求控制系统实现的偏差报警。检查上述偏差报警值是否正确设定，报警输出的开关量信号能否正确送至相应的报警显示和控制保护回路3.1.3 MCS应包含以下方向性闭锁保护功能：CCS负荷指令增减闭锁；炉膛压力高/低送引风机动叶调节开/关闭锁；燃料量和风量交叉限制；其他要求控制系统实现的方向性闭锁。检查上述方向性闭锁保护是否能正确实现。3.2 进行功能测试时可根据情况进行抽测，将功能测试结果填入附录1中的表格中。4. 自动调节系统试验步骤4.1 机组负荷条件满足后，可以根据需要逐步投入各自动调节系统。4.2 自动调节系统扰动试验步骤如下：4.2.1 检查软件组态和定制及参数设置，确认调节器作用正确，参数合理。4.2.2 通过模拟试验分别检查各子系统内设定值生成回路。4.2.3 确认该系统各信号变送器投入运行，工作正常。4.2.4 待机组运行工况满足自动系统投运要求，被调量接近设定值，将系统投入自动，系统调节稳定。4.2.5 被调量稳定在设定值15min后，开始进行定值扰动试验。4.2.6 阶跃改变调节系统的设定值（扰动量见附表B），观察调节系统的响应情况和被调量的变化趋势，记录试验结果。4.2.7 计算被调量的最大动态偏差、最大稳态偏差、稳定时间并记录。4.2.8 根据试验情况进行第二次试验。4.2.9 恢复措施，结束试验。5. 自动调节系统品质指标以下所列的项目的品质指标根据中华人民共和国发改委DL1.T 657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程要求，并结合我公司“”型火焰锅炉的特点，按照国标中的参考值修改。5.1 给水控制系统试验汽包锅炉的给水控制系统是指：由启动给水泵出口旁路调节门、电动调速给水泵和汽动调速给水泵（或者由给水泵出口调节门、定速给水泵）组成的单/三冲量给水控制系统、给水泵最小流量再循环控制系统。5.1.1 汽包水位的测量5.1.1.1汽包水位信号应分别取自3个独立的差压变送器进行三选中值逻辑判断后的信号，并且该信号应进行压力、温度修正。5.1.1.2差压式水位测量装置的平衡容器设置正确。5.1.1.3汽水侧取样管、取样阀门和连通管均应良好保温；平衡容器及容器下部形成参比水柱的管道不得保温；引到差压变送器的两根取样管应平行敷设共同保温，并根据需要采取防冻措施。5.1.2 对象特性试验5.1.2.1汽包水位动态特性试验给水流量扰动下汽包水位动态特性试验：保持机组负荷稳定、锅炉燃烧率不变；给水控制置手动，手操并保持在下限水位稳定运行2min左右；一次性快速改变给水调节门开度，使给水流量阶跃增加15%额定流量左右；保持其扰动不变，记录试验曲线；待水位上升到上限水位附近，手操并保持在上限水位稳定运行；一次性快速改变给水调门开度，使给水流量阶跃减小15%额定流量左右；保持其扰动不变，记录试验曲线；待水位降到下限水位附近结束试验。重复上述试验23次，分析给水流量阶跃扰动下汽包水位变化的飞升特性曲线，求得其动态特性参数e（飞升速度）和t（迟延时间）。5.1.2.2给水调节门特性试验新投入使用或检修后的调节门(给水泵出口调节门、启动给水泵出口旁路调节门)应满足以下质量要求：a） 给水泵出口调节门全开时的最大流量应满足单台给水泵最大负荷要求，并有10的裕量；启动给水泵出口旁路调节门全开时的最大流量应满足30%机组负荷下的流量要求，并有10的裕量。b） 调节门全关时，漏流量应小于调节门最大流量的10。c） 调节门特性曲线的线性工作段应大于全行程的70%，其回程误差不大于调节门最大流量的3。d） 调节门的死行程应小于全行程的5。给水调节门流量特性试验：试验前检查调整门全开时给水压力是否达到额定值，否则应通过调整抬高给水压力；试验时，置给水调节于手动控制方式；在机组运行工况稳定的情况下，手动单方向间断地开大调节阀，每次以10%幅度为宜，直至调节阀全开；然后再以同样方式关小，直至全关；每次减小或开大操作都必须待流量稳定后进行。5.1.2.3电动液偶调速给水泵特性试验新投入使用或检修后的电动液偶调速给水泵在不同转速(调速泵勺管位置开度)下的给水出口压力和给水流量关系特性应满足以下质量要求：a） 液压联轴节的调速范围应达到25100。b） 液压调速泵勺管位置开度和反馈电压应为线性关系，其回程误差应不大于2。c） 在调速范围内，泵出口给水压力和给水流量特性应符合制造厂的技术要求。5.1.2.4汽动调速给水泵特性试验新投入使用或检修后的汽动调速给水泵在不同转速下的给水泵出口给水压力和给水流量关系特性应满足以下质量要求：a） 调节范围应按给水泵汽轮机确定的调速范围设定为0100，b） 给水流量与负荷指令呈线性关系，其回程误差应不大于2。c） 在调速范围内，泵出口给水压力和给水流量特性应符合制造厂的技术要求。5.1.2.5给水泵最小流量再循环控制门特性试验 新投入使用或检修后的给水泵最小流量再循环控制门应满足以下质量要求：a） 再循环控制流量应高于给水泵最小设计流量。b） 再循环阀能瞬间提升30阀门开度(可调)。c） 当切除再循环流量时，再循环阀能在瞬时关闭，隔绝10的再循环流量。5.1.3 给水控制系统的品质指标a） 控制系统正常工作时，给水流量应随蒸汽流量迅速变化；在汽包水位正常时，给水流量与蒸汽流量应基本相等。b） 稳态品质指标：300MW等级以下机组20mm，300MW等级及以上机组25mm；控制系统的执行机构不应频繁动作。c） 水位定值扰动（扰动量为：300MW等级以下机组40 mm，300MW等级及以上机组60 mm）：过渡过程衰减率=0.70.8；稳定时间为：300MW等级以下机组3 min，300MW等级及以上机组5 min。d） 机组启停过程中，汽包水位控制的动态品质指标：在30%负荷以下单冲量方式运行时，汽包水位允许动态偏差为80mm；在30%70%负荷范围三冲量给水控制运行时，汽包水位允许动态偏差为60mm；在70%100%负荷范围三冲量给水控制运行时，汽包水位动态品质指标见表A.1。e） 机炉协调控制方式下的动态、稳态品质指标见表5.1。5.2 汽温自动控制系统试验汽温自动控制系统，包括过热汽温度和再热汽温度自动控制系统。5.2.1对象特性试验（必要时进行）5.2.1.1过热蒸汽温度动态特性试验试验内容主要包括二级减温水扰动下主蒸汽温度、二级导前汽温动态特性，一级减温水扰动下中间点温度、一级导前汽温动态特性等；试验宜分别在70%和100%两种负荷下进行，每一负荷下的试验宜不少于两次。置减温控制于手动控制方式，在机组运行工况稳定情况下，手动一次关小（阶跃）减温水调节阀开度，幅度以减小（开大）10%减温水流量为宜，记录主汽温度变化情况，待主汽温度上升（下降）并稳定在新值时结束试验。5.2.1.2再热蒸汽温度动态特性试验试验内容主要包括控制再热汽温的再热器烟气挡板开度扰动下的再热蒸汽温度动态特性、再热器事故减温水扰动下的再热蒸汽温度动态特性；试验宜在70%和100%两种负荷下进行，每一负荷下的试验宜不少于两次。5.2.1.3减温水调节门特性试验（包括过热器左右侧一级，二级减温水及再热器减温水调门）新投入使用或检修后的调节门应满足以下质量要求：a) 调节门的最大流量应满足锅炉最大负荷要求，并约有10%的裕量；b) 调节门的漏流量应小于其最大流量的10%；c) 调节门特性曲线应呈线性，工作段应大于70%，其回程误差应小于最大流量的3%；d) 调节门的死行程应小于全行程的5%。在机组运行工况稳定的情况下，手动单方向间断地开大减温水调节阀，每次以10%幅度为宜，直至调节阀全开；然后再以同样方式关小，直至全关；每次减小或开大操作都必须待流量稳定后进行。试验中，若出现减温水流量过大可能使汽温低于允许范围时，为了保证机组的安全，应改为在不同运行工况按上述方法分段进行特性试验。为了防止过热汽温超越允许范围，试验过程中应加强监视，发现汽温越限严重或失控应立即中止试验，并将阀门开度迅速恢复至试验前位置直至参数稳定。5.2.1.4再热烟气挡板开度特性试验再热汽温锥阀开度特性试验应满足以下质量要求：a) 锥阀机械部分动作灵活，无卡涩；b) 锥阀开度误差小于3。5.2.2 汽温控制系统的品质指标（负荷范围70100%）a) 稳态品质指标：过热汽温300MW等级以下机组为2，300MW等级及以上机组为3；再热蒸汽温度300MW等级以下机组为3，300MW等级及以上机组为4；执行器不应频繁动作。b) 过热汽温和再热汽温给定值改变5时，过渡过程衰减率=0.751、稳定时间为：300MW等级以下机组15min，300MW等级及以上机组20min。c) 机炉协调控制方式下的动态、稳态品质指标见表3中。5.3 燃烧自动控制系统燃烧自动控制系统包括炉膛压力控制、送风自动控制、一次风压控制、一次风量控制、称重给煤机控制等自动控制系统。5.3.1对象特性试验（必要时进行）5.3.1.1 一次风门风量特性试验 一次风门风量特性试验宜在锅炉冷态通风试验中进行。手动单方向间断地开大一次风流量调节档板，每次以10%幅度为宜，直至调节档板全开；然后再以同样方式关小，直至全关；每次减小或开大操作都必须待流量稳定后进行。5.3.1.2给煤机调节特性试验试验应满足以下要求：a) 给煤机最高转速下的给粉量应能满足锅炉最大负荷的要求，并有裕量；b) 在给煤机控制信号信变范围的二分之一处，各台给煤机的转速偏差应小于50r/min；c) 锅炉最大负荷下的给煤机转速与锅炉最低负荷下的给煤机转速之比值应不小于3。5.3.2 炉膛压力控制系统品质指标（负荷范围70100%）a) 稳态品质指标：50Pa。b) 炉膛压力定值扰动（扰动量土150Pa）：过渡过程衰减率=0.750.9、稳定时间为：300MW等级及以上机组1min。c) 机炉协调控制方式下的动态、稳态品质指标见表A.1。5.3.3 送风控制系统品质指标（负荷范围70100%）a) 氧量稳态品质指标：1（）；b) 燃烧率指令增加时，风量应能在30s内变化，氧量应能在1min内变化；c) 风压定值扰动（扰动量：150Pa）：过渡过程衰减率=0.750.9；稳定时间为：小于50s。5.3.4 一次风压控制系统品质指标（负荷范围70100%）a) 稳态品质指标：100Pa；b) 一次风压给定值改变300Pa时，过渡过程衰减率=0.751；稳定时间为：小于 50s。5.3.5 直吹式制粉系统磨煤机控制系统品质指标(负荷范围70%100%) a) 稳态品质指标：磨煤机入口一次风流量为5%；磨煤机出口温度为3。 b) 一次风量给定值改变 5%时，过渡过程衰减率 =0.750.9，稳定时间小于 20s。 c) 磨煤机出口温度给定值改变 3时，过渡过程衰减率 =0.750,9，稳定时间小于 5min。 d) 高温风(或低温风)挡板开度改变 10%时，控制系统应能在 3min 内消除扰动，磨煤机出口温，度最大偏差应不大于 5。5.4 辅助设备控制系统的验收测试辅助设备自动控制系统包括除氧器水位、压力、加热器水位、凝汽器水位、轴封压力、凝结水母管压力控制、其他辅助设备自动控制系统等。其中其他辅助设备自动控制系统主要有以下单回路自动控制系统：燃油压力控制、辅助蒸汽温度控制等自动控制系统。5.4.1 除氧器水位控制系统品质指标（负荷范围70100%）a) 稳态品质指标：100mm；b) 当水位给定值改变100mm时，过渡过程衰减率=0.70.8、稳定时间为：小于20min。5.4.2 除氧器压力控制系统品质指标（负荷范围70100%）a) 稳态品质指标：20kPa；b) 当除氧器压力给定值改变50kPa时，控制系统应在1min内将压力稳定在新的给定值，过渡过程衰减率=0.751。5.4.3 加热器水位控制系统品质指标（负荷范围70100%）a) 稳态品质指标：50mm；b) 定值扰动时，过渡过程衰减率=0.751。5.4.4凝汽器水位控制系统品质指标（负荷范围70100%）a) 稳态品质指标：150mm；b) 凝汽器水位给定值改变50mm时，上升方向过渡过程衰减率=0.751、稳定时间为：小于5min。5.4.5其他辅助设备自动控制系统品质指标（负荷范围70100%）a) 稳态品质指标：给定值附近，不振荡；b) 定值扰动时，控制系统衰减率=0.751。5.5 CCS试验CCS包括：机组负荷指令设定、汽机主控、锅炉主控、压力设定、RUNBACK等控制回路。5.5.1 对象特性试验及质量要求5.5.1.1负荷动态响应特性（必要时进行）机组负荷对汽机调门的响应特性试验：保持锅炉燃烧率(燃料量和风量)不变，阶跃(快速)改变汽机调门开度，记录负荷和主汽压力的变化。机组负荷对燃烧率的响应特性试验应包括定压和滑压两种运行方式。定压运行方式负荷动态响应特性试验应分别在60%、90%负荷段进行，为了保持主汽压力不变应投入主汽压力自动；滑压运行方式负荷动态响应特性试验应在70%80%负荷段进行，置汽机调门为手动保持其开度不变；分别按上述要求进行锅炉燃烧率阶跃扰动，记录试验曲线。5.5.2 CCS品质指标5.5.2.1负荷变动试验在机炉协调控制方式下，70100负荷范围内，负荷指令以1.5% Pe /min的变化速率、负荷变动量为P=15% Pe，分别进行负荷单向变动试验；机组各主要被调参数的动态、稳态品质指标见表A.1。5.5.2.2 AGC负荷跟随试验在AGC控制方式下，70100负荷范围内，负荷指令以1.5% Pe /min的变化速率、负荷变动量为P=10% Pe的斜坡方式连续增、减（或减、增）各一次的双向变动试验；机组各主要被调参数的动态、稳态品质指标见表5.1。5.5.2.3 RB试验的品质指标a)机组进行RB功能分项试验时，不允许人工干预，其参数波动范围不危及机组安全和不引起机组保护动作跳闸，即认为该项RB试验合格。b)RB试验项目宜按设计的功能全部进行，也可按用户要求根据现场条件选择部分项目，但RB功能模拟试验应全部进行。表5.1 机组各主要被调参数的动态、稳态品质指标负荷变动试验动态品质指标AGC负荷跟随试验动态品质指标稳态品质指标指标注参数合格优良负荷指令变化速率 % Pe /min231.5/实际负荷变化速率 % Pe /min2.52.51.0/负荷响应纯迟延时间s12090 90/负荷偏差 % Pe3351.5主汽压力 MPa0.50.50.60.3主汽温度 108103再热汽温度 1210124汽包水位mm60406025炉膛压力 Pa200150200100烟气含氧量 %/16自动调节系统试验方案6.1 RB试验6.1.1 RB功能模拟试验6.1.1.1 在机组停运的情况下，按设计的功能依次模拟RB产生的条件，进行RB功能模拟试验。6.1.1.2 试验中，主要应检查以下一些内容：a) 不同原因的RB发生时，DI通道应正确动作；b) 负荷运算回路、负荷指令变化速率等RB控制参数已正确设定；c) FSSS跳给煤机的控制逻辑正确；d) CCS应切换到TF方式运行；e) RB时，主汽压采用的定压/滑压方式符合设计要求，一般应切换到滑压方式运行；f) 滑压运行方式时，滑压的速率参数设定应根据不同RB的特点正确设定。6.1.2 RB动态试验6.1.2.1 进行RB动态试验应具备以下条件：a) CCS及控制子系统已正常投用，并完成相应的定值扰动和负荷变动试验，调节品质合格；b) CCS在TF方式下的定值扰动试验已完成，调节品质符合要求。参考指标：在0.60.8MPa定值扰动下，过渡过程衰减率=0.70.9、稳定时间6min。c) RB功能模拟试验已完成，其结果满足要求；d) 机组保护系统已正常投入。6.1.2.2 在进行正式的RB动态试验之前，一般应进行预备性试验，以确认CCS在RB工况下能正确进行控制，并调整不同RB工况下的目标负荷、降速率的设置。6.1.2.3 在90% Pe以上负荷工况下进行RB正式试验，以考核机组和CCS在RB工况下的控制能力。按设计的RB功能分项进行动态试验，如分别进行磨煤机、送风机、引风机、一次风机、给水泵等RB试验，记录各被调量的动态曲线。6.1.2.4 通过DCS数据历史报表记录主要参数：功率、机组负荷指令、锅炉负荷指令、锅炉热量、主蒸汽压力、汽机控制反馈、总给煤量、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、给水流量、主蒸汽流量、汽包水位、烟气含氧量、炉膛压力、锅炉床温、锅炉床压、一次风量、二次风量、流化风量、除氧器水位、凝汽器水位等；6.2 AGC试验6.2.1 试验条件及准备6.2.1.1 模拟CCS投入协调控制的机跟炉协调和炉跟机协调方式，加入的 中调AGC指令在145305MW范围且与实发功率偏差不大小30MW时，允许投入机组的AGC功能，并返回中调“ADS不允许投入告警”的“0”值。6.2.1.2 在收到中调来的“中调ADS方式请求”信号后，DCS锁定为允许投AGC，直到收到“中调ADS方式切除”信号，切除AGC。模拟投入AGC功能后，其机组目标负荷由协调控制设定变为中调远程设定值，其负荷上、下限及负荷变化率设定仍由机组的协调控制设定，并返回至中调。6.2.1.3 在AGC切除后，机组的负荷目标值跟踪实发功率。6.2.1.4 手动切AGC功能或模拟AGC禁止信号，应能正常切除AGC。AGC禁止信号包括：协调控制切除、中调AGC指令存在145305MW范围、中调AGC指令信号故障、中调ADS方式切除。6.3 MCS其他系统试验6.3.1 功能检查：6.3.1.1检查PID作用方向的正确性；6.3.1.2检查硬手操、软手操、手动/自动切换的跟踪无扰；6.3.1.3检查调节模块