发电厂基建过程热控调试关键技术.doc

1.调试资料准备：1.1.设计文件、设计图纸和设计说明书；1.2.设备清册、I/O 清册；1.3.分散控制系统使用手册、系统组态图、柜内接线图；1.4.系统管道仪表图；1.5.专业上的技术法规性文件，包括有关标准、规范、规程、规定等等；1.6.定值清册；1.7.各种流量孔板、喷嘴计算书；1.8.a1.9.b1.10.相关性能特性曲线（各种负荷下的锅炉管道配风情况、风煤比、定滑定曲线、）；1.11.有关平衡桶体、容器等的安装尺寸(汽包水位)；1.12.有关现场设备说明书；1.13.单体设备的校验证书（包括变送器、压力开关、流量开关、热电偶、热点阻、火检系统、氧量装置、行程开关、阀门、马达、档板、执行机构等等）；2.参加设计联络会2.1.关于后备操作手段当分散控制系统发生全局性或重大故障时(例如分散控制系统电源消失、通信中断、全部操作员站失去功能，重要控制站失去控制和保护功能等)，为确保机组紧急安全停机，应设置下列独立于分散控制系统的手段：2.1.1.汽轮机跳闸；2.1.2.总燃料跳闸；2.1.3.发电机一变压器组跳闸；2.1.4.锅炉安全门(机械式可不装)；2.1.5.汽包事故放水门；2.1.6.汽轮机真空破坏门；2.1.7.直流润滑油泵；2.1.8.交流润滑油泵；2.1.9.电机灭磁开关；2.1.10.柴油机启动。2.2.关于MFT:在运行中锅炉发生下列情况之一时，应发出总燃料跳闸指令，实现紧急停炉保护，总燃料跳闸指令应包括如下内容：2.2.1.1.手动停炉指令；2.2.1.2.全炉膛火焰丧失；2.2.1.3.炉膛压力过高过低；2.2.1.4.汽包水位过高过低；2.2.1.5.全部送风机跳闸；2.2.1.6.全部引风机跳闸；2.2.1.7.煤粉燃烧器投运时，全部一次风机跳闸；2.2.1.8.燃料全部中断；2.2.1.9.总风量过低；2.2.1.10.锅炉炉膛安全监控系统失电；2.2.1.11.根据锅炉特点要求的其它停炉保护条件（直流炉给水流量低，再热器遮断等）。2.3.关于ETS在运行中汽轮发电机组发生下列情况之一时，应实现紧急停机保护：2.3.1.汽轮机超速；2.3.2.凝汽器真空过低；2.3.3.润滑油压力过低；2.3.4.轴承振动大；2.3.5.轴向位移大；2.3.6.发电机冷却系统故障；2.3.7.手动停机；2.3.8.汽轮机数字电液控制系统失电；2.3.9.汽轮机、发电机等制造厂提供的其他保护项目（轴瓦温度，回油温度）。2.4.关于机组横向大联锁：单元制机组发生下列情况之一时，应有停止机组运行的保护:2.4.1.锅炉事故停炉；2.4.2.汽轮机事故停机；2.4.3.发电机主保护动作；2.4.4.单元机组未设置快速切负荷(FCB)功能时，任何原因引起的发电机解列。2.5.关于热工保护系统的“独立性”原则2.5.1.保护系统应有独立的IO通道，并有电隔离措施；2.5.2.冗余的IO信号应通过不同的IO模件引人；2.5.3.触发机组跳闸的保护信号的开关量仪表和变送器应单独设置，当确有困难而需与其他系统合用时，其信号应首先进入保护系统；2.5.4.机组跳闸命令不应通过通信总线传送；2.5.5.炉、机跳闸保护系统的逻辑控制器应单独冗余设置；2.6.关于电源配置2.6.1.分散控制系统、汽轮机电液控制系统、机组保护回路、火检装置及火检冷却风机控制等的供电电源，一路应采用交流不间断电源，一路来自厂用保安段电源；2.6.2.两路电源的主辅与切换；3.参加系统出厂验收测试出厂验收测试（Factory Acceptance Testing）是在分散控制系统出厂前，对分散控制系统设备的各种功能和性能进行检查,对发现的故障要记录在FAT问题报告表中，报告表要含有如下内容：发现日期、发现人员、被发现问题所对应的图纸号、问题的描述、问题的解决、解决问题的人员、解决问题的日期等。检查内容包括3.1. 所需提交的资料：3.1.1. 调试准备中需要的资料；3.1.2. 合同中的设备清册；3.2. 设备的外观和数量清点；3.2.1. 接线牢固、柜内走线整齐、美观，标牌清晰、持久，门封严密、门锁灵活、油漆无剥落；3.2.2. 设备数量(包括各工作站软件)与合同中设备清册一致；3.3. 系统电源：3.3.1. 切除一台电源装置，冗余配置的电源应自动工作，控制系统工作应正常，DPU不发生初始化现象，运行数据不丢失，电源电压波动要在卡件要求的工作电压范围之内；3.3.2. 对两线制变送器的供电回路进行短路试验，卡件通道应不受影响，操作员站有报警显示；3.3.3. 系统直流电源负荷率的测试：每台直流电源的最大耗电电流=（该电源所带的每种卡件的耗电量*该种卡件的数量）直流电源负荷率（%）=（最大耗电电流/该台电源装置的额定电流）*100%直流电源负荷率应小于60%70%3.3.4. 访问电源负荷率的测试访问电源耗电电流=该电源所支持的通道回路数*每个通道访问电流的估算值访问电源的负荷率（%）=（耗电电流/单台电源额定电流）*100访问电源负荷率应小于60%70%注：通道访问电流的估算值，直流24V访问的AI/AO通道为0.04A, 直流48V访问的DI通道为0.01A, 直流48V访问的DO通道的电流视具体设备而定。3.4. 工作站部分:3.4.1. 控制站存贮余量的测试：每个控制站的内存余量应大于存贮器容量的40，外存余量应大于存贮器容量的60；3.4.2. 过程控制站双CPU切换时的冗余能力测试：人为退出控制站中正在运行的CPU，备用的CPU应自动投入工作，在CPU的切换过程中，系统不得出错或出现死机情况；3.4.3. 工程师站系统的重置能力的测试：切除并恢复系统的外围设备，这时控制系统不得出现任何异常工况；3.4.4. 操作员站键盘操作的容错测试：在操作员站的键盘上操作任何未经定义的键时，系统不得出错或出现死机情况；3.5. 数据公路部分；3.5.1. 通信总线冗余切换能力的测试：在任意节点人为切断每条通信总线，系统不得出错或出现死机情况。切、投通信总线上的任意节点，或模拟其故障，总线通信应正常；3.6. 抗干扰能力的测试；用功率为5W、频率为400MHz500MHz的步话机作干扰源，距敞开柜门的分散控制系统机柜1.5m处工作，分散控制系统应正常工作；3.7. I/O卡件的测试；3.7.1. 卡件可维护性的测试：任意拔出一块输入或输出模件，屏幕应显示该模件的异常状态，控制系统自动进行相应的处理（如切到手动工况、执行器保位等）。在拔出和恢复模件的过程中，控制系统的其他功能不受任何影响。3.7.2. 卡件通道精度的测试：选择部分不同输入信号的通道，对其进行精度校验，要求满足大信号偏差不超过0.1%，小信号偏差不超过0.2%的标准；4. 热控调试进度安排4.1. 倒送电（机组进入分部试运阶段。参加DCS的现场恢复，开始点对点的校验和分系统调试工作；）4.2. 除盐水出水（化水程控）4.3. 炉前碱洗（SCS之开式水、闭式水、循环水）4.4. 空气动力场试验（SCS：风系统、烟系统、凝泵、给水泵；MCS之风量变送器、风量补偿运算；DAS：画面显示、参数记录打印；）4.5. 首次点火（SCS：上水、给水、高低加回路；BMS：点火程控、OFT、油火检、吹扫逻辑；MCS：各调节门的手动操作、燃油自动、引风自动；DAS、/；程控：空预器吹灰；）4.6. 冲转（整套启动开始。DEH、ETS、TSI、BPS、BMS：磨组部分、MFT、煤火检、SCS：真空系统、抽汽逆止门、各种油泵联锁、盘车）4.7. 带负荷（CCS各子系统通过试扰动试验整定，逐个投入，根据变负荷导则进行幅度为15%ECR，速率为3%ECR/min的变负荷试验，调试MCS，注意负荷闭锁功能和迫升/迫降功能的检查，）4.8. 进入168（ CCS已投入，且调节品质基本达到设计要求）；4.9. 试生产（根据合同，AGC投入试验、一次调频试验、机组RB试验、甩负荷试验、FCB试验）；5. 分散控制系统现场恢复：5.1. 确认电子设备间的环境满足有关规程要求（DL/T659-1998）；5.2. 确认机柜内接线及外部回路接线完毕且正确，无强电串进系统；5.3. 系统接地回路正确，接地电阻经测试满足DCS要求；5.4. UPS系统输出电压的幅值和频率满足DCS要求；5.5. 机柜上电；5.6. 对机柜供电电源的冗余功能检查；5.7. 各外围设备供电情况检查（显示器；打印机；工程师站；等等）；5.8. 各机柜工作电源与备用电源互为切换功能检查；5.9. 24小时后工作电源电压检查；5.10. 卡件跨接片检查；5.11. 逐个安装卡件；5.12. 软件加载；5.13. 过程控制模件状态检查；5.14. 过程控制模件的冗余功能检查；6. 现场单体设备6.1. 关于电动门，气动门6.1.1. 试验条件：6.1.1.1. 二次回路接线正确，就地已经调试完毕；6.1.1.2. 单体调试完毕，信号反馈信号准确，保位、限位、力矩动作正确，无卡涩隋走现象；6.1.1.3. 行程时间有记录；6.1.1.4. 阀门行走方向与机务实际需求方向一致；6.1.2. 试验方法：6.1.2.1. 确认机务上允许操作该设备，就地有人监视并核实动作方向；6.1.2.2. 逻辑上释放该阀门的操作限制；6.1.2.3. 在操作员站上对该设备进行“开”、“关”、“停”操作，观察CRT上反馈显示情况，“开”、“关”、“正在开”、“正在关”、“停在中间位”等信号显示正确，并经核实与就地实际位置一致；6.1.2.4. 设置该阀门的闭锁动作条件；6.1.2.5. 从CRT上进行操作，动作情况与逻辑限制要求一致；6.1.2.6. 对于气动门，核实气开式、气关式，核实失气状态是否与设计一致；6.2. 关于电机、泵、风机6.2.1. 试验条件6.2.1.1. 二次回路接线正确，就地试验工作完毕；6.2.1.2. 单体调试完成，位置反馈正确，过流过热开关动作可靠；6.2.1.3. 试验开关（若有的话）切换正常；6.2.2. 试验方法6.2.2.1. 确认机务上允许操作该设备，填写送电工作票，就地有人监视并核实动作方向；6.2.2.2. 若待试验设备有“试验”位置，则置“试验”位置；6.2.2.3. 若待试验设备无“试验”位，则由解除动力线；6.2.2.4. 对于小的泵与风机，动力线不便解除时可折除靠背轮，以确认泵与风机本体不运转；6.2.2.5. 对于有A侧、B侧设备，要求同时置试验位置，或确认另一台不在“工作位”，防止联锁误启动伤害人或设备；6.2.2.6. 逻辑上释放该设备的操作限制；6.2.2.7. 从操作员站上发“启”、“停”、命令，现场执行情况及画面显示内容皆正确无误；6.2.2.8. 设置该阀门的闭锁动作条件；6.2.2.9. 从CRT上进行操作，动作情况与逻辑限制要求一致；6.3. 关于调节型电动、气动执行机构6.3.1. 试验条件：6.3.1.1. 二次回路接线正确，就地调试完毕；6.3.1.2. 信号反馈信号准确、动作方向正确、保位、限位、力矩动作保护可靠，无卡涩、隋走现象，对于智能型电动执行机构，内部参数已正确设置；6.3.1.3. 行程时间有记录；6.3.1.4. 执行机构的开关方向与机务实际需求方向一致，零位与满度已由电建部门与机务核实正确；6.3.1.5. 6.3.2. 试验方法：6.3.2.1. 确认机务上允许操作该设备，就地有人监视并核实动作方向；6.3.2.2. 逻辑上释放该执行结构的操作限制；6.3.2.3. 在操作员站上对该执行结构进行“开”、“关”、“定位”等操作，观察CRT上位置反馈显示情况，“全开”、“全关”、中间位置的反馈值等信号显示正确，并经核实与就地实际位置一致；6.3.2.4. 设置该阀门的闭锁动作条件；6.3.2.5. 从CRT上进行操作，动作情况与逻辑限制要求一致；6.3.2.6. 对于电动执行机构，要进行断信号保护试验，核实断信号后，执行机构所停在是位置与设计的一致；6.3.2.7. 对于气动执行机构，核实气开式、气关式，核实失气状态与设计一致；7. DAS7.1. 进行点对点校验，对于变送器、传感器等产生的模拟量信号点，将现场接线断开一根线，操作员站屏幕上应显示“坏质量”，然后现场接入0-100%信号，按5点分布，分别加入0，25%，50%，75%，100%信号点，校验记录操作员站显示精度，同时核实该信号的零位、满度和量程，结束后恢复现场接线，该点进入正常；7.2. 对于热电偶、热电阻测温元件等产生的模拟量信号点，将现场接线全部断开，操作员站屏幕上应显示“坏质量”，然后现场接入模拟信号，按多点分布，分别加入整数温度值对应的信号，校验记录操作员站显示精度，同时核实该信号的零位、满度和量程，结束后恢复现场接线，该点进入正常运行，显示环境温度；7.3. 对于压力开关、流量开关、温度开关等设备产生的开关量信号，现场断开一根线，或短接一次，操作站屏幕上应显示出该信号的翻转，记录并核实该点的常开/常闭状态是否满足程序设计要求，结束后恢复现场接线，该点进入正常；8. FSSS 和ETS8.1. 手动停炉：双按钮应采用与DCS分开的单独操作回路，直接接至停炉、停机的驱动回路；8.2. 汽包水位：零位校验、逻辑转换、实际传动