亚太热控调试总结报告

1、亚太森博（山东）浆纸有限公司TG4项目1X 92.35MW机组工程调试工作总结报告热工部分批准：审核：编制：山东电力建设第一工程公司二零一五年十一月一、概述及说明 ,3二、工程施工阶段的工作 ,3三、启动调试前期的工作 ,3四、分系统试运阶段的工作,4五、空负荷试运阶段的工作,10六、带负荷试运阶段的工作,10七、热控系统试运阶段的工作 ,10八、结束语 ,11/、 口 丿|、" 口*.工程概述及说明本文介绍了亚太森博（山东）浆纸有限公司TG4项目1X 92.35MW机组工程热控专业调试全内容，及调试中遇见的问题和处理方法以及各系统调试记录，依照电力建设施工及验收技术规范，及国家标准

2、和规范同时在试运行指挥部的领导下对新安装机组已安全顺利地完成调试工作。为机组长期安全稳定运行 打下了良好的基础，现机组已能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。我们调试组在各阶段调试 工作情况总结如下：亚太森博（山东）浆纸有限公司4#汽轮发电机项目（简称 TG4项目），属于余热发电技改扩建项目。项目位于原有2#、3#发电机组厂房东侧，主要设备包括汽轮发电机组、冷却水塔、变配电等设备。汽轮机 进气压力81bar，进汽温度480 C,机组总装机容量为 92.38MW汽轮机组，由三菱重工株式会社与三菱重工捷能（青岛）汽轮机有限公司联合生产制造的抽气凝汽式汽轮机。发电机组由BRUSHI机有限公司生

3、产的 BDAX8:400ERH型汽轮发电机，发电机出口并于110KW段母线， 厂用电取于690V工作母线,发电机额定电压为11.0KV,额定电流为5702A。控制系统采用 HONELLYWE公司生产的Experion310控制系统，整个系统包括数据采集DAS系统，模拟量控制MCS系统，顺序控制SCS系统，顺序事件记忆 SOE DEH系统采用 WOODWARD 有限公司的505E 控制器，监视项目包括汽机转速，轴向位移，瓦振，热膨胀，转速三取二表决等。TSI超速停机保护采用三取二逻辑，轴向位移停机保护采用两探头值相与逻辑。MMI主要配置：2台汽机操作员站，1台DEH操作站，1台工程师及历史站。二

4、. 在工程施工阶段的工作：1. 参加工程设计审查及施工图会审，对系统设计布置、设备选型、启动调试设施是否合理等提出意见和建议。2. 收集和熟悉图纸资料，制定调试计划。3. 准备好调试使用仪器、仪表、工具及材料。4. 在安装过程中，经常深入现场，熟悉设备和系统，发现问题及时提出修改意见。5. 负责编写机组整套启动调试大纲和试运行方案以及汽轮机电气、热控等专业分系统试运调试方案或措施。提出启动调试物质准备清单及临时设施和测点安装图，交建设或施工单位实施。三、启动调试前期的工作：1. 收集有关技术资料。2. 了解并查验仪控设备安装及单体调试情况。3. 完成DCS控制系统卡件模块复原检查、绝缘测定、受

5、电工作，UPS投入运行，并完成切换试验。4. 机组计算机监控系统（DAS通道校验工作。模拟量控制系统（ MCS,顺序控制系统（SCS，顺序事 件记忆（SOE，汽机监视系统（TSI）,汽机主机跳闸系统（ETS的组态检查、回路测试及静态调试。5. 对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。6. 准备和检验测试需用的仪器仪表。7. 编写热控调试方案和措施。8. 配合有关专业制定启动调试有关的措施，如启动前各辅机的联锁保护试验，汽机ETS试验等。四、在分系统试运阶段的工作1. 参加各主要辅机的分系统试运工作，确认各辅机具备参加整套启动试运的条件。2. 在试运中负责制定启动试运网络图及调试方

6、案、措施并进行技术交底。3. 启动试运中，承担指挥工作，参加试运行值班，主持整套试运组交接班会议，按照调试方案进行各项调试工作，逐步投入各设备系统及各项保护、自动、顺控、序列装置，按带负荷，使机组达到满负荷安全稳定运行，完成 72+24 试运行。4. 对机组在试运中发生的设备损坏、 或中断运行的事故参与调查和分析，提出对策。5. 整理调试记录，编写试运行总结和调试报告。附：分系统与整套启动调试工作热控专业调试范围分系统调试期间的工作 ：1 DAS 系统数据采集系统（DAS连续采集和处理所有与机组有关的重要测点信号及设备状态信号，以便及时向 操作人员提供有关的运行信息，实现机组安全经济运行。一旦

7、机组发生任何异常工况，及时报警，提高机 组的可利用率。首先检查系统中的一次测量元件到DCS机柜端子之间及机柜内的连线，纠正错误接线。检查DAS的组态，改正错误的组态。根据设计单位设计的测量范围，设定每路模拟量I/O 通道的量程下限和上限。根据建设单位提供的数据， 设定具有报警功能模拟量 I/O 通道的报警下限和上限。 设定具有报警功能模拟量 I/O 通道的下限和上限报警回差。对具有报警功能的模拟量 I/O 通道分别输入其小于报警上限和大于报警上限的标准信号，检查其报警 状态指示和输出应正确，否则进行调整，直到其报警状态指示和输出正确为止。对具有报警功能的模拟量 I/O 通道分别输入大于其报警下

8、限的标准信号，逐渐减小输入信号，直到下 限报警有效；再逐渐增大输入信号，直到下限报警无效，检查下限报警回差是否起作用。对具有报警功能的模拟量 I/O 通道分别输入小于其报警上限的标准信号，逐渐增大输入信号，直到上限报警有效；再逐渐减小输入信号，直到上限报警无效，检查上限报警回差是否起作用。压力、 流量等变送器二次在线校验， 在现场对变送器进行零点校验， 差压式流量变送器在表内取开方， 在OPR站上进行逐一校对，观察其正确性。与设计院提供的点表及现场变送器的量程逐一核对，检查是否 一致。温度信号的在线校对，用电阻箱、毫伏信号源分别对温度信号进行模拟，在OPR站上进行逐一校对，观察其正确性。开关量

9、信号校对，就地进行本系统开关量报警校对，在OPR站上进行逐一校对，观察其正确性。检查历史曲线、棒形图、报警、趋势显示功能。检查报表打印功能。在调试过程中发现如下问题：1）DCS画面上的测点布置与就地不符，如炉一级二级减温减压器调门标识不对，DEH接线于电气部分不相符。提出后配合安装调试单位校线，现场改线。2）量程不对应：给水泵电机电流、风机电机电流、发电机功率等的量程与DCS上的量程不对应，部分压力变送器的量程与 DCS上量程不对应，后由 DCST家更改显示量程后正常投运。评价：根据以上检查、调试、更改，DAS系统达到设计要求， 正常投入运行，测点的投入率达到100%2 SCS 功能检查SCS

10、现场设备分为电动旋转类（风机、泵）、电动门类、电磁阀类等，由 DCS系统控制。SCS系统的主要功能为泵、风机、阀门的手动操作、联锁保护及SCS设备的自动顺序启动功能。系统的SCS控制方案主要包括 SCS设备的启停控制（引风机控制、送风机控制、二次风机控制、炉排 系统控制、 捞渣机控制、 燃油泵启停控制、 给水泵启停控制、 交流油泵的启停控制、 直流油泵的启停控制、 高压油泵的启停控制等） ；联锁控制系统（锅炉炉膛安全联锁保护系统、锅炉汽包水位高低联锁、锅炉各 主要辅机设备本体联锁保护、电调油压低联锁系统、润滑油压低联锁系统、给水泵联锁系统、除氧器液位 高低联锁系统等） ；顺序自动启停系统（锅炉

11、点火程序控制等） 。在调试过程中，首先对控制方案进行复查，然后对系统涉及的控制回路进行查线；全部查线无误后，在工程师站上进行模拟输出指令操作，观察现场SCS设备的动作情况及反馈信号确认，正常后在操作员站OPR操作画面上手动操作设备，检查设备动作情况；设备动作正常后，采用将联锁信号接线短接/断开的方法，模拟联锁动作信号，观察SCS设备的动作情况；联锁试验成功后，就可以进入热态试验，机组进入不同的阶段投入相关的系统，观察SCS系统顺序启动的自动启停情况是否满足机组的操作要求。在调试过程中发现的问题：DCST家修改定值。在调试过程中，发现有些组态逻辑引用点不对。还有设备联锁中脉冲或延时时间未设或太短

12、，易产生拒动或冲突，均已联系评价：汽机SCS控制系统达到设计要求，可以投入使用。3 MCS功能检测机组的自动控制系统主要包括：除氧器压力调节系统、除氧器水位调节系统等。调试过程中，首先对控制方案进行复核，确认合理无问题后进行静态调试：首先对整个回路进行查 线确认，然后对信号采集回路进行检测、确保输入信号准确，同时手动输出阀门开度信号，调试现场执行 器开度与其对应。静态调试结束，动态调试由机组整体试运开始，当机组负荷带到60鳩后，首先手动调节阀门，使被调参数稳定在给定值上，然后根据经验法将比例带、积分时间、微分时间输入到调节器中， 将手操器由手动切到自动，观察调节曲线，根据调节特性改变整定值，使

13、调节品质满足调节要求，在调节 系统工作稳定后，给之一个扰动信号，观察系统反应情况。在调试过程中，首先对控制方案进行了审核，检查要实现的功能以及所涉及的关联设备，对现场仪表进行整定，电源回路绝缘测试。接下来进行回路查线，核对现场及DCS系统外围的信号接线，核查无误后方可进行试验。调试中发现的缺陷会同甲方热控专工逐一加以修改、完善。评价：经过以上调试，汽机辅机联锁保护保护均已达到设计要求，试验合格，可以投入使用4 TSI功能测试汽机监视系统采用的是 TSI系统采用江阴众和点力仪表有限公司生产的8000C旋转机械监视保护装置，整个系统包括转速、轴向位移、振动、热膨胀监视。系统主要完成汽轮机及其部分附

14、属设备的监视功 能，向其它数据采集监视系统提供部分汽轮机和附属设备的实时状态数据，并提供部分接点输出，如监视 项目包括汽机转速，轴向位移，瓦振，偏心，热膨胀，转速三取二表决等。TSI超速停机保护采用三取二逻辑，轴向位移停机保护采用两探头值相与逻辑。首先检查传感器及前置器校验报告以及通道检验报告，检查回路接线是否正确，对各系统的监视器 编程检查，核对量程、线性度，根据电厂提供的定值设定报警值、危险值，并进行回路传动试验。对出现 的问题，进行技术把关和协调解决。探头安装距离及报警跳机值整定如下：名称安装间隙测量电压报警值停机值轴向位移1.05mm-10.0V1.0mm1.3mm-0.6mm-0.7

15、mm汽轮机前轴振动50um70um汽轮机后轴振动50um70um热膨胀+ 70mm-2mm汽机转速10.95mm3270rpm3300rpm汽机转速20.95mm3270rpm3300rpm汽机转速30.95mm3270rpm3300rpm在汽机冲转时，检查TSI系统各测点的示值及变化情况是否与实际相符，汽轮机转速达到3360rpm时电超速动作。评价：汽机TSI系统达到设计要求，可以投入使用。5 ETS功能测试汽轮机紧急跳闸系统采用的是以可编程控制器SIEMENS S7-300为核心，冗余配置，实现数据互联与共享，经PLC进行逻辑运算后，输出开关量信号去控制现场的ETS电磁阀、快关电磁阀、抽汽

16、逆止门等来实现汽轮机的保护功能。汽轮机的保护联锁主要有：润滑油压过低保护、轴向位移超限保护、TSI超速保护、轴承轴瓦块温度高保护、轴承回油温度高保护、发电机主保护动作保护、发电机出口开关跳闸（发电机脱网）保护、低真 空保护、DEH亭机保护、汽机操作台手动停机保护等联锁停机。在调试过程中，首先是对回路查线，将从现场、TSI系统、发电机综保装置、发电机出口开关来的信号逐一核查线路，确认无误，检查绝缘合格；检查UPS电源、保安电源供电回路接线及绝缘。合格后进行静态传动试验，采用从现场开关量仪表、TSI输出跳机信号和电气保护装置输出点短接的办法，依次检查输入继电器动作情况、输出继电器动作情况、ETS柜

17、状态指示灯显示情况。正常后进入热态调试，在汽机冲转前进行轴承轴瓦温度高、轴承回油温度高、润滑油压低、发电机脱网、发电机主保护动作、轴向位移 大、手动停机等联锁试验，采用短接现场仪表、关闭仪表取压管线阀门泄压等方法，检查现场主汽门和调 门的动作情况；在汽机冲转到额定转速并网前做超速试验，检查转速高跳机联锁的动作情况，合格后热态 调试结束。附ETS联锁保护的试验步骤、方法及结果：序号试验项目试验步骤及方法结果1汽机轴向 位移超限 保护1.开启高压油泵；2.汽轮机挂闸；3. 从ETS机柜内将汽机轴向位移超限保 护转换按钮投入；4.从TSI机柜内短 接汽机轴向位移超限保护输出节点。1.ETS保护输出；

18、2.汽轮机主汽门关闭。2TSI超速停机1.开启高压油泵；2.汽轮机挂闸；3. 从ETS机柜内将汽机TSI超速停机保 护转换按钮投入；4.从TSI机柜内短 接汽机TSI超速停机保护输出节点。1.ETS保护输出；2.汽轮机主汽门关闭。3真空低保护1.开启高压油泵；2.汽轮机挂闸；3. 从ETS机柜内将汽机真空低保护转换 按钮投入；4.短接就地压力开关（3 取2）1.ETS保护输出；2.汽轮机主汽门关闭。4汽机润滑 油压低保 护1.开启高压油泵；2.汽轮机挂闸；3. 从ETS机柜内将润滑油压低保护转换 按钮投入；4.短接就地压力开关（3 取2）1.ETS保护输出；2.汽轮机主汽门关闭。5轴承回油 温

19、度高保 护1.开启高压油泵；2.汽轮机挂闸；3. 从ETS机柜内将汽机轴承回油温度咼 保护转换按钮投入；4.模拟轴承回油 温度咼保护信号。1.ETS保护输出；2.汽轮机主汽门关闭。6轴承轴瓦 温度高保 护1.开启高压油泵；2.汽轮机挂闸；3. 从ETS机柜内将汽机轴承轴瓦温度咼 保护转换按钮投入；4.模拟轴承回油 温度咼保护信号。1.ETS保护输出；2.汽轮机主汽门关闭。7发电机主 保护动作 停机1.开启高压油泵；2.汽轮机挂闸；3. 从ETS机柜内将发电机主保护动作停 机转换按钮投入；4.从发电机综保装 置内短接发电机主保护动作输出节 点。1.ETS保护输出；2.汽轮机主汽门关闭。8发电机脱

20、 网停机1.开启高压油泵；2.汽轮机挂闸；3. 从发电机小室内短接发电机脱网信 号（插上插头）；4.从ETS机柜内将 发电机脱网停机转换按钮投入。1.ETS保护输出；2.汽轮机主汽门关闭。9DEH亭机保护1.开启高压油泵；2.汽轮机挂闸；3. 从DEH亭机转换按钮投入。1.ETS保护输出；2.汽轮机主汽门关闭。10汽机操作 台手动停 机保护1.开启高压油泵；2.汽轮机挂闸；3. 从汽机操作台上同事按下手动停机 两按钮。1.ETS保护输出；2.汽轮机主汽门关闭。11推力瓦温 度保护1.开启高压油泵；2.汽轮机挂闸；3. 从ETS机柜内将汽机轴承轴瓦温度咼 保护转换按钮投入；4.模拟推力瓦温 度咼

21、保护信号。1.ETS保护输出；2.汽轮机主汽门关闭。评价：汽机ETS系统达到设计要求，可以投入使用。汽机报警、联锁保护定值序号报警/联锁设置值备注1推力轴承磨损（轴向位移）+ 0.30/ - 0.87mm2主油泵自动启动（润滑油压低）0.13Mpa3润滑油压低报0.1MPa4事故油泵自启（润滑油压低）0.07MPa5停盘车、顶轴油泵连锁（润滑油压低）0.03MPa6控制油泵自启（控制油压低）1.4MPa7控制油压低报1.3MPa8控制油滤网差压高0.1MPa9润滑油滤网差压高0.05MPa10汽机进汽压力高8.8MPa11汽轮机进汽压力低7.2MPa12低压抽气压力高0.52MPa13汽机排气

22、压力高-0.08MPa14轴封压力高0.03MPa15轴封压力低0.01MPa16汽机进气温度咼488 C17汽机进气温度低445 C18汽机排汽温度咼80 C19汽机排汽喷水减温开/关开：80C、关：70C20汽机推力轴承温度咼99 C21汽机轴承温度咼（前、后）107 C22发电机轴承温度咼（前、后）92 C23润滑油温高45 C24油箱油位高/低± 150mm25凝泵自启（热水井水位高）+300mm26热水井水位低-300mm27汽机振动（前、后）高125m28发电机振动（前、后）高125m29偏心高75 m30胀差咼/低+7.5/-231发电机进口温度咼95 C32发电机出口

23、风温高C105 C33发电机定子温度高150 C34汽机转速咼3210rpm35顶轴油压低报3.5mpa五热工空负荷试运行阶段调试工作：1. 2015 年7月10日至7月14日进行整套试运前的汽机 ETS及辅机联锁试验。2. 2015 年11月5日锅炉点火机组进入整套试运阶段。3. 随着机组的启动，热工专业在热态下对DAS逐个测点进行复查，发现问题及时处理，待机组或各辅机运行稳定后投入各项联锁保护。4. DEH系统做好阀门整定试验，启动高压油泵，挂闸开主汽门，待安全油压建立并稳定，可手动错油门， 观察油动机动作情况，是否顺畅，如无卡涩，则可以对阀位进行零位及满度的标定，全关全开调门，分别 调节SFW划位控制器的“显示调零”和“显示调满”电位器，然后开启电调油泵，进行油动机