仪表控制施工图总说明及图纸卷册目录

1、60F51966SK0101皖能铜陵发电有限公司六期扩建第二台1X1000MW机组工程 施工图设计阶段热控部分 第01卷 第01册仪表控制施工图总说明及图纸卷册目录 西北电力设计院2016年05月 西安1目 录1. 设计依据12. 工程概况13. 设计范围34.自动化水平及控制系统配置35. 热工自动化系统功能86. 热工自动化系统主要设备概况147. 仪表控制设备的选型158. 施工安装须知169. 热工自动化施工图卷册目录17 1. 设计依据1.1 铜陵发电厂六期“以大代小”改扩建2×1000MW机组工程建设总承包（EPC）合同。1.2工程设计合同书。1.3初步设计文件及初步设计

2、审查会议纪要。1.4主设备和各辅助设备的技术协议。1.5主辅机厂家资料。1.6与各设备生产厂家技术谈判的会议纪要。1.7火力发电厂设计技术规定（DL 5000-2000）。1.8现行的各设计规程。1.9施工总图评审意见（审查纪要）2. 工程概况本工程为“上大压小”改扩建工程，工程建设采用EPC总承包模式。两台机组分期建设，本工程为皖能铜陵发电有限公司六期扩建第二台1×1000MW机组工程。机组为超超临界、凝汽式、燃煤汽轮发电机组，同步建设SCR工艺系统脱硝装置及石灰石-石膏湿法脱硫系统。扩建机组位于现厂址#5机扩建端区域。发电厂位于安徽省铜陵市西南约7.5公里的横港工业区，西距长江约

3、1.5公里。2.1 主机设备概况主机设备制造商如下：l 锅炉上海锅炉厂l 汽机上海汽轮机厂l 发电机上海发电机厂2.1.1锅炉 型式：本期工程锅炉为超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式锅炉。再热器采用摆动燃烧器调温方式调节再热汽温，喷水减温调节过热汽温。其中燃烧器布置采用四角布置型式，配48只直流燃烧器，每层4只。主要热力参数如下：过热蒸汽流量(B-MCR) 3100 t/h额定蒸发量(BRL) 3051 t/h额定蒸汽压力(过热器出口) 28.0 MPa(a)额定蒸汽压力(汽机入口) 27.0 MPa(a)额定蒸汽温度 605 再热蒸汽：蒸

4、汽流量(B-MCR/BRL) 2556 / 2512 t/h进口/出口蒸汽压力(B-MCR) 6.32/ 6.12 MPa(a)进口/出口蒸汽压力(BRL) 6.2 /6.01 MPa(a)进口/出口蒸汽温度(B-MCR) 371 / 603 进口/出口蒸汽温度(BRL) 368 / 603 高加出口给水温度(B-MCR) 301 高加出口给水温度(BRL) 300 2.1.2 汽轮机型式：超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、九级回热抽汽。额定转速为3000转/分。汽轮机主要参数如下：2.1.2.1 额定功率（铭牌功率TRL）下参数额定功率MW 1000额定主汽门前压力M

5、Pa（a）26.524额定主汽门前温度600额定再热汽阀前温度6002.1.2.2 最大连续功率（TMCR）下参数功率 MW 1049.4主汽门前压力 MPa（a） 26.538主汽门前温度 600再热汽阀前温度 6002.1.2.3 阀门全开（VWO）功率下参数功率 MW 1103主汽门前压力MPa（a） 27.0主汽门前温度600再热汽阀前温度 6002.1.3 发电机额定容量1112MVA额定功率 1000MW最大连续输出功率（T-MCR）1102MW额定电压27kV额定功率因数0.9（滞后）频率50Hz额定转速3000r/min冷却方式：水氢氢2.2 主要热力系统概况2.2.1 给水系

6、统采用单元制，给水泵为每台机组配置2台50BMCR容量汽动给水泵。每台给水泵出口设有最小流量阀。2.3.2 凝结水系统设2台100容量的凝结水泵，采用变频调节，配1台变频器（具体配置方案见电气部分），凝结水泵指定备用，同时保留系统调节阀。凝结水经凝结水泵、精除盐装置、疏水冷却器、轴封加热器和五台低压加热器送往除氧器。一台凝结水贮水箱和2台凝结水输送水泵。2.2.3高压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏至除氧器，每台高压加热器均设有事故疏水管道。分别接至事故疏水扩容器。事故疏水扩容器疏水至凝汽器。2.2.4 5、6号低压加热器疏水逐级自流至7号低压加热器，7号低压加热器疏水经疏水泵（一拖

7、二变频）送至6号低压加热器凝结水进口，8号、9号低压加热器疏水经疏水冷却器送凝汽器热井。2.2.5 汽轮机旁路系统，采用100%高压旁路和65%低压串级旁路。2.2.6 汽机具有九级非调整抽汽。一至三段抽汽供三级高压加热器，四段抽汽供除氧器、小机用汽及厂用辅助蒸汽，五至九段抽汽供五台低压加热器。除氧器采用滑压运行的运行方式。2.2.7制粉系统按中速磨正压直吹式制粉系统设计，由6个原煤仓、6台电子称重式给煤机及六台中速磨煤机组成。其中六台磨煤机五台运行，一台备用。旋转分离器采用变频电机驱动。2.2.8烟气系统是将炉膛中的烟气抽出，依次经过各受热面、脱硝装置、空气预热器、低温省煤器、三室五电场低低

8、温静电除尘器、脱硫装置、湿式电除尘器和烟囱排向大气。空预器出口设置三室五电场低低温静电除尘器，在除尘器后设有两台50%容量的动叶可调轴流式引风机，与脱硫增压风机合并，脱硫吸收塔出口设置湿式电除尘器。2.2.9点火系统采用2层等离子点火方式，轻油助燃，轻油枪采用机械雾化喷嘴，配12只油枪，每层4只。3. 设计范围本专业设计范围包括以下主厂房和辅助车间设备和工艺系统的监控、报警及保护。3.1核心生产系统：包括锅炉、汽机、发电机及其辅助系统与设备（含循环水泵房、脱硝系统）3.2给排水系统：包括净化站、综合水泵房、取水泵房等3.3水处理系统：包括凝结水精处理系统、汽水取样和化学加药系统、循环水加药处理

9、系统等。3.4灰渣处理系统：包括除灰系统、除渣系统等。3.5其它辅助生产系统：如空压机等。3.6脱硫系统3.7火灾检测与消防系统3.8闭路电视监视系统3.9 软件仿真系统4.自动化水平及控制系统配置4.1 控制方式4.1.1采用厂级监控系统SIS、分散控制系统DCS以及辅助车间控制系统组成的自动化网络。实行控制功能分散，信息集中管理的设计原则。DCS作为主厂房最高监控层，并预留与厂级监控系统SIS接口，辅助车间网络监控系统是辅助系统的最高监控层，同时预留与厂级监控系统SIS接口。4.1.2本工程采用炉、机、电及辅助车间集中控制方式。辅助车间的操作最终以集控室操作为主，辅助车间系统的控制室作为过

10、渡及调试维护使用。4.1.3单元机组全部实现LCD监控。运行人员在集中控制室内在就地巡检人员的配合下通过LCD操作员站实现机组启/停运行的控制、正常运行的监视和调整以及机组运行异常与事故工况的处理。4.1.3在集中控制室内通过辅助车间控制网络的LCD操作员站对各辅助车间进行监控。在主要辅助车间的控制设备室内布置车间LCD操作员站，辅助车间以集中控制室为主要监控手段，就地辅助车间监控仅在网络故障、设备调试等特殊情况下使用。4.1.4控制室内不设后备监控设备和常规显示仪表, 仅保留少数独立于DCS的硬接线紧急停机、停炉、停发电机等的控制开关。设置炉膛火焰工业电视以及重要无人值班区域的闭路电视监视系

11、统。4.1.5脱硫系统采用单独的脱硫DCS控制，运行人员在就地脱硫控制室内通过LCD操作员站实现脱硫系统的启/停、运行工况的监视和调整以及事故处理等，并留有集控室操作员站，带时机成熟时移至集控室监控。4.1.6 脱硝系统SCR部分纳入单元机组DCS控制，本期扩建的氨区设备控制纳入辅网控制。4.2 控制室、电子设备间布置4.2.1 集中控制室布置 本工程5、6号机集中控制室布置在集控楼运转层(标高16.5m)，面积约为236m2（5号机时已建）。在集中控制室内布置有值长监控站、单元机组监控LCD操作员站、辅助车间监控网的LCD操作员站、单元机组辅助监视盘、全厂闭路电视监视盘、全厂火灾报警监控盘及

12、各监控系统的打印机等。在集中控制室旁布置有值班员交接班室，网络机房、工作票间等辅助房间。4.2.2电子设备间4.2.2.1主厂房电子设备间布置电子设备间布置在集控综合楼16.5m层集中控制室后侧，电子设备间由防火墙隔开一分为二，6号机组面积约为297m2，用于6号机组的炉、机、电、远动系统控制机柜以及辅网机柜。电子设备间在5号机时已建成。6号机工程师室布置在集控室后侧，面积约为40m2，室内布置有#6机DCS工程师站/历史数据存储站、DEH工程师站。网络机房布置在集控室右侧，面积约为40m2，室内布置SIS系统及辅助车间网络交换设备与服务器、管理站等。集中控制室和电子设备间下13.5m层相应位

13、置设有电缆夹层。 另外，在现场监测点比较集中的循环水泵房布置有DCS远程I/O柜。4.2.2.2辅助车间控制设备室布置辅助车间的电子设备间布置在各车间内，室内布置有各辅助系统控制系统的控制机柜。在主要辅助车间（如凝结水精处理、除灰渣等）的控制室内布置车间LCD操作员站，在设备调试、网络故障等特殊情况下使用。对某些比较分散的辅助系统，将采用远程I/O机柜，机柜布置在现场。4.2.2.3 烟气脱硫系统控制室和电子设备间布置烟气脱硫系统控制室和电子设备间布置于脱硫岛内石膏脱水工艺楼上，控制室内布置有6号机组FG_DCS的操作员站/工程师站、脱硫岛火灾报警区域盘的监控设备以及信息系统终端等；电子设备间

14、内布置有FG_DCS的电子控制机柜、脱硫岛热控电源柜等控制设备。烟气脱硫系统为整岛采购，其具体布置由脱硫岛承包商负责。4.3 全厂闭路电视监控系统设置全厂闭路电视监控系统，对本期新建的重要区域进行监控，如脱硫系统、除灰渣、湿除等辅助车间以及锅炉房、汽机房等重要设备区域。锅炉补给水、脱硫系统、除灰/电除尘系统，输煤系统等辅助车间控制室设就地监视器，5号机时已建成，本期新增的设备就近纳入已有的监控子网络监视，集控室设主监视器可监视所有监控点。#6机及公用系统公设置80个监视点（含输煤系统，不含脱硫系统）。4.4其它设备布置 锅炉房的变送器、压力开关、差压开关均布置在仪表保温/护柜内，汽机房0.00

15、米变送器、压力开关、差压开关设置就地仪表保温柜，汽机房其它区域采用仪表架，仪表保护柜和就地仪表取样架均靠近取样点分片布置。胶球清洗程控柜、就地点火控制柜、给煤机控制柜、给煤机煤闸门控制柜、磨煤机油站就地控制柜、火检冷却风机控制柜、空预器各就地控制柜、炉膛火焰电视就地控制箱、红外炉膛温度计就地控制箱、磨煤机CO分析装置、DCS远程I/O柜等均就地靠近受控设备布置，锅炉侧电动门配电箱、吹灰动力柜集中布置在锅炉房运转层，汽机侧电动门配电箱集中布置在汽机房中间层。4.5控制系统配置4.5.1 厂级监控信息系统（SIS）建立厂级监控信息系统（SIS），各控制系统向SIS提供有效的实时生产信息，通过SIS

16、系统将单元机组DCS系统、脱硫分散控制系统（FGD_DCS）、辅助车间监控网络系统及其它系统,通过网络接口机及防火墙与厂级监控信息系统联网，实现信息共享，实现全厂生产过程实时监控，使电厂在最佳状态下运行，同时SIS为管理信息系统（MIS）提供所需所需的生产过程实时数据和计算、分析结果。系统网络采用100/1000M交换式以太网结构。厂级监控信息系统（SIS）设备在5号机时已建成，本期仅对其软硬件进行升级。4.5.2单元机组DCS系统单元机组分散控制系统DCS按照功能分散和物理分散相结合的原则设计。DCS的功能包括机组自启停系统（APS）、数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控

17、制系统（SCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、汽机旁路控制系统（BPS），循环水泵房的控制、脱硝系统SCR部分，锅炉吹灰系统的控制纳入DCS范围。4.5.3汽机数字电液控制系统（DEH）、汽机紧急跳闸系统（ETS）由汽轮机供货商设计供货。 4.5.4对于公用系统，如空压机、厂用电公用系统等设备的监控纳入DCS公用系统。4.5.5单元机组辅助控制系统4.5.5.1锅炉吹灰控制系统纳入DCS系统，由集中控制室DCS操作员站实现锅炉吹灰系统的监控。4.5.5.2胶球清洗控制系统采用可编程序控制器(PLC)实现，重要的监视与报警信号硬接线送入DCS系统。4.5.5.3发电机励磁调压系统（AVR）

18、、发电机自动同期系统（ASS）、厂用电快切装置等电气设备均为专用控制设备，对于重要的监视、报警及操作信号均采用硬接线与DCS系统交换信息。4.5.5.4设备检测与故障诊断系统为了加强对机组重要设备的故障分析和诊断能力，本工程配置了锅炉炉管泄漏监测系统，及锅炉飞灰含碳检测系统。4.5.5.5 #5机组设一套锅炉炉管泄漏监测系统，完成锅炉水冷壁、省煤器、过热器等承压受热面泄漏的早期诊断和报警，并将分析结果和指导信息通过数据通讯的方式送入厂级监控信息系统。4.5.5.6 #5机组设一套飞灰含炭测量装置，将重要的监视与报警信号采用硬接线送入DCS，并将分析结果和指导信息通过数据通讯的方式送入厂级监控信

19、息系统。4.6辅助车间控制系统本工程辅助车间采用PLC实现控制功能，全厂各辅助车间PLC联网，在集中控制室进行集中控制。4.7控制系统的可靠性4.7.1保证控制系统可靠性的措施4.7.1.1分散控制系统中电源系统、主控制器、通讯网络均采用冗余配置。4.7.1.2用于调节、保护用的重要信号回路测量信号三取二。4.7.1.3选用的控制装置均设计有完善的自诊断功能。4.7.1.4主要控制装置均采用UPS供电。4.7.1.5远程I/O通讯总线、各控制系统生产级控制总线、监控级通讯总线全部冗余配置。4.7.1.6 重要仪表控制设备采用进口产品由于本工程主系统和辅助系统按不设常规监控设备考虑，运行人员与工

20、艺系统的界面是等离子显示器和LCD操作员站，要求现场仪表和控制设备准确地反应系统运行情况，及时可靠地执行控制系统的控制指令以保证机组的安全、经济、稳定运行。在进行现场仪表和控制设备的选型时拟选用具有成熟经验、性能良好、质量可靠的仪表和设备，对于国内生产质量不符合控制系统要求的现场仪表和控制设备选用进口产品。具体项目如下：1) 锅炉二次风挡板电动控制装置（已随锅炉成套）；2) 与MCS调节有关的调节阀；3) FSSS有关的一次设备（火检与油系统阀门等，其中油系统阀门已随锅炉成套）；4) 变送器；5) 压力/差压/温度/液位等逻辑开关；6) 高温高压仪表阀门；7) 特殊的分析仪表；8) 燃油质量流

21、量计； 9) PLC控制系统的硬件设备与系统软件；10) 全厂火灾报警系统；11) 电磁流量计。12) 分散控制系统13) SIS数据库14) 网络交换机4.8控制系统通讯原则及接口4.8.1 厂级监控信息系统（SIS）的通讯接口4.8.1.1实时数据的获取作为全厂生产过程实时数据信息保存和处理的中心，SIS为全厂各相对独立的实时控制系统（包括单元机组DCS、辅助车间控制系统、汽机振动采集和故障诊断系统、锅炉炉管泄漏控制系统、飞灰含炭测量装置等）留有网络连接和数据通讯的接口。全厂各生产过程的实时数据通过接口计算机或接口卡件传递到SIS网络上。SIS网络上设有值长站和其它工作站。这些站以客户机的

22、形式访问实时信息数据库服务器，以过程数据为基础，利用相应的功能软件完成SIS的功能。4.8.1.2 与厂级管理信息系统（MIS）的关系MIS系统所需的生产过程数据由SIS系统的过程信息数据库提供；MIS系统为设备管理和检修管理所需的设备状态判据也由SIS系统提供。SIS与MIS系统分别采用独立的网络，通过硬件防火墙实现数据服务器之间互联和交换信息。4.8.1.3 与电力调度系统的关系本工程单元机组DCS系统设有与电力调度自动化系统远动终端的自动发电控制（AGC）的硬接线接口，即单元机组可以接受电力调度系统的直接调度。同时，SIS系统留有与电力调度自动化系统远动终端的通讯接口，待内外部条件成熟后

23、由SIS系统接受电力调度系统的调度指令，通过自身的负荷调度与分配功能统一调度各台发电机组；SIS系统也可通过该接口向远动终端提供调度系统所需的一些遥测遥信量。4.8.2 DCS通讯原则4.8.2.1 DCS内的DAS、MCS、SCS、FSSS、BPC的信息共享，凡DAS所需要的数据，在上述系统中已包括的数据可通过通讯解决，DAS不再设置这些信息的I/O口，各系统间用于连锁、跳闸和超驰控制的重要信号采用硬接线连接。4.8.2.2 远程I/O通过双向冗余的通讯与DCS构成一体。4.8.2.3 DEH由汽机厂成套提供，并与DCS进行双向冗余的数据通讯，以实现在DCS操作员站上对DEH进行监视与操作。

24、4.8.2.4 MEH由小汽机厂成套提供，并与DCS进行双向冗余的数据通讯，以实现在DCS操作员站上对MEH进行监视与操作。4.8.2.5 DCS通过专用的接口机以OPC方式向SIS系统传送数据，通讯接口冗余设置。5. 热工自动化系统功能5.1 厂级监控信息系统（SIS）功能SIS系统是面向全厂生产过程的信息网，是对生产过程的实时监视和管理，主要包括生产过程实时数据采集与监视功能和厂级性能计算和分析功能，这些是本工程SIS的基本功能。其余负荷分配调度，主机和主要辅机故障诊断、寿命管理等功能将根据电厂实际情况在以后的运行过程中逐步增加。SIS是机组DCS、辅助车间监控网的上级网络，用以实现全厂生

25、产过程的统一管理，提高安全、经济运行的水平，同时全厂SIS系统的建立也为厂级管理信息系统（MIS）提供所需的关于全厂生产过程的信息。 SIS将采用可靠的数据采集方式和数据管理方式，在保证数据精度的同时，尽可能地节省数据存储空间，实现在线存储，数据调用快，提供进行各种生产分析所需要的数据库文件。5.2 分散控制系统（DCS）功能 本工程分散控制系统按照功能分散的原则配置，实现的监控功能包括：5.2.1数据采集系统（DAS）5.2.1.1 DAS是机组安全运行的主要手段，要求具有高度的可靠性和实时响应能力。5.2.1.2能够连续监视机组的各种运行参数，提供完整的报警信息，对任何报警均能给出具有报警

26、点详细说明的LCD显示及报警打印。5.1.1.3对所有输入信息进行处理，诸如标度、调制、检验、线性补偿、滤波、数字化处理及工程单位转换等。5.2.1.4具有丰富的屏幕显示系统，能显示各种参数、表格、曲线、棒状图、趋势图和模拟图等画面及操作指导。5.2.1.5能提供跳闸事件的顺序记录、指定参数的定时制表，趋势记录及事故追忆打印等。5.2.1.6具有在线性能计算功能，并在LCD上显示，在打印机上打印制表。5.2.2 模拟量控制系统（MCS）5.2.2.1 MCS能够满足机组启停、定/滑压运行和RUN BACK工况的所有要求，保证机组在不投油稳燃负荷至100%MCR负荷范围内，控制运行参数不超过允许

27、值。5.2.2.2 模拟量控制（MCS）包括协调控制子系统和自动调节子系统。5.2.2.3协调控制子系统有下面的运行方式1) 协调控制方式： 根据中调负荷指令或运行人员负荷指令，协调锅炉和汽轮发电机组，进行负荷控制。在锅炉控制回路和汽轮发电机组控制回路均自动的情况下，投入协调控制方式。2) 炉跟踪方式： 汽机故障，负荷指令跟踪实发功率，送至汽机控制回路，锅炉维持机前压力。3) 机跟踪方式：锅炉系统故障，负荷指令跟踪燃料量指令，汽机维持机前压力。4) 手动控制方式：锅炉汽机分别手动控制。以上四种控制方式的选择可通过MCS逻辑或键盘操作实现。5.2.2.4 主要自动调节子系统包括：1) 锅炉燃料调

28、节系统2) 锅炉送风调节系统 3) 锅炉炉膛压力调节系统 4) 锅炉给水调节系统5) 贮水箱水位调节6) 锅炉过热汽温度调节系统 7) 锅炉再热汽温度调节系统 8) 燃油压力调节系统9) 锅炉一次风压调节系统10) 磨煤机一次风量调节系统 11) 磨煤机出口一次温度调节系统 12) 空预器冷端温度调节系统13) 除氧器水位调节系统14) 除氧器压力调节系统15) 给水泵最小流量再循环调节系统16) 凝汽器热井水位调节系统17) 凝汽器真空高调节18) 低加水位调节系统19) 高加水位调节系统20) 汽机轴封压力调节系统21) 汽机低压缸轴封温度调节系统22) 发电机定子冷却水温度调节系统23)

29、 辅助蒸汽联箱压力调节系统24) 连续排污扩容器水位调节系统25) 其它单冲量调节系统等26) 旁路系统调节5.2.3顺序控制系统（SCS）5.2.3.1功能组级顺控根据锅炉、汽机、发电机、附属设备及工艺系统的运行要求，构成不同的顺序控制功能组。功能组至少包括如下内容：1) 锅炉烟风系统2) 锅炉疏水放气系统3) 锅炉吹灰系统4) 给水泵系统5) 高压加热器系统 6) 低压加热器系统7) 凝结水系统8) 凝结水精处理系统9) 工业冷却水系统10) 循环水泵房系统11) 凝汽器抽真空系统12) 汽机汽封疏水系统13) 汽机防进水系统14) 汽机润滑油系统15) 发电机及变压器组(包括发电机及变压

30、器组控制包括发变组及进线断路器)16) 厂用电系统17) 其它控制系统等5.2.3.2 功能组的范围包括功能组所属系统相关设备、阀门和油站等。设计原则如下：1) 每个顺序控制功能组，可根据运行人员指令在顺控进行中修改，跳跃或中断。2) 运行人员可按照功能组启停，也可以单台设备在键盘、LCD软手操，且具有不同层次的操作许可条件，以防止误操作。5.2.4锅炉安全监控系统（FSSS）1) 炉膛吹扫2) 燃油系统吹扫3) 燃油系统泄漏试验4) 点火器及油枪切投控制5) 磨煤机/给煤机控制6) 点火油系统控制7) 火焰监视及炉膛灭火保护8) 火检冷却风机、密封风机控制9) 主燃料跳闸MFT5.3 汽机控

31、制系统（DEH）5.3.1基本的控制功能5.3.1.1转速控制：汽机采用高、中压联合启动方式。实现汽机采用与其热状态，进汽条件和允许的汽机寿命消耗相适应的最大升速率，自动地实现将汽机从盘车转速逐渐提升到额定转速的控制，它与汽机及其旁路系统的设计相配合，并根据不同热状态下的起动升速要求，实现高压主汽门、高压调节门和中压调节门三阀门之间在各个升速阶段的自动切换。升速过程中的升速率既能由DEH系统根据汽机的热状态自动选择，也可由人工进行选择。5.3.1.2负荷控制：在汽轮发电机并入电网后实现汽轮发电机从带初始负荷到带满负荷的自动控制，并根据电网要求，参与一次调频和二次调频任务。机组变负荷率可以由运行

32、人员设定，也可由DEH系统根据热应力计算系统自动限制变负荷率的大小，并具有负荷限制功能。5.3.1.3阀门管理：DEH系统应设置调节汽阀阀门管理（选择和切换）功能，并防止在切换过程产生过大的扰动。5.3.1.4阀门试验：为保证发生事故时阀门能可靠关闭，DEH系统具备对高、中压主汽门及调节门逐个进行在线试验的能力。5.3.2 汽机起停和运行中的监视功能5.3.2.1基本监视功能：连续采集和处理所有与汽轮机组的控制和保护系统有关的测量信号及设备状态信号。5.3.2.2显示、报警功能：操作员站LCD能综合显示字符和图象信息以反映机组当前的状态和故障信息。机组运行人员通过LCD/键盘实现对机组运行过程

33、的监视和操作。5.3.2.3制表记录：由程序指令或操作人员指令控制。系统数据库中所具有的所有过程点均可制表记录。5.3.2.4操作指导：在LCD上用图象和文字显示出机组正常起动、停运及事故跳闸工况下的操作指导，包括提供当前的过程变量值和设备状态，目标值，不能超越的限值，异常情况，运行人员应进行的操作步骤，对故障情况的分析和应采用的对策等。5.3.3 超速保护功能5.3.3.1超速保护控制（OPC）：超速保护控制是一种抑制超速的控制功能，即当汽机转速达到额定转速103%时，自动关闭高、中压调节门，当转速恢复正常时再开启这些汽门，如此反复，直至正常转速控制可以维持额定转速。5.3.3.2超速跳闸保

34、护（Overspeed Protection Trip，简称OPT）当汽轮机转速达到额定转速的110%时，系统应出现跳闸指令，关闭主汽门、高压和中压调节门。5.3.4 热应力计算功能5.3.5主汽压力控制功能由DEH系统来实现机组协调控制和汽机跟随方式下的汽压调节，系统中设置主汽压力控制回路。根据主汽门前主汽压力与定值的偏差，控制调节门开度，以保持主汽压力处于设定值。5.4 旁路系统控制系统(BPS)5.4.1控制功能5.4.1.1缩短机组启动时间：根据机组冷、热不同的状态投入旁路系统控制锅炉蒸汽温度使之与汽机汽缸金属温度较快地相匹配，从而缩短机组启动时间和减少蒸汽向空排放，减少汽机循环寿命损

35、耗，实现机组的最佳启动。5.4.1.2溢流及代替过热器安全阀。锅炉超压时高压旁路开启，代替锅炉安全阀功能，并按照机组主蒸汽压力进行自动调节，直到恢复正常值。从而使系统回收工质，减少噪音。5.4.1.3旁路能适应机组定压运行和滑压运行复合方式当汽机负荷低于锅炉最低稳燃负荷时（不投油稳燃负荷），通过旁路装置的调节，使机组允许稳定在低负荷状态下运行。5.4.2旁路保护功能： 5.4.2.1高压旁路对主蒸汽管系的安全保护功能 当机组在运行中有下列情况之一发生时，高压旁路能自动快速开启，代替锅炉安全阀的功能。高旁的安全保护功能独立且优先于其他功能。1) 主蒸汽压力超过设定值。当压力恢复到额定值及以下时，

36、高旁阀自动关闭；2) 汽轮机跳闸，自动主汽门关闭；3) 发电机甩负荷在旁路装置容量相应的负荷及以上时；4) 实际压力比设定压力的偏差太大 ；5) 压力上升率太快；5.4.2.2低压旁路对凝汽器的安全保护功能当机组在启动或运行中有下列情况之一发生时，低旁能自动快速关闭。1) 凝汽器真空下降到设定值；2) 凝汽器温度高于设定值；3) 凝汽器热井水位高于设定值 ；4) 低旁出口压力或温度高于设定值；5) 低旁减温水的压力低于设定值5.5 单元机组保护系统设计方案：5.5.1主机保护5.5.1.1锅炉保护由DCS系统实现， 当发生下列条件之一时，锅炉主燃料跳闸MFT1) 两台引风机停2) 两台送风机停

37、3) 两台一次风机停4) 风量<305) 炉膛压力高（三取二）6) 炉膛压力低（三取二）7) 炉膛火焰消失8) 燃料消失9) 手动MFT10) 主蒸汽压力高11) 给水流量低低5.5.1.2汽机保护1) 汽机本体安全监视系统（TSI）采用进口设备，监视项目有：a. 振动b. 转速c. 缸胀d. 差胀e. 偏心率f. 轴向位移g. 鉴相h. 零转速等2) 汽机事故跳闸保护(ETS) 汽机事故跳闸系统由汽机厂成套供货，采用同DEH相同硬件进行控制。 跳闸和保护内容如下不限于此：a. 超速跳闸（超速测量元件独立设置，3取2信号）b. EH油压低跳闸（3取2）c. 轴承润滑油压低跳闸（3取2）d

38、. 凝汽器真空低跳闸（3取2）e. 轴向位移大停机（3取2）f. 轴承振动保护g. 发电机主保护动作h. 高压缸排汽温度超过极限值i. 锅炉MFTj. 手动跳闸等（双按钮）5.5.1.3 发电机定子冷却水断流保护 发电机定子冷却水消失时，延时一段时间后跳发电机，关闭主汽门停机。此功能由DCS系统配合电气发变组保护系统实现。5.5.1.4 重要保护回路冗余设计1) 汽机ETS采用三重冗余原理，ETS信号输入和控制继电器均采用采用“三取二”逻辑，即可防止误操作和误动作，又可防止拒动作。跳闸装置可在线试验.2) 重要的一次信号如炉膛压力等均采用三重冗余。5.5.2 MEH功能MEH控制系统采用采取与

39、DEH相同的硬件，随小汽机供货。具有下列功能：5.5.2.1小汽机启动/停止5.5.2.2运行调节5.5.2.3滑压运行5.5.2.4定压运行5.5.2.5快速减负荷5.5.3辅机保护辅机保护均由DCS系统实现，如除氧器水位保护；高、低加水位保护等。5.6 火灾检测报警与控制系统火灾检测报警及消防控制系统由布置在集中控制室内的工作站、主控盘、电源装置、区域报警控制盘、报警触发装置（手动和自动两种）及探测元件等组成。工作站和主控盘负责本期工程火灾检测及报警系统的监控，区域报警控制盘与主控盘通讯。报警方式分手动和自动两种。报警手动方式：运行人员在就地巡检中，如发现火灾，则手动按下该区域的手动报警器

40、，集中控制室内运行人员就可得知该区域有火灾。报警自动方式：通过用于各种不同检测对象的探测器产生的火灾电信号送至区域报警控制盘和主控盘，发出声光信号。锅炉房燃烧器区域、汽机房油系统区域、室外变压器区域、集控楼运转层区域及输煤栈桥区域等重要部位的火灾报警与消防系统应联动，为自动报警、自动灭火或确认后手动灭火。5.7 全厂闭路电视监控系统设置全厂闭路电视监控系统，对本期新建的重要区域进行监控，如脱硫系统、除灰渣、湿除等辅助车间以及锅炉房、汽机房等重要设备区域。锅炉补给水、脱硫系统、除灰/电除尘系统，输煤系统等辅助车间控制室设就地监视器，5号机时已建成，本期新增的设备就近纳入已有的监控子网络监视，集控

41、室设设1台63“等离子显示器（5号机已建成），可监视所有监控点。6. 热工自动化系统主要设备概况6.1分散控制系统配置6.1.1 人/机界面 6.1.1.1操作员站：每台机组6台（其中一台随DEH系统供货），配2台黑白激光打印机，2台彩色激光打印机（其中一台随DEH系统供货）。6.1.1.2工程师站：每台机组3台（其中2台随DEH系统供货）， 配1台彩色激光打印机6.1.1.3历史数据存储站：每台机组1台，配1台黑白激光打印机6.1.1.4 OPC站：每台机组1台。6.1.1.5 杀毒服务器站：每台机组1台。6.1.2 远程I/O配置锅炉炉顶受热面壁温测点、发电机定子铁芯线圈温度等范围设置国产

42、智能数据采集前端，循环水泵房采用DCS远程I/O。6.1.3 DCS的I/O 配置单元机组+公用系统IO点数按照约13500点配置（含备用点）。6.2 辅助监控设备等离子显示器：单元机组设置3台63寸大屏幕显示器，公用系统63寸大屏幕显示器5号机时已建成。6.3 全厂闭路电视系统在无人值班场所和影响机组安全的场所设置监视点，对其进行监视。6号机组采用5号机已设有的63寸等离子监视器（布置在集中控制室）。6.4 单元机组后备操作屏在DCS操作员站台面上安装布置下列独立于DCS而采用硬接线的操作开关，以备紧急事故情况下安全停机，项目如下： a. 锅炉紧急跳闸（MFT双按钮）b. 汽机紧急跳闸（双按

43、钮）c. 发电机跳闸（双按钮）d. 灭磁开关跳闸e. 高背压凝汽器开真空破坏门开按钮f. 低背压凝汽器开真空破坏门开按钮g. 直流润滑油泵启动按钮h. 交流润滑油泵启动按钮i. 柴油发电机启动开关j. 高旁阀开启按钮k. 再热器安全门开按钮l. A给水泵汽机紧急停机按钮m. B给水泵汽机紧急停机6.5 辅助车间监控网系统配置6.5.1辅助车间集中监控人机界面(5号机已建成)l 操作员站：3台l 打印机：记录打印机2台6.5.2辅助车间监控网网络型式辅助车间监控网采用1000Mbps工业以太网，通讯协议为标准的TCP/IP。6.5.3本期新增辅助车间控制系统配置(参见下表)本期新增的辅助车间及扩

44、建的辅助车间，均采用5号机已有的控制器，本期新增的测点全部采用远程IO柜或在原有机柜内增加IO模块或使用5号机备用通道。6.6 脱硫分散控制系统配置6.6.1 脱硫分散控制系统采用与主机DCS相同的控制系统，本期设就地操作员站2台，其中一台兼工程师站。6.6.2配1台记录打印机，1台彩色激光打印机。7. 仪表控制设备的选型7.1 分散控制系统：美国西屋公司OVATION控制系统7.2 DEH/ETS系统（随设备供）：美国西屋公司OVATION控制系统7.3 给水泵汽机MEH（随设备供）：美国西屋公司OVATION控制系统7.4 PLC控制系统：施耐德Modican QUANTUM系列7.5 变

45、送器采用智能型。7.6 所有电动执行机构采用智能一体化型。8. 施工安装须知8.1 安装单位进行电缆施工时应按照设计院桥架分层的原则，将动力电缆、计算机电缆、控制电缆分层布置。电缆敷设应按照设计院的图纸进行施工，避免出现桥架过分拥挤或过分空荡。8.2 施工时注意计算机屏蔽电缆应一点接地，机柜与底座之间应绝缘，并满足DCS生产厂家、程控厂家、设计院的接地要求及说明。8.3 本工程厂房内和厂区有较多的通讯电缆或光缆，施工时应严格遵守相关的电缆、光缆施工和验收规范，以免引起损坏和控制系统可靠性降低。8.4 本工程采用了远程I/O站，设计院根据工艺系统位置情况进行了布置，现场施工阶段应注意对远程I/O

46、柜的防护，加强施工现场管理，严禁对机柜及其内部模件的损坏，并注意防尘、防水和防火措施。8.5 仪表保温保护柜内仪表、仪表架及就地盘柜的布置可根据现场情况适当调整，并将调整后的布置提供给设计院，且经设计院同意后用于竣工图设计。8.6 安装材料汇总清册内开列的各类仪表导管、金属软管规格可根据现场情况调整。8.7 因设计时部分厂家资料不全，所以，所有随设备供的温度元件在拉电缆前必须核对温度元件的类型（热偶/热阻、分度号等），核对无误后方可施工。8.8 集控室接地电缆（K0308分册）需采用阻燃型，气源分册K0302内所有气源管均可采用不锈钢管代替紫铜管。8.9除灰、除渣合设一套控制系统。9. 热工自动化施工图卷册目录 本工程分为10卷，67个分册，因部分分册号的内容本工程无，所以分册编号排列不连续。序号卷册号分册名称备注第1卷 总的部