热控专业试运教训.docx

热控专业试运教训第一节 加强设计审查，优化项目设计 热工控制系统的设计是根据工程特点、机组容量、工艺系统、主辅机口丁控性及自动化水平确定的。在确保没备及人身安全的前提下保证机组得到较好的可用性、经济性。鉴于热控系统在设备选型及设计时，常常受没计思路和设计投资等因素的影响，在系统配置上可能不尽合理，而且在已投运的机组上已暴露出一些问题，因此吸取以往工程经验和先进的设计思想，加强设计审查，优化热控系统的设计，对新建机组非常重要。1、 针对工艺系统的特点，优化热控专业系统的设计由于热工控制系统是根据工艺系统、主辅机可控性来设计的，工艺系统设备选型将影响到热工控制系统的测点布置、数量，控制信号等级，电缆选型，电源容量及测量设备的选型等。相同容量的两个项目的热控设计往往有较大差异。因此热控系统设计应充分考虑工艺系统特点，完善热控系统的设计。例l：石门二期(2300MW)3号机组一次风粉温度测量元件热电阻耐磨性不强，频繁损坏，影响了一次风粉温度的监视。经分析为一次风粉混合物流速高，对热电阻冲刷严承，造成热电511_损坏。经研究，在热电阻安装法兰上焊接防磨片。在一次风粉管道上测温元件的套管前(46crn)加防磨棒或更换防磨温度套管都可以有效避免一次风粉管上测温元件的损坏。在系统设计时应注意专门设计安装防磨棒。例2：2005年12月19日，石门二期(2300MW)3号机组试运过程中，3号机组停运，主机交流润滑油泵运行，主机正处于盘车状态。上午11时36分，交流油泵电流突然增大，运行5min后，交流油泵跳闸，5后油压降至0.007MPa，直流油泵启动。经检查分析：主机交流油泵跳闸是因为主接触器烧损，电机缺相运行引起热继电器动作跳闸。直流油泵连锁启动时间过长(达5s)的主要原因是DCS系统和电气二次回路(硬接线)都没有设计跳闸连锁(交流泵跳闸后联起直流泵)；其次DCS系统油压低连锁开关安装位置不合理也是造成油压低至0.007MPa的重要原因。事后，石门公司在3号、4号瓦润滑油母管处分别增加两个油压低连锁开关接人DCS系统。并在新增压力开关前安装两个一二次门，加装一根回油管和精密压力表，供压力开关试验用。在系统设计阶段，应对油泵的连锁作具体的设计说明。但从最近工程设计图纸看，部分设计院对系统中连锁、保护、自动的设计说明非常简单，个别工程基本简化没了。DCS控制逻辑基本成了DCS厂家设计，容易造成漏项。在系统设计阶段，设计单位应针对测点的设置和系统特点提供详细的设计说明。同时通过加大DCS逻辑审查力度，弥补设计漏洞。汽轮机润滑油泵启停应设计单独的油压试验装置，在正常运行过程中就应能实现油压连锁试验。在与主机厂的合同中应做出具体的要求。其他如真空低试验、EH油压低试验、停机电磁阀试验、轴向位移试验等，都需要在主机设计阶段同步设计。例3：可门一期(2600MW)除氧器上水门多次在上水过程中，由于管道振动大导致阀门定位器损坏，无法实现水位调整。事后增加上水旁路门后振动减弱，定位器恢复正常。例4：六安一期(2135MW)高压旁路减压调节阀损坏，阀体严重泄漏，高温烤坏电路板。事后对高压旁路减压阀阀体进行保温；执行机构改为分体式装置。 执行机构的选型趋势一般选用一体化执行机构，现场安装、调试简单，维护方便。但有的环境不适合使用一体化执行机构，如安装位置振动大、高温、高空等，选用分体式执行机构更安全、更便于维护。2、 加强与设备厂家及工艺专业间的沟通和交流，保证资料提交准确设备厂家与工艺专业的提交资料，是热控专业设计的前提。热控专业要根据工程进度，与工艺专业多交流，充分利用图纸会审，及时发现设计中的错误。例5：章丘二期(2300Mw)3号机组锅炉PCV阀额定压力下无法打开。经分析：PCV阀电动执行机构力矩过小，无法克服阀门本身的摩擦力。这是一起厂家设计失误，在设计院设计过程中，也出现过类似问题。例6：池州一期(23()OMW)2号机组A汽动给水泵停运过程中跳闸。经检查：21日A汽动给水泵停运过程中，A泵人口流量小于148th，超弛开A给水泵再循环门，过了23s后A泵再循环门才开至28.74，导致A给水泵跳闸(A汽动给水泵组态逻辑中有：当给水泵人口流量小于148th后，超弛开启该给水泵再循环门，延时20s后再循环门应开至50以上，否则跳该给水泵)。经分析：汽动给水泵再循环门电动执行机构反映慢，不适合系统运行要求，需更换适合的电动执行器。例7：潍坊二期(2670MW)电动执行机构招标中，设计单位只提供了阀门尺寸和力矩，没有提供阀门行程和阀杆螺距，投标方自行确定了电动执行机构转速。在设备调试过程中发现，阀门开关速度太慢，无法满足运行要求。事后设备厂家免费进行更换。例8：攀枝花(2150MW)循环流化床机组，因减温水调节阀执行器缺陷频繁，主蒸汽温度、过热器温度自动无法正常投入。主要表现为执行器过热保护动作后拒动，同时易发生开关不能控制现象。针对此问题攀枝花公司成立技术攻关组，初步分析造成此问题的主要原因在于执行器的力矩偏小。已决定购买两台执行器进行换型试用。阀门执行机构的选型出现问题较多，从以上例子看，主要是设计单位机务专业(或阀门厂家)提供的阀门参数错误或参数不全造成的设备无法满足运行要求。在设计阶段，设计参数的校核是发现以上问题的主要办法。同时根据设计经验和电厂的运行经验，也可以发现一些问题。在阀门参数提资时，至少提供以下参数：2.1 流经阀门的介质及压力、温度。2.2 控制阀门所需的力矩。2.3 阀门尺寸(圆门或方门)。2.4 阀门行程。2.5 阀门行程需要的时间。2.6 阀门的控制方式(气动或电动)。2.7 电动阀门的螺距。2.8 气动阀门的气缸直径及所需(或提供)气源压力。2.9 执行机构的电源等级。以上参数有的需要设备厂家提供，有的需要设计单位提供。例9：卓资一期(4200MW)1号机组设计中，设计院与主辅设备厂家配套的电动装置的电压不一致。对工程进度产生影响。经调查，电压不一致是由于工程进度快，设计院和设备厂家的联络协调不及时造成的。事后，设计院出设计变更，使得设计适合设备的要求。例10：潍坊二期(2670MW)工程在风量测量装置合同签订过程中，卖方提出设计院提供的资料不符合常规，要求设计院复查风粉管道走向。经对锅炉风粉管道走向重新复查发现，工艺专业提供的管道走向偏差很大，而风量测量装置在垂直走向管道、水平走向管道的设计参数完全不同。由于发现及时，设备合同中对设备技术参数及时做了调整。例11：潍坊二期(2670MW)机组磨煤机混合风关断门，施工单位采购选型不合适。漏风严重。高温漏风烤坏了附近的给水流量控制电缆。给水流量信号电缆短路，给水流量低保护动作，机组停炉，延长5号机组的试运3天。设备提资看似小事，但它是工程下一步工作的依据。一个小小的失误，就可能造成大的施工返工或设备浪费。很多设备厂家有很强的设计经验，在初设时，设计单位应加强与各设备厂家的交流，保证设计参数的准确性。建设方要积极组织监理、施工单位、生产准备人员对初设图纸进行会审，热控专业图纸审查应由运行专业、机务专业技术人员参加。运行人员可以根据机组运行要求帮助确定测点的数量和安装位置。机务专业可以审查一下系统配供范围和参数。充分发挥参建各方的工程经验，及时发现问题，优化设计。3、 合理控制设计概算，保证系统设计标准不降低。在设计过程中，常常遇到设计概算偏低，降低设计标准的现象。机组投产后，设备不能稳定运行，影响了机组的安全性和经济性。有时设计测点偏少，不利于机组运行监视。例12：六安一期(2135MW)电除尘运行中，远方经常不能控制。经对系统全面检查发现：控制系统由于费用紧张，配置档次低；控制室没有安装空调，夏天温度太高，控制设备运行不稳定；控制电缆没有采用屏蔽电缆，抗干扰能力差，信号误发频繁。事后六安公司针对以上问题，更换了控制系统，更换控制电缆为屏蔽电缆，加装了空调。例13：六安一期(2135MW)机组DCS系统部分I()卡件通道冗余不足，不满足系统要求。计划利用大修增加部分卡件。例14：2006年3月3日上午8：52左右，青岛二期(2300MW)3号机组3A引风机发油压低信号，导致3A引风机跳闸。经检查：引风机油站压力低开关与压力表取样管路公用，投入压力表时引起压力取样管内的压力波动，导致压力开关动作；同时还发现压力开关回差大(动作值0.1MPa，复位值0.18MPa)，导致压力开关动作后不能复位；引风机油站压力没有压力变送器，不便于运行人员随时监视油压。4、 事后，青岛公司采取如下措施：4.1 改造油站供油取样回路，压力开关和压力表取样分开，防止压力开关和压力表互相影响；4.2 加粗压力取样管的通径(建议用8的不锈钢管)，以减轻压力波动时对开关动作的影响；4.3 压力开关换型，选取回差较小的压力开关；4.4 增加压力变送器，引至XDPS系统显示；4.5 更改PLC逻辑，0.14MPa和0.1MPa两个信号“相与”产生油站故障信号。建设单位要在设计招标时，加强对设计单位设计概算的把关，对个别系统设计概算明显不足的，及时提出并要求修改。设计概算一旦确定，设备招标出现费用偏差大，必然将给设备的定标带来很大的影响，往往影响设备定标，使其推迟12个月。对工期紧的项目，也会给设备催交造成被动。在设备的招标过程中，在严格控制设计概算的同时，不能随意降低设备标准，特别是热控设备，有可能因为几千元的费用就能影响到机组的安全稳定。在系统测点设计方面，要求测点要全，按设计规程及二十五项反措要求，适度设计冗余。在控制设备的选型上，同类产品要尽量统一品牌，不仅保证设备质量，而且具有可换性，并可减少备件的种类。5、 设计编号要统一，防止出现编号混乱DCS系统点多，涉及范围广。电缆遍布全厂各个系统，准确、有规律的编号规则有利于系统安装、调试，否则可能出现混乱。例15：可门一期(2600MW)1号机组风烟系统的就地设备标识与DCS的名称不对应，造成了控制系统的紊乱，并且由于标识的混乱造成了施工单位检修中误操作而MFT。影响工期1天。设计院设计的风烟系统AB侧与锅炉厂的AB侧不一致，造成了施工单位的混淆而导致挂牌错误及电缆敷设错误。事后设计院就设计问题统一原则，明确设计院AB侧与锅炉厂AB侧的分界。对现场设备与DCS的点名进行核实整改。举一反三对机侧设备的AB侧进行普查。例16：潍坊二期(2670MW)热控专业在初设中，AB侧风机、泵的设计编号与工艺专业不一致，锅炉四角编号与一期工程锅炉设计编号原则不同。潍坊公司在图纸会审中发现问题后，及时组织编制了潍坊公司设备编号原则，详细规定了每台设备的具体编号。并与没计院进行协商沟通。设计院以潍坊公司的编号规律为基础进行图纸修改，避免了因编号引起施工混乱。6、 连锁、保护条件的增减应慎重热工控制系统连锁、保护的设计大多是沿用以前的成功经验。在机组总启动前，各建设单位要组织技术人员对机组的连锁、保护进行审查，在审查中，对连锁、保护的增减要慎重，要有可靠的依据。在试运过程中，原则上必须100投人机组保护。但特殊情况下，由于设备不可靠或运行人员缺乏经验造成机组运行不稳定时，对连锁、保护的修改，不仅要经过研究后进行，而且要有时限；特别足设备的重要保护，条件具备应恢复原设计。例17：广安二期(2x300MW)2004年3号汽轮机试运中，主蒸汽压力升高，造成高压旁路前压力升高，高压旁路保护动作，高压旁路快开，大量蒸汽进入再热冷段管道，低温再热器联箱入口安全门动作，再热冷段管道剧烈振动，造成再热冷段管道吊架及其相关管道吊架受损。耽误试运8天时间。广安公司采取措施，I临时取消高压旁路阀阀前压力高快开保护功能。例18：灵武一期(2600MW)l号机组试运中，机组并网后，中压缸排汽压力1000kPa时快关中压缸调节门，因运行经验欠缺，导致中压缸排汽压力达到1143kPa，中调门频繁开关，引起EH油压不稳，造成机组跳闸。处理措施：灵武公司删除“中压缸排汽压力1000kPa快关中压缸调节门”保护逻辑，在就地拆除中压缸调节门快关电磁阀接线。第二节 加强施工质量管理，避免出现安装质量问题热控专业安装设备点多，面广，同一时间存在多点作业，单点作业时间比较短。这一特点要求施工单位要有灵活的施工管理和质量监督制度，同时也要求监理公司、建设单位要有足够的技术人员，负责的工作作风，不懈的拼搏精神。要“勤走、勤看、勤记、勤想”。根据原电力部颁火电施工质量检验及评定标准热工仪表及控制装置篇(1998年版)、DLT 519052004电力建设施工及验收技术规范第5部分：热工自动化、中国华电集团公司火电工程达标投产考核办法、DL500912002电力建设安全工作规程第一部分：火力发电厂、电力建设安全健康与环境管理工作规定(2002年版)等规定，严格施工质量检查。在施工监督检查中不漏项，发现问题要举一反三，才能把问题消灭在安装过程中，保证安装质量经得起考验。1、 加强施工过程控制，保证施工质量基建施工要严格执行安装工艺规程、施工作业指导书，严禁野蛮施工。同时现场施工前要考虑到以后的运行环境。如环境高温、潮湿、污染等特点，施工前做好防高温、防雨水、防振动(防松动)、防污染措施。例l：苇湖梁公司试运中，2号ETS低真空试验模块堵塞，真空保护误动，机组停运1h。真空试验块在安装前要仔细清洗，并做好防锈措施。由于热控仪表管比较细，安装过程中要做好仪表管的清理和防护工作。安装完要进行必要的仪用气冲扫。其他如润滑油、EH油等试验块、电磁阀安装前都要进行检查清理。水、蒸汽仪表管在系统水质合格后要及时排污。保证仪表管的畅通。例2：包头东华一期(2300MW)1号机组进入168小时试运第3天，LCV电磁阀突然关闭，机组打闸，发电机解列。经检查发现LCV电磁阀突然关闭的原因为环境温度过高，导致信号紊乱。事后更换了电磁阀并做了隔热处理。例3：大龙一期(2300MW)1号机组火检经常检不到火。经检查发现，厂家指导火检探头安装的位置不对，后来调整安装位置、增大火检冷却风压后正常。例4：可门一期(2600MW)1号机组运行中，1号瓦复合振动偏大，且振动值波动大，导致汽轮机跳闸。经检查：1号瓦振探头安装位置环境温度高于探头工作温度，瓦振测量回路故障，导致振动保护信号误动。后来可门公司解除1号瓦复合振保护，增设Y向振动保护。更换1号瓦振探头为耐高温型；改进1号瓦保温方式。例5：可门一期(2600MW)1号机组排闸门电磁阀烧毁，造成磨煤机石子煤排放困难。经分析；排闸门行程开关定位不良，导致电磁阀长期通电而烧毁。经加厚现场开关定位钢板，使现场开关定位接触加强，问题解决。例6：襄樊二期(2600MW)5号机负荷从460Mw突降至320MW，“给水流量低”保护动作MFT。经检查，5号机2号主汽门LVDT连杆螺母因振动松脱，主汽门开度反馈达102，DEH2号主汽门自动关，导致负荷突降，负荷从460MW突降至320MW，主汽压瞬间上升，致“给水流量低”保护动作。事后，襄樊电厂对所有LVDT连杆螺母进行加固并点焊，防止LVDT连杆螺母松脱。例7：可门一期(2600MW)l号机组二次小风门定位器进水损坏，导致无法操作及反馈紊乱。进水原因是定位器进线套管未采取防雨措施。发现问题后，可门公司将定位器的进线口方向由原先的向上改为向下，避免水从进线口进入。热控设备的安装过程，要尽量使设备电缆穿线孔向下，避免向上。并进行良好封堵。热控设备应尽量避开法兰、排水口或排汽口、高温管道等。接线柜、箱、盒防护等级至少达到IP56。电缆敷设要根据现场情况采用相应措施。避免出现损坏或干扰。汽轮机抽汽止回门附近管道多，热控电缆的敷设要特别注意防高温烫伤。汽轮机高中压主汽门、调节门到就地接线箱电缆最好用耐高温阻燃双屏蔽电缆。汽轮机转速信号不能与其他信号共用一根电缆。建设单位、监理单位要认真审查、完善施工作业指导书和施工组织措施。施工过程中加强质量检查和技术指导，施工后进行严格的检查验收。施工过程中，要对施工单位的质量验收体系的正常运转进行检查，力争安装质量问题在施工过程中能被发现解决。通过完善的质量监督体系来保证施工质量。2、 加大对隐蔽工程的监督力度，确保隐蔽工程质量基建期问，热控专业隐蔽工程要全部作为停工待检点，由监理工程师、建设方技术人员进行全面检查，施工单位方能进入下一道工序。例8：可门一期(2600MW)1号机组汽轮机零转速及偏心探头开机前信号完好，开机后探头信号丢失；ETS超速探头4个探头中2个完好，另外2个无信号。停机检查发现零转速探头端部打坏，同时发现偏心探头安装松动。对偏心探头重新调整测量间隙并紧固；ETS转速探头由于安装套管损坏，导致探头安装不到位，探头间隙过大，探测不到转速信号。因无法停润滑油，暂时将完好的ETS探头作紧固处理，确保着两个探头的可靠性，待停机后彻底处理其他测速信号。汽轮机轴系统测量装置(转速、轴向位移、偏心、差胀、振动等)安装前都要求进行“试装”检查。把设备缺陷在试装中发现并及时处理。TSI试装及安装注意事项见本节的附件。热控专业的隐蔽工程还包括：送、引风机执行机构基础，汽轮机轴系温度元件，汽轮机缸壁温度元件，锅炉水冷壁温、过热器壁温元件，水系统流量计安装等。这部分设备一旦安装结束，应立即对设备的安装工艺、设备绝缘、设备标识等进行检查，不能漏项。3、 完善设备标牌，为下一步的工作打好基础热控设备安装中，设备标牌要确保准确、可靠，前后要对应。特别是同一取样点的不同测点编号要标清楚；风机、泵的控制设备标牌、电缆编号要与主设备编号对应起来。例9：可门一期(2600MW)1号机组锅炉两次MFT，跳闸首出原因为总风量25。影响工期1天。经分析发现：第一一次MFT为二次风量取样管堵造成。第二次因设备挂牌错误(B侧风量测量装置挂牌为A侧风量测量装置)，施工人员在处理A侧风量测量问题时，误将B侧风量取样管拆除，导敛MFT。采取的措施：将A侧风量测量取样管吹扫后运行正常，并对A、B侧风量测量装置正确挂牌。之后彻杏所有测量取样管，清查所有设备挂牌。热控设备标牌多，现场易丢失，施上单位要做好标牌防护。同时利用分步验收，建设单位及监理单位要对设备标牌的正确性进行检杏。发现问题及时整改。4、 制订切实可行的施工方案，保证施工质量对热控温度、压力、流量等一次测量元件取样位置及仪表管的敷设，设计单位缺少详细的安装定位图。很多是施_丁单位在现场安装过程中根据主设备、管道的具体布置确定取样点及仪表管走向。现场需要监理方、建设方、施工方要结合其他工程经验、规程要求及运行需要，确定切实可行的施工方案。例10：可门一期(2600MW)2号机组差胀大：机组在120150MW运行时，低压缸差胀在14.514.831mm之间，机组解列后，差胀最高达19.17mm，长时间暖机仍无法消除。后来调整轴封温度后，差胀恢复正常。延误工期2天。经检查：轴封蒸汽的温度测点位置设计不合理，测点所测得的温度比实际温度低5060；运行人员轴封蒸汽温度控制为150(厂家设计允许温度为120160)，由于温度测点的错误，轴封蒸汽温度实际运行在200左右，导致了转子的膨胀大于正常值。可门公司对轴封蒸汽温度取样点进行了移位处理。例ll：潍坊二期(2670MW)3号机组调试中低压旁路阀误关，低压旁路减温水压力低误发。经检查：低压旁路减温水压力开关取样点离减温水门较近，在减温水门打开瞬间误发压力低联关低压旁路阀。潍坊公司将低压旁路减温水压力开关进行了移位处理。例12：六安一期(2135MW)有限公司高排止回门抽汽止回门行程开关电缆故障率较高，原因是环境温度过高，行程开关及电缆容易烤坏。后来把行程开关加装隔热板，更改电缆走向。现场施工中，测点的取样位置首先要满足DLT 5190.52004电力建设施工及验收技术规范第5部分：热工自动化的要求，如现场情况特殊，无法满足规范要求的，施工单位要提出，建设单位组织现场查看、讨论，拿出具体的施工方案。坚决制止施工的随意性。电缆桥架敷设前，要反复核对机务专业的管道、设备布置。不要出现相碰现象，保证电缆桥架与热源的施工距离。对个别空间狭小的地方，要有电缆防护措施。增加隔热带。5、 做好设备防护，避免设备损坏基建期间，施工现场交叉作业多，施工队伍人员复杂。容易造成设备损坏或丢失。加大设备防护措施，尽量减少设备损坏，主要从三个阶段做好热控设备的防护：设备到货后的存放：热控设备大多含有电子元器件，需要防雨、防潮、防尘、防静电。搬运过程中要轻拿轻放。仓库内要经常通风保持空气干燥，要求环境温度为540、相对湿度不大于80，对于特殊要求的设备要放人热控标准试验室。设备安装防护：现场安装的设备要有防护措施，如易碰环境中的设备用木箱笼罩，露天环境的设备加盖塑料布。精密仪表(化水导电度、硅表、钠表等)安装结束先拆下，等系统投用时再安装，所有安装的电子设备都要做好防尘、防水措施。新建电子设备间如环境临时达不到要求，应加设临时空调。控制盘、柜、箱、盒等要加锁。设备调试送电防护：设备送电前应仔细查线，接线准确后再送电。特别是DCS等控制系统的卡件防护：在DCS电缆现场端接线没有接完前，DCS端子排应先与卡件断开接线，防止外部高压电串人DCS损坏设备。例13：潍坊二期(2670MW)3号机组DCS损坏DI、DO卡件4块，DEH伺服卡2块。经分析发现：DCS端子排接线已结束，但现场电缆没有接线，部分电缆正在接线，裸露的电缆头串人高压电，造成卡件损坏。潍坊公司在4号机组上采取措施，电缆敷设完后，现场电缆端头全部用绝缘胶布包好，防止电缆串人高压电。DCS端电缆接线顺到位后先不接，现场电缆接完线后再接DCS端。4号机组没有损坏一块卡件。6加强测点检查，避免保护误动DCS系统中，大量的测点带有保护或连锁。测点的准确性直接影响机组的安装稳定运行。施工单位要按施工作业指导书严格施工工艺，调试单位、运行人员根据运行经验及时发现异常测点。例14：可门一期(2600MW)2号机组甩50负荷后，汽水分离器水位快速上升，锅炉MFT。延误工期12h。机组甩50负荷时，汽水分离器3个水位测点均为坏值(值为13.5m，实际水位为0m)；甩负荷后，3个坏值水位测点依然为13.5m；保护逻辑为：水位高于13.2m负荷40过热度100MQ。3、 元件校验后，对元件进行标识。4、 安装前的检查：元件安装前，对其阻值或毫伏值进行测量并做好记录。对元件型号规格进行核实。5、 轴承等容器内测温元件安装时，引线要攻丝紧固。6、 测温元件的安装：测温元件插入深度、垫片材质符合设计要求。元件装配紧固无渗漏。测点位置符合设计和验标的要求。分系统调试采取必要的防误动措施要从以下几个方面考虑：6.1 温度点参与自动的，应考虑温度突变，调节回路切手动，保持阀门不变。同时发出声光报警通知运行人员注意。6.2 温度点参与保护回路的，在设计时应考虑冗余设计，最好采取三取二或四取二的方式。如螺旋管壁温可以考虑一排测点中同时有三个(四个)温度高越限才驱动保护动作停炉。锅炉分离器出口温度可以采用四个测点，只要有两个同时越限才驱动保护动作停炉；汽轮机轴承温度可以考虑相邻两个温度测点，一个达到报警，一个达到跳闸时，才驱动保护动作停机。6.3 所有参与保护、自动的温度点在设计保护、自动时，都应同时设计温度报警功能和品质判断功能，在品质判断为坏点时，应首先解除相对应的保护、自动。6.4 防误动措施应多方面考虑，特别要征求设备厂家意见。在做防误动措施时一定要同时考虑防拒动。6.5 大多数电厂温度保护采用了降低报警值，取消跳闸保护的做法。特别是测温元件采用热电阻时，由于热电阻引线太细，运行中由于振动、误碰都有可能引起信号大范围波动。6.6第四节 严把热控接线质量验收关，防止保护误动热控设备对于运行人员了解和掌握机组运行状态至关重要，如果没有完好、准确的热控设备就等于失去了有效监督机组运行状态的眼睛。同时也容易造成保护误动，甚至机组停机停炉。因此，要求热控设备必须完好、准确，尤其是重要仪表更应严格把好设备校验、安装、调试接线检查等关口，安装过程中认真执行作业指导书和产品说明书。连接电缆绝缘要合格，接线要牢固。热控信号大多是弱电信号，抗干扰能力差。电厂大功率电器多，干扰源各种各样，但只要电缆屏蔽严格按产品说明书接地，就能有效地避免保护误动。例l：2005年，中宁一期(2300MW)1号机组试运中，5X方向轴振突变，大于254m，5Y方向轴振正常，汽轮机跳闸。事后分析是由于外界信号干扰，导致轴振信号误发。例2：中宁一期(2300MW)机组2005年试运中，1号机A主汽门突然关闭，负荷最低减至164MW。检查热工接线后，对松动的接线进行了处理，加指令主汽门由于前后压差大不能开启，后关闭调节汽门，降低主汽门前后压差，主汽门开启。事后分析)Et_I实际配线与图纸不符。主汽门伺服阀指令线的接线端子上并接了3根指令线，且接线松动，使伺服阀指令失去，导致1号机组1号主汽门关闭。例3：2005年，周宁电站(2125MW)1号机试运中，“水导轴承油槽液位偏低”保护动作，1号机事故停机。经查1号机水导油槽油位正常，由于该信号点的+24V公共端端子未上紧，松脱造成信号误发动作停机。事后利用机组停机检修的机会，对机组所属自动化元器件端子进行一次紧固。同时取消“水导油槽油位过低”停机保护，只作用于信号报警。例4：洪家渡电站(3200MW)1号机组在进行启动试运行时，由于主变压器冷却器控制柜内双电源消失的接线有误，误发主变压器冷却器全停超时超温信号，导致1号机停机，中断72h试运行，经处理完毕后重新进入72h试运行。例5：可门一期(2600MW)l号机组负荷283MW跳闸，经查为1A给水泵汽轮机后轴承振动2由36m窜至96m 保护动作，给水泵汽轮机跳闸，导致锅炉负荷大于40%无汽动泵运行而MFT动作跳机。延误工期12h。事故发生后，对探头、信号测量回路进行检查，发现轴振探头延伸电缆与前置器延伸电缆接头裸露，导致电缆屏蔽层多点接地，丧失屏蔽作用；可门公司对所有探头延伸电缆接头进行绝缘处理(套绝缘套管)，处理后给水泵汽轮机后轴承振动2依然存在窜动信号。经检查发现MTSI控制柜端子排模件侧信号线接线松动。对所有接线端子进行紧固后振动信号恢复正常。例6：可门一期(2600MW)2号机组GV4高压调节门在负荷高于400MW后存在抖动现象，同时EH油管伴随有高频抖动。经检查，GV4伺服阀控制电缆屏蔽有问题，更换伺服阀控制电缆后，GV4高压调节门抖动现象得到解决。端子接线、屏蔽线松动在热控保护误动中占很大比例。热控专业电缆接头多，分布广。特别是个别控制柜(箱)内端子设计过于紧凑或设备引线过细时，接线松动问题更是突出。热控电缆接线质量直接关系到机组总启动能否顺利结束。在基建安装阶段，特别是电缆敷设完，大量接线前，应对以下几个方面重点考虑，接线过程中业主方要经常组织临理方、施工方对现场检查，查出问题举一反三。特别是对厂家配线和现场易动部位接线一定要有检杏记求及责任人。设备投用前要由热控专业拿出检查记录，确保保护系统能可靠投用。主要应做好以下工作：1、 芯线与端子接触良好，无松动现象，接线螺栓垫圈齐全紧固；压接时严禁压在芯线的塑料外皮上。2、 端子板的每侧接线宜为一根，不得超过两根。如必须接两根线时，应分别压在固定螺丝的两侧。3、 对芯线小于lcm2的或多股软线与端子连接时，线芯应镀锡或加与芯线规格相应的接线片，接线片用规格相同的压接钳压接。4、 接线正确牢固，芯线避免有接头，若必须接电缆时，接头焊接好并将绝缘处理好，做好记录。5、 屏蔽层接地应用螺丝固定在专用接地板上。6、 接地线无间断、损伤，接点可靠、牢固，接线方式符合设计要求。7、 电缆接地一律在盘侧接地，就地屏蔽层悬浮(或根据厂家的具体要求施工)。8、第五节 广泛收集资料，做好DCS控制方案的审查新建电力项目，特别是新型机组及超超临界机组，控制方案还没有很多成熟的经验可以借鉴。这时建设方做好前期DCS方案审查就显得尤为重要，并直接影响到机组总启动期间机组的安全稳定运行。DCS方案审查包括控制逻辑的审查和控制参数的审查两部分。1、 广泛收集资料，全员参与DCS逻辑审查由于设计院已不再提供机组控制逻辑图。新建项目通行做法是DCS厂家提供机组控制逻辑图。DCS厂家在以往工程经验的基础上，根据主、辅机设备厂家提供的控制逻辑说明书，结合机组热控专业设计说明，吸收同类型机组成熟的控制经验和先进的控制理论，完成一个项目的控制逻辑的编制。由于DCS厂家技术人员没有足够的运行经验，控制逻辑中缺乏灵活性。片面追求保护覆盖面。保护设计比较全面，但缺乏防误动措施。同时由于DCS厂家设计的逻辑是在其他项目的基础上编制的，有个别的细节可能不适用于本项目。如果在试运行前没有全面的审查和完善，机组运行中不可避免地出现设备误动。例l：广安二期(2300MW)2004年3号汽轮机试运中，主蒸汽压力升高，造成高压旁路前压力升高，高压旁路保护动作，高压旁路快开，大量蒸汽进入再热冷段管道，低温再热器联箱入口安全门动作，再热冷段管道剧烈振动，造成再热冷段管道吊架及其相关管道吊架受损。耽误试运8天时间。广安公司采取措施，临时取消高压旁路阀阀前压力高快开保护功能，运行人员根据主汽压力手动调节高压旁路开度，维持锅炉压力；保持高压旁路阀进出口管道暖管手动门在常开位置；高压旁路阀在正常运行中投人自动。机组正常运行过程中，高压旁路后温度基本在320350左右，高压旁路前温度基本在540560。高压旁路阀快开时间一般要求35s。高压旁路减温水调节阀没有快开功能，一般全行程开关时间在10s左有。高压旁路快开后，在高压旁路快开瞬间减温水很难跟上，容易造成高压旁路后管道温度突变。对高压旁路后的管道材质要求很高。例2：襄樊二期(2600MW)5号机主机升速过程中，目标值2950rmin，转速3090r/min，超速保护动作跳机。经检查，DEH控制是按理想参数设定，阀门控制特性差。对控制参数变化适应性差，致转速超调到3090rmin。此时应OPC动作，但DEH内部将OPC及超速110信号位置连错，DEHll0超速保护动作跳机。事后襄樊公司根据汽轮机运行说明书提高冲转参数，修正DEH逻辑及阀门特性曲线，改善了DEH的控制性能。例3：石门二期(2300MW)3号、4号机组启动前，发现热控控制逻辑与现场设备有较大差距，需进一步优化完善。由DCS厂家和调试所根据设备厂家的控制保护要求和其工程经验进行逻辑组态，有局部细节可能要根据机组现场实际运行经验做出修改。例4：2007年8月，宿州一期(2600MW)1号机组3号轴振动大，机组跳闸。事后检查发现，3号轴振X向探头连接电缆绝缘不良。保护误动，机组跳闸。汽轮机大轴的振动一般不会出现单点振动大现象，机组振动大往往相邻点振动也出现异常。根据这个现象，潍坊公司、滕州公司采用单点轴振动大二值与相邻轴振点振动大一值相与的关系(所有相邻点的大一值采用“或”关系)(此作法慎用)。既避免了机组误动，也防止了机组的拒动。CDS逻辑组态现场完善是每个项目必不可少的。但如果DCS出厂前软件验收差距太大，就会给机组的调试工作造成很大被动，甚至延误调试工期。加上机组工程师站的配置太少(一台机组一般只配一台DCS操作员站)，现场组态修改将成为现场调试的瓶颈。所以DCS软件验收应重视，避免逻辑组态中控制回路或控制功能的漏项。DCS逻辑审查应由机组调试单位技术人员、设计院热控专业人员、建设方运行技术人员、建设方机务专业技术人员、建设方热控专业技术人员、DCS厂家专业技术人员、特聘专家共同组成审查小组。根据DCS进度，组织不少于三次大的审查会。确定DCS控制方案。在DCS审查中，要结合机组主设备的特点，在DCS审查中做相应的完善。这时机务专业技术人员是必不可少的，因为他们对主设备结构是最熟悉，性能、参数最了解。在控制方案的审查中，他们能弥补热控技术人员对主设备了解不深的不足。DCS逻辑审查是一项复杂的工作。有部分DCS厂家提供不出完整的逻辑框图，提供的只是组态图。而各DCS厂家组态软件各不相同，一些DCS厂家组态软件的可读性很差，给逻辑审查带来很大的困难。为了保证DCS逻辑审查的效果，应主要从以下几个方面做好工作：1.1 建设方应该成立自己的I)CS小组。主要由热控专业、运行专业、机务专业组成，以热控、运行专业为主。小组成员要求有一定经验，工作认真、细致，勤学好问，负责任。1.2 DCS小组成员从设备资料、产品说明书人手，全面参与DCS组态的编制和审查，避免出现控制回路或控制功能漏项。1.3 DCS小组应掌握一些成熟的防误动和防拒动知识。1.4 DCS小组成员要定期在单位举办DCS讲课，通过与运行、机务人员互动，发现问题，完善系统。1.5 DCS小组成员应在DCS厂家跟班学习时间不少于1个月，在此期间，应加强与I)CS厂家的沟通，尽可能地发现DCS系统中存在的不足或缺陷。1.6 DCS小组成员应将逻辑中涉及的参数、定值、限值等记录好，并列表。作为控制参数审查的依据。这一项在下一步的系统调试中很重要。1.7 所有DCS控制参数应全面进行审查，与设备说明书进行核对。1.8 保护投切逻辑。DCS逻辑中，或多或少都存在保护投切按钮。保护投切回路应设有防误投措施，误投保护保护不应动作，而只是发报警提醒运行人员有人误投保护。运行中应设置未投保护检查报警，使保护的投入情况始终在运行人员监视下。1.9 控制系统自动切手动应加必要的报警，或被调量与定值偏差大时要加报警。2、 认真分析，确保控制参数的准确性DCS逻辑中的控制参数很多，有保护定值，有连锁定值，有限幅，有速率，有延时时间，有脉冲时间，有阀门特线曲线，有偏置，有测整盘齿数等等。由这些参数与逻辑组态组成、完善了DCS控制方案。例5：青岛二期(2300MW)机组由于小汽轮机测速齿数没有现场核对，造成两次机械超速动作跳机。例6：潍坊二期(267OMW)3号机组在总启动过程中，机组在负荷为672MW时RB动作，机组降负荷。经检查，DCS逻辑中RB负荷上限是DCS厂家按600MW机组设置的，DCS逻辑审查时，由于没有列出参数表，这个错误参数没有及时发现。DCS控制参数具有一定的隐蔽性，如果不及时把这些参数单独列出来，在DCS控制参数审查中，很可能无处下手。而DCS厂家出厂的控制参数具有普遍适用性，对某个项目的针对性较差，现场调试必须要全部核对。DCS控制参数核对的依据主要是主设备的说明书及运行规程。在新建机组生产准备阶段，由生产技术人员(运行专业、热控专业)将设备定值列出来。第一类是就地设备定值，如压力开关、流量开关、变送器量程、液位开关、保护定值、连锁定值等，作为单独一个定值表。要经建设单位相关技术领导批准后，交施工单位校验、核对。第二类是DCS及其他控制系统的控制参数，如负荷、转速、压力、温度、流量等参数的上下限幅、速率限幅、延时等。这部分参数运行人员不熟悉，应由热控人员统计出来，交运行人员讨论确定后，交调试单位和DCS厂家修改完善。第六节 精心调试不漏项，提高标准确保调试质量系统调试是对工程安装质量的一次全面检验，调试把关严，工作细，要求高，问题就能及时发现并处理，有效保证下一步的分步启动、168及试生产的稳定运行。热控专业调试是整个机组调试的重要组成部分，具有点多、面广的特点。这就要求热控专业调试人员应具备“业务精、知识面广、工作态度一丝不苟、大胆负责”的工作作风。根据火电工程启动调试工作规定(原电力工业部建设协调司 1996年5月)、火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(原电力工业部 1996年3月)、火电施工质量检验及评定标准热工仪表及控制装置篇(1998年版)；火电工程调整试运质量检验及评定标准(原电力部1996年版)、热工仪表及控制装置检修运行规程。从系统查线、单体验收、控制系统(仪表)硬件安装调试、系统分步调试、DCS控制逻辑审查、控制参数的审查和系统调试等方面不漏项，积极提出优化DCS控制逻辑和控制参数的方案并实施，才能使机组的稳定运行达到“可控、在控”。在机组调试过程中，热控专业涉及的问题相对较多，大致分为以下几种：1、 明确施工单位、调试单位、DCS等设备厂家的调试责任，严把安装、调试关在机组分部试运期间，需要很多设备厂家技术人员到现场指导安装、调试。这时合理安排厂家技术人员的服务时间，加强与设备厂家技术人员的交流，分清设备厂家、施工单位、调试单位各方设备调试范围，明确调试责任，加强相互之间的配合，是保证分部试运质量的关键。把安装和分步调试存在的问题通过单体验收或分布启动试验全部暴露出来，避免设备隐患带到总启动期间。例l：卓资一期(4200MW)1号机组调试过程中，控制系统的调试不够完整，由于单体调试和分系统的调试很难分清界线，造成调试单位与施工单位互相扯皮，产生漏查线的现象。后来虽由调试和生产维护人员在调试过程中发现并及时解决，但实际已影响了工程进度。调试分上需要在施工单位的施工合同和调试单位的调试合同中明确调试范围。一般单体调试由施工单位负责，单体调试验收由调试单位负责。系统调试由调试单位负责。DCS组态由DCS厂家负责，DCS控制参数、保护、连锁定值的准确性由建设单位(含生产单位)、调试单位及设备厂家共同负责。DCS控制逻辑的完善由调试单位负责。控制系统调试过程中，DCS逻辑中的控制参数和流量特性要根据主设备配供设备结构、性能对应起来，才能保证控制系统的安全稳定。例2：青岛二期(2300MW)3号机组试运中，A给水泵汽轮机(也称“小机”)做机械超速试验，当转速升至3312rmin时，给水泵汽轮机跳闸；重新启动后，给水泵汽轮机第二次从0转速升速至3312rmin时，再次跳闸。现场揭给水泵汽轮机前端盖检查，发现它的测速齿盘齿数实际为30齿，而新华公司是按照60齿进行计算的，也就是说新华公司DCS上显示的3312rmin跳闸转速值实际上是6624rmin。给水泵汽轮机机械超速保护动作，给水泵汽轮机跳闸。经调查，给水泵汽轮机测速齿盘和DCS转速计算控制板分别由厂杭州汽轮机厂、新华公司单独向电厂供货，新华公司在计算给水泵汽轮机转速时，没有查阅相关资料，现场调试时，新华公司技术人员没有核对给水泵汽轮机测速齿轮的齿数。事后由新华公司按照给水泵汽轮机测速齿盘齿数为30齿进行重新制作转速计算控制板，对3号机组给水泵汽轮机转速计算控制板进行更换。监测给水泵汽轮机转速的装置设计一般不少于两套(应该还有一