锅炉保护联锁系统调试方案

1、 GI.F6148-调台山-05-01 广东国华粤电台山发电有限公司一期工程3、5号机组调试方案方案名称5号机组锅炉保护联锁系统调试方案编制单位广东省电力试验研究所编 写日期：2006 年 3 月 18 日审 核日期：2006 年 3 月 18 日批 准日期：2006 年 3 月 18 日会审单位代表签名会审日期上海电力工程监理咨询有限公司广东火电工程总公司广东省电力试验研究所出版日期2006年3月版次A/0 A/02006年3月版本/修改状态VER./M.S.生 效 日 期VALIDATION DT.编写/修改AUTH.审 核CHKD. BY主任批准APPD.BY DEPT.H总工/ 所长批

2、准APPD.BY C.E./DIR.工程名称:广东省国华粤电台山发电有限公司3、5号机组及公共系统调试工程方案名称:5号机组锅炉保护联锁系统调试方案方案编号:GI.F6148-调台山-05-01版权所有 COPYRIGHT目录1.系统概述12.调试目的13.系统功能14. 调试应具备条件25. 调试项目及调试工艺26质量控制点87. 采用的技术标准88需形成的记录（表格样本略）89.安全措施910.调试仪器仪表911.调试组织分工910 / 14文档可自由编辑打印台山电厂5号机组锅炉保护联锁系统调试方案1.系统概述台山发电厂一期工程3、5号机组（2×600MW）热工控制DCS系统采用

3、西门子电站自动化有限公司生产的TELEPERM XP装置，锅炉保护联锁作为DCS系统的控制功能之一,按工艺系统分布在各个AP控制柜中,用于机组的烟、风、水、汽等各大系统的各类辅机的驱动和阀门的开关及控制，设计有完善的各类辅机保护和联锁逻辑，保障机组的安全运行。2.调试目的 检查锅炉联锁保护系统和设备的性能、系统接线、保护和控制逻辑等是否符合设计要求和实际工艺要求，将锅炉保护联锁功能正常投入使用。3.系统功能锅炉联锁逻辑分布在相应的AP柜中，系统的数字量输入信号的查巡电压48VDC由机柜提供，现场设备的驱动均为外供电，机柜仅提供继电器的干接点。所驱动的设备分为风机、泵、电动阀门类和气动阀门类等。

4、电动旋转类和电动阀门类的驱动通过MCC完成，气动阀门类的驱动由电磁阀的动作来控制阀门驱动气源。锅炉设备级保护联锁主要涉及到以下主要设备：送风机保护联锁；引风机保护联锁；一次风机保护联锁；磨煤机保护联锁；给煤机保护联锁炉水循环泵保护联锁；送风机油站保护联锁；引风机油站联锁；一次风机油站联锁；磨煤机油站联锁；火检冷却风机保护联锁；引风机冷却风机联锁；空预器驱动电机联锁；密封风机保护联锁；4.调试应具备条件4.1 DCS系统的操作员站、控制站、通讯网络工作正常。4.2系统单体校验已经完成，系统线路经查核正确，主设备没有运行。就地设备已完成就地启、停或开、关试验。4.3 控制装置到现场设备的电缆已经连

5、接完毕。4.4 DCS复原工作已结束，相关卡件已插入。5. 调试项目及调试工艺5.1调试前的准备5.1.1对就地逻辑开关的设定值进行确认。5.1.2了解每个信号和控制装置在现场的位置，以及在信号处理模块上的位置。5.1.3准备必须的工具、仪器及通讯设备。5.1.4审阅所有执行机构、开关、变送器等调校报告。5.2控制系统调试5.2.1设备级联锁保护控制逻辑调试步骤a) 检查相关系统和设备的性能、系统接线、系统内部控制逻辑等是否符合原设计要求和实际工艺要求。b) 对DCS内组态的与有关的控制逻辑进行检查，确保其符合设计要求，并对其中不完善的地方会同DCS厂家和业主进行修改。c) 对DCS机柜至中间

6、继电器柜间接线进行检查，确保接线正确，防止强电经中间继电器进入DCS柜。d) 线路检查，对与DCS连接的各I/O信号线，如控制信号、反馈信号、压力开关、流量开关、水位开关等信号线进行检查，确保接线正确，接线符合要求。e) 设备（电动门、电动机等）单体调试完毕且已送电，用万用表测量该设备与DCS的I/O连接线是否带有强电，确保没有强电的情况上，插上相应的DCS控制卡。f) 在操作员站将相应的电动门（机）控制逻辑切到手动操作方式，并派人监视就地设备，在操作员站上对各电动门(机)进行开(启)关(停)操作，观察执行机构的可操作性。g) 在就地用短接或在工程师站强制等办法满足设备启/停、联锁、保护等条件

7、，在 CRT上操作和观察，检查设备控制逻辑系统的允许启、自动启、保护启、允许停、自动停、保护停、和设备故障等逻辑是否符合实际要求。h)在设备投入运行前对其保护和联锁逻辑进行试验，并填写试验验收确认单。主要设备的试验验收内容如下：OFT保护试验条件序号内容相关定值1任一燃油角阀开且油跳闸阀关2任一燃油角阀开且油跳闸阀全开，出现油压低信号（压力开关30HJF01CP403L2动作），延时 8秒延时8秒3MFT未复位4手动OFT备注：以上条件为“或”的关系；出现OFT后，要由运行人员在CRT上进行复位。OFT复位后，油跳闸阀自动打开。MFT保护试验条件序号内容相关定值1两台引风机均不在运行2两台送风

8、机均不在运行3两台空预器均不在运行4炉膛吹扫完成后 600 秒后还不点火（点火延时）5总风量小于 487 T/h 6炉膛压力HH ，即炉膛压力大于 3240 Pa ，延时 3 秒7炉膛压力LL ，即炉膛压力小于 -2490 Pa ， 延时 3 秒8 汽包水位高高高蒸汽流量>60%时(1248T/h)，水位> 270 mm ，延时 3 秒；蒸汽流量<60%时(1248T/h)，水位> 350 mm ，延时 5 秒9 汽包水位低低低蒸汽流量>60%时，水位< -300 mm ，延时 3 秒；蒸汽流量<60%时，水位< -380 mm ，延时 5 秒1

9、0三台给水泵均停时，蒸汽流量 > 585 t/h11三台炉水泵均停或所有在运行的炉水泵进出口差压均小于 92 Kpa延时2秒。12手动MFT(2个按钮同时按下)13汽机跳闸（蒸汽流量>30%；或 蒸汽流量<30%但高压旁路未打开）14火检冷却风母管压力减炉膛压力< 5 KPa并且火检冷却风与炉膛压力差< 5 KPa， 延时 60 秒15全燃料失去16全火焰失去(油煤燃烧或只烧煤时才出现,单烧油时不发出)17当有4台或以上的磨煤机在运行时，全#1角火焰失去18当有4台或以上的磨煤机在运行时，全#2角火焰失去19当有4台或以上的磨煤机在运行时，全#3角火焰失去20当有

10、4台或以上的磨煤机在运行时，全#4角火焰失去21当没有油层投入，有任一台给煤机在运行时，一次风机全停。（首出全火焰失去）以上条件为“或”的关系锅炉给水前置泵跳闸保护条件序号内 容 定 值1前置泵入口门关闭2除氧器水位800mm800mm3锅炉给水泵再循环调节阀未开足（80%）且汽泵入口流量低，延时10秒276t/h4前置泵运行15秒后，差压低0.6MPa备注：以上条件为“或”的关系炉水循环泵跳闸保护条件序号内 容 定 值1泵运行，炉水泵进出口差压1、2同时低， 延时5秒 60kPa2马达腔体温度65，延时5秒653汽包水位-400mm400mm备注：以上条件为“或”的关系。磨煤机保护跳闸条件序

11、号内容相关定值1磨煤出口闸板全关延时60秒2一次风机全停3磨煤机密封风与磨碗差压低1.25KPa4冷一次风母管压力低于5.5Kpa热一次风母管压力低于5.5Kpa磨煤机进口一次风压低于4.5Kpa以上条件为"与"的关系5磨煤机电流最小时,给煤机A断煤或堵煤6MFT7磨煤机出口温度1和2高于定值104度8给煤机启动后延时_秒,层火焰丧失3/49磨煤机减速机轴承温度1大于80_度磨煤机减速机轴承温度2大于80度磨煤机减速机轴承温度3大于80度磨煤机减速机轴承温度4大于80度以上条件为"2/4"的关系10给煤机运行时,磨煤机A进口一次风量小于53立方米每秒11

12、磨煤机润滑油压力低并且润滑油压力低低2S以上条件为“或”的关系送风机A跳闸保护条件序号内 容相关定值1送风机轴承1温度110（三取二） 1102送风机轴承2温度110（三取二） 1103送风机轴承3温度110（三取二） 1104送风机润滑油压力0.8MPa且送风机润滑油压力低，延时5秒 0.8MPa5引风机A、B，送风机A、B全部运行时，同侧引风机跳闸6引风机A停运且引风机B停运7A侧炉膛压力高高高且B侧炉膛压力高高高，延时5秒 3450Pa8A侧炉膛压力低低低且B侧炉膛压力低低低，延时5秒 2800Pa备注：以上条件为“或”的关系送风机B跳闸保护条件序号内 容相关定 值1送风机轴承1温度11

13、0（三取二） 1102送风机轴承2温度110（三取二） 1103送风机轴承3温度110（三取二） 1104送风机润滑油压力0.8MPa且送风机润滑油压力低，延时5秒 0.8MPa5引风机A、B，送风机A、B全部运行时，同侧引风机跳闸6引风机A停运且引风机B停运7A侧炉膛压力高高高且B侧炉膛压力高高高，延时5秒 3450Pa8A侧炉膛压力低低低且B侧炉膛压力低低低，延时5秒 2800Pa备注：以上条件为“或”的关系一次风机A跳闸保护条件序号内 容相 关 定 值1一次风机轴承1温度110（三取二） 1102一次风机轴承2温度110（三取二） 1103一次风机轴承3温度110（三取二） 1103一次

14、风机轴承4温度110（三取二） 1104一次风机润滑油压力0.8MPa且一次风机润滑油压力低，延时5秒 0.8MPa5A空预器停运且转速为零6FSSS跳闸信号（MFT）备注：以上条件为“或”的关系一次风机B跳闸保护条件序号内 容相 关 定 值1一次风机轴承1温度110（三取二） 1102一次风机轴承2温度110（三取二） 1103一次风机轴承3温度110（三取二） 1103一次风机轴承4温度110（三取二） 1104一次风机润滑油压力0.8MPa且一次风机润滑油压力低，延时5秒 0.8MPa5B空预器停运且转速为零6FSSS跳闸信号（MFT）备注：以上条件为“或”的关系引风机A跳闸保护条件序号

15、内 容相 关 定 值1引风机A风机轴承温度1100且引风机A风机轴承温度2B100 1002引风机A风机轴承温度3100且引风机A风机轴承温度4B100 1003引风机A风机轴承温度5100且引风机A风机轴承温度6B100 1004引风机A润滑油压力0.05MPa且引风机A润滑油压力低，延时5秒 0.05MPa 0.075MPa5引风机A、B，送风机A、B全部运行时，送风机A跳闸6空预器A停运且转速为零7A侧炉膛压力高高高且B侧炉膛压力高高高，延时5秒 3450Pa8A侧炉膛压力低低低且B侧炉膛压力低低低，延时5秒 2800Pa备注：以上条件为“或”的关系引风机B跳闸保护条件序号内 容 定 值

16、1引风机A风机轴承温度1100且引风机A风机轴承温度2B100 1002引风机A风机轴承温度3100且引风机A风机轴承温度4B100 1003引风机A风机轴承温度5100且引风机A风机轴承温度6B100 1004引风机A润滑油压力0.05MPa且引风机A润滑油压力低，延时5秒 0.05MPa 0.075MPa5引风机A、B，送风机A、B全部运行时，送风机B跳闸6空预器B停运且转速为零7A侧炉膛压力高高高且B侧炉膛压力高高高，延时5秒 3450Pa8A侧炉膛压力低低低且B侧炉膛压力低低低，延时5秒 2800Pa备注：以上条件为“或”的关系5.2.2 锅炉联锁保护功能投运a) 重新检查系统输入、输

17、出信号和系统逻辑是否正确。b) 检查系统的有关参数并确认。c) 在各个调试阶段分别将已投运的设备的保护和联锁功能投入。6.质量控制点 操作画面，联锁保护逻辑的正确性。7.采用的技术标准7.1火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）7.2火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）。7.3火电工程启动调试工作规定，1996年版。7.4电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL 5009.192。7.5设备厂家正式图纸、说明书、证明书及技术要求。7.6设备订货合同、技术协议要求。7.7火电工程调整试运后质量检验及评定标准，1996年版。在上述标准发生矛盾时处理原则为：首先应按

18、设备订货合同、技术协议的要求及制造厂的正式图纸规定执行，如合同及制造厂无明确规定或规定不全时，按国家标准、部颁标准和规程条例执行。8需形成的记录（表格样本略）8.1 GI/06/12/2131/1997热控装置（系统）校验记录表8.2 GI/06/12/2132/1997热控装置（系统）模拟量二次校验记录表8.3 GI/06/12/2133/1997热控装置（系统）开关量二次校验记录表8.4 GI/06/12/2134/1997热控装置（系统）报警值二次校验记录表8.5 GI/06/12/2141/1997热控装置试验、投运、切除记录表8.6 GI/06/12/2111/1997热控系统试运合格后签证验收卡8.7 GI/06/12/213