【精品】火电厂热工自动化系统调试与功能试验

1、火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验 PAGE PAGE 1 / 347第一章火电厂热工控制系统调试基本要求第一节火电厂热工控制系统调试依据及标准DCS（DAS）、开关量控制系统（OCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、模拟量控制系统(MCS)、汽机数字电液控制系统、旁路控制系统业标准对火力发电厂热工控制系统的设计、调试和质量验收都提出了具体的要求。火力发电厂设计技术规程DL5000DL/T5175DCS对火力发电厂热工控制系统提出了更为具体的基本要求。试、协调控制系统的投入及负荷变动试验、RB一、热控系统调试采用的电力行业标准1.与调试有关的设计标准DL500

2、0-2000火力发电厂设计技术规程；DL/T5175-2003火力发电厂热工控制系统设计技术规定；火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验2 / 3472 / 347施工安装、调试及验收标准DL/T5190.5-20045DL/T655-2006火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程DL/T656-2006火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程DL/T657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程DL/T658-2006火力发电厂开关量控制系统验收测试规程DL/T659-2006火力发电厂分散控制系统验收测试规程DL/T1012-2006火力发电厂汽轮机监视

3、和保护系统验收测试规程DL/T824-2002汽轮机电液调节系统性能验收导则电建1996第 159 号火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程运行和检修维护标准DL/T774-2004火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程二、有关技术资料和文件主要是指设计院和设备制造厂提供的控制系统设计技术文件和设备说明资料，如控是开关量控制系统和炉膛安全监控系统的主要调试依 （analogfunctionaldiagram）DCS三、常用标准介绍DL5000-200020011DL5000-1994。火力发电厂设计技术规程是电力行业最基本的火力发电厂12、炉膛安全监控系统制系统(MCS)、开关量控制系统（

4、OCS）ADL5000-2000火力发电厂设计技术规程的部分内容。6NDGJ16-1989火力发电厂热工自动化设计技术规定。主要内容有：一般规定、模火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验3 / 3473 / 347BDL/T5175-2003热工控制系统设计技术规定的部分内容。DL/T5190.5-20045（或电力建设施工验收技术规范（热工自动化篇），给出了火力发电厂热工自动化专业电力建设施工及验收的具体技术要求，20046SDJ279-1990电力建设施工及验收技术规范（热工仪表及控制装置。主要内容有：取源部件及敏感元件的安装、就地检测和控制仪表的安装、控制盘

5、（台、箱、柜）管路的敷设和连接、防护与接地、热工测量仪表和控制设备的调试和验收等。本书附录 CDL/T5190.5-20045DL/T655-2006火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程是对 DL T655-199火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程8 的修编，DL/T656-2006DL/T656-1998DL/T657-2006火力发电厂模拟量控DLT657-1998火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程的修编，DL/T658-2006DL T658-1998DLT659-1998火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程的修编，DL/T670-2006火力发电厂汽轮机监视和

6、保护系统验收测试规程是新编验收测试规程。修编后的火力发电厂分散控制系统验收测试规程适用范围扩大到装设单机容量125MW600MW制器和用于汽轮机控制系统的以微处理机为基础的其它控制系统。不仅适用于最终验收168h（72h）验收测试。功能测试中增加了与厂级监控信息系统接口和卫星定位系统相关功能要求；输入/305015%。系统综合考核除采用可用率外，增加了可靠性评估，并对考核方法进行了修改。本书附录DDL/T659-2006分内容。修编后的火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程扩大了适用范围，机组容量125MW600MW300MWDCSAGC火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试

7、与功能试验4 / 3474 / 347组模拟量控制系统的应用水平有了很大的提高，在调试质量控制上已打破了基建与试生产的界线，火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程建立了基建验收和最终验收的统一测试标准，并涵盖了新建或技术改造工程验收测试的各个阶段。火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程在测试项目和质量指标上涵盖整个模拟量控制系统，给出了EDL/T657-2006厂模拟量控制系统验收测试规程的部分内容。DL/T774-2004机组为主，包括了火电厂分散控制系统的硬件、软件、单体测量仪表、过程控制仪表， 数据采集处理系统、模拟控制系统、顺序控制系统、锅炉安全监控系统、机组热工保护 系统、数字电液调节系

8、统等所涉及到的现有热工自动化设备的检修、试验、运行维护的 内容、方法、应达到的技术标准。并兼顾采用常规控制设备机组的检修运行维护，纳入 了化学分析仪表、电气厂用电和发电机变压器的检修运行及热工技术管理工作内容，是 机组热工自动化设备检修运行维护的基本依据。主要内容有：计算机控制系统、检测仪 表及装置、过程控制仪表及设备、共用系统、电气线路与测量管路、数据采集系统、模 拟量自动控制系统、炉膛安全监控系统、热工信号与热工保护系统、顺序控制系统、汽 机数字电液控制系统、给水泵汽机控制系统、高低压旁路控制系统、热工技术管理等。20054DL/T774-200186置检修运行规程。DCSDCS 技术规范

9、书一般有以下主要内容：卖方的供货范围及买卖双方的工作范围、采用的技（DAS模拟量控制系统(MCSSCS（B/T）、旁路控制系统、给水泵汽轮机控制系统和厂用电源系统顺序控制、DCS火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验5 / 3475 / 347火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996）（简称启规19963（1996159（1993）的修订。启规将机组启动试运分为“分步试运、整套启动试运、试生产”三个阶段，其中整套启动试运又分为“空负荷试运、带负荷试运和满负荷试运”三个阶段进行。根据启规，1996第二节火电厂热控系统的基本设计要求一、热工控制系统可靠性设计

10、的五大原则火电厂热工控制系统在控制回路设计时，应满足安全可靠、运行操作灵活和便于维 原则、“分层分散”原则、“故障影响最小”原则、模件“冗余”原则和热工保护系统“独立性”原则。（一）“优先级”设计原则具体有以下三点内容：对象时，控制指令优先级应为保护联锁控制最高、单独操作次之、模拟量控制和顺序控制最低的顺序。开关量信号首先送入优先级最高的保护回路，即几个回路共用的开关量信号接入具体回路的优先级或分配次序，也应是保护联锁控制最高、模拟量控制和顺序控制最低。制回路。（二）“分层分散”设计原则火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验6 / 3476 / 347模拟量控制按

11、协调控制级、子回路控制级、执行级三级结构设计；开关量控制按功能组级、子功能组级、驱动级三级结构设计。（三）“故障影响最小”设计原则分配控制任务应以一个部件（控制器、输入/输出模件）为原则。务宜集中在同一个控制器内完成。制器时，不应在系统传输过程中造成迟延。（四）模件“冗余”原则应根据不同分散控制系统的结构特点和被控对象的重要性来确定控制器模件和输入/输出模件(I/O 模件)的冗余。I/O模拟量控制、开关量控制和锅炉炉膛安全监控任务的控制器模件均应冗余配置。对于取消硬后备“手动/号应由不同输入模件输入。其他输入模件通讯的情况，完成模拟量控制、锅炉炉膛安全监控任务的控制器模件以及完成重要信号输入任

12、务的模件应冗余配置。到冗余控制器工作，并在操作员站上报警。处于后备的控制器应能根据工作控制器的状态不断更新自身的信息。发生控制扰动或延迟。（五）热工保护系统“独立性”原则机、炉跳闸保护系统的逻辑控制器应单独冗余设置；I/OI/OI/O难而需与其他系统合用时，其信号应首先进入保护系统；火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验 PAGE PAGE 8 / 347机组跳闸命令不应通过通信总线传送。二、热工检测和报警（一）热工检测的基本内容:1)2)3)4)5)（二）1)2)3)4)工艺系统的运行参数；辅机的运行状态；电动、气动和液动阀门的启闭状态和调节阀门的开度；仪表和控

13、制用电源、气源、水源及其他必要条件的供给状态和运行参数；必要的环境参数。热工报警的基本内容:工艺系统热工参数偏离正常运行范围；热工保护动作及主要辅助设备故障；热工监控系统故障；热工电源、气源故障；主要电气设备故障；火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验 PAGE PAGE 7 / 347辅助系统故障。三、模拟量控制系统的设计方法能同时响应负荷变化要求，并保证机组的稳定运行。控制系统应能满足机组安全启动、 停机及定压、滑压运行的要求。（一）基本功能要求炉协调、汽机跟随（TF）、锅炉跟随（BF）、手动；炉协调、汽机跟随（TF）、锅炉跟随（BF）、手动；125MW300

14、MW机电调控制系统至少应具备转速控制、负荷控制、自启停和应力监视等功能。机电调控制系统至少应具备转速控制、负荷控制、自启停和应力监视等功能。协调控制系统应能满足滑压运行（主汽门是全开的,而且调速汽门也是全开的,这时机组功率的变动是靠汽轮机前火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验8 / 3478 / 347主蒸汽压力和温度的改变来实现）100%MCR荷变动范围内保证被调参数满足机组有关验收标准的要求；125MW控制；300MW量或能表征烟气量变化及负荷变化的信号作为温度控制的前馈；300MW/校正功能；300MWMFT300MW变送器故障、测量值与设定值偏差大、系统

15、输出与执行器位置偏差大、手动/自动操作在联锁保护信号作用时的自动切换、控制系统电源和气源故障；变送器故障、测量值与设定值偏差大、系统输出与执行器位置偏差大、手动/自动操作在联锁保护信号作用时的自动切换、控制系统电源和气源故障；模拟量控制系统应对下列一次测量信号进行补偿：汽包水位的汽包压力补偿，给水流量的给水温度补偿，送风量的空气温度补偿，主蒸汽流量的主蒸汽压偿，给水流量的给水温度补偿，送风量的空气温度补偿，主蒸汽流量的主蒸汽压（二）控制系统的硬件配置和软件组态DCS讯总线上的信息交换量最少。DCSDCS完成模拟量控制任务的控制器模件应冗余配置，重要信号应由不同输入模件输入。间的不确定性，从而改

16、变了控制对象的动态特性，使调节品质难以得到保证。250ms100ms。对需快速处理的模拟和顺序控制回路，其处125ms50msDCSSAMASAMA火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验9 / 3479 / 347（三）控制系统的联锁保护正。护系统应提供必要的报警信息，指出引起各类超弛作用的原因。作的开展提供必要的灵活性。（四）对重要参数进行冗余测量采用三重冗余变送器对重要的关键参数（风量、主蒸汽压力、第一级压力、炉膛压力、一次风压力等）号供自动用。据提示，选择这个正确变送器的信号，重新投入自动控制。应有报警，同时控制系统中受影响的部分由自动切至手动。（五）对驱动

17、回路的设计要求420mA统故障时机组设备的安全。火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验10 / 34710 / 347如果偏差超过预定范围，系统将控制系统切换至手动并发出报警。的变化。置调整，偏置应能随意调整，新建立的关系不产生过程扰动。跃。四、开关量控制系统的设计方法（一）基本功能要求实现主/辅机、阀门、挡板的顺序控制、控制操作及试验操作；大型辅机与其相关的冷却系统、润滑系统、密封系统的联锁控制；在发生局部设备故障跳闸时，联锁启动备用设备；实现状态报警、联动及单台辅机的保护。出误动作指令。（二）锅炉辅机联锁项目顺序联锁；与烟、风道中有关挡板的启闭联锁；送风机全部

18、停运时，燃烧系统和制粉系统停止运行的联锁；火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验11 / 34711 / 347时的顺序联锁；排粉机送粉系统的排粉机与给粉机之间的联锁；烟气再循环风机启停与出口风门和冷风门的联锁；中工作泵事故跳闸时备用泵的自启动联锁。（三）汽轮机辅机联锁项目置与润滑油压之间的联锁；及其他各类水泵与其相应系统的压力之间的联锁；工作泵事故跳闸时备用泵自启动的联锁；各类泵与其进出口电动阀门间的联锁。（四）顺序控制对需要经常进行有规律性操作的辅助工艺系统，宜采用顺序控制；厂辅助系统的顺序控制系统；关设备的顺序控制；当机组顺序控制功能不纳入分散控制系统时，其

19、功能应采用可编程量控制可由可编程控制器实现；顺序控制设计应遵守保护、联锁操作优先的原则。在顺序控制过程令执行；在进行的程序中断，并使工艺系统处于安全状态；顺序控制系统应有防误操作的措施。第三节新建机组热工控制系统调试各阶段的基本要求一、调试前的准备火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验 PAGE PAGE 13 / 347对于新建大机组，热工控制系统调试通常应编写以下调试方案：DCS数据采集系统（DAS）调试方案；开关量控制系统（OCS）或顺序控制系统（SCS）调试方案；炉膛安全监控系统（FSSS）调试方案；模拟量控制系统(MCS)调试方案；汽机数字电液控制系统（

20、DEH）调试方案；旁路控制系统（BPS）调试方案；汽轮机监视和保护系统（TSI）调试方案；在机组进入细调试阶段，还应编写以下试验方案：协调控制系统负荷变动试验；lRB试验；AGCDCSDCSDCSDCS火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验 PAGE PAGE 12 / 347DCSDCSDCSDCSDCSDCSDCS系统首次受电及软件恢复，在未来的调试过程中，热控调试所依赖的基础设备将难以驾驭，DCS模拟量控制系统在调试前通常需要投入较多的时间进行准备。火电机组由于机组容量、制造厂和热力系统配置的不同，所配置的模拟量控制系统也不相同。模拟量控制系DCS图和组态软

21、件进行检查，审核其调节策略设计思想是否合理，是否满足机组对运行参数控制的要求。SAMAPMS22.1“仪表和控制系统的功能图表示法”来表达模拟量控制(SAMA:ScientificApparatusMakersAssociation协会；PMS：ProcessMeasurement&ControlSectionDL5028-932141-1。火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验13 / 34713 / 347减、乘、除、微分、积分、或门、与门、切换、最大值、最小值、上限幅、下限幅等， 将控制系统要进行何种运算处理，它受何种控制，何种制约等表达出来使有关的工程技术

22、人员一看就明白，该控制系统进行了何种处理，也可让人审定它是否合理?二、DCS 控制系统受电及性能测试受电前的检查具备以下条件，DCS 控制系统可以进行受电：DCSDCS网络通讯电缆、模件间预制电缆安装结束；各设备的电源接线正确，DCSI/ODCS火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验 PAGE PAGE 16 / 347DCSDCSDCS 控制系统受电一般按以下步骤进行：OFFDCS电缆脱开；DCS网络通讯电缆检查：通讯电缆完整无破损，端口连接正确；模件间预制电缆检查：预制电缆完整无破损，连接正确；认与软件组态一致；检查电源模块，确认其已正确插入；UPS合上配电柜

23、电源开关；DCS检查电源进线及供电电压；合上机柜电源，检查风扇工作情况； 检查电源模块工作情况；依次插入过程控制模件，检查模件工作情况；将终端单元与模件进行连接；检查 I/O 电源电压；DCS利用工程师工作站对过程控制模件进行软件恢复；操作员站软件恢复。控制机柜受电后电源电压测试以及控制设备性能测试DCS调整。按技术规范书的要求进行性能测试，通常应包含以下内容：电源冗余切换试验；试验；火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验 PAGE PAGE 17 / 347通讯冗余切换试验；工程师站组态功能检查；操作员站功能检查；打印机、拷贝机、事件记录功能检查。I/ODCSI

24、/O数字量输入（DI）、数字量输出（DO）、脉冲量输入（PI）。DCSI/ODCS(420mA、1 （420mA15VDC）0.25%。三、控制系统的静态调试与动态调试控制系统投运前的检查和模拟试验称为静态调试，主要有以下内容：控制系统组态软件检查和功能测试；操作控制界面的检查及模拟试验；控制系统与外部系统的接口检查和联动试验；联锁保护动作模拟试验；控制系统投运后的整定试验称为动态调试，主要有以下内容：燃油系统泄漏试验及炉膛吹扫功能试验；火焰检测系统的动态参数整定；模拟量输入检测参数的投运和检查；模拟量控制系统的投运及参数整定；顺序控制系统启停试验；热控系统的调试工作主要以动态调试为主。统分阶

25、段进行，调试依据主要是逻辑图。软件检查的主要内容：I/O核对检查控制接线图（CWD）；核对检查组态图；火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验 PAGE PAGE 18 / 347对各系统操作控制界面进行相应的核对检查和完善。表 1-2 为某 600MW 机组开关量控制系统联动试验、联锁试验情况，可供参考。表 1-2 开关量控制系统联动试验、联锁试验时间联动试验联动试验联锁试验系统开始时间结束时间开始时间结束时间闭式循环水系统2003.09.152003.10.092003.11.022003.11.05开式循环水系统2003.10.172003.11.252003

26、.12.022003.12.08循环水系统2003.11.222004.02.032004.01.112004.02.10凝结水系统2003.09.252003.11.282003.11.282002.12.07电动给水泵系统2003.10.172004.01.192004.01.052004.01.15小汽机系统2003.10.182003.11.182003.12.072003.12.11真空系统2003.10.122003.11.202003.12.262003.12.28顶轴、润滑油系统2004.01.162004.02.152004.02.232004.03.04辅汽及轴封系统200

27、3.11.052003.12.152003.12.282004.01.10发电机氢系统2003.11.022003.12.202003.12.222003.12.26发电机密封油系统2003.11.062003.11.212003.12.252003.12.27发电机定子冷却水系统2003.11.112003.12.252004.02.022004.02.05抽汽、高低加疏水系统2003.12.202004.01.082004.02.142004.02.18抽汽、高低加疏水系统2003.12.202004.01.082004.02.142004.02.18锅炉疏水、排污系统2003.12.20

28、2004.01.032004.02.012004.02.03引风机及系统2003.10.202003.11.202003.12.032004.12.04送风机及系统2003.10.202003.11.232003.11.272003.11.29一次风机及系统2003.10.232003.11.272003.12.052003.12.08模拟量控制系统组态软件检查和功能测试，主要包括以下内容：流量信号的系数及补偿参数的检查；例外报告量程及报警限值检查；各系统控制软件逻辑、定值、参数设置的检查和模拟试验；各控制系统相关画面的检查；模拟量控制系统与外部系统的检查测试和联调，主要包括以下内容：火电厂热

29、工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验 PAGE PAGE 21 / 347FSSSSCSDASBPSDEH间联锁动作关系。四、模拟量控制系统的投入和调试模拟量控制系统的试投运和动态调试，是从机组整套启动开始，经空负荷、带负荷到满负荷的整个过程中，根据机组试运行的需求分期分批地进行。主要包括以下内容：调节机构特性试验，必要时还要进行控制对象动态特性试验；控制系统定值（或负荷）阶跃扰动试验及动态参数整定试验；控制系统对内、外扰动动态响应调节品质测试试验。机组整套启动试运分为“空负荷试运、带负荷试运和满负荷试运”三个阶段，对于025%、25%50%、50%75%、75%100

30、%带负荷试运四个030%、30%70%、70%100%负荷段进行试投运和动整定调节器的参数，直到调节过程动态、稳态品质指标均满足电力行业验收标准火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程DL/T657-2005（一）机组空负荷试运期间（单冲量调节除氧器水位、除氧器压力、润滑油温度、电泵再循环流量、辅助蒸汽压力及就地基地式调节器等控制系统。为了争取调试时间，控制系统阶跃扰动试验可在机组空负荷试运期PID（二）030%带负荷试运期间030%带负荷试运期间，在机组运行许可条件下，进行机组空负荷试运期间已投控制系统的内、外扰动试验。给水控制系统先投单冲量调节回路，进行单冲量给水其他一些有条件进行试验的单回路

31、、单参数控制系统，也可以进行阀位阶跃扰动试验。（三） 30%70%带负荷试运期间30%70%负荷试运期间，根据运行需要相继投入三冲量给水调节回路、风量氧量控制（送风机动叶风量控制/二次风门风量控制、风箱与炉膛差压控制/制、氧量校正、燃料风控制、燃尽风控制）、主汽温度调节、再热汽温度调节、直吹式 制粉系统磨煤机控制（磨煤机一次风量控制、出口温度控制、给煤量控制）、主汽压力 调节或协调控制系统的负荷指令回路、锅炉主控回路、汽机主控回路等控制系统。并进 行以下试验：保持锅炉负荷不变，给水泵定速运行，主调节阀阀位阶跃扰动试验；给水泵变速运行，调速泵转速与泵出口流量、压力特性试验；保持锅炉负荷不变，给水

32、泵变速阶跃变化，给水流量扰动试验；保持锅炉负荷不变，减温水凋节阀阀位阶跃扰动试验；保持锅炉负荷不变，送风机挡板阶跃扰动试验；一次风机挡板阶跃扰动试验；动试验；主压力副调节器动态参数整定拭验；节器方向性在线检查，及其静态参数设置。（四）70%100%带负荷试运期间70%100行内、外扰动动态阶跃响应试验，并按火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程的 要求进行调节品质测试。这期间，通常进行以下试验和测试工作：不同负荷下，机组稳态参数的测试；风量氧量控制等；各控制子系统对被控对象的阶跃动态响应试验，如给水主调节阀开七、协调控制系统的投入及负荷变动试验100%额定负荷之后，根据不同负荷下所测得的机组稳态

33、参数，对协凋控制系统的前馈比例关系重新进行设定，并对协凋控制系统进行细调。在协凋控制系统的主要子系统如锅炉给水、主汽压力、主汽温度、再热汽温度、炉膛压力、送风和氧量校正70%100整定协调控制系统的参数。锅炉跟随控制方式（BF）、汽机跟随控制方式（TF）之间进行无扰动切换操作试验，检查切/投条件和保护动作的正确性。分别在汽机跟随方式和锅炉跟随方式下进行机前压力定值扰动试验。2%Pe/min3%Pe/min3%Pe/min4%Pe/min。PeAGCAGC/就地控制方式的无扰动切换操作试验。在协凋控CCSAGC能及性能试验。力发电厂模拟量控制系统验收测试规程的要求。BI/BD、RD/RU八、RB

34、（辅机故障减负荷）试验RB产前，性能试验期间进行。RBRBRB RBRB 功能离线检查。在进行RB主燃料跳闸保护）的次数，提高试验成功率的重要途径。预备性试验是真实的动作试验，但通常选择70%90MFTRB90%额定负荷以上工况下进行，以考核机组和CCSRBRBRB九、热控系统调试文档验收应提交的资料交以下调试报告：DCS数据采集系统（DAS）调试报告；开关量控制系统（OCS）或顺序控制系统调试报告；炉膛安全监控系统（FSSS）调试报告；模拟量控制系统（MCS）调试报告；汽机数字电液控制系统（DEH）调试报告；旁路控制系统（BPS）调试报告；汽轮机监视和保护系统（TSI）调试报告；协调控制系统

35、(CCS)负荷变动试验报告；RBAGCDCSDCS（DAS、OCS、FSSS、MCS、DEH、BPS、TSI），制系统还应附有表明调节系统调节品质试验曲线。协调控制系统变动试验过程的描述、主要修改记录、系统中主要整定值、负荷变动试验下的过渡过程曲线、结论和存在问题等。AGCAGCAGCAGC验下的过渡过程曲线、结论和存在问题等。RBRBRB述、主要修改记录、RB还应移交以下调试资料：I/O72h、168hMCS新建机组热控系统调试简要流程如图 1-1 所示。第四节机组整套启动程序及流程利执行创造条件。600MW划时的参考。168机组整套启动试运按“空负荷试运、带负荷试运和满负荷试运”三个阶段进

36、行。第一阶段：空负荷试运锅炉启动点火升压，汽机按冷态启动曲线开机，机组轴系振动监测，调节保安系统主变零升（升流、升压）试验，并网带初始负荷，汽门严密性试验，汽机超速试验，锅炉安全门校验及蒸汽严密性试验。第二阶段：带负荷试运机组完成第一阶段调试任务后并网带负荷，投用制粉系统，制粉系统调整试验，锅锅炉燃烧调整试验，锅炉断油燃烧试验，单侧风机出力试验，汽门活动试验，真空严密100%负荷运行，火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验22 / 34722 / 347RB50负荷试验，停机试验。168168该整套启动试运程序根据原电力部颁的火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规

37、程（1996）据实际情况变更，程序中的某些试验项目内容可根据实际情况由试运指挥部决定酌情增减或推迟进行。制升温升压和升负荷。机组启动状态划分：环境冷态启动：长期停机后72h305以下48h420以下8h490以下1h490以上（一）第一阶段机组整套启动程序1）投入厂用电系统运行；投入消防水系统运行；DCS投入化水系统运行；投入工业水系统运行；TSI、DEH用除盐水泵向凝结水箱上水。启动凝结水输送泵向闭式水高位水箱注水11确认冷却水压力、流量正常；火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验 PAGE PAGE 44 / 3471动叶角度及凝汽器出口门开度，保证合适的循环

38、水压力；1110）11投入仪用压缩空气系统运行，检查仪用空气压力是否正常；启动交流润滑油泵，润滑油压0.10MPa1111.2MPa投入发电机密封油系统，11封油泵投备用；确认机组汽机在跳闸状态。启动电动给水泵向锅炉上水，对锅炉水系统进行水冲洗，直至水质合格。投入高低压加热器水侧运行。410kPa9845，并投自动。1.0MPa280左右，投自动。发电机定子冷却水系统投运，水质符合要求。炉底水封建立，锅炉燃油系统投运，进行油循环。辅汽轴封系统投运：投入压力控制装置，轴封汽母管汽压24kPa11488kPa台真空泵备用。开启辅汽至除氧器调节阀，对除氧器进行加热。150。锅炉通风量，投炉膛压力自动

39、（-0.1kPa）。投燃油系统。锅炉燃油系统泄漏试验和炉膛吹扫。锅炉点火，按冷态启动曲线升温升压。投汽机低压缸喷水自动。锅炉起压后，投高、低压旁路自动。18050。（1.1MPa310330），进行汽机冲转前检查准备：DEH41.7。DEHCRT）、紧急排放阀）开启，高排逆止阀得电（开，阀门呈自由状态）。200r/min，摩擦检查，转子偏心度检查，发2600r/min3000r/minCRT确认严密性合格。锅炉热膨胀检查，作好记录。汽机维持额定转速，机组全面检查并记录运行参数。汽机空负荷试验：汽机跳闸试验（主跳闸电磁阀试验），油泵自启动试验，PLUBUG汽轮发电机组并网前电气试验：发电机定子绕

40、组三相短路试验及轴电压测量，发电机差动保护与其它电流保护的回路与装置的校验、发电机短路灭磁时间常数、发电机500kVGISI发电机定子绕组三相开路（空载）试验、发变组电压二次回路和同期回路校验、发电机空载灭磁时间常数测量、发电机空载灭磁后的定子绕组残压、发电机空载时励磁调节系统试验、同期装置检查。18MW180MW3h列（若仅燃油时锅炉出力不能满足要求，应投用制粉系统），进行电超速试验及机械超2000r/min性试验。（二）第二阶段机组整套启动程序接第一阶段步聚联系煤场启动输煤系统向煤斗上煤。锅炉控制蒸汽参数至满足汽机启动要求。检查各系统运行状况，关闭疏水旁路，复归汽机。中严密监视机组各参数正

41、常及汽包水位的变化，加强机炉协调，稳定燃烧。60MW2C150MW。发电机励磁系统带负荷检查试验及发变组保护校验。启动第二套制粉系统（D），机组升负荷。150180MW当凝结水中铁离子含量低于1000ppb根据蒸汽品质进行锅炉洗硅。单冲量水位自动试验，除氧器单冲量、三冲量水位自动控制试验。30（200MW）左右时，锅炉洗硅。低压加热器汽侧。厂用电切换试验。（F时，第二台汽动给水泵冲转。第二台汽动给水泵并入给水系统运行。撤出电动给水泵运行，投入热备用。制粉系统及锅炉燃烧调整试验。汽水品质监督，根据汽水品质进行锅炉洗硅运行。制粉系统自动试投调整。炉膛吹灰。发电机励磁系统带负荷检查试验及发变组保护带

42、负荷校验。调整投入切冷再至辅助蒸汽系统。（B左右时，锅炉试停助燃油试验，试投电除尘器（24h进行制粉系统及锅炉燃烧调整试验。汽水品质监督，根据汽水品质进行锅炉洗硅。热工自动调节和控制系统调整投入及切换试验。锅炉二次风风量自动投运试验。发电机励磁系统带负荷检查试验。高中压主汽门、调门活动性试验。（31）75负荷下热控自动调整试验。投第五套制粉系统（A），600MW。80（480MW）以上时，进行汽机真空严密性试验。汽水品质监督，根据锅炉汽水品质进行锅炉洗硅。第四、五套制粉系统自动试投调整。锅炉制粉系统及燃烧调整试验。额定负荷下的噪音测量。满负荷时电气试验（测轴电压，发变组保护校验，PSS）。CC

43、S机组协调控制系统负荷变动试验。启动投运第六套制粉系统（E），E5的负荷适当降低，以控制锅炉出力。第六套制粉系统自动试投调整。锅炉制粉系统及燃烧调整试验。高加撤出运行试验。锅炉最低稳燃负荷试验。单侧风机运行带出力试验、RB50（300MW）负荷试验。机组热态停机试验，测取惰走曲线。100运行（600MW）。100负荷试验。168h（三）第三阶段整套启动试运程序机组按第二阶段的启动程序启动投运各类辅机及系统。按第二阶段的相应步骤，机组启动、并网、带负荷。锅炉断油燃烧、投电除尘、汽机投高加、CCS600MW。168h（6）168h 满负荷连续试运结束，机组动态移交试生产。在 168h 满负荷试运期

44、间对环境噪声、保温散热、粉尘及除尘器效率等进行测试。（四）机组整套启动试运流程600MW（动化系统试验一书）。第二章分散控制系统试验分散控制系统（DistributionControlSystem，简称DCS）控制危险分散、操作和管理集中为特征，集数据采集、监视、过程控制、顺序控制、记录于一体的标准的、开放的工业控制系统，它紧跟当代先进微处理器技术、GRTDCSTelepermXP、ABBBaileySymphonyOvation、FoxboroI/ASHIACS-5000MMACSXDPS400等，这些系统都各有特点。分散控制系统在我国火力发电机组上的应用正在普及，除新建大机组外，越来越多

45、DCSDCSDCS验收，到日常的检修和维护，都必须引起足够的重视。DCSTelepermXP80TelepermME101997（T-XP）1#2、阳城#1#6、阳泉二厂#1#4、福州华能#3#4、苏州华能#1#2、莱城#1#4、华能太仓#1#2、呼和浩特#1#2、准格尔#1#2、石嘴山#1#4、白鹤#1#4、兆光#1#2600MW#1#2、邯峰#1#2、德州华能#5 #61#51#21#21#41#41#2T-XPDAS、MCS、SCSFSSS/CPUDCST-XPI/OI/O2-1T-XP2-1T-XP2-2T-XPT-XPAS620(自动控制系统)、OM650(操作监视系统)、ES680

46、SINECH1FO(总线系统)42-2T-XP完成系统的组态。（一）AS620 自动控制系统AS620T-XPAS620AS620B务，如锅炉保护、燃烧器管理等。AS620BAS620BAPFUM19FUMT-XPFUM(34FUM某个功能区中多个被控对象之间的协调控制。APFUMI/OAS620BAS620BAPCP（通讯处理器，负责与其它子系统的通讯）IM（CPUFUM），APCPUFUMI/OI/O/ 1ms；功能I/OFUM210电磁阀的控制，模件处理器具有处理力矩保护、行程保护、跳闸联锁等功能；闭环控制FUM280CPUPIDI/OCPUAP1:1CPI/OI/OIM1:1AS620

47、FAP/APFAPAP样，担负着一般的自动控制任务，同时又是与过程控制的接口。APFAPF21APF22CPU22APFAPAPFAPFAPFAPF12FFUM-FFUM-F18FI/O序号型号模件名称说明1FUM210开关量输入/输出模件28DI16序号型号模件名称说明1FUM210开关量输入/输出模件28DI16DO（不隔离）2FUM230模拟量输入模件16AI3FUM232热电阻/热电偶输入模件14RTD28TC4FUM2802AI1AO1M/A2 回路模拟量控制输入/输出模件5FM350脉冲量输入模件8 路 PI6FUM310F 型开关量输入模件16DI（FSSS）7FUM360F 型

48、开关量输出模件24DO（FSSS）8FUM511开关量输入/输出模件16 路 DI/DO（隔离）9FUM531模拟量输入/输出模件4 路 AI/AO（隔离）10SM321远程 I/O 开关量输入模件16 路 DI(DI)11SM322远程 I/O 开关量输出模件32 路 DO(DO)12SM331远程 I/O 模拟量输入模件8 路 AI/TC/RTD(AI/TC/RTD)13SM332远程 I/O 模拟量输出模件4 路 AO(AO)14FM350-2远程 I/O 模件(PI)8 路 PIT-XPSOESOEAS620B1msSOESOECPU1msI/O STADCRT（二）操作和监视系统 O

49、M650OM650DCS析，以达到优化机组运行的目的，实现经济运行。OM650 系统可以分为四大部分：PU、SU、OT 及终端总线。图 2-3OM650 系统PU1:1PUPUPUPUPUPU3SUT-XP形)及数据格式，需要统一的数据库。同样，SU1:1SUMOD，可对历年的数据进行存档及查阅。OTOTOTPUSUOTOT，对于某些功能区或对象进行闭锁，实现56OT，每台OT111OT。OM650PUSUOTOTPUSU，还减轻了PUSUOTPUSUPUOM650OTOT1DAT，备作数据转换使用。（三）工程设计系统 ES680ES680软件，如UNIXOSF-MOTIFX/Windows。

50、ES680代码及自动下载代码。系统不仅可以利用 OM650 进行故障分析，还可以利用 ES680 进行系统故障跟踪分析。（四）总线系统 SINECH1FODCS(AS620、OM650、ES680ISO/OSIIEEE802.3CSMA/CD100Mbit/s。OSMOSMOSMT-XPOSM管理。电厂总线为虚拟环网，其上有若干OSMOSM2-42-4同而有所不同。（五）接地与屏蔽接地方式T-XP 分散控制系统的接地方式可以有两种，即单点接地和多点接地。A屏蔽条；MDC24VE大地2-5ADC24VM70mm2 120mmA屏蔽条；MDC24VE大地图 2-5 单点接地2-62-6当不能独立为

51、电子室接入大地(10PI7.5R10PID3R7.5HigherorderR20p u当21.52PID5-9SMITHIMC当1.5PI三、衰减曲线法（10:l），然后利用衰减振荡的试验数据，根据经验公式求取调节器的整定参数。4:1衰减曲线法的整定步骤如下：（1）置调节器积分时间 T 为最大值（T =），微分时间 T 为零（T =0），比例系iidd数 K 为较小值，并将系统投入运行。（2）系统稳定后，作设定值阶跃扰动，并观察系统的响应。若系统响应衰减太快，则增K；反之，系统响应衰减过慢，应减小比例系数K。如此反复，直到系统出现4:1KT5-175-17（3）利用 K 和 T 值，按表 5-

52、14 给出的经验公式，计算出调节器的参数整定值。SS调节规衰减率调节规衰减率KTT律idPKs-0.75PI0.83Ks0.5Ts-PID1.25Ks0.3Ts0.1Ts0.9PKs-PIPI0.83Ks2T-rPID1.25Ks1.2T0.4Trr衰减曲线法也可以根据实际需要，在衰减比为 10:l 的情况下进行，此时要以图 5-17T5-14r四、PID 调节器的经验整定法PID改变调节器参数。这样反复试验，直到满意为止。以工业 PID 调节器为例，具体说明经验法的整定步骤：使调节器积分系数K0，实际微分系数K0，控制系统投入闭环运行。由小到id大改变比例系数 K，每次改变后加入阶跃扰动，观

53、察调节曲线的形态，直到满意为止。K系数 K ，同样，每次改变后作阶跃扰动，观察调节曲线的形态，直到满意为止。iKK，观察控制过程有无改善，如有改善则i继续调整，直到满意为止。否则，将原比例系数KKKi数 K 。ikTK和dd积分系数 K 。和前述步骤相同，微分时间的整定也需反复调整，直到控制过程i满意为止。以下经验整定的口诀，也可以说明经验整定的基本思路：41； PID 参数改变对控制过程影响见表 5-15。参数快速性参数快速性稳定性准确性K增加变差改善增大 Ki增加变差改善增大 Kd增加改善无影响常有用。第六章汽包炉给水控制系统试验致泵的工作效率降低。汽包锅炉的给水控制系统由汽包水位控制系统

54、和给水泵最小流量再循环控制系统组20则采用三冲量汽包水位控制系统，定速给水泵系统由给水泵出口调节门控制汽包水位； 电动调速给水泵和汽动调速给水泵系统则控制给水泵转速第一节汽包水位的计算和修正一、汽包水位的测量见的三种水位测量系统各有其优缺点，在使用中应相互参照。玻璃管（或石英管）汽包水位计主要用于就地观察水位，或通过双色显示和摄像信 号传递到集控室进行显示。但由于亚临界锅炉的就地水位表显示值与汽包中的实际水位 200092813.5MPa水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准。”电接点汽包水位计曾用于水位保护和集控室远传显示，但存在以下问题：测量筒水位取样负误差随汽包压力参数提高而增大

55、，在亚临界压力下高水位停炉值负误差可达250mm会造成误发报警或使水位保护误动作；电极机械密封泄漏而导致装置的故障率高；水质差，易污染电极，需经常排污冲洗，增加了维护工作量和保护切投的次数。由于上述问1220置、安装和使用若干规定（试行），要求将差压水位计作为保护信号源。之后，电力行业热工自动化标准化技术委员会又根据近年来的实践和汽包水位测量技术的发展，在2004103（6进行逻辑判断后的信号；22量装置以及差压式水位测量装置进行逻辑判断后的信号。位测量系统作为高参数大容量机组的主要汽包水位测量和保护信号源，却不能用于锅炉位测量系统作为高参数大容量机组的主要汽包水位测量和保护信号源，却不能用于

56、锅炉推荐：锅炉启动时应以电极式汽包水位测量装置为主要监视仪表。为了提高差压式汽包水位测量系统的可靠性，要求锅炉汽包水位控制和保护应分别设置独立的控制器，构成三冗余测量系统的每套差压式汽包水位测量系统均应采用独立/输出以及独立的水位计算和修正回路。用于汽包水位计算的所有测量信号都应设置包括量程火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验193 / 347193 / 347DCS装置信号间，以及差压变送器和电极式测量装置信号间的偏差报警。二、差压式汽包水位信号取样要的检查和测量。汽包水位计的取样管孔位置，汽侧应高于锅炉汽包水位停炉保护动作值，水侧应低 于锅炉汽包水位停炉保护

57、动作值，并有足够的裕量。三取二或三取中的三个汽包水位测 400mm距离。差压式水位测量装置的平衡容器是差压式水位测量系统的测量基准，是否正确设置 和安装直接影响到水位测量的准确性。平衡容器可以是球型容器或筒型容器，但应采用 单室平衡容器。过去由于差压式水位测量回路不具备压力修正的能力，曾使用多种具有 压力修正功能的平衡容器，如双室平衡容器、带加热套的平衡容器等。但是，它们的修 DCS具有压力修正功能的平衡容器已逐渐被淘汰。300ml800ml100mm1:100，对于汽侧取样管应使取同一高度，这时必须在平衡容器前加装汽水连通管，而汽水取样管均可水平安装。变送器的两根取样管则应平行敷设，并共同保

58、温。调试人员应对取样管的敷设和保温情况进行检查，其具体规定如下：火电厂热工自动化系统调试与功能试验火电厂热工自动化系统调试与功能试验 PAGE PAGE 211 / 347a）汽水侧取样管、取样阀门和连通管均应进行良好保温； b）平衡容器及容器下部形成参比水柱的管道则不得进行保温； c）三、水位的计算和修正为了获得差压式水位测量系统的结构尺寸，用于水位的计算和修正，调试人员应在采用水准仪精确确定各水位测量装置的安装位置，不应以锅炉平台等物作为参比基准。用一根较长的注满水的透明软管来确定水平基准，是一种简易可行的方法。需要从现场获得取样系统的以下结构尺寸：L参比水柱的高程：从平衡容器汽侧取样孔至

59、水侧取样孔中心之间的高程。Ho-取决于锅炉的形式，通常由锅炉制造厂推荐。零水位一般在汽包几何中心线以下，如上600MW-220mm。产生长期的影响。图 6-1 取样系统的结构尺寸6-1H；s、w度，是汽包压力的函数；aP=L-(H+H)-(L-H-H)aowosH=（6-1）式中：F（x）=s；F（x）=H=（6-1）12ws令：HA；L=AL=Aoa12汽包水位的压力修正回路如图 6-2 所示：6-2050mm，报警值、跳闸值（MFT）则根据炉型由制造厂给600MW-170mm6-2四、参比端 a 对水位计算的影响根据有关研究和实测表明，从平衡容室到参比下降管（在不进行保温和不施加伴热的情况

60、下），凝结水温度大致上是呈抛物线的形状下降，从对应压力下的饱和温度一直6-3to34338ta=93a。6-36-3t=t+56（6-2）ao参比水柱的平均温度随着环境温度而变化，大致上满足下式的关系:环境温度上升将使实际水位下降：to；ta；a；H。由于补偿计算中取A1=La，为常数，因此，计算水位偏高。计算表明，在汽包压力17MPa18MPa1010mm（122）50mm100mm。对参比水柱的管道进行不正确的保温后，将改变原来确定的温度补偿关系，使得参ta露在环境温度中，即从单室平衡容器以下至水侧取样孔高度的管道不得施加伴热或者保温。引到差压变送器的两根取样管则应平行敷设并共同保温，这是