新建火电机组热控系统可靠性管理导则210

新建火电机组热控系统可靠性管理导则PAGEIII新建火电机组热控系统可靠性管理导则中国电力投资集团公司二〇一二年二月新建火电机组热控系统可靠性管理导则《新建火电机组热控系统可靠性管理导则》编写机构和人员编写委员会主任邹正平副主任原钢委员徐杨靳东来李建勋王海黄宝德张永清李牧张昊岳乔熊建明曹关华杜勤尔李品格主编徐杨副主编靳东来李建勋编委王海黄宝德张永清李牧张昊岳乔熊建明编写人员曹关华杜勤尔李品格李海臣刘璇沈丛奇张来平王文祥张伟康张岗邵长利艾春美傅腾方威况家龙盛新忠钱利宏陈霄峰评审金丰陈多刚杨新民朱北恒孙长生易凡PAGEII序自2002年我国电力体制改革以来，在市场需求和体制创新的推动下，我国电力工业进入了发展最快的历史时期，在电力装备制造、电源和电网建设、清洁能源发展等多个领域不断实现新跨越，有力支撑了国民经济的健康发展。截止到2011年底，我国电力装机容量超过10亿千瓦，继续位列世界第二位，连续6年每年新增发电装机容量超过9千万千瓦，增速位居世界第一。长期困扰我国的电力供应不足矛盾得到缓解，电力系统的安全性、可靠性、经济性和资源配置能力得到全面提高，满足了经济社会发展的电力需求。当前，我国正处于工业化、城市化加速发展时期，电力需求还将持续快速增加，电源建设的任务仍非常艰巨，同时，我国以火电为主的电源结构在一定时间内将难以改变，因此，优化火电技术，加强供电可靠性，提高供电效率，仍将是今后电力行业的工作重点之一。就提高机组热控系统的可靠性来说，原国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发［2000］589号）、国家发展与改革委员会颁发的DL/T774-2004《火力发电厂热控自动化系统检修运行维护规程》、电力行业热工自动化技术委员会印发的《火电厂热控系统可靠性配置与事故预防》和电力系统持之以恒开展的技术监督工作及其他一系列行之有效工作，都对防止电力生产重大事故、提高热控系统可靠性、保证电厂安全运行发挥了重要作用，极大地促进了我国火电机组热控系统设计、设备、施工、调试及生产运行、检修维护水平的不断改进和不断提高，取得了可喜的成绩。近年来，中国电力投资集团公司按照国家经济发展大局和能源产业政策要求，积极推进电源项目发展，优化发展大容量、高参数、环保型火电，火电产业迈入了大机组、大电厂和高度自动化的新时代，为国家电源结构优化升级和经济社会发展做出了积极贡献，先后建成了一批具有世界先进水平的电站和机组。2011年底，集团公司拥有电力装机容量达7680万千瓦，其中火电装机容量约5600万千瓦。火电机组平均单机容量稳步提升，已从集团公司成立之初的约10万千瓦增加到了约30万千瓦，60万及100万等级机组已逐步成为新投产主力机组。下一步，集团公司将大力推进一批重点火电项目建设，进一步加快电源结构调整，火电机组的规模和效益将获得持续提升。随着火电机组向大容量、高参数发展，机组控制系统功能和范围的进一步扩大，热控系统复杂性和离散性不断增加，且由于系统安装、调试和检修维护质量，技术监督力度和管理水平方面等存在不足，导致集团公司新建火电机组热控系统误动、拒动事件仍时有发生，影响机组的安全经济运行。为此，在认真调研、整理、分析、总结集团公司和系统外火电机组近些年来热控系统故障发生原因和事故教训，以及热控系统设计、设备选型、安装调试和运行维护等各个环节的管理经验与问题的基础上，我们组织编制了《新建火电机组热控系统可靠性管理导则》，以便对机组热控系统可靠性管理给予指导。《导则》的编制出版，填补了目前国内新建火电机组热控系统可靠性管理标准存在的空白。我相信，《导则》的出版和实施，将为中国电力投资集团公司系统的火电建设管理设置一个更加科学、先进的平台，增添一件更加高效、有力的工具。在此，要求中国电力投资集团公司火电建设战线的全体员工，要认真学习、实施，充分发挥它应有的作用，从而，全面提高中国电力投资集团公司热控系统可靠性的管理水平，为集团公司的改革和发展做出更大的贡献。同时，也希望本书能为我国广大从事热控专业的人士提供有益的知识和借鉴。最后，我要对参加《导则》编制出版的所有单位、编审人员表示衷心感谢！领导手签二〇一二年二月前言鉴于目前火电机组向大容量、高参数发展，控制系统功能和范围进一步扩大，热控设备设计、制造、安装、调试、检修维护等方面存在差距，导致新建火电机组热控系统可靠性不能满足机组安全、可靠、长周期运行的目的。为此，在中国电力投资集团公司的策划和组织下，我们共同开展了《新建火电机组热控系统可靠性管理导则》的编写工作。通过本《导则》的发布与实施，补充和完善企业内部火电建设项目的管理体系标准，提高热控专业人员的管理水平，全面提高新建火电机组投产水平，确保安全、可靠、经济、环保运行。参加此次《导则》编审的单位共有中电投电力工程有限公司、上海电力股份有限公司、中电投东北分公司、吉林电力股份有限公司、上海电力建设启动调整试验所、明华电力技术工程有限公司、浙江省火电建设公司、西安热工研究院有限公司、浙江省电力试验研究院、上海艾默生过程控制有限公司等10个企业共同参与。从2011年7月策划开始，到2012年2月讨论定稿，历时8个月。期间，编写组的各个成员单位按照分工协作、优势互补的原则，分头收集整理了43项行业、企业等标准，并采用问卷和走访相结合的方式对中国电力投资集团下属火电机组及系统外火电机组进行了热控系统可靠性调研。在《导则》的编写过程当中，各成员单位和工作人员团结协作、互相配合，本着科学严谨、严肃认真的态度，细致编撰，并反复进行讨论和修改，为《导则》的顺利出版付出了辛勤的劳动和艰苦的努力。本《导则》包括：总则、术语、设计、设备、施工、调试、生产准备及考核期管理、可靠性评价、附录及引用标准名录共10部分内容，基本涵盖了火电建设期间影响热控系统可靠性的相关环节。但是由于时间仓促和水平有限，本《导则》肯定还存在着许多错误和不足之处，敬请各位读者予以批评和指正。《新建火电机组热控系统可靠性管理导则》编委会2012年2月PAGE90PAGE82目录TOC\o"1-1"\h\z\u1总则 12术语 23热控系统设计管理 54热控系统设备管理 135热控系统施工管理 206热控系统调试管理 247热控系统生产准备及考核期管理 328热控系统可靠性评价 36附录A集团公司各级责任主体职责分工 39附录B火电机组热控系统可靠性问题汇编 41附录C空冷系统主要程控保护说明 48附录D热控系统设备环境及防护 59附录EDCS控制器任务分配原则 63附录F提高热工保护可靠性的逻辑设计建议 65附录GDCS验收可靠性测试要点 68附录H典型火电厂热工定值 72附录J逻辑功能校验单/卡 79附录K热控系统可靠性评价申请表 85引用标准名录 861总则1.0.1为提高集团公司新建火电机组热控系统的可靠性水平，防止热控保护系统误动、消除热控保护系统拒动，提高机组自动控制品质，实现投产机组的长周期、安全、稳定运行，制定本导则。1.0.2本导则适用于中国电力投资集团公司（以下简称集团公司）全资或控股的新建、扩建或改建工程的300MW及以上容量的燃煤火力发电机组。其它容量、形式和燃气蒸汽联合循环机组可参照本导则执行。1.0.3本导则重点控制影响可靠性的重要、关键因素和薄弱环节，从管理和技术两方面提出解决方案，对热控系统的设计、设备采购、制造、施工、调试及考核期等阶段的工作进行全面指导。1.0.4提倡为提高热控系统可靠性，在设计、设备、施工、调试及生产运行中推广采用经评价后的“四新”（新技术、新工艺、新设备、新材料）1.0.4为贯彻落实本导则，工程建设期间，热控技术监督工作应纳入二级单位技术监督管理体系内，接受二级单位统一的技术监督管理，成立技术监督领导小组和工作小组，同时应聘请第三方服务机构，全程做好基建期技术监督工作。建设单位应成立热控专业技术组，研究专业技术问题，提出解决方案并实施。1.0.6在工程施工前，设计单位应提交完整的正式施工图纸，监理单位应组织施工单位进行图纸会审，项目主要设计人或设计工代应参加会审。施工图纸经过会审后才能用于施工。1.0.71.0.81.0.91.0.10本导则对中国电力投资集团下属39台机组进行了热控系统可靠性问题的调研、整理、分析、汇总，火电机组热控系统可靠性问题汇编2术语2.1一般术语2.1.1建设单位指工程项目的投资主体、工程项目管理的主体。本导则中，建设单位是指项目公司和工程建设管理公司。2.1.2项目公司指依照国家相关法律的规定，在中国境内成立的从事电力开发的有限责任公司（包括国有独资公司、中外合资经营公司、股份有限公司）2.1.3工程建设管理公司指从事工程项目管理的企业，受项目公司委托，按照合同约定，代表项目公司对工程项目的组织实施提供全过程或若干阶段的管理和服务。2.1.4生产单位指负责完成各项生产管理的准备，试运全过程的运行操作、巡回检查、事故处理以及代保管和移交生产后全面负责机组安全运行、维护管理的单位或部门。2.1.5检修单位指机组移交后负责对电厂设备或系统进行例行检查，或进行故障和缺陷处理，以达到在一定时间内保持设备或系统的功能，根据计划完成检查和修理工作的责任单位或部门。2.1.6工程服务平台指根据集团公司管控一体化建设要求，依托工程公司建立的责权明确、运行高效的服务平台。该平台以工程建设专业化管理为方向，具备统一基础标准、提供技术支持、实施工程管理三大功能，提供设计、咨询、建设、监理四项业务服务。2.1.7可靠性产品、系统在规定的条件下，规定的时间内，完成规定功能的能力称为可靠性。可靠性包含耐久性、可维修性、设计可靠性三大要素。2.2英语简称2.2.1DCS：DistributedControlSystem（分散控制系统）采用计算机、通信和屏幕显示技术，实现对生产过程的数据采集、控制和保护等功能，利用通信技术实现数据共享的多计算机监控系统，其主要特点是功能分散，操作显示集中，数据共享。根据具体情况也可以是硬件布置上的分散。2.2.2NCS：NetworkControlSystem（网络监控系统）是为了提高发电厂在电网中的安全、稳定和经济运行水平而配置的，集测量、控制、通讯和管理等功能为一体的电气自动化监控系统。2.2.3由逆变器、蓄电池等组成的一种电源设备。这种电源能够在交流电源中断或电压低于预定值时自动取代交流输入电源向用电设备供电。2.2.4采用数字计算机系统对工艺系统和设备的运行参数、状态进行检测，对检测结果进行处理、记录、显示和报警，对机组的运行情况进行计算和分析，并提出运行指导的监视系统。2.2.5对锅炉（包括常压循环流化床）点火、燃烧器、油枪或气枪或床枪进行程序自动控制，防止锅炉（包括常压循环流化床）炉膛由于燃烧熄火、过压等原因引起炉膛外爆或内爆而采取的监视和控制措施的控制系统。它包括燃料安全系统和燃烧器控制系统。对煤粉（或燃油、燃气）锅炉，有时也称为燃烧器管理系统BurnerManagementSystem(BMS)。2.2.6对机组的主机或某一工艺系统或主要辅机按一定规律(输入信号条件顺序、动作顺序或时间顺序)进行控制的控制系统。又称两位式控制系统或开关量控制系统。2.2.7实现锅炉（包括常压循环流化床、余热锅炉）、汽轮机或燃气轮发电机组及辅助系统参数自动控制的总称。在这种系统中，常包含参数自动控制及偏差报警功能，对前者，其输出量为输入量的连续函数。2.2.8由人工操作或保护信号自动动作，快速切除进入锅炉（包括常压循环流化床）的所有燃料（包括到炉膛、点火器、风道燃烧器等的燃料）而采取的控制措施。2.2.9由电气原理组成的敏感元件、数字电路（计算机），由电气/液压原理组成的放大元件和液压原理组成的伺服机构所组成的汽轮机控制系统。简称数字电调。2.2.10ETS：EmergencyTripSystem（在汽轮机运行过程中出现异常时，能采取必要措施进行处理，并在异常情况继续发展到可能危及设备及人身安全时，能采取断然措施停止汽轮机运行的自动控制系统。2.2.11连续测量汽轮机的转速、振动、膨胀、位移等机械参数，并将测量结果送入控制系统、保护系统等用作控制变量及运行人员监视的自动化系统。2.2.12将锅炉（包括常压循环流化床）-汽轮发电机组、或燃气轮发电机组-余热锅炉-蒸汽轮发电机组、或反应堆-汽轮发电机组作为一个整体进行控制，通过控制回路协调锅炉（包括常压循环流化床）与汽轮机组、或燃气轮机与余热锅炉和汽轮机组、或反应堆与汽轮机组、或在自动状态的工作，给锅炉（包括常压循环流化床、余热锅炉）、反应堆、汽轮机、燃气轮机的自动控制系统发出指令，以适应负荷变化的需要，尽最大可能发挥机组调频、调峰的能力。2.2.13根据电网调度中心负荷指令控制机组发电功率达到规定要求的控制。2.2.14针对机组主要辅机故障采取的保护措施，即当机组部分主要辅机（如其中一台给水泵、送风机、引风机）发生故障时，根据辅机故障情况快速降低机组负荷以适应辅机出力的保护措施。3热控系统设计管理3.1初步设计管理3.1.1初步设计应符合DL/T5427《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》的规定和《火电工程初步设计管理导则》［中电投工程（2011）302号通知］的要求。3.1.2设计单位应根据可行性研究报告、可行性研究报告审查纪要、本项目的特点等因素提出初步设计原则，项目公司应组织对初步设计原则进行审查，提出审查意见经二级单位审核后报集团公司批准。3.1.3控制系统初步设计应考虑工程项目自身的特点以及不同地域、环境等条件的特殊要求。高海拔地区，控制系统的低压配电装置应选择适用高海拔的产品，应保持足够的绝缘间距，驱动执行机构的出力应加大；寒冷地区，应根据环境温度考虑热控设备的防冻措施。3.1.43.1.53.1.63.1.7循环水系统采用单元制时，循环水泵的控制应纳入单元机组DCS控制网络，不宜纳入公用DCS网络；当循环水系统采用扩大单元制时，循环水泵的控制可纳入公用DCS网络。3.1.83.1.9全厂控制系统宜一体化，包括DCS、DEH，以及化学、除灰、除渣等辅助系统的控制系统。辅助系统的控制如采用可编程控制器（PLC），应统一PLC品牌3.1.103.1.11ECS宜纳入全厂DCS3.1.123.1.13“四新3.1.13.1为保证“四新3.1.13.2有关“四新”的专题报告应由设计单位提出，在设计审查时一并进行。二级单位应组织对其进行技术论证，并提出处理意见报集团公司批准，必要时可以委托由工程服务平台进行可靠性评价。如果“四新”在实施过程中与设计审查时确定的原则出现差异，应经二级单位再次组织审查，提出处理意见并报集团公司批准，禁止未经批准而通过设计变更的形式采用“四新3.1.13.3应用现场总线技术，在初步设计时设计单位应有专题报告进行论述，说明应用范围及设计原则、采用的现场总线协议、配套的热控设备3.1.14随主设备供货3.1.14.1锅炉、汽机、发电机等主设备的热控设备3.1.13.2施工图设计管理3.2.1施工图设计应符合GB50660《大中型火力发电厂设计规范》、GB50049《小型火力发电厂设计规范》、DL/T5175《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》及其它有关热控系统设计规定。3.2.2设计单位在施工图设计开始前，应首先对初步设计遗留问题提出解决意见；项目公司应对设计单位的处理意见进行批复，对于影响重大的遗留问题或设计原则的处理意见，经二级单位审核后报集团公司批准。3.2.3主控制室可采用两机一控或多机一控；工程师站应靠近主控制室布置，每台机组工程师站应分开布置；当控制机柜采用分散布置方式时，每个电子设备间应有临时工程师站；当采用集中电子设备间时，每台机组的控制机柜应进行隔离布置。3.2.4辅助车间系统与主系统的控制水平应一致，热控专业设计人员应对全厂控制系统的设计进行技术归口管理，防止因专业分工不同而造成全厂控制水平出现差异。3.2.5设计出图深度管理要求3.2.5.1设计图纸的深度应符合国家、行业及集团公司的有关规定。3.2.5.2设计单位应提供调节框图和逻辑框图。3.2.5.3调节框图应采用SAMA标准，应能反映该控制对象的控制策略，如信号处理方式、输入信号选择、调节手段、设定值的设定方式、反馈信号处理及信号跟踪等内容。组态单位根据设计单位的调节框图进行DCS的控制组态。3.2.5.4逻辑框图应能通过与、或、非等形式反映出被控系统或设备的控制逻辑关系，同时反映出信号处理、延迟、条件判断等控制策略；组态单位根据设计单位提供的逻辑框图进行控制和保护系统的逻辑图编程。除常规逻辑图外，对于空冷机组应有如下逻辑图：风机顺流控制、风机逆流控制、冬季自动升级控制、夏季自动升/降级控制及防冻保护等。空冷系统逻辑图及说明见附录C。3.2.6工程招标技术规范书管理要求3.2.6.1在设计招标技术规范书中应明确控制系统设计范围、设计界限、出图深度等相关技术要求，明确设计单位应提供调节框图和逻辑框图。3.2.6.2在主设备招标技术规范书中应明确成套提供热控设备的范围及技术要求，其提供的热控设备应与全厂应用的热控设备品牌一致；应明确制造厂需要提供的设计资料，对于成套提供工艺系统的制造厂，还应提供控制逻辑要求。3.2.6.3在DCS设备招标技术规范书中应明确下列要求：1）控制器技术指标、性能、CPU负荷率及通讯负荷率等控制器配置的要求。2）系统的最低分散程度。每个控制器的控制内容不因控制器控制能力提高而降低分散度。3）DCS应提供GPS对时系统及GPS输出信号的数量，该数量应满足全厂（包括电气）对时的需要。3.2.6.4应明确制造厂成套提供的软件必须为正版软件。3.2.6.5应明确设备使用环境。如在寒冷地区，应明确为室外仪表管等提供伴热装置。3.2.6.6对于由给煤机、空压机等制造厂成套提供的就地控制装置，招标技术规范书应明确要求其能够分别接受来自DCS的“启动”和“停止”信号。3.2.7DCS设计管理要求3.2.7.1DCS组态应满足《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》［热工技（2010）7号］的有关要求。3.2.7.2控制器的配置数量应满足系统分散度的要求。1）引风机、送风机、一次风机、给水泵、凝结水泵及循环水泵等主要辅机设备，其相同设备不能在同一对控制器中进行控制。2）电气一段母线和二段母线、保安电源和直流电源的控制不能在一对控制器中实现。3）对于同一信号，当不同的控制器需要时，应分别设置一次元件。如只能设置一个一次元件，应优先接入保护系统的控制柜，然后通过通信送入调节、控制、监视系统控制柜，信号接入顺序应该按照联锁保护、模拟量控制、顺序控制、指示信号的先后接入。4）循环水泵等带有远程I/O或远程控制站的设备，其同类设备的控制输出不应安排在一个输出模件上。3.2.7.3DCS与其他控制系统（如空气预热器间隙控制、脱硫控制、空气压缩机等系统）联锁的信号应采用短脉冲信号。3.2.7.4操作员站不能设置有投切保护逻辑的功能。3.2.7.5重要主机、辅机的保护系统应按照故障安全型设计，杜绝“单点保护跳闸”现象。3.2.7.6DCS应安装电源报警装置，对两路互为冗余的电源进行监视。发生任何一路电源消失、电源电压超限、两路电源偏差大、风扇故障等故障时，控制室内电源故障声光报警信号均应正确显示。3.2.7.7在操作台上应布置紧急操作按钮。其中锅炉停炉、汽轮机停机、发电机解列应配置双按钮，且每个按钮至少两副节点分别送入DCS及独立于DCS的控制对象的执行部分。3.2.7.8DCS中MFT跳闸继电器柜应独立设置。3.2.8DCS设计联络会管理要求3.2.8.1DCS设计联络会应有四次。第一次设计联络会应有DCS制造厂、设计单位、组态单位、监理单位、工程建设管理公司、项目公司等人员参加，第二、三、四次联络会应有DCS制造厂、设计单位、组态单位、调试单位、监理单位、工程建设管理公司、项目公司等单位人员参加，必要时应安排汽轮机厂、NCS等相关制造厂参与。3.2.8.2第一次设计联络会即工程启动会议，主要内容如下：1）根据工程进度，讨论确定设计进度计划。2）DCS制造厂根据合同规定应提供需采购方审查批准或向采购方传递信息的文件和图纸清单。该清单应包括全部图纸、进度安排及为做好确认工作所必须的全部资料，并还应包括执行合同规定的各个方面工作的详细记录。3）与会各方确定设计所需的互提技术资料的清单。4）DCS制造厂介绍DCS初步（基本）设计方案。5）与会各方确定设计界面。3.2.8.3第二次设计联络会主要内容如下：1）采购方解释已提供给DCS制造厂的技术资料中有疑问的地方。2）采购方审查和批准DCS制造厂提交的DCS初步设计方案，重点讨论确认机组主保护（ETS和FSSS）的保护跳闸条件及其信号冗余处理方案，讨论确认机组所有重要辅机保护及联锁条件，讨论确认所有重要辅机的启停条件。3）讨论和确认DCS制造厂拟采用的技术规程和技术标准。4）审查和确认DCS制造厂选定的DCS辅助设备和外围设备的分包商。5）协调DCS与其它控制系统的接口。3.2.8.4第三次设计联络会主要内容如下：1）采购方审查和批准I/O清单、硬件配置、主控制台布置并最后确认系统硬件的组成，即硬件冻结。2）讨论、优化和确认调节框图以及顺序控制和保护逻辑图。3.2.8.5第四次设计联络会主要内容如下：1）DCS设计与其它系统设计之间接口的最终协调，如电缆连接的设计，单元控制室和电子设备室的土建设计等接口协调。2）采购方最后审查和确认DCS制造厂的应用软件设计，即应用软件冻结。3）DCS制造厂提供并解释有关DCS的工厂检查和验收测试的规程标准、进度、项目、步骤和方法。4）讨论和解决DCS设计中遗留的技术问题。3.2.9主要热控设备选型管理要求3.2.9.1所选用的热控设备应符合国家行业有关规定，对于国家已经淘汰、危害人身安全（如水银仪器）、污染环境（含氟仪器）的设备，不应在工程中采用。3.2.9.2当介质压力参数超过4.0MPa或温度参数超过300℃时，一次门和排污门宜采用串联的双阀门。其中一次门采用工艺系统用截止阀，其公称通径宜选用DN15。3.2.9.3对于冗余配置的热控设备，其一次取样测点及仪表导管应分开布置（一次取样仅一个测点的可通过加装扩展管等方法增加取样点）。炉膛压力应分开取样，其三个正压及负压应分别取自锅炉前墙及左右两侧，并通过取样管分别接至各自压力开关，取样管直径应不小于60mm。3.2.9.4汽轮机润滑油箱应分别有远传液位指示及报警，液位测量点应安装在润滑油箱进油室内。汽轮机润滑油压测点应选择在油管路末段压力较低处，禁止选择在注油器出口处。3.2.9.5含有粉尘及悬浮物介质的取样装置和管路应有防堵和吹扫措施。3.2.9.6运行在高温区域的行程开关必须使用耐高温的材料，禁止使用塑料行程开关。3.2.9.7设计图纸应明确高温、高粉尘、盐雾、微差压等特殊环境以及特殊测量位置的热控设备的安装要求。3.2.9.8特殊环境中的热控设备，应符合下列规定：1）测量腐蚀性或粘性介质的热控设备应具有防腐性能，或能采用隔离措施及采用非接触式测量原理的热控设备。2）酸、碱车间等有腐蚀气体的车间，其测量热控设备宜选用能够引到车间外部安装的热控设备，其仪表管应采用耐酸碱不锈钢管。3）装在湿热带或近海地区的热控设备，应分别选用湿热带或防盐雾型热控设备。4）在制氢站、制（储）氨区、天然气区、油罐区等爆炸危险场所应选用防爆热控设备。3.2.9.9对于汽轮发电机、风机、泵、空气压缩机等安装在设备本体的成套检测热控设备，必须选用有成熟配套业绩的制造厂设备。3.2.9.10就地控制设备的布置应满足运行维护的要求。对于循环水泵、循环水泵蝶阀等低位布置的设备，其配套提供的控制设备应在0m3.2.10热控设备电源设计管理要求3.2.10.1所有的控制电源必须专属专用，不得它用。严禁非控制系统的用电设备连接到控制系统电源。3.2.10.2保护系统采用直流电源时，对系统接地故障应有确保不误动的措施。3.2.10.3公用DCS电源应至少来自两台机组的UPS电源。3.2.10.4火焰检测器应有两路互为冗余的电源和电源模块，任意一路电源故障时应有报警信号。3.2.10.5重要的热控系统应采用双回路供电、自动切换，切换时间应能满足切换时负载设备无故障的要求；所有供电回路电源开关容量应合理配置，避免出现下一级电源保护不动而上一级保护动作的现象出现；所有装置和系统内部电源回路应有可靠环路连接。3.2.11仪用气源及管路设计管理要求3.2.11.1所有仪用气源管路的母管应采用不锈钢管，接入控制设备的气源支管可以采用尼龙软管或其它软管，但对于二次风门等高温环境的气源管路一律采用不锈钢管、紫铜管或耐高温的软管。3.2.11.2当气源母管较长时应在管路中间增加气源干燥装置。3.2.11.3仪用气源母管至气动装置或电磁阀箱的分支仪表管应采用不锈钢管；电磁阀箱后的支管采用紫铜管、不锈钢管或尼龙管。3.2.11.4仪用气源管路中，每个用气负荷设备的前端应设置气源过滤器。3.2.11.5气源储气罐和管路低凹处应设计装有灵活可靠的自动疏水器，压力显示表前应设计装有隔离阀。3.2.11.6途经高温到低温的气源管路，其低温侧应进行保温。对于可能低于0℃的气动控制装置及管路，应设有保温和伴热系统。3.2.11.7所有用气支管和测量仪表均应有隔离阀门。3.2.12电缆及导线管理要求3.2.12.1电缆选择应符合《燃煤电厂电缆选用统一规格》［中电投工程（2011）318号］的规定。3.2.12.2长期运行在60℃以上高温区域的电缆及补偿导线，应选用耐高温特种电缆或耐高温补偿电缆。3.2.12.3保护系统和油系统严禁使用普通橡皮电缆；进入轴承箱内的导线应采用耐油、耐热绝缘软导线。3.2.12.4严禁热控系统的电源和测量信号合用一根电缆；冗余系统的电源、控制和测量信号电缆应全程分电缆敷设。3.2.12.5DCS电子室设计无电缆夹层时，其电缆桥架应设计供检修维护用人行通道。3.2.12.6机组后备硬手操停炉和停机信号应采用阻燃（A级）电缆连接。3.2.13热控设备环境设计管理要求参见附录D。3.2.14设计鸣放管理要求3.2.14.1主要工艺控制系统流程图、控制系统组态图、控制室布置图等一、二级图纸完成后应组织有关单位人员进行设计鸣放。3.2.14.2设计鸣放由项目公司组织，设计单位进行设计介绍；设计鸣放应有施工单位、调试单位、组态单位、监理单位、工程建设管理公司及运行、维护等方面人员参加。3.2.14.3项目公司应编制设计鸣放会议纪要，项目公司或工程建设管理公司负责跟踪落实。3.2.15设计交底管理要求3.2.15.1在热控主要图纸交出、现场施工前，应组织进行设计交底。3.2.15.2设计交底工作由工程建设管理公司组织，设计单位进行介绍；设计交底应有施工单位、调试单位、组态单位、监理单位及项目公司等方面人员参加；根据需要，可以特聘有关专家参加。4热控系统设备管理4.1DCS配置的可靠性要求4.1.1DCS供电电源及电源装置可靠性要求4.1.1.1DCS供电电源为UPS和保安电源，应采用二路完全独立的交流供电电源，DCS供电电源应优先采用UPSA/B段的双路独立供电方案，单路独立运行时可以满足控制系统容量要求，正常运行时各带一半负荷同时工作，确保电源切换对系统不产生扰动。4.1.1.2DCS供电电源应配置电源柜，二路电源物理上应分离，设置DCS用电设备相关的分路电源开关，某一设备短路或过载，只跳闸对应的电源开关。4.1.1.3每个控制单元必须配置冗余的电源装置。任一路交流电源失去或任一电源装置故障时，系统也能正常工作。4.1.1.4全面分析供电环节可靠性，采取针对性措施，杜绝局部故障、维护不当、小动物进入等造成二路供电同时失去的情况。4.1.1.5在DCS配电柜设计、制造过程中，项目公司应及时派员检查DCS供电配置是否满足上述要求，并及时提出修改意见。4.1.2DCS控制器可靠性要求4.1.2.1DCS控制器必须可靠冗余。任一控制器故障，包括控制器本体故障、软件出错、通信故障及失去电源等，冗余控制器仍能正常工作。任一控制器出系和入系时相应的控制系统仍能正常工作，控制器任务分配原则参见附录E。4.1.2.2控制器冗余能力测试应在控制软件完成后进行，控制器切换时硬件I/O、通信I/O和控制块数据、参数和状态保持不变。4.1.3通信设备的可靠性要求4.1.3.1DCS的通信系统必须冗余设置。除一对互为冗余通信设备同时故障外，DCS的通信应能正常运行。4.1.3.2对于多对通信设备（如交换机），即使任一对通信设备都故障，操作员站通信也不应全部失去。操作员站应分散布置在不同的交换机上。4.1.3.3通信设备的供电应可靠冗余。如通信设备仅能接受一路交流电源，必须配备可靠切换装置，且主、辅通信设备采用不同的主电源，即使切换装置故障，在某路供电电源失去时，仍能保证通信设备正常运行。4.1.3.4DCS冗余通讯系统必须保证完全物理隔离，不能共用一个通信光缆（电缆）、插头和通信卡件。4.1.3.5在工厂组态过程中，项目公司应及时派员检查网络配置是否满足上述要求，并及时提出修改意见。4.1.4操作员站可靠性要求4.1.4.1DEH与DCS一体化的项目每台机组操作员站不少于5台；DEH与DCS非一体化的项目每台机组DCS不少于4台，DEH为2台。4.1.4.2操作员站的供电应冗余，能可靠切换，且分组采用不同的主电源，即使切换装置故障，在某路供电电源失去时，仍能保证部分操作员站正常运行。4.1.4.3操作员站通信应冗余，且连接在不同通信装置上，一对互为冗余的通信装置同时故障，不应造成全部操作员不能工作。4.1.4.4操作员站的任一供电电源、通信若发生故障，应能正常运行，任一操作员站故障应不影响其他操作员站的运行。4.2DCS招标的可靠性要求4.2.1DCS招标应符合DL/T1083《火力发电厂分散控制系统技术条件》的规定。4.2.2根据工艺要求、DCS覆盖范围，参考已投产同类项目配置及负荷率情况，在招标书中明确DCS控制器的最低配置要求，并明确每对控制器的基本功能，做到功能分散，风险分散。4.2.3招标前应进行投标设备可靠性评价，设备可靠性评价应符合本导则第4.1节要求，结合实际设备使用情况，确定该设备的可靠性。三年内出现因设备故障造成机组非停、死机、通信全部中断等严重情况的设备不宜采用，评价为不可靠的设备不应采用。4.2.4制造厂分包必须征得项目公司的同意。4.3DCS硬件配置的可靠性要求4.3.1DCS硬件配置应符合《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》［热工技（2010）7号］的相关要求，并符合下列规定：4.3.1.1I/O点分配应按照风险分散、配置冗余的原则进行。4.3.1.2高速数据公路网的冗余拓扑结构应按照锅炉区域（含烟气脱硫、烟气脱销、炉吹灰程控）、汽机区域、辅助系统区域及公用系统区域的四段网络独立配置，各区域之间的重要信号采用单工通讯方式。4.3.1.3锅炉区域与汽机区域控制系统之间应以硬接线的方式互取对方重要监控信息，当某一区域控制系统崩溃时，能有足够的后备和故障处理的监控手段。4.3.1.4电源系统和通信系统配置应符合本导则第4.1节要求。4.3.1.5为降低控制器故障对机组的影响，分配控制任务时，应满足因故障导致非停事故的控制器总量最少原则。4.3.1.6硬件配置工作完成后，项目公司应组织以可靠性为主题的评审，此工作可在DCS第二次设计联络会完成。4.3.2根据控制器的控制任务确定每个I/O信号的分配。任一信号的测量元件、I/O模件通道故障不应造成保护误动和拒动。4.3.3主辅机保护信号，应按三重化冗余原则配置，MFT、ETS、单列布置辅机应三重化。4.3.4三重化冗余输入要求同一物理参数的测量应采用三个相互独立的一次测量元件，并由三根相互独立的电缆接入三块不同的输入处理模件。4.3.5三重化冗余保护输出要求动作指令应由三块不同的输出处理模件及其继电器等构成一种三选二回路。4.3.6为保证重要监控信号在控制器故障时不会失去监视，应另有一个相同信号的监视点布置在其他控制器中。相关的非控制用信号布置在其他控制器中，控制器故障时仍能判别相关工艺的运行状态。4.4保护联锁内容的确定4.4.1在主辅设备招标时，招标文件应明确制造厂投标文件中所应包括的详细保护逻辑、具体保护测点清单和设备清单等内容。制造厂应明确设备保护要求，提供项目公司所需保护测点清单等技术要求。4.4.2组态单位应结合同类机组的实际运行经验及主辅设备运行要求，按照设计单位的逻辑框图，编制出符合主辅设备安全运行需求的保护联锁内容，并经运行单位确认。4.4.3项目公司/工程建设管理公司应组织进行保护联锁内容的评审，制造厂、组态单位、设计单位、调试单位及监理单位等相关专业人员参加。4.5保护联锁功能的可靠设计4.5.1在保护联锁内容确定后，组态单位应对每个保护回路进行仔细梳理，设计出详细的保护、联锁逻辑功能，通过冗余、辅助判断、智能判断等容错逻辑设计技术提高保护、联锁功能的可靠性，确保控制系统局部单一故障，不会造成保护拒动和误动。提高热工保护可靠性的逻辑设计建议参见附录F。4.5.2应利用DCS自诊断功能设计控制器、电源、各个层次通信网络等关键设备故障报警，并列为最高级报警，同时显示具体故障原因，启动紧急预案程序进行处理。4.5.3用于主要设备保护的信号在逻辑图上应有取源标注，组态图上应有取源超链接，控制器间的通信信号应能方便地找到，便于控制器故障处理。4.5.4项目公司应组织设计单位、DCS制造厂、调试单位、监理单位、工程建设管理公司及生产运行人员，对保护功能的逻辑设计进行审核和优化，必要时应请有经验、有资质的第三方专家参加。此工作可在DCS第四次设计联络会完成。4.6DCS验收的可靠性测试4.6.1验收的一般要求4.6.1.1验收应分两个阶段：一是设备出厂前的工厂验收（FAT）；二是调试过程及调试完成后在现场进行的在线测试及竣工验收（SAT）。4.6.1.2测试验收前，应按照DL/T656《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程》和DL/T659《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》的相关要求，与DCS制造厂协商讨论，编制详细的验收方案，包括测试内容、测试方法等。每项测试应有相应的表格。4.6.1.3测试验收时，DCS制造厂应有工程技术负责人员到场，给予充分配合；同时制造厂应为测试验收提供必要的条件。4.6.1.4测试验收用的计量仪器应具有有效的计量检定合格证书，贴有有效的计量标签，其精度等级（或分辨率）应符合计量规定要求。4.6.1.5每个阶段的测试验收应有详细的书面记录。测试验收结束后，分别由验收组负责提出验收测试报告，得出整体验收结论。4.6.1.6项目公司、工程管理建设公司、调试单位应派员全程参与验收。4.6.1.7项目公司的工程师应参与逻辑组态工作，检查控制逻辑过程，及时发现问题，及时修改。4.6.2在DCS测试验收过程中应对控制系统的可靠性进行重点测试，测试要点参见附录G，主要验收项目如下：4.6.2.1详细测试电源、网络、控制器的性能，确认其冗余的可靠性应符合本导则第4.1节要求。4.6.2.2详细测试控制器的在线组态功能，确认其可靠性。4.6.2.3测试所有应用于本项目的算法块，确认在参数和逻辑修改时不会出错。4.6.2.4测试DCS的自诊断功能、故障报告和原因显示功能等，确认故障原因快速定位、准确诊断。4.6.2.5在控制软件组态全部完成后，对DCS的各项技术指标（重点是各控制器的控制周期、控制器负荷率、系统通信负荷率，系统响应时间、抗干扰性能等）进行测试，确认其满足要求，并做好记录。4.6.2.6在控制软件组态全部完成后，对模拟量信号模件精度和开关量信号响应时间（重点是SOE信号模件）进行抽测，确认符合要求，并做好记录。4.6.2.74.7控制设备故障应急处理4.7.1在DCS出厂前和调试期间，应对DCS电源、网络、控制器、I/O卡件、测量设备、执行设备等控制系统装置的故障进行分析和试验，预测各种故障造成的后果，并根据故障对机组安全运行的影响进行分类。4.7.2在机组整组启动前，运行单位应根据电厂配置的具体情况，参照《分散控制系统典型故障应急处理预案》模板，编制热控系统故障应急处理预案。故障应急处理预案可委托从事过此类工作的单位指导编写。4.7.3编制热控系统故障应急处理预案时，应辨识可能发生的重大事故风险，按故障发生后，可能造成的后果和故障的可控性、严重程度及影响范围等，将故障和对应危险源辨识进行分级列表4.7.4预案应根据分级列表，给出故障应急响应和预案的启动流程，编制故障快速查找表、故障处理操作卡和现场应急处置方案，详细列出故障判断、故障原因、运行与维护人员各自的处理过程指导，并经演习验证正确且具有可操作性，能直接指导运行与维修人员对故障原因进行判断与相应的处理。4.7.5分散控制系统应急预案内容应纳入4.7.64.8DCS设备使用的可靠性评价4.8.1新投产机组考核期结束后，应对DCS的可靠性进行综合评价，按本导则第8张规定执行。4.8.2控制系统使用过程中出现的事故事件应及时分析，查明原因，防止类似情况在其他机组上发生。4.8.3因控制系统设备原因造成机组非停或保护拒动、设备损坏，问题未解决前不应在新建项目中选用同类设备。4.9其他热控设备的选型与管理4.9.1主机和主要辅机设备招标应有热控专业人员参加。配供的热控设备选型应满足相应使用环境下的技术标准，应冗余配置，原则上做到三重冗余。4.9.2热控设备的选型，宜全厂统一品牌。招标时应明确备选设备品牌，同时应有一定比例的热控备件数量。4.9.3接受DCS（或远程控制器）控制、配有独立控制装置的控制对象，可参照《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》［热工技（2010）7号］第6.1节的技术要求。4.9.4气动和电动执行机构的选型可参照《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》［热工技（2010）7号］第6.4－6.7节的技术要求，根据工艺系统安全要求具有三断保护功能，以及必要的后备就地手动操作，在DCS控制系统控制器或I/O模件发生故障时，仍可对重要设备进行干预。4.9.5主厂房区域内电磁阀箱的供电和气源设计应具有箱内单个电磁阀可靠隔离的手段。电磁阀应根据工艺系统安全要求选择单电控或双电控，无特殊情况宜选用双电控电磁阀。4.9.6用于报警和保护的热控传感器的选型和配置可参照《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》［热工技（2010）7号］第7.1节的技术要求。4.9.7炉膛火焰监视系统可参照《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》［热工技（2010）7号］第8章的技术要求。4.9.8TSI装置可参照《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》［热工技（2010）7号］第9章的技术要求，采用供电电源冗余设计、容错逻辑设计的方法，传感器及延伸电缆宜选择一体化且全程带金属铠装保护的类型。4.9.9汽水系统高温高压变送器和开关在分配保温保护箱时，应避免用于保护或调节的冗余信号布置于同一保温保护箱内，以防单个传感器测量回路泄漏影响整个保护或调节回路。对于高温、高压系统就地表计，应设计安装二次门。4.9.10高旁调门、锅炉侧主给水调门等处的热控主要阀门，基建期间应设计和完善检修平台，避免影响设备的正常检修以及设备缺陷的消除。4.9.11特殊环境下热控设备的选型参见附录D。4.9.12配有热控设备的机务设备开箱验收时，热控人员必须到场。开箱后不能马上安装的热控设备应按照产品说明书妥善保存，电子设备及控制柜的存放地点必须满足相应的恒温恒湿的要求。5热控系统施工管理5.1一般规定5.1.1热控系统施工应符合DL/T5190.5《电力建设施工及验收技术规范第5部分：热工自动化》及DL/T5210.4《电力建设施工质量验收及评价规程第4部分：热工仪表及控制装置》中相关施工技术及质量验收规定。5.1.2热控设备管理5.1.2.1设备到达现场后，应按合同规定和商检要求联合各方进行验收和开箱检查。设备开箱时，应做好相关记录，做好开箱资料、专用工具的管理工作。5.1.2.2设备在装卸、堆场、转运、存储过程应做好相应的防水、防潮、防尘、防碰撞措施。5.1.3热控设备施工环境管理要求见附录D。5.1.4及时审查、跟踪施工单位热控设备质检计划，并督促升版。5.2热控设备施工技术关键点及要求5.2.1取样元件安装应符合下列规定：5.2.1.1温度取样元件安装位置应避开干扰区域和测量盲区，能正确反映介质的实际温度，确认保护套管的长度应符合设计要求。套管材质应符合实际环境的要求，合金材质应进行热处理，螺纹连接处应使用符合技术要求的垫片。5.2.1.2压力取样元件安装位置应避开干扰区域和测量盲区，能正确反映介质的实际压力，测量回路宜采用焊接式阀门并减少接头连接。5.2.1.3物位取样元件安装位置应避开测量盲区，敞口容器缆绳式物位测量装置周围宜有漂浮物隔离措施，容器物位开关探头的插入深度应符合技术要求。5.2.2电缆安装应符合下列规定：5.2.2.1电缆桥架走向应与高温管路和油管路保持安全距离，各层电缆容量不应超过2/3，施工过程中应及时做好电缆桥架、保护管的封堵以及高温区域的隔离工作，电缆保护软管应留有一定的弧度，必要时在最低处开放水孔，以防积水。5.2.2.2剖接电缆时，不应损坏绝缘层，应确认热控设备本体、中间接线盒、I/O通道等各处线芯应可靠连接或对接。屏蔽线无断点，屏蔽回路应为单点接地，接地点宜在机柜侧。5.2.2.3信号电缆的敷设不宜中间对接。5.2.3管路的敷设和连接应符合下列规定：5.2.3.1导管、阀门和仪表管的整体管径、接口、垫片和接头规格应匹配，且焊接可靠，垫片应根据压力、介质要求选择合适的材质。5.2.3.2高温高压仪表管及仪表门材质应符合规范要求，走向合理，中间无影响疏水的凹凸走向，坡度应符合规范要求。5.2.3.3应保证真空和风量测量严密性试验合格。5.2.3.4应及时做好敞口封堵，控制管路清洁度，及时投入防冻伴热装置。5.2.4隐蔽工程安装应符合下列规定：5.2.4.1隐蔽工程的安装应做好见证验收工作，并留存工程照片。5.2.4.2炉管壁温温度元件标识应清晰完整，炉管泄漏探头、火检探头、油枪、点火枪的炉内安装位置应符合设计和制造厂要求。5.2.4.3汽轮机（包括给水泵汽轮机）、发电机、风机本体区域的振动、转速等测量元件的探头安装和引线敷设应牢固可靠，本体引出孔洞处应采取防磨损和防渗透措施。5.2.5执行机构安装应符合下列规定：5.2.5.1执行机构的连杆、曲柄各连接件应正确匹配，确保方向正确且连接可靠，在全行程内转动灵活无卡涩。5.2.5.2安装地点应远离高温源，操作手轮和监视面板朝向应便于运行维护人员巡检和操作。5.2.6现场盘柜安装应符合下列规定：5.2.6.1盘柜的安装应固定牢固，接地、绝缘应符合技术规范，安装位置应考虑系统管路的膨胀和设备的沉降，盘柜朝向应便于运行维护人员的巡检和操作。5.2.6.2施工过程中应及时做好现场盘柜的临时防雨措施。5.2.7现场二次设计应符合下列规定：5.2.7.1应保证热控设备每个测点管敷设从一次阀到元件连接的独立性。5.2.7.2重要保护信号的就地短电缆应独立分开，强弱电电缆应分别走独立的桥架或保护管。5.2.8应避免在中间接线箱、盒上部开孔，必须时，应采取防止雨水进入的措施。5.3热控设备单体调试技术要求与管理5.3.1施工单位应及时编制、报审单体调试计划，并组织单体调试工作。5.3.2现场应建立符合计量要求的热控标准试验室。计量检定设备和人员资质应符合国家计量要求。5.3.3调试前应确认热控设备内部接线可靠，标识正确，同时设备标识应增加设备功能栏，注明测点主要用途。5.3.4温度元件调试应符合下列规定：5.3.4.1DCS设置与元件型号、分度号、补偿导线型号、接线方式等应符合设计要求。5.3.4.2施工单位宜根据校验结果选择精度差小、且同向偏差的测温元件作为同侧相邻的测温元件。5.3.5压力元件调试应符合下列规定：5.3.5.1DCS设置与元件量程等应符合设计要求，压点有安装落差时应考虑液柱修正。5.3.5.2高静压微差压变送器应做投用前和额定工况下的零位校验。5.3.6流量测量仪表调试应符合下列规定：5.3.6.1DCS设置与就地元件的量程、孔板系数等应符合设计要求。5.3.6.2安装位置应符合规范要求，确认介质可充满整个测量管道。5.3.7物位测量仪表调试应符合下列规定：5.3.7.1DCS设置与就地元件的量程等应符合设计要求。5.3.7.2校验时应用实际或相似物料、界面验证仪表灵敏度（或分辨率）的正确性。5.3.8成分分析仪表校验应在制造厂指导下进行，标定时应确认现场环境对标定结果无影响且所用标准试剂合格。5.3.9执行机构调试应符合下列规定：5.3.9.1执行机构开关时间应满足设计要求。5.3.9.2电动执行机构应确认失电、失信号状态符合设计和工艺流程安全要求,带手动操作的还应确认手动/电动操作切换正常且手动操作可靠。5.3.9.3气动执行机构应确认失电、失信号、失气状态符合设计和工艺流程安全要求,带手动操作的还应确认手动/气动操作切换正常且手动操作可靠。5.3.9.4液动执行机构应确认失电、失信号、失压状态符合设计和工艺流程安全要求,带手动操作的还应确认手动/液动操作切换正常且手动操作可靠。5.3.10电源柜调试应符合下列规定：5.3.10.1受电前应确认内部配置符合设计要求，制造厂内部接线正确可靠。5.3.10.2初次受电前应进行双电源切换试验，确认切换时间符合相应的规范要求。5.3.10.3模拟电源柜失电试验，检查失电报警显示正常。5.3.11就地控制（程控）柜调试应符合下列规定：5.3.11.1受电前应确认内部配置符合设计要求，制造厂内部接线正确可靠。初次受电宜在制造厂服务人员到场确认后进行，接地符合设计要求。5.3.11.2受电后各单位应结合设计要求和制造厂说明书完成各自合同范围内的各项功能试验，确认符合设计要求。5.3.11.3带双电源切换的控制柜，应及时投用双路电源。6热控系统调试管理6.1一般规定6.1.1热控系统分系统调试及整套启动试运应分别在试运指挥部下设分部试运组和整套试运组的领导下进行。6.1.2调试工作应按照调试合同，行业规范、规程及集团公司的相关规定执行。6.1.3热控控制策略初步设计完成后项目公司宜聘请有能力的科研或调试单位根据本工程的控制工艺进行优化设计。6.1.4保护、联锁逻辑定值宜由设计单位根据主辅设备制造厂说明书及工艺控制的需求提出，生产单位汇总，由项目公司组织设计、制造、安装、调试、监理、工程建设管理公司、生产以及技术监督机构或第三方基建期技术监督人员等单位的机务、热控人员，针对其与汽轮机、锅炉本体及辅助系统运行工艺的符合性、合理性进行专题审查。典型火电厂热工定值参见附录H。6.1.5机组厂用电受电前，经专题审查后的保护、联锁逻辑应汇编成清册，报生产单位分管领导批准后发布第一版，并交调试单位执行。6.1.6工程建设管理公司应制定工程师站、电子间工作管理规定，定期进行控制软件备份，严禁在控制系统中使用非本系统的软件，未经测试确认的各种软件禁止下载到控制系统中，必须建立有针对性的控制系统防病毒措施，严禁外来储存设备与DCS驳接。6.1.7控制系统的逻辑组态及参数修改、软件的更新与升级和保护联锁信号的临时强置与解除均应履行审批授权及责任人制度。相关工作必须经调总批准后方可进行，且只能由系统专职工程师进行操作，其他任何人员不得以工程师以上级别登陆控制系统。工作完成后系统专职工程师须负责对修改情况作详细记录，记录内容包括修改原因、执行人、修改前情况、修改后情况。6.1.8机组调试期间，宜择机进行设备故障应急处理预案演习，演习可进行实际动作试验，并根据演习结果的评价，完善应急处理预案。6.1.9进行组态下载时，应将控制模件所控制的设备尽可能的全部切至就地手动操作，并隔离该控制模件的所有通信点和强置与之对应的控制模件联锁关系点及相关联控制柜的硬接线点。6.1.10下列工作完成后，应及时按规定验收签证，并作为进入168小时满负荷试运行的必要条件：6.1.10.1保护、联锁、顺控逻辑冷态试验和投运6.1.10.2FSSS冷态调试、热态投运6.1.10.3MFT冷态保护试验、热态投运6.1.10.4ETS冷态试验、热态投运6.1.10.5机电炉大联锁保护试验和投运6.1.10.6DEH冷态调试和仿真试验、热态投运6.1.10.7TSI冷态调试、热态投运6.1.10.8MCS冷态调试、热态投运和扰动试验6.1.10.9CCS投运和负荷变动试验6.1.10.10RB试验6.2分系统调试阶段工作6.2.1重大控制策略的修改，宜由项目公司组织工程建设管理公司、监理单位、设计单位、调试单位、施工单位、生产单位、制造厂等进行专题讨论，并上报试运指挥部批准。6.2.2调试过程中，设备及系统的启动条件不宜临时强置，确需强置的应经调试当班总值和当班运行值长的批准，条件满足时应尽快恢复，并记录在案。6.2.3DCS装置复原应完成下列项目，并达到合同和制造厂说明书提供技术标准。6.2.3.1供电电源、查询电源测试，并进行DCS冗余电源切换时间测试。6.2.3.2检查DCS的接地系统，测试接地电阻和绝缘电阻。6.2.3.3进行全部I/O通道测试，宜在工作站和机柜接线端子排间施加和读取信号。6.2.3.4进行全部模拟量通道、脉冲I/O的精度测试，宜按0%、50%、100%施加和读取信号。6.2.3.5进行全部主控制器的主、副模件切换试验。6.2.4分散控制系统在第一次上电前，应检查两路冗余电源电压，保证电压在允许范围之内。电源为浮空的，还应检查两路电源其零线与零线、火线与火线间静电电压不大于70V。6.2.5对设计屏蔽功能的测点进行信号屏蔽性检查，屏蔽电缆的屏蔽层应单点接地，屏蔽效果应满足设计要求。6.2.6调试过程中，宜进行热控信号报警等级配置方案的综合分析、研究和完善，使之达到对可能发生的事故进行预警的能力。6.2.7DCS中热力参数测量量程应依据设计提供的量程设置，并核对变送器校验量程，确保三者统一，应核对热电阻、热电偶分度号符合设计要求。6.2.8调试过程中应根据制造厂提供的流量计算书，进行相应流量测量结果的核查，并验证流量测量的准确性。6.2.9执行机构在单体调试完成后，应进行联调和操作试验，调节门的联调宜按5%、25%、50%、75%、95%施加信号，并验证线性度在标准范围内。6.2.10调试过程中应择机进行DCS负载状态下的供电电源切换试验，供电电源切换后，控制系统应工作正常，中间数据及累加数据不应丢失。6.2.11调试过程中应择机进行DCS负载状态下的控制器主、副模件切换试验，切换结果应满足任一控制器故障时（包括控制器本体故障、软件出错、通信故障、失去电源等），冗余控制器仍能正常承担控制任务，并满足任一控制器出/入系时，相应的控制系统仍能正常工作，且中间数据及累加数据不应丢失。6.2.12在引风机、送风机、一次风机、给水泵、凝结水泵等辅机自动调节的大功率变频器进行参数整定时，应充分考虑系统电压波动的影响。6.2.13保护、联锁、顺控等逻辑功能校验前，宜根据控制工艺编制保护、联锁、顺控等逻辑功能校验单/卡，参见附录J，并据此进行冷态试验和验收。6.2.14热工保护联锁试验宜采用物理方法进行实际传动，如条件不具备，宜在现场信号源点施加试验信号，汽轮机润滑油系统的保护试验宜采用就地泄油压的方法。6.2.15MCS控制策略宜按控制工艺进行冷态模拟试验，验证方向、回路的正确性。6.2.16汽轮机、锅炉等辅助系统单机/分系统试运时，所有操作应在DCS上进行，相应的保护、联锁逻辑系统宜随机投入，顺序控制系统宜择机投入。6.2.17择机投入相应的MCS，进行相应的扰动试验，需要时，宜进行系统优化和调整。6.2.18电调系统阀门进行位置反馈调整时，阀门应关闭严密，且调节器不出现积分饱和。6.2.19DAS调试的控制要点6.2.19.1与施工单位联合，逐点核对信号取样点和CRT显示位置的正确性，试验信号应在就地施加，并确认“三取一”等信号采样的独立性。6.2.19.2应分别选取不同类型（4-20mA、热电阻、热电偶）、不同距离（远、中、近）的模拟量输入信号，分别在就地施加全量程10％、50％、90％的模拟信号，验证信号传输衰减度，发现问题应进行处理。6.2.19.3在就地远程I/O柜输入段施加模拟量信号，并与CRT上显示值比较，检验远程I/O柜的信号转换和通讯传输的正确性。6.2.19.4测取、计算微压和微差压取样点与变送器物理位差，并进行信号补偿。6.2.20FSSS调试的控制要点6.2.20.1进行MFT条件接入信号检查，各跳闸条件宜采用硬接线接入的方案，信号采样点宜遵守冗余和物理分散（接入点不在同一卡件）的原则。6.2.20.2进行MFT硬回路可靠性检查，跳闸继电器柜应独立于DCS；手动MFT按钮应独立于其他跳闸逻辑，可直接驱动跳闸继电器。6.2.20.3进行MFT保护传动试验，应分别单独进行硬回路和软逻辑回路的模拟试验，应验证各项保护逻辑、首出功能、定值设置的准确性。6.2.20.4火焰检测系统调试前，应根据燃料（油、气）的种类，检查火检探头的适宜性及火检探头安装位置的合理性，并在火检探头处用明火试验其相应能力。6.2.20.5锅炉启动初期，应随燃烧器的逐层启动，进行相应火焰检测系统的初调。6.2.20.6炉膛火焰形成火球时，应对每个火焰检测系统设置的参数进行细调，并在燃烧器启、停时进行验证。安装位置和参数设置应合理，避免火焰检测探头互相“偷窥”。6.2.21SCS调试的控制要点6.2.21.1功能组和功能子组实际步序应满足热力系统工艺流程的要求。6.2.21.2联锁保护条件应优先功能子组条件。6.2.21.3功能子组步序完成条件的引用应符合工艺需求。6.2.21.4功能子组每一步执行时间和等待时间的设置检查与试验、修正，应符合工艺需求。6.2.21.5功能组及功能子组的传动试验前，所涉及的设备单体传动、相应联锁保护功能试验均应完成。6.2.22MCS调试的控制要点6.2.22.1进行执行机构指令跟随检查，按间隔20％的阶跃指令施加，分别开、关动作一次，记录实际反馈值与指令值的偏差值，应不大于3％。6.2.22.2主要调节系统的阀门特性试验应符合DL/T657《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的规定。6.2.22.3检查系统中偏差报警、超驰控制、保护功能、闭锁增/减功能、迫增/降功能等，应满足工艺需求，各种控制方式间的切换应无扰。6.2.22.4各自动系统投入后，宜按DL/T657《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的规定进行动态扰动试验，并满足相关指标。6.2.23DEH调试的控制要点6.2.23.1进行调门线性度检查，按间隔20％的阶跃指令施加，分别开、关动作一次，记录实际反馈值与指令值的偏差值，应不大于2％。6.2.23.2进行转速信号冗余配置、屏蔽、超速保护等功能检查，三个转速信号应分配在三个不同的专用测速卡件，超速保护功能应具备软逻辑和硬回路的两路设置，硬回路应直接送ETS，软逻辑进DEH。6.2.23.3进行阀门快速关闭时间、调门时间常数、速度变动率及迟缓率的测试和转速调节回路开环阶跃响应等测试。6.2.23.4控制功能仿真试验，应分别进行纯仿和混仿试验，应视功能设计，分别进行高压缸启动模式、中压缸启动模式、高、中压缸联合启动模式、ATC启动方式等功能试验，各功能应满足汽轮机组启动控制要求。6.2.24ETS调试的控制要点6.2.24.1进行信号的冗余检查，各个跳闸条件信号均应采用硬接线接入方式，满足冗余设计和分散性原则（接入点不应在同一卡件上）。6.2.24.2进行AST电磁阀供电电源、动作回路冗余等检查，应满足设计要求。6.2.24.3进行润滑油压低、EH油压低、真空低等信号配置检查，进行保护开关回路和试验电磁阀回路的正确性检查，手动停机信号应独立于其他跳闸逻辑，可直接驱动跳闸继电器。6.2.24.4进行系统传动试验，确认各项保护逻辑、启动条件、首出功能、定值设置等正确，且满足工艺要求，润滑油压低、EH油压低、真空低等跳闸信号的动作试验，宜采用泄压等模拟实际动作的方法；跳闸信号，宜在一次测量元件处加模拟信号。6.2.25TSI调试的控制要点6.2.25.1根据轴向位移、高压缸胀差、低压缸胀差探头及前置转换器的校验结果，选择相对线性的区域作为检测段。6.2.25.2进行报警、保护定值和保护逻辑设置的检查，应符合汽轮机制造厂的规定。6.2.26机电炉大联锁试验6.2.26.1机炉电大联锁逻辑应进行专题讨论确定，应根据旁路系统等辅助系统的配置决定联锁保护功能，应遵守设备安全第一的原则，严禁采用停炉不停机的方式。6.2.26.2保护项目应逐条进行试验，并检查SOE记录及首出显示的准确性。6.3整套启动调试阶段工作6.3.1机组启动前，应对事件顺序记录和事故记忆功能、历史数据存储功能、GPS功能等进行全面检查，宜验证系统的负荷率、实时性及抗干扰能力。6.3.2依据设计量程复核DCS中的量程设置，并确保与设计量程、变送器量程的三者统一，并检查变送器液柱修正的正确性。6.3.3机组启动前，宜进行执行机构的复核操作，并配合运行人员进行操作回路正确性和执行机构可操作性的验证。6.3.4依据保护、联锁、顺控等逻辑功能校验单/卡，进行相应功能的复核试验。6.3.5在机组初次启、停过程中，择机进行一次MFT动态试验，试验前应完成试验方案和安全防护措施的编制、审批。6.3.6投入全部MCS，并进行额定工况下的扰动试验，考验MCS响应能力，必要时，进行系统优化和调整。6.3.7投入全部保护、联锁、顺控功能，并择机进行二用一备、一用一备辅机的联锁逻辑动态切换试验，考验联锁及相应系统的响应能力。6.3.8CCS调试的控制要点6.3.8.1进行负荷指令运算回路、负荷迫升、迫降、负荷闭锁、主蒸汽压力回路的检查，应满足控制功能的要求。6.3.8.2按照DL/T657《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的规定进行负荷变动试验和调整，质量指标应符合规程中的品质指标要求。6.3.9一次调频调试的控制要点6.3.9.1检查机组一次调频逻辑、参数设置，考察机组一次调频特性。进行一次调频逻辑、CCS与DEH的频差信号传输等检查，应满足机组一次调频的需求。6.3.9.2分别进行DEH手动方式、DEH功率方式、CCS＋DEH控制方式的一次调频试验及DEH一次调频参数的修正。6.3.10自动发电控制（AGC）调试的控制要点6.3.10.1检查与省/中调的通讯系统、电厂侧各模拟量调节系统的相关参数和AGC逻辑，应满足省/中调调度指令的需求。6.3.10.2根据与电网调度的接口信号协议，分别在DCS侧和电网调度侧模拟或强置相关信号，并在二侧分别确认收到的开关量信号的一致性和模拟量信号的精度，应满足功能AGC的需求。6.3.10.3检查机组负荷上限、负荷下限及变负荷率的设定。6.3.10.4分别进行AGC投退测试、AGC负荷指令越限保护测试、AGC手动升降负荷试验。6.3.11RB调试的控制要点6.3.11.1进行相关控制逻辑、与其他控制系统接口的检查，进行相关参数的设置，进行逻辑功能的冷态模拟试验，验证控制逻辑和机构的准确性。6.3.11.2进行相关辅机的最大出力试验，获取RB状态下的最佳稳定负荷。6.3.11.3进行中负荷状态下的RB试验（预备性试验），验证系统相应能力，必要时进行控制逻辑、参数的修正和完善。6.3.11.4进行高负荷状态下的RB试验，有条件时，可分别