汽机顺控系统调试措施

投标文件新疆伊犁川宁生物技术有限公司1×55MW火电调试工程调试措施PAGEPAGE122西安兴仪启动发电试运有限公司伊犁川宁生物技术有限公司1×55MW火电工程汽机顺控系统调试措施编号：川宁热控-措施-003编制：审核：批准：西安兴仪启动发电试运有限公司2013年1月大唐三门峡发电有限责任公司2×600MW#3机组电气顺控方案西安兴仪启动发电试运有限公司第10页共12页西安兴仪启动发电试运有限公司目录设备及系统概述编制依据联锁保护清单组织与分工调试前应具备的条件调试范围调试项目和程序调试质量的检验标准安全注意事项

1.设备及系统概述1.1设备概述：伊犁川宁生物技术有限公司1×55MW火力发电机组工程，由新疆电力设计院总承包，新疆昆仑工程监理有限责任公司监理，吉林电建总公司负责安装标段施工，西安兴仪启动发电试运有限公司负责机组调试。锅炉由华西能源工业股份有限公司制造；汽轮机由东方电气集团东方汽轮机有限公司制造；发电机由山东济南发电设备厂有限公司制造。本工程（55MW机组）分散控制系统（以下简称DCS系统）由成都新华控制工程有限公司总承，系统硬件采用成都新华控制工程有限公司提供的XDPS-400e系统。DCS系统的监视和控制范围为锅炉、汽轮机、发电机的热力系统及辅机，高低压厂用电系统，同时对UPS电源、110V直流电源系统的部分主要参数进行数据采集和监视。根据软件功能主要分为：模拟量控制系统(MCS)，炉膛安全监控系统(FSSS)，顺序控制系统(SCS)，数据采集及监视系统(DAS)，电气控制系统(ECS)。1.2系统概述汽机顺控系统由B05、B06继电器柜四面机柜组成，包括AI、DI、RTD、DO等控制模块和CPU控制器等。2.编制依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009年版）》2.2《火电工程启动调试工作规定》2.3《电力建设施工及验收技术规范》热工调试部分2.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》热工部分2.5《新疆伊犁川宁生物技术有限公司1×55MW火电调试工程调试大纲》2.6《新疆伊犁川宁生物技术有限公司1×55MW火电工程设计施工图》2.7《电力工业技术管理法规》2.8《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》2.9《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》3.联锁保护清单此清单的控制逻辑依据原设计编写，调试中若有修改，以修改后为准。3.1抽气门（逆止门，电动门）汽机跳闸（关闭一段到五段气动逆止门）。OPC跳闸，同时关闭一段到五段气动逆止门。高加解列关一段，二段的抽气电动门，气动逆止门。3.2射水泵保护开：联锁投入，另外一台跳闸或者真空压力0.023KPA，3.3循环水增压水泵启允许：凝汽器左侧循环水进口压力大于0.05MPa保护开：联锁投入，另外一台水泵跳闸；给泵出口压力小于0.08MPa3.4给水泵液偶辅助油泵，保护开：给水泵投备用启油泵；联锁投入，给水泵开关跳闸；两台相互联锁；给水泵运行且润滑油压力小于0.06MPa。关允许：给水泵停止保持1200秒后；给水泵运行且润滑油压力大于0.15MPa。3.5给水泵启允许：电机定子绕组温度小于130度（三取二），电机前径向轴承温度小于70度（单点）给水泵驱动端径向轴承温度小于65度，给水泵液偶小于5%，给水泵润滑油压力大于0.04MPa.；管道循环门全开；给水泵A液力偶合器工作油冷却器出口油温大于50度；除氧器水位不低于Ⅰ值（500mm）。电动出口门全关或电泵投备用。保护开：联锁投入且油泵运行，另外一台给水泵跳闸；给水母管压力小于10MPa。保护关：给水泵保护动作，（电气保护）2、给水泵润滑油压力小于0.04MPa.3、入口压力低0.04MPa.4、润滑油温度大于70度5、液偶工作油温度大于70度6、除氧器水位低Ⅰ值（500mm）三取二7、轴承温度大于100度(单点)，延时2S8、泵运行且出口门关，管道循环门未全开。3.6顶轴油泵，启允许：入口油压大于2MPa.保护开：联锁投入，另外一台已运行且顶轴油总管压力小于10MPa。另外一台跳闸联启。另外一台已停机且汽机转速小于500r/min。3.7高压启动油泵保护开，联锁投入，汽机转速小于2800r/min；主油泵出口压力低于1.0MPa。3.8交流润滑油泵保护开，联锁投入，润滑油压力低于0.02MPa，（开关量来）低Ⅱ;3.9直流油泵保护开，联锁投入，润滑油压力低于0.05MPa，（开关量来）低Ⅲ值。3.10凝结水泵启允许：电机定子绕组温度小于130度（三取二），电机前径向轴承温度小于70度（单点）再循环调门大于90%或投备用。凝汽器水位不低90mm。保护开：母管出口压力低于0.05MPa，联锁启另外一台。跳闸联锁启备用泵。保护关：电机前径向轴承温度大于100度（单点）泵已启动5S且出口门在关位。凝汽器水位低于90mm。3.11，凝结水泵出口电动门联开：泵启动联开出口门，（长脉冲）。投备用联开出口门，（长脉冲）。联关：跳闸或者停泵联关出口门。3.12低加疏水泵开允许：低加疏水泵轴承温度小于70度。泵前调门保护开：联锁投入，一台跳闸，投入备用。保护关：承温度大于于90度。3.13汽机危急疏水系统逻辑#1高加紧急疏水阀强制开启条件：#1高加水位高一值（380mm）且高二值（400mm）发生时；#2高加紧急疏水阀强制开启条件：#2高加水位高一值（380mm）且高二值（400mm）发生时；#4低加紧急疏水阀强制开启条件：#4低加水位高一值（380mm）且高二值（400mm）发生时；#5低加紧急疏水阀强制开启条件：#5加水位高一值（380mm）且高二值（400mm）发生时；#6低加紧急疏水阀强制开启条件：#6加水位高一值（380mm）且高二值（400mm）发生时；3.14高加旁路控制电磁阀保护开：高Ⅱ值开且高Ⅲ值开。高加解列。（水位高Ⅱ且高Ⅲ值）凝结水管道电磁阀：常开。轴风风机：联锁投入，跳闸投备用。除盐水泵：联锁投入，跳闸投备用。3.15循环水泵启允许：电机定子绕组温度小于130度（三取二），电机前径向轴承温度小于70度（单点）门开度达到15%或投备用。油温大于30度。前池水位大于8m.保护开：联锁投入母管出口压力低于0.05MPa，联锁启另外一台。跳闸联锁启备用泵。保护关：电机前径向轴承温度大于100度（单点）泵已启动5S且出口门在关位。75%停泵，（取开关量）3.16除氧器：溢流门保护开：高Ⅱ值开,保护关：高Ⅰ值关.（三取二）.事故门保护开：高Ⅲ值，保护关：高Ⅰ值关。（三取二）.后气缸减温水保护开：温度高于80度开保护关：低50度关。4.组织与分工依据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009年版）》。建设单位：全面协助试运指挥部及分部试运组做好试运中的指挥管理工作，协调各方关系，解决有关问题。提供联锁保护整定值和设备启停操作。总包单位：做好机组启动试运全过程的组织管理。负责组织由设备供货商或其他承包单位负责的调试项目的实施及验收。负责为各参建单位提供设计和设备文件及资料。施工单位：为分部试运牵头单位。完成启动所需要的设备及临时设施的施工；负责现场的安全、消防、消缺、检修工作。调试单位：负责系统调试阶段的组织工作，编制相关的调试措施；提出技术问题的解决方案或建议；进行技术交底和现场指导；编写调试报告。监理单位：检查本措施的实施，协调验收签证工作。本措施未涉及的部分按运行规程执行。5.调试前应具备的条件5.1控制设备安装、接线工作基本结束。就地设备一次元件调校结束，电源正式投入、信号送至机柜。5.2系统设备相关资料提供给调试人员。5.3分散控制系统上各控制站已安装完毕，网络已能正常通讯，系统组态已安装完毕。5.4现场照明良好满足调试需要。现场空调系统正常投运，温度及湿度满足厂家要求。6.调试范围6.1汽机顺控系统是DCS的一部分,顺序控制设计分三级：功能组级、子功能组级及执行级控制，SCS的调试范围包括各功能组能够实现机组起停控制及各子功能组的启、停能够独立进行，还可对子功能组内各执行级进行单独控制。SCS还能够完成功能组、子功能组、执行级的联锁、保护、程序修改、运行状态监视等功能。6.2机柜至现场设备接线、就地设备调试等工作由施工单位完成。7.调试项目和程序7.1认真查看逻辑框图，对不符合现场运行规程的经讨论提出修改意见，并对照,组态逻辑图，并下装到控制器中，做好调试前准备工作。7.2在工程师站上进行画面检查，系统画面符合现场工艺流程，符合现场运行习惯；对操作端逐一检查，保证同控制逻辑的一致。7.3控制柜硬件及外部电缆接线检查7.3.1机柜内部摸件型号。数量检查并确定是否正确。7.3.2检查机柜柜间及电源系统是否良好，电源接线是否正确。7.3.3检查机柜外壳及交直流接地系统，确认连接是否正确，接地电阻是否满足要求。7.4机柜通电检查7.4.1机柜所有电源开关置于断路位退出机柜内所有模件。7.4.2合总电源开关，依次合分电源开关，测量空载电压，电压值应满足技术规定要求。7.4.3逐块插入机柜模件并检查模件工作状态。7.4.4测量负载电压值是否合格。7.4.5做带负荷电源切换实验，保证在一路电源失去时备用电源仍然可保证系统安全。7.5.机柜通道校验7.5.1对AI信号使用信号源在机柜端子处模拟，进行信号输入，在操作员站上检查信号的正确性及精度，满足技术协议要求。7.5.2对DI信号在机柜端子处模拟，短接端子，输入信号正确。7.5.3对DO及AO信号，从操作员站发出指令，检查继电器动作是否正确，检查输出端子处模拟量信号的正确性及精度。7.5.4做好记录并提交完整的通道校验报告。如厂家有出厂报告以厂家报告为准，现场不再进行精度校验及提供报告。7.5.7做好纪录并提交完整的通道校验报告。7.6系统静态调试的步骤及方法7.6.1.测点检查7.6.1.1使用信号源在就地元件处进行模拟（或由控制系统内部进行模拟），进行信号输入。7.6.1.2使用模拟板或将外部设备就地控制回路打在实验位，对输入信号进行核查。7.6.1.3以操作员站发出指令，核实各级逻辑情况及报警事故追忆情况。7.6.1.7对各种情况及操作进行详细记录，发现问题提出修改报告。7.6.2.一次元件校验确认7.6.2.1对系统内模拟量一次元件按相应规程调校后结果进行确认。7.6.2.2对系统内开关量一次元件按相应规程调校后结果进行确认。7.6.3.驱动级的传动对阀门传动时，直接进行开关试验，检查开关回路及反馈信号是否正确，并纪录阀门的开关时间。对马达传动时，先将电气开关柜置于试验位及远方位，在操作员站上进行各项操作，DO指令及DI反馈均正常，操作员站上各项画面显示正确。在传动连锁保护时，重要的保护信号应从就地加信号，其它输入信号可从PCU柜的端子排加入进行静态模拟。要求各设备动作正确，符合逻辑设计及现场运行要求。7.6.7.子功能组及顺控子系统的传动在驱动级传动试验结束后，进行子功能组及顺控子系统的传动。检查各驱动级是否可投入自动模式，检查各驱动级及子功能组的启停允许条件是否具备，以保证能进行传动试验。在操作员站上操作各功能组,确认各步顺序正确,各设备动作无误。通过传动试验，检查组态是否正确，确保子功能组及顺控可正常投入使用。7.7系统动态调试的步骤及方法7.7.1向运行人员对各系统的控制逻辑进行技术交底。7.7.2现场设备投运后，投入各项保护。7.7.3现场设备投运后，投入各功能组。7.7.4168小时试运。7.7.5移交运行。7.7.6.移交各种调试记录和总结。7.8调试项目7.8.1给水及(高低压)除氧加热系统：其中包括电泵、电泵润滑油泵、电动给水泵出口电动门、电动给水泵出口旁路电动门、电动给水泵再循环流量电磁阀、热网补水泵、＃5A(B)低加事故疏水水位断阀电磁阀、除氧器溢留阀等；7.8.2汽机氢水油系统：其中包括发电机定子空冷系统、发电机润滑油事故油泵、辅助油泵、高压油泵、顶轴油泵、排烟风机、主油箱加热器等。7.8.3凝结水系统：其中包括疏水泵、凝结水泵、凝结水管路阀门等。7.8.4凝汽器与真空系统：其中包括低压缸喷水阀电磁阀、凝汽器事故放水门电磁阀等，真空系统包括真空泵、空冷风机等。7.8.5汽机轴封系统：其中包括汽机高压汽源至轴封调节器电动门、高压汽源旁路电动门、三通分流阀电磁阀、事故排油阀、轴封风机等。7.8.6低压加热器系统：其中包括低加事故疏水水位阀电磁阀等。7.8.7高压加热器系统：其中包括高加抽汽电动门、抽汽逆止阀、高加疏水阀、抽气管道疏水阀门等。7.8.8汽机疏水系统：其中包括高压缸、主蒸汽、排汽管道、疏水阀门、变频疏水泵等。7.8.9循环水系统：包括工业水泵,循环水泵、碟阀电磁阀、润滑油辅助油泵、润滑水泵。7.8.10汽机蒸汽抽汽系统：各逆止门及相应管路疏水阀。8.调试质量的检验标准见《火电工程