1、 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组热控专业调试报告 二 一 五 年 三 月二 一 五 年 三 月 目 录 1 2 号机组热工专业总体调试报告.1 2 2 号机组数据采集系统调试报告.23 3 2 号机组模拟量控制系统调试报告.35 4 2 号机组炉膛安全监控系统调试报告.63 5 2 号机组汽轮机危急跳闸系统调试报告.81 6 2 号机组锅炉顺序控制系统调试报告.90 7 2 号机组汽机顺序控制系统调试报告.102 8 2 号机组小机数字电液控制系统调试报告.121 9 2 号机组汽轮机数字电液控制系统调试报告.128 10 2 号机组汽轮机监视仪表系统调试报告.139 11 2 2、号机组电气控制系统调试报告.150 12 2 号机组脱硫脱销系统调试报告.158 13 2 号机组 RB 试验报告.173 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组热控专业总体调试报告 二二 一一 五五 年年 三三 月月 摘 要 本调试报告主要对热控 DCS 系统的各个方面进行介绍，同时对热工控制对象、控制范围、调试过程及相应问题的解决办法一一作了说明。经机组分系统试运及整套启动试运考验，应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组热控各系统运行稳定，联锁保护动作正确合理，数据指示准确，顺序控制功能满足运行要求，调节系统工作正常，各项被调参数控制稳定、准确、快速。机组在 168 小时满负荷3、试运期间，自动投入率 100，保护投入率 100，DCS 主要测点投入率 100，调试项目全部达到优良，热控各系统已连续、平稳投入运行。关键词关键词：超临界机组；调试；热控 目 录 1 工程规模及主要设备规范.1 2 热工自动化水平、控制室布置和自动化功能.3 3 热控主要系统供应厂商.8 4 调试内容和条件.8 5 热控专业调试概况.9 6 结论.10 7 附录.10 1 1 工程规模及主要设备规范 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组为超临界燃煤发电机组。工程设计单位为中南电力设计院，工程监理单位为江西诚达监理公司，主体施工单位为湖北省电力建设第二工程公司，西安热工研究院有限公司负4、责 2 号机组的分系统及整套启动调试工作。1.1 锅炉 2 号机组锅炉采用东方锅炉厂生产的 DG1131/25.4-2 型超临界锅炉，一次中间再热、平衡通风、露天布置、单炉膛、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、固态排渣、全钢构架、前后墙对冲燃烧的全悬吊结构型锅炉，同步上 SCR 脱硝装置。炉顶设轻型防雨屋盖。联合侧煤仓布置，空气预热器采用拉出式布置方式。锅炉主要设计参数见表 1。表 1 锅炉主要设计参数 名 称 单位 B-MCR BRL 锅炉蒸发量 t/h 1130.31 1076.49 过热器出口蒸汽压力 MPa(g)25.4 25.28 过热器出口蒸汽温度 571 571 再热蒸汽5、流量 t/h 964.22 915.50 再热器进口蒸汽压力 MPa(g)4.72 4.49 再热器出口蒸汽压力 MPa(g)4.53 4.30 再热器进口蒸汽温度 327 322 再热器出口蒸汽温度 569 569 省煤器进口给水温度 285 281 1.2 汽轮机 2号 机 组 汽 轮 机 为 上 海 电 气 集 团 上 海 汽 轮 机 有 限 公 司 生 产 的CC350-24.2/4.05/1.3/566/566 型超临界、一次中间再热、三缸两排汽抽凝式机组。汽轮机调节控制系统（DEH）由上海汽轮机厂自行设计生产，汽轮机的启动方式为高中压缸联合启动。主要技术参数见表 2。表 2 汽轮机6、主要技术参数 项目 单位 数据 型号 CC350-24.2/4.05/1.3/566/566 2 项目 单位 数据 型式 超临界、一次中间再热、单轴、三缸双排汽、湿冷、双抽汽凝汽式汽轮机 额定功率(TRL 工况)MW 350 最大功率(VWO 工况)MW 383.667 额定转速 r/min 3000 旋转方向 顺时针（从汽轮机向发电机看）额定主蒸汽参数(高压主汽阀前)主蒸汽压力 MPa(a)24.2 主蒸汽温度 566 主蒸汽流量 t/h 1076.49 主蒸汽最大进汽量：t/h 1130.31 额定再热蒸汽参数(中压联合汽阀前)再热蒸汽压力 MPa(a)4.099 再热蒸汽温度 566 再7、热蒸汽流量：t/h 915.496 额定高压缸排汽压力 MPa(a)4.6799 低压缸排汽压力 kPa(a)6.1 设计循环冷却水温度 24 设计背压 kPa(a)6.1 THA 工况热耗 kJ/kWh 7767.3 回热级数 8 级 回热系统 三高、四低、一除氧 额定给水温度 282.7 调节控制系统型式 DEH 启动及运行方式 高中压缸启动 最大允许系统周波摆动 Hz 48.551.5 空负荷时额定转速波动 r/min 1 噪音水平 dB（A）85 通过临界转速时轴颈相对振动值 Mm 0.2 通流级数 37 高压部分级数 1+14 中压部分级数 10 3 项目 单位 数据 低压部分级数 8、2 6 末级动叶片长度 Mm 905 盘车转速 r/min 2.51 汽轮机总内效率(THA 工况)%汽轮机总长（包括罩壳）M 21 汽轮机本体总重 Kg 905000 设备最高点距运转层的高度 Mm 1070 1.3 发电机 发电机为水氢氢冷却、静态励磁发电机。采用上海电气集团股份有限公司产品。主要技术参数见表 3。表 3 发电机技术参数 编号 项 目 单 位 数 据 1 额定容量 MVA 412 2 额定功率 MW 350 3 额定频率 HZ 50 4 额定转速 r/min 3000 5 额定氢压 MPa(g)0.41 6 效率(保证值)98.9%7 漏氢量(保证值)N3m/24h 10 9、8 汽轮发电机组噪声水平(距外壳 1m 处)dB(A)88 2 热工自动化水平、控制室布置和自动化功能 2.1 热工自动化水平 1)机组的自动控制系统功能完善，可靠性高，具有最大的可用性和可扩展性，便于操作和维护，能满足机组安全经济运行的要求。2)采用分散控制系统（DCS）实现对单元机组主、辅机及系统的监测、控制、报警、联锁保护、诊断、机组启/停、正常运行操作、事故处理和操作指导等功能。以操作员站和大屏幕显示器作为机组的主要监视和控制手段，设置少量必要的紧急事故停止和启动按钮，以便在 DCS 出现故障时，确保机组安全停运。3)单元控制室内可进行所有自动控制、远方手操和运行监视。机组运行人员在少10、量就地人员的配合下可在单元控制室内实现整套机组的启停操作和事故处理。4)本期工程顺控按功能组级、子组级、执行级设计，对主要辅机及相关系统中的设备进行顺序操作。4 2.2 热工自动化功能 机组自动化控制系统按功能要求可分为如下系统：DCS分散控制系统：包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、顺序控制系统（SCS）、小机电液控制系统（MEH）等；DEH汽机数字电液控制系统；TSI 汽机安全监测仪表装置；ETS汽机危急跳闸系统。以上各系统和装置组成一个完整的机组自动化系统，实现对整个机组的运行监视、报警、控制和保护等功能，以满足整个机组安全、可靠及经济运行11、的要求。2.2.1 分散控制系统（DCS）应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组的分散控制系统（DCS）采用上海福克斯波罗有限公司（以下简称：FOXBORO 公司）的 DCS 系统。两台单元机组的控制和监视分别采用 2 套分散控制系统（DCS），公用部分的监控设在 2 号机组。1)数据采集系统（DAS）数据采集是分散控制系统的一项基本功能，采集和处理机组运行所需的全部数据，进行监视、显示、计算、报警和记录，以维持机组安全、经济运行。数据采集系统主要功能有：(1).按照规定的扫描周期，完成工艺过程变量的采集和处理。过程变量包括一次参数（如压力、温度、流量、液位等），二次参数（如平均值、差值12、变化率、效率等）以及设备运行状态。对过程变量的处理包括：正确性判断、非线性校正、数字滤波、热电偶冷端补偿及开路检查、工程单位变换、开关量的有效性检查等等。(2).报警监视。可以对任一输入过程变量或计算值进行限值检查，按时间顺序以及优先级显示和打印报警。(3).LCD 显示。在 LCD 上可显示系统流程图、控制和调节对象、趋势图、棒状图、报警页面、操作指导画面等。(4).制表打印。可按预定的时间间隔或预定事件自动启动打印，也可人工请求打印。报表和记录内容包括：定时报表、报警记录、设备运行状态记录、运行员操作记录、事故追忆记录、事故顺序记录（SOE）、历史数据记录、烟气监视记录等。(5).历史数13、据存贮和检索。为了便于对电厂设备及其性能进行长期管理分析，至少 500 点参数定期存入大容量存贮器中。采用可读写光盘用于数据的长期保存。2)模拟量控制系统（MCS）锅炉和汽机作为一个整体进行控制，充分利用各自的特性，使机组快速响应负荷；同时保证机炉之间的能量平衡，不断消除运行中的各种扰动，使运行参数达到最佳工况。在机组发生异常工况时，能保证各子系统之间相互配合，切换到安全状 5 态，不致产生严重后果。协调控制系统具有机炉协调、锅炉跟随和汽机跟随多种自动方案，以在最大程度上满足系统各种工况下的自动化要求，充分发挥热力系统的出力。控制系统设置自动发电控制（AGC）接口，满足电网负荷自动调度的需要。14、单元机组模拟量控制系统包括下列主要调节回路：（1）机炉协调控制；（2）锅炉跟随控制；（3）汽机跟随控制；（4）水煤比控制；（5）燃料主控调节；（6）锅炉给水流量调节；（7）氧量调节及总风量调节；（8）炉膛负压调节；（9）一次风母管压力调节；（10）给煤机煤量调节；（11）磨煤机一次风量调节；（12）磨煤机出口温度调节；（13）磨煤机分离器控制；（14）二次风挡板控制；（15）过热蒸汽温度调节；（16）再热蒸汽温度调节；（17）高压旁路阀压力、温度调节；（18）低压旁路阀压力、温度调节；（19）凝汽器水位调节；（20）除氧器水位调节；（21）高、低加水位调节；（22）其它单回路自动控制。2.2.15、2 顺序控制系统（SCS）随着单机容量的提高，辅机控制的复杂性和频繁程度都在增加，为了减少误操作的可能性，根据机组设备和运行要求，对机、炉主要辅机系统采用顺序启停控制。本期工程主要采用功能组级和子组级程序控制，通过操作员站发出一个成组启停指令，实现功能组级和子组级中所有设备的顺序启停控制。顺序控制具有下列功能：顺序执行过程中发生故障时自动中断程序，报警并使设备处于安全状态；LCD 上能显示操作指导、设备和顺序执行状态以及各种报警信息。6 单元机组功能组级和子组级主要顺序控制项目有：炉膛吹扫、油系统泄漏试验；点火油枪控制；空预器吹灰；炉膛短吹；尾部烟道长吹及半长吹；SCR 声波吹灰。2.2.3 16、炉膛安全监控系统（FSSS）炉膛安全监控系统由 DCS 实现。系统具有点火油枪和磨煤机点火许可条件的自检功能，条件不满足时禁止向炉膛投入燃料；当检测到火焰丧失时，燃烧器自动切除。运行人员通过操作员站对各个被控对象进行监视和控制。FSSS 具有下列功能：炉膛吹扫；油系统泄漏试验；点火油枪控制；火焰检测及熄火保护；磨煤机和给煤机控制；燃油跳闸（OFT）保护；主燃料跳闸（MFT）保护；快速减负荷（Run Back）。2.2.4 汽机数字式电液控制系统（DEH）汽轮机数字式电液控制系统（DEH）由上海汽轮机厂配套提供，DEH 采用与 DCS一体化的控制系统。DEH 主要任务是控制汽机的转速和负荷，对汽17、轮机运行工况进行监视控制，同时参加电网调频，确保汽机安全、经济、可靠运行。DEH 的主要功能如下：转速控制；热应力计算及寿命消耗计算；汽机自动控制（ATC）；阀门管理；阀门在线试验；超速保护；汽机运行工况监视。2.2.5 汽机危急跳闸系统（ETS）汽机危急跳闸系统（ETS）由上海汽轮机厂配套提供，采用与 DCS 一体化的控 7 制系统。ETS 系统监视汽机的重要运行参数，当这些参数超过其运行极限值时，迅速关闭全部汽机蒸汽进汽阀，强迫汽机紧急跳闸停机，ETS 还可进行在线跳闸试验。汽轮机设有以下跳闸保护项目：EH 油压低低；润滑油压低低；AST 油压低；DEH 超速；电磁阀失电；发电机保护 1 18、动作；发电机保护 2 动作；手动停机；真空低低；轴向位移过大；轴承振动过大；转子高或低胀差过大；锅炉 MFT；DEH 跳机；高压缸排汽压力高；就地手动停机；发电机断水保护。2.2.6 汽机本体监测仪表（TSI）汽机本体监测仪表装置对汽机转子、汽缸及轴承的重要机械运行参数进行连续监测并输出信号至 DEH 和保护系统中进行监视和保护。TSI 的监视项目包括：每个轴轴振和轴承盖振动（X-Y 双坐标）；高压缸差胀；低压缸差胀；缸胀 汽机转速；汽机零转速 汽机键相；汽机偏心；轴向位移。2.2.7 给水泵汽轮机电液控制系统（MEH）及小机本体监测仪表（TSI）MEH 采用与机组 DCS 一体化设计，MEH19、 系统具有下列功能：8 给水泵转速控制；给水泵汽机跳闸保护。给水泵汽轮机本体监测仪表（TSI）随给水泵汽轮机成套配供，主要项目包括：给水泵汽轮机转速；轴向位移；轴振动(包括给水泵轴振动)；键相；偏心。2.2.8 机组保护系统 保护系统的功能是从机组整体要求考虑，对机炉电运行中出现的异常工况进行及时处理，并对可能出现的异常运行情况、操作人员误操作进行限制及闭锁，保证人身及设备的安全。设置的保护项目有：机组大联锁保护；MFT(在 FSSS 中实现)；ETS(汽机厂配套)；各重要辅机保护（在 DCS 中实现）。3 热控主要系统供应厂商 3.1 DCS系统 采用上海福克斯波罗有限公司的 DCS 系统。20、3.2 其它系统 1)DEH 由上海汽轮机厂配套供货，采用福克斯波罗有限公司的控制系统。2)ETS 由上海汽轮机厂配套供货，采用福克斯波罗有限公司的控制系统。3)汽机 TSI 由上海汽轮机厂配套供货，艾默生 CSI6500 系列汽轮机组安全监视仪表系统。4)给水泵汽轮机 TSI 由青岛捷能汽轮机厂配套供货，采用艾默生 CSI6500 系列汽轮机组安全监视仪表系统。5)小汽轮机 MEH 系统与 DCS 一体化设计，采用福克斯波罗有限公司的控制系统。4 调试内容和条件 4.1 调试工作内容和范围 调试工作遵循火力发电建设工程机组调试技术规范和应城“上大压小”热电联产新建工程 1、2 号机组调试合同21、以及相关调试规范执行。调试范围包括 9 DAS、MCS、FSSS、SCS、DEH、MEH、TSI、ETS 等系统的分系统调试和整套启动调试，使上述各系统的保护、自动投入率、控制质量等均达到新启规的要求。4.2 调试所使用仪器仪表（见表4）表 4 调试所用仪器仪表 序号 专业 仪器名称 型号 仪器编号 检验情况 1 热工 环路校准仪 FLUKE726 9918031 有检定证书 2 热工 高精度多功能过程校准仪 FLUKE744 8570002 有检定证书 4.3 分系统调试 分系统调试是基建调试中“分部试运阶段”的一个部分，从单体调试合格后开始，至整套启动试运开始为止。主要工作内容如下：1)D22、CS 系统上电、通道校验；2)DCS 系统装置和设备硬件、基本软件的调试；3)进入 DCS 端子柜 I/O 信号的检查和调校，包括温度信号的校正、量程设定、报警限值以及必要的补偿计算等等；4)控制逻辑和控制回路的检查、模拟试验，控制方式、监控等功能的调试，动、静态参数的设置；5)部分子系统的投运。例如在锅炉点火吹管过程，投运 FSSS 的油枪系统、等离子点火系统、制粉系统、烟风系统等。4.4 整套启动调试 整套启动调试是从炉、机、电第一次联合整套启动的锅炉点火开始，到完成 168小时满负荷试运为止。主要工作内容如下：1)DAS、FSSS、SCS 各项功能的投运和考核；2)MCS、DEH、MEH23、 各控制回路投入自动，为此要做对象动态特性的测试，定值扰动，动态参数整定；负荷扰动，品质考核。DEH 还将进行阀门管理、阀门活动、超速保护等试验；3)故障、缺陷的检查和处理；4)与其他专业的调试进行配合。5 热控专业调试概况 2 号机组热控专业调试工作自 2014 年 6 月 DCS 系统受电开始，经单体传动、分部试运、整套启动试运过程，于 2014 年 12 月 31 日机组进入整套试运，2015 年 01月 11 日 11 时 18 分进入 168 小时试运，2015 年 01 月 18 日 11 时 18 分 168 小时试运结束。10 各控制系统受电、硬件恢复和软件下载由设备供应商派出24、的工程师负责，调试人员协助进行，其他阶段的系统调试由调试方完成。但设计阶段未完成的工作由组态分包商完成，如报表格式、通讯接口等。在试运初期，热工专业对现场的控制逻辑进行分析，以热力系统为分类原则采用文字的方式编写了各系统联锁保护试验单。这样做的目的，可以使机组运行人员、机务调试人员对控制系统的逻辑更容易理解，对于不合理的逻辑做出正确的判断，分工负责，层层把关，使每个系统调试有条不紊。为保证机组启动调试顺利进行，不走弯路，联锁保护试验单中详细阐述了每个系统的控制功能，以此为基础召集运行人员、检修人员、调试人员、组态设计人员对控制功能集中讨论，并形成最终方案。这样做，既保证了调试顺利进行，又保证了25、设备安全运行，有效地防止了保护系统误动、拒动，提前完成调试任务。为满足超临界机组运行控制要求，调试过程中对模拟量控制回路进行了全面的检查及试验，特别是对机组协调、锅炉主控、汽机主控、给水控制、燃料控制、水煤比控制、引风机控制、送风机控制、一次风机控制等主要回路的控制策略重新进行了回路设计及控制逻辑组态。随着热力系统试运，热工自动调节系统逐步具备投入条件，热工调试人员将控制系统及时投入自动方式运行，机组在进入 168 小时满负荷试运期间，自动投入率达 100，保护投入率 100，机组主要测点投入率 100。在机组带大负荷期间，协调控制系统、给水控制系统、汽温控制系统投入运行，负荷升降均采用自动方26、式，负荷变化快速、平稳，机组运行参数稳定。6 结论 在应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组各热控系统调试过程中，按照 2 号机组调试范围及试运进度的要求，调试单位完成了各个控制系统的检查、试验、投运及优化调整等各项工作，经 2 号机组分系统及整套启动试运过程检验表明：各控制系统运行稳定、功能及性能符合设计要求，测点及设备状态指示准确，各项参数报警符合运行要求，被控设备远动正确，主机保护及辅机联锁保护功能完善且动作正确，各项自动调节装置投入正常、调节性能满足规定及要求。2 号机组各控制系统性能及功能均符合各项规定及要求，经检验评定符合标准要求，满足机组安全、可靠、稳定运行的要求 7 附录27、 附录 1 2 号机组保护装置投入情况统计表 附录 2 2 号机组自动装置投入情况统计表 11 附录1 2号机组保护投入情况统计表 序号 保护系统 名称 项目名称 设计套数 投运套数 投入率 投入情况 1 锅炉 主保护 所有引风机停止 20 20 100%投入 2 所有送风机停止 投入 3 炉膛压力高高高 投入 4 炉膛压力低低低 投入 5 MFT 电源失去 投入 6 所有空预器跳闸 投入 7 手动 MFT 投入 8 总风量30%投入 15 全部燃料丧失 投入 16 高负荷时一次风机全跳 投入 17 炉膛火焰丧失 投入 18 点火延迟 投入 19 三次点火失败 投入 20 脱硫请求 MFT 投28、入 21 OFT 燃油母管压力低低 4 4 100%投入 22 燃油进油快关阀未开 投入 23 MFT 投入 24 燃油回油快关阀未开 投入 25 油燃烧器 MFT 7 16 7 16 100%投入 26 OFT 投入 27 油枪推进失败 投入 28 点火枪推进失败 投入 29 点火枪点火失败 投入 30 油阀打开失败 投入 12 序号 保护系统 名称 项目名称 设计套数 投运套数 投入率 投入情况 31 燃烧器投入失败 投入 32 送风机 A 送风机温度保护 5 5 100%投入 33 送风机运行且出口门关 投入 34 送、引风机均运行引风机 A 停 投入 35 引风机全停 投入 36 MF29、T 20s 后炉压高高高 投入 37 送风机 B 送风机温度保护 4 4 100%投入 38 送风机运行且出口门关 投入 39 送、引风机均运行引风机 B 停 投入 40 引风机全停 投入 41 引风机 A 引风机温度保护 5 5 100%投入 42 送、引风机均运行送风机 A 停 投入 43 油泵运行且控制油压低 投入 44 引风机 A 运行且入口门或出口挡板关 投入 45 MFT 延时 20s 炉压低低低 投入 46 引风机 B 引风机温度保护 4 4 100%投入 47 送、引风机均运行送风机 B 停 投入 48 油泵运行且控制油压低 投入 49 引风机 B 运行且入口门或出口挡板关 投30、入 50 一次风机 A 温度跳闸 3 3 100%投入 51 一次风机运行且出口挡板关 投入 52 MFT 投入 53 一次风机 B 温度跳闸 3 3 100%投入 54 一次风机运行且出口挡板关 投入 55 MFT 投入 56 密封风机 A 密封风机 A 运行且出口门关 2 2 100%投入 57 一次风机全停 投入 58 密封风机 B 密封风机 B 运行且出口门关 2 2 100%投入 59 一次风机全停 投入 60 引风机 A 油引风机 A 油箱油温低 3 3 100%投入 13 序号 保护系统 名称 项目名称 设计套数 投运套数 投入率 投入情况 61 站冷却油泵 引风机 A 油箱油位31、低低 投入 62 引风机 A 油站 1 号、2 号油泵全停 投入 63 引风机 B 油站冷却油泵 引风机 B 油箱油温低 3 3 100%投入 64 引风机 B 油箱油位低低 投入 65 引风机 B 油站 1 号、2 号油泵全停 投入 66 等离子 MFT 4 5 4 5 100%投入 67 启弧成功出口风粉门关 投入 68 风压不满足 投入 69 水压不满足 投入 70 等离子模式磨煤机跳闸 投入 71 磨煤机 A 磨煤机 A 出口门全部关闭 9 9 100%投入 72 一次风机全部停运 投入 73 A 层煤燃烧器火焰丧失 投入 74 磨煤机油系统不满足 投入 75 磨煤机一次风与密封风压差32、低 投入 76 磨煤机电机轴承温度高 投入 77 磨煤机出口温度高高高 投入 78 等离子模式且成功拉弧数量 2 投入 79 MFT 投入 80 磨煤机 B 磨煤机 B 出口门全部关闭 9 9 100%投入 81 一次风机全部停运 投入 82 B 层煤燃烧器火焰丧失 投入 83 磨煤机油系统不满足 投入 84 磨煤机一次风与密封风压差低 投入 85 磨煤机电机轴承温度高 投入 86 磨煤机出口温度高高高 投入 87 RB 投入 88 MFT 投入 89 磨煤机 C 磨煤机 C 出口门全部关闭 9 9 100%投入 90 一次风机全部停运 投入 91 C 层煤燃烧器火焰丧失 投入 14 序号 保33、护系统 名称 项目名称 设计套数 投运套数 投入率 投入情况 92 磨煤机油系统不满足 投入 93 磨煤机一次风与密封风压差低 投入 94 磨煤机电机轴承温度高 投入 95 磨煤机出口温度高高高 投入 96 RB 投入 97 MFT 投入 98 磨煤机 D 磨煤机 B 出口门全部关闭 8 8 100%投入 99 一次风机全部停运 投入 100 B 层煤燃烧器火焰丧失 投入 101 磨煤机油系统不满足 投入 102 磨煤机一次风与密封风压差低 投入 103 磨煤机电机轴承温度高 投入 104 磨煤机出口温度高高高 投入 105 MFT 投入 106 磨煤机 E 磨煤机 E 出口门全部关闭 9 934、 100%投入 107 一次风机全部停运 投入 108 E 层煤燃烧器火焰丧失 投入 109 磨煤机油系统不满足 投入 110 磨煤机一次风与密封风压差低 投入 111 磨煤机电机轴承温度高 投入 112 磨煤机出口温度高高高 投入 113 RB 投入 114 MFT 投入 115 给煤机 A 磨煤机 A 跳闸 3 3 100%投入 116 MFT 投入 117 给煤机 A 出口门关 投入 118 给煤机 B 磨煤机 B 跳闸 3 3 100%投入 119 MFT 投入 120 给煤机 B 出口门关 投入 121 给煤机 C 磨煤机 C 跳闸 3 3 100%投入 122 MFT 投入 15 35、序号 保护系统 名称 项目名称 设计套数 投运套数 投入率 投入情况 123 给煤机 C 出口门关 投入 124 给煤机 D 磨煤机 D 跳闸 3 3 100%投入 125 MFT 投入 126 给煤机 D 出口门关 投入 127 给煤机 E 磨煤机 E 跳闸 3 3 100%投入 128 MFT 投入 129 给煤机 E 出口门关 投入 130 空预器 A 导向轴承油泵1 号 A 空预器导向轴承油温度低 1 1 100%投入 131 空预器 A 导向轴承油泵2 号 A 空预器导向轴承油温度低 1 1 100%投入 132 空预器 A 推力轴承油泵1 号 A 空预器推力轴承油温度低 1 1 136、00%投入 133 空预器 A 推力轴承油泵2 号 A 空预器推力轴承油温度低 1 1 100%投入 134 空预器 B 导向轴承油泵1 号 B 空预器导向轴承油温度低 1 1 100%投入 135 空预器 B 导向轴承油泵2 号 B 空预器导向轴承油温度低 1 1 100%投入 136 空预器 B 推力轴承油泵1 号 B 空预器推力轴承油温度低 1 1 100%投入 137 空预器 B 推力轴承油泵2 号 B 空预器推力轴承油温度低 1 1 100%投入 138 疏水泵 A 启动疏水扩容器水位低 2 2 100%投入 139 疏水泵运行且出口门关 投入 140 疏水泵 B 启动疏水扩容器水位37、低 2 2 100%投入 141 疏水泵运行且出口门关 投入 142 汽机主保护 EH 油压低低（1 或 3）与（2 或 4）17 17 100%投入 143 润滑油压低低（1 或 3）与（2 或4）投入 144 AST 油压低(3 取 2)投入 16 序号 保护系统 名称 项目名称 设计套数 投运套数 投入率 投入情况 145 DEH 超速 投入 146 电磁阀失电 投入 147 发电机保护 1 动作 投入 148 发电机保护 2 动作 投入 149 手动停机（操作台按钮）投入 150 真空低低（1 或 3）且（2 或 4）投入 151 轴向位移过大 1 或 2 投入 152 轴承振动过大(38、3 取 2)或(3 取2)投入 153 转子高或低胀差过大 投入 154 锅炉 MFT 投入 155 DEH 跳机 投入 156 高压缸排汽压力高(3 取 2)投入 157 就地手动停机 投入 158 发电机断水保护 投入 159 汽动给水泵 真空低（2/3,压力开关）21 21 100%投入 160 润滑油压低（2/3,压力开关）投入 161 保安油压低（2/3,压力开关）投入 162 TSI 超速 投入 163 MEH 超速 投入 164 轴向位移大 投入 165 小机轴振 1 瓦停机 投入 166 小机轴振 2 瓦停机 投入 167 MEH 停机 投入 168 操作台手动停机 投入 1639、9 给水泵主保护 投入 170 给水泵轴振 1 瓦停机 投入 171 给水泵轴振 2 瓦停机 投入 172 前后轴承瓦温度保护 投入 173 推力瓦块温度高 投入 174 除氧器液位低低 投入 175 给水最小流量保护 投入 17 序号 保护系统 名称 项目名称 设计套数 投运套数 投入率 投入情况 176 MFT 投入 177 密封水温度保护 投入 178 推力轴承温度保护 投入 179 出入口侧径向轴承温度保护 投入 180 电动给水泵 电泵润滑油压低低 4 4 100%投入 181 除氧器液位保护 投入 182 电泵温度保护 投入 183 电泵运行且入口流量低且最小流量再循环阀开度50%40、投入 184 凝结水泵 A 凝泵 A 运行且出口门关 3 3 100%投入 185 凝泵 A 温度跳闸 投入 186 凝汽器水位低低 投入 187 凝结水泵 B 凝泵 B 运行且出口门关 3 3 100%投入 188 凝泵 B 温度跳闸 投入 189 凝汽器水位低低 投入 190 循环水泵大泵 1 号循环水泵运行且出口蝶阀关闭 2 2 100%投入 191 1 号循环水泵温度保护 投入 192 循环水泵双速泵 2 号循环水泵运行且出口蝶阀关闭 2 2 100%投入 193 2 号循环水泵温度保护 投入 194 循环水泵小泵 3 号循环水泵运行且出口蝶阀关闭 2 2 100%投入 195 3 号41、循环水泵温度保护 投入 196 闭式循环冷却水泵 A 闭式循环水泵 A 运行且出口门关 1 1 100%投入 197 闭式循环冷却水泵 B 闭式循环水泵 B 运行且出口门关 1 1 100%投入 198 顶轴油泵 A 汽机转速高 2 2 100%投入 199 交、直流润滑油泵均停止 投入 200 顶轴油泵 B 汽机转速高 2 2 100%投入 201 交、直流润滑油泵均停止 投入 202 小机盘车 小机转速低 2 2 100%投入 203 小机润滑油压低低低 投入 18 序号 保护系统 名称 项目名称 设计套数 投运套数 投入率 投入情况 204 液力耦合器辅助油泵 润滑油压高高 1 1 1042、0%投入 205 真空泵 A 真空泵 A 运行且入口门关 1 1 100%投入 206 真空泵 B 真空泵 B 运行且入口门关 1 1 100%投入 207 低温省煤器1 号增压水泵 泵运行后入口门已关 2 2 100%投入 208 泵运行后出口门已关 投入 209 低温省煤器1 号变频增压水泵 泵运行后入口门已关 2 2 100%投入 210 泵运行后出口门已关 投入 211 低温省煤器2 号增压水泵 泵运行后入口门已关 2 2 100%投入 212 泵运行后出口门已关 投入 213 低温省煤器2 号变频增压水泵 泵运行后入口门已关 2 2 100%投入 214 泵运行后出口门已关 投入 设43、计套数：334 投入套数：334 投入率：100%19 附录2 2号机组自动装置投入情况统计表 序号 系统名称 套数 首次投入 时 间 168 期间 最大连续 投入时(h)168 期间 累计投入 时间(h)1 机炉协调 1 2015-01-07 168 168 2 TF 模式 1 2015-01-01 22 22 3 BF 模式 1 2015-01-01 33 33 4 燃料主控 1 2015-01-07 168 168 5 给煤机 A 控制 1 2015-01-01 168 168 6 给煤机 B 控制 1 2015-01-07 168 168 7 给煤机 C 控制 1 2015-01-0744、 168 168 8 给煤机 D 控制 1 2015-01-07 168 168 9 给煤机 E 控制 1 2015-01-07 168 168 10 磨煤机 A 加载控制 2 2015-01-01 168 168 11 磨煤机 B 加载控制 2 2015-01-07 168 168 12 磨煤机 C 加载控制 2 2015-01-07 168 168 13 磨煤机 D 加载控制 2 2015-01-07 168 168 14 磨煤机 E 加载控制 2 2015-01-07 168 168 15 磨煤机 A 分离器转速控制 1 2015-01-01 168 168 16 磨煤机 B 分离器转速45、控制 1 2015-01-07 168 168 17 磨煤机 C 分离器转速控制 1 2015-01-07 168 168 18 磨煤机 D 分离器转速控制 1 2015-01-07 168 168 19 磨煤机 E 分离器转速控制 1 2015-01-07 168 168 20 磨煤机 A 一次风量控制（热风）1 2015-01-01 168 168 21 磨煤机 B 一次风量控制（热风）1 2015-01-07 168 168 22 磨煤机 C 一次风量控制（热风）1 2015-01-07 168 168 23 磨煤机 D 一次风量控制（热风）1 2015-01-07 168 168 2446、 磨煤机 E 一次风量控制（热风）1 2015-01-07 168 168 25 磨煤机 A 出口温度控制（冷风）1 2015-01-01 168 168 26 磨煤机 B 出口温度控制（冷风）1 2015-01-07 168 168 27 磨煤机 C 出口温度控制（冷风）1 2015-01-07 168 168 28 磨煤机 D 出口温度控制（冷风）1 2015-01-07 168 168 29 磨煤机 E 出口温度控制（冷风）1 2015-01-07 168 168 30 氧量控制 1 2015-01-07 168 168 31 A 送风机动叶控制 1 2014-12-12 168 16847、 32 B 送风机动叶控制 1 2014-12-12 168 168 33 A 层二次风控制 1 2015-01-07 168 168 34 B 层二次风控制 1 2015-01-07 168 168 35 C 层二次风控制 1 2015-01-07 168 168 20 序号 系统名称 套数 首次投入 时 间 168 期间 最大连续 投入时(h)168 期间 累计投入 时间(h)36 D 层二次风控制 1 2015-01-07 168 168 37 E 层二次风控制 1 2015-01-07 168 168 38 前墙上层燃尽风控制 1 2015-01-07 168 168 39 前墙下层燃48、尽风控制 1 2015-01-07 168 168 40 后墙上层燃尽风控制 1 2015-01-07 168 168 41 后墙下层燃尽风控制 1 2015-01-07 168 168 42 烟气挡板控制 1 2015-01-07 168 168 43 引风 A 动叶控制 1 2014-12-12 168 168 44 引风 B 动叶控制 1 2014-12-12 168 168 45 一次风机 A 控制 1 2014-12-12 168 168 46 一次风机 B 控制 1 2014-12-12 168 168 47 A 密封风压力控制 1 2015-01-07 168 168 48 B 49、密封风压力控制 1 2015-01-07 168 168 49 A 侧过热器一级减温控制 1 2015-01-07 168 168 50 B 侧过热器一级减温控制 1 2015-01-07 168 168 51 A 侧过热器二级减温控制 1 2015-01-07 168 168 52 B 侧过热器二级减温控制 1 2015-01-07 168 168 53 再热器 A 侧减温水 1 2015-01-07 168 168 54 再热器 B 侧减温水 1 2015-01-07 168 168 55 燃油压力控制 1 2014-12-12 168 168 56 给水控制 1 2015-01-07 150、68 168 57 给水旁路阀控制 1 2015-01-01 96 96 58 电泵再循环控制 1 2014-12-12 96 96 59 汽泵再循环控制 1 2015-01-07 168 168 60 汽水分离器储水箱水位控制 2 2014-12-12 168 168 61 锅炉吹灰蒸汽压力控制 1 2015-01-07 168 168 62 锅炉吹灰蒸汽温度控制 1 2015-01-07 168 168 63 高压旁路压力控制 1 2015-1-1 96 96 64 高压旁路温度控制 1 2015-1-1 96 96 65 低压旁路压力控制 1 2015-1-1 96 96 66 低压旁路51、温度控制 1 2015-1-1 96 96 67 凝汽器水位主调节阀 1 2014-12-12 168 168 68 凝汽器水位副调节阀 1 2014-12-13 168 168 69 凝结水再循环控制 1 2015-01-07 168 168 70 冷再至辅汽控制 1 2015-01-07 168 168 21 序号 系统名称 套数 首次投入 时 间 168 期间 最大连续 投入时(h)168 期间 累计投入 时间(h)71 辅汽至除氧器压力控制 1 2015-01-07 168 168 72 除氧器水位控制 1 2015-1-1 168 168 73 凝泵变频控制 1 2014-12-1252、 168 168 74 辅汽至凝汽器鼓泡除氧压力控制 1 2015-01-07 168 168 75 辅汽至凝汽器鼓泡除氧温度控制 1 2015-01-07 168 168 76 四抽至辅汽温度控制 1 2015-01-07 168 168 77 辅汽至化学生水加热温度控制 1 2015-01-07 168 168 78 辅汽至生产用汽压力控制 1 2015-01-07 168 168 79 辅汽至生产用汽温度控制 1 2015-01-07 168 168 80 辅汽至油罐加热温度控制 1 2015-01-07 168 168 81 辅汽至消防蒸汽压力控制 1 2015-01-07 168 153、68 82 辅汽至消防蒸汽温度控制 1 2015-01-07 168 168 83 辅汽供轴封控制 1 2015-01-07 168 168 84 辅汽至轴封减温控制 1 2015-01-07 168 168 85 轴封溢流控制 1 2015-01-07 168 168 86 冷再至轴封压力控制 1 2015-01-07 168 168 87 低压轴封减温控制 1 2015-01-07 168 168 88 发电机定冷水温度控制 1 2015-01-07 168 168 89 发电机氢气温度控制 1 2015-01-07 168 168 90 汽泵润滑油温度控制 1 2015-01-07 1654、8 168 91 空侧密封油温度控制 1 2015-01-07 168 168 92 氢侧密封油温度控制 1 2015-01-07 168 168 93 主机润滑油温度控制 1 2015-01-07 168 168 94 1 号高加正常水位控制 1 2015-01-07 168 168 95 1 号高加危急水位控制 1 2015-01-07 168 168 96 2 号高加正常水位控制 1 2015-01-07 168 168 97 2 号高加危急水位控制 1 2015-01-07 168 168 98 3 号高加正常水位控制 1 2015-01-07 168 168 99 3 号高加危急水位55、控制 1 2015-01-07 168 168 100 5 号低加正常水位控制 1 2015-01-07 168 168 101 6 号低加正常水位控制 1 2015-01-07 168 168 102 7 号低加正常水位控制 1 2015-01-07 168 168 103 8 号低加正常水位控制 1 2015-01-07 168 168 104 闭冷水箱水位控制 1 2015-1-1 168 168 105 低省再循环控制 1 2015-01-07 168 168 22 序号 系统名称 套数 首次投入 时 间 168 期间 最大连续 投入时(h)168 期间 累计投入 时间(h)106 M56、EH 转速控制 1 2014-12-25 168 168 107 DEH 转速控制 1 2015-1-1 168 168 以下空白 机组进入 168 小时连续满负荷试运投入情况：应投套数：113 投入套数：113 投入率：100%机组结束 168 小时连续满负荷试运投入情况:应投套数：113 投入套数：113 投入率：100%应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组数据采集系统调试报告 二二 一一 五五 年年 二二 月月 摘 要 数据采集系统包含了数据采集、运行监视和操作指导、报警记录、跳闸事件顺序记录、事故追忆记录、运行人员操作记录、历史趋势及事件的记录和存储、操作曲线、图形打印等。调试57、过程中，主要对以上项目进行了设备及控制系统的检查与调试。分系统阶段，完成了数据采集系统的调试，完成了对参数和定值的设置。整套启动阶段，对于存在问题的测点进行了处理，使运行人员能够准确地掌握设备运行的各项数据。调试后的数据采集系统各项指标均达到优良，满足了机组安全运行的要求。关键词关键词：数据采集系统（DAS）；调试 目 录 1 系统概述.26 2 硬件组成.26 3 DAS 的调试项目.27 4 调试过程.27 5 结论.32 6 附录.32 26 1 系统概述 数据采集系统（Data Acquisition System，简称 DAS）主要功能包括：数据采集、运行监视和操作指导、报警记录、事58、件顺序记录、事故追忆记录、运行人员操作记录、历史趋势和事件的记录和存储、机组热效率计算和报表、操作曲线、图形打印等。DAS 是机组主设备及各种辅助设备在启停、正常运行和事故工况下的主要监视和记录手段。它向运行人员提供大量有用的实时信息和经过处理的信息，指导和协助运行人员进行正确地操作，以及在事故状态下的正确处理，以保证机组在正常工况下长期安全经济运行。DAS 系统的调试目的就是通过对系统硬件、软件及信号的检查和修正，最大可能地实现原设计功能并达到规定的性能指标，使该数据采集系统在机组整套试运期间能正常投入运行，通过原设计的各种画面能实时向运行人员提供有关的机组运行信息和控制操作手段，发现异常工59、况能及时报警，使运行人员及时进行处理。系统的自诊断功能可提高机组的可利用率。2 硬件组成 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组不设单独的 DAS 系统控制柜，各个系统监控测点分别布置在各个系统的控制机柜内，在通过数据 DCS 内部数据总线完成数据传送与共享，提供操作员站及各个控制回路使用。数据采集系统由 MMI（人机接口）和 DPU（分散处理单元）两部分组成。2.1 DPU部分 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组共设计 25 对控制器（含 MEH、DEH），各控制器主要监控项目为：CP2001CP2013：锅炉主机及辅机状态监控；CP2014CP2019：汽机辅机及系统状态监60、控；CP2020CP2021：单元机组电气系统状态监控；CP2023:脱硫系统；CP2024CP2025：DEH 系统；CP2026：小汽轮机 MEH 系统。2.2 MMI部分 数据采集系统 MMI 部分由操作员站(OIS)、工程师站(EWS)、历史站（HIS）和打印机组成。操作员站采用基于 WINDOWS 7 操作系统，它为整个系统提供单元机组内的过程监控和相关的管理功能，包括：过程监控；27 多层报警管理；过程趋势分析；记录与报告的生成；历史数据的存档；系统自诊断；系统安全；标准图形符号库；动画显示方式；在线帮助画面及文件对操作进行指导。工程师站是进行系统设计、组态、调试、监视和维护的管理61、系统。工程师站建立在 WINDOWS 7 环境下，满足从事过程控制的工程师的使用需要。主要功能有：控制系统组态管理；人机接口组态管理；系统诊断；系统调试管理；文件设计（离线状态）；参与仿真等。单元机组共配置历史站 2 台，用于完成历史数据的记录。3 DAS 的调试项目 数据采集系统调试项目包括以下内容：1)硬件设备检查。2)输入信号及通道检查。3)画面显示的检查与修正。4)参数报警检查与修正。5)SOE 功能调试。6)报表打印功能调试。7)标签库的维护。4 调试过程 4.1 硬件设备检查 4.1.1 绝缘检查 1)强电回路对地绝缘电阻用 500V 绝缘测试表测，绝缘阻值大于 60M。2)弱电回62、路对地绝缘电阻用 500V 绝缘测试表测，绝缘阻值大于 2M。3)补偿导线对地绝缘电阻和极间绝缘电阻用 250V 绝缘测试表测量，大于 28 2M。4.1.2 机柜送电 DCS 上电前，检查硬件组态、供电电源接线、电源融丝、接地系统、控制柜通风系统均正常。1)机柜、模件及附件无损坏，安装正确。2)检查控制柜的接地系统，接地符合厂家要求，接地电阻小于 1。3)检查电源电缆和通讯电缆连接正确且牢固可靠。4)首先将所有电源开关（包括机柜电源开关和机柜直流电源开关）置于“断开”位置，关断所有进入机柜的电源。5)检查电源进线接线端子上没有误接线或者误操作引起的外界馈送电源电压。确认所有机柜未通电。6)在63、控制模件柜内，按厂家要求拔出 I/O 模件，插入电源模件，以确保机柜通电时不会发生烧毁控制模件的事故。7)在供电电源处，联系电气专业人员投入总电源开关。在控制机柜处，用万用表测试电源进线端子处的电压值，其电压不超过额定电压的 10。机柜送电。8)送电后，机柜所有的冷却风机运行，机柜内通风正常。9)投入各电源模件的电源开关，用万用表测试电源模件的输出直流电压，内部电源电压允许误差均在 5范围内。10)检查模件地址开关设置的正确性，I/O 类型与现场信号类型相符。4.1.3 模件送电 在对机柜的绝缘、接地、电源电缆和通讯电缆检查正确无误的前提下对机柜进行送电，检查模件状态指示，对指示不正确的模件进64、行处理，排除故障。直到所有模件状态指示正确。4.1.4 软件的安装 机柜送电后应立即在工程师站安装有关软件程序，包括计算机操作系统、操作员站操作系统、组态工程工具、自诊断程序、数据采集系统应用控制程序，操作员站应用程序等等，安装完成后进行基本调试，所有软件均正常工作。4.1.5 计算机系统检查 操作员站检查试验。开启操作员站的电源开关，主机的冷却风扇应立即启动，在进入基本操作系统画面后，检查操作员与网络的通讯连接是否正常，然后下载所有的操做员站的软件程序。重新启动操作员站，进入工艺过程显示画面。工艺工程画面应显示清晰、准确、不失真，且高度适中，工艺系统参数指示正确。4.1.6 计算机外围设备检65、查 29 打印机试验。打开打印机电源，检查安装打印机驱动程序，通过打印机功能键进行操作，检查打印机故障自检，自动送纸，打印速度，方向，字体，间距选择，走纸速度正常，报表打印的打印格式是否满足运行报表打印的要求，报警打印能否在机组参数报警时自动打印，事故追忆打印机能否按照事故发生顺序进行打印。硬拷贝机工作正常，能够完全复制操作员画面的信息、趋势和参数等。4.2 输入信号及通道检查 4.2.1 信号数量和分类 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组 I/O 测点数量及类型见表 1。表 1 2 号机组 I/O 数量统计表 类型 汽机 锅炉 总计 AI 499 478 977 TC 106 6466、9 755 RTD 496 395 891 DI 114 203 317 PI 10 SOE 82 总计 3032 4.2.2 静态参数的设置和检查 1)模拟量输入检查。检查模拟量输入标度转换、冷段补偿、压力温度补偿、显示精度设定、非线性校正、极性判别、数字量滤波和输出量有效自诊断是否符合工艺流程参数规范的要求，数据显示的点序、单位和量程等是否正确。2)开关量输入检查。检查开关量有效自诊断，开关量的工作方式和显示方式的设置是否正确，检查模拟量和开关量的报警点的点序地址、上下限动作值和显示打印是否正确。实时时间如年，月，日，时，分，秒是否符合当地时间，LCD 参数的检查，数据显示的检查，包括点序67、单位、量程是否满足机组运行要求。4.2.3 I/O 通道检查 1)电流型模拟量输入通道检查 用模拟量信号发生器发出所需要的模拟量信号，在工程师站上调用点信息功能检查显示值（工程单位值），记录下每一个通道的输入信号值和输出显示值。每一个通道检查 5 点：0%，25%，50，75%，100。检查结果见 DCS 通道校验记录。2)热电偶、热电阻模拟量输入通道检查 用热电偶信号发生器或标准电阻箱发出所需要的模拟量信号，在工程师站上调用点信息功能检查显示值，记录下每一个通道的输入信号和输出显示值。每一个通道检查 5 点：0%，25%，50，75%，100。检查结果见通道校验记录。3)开关量输入通道检查68、 由于接入本 DCS 系统都是无源接点信号，用短接线短接开关量输入信号，在工 30 程师站上检查显示状态。检查结果见通道校验记录。4)模拟量输出通道检查 在工程师站上设置模拟量输出信号，在模拟量输出通道的接线端子上，用标准电流表测试其输出值。每一个模拟量输出通道做 5 点：0%，25%，50，75%，100。检查结果见通道校验记录。5)开关量输出通道检查 本 DCS 系统只有无源开关量输出，在工程师站上发出不同的指令信号，在输出通道的接线端子上，用通灯或万用表测试其状态的变化。对于干接点输出，用通灯即可；对于固态继电器输出，则用万用表的欧姆档（放在 10M 档以上比较明显）进行测试。检查结果见69、通道校验记录。4.2.4 画面显示的检查与修正 工艺画面应合理正确，对整个机组画面(包括菜单、工艺流程画面、帮助画面、棒图、趋势图等)进行检查，各个热力设备及其测点在工艺画面中地安排布置合理。CRT 画面参数显示清晰，测点标注正确，附加多幅子画面解决了系统监视参数多所带来的难题。测点越限报警时，显示颜色变色，配以报警窗口及报警语音提示，使报警系统较为完善。历史趋势曲线、实时曲线和 SOE 记录功能，能够为机组的运行及事故原因的分析提供强有力的帮助。与原设计和现场实际工况一致，对错误和不完善之处，进行修改。4.2.5 参数报警检查与修正 1)根据甲方提供的清单以及实际运行的经验，并结合现场实际工70、况进行补充和修改模拟量或数字量的报警限值设置，使之符合设计要求。2)根据现场实际情况以及运行的需要，对画面显示进行补充确认油、汽、水、气管道的颜色定义及状态改变后的颜色变化正确，开关状态及其变化时相应的颜色变化正确。3)检查操作及显示画面是否与设计相符，主要有：MCS 操作窗口画面；SCS 操作窗口换面；ECS 操作窗口画面；程控画面；趋势画面；棒状图；软光字牌报警画面。4.3 SOE功能调试 4.3.1 SOE 测点 31 SOE 的测试点数，共有 82 点，投入点数 82 点，投入率 100。4.3.2 SOE 的测试步骤 1)先检查各输入信号的连线均正确。2)依次短接每路信号观察 SOE71、 输出正确。3)查 SOE 记录应以1ms 的分辨率记录事件发生的时间，试验自动和召唤打印功能正确。具体 SOE 测点见附录 1。4.4 光子牌报警功能调试 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组采用的上海福克斯波罗的 DCS系统，能够提供参数越限报警功能，由于报警参数多，报警种类烦杂，运行过程中不利于区分机组重要报警。因此通过 DCS 逻辑实现光字牌报警功能，使得重要的机组报警能够简单迅速的反映在运行监控画面上。4.5 整套启动调试 随着系统分步试运及整套启动的进行，在相应阶段投入相应测点，对画面显示值进行分析，使之能正确地反应实际参数的变化，为机组运行提供准确的信息。在机组整套启动试72、运期间，DAS 系统主要测点全部投入，投入率 100，主要参数正确率 100，确保了机组的安全稳定运行。4.5.1 信号的比较、核对 通过 OIS 及 EWS 对输入信号进行检查，确认信号及信号回路的正确性。4.5.2 各功能投运 在机组点火、冲转和并网后，对系统各项功能包括报警、操作记录、报告打印、SOE、画面显示等进行全面检验。考察各系统的功能是否达到设计要求，在机组满负荷试运行阶段，检查各项功能是否正常运行。4.5.3 核定工艺过程重要参数 风量的计算和补偿，汽水分离器水位、给水流量和蒸汽流量，高加水位，低加水位的计算和补偿均正确，显示数据准确。4.5.4 报警值的修改 由于原设计的机组73、报警值与实际机组的设备及运行情况有一定的偏差，故在机组的启动运行过程中根据机务专业及运行的要求对部分报警值进行修改。4.5.5 故障缺陷消除 对于输入信号不正确，以及各项功能缺陷，查清原因并妥善处理（对于不属于DCS 调试范围内的工作，交有关单位处理）。对显示坏点或者不正确的测点及时确认原因，核对量程以及参数设置，处理后，DAS 显示正确率 100%。32 5 结论 2 号机组从分系统调试到 168 小时试运结束，数据采集系统的各项指标均达到了优良。主要项目如下：1)开关量状态指示正确，接点接触良好。2)模拟量显示正确，误差小于 0.2。3)I/O 投入率 100。4)静态参数设定正确，冷端补74、偿、压力温度补偿符合工艺参数要求。5)基本误差小于 0.2。6 附录 附录 1 2 号机组 SOE 测点统计表。33 附录1 2号机组SOE测点统计表 序号 名称 通道 备注 1 一次风机 A 停止 SOE062501 2 一次风机 B 停止 SOE062502 3 送风机 A 停止 SOE062503 4 送风机 B 停止 SOE062504 5 引风机 A 停止 SOE062505 6 引风机 B 停止 SOE062506 7 锅炉密封风机 A 停止 SOE062507 8 锅炉磨煤机 A 停止 SOE061601 9 锅炉磨煤机 B 停止 SOE061602 10 锅炉磨煤机 C 停止 75、SOE061603 11 锅炉磨煤机 D 停止 SOE061604 12 锅炉磨煤机 E 停止 SOE061605 13 锅炉密封风机 B 停止 SOE061606 14 锅炉跳闸 SOE061607 15 小机超速停机信号 SOE162402 16 小机轴向位移大停机 SOE162403 17 小机轴振动大停机 SOE162404 18 小机汽轮机真空低停机 SOE162405 19 小机润滑油压低停机 SOE162406 20 小机汽轮机推力瓦块温度高 SOE162407 21 小机汽轮机径向瓦块温度高 SOE162408 22 小机外部手动停机 SOE162409 23 给水泵主保护动作76、停机 SOE162410 24 小机就地停机 SOE162411 25 小机推力轴承回油温度高 SOE162412 26 小机径向轴承回油温度高 SOE162413 27 小机保安油压力低 SOE162414 28 凝结水泵 A 停止 SOE172801 29 真空泵 A 停止 SOE172802 30 No.1 循环水泵(大泵)停止 SOE172803 31 闭式循环冷却水泵 A 停 SOE172804 32 凝结水泵 B 停止 SOE183601 33 真空泵 B 停止 SOE183602 34 No.2 循环水泵(双速泵)停止 SOE183603 35 No.3 循环水泵(小泵)停止 S77、OE183604 36 后缸排汽温度高 SOE183605 37 后缸排汽温度高高 SOE183606 38 再热调门已在全开位置 SOE183607 39 水检测温差高 SOE183608 40 水检测温差高高 SOE183609 41 高排压比低报警 SOE183612 42 闭式循环冷却水泵 B 停 SOE183613 43 高排温度高报警 SOE184701 44 发电机开关闭合汽机遮断报警 SOE184703 45 汽机 110%超速 SOE184707 34 46 汽机跳闸 SOE184708 47 汽机交流润滑油泵启动 SOE184709 48 汽机直流润滑油泵启动 SOE18478、710 49 小汽机跳闸 SOE184711 50 小机直流事故油泵启动 SOE184712 51 凝汽器真空破坏门开 SOE184713 52 发电机跳闸 SOE184714 53 灭磁开关跳闸 SOE184715 54 柴油发电机启动 SOE184716 55 ETS 遮断 SOE192701 56 抗燃油遮断 SOE192702 57 润滑油遮断 SOE192703 58 低真空遮断 SOE192704 59 低轴位移遮断 SOE192705 60 低差胀遮断 SOE192706 61 轴振动遮断 SOE192707 62 高排压力高遮断 SOE192708 63 高排压比遮断 SOE179、92709 64 高排温度遮断 SOE192710 65 电超速遮断 SOE192711 66 ETS 系统报警 SOE192712 67 EH 油冷却循环泵停止 SOE192801 68 EH 油泵 A 停止 SOE192802 69 EH 油泵 B 停止 SOE192803 70 高压启动油泵停止 SOE192804 71 交流润滑油泵停止 SOE192805 72 顶轴油泵 A 停止 SOE192806 73 顶轴油泵 B 停止 SOE192807 74 直流润滑油泵停止 SOE192808 75 2 号发变组 220kV 断路器跳闸状态 SOE222601 76 紧急解列 SOE22280、602 77 灭磁开关分闸位置 SOE222603 78 6kV 工作 2A 段备用电源进线断路器跳闸位置 SOE222604 79 6kV 工作 2B 段备用电源进线断路器跳闸位置 SOE222605 80 6kV 工作 2A 段工作电源进线断路器跳闸位置 SOE222606 81 6kV 工作 2B 段工作电源进线断路器跳闸位置 SOE222607 82 GIS 起备变间隔断路器跳闸位置 SOE012101 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组模拟量控制系统调试报告 二二 一一 五五 年年 二二 月月 摘 要 应城热电联产新建工程2 号机组模拟量控制系统（简称 MCS）调试过程中，81、热控人员对 MCS 回路进行了全面的检查及试验，特别是对机组协调、锅炉主控、汽机主控、给水控制、燃料控制、过热度控制、引风机控制、送风机控制、一次风机控制等主要回路的控制策略重新进行了回路设计及控制逻辑组态，以保证控制功能满足超临界机组运行要求。通过调试和试运考验，控制系统工作正常、可靠，被调参数控制稳定、准确、快速，机组自动控制系统投入率 100，满足运行要求。通过负荷变动试验，2 号机组协调控制系统正常投入，可实现自动升、降负荷，负荷变化率可达到 2.0EMCR/min，满足机组升降负荷的要求。经机组 168 小时满负荷试运表明，2 号机组协调控制系统控制性能能够满足机组自动升降负荷的要求82、。关键词关键词：超临界机组；热工控制系统；模拟量；基建调试 目 录 1 系统概述.38 2 控制功能及调试过程.40 3 机组负荷变动试验.57 4 主要问题及建议.62 5 结论.62 38 1 系统概述 1.1 机组概述 应城热电联产新建工程2 号机组锅炉为东方锅炉集团股份有限公司生产制造的超临界参数变压直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构 型锅炉。汽轮机为上海电气集团上海汽轮机有限公司生产制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸双排汽、湿冷、双抽汽凝汽式汽轮机。发电机为上海电气集团上海电机有限公司生产的三相同步汽轮发电机，发电机为自并励静态励磁、冷却83、方式为水氢氢。制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式制粉系统，2 号机组锅炉有 5 台磨煤机，燃烧设计煤种时，4 台运行，1 台备用。送风机、引风机、一次风机各两台，100%容量汽动给水泵一台。机组分散控制系统（DCS）采用 FOXBORO 公司 I/A Series 系统。DCS 的主要功能包括：单元机组的数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、汽机旁路控制系统（BPS）、顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监视系统(FSSS)、汽机保护系统（ETS）、汽机数字电液控制系统(DEH)及汽机安全监视仪表系统(TSI)随主设备供给。1.2 模拟量控制系统主要内容 2 号机组主要自动控制回路如下：84、1)机炉协调控制；2)锅炉跟随控制；3)汽机跟随控制；4)过热度控制；5)燃料主控调节；6)锅炉给水流量调节；7)氧量调节及总风量调节；8)炉膛负压调节；9)一次风母管压力调节；10)给煤机煤量调节；11)磨煤机一次风量调节；12)磨煤机出口温度调节；13)磨煤机旋转分离器控制；14)二次风挡板控制；15)过热蒸汽温度调节；39 16)再热蒸汽温度调节；17)高压旁路阀压力、温度调节；18)低压旁路阀压力、温度调节；19)凝汽器水位调节；20)除氧器水位调节；21)高、低加水位调节；22)其它单回路自动控制。1.3 硬件配置及功能分配 应城发电有限公司热电联产新建工程 2 号机组的模拟量控制系85、统采用 DCS实现，各项控制组态按系统分布在多个控制器中，具体分布情况如下：1)1 号现场控制站：制粉系统 A 一次风量、出口温度、给煤量、分离器转速、加载压力；2)2 号现场控制站：制粉系统 B 一次风量、出口温度、给煤量、分离器转速、加载压力；3)3 号现场控制站：制粉系统 C 一次风量、出口温度、给煤量、分离器转速、加载压力；4)4 号现场控制站：制粉系统 D 一次风量、出口温度、给煤量、分离器转速、加载压力；5)5 号现场控制站：制粉系统 E 一次风量、出口温度、给煤量、分离器转速、加载压力；6)6 号现场控制站：燃油压力控制；7)7 号现场控制站：一次风机变频控制；8)9 号现场控制86、站：脱硝 SCR 反应器出口 NOx 含量调节；9)10 号现场控制站：吹灰蒸汽压力控制；10)11 号现场控制站：凝泵变频控制；11)12 号现场控制站：过热器一级、二级减温水调节；再热器烟气挡板、减温水调节；锅炉给水流量调节；12)13 号现场控制站：炉膛负压、一次风母管压力、总风量及氧量调节；13)14 号现场控制站：AGC、协调控制（CCS）、锅炉主控、汽机主控、燃料主控及 BTU 校正、RB、旁路调节、辅助蒸汽压力、除氧器压力、锅炉暖风器温度、轴封蒸汽压力、轴封蒸汽温度调节；14)15 号现场控制站：除氧器液位调节、高加液位调节；15)16 号现场控制站：低加水位调节；40 16)187、7 号现场控制站：凝结水泵再循环、低压轴封温度调节；17)19 号现场控制站：定冷水温度调节、发电机氢气温度调节、汽机润滑油温度控制；18)20 号现场控制站：汽泵再循环、汽泵密封水温差、汽泵小机润滑油温调节。2 控制功能及调试过程 2.1 调试流程 1)根据主、辅机设备的运行要求，进一步分析、确认 MCS 的组态图。2)在控制机柜安装完毕后上电测试，确认 DCS 硬件完好无损，系统软件和应用软件正确装入。3)确认现场仪表和执行机构接至 DCS 端子柜、中间端子柜的接线正确。4)通过键盘软手操，确认各执行机构单体调试合格。5)从分系统调试开始，逐步确认各进入 MCS 的测量信号是否正确，对有关88、信号进行量程设定、报警限值设定和必要的补偿计算，促使测量信号准确化。6)根据主、辅机设备资料和控制要求，对各子回路的静态参数（例如信号匹配和函数发生器等）进行设置，对组态图中不符合现场要求必须修改之处进行修改。7)从整套机组带负荷开始，对各子控制回路逐步投入自动并进行各项扰动试验，进一步优化控制系统性能。2.2 机组运行方式 机炉协调控制用来根据机组运行工况形成下面所列的适当的锅炉和汽机指令。锅炉主控指令；汽机主控指令；机组变负荷前馈指令。这些指令间的关系取决于选择的运行方式，机组有以下四种运行方式：1)机炉协调控制方式（CCS）；2)汽机跟随控制方式（TF）；3)锅炉跟随控制方式（BF）；489、)机组手动控制方式（MAN）。2.2.1 机炉协调控制（CCS）方式 机炉协调控制（CCS）是机组正常运行方式，当锅炉主控及汽机主控均投入自动后，机组进入 CCS 控制方式。机组负荷指令（就是功率需求）同时送给锅炉和汽机，以便使输入给锅炉的能量能与汽机的输出能量相匹配。汽机主控将直接响应机组负荷指令，锅炉输入指令根据经主蒸汽压力偏差修正的机组负荷指令形成。在这种方式下机组能稳定地运行，41 因为汽机调门能快速响应负荷需求指令并且锅炉也会快速地满足主汽压力。这种控制方式可以满足电网的需求（负荷需求指令来自 AGC 或由运行人员手动设定）。机炉协调控制（CCS）运行方式的投入，不仅要把锅炉主控和汽90、机主控投入自动，而且还要把所有的主要控制回路投入自动控制方式，例如给水控制、燃料量控制。2.2.2 锅炉跟随控制（BF）方式 锅炉主控投入自动而汽机主控处于手动时，机组即处于锅炉跟随控制（BF）方式。在这种运行方式下，机组负荷通过操作人员手动改变汽机主控输出来改变，根据主蒸汽压力偏差自动地设定去锅炉的需求指令，负荷指令信号跟踪实际的负荷信号。2.2.3 汽机跟随控制（TF）方式 汽机主控投入自动而锅炉主控处于手动时，机组即处于汽机跟随控制（TF）方式。在这种运行方式下，锅炉的输入指令是由操作人员手动操作给出的，这意味着机组负荷的改变是由操作人员通过锅炉输入控制来完成的，根据主蒸汽压力偏差自动地91、设置去汽机调门的控制指令。由于直接调整锅炉的输入，机组运行将会比较稳定，但对机组负荷要求的快速反应这方面却不如机炉协调控制（CCS）和锅炉跟随控制（BF）方式。TF 方式下，机组负荷指令信号跟踪实际的负荷信号。2.2.4 手动控制（MAN）方式 锅炉主控及汽机主控均处于手动时，机组即处于手动控制（MAN）方式。2.3 协调控制回路的总体说明 协调控制回路使用目标负荷与机组实际负荷相比较。目标负荷信号通常由操作人员手动给出，或来自于电网调度指令。目标负荷经过限幅器后产生限幅后的负荷指令。限幅后的负荷指令通过一个速率限制器，该速率限制器根据预先设定的限值来限制目标负荷的变化率，如果目标负荷的变化率92、小于所选定的限制率，目标负荷将不受限制地向后传递；如果目标负荷的变化率大于所选定的限制率，目标负荷将只能以该速率限制器所选定的最大变化率向后传递。限速后的目标负荷信号被送到一个加法器中。在这个加法器上，给目标负荷加上一个由频率偏差计算的负荷修正信号，以补偿系统频率偏差。经频率修正后的负荷指令即机组给定负荷指令，机组给定负荷信号按照不同的控制方式分配给汽机主控和锅炉主控。2.4 机组主控 机组目标负荷信号受所允许的负荷范围以及负荷变化率限制后形成机组给定负荷指令，锅炉主控及汽机主控根据机组给定负荷指令完成锅炉燃料、给水、风量及 42 机组实发功率的调整。2.4.1 目标负荷设定 在机炉协调控制方93、式下，机组的目标负荷可以由运行人员手动设定，也可以接受中调来的负荷指令信号。如果机组不在机炉协调控制方式下，目标负荷跟踪实际的负荷信号。在不接受中调指令时，目标负荷可在机炉协调画面的目标负荷设定区设定，也可以在该画面上投入 AGC 方式接受中调来的指令。2.4.2 负荷变化率设定 为了防止机组给定负荷指令出现阶跃变化对机组及控制系统产生大幅度的冲击，机组主控设计了负荷变化率限制。负荷变化率采用手动设定，可在机炉协调画面的负荷变化率设定区设定。2.4.3 机组负荷上限、下限 为防止机组负荷指令超越预期的限制值，机组主控设计了机组负荷指令的上限和下限，在 CCS 方式时可由运行人员设定机组负荷的上94、限和下限，机组目标负荷经上限和下限限制后形成机组给定负荷指令。2.4.4 频率偏置 频率偏差校正信号加到机组给定负荷回路，以便和汽机本身的一次调频功能相适应，频率偏差校正只有在 CCS 方式才能起作用。一次调频功能有一个不灵敏区，CCS 方式下，当电网频率在不灵敏区内变化时，将一次调频函数输出对应的负荷量增加到 CCS 负荷指令回路，用以补偿由于一次调频动作引起的锅炉的蓄热变化。2.4.5 机组负荷禁增、禁降 机组负荷的禁增禁降功能是为了维持机组的稳定运行并作为机组控制系统的保护手段之一。机组运行在 CCS 方式时，如果某些重要的子控制回路如给水、燃料或风量达到其控制范围的边界状态，机组将不能95、连续的稳定运行。当出现机组禁增或禁降条件时，相应方向的负荷变化率将强制切换到零，这时机组负荷只允许单方向变化。如果相应的重要子控制回路重新回到控制范围，该项限制不起作用。2.4.6 机组变负荷前馈 在不同负荷下机组输入及输出能量的静态平衡是由相应的子控制回路的指令信号维持的，如给水、燃料和风量指令信号。但是在负荷变动时，仅有这些是不够的。考虑到锅炉的动态平衡，机组变负荷前馈指令根据相应子控制回路单独产生，并作为前馈信号加到相应的指令信号上。该前馈信号可根据机组负荷上升和下降单独调节信号的强弱。机组变负荷前馈包括以下项目：43 燃料量前馈；给水流量前馈；总风量前馈；减温水前馈；烟气调节挡板前馈。96、2.4.7 调试过程修改内容 1)重新构造适用于超临界机组的机组主控逻辑。2)增加机组变负荷时燃料、给水、风量、一次风压前馈功能。3)频率修正回路使用的机组频差信号为 DEH 来网络点，根据汽机转速不等率重新设定频率修正函数。4)增加机组变负荷前馈功能，以适应机组变负荷过程中机组输入与输出之间的能量平衡。2.5 汽机主控 2.5.1 CCS 运行方式 机组运行在 CCS 方式下时，汽机主控接受机组主控来的给定负荷信号控制发电机有功功率，保证机组实际负荷和给定负荷相等。机组运行在 CCS 方式下，如果主汽压力偏差超过控制系统内部预先设定的数值时，汽机主控将参与控制主蒸汽压力以便维持汽机输出和锅炉97、输入相匹配，即称为汽机调门的超驰控制（也称为压力拉回控制）。2.5.2 TF 运行方式 机组运行在 TF 方式下时，汽机主控接受主汽压力设定回路给定的滑压设定值信号，控制机组主汽压力，保证机组主汽压力和滑压设定值相等。2.5.3 汽机主控切手动条件 以下任一条件满足，汽机主控切为手动状态：DEH 遥控切除；主汽压力坏质量；汽机阀位开度坏质量。2.5.4 调试过程修改内容 对 TF 方式下汽机主控调节参数进行整定，以满足 RB 工况时需要。整定汽机主控压力拉回函数，整定后的函数见表 1。44 表 1 2 号机组汽机调门压力拉回函数 主汽压力偏差（MPa）-10-1-0.6 0.6 1 10 负荷98、偏差修正量（MW）30 6 0 0-6-30 注：主汽压力偏差为 SP-PV。对 CCS 方式下汽机主控调节参数进行整定。2.6 锅炉主控 2.6.1 锅炉主控指令 锅炉主控指令信号在 CCS 方式下由机组给定负荷信号和主蒸汽压力校正信号组合形成。当发生机组 RUN BACK 工况时，锅炉主控指令信号将根据先设定的 RUN BACK 目标值和 RUN BACK 速率强制下降。当燃料主控在手动状态时，锅炉主控指令跟踪由校正后燃料量转换的锅炉负荷信号（MW）。2.6.2 锅炉主控切手动条件 以下任一条件满足，锅炉主控切为手动状态：协调方式时发电机功率坏质量；主汽压力坏质量；给水控制手动；燃料主控手99、动。2.6.3 调试过程修改内容 重新构造适用于超临界机组的锅炉主控调节回路。增加稳态及变负荷时变参数功能，增加根据不同负荷进行变参数功能。对不同工况下锅炉主控调节参数进行整定。2.7 主蒸汽压力设定值 2.7.1 机组滑压设定值 超临界机组采用滑压方式运行，主汽压力设定值根据机组负荷设定值自动生成，2 号机组滑压曲线见表 2。表 2 2 号机组滑压曲线 负荷设定值（MW）0 105 140 175 315 350 400 压力设定值（MPa）8.7 9.83 12.47 15.13 24.2 24.2 24.2 2.7.2 机组滑压设定偏置 考虑到机组运行中可能出现需要对滑压设定值进行修正的100、情况，主汽压力设定回路设计了机组滑压设定值偏置接口，可由运行人员在画面上对滑压设定值在一定范围内进行修正，以满足机组在特殊情况下的安全运行。机组运行方式为手动（MAN）45 时，机组滑压设定偏置自动跟踪主汽压力与滑压曲线给定的主汽压力设定值的偏差。2.7.3 滑压速率 滑压速率按照机组能够接受的最大滑压速率设置，设置运行人员操作接口。2.7.4 调试修改内容 1)根据汽轮机滑压运行曲线、锅炉热力计算书及机组实际运行情况，重新选择机组滑压运行曲线（见表 2）。2)在组态中增加了大选功能，限制最小滑压速率为 0.4MPa/min。2.8 汽水分离器储水罐水位控制 2.8.1 控制功能 锅炉转入干态101、运行之前，汽水分离器储水罐水位由储水罐水位调节阀 1、2 进行调整。控制回路采用开环控制，调节阀开度指令由储水罐水位经两个函数发生器产生，函数关系见表 3。当储水罐汽侧出口压力大于 12Mpa 时强制关闭两个调节阀以保证锅炉疏水扩容器的安全。表 3 储水罐水位调节阀开度指令函数 361A 储水罐水位（m）0 2 9 17 开度(%)0 0 100 100 361B 储水罐水位（m）0 4 11 17 开度(%)0 0 100 100 2.8.2 切手动条件 储水罐水位坏质量时，水位调节阀切至手动控制。2.9 给水流量控制 给水流量控制通过调整单台 100%容量的汽动给水泵的转速，保证实际给水流102、量达到设定值，以满足当前锅炉需求的给水流量。2.9.1 给水流量设定值 给水流量指令由锅炉主控指令经函数发生器给出，该函数发生器即锅炉负荷需求的给水流量设定函数。锅炉主控确定的给水流量在变负荷及 RB 时对锅炉负荷需求的给水流量进行变惯性环节修正，以满足变负荷及 RB 工况时的给水控制要求。同时包含有中间点过热度偏差校正回路和过热度偏差大时对给水流量设定值的修正函数。为保证过热度稳定及补偿一级减温水消耗的给水量，在过热度回路设置了一级减温开度对过热度设定值的修正量。46 2.9.2 给水控制切手动条件 以下任一条件满足，汽泵切为手动状态：小机遥控方式退出；小汽轮机跳闸；小机转速低于 3000r103、/min；中间点温度坏质量；给水流量坏质量。2.9.3 调试过程修改内容 1)重新确定锅炉负荷需求的给水流量设定值（见表 4）。表 4 锅炉负荷需求的给水流量 锅炉主控指令（MW）0 140 175 262.5 350 400 给水流量设定（t/h）300 424 518 783 1076 1230 2)根据机组运行情况重新确定中间点过热度设定函数（见表 5）。表 5 过热度设置值 分离器蒸汽压力（MPa）9.64 13.4 16.2 22.2 23.8 26.9 27.2 中间点过热度设定（）5 11 13 19 21 24 24.5 3)对给水调节回路进行参数整定，给水调节器整定参数（见表104、 6）。表 6 给水调节器参数表 机组负荷指令 0 175 400 Pband 260 250 230 Ti 0.2 0.2 0.2 4)对中间点温度调节回路进行变参数整定，整定参数（见表 7）。表 7 中间点温度调节器参数表 机组负荷指令 0 175 330 350 Pband 60 55 55 75 Ti 4 3.5 3 3 当机组变负荷时，Ti 切换为 6。5)增加锅炉主控确定的给水流量在 RB 时对锅炉负荷需求的给水流量进行变惯性环节修正。6)在过热度回路增加设置了一级减温开度对过热度设定值的修正函数。2.10 燃料主控 燃料量控制通过调整给煤机的出力，保证实际给煤量达到设定值，以满足105、当前 47 锅炉需求的燃料量。2.10.1 燃料量设定值 燃料量设定值由以下部分组成：锅炉主控确定的燃料量；负荷变动过程中燃料前馈量。2.10.2 燃料主控切手动条件 以下任一条件满足，燃料主控切为手动状态：给煤机全部在手动；磨煤机 RB 结束。2.10.3 调试过程修改内容 重新确定锅炉负荷需求的燃料量设定值（见表 8）。表 8 锅炉负荷需求的燃料量 锅炉主控指令（MW）0 140 175 262 350 400 燃料量设定（t/h）0 63.5 76.5 110 144 155 对燃料调节回路进行参数整定，燃料调节器整定参数为：pband=150，ti=0.2。完善燃料主控及给煤机手动/自106、动切换时的跟踪回路，保证无扰切换。2.11 总风量控制 总风量控制通过调整两台送风机的出力，保证实际总风量达到设定值，以满足当前锅炉燃烧所需求的风量。2.11.1 总风量设定值 总风量设定值由以下两部分组成：燃料量需求的风量；变负荷燃料前馈量。总风量设定值由燃料量（燃料量指令及校正后燃料量取大值）需求的总风量和变负荷燃料前馈量相加形成，并通过烟气含氧量的校正以确保完全燃烧。总风量指令与总燃料量交叉限制，以防止炉膛中实际燃料量的欠氧燃烧。2.11.2 总风量计算 总风量控制的被调量为送入炉膛的总风量，总风量由以下项目相加形成：空预器 A 出口热二次风量；空预器 B 出口热二次风量；每台磨入口一次107、风量。2.11.3 送风机切手动条件 48 以下任一条件满足，送风机控制切为手动状态：二次风流量坏质量；两台引风机均手动；送风机停止运行。2.11.4 调试过程修改内容 重新确定燃料量需求的总风量设定值（见表 9）表 9 燃料量需求的总风量 锅炉主控输出（MW）0 105 140 175 262.5 315 350 366 381 总风量设定（t/h）548 548 654 760 1029 1193 1303 1364 1422 对总风量调节回路进行参数整定，总风量调节器整定参数为：pband=200，TI=0.5。2.12 含氧量控制 含氧量控制通过对总风量设定值进行适当的修正，保证实际的108、总风量与锅炉燃烧需求的风量相匹配，即空预器入口烟气含氧量处于合理的范围内。2.12.1 氧量设定值 氧量设定值根据锅炉热力计算书给定的锅炉负荷对应的氧量需求形成，为消除因测量、煤质及设计等因素导致的设定值偏差，氧量设定值回路设置有偏置功能，可由运行人员根据锅炉燃烧情况对氧量设定值进行修正。2.12.2 氧量测量值 采用省煤器出口烟气含氧量的平均值作为氧量控制回路的被调量。2.12.3 氧量调节切手动条件 以下任一条件满足，含氧量控制切为手动状态：两台送风机均手动；烟气含氧量测点坏质量；RB 发生。2.12.4 调试过程修改内容 重新确定机组负荷对应的氧量设定值（见表 10）。表 10 机组负荷109、需求的氧量 机组负荷指令（MW）0 105 175 262.5 350 366 氧量设定（%）8.5 8.5 5.5 4.2 3.5 3.3 49 对氧量调节回路参数进行变参数整定，氧量调节器整定参数为：pband=800，TI=4。氧量调节器输出范围为 0100，对应的氧量设定值修正系数为 0.81.2。2.13 炉膛压力控制 炉膛压力控制通过调整两台引风机静叶的开度，保证炉膛负压在合理的范围内。2.13.1 控制功能 静叶角度的控制输出基于压力偏差和送风机动叶开度前馈信号。送风机动叶指令作为前馈信号以提高在负荷变化时的响应。如果出现炉膛压力波动很大的工况，系统会自动地采取适当的超驰控制。若110、发生主燃料跳闸（MFT），引风机静叶指令会根据 MFT 前机组负荷的大小自动减少一定值，以防止可能由于炉膛送风量的突然减少和燃料量的失去而导致的炉膛内爆。去引风机静叶的指令通过方向闭锁回路后送出，方向闭锁回路是为了防止当炉膛压力偏差过大时引风机静叶指令朝更恶化的方向变化。炉膛负压设定值由运行人员手动设定，设定值范围为-600Pa+600Pa。2.13.2 炉膛负压测量值 采用三取中后的炉膛压力作为炉膛负压调节回路的被调量。2.13.3 炉膛负压控制切手动条件 以下任一条件满足，引风机控制切为手动状态：引风机停运；炉膛负压测点坏质量。2.13.4 调试修改内容 1)重新整定炉膛负压控制回路调节参111、数，负压调节器整定参数为：pband=260，TI=1。送风机动叶开度对引风机动叶开度的前馈量为：00，10060。2)增加一次风机 RB 时对引风控制指令的前馈。2.14 一次风压力控制 一次风压力控制通过调整一次风机出力保证一次风压稳定，从而确保了磨煤机安全运行，分为静叶挡板和变频两种方式调节。2.14.1 一次风压力设定值 一次风机采用滑压方式运行，压力设定值由燃料主控输出经函数发生器产生。2.14.2 一次风压力测量值 一次风压力采用空预器 A 出口一次风压力、空预器 B 出口一次风压力作为一次风压力被调量。2.14.3 一次风压控制切手动条件 以下任一条件满足，一次风机控制切为手动状112、态：50 一次风机停运；一次风压力测点坏质量；MFT 动作。2.14.4 调试过程修改内容 1)增加变负荷时一次风压力设定值前馈回路。2)根据机组实际运行情况确定一次风压力滑压曲线（见表 11）,表 11 一次风压力滑压设定函数 燃料主控输出 0 20 40 50 一次风压设定（kPa）7 7.5 9 9 3)对一次风压力调节回路进行参数整定，静叶挡板调节整定后的参数为：Mek=6，PT=110，TI=50；变频调节整定后的参数为：pband=200，TI=0.3。2.15 主蒸汽温度控制 精确并稳定地控制主蒸汽温度对最大限度地提高蒸汽循环效率是非常重要的。主蒸汽温度基本上取决于给水/燃料比率113、。然而，过热器喷水控制也是必需的，特别是对于瞬态工况，因为其响应要比给水/燃料比率的控制快得多。2.15.1 一级喷水控制 一级减温控制使用串级 PID 调节器来调节屏式过热器出口温度。主调设定值根据机组设定负荷信号经函数发生器和温度偏置给出，主调设定值与屏式过热器出口温度的测量值进行比较，经主调节器计算产生屏过进口温度设定值（即副调设定值）。副调设定值与屏过进口温度测量值进行比较，经副调节器计算产生减温水调节阀开度指令，用于调整一级喷水流量。MFT 或 RB 动作时，一减调节阀强制全关。2.15.2 二级喷水控制 二级减温控制使用串级 PID 调节器来调节高温过热器出口温度。主调设定值运行人114、员根据机组负荷给出，主调设定值与高温过热器出口温度的测量值进行比较，经主调节器计算产生高温过热器进口（二级减温器出口）温度设定值（即副调设定值），副调设定值与高温过热器进口（二级减温器出口）测量值进行比较，经副调节器计算产生减温水调节阀开度指令，用于调整二级喷水流量。MFT 或 RB 动作时，二减调节阀强制全关。2.15.3 一级喷水切手动条件 以下任一条件满足，一级喷水控制切为手动状态：屏过进口温度坏质量；屏过出口温度坏质量；MFT 动作。51 2.15.4 二级喷水切手动条件 以下任一条件满足，一级喷水控制切为手动状态：高过进口温度坏质量；高过出口温度坏质量；MFT 动作。2.15.5 调115、试过程修改内容 1)对一减调节回路参数进行整定，一减主调整定参数为：pband=100，TI=4，TD=60，KD=1；一减副调参数为：pband=66，TI=1。2)对二减调节回路参数进行整定，二减主调整定参数为：pband=70，TI=6.5，TD=0.5，KD=1；二减副调参数为：pband=85，TI=1。2.16 再热蒸汽温度控制 精确并稳定地控制再热蒸汽温度对最大限度地提高蒸汽循环效率是非常重要的。通过过热器/再热器出口烟气分配挡板控制及再热器喷水控制能够有效的将再热蒸汽温度控制在理想的范围内。2.16.1 过热器/再热器出口烟气分配挡板控制 烟气挡板采用单回路 PID 调节控制，116、再热蒸汽温度设定值是由运行人员手动给出，再热器出口温度测量值与设定值进行比较，经调节器计算产生再热/过热烟气挡板开度指令，用于分配通过再热器及过热器的烟气流量。2.16.2 再热器喷水控制 再热器喷水控制使用串级 PID 调节器来调节高温再热器出口温度。主调设定值由运行人员手动给出，主调设定值与高温过热器出口温度的测量值进行比较，经主调节器计算产生高温再热器进口温度设定值（副调设定值），副调设定值与高温再热器进口测量值进行比较，经副调节器计算产生减温水调节阀开度指令，用于调整再热器喷水流量。MFT 或 RB 动作时，再热减温水调节阀强制全关。2.16.3 烟气挡板切手动条件 以下任一条件满足，117、烟气挡板控制切为手动状态：高再进口温度坏质量；高再出口温度坏质量；MFT 动作。2.16.4 再热喷水控制切手动条件 以下任一条件满足，再热器喷水控制切为手动状态：高再进口温度坏质量；高再出口温度坏质量；52 MFT 动作。2.17 风箱挡板控制 单元机组锅炉共设 A 层、B 层、C 层、D 层、E 层、前墙燃烬风、后墙燃烬风共七层二次风挡板。2.17.1 燃烧器二次风挡板 A 层、B 层、C 层、D 层、E 层二次风挡板在自动方式下根据各层投入的煤量进行开度调整，保证煤粉燃烧所需的二次风量，每个二次风挡板设置有偏置，用于在自动方式下对挡板开度进行适当的调整。根据机组运行情况，暂定燃料量与二次118、风挡板开度的对应关系见表 13。表 13 二次风挡板开度设定值 煤量（t/h）0 10 45 挡板开度（%）20 35 80 2.17.2 燃烬风挡板 燃烬风挡板在自动方式下根据机组负荷进行开度调整，每个燃烬风挡板设置有偏置。根据机组运行情况，暂定机组负荷与燃烬风挡板开度对应关系见表 14。表 14 燃烬风挡板开度设定值 机组负荷（MW）105 350 挡板开度（%）0 80 2.18 磨煤机一次风量控制 为保证磨煤机运行过程中煤量对风量的需求关系，采用磨煤机入口热一次调节挡板调整进入磨煤机的一次风量，满足当前给煤量下对风量的需求。磨煤机一次风量采用单回路 PID+前馈的控制方式进行调节。磨煤119、机停止后，热一次风调节挡板强制全关。2.18.1 一次风量设定值 根据磨煤机风煤比曲线，由给煤量经函数关系折算出需求的风量设定值，给煤量对应的风量需求值见表 15。由于煤质变化等因素，给定的风量需求值可能无法满足磨煤机运行的要求，因此对风量设定值设置了偏置功能，可对风量设定在一定范围内进行调整。表 15 磨煤机一次风量设定值 给煤量指令（%）0 18 41 45 风量设定值（t/h）48.6 48.6 61 65 2.18.2 一次风量测量值 53 采用磨煤机入口一次风量测点作为被调量。2.18.3 切手动条件 以下任一条件满足，磨煤机一次风量控制切为手动状态：一次风量测量值坏质量；磨煤机停止120、。2.18.4 调试过程修改内容 1)根据磨煤机厂家提供的风煤比曲线及实际运行情况重新确定磨煤机风煤比曲线。2)对一次风量调节回路进行参数整定，PID 调节参数为：pband=150，TI=1；煤量指令对热风调节挡板前馈为：00，4050。2.19 磨煤机出口温度控制 为保证磨煤机运行过程中，磨煤机出口温度处于正常运行范围，采用磨煤机入口冷一次调节挡板对进入磨煤机的冷风量进行调整。出口温度采用单回路 PID+前馈的调节方式进行控制。磨煤机停止后，冷一次风调节挡板强制全关。2.19.1 出口温度设定值 出口温度设定值由运行人员通过操作员站手动给定。2.19.2 出口温度测量值 采用磨煤机出口风粉121、混合物温度 4、5、6 三取中后作为被调量。2.19.3 切手动条件 以下任一条件满足，磨煤机出口温度控制切为手动状态：出口温度测量值坏质量；磨煤机停止。2.19.4 调试过程修改内容 对出口温度控制回路进行参数整定，PID 调节器参数为：pband=30，TI=2，TD=30s，KD=1；热风调节挡板指令对冷风调节挡板前馈为：00，10030；给煤机指令对冷风调节挡板前馈为：00，100-30。2.20 除氧器水位控制 除氧器水位由上水调节阀控制或凝泵变频控制，控制回路设计有单冲量和三冲量控制两种方式。机组负荷上升至 105MW 以上后，采用三冲量控制，当机组负荷下降至小于 90MW 以下后122、，采用单冲量控制。在单冲量控制方式下，根据除氧器水位设定值与实际水位的偏差经 PID 调节输出控制除氧器水位调节阀开度或者变频器指令。在三冲量控制方式下，除氧器水位设定值与实际水位的偏差经 PID 调节器输出 54 加上锅炉给水流量的前馈信号作为主凝结水流量的设定值，此设定值与实际主凝结水流量偏差经调节器输出，控制除氧器水位主调节阀开度或者变频器指令。当凝泵变频控制除氧器液位时，调节阀无扰转换为控制凝结水压力，可由运行人员对压力设定值进行适当的调整。2.20.1 除氧器水位设定值 除氧器水位设定值由运行人员在操作员站手动给定。2.20.2 测量值 除氧器水位 1、2、3 测量值的中值作为单冲量123、回路及三冲量回路主调的被调量，低加后凝结水流量作为三冲量时副回路的被调量，锅炉给水流量三冲量主调的前馈。2.20.3 切手动条件 以下任一条件满足，调节阀切为手动状态：单冲量液位控制时除氧器水位坏质量；三冲量液位控制时除氧器水位坏质量；三冲量液位控制时低加后凝结水流量坏质量；三冲量液位控制时给水流量坏质量；凝结水压力控制时凝结水母管压力坏质量；凝结水压力控制时除氧器压力 1 或压力 2 坏质量。以下任一条件满足，凝泵变频切为手动状态：凝结水泵变频器停止；凝结水泵变频器轻故障；凝结水泵变频装置电源柜停止；除氧器水位坏质量；低加后凝结水流量坏质量；给水流量坏质量；凝结水泵变频器重故障。2.21 高124、低压旁路控制 高、低压旁路控制系统是火电机组重要的控制系统之一，机组在冷态、温态、热态和极热态启动时，投入旁路系统能控制汽机进汽压力及温度，以适应汽轮机在各种工况下的启动要求，实现汽机冲转、带初始负荷、切缸直至带满负荷，缩短机组启动时间和减少蒸汽介质损失，减少汽机循环寿命损耗，实现机组的最佳启动。2 号机组采用 35%容量高、低压二级串联简化旁路系统，适合于机组启动时回收工质，在机组启停、运行和异常情况期间，起到调节控制蒸汽压力和锅炉超压保护作用。高压旁路系统包括压力调节阀、温度调节阀、喷水隔离阀及相关测点，低压 55 旁路系统包括压力调节阀、温度调节阀、喷水隔离阀及相关测点。2.21.1 125、高、低旁控制 1)高旁前压力自动调节回路是一个单冲量 PI 调节系统。高旁压力定值由运行人员根据机组启动方式（冷态或温态启动、热态启动、极热态启动）设定。2)高旁后温度自动调节是一个单冲量 PI 调节系统。温度控制为一带前馈控制的单冲量调节回路。喷水阀投入自动后，由运行人员通过操作员站手动设定高旁阀后温度设定值。3)低旁前压力自动调节回路是一个单冲量 PI 调节系统。低旁压力定值由运行人员根据机组启动方式（冷态或温态启动、热态启动、极热态启动）设定。4)低旁后温度自动调节是一个单冲量 PI 调节系统。喷水阀投入自动后，由运行人员通过操作员站手动设定低旁阀后温度设定值。2.21.2 高、低旁联锁126、条件 1)高旁阀快速关闭条件 以下任一条件满足，高旁压力调节阀快速关闭：高旁调节阀后蒸汽温度380；凝汽器压力-83.4kPa；高旁快关按钮；低旁已关。2)高旁减温水快速关闭条件 以下任一条件满足，高旁温度调节阀快速关闭：高旁快关；高旁阀全关或指令小于 1%。3)低旁阀快速关闭条件 以下任一条件满足，低旁压力调节阀快速关闭：低旁调节阀后蒸汽温度150；凝汽器温度温度107；低旁快关按钮。4)低旁减温水快速关闭条件 以下任一条件满足，低旁温度调节阀快速关闭：低旁快关；低旁阀指令小于 2%。5)高旁压力调节阀切手动条件 以下任一条件满足，高旁压力调节阀切手动：主汽压力坏质量；56 高旁压力调节阀故127、障；高旁快关；高旁压力调节阀指令小于 2%。6)高旁温度调节阀切手动条件 以下任一条件满足，高旁温度调节阀切手动：高旁后温度坏质量；高旁温度调节阀故障；高旁快关。7)低旁压力调节阀切手动条件 以下任一条件满足，低旁压力调节阀切手动：再热蒸汽压力坏质量；低旁压力调节阀故障；低旁快关。8)低旁温度调节阀切手动条件 以下任一条件满足，低旁温度调节阀切手动：低旁后温度坏质量；低旁温度调节阀故障。2.21.3 调试过程修改内容 根据电厂需要简化旁路逻辑。2.22 其它单回路控制 除以上较为复杂的控制回路外，2 号机组模拟量控制系统还包含其它一些单回路控制系统，在机组分系统及整套启动调试过程中，根据各系统128、试运进程，对这些单回路调节系统逐一进行了控制回路检查、测点检查、阀门传动、参数整定及动态投入等工作，经扰动试验表明，这些单回路控制系统能够正常投入。2 号机组包含的其它单回路控制系统主要有以下项目：1)磨煤机旋转分离器控制；2)密封风与一次风差压调节；3)炉前油母管压力调节；4)锅炉启动疏水扩容器液位调节；5)锅炉吹灰蒸汽压力调节；6)锅炉吹灰蒸汽温度调节；7)凝汽器水位调节；8)凝结水泵再循环调节；9)锅炉给水旁路调节阀控制；57 10)汽泵最小流量调节；11)小机润滑油温度调节；12)冷再至辅汽压力调节；13)辅汽至除氧器压力调节；14)轴封压力调节；15)轴封溢流调节；16)轴封温度调节129、；17)低压缸喷水减温调节；18)定冷水温度调节；19)汽机润滑油温度调节；20)高、低加水位调节；21)闭冷水箱水位调节。3 机组负荷变动试验 负荷变动试验是一项重要的热工试验，其目的是考验调节系统响应机组负荷变化的能力。因此，在任何一个自动调节系统完成定值扰动试验并达到要求的调节品质后，都要求进行负荷变动试验。负荷变动试验之前，协调控制、燃料控制、给水控制、送风控制、炉膛压力控制、过热蒸汽温度控制、再热蒸汽温度控制、除氧器水位控制、凝汽器水位控制、各高/低加热器水位控制、一次风压力控制、磨煤机控制（包括磨煤机出口温度、入口风量控制等）等各系统均已投入自动运行，并经受了负荷扰动。控制系统被控130、参数控制指标均能满足机组运行要求，控制质量良好，具备负荷变动试验的条件。2 号机组整套启动前及时进行了控制策略优化，在带负荷试运后，调试人员根据试运过程安排进行了协调试投、参数整定及负荷变动试验。3.1 机组负荷250MW300MW，负荷变化率7MW/min 2015 年 1 月 15 日，机组在多次升/降负荷试验后进行了参数进一步调整，7:40机组采用 7MW/min（2%）负荷变化率，目标由 250MW 至 300MW 升负荷，负荷变化幅度为 70MW（15%），负荷变化过程曲线见图 1。负荷变动过程中，主汽压力最大偏差 0.55MPa，机组负荷最大偏差 2.41MW，相关子系统如燃料控制131、送风控制、炉膛压力控制、一次风压力控制、磨煤机控制、给水控制、过热蒸汽温度控制、再热蒸汽温度控制、除氧器水位控制、凝汽器水位控制、各高/低加水位控制回路自动调节能及时适应变变负荷工况，调节效果良好。稳态过程中主汽压力最大偏差 0.3MPa范围内，机组负荷最大偏差 1.5MW 范围。58 3.2 机组负荷300MW250MW，负荷变化率7MW/min 8:10 机组采用 7MW/min（2%）负荷变化率，目标由 300MW 至 250MW 降负荷，负荷变化幅度为 50MW（15%），负荷变化过程曲线见图 1。负荷变动过程中，主汽压力最大偏差 0.58MPa，机组负荷最大偏差 1.67MW，相关132、子系统如燃料控制、送风控制、炉膛压力控制、一次风压力控制、磨煤机控制、给水控制、过热蒸汽温度控制、再热蒸汽温度控制、除氧器水位控制、凝汽器水位控制、各高/低加水位控制回路自动调节能及时适应变变负荷工况，调节效果良好。稳态过程中主汽压力最大偏差 0.3MPa 范围内，机组负荷最大偏差 1.5MW 范围。3.3 机组负荷250MW280MW260MW300MW，负荷变化率7MW/min 8:27 机组采用 7MW/min（2%）负荷变化率，进行了锯齿形负荷变动试验，负荷在到达目标值后，迅速反方向改变负荷目标值进行负荷变动，负荷变化过程曲线见图 2。负荷变动过程中，主汽压力最大偏差 0.58MPa，133、机组负荷最大偏差 1.67MW，相关子系统如燃料控制、送风控制、炉膛压力控制、一次风压力控制、磨煤机控制、给水控制、过热蒸汽温度控制、再热蒸汽温度控制、除氧器水位控制、凝汽器水位控制、各高/低加水位控制回路自动调节能及时适应变变负荷工况，调节效果良好。稳态过程中主汽压力最大偏差 0.3MPa 范围内，机组负荷最大偏差 1.5MW 范围。59 图 1 机组目标 250MW300MW、负荷变化率 7MW/min 变负荷过程曲线 60 图 2 机组目标 300MW250MW、负荷变化率 7MW/min 变负荷曲线 61 图 3 机组目标 250MW280MW260MW300MW、负荷变化率 7MW/134、min 变负荷曲线 62 4 主要问题及建议 在 2 号机组试运过程中，根据各系统试运情况，调试过程中及时对模拟量各控制系统进行了检查、投运及试验工作，对不合理的控制策略进行了改进。以下是主要修改内容：1)在引风机控制逻辑中添加了一次风机 RB 前馈；2)送风控制逻辑中给风量测量添加惯性环节，给风量指令添加惯性环节；3)一次风压设定值由锅炉指令改为燃料指令；4)在给水控制逻辑中添加变速率环节。5 结论 在应城热电联产新建工程2 号机组模拟量控制系统调试过程中，热控调试人员对模拟量控制回路进行了全面的检查及试验，特别是对机组协调、锅炉主控、汽机主控、给水控制、燃料控制、过热度控制、引风机控制、送135、风机控制、一次风机控制等主要回路的控制策略和参数重新进行了整定，在机组空负荷、带负荷试运过程中，自动调节系统工作正常可靠，被调参数控制稳定、准确、快速。通过负荷变动试验及 168 小时满负荷试运验证，2 号机组的模拟量控制系统调节可正常连续投入，相关子调节系统调节良好，可实现自动升、降负荷，负荷变化率达到 7MW/min，满足机组长期安全稳定运行。应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组炉膛安全监控系统调试报告 二二 一一 五五 年年 二二 月月 摘 要 炉膛安全监控系统(FSSS)是现代大型火电机组锅炉必须配备的重要监控系统，对于保证机组的安全运行有着重要的意义。FSSS 系统的软件由炉136、膛安全监控逻辑和燃烧器管理逻辑两部分组成，主要完成炉膛吹扫、油泄漏试验、主燃料跳闸 MFT、油燃料跳闸 OFT、点火油系统控制、制粉系统控制等功能。调试过程中，结合系统设备实际试运情况，对不合理、不完善、繁杂冗余的控制逻辑进行了修改，保证控制功能完备、控制逻辑及回路简单可靠，以满足机组安全生产、稳定运行、便于检修的要求。经调试的 FSSS 系统投入正常、测点指示准确、保护联锁动作正确合理、顺序控制功能完善、各项指标均达到了优良，经分系统及整套启动试运考验，满足机组安全、稳定运行的要求。关键词：关键词：炉膛安全监控系统；超临界机组；调试 目 录 1 系统概述.66 2 控制功能及调试过程.66 137、3 FSSS 系统保护项目投入情况统计.78 4 结论及建议.80 66 1 系统概述 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组锅炉采用东方锅炉（集团）股份有限公司生产的超临界锅炉，一次中间再热、平衡通风、露天布置、单炉膛、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、固态排渣、全钢构架、前后墙对冲燃烧的全悬吊结构型锅炉，同步上 SCR 脱硝装置。锅炉型号：DG1131/25.4-2。制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式制粉系统，2 号锅炉配 5 台磨煤机，燃烧设计煤种时，4 台运行，1 台备用。燃烧器采用低 NOx 轴向旋流煤粉燃烧器，燃烧方式采用前后墙对冲。锅炉点火方式采用等离子点火，点火及助138、燃用油均为 0 号轻柴油。FSSS 系统的软件部分由三个部分组成：公用控制逻辑、燃油控制逻辑、燃煤控制逻辑。主要分配在 6 对控制器：1 号站：A 层制粉系统及其等离子控制逻辑；2 号站：B 层制粉系统及其油层控制逻辑；3 号站：C 层制粉系统及其油层控制逻辑；4 号站：D 层制粉系统及其油层控制逻辑；5 号站：E 层制粉系统及其油层控制逻辑；6 号站：MFT/OFT/炉膛吹扫/油泄漏试验/点火允许/RUN BACK。公用控制逻辑部分包含锅炉保护的全部内容，即炉膛吹扫、泄漏实验、主燃料跳闸（MFT）及油燃料跳闸（OFT）、点火条件、RB 等。公用控制逻辑还包括有 FSSS公用设备（如火检冷却风139、机、密封风机、燃油主跳闸阀等）的控制。2 控制功能及调试过程 2.1 回路测试及设备传动 控制机柜外观检查及上电后，根据面板指示灯确认模件工作是否正常。对所有I/O 信号在端子排上进行检查和模拟，并在 CRT 上对全部输入输出回路及有关信息进行检查测试，确认 CRT 指示与设备实际状态一致，在 CRT 上能够完成设备的启/停等操作功能。2.2 组态图检查与修改 根据供货方提供的有关设计资料和逻辑框图对组态图进行整理并形成逻辑讨论稿，在此基础上组织调试单位、生产单位、工程单位、检修单位、监理单位、设计单位对应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组炉膛安全监控系统控制逻辑进行了细致完善的讨论，140、根据讨论确定的控制逻辑对 2 号机组炉膛安全监控系统组态进行认真检查和测试，并对有关参数进行确认和修正。67 2.3 主燃料跳闸(MFT)试验 主燃料跳闸（MFT）是锅炉安全保护的核心内容，在锅炉运行的各个阶段，FSSS对参与跳闸保护的锅炉运行参数和设备运行状态进行连续监视，只要这些参数和状态中有一个超出了锅炉安全运行的允许范围，系统就发出主燃料跳闸指令，实现紧急停炉。对于重要监视测点，采用多支测点冗余设置并进行三取二判断后再送出跳闸指令，以保证保护动作的可靠性。MFT 继电器柜由 FOX 公司成套提供，为两套冗余，分别接收 FSSS 控制器送出的 3 个 MFT 动作信号，经过三取二回路判断141、后，动作跳闸继电器，分别送至各个控制器及就地设备。2.3.1 主燃料跳闸（MFT）项目 MFT 主要包括以下条件：1)所有引风机停止；2)所有送风机停止；3)MFT 电源失去；4)所有空预器全停（1min）；5)炉膛压力高高(2/3)，延时 1s；6)炉膛压力低低(2/3)，延时 5s；7)高负荷时一次风机全跳；8)总风量25%，延时 5s；9)手动 MFT；10)所有给水泵跳闸（延时 2s）：11)给水流量低低，延时 20s；12)给水流量低低低，延时 3s；13)再热器保护；14)主蒸汽压力高；15)炉膛火焰丧失；16)点火延迟；17)炉膛火焰丧失；18)负荷30%时汽机跳闸；19)三次点142、火失败；20)脱硫请求 MFT。2.3.2 MFT 复位条件 炉膛吹扫完成后，自动复位逻辑内 MFT 跳闸记忆信号及 MFT 跳闸继电器。68 2.3.3 MFT 联锁动作设备 MFT 动作后，联锁动作以下设备：1)跳闸 MFT 继电器；2)关主给水阀；3)关主给水阀旁路进口电动门；4)跳闸所有一次风机；5)关闭一次风机出口风门；6)关油跳闸阀；7)关油母管回油快关阀；8)跳闸所有油角阀；9)关所有油枪吹扫阀；10)退出所有点火枪；11)关闭过热器总电动门、支路电动门；12)关闭给水抽头再热器减温水总电动门、支路电动门；13)跳闸汽动给水泵；14)停止吹灰程控；15)停电除尘；16)跳闸脱硝系143、统；17)跳闸汽轮机；18)跳闸所有磨煤机；19)跳闸所有给煤机；20)跳闸等离子。2.4 燃油跳闸(OFT)试验 2.4.1 OFT 动作条件 以下条件任一满足，OFT 保护动作：1)MFT 动作；2)燃油回油快关阀未开；3)燃油母管压力低低；4)燃油进油快关阀未开。2.4.2 OFT 联锁动作设备 OFT 发生后，联锁动作以下设备：1)关闭燃油进油快关阀；2)关闭燃油回油快关阀；69 3)跳闸所有油燃烧器。2.4.3 OFT 复位条件 1)无 OFT 跳闸条件；2)燃油进油快关阀关闭；3)所有油角阀关闭；4)燃油泄漏试验成功或燃油泄漏试验旁路。2.5 炉膛吹扫试验 2.5.1 吹扫目的 锅144、炉点火前，必须进行炉膛吹扫，这是锅炉防爆规程中基本的防爆保护措施。在锅炉对流烟井、烟道和将烟气送至烟囱的引风机等处均有可能积聚过量的可燃粉尘，当这种可燃物与适当比例空气混合，遇到点火源时，即可能引燃而导致炉膛爆炸。炉膛吹扫的目的是将炉膛内的残留可燃物质清除掉，避免锅炉点火时发生爆燃。2.5.2 吹扫条件 以下条件全部满足，认为炉膛吹扫条件满足：1)无 MFT 跳闸条件；2)任一引风机运行；3)任一送风机运行；4)任一空预器运行；5)所有一次风机停止；6)磨煤机全停；7)给煤机全停；8)燃油进油阀全关；9)燃油回油阀关闭；10)总风量在 30%40%之间；11)全部油角阀关闭；12)所有磨煤机出145、口门关闭；13)全炉膛无火焰；14)二次风挡板在吹扫位；15)一次风机全停；16)油泄漏试验成功或旁路。2.5.3 吹扫过程 当所有吹扫条件都满足后，表明这时正有适量的空气通过炉膛，“吹扫允许”信号建立。这时按下“启动吹扫按钮”，将启动炉膛吹扫程序，“吹扫进行”信号建立，并 70 进行 5 分钟的吹扫计时。在这 5 分钟期间，吹扫条件始终要满足，并在 5 分钟之后，认为“吹扫完成”，复位 MFT 信号，锅炉可以重新启动。2.6 燃油泄漏试验 燃油泄漏试验是针对燃油跳闸阀及单个油角阀的严密性所作的试验，防止油系统停运时燃油泄漏到炉膛引起点火时的爆燃。2.6.1 试验条件 以下条件全部满足，允许进146、行燃油泄漏试验：1)炉膛风量30%；2)所有油角阀已关；3)燃油进油快关阀已关；4)燃油泄漏试验未旁路；5)燃油母管压力正常；6)燃油吹扫蒸汽母管压力合适。2.6.2 试验过程 第 1 步：开燃油进油泄漏试验阀，关燃油回油快关阀，管路充油，在 30s 内，进油管压力设定值（1.5MPa），关燃油进油泄漏试验阀，充油成功。30s 等待时间内，燃油快关阀后压力未达到 1.5MPa，则认为充油失败,切除油泄漏试验，关闭油泄漏试验阀；第 2 步：充油成功后，等待 180s。如果在 180s 内，快关阀后油压变化值（记录油压-实际油压）0.3MPa，燃油母管及油角阀泄试失败；反之则试验成功；第 3 步：147、第二步试验成功，开回油阀，泄压 60s 且燃油进油快关阀后压力0.8Mpa后关闭回油阀。等待 180s。如果在 180s 内，快关阀后油压变化值（实际油压-记录油压）0.3MPa，进油快关阀泄漏泄试失败。反之则试验成功。2.6.3 燃油泄漏试验复位 在试验过程中，以下任一条件复位油泄漏试验：（1）1)MFT；2)充油失败；3)泄油失败；4)油泄漏试验失败；5)油泄漏试验成功。2.6.4 泄漏试验成功信号的复位 以下任一条件复位油泄漏试验成功信号 1)MFT 继电器跳闸脉冲；71 2)油泄漏试验进行脉冲（泄漏试验未旁路）。2.7 燃油进油快关阀试验 2.7.1 开启允许条件（全部满足）1)MFT148、 已复位；2)无 OFT 条件；3)燃油供油压力满足；4)油泄漏试验完成或旁路。2.7.2 保护关条件（任一满足）1)MFT 动作；2)燃油泄漏试验失败；3)OFT 动作。2.8 燃油回油快关阀试验 2.8.1 开启允许条件（任一满足）1)MFT 复位且油泄漏试验完成或旁路；2)油泄漏试验开始。2.8.2 保护关条件（任一满足）1)MFT 动作；2)燃油泄漏试验失败。2.9 火检冷却风机试验 2.9.1 自动启动条件（任一满足）1)联锁投入，另一火检风机停运；2)联锁投入，另一火检风机运行且母管压力低。2.9.2 停止允许条件（任一满足）1)MFT 动作；2)另一火检冷却风机运行。2.10 密149、封风机试验 2.10.1 启动允许条件（全部满足）1)任一一次风机运行；2)密封风机出口门全关或一台投备用另一台运行。2.10.2 自动启动条件（任一满足）1)联锁投入，另一密封风机跳闸；2)联锁投入，另一密封风机运行且出口母管压力12kPa。72 2.10.3 停止允许条件（任一满足）1)全部磨煤机给煤机组停运；2)另一台密封风机运行且出口母管压力13kPa；3)密封风机运行，延时 60s，出口门未联开；4)一次风机全停，延时 10s。2.10.4 保护停止条件：（任一满足）1)一次风机全停，延时 10s；2)密封风机运行，延时 60s，出口门未联开。2.10.5 密封风机出口电动门 1)密150、封风机运行，联开；2)密封风机停运，延时 3s，联关。2.11 MFT跳闸继电器柜试验 为了保证保护功能的安全可靠，锅炉 MFT 保护设计成软、硬两路冗余，其中，硬回路又分为 A、B 两个冗余回路。当 MFT 条件出现时 DCS 控制机柜会送出相应的信号来跳闸相关的设备，同时 MFT 跳闸继电器回路也会向这些重要设备送出一个硬接线信号来跳闸它们。例如，MFT 发生时逻辑会通过相应地开关量输出模块输出信号来关闭油母管上的进油快关阀，同时 MFT 跳闸继电器回路也会送出信号来直接关闭油母管上的快关阀。这种软、硬件的互相冗余有效地提高了 MFT 动作的可靠性。此功能在 MFT 跳闸继电器柜内实现。应151、城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组的 MFT 跳闸继电器柜设计了两路直流继电回路，采用带电跳闸，MFT 跳闸继电器回路分为 A 和 B 两个冗余跳闸回路，同时接收 MFT 跳闸指令，任一回路动作即发出跳闸指令，有效地防止保护拒动。MFT 跳闸继电器由三路信号触发动作，第一路是来自操作员台的手动跳闸按钮，采用两个按钮同时按下的方式触发；第二路来自 MFT 控制器的 MFT 跳闸指令，采用硬回路三取二判断的方式触发；第三路来自 FSSS 柜两路交流电源失电信号，这两路交流电源分别取自 UPS 和保安段，单独一路电源失电后，MFT 跳闸继电器不会送出跳闸指令，当两路电源均失电时，MFT 送出152、跳闸指令。这种设计，在保证跳闸动作可靠性的基础上，极大降低了保护误动的可能性。2.11.1 MFT 继电器柜内实现软、硬两路冗余保护功能的设备 MFT 跳闸继电回路动作后，通过硬接线回路直接动作以下设备：1)停五台磨煤机；2)停五台给煤机；3)关所有磨煤机出口门；73 4)关锅炉燃油进油快关阀；5)退锅炉本体吹灰器；6)关所有油角阀；7)跳所有油枪；8)跳过热器减温水总门；9)跳再热器减温水母管电动门；10)跳等离子；11)停两台一次风机；12)跳闸汽动给水泵；13)跳闸汽轮机；14)跳闸脱硫。2.12 点火允许条件 点火允许条件包含油层点火允许和煤层点火允许。当油层点火允许满足时，允许投入点153、火油枪；当煤层点火允许满足后，允许投入煤燃料。2.12.1 油点火允许条件（全部满足）1)MFT 复位；2)OFT 复位；3)燃油进油快关阀全开；4)燃油回油快关阀全开；5)进油母管油压正常；6)炉膛点火允许。2.12.2 投煤允许条件（全部满足）1)任一引风机运行；2)炉膛点火允许。2.12.3 炉膛点火允许条件（全部满足）1)MFT 复位；2)火焰冷却风机出口母管压力合适；3)炉膛风量合适或任一油燃烧器投运或任一煤燃烧器投运。2.13 等离子点火试验 2.13.1 等离子启动允许 1)等离子点火发生器整流柜在远方位；2)等离子发生器风压满足；3)等离子发生器水压满足；74 4)煤层点火允许154、；5)无 MFT 条件。2.13.2 等离子停止条件 1)等离子模式下磨煤机跳闸；2)风压不满足；3)等离子点火成功，延时 600s；4)磨煤机出口门已关；5)水压不满足。2.13.3 等离子冷却水泵 停止允许（任一条件满足）1)另一台冷却风机运行且冷却风机出口母管压力正常；2)所有等离子断弧延时 300s。自动启动条件（任一条件满足）1)一台投备用，另一台运行中跳闸；2)一台投备用，另一台运行中出口母管压力低。2.14 油层试验 2.14.1 油角程启 油角启动允许条件（全部满足）1)油点火允许条件；2)油角阀全关；3)吹扫阀全关；4)无油火检故障；5)无燃烧器跳闸条件；6)燃烧器无火；7)155、无 OFT 条件。油角程启顺控步序 1)进油枪；2)油枪进到位，进点火枪；3)点火枪进到位，激励点火枪打火 30s；4)开油角阀；5)油角阀开到位，火检有火，退点火枪。2.14.2 油角程停 油角停止允许条件（全部满足）75 1)无 MFT；2)油燃烧器远方控制方式。油角程控自动停止顺控条件（任一满足）1)手动操作；2)油角阀离开关位 15s 且火检无火；3)MFT 发生；4)OFT 发生。油角程停顺控步序 1)关油角阀；2)油角阀关到位，油枪进到位；3)燃烧器吹扫请求进点火枪；4)点火枪进到位，启动点火器打火且开吹扫阀；5)吹扫 60s，关吹扫阀；6)吹扫阀关到位，退油枪。2.14.3 油角156、吹扫 油角吹扫顺控步序 1)进油枪；2)油枪进到位，吹扫请求进点火枪；3)点火枪进到位，启动点火器打火且开吹扫阀；4)点火器打火 30s，退点火枪；5)吹扫 60s，关吹扫阀；6)吹扫阀关到位，退油枪。2.15 磨煤机试验 2.15.1 启动允许条件（全部满足）1)磨煤机润滑油条件满足；2)磨煤机液压油满足；3)磨煤机冷一次风门已开；4)磨煤机热一次风气动插板门已开；5)磨煤机密封风气动截止阀已开；6)磨煤机出口门开（3/4）；7)磨煤机一次风条件满足；8)任意密封风机运行；9)密封风于一次风差压2kPa；10)磨煤机磨辊提升到位（2/3）；76 11)煤层点火允许；12)磨煤机温度正常；13157、)磨煤机分离器运行；14)无磨煤机跳闸条件。2.15.2 磨煤机跳闸条件（任一满足）1)磨煤机出口挡板关闭（2/4）；2)一次风机全部停运；3)煤层失去火焰（2/4）；4)磨煤机润滑油不满足；5)磨煤机一次风/密封风差压低；6)磨煤机电机轴承温度高；7)磨出口风粉温度高高高；8)手动跳闸；9)异常跳闸；10)MFT。2.16 给煤机试验 2.16.1 启动允许条件（全部满足）1)磨燃烧器点火允许；2)磨煤机出口挡板全开；3)磨煤机出口温度合适；4)磨煤机运行；5)给煤机无超温报警；6)给煤机密封风气动截止阀已开；7)无给煤机跳闸条件。2.16.2 给煤机跳闸条件（任一满足）1)给煤机出口门关；158、2)磨煤机停运；3)给煤机手动跳闸；4)MFT。77 2.17 磨煤机分离器试验 保护跳闸条件：密封风与与冷一次风差压低。2.18 磨煤机油站试验 2.18.1 磨煤机润滑油泵低速油泵 启动允许条件：磨煤机润滑油高速油泵停止。2.18.2 磨煤机润滑油泵高速油泵 停止允许条件：磨煤机停运 10 分钟。2.18.3 磨煤机润滑油站电加热器 启动允许条件：磨煤机润滑油泵高速油泵或磨煤机润滑油泵高速油泵运行。2.18.4 磨煤机液压油泵 启动允许条件：液压油站油箱油位250mm。停止允许条件：磨煤机停止。2.19 制粉系统风门挡板试验 2.19.1 磨煤机入口冷一次风关断挡板 关允许条件 1)磨煤机159、停运；2)MFT。自动关条件（任一满足）1)MFT 动作；2)磨煤机跳闸。2.19.2 磨煤机入口热一次风关断挡板 关闭允许条件：磨煤机停止或磨煤机跳闸或 MFT。自动关闭条件（任一满足）1)MFT 动作；2)磨煤机跳闸。2.19.3 磨煤机出口快关门 开允许条件（全部满足）1)无 MFT；2)磨煤机密封风调门已开。关允许条件（全部满足）1)磨煤机停止或 MFT；2)磨热一次风门已关或 MFT；78 3)磨冷一次风门已关或 MFT。自动关条件（任一满足）1)磨煤机停止且磨热一次风门已关且磨冷一次风门已关；2)MFT；3)磨煤机跳闸。2.19.4 给煤机出口电动门 关允许条件 1)给煤机停运。自160、动关闭条件（任一满足）1)磨煤机跳闸。3 FSSS 系统保护项目投入情况统计 FSSS 系统保护项目共 234，投入 234，保护投入率达到 100。3.1 锅炉主保护（共20项，投入20项）1)所有引风机停止；2)所有送风机停止；3)MFT 电源失去；4)所有空预器全停（1min）；5)炉膛压力高高(2/3)，延时 1s；6)炉膛压力低低(2/3)，延时 5s；7)高负荷时一次风机全跳；8)总风量25%，延时 5s；9)手动 MFT；10)所有给水泵跳闸（延时 2s）；11)给水流量低低，延时 20s；12)给水流量低低低，延时 3s；13)再热器保护；14)主蒸汽压力高；15)炉膛火焰丧失161、；16)点火延迟；17)炉膛火焰丧失；18)负荷30%时汽机跳闸；19)三次点火失败；20)脱硫请求 MFT。79 3.2 点火油OFT（共4项，投入4项）1)MFT 动作；2)燃油回油快关阀未开；3)燃油母管压力低低；4)燃油进油快关阀未开。3.3 磨煤机保护条件（11 4+10=54项，投入54项）1)煤层失去火焰；2)一次风机全停；3)磨出口挡板关；4)磨煤机油系统条件不满足；5)磨一次风与密封风差压低；6)磨电机轴承温度高高；7)磨出口温度高高；8)手动跳闸；9)异常跳闸；10)MFT。注：A 独有跳闸条件：等离子模式下，A 层有两个或两个以上的等离子发生器启弧不成功；B、C、E 磨独162、有条件：RB。3.4 给煤机保护条件（5 420项，共投入20项）1)给煤机运行，出口门关，延时 5 秒；2)给煤机运行，磨煤机停运，延时 2s；3)手动跳闸；4)MFT。3.5 密封风机保护条件（2 24项，投入4项）1)一次风机全停，延时 10s；2)密封风机运行，延时 60s，出口门未联开。3.6 A层等离子点火装置保护（共5 420项，投入20项）1)等离子模式下磨煤机跳闸；2)风压不满足；3)等离子点火成功，延时 600s；4)磨煤机出口门已关；5)水压不满足。3.7 油枪保护项目（共16 7=112项，投入112项）80 1)MFT；2）OFT；3）油枪推进失败；4）点火枪推进失败163、；5)点火枪点火失败；6)油阀打开失败；7)燃烧器投入失败。4 结论及建议 调试过程中，结合系统设备实际试运情况，对不合理、不完善、繁杂冗余的控制逻辑进行了修改，保证控制功能完备、控制逻辑及回路简单可靠，以满足机组安全生产、稳定运行、便于检修的要求。经调试的 FSSS 系统投入正常、测点指示准确、保护联锁动作正确合理、顺序控制功能完善、各项指标均达到了优良，经分系统及整套启动试运考验，满足应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组生产运行的要求。应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组汽机危急跳闸系统调试报告 二二 一一 五五 年年 二二 月月 摘 要 本调试报告介绍了汽机主保护系统的功164、能及调试的情况。2 号机组汽轮机危急跳闸系统（ETS）经过分系统、空负荷、带负荷及 168 小时满负荷试运考验，系统运行稳定可靠，保护动作正确，未出现保护误动和拒动现象，能够满足机组长期安全运行要求。2 号机组在完成了锅炉主燃料跳闸（MFT）、汽机危急跳闸（ETS）及电气相关保护项目的基础上进行了机炉电大联锁试验，试验结果证明汽机、锅炉、电气各个保护系统之间联锁动作正确，各项设备保护动作正确，满足机组安全运行要求。关键词关键词：启动调试；汽轮机；危急跳闸；机炉电大联锁 目 录 1 系统概述.84 2 工作原理.84 3 系统调试过程.85 4 调试过程修改内容.87 5 机炉电大联锁试验.87165、 6 结论.89 84 1 系统概述 应城热电联产新建工程2 号机组为超临界燃煤发电机组。汽轮机为上海电气集团上海汽轮机有限公司生产制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸双排汽、湿冷、双抽汽凝汽式汽轮机。汽轮机危急跳闸系统（ETS，EMERGENCY TRIP SYSTEM）用以监视汽轮机的运行参数，当这些参数超过其运行限制值时，该系统迅速关闭汽轮机所有蒸汽进汽阀门，紧急停机，以保证汽轮机安全运行。应城热电联产新建工程2 号机组汽轮机危急跳闸系统监控参数及跳闸项目如下：EH 油压低低（1 或 3）与（2 或 4）；润滑油压低低（1 或 3）与（2 或 4）；AST 油压低(3 取 2)；ETS166、 超速；电磁阀失电；发电机保护 1 动作；发电机保护 2 动作；手动停机（操作台按钮）；真空低低（1 或 3）且（2 或 4）；轴向位移过大 1 或 2；轴承振动过大(3 取 2)或(3 取 2)；转子高或低胀差过大；锅炉 MFT；DEH 超速；高压缸排汽压力高(3 取 2)；发电机断水保护；就地手动停机。2 工作原理 2 号机组 ETS 系统采用三套相互冗余的控制器进行控制，汽轮机各项运行参数分别经就地检测原件、DCS、TSI、DEH 等装置判断后送出越限报警信号同时送至ETS 控制器中，在 ETS 系统中 PLB 对越限报警信号进行逻辑判断后决定何时遮断自动停机遮断（AST）总管的油路，使167、跳闸汽轮机。系统采用双通道，允许进行在线试验，并在试验时具有连续保护的功能。2.1 控制PLB装置 2 号机组 ETS 的控制系统中可编程逻辑控制（PLB）模块是由两组 PLB 模块组 85 成，每组由 3 块 PLB 组成，两组 PLB 模块相互冗余。每组 PLB 共同完成 ETS 处理功能。这些 PLB 组件可以进行智能的逻辑判断，必要时提供可靠而准确的汽轮机遮断。危机遮断控制柜中的 PLB 接线端子的输入通道，将现场及其他系统的开关量信号送入到 PLB 中进行计算机判断，并且通过 PLB 接线端子的输出通道输出逻辑判断后的信号，从而判断是否执行试验以及跳机动作。AST 电磁阀分为两个通道168、：通道 1 包括 20-1/AST 与 20-3/AST，通道 2 则包括20-2/AST 与 20-4/AST。每 1 个通道由在危机遮断系统控制柜中各自的继电器保持供电。危机遮断系统的作用为：在传感器指明汽轮机的任一变量处于遮断水平时，开启所有的 AST 电磁阀，以使机组停机。系统设计成此两个相同独立通道的目的是为了使误动作的可能性至最少。在汽轮机运行时，每一通道可以单独地进行在线试验，而不会产生遮断或在实际需要遮断时拒动。通道试验时，有两只油压开关（63-1/ASP，63-2/ASP）来监视供油压力的，监视通道的状态。（63-1/AST，63-2/AST，63-3/AST）用来监视汽轮机169、的状态（复置或遮断）的。ETS 装置是一个独立的控制系统，ETS 跳闸首出信号可以在 ETS 控制柜正面的首出指示灯上看到，同时 ETS 送出每一个跳闸首出信号给 SOE，为事故分析提供数据，首出指示可以通过 ETS 控制柜上的复位按钮或 DEH 发送的复位指令进行复位。2.2 危急遮断系统工作原理 位于前轴承座右侧的隔膜阀，它提供了高压抗燃油系统的自动停机危急遮断部分和润滑油系统的机械超速和手动遮断部分之间的接口。从机械超速和手动遮断总管来的润滑油供到隔膜阀的上部，使其克服弹簧力将阀关闭，封闭了自动停机危急遮断总管中的高压抗燃油的泄油通道。机械超速和手动遮断总管中的油压消失，弹簧开启阀，泄去170、高压抗燃油而停机。润滑油和抗燃油彼此相互不接触。危急遮断控制中六个电磁阀，四个是自动停机遮断电磁阀（AST）。正常运行时带电关闭，关闭抗燃油的泄油通道，当电磁阀失电打开泄油，关闭蒸汽阀，停机。AST 电磁阀组成串并联布置，双重保护，每个通道中至少必须有一个电磁阀打开，才停机。两个（OPC）电磁阀，并联布置，受 DEH 控制，正常运行时关闭，封闭了OPC 油的泄油通道，转速达额定转速的 103%时，电磁阀打开，OPC 母管油泄放，快速卸载阀开启，使调节阀和再热汽调节阀快速关闭。转速降到额定转速 103%一下时，电磁阀将关闭，再热调节阀重新开启。调节汽阀仍保持关闭，当转速降到额定转速，调节汽阀将控171、制转速，使机组保持额定转速。3 系统调试过程 3.1 硬件设备检查 86 1)系统连线检查：根据提供的端子接线图以及 I/O 清册对控制柜、就地的接线和盘、柜之间的连线逐个检查，确保接线准确，符合设计院热控接线图纸要求。2)电源检查：根据图纸，检查电源回路，确定电源接线正确，电源电压值、极性均与设计相符，上电后，进行电源切换试验，电源系统动作正常。3)系统硬件检查：系统上电后，对机柜上的所有指示灯以及按钮逐个检查，对控制器进行测试，系统所属设备均可正常工作。4)保护系统 I/O 通道完好性检查：断开外部信号电缆，对保护系统输入和输出通道进行了校验检查。3.2 用户软件检查 根据现场情况，按照设172、计图纸对控制逻辑进行检查，与机务专业共同对 ETS 系统的定值进行检查分析，所有的控制逻辑符合现场实际要求，实现原设计意图。3.3 一次设备检查 1)一次测量元件的检查：检查取样装置的安装情况，对整个回路进行检查；检查有关的一次测量元件的校验记录。2)电磁阀的检查与远方操作试验：检查电磁阀的安装情况以及相关电气回路。直流电阻值、绝缘电阻值符合要求，电磁阀动作灵活可靠，介质通道畅通。3)热工信号检查：会同汽机专业检查保护系统产生的至 DCS 系统报警信号的正确性。3.4 静态试验 1)ETS 跳闸功能试验 依次模拟 EH 油压低、真空低、润滑油压低以及汽轮机转速高，发电机保护动作、发变组出口开关173、跳闸、锅炉 MFT、手动紧急停机、汽轮机轴向位移大、汽轮机振动高、DEH 停机、高排压力高等信号，确认汽机跳闸信号输出正常，操作员站的相应指示正确。2)ETS 电磁阀跳闸试验 在现场具备实验条件，逻辑试验已经完成的情况下，配合汽机专业作 ETS 跳闸试验。试验结果证明跳闸电磁阀动作正确可靠，能够保证汽机正确停机。3.5 动态试验 为了进一步检验 ETS 的可靠性，使 ETS 的控制逻辑和动态参数达到正常投入的要求，对 ETS 的超速保护、润滑油压开关、真空开关、EH 油压开关进行动态试验，试验结果正确。在整套启动过程，全面考察 ETS 系统的性能，对主机系统异常跳闸原因进行分析，提供正确的跳闸174、原因并提出解决方案，使 ETS 系统安全可靠投入运行。87 4 调试过程修改内容 1)机组轴承振动大原设计为 X 或 Y 向轴振大于 250um，保护动作跳机；由于单点保护的不可靠性，经讨论，修改为：X 向跳机值与上 Y 向的报警值，或者 X 向报警值与上 Y 向的跳机值，作为轴振动大跳机逻辑。（报警值为 127um，跳机值为254um。）2)删除高压排气压比低跳闸逻辑。5 机炉电大联锁试验 在汽轮机危急跳闸试验项目完成后，机组具备了大联锁试验的条件，2 号机组机炉电大联锁试验项目共四项，试验结果证明汽机、锅炉、电气各个保护系统之间联锁动作正确，满足 2 号机组安全运行要求。机组大联锁 1 炉175、机电保护试验步骤 1.1 试验条件 送、引、一次风机、试验位合闸状态 锅炉保护复位 磨煤机电机开关试验位合闸状态，磨煤机出口挡板开位 燃油关断阀开启 过热器及再热器减温水阀开启 汽机挂闸，小机挂闸；开启主汽门 各段抽汽逆止门及相关电动门开启，疏水门关闭 发变组程跳逆功率投入；并网断路器合闸；灭磁开关合闸 1.2 试验操作 操作台上按下锅炉“紧急停机”按钮 1.3 试验结果检查 锅炉 MFT 保护动作 一次风机跳闸 磨煤机跳闸及出口挡板全关 过热器及再热器减温水阀全关 汽机 ETS 保护动作，小机 METS 保护动作；主汽门立即关闭 88 各段抽汽逆止门及相关电动门关闭，疏水门开启 发变组程跳逆176、功率动作；并网断路器分闸；灭磁开关分闸 2 机电、炉联锁保护传动试验 2.1 试验条件 锅炉保护复位；一次风机运行，磨煤机合闸及出口闸板开位 汽机保护复位；模拟负荷30%汽机挂闸，小机挂闸；开启主汽门 过热器及再热器减温水阀开启 发变组程跳逆功率投入；并网断路器合闸；灭磁开关合闸 2.2 试验操作 在控制室操作台上按下汽机“紧急停机”按钮 2.3 试验结果检查 汽机 ETS 保护动作，主汽门立即关闭 小机 METS 保护动作，主汽门立即关闭 各段抽汽逆止门及相关电动门关闭，疏水门开启 锅炉 MFT 保护动作；一次风机跳闸，一次风机、磨煤机跳闸，磨煤机出口闸板门关 过热器及再热器减温水阀全关 发177、变组程跳逆功率动作；并网断路器分闸；灭磁开关分闸 3 机电、炉联锁保护传动试验 3.1 试验条件 锅炉保护复位；一次风机运行，磨煤机合闸及出口闸板开位 汽机保护复位；模拟负荷30%汽机挂闸，小机挂闸；开启主汽门 过热器及再热器减温水阀开启 发变组程跳逆功率投入；并网断路器合闸；灭磁开关合闸 3.2 试验操作 在控制室操作台上按下汽机“紧急停机”按钮 89 3.3 试验结果检查 汽机 ETS 保护动作，主汽门立即关闭 小机 METS 保护动作，主汽门立即关闭 各段抽汽逆止门及相关电动门关闭，疏水门开启 发变组程跳逆功率动作；并网断路器分闸；灭磁开关分闸 锅炉正常运行 4 电机炉联锁保护试验 4.178、1 试验条件 锅炉 MFT 保护复位，模拟负荷30%汽机 ETS 保护复位，挂闸，开启主汽门 发变组程跳逆功率投入；并网断路器合闸；灭磁开关合闸 4.2 试验操作 电气非电量保护动作 4.3 试验结果检查 发变组保护动作；并网断路器分闸；灭磁开关分闸 汽机 ETS 保护动作；主汽门立即关闭 锅炉 MFT 保护动作 6 结论 应城热电联产新建工程2 号机组汽轮机危急跳闸系统(ETS)经过分系统、空负荷、带负荷及 168 小时满负荷试运考验，系统运行稳定可靠，保护动作正确，未出现保护误动和拒动现象，能够满足机组长期安全运行要求。在完成了锅炉主燃料跳闸（MFT）、汽机危急跳闸（ETS）及电气相关保护179、项目的基础上进行了机炉电大联锁试验，试验结果证明汽机、锅炉、电气各个保护系统之间联锁动作正确，各项设备保护动作正确，满足 2 号机组安全运行的要求。应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组锅炉顺序控制系统调试报告 二二 一一 五五 年年 二二 月月 摘 要 锅炉顺序控制系统包含了锅炉辅机设备的控制、联锁以及保护功能。锅炉顺序控制系统主要涉及的锅炉辅机设备和系统包括：送风机、引风机、空预器、一次风机、风烟系统的各出入口挡板、锅炉疏水放汽系统、干排渣系统、吹灰系统。调试过程中，主要对以上设备的控制功能进行了检查、试验及优化。分系统试运阶段，完成了锅炉顺序控制系统的调试项目；整套启动试运阶段，对180、控制参数和定值进行了优化，进行 BSCS 各项顺控、保护、联锁功能的投运，针对暴露出的缺陷逐一进行了消除。经调试的锅炉顺序控制系统投入正常、测点指示准确、保护联锁动作正确合理、顺序控制功能完善、各项指标均达到了优良，经分系统及整套启动试运考验，满足应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组生产运行要求。关键词关键词：超临界机组；锅炉；顺序控制系统；350MW 目 录 1 系统概述.93 2 系统配置.93 3 调试项目.93 4 控制功能及调试过程.94 5 保护投入情况统计.100 6 结论.100 93 1 系统概述 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组锅炉为一次再热、平衡通风、181、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、前后墙对冲燃烧方式、型锅炉，采用等离子点火方式，由东方锅炉股份有限公司设计并供货。汽轮机为超临界、一次中间再热、三缸双排汽、单轴、8 级回热、抽汽凝汽式汽轮机，采用上海电气集团股份有限公司产品。发电机是上海电气集团股份有限公司生产的水氢氢冷却、静态励磁发电机。机组分散控制系统（DCS）采用福克斯波罗公司的 I/A series 系统。DCS 的主要功能包括：数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、汽机旁路控制系统（BPS）、顺序控制系统（SCS）、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)等，锅炉侧辅机顺序控制系统（BSCS）是机组顺序控制系统的组成部182、分，完成对锅炉侧辅机设备的状态监控、顺序启/停、联锁保护等功能。2 系统配置 锅炉顺序控制系统（BSCS）按照控制对象共配置有 CP2001、CP2002、CP2003、CP2004、CP2005、CP2006、CP2007、CP2008、CP2009、CP2010、CP2011、CP2012、CP2013，每个控制器功能分配如下：CP2001：制粉系统 A 及等离子；CP2002：制粉系统 B 及燃油 B 子项；CP2003：制粉系统 C 及燃油 C 子项；CP2004：制粉系统 D 及燃油 D 子项；CP2005：制粉系统 E 及燃油 E 子项；CP2006：MFT 控制系统；CP2007183、：锅炉 A 侧烟风系统；CP2008：锅炉 B 侧烟风系统；CP2009：锅炉疏水及脱硝；CP2010：吹灰除渣；CP2011：低温省煤器；CP2012：给水控制、汽温控制；CP2013：风量、炉膛负压、一次风压控制。3 调试项目 锅炉顺序控制系统（BSCS）主要涉及下列锅炉辅机设备和系统：空预器、送风机、引风机、一次风机、风烟系统的各出入口挡板、减温水系统阀门、锅炉排汽疏 94 水阀门、脱硫/脱硝系统等。该系统控制范围主要包括下列内容：1）送风机的启停操作及联锁保护功能；2）引风机的启停操作及联锁保护功能；3）空预器的启停操作及联锁保护功能；4）一次风机的启停操作及联锁保护功能；5）空气、烟184、气系统的设备出入口挡板的联锁动作及开关操作；6）减温水系统阀门的联锁动作及开关操作；7）主给水系统阀门的联锁动作及开关操作；8）锅炉疏放系统阀门的开启和关闭；9）除渣系统统联锁及保护功能；10）吹灰系统联锁及保护功能；11）脱硝系统联锁及保护功能；12）脱硫系统联锁及保护功能。4 控制功能及调试过程 锅炉顺序控制系统（BSCS）调试过程中，通过操作员站操作所有的设备，确认每个设备都能单独远方操作且反馈正确，在此基础上进行 BSCS 系统相关设备的联锁、保护、闭锁以及顺控启/停试验，结合试验过程对讨论确定的控制功能进行检验，根据现场设备实际情况与机组运行要求，对相应的控制功能进行完善与改进，对不185、合理的逻辑进行优化。4.1 回路测试及设备传动 对 BSCS 系统的所有开关量输入/输出信号进行了检查，在施工单位的配合下对错误的信号进行了纠正。检查了有关设备的状态反馈信号，做到了画面反馈、组态反馈以及就地设备实际状态一致。对具备调试条件的模拟量输入信号进行了检查，对错误的信号及时进行了修改。调试过程修改内容 1）讨论确定锅炉本体蒸汽吹灰器采用对吹方式及吹灰器执行顺序，根据讨论结果重新修改吹灰器顺控逻辑。2）根据现场实际情况修改空预器吹灰顺控，使其能正常顺控运行，达到现场控制要求。4.2 设备联锁保护功能及试验 设备的联锁保护功能通过对设备运行状态的监测，经逻辑判断后完成设备启/停闭锁、保护186、跳闸、联锁备用等功能，以保证设备的安全及系统的稳定可靠运行。在 95 完成回路测试及设备传动后，对相关系统联锁保护功能进行了试验，以检测各项功能满足系统运行要求。4.2.1 引风机系统联锁保护 1)引风机本体（1）启动允许条件（全部满足）引风机温度正常（风机轴温75、电机轴温80，风机轴承110）；油泵运行且控制油压低；送、引风机均运行且送风机跳闸（跳同侧）；引风机运行 60s 后入口或出口烟气电动挡板关。2)引风机入口烟气挡板（1）自动开启条件：引风机运行延时 10s。（2）自动关闭条件：引风机 A 停止且引风机 B 运行。3)引风机出口挡板（1）自动关闭条件：引风机 A 停止且引风机 B 187、运行。4)引风机冷却风机（1）启允许条件（全部满足）引风机停或引风机冷却风机 B 运。（2）自动启动条件（任一满足）引风机冷却风机 A 备用且引风机冷却风机 B 跳闸。5)引风机润滑油站（1）启动允许条件（全部满足）引风机油站油箱油位不低（液位开关）。（2）自动启动条件（任一满足）96 备用投入且另一润滑油泵停运；备用投入且润滑油母管压力低（压力开关）；备用投入且引风机液压油母管压力低，延时 15s。（3）停运允许条件（任一满足）引风机停运，延时 30s；另一润滑油泵运行。6)引风机电机润滑油箱加热器（1）启动允许条件：润滑油箱油位不低（液位开关）。（2）自动停运条件：油箱油位低（液位开关）延188、时 2s 或油泵全停延时 30s 或润滑油箱油温20。7)引风机冷却油泵（1）启动允许条件：任一油泵运行且油箱油位不低（液位开关）。（2）自动启动条件：任一油泵运行且油箱油位不低（液位开关）且引风机油站油箱油温45。（3）自动停条件：油箱油位低（液位开关）或油站油泵全停延时 30s 或温度低于 35。4.2.2 送风机系统联锁保护 1)送风机本体（1）启动允许条件（全部满足）送风机温度正常（风机轴温75、电机轴温3kPa（跳 A 送风机）；送风机温度保护（电机轴承95，风机轴承110）；送、引风机均运行且引风机跳闸（跳同侧）；送风机运行且出口电动挡板关，延时 60s；引风机全停。97 2)送风189、机出口挡板（1）自动开启条件：（任一满足）送风机运行后延时 10s。（2）关闭允许条件：送风机停止。（3）自动关闭条件：送风机 B 运行且送风机 A 跳闸且送风机 B 出口电动门已 开。3)送风机油站油泵（1）允许启动条件（全部满足）送风机 A 油站油箱油位不低（液位开关）。（2）自动启动条件（任一满足）送风机 A 油站油泵 B 备用且送风机 A 油站油泵 A 跳闸；送风机 A 油站油泵 B 备用且润滑油母管压力低（压力开关）；送风机 A 油站油泵 B 备用且液压油母管压力低（压力开关），延时 15s。（3）停止允许条件（任一满足）送风机 A 停延时 600s；送风机 A 油站油泵 B 运行。190、4)送风机油站油箱加热器(1)启动允许条件：润滑油箱油位不低（液位开关）。(2)自动停运条件：油箱油位低（液位开关）延时 2s 或油泵全停延时 30s 或润滑油箱油温20。4.2.3 一次风机系统联锁保护 1)一次风机系统本体(1)启动允许条件（全部满足）一次风机温度正常（电机轴承温度85、风机轴承温度75）；一次风机 A 入口调节挡板关（5%）；一次风机 A 出口电动挡板已关；任一引风机运行；任一送风机运行；空预器A运行且出口一次风电动挡板已开或空预器B运行且出口一次风电动挡板已开且冷一次联络风门已开；无一次风机 A 跳闸条件；一次风机无电气故障。(2)保护跳闸条件（任一满足）一次风机 A 191、温度正常（电机轴承95、风机轴温80，风机轴承110）；3)油泵运行且控制油压低；4)送、引风机均运行且送风机跳闸（跳同侧）；5)引风机运行 60s 后入口或出口烟气电动挡板关。5.2 送风机保护（共5 2项，投入10项）1)MFT 延时 20s 炉膛压力高高高3kPa（跳 A 送风机）；2)送风机温度保护（电机轴承95，风机轴承110）；3)送、引风机均运行且引风机跳闸（跳同侧）；4)送风机运行且出口电动挡板关，延时 60s；5)引风机全停。5.3 一次风机保护（共3 2项，投入6项）1)一次风机 A 温度正常（电机轴承95、风机轴温0.1MPa)；107 润滑油冷油器出口温度正常15；主泵192、筒体上下泵壳温差 60%）；无反转信号；电泵出口门全关。(2)保护跳闸条件（任一满足）润滑油压低低(DI0.08MPa，2/3)；电泵运行且最小流量再循环阀开度（50%）且电泵入口流量150 t/h；除氧器液位保护（95，前置泵径向轴承温度85，主泵径向轴承温度90，密封水温度95，主泵推力轴承温度90，电机轴承温度95）。2)电动给水泵出口电动门(1)自动关闭条件：电动给水泵停止。3)电动给水泵最小流量再循环阀(1)自动开条件：电动给水泵入口给水流量1850mm）；汽动给水泵再循环阀（95%）；给水泵母管压力不低；给水泵出口电动门全关；给水泵温度正常（轴承温度90，密封水90，推力轴承90，193、轴瓦温度110，推力瓦块(2/4)110）；给水泵入口流量265t/h 且最小再循环阀位5%；除氧器水位低低（1002mm，2/4）。2)汽泵出口电动门(1)自动关闭条件：（任一满足）108 汽机跳闸后延时 3s；MFT。3)汽动给水泵最小流量再循环阀后电动门(1)自动开条件：汽泵入口流量350t/h。4)汽动给水泵最小流量再循环阀(1)自动开条件：汽泵入口流量300t/h，强开。5)给水抽头至再热器减温水电动门(1)自动关条件：MFT。6)小机交流润滑油泵(1)自动启动条件（任一满足）投备用且另一台油泵停止；投备用且小机润滑油压低或低低。7)小机事故油泵(1)自动启动条件（任一满足）交流润滑194、油泵全停，延时 5s；小机润滑油压低低低。8)排烟风机(1)自动启动条件（任一满足）投备用且另一台排烟风机停止。9)小机盘车(1)启动允许条件（全部满足）任一台油泵运行；给水泵润滑油母管压力不低；小机转速不大于 150r/min；不在检修方式；无故障；在远方位。(2)自动停条件（任一满足）小机转速150r/min；小机润滑油压低低低停盘车。4.2.3 汽机润滑油及顶轴油系统 1)直流润滑油泵(1)自动启动条件（任一满足）投备用且自启动试验压力低低或 2 低低；109 投备用且交流润滑油泵启指令存在但未启动；投备用且汽机转速2850 r/min；投备用且交流润滑油泵未运行。2)交流润滑油泵(1)195、自动启动条件（任一满足）投备用且自启动试验压力低低或低低低；投备用且汽机已跳闸；投备用且汽机转速2850 r/min。(2)停止允许条件（任一满足）油泵全停且汽机转速1500 r/min；汽机零转速；另一台顶轴油泵运行且出口油压正常（大于 9MPa）。(4)自动启动条件 投备用且汽机转速小于 1990rpm 且 2 号顶轴油泵跳闸；投备用且汽机转速1990rpm；交流润滑油泵、直流润滑油泵均停,延时 5s。4)排烟风机(1)自动启动条件（任一满足）投备用且另一台排烟风机跳闸。5)润滑油加热器(1)自动停止条件（任一满足）主油箱油温高；主油箱温度38。110 6)高压启动油泵(1)自动启动条件（196、任一满足）投备用且汽机转速2850r/min；投备用且氢油差压56kPa。4.2.4 汽机 EH 油系统 1)EH 油泵(1)自动启动条件（任一满足）投备用且另一台油泵跳闸；投备用且另外一台油泵运行且 EH 油压低（压力开关）；投备用且另外一台油泵运行且 EH 油压37；顶轴油泵全停且汽机零转速。4.2.5 汽机疏水阀系统 四段抽汽之前为高压疏水阀，四段抽汽之后为中低压疏水阀。1)高压疏水阀包括如下：高压主汽调节阀后主汽管疏水阀；高压主汽阀阀座前疏水阀（左侧）；高压主汽阀阀座后疏水阀（右侧）；高压主汽阀阀座前疏水阀（左侧）；高压主汽阀阀座后疏水阀（右侧）；热再母管疏水阀；热再主汽阀前疏水阀（右197、侧）；高压供热管道电动门前疏水阀；一段抽汽电动阀后疏水气动阀；一段抽汽逆止门前疏水阀；一段抽汽逆止阀后疏水气动阀；二段抽汽电动阀后疏水气动阀；二段抽汽逆止门前疏水阀；111 二段抽汽逆止阀后疏水气动阀；三段抽汽电动阀后疏水气动阀；三段抽汽逆止门前疏水阀；三段抽汽逆止阀后疏水气动阀。2)低压疏水阀 汽机侧低压疏水阀包括以下阀门：汽机热再主汽阀前疏水阀（左侧）；汽机热再母管疏水阀；汽机热再主汽阀前疏水阀（右侧）；低旁阀前疏水阀；高压供热管道电动门前疏水阀；高压供热管道电动门后疏水阀；四段抽汽逆止阀 1 前疏水门；四段抽汽逆止阀 2 前疏水门；四段抽汽逆止阀后疏水门；四抽至除氧器逆止阀后疏水阀；四抽198、至低压工业供汽抽汽逆止阀前疏水阀；四抽至低压工业供汽抽汽逆止阀后疏水阀；四抽至小机疏水门；四抽至小机及辅汽疏水阀；五段抽汽逆止阀前疏水阀；五段抽汽逆止阀后疏水阀 1；五段抽汽逆止阀后疏水阀 2；六段抽汽逆止阀前疏水阀；六段抽汽逆止阀后疏水阀。3)高压疏水阀成组(1)高压疏水阀自动打开条件（任一满足）汽机疏水阀自动投入且负荷低于 35MW；汽机跳闸。(2)高压疏水阀自动关闭条件（任一满足）无汽机跳闸且负荷高于 37MW。4)中、低压疏水阀成组(1)高压疏水阀自动打开条件（任一满足）汽机疏水阀自动投入且负荷低于 68MW；112 汽机跳闸。(2)高压疏水阀自动关闭条件（任一满足）无汽机跳闸且负荷高199、于 70MW。4.2.6 凝结水系统 1)凝结水泵(1)启动允许条件（全部满足）凝结水泵温度允许(电机轴承85、泵轴承温度600mm；凝结水泵出口电动门已关或另外一台备用投入或另一台凝泵在合位。(2)自动启动条件（任一满足）一台备用投入时，另一台泵跳闸；一台备用投入时，另一台泵运行且出口母管压力1.2 MPa；变频器开关柜停止；变切工。(3)保护跳闸条件（任一满足）凝汽器热井水位低低 95、泵轴承温度85）。2)凝结水泵出口门(1)自动打开条件(任一满足)凝结水泵已工频或变频运行；凝结水泵联锁已投入且另一台运行 5s。(2)自动关闭条件(任一满足)凝结水泵跳闸，延时 2s。4.2.7 凝汽器真200、空系统 1)真空泵(1)启动允许条件（全部满足）汽水分离器水位不低(180mm，开关量)；真空泵入口门在关位；无电气故障。(2)自动启动条件（任一满足）一台备用投入时，另一台泵跳闸；一台备用投入时，真空泵 B 入口压力-85kPa（开关量）。113 2)真空泵入口蝶阀(1)自动开条件：真空泵 A 一运行且真空泵 A 入口蝶阀前后差压高（开关量）。3)汽水分离器补水电磁阀（1）自动开条件：汽水分离器液位低(180mm,开关量)。（2）自动关条件：汽水分离器液位高(420mm,开关量)。4.2.8 高、低加热器及抽汽系统 1)高加解列(1)高加水侧解列；(2)汽机跳闸；(3)发电机解列；(4)OP201、C；(5)手动停高加；(6)1 号高加水位高高高（2/3，500mm）延时 5s；(7)2 号高加水位高高高（2/3，500mm）延时 5s；(8)3 号高加水位高高高（2/3，500mm）延时 5s；(9)高加入口三通电动阀已关；(10)出口电动阀已关。2)高加入口三通电动门(1)开允许条件：高加出口电动阀全开且无高加水侧解列信号。(2)自动关条件：高加出口电动阀未开，延时 2s 或高加出口电动阀未开，延时 2s。3)高加出口电动门(1)关允许条件：高加入口三通电动门已关。2）自动关条件：高加水侧解列且高加入口三通电动阀关，延时 2s。4)1 号高加危急疏水气动调节阀(1)自动开条件：1 号202、高加水位210mm 延时 2s。(2)自动复位条件：无 1 号高加水位210mm 延时 2s。5)2 号高加危急疏水气动调节阀(1)自动开条件：2 号高加水位210mm 延时 2s。(2)自动复位条件：无 2 号高加水位210mm 延时 2s。6)3 号高加危急疏水气动调节阀(1)自动开条件：3 号高加水位210mm 延时 2s。(2)自动复位条件：无 3 号高加水位210mm 延时 2s。114 7)一段抽汽电动门、一段抽汽逆止阀、二段抽汽电动门、二段抽汽逆止阀、三段抽汽电动门、三段抽汽逆止阀(1)开允许条件：无高加汽侧解列信号。(2)自动关条件：高加汽侧解列。8)四段抽汽电动门 1、四段抽203、汽电动门 2、四段抽汽逆止阀 1、四段抽汽逆止阀 2、四抽至除氧器电动门、四抽至除氧器逆止阀(1)允许条件（全部满足）无汽机跳闸信号；除氧器水位2852mm（3/4）；OPC；发电机解列。9)四抽至小机电动门（1）自动关条件（任一满足）汽机跳闸；小机跳闸；OPC。10)四抽至辅汽联箱电动门、四抽至低压工业供汽电动门、四抽至低压工业供汽抽汽逆止阀 （1）自动关条件（任一满足）汽机跳闸；OPC。11)五段抽汽电动门、五段抽汽逆止阀（1）开允许条件（全部满足）无汽机跳闸信号；无 OPC；5 号低压加热器液位490mm(2/3)；5 号低加旁路电动门已开；6 号低加入口门全关；5 号低加出口门全关。1204、2)六段抽汽电动门、六段抽汽逆止阀(1)开允许条件（全部满足）无汽机跳闸信号；无 OPC；6 号低压加热器液位 385mm(2/3)；6 号低加旁路电动门已开；6 号低加入口门全关；5 号低加出口门全关。13)高排逆止阀(1)自动开条件：汽机跳闸且汽机 VV 阀已开。(2)自动关条件：OPC 动作或汽机跳闸。14)汽机 VV 阀（1）自动开条件：汽机跳闸。15)7、8 号低压加热器入口电动门(1)开允许条件：无 7 号低加水位高高高；无 8 号低加水位高高高；7 号低加出口门离开关位。(2)关允许条件：7、8 号低压加热器旁路电动门开。(3)自动关条件：7、8 号低压加热器旁路电动门离开关位且205、 7 号或 8 号低加水位高高高。16)7 号低加出口电动门(1)开允许条件：无 7 号低加水位高高高；无 8 号低加水位高高高。116(2)关允许条件：7、8 号低压加热器旁路电动门开。(3)自动关条件：7、8 号低压加热器旁路电动门离开关位且 7 号或 8 号低加水位高高高。17)7、8 号低压加热器旁路电动门(1)关允许条件：无 7 号低加水位高高高；无 8 号低加水位高高高；7、8 号低压加热器入口电动门开；7、8 号低压加热器出口电动门开。(2)自动开条件：7 号低加水位高高高；8 号低加水位高高高。18)6 号低压加热器入口电动门(1)开允许条件：无 5 号低加水位高高高；无 6 206、号低加水位高高高；5 号低加出口门离开关位。(2)关允许条件：5、6 号低压加热器旁路电动门开。(3)自动关条件：5、6 号低压加热器旁路电动门离开关位且 5 号或 6 号低加水位高高高。19)5 号低加出口电动门(1）开允许条件：无 5 号低加水位高高高；无 6 号低加水位高高高。(2）关允许条件：5、6 号低压加热器旁路电动门开。(3）自动关条件：5、6 号低压加热器旁路电动门离开关位且 5 号或 6 号低加水位高高高。20)5、6 号低压加热器旁路电动门(1）关允许条件 无 5 号低加水位高高高；无 6 号低加水位高高高；6 号低压加热器入口电动门开；5 号低压加热器出口电动门开。(2)207、自动开条件：5 号低加水位高高高；117 6 号低加水位高高高。21)5 号低加危急疏水调节阀(1）自动开条件：5 号低加水位高高，延时 2s。(2）自动关条件：5 号低加水位不高，延时 2s。22)6 号低加危急疏水调节阀(1）自动开条件：6 号低加水位高高，延时 2s。(2）自动关条件：6 号低加水位不高，延时 2s。23)7 号低加危急疏水调节阀(1）自动开条件：7 号低加水位高高，延时 2s。(2）自动关条件：7 号低加水位不高，延时 2s。24)8 号低加危急疏水调节阀(1）自动开条件：8 号低加水位高高，延时 2s。(2）自动关条件：8 号低加水位不高，延时 2s。4.2.9 汽机208、轴封系统 1)轴封风机(1)自动启动条件(任一条件满足)：备用投入且另外一台运行的轴封风机跳闸。4.2.10 发电机冷却水系统 1)发电机定子冷却水泵(1)启允许条件：定子冷却水箱液位不低（开关量）。(2)自动启条件：投备用且另一台定子冷却水泵跳闸；投备用且另一台发电机定子冷却水泵运行且发电机定子绕组冷却水流量低；投备用且另一台发电机定子冷却水泵运行且发电机定子冷却水泵前后压差低。2)发电机定子冷却水补水电磁阀(1)启允许条件：定子冷却水水箱水位低（开关量）。(2)自动启条件：定子冷却水水箱水位高（开关量）。4.2.11 发电机密封油系统 1)发电机空侧密封直流备用油泵(1)自动启条件：118209、 投备用且空侧密封交流油泵跳闸；投备用且空侧密封交流油泵出入口差压低（35kPa）；投备用且氢侧交流密封油泵启动时，密封油与氢气压差低（0.035kPa）。(2)自动投备用：空侧密封交流油泵启动后延时 20s。2)发电机氢侧密封直流备用油泵(1)自动启条件：投备用且氢侧密封交流油泵跳闸；投备用且氢侧密封交流油泵出入口差压低（35kPa）。(2)自动投备用：氢侧密封交流油泵启动后延时 20s。3)发电机空侧回油箱排烟风机(1)自动启条件：投备用且另一台跳闸。4.2.12 闭式循环冷却水系统 单元机组配置两台闭式循环冷却泵，采用一运一备方式运行，控制功能如下：1)闭式循环冷却水泵(1)启允许条件（210、全部满足）：闭式膨胀水箱水位1000mm；B 闭式水泵备用投入或 B 闭式冷却水泵出口门全关或 A 闭式冷却水泵运行。(2)自动启条件（任一满足）：备用投入且另一台闭式泵停止；备用投入且闭式水出口母管压力0.35MPa 延时 2s。(3)自动停条件（任一满足）：闭式泵运行 30s 且闭式泵出口门关。2)闭式循环冷却水泵出口门(1)开允许条件：闭式水泵运行或闭式水泵备用投入。(2)关允许条件：闭式水泵停止位置。(3)自动开条件：闭式水泵运行或投备用且另一台闭式泵运行。(4)自动关条件：闭式水泵停止。4.2.13 主机循环水系统 单元机组配置三台循环水泵，一台高速泵，一台双速泵和一台低速泵。根据需211、求可采用一运两备或两运一备方式运行，控制功能如下：119 1)循环水泵(1)启动允许条件（全部满足）循环水泵 A 温度允许(电机轴温80)。2)循环水泵出口液控蝶阀(1)自动开条件：循环水泵运行。(2)自动关条件：循环水泵已停。5 保护投入情况统计 整套启动阶段，对 TSCS 系统的功能进行进一步的优化，其中主要是对参数和定值进行了优化。在施工单位和运行人员的协助下，进行 TSCS 各项顺控、保护、联锁功能的投运。就暴露的各项缺陷逐一进行了消除。汽机顺序控制系统保护项目共 52 项，整套试运过程中投入 52 项，保护投入率达到 100。具体投入的保护项目如下：1)循环水泵保护（共 2 3 项，212、投入 6 项）；2)闭式冷却水泵保护（共 1 2，投入 2 项）；3)汽动给水泵及电泵保护（共 21 项，投入 21 项）；4)顶轴油泵保护（共 2 2 项，投入 4 项）；5)凝结水泵（共 3 2 项，投入 6 项）；6)高压加热器保护（共 9 项，投入 9 项）；7)低压加热器保护（共 4 项，投入 4 项）。6 结论 在应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组汽机顺序控制系统调试过程中，根据现场设备的实际情况以及运行要求，对原设计组态进行了必要的改进。修改后的 TSCS 各功能子组以及驱动级功能经试验和实际运行检验，各项联锁保护功 120 能正确、可靠，程控启、停功能能够按照要求流畅213、启动与停止被控设备，满足机组生产运行的要求。应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组小机 MEH 系统调试报告 二二 一一 五五 年年 二二 月月 摘 要 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组给水泵汽轮机采用青岛捷能汽轮机集团股份有限公司生产的小汽机，主要设备包括：一个主汽门，一个调节门,主要完成小汽轮机的转速控制和重要参数越限跳闸等功能。2 号机组给水泵汽轮机数字电液控制系统调试先后经过系统静态调试、空负荷调试、带负荷调试，于 2015 年 1 月 18 日顺利完成 168 小时试运。在调试过程中，我们在尽量尊重原厂家设计的基础上，根据现场的设备情况，按照图纸经过精心查线校对、仿214、真试验及调试，各项指标都达到了优良。关键词关键词：给水泵汽轮机；MEH；功能调试 目 录 1 系统概述.124 2 I/O 信号检查和校验.124 3 MEH 挂闸功能及试验.124 4 转速控制功能.125 5 阀位控制回路功能及试验.126 6 速关阀松动试验.126 7 阀门校验.126 8 MEH 跳闸功能.126 9 结论.127 124 1 系统概述 应城“上大压小”热电联产新建工程2号机组采用一台小汽轮机带动100容量给水泵。小机工作汽源来自主机的四段抽汽，启动汽源为辅助蒸汽。为满足汽轮机不同功率所需要的蒸汽流量，通过调节汽阀来控制小机进汽量，功率不同时，对应的调节汽阀开度也不一215、样。小机主汽阀的作用是紧急情况下在尽可能短的时间内切断进入汽轮机的蒸汽，防止小汽机超速。小汽轮机调节系统为数字电液调节系统，控制器布置在汽机电子间控制机柜内，通过就地电液伺服装置实现对液压系统的控制。控制系统由上海福克斯波罗的 DCS系统实现。小汽轮机数字电液控制系统（MEH）将测量来的 3 路转速及其它相关信号通过计算机内部运算控制主汽门、伺服调节阀、停机电磁阀等实现了小汽轮机的转速及重要参数越限跳闸功能控制。同时，MEH 与 MCS 中锅炉给水控制通过硬接线及网络接口，作为锅炉给水远方自动的内环实现锅炉给水调节。2 I/O信号检查和校验 1)开关量信号查验：用开路/短路方式产生输入信号，通216、过 OIS 画面检查信号正确。2)模拟量信号查验：检查每点信号的量程、工程量、报警限值等设置正确，并根据原设计和现场实际工况进行了修改和补充。3)转速信号查验：检查频率计数子模件的设置正确。4)与 MCS 接口信号查验：检查以硬接线方式与 MCS 的接口信号正确。3 挂闸功能 在没有跳闸信号情况下，运行人员在 MEH 画面点击挂闸按钮，DCS 自动复位跳闸首出且复位 ETS 后，停机电磁阀带电，MEH 画面中速关油压低信号消失。主汽阀缓慢开启直至全开，MEH 画面显示已挂闸，小汽机挂闸完毕。以下条件全部满足后，允许小机进行挂闸：除氧器水位正常；汽泵再循环阀已开；润滑油母管压力正常；给水泵出口电217、动门全关；给水泵温度正常；给水泵上下筒体温度正常；给水泵无跳闸条件。125 4 转速控制功能 运行人员通过 MEH 画面选择本地自动并设定目标转速和升速率，当运行人员选择运行命令后，转速给定按照事先设定的升速率向目标值靠近，转速偏差经调节器后，按照阀门曲线开启伺服调节阀，使汽机实际转速随之改变。当实际转速与目标值相等时，程序自动进入 HOLD 状态，等待运行人员发出新的目标值。升速过程中，运行人员可随时发出 HOLD 命令（临界区除外），此外，转速给定等于当前实际转速，汽机将停止升速，保持当前转速。小机 MEH 中的转速控制采用单回路 PID 调节，给定转速与实际转速的偏差经过PID 计算后，218、产生低压调节阀开度指令，开度指令与阀位反馈在伺服卡中比较后通过伺服阀控制油动机的开度（阀门开度），使实际转速跟随给定转速变化。MEH 控制系统有三种运行控制方式：1）手动方式：手动控制方式为开环控制方式。在任何时候通过操作员站选择手动控制，将切到手动方式。在手动控制方式时，操作员通过操作员站上的增减按钮或设定目标阀位来控制阀门开度，这种方式直接控制阀位，通过和现场来的阀位信号进行比较，得到阀位的偏差，然后进行计算，得到一个控制信号到伺服阀，控制油动机的开度，达到控制转速的目的。2）转速自动控制：转速自动控制方式是通过 MEH 进行逻辑判断选择的。自动控制方式下，通过操作员站改变目标转速，经速率219、限制后产生给定转速，系统对实际转速和给定转速的差值进行 PID 计算，送出阀位指令并最终控制转速。为了保证信号的可靠性，系统对从现场转速传感器测到的转速信号进行三取二处理，得到一个可靠的实际转速信号。该转速信号在测速板内进行处理，转变为数字量信号送到控制回路，控制回路将输出的信号作为实际转速输入信号。实际转速和给定转速比较后得到一个差值，经过 PID 计算后输出，它与油动机的 LVDT 反馈信号比较后，输出控制电流到电液伺服阀，控制伺服阀动作，改变调阀油动机的位置，控制进入汽轮机的蒸汽流量，使汽轮机的转速发生变化。当实际转速和目标转速一致，油动机的 LVDT 反馈信号和控制信号一致，电液伺服阀220、自动回到中间，切断油动机的进油，油动机将保持原位，一个自动调节过程结束 3）锅炉自动方式：即 CCS 方式。当转速在 3000rpm6000rpm 范围内时，MEH接收到 CCS 的请求信号，经过逻辑判断后，即可投入 CCS 控制，此时，小汽机转速由 CCS 来的 420mA DC 信号控制。4）三种运行方式的转速控制范围为：手动：0rpm6000rpm；转速自动控制：0rpm6000rpm；锅炉自动控制：3000rpm6000pm。126 5 阀位控制回路功能及试验 阀位控制为 MEH 系统的最低级的控制，运行人员通过阀位设定操作来改变调节汽门的开度，从而达到调整小机负荷的目的。它赋予运行人221、员最大限度的权力与灵活性，同时它又是转速自动控制及遥控控制的后备，当这些回路出现故障(如测量信号失效)时，MEH 无扰切换至手动控制方式。6 速关阀活动试验 小汽机长期运行时，为了防止阀门卡涩，必须定期对速关阀做松动试验。当主汽门就地全开触点信号动作时，画面按下主汽门试验操作器按钮，试验开始，试验电磁阀带电，主汽门应缓慢关小，在 5 秒内，阀门全开消失，则试验成功，活动试验电磁阀失电，主汽门缓慢开启至全开；若关闭过程中出现卡涩，在松动试验电磁阀带电 5 秒后发试验失败信号并复位活动试验使活动试验电磁阀失电，主汽门缓慢开启至全开。7 阀门校验 阀门校验就是当液压系统正常工作后，通过调整伺服卡件 222、VPC 使阀位控制精确并具有尽可能好的动态响应，因此阀门校验分为阀位校验和控制参数整定两部分。检修维护人员在更换了新的 VPC 以及 LVDT 后，必须对相应的 VPC 模件进行校验，否则 VPC 将不能正常工作。MEH 中需要校验的阀门仅调节汽阀一个。因采用的控制设备型号与主机 DEH 部分相同，阀门校验方法与主机 DEH 阀门校验过程相同。8 METS跳闸功能 METS 跳闸动作条件如下：真空低；润滑油压低；保安油压低；TSI 超速；MEH 超速；轴向位移大；小机轴振 1 瓦停机；小机轴振 2 瓦停机；MEH 停机；操作台手动停机；给水泵主保护；127 给水泵轴振 1 瓦停机；给水泵轴振 223、2 瓦停机；前后轴承瓦温度保护；推力瓦块温度高；除氧器液位低低；给水最小流量保护；MFT；密封水温度保护；推力轴承温度保护；出入口侧径向轴承温度保护。9 结论 在应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组给水泵小汽轮机数字电液调节系统 MEH 调试过程中，对所有信号进行了仔细认真的核对，对各项控制功能逐一进行仿真及动态试验，对于不满足机组稳定安全运行的控制功能进行了必要的修改。经系统试运过程表明，MEH 各项控制功能达到了设计及生产要求，保护回路动作可靠，调节效果良好，系统运行稳定，各项指标都达到了优良，符合安全运行的要求。应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组汽轮机数字电液控制系统 224、调试报告 二二 一一 五五 年年 二二 月月 摘 要 数字电液控制系统(DEH)是现代大型汽轮发电机组控制的重要组成部分，其结合现代计算机技术和液压技术两者优点，对于保证机组的安全经济运行有着重要的意义。应城热电联产新建工程 2 号机组主机数字电液控制功能由三部分组成：超速保护（OPC）、汽机基本控制（BTC）和汽机自启停（ATC）等功能组成。2 号机组数字电液控制系统(DEH)功能调试工作于 2014 年 12 月开始，先后经过系统静态调试、空负荷调试、带负荷调试，于 2015 年 1 月顺利通过 168 小时满负荷试运。调试过程中，在尽量尊重原设计的基础上，根据现场的设备实际情况，对原设计225、逻辑作了一些必要改动。经过调试，各项指标都达到了优良。关键词关键词：超临界机组；热工控制系统；汽轮机数字电液控制系统；基建调试 目 录 1 系统概述.131 2DEH 系统静态调试.131 3 整套启动及带负荷调试.137 4 结论.138 131 1 系统概述 应城热电联产新建工程2号350MW机组汽轮机为上海电气集团上海汽轮机有限公司生产的 CC350-24.2/4.05/1.3/566/566 型超临界、一次中间再热、三缸两排汽抽凝式机组。其启动方式有中压缸启动及高中压缸联合启动二种，本机组采用高中压缸联合启动方式。每台机组配有两个高压主汽门（TV）、四个高压调门（GV）、两个中压主汽门226、（RSV）和两个中压调门（IV）、两个旋转隔板（RGVR）、一个抽汽阀（IE2GV）。汽轮机调节系统为数字电液控制系统（简称 DEH），电子设备采用 FOXBORO公司 I/A Series 系统。其硬件由操作员站（OIS）、工程师站（EWS）、两个 CPU 柜、一个继电器柜组成。DEH 通过电液转换机构控制汽轮机的 2 个高压主汽门、4 个高压调节汽门、2 个中压主汽门、2 个中压调节汽门，实现从挂闸、冲转、暖机、同期并网、带初负荷直至带满负荷全过程中对汽轮机的转速、压力和功率控制，此外 DEH还具有如超速保护功能等多种保护功能。DEH 与 MCS 通过硬接线接口连接，当 MCS的协调控制系227、统投入时，DEH 作为其执行机构进行控制（阀位控制方式）。液压系统采用了上海汽轮机控制工程有限公司成套的高压抗燃油装置。2 DEH系统静态调试 DEH 系统静态调试期间，完成了机柜上电、通道测试、信号传动、控制功能模拟仿真等各项工作及试验项目。2.1 I/O信号检查和校验 1)开关量信号查验：用开路/短路方式产生输入信号，通过 OIS 画面检查正确。2)模拟量信号查验：检查每点信号的量程、工程显示量程、报警限值等设置是否正确，并根据原设计和现场实际工况进行了修改和补充。3)转速信号查验：检查测速卡的设置及相应组态正确。4)与 MCS 接口信号查验：检查以硬接线方式与 MCS 的接口信号是否正确228、。2.2 DEH基本控制功能（BTC）的模拟试验 基本控制部分是 DEH 的核心，它提供与转速和负荷控制相关的逻辑、调节回路，所有闭环控制的 PID 调节器和伺服阀接口均通过一对冗余的控制器实现。这部分还包括与自动控制有关的其他功能，如设定值/变化率发生器、限值设定、阀门切换、阀门管理、阀门试验、控制回路切换以及阀门校验等。与基本控制有关的重要模拟量，如汽轮机转速、发电机有功功率、主蒸汽压力和调节级压力均采用三取中选择。2.2.1 远方挂闸功能及试验 导致汽机跳闸的原因总结起来有两种：一种是汽机危急保安机构动作后保安油 132 压消失，隔膜阀动作后将 AST 母管内抗燃油泄掉，导致所有阀门关闭229、；另外一种是AST 跳闸块上 AST 电磁阀动作后直接将抗燃油泄掉使得阀门全部关闭。远方挂闸的作用就是复位危急保安机构，即 DEH 通过控制安装在汽轮机前箱附近的挂闸电磁阀使得保安油压重新建立起来。远方复位 ETS 则是指通过 DEH 送出复位 AST 跳闸电磁阀指令给 ETS，使 AST 跳闸电磁阀恢复带电状态，从而恢复 AST 母管油压。远方挂闸、ETS 复位操作都是短脉冲信号，即命令发出后保持一定时间后自动消失，如果汽机挂闸成功，则 DEH 显示“汽机已挂闸”指示。2.2.2 转速控制功能及试验 汽轮机是由高、中压调门控制冲转的，运行人员通过 DEH 画面设定目标转速和升速率，一旦目标值230、发生改变，程序自动进入“保持”状态，当运行人员选择“进行”命令后，转速给定按照事先设定的升速率向目标值爬升，转速 PID 在偏差的作用下输出增加，按照阀门曲线开启 CV 及 ICV，汽机实际转速随之上升。当转速给定与目标值相等时，程序自动进入“保持”状态，等待运行人员发出新的目标值。升速过程中，运行人员可随时发出“保持”命令（临界区除外），这时，转速给定等于当前实际转速，汽机将停止升速，保持当前转速。3000rpm 定速后，可以进行自动同期。自同期装置发出的增/减脉冲指令对调门进行控制，并通过限幅器将累加后的目标值限制在同期转速允许范围内（29903010rpm）。以下条件全部满足时，不允许投231、入自动同期：汽机跳闸；发电机并网；转速小于 2985rpm 或大于 3015rpm；转速故障（转速坏质量或指令与反馈偏差大）；汽机投入手动控制。2.2.3 自动带初负荷功能及试验 发电机并网，当时主汽压力下，IV 和 GV 将迅速打开至计算的 5%初负荷阀位。2.2.4 负荷控制功能及试验 负荷控制一般分为开环和闭环两种方式。所谓闭环指的是控制过程引入发电机有功功率反馈，此时汽机调阀受负荷 PID 的控制调节。开环方式则需要运行人员随时注意实际负荷的变化，目标负荷与实际负荷的近似程度依赖于阀门流量曲线和当前蒸汽参数，开环负荷控制也称为阀位方式。刚投入发电机功率闭环时，目标负荷和负荷给定跟踪当前232、实际负荷，以便保证功率闭环投入时无扰动。运行人员可根据需要设定负荷目标值和升负荷率。一旦目标负荷发生改变，程序自动进入 HOLD 状态，当运行人员发出 GO 命令后，负荷给定按照设定好的负荷率向目标值逼近。当负荷给定等于目标值时，重新进入 HOLD 133 状态。投入功率闭环回路的允许条件如下：有功功率变送器没有故障；DEH 未投远方；不在压控模式；发电机已并网；RUNBACK 未发生；阀位限制未动作；汽机未跳闸。2.2.5 调节级压力控制回路功能 当调节级压力投入 IPI 后,如图调节级压力回路模块所示，负荷参考值 REFMDM作为 PI 调节器的设定值，实际调节级压力 PI 作为 PI 调233、节器的过程变量，PI 调节器的输出来控制高调门 GV 开度。这样，通过调节调节级压力 PI 来控制实际功率，当控制稳定后，也是无差控制。图 1 调节级压力回路 2.2.6 阀位控制回路功能及试验 作为DEH的辅助控制回路，运行人员通过阀位设定操作来改变调节汽门的开度，从而达到调整机组负荷的目的。它赋予运行人员最大限度的权力与灵活性，同时它又是各闭环控制回路的后备，当这些回路出现故障(如测量信号失效)时，DEH 自动切换到手动控制方式，切换为无扰切换。锅炉稳定燃烧后，DEH 可转入远方控制方式。本机组协调控制方案为“炉控压，机控功且辅助稳压”方式，DEH 接收来自汽机主控器的指令自动调整汽机负荷234、。通过阀门管理模块，可以做到单阀控制模式和顺序阀控制模式的勿扰切换，并 134 控制阀门切换的速度。2.2.7 频率校正功能 频率校正实际上就是机组参加电网的一次调频。只要系统转速没有故障且在 2rpm 的死区在外，机组就主动参加一次调频。为了机组稳定运行，在机组投入协调控制后，通过协调的调频逻辑作用在汽机主控上面。2.2.8 RUNBACK 功能 当接收到外部系统 RUNBACK 命令后，按照预先设定好的速率减负荷，直到RUNBACK 命令消失或者达到减负荷目标终值。由于 RB 动作，DEH 控制在远方遥控 TF 方式，所以在发生 RUNBACK 时，DEH 系统通过接受 DCS 汽机主控远235、方指令来对 RUNBACK 工况做出反应，而其本身自带的 RUNBACK 功能不需要起作用。2.2.9 高压缸/高中压缸启动功能 机组可以采用高压缸或高中压缸启动方式。在采用高压缸启动时，高压主汽门TV 控制冲转的。汽机挂闸，高压调门全开，中主门全开，中压调门全开，高压主汽门全关，DEH 就进入冲转状态。运行人员通过 DEH 画面设定目标转速和升速率；一旦目标值发生改变，程序自动进入保持状态，当运行人员选择执行命令后，转速给定按照事先设定的升速率向目标值爬升，转速 PID 在偏差的作用下输出增加，逐渐开启 TV，当转速给定与目标值相等时，程序自动进入保持状态，等待运行人员发出新的目标值。升速过236、程中，运行人员可随时发出保持命令，当实际转速升至 TV/GV 主汽门/高调门阀切换转速时，高调门 GV 开始慢慢关闭，当高调门 GV 开始控制转速后，主汽门 TV 开始完全开启，这时，由高调门 GV 控制控制高调门 GV 的开度来控制转速，直至转速升到3000r/min。高中压缸启动方式，高压主汽门 TV 和中压调门 IV 共同控制冲转的。汽机挂闸，高压调门全开，中主门全开，高压主汽门全关且中压调门全关，DEH 就进入冲转状态。运行人员通过 DEH 画面设定目标转速和升速率；一旦目标值发生改变，程序自动进入保持状态，当运行人员选择执行命令后，转速给定按照事先设定的升速率向目标值爬升，转速 PI237、D 在偏差的作用下输出增加，中调门 IV 控制转速，IV 开始慢慢开启，当实际转速升至 600r/min 并保持至少 4 分钟后，IV 记忆中压缸的稳定流量，TV 开始打开，与 IV 一起控制转速，当实际转速升至 TV/GV 主汽门/高调门阀切换转速时，高调门 GV 开始慢慢关闭，当高调门 GV 开始控制转速后，主汽门 TV 开始完全开启，这时，由高调门 GV 控制控制高调门 GV 的开度来控制转速，直至转速升到 3000r/min。2.2.10 阀门严密性试验和活动试验 135 阀门严密性试验在 3000r/min 定速后油开关合闸前进行，其目的是检验主汽门和调节门的严密程度，保证事故工况下238、阀门能可靠地关闭，截断蒸汽进入汽缸，防止超速。严密性试验分别对主汽门（TV/RSV）和调节门（GV/IV）进行试验。主汽门严密性试验开始时，投入主汽门严密性试验按钮，DEH 将 TV 阀位指令设置为零，RSV 试验电磁阀带电，TV/RSV 关闭，观察转速和主汽门前压力变化；调门严密性试验时，投入 OPC 试验按钮，调门全关，观察转速和主汽门前压力变化。无论是主汽门严密性试验还是调门严密性试验，由于未试验的阀门在全开位置，因此试验结束后，为保证安全运行，防止汽机超速，DEH 虽未发出跳闸指令，但建议人工打闸，这就意味着每次严密性试验结束后汽机都需要重新挂闸、启机、升速。2015 年 1 月 1 239、日 19:38 进行调门严密性试验。试验时主蒸汽压力 14.4MPa，温度 502.8，再热蒸汽压力 0.16MPa，再热蒸汽温度 456，机组真空为-90.1kPa。19:58主汽压力 12.2MPa，汽机转速降至 403r/min 仍继续下降，符合严密性规范标准，调门严密性合格。2015 年 1 月 1 日 20:10 进行主汽门严密性试验。试验时主蒸汽压力 10.0MPa，温度 489，再热蒸汽压力 0.07MPa，再热蒸汽温度 463，真空为-86.7kPa。20：:32汽机转速降至 380r/min 仍继续下降，符合严密性规范标准，主汽门严密性合格。汽机并网后，TV、RSV 和 IV240、 全部开启，因此必须定期对阀门做活动试验，以防止卡涩。按照 350MW 汽轮机运行规程，机组在 50左右负荷进行阀门活动试验。高压主汽阀门活动试验在单阀方式下分别进行，这里设计为全行程试验。2015 年 1 月 6 日进行阀门活动试验。试验时机组负荷 175MW，投入功率控制回路。TV1 对应 GV1、GV3，TV2 对应 GV2、GV4，RSV1 对应 IV1，RSV2 对应 IV2。整个试验过程机组负荷和主汽压力基本平稳。2.2.11 阀门校验 阀门校验就是当液压系统正常工作后，通过调整伺服卡件 VP 卡使阀位控制精确并具有尽可能好的动态响应，因此阀门校验分为阀位校验和控制参数整定两部分。241、系统初次使用或者在线更换了 VP 卡件以及 LVDT 时，必须对相应的 VP 卡件进行校验。2 号机组 DEH 中需要校验的阀门是 2 个高压主汽门（TV）、4 个高压调门（GV）、2 个中压调门（IV）、1 个旋转隔板（RGVR）、1 个抽汽阀（IE2GV）所以一共有 10块 VP 卡件需要校验。2.3 汽机自启动控制功能（ATC）的模拟试验 ATC 是以应力计算为基础，在汽机自动启动的过程中，给出转速控制的目标值及变化率，对负荷控制则给出变化率。另外还包括保护逻辑。ATC 可处于控制和监视两种不同方式下运行，主要功能包括以下几个部分：汽机转子应力计算和寿命管理；136 汽机挂闸至带设定负荷242、的汽机自动启动控制；蒸汽室金属监视；轴承油压和金属温度；其他保护功能。2.4 汽机超速保护功能（OPC）及试验 2.4.1 系统转速选择 转速采用三取中逻辑，即由三路转速信号中的两路先分别大选，然后再对三个大选结果进行小选，三取中逻辑见图 1。图 1 三取中逻辑图 当出现以下情况时认为系统转速信号故障：任意两路转速故障；一路转速故障，另外两路转速偏差大；汽机运行以后，指令反馈偏差大。发生系统转速故障后，DEH 自动将系统转速设定为一个很大的数值，这样将产生超速跳闸命令。2.4.2 超速保护 超速试验必须在 3000rpm 定速（转速大于 2950rpm）、油开关未合闸的情况下进行，它包括 OP243、C 超速试验（103）、电气超速试验（110）和机械超速试验（109111）。这三项试验在逻辑上相互闭锁，即任何时候只有一项超速试验有效。在汽轮机首次安装或大修后，必须验证机械超速保护动作的准确性，投入机械超速保护试验时，DEH 自动屏蔽 OPC 及电超速试验，将目标转速设置为 3360rpm，机组由300rpm 开始以速率 300rpm/min 升速到 108%额定转速，然后速率变为 100rpm/min，转速缓慢上升到飞环动作转速，遮断汽机。飞环动作转速在 109%111%之间，满足要求。超速保护（OPC）通过控制各调阀的电磁阀快速关闭 CV 和 ICV，有效防止汽轮 137 机转速飞升，244、并将转速维持在 3000rpm。转速超过 3090rpm OPC 保护动作。2015 年 1 月 5 日机组带 20%额定负荷左右暖机 4 小时左右解列，汽门严密性试验合格后进行了超速试验。试验结果如下:OPC 超速试验：实际动作转速 3090r/min，动作正确。ETS 超速试验：将设定值修改为 3100 r/min，实际动作转速 3100 r/min，动作正确；试验结束后将设定值改回 3300r/min。DEH 超速试验：将设定值修改为 3150 r/min，实际动作转速 3149 r/min，动作正确；试验结束后将设定值改回 3300r/min。机械超速试验：第一次动作转速 3344 r245、/min，18:22 第二次机械超速保护实际动作转速 3344 r/min，动作转速符合规范要求。2.4.3 喷油试验 2015 年 1 月 1 日机组定速 3000r/min 时进行了危急遮断器飞锤喷油试验。试验时在机头将隔离阀手柄推到位，缓慢开启手动喷油门，直至危急遮断器动作，喷油压力 0.23 MPa，将机头手动复位杠杆推到位，松开隔离杠杆，试验结束后机组依然保持挂闸状态，维持 3000r/min 稳定运行。2.5 DEH与液压系统、阀门的联调 在汽机冲转前必须进行 DEH 电控部分与液压系统和阀门的联调，实现汽机阀门在 DEH 的控制下实际地动作，并配合汽机专业作液压系统和保护试验。阀246、门校验：通过 OIS 软件对高压主汽门、高/中压调节汽门等 10 个汽机阀门进行校验。对 VP 卡件参数作校准；阀位校验：阀位零点和满开度的校验，必须多次重复进行以达到必要精度；控制器调整：VP 卡件含有 PID 控制器，需调整控制器的增益参数使 VP 卡件对阀位的控制既能保证系统稳定又可获得较高的频率响应特性。此调整需要作多次阀门开、关至各种开度的试验，反复调整 VP 卡件的控制参数，才能获得较满意的结果；手动控制阀门试验：手动方式操作阀门作全行程地开、关动作试验；配合汽机专业试验：配合汽机专业进行 EH 油系统、阀门行程、主汽门关闭时间测定等试验。每个调门的 LVDT，希望电厂检修维护人员247、在停机时间应认真检查并紧固其就地螺钉，防止元件及接线松动，且紧固后需重新标定。3 整套启动及带负荷调试 3.1 转速自动控制功能投运 根据 OIS 画面提示，由运行员选择是否高中压缸启动方式；138 由运行人员设定目标转速和升速率进行转速自动控制下的汽机冲转、直至汽机定速，在此过程根据控制对象动态特性；运行人员手动同期成功后，试验并投入自动同期功能。3.2 负荷自动控制功能投运 机组并网带初负荷后，由运行员设定目标负荷和变化率，投入负荷自动控制功能。在负荷升、降过程中，根据控制对象功率动态特性和主蒸汽压力动态特性，阀门管理功能；机组定速后，进行阀门严密性试验，阀门严密性试验合格；机组负荷在 5248、0%ECR70%ECR 时，配合汽机专业作阀门活动性试验。3.3 汽机甩负荷试验 配合汽机专业的动态 50%甩负荷试验、100%甩负荷试验，可对已投入运行的负荷不平衡保护、发电机解列超速预警保护等功能进行了试验和验证。2015 年 1 月 6 日 10:50 进行了甩 50%额定负荷试验。试验时机组负荷 176MW，主汽压力 11.75MPa，温度 529，再热蒸汽压力 1.76MPa，温度 542，机组真空-99.2kPa。甩负荷后 OPC 保护动作正常，高中压调阀关闭，汽机飞升转速 3070r/min，OPC 信号复位后，由于参数较高机组未能维持 3000r/min 稳定运行；手动打闸，转249、速的动态超调量为 2.33%，试验结果合格。3.4 与MCS的协调控制系统的联调 检查 DEH 与 MCS 系统的接口信号（包括硬接线和网络通讯信号），确认信号真实可用。在机组运行工况允许的条件下，投入 MCS 系统协调控制，DEH 的功能切换及跟踪无扰动，调节正确。4 结论 华能应城热电有限责任公司新建工程 2 号机组汽轮机数字电液控制系统（DEH）功能调试工作于 2014 年 12 月初开始，先后经过系统静态调试、空负荷调试、带负荷调试，于 2015 年 1 月 18 日顺利通过 168 小时满负荷试运的考验。调试后，各项指标都达到了优良，满足安全运行要求。应城“上大压小”热电联产新建工程250、 2 号机组汽机监视仪表系统调试报告 二二 一一 五五 年年 二二 月月 摘 要 为了保证机组启动试运期间的汽轮机监视系统达到标准要求和机组本体的重要保护正确投入，使新机组能够安全投产，在调试期间对 2 号机组汽机监视系统（TSI）进行了精心调试。2 号机组汽机监视系统（TSI）静态调试工作于 2014 年 11 月开始，至 12 月 28日结束，主要包括给水泵汽轮机和汽轮机本体安全监视仪表的调试，调试过程顺利，于 2015 年 1 月 18 日完成 168 小时试运，各项指标均达到优良。关键词关键词：启动调试；汽轮机；TSI 目 录 1 系统概述.142 2 调试工具.143 3 调试过程.251、143 4 结论.148 142 1 系统概述 华能应城热电有限责任公司新建工程 2 号机组汽轮机采上海电气集团上海汽轮机有限公司生产的 CC350-24.2/4.05/1.3/566/566 型超临界、一次中间再热、三缸两排汽抽凝式机组。发电机为上海电气集团上海电机有限公司生产的 QFSN2-350-2水氢氢冷却汽轮发电机，采用静态励磁。华能应城热电有限责任公司新建工程 2 号机组设置有 1 台汽动给水泵，采用青汽轮机厂生产的汽轮机。本机组 TSI 系统设计采用上海汽轮机厂成套的艾默生公司的 CSI6500 系列汽轮机组安全监视仪表系统，由仪表组件和传感器以及前置器组成，是一个可靠的多通道监252、测系统，它能连续不断地测量汽轮发电机组转子和汽缸的各种机械运行参数，显示汽机运行状态，在超出运行极限的情况下发出报警信号并使机组跳闸。给水泵汽轮机 MTSI 系统设计采用青岛捷能汽轮机厂成套的艾默生公司的CSI6500 系列汽轮机组安全监视仪表系统，由仪表组件和传感器以及前置器组成，是一个可靠的多通道监测系统，它能连续不断地测量给水泵汽机和给水泵的各种机械运行参数，显示小汽机和泵运行状态，在超出运行极限的情况下发出报警信号并使机组跳闸。汽轮发电机 TSI 系统主要监测项目如下：键相监测.1 套；偏心监测.1 套；零转速监测.1 套；ETS 超速.3 套；DEH 转速监测.3 套；机头转速表.1253、 套；盘车转速表.1 套；轴向位移监测.4 套；轴承绝对振动.9 套；1-9 瓦 X 方向轴振.9 套；1-9 瓦 Y 方向轴振.9 套；低压缸胀差.2 套；高中压缸差胀.1 套；绝对膨胀.1 套。汽动给水泵 TSI 系统主要包括以下项目：小机 TSI 110%超速.3 套；偏心监测.1 套；143 MEH 转速监测.3 套；汽泵头转速表.1 套；小机轴向位移监测.2 套；小机前轴承 X 方向轴振.1 套；小机前轴承 Y 方向轴振.1 套；小机后轴承 X 方向轴振.1 套；小机后轴承 Y 方向轴振.1 套；给水泵前轴承 X 方向轴振.1 套；给水泵前轴承 Y 方向轴振.1 套；给水泵后轴承 X254、 方向轴振.1 套；给水泵后轴承 Y 方向轴振.1 套。2 调试所用仪器 1)四位半万用表；2)电压信号发生器；3)精密多用表。3 调试过程 3.1 冷态调试 3.1.1 冷态调试目的 保证现场设备与电子室内控制装置的正确性，为控制或保护装置的正确动作提供必要的保证。3.1.2 冷态调试步骤 1)现场探头信号到控制柜的连线正确，检查装置的接地情况良好。2)在制造厂的指导下，控制柜端加模拟信号，对卡件进行调整与设置正确。3)对探头的安装位置进行确认，胀差、轴位移确定了零位。4)检查 TSI 与其它控制装置的接线，保证其正确性。5)控制柜端加模拟信号，在其相应端子上检查输出。6)确定动作定值与报警255、范围。1)汽轮发电机 TSI 调试 安装在前轴承箱的测速齿轮盘为 60 齿，安装了 4 支转速探头，1 支送入机头转速表。七瓦测速齿轮盘为 83 齿，3 支信号送入 DEH 系统,，1 支信号送入盘车系统，显示。低压缸胀差探头面向发电机安装，安装在 6 号轴承座上，远离探头为正，靠近 144 探头为负。高压缸胀差探头面向机头安装，安装在 1 号轴承座上。键相探头对准带有键相槽的轮盘安装。轴承振动传感器为涡流传感器，安装在相应轴瓦的左右侧，分别与水平面呈 45度角。从机头向机尾看，左边 45 度角为大轴相对振动的 X 方向，右边 45 度角为 Y方向。利用艾默生公司的 CSI6500 系列软件设256、置报警、保护参数，探头送出的电压信号经前置器调理后送入监测模件，经检测模件处理后转换为 420mA 模拟量和开关量报警或保护信号分别送到 DEH、ETS 及 DCS 进行监视和保跳闸。2)汽轮发电机 TSI 冷态安装参数（见表 1）表 1 2 号机组汽轮发电机 TSI 冷态安装参数 序号 测点编号 测点名称 安装值 要求值 1 20MAA00CS902 汽机转速 1mm 1mm 2 20MAA00CS901 汽机零转速 1mm 1mm 3 20MAA00CS903 汽机 ETS 转速 1mm 1mm 4 20MAA00CS904 汽机 ETS 转速 1mm 1mm 5 20MAA00CS905257、 汽机 ETS 转速 1mm 1mm 6 20MAA00CS906 汽机 DEH 转速 1mm 1mm 7 20MAA00CS907 汽机 DEH 转速 1mm 1mm 8 20MAA00CS908 汽机 DEH 转速 1mm 1mm 9 20MAA00CS501 汽机转速 1mm 1mm 10 20MAA00CY901 1 瓦绝对振动 -12V-12V 11 20MAA00CY902 1 瓦 X 轴承-12.02V-12V 12 20MAA00CY903 1 瓦 Y 轴承-12.01V-12V 13 20MAA00CY904 2 瓦绝对振动 -12.02V-12V 14 20MAA00CY9258、05 2 瓦 X 轴承-11.98V-12V 15 20MAA00CY906 2 瓦 Y 轴承-11.99V-12V 16 20MAA00CY907 3 瓦绝对振动 -11.99V-12V 17 20MAA00CY908 3 瓦 X 轴承-12.02V-12V 18 20MAA00CY909 3 瓦 Y 轴承-12.01V-12V 19 20MAA00CY910 4 瓦绝对振动 -12.02V-12V 20 20MAA00CY911 4 瓦 X 轴承-11.98V-12V 21 20MAA00CY912 4 瓦 Y 轴承-11.99V-12V 22 20MAA00CY913 5 瓦绝对振动 -259、11.99V-12V 23 20MAA00CY914 5 瓦 X 轴承-11.98V-12V 24 20MAA00CY915 5 瓦 Y 轴承-11.99V-12V 25 20MAA00CY916 6 瓦绝对振动 -12.02V-12V 26 20MAA00CY917 6 瓦 X 轴承-12.01V-12V 27 20MAA00CY918 6 瓦 Y 轴承-12.02V-12V 28 20MAA00CY919 7 瓦绝对振动 -11.98V-12V 29 20MAA00CY920 7 瓦 X 轴承-12.02V-12V 30 20MAA00CY921 7 瓦 Y 轴承-12.02V-12V 3260、1 20MAA00CY922 8 瓦绝对振动-12.01V-12V 32 20MAA00CY923 8 瓦 Y 轴承-12.02V-12V 145 序号 测点编号 测点名称 安装值 要求值 33 20MAA00CY924 8 瓦 X 轴承-11.98V-12V 34 20MAA00CY925 9 瓦绝对振动-12.02V-12V 35 20MAA00CY926 9 瓦 Y 轴承-12.01V-12V 36 20MAA00CY927 9 瓦 X 轴承-12.02V-12V 37 20MAA00CY928 低压缸胀差 1-5.81 V 厂家指导 38 20MAA00CY929 低压缸胀差 2-17261、.99 V 厂家指导 39 20MAA00CY931 高压缸胀差-7.67 V 厂家指导 40 20MAA00CY932 键相-11.98V-12V 41 20MAA00CY933 偏心 1mm 1mm 42 20MAA00CY934 轴位移 1-12.75V-12.76 43 20MAA00CY935 轴位移 2-12.75V-12.76 44 20MAA00CY936 轴位移 3-12.74V-12.76 45 20MAA00CY937 轴位移 4-12.76V-12.76 3)回路调试 利用艾默生 EPRO 系列组态软件正确设置报警、保护逻辑如下：1)大轴相对振动大报警：各个轴 X 方向262、Y 方向振动任一127m，报警继电器动作输出；2)大轴相对振动大保护：各个轴 X 方向振动254m 且 Y 向振动127m，保护继电器动作输出，则大轴相对振动大保护动作；各个轴 Y 方向振动254m 且 X 向振动127m，保护继电器动作输出，则大轴相对振动大保护动作；3)轴移大报警：任一轴移测量值+0.9mm 或-0.9mm，报警继电器动作；4)轴移大保护：轴移（三取二）测量值+1.0mm 或-1.0mm 保护值，则保护继电器动作；5)DEH 超速停机：转速3300rpm 时，超速保护动作，并将此信号送到 ETS。对于以上回路，利用四位半万用表、电压信号发生器、精密多用表模拟通道的信号，检263、验相应均正常动作。4)汽动给水泵 TSI 调试 汽动给水泵 TSI 安装参数（见表 2）表 2 2 号机组汽动给水泵 TSI 冷态安装参数 序号 测点编号 测点名称 安装值 要求值 1 20LAC12CG901 小机键相-11.98V-12V 2 20LAC12CG902 小机轴位移 1-11.88V-12.9V 3 20LAC12CG903 小机轴位移 2-11.87V-12.9V 4 20LAC12CG905 小机偏心 1mm 1mm 5 20LAC12CS901 汽机 ETS 转速 1mm 1mm 6 20LAC12CS902 汽机 ETS 转速 1mm 1mm 7 20LAC12CS9264、03 汽机 ETS 转速 1mm 1mm 8 20LAC12CS904 汽机 DEH 转速 1mm 1mm 9 20LAC12CS906 汽机 DEH 转速 1mm 1mm 146 序号 测点编号 测点名称 安装值 要求值 10 20LAC12CS907 汽机 DEH 转速 1mm 1mm 11 20LAC12CS908 小机转速 1mm 1mm 12 20LAC12CY901 小机前轴承 X 振动 -12.02V-12V 13 20LAC12CY902 小机前轴承 Y 振动-12.01V-12V 14 20LAC12CY903 小机后轴承 X 振动 -11.99V-12V 15 20LAC1265、2CY904 小机后轴承 Y 振动-11.98V-12V 16 20LAC12CY905 汽泵前轴承 X 振动 -12.02V-12V 17 20LAC12CY906 汽泵前轴承 Y 振动-12V-12V 18 20LAC12CY907 汽泵后轴承 X 振动 -12.03V-12V 19 20LAC12CY908 汽泵后轴承 Y 振动-12.02V-12V 5)汽动给水泵 TSI 继电器回路调试 利用菲利普 EPRO 系列组态软件正确设置报警、保护逻辑如下：(1)小机任一前轴承振动测点120m，发出轴承振动大报警信号；(2)小机任一后轴承振动测点120m，发出轴承振动大报警信号；(3)小机任一266、前轴承振动测点170m，发出轴承振动大停机信号；(4)小机任一后轴承振动测点170m，发出轴承振动大停机信号；(5)汽泵任一前轴承振动测点120m，发出轴承振动大报警信号；(6)汽泵任一后轴承振动测点120m，发出轴承振动大报警信号；(7)汽泵任一前轴承振动测点170m，发出轴承振动大停机信号；(8)汽泵任一后轴承振动测点170m，发出轴承振动大停机信号；(9)任一轴向位移 0.7mm，送出轴向位移大停机信号；(10)ETS 转速三取二6300rpm，送出超速停机信号；(11)MTSI 转速三取二6416rpm，送出超速停机信号。对于以上回路，利用四位半万用表、电压信号发生器、精密多用表模拟通267、道的信号，检验相应继电器均正常动作。3.1.3 冷态调试总结 1)确认就地接线到 TSI 柜，TSI 柜到 ETS、DCS 柜接线正确，通道正常无误。2)确认硬件配置正确，软件设置中报警值、保护值、探头类型，零点电压正确无误。3)汽机本体及小机 TSI 探头静态安装位置、安装方法、安装参数严格按照厂家要求进行调试，调试结果符合要求。3.2 热态调试 在大机及小机冲转及带负荷过程中，监视 TSI 系统各项监控参数是否正常。3.2.1 汽轮发电机 TSI 监测 1)振动监测 147 机组在启动至带满负荷过程中，各个轴瓦的绝对振动及相对振动指示准确，监测仪表工作正常。2 号机组 3000rpm 时各268、个轴瓦振动监测参数见表 3，350MW 时各个轴瓦振动监测参数见表 4。表 3 2 号机组 3000rpm 时各轴瓦振动监测参数 项目 1 瓦 2 瓦 3 瓦 4 瓦 5 瓦 6 瓦 7 瓦 8 瓦 9 瓦 X 振动m 27.0 40.75 52.6 28.28 17.95 45.10 51.30 30.37 19.36 Y 振动m 40.15 42.29 45.47 24.30 26.13 48.23 33.06 14.32 15.30 盖 振m 10.11 12.47 11.68 6.5 9.92 22.72 11.59 17.41 13.15 表 4 2 号机组 350MW 时各轴瓦振动269、监测参数 项目 1 瓦 2 瓦 3 瓦 4 瓦 5 瓦 6 瓦 7 瓦 8 瓦 9 瓦 X 振动m 37.28 52.85 67.71 38.15 28.37 43.3 56.4 32.51 20.38 Y 振动m 27.81 51.81 59.78 32.99 54.31 50.07 40.06 12.35 15.79 盖 振m 3.08 0.60 11.21 5.73 11.88 22.73 13.74 18.62 7.81 2)轴移监测 四个轴移测点的测量值在空负荷和各负荷阶段显示基本相同。机组 3000rpm 时四个轴移的监测参数如下：轴位移 1：0.02mm；轴位移 2：0.05mm270、；轴位移 3：0.05mm；轴位移 4：0.05mm；机组 350MW 时四个轴移的监测参数如下：轴位移 1：0.05mm；轴位移 2：0.09 mm；轴位移 3：-0.12mm；轴位移 4：0.07mm 3)转速监测 进 DCS 的转速测量值和进 DEH 的转速测量值偏差不超过 1rpm，在稳速阶段转速测量的波动不超过 1rpm。2015 年 1 月 5 日机组带 20%额定负荷左右暖机 4 小时左右解列，汽门严密性试验合格后进行了超速试验。试验结果如下:148 OPC 超速试验：实际动作转速 3090r/min，动作正确；DEH 超速试验：将设定值修改为 3100 r/min，实际动作转速271、 3100 r/min，动作正确；试验结束后将设定值改回 3300r/min；TSI 超速试验：将设定值修改为 3150 r/min，实际动作转速 3149 r/min，动作正确；试验结束后将设定值改回 3300r/min 机械超速试验：第一次动作转速 3344 r/min，18:22 第二次机械超速保护实际动作转速 3344 r/min，动作转速符合规范要求。4)高，低压缸胀差监测 机组 3000rpm 时高压缸胀差监测指示：9.62 mm，低压缸胀差监测指示：10.4 mm。机组 350MW 时高压缸胀差监测指示：6.19mm，低压缸胀差监测指示：9.95mm。5)汽缸膨胀监测 机组 30272、00rpm 时膨胀：8.32mm。机组 350MW 时膨胀：40.5mm。3.2.2 汽动给水本泵 TSI 监测 1)振动监测 机组在启动至带满负荷过程中，汽动给水泵振动指示准确，监测仪表工作正常。机组 350MW 时各个轴振动监测参数见表 5。表 5 350MW 时汽动给水泵振动监测参数 项目 小机 前轴 x 小机 前轴 y 小机 后轴 x 小机 后轴 y 汽泵 前轴 x 汽泵 前轴 y 汽泵 后轴 x 汽泵 后轴 y 监测值 m 17.52 25.74 19.39 13.07 43.32 36.71 28.71 41.41 2)轴移监测 两个轴移测点的测量值在空负荷和各负荷阶段均基本相同。273、以下为机组 350MW时轴移的参数。轴位移 1：-0.06mm；轴位移 2：-0.11mm。3)转速监测 进 DCS 的转速测量值和进 DEH 的转速测量值偏差不超过 2rpm，在稳速阶段转速测量的波动不超过 2rpm。2014 年 12 月 27 日 15:56 小机超速试验，MEH 超速动作设定值由 6400rpm 改为 5000rpm，超速动作值为 4998 rpm，超速保护动作正常。恢复超速动作值为 6400 rpm。18:16 进行 METS 超速实验，设定值为 6300 rpm，超速动作值为 6297 rpm，动作正常。4 结论 经 2 号机组分系统试运及整套启动试运过程检验，大机274、及小机安全监视仪表系 149 统各项监测参数指示准确，监测仪表工作正常，监视系统运行稳定，TSI 系统能够满足机组安全运行的要求。应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组电气控制系统调试报告 二二 一一 五五 年年 二二 月月 摘 要 电气控制系统 ECS 的主要功能是对电气回路的设备进行监视和控制，包括各设备之间的联锁及闭锁功能。对电气设备进行控制，主要是对各开关的合、分操作，开关状态和设备状态的显示、报警，模拟量的实时显示等。在机组进行启、停及连续运行期间，保证电气设备能正确地在操作员站上进行合、分操作，以保证机组安全可靠地运行。分系统阶段，已经完成了电气控制系统的调试项目。完成了对参275、数和定值的设置。整套启动阶段，对于发现问题的测点进行了最后的消缺，使运行人员能够准确的掌握现场的各项数据。调试后的电气控制系统各项指标均达到优良，满足安全运行的要求。关键词关键词：电气控制系统（ECS）；机组；调试 目 录 1 系统概述.153 2 分系统调试.153 3 整套启动调试.156 4 结论.157 153 1 系统概述 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组分散控制系统采用上海福克斯波罗有限公司的 DCS 系统。该电气控制系统（ECS）属于分散控制系统（DCS）的一部分，其主要功能是对电气回路的相关设备进行控制，包括各设备之间的联锁保护功能。对电气设备进行控制，主要是对各开276、关的合、分操作，开关状态和设备状态的显示、报警，模拟量的实时显示等。在机组进行启、停及连续运行期间，保证电气设备能正确地在 DCS 操作员站上进行合、分操作，以保证机组安全可靠地运行。由于 ECS 的控制对象一直包含到设备级，涉及的设备面广量大，所以该系统的调试情况直接影响到机组的试运进度，在机组分部试运阶段 ECS 系统就要陆续地正常投入。2 号机组电气控制系统包括的控制对象主要为发电机/变压器组和厂用电源系统，各电机设备的控制归属 SCS 和 FSSS 控制范畴。电气单元机组控制系统 ECS 硬件配置 2 个控制站 CP2020、CP2021，包含主变、同期、励磁、发变组、电气 A/B 侧277、柴油机、直流、UPS 等控制逻辑。电气公用系统硬件配置 2 个控制站 CP0001、CP0002，包含电气公用系统控制逻辑。2 分系统调试 2.1 步骤 1)前期准备工作；2)硬件检查及机柜电源检查；3)软件输入；4)联机调试；5)系统试验投运。2.2 准备工作 根据现场情况和 ECS 系统的组态设计，编写了调试方案，并备妥了调试所需的常规仪器、仪表。2.3 硬件检查及机柜电源检查 2.3.1 外观检查 1)检查了控制系统控制盘无运输造成的机械损伤；2)检查了控制室环境符合控制设备的要求；3)按照机柜布置图检查机柜内设备齐全，DPU 控制器型号及 I/O 模件插入位置正确。2.3.2 电源检278、查 154 1)杭州和利时公司现场服务人员负责了电源检查及机柜上电工作，热工院调试人员进行了参加；2)上电前首先要检查了电源对地的绝缘，安全地和信号地均符合有关技术要求；3)拔出所有模件，检查电源装置的接线正确；4)确认电源进线电压值正确；5)机柜上电，检查了电源装置工作稳定、输出电压正常。各柜内冷却风扇正常运转，机柜无异味及其他异常现象；6)对电源系统进行冗余功能试验正常；7)将拔下的模件复位。2.4 软件输入 确认系统已安全可靠运行后，通过工程师站进行了软件输入。1)检查工作站完好、电缆连接正确；2)将软件全部装入，DPU 置运行方式，检查 DPU 是否可靠工作；3)组态方提供软件原始备份279、，在调试之前备份就绪，以便必要时使用。2.5 调试工作内容 2.5.1 输入、输出信号回路测试(1)逐点检查开关量信号的输入、输出的正确性，保证了输入、输出模件无短路、接地现象；(2)检查了有关设备反馈的状态信号指示正确（例如断路器的开关状态反馈等与现场情况一致）；(3)检查了有关设备在故障时报警信号指示正确。2.5.2 组态图检查与修改 1)逻辑功能模拟调试(1)将系统的各个设备就地开关置于“试验”位置；(2)认真检查输出模件端子板上的接线是否正确，保证无短路、接地；(3)通过操作员站或控制盘、台操作所有的设备，确认每个设备都能单独远方操作，相应接触器能正确动作，实际设备不动，状态信号反馈正280、确，报警准确。在试验过程中尽量采用了现场信号，对部分工艺条件无法满足的信号，适当进行了模拟；(4)通过操作员站或控制盘、台操作，使各个系统能自动地按照预定的顺序进行启、停，运行的允许条件和联锁条件完全符合设计要求。2)画面显示与修改 ECS 系统的人机界面主要基于 DAS 工艺流程图画面，DAS 工艺流程图画面是 155 DCS 最基本的人机界面，所有被控设备、工艺参数均包括其中。ECS 系统画面作为辅助画面一般从 DAS 工艺流程图画面菜单弹出。ECS 画面包括：(1)发变组系统；(2)厂用电系统；(3)保安电系统；(4)励磁系统；(5)直流系统；(6)UPS 系统；(7)等离子电源系统；(281、8)报警。对整个机组的电气相关画面进行检查，与原设计和现场实际工况一致，各个开关信号和设备实际情况对应，对错误和不完善之处，进行了修改，并详细记录和备份。2.5.3 设备级联动调试和参数整定 1)将各设备就地开关置于“运行”位置，装上动力线路保险；2)通过操作员站或控制盘、台单独地远方操作各个设备，整定驱动级组态中各功能块参数，各个设备都能正确启、停，显示报警正常；3)通过操作员站或控制盘、台操作各个系统，整定功能组级组态中各功能块参数，整个系统能自动地按照预定的程序，单独或顺序地进行启、停，显示报警和联锁、保护等功能正常工作。2.5.4 主要设备调试 调试过程中，对以下设备进行了远方手动操作282、试验，检查反馈信号正确。检查各个设备的闭锁条件并进行试验，对部分设备进行联锁动作试验。电气控制系统中包含的主要设备如下：1)6kV 工作 2A 段工作进线断路器；2)6kV 工作 2A 段备用进线断路器；3)6kV 工作 2B 段工作进线断路器；4)6kV 工作 2B 段备用进线断路器；5)低厂变 A 6kV 侧断路器；6)低厂变 A 380V 侧断路器；7)低厂变 B 6kV 侧断路器；8)低厂变 B 380V 侧断路器；9)工作段 PC 联络断路器；10)除尘变 A 6kV 侧断路器；156 11)除尘变 A 380V 侧断路器；12)除尘变 B 6kV 侧断路器；13)除尘变 B 380283、V 侧断路器；14)化水变 A 6kV 侧断路器；15)化水变 A 380V 侧断路器；16)化水变 B 6kV 侧断路器；17)化水变 B 380V 侧断路器；18)公用变 A 6kV 侧断路器；19)公用变 A 380V 侧断路器；20)公用变 B 6kV 侧断路器；21)公用变 B 380V 侧断路器；22)照明变 6kV 侧断路器；23)照明变 380V 侧断路器；24)脱硫变 A 6kV 侧断路器；25)脱硫变 B 6kV 侧断路器；26)输煤变 A 6kV 侧断路器；27)输煤变 B 6kV 侧断路器；28)检修变 6kV 侧断路器；29)起备变 220kV 隔离开关；30)起备变284、高压侧断路器；31)公用 UPS；32)发变组 220kV 自动准同期装置；33)6kV 工作 2A 段快切装置；34)6kV 工作 2B 段快切装置；35)发电机励磁；36)发电机灭磁开关；37)发电机 AVC。3 整套启动调试 3.1 系统投运调试 整套启动调试阶段在试运指挥部统一安排下，由调试单位负责，安装、运行人员协助共同完成顺控回路的投运。在机组试启、停及连续运行期间，整套电气控制系统能正常投运，保证了有关辅机能单操及顺序启、停，满足机组正常运行的需要。157 3.2 故障缺陷消除 对于在此期间的故障做到了及时发现，能够解决的问题立即解决，发现设备缺陷和可能出现的隐患及时进行了上报并285、协商处理。4 结论 调试过程中，根据现场设备的实际情况以及运行要求，对原设计组态进行讨论和必要的改进，经修改后的 ECS 各功能子组以及驱动级功能经试验和实际运行检验，各项联锁保护功能动作正确可靠，程控启停功能能够按照要求正确启动与停止被控设备，满足应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组安全运行的要求。应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组脱硫脱硝热控系统调试报告 二二 一一 五五 年年 二二 月月 摘 要 本报告主要反映了 2 号机组烟气脱硫、脱硝热控系统在分系统、整套启动和 168小时试运行期间的调试情况和结果。经过调试，2 号机组脱硫热控系统运行稳定，数据采集系统参数显示准确286、，顺控联锁保护系统安全可靠，模拟量控制调节效果良好，自动化运行水平较高，脱硫热控系统具备长期安全稳定运行的条件。2 号机组脱硝热控系统设备运行稳定，脱硝效率达到设计要求，各运行参数满足要求，系统顺控启、停操作可靠、方便，自动控制效果良好，自动化运行水平较高，脱硝热控系统具备长期安全稳定运行的条件。关键词关键词：烟气脱硫；脱硝；控制；调试 目 录 1 工程概述.161 2 数据采集系统（DAS）调试.162 3 顺序控制系统（SCS）调试.165 4 模拟量控制系统(MCS)调试.169 5 结论.171 161 1 工程概述 1.1 脱硫控制系统概述 应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号（287、350MW）超临界燃煤机组，配套烟气脱硫装置（FGD）采用石灰石石膏湿法脱硫，脱硫原料为石灰石（CaCO3）细粉。从厂外购买的石灰石细粉储存在粉仓中，由给料机输送至石灰石浆液箱中，加入适量水制成具有一定浓度的浆液后用输送泵送入吸收塔。其机理是利用石灰石（CaCO3）细粉与水按一定比例制成混合浆液作为湿式反应吸收剂，用浆液泵将吸收剂输送到吸收塔中喷淋烟气，使石灰石（CaCO3）吸收剂与烟气中的 SO2反应，降低烟气中 SO2的含量。FGD 主要包括以下系统：烟气系统、SO2吸收系统、吸收剂制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统、供排水系统、压缩空气系统等。本工程不设置烟气换热器（GGH），脱硫后净288、烟气经烟囱直接排放。不设吸收塔旁路烟道。不单独设置脱硫增压风机，脱硫系统阻力由引风机克服。本工程分散控制系统采用上海福克斯波罗的 DCS 系统，包括数据采集系统（DAS）、顺序控制系统（SCS）、模拟量控制系统（MCS）等各项控制功能。本 DCS通过高性能的工业控制网络及分散处理单元、过程 I/O、人机接口和过程控制软件完成 FGD 系统的监视和控制。配置 3 台操作员站、1 台工程师站、2 台历史站；配置了电源柜、网络柜；系统配置的总 I/O 点数达 1500 点左右；系统配置了 1 台打印机。本系统共配置 1 控制器：CP2023：脱硫系统。1.2 脱硝控制系统概述 应城“上大压小”热电联289、产新建工程 2 号锅炉采用东方锅炉厂生产的DG1131/25.4-2 型 350MW 超临界锅炉，一次中间再热、平衡通风、露天布置、单炉膛、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、固态排渣、全钢构架、前后墙对冲燃烧的全悬吊结构型锅炉，同步上 SCR 脱硝装置。本期工程采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，催化剂层数按 2 层运行 1 层备用设计。在燃用设计煤种及校核煤种、锅炉最大连续出力工况（BMCR）、处理 100%烟气量时，脱硝装置的脱硝效率不小于 80%。SCR 脱硝技术是氨气经空气稀释到安全浓度（5%体积浓度）以下后，被注入省煤器出口（脱硝反应器入口）的烟道中，与一定温度下的锅炉烟290、气充分混合。充分混合后的烟气、空气及氨的混合物流经 SCR 反应器中的催化剂层。在催化剂的作用下，烟气中的 NOx与氨在催化剂的表面发生充分的化学还原反应生成 N2和 H2O，达到脱除烟气中 NOx的目的。162 液氨储存、制备、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氨供应泵、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内，储槽中的液氨经过液氨泵输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送达脱硝系统。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸291、收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理站处理。氨气经沿厂区综合管架的氨气管道进入 SCR 区域，与空气混合稀释后通过氨注射系统（AIG）注入到 SCR 入口烟道中。注入到烟道的氨/空气混合物经静力式混合器与烟气充分混合后进入 SCR 反应器，在催化剂的催化作用下进行充分的脱硝反应。脱硝装置的烟道及反应器位于锅炉省煤器后空预器前，烟气出省煤器后与氨气均匀混合，经整流后进入 2 个垂直布置的 SCR 反应器里，在反应器里烟气向下流过均流板、催化剂层，随后经出口烟道进入空气预热器、静电除尘器、引风机和 FGD，最后通过烟囱排入大气。本工程分散控制系统（DCS）采用上海福克斯波罗的 DCS 系统，包括292、数据采集系统（DAS）、顺序控制系统（SCS）、模拟量控制系统（MCS）等各项控制功能。本系统共配置 1 控制器：CP2009：脱硝系统。2 数据采集系统（DAS）调试 数据采集系统，英文全称 Data Acquisition System，简称 DAS。其主要功能是数据采集、运行监视和操作指导、报警记录、跳闸事件顺序记录、运行员操作记录、历史趋势和事件的记录和存储、报表、操作曲线、图形打印等。DAS 是脱硫脱销系统主设备及各种辅助设备在启停、正常运行和事故工况下的主要监视和记录手段。它向运行人员提供大量有用的实时信息和经过处理的信息，指导和协助运行人员进行正确的操作以保证 FGD 在正常工况293、下长期安全经济运行，以及事故与启停状态下的正确处理。操作员站为整个系统提供单元机组内的过程监控和相关的管理功能，包括：过程监控、多层报警管理、过程趋势分析、记录与报告的生成、历史数据的存档、系统自诊断、系统安全、标准图形符号库、动画显示方式、在线帮助画面及文件对操作进行指导。工程师站是进行系统设计、组态、调试、监视和维护的管理系统，满足从事过程控制的工程师的使用需要。主要功能有：控制系统组态管理、人机接口组态管理、系统诊断、系统调试管理、文件设计、参与仿真等。163 2.1 外观检查 检查了机柜、模件及附件无机械损伤。检查了机房环境条件是否符合设备使用及设备、人身安全的要求。2.2 模件检查 294、依据 CP 配置及属性，检查模件地址开关设置正确，检查 I/O 类型与现场信号类型相符。2.3 电源检查及机柜上电 电源绝缘合格，安全检查及电源系统冗余性能试验正常。2.4 MMI硬件检查和投运 操作员站硬件设备及通讯电缆的检查结果正常。工程师站硬件设备及通讯电缆的检查正常。各打印机连接正常。2.5 静态参数设置和检查 模拟量输入检查：检查模拟量输入标度转换、冷段补偿、压力温度补偿、显示精度设定、非线性校正、极性判别、数字量滤波和输出量有效自诊断符合工艺流程参数规范的要求，数据显示的点序、单位和量程等正确。开关量输入检查：检查开关量有效自诊断，开关量的工作方式和显示方式的设置正确，检查模拟量和295、开关量的报警点的点序地址、上下限动作值和显示打印正确，实时时间如年、月、日、时、分、秒符合当地时间，CRT 参数的检查，数据显示的检查，包括点序、单位、量程满足机组运行要求。2.6 I/O通道检查 1）电流型模拟量输入通道检查：用模拟量信号发生器发出所需要的模拟量信号，在工程师站上调用点信息功能检查显示值（工程单位值），记录下每一个通道的输入信号值和输出显示值。每一个通道检查 5 点：0，25，50，75，100。检查结果符合要求。2）热电偶、热电阻模拟量输入通道检查：用热电偶信号发生器或标准电阻箱发出所需要的模拟量信号，在工程师站上调用点信息功能检查显示值，记录下每一个通道的输入信号和输出显296、示值。每一个通道检查 5 点：0，25，50，75，100。检查结果符合要求。3）开关量输入通道检查：由于接入本 DCS 系统都是无源接点信号，用短接线短接开关量输入信号，在工程师站上检查显示状态。检查结果符合要求。4）模拟量输出通道检查：在工程师站上设置模拟量输出信号，在模拟量输出通道的接线端子上，用标准电流表测试其输出值。每一个模拟量输出通道做 5 点：0，25，50，75，100。检查结果符合要求。164 5）开关量输出通道检查：本 DCS 系统只有无源开关量输出，在工程师站上发出不同的指令信号，在输出通道的接线端子上，用通灯或万用表测试其状态的变化。对于干接点输出，用通灯即可。检查结果297、符合要求。2.7 画面显示的检查与修正 对整个机组画面(包括菜单、工艺流程画面、帮助画面、棒图、趋势图等)进行检查，对错误和不完善之处，进行了修改。1)检查了模拟量或数字量的报警限值设置是否符合设计要求，并根据现场实际工况进行了补充和修改。2)检查了画面显示说明与设计是否一致，如油、汽、水、气管道的颜色定义及状态改变后的颜色变化，开关状态及其变化时相应的颜色变化等。3)检查了操作及显示画面与设计相符，主要有：MCS 操作窗口画面；SCS 操作弹出窗口画面；程控画面；趋势画面；软光子牌报警画面；报表格式。2.8 整套启动 随着系统分步试运及整套启动的进行，在相应阶段投入相应测点，对画面显示值进行298、分析核对，使之能正确地反应实际参数地变化，为机组运行提供了准确可靠的信息。在机组整套启动试运期间，DAS 系统所有测点全部投入，I/O 投入率 100，主要参数正确率 100，确保了机组的安全稳定运行。主要工作有：1)信号的比较、核对：通过 OIS 对输入信号进行检查，确认了信号及信号回路的正确性。2)各功能投运：在脱硫系统整套启动后，对系统各项功能包括报警、操作记录、报告打印、SOE、画面显示等进行全面检验。考察了各系统的功能是否达到设计要求，在系统满负荷试运行阶段，检查了各项功能满足正常运行。3)核定工艺过程重要参数：风量的计算和补偿，烟气在线监测系统各参数的计算和补偿均指示准确。4)例外299、报告报警值的修改：由于原设计的 FGD 报警值与实际 FGD 的设备及运行情况有一定的偏差。故在 FGD 的启动运行过程中根据调试及运行的要求对部分不合理的例外报告报警值进行了修改。5)故障缺陷消除：对于不正确的输入信号以及试运发现的各项缺陷，查清了原因并得到了妥善处理。对与显示坏点或者不正确的测点及时确认原因并督促相关单 165 位进行了消除，并进一步核对量程以及参数设置，使得 DAS 显示正确率 100。3 顺序控制系统（SCS）调试 顺序控制系统SCS的主要功能是对FGD和脱硝系统的主设备及各种辅助设备进行顺序控制，及各种泵、阀门、挡板等设备的联锁保护功能。FDG 系统和脱硝系统逻辑经过300、提前讨论定稿，重新修改后的顺控、保护组态逻辑符合设计，满足生产运行要求。逻辑功能模拟调试包括：1)认真检查了输出模件端子板上的接线是否正确；2)通过操作员站或控制盘、台操作所有的设备，确认每个设备都能单独远方操作，相应继电器能正确动作，状态信号反馈正确，报警准确。在试验过程中尽量采用现场信号，对部分工艺条件无法满足的信号，适当的进行了模拟；3)通过操作员站或控制盘、台操作，使各个系统能按照预定的顺序进行启、停，运行的允许条件和联锁条件完全符合设计要求；4)设备级、功能组级联动调试和参数整定；5)通过操作员站或控制盘、台单独地远方操作各个设备，整定驱动级组态中各功能块参数，使各个设备都能正确启、301、停，显示报警正常；6)通过操作员站或控制盘、台操作各个系统，整定功能组级组态中各功能块参数，使整个系统能自动地按照预定的程序，单独或顺序地进行启、停，显示报警和联锁、保护等功能正常工作。3.2 脱硫系统（FGD）主要保护条件及主要顺控逻辑 1)FGD 请求锅炉跳闸条件 满足下列任一条件，FGD 向锅炉 FSSS 系统发出“FGD 请求锅炉跳闸”指令：浆液循环泵全停且浆液循环泵电流小于 30A；吸收塔出口温度80且事故喷淋气动阀未开。3.2.2 浆液循环泵(A,B,C)1)浆液循环泵允许启动（）浆液循环泵温度正常（绕组110、泵轴温70、电机轴温70）；浆液循环泵入口电动门全开；浆液循环泵冲洗电302、动门全关；浆液循环泵排放电动门全关；吸收塔液位正常(高于 4500mm)；吸收塔搅拌器运行 3/4；浆液循环泵连续 2 次启动间隔时间大于 20min；同一时间内（60s）没有其他浆液循环泵在启动。166 2)保护停止（1）循环泵入口电动门打开信号丢失，延时 10 秒；吸收塔液位130、泵轴温90、电机轴温90）；浆液循环泵回路保护动作。3.2.3 氧化风机联锁保护(A,B,C)1)启动允许条件（）氧化风机温度正常（电机线圈110、电机轴温130；氧化风机电机轴承温度82。3.2.4 石膏排出泵（A，B）启允许，跳闸逻辑（石膏排出泵 B 同 A）1)启动允许条件（）吸收塔液位1200mm；石膏303、排出泵停运且出口门关闭。2)跳闸条件（1）石膏排出泵 A 运行，延时 45 秒，出口阀未打开；石膏排出泵 A 进口阀打开状态失去，延时 5 秒；吸收塔液位低(低于 800mm)；石膏排出泵 B 停运，且出口阀打开；冲洗水阀 A 未关；排净阀 A 未关；任何脱水机综合故障。3.2.5 废水旋流器给料泵联锁保护（A，B）1)启动允许条件（）废水旋流器给料泵 A 无故障；废水旋流器给料泵 A、B 出口阀全关；废水旋流器给料箱液位1000mm；废水旋流器给料箱搅拌器运行；废水旋流器给料泵 A 冲洗水阀全关；167 废水旋流器给料泵 A 入口阀全开。2)保护停止条件（1）废水旋流器给料泵 A 运行 20304、s，出口阀未开；废水旋流器给料箱液位800mm；废水旋流器给料泵 B 停止且出口阀开启延时 10s；废水旋流器给料泵 A 入口阀门打开状态失去；废水旋流器给料泵 A、B 出口阀全关。3)自动启条件（1）备用投入且废水旋流器给料泵 B 跳闸；备用投入且出口母管压力低（160；三台浆液循环泵全停。2)关闭允许条件（）原烟气温度135；至少一台浆液循环泵运行。3)自动关闭条件（1）至少一台浆液循环泵运行；原烟气温度130。3.2.7 除雾器顺控(三层)1)系统启动允许条件（）除雾器冲洗水泵 2A、2B 至少一台运行；吸收塔液位11000 mm；除雾器冲洗水压力150kPa。3)顺控步骤：(1)打开第305、一级除雾器下部 1 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(2)打开第一级除雾器下部 2 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(3)打开第一级除雾器下部 3 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(4)打开第一级除雾器下部 4 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(5)打开第一级除雾器下部 5 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(6)打开第一级除雾器上部 1 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；168(7)打开第一级除雾器上部 2 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(8306、)打开第一级除雾器上部 3 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(9)打开第一级除雾器上部 4 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(10)打开第一级除雾器上部 5 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 11min；(11)打开第二级除雾器下部 1 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(12)打开第二级除雾器下部 2 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(13)打开第二级除雾器下部 3 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(14)打开第二级除雾器下部 4 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 307、1min；(15)打开第二级除雾器下部 3 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(16)打开第一级除雾器下部 1 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(17)打开第一级除雾器下部 2 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(18)打开第一级除雾器下部 3 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(19)打开第一级除雾器下部 4 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(20)打开第一级除雾器下部 5 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(21)打开第一级除雾器上部 1 号冲洗水阀，保持 1min 308、后关闭，再延时 1min；(22)打开第一级除雾器上部 2 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(23)打开第一级除雾器上部 3 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(24)打开第一级除雾器上部 4 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(25)打开第一级除雾器上部 5 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 21min；(26)打开第一级除雾器下部 1 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(27)打开第一级除雾器下部 2 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(28)打开第一级除雾器下部 3 号冲洗水阀309、，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(29)打开第一级除雾器下部 4 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(30)打开第一级除雾器下部 5 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(31)打开第一级除雾器上部 1 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(32)打开第一级除雾器上部 2 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(33)打开第一级除雾器上部 3 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(34)打开第一级除雾器上部 4 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(35)打开第一级除雾器上部310、 5 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；169(36)打开第二级除雾器下部 1 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(37)打开第二级除雾器下部 2 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(38)打开第二级除雾器下部 3 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(39)打开第二级除雾器下部 4 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 1min；(40)打开第二级除雾器下部 5 号冲洗水阀，保持 1min 后关闭，再延时 11min。3.3 脱硝系统主要保护条件及主要顺控逻辑 3.3.1 SCR 反应器 2A 启允许，跳闸逻311、辑及跳闸动作结果（SCR 反应器 B同 A）1)启动允许条件（）无 MFT 动作信号；A 送引风机运行；至少两台稀释风机运行；脱硝 SCR 区反应器 A 入口温度正常305；稀释空气流量正常1870 m3/h；氨泄漏检测仪无高报警；无跳闸条件。2)跳闸条件（1）脱硝 SCR 区反应器 A 入口温度高420；脱硝 SCR 区反应器 A 入口温度低305；引风机全停；稀释风机 AC 全停；MFT；2 号炉 A 反应器气氨流量调节阀入口气氨压力0.07MPa；2 号炉 A 氨混合器稀释空气流量 8，延时 5s；出口 NOX 浓度40mg/N m3。3)跳闸动作结果：SCR 2A 入口关断门，SCR 312、2B 入口关断门。4 模拟量控制系统(MCS)模拟量控制系统是指系统的控制作用由被控变量通过反馈通路引向控制系统输入端所形成的控制系统，也称闭环控制或反馈控制系统。它常包含参数自动调节及偏差报警等功能。170 2 号机组 FGD 控制系统有吸收塔石灰石浆液供给调节、叶轮给料机调节、石灰石浆液箱内石灰石浆液密度调节控制。4.1 吸收塔石灰石浆液供给调节 通过控制进入吸收塔的石灰石浆液量，从而保证 FGD 的脱硫效率和吸收塔石膏浆液的 PH 在合理的范围内，根据烟气流量、SO2 含量、和吸收塔浆液的 pH 值等进行控制。根据 PH 给定值与实际值的偏差、流量设定值的计算值与实际值的偏差实现串级调节313、。当操作人员从手动切自动时，吸收塔石灰石浆液供给流量跟踪 PH 值设定值，浆液供给流量设定值，实现无扰切换，当 PH 值故障或者流量反馈异常，石灰石浆液泵由自动切为手动。4.2 叶轮给料机调节 通过控制进入叶轮给料机的给料量，从而保证 FGD 的吸收塔石灰石浆液消耗量和制浆量一致，根据烟气流量和 SO2 含量进行控制。根据消耗量的计算值与实际值的偏差实现串级调节。当操作人员从手动切自动时，叶轮给料机给料量跟踪 Ca/S 比设定值，给粉量设定值，实现无扰切换，当给料量反馈异常，叶轮给料机由自动切为手动。4.3 石灰石浆液箱内石灰石浆液密度调节控制 为了保证石灰石浆液密度满足要求，必须控制好石灰石314、浆液箱进工艺水调节阀的开度。根据浆液密度的给定值与实际值的偏差控制石灰石箱进工艺水调节阀的开度。4.4 调试准备 在系统调试阶段，对 MCS 各项控制系统，要完成相应的准备工作，包括：各执行机构软手操，确认开关位置及反馈是否对应；完善了各测量信号量程、报警限值，测量信号的补偿计算；检查了 MCS 系统与其它相关控制系统之间的接口；确认了所设计的 MCS 各项控制系统的所有控制功能；初步设置了各控制系统的静态参数。4.5 管路连接和电缆接线正确性检查 管路连接检查包括一次检测元件取样管连接的正确性检查（对于差压变送器和差压开关检查正负取样管连接正确），各执行机构气源管路及信号管路的连接正确。电缆315、接线检查包括盘、台、柜及现场之间接线检查以及预制电缆检查，接线端子牢固。气动执行机构通气源前，对气源母管及分支管进行吹扫，保证来气气源无油、171 无水、无杂质。4.6 接口通道检查 AI 接口通道检查：用信号源在 AI 接口处加入信号，在工程师站上或操作员站读取数据，检查信号的量程及其精度符合要求。AO 接口通道：在工程师站上模拟输出量信号，并用高精度万用表监视输出正确。DI 接口通道：用短路线在 DI 接口处模拟 ON/OFF 信号，在工程师站上检查信号传递关系符合实际。DO 接口通道：在工程师站上模拟 ON/OFF 信号，用试灯或其它测试工具对 DO接口输出状态进行检查。检查各个变送器的316、实验室校验记录，对照实际工况参数的变化范围，确定其零点、量程和迁移的设置正确。对于压力变送器，考虑了取样点与变送器之间的位差的补偿。电动及气动执行机构的远方操作试验。检查阀门全开、全关及阀门的全行程线性度。确认位置信号及限位开关动作正常。4.7 控制系统投入前的状态检查 FGD 系统启动后，随时检查各模拟量信号，其显示值与工况相对应，同时检查了各路开关量信号，其逻辑运算符合控制状态的要求。4.8 控制系统的动态投入 在动态检查一切正常的情况下，根据机组的运行情况分别投入了各控制系统。系统投入自动前，与运行人员取得了联系，并征得同意后进行试投入。系统投入自动后，根据被调量的动态特性曲线，整定了调317、节器的动态参数。在条件允许的情况下，进行了定值扰动试验和负荷扰动试验，根据扰动试验的结果进一步整定了动态参数，最终使系统的调节品质符合验收标准。各自动调节系统的动态调试及投入方法均可按如下方法进行。在系统投入自动前，对自动跟踪回路进行再次检查，并再次核对了各模拟量信号测量回路正常；初步整定各系统动态参数，然后对控制系统试投自动；观察被控热力系统的可控性及阀门特性，获得最佳整定参数，使系统工作在最佳状态，对于部分系统利用临界比例带法求得动态参数值。5 结论 应城“上大压小”新建工程 2 号机组脱硫、脱硝系统调试过程中，根据现场设备的实际情况以及运行要求，对原设计组态进行了必要的改进，经修改后的顺318、控各功能子组以及驱动级功能经试验和实际运行检验，各项联锁保护功能动作正确可靠，程控启停功能能够按照要求流畅启动与停止被控设备，满足了安全运行的要求。172 经分系统调试、整套启动空负荷、带负荷、168 小时试运验证，该系统设计正确合理，保护动作正确，未出现保护系统误动和拒动现象，证明系统工作正常、稳定、可靠，能够满足机组长期安全运行要求。应城“上大压小”热电联产新建工程 2 号机组 RB 试验报告 二二 一一 五五 年年 二二 月月 摘 要 应城发电有限公司热电联产新建工程2号机组辅机故障自动减负荷功能RB主要是在模拟量控制系统 MCS 中进行判断运算，通过 MCS 系统和燃烧器管理系统BMS319、 中动作执行。在 168 小时满负荷试运行前对该机组的 RB 控制回路进行了逻辑检查修改和静态调试，并于 2015 年 1 月 8 日1 月 9 日根据试运安排进行了 RB 动态试验，试验结果逻辑动作正确，机组能够自动稳定在新的平衡状态。关键词关键词：RB；机组出力；负荷返回；平衡 目 录 1 编制目的.176 2 编制依据.176 3 系统概述.176 4 RB 控制策略.177 5 静态调试.178 6 动态试验.179 7 调试结论.182 176 1 编制目的 运行中的大型火电机组，当主要辅机发生故障跳闸或手动切除，造成锅炉出力无法满足机组负荷的要求，机组实发功率受到限制时，为了适应运320、行设备出力，机组协调控制系统自动将机组负荷迅速降到尚在运行的辅机所能承受的最大目标负荷值，并控制机组在允许参数范围内继续运行而不停炉。这一过程称为辅机故障快速减负荷（RUNBACK），简称 RB。检验该功能的试验，称为 RB 试验。RB 试验的主要目的是检验和考核协调控制系统和 RB 控制功能，考核和检查 RB工况下各调节子系统的控制性能，检查考核在RB工况下燃烧器管理系统（简称BMS）有关逻辑能否使各控制系统及辅机设备协调一致的动作。通过 RB 试验，可以检验机组主设备、辅机设备、热工控制系统能否为机组的高度自动化运行提供安全、可靠保障。2 编制依据 1)电力建设施工技术规范(热工仪表及控制321、装置篇)（DL/T5190.4-2012）2)火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009 年版）3)火力发电建设工程机组调试技术规范（2013 年版）4)火电机组启动验收性能试验导则 5)火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程（DL/T774-2004）6)应城发电有限公司350MW 热电联产扩建工程 DCS 逻辑组态 （西安热工院组态提供）3 系统概述 3.1 主设备概况 应城发电有限公司热电联产新建工程 2 号机组锅炉为东方锅炉集团股份有限公司生产制造的超临界参数变压直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构 型锅炉。汽轮机为上海电气集团上海汽轮322、机有限公司生产制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸双排汽、湿冷、双抽汽凝汽式汽轮机。发电机为上海电气集团东方电机有限公司生产的三相同步汽轮发电机，发电机为自并励静态励磁、冷却方式为水氢氢。制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式制粉系统，每台炉 5 台磨煤机，燃烧设计煤种时，4 台运行，1 台备用。送风机、引风机、一次风机各两台，100%容量汽动给水泵一台。177 3.2 控制系统 应城发电有限公司热电联产新建工程2 号机组分散控制系统（简称 DCS）采用 FOXBORO 公司 I/A Series 系统。4 RB控制策略 4.1 RB 控制概况 RB 的控制功能主要由模拟量控制系统 MCS 和燃烧323、器管理系统 BMS 共同实现。BMS 的任务是根据 RB 控制的要求控制燃料量的投入和切除，保证锅炉在低负荷期间的燃烧稳定。在 MCS 中一般包含几个特有的 RB 控制回路：RB 信号生成逻辑、RB 目标负荷计算、协调控制方式切换、主燃料控制、送/引风控制、给水控制、过热器再热器减温调节阀强关、跳磨投油逻辑等。4.2 RB 试验项目 2 号机组有以下 RB 项目：1)RB 功能投入，设定负荷大于 205MW，一台引风机跳闸，触发引风机 RB，目标负荷为 175MW，减负荷率 360MW/min，负荷指令小于 190MW 自动复位 RB。2)RB 功能投入，设定负荷大于 205MW，一台送风机跳324、闸，触发送风机 RB，目标负荷为 175MW，减负荷率 360MW/min，负荷指令小于 190MW 自动复位 RB。3)RB 功能投入，设定负荷大于 195MW，一台一次风机跳闸，触发一次风机 RB，目标负荷为 50%，减负荷率 l00%/min，负荷指令小于 180MW 自动复位 RB。4)RB 功能投入，磨煤机跳闸，触发磨煤机 RB，目标负荷见表 1。表 1 磨煤机 RB 时目标负荷设定 运行磨煤机数量（台）3 2 目标负荷（MW）265 175 4.3 RB 时机组运行工况 1)机组设计 RB 功能投入按钮和 RB 功能切除按钮，用于 RB 功能投切。RB 功能投入允许条件为：协调控制325、方式。RB 复位采用自动复位及手动复位两种方式完成：当实际电功率与 RB 目标负荷差值小于 15MW 时，RB 自动复位；RB 按钮复位切除可随时进行 RB 退出操作。2)RB 发生时，机组目标负荷变化率自动设定为 360MW/min，用于作为目标燃料的设定；同时，此信号经一个变化率后，作为给水流量的设定。178 3)RB 工况发生时，机组负荷目标值为 RB 目标值，给水调节系统、燃料调节系统、送风调节系统、汽温调节系统根据机组负荷对应下的目标值进行自动调节。RB 过程中，锅炉主控切手动，锅炉主控输出跟踪 RB 目标负荷；RB 发生后，主燃料控制输出锁定 30 秒不变，30 秒之后开始调节目标326、燃料量；RB 发生后，给水设定按照漩涡控制的速率改变其设定，既要满足水煤比，又要满足主汽温度的控制；过热温度减温水调阀，在 RB 发生后连关 30 秒后自动调节。4)RB 工况发生时，锅炉主控切手动，协调控制系统自动切到 TF 方式下运行，由汽机主控制器维持机组实际负荷对应的压力设定值。压力设定值见表 2。表 2 机组负荷对应的滑压设定值 功率（MW）105 140 175 315 350 400 压力(MPa)9.83 12.47 15.13 24.2 24.2 24.2 5)RB 发生时，机组投入滑压运行，主汽压力设定变化速率如下：一次风机 RB，变化速率 1.8MPa/min；送风机 R327、B、引风机 RB、磨煤机 RB 时，变化速率 1.5MPa/min。6)RB 发生后，FSSS 按跳闸 C 磨跳闸 E 磨跳闸 B 磨顺序切除磨煤机，最终保留 3 台磨煤机运行（一次风机 RB 保留两台磨运行）。非一次风机 RB时，切磨间隔时间为 6 秒；一次风机 RB 时，切磨间隔时间为 3 秒。同时，投运相应的油层，油层投运顺序为 B-C。若 A 磨运行，等离子系统自动投入。一次风机 RB 投入两层油枪（B、C 两层）；送引风机 RB 投运 B 层。7)为了防止辅机过出力使电流过大造成运行辅机跳闸，逻辑内对相关设备出力进行限制，包括：送风机输出指令限制为 70%、引风机输出指令限制为 85328、%、一次风机输出指令不限制。8)RB 发生后，过热、再热减温水调节门在自动状态下强关（0%）30 秒，30秒后该强关信号消失。油压低触发 OFT 屏蔽，汽机主控增闭锁，BTU 输出保持，汽动给水泵转速指令反馈偏差大切手动屏蔽。5 静态调试 在机组停运调试期间调试人员按照以上 RB 控制策略对逻辑进行了修改、静态检查和模拟试验，确保实际工况下各 RB 试验成功。磨煤机 RB 逻辑增加了 300 秒脉冲，保证了该 RB 能正确发出。RB 退出按钮和 RB 复位按钮合并。179 6 动态试验 试验时间：2015 年 1 月 8 日9 日。试验条件：协调控制方式 CCS 稳定运行，机组负荷大于 90%329、额定负荷，TF 方式自动调节回路调节良好，燃料、给水、氧量、炉膛负压、汽温、除氧器水位、凝汽器水位、高/低加水位等主要自动投入正常，调节性能良好。主要辅机运行正常，机组各项保护已全部投入。6.1 磨煤机四跳一 RB 试验过程 2015 年 1 月 8 日 11:26，2 号机组 B、C、D、E 四台磨煤机运行，负荷 330MW，运行人员手动停止 C 磨煤机，触发磨煤机 RB，控制逻辑按照预先的磨煤机 RB 四跳一程序正确动作，机组由 CCS 协调控制切为 TF 汽机跟随方式滑压控制正常。试验过程机组主要参数记录数据和曲线见表 3、图 1 所示。表 3 磨煤机四跳一 RB 试验过程主要参数记录数330、据 时间 负荷（MW）主汽 压力（MPa）燃料量（t/h）风量（t/h）给水 流量（t/h）主汽 温度（）炉膛 压力（Pa）再热 汽温（）11:26:00 329 23.7 149 1358 950 550-101 549 11:26:20 327 23.7 142 1355 961 550-289 550 11:26:40 322 23.8 123 1206 961 550-80 551 11:27:00 312 23.8 108 1122 961 548-172 551 11:27:20 305 23.8 108 1065 894 547-166 550 180 图 1 磨煤机 RB 试验331、曲线 6.2 送风机 RB 试验过程 2015 年 1 月 9 日 16:15，2 号机组四台磨煤机运行，负荷 313MW，运行人员手动停止 A 送风机，触发送风机 RB，控制逻辑按照预先的送风机 RB 程序正确动作，机组由 CCS 协调控制切为 TF 汽机跟随方式滑压控制正常。试验过程机组主要参数记录数据和曲线见表 4、图 2 所示。表 4 送风机 RB 试验过程主要参数记录数据 时间 负荷（MW）主汽 压力（MPa）燃料量（t/h）风量（t/h）给水 流量（t/h）主汽 温度（）炉膛 压力（Pa）再热 汽温（）16:15:20 314 24.5 137 1289 963 554-167 5332、55 16:15:40 314 24.6 128 1244 1039 554 172 555 16:16:00 310 24.4 116 1192 1039 554 91 555 16:16:20 306 24.4 86 1120 922 553-365 554 16:17:20 296 23.4 76 852 738 546-252 545 16:18:40 260 21.3 76 800 534 533-209 538 181 图 2 送风机 RB 试验曲线 6.3 一次风机 RB 试验过程 2015 年 1 月 9 日 17:17，2 号机组四台磨煤机运行，负荷 313MW，运行人员手动333、停止 A 一次风机，触发一次风机 RB，控制逻辑按照预先的一次风机 RB 程序正确动作，机组由 CCS 协调控制切为 TF 汽机跟随方式滑压控制正常。试验过程机组主要参数记录数据和曲线见表 5、图 3 所示。表 5 一次风机 RB 试验过程主要参数记录数据 时间 负荷（MW）主汽 压力（MPa）燃料量（t/h）再热汽温（）给水 流量（t/h）主汽 温度（）炉膛 压力（Pa）热一次 风压力（kPa）17:17:00 313 24.3 145 556 961 556-39 12.1 17:17:21 314 24.4 139 558 1026 556-1128 7.9 17:17:36 302 23.7 112 559 1001 556 474 7.9 17:18:01 286 22.7 71 558 885 555-756 10 17:18:30 276 22.0 70 553 886 55