华泰热控专业整套启动调试措施

山东华泰热力有限公司 热电联产项目工程

#1机组热控专业整套启动

调试措施

（讨论稿）

华东电力试验研究院 电力建设调整试验所 二00五年十月

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目 录

1.概 况 2.编制依据 3.控制方法 4.调试目的 5.调试对象及范围 6.调试方法或流程 7.调试前应具备的条件 8.安全措施 9.调试分工 10.备注

编 写： 汪 光 明 审 核： 刘 云 庭

批 准： 毛 树 礼

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1．概 况：

山东华泰热力有限公司热电联产工程，装有武汉锅炉股份有限公司生产的

WGZ480/13.7-2型超高压自然循环汽包一次中间再热锅炉，哈尔滨汽轮机股份有限公司制造C135 -13.24/535/535/0.981超高压、一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、、抽（单抽）凝式汽轮机，由山东济南发电设备厂提供的WX21Z-085LLT型汽轮发电机。发电机冷却方式：空气冷却。励磁方式：自并励静止励磁方式。回热系统：汽机设6级抽汽,2台高加,3台低加,1台除氧器,采用滑压启停方式。

热工控制系统采用上海新华控制工程有限公司生产的分散控制系统（DCS）。汽轮机控制采用北京国电智深控制技术工程有限公司生产的数字电液调节系统DEH。一期工程一炉一机及电气和公用系统。统计I/O点： a. 锅炉约2110点。 b. 汽机约1457点。 c. 电气约410点。

d. 公用系统：循环水系统约218点、燃油系统约90点、电气约580点。 e. 以上I/O点数不包括备用点也不包括其他附加点（以现场实际点数为准）。 DCS分散控制系统按功能分列（但不限于此）： a. 数据采集和处理（DAS）； b. 模拟量控制系统（MCS）； c. 顺序控制系统（SCS）；

d. 锅炉炉膛安全监控系统（FSSS），包括燃烧器控制系统BCS和炉膛安全系统

FSS；

e. 硬件等其它子程序功能。

与DAS通讯的控制系统有（但不限于此）： a. 厂级信息监控系统（SIS）； b. 汽机DEH控制系统； c. 锅炉吹灰程控控制系统； d. 电气有关装置控制系统； e. 汽轮机跳闸保护系统（ETS）； f. TSI系统；

g. 锅炉泄漏监测系统；

h. 温度数据采集前端（IDCB）。

2．编写依据：

2．1“山东华泰热力有限公司热电联产工程整套启动调试大纲”

2．2中南电力设计院“热控系统图” 2．3武汉锅炉股份有限公司“锅炉设计”，“锅炉使用说明书” 2．4哈尔滨汽轮机股份有限公司“汽机使用说明书”

2．5上海新华控制有限公司“分散控制系统逻辑图，SAMA图，技术规范书” 2．6“火力发电厂分散控制系统规范书”（G-RK-95-53） 2．7“火力发电厂辅机顺序控制系统规范书”（G-RK-95-51） 2．8 “火力发电工程启动调试规定”

2．9中华人民共和国电力行业内部标准“火电工程调整试运质量检验及评定标准” 2. 10“火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定”（国电安运〔1998〕483号）

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2．11“火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程”《1996年版》 2．12“设计及制造厂家技术标准和要求”

3.控制方法：

系统控制方式采用炉、机、电集中控制，公用系统包括：除氧给水系统、循环水系统、燃油泵房系统、厂用电公用系统、供热系统及化水系统等设一个控制室监控操作。在集中控制室内实现机组启动、运行、停炉、停机和事故处理。化水处理、输煤系统脱硫系统等一般操作、启停控制。

机组的运行以LCD（液晶显示）为监视操作和控制中心，实现炉、机、电及公用系统的在线仪表集中受控。完成机组正常运行工况的监视和调整、异常工况的报警和紧急事故处理，并由少量的运行人员配合下，可实现机组的各阶段自动、半自动启停。参数监视及必要的后备操作系统，以及机组的设备安全运行保护能在DCS系统出现局部故障时能维持的供热用户供汽减少或避免热用户的经济损失，当DAS系统出现全局故障时应能保证系统安全停机。

4.调试目的：

计算机监视系统（DAS）是机组正常运行的重要监视手段，也是机组长期安全、经济运行的依靠。通过对DAS系统的调试，使热控系统的数据采集功能（DAS）在机、电、炉分布试运，整套启动，连续运行时提供有效的参数，测点信息和设备信息，使运行操作人员得到运行信息便于监视、报警。确保其正常投用,以满足机组并网发电，集中供热的需要，发挥投资效益。

顺序控制系统（SCS）它是DCS的一部分，通过硬件、逻辑设计、功能组态及信号回路的检查能在控制室内监视和操作控制所有的辅机、阀门和挡板、电动门、气动门、逆止门及设备保护和联锁。来保证被控对象的安全，单元机组辅机设备的正常启、停（开或关）以及各种联锁保护、事故状态下安全处理的操作,能确保机组安全、正常、可靠地运行。

汽机安全监测系统（TSI）：作为汽机主机保护系统，对汽机转子运行状态和汽缸机构状态参数进行连续测量并显示，记录。对于超越了预置的运行极限给予报警或者跳机信号，调试目的在于能够保证TSI系统正常工作。 锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）是DCS的一部分，调试检验系统逻辑，处理器模件，冗余配置及现场相关设备及通讯回路正确、布置合理。使设备在锅炉运行期间能够及时、安全地投入监视。确保锅炉能安全运行。

模拟量控制系统（MCS），作为DCS中的一部分，它主要承担机组正常运行或事故方式时调节能保持重要参数如压力、温度或水位的稳定在一定值，确保机组在危急状态时将影响限制到最小，确保机组的经济、可靠地运行。

硬件是DCS的一部分，它包括键盘和LCD显示画面，由此完成各系统操作、监视、报警、记忆打印等，全部整个DCS的可利用率至少达到99.9%。

5.调试对象及范围：

调试对象为山东华泰热力有限公司热电联产工程一台WGZ480/13.7-2型超高压自

然循环汽包一次中间再热锅炉， (过热蒸汽流量480t/h、过热蒸汽出口压力13.73MPa、过热蒸汽出口温度540℃、给水温度240±5℃、热风温度330℃、排烟温度142℃)。一台哈尔滨汽轮机股份有限公司制造C135 -13.24/535/535/0.981超高压、一次中间

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再热、高中压合缸、双缸双排汽、、抽（单抽）凝式汽轮机（主蒸汽阀前压力13.24MPa、主蒸汽阀前温度535℃、主蒸汽流量458.01 t/h、再热进汽阀前压力3.77MPa、再热进汽阀前温度535℃、再热蒸汽流量404.27 t/h、工业抽汽压力1.0MPa、工业抽汽温度270℃、工业抽汽流量100 t/h）。山东济南发电设备厂提供的WX21Z-085LLT型汽轮发电机，（功率150MW、空冷、自并励静止励磁方式）。以及除氧给水系统、供热抽汽系统、吹灰系统、泄漏监测系统，电气有关装置控制系统， DCS系统（DAS.、SCS、MCS、DEH、FSSS等其他子程序系统），公用系统及其它。

DAS系统采集并监视包括温度、压力、流量、液位、物位等开关量和模拟量信号

显示并产生各种报警,电气的信号采集包括即：a.发/变化组子组b.厂用电子组c.励磁系统控制组d.低压厂用电源控制组及电压、电流、有功功率、无功功率、功率因素、频率、有功电度、无功电度及温度等开关量和模拟量信号显示、报警。

DAS系统覆盖范围为：锅炉系统、汽机系统、发电机系统、公用系统、辅机系统、电气系统、气力除灰系统，输煤系统、循环水系统、水处理系统等等。

DAS系统除对各采集点进行巡回检测，提供检测画面外，还具有报警、事故顺序

记录（SOE），历史数据的存储和检索（HSR）等功能。运行人员通过对操作员站LCD画面进行监视或操作提取所需资料等。工程师站提供各种组态，编辑和修改参数，历史数据处理等功能。系统配置的打印机用于打印各种数据及各种报表。

顺序控制系统（SCS）包含ETS、TSI保护功能，FSSS功能，及机组辅机包括电动

门、阀门、挡板、风机、水泵、油泵等设备的正常起停(开与关)以及各种联锁保护。 DEH控制对象为135MW 汽轮发电机组，控制范围为汽轮发电机组的转速、负荷、

一段抽汽压力、防超速保护(OPC电气来信号：发电机出线开关跳闸、瞬时关闭汽机调速汽门)。

6.调试方法或流程：

6.1依据设计院提供的“热控系统P＆ID图”，熟悉热力系统的工艺流程、熟悉汽机、锅炉

及其辅机设备、公用系统等。

确定每个子系统中要监视或采样的I/O测点的物理位置，相关的热力参数和报警保护值等。

6.2依据DCS厂家提供的技术资料，熟悉DAS系统的数据采集内容， SCS控制系统的内

容， MCS模拟量控制的内容及机炉保护ETS和FSSS系统内容等。

6.3依据设计院提供的I/O清册，检查各测量点位置是否和“热控系统P＆ID图”一致，

能否满足热力系统及运行监视控制要求。

6.4检查变送器、压力、温度的校验情况。安装单位必须提供合格的一次设备校验报告。 6.5系统配置检查：检查DCS系统配置的设备是否与符合分散控制系统DCS技术规范，

配置的设备是否实际配置相符。

6.6电源切换试验：检查DCS机柜220VAC、220VDC电源、UPS电源，并进行电源切换

试验。如果异常必须要求有关单位及时处理。

6.7供电电源检查：检查220VDC、48VDC、24VDC等。 6.8检查UPS冗余容量能否符合1：1容量配置。

6.9 I/O模件测试：检查I/O模件各通道是否接线正确，是否符合DAS系统模件的技术要

求（功能上应分离）；检查各个I/O模件的逻辑地址是否与DCS系统组态一致。 6.10开关量的检查：检查DI、DO模件各通道是否接线正确，是否符合系统配置技术要求，

各继电器容量配置是否符合技术要求，用于220VAC控制回路的继电器触点额定容量为交流5Aac，DPDT。用于220 VDC控制回路的继电器触点额定容量为直流10Aac，

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DPDT。

6.11精度测试：对每块处理器模件用信号发生器对模件各通道进行测试（或抽测主重要模件的卡件），要求每个通道分别在0%、50%、100%处进行测试，作好记录。（高电平）模拟量输入信号的精度为满刻度范围的±0.1%，（低电平）模拟量输入信号的精度为满刻度范围的±0.2%。

6.12控制系统的模拟量输出精度为满刻度范围的±0.25%。 6.13模拟量、数字量输入、输出的负载能力检查： a. 模拟量输入4～20mA信号（接地或不接地），最大输入阻抗为250Ω，系统应提供4～20mA二线制变送器的24VDC电源。对1～5VDC输入阻抗必须是500kΩ或更大。每个模拟量输入信号与数字转换回路之间具有250VDC下100MΩ或更大的隔离阻抗。

b. 模拟量输出4～20mA信号或-5VDC可选，具有驱动回路阻抗大于750Ω的负载能力，负载应接至隔离的信号地上，系统应提供24VDC的回路电源。

c. 数字量输入，负端应接至隔离地上，系统应提供对现场输入接点的“查询”电压（48VDC）。

d. 数字量输出，模件中采用电隔离输出，隔离电压≥250V，能直接或通过中间继电器驱动电动的控制装置。

6.14外回路检查：检查现场实际测点信号的位置、类型、量程等参数是否与设计、现场工

况相符。确认各测量信号报警值。

检查DAS系统中所有变送器调校记录中，是否有高度水柱修正，是否进行正、负

迁移，并对部分测点在就地加模拟量信号或进行通讯检查模拟量测量回路精度。（高电平）模拟量输入信号的误差应小于0.2%满量程，（低电平）模拟量输入信号的误差应小于0.3%满量程。热电阻（RTD）模数转换精度为满量程±0.1%或0.1F℉，热电偶（T/C）模数转换精度为满量程±0.1%或0.1F℉。

6.15检查DAS系统与其他系统或设备的接口情况，保证测点输入、输出正确性。 6.16 DAS系统功能组态检查：

（1） 检查和调整模拟量测点的量程设置和模拟量测点报警参数的设置。

（2） 用户画面检查：机电炉系统模拟图；检查系统模拟图是否与实际相符，画面上的各

种设备的状态信号是否与现场实际情况相符，要求的测点是否在要求的画面上。每个测点的物理参数是否符合实际工况要求，各开关量状态显示（开与关）是否正确等。 （3）各类报警值的设定。 （4）报警禁止和恢复。 （5）报警确认。

（6）报警过滤和分类显示。 （7）其他画面检查：

a. 显示：包括操纵显示、成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警显示、模拟图显示等。

b. 制表记录：包括定期记录、请求记录、事故顺序（SOE）记录、跳闸一览记录、操作一览记录等。

c. 历史数据存储和检索（HSR） d. 性能计算等。

（8）SOE功能检查：做相关模拟试验，检查SOE时间动作分辨率≯1ms，检查程序能否

在机组某一主设备跳闸前10分钟以10秒时间间隔和跳闸后5分钟以1秒时间间隔进行的快速记录，并能在5秒后制表打印。

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（9）操作员行为记录检查。

（10）打印功能检查：结合机组运行的实际情况，按照设计院的设计要求和电厂要求，检

查，核实机组正常运行时运行报表打印记录、事故分析打印记录、跳闸记录分自动打印或按运行要求指令打印。配有走纸机构，可连续打印，打印速率每秒400个字符，每行至少132个字符。

（11）高速记录检查：当主燃料跳闸（MFT）动作后分析炉膛压力偏差的高速记录，自动

记录炉膛压力、空气流量、引风机入口压力等，在MFT动作前5秒和30秒对模拟量信号每半秒测量一次并输出到记录打印。

（12）系统实时性测试：对鼠标、键盘调用LCD画面的响应时间和中断调用LCD画面的

响应时间进行测试，满足繁忙工况Δt≤2s的时间完全显示出来，并测试模拟量和开关量采集的实时性数据显示（至少每秒更新一次）。

（13）TSI系统检查：检查测点元件的安装是否符合设计院P＆ID图测点布置位置及固定

要求，连接线是否符合技术要求，检查TSI系统输出与DAS的接口，各设计参数是否符合技术要求等。

（14）MCS系统检查：检查系统中的挡板安装位置（开与关）方向是否正确，输入、输

出模拟量是否符合技术要求，检查电动门的控制回路及继电器触点容量等是否符合技术要求，检查、调试、校对各控制回路输出LCD画面名称、符号与就地实际名称、符号是否相符，对应、方向（开与关）是否一致。 6.17 设备联锁：

6.17.1泵——泵联锁：

包括：真空泵、凝结水泵、低加疏水泵、循环水泵、润滑油泵、顶轴油泵、EH油泵、

给水泵、给水泵辅助油泵、工业水泵、消防水泵、燃油油泵、磨煤机高低润滑油泵（稀油站）、升压泵、渣浆泵。 6.17.2泵——阀门联锁：

包括：给水泵、循环水泵。 6.17.3其他联锁：

包括：锅炉大联锁、给煤机联锁、向空排汽联锁、汽包事故放水联锁、点火枪联锁、

火焰冷却风机。

6.18汽机危机遮断保护（ETS）：

当ETS动作：[当下列任何一个条件出现满足条件时，磁力断路油门电磁铁吸合动作，关闭自动主汽门、关闭抽汽#1，#2逆止门；联锁跳发电机开关。] 1.汽机超速高高停机（DI）；

2. 相对膨胀大大停机（DI，ETS来）； 3. 轴承振动大大停机（DI，ETS来）； 4. 轴向位移大大停机（DI，ETS来）； 5. EH油压低停机（DI）；

6.润滑油压力低低（DI，ETS来）； 7.轴承温度高停机（DI，ETS来）； 8. 凝汽器真空低低停机（DI，ETS来）； 9. DEH超速停机（DI，ETS来）； 10. DEH失电停机（DI，ETS来）； 11. 发电机故障停机（DI，ETS来）； 12. 手动停机（DI，ETS来）。 6.19锅炉炉膛安全监视系统（FSSS）：

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当FSSS动作：[即燃烧器控制系统（BCS）和燃料安全系统（FSS）条件满足时，使燃油快关阀关闭和给粉机紧急跳闸～主燃料切断，在未得到FSS的许可条件前，燃烧器控制不应向炉膛投入燃料或点火。当MFT信号时，燃烧器控制系统应按指令协同FSS块速切断至炉膛燃料和点火能量。，当发生MFT后，已将炉膛和烟道内可燃烧混合物吹扫掉，才允许重新投料点火（吹扫前必须满足吹扫许可条件）]。 6.19.1MFT及其首出原因：

锅炉运行时，下列任何一种危险工况出现，系统发出MFT信号，切断进锅炉炉膛

的所有燃料（燃煤，燃油）。

1.手动停炉“MFT”动作和“确认”按钮； 2.所有引风机跳闸； 3.所有风机跳闸；

4.汽包水位超限3秒钟所有跳闸； 5.炉膛内已投入煤粉燃烧时； 6.炉膛压力高于或低于设定值； 7.总风量低于最低设定值；

8.在MFT“继电器”复归后，在规定时间内炉膛点火失败； 9.没有检测到油枪和煤燃烧器火焰； 10.重要电源丧失； 11.燃料丧失（全中断）； 12.汽机跳闸； 13.发电机跳闸。

6.19.2 MFT发生时，自动报警：：

1.产生报警输出后，跳闸原因显示在LCD画面上并打印；。 2.油系统隔绝阀关闭；

3.所有点火油枪切除并退出； 4.所有给粉机跳闸； 5.所有给煤机跳闸； 6.所有磨煤机跳闸； 7.所有风机跳闸；

8.送风机切换至手操，维持二次风量； 9.引风机调节在新的开度，维持负压波动； 10.关闭过热器喷水阀； 11.关闭再热器喷水阀； 12.闭锁吹灰器程控；

13.MFT启动炉膛吹扫程序，完成吹扫后允许停送风机； 14.汽轮机跳闸； 15.发电机跳闸。

6.19.3锅炉炉膛吹扫条件：

当MFT动作后，在启动前启动吹扫必须满足炉膛吹扫许可条件： 1.应闭锁所有燃料进入炉膛； 2.停运所有提供燃料的设备；

3.送风机入口至炉膛、烟道尾部及烟囱的通道应畅通； 4.送、引风机至少应有一台在运行； 5.空气预热器在运行状态；

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6.风量至少在30%以上范围内； 7.炉膛负压正常； 8.汽包水位正常； 9.除尘器已跳闸； 10.吹扫风量建立； 11.无MFT条件。

6.20模拟量控制系统调试（MCS）：

MCS包括由微处理器构成的各子系统，由这些子系统实际对单元机组和辅助系统的调节控制。具体子系统设备清单（略）。 6.21顺序控制系统（SCS）：

SCS控制用于启动/停止单元机组的子组项，即对某设备及相关设备的控制下实行启动/停止顺序操作被控对象达到运行要求，具体子系统组设备清单（略）。

7.调试前应该具备的条件：

7.1有关单位应能及时提供完整的施工图纸、技术资料。主要有： (1) SCS、MSC、FSSS、ETS逻辑图，柜内接线图； (2) 受控设备的有关说明书； (3) 有关的施工接线图； (4) 有关的设计修改通知单；

(5) 合格的变送器、压力开关及相关设备校验报告； (6) 所有受电设备命名、编号齐全并挂牌； (7) DCS说明书； (8) SAMA图；

(9) 发电厂技术部门提供的各类定值，参数一揽表（保护值、报警值、联锁值）； (10) P＆ID图。

7. 2动力电源及照明电源到位； 7.3 DCS系统已经上电恢复；

7.4电缆敷设完毕，接线基本正确； 7.5各种单体受控设备单体调试合格；

7.6执行机构安装就位并现场手动校验完毕，动作方向，反馈信号正确； 7.7各路子系统及辅机助设备受控系统安装到位，单体调试合格。

8.安全措施：

8.１启动调试工作是火电基本建设工程的一个关键阶段，基本任务是使新安装机组通过调试能安全顺利地完成整套启动并移交生产，使投产后能保证系统安全、正常、可靠、稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。

8.2启动调试工作按国家标准和部颁规程、规范及设备安全技术条件要求进行。 8.3所有试验工作应该严格按照“电力生产安全工作规程”的要求进行。

8.4对受控设备的上电及操作要求严格遵守有关的技术规范要求和工作票制度。 8.5设备投运应依据机务要求进行。做好必要的防事故措施。

8.6为保证MCS系统现场设备的安全调试，应确认电动门及执行机构在调试时，有关的热力系统已经隔离或投运正常，保证设备及人身安全

8.7 MCS、SCS系统热态投运或设备消缺前必须得到有关运行人员的同意后方可进行。 8.8对所有调试过程中及试验所加入的强制内容做好记录。

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8.9对其他各子系统设备热态修改、下载、投运或设备消缺前必须得到有关运行人员的同意后方可进行操作。

8.10各子系统在分系统静态、热态调试合格结束后均得到有关人员认可并进行签证工作。

9.调试分工：

9.1安装单位负责分部试运工作中的单体调试和单机试运及整个启动调试阶段的设备与系统的维护、检修和消缺以及调试临时设施的制作、安装和系统恢复等工作。

9.2 DCS由制造商或供货商完成DCS系统硬件、软件的全部组态、编程、修改、调试及有关技术，负责装置安装调试，对系统调试过程中发现的问题进行指导及处理、协助投运。

9.3调试单位负责制定整套启动与所承担分系统试运、调试、方案、措施并组织实施。 9.4建设单位应明确各有关单位的工作关系，建立各项工作制度，协助试运指挥部做好启动调试的全面组织协调工作。

9.5生产单位在整个试验期间，根据调整试运方案、措施及运行规程的规定，在调试单位的指导下负责运行操作。

10.备注：

本措施因资料不全，有关条款若与制造厂家的说明书及文件资料等互相矛盾时，以设计、制造厂家的说明书及文件资料为准。

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/q1r2.html