火力发电厂DCS顺序控制系统SCS调试全套.docx

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1、火力发电厂DCS顺序控制系统SCS调试全套L设备概况神华国华宁东发电厂二期2660MW扩建工程是超超临界空冷机组, 本工程装设2660MW超超临界间接空冷燃煤机组酒己两台超超临界、 一次中间再热、平衡通风、固态排渣直流锅炉，采用定一滑一定方式运 行。每台锅炉配1台100%容量的动叶可调轴流式一次风机，酉己1台 100%容量的动叶可调轴流式送风机，酉己1台100%容量的动叶可调轴 流式引风机，引风机设计裕量同时必须满足烟气脱硫、脱硝系统的要求, 烟气经过脱硫塔后至湿式除尘器然后排至间冷塔内。本工程2 X 660MW汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸二 排汽间接空冷凝汽式汽轮机，机组能以定

2、滑定方式运行，滑 压运行的范围暂按4090%额定负荷，汽轮机采用高中压联合启动方 式，可带基本负荷并调峰运行，凝汽器为干式空冷凝汽器。本工程发电机为2660MW水氢氢冷却的汽轮发电机组，以发电机、 变压器组单元接线接入厂内75OkV配电装置 发电机出口不设断路器， 750kV配电装置采用3/2断路器接线，2回750kV出线，启动/备用变 高压电源直接由一期的330kV升压站引接。机组J顺序控制系统功能由DCS分散控制系统实现，其主要功能是完成 二进制控制对象的远方操作控制功能、重要辅机及阀门的联锁保护功能 以及相应系统的顺序控制功能。主要的顺序控制系统包括以下部分：1.1 锅炉烟风系统子组项：

3、空预器子组项，包括主、副电机等；送风机子组项,包括送风机、润滑油泵、风机动叶等；引风机子组项，包括引风机、润滑油泵、风机动叶等；一次风机子组项，包括一次风机、变频控制等。1.2 制粉系统功能组项：磨煤机子组项：包括磨煤机、有关风门挡板、煤粉挡板；给煤机子组项：包括给煤机、煤闸门挡板。给水泵子组项：包括给水泵、给水泵润滑油泵、出口阀门、最小流量阀 等；凝汽器反冲洗子组项，：包括凝汽器循环水进、出口阀门等；低压加热器子组项：包括低加进、出水阀、旁路阀等； 高压加热器子组项：包括高加进、出水阀、旁路阀等;过热蒸汽及再热蒸汽疏水功能组；汽机抽汽功能组；除氧器给水功能组；凝汽器真空功能组；汽机油系统功能

4、组；汽机轴封系统功能组；发电机氢油水系统功能组；工业水系统功能组；循环水系统功能组。2 .编写依据2.1 火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程（DL/T 5295-2013 ）;2.2 火力发电建设工程启动试运及验收规程（ 2009版）;2.3 火电工程启动调试工作规定（2005年版）;2.4 电力建设安全工作规程 第1部分:火力发电X DL 5009.1 - 2014 ）;2.5 火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程(DL/T 658-2006 );2.6 火力发电建设工程机组调试技术规范(DL/T 5294-2013);2.7 设备厂家正式图纸、说明书、证明书及技术要求；2.8 设

5、备订货合同、技术协议要求。3 .调试目的机组级顺序控制系统的控制的对象多。在极少量就地人员的配合下，在 集中控制室内实现机组的自启停控制。可以按工艺系统操作流程和机组起停要求设置少量断点，经操作员确认 某些信息后，完成机组冷态、温态、热态和极热态启动。检验相关SCS系统和设备的性能、系统接线、系统内部控制逻辑等是 否符合原设计要求和实际工艺要求为SCS系统的实际投运打下基础。4 .调试应具备的条件4.1 DCS系统的操作员站、控制站、通讯网络工作正常；4.2 DCS复原工作已结束，相关卡件已插入。4.3 控制装置到现场设备的电缆已经连接完毕；4.4 系统单体校验已经完成，系统线路经查核正确，主

6、设备没有运行。 就地设备已完成就地启、停或开、关试验；5 .调试项目及调试工艺5.1 设备级联锁保护控制逻辑调试步骤5.1.1 检查相关SCS系统和设备的性能、系统接线、系统内部控制逻辑 等是否符合原设计要求和实际工艺要求，为系统的实际投运打下基础；5.1.2 对设计院提供的电动门（机）控制逻辑图进行检查，确保设计的 正确性并对设计不完善的地方会同设计院、业主、DCS厂家进行修改；5.1.3 对DCS内组态的与SCS系统电动门（机）有关的控制逻辑进行 检查，确保其符合设计要求，并对其中不完善的地方会同DCS厂家和 业主进行修改；5.1.4 对DCS机柜至扩展继电器柜间接线进行校验，确保接线正确

7、，防 止强电经中间继电器进入DCS柜;5.1.5 对数字量输出卡的输出通道进行校验，采用在操作员站对通道加 强制开关信号，观察中间继电器的动作情况或用万用表测量输出通道的 输出电阻；5.1.6 对数字量输入卡的输入通道进行校验，采用在DCS端子侧短接, 模拟现场信号，在操作员站上观察信号的变化情况；5.1.7 线路检查，对与DCS连接的各I/O信号线，如控制信号、反馈 信号、压力开关、流量开关、水位开关等信号线进行检查，确保接线正 确，接线符合要求；5.1.8 按热控设备的送电与停电步骤送上系统电源；5.1.9 设备（电动门、电动机等）单体调试完毕且已送电，用万用表测 量该设备与DCS的I/O

8、连接线是否带有强电确保没有强电的情况上， 插上相应的DCS控制卡；5.1.10 在操作员站将相应的电动门（机）控制逻辑切到手动操作方式， 并派人监视就地设备，在操作员站上对各电动门（机）进行开（启）关（停） 操作，观察执行机构的可操作性；5.1.11 设备控制逻辑静态试验，参照设计院提供的电动门（机）逻辑 图，在就地用短路线短接或在工程师站强制等办法满足设备启/停、联 锁、保护等条件，在操作员站上操作和观察，检查设备控制逻辑系统的 允许启、自动启、保护启、允许停、自动停、保护停、和设备故障等逻 辑是否符合实际要求。若逻辑的动作结果不符合设计和工艺要求，则停 止试验，重新检查设备的控制逻辑、外围

9、接线和所加的模拟信号等，找 出相关障碍。如妨碍试验的障碍是可快速消除的障碍，则将这些障碍消 除后继续进行试3佥。如妨碍试验的障碍一时无法消除，则中止该设备的 试验，是控制逻辑不合理的要与设计院、业主和DCS厂家进行讨论修 改和改进；5.1.12 试验完毕或中止试验后，拆除试验信号线，恢复系统接线。5.2 SCS功能组级调试步骤5.2.1 试验前试验人员应熟悉SCS系统的每个程序步的工作顺序和工 作过程；5.2.2 对设计院提供的SCS系统流程图进行检查，确保设计的正确性， 并对设计不完善的地方会同设计院、业主、DCS厂家进行讨论修改；5.2.3 对SCS系统系统有关的DCS组态逻辑进行检查，确

10、保其符合设 计要求，并对其中不完善的地方会同DCS厂家和业主进行修改；5.2.4 按热控设备的送电与停电步骤送上系统电源；5.2.5 各电动门（机）已送电，在操作员站对各电动门（机）进行开（启）关（停） 操作,观察执行机构的可操作性；5.2.6 SCS系统功能组级逻辑静态试验，用操作员站、万用表，逐步用 短路线或程序步控制开关模拟各步程序的起动触发条件，检查顺控系统 的每一个程序步是否可按预定的步骤进行。如上一程序步的动作符合工 艺要求，则继续检查下一程序步。如程序的动作结果不符合设计和工艺 要求，则停止试验，重新检查设备的控制逻辑、外围接线和所加的模拟 信号等，找出相关障碍。如妨碍试验的障碍

11、是可快速消除的障碍，则将 这些障碍消除后继续进行试验。如妨碍试验的障碍一时无法消除，则中 止试验；5.2.7 试验完毕或中止试验后，拆除试验信号线，恢复系统接线。5.3 SCS系统投运步骤5.3.1 按照热控设备和热控系统的试验、投运及退出手续的办理程 序，办理相关系统的投运手续；5.3.2 重新检查系统输入、输出信号和系统逻辑是否正确，如正确，则 进行下一步工作。如不正确，则需检查外围设备、系统接线和系统的内 部逻辑，消除有关障碍。如与该系统有关的所有障碍能快速消除，贝!J将 其消除,并继续进行系统的投运。如与该系统有关的障碍未能快速消除, 则中止系统投运；5.3.3 初步设置系统的有关参数

12、并确认；5.3.4 将系统的有关的切投开关打至投入位置或自动位置并确 认系统已经投入；5.3.5 密切监视系统的动作情况。如系统没有按预定的程序动作，则应 迅速将系统切回手动，并重新检查系统的有关参数及系统的接线。如系 统的故障能迅速消除，则将系统障碍消除后，将系统继续投运。如系统 的障碍无法迅速消除，则将系统退出；5.3.6 系统投运正常后，填写热控装置试验、投运、切除记录表。6 .危险点分析和预控措施SCS系统在每台机组的控制系统中，它所控制的对象是最多的，相应的 逻辑占整个组态的大部分。SCS系统的调试分为分系统调试和整组启动调试两个阶段。分系统调试工作主要是按系统功能进行联调，检查系统

13、逻辑设计是否合 理，检查与各系统相关的I/O信号是否正确，测点取点是否正确，接线 是否可靠，冗余信号是否正确可靠。在各项工作开始前，先对系统进行 全面的熟悉，收集与系统有关的I/O点、控制策略、控制对象特性等的 全部资料，确定各危险点，做好预控准备，避免人身伤亡事故和设备损 坏事故的发生。整套启动调试工作主要是各子系统能正常投入，各联锁保护功能正常工 作。在整套启动过程中，做足安全措施及反事故措施。SCS在调试过程可能存在的危险点进行深入的辨识，应注意以下各种潜 在的、隐含的危险点，做足安全措施。6.1.1 试验执行机构时现场无监护人咨易发生伤人或损坏设备事故；6.1.2 现场工作时，不完全遵

14、守安全规则，不了解周围环境，易发生安 全事故；6.1.3 当实行机构的行程开关或力矩开关未设置好，就作联动试验时， 会发生电机烧坏和机芯扭断事故；6.1.4 转动设备现场有障碍物阻挡时，设备易损坏；6.1.5 试验时，保护定值被修改,试验完后没有恢复原值,机组投运后， 此保护会发生误动、拒动现象；6.1.6 与保护有关的模拟量信号未作历史曲线，跳闸信号未作进事故记 录，当事故发生后，事故原因查不出，无法处理及避免下次同样故障；6.1.7 试验完成后，解除的保护信号未恢复，机组投运后，此保护会发 生误动、拒动现象；6.1.8 做风机运行的联锁试验时，必须有机务专业人员在场，并确保风 道畅通，以免

15、损坏设备；6.1.9 做水泵的联锁试验时，必须有机务专业人员在场,并确保工况满 足，以免损坏设备；6.1.10 试验时，人工加入的模拟信号没有尽量靠近信号源端，会隐藏 线路方面故障；6.1.11 在作设备的多步顺序控制时，每步开始的判断条件合理，每台 设备在适当的工况下自启动，否则，违反工艺要求，甚至损坏设备；6.1.12 在功能组顺控启动时，对机组的运行状况有较大的扰动；6.1.13 在不合理的工况下，顺控系统自启动设备，影响系统正常运行。6.2预控措施辨识出各种风险点之后，要尽可能的减少风险发生的概率，减少风险的 危害程度，因此，要作好风险控制和管理措施，在SCS调试过程中， 至少要注意如下几点：6.2.1 任何联锁保护试验，都要做到逻辑上和工艺上的合理，一定要得 到相关专业人员的认可；6.2.2 保护联锁试验时，为避免出现试验项目漏项以和存档，在试验清 单上作好详细记录，包括日期、人员、环境；6.2.3 当执行机构行程到位后仍在转动、转动设备现场有障碍物阻挡时, 现场人员应在就地立即按停，避免损坏电机、扭断机芯；6.2.4 试验完后恢复保护定值，避免机组投运后发生误动、拒动现象；6.2.5 所有重要的信号，特别是进保护的模拟量信号作历史曲线，跳闸 信号作进事故记录，以便事故分析；6.2.6 试验完成后，解除的保护信