600MW机组DCS规程文档格式.docx
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1.3.1.14手动控制
1.3.2自动调节系统
1.3.2.1转速控制
在不同的转速范围，阀门状态如下表所示：
a.不带旁路主汽门启动时（BYPASSOFF）
阀门
冲转前
0~2900r/min
阀切换（2900r/min）
2900~3000r/min
TV
全关
控制
控制→全开
全开
GV
全开→控制
IV
b.带旁路启动时（BYPASSON）
0~2600r/min
阀切换至主汽门控制（2600r/min）
阀切换至调门控制（2900r/min）
全关→控制
1.3.2.2负荷控制
负荷调节是三个回路的串级调节系统，通过对高压调门的控制来调节机组负荷。
其运行方式如下：
方式
调节级压力回路WS
功率调节回路MW
转速一次调频回路IMP
说明
阀位控制
OUT
阀门位置给定控制
定协调
IN
功-频运行
参与电网一次调频
纯转速调节
1.3.2.3其它调节
a.自动同步调节（AS）
b.协调控制CCS
c.快速减负荷RUNBACK
d.ATC控制
1.3.2.4OPC保护系统
a.中压排汽压力IEP30%时，发电机出口断路器断开或主变出口断路器同时出现断开时，OPC电磁阀动作关闭GV、IV，延时5秒后，转速n<
103%，OPC电磁阀复位GV、IV打开。
b.在任何情况下，只要转速n>
103%，关GV、IV，n<
103%时恢复。
1.3.2.5阀门管理
a.单阀控制：
所有高压调门开启方式相同，各阀开度一样。
特点：
节流调节，全周进汽。
一般冷态或带基本负荷运行用单阀控制。
b.多阀控制：
调门按预先给定的顺序，依次开启。
喷嘴调节，部分进汽。
机组带部分负荷运行采用多阀控制。
c.单阀控制与多阀控制二种方式之间可无扰动切换。
1.3.3运行方式选择
1.3.3.1操作员自动操作（简称自动）
a.在升速期间，可以确定或修改机组的升速率和转速目标值。
b.在机组并网运行后，可随时修改机组的负荷目标值及变负荷率。
c.可进行从中压缸启动到主汽门控制的阀切换。
d.可进行从主汽门控制到高压调门控制的阀切换。
e.可进行单阀/多阀控制的切换。
f.当机组到达同步转速时，可投入自动同步。
g.可投入功率反馈回路或调节级压力回路。
h.机组并网后，可投入转速回路（一次调频）。
i.可投入遥控操作。
j.汽轮机自启动（ATC）
1.3.3.2ATC程序能自动完成下列功能：
a.从冲转到达同步转速自动进行。
b.根据汽机应力及临界转速等自动设定升速率、确定暖机时间、自动进行阀切换。
c.条件允许时可自动投入自动同步和并网。
d.并网后由热应力及机组的其它状况，确定升负荷率或进行负荷保持、报警等。
e.与ATC相联系的三个按钮：
●ATC控制：
按下此按钮可使ATC进入运行状态，如遇紧急情况，可直接按ATC监视或自动键退出ATC控制，进入操作员自动方式。
●ATC限制条件超越键：
当某充分条件限制ATC进行时，可按此键，越过此条件继续进行。
●ATC监视：
如要进入ATC启动，必须先进入ATC监视，当条件满足后，按下ATC控制键才会有效。
1.3.3.3遥控自动操作
a.一般情况下，都在操作员自动方式下投入遥控操作，DEH的目标值由遥控源决定。
包括自动同步和协调方式。
b.自动同步必须满足下列条件：
●DEH处于“自动”或“ATC控制”方式
●DEH处于“高压调门”控制方式。
●发电机出口断路器断开。
●自动同步允许触点闭合。
●汽机转速在同步范围内。
c.协调方式必须满足下列条件：
●DEH必须运行在自动或ATC控制方式。
●发电机出口断路器开关必须闭合。
●遥控允许触点必须闭合。
1.3.3.4手动操作
a.当基本控制、冗余DPU均发生故障或VCC站控板发生故障后，则DEH会切到手动，硬操盘上手动灯点亮，此时运行人员应立即把自动/手动钥匙开关切向手动位置。
1.3.4控制方式选择
1.3.4.1主汽门/高压调门控制切换
1.3.4.2调节级压力回路投入
1.3.4.3功率回路投入
1.3.4.4转速回路投入
1.3.4.5单/多阀控制
1.3.4.6主蒸汽压力控制（TPC）
1.3.4.7定压投入
1.3.4.8旁路投入、切除
1.3.4.9试验
1.3.4.10阀门试验
2.机组主要保护
2.1汽机主要保护
2.1.1汽轮机超速及自动跳机保护
序号
项目
单位
数值
备注
1
机械超速110%
r/min
3300
薄膜接口阀动作
2
电超速110%
4只电磁阀全动
3
DEH失电
4
轴向位移大
mm
±
1
5
轴振大
0.254
6
发变组保护动作
7
MFT
8
手动跳机
9
润滑油压低
MPa
0.06
同时起直流油泵
10
抗燃油压低
9.5
11
凝汽器真空低
kPa
79.8
13
汽机超速103%
两只OPC动作
2.1.2汽轮机主要联锁保护
项目
整定值
联动内容
润滑油压
低Ⅰ值
0.082
启动交流润滑油泵、密封油备用泵
低Ⅱ值
启动直流润滑油泵、停机
低Ⅲ值
0.032
切断盘车电机电源
抗燃油压
11.2
联起备用泵
停机
2.1.3调节级叶片保护
2.1.3.1装有下面所列转子和调节级叶片的汽轮机，至少要经过六个月的全周进汽方式的初始运行：
a.所有新装转子包括原配转子，备用转子和替换转子。
b.所有新装调节级叶片的旧转子。
2.2锅炉主要保护
2.2.1锅炉MFT动作条件
2.2.1.1
操作台手动停炉按钮两个同时按下。
2.2.1.2CRT画面软手操停炉按钮两个同时按下。
2.2.1.3两台引风机跳闸。
2.2.1.4两台送风机跳闸。
2.2.1.5炉膛压力高至+1700Pa延时2s。
2.2.1.6炉膛压力低至-1750Pa延时2s。
2.2.1.7总风量＜30%。
2.2.1.8油层均未投入，有磨煤机运行时两台一次风机跳闸。
2.2.1.9所有火检信号消失。
2.2.1.10纯燃油工况下，所有燃油阀关闭。
2.2.1.11首次点火失败后第二次点火也失败。
2.2.1.12失去全部燃料。
2.2.1.13火检冷却风母管压力＜5.8kPa（延时2分钟）。
2.2.1.14汽包水位高+254mm，（延时3s，不跳机）。
2.2.1.15汽包水位低-381mm，（延时3s，不跳机）。
2.2.1.16三台炉水循环泵跳闸。
2.2.1.17汽机跳闸（两个主汽门已关闭）。
2.2.1.18炉膛吹扫后，1小时内未点着火。
2.3电气主要保护
2.3.1发电机保护
2.3.1.1发电机定子差动保护。
2.3.1.2发电机定子接地保护。
2.3.1.3发电机失磁保护。
2.3.1.4发电机失步保护。
2.3.1.5发电机逆功率保护。
2.3.1.6发电机匝间保护。
2.3.1.7发电机断水保护。
2.3.1.8发电机突加电压保护。
2.3.1.9发电机过电压保护。
2.3.1.10发电机零序过电压保护。
2.3.1.11发电机断路器失灵保护。
2.3.1.12发电机高频、低频保护。
2.3.1.13发电机过激磁保护。
2.3.1.14发电机电压制动过电流保护。
2.3.1.15发电机负序过电流保护。
3.机组启动
3.1启动规定及要求
3.1.1启动要求
3.1.1.1机组大修后启动，应由总工程师主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。
3.1.1.2机组小修后启动，应由总工程师或发电部部长主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。
3.1.1.3机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电部主管负责现场技术监督和技术指导。
3.1.1.4机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油质合格报告齐全。
3.1.1.5确认机组检修工作全部结束，工作票全部注销，现场卫生符合标准，有关检修临时工作平台拆除，冷态验收合格。
3.1.1.6机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动试验。
3.1.1.7热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做好记录。
3.1.1.8准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。
3.1.1.9所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。
3.1.1.10联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。
3.1.1.11检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。
3.1.1.12所有电动门，调整门，调节档板送电，显示状态与实际相符合。
3.1.1.13确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。
3.1.1.14当机组大小修后，或受热面泄漏大面积更换管完毕后需安排锅炉水压试验，试验要求及方法见试验规程。
3.1.1.15检查管道膨胀指示器应投入，并记录原始值。
3.1.2机组禁止启动条件
3.1.2.1影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。
3.1.2.2机组主要检测仪表或参数失灵。
3.1.2.3机组任一安全保护装置失灵。
3.1.2.4机组保护动作值不符合规定。
3.1.2.5机组主要调节装置失灵。
3.1.2.6机组仪表及保护电源失去
3.1.2.7DEH控制系统故障。
3.1.2.8BMS监控装置工作不正常。
3.1.2.9CCS控制系统工作不正常。
3.1.2.10厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.6MPa。
3.1.2.11汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。
3.1.2.12任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门卡涩或关不严。
3.1.2.13转子偏心度大于0.076mm。
3.1.2.14盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。
3.1.2.15汽轮机上、下缸温差内缸>
35℃，外缸>
42℃；
3.1.2.16胀差达极限值
3.1.2.17汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵。
3.1.2.18润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。
3.1.2.19密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障；
润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。
3.1.2.20汽机旁路调节系统工作不正常。
3.1.2.21汽水品质不符合要求。
3.1.2.22发电机AVR工作不正常。
3.1.2.23柴油机不能正常备用。
3.1.2.24发电机最低氢压低于0.2MPa.
3.1.2.25发电机氢气纯度＜98％
3.1.2.26发电机定子冷却水水质不合格
3.1.2.27直流、保安电源工作不正常
3.1.2.28保温不完整
3.1.2.29发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。
3.1.3机组主要检测仪表
3.1.3.1转速表。
3.1.3.2转子偏心度表。
3.1.3.3转子轴向位移指示。
3.1.3.4高、中压主汽阀、调节阀的阀位指示。
3.1.3.5高、低旁路阀位、温度指示。
3.1.3.6凝汽器、加热器、除氧器、疏水箱水位计及油箱油位计。
3.1.3.7润滑油、EH油系统的压力表.
3.1.3.8轴承温度表。
3.1.3.9凝汽器真空表。
3.1.3.10主蒸汽、再热蒸汽、高中低压缸排汽压力及温度表。
3.1.3.11主要的汽缸金属温度表。
3.1.3.12机组振动记录表。
3.1.3.13汽机总胀及胀差表。
3.1.3.14主蒸汽、凝结水流量表。
3.1.3.15汽包水位计。
3.1.3.16炉膛负压表。
3.1.3.17发电机氢气纯度、氢气压力表。
3.1.3.18发电机电压表、电流表、频率表、同步表和主变温度表。
3.1.3.19发电机有功功率表和无功功率表。
3.1.3.20发电机定子冷却水导电度表。
3.1.4主要控制及调节装置
3.1.4.1模拟量控制系统（MCS）包括以下内容：
a.单元机组协调控制
b.炉膛压力控制
c.二次风量控制
d.一次风压力控制
e.燃尽风门挡板控制
f.油风门挡板控制
g.燃油压力控制
h.磨煤机A（B，C，D，E，F）控制（包括磨煤机负荷、风量、温度控制）
i.空预器冷端平均温度控制
j.暖风器疏水箱水位控制
k.主蒸汽温度控制
l.再热蒸汽温度控制
m.给水流量控制
n.凝汽器水位控制
o.除氧器水位、压力控制
p.1、2、3高加水位控制
q.5、6、7、8低加水位控制
3.1.4.2基地式调节系统包括以下内容：
a.高压轴封供汽温度调节
b.低压轴封供汽温度调节
c.主蒸汽轴封供汽压力调节
d.辅助蒸汽轴封供汽压力调节
e.冷再至轴封联箱蒸汽压力调节
f.辅助蒸汽轴封供汽压力调节
g.汽封联箱溢流压力调节
h.高排至凝汽器温度调节
i.后汽缸喷水压力调节
j.汽轮机润滑油温度调节
r.发电机氢温度控制
k.发电机密封油温度调节
l.发电机定子水温度调节
m.励磁机风温调节
3.1.4.3机组启动状态划分
3.1.4.4机组热态：
汽轮机第一级金属温度和中压持环金属温度都大于或等于121℃。
3.1.4.5机组冷态：
汽轮机第一级金属温度或中压持环金属温度小于121℃。
3.2启动前检查及联锁、保护传动试验
3.2.1启动前试验项目
3.2.1.1电动门、气动门传动试验
3.2.1.2转动设备静态试验
3.2.1.3各转动设备的低水压、低油压试验。
3.2.1.4DEH传动试验。
3.2.1.5热工保护试验。
3.2.1.6电气保护试验
3.2.1.7机、电、炉大联锁联动试验。
3.2.2启动前试验方法
3.2.2.1见试验规程。
3.3启动前检查准备
3.3.1启动前检查
3.3.1.1机组检修工作完工，所有工作票注销。
3.3.1.2楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。
3.3.1.3所有的烟风道、系统应连接完好，各人空门、检查孔关闭，管道支吊牢固，保温完整。
3.3.1.4厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。
3.3.1.5厂房内通讯系统正常。
3.3.1.6消防水系统正常、消防设施齐全。
3.3.1.7锅炉本体各处膨胀指示器正常。
3.3.1.8所有的吹灰器及锅炉烟温探针均应退出炉外。
3.3.1.9炉膛火焰电视摄像装置完好。
3.3.1.10电除尘振打装置，排灰系统正常。
3.3.1.11炉底水封良好，无积灰，溢水正常。
3.3.1.12检查省煤器排灰斗内无杂物，投入水封水。
3.3.1.13磨煤机石子煤排放系统正常，具备投运条件。
3.3.1.14出灰，出渣系统正常，可随时投入运行。
3.3.1.15按照《锅炉启动上水检查操作标准》检查锅炉汽水系统具备锅炉上水条件。
3.3.1.16汽轮机本体各处保温完整。
3.3.1.17汽轮机各高中压主汽门,调门及控制机构正常。
3.3.1.18汽轮机滑销系统正常，缸体能自由膨胀。
3.3.1.19排汽缸安全门完好。
3.3.1.20主油箱事故放油门关闭，应加铅封。
3.3.1.21确认电气设备各处所挂地线，短路线，标示牌，脚手架等安全设施已拆除，常设栅栏警告牌已恢复。
3.3.1.22摇测发电机定子绝缘，确认绝缘电阻值不应降低到前次的1/3。
3.3.1.23摇测发电机转子绝缘，确认绝缘电阻值1MΩ以上。
3.3.1.24摇测励磁机回路绝缘，确认绝缘电阻值1MΩ以上。
3.3.1.25确认发电机出口开关和励磁开关正常。
3.3.1.26确认发电机转子励磁回路接地监测装置动作正常。
3.3.1.27检查交流励磁机、副励磁机接地线完好。
3.3.1.28检查发电机中性点接地变完好投入。
3.3.1.29检查发电机出口PT完好投入，二次开关合上。
3.3.1.30检查发电机大轴接地碳刷装置完好。
3.3.1.31发电机系统接地刀闸拉开及接地线全部拆除。
3.3.1.32检查发电机定冷水汇流环接地刀闸合好。
3.3.2系统投入
3.3.2.1直流系统投入。
3.3.2.2厂用电系统投入，所有具备送电条件的设备均已送电。
3.3.2.3UPS系统投入。
3.3.2.4投入循环水系统、工业水系统、闭式水系统。
3.3.2.5点火前24小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。
3.3.2.6投入厂用压缩空气系统。
3.3.2.7点火前4小时启动空气预热器。
3.3.2.8点火前4小时投入各引风机、送风机及密封风机润滑油站。
3.3.2.9点火前1小时，联系燃油泵站启动供油泵，并将炉前燃油系统打循环。
注意检查燃油系统无漏油现象。
3.3.2.10投入润滑油系统,检查密封油备用泵、交流润滑油泵运行正常，确认润滑油压0.12MPa。
直流润滑油泵控制开关投“自动”。
投入密封油系统运行，调整空侧密封油压比发电机内气体压力大0.084MPa，密封油空、氢侧压差小于0.49kPa。
3.3.2.11发电机置换氢气。
确认补水箱水质合格且定子排空气已尽,投入发电机内冷水系统。
启动顶轴油泵，投入连续盘车。
记录有关参数。
3.3.2.12投入抗燃油系统。
3.3.2.13投入辅助蒸汽系统。
3.3.2.14启动补充水泵，向凝汽器注水。
3.3.2.15投入凝结水系统。
凝汽器冲洗水质直至合格。
启动炉上水泵向除氧器上水。
除氧器冲洗水质合格。
启动除氧器循环泵，投入加热系统。
投入电动给水泵暖泵系统。
3.4机组冷态启动
3.4.1锅炉上水
3.4.1.1启动电动给水泵，当除氧器水质合格后，锅炉开始上水。
3.4.1.2机组大修后启动，应在上水前记录锅炉膨胀指示器一次。
3.4.1.3锅炉上水水质要求，达到以下条件，锅炉方可以上水：
电导率（us/cm）：
≤1；
SIO2（us/kg）：
≤60；
Fe（us/kg）：
≤50；
Cu（us/kg）：
≤15；
Na（us/kg）：
≤20。
3.4.1.4锅炉上水时要求炉水循环泵已注水或保持连续注水状态。
3.4.1.5调整电泵勺管，维持电泵出口压力5.0—8.0MPa，打开电泵出口旁路调整阀，关闭省煤器再循环门。
3.4.1.6调整电泵出口旁路调整阀及电泵勺管，控制上水量向锅炉上水，夏季上水时间不小于2小时，冬季不小于4小时，当水温与汽包壁的温差大于50℃时，应适当延长上水时间。
3.4.1.7当上水至省煤器空气门见水后，关闭省煤器空气门。
3.4.1.8当锅炉上水至汽包水位计+300mm处，停止上水，开启省煤器再循环门，观测水位变化情况，当汽包水位稳定后，进行炉水泵点动排气。
具体见《
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