dcs保护联锁出线表图纸总说明.docx

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dcs保护联锁出线表图纸总说明

工程编号

T1755-S-14

设计阶段

施工图

工程名称

津西钢铁集团股份

1X80MW高温超高压煤气发电工程

设计专业

热控

子项名称

DCS出线表

图号

KS0202-01

图名

出线表图纸说明

A版1次

共9页第1页

津西钢铁集团股份

1X80MW高温超高压煤气发电工程

出线表图纸说明

项目负责人：

审核：

校核：

编写：

城建煤气热电

2014年12月

.

工程编号

T1755-S-14

设计阶段

施工图

工程名称

津西钢铁集团股份

1X80MW高温超高压煤气发电工程

设计专业

热控

子项名称

DCS出线表

图号

KS0202-01

图名

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共9页第2页

一、系统规模及设计参照标准

1.本工程设计规模为1台265t/h高温超高压带一次中间再热燃烧高炉煤气和转炉煤气锅炉和+1套80MW高温超高压带一次中间再热冷凝式汽轮发电机组及配套辅机。

配套的主要辅助系统有循环冷却水、取样加药系统等。

2.设计采用和参照的标准

（1）过程检测和控制流程图形符号和文字代号《GB2625-81》。

（2）自动化仪表工程施工及验收规《GB50093-2007》。

（3）火力发电厂设计技术规程《DL5000-2000》的热工自动化篇。

（4）小型火力发电厂设计规《GB50019-2011》。

二、仪表位号编制

1.仪表编号的原则遵循＜过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号GB2625-81，国标＞的编号规定。

仪表位号由仪表特征码和仪表编号两部分组成。

各测点的名称按照工艺的要求编制，DCS工程承包商在输入名称或位号时若要修改，可在经业主认可的前提下进行。

2.仪表位号为：

仪表特征码+系统编号+XXX，XXX为流水号，无实际意义。

3.系统编号如下：

锅炉仪表位号101起

汽机仪表位号301起

除氧给水仪表位号501起

化学水仪表位号801起

水系统仪表位号701起

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工程编号

T1755-S-14

设计阶段

施工图

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津西钢铁集团股份

1X80MW高温超高压煤气发电工程

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DCS出线表

图号

KS0202-01

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共9页第3页

一、DCS系统

1.DCS系统技术要求详见招标文件中的《DCS技术规书》。

2.DCS电动门控制

DCS的DO信号控制电动门的开闭，当DCS发出开阀信号后，画面中“阀开”指示以闪光表示，直至收到“阀已开”信号后转平光，关阀亦同。

并要求在开/关阀门DO信号输出后，XX秒后如没有收到阀门开/关的反馈DI信号，即给出报警提示。

XX秒分别为全行程时间，不同的电动门的全行程时间应在现场整定。

3.DCS电动机控制

DCS可手/自动控制电动机的启停，监视电机的运行。

锅炉系统及全厂主要电动机均由DCS控制。

4.DCS联锁控制的基本要求

如下有关锅炉调节、联锁和保护应以锅炉厂提供的锅炉控制及保护基本要求为准。

（1）锅炉系统主要有以下开/闭环调节回路：

●汽包水位调节

●锅炉主蒸汽温度调节

●锅炉再热蒸汽温度调节

●送风机入口风量调节

●各支管燃烧风风量调节

●引风机入口风量调节

●煤气供气母管流量调节

（1）锅炉系统报警及保护：

●汽包水位以正常水位为基准（锅筒中心线下-180mm），≥80mm或≤-80mm报警，≥100mm或≤-100mm采取措施紧急放水，≥200mm或≤-200mmMFT动作停炉；

●汽包上下壁壁温差≥50℃报警；

●炉膛压力≥1000Pa或≤-1000Pa报警，≥1500Pa或≤-1500PaMFT动作停炉；

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工程编号

T1755-S-14

设计阶段

施工图

工程名称

津西钢铁集团股份

1X80MW高温超高压煤气发电工程

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DCS出线表

图号

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共9页第4页

●正常运行时，燃烧器前高炉煤气压力≤3000Pa报警，≤2000PaMFT动作停炉，燃烧器前转炉煤气压力≤3000Pa报警，≤2000PaMFT动作停炉；

●正常运行时，炉膛尾部CO含量≥0.05%报警；

（2）锅炉系统MFT动作条件及结果：

●手动紧急停炉，MFT动作，切除全部燃料供应；

●送风机全部跳闸，MFT动作，切除全部燃料供应；

●引风机全部跳闸，MFT动作，切除全部燃料供应；

●汽包水位≥200mm或≤-200mm（以正常水位为基准）时，MFT动作，切除全部燃料供应（信号三取二）；

●炉膛压力≥1500Pa或≤-1500Pa，MFT动作，切除全部燃料供应（信号三取二）；

●总空气流量≤30%MCR，MFT动作，切除全部燃料供应；

●全炉膛灭火（全炉膛灭火逻辑详见锅炉厂提供的资料），MFT动作，切除全部燃料供应；

●燃烧器前高炉煤气压力≤2000Pa，MFT动作，切除全部燃料供应（信号三取二）；

●燃烧器前转炉煤气压力≤2000Pa，MFT动作，切除全部燃料供应（信号三取二）；

●炉膛尾部CO含量过高，MFT动作，切除全部燃料供应；

●全部炉膛燃料丧失（燃料丧失逻辑详见锅炉厂提供的资料），MFT动作，切除全部燃料供应；

MFT动作后切除全部燃料供应由硬接线回路实现，具体请参照锅炉MFT跳闸原理图。

（1）锅炉主要辅助系统报警、联锁及保护：

●炉膛吹扫条件详见锅炉厂提供的吹扫逻辑图；

●锅炉点火条件及点火步骤详见锅炉厂提供的锅炉使用说明书；

●锅炉正常启动顺序为：

煤气放散阀→煤气总阀→引风机→送风机→点火风门→下层转炉煤气点火枪→下层煤气燃烧器→上层煤气燃烧器；

●锅炉正常停止顺序为：

高炉煤气燃烧器→转炉煤气燃烧器→煤气放散阀→送风机→引风机；

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共9页第5页

●送风机和引风机轴承温度≥75℃报警，≥85℃停机；相应的电机轴承温度≥85℃报警，≥90℃停机；电机定子温度≥135℃报警，≥145℃停机；

●送风机和引风机轴承振动≥6.3mm/s报警，≥7.1mm/s停机；

有关汽机厂提供的汽机本体及配套设备的调节、联锁和保护应以汽机厂提供的汽机控制及保护资料为准。

本项目中，ETS（紧急停机系统）和DEH（数字电液调节系统）一体化系统由汽机厂成套，采用独立于DCS的功能的安全系统，并以硬接线方式同DCS连接。

（1）汽机系统主要有以下开/闭环调节回路：

●凝汽器水位调节

●凝结水再循环调节

●均压箱蒸汽压力调节

●均压箱蒸汽温度调节

●高压旁路蒸汽温度调节

●高压旁路蒸汽压力调节

●低压旁路蒸汽温度调节

●低压旁路蒸汽压力调节

●凝汽器水幕温度调节

●上水箱液位调节

●除氧器水位调节

●低加疏水泵转速调节

（1）系统报警及保护：

●汽机推力轴承温度≥100℃报警，≥110℃时停机；

●汽机支持轴承温度≥100℃报警，≥110℃时停机；

●汽机后汽缸排汽温度≥80℃报警并开启低压排汽缸喷水管路电动门，小于65℃时，自动切除低压排汽缸喷水管路电动门；汽机后汽缸排汽温度≥110℃时手动停机；

●主蒸汽温升率应≤1.5℃/min，再热蒸汽温升率应≤2℃/min；

●前汽缸缸壁金属（前汽缸杠调节剂处壁金属、前汽缸中压进汽处壁金属）温升率应≤1.5~2℃/min；

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共9页第6页

●前汽缸外缸和前汽缸缸、外壁温差应分别≤50℃；

●前汽缸外缸外壁和前汽缸缸外壁温差应≤50℃；

●前汽缸外缸上下壁温差应≤50℃；

●前汽缸缸上下壁温差应≤50℃；

●前汽缸外缸下半法兰外壁温差应≤80℃；

●前汽缸外缸下半左右法兰温差应≤10℃；

●前汽缸缸上半左右法兰温差应≤10℃；

●高压主汽阀、中压联合汽阀阀壳外壁温差应≤55℃；

●机组在30%~100%额定负荷下长期运行时，此时汽机后汽缸最大允许排汽压力为14.7KPa，若超过此值，则必须对凝汽器系统进行检查，超过此值但并未超过停机值时，则运行时间应≤60min,否则应停机。

●机组在5%~30%额定负荷运行时，汽机后汽缸最大允许排汽压力为14.7KPa，后汽缸排汽温度应≤70℃；

●汽机进口主蒸汽温度≥546℃报警，≥552℃每次连续运行时间不超过30min,该温度下每年累计运行时间不超过200小时。

≥563℃每次连续运行时间不超过15min,该温度下每年累计运行时间不超过80小时。

主蒸汽温度≤510℃时应报警并设法恢复，如短时不能恢复应减负荷运行。

≤490℃应开启主汽管道及本体各疏水阀，≤460℃应减负荷到零，≤450℃应停机。

●汽机进口主蒸汽压力≥13.86MPa报警，≥15.84MPa停机。

主蒸汽压力≤11.73MPa时应报警并设法恢复，如短时不能恢复应减负荷运行，压力继续下降至无法回复是应停机。

●集装油箱油位以正常油位为基准，≥300mm或≤-3600mm报警，≤-460mm停机；

●润滑油回油温度≥70℃报警，≥75℃时停机；

●润滑油压力≤0.08MPa报警并启动交流润滑油泵，≤0.06MPa停机并启动直流事故油泵；≤0.03MPa停盘车。

●汽机胀差≥4mm或≤-3mm报警，≥5mm或≤-3.5mm停机；

●汽机轴向位移≥0.8mm或≤-1.2mm报警，≥1.0mm或≤-1.4mm停机；

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共9页第7页

●汽机轴振动≥0.125mm报警，≥0.25mm停机；

●汽机抗燃油压力≤11.2MPa报警并联锁启动备用泵，≤7.8MPa停机；

●抗燃油油箱油温≤32℃启动加热器，≥37℃停加热器，≤18℃时报警并禁止启动抗燃油泵；

●抗燃油油箱油位≥584mm或≤264mm报警，≤184mm时报警并禁止启动抗燃油泵；

●汽机油系统中，各油管路过滤器差压≥0.05MPa时报警；

（1）汽机紧急停机条件及结果由汽机厂提供的ETS及DEH控制系统完成，具体请参照汽机厂提供的控制装置原理图。

（2）汽机主要辅助系统报警、联锁及保护（部分由厂家成套的设备应以相关厂家提供的联锁保护要求为准）：

●凝结水泵轴承温度≥80℃报警，≥95℃停机；相应的电机轴承温度≥90℃报警，≥95℃停机；电机定子温度≥115℃报警，≥120℃停机；

●凝结水泵出口母管压力联锁备用泵启动，当1台给水泵压力≤1.3MPa时报警并启动备用给水泵；

●凝汽器真空≥14.7KPa报警，≥17.7KPa时自动停机（信号三取二）；≥19.7KPa时手动停机；

●凝汽器热井水位量程为-200～1200mm，零点以上200mm为过低保护水位，零点以上400mm为低报警水位，零点以上800mm为正常水位，零点以上900mm为高报警水位，零点以上1300mm为过高保护水位。

●胶球清洗装置中装球室进出口差压≥0.05MPa时报警；

●水环真空泵启停控制逻辑请参照厂家提供的控制逻辑图。

水环真空泵分离器液位≤560mm报警，≤630mm时开启补水电磁阀，≥670mm时关闭补水电磁阀，≥740mm报警；

●给水泵推力轴承温度≥80℃报警，≥90℃高高报警并停机，给水泵径向轴承温度≥75℃报警，≥85℃高高报警并停机，给水泵电机径向轴承温度≥75℃报警，≥80℃高高报警并停机，给水泵电机定子温度≥150℃报警，≥155℃高高报警并停机；

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共9页第8页

●给水泵轴承振动≥0.07mm/s报警；

●给水泵稀油站出口总管油压≤0.1MPa报警并启动辅助油泵，≤0.05MPa低低报警停主机；

●给水泵稀油站滤油器差压≥0.06MPa报警；给水泵油箱液位≤305mm报警；

●给水泵稀油站润滑油油温≤30℃启动加热器，≥40℃停加热器；

●给水泵出口母管压力联锁备用泵启动，当1台给水泵压力≤18MPa时报警并启动备用给水泵；如果两台给水泵需要切换，需先切高加旁路，再进行给水泵的切换。

●发电机定子线圈温度≥120℃报警，≥125℃停机；发电机定子铁芯温度≥118℃报警，≥120℃停机；发电机轴瓦温度≥78℃报警，≥90℃停机；

●发电机进风温度≥41℃报警，出风温度≥88℃报警；

●发电机轴承回油温度≥63℃报警，≥70℃停机；

●高压加热器水位以基座底面为基准，≤515mm报警并关闭疏水阀，≤565mm或≥915mm报警，≥1015mm打开紧急放水电动门并报警，≥1115mm打开紧急放水电动门，自动旁路动作，快速关闭给水进出口阀门，打开高加给水旁路电动门，关闭进汽电动门并报警。

●除氧器水位以水箱中心线为基准，≤-1000mm报警并关闭给水泵出口电动门，≤400mm或≥800mm报警，≥900mm开启排污电动阀并报警，≥1000mm开启排污电动阀和溢流电动门并关闭加热蒸汽进口电动门。

●低压加热器水位以基座底面为基准，≤400mm或≥800mm报警，≥900mm打开紧急疏水电动门，自动旁路动作，快速关闭给水进出口阀门，打开低加给水旁路电动门，关闭进汽电动门并报警。

有关水系统调节、联锁和保护，部分由设备厂家成套的设备应以相关厂家提供的联锁保护要求为准。

（1）水系统主要有以下开/闭环调节回路：

●加药计量泵变频调节（包括加磷酸盐、加氨、加丙酮肟）

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共9页第9页

（1）水系统报警及保护

●工业水池液位≤200mm低液位报警，≥1750mm高液位报警。

●循环水泵房前池液位≤-1000mm报警；

●循环水泵电机轴承温度≥90℃报警，≥95℃停机；电机定子温度≥150℃报警，≥155℃停机；

二、其它

DCS部应实现联锁。

ETS、DEH系统由汽机厂成套供货，相应的控制逻辑图以及联锁报警说明等容请参照汽机厂提供的资料。

ETS、DEHIO点接线请参照KS0402中相关接线图纸。