干熄焦电站调试开工方案.docx
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干熄焦电站调试开工方案
热工专业调试大纲及方案
第一部分热工专业总体调试方案
第二部分数据采集（DAS）系统调试方案及措施
第三部分模拟量调节（MCS）系统调试方案及措施
第四部分顺序控制（SCS）系统调试方案及措施
第五部分汽轮机紧急调闸（ETS）系统调试方案及措施
第六部分汽机数据采集（TSI）系统调试方案及措施
第一部分热工专业总体调试方案
第一章前言
干熄焦工程25MW发电机组热控自动化设备采用的PLC控制系统，自动化功能包括计算机监视系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、汽机紧急跳闸系统（ETS）、汽机数据采集系统（TSI）。
本篇大纲的工作内容包括负责机组热控设备及系统的分系统及整套启动调试和投运；负责机组联锁保护和自动调节系统的投入；整套启动前及启动后的验收评定资料的准备及整理工作。
1.1热工调试应遵守的现行规程、标准
1.1.1《火力发电厂分散控制系统技术规范书（G-RR95-51）》
1.1.2《火电工程启动调试工作条例（试行）SDSJI-88》
1.1.3《电力建设施工及验收技术规范（热工篇）SDJ-245-88》
1.1.4《火力发电厂基本建设工程启动及验收规程》
1.1.5《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程（1414-1998）》
1.1.6《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程（1413-1998）》
1.1.7《火力发电厂模拟量控制系统在线验收及测试规程（1412-1998）》
1.1.8《调试合同及技术协议》
第二章启动调试前期准备工作
2.1熟悉热力系统及主、辅机的性能和特点。
2.2掌握所采用的热控设备的技术性能。
对新型设备的技术难题进行调研和收集资料。
2.3审查热控系统原理图和组态图。
2.4熟悉组态软件
2.5编写调试大纲及措施。
第三章启动调试阶段的工作
3.1分系统调试阶段的工作
3.1.1检查测量元件、取样装置的安装及单体调试情况及校验记录、仪表管路严密性试验记录、表管、变送器的防护措施。
3.1.2检查执行机构及热控系统的安装及单体调试情况。
3.1.3检查有关依次元件及特殊仪表的校验情况。
3.1.4配合厂家进行分散控制系统的受电和软件恢复。
3.1.5配合参加DCS设备硬件和软件的性能测试及验收工作。
3.1.6机组数据采集系统（DAS）调试
DAS系统的功能：
主要包括机组状态参数的数据采集、处理、显示、异常报警、模拟图、趋势曲线、制表打印、事故追忆记录等。
3.1.6.1输入/输出回路检查及测试
检查测点安装情况和回路校对记录
熟悉测点位置，检查测点安装是否正确
使用信号发生器在就地发送信号，从工程师站上检查信号回路是否正确，并作记录；
3.1.6.2画面、流程图检查及修改
3.1.6.3报警参数值的检查和设置
3.1.6.4报表打印功能检查及调试
3.1.6.5事故追忆功能检查及调试
3.1.6.6机组性能计算功能检查及调试
3.1.7机组顺序控制系统（SCS）调试
3.1.7.1控制逻辑图检查及修改
3.1.7.2输入/输出信号回路测试
3.1.7.3参数设置与逻辑功能调试
3.1.7.4设备级、功能组级开环调试
3.1.7.5分系统调试阶段部分顺序系统投运及调试
3.1.8机组自动调节系统（MCS）调试
3.1.8.1输入/输出信号回路测试及检查
3.1.8.2校正回路参数计算
3.1.8.3系统检查、模拟回路检查
3.1.8.4动、静态参数设置
3.1.8.5手动/自动、控制方式、监控等功能调试
3.1.9汽机保护联锁调试
3.1.9.1高、低加热器水位保护
3.1.9.2辅机低压力、事故跳闸的联琐保护
3.1.9.3辅机轴承温度高报警
3.1.9.4汽机本体（ETS）停机保护
3.2整套启动调试阶段的工作
3.2.1机组自动调节系统（MCS）调试
3.2.1.1主要阀门特性试验
3.2.1.2静态参数调试
3.2.1.3确定调试步骤和整定数值
3.2.1.4信号、调节、执行回路核查
3.2.1.5系统试投
3.2.1.6作定值扰动试验，考核品质
3.2.2数据采集系统（DAS）调试
3.2.2.1各项功能试投
3.2.2.2主要参数比较、核对
3.2.2.3故障缺陷消除
3.2.3机组辅机顺控系统（SCS）调试
3.2.3.1顺控子回路投运
3.2.3.2故障缺陷消除
3.2.4汽机保护联琐调试
3.2.4.1分项及联动试验
3.2.4.2运行考核，故障消除
3.2.5参加机组72＋24小时机组试运值班
3.2.5.1处理与调试有关的缺陷及事故
3.2.5.2向运行人员进行技术交底，指导运行操作
第四章启动调试后期工作
4.1整理和编写试运记录及调试报告
4.2移交资料
4.3在试生产阶段继续完成未完成的调试项目
4.4协助业主完成验收工作
注：
该《调试大纲及方案》根据现有的设计资料编写，如在现场调试过程中有所变动，则根据现场变动后情况具体实施。
第二部分数据采集（DAS）系统调试方案及措施
1调试目的
2调试依据及标准
3DAS系统调试步骤
4安全措施
5图纸资料与仪器设备
6组织分工及时间安排
1调试目的
数据采集系统（DAS）主要对机组有关系统、设备和辅机的运行状态和过程参数等进行数据采集、传送，以供运行人员对设备进行监视、操作，同时提供给SCS、FSSS、ETS保护等系统准确的实时过程数据，以完成对机组的监控，一旦机组发生任何异常工况，及时报警，提高机组的可利用率。
DAS系统功能为DCS分散控制系统功能的一部分。
整个DAS系统包括在所有的DCS过程站控制机柜和远程控制柜中。
为了确保数据采集系统（DAS）调试工作的顺利进行，特编写本方案。
对设计、施工的情况进行核查，完善DAS系统的功能，保证数据采集准确无误，为运行人员提供方便快捷的操作工具。
通过调试使系统满足下列要求：
1.1确保DAS系统输入/输出信号接线正确。
1.2确保DAS系统逻辑组态正确，并能满足机组运行要求。
1.3确保DAS系统硬接线逻辑组态正确，并能满足机组运行要求。
1.4确保DAS系统画面组态正确，并能满足机组运行要求。
1.5确保DAS系统控制功能符合设计要求、调节品质满足《验标》的要求，保证机组能正常、稳定经济的运行。
2调试依据及标准
DAS控制系统调试应严格遵循以下规程：
2.1部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）
2.2部颁《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》DL/T656-1998
2.3部颁《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇、热工仪表及控制装置篇；
2.4部颁《火力电工程启动调试工作规定》；
2.5部颁《火力电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》；
2.6部颁《电力建设工程调试定额（1996年版）》；
3DAS系统调试步骤
3.1外部接线检查
审查转接柜及远程柜I/O柜接线图，如发现错误则应尽快纠正或协助有关方面纠正，然后逐一查对机柜至外部的每一根电缆的接线，保证接线正确。
3.2I/O模件调校
本系统采集数据类型包括4-20mA模拟量、热电偶、热电阻、开关量等。
根据不同信号类型的I/O通道，在相应端子排上用信号发生器、电阻箱、短接线等加入模拟信号或状态信号，逐点校验各I/O点，在操作站上观察相关参数，并填好《热控设备（系统）校验表》。
然后分析每一个参数的误差，如达不到原设备的设计要求，则应作出适当调校或更换I/O卡。
3.3静态参数的设置和检查
a）检查所有模拟量的工程单位、量程、高低限、定值报警等设置是否正确。
b）检查热偶测量输入信号是否有冷端补偿及补偿运算是否正确。
c）对需要进行压力、温度补偿的测量参数，检查补偿公式及有关参数设置是否正确。
d）检查有关参数的非线性修正、数字量滤波常数等设置是否正确。
e）检查有关报警值设定是否符合生产要求和参数达到报警值时能否发出报警等
3.4操作员站功能检查
检查I/O点显示画面、流程图画面、报警组画面、趋势画面、顺控画面等是否完整合理，有无错漏，如有错误应重新组态修改，直到满足运行要求。
检查其他外设如键盘、跟踪球、触屏、监视器等能否正常投入使用。
3.5报表记录打印机功能检查
检查打印机是否能投入使用。
本系统有一般记录、跳闸记录等。
记录打印功能应能满足定期打印、状态变化打印、运行人员召唤打印等要求，能记录报警信息、跳闸信息、操作信息、系统维护信息等跳闸打印功能应能满足任一跳闸条件满足时的触发打印要求，能按照设计要求打印跳闸前后主要参数的记录。
3.6事故顺序记录（SOE）检查试验
本系统开关量输入分辨率达到1ms，检查指定为事故顺序记录的点的内容是否合理，数量是否理想，是否有专门画面和文件显示记录这些重要事件，能否打印输出。
校验时在相应端子排上用多路脉冲信号发生器加上世间相差1ms的模拟事故的发生信号，观察顺序记录能否正确记录事故发生的先后顺序。
3.7历史数据存储功能检查
检查历史数据存储的组态，重要参数是否以按要求设置历史数据查询功能，各参数的存储率根据其快速性和重要性是否满足要求。
用历史趋势画面调出各重要参数，观察历史数据是否真实有效。
4安全措施
4.1工作人员必须熟悉相关设备、系统的结构、性能、外围接线以及设备的校验步骤。
4.2进行通道校验时，输入的信号类型和范围一定要与被校通道对应的输入信号类型和量程相一致。
5图纸资料与仪器设备
5.1I/O清册
5.2机柜接线图；
5.3机柜电源接线图
5.4通讯网络组态图
5.5万用表；
5.6现场校验仪；
6组织分工及时间安排
6.1组织分工
6.2时间安排
DAS系统初步调试视现场具体情况合理调整调试进度。
第三部分模拟量调节（MCS）系统调试方案及措施
1调试目的
2调试依据及标准
3模拟量自动控制系统的组成
4安全措施
5图纸资料与仪器设备
6组织分工及时间安排
1调试目的
为了确保模拟量自动调节系统（MCS）调试工作的顺利进行，特编写本方案。
以确保执行机构及辅助部分安装接线准确无误、模拟量调节系统调节品质良好、调节准确及时，系统功能符合设计要求，能满足机组整套启动需要。
通过调试使系统满足下列要求：
1.1确保MCS系统输入/输出信号接线正确。
1.2确保MCS系统逻辑组态正确，并能满足机组运行要求。
1.3确保MCS系统硬接线逻辑组态正确，并能满足机组运行要求。
1.4确保MCS系统画面组态正确，并能满足机组运行要求。
1.5确保MCS系统一次元件、执行机构动作正确，状态反馈正常。
1.6确保MCS系统控制功能符合设计要求、调节品质满足《验标》的要求，保证机组能正常、稳定经济的运行。
2调试依据及标准
MCS控制系统调试应严格遵循以下规程：
2.1部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）
2.2部颁《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》DL/T656-1998
2.3部颁《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇、热工仪表及控制装置篇；
2.4部颁《火力电工程启动调试工作规定》；
2.5部颁《火力电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》；
2.6部颁《电力建设工程调试定额（1996年版）》；
3模拟量自动控制系统的组成
该机组MCS系统包括以下调节系统：
凝汽器水位、高加水位、低加水位控制系统等
3.1凝汽器水位控制系统
3.1.1调节方案检查、组态检查
该系统是单回路调节系统，有两种运行方式：
手动、自动方式。
保持一定的凝汽器水位，目的用于保障建立正常的凝汽器真空。
凝汽器水位过高和过低多可能破坏凝汽器真空。
在凝汽器水位控制系统中，凝汽器水位测量值与给定值的偏差值进行PID运算，其运算结果调节凝汽器水位调节阀开度，维持凝汽器水位恒定。
自动状态下，凝汽器水位信号的给定值（SP）有运行人员给出，通过调节水位调节阀来控制凝汽器水位。
3.1.2静态调试
1）输入/输出信号、中间变量检查
序号
名称
编号
性质
一次元件
量程范围
报警值
检查
结果
时间
型号
输出信号
1
凝汽器热井水位
AI
4-20mA
2
水位调节阀反馈
AI
4-20mA
0-100%
3
水位调节阀给定
AO
4-20mA
0-100%
4
凝汽器热井水位高
DI
2）手/自动无扰切换试验
在模拟闭环状态下，预设P：
100%，I：
1分，D：
0；在操作员画面上按“自动”投入按钮（此时SP跟踪PV），手动增加SP，检查各运算单元的计算输出；按“手动”投入按钮，此时调节应切为手动状态，AOUT单元输出值在瞬时不应有跳变；在手动状态下，PID运算块的输出应跟踪阀位反馈。
3）调节作用方向检查
模拟闭环状态，
预设P：
100%，I：
1分，D：
0；凝汽器水位调节投入自动，增加水位设定值（SP），检查PID计算值，此时PID输出应该增加；减少SP，此时，主调输出应该减小。
4）强制手动试验
调节在自动运行方式，模拟凝汽器热井水位信号故障，此时运行方式应强制自动切为手动，且报警提示；
调节在自动运行方式，模拟凝汽器热井水位信号与设定值（SP）偏差过大，此时系统应强制自动切为手动，且报警提示；
调节在自动运行方式，模拟调节器输出和反馈偏差太大，此时系统应强制自动切为手动，且报警提示；
调节在自动运行方式，模拟调节阀反馈信号坏值，此时系统应强制自动切为手动，且报警提示；
3.1.3动态调试
1）在试投前，检查线路是否恢复，各输入信号是否正确，控制回路运算输出是否正常。
2）自动调节试投
在机组运行正常带负荷80%以上，可进行凝汽器热井水位自动调节试投。
参数预设（P：
100%，I：
40秒，D：
0；），投入自动后观测系统是否稳定；再次进行手/自动切、投试验，检查是否有扰动；
在自动调节稳定的前提下，通过较小范围的定值扰动试验，逐步细调参数。
参数调整结果：
P：
I：
D：
3）自动调节系统稳定、连续运行8小时后，可进行定值扰动和变负荷扰动试验。
3.2低压加热器水位控制系统
3.1.1调节方案检查、组态检查
该系统是单回路调节系统，有两种运行方式：
手动、自动方式。
通过低加水位的测量值与给定值的偏差值进行PID运算，其运算结果控制低加疏水调节阀，是低加水位满足运行要求。
低加水位的测量值与给定值进行PID运算，其运算结果控制低加疏水调节阀，维持低加水位在设定值。
自动状态下，低加水位的给定值（SP）有运行人员给出，通过水位调节阀来控制低加水位。
检查结果：
3.2.2静态调试
1）输入/输出信号、中间变量检查
序号
名称
编号
性质
一次元件
量程范围
报警值
检查
结果
时间
型号
输出信号
1
低加水位
AI
4-20mA
2
水位调节阀反馈
AI
4-20mA
0-100%
3
水位调节阀给定
AO
4-20mA
0-100%
2）手/自动无扰切换试验
在模拟闭环状态下，预设P：
100%，I：
1分，D：
0；在操作员画面上按“自动”投入按钮（此时SP跟踪PV），手动增加SP，检查各运算单元的计算输出；按“手动”投入按钮，此时调节应切为手动状态，AOUT单元输出值在瞬时不应有跳变；在手动状态下，PID运算块的输出应跟踪阀位反馈。
3）调节作用方向检查
模拟闭环状态，
预设P：
100%，I：
1分，D：
0；低加水位调节投入自动，增加水位设定值（SP），检查PID计算值，此时PID输出应该增加；减少SP，此时，主调输出应该减小。
4）强制手动试验
调节在自动运行方式，模拟低加水位信号故障，此时运行方式应强制自动切为手动，且报警提示；
调节在自动运行方式，模拟低加水位信号与设定值（SP）偏差过大，此时系统应强制自动切为手动，且报警提示；
调节在自动运行方式，模拟调节器输出和反馈偏差太大，此时系统应强制自动切为手动，且报警提示；
调节在自动运行方式，模拟调节阀反馈信号坏值，此时系统应强制自动切为手动，且报警提示；
3.2.3动态调试
1）在试投前，检查线路是否恢复，各输入信号是否正确，控制回路运算输出是否正常。
2）自动调节试投
在机组运行正常带负荷80%以上，可进行低加水位自动调节试投。
参数预设（P：
100%，I：
40秒，D：
0；），投入自动后观测系统是否稳定；再次进行手/自动切、投试验，检查是否有扰动；
在自动调节稳定的前提下，通过较小范围的定值扰动试验，逐步细调参数。
参数调整结果：
P：
I：
D：
3）自动调节系统稳定、连续运行8小时后，可进行定值扰动和变负荷扰动试验。
3.3高压加热器水位控制系统
3.3.1调节方案检查、组态检查
该系统是单回路调节系统，有两种运行方式：
手动、自动方式。
高压加热器水位控制系统用来控制高加水位，通过高加水位的测量值与给定值的偏差值进行PID运算，其运算结果控制高加疏水调节阀，维持高加水位在设定值。
自动状态下，高加水位的给定值（SP）有运行人员给出，通过水位调节阀来控制高加水位。
检查结果：
3.3.2静态调试
1）输入/输出信号、中间变量检查
序号
名称
编号
性质
一次元件
量程范围
报警值
检查
结果
时间
型号
输出信号
1
高加水位
AI
4-20mA
2
水位调节阀反馈
AI
4-20mA
0-100%
3
水位调节阀给定
AO
4-20mA
0-100%
2）手/自动无扰切换试验
在模拟闭环状态下，预设P：
100%，I：
1分，D：
0；在操作员画面上按“自动”投入按钮（此时SP跟踪PV），手动增加SP，检查各运算单元的计算输出；按“手动”投入按钮，此时调节应切为手动状态，AOUT单元输出值在瞬时不应有跳变；在手动状态下，PID运算块的输出应跟踪阀位反馈。
3）调节作用方向检查
模拟闭环状态，
预设P：
100%，I：
1分，D：
0；高加水位调节投入自动，增加水位设定值（SP），检查PID计算值，此时PID输出应该增加；减少SP，此时，主调输出应该减小。
4）强制手动试验
调节在自动运行方式，模拟高加水位信号故障，此时运行方式应强制自动切为手动，且报警提示；
调节在自动运行方式，模拟高加水位信号与设定值（SP）偏差过大，此时系统应强制自动切为手动，且报警提示；
调节在自动运行方式，模拟调节器输出和反馈偏差太大，此时系统应强制自动切为手动，且报警提示；
调节在自动运行方式，模拟调节阀反馈信号坏值，此时系统应强制自动切为手动，且报警提示；
3．2．3动态调试
1）在试投前，检查线路是否恢复，各输入信号是否正确，控制回路运算输出是否正常。
2）自动调节试投
在机组运行正常带负荷80%以上，可进行高加水位自动调节试投。
参数预设（P：
100%，I：
40秒，D：
0；），投入自动后观测系统是否稳定；再次进行手/自动切、投试验，检查是否有扰动；
在自动调节稳定的前提下，通过较小范围的定值扰动试验，逐步细调参数。
参数调整结果：
P：
I：
D：
3）自动调节系统稳定、连续运行8小时后，可进行定值扰动和变负荷扰动试验。
4安全措施
4.1调试人员应认真学习并严格执行《安规》有关规定和调试指挥部制定的有关规章制度；
4.2与就地设备联调时应注意输出控制命令信号的形式和时间长短，以免损坏就地设备；
4.3整套启动试运调试阶段的消缺工作特别注意在运行设备与检修设备的关系，必须看清有关图纸，最好在有人监护的情况下进行工作；
4.4进入工地现场必须戴安全帽，在现场行走时应注意行路通道，以免发生碰，撞伤或摔伤等事故。
5图纸资料与仪器设备
5.1自动系统机柜布置图；
5.2机柜接线图；
5.3机柜电源接线图
5.4自动系统模件资料；
5.5通讯网络组态图
5.6控制组态图；
5.7万用表；
5.8多功能信号发生器；
6组织分工及时间安排
6.1组织分工
按照部颁新《启规》等有关规定，系统所属范围内设备的单位调试工作由安装单位负责。
分系统及整套启动调试则由调试单位负责，安装单位、厂家及其他有关单位参加配合。
6.2时间安排
MCS系统调试在机组负荷稳定的情况下进行，视现场具体情况合理调整调试进度。
第四部分顺序控制（SCS）系统调试方案及措施
1调试目的
2调试依据及标准
3顺序控制系统（SCS）的组成及调试
4安全措施
5图纸资料与仪器设备
6组织分工及时间安排
1调试目的
为了确保顺序控制系统（SCS）调试工作的顺利进行，特编写本方案。
以确保机组辅机、泵及电动门等设备安装接线准确无误、顺序控制系统能够准确、及时、顺序动作，系统功能符合设计要求，能满足机组整套启动需要。
通过调试使系统满足下列要求：
1.1确保SCS系统输入/输出信号接线正确。
1.2确保SCS系统逻辑组态正确，并能满足机组运行要求。
1.3确保SCS系统硬接线逻辑组态正确，并能满足机组运行要求。
1.4确保SCS系统画面组态正确，并能满足机组运行要求。
1.5确保SCS系统一次元件、执行机构动作正确，状态反馈正常。
1.6确保SCS系统控制功能符合设计要求、调节品质满足《验标》的要求，保证机组能正常、稳定经济的运行。
2调试依据及标准
MCS控制系统调试应严格遵循以下规程：
2.1部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）
2.2部颁《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》DL/T656-1998
2.3部颁《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇、热工仪表及控制装置篇；
2.4部颁《火力电工程启动调试工作规定》；
2.5部颁《火力电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》；
2.6部颁《电力建设工程调试定额（1996年版）》；
3顺序控制系统（SCS）的组成及调试
该机组SCS系统包括辅机、泵和电动门等
汽机主蒸汽：
抽汽逆止阀，汽机主汽电动门等
汽机辅机系统：
凝结水泵、射水泵、主油泵、直流油泵、交流油泵及相关电动门等
3.1设备动态启动、联锁及保护功能试验
调试过程记录表
热工专业NO。
SCS系统
序号
调试内容
完成时间
备注
1
2
3
4
5
6
年月日
3.2电动门调试
调试方法：
电动门控制调试按两步走，先静态后动态。
3.2.1
（1）静态调试：
1）I/O点的检查与校对；
2）软件逻辑功能检查与调试（此过程不带设备，所有设备状态点、条件状态人为模拟）
3.2.1
（2）动态调试：
1）静态调试结束，且通过各方确认；
2）设备动态投运，手动启、停功能检查；
3）重要保护功能模拟试验
4）顺序启、停功能试验。
3.3汽机辅机系统的调试
调试方法：
汽机辅机系统的调试按两步走，先静态后动态。
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