207A级检修CCS静态调试方案和报告.docx

1、207A级检修CCS静态调试方案和报告 207A-MCS控制系统静态调试方案 批准： 审核: 编写：华润电力湖北有限公司2011年3月25日1.目的火力发电厂模拟量控制系统(MCS)也称闭环控制或反馈控制系统，用于实现参数自动调节及偏差报警等功能。模拟量控制系统，是锅炉、汽轮机及其辅助系统运行参数自动控制系统的总称。本方案编制目的是指导机组模拟量控制系统(MCS)的调试工作,确保模拟量控制系统随机组试运计划按时投入相关各功能,保证机组的安全和整套试运任务的完成，为机组移交后安全经济运行奠定基础。2.参考文件2.1火力发电厂基本建设工程启动和竣工验收规程（1996年版）2.2火电工程启动调试工作

2、规定（1996年版）2.3火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）2.4火电机组达标投产考核标准（2001年版）2.5电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL5009.1-20022.6电业生产安全工作规定（发电厂和变电所电气部分）DL408912.7火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程（1998年版）2.8湖北省电力试验研究院质量、职业健康安全及环境管理体系2.9有关行业和厂家的技术标准及设计院相关图纸3.设备及系统华润电力湖北有限公司模拟量控制系统（MCS）采用爱默生上海西屋公司的OVIATION分散控制系统中相关输入输出卡件来实现对锅炉、汽机重要参数的调节，具体的调节系统

3、如下表所示：序号调节系统名称备注1协调调节系统保证机组能稳定调节负荷2主汽压调节系统（BF方式）保证主汽压力稳定(BF方式)3主汽压调节系统（TF方式）保证主汽压力稳定(TF方式)4炉膛负压调节系统保证炉膛负压稳定5二次风量调节系统保证炉膛燃烧有充裕的二次风量6氧量调节系统保证炉膛燃烧有充裕的氧量7一次风压调节系统保证一次风压稳定9一级过热汽喷水调节系统保证左侧一级过热汽温度稳定10左侧二级过热汽喷水调节系统保证右侧二级过热汽温度稳定11右侧二级过热汽喷水调节系统保证右侧二级过热汽温度稳定12左侧再热汽事故喷水调节系统保证左侧再热汽温稳定13右侧再热汽事故喷水调节系统保证右侧再热汽温稳定14左

4、侧侧再热汽微量喷水调节系统保证左侧再热汽温稳定15右侧侧再热汽微量喷水调节系统保证右侧再热汽温稳定16给水旁路调节系统保证低负荷时汽包水位稳定17给水三冲量调节系统保证高负荷时汽包水位稳定18除氧器水位调节系统保证除氧器水位稳定19凝结水再循环流量调节系统保证凝结水泵在低负荷时有通流量20凝结水补水箱水位调节系统保证凝结水补水箱水位稳定28#1高压加热器正常疏水调节系统保证#1高加水位稳定29#2高压加热器正常疏水调节系统保证#2高加水位稳定30#3高压加热器正常疏水调节系统保证#3高加水位稳定31#5低压加热器正常疏水调节系统保证#5低加水位稳定32#6低压加热器正常疏水调节系统保证#6低加

5、水位稳定33#7低压加热器正常疏水调节系统保证#7低加水位稳定34#8低压加热器正常疏水调节系统保证#8低加水位稳定35电动给水泵最小流量再循环调节系统保证电泵在低负荷时有通流量36汽动给水泵A最小流量再循环调节系统保证A泵在低负荷时有通流量37汽动给水泵B最小流量再循环调节系统保证B泵在低负荷时有通流量38闭式循环冷却水膨胀水箱水位调节系统保证膨胀水箱水位稳定39辅助蒸汽联箱压力调节系统(再热汽源)保证辅汽压力稳定40除氧器压力调节系统(辅汽汽源)保证除氧器压力稳定41辅助蒸汽联箱压力调节系统(主汽汽源)保证辅汽压力稳定42溢流控制站进汽压力调节系统(辅汽汽源)保证轴封压力稳定43低压轴封减

6、温调节系统保证轴封温度稳定48汽包连排流量调节系统保证有一定的通流量49连排扩容器水位调节系统保证连排扩容器水位稳定50燃油压力调节系统保证燃油压力稳定51燃料主控调节系统控制燃料量满足负荷要求52磨煤机出口温度及风量控制控制磨出口温度稳定53磨煤机料位控制控制磨料位稳定54二次风箱与炉膛差压控制控制风箱与炉膛差压稳定55吹灰蒸汽压力控制控制压力稳定56凝汽器水位控制控制水位稳定57主机润滑油温控制控制油温温度稳定58发电机定冷水温度控制控制水温温度稳定59发电机氢温控制控制氢温温度稳定60发电机密封油温度控制控制油温温度稳定旁路控制系统控制压力和温度稳定其它控制系统保证被控参数稳定4.静态调

7、试程序4.1静态调试条件4.1.1 MCS机柜、人机接口站、数据记录设备现场安装完毕，且复原调试工作基本完成，MCS控制系统通讯网络构架已经建成。4.1.2 MCS控制系统的机柜与现场执行机构的连线全部接完且正确，所有执行机构在手动方式下工作正常，能正确接受指令，反馈准确。4.1.3 MCS所控制的测量元件及执行机构安装和单体调试已经完毕，并验收合格；各个测量回路已经正常投入运行，指示准确。4.1.4 MCS控制的就地设备的供气仪表管路安装完毕且仪用压缩空气系统调试完毕，并且能够正常为本系统供气。4.1.5调试现场周围的垃圾及杂物已经清理干净，锅炉内脚手架已经清理完毕，无人工作；汽机房内和锅炉

8、外部的脚手架已经拆除，盖板铺设完整，通道畅通；附近无易燃易爆物品。4.1.6试运现场应有充足的照明，备有必要的通讯设施、工具及仪器设备等。4.2 MCS系统软件功能调试当MCS系统具备静态调试条件后，首先应进行MCS系统的基本软件功能调试，具体内容如下，记录表格见调试文件包附表1：(1)组态功能检查，检查MCS系统能否实现信号通道地址、信号量程、信号上下限、控制模块等相关参数的逻辑组态。(2)通讯功能检查，检查进入MCS系统的信号能否在所有工程师站，操作员站和历史站被监视，确保通信网络的畅通。(3)画面调用基本功能检查，检查进入MCS系统的信号、执行机构能否在所有工艺流程画面被正确调用，且满足

9、业主对工艺流程画面快速性的要求，从而确保组态和调试工作的正常进行，确保历史数据的存储和调用的正常。4.3 MCS系统传感器的检查与投入用手操器检查MCS系统的压力、差压、流量传感器中的内部设置参数（如：点名、传感器型号、单位、量程、精度、滤波功能、开方功能等）是否与MCS软件组态逻辑中设置的参数相一致。对于在MCS软件组态逻辑中以%为单位的输出信号，还应确定传感器中、MCS软件组态逻辑中的上下限量程与设计院提供的IO清册相一致。检查热电阻和热电偶等温度测量的正确性。4.4 MCS系统执行机构的联调与检查在执行机构单体调试完成后，通过操作员站做调节门或执行机构的开关动作试验检查，执行机构动作应灵

10、活、平稳，无卡涩、跳动现象，阀门或执行机构的动作方向应与操作方向一致，且各调门开度应和位置变送器输出保持线性关系，位置反馈应与执行器位置相对应。记录表格见调试文件包附表2。4.5 MCS系统组态及操作画面检查根据机组运行要求，对控制系统组态和操作画面进行检查与修改，具体内容如下，记录表格见调试文件包附表2：4.5.1控制回路组态检查对于单回路调节系统，应按照“输入信号PID调节器手/自动操作站输出端口”的循序进行检查；对于串级调节系统，按照“主调输入信号主PID调节器主PID调节器输出指令+副调输入信号副PID调节器手/自动操作站输出端口”的循序进行检查。4.5.2输入和输出信号跟踪功能检查(

11、1)输入信号跟踪功能：主要是指在调节系统未投入自动前，设定值SP应随时跟踪实际测量值PV（如不能随时跟踪，在调节系统投入自动前，应将设定值SP设定在实际测量值PV附近，当两者近似相等后，再将调节系统投入自动），在调节系统投入自动后，设定值SP应不随实际测量值PV而改变，只能由操作人员改变；(2)输出信号跟踪功能：应按照“选择反馈回路上的模块，而不是前馈回路的模块，设定跟踪功能”和“上层模块输出信号跟踪下层模块输出信号”的原则，来检查调节系统的信号跟踪逻辑组态。 4.5.3控制回路切手动条件检查主要包含，测量值与设定值偏差大；控制回路相关测点品质坏；控制指令与位置反馈偏差大等条件。4.5.4联锁

12、/闭锁条件检查(1)联锁条件检查：主要检查当运行设备发生故障、停止运行时，备用设备是否能迅速联锁启动并参与调节，如：给水泵最小流量再循环调节系统，当运行泵启动后，如果给水泵出口流量小于200t/h时，给水泵最小流量再循环调节阀应全开到100%，防止给水泵打空泵。(2)闭锁条件检查：主要检查当运行设备发生异常、出力受到限制时，调节系统是否有闭锁措施，防止扩大故障，如主汽压力（BF方式）闭锁增，就是在给煤机出力达高限、给水泵出力达高限、二次风机出力达高限、引风机出力达高限、一次风机出力达高限等任一条件出现时而采取的相应措施。4.5.5调节器方向检查在操作画面上选择要检查的调节系统，先屏蔽切手动信号

13、，接着投入自动状态，修改设定值（如：设定值SP小于实际测量值PV），观察调节器输出指令的变化方向是否满足实际调节过程的要求，相应修改PID调节器的正反作用方向设定值。如：当（PV-SP）增大时，要求调节阀门开大，则PID调节器为正作用方向；当（PV-SP）减小时，要求调节阀门开大，则PID调节器为反作用方向。4.5.6手/自操作站状态检查手/自操作站状态应包括下列信息：设定值SP光柱和显示值、实际测量值光柱和显示值、增减设定值按钮、手/自操作站输出指令光柱和显示值、执行机构反馈值光柱和显示值、增减手/自操作站输出指令按钮等其他信息。4.6 MCS系统开环试验及相关参数整定根据机组运行要求，在调

14、节系统执行机构、组态和操作画面检查完后，进行调节系统开环试验。(1)依照主设备厂家提供的数据或参考其它电厂的经验数据设定静态参数的初始值和动态参数的预估值。对于各调节系统的偏差报警模块的整定既要考虑到机组运行时参数的允许变化范围，又不要使控制系统轻易切为手动，其具体设置值参照有关说明书和运行规程。(2)根据系统工艺过程和调节原理，带执行机构实动，检验各主、副调节器和执行器的动作方向是否正确；进行调节系统手、自动切换试验，检查其是否有扰动，手/自动切换允差和跟踪误差符合附表的规定；检查各限幅、报警功能、控制逻辑动作应正确无误。五：安全措施：1：参加调试的所有人员应严格执行安规及现场有关规定，确保

15、调试工作安全可靠的运行。2;在实动阀门及泵，风机等设备时，必须有运行人员确认相关系统的所有工作已终结，操作由运行人员操作，确认及验收。附: 附表1：AGC/一次调频与RTU传动检查记录卡 附表2:MCS系统软件功能检查卡 附表3:调节系统执行机构、组态及操作画面检查卡 附表4:PID及各环节参数记录表附表1：AGC/一次调频与RTU传动检查记录卡 项目检查方法及步骤结果备注通道检查1.解除RTU装置远动信号输入；2.连接信号发生器至待检查通道对应端子；3.打开信号发生器电源，测试5个信号，各取量程的0%，25%，50%，75%，100%，记录所测信号值及CRT上相信信号值；4.关闭信号发生器电

16、源，拆除连线，恢复现场；5.计算通道精度，确认是否满足要求；1.解除RTU装置反馈信号接线；2.在对应信号端子上连接标准电流表，确认接线正确；3.CRT上分别输出4、8、12、16、20mA值，记录电流表读数；4.进行数据分析，确认精度是否符合要求；5.恢复现场。AGC投/退方式反馈检查（DCS强置）一次调频投/退方式反馈检查（DCS强置）AGC指令速率限制检查逻辑检查坏值判断及超限切除CRT模拟签字栏验收人试验人姓 名日 期附表2：MCS系统软件功能检查卡机组编号： 系统名称：模拟量控制系统MCS） 日期： 序号功能名称检查内容结 果1组态功能能否实现信号和设备的逻辑组态2通讯功能信号和设备

17、能否在相关站点被监视，通信网络是否畅通3画面调用基本功能信号和设备能否在所有工艺流程画面被正确调用，且满足业主对工艺流程画面快速性的要求45678备注：签字栏验收人试验人姓 名日 期附表3：1.调节系统执行机构、组态及操作画面检查卡机组编号： 系统名称： 调节系统 日期： 序号检查内容要 求状 态1执行机构开关方向检查方向符合调节要求2执行机构线形检查执行机构开度和位置变送器输出保持线性关系3控制回路组态检查正确4信号跟踪功能检查正确5手/自动跟踪误差1%6控制回路切手动条件检查切手动条件符合调节要求7手/自动切换试验正确8手/自动切换允差1%9联锁/闭锁条件检查联锁/闭锁条件符合调节要求10

18、超限报警动作正确11偏差指示正确12调节器方向检查方向符合调节要求13手/自操作站状态检查状态指示正确，且各种操作正常备注：签字栏验收人试验人姓 名日 期2.调节系统执行机构、组态及操作画面检查记录表序号调节系统名称系统静态试验状态检查人1协调调节系统2主汽压调节系统（BF方式）3主汽压调节系统（TF方式）4炉膛负压调节系统5二次风量调节系统6氧量调节系统7一次风压调节系统9一级过热汽喷水调节系统10左侧二级过热汽喷水调节系统11右侧二级过热汽喷水调节系统12左侧再热汽事故喷水调节系统13右侧再热汽事故喷水调节系统14左侧侧再热汽微量喷水调节系统15右侧侧再热汽微量喷水调节系统16给水旁路调节

19、系统17给水三冲量调节系统18除氧器水位调节系统19凝结水再循环流量调节系统20凝结水补水箱水位调节系统28#1高压加热器正常疏水调节系统29#2高压加热器正常疏水调节系统30#3高压加热器正常疏水调节系统31#5低压加热器正常疏水调节系统32#6低压加热器正常疏水调节系统33#7低压加热器正常疏水调节系统34#8低压加热器正常疏水调节系统35电动给水泵最小流量再循环调节系统36汽动给水泵A最小流量再循环调节系统37汽动给水泵B最小流量再循环调节系统38闭式循环冷却水膨胀水箱水位调节系统39辅助蒸汽联箱压力调节系统(再热汽源)40除氧器压力调节系统(辅汽汽源)41辅助蒸汽联箱压力调节系统(主汽

20、汽源)42溢流控制站进汽压力调节系统(辅汽汽源)43低压轴封减温调节系统48汽包连排流量调节系统49连排扩容器水位调节系统50燃油压力调节系统51燃料主控调节系统52磨煤机出口温度及风量控制53磨煤机料位控制54二次风箱与炉膛差压控制55吹灰蒸汽压力控制56凝汽器水位控制57主机润滑油温控制58发电机定冷水温度控制59发电机氢温控制60发电机密封油温度控制61旁路控制系统62其它控制系统附表4:PID及各环节参数记录表1.调试记录1.1主要函数关系1)首级压力与蒸汽流量关系x MPa1.362.03.57.08.08.4312.013.013.2515y T/h0120300600680700

21、9501035105011902)负荷与主汽压力设定值关系x MW066264313.5330y MPa4.04.1216.516.6817.623)负荷与氧量关系x MW090150210300330y %8.17.96.2224.04.04.04)蒸汽流量与风箱/炉膛差压关系x T/h0307.5615.01025y MPa0.380.380.830.835)给水流量温度补偿系数x 080140175220238260273279300320340y1.2921.2541.1981.1571.0941.0651.0271.00.9890.9420.8880.819注:补偿系数为y的二次方根

22、.1.2主要整定参数1.2.1协调控制1.2.1.1锅炉主控1)热量信号P1+Pb001-02336 LEADLAGLAGTC 55001-02337 SUMIN1 GAIN 6.0 IN2 GAIN -6.0OUTPUT TOP 8 OUTPUT BOT -82)DEB信号P1/PTPS主汽压力动态微分前馈001-02545 LEADLAGLAGTC 20001-02771 SUMIN1 GAIN 0.2 IN2 GAIN -0.2OUTPUT TOP 0.2 OUTPUT BOT -0.23)CCS方式下锅炉主控001-02343 PIDFF DIRECTION INDIRECTSP GA

23、IN 5 PV GAIN 5KP 0.65 TI 100KD 0.2 TD 104)负荷指令LDCOUT动态前馈001-02381 LEADLAGLAGTC 45001-02382 SUMIN1 GAIN 0.4 IN2 GAIN -0.4OUTPUT TOP 10 OUTPUT BOT -10001-02364 SUMIN1 GAIN 1.0 IN2 GAIN 0.245)一次调频负荷指令FREQCORR动态前馈001-02825 LEADLAGLAGTC 80001-02826 SUMIN1 GAIN -0.2 IN2 GAIN 0.2OUTPUT TOP 10 OUTPUT BOT -1

24、0001-02828 SUMIN1 GAIN 1.0 IN2 GAIN 0.15注:FREQCORR动态前馈总作用系数为0.78.1.2.1.2汽机主控1) CCS方式下汽机主控001-02342 PIDFF DIRECTION INDIRECTSP GAIN 0.303 PV GAIN 0.303KP 3 TI 15KD 0.4 TD 252)压力拉回001-02326 FUNCTIONX MPa-2.0-1.0-0.400.41.02.0Y MW-40-400004040注:压力拉回作用系数为0.2.1.2.1.3 BF方式1)BF主调001-02340 PID DIRECTION IND

25、IRECTSP GAIN 5 PV GAIN 5KP 1.3 TI 1002)DEB动态前馈001-02383 LEADLAGLAGTC 25001-02384 SUMIN1 GAIN 0.33 IN2 GAIN -0.33OUTPUT TOP 4 OUTPUT BOT -4001-02385 SUMIN1 GAIN 1.0 IN2 GAIN 0.5 IN3 GAIN 1.01.2.1.4 TF方式001-02335 PIDFF DIRECTION DIRECTSP GAIN 5 PV GAIN 5KP 1.6 TI 48FF GAIN 0.05OUTPUT TOP 93.5 OUTPUT B

26、OT 01.2.2 汽包水位控制1.2.2.1水位补偿公式H=1.13F(X1)-P/ F(X2) 1000-5701.2.2.2 PID控制参数1)电泵三冲量(1)主调001-00301 PID DIRECTION INDIRECTSP GAIN 0.25 PV GAIN 0.25SP BAIS 50 PV BAIS 50KP 0.8 TI 200(2)副调001-00428 PID DIRECTION INDIRECTSP GAIN 1.0 PV GAIN 0.09KP 0.45 TI 1202)汽泵三冲量(1)主调001-00333 PID DIRECTION INDIRECTSP GAIN 0.25 PV GAIN 0.25SP BAIS 50 PV BAIS 50KP 0.95 TI 120(2)副调001-00426 PID DIRECTION INDIRECTSP GAIN 1.0 PV GAIN 0.09KP 0.65 TI 1103)蒸汽流量前馈系数001-00300 SUMIN1 GAIN 1.0 IN2 GAIN 0.09 IN1 BAI