广东某热电站汽轮机组数字电液控制系统调试方案.doc

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1、REV版次签名日期签名日期签名日期MODI.修改STATUS状态编写 AUTH.审核 CHKD BY批准 APPD BY广州石化热电站资源综合利用改造工程2465t/h CFB锅炉+2100MW机组汽轮机电液控制系统&紧急跳闸系统（DEH&ETS）调试大纲文件编号 DOCUMENT GEFB /CFB / FA / RK001GEFB广东省电力第一工程局广石化热电站改造工程项目部四川电力研究院通能电力科技有限公司会审单位及代表建设单位：中国石化广州分公司 代表： 年 月 日监理单位：广州石化监理公司 代表： 年 月 日安装单位：广东省电力第一工程局安装分公司 代表： 年 月 日设备制造厂：哈尔

2、滨汽轮机厂 代表： 年 月 日调试单位：四川电力试验研究院通能电力科技有限公司 代表： 年 月 日试运指挥部批准： 年 月 日目 录汽轮机组数字电液控制系统（DEH）调试方案及措施11、调试目的12、调试依据及标准13、系统及设备主要技术规范24、调试前应具备的条件55、调试内容、操作程序及步骤56、仪控部分调试67、液动部分调试（机务）138、安全措施169、图纸资料与仪器设备1610、组织分工及时间安排17汽轮机紧急跳闸系统（ETS）调试方案及措施181、调试目的182 调试依据及标准183 应具备的条件194、ETS系统调试步骤195 调试的方法和步骤216 安全措施217 图纸资料与仪

3、器设备228 组织分工及时间安排22汽轮机组数字电液控制系统（DEH）调试方案及措施【摘 要】 本方案详细介绍了广州石化热电站资源综合利用改造工程2100MW发电机组热控DEH系统的组成及调试的目的、方法、内容、步骤和标准，用以指导整套启动调试工作。【关键词】2100MW发电机组 DEH系统 调试方案1、调试目的为了确保汽轮机数字电液调节系统（DEH）调试工作的顺利进行，特编写本方案。本方案用于指导广州石化热电站资源综合利用改造工程2100MW发电机组DEH系统有关设备及其系统安装结束后的调试工作，以确认汽机调节系统控制功能良好、保安系统动作准确无误、执行机构及辅助部分安装接线准确无误，系统功

4、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DEH系统输入/输出信号接线正确。1.2 确保DEH系统逻辑组态正确，并能满足机组运行要求。1.3 确保DEH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DEH系统画面组态正确，并能满足机组运行要求。1.5 确认DEH系统、DEH系统一次元件、执行机构动作正确，状态反馈正常。1.6 确认DEH系统控制及保护功能符合设计要求，保证机组能正常、稳定运行。2、调试依据及标准 DEH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部版火力发电厂汽轮机

5、控制系统在线验收测试规程 DL/T 656-19982.3部颁电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇、热工仪表及控制装置篇；2.4部颁火电工程启动调试工作规定；2.5部颁火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）；2.7汽轮电机厂提供汽轮机调节保安系统、抽汽式汽轮机说明书。3、系统及设备主要技术规范3.1 设备简介广州石化热电站资源综合利用改造工程汽轮机系哈尔滨汽轮机有限责任公司生产的100MW双缸、单轴、双抽、热电联供汽轮机。其型号为CC100-8.83/4.02/1.10，主蒸汽压力为8.83MPa，高压抽汽压力4.02MPa，低压抽

6、汽压力1.10MPa。 机组采用纯电调控制，控制油采用抗燃油,简称“DEH”系统。DEH控制系统主要是控制汽轮发电机组的转速和功率，从而满足电厂供电的需求，该抽汽供热机组由两只高压主汽阀，四只高压调节阀控制高压缸进汽，四只中压调节阀控制中压缸进汽，一只低压调节阀控制低压缸进汽。机组运行时，DEH控制调节阀油动机，去控制机组转速以及负荷。汽轮机数字式电液调节系统（DEH）采用TRICONEX TS3000 TMR系列的纯电调控制系统，液压调节部分采用哈汽厂成熟可靠的部套。该DEH控制系统控制汽轮机的负荷、转速和抽汽压力调节，并完成汽轮机事故跳闸保护的任务。3.2 系统构成该机组的DEH控制系统包

7、括以数字计算机作为控制器的控制部分和电液转换机构、电控专用供油系统及油动机等组成的液动部分。液压系统的主要设备有：油箱，叶片泵、溢流阀、单向阀、精密双筒滤油器、冷油器以及油压，油温报警设备等组成。机组保安系统包括机械液压保安装置和电气保护装置两部分，机组设置了三套遮断装置：运行人员手动紧急脱扣危机遮断装置；超速脱扣危机遮断器；电动脱扣电磁保护装置。主要保护项目有：超速、轴向位移、润滑油压低、轴承回油温度高、冷凝器真空低及油开关跳闸、DEH停机保护等。3.2.1控制器控制器主要完成转速控制、负荷控制、主汽压力控制（IPR）、抽汽压力控制等功能。控制器冗余配置，功能相同，并列运行。具体功能有：1）

8、转速控制2）负荷控制3）主汽压力控制（IPR）3.2.2汽机跳闸保护汽机跳闸保护由下列（16）项保护条件构成汽机跳闸逻辑。1）汽轮机超速2）真空低（3选2处理）3）润滑油压低（3选2处理）4）轴瓦温度高（3选2处理） 注：汽轮机厂家提供电子版资料中，gcc100DEH、ETS设计说明书（验收版V3.0）中有此逻辑，但gcc100DEH、ETS操作说明书（验收版V3.0）中ETS画面上无此联锁按钮，请确认是否有笔误。5）发电机故障（3选2处理）6）DCS远方跳机（3选2处理）7）转子轴向位移大8）振动大9）手动停机（两路）10）EH油压低（3选2处理）11）相对膨胀大注：汽轮机厂家提供电子版资料

9、中，gcc100DEH、ETS设计说明书（验收版V3.0）中有此逻辑，但gcc100DEH、ETS操作说明书（验收版V3.0）中ETS画面上无此联锁按钮，请确认是否有笔误。12）DEH停机注：汽轮机厂家提供电子版资料中，gcc100DEH、ETS设计说明书（验收版V3.0）中有无此逻辑，但gcc100DEH、ETS操作说明书（验收版V3.0）中ETS画面上有此联锁按钮。3.3 DEH系统功能介绍DEH的主要功能就是实现对汽机的转速控制和负荷控制，即根据实际转速和设定转速的偏差、实际负荷和设定负荷的偏差调节阀门开度。除了上述的调节功能外，DEH系统还包括抽汽压力调节功能和汽机跳闸保护等一系列附加

10、功能。调节功能基本由软件实现，保护功能则基本由模拟电路实现。3.3.1转速控制功能汽轮机启动方式可以选择自动、手动、半自动三种方式。当选用自动方式时，其程序先将控制器复位，此时控制器将低压油动机全开，打开主汽门，控制器将根据停机时间长短（自诊断汽机处于热态，冷态或二者之间），作出相应的升速率及暖机时间，控制汽机升速到3000 r/min定速。在升速过程中自动完成冲转、低速暖机、自动过临界、中速暖机、3000 r/min定速、自动同期，等待机组并网。3.3.2负荷控制功能并网后实现汽轮机组从接带初负荷直到带满目标负荷的自动控制，并能够根据电网要求参与一次调频。负荷控制具备开环和闭环控制两种控制方

11、式去改变或维持汽轮发电机组的负荷。3.3.3一次调频功能当电网频率偏离50HZ一定程度后，则频率偏差会对功率进行修正。3.3.4抽汽控制功能抽汽控制可自动或手动投入，一般根据机组运行工况手动发出指令投入抽汽控制。投入抽汽控制后控制器能够对机组热电负荷进行自动控制，维持抽汽压力和电负荷。3.3.5限制器功能DEH具有以下几种限制功能：3.3.5.1负荷限制运行人员可以通过CRT对机组的最高负荷进行限制（改变HLL，当机组负荷超过HLL时，机组自动调整GV降低机组负荷）。3.3.5.2阀位限制可以设定GV的最大开度3.3.5.3主汽压力低限制;当主汽压力低于主汽压力限制值时，DEH转为阀控方式，关

12、小GV保证主汽压力值，总阀位给定以0.1%/S的速率减小，主汽压力高于限制值或总阀位给定减到20%时，动作结束。 3.3.6 OPC功能其动作条件为机组负荷大于，与电网突然解裂或汽机转速超过时，功能能迅速关闭调门，并切除抽汽达到保护汽机的目的。当转速小于3060r/min时，控制恢复正常。3.3.7 AST功能其动作条件为汽机转速超过110%时或ETS动作，自动关闭主汽门、调门，并切除抽汽达到保护汽机的目的。4、调试前应具备的条件4.1 控制油系统调试完成；4.2 高压抗燃油油循环完成，油质化验合格（需满足厂家要求）；4.3 DEH系统相关测量元件、一次设备等安装完毕，校验合格，并附有校验记录

13、；4.4 DEH系统内的执行机构安装完毕，并已进行相应的调整；4.5 DEH系统内各设备接线已完成，标牌正确，端子固定牢固，接线错误率3；4.6 DEH调试资料、工具、仪表、记录表格已准备好；4.7 安全、照明和通讯措施已完成。5、调试内容、操作程序及步骤5.1 调试内容DEH系统调试包括电源部件性能测试，硬件和基本软件测试，输入、输出信号回路测试，应用软件检查与修改，动、静态参数设置，控制回路检查及功能测试，阀门及油动机行程调整，阀门及保安系统行程开关调整，远方挂闸试验、电磁阀动作试验、阀门特性试验，配汽特性试验，汽机保护系统信号检查、调试及联锁试验。5.2调试操作程序软、硬件检查保安系统及

14、阀门行程开关调整输入输出回路检查检查绝缘、对地电阻合格设备通电、电源检查调试需满足的条件确认控制系统设备安装完成一次、二次接线完成一次测量元件校验完成安全条件满足阀门及油动机行程调整控制功能检查系统投运及动态调试 配汽特性试验阀门特性试验图一：调试流程图DEH 系统的调试工作可分为仪控和液压两部分，调试按下列方法进行。6、仪控部分调试6.1 静态调试6.1.1设备通电、电源检查6.1.1.1通电前检查通电前对电源电压、接地、熔丝、等进行检查，待检查合格后，系统才能通电。检查测试记录。6.1.1.2通电后测试通电后对输出电压进行逐项测试，要求各项测试数据符合技术规范要求。所有组件的电源开关、指示

15、灯工作正常。检查结果：6.1.2输入输出信号检查卡件通电前需检查是否有强电串入信号回路；DEH控制系统有不同类型输入输出信号:a. 数字量输入b. 数字量输出c. 模拟量输入d. 模拟量输出测试的方法如下:a. 数字量输入通过模拟短接检查系统内状态的变化b. 数字量输出则通过强制输出的方法检查；c. 模拟量输入信号通过外部输入模拟电压或电流信号逐个检查量程、变换精度；d. 模拟量输出信号通过内部输入模拟电压或电流信号逐个检查量程、变换精度；接线按图纸的进行检查，测试数据进行记录。6.1.3汽机转速、功率信号检测回路校验6.1.3.1汽机转速测量卡，任务是将汽机转速探头产生的脉冲信号转换成数字信

16、号，并且当汽机转速超过超速保护设定值后输出一个跳闸信号，当汽机转速信号故障时输出一个故障信号，为确保转速信号的可靠性采用三选二的形式，具体测试有：a. 超速跳闸信号测试b. 测试信号测试c. 故障信号测试d. 输入频率转换精度测试测试结果：6.1.3.功率信号卡件，任务是检测发电机负荷，并且将模拟信号转换成数字信号，在功率闭环时作为实际负荷参与控制，为保证信号的可靠性采用二选高的形式，具体测试有：a. 卡件设定开关检查b. 功率变送器输出电流转换测试测试结果：6.1.3阀门控制器调整6.1.3.1阀门控制器要进行的测试有:a. 在阀门控制器输入端加入信号（对应阀门开度的），调整输出的零位及满量

17、程测试结果：b. 功率放大器输入输出测试。在阀门控制器的输入端加电压信号，然后看输出的电压和输出的电流信号。测试结果：c. 阀门控制器故障检测测试：1） 功率放大器故障检测。2） 3KHz频率信号故障检测。测试结果：6.1.4功能检查（仿真调试）该系统的大部分功能在机组试运前通过仿真模拟试验来完成。对于无法进行模拟试验的，要求核对程序。对于保护联锁，通过逐条逐步建立逻辑条件的方法来检查实际电路与设计是否一致。针对某些无法进行的模拟试验，牵涉到其它的系统，调试期间进行动态联调，通过检查软件、记录某些过程变量的变化等方法进行调试和修改。此工作在液压系统及执行机构正常，仿真条件下进行。6.1.4.1

18、升速试验试验结果：机械超速试验（ETS 110%切除）观察记录汽机机械超速遮断转速。OPC开关放到DISABLE位置，ETS面板上超速保护开关放在禁止位置。试验结果： 遮断转速： r/m6.1.4.2自动同期及并网试验a) 短接自动同步允许输入节点;b) 将控制方式由自动切到自动同期(在转速2950或3050则无法自同期，进入AS后，如ASPER为或进入OA或手动或BRA为1，则退AS）；c) 按自同期按钮，灯亮，系统进入同期回路，AS-UP开关闭合，同步增，大约增1 r/m/s；AS-DOWAN闭合，同步减，大约减1 r/m/s；d) 在3000 r/m时，将BR1、BR2、BR3短接，汽机

19、并网，此时控制方式由自同步回到自动方式；e) 检查并网时的初负荷，应为额定负荷的5%左右；（在TPFAIL为零且TP4.3，初负荷有补偿作用，否则无补偿作用。）试验结果：6.1.4.3一次调频功能试验机组并网后，如电网的频率改变，将对汽机的功率进行修正，实现一次调频功能。试验结果：6.1.4.4负荷试验a) 检查系统上下限值，系数值，调节参数值，使其符合整定值；b) 设定目标负荷；c) 设定升负荷率； d) 按 “GO”键，汽机升负荷，最终负荷将小于目标值。试验结果：e）功率回路投入或切除试验：在FEEDBACK窗口中相继按下“MWLOOP”和“IN”或“OUT”键，将功率回路投入或切除，设定

20、值跟踪实际值，实现功率无扰切换，功率回路投入后，实际功率和设定值相等；试验结果：6.1.4.5遥控负荷试验a）遥控负荷允许接点短接；b）控制方式切换到ADS方式（当ADS信号与设定值之差大于3MW时，则无法进入ADS；当ADS信号开路或ADSPER为零或进入OA或BRA为零，则自动退出ADS）；c）自动根据ADSREF输入值与REFDMD差值来决定增、减方向，最大速率不超过12MW/min，最终REFNMD将等于ADSREF；d）试验完毕，将控制方式切回自动。试验结果：6.1.4.6阀位限制试验a) 设定某一目标负荷,将阀位放到6070%；b) 打开LIMITTER SETPOINT窗口，在输

21、入框中输入阀位限制值80%，并按下“GO”键，阀位限制值将由原来值慢慢变到80%；c) 增负荷，让阀位升高；d) 由于阀位限制作用，不会超过相当于80%阀位的负荷设定值，并出现HOLD；e) 试验完毕将阀位限制值放到120%试验结果：6.1.4.7负荷限制试验a) DEH在自动状态，将汽机负荷放于8MW左右；b) 打开高负荷限制输入框内输入负荷限制10mw，并按下“ENTER”键，限制值将由原来值变为10mw；c) 设定目标负荷（大于10MW），并按下GO键，当负荷高于高。试验完毕，打开LIMITER SETPOINT窗口，按下对负荷限制值时，高负荷限制动作，DEH转为阀控方式，总阀位给定以6

22、%/min的速率减小，当负荷低于限制值或总阀位给定减到20%时，动作结束。试验结果：6.1.4.8手动试验试验结果：负荷控制试验结果：6.1.4.9阀门在线试验试验结果：6.1.4.10汽机遮断试验安全油压信号ASL失去，所有阀门应全部关闭。试验结果：6.1.4.11甩负荷试验当负荷大于30%且油开关信号失去，OPC动作，设定值为3000r/m抽汽全部自动切除。试验结果： 6.1.5汽机联锁保护及报警试验（试验项目见附表）6.1.5.1汽机跳闸保护试验(1) 模拟所有跳闸信号消失。(2) 按下“RESET”按钮，复归汽机，确认主汽门开启。(3) 按“400rpm”目标转速按钮，使主汽门、调门和

23、中压调门在开启状态。(4) 按集控室手动紧急停机按钮，确认所有高、中压主汽门和调门关闭，汽机跳闸。(5) 逐个模拟下列任一跳闸信号，确认汽机跳闸。进行汽机联锁保护试验时，液压系统已投入运行，对联锁保护内容逐项检查。6.1.5.2报警试验试验结果：见附表6.2 动态调试联调条件：DEH控制柜带仿真器的纯仿真试验完成。包括机柜、各部套、操作员站、工程师站调试完成。纯仿真下系统试验功能结束。EH系统安装完成，油质合格，EH各部套试验合格。联调目的：伺服系统调试，实际转速通道检查，带实际油动机的仿真试验，以及系统全部复位准备冲转等。6.2.1伺服系统调试伺服回路包括：SVP卡（凸轮特性、功放部分、LV

24、DT）、伺服阀油动机、LVDT位移变送器三大部分。6.2.1.1伺服系统开环静态调试LVDT变送器零位和增益调整LVDT芯杆能随油动机升降移动，无卡涩，连接牢固无间隙；LVDT芯杆中位与油动机行程中位对齐；测出LVDT芯杆中位；初级接上伺服板的激励源；次级两线圈串联使电压相减；次级电压的最小处即为中位6.2.1.2伺服系统闭环静态调试SVP卡中OFFSET偏置电位器调整特定工况下，伺服系统静态参数检查和调整首先伺服系统恢复闭环，用手动改变阀位指令，检查是否能稳定在给定位置。试验结果： 见附表记录6.2.2转速控制,功率控制等功能考核6.2.2.1转速控制功能考核即检查DEH控制系统的转速控制精

25、度。6.2.2.2功率控制功能考核即检查DEH控制系统的功率控制精度。(记录试验数据,打印负荷曲线)6.2.2.3调节器整定参数调节。因为DEH控制系统的调节参数要运行情况进行调整，以达到各项参数最佳控制。试验结果：6.2.3与协调控制系统（CCS）接口信号查核。由于在CCS方式下DEH控制系统只作为CCS的执行器，所以在动态条件下要同协调控制系统进行接口信号调整。(该系统没有设计无CCS功能)6.3启动前准备在工程师站上或操作员站上打开一览表或自检画面中的每个卡件的每一通道均可检查。6.3.1变送器信号检查确认所有变送器量程与设计一致准备启动时所有变送器电源打开 检查各路变送器的零位 有被测

26、信号时,检查所测之值是否正确 检查LVDT的干扰信号6.3.2 ATC信号检查分别检查温度信号和TSI信号,有TSI仪表和指示校对以下,是否一致6.3.3特别重要信号仔细复查6.3.4退出仿真软件运行状态检查OPC、AST电磁阀电源是否已送6.4冲转带负荷6.4.1冲转过程中需要监视的信号 升速过程中,转速稳定情况 各阀门是否有振动、卡死现象6.4.2做OPC超速试验,或其它功能试验时必须按操作规程进行。7、液动部分调试（机务）该部分工作由厂家机务牵头，汽机和热工调试人员配合。7.1 静态调试7.1.1各汽阀行程及限位开关位置测量调整在第一阶段油循环中，测各汽阀的油动机关闭方向富裕行程（Cyl

27、inder C.E.O.T）和弹簧座关闭方向富裕行程（Spring housing C.E.O.T）。在第二阶段油循环中，用冲洗阀控制各油动机开度，测各汽阀行程，调整各限位开关位置。(测试数据记录在附表。)7.1.2汽阀调整试验：在油循环结束后，油动机伺服阀复位。耐压试验合格后，进行DEH控制部分与汽阀的联调，确定控制信号与阀门行程的对应关系，具体有：7.1.2.1主汽门（TV）特性试验，即阀位指令与阀门行程、阀位指令与LVDT反馈信号的关系。具体的测试方法为：（1） 强制所有汽机跳闸信号，汽机复归；（2） 在DEH内部利用主控制器模拟阀门开度指令；（3） 测量就地阀门实际行程及LVDT反馈电

28、压；（4） 作阀门特性曲线。7.1.2.2调门特性试验，即阀位指令与阀门行程、油动机行程及LVDT反馈电压的关系。具体的测试方法为：（1） 强制所有汽机跳闸信号，汽机复归；（2） 在DEH内部利用主控制器模拟阀门开度指令；（3） 测量就地油动机和阀门实际行程及LVDT反馈电压；（4） 作阀门特性曲线。7.1.2.3调门配汽特性试验，即流量指令与阀门行程的关系。具体的测试方法为：（1） 强制所有汽机跳闸信号，汽机复归，模拟汽机启动；（2） 在DEH操作站增加流量指令；（3） 测量就地阀门实际行程、阀门开度指令及LVDT反馈电压（TP5电压）；（4） 作配汽特性曲线。7.1.3快速卸荷阀性能试验使

29、用伺服阀测试工具给伺服阀加信号，使阀门处于全开位置，手动松开快速卸荷阀的调压螺钉，阀门应能快速关闭；旋紧调压螺钉，阀门应能开启，每只阀试验5次。7.1.4汽门开关时间及快关时间测定试验：对各汽阀进行汽门活动试验，用电子秒表测取其汽门开关时间。然后使汽门处于全开，在机头手动打闸，使阀门以最快速度关闭，用电子秒表测取其汽门快关时间。7.1.5阀门活动性试验打开阀门窗口，按“TEST”按钮，进行试验。（1） 主汽门试验试验结果：（2） 调门试验试验结果： （5）抽汽调门试验试验结果：7.2动态调试7.2.1汽门严密性试验：7.2.1.1调门严密性试验在盘车投用，机组准备首次冲转时进行该试验。试验的方

30、法为：a汽机复位，在ETS面板上按“RESET”。b额定参数条件下，汽机冲转至3000r/m，手动全关高调门，。c考察调门的严密性，记录转速降到1000 r/m的时间。7.2.1.2主汽门严密性试验调门严密性试验后即进行本项试验。在DEH控制装置中使高压主汽门全关，调门开启，要求转速小于1000r/m。7.3汽机跳闸保护试验7.3.1跳闸回路检查试验试验结果：7.3.2危急遮断器充油试验7.3.2.1不降速充油试验a确认机组转速在额定转速，机组运行工况稳定；b 闭锁机械跳闸阀；c按下机头充油试验按钮，危急保安器开始充油，危急保安器动作后；d试验结束，系统恢复正常。试验结果：7.3.3超速试验试

31、验必须在主汽门、调门严密性试验，集控室手动“紧急停机”按钮试验、就地手动紧急停机试验和注油试验合格后方可进行。试验方法及步骤：a确认主蒸汽压力、温度正常。b机组未并网，且转速稳定在3000rpm。c按下Speed control窗口中“TEST”按钮，此按钮变成红色。d按下Over Speed Trip Test窗口中“TEST”按钮并保持，确认此按钮变成红色。e监视机组以300rpm/min的升速率升速。f当机组转速达107%即3210rpm后，升速率减少至150rpm/min。(3210rpm后，按speed control窗口中“MEDIUM”按钮，升速率为150rpm/min，继续按O

32、ver Speed Trip Test窗口“TEST”按钮并保持。)g密切监视机组转速逐渐上升。h当机组转速升至超速保护动作值33003330rpm(110%111%)，危急保安器动作，“TURBINE TRIP”。确认主汽门、高、中、低压调门关闭，机组转速下降。否则，应立即紧急停机。i当危急保安器动作时，释放“TEST”按钮，记录动作转速。j当机组转速下降至3000rpm时，可重新复归汽轮机，并将转速维持在3000rpm。k若危急遮断器的动作转速偏离要求值，应加以调整。 主汽轮机实际超速试验标准：a危急保安器超速脱扣试验应在同一工况下进行两次，其动转速差不应超过18r/min。b危急保安器应

33、在33003330 r/min范围内动作，否则应重新调整及试验。8、安全措施8.1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；8.2对DEH控制系统的模件插拔时必须戴防静电护腕；8.3禁止用手触摸DEH控制模件的印刷电路板；8.4同一I/O模件中所有信号回路未检查完时，不准插入对应的I/O模件；8.5 I/O模件插入插槽前需确认信号端子线无接地情况；8.6与就地设备联调时应注意输出控制命令信号的型式和时间长短，以免损坏就地设备；8.7整套启动试运调试阶段的消缺工作应特别注意在运行的设备与检修设备的关系，必须先看清有关图纸，最好在有人监护的情况下进行工作；8.9进入工

34、地现场必须戴安全帽，在现场行走应注意行路通道，以免发生碰（撞）伤或摔伤等事故。8.10在系统调试阶段，如遇到控制系统故障应按控制系统说明书、软硬件维护手册处理。8.11在系统调试阶段，如遇到事故应按照CFB的运行规程处理。9、图纸资料与仪器设备9.1自动系统机柜布置图；9.2机柜接线图；9.3机柜电源接线图；9.4自动系统模件资料；9.5通讯网络组态图；9.6电源系统布线图；9.7 控制组态图；9.8磁盘和磁带；万用表；10、组织分工及时间安排10.1组织分工按照部颁新启规及调试合同有关规定，系统所属范围内设备的单体调试工作由安装单位负责，调试单部门参加。以后的分系统调试则由调试单位部门，安装

35、单位、厂家及其它有关单位参加配合。DEH系统调试应在试运行组的统一指挥下进行，由DEH系统调试专业组负责实施，汽机专业牵头，仪控、电气及其它有关专业配合。外部协调：建设单位和监理单位技术指导：哈尔滨汽轮机厂自动化技术人员实施单位：广电一局配合单位：中联设计院10.2时间安排本系统联锁及报警确认试验在仪控有关系统调试完成后进行，阀门及主设备单体调试安排在机务有关调试完成以后，DEH系统调试安排在2007年7月下旬开始进行，DEH系统调试计划需20天左右，如因故使得本专业调试条件不满足，则视现场具体情况合理调整调试进度。汽轮机紧急跳闸系统（ETS）调试方案及措施【摘 要】本方案详细介绍了广州石化热

36、电站资源综合利用改造工程数汽轮机紧急跳闸系统（ETS）的组成及调试的目的、方法、内容、步骤和标准，用以指导启动调试工作。【关键词】广州石化热电站资源综合利用改造工程 ETS系统 调试方案 措施1、调试目的 广州石化热电站资源综合利用改造工程新建 2100MW循环流化床机组汽机保护系统，即汽机危急跳闸系统ETS（EMERGENCY TURBINE TRIP）。本工程ETS使用FOXBORO公司的TRICONEX系统实现汽机在危急安全的情况下能可靠停机，是汽机控制的重要组成部分。相关设备主要包括:保护控制柜，信号采样元件， AST跳闸电磁阀等。该系统硬件和组态由哈尔滨汽轮电机有限公司配套供货并现场

37、服务，系统的调试由广电一局负责。为了确保ETS调试工作的顺利进行，特编写本方案。本方案用于广州石化热电站资源综合利用改造工程新建 2100MW循环流化床机组发电机组ETS系统有关设备及其系统安装结束后的调试工作，纠正设计施工中存在的错误，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ETS系统输入/输出信号接线正确。1.2 确保ETS系统逻辑组态正确，并能满足机组运行要求。1.3 确保ETS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ETS系统画面组态正确，并能满足机组运行要求。1.5 确保ET系统一次元件状

38、态反馈正常。1.6 确保ETS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 DCS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部版火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程 DL/T 656-19982.3部颁电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇、热工仪表及控制装置篇；2.4部颁火电工程启动调试工作规定；2.5部颁火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 应具备的条件3.1 基建方面3.1.1 所有设备应安装就位，

39、包括:各种变送器、压力开关、电磁阀安装完毕,各取样管连接好，接线完毕，控制台及它上面的操作器安装完毕。汽机监视仪表安装完毕，所有接线正确可靠。3.1.2 单体设备调试完毕。并满足设计要求。一次性元件校验完毕，定值正确。 EH系统调试结束。3.1.3 主控室内应无基建杂物，保持主控室的清洁，需保证主控室和调试现场的充足照明，电子间和主控室的空调应具备投用条件。3.1.4 ETS系统接线全部结束, ETS系统送电及软件恢复工作结束，且基本测试正常。I/O通道测试合格，无明显影响I/O精度及通讯的干扰。3.2 生产方面3.2.1 调试前保护系统所需的所有电源应具备随时送电的能力。3.2.2 调试前电

40、厂应提供必要的资料，包括端子接线图，原理接线图，逻辑图，控制系统有关的设备说明书。3.3 调试使用的仪器、工具、备件、材料等仪器有万用表、信号发生器。工具有平口螺丝刀，十字花螺丝刀，验电笔，电烙铁，查线 灯，剥线钳。备件有电池和灯泡。材料有电线，各种必要的胶带。4、ETS系统调试步骤4. 1外部接线检查审查转接柜及远程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。4.2 I/O模件调校本系统采集数据类型包括开关量等。根据不同信号类型的I/O通道,在相应端子排上用短接线等加入状态信号，逐点校验各I/O点，在操作站上观察相关参数，

41、并填写热控设备（系统）校验记录表。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。4.3 静态参数的设置和检查ETS静态逻辑检查，针对本机组ETS主要设计，检查以下保护功能：1）汽轮机超速2）真空低（3选2处理）3）润滑油压低（3选2处理）4）轴瓦温度高（3选2处理） 注：汽轮机厂家提供电子版资料中，gcc100DEH、ETS设计说明书（验收版V3.0）中有此逻辑，但gcc100DEH、ETS操作说明书（验收版V3.0）中ETS画面上无此联锁按钮，请确认是否有笔误。5）发电机故障（3选2处理）6）DCS远方跳机（3选2处理）7）转子轴向位移大8）振动大9）手动停机（两路）10）EH油

42、压低（3选2处理）11）相对膨胀大注：汽轮机厂家提供电子版资料中，gcc100DEH、ETS设计说明书（验收版V3.0）中有此逻辑，但gcc100DEH、ETS操作说明书（验收版V3.0）中ETS画面上无此联锁按钮，请确认是否有笔误。12）DEH停机注：汽轮机厂家提供电子版资料中，gcc100DEH、ETS设计说明书（验收版V3.0）中有无此逻辑，但gcc100DEH、ETS操作说明书（验收版V3.0）中ETS画面上有此联锁按钮，请确认是否有笔误。通过调试，使系统在设备完好、设计合理的情况下实现设计的保护及分通道试验功能,满足机组安全、可靠运行的需要。5 调试的方法和步骤5.1 首先对系统原理

43、图、逻辑图、端子接线图仔细研究，并确认之间没有错误，如果发现错误，以书面方式通知设计方，并让设计方提出修改通知。对本系统从现场或其它系统取来的每一个信号线，都要仔细检查，确保无误。检查电源线的正确性及绝缘性。5.2 确认保护定值是否符合要求，确认从其它系统来的保护信号是否正确，确认输出信号是否正确。5.3 系统送电静态调试 5.3.1检查每一个保护回路，在保证回路正确的情况下用短接或解线的方法使系统复位。5.3.2 对真空低、轴位移大、推力轴承温度高及遥控跳机等开关量输入情况在信号来源的始端采用短接或解线的方法满足跳闸条件，测试保护回路及逻辑，确保AST电磁阀可靠动作，跳闸指示正确。5.3.3

44、 对超速回路从TSI或DEH机柜的继电器出口短接信号验证保护回路。5.3.4 对润滑油压低保护采用从压力开关表管放油的方法进行保护试验。5.4 在机组正常运行时投入所有保护，并进行系统监护，及时解决出现的问题。5.5 填好调试工作卡、调试工作备忘录，做好调试过程记录，发现问题，及时通知厂家处理。6 安全措施6.1工作人员必需熟悉相关设备、系统的结构、性能、外围接线以及设备的校验步骤。6.2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。6.3安全注意事项硬件维护:系统带电后，如果部分机柜需要停电，应与相关人员取得联系，以免随意停电造成软件丢失或损坏，影响试运工作。6.4在系统调试阶段，如遇到控制系统故障应按控制系统说明书、软硬件维护手册处理。6.5在系统调试阶段，如遇到事故应按照CFB的运行规程处理。7 图纸资料与仪器设备7.1 I/O清册；7.2 机柜接线图；7.3 机柜电源接线图；7.4 通讯网络组态图。8 组织分工及时间安排8.1组织分工按照调试合同有关规定，系统