莱阳市可再生能源城市集中供热工程

                          调试工作总结报告

热工部分

江苏南通三建集团有限公司

二零##年十一月

目     录

一、    概述及说明…………………………………………………………2

二、     工程施工阶段的工作………………………………………………2

三、     启动调试前期的工作………………………………………………3

四、     分系统试运阶段的工作……………………………………………4

五、     空负荷试运阶段的工作……………………………………………12

六、     带负荷试运阶段的工作……………………………………………12

七、     热控系统试运阶段的工作…………………………………………13

八、     调试过程中遗留问题及建议………………………………………13

九、     结束语………………………………………………………………13

一.工程概述及说明

本文介绍了莱阳市可再生能源城市集中供热工程热控专业调试全内容，及调试中遇见的问题和处理方法以及各系统调试记录，依照《电力建设施工及验收技术规范》，及国家标准和规范同时在试运行指挥部的领导下对新安装机组已安全顺利地完成调试工作。为机组长期安全稳定运行打下了良好的基础，现机组已能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。我们调试组在各阶段调试工作情况总结如下：

莱阳市可再生能源城市集中供热工程4×6.8MW机组，建设规模为4台日YG-7.5/3.82- 27型流化床锅炉台6.8MW单缸中压（次中压）冲动式、背压式汽轮机，与压缩式热泵组成成套汽驱热泵机组设备。

流化床锅炉由济南锅炉集团有限公司生产，汽轮机是由哈尔滨广瀚新能动力有限公司生产。

控制系统采用浙大中控生产的AdvanTrol-Pro V2.70.00.02-C系统，整个系统包括数据采集DAS系统，模拟量控制MCS系统，顺序控制SCS系统，顺序事件记忆SOE,炉膛安全监控FSSS系统。DEH系统采用505E调节器，ETS、TSI是由约克、505E机柜成套配置。监视项目包括汽机转速，轴向位移，转速，油箱油位，油动机行程等。轴向位移停机保护采用两探头值相与逻辑。

dcs主要配置：6台锅炉操作员站，4台汽机操作员站， 3台值长监视站，1台工程师、2台数据站。

二.在工程施工阶段的工作：

1.    参加工程设计及施工图审查，对系统设计布置、启动调试设施是否合理等提出意见和建议。

2.    收集和熟悉图纸资料，制定调试计划。

3.    准备好调试使用仪器、仪表、工具及材料。

4.    在安装过程中，经常深入现场，熟悉设备和系统，发现问题及时提出 修改意见。

5.    负责编写热控专业分系统试运调试方案或措施。

三、启动调试前期的工作：

1.  收集有关技术资料。

2.  了解并查验仪控设备安装及单体调试情况。

3.  完成DCS控制系统卡件模块复原检查、绝缘测定、受电工作，UPS投入运行，并完成切换试验。

4.  机组计算机监控系统（DAS）通道校验工作。模拟量控制系统（MCS），顺序控制系统（SCS），顺序事件记忆（SOE）,锅炉炉膛安全监控系统（FSSS），汽机监视系统（TSI），汽机主机跳闸系统（ETS）的组态检查、回路测试及静态调试。

5.  对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。

6.  准备和检验测试需用的仪器仪表。

7.  编写热控调试方案和措施。

8.  配合有关专业制定启动调试有关的措施，如启动前各辅机的联锁保护试验，锅炉MFT试验，汽机ETS试验等。

四、在分系统试运阶段的工作

1.   参加各主要辅机的分系统试运工作，确认各辅机具备参加整套启动试运的条件。

2.   在试运中负责制定启动试运调试方案、措施并进行技术交底。

3.   启动试运中，参加试运行值班、整套试运组交接班会议，按照调试方案进行各项调试工作，逐步投入各设备系统及各项保护、自动、顺控 ，使机组达到满负荷安全稳定运行，完成72+24试运行。

4.   对机组在试运中发生的设备损坏、 或中断运行的事故参与调查和分析，提出对策。

5.  整理调试记录，编写试运行总结和调试报告。

附：分系统与整套启动调试工作热控专业调试范围

分系统调试期间的工作：

1．对安装公司的仪表单体校验情况进行检查

主要对电动门、电动执行机构进行现场调整，热电阻、热电偶、压力变送器、差压变送器、数显表、电接点水位计配合安装公司回路校线等。

总体评价：机组热工仪表的选型及安装调试可靠精确，其中变送器采用川仪EJA变送器，配备BT200手操器进行调校，压力控制器采用汽轮机厂家配供的上海自动化仪表有限公司产品，回差小稳定可靠。高精准的测量及校验设备为启动调试提供了可靠稳定的数据参考，提高了机组联锁保护的安全性及稳定性。

2  DAS系统

数据采集系统（DAS）连续采集和处理所有与机组有关的重要测点信号及设备状态信号，以便及时向操作人员提供有关的运行信息，实现机组安全经济运行。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。

首先检查系统中的一次测量元件到DCS机柜端子之间及机柜内的连线，纠正错误接线。检查DAS的组态，改正错误的组态。根据设计单位设计的测量范围，设定每路模拟量I/O通道的量程下限和上限。根据建设单位提供的数据，设定具有报警功能模拟量I/O通道的报警下限和上限。设定具有报警功能模拟量I/O通道的下限和上限报警回差。

对具有报警功能的模拟量I/O通道分别输入其小于报警上限和大于报警上限的标准信号，检查其报警状态指示和输出应正确，否则进行调整，直到其报警状态指示和输出正确为止。

对具有报警功能的模拟量I/O通道分别输入大于其报警下限的标准信号，逐渐减小输入信号，直到下限报警有效；再逐渐增大输入信号，直到下限报警无效，检查下限报警回差是否起作用。

对具有报警功能的模拟量I/O通道分别输入小于其报警上限的标准信号，逐渐增大输入信号，直到上限报警有效；再逐渐减小输入信号，直到上限报警无效，检查上限报警回差是否起作用。

压力、流量等变送器二次在线校验，在现场对变送器进行零点校验，差压式流量变送器在DCS开方，进行逐一校对，观察其正确性。与设计院提供的点表及现场变送器的量程逐一核对，检查是否一致。

温度信号的在线校对，用仿真校验仪分别对温度信号进行模拟，进行逐一校对，观察其正确性。

开关量信号校对，就地进行本系统开关量报警校对，在OPR站上进行逐一校对，观察其正确性。

检查历史曲线、棒形图、报警、趋势显示功能。

检查报表打印功能。

评价：根据以上检查、调试、更改，DAS系统达到设计要求，正常投入运行，测点的投入率达到100%。

3  SCS功能检查

SCS现场设备分为电动旋转类（风机、泵）、电动门类、电磁阀类等，由DCS系统控制。SCS系统的主要功能为泵、风机、阀门的手动操作、联锁保护及SCS设备的自动顺序启动功能。

系统的SCS控制方案主要包括SCS设备的启停控制（引风机控制、一次风机控制、二次风机控制、炉排系统控制、冷渣渣机控制、燃油泵启停控制、给水泵启停控制、交流油泵的启停控制、直流油泵的启停控制、保安油泵的启停控制等）；联锁控制系统（锅炉炉膛安全联锁保护系统、锅炉汽包水位高低联锁、锅炉各主要辅机设备本体联锁保护、主油泵压力低联锁系统、润滑油压低联锁系统、给水泵联锁系统等）。

在调试过程中，首先对控制方案进行复查，然后对系统涉及的控制回路进行查线；全部查线无误后，在工程师站上进行模拟输出指令操作，观察现场SCS设备的动作情况及反馈信号确认，正常后在操作员站OPR操作画面上手动操作设备，检查设备动作情况；设备动作正常后，采用将联锁信号接线短接/断开的方法，模拟联锁动作信号，观察SCS设备的动作情况；联锁试验成功后，就可以进入热态试验，机组进入不同的阶段投入相关的系统，观察SCS系统顺序启动的自动启停情况是否满足机组的操作要求。

评价：汽机、锅炉SCS控制系统达到设计要求，可以投入使用。

4  MCS功能检测

机组的自动控制系统主要包括：除氧器压力调节系统、除氧器水位调节系统、汽包水位控制系统、锅炉主蒸汽温度调节系统、凝汽器热水井水位调节等。

调试过程中，首先对控制方案进行复核，确认合理无问题后进行静态调试：首先对整个回路进行查线确认，然后对信号采集回路进行检测、确保输入信号准确，同时手动输出阀门开度信号，调试现场执行器开度与其对应。静态调试结束，动态调试由机组整体试运开始，当机组负荷带到60%以后，首先手动调节阀门，使被调参数稳定在给定值上，然后根据经验法将比例带、积分时间、微分时间输入到调节器中，将手操器由手动切到自动，观察调节曲线，根据调节特性改变整定值，使调节品质满足调节要求，在调节系统工作稳定后，给之一个扰动信号，观察系统反应情况。

评价：MCS系统达到设计要求，可以投入使用。

5  炉膛安全监控功能测试及锅炉辅机联锁

炉膛安全检测系统包括炉膛火焰监视、锅炉灭火保护（FSSS）及锅炉辅机联锁。火焰电视能够比较直观的反映出炉膛内的燃烧状况。油点火控制系统构成：分两层，下层为主燃烧器，上层为辅燃烧器，火检探头可直接反映出燃烧器点火成功与否，火检探头冷却风由空压机供给。火检参与燃烧器灭火保护，即每一只的火检探头灭火，则相应的燃烧器自动停运。锅炉辅机联锁的试验步骤、方法及结果见下表：

下附锅炉报警、联锁保护定值表：

在调试过程中，首先对控制方案进行了审核，检查要实现的功能以及所涉及的关联设备，对现场仪表进行整定，电源回路绝缘测试。接下来进行回路查线，核对现场及DCS系统外围的信号接线，核查无误后方可进行试验。调试中发现的缺陷会同甲方热控专工逐一加以修改、完善。

评价：经过以上调试，锅炉辅机联锁保护及FSSS保护均已达到设计要求，试验合格，可以投入使用

3、6  MFT功能测试

调试时，首先对控制方案进行复查，然后对系统涉及的控制回路进行查线；全部查线无误后，在工程师站上进行模拟输出指令操作，观察DCS画面上MFT动作情况，正常后通知电气把引风机、一次风机、二次风机、炉排系统等打到试验位置，在操作员站操作画面上手动操作，检查设备动作情况；联锁试验成功后，就可以进入热态试验。具体的试验方法及结果如下表：

除上述MFT动作条件之外，操作台上还设有手动紧急停炉按钮，操作按钮按下，将跳闸锅炉所有运转的辅机设备（配合MFT联锁、风机大联锁投入）。

通过静态试验及带负荷试运，MFT动作情况完全符合设计要求，可以投入使用。

7  TSI功能测试

汽机监视系统采用的是TSI系统采用江阴众和点力仪表有限公司生产的8000旋转机械监视保护装置，整个系统包括转速、轴向位移、振动、热膨胀监视。系统主要完成汽轮机及其部分附属设备的监视功能，向其它数据采集监视系统提供部分汽轮机和附属设备的实时状态数据，并提供部分接点输出，如监视项目包括汽机转速，轴向位移，瓦振，热膨胀，油箱油位等。TSI轴向位移停机保护采用两探头值相与逻辑。

首先检查传感器及前置器校验报告以及通道检验报告，检查回路接线是否正确，对各系统的监视器编程检查，核对量程、线性度，根据电厂提供的定值设定报警值、危险值，并进行回路传动试验。对出现的问题，进行技术把关和协调解决。探头安装距离及报警跳机值整定如下：

在汽机冲转时，检查TSI系统各测点的示值及变化情况是否与实际相符，汽轮机转速达到3758rpm时电超速动作。

评价：汽机TSI系统达到设计要求，可以投入使用。

8  ETS功能测试

汽轮机紧急跳闸系统采用的是江阴众合可编程控制器冗余配置，实现数据互联与共享，经PLC进行逻辑运算后，输出开关量信号去控制现场的ETS电磁阀来实现汽轮机的保护功能。

汽轮机的保护联锁主要有：润滑油压过低保护、轴向位移超限保护、TSI超速保护、轴承轴瓦块温度高保护、轴承回油温度高保护、约克保护动作保护、505停机保护、轴瓦振动大、汽机操作台手动停机保护等联锁停机。

在调试过程中，首先是对回路查线，将从现场、505E机柜、约克控制装置的信号逐一核查线路，确认无误，检查绝缘合格；检查UPS电源、保安电源供电回路接线及绝缘。合格后进行静态传动试验，采用从现场开关量仪表、TSI输出跳机信号和电气保护装置输出点短接的办法，依次检查输入继电器动作情况、输出继电器动作情况、约克控制器状态指示灯显示情况。正常后进入热态调试，在汽机冲转前进行轴承轴瓦温度高、轴承回油温度高、润滑油压低、约克联跳汽机保护动作、轴向位移大、轴瓦振动大、手动停机等联锁试验，采用短接现场仪表、关闭仪表取压管线阀门泄压等方法，检查现场主汽门和调门的动作情况；在汽机冲转到额定转速并网前做超速试验，检查转速高跳机联锁的动作情况，合格后热态调试结束。

附ETS联锁保护的试验步骤、方法及结果：

评价：汽机ETS系统达到设计要求，可以投入使用。

汽机报警、联锁保护定值

五．热工空负荷试运行阶段调试工作：

1.  20##年4月16日至7月27日1#炉进行保护MFT及联锁试验。

2.  20##年4月16日至7月27日2#炉进行保护MFT及联锁试验。

3.  20##年4月16日至7月27日3#炉进行保护MFT及联锁试验。

4.  20##年11月19日至11月21日2#机进行汽轮机整套前试运前的主机保护ETS及各辅机联锁试验。

5.  20##年11月22日至11月23日1#机进行汽轮机整套前试运前的主机保护ETS及各辅机联锁试验。

6.  20##年 月 日至 月 日3#进行汽轮机整套前试运前的主机保护ETS及各辅机联锁试验。

7.  20##年 月 日至 月 日4#机进行汽轮机整套前试运前的主机保护ETS及各辅机联锁试验。

8.  20##年8月22日锅炉点火机组进入整套试运阶段。

9.  随着机组的启动，热工专业在热态下对DAS逐个测点进行复查，发现问题及时处理，待机组或各辅机运行稳定后投入各项联锁保护。

10.  505E系统配合厂家做好拉阀试验、电超速、机械超速505调速器组态及信号检查。

六、热控带负荷启动试运行阶段的调试工作：

在进入整套设备启动前我们调试组向启动验收委员会汇报了前期的调试工作。并通过了启动验收委员会对启动前的准备工作情况的检查。并对投入整套启动的设备是否达到安全启动的要求、试运人员是否配备齐全、生产准备工作是否就绪，进行了确认。对投入机组的所有的保护装置、热工仪表、远方操作装置、灯光音响信号、事故按钮及联锁装置均已分别试验合格。安全运行所必需的自动及程控装置已具备投入条件。

在负荷带到60%以上时，可试投主要自动控制系统，观察相应曲线来修正前期设置的PID值，并可做负荷扰动试验来观察PID的跟踪情况。经过投运，主要自动控制系统性能良好稳定，快速响应负荷变化，控制精度合格。

已投入的自动控制系统有：

主给水自动，一级减温水自动控制，主汽温自动控制。

除氧器水位自动调节，除氧器压力自动调节，凝汽器水位调节。

存在问题：#1炉#2炉主给水调节阀都存在死区过大的情况，都予以调整。

七、 热控系统满负荷机组试运阶段

机组各系统完成了带负荷试验以后，于20##年12月    日，机组进入了热控系统满负荷整套试运行阶段，在试运行阶段，主要参数测点值精确稳定，自动装置投入正常，相应的联锁保护全部投入，DEH系统应用良好。在 20##年12月   日，机组完成了热控系统试运试运工作，对所有设备作了全面的检查与记录。对发现的设备缺陷已处理完毕，并移交生产单位进入试生产阶段。

八、热工调试过程遗留问题及建议：

    出现的主要问题有：在带负荷试运阶段，部分截止阀，调阀及逆止阀有开关不到位的现象存在，这其中有控制机构接线不良，内部线路板损坏的原因，有电缆受到损伤的原因，亦有调节机构卡死的原因，均已联系相关厂家对相应设备作出调整，恢复正常。在以后的生产过程中应加强阀门的维护工作，对执行机构气源质量严加监视，避免阀门定位器受潮，延长执行与调节机构使用寿命。

九、结束语

莱阳市可再生能源城市集中供热工程，热工从20##年4月至20##年1月，经过了严格的分系统、空负荷、带负荷、满负荷及热控系统试运的调试考验，主机、附属系统及设备运行稳定、安全、可靠，且各项主要技术指标符合验标要求（详见各分项验评表）已达到并满足安全经济运行的条件。

第二篇：1#机组热控调试报告

双钱集团（重庆）轮胎有限公司热电站

1#机组热控调试报告

批准：

审核：

编写：

陕西盾能电力科技有限公司

20xx年12月28日

调试工作报告

本工程调试报告分以下几个部分：

1. DCS控制系统受电及软件恢复调试报告

2. 模拟量调节控制系统调试报告

3. 顺序控制系统调试报告

4. 数据采集系统（DAS）及事故追忆系统（SOE）调试报告

5. DEH调试报告

6. ETS及TSI系统调试报告

双钱集团（重庆）轮胎有限公司热电站

DCS控制系统受电及软件恢复调试报告

批准：

审核：

编写：

陕西盾能电力科技有限公司

20xx年12月28日

目 录

1. 设备及系统概述

2. 调试过程

3. 调试质量

4. 评价

5. 存在问题及处理建议

1. 设备及系统概述

1.1 浙大中控系统由各种处理单元通过网络连接组成，包括分散式处理单元、操作员站、工程师站、。

核心为两台互为备用的处理机，包括CPU处理板，网络接口卡，双机切换卡和电源。它与其它的CPU用网络连接起来，通过网络交换数据，构成分步式控制系统。还各自包括独立的电源，I/O组件，I/O端子。

数据通讯系统连接各分散处理单元、I\O处理系统、人机接口和系统外设，连接打印机，打印各种报警，报表，历史数据，组态等事务

1.2 电源：

1.2.1 DCS的供电电源必须是两路厂用UPS不间断电源,或者一路UPS电源,一路保安电源。所有DCS设备必须接入DCS电源分配箱。

1.2.2 供电电源的指标：AC 220V±10%，50±1 HZ。

1.2.3 UPS的容量必须能连续供电1.5小时以上。

1.2.4 供给分散控制系统的电源质量应满足制造厂要求,电压稳定度不大于±10%, 波形失真不大于5%。

2. 调试过程介绍

2.1电源及接地系统绝缘检查

2.1.1 总电源进线对地绝缘检查，性能良好。

2.1.2 各机柜屏蔽地对地绝缘检查，性能良好。

2.1.3 各机柜逻辑地对地绝缘检查，性能良好。

2.1.4 断开机柜内各端子板卡电源插头。

2.2 各机柜进线电源检查

2.2.1 电源柜送电，检查电源电压，正常后，给各电源送电；

2.2.2 各机柜分别送电，检查进线电源电压；

2.2.3 进线电源电压符合要求后，机柜内电源开关合上，合上机柜内直流电源开关。

2.2.4 测量直流电源输出，符合要求。

2.2.5 合上模块电源，检查工作状态是否正常；如不正常，检查问题。

2.3 检查信号端子板接地及强电串入情况

2.3.1 逐端子检查是否接地，发现接地线路，立即安排解决；

2.3.2 对应一次设备送电，逐端子检查是否有强电串入，发现有强电串入时，立即检查解决；

2.3.3 在确保端子板所有信号线无接地及强电串入时，端子板直流电源接入，观察模件运行状态，正常继续下一板卡，否则检查问题；

2.4 重复以上各步骤，直到所有的机柜上电结束。

2.5 检查系统硬件配置冗余情况，符合设计要求。

2.6检查通讯系统冗余情况，符合设计要求。

2.7服务器及工程师站、操作员站软件下装；

2.8工程师站、操作员站功能检查；

2.9系统软件组态检查，功能满足现场设备使用条件；

2.10用户应用软件逻辑功能检查，随各系统调试过程进行。

3. 调试质量

经过安装及调试人员的共同努力，在确保系统对地绝缘正常、系统电源电压正常、各机柜各端子板、各模件无异常、受电后检查电源电压正常的前提下，DCS系统受电工作顺利完成，系统运转正常，系统设备投入率100%；系统电源、分散处理单元、模件及通讯网络冗余配置符合设计要求，且均投入热备用。

系统软件组态基本满足现场设备使用条件，经长期运行未发现缺陷。

4. 评价

经过调试后的机组DCS系统具备可靠实用条件，设备完好，状态正常。

5. 存在问题及处理建议

由于施工期间电子间出入人员较多，建议加强电子间管理，确保设备安全运行。

双钱集团（重庆）轮胎有限公司热电站

模拟量调节控制系统调试报告

批准：

审核：

编写：

陕西盾能电力科技有限公司

20xx年12月28日

目 录

1. 设备及系统概述

2. 调试过程介绍

3. 调试质量

4. 存在问题

1. 系统概述

双钱集团（重庆）轮胎有限公司热电站2×75t/h及1×12MW机组MCS主要功能浙大中控DCS控制系统分散控制系统实现。

主要调节系统分布如下：

1、炉膛压力自动调节系统、除氧器水位和压力调节系统、

2、汽包水位调节系统、主蒸汽温度调节系统、除氧器水位自动调节系统、除氧器压力自动调节系统

2. 调试过程介绍

整个机组第一阶段调试历时不到2个月。在这期间，模拟量控制系统的调试工作先后经过了系统授电、硬件检查、系统静态试验等几个阶段。经过各方的共同努力，机组的所有模拟量控制系统基本具备投入条件。

静态调试过程包括接线检查、变送器参数设置和执行机构传动。 依据电缆导管接线图，对电源、一次元件、变送器及执行机构之间的接线进行检查校对，保证测点取样合理，接线无误；检查各变送器型号及量程，并按照系统设计参数，设置各变送器的量程，初设各个调节系统的参数。

动态调试过程:随着机组的运行，将各控制系统依次投入运行。通过改变设定值，进行定值扰动试验，整定系统的调节参数。

2.1 给水控制系统的调试过程

机组给水控制采用了常规的三冲量控制方案。

2.1.1 汽包水位计算的说明

锅炉进调节及带保护共有2个单室平衡容器的汽包水位计，分别进入MCS经汽包压力补偿计算后作为给水控制系统被调量和汽包水位保护用信号。

汽包水位变送器的安装参数：

正压侧安装高度：330mm（相对于汽包几何中心，下同）

负压侧安装高度：-430mm

零水位：-50 mm

330mm

430mm

汽包水位的公式：

H = (Lin-D(1-Vcal/Vr+Vcal/Vs))/(Vcal/Vw-Vcal/Vs)

其中：Lin ─ 未经补偿的变送器汽包水位输出

Vr ─ 取样管中凝结水的比容

Vs ─ 汽包内饱和蒸汽的比容

Vw ─ 汽包内饱和水的比容

Vcal ─ 标定工况下水的比容

共有如下的三个模拟量汽包水位测点：

LT0101、LT0102、LT0103

汽包水位变送器是在常温、常压下进行标定的，且已在变送器进行了迁移，结合其安装高度，最终的三个汽包水位变送器标定量程均

为：4~20mA 对应差压值为0~ 760mm水柱，对应的经补偿的汽包水位为－380mm~380mm。

2.1.2 蒸汽流量、给水流量计算的说明

采用汽机调节级后压力测量主蒸汽流量: Q = K * P /√ T 其中: P、T ─ 调节级后的汽压与汽温

K ─ 当量比例系数(通过查阅汽机厂家资料,经计算得出K值为1116 .18)

给水流量的校正: D=√⊿P * T′

其中: T′─ 温度修正系数

2.2主蒸汽温度自动调节系统

主蒸汽温度自动控制系统采用串级调节，主调节器根据主蒸汽温度设定值与主蒸汽温度实际值的偏差计算出过热器后温度给定值；副调节器根据主调节器计算出的过热器后温度给定值与过热器后温度实际值的偏差进行调节，计算出减温水调节阀指令，进行主蒸汽温度调节。

2.3炉膛压力自动调节系统

炉膛压力自动调节系统根据炉膛压力给定与实际炉膛压力偏差通过PID调节器的运算计算出引风调节系统的指令输出来调节炉膛压力。偏差为正时，关小引风机挡板，偏差为负时开大引风机勺管。当只有一台引风机运行时，则运行引风机输出指令为自动系统计算指令的二倍，当有一台引风机投入自动且另一台引风机手动运行时，则投入自动的引风机指令输出为自动系统计算指令的二倍减去另一台未投入自动的引风机指令输出，当两台引风机均投入自动时，则可通过调节B引风机偏置操作来调节两台引风机之间的负荷分配，调节期

间两台引风机的平均指令输出一直等于自动系统计算指令。

2.4除氧器水位自动调节系统

除氧器水位自动调节系统通过水位调节阀进行调节。调节器根据除氧器水位设定值与除氧器水位实际值的偏差和给水流量通过PID调节器的运算计算出凝结水流量给定值进行调节。计算出除氧器水位调节阀指令，进行水位自动调节。

2.5除氧器压力自动调节系统

除氧器压力调节阀根据除氧器压力给定与实际压力的偏差通过PID调节器的运算计算出除氧器压力调节阀的开度来调节除氧器压力。偏差为正时，开大调节阀，偏差为负时关小调节阀。

2.6低压轴封供汽压力自动调节系统

低压轴封供汽压力调节阀根据低压轴封供汽压力给定与实际压力的偏差通过PID调节器的运算计算出低压轴封供汽压力调节阀的开度来调节低压轴封供汽压力。偏差为正时，开大调节阀，偏差为负时关小调节阀。

3. 调试质量

在MCS系统调试过程中遇到不少问题，后经过电建单位和甲方各相关部门的密切合作，将系统调试工作顺利完成。

4. 存在问题及处理建议

4.1 汽包水位测量问题

平衡容器测量筒下部保温上部不保温，水位为重要参数要求精度比较高。

双钱集团（重庆）轮胎有限公司热电站

顺序控制系统调试报告

批准：

审核：

编写：

陕西盾能电力科技有限公司

20xx年12月28日

目 录

1. 设备及系统概述

2. 调试过程

3. 调试质量

4. 评价

5. 存在问题及处理建议

1. 系统概述

锅侧顺序控制系统由SC1、SC2、SC3、SC4柜完成，包括AI、DI、RTD、DO等控制模块；机侧SCS由SC5柜完成，包括DI、DO、AI、AO、SOE等控制模块，每个机柜各有一对冗余的CPU控制器。现场设备详情参考机组工程《锅炉、汽机热工控制设备清册》。

2. 调试过程介绍

2.1 调试程序：

2.1.2认真查看逻辑框图，对不符合现场运行规程的逻辑经讨论

提出修改意见，批准修改后，下装到控制器中，做好调试

前准备工作。

2.1.2 在工程师站上进行画面检查，系统画面符合现场工艺流

程，符合现场运行习惯；对操作端逐一检查，保证同控制

逻辑的一致。

2.1.3 控制柜硬件及外部电缆接线检查

a) 对机柜内部摸件型号、数量检查并确定是否正确。

b) 检查机柜柜的电源系统是否良好，电源接线是否正确。

c) 检查机柜外壳及交直流接地系统，确认连接是否正确，接

地电阻是否满足要求。

2.1.4 机柜通电检查

a) 机柜所有电源开关置于断路位并退出机柜内所有模件。

b) 合总电源开关，依次合分电源开关，测量空载电压，电压

值应满足技术规定要求。

c) 逐块插入机柜模件并检查模件工作状态。

d) 测量负载电压值是否合格。

e) 做带负荷电源切换实验，保证在一路电源失去时备用电源

仍然可保证系统安全。

2.1.5 机柜通道校验

a) 对AI信号使用信号源在机柜端子处模拟，进行信号输入，

在操作员站上检查信号的正确性及精度，满足技术协议要求。

b) 对DI信号在机柜端子处模拟，短接端子，输入信号正确。 c) 对DO及AO信号，从操作员站发出指令，检查继电器动作

是否正确，或检查输出端子处模拟量信号的正确性及精度。 d) 做好记录并提交完整的通道校验报告。

2.1.6 系统静态调试的步骤及方法

a) 测点检查

使用信号源在就地元件处进行模拟（或由控制系统内部进行模拟），进行信号输入。

使用模拟板或将外部设备就地控制回路置于试验位，对输入信号进行核查。

以操作员站站发出指令，核实各级逻辑情况及报警事故追忆情况。

对各种情况及操作进行详细记录，发现问题提出修改报告。

b) 一次元件校验确认

对系统内模拟量一次元件按相应规程调校后结果进行确认。 对系统内开关量一次元件按相应规程调校后结果进行确认。 c) 驱动级的传动

对阀门传动时，直接进行开关试验，检查开关回路及反馈信号是否正确， 并记录阀门的开关时间。 对马达传动时，先将电气开关柜置于试验位及远方位，在操作员站上进行各项操作，DO指令及DI反馈均正常，操作员站上各项画面显示正确。在传动联锁保护时，重要的保护信号应从就地加信号，其它输入信号可从DPU柜的端子排加入进行静态模拟。要求各设备动作正确，符合逻辑设计及现场运行要求。

d) 子功能组及顺控子系统的传动

在驱动级传动试验结束后，进行子功能组及顺控子系统的传动。检查各驱动级是否可投入自动模式，检查各驱动级及子功能组的启停允许条件是否具备，以保证能进行传动试验。在操作员站上操作各功能组, 确认 各步顺序正确, 各设备动作无误。通过传动试验，检查组态是否正确，确保子功能组及顺控可正常投入使用。

2.1.7系统动态调试的步骤及方法

a) 向运行人员对各系统的控制逻辑进行技术交底。

b) 现场设备投运后，投入各项保护。

c) 现场设备投运后，投入各功能组。

d) 72小时试运。

e) 移交运行。

f) 移交各种调试记录和总结

2.2驱动级的传动

2.2.1对阀门传动时，直接进行开关试验，保证了开关回路及反馈信号均正确。 对马达传动时，先进行静态传动，再进行动态传动。在进行静态传动时，将该马达置于试验位置， 通过操作员站实际操作设备， 确认就地设备动作正确，反馈无误。在传动连锁保护时，重要的保护信号从就地加信号。其他输入信号从PCU柜的端子排加入进行静态传动，保证各设备之间联锁保护动作符合设计要求，同内部逻辑一致，符合运行要求。

2.2.2 功能组及程控系统的传动

在驱动级传动试验结束后，进行功能组及程控系统的传动。将各驱动级投入自动模式，检查各驱动级及功能组的启停允许条件具备，通过操作员站实际操作，确认各设备动作顺序正确。

2.3逻辑修改

在调试过程中，根据现场需要电厂组织相关单位对组态进行了修改，现仅列出主要辅机的最新联锁保护清单及顺控

2.3.1 高加疏水电动门

联锁开条件：高加水位高Ⅰ值

2.3.2 给水泵联锁

三台给水泵正常情况下一台运行两台备用，DCS中运行泵点击为主泵。

给水泵联锁启条件：当给水泵处于备用联锁状态时，当给水泵跳闸时启备用泵：

当给水泵投入备用联锁时，给水泵出口电动门联锁投入。

备用泵运行，自动打开出口电动门；

2.3.3 凝结水泵联锁

两台凝结水泵互为备用，正常启停一台凝结水泵时另一台不联启。DCS中运行泵点击为主泵

凝结水泵联锁启条件：当凝结水泵处于备用联锁状态时，凝结水泵出口母管压力低、主泵跳闸联启备用泵：

2.3.4射水泵

射水泵在启动时为两台同时启动，正常情况下，一台泵运行，一台泵备用，DCS中运行泵点击为主泵。当凝结水泵处于备用联锁状态时，以下情况时联锁启备用泵：

运行泵运行泵出口压力低、运行泵跳闸

2.3.5交流润滑油泵

联锁启动条件：润滑油压力低

2.3.6 直流润滑油泵

联锁启动条件：润滑油母管压力低

2.3.7 高压启动油泵

联锁启动条件：主油泵出口油压低

联锁停止条件：主油泵出口油压高

2.3.8 疏水泵

两台疏水泵正常情况下一台运行一台备用，DCS中运行泵点击为主泵。

疏水泵联锁启条件：当疏水泵处于备用联锁状态时，以下任一条件出现联启备用泵：

疏水箱水位高

联锁停止条件：疏水箱水位低

3. 调试质量

在汽机开环控制系统调试过程中遇到少量问题。后经过调试人员，电建单位和厂家的密切合作，将汽机开环控制系统调试工作顺利完成。现在已经可以投入使用，组态正确，动作可靠，均达到设计要求，在空负荷试运中，各回路满足运行需要。

4. 评语

总的来说，汽机开环控制系统硬件设备动作可靠,逻辑设计合理, 考虑也比较周全。浙大中控的系统可靠，人机接口较好，整个系统运行优良，稳定，达到了设计要求，满足长期运行要求。

5. 存在的问题及处理建议: 无

双钱集团（重庆）轮胎有限公司热电站

数据采集系统（DAS）及事故追忆系统（SOE）

调试报告

批准：

审核：

编写：

陕西盾能电力科技有限公司

20xx年12月28日

目 录

1. 设备及系统概述

2. 调试过程

3. 调试质量

4. 评价

5. 存在问题及处理建议

1.系统概述

1.1数据采集系统（包含SOE）简介

数据采集系统(DAS)没有设立专门的机柜，它分布在电子间DCS系统锅炉、汽机SC1、SC2、SC3、SC4站的4个机柜。事件顺序记录系统（SOE）共有224个信号，其中包含14个DAS信号。数据采集及事件顺序记录系统主要完成以下功能：

A. 显示（包括概貌显示、趋势显示、报警显示、操作指导显示等）；

B. 记录（包括SOE记录等）；

C. 事故追忆；

D. 报表打印；

2. 调试过程

2.1 静态调试

2.1.1 系统功能检查调整。

2.1.2 核实组态图与设计图纸是否一致,不一致的部分已做了相应修改。

2.1.3 I/O通道检查。

在机柜端子口，用信号发生器代替变送器，电阻箱、毫伏源模拟温度信号，开关量信号采取短接方式进行现场信号模拟（有通道校验记录）。

2.1.4 静态参数调整

参照电厂热工定值表对静态参数进行检查调整。

2.1.5 SOE功能检查

在SOE输入端子上，?以先后顺序进行逐点模拟，检查是否记录正确，进行功能检查。

2.2 动态调试

所有I/O信号随各自热力系统投入而投入使用。检查I/O信号，并与系统就地指示仪表对照，确定其准确性。试运中发现的缺陷已及时调整解决（包括流程图修改、量程设置、报警参数设置等）。。

3. 调试质量

3.1 模拟量

包括压力、差压、热电阻、热电偶等。投入率100%，正确率100%。

3.2 开关量

投入率100%，正确率100%。

4. 评语

机组DAS系统测点投入100%，正确率100%。

5. 存在的问题及处理建议:无

双钱集团（重庆）轮胎有限公司热电站

DEH调试报告

批准：

审核：

编写：

陕西盾能电力科技有限公司

20xx年12月28日

目 录

1. 设备及系统概述

2. 调试过程

3. 调试质量

4. 评价

5. 存在问题及处理建议

1.系统概述

本机组电液调节控制系统由杭州和利时自动化有限公司供货。采用MACS Smartpro分布式控制系统。DEH控制汽轮发电机组的转速与功率。DEH系统包括调节部分和液压伺服部分。

液压伺服部分包括高压油动机行程控制、中压油动机行程控制。由电液伺服阀实现连续控制，

转速控制部分接受现场汽轮机测速装置发来的信号得到汽轮机转速,还接受油开关跳闸DI接点信号和上位机指令，通过继电器输出信号，实现汽轮机超速限制、保护功能和机械超速试验备用保护功能。

DEH系统的主要实现的功能为：转速控制、同期控制、负荷控制、OPC保护，超速实验，阀门实验，汽门严密性实验等。控制系统通过控制油动机的开度调节汽缸的进汽量，达到控制转速和负荷的目的。

2. 调试过程介绍

2.1静态调试过程

2.1.1资料检查

将DEH的设计图纸、厂家资料及变更全部集中在一起，对DEH的逻辑进行了的系统的复查，将组态中不合理的地方及厂家资料与设计院图纸不符的地方进行改正，或要求设计院出变

更，确定整个逻辑正确无误。

2.1.2 硬件及接线检查

2.1.2.1按厂家要求检查机柜地、电源地与屏蔽地，检查电源柜到DEH系统之间的电源接线，完成对电源系统的接线检查。检查机柜内部模件,发现模件缺损的及时通知武汽技术人员更换, 检查机架总线的地址跳线和状态开关 ,将不正确的改正过来。

2.2.2.2机柜通电后检查系统电源，确保电源正常。模件接通电源检查其工作状态正常，确保模件处于正常工作状态。

2.1.2.3. 电源冗余检查，轮流断开一路机柜输入电源，进行电源切换试验，系统工作正常。轮流停掉一路电源模件，进行电源切换试验，系统工作正常。

2.1.2.4.检查并确认继电器、电磁阀全部正常。确认画面内容如：操作按钮、指示灯、参数及系统显示正常。

2.1.2.4通讯冗余检查，轮流断开一个通讯回路,另一个工作正常即系统通讯正常。

2.1.2.5进行DPU切换试验，在主DPU与备用DPU之间来回切换，系统工作正常，没有故障与扰动发生。

2.1.2.6对外部电缆接线进行检查, 按施工设计图纸对机柜与一次元件之间的电缆接线进行检查，将部分不正确的改正，确保了接线正确无误。

2.1.2.7 对汽机阀门进行调整，确定机械零点及满度。调整LVDT，使阀门满足控制要求。显示与实际开度对应。

2.2动态调试过程

2.2.1冲车实验

由组成速度目标调节器的速度设定部分来设定一个参考速度以设定目标速度，一个速度变化率用来设定速度变化值，并用来完善额定信号直到输出值等于目标值。

2.2.2阀门严密性实验

高、中压调门严密性实验：

此项试验要求机前主汽压力大于50%额定压力，要求机组转速降至1000 r/min以下。

2.2.3并网实验

当发电机并网后，DEH自动设定初负荷以保证汽轮机的出力，如果操作员没有其它操作，则维持初负荷，经试运检查，此功能正确。

负荷回路控制：

操作员由CRT设定目标负荷及变负荷率。由负荷回路控制实际负荷。

此回路是DEH控制负荷的基本回路，试运期间长期使用此回路增减、调节负荷。满足长期投入稳定运行的需要。

手动控制：

操作员可在CRT不通过ALR回路手动增减负荷。它是直接改变指令，改变阀门开度，并不能保证负荷稳定在一个值上。此功能只是一个开环调节。经调试确定，此功能动作正确。

负荷设定的总量可以通过频率偏差的修正以后去控制阀门

开度，来达到一次调频的功能。假使电网周波升高，则通过减负荷来协助电网降低周波。

负荷控制回路的调试确定回路参数无误。调节回路动作正确。阀门动作正确。

2.2.4超速实验

汽机的超速试验：

先进行103％超速实验，将汽机实际转速升至3090r/min后，OPC动作，所有调门关闭。

然后进行汽机电超速试验，为与机械超速区别开，先将电

超速定值下降至3150r/min，先作电超速。实验过程中，利用DEH系统的电超速试验功能提升转速， DEH系统自动将OPC的超速保护解掉。因为超速保护当时ETS还有一套且定值相同，所以将先将ETS电超速保护解列提高，考验DEH的转速回路。当做ETS回路时， DEH投入机械超速回路，保证系统自动解掉OPC及DEH电超速保护。

3. 调试质量

在DEH调试过程中遇到少量问题。后经过调试人员，电建单位和厂家的密切合作，将DEH系统调试工作顺利完成。现在已经可以投入使用，在试运行中，各回路调节品质满足运行需要，顺利的通过了空负荷试运。

4. 调试中遇到的问题及处理建议

供电电源DC220没有，安装时没有。与安装厂家联系已解决。

测速探头安装没有安装到位造成400转以下没有转速显示。建议开机检修时校准安装。

双钱集团（重庆）轮胎有限公司热电站

ETS及TSI系统调试报告

批准：

审核：

编写：

陕西盾能电力科技有限公司

20xx年12月28日

目 录

1. 设备及系统概述

2. 调试过程

3. 调试质量

4. 评价

5. 存在问题及处理建议

1.系统概述

1.1 ETS系统概述

汽机保护柜(ETS)是由浙大中控提供的一个独立的机柜,来自TSI、就地及其他机柜的信号测点接入保护柜端子后，在输入端子设有开关以解除该保护信号。采用DC24中间继电器构成控制回路。自动主气门、抽汽逆止门采用DC220接触器控制。

汽机保护共有9项跳闸条件，汽机跳闸时，首出的跳闸信号指示灯闪亮

汽机主跳闸条件如下：

1. TSI超速（110％）停机；

2. 轴向位移大停机；

3. 润滑油压低停机；

4. 凝汽器真空低停机；

5. 胀差大停机；

6. 振动大停机；

7. 电调停机；

8. 发电机跳闸；

9. 手动紧急跳闸按钮；

1.2 TSI系统概述

本机组使用的汽机本体监视系统（TSI）是武汉汽轮发电机厂配套的QBJ-8000型汽轮机安全监测保护仪，用来监视汽轮机本体的转

速、振动、串轴、胀差、缸胀等重要参数。

1.2.1 TSI系统构成及具体监视内容

汽机监视系统使用的是QBJ-8000型汽轮机安全监测保护仪。仪表主要由系统框架、电源模件、系统模件、其它专用模件和就地的探头前置放大器等设备构成。其测量显示通过4～20mA 输出或直接触发继电器模块输出，可在模块直接设置报警、动作值。

汽机监视系统所要测量的主要参数有汽机的轴向位移，转速，账差，热膨胀，振动和油箱油位。

2. 调试过程

2.1 汽机ETS调试过程

2.1.1 对ETS机柜，I/O卡件进行外观检查，确认没有损坏痕迹。

2.1.2 安装接线完毕后检查接线基本正确，确认检查压力开关接点选用正确，确认接地线良好接地。

2.1.3 电源线检查完毕，测过绝缘后，调试人员及厂家人员为系统上电，确认系统工作正常。

2.1.4 经检查ETS控制系统的输入、输出点良好，信号输入/输出正常。

2.1.5 利用接点短接等手段，模拟信号输入，检查汽机跳闸动作符合设计要求。

2.1.6 起机前在现场实际传动，进行保护传动试验。

2.1.7 起机前与机务人员确认保护定值正确合理。

2.1.8 正常运行时适时做在线保护试验。

2.2 汽机TSI调试过程

2.2.1 对TSI机柜、机架、卡件进行外观检查，确认没有损坏痕迹。

2.2.2 确认所有测量参数与所需卡件、通道、探头、前置放大器一一对应。

2.2.3按照设计图纸，确认机架配置正确，无缺件。

2.2 4确认各通道设定值设定正确。

2.2.5确认继电器启动逻辑正确。

2.2.6校验后的卡件回装机柜。

2.2.7安装接线完毕后，确认线路连接、屏蔽接地正确。

2.2.8 确认机柜电源系统连接正确，供电可靠。

2.2.9为机柜卡件送电，确认各机柜卡件显示正常。

2.2.10 启动系统，在电脑上显示数据

2.2.11 安装人员推汽机大轴并确认推力间隙后将汽机大轴推至工作面死点上。

2.2.12 安装探头并记录相应数据。

2.2.13 安装人员推轴后，确认轴向位移、胀差表显示正确。

2.2.14 启动前配合ETS系统进行保护传动。

2.2.15 汽机启动后确认所有参数正确。

3. 调试质量

3.1 ETS调试质量

ETS的保护控制功能，系统十分可靠。在分部试运中、整套启动过程中以及空负荷试运中保护投入率达到100%，动作正确率100%，充分保证了机组安全稳定运行。

3.2 TSI调试质量

TSI监视系统的所有模件和探头都经过严格校验，探头安装符合精度要求，在分部试运及空负荷试运期间100%投入，并且显示数据准确无误。

4. 评语

4.1 ETS评语

本机组ETS经过调试人员的精心调试，所有保护项目在分部试运及空负荷试运中全部投入，既没有误动也没有拒动现象，系统可靠，能够很好的保护机组。

4.2 TSI评语

根据调试验评标准，本机组TSI系统达到优良水平。

4.3存在问题及处理建议

厂家设计有重大缺陷，ETS输继电器模块应该有冗余，确保继电器动作。