依兰县达连河集中供热热源厂工程

1号机组热控分系统调试报告

批准：            

审核：            

编写：            

黑龙江省火电第一工程公司调试项目部

20##年09月10日

目          录

1号汽轮机热控部分... 3

逻辑控制系统调试报告... 3

1  设备及系统简介... 3

2  调试过程简介... 4

3  设备及系统调试结论... 4

4  遗留问题及处理建议... 4

5  附录... 5

数据采集系统（DAS）调试报告... 5

1  设备及系统简介... 5

2  调试过程简介... 5

3  设备及系统调试结论... 6

4  遗留问题及处理建议... 6

5  附录... 7

汽轮机监视仪表系统（TSI）调试报告... 7

1  设备及系统简介... 7

2  调试过程简介... 7

3  设备及系统调试结论... 8

4  遗留问题及处理建议... 8

5  附录... 8

数字电液调节系统（DEH）调试报告... 9

1  设备及系统简介... 9

2  调试过程简介... 9

7   试运阶段调试... 10

3  设备及系统调试结论... 11

4  遗留问题及处理建议... 11

5  附录... 12

1号炉热控部分... 14

顺序控制系统（SCS）调试报告... 14

1  设备及系统简介... 14

2  调试过程简介... 14

3  设备及系统调试结论... 16

4  遗留问题及处理建议... 16

5  附录... 16

锅炉安全监视系统（MFT）调试报告... 16

1  设备及系统简介... 16

2  调试过程简介... 17

3  设备及系统调试结论... 17

4  遗留问题及处理建议... 17

5  附录... 17

数据采集系统（DAS）调试报告... 18

1  设备及系统简介... 18

2  调试过程简介... 18

3  设备及系统调试结论... 19

4  遗留问题及处理建议... 19

5  附录... 20

模拟量控制系统（MCS）调试报告... 20

1  设备及系统简介... 20

2  调试过程简介... 20

3  设备及系统调试结论... 21

4  遗留问题及处理建议... 21

5  附录... 21

1号汽轮机热控部分

逻辑控制系统调试报告

1  设备及系统简介

1.1  分系统调试

1.1.1  首先对逻辑控制系统进行学习，并配合机组设备情况和热力系统工况，审核逻辑图，编写试验卡。然后根据机组调试进度要求制定了本项目的工作计划。

1.1.2  在调试开始初期首先对逻辑控制系统柜内信号进行了校核。并且对顺控系统所涉及的设备安装和单体调校情况进行了细致的了解。

1.1.3  对逻辑控制系统所涉及的控制信号回路接线进行了认真、细致的核查工作。

1.1.4  当现场安装及环境具备调试条件时，对系统进行恢复性试验

1.1.5  机柜的恢复性试验结束后，为了确保逻辑功能的实际上可行性，并且满足机组正常运行的需要，我们会同调试方面的机组人员重新对逻辑进行讨论、核对。并对都逻辑控制系统的逻辑组态检查及进行许多必要的修改,保证启动允许条件、启、停指令,联锁条件等逻辑达到控制要求。

a  在有些辅机联锁逻辑的设计上通讯点参与保护，由于存在逻辑控制通讯可能出现问题时，设备的联锁保护不能正确动作，对于设备的安全没有可靠的保证，所以我们经过与业主方商量，决定取消此类信号参与保护联锁逻辑。

b  由于逻辑控制系统的特殊性，动态调试不可能等到所有的静态调试全部结束后方可开始，所以从配合分部试转开始即进入了部分系统的动态调试。

c  电动门单操调试：在安装单位确定设备单体调试合格后，与运行人员共同检验其手操动作情况，在CRT上手操电动门开、关并检查其反馈回路的正确性。

d  电动机单操调试：在安装单位确定设备单体调试合格后，与运行人员共同检验其手操动作情况，在CRT上手操电动机启、停并检查其反馈回路的正确性，以使其能正常工作。

1.1.6  为了配合分部试转及整套启动工作，按照“新启规”的要求对所有控制系统进行了预操作试验。由于预操作工作是为了控制设备在正常投入运行前，对设备实现动态逻辑的一种检验，故与电厂工程部、运行、热控人员共同进行，确保其准确无误。在预操作过程中，为了被控设备能够正常在运行时更加安全，可靠的投入，故对原来静态调试时的逻辑有进一步的修改。

2  调试过程简介

2.2.1  由于逻辑控制系统是随着控制设备的投入运行，其控制回路就必须立即投入的情况，从循泵系统投入运行开始，逻辑控制系统开始投入运行。无论是前期整套启动，以至于72+24小时试运，逻辑控制系统均投入运行,其运行情况一直很好，为现在机组通过72+24小时试运奠定成功的基础。

2.2.2  由于设备从静止到运行，由单个运行到整套启动，各项设备的运行情况有所不同在运行中也对逻辑进行了修改。

3  设备及系统调试结论

    经过调试，逻辑控制系统功能正常，并经运行人员验收确认。I/O点全部投入，辅机联锁保护投入率100％，有的单体设备不具备条件的，没有投入运行，I/O点亦有坏点需单体调试人员继续处理，试运结果完全能满足机组安全运行的需要。

4  遗留问题及处理建议

4.4.1 逻辑控制系统已经可以投用，建议在以后的启动中，加以进一步的检验，就地设备的可靠性需要提高，以确保逻辑控制系统的正常投运。

4.4.2  任一联锁的投入或解除都必须得到运行负责人的正式通知方可进行，并且要做好详细的记录。

4.4.3  联锁投入前，必须确认有关的输入信号与现场运行情况相一致，以免误动。

4.4.4  有关控制回路的任何检修工作应尽可能在退出联锁后进行，防止误动。

4.4.5  板件若有损坏需要更换时，应及时与运行人员联系，防止给运行带来不必要的影响。

5  附录

数据采集系统（DAS）调试报告

1  设备及系统简介

    数据采集系统（DAS）是计算机分散控制系统（V5.2.1）的一部分。通过对整个电厂的热力设备信号进行采样处理，帮助运行人员了解当前机组的运行状况，确保其正常投用和满足机组并网发电的需要。

绥滨县盛蕴热电厂异地新建工程1号汽轮机基于杭州优稳自动化系统有限公司UWinTech500控制系统，调试对象是数据采集控制系统(DAS)，该系统主要采集和监视温度、压力、流量、液位、转速、阀位等热工信号及电流、运行状态等电气信号等。

计算机监视系统主要覆盖范围为：给水系统、蒸汽系统（不包含汽机本体，本体由DEH监视）、发电机系统和主厂房外部分系统等等。

DAS系统除对各采集点进行巡回检测、提供检测画面外，还具有报警、事故追忆、性能计算、打印和制表等功能。操作员站为运行人员提供监视画面及操作控制画面。运行人员通过这些画面来完成操作。工程师站提供组态、编程、性能计算、历史数据处理等功能。

2  调试过程简介

DAS系统的调试依据《 计算机监视系统调试方案》进行，系统于20##年10月25日开始正式进入调试,对DAS系统的调试也相应地分割成几个部分，对照调试进度表，依据先用先调的原则，逐一进行性能和功能两方面的调试。

2.1  依据设计院提供的接线图纸和浙大优稳公司提供的DAS系统I/O测点清册，熟悉热力系统的工艺流程，确定每个子系统中要监视或采样的I/O测点的物理位置。

2.2  按照浙大优稳提供的DCS系统资料，熟悉DCS系统中和DAS有关的内容；根据设计院及DCS接线图，整理出适合DAS调试使用的图纸。

2.3  依据安装公司有关机组变送器及开关的校验情况，以及孔板说明书设定各测点量程。

2.4  内回路调试检查。

2.4.1  DCS电子设备间温度符合要求，空调及消防设施完善。

2.4.2  DAS系统I/O卡件上电测试。DCS系统能可靠运行。

2.4.3  系统恢复后，按照系统组态，检查各个I/O卡件的逻辑地址。

2.4.4  按照设计院设计和实际安装情况，检查各个变送器模拟量输入卡件的内、外供电跳线是否正确。

2.5  外回路调试

2.5.1  核查现场实际测点信号的位置、类型、量程等参数是否与设计相符。核查各测量信号报警值，根据机组试运情况修改；

2.5.2  检查DAS 与其他系统或设备的接口情况，保证测点输入和输出情况的正确。

2.6  DCS功能组态检查

2.6.1  与运行人员共同检查用户画面检查(系统模拟图)，检查系统模拟图是否与实际相符，画面上的各种设备的状态信号是否与现场实际情况相符；

2.6.2  标准画面检查。包括:数据画面显示、控制画面显示、详细参数显示、系统状态显示；

2.6.3  历史站功能检查。包括:事件历史、过程历史、数据一览、组态程序等。

3  设备及系统调试结论

    DAS系统调试从20##年9月25日开始。经过调试，DAS系统AI:111点、AO:8点、DI:64点、DO:32点合计I/O点为215点全部调试，画面显示良好，DAS系统工作可靠，完全能满足机组安全运行的需要。经过静态调试，计算机监视系统现具备如下功能：

3.1  系统精度、实时性等各相指标均达到设计要求；

3.2  系统设备可靠性高,抗干扰能力强；

3.3  系统灵活，参数及定值修改方便。

4  遗留问题及处理建议

有关进入SOE的信号需电厂在今后运行中再修改，使得SOE记录的数据便于运行人员及热控人员迅速分析跳机等事故原因。尤其ETS保护信号应全面，便于分析事故原因。

在DAS系统调试发现有些显示不正确的测点需要进一步完善。

汽轮机压力开关没有接入，在今后有停机的机会时要接入系统中。

对于一些重要的监视信号及数据应进入历史数据库，便于对设备运行状况进行了解，同时便于事故分析。对显示不正确的测点需要进一步完善。

5  附录

无

汽轮机监视仪表系统（TSI）调试报告

1  设备及系统简介

TSI汽轮机监视仪表系统，用来在线监测对机组安全有重大影响的参数，以便在这些参数超过安全限值时，通过DEH和ETS控制汽机实现安全停机。

TSI汽机监视装置为无锡市厚德自动化仪表有限公司生产的8500B-DY汽轮机监测保护装置，主要监视汽轮机的转速8500-2S80B、振动8500B-ZD842、轴向位移8500B-WY812、热膨胀8500-XC861、油箱液位8500-XC871参数。

TSI的回路由探头，前置放大器和延伸电缆组成。

2  调试过程简介

系统调试与20##年9月27日开始，调试过程可分为五个阶段：TSI系统汽轮机监视仪表的静态下调校、分部阶段调试、空负荷试运阶段调试、带负荷试运阶段调试及满负荷试运阶段调试。

2.1 TSI系统汽轮机监视仪表的静态下和分部阶段调校

2.1.1  按照GB/T19000－9000《质量管理和质量保护》，检查控制系统机柜间及工程师站和操作员站的环境情况，以满足汽轮机监视仪表运行环境的要求；

2.1.2  系统（探头，前置放大器和监测保护仪）静态下，调试人员配合使用厂家进行系统静态下校验和装配检查工作，包括配置的核查和屏蔽及接地等情况；

2.1.3  系统恢复后，按照系统组态，检查各个I/O卡件的逻辑地址。检查卡件插头处的跳线是否符合相对应的地址。根据开关量DO输出信号的提供的方式对卡件的输出信号线进行检查。

2.2  分部试运阶段调试

2.2.1  着手进行系统调试的准备工作。阅读TSI的有关资料，熟悉现场设备。

5.4.2  检查监测保护仪机柜。检查工作包括：

5.4.2.1  检查连接机柜间的预置电缆。

5.4.2.2  检查监测保护仪机柜电源。发现机柜电源工作异常并及时调整。

5.4.2.3  检查系统接线。检查各个输出开关信号及屏蔽线接地。

5.4.2.4  TSI的就地前置放大器对跳线进行选择；

5.4.2.5  DEH输出的开关量检查。

5.4.2.6  检查TSI与DEH、ETS、DCS系统的接口。

5.4.2.7  静态检查TSI的功能组态，着重核查汽机转速、振动、轴向位移输出定值和开关量等。

5.4.2.8  检查TSI的输入、输出通道。毫伏量信号的量程与设计相符，转换精度合乎要求。输入的接点信号通过短接信号端子模拟。输入的毫伏信号用毫伏信号发生器模拟,输入的电压信号用电压源模拟。

5.4.3  调整汽机空、带及满负荷反馈转速、振动、轴向位移在监测保护仪和DEH系统显示，对现场前置放大器和监测保护仪进行综合性的调整。

5.5  建议

5.5.1  应用在机组定速或并网后，上述开关量保护投入方许可。

3  设备及系统调试结论

  满足机组试运、符合要求。

4  遗留问题及处理建议

无。

5  附录

无。

数字电液调节系统（DEH）调试报告

1  设备及系统简介

汽轮机系青岛捷能汽轮机（集团）股份有限公司生产的B12-4.9/0.29型12MW背压式汽轮机，发电机为洛阳中重发电设备有限责任公司生产的QF-K12-2型汽轮发电机。该机组采用杭州优稳自动化系统有限公司UWinTech500控制系统，调速控制采用南京科远公司生产的SY8000型汽轮机数字式电液控制DEH系统。作为机组的主要监视和控制方式。DEH系统除控制汽机转速及机组功率外，还具有阀门试验、OPC超速保护等功能，为汽机的安全运行提供可靠保障。

2  调试过程简介

系统调试可分为五个阶段：DEH系统的恢复调试、分部试运阶段调试、空负荷试运阶段调试、带负荷试运阶段调试及满负荷试运阶段调试。

2.1  DEH系统的恢复调试：

2.1.1  按照GB/T19000－9000《质量管理和质量保护》，检查控制系统机柜间及工程师站和操作员站的环境情况，以满足数字电液调节系统对仪表运行环境的要求；

2.1.2  系统恢复前，配合和利时公司调试人员进行系统恢复前的硬件检查工作，包括柜内配置的核查和机柜绝缘及接地等情况；

6.3.1.3  系统硬件恢复后，配合和利时公司调试人员进行系统软件恢复，包括仪表本身的运行软件和控制部分的组态软件以及系统网络的调试；

6.3.1.4  系统恢复后，按照系统组态，检查各个I/O卡件的逻辑地址。检查卡件插头处的跳线是否符合相对应的地址。根据4～20mA模拟量输入信号的供电方式对卡件的输入信号线进行检查。

2.2.  分系统调试

2.2.1  着手进行系统调试的准备工作。阅读DEH的有关资料，熟悉现场设备。

6.4.2  检查DEH机柜。检查工作包括：

6.4.2.1  检查连接机柜间的预置电缆。

6.4.2.2  检查DEH机柜电源。发现机柜电源工作异常并及时调整。

6.4.2.3  检查系统接线。检查各个模拟量信号的屏蔽线接地。

6.4.2.4  DEH的就地变送器供电情况检查。若需机柜供电，对跳线进行选择；

6.4.2.5  DEH输出的开关量检查。

6.4.2.6  检查DEH与ETS、CCS、DAS及就地控制柜等系统的接口。

6.4.2.7  静态检查DEH的功能组态，着重核查汽机转速和负荷控制程序、超速保护OPC控制程序等。

6.4.2.8  检查DEH的输入、输出通道。模拟量信号的量程与设计相符，转换精度合乎要求。输入的接点信号通过短接信号端子模拟。输入的4～20mA信号用电流源模拟,输入的电压信号用电压源模拟。

6.4.3  调整汽机高压主汽门、高调节阀、低调节阀油动机行程反馈(LVDT)，调整阀门控制卡

6.4.3.1  阀门控制卡校验；

6.4.3.2  校验阀门控制信号为0％时，就地检查是否处于关闭位置；

6.4.3.3  校验阀门控制信号为100％时，就地检查是否处于全开位置；

6.4.3.4  将阀门关至0％，就地检查阀门实际位置。

6.4.3.5  做汽机保护ETS预操作试验和电超速保护等预操作试验。

6.5  应用仿真程序做DEH各项功能检查。

7   分部试运阶段调试

7.1.  轮机首次冲转,DEH投用转速控制工况,将汽轮机从零冲至3000rpm。汽机在500rpm检查，2400rpm中速暖机 。 暖机结束后，GV调速至3000。控制升速至3000rpm。在整个升速过程中SV、CV的PI调节器参数又重新整定，得到更好的控制品质。

7.2.  机组首次并网。汽轮机冲至3000rpm后,投用DEH的自动同步功能(SYNC AS)，实现机组同步并网。并网后，机组带 5％的初始负荷,GV控制功率品质优良。

7.3.  机组降负荷，电气解列，进行汽机超速试验。OPC试验动作转速3090rpm正常；第二次冲转电气超速模拟试验动作转速3200 rpm正常；

7.4.  试运阶段调试

7.4.1  机组进入试运行阶段。到此时DEH正常投入的主要功能有:

7.4.2.1  EH油系统控制。

7.4.2.2  转速控制

7.4.2.3  功率控制 

7.4.2.4  阀门限制 

7.4.2.5  阀门试验 

7.4.2.6  抽汽控制 

7.4.2.7  主汽压控制 

7.4.2.8  TSI参数监测 

7.4.2.9  汽机首次冲转开始，依次投入ETS各项保护。

3  设备及系统调试结论

满足机组试运、符合要求。

4  遗留问题及处理建议

7.5.1  汽轮机组DEH系统在分系统调试及整套启动试运过程中经历三个阶段的启停，空载、带负荷等试验和满负荷连续运行。

7.5.2  DEH系统功能较为完善， DEH和ETS系统整体性能水平良好，符合设计要求。机组各项保护及自动调节装置投用正常，动作正确可靠，品质优良。各种监测仪表指示正常。

7.5.3  CV、IV和TV阀门在安装时，各种连接部分一定要旋紧，不能松动，否则会造成阀门晃动，影响DEH调节。

7.5.4  油动机漏油发生失调、，电液转换器不能正常工作,各LVDT调门调节能力差, 使机组造成转速波动大，控制机组转速不稳定主要原因油质不合格,加强油质监管力度。

7.5.5  DEH系统中，LVDT低压阀门反馈需从新调整，可能需更换阀门控制卡。由于电液调节系统对电厂的安全生产的重要性很强，所以热工维护人员一定要对该套组态设计融会贯通，防止在以后生产过程中意外情况的发生，保证机组及人身的安全。

5  附录

光字牌闪烁报警项目

联锁保护项目

ETS保护项目

自动装置投入情况统计表

主要保护投入情况记录表.

1号炉热控部分

顺序控制系统（SCS）调试报告

1  设备及系统简介

顺序控制系统（SCS）就是对炉、电主设备运行关系密切的所有辅机以及阀门、挡板等设备在启、停或开、关过程中综合逻辑操作，事故状态下安全处理的操作，防止运行人员误操作，以减少运行操作人员的常规操作。

绥滨县盛蕴热电厂异地新建工程1号炉采用的顺序控制系统包括DCS卡件柜、继电器柜、系统配电柜,顺控系统所有功能均在DCS中实现。

经过分系统调试，实现了对各系统所控制设备的开、关；启、停进行程序控制，无需人为逐一干预。

2  调试过程简介

2.1  调试过程：

2.1.2  分系统调试

2.2.1.1  首先对DCS系统进行学习，并配合机组设备情况和热力系统工况，审核逻辑图，编写试验卡。然后根据机组调试进度要求制定了本项目的工作计划。

3.2.1.2  在调试开始初期首先对DCS柜内信号进行了校核。并且对顺控系统所涉及的设备安装和单体调校情况进行了细致的了解。

3.2.1.3  对顺序控制系统所涉及的控制信号回路接线进行了认真、细致的核查工作。

3.2.1.4  当现场安装及环境具备调试条件时，对系统进行恢复性试验

3.2.1.5  机柜的恢复性试验结束后，为了确保逻辑功能的实际上可行性，并且满足机组正常运行的需要，我们会同调试方面的机、炉人员重新对逻辑进行讨论，核对。并对都DCS系统中顺序控制系统的逻辑组态检查及进行许多必要的修改,保证启动允许条件、启、停指令,联锁条件等逻辑达到控制要求。

a  在有些辅机联锁逻辑的设计上通讯点参与保护，由于存在DCS通讯可能出现问题时，设备的联锁保护不能正确动作，对于设备的安全没有可靠的保证，所以我们经过与业主方商量，决定取消此类信号参与保护联锁逻辑。

b  由于顺序控制系统的特殊性，动态调试不可能等到所有的静态调试全部结束后方可开始，所以从配合分部试转开始即进入了部分系统的动态调试。

c  电动门单操调试：在安装单位确定设备单体调试合格后，与运行人员共同检验其手操动作情况，在CRT上手操电动门开、关并检查其反馈回路的正确性。

d  电动机单操调试：在安装单位确定设备单体调试合格后，与运行人员共同检验其手操动作情况，在CRT上手操电动机启、停并检查其反馈回路的正确性，以使其能正常工作。

3.2.1.6  为了配合分部试转及整套启动工作，按照“新启规”的要求对所有控制系统进行了预操作试验。由于预操作工作是为了控制设备在正常投入运行前，对设备实现动态逻辑的一种检验，故与电厂工程部、运行、热控人员共同进行，确保其准确无误。在预操作过程中，为了被控设备能够正常在运行时更加安全，可靠的投入，故对原来静态调试时的逻辑有进一步的修改。

3.2.2  顺序控制系统的投入及运行

3.2.2.1  由于顺序控制系统是随着控制设备的投入运行，其控制回路就必须立即投入的情况，从循泵系统投入运行开始，顺序控制系统开始投入运行。无论是点火煮炉、冲管，整套启动，以至于72+24小时试运，顺序控制系统均投入运行,其运行情况一直很好，为机组通过72+24小时试运奠定成功的基础。

3.2.2.2  由于设备从静止到运行，由单个运行到整套启动，各项设备的运行情况有所不同在运行中也对逻辑进行了 修改。

3  设备及系统调试结论

    经过调试，SCS系统功能正常，并经运行人员验收确认。I/O点全部投入，辅机联锁保护投入率100％，有的单体设备不具备条件的，没有投入运行，I/O点亦有坏点需单体调试人员继续处理，试运结果完全能满足机组安全运行的需要。

4  遗留问题及处理建议

4.1  顺控系统已经可以投用，建议在以后的启动中，加以进一步的检验，就地设备的可靠性需要提高，以确保顺控系统的正常投运。

4.2  任一联锁的投入或解除都必须得到运行负责人的正式通知方可进行，并且要做好详细的记录。

4.3  联锁投入前，必须确认有关的输入信号与现场运行情况相一致，以免误动。

4.4  有关控制回路的任何检修工作应尽可能在退出联锁后进行，防止误动。

4.5  板件若有损坏需要更换时，应及时与运行人员联系，防止给运行带来不必要的影响。

4.6  由于工程中发生过调试电动门时强电串入损坏板件的情况，建议在电动门检修调试时，能加强联系并做好预防措施，防止板件因此受到损坏。

5  附录

见表1

锅炉安全监视系统（MFT）调试报告

1  设备及系统简介

1号炉采用的是黑龙江省信诚电站工程有限公司生产的XC75-5.3/485-AI型次高压循环流化床、DCS采用浙大优稳集散控制系统。

4.2  系统构成

4.2.1  控制逻辑

    汽包水位高、汽包水位低、蒸汽温度高、蒸汽压力高、和DCS手动MFT以及外部MFT动作试验,引发MFT动作。

2  调试过程简介

2.1  调试准备

热工调试人员到达调试现场后，立即着手收集有关调试资料和熟悉现场设备。依据设计院、DCS设计逻辑图纸、接线图纸， MFT逻辑组态图进行审核，对其设计错误或不合理的地方提出了修改意见并由设备部组织有关专业人员进行了逻辑讨论，对原设计错误及不合理的地方进行修改；对保护联锁定值进行确定。

2.2  设备及软件检查

检查MFT继电器安装、接线情况，完全与设计图纸一致

检查MFT按钮安装及接线情况，完全与设计图纸一致

检查CRT画面配置情况

4.3.3  静态试验

    联锁保护静态试验由单体调试人员、运行人员配合科远电力热工调试人员进行，由监理及设备部相关人员监督核查。

3  设备及系统调试结论

经过调试，MFT系统功能正常，并经设备部人员验收确认。I/O点全部正确投入，主保护及辅机联锁保护投入率100％(见附表)。在分部试运、机组并网、带负荷及72+24小时试运期间MFT及其它辅机保护无拒动、无误动，动作正确率100％，完全能满足机组安全运行的需要。

4  遗留问题及处理建议

由于MFT硬逻辑回路只有在控制台上采用手动MFT方可实现，所以建议电厂在每次机组检修时，注意检查控制台上的按钮的可靠性。

任一保护的解除都必须经过总工的批准并得到运行负责人的正式通知方可进行，并且要做好详细的记录。

5  附录

见表2

数据采集系统（DAS）调试报告

1  设备及系统简介

    计算机监视系统（DAS）是计算机分散控制系统（DCS）的一部分。通过对整个电厂的热力设备信号进行采样处理，帮助运行人员了解当前机组的运行状况，确保其正常投用和满足机组并网发电的需要。

绥滨县盛蕴热电厂异地新建工程2号炉采用的浙大优稳集散控制系统。调试对象是数据采集控制系统(DAS)，该系统主要采集和监视温度、压力、流量、液位、阀位等热工信号及电流、运行状态等电气信号。

计算机监视系统主要覆盖范围为给水系统、蒸汽系统和风烟系统系统等等，主厂房外系统大部分未入计算机监视系统。

DAS系统除对各采集点进行巡回检测、提供检测画面外，还具有报警、事故追忆、性能计算、打印和制表等功能。操作员站为运行人员提供监视画面及操作控制画面。运行人员通过这些画面来完成操作。工程师站提供组态、编程、性能计算、历史数据处理等功能。系统配有激光打印机等用来打印各类数据及报表。

2  调试过程简介

DAS系统的调试依据《 计算机监视系统调试方案》进行，为配合锅炉点火、冲管、整组启动等各阶段工作，对DAS系统的调试也相应地分割成几个部分，对照调试进度表，依据先用先调的原则，逐一进行性能和功能两方面的调试。在实际调试过程中，DAS系统的调试穿插在SCS，MFT系统各热力系统的调试过程中。

2.1  依据设计院提供的接线图纸和浙大优稳公司提供的DAS系统I/O测点清册，熟悉热力系统的工艺流程，确定每个子系统中要监视或采样的I/O测点的物理位置。

2.2  按照浙大优稳公司提供的DCS系统资料，熟悉DCS系统中和DAS有关的内容；根据设计院及DCS接线图，整理出适合DAS调试使用的图纸。

2.3  依据安装公司有关机组变送器及开关的校验情况，以及孔板说明书设定各测点量程。

2.4  内回路调试检查。

2.4.1  DCS电子设备间温度符合要求，空调及消防设施完善。

5.2.4.2  DAS系统I/O卡件上电测试。DCS系统能可靠运行。

5.2.4.3  系统恢复后，按照系统组态，检查各个I/O卡件的逻辑地址。

5.2.4.4  按照设计院设计和实际安装情况，检查各个变送器模拟量输入卡件的内、外供电跳线是否正确。

5.2.5  外回路调试

5.2.5.1  核查现场实际测点信号的位置、类型、量程等参数是否与设计相符。核查各测量信号报警值，根据机组试运情况修改；

5.2.5.2  检查DAS 与其他系统或设备的接口情况，保证测点输入和输出情况的正确。

5.2.6  DCS功能组态检查

5.2.6.1  与运行人员共同检查用户画面检查(系统模拟图)，检查系统模拟图是否与实际相符，画面上的各种设备的状态信号是否与现场实际情况相符；

5.2.6.2  标准画面检查。包括:数据画面显示、控制画面显示、详细参数显示、系统状态显示；

5.2.6.3  屏幕拷贝功能测试；

5.2.6.4  历史站功能检查。包括:事件历史、过程历史、数据一览、组态程序、数据打印等。

3  设备及系统调试结论

    DAS系统调试分别从20##年10月05日开始调试，DAS系统I/O点AI:248点、AO:31点、DI:128点、DO:64点合计I/O点为471点全部投入，运行画面显示良好，DAS系统工作可靠，完全能满足机组安全运行的需要。经过静态调试到72+24运行的考验，计算机监视系统现具备如下功能：

5.3.1  系统精度、实时性等各相指标均达到设计要求；

5.3.2  系统设备可靠性高,抗干扰能力强；

5.3.3  系统灵活，参数及定值修改方便。

4  遗留问题及处理建议

有关进入SOE的信号需电厂在今后运行中再修改，使得SOE记录的数据便于运行人员及热控人员迅速分析停炉等事故原因。

对于一些重要的监视信号及数据应进入历史数据库，便于对设备运行状况进行了解，同时便于事故分析。对显示不正确的测点需要进一步完善。

5  附录

见表4

模拟量控制系统（MCS）调试报告

1  设备及系统简介

1号炉模拟量控制系统选用浙大优稳集散控制系统。

2  调试过程简介

2.1  给水调节系统

A）信号测量及处理

汽包水位采用三重冗余变送器测量，经汽包压力修正后得出两个水位值，再取中值作为被调量水位信号；给水流量加上减温水做为总给水流量。

B）报警与联锁

当出现下列情况时，给水自动信号选择由三冲量自动切换手动控制，同时发出报警信号。当给水流量小于25%MCR：出现下列情况之一时，自动切除给水自动：（1）汽包水位信号坏质量；

（2）控制器输入端偏差大；

（3）测量信号与水位设定值偏差大；

目前由于给水调解阀漏流较大，不能投入自动，等处理好后可以投入自动。

2.2  过热蒸汽温度调节系统

    通过调节减温水调节门开度，控制减温水流量，保持集汽联箱过热汽温为恒定值。

过热汽温控制系统以主汽温作为被调量。因该汽温与锅炉负荷有密切的关系，在滑压或定压运行方式下有不同的汽温定值，所以汽温主调节器的设定值由操作员站手动设置。

报警和联锁

（1）在低负荷时，将喷水阀和总截止阀关严，以防汽机进水及低负荷工况时阀门芯的磨蚀。

（2）当测温元件故障、被调参数坏值、控制输出坏值、阀位反馈出现坏值、被调参数偏差大或执行回路故障时，切调节为“手动”方式，发报警信号。

    目前机组运行工况负荷较低，不需要投入减温水，等负荷提高后即可投入自动。

2.3  系统参数整定:

    静态调试过程中，设置有关系数，并对调节参数进行了预整定，在相应的工况下，调节系统投入自动，通过系统的内部扰动，外部扰动，定值扰动试验，观察调节作用，努力寻求最佳整定。

3  设备及系统调试结论

机组整定调节系统的调试过程中，我们对调节方案进行了认真的研究，部分作了修改和完善，对组成系统的每一硬件卡件和每一软件模块进行了仔细的检查、校验.对每个调节系统通过反复的静态试验和动态试验，努力需求最佳整定值。

4  遗留问题及处理建议

无。

5  附录

见表5

光字牌闪烁报警项目

联锁保护项目

主要保护投入情况记录表.

自动投入情况记录表

自动投入PID记录表