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ICS27.
100K51DB37山东省地方标准DB37/T1809.
7—2011资源综合利用火力发电厂安全生产规范第7部分:热工控制及自动化2011-01-25发布2011-03-01实施山东省质量技术监督局发布DB37/T1809.
7—2011I目次前言III1范围12规范性引用文件13术语和定义14人员资格和技能要求54.
1管理人员54.
2作业人员65规章制度65.
1技术档案65.
2制度和规程66系统要求76.
1热工控制系统总体要求76.
2数据采集系统(DAS)106.
3模拟量控制系统(MCS)116.
4热工保护系统156.
5顺序控制系统(SCS)186.
6汽机数字电液控制系统(DEH)196.
7高低压旁路控制系统(BPC)206.
8给水泵汽轮机控制系统(MEH)206.
9可编程序控制器系统(PLC)207系统设备及环境要求217.
1取源部件及敏感元件227.
2就地检测和控制仪表247.
3控制盘(台、箱、柜)257.
4电线和电缆267.
5管路267.
6接地277.
7热工自动化试验室要求278危险有害因素辨识及其控制279技术监督289.
1监督范围299.
2运行监督299.
3检修监督309.
4量值传递30DB37/T1809.
7—2011II10事故预防与应急措施3010.
1防止分散系统失灵3010.
2防止热工保护系统误动和拒动3110.
3防爆与防火3110.
4防冻3210.
5防腐32表1热工控制及自动化系统常见危险因素来源、危害程度和主要的预控措施28表2热工控制及自动化系统常见有害因素来源、危害程度和主要的预控措施28DB37/T1809.
7—2011III前言本标准按照GB/T1.
1-2009给出的规则起草.
DB37/T1809-2011《资源综合利用电厂安全生产规范》分为八个部分:——第1部分:通则;——第2部分:燃料存储、制备与输送;——第3部分:锅炉;——第4部分:汽轮机;——第5部分:发电机及变配电装置;——第6部分:化学水处理与化学监督;——第7部分:热工控制及自动化;——第8部分:除尘除灰与脱硫.
本部分为DB37/T1809的第7部分.
本部分由兖矿集团有限公司提出.
本部分起草单位:山东华聚能源股份有限公司、兖煤菏泽赵楼综合利用电厂.
本部分主要起草人:王洪涤、潘清波、张兆华、楚德全、古峰.
DB37/T1809.
7—20111资源综合利用火力发电厂安全生产规范第7部分:热工控制及自动化1范围本部分规定了单机容量300MW及以下资源综合利用火力发电厂的热工控制及自动化的安全生产基本要求.
本部分适用于山东省境内单机容量300MW及以下资源综合利用火力发电厂的热工控制及自动化安全生产标准化工作.
其他同类燃煤、燃气、燃油、余热余压利用等的发电、供热企业的热工控制及自动化的安全生产可参照执行.
2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的.
凡是注日期的引用文件,仅所注日期的版本适用于本文件.
凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件.
GB6441企业职工伤亡事故分类GB14050系统接地的型式及安全技术要求GB/T15969.
1可编程序控制器第1部分:通用信息GB50168电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50217电力工程电缆设计规范DL/T435电站煤粉锅炉膛防爆规程DL/T589火力发电厂燃煤锅炉的检测与控制技术条件DL/T592火力发电厂锅炉给水泵的检测与控制技术条件DL/T656火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程DL/T657火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程DL/T659火力发电厂分散控制系统验收测试规程DL/T701火力发电厂热工自动化术语DL/T774火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程DL1056发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则DL5000火力发电厂设计技术规程热工自动化部分DL/T5004火力发电厂热工自动化试验室设计标准DL/T5175火力发电厂热工控制系统设计技术规定DL/T5182火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路、电缆设计技术规定DL/T5190.
5电力建设施工及验收技术规范第5部分:热工仪表及控制装置DL/T5226火力发电厂电力网络计算机监控系统设计技术规定DL/T5227火力发电厂辅助系统(车间)热工自动化设计技术规定DL/T5428火力发电厂热工保护系统设计技术规定3术语和定义DB37/T1809.
7—20112DB37/T1809.
1-2011界定的及下列术语和定义适用于本文件.
3.
1热工自动化采用检测与控制系统对火力发电厂的热力生产过程进行生产作业,以代替人工直接操作的措施.
3.
2监测仪表专供采集和测量信号的仪表.
根据功能划分可以是变送器、传感器或自身兼有检出元件和显示装置的仪表.
3.
3检出元件直接响应被测变量,并将它转换成适于测量的形式的元件或器件.
输入变量和检出元件输出信号之间的关系是固有的,不受外界影响而改变,也称检出器,有时亦称敏感元件.
3.
4传感器感受被测量,并按一定规律将其转换成同种或别种性质的输出量的仪表.
按其物理现象的性质的不同,传感器有:温度传感器,位移、角度、速度、加速度传感器,重量、力、力矩传感器,物性传感器.
3.
5变送器输出标准信号的传感器.
如温度变送器、压力变送器、差压变送器、流量变送器、液位变送器、物位变送器、位置变送器、转速变送器、电流变送器、频率变送器等.
3.
6执行机构将控制信号变为相应运动的机构.
根据运动方向有角行程和直行程两种,根据驱动的动力又可分为电动和气动执行机构两种.
3.
7调节机构由执行机构驱动直接改变操纵变量的机构,如控制阀、风门挡板等.
3.
8控制阀由控制信号通过执行机构调整管道中流体通路的口径,以改变流量的调节机构,也称调节阀.
3.
9输入/输出3.
9.
1DB37/T1809.
7—20113数字量输入不连续的数字量的输入,也称开关量输入(on-offinput)3.
9.
2模拟量输入连续变化的物理量输入.
3.
9.
3数字量输出不连续的数字量的输出,也称开关量输出(on-offoutput)3.
9.
4模拟量输出连续变化的物理量的输出.
3.
9.
5脉冲量输入不连续的触发信号量的输入.
3.
9.
6脉冲量输出不连续的触发信号量的输出.
3.
10热工检测参数温度、压力、流量、转速、振动、火焰、氧量、煤量等检测量.
3.
11分散控制系统(DCS)采用计算机、通信和屏幕显示技术,实现对生产过程的数据采集、控制和保护等功能,利用通信技术实现数据共享的多计算机监控系统,其主要特点是功能分散,操作显示集中,数据共享,可靠性高.
根据具体情况也可以是硬件布置上的分散.
3.
12数据采集系统(DAS)采用数字计算机系统对工艺系统和设备的运行参数、状态进行检测,对检测结果进行处理、记录、显示和报警,对机组的运行情况进行计算和分析,并提出运行指导的监视系统.
3.
13模拟量控制系统(MCS)实现锅炉、汽轮机及辅助系统参数自动控制的总称.
常包含参数自动控制及偏差报警功能,对前者其输出量为输入量的连续函数.
DB37/T1809.
7—201143.
14协调控制系统(CCS)将锅炉–、汽轮发电机组作为一个整体进行控制,通过控制回路协调锅炉与汽轮机组在自动状态的工作,给锅炉、汽轮机的自动控制系统发出指令,以适应负荷变化的需要,尽最大可能发挥机组调频、调峰的能力,它直接作用的执行级是锅炉燃烧控制系统和汽轮机控制系统.
3.
15自动发电控制(AGC)根据电网负荷指令控制发电功率的自动控制.
3.
16顺序控制系统(SCS)对机组的某一工艺系统或主要辅机按一定规律(输入信号条件顺序、动作顺序或时间顺序)进行控制的控制系统.
3.
17炉膛安全监控系统(FSSS)对锅炉点火、燃烧器和油枪进行程序自动控制,防止锅炉炉膛由于燃烧熄火、过压等原因引起炉膛爆炸(外爆或内爆)而采取的监视和控制措施的自动系统.
FSSS包括燃烧器控制系统(BurnerControlSystem,简称BCS)和炉膛安全系统(FurnaceSafetySystem,简称FSS).
3.
18总燃料跳闸(MFT)由人工操作或保护信号自动动作,快速切除进入锅炉炉膛的所有燃料而采取的控制措施.
3.
19数字电液控制系统(DEH)按电气原理设计的敏感元件、数字电路(计算机),按液压原理设计的放大元件及液压伺服机构构成的汽轮机控制系统.
3.
20超速保护控制(OPC)一种抑制超速的控制功能.
有采用加速度限制方法实现的,也有采用双位控制方式实现的.
,例如汽轮机转速达到额定转速的103%时,自动关闭调节汽门,当转速恢复正常时再开启调节汽门,如此反复,直至正常转速控制回路可以维持额定转速,或者两种方法同时采用.
3.
21旁路控制系统(BPC)蒸汽压力锅炉和汽轮机旁路的自动投入及蒸汽压力、温度自动控制系统的总称.
3.
22给水泵汽轮机电液控制系统(MEH)DB37/T1809.
7—20115用微型机(计算机)及液压伺服机构实现给水泵汽轮机自动控制各项功能的控制系统.
注:实际上也是数字电液控制系统,但为了与大汽轮机的DEH相区别,习惯上称为MEH.
3.
23功能组级控制把工艺上互相联系并具有连续不断的顺控特征的设备作为一个整体的控制,如锅炉通风控制.
3.
24子功能组级控制把某一辅机及其附属设备或某一局部工艺系统看作一个整体的控制,如送风机、引风机、给水泵的控制、高压加热器旁路控制.
3.
25汽轮机安全监视仪表(TSI)监视汽轮机运行状态(转速、振动、膨胀、位移等机械参数)的仪表.
3.
26汽轮机紧急跳闸系统(ETS)在汽轮机运行过程中,出现异常时能采取必要措施进行处理,并在异常情况继续发展到可能危及设备时,能采取断然措施,停止汽轮机运行的保护系统.
3.
27联锁有两种含义:a)在相互关联设备间的生产流程中(如输煤系统、锅炉的燃烧系统),当某一设备故障时,为保证安全运行按先后次序安全停止故障设备前或后的自动操作;b)为防止超出极限状况或不适当的操作程序,因而危及设备安全,采取关停设备中造成故障的有关设备或防止进人不恰当的操作程序关设备或防止进入不恰当的操作程序,以避免危险工况的联动操作,如高压加热器切旁路.
3.
28可编程序(逻辑)控制器(PLC)一种用于工业环境的数字式操作电子系统.
这种系统用可编程的存储器作面向用户指令的内部寄存器,完成规定的功能,如逻辑、顺序、定时、计数、运算等,通过数字或模拟的输入/输出,控制各种类型的机械或过程.
可编程序控制器及其相关外围设备的设计,使它能够非常方便地集成到工业控制系统中,并能很容易达到所期望的功能.
4人员资格和技能要求4.
1管理人员4.
1.
1热工专业安全生产管理人员,应具备DB37/T1809.
1-2011第4.
6.
2条规定的资质技能.
4.
1.
2技能要求:DB37/T1809.
7—20116a)熟悉有关安全生产、环保节能法律法规和政策规定,熟悉电业安全工作规程、事故调查规程,熟悉有关热工控制及自动化的标准、规范、规程与规章制度;b)熟悉热工控制及自动化系统的工艺流程、设备结构原理、性能参数、运行操作、检修工艺及全厂生产系统概况等;c)具备热工控制及自动化专业技术知识,对生产中存在的技术问题能进行分析、判断和处理;d)具有组织协调、学习创新能力和计算机应用等能力.
4.
2作业人员4.
2.
1热工控制检定人员和在高低压电气设备上工作的检修人员,应按照国家有关规定经专门的安全作业培训后持证上岗.
4.
2.
2作业人员应接受安全生产教育和培训,具备必要热工控制及自动化专业知识,熟悉有关安全生产规章制度和安全操作规程,掌握本岗位的安全操作技能.
未经安全生产教育和培训合格的热工控制人员,不得上岗作业.
5规章制度5.
1技术档案热工控制及自动化专业应建立下列技术资料:——热工控制及自动化设备清册台帐;——设备检修台帐;——主辅机保护与报警定值清册;——模拟量控制系统整定试验与参数设置记录;——管路及仪表图(Pipe&InstrumentDiagram,简称P&ID图);——热工自动化设备互联图;——控制原理功能块图和逻辑图;——分散控制系统配置图;——热工自动化电源系统图;——热工自动化气源系统图;——热工控制及自动化系统安装、技术改造的技术资料;——热工控制及自动化系统设备安装使用说明书、产品合格证及检定合格证;——热工控制及自动化系统、设备、仪表校验报告、校验合格证;——热工控制及自动化系统软件安装的备份光盘.
5.
2制度和规程除执行DB37/T1809.
1-2011第4.
5条规定外,热工控制及自动化专业应制定下列制度和规程(不限于此):——岗位责任制度;——巡回检查制度;——热工仪表及控制装置现场定期校验和抽检制度;——热工仪表及控制装置评级统计制度;——热工控制及自动化计算机软件管理制度;——危险点分析与预控管理制度;DB37/T1809.
7—20117——热工标准器具检定规程;——精密仪器仪表操作(使用)规程;——热工仪表及控制装置运行维护规程;——热工仪表及控制装置检修规程;——热工专业事故专项应急预案和现场处置方案.
6系统要求6.
1热工控制系统总体要求6.
1.
1热工控制监控系统应达到以下指标:a)系统可用性指标:双机系统可用率不小于99.
9%;b)系统平均无故障间隔时间(MTBF)不小于20000h,间隔层设备平均无故障间隔时间(MTBF)不小于30000h;c)输入及输出信号响应时间不大于2s;d)事件顺序记录(SOE)分辨率不大于1ms;e)动态画面响应时间不大于2s;f)模数转换分辨率不小于16位,最大转换误差不超过±5%;g)模拟量数据更新周期不大于2s;h)数字量数据更新周期不大于1s;i)遥控、遥调正确率不小于99.
99%;j)整个系统对时精度应不大于1ms;k)主机正常负荷率应低于30%,事故负荷率应低于50%.
网络正常负荷率应低于20%,事故负荷率应低于40%.
6.
1.
2热工监测应包括下列内容:a)工艺系统的运行参数;b)辅机的运行状态;c)电动、气动和液动阀门的启闭状态和调节阀门的开度;d)仪表和控制用电源、气源、水源及其它必要条件的供给状态和运行参数;e)必要的环境参数.
f)炉、机、电集中控制的分散控制系统,还应包括主要电气系统和设备的参数和状态的监测.
6.
1.
3机组主要热工自动化系统宜采用分散控制系统,主要包括数据采集和处理功能、模拟量控制功能、顺序控制功能和锅炉炉膛安全监控功能.
对于50MW~200MW机组,其功能可适当简化.
对于50MW以下的机组,在条件允许的情况下适当提高热工自动化水平.
已经配备的热工控制系统,应达到本标准中的系统基本控制要求.
6.
1.
4发电厂的热工自动化水平,应根据机组在电网中的地位、机组的容量和特点以及预期的电厂运行管理水平等因素确定.
6.
1.
5新建容量为125MW及以上的机组和扩建容量为200MW及以上的机组,应在炉、机、电单元控制室集中控制;扩建容量为125MW的单元制机组,视具体情况可采用炉、机、电或炉、机集中控制.
母管制电厂宜采用车间或机、炉集中控制,也可采用就地控制.
6.
1.
6单元制或扩大单元制除氧给水系统,应在单元控制室或炉、机集中控制室内控制.
6.
1.
7供应城市采暖和工业用汽的热电厂热网系统,可按需要在机组控制室内控制或设置单独的热网控制室.
DB37/T1809.
7—201186.
1.
8容量在410t/h及以上的锅炉,宜设置监视炉膛火焰的工业电视.
单机容量为200MW及以上的汽轮发电机组,宜多机合配一套振动监测和故障诊断系统,轴振动信号从汽轮机监测仪表系统接入.
6.
1.
9控制回路应按照保护、联锁控制优先的原则设计,以保证机组设备和人身的安全.
设计控制回路时,应遵循下列规定:a)控制系统应满足安全可靠、运行操作灵活和便于维护的要求;b)模拟量控制、顺序控制、保护联锁及单独操作在共同作用同一个对象时,控制指令优先级应为保护联锁控制最高、单独操作次之、模拟量控制和顺序控制最低的顺序;c)模拟量控制、顺序控制、保护联锁控制操作在共用同一个开关量信号时,开关量信号首先送入优先级最高的保护回路,即几个回路共用的开关量信号接入具体回路的优先级或分配次序,也应是保护联锁控制最高、模拟量控制和顺序控制最低;d)控制回路在共用同一个模拟量信号时,模拟量信号应首先送入模拟量控制回路.
6.
1.
10热工保护系统单相交流保护电源应使用220V电压,电压允许波动范围176V~264V,频率允许波动范围47.
5Hz~52.
5Hz;直流电压可采用220V,电压允许波动范围176V~286V,或可采用110V,电压允许波动范围88V~143V.
6.
1.
11采用分散控制系统控制的单元机组,可按照控制系统分层分散的设计原则设计.
模拟量控制可分为下三级:协调控制级,子回路控制级,执行级.
开关量控制也可分为下列三级:功能组级,子功能组级,驱动级.
6.
1.
12分散控制系统、汽轮机电液控制系统、机组保护回路、火检装置及火检冷却风机控制等双路供电的重要电源,一路应采用交流不间断电源,一路应采用厂用保安段电源.
当设有冗余UPS电源系统时,也可两路均采用UPS电源,但两路进线应分别接在不同供电母线上.
也可采用两路直流220V(或110V)供电电源,直流接自蓄电池直流盘.
两路电源互为备用,且能自动切换,切换时间间隔应不影响保护系统的正常功能6.
1.
13应冗余配置的开关量仪表应根据机组设备实际情况设置,至少应符合下列要求:a)二取一:一次风与炉膛差压(如制造厂等要求);b)三取二:炉膛正压、炉膛负压、火检冷却风与炉膛差压(或火检、冷却风压力)、凝汽器真空、润滑油压、抗燃油压、发电机冷却水流量.
6.
1.
14应冗余配置的模拟量仪表应根据机组设备实际情况设置,至少应符合下列要求:a)双重冗余:再热蒸汽温度、轴向位移、给水泵汽轮机转速、汽包压力、总送风量、炉水循环泵进出口压差、常压流化床旋风分离器出口温度、燃油压力.
b)三重冗余:汽包炉汽包水位、直流炉给水流量、炉膛压力、常压流化床床压及流化风量、汽轮机转速、主蒸汽压力、再热蒸汽压力、磨灯机出口温度.
c)多重冗余:常压流化床床温.
6.
1.
15不间断电源(UPS)a)分散控制系统正常运行时,应由UPS供电.
对于未设冗余UPS备用电源的情况,当UPS故障时,允许短时直接取自保安电源作为备用电源.
每路进线应分别接在不同供电电源的母线段上;b)UPS二次侧不经批准不得随意接入新的负载.
最大负荷情况下,UPS容量应有20%~30%余量;c)UPS供电主要技术指标包括:1)电压波动<10%额定电压;2)频率范围:50Hz±0.
5Hz;3)波形失真≤5%;4)备用电源切投时间<5ms;5)电压稳定度:稳态时≤±5%,动态时≤±10%;DB37/T1809.
7—201196)频率稳定度:稳态时≤±1%,动态过程≤±10%.
6.
1.
16通过系统工具或其他由制造厂提供的方法,测试计算机控制系统的负荷率和数据通信总线的负荷率.
各负荷率应在不同工况下测试5次,每次测试时间10s,取平均值,应满足:a)所有控制站的中央处理单元在恶劣工况下的负荷率应不大于60%;b)操作员站、服务站的中央处理单元在恶劣工况下的负荷率应不大于40%;c)数据通信总线的负荷率,以太网应不大于20%,其他网络应不大于40%.
6.
1.
17规范DCS系统软件和应用软件的管理,有相应的软件管理制度.
软件的修改、更新、升级应履行审批授权及责任人制度.
在修改、更新、升级软件前,应对软件进行备份.
未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用,并建立有针对性的DCS系统防病毒措施.
6.
1.
18严禁在计算机控制系统中使用非本计算机控制系统的软件.
除非软件升级或补丁的需要,严禁在计算机控制系统中使用非本系统格式化或读写过的软盘、光盘、磁带等.
6.
1.
19对热工保护系统冗余配置按照DL/T659中相关规定执行.
6.
1.
20对运行中的热工仪表及控制装置,非热检专责人员不得任意调整、拨弄或改动.
对运行中的热工仪表及控制装置的定值进行调整时,应按厂有关规定执行,并作好记录.
6.
1.
21进行计算机软件组态、设定值修改等工作,应事先应提出异动申请报告,经技术负责人批准后,由热控人员指定专人执行.
修改结束后,应组织验收,及时编写异动竣工报告通知有关部门,并及时将修改后的组态图存档.
6.
1.
22热工控制系统工程师站、操作员站等人机接口系统应分级授权使用.
严禁非授权人员使用工程师站和/或操作员站的系统组态功能.
6.
1.
23热工保护应遵循下列"独立性"原则:a)炉、机跳闸保护的逻辑系统应有独立的逻辑、独立的控制器、独立的输入/输出系统和独立的电源,且应在功能上和物理上独立其它的逻辑系统,不得与任何其它逻辑系统(如MCS和SCS等)组合在一起;b)一套保护逻辑系统应仅限于单台机组,不应多台机组共用一套保护逻辑系统;c)冗余的I/O信号应通过不同的I/O模件引入;d)触发机组跳闸的保护信号的开关量仪表和变送器应单独设置,当确有困难而需与其他系统合用时,其信号应首先进入保护系统;e)机组跳闸命令不应通过通信总线传送,触发停机、停炉的信号应为硬接线.
6.
1.
24热工保护系统应有防止误动和拒动的措施,保护系统电源中断或恢复不会发出误动作指令.
6.
1.
25控制台设置总燃料、停止汽轮机和解列发电机的跳闸按钮(双重或带盖),跳闸按钮(双重或带盖)应直接接至停炉、停机的驱动回路.
6.
1.
26停炉、停机保护动作原因应设事件顺序记录,100MW及以上单元机组还应有事故追忆功能.
6.
1.
27热工保护系统输出的指令应优先于其它指令,即执行"保护优先"的原则.
6.
1.
28保护回路中不应设置供运行人员切、投保护的任何操作设备.
6.
1.
29控制站、操作员站、计算机站、数据管理站、历史站或服务器等脱网、离线、死机时,在其它操作员站监视器上应设有醒目的报警功能,或在控制室内设有独立于DCS系统之外的声光报警.
6.
1.
30分散控制系统控制柜巡检周期每天一次,检查内容如下:a)控制柜的环境温度和湿度;b)滤网清洁及完好程度;c)柜内温度应符合厂家要求,.
带有冷却风扇的控制柜,冷却风扇应正常工作.
对运行中异常的风扇,应立即更换或采取必要的措施;d)电源或所有模件工作状态;e)事件顺序记录(SOE)应工作正常,打印纸充足,时钟与分散控制系统站同步.
DB37/T1809.
7—2011106.
1.
31通信网络a)主系统及与主系统连接的所有相关系统(包括专用装置)的通信负荷率设计应控制在合理的范围(保证在高负荷运行时不出现"瓶颈"现象)之内,其接口设备(板件)应稳定可靠;b)通信总线冗余切换能力的测试.
在任意节点人为切断每条通信总线,系统不得出错或出现死机情况.
切、投通信总线上的任意节点,或模拟其故障,总线通信应正常;c)数据通信总线的负荷率不同工况下共测试五次,取平均值,每次测试时间为10s;d)在繁忙工况下数据通信总线的负荷率不得超过30%.
对于以太网则不得超过20%.
6.
1.
32系统接地a)DCS的系统接地应严格遵守厂家技术要求,所有进入DCS系统控制信号的电缆应采用质量合格的屏蔽阻燃电缆,在DCS侧有良好的单端接地.
b)DCS系统与电气系统共用一个接地网时,控制系统接地线与电气接地网只允许有一个连接点,且接地电阻应小于0.
5Ω.
6.
1.
33分散控制系统抗干扰能力符合DL/T774规定,且当使用环境发生变化时,应重新进行抗干扰能力试验.
6.
2数据采集系统(DAS)6.
2.
1锅炉、汽机、电气主要检测参数齐全,显示正确,满足企业安全生产需要,且应配有音响或语音报警画面.
6.
2.
2显示画面应能区分事故变位和操作变位,当所采集的模拟量发生超限,数字量变位以及系统自诊断故障时均应进行报警处理,并具有人工确认、自动或手动复归功能.
6.
2.
3屏幕画面应显示实时系统接线、设备参数、运行状态以及各种操作指导等信息,并宜设置专用报警区.
系统接线画面可分别用不同颜色区别跳闸报警、预告信号和事故后的操作提示.
宜显示的主要画面如下:a)电气主接线,包括不同等级的分接线图;b)厂用电原理接线图,包括高、低压厂用电分接线图;c)汽轮机、锅炉的主要参数画面;d)DCS系统运行工况;e)各机组及全厂发电容量曲线及运行点显示;f)各类趋势曲线图,包括实际负荷曲线、模拟量变化趋势曲线及历史趋势图等;g)重要模拟量棒形图;h)成组报警画面;i)相关报警画面;j)运行操作记录统计一览表;k)事故及故障统计一览表;l)事故追忆记录报告或曲线;m)事件顺序记录的当前和历史报告.
6.
2.
4系统实时性的测试:CRT画面响应时间的测试.
通过键盘调用CRT画面时,从最后一个调用操作完成到画面全部内容显示完成的时间为画面响应时间.
画面响应时间规定如下:a)在调用被测画面时,对一般画面,响应时间不得超过1s;对于复杂画面,画面响应时间不得超过2s;b)在发生中断时,CRT画面自动退出的时间也应符合6.
2.
4a)的规定.
6.
2.
5对下列系统功能检查,符合DL/T774的要求:a)趋势曲线画面组态;DB37/T1809.
7—201111b)输入参数二次计算功能;c)超限报警和故障诊断功能;d)SOE记录和事故追忆系统;e)实时数据统计功能检查;f)操作显示功能;g)报表记录功能;h)历史数据的存储和检索功能;i)性能计算功能.
6.
2.
6运行中的热工仪表及控制装置应符合下列要求:a)整洁、完好,标志应正确、清晰、齐全;b)仪表指示误差应符合精度等级要求,仪表反映灵敏,记录清晰,并应定期测试整套仪表的系统误差,发现问题及时处理;c)信号光字牌书写正确、清晰,灯光和音响报警应正确、可靠;d)操作开关、按钮、操作器及执行机构、手轮等操作装置,应有明显的开、关方向标志,操作灵活可靠;e)热控系统用交、直流电源及熔断器应标明电压、容量、用途,接地可靠,并不得做照明电源、动力设备电源及其它电源使用;f)热控盘内、外应有良好的照明,盘内电缆要封堵严密,干净整洁.
6.
2.
7热控系统的电缆、脉冲管路和一次设备,就有明显的标明名称、去向的标志牌6.
3模拟量控制系统(MCS)6.
3.
1给水控制系统6.
3.
1.
1给水全程控制系统在机组负荷指令变化扰动下的性能通过试验考核.
系统各部件特性试验符合DL/T774规定.
6.
3.
1.
2控制系统投入条件:a)锅炉运行正常,达到向汽轮机送汽条件;b)主给水管路为正常运行状态;c)汽包水位、蒸汽流量及给水流量等主要参数运行正常、指示准确、记录清晰;d)汽包电接点水位信号运行正常,指示准确;e)汽包水位相关保护装置投入运行;f)M/A操作站工作正常、跟踪信号正确、无切手动信号;g)给水泵最小流量再循环控制及保护系统,随对应给水泵投入运行;h)30%负荷以下应投入单冲量给水调节运行,30%负荷以上应投入三冲量给水调节运行,系统应能自动进行单/三冲量给水调节转换.
6.
3.
1.
3品质指标:a)控制系统正常工作时,给水流量应随蒸汽流量迅速变化;在汽包水位正常时,给水流量与蒸汽流量应基本相等;b)稳态品质指标:±20mm,控制系统的执行机构不应频繁动作;c)水位定值扰动(扰动量为:40mm):过渡过程衰减率ψ=0.
7~0.
8;稳定时间为:3min;d)机组启停过程中,汽包水位控制的动态品质指标;在30%负荷以下单冲量方式运行时,汽包水位允许动态偏差为±80mm;在30%~70%负荷范围三冲量给水控制运行时,汽包水位允许动态偏差为±60mm;在70%~100%负荷范围三冲量给水控制运行时,汽包水位允许动态偏差为±DB37/T1809.
7—20111240mm.
6.
3.
2汽温控制系统6.
3.
2.
1汽温控制系统各部件特性试验符合DL/T774规定;6.
3.
2.
2控制系统投入条件:a)主蒸汽各级温度、再热汽温度指示准确,记录清晰;b)减温水调节门、燃烧器倾角或尾部烟道控制挡板有足够的调节裕量;c)M/A操作站工作正常,跟踪信号正确,无切手动信号.
6.
3.
2.
3品质指标(负荷范围70%~100%):a)稳态品质指标:过热汽温为±2℃;再热蒸汽温度为±3℃;执行器不应频繁动作;b)过热汽温和再热汽温给定值改变±5℃时,过渡过程衰减率ψ=0.
75~1,稳定时间为小于15min.
6.
3.
3燃烧控制系统6.
3.
3.
1炉膛压力控制系统6.
3.
3.
1.
1炉膛压力动态特性试验(必要时进行):锅炉大修后,必要时进行炉膛压力动态特性试验,试验应包括送风风量、引风风量变化下炉膛压力变化的动态特性,并在不同负荷段分别进行;6.
3.
3.
1.
2控制系统投入的条件:a)锅炉运行正常,燃烧稳定,炉膛压力信号准确可靠;b)炉膛压力方向性闭锁、炉膛压力低超驰控制、MFT超驰控制等保护回路投入;c)引风机挡板在最大开度下的引风量应能满足锅炉最大负荷要求,并有足够裕量;d)M/A操作站工作正常,跟踪信号正确,无切手动信号.
6.
3.
3.
1.
3品质指标(负荷范围70%~100%):a)稳态品质指标:±50Pa;b)炉膛压力定值扰动(扰动量:±100Pa):过渡过程衰减率ψ=0.
75~0.
9,稳定时间为:小于40s;6.
3.
3.
2风量氧量控制系统6.
3.
3.
2.
1风量氧量控制包括:送风机动叶风量控制、二次风门风量控制、风箱与炉膛差压控制、二次风压控制、氧量校正、燃料风控制、燃尽风控制系统.
6.
3.
3.
2.
2控制系统投入的条件:a)锅炉运行正常,燃烧稳定,负荷大于50%,送风机动叶/二次风门风量控制系统投入;b)送风机动叶/二次风门在最大开度下的送风量应能满足锅炉最大负荷要求,并约有5%裕量;c)风量、氧量信号准确可靠,记录清晰;d)炉膛压力控制系统投入运行;e)M/A操作站工作正常,跟踪信号正确,无切手动信号;f)炉膛压力方向性闭锁、防喘振保护回路投入.
6.
3.
3.
2.
3品质指标(负荷范围70%~100%):a)氧量稳态品质指标为±1(%);b)燃烧率指令增加时,风量应能在30s内变化,氧量应能在1min内变化;c)风压/差压定值扰动(扰动量:±100Pa):过渡过程衰减率ψ=0.
75~0.
9;稳定时间为:小于30s.
6.
3.
3.
3一次风压控制系统DB37/T1809.
7—2011136.
3.
3.
3.
1控制系统投入的条件:a)一次风挡板在最大开度下的风量应能满足锅炉最大负荷的要求,并有足够裕量;b)一次风压信号指示准确,记录清晰;c)M/A操作站工作正常,跟踪信号正确,无切手动信号;d)防喘振保护回路投入.
6.
3.
3.
3.
2品质指标(负荷范围70%~100%):a)稳态品质指标:±100Pa.
b)一次风压给定值改变300Pa时,过渡过程衰减率ψ=0.
75~1;稳定时间为:小于30s.
6.
3.
3.
4磨煤机控制系统6.
3.
3.
4.
1直吹式制粉系统的磨煤机控制包括:一次风量控制、出口温度控制、给煤量控制系统.
中储式制粉系统除钢球磨煤机入口风压调节见e),其余与本条要求同.
6.
3.
3.
4.
2控制系统投入的条件:a)磨煤机系统运行正常,并有足够的干燥出力;b)调节挡板开度有足够的调节范围;c)一次风量、磨煤机出口温度、给煤量等信号正确可靠,记录清晰;d)控制系统与FSSS、SCS系统间的保护联锁回路投入;e)风煤交叉限制回路投入;f)M/A操作站工作正常,跟踪信号正确,无切手动信号;g)一次风压控制系统投入运行.
6.
3.
3.
4.
3品质指标(负荷范围70%~100%):a)稳态品质指标:磨煤机入口一次风流量为±5%;磨煤机出口温度±3℃;b)一次风量给定值改变5%时,过渡过程衰减率ψ=0.
75~0.
9,稳定时间小于20s;c)磨煤机出口温度给定值改变3℃,过渡过程衰减率ψ=0.
75~0.
9,稳定时间小于5min;d)高温风(或低温风)挡板开度改变10%时,控制系统应能在3min内消除扰动,磨煤机出口温度最大偏差应不大于5℃.
6.
3.
3.
5钢球磨煤机入口风压调节(中储式制粉系统)6.
3.
3.
5.
1控制系统投入的条件:a)制粉系统运行正常;b)调节挡板开度有足够的调节范围.
6.
3.
3.
5.
2品质指标:a)稳态品质指标:±40Pa;b)磨煤机入口风压给定值改变50Pa时,过渡过程衰减率=0.
75~0.
9,稳定时间为:小于20s;c)磨煤机入口高、低温风挡板开度改变10%时,控制系统应能在30s内消除扰动.
6.
3.
4辅助设备控制系统辅助设备模拟量控制系统包括除氧器水位、压力、加热器水位、凝汽器水位、轴封压力、凝结水再循环流量控制、其他辅助设备模拟量控制系统等.
其中其他辅助设备模拟量控制系统主要有以下单回路控制系统:空预器冷端温度控制、凝结水再循环流量控制、燃油压力控制、辅助蒸汽温度控制、暖风器疏水箱水位控制、密封风滤网差压控制、闭式水压力控制、闭式水温度控制、闭式水膨胀水箱水位控制、汽机润滑油温控制、发电机定冷水温度控制、发电机氢温控制、发电机密封油温控制、电动给水泵工作油温控制、汽动给水泵润滑油温控制等控制系统.
DB37/T1809.
7—201114a)除氧器水位控制系统:1)控制系统投入的条件:①除氧器水位、给水流量、主凝结水流量指示准确,记录清晰;②除氧器水位调节阀有足够的调节范围;③除氧器水位保护投入运行;④凝结水再循环流量控制系统投入运行;⑤M/A操作站工作正常、跟踪信号正确、无切手动信号;⑥单冲量、三冲量调节性能完好,实现无扰动切换.
2)品质指标(负荷范围70%~100%):①稳态品质指标:±20mm;②当水位给定值改变100mm时,过渡过程衰减率ψ=0.
7~0.
8,稳定时间小于10min.
b)除氧器压力控制系统:1)控制系统投入的条件:①除氧器运行正常,运行方式符合自动调节的要求;②调节阀有足够的调节范围;③除氧器压力指示准确,记录清晰;④除氧器压力保护装置投入运行.
2)品质指标(负荷范围70%~100%):①稳态品质指标:±20kPa.
②当除氧器压力给定值改变50kPa时,控制系统应在1min内将压力稳定在新的给定值,过渡过程衰减率ψ=0.
75~1.
c)加热器水位控制系统:1)控制系统投入的条件:①加热器运行正常;②疏水调节阀有足够的调节范围;③水位保护投入运行.
2)品质指标:①稳态品质指标:±20mm(立式),±10mm(卧式);②定值扰动时,(立式50mm,卧式30mm)过渡过程衰减率ψ=0.
75~1.
d)汽机凝汽器水位控制系统:1)控制系统投入的条件:①汽机运行正常,凝汽器处于有水位运行状态;②凝汽器运行方式合理,调节阀有足够的调节范围;③凝汽器水位指示准确.
2)品质指标:①稳态品质指标:±20mm.
②凝汽器水位给定值改变50mm时,上升方向过渡过程衰减率ψ=0.
75~1、稳定时间为:3min.
e)其他辅助设备模拟量控制系统:1)控制系统投入的条件:①辅助设备运行正常;②调节阀有足够的调节范围;③被调参数指示准确.
DB37/T1809.
7—2011152)品质指标:①稳态品质指标:给定值附近,不振荡.
②定值扰动时,控制系统衰减率ψ=0.
75~1.
6.
3.
5机炉协调控制系统协调控制系统包括:机组负荷指令设定、汽机主控、锅炉主控、压力设定、频率校正、热值校正(BTU)、辅机故障减负荷(RB)等控制回路.
控制系统投入的条件:1)锅炉运行正常,炉膛燃烧稳定;2)机组功率、负荷指令、主蒸汽压力、调速级压力、总风量、总燃料量等主要参数准确可靠,记录清晰;3)DEH系统功能正常,能转入CCS控制方式;4)燃烧、给水、过热汽温、再热汽温、除氧器水位等主要控制系统已投入运行;5)协调控制系统控制方式及各参数设置正确,汽机主控、锅炉主控等M/A操作站工作正常,跟踪信号正确,无切手动信号.
6.
4热工保护系统6.
4.
1炉膛安全监控系统(FSSS)6.
4.
1.
1锅炉炉膛安全监控系统FSSS由锅炉安全系统FSS和燃烧器控制系统BCS组成.
BCS包括油燃烧器(包括点火器)和燃烧器的自动顺序控制.
FSS包括锅炉紧急停止的保护和连锁逻辑.
炉膛吹扫和燃油系统泄漏试验的逻辑控制也属于FSS的部分.
6.
4.
1.
2锅炉炉膛安全保护应包括下列功能:a)锅炉吹扫;b)油系统检漏试验;c)灭火保护;d)炉膛压力保护.
6.
4.
1.
3炉膛安全监控系统的要求是:a)炉膛安全监控系统不同于锅炉生产蒸汽过程中的各种生产过程控制(调节)系统(如燃烧、给水、汽温等),与燃烧系统、燃烧器的总数目及布置、运行中燃烧器数目及位置等密切相关,应根据具体的燃烧系统的要求及运行特性专门设计.
总的安全功能应包括,但不限于下列功能:1)炉膛吹扫联锁及定时;2)点火试验定时;3)火焰检测及强制性安全停炉等.
也可根据锅炉容量大小,增减其功能.
如容量较小,只有单台送、引风机的锅炉,炉膛吹扫及定时的要求,可规定在现场运行规程中,由运行人员按规程的要求对炉膛进行吹扫.
而对容量较大的锅炉,炉膛安全监控可按有关设备(如点火系统、燃烧系统)的启、停条件,跳闸条件及强制性总燃料跳闸的各种条件,进行炉膛安全运行的控制.
b)炉膛安全监控系统应根据外部输入和内部逻辑运算,正确判断提供输出,同时不会因逻辑部分发生某一单一故障时而危及锅炉安全运行,也不应为此而要求立即停炉处理.
c)炉膛安全监控系统逻辑部分的设计应满足以下要求:1)设计者至少对下述故障的影响应有评估并编制相应的逻辑:电源条件变化的影响,包括电压波动、瞬时中断、部分失电;信息传输错误和信息丢失;输入和输出错误;信号错误或对信号不能识别;寻址错误;处理器故障;计时器故障;如果用继电器,则应考虑由于线圈故障所产生的影响或继电器误接触所产生的影响等;DB37/T1809.
7—2011162)设计中应包含诊断功能,以监控处理器的逻辑功能;3)逻辑部分故障应不排除操作人员适当的干预;4)应能防止未经批准而修改逻辑,同时当有关设备在运行时,不能修改逻辑;5)系统响应时间(输入到输出信息的时间)应非常短,以免引起负面效应;6)具有较强的抗干扰能力,以防止误动作;7)逻辑系统内任何个别部件故障,不得妨碍强制性的总燃料跳闸;8)应提供由运行人员专用的手操开关,以便独立和直接操作总燃料跳闸继电器;9)以下独立性的要求还应满足:执行炉膛安全监控系统功能的逻辑系统,不得与任何其他逻辑系统组合在一起;一套逻辑系统应只限于用在一台锅炉上,其输入/输出系统的电源应独立,并与其他逻辑系统(如锅炉燃烧调节系统)分开;允许炉膛安全监控系统与其他逻辑系统使用同一种型式的硬件和与其他系统间采用数据传输通信,触发强制性总燃料跳闸的信号应是硬接线的;10)用于安全停止燃烧器运行的逻辑程序或装置一旦触动,应使有关的燃烧器跳闸或总燃料跳闸,跳闸后是否恢复或何时恢复运行应由运行人员根据检查的结果决定,任何逻辑程序或装置均不应允许主燃烧器或点火器的燃料控制阀门瞬时关闭后,随即又重新开启.
6.
4.
2锅炉应设有下列保护:a)锅炉给水系统应有下列热工保护:——汽包锅炉的汽包水位保护;——直流锅炉的给水流量过低保护;——灭火保护;——炉膛压力保护.
b)锅炉蒸汽系统应有下列热工保护:——主蒸汽压力高(超压)保护;——再热蒸汽压力高(超压)保护;——再热蒸汽温度高喷水保护;——炉膛压力保护.
e)在运行的锅炉发生下列情况之一时,应发出总燃料跳闸指令,实现紧急停炉保护:——手动停炉指令;——全炉膛火焰丧失;——炉膛压力过高/过低;——汽包水位过高/过低;——全部送风机跳闸;——全部引风机跳闸;——煤粉燃烧器投运时,全部一次风机跳闸;——燃料全部中断;——总风量过低;——锅炉炉膛安全监控系统失电;——根据锅炉特点要求的其他停炉保护条件,如不允许干烧的再热器超温和强迫循环炉的全部炉水循环泵跳闸等.
6.
4.
3汽轮机应设有下列保护:a)在运行的汽轮机发生下列情况之一时,应实现紧急停机保护:——汽轮机超速;——凝汽器真空过低;——润滑油压过低;——轴承振动大;DB37/T1809.
7—201117——轴向位移大;——发电机冷却系统故障;——手动停机;——汽轮机数字电液控制系统失电;——汽轮机、发电机等制造厂提供的其他保护项目.
b)在运行的汽轮机发生下列情况之一时,应实现紧急停机保护:——抽汽防逆流保护;——低压缸排汽防超温保护;——汽轮机防进水保护;——汽轮机真空低保护等.
6.
4.
4发电厂的热力系统还有应有下列保护:a)除氧器水位和压力保护;c)高、低压加热器水位保护;d)汽轮机旁路系统的减温水压力低和出口温度高保护;e)空冷机组的有关保护.
6.
4.
5水内冷发电机应装设冷却水断流保护,发电机冷却水流量低于规定值时,经一段延时后发电机跳闸.
6.
4.
6汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护(装置)及每次机组检修后启动前应进行静态试验,以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值.
所有检测用的传感器应在规定的有效检验周期内.
6.
4.
7当转速达到机组超速保护遮断动作值时,控制系统应能可靠接受汽轮机保护装置发出的指令,迅速关闭主汽门和调节汽门,使机组安全停机.
6.
4.
8发电厂重要辅机(如给水泵、送风机、吸风机)等的热工保护应按发电厂热力系统和燃烧系统的运行要求,并参照辅机制造厂的技术要求进行设计.
6.
4.
9锅炉辅机应有下列联锁项目:a)锅炉的吸风机、回转式空气预热器和送风机在启停及事故跳闸时的顺序联锁;b)锅炉的吸风机、回转式空气预热器和送风机之间的跳闸顺序及三者与烟、风道中有关挡板的启闭联锁;c)送风机全部停运时,燃烧系统和制粉系统停止运行的联锁;d)制粉系统中给煤机、磨煤机、一次风机或排粉机的启停及事故跳闸时的顺序联锁;e)排粉机送粉系统的排粉机与给粉机之间的联锁;f)烟气再循环风机启停与出口风门和冷风门的联锁;g)大型辅机与其润滑油系统、冷却和密封系统的联锁,以及这些系统中工作泵事故跳闸时备用泵的自启动联锁.
6.
4.
10汽轮机辅机应有下列联锁:a)润滑油系统中的交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵和盘车装置与润滑油压之间的联锁;b)给水泵、凝结水泵、凝结水升压泵、真空泵、循环水泵、疏水泵以及其他各类水泵与其相应系统的压力之间的联锁;c)工作泵事故跳闸时备用泵自启动的联锁;d)各类泵与其进出口电动阀门间的联锁.
6.
4.
11热工保护系统主要仪表、自动调节系统、热控保护装置应随主设备准确可靠地投入运行,仪表指示误差应符合精度等级要求,仪表反映灵敏,记录清晰,并应定期测试整套仪表的系统误差,发现问题及时处理.
DB37/T1809.
7—2011186.
4.
12运行中的调节系统、保护系统应作定期试验.
6.
4.
13检修后的顺序控制、信号、保护和联锁装置应进行系统检查和试验,由运行人员确认可靠后,方可投入运行.
6.
4.
14热工仪表及控制装置检修、改进、调校和试验的各种技术资料以及记录数据、图纸应与实际情况相符,并应在检修工作结束后一个月内整理完毕归档.
6.
5顺序控制系统(SCS)6.
5.
1下列辅助系统宜采用顺序控制:a)化学水除盐系统(按化学专业设计规定的具体要求设置);b)凝结水精处理系统;c)气力除灰及除渣系统;d)空调系统.
6.
5.
2顺序控制设计应遵守保护、联锁操作优先的原则.
在顺序控制过程中出现保护、联锁指令时,应将控制进程中断,并使工艺系统按照保护、联锁指令执行.
6.
5.
3顺序控制系统应设有工作状态显示及故障报警信号.
复杂的顺序控制系统还应设步序显示.
6.
5.
4顺序控制在自动进行期间,发生任何故障或运行人员中断时,应使正在进行的程序中断,并使工艺系统处于安全状态.
6.
5.
5控制装置及模件的测试、控制系统的基本性能的测试、测量和执行设备的检修与校准、所有继电器的测试功能测试及功能测试均符合标准规定.
6.
5.
6控制对象的开、关和转动方向,应与显示画面显示一致,符合实际工艺要求;各阀门、挡板开、关方向上的全行程动作时间其值应与控制逻辑设定的实际值相对应.
6.
5.
7由显示画面发指令,电磁阀开关方向和阀门开关状态应可靠、正确.
6.
5.
8电动机启、停的状态应与电动机实际的状态一致,电动机转动的方向应正确.
6.
5.
9系统的执行步序、逻辑关系、运行时间以及输出状态应符合运行要求.
6.
5.
10工艺系统及工艺设备的联锁条件应根据工艺要求确定.
采用分散控制系统时,联锁应由分散控制系统实现;当采用常规系统时,联锁应由编程序控制器实现.
6.
5.
11顺序控制系统中的下列热力系统功能组应满足运行要求,符合DL/T774规定:——锅炉风烟系统功能组锅炉吹灰功能子组;——汽动给水泵功能子组;——电动给水泵功能子组;——汽机油系统子组;——凝结水子组;——凝汽器真空系统子组;——汽机轴封系统子组:——低压加热器子组;——高压加热器子组;——发电机定子冷却水子组;——发电机密封油系统子组;——抗燃油系统子组;——预轴油盘车系统子组;——汽机抽汽系统子组;——开式、闭式冷却水系统子组;——循环水系统子组;DB37/T1809.
7—201119——蒸汽管道疏水系统子组;——汽机蒸汽管道疏水阀子组;——仪用空气系统子组;——锅炉排污、疏水、放气功能子组.
6.
5.
12发电机变压器组和厂用电系统应具备下列功能,并符合标准规定.
a)发电机变压器组并列;b)发电机变压器组解列;c)6kV母线备用电源与常用电源切换;d)高压备用变压器投入;e)低压厂用变压器投入.
6.
6汽机数字电液控制系统(DEH)125MW及以上机组应配置汽轮机电调系统.
300MW机组汽轮机电调系统中至少应具有转速控制、负荷控制、自动启停及应力监视等功能.
6.
6.
1转速控制功能6.
6.
1.
1控制系统在转速控制方式下,按机组启动升速的各阶段设置目标转速进行控制,使机组启动升速到额定转速,按机组启动升速的各阶段设置目标.
6.
6.
1.
2转速进行控制,机组实际稳定转速与设定转速的偏差应小于额定转速的0.
1%.
6.
6.
1.
3机组超速试验中,当汽机由额定转速升速到机组超速保护的转速定值时,机组实际稳定转速与设定转速的偏差应小于额定转速的0.
1%.
6.
6.
1.
4按制造厂的技术条件规定的各种升速率控制转速变化,最大升速率下的超调量,应小于额定转速的0.
2%.
6.
6.
1.
5设定额定转速为目标转速,按机组的临界转速检查控制系统自动高速冲过临界转速的功能,其过临界转速时的升速率应满足制造厂的技术要求.
6.
6.
1.
6升速过程中阀门切换时,转速波动范围为额定转速的±0.
5%.
6.
6.
1.
7首台新型机组或汽轮机调节系统改造后机组应做常规法甩负荷试验,即:在机组带100%负荷运行的情况下,油开关跳闸,控制系统应能迅速关闭调节汽门,避免高温蒸汽进入汽轮机,而引起超速,维持汽轮机空转,转速动态偏差应符合规定要求.
其他机组可按测功法进行试验.
6.
6.
1.
8OPC功能检查.
通过试验确认当汽轮机转速达到规定值(例如103%额定转速)时,OPC正确动作,关闭高中压调节汽门,待转速恢复正常时重新开启这些阀门,维持正常额定转速.
OPC动作的转速与设定转速的偏差应在±2r/min以内.
6.
6.
2负荷控制功能6.
6.
2.
1在机组带负荷运行的情况下,锅炉的压力稳定并满足负荷变化的要求,消除一次调频的影响,按给定的负荷指令和变负荷率自动改变负荷调节的给定值,使机组改变负荷,实际负荷与负荷指令的稳态偏差应为额定转速的±0.
5%.
6.
6.
2.
2按照机组的不同运行方式可进行控制回路切换,切换过程中不得引起扰动.
6.
6.
2.
3检查负荷和负荷变化率限制功能.
当设置超过可调的机组最大、最小负荷和负荷变化率时,应能将负荷和负荷变化率限制在最大最小值内.
6.
6.
2.
4阀位限制功能检查.
机组在阀位限制方式下运行,应能满足机组的正常运行要求.
6.
6.
2.
5压力控制功能检查.
在定压运行方式下,DEH通过压力控制器将主汽压力维持在设定值,实际压力与设定值之间的差值应按照DL/T657中相关规定执行.
DB37/T1809.
7—2011206.
6.
3阀门管理和阀门在线试验功能6.
6.
3.
1在机组正常运行的条件下,通过实际试验检查阀门管理功能,多阀控制和单阀控制方式均应能有效地控制机组的正常运行.
6.
6.
3.
2在机组带负荷运行过程中,控制系统置于阀门试验方式,逐个进行阀门活动试验,以检验阀门机械部分的工作情况,试验过程中引起的机组负荷扰动应小于规定值.
6.
6.
4汽机自启动(ATC)6.
6.
4.
1控制系统置于汽轮机自启动(ATC)运行方式,运行人员按下自启动键,机组应能自动完成冷态启动,热状态判定和各种热状态下的启动,升速至额定转速,并网带初负荷.
在此过程中,目标转速、升速率、过临界转速的升速率的给定、暖机过程控制以及阀切换等也应由汽轮机自启动给出相应稳定数值.
6.
6.
4.
2具有ATC功能的系统,机组带负荷过程中,ATC程序能根据对机组的热应力计算确定最佳目标负荷和负荷变化率,可靠地控制机组负荷.
6.
6.
5重要参数的检测元件应为三取二或三取中的冗余配置,采用去掉一个测量元件信号或在一个测量元件输出端改变信号的方式,检查其冗余的可靠性.
6.
7高低压旁路控制系统(BPC)6.
7.
1在机组正常启动或停机的过程中,应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统,尤其是低压旁路;在机组甩负荷或事故状态下,旁路系统应开启.
机组再次启动时,再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值.
6.
7.
2高低压旁路阀应在自动控制方式下运行.
由于某种原因不能自动运行时,可手动运行,但高低压旁路的喷水减温调节阀应在自动方式下运行.
6.
8给水泵汽轮机控制系统(MEH)6.
8.
1给水泵汽轮机应配供能满足汽轮机自动启动、停止、正常运行所需控制器,符合工作环境要求.
6.
8.
2汽轮机控制器与其他自动装置的接口应采用4mA~20mA直流电流信号,开关量信号应采用无源接点,控制器内部应对全部输入/输出信号进行隔离.
6.
8.
3配供的自动控制装置,其控制精度不应低于1.
5%.
6.
9可编程序控制器系统(PLC)6.
9.
1可编程序控制器系统应具备下列基本功能:a)CPU基本功能:——应用程序存储器功能;——数据存储器功能;——操作系统功能;——应用程序功能.
b)传感器和执行机构接口功能;c)通信功能;d)人机接口功能;e)编程、调试、检测和文件编制功能;f)电源功能.
DB37/T1809.
7—201121输入/输出(I/O)模件应满足总量的10%做备用,同时留有扩充15%的插槽余地,共模抵制比共模抑制比≥90dB,差模抵制比差模抑制比≥60dB.
6.
9.
2在掉电或电源故障后,PLC系统应能够以三种不同方式重新启动:a)冷重新启动PLC系统及其应用程序在所有的动态数据被复位到预定的状态后的再启动.
冷重新启动可以是自动的或手动的.
b)暖重新启动电源故障后的重新启动,暖重新启动由一状态标志或可指示在运行模式下检测PLC系统的电源故障停机的应用程序的等价方法来识别.
c)热重新启动电源故障后,在过程相关的最大允许时间内,PLC系统恢复到如同故障没有发生的重新启动.
所有I/O信息和其他动态数据以及在应用程序上下文都得到再保存或保持不变.
热重新启动的性能需要一个独立供电的实时时钟或定时器,用以确定自电源故障被检测出时起所消逝的时间,也需要用户对相关过程的最大允许时间进行编程.
6.
9.
3下列辅助系统(车间)(包括,但不限于此)宜采用PLC控制;也可采用小型DCS或专用控制器.
通过经济技术论证,135MW以上机组水、煤、灰(渣)、除尘、脱硫等辅助生产系统可采用DCS辅网系统.
a)锅炉补给水;b)凝结水除盐系统;c)空气调节系统;d)除灰、除渣(循环流化床机组)系统;e)废水处理系统;f)输煤系统;g)电除尘系统;h)反渗透系统;i)化学加药系统;j)汽水取样系统;k)净化站;l)燃油泵房;m)制氢站;n)弱酸处理;o)原水处理;p)污水处理.
6.
9.
4采用PLC及上位机监控的辅助系统(车间),不应设常规手动操作.
6.
9.
5被控对象较远、较分散的辅助系统(车间),可采用远程I/O.
远程I/O机柜防护等级应满足IP56,同时应满足现场实际环境要求.
6.
9.
6下列重要辅助系统(车间)的PLC控制宜采用双机热备配置:a)除灰、除渣(循环流化床机组);b)凝结水精处理;c)燃油泵房;d)石灰石输送系统(循环流化床机组).
6.
9.
7中央处理器(CPU)应设置足够容量的存储器,考虑40%的备用量.
7系统设备及环境要求DB37/T1809.
7—2011227.
1取源部件及敏感元件7.
1.
1一般要求7.
1.
1.
1取源部件及敏感元件应设置在能真实反映被测介质参数,便于维护检修且不易受机械损伤的工艺设备或工艺管道上,若设置在高空处,则应装设维修平台.
7.
1.
1.
2取源部件及敏感元件不应设置在人孔、看火孔、防爆门及排污门附近.
7.
1.
1.
3安装取源部件的开孔、施焊及热处理工作应在热力设备和管道衬里施焊及热处理工作应在热力设备和管道衬里、清洗和严密性试验前进行.
不得在已封闭和保温的热力设备或管道上开孔、施焊时,应提出保证内部清洁和外部整齐的措施,并办理批准手续.
7.
1.
1.
4严禁在蒸汽管道的监察段上开孔和安装取源部件.
7.
1.
1.
5相邻两测点之间的距离应大于被测管道外径,但不得小于200mm.
当压力取源部件和测温元件在同一管段上邻近装设时,按介质流向,前者应在后者的上游.
7.
1.
1.
6取源部件或敏感元件安装后,应标明设计编号、名称及用途的标志牌.
7.
1.
1.
7安装取源部件时,插座和接管座不可设置在焊缝或热影响区.
7.
1.
2温度7.
1.
2.
1测温器件应设在测量值能代表被测介质温度、不受剧烈震动及共振影响的花卉和冲击的地方,7.
1.
2.
2不得设在管道和设备的死角处.
7.
1.
2.
3水平安装的测温器件,若插入深度大于1m,应有防止保护套管弯曲的措施.
7.
1.
2.
4热电偶或热电阻装在隐蔽处或运行中人无法接近的地方时,其接线端应引到便于检修处.
7.
1.
2.
5风粉管道上的测温器件,应装有可与测温器件一同拆卸的防磨损保护罩或其他防磨损措施.
7.
1.
2.
6双金属温度计应设在便于监视和不易受机械碰伤的地方,其感温元件应全部浸入被测介质中其感温元件应应全部浸入被测介质中.
7.
1.
2.
7压力式温度计的温包应全部浸入被测介质中压力式温度计的温包应应全部浸入被测介质中.
毛细管的敷设应有保护措施,其弯曲半径应不小于50mm,周围温度变化剧烈时,应采取隔热措施应应采取隔热措施.
7.
1.
2.
8插入式热电偶和热电阻的套管,其插入被测介质的有效深度应符合下列要求:a)高温高压(主)蒸汽管道的公称通径等于或小于250mm时,插入深度宜为70mm;公称通径大于250mm时,插入深度宜为100mm;b)一般流体介质管道的外径等于或小于500mm时,插入深度宜为管道外径的1/2;外径大于500mm时,插入深度宜为300mm;c)烟、风及风粉混合物介质管道,插入深度宜为管道外径的1/3~1/2;d)回油管道上测温元件的测量端,应全部浸入被测介质中应应全部浸入被测介质中.
7.
1.
2.
9测量粉仓煤粉温度的测温器件,宜从粉仓顶部垂直插人并采取加固措施,其插入深度宜分上、中、下三种,可测量不同断面的煤粉温度.
7.
1.
2.
10磨煤机入口热风温度的测温器件,应设置在混合风门后,落煤管前.
7.
1.
2.
11安装在高温、高压汽水管道上的测温器件,应与管道中心线垂直.
7.
1.
3压力7.
1.
3.
1测点位置的选择应符合下列规定:b)测量管道压力的测点,应设置在流速稳定的直管段上,不应设置在有涡流的部位;c)压力取源部件与管道上调节阀的距离:上游侧应大于2D;下游侧应大于5D(D为工艺管道内径);DB37/T1809.
7—201123d)测量低于0.
1MPa的压力时,应尽量减少液柱引起的附加误差;e)炉膛压力取源部件的位置应符合锅炉厂规定,宜设置在燃烧室火焰中心的上部宜设置在燃烧室火焰中心的上部;f)锅炉各一次风管或二次风管的压力测点至燃烧器之间的管道阻力应相等;g)中储仓式制粉系统磨煤机前、后风压的取源部件,前者应装设在磨煤机入口颈部,后者装h)设在靠近粗粉分离器的气粉混合物管道上;i)汽轮机润滑油压测点应选择在油管路末段压力较低处.
7.
1.
3.
2风压的取压孔径应与取压装置外径相符,以防堵塞.
取压装置应有吹扫用的堵头和可拆卸的管接头.
7.
1.
3.
3压力取源部件的端部不得超出被测设备或管道的内壁(测量动压力者例外),取压孔与取源部件均应无毛刺.
7.
1.
4流量7.
1.
4.
1节流件在管道中应垂直于管道轴线,其偏差允许在土1之间.
7.
1.
4.
2新装管路系统应在管道冲洗合格后再进行节流件的安装.
7.
1.
4.
3均速管流量计(阿纽巴流量计)取源部件的轴线,应与管道轴线垂直相交.
7.
1.
4.
4复式文丘里风量测量装置的前、后直管段长度应符合制造厂要求.
7.
1.
4.
5翼形风量测量装置前的直管段长度应不小于其当量直径的0.
6倍,其后的直管段应为0.
2倍.
测量装置的中心线应与风道中心线重合,风道同一测点处安装两个及以上翼形测速管,其静压孔应在同一截面上.
7.
1.
4.
6靶式流量计宜设于水平管道上,当设置于垂直管道时流体方向应由下向上.
靶的中心应在工艺管段的轴线上.
7.
1.
4.
7转子流量计应垂直安装,流体应自下而上通过流量计.
上游直管段的长度不宜小于5倍工艺管道内径.
流量计前、后的工艺管道应固定牢固.
7.
1.
4.
8速度式流量计设置应符合下列规定:a)流量计上、下游直管段按制造厂规定确定,其内径与流量计的公称通径之差不应超过公称通径的±3%并不超过±5mm,对准确度不低于0.
5级的流量计,流量计上游10倍公称通径长度内和下游2倍公称通径长度内的直管段内壁应清洁,无明显凹痕、积垢和起皮现象;b)当上游直管段长度不够时,可安装整流器;c)流量计的中心线与管道水平线或铅垂线重合,最大偏离角度不大于3.
7.
1.
4.
9质量流量计的传感器安装于管道中,其流向标志应与介质流向相一致,安装环境应避免震动,传感器接头两端固定时,应确保其不受应力.
7.
1.
5物位7.
1.
5.
1物位测点应选择在介质工况稳定处,并满足仪表测量范围的要求.
7.
1.
5.
2电接点水位计的测量筒应垂直设置,垂直偏差不得大于2,其底部应装设排污阀门.
筒体零水位电极的中轴线与被测容器的零水位线应处于同一高度.
7.
1.
5.
3双法兰液位变送器的毛细管敷设弯曲半径应大于75mm且不得扭折,两毛细管应在相同的环境温度下.
7.
1.
5.
4外浮筒液位计的浮筒室壳体上的中线标志表示测量范围中点,浮筒安装标高应符合设计规定的测量范围.
7.
1.
5.
5内浮筒液位计及浮球液位计采用导向管时,导向管应垂直设置.
导向管和下挡圈均应固定牢靠,并使浮筒位置限制在所检测的量程内.
DB37/T1809.
7—2011247.
1.
5.
6电容式物位计的传感器应垂直设置,垂直度偏差不得超过5,且应避开下料口物料对电极的撞击.
7.
1.
5.
7放射性物位计的放射源部件的安全防护措施应符合要求,在安装地点应有明显的警戒标志.
7.
1.
5.
8超声波料位计探测器的设置与器壁距离应大于最大测量距离处的波束半径且避开下料口,超声波束传输范围内不应有料位介面外的其他物体.
7.
1.
5.
9测量煤料物位的重锤式探测料位计传感器和射频导纳式煤料物位传感器应垂直设置且远离进、出料口的地方.
7.
1.
6分析7.
1.
6.
1分析仪表的取样部件,应按设计和制造厂的要求装在样品有代表性并能灵敏反映介质真实情况和实时性的位置.
7.
1.
6.
2氧化锆探头位置应避开漏风处,且气样温度应符合制造厂规定.
7.
1.
6.
3氢分析器取样系统从具有较高氢压部位取出的氢气,经分析器后进入氢压较低的部位,气路系统应严密.
7.
1.
7机械量7.
1.
7.
1电磁感应式传感器铁芯所对应的汽轮机转子凸轮边缘应平整,各部分间隙及安装要求应符合制造厂规定.
调整螺杆的转动应能使传感器均匀平稳地移动.
7.
1.
7.
2电涡流式传感器与被检测金属间的安装间隙,应根据制造厂提供的输出特性曲线所确定的线性中点位置而定.
传感器与前置器之间连接的高频电缆型号、长度不得任意改变,高频接头应用热缩套管密封并绝缘浮空.
7.
1.
8称重7.
1.
8.
1电子皮带秤的称量框架应设在倾斜度小、张力变化小的室内皮带段上,称量框架上的长辊及相邻托辊应处在同一平面上.
荷重传感器的位置应使其受力于中轴线上.
驱动速度传感器的摩擦滚轮的中心线应与皮带传送方向垂直并可靠接触,不应有打滑现象.
7.
1.
8.
2电子轨道衡的秤台下面,各个荷重传感器的受力应均匀.
7.
1.
9其他7.
1.
9.
1锅炉火焰检测装置的探头角度及使用温度应符合制造厂的规定,并有防止灰渣污染的措施.
配合调试时,将探头调整至对准火焰中心.
7.
1.
9.
2工业电视摄像机探头的安装角度及冷却方式应符合制造厂的规定.
锅炉炉膛电视摄像探头固定在炉壁体上的部件应能随水冷壁自由膨胀,严禁与锅炉钢架、步道等有刚性连接.
7.
1.
9.
3锅炉炉管泄漏检测装置探测管的喇叭口在炉墙孔处从里向外装出,其固定套管与炉墙应密封,探测管的另一侧与安装探头的管子亦应密封.
7.
1.
9.
4火灾探测器位置应符合设计规定,探测器的确认灯应面向便于人员观察的主要入口方向.
典型火灾探测器宜水平设置,当倾斜设置时,倾斜角不应大于45.
7.
2就地检测和控制仪表7.
2.
1就地仪表应设在光线充足和操作维修方便,且尽量远离热源、震动源、干扰源及腐蚀性场所,环境温度、震动、干扰及腐蚀性应符合仪表要求.
7.
2.
2仪表接头的垫片材质符合DL/T5190.
5的要求.
7.
2.
3仪表应有标明测量对象、用途和编号的标志牌.
DB37/T1809.
7—2011257.
2.
4就地仪表在露天场所应有防雨防冻措施,在有粉尘的场所应有防尘密封措施.
7.
2.
5就地安装的指示仪表,其刻度盘中心距地面的高度宜为:a)压力表,1.
5m;b)差压计,1.
2m.
7.
2.
6开关量仪表应设在便于调整、维护、震动较小和较安全的地方.
7.
2.
7开关量仪表应安装牢固,触点动作应灵活可靠.
7.
2.
8分析仪表应设在便于维护,环境温度变化不大的地方,有恒温要求者应装在恒温箱内;7.
2.
9分析仪表应不受震动、灰尘、强烈辐射和电磁干扰的影响;7.
2.
10分析仪表的接地应符合制造厂的要求.
7.
2.
11执行器调节机构的动作应平稳、灵活、无松动及卡涩现象,并能全关和全开.
调节机构上应有明显和正确的开、关标志,布置的位置、角度和方向应满足执行机构的安装要求.
7.
2.
12执行机构动作时应无晃动,其位置应便于操作和检修,不妨碍通行,不受汽水浸蚀和雨淋.
7.
2.
13靠近热源安装的执行机构如二次风门等,其所处环境温度应满足执行机构的温度条件.
7.
2.
14阀门电动装置电气元件应齐全、完好、内部接线正确;行程开关、转矩开关及其传动机构动作应灵活、可靠;绝缘电阻应合格.
7.
2.
15气动基地式仪表应垂直设置,其位置应利于观察和方便维修.
7.
2.
16运行中的热工仪表及控制装置应符合下列要求:a)整洁、完好,标志应正确、清晰、齐全;b)操作开关、按钮、操作器及执行机构手轮等操作装置应有明显的开、关方向标志,操作灵活、c)可靠;d)热工仪表及控制装置盘内、外应有良好的照明,应保持盘内、外整洁;e)热工仪表及控制装置的电缆、脉冲管路和一次设备,应有明显的名称、去向的标志牌.
7.
2.
17对运行中的热工仪表及控制装置,热控人员每天至少巡检一次,并详细记录巡检情况.
7.
2.
18进行仪表的清扫和常规检修,检修后仪表应符合下列要求:a)被检仪表(或装置)外壳、外露部件(端钮、面板、开关等)的表面应光洁完好,铭牌标志应清楚;b)仪表刻度线、数字和其他标志应完整、清晰、准确;表盘上的玻璃应保持透明,无影响使用和计量性能的缺陷;用于测量温度的仪表还应注明分度号;c)各部件应清洁无尘、完整无损,不得有锈蚀、变形;d)紧固件应牢固可靠,不得有松动、脱落等现象,可动部分应转动灵活、平衡,无卡涩;e)各调节器部件应操作灵敏、响应正确,在规定的状态时,具有相应的功能和一定的调节范围;f)接线端子板的接线标志应清晰,引线孔、表门及玻璃的密封应良好;g)电源熔丝容量符合要求.
7.
3控制盘(台、箱、柜)7.
3.
1控制盘的位置应设在光线充足、通风良好、便于操作维修的地方.
7.
3.
2控制盘安装在有振动影响的地方时应采取减振措施.
7.
3.
3盘间及盘各构件间应连接紧密、牢固,安装用的紧固件应有防锈层(镀锌、镀镍或烤兰).
7.
3.
4控制盘内电缆、导线、表管应固定牢固,排列整齐、美观,便于维修.
7.
3.
5运行中仪表(箱、操作台)应满足下列要求:a)外观清洁,标牌完整;b)仪表管路及阀门有无泄漏;c)仪表指针有无卡涩、跳动现象,指示值正确;d)柜内照明应正常;DB37/T1809.
7—201126e)柜内保持清洁,密封完好;f)冬季应检查柜内加热器应正常工作,保持柜内适当温度;g)冬季应检查仪表管路伴热应正常;h)检查完毕应把柜门关好,上锁.
7.
3.
6热工控制柜(盘)进线电源电压的等级不得超过220V.
每组热工交流动力电源配电箱应有两路输入电源,分别引自厂用低压母线的不同段.
在有事故保安电源的发电厂中,其中一路输入电源应引自厂用事故保安电源段.
7.
4电线和电缆7.
4.
1电力电缆和控制电缆的设计、选择、敷设、施工及验收,应符合GB50168、GB50217、DL/T5182、DL/T5190.
5的规定.
7.
4.
2在热力设备、管道及其附近敷设导线和电缆时,应考虑其热膨胀的影响.
电缆架、电缆保护管、电线管(槽)等的布置宜选择在与热力设备或管道膨胀方向相反的部位,若布置在膨胀方向侧,它们之间的距离应大于运行时的最大膨胀值.
7.
4.
3在不允许焊接支架的承压容器或管道上安装电线管或电缆支架时,应采用U形螺栓、抱箍或卡子固定.
7.
4.
4引至设备的电线管或电缆保护管管口位置,应便于与设备连接并不妨碍设备拆装和进出.
并列敷设时管口应排列整齐.
7.
4.
5整根电线管或电缆保护管应自成一体,中间不得中断.
电线管或电缆保护管与设备之间的连接宜采用可挠金属电线保护管(金属软管),金属软管两端接口应使用专用接头连接.
7.
4.
6电线管或电缆管的切割应采用机械加工的方法,不得使用电焊、氧-乙炔焰切割.
7.
4.
7电线管或电缆管安装后敷设线、缆前,管口应临时封闭.
7.
4.
8测量和控制回路接线后测试绝缘时,应有防止弱电设备损坏的安全技术措施.
7.
4.
9电缆敷设在锅炉炉顶、汽轮机本体四周、易积粉尘或易燃的地方以及对有抗干扰要求的弱电信号电缆,应采用封闭的电缆托盘、槽盒或穿钢保护管.
7.
4.
10信号电缆、控制电缆与动力电缆应按顺序分层排列敷设.
电缆类别排列顺序应符合设计规定,如无规定时,带屏蔽信号电缆、强电信号控制电缆、电源电缆、电动阀门动力回路电缆宜按自上而下的顺序排列.
每层桥架上的电缆可紧靠或重叠敷设,但不宜超过4层.
7.
4.
11电缆芯线不应有伤痕,单股线芯弯圈接线时,其弯曲方向应与螺栓紧固方向一致.
多股软线芯与端子连接时,线芯应镀锡或加与芯线规格相应的接线片用规格相同的压接钳压接.
芯线与端子或绕线柱接触应良好,螺栓压接时紧力应适中.
端子板的每侧接线宜为一根,不得超过两根.
7.
4.
12电缆、导线不宜有中间接头.
必需时,接头应接触良好、牢固,不承受机械拉力并保证原有的绝缘水平.
7.
4.
13电力电缆和控制电缆的绝缘屏蔽、金属屏蔽、屏蔽缆线接地,应符合GB50168、GB50217、DL/T5182、DL/T5190.
5规定要求.
7.
5管路7.
5.
1管子在安装前应进行清理,达到清洁畅通.
安装前管端应临时封闭,避免脏物进入.
7.
5.
2管路的位置不应有碍检修,也不应在易受机械损伤、腐蚀和有较大震动处.
7.
5.
3油管路离开热表面保温层的距离不应小于150mm,严禁平行布置在热表面的上部.
7.
5.
4管路敷设在地下及穿过平台或墙壁时应加保护管(罩).
7.
5.
5管路应主设备及管道的热膨胀,并应采取补偿措施,以保证管路不受损伤.
7.
5.
6单元控制室和机炉控制室内严禁引入水、蒸汽、油、氢等介质的导压管.
DB37/T1809.
7—2011277.
5.
7管子接至仪表、设备时,接头应对准,不得承受机械应力.
7.
5.
8管路的排污阀门应装设在便于操作和检修的地方,其排污情况应能监视.
排污门下应装有排水槽和排水管并引至地沟.
7.
5.
9金属管子的弯制宜采用冷弯方法.
7.
5.
10管子的弯曲半径,对于金属管应不小于其外径的3倍,对于塑料管应不小于其外径的4.
5倍.
管子弯曲后,应无裂缝、凹坑,弯曲断面的椭圆度不大于10%.
7.
5.
11管路支架的间距宜均匀,各种管子的支架距离为:a)无缝钢管:水平敷设时,1m~1.
5m;垂直敷设时,1.
5m~2.
0m;b)铜管、塑料管:水平敷设时,0.
5m~0.
7m;垂直敷设时,0.
7m~1.
0m.
7.
5.
12管路两端应挂有标明编号、名称及用途的标志牌.
7.
6接地7.
6.
1仪表盘、接线盒、电线管、电缆架以及在正常情况下不带电但人体有可能接触到危险电压的裸露金属部件应做保护接地.
7.
6.
2保护接地应牢固可靠,可接到电气的保护接地网上,但不应串联接地.
保护接地的电阻值应符合设计规定.
7.
6.
3利用各种金属构件、金属管道等作为接地线时,应保证其全长为完好的电气通路.
利用串联的金属构件、金属管道作接地线时,应在其串接部位焊接金属跨接线.
7.
6.
4计算机及监控系统的接地系统按设计直接接在全厂电气接地网上或接在独立接地网上,其连接方式及接地电阻均应符合设计规定.
采用独立接地网时,接地电阻不应大于2.
接地电阻应包括接地引线电阻.
计算机监控应保证一点接地.
7.
6.
5接地的传感器及管线不得直接与发电机、励磁机的轴承座接触.
7.
7热工自动化试验室要求7.
7.
1热工自动化试验室应远离震动大、灰尘多、噪声大、潮湿和有强磁干扰的场所.
7.
7.
2试验室的地面应避免受振动的影响,宜为混凝土或地砖结构,墙壁应装有防潮层.
7.
7.
3除恒温源间、现场维修间和备品保管间外,热工自动化试验室的室内温度宜保持在18℃~25℃,相对湿度在45%~70%范围内,试验室的空调系统应提供足够的、均匀的空气流.
7.
7.
4标准仪表间入口应设置缓冲间,缓冲间与标准仪表间的两道门之间应留有足够的距离,门与门框之间应装有密封衬垫.
应避免标准仪表间与外墙相连,特别要避免标准仪表间强烈阳光照射.
标准仪表间应有防尘、恒温、恒湿设施,室温应保持在20℃±3℃,相对湿度在45%~70%范围内.
7.
7.
5恒温源间(设置检定炉、恒温油槽的房间)应设排烟、降温装置,并应有洗手池和地漏.
现场维修间应设置通风装置、洗手池及地漏设施.
7.
7.
6热工自动化试验室工作间消防设施应按照DL5000中相关规定执行.
对装有检定炉、恒温油槽的标准仪表间,应设置灭火装置和防止火灾漫延的措施.
7.
7.
7热工自动化试验室的电源配置与接地:a)热工自动化试验室可单独设置交流380V/220V电源总配电箱.
再分别引至除备品保管间外的各工作间的分电源箱内.
热工现场维修间应设置交流380/220V电源.
试验室内所需要的直流110V或220V、48V或24V电源,宜单独由整流调压设备提供.
应配备应急电源;b)除恒温源间、备品保管间及现场维修间外,其他工作间设置公用接地设施按照GB14050中相关规定执行.
8危险有害因素辨识及其控制DB37/T1809.
7—2011288.
1热工控制及自动化系统常见的危险因素,按GB6441主要有:物体打击、触电、灼烫、火灾、机械伤害、高处坠落等.
其来源、危害程度、主要的预防措施见表1.
表1热工控制及自动化系统常见危险因素来源、危害程度和主要的预控措施类别来源危害程度主要的预防措施物体打击热工仪表设置场所、厂房建(构)筑物内的运动物造成人员伤亡1.
按照相关规范设置安全防护措施2.
进入厂区戴安全帽及相关防护装备触电带电部位裸露;漏电;静电、杂散电流;电火花;电击、电伤害甚至死亡1.
电气设备及安全设施按照相关规范配置2.
按照安全作业规程进行作业灼烫高温气体;高温液体;高温固体造成人员伤亡1.
按照有关规范做好隔离或防护措施2.
按照安全作业规程进行作业3.
作业人员正确穿戴劳动保护用品火灾高挥发份燃料自燃;电缆、输送带、油脂等易燃物超温燃烧;动火作业引燃造成火灾和人员伤亡1.
按照相关规程设置防火设施2.
严格运行管理3.
执行动火管理制度机械伤害转动机械挤夹,机械打击造成人员伤亡1.
易挤夹部位应按照有关规范设置安全防护罩或栏杆2.
严禁在运行中的设备上进行检修或清理工作高处坠落人员坠落造成人员伤亡1.
按照GB4053要求完善防护措施2.
高处作业执行相应安全措施,作业人员应系安全带、戴安全帽8.
2热工控制及自动化系统常见的有害因素有:生产性粉尘、噪声与振动、电磁辐射等.
其来源、危害程度和主要的预防措施见表2.
表2热工控制及自动化系统常见有害因素来源、危害程度和主要的预控措施类别来源危害程度主要的预防措施生产性粉尘生产场所扬尘损坏呼吸系统、皮肤等器官1.
尽量采取技术措施减少生产场所扬尘2.
在相关场所设置除尘、收尘装置3.
工作人员佩戴防尘口罩等劳动保护用品噪声与振动机械性噪声与振动;电磁性噪声振动;流体动力性噪声与振动伤害听力,造成神经紊乱,引起心血管疾病,使人心情烦躁、易怒1.
设备选择低噪声设备,并增加隔噪、防噪设施2.
运行人员佩戴耳塞等劳动保护用品电磁辐射电弧焊作业、高频设备作业、电磁设备仪器的使用等损坏视觉神经,头晕、乏力、相关精神疾病,甚至损伤器官1.
在检修时采取措施隔离弧光或电磁设备2.
工作人员穿戴相应劳动保护用品9技术监督DB37/T1809.
7—2011299.
1监督范围9.
1.
1热工仪表及设备a)热工参数检测、显示、记录仪表;b)检测元件(检测温度、压力、流量、转速、振动、物位、火焰、氧量、煤量等的元件及其它的一次元件.
c)脉冲管路(一次门后的管路及阀门);d)二次线路(补偿导线、补偿盒、热控及槽架和支架、二次接线盒及端子排);e)二次仪表及控制设备(显示、记录、累计仪表,数据采集装置,调节器,操作器、执行器,运算、转换和辅助单元,热控电源和汽源等);f)保护、联锁及工艺信号设备(保护或联锁设备、信号灯及音响装置等);g)顺序控制装置(顺序控制器、顺序控制用电磁阀、气动装置及开关信号装置等);h)过程控制计算;i)热工标准器具及装置.
9.
1.
2热控系统a)数据采集监控系统;b)模拟量控制系统;c)保护、联锁及工艺信号系统;d)顺序控制系统;e)锅炉燃烧管理系统;f)数字式电液控制系统;g)汽轮机紧急跳闸系统;h)汽轮机安全监视仪表;i)机炉辅机控制系统;j)高低压旁路控制系统.
9.
2运行监督9.
2.
1热控系统应随主设备准确可靠地投入运行.
若发生保护装置故障,应开具工作票经总工程师批准后迅速处理.
锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出、其他保护装置被迫退出运行的,应在24h内恢复,否则应立即停炉进行处理.
9.
2.
2热控系统在运行中发生异常或故障时,机组运行人员应加强对机组的监控,防止事态扩大,并及时通知热控人员处理并做好记录.
9.
2.
3热控人员对运行中的热控系统进行试验、检修、消缺处理时,应做好安全措施,并严格执行工作票制度.
9.
2.
4主要热工检测参数应定期进行现场校验,其误差不大于该系统允许综合误差的2/3;主蒸汽温度、主蒸汽压力在常用段范围内的系统综合误差应不大于测量系统允许综合误差的1/2.
主要热工参数的现场抽检应定期进行,300MW以下的DCS机组每季度每台机组以抽检3点为宜,非DCS机组应加大抽检量,每季度每台机组宜在5点~10点之间.
9.
2.
5模拟量控制系统应做定期扰动试验,试验周期不宜超过半年.
除定期试验外,出现设备大修、控制策略变动、调节参数有较大修改、控制系统发生异常等情况也应进行扰动试验.
调节机构特性试验DB37/T1809.
7—201130应在调节机构新向往升调节机构检修后进行.
所有试验报告中应将试验日期、试验人员、审核人及试验数据填写完整、规范,并附有相应的趋势曲线.
试验报告保存三个周期备查.
9.
2.
6冗余配置的电源系统应定期进行冗余切换试验.
DCS系统内的冗余设备也应进行冗余切换试验.
9.
3检修监督9.
3.
1热控系统的检修宜随主设备的检修同时进行,检修周期按照DL/T838相关规定执行.
9.
3.
2热控系统的检修项目应制定检修计划,检修、检定和调试均应符合检修工艺和DL/T774规定的内容.
9.
4量值传递9.
4.
1各级计量检定机构的计量标准装置及检定人员,应按照国家及行业有关规定进行考核、取证,方能进行工作.
9.
4.
2按照我国有关计量方面的法律法规的规定,用于热工自动化计量检定、校准或检验的标准计量器具,应按规定的计量传递原则传递.
9.
4.
3各级标准计量装置的标准器应按周期进行检定,检定不合格或超周期的标准器均不能使用.
9.
4.
4各单位的热工计量室应对其所管辖范围内的热工仪表制定周检计划,并按照检定规程和周检计划进行检定,做到不漏检,不误检.
9.
4.
5暂时不使用的计量标准装置和标准器可报上级检定机构封存,再次使用时需经上级检定机构检定合格后,方可使用.
9.
4.
6仪表的单体调校宜在安装前进行,仪表系统在使用前应进行系统调试.
9.
4.
7仪表调校用电源应稳定.
50HZ、20V交流电源和48V直流电源,电压波动不应超过额定值的±10%;24伏直流电源,不应超过±5%.
9.
4.
8校验用的标准仪表和仪器应具备有效的检定合格证书,封印应完整,不得任意拆修.
其基本误差的绝对值不应超过被校仪表基本误差绝对值的1/3.
10事故预防与应急措施10.
1防止分散系统失灵10.
1.
1DCS系统配置基本要求10.
1.
1.
1DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求(包括紧急故障处理),CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度;10.
1.
1.
2控制器,FSSS、ETS系统的I/0卡应采用冗余配置,重要I/O点应考虑采用非同一板件的冗余配置;10.
1.
1.
3系统电源应设计有可靠的后备手段(如采用UPS电源),备用电源的切换时间应小于5ms(应保证控制器不能初始化).
系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警;10.
1.
1.
4主系统及与主系统连接的所有相关系统(包括专用装置)的通信负荷率设计应控制在合理的范围(保证在高负荷运行时不出现"瓶颈"现象)内,其接口设备(板件)应稳定可靠;10.
1.
1.
5DCS的系统接地应严格遵守厂家技术要求,所有进入DCS系统控制信号的电缆应采用质量合格的屏蔽阻燃电缆,在DCS侧有良好的单端接地;10.
1.
1.
6操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求,特别是紧急故障处理的要求.
紧急停机停炉按钮配置,应采用与DCS分开的单独操作回路.
10.
1.
2DCS故障的紧急处理措施DB37/T1809.
7—20113110.
1.
2.
1已配备DCS的电厂,应根据机组的具体情况,制定在各种情况下DCS失灵后的紧急停机停炉措施.
10.
1.
2.
2当全部操作员站出现故障时(所有上位机"黑屏"或"死机"),若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行,则转用后备操作方式运行,同时排除故障并恢复操作员站运行方式,否则应立即停机、停炉.
若无可靠的后备操作监视手段,也应停机、停炉.
10.
1.
2.
3当部分操作员站出现故障时,应由可用操作员站继续承担机组监控任务(此时应停止重大操作),同时迅速排除故障,若故障无法排除,则应根据当时运行状况酌情处理;10.
1.
2.
4当系统中的控制器或相应电源故障时,应采取以下对策:a)辅机控制器或相应电源故障时,可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障,若条件不允许则应将该辅机退出运行;b)调节回路控制器或相应电源故障时,应将自动切至手动维持运行,同时迅速处理系统故障,并根据处理情况采取相应措施;c)涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件,涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施,此时应做好防止控制器初始化的措施.
若恢复失败则应紧急停机停炉.
10.
1.
2.
5加强对DCS系统的监视检查,特别是发现CPU、网络、电源等故障时,应及时通知运行人员并迅速做好相应对策.
10.
1.
2.
6规范DCS系统软件和应用软件的管理,软件的修改、更新、升级应履行审批授权及责任人制度.
在修改、更新、升级软件前,应对软件进行备份.
未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用,应建立有针对性的DCS系统防病毒措施.
10.
2防止热工保护系统误动和拒动10.
2.
1炉膛安全系统(FSSS)的控制器应冗余配置且可自动无扰切换,同时FSSS装置应具有在线自动/手动火焰检测器和全部逻辑的试验功能.
DCS系统的其它锅炉主保护(包括汽包水位保护和蒸发器断水保护)控制器也应冗余配置且可自动无扰切换.
10.
2.
2汽轮机紧急跳闸系统(ETS)和汽轮机监视仪表(TSI)应加强定期巡视检查,所配电源应可靠,电压波动值不得大于±5%.
TSI的CPU及重要跳机保护信号和通道应冗余配置,输出继电器应可靠.
10.
2.
3汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护(装置)应每季度及每次机组检修后启动前应进行静态试验,以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值.
所有检测用的传感器应在规定的有效检验周期内.
10.
2.
4保护装置的校验要有可追溯性,校验报告应完整存档.
保护装置试验不合格禁止启动运行.
10.
2.
5汽轮机胀差、热膨胀、轴向位移保护的零位,在每次大修后进行调整,小修、临修或机组运行中不对零位进行调整.
如需调整,应制订出专门调整方案,经相关负责人批准后方可进行.
10.
2.
6若发生热工保护装置(系统、包括一次检测设备)故障,应开具工作票经批准后迅速处理.
锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出;其他保护装置被迫退出运行的,应在24h内恢复,否则应立即停机、停炉处理.
10.
3防爆与防火10.
3.
1执行DB37/TXXXX.
1-2010有关防爆与防火规定.
10.
3.
2在有爆炸和火灾危险的场所内安装的仪表、电气设备和材料应有相关技术鉴定文件和防爆产品出厂合格证书,防爆电气设备应有"EX"标志,并在安装前检查其规格、型号及其外观,应无损伤或裂纹.
10.
3.
3当汇线槽或电缆沟道通过不同等级的爆炸和火灾危险场所的分隔间壁时,在分隔间壁处应做充填密封.
DB37/T1809.
7—20113210.
3.
4敷设在爆炸和火灾危险场所的电缆(导线)保护管,应符合下列规定:a)保护管之间及保护管与接线盒、分线箱、拉线盒等之间,均应采用圆柱管螺纹连接,螺纹有效啮合部分应在六扣以上,螺纹处宜涂导电性防锈脂,并用锁紧螺母锁紧,不宜缠麻、涂铅油,连接处应保证有良好的电气连续性;b)保护管穿过不同等级爆炸和火灾危险场所的分隔间壁时,分界处应用防爆管件做充填密封;c)保护管与就地仪表、检测元件、电气设备、仪表箱、分线箱、接线盒及拉线盒等连接时,应安装隔爆密封管件并做充填密封,密封管件与仪表箱、分线箱、接线盒及拉线盒间的距离不应超过450mm,密封管件与就地仪表、检测元件和电气设备间,应按其所在危险场所和区域的类、级别的不同,分别采用隔爆型、安全防爆型或防尘型金属软管连接,金属软管的长度不应超过450mm;d)保护管系统应确保密封;e)保护管应采用管卡固定牢固,不应采用焊接固定.
10.
3.
5在危险扬中,应使产生爆炸的条件同时出现的可能性减到最小程度,并采取消除、隔离或控制电气设备线路产生火花、电弧或高温的措施.
10.
3.
6现场的接线与分线,应按危险场所和区域的类、级别的不同,分别采用防爆型或隔爆密闭型分线箱或接线盒.
接线应牢固可靠、接触良好,并应加防松和防拔脱装置.
10.
3.
7电缆、电缆沟筑物防火封堵分隔措施的施工应符合设计规定.
10.
4防冻10.
4.
1管路或仪表设备内的介质在最低设计环境温度下易冻结或凝固时,管路应有可靠的伴热保温措施,仪表设备应安装在保温箱内.
10.
4.
2管路伴热应遵守下列规定:a)管内介质保持的温度,在任何时候都不得使介质冻结或汽化;b)差压导管的正、负压管受热应一致;c)管路与伴热设施应一起保温,并要求保温良好和保护层完整.
10.
4.
3伴热蒸汽应遵守下列规定:a)伴热蒸汽压力宜为0.
3MPa~1.
0Mpa.
b)伴热蒸汽管路应采用单回路供汽和回水,不应串联连接;c)伴热管路的集液处应加排液装置;d)伴热管路的连接宜焊接,固定时不应过紧,应能自由伸缩;e)伴热管路的进口应设截止阀,当采用有回水方式时,疏水器也应设截止阀.
10.
4.
4电伴热应遵守下列规定:a)电热带的型号、规格应符合设计规定,电热带所耗功率的发热量,应补偿热保温体系的全部热损失;b)电热带的使用长度,应符合制造厂规定允许长度,超过时应另接电源;c)电热线在敷设前应进行外观和绝缘检查,绝缘电阻值应符合产品说明书的规定;d)电热线最高耐热温度应大于冲管时导管的表面温度,否则,安装时应采取措施;e)电热线的接入电压应与其工作电压相符;f)电热线应沿管路均匀敷设,固定牢固;g)伴热温度传感器的安装位置应避免受电热线直接加热,并调整到设定温度值上.
10.
5防腐DB37/T1809.
7—20113310.
5.
1碳钢管路、管路支架、电缆架、电缆槽、保护管、固定卡、设备底座以及需要防腐的结构,其外壁无防腐层时,均应涂防锈漆和面漆.
10.
5.
2涂漆应遵守下列规定:a)管路的面漆宜在压力试验后涂刷;b)涂漆前应清除表面的铁锈、焊渣、毛刺及油、水等污物;c)涂漆宜在5℃~40℃环境温度下进行;d)多层涂刷时,应在漆膜完全干燥后再进行下道涂刷;e)涂层应均匀、无漏涂,漆膜附着应牢固,无剥落等现象;f)对有危险性介质的管路(如油、氢、瓦斯等)应涂与主系统相同颜色的面漆;g)测量管路冲管时导致高温的管路应涂刷高温漆.
10.
5.
3水处理车间的仪表管和电缆不得敷设在地沟内,以免腐蚀.
酸、碱室内不得安装除敏感元件外的仪表和电气设备.