火电厂热工控制系统.doc

第一章 火电厂热工控制系统调试基本要求文章来源：朱北恒 点击数：16406 更新时间：2007-7-24 14:00:25 现代单元制机组热工控制系统主要由DCS控制系统实现，通常按功能划分为几大系统：数据采集系统（DAS）、开关量控制系统（OCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、模拟量控制系统(MCS)、汽机数字电液控制系统（DEH）、旁路控制系统（BPS）等。电力行业标准对火力发电厂热工控制系统的设计、调试和质量验收都提出了具体的要求。火力发电厂设计技术规程DL 5000对火力发电厂热工控制系统提出了总体性的设计要求，火力发电厂热工控制系统设计技术规定DL/T 5175则给出了具体的设计原则和设计方法。DCS技术规范书是根据各工程的特点由买卖双方签定的技术合同文件，对火力发电厂热工控制系统提出了更为具体的基本要求。新建机组热控系统的调试主要包括以下阶段：调试前的准备、控制系统受电前检查和受电后的测试、组态软件检查和功能测试、外部系统的联调、模拟量控制系统的投入和调试、协调控制系统的投入及负荷变动试验、RB试验、文档验收等。 第一节 火电厂热工控制系统调试依据及标准一、热控系统调试采用的电力行业标准1. 与调试有关的设计标准DL5000-2000火力发电厂设计技术规程；DL/T5175-2003火力发电厂热工控制系统设计技术规定；1. 施工安装、调试及验收标准 DL/T 5190.5-2004电力建设施工验收技术规范 第5部分：热工自动化； DL/T 655-2006火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程 DL/T 656-2006火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程 DL/T 657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程 DL/T 658-2006火力发电厂开关量控制系统验收测试规程 DL/T 659-2006火力发电厂分散控制系统验收测试规程 DL/T 1012-2006火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程 DL/T 824-2002汽轮机电液调节系统性能验收导则 电建1996第159号火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程2. 运行和检修维护标准 DL/T 774-2004火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程 二、有关技术资料和文件主要是指设计院和设备制造厂提供的控制系统设计技术文件和设备说明资料，如控制逻辑图（digital logic diagram）是开关量控制系统和炉膛安全监控系统的主要调试依据；SAMA图（analog functional diagram）是模拟量控制系统的主要调试依据；DCS系统手册是DCS系统的主要调试依据。 三、常用标准介绍DL5000-2000火力发电厂设计技术规程为条文强制性行业标准，2001年1月实施后代替DL5000-1994。火力发电厂设计技术规程是电力行业最基本的火力发电厂设计技术标准，又称为“大火规”。其中，第12章“热工自动化”对火电厂热工控制系统的设计提出了最基本的要求，主要内容有：一般规定、热工自动化水平、控制方式及控制室、热工检测、热工报警、热工保护、热工开关量控制和联锁、热工模拟量控制、机组分散控制系统、厂级监控和管理信息系统、热工电源、热工用电缆、管路和就地设备布置等。火力发电厂设计技术规程对机组主要热工自动化系统推荐采用分散控制系统，并包括以下功能：数据采集系统（DAS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、模拟量控制系统(MCS)、开关量控制系统（OCS）。本书附录A选编了DL5000-2000火力发电厂设计技术规程的部分内容。DL/T5175-2003火力发电厂热工控制系统设计技术规定是火力发电厂设计技术规程热工自动化部分的补充和具体化，它给出了火力发电厂热工控制系统在模拟量控制、开关量控制及设备选择等方面应遵循的设计方法和设计原则，2003年6月实施后代替NDGJ16-1989火力发电厂热工自动化设计技术规定。主要内容有：一般规定、模拟量控制、开关量控制、设备选择等。本书附录B选编了DL/T5175-2003火力发电厂热工控制系统设计技术规定的部分内容。DL/T 5190.5-2004电力建设施工验收技术规范 第5部分：热工自动化（或电力建设施工验收技术规范（热工自动化篇），给出了火力发电厂热工自动化专业电力建设施工及验收的具体技术要求，2004年6月实施后代替SDJ 279-1990电力建设施工及验收技术规范（热工仪表及控制装置。主要内容有：取源部件及敏感元件的安装、就地检测和控制仪表的安装、控制盘（台、箱、柜）的安装、电线和电缆的敷设及接线、管路的敷设和连接、防护与接地、热工测量仪表和控制设备的调试和验收等。本书附录C选编了DL/T 5190.5-2004电力建设施工验收技术规范 第5部分：热工自动化的部分内容。DL/T655-2006火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程是对DLT655-199火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程8的修编，DL/T656-2006火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程是对DL/T656-1998火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程的修编，DL/T657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程是对DLT657-1998火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程的修编，DL/T658-2006火力发电厂开关量控制系统验收测试规程是对DLT658-1998火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程的修编，DL/T659-2006火力发电厂分散控制系统验收测试规程是对DLT659-1998火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程的修编，DL/T670-2006火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程是新编验收测试规程。修编后的火力发电厂分散控制系统验收测试规程适用范围扩大到装设单机容量125MW600MW等级机组的火电厂新建和技术改造工程的分散控制系统，以及由可编程控制器和用于汽轮机控制系统的以微处理机为基础的其它控制系统。不仅适用于最终验收测试，也适用于168h（72h）验收测试。功能测试中增加了与厂级监控信息系统接口和卫星定位系统相关功能要求；输入/输出通道检查数量由选取3050个，修改为系统总量的15%。系统综合考核除采用可用率外，增加了可靠性评估，并对考核方法进行了修改。本书附录D选编了DL/T659-2006火力发电厂分散控制系统验收测试规程的部分内容。修编后的火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程扩大了适用范围，机组容量扩大到125MW600MW等级机组，以满足大量300MW等级以下火电机组DCS自动化改造对协调控制和参与电网AGC调节验收测试的需要。随着协调控制技术的发展，新建火电机组模拟量控制系统的应用水平有了很大的提高，在调试质量控制上已打破了基建与试生产的界线，火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程建立了基建验收和最终验收的统一测试标准，并涵盖了新建或技术改造工程验收测试的各个阶段。火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程在测试项目和质量指标上涵盖整个模拟量控制系统，给出了较为完整的模拟量控制系统性能测试指标。本书附录E选编了DL/T657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程的部分内容。DL/T 774-2004火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程以采用分散控制系统的机组为主，包括了火电厂分散控制系统的硬件、软件、单体测量仪表、过程控制仪表，数据采集处理系统、模拟控制系统、顺序控制系统、锅炉安全监控系统、机组热工保护系统、数字电液调节系统等所涉及到的现有热工自动化设备的检修、试验、运行维护的内容、方法、应达到的技术标准。并兼顾采用常规控制设备机组的检修运行维护，纳入了化学分析仪表、电气厂用电和发电机变压器的检修运行及热工技术管理工作内容，是机组热工自动化设备检修运行维护的基本依据。主要内容有：计算机控制系统、检测仪表及装置、过程控制仪表及设备、共用系统、电气线路与测量管路、数据采集系统、模拟量自动控制系统、炉膛安全监控系统、热工信号与热工保护系统、顺序控制系统、汽机数字电液控制系统、给水泵汽机控制系统、高低压旁路控制系统、热工技术管理等。火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程2005年4月实施后，代替DL/T774-2001火力发电厂分散控制系统运行检修导则和原水利电力部86年版热工仪表及控制装置检修运行规程。DCS技术规范书是由买卖双方签定的技术合同文件，它根据上述行业标准，针对火力发电厂新建或改造机组热工控制工程的特点，提出了更为具体的技术要求。DCS技术规范书一般有以下主要内容：卖方的供货范围及买卖双方的工作范围、采用的技术规范和技术标准、硬件要求、软件要求、人机接口、数据通讯系统、数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统(MCS)、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、锅炉和汽机顺序控制系统SCS（B/T）、旁路控制系统（BPC）、给水泵汽轮机控制系统（MEH）、发电机变压器组和厂用电源系统顺序控制、DCS公用网络、工程服务、试验、验收和演示等。火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）（简称启规）是原电力工业部1996年3月颁布的（电建1996第159号）新建机组建设标准，是对火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1993年版）的修订。启规将机组启动试运分为“分步试运、整套启动试运、试生产”三个阶段，其中整套启动试运又分为“空负荷试运、带负荷试运和满负荷试运”三个阶段进行。根据启规，1996年原电力部还颁发了火电工程启动调试工作规定、火电工程调整试运质量检验及评定标准、等文件，各区域电网还相应制订了与启规配套的实施办法，如华东电网制订了华东电网火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法、华东电网火电工程分步试运管理实施细则、华东电网火电工程整套启动试运管理实施细则、华东电网火电工程试生产管理实施细则、华东电网火电工程代保管实施细则。这些文件从技术管理的角度出发，为规范新建机组试运各阶段、各单位的工作程序，至今仍作为企业内部的指导性标准被各发电企业所采用，为新建机组的建设发挥着作用。第二节 火电厂热控系统的基本设计要求一、热工控制系统可靠性设计的五大原则火电厂热工控制系统在控制回路设计时，应满足安全可靠、运行操作灵活和便于维护的要求，安全可靠是第一要求。热工控制系统可靠性设计应遵循五大原则：“优先级”原则、“分层分散”原则、“故障影响最小”原则、模件“冗余”原则和热工保护系统 “独立性”原则。（一） “优先级”设计原则 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。具体有以下三点内容：1) 模拟量控制、顺序控制、保护联锁控制及单独操作在共同作用于同一个对象时，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。2) 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。3) 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。 （二） “分层分散”设计原则1) 模拟量控制按协调控制级、子回路控制级、执行级三级结构设计；2) 开关量控制按功能组级、子功能组级、驱动级三级结构设计。 （三） “故障影响最小”设计原则分配控制任务应以一个部件（控制器、输入/输出模件）故障时对系统功能影响最小为原则。1) 按工艺系统功能区配置控制器时，局部工艺系统控制项目的全部控制任务宜集中在同一个控制器内完成。2) 按功能配置控制站时，如一个模拟量控制回路的前馈信息来自另一个控制器时，不应在系统传输过程中造成迟延。 （四） 模件“冗余”原则应根据不同分散控制系统的结构特点和被控对象的重要性来确定控制器模件和输入/输出模件(I/O模件)的冗余。1) 对于控制器模件通过内部总线带多个I/O模件的情况，完成数据采集、模拟量控制、开关量控制和锅炉炉膛安全监控任务的控制器模件均应冗余配置。对于取消硬后备“手动/自动”操作手段的模拟量控制系统、锅炉炉膛安全监控系统的重要信号应由不同输入模件输入。2) 对于控制器模件本身带有控制输出和相应的信号输入接口又通过总线与其他输入模件通讯的情况，完成模拟量控制、锅炉炉膛安全监控任务的控制器模件以及完成重要信号输入任务的模件应冗余配置。3) 在配置冗余控制器的情况下，当工作控制器故障时，系统应能自动切换到冗余控制器工作，并在操作员站上报警。处于后备的控制器应能根据工作控制器的状态不断更新自身的信息。4) 冗余控制器的切换时间和数据更新周期，应保证系统不因控制器切换而发生控制扰动或延迟。 （五） 热工保护系统 “独立性”原则1) 机、炉跳闸保护系统的逻辑控制器应单独冗余设置；2) 保护系统应有独立的I/O通道，并有电隔离措施；3) 冗余的I/O信号应通过不同的I/O模件引入；4) 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；5) 机组跳闸命令不应通过通信总线传送。 二、热工检测和报警（一） 热工检测的基本内容:1) 工艺系统的运行参数；2) 辅机的运行状态；3) 电动、气动和液动阀门的启闭状态和调节阀门的开度；4) 仪表和控制用电源、气源、水源及其他必要条件的供给状态和运行参数；5) 必要的环境参数。（二） 热工报警的基本内容:1) 工艺系统热工参数偏离正常运行范围；2) 热工保护动作及主要辅助设备故障；3) 热工监控系统故障；4) 热工电源、气源故障；5) 主要电气设备故障；6) 辅助系统故障。 三、模拟量控制系统的设计方法将单元制机组的锅炉-汽轮机-发电机组作为一个单元整体进行控制，使锅炉和汽机能同时响应负荷变化要求，并保证机组的稳定运行。控制系统应能满足机组安全启动、停机及定压、滑压运行的要求。控制的基本方法是必须直接并快速地响应代表负荷或能量指令的前馈信号，并通过闭环反馈控制和其它先进的策略，对信号进行静态精确度和动态补偿调整。控制系统应具有一切必要的手段，自动补偿及修正机组自身的瞬态响应及其它必需的调整和修正。 （一） 基本功能要求1) 单元制机组采用机炉协调控制，并能参与一、二次调频。协调控制系统能快速响应负荷命令，平稳控制锅炉和汽机，并具有以下可选的控制方式：机炉协调、汽机跟随（TF）、锅炉跟随（BF）、手动；2) 125MW及以上机组应配置汽机电调控制系统；300MW及以上机组的汽机电调控制系统至少应具备转速控制、负荷控制、自启停和应力监视等功能。3) 协调控制系统应能满足滑压运行的要求，在不投油最低燃煤负荷到100%MCR负荷变动范围内保证被调参数满足机组有关验收标准的要求；4) 125MW及以上机组宜选用控制性能满足要求的锅炉给水控制阀实现给水全程控制，其他模拟量控制回路在主设备可控性较好时也可以考虑进行全程控制；5) 300MW及以上机组过热汽温控制宜采用串级调节，并用校正后的总风量或能表征烟气量变化及负荷变化的信号作为温度控制的前馈；6) 300MW及以上机组燃烧控制宜采用燃料/空气交叉限制，并具有热值校正功能；7) 300MW及以上机组炉膛压力控制宜设方向闭锁和MFT返程控制；8) 300MW及以上机组送风控制宜设方向闭锁，氧量校正跟随负荷变化；9) 模拟量控制系统采用以下内容的报警：控制系统设备故障、主要参数变送器故障、测量值与设定值偏差大、系统输出与执行器位置偏差大、手动/自动操作在联锁保护信号作用时的自动切换、控制系统电源和气源故障；10) 模拟量控制系统应对下列一次测量信号进行补偿：汽包水位的汽包压力补偿，给水流量的给水温度补偿，送风量的空气温度补偿，主蒸汽流量的主蒸汽压力、温度补偿； （二） 控制系统的硬件配置和软件组态采用DCS实现模拟量控制时，子系统的划分应遵循“独立完整”的原则，使数据通讯总线上的信息交换量最少。在对DCS控制站进行任务分配时，应满足以下原则：模件故障不会导致机组跳闸，DCS控制站故障时能安全停机。完成模拟量控制任务的控制器模件应冗余配置，重要信号应由不同输入模件输入。控制系统不应通过数据通讯总线形成闭环控制回路，因为通讯总线存在数据传输时间的不确定性，从而改变了控制对象的动态特性，使调节品质难以得到保证。模拟量控制的处理器模件完成所有指定任务的最大执行周期不应超过250ms，开关量控制的处理器执行周期不应超过100ms。对需快速处理的模拟和顺序控制回路，其处理能力应分别为每125ms和50ms执行一次。DCS应能直接采用SAMA图方式进行模拟控制回路的组态，并用易于识别的工程名称加以标识，可用SAMA图形式打印出系统组态。 （三） 控制系统的联锁保护机组的高度自动化可能会带来新的安全隐患，为了防止控制系统在某些工况出现错误或危险的动作，模拟量控制系统必须设计有较为完善的联锁保护功能。当系统某一部分必需具备的条件不满足时，联锁逻辑应阻止该部分投入“自动”方式；当缺少必要的条件或在系统故障时，联锁保护将中止受影响部分的自动运行，或将控制方式从一种自动方式切换至另外一种。控制系统任何部分运行方式的切换，不论是人为的还是由联锁系统自动进行的，都是平滑的切换，不应引起过程变量的扰动，并且不需运行人员的修正。当控制系统处于强制闭锁、限制、快速减负荷或其它超弛作用时，系统中所有受其影响的部分应随之跟踪，调节器不再进行积分作用。在超弛作用解除后，控制系统的所有部分应在当前状态下达到平衡，并立即恢复其正常的控制作用。这一过程不应有任何延滞，并且被控装置不应有任何不正确的或不合逻辑的动作。超弛发生作用时，联锁保护系统应提供必要的报警信息，指出引起各类超弛作用的原因。联锁保护系统除了为机炉及其辅机提供安全保证以外，还要为维修、试验和校正工作的开展提供必要的灵活性。 （四） 对重要参数进行冗余测量采用三重冗余变送器对重要的关键参数（如给水流量、汽包水位、主蒸汽流量、送风量、主蒸汽压力、第一级压力、炉膛压力、一次风压力等）进行测量，控制系统自动选择中值作为被控变量。而其余变送器测得的数值若与中值信号的偏差超过预先整定的范围时，进行报警，若其余二个信号均超限报警时，则控制系统中受影响的部分切至手动。运行人员可在键盘上将三选中的逻辑切换至手动，而任选三个变送器中的某一个信号供自动用。采用双重冗余变送器对次重要关键参数进行测量，若二个信号的偏差超出一定的范围则报警，并将受影响的控制系统切换至手动。两个变送器之间的信号超差时，控制系统对冗余变送器的二个信号进行比较逻辑的鉴别。检出其中一个正确信号，运行人员依据提示，选择这个正确变送器的信号，重新投入自动控制。在测量信号不使用冗余变送器时，如信号丧失或信号超出工艺过程实际可能范围，应有报警，同时控制系统中受影响的部分由自动切至手动。 （五） 对驱动回路的设计要求控制系统的输出为脉冲量或420mA模拟量信号，具有上下限值，以保证在控制系统故障时机组设备的安全。控制系统监视设定值和被控变量之间的偏差、输出信号与控制阀门位置之间的偏差，如果偏差超过预定范围，系统将控制系统切换至手动并发出报警。当两个或更多的控制驱动装置控制一个变量时，运行人员可将其中一个驱动装置投入自动，也可将其余的驱动装置全部投入自动，而不需要手动平衡对位以消除扰动。当追加的驱动装置投入自动后，控制系统能通过增益的自动调整作用，适应驱动装置数量的变化。将多个驱动装置投入自动的过程中，系统不应产生过程扰动。为保持合适的关系，应使已处于自动状态的驱动装置等量并反向作用。对多控制驱动装置的运行还应提供偏置调整，偏置应能随意调整，新建立的关系不产生过程扰动。将一个控制驱动装置投入自动或遥控，不需要进行手动平衡或对其偏差进行调整。无论此时偏差设置的位置或过程偏差的幅度如何，都不引起任何控制驱动装置的比例阶跃。 四、开关量控制系统的设计方法（一） 基本功能要求1) 实现主/辅机、阀门、挡板的顺序控制、控制操作及试验操作；2) 大型辅机与其相关的冷却系统、润滑系统、密封系统的联锁控制；3) 在发生局部设备故障跳闸时，联锁启动备用设备；4) 实现状态报警、联动及单台辅机的保护。热工保护系统的设计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。（二） 锅炉辅机联锁项目1) 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；2) 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；3) 送风机全部停运时，燃烧系统和制粉系统停止运行的联锁；4) 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；5) 排粉机送粉系统的排粉机与给粉机之间的联锁；6) 烟气再循环风机启停与出口风门和冷风门的联锁；7) 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。（三） 汽轮机辅机联锁项目1) 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；2) 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；3) 工作泵事故跳闸时备用泵自启动的联锁；4) 各类泵与其进出口电动阀门间的联锁。（四） 顺序控制1) 对需要经常进行有规律性操作的辅助工艺系统，宜采用顺序控制；2) 电厂的顺序控制系统应包括单元机组主、辅机的顺序控制系统和电厂辅助系统的顺序控制系统；3) 机组的顺序控制应以子功能组为主，即实现一个辅助工艺系统内相关设备的顺序控制；4) 当机组顺序控制功能不纳入分散控制系统时，其功能应采用可编程控制器实现。可编程控制器应与分散控制系统有通信接口。辅助工艺系统的开关量控制可由可编程控制器实现；5) 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) 顺序控制在自动运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；7) 顺序控制系统应有防误操作的措施。第三节 新建机组热工控制系统调试各阶段的基本要求一、调试前的准备调试前的准备主要是指调试资料的收集，调试前对图纸的检查，以及编写调试方案。对于新建大机组，热工控制系统调试通常应编写以下调试方案：1) DCS受电方案；2) 数据采集系统（DAS）调试方案；3) 开关量控制系统（OCS）或顺序控制系统（SCS）调试方案；4) 炉膛安全监控系统（FSSS）调试方案；5) 模拟量控制系统(MCS)调试方案；6) 汽机数字电液控制系统（DEH）调试方案；7) 旁路控制系统（BPS）调试方案；8) 汽轮机监视和保护系统（TSI）调试方案；在机组进入细调试阶段，还应编写以下试验方案：1) 协调控制系统负荷变动试验；l RB试验；2) AGC负荷跟随试验；调试人员在调试前，应充分熟悉DCS控制系统，掌握DCS控制系统的硬件维护和软件组态的基本技能。最好有相当一部分调试人员具有该DCS系统的调试经验，若是面对一个全新的DCS系统，调试前的培训是必不可少的。虽然DCS受电是以DCS厂家现场服务人员为主进行，但由调试单位编写一个完整的DCS受电方案仍然是非常重要的。DCS受电方案叙述了DCS系统首次受电及软件恢复的步骤和注意事项，可供参加受电工作的调试人员参考，以配合有经验的DCS厂家现场服务人员发现和解决首次受电过程中出现的种种问题。对于调试人员来说，DCS系统的首次受电及软件恢复，是一个很好的熟悉和掌握DCS控制系统的机会。若调试人员不重视DCS系统首次受电及软件恢复，在未来的调试过程中，热控调试所依赖的基础设备将难以驾驭，DCS控制系统也可能难以得到正确地维护。模拟量控制系统在调试前通常需要投入较多的时间进行准备。火电机组由于机组容量、制造厂和热力系统配置的不同，所配置的模拟量控制系统也不相同。模拟量控制系统控制策略的设计，还根据不同的DCS供应商的不同而有所不同。因此，在模拟量控制系统调试前，应根据机组和热力系统对运行参数控制的要求，对模拟量控制系统的SAMA图和组态软件进行检查，审核其调节策略设计思想是否合理，是否满足机组对运行参数控制的要求。工程中常采用SAMA PMS22.1“仪表和控制系统的功能图表示法”来表达模拟量控制系统的设计思想。(SAMA : Scientific Apparatus Makers Association美国科学仪器制造商协会；PMS：Process Measurement & Control Section过程测量与控制部分)我国电力行业标准DL 5028-93电力工程制图标准在21章第4节给出了热工自动调节系统常用的标准图形符号，见表1-1。 二、DCS控制系统受电及性能测试（1） 受电前的检查具备以下条件，DCS控制系统可以进行受电：1) DCS机柜正确安装就位；2) DCS系统设备及模件安装结束，设备外观检查无破损；3) 网络通讯电缆、模件间预制电缆安装结束；4) 各设备的电源接线正确，DCS供电系统准备好； 5) 各I/O柜端子未与就地设备连接；6) DCS机柜接地良好；7) 主控制室、工程师室、电子室的空调系统、消防系统工作正常，符合DCS系统运行环境要求，室内环境整洁，照明充足。（2） DCS控制系统受电DCS控制系统受电一般按以下步骤进行：1) 电源开关检查：确认所有电源开关在OFF位置；2) 从DCS机柜插槽中拔出所有模件，并将所有终端单元与模件连接电缆脱开；3) DCS系统交流供电回路绝缘检查；4) 网络通讯电缆检查：通讯电缆完整无破损，端口连接正确；5) 模件间预制电缆检查：预制电缆完整无破损，连接正确；6) 模件的地址、功能设置检查：核对模件地址及功能设置开关，确认与软件组态一致；7) 检查电源模块，确认其已正确插入； 8) 检查供电电源的品质和UPS至配电柜的进线，应符合品质要求，合上配电柜电源开关；9) DCS过程控制机柜受电：检查电源进线及供电电压；合上机柜电源，检查风扇工作情况；检查电源模块工作情况；依次插入过程控制模件，检查模件工作情况；将终端单元与模件进行连接；检查I/O电源电压；10) DCS操作员站及工程师站受电；11) 利用工程师工作站对过程控制模件进行软件恢复；12) 操作员站软件恢复。 （3） 控制机柜受电后电源电压测试以及控制设备性能测试1) DCS控制系统全部受电后，按制造厂的要求进行电源电压测试与调整。2) 按技术规范书的要求进行性能测试，通常应包含以下内容：(1) 电源冗余切换试验；(2) 控制站主控制器模件和备用控制器模件冗余切换试验；(3) 通讯冗余切换试验；(4) 工程师站组态功能检查；(5) 操作员站功能检查；(6) 打印机、拷贝机、事件记录功能检查。 （4） I/O模件通道精度检查火电厂热工DCS控制系统的I/O主要有五类：模拟量输入（AI）、模拟量输出（AO）、数字量输入（DI）、数字量输出（DO）、脉冲量输入（PI）。根据火力发电厂分散控制系统验收测试规程的要求，DCS系统I/O通道的精度，在DCS整个运行环境温度范围内应满足：模拟量高电平输入信号(420 mA、15V)0.1%；模拟量低电平输入信号(热电阻、热电偶)0.2%；模拟量输出信号（420mA、15VDC）0.25%。 三、控制系统的静态调试与动态调试控制系统投运前的检查和模拟试验称为静态调试，主要有以下内容：（1） 控制系统组态软件检查和功能测试；（2） 操作控制界面的检查及模拟试验；（3） 控制系统与外部系统的接口检查和联动试验；（4） 联锁保护动作模拟试验；控制系统投运后的整定试验称为动态调试，主要有以下内容：（1） 燃油系统泄漏试验及炉膛吹扫功能试验；（2） 火焰检测系统的动态参数整定；（3） 模拟量输入检测参数的投运和检查；（4） 模拟量控制系统的投运及参数整定；（5） 顺序控制系统启停试验；机组整套启动前，热控系统的调试工作主要以静态调试为主；机组整套启动以后，热控系统的调试工作主要以动态调试为主。 开关量控制系统的组态软件检查和功能测试，一般是在机组分部试运期间分别按系统分阶段进行，调试依据主要是逻辑图。软件检查的主要内容：（1） 核对检查I/O清单；（2） 核对检查控制接线图（CWD）；（3） 核对检查组态图；（4） 对各系统操作控制界面进行相应的核对检查和完善。表1-2为某600MW机组开关量控制系统联动试验、联锁试验情况，可供参考。 表1-2 开关量控制系统联动试验、联锁试验时间系 统联动试验联锁试验开始时间结束时间开始时间结束时间闭式循环水系统2003.09.152003.10.092003.11.022003.11.05开式循环水系统2003.10.172003.11.252003.12.022003.12.08循环水系统2003.11.222004.02.032004.01.112004.02.10凝结水系统2003.09.252003.11.282003.11.282002.12.07电动给水泵系统2003.10.172004.01.192004.01.052004.01.15小汽机系统2003.10.182003.11.182003.12.072003.12.11真空系统2003.10.122003.11.202003.12.262003.12.28顶轴、润滑油系统2004.01.162004.02.152004.02.232004.03.04辅汽及轴封系统2003.11.052003.12.152003.12.282004.01.10发电机氢系统2003.11.022003.12.202003.12.222003.12.26发电机密封油系统2003.11.062003.11.212003.12.252003.12.27发电机定子冷却水系统2003.11.112003.12.252004.02.022004.02.05抽汽、高低加疏水系统2003.12.202004.01.082004.02.142004.02.18锅炉疏水、排污系统2003.12.202004.01.032004.02.012004.02.03引风机及系统2003.10.202003.11.202003.12.032004.12.04送风机及系统2003.10.202003.11.232003.11.272003.11.29一次风机及系统2003.10.232003.11.272003.12.052003.12.08 模拟量控制系统组态软件检查和功能测试，主要包括以下内容：（1） 流量信号的系数及补偿参数的检查；（2） 例外报告量程及报警限值检查；（3） 各系统控制软件逻辑、定值、参数设置的检查和模拟试验；（4） 各控制系统相关画面的检查；模拟量控制系统与外部系统的检查测试和联调，主要包括以下内容：（1） 与各控制系统相关外围设备的检查，包括变送器量程的核对与确认，执行机构行程和方向确认；对汽包水位信号还要检查测量系统的正确性，如差压式水位测量装置的平衡容器的安装位置，取样管的敷设，保温及伴热情况。（2） 检查模拟量控制系统与FSSS、SCS、DAS、BPS、DEH等控制子系统之间联锁动作关系。 四、模拟量控制系统的投入和调试模拟量控制系统的试投运和动态调试，是从机组整套启动开始，经空负荷、带负荷到满负荷的整个过程中，根据机组试运行的需求分期分批地进行。主要包括以下内容：（1） 调节机构特性试验，必要时还要进行控制对象动态特性试验；（2） 控制系统定值（或负荷）阶跃扰动试验及动态参数整定试验；（3） 控制系统对内、外扰动动态响应调节品质测试试验。机组整套启动试运分为“空负荷试运、带负荷试运和满负荷试运”三个阶段，对于大机组，带负荷试运又分为025%、25%50%、50%75%、75%100%带负荷试运四个阶段，但模拟量控制系统还是按030%、30%70%、70%100%负荷段进行试投运和动态调试。在各个负荷段根据运行需要投入相应的模拟量控制系统，并进行各种扰动试验，整定调节器的参数，直到调节过程动态、稳态品质指标均满足电力行业验收标准火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程DL/T 657-2005的要求。（一） 机组空负荷试运期间机组空负荷试运期间，一般要求投入炉膛压力、燃油压力、汽包水位（单冲量调节）、除氧器水位、除氧器压力、润滑油温度、电泵再循环流量、辅助蒸汽压力及就地基地式调节器等控制系统。为了争取调试时间，控制系统阶跃扰动试验可在机组空负荷试运期间进行，用定值扰动来整定调节器的PID参数。带负荷试运后，再进行其他扰动试验，进一步优化调节器的参数。（二） 030%带负荷试运期间机组由030%带负荷试运期间，在机组运行许可条件下，进行机组空负荷试运期间已投控制系统的内、外扰动试验。给水控制系统先投单冲量调节回路，进行单冲量给水旁路调节阀的特性试验及其阀位阶跃扰动试验；进行电动给水泵勺管位置与泵出口流量、压力特性试验；进行给水主调节阀的特性试验。炉膛压力控制系统可进行引风机挡板阶跃扰动试验。中储式制粉系统可投入磨煤机入口风压控制、出口温度控制、给煤量控制；其他一些有条件进行试验的单回路、单参数控制系统，也可以进行阀位阶跃扰动试验。（三） 30%70%带负荷试运期间机组在30%70%负荷试运期间，根据运行需要相继投入三冲量给水调节回路、风量氧量控制（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）、主汽温度调节、再热汽温度调节、直吹式制粉系统磨煤机控制（磨煤机一次风量控制、出口温度控制、给煤量控制）、主汽压力调节或协调控制系统的负荷指令回路、锅炉主控回路、汽机主控回路等控制系统。并进行以下试验：（1） 保持锅炉负荷不变，给水泵定速运行，主调节阀阀位阶跃扰动试验；（2） 给水泵变速运行，调速泵转速与泵出口流量、压力特性试验；（3） 保持锅炉负荷不变，给水泵变速阶跃变化，给水流量扰动试验；（4） 保持锅炉负荷不变，减温水凋节阀阀位阶跃扰动试验；（5） 保持锅炉负荷不变，送风机挡板阶跃扰动试验；（6） 一次风机挡板阶跃扰动试验；（7） 保持汽机调速汽门开度不变，锅炉给煤机转速阶跃变化，燃煤量扰动试验；（8） 主压力副调节器动态参数整定拭验；（9） 协调控制系统逻辑运算、控制操作功能、系统跟踪无扰动切换与调节器方向性在线检查，及其静态参数设置。（四） 70%100%带负荷试运期间机组在70%100%负荷试运期间，对模拟量控制系统及协调控制系统各控制子系统进行内、外扰动动态阶跃响应试验，并按火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程的要求进行调节品质测试。这期间，通常进行以下试验和测试工作：（1） 不同负荷下，机组稳态参数的测试；（2） 各控制子系统定值扰动试验，如汽包水位、主汽温度、再热汽温度、风量氧量控制等；（3） 各控制子系统对被控对象的阶跃动态响应试验，如给水主调节阀开度与流量关系曲线、送引凤机挡板开度阶跃扰动、一次风挡板开度阶跃扰动等；（4） 各控制子系统对各扰动分量的动态响应试验； 七、协调控制系统的投入及负荷变动试验机组达到100%额定负荷之后，根据不同负荷下所测得的机组稳态参数，对协凋控制系统的前馈比例关系重新进行设定，并对协凋控制系统进行细调。在协凋控制系统的主要子系统如锅炉给水、主汽压力、主汽温度、再热汽温度、炉膛压力、送风和氧量校正控制系统等均已投入自动的情况下，让机组在70%100%的负荷范围进行负荷变动试验，整定协调控制系统的参数。在协调控制系统投入前，对协调控制的三种主要控制方式：协调控制方式（Coor.）、锅炉跟随控制方式（BF）、汽机跟随控制方式（TF）之间进行无扰动切换操作试验，检查切/投条件和保护动作的正确性。分别在汽机跟随方式和锅炉跟随方式下进行机前压力定值扰动试验。在协调控制方式下进行负荷变动试验，负荷变动量为P=15%Pe，负荷指令变化速率应达到：直吹式机组2%Pe/min或3%Pe/min、中储式机组3%Pe/min或4%Pe/min。Pe为机组额定负荷。AGC负荷跟随试验，进行AGC远方/就地控制方式的无扰动切换操作试验。在协凋控制方式下，由调度中心或CCS负荷给定回路发出负荷变化指令，进行AGC控制系统的功能及性能试验。进行协调控制系统对内、外扰动的动态响应试验，其调节品质达到电力行业标准火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程的要求。进行BI/BD、RD/RU动作试验，检查协调控制系统适应能力。 八、RB试验协调控制系统RB试验，通常是在完成对协凋控制系统的细调之后，机组正式移交生产前，性能试验期间进行。在进行正式的RB动态试验之前，一般应先进行RB功能模拟试验和预备性试验。RB功能模拟试验是在机组停运的情况下，按设计的控制逻辑模拟RB的控制过程，进行RB功能离线检查。在进行RB正式试验之前进行预备性试验是减少机组MFT的次数，提高试验成功率的重要途径。预备性试验是真实的动作试验，但通常选择在70%90%负荷段，由于工况变动不大，对机组的冲击小，往往能通过运行人员的及时补救而避免机组MFT的发生。RB正式试验在90%额定负荷以上工况下进行，以考核机组和CCS在RB工况下的控制能力。按设计的RB功能分项进行动态试验，如分别进行磨煤机、送风机、引风机、一次风机、炉水循环泵、给水泵等RB试验。 九、热控系统调试文档验收应提交的资料根据电力行业有关调试验收标准的要求，热工控制系统在完成全部调试后通常应提交以下调试报告： 1) DCS受电调试报告；2) 数据采集系统（DAS）调试报告；3) 开关量控制系统（OCS）或顺序控制系统（SCS）调试报告；4) 炉膛安全监控系统（FSSS）调试报告；5) 模拟量控制系统（MCS）调试报告；6) 汽机数字电液控制系统（DEH）调试报告；7) 旁路控制系统（BPS）调试报告；8) 汽轮机监视和保护系统（TSI）调试报告；9) 协调控制系统(CCS)负荷变动试验报告；10) 协调控制系统RB试验报告；11) 协调控制系统AGC负荷跟随试验报告；DCS受电和各子控制系统的调试报告（DAS、OCS、FSSS、MCS、DEH、BPS、TSI），内容应包括主辅设备概述、子控制系统简要说明、调整试验经过、主要修改记录、系统中主要整定值、结论和存在问题等。模拟量控制系统、汽机数字电液控制系统、旁路控制系统还应附有表明调节系统调节品质试验曲线。协调控制系统（CCS）负荷变动试验报告，内容应包括协调控制系统简要说明、负荷变动试验过程的描述、主要修改记录、系统中主要整定值、负荷变动试验下的过渡过程曲线、结论和存在问题等。协调控制系统AGC负荷跟随试验报告，内容应包括协调控制系统的AGC功能简要说明、AGC负荷跟随试验过程的描述、主要修改记录、系统中主要整定值、AGC负荷跟随试验下的过渡过程曲线、结论和存在问题等。协调控制系统RB试验报告，内容应包括机组RB功能的简要说明、RB试验过程的描述、主要修改记录、RB试验曲线、结论和存在问题等。还应移交以下调试资料：I/O通道测试记录、控制机柜电源电压测试记录、软件强制/修改/测试调试记录，此外，新建机组在完成满负荷连续72h、168h试运行期间MCS可用率统计运行记录以及试生产期间MCS可用率统计运行记录，等等。 新建机组热控系统调试简要流程如图1-1所示。一、调试前的准备调试前的准备主要是指调试资料的收集，调试前对图纸的检查，以及编写调试方案。对于新建大机组，热工控制系统调试通常应编写以下调试方案：1) DCS受电方案；2) 数据采集系统（DAS）调试方案；3) 开关量控制系统（OCS）或顺序控制系统（SCS）调试方案；4) 炉膛安全监控系统（FSSS）调试方案；5) 模拟量控制系统(MCS)调试方案；6) 汽机数字电液控制系统（DEH）调试方案；7) 旁路控制系统（BPS）调试方案；8) 汽轮机监视和保护系统（TSI）调试方案；在机组进入细调试阶段，还应编写以下试验方案：1) 协调控制系统负荷变动试验；l RB试验；2) AGC负荷跟随试验；调试人员在调试前，应充分熟悉DCS控制系统，掌握DCS控制系统的硬件维护和软件组态的基本技能。最好有相当一部分调试人员具有该DCS系统的调试经验，若是面对一个全新的DCS系统，调试前的培训是必不可少的。虽然DCS受电是以DCS厂家现场服务人员为主进行，但由调试单位编写一个完整的DCS受电方案仍然是非常重要的。DCS受电方案叙述了DCS系统首次受电及软件恢复的步骤和注意事项，可供参加受电工作的调试人员参考，以配合有经验的DCS厂家现场服务人员发现和解决首次受电过程中出现的种种问题。对于调试人员来说，DCS系统的首次受电及软件恢复，是一个很好的熟悉和掌握DCS控制系统的机会。若调试人员不重视DCS系统首次受电及软件恢复，在未来的调试过程中，热控调试所依赖的基础设备将难以驾驭，DCS控制系统也可能难以得到正确地维护。模拟量控制系统在调试前通常需要投入较多的时间进行准备。火电机组由于机组容量、制造厂和热力系统配置的不同，所配置的模拟量控制系统也不相同。模拟量控制系统控制策略的设计，还根据不同的DCS供应商的不同而有所不同。因此，在模拟量控制系统调试前，应根据机组和热力系统对运行参数控制的要求，对模拟量控制系统的SAMA图和组态软件进行检查，审核其调节策略设计思想是否合理，是否满足机组对运行参数控制的要求。工程中常采用SAMA PMS22.1“仪表和控制系统的功能图表示法”来表达模拟量控制系统的设计思想。(SAMA : Scientific Apparatus Makers Association美国科学仪器制造商协会；PMS：Process Measurement & Control Section过程测量与控制部分)我国电力行业标准DL 5028-93电力工程制图标准在21章第4节给出了热工自动调节系统常用的标准图形符号，见表1-1。 二、DCS控制系统受电及性能测试（1） 受电前的检查具备以下条件，DCS控制系统可以进行受电：1) DCS机柜正确安装就位；2) DCS系统设备及模件安装结束，设备外观检查无破损；3) 网络通讯电缆、模件间预制电缆安装结束；4) 各设备的电源接线正确，DCS供电系统准备好； 5) 各I/O柜端子未与就地设备连接；6) DCS机柜接地良好；7) 主控制室、工程师室、电子室的空调系统、消防系统工作正常，符合DCS系统运行环境要求，室内环境整洁，照明充足。（2） DCS控制系统受电DCS控制系统受电一般按以下步骤进行：1) 电源开关检查：确认所有电源开关在OFF位置；2) 从DCS机柜插槽中拔出所有模件，并将所有终端单元与模件连接电缆脱开；3) DCS系统交流供电回路绝缘检查；4) 网络通讯电缆检查：通讯电缆完整无破损，端口连接正确；5) 模件间预制电缆检查：预制电缆完整无破损，连接正确；6) 模件的地址、功能设置检查：核对模件地址及功能设置开关，确认与软件组态一致；7) 检查电源模块，确