DL T 5791-2019 火力发电建设工程机组热控调试导则.pdf

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1、ICS 27.100 P 61 备案号： 63143-2018 中华人民共和国电力行业标准 P DL / T 5791 2019 火力发电建设工程机组热控调试导则 Guide of I当其故障被迫退出运行时，应采取可靠的安全 措施，并在8小时内恢复。 3.0.4 热控调试程序应符合下列规定： 1 调试准备 1）收集熟悉设计图纸和有关调试技术资料。 2）准备调试所需的仪器、仪表，工具及材料。 3）熟悉工艺系统及主、辅机的性能和特点。 4）掌握热控设备的技术性能，对新型设备和新技术进行调研。 5）参加热控系统原理图、组态图、联锁保护定值等审查及热控设计联络会。 6）提出速率判断、质量甄别、单点保护

2、原则的建议。 DL / T 5791 2019 5 7）对设计、制造和安装等存在的问题或缺陷提出改进建议。 8）编写机组及机组附属外围设备控制系统调试措施。 9）参与编制整体调试计划。 10）编制热控专业调试检查、记录和验收表格。 2 分部试运阶段 1）测量信号传动试验及验收签证。 2）执行机构传动试验及验收签证。 3）逻辑及联锁保护功能试验及验收签证。 4）控制系统之间的联调试验。 5）测量信号投运检查。 6）进行下列控制系统功能的静态试验，确认符合工艺流程。 a) 顺序控制启停控制功能试验及验收签证。 b) 自动调节控制回路试验，初步整定调节参数。 c) 汽轮机数字电液控制、驱动辅机汽轮机

3、电液控制系统静态仿真试验。 d) 汽轮机旁路控制系统功能试验 7) 配合辅机单机试运、分系统试运，按试运要求投运联锁保护、顺序控制，并对相关参数进行 调整。 8) 条件具备时，对部分自动调节控制回路进行动态投运，并通过扰动试验进行调节参数整定。 9) 对调试过程中发现的问题提出修改建议，包括控制逻辑、保护定值等。 10)填写调试记录，完成调试质量验收签证。 3 整套试运阶段 1) 汽轮机旁路控制系统功能动态投运，整定动态参数。 2) 汽轮机数字电液控制系统功能动态投运，整定汽轮机数字电液控制系统动态参数。 3) 在机组启动及升负荷过程中，适时投入自动调节回路，进行扰动试验、参数调整。 4) 投

4、入协调控制系统，完成机组负荷变动试验。 5) 完成辅机故障减负荷（RB）试验。 6) 完成一次调频试验。 7) 完成自动发电控制（AGC）试验。 8) 对调试过程中发现的不完善地方提出修改建议。 9) 统计热控专业试运技术指标。 10) 填写调试记录，编写调试报告，完成调试质量验收签证。 3.0.5 测点传动验收应符合下列规定： 1 测点通道符合设计，通道精确度与准确度等满足要求。 2 变送器内或外供电设置正确。 3 测点安装工艺及位置符合电力建设施工技术规范 第4部分热工仪表及控制装置DL 5190.4 的规定。 4 测点在工艺流程画面位置显示明确，量纲正确。 5 热电偶温度补偿正确。 6

5、热电阻接线方式正确。 7 开关量测点常开、常闭接点位置正确，整定方向正确。 8 取自同一系统同一位置的多个信号，应独立设置取样回路，且应通过不同的I/O卡件引入DCS系 统。 9 安装单位提供的测量元件校验报告，其量程和定值应符合设计或定值清单要求。 3.0.6 执行机构传动验收应符合下列规定： 1 具有三断保护功能的气动执行机构，在失电、失气、失信号的情况下，应根据工艺要求向安全 方向动作。 2 执行机构的基本误差应小于1.5%的额定行程，其回程误差应小于1.5%的额定行程。阀位输出 的基本误差应小于2%的额定行程，其回程误差应小于3%的额定行程。 DL / T 5791 2019 6 3

6、不灵敏区域的校准应分别在25%、50%、75%位置下进行。 4 执行机构在DCS画面示意位置应符合工艺系统布置。 5 执行机构传动验收应按DL/T5294记录表格式记录行程时间，开关状态、模拟量反馈等，参见附 录A。 3.0.7 逻辑及联锁保护传动验收应符合下列规定： 1 设备的联锁保护试验应包括开关量控制系统的全部功能，即正常启、停、备用，联锁、保护动 作，报警、首出，状态显示等。 2 联锁保护验收单中涉及的定值应与批准的定值清单一致。 3 具有硬接线保护功能的传动验收，应与软逻辑同时进行并分别检查、试验。 4 联锁保护传动验收按DL/T 5294记录表格式填写记录，参见附录B。 3.0.8

7、 顺序控制回路验收应符合下列规定： 1 顺控回路静态验收应在工艺系统无介质、电气设备开关在试验位置的状态下进行。 2 静态验收时，需要系统运行具备的联锁信号及变送器输入信号，可通过在控制逻辑中强制或信 号发生器模拟的方式来获得。 3 顺控回路验收应按设备级顺控、功能组级顺控、机组级顺控的顺序进行。 4 设备联锁保护条件应优先功能组条件。 5 检查顺控每一步执行时间和等待时间的设置, 设备级顺控、功能组级顺控、机组级顺控传动试 验前，所涉及的设备单体传动、相应联锁保护功能试验均应完成。 6 顺控回路动态投入运行前应通过静态验收，动态投运应根据生产工艺设置时间。 7 顺控自动运行期间发生任何故障或

8、人为中断时，顺控回路均应具有自动停止程序执行，并使工 艺系统处于安全状态的功能。 3.0.9 模拟量控制回路调试应符合下列规定： 1 控制回路静态试验 1）确认调节回路应满足工艺系统工艺控制的要求。 2）检查模拟量信号路径所有功能块量纲正确，限值符合工艺要求。 3）确认控制方式无扰切换。 4）确认偏差报警功能。 5）确认调节方向及方向性闭锁保护功能。 6）试验超驰控制保护功能。 7）确认自动调节回路中的跟踪回路。 8）确认调节回路的投运许可条件。 2 控制回路动态调试 1）检查测量信号、逻辑保护的状态、跟踪满足投运的条件。 2）初步设置及整定系统的参数，必要时应进行被控对象动态特性试验。 3）

9、自动控制系统试投运之前，对相关运行人员进行技术交底，并做好安全措施及事故预想。 4）在工艺系统稳定运行的情况下投入自动。 5）进行自动状态下的调节系统定值扰动试验。 6）重要的自动控制回路应进行负荷扰动试验。 7）完成机组热控自动调节系统投入情况统计表 。 DL / T 5791 2019 7 4 分散控制系统装置调试 4.1 主要调试项目及内容 4.1.1 现场复原调试 1 装置的接地检查。 2 电源系统检查应包括电源系统接线、接地、绝缘、电源冗余等。 3 DCS 受电应包括机柜、工程师站、历史站、操作员站、打印机等设备。 4 配合厂家进行软件恢复。 5 检查工程师站、历史站、操作员站、各控

10、制器及模件等工作正常。 6 根据DCS 系统 I/O 清册核查 I/O 模件类型和数量。 7 进行I/O 通道测试。 8 进行系统电源、通讯网络和控制器冗余切换试验。 9 检查报警、打印功能正常。 10 检查事件顺序记录（SOE）功能满足要求。 11 检查历史追忆功能和趋势功能满足要求。 12 进行 DCS时钟与卫星时钟同步检查。 4.2 调试技术要求 4.2.1 测试环境条件满足控制系统运行要求。 4.2.2 DCS 接地 1 计算机监控系统的接地系统应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要求。 2 采用独立接地网时，接地电阻不应大于 2，接地

11、电阻应包括接地引线电阻。 3 当 DCS 与电厂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，且接地电阻小于 0.5。 4.2.3 电源及切换 1 输入电源绝缘电阻不小于 20M，输入电源电压误差10%，机柜绝缘电阻符合制造厂要求。 2 冗余的供电系统， 人为切除工作电源， 备用电源应自动投入工作。 在电源切换过程中，控制系统 应正常工作， 中间数据及累计数据不得丢失。 4.2.4 处理器、网络等冗余切换应无扰动。 4.2.5 任意抽取 10幅画面进行测试，调用显示画面响应时间，一般画面不大于 1s，复杂画面小于 2s。 4.2.6 宜进行 I/O模件在线插拔试验。

12、 4.2.7 应进行事件顺序记录分辨能力测试 , 时间分辨能力不大于 1ms。 4.2.8 模拟量通道精度测试 1 应选取包含 DCS 所有的模拟量卡件、总通道数的 2% 5% 且具有代表性的通道进行检查。 2 模拟量输入 (AI)、模拟量输出 (AO)通道，应进行全量程 0%、 25%、 50%、 75%、 100%的信号 (递 DL / T 5791 2019 8 增和递减方向 )测试，确认供电方式（内、外供电方式）测试结果符合表 4.2.8 模拟量信号测量精度要 求 表 4.2.8 模拟量信号测量精度要求 4.2.9 开关量输入（DI）、输出（DO）通道，应检查卡件相应通道及指示灯变化。

13、 4.3 调试过程应注意的事项 4.3.1 插拔模件时应采取防静电措施。 4.3.2 在控制系统首次通电前，应检查施工单位提供的机柜绝缘和接地电阻的报告，并测试每路电 源电缆的绝缘电阻，符合要求后方可送电。 4.3.3 DCS 首次受电以供货商为主，调试、施工单位配合。 4.3.4 机柜受电及软件恢复过程中，应停止一切接线工作。 4.3.5 DCS 控制系统与外部信息系统的通讯设备调试时，应按照设备通讯协议的技术要求，做好安 全隔离措施。 5 数据采集系统 5.1 主要调试项目及内容 5.1.1 根据 I/O 清单核对 DAS测点组态及卡件相应通道接线。 5.1.2 按照热工检测及控制系统图，

14、对各操作画面进行检查和完善。 5.1.3 根据定值和量程清单对 DAS 组态的定值和量程进行核对。 5.1.4 现场检测元件的投入前检查。 5.2 调试技术要求 5.2.1 检查变送器供电电源 。 5.2.2 核对 DCS 量程与变送器设置应一致，并符合设计要求。 5.2.3 压力测量取样点与表计安装位置有高度差时应考虑修正。 5.2.4 检查汽包水位、给水流量、风量、蒸汽流量测量信号应设置补偿回路。应核实运算公式的准 确性。 5.2.5 水位测量应核实现场测量装置的尺寸及就地水位计零位。 5.2.6 核对流量变送器及 DCS量程设置与测量装置设计说明书参数一致。 5.2.7 根据风量标定结果

15、修正风量显示值。 5.2.8 检查热电偶温度测量补偿电缆及极性、DCS 分度号设置。 5.2.9 检查热电阻接线方式、DCS 类型设置。 5.2.10 逐点核对信号取样点和 DCS 显示位置的正确性，应确认同源多输入信号采样的独立性。 模拟量输入量精度/% 信号类型 电流 电压 热电阻 热电偶 转速量 脉冲输入 量精度/% 模出拟量 输出，精 度/% 合格标准 0.1 0.1 0.2 0.2 1r/min 0.2 0.25 DL / T 5791 2019 9 5.3 调试过程应注意的事项 5.3.1 现场总线智能仪表或设备，应符合火力发电厂现场总线设备安装技术导则DL/T 1212 安 装要

16、求。 5.3.2 高静差微差压变送器投用前应进行零位校正。 5.3.3 流量测量仪表投用时应确认工作介质充满整个测量管道。 5.3.4 操作酸、碱管路的仪表时，应做好防护措施，不得将面部正对法兰等连接件。 6 顺序控制系统 6.1 主要调试项目及内容 6.1.1 设备操作功能传动试验 6.1.2 逻辑及联锁保护传动试验。 6.1.3 功能组传动试验。 6.1.4 顺序控制系统与其它控制系统之间的联调。 6.1.5 配合其它专业进行分系统试运。 6.2 调试技术要求 6.2.1 执行机构传动试验应符合本导则 3.0.6 中的规定。 6.2.2 逻辑及联锁保护传动试验 1 逻辑及联锁保护传动试验应

17、符合本导则 3.0.7 中的规定。 2 独立于DCS的开关量控制系统，且与 SCS 建立了通讯联系，则应进行通讯接口试验。 3 检查测试控制系统中重要开关量信号的传输，按规定通过硬接线和网络通讯冗余实现的，当一 路信号故障或丢失时，应不影响控制的正确动作。 4 检查联锁逻辑设计应遵守保护优先的原则，且不应设置解除保护的手段。 5 检查水泵、风机、磨煤机的电机线圈温度、轴承温度测量应具备下列功能： 1) 电机线圈温度、轴承温度测点有坏质量报警和切除功能； 2) 电机线圈温度、轴承温度测点变化速率达到设定值时，自动切除相应测点的保护功能，并报 警。 6 具有联锁功能的水泵、油泵、风机、电（气、液）

18、动门（挡板）、电磁阀门，检查下列功能： 1) 运行设备事故跳闸时，应自动投运备用设备； 2) 相关工艺参数达到规定值时自动投运(切除)相应的泵(风机)； 3) 相关工艺参数达到规定值时自动打开(关闭)相应的阀门（挡板）。 7 配有出口电动门的离心式转动设备检查下列联锁功能: 1) 跳闸时，关闭相应的出口电动门； 2) 启动时，延时打开相应的出口电动门。 8 检查风机或磨煤机的润滑油系统应具备下列联锁功能: 1) 工作润滑油泵跳闸或润滑油压低至第一规定值时，应联锁投运备用润滑油泵； 2) 润滑油压低至第二规定值时，应停止相应的风机或磨煤机。 9 检查锅炉烟风系统应具备下列联锁功能: 1) 引风机

19、、回转式空气预热器和送风机之间在启停及跳闸时的顺序联锁； 2) 引风机、回转式空气预热器、送风机与相关的烟风道挡板之间的启、闭联锁； 3) 两台并列运行的引风机(送风机)中的一台跳闸时，应自动隔离已跳闸的风机；两台运行的引 风机均跳闸时，必须联锁跳闸所有运行的送风机和一次风机，并保证炉膛自然通风； DL / T 5791 2019 10 4) 在所有运行工况下，应确保从送风机入口到烟囱有一个通畅的气流通道。 10 检查汽轮机润滑油系统应具备下列联锁功能: 1) 润滑油压低至第一规定值时，应投运备用交流油泵； 2) 润滑油压低至第二规定值时，应投运直流油泵； 3) 润滑油压低至第三规定值时，应停

20、止汽轮机盘车。 4） 检查汽轮机润滑油压力低信号直接送入事故润滑油泵的电气启动回路 11 检查锅炉给水泵应具备下列联锁功能: 1) 定压运行的机组，当工作给水泵事故跳闸或给水母管压力低至规定值时，应自动投运备用给 水泵； 2) 在润滑油压达到规定值时，方可启动给水泵； 3) 在润滑油压低至第一规定值时，应投运备用润滑油泵； 4) 在润滑油压低至第二规定值时，应停止给水泵。 12 检查汽轮机辅机应具备下列联锁功能： 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、真空泵、循环水泵/辅机冷却水泵、疏水泵以及其他各类水泵与其相应

21、系统的压力之间的联锁。 13 检查汽轮机疏水阀应至少具备下列联锁及控制功能： 1) 超高水位或疏水筒壁上下出现温差大于 20时，疏水阀自动打开； 2) 在超高水位情况下能超越手动关闭位置而自动开启； 3) 汽轮机停机后，高、中压汽缸各段抽汽隔离阀同时关闭。隔离阀前的疏水关闭，隔离阀后的 所有管道疏水打开。 4) 电动隔离阀只能用于防止汽轮机进水的一级保护。逆止阀不能单独作为隔离阀使用，一般只 用于快速动作，以限制抽汽管道的倒流蒸汽造成汽轮机超速，同时作为防止汽轮机进水的二级保护。 6.2.3 功能组试验 1 功能组传动试验应符合本导则 3.0.8 中的规定。 2 启动和停止风机时，使用的方法和

22、有关控制设备的操作，都应减少炉膛压力和风量波动。一旦 情况允许，应及时投入炉膛压力控制系统，并使其保持自动控制。 3 进行主、备设备动态切换试验，验证控制逻辑的正确性。 6.3 调试过程应注意的事项 6.3.1 接入跳闸回路的开关量仪表均应进行正确性检查。 6.3.2 顺序控制中重要的联锁保护信号的测点应采用多点信号，避免单点保护。 6.3.3 油箱加热器不宜设自动启动逻辑，应设保护跳闸逻辑。 6.3.4 通过网络通讯接入跳闸回路的信号应监测信号质量。 6.3.5 安全等级要求高的场合应采用失电时使工艺系统处于安全状态的单线圈电磁阀，控制指令采 用持续长信号。 6.3.6 应检查顺序控制输出至

23、被控对象的信号的持续时间、触点数量和容量，能满足被控对象完成 规定动作的要求。 6.3.7 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应设步序显示。 6.3.8 对于 SCS 中气动执行机构，在失电、失气、失信号时应确保其向系统安全的方向动作。 6.3.9 凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装 置。 6.3.10 汽轮机的辅助油泵及其自启动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用 状态。机组启动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量启动、联 锁试验。 6.3.11 在引风机、送风机、一次

24、风机、给水泵、凝结水泵等辅机自动调节的大功率变频器进行参数 整定时，应充分考虑电气系统电压波动的影响。 6.3.12 汽轮机润滑油系统的保护试验宜采用就地泄油压的方法。 DL / T 5791 2019 11 6.3.13 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。 7 模拟量控制系统 7.1 主要调试项目及内容 7.1.1 检查调试应具备的条件。 7.1.2 执行机构传动试验。 7.1.3 初步设定模拟量信号量程及相关参数。 7.1.4 初步设定模拟量控制系统各自动控制回路调节参数。 7.1.5 模拟量控制系统回路静态仿真试验。

25、 7.1.6 设置静态参数。 7.1.7 根据运行条件和需要逐步试投各项自动控制回路。 7.1.8 整定自动控制回路动态参数。 7.1.9 自动控制回路扰动试验。 7.1.10 与其它控制系统联调试验。 7.1.11 投入协调控制系统，协调控制参数调整、负荷变动试验。 7.2 调试技术要求 7.2.1 执行机构传动试验应符合本导则 3.0.6 中的规定。 7.2.2 模拟量回路调试。 1 调试内容及流程应符合本导则 3.0.9 的规定。 2 确认AGC 远方/就地控制方式、CCS 的协调控制方式、锅炉跟随控制方式、汽轮机跟随控制方式、 MCS 所有手动/自动方式之间、给水控制系统单/三冲量控制

26、方式之间的无扰切换。 3MCS 在各种控制方式之间进行切换时，不应产生任何扰动。 4 确认测量信号偏差报警、执行器偏差报警、调节器偏差报警、报警输出信号应有相应的报警显 示。 5 确认调节方向正确。 6 确认CCS 负荷指令增减闭锁、炉膛压力高/低闭锁送/引风机调节，燃料量和风量交叉限制等功 能正确。 7 测试CCS 负荷指令迫增/迫降、炉膛压力防内爆超驰保护控制;机组启停时磨煤机超驰控制等超 驰控制保护功能正确。 7.2.3 宜进行驱动辅机汽轮机调速特性试验、给水泵最小流量再循环控制门特性试验、减温水调节 门特性试验、一次风档板风量特性试验等执行机构特性试验。 7.2.4 模拟量回路定值扰动

27、试验时，控制系统过渡过程衰减率=0.751。 7.2.5 模拟量回路的负荷扰动试验时，负荷变动范围应不超过 10%额定负荷，可随机组启停调试过程 检查、记录结果。 7.2.6 各类型机组主要被调参数的动态、 稳态品质指标应符合 DL/T657 附表规定， 参见附录 C 表 C1。 7.2.7 控制子系统性能测试要求应符合 DL/T657 附表规定，参见附录 C 表 C2。 7.3 调试过程应注意的事项 DL / T 5791 2019 12 7.3.1 自动回路首次投入前应通知运行，运行人员投入自动应得到调试人员允许。 7.3.2 在自动回路试投前，应再次检查联锁、闭锁条件的设置正确。 7.3

28、.3 在投入自动回路时，应充分考虑安全措施，宜限制被控设备的极限位置。 7.3.4 控制器下装前，应对在线整定完成的控制系统参数做好同步备份工作。 7.3.5 逻辑控制应采用在增加负荷时先加空气后加燃料，减负荷时先减燃料后减空气，不允许只使 用对燃料调节为自动调节，而风量调节手动的调节方式。 8 锅炉炉膛安全监控系统 8.1 主要调试项目及内容 8.1.1 执行机构传动试验。 8.1.2 配合调试火检装置及系统。 8.1.3 测试等离子点火系统投入、切除逻辑及功能。 8.1.4 测试少油点火系统投入、切除逻辑及功能。 8.1.5 测试锅炉主保护继电器柜接线与常开、常闭接点动作方向。 8.1.6

29、 逻辑及联锁保护传动试验。 8.1.7 MFT 试验。 8.1.8 功能组逻辑功能测试。 8.1.9 机炉电大联锁试验。 8.1.10 与其它控制系统联调试验。 8.2 调试技术要求 8.2.1 执行机构传动试验应符合本导则 3.0.6 中的规定。 8.2.2 火检装置调试 1 应测试炉膛火焰工业电视监视装置（包括冷却设备）的断电、断气保护功能。 2 应确保燃烧器火焰丧失时该燃烧器的安全关断阀能自动关闭。 3 火焰检测系统调试前，应根据燃料（油、气）的种类，用明火测试火检传感器的适宜性及相应 能力。 4 锅炉部分火焰消失保护测试应包括下列内容： 1) 除循环硫化床锅炉外单个燃烧器火焰丧失时，应

30、发出警报信号，当同一个磨煤机或给煤机供 粉的燃烧器火焰丧失数量超过规定值时，应自动停止相应的磨煤机或给煤机。 2) 其它类型锅炉局部保护应根据锅炉及其工艺系统特点的要求进行相应设计。 8.2.3 等离子点火系统投入、切除逻辑功能测试。 1 应单独测试等离子层制粉系统相关设备在“等离子模式”和“正常模式”下的启动条件和跳闸 保护条件。并对“等离子模式”和“正常模式”两种方式下的操作画面和相关投切按钮进行测试。 2 确认等离子燃烧器启动允许条件。 3 磨煤机在“等离子模式”下运行，等离子点火器发生断弧报警时，应关磨煤机相应出口门。 4 如果等离子点火器发生多支断弧时，应根据供货商要求保护将停止磨煤

31、机运行。 8.2.4 少油（微油）点火系统投入、切除逻辑功能测试。 1 应单独测试少油点火层燃油系统相关设备在“少油点火模式”和“正常模式”下的启动条件和跳 闸保护条件。并对“少油点火模式”和“正常模式”两种方式下的操作画面和相关投切按钮进行测试。 DL / T 5791 2019 13 2 少油点火模式下，相应的磨煤机启动条件应包括：少油点火模式、所有少油枪点火正常、磨煤机 启动条件允许等，应进行试验确认。 3 直吹式制粉系统在少油点火模式下，任意一个少油油枪灭火时，应关闭相应磨煤机出口关断门； 少油油枪灭火个数超过规定值，应停止相应磨煤机。当 MFT 动作时，少油系统跳闸，应同时关闭各角

32、油快关阀。当少油油枪灭火时，应联锁关闭相应的进油阀。 4 在“正常模式”下，任意少油灭火不应联锁跳闸相应磨煤机，不联锁关磨煤机出口关断门。在“少 油点火模式”下，给煤机启动运行一段时间后，应正常投入原煤火检保护程序，若少油燃烧器没有稳 定着火，应触发相应磨煤机跳闸。 5 应通过试验确认当少油油枪火检发出无火信号时，保护退出本组油枪。 6 在“少油点火模式”下，如果各角油枪点火成功，少油燃烧器喷口温度及中心筒温度应监视及温 度高报警，当温度进一步升高至保护值时应保护停温度高的少油油枪。 7 吹扫阀开启条件中应确保少油阀在关闭位置。 8.2.5 锅炉主保护继电器柜检查 1 对保护继电器进行常开、常

33、闭动作方向检查。 2 对锅炉主保护继电器柜电源进行测试。 3 测试控制盘（台）上 MFT 紧急按钮，该按钮应设置为独立并可直接动作的装置，其回路应独立于 分散控制系统的控制器及模件，并由硬接线实现。 8.2.6 对锅炉炉膛安全监控系统的专用显示画面进行检查，内容包括吹扫条件、点火条件、火焰检 测、吹扫失败、点火失败、MFT、MFT 首出原因、燃烧器启动条件、磨煤机启动条件、磨煤机跳闸首出 原因等。 8.2.7 逻辑及联锁保护传动试验 1 逻辑及联锁保护传动试验符合本导则 3.0.7 中的规定。 2 对炉膛压力、汽包水位（汽包炉）、省煤器入口给水流量（直流炉）等锅炉主保护触发信号的冗 余功能进行

34、测试，测试结果应满足三取二的要求。 3 测试主燃烧器或点火器的燃料控制阀门瞬时关闭后，闭锁立即重新开启的功能。 4 对燃油跳闸的条件进行逐项测试，OFT 条件应包括： 1) MFT； 2) 任一燃油跳闸阀未关，雾化蒸汽(或压缩空气)压力低(有延时)； 3) 任一燃油跳闸阀未关，燃油母管压力低(有延时)； 5 测试燃油跳闸阀在 OFT后的跳闸关闭功能。 6 燃油点火的允许条件宜包括以下几点，并进行试验确认。 1) 油母管压力正常； 2) 锅炉燃油吹扫空气母管压力正常； 3) 供油母管快关阀已开； 4) MFT 继电器已复位； 5) OFT 已复位； 6) 火检冷却风压正常； 7) 炉膛压力正常；

35、 8) 炉膛风量不小于 25%满负荷风量，对燃煤锅炉要求不大于 40%满负荷风量； 9) 有任意燃烧器在运行，或燃烧器摆角在水平位置； 10) 吹扫完成； 11) 燃油温度合适。 7 油燃烧器跳闸试验应包含以下步骤： 1) 手动跳闸试验； DL / T 5791 2019 14 2) MFT 试验； 3) 油燃烧器投运后的火焰检测试验； 4) 油燃烧器投运后设备故障试验； 5) 油燃烧器点火失败试验(包括油枪未及时伸进、点火枪未及时伸进、燃油跳闸阀组未及时打 开等)。 8.2.8 MFT 试验 1 FSSS 系统内任何个别部件故障，不得影响总燃料跳闸。 2 应对MFT 条件的接入信号硬接线进行

36、逐一测试。 3 应测试MFT硬回路的可靠性，应测试手动 MFT按钮的优先级。 4 MFT 保护传动试验应分别进行硬回路和软逻辑回路的模拟试验，应验证各项保护逻辑、首出功能、 定值设置的准确性。 5 用于安全停止燃烧器运行的逻辑程序或装置应使有关的燃烧器跳闸或总燃料跳闸。 6 吹扫完成的信号宜自动复位 MFT，不应设置 MFT直接复位按钮。 7 触发总燃料跳闸的信号应具有硬接线回路。 8 总燃料跳闸或燃油跳闸（MFT 或OFT）时，应有“跳闸原因”指示信号。 9 逐点核对信号取样点和 CRT 显示位置的正确性，试验信号应在就地施加，并确认“三取二”等信 号取样的独立性。 10 对下列触发条件逐一

37、进行测试： 1) 手动停炉指令； 2) 全炉膛火焰丧失； 3) 炉膛压力过高过低； 4) 汽包水位过高过低（汽包炉）； 5) 给水流量低（直流炉）； 6) 过热器保护（根据炉型设置）； 7) 再热器保护（根据炉型设置）； 8) 汽轮机跳闸且机组负荷高于旁路系统卸载能力； 9) 主汽温度高（根据锅炉厂设计要求）； 10) 启动分离器水位高（根据锅炉厂设计要求）； 11) 启动分离器出口温度高（根据锅炉厂设计要求）； 12) 送风机全部跳闸； 13) 引风机全部跳闸； 14) 煤粉燃烧器投运时，一次风机全部跳闸； 15) 燃料全部中断； 16) 总风量过低； 17) 锅炉炉膛安全监控系统失电； 1

38、8) MFT 继电器柜失电（继电器带电 MFT动作）； 19) 根据锅炉特点要求的其他停炉保护条件。 11 MFT 时，应切断一切进入炉膛的燃料供应和点火器电源，并停运制粉系统。制粉系统如设计有 惰化系统，宜同时投入。 12 检查 MFT继电器动作及后续动作情况： 1) 跳闸汽轮机； 2) 关闭所有过热器减温水隔离阀； 3) 关闭所有再热器减温水隔离阀； 4) 关闭主燃油跳闸阀； 5) 切除所有油燃烧器； 6) 跳闸给煤机； DL / T 5791 2019 15 7) 跳闸磨煤机； 8) 跳闸一次风机； 9) 停石灰石给料泵； 10) 停飞灰再循环； 11) 锅炉吹灰器全部退出。 8.2.9

39、 功能组逻辑功能测试。 1 功能组传动试验符合本导则 3.0.8 中的规定。 2 燃油泄漏试验： 1) 如果锅炉点火方式为轻油点重油、重油点煤粉，则应分别对轻油及重油系统进行燃油泄漏试 验； 2) 油系统检漏试验中如锅炉制造厂有特殊规定时可按其相应规定执行。如无特殊规定，则应符 合下述要求： a) 炉膛吹扫程序启动前，宜进行油系统的检漏试验； b) 关闭每个油燃烧器安全关断阀和回油阀，开油母管快关阀和调节阀，系统油压应在 1 分钟内 达规定值，否则判为检漏失败；之后关油母管快关阀，油压能维持 3 分钟以上，否则也判为检漏失败。 检漏失败应发出报警信号； c) 上述试验结束后，开回油阀，油压低于

40、规定值时关回油阀，3min 后油压仍应低于规定值，否 则判为检漏失败。检漏失败应发出报警信号； d) 检漏试验满足要求后应有显示，并自动启动炉膛吹扫程序； e) 对于有风道燃烧器和启动(床上)燃烧器的循环流化床锅炉，应对风道燃烧器和启动(床上)燃 烧器分别进行油泄漏试验； f) 应考虑 MFT后硬回路闭锁油泄漏试验中燃油进油阀开启的方式。 3 油燃烧器吹扫试验： 宜设置单个油枪的吹扫顺序控制功能，点火器打火时间不宜超过 30s， 打开燃烧器吹扫阀吹扫时 间不宜超过 1min，不允许在 MFT 或OFT 后立即对油管路进行吹扫。 4 锅炉吹扫试验： 1) 吹扫条件的基本原则： a) 所有进入炉膛

41、的燃料输入被切断； b) 炉膛内无火焰； c) 炉膛的通风量一直保持相当于额定负荷通风量 30%以上的吹扫风量，吹扫时间应不少于 5min 或相当于炉膛(包括烟道)换气5 次的时间(取二者较大值)； d) 吹扫时间内所有吹扫条件应满足，如果某一条件不满足，则应中断吹扫程序。 2) 锅炉炉膛的基本吹扫试验前应根据锅炉制造厂的要求、锅炉容量和制粉系统的形式确认如下 条件满足： a) MFT 条件不存在； b) 至少一台送风机运行且其出口挡板开 ； c) 至少一台引风机运行且其入口、出口挡板开； d) 空预器运行且其二次风出口、入口烟气挡板开； e) 所有火检传感器均探测不到火焰； f) 进油快关阀

42、关闭,所有油角阀关闭； g) 所有磨煤机停且出口门全部关闭； h) 所有给煤机停； i) 所有一次风机全停； j) 炉膛风量在 30%与40% 之间； k) 二次风挡板均在吹扫位； l) 炉膛压力正常； m) 火检冷却风压正常。 DL / T 5791 2019 16 3) 当任一吹扫条件不满足时，应立即停止吹扫试验。吹扫条件再次满足后，重新启动吹扫试验。 4) 吹扫完成后应有显示，MFT 逻辑应通过吹扫完成信号自动复归。 5 油燃烧器启停试验。试验前，应进行点火枪打火试验、油枪试点火试验。 6 制粉系统顺控试验。 7 主备设备动态切换试验应包括磨煤机油站、火检冷却风机、密封风机等主备设备动态

43、切换试验。 8.2.10 机炉电大联锁试验。 机炉电大联锁试验应在机组启动前完成，逐项试验锅炉 MFT、汽轮机跳闸、发电机跳闸动作，主 保护应按设计要求动作，并应有显示信息及动作情况的记录。 8.2.11 与其它控制系统联调试验。 1 检查共用信号（MFT 保护信号中的风量、水位、主辅机设备状态等信号），确认共用信号的产 生方式及其可靠性。 2 执行炉膛安全监控功能的逻辑系统，应独立于其它的逻辑系统。 8.3 调试过程应注意的事项 8.3.1 与其它控制系统共用信号的产生方式及其可靠性。 8.3.2 MFT 各跳闸条件宜采用硬接线接入方案，同源信号宜遵守冗余和物理分散的原则。 8.3.3 应将

44、 MFT 软件保护与 MFT 继电器硬回路保护作为重点检查内容之一 。 8.3.4 MFT 继电器硬回路应独立于 DCS,手动MFT 按钮应独立于其它跳闸逻辑，应直接驱动 MFT 继电 器硬回路。 8.3.5 燃油各角的顺控启停试验可暂时关闭点火器电源，应保证就地进油手动门已关闭，模拟火检 及燃油启动条件如燃油、雾化压力等，试验时就地现场应有人监护，防止发生安全事故。 8.3.6 当炉膛已经灭火或濒临全部灭火时，应严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后，应立即停止燃料（含 煤、油、燃气、制粉一次风）供给。重新点火前应对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的 可燃物质。 8.3.7 MFT 跳闸系统在

45、失电时（包括锅炉炉膛安全监控系统失电和 MFT 继电器柜失电）应产生可靠的 锅炉跳闸信号。 9 汽轮机旁路控制系统 9.1 主要调试项目及内容 9.1.1 旁路控制系统机柜受电和软件恢复。 9.1.2 确认信号回路接线正确，开关和执行机构、变送器单体调试已完成，电源、气源、控制油具 备调试条件。 9.1.3 汽轮机旁路控制系统阀门传动试验。 9.1.4 汽轮机旁路控制系统油站调试。 9.1.5 逻辑及联锁保护传动试验。 9.1.6 压力、温度自动控制回路静态参数检查与功能试验。 9.1.7 与其它控制系统联调试验。 9.1.8 配合汽轮机专业进行分系统调试。 DL / T 5791 2019

46、17 9.1.9 随机组启动投入旁路控制系统。 9.1.10 整定旁路相关阀门动态参数，确保调节品质满足要求。 9.2 调试技术要求 9.2.1 旁路控制系统机柜受电和软件恢复应符合本导则第 4 章的规定。 9.2.2 检查电源、气源、控制油等满足调试条件。具有液力油系统的阀门其液力油系统应工作正常 且压力正常。 9.2.3 汽轮机旁路控制系统测点传动试验应符合本导则 3.0.5 中的规定。 9.2.4 阀门传动试验 1 应符合本导则 3.0.6 中的规定。 2 测试阀门全行程时间， 高低压旁路阀其快开快关时间液动、 气动阀不大于 2s， 电动阀不大于 3s。 3 应测试旁路阀门控制电源失去后

47、/控制气源失去后/控制油压力低时的旁路状态，并记录。 4 阀门验收时应确认与试验有关的管道内无工作介质。 5 应确认控制阀门的蓄能器投运正常。 9.2.5 逻辑及联锁保护传动试验应符合本导则 3.0.7 中的规定 1 应测试高压旁路阀/低压旁路阀联锁开或快开功能。 2 应测试高压旁路阀联锁快关功能： 1）高压旁路出口温度高至规定值； 2）高旁减温水压力低至规定值。 3 应测试高压旁路减温水隔离阀联锁功能。 4 应测试低压旁路阀的联锁快关功能： 1）凝汽器真空低至规定值； 2）凝汽器水位高至规定值； 3）汽轮机凝汽器温度高至规定值。 5 按FCB 功能要求配置的快速动作旁路系统应配有根据 FCB

48、指令或蒸汽压力高至规定值自动投入 旁路系统的保护；按机组启动功能设计的旁路系统，不宜设置汽机旁路自动投入的保护功能。 9.2.6 压力、温度自动控制回路调试。 1 压力、温度自动控制回路调试应符合本导则 3.0.9 的规定。 2 应协助供货商对系统的控制功能进行仿真试验。 3 检查当高压旁路快开时，低压旁路应自动切换到自动控制方式。 4 检查压力、温度自动控制回路应满足正常机组启停及故障快开/快关时的要求。 9.2.7 旁路控制系统投运 1 高压旁路压力控制回路的投运： 1）手动控制方式，由运行人员按运行规程的规定及当时机组的情况进行手动操作。减温水调节 阀及低压旁路阀及其减温调节阀宜在自动方

49、式下运行； 2）自动方式，旁路控制系统按机组启动的压力曲线自动控制机前压力。压力设定值可由压力设 定值控制回路自动给定。 2 高压旁路温度控制回路应以自动方式投运。 3 低压旁路压力控制回路应以自动方式投运。 9.3 调试过程应注意的事项 9.3.1 减温水隔离阀开启或关闭应随旁路压力控制阀的开启或关闭而联锁。 DL / T 5791 2019 18 9.3.2 高旁控制与协调控制的主汽压力信号均应取自机前压力。 9.3.3 旁路减温调节阀在旁路快开时应能自动投入自动控制。 9.3.4 高压旁路阀、高压旁路减温调节阀及隔离阀、低压旁路阀、低压旁路减温调节阀及其隔离阀 的执行器，校验应在被调试阀门所在管道内无工作介质时进行。 9.3.5 锅炉主保护配置应与旁路容量相一致。 9.3.6 应确认旁路启动方式与机组冷态、热态、极热态启动要求相一致。 9.3.7 二次再热机组的高压、中压、低压旁路升温升压速率均应协调一致。 10 汽轮机电液控制系统 10.1 主要调试项目及内容 10.1.1 汽轮机电液控制系统复原调试。 10.1.2 汽轮机主汽门、调门