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300MW机组DCS技术规范书


湖南创元电厂(2×300MW)机组工程 2 300MW)

分散控制系统(DCS) 分散控制系统(DCS)技术协议书

买方: 买方:湖南创元发电有限公司 卖方: 卖方:北京和利时系统工程股份有限公司 设计方: 设计方:湖南省电力勘测设计院
二○○五年七月 ○○五年七月 长沙

湖南创元电厂 2×300MW

机组工程技术协议

分散控制系统(DCS)

参加湖 南 创 元 发 电 有 限 公 司2×300MW 工程 湖 分散控制系统(DCS) 分散控制系统(DCS)技术谈判人员名单

湖南创元发电有限公司:

湖南省电力勘测设计院:

北京和利时系统工程股份有限公司:

湖南创元电厂 2×300MW 机组工程技术协议

分散控制系统(DCS)

目 录
附件一 附件二 附件三 附件四 附件五 附件六 附件七 技 术 规 范 …………………………………………2 供 货 范 围 …………………………………………50 供货进度表 …………………………………………57

技术资料………………………………………………58 监造、 检验和性能验收试验 …………………………66 服务和联络 其它 …………………………………………73

…………………………………………………78

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湖南创元电厂 2×300MW 机组工程技术协议

分散控制系统(DCS)

附件一 技 术 规 范
1 总 则
1.1 本规范书对湖南创元电厂 2×300MW 机组采用的分散控制系统(以下简称 DCS)提出了技术 方面和有关方面的要求。除非另有说明,本规范书的内容,是按对一套 DCS 的要求编制的。卖方 应提供 2 套单元机组 DCS 和一套公用系统。 1.2 本规范书提出的是最低限度的要求,并未对所有技术细节作出规定,也未完全陈述与之有关 的规范和标准。卖方应提供符合本规范书和有关工业标准要求的经过实践的代表当今技术的优质 DCS 和有关设备及材料。 1.3 如果卖方未以书面形式对本规范书提出异议,则意味着卖方完全响应本规范书的要求,卖方 提供的 DCS 和有关设备以及资料和服务等应完全满足本规范书和有关工业标准的要求。 如有异议, 不管是多么微小,都应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中 加以详细说明。 1.4 卖方应具有所供的 DCS 在 300MW 机组(含 300MW 以上机组)火力发电厂二年以上的成功运 行业绩。其分包商亦应具有相同的经验和业绩并完全执行本规范书的要求,分包商资格应由买方 书面认可,不允许分包商再分包。除已明确的设备分包商以外,其余的均不允许分包(包括工程 设计及工程服务等) 。 1.5 卖方提供的文件,包括图纸、计算、说明、使用手册等,均应使用国际单位制(SI) 。所有文 件、工程图纸及相互通讯,均应使用中文。不论在合同谈判及签约后的工程建设期间,中文是主 要的工作语言。若文件为英文,应同时附中英文原件,若中英文有矛盾时以中文为主。 1.6 只有买方有权修改本规范书。合同谈判将以本规范书为蓝本,并列入买方认可的技术偏差, 经修改后最终确定的技术协议将作为合同的一个技术附件,并与合同文件有相同的法律效力。双 方共同签署的会议纪要、补充文件等也与合同文件有相同的法律效力。 1.7 卖方在投标报价书中应列出在工程进度中和由于买方设计方案变动可能会产生数量变化设 备、材料的单价,并应承诺这些设备和材料在工程设计、安装、调试和试运期间单价不变。同时 还应承若所投标后二十年内各部件、组件单价不提价。 1.8 合同签定后,卖方应按照买方的时间、内容、深度要求提供其所需的设计资料,并按买方施 工和设计进度要求随时修正。卖方提供资料的时间和深度是否满足工程的需要将作为罚款的考核 条件之一。

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工程概况

2.1 工程规模 本期工程安装两台 300MW 国产燃煤发电机组 2.2 主辅机系统 主设备概况及系统特点 2.2.1 锅炉为上海锅炉厂有限公司的 SG1025/17.44-M859 型亚临界参数、自然循环汽包炉,单炉膛、 一次中间再热、半露天布置、全钢构架、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣燃煤锅炉 主要参数如下: 参数 过热蒸汽流量 单位 t/h
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最大连续出力 B-MCR 1025

额定出力 901.6

ECR

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参数 过热蒸汽压力 过热蒸汽温度 再热器出口蒸汽流量 再热器进口蒸汽压力 再热器出口蒸汽压力 再热器出口蒸汽温度 给水温度 排烟温度(修正后) 锅炉保证热效率

单位 Mpa(a) ℃ t/h Mpa(a) Mpa(a) ℃ ℃ ℃ %

最大连续出力 B-MCR 17.44 540 849 3.83 3.65 540 280 132

额定出力 17.20 540 752.35 3.48 3.3 540 271 128 91.01

ECR

2.2.2 汽轮机 汽轮机为上海汽轮机有限公司的 N300-16.7/537/537 型,亚临界参数、一次中间再热、单轴、 双缸双排汽凝汽式机组 主要技术参数 参数 主蒸汽流量 再热蒸流汽量 主汽阀前蒸汽压力 主汽阀前蒸汽温度 高压缸排汽压力 中联门前蒸汽压力 中联门前蒸汽温度 排汽压力: 给水温度 机组热耗值 转速 单位 t/h t/h Mpa(a) ℃ Mpa(a) Mpa(a) ℃ KPa(a) ℃ kJ/kW.h rpm 阀全开工况 VWO 1025 830.731 16.67 537 3.4835(额定) 3.135(额定) 537 5.4 280.8 7881.1 3000 537 5.4 272.9 7898.9 3000 热耗率验收工况 THA 904.922 739.622 16.67 537

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参数 功率

单位 MW

阀全开工况 VWO 333.222

热耗率验收工况 THA 300.108

汽温调节方式:过热汽采用二级喷水减温加备用喷水减温的方式,再热汽采用尾部烟气挡板调 温并辅以事故喷水。 2.2.3 发电机 发电机为上海电机厂有限公司的 QFSN-300-2 型自并励励磁系统,水-氢-氢冷却方式 主要技术参数 最大连续出力: 额定功率: 额定电压: 额定电流: 额定频率: 功率因数: 额定氢压: 效率(保证值): 冷却方式: 2.2.4 主要热力系统特点 2.2.4.1 热力系统采用单元制。 2.2.4.2 给水系统采用 2 台 50%容量的汽动给水泵,1 台 50%容量的电动给水泵。正常投运 2 台汽动 给水泵,电动给水泵作为启动及汽泵事故备用。 2.2.4.3 汽机回热抽汽系统设置 8 级,作为三台高加,一台除氧器,四台低加的汽源。 2.2.4.4 制粉系统采用钢球磨中储式热风送粉系统,每台锅炉配磨煤机 4 台,给煤机 4 台。 2.2.4.5 烟风系统采用平衡通风方式,空予器采用三分仓回转式预热器,设 2 台动叶可调轴流式送 风机,2 台静叶可调轴流式吸风机,2 台一次风机。 2.2.4.6 锅炉为四角切圆燃烧,点火方式为高能点火,每个油燃烧器配有一个点火器。 2.2.4.7 设置简易高低压旁路系统,系统容量约为锅炉最大连续出力的 15%左右,采用远方手动操 作方式。 2.3 仪表和控制系统设计概述 2.3.1 仪表和控制系统设计应满足下列工况: ·带基本负荷运行,并具有调峰能力。 ·根据负荷指令和频率改变调整负荷。 ·滑压运行和定压运行。 ·辅机故障减负荷(RunBack)等事故工况。 ·机组紧急状态下的保护和跳闸工况、机组小岛运行方式。 2.3.2 自动化适应负荷的范围 控制系统从维持锅炉不投油稳定燃烧的最低负荷到满负荷(100%MCR)的范围内,确保被控
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330 MW 300 MW 20 kV 10.19 kA 50 Hz 0.85 0.3 1Mpa(g) 98.8 % 水-氢-氢

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参数不超过允许偏差值。为适应电网负荷调度和频率调整的需要,控制系统能在各种运行工况下 根据机炉的出力来协调控制负荷的变化,使平稳过渡的时间最短,效益最高。机组的目标负荷值 由运行人员设定。 2.3.3 仪表和控制系统的设计原则 2.3.3.1 控制方式 本工程采用炉机电单元机组集中控制方式,两台机组设一个集中控制楼,合用一个单元控制 室。 辅助车间分水、灰、煤三类采用 PLC 联网集中控制方式。 2.3.3.2 控制系统原则性配置 本工程控制系统采用分散控制系统(DCS)以及辅助车间控制系统组成的控制网络。实行硬 件功能与物理分散,信息集中管理的原则。 2.3.3.3 机组监控方式 1) 单元机组全部实现显示器监控。运行人员(一主两辅)在单元控制室内通过显示器/键盘 操作员站实现机组启/停运行的控制、 正常运行的监视和调整以及机组运行异常与事故工况的处理。 2) 设岗。 本工程按炉机电统一的运行管理和单元集中控制,单元控制室内运行组织按机组操作员

3) 在煤、灰、水集中控制室内通过显示器操作员站对其辅助系统分别进行监控。各系统通 过接口与 DCS 连接,向 DCS 提供部分监视信息,接受 DCS 的控制指令。 2.3.3.4 自动化系统配置 1) 单元机组自动化系统配置 机组控制系统主要由以下子系统构成:DCS—分散控制系统,功能包括数据采集和处理 (DAS) 、模拟量控制(MCS) 、顺序控制(SCS) 、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS) 、汽机旁路控制 (BPC) 、电气设备监控系统(ECS) 。 汽机数字电液控制系统(DEH) 、给水泵汽机数字电液控制系统(MEH) 、汽机本体监视仪表 TSI、给水泵汽机本体监视仪表(MTSI)由汽轮机厂、给水泵汽轮机厂配供,通过通讯或硬接线分 别与#1、#2 机组 DCS 相连,由 DCS 操作员站进行监视。给水泵汽机紧急跳闸系统(METS)由 DCS 完成。 DCS 设置公用网络,高低压厂用电源公用部分和空压站、循环水泵房、脱硫控制系统等辅助 公用系统纳入公用网络监控,可分别由#1 和#2 单元机组 DCS 操作员站进行监控。 DCS 系统公用网络通过接口与“水”“煤”“灰”等其他系统和装置连接,要求实现可管理 、 、 的数据流动和单向的操作功能。 #1、#2 机组锅炉吹灰程控(PLC 控制) 、空预器火灾报警系统等的远方监视和控制功能分 别联入#1、#2 机组 DCS 系统,由 DCS 操作员站进行监控。 锅炉炉管泄漏监测系统两台机组各设置一套,共用一套数据处理系统,该系统把各台炉的炉 管泄漏监测数据通过公用网分别向各自机组的 DCS 系统传送并接受 DCS 系统的控制。 2) 辅助车间系统自动化系统配置 辅助车间全部采用 PLC+上位机的控制方式, 实现全显示器/KB 监控, 不设后备常规监控设备; 辅助车间根据各车间地理位置和系统的相关性构成水、煤、灰三个控制网络,分别进行集中控制。 在各系统集中控制室内,通过显示器监控中心对各辅助车间进行集中监视和控制。 2.3.3.5 控制系统通讯原则 分散控制系统内的数据采集(DAS) 、模拟量控制(MCS) 、顺序控制(SCS) 、锅炉炉膛安全 监控 (FSSS) 给水泵汽机紧急跳闸系统 、 (METS) 汽机旁路控制 、 (BPC) 电气设备监控系统 、 (ECS)
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的信息共享,凡 DAS 所需的信息(SOE 除外) ,在上述系统中已包括的数据信息通过通讯送至 DAS 系统,DAS 不再设置这些信息的 I/O 接口,各系统间重要信号采用硬接线连接。

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设计和运行条件

3.1 自然条件 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 16 3.2 设备使用条件 3.2.1 本工程采用炉、机、电单元集中控制方式,二机一控。控制室布置在主厂房 C 排柱外的控制 楼内。单元控制室和电子设备间在同一层(12.6m),前后分隔布置,10.0m 层为电缆夹层。控制室位 于前部,面积为 209(23.2×9)m2,电子设备间面积为 486(27×18)m2,位于后部。电子设备间内 2 台机组的盘柜以集中控制楼纵向中心线对称布置。电子设备间内布置各种自动化机柜,包括 DCS 机柜、DEH 机柜、ETS 柜、TSI 柜、电源配电盘、吹灰动力柜和程控柜、中间继电器柜、锅炉热力 配电箱等。在控制室右侧还设有 26.22 m2 的工程师室,室内布置 DCS 的工程师站、DEH 的工程师 站等。 3.2.1.1 单元控制室最大温湿范围 温度: 0 ~ 40℃ 3.2.1.2 DCS 设备间最大温湿范围 温度: 0 ~ 40℃ 相对湿度: 10 ~ 95% 相对湿度:10 ~ 95% 名 称 单 m 度 hPa ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ mm mm % m/s cm m/s kN/m2 22 0.4 80 1.9 40.1 -13.2 位 数 值

主厂房零米海拔高度(黄海高程基准) 基本地震烈度 多年平均大气压 多年平均气温 多年极高气温 多年极低气温 多年热季平均气温 多年冬季平均气温 多年最高日降雨量 多年平均年降雨量 多年平均相对湿度 多年平均风速 最大积雪深度 最高风速(30 年一遇) 基本风压

93.3 7 1002.4

3.2.2 DCS 部分设备(如远程 I/O 等)安装于现场。现场最大温湿范围为 温度: –18 ~ 70℃ 相对湿度:10 ~ 95%
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技术条件

4.1 卖方的供货范围和工作范围 4.1.1 卖方的供货范围 4.1.1.1 卖方应提供满足本规范书要求所必须的 DCS 全套硬件设备、软件和各项服务。 4.1.1.2 随 DCS 供货的所有机柜、设备之间的供电、信号、通讯电缆应属卖方的设计范围和供货范 围。 4.1.1.3 本规范书要求的全部外围及附属设备。 4.1.1.4 卖方应提供所有与 DCS 系统接口的控制系统在 DCS 系统侧的接口设备(包括硬件、软件) , 所有接口所需的电缆或光纤电缆均属卖方供货范围。 4.1.2 卖方的工作范围 4.1.2.1 按照机组运行要求、本 DCS 规范书的规定和适用的工业标准,设计并组态一套完整的分散 控制系统。 4.1.2.2 提供构成 DCS 所必需的全部硬件,并全面负责,包括系统内的接线。负责其供货范围内所 有设备的内部及其之间连线的设计和供货。 4.1.2.3 达到本 DCS 规范书规定的全部功能要求,进行 DCS 软件的设计、编程、组态和设备调试。 定义 I/O 功能,并按买方要求的格式,向买方提供最终 I/O 清单和工程逻辑图及组态图、各系统控 制逻辑设计说明、组态说明。 4.1.2.4 应在制造厂内使用仿真机并接入 DCS 的输入输出信号,进行闭环运行、测试和演示本规范 书对 DCS 的功能和性能要求。在进行这种仿真测试和演示时,应有具备专职进行这种测试和演示 的专家、训练有素的工作人员以及必要的测试设备和仿真机。买方有权在设备验收期间对 DCS 的 功能及性能进行抽查。卖方应在投标书中提出验收测试初步方案,并在联络会上由买方认可。 4.1.2.5 按照合同规定的进度要求,按时发运 DCS 系统和其它成套设备、安装调试资料等。 4.1.2.6 根据本规范书的要求,提供必须的安装详图和安装指导。向买方提供施工图设计、安装调 试、运行维护、系统二次开发所需的全部图纸、资料。卖方对其提供资料的正确性负责,如发生 因卖方提供资料有误而导致工程安装调试等需增加费用,此费用由卖方承担。 4.1.2.7 同调试单位、业主一起参与现场服务和调试,直至移交生产。卖方负责指导 DCS 系统现场 DCS 复置、系统通道试验、通电启动和调试服务,直到所供 DCS 能达到 DCS 的全部功能要求,并 保证系统可利用率达到 99.9%。 4.1.2.8 根据本规范书的要求, 向买方提供 DCS 优化运行所必需的系统文件, 使买方能掌握、 组态、 编程、维护、修改和调试 DCS。 4.1.2.9 负责培训买方的运行、 维护和委派的工程技术人员, 并使这些培训人员能得心应手地操作、 维护、修改和调试 DCS。 4.1.2.10 DCS 接地应能采用多点接地方式直接接到电厂电气接地网线上。买方不接受需设单独接 地网的 DCS。 卖方提供 DCS 接地方式要求, 接地电阻不小于 4?。 卖方在一联会上提供系统接地图。 4.1.2.11 卖方应与由其它供货商供应的控制系统和设备相协调, 并负责本系统相关的接口(包括硬件 和软件规约)设计和供货以及调试。对于采用通信方式与 DCS 系统相连的每一个第三方提供的控制 系统或装置,DCS 系统均应有专用独立的接口,所有接口所需的电缆和光缆属卖方的供货范围。 对于国家或行业有安全规定的,所有接口还应满足其安全防护的要求。 机组 DCS 与其他控制系统和设备的接口有(但不限于这些系统和设备) : ——与两台机组公用网(DCS 厂商自供)的接口 ——与 DEH(汽轮机厂供,通讯)的接口(接机组网) ——与 MEH(小汽轮机厂供,通讯)的接口(接机组网)
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——与锅炉吹灰程控(锅炉厂供 PLC 控制)的接口(接机组网) ——与空预器火灾报警装置(空预器厂供,硬接线)的接口 ——与汽机本体监测系统 TSI(汽机厂供,硬接线)的接口 ——与汽机危急跳闸系统 ETS(汽机厂供应,PLC 控制,硬接线、通讯)的接口 ——与远程 I/O 采集前端的接口(接机组网) ——与炉管检漏控制系统(第三方供应,计算机控制)的接口(接公用网) ——与吹灰程控装置的接口(接机组网) ——与自动发电控制系统(AGC)的接口(硬接线接机组网) ; ——与自动励磁调节系统(AVR)的接口(接机组网) ; ——与自动准同期装置(ASS)的接口(接机组网) ; ——与厂用电源快速切换装置的接口(接机组网) ; ——与发变组继电保护的接口(接机组网) ; ——与发变组及 220KV 线路电能计量装置的接口(接机组网) ; ——与 6kV 电量计量及保护装置的接口(接机组网) ; ——与 220kV 微机系统保护的接口(接公用网) ; ——与主厂房 110V 及 220V 直流系统、UPS 系统的接口(接机组网) ; ——捞渣机 PCC 系统(接机组网) ; ——与柴油发电机组的接口(接机组网) ; ——与机组故障录波装置的接口(接机组网) ; ——与 RTU 装置的接口(接公用网) ——与厂级实时信息监控系统(SIS)的接口(接机组网) ——与其他有关专用装置(如 TDM 等) 、系统的接口 4.1.2.12 卖方应在投标书中列出可提供通讯接口的型式和数量,并预留有 20%的接口数量以供系 统扩容使用。并承诺接口的型式和数量能够满足买方对控制系统整体设计方案的要求,并提供各 通讯接口接入系统的方式说明。 4.1.2.13 卖方负责 MCS 的“SAMA” 图和 SCS、FSSS、ECS 逻辑图的设计及组态工作并提供全套 资料。 4.1.2.14 本次 DCS 招标范围还包括 FSSS 就地设备,卖方负责提供所有 FSSS 就地设备,包括煤火 检、油火检、冷却风系统、控制仪表及相关的预制电缆等整套 FSSS 就地设备。本工程锅炉燃烧器 设置为:四角喷燃、六层煤燃烧器、三层油燃烧器。 4.1.2.15 FSSS 就地设备中的煤火检、 油火检、 控制仪表及相关的预制电缆等确定采用美国 FORNEY 公司一体化产品,FSSS 就地设备中的冷却风系统采用进口设备。 4.2 买方的工作范围 4.2.1 买方将提供下列设备和服务: 4.2.1.1 所有基础、埋件、地脚螺栓和灌浆。 4.2.1.2 所有现场接线、电缆敷设和卖方提供的过程 I/O 端子柜上的接线工作。 4.2.1.3 模拟量输入信号传感器、变送器、热电偶、热电阻及分析仪表。 4.2.1.4 数字量输入信号接点和脉冲设备。
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4.2.1.5 所有执行机构。 4.2.1.6 按卖方要求提供电气接地点和机柜之间的接地安装和接地所需电缆。 4.2.1.7 P&ID 图,初步 I/O 清单,各辅助系统通讯信号的内容和画面显示图。 4.2.1.8 DCS 设备现场卸载和安装所需的劳动力及配合。 4.2.1.9 提供有关的基础资料及必要的说明。 4.3 规范和标准 4.3.1 本规范书中涉及的所有规范、标准或材料规格(包括一切有效的补充或附录)均应为最新版 本,即以买方发出本 DCS 定单之日作为采用最新版本的截止日期。若发现本规范书与参照的文献 之间有不一致之处,卖方应向买方指明。 4.3.2 卖方 DCS 应符合下列标准或与之相当的其它国际标准,卖方的替代标准须经买方认可: 美国防火协会(NFPA) ANSI/NFPA 70 ANSI/NFPA 8502 ANSI/NFPA 8503 国家电气规范 多燃烧器锅炉炉膛内爆和外爆(1995 年版) 制粉系统的安装及运行(1992 年版)

美国电气和电子工程师协会(IEEE) ANSI/IEEE 472 ANSI/IEEE 488 冲击电压承受能力导则(SWC) 可编程仪表的数字接口

美国电子工业协会(EIA)

232 485 -C EIA RS-
美国仪器学会(ISA) ISA ITS90 ISA RP55.1

数据终端设备与使用串行二进制数据进行数据设备之间的接口

热电偶换算表 数字处理计算机硬件测试

美国科学仪器制造商协会(SAMA) SAMA PMS 22.1 仪表和控制系统功能图表示法

美国电气制造商协会(NEMA) ANSI/NEMA ICS4 ANSI/NEMA ICS6 工业控制设备和系统的端子排 工业控制设备和系统外壳

美国保险商实验室(UL) UL 1418 UL 44 电视用阴极射线管的防内爆 橡胶导线、电缆的安全标准

除上述标准外,卖方 DCS 还应符合下列组织颁布的相关标准或与之相当的其它国际组织相 关标准: IEC AIEE ACGIH ANSI 国际电工学会 美国电气工程师协会 美国政府工业卫生联合会 美国国家标准化协会
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MSS ASME ASNT ASTM AWS ICEA NEBB NEC HEI ISO TCP/IP IEEE802

制造标准化协会 美国机械工程学会 美国非破坏性试验学会 美国材料试验学会 美国焊接学会 绝缘电缆工程师协会 美国国家环保局 美国国家电气标准 热交换协会 国际标准化组织 网络通讯协议 局域网标准

中华人民共和国电力行业标准: 《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》 DL/T 655-1998 《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》 DL/T 656-1998 《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》 DL/T 657-1998 《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》 DL/T 658-1998 《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》 DL/T 659-1998 《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》 (电规发[1996]214 号) 《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定》 DLGJ116-93 《电力二次系统安全防护规定》(电监会 5 号令) 《中华人民共和国电力行业标准 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程 DL/T435-2004》 《电力行业热工自动化标准化技术委员会会标 DRZ/T 01-2004》 《中华人民共和国电力行业标准 DL/T 924-2005 火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》 卖方可提出其他相当的替代标准,但需经买方确认。 4.4 技术要求 4.4.1 总则 4.4.1.1 DCS 完成规范书规定的模拟量控制(MCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS)、顺序控制(SCS)、数据 采集(DAS)、汽机旁路控制(BPC) 、电气设备监控系统(ECS)等功能及有关系统的通讯功能,以 满足各种运行工况的要求,确保机组安全、高效、稳定地运行。 4.4.1.2 DCS 通过高性能的工业控制网络及分散处理单元、 过程 I/O、 人机接口和过程控制软件等来 完成锅炉、汽轮机及其辅机热力生产过程和发变组及厂用电源系统等的控制。DCS 硬件必须安全、 可靠、先进。 4.4.1.3 两台单元机组的控制分别由两套 DCS 实现,公共系统(循环水泵房、压缩空气系统、集中 空调、电气公用系统)的控制由 DCS 公用系统实现,DCS 公用系统分别联入单元机组网络。 4.4.1.4 DCS 系统应易于组态(图形化、模块化) 、易于使用、易于扩展。 4.4.1.5 DCS 的设计采用合适的冗余配置和诊断至模件通道级的自诊断功能,使其具有高度的可靠 性。系统内任一组件发生故障,均不影响其他组件及 DCS 系统的运行。
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火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定

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4.4.1.6 系统的监视、报警和自诊断功能应高度集中在显示器上显示和在打印机上打印,控制系统 在功能和物理上适当分散。 4.4.1.7 DCS 采用防病毒软件防止各类计算机病毒的侵害和 DCS 内各存贮器的数据丢失以及外部系 统和人员对系统的侵害。 4.4.1.8 DCS 配供的硬手操设备必须保证当 DCS 系统通讯发生故障或运行操作员站和显示器全部故 障时,能确保安全停机。 4.4.1.9 整个 DCS 的可利用率至少为 99.9%。 整个 DCS 系统的平均无故障时间 (MTBF) 不小于 16000 小时。 4.4.1.10 卖方所提供的 DCS 结合工艺系统和机组特点并按功能分散和物理分散的原则进行设计, 子系统的设计遵守“独立完整,数据通讯总线上信息交换量最少”的原则。在执行合同的过程中, 随着工程设计进程和技术资料逐渐完善,在不超出 I/O 总量的前提下,硬件、软件冻结前后,买方 对过程 I/O 信号及控制要求的变化,卖方应及时更新设计。在保证 10%备用量的前提下而不发生费 用问题。 4.4.1.11 卖方提供的设备,其质量标准一致,机柜尺寸、颜色、外形结构相同,其机柜颜色由买 卖双方协商确定。所有外部接线满足 2.5mm2 线芯截面的接线要求。预制电缆插件连接可靠并可承 受一定的外力。 4.4.1.12 DCS 对电气系统的控制能确保电厂提前倒送电、分部试运转的要求。 4.4.1.13 如买方在运行中发现卖方所供 DCS 不满足规范书的技术条款,买方有权要求卖方修改或 增加,为此引起的一切费用由卖方负责。 4.4.2 硬件要求 4.4.2.1 总则 4.4.2.1.1 卖方提供的系统硬件应采用有现场运行实绩的、先进可靠的和使用以微处理器为基础的 分散型的硬件。 4.4.2.1.2 系统内所有模件均应采用低散热量的固态电路,并为标准化、模件化和插入式结构。 4.4.2.1.3 模件的插拔应有导轨和联锁,以免造成损坏或引起故障。模件的编址不应受在机柜内的 插槽位置所影响,而是在机柜内的任何插槽位置上都应能执行其功能。 4.4.2.1.4 机柜内的模件应能带电插拔而不影响其它模件和自身的正常工作。 4.4.2.1.5 模件的种类和尺寸规格应尽量少,以减少备件的范围和费用支出。 4.4.2.2 过程单元的处理器模件 4.4.2.2.1 分散处理单元内的处理器模件应各司其职(功能上分离),各子系统(MCS、SCS、FSSS、 DAS、ECS)的处理器模件功能不得交叉,同时锅炉、汽机及公共系统处理器模件均独立设置,其 物理安装位置按锅炉、汽机分散的原则分别置于各自的电子设备间,同一个设备或子系统的控制 在一个控制器内完成,以提高系统可靠性。 4.4.2.2.2 处理器模件应清晰地标明各元器件,并带有 LED 自诊断显示。 4.4.2.2.3 处理器模件若使用随机存取存储器(RAM) ,则应有电池作数据存储的后备电源,电池的 在线更换不应影响模件的工作。电池失效应有报警。 4.4.2.2.4 某一个处理器模件故障,不应影响其它处理器模件的运行。此外,子组级数据通讯总线 故障时,处理器模件应能继续运行。 4.4.2.2.5 对某一个处理器模件的切除、在线组态和恢复投运,均不应影响其它处理器模件的运行。 4.4.2.2.6 所有处理器 1:1 冗余配置且双向热备用, 一旦某个工作的处理器模件发生故障, 系统能自 动地以无扰方式,快速切换至与其冗余的处理器模件,并在操作员站报警。当故障处理器修复并 插入系统后,系统自动进行状态拷贝并使其处于冗余运行方式。
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4.4.2.2.7 冗余配置的处理器模件与系统均应有并行的冗余接口,即均能接受系统对它们进行组态 和组态修改。处于后备状态的处理器模件应能实时更新其自身获得的信息,并与工作模件保持数 据同步。 4.4.2.2.8 卖方保证系统的控制和保护功能不会因冗余切换而丢失或延迟。 4.4.2.2.9 卖方提供的 CPU 冗余处理器模件应可以实现在任何故障及随机错误产生的情况下连续不 间断的控制。 4.4.2.2.10 电源故障应属系统的可恢复性故障,一旦重新受电,处理器模件应能自动恢复正常工作 而无需运行人员的任何干预。 4.4.2.2.11 处理器模件的电源故障不会造成已累积的脉冲输入读数丢失和控制指令的变化。 4.4.2.2.12 各控制站设计计算负荷率应按规范书中实际工艺点数, 并考虑规范书的 4.4.2.3.22 节中所 述因素后不应超过 40%,否则卖方应负责采取措施满足上述要求,所发生的一切费用由卖方负责。 卖方应在一联会前 2 个星期提交负荷率计算表。 4.4.2.3 过程输入 输出(I/O) 过程输入/输出( ) 输出 4.4.2.3.1 I/O 模件应能完成扫描、数据整定、数字化输入和输出、线性化、热电偶冷端补偿、过程 点质量判断、工程单位换算等功能。 4.4.2.3.2 所有的 I/O 模件都应有标明 I/O 状态的 LED 指示和其它诊断显示,如模件电源指示等,开 关量 I/O 的各通道应具备有状态指示。 4.4.2.3.3 所有的模拟量输入信号每秒至少扫描和更新 4 次,所有的数字量输入信号每秒至少扫描 和更新 10 次,事故顺序(SOE)输入信号的分辨率应不大于 1 毫秒。为满足某些需要快速处理的 控制回路及电气量要求,其模拟量输入信号应达到每秒扫描 20 次,数字量输入信号应达到每秒扫 描 50 次。 4.4.2.3.4 应提供热电偶、 热电阻及 4~20mA.DC 信号的开路和短路以及输入信号超出工艺可能范围 的检查功能和质量检查,这一功能应在每次扫描过程中完成。 4.4.2.3.5 所有接点输入模件都应有防抖动滤波处理。如果输入接点信号在 4 毫秒之后仍抖动,模 件不应接受该接点信号。 。 4.4.2.3.6 DCS 至执行回路的开关量输出信号可采用继电器输出,继电器采用进口产品,其接点数 量、容量应满足电动机和电动门控制回路的要求。DCS 与执行机构等以模拟量信号相连接时,二 端对接地或浮空等的要求应相匹配,否则应采取电隔离措施。还应对 I/O 有过载过流保护措施。 4.4.2.3.7 重要的输入/输出信号的通道应冗余设置,并分别配置在不同通道板上,必要时应分别配 置在不同控制器的不同通道板上。 4.4.2.3.8 分配控制回路 I/O 信号时,应使一个控制器或一块 I/O 通道板损坏时,对机组安全的影响 尽可能小。多台辅机控制的 I/O,应置于不同控制器的通道板上。卖方的 I/O 分配方案应满足安全 和负荷均衡的要求,并经买方审核通过。如卖方的 I/O 分配方案不能满足买方要求,由此而引起的 硬件增加费用由卖方自行承担。 4.4.2.3.9 当控制器 I/O 通道板及电源故障时,应有必要的措施,确保工艺系统处于安全的状态,不 出现误动。 4.4.2.3.10 处理器模件的电源故障不应造成已累积的脉冲输入读数丢失。 4.4.2.3.11 应采用相应的手段,自动地和周期性地进行零飘和增益的校正。 4.4.2.3.12 冗余输入的热电偶、变送器信号的处理,应由不同的 I/O 模件来完成。单个 I/O 模件的故 障不能引起任何设备的故障或跳闸。 4.4.2.3.13 在 DCS 系统电源丧失时,执行机构应保持在停电前位置。 4.4.2.3.14 所有输入/输出模件,应能满足 ANSI/IEEE472“冲击电压承受能力试验导则(SWC) ”的 规定,在误加 250V 直流电压或交流峰—峰电压时,应不损坏系统。
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4.4.2.3.15 对于调节系统,每个模数(A/D)转换器连接点数不应超过 16 点;对于数据采集系统, 每个模数(A/D)转换器连接点数不应超过 16 点,否则 A/D 转换器应冗余配置。每一个模拟量输出 点应有一个单独的 D/A 转换器。每一路热电阻输入应有单独的桥路。此外,所有的输入通道、输出 通道及其工作电源均应互相隔离。 4.4.2.3.16 在整个运行环境温度范围内,DCS 精确度应满足如下要求:模拟量输入信号(高电平) ±0.1%;模拟量输入信号(低电平)±0.2%;模拟量输出信号±0.25%。DCS 硬件应满足在 6 个月内不 需手动校正而保证这三个精度的要求。 4.4.2.3.17 I/O 类型 a. 模拟量输入: 4~20mA.DC 信号(接地或不接地) ,最大输入阻抗为 250?,系统应提供 4~20mA.DC 二线制 变送器的直流 24V 电源,且每一分支供电回路的接地和短路不应影响其它分支供电回路的正常工 作。对 1~5V.DC 输入,输入阻抗应≥500K?。 b. 模拟量输出: 4~20mA.DC 或 1~5V.DC 可选, 具有驱动回路阻抗大于 750?的负载能力。 负端接到隔离的信 号地上。系统应提供 24V DC 的回路电源。 当 MCS 的调节输出指令为接点信号时,接点闭合时间应与信号的大小成比例(即阀位闭环 回路在 DCS 内部完成) 。 c. 数字量输入: 负端应接至隔离地上,系统应提供对现场输入接点的“查询”电压(≥48V.DC) 。且每一分支 供电回路的接地和短路不应影响其它分只支供电回路的正常工作。 d. 数字量输出: 数字量输出模件应采用电隔离输出,隔离电压≥250V,能直接或采用扩展继电器的方式驱动 控制用电动机、电磁阀、断路器操作机构或任何中间继电器,输出接点容量为 250V.AC,6A; 220V.DC,5A。继电器可长期带电工作。 e. 热电阻(RTD)输入: 能直接接受三线制或四线制(不需变送器)的 Cu50?、 、Pt100?等类型的热电阻信号,卖方 应提供热电阻桥路所需的电源。 f. 热电偶(T/C)输入: 能直接接受分度号为 E、J、K、T 和 R 型热电偶信号(不需变送器) ,并可满足接地型热电 偶抗干扰的要求。 热电偶在整个工作段的线性化及温度补偿等处理, -18℃~+60℃温度补偿范围, 应在 I/O 模件内完成而不需要通过数据通讯总线。 g. 热工脉冲量输入: 每秒至少能接受 6600 个脉冲,并可以接入不规则电平的脉冲信号。 h. 电气脉冲量输入: 每秒至少能接受 10000 个脉冲, 要求对电度脉冲输入回路进行光电隔离,并对输入脉冲进行 计数累加,并能根据各回路 PT、CT 二次变比及脉冲电度表参数计算出工程变换系数,经过换算得 出电度量实际累计值。 4.4.2.3.18 卖方应对传感器及输入、输出信号的屏蔽及接地提出建议,以满足其系统设计要求。系 统应能接受采用普通控制电缆(即不加屏蔽)的开关量输入和输出。卖方应在机柜内提供足够的 屏蔽接线端子,以满足所有屏蔽信号机柜接地的要求。 4.4.2.3.19 卖方提供的模拟量、数字量和脉冲量通道应满足本规范书规定的型式和数量要求。 4.4.2.3.20 分散处理单元之间用于跳闸、重要联锁及超驰控制的信号,I/O 模件应采用双重化配置,
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系统信号应直接采用硬接线,而不可通过数据高速通讯公路发送。 4.4.2.3.21 卖方除提供规定的输入输出通道外,还应满足系统对输入输出信号的要求,如模拟量与 数字量之间转换的检查点、冷端补偿、电源电压检测及各子系统之间的硬接线联接点。 4.4.2.3.22 单元机组现场 I/O 信号数量估计如下: DI: DO: AI: AO: RTD TC SOE PI: 合计: 公共系统(包括循环水泵房、空压机系统及集中空调系统): DI: DO: AI: AO: TC/RTD: 合计: 350 230 210 30 160 980 2600 1980 850 190 390 1050 290 30 7380

注:上列 I/O 数量为工艺过程点数,不包括备用点、ECS I/O 点(见 4.4.10)和 I/O 分配产生的 剩余点以及 DCS 内部的硬接线联系点等,卖方提供的 I/O 能力应充分考虑上述因素并应另加提供 10%备用点(SOE 不考虑备用点)。 4.4.2.3.23 远程 I/O a. 本工程将在部分靠近生产过程的区域设置远程 I/O(或远程 I/O 站) ,卖方提供的远程 I/O 站 I/O 容量和备用量应满足本工程区域划分的要求,便于现场安装和卡件、设备的更换,并且具有足够 的防护等级(IP56)和保护措施,以保证在恶劣环境下设备正常工作。 b. 远程 I/O(站)与 DCS 应采用直接接入的方式。远程 I/O(站)与机组 DCS 之间应采用双网冗 余通讯的方式连接。 c. 卖方应提供远程 I/O(站)所需的所有电源并在投标书中对远程 I/O(站)的供电和接地方案做 出专门的说明,供买方认可。 d. 远程 I/O(站)采用华东电站仪表厂产品。
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e. 本工程远程 I/O 应用区域划分和 I/O 量统计如下,具体数量在联络会上确定:

AI 项目 4~20mA 锅炉壁温测点 发电机温度 4.4.2.4 Gateway 4.4.2.4.1 本规范书要求所供 DCS 的各子系统类型一致,构成了一个统一的监视和控制系统,不需 要 Gateway。 4.4.2.5 外围设备 4.4.2.5.1 记录打印机和彩色图形打印机。 4.4.2.5.1.1 记录打印机是带微处理器的激光打印机,打印速度每分钟不小于 10 页。 4.4.2.5.1.2 所有记录打印机都应能互相切换使用, 每套 DCS 配置 2 台 A4 激光打印机、1 台 A3 激光 打印机,安放在单元控制室。 4.4.2.5.1.3 提供一台 HP A3 幅面激光彩色图形打印机,安放在工程师室。它应能根据要求打印任一 显示器显示画面。 4.4.2.5.1.4 每台打印机配置一独立的打印机台。 4.4.2.5.1.5 提供一台 DVD±RW 写光盘机。 4.4.2.5.2 显示器和键盘 4.4.2.5.2.1 所供进口显示器应为 21 英寸液晶显示器,分辨率至少为 1600×1280 象素。工程师站采 用 17(英寸)液晶显示器。 4.4.2.5.2.2 单元控制室内的所有操作员站应组态相同,可互为备用。 4.4.2.5.2.3 应提供鼠标器作为光标定位装置。 4.4.2.5.2.4 操作员站应配有专用操作员键盘,键盘除具有完整的数字、字母键外,还应有若干用户 键,使运行人员能直接调出各种所需的画面。用户键的用途应可由买方编程人员重新定义。 4.4.2.5.2.5 每台机组共设 4 个操作员站,安装在单元控制室内,显示器与操作员站应一对一配置, 另外考虑一个 DEH 操作员站的放置位置。 4.4.2.5.2.6 操作员站和工程师站要求采用桌式结构, 卖方提供的安放操作员站和工程师站设备的操 作桌和运行人员座椅应美观、大方、便于操作,且满足单元控制室整体布置的要求,并经买方认 可。 4.4.2.5.3 磁(光)盘驱动装置 卖方应提供三种类型的磁(光)盘驱动装置用于系统数据存储,即固定式温切斯特盘,可读 写光盘和软盘驱动器,所有磁(光)盘驱动器均应带锁。 4.4.2.6 电源 4.4.2.6.1 卖方提供 DCS 电源分配柜,买方负责为每台机组 DCS 装置、公用系统、循环水泵房分别 设置独立的电源分配装置。DCS 系统内部各电子装置、网络系统、操作员站、工程师站、处理机 柜、I/O 柜、公共系统等的供电由卖方自行负责。DCS 电源分配柜应考虑有效的隔离措施。若卖方 提供的系统需对买方提供的这二路(或其中一路)电源进行隔离,则隔离变压器由卖方提供。卖
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DI RTD TC 350 280

DO

AO

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方提供的系统中若需其他等级的电源,由卖方自行提供电源变换装置。 4.4.2.6.2 卖方应在各个机柜和站内配置相应的冗余电源切换装置和回路保护设备,并用这二路电 源在机柜内馈电。 4.4.2.6.3 卖方应提供机柜内的二套冗余直流电源,这二套直流电源都具有足够的容量和适当的电 压,能满足设备负载的要求。 4.4.2.6.4 任一路电源故障都应报警,在一路电源故障时自动切换到另一路,以保证任何一路电源 的故障均不会导致系统的任一部分失电和影响控制系统正常工作。 4.4.2.6.5 电子装置机柜内的馈电应分散配置,以获取最高可靠性,对 I/O 模件、处理器模件、通讯 模件和变送器等都应提供冗余的电源。 4.4.2.6.6 接受变送器输入信号的模拟量输入通道,都应能承受输入端子完全的短路,并不应影响 其它输入通道。否则,应有单独的熔断器进行保护。 4.4.2.6.7 每一路变送器的供电回路中有单独的熔断器。在机柜内,熔断器的更换应很方便,不需 先拆下或拔除任何其它组件。 4.4.2.6.8 无论是 4~20mA.DC 输出还是脉冲信号输出,都应有过负荷保护措施。此外,应在系统机 柜内为每一被控设备提供维护所需的电隔离手段,并有过流保护措施,任一控制模件的电源被拆 除,均应报警,并将受此影响的控制回路切至手动。 4.4.2.6.9 每一数字量输入、输出通道都应有单独的熔断器或采取其它相应的保护措施。 4.4.2.6.10 DCS 公用网络的电源供给应保证任一单元机组 DCS 停电检修时,公用网络的正常运行。 4.4.2.7 环境 4.4.2.7.1 系统应能在电子噪声、射频干扰及振动都很大的现场环境中连续运行,且不降低系统的 性能。 4.4.2.7.2 系统应设计采用各种抗噪声技术,包括光电隔离、高共模抑制比、合理的接地和屏蔽。 卖方提供盘间接地装置和接地电缆。 4.4.2.7.3 在距电子设备 1.2m 以外发出的工作频率达 450~470MHz、900MHz、1800 MHz 功率输出达 5W 的电磁干扰和射频干扰,应不影响系统正常工作。 4.4.2.7.4 系统能在环境温度 0~50℃,相对湿度 10~95%(不结露)的环境中连续运行。 4.4.2.7.5 系统抗干扰能力 —共模电压不小于 250V 500V,350V(继电器输出) —共模抑制比不小于 90dB —差模电压不小于 60V —差模抑制比不小于 60dB 4.4.2.8 电子装置机柜和接线 4.4.2.8.1 电子装置机柜的外壳防护等级,室内应为 NEMA12 或 IP32,室外应为 NEMA4 或 IP56。机 柜外壳刚度应满足最小厚度≥1.5mm。 4.4.2.8.2 机柜门应有导电门封垫条,以提高抗射频干扰(RFI)能力。柜门上不应装设任何系统部 件。 4.4.2.8.3 机柜的设计应满足电缆由柜底引入的要求,卖方应提供相应的电缆接线且采用端子排接 线方式,而不能将电缆直接连接在卡件端子上。 4.4.2.8.4 对需散热的电源装置,应提供排气风扇和内部循环风扇。排气风扇和内部循环风扇均应 易于更换。 4.4.2.8.5 机柜内应装设温度检测开关,当温度过高时进行报警。
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4.4.2.8.6 装有风扇的机柜均应提供易于更换的空气过滤器。 4.4.2.8.7 机柜内的端子排应布置在易于安装接线的地方,即为离柜底 300mm 以上和距柜顶 150mm 以下。 4.4.2.8.8 机柜内的每个端子排和端子都有清晰的标志,并与图纸和接线表相符。 4.4.2.8.9 端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均应由“非燃烧”型材料制造。 4.4.2.8.10 卖方应提供 DCS 系统内设备之间及机柜与控制台和中间继电器柜之间互联的电缆 (包括 两端的接触件) ,这些电缆应符合 IEEE 防火标准。 4.4.2.8.11 组件、处理器模件或 I/O 模件之间的连接应避免手工接线。 所有 I/O 模件和现场信号的接 线接口应为接线端子排,卡件和端子排之间的连线应在制造厂内接好,并在端子排上注有明显标 记,各类工作站和显示器的电源接线也应是接线端子形式。 4.4.2.8.12 机柜内应预留充足的空间,使买方能方便地接线、汇线和布线。 4.4.2.8.13 卖方在技术资料中应说明机柜和柜内组件对消防的要求。 4.4.2.9 系统扩展 4.4.2.9.1 卖方应提供下列备用余量,以供系统以后扩展需要: —每个机柜内的每种类型 I/O 测点都应有大于 10%的备用量。 —每个机柜内应有大于 10%的模件插槽备用量。该备用插槽应配置必要的硬件,保证今后插 入模件就能投入运行。 —最忙时,每个控制器 CPU 的处理能力应有≥60%的余量,操作员站服务器 CPU 的处理能力 应有≥60%的余量。 —内部存储器占用容量不大于 50%,外部存储器占有容量不大于 40%。 —40%电源余量。 —以太网通讯总线的负荷率不大于 10%,令牌网通讯总线负荷率不大于 40%。 操作员站服务器允许最大标签量为 6 万个。 这些都应是按系统联调成功正式投运时的最终容量计算的百分比值。 4.4.2.9.2 卖方应提供计算并验证上述备用量的方法。 4.4.3 软件要求 4.4.3.1 卖方应负责整个 DCS 的组态,并保证所供系统是采用统一的方式进行组态。卖方应根据 P&ID 和 I/O 清单等资料来完成控制系统逻辑框图和组态图和 SAMA 图。 4.4.3.2 卖方应提供一套完整的满足本规范书要求的程序软件包,包括实时操作系统程序、应用程 序及性能计算程序等,并列出清单、功能说明,供买方认可。 4.4.3.3 所有的算法和系统整定参数应驻存在各处理器模件的非易失性存储器内,执行时不需重新 装载。 4.4.3.4 应提供高级编程语言和其它工具软件以满足用户工程师开发应用软件的需要。 4.4.3.5 模拟量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,开关量处理器模件 所有指定任务的最大执行周期不应超过 100ms。 4.4.3.6 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。 4.4.3.7 模拟控制回路的组态,应通过驻存在处理器模件中的各类逻辑块的联接,直接采用 SAMA 图或类似于 SAMA 图方式进行,并用易于识别的工程名称加以标明。还可在工程师站上根据指令, 以 SAMA 图或类似于 SAMA 图形式打印出已完成的所有系统组态。 4.4.3.8 在工程师工作站上应能对系统组态进行修改。不论该系统是在线或离线均能对该系统的组
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态进行修改。系统内增加或变换一个测点,应不必重新编译整个系统的程序。 4.4.3.9 在程序编辑或修改完成后,应能通过数据高速公路将系统组态程序装入各有关的处理器模 件,而不影响系统的正常运行。 4.4.3.10 顺序控制的所有控制、监视、报警和故障判断等功能,均应由处理器模件提供。 4.4.3.11 顺序逻辑的编程应使顺控的每一部分都能在显示器上显示,并且各个状态都能得到监视。 4.4.3.12 所有顺序控制逻辑的组态都应在 DCS 系统内完成,而不采用外部硬接线、专用开关或其 它替代物作为组态逻辑的输入。 4.4.3.13 对运行操作记录、SOE 记录、事故追忆记录、报警记录等需追忆的功能,DCS 中不应提 供人工清除的手段,上述记录数据应能至少保存 30 天,并自动滚动更新。 4.4.3.14 顺序控制逻辑应采用熟悉的,以应用图形表型式或类似于继电器型式的功能符号进行组 态,并可在工程师站上按指令要求,以图形方式打印出已组态的逻辑。 4.4.3.15 查找故障的系统自诊断功能应能诊断至模件级故障。报警功能应使运行人员能方便地辨 别和解决各种问题。卖方应明确定义系统自诊断的特征。 4.4.3.16 卖方应将系统设计为电厂一般的技术人员不需具备机器语言或编程的知识即可完成系统 的组态及流程。 4.4.3.17 卖方应积极采用经实践证明效果良好的优化控制软件,这些软件应有助于买方提高对工 艺系统的控制品质、提高机组效率、使热力系统更加稳定地运行,以达到优化控制的目的。卖方 应在投标书中说明对于本工程所推荐的优化控制软件项目、功能和其使用业绩。 4.4.3.18 为了避免误操作,运行人员根据检修工作票可在显示器上将被检修的单个设备设为“检 修状态” ,处于“检修状态”的单个设备应拒绝所有操作指令,并可将逻辑控制程序自动跳到下一 程序,直到解除后备的检修状态设置,可设置成检修状态的单个设备,不能因其状态变化影响到 相关系统的安全运行。 4.4.4 人机接口 人机接口应包括操作员站、硬手操设备和工程师工作站。 4.4.4.1 操作员站 操作员站按直线布置方式布置, 采用桌式操作台结构。 操作员站的设计和布置应符合人机工 程学,并适应机组的运行组织,便于运行人员监控机组。 4.4.4.1.1 DCS 操作员站 1) DCS 操作员站的任务是在标准画面和用户组态画面上,汇集和显示有关的运行和操作信 息,供运行人员据此对机组的运行进行监视和控制。 2) DCS 公共网络不设置操作员站, 公共网络的监控应在单元机组操作员站完成, 两台单元机 组操作员站对公共网络的操作应有必要的安全闭锁。 3) DCS 操作员站的基本功能如下: ? 监视系统内每一个模拟量和数字量 ? 显示并确认报警 ? 显示操作指导 ? 建立趋势画面并获得趋势信息 ? 查看历史曲线和数据 ? 查看 SOE 记录数据 ? 打印报表
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? 控制驱动装置 ? 自动和手动控制方式的选择 ? 调整过程设定值和偏置等 ? 完成对旁路控制系统系统(BPS)的远方监视和控制功能 ? 完成对空压机房的远方监视和控制功能 ? 完成对循环水泵房的远方监视和控制功能 ? 完成对集中空调的远方监视和控制功能 ? 完成对给水泵汽机紧急跳闸系统(METS)的远方监视和控制功能 ? 完成对锅炉快冷系统的远方监视和控制功能 ? 完成对炉膛出口烟温系统的远方监视和控制功能 ?. 完成对发-变组和厂用电源系统远方监视和控制功能 ? DCS 系统也应通过通讯或硬接线方式,在操作员站上实现对下列辅助系统的程控或远方 操作及监视功能: a. 完成对锅炉吹灰系统的远方监视和程控功能 b. 完成对锅炉炉管泄漏报警系统的远方监视功能 c. 完成对空预器间隙的远方监视和程控功能 d. 完成对空预器火灾报警系统的远方监视和控制功能 e. 完成对汽机安全监视系统(TSI)的远方监视功能 f. 完成对汽机紧急跳闸系统(ETS)的远方监视功能 4) 卖方应提供 4 个全功能操作员站,操作员站应设计成桌式操作台结构,操作台应设计有 良好通风,其电子部件安装在操作员站内。盘、台、柜的材料、结构和颜色需协调一致并由买方 认可。 5) 卖方应至少设 2 个服务器,服务器系统必须采用成熟可靠的集群技术,通过配置必须的软 件和硬件,保证服务器系统的可用性≥99.999%,任何单点故障不得造成系统中断服务,保证对机 组的连续监测和控制。为保证服务器的性能,要求单台服务器所配 CPU 必须为有优异浮点数运算 能力的双片 PC 机用 CPU (如 P4 或其它) 或单片服务器专用 CPU (如 IntelXeon 或其它)主频≥2.8GHz , (对于 IA-64 架构芯片要求主频≥1.5GHz) ,数据位宽≥32 位;DDR 内存≥1GB;硬盘为 Ultra SCSI 接口的 15000rpm 热插拔硬盘,容量≥2×36GB;双 10M/100M 自适应网卡;其它如 I/O 配置等以保证 整个服务器系统的性能为准。为便于安装服务器和网络交换机要求采用标准的机架式安装结构并 配标准机架。操作系统必须为经实践验证稳定的优异的多任务实时操作系统。服务器从 Compaq、 HP、SUN、DELL、IBM、联想几大名牌中选用,数据服务器要求同此。 为了保证在现场条件下长期稳定工作,操作员站必须符合工业标准,CPU 主频≥2.8GHz,DDR 内存≥512MB,IDE 接口的硬盘(7200rpm)容量≥40GB,双 10M/100M 自适应网卡,工程师站要求 同此。 操作员-服务器网络必须冗余配置,主干带宽≥100Mb/S,并以满足整套 DCS 系统的性能指 标为准,主干网络采用高性能的名牌网络交换机,并有 40%的配好模件的备用端口,网络通信介 质等必须有优异的抗干扰性能,能在大型火力发电厂较强干扰的环境中正常工作。 6) 每一个操作员站服务器都应是冗余数据高速公路上的一个站,且每个主机操作员站应有 独立的冗余通讯处理模件,分别与冗余的数据总线相连。 7) 任何显示和控制功能均应能在任一操作员站上只使用鼠标操作完成。 8) 所有显示器画面应能在小于 1 秒的时间内完全显示出来。所有显示的数据应每秒更新一
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次。 9) 调用任一画面的击键次数,不应多于三次,重要画面应能一次调出。 10) 运行人员通过键盘、跟踪球或鼠标等手段发出的任何操作指令均应在 1 秒或更短的时间 内被执行。从键盘发出操作指令到通道板输出和返回信号从通道板输入至显示器上显示的总时间 应小于 2 秒(不包括执行器动作时间) 。对运行人员操作指令的执行和确认,不应由于系统负载的 改变或使用了 Gateway 而被延缓。 11) 操作员站具有可管理权限的组态功能。 4.4.4.2 硬手操控制 1) 卖方应设计并提供机组独立于 DCS 系统的硬手操系统,以保证在紧急情况下快速、安全 停机。硬手操设备布置于操作员站的桌面上,应便于操作,同时应有安全防护措施,以防误动。 2) 硬手操设备包括:交、直流润滑油泵启动、汽机真空破坏门开关、汽轮机跳闸(双按钮) 、 主燃料跳闸(双按钮) 、发电机断路器跳闸(双按钮) 、发电机灭磁(双按钮) 、柴油发电机紧急启 动、汽包事故放水一、二次门开关等操作按钮。卖方提供的硬手操设备为进口产品,具体型号规 范要求由买方在设计联络会确定。 3) 硬接线设计和硬手操设备属 DCS 卖方的工作范围和供货范围。 4) 卖方应预留 PCV 阀硬操盘安装的位置。 4.4.4.3 工程师站 4.4.4.3.1 两台机组共提供 3 套工程师站,其中二套桌式工程师站(包括彩色激光打印机,每台机 组 1 套) ,用于程序开发、系统诊断和维护、控制系统组态、数据库和画面的编辑及修改;一套便 携式工程师站,用于各电子设备间等就地 DCS 电子设备的现场调试、组态和维护。还应提供安放 桌式工程师站的工作台、桌椅及工程师站的有关外设。 4.4.4.3.2 工程师站应能调出任一已定义的系统显示画面。在工程师站上生成的任何显示画面和趋 势图等,均应能通过数据高速公路加载到操作员站。 4.4.4.3.3 工程师站应能通过数据高速公路,既可调出系统内任一分散处理单元(或称 DPU)的系 统组态信息和有关数据,还可使买方人员将组态的数据从工程师站下载到各分散处理单元和操作 员站。此外,当重新组态的数据被确认后,系统应能自动地刷新其内存。 4.4.4.3.4 工程师站应包括站用处理器、图形处理器及能容纳系统内所有数据库、各种显示和组态 程序所需的主存贮器和外存设备。还应提供系统趋势显示所需的历史趋势缓冲器。 4.4.4.3.5 工程师站应设置软件保护密码,以防一般人员擅自改变控制策略、应用程序和系统数据 库。 4.4.4.3.6 本工程设值长站一台,供值长查看两台机组的实时信息,应具备同步显示机组实时信息 报表打印、历史查询等功能,还应提供相应值班工作台、椅及相关外设。 4.4.5 数据通讯系统 4.4.5.1 数据通讯系统应将各分散处理单元、输入/输出处理系统及人机接口和系统外设联接起来, 以保证可靠和高效的系统通讯。 4.4.5.2 连接到数据通讯系统上的任一系统或设备发生故障,不应导致通讯系统瘫痪或影响其它联 网系统和设备的工作。任何站与高速公路之间的接口应是无源的并是电气隔离的。通讯高速公路 的故障不应引起机组跳闸或使分散控制单元不能工作。 4.4.5.3 所提供的通讯高速公路应是冗余的(包括冗余的高速公路接口模件) 。冗余的数据高速公 路在任何时候都应同时工作。卖方应说明其通讯速度和高速公路上最多可挂多少个站以及二个站 之间的最大距离。 4.4.5.4 挂在数据高速公路上的所有站,都能接受数据高速公路上的数据,并可向数据高速公路发 送数据。
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4.4.5.5 卖方应采取可靠的措施将 DCS 公共系统分别联入单元机组 DCS 网络,同时不应因公用系 统的存在,使两套 DCS 耦合在一起。 4.4.5.6 数据通讯系统的负载容量,在最繁忙的情况下,V-net(令牌网)不应超过 30%;以太网不 应超过 10%,以便于系统的扩展。卖方在一联会上提供计算和考核的办法。 4.4.5.7 在机组稳定和扰动的工况下,无论是否通过网关,数据高速公路的通讯速率应保证运行人 员发出的任何指令均能在 1 秒或更短的时间里被执行。卖方应确认其保证的响应时间,在所有运 行工况下(包括在 1 秒内发生 100 个过程变量报警的工况下) ,均能实现。 4.4.5.8 数据通讯协议应包括 CRC(循环冗余校验) 、奇偶校验码等,以检测通讯误差并采取相应 的保护措施,确保系统通讯的高度可靠性。应连续诊断并及时报警。 4.4.5.9 卖方免费详细说明有关的“通讯协议” (如信息结构、信息寻址、传输方向、数据格式、 数据块长度、调制和传输介质等) 、诊断功能和设备、故障站的自恢复以及每个站的访问时间等, 并提交买方确认。包括其它系统传入系统的协议和系统向其它系统传数据的协议; 4.4.5.10 当数据通讯系统中出现某个差错时,系统应能自动要求重发该数据,或由硬件告知软件, 再由软件判别并采取相应的措施,如经过多次补救无效,系统应自动采取安全措施,如切换至冗 余的装置,或切除故障设备等。并在显示器报警、打印机打印。 4.4.5.11 卖方应说明消除数据传送过程中的误差和干扰的方法,以及在数据高速公路敷设时必须 注意的事项。 4.4.5.12 数据通讯高速公路的通讯速率至少 100M 波特。总线应能防止外界损伤。 4.4.5.13 应提供一个“数字主时钟” ,使挂在数据高速公路上的各个站时钟同步、定时校准。 “数 字主时钟”本身须与电厂的主时钟同步,并自动同步校正,精度为 0.5 毫秒。且卖方应提供一套 “GPS” ,GPS 接收器配置 24 路输出接口,分别将时钟同步信号接至需要同步的 DCS 装置、DEH 装置以及电气有关系统及专用装置等同步精度 1ms。 ,GPS 时钟的分辨率应为 0.1 毫秒。 4.4.5.14 卖方应提供 DCS 与其它控制系统之间的标准通讯接口,并全面负责接口协调工作,这些 工作包括制订网络通讯接口方案、提供网络通讯软硬件、与其它控制系统供货商进行接口技术配 合和协调、最终保证各通讯接口和控制功能的实现等。对于其它重要的控制系统,卖方应可提供 冗余的通讯接口以保证安全可靠。卖方提供的 DCS 不应因这些对外接口的存在而使 DCS 本身的性 能降低。 4.4.6 数据采集系统(DAS) 数据采集系统( ) 4.4.6.1 总则 1 数据采集系统(DAS)应连续采集和处理所有与机组有关的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应及 时报警,以提高机组的可利用率。 2 DAS 至少应有下列功能: ––––显示:包括操作显示、成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警显示等。 ––––制表记录:包括定期记录、事故追忆记录、事件顺序(SOE)记录、跳闸一览等。 ––––历史数据存储和检索。 ––––性能计算 3 对于距离较远、相对集中的信号采集点(如锅炉壁温、发电机线圈温度等)采用远程 I/O 技 术。 4.4.6.2 显示 1 总则 1) 每个显示器应能综合显示字符和图象信息, 机组运行人员通过显示器应能实现对机组运
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行全过程的操作和监视。 2) 每幅画面应能显示过程变量的实时数据和运行设备的状态, 这些数据和状态应每秒更新 一次。显示的颜色或图形应随过程状态的变化而变化。棒状图和趋势图应能显示在任意一个画面 的任何一个部位上。 3) 应可显示 DCS 系统内所有的过程点,包括模拟量输入、模拟量输出、数字量输入、数 字量输出、中间变量和计算值等。 对显示的每一个过程点,应是显示其标志号(通常为 Tag)、文字说明、数值、性质、工程单位、 高低限值等。 4) 应提供对机组运行工况的画面开窗显示、滚动画面显示和图象缩放显示,以便操作人员 能全面监视,快速识别和正确进行操作。 5) 应设计机组和设备运行时的操作指导,并由显示器的图象和文字显示出来。操作指导应 划分为三个部分,即为起动方式、正常方式和跳闸方式。 6) 卖方应根据用户提供的含测点的工艺流程图和运行要求, 提供至少 100 幅用户画面(通常 指机组模拟图)。用户画面的数量,应可在工程设计阶段按实际要求进行增加,而不额外增加买方 的费用支出。 对于通过通讯或硬接线方式接入 DCS 系统的辅助系统即汽机安全监视系统(TSI) 、汽机紧急 跳闸系统(ETS) 、给水泵汽机安全监视系统(MTSI) 、锅炉吹灰程控系统、锅炉炉管泄漏报警系统、 空预器火灾报警系统、空调暖通系统、智能数据采集前端系统(IDAS) 、发-变组和厂用电源系统 等的工艺动态画面模拟图均由 DCS 系统完成。 运行人员可通过键盘,对画面中的任何被控装置进行手动控制。画面上的设备正处于自动顺 控状态时,模拟图上应反映出运行设备的最新状态及自动程序目前进行至哪一步。若自动顺序失 败,则应有报警并显示故障出现在顺序的那一步,且可切换到自动顺序逻辑原理图,显示条件满 足情况,并保证设备处于安全状态。 7) 买方可在工程师站上,使用该站的画面生成程序自己制作和修改画面。卖方应提供符合 ISA 过程设备和仪表符号标准的图素。当用户需使用的图素,未包括在 ISA 标准符号中时,用户应 可使用卖方提供的软件包,建立用户自定义的新图素。用户自定义的新图素应能被存储和检索。 8) 卖方应说明其所供系统的画面显示能力, 每幅画面能容纳多少图素以及每幅画面能容纳 多少能实时更新和被控的过程测点(模拟量和数字量)。 2 操作显示 应采用多层显示结构,显示的层数应根据工艺过程和运行要求来确定,这种多层显示可使运 行人员方便地翻页,以获得操作所必需的细节和对特定的工况进行分析。 多层显示应包括厂级显示(或称概貌显示)、功能组显示和细节显示。 1) 厂区级显示(或称概貌显示) 厂区级显示应提供整个机组运行状态的总貌,显示出主设备的状态、参数和包括在厂区级显 示中的与每一个控制回路有关的过程变量与设定值之间的偏差。应允许一次击键即能调出用于监 视或控制的其它显示画面。若任何一个控制回路出现报警,用改变显示的颜色来提示。 每一幅厂区级显示画面应可容纳 100 个以上的过程变量,并且应提供 60 幅以上的厂区级显示 画面。 2) 功能组显示 功能组显示应可观察某一指定功能组的所有相关信息,可采用棒状图形式,或采用模拟 M/A 操作器面板的画面,面板上应有带工程单位的所有相关系数,并有数字量显示出来。 功能组显示应包含过程输入变量、报警条件、输出值、设定值、回路标号、缩写的文字标题、 控制方式、报警值等。
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每幅功能组画面,应能显示 8 ~ 12 个操作站或功能块,并且应提供 200 幅以上的功能组显示 画面。 卖方组态的功能组显示画面应包括所有调节控制回路和顺序控制回路。 3) 细节显示 细节显示应可观察以某一回路为基础的所有信息,细节显示画面所包含的每一个回路的有关 信息,应足够详细,以便运行人员能据以进行正确的操作。对于调节回路,至少应工程单位、回 路组态数据等调节参数。对于开显示出设定值、过程变量及过程变量曲线、输出值、运行方式、 高/低限值、报警状态、关量控制的回路,则应显示出回路组态数据和设备状态。 3 标准画面显示 卖方应提供报警显示、趋势显示、成组显示、棒状显示等标准画面显示,并已预先做好或按 本工程的具体要求稍作修改。 1) 成组显示 在技术上相关联的模拟量和数字量信号,应组合成成组显示画面,并保存在存储器内,便于 运行人员调用。 成组显示应能便于运行人员按需要进行组合,并且根据需要存入存储器或从存储器中删除。 成组显示应有色彩增亮显示和棒状图形显示。 一幅成组显示画面可包含 20 个以上的测点。并且至少应提供 40 幅成组显示画面。 任何一点在越过报警限值时,均应变为红色并闪光。 2) 棒状图显示 运行人员可以调阅动态棒状图画面,即以动态棒状图的外形尺寸反映各种过程变量的变化。 ––––棒状图应可在任何一幅画面中进行组态和显示,每一棒状图的标尺可设置成任何比例。 ––––在一幅完全为棒状图的画面上,至少应能显示 60 根棒状图,并且至少应提供 10 幅这样的 显示画面。标尺设置应采用同一比例。 ––––进入 DCS 系统的任何一点模拟量信号,均应能设置为棒状图形式显示出来。 ––––若某一棒状图,其数值越过报警限值时,越限部分应用红色显示出来。 3) 趋势显示 系统应能提供 600 点实时数据趋势显示,600 点进入历史数据站。 历史数据硬盘应至少为 40G。 趋势显示可用整幅画面显示,也可在任何其它画面的某一部位,用任意尺寸显示。所有模拟量信 号及计算值,均可设置为趋势显示。 ––––在同一幅显示器显示画面上,在同一时间轴上,采用不同的显示颜色,应能同时显示 8 个模拟量数值的趋势。 ––––在一幅趋势显示画面中,运行人员可重新设置趋势变量、趋势显示数目、时间标度、时间 基准及趋势显示的颜色。 ––––每个实时数据趋势曲线应包括 600 个实时趋势值,时间分辨率为 1 秒。(存储速率) ––––每个历史数据趋势曲线应包括 600 个历史趋势值,时间标度可由运行人员按 0.5 分钟、1 分钟、2 分钟、5 分钟、10 分钟、15 分钟、30 分钟和 60 分钟进行选择。 ––––趋势显示画面还应同时用数字显示出变量的数值。 ——趋势显示应可存贮在内部存贮器中,存储时间至少为 72 小时,并应便于运行人员调用, 运行人员亦可按要求组态趋势并保存在外部存贮器中,以便今后调用。 4) 报警显示
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––––系统应能通过接点状态的变化,或者参照预先存储的参考值,对模拟量输入、计算点、平 均值、变化速率、其他变换值进行扫描比较,分辨出状态的异常、正常或状态的变化。若确认某 一点越过预先设置的限值,显示器屏幕应显示报警,并发出声响信号。 报警显示应按时间顺序排列,最新发生的报警应优先显示出报警画面的顶部,每一个报警点 可有 6 个不同的优先级,并用 6 中不同的颜色显示该点的 Tag 加以区分。 ––––报警应可一次击键进行确认。 在某一站上对某一点发生的报警进行确认后, 则所有其它站 上该点发出的报警也应同时被确认。某一点发生的报警确认后,该报警点显示的背景颜色应有变 化并消去音响信号。 ––––应采用闪光、颜色变化等手段,区分出未经确认的报警和已经确认的报警。 ––––当某一未经确认的报警变量恢复至正常时, 应在报警清单中消除该报警变量, 并由仍处于 报警状态的其它报警点自行填补其位置空缺。 所有出现的报警及报警恢复,系统应自动存储并可由运行人员选择打印出来。若某一已经确 认的报警再一次报警时,应作为最新报警再一次显示出报警画面的顶部。这一报警点的标签号颜 色的改变应能表示出该报警点重复报警的次数。 ––––所有带报警限值的模拟量输入信号和计算变量,均应分别设置“报警死区” ,以减少参数 在接近报警限值时产生的频繁报警。 ––––在设备停运及设备启动时,应有模拟量和数字量信号的“报警闭锁”功能,以减少不必要 的报警。可由操作员站上实施这一功能。启动结束后, “报警闭锁”功能应自动解除。 “报警闭锁” 不应影响对该变量的扫描采集。 ––––对所有输入信号和计算变量均应提供可变的报警限值。这些报警限值可以是过程参数(如 负荷、流量、温度)的一个函数。 ––––报警信息中应表明与该报警相对应的显示画面的检索名称。 ––––在操作员站, 通过一次击键应能调用多页的报警一览。 报警一览的信息应以表格形式显示, 并应包括如下内容:点的标志号、点的描述、带工程单位的当前值、带工程单位的报警限值、报 警状态(高或低)及报警发生的时间。每一页报警一览应有 20 个报警点,报警一览至少应有 1000 处 报警点(包括系统诊断报警点)。 系统应能根据要求实现排队方式的语音报警功能,队列长度应满足主要事故发生时不丢失主 要报警信号。 4 其它显示 1) Help 显示

为帮助运行人员在机组的启、停或紧急工况时,能成功地操作,系统应提供在线的 Help 显示 软件包。 运行人员应通过相应的 Help 键,调用 Help 显示画面。 除标准的 Help 显示画面外,还应让用户使用这种 Help 显示软件包生成新的 Help 画面,以适应 一些特殊的运行工况。 2) 系统状态显示 系统状态显示应表示出与数据通讯总线相连接的各个站(或称 DPU)的状态。各个站内所有 I/O 模件的运行状态均应包括在系统状态显示中,任何一个站或模件发生故障,相应的状态显示画面 应改变颜色和亮度以引起运行人员的注意。 4.4.6.3 记录 所有记录应使用可编辑的标题,而不应是预先打印的形式。卖方应按用户指定的格式(包括 中文) ,确定所有记录的标题。
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记录功能可由程序指令或运行人员指令控制,数据库中所具有的所有过程点均应可以记录。 1 定期记录 定期记录包括交换班记录、日报和月报。对交接班记录和日报,系统应在每一小时的时间间 隔内,提供 200 个预选变量的记录。而对月报,则在每一天的时间间隔内,提供 200 个预选变量的 记录。在每一个交接班后,或每一天结束时,或每一个月结束时,应自动进行记录打印,或根据 运行人员指令召唤打印。 2 运行人员操作记录 系统应记录运行人员在集控室进行的所有操作项目及每次操作的精确时间。通过对运行人员 操作行为的准确记录,可便于分析运行人员的操作意图,分析机组事故的原因。 3 事件顺序记录(SOE) DCS 系统应提供不少于 290 点高速顺序记录功能(不设单独的记录装置), 其时间分辨率为 1ms。 接入事件顺序记录的任何一点的状态变化至特定状态时,立即启动事件顺序记录。 事件顺序记录应包括测点状态、文字描述以及三个校正时间。即接入该装置的任一测点发生 状态改变的继电器动作校正时间,启动测点状态改变的校正时间,毫秒级的扫描第一个测点状态 改变与扫描随后发生的测点状态改变之间的时间差校正。所有 SOE 记录应按经过时间校正的顺序 排列,并按时、分、秒和毫秒打印出来。 事件顺序记录完成后,其报告应自动打印出来,并自动将记录存储在存储器内,以便以后按 操作员的指令打印出来。存储器应有足够的空间,存储至少 5000 个事件顺序记录,这种足够的存 储空间是保证不会丢失输入状态改变的信号,并且在 SOE 记录打印时,留有足够的采集空间。 4 事故追忆记录 应提供跳闸后的事故追忆记录。一旦检测到机组某一主设备跳闸,程序应立即打印出表征机 组主设备的 120 个变量的完整记录,其中 20 个重要变量,应提供跳闸前 10 分钟和跳闸后 5 分钟以 1 秒时间间隔的快速记录,其余变量的记录时间间隔可为 3~5 秒。 事故追忆记录应自动打印或按运行人员指令打印。 5 操作员记录 操作员记录可按要求进行。可预先选择记录打印的时间间隔或立即由打印机打印出来。操作 员记录可由 20 个组构成,每组 16 个参数。所有具有地址的点均可设置到操作员记录中。 6 设备运行记录 在每天结束时,应打印出泵、风机等主设备的累计运行小时数。 7 报警记录至少应有 5000 个存储报警点。 4.4.6.4 历史数据的存储和检索(HSR) 设置 HSR 的目的是为了保存长期的详细的运行资料,提供的 HSR 系统应与 DCS 设计相一致, 数据时间分辨率小于 0.5s,应能存入所有接入 DCS 的 I/O 输入点及过程变量,以随时记录状态改变 和参数改变。应提供长期存储信息的光盘驱动器。HSR 的检索可按指令进行打印或在显示器上显 示出来。HSR 历史数据应可转换成 EXCEL 数据格式保存,历史数据保存时间不少于一个月。卖方 提供专用的历史数据站,并包含相应附属设备。 4.4.6.5 性能计算 1 应以专用软件包的形式提供在线性能计算的能力, 以计算发电机组及其辅机的各种效率及 性能参数,这些计算值及各种中间计算值应有打印记录并能在显示器上显示,大部分的计算应采 用输入数据的算术平均值。性能计算至少应有下列内容: 1) 热力系统性能计算
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a) 由锅炉热效率、汽轮发电机循环综合热耗率及厂用电消耗计算得出的机组净热耗率。 b) 计算汽轮发电机整个循环性能。 c) 用焓降的方法计算汽轮机效率,同时应分别计算高、中、低压缸的效率。 d) 计算锅炉效率。并应分别列出可控热量损失和非可控热量损失。 e) 计算给水加热器效率。 f) 计算凝汽器效率。 g) 计算空气预热器效率。 h) 锅炉给水泵和给水泵汽轮机效率。 i) 过热器和再热器效率。 计算热效率与额定热效率的偏差,并计算偏差所引起的费用。 以上这些性能计算应在 25%以上负荷时进行, 10 分钟计算一次, 每 计算精确度应不低于 0.1%。 2) 电气系统性能计算项目如下,但不限于此: a)发电量(每小时、每值、每日有功电度和无功电度) b)厂用电率(每小时、每值、每日厂用电率) c)厂用电量(每小时、每值、每日厂用电量) d)发电机功率因数及发电机在各频率段的运行时间累计 e)主要设备运行小时数 f)断路器跳合闸次数统计 g)按运行要求对电流、电压、功率、频率、电度量及温度进行统计分析、并自动或随机打印 绘制曲线。 2 所有的计算均应有数据的质量检查, 若计算所用的任何一点输入数据发现问题, 应告知运 行人员并中断计算。若采用存储的某一常数来替代这一故障数据,则可继续计算。如采用替代数 据时,打印出的计算结果上应有注明。 3 性能计算应有判别机组运行状况是否稳定的功能,使性能计算对运行有指导意义。在变 负荷运行期间,性能计算应根据稳定工况的计算值,标上不稳定运行状态。 4 卖方应提供性能计算的期望值与实际计算值相比较的系统。 比较得出的偏差应以百分数显 示在显示器上。运行人员可对显示结果进行分析,以使机组每天都能运行在最佳状态。 5 除在线自动进行性能计算外,还应为工程研究提供一种交互式的性能计算手段。 6 系统还应具有多种手段,以确定测量误差对性能计算结果的影响。同时,还具有对不正确 的测量结果进行定量分析和指明改进测量仪表的功能,从而大大提高性能计算的精确度。 7 卖方应对上述性能计算向买方提交文字说明和计算实例, 以表达性能计算的精确度和可靠 性。 8 卖方应在投标书中指明其提供的性能计算是标准软件还是特殊开发的软件。并承诺也能 按买方提供的性能计算方法进行性能计算。 4.4.7 模拟量控制系统(MCS) 模拟量控制系统( ) 4.4.7.1 基本要求 1 控制系统应包括由微处理器构成的各个子系统, 这些子系统实现下列规定的对单元机组及 辅机系统的调节控制。 2 应将锅炉—汽机—发电机组作为一个单元整体进行控制,使锅炉和汽机同时响应控制要
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求,确保机组快速和稳定地满足负荷的变化,并保持稳定的运行。并能与 DEH 系统协调控制,实 现机组在异常情况下,稳定进入小岛运行方式。 3 控制系统应满足机组安全启、停及恒压、滑压运行的要求。 4 控制系统应划分为若干子系统,子系统设计应遵守“独立完整”的原则,以保持数据通 讯总线上信息交换量最少。 5 冗余组态的控制系统,在控制系统局部故障时,不引起机组的危急状态,并将这一影响 限到最小。 6 协调控制系统应与汽机控制系统、燃烧器控制和炉膛安全系统完全协调。 7 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 馈控制和其它先进策略,对该信号进行静态精确度和动态补偿的调整。 8 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间响应及其它必要的调整 和修正。 9 在自动控制范围内,控制系统应能处于自动方式而不需任何性质的人工干预。 10 控制系统应能调节控制装置以达到以下规定的性能保证指标。机组最大出力不应受到控 制系统的限制。 11 控制系统应能操纵被控设备,特别是低负荷运行方式的设备,其自动方式能在从最低不 投油稳燃负荷到满负荷范围内运行。对于某些调节回路应在机组启动至满负荷范围内都可以自动 方式运行。 12 与设定值或预定比率的偏差极限保证值,按各种“负荷状态”规定如下: 负荷状态“A”––––表示“稳态”负荷工况 负荷状态“B”––––表示“慢速变化”负荷工况 负荷状态“C”––––表示“快速变化”负荷工况 允许偏差如下:(所有负荷按锅炉最大蒸发量的百分数表示) 负荷状态 每分钟平均变化:低于(%MCR) 蒸汽压力(MPa) 炉膛压力(Pa) 氧量:低于(%) 汽包水位:(mmH2O) 过热汽温(℃) 再热汽温(℃) A 1 0.1 50 0.5 20 3 5.0 B 3 0.15 70 0.7 30 4 5.0 C 5 0.25 80 1.0 40 5 8.0

13 控制系统应有联锁保护功能,以防止控制系统错误的及危险的动作,联锁保护系统在锅 炉及锅炉辅机安全工况时,应为维护、试验和校正提供最大的灵活性。 14 如系统某一部分必须具备的条件不满足时,联锁逻辑应阻止该部分投“自动”方式,同 时,在条件不具备或系统故障时(包括被控参数超出正常工艺范围) ,系统受影响部分应不再继续 自动运行,或者将控制方式转换为另一种自动方式或手动方式,并进行报警。
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15 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的,均应平滑进 行,不应引起过程变量的扰动,并且不需运行人员的修正。 16 当系统处于强制闭锁、限制、辅机故障减负荷(RUNBACK)或其它超弛作用时,系统受其影 响的部分应随之跟踪,并不再继续其积分作用(积分饱和)。在超弛作用消失后,系统所有部分应平 衡到当前的过程状态,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。应提供报警信息,指出引起各类超弛作用的原因。 17 对某些重要的关键参数,应采用三重冗余变送器测量。对三重冗余的测量值,系统应自 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,应进行报警。如其余二个信号与中值信号的偏差均超限报警时,则控制系统受影响部分应切 换至手动。 18 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。 19 对某些仅次于关键参数,应采用双重冗余变送器测量,若这二个信号的偏差超出一定的 范围,则应有报警,并将受影响的控制系统切换至手动,运行人员可手动任选二个变送器中的一 个信号用于投自动控制。 20 运行人员可将比较逻辑切换至手动,并任选一变送器投自动控制。 21 在使用不冗余变送器的测量信号时,如信号丧失或信号超出工艺过程实际可能范围,均 应有报警,同时系统受影响部分切换至手动。 22 控制系统的输出信号应为脉冲量或 4 ~ 20mA 连续信号,并应有上下限定,以保证控制 系统故障时机组设备的安全。 23 控制系统所需的所有修正作用,不能因为使驱动装置达到其工作范围的控制信号需进行 调整而有所延滞。 24 在控制电源全部或部分故障时,被控装置应保持原位或安全位。 25 控制系统应监视设定值与被控变量之间的偏差和输出信号和被控制对象反馈之间的偏 差,当偏差超过预定范围时,系统应将控制切换至手动并报警。 26 风机、泵、磨煤机等跳闸,应将与之对应的控制系统由自动切换至手动运行方式。 27 当两个或两个以上的控制驱动装置控制一个变量时, 应可由一个驱动装置维持自动运行。 运行人员还应可将其余的驱动装置投入自动,而不需手动平衡以免干扰系统。当追加的驱动装置 投入自动后,控制作用应自动适应追加的驱动装置的作用,也就是说不管驱动装置在手动或自动 方式的数量如何组合变化,控制的作用应是恒定的。 28 手动切换一个或一个以上的驱动装置投入自动时,为不产生过程扰动,而保持合适的关 系,应使处于自动状态的驱动装置等量并反向作用。 29 应对多控制驱动装置的运行提供偏置的任意调整,新建立的关系不应产生扰动。 30 在自动状态,设置一个控制驱动装置为自动或遥控,不需进行手动平衡或对其偏置进行 调整,并且,不论此时偏置设置的位置或过程偏差的幅度如何,不应引进任何控制装置的比例阶 跃。 31 提供一些装置的高级算法,如“磨煤机解耦算法” “汽温控制中的予估控制”等控制 、 策略。 4.4.7.2 具体功能 卖方应随投标书提供用 SAMA 符号表示的控制策略和功能范围的控制框图, 且应足够详细, 以 便买方据以评估所提供的控制功能是否符合下列要求。此外,还应提供详细的文字说明,以便买 方清晰理解这些控制策略。 1 锅炉—汽机协调控制
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控制系统应协调锅炉及其辅机与汽机的运行, 以便快速、 准确和稳定地响应自动调度系统(AGC) 或电厂运行人员的负荷指令,进行有效的生产。同时,系统还应考虑诸如辅机故障或设备异常等 有效限制条件,以高度适应的方式,使负荷性能达到最佳状态,满足连续、安全运行的要求。 1) 系统应提供滑压运行方式,以满足下列三种升负荷要求。 a) 阀门开度固定/滑压运行 汽机阀门保持在某一固定位置,蒸汽压力随负荷的增加而上升,至 90%负荷时,压力达到额 定值,此时系统进入定压运行方式,再增负荷需要开大汽机阀门。 b) 阀门开度固定,并有±10%的调节。 在压力上升、负荷升到 90%的过程中,为使机组响应负荷波动并改善频率的稳定性,允许汽 机阀门在±10%范围内调节。 c) 程序处理 在低负荷工况时,调节汽机阀门以满足负荷要求,此时汽压保持在较低的定值上,一旦负荷 要求增加,即进入滑压运行方式。压力增高,负荷增加,汽机阀门除了±10%调节量以响应负荷波 动并改善频率稳定性外,基本保持固定。当负荷达到 90%时,机组运行切换至定压运行方式。系 统设计应提供运行人员选择所需运行方式的手段。 2) 控制系统应能以下列三种方式的任一种方式全自动地运行。 a) 协调控制 锅炉与汽机之间有机地建立适当的关系,同时响应机组负荷指令。 b) 锅炉跟随 汽机响应机组负荷指令或运行人员手动指令的变化,锅炉响应蒸汽流量变化及由汽机引起的 汽压偏差。汽压的偏差值可用来校正负荷指令。 c) 汽机跟随 锅炉响应机组负荷指令或运行人员手动指令的变化,汽机响应由锅炉引起的汽压变化。 系统设计应提供运行人员选择所需运行方式的手段。当改变运行方式时,系统不应产生任何 扰动。此外,在机组遇到受限制的工况时,控制系统应能平稳地将运行方式自动转换至合适的运 行方式。如当锅炉响应负荷需求受到限制时,系统应切换至汽机跟随方式,当限制取消时,再回 到协调方式。 当汽机响应负荷需求受到限制时,系统应切换至锅炉跟随方式,直到其能恢复协调运行方式。 当系统不能实现运行人员所选择的运行方式时,应向运行人员报警。 选择自动控制方式的任一种,均要求汽机调速器、燃料、风量、给水子系统处于自动运行状 态,任何有关的子系统若不能投自动控制时,应将协调控制转换到最大程度的自动方式,并与可 投自动的子系统相适应。 2 机组负荷指令 1) 机组负荷指令是通过输入的 AGC 信号或根据频率、功率、汽压、汽机阀位开度、机组 运行工况、要求的限制和操作员指令信号等加以处理的构成的。运行人员能在显示器键盘和负荷 管理控制的画面上实现下列功能。 a) 手/自动方式选择:机组负荷控制应以自动方式响应 AGC 负荷要求指令,以手动方式响应 运行人员输入的负荷指令。 b) 机组负荷指令的手动调整 c) 负荷高、低限值的调整 d) 负荷变化率的设定
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e) 负荷变化方向的指示(增或减) f) 负荷高、低限值的指示 g) AGC 的投切指令 h) 主汽压力设定值的设定和指示 i) 负荷指令与总发电功率的指示 j) 锅炉跟随、汽机跟随和协调运行方式的选择和指示 k) 负荷闭锁增(BLOCK INCREASE),负荷闭锁减(BLOCK DECREASE)、辅机故障快速减负荷 (RUNBACK)的指示。 l) 滑压和定压运行方式的选择和指示。 2) 控制系统应平稳地实现下列功能: a) 频率协调:汽机转速控制用于维持系统频率的稳定。机组负荷指令应自动跟踪实际测得 的发电机负荷,以避免产生扰动。 b) 限制:机组最大负荷指令应与锅炉最大出力和汽机负荷能力相适应。应提供燃料––––风 的导前/滞后和交叉限制控制功能。当被控变量或允许出力达到最大最小限值时应发出闭锁增、闭 锁减的控制信号。 c) 辅机故障快速减负荷(RUN BACK):应提供锅炉给水泵、一次风机、送风机、引风机、空预 器等发生出力故障工况及发电机断水时的 RUN BACK 功能。每种 RUN BACK 应有单独的最大允许负 荷和减负荷速率,以适应各种设备的动态特性。运行人员能通过显示器得到 RUN BACK 工况时的信 息,所有的 RUN BACK 应自动完成。当发生 RUN BACK 时,控制系统应自动转换到锅炉跟随或汽机 跟随的运行方式,并保持此运行方式,直到运行人员选定新的运行方式。RB 逻辑应有指令执行情 况检查判断功能,当逻辑失败,应触发紧急跳闸。 3) 应提供与 AGC 的接口以遥控机组负荷。 DCS 送入 AGC 的信号至少应有: a) 模拟量信号: ·每台发电机组的有功(冗余双信号) 、无功功率 ·负荷高限设定值 ·负荷低限设定值 ·负荷变化率设定值 ·负荷设定值 b) 开关量信号: ·发电机出口开关位置信号 ·接受中调 AGC 命令 ·中调 AGC 命令返回(不可投) 由 AGC 至 DCS 的信号 ·AGC 负荷指令 ·AGC 可以投 3 汽机控制 1) 控制系统应根据机组负荷指令,向汽机电液控制系统(DEH)发出汽机阀门负荷指令信号。 2) 控制系统不应影响汽机调速器响应系统频率变化的调节特性,并与汽机 DEH 控制系统相
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协调。 3) 如果由于某种原因,限制了汽机控制阀的调节,控制系统也应能在协调或整体方式下运 行。如果机前压力超过允许限值时,系统应控制汽机-发电机组,以防止机前压力进一步偏离设定 值。 4 锅炉控制 提供的锅炉控制系统应由若干子系统组成,这些子系统应协调运行;并具有前馈特征,使锅 炉能灵敏、安全、快速与稳定的运行,保证在任何工况下生产出满足机组负荷指令所要求的电量。 锅炉主控应将机组负荷指令以并行协调的方式转化为对锅炉燃料和风量的控制,并具有以下 特点: ––––为加快燃料量对负荷变化的响应,信号回路应有速率可调的“加速”功能。 ––––系统设计应按先加风后加煤、 先减煤后减风的原则设计, 锅炉指令按可供的风量来限制燃 料量,以保证燃料量决不高于风量。 ––––锅炉指令按送入锅炉的总燃料量(包括所有辅助燃料)来限制风量,以保证风量不低于燃料 量。 ––––燃料指令应根据运行的给粉机的数量进行修正。 ––––应根据燃料的不同发热量进行修正。 1) 磨煤机控制 对中间仓贮式钢球磨煤机控制,应提供下列功能: a) 系统设计应符合 NFPA8503 规定。 b) 应通过控制磨煤机进出口差压等方式来达到控制磨煤机出力。即通过调整给煤机、磨煤机 冷、热风门及再循环门,维持磨煤机出力,并通过冷、热风门维持磨煤机出口温度在规定值。 c) 当磨煤机出口温度超限时,磨煤机控制回路应输出一超弛信号、强制全开冷风门,直至温 度正常,此时磨煤机控制回路应切换至正常。 d) 在机组启停时和发生跳闸(如 MFT)期间,应由燃烧器控制系统(BCS)对磨煤机控制(包括 手动控制)实现超驰控制。 2) 二次风量控制 ① 通过调节送风机叶片的位置,来控制二次风量,达到最佳燃烧工况。应提供具有下列功 能的完整控制系统: a) 通过两个二次风道上的一次元件,分别测得锅炉二次风量,该测量结果应是经温度补偿的 双重化测量,各测量值的总和即为总二次风量。总二次风量与总一次风量形成一个总的锅炉送风 量信号,该信号可用来限制总负荷指令和总燃料量。 b) 风量指令应不低于吹扫额定值, 一旦实际的风量低于吹扫额定值, 应发出报警, 并向 FSSS 送出一个数字量信号。此外,当总风量低到比吹扫额定值低 5%时(满容积风量百分比),应产生一 个闭合接点去触发 MFT 动作。 c) 对轴流风机,应有防喘振控制和启动的联锁。 d) 炉膛压力高时,应闭锁送风机叶片进一步开大,炉膛压力低时,应闭锁送风机叶片进一步 关小。 e) 锅炉总风量应由氧量校正回路进行修正,氧量是在省煤器后的烟道中测得。氧量修正子回 路应有下列功能: (1) 运行人员改变回路中的负荷系数,调节氧量设定值。 (2) 通过氧量校正信号的高低限值,可改变总的过剩空气量。
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(3) 根据开启风门的数量调整氧量修正信号。 (4) 运行人员可以根据氧量分析器的指示或退出运行的氧量校正子回路调整过剩空气,实现 手动/自动调整氧量设定值的功能。 3) 风箱挡板控制 ① 风箱与炉膛间的差压控制系统要求如下:

a) 风箱与炉膛间的差压应与负荷系数的斜率设定值进行比较,得出的偏差信号,作为辅助风 挡板位置的共同指令。 b) 所有可控层应同时运行,以控制风箱与炉膛间的差压。若某一层辅助风未受 FSSS 控制, 并且相应的给粉机投运,则该层辅助风即被认为是可控的。 c) 与燃料油枪相关的层次,其开度指令应按与油压值成正比的关系进行修正。 d) 与 FSSS 的进一步联锁,应使各单独层的辅助风挡板或是全开、全关,或是作调节控制。 ② 燃料风控制系统要求如下:

a) 在自动方式时,每一层燃料风挡板的开度应是该层给粉机转速的函数。 b) 来自 FSSS 的联锁,应使各单独层的燃料风挡板或是全开、全关,或是作调节控制。 ③ 助燃风控制系统要求如下:

a) 助燃风挡板开度,应是总风量的函数。 b) 助燃风挡板控制应有比例函数(偏置)。即在低负荷时,投运较低层的助燃风挡板;在高负 荷时,再投运较高层的助燃风挡板。 4) 一次风压力控制 一次风压力应控制在其设定值。该设定值应是负荷的函数。通过调节一次风机导向叶片的位 置来控制一次风压力。 a) 应采用冗余的一次风道压力变送器,并选择其中的低值信号作为可靠的反馈控制信号。 b) 根据机组负荷指令建立该子系统的设定值。 5) 炉膛压力控制 ① ② ③ ④ 炉膛负压和风量控制应符合 NFPA8502 标准的规定。 系统应提供平衡负压运行,通过控制引风机叶片位置,维护炉膛压力恒定在设定值。 比较炉膛压力三重冗余变送器的输出值, 并取其中值作为炉膛负压控制系统的反馈信号。 系统应将风量指令信号作为超前变化的前馈信号,使炉膛负压的波动最小。

⑤ 在引风机控制中,应有一个方向性闭锁作用。即在炉膛压力低时,应闭锁引风机入口叶 片进一步开大;在炉膛负压高时,应闭锁引风机入口叶片的进一步关小。 ⑥ 控制系统还应包括“火焰丧失”预处理回路,以便将较高的负压偏差减至最小。在发生 主燃料跳闸(MFT),且风量大于 30%时,应在压力控制系统中产生一个超弛控制信号,使引风机快 速关小。该信号(MFT 火焰丧失)应随时间而衰减(时间可调),直至恢复正常的挡板控制。不需要运 行人员干预,并且对控制系统不产生扰动。 ⑦ 轴流风机应有防喘振控制和风机启动联锁。

6) 主蒸汽温度控制 ① 应提供一个完善的主蒸汽温度控制系统。在规定的锅炉运行范围内,特别是达到温度控 制的负荷时,控制第一级、第二级和第三级减温器的出口温度,并控制左、右侧汽温偏差,使主 蒸汽、两侧汽温偏差和过热器管壁温度不超过设计允许值。将经过修正的锅炉总风量信号作为温 度控制的前馈指令,并应考虑下列条件:
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a) 表征喷水流量信号与锅炉负荷特征的关系 b) 用负荷变化和燃烧器倾角作为控制系统的前馈信号 c) 计及流经过热器的风量百分比 d) 在滑压运行时,应考虑喷水流量对负荷关系的改变 e) 考虑过热器控制与再热器控制的相互影响 f) 在负荷暂时不稳定时,会引起过燃和欠燃工况,因此应以进汽压力偏差的函数来修正负荷 参数 g) 在末级过热器温度达到设定值前,用于闭锁增减负荷的指令应退出运行。该温度设定值是 负荷指令的函数,应是可变的。这是考虑了由于不同的锅炉运行工况引起负荷与初始喷水需求关 系的偏移。末级过热器出口蒸汽温度设定值应具有一个合适的修正系数,使其在控制范围内自动 随机组负荷增加而增加,而不至于过早喷水。 ② 在低负荷、汽机跳闸及 MFT 时,要求严密关闭喷水阀。为防止汽机进水及低负荷工况时 阀门阀芯的腐蚀,应设计喷水隔离阀关/闭联锁逻辑。 7) 再热汽温控制 ① 应提供一个完整的再热汽温控制系统,在规定的锅炉运行范围内,控制末级再热汽温, 通过调节烟道的烟气挡板来分配流过的烟气量和调节再热器入口管道上的再热汽喷水调节门开 度,使再热汽温偏差不超过设计允许值。锅炉总风量信号应经修正,并作为再热器热量需求的前 馈指令,控制系统应考虑下列条件: a) 滑压运行时负荷特性的变化。 b) 在末级再热汽温度达到设定值前,用负荷指令信号系数闭锁控制输出,这是考虑了由于不 同的锅炉运行状态引起负荷与控制要求关系的偏移。再热汽温度设定值应具有一个合适的修正系 数,在控制范围内自动随机组负荷增加而增加。 ② 应提供再热器喷水作为正常控制的后备控制系统。系统设计应力求最小的喷水流量,采 用烟道挡板调节作为再热汽温控制的正常手段。 ③ 在低负荷、汽机跳闸及 MFT 时,应严密关闭再热喷水阀。为防止汽机进水及低负荷工况 时阀门阀芯的腐蚀,应设计喷水隔离阀关/闭联锁逻辑。 8) 给水控制 ① 在正常运行时,调节给水泵的转速;在启动运行工况时,调节电动给水泵和给水管道上 的启动调节阀开度。正常的控制应是由蒸汽流量、汽包水位和给水流量组成的三冲量控制系统, 启动时只有汽包水位的单冲量控制。 ② 在整个运行范围,包括启动给水阀门控制、汽动给水泵和电动给水泵转速控制及其运行 切换,系统均应保持稳定。 a) 测量汽包水位的变送器,应为三重冗余。并有压力补偿、比较和选择。 b) 经温度补偿的冗余给水流量测量,应进行比较和选择,给水流量应加入喷水流量测量,得 出总给水流量信号。 c) 采用经温度补偿的汽机第一级压力用作蒸汽流量测量。 d) 在启动和低负荷时,单冲量汽包水位控制应调节给水管道上的启动调节阀。在蒸汽参数稳 定,给水流量允许的情况下,控制系统可自动或手动切换到三冲量控制。在达到规定负荷时(机组 负荷达到 20 ~ 30%时)运行人员可平滑地将汽动给水泵投入运行,并将控制切换至由汽动给水泵 的运行来满足负荷增加的要求。 e) 控制系统中,电动给水泵的转速控制和启动调门的阀位控制应协调。 f) 控制回路的特性应保证给水流量与负荷指令成线性关系。
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g) 系统设计应包括由于锅炉负荷变化引起锅炉内流体参数变化而进行的补偿。 特别应考虑在 大幅度降负荷时汽包水位的补偿。 9) 给水泵再循环控制 为适应给水泵最小流量的限制,每一个给水泵应有最小流量的再循环控制,该系统应具有下 列性能: a) 用一次测量元件,经给水泵入口流量变送器,测量各个泵的流量。各泵的再循环节流调节 阀将泵出口部分给水流回至除氧器,以保证通过给水泵的流量高于设计的最小流量。最小流量调 节的设定值是给水泵差压或给水泵转速的函数。 再循环阀应有瞬间提升阀门 30%(可调)开度的特性, 以尽量减小阀芯与阀座的损坏。反之,当切除再循环流量时,再循环阀应瞬间关闭,隔绝 10%的 再循环流量。 b) 再循环阀应有手/自动切换功能,能接受运行人员的控制。

c) 在入口流量过低时,给水泵应跳闸。 10) 空预器冷端平均温度控制 为保护空预器不被烟气与凝结水的混合物加速腐蚀,需将空预器冷端金属温度保持在露点以 上,控制是按照各空预器烟气出口及冷风进口的加权平均温度,调节回流的空预器出口热风量来 实现的。 11) 燃油控制 ① 调节油压控制阀,使标定油压(或流量)维持其设定值,控制系统应采取有效的前馈措施, 以防止油枪投入时造成的油压波动,设定值应有上、下限值。 ② ③ 总燃料量(煤和油)与锅炉指令比较,汇总生成一个总燃料量指令。 燃油控制系统应与 FSSS 组合成一个完整的控制系统。

12) 除氧器水位和压力控制 a) 在启动和低负荷运行期间,由除氧器水位单冲量信号控制除氧器水位,正常负荷时,应为 三冲量控制,通过除氧器水位的调整来保持凝结水流量与总给水量的平衡。单冲量与三冲量的控 制切换应为无扰的。 b) 除氧器水位控制由调整除氧器水位调节阀来实现。 c) 在水位达到高高值时,除氧器水位控制阀应关闭,同时打开除氧器水箱溢流阀或除氧器紧 急放水阀,直至除氧器水位恢复正常。 d) 汽机跳闸应瞬时关闭除氧器水位调节阀,同时打开凝结水再循环阀,经一段可调整时间延 缓后,恢复调节系统,按要求打开水位调节阀。 e) 在启动期间,打开辅助蒸汽调节阀,维持除氧器压力在预先设定值。汽机跳闸时,产生一 个随时间函数衰减的较高设定值,以防止给水泵由于除氧器内闪蒸引起的汽蚀。在正常运行工况, 设定值应跟踪除氧器压力。 f)当除氧器压力降至设定极限值以下时,应自动打开辅助蒸汽调节阀。 13) 凝汽器热井水位控制 应提供一个完整的凝汽器热井水位控制系统,调整流入凝汽器或热井中的凝结水流量,并协 调凝结水泵和再循环阀,以维持热井水位在设定值。 14) 汽机润滑油和 EH 油冷却控制 应提供一个完整的汽机润滑油温度控制系统,通过冷却器出口的冷却水管道上调节阀,控制 冷却水流量,维持润滑油温在设定值。EH 油温度控制与之相似。 15) 高、低压加热器水位等其他控制。
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应提供一套完整的高、低压加热器水位控制系统。 a) 正常时由逐级疏水阀维持高、低加水位在设定值,当水位高一值时,报警。当加热器水 位在高二值时,全开事故疏水阀。 b) 当本级加热器水位高二值时,若在一定时间内水位还未恢复至高一值,则关闭上一级逐 级疏水阀,打开上一级事故疏水阀。 4.4.8 炉膛安全监控系统(FSSS) 炉膛安全监控系统( ) 4.4.8.1 基本要求 1 总则 1) FSSS 应是 DCS 的一部分,其处理器模件应冗余配置。卖方提供的 FSSS 应满足本规范 书所规定的功能和特性等要求。 2) 3) FSSS 的设计应符合 NFPA8502 的规定和锅炉制造厂商的要求。 FSSS 应包括燃烧器控制系统(BCS)和燃料安全系统(FSS)。

4) 通过键盘和显示器显示画面,应完成所有被控制对象操作和获取系统手动、自动运行的 各种信息。 5) FSSS 应有与 MCS、SCS、DEH 及其它控制子系统的接口,并能接收和发送为综合整个 机组运行工况所要求的信息和指令。 6) 应提供燃油快关阀、给粉机、排粉机等的紧急跳闸手段,跳闸功能应由硬接线完成。与 其他系统和设备交换的跳闸指令均由硬接线完成而不通过网络。应提供输入、输出隔离继电器柜。 2 BCS 基本要求 1) 卖方应设计和提供具有下列主要功能的 BCS: a) 对油燃烧器和煤燃烧器的安全点火、投运和切除的连续监视。 b) 平。 高一级的自动化水平是应能执行自动程序控制。即从运行人员启动吹扫后到点燃一个预先选 定的燃烧器组实现自动化。在给粉机子系统投运前,投煤燃烧器可能需要运行人员的干预。 次一级的自动化水平是应使运行人员能按分阶段顺序控制方式启动燃烧。例如:先启动炉膛 吹扫程序,然后进行油系统的泄漏试验,再启动油枪点火程序,等等。在高一级自动方式发生问 题或机组运行状态需要时,应采用这种次一级自动方式。 c) 应提供在各种运行方式(即高一级自动方式、次一级自动方式及就地手操方式)下完善的监 视和联锁功能,包括燃烧器火焰监视功能。 d) 在吹扫、 燃烧器点火和带负荷运行期间, 应控制风箱挡板位置, 以满足合适的二次风分配。 e) 提供冷却风机的控制功能。 2) 设计的 BCS 至少应满足下列要求: a) 应能通过显示器/键盘,完成设备的主要操作。次要的操作通过程控自动完成。 b) 通过显示器画面显示,应提供运行所需的各种运行信息,使运行人员随时都能获得设备各 种运行状态的信息,以便其采用自动顺序控制或在必要时切换至手动控制。应提供手动方式时的 操作指导,这些操作指导应显示出下一步应执行何种操作,及整个操作步骤。操作指导应以图形 方式显示在显示器上,并以显示器上各设备的颜色变化,反映各设备状态的变化。所提供的联锁 功能应有最大的安全性,应在组件失灵或有关设备故障而出现危险时,避免或减少所需的控制操 作。 c) 点火器是以每层 4 个点火器,被分成两个点火器组,又分别与两个燃烧器组相对应成组地
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提供采用最新技术和适合电厂使用且操作灵活的自动化装置,至少应提供两级自动化水

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自动投入运行,是以对应的暖炉油枪开始,按时间顺序自动进行的。也可以成对地手动投入运行。 油枪的点火和熄火,应是成对或分层按时间顺序进行。卖方应按锅炉特性设计各种工况下点火器、 燃烧器的投入与退出的控制程序,且该程序还可进行修改。 d) 在锅炉吹扫、启动和低负荷运行期间,锅炉控制系统应维持 30%的锅炉最低风量。这是通 过同时调节所有辅助风挡板来实现的。这可保证点火时,维持炉膛的过剩空气量和确保点火的燃 烧器周围的合理风速。 e) 在未得到 FSS 的许可条件前,燃烧器控制不应向炉膛投入燃料或点火能量。 f) 在收到 MFT 信号时, 燃烧器控制系统应按指令协同 FSS 快速切断至炉膛的燃料和点火能量。 g) 系统应保证未投入运行的燃烧器和点火枪的安全。 h) 燃烧器控制逻辑应提供点火器、油枪和给粉机、排粉机点火许可条件的自检功能。当检测 到火焰丧失时,燃烧器(煤和油)及点火枪应自动切除。任一个燃烧器火焰丧失,应进行报警,应提 供带逻辑功能的单独的火焰监视,并通过买方认为合适的和安全的方式或程序,切除油燃烧器和/ 或煤燃烧器。 i) 在油枪退出运行后,应对油枪进行清扫,以除去油枪中残剩的燃料。在锅炉跳闸或点火能 量不足时,应闭锁清扫。 j) 在发生 RUN BACK 时,系统应按不同的 RUN BACK 要求,切除一部分投入的燃烧设备,并 监视和控制炉膛燃烧工况,维持规定的负荷。 k) 系统应提供 DAS 所需的事故顺序接点输入信号。 l) 卖方应设计有关点火枪、燃烧器、给粉机、排粉机、粉仓风门挡板及辅机的显示画面。这 些画面应能准确、高效地向运行人员提供启动、投运和控制设备所需的清晰、充足的信息。 3 FSS 的基本要求: 1) 卖方所供的 FSS 应能防止由炉膛内燃料和空气混合物产生的不安全工况。必要时,切 除燃料系统,并避免锅炉受压部分过热。FSS 应通过下列监视和保护功能完成保护动作: a) 监视锅炉和汽轮发电机组的运行工况,并在检测到危及人员和设备安全的工况时,发出主 燃料跳闸(MFT)信号。 b) 当发现危险工况时,应停运一部分已投运的锅炉燃烧设备和有关辅机,快速切除进入锅炉 的燃料量。 c) MFT 发生后,应维持锅炉进风量,以便清除炉膛内、烟道尾部和烟道中的可燃气体。 d) 在 5 分钟吹扫完成及有关许可条件满足之前,应阻止燃料重新进入炉膛。 2) 系统运行要求如下: a) 快速响应跳闸输入信号。 b) 直接切断所有燃料来源。 c) 运行人员通过按钮能直接发出燃料跳闸(MFT)信号。 (硬接线) d) 自动记忆和显示“首出跳闸原因” 。 e) 不许有跳闸信号被旁路。 f) 在允许重新投入燃料和点火前,一个时间可调的吹扫程序应安全地清除所有存在于炉膛和 烟道内的可燃物。 g) 在启动期间,炉膛开始吹扫时,应自动执行油系统的泄漏试验。或当煤在燃烧的同时,发 生了油枪跳闸,应发出油枪单独进行泄漏试验的命令。 h) 应提供一个油系统安全子系统,监视油系统压力。如果燃料发生中断,该系统应关闭油安 全跳闸阀。
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i) 应将 MFT、给粉机、排粉机跳闸和油跳闸的“继电器”状态信息,送至 BCS、MCS、汽机 跳闸系统、报警系统和送、引风机跳闸回路等有关的系统。 j) 应提供某参数逼近其预定危险值时的预先报警功能,以及时地告知运行人员。 4.4.8.2 FSSS 具体功能 1 BCS 具体功能 BCS 应包括下列四个功能: ? 锅炉点火准备 ? 点火枪点火 ? 油枪点火 ? 煤燃烧 1) 锅炉点火准备 a) 应在炉膛吹扫成功后,由运行人员启动锅炉点火准备功能。 b) 将锅炉置于点火准备方式,作为自动启动第一支点火枪的先决条件。此时应复置 MFT,开 启一个建立火焰的最大时间限值的计时器,当在时间限值内不能建立火焰,系统应跳闸,并返回 到吹扫所需的状态。 2) 点火枪点火 在锅炉点火准备方式的许可条件成立时,可允许点火枪投入。此外,应证实点火系统的设备 可用性和系统条件是否满足。 3) 油枪点火 ① 在油枪可投入运行之前,BCS 至少应检查下列许可条件:

a) 锅炉风量达到吹扫值 b) 火焰检测器冷却风压力满足 c) 所有燃烧器阀门关闭 d) 所有摆动燃烧器处于工作位置 e) 风箱/炉膛差压满足 f) 无 MFT 或油系统跳闸等跳闸信号存在 g) 油系统泄漏试验完成 h) 油压满足点火要求 i) 点火系统已准备好 j) 油温正常 k) 任一火焰检测器检测到无火焰 ② 当以上这些最少的许可条件满足时,应在显示器屏幕上显示“允许点燃油枪” ,且当各个 油枪的点火条件满足后,油枪可以投入运行。 ③ 可由运行人员投入点火枪。系统设计应给运行人员提供单个油枪或一组油枪的灵活性。

④ 在运行人员调出相关显示画面,并通过键盘启动一个指定的燃烧器组进行点火时,系统 应能根据时间顺序,开启关断阀并激励点火变压器。油枪被点燃后,点火变压器应被消能。如在 10 秒内某油枪未被证实点燃,应关闭其对应的关断阀,并发出“点火失败”的报警。 ⑤ 许可条件丧失或在指定时间内不能完成运行程序,则应中断此程序。
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⑥ 运行人员应能通过显示器/键盘中断运行程序,停止运行程序的过程应能监视并被证实。 任何一个阀门不能关闭的情况下,应产生一个 “断油不成功”的报警。 ⑦ 就地点火枪操作应受系统逻辑和许可条件的约束, 点火枪跳闸信号应闭锁所有就地操作, 并切断燃料,停运点火变压器。 4) 煤燃烧 系统应提供下列功能: BCS 应对给粉机、排粉机及相关的风门挡板的启/停和开/关、跳闸进行程控和监视。 在启动每一运行步骤之前,系统应确保满足与该步骤相应的许可条件,并在整个启动过程中 满足安全条件。 丧失许可条件或在指定时间内不能完成运行程序,则应中断此程序。 给粉机启动应根据负荷变化自动进行或由运行人员操作。当发生“RUN BACK”时,系统应停 止有关层的给粉机,同时应送出一个信号至 MCS。 2 FSS 具体功能 FSS 的功能,应由下列三个系统完成: · 炉膛吹扫 · 油燃料系统泄漏试验 · 燃料跳闸 当发生跳闸时,启动跳闸的条件和原因以及有关的操作,应满足 FSS 的最低要求。卖方应保 证 FSS 逻辑的完整性。并确保燃烧系统的安全运行。 1) 炉膛吹扫 ① 发生 MFT 后, 应将炉膛和烟道内的可燃混合物吹扫掉, 以便允许重新投燃料点火。 对此, 应提供吹扫时间可调的程序。油燃料泄漏试验是炉膛吹扫程序的一部分。 ② 在启动吹扫前,应满足炉膛吹扫许可条件,内容如下:

a) 应闭锁所有燃料进入炉膛 b) 停运所有提供燃料的设备 c) 没有一次风机运行且控制挡板关闭

d)送风机入口至炉膛、烟道尾部及烟囱的所有挡板打开 e) 送、引风机至少应各有一台在运行 f) 空预器在运行状态,且相应挡板未关 g) 至少应有 30%的风量 h) 炉膛负压在正常限值之内 i) 保持汽包水位正常 ③ 整个吹扫过程均应满足吹扫的许可条件,直至第一支油枪投入点火。

④ 在吹扫过程中,若许可条件中任一条件丧失,均应使吹扫累计时置零。一旦所有许可条 件重新成立,运行人员方可重新启动吹扫程序。 2) 燃料油系统泄漏试验 ① 在炉膛吹扫运行时,油系统泄漏试验子系统应开始进行燃料油系统的泄漏试验。泄漏试 验的目的是证实油系统的各部分是严密的,例如,油系统的安全关断阀和各油枪关断阀之间是密 闭的,如有泄漏应指出泄漏的原因。
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② ③

在炉膛吹扫完成前,应成功地完成油系统的泄漏试验。 油系统泄漏试验应包括下列内容:

a) 在吹扫期间,对油系统的各部分加压 b) 有检测所有泄漏情况的仪表和逻辑 c) 向运行人员提供泄漏试验过程和结果的相应信息和/或报警 d) 泄漏试验的成功完成是炉膛吹扫完成成功的一个条件。 3) 燃料跳闸 应提供多层次的燃料跳闸,以保证只停运少量燃料设备,减少系统不安全因素或锅炉炉膛产 生的不安全工况。应提供油枪跳闸、给煤机、磨煤机、给粉机、排粉机跳闸。在 MFT 时,应切断 至锅炉的所有燃料。 应提供下列情况的燃料跳闸: ·主燃料跳闸(MFT) ·油燃料跳闸 ·给煤机、磨煤机、给粉机、排粉机跳闸 ① 主燃料跳闸(MFT)

MFT 应快速切断所有进入炉膛的燃料, 当发生下列情况时(不限于这些条件), 应发出 MFT 指令: a) 手动 MFT:主控制台上,应有“MFT 动作”和“确认”按钮。 b) 所有送风机跳闸 c) 所有引风机跳闸 d) 炉膛内已投入煤粉燃料时,所有一次风机跳闸 e) 炉膛压力高于或低于设定值(3 取 2 信号) f) 总风量低于设定值 g) 在 MFT“继电器”复归后,在规定时间内炉膛点火失败 h) 没有检测到油枪和煤燃烧器火焰 i) 角火焰丧失 j) 燃料丧失 k) 燃烧器投运不成功 l) 过热器或再热器失去保护 m) 汽机跳闸 n) 发电机跳闸 汽包水位超限 3 秒钟(3 取 2 信号) 火检冷却风丧失 其它必须停炉的条件 当发生 MFT 时,应自动执行下列操作: a) 发出声光报警信号,显示器出现报警显示并打印 b) 油系统关断阀快关 c) 所有点火枪切除并退出
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d) 所有油枪阀关闭 e) 所有给粉机、排粉机跳闸 f) MCS 应得到下列指令: (1) 送风调节切至“手动”状态,以维持二次风量在跳闸前水平。 (2) 引风机入口叶片调整在一个新的开度位置,以调整瞬变的炉膛负压。 (3) 关闭各磨煤机的冷、热风挡板 (4) 关闭过热器喷水调节阀和截止阀 (5) 关闭再热器喷水调节阀和截止阀 g) 所有有关风门挡板置于炉膛吹扫准备位置。 h) 应闭锁吹灰系统的运行,投入运行的吹灰器应退出。 i) 跳闸信号启动炉膛吹扫程序(吹扫时间可调)。完成吹扫时间后,允许停运风机。若在吹扫 时炉膛压力过高或过低,应立即将风机跳闸。 汽机跳闸 发电机跳闸 一次风机跳闸 ② 燃料油跳闸(OFT)

一个 OFT 信号应迅速切断所有油枪的燃料,下列任何一个条件成立,应产生 OFT 信号: a) 油隔绝阀关闭:油系统隔绝阀在打开后又在任何时刻被关闭。 b) 燃料油压力低:所有油系统阀门打开时,燃料油压力低。 c) 所有油系统阀门关闭:任何一个油阀在打开后又被关闭。 d) 运行人员跳闸:运行人员在主控制台上按下油系统隔绝阀“关闭”开关。 e) MFT:任何时刻 MFT 的继电器动作。 当发生 OFT 时,自动进行下列操作: a) 燃料油隔绝阀迅速关闭。 b) 各油枪油阀关闭并退出点火枪。 c) 输出光字牌报警,并在显示器显示和打印。 d) 燃料油回油阀打开。 ③ 给粉机、排粉机跳闸

发生下列工况时,均应使给粉机、排粉机跳闸: a) MFT b) 运行人员的跳闸指令 c) 启动程序失败 d) 一次风量低 e) 二次风量受阻 f) 点火枪火焰丧失, 给粉机启动程序阶段, 点火能量失去, 或投入炉膛的煤粉燃料低于要求。 4.4.8.3 卖方应负责火检系统的组态工作及与锅炉厂的技术配合工作。FSSS 最终组态逻辑应经锅 炉厂认可。
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4.4.9 顺序控制系统(SCS) 顺序控制系统( ) 4.4.9.1 控制范围 顺序控制系统为 DCS 的一部分,应完成锅炉、汽轮机及其辅机系统、发电机/变压器组及厂用 电源系统的启停顺序控制。DCS 应设置子组级启停顺序控制,子组级顺序控制应设置必要的程序 断点,但断点数量不应超过 20 个。 4.4.9.2 基本要求 1 SCS 用于启动/停止下列子组项。一个子组项被定义为电厂的某个设备组,如一台风机及 其所有相关的设备(包括风机油泵、挡板等)。 2 所设计的子组级程控进行自动顺序操作, 目的是为了在机组启、 停时减少操作人员的常规 操作。在可能的情况下,各子组项的启、停在安全的基础上应能独立进行。 3 对于每一个子组项及其相关设备,它们的状态、启动许可条件、操作顺序和运行方式,均 应在显示器上显示出系统画面。 4 在手动顺序控制方式下, 应为操作员提供操作指导, 这些操作指导应以图形方式显示在显 示器上,即按照顺序进行,可显示下一步应被执行的程序步骤,并根据设备状态变化的反馈信号, 在显示器上改变相应设备的颜色。 5 运行人员通过手动指令, 可修改顺序或对执行的顺序跳步, 但这种运行方式必须满足安全 要求。 6 控制顺序中的每一步均应通过从设备来的反馈信号得以确认, 每一步都应监视预定的执行 时间。如顺序未能在约定的时间内完成,则应发出报警,并禁止程序进行下去。如果故障消除, 在运行人员再启动后,可使程序再进行下去。 7 在自动顺序执行期间, 出现任何故障或运行人员中断信号, 应使正在运行的程序中断并回 到安全状态,使程序中断的故障或运行人员指令应在显示器上显示,并由打印机打印出来。 当故障排除后,顺序控制在确认无误后再由运行人员进行启动。 8 运行人员应可在显示器/键盘上操作每一个被控对象。手动操作应有许可条件,以防运行 人员误动作。顺序控制是按命令逻辑顺序进行的,每步都应有检查,在正常运行时,顺序一旦启 动应至结束。在顺序过程中每一步应有指示,在此步完成后自行熄灭,顺序是否完成应有分别的 指示。 9 卖方应提供子组级和执行级控制,操作员应能通过显示器/键盘操作所有设备(如泵、风 机、阀门和挡板等) 。按设备和运行要求,驱动级控制应有联锁。 10 卖方设计的顺控系统,除了满足上述要求外,还应与设备制造厂的要求相适应。 11 设备的联锁、 保护指令应具有最高优先级; 手动指令则比自动指令优先。 被控设备的 “启 动”“停止”或“开”“关”指令应互相闭锁,且应使被控设备向安全方向动作。 、 、 12 保护和闭锁功能应是经常有效的,应设计成无法由操作员站手动切除。 13 SCS 应通过联锁、联跳和保护跳闸功能来保证被控对象的安全。机组的联锁及保护跳闸 功能,包括紧急跳闸均应采用硬接线连接。 14 用于保护的接点(过程驱动开关或其它开关接点)应是“动合型”的,以免信号源失电或回 路断电时,发生误动作(采用“断电跳闸”的重要保护除外)。 15 系统应监视泵和风机马达的事故跳闸状态。 16 对成对的被控设备(如送、引风机的润滑油泵,凝泵等),控制系统的组态应考虑采用不同 的分散处理单元或控制组件(如二进制卡件),以防系统故障时二个被控设备同时失去控制。 17 系统中的执行级应使用可独立于逻辑控制处理单元的二进制控制模件。卖方应在报价中 详细说明其功能。
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18 卖方应设计满足上述要求的所有顺序控制,并且满足设备制造厂设备性能要求和安全要 求。卖方应提供输入、输出隔离继电器柜。 4.4.9.3 具体功能 卖方应根据机组运行特性及附属设备的运行要求, 构成不同的顺序控制子系统功能组和子组, 并至少应提供以下子系统功能组: 1 锅炉功能子组控制项目 1) 锅炉烟风系统功能子组项 ––––空预器 A(B)子组项 该子组项包括空预器主、辅电机,空预器油泵,烟气侧及空气侧的进出口挡板等。 ––––送风机 A(B)子组项 该子组项包括送风机、送风机润滑油系统、进出口风门挡板、风机动叶等。 ––––引风机 A(B)子组项 该子组项包括引风机、进出口风门挡板、冷却风机、除尘器挡板、风机静叶等。 ––––一次风机 A(B)子组项 该子组项包括一次风机进、出口风门挡板。 2) 磨煤机 A(B、C、D)功能子组项 ––––润滑油泵子组项 ––––工作油泵子组项 ––––磨煤机子组项,包括磨煤机、有关风门挡板、煤粉挡板、排粉机等。 ––––给煤机子组项,包括给煤机、煤闸门挡板等。 锅炉排污、疏水、放气子组项 该子组项包括汽包放汽门、连续排污门、定期排污门、锅炉疏水门及锅炉定排程控等。 4) 电动给水泵子组项 该子组项包括电动给水泵、液力偶合器、电动给水泵润滑油泵、出口阀门、前置泵、给水泵 中间抽头阀门、最小流量再循环阀等。 5) 汽动给水泵 A(B)子组项 该项包括汽动给水泵、给水泵小汽机、汽动给水泵控制/润滑油、出口阀门、前置泵、给水泵 中间抽头阀门、最小流量再循环阀等。 2 汽机功能子组控制项目 1)汽机油系统子组项,包括轴承润滑油泵、事故油泵、顶轴油泵、排烟风机等。 2)凝结水子组项,包括凝结水泵、凝结水管路阀门、凝结水再循环门等。 3)凝汽器子组项,包括凝汽器循环水进、出口阀门及冲洗阀门等。 4)凝汽器胶球清洗子组项,包括装球、收球装置及有关阀门等。 5)凝汽器真空系统子组项,包括水环真空泵、管路有关阀门等。 6)汽机轴封系统子组项,包括轴封供汽阀门,汽机本体疏水阀门等。 7)低压加热器子组项,包括低加进、出水阀、旁路阀、低加疏水阀门、紧急放水阀、抽汽逆 止阀、抽汽管路疏水阀门等。每一台加热器为一个顺控功能组。
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8)高压加热器子组项,包括高加进、出水阀、旁路阀、紧急放水阀、抽汽隔离阀、抽汽逆止 阀、高加疏水阀、抽汽管路疏水阀门等。 9)汽机蒸汽管路疏水阀门子组项,包括主蒸汽、再热汽、排汽管路疏水阀门等。 10)辅助蒸汽系统子组项 该子组项包括控制辅汽联箱及各段管道上的阀门打开、关闭和切换等。 11)开、闭式冷却水系统子组项 该子组项包括控制每台开、闭式冷却水泵的启、停及有关阀门的开、关和切换等。 12)汽机旁路子组项(BPC) ,包括汽机旁路管路上电动阀门、减压阀、喷水阀、其它有关阀 门等。 13)除氧器子组项。 14)汽机盘车子组项。 15)低压缸喷水顺序控制功能子组项 16)吹灰控制功能组 卖方应提供锅炉吹灰管理控制。 锅炉吹灰控制由锅炉厂提供的 PLC 实现, 并与卖方 DCS 联网, 卖方提供的吹灰管理程序应能根据机组负荷和锅炉运行状态启动 PLC 内的各种吹灰方案,并能实 现对每一个吹灰器的状态显示和操作。当锅炉处于事故或不稳燃状态时,控制程序应能够闭锁某 些或所有的吹灰程序启动。 17)空调暖通控制功能组 卖方应提供空调暖通系统的管理控制。 通过 DCS 操作员站可以对系统内的每一个设备进行显 示、操作和控制。 18)其它子组项,具体项目和数量在联络会上确定。 4.4.10 电气设备监控系统(ECS) 电气设备监控系统( ) 电气系统中发--变--线路组和厂用电源系统的控制系统作为单元机组 DCS 顺控系统中 的一个子系统(ECS), 要求它有专用的现场采/控装置(包括 I/O 接口)及控制器, 并为可靠的冗余配置。 本工程发电机出口设断路器(GCB) ,不设启动/备用变压器。机组启动时,由主变压器倒送厂用电, 正常启/停机情况下厂用电不切换。两台机组 6KV 厂用母线之间设联络断路器,事故停机时,由两 台机组互相提供停机电源,高压厂用变压器暂按设有载调压考虑。 4.4.10.1 电气监控系统纳入 DCS 的范围 ● 发电机––变压器––线路组(包括发电机励磁系统); ● 高压厂用电源系统; ● 两台机组互为备用高压厂用电源系统(两机公用系统); ● 主厂房低压厂用电源系统(包括 MCC 电源进线); ● 辅助车间厂用电源 6kV 侧开关(公用系统); ● 厂用电源切换系统(包括高、低压厂用电); ● 主厂房高、低压厂用电动机(由热工系统控制); ● 主厂房 UPS 系统(仅监视); ● 220V、110V 直流系统(仅监视); ● 保安电源(柴油发电机仅监视) ; ● 自动同期系统。
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4.4.10.2 电气监控系统的基本要求 1 对于每一个控制对象及其相关设备的状态、启动许可条件、操作顺序和运行方式均应在显示器 上显示系统画面。 2 在手动顺序控制方式下,应为操作员提供操作指导,这些指导应以图形方式显示在显示器上, 即按照顺序进行,可显示下一步应被执行的程序,并根据设备状态变化的反馈信号,在显示器上 改变相应设备的颜色。 3 运行人员可通过手动指令修改顺序或改变运行方式,但这种运行方式必须满足安全要求。 4 控制顺序中的每一步均应通过从设备来的反馈信号得以确认,每一步都应监视预定的执行时 间。如果顺序未能在预定时间内完成,应发出报警,并闭锁操作。如果事故消除,在运行人员再 次启动后,可使程序再进行下去。 5 在自动顺序控制期间,出现任何故障或运行人员中断信号,应使正在进行的程序中断并回到安 全状态,使程序中断的故障或运行人员指令应在显示器上显示,并由打印机打印出来。当故障排 除后,顺序控制在确认无误后再进行启动。 6 运行人员应可在显示器/键盘上操作每一个被控对象。 7 顺序控制是按命令逻辑顺序进行,每步都应有检查。在正常运行时,顺序一旦启动应直至结束。 8 在顺序过程中每一步应有指示,在此步完成后自行熄灭。顺序是否完成应有分别的指示。 9 对于典型设备异常/事故应提出操作指导,自动编制并打印操作票。 4.4.10.3 电气系统监控纳入 DCS 的 I/O 量初步统计表: 此表不包括纳入热工程控系统的主厂房高、 低压用电动机部分,且不含 10%备用 I/O 量。 表一:单元机组部分 序 号 1 2 3 4 5 6 总 计 安装单位 发变组 高压厂变 低压厂用电源 直流系统 保安电源 UPS 模拟量 (AI) 21 12 20 17 12 3 80 10 脉冲量 (PI) 9 1 开关量 (DI) 116 68 100 55 31 11 381 120 8 DCS 输出 量(DO) 32 20 60 小计 备注

178 101 180 72 51 14 596

表二:公用部分 序 号 1 2 安装单位 220kV 线路 互为备用高压厂 模拟量 (AI) 3 18 2 脉冲量 (PI) 开关量 (DI) 39 47 7 DCS 输出 量(DO) 小计 备注

42 74

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用电源 3 4 低压厂用电源 6kV 辅助车间 总 计 15 21 57 2 57 72 215 25 35 67 97 128 341

4.4.10.4 电气系统监控的画面(但不限于以下画面) ● 发电机变压器组画面(要求采用动态画面及动态模拟量显示) ● 发电机励磁系统画面(要求采用动态画面及动态模拟量显示) ● 单元高压厂用电源系统画面(要求采用动态画面及动态模拟量显示) ● 低压厂用电源系统画面(要求采用动态画面及动态模拟量显示) ● 保安电源系统画面(要求采用动态画面及动态模拟量显示) ● 电气公用系统画面(动态画面及动态模拟量显示,要求两机 DCS 上均能监控) ● UPS 系统(静态画面及动态模拟量显示) ● 主厂房 220V、110V 直流系统(静态画面及动态模拟量显示) ● 单元程控 6kV 及 380V 电动机(动态画面及动态模拟量显示) ● 发、变组保护配置及动作成组画面 ● 厂用备用电源保护配置及动作成组画面 ●发电机有功、无功负荷曲线及运行点显示 ●发电机同期画面 ●全厂主接线画面(在值长站显示) 4.4.10.5 电气系统数据处理及性能计算: 1 电气数据处理: ● 监控和监测范围内的参量报警、打印和召唤显示; ● SOE 报警和打印; ● 发电机定子电流、电压、频率、有功、无功、电度量、转子电压及定子铁蕊、绕组温度、 定子绕组出水温度的数据统计表及曲线图; ● 班报表及厂用电率显示及打印; ● 日厂用电率棒状图,按每值显示; ● 6kV 及以上回路(包括电动机)的电度量(有功、无功)统计报表(按每值) 。 2 电气计算项目: ● 发电机有功电度、无功电度累计; ● 厂用电量(每时、每值、每日厂用电量)累计; ● 厂用电率(每时、每值、每日厂用电率)计算; ● 主要电气设备的运行小时数; ● 发电机在各频率段的运行时间累计;
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● 发电机转子热效分析计算。 4.4.10.6 电气系统控制纳入 DCS 后的控制水平要求及控制步骤: 1 总的控制要求: 发电机系统能实现自动程序控制或软手操控制,使发电机由零起升压直至并网带初始负荷, 还能实现发电机自动停机。 对厂用电系统,能按起动/停止阶段和正常运行阶段的要求实行程序控制或软手操控制,实现 由工作到备用或由备用到工作电源的程序切换或软手操切换,保证机组安全运行或正常开、停机。 能实时显示和记录(其中包括事故顺序记录)发变组系统以及厂用电系统的正常运行、异常 运行和事故工况下的各种数据和状态,并提供操作指导。 对两台机组公用的厂用电源设备,能分别在两台机组 DCS 中进行监控,但互为闭锁(如采取 设置优先权等措施) ,以保证其控制命令的唯一性,即在同一时间内只允许一套 DCS 系统对公用设 备起控制作用;但只要有一台单元机组运行,公用设备的监控都是有效的,并且也不因公用系统 而将两套 DCS 耦合在一起。 单元机组停运时,DCS 仍能对厂用电系统进行监视和操作,即与之相关的监控设备有可能是 不停运的。 所有由 DCS 操作的单个断路器(包括发电机隔离开关) ,除具有必要的联锁功能外,还有必要 的闭锁措施,防止误操作;开关设备的控制电源、控制回路的完好性等均得到监视。 电气设备的安全操作,必须得到充分的满足,卖方除满足上述基本要求外,要根据自己的经 验,提出诸如事故处理的操作指导画面、正常操作的指导画面或语句、操作的预先检验并闭锁(只 能对指定的操作项目操作时才有效――即实现操作票功能)以及其它防止误操作的功能。 控制功能组划分:DCS 除有锅炉、汽机及热力系统的顺控功能组、子组项外,还至少需设如 下电气系统的功能组或子组: 发~变组启、停功能组 高压厂用工作电源功能子组 高压厂用备用电源功能子组 低压厂用电源功能子组 2 机组的启停机控制(在设计联络会上最终确定) 1) 发电机控制概述: ● 发电机控制应能执行发电机-汽轮机整体自动或半自动程序控制或通过键盘和鼠标软手 操顺序控制,使发电机机组实现由零起升速、升压直至并网带负荷;实现发电机变压器组的正常顺 序停机或软手操停机。 ● 自动准同期:当自动准同期条件满足,AVR 投入,汽机转速大于 2950r/min,发电机断路 器在断开位置,自动准同期投入等条件成立,通过 AVR 自动调压及 DEH 调频,当频率、电压满足 同期条件时,由 ASS 发出断路器合闸指令。自动准同期装置由电气专用装置(ASS)实现,DCS 应 与之通讯,并留有操作窗设置机组同期画面。 2) 励磁系统控制概述: 励磁自动调节由电气专用微机型装置(AVR)实现,DCS 应留有操作窗。DCS 与 AVR 接口主要 功能应包括:设置 AVR 运行方式,如自动/手动运行、双通道工作/备用的设定等;机组顺控并网时 设置 AVR 起励方式;机组运行过程中通过 AVR 调节机组无功功率;实时监视 AVR 运行状态。 3) 机组程序启停方式 由运行人员从操作员站将功能组选为自动方式。
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在功能组自动方式下,操作人员通过操作员站发出指令,启停该功能组。 4) 机组的启动程序 ① 在启动阶段,当接到上述任一启动指令,DCS 将所有必要设备投入工作,氢、油、水系 统压力正常,通过 DEH 操作调节发电机转速达到 2950r/min,且满足发电机断路器(GCB)处隔离 开关闭合(接地刀断开) 、发电机断路器断开、6KV 母线备用断路器断开、发电机和主变压器保护 跳闸继电器复位等条件,程序发出指令投入 AVR 及发电机磁场开关。 ② 当发电机电压达到额定电压,程序发出指令投入发电机自动准同期装置(ASS) 。 ③ ASS 控制 AVR 调压、DEH 调速,ASS、AVR、DEH 三者实现有机的调节,当达到并网条件 时, ASS 发出合闸指令, 使发电机断路器合闸, 从而完成发电机的同期并网操作。 ASS 并网过程中, 可设置人工干预断点,根据 ASS 返回的发电机电压已建立的信号,由运行人员确认(通过操作员 站)后,程序再发出指令给 ASS,由 ASS 完成发电机的同期并网过程。启动程序结束。 5) 机组的停止程序 ①机组负荷减至最小,程序发出指令跳开发电机断路器。 ②发出减小电压指令给 AVR。 ③当发电机电压等于 0 时,跳开发电机磁场开关。 ④停机程序结束。 6) 其它 ① 发电机自动准同期并网逻辑功能在 DCS 中实现,ASS 与 DCS 通讯接口,在 DCS 的显示器 上设置同期画面。不考虑设置手动准同期装置,仅在机组启动程序中设置人工确认投入 ASS 的断 点,显示器画面上设投入 ASS 的按纽供软手操用,以作为人工干预的手段。DCS 有防止机组非同 期合闸的闭锁措施。 ② AVR 与 DCS 有通讯接口,AVR 为数字式调节装置,DCS 对 AVR 至少有以下几种选择和操 作功能: 选择自动调压方式 选择手动调压方式(即通过键盘或鼠标调压) 自动或手动投切 PSS(电力系统稳定器) 升压、降压命令 3 高压厂用电源系统控制 1) 高压厂用电源系统控制概述: ● 在 DCS 接受手动合闸命令后,且合闸条件满足,并鉴定厂用变压器无故障时,方可手动 合闸,否则闭锁合闸。 ● 高压厂用电源自动切换装置由电气专用装置实现,DCS 应留有操作窗,以实现高压厂用 电源的正常和事故切换。 ● 高压厂用变压器的有载分接开关应能在操作员站上遥控调节,分接头位置应能在显示器 上显示。 2) 高压厂用电源功能组控制项目: ① 高压厂用工作电源功能子组项 高压厂用工作电源 A、B 段进线断路器 厂用电源切换装置(ABT) 高压厂用工作电源 A、B 段备用电源进线断路器
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② 高压厂用备用电源功能子组项 两台机组高压厂用电源 A、B 段互为备用电源进线断路器 3) 高压厂用电源系统的控制功能: 分别对工作电源和备用电源进行软手操控制,即实现投入和退出。 高压厂用电源正常及事故切换均通过厂用电源自动切换装置(ABT)完成 正常切换时,由 DCS 发出命令至 ABT 进行备用电源与工作电源间的相互切换。 在工作电源故障时,厂用电源自动切换由 ABT 实现,DCS 留有操作窗,并记录 ABT 装置完成 的由厂用工作电源向备用电源快速或慢速切换的结果。 软手操实现对高压厂用变压器的有载调压分接头的调整控制。 4 低压厂用电源系统控制: 1) 低压厂用电源控制概述: 低压厂用电源控制对象包括:低压厂用工作变、低压厂用公用变、照明变、辅助车间厂用电 源 6kV 开关及主厂房 380V PC 段分段断路器和馈线断路器、保安电源等。保安负荷的投入由 DCS 实现分批投入。 2) 低压厂用电系统控制功能: 对低压厂用电系统实现软手操控制的投入或退出; 正常运行时能软手操进行备用电源与工作电源间的互相切换; 0.38KV 低压厂用电源具有工作电源事故跳闸后备用电源自动投入的功能,并有必要的闭锁逻 辑。即在工作电源故障时,自动程序完成工作电源至备用电源的切换; DCS 监控的 380V 保安电源工作进线断路器应考虑有同期功能。 软手操实现对照明变的有载调压开关的调整控制; 软手操实现辅助车间厂用电源 6kV 开关的控制。 5 以上高、低压厂用电源系统功能子组项的划分为初步方案。待在设计联络会时再予以进 一步的明确。 4.4.10.7 其它 1 保留的后备硬手操(设在 OIS 站操作台上) 发电机断路器紧急跳闸按纽(双接钮) 发电机磁场开关跳闸按纽(双接钮) 柴油发电机组的启动按钮 2 电气专用装置及其接口 以下设备采用电气专用装置,由买方负责供货,DCS 需配置其接口并编程。 继电保护(包括单元机组保护及厂用电源保护) 发电机自动电压调整器(AVR) 自动准同期装置(ASS) 6KV 厂用电源自动切换装置(ABT) (380V 电源系统的切换需全部由 DCS 程序完成) 高压厂用变压器有载调压装置控制系统 6kV 电量计量及保护管理系统的接口
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220kV 微机系统保护的接口 3 DCS 投入与厂用电受电的工期配合问题 厂用电源控制纳入 DCS 后,由于不设独立于 DCS 的硬手操,而按以往电厂施工运行经验,在 倒送厂用电时 DCS 一般尚未投运,此时主变压器、高压厂用变压器、6kV、380V 厂用电源的操作无 法实现,故要求 DCS 供货、调试及投运在工期上予以配合,在厂用电设备安装调试的同时,开展 DCS 的安装调试,特别是与厂用电有关的子系统的调试,使其投运在倒送厂用电之前,以满足电 气倒送厂用电、厂内各工艺系统的分部试运行的要求。 4.4.11 DCS 公用网络 对于两台机组的公用系统(包括电气公用系统、压缩空气系统、集中空调系统、循环水泵房 系统等) ,采用 DCS 公用网络进行控制。除了在循环水泵房就地设一个操作员站(配置要求同机组 操作员站,同样要求提供值班用桌椅) ,作为调试和维护用,公用网络不再设置操作员站,而在单 元机组操作员站实现监控。公用网共用单元机组的工程师站。卖方 DCS 的设计应考虑必要的切换 功能,以便当一台机组停运时,另一台机组的运行人员能对公用系统进行监控,并采取可靠的措 施,确保任何时刻只能在一处发出操作指令。当公用系统的信号报警时,在每台机组上均能监视。 同时不应因公用系统的存在,使两套 DCS 耦合在一起,也不应因使用了网络接口而影响 DCS 的任 何性能。卖方还应考虑当一台机组 DCS 全部失电时,不应对公用网络造成任何影响。卖方在投标 书中应专题说明为满足上述要求而在系统通讯、网络配置、电源供给等方面采用的具体方案。

5

包装、运输和储存

5.1 卖方对每一件设备均应严格执行原设备制造商推荐的维护建议,以确保设备在装运时完好如 初。 5.2 卖方应包装所有供货设备(包括备品备件) ,以使设备免遭污染,机械损伤和性能下降。 5.3 设备制造完成后,若未及时包装的,应得到切实的防护,使之不受污损。 5.4 装运期间,设备的里里外外均应保证清洁,并套上防水塑料薄膜。 5.5 所有设备均应分别包装、装箱或采取其它防护措施,以免设备在运输过程中散失、损坏或被 盗。 5.6 在包装箱外,除了外面通常贴有装箱清单外,箱内还应有一张详细的装箱清单。同时在包装 箱外还应有运输作业标志(包括防潮、防震、放置位置方向、重量、重心和起吊点)和发货标志 (出厂编号、箱号、发货站(港) ,目的站(港) ,体积(长×宽×高) ,设备名称,发货单位,收 货单位)以及买方的订货号、发货号及相应的设备安装位置,安装方向。

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附件二 供 货 范 围
1 一般要求

1.1 本附件规定了合同设备的供货范围。卖方保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的 和安全可靠的,且设备的技术经济性能符合技术文件第一章的要求。 1.2 卖方应按各功能系统(MCS、SCS、FSSS、DAS、ECS、FSSS 就地设备)提供详细供货清单(并 考虑地理位置分散的影响) ,清单中依次说明型号、数量、用途、产地、生产厂家等内容。 对于属于整套设备运行和施工所必需的部件,即使本合同附件未列出和/或数目不足,卖方仍 须在执行合同时补足。 1.3 除有特别注明外,所列数量均为单元机组整个系统所需(包括公用网络) 1.4 卖方应提供所有安装和检修所需专用工具和消耗材料等, 并在投标文件中提供详细供货清单。 1.5 提供的随机备品备件和三年运行所需的备品备件均应免费,单独装箱,单独交接,并在投标 书中给出具体清单。 1.6 提供所供设备中的进口件清单。 1.7 卖方提供的技术资料清单见技术文件第三章。

2

供货范围

2.1 DCS 供货范围界限划分 2.1.1 卖方应提供满足本规范书要求所必须的 DCS 全套硬件设备、 软件和各项服务。 具体指以 DCS 至现场电缆信号端子(DCS 端子柜)为界之内的全部设备(包括附件、预制电缆、I/O 通道、柜体等)及 FSSS 就地设备。 2.1.2 以电源进线柜总接线端为界所有 DCS 系统内供电(配电)设备和预制电缆(包括接地系统总接 地排设在总电源柜内及系统内各柜至总接地排之间的接地电缆)。 2.1.3 人机接口设备(操作员站、工程师站、硬手操)还应包括整体台及有关附件,所有操作员站 和工程师站及服务器所用计算机均提供三年免费质保,终身维护。 卖方应提供所有与 DCS 系统接口的控制系统在 DCS 系统侧的接口设备(包括硬件、软件) , 所有接口所需的电缆、光缆均属卖方供货范围,长度由卖方按实际需要足量供货,不增减费用。 卖方应提供本规范书要求的全部外围及附属设备。

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设备供货清单
单台 序号 1 名称 操作员站 DELL 工 作 PRECISION370MT 21〃液晶显示器 100M 网卡 MACS 专用薄膜键盘 2 工程师站 DELL 工 作 PRECISION370MT 17〃液晶显示器 100M 网卡 便携机 3 值长站 DELL 工 作 PRECISION370MT 21〃液晶显示器 100M 网卡 4 站 PIV2.8G/512/80G/CD VP211B PILA8470 台 台 块 1 1 1 1 1 2 中国 DELL 中国 优派 中国 INTEL 站 PIV2.8G/512/80G/CDRW 台 台 PILA8470 IBM T42 块 台 1 1 1 1 2 2 2 1 中国 DELL 中国 DELL 中国 INTEL IBM 站 PIV2.8G/512/80G/CD VP211B PILA8470 FB007 台 台 块 块 4 4 4 4 1 1 1 1 9 9 9 9 中国 DELL 中国 优派 中国 INTEL 中国 和利时 规格型号 单位 数量 公用 数量 总计 数量 产地 生产厂家

通讯站(一联会确定 通讯站 一联会确定) 一联会确定 通讯专用主机 GX280/鼠 标/键盘 PIV2.8G/256/80G/CD 100M 网卡 通讯卡 PILA8470 8 口 C168HS

台 块 块

3 3 3

1 1 1

7 7 7

中国 DELL 中国 INTEL 台湾 MOXA

5

SIS 通讯网关(一联会上确定具体类型 更换单向隔离装置不引起费用的变化) 通讯网关(一联会上确定具体类型,更换单向隔离装置不引起费用的变化 更换单向隔离装置不引起费用的变化) 通讯专用主机 GX280/鼠 标/键盘 台 PIV2.8G/512/80G/CD 1 2 100M 网卡 块 PILA8470 2 4 硬件防火墙 台 Xeon2.8 双/1G/36G/CD 台 1 2 2 2 2 2 4 4 2 2 系统服务器 DELL 服务器 PE1800 服务器专用网卡 服务器专用网卡

中国 DELL 中国 INTEL 中国 中国 DELL 中国 INTEL 中国 DELL 中国 INTEL

6

块 PWLA8490T PIV2.8G/512M/36G/CD 台 DELL 服务器 PE400SC PWLA8470T 块

7

历史数据站 DELL 服务器 PE2800 服务器专用网卡 Xeon2.8 双/1G/80G/DVD ±RW 台 PWLA8490T 块 2 2 4 4 中国 DELL 中国 INTEL

8

网络设备(由一联系确定是否选 网络设备(由一联系确定是否选多模还是单模,根据需要增加光口数量,不引起费用的变化) ) 49 口智能以太网百兆数 据交换机 3C17302(有光口) 台 中国 3COM 2 2 6 17 口智能以太网百兆数 据交换机 3C16470(有光口) 台 中国 3COM 2 4 8 口智能以太网千兆数 据交换机 台 中国 3COM 3C16477 2 4
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四芯铠装光缆 9 打印机 HP 黑白激光打印机 HP 黑白激光打印机 HP 彩色激光打印机 10 辅助机柜 配电柜(含附件) 主机柜 继电器柜 继电器电源 MFT 继电器 11 辅助盘台及设备 不锈钢值长操作台 工程师台 工程师坐椅 打印机台 不锈钢操作员台 硬手操设备 音箱 操作员台 12 GPS 装置 GPS 接受机 GPS 天线 13

AMP HP LJ5500SE HP LJ1012 HP LJ5550 2100x800x650mm 2100x800x650mm 2100x800x650mm 4NIC-Q288(24V/6A)*2 MM4XP

米 台 台 台 台 台 个 个 只 套 个 把 个

800 1 2 1 1 2 1 1 15

950

2550 2 4 2

中国 泰科国际 中国 HP 中国 HP 中国 HP 中国 许继结构 中国 许继结构 中国 许继结构 中国 朝阳电源 中国 OMRON 中国 许继 中国 许继 中国 中国 许继 中国 许继 瑞士 EAO 中国 中国 中国 北斗星通 中国 北斗星通

1 1 1 1

3 5 3 3 30

1 2 2 3 1 15 1 1 1 1

1 4 4 6 2 30 3 1 1 1

4800x1000x750mm 按钮

套 个 套 套

SUPERSTAR

台 根

现场控制站(卡件数量暂定如下,以硬件冻结为准,可按实际配置调整供货,不引起费用变动) 现场控制站(卡件数量暂定如下,以硬件冻结为准,可按实际配置调整供货,不引起费用变动) MACS 模件柜 个 中国 许继 2100x800x650mm 20 4 44 MACS 端子柜 冗余主控器单元 主控机笼 电源模块 24VDC/5A 电源模块 48VDC/5A DP 总线终端匹配器 DP 总线重复器模块 DP 总线重复器端子 8 路 RTD 输入模块 8 路 RTD 端子板 8 路 TC 输入模块 8 路 TC 端子板 热偶冷端补偿板 8 路 AI 输入模块 8 路模拟量端子板 8 路 AO 输出模块 8 路 AO 端子板 8 路 PI 输入模块 2100x800x650mm FM801 FM301 FM910 FM920 FM192-TR FM1201 FM1303 FM143A FB1430 FM147A FB1470 FB1471 FM148 FB1482 FM151 FB1510 FM162 个 对 个 个 个 个 块 块 块 块 块 块 个 块 块 块 块 块 块 块
52

28 20 20 80 40 40 20 20 54 54 145 145 58 128 128 27 27 7 7 206

6 4 4 16 8 8 4 4 11 11 11 11 3 42 42 5 5 1 1 40

62 44 44 176 88 88 44 44 119 119 301 301 119 298 298 59 59 15 15 452

中国 许继 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时

8 路 PI 端子板 FB1620 16 路触点型开关量输入 模块 FM161

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16 路触点型开关量输入 模块(SOE) FM161-SOE 16 路 DI 端子板 FB1610 16 路 DI 查询电压分配端 FM931 子板 16 路 D0 输出模块 16 路 D0 端子板 模块端子连接底座 对时集线器 朝阳电源 电流隔离器 METS 14 软件 Windows 2000 Server OEM Windows 2000 Professional OEM FacView ConMaker 控制器运行软件 防病毒软件 性能计算软件 15 智能采集前端 智能采集前端 华东电站 模拟量前置机 通讯电缆 16 FSSS 火焰检测器 光纤及导管 火检柜 冷却风系统 IDD-II IDCB-4E/DR/Y DYVP-2×0.75 FM171 FB1710 FM131-C-A FM197 4NIC-QQ150 WS15242

块 块 块 块 块 块 块 个 个 套

19 225 19 146 146 731 2 2 30 2 21 21 115 40

38 490 38 317 317 1577 4 2 60 4

中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时 中国 朝阳电源 中国 维盛科技

中文版本 中文版本
操作员站监控 对控制算法组态 I/O 站运行 网络版

套 套 套 套 套 套 套

4 10 5 1 18 1 1

2 1 1 3

10 21 11 2 39 1 1

美国 微软 美国 微软 中国 和利时 中国 和利时 中国 和利时

个 米

34 2000 36

68 4000 72 72 2 2

中国 华东电站 中国 华东电站 美国 FORNEY 美国 FORNEY\ 美国 FORNEY 进口

套 只 套

36 1 1

2.3 专用工具 2.3.1 卖方应提供所有便于维修和安装 DCS 所使用的专用工具 2 套。专用工具至少应包括下列项 目: ––––专用测试工具/仪器 ––––专用工具、夹具、卡具 2.3.2 专用工具表格如下: 专用工具表

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分散控制系统(DCS)

编号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2.4 备品备件

项目名称

规格型号

单位

数量

产地

制造商

起拔器 尖嘴钳 尖嘴镊子 克丝钳 驳丝钳 偏口钳 十字改锥 一字改锥 电烙铁 万用表 压钱钳 吸锡器 无感改锥 电信号笔 杀毒盘 工具箱 防静电手环
笔记本电脑 RJ-45 压线钳 IBM T42

个 个 个 个 个 个 个 个 个 个 个 个 个 个 个 个 个
台 把

2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
7 2 IBM

2.4.1 卖方应保证备品备件长期稳定供货。对主要设备或与主设备功能相同并接插兼容的替代品, 其备品的供货期至少是设备验收后二十年或该设备退出市场后五年(二者之中取时间长的一种),备 品备件价格不涨价。当卖方决定中断生产某些组件或设备时,应预先告知买方,以便买方增加这 些设备的备品备件。 2.4.2 卖方应对所供 DCS 进行在线联调、现场可利用率测试以及三年运行和维护所必需的备品备 件清单提出建议和报价。 2.4.3 投标书中应列出推荐的备品备件清单, 并有详细的说明, 以便买方了解这些备品备件用于哪 些具体项目上。 2.4.4 卖方用于 DCS 的标准组件如有改动,则编制备品备件清单时应作修改。 2.4.5 卖方应提供备品备件的保管资料,如存放期限、是否需干燥剂等。 2.4.6 所有备品备件的一些主要部件(如印刷电路板)在发运前都应进行测试, 以保证在 DCS 中正常 运行。 2.4.7 每一种类的模件,至少应有 10%(至少一块模件)的随机备品备件。 2.4.8 商业运行前及质保期内损坏的模件或设备由卖方无偿提供,且不计入随机备品备件。 2.4.9 卖方应对易耗品、随机备品备件、三年运行和维护必需备品备件清单分别单独列表,表格如 下: 随机备品备件清单 编号 项目名称 规格型号
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单位

数量

产地

制造商

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分散控制系统(DCS)

编号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32

项目名称
专用键盘 过程控制器(DPU) 8 路 RTD 输入模块 8 路 RTD 端子板 8 路 TC 输入模块 8 路 TC 端子板 热偶冷端补偿板 8 路 4~20mA 输入模块 8 路 4~20mA 端子板 8 路模拟量输出模块 8 路 AO 端子板 8 路 PI 输入模块 8 路 PI 端子板 16 路触点型开关量输入模块 16 路 触 点 型 开 关 量 输 入 模 块 (SOE) 16 路 DI 端子板 16 路 DI 查询电压分配端子板 16 路开关量输出模块 16 路 D0 端子板 模块、端子板连接底座 SOE 校时集线器 DP 总线重复器模块 DP 总线重复器端子块 DP 总线终端匹配器 电源模块 24VDC/5A 电源模块 48VDC/5A 保险管 0.1A 网卡 网卡 电流隔离器 MFT 继电器
火检器

规格型号
FB007 FM801 FM143A FB1430 FM147A FB1470 FB1471 FM148 FB1482 FM151 FB1510 FM162 FB1620 FM161 FM161-SOE FB1610 FM931 FM171 FB1710 FM131-C-A FM197 FM1201 FM1303 FM192-TR FM910 FM920 4×20mm 百兆 千兆 WS15242 MM4XP

单位
个 对 块 块 块 块 个 块 块 块 块 块 块 块 块 块 块 块 块 块 个 块 块 个 块 块 盒 块 块 个 只 个

数量
1 5 11 11 30 30 11 31 31 6 6 3 3 45 4 49 5 31 31 50 1 4 4 6 17 9 2 2 1 3 3 2

产地 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 中国 美国 美国
中国 中国 美国

制造商 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 和利时 INTEL INTEL 维盛科 技
OMRON

FORNEY

注意:卖方随机提供上述三年备品备件,计入投标总价。 易耗品 1 2 3 4 5 2.5 打印纸 打印纸 硒鼓 CD-R
DVD±R

A4 A3 HP

盒 盒 套 片 片

1 1 3 5 5

2 2 6 10 10

中国 中国 美国 HP 进口

进口件清单

主要进口设备(部套) 主要进口设备(部套)表 名称 编号 1 煤火焰检测器

规格/型号

单位 套
55

数量 72

产地

制造商

进口关号

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分散控制系统(DCS)

火检冷却风机



2

3


1) 2) 3) 4)


2.1~2.5 供货范围卖方应作出供与不供的肯定答复和报价,卖方不得在中标后单方面予以 改变,并用提供的表格提供细化清单; 进口设备卖方在选定进口厂家时,须经买方认可同意。 卖方提供随设备附带的所有技术资料。 有其它方面的内容由卖方补充。

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附件三 供货进度表
1、概述 、 1.1 交货时间均为货物到达湖南省常德市桃源县盘塘镇创元电厂工地现场买方指定地点的时间。 交 货时间将作为此次招标的重要评价指标,请卖方尽量提前交货,满足施工进度的要求。 1.2 交货地点:湖南省常德市桃源县盘塘镇创元电厂工地买方指定地点。卖方如果需要查看运输现 场,买方可以配合。 2、交货进度表 、 2.1 设备的交货顺序要满足工程安装进度的要求。 2.2 交货进度表如下:

交 货 进 度 表
1#机组(含公用部分) 2#机组 数 量 交货时间
2006.07.01 2006.07.01

序 号

设备/部件名称、型号

发运地点

数 量

交货时间
2006.04.01 2006.04.01

重量

重量

1 2

分散控制系统(DCS) FSSS 就地设备

2.2.1 专用工具交货进度表随分散控制系统交货。 2.2.2 备品备件交货进度表随分散控制系统交货。 2.2.3 专用工具中笔记本在合同签订后一个半月内交货。

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附件四 技术资料
1 一般要求

1.1 卖方提供的资料应使用国家法定单位制即国际单位制,语言为中文。 1.2 资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰、完整,满足工程以 及检修需要。 1.3 卖方资料的提交应及时充分,满足工程进度要求。在合同签订后30天内给出全部技术资料清 单和交付进度,并经买方确认。 1.4 卖方提供的技术资料分为投标阶段,配合工程设计阶段,设备监造检验,施工调试试运、性 能验收试验和运行维护等四个方面。卖方需满足以上四个方面的具体要求。所有应提供的技术资 料,均应同时提供2份电子版文档。 1.5 对于其它没有列入合同技术资料清单,却是工程所必需的文件和资料,一经发现,卖方也应 及时免费提供。如本期工程为多台机组(设备)构成,后续机组(设备)有改进时,卖方应及时免费提 供新的技术资料。 1.6 卖方提供的所有图纸必须完全符合所供的系统,并及时反映出目前工程设计进度,卖方提供

的所有资料应加盖公章并标有“湖南创元电厂工程施工图专用资料”标识并应装订,资料应标明修 改的版本号和日期,修改处应有明显的标记。 1.7 本技术文件列出的所有文件,卖方应同时提供12套给买方,其中2套应直接发给湖南省电力勘 测设计院。此外,卖方还应提供5套储有系统最终组态的光盘以及系统支撑软件给买方。 1.8 卖方应负责协调并安排与其他承包商所供控制系统间的接口资料交换进度。 1.9 卖方应在合同草签后15天内,提供给买方6套技术资料以满足工程施工图设计的需要。 1.10 卖方应在合同草签后15天内,提供给买方4套系统说明资料以满足提前学习的需要,并提供 相应软件。

2

资料提交的基本要求

2.1 在投标阶段提供的资料 2.1.1 本技术文件第二章设备供货清单 2.1.2 根据本技术文件第二章设备清单供货提供系统的配置图 2.1.3 DCS 技术数据汇总表(不仅限于此表) 系 统 技 术 项 目 技术数据 执行标准 备 注

整个系统耗电量(kW)/电源负 荷裕量(%)

29kW/35%

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操作员站: 监 视 控 制 级 网 络 CRT 尺寸、分辨率、色彩、刷新 率、显存 站用主机主频、内存、硬盘容量 操作员站最繁忙时 CUP 负荷率 操作系统 系统容纳最大标签量 画面对键盘响应周期 画面上数据刷新周期 键盘指令到通道板输出和返回信 号从通道板输入到 CRT 上显示 的总时间 工程师站、历史站: CRT 尺寸、分辨率、色彩、刷新 率、显存 站用主机主频、内存、硬盘容量 操作系统 系统容纳最大标签量 编程语言、组态方式 历史站存储机组数据时间 历史站硬盘容量 操作员站画面数量: 棒状图数量 成组显示数量 趋势显示数量 模拟图数量 报警显示数量 其它标准显示画面数量 报表和记录 21 英寸、1600*1200 液晶显示器 PⅣ2.8G/512M/80G WIN2000 10 万点 图形化组态 一个月 80G 不大于 512 幅 不大于 512 幅 不大于 512 幅 不大于 512 幅 不大于 512 幅 不大于 512 幅 不大于 512 幅 不大于 512 幅
59

21 英寸、1600*1200 液晶显示器 PⅣ2.8G/512M/80G 不大于 40% WIN2000 10 万点 不大于 1S 500ms 不包括执行器 动作时间

不大于 2S

按最大标签量

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班报表/日报表/月报表 成组打印 事故追忆打印 事故顺序记录 趋势记录 操作员操作记录 历史数据记录 网络通讯 网络型式、网络标准、通讯速率 通讯介质、通讯协议 最繁忙时通讯总线负荷率 网络最多支持节点数 网络接口设备型式 对外接口型式 处理器性能: 控制处理器型式 控制处理器主频 控制处理器内存 对数字量控制的最快处理周期 单 元 机 组 过 程 控 制 级 网 络 对模拟量控制的最快处理周期 控制处理器数据更新时间 控制处理器最繁忙时,CPU 负荷 率 冗余控制器切换时间 I/O 性能: I/O 裕量(I/O 点裕量、考虑规范 书中要求因素后裕量分列)

随时打印 随时打印 随时打印 大于 3000 点 大于 3000 点 大于 3000 点 大于 3000 点

以太网、千/百/十兆 双绞线/光纤、 TCP/IP 不大于 10% 256 个 3COM 交换机 以太网/串口 按接口分列

INTEL DX4 100M 32M 50 ms 50 ms 默认 250ms 小于 40% 不大于 10 ms

大于 10%

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普通卡件对模拟量的一般扫描速 度 普通卡件对模拟量的最快扫描速 度 普通卡件对数字量的一般扫描速 度 普通卡件对数字量的最快扫描速 度 快速采集卡件的最低扫描速度 SOE 分辨力 每个 A/D 转换所带模拟量点数 模拟量输入隔离方式 数字量输入防抖措施 驱动器卡件性能说明 控制继电器型式规范、产地 控制继电器触点容量、触点型式 网络通讯:

250ms

250ms

250ms

50ms 50ms 不大于 1ms 1 变压器隔离和光电隔 离 滤波

欧姆龙 5A

网络型式、网络标准、通讯速率

逻辑结构总线型 /PROFIBUS-DP/100 M 五类双绞线或光纤 10KM 512 不大于 10% 以太网

通讯介质、通讯协议 网络接点间最大允许距离 网络最多支持节点数 最繁忙时通讯总线负荷率 公用网络与单元机组网络连接型 式 值长网与公用网络、单元机组网 络连接型式 远程 I/O(站)与网络连接型式 网络接口设备型式

以太网 串口 3COM 交换机 按接口分列

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对外(其它系统)通讯接口型式 控制机柜防护等级/有无空调通 风措施/外部环境要求: 电子设备间 汽机房 锅炉房 其它厂房 优化控制应用软件包使用后可保 证的效果

串口 IP52 防静电/温度低于 45 度

按接口分列

软件运行稳定

说明: ● ● 卖方应按照要求如实填写可以保证的技术参数。 卖方应根据备注中的特殊要求按实际填写或分项列出。

2.2 配合工程设计的资料与图纸 卖方应及时提供满足工程设计的下列资料和图纸 2.2.1 合同签字后,卖方应在 30 天内提出一份在合同期间准备提交买方审查、确认或作参考的文 件和图纸清单。清单应包括需由买方确认的图纸、进度和文件,并准备一份有关合同情况的详细 工作报告。 2.2.2 技术协议签订后,卖方应在 10 天内提出一份给设计院做为施工图设计依据的图纸、文件清 单,清单应包括图纸文件名称、图纸文件内容、各版次提交时间以及最终版提交时间。该清单应 由设计院确认。图纸文件项目和提交时间应能满足买方施工图设计进度和深度的要求。 2.2.3 硬件资料 2.2.3.1 卖方提供的资料应包括涉及所有系统部件的安装、 运行、 注意事项和维护方法的详细说明, 此外还应包括所购设备的完整设备表和详细指南。与设备表相对应的设备项目代号应在所有相关 图纸上表示出来,卖方还应根据要求提供其设备代号与市场上可买到的该设备型号间的参照表。 2.2.3.2 卖方至少应提供下列手册和图纸 a) 系统硬件手册 b) 系统操作手册 c) 系统维护手册 d) 系统组态手册 e) 构成系统所有部件的原理图 f) 内部布置图 g) 符合买方要求格式的外部连接图,图上应有电缆编号和端子编号 h) 每只机柜、操作台的总布置图,这些图中应标明各模件和组装件的编号,并包括正视图、 后视图、开孔图、总尺寸及开门所需的净空距离 i) 所有控制和调整装置在维护时所需的校验曲线
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j) 所有卖方外购设备手册 k) DCS 使用的一些特殊机械设备详图 l) 安装步骤、包括装配细节、设备散热和设备重量等 m) 材料清册 n) 所有外围设备的样本(包括 CRT、键盘、打印机等) o) 系统接地手册 p) 电源系统图及接线图 2.2.3.3 系统投运后卖方应提供系统最终逻辑图、SAMA 图,并装订成册。 2.2.3.4 系统投运后卖方应提供系统最终组态图,并装订成册。 2.2.4 软件资料 2.2.4.1 卖方应提供足以使买方能够进行检查和修改的所有系统程序和组态文件, 这些文件包括打 印出来的程序,并装订成册。 2.2.4.2 系统投运后卖方应提供软件最终组态文件,并提供软件成品。 2.2.5 用户手册 卖方应提供适合于用户工程师使用的、高质量的用户手册。这些手册应既可用作教材,又可 用作参考手册,内容至少应包括: ·CRT 和键盘用户手册 ·图形手册 ·试验、检查、故障检修及投运的步骤 ·系统调试手册 2.2.6 控制逻辑文件 卖方应提供适合于没有计算机专业知识的控制工程师使用的高质量文件。 控制逻辑文件应清晰完整,并包括下列内容: a) 控制原理图的定义和说明,包括对每一张 SAMA 图和逻辑图所作的说明。 b) 所有回路的 SAMA 图,应在图上标出与之相关的联锁和许可条件所在逻辑图的对应编号 和注释。 c) 包含联锁和许可条件的逻辑图,图上应标出与这相关的 SAMA 图的对应编号和注释。 d) 控制工程师的用户手册,组态文件打印程序应作为控制系统的一个功能提供给买方。 2.2.7 I/O 清单

卖方应提供一份含有系统所有的过程输入、输出清单。该清单应包括下列项目:输入/输出点 说明、模件和插槽代号、设计编号、端子号、信号类型、故障状态、手动状态、电缆编号、报警 限值、计算用途、记录/报表要求、显示格式和修改版本号等等。 2.2.8 卖方还应提供 5 套储有系统最终组态的光盘,其中一套直接发送给设计院。 2.3 资料交换内容 2.3.1 买方向卖方提交资料清单 2.3.1.1 2.3.1.2 P&ID 图(第一版) 初步 I/O 清单

2.3.1.3 主辅机厂家控制资料
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2.3.1.4 初步的集控室布置及盘台布置图 2.3.1.5 发电机-变压器组和厂用电源系统等的控制要求 2.3.2 卖方向买方提交资料清单及要求 2.3.2.1 DCS 配置图及系统设计说明书 2.3.2.2 DCS 设备清单及设备资料 2.3.2.3 DCS 设备外型图、安装图 2.3.2.4 电源配置及接线图 2.3.2.5 控制系统技术接口要求 2.3.2.6 带地址码的 I/O 清单及接线图 2.3.2.7 数据采集(DAS)功能图、控制逻辑图及系统设计说明书 2.3.2.8 开关量顺序控制(SCS)控制逻辑图及系统设计说明书 2.3.2.9 模拟量控制框图(SAMA)及系统设计说明书 2.3.2.10 锅炉安全监控(FSSS)控制逻辑图及系统设计说明书 2.3.2.11 发电机-变压器组和厂用电源系统顺序控制系统逻辑图及设计说明书 2.3.2.12 性能计算公式(推荐成熟经验做法、业主认可) 2.3.2.13 工程画面 2.3.2.14 报表表头 2.3.2.15 最终系统组态软盘 2.3.2.16 系统投运后的竣工图 2.3.2.17 接地系统图及要求 2.3.2.18 机柜端子排出线图 (买方要求卖方根据设计院的出图标准和要求完成整个 DCS 盘柜的端 子排出线图) 2.3.2.19 系统空调及散热量要求 2.3.2.20 系统消防要求 2.3.2.21 优化控制软件说明书及使用指南 2.3.2.22 买方进行施工图设计和现场调试、运行、维护时所需的其它资料,卖方应随时按照买方 要求的项目和时间无条件提供 2.4 设备监造检验所需要的技术资料 卖方应提供满足合同设备监造检验/见证所需的全部技术资料。 2.5 施工、调试、试运、机组性能试验和运行维护所需的技术资料,包括但不限于: 施工、调试、试运、机组性能试验和运行维护所需的技术资料,包括但不限于: 2.5.1 提供设备安装、调试和试运说明书,以及组装、拆卸时所需的技术资料。 2.5.2 安装、运行、维护、检修所需的详尽图纸和技术文件,包括设备总图、部件总图、分图和 必要的零件图、计算资料等。 2.5.3 设备的安装、运行、维护、检修、说明书,包括设备结构特点、安装程序和工艺要求、启 动调试要领。运行操作规定和控制数据、定期校验和维护说明书等。 2.5.4 卖方应提供备品、配件总清单和易损零件图。 2.6 卖方须提供的其他技术资料, 包括以下但不限于: 卖方须提供的其他技术资料, 包括以下但不限于:
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2.6.1 检验记录、试验报告及质量合格证等出厂报告。 2.6.2 卖方提供在设计、制造时所遵循的规范、标准的规定清单。 2.6.3 设备和备品管理资料文件,包括设备和备品发运和装箱的详细资料(各种清单),设备和备品 存放与保管技术要求,运输超重和超大件的明细表和外型图。 2.6.4 详细的产品质量文件,包括材质、材质检验、焊接、热处理,加工质量,外型尺寸和性能 试验等的证明。

3

卖方提供电子版文档
卖方所提供的电子版文档应包括设备说明书、操作手册、维护手册、设备图纸、备品备件加

工图及上述条款中所所要求提供的相关技术资料。

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附件五
1 概 述

监造、 监造、检验和性能验收试验

1.1 本技术文件用于合同执行期间对卖方所提供的设备(包括对分包外购设备)进行检验、监造和 性能验收试验,确保卖方所提供的设备符合本技术文件规定的要求。 1.2 卖方应在本合同生效后3个月内,向买方提供与本合同设备有关的监造、检验、性能验收试 验标准各4套。有关标准应符合本技术文件的规定。

2

工厂检验

2.1 工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。卖方须严格进行厂内各生产环节的检验和试验。 卖方提供的合同设备须签发质量证明、检验记录和测试报告,并且作为交货时质量证明文件的组 成部分。 2.2 检验的范围包括原材料和元器件的进厂,部件的加工、组装、试验至出厂试验。 2.3 进口件应提供生产商出厂证明。 2.4 卖方检验的结果要满足本技术文件的要求,如有不符之处或达不到标准要求,卖方要采取措 施处理直至满足要求,同时向买方提交不一致性报告。卖方发生重大问题时应将情况及时通知买 方。 2.5 工厂检验的所有费用包括在合同总价之中。

3

设备监造

3.1 监造依据 根据本合同和电力工业部、 机械工业部文件电办(1995)37号 《大型电力设备质量监造暂行规定》 和《驻大型电力设备卖方总代表组工作条例》的规定,以及国家有关规定。 3.2 监造方式 文件见证、现场见证和停工待检,即R点、W点和H点。 R点:卖方提供检验或试验记录或报告的项目,即文件见证。 W点:买方监造代表参加的检验或试验项目,检验或试验后卖方提供检验或试验记录,即现 场见证。 H点:停工待检。卖方在进行至该点时必须停工等待买方监造代表参加的检验或试验项目, 检验或试验后卖方提供检验或试验记录。 买方接到质量见证通知后,应及时派代表到卖方参加现场见证。如果买方代表不能按期参加, W点自动转为R点,但H点没有买方书面通知同意转为R点时,卖方不得自动转入下道工序,应与 卖方联系商定更改见证日期,如果更改时间后,买方仍未按时到达,则H点自动转为R点。
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每次监造内容完成后,卖方和买方监造代表均须在见证表上履行签字手续。卖方复印3份,交 买方监造代表1份。 3.3 监造内容

分散控制系统( 分散控制系统(DCS)设备质量监造主要内容 )

监造方式 序号 监造 部套 监造内容 H 1 2 3 盘、台、柜 各种模件 组态软件 结构、颜色、尺寸 质量、精度 完整性、安全性、功能 ★ ★ ★ ★ ★ ★ W R 数量 各1 各1

4

出厂验收

系统性能及组态正确性

注:H——停工待检,W——现场见证,R——文件见证,数量——检验数量

4

试验、验收和演示

4.1 总则 4.1.1 卖方在制造过程中,应对设备的材料、连接、组装、工艺、整体以及功能进行试验和检查, 以保证完全符合本规范书和已确认的设计图纸的要求。 4.1.2 买方应有权在任何时候,对设备的质量管理情况、包括设备试验的记录进行检查。 4.1.3 此外,还应进行工厂验收试验、演示和现场试验。 4.1.4 在试验、检查和演示过程中,如发现任何不符合本规范书要求的硬件和软件,卖方都必须 及时更换。由此而引起的任何费用都应由卖方承担。更换后的硬件或软件还必须通过本章第 4.2 和 4.3 节规定的试验和演示要求。 4.1.5 卖方的试验内容还应包括其 DCS 系统与其它买方提供系统的数据联网通讯试验。 4.1.6 卖方应将所有的试验报告提交给买方。 4.2 工厂验收试验和要求 4.2.1 系统在设备制造、软件编程和反映目前系统真实状况的有关文件完成后,卖方应在发货前 进行能使买方满意的工厂验收试验和演示。 4.2.2 除规定的工厂验收试验和演示外,买方有权在卖方的工厂进行各单独功能的试验,包括硬 件试验以及逐个回路的组态和编程检查。在工厂验收和演示前,系统设计应体现出卖方在设备上 所作的最新修改。
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4.2.3 试验步骤 4.2.3.1 试验应包括对所有可联网并已装软件的设备进行适当的运行。采用仿真机构成 DCS 所有 输入信号、组态和控制输出的一个完整的功能闭环试验。 4.2.3.2 在开始试验前,要求所提供的系统已在 40℃高温下,顺利地运行了 72 小时。卖方应说明 这一温度试验步骤。 4.2.3.3 试验内容至少应包括下列项目: ·每个模件的微程序工作情况 ·每个模件的硬件工作情况 ·模拟的报警和状态变化 ·所有操作员接口功能 ·模拟的故障和排除 ·DCS 全部失电和部分失电的工作情况 ·模拟的 DCS 自诊断 4.2.3.4 完成工厂试验后,应保证买方能观察一个被试验系统所进行的完整演示过程。卖方应提 供充足的时间、试验设备和专业人员,以便买方能检验和评估整个系统。在工厂试验中,至少应 有三天时间来进行这一演示。如需延长试验时间,卖方应无偿满足要求。卖方应提供 6 套与目前 系统功能和逻辑一致的图纸,供买方在试验期间使用。 4.2.3.5 演示至少应有如下项目: ·对键盘请求的响应 ·完整地显示一幅新画面的时间 ·失电和通电后的反应 ·控制装置的故障排除 ·通讯总线故障 ·过程变量输入变送器故障后的反应 ·所有规定报表的打印 ·性能计算的试验结果 4.2.3.6 日程安排 卖方在试验前应向买方提交一份详细的试验方案,并在计划的工厂验收和演示前三周向买方 告知他们的准备情况,在买方认可后,所有图纸和试验步骤才有效。 4.2.3.7 设备 卖方应提供进行全部工厂验收试验包括买方选择的单独功能试验所必需的各种试验设备和仿 真机。所有试验设备在验收前都须经过校验,并有校验记录。买方在需要时应能得到这些数据。 4.2.4 试验失败 卖方应负责修改试验过程中碰到的所有系统问题,若某些系统需重做试验,则应进行由买方 任意指定的附加项目的试验和检查。DCS 设备只有在成功地通过了试验和演示,并且双方在试验 和演示报告上签字后,才能发运。
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4.3 现场试验 4.3.1 初步检查 4.3.1.1 现场安装完成后,在设备通电前,卖方应仔细检查所有的设备、现场接线、电源和安装 情况,在检查无误后,由卖方负责系统受电。卖方可以进行其标准的诊断试验。 4.3.1.2 现场输入和输出信号,由买方的施工人员按卖方图纸负责接线。 4.3.2 现场可利用率试验(SAT) 4.3.2.1 现场条件满足后,应采用实际的输入、输出信号进行可利用率试验。卖方应核实是否所 有的系统和文件都已更新,并准备投入可利用率试验,系统只有在通过了这里所规定的可利用率 试验要求后,方能被接受。 4.3.2.2 卖方应保证 99.9%的系统可利用率,并在试验期间证实其符合本规范书规定的所有性能。 可利用率试验应在 DCS 试运行后开始,试验开始的日期由买卖双方共同商定。 4.3.2.3 DCS 在连续运行 90 天(2160 小时)后,其故障时间小于 2.2 小时,则可认为成功地完成了 可利用率试验。若故障时间超过了 2.2 小时,可利用率试验应延长至 180 天,在此期间,故障时 间不应超过 4.3 小时。但是完成可利用率试验的总时间应限制在 270 个连续日内,其间的故障时 间不应超过 6.5 小时。若试验结果连续三次超过规定的故障时间限制,则认为试验未通过。 4.3.2.4 率。 可利用率表明了一个可恢复特性的装置或系统能在规定的时间内完成其规定功能的概

4.3.2.5 定义 1 可用时间

试验开始至试验结束的整段试验时间内,扣除试验的空等时间和故障时间后的这一段时间为 可用时间。 2 故障时间

故障时间是指卖方提供的任一装置或子系统在实际试验时间内而停运的一段时间。 可利用率试验的总故障时间,应为试验期间各装置和子系统故障引起的故障时间加权和。 每个装置或子系统都规定了一个加权系数。一个装置或子系统应受罚的故障时间是该装置或 子系统的实际故障时间与其加权系数的乘积: 应受罚的故障时间=实际经历的故障时间×加权系数 3 空等时间

在整段试验时间内由下列事件引起的空等时间将由买卖双方协商确定: ·机组或辅机故障 ·由买方人员引起的不正常操作 ·买方信号故障 ·环境条件不符要求 ·不可抗拒的因素 ·买方所供电源丧失 4 可利用率

试验期间的可利用率至少应为本规范书中规定的 99.9%,其计算公式如下:
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可利用率(% )=

实际试验时间 ? 故障时间 ×100% 实际试验时间

式中实际试验时间为整段试验时间扣除空等时间。 5 加权系数

用于各装置或子系统故障时间计算的加权系数,规定如下: 装置或子系统 ·人机接口 操作员站 工程师站 每只 CRT 每只键盘 每只鼠标、光笔、触屏 每台记录打印机 彩色图形打印机 每只软盘驱动器 硬盘驱动器 磁盘驱动器 光盘驱动器 ·过程接口 功能处理模件 I/O 模件 电源组件 通讯接口模件 n/N n/N n/N n/N n/N 0.30 0.10 0.10 0.05 0.10 0.10 0.20 0.20 0.20 0.20 加权系数

其中 n 为发生故障的站或模件数量,N 为应投入运行的站或模件数量。 ·数据通讯系统 每条数据通讯总线 两条数据通讯总线 ·数据采集 显示 报警 记录 性能计算 历史数据存贮和检索
70

0.20 1.0

0.25 0.25 0.10 0.20 0.20

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SOE ·模拟量控制 自动负荷控制 汽机控制 每台磨煤机出力控制 每台磨煤机入口负压控制 每台磨煤机出口温度控制 一次风压(一次风机)控制 二次风量(送风机)控制 炉膛负压(引风机)控制 氧量校正 燃油压力控制 主汽温度控制 再热汽温控制 给水控制 除氧器水位控制 除氧器压力控制 风箱燃料风挡板控制 汽机润滑油温度控制 EH 液压油温度控制 凝汽器热井水控制 其它单冲量控制 ·炉膛安全监控系统 点火枪预点火 油枪预点火 每台磨煤机启/停顺序控制 每台给煤机启/停顺序控制 炉膛吹扫 油系统泄漏试验 MFT OFT ·顺序控制系统 每一子组项
71

0.30

0.25 0.25 0.10 0.10 0.10 0.25 0.25 0.50 0.10 0.10 0.25 0.25 0.50 0.50 0.10 0.10 0.10 0.10 0.15 0.05

0.20 0.20 0.10 0.10 0.30 0.30 0.60 0.60

0.10

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·旁路控制系统 4.3.2.6 买方参与

0.10

买方应负责进行 DCS 的可利用率试验, 试验必须按照已经确认的卖方资料中的运行和维护步 骤进行。卖方人员应操作和维护 DCS 并保存可利用率的记录和报告。卖方应随时提供咨询和所需 的现场服务,以帮助系统的维护。如卖方接到买方要求其进行现场维护的通知,卖方服务人员应 在通知收到后的 48 小时内到达现场。 4.3.2.7 可利用率试验规则 1 在现场,时间应以小时和十等分小时来计算,并作记录。现场记录应作为正式的可利用 率试验记录。每月应将记录的复印件送交卖方检查。 2 试验期间发生的任何问题,均应立即通知卖方。除非买卖双方均认为有必要,否则不得 进行系统或硬件的修改。 3 在可利用率试验开始前,买方应已购得双方都认为必要的所有 DCS 备品备件,并已存放 在现场。在试运行和现场可利用率试验期间,从买方备品库中借用的备品备件,卖方必须免费给 买方更换。因买方库存中缺少卖方推荐的备品备件而导致修复工作延误,应计算故障时间。此外, 为保证成功地进行试运行和可利用率试验所需的任何部件,卖方均应在 48 小时内提供。 4 为证实所有的故障均已修复,在可利用率试验结束前 240 小时内,不应再出现故障时间, 为满足这一规定,试验的时间限制,可

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