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热工调试基础知识培训教材



一、校验
1、建标 2、复查 3、项目工地热工标准室各项工作 4、测量技术的一些基本知识


2 3 4 9

5、测量、控制仪表的校验方法及要求

二、热工常规仪表和设备的调试
1、热电偶 2、热电阻 3、压力变送器 4、流量测量元件和变送器 5、液位差压变送器 6、逻辑开

关 7、阀门执行器 12 21 23 24 26 28 30

三、DCS
1、DCS 系统构成 2、 DCS 系统的基本操作 35 44

四、分步试运
1、试运顺序 2、分系统调试工作 46 46

五、总启动
1、竣工资料 2、总启动值班 六、试运案例汇总 49 50 52

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一、校验
为保证检验、试验和测量满足工程的需求,公司已取得了企业二级计量单 位的资质,并通过省质量技术监督局的认可,进行了计量保证确认合格的认证 并获证书。公司现有计量标准共 18 套,其中热工 10 套、电测 5 套、长度 3 套, 均按 JJF1033-2001《计量标准考核规范》 (新规范 JJF1033-2008 已于 2008 年 9 月 1 日起实施)执行,进行周期送检,建立相应的标准技术档案与管理制度。 检测中心是公司主管计量管理工作的主管部门,公司施工处、分公司、相 关部室负责自己内部的计量管理工作,并积极配合计量主管部门做好公司或项 目工地的计量管理工作。 1、建标 公司热工计量室的上级溯源单位为山东省质量技术监督局(或 山东省电力 科学研究院) 。 热工计量室按照《计量标准考核规范》的要求和规定程序,经申请上级溯 源单位考核, 建立了十套计量标准, 并颁发 《计量标准考核证书》 (有效期四年) , 分别为(见表 1-1) : 表 1-1 热工十套计量标准
序 号
1

标准装置名称
弹簧管式精密压力表 标准装置 热工二次仪表综合检 定标准装置 二等铂铑 10-铂热电 偶标准装置

准确度 度等级
≤0.25℅ ≤0.20℅

可开展检定及校准 项目名称
弹簧管式一般压力表、 氧气表、乙炔表 热工二次仪表

测量范围
(0~40)MPa (0~50)mA (0~100)mV (0~300)Ω (300~1300)℃

准确度等级
1.6 级以下 0.5 级及以下

2

3

≤1.2℃

工作用廉金属热电偶

工业Ⅱ级

2

4

二等铂电阻温度计标 准装置

二等

工业铂、铜热电阻 压力式温度计 双金属温度计 工作用玻璃液体温度计 压力变送器 压力变送器 压力变送器 弹簧管式一般压力表 弹簧管式一般压力表 弹簧管式一般压力表

(-200~850)℃ (0~300)℃ (0~300)℃ (0~300)℃ (-0.1~0.4)MPa (0~6.0)MPa (0~6.0)MPa (-0.1~0.4)MPa (0~6.0)MPa (0~60)MPa

工业 A 级、B 级 1.5 级以下 1.5 级以下 工作用 0.5 级以下 0.5 级以下 0.5 级以下 1.6 级及以下 1.6 级及以下 1.6 级及以下

5 6 7 8 9 10

压力变送器标准装置 压力变送器标准装置 压力变送器标准装置 数字压力计标准装置 数字压力计标准装置 数字压力计标准装置

≤0.10℅ ≤0.10℅ ≤0.05℅ ≤0.15℅ ≤0.15℅ ≤0.15℅

注:①工业铂、铜热电阻“工业 A 级、B 级”标准指允许变化量分别为“0.15℃、0.30℃” ; ②工作用廉金属热电偶“工业Ⅱ级”指允差为“±2.5℃或±0.75℅ t” 。

2、复查 计量标准必须每四年一次申请复查考核,在《计量标准考核证书》有效期 届满前六个月向主持考核的质量技术监督部门(山东省质量技术监督局或山东 省电力科学研究院)申请计量标准复查考核,并向主持考核的质量技术监督部 门提供以下资料: 1) 《计量标准考核(复查)申请书》原件和电子版各一份; 2) 《计量标准考核证书》原件一份; 3) 《计量标准技术报告》原件一份; 4) 《计量标准考核证书》有效期内计量标准器及主要配套设备的连续、有 效的检定或校准证书复印件一套; 5) 随机抽取该计量标准近期开展检定或校准工作的原始记录及相应的检定 或校准证书复印件两套; 6) 《计量标准考核证书》有效期内连续的《计量标准重复性试验记录》复 印件一套; 7) 《计量标准考核证书》有效期内连续的《计量标准稳定性考核记录》复 印件一套; 8)检定或校准人员资格证明复印件一套;
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9)计量标准更换申报表(如果适用)复印件一份; 10)计量标准封存(或撤销)申报表(如果适用)复印件一份; 11)可以证明计量标准具有相应测量能力的其他技术资料。 主持考核部门审核资料合格后发受理决定书,然后组织与实施计量标准的 考核、审批,考核合格、审批结束后下达准予行政许可决定书,并颁发新的《计 量标准考核证书》 。 3、项目工地热工标准室各项工作 3.1 人员配备 每个项目工地热工标准室应配备至少两名检定员,检定员必须持有省级及 以上计量法定机构颁发的 《计量检定员证》 并且 , 《计量检定员证》 中规定的 “专 业项目”必须包含该检定员将要开展的检定项目。 检定员要熟悉并熟练运用 JJF 1033-2008《计量标准考核规范》 、各检定项 目所归属的《计量检定规程》 (见表 1-2) ,并认真学习公司《计量管理手册》 、 《计量管理程序》和施工处 07 年下发的《热工计量管理办法》 。 表 1-2 热工校验参考检定规程
序号 现行规程号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 JJG52-1999 JJG544-1997 JJG882-2004 JJG186-1997 JJG226-2003 JJG299-1998 JJG310-2003 JJG351-1996 JJG617-1996 规程名称 弹簧管式一般压力表、压力真空表和真空表检定规程 压力控制器检定规程 压力变送器检定规程 指示动圈式温度、指示位移式调节仪表检定规程 双金属温度计检定规程 工业铂、铜热电阻检定规程 压力式温度计检定规程 工业用廉金属热电偶检定规程 数字温度指示调节仪检定规程

3.2 计量器具管理
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项目工地计量器具的配置应能满足施工中常规热工仪表的校验工作。由于 条件所限,工地标准室不能校验的仪表设备应及时送总部计量室校验或送临近 的计量法定机构校验。所有标准计量器具应具有上级计量法定机构颁发的有效 期内的《检定证书》 ;并且标准计量器具应满足校验项目的精度、量程等要求。 例如:校验弹簧管式压力表和真空表时,标准器的允许误差绝对值应不大于被 检压力表允许误差绝对值的 1/4。例如校验精度等级为 1.6 级(允许误差为± 1.6%)的压力表,则必须要用精度等为级 0.25 级以上的标准压力表,且标准表 的量程要大于被检表量程,但标准表的量程不能过大,以免达不到精度要求。 各工地施工处应设专人负责管理计量器具,管理员应建立统一标准计量器 具台帐(格式见《热工计量管理办法》,台帐一式三份, 施工处总部、热工计 ) 量室和各项目工地施工处各执一份。标准计量器具的使用人员工必须持有计量 检定员证,各项目工地施工处负责本部门标准计量器具的使用、保管、维护及 搬迁,避免标准计量器具丢失、损坏。 各工地标准计量器具应按周期进行检定,由总部计量室提前通知各工地, 工地应将送检的标准计量器具清理干净,连同送检台帐(格式见《热工计量管 理办法》 )一并送总部计量室,由计量室根据台帐登记送检。 如现工地工程结束,标准计量器具应由总部施工处批准调拨到下一工地, 应由原工地把需要调拨的标准计量器具和《检定证书》一并调拨,并将有经手 人签字的调拨单 (格式见 《热工计量管理办法》 传总部计量室签字后方可调拨, ) 调拨单一式四份,调出、调入工地、总部计量室和总部施工处各一份。调入工 地在收到调进的标准计量器具后,应根据调出工地的调拨单逐一确认并建立新 工地台帐,然后将新台帐传总部计量室,以便统一管理。 标准计量器具因暂时不用不需要送检时,可由工地填写《计量器具封存申

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请表》 (格式见 《热工计量管理办法》, ) 经工地计量主管部门批准后, 封存保管。 若因损坏或检定不合格达到报废条件者,可由使用工地填写《计量器具报废申 请表》 (格式见《热工计量管理办法》,经工地计量主管部门批准后报废。管理 ) 人员及时更新计量台帐并和报废清单一并传至热工计量室进行登记备案。 3.3 文件管理 总部计量室应按照《计量标准考核规范》规定,每项计量标准建立一个文 件集,妥善保管。 工地标准室受现场条件所限,无法按照规范取得所有文件,但至少应具备 并保管好以下文件: 1) 工地标准室开展检定项目的《计量标准考核证书》 (若无原件,可酌情 复印总部计量室证书) ; 2) 标准室开展检定项目所归属的《计量检定规程》 ; 3) 检定人员的《计量检定员证》 ; 4) 标准计量器具的《检定证书》 ; 5) 标准室计量器具台账; 6) 计量器具及主要配套设备的出厂证书及说明书; 7) 标准室六项管理制度; 8) 开展校验工作的原始记录及相应的校验报告副本(或电子版) 。 以上每个工地标准室文件应保管至少一个被检表的检定周期以上。 3.4 仪表校验施工 首先,标准室房间的选立应符合规范要求的供电、照明、噪音、温度、湿 度、洁净度、振动、电磁干扰、辐射等要求,并对温度、湿度等参数进行检测 和记录。不同项目的检定装置要做到互不干扰。 二级库:为预防热工仪表设备安装前损坏、丢失,并方便校验工作开展, 应建立热工仪表设备二级库,并严格执行出、入库单登记制度。所有热工常规 测量仪表(包括:温度表、压力表、热电阻、热电偶、温度变送器、压力变送 器、差压变送器、温度开关、压力开关、差压开关等)和精密、易损仪表设备
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(包括:硅表、钠表、PH 计、导电率仪、液位计、TSI 探头/卡件、计算机等) 都要纳入二级库管理。 定值:仪表校验定值应严格按照建设单位书面下发的《定值清册》执行。 定值清册下发后,应组织有经验的调试技术员、检定员进行会审,发现清册中 定值有明显错误、与厂家资料不符、模糊不清或因仪表高度静压需要迁移定值 等项,须发工程联系单,报监理单位、建设单位重新确认定值。 热工仪表设备校验开工前应编写《单体调试作业指导书》 ,并报审存档。 管理人员、施工人员、机械设备、施工图、文件资料、材料设备等条件满 足后,编写《单位工程开工报审表》《单位工程开工申请报告》 、 ,报监理单位、 建设单位审批,审批合格后,方可开工。 仪表校验施工方法应按照各项《计量检定规程》执行,检验过程中应注意 以下内容: 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 标准计量器具应具有上级计量法定机构颁发的有效期内的《检定证 书》 ; 标准计量器具无损伤,应满足校验项目的精度、量程等要求; 计量器具应严格按照说明书规定方法操作, 防止不恰当的操作造成设 备损坏; 计量器具应定期清理、维护,使设备始终处于良好的工作状态; 维护好标准室卫生,保持标准室温湿度达到校验要求; 校验过程中做好原始数据记录,并至少保管一个仪表检定周期以上; 仪表校验合格贴“校验合格”标签,标签内容至少应包括:仪表名称 /编号、量程/定值、校验人员、校验时间。 仪表校验结束及时填写“校验报告” ,报告应填写整齐、规范,报告 内容格式应符合《计量检定规程》要求,报告至少保管一个仪表检定 周期以上; 9) 仪表校验不合格,应首先进行修复、调整,修调后仍不合格的,应填 写《校验结果通知书》 ,并及时通知建设单位更换; 10) 调试过程中修改定值,应由提出人填写“定值修改申请单”并进行相 应的审批、签字程序,检定员按审批合格后的定值进行重新校验。 4、测量技术的一些基本知识
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4.1 仪表的误差 绝对误差:绝对误差=M-μ (仪表的指示值与其真值之差) 。 相对误差:相对误差=(M-μ )/μ ×100%。 通常用相对误差表示其测量误差的大小,有正负误差之分。 例如:设某处真实压力为 1000kPa,而测得压力为 997.5kPa,则其绝对误 差为-2.5kPa (偏低 2.5kPa) 而相对误差为-0.25%; , 设测得其压力为 1005kPa, 则其绝对误差为 5 kPa (偏高 5 kPa) 而相对误差为 0.5%; , 若测得其压力为 1015 kPa,则其绝对误差为 15 kPa(偏高 15 kPa) ,而相对误差为 1.5%。 一般被测物的真实值是不知道的,是用标准仪表测得的值代替真实值。 4.2 仪表的精度(准确度) 以仪表量程范围的百分值表示的仪表误差称为仪表误差的折合值,也就是 仪表的精度。 仪表误差的折合值=±仪表量程范围内指示值的最大绝对误差/(标尺上限 值-标尺下限值)×100%。 仪表指示误差越小,其精度则越高,一般用±%来表示。 有些分析仪表不用这种方式表示精度,而用实际指示值的最小刻度表示, 例如:PH 计的最小刻度是 0.1PH,它的最小误差就是 0.1PH。 一般仪表的精度是与其测量量程是分不开的,相同的误差,量程越小,显 示的精度越低;量程越大,显示的精度越高。例如:一个压力变送器,仪表的 测量量程是 0~100kPa,其检测精度是 0.5 级,则在滿量程范围内,其误差都不 能超过 0.5kPa;而仪表的测量量程若是 0~1000kPa,其检测精度还是 0.5 级, 则在滿量程范围内,就表示其误差不能超过 5kPa。 5、测量、控制仪表的校验方法及要求 5.1 温度计(热电偶、热电阻)校验 5.1.1 按图 1 连接好校验装置及被检温度计、标准温度计。

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油 槽

标 准 、 被 检 温 度 计

数据采集

数字多用表
数 据 采 集 数 据 采 集

彩色监视器

油槽控制

检定炉
标准、被检温度计

扫描 控
检定炉控制 数据采集

微型计算机
控制 数据采 集

激光打印机

制器

温度计检定系统示意图
图 1 温度计检定系统示意图

5.1.2 各设备送上电源并打开电源开关 ① 打开微机,运行 ZRJ-3 热工仪表智能检定系统, ② 选择被检热偶的分度号及被检定的温度点 ③ 输入被检温度计的名称、规格型号、制造厂、送检单位 ④ 根据所选检定点选择加热油槽(300℃以下)或检定炉(300℃以上) ⑤ 根据所选检定点选择标准温度计(标准热偶或热电阻) ⑥ 设定校验报告的格式及证书编号 ⑦ 启动 ZRJ-3 检定系统 5.1.3 温度计自动检定完毕,打印检定报告或检定结果通知书并签字盖章。 5.1.4 校验完毕收拾好检定设备并停电 注: (1)热电偶校验时,将被校热电偶和标准热电偶一块放到检定炉中间,标 准热电偶要用瓷套管套起来,与补偿导线的连接处置于冰点槽内。总数不应超 过 6 支,校验点包括常用点在内,上限点应高于使用最高温度点 5℃。 (2)热电阻的检定时,程序控制器的作用是使整个检定过程按预定的程序 自动进行,它包括升温指示器、恒温时间控制器和记录控制器三部分。指示器
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用来控制升温过程达到检定点温度时发出信号——恒温指示器工作达到规定时 发出信号——记录控制器工作达到规定条件时发出信号——循环以至程序结 束,记录控制器发出信号自动切断电源。 5.2 压力表的校验 5.2.1 根据被检表的量程选择标准表,标准表的选择遵循以下原则: a)被校表的量程为标准表的量程的 1/2~1/3。 b)标准表的精度等级比被校表的精度等级高两个级别。 5.2.2 按图 2 连接好校验装置及被检压力表、标准压力计
被检表 标准表 P8120

图 2

压力表校验示意图

5.2.3 打开标准表的电源开关,按被检表选定的校验点打压校验,分别读标准 表及被检表的示值并记录,升压、降压过程各校验一次。 (一般按照量程的 0%、 25%、50%、75%、100%选择) 例:弹簧管压力表校验: (1)弹簧管压力表应做泄露试验,加压至满量程的 1.25 倍,耐压 5 分钟,对指示 值无明显影响。 (2) 零位示值应符合要求,有零值限止的压力表,其指针应紧靠在限止钉上。 “缩格”不得超过最大允许基本误差的绝对值。零值分度线不得超过最大允许基 本误差的绝对值的两倍。
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(3) 压力表示值检定按标有数字的分度线进行检定,检定时逐渐升压(或疏空). 当示值达到测量上限后耐压 3 分钟。轻敲表克前后的示值与标准器示值之差不 得超过最大允许基本误差的绝对值的 1/2。 5.3 温度表的校验 5.3.1 根据被检表的量程选择标准温度计及校验器具,温度低于 100℃的表采 用水槽校验;高于 100℃时采用油槽校验。 5.3.2 将标准温度计及被检表同时放入标准水槽(油槽)中。 5.3.3 打开标准水槽(油槽)的电源开关,设定被检点温度(一般按照量程的 0%、25%、50%、75%、100%选择)逐步升温,在被检点温度时分别读标准温度计 及被检表的示值并记录,升温、降温过程各校验一次。 5.3.4 校验数据输入计算机“热工仪表检定系统”数据库根据检定结果分别打 印检定报告或检定不合格通知书并签字、盖章。 5.4 压力变送器校验 5.4.1 根据变送器的量程选择标准表,被校表的量程为标准表的量程的 1/2~ 1/3。 5.4.2 按图 3 连接好校验装置及变送器、标准压力计。
+ - 变压器 毫安表

标准表 P8120

图 3

变送器校验示意图
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5.4.3 打开标准表的电源开关,按被检表选定的校验点打压校验,分别读标准 表的压力示值及变送器的电流示值并记录,升压、降压过程各校验一次。 (所选 校验点一般为变送器量程的 0%、25%、50%、75%、100%) 。 5.4.4 对于出厂零点及量程不符合设计的情况。 当设计量程在出厂量程以内时, 通过 HART 手操器调整其量程;当设计量程一段或者两端都超过出厂量程设定 时,要调整变送器上的零位及满度调整螺钉,反复调整直至合格。 5.4.5 校验完毕清理干净校验台。校验数据输入计算机“热工仪表检定系统” 数据库根据检定结果分别打印检定报告或检定不合格通知书并签字、盖章。 5.5 温度开关、压力(差压)开关的整定校验 5.5.1 根据开关定值选择标准器具,被校表的量程为标准表的量程的 1/2~ 1/3。 5.5.2 温度开关直接用油槽或者水槽进行校验,压力(差压)开关按压力表检 定连接设备。 5.5.3 根据开关定值把系统压力(温度)控制在开关设定点上,粗调开关使开 关正好动作,然后按定值表要求开关高报或低报升高或降低压力(温度)使开 关动作方向符合定值要求,如不符应细调开关直到开关动作符合定值要求,开 关整定合适后,应再试动作 3~5 次,并作好校验记录。 5.5.4 校验完毕清理干净校验台。校验数据输入计算机“热工仪表检定系统” 数据库根据检定结果分别打印检定报告或检定不合格通知书并签字、盖章。 例如: PCV 阀工作原理:当过热器压力高于 18.89MPa 时,PCV 阀自动打开,向 空排汽,降低过热器压力,当压力降低到 18.51MPa 时,自动回程关闭。 校验时,缓慢升高压力值,当压力值达到期 18.89MPa 时,220VDC指示灯亮,
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再缓慢降低压力值,压力值达到 18.51MPa 时,指示灯应熄灭。当 PCV 阀动作 值。回程值与定值不符时,调整压力控制器的拨轮开关,使压力传感器动作值 和回程值与定值相同。

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二、热工常规仪表和设备的调试 每一台热工仪表和设备都是为机组的安全、稳定和经济运行服务,由于其 所属的系统不同、安装位置不同,在系统中起着监视、报警、保护和执行等不 同的作用,因此,每台热工仪表设备的特性和调试要求也不尽相同。 我们热工调试就是要根据仪表设备的系统属性、安装位置和不同作用对其 进行调整,使其达到最佳工作状态,以确保机组安全稳定经济运行。 下面只介绍几种最常用的仪表设备,调试人员在日常调试过程中应多注意 学习、积累,每遇到一种新的仪表设备都要仔细研究其原理和调试方法。 1、 1.1 热电偶 热电偶测量原理 两种不同的导体或半导体两端相接成闭合回路,当两接点分别放在不同的 温度 T 和 T0 时,则在回路中就会产生热电势,形成回路电流。这称作赛贝克 效应,也称热电效应。产生的热电势由接触电势和温差电势两部分组成。热电 偶就是基于热电效应而工作的。 关于热电偶必须要掌握的 3 个基本定律: 1) 均质导体定律:由同一种均质材料(导体或半导体)两端焊接组成闭 合回路,无论导体截面如何以及温度如何分布,将不产生接触电势,温差电势 相抵消,回路中总电势为零。 可见,热电偶必须由两种不同的均质导体或半导体构成。若热电极材料不 均匀,由于温度梯存在,将会产生附加热电势。 2) 中间温度定律:热电偶回路两接点(温度为 T、T0)间的热电势,等 于热电偶在温度为 T、Tn 时的热电势与在温度为 Tn、T0 时的热电势的代数和。 Tn 称中间温度。

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图 1-1 应用 1:如图 1-1 所示,对于使用补偿导线的热电偶回路适用以上观念。 A 与 B 为热电偶,C 与 D 为 A、B 用之补偿导线,M 为数字电压表,t1 为被测 点温度,t2 为热电偶接线盒环境温度,t3 为仪表测量温度。根据中间温度定律, 可得下面关系式: = EAB (t1) +EAB (t2) +EAB (t3), E 跟据均质导体定律 EAB (t2)=0,可得 E = EAB (t1) +EAB (t3)。 也就是说,M 所测定之电位差是由 t1、t3 所决定,不受 t2 之影响。 具体到电厂应用来说,就是在 DCS 盘柜中加一补偿温度计,测出盘柜中的 环境温度 t3,再加上热电偶毫伏值对应温度 t1,就是被测点的准确温度了。 应用 2:同样如图 1-1 所示,对于不使用补偿导线的热电偶回路。A 与 B 为热电偶,C 与 D 为普通的铜芯信号电缆导线,M 为数字电压表,t1 为被测点 温度,t2 为热电偶接线盒环境温度,t3 为仪表测量温度。显然 E = EAB (t1) + EAB (t2) +EAB (t3)关系式中 EAB (t2)不等于 0, EAB (t3)=0, 而 可得 E = EAB (t1) +EAB (t2)。 因此,M 所测定之电位差是由 t1、t2 所决定,要准确测量被测点 t1,就必 须在热电偶接线盒加装补偿温度计,测出 t2。 3) 中间导体定律:在热电偶回路中接入中间导体(第三导体) ,只要中 间导体两端温度相同,中间导体的引入对热电偶回路总电势没有影响,这就是 中间导体定律。 应用 1:依据中间导体定律,在热电偶实际测温应用中,常采用热端焊接、 冷端开路的形式,冷端经连接导线与显示仪表连接构成测温系统。有人担心用 铜导线连接热电偶冷端到仪表读取 mV 值,在导线与热电偶连接处产生的接触
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电势会使测量产生附加误差。根据此定律,是没有这个误差的。 应用 2:有人担心在温度计接线盒和就地集中转接接线盒中,连接温度计 和补偿电缆的端子排为铜质,会不会影响测量?根据此定律,是不会影响测量 的。 1.2 热电偶分度号及补偿导线 我国从 1988 年 1 月 1 日起,热电偶和热电阻全部按 IEC 国际标准生产, 并指定 S、B、E、K、R、J、T 七种标准化热电偶为我国统一设计型热电偶。 不同分度号的热电偶,其构成材料不同,热点效应特性也不同,也就是说, 同一个被测点温度,不同分度号热电偶的热电势 E 也不同。因此热电偶与其配 套的测量表计或 DCS 设置的分度号一定要一致。否则,读取的温度显示值就是 错误的。 一般来说,热电偶的热电势 E 与温度 t 之间没有固定的函数对应关系,只 能通过查“分度表”来确定某一热电势 E 对应的温度 t。 补偿导线是在一定温度范围内(包括常温)具有与所匹配热电偶热电动势 相同标称值的一对带有绝缘层的导线,用他们连接热电偶与测量装置,以补偿 它们与热电偶连接处的温度变化所产生的误差。 因此,在工程安装过程中,如果连接热电偶的补偿导线型号用错,就会使 补偿温度出现偏差,测量得到的温度值,就会出现较大的误差。 表 1-1 列出了热电偶分度号与补偿导线型号的对应关系: 配用热电偶 名称 铂铑 30-铂铑 6 铂铑 10-铂 铂铑 13-铂 镍铬-镍硅 镍铬硅-镍硅 镍铬-铜镍 铁-铜镍 铜-康铜 分度号 B S R K N E J T 表 1-1
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补偿导线型号 ―― SC RC KCA/KCB/KX NC/NX EX JX TX

铂铑 10-铂热电偶 型热电偶) (S 为贵金属热电偶。 偶丝直径规定为 0.5mm, 允许偏差-0.015mm, 其正极 (SP) 的名义化学成分为铂铑合金, 其中含铑为 10%, 含铂为 90%,负极(SN)为纯铂,故俗称单铂铑热电偶。该热电偶长期最高使 用温度为 1300℃,短期最高使用温度为 1600℃。 S 型热电偶在热电偶系列中具有准确度最高, 稳定性最好, 测温温区宽, 使用寿命长等优点。它的物理,化学性能良好,热电势稳定性及在高温下抗氧 化性能好, 适用于氧化性和惰性气氛中。 由于 S 型热电偶具有优良的综合性能, 符合国际使用温标的 S 型热电偶,长期以来曾作为国际温标的内插仪器, “ITS-90”虽规定今后不再作为国际温标的内查仪器,但国际温度咨询委员会 (CCT)认为 S 型热电偶仍可用于近似实现国际温标。 S 型热电偶不足之处是热电势,热电势率较小,灵敏读低,高温下机械 强度下降,对污染非常敏感,贵金属材料昂贵,因而一次性投资较大。 (R 型热电偶)铂铑 13-铂热电偶 铂铑 13-铂热电偶(R 型热电偶)为贵金属热电偶。偶丝直径规定为 0.5mm,允许偏差-0.015mm,其正极(RP)的名义化学成分为铂铑合金,其中 含铑为 13%,含铂为 87%,负极(RN)为纯铂,长期最高使用温度为 1300℃, 短期最高使用温度为 1600℃。 R 型热电偶在热电偶系列中具有准确度最高, 稳定性最好, 测温温区宽, 使用寿命长等优点。其物理,化学性能良好,热电势稳定性及在高温下抗氧化 性能好,适用于氧化性和惰性气氛中。由于 R 型热电偶的综合性能与 S 型热电 偶相当,在我国一直难于推广,除在进口设备上的测温有所应用外,国内测温 很少采用。1967 年至 1971 年间,英国 NPL,美国 NBS 和加拿大 NRC 三大研
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究机构进行了一项合作研究,其结果表明,R 型热电偶的稳定性和复现性比 S 型热电偶均好,我国目前尚未开展这方面的研究。 R 型热电偶不足之处是热电势,热电势率较小,灵敏读低,高温下机械 强度下降,对污染非常敏感,贵金属材料昂贵,因而一次性投资较大。 (B 型热电偶)铂铑 30-铂铑 6 热电偶. 铂铑 30-铂铑 6 热电偶(B 型热电偶)为贵金属热电偶。偶丝直径规定 为 0.5mm,允许偏差-0.015mm,其正极(BP)的名义化学成分为铂铑合金,其 中含铑为 30%,含铂为 70%,负极(BN)为铂铑合金,含铑为量 6%,故俗称 双铂铑热电偶。该热电偶长期最高使用温度为 1600℃,短期最高使用温度为 1800℃。 B 型热电偶在热电偶系列中具有准确度最高, 稳定性最好, 测温温区宽, 使用寿命长,测温上限高等优点。适用于氧化性和惰性气氛中,也可短期用于 真空中,但不适用于还原性气氛或含有金属或非金属蒸气气氛中。B 型热电偶 一个明显的优点是不需用补偿导线进行补偿, 因为在 0~50℃范围内热电势小于 3μV。 B 型热电偶不足之处是热电势,热电势率较小,灵敏读低,高温下机械 强度下降,对污染非常敏感,贵金属材料昂贵,因而一次性投资较大。 (K 型热电偶)镍铬-镍硅热电偶 镍铬-镍硅热电偶(K 型热电偶)是目前用量最大的廉金属热电偶,其 用量为其他热电偶的总和。其使用温度为-200~1300℃。 K 型热电偶具有线性度好,热电动势较大,灵敏度高,稳定性和均匀性 较好,抗氧化性能强,价格便宜等优点,能用于氧化性惰性气氛中。广泛为用
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户所采用。K 型热电偶不能直接在高温下用于硫,还原性或还原,氧化交替的 气氛中和真空中,也不推荐用于弱氧化气氛中。 (N 型热电偶)镍铬硅-镍硅热电偶 镍铬硅-镍硅热电偶(N 型热电偶)为廉金属热电偶,是一种最新国际 标准化的热电偶, 是在 70 年代初由澳大利亚国防部实验室研制成功的它克服了 K 型热电偶的两个重要缺点:K 型热电偶在 300~500℃间由于镍铬合金的晶格 短程有序而引起的热电动势不稳定;在 800℃左右由于镍铬合金发生择优氧化 引起的热电动势不稳定。其使用温度为-200~1300℃。 N 型热电偶具有线性度好,热电动势较大,灵敏度较高,稳定性和均匀 性较好,抗氧化性能强,价格便宜,不受短程有序化影响等优点,其综合性能优 于 K 型热电偶,是一种很有发展前途的热电偶. N 型热电偶不能直接在高温下用 于硫,还原性或还原,氧化交替的气氛中和真空中,也不推荐用于弱氧化气氛 中。 (E 型热电偶)镍铬-铜镍热电偶 镍铬-铜镍热电偶(E 型热电偶)又称镍铬-康铜热电偶,也是一种廉金 属的热电偶,化学成分为:55%的铜,45%的镍以及少量的锰,钴,铁等元素。 该热电偶的使用温度为-200~900℃。 E 型热电偶热电动势之大,灵敏度之高属所有热电偶之最,宜制成热电 堆,测量微小的温度变化。对于高湿度气氛的腐蚀不甚灵敏,宜用于湿度较高 的环境。E 热电偶还具有稳定性好,抗氧化性能优于铜-康铜,铁-康铜热电偶, 价格便宜等优点,能用于氧化性和惰性气氛中,广泛为用户采用。 E 型热电偶不能直接在高温下用于硫,还原性气氛中,热电势均匀性较
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差。 (J 型热电偶)铁-铜镍热电偶 铁-铜镍热电偶(J 型热电偶)又称铁-康铜热电偶,也是一种价格低廉 的廉金属的热电偶。它的正极(JP)的名义化学成分为纯铁,负极(JN)为铜 镍合金,常被含糊地称之为康铜,其名义化学成分为:55%的铜和 45%的镍以 及少量却十分重要的锰,钴,铁等元素,尽管它叫康铜,但不同于镍铬-康铜和 铜-康铜的康铜,故不能用 EN 和 TN 来替换。铁-康铜热电偶的覆盖测量温区为 -200~1200℃,但通常使用的温度范围为 0~750℃ J 型热电偶具有线性度好,热电动势较大,灵敏度较高,稳定性和均匀性较好, 价格便宜等优点,广为用户所采用。 J 型热电偶可用于真空,氧化,还原和惰性气氛中,但正极铁在高温下 氧化较快,故使用温度受到限制,也不能直接无保护地在高温下用于硫化气氛 中。 (T 型热电偶)铜-铜镍热电偶 铜-铜镍热电偶(T 型热电偶)又称铜-康铜热电偶,也是一种最佳的测 量低温的廉金属的热电偶。它的正极(TP)是纯铜,负极(TN)为铜镍合金, 常之为康铜,它与镍铬-康铜的康铜 EN 通用,与铁-康铜的康铜 JN 不能通用, 尽管它们都叫康铜,铜-铜镍热电偶的盖测量温区为-200~350℃。 T 型热电偶具有线性度好,热电动势较大,灵敏度较高,稳定性和均匀 性较好,价格便宜等优点,特别在-200~0℃温区内使用,稳定性更好,年稳定性 可小于±3μV,经低温检定可作为二等标准进行低温量值传递。 T 型热电偶的正极铜在高温下抗氧化性能差, 故使用温度上限受到限制。
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1.3

调试过程中热电偶常见故障及其处理方法(表 1-2) 故障分析 件故障 接线松动 处理方法 通讯是否良好;通道是否烧坏 检查接线端子是否压紧 检查热电偶接线盒是否进水;检电缆查 补偿导线开路或接地 是否有对接头;查电缆是否被外力损 坏,或离热源较近被烫坏 温度计开路或接地 DCS 未加温度补偿 DCS 分度号设置错误 补偿电缆型号用错 就地测量温度计是否开路或接地,若损 坏,修复或更换 检查 DCS 显示值是否是加温度补偿后 的温度 检查 DCS 分度号设置是否与就地热电 偶一致 检查补偿电缆型号是否与热电偶分度 号对应 检电缆查是否有对接头;查电缆是否被 外力损坏,或离热源较近被烫坏 分别检查 DCS 端子排、中间接线盒、 温度计接线盒中是否正负芯线接反 检查热电偶底部是否与套管底部紧密 热电偶未插入到底 热电偶接线盒进水 接触;温度计是否与被测物体表面紧密 接触,或是否插入至被测液体液面以下 清理积水并烘干 检查 DCS 分度号设置是否与就地热电 偶一致 分别检查 DCS 端子排、中间接线盒、 温度计接线盒中是否正负芯线接反 检查接线端子是否压紧 DCS 画面未做好或卡 检查画面与逻辑;检查卡件是否送电;

故障描述

显示坏点

温度显示 偏低

补偿电缆短路或接地 补偿电缆正负接反

温度显示 偏高

DCS 分度号设置错误 补偿电缆正负接反 接线松动

温度显示 跳变

DCS 盘柜或卡件接地 检查 DCS 盘柜和卡件接地电阻是否小
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未做好 未做好 有大功率电磁或无线 电干扰源

于规定值 接地电阻是否符合要求 检查热电偶元件、 DCS 盘柜附近是否有 干扰源;检查补偿电缆是否与电气大功 率动力电缆并列 表 1-2

补偿电缆屏蔽层接地 检查补偿电缆屏蔽层是否为单端接地,

2、

热电阻 热电阻是电阻值随温度变化的测温元件,其电阻值随温度上升而增大。热

2.1 热电阻的测量原理 电阻的受热部分 (感温元件) 用细金属丝均匀地双绕在绝缘材料制成的骨架上。 我们工程中常用的热电阻分度号为 Pt100(铂电阻温度计)和 Cu50(铜电 阻温度计) 。Pt100 热电阻在 0℃时的公称电阻值为 100Ω ,通过测量其阻值就 可以得出被测点温度,但其阻值的上升与温度上升值没有固定的函数关系,只 能查分度表来得出。 有人会问,为什么在工程中热电阻一般用三线制接法,而不用更经济的二 线制?这是因为测量热电阻的电路一般是不平衡电桥。热电阻作为电桥的一个 桥臂电阻,其连接导线(从热电阻到电子间)也成为桥臂电阻的一部分,这一 部分电阻是未知的且随环境温度变化,造成测量误差(一般低温时阻值差 1Ω 显示值会差 2.5℃左右) 。采用三线制,将导线一根接到电桥的电源端,其余两 根分别接到热电阻所在的桥臂及与其相邻的桥臂上,这样消除了导线线路电阻 带来的测量误差。 由此可见,热电阻和热电偶最大的区别在于:热电阻的示值只取决于被测 点的温度,而跟环境温度没有关系;而热电偶测的实际上是被测点相对于参考 端环境的一个相对温度,要准确显示被测点温度就必须加上参考端环境温度补 偿。 热电阻在电厂中一般用于 200℃以内的低温介质测量,如:轴承、马达线 圈、循环水、冷却水、凝结水等。高温介质一般用热电偶进行测量。 2.2 调试过程中热电阻常见故障及其处理方法(表 2-1)

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故障描述

故障分析 件故障 接线松动

处理方法 通讯是否良好;通道是否烧坏 检查接线端子是否压紧 检查热电阻接线盒是否进水;检电缆查

DCS 画面未做好或卡 检查画面与逻辑;检查卡件是否送电;

显示坏点

电缆开路、 短路或接地 是否有对接头;查电缆是否被外力损 坏,或离热源较近被烫坏 温度计开路或接地 就地温度计是否开路或接地,若损坏, 修复或更换 检查热电阻底部是否与套管底部紧密 接触;温度计是否与被测物体表面紧密 接触,或是否插入至被测液体液面以下 热电阻接线盒进水 清理积水并烘干 检查接线端子是否压紧 重新对线,检查三芯线阻值是否都正确 检查接线端子是否压紧 于规定值 接地电阻是否符合要求 检查热电阻元件、 DCS 盘柜附近是否有 干扰源;检查电缆是否与电气大功率动 力电缆并列 表 2-1 接线松动 热电阻到电子间连接 导线的线阻未补偿 接线松动 未做好

温 度 显 示 热电阻未插入到底 偏低

温度显示 偏高

DCS 盘柜或卡件接地 检查 DCS 盘柜和卡件接地电阻是否小 温度显示 跳变 补偿电缆屏蔽层接地 检查补偿电缆屏蔽层是否为单端接地, 未做好 有大功率电磁或无线 电干扰源

注意:表 1-2 和表 2-1 只是列举了热电偶、热电阻元件和测量回路本身 的常见故障,在实际应用过程中经常会出现因取样位置、取样方式等原因出现 偏差;或者介质参数由于各种运行方式、主设备故障等原因偏离正常值,使测 点显示看起来不准,但实际上显示可能是准确的。这就需要我们调试人员在熟 悉安装规范和熟悉系统的基础上对其进行分析。
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3、

压力变送器 3.1 取样: 要准确测量某一管道介质压力, 首要一点就是要保证取样点要符

合设计和安装规范要求,否则,就会影响测量的准确度或容易发生管路堵塞。 例如: a. 相邻两测点之间的距离应大于被测管道外径,但不得小于 200mm; b. 当压力取源部件和测温元件在同一管段上邻近装设时,按介质流量向压 力在温度的上游,也就是说压力前温度后; c. 压力取源部件与管道上调节阀的距离:上游则应大于 2D,下游应大于 5D(D 为工艺管道内径) ; d. 测量气体压力时,测点在管道的上半部;测量液体压力时,测点在管道 的下半部与管道的水平中心线成 0-45 度夹角的范围内;测量蒸汽压力时,测点 在管道的上部,以及下半部与管道的水平中心线成 0-45 度夹角的范围内; e. 测量较低压力时,应尽量减少液柱引起的附加误差; f. 在炉墙和垂直管道或烟道上,取压管应倾斜向上安装,与水平线所成夹 角应大于 30°;在水平烟气、煤粉道上,取压管应在管道上方、宜顺流束成锐 角安装; g. 锅炉一次风管或二次风管的压力测点至燃烧器的管道阻力应相等。 3.2 清零:变送器经过运输、安装过程碰撞,以及受现场温度等环境影响, 零点容易产生漂移,对于精度要求较高的测点,为满足测量误差要求,必须将 变送器对空清零。 3.3 量程设置: 压力变送器的量程一定要与 DCS 保持一致, 这样才能在 DCS 画面正确示值。 量程设置要保证被测介质的额定压力为变送器量程的 2/3 左右, 一般变送器量程根据设计院的设备清册或建设单位下发的定值清册设置,有经 验的调试人员应根据系统运行参数对清册中量程进行审核,发现有错误,可直 接与调试单位协商,同时修改变送器和 DCS 量程设置,且必须要保持修改后的 变送器与 DCS 量程保持一致。 3.4 量程迁移:如果压力变送器安装位置在取样点下方,存在高度差,而取 样管路中液柱的静压对测量影响较大,则需要对变送器量程进行迁移。 例如:大机轴封蒸汽母管额定压力为 50kPa,母管压力取样点标高为 10m, 变送器标高为 7m,变送器设计量程为 0~100kPa。因取样管路中存在 3m 水柱 (30kPa)的静压,所以当变送器显示母管压力达到额定的 50kPa 时,实际母管
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压力只有 20kPa。 因此, 要得到正确的测量值, 就必须将量程迁移为 30~130kPa。 3.5 投用: 压力变送器第一次投用时必须进行仪表管路冲洗, 汽水压力变送 器冲洗时压力不要超过 0.49MPa。 冲洗时要注意操作方法:首先关闭二次门(差压变送器要先打开平衡门) , 打开排污门, 然后缓慢开启一次门, 观察排出的水清澈无杂质时关死排污门 (管 道介质为蒸汽的, 不要长时间用蒸汽吹扫管路) 最后打开二次门 , (关闭平衡门) 投用。 注意:一次门不要全开,一般全开后再关回一圈左右;高温高压管道压力 测点第一次投用时要对一次门盘根进行热紧。 4、 流量测量元件和变送器 节流式流量计是工业上最为广泛使用的一类流量测量仪表。 工作原理:在管道中放置一节流元件,流体流经节流元件时发生节流,在 节流元件的前后两侧产生压力差(差压) 。当流体、工况、管道、节流件、差压 取出方式一定时,管道流量与差压有确定的关系。因此可通过测量差压来测量 流量。节流式流量计也称为变压降式流量计。 标准节流装置的设计计算:要严格遵循标准节流装置设计、安装和使用的 “国家标准”或“国际标准”。按“标准”进行设计、安装、使用的标准节流装置, 其流量与差压的关系按理论公式标定,并有统一的基本误差、计算方法,一般 不需要进行实验标定或比对。 4.1 标准节流装置 4.1.1 标准节流装置由三部分组成:节流件(如图 4-1,分别为标准孔板、 标准喷嘴、长径喷嘴示例图) 、取压装置、测量直管段。

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图 4-1 标准孔板、标准喷嘴、长径喷嘴示例图 4.1.2 适用的流体条件 标准节流装置适用于测量圆形截面管道中的单相、均质流体,即是可压缩 的(气体)或认为不可压缩的(液体)牛顿流体。同时,要求流体充满管道; 流体流动是稳定的或随时间缓变的;流动不可以是脉动流和旋转流,流束与管 道轴线平行;流体流经节流件前流动应达到充分紊流,在节流件前后一定距离 内不发生相变或析出杂质;流速小于音速。 我们在调试过程中,特别是机组刚开始启动、参数较低时,经常会遇到流 量显示不准的情况,如果检查确认节流装置安装正确、流量变送器设置正确、 投用正确、DCS 补偿计算正确,那基本就可以判断是因为流体未充满管道、存 在脉动流和旋转流,这是正常的。随着流体参数逐渐接近额定参数,流量示值 会接近真实值。 4.1.3 适用的管道条件 标准节流装置组成部分中的测量直管段(前 10D 后 5D,一般由仪表厂提 供)是直管段 L(最小直管段)的一部分。对于测量直管段,要求其内表面必
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须是光滑的,L 的其余部分内表面可以是粗糙的。 测量段管道应被流体充满。节流件及取压装置安装在两圆形直管之间。在 所要求的整个直管段长度上,管道截面应该是圆形的,没有特殊要求,只是在 邻近节流装置附近对管道的圆度有特殊要求,这在“标准”中有详细规定。对于 管道的粗糙度、节流件上游 10D、下游 5D(测量直管段) ,要求满足给出的相 对粗糙度上限值,L 的其余部分和 L 以外的管道可以是粗糙的。 4.2 调试流量变送器前,调试人员应特别注意检查: 1)风量、风粉混合物流量,变送器必需安装在取样点上方,取样管路应倾 斜向上安装,不允许管路下行,否则管路容易堵塞。 2)汽水流量,变送器必须安装在取样点下方,取样管路应倾斜向下安装, 不允许管路向上翻,否则管路中积存的气泡不易排出,影响测量。 3)核实测量管路的正负压侧是否连接正确,发现接反,应及时修改量程或 通知安装人员改正。 4.3 量程设置: 测流量用差压变送器的量程要严格按照节流件流量计算书设 置。流量不是与差压值呈线性关系,而是与差压值的平方根呈线性关系。一般 由变送器输出线性的差压信号,在 DCS 逻辑中进行开方,以及加入压力、温度 修正来计算流量。 4.4 投用: 流量变送器投用时, 排污冲洗完成后还必须从差压变送器放气孔 放气,以免测量管路中积存气泡,产生测量误差。 5、 液位差压变送器 液位差压变送器的安装要求与汽水流量变送器基本一致,需要特别注意的 是:液位变送器安装高度必须在“零水位”以下,否则就会产生测量盲区。 从调试角度来看,可以将液位测量分为无压容器测量和有压容器测量: 5.1 无压容器就是指顶端敞口或有溢流管, 容器内压力基本与大气压一致的液体 储存容器(例如:凝结水补水箱、化水的除盐水箱等) 。这种容器的液位测量比 较简单,我们知道: p=ρ g H g 为常数 9.8,如果已知容器内液体的密度 ρ,那么只要在容器底部装一台 压力变送器(若是差压变送器,则正压侧接取样管,负压侧对空)测出液体的 压强 p 就可以通过此公式计算出容器内液体的高度 H。 5.2 有压容器(如凝汽器热井、除氧器、高低加、汽包)等水位测量则要复杂的
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多。 1)下面以测量汽包液位的单室平衡容器为例,介绍有压容器液位测原理。 如图 5-1

图 5-1 差压变送器的正压头由平衡容器的恒定水柱维持不变(汽包内的蒸汽经一 次门注入平衡容器凝结成水, 多余的水利用溢流原理流回汽包) 负压头则随汽 , 包水位变化而变化。变送器测得差压值也随着汽包水位的变化而变化。 此时,差压值可按以下公式计算: Δp=ρ1 g H-[ρ2 g H0 + ρ3 g (H-H0)] =(ρ1g-ρ3g)H-(ρ2 g-ρ3 g)H0 式 3-1 中 Δp――汽包水位的差压,Pa H ――汽包水位的最大测量范围,mm H0--以最低水位为基准的汽包水位高度,mm ρ1、ρ2、ρ3――分别为平衡容器内水、 汽包内饱和水、 饱和蒸汽的密度, kg/m3 g ――标准重力加速度,9.8m/s2 单室平衡容器的结构简单,但测量误差较大。当偏离额定运行参数时,由 于容器压力的变化,ρ2、ρ3 会发生变化。此时,即使水位不变,其差压也会发生 变化。 此外, 由于汽包内的饱和水和平衡容器内的凝结水温度不同, 密度也不同, 造成示值误差。为减少此误差,通常是使平衡容器的安装标高(正、负压管的
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(式 5-1)

垂直距离)与显示全量程一致,并在水位修正时,按运行额定参数和环境温度 考虑密度影响的修正值。 2)单室平衡容器的压力修正 水位测量系统参照图 5-1,将式 5-1 改写为汽包水位的表达式: H0=[(ρ1-ρ3) g H-Δp] / (ρ2 -ρ3) g 从以上表达式可知,如果将差压信号(-Δp)与反应密度变化的信号(ρ1-ρ3) g H 相加,再除以密度变化信号(ρ2 -ρ3) g,则测量系统的输出为 H0。常用的汽 包液位测量压力自动修正方框图见图 5-2:

图 5-2 图中 f1(p)和 f2(p)为函数转换器,其输出量分别为(ρ1-ρ3) g H 和(ρ2 -ρ3) g, 二者能自动地跟随汽包压力变化而变化,达到修正目的。 由于采用单室平衡容器,ρ1 仍随环境温度而变化,为一变值,因此,测量 上仍有一定的误差。 现在新建电厂项目中,对于凝汽器、除氧器、高低加等压力较低的容器液 位测量,已普遍采用导波雷达液位变送器。相比较于传统的差压变送器液位测 量来说,导波雷达液位变送器具有安装、投用简单,维护工作量小的特点,已 成为一种发展趋势。 6、 逻辑开关
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6.1 逻辑开关的种类 常用的逻辑开关主要有:压力开关、差压开关、温度开关、液位开关等。 主要使用的校验器具:U 型管、压力校验台、油槽等 6.2 压力开关、差压开关校验及调试应注意的事项 6.2.1 校验: (1) 校验过程中,标准压力模块及开关严禁超量程打压,以免损坏设备。 (2) 开关有动作值、回程值两个特性,选取其中一个为定值时应注意:就 是我们常说的大于等于的定值取动作值,小于等于的定值取回程值(负压开关 相反) ;高报接线:C 、NO,低报接线:C、 NC(负压开关相反) 。 动作值:开关从常压下打压至微动开关触点状态发生变化时的压力值; 回程值:动作值的逆过程。 动作值、回程值(特别是真空开关)容易混淆,下面举例说明,希望能解 决这个问题: a. 定值≥1MPa 的开关, 开关从常压下至开关的状态变化为动作值 1MPa, 降压后,开关的回程值为 0.9MPa( ≥取动作值,接线:C、 NO) ; b. 定值 ≤ 1MPa 的 开 关 , 开 关 从常 压 下 至 开 关 的行 程 变 化 为 动 作值 1.2MPa,降压后,开关的回程值为 1MPa( ≤取回程值,接线:C、 NC) ; c. 真空泵入口真空度低联启备用泵开关,定值为≥ -90KPa 或≥10KPa (a) 【式中(a)表示绝对压力,绝对压力=相对压力+大气压力】 ,开关从常 压下至开关的状态变化为动作值-93KPa 或 7KPa(a) ,升压后,开关的回程 值为-90KPa 或 10KPa(a)( ≥取回程值,接线:C 、NC,常压下闭合) 。 ; d. 真空泵入口真空度高联停备用泵开关, 定值 ≤-95KPa 或≤5KPa (a) 的开关,开关从常压下至开关的状态变化为动作值为-95KPa 或 5KPa(a) , 升压后,开关的回程值为-92KPa 或 8KPa(a)( ≤取动作值,接线:C , 。 NO,常压下断开) ; e. 炉膛负压的定值一般有:炉膛压力高高(≥3KPa) 、炉膛压力高(≥ 1.5KPa) 、炉膛压力低(≤-1.5KPa) 、炉膛压力低低(≤-3KPa)。由于开关一般 采用的都是差压开关,很少用绝对压力表示定值,高报开关正压侧接取样管, 低报开关负压侧接取样管,这样接线就应该全接 C、NO(常压下断开) 。 f. 若实在搞不清该接常开还是常闭,还有一个办法:将压力开关测量端对 大气,若常压下压力开关应该报警,则不管标的是 NO 还是 NC,就接已经闭
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合的接点(如:真空低报警,常压下应该都是报警的,则接闭合接点) ;若常压 下压力开关不应该报警,则不管标的是 NO 还是 NC,就接断开的接点(如: 炉膛压力高、低报警,常压下应该都是不报警的,则接断开接点) 。 g. 还有一种情况就是我们常说的“反逻辑” ,即开关断开时报警,闭合为 正常。因此,接线时应注意“常开、常闭”的选择与正常开关相反。 总之,在调试工作中,必须多思考,根据实际工况来确定取动作值还是回 程值,接 C、NC 还是 C、NO。 (3) 记录好开关的动作值与回程值,并分析开关回程值是否能满足现场的 要求,若不能满足要求,则应立即通知业主更换设备。 如:真空低报警开关定值是-90KPa 时,动作值是-98KPa,而实际运行 时真空不会小于-98KPa,所以这个开关会一直不会动作,报警无法复位,不 能满足现场的要求。 (4) 校验完成的开关接线位置要做好标识。并贴好标签及做好外观标识。 (5) 严格按照定值表校验,如开关定值有问题或需要迁移定值时,须有业 主书面文件。 6.2.2 查线及调试应特别注意:有时设计的开关不进 DCS 控制,而是直接 进就地控制箱联锁等,要注意不要遗漏,如: 油压低联锁大、小机直流油泵的开关; 火检冷却风压力低自动联锁备用风机的开关; 主汽压力高联锁 PCV 的开关; 磨、风机油站油压低自动联启备用油泵的开关等等。 7、 阀门执行器 电厂用阀门执行器品牌繁多,见过的不下几十种,要想牢记每种型号阀门 的具体接线方式和调试步骤基本上是不可能的,因此,我们平时应多注意阀门 说明书等资料的收集。每一种型号的阀门接线、调试前必须找到厂家说明书, 严格按照说明书要求接线、调试。 7.1 典型电动门控制原理图及回路分析

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图(7-1)为典型电动门控制原理图 7.1.1 正向运动: 合上空气开关 QF 接通三相电源 按下正向启动按钮 SB3,KM1 通电吸合并自锁,主触头闭合接通电动机, 电动机这时的相序是 L1、L2、L3,即正向运行。如果运动到了极限位置,将 碰到限位开关 SQ1,SQ1 的常闭断开,KM1 失电不再吸合,主触点断开电动机 停止。 7.1.2 反向运动: 合上空气开关 QF 接通三相电源 按下反向启动按钮 SB2,KM2 通电吸合并通过辅助触点自锁,常开主触头 闭合换接了电动机三相的电源相序,这时电动机的相序是 L3、L2、L1,即反 向运行。 如果运动到了极限位置, 将碰到限位开关 SQ2, SQ2 的常闭断开, KM2 失电不再吸合,主触点断开电动机停止。 7.1.3 互锁环节(具有禁止功能在线路中起安全保护作用) :
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a. 接触器互锁:KM1 线圈回路串入 KM2 的常闭辅助触点,KM2 线圈回路 串入 KM1 的常闭触点。当正转接触器 KM1 线圈通电动作后,KM1 的辅助常 闭触点断开了 KM2 线圈回路,若使 KM1 得电吸合,必须先使 KM2 断电释放, 其辅助常闭触头复位,这就防止了 KM1、KM2 同时吸合造成相间短路,这一 线路环节称为互锁环节。 b. 按钮互锁: 在电路中采用了控制按钮操作的正反传控制电路, 按钮 SB2、 SB3 都具有一对常开触点,一对常闭触点,这两个触点分别与 KM1、KM2 线 圈回路连接。例如按钮 SB2 的常开触点与接触器 KM2 线圈串联,而常闭触点 与接触器 KM1 线圈回路串联。按钮 SB3 的常开触点与接触器 KM1 线圈串联, 而常闭触点压 KM2 线圈回路串联。 这样当按下 SB2 时只能有接触器 KM2 的线 圈可以通电而 KM1 断电,按下 SB3 时只能有接触器 KM1 的线圈可以通电而 KM2 断电,如果同时按下 SB2 和 SB3 则两只接触器线圈都不能通电。这样就 起到了互锁的作用。 7.1.4 停止: a. 正常停止,按下按钮 SB1,SB1 的常闭接点断开,控制回路失电接触器 不再吸合,电动机停止运行。 b. 紧急停止,紧急停止是设备在运动过程中,运动到了位置极限碰到限位 开关 SQ1(SQ2)所造成的停止,这是只要启动反方向控制,即可使设备重新 运行。 7.1.5 马达过电流保护: 将热敏保护继电器串联在马达动力回路中,当马达电流超过设定值后,继 电器动作, 其串联在控制回路中的常闭触点 FR 断开, 同时就断开了接触器 KM1 或 KM2 的电源,马达断电。 7.1.6 过力矩保护: 一般电动执行其中都配置开、关力矩保护开关(图中未标示) ,并将开、关 力矩常闭触点分别串联在马达正、反转控制回路中,当阀门运动过程中过紧或 卡涩,超过设定力矩值时,力矩开关常闭点断开,同时就断开了接触器 KM1 或 KM2 的电源,马达断电,停止运行。 7.2 阀门执行器调试时应注意以下事项: 1)接线:根据施工图纸、说明书、技术交底逐一对线、接线,确保接线正 确、牢固。接线必须套打印的号头管。
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号头打印应统一格式、内容。例如,以下是河源项目号头打印规定: 开关门接线号头打印规定:反馈开:FK+、FK-,反馈关:FG+、FG-,故 障: G+、G-,远控方式: YK+、YK-,指令开: ZK+、ZK-,指令关: ZG+、 ZG- ,电源: U、V、W、N。 调节门接线号头打印规定: 指令: Z+、Z-,反馈: F+、F-,电源: U、 V、W、N。 2) 阀门检查: 检查阀门执行器外观有无运输、 安装过程中造成的碰撞痕迹、 裂纹等损伤,若有损坏必须立即上报。转动手轮,观查其传动装置有无卡涩、 行程开关,力矩开关是否动作良好。 对于角行程的阀门执行器,要检查其底座是否固定牢固,安装位置是否受 锅炉本体、风烟道膨胀影响;要对阀门与执行器连杆角度、长度进行二次调整, 使执行器作用于阀门的力矩最大化,并消除行程死区。 3)送电、送气:电动门调试送电前必须用摇表或万用表逐一测试马达三相 线圈电阻、绝缘并记录,测试合格后方可送电。送电时就地阀门必须有人监护, 并与配电箱侧送电人员保持通讯畅通。送电后测量相间电压是否正确,是否缺 相。 气动门送气前必须进行压缩空气管路吹扫、并检查管路的严密性;气源压 力严格按照阀门铭牌规定调整,严禁超压,以免损坏执行器气缸。 4)电机转向试验:先用手轮将阀门摇至中间位置,再点动阀门,观察阀门 动作方向是否正确。如转向相反,将三相电源中的任意两相对调即可。 5)力矩开关调整:力矩开关一般出厂时厂家已调好,若阀门过紧,力矩开 关频繁动作,应视实际情况逐渐调大力矩,但力矩值一般不要超过额定力矩的 80%,以免损坏阀门。一般开方向力矩要比关方向力矩大些。 6)限位开关调整:在阀门快要运行到开、关限位时必须停止电动操作,一 定要用手轮操作将阀门开关到位,防止阀门顶坏。关限位的预留圈数要视管道 内介质参数而定, 一般低温、 低压管道和风道阀门离开关到位过力矩区域即可, 要尽可能少地预留,以免阀门内漏严重;高温高压管道要视情况预留一圈至二 圈,以免阀门受热膨胀后造成阀门过力矩操作不动或卡死。开限位可多预留几 圈,不会影响管道内介质流量。 7)位置指示机构的调整:在调整好力矩、行程的基础上调整就地位置指示 机构和远传反馈信号一致。
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8)远控功能调试:阀门就地各项功能调试完成后必须要进行远控试验,从 阀门接线端子排或从控制柜端子排短接开、关(停)指令,阀门开关(停)动 作应良好,并用万用表测量阀门输出的远传开、关、远控/就地、故障、阀位等 信号正确,否则应继续进行相关设置、调整,直至远控动作、反馈完全正确为 止。反复开关阀门两次,记录下开关的时间,填好相应的表格于当天交技术员 处,以便及时更新阀门清单。 调节门就地用信号发生器加信号试验,用万用表测量反馈(有条件的也可 直接从 DCS 操作试验) ,一般指令、反馈偏差不超过±2%。 9) 智能阀门调试: 智能阀门的调试应严格按照说明书规定的调试步骤执行, 力矩、限位按以上规定调整,就地功能调试完成后必须按上述要求进行远控功 能试验。 10)设备缺陷汇报、消除:因设备或安装原因造成阀门不能正常操作或达 不到验收要求,必须及时汇报。汇报必须详尽、准确,包括:阀门名称、阀门 厂家/型号、 故障描述等, 以便及时联系机务或厂家处理。 设备厂家来现场服务, 必须确保所有问题处理完毕,并配合完成阀门验收后,方可同意厂家离开。 11)停送电、消缺:阀门单体调试完成后,原则上由单体调试人员负责配 合调试所远控验收及以后试运过程中的停送电、消缺工作。阀门停送电严格执 行停送电单制度,停送电单必须留底,以备查证。阀门验收后,我方不再操作 阀门, 试运过程中阀门消缺必须得到试运指挥同意或办理完工作票后方可进行。 7.3 阀门结构种类:

1.

a、角行程:0 至 90 度直角行程,用于控制球阀和蝶阀之类的角行程阀门。
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b、直行程:直行程也就是上下行程,用于控制闸阀和截止阀等直行程阀门。 c、调节型和开关型在角行程和直行程的执行器中都有,也就是说不管直行 程的执行器还角行程的执行器、不是开关型的就调节型的,开关型的就是 从一个点到另一个点中间不停顿,比如角行程就是从 0 度到 90 度,要么从 90 度到 0 度,状态就是要么是开、要么就是关。而调节型的就是在 0 度和 90 度中间的任意角度都可以停,这样就可以调流量和压力。 电动阀可以控制流量大小,不过必需是调节型的执行器、再有就是有的阀 体不适合做调节用,比如闸阀。 d、再有就是电动阀里面还包含电磁阀,不过电磁阀用的是电磁线圈。

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三、DCS
概括地说,大型机组的自动化功能大致包含以下内容: (1)、DAS (Date Acquisition System) 数据采集系统 , 是指采用数字计算 机系统对工艺系 统和设备的运行参数、状态进行检测 , 对检测结果进 行处理、 记录、 显示和报警 , 对机组的 运行情况进行计算和分析 , 并 提出运行指导的监视系统。其主要功能有: ——CRT 显示包括实现对运行的参数、 图表曲线、 报警及操作等显示。 ——打印整理:包括阶段性记录、事故复查记录、事故顺序记录、跳 机记录等。 ——历史数据的贮存和检索。 ——机组的性能计算。 ——系统自检功能。 (2)、 MCS (Modulation Control System) 模拟量控制系统 , 是指系统的控制作 用被控变量通过反馈通路引向控制系统输入端所形成的控制系统 , 也称闭环 控制或回路控制 , 其输出 量为输入量的连续函数。它常包含参数自动调节及 偏差报警等功能。 火力发电厂模拟量控制 系统是锅炉、 汽轮机及其辅助设备运 行参数自动控制系统的总称。 MCS 功能主要有: ——协调控制 CCS ——磨煤机一次风量、一次风压控制 ——磨煤机出口风温控制 ——送风机及二次风量控制 ——燃油压力控制 ——磨煤机旁路风量控制 ——磨煤机密封风压力控制 ——炉膛压力控制

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——汽包水位控制 ——再热汽温控制 ——除氧器压力及水位控制 ——汽泵密封水压力控制 具有自我检测、联琐保护功能。

——主汽汽温控制 ——凝汽器水位控制 ——低压轴封温度控制 ——电汽泵最小流量阀控制等系统

(3)、1CCS (Coordinated Qntrol System) 协调控制系统 , 是指将锅炉 汽轮发电机组作为 一个整体进行控制 , 通过控制回路协调锅炉与汽轮机组在 自动状态下工作 , 给锅炉、汽轮机的自动控制系统发出指令 , 以适应负荷变 化的需要 , 尽最大可能发挥机组调频、调峰的能力 , 它直接作用的执行级是 锅炉燃料控制系统和汽机控制系统。 炉跟机为基础的协调控制系统采用的是以锅炉控制压力,汽机控制负荷的 运行方式,为了提高锅炉的响应性,稳定控制锅炉主汽压力,保证汽机对负荷 的响应性。 机跟炉为基础的协调控制系统采用的是汽机控压力,锅炉控负荷的运行方 式,这种控制方式由于充分利用了汽机调门动作对压力响应快的特点,因此能 很好的控制机组压力,但由于锅炉的燃烧特性比较慢,因此机组对负荷的响应 比较慢,在系统的设计上为提高锅炉的响应性,将机组指令信号以前馈和反馈 的形式作用到锅炉控制,以加大前馈量的方式提高锅炉对负荷的响应性。 (4)、SCS (Sequence Control System) 顺序控制系统 , 是指对火电机组的辅 机及辅助系统 , 按照运行规律规定的顺序 ( 输入信号条件顺序、动作顺序或 时间顺序 ) 实现启动或停止 过程的自动控制系统。 炉侧顺序控制的范围包括: 送风机、引风机、一次风机、空气预热器、炉膛吹灰系统等。机侧顺序控制系
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统的范围包括:汽机润滑油系统、凝泵、高加、除氧器、低加、真空泵、轴封 系统、循环水系统、闭式水系统、汽泵、电泵、内冷水系统、密封油系统、胶 球清洗系统等。
例如: 凝泵顺控投用步骤
步一:条件:无 指令:¤ 关凝泵出口电动阀 步二:条件:●凝泵出口电动阀已关 指令:¤ 开凝泵入口电动阀 步三:条件:●凝泵入口电动阀已开 指令:¤ 启凝泵 步四:条件:●凝泵已启 ●凝泵出口压力不低 指令:¤ 开凝泵出口电动阀 完成:条件:●凝泵出口电动阀已开 SCS 系统包括进入 DCS 系统的所有开关量控制的设备,每个设备均可在 DAS 画面上实现手动操作,发生 联锁信号或保护信号时能根据功能设计进行联动。 凝泵 a.启动允许条件: 1 凝泵电机绕组温度不高(定值?) 2 凝泵电机上,下轴承温度不高 3 高背压凝汽水位>???(定值?) 4 凝泵入口门已开 5 密封水压力正常 6 无凝结水母管压力>?? 7 凝泵再循环阀已开或另侧泵已启 b.保护跳闸条件: 1 凝泵 3 相电机绕组温度高高(定值?) 2 凝泵电机上,下轴承温度高高(定值?) 3 凝泵密封水压力低

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4 凝泵入口门已关 5 除氧器水位高高高 6 凝结水流量<??延时 20S 且再循环阀全(?)开 7 高背压凝汽器水位<?? 以上任一保护跳闸条件来,泵跳闸 c. 备用联动开关投入,另一泵跳闸联锁启 备用联动开关投入,凝结水母管压力<??联锁启

(5)、FSSS (Furnace Safeguard Supervisory System) 炉膛安全监控系统 , 指 对锅炉点火和 油枪进行程序自动控制 , 防止锅炉炉膛由于燃烧熄火、过压等 原因引起炉膛爆炸 ( 外爆或内爆 ) 而采取的监视和控制措施的自动系统。 FSSS 包括燃烧器控制系统 (Burner Control Sys- tem, 简称 BCS) 和炉膛安 全系统能在锅炉正常工作和启停等各种运行方式下, 连续地密切监视燃烧系 统的大量参数和状态,不断地进行逻辑判断和运算,必要时发出动作指令, 通过各种顺序控制和连锁装置,使燃烧系统中的有关设备(如磨煤机、给 煤机、油枪、火检冷却风机等)严格按照一定的逻辑顺序进行操作或处理 未遂事故,以保证锅炉的安全。同时炉膛安全监控系统还具有燃烧管理功 能,它通过对锅炉的各层燃烧器进行投切控制,满足机组启停和增减负荷 的需要,对锅炉的运行参数和状态进行连续监视,并自动完成各种操作和 保护动作,如紧急切断燃料供应和紧急停炉,以防事故扩大. Safety System, 简称 FSS)。 (6)、AGC (Auto Generate Control) 自动发电控制 , 根据电网对各电厂 负荷的运行要求 ,对机组发电功率由电网调度进行自动控制的系统电力 联。 (Furnace

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(7)、MFT (Master Fuel Trip) 总燃料跳闸 , 是指保护信号指令动作或由 人工操作后 ,快速切断进入锅炉炉膛的所有燃料而采取的控制措施。 MFT 跳闸条件如下: 1>. 汽机跳闸且电负荷>10%(30MW) 锅炉负荷>40% 2>. 两台送风机全停 3>. 两台引风机全停 4>. 煤层运行时(无油),两台一次风机全停 5>. 两台火检冷却风机全停延迟 25S 6>. 火检冷却风压低:三个硬输入信号中取两个(三取二),该条件必须 至少持续 30 秒钟 7>. 炉膛压力高:三个硬输入信号中取两个(三取二),该条件必须至少 持续 3 秒钟 8>. 炉膛压力低:三个硬输入信号中取两个(三取二),该条件必须至少 持续 3 秒钟 9>. 汽包水位高:它由一个硬接点与一个数据公路点取“或”生成,三个 硬输入信号(from CCS)中取两个(三取二),该条件必须至少持续 3 秒 钟

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10>. 汽包水位低:它由一个硬接点与一个数据公路点取“或”生成,三个 硬输入信号(from CCS)中取两个(三取二),该条件必须至少持续 3 秒 钟 11>. 两台空预器全停延迟 10S 12>. 炉膛风量<25%:它由一个硬接点与一个数据公路点取“或”生成 13>. 全炉膛灭火:在有煤层投入时,在炉膛中有火焰的前提下突然失去大 部分 全部火焰。 14>. 临界火焰熄灭: 正在运行的煤燃烧器中如果有 50%及以上失去了火焰 就会引起跳闸。该跳闸的前提是至少有两台磨在运行 15>. 角火焰丧失:某个角的火焰全部失去。本跳闸的前提条件是炉膛中至 少有两台磨在运行 16>. 首支油枪点火失败:炉膛中没有燃烧器在运行,且油枪点火失败。该 跳闸的前提是油枪处于点火状态、且油阀确实离开了闭合位置。炉膛中没 有燃烧器在运行, 且油枪点火失败次数超过四枪次 (分离器出口温度<250℃ 时,此时认为是冷态启动)或两枪次(分离器出口温度>250℃时,此时认为 是热态启动)。 17>. 首支油枪点火推迟:燃油进油快关阀打开 5 分钟内仍没有油枪投入运 行

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18>. 失去所有燃料:(所有角阀关闭或燃油进油快关阀关闭)且(所有给 煤机全停) 19>. 操作员跳闸:操作员将跳闸盘上的两个 MFT 按钮同时按下或在 CRT 上 按下 MFT 按钮 (8)、DEH(Digital EletpHydraulic Control) 汽轮机数字电液控制系统 , 是按电气原理设计的敏感元件、数字电路以及按液压原理设计的放大元件 和液压伺服机构构成的汽轮机控制系统。其主要作用是调节汽轮机的转速, 可完成如下功能:挂闸;自动判断热状态;选择启动方式;升速;3000rpm 定速;发电机假同期试验;并网带负荷;升负荷;阀切换;单阀/顺序阀切 换;调节级压力反馈;负荷反馈;一次调频;CCS 控制;ATR 热应力控制; 高负荷限制;低负荷限制;阀位限制;主蒸汽压力限制;快卸负荷;超速 限制 OPC;符合不平衡;超速保护 OSP;喷油试验;超速试验;阀门活动试 验;阀门在线整定;电磁阀试验;控制方式切换. (9) 、汽动给水泵汽轮机电液控制系统(MEH,micro-electro-hydraulic control system);汽泵组 MEH 系统,其主要作用是调节汽泵组的转速,可完成如下功 能:挂闸、升速、定速、CCS 控制、超速保护等功能。 (10) 、汽轮机监视仪表(TSI,turbine supervisory instrument) ;是一种可靠的 连续监测汽轮发电机组转子和汽缸的机械工作参数的多路监控系统,用于连续 显示机组的启停和运行状态,并为记录仪表提供信号。当被测参数超过整定值 时发出报警信号,必要时采取自动停机保护,并能提供故障诊断的各种测量数 据。 (11) 、汽轮机紧急跳闸系统(ETS,emergency trip system) ;汽轮机电超速保 护;轴向位移保护;轴承油压低保护;EH 油压低保护;真空低保护;1~7 号
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轴承振动保护;MFT 主燃料跳闸停机保护;DEH 失电停机保护;差胀越限保 护;高压缸排汽压力高停机保护;发电机内部故障停机保护;手动紧急停机。 (12)、 ATC 或 ATSC (Automatic Turbinestartup Control) 汽轮机自启动 , 根据汽 轮机的运行参数及热应力计算 , 使汽轮机从盘车开始直至带初负荷按程序实 现自启动 (13)、OPC(Overspeed Protection GIltrol) 超速保护控制功能 , 是一种抑制超速 的控制功能 , 常见有以下两种方式 : 1) 当汽轮机转速达到额定转速的 103% 时 , 自动关闭高、中压调节汽门 ; 当转速恢复正常时 , 开启这些汽门 , 以维 持额定转速。2) 当汽轮机转速出现加速度时 , 发出超驰指令 , 关闭高、中压 调节汽门 ; 当加速度零时由正常转速控制回路维持正常转速。 (14) 、电气 ECS 系统,其主要作用是发电机的启、停控制及逻辑;厂用电 系统各开关的控制及逻辑;电气系统的各参数与设备状态的监视;继电保 护动作情况、故障报警及时间顺序记录. (15)、旁路控制系统 BCS 系统,旁路系统是一个独立的系统,旁路控制 能完成旁路操作的确切要求,并能完成安全功能或快开/块关功能,其基本 组成部分分为高旁控制器和低旁控制器,主要实现高低旁的压力控制和温 度控制。 (16)、外围、辅助厂房 PLC 控制系统(BOP,balance of plant) ; 全厂闭路工业电视系统; (17)、空调、暖通系统; (18)、辅助生产系统网络化集中监控系统。 以上功能中(1-18)基本都由 DCS 系统实现,其他功能也与 DCS 有或多 或少的数据交换。由此可以说,DCS 就是一台发电机组的“大脑” 。因此,作 为一名热工调试人员,为更好的完成调试工作,必须了解 DCS 系统构成,并掌 握 DCS 系统的基本操作。 1. DCS 系统构成 以应用于邹县四期 1000MW 机组的 Ovation 分散控制系统(由艾默生过程 控制公司公用事业部-原西屋过程控制公司推出)为例。Ovation 具有多任务、 数据采集、控制和开放式网络设计的特点。其系统采用分布式相关数据库作瞬 态和透明的访问来执行对控制回路的操作。这种数据库访问允许把功能分配到 许多独立站点,因为每个站点并行运行,这就使它能集中在指定的功能上不间
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断的运行,无论同时发生任何其他事件,系统的性能都不会受到影响。

图 3-1 如图 3-1,Ovation 系统的基本组成分为数据高速公路(交换机+网线/光 缆)和各个站点两大部分。它以数据高速公路为纽带,构成一个完整的监控系 统。站点包括两大类,即: 1) 2) 与生产过程接口的分散处理单元(DPU) 人机接口装置,包括:操作员站(OPS)、工程师站(ENG)、历史数据 站(HSR)、智能设备管理站(AMS)、OPC SIS 接口站等。 此外,它还可以和其他的控制系统以及信息系统进行标准化的开放连接 (如:锅炉壁温 DAS 系统等) 。 2. DCS 系统的基本操作 我们调试人员至少应具备以下 DCS 基本操作技能, 以满足调试工作顺利开 展和事故调查分析需要:
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1)

熟悉各操作画面(OPERATOR INTERFACE),能快速找到某一测点、 阀门、马达,并能对点信息(POINT INFORMATION)、点位置进行查 询,查看点的实时状态(POINT REVIEW),对阀门、马达进行操作;

2) 3) 4) 5)

熟悉各逻辑功能块的特性,能看懂逻辑组态图(SAMA),并尽量记住 一些主要设备和重要测点的联锁、保护逻辑; 能够利用趋势图功能(TRENDS),对某一点或几点的历史数据进行查 询,进行点故障和运行事故分析; 能够利用报警记录(ALARM MANAGEMENT),查询某一点或某一时 段的历史报警记录,进行点故障和运行事故分析; 能够利用操作员事件信息(OPERATOR EVENT MASSAGING),查看 某一设备或某一时段的操作记录,进行运行事故分析。

3. 各种类型 I/O 卡件简介 1) AO 卡:模拟量信号输出卡件,常见输出信号类型有 0-20mA,4- 20mA,0-10 V 等,主要用于马达调速装置和执行器模拟量指令的 给定。 2) AI 卡: 模拟量输入卡件, 常见输入信号类型有 0-20mA, 4-20 mA, 0-10 V 等,主要用于变送器、马达调速装置反馈和执行器反馈信号 的采集。AI 卡的接线方式有两种: 内供电:由卡件提供 24V DC 电源,用于压力/温度变送器、气动执 行器的阀位反馈装置等现场无源设备; 外供电:卡件不提供 24V DC 电源,用于变频器、电动执行器、马达 电流等现场有源设备。 3) 4) DI 卡: 数字量输入卡件, 由卡件提供 24V DC 或 48V DC 数据采集电 压,接现场设备的开关量干接点。 DO 卡:数字量输出卡件,由 DCS 系统电压驱动盘柜中的指令继电 器,指令继电器扩展 NO 或 NC 干接点,设备控制回路电压由现场设 备或热控仪表电源柜提供。

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四、分步试运
可以说,我们前面所做的单体调试工作,包括:校验、查线、测量仪表调 试、阀门执行器调试等等,都是为后面的分步试运和总启动做准备。所以,作 为一名合格的热工调试人员,不仅要熟悉各种校验规程和仪表校验方法、掌握 各种仪表和执行器的调试方法,还应对机组分步试运过程有一个整体的认识, 要知道先干什么、后干什么,一个系统的试运需要具备哪些条件。 1、试运顺序 首先,拿到项目工地或建设单位下发的整台机组(包括外围)的“分步试 运计划”后,要按照分步试运的时间先后和主次关系,合理安排调试任务、调 配调试的人力和设备资源。 对于安装进度跟不上试运进度计划的, 要及时提醒、 催促相关安装技术员或管理人员加快进度。 必须杜绝因热工安装、调试问题,造成试运工期推迟。 (图 4-1)以河源电厂#1 机及公用系统为例,介绍新建机组的各系统分 步试运顺序。 2、分系统调试工作 2.1 每个分系统试运,作为负责该系统的热工调试人员,要确保计划试运工 期前热工专业具备试运条件,至少应完成以下工作: 1) 提前收集并学习该系统的系统图、IO 清册、设备清册、各设备的说明书、 调试措施、逻辑图或逻辑说明等资料,目的是要做到:对系统的工作流程 要熟悉;系统内有多少控制箱柜、多少热工测点、多少阀门执行器,需要 多长时间能干完, 已经干到什么程度, 是否能按期完成, 要做到心中有数; 熟悉系统内各设备的联锁、保护条件和顺控逻辑。 2) 系统试运前 2-3 天,对照系统图,检查该系统内每一个热工测点是否安 装、接线完成。若有安装未完的,及时通知相关技术员或专工抓紧安排施 工。 3) 4) 5) 核对每一个测点、设备,保证模拟量信号显示正确,联锁保护开关校验准 确,马达传动完成,阀门执行器验收完成。 监督调试单位各项联锁、保护已投入,能保证设备运行安全。 试运过程中出现运行事故应立即分析清楚事故原因,明确责任。

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图 4-1
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2.2 从分步试运这一部分主要是要掌握 3 方面: (1)、熟悉现场的整个系统流程 河源的分步试运图只是一个实际举例,说明一下应该怎么去看整个系 统,像有的现场六大风机及磨煤机试转前也需要开式水,而循环水-开式水-闭 式水这个流程是不变的,所以在现场时也应注意积累经验,多看图纸,包括机 务的图纸。 (2)、熟悉现场每个系统的测点及位置,确保提前完成 热工的测点都需在设备试运前或有介质以前完成取样及单体调试。 比如 循环水管道进水前应该完成循环水系统的取样,并且应该提前考虑到循环水至 开式水的管道是否能隔离严密,也要提前考虑开式水系统的取样;像压缩空气 系统试运前应该完成该系统的热控工作,不具备条件的要提前检查图纸及现场 提前加装阀门。不管是安装还是调试,应该是一个团队,共同完成热工设备的 取样及调试,这就要我们技术员与调试都要熟悉系统个取样数量及位置。 (3)、明确责任及分工 分步试运前,技术员及调试都应检查试运系统热控工作是否全部完成。像 取样是否全部完成,是否做完严密性试验,测点在 DCS 显示是否正常,就地设 备每个信号是否单体调试完。 另外我们还有责任监督调试单位是否完成了热控的工作 试运前应该明确分工,试运中的问题要明确责任 2.3 例如:电泵试转,调试人员至少应完成以下工作: 1)确认各测点投用并显示准确,包括:除氧器温度、除氧器液位、前置泵入口 压力和滤网差压、主泵入口压力和流量、主泵出口压力、马达线圈和轴承温度、 前置泵轴承温度、耦合器各轴承温度、主泵上下壳体温度、振动、转速、润滑 油/工作油温度、润滑油/工作油压力、再循环流量等。 2)确认各阀门执行器验收完毕,包括:前置泵入口门、主泵出口门、勺管执行 器、中间抽头门、再循环门等。 3)确认各报警、保护已投入,包括:除氧器液位保护、滤网差压报警、主泵入 口压力或流量保护、润滑油压联锁保护、润滑油温保护、工作油温保护、马达 线圈温度保护、各轴承温度保护等。 4)出现电泵保护跳闸或化瓦等运行事故,要立即查清原因,明确责任。

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分步试运考验的是我们调试工作的仔细程度,只要我们安装、调试中存在 错误或不完善的地方,试运过程中肯定要暴露出来,这一点勿庸置疑。所以, 我们不能存有任何侥幸心理,要小心加小心、仔细加仔细,每一根芯线、每一 个 IO 点都要保证正确无误。

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五、总启动
1. 竣工资料 现在工程建设一般要求竣工资料与机组同步移交。因此,总启动前应将竣 工资料整理完成, 并报审。 热工调试包括 “全厂热工测量和信号回路调试” 、 “全 厂热控单体调校”两个分项工程。调试竣工资料一般包含以下内容: 1) 2) 3) 4) 5) 6) 单位工程开工报告; 工程概况; 工程质量报验单; 单位工程质量检验评定表; 仪表校验报告,及标准室相应资质证书、校验员资格证书、标准计量 设备检定证书; 电动阀门、电动执行器、气动开关门、气动调节门调整试验检查表。 2. 总启动值班 总启动值班期间应施行“试运指挥负责制” ,试运指挥应由施工处负责人和 安装/调试技术水平高、经验丰富者担任。 参加值班人员除必须遵守常规的工程建设安全规定外,还必须注意以下几 点: 1) 要严格交接班纪律。 坚持当班缺陷当班处理原则,安排专人做好缺陷单登记工作;按时交接班, 交接班时要将当班主要工作、下步工作安排、当班处理缺陷、遗留缺陷清清楚 楚的交代给下一班,以保证试运工作良好的延续性; 2) 要严格现场定期巡检制度,并做好记录。 巡检要特别注意电缆槽盒、保护管、软管有没有离热源较近,有可能烫坏; 仪表管、阀门、接头有无泄漏;锅炉执行器、槽盒、保护管、仪表管是不是影 响锅炉膨胀;油枪、磨煤机等易发生火灾区域电缆防火措施是否到位。 巡检发现缺陷时不能擅自处理,一定要先向当班指挥汇报,汇报必须清楚、 详尽, 由指挥决定处理时间和方式: 可以直接处理、 强制连锁/保护逻辑后处理、 必须办理工作票后处理等; 3) 所有与试运有关人员必须保持通讯畅通,手机 24 小时开机,随叫随 到,以备应对突发紧急事件;
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4)

缺陷单要安排专人登记管理,防止丢失,试运指挥要组织、安排好消

缺工作。

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六、试运案例汇总
现象:某 135MW 机组总启动时电网停电,厂用电消失,导致汽轮机化瓦。 原因分析:①机组启动前电气 UPS 系统因关键设备损坏未投用,且柴油发 电机未调试好,导致厂用电消失后,DCS 失电、交流辅助油泵不能联启; ②直流事故油泵控制盘未送电,导致油泵不能启动; ③汽轮机跳闸后惰走期间润滑油供应不足,导致轴瓦温度过高,化瓦。 解决方法及避免措施:①设备试转前应确保所有相关联锁、保护试验已做 完; ②机组启动前对参与联锁保护的测点、设备、逻辑应重点检查,确保已经 投用、动作正常,特别是汽轮机交/直流润滑油泵、小机交/直流润滑油泵、电泵 辅助油泵、旁路阀、旁路减温水阀、本体通风阀、真空破坏阀、空预器主/辅/ 空气马达、 火检冷却风机、 风机润滑油站、 过热/再热减温水阀等重要保护设备。 2. 现象:某 600MW 机组总启动期间,巡检人员误关主给水流量变送器取样 一次门,导致主给水流量低报警触发 MFT。 原因分析:主给水流量变送器共 3 台,为“3 取 2”报警逻辑,1 台故障或 显示流量低不会触发 MFT。运行期间一台变送器排污门泄露被巡检人员发现, 该巡检人员没有确认发生泄露的排污门所对应的取样一次门,而是将 3 台变送 器的一次门全部关死,导致 MFT。 解决方法及避免措施:①机组试运期间应加强现场巡检,对电缆温度、锅 炉膨胀影响、阀门/接头泄露等重点关注; ② 巡检发现缺陷时不能擅自处理,一定要先向当班指挥汇报,汇报必须清 楚、详尽,由指挥决定处理时间和方式:可以直接处理、强制连锁/保护逻辑后 处理、必须办理工作票后处理等。 3. 现象:某 300MW 机组脱硫试运期间,因电动门配电箱主电源失电,切换 至副电源时间过长,导致脱硫系统跳闸。 原因分析: 该电动门配电箱主-副电源切换时间为 2.5 秒, 而从电动门失电, 至 DCS 检测到阀门故障信号的时间不到 0.5 秒,因此,吸收塔浆液循环泵因入 口电动门故障全部跳闸,增压风机因出入口电动门故障跳闸。 解决方法及避免措施:①更换不合格的配电箱主-副电源切换开关。现在大 部分的国产或进口的智能型双路电源切换开关都存在切换时间过长的问题,而 且都是设计缺陷,现场调试无法弥补。 ②机组点火前一定要会同调试单位、 业主、 监理、 一起做 DCS、 DEH、 MEH、 TSI、ETS、火检柜、火检风机控制柜、MFT 柜、电动门配电箱、热控仪表电 源柜等重要设备的电源切换试验,并签证。 4. 现象:某 600MW 机组总启动时发现部分高压给水、主汽压力测点工艺阀 门错用为中低压阀门。 原因分析:①技术员作为施工质量第一责任人,工作不细致、粗心大意, 未能尽到指导、监管责任; 1.
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②施工处质检员疏于监管,未能尽到质量复查责任; ③现场施工人员没有良好的责任心,没有严格按照交底施工。 解决方法及避免措施:①严格设备二级库、材料库管理,必须派专人负责, 并严格执行材料、设备出入库领料单制度,领料单上必须由技术员清楚标明领 用设备、材料的名称编号和用途,以杜绝领错、用错、丢失现象; ② 各级管理、技术人员要切实担负起现场施工质量监督、检查的责任。 5. 现象: 600MW 机组炉汽水温度套管设计材质为 P91, 某 光谱分析发现元素 配比不合格,马上联系业主及厂家,将 33 只套管更换后符合要求。 解决方法及避免措施:合金钢材质设备材料,到货后必须百分之百进行材 质光谱分析;焊后进行射线探伤或焊口渗透实验。 6. 现象:某 600MW 机组 168 试运期间 B 侧空预器跳闸。 原因分析:①B 空预器主、辅马达均为变频控制,主马达跳闸后辅马达未 联启,现场检查发现主、辅马达变频控制柜控制电源开关跳闸; ②机务检查 B 空预器未发现机械部分异常,查看 B 空预器电流历史曲线, 电流平稳; ③将控制电源开关合上后,变频器无故障显示、无故障记录,联系运行人 员从 DCS 远控启动主马达成功; ④B 空预器无机械故障,控制回路无故障,变频器无故障,分析控制电源 开关跳闸原因认定为:有人误动空气开关,或现场零星施工人员在控制柜检修 电源插座上私接电动工器具导致开关跳闸。 解决方法及避免措施:①加强现场保安,168 期间严禁无工作票施工; ② 教育职工不清楚、不了解的设备不能乱动。 7. 现象:试运过程中经常发现角行程风门挡板开关调反或关闭不严的情况。 原因分析:风门挡板调试时没有机务配合确认挡板实际位置。 解决方法及避免措施:风门调试时,一定要有机务安装人员配合确认开关 方向、是否开关到位,并在风门轴头做好标记;单体调试完成后,及时交调试 单位验收。 8. 现象:试运中经常遇到机务、热工、电气设备排序不一致的情况,由于电 气马达动力电缆不容易改,所以经常由热工改控制电缆接线或逻辑组态,造成 了额外的工作,影响试运进度。 解决方法及避免措施:①放电缆前要仔细阅读业主下发的设备排序规则, 例如:主厂房一般是按 A 排→B 排→C 排,或固定端→扩建端的顺序,尤其要 注意一些单独的外围厂房的排序规则; ②某些排序规则未涉及区域、容易混淆区域或者设备厂家有明确排序规定 的,一定要与机务、电气技术人员协商一致,统一按一个顺序排。 9. 现象:某凝结水管道电动门静态调试时开关动作正常,带负荷运行时,电 源开关频繁跳闸。 原因分析:电源开关额定电流与马达额定电流基本一致,静态调试时马达
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负荷小,所以电流也较小;带负荷运行时,马达电流增大,造成电源开关跳闸。 解决方法及避免措施:电动门调试时要核对电源开关额定电流是否合适, 一般应为马达额定电流的 1.5 倍。 10. 现象:某 300MW 机组锅炉等离子初次点火时,空预器着火。 原因分析:等离子点火系统调试不完善,吹入炉膛的煤粉未充分燃烧,大 量煤粉沉积在尾部烟道和空预器,且空预器吹灰未及时投用,当尾部烟道烟温 升高时,沉积在空预器中的煤粉自燃,将空预器扇形板烧化。 解决方法及避免措施:点火前空预器吹灰系统要调试好,点火时必须定时 对空预器进行吹灰。 11. 现象:冷却风机变频器 DCS 指令与反馈不一致。 原因分析:①变频器指令、反馈均设定为 4-20mA 对应 0-50Hz,指令给定 为 50Hz 时,实际风机已达到全速,但反馈显示只有 30Hz; ②检查发现:反馈回路中将 DCS 通道与变频器控制柜的转速显示表串联, 而两者负载之和已经超过了变频器反馈的带负载能力。 解决方法及避免措施:将变频器控制柜的转速显示表旁路,只保留 DCS 回 路负载,反馈显示正确。 12. 现象:某 600MW 汽轮机冲转后发电机励端轴瓦温度显示偏高。 原因分析:汽轮机轴系其他轴瓦温度计为汽轮机厂供 K 分度热电偶,唯有 此温度计为发电机厂供热电偶,且铭牌无分度号表示,因到货晚,未校验,从 厂家资料中查得为 K 分度热电偶。停机后校验,确认发电机厂供货错误,该温 度计为 E 分度热电偶。 解决方法及避免措施: ①将补偿电缆改换为 E 分度热偶补偿电缆, 并将 DCS 测量组态中热偶型号改为 E 分度,显示正常; ②带联锁/保护的重要测点温度计一定要进行校验,以确认分度号是否正 确,验证其精度是否合格,热电偶要核对其补偿电缆型号是否正确。 13. 现象:东汽 1000MW 汽轮机轴承回油温度 DCS 示值偏低。 原因分析:①检查 DCS 回油温度热电偶分度号设置正确; ②就地实测热电偶毫伏值,查分度表后加上补偿温度,得出温度值与 DCS 示值基本一致,由此确认测量通道没有问题。 ③就地检查温度计安装情况,发现温度计套管测量端已插入至油面以下 3cm 左右,安装没有问题; ④将温度计芯子抽出与套管对比发现:热电偶测量端并没有顶到套管底部 (差 5cm 左右) ,也就是说虽然表面上看温度计已插入至油面以下,但是内部 热电偶测量端在油面以上,这就是示值偏低的原因。 解决方法及避免措施:温度计质量不合格,更换长度合适,并且热电偶测 量端与套管底部端面紧密接触的温度计。 14. 现象:某 300MW 机组炉水循环泵壳体内壁温显示偏低。 原因分析:①检查热电偶测量回路,未发现问题;DCS 分度号设置正确,
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补偿温度已加; ②将热电偶抽出,用细铁丝插入预留安装孔测量深度,然后与温度计对比, 发现预留孔底部直径小于热电偶直径,热电偶未插到底,其测量端没有与被测 金属接触。 解决方法及避免措施:①更换更长、直径较小的热电偶,将温度计插到底, 使其测量端与被测金属紧密接触; ②安装温度计时一定要确保其测量端插到预留孔或套管底部,并且与被测 介质紧密接触。 15. 现象:轴封减温器后蒸汽温度显示偏低。 原因分析:温度计安装位置距离喷水口太近,受喷水影响,不能正确反应 减温后蒸汽温度。 解决方法及避免措施:轴封、辅汽、旁路等等各减温器后蒸汽温度,安装 位置要尽量远离喷水口。 16. 现象:某 1000MW 机组初次点火,油枪试投多次点不着火。 原因分析:①油点火系统厂家代表现场检查安装质量、尺寸,均符合厂家 图纸要求; ②点火时风量符合运行规程规定,点火油压力正常,油枪进油正常,点火 枪打火正常,点火程序正常; ③现场将油枪抽出,开油阀,观察油枪雾化效果良好; ④将点火枪也抽出,与油枪对比插入深度,发现点火枪插入过浅,打火时 火花够不到油雾。 解决方法及避免措施:将点火枪在原来安装基础上向里多插入 2cm,点火 成功。 17. 现象:东汽 600MW、1000MW 汽轮机打闸后,主汽门全关行程开关不闭 合。 原因分析:行程开关挡块靠一个直径 6mm 的螺杆固定在滑动杆上,由于打 闸时阀门关闭速度非常快,挡块冲击力大,导致固定螺杆变形,挡块移位,行 程开关压不到位。 解决方法及避免措施:东汽 1000MW 和 600MW 汽轮机都存在这种情况, 在行程开关调好后应将挡块牢固焊接在滑动杆上,以防移位。 18. 现象:章丘#3 机试运过程中“定子冷却水流量低”动作,引发“发电机故 障”跳汽轮机。 原因分析:定子冷却水装置是发电机厂成套配供,3 个流量开关共用 1 个 母管,现场清理卫生人员打开定冷水流量装置排污门防水洗手,结果照成流量 低开关误动作跳机。 解决方法及避免措施:①重要信号影响跳机的,挂警示牌; ②调试完毕,为了防止人为误操作,把排污门、二次门等手柄拆除,机组 移交时安装。
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19. 现象:开封#1 机试运过程中发电机励端润滑油温度保护管过热,险些烫坏 电缆,造成停机。 原因分析:开封#1 机试运过程中, 我们巡检人员发现发电机励端润滑油温 度保护管在发电机出线罩处温度很高,达到 120°C。在发电机出线罩处存在高 频交流感应磁场,电缆保护管处于其中切割磁力线,产生高温。 解决方法及避免措施:发电机出线罩处信号电缆不要在其附近安装,或者 用 PVC 管、不锈钢管等不导磁材料引线。 20. 现象:某 600MW 机组 168 期间满负荷运行时捞渣机跳闸。 原因分析:捞渣机为变频控制,控制柜内一个为调速机构供电的 9V DC 电 源模块因温度过高烧坏,导致捞渣机跳闸。 解决方法及避免措施:机组满负荷运行时捞渣机不能长时间停运,一时找 不到备用 9V DC 电源模块,就找来一节 9V 干电池临时替代电源模块,启动捞 渣机成功。 21. 现象:机组运行过程中汽水系统部分变送器接头渗水。 原因分析:①订货的变送器接头、三阀组与变送器匹配不好,某些高压变 送器与三阀组接合面的密封圈竟为 PVC 材质(应为铜质) ; ②安装人员的技术水平参差不齐,变送器配管、安装接头时工艺不细致, 有些管接头处存在应力,有些接头未上紧,甚至有些未加垫片。 解决方法及避免措施:①办好工作票,做好安全措施后,接头重新加生料 带、密封胶紧固,或更换垫片、垫圈重新紧固; ②设备订货时积极参与,接头、垫片、垫圈与设备要匹配,控制好订货关; ③设备安装时加强过程控制,避免施工原因造成渗漏。 22. 现象:某 600MW 机组高负荷运行时,巡检发现汽包压力、汽包液位、主 汽压力等多处取样一次门盘根渗漏。 原因分析:测点初次投用时,投表人员没有对一次门盘根进行热紧,高负 荷时热紧,大部分盘根不再渗漏,但是增加了工作的危险性。 解决方法及避免措施:规程规定,对高温高压的压力测点初次投用冲洗, 应在 0.49MPa 以下压力进行,冲洗完成后必须对一次门盘根进行热紧。 23. 现象:点火吹管时末过、末再出口温度显示不准。 原因分析:热电偶温度计正负接反或温度计接线松动。 解决方法及避免措施:①温度计改线、紧线; ②温度计校验时做好正负标记以免接线错误; ③调试人员查线时注意检查正负极,发现错误及时该线;查线时用手拽一 下芯线,检查有无松动。 24. 现象:某 600MW 机组 A、B 小机润滑油压低信号误发。 原因分析:①重新校线,信号通道没问题; ②检查压力开关贴的校验标签,与定值清册一致; ③将压力开关接头缓慢卸开,没有油流出,确定油脏、试验块节流孔堵。
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解决方法及避免措施:机务排油冲洗管道、清洗试验块。 25. 现象:某 600MW 机组 A、B 小机就地转速表显示跳变。 原因分析:①转速探头延伸电缆屏蔽层未按厂家要求接到转速表接线端子 排上; ②转速表未按厂家要求接地。 解决方法及避免措施:将探头延伸电缆屏蔽层接到转速表端子排上,并且 将转速表接地,显示不再跳变。 26. 现象:汽机冲转过程中汽机转速到 2385r/min 时电超速保护跳闸。 原因分析: ETS 转速测量卡内部转速测量盘的齿数设置不对, 应设置 83 齿, 实际设为 60 齿。 解决方法及避免措施:重新设置 ETS 转速测量卡内部转速测量盘的齿数。 27. 现象:汽机低真空试验时部分真空开关不动作。 原因分析:检查发现真空开关的仪表阀门开度小。 解决方法及避免措施:仪表阀门开度增大后开关动作正常。 28. 现象:低缸差胀报警信号一直发。 原因分析:汽机打闸后低缸差胀大报警,实际差胀不大后,TSI 仪表报警 未手动复位。 解决方法及避免措施:TSI 仪表报警未手动复位,取消 TSI 仪表报警手动 复位设置,改为自动复位。 29. 现象:某上汽 135MW 汽轮机轴向位移探头安装完后显示好点,投盘车后变 成坏点。 原因分析:检查 TSI 卡件及测量回路正常,开盖后发现轴向位移探头正对 的测量盘上有一圈螺钉,螺钉有长有短,探头安装时螺钉碰不到探头,但投盘 车后另一侧较长的螺钉转过来将探头打坏。 解决方法及避免措施:①更换探头,改变探头安装位置; ②TSI 探头安装时应特别注意:仔细观察探头安装位置有无突出物会碰到 探头;探头正对的测量面有无焊渣、小坑、铁屑等影响测量的因素;探头引线 是否与金属尖锐边角摩擦。 30. 现象: 试运过程中发现高调门和中调门都有不同程度波动现象, 波动幅度不 大,但长期运行会影响设备及机组的稳定运行。 原因分析:①通过观察历史曲线,发现阀门波动时间集中在工作时间段内, 中午及晚上无波动现象,由此可排除接线松动、卡件松动及卡件故障等可能导 致波动的问题,并可确定是由外界的强电场或磁场引起的干扰。 ②检查电缆接地是否正常,检查电缆屏蔽单端接地正常,并把电缆的备用 芯也接地后阀门仍有波动现象。随后检查电缆是否有干扰,通过检查电缆桥架 电缆是否与动力电缆等产生较大变化电流的电缆混放现象,检查后仍未发现问 题。 ③检查盘柜的接地是否有问题, 由于此 DEH 系统分为三个接地: 系统接地、
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盘柜接地、安全接地,将三个接地分三路接大地,检查过程中分别测量几个接 地间的电阻,阻值很小,检查后为确认接地无问题,把三个接地短接,这时发 现有两路接地之间的连接线发热,可断定是由接地从外界引来的干扰。检查现 场接地后发现有焊机接在了系统地处,在不同的接地之间产生了较大的电流形 成磁场,干扰了阀门信号。将焊机移开后阀门波动现象消失。 解决方法及避免措施:信号干扰是比较难查的一种问题,一般是按以上检 查顺序: ① 调出历史曲线, 查看信号干扰有无规律, 由此对干扰类型进行基本判断; ②检查受干扰设备和测量盘柜附近是否有大功率电气设备干扰源; ③检查信号电缆屏蔽接地是否可靠,符合要求;检查电缆路径中是否与动 力电缆并列部分,若有并列,将信号与动力电缆分开; ④根据盘柜或仪表厂家的接地要求检查接地效果是否合乎要求。检查总接 地点是否符合设计要求,是否受干扰。 31. 现象:某 600MW 汽轮机,投盘车后#2、#3 轴振跳变值最高达 80um 左右。 原因分析:调出#2、#3 轴振、盘车电流历史曲线,发现盘车不投时轴振无 跳变,盘车投入后,跳变频率为每分钟 4 次,基本与盘车转速一致,也就是说 盘车每转一圈,振动跳变一次,初步排除了电缆和测量卡件受电干扰的可能; 而盘车马达布置在#4 轴上,#4 轴振无跳变,且#2、#3 轴距盘车马达较远,基 本排除了盘车马达干扰振动测量的可能。 解决方法及避免措施:检查机务部分,发现#2、#3 轴顶轴油压过低,重新 调整顶轴油压后振动跳变现象消失。 32. 现象:A 一次风机远控启动后马上跳闸。 原因分析:①A 一次风机已远控启动多次,基本排除了控制电缆接线错误; ②电气检查马达开关,无故障信号,未发现异常; ③检查 DCS 启停指令历史记录,未发跳闸指令; ④检查 MFT 硬接线跳闸柜,发现 MFT 继电器动作未复位,硬接线跳一次 风机指令一直存在。 解决方法及避免措施:复位 MFT 继电器后,启动 A 一次风机成功。 33. 现象:机组低负荷运行时,#7、#8 低加液位差压变送器显示不准。 原因分析:①低加刚刚投入,冷凝罐中未凝结满水,形不成定水位; ②低负荷时#7、#8 低加为负压,接头或阀门漏真空,定水位液柱中抽入气 泡或因单侧泄压打破变送器差压平衡。 解决方法及避免措施:①若冷凝罐又注水口,从注水口冲洗冷凝罐和仪表 管,然后将冷凝罐中注满水(冲洗注水时应轻敲仪表管,将管内赃物排净、气 泡全部排出) ;若冷凝罐无注水口,可从排污门进行倒灌; ②冷凝罐注满水后仍无法正常显示,则要检查接头、阀门是否有漏真空, 采取重新缠生料带紧固、更换垫片、更换阀门、在接头处和排污口涂抹黄油密 封等措施消除泄露。
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34. 现象:机组低负荷运行时,#7、#8 低加导波雷达液位变送器显示跳变。 原因分析:低负荷时#7、 低加为负压,排污门法兰泄露或排污门阀芯漏, #8 导致测量筒中不断有气泡抽入,导致测量筒中水位跳变。 解决方法及避免措施:重新紧固法兰连接螺栓或更换法兰垫片,在排污口 涂抹黄油密封。 35. 现象:某 300MW 机组锅炉通风实验时部分风压、风量测点显示不准。 原因分析:①部分测点 DCS 量程与就地变送器量程不对应; ②部分测点取样管路接头未上紧,或接头未加垫片,存在泄漏; ③磨煤机出入口风压、风量,因仪表管路较长,存在部分管路与变送器、 开关连接对应错误的现象。 解决方法及避免措施:①试运前要逐台核对变送器量程是否与 DCS 一致, 接线、取样点是否正确; ②锅炉通风实验前一定要对取样管路进行严密性试验。 36. 现象:某 300MW 机组磨煤机分离器出口压力取样管经常被煤粉堵塞。 原因分析:①取样管路有漏点,造成取样管路中流动的空气将煤粉带入, 堵塞取样管; ②仪表管自取样点引出后有向下弯曲的“U”形膨胀弯,在膨胀弯处易堆 积煤粉。 解决方法及避免措施:①用涂抹肥皂水的方法查漏,彻底消除漏点; ②将向下弯曲的“U”形膨胀弯,改成向上弯曲或向侧面弯曲; ③风压取样要尽量采用防堵取样装置。 37. 现象:凝结水补水箱液位低于 0.5m 时无法测量。 原因分析:凝结水补水箱为敞口容器,通过测量箱内水的压强来得出水位, 而现场压力变送器安装位置高出水箱底部 0.5m, 所以使液位变送器存在测量盲 区 0.5m。 解决方法及避免措施:①将变送器安装位置改到零水位以下; ②其他诸如汽包液位、高低加液位、凝汽器液位、定排液位等所有液位差 压变送器安装位置必须低于容器液位零点标高。 38. 现象:未抽真空时,DCS 真空压力变送器显示 100kPa 左右。 原因分析: 真空压力变送器为绝对压力变送器, 表压力示值=绝对压力示值 +1 个大气压(一般海平面 1 个大气压为 101.325kPa) 。 解决方法及避免措施:迁移变送器量程,使之显示表压力。 39. 现象:机组正常运行时,真空泵入口真空压力变送器显示偏高。 原因分析:压力变送器安装位置低于取样点,取样仪表管路下行,运行时 仪表管中积水,产生静压,使测量产生较大误差。 解决方法及避免措施:①改变变送器安装位置,使之高于取样点,仪表管 路上行。 ② 气体、 真空压力测量表计一定要布置在取样点上方, 取样仪表管路上行。
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40. 现象:某 600MW 汽轮机轴封压力显示偏高。 原因分析:①轴封母管压力取样点标高 10m,变送器标高 7m,仪表管内凝 结满水后,水柱静压为 30kPa,则变送器显示偏高 30kPa; ②轴封母管额定运行压力只有 50kPa,所以仪表管内水柱产生的误差大大 超过了允许误差。 解决方法及避免措施:①将变送器量程向上迁移 30kPa; ②测量 0.1MPa 以下介质压力时,压力表计安装位置应充分考虑静压差影 响。 41. 现象:某 600MW 机组试运期间有多台二次风门执行器控制卡件因进水烧 坏。 原因分析:①执行器接线盒的进线口朝上,有部分金属软管破裂,雨水从 软管裂缝进入接线盒,烧坏卡件; ② 有部分电缆槽盒高于执行器,电缆下行进入接线盒,雨水由槽盒中顺电 缆金属软管进入接线盒,烧坏卡件。 解决方法及避免措施:露天布置的执行器、仪表电缆槽盒必须布置在设备 下方,电缆金属软管上行,设备进线口要朝下,必须从接线盒上方进线时,要 将进线口用防火胶泥等可靠封堵。 42. 现象:某 600MW 机组外围系统,现场总线通讯柜受相邻的水泵变频器干扰 严重,变频器启动后影响变频器信号通讯及通讯柜内其他支路的 I/O 点通讯。 原因分析:通讯受到的影响主要来自三方面:电磁辐射、传导、感应耦合。 ①传导、感应耦合:由于通讯柜有 PA 通讯电缆连接到变频器,可能变频 器产生的干扰通过 PA 通讯电缆传导给通讯模块,通讯模块受干扰后将干扰传 导给了其连接的其他 I/O 设备, 这种干扰也有可能也传导到了通讯模块的电源; ②电磁辐射:由于变频柜和通讯柜采用并排安装方式,在空间上会对通讯 柜产生电磁干扰。 解决方法及避免措施:①变频器仍采用 PA 连接并对通讯模块及其电源、 盘柜做了可靠的接地,并且该变了 PA 电缆的敷设路径,使其尽量远离并排敷 设的动力电缆,但是消除干扰效果不明显; ②改变变频柜安装位置,使其远离通讯柜,干扰消失,说明这里对通讯设 备的干扰主要来自于电磁辐射。 43. 现象:石家庄工地主电缆通道位于 12 米锅炉设备间以下,A 磨入口区域。 磨煤机入口共有三台门,一台热风门,一台冷风门,一台混合风门。进入磨煤 机的干燥风是通过热风门后经冷风调节后的混合风,受灾的电缆主通道正对着 磨煤机入口冷风门(冷风门入口是对空的) ,两者相距大约有一米半的距离。运 行人员在开 A 磨的过程中,开热风门、混合风门暖磨,在暖磨过程中发现温度 过高,开冷风门进行调节,在调节期间调试所人员发现磨温度还是很高,要求 运行将总风门关死,运行人员误将混合风门关死,致使高达 300 摄氏度的热风 从冷风门直接吹到外面的电缆桥架上,造成了这次主电缆通道电缆的烧毁。
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原因分析: ①运行人员操作失误 运行人员没有严格按照规程进行操作,在冷热风门开启的状态下,将混合 风门关死,这是事故发生的直接原因; ②冷风门设计不合理 冷风门对空设计,没有冷风管道,这样容易造成热风外溢,对外面的设备 造成影响。在正常工况下排粉风机正常运行,磨煤机冷风门入口为负压,以调 节磨煤机内的温度。当磨煤机出口管路有堵塞的情况发生时,就容易造成热风 外溢的情况; ③火灾报警装置未起作用 主电缆通道内都敷设有感温电缆,在机组试运中火灾报警装置未能正常投 用,造成了事故在短时间未内发现,以至于造成了严重的后果; ④主电缆通道在设计过程中未考虑到冷风门在特殊情况下的问题,没有加 强合理有效的防火措施,也是造成本次事故的一个原因。 解决方法 在事故发生后,经过现场观察,发现电缆出现大面积烧毁现象,大部分电 缆都粘连在一起,有些电缆已经发生短路而爆裂,必须完全停电后长期停机处 理。而机组在高负荷的情况下打闸,系统内温度和压力都非常高,锅炉上水进 行冷却时部分测点必须要进行观测。这时要对锅炉部分全部进行停电作业是不 现实的,经机组运行人员、调试人员讨论,决定具备机组完全停电条件要在两 天之后。施工人员利用这两天的时间搭设脚手架,准备做电缆对接头的工具、 材料及同型号电缆,组织人员。条件允许时进行电缆对接头的制作,制作完成 后又进行了防护封堵工作。锅炉专业将冷风门更改位置,将冷风门管径加长引 到安全区域。 避免措施: ①在电缆桥架的设计施工过程中,要从多方面考虑,排除电缆通道范围内 存在的安全隐患: 躲开热源及燃油区域,不可在热风管道连接处的上方和燃油管道法兰连接 处的下方布置主电缆桥架。 如果桥架与热源近距离交叉时要采取防火隔热措施; 防火封堵要符合标准要求,不能偷工减料; 在电缆敷设完毕后要及时安装桥架盖板,桥架盖板要齐全,防止上方火种 掉入桥架烧毁电缆。 ②在主通道电缆敷设完毕后要及时敷设感温电缆,并将火灾报警系统正常 投用。 ③火电机组由于是采用燃烧柴油、煤粉等燃料加热除盐水产生高温、高压 的蒸汽来带动汽轮机发电的特点,使得机组内高温、高压区域多,燃料比较集 中,致使电缆发生火灾的几率很大。因此在安装和运行过程中要尽量避开这些 不安全因素,加强过程监控,把隐患消除与未然,如果电缆发生了大面积火灾
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现象要处理及时得当,避免事故扩大化。采取合理有效的补救措施,使机组尽 快投入正常运行。 43.黄台 2×350MW 超临界供热机组试运中,在运行时发现除氧器压力无指 示。 原因分析:压力测点安装的位置在取样口的上方,因此影响了压力点 的测量。 解决方法:将取样点到变送器之间的距离进行了测量为 1.5 米,在原 有的压力量程上加上 150KPa(1m=10KPa)对测点加了补偿,这样压力显示正 常。

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