DL∕T 5791-2019 火力发电建设工程机组热控调试导则(电力).pdf

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1、ICS 27.100 P 61 备案号：63143-2018 中华人民共和国电力行业标准 P DL/T 5791 2019 火力发电建设工程机组热控调试导则 Guide of I&C commissioning for fossil power construction project 2019-06-04发布 2019-10-01实施 国家能源局 发 布 DL/T 5791 2019 I前言 本导则是根据国家能源局综合司关于印发2017年能源领域 行业标准制（修）订计划及英文翻译出版计划的通知（国能综通科技201752号）的要求编制。本导则主要内容包括：总则、术语、基本规定、分散控制系统的装

2、置试验、数据采集系统、顺序控制系统、模拟量控制系统、锅炉炉膛安全监控系统、汽轮机旁路控制系统、汽轮机电液控制系统、汽轮机监视仪表与保护系统、燃机控制与保护系统、机组外围及辅助设备控制系统、现场总线、专项试验、附录、本规程用词说明、引用标准名录、条文说明等。本导则由中国电力企业联合会提出。本导则由电力行业火电建设标准化技术委员会归口。本导则主要起草单位：上海电力建设启动调整试验所有限公司、中国能源建设集团西北电力试验研究院有限公司 本导则参加起草单位：国网浙江省电力有限公司电力科学研究院、上海明华电力技术工程有限公司，华电电力科学研究院有限公司，中国电建集团山东电力建设第一工程有限公司，北京国电

3、智深控制技术有限公司，中国电建集团贵州工程有限公司。本导则主要起草人：钱麟、陆梁、张玮、何金奇、丁联合、陈波、戴航丹、姚峻、归一数、蔚伟、许伟强、张小红、陈卫东、胡琦、王嘉毅、金麒麟、王飞、王俊洋、陈峰、马英、龙道银、欧龙 本导则主要审查委员:王文祥、戴光、李毅杰、董建朋、刘晓亮、马林东、赵晋红、蒙志勇、赵志元、陈发宇、王达峰、潘景龙、魏广鸿、殳建军、王凯 本导则为首次发布。本导则在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市白广路二条1号，100761）DL/T 5791 2019 II 目次 1 总则.4 2 术语.5 3 基本规定.7 4 分散控制系统装置调试.10

4、4.1 主要调试项目及内容.10 4.2 调试技术要求.10 4.3 调试过程应注意的事项.11 5 数据采集系统.11 5.1 主要调试项目及内容.11 5.2 调试技术要求.11 5.3 调试过程应注意的事项.11 6 顺序控制系统.12 6.1 主要调试项目及内容.12 6.2 调试技术要求.12 6.3 调试过程应注意的事项.13 7 模拟量控制系统.14 7.1 主要调试项目及内容.14 7.2 调试技术要求.14 7.3 调试过程应注意的事项.15 8 锅炉炉膛安全监控系统.15 8.1 主要调试项目及内容.15 8.2 调试技术要求.15 8.3 调试过程应注意的事项.19 9

5、汽轮机旁路控制系统.19 9.1 主要调试项目及内容.19 9.2 调试技术要求.20 9.3 调试过程应注意的事项.21 10 汽轮机电液控制系统.21 10.1 主要调试项目及内容.21 10.2 调试技术要求.21 10.3 调试过程应注意的事项.23 11 汽轮机监视仪表与保护系统.23 11.1 主要调试项目及内容.23 11.2 调试技术要求.24 11.3 调试过程应注意的事项.25 12 燃机控制与保护系统.25 12.1 主要调试项目及内容.25 12.2 调试技术要求.25 12.3 调试过程应注意的事项.27 13 机组外围及辅助设备控制系统.27 13.1 主要调试项目

6、及内容.27 13.2 调试技术要求.28 13.3 调试过程应注意的事项.28 14 现场总线.29 14.1 主要调试项目及内容.29 14.2 调试技术要求.29 DL/T 5791 2019 III14.3 调试过程应注意的事项.30 15 专项试验.32 15.1 负荷变动试验.32 15.2 辅机故障减负荷（RB）试验.33 15.3 AGC 试验.33 15.4 一次调频.34 15.5 APS 试验.34 附 录 A 执行机构传动验收表.37 附 录 B 联锁保护逻辑传动验收记录表.39 附 录 C 模拟量控制性能指标.40 附 录 D RB 动作过程中机组主要参数记录表.43

7、 附 录 E 模拟量控制系统投运统计方法.44 附 录 F 典型信号质量甄别逻辑.45 附 录 G 燃煤机组典型热控调试程序.47 附 录 H 燃气轮机机组典型热控调试程序.48 附 录 I 燃煤机组典型 APS 启停程序.49 本导则用词说明.51 引 用 标 准 名 录.52 附：条文说明54 DL/T 5791 2019 IV Content 1 General provisions 4 2 Terminology 5 3 Basic rules 7 4 Commissioning of distributed control system 10 4.1 Main items of co

8、mmissioning10 4.2 Technical requirements for commissioning10 4.3 Matters need attention in commissioning progress11 5 Commissioning of data acquisition system 11 5.1 Main items of commissioning11 5.2 Technical requirements for commissioning11 5.3 Matters need attention in commissioning progress12 6

9、Commissioning of sequence control system 12 6.1 Main items of commissioning12 6.2 Technical requirements for commissioning12 6.3 Matters need attention in commissioning progress13 7 Commissioning of modulating control system 14 7.1 Main items of commissioning14 7.2 Technical requirements for commiss

10、ioning14 7.3 Matters need attention in commissioning progress15 8 Commissioning of furnace safety supervisory system 15 8.1 Main items of commissioning15 8.2 Technical requirements for commissioning15 8.3 Matters need attention in commissioning progress19 9 Commissioning of bypass control system 19

11、9.1 Main items of commissioning19 9.2 Technical requirements for commissioning20 9.3 Matters need attention in commissioning progress21 10 Commissioning of digital electro-hydraulic control system 21 10.1 Main items of commissioning21 10.2 Technical requirements for commissioning21 10.3 Matters need

12、 attention in commissioning progress23 11 Commissioning of turbine supervisory instruments 23 11.1 Main items of commissioning23 11.2 Technical requirements for commissioning24 11.3 Matters need attention in commissioning progress25 12 Commissioning of gas turbine protection and control system25 12.

13、1 Main items of commissioning25 12.2 Technical requirements for commissioning25 12.3 Matters need attention in commissioning progress27 13 Commissioning of unit auxliary control system27 13.1 Main items of commissioning27 13.2 Technical requirements for commissioning28 13.3 Matters need attention in

14、 commissioning progress28 14 Commissioning of fieldbus29 14.1 Main items of commissioning29 DL/T 5791 2019 V 14.2 Technical requirements for commissioning29 14.3 Matters need attention in commissioning progress30 15 Special test32 15.1 Load change test32 15.2 Run back test33 15.3 AGC test33 15.4 Pri

15、mary frequency control test34 15.5 APS test34 Appendix A：Acceptance documentary forms for actuator test 37 Appendix B：Acceptance documentary forms for logic and protection test 39 Appendix C：Performance indexes for MCS40 Appendix D：Acceptance documentary forms for major parameters in RB test43 Appen

16、dix E：Statistical approach for rate of utilization of MCS 44 Appendix F：Typical logic for signal quality screening45 Appendix G Typical procedure of I&C in coal power construction project47 Appendix H：Typical procedure of I&C in gas turbine power construction project 48 Appendix I：Typical program of

17、 APS in coal power plant project49 Wording instruction in the code 51 List of quoted standards 52 PS:Explanation of provisions 54 DL/T 5791 2019 1 1 总则 1.0.1 为规范和统一火力发电建设工程新建、扩建、改建机组热控专业在分系统试运和整套启动试运阶段的调试工作，特制订本导则。1.0.2 本导则适用于300MW及以上容量的火力发电机组热控专业调试工作，300MW以下火力发电机组的热控专业调试可参照执行。1.0.3 火力发电建设工程热控专业调试工作

18、除应执行本导则外，尚应执行国家、行业现行有关标准规定。1.0.4 进口的火电机组和在境外建设的火电机组热控调试按合同规定执行。合同无明确规定时，应执行本导则。DL/T 5791 2019 2 2 术语 2.0.1分散控制系统（DCS）Distributed control system 采用计算机、通信和屏幕显示技术，实现对生产过程的数据采集、控制和保护等，并利用通信技术实现数据共享的多微型计算机监视和控制系统。分散控制系统的主要特点是功能分散、数据共享，根据具体情况也可以是硬件布置上的分散。2.0.2模拟量控制系统(MCS)Modulating control system 对锅炉、汽轮机及

19、辅助系统的过程参数进行连续自动调节的控制系统总称。包括过程参数的自动补偿和计算，自动调节、控制方式的无扰切换，以及偏差报警等功能。2.0.3协调控制系统(CCS)Coordinated control system 单元机组的一个主控系统，作用是对动态特性差异较大的锅炉和汽轮发电机组进行整体负荷平衡控制，使机组尽快响应调度的负荷变化要求，并保证主蒸汽压力和机炉主要运行参数在允许的范围内。在一些特定的工况下，通过保护控制回路和控制方式的转换保持机组的稳定和经济运行。主要包括机组负荷指令控制、机炉主控、压力设定、频率校正、辅机故障减负荷等控制回路，直接作用的执行级是锅炉控制系统和汽轮机控制系统。2

20、.0.4数据采集系统（DAS）Data acquisition system 采用数字计算机系统对工艺系统和设备的运行测量参数进行采集，对采集结果进行处理、记录、显示和报警，对机组的运行参数进行计算和分析，并提出运行指导的数据采集和处理系统。2.0.5炉膛安全监控系统(FSSS)Furnace safety supervisory system 保证锅炉燃烧系统中各设备按规定的操作顺序和条件安全启停、投切，并能在危急工况下迅速切断进入锅炉炉膛的全部燃料（包括点火燃料），防止爆燃、爆炸、内爆等破坏性事故发生，以保证炉膛安全的保护和控制系统。炉膛安全监控系统包括炉膛安全系统和燃烧器控制系统。2.0

21、.6总燃料跳闸（MFT）Main fuel trip 由人工操作或保护信号自动动作，快速切除进入锅炉所有燃料（包括到炉膛、点火器、风道燃烧器等的燃料）的控制措施。2.0.7油燃料跳闸（OFT）Oil fuel trip 快速关闭燃油阀，切断进入锅炉炉膛的所有燃料油。2.0.8顺序控制系统(SCS)Sequence control system 按照规定的时间或逻辑的顺序，对（某一工艺系统或辅机的）多个终端控制元件进行一系列操作的控制系统。2.0.9数字式电液控制系统(DEH)Digital electro-hydraulic control system 采用计算机控制装置与液压执行机构，实现

22、汽轮机调节、保护的控制系统。2.0.10驱动辅机汽轮机电液控制系统(MEH)Micro-electro-hydraulic control system 是由按电气原理设计的敏感元件、数字电路（计算机），以及按液压原理设计的放大元件和液压伺服机构构成的驱动辅机汽轮机控制系统。2.0.11汽轮机监视仪表(TSI)Turbine supervisory instruments 连续测量汽轮机的转速、振动、膨胀、位移等机械参数，并将测量结果送入控制系统、保护系统等用于控制变量及运行人员监视的自动化系统。DL/T 5791 2019 3 2.0.12 汽汽轮机紧急跳闸系统(ETS)Emergency

23、trip system 当汽轮机运行过程中出现异常、可能危及设备安全时，采取紧急措施停止汽轮机运行的保护系统。2.0.13旁路控制系统(BPC)Bypass control system 汽轮机旁路系统的自动投、切控制及旁路出口蒸汽压力、温度模拟量控制系统的总称。2.0.14超速跳闸保护(OPT)Over-speed protection trip 当汽轮机转速上升到某一限值时，采取紧急停机措施，自动迅速地关闭主汽门和调节汽门，是汽轮机保护系统功能之一。2.0.15自动发电控制(AGC)Automatic generation control 根据电网调度中心负荷指令控制机组发电功率达到规定要

24、求的控制。2.0.16现场总线 Fieldbus 一个数字化的、串行、双向传输、多分支结构的通信网络系统，是用于工厂、车间仪表和控制设备的局域网。2.0.17辅机故障减负荷(RB)Run back 是针对机组主要辅机故障采取的控制措施。即当主要辅机（如给水泵、送风机、引风机）发生故障部分退出工作、机组不能带当前负荷时，快速降低机组负荷的措施。2.0.18单元机组自启停控制(APS)Automatic power plant startup and shutdown 对包括锅炉、汽轮发电机组及相应辅助系统和辅助设备的单元机组，按启停的操作规律实现自动启动和自动停止的控制，通常在整个启停顺序中设置

25、若干个需要有人工确认的断点。2.0.19机组快速甩负荷(FCB)Fast cut back 当汽轮机或发电机组甩负荷时，使锅炉不停运的一种控制措施。根据 FCB 后机组的不同运行要求，可分为机组带厂用电单独运行或停机不停炉两种不同的运行方式。2.0.20过程现场总线(PROFIBUS)Process field bus PROFIBUS 是一种现场总线标准，IEC 61158 的组成部分，分类 Type 3，GB/T 20540 与其等效。包括 PROFIBUS DP、PROFIBUS PA、PROFIBUS FMS 三部分。其中 PROFIBUS DP 协议是为现场级控制系统与分散 I/O

26、的高速通信而设计，数据传输速率 9.6Kb/s12Mb/s，PROFIBUS PA 协议是为需要本质安全或总线供电的设备之间进行数据通信而设计，传输速率为 31.25Kb/s。2.0.21基金会现场总线(FF)Foundation fieldbus IEC 61158 标准的组成部分，分类为 Type1 和 Type 5，主要由 H1 和 HSE 组成，H1 的传输速率为 31.25kbit/s，HSE 的传输速率为 100Mbit/s。2.0.22通用站说明(GSD)General station description 一种可读的 ASCII 电子文本文件，包含用于通信和网络组态通用的和设

27、备专用的参数。2.0.23电子设备描述(EDD)Electronic device description 用于描述现场总线设备类型的 ASCII 文本文件。2.0.24设备类型管理器(DTM)Device type manager 一种由现场总线设备制造商开发的软件模块，包含现场总线设备或通信组件的属性、功能应用和用户界面等，用户可通过框架应用程序进行调用。DL/T 5791 2019 4 3 基本规定 3.0.1 热控调试工作组织应符合下列规定：1 机组启动调试工作由试运指挥部全面组织、领导、协调，热控调试由热控调试专业组负责具体调试项目的开展。2 分系统调试及整套启动试运，应分别在试运指

28、挥部下设的分部试运组和整套试运组的领导下进行。3 分部试运阶段热控调试专业组组长由主体施工单位的人员担任，副组长由调试、监理、建设、生产、设计、设备供货商单位的人员担任 4 整套启动试运阶段，热控调试专业组组长由主体调试单位的人员担任，副组长由施工、监理、建设、生产、设计、设备供货商单位的人员担任。5 各单位职责分工按照火力发电建设工程启动试运及验收规程DL/T 5437的规定执行。3.0.2 调试使用的仪器、仪表均应执行计量管理的相关规定，应有产品标识及其状态标识，经过有相应资质的计量单位校验，且具有证明其在有效期内的校验合格证书。3.0.3 热控调试应符合下列规定：1 保护、联锁逻辑定值应

29、由生产单位提供，由建设单位组织设计、制造、安装、调试、监理、生产单位的人员，对定值与机组运行工艺的符合性、合理性进行审查。机组厂用电受电前，经专题审查后的保护、联锁逻辑定值应由生产单位汇编、批准后发布执行。2 热工保护定值及控制逻辑修改、临时退出热工保护应严格按照火力发电建设工程机组调试技术规范DL/T5294的规定办理审批手续。3 所有辅机试运应在DCS上操作且相关保护投入。4 调试人员应熟悉所调试设备、系统及其状态，设备或系统需要隔离时，应联系相关单位采取隔离措施。5 具有APS设计功能的机组，在分系统调试阶段，应及时完善并投运设备级顺控、功能组级顺控功能。6 建设单位应制定工程师站、电子

30、间工作管理规定，定期进行控制软件备份。7 建设单位应建立有针对性的控制系统防病毒措施，不得在控制系统中使用非本系统的软件，不得使用外来储存设备与DCS驳接。8 热控试验前应进行安全技术交底。9 机组首次启动前或机组停运15天以上的再次启动前，应对机、炉主保护及主要辅机的热工保护进行静态模拟试验，并检查报警及保护定值。10 在进行涉及机组跳闸的热控保护联锁试验时，应采用物理方法进行实际传动，如条件不具备时，可在现场信号源处模拟试验。11 锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位、直流炉断水、和汽轮机超速、轴向位移、机组轴系振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出;当其故障被迫退出运行时，应采取可

31、靠的安全措施，并在8小时内恢复。3.0.4 热控调试程序应符合下列规定：1 调试准备 1）收集熟悉设计图纸和有关调试技术资料。2）准备调试所需的仪器、仪表，工具及材料。3）熟悉工艺系统及主、辅机的性能和特点。4）掌握热控设备的技术性能，对新型设备和新技术进行调研。5）参加热控系统原理图、组态图、联锁保护定值等审查及热控设计联络会。6）提出速率判断、质量甄别、单点保护原则的建议。DL/T 5791 2019 57）对设计、制造和安装等存在的问题或缺陷提出改进建议。8）编写机组及机组附属外围设备控制系统调试措施。9）参与编制整体调试计划。10）编制热控专业调试检查、记录和验收表格。2 分部试运阶段

32、 1）测量信号传动试验及验收签证。2）执行机构传动试验及验收签证。3）逻辑及联锁保护功能试验及验收签证。4）控制系统之间的联调试验。5）测量信号投运检查。6）进行下列控制系统功能的静态试验，确认符合工艺流程。a)顺序控制启停控制功能试验及验收签证。b)自动调节控制回路试验，初步整定调节参数。c)汽轮机数字电液控制、驱动辅机汽轮机电液控制系统静态仿真试验。d)汽轮机旁路控制系统功能试验 7)配合辅机单机试运、分系统试运，按试运要求投运联锁保护、顺序控制，并对相关参数进行调整。8)条件具备时，对部分自动调节控制回路进行动态投运，并通过扰动试验进行调节参数整定。9)对调试过程中发现的问题提出修改建议

33、，包括控制逻辑、保护定值等。10)填写调试记录，完成调试质量验收签证。3 整套试运阶段 1)汽轮机旁路控制系统功能动态投运，整定动态参数。2)汽轮机数字电液控制系统功能动态投运，整定汽轮机数字电液控制系统动态参数。3)在机组启动及升负荷过程中，适时投入自动调节回路，进行扰动试验、参数调整。4)投入协调控制系统，完成机组负荷变动试验。5)完成辅机故障减负荷（RB）试验。6)完成一次调频试验。7)完成自动发电控制（AGC）试验。8)对调试过程中发现的不完善地方提出修改建议。9)统计热控专业试运技术指标。10)填写调试记录，编写调试报告，完成调试质量验收签证。3.0.5 测点传动验收应符合下列规定：

34、1 1 测点通道符合设计，通道精确度与准确度等满足要求。2 变送器内或外供电设置正确。3 测点安装工艺及位置符合电力建设施工技术规范 第4部分热工仪表及控制装置DL 5190.4的规定。4 测点在工艺流程画面位置显示明确，量纲正确。5 热电偶温度补偿正确。6 热电阻接线方式正确。7 开关量测点常开、常闭接点位置正确，整定方向正确。8 取自同一系统同一位置的多个信号，应独立设置取样回路，且应通过不同的I/O卡件引入DCS系统。9 安装单位提供的测量元件校验报告，其量程和定值应符合设计或定值清单要求。3.0.6 执行机构传动验收应符合下列规定：1 具有三断保护功能的气动执行机构，在失电、失气、失信

35、号的情况下，应根据工艺要求向安全方向动作。2 执行机构的基本误差应小于1.5%的额定行程，其回程误差应小于1.5%的额定行程。阀位输出的基本误差应小于2%的额定行程，其回程误差应小于3%的额定行程。DL/T 5791 2019 63 不灵敏区域的校准应分别在25%、50%、75%位置下进行。4 执行机构在DCS画面示意位置应符合工艺系统布置。5 执行机构传动验收应按DL/T5294记录表格式记录行程时间，开关状态、模拟量反馈等，参见附录A。3.0.7 逻辑及联锁保护传动验收应符合下列规定：1 设备的联锁保护试验应包括开关量控制系统的全部功能，即正常启、停、备用，联锁、保护动作，报警、首出，状态

36、显示等。2 联锁保护验收单中涉及的定值应与批准的定值清单一致。3 具有硬接线保护功能的传动验收，应与软逻辑同时进行并分别检查、试验。4 联锁保护传动验收按DL/T 5294记录表格式填写记录，参见附录B。3.0.8 顺序控制回路验收应符合下列规定：1 顺控回路静态验收应在工艺系统无介质、电气设备开关在试验位置的状态下进行。2 静态验收时，需要系统运行具备的联锁信号及变送器输入信号，可通过在控制逻辑中强制或信号发生器模拟的方式来获得。3 顺控回路验收应按设备级顺控、功能组级顺控、机组级顺控的顺序进行。4 设备联锁保护条件应优先功能组条件。5 检查顺控每一步执行时间和等待时间的设置,设备级顺控、功

37、能组级顺控、机组级顺控传动试验前，所涉及的设备单体传动、相应联锁保护功能试验均应完成。6 顺控回路动态投入运行前应通过静态验收，动态投运应根据生产工艺设置时间。7 顺控自动运行期间发生任何故障或人为中断时，顺控回路均应具有自动停止程序执行，并使工艺系统处于安全状态的功能。3.0.9 模拟量控制回路调试应符合下列规定：1 控制回路静态试验 1）确认调节回路应满足工艺系统工艺控制的要求。2）检查模拟量信号路径所有功能块量纲正确，限值符合工艺要求。3）确认控制方式无扰切换。4）确认偏差报警功能。5）确认调节方向及方向性闭锁保护功能。6）试验超驰控制保护功能。7）确认自动调节回路中的跟踪回路。8）确认

38、调节回路的投运许可条件。2 控制回路动态调试 1）检查测量信号、逻辑保护的状态、跟踪满足投运的条件。2）初步设置及整定系统的参数，必要时应进行被控对象动态特性试验。3）自动控制系统试投运之前，对相关运行人员进行技术交底，并做好安全措施及事故预想。4）在工艺系统稳定运行的情况下投入自动。5）进行自动状态下的调节系统定值扰动试验。6）重要的自动控制回路应进行负荷扰动试验。7）完成机组热控自动调节系统投入情况统计表。DL/T 5791 2019 7 4 分散控制系统装置调试 4.1 主要调试项目及内容 4.1.1 现场复原调试 1 装置的接地检查。2 电源系统检查应包括电源系统接线、接地、绝缘、电源

39、冗余等。3 DCS 受电应包括机柜、工程师站、历史站、操作员站、打印机等设备。4 配合厂家进行软件恢复。5 检查工程师站、历史站、操作员站、各控制器及模件等工作正常。6 根据 DCS 系统 I/O 清册核查 I/O 模件类型和数量。7 进行 I/O 通道测试。8 进行系统电源、通讯网络和控制器冗余切换试验。9 检查报警、打印功能正常。10 检查事件顺序记录（SOE）功能满足要求。11 检查历史追忆功能和趋势功能满足要求。12 进行 DCS 时钟与卫星时钟同步检查。4.2 调试技术要求 4.2.1 测试环境条件满足控制系统运行要求。4.2.2 DCS 接地 1 计算机监控系统的接地系统应按设计直

40、接接在全厂电气接地网上或接在独立接地网上，其连接方式及接地电阻均应符合设计要求。2 采用独立接地网时，接地电阻不应大于 2，接地电阻应包括接地引线电阻。3 当 DCS 与电厂电气系统共用一个接地网时，控制系统接地线与电气接地网只允许有一个连接点，且接地电阻小于 0.5。4.2.3 电源及切换 1 输入电源绝缘电阻不小于 20M，输入电源电压误差10%，机柜绝缘电阻符合制造厂要求。2 冗余的供电系统，人为切除工作电源，备用电源应自动投入工作。在电源切换过程中，控制系统应正常工作，中间数据及累计数据不得丢失。4.2.4 处理器、网络等冗余切换应无扰动。4.2.5 任意抽取 10 幅画面进行测试，调

41、用显示画面响应时间，一般画面不大于 1s，复杂画面小于2s。4.2.6 宜进行 I/O 模件在线插拔试验。4.2.7 应进行事件顺序记录分辨能力测试,时间分辨能力不大于 1ms。4.2.8 模拟量通道精度测试 1 应选取包含 DCS 所有的模拟量卡件、总通道数的 2%5%且具有代表性的通道进行检查。2 模拟量输入(AI)、模拟量输出(AO)通道，应进行全量程 0%、25%、50%、75%、100%的信号(递DL/T 5791 2019 8增和递减方向)测试，确认供电方式（内、外供电方式）测试结果符合表 4.2.8 模拟量信号测量精度要求 表 4.2.8 模拟量信号测量精度要求 4.2.9 开关

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

43、应通道接线。5.1.2 按照热工检测及控制系统图，对各操作画面进行检查和完善。5.1.3 根据定值和量程清单对 DAS 组态的定值和量程进行核对。5.1.4 现场检测元件的投入前检查。5.2 调试技术要求 5.2.1 检查变送器供电电源。5.2.2 核对 DCS 量程与变送器设置应一致，并符合设计要求。5.2.3 压力测量取样点与表计安装位置有高度差时应考虑修正。5.2.4 检查汽包水位、给水流量、风量、蒸汽流量测量信号应设置补偿回路。应核实运算公式的准确性。5.2.5 水位测量应核实现场测量装置的尺寸及就地水位计零位。5.2.6 核对流量变送器及 DCS 量程设置与测量装置设计说明书参数一致

44、。5.2.7 根据风量标定结果修正风量显示值。5.2.8 检查热电偶温度测量补偿电缆及极性、DCS 分度号设置。5.2.9 检查热电阻接线方式、DCS 类型设置。5.2.10 逐点核对信号取样点和 DCS 显示位置的正确性，应确认同源多输入信号采样的独立性。模拟量输入量精度/%信号类型 电流 电压 热电阻 热电偶 转速量 脉冲输入量精度/%模出拟量输出，精度/%合格标准 0.1 0.1 0.2 0.2 1r/min0.2 0.25 DL/T 5791 2019 95.3 调试过程应注意的事项 5.3.1 现场总线智能仪表或设备，应符合火力发电厂现场总线设备安装技术导则DL/T 1212 安装要

45、求。5.3.2 高静差微差压变送器投用前应进行零位校正。5.3.3 流量测量仪表投用时应确认工作介质充满整个测量管道。5.3.4 操作酸、碱管路的仪表时，应做好防护措施，不得将面部正对法兰等连接件。6 顺序控制系统 6.1 主要调试项目及内容 6.1.1 设备操作功能传动试验 6.1.2 逻辑及联锁保护传动试验。6.1.3 功能组传动试验。6.1.4 顺序控制系统与其它控制系统之间的联调。6.1.5 配合其它专业进行分系统试运。6.2 调试技术要求 6.2.1 执行机构传动试验应符合本导则3.0.6中的规定。6.2.2 逻辑及联锁保护传动试验 1 逻辑及联锁保护传动试验应符合本导则3.0.7中

46、的规定。2 独立于 DCS 的开关量控制系统，且与 SCS 建立了通讯联系，则应进行通讯接口试验。3 检查测试控制系统中重要开关量信号的传输，按规定通过硬接线和网络通讯冗余实现的，当一路信号故障或丢失时，应不影响控制的正确动作。4 检查联锁逻辑设计应遵守保护优先的原则，且不应设置解除保护的手段。5 检查水泵、风机、磨煤机的电机线圈温度、轴承温度测量应具备下列功能：1)电机线圈温度、轴承温度测点有坏质量报警和切除功能；2)电机线圈温度、轴承温度测点变化速率达到设定值时，自动切除相应测点的保护功能，并报警。6 具有联锁功能的水泵、油泵、风机、电（气、液）动门（挡板）、电磁阀门，检查下列功能：1)运

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

48、器、送风机与相关的烟风道挡板之间的启、闭联锁；3)两台并列运行的引风机(送风机)中的一台跳闸时，应自动隔离已跳闸的风机；两台运行的引风机均跳闸时，必须联锁跳闸所有运行的送风机和一次风机，并保证炉膛自然通风；DL/T 5791 2019 104)在所有运行工况下，应确保从送风机入口到烟囱有一个通畅的气流通道。10 检查汽轮机润滑油系统应具备下列联锁功能:1)润滑油压低至第一规定值时，应投运备用交流油泵；2)润滑油压低至第二规定值时，应投运直流油泵；3)润滑油压低至第三规定值时，应停止汽轮机盘车。4）检查汽轮机润滑油压力低信号直接送入事故润滑油泵的电气启动回路 11 检查锅炉给水泵应具备下列联锁功

49、能:1)定压运行的机组，当工作给水泵事故跳闸或给水母管压力低至规定值时，应自动投运备用给水泵；2)在润滑油压达到规定值时，方可启动给水泵；3)在润滑油压低至第一规定值时，应投运备用润滑油泵；4)在润滑油压低至第二规定值时，应停止给水泵。12 检查汽轮机辅机应具备下列联锁功能：1)润滑油系统中的交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵和盘车装置与润滑油压之间的联锁；2)给水泵、凝结水泵、真空泵、循环水泵/辅机冷却水泵、疏水泵以及其他各类水泵与其相应系统的压力之间的联锁。13 检查汽轮机疏水阀应至少具备下列联锁及控制功能：1)超高水位或疏水筒壁上下出现温差大于 20时，疏水阀自动打开；2)在超高水位情

50、况下能超越手动关闭位置而自动开启；3)汽轮机停机后，高、中压汽缸各段抽汽隔离阀同时关闭。隔离阀前的疏水关闭，隔离阀后的所有管道疏水打开。4)电动隔离阀只能用于防止汽轮机进水的一级保护。逆止阀不能单独作为隔离阀使用，一般只用于快速动作，以限制抽汽管道的倒流蒸汽造成汽轮机超速，同时作为防止汽轮机进水的二级保护。6.2.3 功能组试验 1 功能组传动试验应符合本导则3.0.8中的规定。2 启动和停止风机时，使用的方法和有关控制设备的操作，都应减少炉膛压力和风量波动。一旦情况允许，应及时投入炉膛压力控制系统，并使其保持自动控制。3 进行主、备设备动态切换试验，验证控制逻辑的正确性。6.3 调试过程应注