ICS 27.100
N 17
GB/T 36285—2018
SPeCifiCatiOn Of Steam turbine electro-hydraulic COntrol SyStem for thermal POWer PIant
2018-06-07 发布
2019-01-01 实施
Il
木标准按照GB/T1.1—2009给出的规则起草。
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由全国电站过程监控及信息标准化技术委员会(SAC/TC 376)归口。
木标准起草单位：西安热工研究院有限公司、上海电气电站设备有限公司、上海新华控制技术集团 科技有限公司。
本标准主要起草人:贾强邦、杨新民、杨永青、许军、高海东、黄海跃、杜军、夏心磊、缪伟彬。
1范围
本标准规定了火力发电厂汽轮机电液控制系统的功能、性能指标和技术要求。
本标准适用于新建或改扩建火电厂单机容量300 MW及以上机组的汽轮机电液控制系统（DEH）, 其他容量机组的汽轮机电液控制系统可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件对本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件.仅注日期的版本适用于木文件。 凡是不注H期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 2421.1电工电子产品环境试验 概述和指南
GB/T 7596电厂运行中矿物涡轮机油质量
工业过程测虽和控制装置工作条件 第1部分:气候条件 电磁兼容 电磁兼容 电磁兼容 电磁兼容 电磁兼容
电磁兼容
试验和测量技术 试验和测fi⅛技术 试验和测量技术
试验和测量技术 试验和测量技术
试验和测量技术
静电放电抗扰度试验
射频电磁场備射抗扰度试验 电快速瞬变脉冲群抗扰度试羚 浪涌（冲击）抗扰度试验
工频磁场抗扰度试验
电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验
过程测量和控制装置 通用性能评定方法和程序 第3部分：影响量影响的试验
GB/T 30372火力发电厂分散控制系统验收导则
GB 50229火力发电厂与变电站设计防火规范
DL/T 571电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则
3术语和定义
GB/T 26863-2011界定的以及下列术语和定义适用于本文件。为了便于使用，以下重复列出了 GB/T 26863—201 1中的一些术语和定义。
3.1
汽轮机电液控制系统 digital electro-hydraulic Control SyStCm；DEH
由电气原理组成的敏感元件、数字电路（计算机），由电气/液压原理组成的放大元件和液压原理组 成的伺服机构所组成的汽轮机控制系统.简称数字电调。
协调控制系统 COOrdilIated COlltrOI SyStem；CCS
将锅炉（包括常压循环流化床）-汽轮发电机组、或燃气轮发电机组-余热锅炉-蒸汽轮发电机组、或反 应堆-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（包括常压循环流化床）与汽轮机 组、或燃气轮机与余热锅炉和汽轮机组、或反应堆与汽轮机组、或在自动状态的工作，给锅炉（包括常压 循环流化床、余热锅炉）、反应堆、汽轮机、燃气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。
负荷控制 IOad COntrOl；LC
发电机有功功率为被调量，按设定的变化率，自动控制发电机功率等于给定值。
主蒸汽压力控制 main Steam PreSSlIre COntrOl；TPC
汽轮机主汽门前的主蒸汽压力为被调量，按设定的变化率.自动控制主蒸汽压力等于给定值。
注：简称压控方式。
阀位控制 ValVe PoSition ContrOl J VC
汽轮机调节汽门开度为被调量,手动控制调节汽门开度。
注：简称阀控方式。
汽轮机自启停系统 automatic IUrbine COntrOI；ATC
根据汽轮机运行参数及热应力指挥汽轮机控制系统及其他有关控制系统,共同完成汽轮机的启动、 并网、带负荷、停止和安全经济运行过程的自动控制系统。
自动发电控制 automatic generation ContrOI； AGC
根据电网负荷指令控制发电功率的I' I动控制。
辅机故障减负荷 run back；RB
针对机组主要辅机故障采取的保护措施，即当机组部分辅机（如其中一台给水泵、送风机、引风机） 发生故障时，根据辅机故障情况快速降低机组负荷以适应辅机出力的保护措施。
机组快速减负荷 fast CUt back；FCB
当汽轮机或发电机甩负荷时，使锅炉（包括常压循环流化床）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。
超速限制 OVerSPeed PrOteCtiOn COntro1； OPC
一种抑制超速的控制功能。当汽轮机转速达到或超过额定转速的103%或转子加速度超过规定值 时.自动关闭调节汽门.当转速恢复正常时再开启调节汽门，如此反复.直至正常转速控制冋路可以维持 额定转速。
超速保护 OVer SPeed ProteCtiOn trip；OPr
汽轮机保护系统功能之一。当汽轮机转速上升到保护限值时，采取紧急停机措施.自动迅速关闭主 汽门和调节汽门。
汽轮机紧急跳闸系统 emergenCy trip SyStem ； ETS
在汽轮机运行过程中出现异常时,能采取必要措施进行处理，并在异常情况继续发展到可能危及设 备及人身安全时.能采取断然措施停止汽轮机运行的自动控制系统。
—次调频 Prinlary ContrOl Of the SPeed Of generating sets； Primary frequency COntrOl；PFC
通过各原动机调速器来调节各发电机组转速.以使驱动转知随系统频率而变动。
功率负荷不平衡 POWer Ioad UnbaIanCed；PLU
汽轮机机械功率远大于发电机组有功功率的一种运行工况。
可用率 availability
在要求的外部资源得到保证的前,提下.产品在规定的条件下和规定的时刻或时间区间内处于町执 行规定功能状态的能力。它是可靠性、可维修性和维修保障性的综合反映。
4基本规定
4.1汽轮机电液控制系统由电子控制装置、液压系统组成。
4.2 DEH的功能、性能和整体方案，应与汽轮机主体結构相适应。
4.3 I）EH应选用可靠性高、结构简单、易于维护的系统。
4.4 DEH的电子控制装置宜与机组主控系统（DCS） —体化配置。
4.5 DEH控制器应独立于ETS控制器。
4.6受电子设备使用年限的限制.DEH系统使用寿命宜不超过10年。
5应用功能
5.1基本要求
5.1.1控制处理器的应用软件宜采用通用的编程语言组态。工艺流程图宜采用图形方式组态。
5.1.2应按照电厂丁.艺系统设计的要求.对所有已设计的测点信号进行连续采集和处理，并存储在实 时和历史数据库中。
5.1.3用于保护和控制的信号采集应配置在完成相关功能的控制处理器的I/O模件中。
5.2 人机接口
5.2.1操作员站应能够实时监控机组、工艺系统和设备的运行，及时监视和处理异常工况和故障；工程 师站应能够诽行应用软件的调试、修改、备份以及数据库维护。工程师站应设计权限管理。
5.2.2监视和操作显示画面宜根据工艺过程和运行要求.按层次结构或树型结构组织。
5.2.3调用任何一幅画面不应超过三次击键，重要系统或功能可-一次按键调出其监控画面的快症键, 画而显示的实时数据刷新周期应不大于1 s。
5.2.4工艺流程图上设备、管道、工质的颜色应分别设定，受控设备的颜色和显示方式应根据其实时状 态变化。
5.2.5实时趋势显示。应能够对系统中任何一个实时模拟量数据（原始输入信号或中间计算值）组态 实时趋势显示，实时趋势曲线上点的时间分辩力应优于1 s∙存储和显示时间应不小于30 minO应能够 选择显示实时趋势曲絞上任何一个点的数值和时间标签。
5.2.6历史趋势显示。应能够对历史数据库中的任何模拟量数据组态历史趋势显示，历史趋势曲线的 时间分辨力最高宜达到1 s,并可按照需要以不同档次的时间分辨力显示。应能够选择显示历史趋势曲 线上任何一个点的数值和时间标签。
5.2.7棒图显示。棒图应能够组态在工艺流程图或其他画面中；DEH中的任何实时模拟量数据均应 能够组态成棒图；棒图应能够根据该信号组态的报警限值改变颜色。
5.2.8成组参数显示。应能够对实时数据库和历史数据库中的任何数据组态成组参数显示；每组可包 含的参数应不少于5个；可根据运行监视的要求，选取数据记录的有关字段的数据显示在画面上；显示 参数达到或超过预定的报警值时，应改变颜色及显示方式。
5.2.9报警显示。应设计专门的报警显示画面，报警显示应按时间顺序、报警信号级别排列，最新发生 的报警或同时发生（报警级别高的）应优先显示在报警画面的顶部或底部；应用不同的颜色IX：分报警的 级别、报警确认状态、当前报警状态；组态的报警信息应完整.应能够提供该报警点在数据库存储的信 息.供运行和维护人员分析故障。
5.2.10报警确认。应能够在包含某一报警点的任何一个画面对该报警进行确认,其他包含该报警点 的画面也应同时被确认;若某一已经确认的报警再一次发出报警时，应具备报警重闪功能，同时以适当 的显示方式标明其重复报警的次数。
5.2.11报警存储。所有报警信息均应存储.应能够调出至少30 d的报警信息进行显示、打印。
5.2.12状态和诊断信息显示。应组态DEH主控通信网络状态的显示，控制站诊断画面应显示各I/O 模件状态，宜能够显示各1/（）通道的状态。
5.2.13操作记录。应记录运行人员在操作员站以及维护人员在工程师站进行的所有操作项目和每次 操作的准确时间。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。系统应自动保存至少48 h的操作记录，并应能够转存至历史数据库或外部存储介质中。
5.3控制功能
5.3.1控制方式
5.3.1.1根据机组运行要求，应具备下列控制方式：
a） 操作员自动控制方式。运行人员根据机组冷热状态手动设定冃标转速和冃标负荷.转速变化 率和负荷变化率根据汽轮机热应力评估的结果自动设定或者由运行人员手动干预.实现机组 转速和负荷闭环控制。
b） 协调控制系统（CeS）远方控制。DElI作为CCS的执行机构.接受CCS的远方控制指令，对汽 轮机调速汽门逬行控制。
C）汽轮机自启停控制（ATC）方式。根据汽轮机转子热应力和运行参数.自动设置、优化转速变 化率和负荷变化率，自动完成机组由盘车至額定负荷的启动及运行、停机的全过程自动控制。
CI）手动控制方式（可选用）。它是机组低层级控制方式。运行人员手动操作，通过控制调节汽门 开度.实现负荷开环控制（或称阀位控制）。在转速控制方式下，不应设置转速开环手动控制。
5.3.1.2操作员自动控制和CCS远方控制.是I）EH系统必备的控制方式。各种控制方式之间，应能进 行无扰切换。
I）EH应能根据汽轮机的不同运行工况,实现转速控制、负荷控制、主蒸汽压力控制和阀位控制等基 本控制功能。
在汽轮机启动和甩负荷阶段，应能实现汽轮机转速控制并满足下列要求：
a） 转速调节范闱应为50 r/min至112%额定转速，并连续可调；当汽轮机定速时.转速波动范围 应不大于额定转速的0.1%;
b） 目标转速和转速变化率.在操作员自动控制方式下人为设置，在ATC方式下自动设置，也可 进行人为干预；
C）最大转速变化率不应大于机组运行规程要求,通过临界转速区时的转速变化率不应低于汽轮 机设计规定值；
d） 汽轮发电机组甩负荷后.最高转速不应使超速保护动作；
e） 同期控制。应能接受同期装置的控制信号增、减汽轮机转速。
在机组并网后，能实现机组负荷控制.并满足下列要求：
a） 机组并网后应带额定负荷的2%〜5%的初始负荷。
b） 负荷控制范围为0%〜110%额定功率，并连续可调。负荷波动范围应不大于额定功率的 0.5%。
C）目标负荷和负荷变化率,在操作员自动控制方式人为设置；在ATC方式下自动设置，也可逬 行人为干预。
d）最大负荷变化率和最大负荷限制，不应大于机组运行规程要求。
C）实际负荷与给定负荷偏差大于限制值时•应釆取措施保障机组安全运行。
机组并网后.应具备控制机前压力的功能。当其控制机前压力时.机前压力波动范围应不大于 1.5%额定压力O
I）EH应与主控CCS协调一致，实现机炉协调控制。
5.3.2.6 一次调频
应能与CCS协同实现机组一次调频功能。一次调频死区设置的范围为OHZ〜0.1 Hz。一次调频 限幅上限不宜大于6%额定负荷。
5.3.2.7抽汽压力控制
对于抽汽式汽轮机∙DEH应具备抽汽压力控制功能.以热定电控制及以电定热控制。
5.3.2.8 背压控制
对于背压式汽轮机.DEH应能实现背压控制。
5.3.2.9辅机故障减负荷
发电机组辅机故障减负荷（RB）时,应能与机组主控系统（DCS）-起按预设的目标负荷和负荷变化 率分级自动快速减负荷,或自动转为机前压力控制方式或接受CCS控制指令快速减负荷。
5.3.3其他控制功能
5.3.3.1其他控制功能应根据机组的特点和实际需求选用,不是任何机组DEll系统所必须具备的 功能。
5.3.3.2阀门管理（VM）功能应满足下列要求：
a） 阀门管理方式应与汽轮机结构的特点和起动运行方式相适应。
b） 可变阀门管理。采用一台油动机直接驱动一只调节汽门，通过阀门管理软件或者机械配汽机 构，实现节流调节（单阀控制）和喷嘴调节（顺序阀控制）的在线无扰切换。在机组变负荷过程 中.改善转子、汽缸热应力和部分负荷时的经济性；在通过阀门管理软件顺序阀控制条件下,可 设置阀门的开启顺序，进行阀门线性修正，以求得到连续、线性的升程流量特性。
C）固定阀门管理。采用一只油动机驱动多只调节汽门，通过固定阀门开启规律.混合调节配汽机 构，在低负荷工况下实现节流调节.在高负荷工况下实现喷嘴调节。两种调竹方式随负荷变化 而自然转换.通过合理安排调节汽门升程，可以得到连续、线性的升程流量特性。
CI）具有混合调节配汽的汽轮机，已具备有固定阀门管理功能，对于该类型机组，在电液控制系统 功能设计或老机组实施电液控制系统改造时，可不采用可变阀门管理功能。
5.3.3.3机组甩负荷快速保持（FeB）：根据电厂的实际需要设检。
5.3.3.4功率负荷不平衡（PLU）：当汽轮机机械功率与发电机组有功功率的偏差大时.关小汽轮机调门 及降低有功功率。可根据机组的实际需要设置。
5.3.3.5中压缸启动控制：根据机组启动方式设置。
5.4限制功能
5.4.1超速限制（OPC）。当下列条件发生时，DEH控制系统应根据机组运行要求采用相应的措施.迅 速关闭调速汽门.防止汽轮机超速：
a） 机组负荷大于30%额定负荷且发电机出【I开关跳闸（发电机甩负荷）；
b） 机组并网前.机组转速达到103%额定转速；或机组并网后，汽轮机转速超过限值时（按当地电 网要求）；
C）机组转子加速度等于或大于设定值、发电机出口开关在合闸状态；
Cl）汽轮机调节汽门阀位控制指令与实际阀位反馈偏差大于限制值；
O 汽轮机机械功率与发电机有功功率不平衡（PLU）（可选）。
5.4.2当超速限制功能动作，产生调节汽门迅速关闭后.应能按要求延时恢复开启.并根据机组的运行 状态自动选择维持额定转速或继续带负荷运行。
5.4.3当主蒸汽压力或汽轮机真空或抽汽压力降低到机组正常运行工况所允许的限制值，或汽轮机热 应力变化到达机组正常运行工况所允许的限制值时，应限制调门开度。
5.5保护功能
5.5.1当出现DEH系统故障、转速信号故障J）EH系统电源失去时.应产生DEH跳机保护信号.送至 ETS系统。
5.5.2超速跳闸保护（OPT）功能。当汽轮机转速上升到设定的保护值时，应触发紧急停机措施，自动 迅速关闭主汽门和调节汽门。宜设置两套独立的超速跳闸保护系统。
5.5.3如配置机械危急保安器，当机械危急保安器动作时.DEH应能迅速发出关闭主汽门和调节汽门 指令.使机组安全停机。
5.5.4在任何控制方式下，机组各种保护不应退出，不应设置保护“投切”按钮。
5.6试验功能
DEll系统应能实现下列试验功能：
a） 主汽门、调节汽门在线活动试验；
b） 跳闸电磁阀在线试验（跳闸电磁阀山I）EH控制的机组）；
C）超速保护试验；
CI）汽门严密性试验；
e）假同期、并网试验；
D 系统离线仿真试验。
6电子控制装置
6.1系统结构
DEH系统电子控制装置由工作站、通汛网络、控制器、1/（）模件和电液系统构成.工作站按照网络 结构可分为分布式结构和服务器/客户机结构。
6.2基本要求
6.2.1环境条件影响的要求
在海拔2 000 m以下火电厂的DEH电子控制装置硬件应满足GB/T 2421.1的要求，在下列环境 条件下应能正常运行：
a） 环境温度。安装在控制室内（有空调）温度范围：+5 °C〜+40 OC （GB/T 17214.1中B2级，适 用于户内或掩蔽场所）；安装在现场（无空调）温度范围：一25 °C〜+ 55 OC（GB/T 17214.1中 C2级，适用于户外场所）。
b） 相对湿度。允许的环境相对湿度：0%〜95%,不结露.严酷等级应达到40 0C±2 OCO
C）振动。振动等级为控制室或低振动级场所，振动频率10 IlZ-150 IIz.位移峰幅值0.075 mm。
6.2.2抗干扰要求
6.2.2.1电磁兼容性(EMC)要求：1)EH系统安装于控制室电子间的硬件和安装于工业现场环境的硬 件的EMC性能等级，应分别满足下列要求：
a) 静电放电抗扰度试验,控制室内遵循GB/T 17626.2,试验等级2级：接触放电试骑电压4 kV, 空气放电试验电压4 kVo现场要求遵循GB/T 17626.2,试臆等级3级：接触放电试骑电压 6 kV.空气放电试验电压8 kV0
b) 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验,控制室内遵循GB/T 17626.4.试验等级2级：供电电源端口： 1 kV峰值；1/()信号端口 ：5OO V峰值。现场遵循GB/T 17626.4,试验等级3级：供电电源端 口 ：2 kV峰值；1/()信号端口 ：1 kV峰值。
C)浪涌(冲击)抗扰度试验，控制室内遵循GB/T 17626.5,试验等级2级：开路试验电压1.() kVo 现场遵循GB/T 17626.5.试验等级3级：开路试验电压2.0 kVo
Cl)电压暂降和电压变化抗扰度试验，控制室内和现场遵循GB/T 17626.11 ,电压暂降按2类要 求：暂降后剩余电压为参考电压的0%持续0.5周期、1周期及70%持续25周期(50 Hz)∕30 周期(60 HZ)O电压变化：电压试验等级70%.降低所需时间为突变，降低后电压持续时间为 1周期，电压增加所需时间为25周期(50 Hz)∕30周期(60 Hz)。
C)射频电磁场辐射抗扰度试验.控制室内遵循GB/T 17626. 3, —般试验等级2级：频率 80 MlIZ〜1 000 MIIz.安装在DCS标准机柜内，试验场强为3 V∕m°数字无线电话试验等级 2级：频率1.7 GHZ〜2.0 GHz.安装在DCS标准机柜内.试验场强为3 V/mO现场遵循 GB/T 17626.3。一般试验等级3级：频率80 MHz-I 000 MHz,安装在DCS标准机柜内，试验 场强为10 V∕mo数字无线电话试验等级3级：频率1.7 GHZ〜2.0 GHz,安装在DCS标准机 柜内，试验场强为10 V∕m0
D 工频磁场抗扰度试验，控制室内遵循GB/T 17626.8o稳定持续磁场，试验等级3级，磁场强度 为10 A∕m0现场遵循GB/T 17626.80稳定持续磁场，试验等级5级，磁场强度为100 A∕m0 6.2.2.2抗电干扰性能应满足下列要求：
a) 共模抑制比：按照GlVT 18271.3要求的试验方法，在接地端与每个输入和输出端子之间依次 叠加一个主电源频率的250 V有效值交流信号进行测试.共模抑制比应不小于90 clB；
b) 串模抑制比：按照GB/T 18271.3要求的试验方法，在5O×(l±5⅜)Hz或6() X (1 ±5%) HZ条 件下，串模抑制比应不小于50 dBo
6.2.3硬件质量认证的要求
I)EH电子控制装置的控制器、I/O模件应通过下列测试和实验.并由具有国家检验资质授权的检 验机构出具检验证书和检验报告：
a) 电磁兼容性(EMC)测试。应满足6.2.2.1的要求。
b) 环境影响测试。环境温度、相对湿度及抗振动性能，应满足6.2.1的要求。
C)供电电源影响测试。电源电压瞬变影响和电源电压降低影响，应满足GB/T 18271.3的要求。
Cl)屯干扰测试。共模干扰和申模干扰，应满足6.2.2.2的要求。
e) K期工作漂移试验。应满足GB/T 18271.3的要求.测试长期工作漂移性能不应少于30 do
6.2.4通信负荷率的要求
数据通信负荷在最繁忙的情况下，令牌网平均通信负荷率不应超过40%,以太网平均通信负荷率
不应超过20%。
6.3冗余配置要求
6.3.1 DEH电子控制装能的控制处理器、通信网络及通信模件(接口)应冗余配置。
6.3.2 DEH电子控制装置的供电及各控制机柜供电电源应冗余配置。
6.3.3人机接口站(MMI)宜冗余配置。
6.3.4对关键工艺参数，应按三重冗余变送器及输入通道配置.输入应配置在不同的输入模件中。对 于重要的工艺参数，应按二重冗余变送器及输入通道配置，输入应配置在不同的输入模件中。
6.4安全性要求
6.4.1硬件故障安全要求
6.4.1.1局部电源故障
模件单通道电源故障的影响范围不应超出其所在的模件；模件电源故障不应引起系统电源故障。
6.4.1.2局部硬件故障
冗余配置的模件或部件在主控侧故障时,冗余侧应及时接替控制，不应对系统产生扰动；单一通道、 部件硬件故障不应引起其所在子系统的故障；主控通信网络或1/()通信网络上任何节点故障，不应引 起其他节点及该节点所在网络的故障。
6.4.1.3上位级硬件或系统故障
DEH电子控制装置上位级硬件或系统故障时，下位级硬件或系统应具有保护系统安全的能力；主 控通信网络故障.控制器应能在安全模式下运行.保证所控制的工艺系统安全；控制处理器或1/()通信 网络故障.1/0模件应能够按照预先设定的安全模式,控制外部设备，保证工艺系统的安全运行。
6.4.2软件故障安全要求
6.4.2.1冗余配置的控制器或模件，主控侧软件发生故障或死机时,备用侧应能够检测并及时接替控制 功能,不应对系统产生扰动。
6.4.2.2 I)EH电子控制装置运行过程中.在线修改、下载软件,不应对原有软件的运行产生扰动或引起 软件故障、死机等(不包含修改、下载软件本身的缺陷以及控制逻辑本身对系统的扰动)。
6.4.2.3系统设计应保证在I)EH故障时，不会使保护功能失效。
6.5 人机接口
6.5.1操作员站
6.5.1.1应采用当前成熟的主流机型的计算机工作站或工业控制计算机。操作系统宜采用开放、标准 的操作系统(如UniX、WindoWS等)。应有防止和清除计算机病毒的措施和管理。
6.5.1.2操作员站的基本功能应满足5.2的要求,还应包括控制和操作设备、调整过程设定值和偏置等 功能。
6.5.1.3运行人员通过键盘、鼠标等手段发出的任何操作指令应在不大于IS的时间内被执行。从运 行人员发出操作指令到被执行完毕的确认信息在显示器上反映出来的时间应不超过2 s(不包括执行机 构的动作时间)。
6.5.1.4数据库。宜采用实时数据库管理电厂运行过程中的实时数据。数据库应能管理足够的标签 量，满足控制系统所需的最大数据量，同时数据存取速度应满足6.5.1.3的实时性要求。
6.5.1.5应具有防误操作功能，即在任何运行工况按下非法操作键时.系统应拒绝响应。
6.5.1.6操作员站至少应配置下列设备：
a） 一台工业彩色显示器；
b） 一台操作员站处理器；
C）操作键盘和鼠标。
6.5.1.7当DEH电子控制装置与机组控制系统选型一致时.操作员站可与DCS操作员站兼容使用。
6.5.1.8操作员站以及其他设备之冋互联的预制电缆（包括两端的接触件）.应符合GB 50229的要求。
6.5.2.1工程师站应具有下列基本功能：
a） 系统数据库组态和管理；
b） 控制算法应用软件组态、维护、编译、下载、调试；
C）操作员站应用软件组态、维护、编译、下载、调试；
CI）组态、设计文档管理、打印。
6.5.2.2工程师站宜具有下列功能：
a） 应用软件在线下载；
b） 控制逻辑和算法在线强制状态和数值。
6.5.2.3工程师站应设置软件保护密码，以防无授权下擅|'|改变控制策略、应用程序和系统数据库。
6.5.2.4当DEH电子控制装置与机组控制系统选型一致时,工程师站可与DCS兼容使用，否则应单独 配置工程师站。
6.6.1.1对模拟量控制的处理周期应不大于250 ms,对开关量控制的处理周期应不大于100 mso汽轮 机转速控制的处理周期应不大于50 ms.执行汽轮机超速限制（OPC）和超速保护（OPT）部分的逻辑.处 理周期应不大于20 ms。
6.6.1.2在最大负荷运行时，负荷率不应超过60%。平均负荷率不超过40%O
6.6.1.3控制处理器之间及与上位机的通信网络负荷率不应超过20%。
控制处理器可采用非易失存储器（NVRAM）、闪存（FIaSh）或后备电池存储器存储应用软件组态。 无论采用哪种类型存储器均应保证在无电源的状态下，至少三个月组态数据不会丢失。使用后备电池 存储器时.在更换电池时不应丢失数据。
6.6.3面板及诊断信息
6.6.3.1控制器应具备完善的诊断功能，除具有本身的自诊断外，还应对通信通道、1/（）模件及通道、电 源等进行诊断，提U t诊断信息。
6.6.3.2控制器而板应设置适当的诊断信息显示，可直接显示电源、主/备用、运行/停止/故障等，也可 显示故障码供维护人员查询。
6.6.4冗余切换及故障影响
6.6.4.1控制器在冗余工作方式时，应具有町靠的冗余切换性能。冗余控制器的数据同步和切换时间 应满足工艺过程的实时性要求。冗余切换应是无扰的,应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。发生切换应自动产生报警信息。
6.6.4.2某一个控制器故障.不应影响其他控制器的运行。数据通信总线故障时.控制器应能继续运 行，完成本身的控制运算和I/O处理功能。
6.6.4.3控制器出现电源故障后，一旦重新受电，应能自动恢复正常工作而无需任何人工干预。
6.6.5在线修改组态和下载
6.6.5.1应能够在线修改控制器应用软件中的可调柩参数.如PlD参数、延时和脉冲宽度时间、允许调 整的量程和状态等。
6.6.5.2具有在线强制数据或状态能力的控制器，应标记强制状态，应能够部分或全部复位强制状态。
6.7机柜和接地
6.7.1.2机柜门应右导电门封垫条.以提高抗射频干扰(RFl)能力。柜门上不应装设任何系统部件。
6.7.1.3对需散热的电源装置•机柜内应安装排气风扇或内部循J不风扇。装有风扇的机柜均应提供易 于更换的空气过滤器。
6.7.1.4机柜的钢板厚度宜不小于2.0 mm；机柜内的支撑件应有足够的强度，应使机柜在搬运、安装时 不产生变形。
6.7.2.1机柜的设计应满足电缆由柜底或相顶引入的要求。
6.7.2.2 机柜内的端子排应布置在易于安装接线的地方，距离柜底宜在300 mm以上和距柜顶宜在 150 Tnrn以下。
6.7.2.3机柜内弱电信号的端子排物理上应与控制、电源供电冋路的端子排分开。所有继电器、控制开 关和设备的备用接点应引至端子排上。机柜内的每个端子排和端子都应有清晰的标志，并与图纸和接 线表相符。
6.7.2.4端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均应采用“阻燃”型材料制造。除电源、电磁阀等大容 量设备接线端子外.其他的端子应能同吋接入2根1.5 mm2线径的导线。
6.7.2.5机柜内应预留充足的空间，使安装工人能方便地接线、汇线和布线。
6.7.3.1 DEH电子控制装置应不要求单独的接地网。其单点接入接地电阻小于4 Q的电厂电气接地 网后，应能够可靠地运行。如果DEHJ)CS电子控制装置一体化，其接地应由DCS统一设置。
6.7.3.2电子机柜中应设有独立的安全地、屏蔽地及相应接地铜排。每套DEH可采用中心接地汇流 排的方式，实现系统的单点接地。电缆屏蔽层应在机柜侧单端接地。
6.7.3.3当DEll电子控制装置和DCS之间，通过各自的1/()模件以硬接线方式连接，实现控制信息的
11
交换时，其两端对接地或浮空等的要求应相匹配.否则应采取也隔离措施。
6.8过程输入/输出(I/O)
6.8.1.1信号处理。应能完成扫描、数据整定、A/D输入JVA输出、线性化、热电偶冷端补偿、过程点 质量判断等功能。
6.8.1.2门诊断。应具有电源状态、模件出错信息、模拟最信号开路和短路以及输入信号超出工艺可能 范围的诊断信息。应通过模件而板LED指示或通信报文传达诊断、状态信息。
6.8.1.3 1/()模件的采集速度。普通模拟量信号釆集速度不低于4次/s；普通开关量信号采集速度不 低于IO次/s；用于保护和快速过程的采集速度：模拟最信号不低于8次/s；开关信信号不低于20次/s； 6.8.1.4长期运行零漂和增益稳定性。新投入使用模件应在1年内保证达到产品规范要求的性能指 标；已使用1年以上模件经过校准后应在六个月内保证其性能达到产品规范要求。
6.8.1.5抗冲击电压能力。在误加250 V直流电压或交流峰-峰电压时，应不损坏电源和整个系统。
6.8.1.6过负荷。符合GB/T 18271.3的要求，输入过范围50%信号1 min,不应造成通道精确度的 降低。
6.8.1.7输入通道、输出通道及其工作电源.均应互相隔离。信号与内部电路均应采取隔离措施，如光 电隔离或其他隔离。
6.8.1.8精确度。模拟量输入信号(高电平)±0.1%;模拟量输入信号(低电平)±0.2⅝;模拟量输出信 号±0.25%。
6.8.1.9模拟量输入模件的通道不宜超过8点，开关量输入、输出的通道不宜超过16点。
6.8.1.10对于模拟量输入模件(包括AI、TC、RTl))直流和交流共模、申模抑制比的测试应在 GB/T 18271.3要求的试验方法下，达到6.2.2.2的要求。
6.8.1.11 1/()模件的供电I叫路应配置适当的熔断器，在该模件故障或与之相连的外部设备故障吋不应 引起系统电源故障。熔断器的更换应不需先拆下或拔岀任何其他组件.也可采用快速自恢复峪断器。
6.8.1.12 1/()模件应能够在线更换，应能够带电插拔，同类模件在线更换后应能够|'|动识别、门动下载 组态和自动恢复工作。
6.8.2对各种I/O模件的要求
6.8.2.1模拟量输入(Al)
模件应能够提供4 mA〜20 mʌ二线制变送器的直流24 V电源。对1 V〜5 V DC输入，输入阻抗 应不小于500 kQ。每个通道宜配置单独的A/D转换器。
6.8.2.2 模拟量输岀(AO)
4 mA〜20 mA或IV〜5V DC可选。4 mA〜20 mA输出方式应至少能够驱动回路阻抗不大于 600。的负载。系统应提供24 V DC的回路电源。每个输出通道宜配置单独的D/A转换器。当模件 经过正确组态后.在运行过程中与控制处理器通信中断时.宜具有按照预定安全模式输出的能力。
6.8.2.3开关量输入(Dl)
系统应提供对现场输入接点的,,查询”电压。“査询”电压宜为48 V。所有输入通道都应有防抖动 滤波处理，如果输入接点信号在4 ms之后仍抖动.模件不应接受该接点信号。
6.8.2.4开关量输出（Do）
开关虽输出模件应釆用电隔离输出，隔离电压不小于250 V,能直接駆动控制用电动机或任何中间 继电器。宜配置多种容量和电压等级的输出接口，以满足电厂不同设备的需要。
6.8.2.5脉冲计数输入（PD
应能够接收频率为IkHZ〜10 kHz的脉冲信号，模件应能够累计脉冲数量.并有脉冲累计计数器 溢出输出。
6.8.2.6热电偶输入（TC）
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）。热电偶在整个工作段的线性 化，宜在模件内完成。
6.8.2.7 热电阻输入（RTD）
每一路热电阻输入宜有单独的桥路。应能够直接接受三线制（不需变送器）Cu50 Q、PIIooQ等类 型的热电阻信号.并旦模件应提供热电阻测量桥路所需的电源。
6.8.2.8汽轮机转速测量
应能够直接接受转速传感器（被动式或主动式）的交变电压（或脉冲）信号.根据测速齿轮的齿数.计 算汽轮机的瞬时转速。模件输入频率应满足汽轮机（包括给水泵汽轮机）最大量程的需要。
6.8.2.9电液伺服阀驱动模件
能将控制处理器设定的阀门开度信号（0%〜100%）与汽轮机阀门位置反馈信号相比较，输出电液 转换装置駆动电流信号，駆动电流应满足电液转换装置产品的要求。
6.9 电源
6.9.1 DEH电子控制装置总电源装置（柜）应能接受两路交流22OX（1±1O%）V、5O Hz±l HZ单相电 源，其中一路来自不停电电源（UPS）O两路电源应在DEH电源装置内互为备用，并能自动无扰切换。
6.9.2总电源应合理地分配到机柜、操作员站和工程师站等,并配置相应的冗余电源切换装置和冋路 保护设备。
6.9.3 DEH电子控制装置总电源应为系统机柜提供冗余的直流电源.并具有30%〜40%的裕量，满足 设备负载的要求。两套直流电源应分别由两路交流电源供电。
6.9.4对1/（）模件、处理器模件和通信模件等应提供冗余电源。任一通道电源故障不应影响其他通道 正常工作。
6.9.5任何一路电源的故障，均不应导致系统的任一部分失电。任一路电源故障都应报警.并自动切 换到另一路工作。
6.9.6凡属I）EH电子控制装置系统或为使系统正常工作而需另外配备的仪表、设备.所需单相交流电 源及宜流电源，均应由DEH系统提供。
6.9.7 I）EH电子控制装置系统应在单点接地时可靠工作，电子柜中应设有独立的安全地、信号参考 地、屏蔽地和相应接地铜排。
6.10就地仪表 6.10.1就地仪表应满足现场巡视及就地操作的需要。
6.10.2下列重要设备应配置就地仪表：
a） 自动主汽门关闭位置行程开关、调节汽门位移变送器；
b） 液斥系统控制油、保护油压力测量仪表，机组已挂闸判断测量仪表.以及保护动作压力开关；
C）油泵出入口、密封容器应设置压力测量仪表；
CI）油箱油位、系统油温测量仪表.以及报警和联锁保护接点；
C）油过滤器应设置差压测量仪表和报警装置；
f）热交换器应设置进、岀口温度测量仪表。
6.10.3仪表的量程及精度、过程变量开关的精度、灵敏度及返回特性等.应满足机组在所有工况下监 视和控制的要求。过程变量值在允许范围内时，其报警信号应能自动消除。
6.10.4应设置必要的接线盒（箱），作为与DEH系统的接口件。
6.10.5所有控制、测量和检测仪表，均应校验合格、并在有效检验期内使用。
7液压系统
7.1执行机构
7.1.1执行机构的类型应根据机组的結构特点和实际需求确定。对于要求实现阿门管理功能、机械配 汽机构的机组，宜采用一个调节汽门配置一个油动机、一个电液转换装置和独立控制接口；对于没有阀 门管理要求的调节配汽机构（提板、杠杆或机械配汽机构）的机组，口 J采用一个油动机配置一个电液转换 装置,控制多个调节汽门。
7.1.2液压执行机构在工作环境温度较高（执行机构油温达到60笆以上）的场合，应采取防止油质老 化和防止火灾的措施。
7.1.3执行机构的提升力应有安全余度，提升力倍数不应小于1.2（计算油压为系统最低运行压力，蒸 汽压力为额定压力的105%）。
7.1.4执行机构用油可采用抗燃油或透平油，执行机构部件材料及油漆涂料等应能适应相应工质。
7.1.5大功率汽轮机的进汽阀门执行机构应设计成单侧作用型式,油压开启,弹簧关闭，根据不同控制 部件可设计成调节型和开关型两种.调节型执行机构可控制在任意位置，开关型执行机构应只有全开、 全关两个位置。
7.1.6执行机构宜配置弹簧，弹簧可采用碟型弹簧或螺旋弹簧。
7.1.7执行机构工作油温范围宜为15 °C〜60笆・短期口 J承受运行温度到85 °C；弹簧组件可承受温度 到 150 OcO
7.1.8执行机构应定期維护，维护间隔最长不应超过5年。
7.1.9执行机构宜采用管壁厚度号Sch80的压力油管及管壁厚度号Sch40的回油管•压力油和回油接 口宜采用焊接型式。
7.1.10执行机构宜设计有漏汕盘。
7.1.11执行机构出厂前应进行耐压测试和功能测试，测试结果应满足设计要求。测试中应满足下列 要求：
a） 测试用油应与执行机构工作用油一致；
C）执行机构耐压测试压力应不小于设计工作压力的1.5倍.时间不少于20 min,执行机构部件连 接处及活塞杆密封等处应无泄漏。
7.1.12执行机构功能测试宜包括下列内容：
a） 行程和安装位置满足设计要求。
b） 油动机快关时冋。油动机动作过程时间应满足汽轮机甩负荷最高飞升转速、危急最高飞升转 速的要求。油动机快关时间宜满足表1的要求。
C）全行程开启时间。高压调节油动机由0%〜100%阀门全行程开启时冋应不大于3 s。
CI）控制精度。对于调节型汕动机.当控制指令在中间位置维持不变时，油动机开度位置波动范围 不宜超过全行程的0.2%（测试时间不宜少于5 min） O行程和安装位置满足设计要求。
C）执行机构弾簧力、摩擦力满足设计要求。
D 执行机构快关终端速度满足设计耍求。
表1油动机快关时间
|
机组额定功率 MW |
调节汽门油动机 S |
主汽门油动机 S |
|
< 100（包括 100） |
< 0.6 |
< 0.5 |
|
IOo〜200（包括 200） |
< 0.5 |
< 0.4 |
|
> 200 |
< 0.3 |
< 0.3 |
|
注：油动机动作过程时间,是动作延迟时间和关闭时间之利.动作延迟时间为系统安全油压失去或油动机停机电 磁阀失电到油动机开始关闭的时间。 | ||
7.2电液转换装置
7.2.1电液转换装置实现将电信号转换为液压信号，应具有响应速度快、线性好、定位精度高，其性能 应满足汽轮机控制实时性要求。
7.2.2电液转换装置应易于维护、检修并具有较强的抗油质污染能力。
7.2.3在汽轮机控制装置失电的情况下，电液转换装置应能实现机组的故障安全功能。
7.3油系统
7.3.1采用透平油系统，应配置有性能良好的油净化装置；采用抗燃油系统应配置油再生装能。
7.3.2油系统使用的金属材料和密封材料应能适应抗燃油。
7.3.3抗燃油系统的压力油管和冋油管应采用不锈钢无缝钢管。
7.3.4抗燃油系统管道及部件的清洗不应使用含氯溶剂，宜使用丙酮或无水乙醇。
7.3.5油箱上配置的测量元件应便于维护.所有可调整的仪表应预先设定好。
7.3.6油箱应设计有油温和液位测量装置，油温测点应靠近主泵。
7.3.7油箱上安装的端子盒防护等级应不低于IP56。
7.3.8油箱组件在制造完成交货前应进行性能测试,测试结果应满足设计要求。
7.3.9汕箱组件应靠近执行机构安装.油箱应布置在汽轮机高中压缸下方，油管接口和执行机构高差 不宜超过10 m0
7.3.10油箱组件应避免安装在高温环境，油箱周围应有足够的操作维护空间。
7.3.11抗燃油管应釆用对焊方式连接。
7.3.12抗燃油系统管路布置应能便于维护，其走向应与汽机中心线平行或垂直，避免交叉走向，应避 开障碍物.距离高温高压蒸汽管路应至少1.5 m。
7.3.13抗燃油系统管路应布置成以固定角度向油箱方向下方倾斜.倾斜角度不小于Ioo
7.3.14抗燃油系统管路的管夹和支撑，应充分考虑管路的冲击振动和阀门热位移，垂直于阀门热位移 方向应留有足够的自由管长度.避免运行中接口或焊缝产生过大的应力。
7.3.15对于多阀组控制的机组，当电液转换装置故障情况下，应具有在线维修或更换的功能。
7.3.16设备安装及大修后，所有抗燃油管应进行无损探伤检查。
7.3.17设备安装及大修后,应对管道做耐压试验.试验压力为1.5倍设汁压力。
7.3.18新抗燃油和运行中抗燃油的质量标准,应满足DL/T 571的要求。
7.3.19新透平油技术应满足GB 11120的要求。运行中透平油油质应满足GB/T 7596的要求。
7.4保护和限制功能
7.4.1液压系统应与电子控制装置的保护和限制功能相适应。
7.4.2在单个设备失效情况下.仍能保证机组安全。
7.4.3重耍液压保护和限制功能应设计冗余配置。
8技术文件
8.1基本要求
8.1.1应根据不同阶段的要求提交文件和图纸清单。
8.1.2提供的所有图纸资料应完全符合所供的设备，并应标明修改的版本号和H期。
8.1.3应保证所供文件和图纸完全能满足电厂安装、投运、正常运行和维护的需要。
8.1.4应向用户提供8.2、8.3、8.4、8.5、8.6列出的所有文件。应提供所有这些文件的书面文件和电子 文档.数量应满足工程需要。
8.1.5应负责提出与其他各方所供设备间的接口资料。
8.2硬件资料
8.2.1硬件资料应包括涉及DEH电子控制装置所有系统部件的安装、运行、注意事项和維护方法的详 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冇 相关图纸上表示出来。
8.2.2应提供下列手册和图纸：
a） 系统硬件手册；
b） 系统维护手册；
C）构成系统所有部件的原理图；
Cl）内部布置图；
e） 符合用户要求格式的外部连接图，图上应有端子编号；
f） 每个机相、操作台的总装图，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；
g） I）EH系统（电子控制装置、液压系统）说明书；
h） DEH系统（电子控制装置、液压系统）操作手册；
i） I）EH系统（电子控制装置、液压系统）维护手册；
j） DEH专用卡件（转速卡件、阀门驱动卡件）运行维护手册；
k） 所有外购设备手册和样本；
l） DEH使用的一些特殊机械设备详图；
m） 安装步骤、包括装配细节、设备散热和设备重量等；
n） 设备和材料清册；
O）接地资料和图纸。
8.3系统软件资料
8.3.1应提供系统组态手册，使用户能够进行检查和修改所有系统的应用程序和组态文件，这些文件 包括打印出来的程序或组态图，并装订成册。
8.3.2应提供使用高级编程语言（如C语言）的应用软件，包括下列有关文件：
a） 系统功能说明：所有特定术语应有定义.此外应配上流程图或类似的描述；
b） 软件资料:应包括所有与编程语言有关的指导和参考手册.采用了特殊计算机硬件的汇编语言 应有洋细说明。文件应完整、清晰、能帮助对现有的程序进行修改、增删以及编制新程序，其中 还应包括编程和调试的指导性资料。
8.3.3应提供控制工程师使用的工程师站手册，包括T列有关文件：
a） 系统操作手册；
b） 控制工程师组态维护手册；
C）图形、画面手册；
CI）试验、检查、故障检修的投运步骤指南。
8.4应用软件资料
应用软件文件，即控制逻辑文件，应包括下列内容：
b） 对于模拟量控制回路，提供SAMA图或相关设计说明，宜在图上标出联锁和许可条件所在的 逻辑图对应编号和注释。在包含联锁和许可条件的逻辑图上，宜标出SΛMΛ图的对应编号和 注释。
C）对于开关量控制冋路，提供逻辑图或保护和联锁原理说明书。
8.5 I/O清单和现场总线网段设计资料
8.5.1提供工程所有过程输入、输出清单，该清单应包括下列项日：输入/输出点说明、模件和插槽代 号、设计编号、机柜编号、端子排号，端子号、信号类型、故障状态、电缆编号、报警限值、保护定值、测点用 途、记录/报表要求、显示格式和修改版本号等。
8.5.2应提供1/（）清单的书面和电子文件。
8.5.3对于应用现场总线技术的DEIl系统，还应提供现场总线网段设计资料。
8.6其他资料
应提供以下报告和资料：
a） 产品质量认证证书、检验报告；
b） 设备供货清单、备品备件清单；
C）培训资料。
9包装和贮存
9.1包装要求
9.1.2每个包装件应有与该包装件相符合的装箱清单.放置于包装件明显位置上.并采用防潮的密封袋包 装。包装件内装入的零部件,有明显的标记与标签,标明部件号、编号、名称、数量等.并应与装箱单一致。
9.1.3推荐的备品、备件、专用工具及试验设备应分别单独包装。所有备品、备件应包装在适用于永久 保存的箱内，并分系统、分类包装。
9.1.4专用工具和试验设备的包装箱上应明确所配给的设备和系统。
9.1.5设备和器材的某些部分（如铭牌、密封面等）应进行必要的保护.以防运输中损坏。
9.1.6设备的包装应采取防雨、防潮、防锈、防震等措施，以免在运输过程中由于振动和碰撞引起轴承 等部件的损坏。
9.1.7包装件应符合运输作业的规定，以避免在运输和装卸时包装件内的部件产生滑动、撞击和磨损， 造成部件的损坏。
9.2.2装箱件应在防雨、通风、干燥的环境中保管，箱子不得倒置、倾斜。
9.2.3非装箱件允许垫平露天存放，不与地而接触。
10.1 工厂验收（FAT）
10.1.1.1系统工厂验收过程中应检查设备的数量、配置、使用的材料、组装工艺是否满足要求。应通过 试验和演示，初步验证系统所实现的功能和达到的性能。
10.1.1.2工厂验收项目的测试方法应依据GB/T 30372有关内容执行。
工厂验收应具备以下条件：
a） 全部硬件集成完毕并已通电试验，硬件运行正常；
b） 应用软件全部编制完毕.并且已经下载到预定的过程控制站中，经过初步测试；
C）数据库、操作员画面纟H态已全部完成，并经过初步测试；
d）全部工厂验收试验项目所必需的各种试验和仿真设备准备到位。
工厂验收按照表2的要求进行。
表2 I）EH系统功能验收表
|
产品 |
试验项目 |
试验要求 | ||
|
工厂验收 |
现场验收 |
最终验收 | ||
|
工作站、控制器、 I。卡件、通讯设备 |
外观 |
√ |
√ | |
|
机柜（箱）和操作台 |
尺寸及允许偏差 |
√ |
√ | |
表2 （续）
|
产品 |
试验项目 |
试验要求 | ||
|
工厂验收现场验收 |
最终验收 | |||
|
交换机 |
交换机设置 |
√ | ||
|
交换机接线 |
J I J |
√ | ||
|
整个网络中各工作站、 控制器与交换机的连接是否与设计图纸一致 |
U 、f |
√ |
√ | |
|
监视网络误码、网络负荷和网络各节点状态 |
√ |
√ |
√ | |
|
模拟网络故障.检査系统状态图反映是否正确 |
√ |
√ |
√ | |
|
控制器网络冗余切换功能检测 |
√ |
√ | ||
|
工作站端网络冗余切换功能检测 |
√ |
√ |
√ | |
|
网络负荷率是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
控制器 |
控制器冗余切换功能检测 |
√ |
√ |
√ |
|
控制器的硬件地址、网络地址、 空间分配设置，是否符合实际要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
模拟在线控制器的处理器故障， 观察备用处理器的切换时间和状态 |
√ |
√ |
√ | |
|
记录控制器的空间、内存的消耗（平均值、峰值） |
√ |
√ |
√ | |
|
控制器负荷率是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
电源柜 |
电源切换试驱 |
√ |
√ | |
|
电源适应能力测试 |
√ |
√ | ||
|
工作站 |
主机电源、风扇工作是否正常， 确认各项指示灯显示正常.风扇工作无异音 |
√ |
√ |
√ |
|
检查工作站显示器各项调节功能 |
√ |
√ |
√ | |
|
检查历史记录站的存储提取是否正常 |
√ |
√ |
√ | |
|
打印预制报表检验报表 |
√ |
√ |
√ | |
|
监视过程数据刷新周期是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
操作指令发出时间是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
趋势图标功能是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
数据备份和导出功能是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
报警功能是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
SOE分辨率是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
打印功能是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
卫星对时功能是否满足要求 |
√ |
√ | ||
|
T.程师站和操作员站之间的闭锁和保护功能是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
工作站负荷率是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
表2 （续）
|
产品 |
试验项目 |
试验要求 | ||
|
工厂验收现场验收 |
最终验收 | |||
|
K）卡件 |
输入信号精度测试是否满足要求 |
、/ i √ |
√ | |
|
输出信号精度测试是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
转速卡件精度测试是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
阀门驱动卡∖t∖ :精度测试是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
检査输入参数真实性判断功能是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
检査输入参数二次计算功能是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
检査参数越限报警功能是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
现场总线主站功能测试 |
、/ |
√ |
√ | |
|
现场总线协议转换模件功能测试 |
√ |
√ |
√ | |
|
工作站、通讯设备 |
系统的重置能力是否满足要求 |
√ |
√ |
√ |
|
其他 |
液压系统功能测试 |
√ |
√ |
√ |
|
抗干扰能力是否满足要求 |
√ |
√ |
√ | |
|
DEH系统接地测试 |
√ |
√ | ||
现场验收分为初步验收和最终验收二个阶段，每阶段验收乂包括功能测试和性能测试。应根据工 程实施情况.在机组现场调试和试运等阶段分别测试并记录。最终戦收测试应在机组试生产阶段屮已 经稳定运行，旦DEH系统已随机组连续运行时间超过60 Clo
10.2.2.1根据DEH所包含的功能范围.现场验收应满足以下条件：
a） 接入I）EH的全部现场设备均应进行安装、调试、试运行并通过验收合格；
b） DEH系统的硬件和软件应按技术协议要求完成安装和调试，已投入连续运行，并提供完整的 调试报告；
C） DEH系统的工作环境符合技术规范的要求；
d）机组具备带满负荷的基本条件。
10.2.2.2初步验收的时间要求：新建机组应在168 h连续试运之后；技术改造机组应在机组启动并报 竣工之后。初步验收前宜完成辅机RB、变负荷及AGC试验和一次调频等重要试验项目。
10.2.2.3最终验收的时冋要求：系统功能和性能的最终验收是为了证实I）EH系统的功能和性能是否 达到（或符合）有关在线测试验收标，以及符合程度所进行的验收。新建机组应在168 h连续试运完成 三个月之后，技术改造机组应在机组启动并报竣工一个月之后进行最终验收。
系统功能和性能的初步验收按照表2的要求进行。
系统功能和性能的最终验收按照表2的要求进行。
10.3考核与质保
10.3.1系统功能和性能的考核应在质保期内进行，并由具备检验资质的单位出具检验测试报告。
10.3.2新建及改造项目DEH的质保期应从DEH初步验收完成开始，为期12个月。对非因DEH设 备原因使初步验收不能如期开始.质保期从机组竣工I丨期开始计算。在质保期内.DEH的功能和性能 应持续保持不低于有关标准的要求。
10.4.1可用率的统计工作|'|整套系统调试结束，投入试运行且随机组启动和正常运行完成功能和性 能初步测试之后进行。
10.4.2可用率测试的统计范围只限DEH本身，不包括接入系统的变送器和执行器等现场设备。
中华人民共和国
国家标准
火力发电厂汽轮机电液 控制系统技术条件 GB/T 36285—2018
关
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2018年6月第一版
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书号:155066 . 1-60539
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