国家标准 GB/T36285一2018 火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件 Speeifieationofsteamturb)ineelectro-hydralie ontrolsystemforthermmalpowerplant 2018-06-07发布 2019-01-01实施国家市场监督管理总局发布国家标准化管理委员会国家标准
GB/36285一2018 目次前言范围规范性引用文件 2 术语和定义 3 基本规定应用功能 5.1基本要求 5.2人机接口 5. 控制功能 5.4 限制功能 5.5保护功能 5.6试验功能电子控制装置 6.1系统结构 6.2基本要求 6.3冗余配置要求 6.4安全性要求 6.5人机接口 6.6控制器 10 6.7机柜和接地 1l 6.8过程输人/输出(I/O) 12 6.9电源 13 6.10就地仪表 13 液压系统 14 7.1执行机构 14 7.2电液转换装置 15 7.3油系统 15 7.4保护和限制功能 l6 8 技术文件 l6 16 8.1基本要求 8.2硬件资料 l6 -- 17 8.3系统软件资料 17 8.4应用软件资料 17 8.5I/O清单和现场总线网段设计资料 ##### 17 8.6其他资料 17 包装和贮存
GB/T36285一2018 17 9.1包装要求 18 9.2贮存 10试验 18 0.1工厂验收(FAT 18 0.2现场验收 20 0.3考核与质保 21 ，， 21 0.4可用率测试
GB/36285一2018 前言本标准按照GB/Tl.1一2009给出的规则起草本标准由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/TC376)归口本标准起草单位: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
GB/36285一2018 火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件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300Mw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本文件凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件 GB/T2421.1电工电子产品环境试验概述和指南 GB/T4208外壳防护等级(IP代码 GB/T7596电厂运行中矿物涡轮机油质量 GB11120涡轮机油 GB/T13384机电产品包装通用技术条件 GB/T17214.1工业过程测量和控制装置工作条件第1部分气候条件 GB/T17626.2电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验 GB T 17626.3电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验 GB/T17626.4电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验 17626.5电磁兼容试验和测量技术浪涌冲击)抗扰度试验 GB GB/T17626.8电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验 GB/T17626.11电磁兼容试验和测量技术电压暂降,短时中断和电压变化的抗扰度试验 GB/T18271.3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/T26863一2011火电站监控系统术语 GB/T30372火力发电厂分散控制系统验收导则 GB50229火力发电厂与变电站设计防火规范 DL/T571 电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则术语和定义 GB/T26863一2011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/T26863一2011中的一些术语和定义 3.1 汽轮机电液控制系统digitalelectr0-hydrauliccontrolsystem;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
GB/T36285一2018 [GB/T26863一2011,定义6.29.4.3] 3.2 协调控制系统 coordinatedcontrolsystem;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 [[GB/T26863一2011,定义6.29.1] 3.3 负荷控制 loadcontrol;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 3.4 主蒸汽压力控制 ntrol;Ic mainsteampressurecon 汽轮机主汽门前的主燕汽压力为被调量,按设定的变化率,自动控制主燕汽压力等于给定值注简称压控方式 3.5 阀位控制 valepositioneontrol;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 3.6 autoatieturbinecontrol;ATC 汽轮机自启停系统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 [[GB/T26863一2011,定义6.29.3] 3.7 automaticgenerationcontrol;AGC 自动发电控制根据电网负荷指令控制发电功率的自动控制 [GB/T26863一2011,定义6.29.8] 3.8 辅机故障减负荷 runback;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 [GB/T26863201l,定义6.29.l.9] 3.9 fasteutack;FCB 机组快速减负荷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 [GB/T268632011,定义6.29.1.10 3.10 超速限制 Over speedprotetonomtrl.oPc -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
GB/36285一2018 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,直至正常转速控制回路可以维持额定转速 3.11 overspeedproteetiontrip;OPT 超速保护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 3.12 汽轮机紧急跳闸系统emergeneytripsystem;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 [GB/T26863一2011,定义7.13.1] 3.13 一次调频 primarycontrolofthespeedlofgeneratingsets;primaryfrequeneycontrol;Prc 通过各原动机调速器来调节各发电机组转速,以使驱动转矩随系统频率而变动 [GB/T268632011,定义6.29.1.5] 3.14 功率负荷不平衡 powerloadunbalaneed;LU 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 3.15 availability 可用率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可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 [[GB/T26863一2011,定义10.267 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 4.2DEH的功能、性能和整体方案,应与汽轮机主体结构相适应 4.3DEH应选用可靠性高、结构简单、易于维护的系统 4.4DEH的电子控制装置宜与机组主控系统(CS)一体化配置 4.5DEH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应按照电厂工艺系统设计的要求,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1/模件中
GB/T36285一2018 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;工程师站应能够进行应用软件的调试、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捷键画面显示的实时数据刷新周期应不大于1s 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《原始输人信号或中间计算值)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1s,存储和显示时间应不小于30min. 应能够选择显示实时趋势曲线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1s,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;应用不同的颜色区分报警的级别、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30d的报警信息进行显示、打印状态和诊断信息显示应组态DEH主控通信网骆状态的显示,控制站诊断画面应显示各1o 5.2.12 模件状态,宜能够显示各I/0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48h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目标转速和目标负荷,转速变化 a 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(CCS)远方控制 DEH作为CCS的执行机构,接受CCS的远方控制指令,对汽
GB/36285一2018 轮机调速汽门进行控制汽轮机自启停控制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额定负荷的启动及运行、停机的全过程自动控制手动控制方式(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DEH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 5.3.2控制功能基本要求 5.3.2.1 DEH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 5.3.2.2转速控制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: 转速调节范围应为50r/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 a 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; 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; 同期控制应能接受同期装置的控制信号增、减汽轮机转速 5.3.2.3机组负荷控制在机组并网后,能实现机组负荷控制,并满足下列要求机组并网后应带额定负荷的2%一5%的初始负荷 aa b 负荷控制范围为0%一10%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% 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,也可进行人为干预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 d 实际负荷与给定负荷偏差大于限制值时,应采取措施保障机组安全运行 5.3.2.4机前压力控制机组并网后,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 5.3.2.5ccS控制方式 DEH应与主控cCs协调一致,实现机炉协调控制
GB/T36285一2018 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0Hz一0.1Hz 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)一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DEH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 a 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 1,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,可中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 1,通过因定阀门开启规律.混合调节配光机固定阀门管理采用一只油动机驱动多只调节汽门构,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节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(FCB);根据电厂的实际需要设置 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,防止汽轮机超速机组负荷大于30%额定负荷且发电机出口开关跳闸(发电机甩负荷); a 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); 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; d 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
GB/36285一2018 汽轮机机械功率与发电机有功功率不平衡(PLU)(可选) e 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 5.4.3 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、,DEH系统电源失去时,应产生DEH跳机保护信号,送至 ETS系统超速跳闸保护(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 5.5.2 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 DEH系统应能实现下列试验功能主汽门、调节汽门在线活动试验; a 跳闸电磁阀在线试验(跳闸电磁阀由DEH控制的机组); b 超速保护试验; c 汽门严密性试验; d 假同期,并网试验 e 系统离线仿真试验电子控制装置 6.1系统结构 DEH系统电子控制装置由工作站、通讯网络、控制器、I/0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2000m以下火电厂的DEH电子控制装置硬件应满足GB/T2421.1的要求,在下列环境条件下应能正常运行环境温度安装在控制室内(有空调)温度范围:十5C十40CGB/T17214.1中2级.适 a 用于户内或掩蔽场所);安装在现场(无空调)温度范围;一25C十55C(GB/T17214.1中 C2级,适用于户外场所). 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40C士2C b 振动振动等级为控制室或低振动级场所,振动频率10Hz~150Hz,位移峰幅值0.075nmm c
GB/T36285一2018 6.2.2抗干扰要求 6.2.2.1电磁兼容性(EMC)要求;DEH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静电放电抗扰度试验,控制室内遵循GB/T17626.2,试验等级2级:接触放电试验电压4kV，空气放电试验电压4kV 现场要求遵循GB/T17626.2,试验等级3级:接触放电试验电压 6kV,空气放电试验电压8kV b 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验，控制室内遵循GB/T17626.4,试验等级2级;供电电源端口 lkV峰值;I/0信号端口:500V峰值现场遵循GB/T17626.4,试验等级3级;供电电源端口;2kV峰值;I/o信号端口:1kV峰值浪涌冲击)抗扰度试验,控制室内遵循GB/T17626.5,试验等级2级;开路试验电压1.,0kV 现场遵循GB/T17626.5,试验等级3级:开路试验电压2.0kV 电压暂降和电压变化抗扰度试验,控制室内和现场遵循GB/T1762 2 11 1,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(50Hz/30 周期<60Hz) 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周期,电压增加所需时间为25周期 50Hz)/30周期(60H2 射频电磁场辐射抗扰度试验,控制室内遵循GB/T17626.3，一般试验等级2级:频率 80MHz1000MHz,安装在DCS标准机柜内,试验场强为3V/m 数字无线电话试验等级 2级;频率1.7GHHz2.0GHz,安装在CS标准机柜内,试验场强为3V/m 现场遵循 GB/T17626.3 一般试验等级3级;频率80MHz1000MHz,安装在D(CS标准机柜内,试验场强为10V/m 数字无线电话试验等级3级:频率1.7GHz2.0GHz,安装在DCS标准机柜内,试验场强为10V/m 工频磁场抗扰度试验,控制室内遵循GB/T17626.8 稳定持续磁场,试验等级3级,磁场强度 f 为10A/m 现场遵循GB/T17626.8 稳定持续磁场,试验等级5级,磁场强度为100A/m 6.2.2.2抗电干扰性能应满足下列要求共模抑制比;按照GB/T18271.3要求的试验方法,在接地端与每个输人和输出端子之间依次 a 叠加一个主电源频率的250V有效值交流信号进行测试,共模抑制比应不小于90dB; 串模抑制比;按照GB/T18271.3要求的试验方法,在50x(I士5%)H或60x(1士5%)H条 b 件下,串模抑制比应不小于50dB 6.2.3硬件质量认证的要求 DEH电子控制装置的控制器、,I/0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: 电磁兼容性(EMC)测试应满足6.2.2.1的要求 a 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/T18271.3的要求 d 电干扰测试共模干扰和串模干扰,应满足6.2.2.2的要求长期工作漂移试验应满足GB/T18271.3的要求,测试长期工作漂移性能不应少于30d. 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
GB/36285一2018 不应超过20%. 6.3冗余配置要求 6.3.1DEH电子控制装置的控制处理器、,通信网络及通信模件(接口)应冗余配置 6.3.2DEH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(MM)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人通道配置,输人应配置在不同的输人模件中对于重要的工艺参数,应按二重冗余变送器及输人通道配置,输人应配置在不同的输人模件中 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I/0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I/0通信网络故障,I/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 6.4.2.2DEH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DEH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,wmdows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1s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2s(不包括执行机构的动作时间.
GB/T36285一2018 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 6.5.1.8操作员站至少应配置下列设备 a) -台工业彩色显示器; bh -台操作员站处理器操作键盘和鼠标 c 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S操作员站兼容使用 6.5.1.8操作员站以及其他设备之间互联的预制电缆包括两端的接触件),应符合GB50229的要求 6.5.2工程师站 6.5.2.1工程师站应具有下列基本功能" 系统数据库组态和管理 a 控制算法应用软件组态、维护,编译、下载、调试 b e 操作员站应用软件组态、维护、编译、下载、调试组态、设计文档管理、打印 d 6.5.2.2工程师站宜具有下列功能应用软件在线下载; a 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,以防无授权下擅自改变控制策略、应用程序和系统数据库 6.5.2.4 当 iDEH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控制器 6.6.1处理能力 6.6.1.1对模拟量控制的处理周期应不大于250ms,对开关量控制的处理周期应不大于100ms 汽轮机转速控制的处理周期应不大于50ms,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20ms 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% 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% 6.6.2存储器控制处理器可采用非易失存储器(NVRAM)、闪存(Flash)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、I/0模件及通道、电源等进行诊断,提供诊断信息 6.6.3.2控制器面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 10
GB/36285一2018 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,应具有可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/0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整参数,如PID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机柜防护 6.7.1.1电子装置机柜的外壳防护等级,室内应满足GB/T4208的IP52要求,室外应满足GB/T4208 的IP56要求电子间内应满足GB/T4208的IP42要求 6.7.1.2机柜门应有导电门封垫条,以提高抗射频干扰(RF1)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环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2.0mm;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机柜安装 6.7.2.1机柜的设计应满足电缆由柜底或柜顶引人的要求 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 以上和距柜顶宜在 mm 50mm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回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,其他的端子应能同时接人2根1.5mm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接地 6.7.3.1DEH电子控制装置应不要求单独的接地网其单点接人接地电阻小于4Q的电厂电气接地网后,应能够可靠地运行如果DEH,ICS电子控制装置一体化,其接地应由IDcS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DEH电子控制装置和DCS之间,通过各自的I/O模件以硬接线方式连接,实现控制信息的 1
GB/T36285一2018 交换时,其两端对接地或浮空等的要求应相匹配,否则应采取电隔离措施 6.8过程输入/输出(I/o) 6.8.1基本要求信号处理应能完成扫描、数据整定、AD输人.,D/A输出、线性化热电偶冷端补偿,过程点 6.8.1.1 质量判断等功能 6.8.1.2自诊断应具有电源状态、模件出错信息、模拟量信号开路和短路以及输人信号超出工艺可能范围的诊断信息应通过模件面板LED指示或通信报文传达诊断、状态信息 6.8.1.31/模件的采集速度普通模拟量信号采集速度不低于4次/s;普通开关量信号采集速度不低于10次/s;用于保护和快速过程的采集速度:模拟量信号不低于8次/s;开关量信号不低于20次/s; 6.8.1.4长期运行零漂和增益稳定性新投人使用模件应在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抗冲击电压能力在误加250V直流电压或交流峰-峰电压时,应不损坏电源和整个系统 6.8.1.5 6.8.1.6过负荷符合GB/T18271.3的要求,输人过范围50%信号1min,不应造成通道精确度的降低 6.8.1.7输人通道、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精确度模拟量输人信号(高电平)士0.1%;模拟量输人信号(低电平)士0.2%;模拟量输出信号士0.25% 模拟量输入模件的通道不宜超过8点,开关量输人,输出的通道不宜超过16点 6.8.1.9 6.8.1.10对于模拟量输人模件包括AI、TC、RTD)直流和交流共模、串模抑制比的测试应在 GB/T18271.3要求的试验方法下,达到6.2.2.2的要求 6.8.1.11I/0模件的供电回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时不应引起系统电源故障熔断器的更换应不需先拆下或拔出任何其他组件,也可采用快速自恢复熔断器 6.8.1.121/0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自动识别自动下载组态和自动恢复工作 6.8.1.13每种Io点裕量不少于10%,I/0模件槽裕量不少于10%. 6.8.2对各种I/o模件的要求 6.8.2.1 模拟量输入(A 模件应能够提供4mA20mA二线制变送器的直流24V电源对1V~5VDC输人,输人阻抗应不小于500kn 每个通道宜配置单独的A/D转换器 6.8.2.2模拟量输出(Ao) 4mA一20mA或1V一5VDC可选 4mA20mA输出方式应至少能够驱动回路阻抗不大于 600Q的负载系统应提供24VDC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(Dn) 系统应提供对现场输人接点的“查询”电压 “查询”电压宜为48V 所有输人通道都应有防抖动滤波处理,如果输人接点信号在4ms之后仍抖动,模件不应接受该接点信号 12
GB/36285一2018 6.8.2.4开关量输出(IDo) 开关量输出模件应采用电隔离输出,隔离电压不小于250V,能直接驱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(P 应能够接收频率为1kHz~10kHz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IC 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 每一路热电阻输人宜有单独的桥路应能够直接接受三线制(不需变送器)Cu50Q、Pt100Q等类型的热电阻信号,并且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人频率应满足汽轮机(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,输出电液转换装置驱动电流信号,驱动电流应满足电液转换装置产品的要求 6.9电源 6.9.1DEH电子控制装置总电源装置(柜)应能接受两路交流220×(1士10%)V,50Hz士1Hz单相电源,其中一路来自不停电电源(UPSs) 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回路保护设备 6.9.3DEH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%一40%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I/0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DEH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直流电源,均应由DEH系统提供 6.9.7DEH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 13
GB/T36285一2018 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 液压系统控制油、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 油泵出人口、密封容器应设置压力测量仪表; d 油箱油位、系统油温测量仪表,以及报警和联锁保护接点; 油过滤器应设置差压测量仪表和报警装置; e 热交换器应设置进,出口温度谢量仪表 f 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 6.10.3 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结构特点和实际需求确定对于要求实现阀门管理功能、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,可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 .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0E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15一60C,短期可承受运行温度到85C;弹簧组件可承受温度到150C 7.1.8执行机构应定期维护,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执行机构宜设计有漏油盘 7.1.10 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测试用油应与执行机构工作用油一致; a 执行机构测试油温为(40士5C; b 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20min,执行机构部件连 c 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行程和安装位置满足设计要求 a 油动机快关时间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 b 14
GB/36285一2018 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%阀门全行程开启时间应不大于3s 控制精度对于调节型油动机,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 d 不宜超过全行程的0.2%测试时间不宜少于5min) 行程和安装位置满足设计要求执行机构弹簧力、摩擦力满足设计要求 ee 执行机构快关终端速度满足设计要求 fD 表1油动机快关时间机组额定功率调节汽门油动机主汽门油动机 Mw 0.5 100包括100 0,6 -200(包括20o l00 0.5 200 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和,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 7.2.3 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置 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回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醉 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油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10m 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抗燃油管应采用对焊方式连接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 7.3.12 开障碍物,距离高温高压蒸汽管路应至少1.5m 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1? 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 15
GB/T36285一2018 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倍设计压力 7.3.18新抗燃油和运行中抗燃油的质量标准,应满足DL/T571的要求 7.3.19新透平油技术应满足GB11120的要求运行中透平油油质应满足GB/T7596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重要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日期 8.1.2 应保证所供文件和倒纸完全能满足电厂安装,投运,正常运行和维护的需要 8.1.3 8.1.4应向用户提供8.2.8.3.8.4.8.5,.&.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 8.2.2应提供下列手册和图纸系统硬件手册 a 系统维护手册 b 构成系统所有部件的原理图 c 内部布置图; d 符合用户要求格式的外部连接图,图上应有端子编号; e 每个机柜、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; DEH系统(电子控制装置、液压系统)说明书; 日 DEH系统(电子控制装置、液压系统)操作手册 h) DEH系统(电子控制装置、液压系统)维护手册; DEH专用卡件(转速卡件、阀门驱动卡件)运行维护手册; 所有外购设备手册和样本; k DEH使用的一些特殊机械设备详图; 安装步骤、包括装配细节、设备散热和设备重量等; m 设备和材料清册; n 接地资料和图纸 o 16
GB/36285一2018 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; a 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 b 应有详细说明文件应完整、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,包括下列有关文件系统操作手册; a b) 控制工程师组态维护手册; 图形,画面手册 c 试验、检查、故障检修的投运步骤指南 d 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: 控制原理图的定义和说明,包括对SAMA(SeientificA a pparatusMakersAssoeiation美国科学仪器制造协会控制工程图例)图和逻辑图所作的说明 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sAMA图的对应编号和注释对于开关量控制回路,提供逻辑图或保护和联锁原理说明书 8.5I/0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人、输出清单,该清单应包括下列项目:输人/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/O清单的书面和电子文件 8.5.3对于应用现场总线技术的DEH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: 产品质量认证证书检验报告; a b)设备供货清单、备品备件清单，培训资料 c 9 包装和贮存 9.1包装要求 g.1.1DEH包装应符合GB/T13384的要求 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人的零部件,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 17
GB/T36285一2018 g.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 g.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 g.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 g.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 g.2贮存 9.2.1储存环境温度;一40C85C 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,不与地面接触 10试验 10.1工厂验收(FAT 10.1.1一般要求 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/T30372有关内容执行 10.1.2验收条件工厂验收应具备以下条件全部硬件集成完毕并已通电试验,硬件运行正常; a 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; 数据库、操作员画面组态已全部完成.并经过初步测试 c 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 0.1.3验收项目工厂验收按照表2的要求进行表2DEH系统功能验收表试验要求产显试验项目工厂验收现场验收最终验收工作站、控制器、外观 IO卡件,通讯设备机柜(箱)和操作台尺寸及允许偏差 18
GB/36285一2018 表2(续》试验要求产品试验项目工厂验收现场验收最终验收交换机设置交换机接线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监视网络误码、网络负荷和网络各节点状态交换机模拟网络故障,检查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,是否符合实际要求控制器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切换试验电源柜电源适应能力测试主机电源,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工作站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工程师站和操作员站之间的闭锁和保护功能是否满是要求工作站负荷率是否满足要求 19
GB/T36285一2018 表2(续试验要求产品试验项目工厂验收现场验收最终验收输人信号精度测试是否满足要求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件精度测试是否满足要求 IO卡件检查输人参数真实性判断功能是否满足要求检查输人参数二次计算功能是否满足要求检查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液压系统功能测试其他抗干扰能力是否满足要求 DEH系统接地测试 0.2现场验收 0.2.1一般要求现场验收分为初步验收和最终验收二个阶段,每阶段验收又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验收测试应在机组试生产阶段中已经稳定运行,且DEH系统已随机组连续运行时间超过60d 0.2.2验收条件 0.2.2.1根据DEH所包含的功能范围,现场验收应满足以下条件 a)接人DEH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,已投人连续运行,并提供完整的调试报告; DEH系统的工作环境符合技术规范的要求; c 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168h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最终验收的时间要求;系统功能和性能的最终验收是为了证实DEH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168h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 20
GB/36285一2018 0.2.3验收项目 10.2.3.1初步验收项目系统功能和性能的初步验收按照表2的要求进行 10.2.3.2最终验收项目系统功能和性能的最终验收按照表2的要求进行 0.3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,质保期从机组竣工日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可用率测试 10.4.1可用率的统计工作自整套系统调试结束,投人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可用率测试的统计范围只限DEH本身,不包括接人系统的变送器和执行器等现场设备 10.4.2

火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件GB/T36285-2018解析

随着工业化进程的加速，火力发电作为一种重要的能源形式被广泛应用。而汽轮机作为火力发电厂的主要发电设备，其电液控制系统的质量和稳定性直接影响到整个发电厂的安全运行。因此，制定一套严格的技术条件标准是十分必要的。

技术条件简介

GB/T36285-2018《火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件》是由中国电力科学研究院有限公司等单位联合起草的国家标准。该标准于2019年1月1日起实施，适用于火力发电厂汽轮机电液控制系统的设计、制造、调试和检验。

标准内容

GB/T36285-2018标准共分为十个章节，包括总则、术语和定义、技术要求、试验与检验、标志、使用说明书、包装、运输、质量保证和有关文件等内容。

其中，技术要求部分是该标准的核心部分，主要包括以下内容：

控制柜：电液控制系统的核心部件，应符合特定的设计要求，并能满足工作条件下的可靠性、稳定性和安全性要求。
控制阀：在电液控制系统中起到调节汽轮机转速和功率的作用。各种控制阀应符合相关技术参数的要求，并具有较高的调节精度和快速响应能力。
传感器与执行器：控制系统中的重要组成部分，应具有高精度、可靠性高等特点。
软件：应符合国家相关法规要求，具有一定的兼容性和可维护性。

标准意义

制定GB/T36285-2018标准的目的是为了规范火力发电厂汽轮机电液控制系统的设计、制造和检验等各个环节，提高系统的质量和稳定性，从而保障整个发电厂的安全运行。同时，该标准的实施还能够推动我国火力发电行业的发展，促进技术进步和创新。

结语

GB/T36285-2018《火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件》作为一项重要的国家标准，对于规范火力发电行业的技术水平和发展具有重要意义。在实际应用中，我们应该严格按照该标准的要求进行设计、制造和检验等各个环节，提高火力发电厂的制造水平和安全稳定运行水平，为保障国家能源安全和经济社会的可持续发展做出贡献。

相信随着GB/T36285-2018标准的逐步推广和应用，我国火力发电行业的技术水平将得到进一步提高，更好地满足日益增长的能源需求，促进经济社会的可持续发展。

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GB/T36285-2018

火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件

Specificationofsteamturbineelectro-hydrauliccontrolsystemforthermalpowerplant

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火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件

火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件GB/T36285-2018解析

技术条件简介

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标准意义

结语

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