衢州柯城普星DEH系统调试措施

1、 编号：柯城天然气热电联产工程1#机组数字电液控制系统（DEH）调试措施（V1.0）杭州意能电力技术有限公司2014年3月报 告 编 号：起 讫 时 间：2014年03月2014年04月项目负责人：工 作 人 员：编 写 人 员：李安康审 核：刘 猛批 准：技术文件会签、审批记录文件名称衢州柯城普星热电联产1#机组数字电液控制系统（DEH）技术措施文件编号批 准 日期： 年 月 日会签单位签字日期衢州普星热电有限公司浙江省工业设备安装集团有限公司江苏常源电力建设监理有限公司杭州意能电力技术有限公司摘 要 本工程主体设备是美国GE公司生产的6F型燃机、杭州锅炉厂生产的无补燃余热锅炉和上海汽轮机厂

2、生产的抽汽冷凝式机组。衢州普星热电有限公司是本项目的建设方，也是生产单位。本项目无总承包商，建设方直接管理工程。本期工程由中国联合工程公司和浙江省电力设计院共同设计。主体土建和安装单位是浙江省工业设备安装有限公司，工程监理单位是常熟市常源电力建设监理有限公司，主体调试单位是杭州意能电力技术有限公司。热控分散控制系统采用南京科远NT6000软件系统、DEH采用和利时公司的MACS V系列分散控制系统的自动控制软件及硬件。ETS系统是由和利时公司的PLC系统实现、TSI是上海3500系列。本措施依据火电工程启动调试工作规定及机组调试合同的要求，主要针对衢州普星热电联产2×77MW +2&

3、#215;38MW热电联产工程#1机组38MW蒸汽发电部分DEH系统的调试工作提出具体方案。依据相关规定，结合本工程具体情况，给出了1#机组电液调节系统（DEH）调试需要具备的条件、调试程序、注意事项等相关技术措施。关键词：1#机组；DEH调试；技术措施 目 录1、概述62、调试目的63、调试措施编制依据74、设备主要技术规范85 调试应具备的条件106调试内容、操作程序116.1调试内容116.2调试操作程序117.DEH调试步骤127.1仪控部分调试127.2 液动部分调试（机务）208质量标准239 安全注意事项2410.调试所用的仪器2411组织分工25附录1261#机组数字电液控制系

4、统（DEH）调试指挥系统和组织措施26附录2271#机组数字电液控制系统（DEH）调试安全措施与应急预案27附录3281#机组数字电液控制系统（DEH）调试技术措施交底记录281、概述衢州普星热电有限公司新建汽轮机系由哈尔滨汽轮机厂生产的LC25/N38-5.35/0.55/1.50/540/258型联合循环双压、单缸、冲动、抽汽、凝汽式汽轮机。汽轮机数字电液调节系统(DEH，Digital Electro-Hydraulic Control System)采用杭州和利时公司的MACS V软件系统。该DEH控制系统控制汽轮机的负荷、转速和抽汽压力调节，并完成汽轮机事故跳闸保护的任务。该机组的D

5、EH 控制系统包括以数字计算机作为控制器的控制部分和电液转换机构、电控专用供油系统及油动机等组成的液动部分。 液压系统的主要设备有：油箱，叶片泵、溢流阀、单向阀、精密双筒滤油器、冷油器以及油压，油温报警设备等组成。 机组保安系统包括机械液压保安装置和电气保护装置两部分，机组设置了三套遮断装置：运行人员手动紧急脱扣危机遮断装置；超速脱扣危机遮断器；电动脱扣电磁保护装置。主要保护项目有：超速、轴向位移、润滑油压低、轴承回油温度高、冷凝器真空低及油开关跳闸、DEH 停机保护等。为作好调试工作，明确各单位之间的协作关系，特制定本调试方案，本方案适用于衢州普星热电联产有限公司2×77MW +2

6、×38MW热电联产工程#1机组38MW蒸汽发电部分DEH系统的调试工作，凡承担本系统调试工作的有关人员均应严格执行本方案。2、调试目的为了确保汽轮机数字电液调节系统（DEH）调试工作的顺利进行，等编写本方案。本方案用于指导衢州普星热电联产新建工程发电机组DEH系统有关设备及其系统安装结束后的调试工作，以确认汽机调节系统控制功能符合设计要求，能满足机组整套启动需要。通过调试使系统满足下列要求：2.1确保DEH系统输入/输出信号接线正确。2.2确保DEH系统逻辑组态正确，并能满足机组运行要求。2.3确保DEH系统硬接线逻辑组态正确，并能满足机组要求。2.4确保DEH系统画面组态正确，并能

7、满足机组运行要求。2.5确认DEH系统、DEH系统一次元件、执行机构动作正确，状态反馈正常。2.6确认DEH系统控制及保护功能符合设计要求，保证机组能正常、稳定运行。3、调试措施编制依据3.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009年版）中华人民共和国国家能源局20093.2电力建设施工及验收技术规范(热工仪表及控制装置篇)DL/T 5109.5-20043.3火电工程调整试运质量检验及评定标准电力部建设协调司建质1996111号3.4火电施工质量验收及评价规程（热工仪表及控制篇）DL/T 5210.4-20093.5火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程DL/T659-20063.

8、6电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL 5009.1-20023.7火电工程启动调试工作规定建质(1996)40号3.8火电机组达标投产考核办法（试行）中电建协工(2006)3.9模拟量控制系统负荷变动试验导则建质(1996)40号3.10火电机组热工自动投入率统计方法建质(1996)40号3.11衢州普星热电联产有限公司提供的技术资料、说明书，设计院的系统设计及安装等资料，电厂与各设备厂家签定的技术协议，哈乐滨汽轮机厂提供汽轮机调节保安系统、抽汽式汽轮机说明书等。4、设备主要技术规范该控制器采用杭州和利时有限公司MACS V软件分散控制系统，它集现场组态控制和操作盘于一体。 控制器主要

9、完成转速控制、负荷控制、主汽压力控制（IPR ）、抽汽压力控制等功能。控制器冗余配置，功能相同，并列运行。4.1具体功能有：l ）转速控制2 ）负荷控制3 ）主汽压力控制（IPR ) 4 ）抽汽压力控制 4.2 汽机跳闸保护（待确认）汽机跳闸保护由下列（13 ）项保护条件构成汽机跳闸逻辑。1 ）汽机轴承振动高；（大于 mm ) 2 ）润滑油压低（小于0 . 02 一0 . 03MPa ) 3 ) EH 油压低（小于MPa ) 4 ）低压排汽压力高（大于一KPa ) 5 ）发变组保护动作6 ）轴向位移大（大于1 . 3 ，小于一0 . 7mm ) 7 ）安全油压力低（二选一）8 ) DEH 重故

10、障9 ）汽机超速10 ）后备超速保护动作11 ）就地手动危急保安器12 ）集控室紧急跳闸13 ）凝汽器真空低跳闸（低于一0 . 061 MPa ) 4.3 DEH 系统功能介绍 DEH 的主要功能就是实现对汽机的转速控制和负荷控制，即根据实际转速和设定转速的偏差、实际负荷和设定负荷的偏差调节阀门开度。除了上述的调节功能外，DEH 系统还包括抽汽压力调节功能和汽机跳闸保护等一系列附加功能。调节功能基本由软件实现，保护功能则基本由模拟电路实现。4.3.1 转速控制功能 汽轮机启动方式可以选择自动、手动、半自动三种方式。 当选用自动方式时，其程序先将控制器复位，此时控制器将低压油动机全开，打开主汽门

11、，控制器将根据停机时间长短（自诊断汽机处于热态，冷态或二者之间），作出相应的升速率及暖机时间，控制汽机升速到3000r/min 定速。在升速过程中自动完成冲转、低速暖机、自动过临界、中速暖机、3000 r / min 定速、自动同期，等待机组并网。4.3.2负荷控制功能 并网后实现汽轮机组从接带初负荷直到带满目标负荷的自动控制，并能够根据电网要求参与一次调频。 负荷控制具备开环和闭环控制两种控制方式去改变或维持汽轮发电机组的负荷。4.3.3一次调频功能 当电网频率偏离50HZ 一定程度后，则频率偏差会对功率进行修正。4.3.4 抽汽控制功能 抽汽控制可自动或手动投入，一般根据机组运行工况手动发

12、出指令投入抽汽控制。投入抽汽控制后控制器能够对机组热电负荷进行自动控制，维持抽汽压力和电负荷。 在发电机脱网、汽机打闸时，退出抽汽状态，“抽汽阀控”“抽汽”灯灭。中压油动机逐渐恢复到供热前状态。4.3.5限制器功能DEH 具有以下几种限制功能：4.3.5.1负荷限制运行人员可以通过CRT 对机组的最高负荷进行限制（改变HLL ，当机组负荷超过HLL 时，机组自动调整GV 降低机组负荷）。4.3.5.2阀位限制 可以设定GV 的最大开度4.3.5.3主汽压力低限制； 当主汽压力低于主汽压力限制值时，DEH 转为阀控方式，关小GV 保证主汽压力值，总阀位给定以0 . 1 % / S 的速率减小，主

13、汽压力高于限制值或总阀位给定减到20 时，动作结束。4.3.6 OPC 功能 其动作条件为机组负荷大于30 % ，与电网突然解裂或汽机转速超过1.3时，OPC功能能迅速关闭调门，并切除抽汽达到保护汽机的目的。当转速小于3060r / min 时，控制恢复正常。4.3.7AST 功能 其动作条件为汽机转速超过1 10 时或ETS 动作，自动关闭主汽门、调门，并切除抽汽达到保护汽机的目的。5 调试应具备的条件5.1机柜接地工作已完成，并通过验收签证。5.2控制装置复原调试已经完成。5.3现场设备已安装到位，信号接线工作已完成。变送器、开关等的现场校验工作已经完成。各类执行机构具备校验条件，所处的热

14、力系统未运行或已隔绝。5.4油系统清洗结束，油质合格，油系统投入。 5.5 SCS有关汽机油系统的联锁保护冷态试验已结束，汽机油系统已投入运行。 5.6汽机ETS冷态试验结束，具备复置挂闸条件。 5.7DEH调试资料、工具、仪表、记录表格己准备好以及通讯等设备已配备。5.8安全、照明和通讯措施己完成。5.9检查内容机组中与DEH直接有关的设备、信号、功能、参数的检查、试验和确认6调试内容、操作程序6.1调试内容DEH 系统调试包括电源部件性能测试，硬件和基本软件测试，输入、输出信号回路测试，应用软件检查与修改，动、静态参数设置，控制回路检查及功能测试，阀门及油动机行程调整，阀门及保安系统行程开

15、关调整，远方挂闸试验、电磁阀动作试验、阀门特性试验，配汽特性试验，汽机保护系统信号检查、调试及联锁试验。6.2调试操作程序A、调试需满足的条件确认a.控制系统设备安装完成；b.一次、二次接线完成；c.一次测量元件校验完成；d.安全条件满足B、设备通电、电源检查-检查绝缘、对地电阻合格C、输入输出回路检查D、软、硬件检查E、保安系统及阀门行程开关调整F、阀门及油动机行程调整G、阀门特性试验H、配汽特性试验I、控制功能检查7.DEH调试步骤DEH 系统的调试工作可分为仪控和液压两部分，调试按下列方法进行。7.1仪控部分调试7.1.1 静态调试7.1.1.1.设备通电、电源检查A.1 通电前检查 通

16、电前对电源电压、接地、熔丝、等进行检查，待检查合格后，系统才能通电。检查测试记录。A.2 通电后测试通电后对输出电压进行逐项测试，要求各项测试数据符合技术规范要求。所有组件的电源开关、指示灯工作正常。检查结果：B 输入输出信号检查卡件通电前需检查是否有强电串入信号回路；DEH 控制系统有不同类型输入输出信号：a.数字量输入b 数字量输出c 模拟量输入d 模拟量输出测试的方法如下：a 数字量输入通过模拟短接检查系统内状态的变化b 数字量输出则通过强制输出的方法检查；c 模拟量输入信号通过外部输入模拟的电压或电流信号逐个检查量程、变换精度；d 模拟量输出信号通过内部输入模拟的电压或电流信号逐个检查

17、量程、变换精度；接线按图纸的进行检查，测试数据进行记录。（附表l ) C、汽机转速、功率信号检测回路校验C1、汽机转速测量卡，任务是将汽机转速探头产生的脉冲信号转换成数字信号，并且当汽机转速超过超速保护设定值后输出一个跳闸信号，当汽机转速信号故障时输出一个故障信号，为确保转速信号的可靠性采用三选二的形式，具体测试有：a 超速跳闸信号测试b 测试信号测试c 故障信号测试d 输入频率转换精度测试测试结果：C2、功率信号卡件，任务是检测发电机负荷，并且将模拟信号转换成数字信号，在功率闭环时作为实际负荷参与控制，为保证信号的可靠性采用二选高的形式，具体测试有：a 卡件设定开关检查b 功率变送器输出电流

18、转换测试测试结果：D、阀门控制器调整 阀门控制器要进行的测试有：a 在阀门控制器输入端加入4 一20mA 信号（对应阀门开度的0 一100 % ) ，调整输出的零位及满量程测试结果：b 功率放大器输入输出测试。在阀门控制器的输入端加电压信号，然后看输出的电压和输出的电流信号。测试结果：c 阀门控制器故障检测测试：l ）功率放大器故障检测。2 ) 3KHZ 频率信号故障检测。测试结果：E、 功能检查（仿真调试）该系统的大部分功能在机组试运前通过仿真模拟试验来完成。对于无法进行模拟试验的，要求核对程序。对于保护联锁，通过逐条逐步建立逻辑条件的方法来检查实际电路与设计是否一致。针对某些无法进行的模拟

19、试验，牵涉到其它的系统，调试期间进行动态联调，通过检查软件、记录某些过程变量的变化等方法进行调试和修改。此工作在液压系统及执行机构正常，仿真条件下进行。E1、升速试验试验结果：L ）机械超速试验（ETC 110 切除）观察记录汽机机械超速遮断转速。OPC 开关放到DlsABLE 位置，ETS 面板上超速保护开关放在禁止位置。试验结果： 遮断转速： r / m E2、自动同期及并网试验a ）短接自动同步允许输入节点；b ）将控制方式由自动切到自动同期（在转速2950 或3050 则无法自同期，进入AS 后，如ASPER 为0 或进入OA 或手动或BRA 为1 ，则退AS ) ; c ）按自同期按

20、钮，灯亮，系统进入同期回路，As 一uP 开关闭合，同步增，大约增lr m/s : AS 一DOWAN 闭合，同步减，大约减1 r / m/s ; d ）在3000 r / m 时，将BR1 、BR2 、BR3 短接，汽机并网，此时控制方式由自同步回到自动方式；e ）检查并网时的初负荷，应为额定负荷的5 左右；（在TPFAIL 为零且TP > 4 . 3 ，初负荷有补偿作用，否则无补偿作用。）试验结果：E3、一次调频功能试验机组并网后，如电网的频率改变，将对汽机的功率进行修正，实现一次调频功能。试验结果：E4、负荷试验a ）检查系统上下限值，系数值，调节参数值，使其符合整定值；b ）设定

21、目标负荷；c ）设定升负荷率；d ）按“GO ”键，汽机升负荷，最终负荷将小于目标值。试验结果：e ）功率回路投入或切除试验：在FEEDBACK 窗口中相继按下“MWLOOP " 和“IN ”或“OUT ”键，将功率回路投入或切除，设定值跟踪实际值，实现功率无扰切换，功率回路投入后，实际功率和设定值相等；试验结果：E5、 遥控负荷试验a ）遥控负荷允许接点短接；b ）控制方式切换到ADS 方式（当ADS 信号与设定值之差大于3MW 时，则无法进入ADS ；当ADS 信号开路或AD SPER 为零或进入OA 或BRA 为零，则自动退出ADS ) ; c ）自动根据ADSREF 输入值与

22、REFDMD 差值来决定增、减方向，最大速率不超过12MW / m ，最终REFNMD 将等于ADSREF ; d ）试验完毕，将控制方式切回自动。试验结果：E6、 阀位限制试验a ）设定某一目标负荷，将阀位放到60 一70 % ; b ）打开LIMITTER SETPOINT 窗口，在输入框中输入阀位限制值80 % , 并按下“GO ”键，阀位限制值将由原来值慢慢变到80 % ; c ）增负荷，让阀位升高；d ）由于阀位限制作用，不会超过相当于80 阀位的负荷设定值，并出现HOLD ; e ）试验完毕将阀位限制值放到120 % 试验结果：E7、负荷限制试验a ) DEH 在自动状态，将汽机负

23、荷放于SMW 左右；b ）打开高负荷限制输入枢内输入负荷限制10MW ，并按下“ENTER ”键，限制值将由原来值变为10 MW; c ）设定目标负荷（大于10MW ) ，并按下GO 键，当负荷高于高。试验完毕，打开LIMITER SETPOINT 窗口，按下对负荷限制值时，高负荷限制动作，DEH 转为阀控方式，总阀位给定以6 % / min 的速率减小，当负荷低于限制值或总阀位给定减到20 时，动作结束。试验结果：E8、 抽汽试验a ）工业抽汽方可投入；b ）观察调门和抽汽调门的开度变化趋势；c ）试验完毕，在IP EXT 窗口中，按下“OUT ”键，将抽汽切除，切除后方框内显示OUT ,

24、; d ）投抽汽情况下变负荷，对抽汽压力有补偿作用。试验结果：E9、 手动试验试验结果：负荷控制试验结果：E10、 阀门在线试验试验结果：E11、汽机遮断试验安全油压信号ASL 失去，所有阀门应全部关闭。试验结果：E12、 甩负荷试验当负荷大于30 且油开关信号失去，OPC 动作，设定值为3 OO0r / m 抽汽全部自动切除。试验结果：F、汽机联锁保护及报警试验（试验项目见附表）F1、 汽机跳闸保护试验( 1 ）模拟所有跳闸信号消失。( 2 ）按下“RESET ”按钮，复归汽机，确认主汽门开启。( 3 ）按“400rpm ”目标转速按钮，使主汽门、调门和中压调门在开启状态。( 4 ）按集控室

25、手动紧急停机按钮，确认所有高、中压主汽门和调门关闭，汽机跳闸。( 5 ）逐个模拟下列任一跳闸信号，确认汽机跳闸。 进行汽机联锁保护试验时，液压系统己投入运行，对联锁保护内容逐项检查。F2、报警试验试验结果：见附表7.1.2、 动态调试联调条件：DEH 控制柜带仿真器的纯仿真试验完成。包括机柜、各部套、操作员站、工程师站调试完成。纯仿真下系统试验功能结束。EH 系统安装完成，油质合格，EH 各部套试验合格。联调目的：伺服系统调试，实际转速通道检查，带实际油动机的仿真试验，以及系统全部复位准备冲转等。7.1.2.1、伺服系统调试伺服回路包括：SVP 卡（凸轮特性、功放部分、LVDT ）、伺服阀油动

26、机、LVDT 位移变送器三大部分。7.1.2.1.1伺服系统开环静态调试LVDT 变送器零位和增益调整* LVDT 芯杆能随油动机升降移动，无卡涩，连接牢固无间隙；* LVDT 芯杆中位与油动机行程中位对齐；测出LVDT 芯杆中位；初级接上伺服板的激励源；次级两线圈串联使电压相减；次级电压的最小处即为中位7.1.2.1.2 伺服系统闭环静态调试* SVP 卡中OFFSET 偏置电位器调整* 特定工况下，伺服系统静态参数检查和调整首先伺服系统恢复闭环，用手动改变阀位指令，检查是否能稳定在给定位置。试验结果： 见附表记录7.1.2.2 转速控制，功率控制等功能考核7.1.2.2.1转速控制功能考核

27、即检查DEH 控制系统的转速控制精度。7.1.2.2.2 功率控制功能考核即检查DEH 控制系统的功率控制精度。（记录试验数据，打印负荷曲线）7.1.2.2.3 调节器整定参数调节。因为DEH 控制系统的调节参数要运行情况进行调整，以达到各项参数最佳控制。试验结果：7.1.2.3与协调控制系统（CCS ）接口信号查核。由于在CCS 方式下DEH 控制系统只作为CCS 的执行器，所以在动态条件下要同协调控制系统进行接口信号调整。（该系统没有设计无CCS 功能）7.1.3 启动前准备在工程师站上或操作员站上打开一览表或自检画面中的每个卡件的每一通道均可检查。7.1.3.1变送器信号检查确认所有变送

28、器量程与设计一致准备启动时所有变送器电源打开检查各路变送器的零位有被测信号时，检查所测之值是否正确检查LVDT 的干扰信号7.1.3.2 ATC 信号检查分别检查温度信号和TSI 信号，有TSI 仪表和指示校对一下，是否一致7.1.3.3 特别重要信号仔细复查7.1.3.4 退出仿真软件运行状态检查OPC 、AST 电磁阀电源是否己送7.1.4 冲转带负荷7.1.4.1 冲转过程中需要监视的信号升速过程中，转速稳定情况各阀门是否有振动、卡死现象7.1.4.2做OPC 超速试验，或其它功能试验时必须按操作规程进行7.2 液动部分调试（机务）该部分工作由厂家机务牵头，汽机和热工调试人员配合。7.2

29、.1 静态调试7.2.1.1 各汽阀行程及限位开关位置测量调整在第一阶段油循环中，测各汽阀的油动机关闭方向富裕行程（Cylinder C . E . O . T ）和弹簧座关闭方向富裕行程（Spring housing C . E . O . T ）。在第二阶段油循环中，用冲洗阀控制各油动机开度，测各汽阀行程，调整各限位开关位置。（测试数据记录在附表。）7.2.1.2汽阀调整试验：在油循环结束后，油动机伺服阀复位。耐压试验合格后，进行DEH 控制部分与汽阀的联调，确定控制信号与阀门行程的对应关系，具体有：7.2.1.2.1主汽门（TV ）特性试验，即阀位指令与阀门行程、阀位指令与LVDT 反馈

30、信号的关系。具体的测试方法为：( 1 ）强制所有汽机跳闸信号，汽机复归；( 2 ）在DEH 内部利用主控制器模拟阀门开度指令；( 3 ）测量就地阀门实际行程及LVDT 反馈电压；( 4 ）作阀门特性曲线。7.2.1.2.2调门特性试验，即阀位指令与阀门行程、油动机行程及LVDT 反馈电压的关系。具体的测试方法为：( 1 ）强制所有汽机跳闸信号，汽机复归；( 2 ）在DEH 内部利用主控制器模拟阀门开度指令；( 3 ）测量就地油动机和阀门实际行程及LVDT 反馈电压；( 4 ）作阀门特性曲线。7.2.1.2.3 调门配汽特性试验，即流量指令与阀门行程的关系。具体的测试方法为：( 1 ）强制所有汽

31、机跳闸信号，汽机复归，模拟汽机启动；( 2 ）在DEH 操作站增加流量指令；( 3 ）测量就地阀门实际行程、阀门开度指令及LVDT 反馈电压（TPS 电压）; ( 4 ）作配汽特性曲线。7.2.1.3 快速卸荷阀性能试验使用伺服阀测试工具给伺服阀加信号，使阀门处于全开位置，手动松开快速卸荷阀的调压螺钉，阀门应能快速关闭；旋紧调压螺钉，阀门应能开启，每只阀试验5 次。7.2.1.4 汽门开关时间及快关时间测定试验：对各汽阀进行汽门活动试验，用电子秒表测取其汽门开关时间。然后使汽J 处于全开，在机头手动打闸，使阀门以最快速度关闭，用电子秒表测取其汽门快关时间。7.2.1.5阀门活动性试验打开阀门窗

32、口，按“TEST ”按钮，进行试验。( 1 ）主汽门试验试验结果：( 2 ）调门试验试验结果：( 5 ）抽汽调门试验试验结果：7.2.2动态调试7.2.2.1汽门严密性试验：7.2.2.1.1 调门严密性试验在盘车投用，机组准备首次冲转时进行该试验。试验的方法为：a 汽机复位，在ETS 面板上按“ RESET ”。B 额定参数条件下，汽机冲转至3000r / min ，手动全关高调门，。C 考察调门的严密性，记录转速降到1000r / min 的时间。7.2.2.1.2 主汽门严密性试验调门严密性试验后即进行本项试验。在DEH 控制装置中使高压主汽门全关，调门开启，要求转速小于1000r /

33、min 。7.2.3 汽机跳闸保护试验7.2.3.1 跳闸回路检查试验试验结果：7.2.3.2危急遮断器充油试验7.2.3.2.1不降速充油试验a 确认机组转速在额定转速，机组运行工况稳定；b 闭锁机械跳闸阀；c 按下机头充油试验按钮，危急保安器开始充油，危急保安器动作后；d 试验结束，系统恢复正常。试验结果：7.2.3.3超速试验试验必须在主汽门、调门严密性试验，集控室手动“紧急停机”按钮试验、就地手动紧急停机试验和注油试验合格后方可进行。试验方法及步骤：a 确认主蒸汽压力、温度正常。b 机组未并网，且转速稳定在3000rPm 。C 按下Speed control 窗口中“TEsT ”按钮，

34、此按钮变成红色。d 按下Over Speed Trip Test 窗口中“TEsT ”按钮并保持，确认此按钮变成红色。e 监视机组以300rPm / min 的升速率升速。f 当机组转速达107 即321OrPm 后，升速率减少至150rpm / min 。（321OrPIn 后，按Speed control 窗口中“MEDIUM ”按钮，升速率为150rpm / min , 继续按Over Speed Trip Test 窗口“TEsT ”按钮并保持。）g 密切监视机组转速逐渐上升。h 当机组转速升至超速保护动作值3300 一3330 rpm ( 110 一111 % ) ，危急保安器动作，

35、" TURBINE TRIP ”。确认主汽门、高、中、低压调门关闭，机组转速下降。否则，应立即紧急停机。i 当危急保安器动作时，释放“TEST ”按钮，记录动作转速。j 当机组转速下降至3000 rpm 时，可重新复归汽轮机，并将转速维持在300Orpm 。k 若危急遮断器的动作转速偏离要求值，应加以调整。主汽轮机实际超速试验标准：a 危急保安器超速脱扣试验应在同一工况下进行两次，其动转速差不应超过18r / min 。b 危急保安器应在3300 一333Or / min 范围内动作，否则应重新调整及试验。8质量标准8.1符合DEH技术协议要求。8.2符合火电工程调整试运质量检验及评

36、定标准（1996版）8.3符合火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009版）9 安全注意事项9.1在电子室应特别准备好针对电源故障引起火灾事故而使用的干粉之类的灭火器。9.2受电前必须保证机柜各电源开关都处于断开位置，每个开关送电后都要检查与此开关有关的设备是否工作正常。9.3卡件插拔过程中要得到制造厂的允许。9.4在调试中，废弃物如：短接线、自粘胶带及废旧电池等，进行统一回收处理。8.5不得在栏杆、防护罩或运行设备的轴承上坐立或行走。9.6试验中开启润滑油泵要开具工作票，防止误停发生汽机跳闸引起现场人员伤亡与设备损坏。9.7在远方操作调整试验时，操作人与就地监护人应每次操作中相互联系

37、，及时处理异常情况。特别在汽机挂闸时操作人应与ETS调试人保持联系，防止汽机跳闸引起现场人员伤亡与设备损坏。9.8现场设备离作业基层面2米以上时，必须有脚手架。9.9试验中的每个过程必须严格执行部颁有关的安全规程及电厂的有关安全制度。10.调试所用的仪器10.1、万用表（Fluke、精度三位半、检定周期2014年1月30日到2015年1月29日）10.2、信号发生器（Fluke715、精度0.003%、检定周期2014年1月30日到2015年1月29日）11组织分工11.1调试公司热工负责11.1.1I/O接线的确认。11.1.2阀门动作试验及反馈信号确认。11.1.3参与DEH逻辑组态确认和控制回路试验、热态投用。11.1.4对控制策略中的不合理部分提修改意见。11.1.5配合厂家做通讯检查。11.2安装公司负责11.2.1现场设备的安装和接线，并保证其正确性。11.2.2油系统清洗及投入。11.2.3仪表的校验和热态投运。11.3制