安徽海螺川崎余热发电工程调试方案

目录1、锅炉调试方案蒸汽严密性试验方案………2碱煮炉方案…………………5蒸汽吹扫方案………………122、汽轮机调试方案汽轮机静态调试方案………17汽轮机整套启动方案………24汽轮机甩负荷试验方案……………………303、电气调试方案发电机及励磁系统静态复查试验方案……32励磁系统动态试验方案……………………35发电机短路试验方案………37发电机空载试验方案………40发电机模拟并网试验方案…………………42发电机负荷试验方案………454、热控调试方案DEH调试方案………………48ETS调试方案………………52TSI调试方案………………57DCS调试方案………………60锅炉蒸汽严密性试验方案1.试验目的全面检查锅炉热态下蒸汽系统的严密性，确保锅炉平安、可靠地进行整组试运行。2.编制依据2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》；2.2《电力建设施工技术标准》〔锅炉机组〕DL5190.2-2023；2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；2.4《电力工业锅炉检察规程》。3.试验内容3.1检查锅炉附件及全部汽、水阀门的严密程度；3.2检查支座、吊架、吊杆、弹簧的受力情况；3.3检查锅炉焊口、人孔门、法兰及垫片等处的严密性；3.4检查汽包、联箱、各受热面部件、锅炉范围内的汽水管道严密程度和膨胀。4.蒸汽严密性的检查方法4.1在升压过程中，如发现问题，应停止升压，查明原因，消除缺陷后再进行升压；4.2当蒸汽压力升至过热器额定压力时，应控制风量保持压力稳定，且勿超压，开始对锅炉进行全面检查；4.3认真细致地检查以上各项，检查人员要做到耳听目看，详细观察判断，倾听炉内有无泄漏响声。5.检验标准检验项目性质单位质量标准检验方法合格优良试验参数蒸汽压力主要MPaA到达过热器工作压力(0.789)观察在线仪表蒸汽温度一般℃PH≤318.5AQC≤342.1承压系统承压部件主要无泄漏现场观察焊口主要无泄漏人孔、法兰主要无泄漏附件及汽水阀门一般严密不泄漏膨胀受热面主要膨胀自由、，计要求现场观察各部管道一般膨胀自由、不卡涩现场观察支吊架一般无异常现场观察弹簧一般受力均匀，常现场观察6.考前须知6.1升压过程中，升压、升温速度按运行规程执行;6.2升压过程中，应特别注意汽压及汽温的控制，保证锅炉各参数的正常;6.3升压过程中，尽量使各部受热面升温均匀;6.4在过热器不超额定工作压力的情况下，尽量将汽包压力升到额定工作压力，检查受热面各部膨胀情况，并设专人记录;6.5检查人员必须站在检查门侧面，开门时，必须带防护手套;6.6在巡回检查中，发现漏泄和不严密的地方，应做好记录，以便停炉时处理;6.7如发现有危害锅炉正常运行的缺陷，应按紧急停炉处理。7.组织措施7.1由调试单位编写调试措施，经各方讨论通过后，由启动总指挥批准后实施；7.2制造厂派人到现场技术指导；7.3试运时由总承包组织各方人员，统一指挥，明确分工，防止发生任何事故；7.4试运过程由调试单位指挥，业主运行人员操作，安装单位维护检修，监理公司监理。碱煮炉、热水冲洗流程方案1.碱煮炉、热水冲洗的目的碱煮炉、热水冲洗的主要目的是去除新锅炉承压部件在建造过程中产生的油脂、铁锈等杂质。碱煮炉、热水冲洗可以在锅炉安装完毕并进行过水压试验确认无泄漏后进行。2.碱煮炉、热水冲洗方案的编制依据2.1《电力建设施工及验收技术标准》〔锅炉机组〕DL5190.2-2023；2.2《火力发电建设工程动试运及验收规程》DL/T5437-2023；2.3《火电工程启动调试工作规定》〔1996版〕；2.4《火力发电厂锅炉化学清洗导那么》DL/T794-2023。3.碱煮炉、热水冲洗的准备3.1仔细地去除锅炉汽包内部的杂物、粉尘和油脂。确认没有工具和其它外来物品遗忘在锅炉内；3.2从锅炉汽包排污阀连接临时排污管线。由于废水呈碱性，所以要把它引至一个离锅炉足够远的地方；3.3汽包内部零部件要安装正确；3.4翻开汽包上下水位检测阀、压力检测阀与顶部排气阀，然后翻开汽包人孔门；3.5确保热水冲洗的辅助设备，如凝结水泵、锅炉给水泵、纯水装置、锅炉连锁系统、废气挡板等设备已具备正常开机条件；3.6现场水位计及中控水位应一开一备，隔离平安阀；目的是防止汽水管路同碱水接触，以延长使用寿命；3.7药品〔联氨溶液，氢氧化钠〔NaOH〕与磷酸三钠〔Na3PO4.12H2O〕的混合物，三种药品浓度均100%配比〕准备完毕；锅炉要求的药品规格：药品浓度联氨500ppm氢氧化钠与磷酸三钠的混合物3～4kg/m3锅炉的炉水体积：工程AQC锅炉PH锅炉炉水体积(m3)2070锅炉的加药量:AQC炉炉水容量药品规格投加标准投入量投加地点20100％联氨500PPm16.7kgAQC炉汽包100%NaOH与Na3PO4.12H2O的混合物3～4kg/m3炉水NaOH64kgNa3PO416kgPH炉炉水容量药品规格投加标准投入量投加地点70100%联氨500PPm58.4kgPH炉

汽包100%NaOH与Na3PO4.12H2O的混合物3～4kg/m3炉水NaOH224kgNa3PO456kg3.8翻开汽包人孔门，补水至人孔门低水位线处；3.9药品应配制成溶液参加锅炉汽包内，配制时将药品用水调成20%的浓度，搅拌均匀使药物充分溶解，不允许将固体药品直接参加汽包中；3.10操作中应准备好橡皮手套、塑料桶、勺子、防护眼镜等劳保用品；3.11药品参加之后，关闭汽包人孔门，补水至正常水位线-100mm处。4.碱煮炉及热水冲洗过程4.1操作和调整锅炉入口废气挡板加热炉水，升温速率最大不超过65℃4.2在加热炉水的过程中，汽包水位线将上涨，要将水位控制在PH锅炉+350mm、AQC锅炉+150mm以下，当水位继续上涨时要及时排水，防止炉水进入过热器内；4.3当锅炉汽包压力升至0.5MPa，保压4小时后，通过连续排污点对炉水取样进行检测电导率值或目测油脂成分，并做好记录；4.4锅炉升压至额定压力0.789MPa，保压8小时，过程中应翻开定排及联箱排污阀排污，降低炉水电导率值，排污间隔时间控制在2小时一次，排污量为额定蒸发量的10％-15％，每次排污后取样进行检测，并做好记录；直至炉水电导率到达500us/cm以下，PH值在9-11之间，炉水含油脂成分符合要求；4.5当炉水指标到达要求后，进入热水冲冼阶段，仍采取排污的方式，对锅炉内部的水质进行间断置换，同时翻开连续排污阀进行连续排污，所需时间为4小时左右。5．煮炉合格的标准5.1锅炉汽包内壁无油污；5.2擦去汽包内附着物，金属外表无二次锈斑；5.3炉水电导率到达500us/cm以下，PH值在9-11之间。6.热水冲洗完毕后的操作热水冲洗完成以后，将锅炉入口挡板关闭使其自然冷却。当汽包压力降至0.1MPaA，炉水温度下降至70℃6.1翻开所有可以操作的排泄阀放水；6.2当放水完毕并将残留碱液冲洗后，翻开汽包人孔门清理汽包内部杂质；6.3汽包内部检查并清理完毕后，将工作人员随身携带的所有物品拿出汽包，确认不要将工具或其它物品遗忘在汽包内。7.考前须知及恢复操作在汽包内部清理过程中，检查下面内容：7.1进入汽包之前，为防止意外事故发生，关闭并锁紧蒸汽或水能够进入汽包内部的阀门；7.2检查锅炉汽包内部，将底部的沉积物清理出去；7.3紧固汽包内部零部件上的重要螺栓，防止脱落；7.4关闭汽包人孔门，加水至正常水位；7.5人孔门关闭后用纯水不断冲洗汽包内部，冲洗时应带压进行。8.锅炉碱煮炉人员组成8.1总协调：成员：8.2操作人员：巡检人员：保驾人员：8.3监控及检查人员：附：碱煮炉记录确认表AQC碱煮炉参数记录及确认表序号排污时间水位检测操作人员检测人员开关电导率PH值备注：监理单位：安装单位：调试单位：建设单位：PH碱煮炉参数记录及确认表序号排污时间水位检测操作人员检测人员开关电导率PH值备注：监理单位：施工单位：调试单位：建设单位：蒸汽管道吹扫、打靶方案1.蒸汽管道吹、打靶的目的对新安装的锅炉及主蒸汽管道系统，由于在制造、安装过程中遗留在管道内的杂物和氧化皮，如不及时去除，当锅炉运行时被带到系统各处，会造成阀门结合面损坏，更严重的是杂物一旦被蒸汽带入汽轮机，就会引起调门故障或损坏汽轮机叶片等重大事故。2.蒸汽吹扫方案的编制依据2.1《电力建设施工及验收技术标准》〔锅炉机组〕DL5190.2-2023；2.2《火力发电建设工程启动试运及验收规程》；2.3《火力发电厂汽水管道设计技术规定》；2.4《管道工程安装手册》；2.5《汽轮机、锅炉、发电机金属材料手册》；2.6《电力建设施工及验收技术标准》〔管道篇〕；2.7《火电工程启动调试工作规定》〔1996版〕。3.吹扫、打靶的准备及具备的条件3.1锅炉受热面、本体配管水压试验及碱煮炉结束，辅助设备安装调试完毕，如平安阀整定、水位计恢复及锅炉下部回灰设备工作正常等；3.2主蒸汽管道安装及保温全部结束，管道支架按设计要求进行确认正常；3.3吹扫、打靶临时管道搭设结束，靶板按要求准备到位〔靶板长度贯穿临时管道，宽度为临时管径的8%，最窄为25mm〕；3.4系统减温减压器、输水器、节流孔板及相关检测仪表按要求撤除或关闭前端手动阀，退出吹扫系统；3.5均压箱供汽、主蒸汽旁路及与凝汽器连接管道阀门均应处于全关状态；3.6主蒸汽及补汽管道短接撤除，与临时管道对接，进行吹扫系统贯穿；3.7吹扫临时管道离出口500mm处应开设安装靶板位置；3.8吹扫前吹扫方案应认真研讨学习，参与吹扫的调试人员及工具器就位后，方可进行相关操作〔工具如扳手、对讲机等〕；3.9管道吹扫过程中应有足够的纯水。4.吹扫、打靶的实施过程及要领4.1锅炉启动，AQC、PH锅炉所有辅助设备全部开启，现场检测仪表全面投入正常使用；4.2翻开汽包排汽阀,锅炉启动入口挡板开始升温、升压，升温速率控制在65℃4.3当压力升至0.1MPa时关闭汽包排汽阀，翻开锅炉启动阀,继续升温升压；4.4当汽包压力升至额定压力的75%时，缓慢翻开主蒸汽控制阀及排泄阀进行暖管；4.5压力升至额定压力时，关闭排泄阀和启动阀，锅炉汽包水位PH-200mm、AQC-100mm，翻开锅炉控制阀进行第一次吹扫〔吹扫从开阀到关闭阀门大概需要180s〕，然后关闭液压阀，进行升压，重复第一次吹扫方法进行操作；4.6在蒸汽吹扫时，应根据管道内杂质情况，决定靶板安装时间；4.7此吹扫方法采用降压法，利用锅炉介质蒸汽升至一定压力时，提高吹扫流量的方法，瞬间翻开锅炉主蒸汽控制阀门，此时通过压降提高蒸汽流量，当压力降至一定值后，关闭控制阀重新升压，进行再次冲洗。此方法主要通过蒸汽压力产生的高速汽流，将管道内杂质带走，同时依靠冲洗时高温蒸汽造成管壁温度的升高和降低变化，使附着于管道内壁的氧化皮脱落后被吹出；4.8蒸汽吹扫时汽流对杂质的冲刷力，应大于额定工况时汽流的冲刷力，吹管系数应大于1〔系数是吹管流量2×蒸汽比容/额定工况流量2×蒸汽比容〕，压力控制参数根据锅炉工作压力查阅相关电力建设技术标准而定；4.9在蒸汽连续吹扫后〔至少在10次以上〕，方可安装靶板进行打靶，在打靶过程中，根据靶面情况，适当调整打靶时间，如靶面效果不佳，方可停止装靶，进行继续吹扫；4.10具体打靶时间将根据打靶效果而定〔连续打靶一般用时48小时左右〕。5.蒸汽吹扫、打靶合格的标准如连续两次以上更换靶检查，靶板上冲击斑痕小于0.8mm，且用肉眼观察斑痕点不多于8个点时即可断定打靶合格。6.吹扫、打靶考前须知6.1打靶应间断进行，一定要保证管道有足够的降温时间〔间隔一般为12小时左右〕；6.2吹扫、打靶过程中应派专人对主蒸汽管道支架进行检查确认，如有异常立即停止吹扫，待隐患消除前方可继续进行；6.3吹扫、打靶分工一定要明确，责任到人，如操作、装靶及联系人员必须有专人负责；6.4吹扫、打靶过程中应对靶面冲击效果随时进行记录，冲击后的靶板应保护好靶面，并贴上打靶次数；6.5打靶结束应由监理、施工单位及业主三方根据靶面情况而定。7.人员安排7.1总协调：成员：7.2操作人员：巡检人员：保驾人员：7.3现场协调人员：7.4安装靶板人员：附：蒸汽吹扫及打靶效果记录序号吹扫时间汽包压力主蒸汽压力靶面点数〔个〕靶面点深度(mm)操作人员安装人员备注开关开关汽轮机静态试验调试方案1.编制目的1.1检验润滑油系统设备的安装及运行情况，发现并消除油系统存在的各种问题，按要求对润滑油系统各定值进行整定;1.2通过试验检查热工联锁信号动作是否正常，以保证机组的平安运行;1.3按照制造厂提供的参数对系统的各部套进行调整；1.4校核调节保安系统热工联锁保护装置；1.5发现并消除系统存在的缺陷,保证机组的平安运行；1.6收集原始资料,作为电厂今后运行和检修的参考依据。2.编制依据2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》;2.2《火电工程启动调试工作规定》1996版;2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》1996版;2.4《NZ9-0.689/0.13型汽轮机产品说明书》;2.5《NZ9-0.689/0.13型汽轮机调节系统说明书》。3.调试质量目标符合《火电工程调整试运质量检验及评定标准》〔1996版〕中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验工程合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。专业调试人员、专业组长应对调试质量的关键环节进行重点监控，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。4.调试对象及简要特性介绍4.1油系统主要由：主油泵、油箱、交流润滑油泵、直流事故油泵、高压电动油泵、注油器、盘车装置、冷油器、油管路、油净化装置、过滤器、热工联锁保护装置及监测仪表等组成；4.2调节系统采用南京科远公司的数字电液控制系统。南汽轮机数字电液控制系统，由计算机控制局部〔也称数字控制系统〕和EH液压执行机构组成，系统控制精度、自动化水平高，它能实现升速〔手动或自动〕，配合电气并网，电负荷控制〔阀位控制或功频控制〕，及其他辅助控制，并与DCS通讯，控制参数在线调整和超速保护功能等，使汽轮机适应各种工况并长期平安运行；4.3为了保证汽轮机平安运行,防止设备出现损坏,除要求调节系统动作准确可靠外,还装备了必要的保安装置,本系统包括机械液压保安装置和电气保护装置两局部，机组设置了三套遮断装置：手拍危急遮断装置；超速脱扣的危急遮断器；电动脱扣的电磁保护装置；4.4调节系统的主要功能有：冲转前可远方自动挂闸，整定伺服系统静态关系，启动前的控制，转速控制，负荷控制，并网带初负荷，负荷反应控制，负荷限制，快减负荷，阀位限制，主汽压力控制，主汽压力低保护，补汽控制，负荷限制、调节阀阀位限制，超速停机等。5.调试应具备的条件5.1润滑油系统安装完毕及设备存在的缺陷处理完毕；5.2油循环工作结束，油质经化验合格并附有检验报告；5.3油箱及滤网已清理且油箱内有足够的润滑油；5.4现场施工用的临时性脚手架已撤除；5.5有关热工仪表安装完毕，动作正常；5.6现场照明充足且备有足够的消防器材；5.7润滑油温控制在35～45℃，油温低于10℃时，禁止启动油泵，油温低于5.8润滑油系统运行时油净化装置应一起投运；5.9润滑油系统冷油器应具备投运条件，以便在调试过程中投入；5.10危急遮断器系统安装完毕,各汽门、油动机、电磁阀和电液转换器安装完毕；5.11试验前应准备好以下仪表：0.1～0.6MPa,0～2.5MPa的0.4级标准压力表各两快，数字式测温仪一个。6.调节系统主要技术标准6.1速度变动率应满足3～6%的要求；6.2调速系统缓慢率小于或等于0.2%；6.3当汽轮机在额定蒸汽参数下维持空转时,转速摆动不小于1rpm；6.4在额定蒸汽参数下,汽轮机甩负荷时,系统能够维持空转,不会引起危急遮断器动作。7.ETS保护主要技术参数7.1转速升至额定转速的110%〔3300rpm〕；7.2轴向位移控制-0.7mm到+1.3mm之间；7.3润滑油压力低于0.02MPa；7.4凝汽器真空低至-0.061MPa；7.5ETS系统其他信号发出停机。8.调试步骤方法8.1调试步骤高压电动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵启停及油压调整→进行联锁试验→定速后油压调整→低油压遮断试验。8.2各油泵的启停及油压调整油泵启动前工作;.1辅助设备具备中控启动条件；.2检查油泵出口压力表应符合标准；.3应指定专人在油泵就地监视和检查油泵运行情况，与中控室的通讯联系应畅通，以便于及时发现并迅速处理油泵异常运行情况。8.3润滑油系统联锁保护试验前的工作油泵运转正常后,对出口油压及轴承润滑油压进行复查及调整，油泵出口油压0.35MPa，润滑油系统油压0.08MPa至0.15MPa之间。8.4润滑油系统的联锁试验油泵联锁试验：投入高压电动油泵联锁,主油泵出口油压低于1MPa高压电动油泵应自启；润滑油压低于0.05MPa,压力开关发出信号,交流润滑油泵应自启;油压低于0.039MPa,压力开关发出信号，直流润滑油泵应自启;盘车装置联锁试验：润滑油压<0.015MPa，盘车装置应联锁自停。8.5润滑油压低遮断试验在ETS试验操作面板,将“润滑油压低跳闸保护〞投入，油压低于0.02MPa,压力开关发出信号，汽轮机跳闸。8.6危急遮断系统静态调试启动高压电动油泵,调整出口压力在0.98MPa左右，确认电磁保护装置在断电位置,危急遮断油门复位；拉出危急遮断手柄,危急遮断系统处于挂闸状态,平安油压建立。危急遮断指示器显示挂闸，记录平安油压；检查主汽门活动装置处于正常位置，主汽门缓慢开启，观察启动油压变化情况；主汽门开启后，检查行程应符合要求，记录启动油压；依次进行手拍危急遮断器手柄，控制室手动停机和汽机跳机保护试验，主汽门应在1秒内迅速关闭；翻开喷油阀检查油路是否畅通。8.7调速系统静态调试利用DDV阀手动旋钮，控制油动机全关或全开，进行调门机械定位；通过阀位控制器对油动机进行阀位标定〔按油动机实际行程对阀位控制器进行调零、调满，并利用4-20mA信号源对反应进行调零、调满〕；DEH阀位标定后，对DEH进行模拟试验，利用信号发生器模拟操作汽轮机转速、机组启动及并网等，并通过DCS进行转速设定，那么增大或减小油动机开度。9.调试的组织与分工9.1施工单位应负责试运的组织、联系及具体试验过程中的配合工作,负责设备与系统的检修、消缺和维护；9.2生产单位参与调试并负责有关试验工程的操作工作；9.3调试单位负责调试措施的编写,指导调试工作；9.4监理单位负责协调有关调试工作,对安装和调试质量的结果进行监督。10.质量检验标准10.1《电力建设施工技术标准》〔汽轮机发电组〕DL5190.3-2023;10.2《火力发电建设工程启动试运及验收规程》;10.3系统的静态调试结束后应该办理设备系统分部试运后调试质量签证单;10.4系统的动态投运应该通过整套启动试运后分项验收签证。11.试验记录工程11.1各辅助油泵的压力整定记录工程：油温、泵出口油压、轴承润滑油压等；11.2各辅助油泵的低油压联动记录工程:交流润滑油泵及直流事故油泵联动时的油压值、油温；11.3主油泵出力检查记录工程:进口油压、出口油压、润滑油压、油温；11.4联锁保护工程；11.5低油压联锁记录工程；11.6各执行机构行程校核记录工程：各油动机油缸行程及阀杆行程；11.7低油压遮断试验记录工程：报警值、压力开关动作时的油压值、油温。12.职业健康平安及环境保护措施12.1试验操作人员熟练掌握设备状况及运行规程,以保证操作的准确、熟练；12.2试验过程如发生事故应立即停止试验,由运行人员进行处理；12.3在超速试验前必须检查油泵的联锁保护情况；12.4为保证试验的正常进行,与试验无关的人员不应在现场停留；12.5现场应备有足够的消防器材；12.6外漏油液必须用容器盛存,集中处理,不得随意倾倒。余热发电汽机整套启动调试方案1.技术标准序号名称工况单位数值1额定功率MW92主蒸汽压力MPa0.6893主蒸汽温度℃321.94主蒸汽流量t/h45.45补汽蒸汽压力MPa0.136补汽蒸汽温度℃饱和7补汽蒸汽流量t/h0.98循环水温度℃209额定排汽压力kPa710额定转速rpm300011旋转方向从汽轮机向发电机看为顺时针12给水温度额定工况℃13冷凝器面积m2120014级数92.编制依据2.1《电力建设施工技术标准》;2.2《火电工程启动调试工作规定》1996版;2.3《NZ9-0.689/0.137多级混压凝汽式汽轮机产品使用说明书》;2.4《NZ9-0.689/0.137多级混压凝汽式汽轮机调节保安系统说明书》。3.试运系统和范围汽机所属给水系统、凝结水系统、补汽系统、润滑油系统、真空系统、循环水系统及其它系统等。4.调试目的通过对整套机组启、停，进行必要的调试，使系统到达满负荷平安运行要求。5.冲转及动态试验5.1首次冷态启动应具备的条件.1启动现场地面平整，通道、楼梯畅通无障碍物、可燃物；并配备必要的消防器材；.2汽机所辖各设备的命名、编号应清楚、设备标志正确〔如转动机械方向、管道的流向、色环、操作机构的动作方向等〕；.3电厂应准备好启动所需的测振仪、听棒、测温枪等工具；.4与启动有关的热力管道保温完好；.5蒸汽压力、温度、流量应能满足机组启动的需要；.6给排水系统畅通；.7机组启动有关的所有阀门均校验良好；.8热工信号、主、辅机联锁、停机保护装置校验合格；.9热工控制系统工作结束，静态试验合格，具备投用条件；.10热力系统上所有平安门校验合格；.11所有参加机组启动人员应配齐，组织分工明确、人员名单以书面形式张帖在现场指挥部；.12盘车、给水、汽封加热器、均压箱及冷却水等系统均投运正常。冲转条件主汽压力0.6MPa以上；主汽温度250℃以上；上下缸温差<50℃；润滑油压在0.08～0.15MPa；油温在35℃-45冲转汽轮机冷态启动参数和控制指标：主汽压力：≥0.6MPa主汽温度：≥250℃真空：≤-80KPa润滑油压力：润滑油温度：35-45控制油压：≥0.8MPa.1汽轮机挂闸前，确认主汽门、高调门、混汽补汽门关闭。阀门标定结束后，汽轮机挂闸，此时主汽门全开，高调门、混汽补汽门处于关闭状态；.2在DEH上设定目标转速500rpm，升速率100rpm/min；.3在DEH画面上，按下“进行〞，在画面上确认转速上升；.4汽机冲转后，检查盘车应脱开；.5冲转转速到500rpm后，手动脱扣一次，确认动作正常后,立即恢复挂闸，转速升至500rpm；5.1.35.1.3.7升速到1200rpm，进行中速暖机；上下汽缸温差在.8机组绝对膨胀＞1mm,轴向位移-0.6mm到+1.0mm，联系锅炉操作人员注意主汽温、汽压及汽包水位；.9目标转速设置2500rpm，升速率100rpm/min，按“进行〞继续升速，通过临界转速时，升速率增加到480rpm，使机组平稳而快速地通过临界转速；5.1.3喷油试验机组维持2950rpm〔2920～2980rpm〕,旋转喷油阀旋钮，汽轮机飞环动作，主汽门、调节汽门迅速关闭，汽轮机转速下降，立即复位，将转速升至3000rpm。超速试验.1103%超速试验在超速实验画面，点击“103%超速〞按钮，转速自动升为3090rpm，当实际转速到达3090rpm时，103%超速保护动作。.2110%电气超速试验点击“110%超速〞按钮那么转速目标值自动设为3305rpm，实际转速超过3300rpm时，110%超速保护动作。.3机械超速试验点击“机械超速〞按钮，那么转速设定值自动设为3365rpm。.4危急遮断器动作连续试验三次，其三次动作转速误差要求：第一、二次动作转速差不得超过0.6％，即转速相差不超过18rpm，转速相差在规定范围内，那么试验合格；第三次动作转速与第一、二次动作转速的平均值之差不超过1％，即转速相差不超过30rpm，转速相差在规定范围内，那么试验合格；危急遮断器在额定转速的109～111％之间动作。.5复位在超速实验画面中，点击“复位〞按钮后，可终止正在进行的超速保护实验，恢复试验前的状态；并网、升负荷.1并网后机组自动带5%的初始负荷，防止逆功率保护动作；.2根据锅炉工况，按升负荷曲线缓慢带负荷。5.2补汽投入补汽投入前阀门的状态应为：补汽阀关闭、疏水阀翻开、补汽暖管阀翻开；允许投入补汽的条件:机组功率大于30%、补汽压力、温度到达设计值；进入补汽控制面板，点击“翻开补汽快关阀〞，再点击“手动补汽投入〞，根据补汽压力调整阀门开度。5.3停机退出补汽系统，机组降负荷，准备停机；检查油泵联锁投用正常；手拍危机遮断器，记录转子惰走时间；转速降至500rpm时，破坏真空系统；转速到“0”时，投盘车。首次冷态启动升速曲线rpm3000rpm30002500rpm20001200rpm1000500rpm0306090120150180分汽轮机甩负荷试验方案1.试验准备及要求1.1汽轮发电机组所有试验结束，机组已并网；1.2调节系统调节灵敏，运行正常；1.3自动主汽门、调速汽门关闭时间符合要求、严密性合格，各联锁装置动作良好；1.4机组喷油试验、超速试验正常，手动危急保安器动作良好；1.5电气和锅炉专业各设备经检查状况良好，锅炉平安门经调试动作可靠；1.6检查与甩负荷相关的联锁保护装置及发电机保护装置设置和投入情况，保证能满足试验条件的要求；1.7现场各转速表计检查正常，厂用电源供给可靠；1.8发电机主开关和灭磁开关跳合正常。2.试验步骤2.1解除ETS画面中的发变组故障保护；2.2试验一般按照甩50%、100%额定负荷两级进行，当汽轮机负荷在50%、100%额定负荷时，断开发电机主开关，甩去全部负荷；2.3当甩50%额定负荷后，转速超调量大于等于5%时，应立即中断试验，不再进行甩100%负荷试验，对汽轮机调节及保护系统进行全面检查，如发现异常应及时处理，待恢复正常后重新进行试验；2.4查询试验前后转速变化趋势图，记录试验数据；2.5试验结束后，机组转速稳定3000rpm，并网。3.试验参与人员3.1调试单位：3.2安装公司:3.3监理单位：3.4相关厂家：发电机及励磁静态复查试验方案1.试验准备及要求1.1励磁柜和发电机保护柜及同期柜控制电源已具备送电条件；1.2励磁柜和发电机保护柜及同期柜所有二次接线已经完成；1.3所有PT和CT安装结束，且二次接线完成。2.试验步骤2.1发电机系统静态复查，检查所有CT，PT相序、极性及二次回路；2.2励磁系统静态复查，检查装置采集的CT，PT相序与极性，输入输出的电量和非电量；2.3发电机同期系统静态复查；2.4发电机保护及励磁回路传动试验；2.5机电联锁回路传动试验〔发电机保护与主汽门关闭、ETS动作及发电机超温〕。保护屏及励磁静态试验记录：保护装置型号DPR303G保护传动试验加载故障信号面板信号灯指示情况加载对应传动信号信号继电器动作情况投入应用出口一/二/三出口继电器动作情况联锁信号试验分断52G分断灭磁开关关闭主汽门装置故障自动同期装置DPR301AS传动试验加载故障信号面板信号灯指示情况加载对应传动信号信号继电器动作情况调节试验发增速/减速信号到DEH出口继电器动作情况发升压/降压信号到励磁装置手动同期装置DPR301MS调节试验手动增/减速手动升/降压同步表指示待并侧电压增减时电压指针指示情况频率指针指示情况待并侧与系统侧相位变化时相位指针指示情况同步继电器同步表指示到同期条件时接点动作情况励磁屏静态试验记录保护装置型号DVR-2000B保护传动试验通过程序选择相应故障时面板故障信号灯指示情况通过面板转换开关选择方式时面板运行信号灯指示情况联锁信号试验分别发信号到DCS，观察显示情况通道输入开关分/合信号通道故障信号旋转二极管故障信号同期装置发出增磁/减磁信号励磁柜接收信号显示情况3.试验参与人员及分工3.1建设单位：负责整组启动试验中运行设备的巡检与操作，实施平安措施、联系调度，配合监理协调现场各方关系；3.2调试单位：负责现场试验的实施、指挥和控制试验流程，催促本方案实施；3.3安装公司：负责整组启动试验中临时设施的安装拆卸，启动试验及试运行中的设备消缺，积极配合调试单位的工作；3.4监理单位：协调现场各方的关系，组织实施本试验方案及平安措施；3.5设备厂家：配合调试人员操作及修改设备参数。励磁系统动态试验方案1.试验准备及要求1.1确认励磁调节器装置电源已送，A/B两套装置参数应设置无误；1.23YH及4YH柜电压互感器高压熔断器应牢固，防止脱落；1.352S、3YH及4YH柜应在工作位置，52G柜应在试验位置；1.4检查52S、3YH及4YH柜内小空开应合上，熔断器应完好无损；1.5试验所需测量工具应准备到位；1.6永磁机及励磁机接线正确；1.7永磁机频率-电压特性试验在汽轮发电机组冲转过程中进行。2.试验步骤2.1汽轮发电机组转速在500rpm、1000rpm、1500rpm、2000rpm、2500rpm、3000rpm时，记录永磁机电压；记录表格如下：发电机永磁机特性试验转速〔rpm〕50010001500200025003000永磁机电压(V)2.2汽轮发电机组转速稳定在3000rpm时，选择A/B通道自动升压，升压过程中注意跟踪通道与运行通道的数据比拟；2.3运行通道自动升压到额定电压的95％〔内部设定〕，跟踪通道应保持一致；2.4运行通道手动升压至额定电压，如跟踪通道电压一直上升而不见有下降趋势，立即退出通道，待稳定后再手动升压至额定电压；2.5运行通道和跟踪通道各相关数据平稳后，可进行通道切换试验，手动/自动切换试验，增/减磁试验；2.6A/B两通道均要完成上述试验。3.试验参与人员及分工3.1建设单位：负责整组启动试验中运行设备的巡检与操作，实施平安措施、联系调度，配合监理协调现场各方关系；3.2调试单位：负责现场试验的实施、指挥和控制试验流程，催促本方案实施；3.3安装公司：负责整组启动试验中临时设施的安装拆卸，启动试验及试运行中的设备消缺，积极配合调试单位的工作；3.4监理单位：协调现场各方的关系，组织实施本试验方案及平安措施；3.5设备厂家：配合调试人员操作及修改设备参数。发电机短路特性试验方案1.试验准备及要求1.1将试验短路铜排安装到位，铜排安装位置在发电机并网柜〔52G〕电流互感器母线侧；1.2试验所需钳形表、万用表等测量工具准备到位；1.3确认发电机并网柜〔52G〕手车在试验位置；1.4试验应在汽轮发电机组稳定在额定转速3000rpm后进行；1.5励磁调节装置和发电机保护装置采集的数据比照无误；1.6检查发电机运行参数有无异常，严密监控发电机定子绕组各部位温度。2.试验步骤2.1按照励磁屏操作步骤，建立发电机励磁；2.2将发电机定子电流平稳升至687A〔CT变比1000/5〕，确认发电机保护装置及计量表计电流正常后平稳增磁，到额定电流687A后，进行平稳减磁操作，2.3按照记录表中的发电机定子三相电流、发电机转子电压和励磁电流数据，绘制出发电机上升、下降短路特性曲线；发电机短路试验记录表：发电机定子一次电流上升下降发电机定子二次电流上升下降转子电压上升下降励磁电流上升下降2.4上述试验合格后，断开灭磁开关，通知操作人员将汽轮机转速降到500rpm，将发电机出线小室隔离柜〔52S〕由工作位置摇至试验位置，撤除短路排；2.5短路排撤除确认后，恢复控制柜接线，柜门按照要求恢复完毕，方可进行下步试验。3.试验参与人员3.1建设单位：负责整组启动试验中运行设备的巡检与操作，实施平安措施、联系调度，配合监理协调现场各方关系；3.2调试单位：负责现场试验的实施、指挥和控制试验流程，催促本方案实施；3.3安装公司：负责整组启动试验中临时设施的安装拆卸，启动试验及试运行中的设备消缺，积极配合调试单位的工作；3.4监理单位：协调现场各方的关系，组织实施本试验方案及平安措施；3.5设备厂家：配合调试人员操作及修改设备参数。发电机空载试验方案1.试验准备及要求1.1确认发电机并网柜〔52G〕、隔离柜〔52S〕手车在试验位置，将发电机PT〔3YH〕、励磁PT〔4YH〕手车由试验位置摇至工作位置；1.2发电机保护定值投入，励磁过电压保护退出；1.3汽轮发电机组稳定在额定转速3000rpm；1.4励磁调节装置和发电机保护装置采集的数据正确无误；2.试验步骤2.1按照励磁屏操作步骤，建立发电机励磁；2.2发电机定子电压平稳升至10000V〔PT变比10000/100〕，确认发电机保护装置及计量表计电压正常后平稳增磁，到额定电压1.2倍，匝间耐压5分钟后，进行平稳减磁操作，直至将电压降至最低，以上操作均按照记录表中的参数进行；2.3根据记录表数据，绘制发电机的上升和下降空载特性曲线。发电机空载试验记录表格：发电机定子二次电压上升下降发电机定子二次电压上升下降转子电压上升下降励磁电流上升下降3.试验参与人员及分工3.1建设单位：负责整组启动试验中运行设备的巡检与操作，实施平安措施、联系调度，配合监理协调现场各方关系；3.2调试单位：负责现场试验的实施、指挥和控制试验流程，催促本方案实施；3.3安装公司：负责整组启动试验中临时设施的安装拆卸，启动试验及试运行中的设备消缺，积极配合调试单位的工作；3.4监理单位：协调现场各方的关系，组织实施本试验方案及平安措施；3.5设备厂家：配合调试人员操作及修改设备参数。发电机模拟并网试验方案1.试验准备及要求1.1汽轮发电机组具备模拟并网条件；1.2发电机PT〔3YH〕、励磁PT〔4YH〕、隔离柜〔52S〕手车应处于工作位置，发电机并网柜〔52G〕应处于试验位置；1.3发电机保护、同期装置按定值清单应全部投入；1.4准备好通讯工具，联络控制室与中压电气室，明确联络责任人；1.5并网信号已强制。2.试验步骤2.1将发电机电压、频率调至与电网保持一致；2.2确认发电机运行参数正常后，准备核相序；2.3核对二次相序，在3YH、4YH柜测量PT二次相序应为正相序；2.4核对发电机保护屏及发电机励磁屏采集PT二次相序应为正相序；2.5二次相序核对无误后，启动同期装置，核对一次相序；核对二次相序记录表格：发电机二次电压相序发电机PT3YHUaUbUcUabUbcUca励磁PT4YHUaUbUcUabUbcUca系统二次电压相序系统PT2YHUaUbUcUabUbcUca同期相序保护屏机端相序UcUb系统相序UcUb对应情况核对一次相序记录表格：校核开关系统侧待并侧测试结果发电机并网柜(52G)A相A相B相B相C相C相A相B相A相C相B相C相2.6确认一二次相序正确的情况下，启动自动同期装置，装置自动检测发电机与系统侧电压、频率、相位角，如不在设定范围内，装置应自动调节电压、频率和相位角；2.7当到达同期条件后，同期装置发出合闸信号，此时发电机并网柜〔52G〕应合闸；2.8确认发电机保护装置上有合位指示后，自动同期并网成功，进行手动分闸；2.9自动同期模拟并网后，按照手动同期操作步骤，投入同期及对象〔同期对象〕开关，电压、频率及相位角与电网如不一致，通过手动调节电压、频率及相位角，满足同期条件时，操作合闸按钮，保护装置上合位指示灯亮，手动模拟并网成功。自动同期纪录表如下：并网开关52G手车位置试验位置试验记录电压差同期装置发调速信号频率差同期装置发调压信号相位角差同期装置发合闸信号开关正常合闸52G开关正常分闸3.试验参与人员及分工3.1建设单位：负责整组启动试验中运行设备的巡检与操作，实施平安措施、联系调度，配合监理协调现场各方关系；3.2调试单位：负责现场试验的实施、指挥和控制试验流程，催促本方案实施；3.3安装公司：负责整组启动试验中临时设施的安装拆卸，启动试验及试运行中的设备消缺，积极配合调试单位的工作；3.4监理单位：协调现场各方的关系，组织实施本试验方案及平安措施；3.5设备厂家：配合调试人员操作及修改设备参数。发电机负荷试验方案1.试验准备及要求1.1汽轮发电机组所有试验结束，机组已并网，并带一定的负荷；1.2机组运行参数正常；1.3发电机保护装置和励磁调节器相应的保护全部投入；1.4测量工具准备到位。2.试验工程2.1发电机保护装置和测控装置采集的电流、电压的相位应正确；2.2各测量表盘所示数据应正确；2.3发电机保护装置采集的零序电压和零序电流应在允许范围内；2.4差动保护装置的差流应正常；2.5励磁调节器采集的电压电流信号应正常；2.6DCS采集的电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率因数应与发电机保护装置相符合。电流回路测量记录表：名称电流〔A〕相位角〔°〕备注中性点CT411ABC机端CT481ABC励磁CT431ABC电压回路测量记录表：名称电压〔V〕备注2YHUABUBCUCAUAUBUC3YHUABUBCUCA差动回路差流测量记录表：名称A相差流A相制动B相差流B相制动C相差流C相制动发电机发电机零序电压、电流测量记录表：名称零序电压〔V〕零序电流〔A〕3.试验参与人员及分工3.1建设单位：负责整组启动试验中运行设备的巡检与操作，实施平安措施、联系调度，配合监理协调现场各方关系；3.2调试单位：负责现场试验的实施、指挥和控制试验流程，催促本方案实施；3.3安装公司：负责整组启动试验中临时设施的安装拆卸，启动试验及试运行中的设备消缺，积极配合调试单位的工作；3.4监理单位：协调现场各方的关系，组织实施本试验方案及平安措施；3.5设备厂家：配合调试人员操作及修改设备参数。DEH系统调试方案1.调试目的：按照DEH系统的技术标准，配合机组调试及运行要求，有步骤地调整和试验DEH的设计控制功能。逐步投入汽机OPC及ETS等功能，以满足机组整组启动、运行以及各项性能试验的控制要求和保护要求。2.编制依据：2.1《火电厂启动调试规程》2.2《火力发电建设工程启动试运及验收规程及规程》2.3《DEH现场安装调试手册》2.4《DEH技术说明书》3.调试对象及范围：该控制系统为南京汽轮机厂提供的数字电液调节系统。主要控制汽轮发电机的转速、负荷系统及保护系统。4.调试的组织与分工4.1调试的组织DEH系统的调试由安徽海螺川崎工程、设备厂家、业主单位调试指挥部、监理公司及安装单位共同完成。4.2调试的分工DEH厂家负责DEH系统的调试。并提供调试所需的整定值及相关资料;安装公司负责安装方面的单机调试并配合系统调试;设备厂家负责系统的软、硬件测试及调试技术指导;监理公司负责工程全面监理。5.调试方法和流程：5.1前期调试的技术准备工作：审核汽轮机调节系统〔DEH〕的控制功能逻辑图；审核DEH控制仪表外部端子接线图;按照机组调试的进度方案和汽机机务调试的工作进度制定对应的调试工作方案。5.2DEH系统的上电与测试：根据系统技术文本检查控制系统机柜间及工程师站和操作员站的通讯情况；配合DEH系统调试人员进行系统机柜上电前的硬件检查工作，包括柜内元件配置核查和机柜绝缘、接地测量;系统机柜上电后，配合设备厂家调试人员进行系统软件恢复，包括系统界面监控与程序组态软件;系统机柜上电后，根据硬件组态，检查各个控制器的逻辑地址是否与配置对应，并进行系统网络调试。5.3分系统调试：按技术质量要求和调试验收质量要求，对安装公司接线的标准、质量进行检查;按照机组分系统调试的进度要求，对安装单位的各个单体调试进行检查，并要求安装单位提供合格的单体调试试验报告和仪表校验报告。技术条件满足的要办理验收手续；根据各个测点的具体情况，检查变送器配电模块(TAI8)的供电跳线；检查模拟量信号，包括信号的量程、报警值等；数字量I/O卡通道的校验。就地模拟信号，检查I/O卡及画面的信号情况。执行机构校验：.1机务汽机油循环结束、油质化验合格后进行油系统的恢复，DDV阀的安装等；.2DEH汽机阀门的调校，配合设备厂家对阀门的油动机行程〔LVDT传感器〕及阀门控制进行调校；.3DEH阀门试验汽机挂闸，通知机务人员配合，对主汽门和高压调门进行阀门标定试验，检查和调整主调门指令与反应的线性对应关系。功能试验和检查：.1DEH保护功能试验静态模拟各种条件，对DEH系统的OPC、AST功能进行联锁试验。.2DEH、ETS与其他装置接口信号检查：.2.1检查试验DEH同DCS间的接口信号；.2.2检查试验DEH同电气同期装置间的AS〔自动并网〕或MS〔手动并网〕接口信号；.2.3检查DEH与ETS、ETS与GP的跳闸接口信号。5.4整套启动调试：配合汽机机务，在汽机整套启动前做机、炉、电联锁试验，阀门试验和DEH功能试验；汽机启动首先进行的是DEH转速控制，转速到3000转后，配合机务做汽机喷油试验，电超速试验和机械超速试验；随着运行工况的不断变化，逐步整定DEH中的各项功能、参数，使汽机控制更加平安可靠。5.5带负荷运行调试：根据机组运行的实际情况，逐步投入负荷控制等其他功能，并根据工况整定控制参数和优化控制功能，满足负荷控制的要求；DEH配合汽机，做电气开关跳闸机组甩负荷试验；根据机组带负荷的运行情况，配合CCS协调系统投入ADS负荷调节等功能。6.平安技术要求：6.1调试人员首次进入调试现场前要进行安规考试，并必须要定期实行安规学习；6.2所有调试试验工作应严格按照《电力生产平安规定》的要求进行，以保障人身和设备平安；6.3所有调试试验工作必须符合制造厂厂家文件中规定的平安技术条件；6.4设备投用应依据机务要求进行，做好必要的防事故措施；6.5非调试人员不得随意拆、接与保护系统有关的线和设备；6.6试运期间投入或切除相应保护联锁时，应对信号回路进行细致检查，确认无误前方可进行。ETS系统调试方案1.编制目的根据设计院提供的资料，检查ETS系统是否符合系统设计要求，并在相关人员的配合下，完成ETS系统调试，使系统实现设计功能，满足机组平安、稳定地运行。2.编制依据2.1《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质〔1996版〕；2.2《火力发电建设工程启动试运及验收规程》；2.3《电力建设施工质量验收及评定规程》;2.4《电力建设平安工作规程(火力发电厂局部)》DL5009.1-2002;2.5ETS设备厂家提供的相关操作、维护手册及逻辑图纸等资料;2.6南京汽轮机集团股份、ETS设备厂家提供的图纸。3.调试对象及范围3.1系统简介XXX9MW余热发电机组危急遮断系统在机组运行过程中对相关重要参数进行监视。当电机故障跳闸时,它能自动启动关闭回路快速关闭主汽门(各主汽阀和调节阀)，紧急停机、停泵，从而保护机组设备的平安。本ETS由机械-液压、电气-液压两种方式构成。既故障保护可采用机械、电气两种方式,但进汽阀的关闭最终总有赖于液压调节保安系统。3.2系统功能ETS装置内部逻辑利用超紧凑单元式可编程控制器〔PLC)实现,为了提高ETS装置的平安可靠性、本系统采用了冗余结构，按双通道逻辑回路设计。从现场来的输入信号，同时在两PLC进行独立逻辑程序处理后,再经过同一个端口输出总保护跳机信号。停机项.1发电机保护关主汽门；.2主蒸汽电动截止阀关闭故障；.3电调装置停机；.4手动停机；.5轴向位移大；.6凝汽器真空过低(三取二)；.7润滑油压低(三取二)；.8TSI超速停机；.9径向瓦块温度高；.10推力瓦块温度高；.11轴瓦震动大；.12汽轮机轴承回油温度高；.13发电机轴承回油温度高。试验.1OPC1试验；.2OPC2试验；.3AST1试验；.4AST2试验。4.调试的组织与分工4.1调试的组织ETS系统的调试由调试单位、设备厂家、安装公司、监理公司、业主单位工程部共同完成。4.2调试的分工安徽海螺川崎工程负责系统调试,并提供所需用的各类资料及整定值；安装公司负责设备安装及单体调试，并配合系统调试；ETS厂家负责自身产品的调试和消缺，并对现场技术指导；监理公司负责协调有关调试工作并对工程全面监理。5.调试应具备的条件5.1ETS系统所需的一次元器件单体校验完毕，并已安装、接线完毕；5.2ETS系统盘内主要接线完毕；5.3ETS系统具备带电调试要求；5.4ETS控制逻辑图齐全；5.5调试所需仪器设备齐全；5.6消防设备齐全，现场照明充足；5.7汽机的油系统和阀门具备联动条件。6.调试方法与步骤6.1一次元器件的检验根据一次元器件说明书及热工整定值,进行校验整定；认真做好一次元器件校验与记录。6.2电源回路的检查电源等级质量及电源熔断器符合设备设计使用要求；ETS系统回路设备的绝缘电阻符合要求。6.3静态调试检查一次元器件安装是否符合要求；保护回路信号输入正确，逻辑检查正确，电缆连接正确；对所有信号回路进行校验，保证正确无误；检查回路是否有接地，绝缘是否符合要求。6.4热态调试在试运期间，检查各信号是否与实际工况一致，并进行在线调试，检查各跳闸动作是否准确；检查试运中各缺陷，并进行调整处理；统计ETS系统在试运中各一次元器件、设备投入率及动作正确率。7.平安考前须知7.1参加调试人员必须在工作前，充分了解熟悉调试设备与系统，认真检查调试所使用的工器具是否符合平安工作要求；7.2进行系统调试工作前，应全面了解系统的设备状态，与运行设备有联系的，应采取隔离措施，防止误排汽、排水、排油；7.3远方调试时，操作人员与监视人员密切配合，操作时相互联系及处理异常；7.4投入相应保护联锁时，应得到机组试运领导批准，合理安排；7.5试运期间进行调试维护工作，需办理工作票，认真实施“二票三制〞制度；7.6调试中应正确佩戴平安帽，正确使用平安用品，严格遵守《电力建设平安规程》；7.7严禁在控制室内吸烟，在计算机上玩或输入非法游戏或软件；7.8非调试人员不得随意拆、接与保护系统有关的线和设备；7.9试运期间投入或切除相应保护联锁开关时，应对信号回路进行细致检查，确认无误前方可进行。TSI系统调试方案1.调试目的：TSI作为主机的平安保护和监测系统，对汽轮机转子运行状态和汽缸机械状态参数进行连续测量监视，记录，对于超限数值予以报警或发出跳机信号，调试目的在于确保TSI系统的正常工作。2.编制依据：2.1设计及随机提供的图纸资料；2.2《火电工程启动调试工作规定》；2.3《火力发电建设工程启动试运及验收规程》；2.4《电力建设施工质量验收及评定规程》；2.5《电力建设平安工作规程》DL5009.1-2002。3.调试对象及范围：调试对象为汽轮机厂提供的汽机监测仪表。TSI的工作原理为通过涡流式探头，产生脉冲或电平等信号，通过前置器转化为模拟信号输入监测器，监测器那么将电信号转换成仪表的读数，并为DCS、DEH和ETS系统提供输出信号。4.调试的组织与分工4.1调试的组织TSI调试工作由调试单位、安装公司、监理公司、设备厂家共同完成。4.2调试的分工4.2.14.2.24.2.34.2.5.调试方法及流程：5.1监测仪表送电前5.1.15.1.25.1.3检查每个回路绝缘及接地是否合格。5.2监测仪表送电后5.2.15.2.25.3探头的线性检查为保证监测器系统的准确性，需在现场作线性检查得出探头与监测体外表间的距离与输出电压的对应关系。5.4探头的安装探头安装由安装公司机务负责，安装时应注意支架的刚度及探头的固定，以防发生探头发生移动。安装轴位移探头前，需将大轴顶向负推力瓦面〔具体的大轴冷端零点位置要根据制造厂要求而定〕，在此状态下安装相应的探头，保证初始位置的准确。探头安装的初始位置，即探头距被测外表间隙如下表〔安装间隙值最终以制造厂提供的数值为准〕：工程转速汽机轴位移振动距离〔mm〕0.9±0.1//在安装探头的同时，在框架上对监测器进行零位设置，使仪表指示与安装位置一致。5.5整组启动前的联调整组启动前还需与汽机专业配合，对报警跳机等作系统联调。试验时，将输入监测器的信号断开，采用稳压电源提供报警电压值，模拟报警、跳机情况，检查继电器动作是否正常，并检查主机跳机电磁阀能否动作。6.调试前应具备的条件：6.1一次传感器已经过校验；6.2机柜已安装完毕；6.3前置器与机柜间的接线已正确接好；6.4油循环已结束，可以揭瓦安装探头。7.平安技术要求：7.1所有进入现场的调试人员必须通过安规考试；7.2所有调试试验工作应严格按照《电力生产平安规定》的要求进行，以保障人身和设备平安；7.3所有调试试验工作必须符合制造厂厂家文件中规定的平安技术