机组调试情况汇报

第一篇：机组调试情况汇报

机组调试情况汇报

12月25日，就机组系统调试与整套启动调试情况，分别到与我们同类型济三电厂和里彦电厂进行了交流。通过与其相关人员交谈和实地查看，从中认为在调试中值得我们借鉴和采用的经验是：

1、组织有经验人员全过程参与机组的单体、分系统调试和整套启动。济三电厂属于兖矿集团，其集团下面原来已经有很多矿用自备电厂，其专业经验人员是从其系统内电厂抽调过来组成的，从单体调试已到整套启动，全过程的参加和配合调试，从中掌握机组的一手运行数据，很有好处；里彦电厂#

5、#6机组也是如此，里彦电厂专业技术人员比较多，新机组调试启动都能组织起技术力量强的人跟着，调试启动比较顺利得手。这一方面我们每个人都要用心来做。这也是提升我们专业技术团队技术水平最关键的时期。

2、调试队伍的选择。济三电厂安装单位是黑龙江火电三公司，系统调试是：东北电科院调试所；里彦电厂#

5、#6机安装单位分别是山东电建一公司和三公司，调试：山东省电科院调试所。这两个电厂调试队伍选的都是电科院的调试所，主要原因是应该是电厂机组都属于省调度管辖的电厂，选择电科院调试的理由是有利于后期电厂达标验收和转入商业运行的程序办理。这也是我们要考虑的。

3、要结合我们电厂建设的实际，不能照搬。煤泥系统调试和锅炉整体启动应该作为重点。煤泥系统调试运行的好坏直接影响到 今后的生产运行，济三电厂选择的是两家：北京中矿和德国。通过在济三电厂查看交流，运行效果可观。主要是生产人员必须掌握煤泥系统相关技术，真正会用。现在咱们黄淮电厂还没有对煤泥输送有经验的技术人员。调试中，由厂家直接负责调试，锅炉整套启动调试时还得一定要求调试所配备煤泥输送的技术人员到位。通过了解：咱们省内电厂掺烧煤泥的电厂不少，新汶矿业集团下面的矿自备电厂大都有煤泥系统：张庄电厂，协庄光明电厂、良庄电厂等；鹿洼煤矿的金威电厂也是，想法是从这些电厂中聘请这方面的专业人员，培训带人。

4、做好总协调.新建机组的安装、调试、试运行到转入正式运行，需要各方的共同努力，作为我们是业主，必须担起总协调的责任，我们每个专业技术人员更要做到.表现在:协调好安装单位与设备厂家、安装单位与设计、安装单位单体调试与系统调试过程和调试与保运队伍的关系，出现问题绝不能推诿，坚决要缩短解决问题的时间，这是我参加过机组调试中很深的体会。厂用受电一次成功；锅炉水压试验一次成功；锅炉动力场试验一次成功；汽机扣盖一次成功；锅炉点火冲管一次成功；汽机冲转一次成功；机组并网发电一次成功；机组72+24小时满负荷试运一次成功，这八个关键的一次性成功是我们每个黄淮电厂人都期待的，也是梦寐以求的，这就要求我们丝毫不能松懈。围绕这个目标，开创性的来开展我们的工作。2010-12-25

第二篇：机组调试后勤保障工作总结

机组调试后勤保障工作总结

在百万机组调试期间，新电职工食堂员工积极做好后勤保障工作，本着想百万机组调试所想，急百万机组调试所急，为的百万机组调试顺利进行提供及时、高效、优质的后勤保障。

百万机组调试期间，职工食堂每天就餐人数是以往的几倍，且参加百万机组调试人员就餐时间也不一致，饮食标准也不一致，还有燃料运行加班订餐人员太多，物业公司领导考虑到食堂人手少、任务重，物业公司领导专门安排管理人员李x，张x每天上午到食堂帮忙。中午专门安排物业公司司机老刘送餐到现场，送餐途中道路崎岖坎坷，晴天是煤土飞扬，雨天是煤灰泥泞燃料运行送餐到现场。食堂员工克服重重困难，服务热情周到，饭菜品种丰富，新鲜可口，每天不论百万机组调试人员何时需要，总有人做好准备，保证晚来的人随时吃上热饭热菜；

近一段时间和双节期间，职工食堂面对每天就餐人数x人至xx人，比平时工作量增加二、三倍，食堂员工却毫无怨言，在人手非常紧张的情况下，部分员工主动放弃公休假，积极投入到后勤服务中来，在每天有营养师武x同志根据百万机组调试期间人员工作负荷和工作特点；环境。亲订营养可口食谱，在制定原料菜肴搭配中，食堂员工针对一些原料初加工如：洋葱、辣椒、油烟等刺激皮肤、咽喉感觉到火燎燎的疼痛，食堂的员工们全然不顾，认真负责保管员解x同志把原料一样一样过称，青年鲍xx同志把菜根据菜肴标准还是一刀一刀的切、老同志宋x把切好菜一遍一遍的清洗、老党员王x同志在小灶上飞汗如雨把菜一锅一锅认真的炒制，还要同时肩负中午厂长，书记和有关人员就餐炒制菜肴工作，汗流浃背面点师耿x同志把大米一袋一袋淘洗干净，心细会计武x把根据快餐标准一份一份装，由万事通实干班长王xx同志每天亲自严把关菜肴质量关，中午确保16—20道菜。下午，快手面点师耿x同志还要准备晚餐面食，包、蒸、分、送，确保生产一线就餐人员供应。食堂员工们就是这样每天忙碌的汗流浃背，每天工作周而复始，却没有任何人叫苦叫累，还要每天根据百万机组调试现场及生产运行一线就餐人员多少（其中包括临时加班人员），食堂万事通实干班长王xx同志及时合理调整菜肴品种，注重营养、注重荤素搭配，让参加百万机组调试现场调试及生产运行一线的员工吃好、吃饱。并按照要求，做好送餐到现场工作。

食堂万事通实干班长王xx同志更是以身作则，自从百万机组调试以来，发扬连续作战的工作作风，每晚11点左右平均要准备x人左右饭菜，要求菜肴不重复，并亲自送到百万机组调试现场，工作结束到凌晨两点多钟。第二天白天还要继续上班，职工食堂在近一段时间里，每天加班加点，不计时间、不计报酬，并根据每天计划安排，翻新菜肴的花色品种，为百万机组现场调试及生产运行一线人员提供丰盛可口不重复的饭菜。在“中秋”佳节之时，食堂实干班长王xx同志带着食堂面点师耿守红同志，金x同志亲自做香甜可口月饼送餐百万机组现场调试及生产运行一线到现场，送出“中秋”佳节慰问，[莲山课~件 ]请生产一线员工品尝，食堂实干班长王xx同志一心想的就是要全力以赴做好后勤服务保障工作，为公司百万机组现场调试机组按期并网发电而多作贡献。确保了广大干部职工聚精会神坚守生产运行一线工作岗位，为公司节期安全高效生产提供了保障。食堂员工加强了生活后勤服务，增加饭菜品种和花样，确保广大职工在节日期间吃得既营养又可口，在岗位上欢度“双节”

目前，百万机组调试期间工作刚进入冲刺阶段，后勤员工将会在整个百万机组调试期间，实现百万机组调试期间就餐人员要求，菜肴不重复，菜肴质量，服务质量零投诉承若，善始善终做好后勤保障工作。为百万机组调试期间生产运行一线创全优做出后勤员工应有的贡献。

第三篇：机组锅炉蒸汽吹管调试方案

机组锅炉蒸汽吹管调试方案

湖南湘潭发电有限责任公司二期工程2×600MW超临界机组 #3机组锅炉蒸汽吹管调试方案

中国大唐集团湘潭电厂二期扩建工程2×600MW燃煤机组锅炉系东方锅炉集团有限公司生产的DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉，一次再热，单炉膛，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，平衡通风，露天布置。锅炉过热器、再热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留在过、再热器系统及蒸汽管道中的各种杂物（例如：砂粒、石块、旋屑、氧化铁皮等），防止机组运行中过、再热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。锅炉拟采用过热器再热器一阶段联合稳压冲洗方案，以实现在确保吹管质量的前提下缩短整个工程工期、降低整个调试阶段的燃油耗量的目标。1技术标准和规程规范

1.1《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》

1.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范》 1.3《火电工程启动调试工作规定》

1.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1.5《电力建设安全工作规程》

1.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 1.7大唐湘潭电厂二期工程有关文件、图纸 2蒸汽冲管的目的

由于制造、运输、贮存、安装等原因，在汽水系统管道里可能会遗留一些氧化皮、焊渣或其它施工杂物。根据《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》的要求，在机组整套启动前必须进行蒸汽冲管，以保障以后汽轮机设备的安全。3调试对象

锅炉为超临界参数变压运行本生直流锅炉，采用单炉膛、π型布置，前后墙对冲燃烧方式，24只HT－NR3燃烧器分三层布置在炉膛前后墙上。锅炉设计煤种为贫煤。锅炉主要设计参数：

名

称 单位 BMCR THA BRL 过热蒸汽流量 t/h 1913 1664.1 1810.6 过热器出口蒸汽压力 MPa(g)25.4 25.0 25.3 过热器出口蒸汽温度 ℃ 571 571 571 再热蒸汽流量 t/h 1582.1 1388.2 1493.5 再热器进口蒸汽压力 MPa(g)4.336 3.802 4.087 再热器出口蒸汽压力 MPa(g)4.146 3.632 3.907 再热器进口蒸汽温度 ℃ 311 299 305 再热器出口蒸汽温度 ℃ 569 569 569 省煤器进口给水温度 ℃ 281 272 277 制粉系统：采用双进双出钢球磨冷一次风机正压直吹系统，每炉配6台磨煤机（5台运行，一台备用），设计煤种煤粉细度按200目筛通过量为80%。

给水调节：机组配置2台50%B-MCR汽动给水泵和一台30% B-MCR容量的电动调速给水泵。

汽轮机旁路系统：采用30%B-MCR容量高、低压串联旁路。4蒸汽冲管的范围及方法 4.1冲管范围

锅炉受热面管束（蒸汽部分）及其联络管； 主蒸汽管道；

冷段再热蒸汽管道； 热段再热蒸汽管道； 高压旁路系统。4.2冲管方法

本次冲管采用稳压冲管。主系统： 其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽联箱→主蒸汽管道→高压主汽阀门室→临时管→临冲阀→临时管→低温再热管路（集粒器）→各级再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→消音器→排大气。在进入消音器前安装考核靶板装置，冲管至靶板考核合格为止。

高压旁路系统： 其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽集箱→主蒸汽管道→高压旁路管→高旁截止门→临冲门→低温再热管路→低温再热管路（集粒器）→各级再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→消音器→排大气。其中高压旁路调整阀缓装用临冲阀代替，高旁回路不作靶板考核。

主系统吹洗大约持续30～60分钟（试化学制水情况而定）后打开高压旁路并关闭主系统临冲阀，高压旁路系统吹洗大约5分钟。在此之后打开主系统临冲阀同时关闭高旁临冲门；之后熄火停炉使之冷却。4.3冲管参数的选择

冲管参数的选择必须要保证在蒸汽冲管时所产生的动量大于额定负荷时的动量； 根据锅炉分离器至汽机的各管道及各受热面的额定参数，临时管道的材质的要求，在保证冲管系数的前提下，所取的稳压冲管压力要合适。稳压冲管汽水分离器压力5.5MPa～5.8MPa，在此过程中要严格控制主汽温度在427℃范围内，主蒸汽温度通过过热器蒸汽减温器减温至427℃以内，再热蒸汽温度通过再热器减温器和烟气挡板调至500℃以内。按照以上参数吹管，动量系数约为1.30～1.50，给水流量850t/h左右。

4.4 冲管中至少要保证停炉大冷却一次，停炉冷却时间24h以上。5冲管条件

5.1锅炉酸洗合格，系统恢复完成； 5.2锅炉各疏水管道恢复完毕；

5.3分离器及贮水箱水位计装好可投用；

5.4燃油管道经试压、吹扫，验收合格，所有油枪能正常投入运行； 5.5六套制粉系统具备投用条件；

5.6空气预热器蒸汽吹灰器、清洗系统已能正常投用； 5.7锅炉本体所有膨胀指示器安装完毕，校好零位； 5.8压缩空气系统能正常投用，工业冷却水系统能投用； 5.9汽机电动给水泵试转完毕能正常投用； 5.10主汽减温水管路、再热蒸汽减温水管路蒸汽冲洗完毕并恢复，调整门、流量孔板已安装；（考虑到吹管期间要投减温水，故过热器、再热器减温水管道需提前用辅汽吹扫干净，锅炉吹管前系统应恢复。）

5.11给水除氧加热系统正常投用；

5.12汽机盘车和真空系统投用，与汽机本体有关的管道应全部隔离； 5.13电除尘、除灰除渣系统必须再次正常投运； 5.14按冲管系统图将与冲管无关的系统隔绝完毕； 5.15冲管系统安装、验收完毕；

5.16各路压力仪表管、蒸汽取样管接好；

5.17化学备足除盐水，制水设备、给水加药、精处理系统能正常投用。给水、炉水、过热蒸汽、再热蒸汽、凝水取样分析能正常进行；

5.18与冲管有关的本体及辅助设备系统必须全面验收合格，包括汽机、热控、电气、仪表等有关部分；

5.19 BMS系统调试完毕。数据采集系统能投用，数据准确可信。相关的联锁保护试验合格； 5.20准备足够的燃油供冲管使用； 5.21厂内照明、通讯系统能投用；

5.22冲管现场配备足够数量的消防器材，消防系统能正常投用； 5.23临时防护设施、临时照明、临时系统的挂牌等均已完成。6吹管的临时系统及处理措施

6.1高压主汽门、中压主汽门的处理

主汽门及中压主汽门取出阀芯、阀杆等部件，安装假门芯，再在主汽门门盖处用专用法兰连接临时管。中压主汽门的处理同高主门的处理一样； 6.2临冲阀

6.2.1临冲阀分主系统临冲阀和高压旁路临冲阀两种规格；

6.2.2临冲阀所能承受的压力不低于10MPa，温度不低于450℃，并能承受开启或关闭时产生的差压作用力；

6.2.3临冲阀全开全关时间在60秒左右；

6.2.4临冲阀控制按钮接至集控室，可实现点动操作；

6.2.5在主系统临时阀处加装Φ76×8的旁路管，并装设手动截止阀，用以系统暖管，阀门型号为：DN50、PN10MPa。6.3临时管道系统

6.3.1根据吹管的流程，在高压主汽门、中压主汽门后部接临时管，临冲阀后临时管道接至高压缸排汽逆止门后，低压旁路管道暂时不连接，加堵板隔离。（见吹管临时系统示意图）。6.3.2所有临时管的截面积应大于或等于被吹洗管的截面积，临时管应尽量短，以减少阻力。6.3.3临时管道的架设应牢固，表面要作保温，临时支架应同永久管道上的支架设计标准一样，支吊架的装设要考虑到膨胀及冲管时的反推力，临时支架的装设只允许临时管沿汽流方向膨胀，不允许反方向移动；

6.3.4靶板前的临时管段必须经过除垢处理，所有临时管的焊接要采用氩弧焊打底，切割时的渣物应清理干净；

6.3.5在可能积水的地方应设置疏水点，冲管系统的所有疏水一律放地沟，高低压疏水管道分开，疏水管道及阀门的设计要求不低于Pg60；

6.3.6冲管完成后，系统恢复时，立式管道严禁气体切割，并采取措施。水平管道切割时，一定要将渣物清理干净； 6.4消音器

要求消音器放置在浇铸好的基础上，基础上预埋件位置与消音器支撑相一致，保证消音器滑动正常。6.5集粒器

集粒器尽量布置在靠再热器进口的冷再管道上，应符合以下要求：网孔径不大于12mm；阻力小于0.1MPa；强度满足蒸汽参数；收集杂物性能好。建议采用外进内出结构。6.6靶板

靶板装在中主门后的临时管段上，为保证打靶的质量，靶板离弯头至少有5倍管径的距离，防止携带杂质的蒸汽通过弯头时与杂质分离，影响吹管质量的检验。

靶板的材质为铝制靶板，其宽度约为排汽管内径的8%，长度纵贯管子内径；

6.7本次没有经过冲管的管道，如低压旁路管道、高排逆止门连接管道、高中压主汽门后导汽管等，电建公司进行机械处理，并用内窥镜检查，经验收后方可安装，有条件的话在冲管结束后应进行清理。7质量控制点

7.1吹管过程中,调试人员对自己班组所有调试工作负责,认真填写各阶段的原始记录,并在记录上签字,锅炉专业调试负责人对各项记录进行核对并签字；

7.2质量控制点:检验吹洗效果的靶板经有关部门按有关规定检查认可后才能结束锅炉蒸汽吹洗工作；

7.3冲管考核标准：

冲管系数△P冲/△P额>１；

靶板上最大击痕不大于0.8mm直径，整条靶板上肉眼可见斑痕少于8点； 靶板表面呈现金属本色；

在冲管系数大于1的前提下，两次靶板达到上述三条标准方为合格。

7.4吹管过程中发现设备问题，调试人员应填写检修通知单，并由相关单位反馈检修结果。8人员分工

8.1锅炉调试技术人员参加运行倒班，并分别负责整个吹管阶段中每班的指挥与协调，提供对设备操作的要求及试验的技术指导，同时完成整个吹管过程的测试、记录工作；全部参加试验的调试人员都持有相应的资格证。8.2化学监督人员随运行倒班。

8.3吹管期间运行人员根据吹管方案和调试人员要求负责设备的运行操作。8.4安装单位负责吹管工作所要求的临时设施安装和处理、集粒器的清理，并负责维护设备。9危险点/危险源分析与控制措施和安全注意事项

9.1防止膨胀受阻：冲管前要对所有的冲管系统进行检查，确认临时管路的支撑、吊杆满足要求，无影响膨胀之处，疏水管布置合理，否则在冲管前必须加以整改；

9.2防止发生水冲击：冲管前应隔离所有无关的阀门、管路，并对要冲的管路进行充分的暖管，加强疏水；

9.3避免超温：锅炉点火后，应全关再热器侧烟气挡板，使绝大部分烟气流经低温过热器，这既可保护再热器又可，缩短启动时间；吹管期间，高温再热器入口烟道烟温不得超过540℃，再热器入口蒸汽温度不得超过427℃，应避免超温； 9.4制粉系统及火嘴投运应注意事项： 吹管期间进行制粉系统的启动，应严格认真执行有关操作规程，逐渐摸索和积累相关的数据，及时总结经验；

在本次制粉系统试运后，制粉系统将有较长时间停运期，停磨之前必须将磨煤机内煤粉抽空，以免发生煤粉自燃；

制粉系统运行中如发生受热面超温、燃烧不稳、积粉、煤粉自燃等现象应立即停止制粉系统运行，并采取相应的处理措施；

应监视、调整炉内煤粉着火及燃烧工况，防止灭火打炮，灭火后应注意炉内通风清扫。9.5防止空预器着火：由于吹管过程中较长时间燃油运行，尤其制粉和投粉时，容易导致空气预热器积油和积粉，应尽可能地投入空预器连续吹灰，同时密切监视空预器出口烟温，发现异常升高应及时处理；

9.6防止汽缸进汽：为防止蒸汽漏入汽轮机，应将逆止门的阀芯压紧，门后疏水门处于常开位置；将汽缸壁温测点投入，以便监视；汽机盘车装置投入，以防万一；

9.7排汽口的布置：吹管的排汽口不能对准任何有可能危及设备或人身安全的地方，且排汽口设有专人监视；

9.8在运行过程中，当发生危及人身和设备安全的紧急情况时，运行人员应按照《运行规程》及《安全规程》处理，并于事后及时通知调试当班人员； 9.9人身安全及防护：

在冲管期间有较大噪音，需在排汽口加装消音器，降低噪音；同时参加冲管人员配备耳塞防护；

在高处作业（离地面2米及以上）容易发生坠落，应检查确认脚手架符合要求，正确使用安全带；

安全保卫人员、消防人员、医护人员及设备检修人员到现场值班，医护人员应根据吹管工作的特点备足急救药品。

第四篇：发电厂300MW机组锅炉整套启动调试大纲

ddd发电厂300MW机组锅炉整套启动调试大纲 设备概况

ddd发电厂1×300MW机组配套的HG-1025/18.2-YM6型锅炉系哈尔滨锅炉有限责任公司引进美国ABB-CE公司技术设计制造的亚临界压力、一次中间再热，Ⅱ型布置、控制循环汽包炉，锅炉设计燃用烟煤，采用钢球磨中间储仓式热风送粉系统、部分摆式喷嘴、平衡通风、固态间断排渣，锅炉本体为全钢架悬吊结构。

锅炉采用直流式燃烧器、四角布置、切园燃烧；每角燃烧器共有14只喷嘴，其中一次风喷嘴4只、二次风喷嘴8只，三次风喷嘴2只。

一、二次喷嘴采取间隔布置，三次风位于最顶层。本炉设有两层简单机械雾化油枪和一层侧点火空气雾化油枪，它们分别装于第三、五层（自下向上数）和最上层一次风喷口边的前后墙上，各油枪均配有高能点火装置，设计的主油枪入口额定工作压力为3.43MPa，油枪最大总出力为21.6吨／时，可满足锅炉30%BMCR的要求。

与本省已投运的电站锅炉相比，本锅炉燃烧器设计上有以下几个新特点：从型式上讲，采用了多种燃烧器，最底层的一次风喷口采用蒸汽引射的双通道自稳式煤粉燃烧器，其余三层一次风采用水平浓淡煤粉燃烧器，顶部两层三次风组合形成双通道引射式燃烧器，为提高低负荷时投用燃烧器的灵活性，在最上层一次风喷口边设置了侧点火油枪装置。从喷嘴摆动方式上讲，采用了部分喷嘴摆动和手动、自动摆动等多种摆动方式，不同喷嘴摆角差异较大，其中除下层二次风喷嘴、下油枪层喷嘴、底层一次风喷嘴、顶层三次风喷嘴固定外，顶部三只0FA喷嘴可手动调整上摆30º、下摆5º，其余喷嘴由气缸带动作分组整体摆动，上三层风下摆动27和20º，二次风可上下摆动30º，通过喷嘴的摆动实现了对再热汽温的粗调，各角燃烧器自下而上的排列顺序为二、一、二、一、二、一、二、一、二、二、二、三、二、三。

锅炉采用二级减温对过热汽温进行控制，第一级设于低过到分隔屏前的管道上，第二级设在末过前的连接管上。在墙再入口管上设置了事故喷水装置。为加快锅炉冷、热态启动速度，本炉还装有5%MCR的启动旁路系统。为了控制锅炉启停时炉膛出口烟温不超过538℃，保护再热器不超温，在炉膛出口装设了烟气温度探针。

根据燃烧特性，锅炉在炉膛、对流受热面、空预器等区域布置了墙式、长伸缩式吹灰器，吹灰采用微机程序控制。

锅炉热控设备采用机、电、炉单元集中方式分散控制系统(DCS)，为上海代表工业公司的MAX1000型系统，具有自动化程度高技术密集的特点，DCS系统所含功能性系统有：机炉协调控制系统(CCS)，数据采集系统(DAS)，锅炉安全监控系统(FSSS)，机组辅机顺序控制系统（SCS），汽轮机配置数字电液控制DEH-Ⅲ系统等。

锅炉主要特性参数如下： 1.1 锅炉主要设计性能参数

机组功率 过热蒸汽流量 过热蒸汽出口压力 过热蒸汽出口温度 再热蒸汽流量 再热蒸汽进口压力 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽出口温度 给水温度

1.2 煤质资料（工业分析）

应用基水份 应用基灰份 可燃基挥发份 应用基低位发热量

设计煤种 7.74 32.78 23.2 18920

校核煤种 9.8 36.43 22.46 17070

单位 ％ ％ ％ kJ/kg

MCR 333 1025 18.3 541 822.1 3.81 3.64 319.4 541 279.4

ECR 300 908.5 17.27 541 744.1 3.40 3.25 317.9 541 273

单位 MW t/h MPa ℃ t/h MPa MPa ℃ ℃ ℃

1.3 锅炉配备主要辅机型号及台数 名称 送风机 一次风机 引风机 炉水循环泵

台数 2 2 2 3

型 号

FAF19-10.6-1 1688B/1025 AN30e

LUVC250×2-410/2

备 注

轴流、动叶可调 冷一次风机 轴流、静叶可调 筒式铜球磨 排粉风机 空预器 电除尘 4 2 2

MTZ3570 M5-29-11NO.21D 29-VI(T)-1880

三分仓、容克式

RWD/TL-1-230×2×32 三电场 锅炉整套启动前应具备的条件

2.1 锅炉冷态空气动力场试验已结束，并已提供有关数据。

2.2 锅炉已完成主蒸汽和再热蒸汽管的冲管，各管道系统已全部恢复正常。在冲管阶段发现的有关缺陷已全部消除，结尾项目和必要的修改项目均已处理完毕。

2.3 炉循泵对低压注水水质的要求比调试阶段锅炉对给水水质的要求高得多，为了缩短调试工期、节约除盐水，有必要安装两台炉循泵专用低压注水泵，注水泵间设置满足炉循泵运行中安全要求的联锁保护，并做到在机组的任何运行工况下，注水泵都不会丧失电源。机组启动前，上述工作应完成并检验合格。

2.4 锅炉工作压力下的水压试验合格。汽包、过热器、再热器安全门均在投用状态。PVC阀已整定好，一次门开启，电源送上，并投入自动状态。

2.5 电除尘气流均布试验、空升试验、振打试验等已结束，可投入使用。2.6 锅炉机组的安装及消缺工作（包括炉本体、烟道、一二次汽系统）均已结束，燃烧室、烟风道、空预器、电除尘内部确已无人工作，脚手架已全部拆除，内部杂物清理干净；各看火孔、打焦孔、人孔门、检查门均已关闭。

2.7 锅炉给水系统以及一、二次汽系统减温水管道已经冲洗干净，具备进水条件。

2.8 准备好足够的轻柴油和符合设计要求的原煤及合格的化学除盐水，制水能力能够满足启动阶段的要求。

2.9 锅炉辅机冷却水、冲灰水、出灰、出渣系统均已具备通水、通气条件，灰渣系统可以投用。

2.10 锅炉各辅机均已试转结束，具备投用条件。

2.11 热控气源已具备使用条件，空压机的自动联锁功能正常。2.12 锅炉燃油系统已充油备用，各调节阀、快关阀已经调试正常。2.13 各风门、挡板、电动阀门均已送气、送电。所有软、硬手操动作正常。2.14 制粉系统各设备均已试转合格，给粉机转速校验合格并空转48小时以上；粉仓内部清理干净，密封性符合要求，机械粉标指示正确。

2.15 锅炉各电气大联锁、热工保护、辅机自身联锁保护、光字牌信号等均已校验合格。

2.16 锅炉安全监控系统（FSSS）调试结束。CRT画面显示的系统状态、参数等应正确。

2.17 协调控制系统、辅机顺控系统均已调试合格，打印设备已具备随时打印数据条件。

2.18 所有热工仪表校好，指示正确，限位报警已整定好，正确可用。2.19 原煤仓加入合格的原煤，并是供工业分析数据，输煤系统可靠投入。2.20 检查制粉系统（蒸汽）灭火装置可用，防爆门应符合规程要求。2.21 分别启动各制粉系统排粉机进行通风试验，检查各风门是否灵活、方便，动态校验磨入口负压、差压、制粉系统各点负压是否正确。

2.22 调整各组火嘴暂处于水平状态。

2.23 炉膛火焰、汽包就地水位等工业电视系统监视及炉膛出口烟温探针具备投用条件，火检冷却风机调试结束并处于备用。

2.24 检查本体各吊件无松动，弹簧吊架临时固定应解除，各部位膨胀间隙合格，膨胀指示器指针处于零位。

2.25 设备和系统的保温工作已全部结束，仪表管，变送器的加热防冻装置可用，系统应标明介质流向，管道涂色符合要求。

2.26 锅炉定期排污，连续排污扩容器设备完整，阀门位置正确，事故放水系统正常。

2.27 炉本体及预热器吹灰器已调整试验完毕，程控功能正常。蒸汽吹灰系统完整可用。

2.28 现场消防设施齐全可用。特别加强对燃烧器区域的油枪及预热器部位的消防巡视与检查值班。增加临时照明，及时清理漏油。空预器的清洗水箱充足水备用，清洗水系统试验合格。

2.29 现场环境清洁，道路畅通。临时设施和脚手架尽量拆除。各平台栏杆安全可靠。下水道畅通，阴沟盖板齐全。各处照明充足，生活设施已投用。

2.30 设备及系统所有阀门，风门等各部件均已统一命名，挂牌齐全。运行规程、系统图、运行日志表等齐全，工具、劳保用品齐全。各岗位备有正式通讯装置，信号可靠。

2.31 集控室、计算机等重要场所空调装置已能投用。2.32 汽机高、低压旁路系统已调试结束，具备使用条件。2.33 锅炉化学加药系统调试完毕，备好药品。2.34 老厂来汽已具备供汽条件。

2.35 厂用电源可靠，自投功能正常。柴油发电机处于备用状态。2.36 工作照明良好，事故照明可随时投用。

2.37 调试、安装、运行三方人员配备齐全，名单张榜公布，分工明确。2.38 电梯经电厂验收合格，可以投运。2.39 备足Φ6.3、5.1、4.2mm油枪雾化片。3 锅炉整套启动方案 3.1 锅炉进水

3.1.1 锅炉进水前汽机高、低压给水系统已经清洗结束，水质合格。联系化学制备足够的除盐水。

3.1.2 进水前应检查锅炉各疏、放水门，空气门在点火位置。3.1.3 炉循泵注水排气工作完成，低压冷却水已投入。

3.1.4 联系汽机投入除氧器加热，水温70～110℃，检查电动给水泵使其处于备用状态。

3.1.5 检查关闭锅炉给水总门，开启旁路隔绝门。3.1.6 锅炉进水方式有两种： 3.1.6.1 通过锅炉上水泵上水；

3.1.6.2 通过给水泵上水。启动电动给水泵，向锅炉缓慢进水。上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。

3.1.7 当水上至汽包可见水位时，减慢进水速度。当水进至汽包水位计+200mm处时，停止锅炉进水，关闭省煤器出口排气阀。

3.1.8 充分检查三台炉水循环水泵，将炉循泵所有仪表及联锅保护都投运。3.1.9 严格按锅炉运行规程、炉水循环泵调试大纲仔细、全面检查炉水循环泵，确认已经具备启动条件，逐一启动锅炉循环水泵（三台泵运行）。在泵启动过程中及启动后应密切监视泵的运行，详细记录各有关参数。

3.1.10 联系汽机维持辅汽联箱压力稳定（0.8～0.9MPa）。锅炉具体点火时间可视现场情况由试运指挥组决定。3.2 锅炉点火

3.2.1 点火前2小时，可联系汽机全开高、低旁路，对过热器、再热器抽真空。抽真空时应关闭过、再热器系统疏水门与空气门。抽真空完毕后，关闭高、低压旁路，并恢复上述疏水门、空气门在点火位置。

3.2.2 点火前8小时通知电除尘投入瓷瓶加热，点火前2小时，投入电除尘斗加热与振打装置。

3.2.3 点火前1小时，投入冲灰水及除渣系统。

3.2.4 点火前通知热工，投入炉膛出口烟温探针监测系统，炉膛火焰监视，汽包水位监视工业电视系统投用正常。

3.2.5 启动火焰监视冷却风机，检查火检及炉膛火焰监视器冷却风系统。3.2.6 通知燃油泵房启动燃油泵，打油循环。

3.2.7 根据锅炉安全监控系统FSSS的吹扫条件进行逐项检查与操作，按预热器、引送风机的启动条件，依次启动两组预热器及引、送风机，控制入炉总风量＞30%，对油系统进行轻油泄漏试验和炉膛的吹扫工作，投入锅炉总联锁。

3.2.8 检查油枪点火条件许可后，对角投入下层两只油枪，检查油枪雾化良好，待着火正常后，调整炉膛负压-49～-98Pa，30分钟后切换到下层另两只对角油枪运行。点火1小时后投入下层四只油枪。

3.2.9 锅炉点火后即通知化学人员，根据要求开启连排至定排扩容器排污阀。

3.2.10 当汽包压力达0.172MPa时，投入汽机高、低压旁路，关闭各空气门（应事先对Ⅰ、Ⅱ级旁路暖管）。

3.2.11 锅炉点火后即开启5%启动旁路。

3.2.12 锅炉点火后应投入空预器吹灰程控，定期对预热器吹灰。3.2.13 在锅炉没有建立起连续给水流量之前，省煤器再循环门应处于开启位置。

3.3 锅炉升温、升压

3.3.1 严格按锅炉冷态启动曲线（见附图）控制升温升压速度，通过投、停油枪，调整油压等方式控制燃烧率。

3.3.2 在油枪投运初期，应加强对燃烧情况的检查与监视，避免油枪缺角运行。

3.3.3 当锅炉建立起连续给水流量后，即可关闭省煤器再循环门。3.3.4 升压过程中应定期检查记录锅炉各部位膨胀情况，并作好记录。3.3.5 汽包压力升至0.2～0.3MPa时，冲洗汽包就地水位计。

3.3.6 汽包压力升至0.3～0.5MPa时，通知安装人员热紧螺丝，并通知热工对仪表管路进行排污与冲洗。投入给水流量表等。

3.3.7 锅炉升温、升压过程中应严格控制燃烧率使炉膛出口烟温在538℃以下，直到汽机达到同步转速。

3.3.8 锅炉第一次整组启动，其间各专业试验由现场指挥决定。3.4 锅炉蒸汽严密性试验及安全门校验（见大纲）。3.5 配合汽机冲转、暖机、并网。

3.5.1 当汽机侧过热蒸汽压力升至3.9～4.0MPa时，过热汽温350℃，再热汽温300℃，汇报值长，联系汽机冲转（热态、半热态开机参数由汽机决定）。

3.5.2 在汽机升速中，应满足汽机参数的要求。可通过调整高、低压旁路，启动旁路或改变燃烧率来维持主汽压及一、二次汽温在规定范围内。汽机冲转期间，尽量避免使用减温水，防止汽温大幅度波动。

3.5.3 在汽机冲转至3000r/min时，锅炉应对燃烧、油枪、冷灰斗、主要辅机，包括制粉系统及设备作全面检查（此时汽机、电气作试验），退出烟温探针。

3.5.4 当确认机组已并网后，关闭锅炉有关疏水门，视机组带初负荷的情况增投第二层油枪，逐步升负荷。

3.6 锅炉制粉、投粉、升负荷、洗硅。

3.6.1 按启动曲线进行升温、升压，配合汽机做好低负荷暖机。3.6.2 启动制粉系统。

3.6.2.1 当汽包压力5.0MPa，电负荷达50MW以上，二次风温达177℃以上即可启动一组制粉系统进行冷炉制粉。

3.6.2.2 启动制粉系统，当磨出口风温达60℃以上时，即刻给煤，调节热风门，使磨出口温度≯80℃。

3.6.2.3 制粉系统运行正常后，通知化学取样测定煤粉细度，调整折向门开度，控制煤粉细度合适。

3.6.2.4 制粉系统启动正常后，应及时调整燃烧，加强汽温水位的调整。同时应加强对制粉系统设备的巡回检查，特别是磨煤机大瓦温度，各段压差，磨后温度、锁气器、粉标动作是否正常等监视。3.6.2.5 根据燃烧情况及粉仓位适时启动第二套制粉系统。3.6.3 锅炉投粉

3.6.3.1 当粉仓粉位达2～3m，高温对流过热器后烟温达450℃，二次风温达177℃以上，即可投粉。

3.6.3.2 投粉前炉内燃烧稳定，油枪雾化良好，汽温、汽压、水位稳定。3.6.3.3 投粉时应按自下而上的原则对角逐只投入（应最先投用B层），单只着火稳定后，再投下一只。如投粉不着火应立即停止相应给粉机，进行充分吹扫后再重新投入。投粉时，给粉机应从低速逐渐升至所需要转速，投用D层给粉机时，可相应投入侧点火油枪运行。

3.6.3.4 投粉过程中要严密监视分隔屏、后屏、高过、高再壁温，适当调整减温水量，禁止超温运行。

3.6.3.5 当汽包压力达10.0MPa时，按化学要求开始洗硅。

3.6.3.6 当负荷达100～150MW时，要求汽机启动一台汽泵与电泵并列运行。适时进行给水方式切换。

3.6.3.7 当负荷达150MW以上时，要求汽机启动第二台汽泵，当第二台汽泵并列运行后，可将电动给水泵退出运行，投自动备用。投入给水自动（三冲量），加强监视，若给水自动失灵，立即切换手动控制。

3.6.3.8 负荷大于150MW，且总燃油量≤6吨／时，即可投用电除尘器，配合汽机投用高加。

3.6.4 锅炉断油全烧煤

3.6.4.1 锅炉第一次断油可机组负荷达80%MCR以上情况下进行，并具备下列条件方可断油：

a.炉膛温度在1400℃以上，给粉机运行12只以上；

b.机、炉、电设备运行工况稳定，燃烧工况良好，汽压、汽温正常，制粉系统运行正常，给粉机下粉均匀，运行稳定，双侧粉仓粉位≥3m。

c.煤粉细度符合规程要求。

d.由上至下逐层停用主油枪，相应增加燃煤量，保持负荷、汽压、汽温、水位正常。加强锅炉风量与燃烧情况的调整与监视，在主油枪全部停用后，可视燃烧情况逐只停用侧点火油枪。

3.6.4.2 锅炉全部断油后，仍应维持油系统循环保持油压稳定及吹扫蒸汽正常可用。若断油后发现燃烧不稳并判明锅炉未熄火后，应立即投主油枪助燃，查明原因并消除，为再次断油创造条件。

3.7 锅炉满负荷连续试运行

3.7.1 锅炉断油全烧煤后，逐渐机组负荷升至300MW运行，并根据锅炉运行规程的有关规定，进行调整和维持。

3.7.2 何时进入168小时连续运行计时，由试运指挥组决定。

3.7.3 在锅炉试运行期间，应加强定期工作（如测量粉仓位，清理木屑分离器等）并做好运行数据、设备缺陷及其处理情况的记录。启动过程中的安全注意事项： 4.1 人身安全

4.1.1 机组启动试运应按启动验收委员会批准的整套启动措施进行，试运行中进行的各项试验应有专门的试验措施，试验人员应服从指挥的统一安排。

4.1.2 现场一切安全事项按《电业工作安全规程》执行。4.2 设备安全

4.2.1 防止锅炉灭火放炮

4.2.1.1 严格执行有关防止锅炉灭火放炮的规定。

4.2.1.2 要求燃用煤种尽量接近设计煤种，原煤工业分析每班一次，并将结果通知运行人员。

4.2.1.3 试运行期间每班分析一次煤粉细度，及时调整粗粉分离器折向门和制粉出力，保证煤粉细度合适。

4.2.1.4 加强煤中“三块”的处理，减少煤中杂物，定期清理木块及木屑分离器。

4.2.1.5 粉仓吸潮阀开度合适，保持粉仓内煤粉适当干度，按规定进行定期降粉工作。

4.2.1.6 加强对运行火嘴的检查，发现给粉机卡涩及下粉不均时应及时处理。

4.2.1.7 调整每台给粉机出力，保持给粉均衡，控制一次风出口风速25～28m/s。一次风管堵塞，疏通应缓慢谨慎，不可将大量煤粉突然送入炉膛，以防爆燃，禁止使用氧气等可燃气体吹扫、疏通堵粉管道。

4.2.1.8 投粉时应对角投入，不允许层给粉机单角运行或层给粉机非对角运行。

4.2.1.9 投粉时应有专人监视着火情况，保证燃烧良好，若投粉不着火应立即停止送粉，详细查明原因后方可再投。

4.2.1.10 做好锅炉安全监控系统FSSS的调试和投入工作，保证其动作及时、可靠。

4.2.1.11 判断锅炉发生灭火时，应立即紧急停炉，切除所有进入炉膛的燃料，加强吹扫，严禁强制炉膛吹扫条件，不利用爆燃法点火。

4.2.2 防止锅炉缺满水

4.2.2.1 要求两只就地水位计指示清晰可辨。

4.2.2.2 所有二次水位指示正确，并经常与就地水位进行校对，事故放水系统处于良好备用状态。

4.2.2.3 给水调节“自动”好用，发现失灵，立即切至“手动”。4.2.2.4 注意给水压力的变化及给水泵运行是否正常，发现异常应及时查明原因。

4.2.2.5 汽压、负荷大幅度波动时，应判明虚假水位的影响，避免由虚假水位造成给水调节失衡。

4.2.3 防止过热器、再热器超温爆管。

4.2.3.1 锅炉启动及运行过程中，在高、低旁未开，汽机未冲转前，应投入炉膛出口烟温探针，严格控制炉膛出口烟温不超过538℃。

4.2.3.2 调整、保持燃烧工况稳定，注意避免三次风大量携带煤粉，控制高过的两侧温差不超过50℃。

4.2.3.3 尽量使用过热器Ⅰ级减温，合理使用Ⅱ级减温。

4.2.3.4 严密监视各段汽温、壁温、合理调整各级减温水，避免受热面局部超温。

4.2.3.5 在任何运行工况，过热器、再热器壁温都不得超过相应的最高允许温度。

4.2.4 防止空预器发生二次燃烧。4.2.4.1 空预器二次燃烧的原因判断：

a.由于锅炉不完全燃烧给预热器蓄热元件带来的可燃性沉积物，在有氧气存在和一定温度的情况下会发生自燃，并导致金属融化和烧蚀，这就是空预器着火，即二次燃烧。

b.当锅炉频繁启停和设备热备用时，由于燃烧不良及锅炉余热的影响，是空预器最易发生二次燃烧的时期。c.调试期间，应采取相应措施防止燃油倒入低压蒸汽吹扫系统，由预热器蒸气吹扫将燃油喷在空预器受热面上。

d.如果正常运行的预热器烟气和空气出口温度异常升高，或是停运中的预热器烟气入口和空气出口温度异常升高，而且无法用当时的运行情况解释时，应予以极大关注，则很可能是预热器内部着火了。

4.2.4.2 预热器着火时应急措施： a.切断锅炉燃料供应，紧急停炉。

b.解列风机，关闭预热器烟气进口及空气出口挡板，严禁打开人孔门。c.打开预热器冷、热端冲洗管路上的阀门，投入冲洗水，同时检查疏水斗是否畅通，所有疏水管应全部开启。

d.维持预热器转动，以保证全部受热面得到消防水流。

e.只有确认二次燃烧已被彻底熄灭时，才能关闭清洗水阀门，当进入预热器内部检查时，可以手持水龙，扑灭任何残存的火源。

f.二次燃烧扑灭后，短期内应留人看守，以防复燃。

g.若不是燃油倒入蒸汽系统所引起的预热器二次燃烧，应先用蒸汽灭火，视具体情况再决定是否进行预热器水冲洗。

4.2.4.3 防止预热器二次燃烧的措施：

a.周密计划，认真消缺，尽量减少锅炉的启停次数。

b.经常检查燃油系统的运行状况，对雾化不良，冒黑烟或漏油的油枪及时处理。保证油枪对角投入，保持炉内良好的燃烧方式。

c.坚持预热器吹灰，并做好燃油系统与蒸汽吹扫母管的隔绝工作。d.停炉较长时间，应对预热器受热面进行检查，是否保持清洁（必要时可水冲洗受热面）。

e.加强监视烟、风温度指示，尤其在热备用状态和预热器突然故障停转的情况下，更应密切监视预热器上部烟风温度的变化。

4.2.5 防止锅炉煤粉管堵管的措施：

a.认真校对给粉机转速，DAS所显示的给粉机转速应与就地实际转速保持一致。

b.在168试运初期，手动操作使各台给粉机出力均匀，条件满足时投燃烧自动。

c.保持一次风速不低于22m/s（煤粉管内流速），锅炉投粉后密切监视一次风静压，若发现静压测点堵则应及时联系处理。经常检查一次风动压是否正常。发现管内动压明显降低，应及时降低给粉机转速，正常后方可升至需要转速。

4.2.6 遇有其它异常事故应按照锅炉运行规程处理。

第五篇：05特变电工2号机组TSI调试报告 OK

新疆电力建设调试所XTNY-BG-#02-XJTS-RK-0005 1 概述

新特能源股份有限公司2×350MW自备热电厂工程2号机组炉、机、电控制系统采用上海新华控制技术有限公司的XDC800系统，包括锅炉、汽机、发电机、发变组及厂用电电源系统、锅炉吹灰系统、旁路控制系统的控制。其功能包括：数据采集系统（DAS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）包括（B/T及G/A）、电气发变组及厂用电控制系统（ECS）。汽机配臵的汽轮机数字电液控制系统为美国EMERSON公司的OVATION系统，汽机跳闸保护系统（ETS）、汽轮机监视系统（TSI）随主机厂成套提供。全厂配有火灾报警、工业电视系统。给水系统采用单元制，配备三台50% B-MCR容量电动给水泵，两台运行，一台备用。

汽轮机安全监视系统（TSI）采用菲利普EPR0产品（MMS6000），用于连续监视汽轮机本体各种参数。包括汽缸热膨胀、键相、相对膨胀、大轴偏心、轴向位移、大轴振动和轴承振动、汽轮机转速、零转速并输出相应的4～20mA信号和继电器接点信号，监视值如有越限则输出报警或停机信号。

该装臵2013年1月5日上电调试，2013年3月完成整套启动试运；各项功能符合设计要求，系统满足机组运行需要。调试目的通过对本系统装臵的调试，保证各监视参数准确、可靠并符合设计的要求,并满足机组安全运行需要。调试依据

3.1 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996版）》

3.2 建质[1996]40号《火电工程启动调试工作规定》

3.3 DL/5009.1-2002《电力建设安全工作规程》第1部分：火力发电厂

3.4 DL/T5190.5-2004《电力建设施工及验收技术规范》热工自动化部分

3.5新特能源股份有限公司2×350MW自备热电厂工程2号机组设计资地址：乌鲁木齐市高新产业开发区长春南路东6巷66号邮编：830011电话：（0991）291806

1料

3.6 调试合同热控部分

3.7 汽轮机监视系统技术资料 3.8 汽轮机监视系统技术协议书调试使用设备

4.1 综合校验仪（FLUKE744,编号：8145015）

有效日期：2013年8月23日 4.2 便携式计算机

4.3 四位半数字万用表（FLUKE115C,编号：2538832）调试范围

5.1 汽机监视系统装臵的监视系统模块、盘外线进行复查。5.2 汽机监视系统装臵通电及电源切换试验。

5.3 汽机监视系统所属的传感器进行校验记录检查。

5.4 汽机监视系统框架组态软件设臵，运行参数、定值的检查。5.5 汽机监视系统所属继电器进行接点检查及通断试验。5.6 静态模拟试验。

5.7 机组启动后，投入运行。

6调试具备的条件

6.1 监视系统装臵外观检查，无明显损伤痕迹。6.2 监视系统装臵盘内二次回路，盘外一次回路线复查,核对探头至就地接线盒至TSI柜接线，系统送出至其它系统的信号线复查完毕。6.3 监视系统装臵通电及电源切换试验完成并合格。6.4 监视系统所属传感器出厂校验记录检查。测量探头电阻值,应在规定允许范围内。

6.5 传感器安装间隙符合厂家要求，安装牢固，螺丝齐全，用漆点封。

6.6 汽机主轴初始位臵定位，符合厂家要求。

6.7 组件内部开关及位臵的检查，符合厂家要求。通道模块各选项开关软硬件及I/O跨接片设臵校验,符合设计图纸。

6.8 监视系统框架组态软件设臵运行参数检查，符合厂家要求。框架组态及各通道选项设臵校验,符合设计图纸。

6.9 模拟所监视的运行参数，检查参数的零位、量程、线性指示值及4～20mA输出信号；核对监视装臵上位机指示与DAS系统LCD指示是否一致。并检查传感器的间隙电压。

6.10 模拟运行参数至越限报警值和停机值，检查监视装臵的继电器输出状态及相应的越限报警信号和停机信号是否正确。并检查并检查传感器的间隙电压。

6.11 机组冲转前，监视装臵投入运行。调试过程

汽轮机监视装臵监测的参数有：轴向位移、胀差、零转速、键相、偏心、绝对振动、相对振动、缸胀。TSI系统有2路电源（218.5V，224.3V），分别取自UPS系统和厂用保安段，任一路电源丧失均不会造成仪表故障及误发信号。7.1 轴向位移

轴向位移的测量采用菲利普公司的MMS6000监视系统的电涡流传感器，对应监视器通道电流输出 4～20mA，零位电压-12V。推力轴承工作面与非工作面的中心，推力间隙安装未提供值，将推力紧靠工作面“靠死”即为轴位移定零位，此时调整轴位移探头位臵，使其零位电压在-12.5V左右，最终确定的轴位移1的零位电压为-12.75V，轴位移2的零位电压为-12.74V, 轴位移3的零位电压为-12.73V，轴位移4的零位电压为-12.75V。轴向位移报警值±0.9mm，轴向位移遮断值±1mm，量程为±2mm。为此外，检测轴位移的线性特性满足规范要求。7.2 胀差

大机胀差的测量采用菲利普公司的MMS6000监视系统的涡流传感器，对应监视器通道电流输出为4～20mA。胀差涡流探头安装在低压

缸后（四瓦位臵），按照大轴初始位臵定胀差显示零位，零位间隙电压为：-6.77V（低压缸）。胀差报警值-0.75mm，+15.7mm，胀差遮断值为-1.5mm、+15.45mm；并将上述信号由模拟量输出信号送入DEH系统。7.3 缸胀（汽缸绝对膨胀）

汽机绝对膨胀信测量信号送入TSI的菲利普公司的MMS6000监视系统，4～20mA信号送入DEH系统进行监视。显示量程为0～50mm，在汽缸冷态下定零位。7.4 零转速（ZS）

零转速探头采用菲利普公司的MMS6000监视系统，零转速I/O模块接收来自传感器的信号并发送该信号给零转速模块,模拟量信号送到DCS系统进行数据显示和记录。7.5 键相（KΦ）

键相的监测采用菲利普公司的MMS6000监视系统监视器，电涡流传感器, 它接受由电涡流式位移传感器的信号输入，键相测量为1齿，与大轴面间隙为1mm，量程为0～5000。7.6 偏心（RX）

偏心度的监测采用菲利普公司的MMS6000监视系统的电涡流传感器，它接受由电涡流式位移传感器的信号输入，其实际零位电压定位-11.01V ,并根据此输入去驱动报警。量程为0～200um，报警值76um，偏心模拟量送到DEH。

7.7 相对振动（VB1X～6X、VB1Y～6Y）

相对振动的监测采用菲利普公司的MMS6000监视系统，它接受由非接触式传感器输入信号, 并根据此输入去驱动报警。量程为0～500um，报警值为125 um，遮断值为254um，延时1S触发。模拟量信号送到DEH系统。X、Y定位为：从调阀端向发电机端看，左手侧为X方向，右手侧为Y方向。VB1X～6X、VB1Y～6Y的零位电压见下表：

7.8 盖振动（VB1S～6S）

绝对振动的监测采用菲利普公司的MMS6000监视系统，它接受速度传感器输入信号, 并根据此输入去驱动报警。量程为0～200um。模拟量信号送到DEH系统。7.9 继电器模块通道校验

核对继电器校验屏幕上通道正常（OK）状态指示为正常，模拟所需的报警驱动逻辑输入，以引起继电器改变状态，已验证继电器校验屏幕上通道报警变位报警，已验证继电器触点改变状态。7.10 系统投入

7.10.1 已检查核对监视系统所属传感器安装情况及就地接线端子接线。

7.10.2 监视盘电源电压指示正常。7.10.3 各项监视参数指示零位正确。

7.10.4 监视装臵投入后，运行人员应注意监视各项监视参数，发现问题应立即与调试人员联系，便于解决问题，保障汽机安全运行。调试未完项目及说明

项目全部调试完毕，无未完项目。结论

在机组试运期间，TSI主机监视系统准确、可靠的提供汽轮机本体的各项监测参数，满足机组安全运行的要求，为汽轮机的安全运行打下了坚实的基础。