热工调试基础知识培训教材

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1、目 录一、校验1、建标22、复查33、项目工地热工标准室各项工作 44、测量技术的一些基本知识 95、测量、控制仪表的校验方法及要求二、热工常规仪表和设备的调试1、热电偶122、热电阻213、压力变送器 234、流量测量元件和变送器 245、液位差压变送器 266、逻辑开关 287、阀门执行器 30三、DCS1、DCS系统构成 352、 DCS系统的基本操作 44四、分步试运1、试运顺序 4612、分系统调试工作 46五、总启动1、竣工资料 492、总启动值班 50六、试运案例汇总 52一、校验为保证检验、试验和测量满足工程的需求，公司已取得了企业二级计量单位的资质，并通过省质量技术监督局的认

2、可，进行了计量保证确认合格的认证并获证书。公司现有计量标准共18套，其中热工10套、电测5套、长 度3套,均 按JJF1033-2001 计量标准考核规范（ 新规范JJF1033-2008已于2008年9月1日起实施）执行，进行周期送检，建立相应的标准技术档案与管理制度。检测中心是公司主管计量管理工作的主管部门，公司施工处、分公司、相关部室负责自己内部的计量管理工作，并积极配合计量主管部门做好公司或项目工地的计量管理工作。1、建标公司热工计量室的上级溯源单位为山东省质量技术监督局（ 或山东省电力科学研究院） 。热工计量室按照 计量标准考核规范的要求和规定程序，经申请上级溯源单位考核， 建立了十

3、套计量标准， 并颁发 计量标准考核证书 （ 有效期四年） ,分 别 为 （ 见 表1 1 ） ：表1 - 1热工十套计量标准2序号标准装置名称准确度度等级可开展检定及校准项目名称测量范围准确度等级1弹簧管式精密压力表标准装置0. 25%弹簧管式一般压力表、氧气表、乙快表(0 -4 0 ) MPa1 .6 级以下2热工二次仪表综合检定标准装置W0. 20%热工二次仪表(0 50) m A(0-100) m V(0-300) Q0 .5 级及以下3二等伯铃10伯热电偶标准装置W1.2工作用廉金属热电偶(300-1300) 工业II级4二等笛电阻温度计标准装置二等工业徒1、铜热电阻压力式温度计双金属

4、温度计工作用玻璃液体温度计(-200850) (0-300) (0-300) (0-300) 工业A级、B级1 .5 级以下1 .5 级以下工作用5压力变送器标准装置0. 10%压力变送器(-0.10.4) MPa0 .5 级以下6压力变送器标准装置0. 10%压力变送器(06.0) MPa0 .5 级以下7压力变送器标准装置W0. 05%压力变送器(06.0) MPa0 .5 级以下8数字压力计标准装置0. 15%弹簧管式一般压力表(-0.1 0.4) MPa1. 6 级及以下9数字压力计标准装置0. 15%弹簧管式一般压力表(0 -6 .0 ) MPaL 6 级及以下10数字压力计标准装置

5、 5 0 %、7 5 %、1 0 0 % ）。5 . 4 .4对于出厂零点及量程不符合设计的情况。 当设计量程在出厂量程以内时,通 过H A R T手操器调整其量程；当设计量程一段或者两端都超过出厂量程设定时，要调整变送器上的零位及满度调整螺钉，反复调整直至合格。5 . 4 .5校验完毕清理干净校验台。校验数据输入计算机“ 热工仪表检定系统”数据库根据检定结果分别打印检定报告或检定不合格通知书并签字、盖章。5 .5 温度开关、压 力 （ 差压 ）开关的整定校验5 .5 . 1根据开关定值选择标准器具，被校表的量程为标准表的量程的1 / 2 1 / 305 . 5 .2温度开关直接用油槽或者水槽

6、进行校验，压 力 （ 差压）开关按压力表检定连接设备。5 . 5 .3根据开关定值把系统压力（ 温度）控制在开关设定点上，粗调开关使开关正好动作，然后按定值表要求开关高报或低报升高或降低压力（ 温度）使开关动作方向符合定值要求，如不符应细调开关直到开关动作符合定值要求，开关整定合适后，应再试动作3 5次，并作好校验记录。145. 5 .4 校验完毕清理干净校验台。校验数据输入计算机“ 热工仪表检定系统”数据库根据检定结果分别打印检定报告或检定不合格通知书并签字、盖章。例如：PCV阀工作原理: 当过热器压力高于18.89MPa时 ， ， PCV阀自动打开，向空排汽，降低过热器压力，当压力降低到1

7、8.51MPa时 、 自动回程关闭。校验时，缓慢升高压力值，当压力值达到期18.89MPa时 、 220VDC指示灯亮,再缓慢降低压力值，压力值达到18.51MPa时，指示灯应熄灭。当 PCV 阀动作值。回程值与定值不符时，调整压力控制器的拨轮开关，使压力传感器动作值和回程值与定值相同。15二、热工常规仪表和设备的调试每一台热工仪表和设备都是为机组的安全、稳定和经济运行服务，由于其所属的系统不同、安装位置不同，在系统中起着监视、报警、保护和执行等不同的作用，因此，每台热工仪表设备的特性和调试要求也不尽相同。我们热工调试就是要根据仪表设备的系统属性、安装位置和不同作用对其进行调整，使其达到最佳工

8、作状态，以确保机组安全稳定经济运行。下面只介绍儿种最常用的仪表设备，调试人员在日常调试过程中应多注意学习、积累，每遇到一种新的仪表设备都要仔细研究其原理和调试方法。1、 热电偶1 . 1 热电偶测量原理两种不同的导体或半导体两端相接成闭合回路，当两接点分别放在不同的温度T 和 TO时，则在回路中就会产生热电势，形成回路电流。这称作赛贝克效应，也称热电效应。产生的热电势由接触电势和温差电势两部分组成。热电偶就是基于热电效应而工作的。关于热电偶必须要掌握的3 个基本定律：1） 均质导体定律：由同一种均质材料（ 导体或半导体） 两端焊接组成闭合回路，无论导体截面如何以及温度如何分布，将不产生接触电势

9、，温差电势相抵消，回路中总电势为零。可见，热电偶必须由两种不同的均质导体或半导体构成。若热电极材料不16均匀，由于温度梯存在，将会产生附加热电势。2) 中间温度定律：热电偶回路两接点( 温度为T、TO)间的热电势，等于热电偶在温度为T、 Tn时的热电势与在温度为Tn、 TO时的热电势的代数和。Tn称中间温度。应用1：如图1 1所示，对于使用补偿导线的热电偶回路适用以上观念。A 与 B 为热电偶，C 与 D 为 A、B 用之补偿导线，M 为数字电压表，t l 为被测点温度， t2 为热电偶接线盒环境温度， t3 为仪表测量温度。 根据中间温度定律,可得下面关系式： E = EAB (tl) +E

10、AB (t2) +EAB (t3),跟据均质导体定律EAB(t2 )= 0 ,可得 E = EAB(tl)+EAB(t3)。也就是说，M 所测定之电位差是由tl、t3所决定，不受t2之影响。具体到电厂应用来说， 就是在DCS盘柜中加一补偿温度计， 测出盘柜中的环境温度t 3 ,再加上热电偶毫伏值对应温度t l , 就是被测点的准确温度了。17应用2：同样如图1 1所示，对于不使用补偿导线的热电偶回路。A 与 B为热电偶，C 与 D 为普通的铜芯信号电缆导线，M 为数字电压表，t l 为被测点温度，t2为热电偶接线盒环境温度，t3 为仪表测量温度。显然E = EAB(tl) +EAB (t2)

11、+EAB (t3)关系式中 EAB (t2)不等于 0 ,而 EAB (t3)=0,可得 E = EAB(tl) +EAB (t2)o因此，M 所测定之电位差是由tl、t2所决定，要准确测量被测点t l , 就必须在热电偶接线盒加装补偿温度计，测出t2。3) 中间导体定律：在热电偶回路中接入中间导体( 第三导体) ，只要中间导体两端温度相同，中间导体的引入对热电偶回路总电势没有影响，这就是中间导体定律。应用1：依据中间导体定律，在热电偶实际测温应用中，常采用热端焊接、冷端开路的形式，冷端经连接导线与显示仪表连接构成测温系统。有人担心用铜导线连接热电偶冷端到仪表读取mV值，在导线与热电偶连接处产

12、生的接触电势会使测量产生附加误差。根据此定律，是没有这个误差的。应 用 2：有人担心在温度计接线盒和就地集中转接接线盒中，连接温度计和补偿电缆的端子排为铜质，会不会影响测量？根据此定律，是不会影响测量的。1 . 2 热电偶分度号及补偿导线我国从1988年 1 月 1 日起，热电偶和热电阻全部按IEC国际标准生产,18并指定S、B、E、K、R、J、T七种标准化热电偶为我国统一设计型热电偶。不同分度号的热电偶，其构成材料不同，热点效应特性也不同，也就是说,同一个被测点温度，不同分度号热电偶的热电势E也不同。因此热电偶与其配套的测量表计或DCS设置的分度号一定要一致。否则， 读取的温度显示值就是错误

13、的。一般来说，热电偶的热电势E与温度t之间没有固定的函数对应关系，只能通过查“ 分度表”来确定某一热电势E对应的温度t。补偿导线是在一定温度范围内（ 包括常温）具有与所匹配热电偶热电动势相同标称值的一对带有绝缘层的导线，用他们连接热电偶与测量装置，以补偿它们与热电偶连接处的温度变化所产生的误差。因此，在工程安装过程中，如果连接热电偶的补偿导线型号用错，就会使补偿温度出现偏差，测量得到的温度值，就会出现较大的误差。表1 - 1列出了热电偶分度号与补偿导线型号的对应关系:配用热电偶补偿导线型号名称分度号伯 铭30一伯钝6B伯 铭10柏SSC的 错13柏RRC银铭一银硅KKCA/KCB/KX19表

14、1 1银铭硅一模硅NNC/NX银辂一铜银EEX铁一铜银JJX铜一康铜TTX伯铭10- 柏热电偶（ S 型热电偶） 为贵金属热电偶。 偶丝直径规定为0.5mm,允许偏差-0.015mm,其正极（ SP） 的名义化学成分为伯错合金， 其中含铭为10%,含伯为90% ,负 极 （ SN）为纯伯，故俗称单柏铃热电偶。该热电偶长期最高使用温度为1300, 短期最高使用温度为1600。S 型热电偶在热电偶系列中具有准确度最高， 稳定性最好， 测温温区宽,使用寿命长等优点。它的物理，化学性能良好，热电势稳定性及在高温下抗氧化性能好， 适用于氧化性和惰性气氛中。 由于S 型热电偶具有优良的综合性能,符合国际使

15、用温标的s 型热电偶，长期以来曾作为国际温标的内插仪器，“ITS-90”虽规定今后不再作为国际温标的内查仪器，但国际温度咨询委员会（ CCT）认为S 型热电偶仍可用于近似实现国际温标。S 型热电偶不足之处是热电势，热电势率较小，灵敏读低，高温下机械强度下降，对污染非常敏感，贵金属材料昂贵，因而一次性投资较大。（ R 型热电偶）伯铭13- 伯热电偶销 铭 13- 伯热电偶（ R 型热电偶）为贵金属热电偶。偶丝直径规定为0.5m m ,允许偏差-0.015mm,其正极（ RP）的名义化学成分为伯铝合金，其中含错为13% ,含伯为87% ,负 极 （ RN）为纯的，长期最高使用温度为1300,20短

16、期最高使用温度为1600C。R 型热电偶在热电偶系列中具有准确度最高， 稳定性最好， 测温温区宽,使用寿命长等优点。其物理，化学性能良好，热电势稳定性及在高温下抗氧化性能好，适用于氧化性和惰性气氛中。由于R 型热电偶的综合性能与S 型热电偶相当，在我国一直难于推广，除在进口设备上的测温有所应用外，国内测温很少采用。1967年至1971年间，英国N P L ,美国NBS和加拿大NRC三大研究机构进行了一项合作研究，其结果表明，R 型热电偶的稳定性和复现性比S型热电偶均好，我国目前尚未开展这方面的研究。R 型热电偶不足之处是热电势，热电势率较小，灵敏读低，高温下机械强度下降，对污染非常敏感，贵金属

17、材料昂贵，因而一次性投资较大。（ B 型热电偶）伯铭30-伯铭6 热电偶.伯铭30-伯钱6 热电偶（ B 型热电偶）为贵金属热电偶。偶丝直径规定为 0.5mm,允许偏差-0.015mm,其正极（ BP）的名义化学成分为柏错合金，其中含铝为30% ,含伯为70% ,负 极 （ BN）为伯铭合金，含钝为量6 % ,故俗称双伯钱热电偶。该热电偶长期最高使用温度为1600, 短期最高使用温度为1800oB 型热电偶在热电偶系列中具有准确度最高， 稳定性最好， 测温温区宽,使用寿命长，测温上限高等优点。适用于氧化性和惰性气氛中，也可短期用于真空中，但不适用于还原性气氛或含有金属或非金属蒸气气氛中。B 型

18、热电偶一个明显的优点是不需用补偿导线进行补偿， 因为在050范围内热电势小于3四 。B 型热电偶不足之处是热电势， 热电势率较小，灵敏读低，高温下机械21强度下降，对污染非常敏感，贵金属材料昂贵，因而一次性投资较大。（ K 型热电偶）银铭- 模硅热电偶银铭- 模硅热电偶（ K 型热电偶）是目前用量最大的廉金属热电偶，其用量为其他热电偶的总和。其使用温度为-2001300。K 型热电偶具有线性度好，热电动势较大，灵敏度高， 稳定性和均匀性较好，抗氧化性能强，价格便宜等优点，能用于氧化性惰性气氛中。广泛为用户所采用。K 型热电偶不能直接在高温下用于硫，还原性或还原，氧化交替的气氛中和真空中，也不推

19、荐用于弱氧化气氛中。（ N 型热电偶）银铭硅- 银硅热电偶银铭硅- 银硅热电偶（ N 型热电偶）为廉金属热电偶，是一种最新国际标准化的热电偶， 是在70年代初由澳大利亚国防部实验室研制成功的它克服了K 型热电偶的两个重要缺点：K 型热电偶在300 500间由于银铭合金的晶格短程有序而引起的热电动势不稳定；在 800左右由于银铭合金发生择优氧化引起的热电动势不稳定。其使用温度为-200 1300。N 型热电偶具有线性度好，热电动势较大，灵敏度较高， 稳定性和均匀性较好、抗氧化性能强，价格便宜，不受短程有序化影响等优点， 其综合性能优于 K 型热电偶， 是一种很有发展前途的热电偶. N 型热电偶不

20、能直接在高温下用于硫，还原性或还原，氧化交替的气氛中和真空中，也不推荐用于弱氧化气氛中。（ E 型热电偶）银铭- 铜银热电偶银信- 铜银热电偶（ E 型热电偶）又称银铭- 康铜热电偶，也是一种廉金属的热电偶，化学成分为：55%的铜，45%的镇以及少量的镒，钻，铁等元素。22该热电偶的使用温度为-200 900。E 型热电偶热电动势之大，灵敏度之高属所有热电偶之最， 宜制成热电堆，测量微小的温度变化。对于高湿度气氛的腐蚀不甚灵敏，宜用于湿度较高的环境。E 热电偶还具有稳定性好，抗氧化性能优于铜- 康铜，铁- 康铜热电偶，价格便宜等优点，能用于氧化性和惰性气氛中，广泛为用户采用。E 型热电偶不能直

21、接在高温下用于硫， 还原性气氛中， 热电势均匀性较差。（ J 型热电偶）铁- 铜银热电偶铁- 铜银热电偶（ J 型热电偶）又称铁- 康铜热电偶，也是一种价格低廉的廉金属的热电偶。它的正极（ JP）的名义化学成分为纯铁，负 极 （ JN）为铜银合金，常被含糊地称之为康铜，其名义化学成分为：55%的铜和45%的镇以及少量却十分重要的镒，钻，铁等元素，尽管它叫康铜，但不同于银铭- 康铜和铜- 康铜的康铜，故不能用EN和 TN来替换。铁- 康铜热电偶的覆盖测量温区为-200 1200C ,但通常使用的温度范围为0 750J 型热电偶具有线性度好，热电动势较大，灵敏度较高，稳定性和均匀性较好,价格便宜等

22、优点， 广为用户所采用。J 型热电偶可用于真空，氧化，还原和惰性气氛中，但正极铁在高温下氧化较快，故使用温度受到限制，也不能直接无保护地在高温下用于硫化气氛中。（ T 型热电偶）铜- 铜银热电偶铜- 铜银热电偶（ T 型热电偶）又称铜- 康铜热电偶，也是一种最佳的测量低温的廉金属的热电偶。它的正极（ TP）是纯铜，负 极 （ TN）为铜银合金，23常之为康铜，它与镶铭- 康铜的康铜E N 通用，与铁- 康铜的康铜JN 不能通用，尽管它们都叫康铜，铜- 铜银热电偶的盖测量温区为-200 350C。T 型热电偶具有线性度好，热电动势较大，灵敏度较高，稳定性和均匀性较好，价格便宜等优点, 特别在-2

23、00 0 C 温区内使用，稳定性更好，年稳定性可小于3pV,经低温检定可作为二等标准进行低温量值传递。T 型热电偶的正极铜在高温下抗氧化性能差， 故使用温度上限受到限制。1 . 3 调试过程中热电偶常见故障及其处理方法（ 表 12）故障描述故障分析处理方法显示坏点D C S 画面未做好或卡件故障检查画面与逻辑；检查卡件是否送电；通讯是否良好；通道是否烧坏接线松动检查接线端子是否压紧补偿导线开路或接地检查热电偶接线盒是否进水；检电缆查是否有对接头；查电缆是否被外力损坏，或离热源较近被烫坏温度计开路或接地就地测量温度计是否开路或接地，若损坏，修复或更换温度显示偏低D C S 未加温度补偿检 查 D

24、 C S 显示值是否是加温度补偿后的温度D C S 分度号设置错误检 查 D C S 分度号设置是否与就地热电偶一致24补偿电缆型号用错检查补偿电缆型号是否与热电偶分度号对应补偿电缆短路或接地检电缆查是否有对接头；查电缆是否被外力损坏，或离热源较近被烫坏补偿电缆正负接反分别检查D C S 端子排、中间接线盒、温度计接线盒中是否正负芯线接反热电偶未插入到底检查热电偶底部是否与套管底部紧密接触；温度计是否与被测物体表面紧密接触，或是否插入至被测液体液面以下热电偶接线盒进水清理积水并烘干温度显示偏高D C S 分度号设置错误检 查 D C S 分度号设置是否与就地热电偶一致补偿电缆正负接反分别检查D

25、 C S 端子排、中间接线盒、温度计接线盒中是否正负芯线接反温度显示跳变接线松动检查接线端子是否压紧D C S 盘柜或卡件接地未做好检 查 D C S 盘柜和卡件接地电阻是否小于规定值补偿电缆屏蔽层接地未做好检查补偿电缆屏蔽层是否为单端接地，接地电阻是否符合要求25表 12有大功率电磁或无线电干扰源检查热电偶元件、 DCS盘柜附近是否有干扰源；检查补偿电缆是否与电气大功率动力电缆并列2、 热电阻2 .1 热电阻的测量原理热电阻是电阻值随温度变化的测温元件，其电阻值随温度上升而增大。热电阻的受热部分（ 感温元件） 用细金属丝均匀地双绕在绝缘材料制成的骨架上。我们工程中常用的热电阻分度号为Pt 1

26、00 （ 伯电阻温度计）和 Cu50 （ 铜电阻温度计） 。PtlOO热电阻在0 C 时的公称电阻值为100。，通过测量其阻值就可以得出被测点温度，但其阻值的上升与温度上升值没有固定的函数关系，只能查分度表来得出。有人会问，为什么在工程中热电阻一般用三线制接法，而不用更经济的二线制？这是因为测量热电阻的电路一般是不平衡电桥。热电阻作为电桥的一个桥臂电阻，其连接导线（ 从热电阻到电子间）也成为桥臂电阻的一部分，这一部分电阻是未知的且随环境温度变化，造成测量误差（ 一般低温时阻值差1。显示值会差2. 5左右） 。采用三线制，将导线一根接到电桥的电源端，其余两根分别接到热电阻所在的桥臂及与其相邻的桥

27、臂上，这样消除了导线线路电阻26带来的测量误差。由此可见，热电阻和热电偶最大的区别在于：热电阻的示值只取决于被测点的温度，而跟环境温度没有关系；而热电偶测的实际上是被测点相对于参考端环境的一个相对温度，要准确显示被测点温度就必须加上参考端环境温度补偿。热电阻在电厂中一般用于200C以内的低温介质测量，如：轴承、马达线圈、循环水、冷却水、凝结水等。高温介质一般用热电偶进行测量。2 .2调试过程中热电阻常见故障及其处理方法（ 表21）接触；温度计是否与被测物体表面紧密故障描述故障分析处理方法显示坏点D CS画面未做好或卡件故障检查画面与逻辑；检查卡件是否送电；通讯是否良好；通道是否烧坏接线松动检查

28、接线端子是否压紧电缆开路、 短路或接地检查热电阻接线盒是否进水；检电缆查是否有对接头；查电缆是否被外力损坏，或离热源较近被烫坏温度计开路或接地就地温度计是否开路或接地，若损坏，修复或更换温 度 显 示偏低热电阻未插入到底检查热电阻底部是否与套管底部紧密27表 21接触，或是否插入至被测液体液面以下热电阻接线盒进水清理积水并烘干温 度 显 示偏高接线松动检查接线端子是否压紧热电阻到电子间连接导线的线阻未补偿重新对线，检查三芯线阻值是否都正确温度显示跳变接线松动检查接线端子是否压紧D C S 盘柜或卡件接地未做好检 查 D C S 盘柜和卡件接地电阻是否小于规定值补偿电缆屏蔽层接地未做好检查补偿电

29、缆屏蔽层是否为单端接地，接地电阻是否符合要求有大功率电磁或无线电干扰源检查热电阻元件、 D C S 盘柜附近是否有干扰源；检查电缆是否与电气大功率动力电缆并列注意：表 12 和 表 21 只是列举了热电偶、热电阻元件和测量回路本身的常见故障，在实际应用过程中经常会出现因取样位置、取样方式等原因出现偏差；或者介质参数由于各种运行方式、主设备故障等原因偏离正常值，使测点显示看起来不准，但实际上显示可能是准确的。这就需要我们调试人员在熟悉安装规范和熟悉系统的基础上对其进行分析。283、 压力变送器3.1 取样： 要准确测量某一管道介质压力， 首要一点就是要保证取样点要符合设计和安装规范要求，否则，就

30、会影响测量的准确度或容易发生管路堵塞。例如：a. 相邻两测点之间的距离应大于被测管道外径，但不得小于200mm；b .当压力取源部件和测温元件在同一管段上邻近装设时， 按介质流量向压力在温度的上游， 也就是说压力前温度后；c .压力取源部件与管道上调节阀的距离：上游则应大于2 D ,下游应大于5D （ D 为工艺管道内径） ；d .测量气体压力时，测点在管道的上半部；测量液体压力时；测点在管道的下半部与管道的水平中心线成0-45度夹角的范围内；测量蒸汽压力时，测点在管道的上部，以及下半部与管道的水平中心线成0-45度夹角的范围内；e .测量较低压力时，应尽量减少液柱引起的附加误差；在炉墙和垂直

31、管道或烟道上，取压管应倾斜向上安装，与水平线所成夹角应大于30 ；在水平烟气、煤粉道上，取压管应在管道上方、宜顺流束成锐角安装；g .锅炉一次风管或二次风管的压力测点至燃烧器的管道阻力应相等。3.2 清零：变送器经过运输、安装过程碰撞，以及受现场温度等环境影响，零点容易产生漂移，对于精度要求较高的测点，为满足测量误差要求，必须将29变送器对空清零。3.3 量程设置: 压力变送器的量程一定要与DCS保持一致， 这样才能在DCS画面正确示值。 量程设置要保证被测介质的额定压力为变送器量程的2/3左右,一般变送器量程根据设计院的设备清册或建设单位下发的定值清册设置，有经验的调试人员应根据系统运行参数

32、对清册中量程进行审核，发现有错误，可直接与调试单位协商，同时修改变送器和DCS量程设置，且必须要保持修改后的变送器与DCS量程保持一致。3.4 量程迁移：如果压力变送器安装位置在取样点下方，存在高度差，而取样管路中液柱的静压对测量影响较大，则需要对变送器量程进行迁移。例如：大机轴封蒸汽母管额定压力为50kPa,母管压力取样点标高为10m,变送器标高为7 m ,变送器设计量程为0 lOOkPa。因取样管路中存在3m水柱（ 30kPa）的静压，所以当变送器显示母管压力达到额定的50kPa时，实际母管压力只有20kPao因此, 要得到正确的测量值, 就必须将量程迁移为30 130kPa。3.5 投用

33、： 压力变送器第一次投用时必须进行仪表管路冲洗， 汽水压力变送器冲洗时压力不要超过0.49MPao冲洗时要注意操作方法：首先关闭二次门（ 差压变送器要先打开平衡门） ,打开排污门， 然后缓慢开启一次门， 观察排出的水清澈无杂质时关死排污门（ 管道介质为蒸汽的， 不要长时间用蒸汽吹扫管路） ， 最后打开二次门（ 关闭平衡门）投用。30注 意 ：一次门不要全开，一般全开后再关回一圈左右；高温高压管道压力测点第一次投用时要对一次门盘根进行热紧。4、 流量测量元件和变送器节流式流量计是工业上最为广泛使用的一类流量测量仪表。工作原理：在管道中放置一节流元件，流体流经节流元件时发生节流，在节 流 元 件

34、的 前 后 两 侧 产 生 压 力 差 （ 差 压 ） 。当流体、工况、管道、节流件、差压取出方式一定时，管道流量与差压有确定的关系。因此可通过测量差压来测量流 量 。节流式流量计也称为变压降式流量计。标准节流装置的设计计算：要严格遵循标准节流装置设计、安装和使用的“ 国家标准” 或“ 国际标准” 。按“ 标准” 进 行 设 计 、安 装 、使用的标准节流装置，其流量与差压的关系按理论公式标定，并有统一的基本误差、计算方法，一般不需要进行实验标定或比对。4 .1 标准节流装置4.1.1 标准节流装置由三部分组成：节 流 件 （ 如 图41 ,分别为标准孔板、标准喷嘴、长径喷嘴示例图） 、取压装

35、置、测量直管段。31上，泼动方向p入口边G开孔UK后长反，出口修面制篇：.，T 出口劲*H开扎!1篇再出口边1,0.304”0.3dvsJAFooo.op一傥入口房为。图41标准孔板、标准喷嘴、长径喷嘴示例图4.1.2适用的流体条件标准节流装置适用于测量圆形截面管道中的单相、均质流体，即是可压缩的 （ 气体）或认为不可压缩的（ 液体）牛顿流体。同时，要求流体充满管道；流体流动是稳定的或随时间缓变的；流动不可以是脉动流和旋转流，流束与管道轴线平行；流体流经节流件前流动应达到充分紊流，在节流件前后一定距离内不发生相变或析出杂质；流速小于音速。我们在调试过程中，特别是机组刚开始启动、参数较低时，经常

36、会遇到流量显示不准的情况，如果检查确认节流装置安装正确、流量变送器设置正确、32投用正确、DCS补偿计算正确，那基本就可以判断是因为流体未充满管道、存在脉动流和旋转流，这是正常的。随着流体参数逐渐接近额定参数，流量示值会接近真实值。4.1.3适用的管道条件标准节流装置组成部分中的测量直管段（ 前10D后5D, 一般由仪表厂提供）是直管段L （ 最小直管段）的一部分。对于测量直管段，要求其内表面必须是光滑的，L的其余部分内表面可以是粗糙的。测量段管道应被流体充满。节流件及取压装置安装在两圆形直管之间。在所要求的整个直管段长度上，管道截面应该是圆形的，没有特殊要求，只是在邻近节流装置附近对管道的圆

37、度有特殊要求, 这在“ 标准” 中有详细规定。对于管道的粗糙度、节流件上游10D、下 游5D （ 测量直管段） ，要求满足给出的相对粗糙度上限值，L的其余部分和L以外的管道可以是粗糙的。4.2调试流量变送器前，调试人员应特别注意检查：1）风量、风粉混合物流量，变送器必需安装在取样点上方，取样管路应倾斜向上安装，不允许管路下行，否则管路容易堵塞。2）汽水流量，变送器必须安装在取样点下方，取样管路应倾斜向下安装，不允许管路向上翻，否则管路中积存的气泡不易排出，影响测量。3）核实测量管路的正负压侧是否连接正确，发现接反，应及时修改量程或通知安装人员改正。334.3 量程设置： 测流量用差压变送器的量

38、程要严格按照节流件流量计算书设置。流量不是与差压值呈线性关系，而是与差压值的平方根呈线性关系。一般由变送器输出线性的差压信号，在 DCS逻辑中进行开方，以及加入压力、温度修正来计算流量。4.4 投用： 流量变送器投用时、排污冲洗完成后还必须从差压变送器放气孔放气，以免测量管路中积存气泡，产生测量误差。5、 液位差压变送器液位差压变送器的安装要求与汽水流量变送器基本一致，需要特别注意的是：液位变送器安装高度必须在“ 零水位”以下，否则就会产生测量盲区。从调试角度来看，可以将液位测量分为无压容器测量和有压容器测量：5.1 无压容器就是指顶端敞口或有溢流管， 容器内压力基本与大气压一致的液体储存容器

39、（ 例如：凝结水补水箱、化水的除盐水箱等） 。这种容器的液位测量比较简单，我们知道：p=pg Hg 为常数9 .8 ,如果已知容器内液体的密度p , 那么只要在容器底部装一台压力变送器（ 若是差压变送器，则正压侧接取样管，负压侧对空）测出液体的压 强 p 就可以通过此公式计算出容器内液体的高度Ho5.2 有压容器（ 如凝汽器热井、除氧器、高低加、汽包）等水位测量则要复杂的多。341 )下面以测量汽包液位的单室平衡容器为例，介绍有压容器液位测原理。如图5-1图5-1差压变送器的正压头由平衡容器的恒定水柱维持不变( 汽包内的蒸汽经一次门注入平衡容器凝结成水，多余的水利用溢流原理流回汽包) ，负压头

40、则随汽包水位变化而变化。变送器测得差压值也随着汽包水位的变化而变化。此时，差压值可按以下公式计算：P=PI g H -p2 g Ho + p3 g (H-Ho)=(pig p3g)H - (p2g-p3g)Ho ( 式 5-1)式3 1中Ap汽包水位的差压，PaH -汽包水位的最大测量范围，mmHo一一以最低水位为基准的汽包水位高度，mm35Pi.P2,p3-分别为平衡容器内水、 汽包内饱和水、 饱和蒸汽的密度， kg/m3g - 标准重力加速度，9.8m/s2单室平衡容器的结构简单，但测量误差较大。当偏离额定运行参数时，由于容器压力的变化，P2、 P3会发生变化。此时，即使水位不变，其差压也

41、会发生变化。此外，由于汽包内的饱和水和平衡容器内的凝结水温度不同， 密度也不同，造成示值误差。为减少此误差，通常是使平衡容器的安装标高( 正、负压管的垂直距离) 与显示全量程一致，并在水位修正时，按运行额定参数和环境温度考虑密度影响的修正值。2 ) 单室平衡容器的压力修正水位测量系统参照图5 1 , 将 式 51 改写为汽包水位的表达式：Ho=(pi-P3)g H -A p / (p2 -p3) g从以上表达式可知，如果将差压信号( 一Ap)与反应密度变化的信号( PLP3 )g H 相加，再除以密度变化信号(P2 -P3)g，则测量系统的输出为Ho。常用的汽包液位测量压力自动修正方框图见图5

42、 - 2：36图5 - 2图中G （ p ） 和 f 2 （ p ） 为函数转换器, 其输出量分别为（ P . P 3 ） g H和（ P 2 - p3） g ，二者能自动地跟随汽包压力变化而变化，达到修正目的。由于采用单室平衡容器，p i 仍随环境温度而变化，为一变值，因此，测量上仍有一定的误差。现在新建电厂项目中，对于凝汽器、除氧器、高低加等压力较低的容器液位测量，已普遍采用导波雷达液位变送器。相比较于传统的差压变送器液位测量来说，导波雷达液位变送器具有安装、投用简单，维护工作量小的特点，已成为一种发展趋势。6 、 逻辑开关6 . 1 逻辑开关的种类37常用的逻辑开关主要有: 压力开关、差

43、压开关、温度开关、液位开关等。主要使用的校验器具：U 型管、压力校验台、油槽等6.2压力开关、差压开关校验及调试应注意的事项6.2.1 校验：（ 1）校验过程中，标准压力模块及开关严禁超量程打压，以免损坏设备。（ 2）开关有动作值、回程值两个特性，选取其中一个为定值时应注意：就是我们常说的大于等于的定值取动作值，小于等于的定值取回程值（ 负压开关相反） ；高报接线：C 、N O ,低报接线：C、 NC （ 负压开关相反） 。动作值：开关从常压下打压至微动开关触点状态发生变化时的压力值；回程值：动作值的逆过程。动作值、回程值（ 特别是真空开关）容易混淆，下面举例说明，希望能解决这个问题：a .定

44、值21 MPa的开关， 开关从常压下至开关的状态变化为动作值1 MPa,降压后，开关的回程值为0.9MPa （ 2 取动作值，接线：C、 NO）；b . 定值W 1MPa的开关，开关从常压下至开关的行程变化为动作值1.2MPa,降压后，开关的回程值为1MPa （ W取回程值，接线：C、 NC）；c .真空泵入口真空度低联启备用泵开关，定值为2 -90KPa或210KPa（ a）【 式 中（a）表示绝对压力，绝对压力= 相对压力+大气压力】 ，开关从常压下至开关的状态变化为动作值-93KPa或 7KPa （ a） , 升压后，开关的回程38值为一90KPa或10KPa （ a）。（ 2取回程值，

45、接线：C、N C ,常压下闭合） ;d .真空泵入口真空度高联停备用泵开关， 定 值-95KPas5KPa（ a）的开关，开关从常压下至开关的状态变化为动作值为一95KPa或5KPa （ a） ,升压后，开关的回程值为一92KPa或8KPa （ a）。（ W取动作值，接线：C ,N O ,常压下断开） ；e .炉膛负压的定值一般有：炉 膛 压力高高（23KPa）、炉 膛 压 力 高（21.5KPa） 炉膛压力低（W-1.5Kpa）、炉膛压力低低（ W-3KPa）。由于开关一般采用的都是差压开关，很少用绝对压力表示定值，高报开关正压侧接取样管，低报开关负压侧接取样管，这样接线就应该全接C、NO

46、（ 常压下断开） 。f .若实在搞不清该接常开还是常闭，还有一个办法：将压力开关测量端对大气，若常压下压力开关应该报警，则不管标的是NO还 是N C ,就接已经闭合的接点（ 如：真空低报警，常压下应该都是报警的，则接闭合接点） ；若常压下压力开关不应该报警，则不管标的是NO还 是N C ,就接断开的接点（ 如：炉膛压力高、低报警，常压下应该都是不报警的，则接断开接点） 。g .还有一种情况就是我们常说的“ 反逻辑” ，即开关断开时报警，闭合为正常。因此，接线时应注意“ 常开、常闭”的选择与正常开关相反。总之，在调试工作中，必须多思考，根据实际工况来确定取动作值还是回程值，接C、NC还 是C、N

47、Oo（ 3）记录好开关的动作值与回程值，并分析开关回程值是否能满足现场的39要求，若不能满足要求，则应立即通知业主更换设备。如：真空低报警开关定值是一90KPa时，动作值是一98KPa,而实际运行时真空不会小于一98KPa,所以这个开关会一直不会动作，报警无法复位，不能满足现场的要求。(4 )校验完成的开关接线位置要做好标识。并贴好标签及做好外观标识。(5 )严格按照定值表校验，如开关定值有问题或需要迁移定值时，须有业主书面文件。6.2.2查线及调试应特别注意：有时设计的开关不进DCS控制，而是直接进就地控制箱联锁等，要注意不要遗漏，如：油压低联锁大、小机直流油泵的开关；火检冷却风压力低自动联

48、锁备用风机的开关；主汽压力高联锁PCV的开关；磨、风机油站油压低自动联启备用油泵的开关等等。7、 阀门执行器电厂用阀门执行器品牌繁多，见过的不下几十种，要想牢记每种型号阀门的具体接线方式和调试步骤基本上是不可能的，因此，我们平时应多注意阀门说明书等资料的收集。每一种型号的阀门接线、调试前必须找到厂家说明书，严格按照说明书要求接线、调试。407 .1 典型电动门控制原理图及回路分析图 （ 71）为典型电动门控制原理图7.1.1 正向运动：合上空气开关QF接通三相电源按下正向启动按钮SB3, KM1通电吸合并自锁，主触头闭合接通电动机，电动机这时的相序是LI、L2、L 3 ,即正向运行。如果运动到

49、了极限位置，将碰到限位开关SQ1, SQ1的常闭断开， KM1失电不再吸合， 主触点断开电动机停止。7.1.2 反向运动:41合上空气开关Q F接通三相电源按下反向启动按钮SB2, KM2通电吸合并通过辅助触点自锁，常开主触头闭合换接了电动机三相的电源相序，这时电动机的相序是L3、L2、L 1 ,即反向运行。 如果运动到了极限位置， 将碰到限位开关SQ2, SQ2的常闭断开，KM2失电不再吸合，主触点断开电动机停止。7.1.3互锁环节（ 具有禁止功能在线路中起安全保护作用） ：a .接触器互锁：KM1线圈回路串入KM 2的常闭辅助触点，KM2线圈回路串入K M 1的常闭触点。当正转接触器KM

50、1线圈通电动作后，K M 1的辅助常闭触点断开了 KM2线圈回路， 若使KM1得电吸合，必须先使KM 2断电释放,其辅助常闭触头复位，这就防止了 KM1、K M 2同时吸合造成相间短路，这一线路环节称为互锁环节。b .按钮互锁： 在电路中采用了控制按钮操作的正反传控制电路， 按钮SB2、SB 3都具有一对常开触点，一对常闭触点，这两个触点分别与KM1、KM 2线圈回路连接。例如按钮SB 2的常开触点与接触器KM 2线圈串联，而常闭触点与接触器KM1线圈回路串联。按钮SB3的常开触点与接触器KM1线圈串联，而常闭触点压KM2线圈回路串联。 这样当按下SB2时只能有接触器KM 2的线圈可以通电而K

51、 M 1断电，按下SB 3时只能有接触器K M 1的线圈可以通电而KM 2断电，如果同时按下SB2和SB3则两只接触器线圈都不能通电。这样就起到了互锁的作用。427.1.4 停止：a .正常停止，按下按钮SB1, SB1的常闭接点断开，控制回路失电接触器不再吸合，电动机停止运行。b .紧急停止，紧急停止是设备在运动过程中，运动到了位置极限碰到限位开 关SQ1 （ SQ2）所造成的停止，这是只要启动反方向控制，即可使设备重新运行。7.1.5 马达过电流保护：将热敏保护继电器串联在马达动力回路中，当马达电流超过设定值后，继电器动作， 其串联在控制叵1路中的常闭触点FR断开， 同时就断开了接触器KM

52、1或KM2的电源，马达断电。7.1.6 过力矩保护：一般电动执行其中都配置开、关力矩保护开关（ 图中未标示） ，并将开、关力矩常闭触点分别串联在马达正、反转控制回路中，当阀门运动过程中过紧或卡涩，超过设定力矩值时，力矩开关常闭点断开，同时就断开了接触器KM1或KM2的电源，马达断电，停止运行。7 .2阀门执行器调试时应注意以下事项：1）接线：根据施工图纸、说明书、技术交底逐一对线、接线，确保接线正确、牢固。接线必须套打印的号头管。号头打印应统一格式、内容。例如，以下是河源项目号头打印规定:43开关门接线号头打印规定：反馈开：FK+、F K -,反馈关：FG+、F G -,故障：G+、G -,远

53、控方式：YK+、Y K -,指令开：ZK+、Z K -,指令关：ZG+、Z G -,电源：U、V、W、N o调节门接线号头打印规定：指令：z+、Z - ,反馈：F+、F - ,电源：U、V、W、N o2）阀门检查： 检查阀门执行器外观有无运输、 安装过程中造成的碰撞痕迹、裂纹等损伤，若有损坏必须立即上报。转动手轮，观查其传动装置有无卡涩、行程开关，力矩开关是否动作良好。对于角行程的阀门执行器，要检查其底座是否固定牢固，安装位置是否受锅炉本体、风烟道膨胀影响；要对阀门与执行器连杆角度、长度进行二次调整,使执行器作用于阀门的力矩最大化，并消除行程死区。3）送电、送气：电动门调试送电前必须用摇表或万

54、用表逐一测试马达三相线圈电阻、绝缘并记录， 测试合格后方可送电。送电时就地阀门必须有人监护,并与配电箱侧送电人员保持通讯畅通。送电后测量相间电压是否正确，是否缺相。气动门送气前必须进行压缩空气管路吹扫、并检查管路的严密性；气源压力严格按照阀门铭牌规定调整，严禁超压，以免损坏执行器气缸。4）电机转向试验：先用手轮将阀门摇至中间位置，再点动阀门，观察阀门动作方向是否正确。如转向相反，将三相电源中的任意两相对调即可。445）力矩开关调整：力矩开关一般出厂时厂家已调好，若阀门过紧，力矩开关频繁动作，应视实际情况逐渐调大力矩，但力矩值一般不要超过额定力矩的80% ,以免损坏阀门。一般开方向力矩要比关方向

55、力矩大些。6）限位开关调整：在阀门快要运行到开、关限位时必须停止电动操作，一定要用手轮操作将阀门开关到位，防止阀门顶坏。关限位的预留圈数要视管道内介质参数而定， 一般低温、 低压管道和风道阀门离开关到位过力矩区域即可,要尽可能少地预留，以免阀门内漏严重；高温高压管道要视情况预留一圈至二圈，以免阀门受热膨胀后造成阀门过力矩操作不动或卡死。开限位可多预留几圈，不会影响管道内介质流量。7）位置指示机构的调整：在调整好力矩、行程的基础上调整就地位置指示机构和远传反馈信号一致。8）远控功能调试：阀门就地各项功能调试完成后必须要进行远控试验，从阀门接线端子排或从控制柜端子排短接开、关 （ 停 ）指令，阀

56、门 开 关 （ 停）动作应良好，并用万用表测量阀门输出的远传开、关、远控/ 就地、故障、阀位等信号正确，否则应继续进行相关设置、调整，直至远控动作、反馈完全正确为止。反复开关阀门两次，记录下开关的时间，填好相应的表格于当天交技术员处，以便及时更新阀门清单。调节门就地用信号发生器加信号试验，用万用表测量反馈（ 有条件的也可直接从DCS操作试验） ，一般指令、反馈偏差不超过2%。459）智能阀门调试： 智能阀门的调试应严格按照说明书规定的调试步骤执行,力矩、限位按以上规定调整，就地功能调试完成后必须按上述要求进行远控功能试验。10）设备缺陷汇报、消除：因设备或安装原因造成阀门不能正常操作或达不到验

57、收要求，必须及时汇报。汇报必须详尽、准确，包括：阀门名称、阀门厂家/ 型号、 故障描述等，以便及时联系机务或厂家处理。 设备厂家来现场服务,必须确保所有问题处理完毕，并配合完成阀门验收后，方可同意厂家离开。11）停送电、消缺：阀门单体调试完成后，原则上由单体调试人员负责配合调试所远控验收及以后试运过程中的停送电、消缺工作。阀门停送电严格执行停送电单制度，停送电单必须留底，以备查证。阀门验收后，我方不再操作阀门， 试运过程中阀门消缺必须得到试运指挥同意或办理完工作票后方可进行。7. 3阀门结构种类：a、角行程：。至90度直角行程，用于控制球阀和蝶阀之类的角行程阀门。46b、 直行程： 直行程也就

58、是上下行程， 用于控制闸阀和截止阀等直行程阀门。C、调节型和开关型在角行程和直行程的执行器中都有，也就是说不管直行程的执行器还角行程的执行器、不是开关型的就调节型的，开关型的就是从一个点到另一个点中间不停顿，比如角行程就是从0 度到90度，要么从90度到0 度，状态就是要么是开、要么就是关。而调节型的就是在0 度和90度中间的任意角度都可以停，这样就可以调流量和压力。电动阀可以控制流量大小，不过必需是调节型的执行器、再有就是有的阀体不适合做调节用，比如闸阀。d、再有就是电动阀里面还包含电磁阀，不过电磁阀用的是电磁线圈。47三、DCS概括地说，大型机组的自动化功能大致包含以下内容：(1) DAS

59、 (Date Acquisition System)数据采集系统， 是指采用数字计算机系统对工艺系统和设备的运行参数、 状态进行检测， 对检测结果进行处理、 记录、 显示和报警， 对机组的运行情况进行计算和分析， 并提出运行指导的监视系统。其主要功能有：CRT显示包括实现对运行的参数、 图表曲线、 报警及操作等显示。打印整理：包括阶段性记录、事故复查记录、事故顺序记录、跳机记录等。历史数据的贮存和检索。机组的性能计算。系统自检功能。(2)、 MCS (Modulation Control System)模拟量控制系统， 是指系统的控制作用被控变量通过反馈通路引向控制系统输入端所形成的控制系统，

60、 也称闭环控制或回路控制， 其输出量为输入量的连续函数。它常包含参数自动调节及偏差报警等功能。 火力发电厂模拟量控制系统是锅炉、 汽轮机及其辅助设备运行参数自动控制系统的总称。MCS功能主要有：协调控制CCS 燃油压力控制磨煤机一次风量、一次风压控制 磨煤机旁路风量控制磨煤机出口风温控制 磨煤机密封风压力控制送风机及二次风量控制 炉膛压力控制48汽包水位控制 主汽汽温控制再热汽温控制 凝汽器水位控制除氧器压力及水位控制 低压轴封温度控制汽泵密封水压力控制 电汽泵最小流量阀控制等系统具有自我检测、联琐保护功能。( 3 ) C C S ( C o o r d i n a t e d C o n t

61、 r o l S y s t e m ) 协调控制系统，是指将锅炉-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与汽轮机组在自动状态下工作，给锅炉、汽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，它直接作用的执行级是锅炉燃料控制系统和汽机控制系统。炉跟机为基础的协调控制系统采用的是以锅炉控制压力，汽机控制负荷的运行方式，为了提高锅炉的响应性，稳定控制锅炉主汽压力，保证汽机对负荷的响应性。机跟炉为基础的协调控制系统采用的是汽机控压力，锅炉控负荷的运行方式，这种控制方式由于充分利用了汽机调门动作对压力响应快的特点，因此能很好的控制机组压力，但由于锅

62、炉的燃烧特性比较慢，因此机组对负荷的响应比较慢，在系统的设计上为提高锅炉的响应性，将机组指令信号以前馈和反馈的形式作用到锅炉控制，以加大前馈量的方式提高锅炉对负荷的响应性。( 4 ) 、S C S ( S e q u e n c e C o n t r o l S y s t e m ) 顺序控制系统,是指对火电机组的辅机及辅助系统，按照运行规律规定的顺序( 输入信号条件顺序、动作顺序或时间顺序)实现启动或停止过程的自动控制系统。 炉侧顺序控制的范围包括:送风机、弓 I 风机、一次风机、空气预热器、炉膛吹灰系统等。机侧顺序控制系49统的范围包括：汽机润滑油系统、凝泵、高加、除氧器、低加、真空泵

63、、轴封系统、循环水系统、闭式水系统、汽泵、电泵、内冷水系统、密封油系统、胶球清洗系统等。例 如 ：凝泵顺控投用步骤步一: 条件: 无指令: “ 关凝泵出口电动阀步二: 条件: 凝泵出口电动阀已关指令: M开凝泵入口电动阀步三: 条件: 凝泵入口电动阀已开指令: “ 启凝泵步四: 条件: 凝泵己启凝泵出口压力不低指令: H 开凝泵出口电动阀完成: 条件: 凝泵出口电动阀已开SCS系统包括进入DCS系统的所有开关量控制的设备， 每个设备均可在DAS画面上实现手动操作， 发生联锁信号或保护信号时能根据功能设计进行联动。凝泵a.启动允许条件：1 凝泵电机绕组温度不高（ 定值？）502 凝泵电机上，下轴

64、承温度不高3 高背压凝汽水位？ ？ ？ （ 定值？）4 凝泵入口门已开5 密封水压力正常6 无凝结水母管压力, ？ ？7 凝泵再循环阀已开或另侧泵口启b.保护跳闸条件：1 凝泵3 相电机绕组温度高高（ 定值？）2 凝泵电机上，下轴承温度高高（ 定值？）3 凝泵密封水压力低4 凝泵入口门已关5 除氧器水位高高高6 凝结水流量? ?延时20s且再循环阀全（ ?）开7 高背压凝汽器水位? ?以上任一保护跳闸条件来，泵跳闸c .备用联动开关投入，另一泵跳闸联锁启备用联动开关投入，凝结水母管压力? ?联锁启51(5)、FSSS (Furnace Safeguard Supervisory System)

65、炉膛安全监控 系 统 ，指对锅炉点火和油枪进行程序自动控 制 ，防止锅炉炉膛由于燃烧熄火、过压等原因引起炉膛爆炸(外爆或内爆)而采取的监视和控制措施的自动系统。FSSS包括燃烧器控制系统(Burner Control Sys- tem,简 称BCS)和炉膛安全系统能在锅炉正常工作和启停等各种运行方式下， 连续地密切监视燃烧系统 的大量参数和状态，不断地进行逻辑判断和运算，必要时发出动作指令，通过各种顺序控制和连锁装置，使燃烧系统中的有关设备( 如磨煤机、给煤机、油枪、火检冷却风机等) 严格按照一定的逻辑顺序进行操作或处理未遂事故，以保证锅炉的安全。同时炉膛安全监控系统还具有燃烧管理功能，它通过

66、对锅炉的各层燃烧器进行投切控制，满足机组启停和增减负荷的需要，对锅炉的运行参数和状态进行连续监视，并自动完成各种操作和保护动作，如紧急切断燃料供应和紧急停炉，以 防 事 故 扩 大 .(FurnaceSafety System,简称 FSS) o(6)、AGC (Auto Generate Control)自 动 发 电 控 制 ，根据电网对各电厂负 荷 的 运 行 要 求 ， 对机组发电功率由电网调度进行自动控制的系统电力联。(7)、MFT (Master Fuel Trip)总 燃 料 跳 闸 ，是指保护信号指令动作或由人 工 操 作 后 ， 快速切断进入锅炉炉膛的所有燃料而采取的控制措施

67、。MFT跳闸条件如下：1.汽机跳闸且电负荷10%(30MW)锅炉负荷40%522 . 两台送风机全停3 . 两台引风机全停4 . 煤层运行时（ 无油） ，两台一次风机全停5 . 两台火检冷却风机全停延迟2 5 s6 . 火检冷却风压低：三个硬输入信号中取两个（ 三取二），该条件必须至少持续3 0 秒钟7 . 炉膛压力高：三个硬输入信号中取两个（ 三取二），该条件必须至少持续3 秒钟8 . 炉膛压力低：三个硬输入信号中取两个（ 三取二），该条件必须至少持续3 秒钟9 . 汽包水位高：它由一个硬接点与一个数据公路点取“ 或”生成，三个硬输入信号（ f r o m C C S ）中取两个（ 三取二）

68、,该条件必须至少持续3 秒钟1 0 , 汽包水位低：它由一个硬接点与一个数据公路点取“ 或”生成，三个硬输入信号（ f r o m C C S ）中取两个（ 三取二）,该条件必须至少持续3 秒钟1 1 . 两台空预器全停延迟1 0 S1 2 , 炉膛风量 2 5 % ：它由一个硬接点与一个数据公路点取“ 或”生成531 3, 全炉膛灭火：在有煤层投入时. ， 在炉膛中有火焰的前提下突然失去大部分全部火焰。1 4 . 临界火焰熄灭： 正在运行的煤燃烧器中如果有50 % 及以上失去了火焰就会引起跳闸。该跳闸的前提是至少有两台磨在运行1 5, 角火焰丧失：某个角的火焰全部失去。本跳闸的前提条件是炉膛

69、中至少有两台磨在运行1 6 . 首支油枪点火失败：炉膛中没有燃烧器在运行，且油枪点火失败。该跳闸的前提是油枪处于点火状态、且油阀确实离开了闭合位置。炉膛中没有燃烧器在运行， 且油枪点火失败次数超过四枪次（ 分离器出口温度 2 50 时，此时认为是冷态启动）或两枪次（ 分离器出口温度2 50 时， 此时认为是热态启动）。1 7 . 首支油枪点火推迟：燃油进油快关阀打开5 分钟内仍没有油枪投入运行1 8. 失去所有燃料： （ 所有角阀关闭或燃油进油快关阀关闭）且 （ 所有给煤机全停）1 9. 操作员跳闸：操作员将跳闸盘上的两个M F T 按钮同时按下或在C R T 上按下M F T 按钮（ 8）

70、、D E H （ D i g i t a l E l et p H y d r a u l i c C o n t r o l ）汽轮机数字电液控制系统,是按电气原理设计的敏感元件、数字电路以及按液压原理设计的放大元件54和液压伺服机构构成的汽轮机控制系统。其主要作用是调节汽轮机的转速，可完成如下功能：挂闸；自动判断热状态；选择启动方式；升速；3000rpm定速；发电机假同期试验；并网带负荷；升负荷；阀切换；单阀/ 顺序阀切换；调节级压力反馈；负荷反馈；一次调频；CCS控制；ATR热应力控制；高负荷限制；低负荷限制；阀位限制；主蒸汽压力限制；快卸负荷；超速限制OPC；符合不平衡；超速保护OSP

71、；喷油试验；超速试验；阀门活动试验；阀门在线整定；电磁阀试验；控制方式切换.(9)、汽动给水泵汽轮机电液控制系统(MEH, micro-electro-hydraulic controlsystem)； 汽泵组MEH系统， 其主要作用是调节汽泵组的转速， 可完成如下功能：挂闸、升速、定速、CCS控制、超速保护等功能。(10)、汽轮机监视仪表(TSL turbine supervisory instrument)；是一种可靠的连续监测汽轮发电机组转子和汽缸的机械工作参数的多路监控系统，用于连续显示机组的启停和运行状态，并为记录仪表提供信号。当被测参数超过整定值时发出报警信号，必要时采取自动停机保

72、护，并能提供故障诊断的各种测量数据。(11)、汽轮机紧急跳闸系统( ETS, emergency trip system)；汽轮机电超速保护；轴向位移保护；轴承油压低保护；E H 油压低保护；真空低保护；1 7 号轴承振动保护；MFT主燃料跳闸停机保护；DEH失电停机保护；差胀越限保护；高压缸排汽压力高停机保护；发电机内部故障停机保护；手动紧急停机。(12)、 ATC 或 ATSC (Automatic Turbinestartup Control)汽轮机自启动， 根据汽轮机的运行参数及热应力计算， 使汽轮机从盘车开始直至带初负荷按程序实55现自启动(13)、OPC(Overspeed Pro

73、tection Glltrol)超速保护控制功能， 是一种抑制超速的控制功能， 常见有以下两种方式：1 )当汽轮机转速达到额定转速的103%时 ，自动关闭高、中压调节汽门；当转速恢复正常时，开启这些汽门，以维持额定转速。2 ) 当汽轮机转速出现加速度时， ， 发出超驰指令， 关闭高、中压调节汽门；当加速度零时由正常转速控制回路维持正常转速。(14)、电气ECS系统，其主要作用是发电机的启、停控制及逻辑；厂用电系统各开关的控制及逻辑;电气系统的各参数与设备状态的监视；继电保护动作情况、故障报警及时间顺序记录.( 1 5 ) 、旁路控制系统BCS系统，旁路系统是一个独立的系统，旁路控制能完成旁路操

74、作的确切要求，并能完成安全功能或快开/ 块关功能，其基本组成部分分为高旁控制器和低旁控制器，主要实现高低旁的压力控制和温度控制。(16)、外围、辅助厂房PLC控制系统(BOP, balance of plant)；全厂闭路工业电视系统；(17)、空调、暖通系统；(18)、辅助生产系统网络化集中监控系统。以上功能中(1 -1 8 )基本都由DCS系统实现，其他功能也与DCS有或多或少的数据交换。由此可以说，DCS就是一台发电机组的“ 大脑” 。因此，作56为一名热工调试人员，为更好的完成调试工作，必须了解DCS系统构成，并掌握DCS系统的基本操作。1. DCS系统构成以应用于邹县四期1000MW

75、机组的Ovation分散控制系统（ 由艾默生过程控制公司公用事业部一原西屋过程控制公司推出）为例。Ovation具有多任务、数据采集、控制和开放式网络设计的特点。其系统采用分布式相关数据库作瞬态和透明的访问来执行对控制回路的操作。这种数据库访问允许把功能分配到许多独立站点，因为每个站点并行运行，这就使它能集中在指定的功能上不间断的运行，无论同时发生任何其他事件，系统的性能都不会受到影响。57OVATION系统的基本结构编程中心( 建立数据库,控制逻辑，历史/ 记录服务器操作员站服务器工程酊站图3-1如图31, Ovation系统的基本组成分为数据高速公路( 交换机+网线/ 光缆) 和各个站点两

76、大部分。它以数据高速公路为纽带，构成一个完整的监控系统。站点包括两大类，即：1) 与生产过程接口的分散处理单元(DPU)2) 人机接口装置，包括：操作员站(OPS)、工程师站(ENG)、历史数据站(HSR)、智能设备管理站(AMS)、OPCSIS接口站等。此外，它还可以和其他的控制系统以及信息系统进行标准化的开放连接58( 如：锅炉壁温DAS系统等) 。2 . DCS系统的基本操作我们调试人员至少应具备以下DCS基本操作技能， 以满足调试工作顺利开展和事故调查分析需要：1) 熟悉各操作画面(OPERATOR INTERFACE),能快速找到某一测点、阀门、马达，并能对点信息(POINTINFO

77、RMATION)、点位置进行查询，查看点的实时状态(POINT REVIEW ),对阀门、马达进行操作；2) 熟悉各逻辑功能块的特性，能看懂逻辑组态图(SA M A ),并尽量记住一些主要设备和重要测点的联锁、保护逻辑；3) 能够利用趋势图功能(TRENDS),对某一点或儿点的历史数据进行查询，进行点故障和运行事故分析；4) 能够利用报警记录(ALARM MANAGEMENT),查询某一点或某一时段的历史报警记录，进行点故障和运行事故分析；5) 能够禾I 用操作员事件信息(OPERATOR EVENT MASSAGING),查看某一设备或某一时段的操作记录，进行运行事故分析。3 .各种类型I/

78、O卡件简介1) A 0卡：模拟量信号输出卡件，常见输出信号类型有020mA, 420mA, 010 V等，主要用于马达调速装置和执行器模拟量指令的给定。592) A I卡： 模拟量输入卡件， 常见输入信号类型有020mA, 4-20 mA,010 V 等，主要用于变送器、马达调速装置反馈和执行器反馈信号的采集。AI卡的接线方式有两种：内供电：由卡件提供24V D C 电源，用于压力/ 温度变送器、气动执行器的阀位反馈装置等现场无源设备;外供电：卡件不提供24V DC电源，用于变频器、电动执行器、马达电流等现场有源设备。3) DI卡： 数字量输入卡件，由卡件提供24V DC或48V DC数据采集

79、电压，接现场设备的开关量干接点。4) DO卡：数字量输出卡件，由 DCS系统电压驱动盘柜中的指令继电器， 指令继电器扩展NO或 NC干接点， 设备控制回路电压由现场设备或热控仪表电源柜提供。60四、分步试运可以说，我们前面所做的单体调试工作，包括：校验、查线、测量仪表调试、阀门执行器调试等等，都是为后面的分步试运和总启动做准备。所以，作为一名合格的热工调试人员，不仅要熟悉各种校验规程和仪表校验方法、掌握各种仪表和执行器的调试方法，还应对机组分步试运过程有一个整体的认识，要知道先干什么、后干什么，一个系统的试运需要具备哪些条件。1、试运顺序首先，拿到项目工地或建设单位下发的整台机组（ 包括外围）

80、的 “ 分步试运计划”后，要按照分步试运的时间先后和主次关系，合理安排调试任务、调配调试的人力和设备资源。 对于安装进度跟不上试运进度计划的， 要及时提醒、催促相关安装技术员或管理人员加快进度。必须杜绝因热工安装、调试问题，造成试运工期推迟。（ 图41）以河源电厂# 1机及公用系统为例，介绍新建机组的各系统分步试运顺序。2、分系统调试工作2.1每个分系统试运，作为负责该系统的热工调试人员，要确保计划试运工期前热工专业具备试运条件，至少应完成以下工作：1） 提前收集并学习该系统的系统图、10清册、设备清册 各设备的说明书、调试措施、逻辑图或逻辑说明等资料，目的是要做到：对系统的工作流程61要熟悉

81、；系统内有多少控制箱柜、多少热工测点、多少阀门执行器，需要多长时间能干完， 已经干到什么程度， 是否能按期完成， 要做到心中有数;熟悉系统内各设备的联锁、保护条件和顺控逻辑。2) 系统试运前2 3天，对照系统图，检查该系统内每一个热工测点是否安装、接线完成。若有安装未完的，及时通知相关技术员或专工抓紧安排施工。3) 核对每一个测点、设备，保证模拟量信号显示正确，联锁保护开关校验准确，马达传动完成，阀门执行器验收完成。4) 监督调试单位各项联锁、保护已投入，能保证设备运行安全。5) 试运过程中出现运行事故应立即分析清楚事故原因，明确责任。623T寸期2.2从分步试运这一部分主要是要掌握3方面：(

82、1)、熟悉现场的整个系统流程河源的分步试运图只是一个实际举例，说明一下应该怎么去看整个系统，像有的现场六大风机及磨煤机试转前也需要开式水，而循环水- 开式水- 闭式水这个流程是不变的，所以在现场时也应注意积累经验，多看图纸，包括机务的图纸。(2)、熟悉现场每个系统的测点及位置，确保提前完成热工的测点都需在设备试运前或有介质以前完成取样及单体调试。 比如循环水管道进水前应该完成循环水系统的取样，并且应该提前考虑到循环水至开式水的管道是否能隔离严密，也要提前考虑开式水系统的取样；像压缩空气系统试运前应该完成该系统的热控工作，不具备条件的要提前检查图纸及现场提前加装阀门。不管是安装还是调试，应该是一

83、个团队，共同完成热工设备的取样及调试，这就要我们技术员与调试都要熟悉系统个取样数量及位置。(3)、明确责任及分工分步试运前，技术员及调试都应检查试运系统热控工作是否全部完成。像取样是否全部完成，是否做完严密性试验，测点在DCS显示是否正常，就地设备每个信号是否单体调试完。另外我们还有责任监督调试单位是否完成了热控的工作试运前应该明确分工，试运中的问题要明确责任642.3例如：电泵试转，调试人员至少应完成以下工作：1）确认各测点投用并显示准确，包括：除氧器温度、除氧器液位、前置泵入口压力和滤网差压、主泵入口压力和流量、主泵出口压力、马达线圈和轴承温度、前置泵轴承温度、耦合器各轴承温度、主泵上下壳

84、体温度、振动、转速、润滑油/ 工作油温度、润滑油/ 工作油压力、再循环流量等。2）确认各阀门执行器验收完毕，包括：前置泵入口门、主泵出口门、勺管执行器、中间抽头门、再循环门等。3）确认各报警、保护已投入，包括：除氧器液位保护、滤网差压报警、主泵入口压力或流量保护、润滑油压联锁保护、润滑油温保护、工作油温保护、马达线圈温度保护、各轴承温度保护等。4）出现电泵保护跳闸或化瓦等运行事故，要立即查清原因，明确责任。分步试运考验的是我们调试工作的仔细程度，只要我们安装、调试中存在错误或不完善的地方，试运过程中肯定要暴露出来，这一点勿庸置疑。所以，我们不能存有任何侥幸心理，要小心加小心、仔细加仔细，每一根

85、芯线、每一个IO点都要保证正确无误。6566五、总启动1 .竣工资料现在工程建设一般要求竣工资料与机组同步移交。因此，总启动前应将竣工资料整理完成， 并报审。 热工调试包括“ 全厂热工测量和信号回路调试” 、 “ 全厂热控单体调校”两个分项工程。调试竣工资料一般包含以下内容：1) 单位工程开工报告；2) 工程概况；3) 工程质量报验单；4) 单位工程质量检验评定表；5) 仪表校验报告，及标准室相应资质证书、校验员资格证书、标准计量设备检定证书；6) 电动阀门、电动执行器、气动开关门、气动调节门调整试验检查表。2 . 总启动值班总启动值班期间应施行“ 试运指挥负责制” ，试运指挥应由施工处负责人

86、和安装/ 调试技术水平高、经验丰富者担任。参加值班人员除必须遵守常规的工程建设安全规定外，还必须注意以下几/占、 、 、 1) 要严格交接班纪律。坚持当班缺陷当班处理原则，安排专人做好缺陷单登记工作；按时交接班,67交接班时要将当班主要工作、下步工作安排、当班处理缺陷、遗留缺陷清清楚楚的交代给下一班，以保证试运工作良好的延续性；2) 要严格现场定期巡检制度，并做好记录。巡检要特别注意电缆槽盒、保护管、软管有没有离热源较近，有可能烫坏;仪表管、阀门、接头有无泄漏；锅炉执行器、槽盒、保护管、仪表管是不是影响锅炉膨胀；油枪、磨煤机等易发生火灾区域电缆防火措施是否到位。巡检发现缺陷时不能擅自处理，一定

87、要先向当班指挥汇报， 汇报必须清楚、详尽，由指挥决定处理时间和方式： 可以直接处理、 强制连锁/ 保护逻辑后处理、必须办理工作票后处理等；3) 所有与试运有关人员必须保持通讯畅通，手 机24小时开机，随叫随到，以备应对突发紧急事件；4) 缺陷单要安排专人登记管理，防止丢失，试运指挥要组织、安排好消缺工作。68六、试运案例汇总1. 现象：某 135MW机组总启动时电网停电，厂用电消失，导致汽轮机化瓦。原因分析：机组启动前电气UPS系统因关键设备损坏未投用，且柴油发电机未调试好，导致厂用电消失后，DCS失电、交流辅助油泵不能联启；直流事故油泵控制盘未送电，导致油泵不能启动；汽轮机跳闸后惰走期间润滑

88、油供应不足，导致轴瓦温度过高，化瓦。解决方法及避免措施：设备试转前应确保所有相关联锁、保护试验已做兀；机组启动前对参与联锁保护的测点、设备、逻辑应重点检查，确保已经投用、动作正常，特别是汽轮机交/ 直流润滑油泵、小机交/ 直流润滑油泵、电泵辅助油泵、旁路阀、旁路减温水阀、本体通风阀、真空破坏阀、空预器主/ 辅/空气马达、 火检冷却风机、 风机润滑油站、 过热/ 再热减温水阀等重要保护设备。2. 现象：某 600MW机组总启动期间，巡检人员误关主给水流量变送器取样一次门，导致主给水流量低报警触发MFT。原因分析：主给水流量变送器共3 台，为 “3 取 2” 报警逻辑，1 台故障或显示流量低不会触

89、发M FTo运行期间一台变送器排污门泄露被巡检人员发现，该巡检人员没有确认发生泄露的排污门所对应的取样一次门，而是将3 台变送器的一次门全部关死，导致MFT。解决方法及避免措施：机组试运期间应加强现场巡检，对电缆温度、锅69炉膨胀影响、阀门/ 接头泄露等重点关注；巡检发现缺陷时不能擅自处理，一定要先向当班指挥汇报，汇报必须清楚、详尽，由指挥决定处理时间和方式：可以直接处理、强制连锁/ 保护逻辑后处理、必须办理工作票后处理等。3 .现象：某300MW机组脱硫试运期间，因电动门配电箱主电源失电，切换至副电源时间过长，导致脱硫系统跳闸。原因分析： 该电动门配电箱主- 副电源切换时间为2.5秒， 而从

90、电动门失电,至DCS检测到阀门故障信号的时间不到0.5秒，因此，吸收塔浆液循环泵因入口电动门故障全部跳闸，增压风机因出入口电动门故障跳闸。解决方法及避免措施：更换不合格的配电箱主- 副电源切换开关。现在大部分的国产或进口的智能型双路电源切换开关都存在切换时间过长的问题，而且都是设计缺陷，现场调试无法弥补。机组点火前一定要会同调试单位、 业主、 监理、 一起做DCS、DEH、MEH、TSL ETS、火检柜、火检风机控制柜、M FT柜、电动门配电箱、热控仪表电源柜等重要设备的电源切换试验，并签证。4 .现象：某600MW机组总启动时发现部分高压给水、主汽压力测点工艺阀门错用为中低压阀门。原因分析：

91、技术员作为施工质量第一责任人，工作不细致、粗心大意，未能尽到指导、监管责任;70施工处质检员疏于监管，未能尽到质量复查责任；现场施工人员没有良好的责任心，没有严格按照交底施工。解决方法及避免措施：严格设备二级库、材料库管理，必须派专人负责,并严格执行材料、设备出入库领料单制度，领料单上必须由技术员清楚标明领用设备、材料的名称编号和用途，以杜绝领错、用错、丢失现象；各级管理、技术人员要切实担负起现场施工质量监督、检查的责任。5 .现象： 某600MW机组炉汽水温度套管设计材质为P91,光谱分析发现元素配比不合格，马上联系业主及厂家，将33只套管更换后符合要求。解决方法及避免措施：合金钢材质设备材

92、料，到货后必须百分之百进行材质光谱分析；焊后进行射线探伤或焊口渗透实验。6 .现象：某600MW机 组168试运期间B侧空预器跳闸。原因分析：B空预器主、辅马达均为变频控制，主马达跳闸后辅马达未联启，现场检查发现主、辅马达变频控制柜控制电源开关跳闸；机务检查B空预器未发现机械部分异常，查看B空预器电流历史曲线，电流平稳；将控制电源开关合上后，变频器无故障显示、无故障记录，联系运行人员从DCS远控启动主马达成功；B空预器无机械故障，控制回路无故障，变频器无故障，分析控制电源开关跳闸原因认定为：有人误动空气开关，或现场零星施工人员在控制柜检修71电源插座上私接电动工器具导致开关跳闸。解决方法及避免

93、措施：加强现场保安，168期间严禁无工作票施工；教育职工不清楚、不了解的设备不能乱动。7 .现象：试运过程中经常发现角行程风门挡板开关调反或关闭不严的情况。原因分析：风门挡板调试时没有机务配合确认挡板实际位置。解决方法及避免措施：风门调试时，一定要有机务安装人员配合确认开关方向、是否开关到位，并在风门轴头做好标记；单体调试完成后，及时交调试单位验收。8 .现象：试运中经常遇到机务、热工、电气设备排序不一致的情况，由于电气马达动力电缆不容易改，所以经常由热工改控制电缆接线或逻辑组态，造成了额外的工作，影响试运进度。解决方法及避免措施：放电缆前要仔细阅读业主下发的设备排序规则，例如：主厂房一般是按

94、A 排一B 排一C 排，或固定端一扩建端的顺序，尤其要注意一些单独的外围厂房的排序规则；某些排序规则未涉及区域、容易混淆区域或者设备厂家有明确排序规定的，一定要与机务、电气技术人员协商一致，统一按一个顺序排。9 .现象：某凝结水管道电动门静态调试时开关动作正常，带负荷运行时，电源开关频繁跳闸。原因分析：电源开关额定电流与马达额定电流基本一致，静态调试时马达72负荷小，所以电流也较小；带负荷运行时，马达电流增大，造成电源开关跳闸。解决方法及避免措施：电动门调试时要核对电源开关额定电流是否合适，一般应为马达额定电流的1.5倍。10 . 现象：某 300MW机组锅炉等离子初次点火时，空预器着火。原因

95、分析：等离子点火系统调试不完善，吹入炉膛的煤粉未充分燃烧，大量煤粉沉积在尾部烟道和空预器，且空预器吹灰未及时投用，当尾部烟道烟温升高时，沉积在空预器中的煤粉自燃，将空预器扇形板烧化。解决方法及避免措施：点火前空预器吹灰系统要调试好，点火时必须定时对空预器进行吹灰。11 . 现象：冷却风机变频器DCS指令与反馈不一致。原因分析：变频器指令、反馈均设定为4-20mA对 应 0-50HZ,指令给定为 50Hz时，实际风机已达到全速，但反馈显示只有30Hz；检查发现：反馈回路中将DCS通道与变频器控制柜的转速显示表串联，而两者负载之和已经超过了变频器反馈的带负载能力。解决方法及避免措施：将变频器控制柜

96、的转速显示表旁路，只保留DCS回路负载，反馈显示正确。12 . 现 象 ：某 600MW汽轮机冲转后发电机励端轴瓦温度显示偏高。原因分析：汽轮机轴系其他轴瓦温度计为汽轮机厂供K 分度热电偶，唯有此温度计为发电机厂供热电偶，且铭牌无分度号表示，因到货晚，未校验，从73厂家资料中查得为K 分度热电偶。停机后校验，确认发电机厂供货错误，该温度计为E 分度热电偶。解决方法及避免措施: 将补偿电缆改换为E 分度热偶补偿电缆, 并将DCS测量组态中热偶型号改为E 分度，显示正常；带联锁/ 保护的重要测点温度计一定要进行校验，以确认分度号是否正确，验证其精度是否合格，热电偶要核对其补偿电缆型号是否正确。13

97、 . 现象：东汽1000MW汽轮机轴承回油温度DCS示值偏低。原因分析：检查DCS回油温度热电偶分度号设置正确；就地实测热电偶毫伏值，查分度表后加上补偿温度，得出温度值与DCS示值基本一致，由此确认测量通道没有问题。就地检查温度计安装情况，发现温度计套管测量端已插入至油面以下3cm左右，安装没有问题；将温度计芯子抽出与套管对比发现：热电偶测量端并没有顶到套管底部（ 差 5cm左右） ，也就是说虽然表面上看温度计已插入至油面以下，但是内部热电偶测量端在油面以上，这就是示值偏低的原因。解决方法及避免措施：温度计质量不合格，更换长度合适，并且热电偶测量端与套管底部端面紧密接触的温度计。14 . 现象

98、：某 300MW机组炉水循环泵壳体内壁温显示偏低。原因分析：检查热电偶测量回路，未发现问题；DCS分度号设置正确,74补偿温度已加；将热电偶抽出，用细铁丝插入预留安装孔测量深度， 然后与温度计对比,发现预留孔底部直径小于热电偶直径，热电偶未插到底，其测量端没有与被测金属接触。解决方法及避免措施：更换更长、直径较小的热电偶，将温度计插到底,使其测量端与被测金属紧密接触；安装温度计时一定要确保其测量端插到预留孔或套管底部，并且与被测介质紧密接触。15 . 现象：轴封减温器后蒸汽温度显示偏低。原因分析：温度计安装位置距离喷水口太近，受喷水影响，不能正确反应减温后蒸汽温度。解决方法及避免措施：轴封、辅

99、汽、旁路等等各减温器后蒸汽温度，安装位置要尽量远离喷水口。16 . 现 象 ：某 1000MW机组初次点火，油枪试投多次点不着火。原因分析：油点火系统厂家代表现场检查安装质量、尺寸，均符合厂家图纸要求；点火时风量符合运行规程规定，点火油压力正常，油枪进油正常，点火枪打火正常，点火程序正常；现场将油枪抽出，开油阀，观察油枪雾化效果良好;75将点火枪也抽出，与油枪对比插入深度，发现点火枪插入过浅，打火时火花够不到油雾。解决方法及避免措施：将点火枪在原来安装基础上向里多插入2 cm ,点火成 功 。17 .现 象 ：东 汽600MW 1000MW汽轮机打闸后，主汽门全关行程开关不闭合 。原因分析：行

100、程开关挡块靠一个直径6mm的螺杆固定在滑动杆上，由于打闸时阀门关闭速度非常快，挡块冲击力大，导致固定螺杆变形，挡块移位，行程开关压不到位。解决方法及避免措施：东 汽1000MW和600MW汽轮机都存在这种情况，在行程开关调好后应将挡块牢固焊接在滑动杆上，以防移位。18 .现 象 ：章丘#3机 试 运 过 程 中 “ 定子冷却水流量低”动 作 ，引 发 “ 发电机故障 ”跳汽轮机。原因分析：定子冷却水装置是发电机厂成套配供，3个 流 量 开 关 共 用1个母 管 ，现场清理卫生人员打开定冷水流量装置排污门防水洗手，结果照成流量低开关误动作跳机。解决方法及避免措施：重要信号影响跳机的，挂警示牌；调

101、试完毕，为了防止人为误操作，把排污门、二次门等手柄拆除，机组移交时安装。7619 . 现象：开封#1机试运过程中发电机励端润滑油温度保护管过热，险些烫坏电缆，造成停机。原因分析：开封#1机试运过程中， 我们巡检人员发现发电机励端润滑油温度保护管在发电机出线罩处温度很高， 达到120 Co在发电机出线罩处存在高频交流感应磁场，电缆保护管处于其中切割磁力线，产生高温。解决方法及避免措施：发电机出线罩处信号电缆不要在其附近安装，或者用 PVC管、不锈钢管等不导磁材料引线。20 . 现象：某 600MW机组168期间满负荷运行时捞渣机跳闸。原因分析：捞渣机为变频控制， 控制柜内一个为调速机构供电的9V

102、DC电源模块因温度过高烧坏，导致捞渣机跳闸。解决方法及避免措施：机组满负荷运行时捞渣机不能长时间停运，一时找不到备用9VDC电源模块，就找来一节9V干电池临时替代电源模块，启动捞渣机成功。21 . 现象：机组运行过程中汽水系统部分变送器接头渗水。原因分析：订货的变送器接头、三阀组与变送器匹配不好，某些高压变送器与三阀组接合面的密封圈竟为PVC材 质 （ 应为铜质） ；安装人员的技术水平参差不齐，变送器配管、安装接头时工艺不细致，有些管接头处存在应力，有些接头未上紧，甚至有些未加垫片。解决方法及避免措施：办好工作票，做好安全措施后，接头重新加生料77带、密封胶紧固，或更换垫片、垫圈重新紧固；设备

103、订货时积极参与，接头、垫片、垫圈与设备要匹配，控制好订货关;设备安装时加强过程控制，避免施工原因造成渗漏。22 .现象：某600MW机组高负荷运行时，巡检发现汽包压力、汽包液位、主汽压力等多处取样一次门盘根渗漏。原因分析：测点初次投用时，投表人员没有对一次门盘根进行热紧，高负荷时热紧，大部分盘根不再渗漏，但是增加了工作的危险性。解决方法及避免措施：规程规定，对高温高压的压力测点初次投用冲洗，应 在0.49MPa以下压力进行，冲洗完成后必须对一次门盘根进行热紧。23 .现象：点火吹管时末过、末再出口温度显示不准。原因分析：热电偶温度计正负接反或温度计接线松动。解决方法及避免措施：温度计改线、紧线

104、；温度计校验时做好正负标记以免接线错误；调试人员查线时注意检查正负极，发现错误及时该线；查线时用手拽一下芯线，检查有无松动。24 .现象：某600MW机 组A、B小机润滑油压低信号误发。原因分析：重新校线，信号通道没问题；检查压力开关贴的校验标签，与定值清册一致；将压力开关接头缓慢卸开，没有油流出，确定油脏、试验块节流孔堵。78解决方法及避免措施：机务排油冲洗管道、清洗试验块。25 .现象：某600MW机 组A、B小机就地转速表显示跳变。原因分析：转速探头延伸电缆屏蔽层未按厂家要求接到转速表接线端子排上；转速表未按厂家要求接地。解决方法及避免措施：将探头延伸电缆屏蔽层接到转速表端子排上，并且将

105、转速表接地，显示不再跳变。26 .现象：汽机冲转过程中汽机转速到2385r/min时电超速保护跳闸。原因分析：ETS转速测量卡内部转速测量盘的齿数设置不对， 应设置83齿,实际设为60齿。解决方法及避免措施：重新设置ETS转速测量卡内部转速测量盘的齿数。27 . 现 象 ：汽机低真空试验时部分真空开关不动作。原因分析：检查发现真空开关的仪表阀门开度小。解决方法及避免措施：仪表阀门开度增大后开关动作正常。28 .现象：低缸差胀报警信号一直发。原因分析：汽机打闸后低缸差胀大报警，实际差胀不大后，T S I仪表报警未手动复位。解决方法及避免措施：TSI仪表报警未手动复位，取 消TSI仪表报警手动复位

106、设置，改为自动复位。7929 . 现象：某上汽135MW汽轮机轴向位移探头安装完后显示好点，投盘车后变成坏点。原因分析：检 查T S I卡件及测量回路正常，开盖后发现轴向位移探头正对的测量盘上有一圈螺钉，螺钉有长有短，探头安装时螺钉碰不到探头，但投盘车后另一侧较长的螺钉转过来将探头打坏。解决方法及避免措施：更换探头，改变探头安装位置；T S I探头安装时应特别注意：仔细观察探头安装位置有无突出物会碰到探头；探头正对的测量面有无焊渣、小坑、铁屑等影响测量的因素；探头引线是否与金属尖锐边角摩擦。30 . 现象： 试运过程中发现高调门和中调门都有不同程度波动现象， 波动幅度不大，但长期运行会影响设备

107、及机组的稳定运行。原因分析：通过观察历史曲线，发现阀门波动时间集中在工作时间段内，中午及晚上无波动现象，由此可排除接线松动、卡件松动及卡件故障等可能导致波动的问题，并可确定是由外界的强电场或磁场引起的干扰。检查电缆接地是否正常，检查电缆屏蔽单端接地正常，并把电缆的备用芯也接地后阀门仍有波动现象。随后检查电缆是否有干扰，通过检查电缆桥架电缆是否与动力电缆等产生较大变化电流的电缆混放现象，检查后仍未发现问题。检查盘柜的接地是否有问题， 由于此D E H系统分为三个接地： 系统接地、80盘柜接地、安全接地，将三个接地分三路接大地，检查过程中分别测量儿个接地间的电阻，阻值很小，检查后为确认接地无问题，

108、把三个接地短接，这时发现有两路接地之间的连接线发热，可断定是由接地从外界引来的干扰。检查现场接地后发现有焊机接在了系统地处，在不同的接地之间产生了较大的电流形成磁场，干扰了阀门信号。将焊机移开后阀门波动现象消失。解决方法及避免措施：信号干扰是比较难查的一种问题，一般是按以上检查顺序：调出历史曲线， 查看信号干扰有无规律，由此对干扰类型进行基本判断;检查受干扰设备和测量盘柜附近是否有大功率电气设备干扰源；检查信号电缆屏蔽接地是否可靠，符合要求；检查电缆路径中是否与动力电缆并列部分，若有并列，将信号与动力电缆分开；根据盘柜或仪表厂家的接地要求检查接地效果是否合乎要求。检查总接地点是否符合设计要求，

109、是否受干扰。31. 现象：某600MW汽轮机，投盘车后#2、#3轴振跳变值最高达80um左右。原因分析：调出#2、#3轴振、盘车电流历史曲线，发现盘车不投时轴振无跳变，盘车投入后，跳变频率为每分钟4次，基本与盘车转速一致，也就是说盘车每转一圈，振动跳变一次，初步排除了电缆和测量卡件受电干扰的可能；而盘车马达布置在#4轴上，#4轴振无跳变，且#2、#3轴距盘车马达较远，基本排除了盘车马达干扰振动测量的可能。81解决方法及避免措施：检查机务部分，发现#2、#3轴顶轴油压过低，重新调整顶轴油压后振动跳变现象消失。32 . 现象：A一次风机远控启动后马上跳闸。原因分析：A一次风机已远控启动多次，基本排

110、除了控制电缆接线错误;电气检查马达开关，无故障信号，未发现异常；检查DCS启停指令历史记录，未发跳闸指令；检查MFT硬接线跳闸柜，发现MFT继电器动作未复位，硬接线跳一次风机指令一直存在。解决方法及避免措施：复位MFT继电器后，启动A一次风机成功。33 . 现象：机组低负荷运行时，#7、#8低加液位差压变送器显示不准。原因分析：低加刚刚投入，冷凝罐中未凝结满水，形不成定水位；低负荷时#7、#8低加为负压，接头或阀门漏真空，定水位液柱中抽入气泡或因单侧泄压打破变送器差压平衡。解决方法及避免措施：若冷凝罐又注水口，从注水口冲洗冷凝罐和仪表管，然后将冷凝罐中注满水（ 冲洗注水时应轻敲仪表管，将管内赃

111、物排净、气泡全部排出） ；若冷凝罐无注水口，可从排污门进行倒灌；冷凝罐注满水后仍无法正常显示，则要检查接头、阀门是否有漏真空，采取重新缠生料带紧固、更换垫片、更换阀门、在接头处和排污口涂抹黄油密封等措施消除泄露。8234 . 现象：机组低负荷运行时、#7、#8低加导波雷达液位变送器显示跳变。原因分析： 低负荷时#7、#8低加为负压， 排污门法兰泄露或排污门阀芯漏,导致测量筒中不断有气泡抽入，导致测量筒中水位跳变。解决方法及避免措施：重新紧固法兰连接螺栓或更换法兰垫片，在排污口涂抹黄油密封。35 . 现象：某300MW机组锅炉通风实验时部分风压、风量测点显示不准。原因分析：部分测点DCS量程与就

112、地变送器量程不对应；部分测点取样管路接头未上紧，或接头未加垫片，存在泄漏；磨煤机出入口风压、风量，因仪表管路较长，存在部分管路与变送器、开关连接对应错误的现象。解决方法及避免措施：试运前要逐台核对变送器量程是否与DCS 一致，接线、取样点是否正确；锅炉通风实验前一定要对取样管路进行严密性试验。36 .现象：某300MW机组磨煤机分离器出口压力取样管经常被煤粉堵塞。原因分析：取样管路有漏点，造成取样管路中流动的空气将煤粉带入，堵塞取样管；仪表管自取样点引出后有向下弯曲的“U”形膨胀弯，在膨胀弯处易堆积煤粉。解决方法及避免措施：用涂抹肥皂水的方法查漏，彻底消除漏点;83将向下弯曲的“ U” 形膨胀

113、弯，改成向上弯曲或向侧面弯曲；风压取样要尽量采用防堵取样装置。37 . 现象：凝结水补水箱液位低于0.5m时无法测量。原因分析：凝结水补水箱为敞口容器， 通过测量箱内水的压强来得出水位,而现场压力变送器安装位置高出水箱底部0.5m ,所以使液位变送器存在测量盲区 0.5m。解决方法及避免措施：将变送器安装位置改到零水位以下；其他诸如汽包液位、高低加液位、凝汽器液位、定排液位等所有液位差压变送器安装位置必须低于容器液位零点标高。38 . 现象：未抽真空时，DCS真空压力变送器显示lOOkPa左右。原因分析： 真空压力变送器为绝对压力变送器， 表压力示值= 绝对压力示值+ 1 个 大 气 压 （

114、一般海平面1 个大气压为101.325kPa）o解决方法及避免措施：迁移变送器量程，使之显示表压力。39 . 现象：机组正常运行时，真空泵入口真空压力变送器显示偏高。原因分析：压力变送器安装位置低于取样点，取样仪表管路下行，运行时仪表管中积水，产生静压，使测量产生较大误差。解决方法及避免措施：改变变送器安装位置，使之高于取样点，仪表管路上行。 气 体 、 真空压力测量表计一定要布置在取样点上方， 取样仪表管路上行。8440.现象：某 600MW汽轮机轴封压力显示偏高。原因分析： 轴封母管压力取样点标高10m ,变送器标高7 m ,仪表管内凝结满水后，水柱静压为30kPa,则变送器显示偏高30k

115、Pa；轴封母管额定运行压力只有50kPa,所以仪表管内水柱产生的误差大大超过了允许误差。解决方法及避免措施：将变送器量程向上迁移30kPa；测量O.IMPa以下介质压力时、 压力表计安装位置应充分考虑静压差影响。41 . 现象：某 600MW机组试运期间有多台二次风门执行器控制卡件因进水烧坏。原因分析：执行器接线盒的进线口朝上，有部分金属软管破裂，雨水从软管裂缝进入接线盒，烧坏卡件；有部分电缆槽盒高于执行器，电缆下行进入接线盒，雨水由槽盒中顺电缆金属软管进入接线盒，烧坏卡件。解决方法及避免措施：露天布置的执行器、仪表电缆槽盒必须布置在设备下方，电缆金属软管上行，设备进线口要朝下，必须从接线盒上

116、方进线时，要将进线口用防火胶泥等可靠封堵。42 . 现象：某 600MW机组外围系统， 现场总线通讯柜受相邻的水泵变频器干扰严重，变频器启动后影响变频器信号通讯及通讯柜内其他支路的I/O点通讯。85原因分析：通讯受到的影响主要来自三方面：电磁辐射、传导、感应耦合。传导、感应耦合：由于通讯柜有PA通讯电缆连接到变频器，可能变频器产生的干扰通过PA通讯电缆传导给通讯模块，通讯模块受干扰后将干扰传导给了其连接的其他I/O设备， 这种干扰也有可能也传导到了通讯模块的电源;电磁辐射：由于变频柜和通讯柜采用并排安装方式，在空间上会对通讯柜产生电磁干扰。解决方法及避免措施：变频器仍采用PA连接并对通讯模块及

117、其电源、盘柜做了可靠的接地，并且该变了 P A电缆的敷设路径，使其尽量远离并排敷设的动力电缆，但是消除干扰效果不明显；改变变频柜安装位置，使其远离通讯柜，干扰消失，说明这里对通讯设备的干扰主要来自于电磁辐射。43. 现象：石家庄工地主电缆通道位于12米锅炉设备间以下，A磨入口区域。磨煤机入口共有三台门，一台热风门，一台冷风门，一台混合风门。进入磨煤机的干燥风是通过热风门后经冷风调节后的混合风，受灾的电缆主通道正对着磨煤机入口冷风门（ 冷风门入口是对空的） ，两者相距大约有一米半的距离。运行人员在开A磨的过程中，开热风门、混合风门暖磨，在暖磨过程中发现温度过高，开冷风门进行调节，在调节期间调试所

118、人员发现磨温度还是很高，要求运行将总风门关死，运行人员误将混合风门关死，致使高达300摄氏度的热风从冷风门直接吹到外面的电缆桥架上，造成了这次主电缆通道电缆的烧毁。86原因分析：运行人员操作失误运行人员没有严格按照规程进行操作，在冷热风门开启的状态下，将混合风门关死，这是事故发生的直接原因；冷风门设计不合理冷风门对空设计，没有冷风管道，这样容易造成热风外溢，对外面的设备造成影响。在正常工况下排粉风机正常运行，磨煤机冷风门入口为负压，以调节磨煤机内的温度。当磨煤机出口管路有堵塞的情况发生时，就容易造成热风外溢的情况；火灾报警装置未起作用主电缆通道内都敷设有感温电缆，在机组试运中火灾报警装置未能正

119、常投用，造成了事故在短时间未内发现，以至于造成了严重的后果；主电缆通道在设计过程中未考虑到冷风门在特殊情况下的问题，没有加强合理有效的防火措施，也是造成本次事故的一个原因。解决方法在事故发生后，经过现场观察，发现电缆出现大面积烧毁现象，大部分电缆都粘连在一起，有些电缆已经发生短路而爆裂，必须完全停电后长期停机处理。而机组在高负荷的情况下打闸，系统内温度和压力都非常高，锅炉上水进行冷却时部分测点必须要进行观测。这时要对锅炉部分全部进行停电作业是不87现实的，经机组运行人员、调试人员讨论，决定具备机组完全停电条件要在两天之后。施工人员利用这两天的时间搭设脚手架，准备做电缆对接头的工具、材料及同型号

120、电缆，组织人员。条件允许时进行电缆对接头的制作，制作完成后又进行了防护封堵工作。锅炉专业将冷风门更改位置，将冷风门管径加长引到安全区域。避免措施：在电缆桥架的设计施工过程中，要从多方面考虑，排除电缆通道范围内存在的安全隐患：躲开热源及燃油区域，不可在热风管道连接处的上方和燃油管道法兰连接处的下方布置主电缆桥架。 如果桥架与热源近距离交叉时要采取防火隔热措施;防火封堵要符合标准要求，不能偷工减料;在电缆敷设完毕后要及时安装桥架盖板，桥架盖板要齐全，防止上方火种掉入桥架烧毁电缆。在主通道电缆敷设完毕后要及时敷设感温电缆，并将火灾报警系统正常投用。火电机组由于是采用燃烧柴油、煤粉等燃料加热除盐水产生

121、高温、高压的蒸汽来带动汽轮机发电的特点，使得机组内高温、高压区域多，燃料比较集中，致使电缆发生火灾的儿率很大。因此在安装和运行过程中要尽量避开这些不安全因素，加强过程监控，把隐患消除与未然，如果电缆发生了大面积火灾88现象要处理及时得当，避免事故扩大化。采取合理有效的补救措施，使机组尽快投入正常运行。4 3 . 黄 台 2 X 3 5 0 M W 超临界供热机组试运中，在运行时发现除氧器压力无指O原因分析：压力测点安装的位置在取样口的上方，因此影响了压力点的测量。解决方法：将取样点到变送器之间的距离进行了测量为1.5米，在原有的压力量程上加上150KPa( lm=10KPa) 对测点加了补偿，这样压力显示正常。89