煤电凤台发电厂#1机组主机DEH系统调试方案.docx
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煤电凤台发电厂#1机组主机DEH系统调试方案
密级:
检索号:
614-080886
杭州意能电力技术有限公司
技术文件
淮浙煤电凤台发电厂
#1机组主机DEH系统调试方案
(报审稿)
二〇〇八年四月
淮浙煤电凤台发电厂
#1机组主机DEH系统调试方案
方案编写:
胡洲
方案审核:
王异成
方案批准:
王达峰
1前言1
2系统及设备主要技术规范1
3调试前应具备的条件7
4调试工作程序及步骤8
5安全注意事项18
6组织分工及时间安排18
附录1淮浙煤电凤台发电厂调试过程记录表清单19
附录2淮浙煤电凤台发电厂危险源辨识、评价、控制实施表20
附录3淮浙煤电凤台发电厂调试质量控制实施情况表22
附录4淮浙煤电凤台发电厂分系统调试前检查清单23
附录5淮浙煤电凤台发电厂调试技术交底会记录单25
附录6淮浙煤电凤台发电厂I/O通道测试记录单26
附录7淮浙煤电凤台发电厂阀门行程检查记录单31
附录8淮浙煤电凤台发电厂阀门行程开关调整记录单32
附录9淮浙煤电凤台发电厂阀门特性试验记录单33
附录10淮浙煤电凤台发电厂配汽特性试验记录单40
附录11淮浙煤电凤台发电厂阀门快关时间记录单43
附录12淮浙煤电凤台发电厂联锁保护试验记录单44
附录13淮浙煤电凤台发电厂分项调整试运质量检验评定表46
附录14淮浙煤电凤台发电厂分部试运签证验收卡50
【摘要】本方案详细介绍了淮浙煤电凤台发电厂#1机组主机DEH系统调试的目的、标准、内容、步骤和方法,包括分系统调试前检查清单、联锁试验记录单、质量验评表、试运行参数记录表等,为调试时参考及记录依据。
【关键词】淮浙煤电凤台发电厂DEHETS系统调试方案
1前言
1.1调试目的
依据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》(简称新启规)的规定和淮浙煤电凤台发电厂调试技术合同的要求,在#1机组主机DEH系统有关设备及其系统安装、接线结束后应进行分系统的调试工作,以确认主机DEH系统硬件组态正确、输入/输出信号接线正确、控制逻辑组态正确、画面组态正确、调节控制功能良好、保安系统动作准确无误、执行机构动作顺畅可靠,系统功能符合设计要求,能满足机组整套启动需要。
为确保主机DEH系统调试工作的顺利进行,特编写本方案。
1.2调试依据及质量目标
1.2.1调试依据
主机DEH系统调试工作参照以下有关规程、标准、手册等进行:
⑴原部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》;
⑵《华东电网火力发电厂基本建设启动及竣工验收规程实施办法(试行)》;
⑶《华东电网火电工程分部试运管理实施细则(试行)》;
⑷原部颁《电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)(1992年版)》;
⑸原部颁《火电工程启动调试工作规定》;
⑹原部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》;
⑺《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》DL/T656-1998
《电力建设安全健康与环境管理工作规程定(2002年版)》;
《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求(2000年版)》;
《电力建设安全工作规程(火力发电厂)》;
《安全生产工作规定》;
东方汽轮机厂《DEH逻辑图》、《DEH设计及操作使用说明》、《DEH系统端子接线图》等;
⒀美国西屋公司有关OVATION系统软、硬件的英文说明书;
⒁华东电力设计院有关DEH的设计资料。
1.2.2调试质量目标:
⑴符合原部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》中有关主机DEH系统的各项质量标准要求,全部检验项目合格率100%,优良率90%以上;
⑵分部试运签证验收合格,满足机组整套启动要求。
1.3调试内容
主机DEH系统调试包括接地和绝缘电阻测试,电源测试和设备上电,通讯和软硬件初步检查,输入、输出通道测试和信号联调,调节控制逻辑检查与修改,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关调整,阀门特性试验和关闭时间测定,配汽特性试验,跳闸保护系统(ETS)信号联调及联锁试验等内容。
2系统及设备主要技术规范
2.1系统简介
淮浙煤电凤台发电厂#1汽轮机为东方汽轮机厂按日本日立公司提供的技术制造的超临界、一次中间再热、冲动式、单轴三缸、四排汽凝汽式汽轮机,机组型号为N600-24.2/566/566。
汽轮机本体通流部分由一个高中压缸和两个双分流双排汽低压缸组成。
汽轮发电机组轴系分为四段,高中压转子、两个低压转子以及发电机转子均以刚性联轴节相连。
汽轮机共有四组高压进汽喷嘴,分归四个高压调门控制。
来自锅炉的新蒸汽首先通过两个高压主汽门,然后流入四个高压调门,再经过与汽缸上、下半进汽套管相连通的四根导汽管,最后进入各喷嘴组。
蒸汽在高压缸内膨胀作功后,从外缸的排汽口经逆止阀后流入锅炉再热器,再热后的蒸汽通过两只中压联合汽门(先中压调门再中压主汽门)经四只导汽管进入中压缸。
中压调门出口与中压缸的进汽室相连,蒸汽在中压缸内逆向双分流膨胀做功后,通过联通管进入两只低压缸继续膨胀做功,最终经低压缸两端排汽口进入凝汽器。
高压缸叶片8级(包括一单列调节级)、中压缸为6级、低压缸为4×7级,低压缸末级叶片长度1016mm。
主机DEH系统采用东方汽轮机厂配套的基于OVATION平台和高压抗燃油的数字电液调节控制系统,由BTC、ATC、ETS组成。
BTC子系统采用数字计算机作为控制器,高压抗燃油供油系统、电液转换机构、阀门操纵座和油动机作为执行器,实现汽轮发电机组的转速和负荷控制。
主要功能有挂闸、冲转、同期、负荷控制、阀门活动试验、阀门气密性试验等。
ATC子系统主要处理一些温度、压力输入信号,进行保护逻辑处理和应力计算,并输出参数提示、报警和跳闸信号等。
ETS子系统主要处理影响主机安全的信号,参数越限即通过合理可靠的技术处理(硬件、软件方面的冗余等)输出跳闸信号、再辅以继电器回路、保安油路实现主机的遮断。
该系统满足对可扩展性,高可靠性,有冗余的汽轮机转速/负荷控制器的需要。
2.2系统组成
主机DEH系统采用目前较为先进的分布式控制技术,其主要设备包括3个控制机柜和一个继电器柜,设在电子室;1个操作员站和1个工程师站,分别设在集控室和工程师室。
现场设备包括电磁阀、位置开关、阀位变送器、电液转换器、压力开关、温度开关和转速发送器等。
从具体功能上分主要由液压模块、汽阀及其油动机、跳闸遮断系统(电气部分ETS和机械部分机械遮断阀)、BTC和ATC控制系统等五个部分组成。
2.2.1液压模块
液压模块的主要设备有:
一只油箱,两套相互独立又可并列运行的液压泵系统,包括压力补偿式变量柱塞泵,高压滤油器及蓄压器等,正常工作时一套投运,另一套备用。
液压系统提供的压力油,一路到各汽阀的控制部分,作为开启汽阀的动力油;另一路经保安部分形成安全油,在机组跳闸时泄压,使各汽阀迅速关闭。
模块供油压力为11.2MPa,由变量柱塞泵提供,并且与高压蓄能器相连。
该泵通过流量补偿保持恒定的油压以满足正常稳定状态和状态变化时的流量要求。
高压蓄能器吸收或补偿系统油压的脉动。
2.2.2汽阀及其油动机
汽机共有十只汽阀:
左右两只高压主汽阀(MSV),四只高压调节汽阀(CV),左右两只中压主汽阀(RSV)及中压调节汽阀(ICV)。
中压调节汽阀和中压主汽阀设置在同一阀体内,组成中压联合汽阀(CRV)。
每个汽阀各由一个油动机控制,所有油动机均为单侧进油,其开启由抗燃油压力驱动,而关闭是靠操纵座上的弹簧力,以保证在失去动力油的情况下汽阀能够关闭。
当油动机快速关闭时,为使汽阀阀蝶与阀座的冲击力在较小的范围内,在油动机活塞底部设有液压缓冲结构。
油动机由油缸、位移传感器和一个控制块相连而成。
油动机按其动作类型可分为两类,即连续控制型和开关控制型。
高压调节阀油动机、右侧高压主汽阀油动机以及中压调节阀油动机属连续控制型油动机,其中在控制块上装有伺服阀、关断阀、卸载阀、遮断电磁阀及测压接头等,而左侧高压主汽阀油动机、中压主汽阀油动机属开关控制型油动机,在控制块上则装有试验电磁阀、关断阀、卸载阀、遮断电磁阀及测压接头等。
两个中压主汽阀和左侧高压主汽阀油动机使阀门仅处于全开或全关位置。
高压油通过一节流孔供到油缸活塞下部腔室,此腔室的油压由一个先导控制的盘式卸载阀控制。
当汽机自动停机机构复置后,盘式卸载阀关闭,在油缸活塞下面建立起油压,开启两个中压主汽阀。
油动机上有一个试验用电磁阀,该电磁阀动作后通过节流孔将油动机活塞下的压力油卸去,将阀门关闭。
遮断电磁阀带电时泄掉安全油压,盘式卸载阀打开使油动机活塞下腔室与回油相通,阀门操纵座在弹簧紧力的作用下迅速关闭,同时关断阀关闭切断油动机进油。
右侧高压主汽阀和高、中压调节阀油动机可以将汽阀控制在任意中间位置,以对进汽量进行调节。
油动机装有一个电液伺服阀和一个线性位移变送器(LVDT)。
高压油经过一个10m的滤网供给伺服阀,伺服阀根据来自伺服放大器的信号去控制油动机的位置。
LVDT输出一个正比于阀位的模拟信号,并且反馈到控制器以组成一个闭环控制回路。
伺服阀具有机械零位偏置,当伺服阀失去控制电源时,能保证油动机关闭。
2.2.3跳闸遮断系统
汽机跳闸遮断系统最终是通过泄掉安全油打开各油动机的盘式卸载阀从而迅速泄掉油动机内动力油并在阀门操纵座弹簧力的作用下快速关闭各汽阀截断汽机进汽。
围绕安全油的建立或泄压分为两个部分,一个是由主遮断电磁阀(5YV~8YV)构成的两串两并冗余布置结构,一个是由机械遮断阀及其连杆组成的结构(连杆有关的包括手动停机柄、机械停机电磁铁3YV以及危急遮断飞锤)。
汽机处于复位挂闸状态则有如下表现,四只主遮断电磁阀带电关闭,机械遮断阀在关闭状态(意味着就地手动停机手柄正常位、机械停机电磁铁失电顶杆缩回、危急遮断飞锤复位回藏)。
EH油泵出口母管的压力油经节流孔后形成安全油,安全油通过相应的管道送至各阀门控制块,关闭各阀门盘式卸载阀,打开切断阀,这是各汽阀开启的必要条件。
当主遮断电磁阀失电打开或机械遮断阀打开(就地手拉停机手柄或危急遮断飞锤击出或机械停机电磁铁带电)时,安全油快速泄压,各汽阀迅速关闭。
电跳闸遮断系统(ETS)主要控制四只主遮断电磁阀以及一只机械遮断电磁铁的,
采用相互独立且冗余的一对处理器,冗余电源和以太网结构,处理数字量输入及输出信号,信号多方式冗余如元件冗余、接线冗余、采集冗余等,其输出通过继电器柜内回路失电主遮断电磁阀。
机组保护功能包括但不限于如下项目:
a.旁阀故障;
b.发电机断水保护;
c.润滑油压非常低(<0.105MPa);
d.抗燃油压非常低(<7.8MPa);
e.发电机跳闸;
f.电超速(TSI)动作(>3300r/min);
g.电超速(DEH转速卡硬点)动作(>3300r/min);
h.锅炉MFT;
i.凝汽器真空低(>25.3kPa(a));
j.支持轴承温度非常高停机(#1~#6>121℃,#7~8>90℃);
k.轴振高停机(x或y方向任一轴承振动大于250µm,同时任两个大于125µm);
l.高排金属温度非常高停机(≥460℃);
m.低压缸排汽温度非常高停机(≥107℃);
n.高低压胀差非常高停机:
高中压缸差胀(≥11.6mm或≤-6.6mm),低压缸差胀(≥+30mm或≤-8mm);
o.轴向位移非常高停机(≥+1.2mm或≤-1.65mm);
p.ETS电源故障。
当保护逻辑中的任意一种情况发生时,保护电路将立即使主跳闸电磁阀失电,以使汽机能迅速停机。
2.2.4控制系统及MMI站
DEH和ETS控制部分主要由电源模件、CPU处理器及CPU电源卡、网络卡(NIC)、母板(CBO)、I/O模件等组成。
电源模件、CPU处理器及CPU电源、网络(FastEthernet网,单网单层星型拓扑结构)均采用冗余配置。
DEH和ETS系统包括三个控制柜和一个继电器柜:
#41柜为BTC(基本控制系统)控制柜,#42柜为ATC(汽机自动启动系统)控制柜,#43柜为ETS控制柜,#46柜为继电器柜。
BTC控制器和ATC控制器均通过以太网与交换机联系,交换机再通过以太网与MMI站联系。
MMI站包扩操作员站和工程师站,其主要功能是实现人机接口,为操作员监视机组的运行状况和发出操作指令提供方便,同时也有利于对系统进行维护。
DEH控制系统的具体结构如图一所示,其各部分的具体功能如下:
图一DEH系统结构简图
2.2.4.1系统控制器
DEH系统控制器分为BTC控制器和ATC控制器两部分,每个控制器均有两块互为冗余的电源卡、CPU处理器、网络卡。
DEH控制器正常运行时,一个CPU处理器处于主控制状态,直接处理I/O的读写,执行数据的获取和控制功能,同时还监视备用CPU处理器及网络运行情况;处于备用状态的CPU处理器实现诊断和监视主控CPU处理器的状态,其通过实时检测主控处理器的数据内存和接收主控处理器发往OVATION网络的信息来维护数据的最新状态,以保证备用控制器实时能跟随主控制器。
BTC控制器是汽机基本控制器,主要包括CPU卡、阀门控制卡及相应的IO卡件,其主要功能是提供系统控制策略,实现对汽轮机组汽门、转速、负荷等参数的闭环控制;ATC控制器主要包括CPU卡及相应IO卡件,主要功能是汽机辅助逻辑和汽机自启动控制。
2.2.4.2操作员站(OIS)和工程师站(EWS)
操作员站和工程师站均由一台带网卡的工控计算机组成,使用UNIX操作系统,控制程序为OVATION1.7.0,两者均挂在工业以太网上。
操作员站(OIS)设在集控室,主要提供给操作员对机组进行监控、操作;工程师站(EWS)设在工程师室,主要用于对控制逻辑检查和修改。
具体功能有:
a提供人机接口
b热应力监视
cDEH系统的自我诊断和管理
d过程参数显示
e手动/自动启动切换
f控制逻辑的检查和修改
2.2.4.3阀门控制器
阀门控制器由模拟电路构成,包括右侧高压主汽门MSV(R)、四个高压调门CV1~CV4、两个中压调门(ICV_L、ICV_R)共七个控制器。
阀门控制器根据控制器给出的阀门开度指令调节阀门开度,使阀门开度完全对应于开度指令。
阀门控制器输出的毫安电流信号通过电液转换器转换成油压信号后再去动作阀门。
阀位的反馈信号通过位置变送器(LVDT)送回阀门控制器与输入阀位指令信号进行偏差比较。
2.2.4.4与其它系统的接口
OVATION系统实现了DEH系统与DCS系统数据库的合库,通过工业以太网络(TCP/IP协议)联接,DCS能对DEH实现远操;DEH与发变组等其他系统的接口都通过I/O组件完成。
2.3主要功能
DEH系统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系统还包括自动同期、阀门管理、汽压和负荷限制、超速保护、阀门试验等一系列附加功能。
2.3.1转速控制
转速控制是根据转速设定值和升速率调节调门开度,转速设定范围为0~3361r/min,升速率设定范围为0~400r/min2。
机组冲转时转速最高设定值为3060r/min,进行超速试验时转速最高设定值为3361r/min。
升速率根据启动方式可分为:
在操作员未设定升速率的情况下,冷态启动时升速率自动设为100r/min2,温态启动时升速率自动设为150r/min2,热态、极热态启动时升速率自动设为300r/min2。
逻辑保证了目标转速不能设定在临界转速区域(910~1113r/min,1541~1946r/min),当目标错误地设在临界区域内时,将自动改为临界转速下限值。
汽机转速也不能在临界转速区域内保持,而且当转速过临界转速区域时,升速率将自动设定为300r/min2。
选择汽机手动启动方式时,由运行人员根据汽机启动状态设定目标转速和升速率;选择ATC方式时,则由ATC控制程序自动选择目标转速和升速率。
2.3.2负荷控制
负荷控制有CCS、操作员自动、手动控制三种方式。
在CCS方式时DEH接受CCS系统给出的增减阀门开度指令来调节阀门开度,只充当CCS的执行部分。
负荷限制模式时,DEH系统按照运行人员设定的负荷限制值对机组负荷进行闭环控制。
在手动方式时,由运行人员直接操作调门开度,手动调整负荷。
2.3.3自动同期控制
真实同期并网前必须做发电机假并网试验,以检查自动同期系统的可靠性及调整的准确性。
试验期间,主变高压侧隔离刀闸断开且解掉并网开关送DEH的表征并网的开关辅助接点,与正常情况一样同期装置通过DEH、发电机励磁系统改变发电机频率和电压。
当满足同期条件时,并网开关闭合,而DEH实际上并未收到并网信号,因此不会自动带初负荷。
机组并网前,当DEH接收到同期装置发来的“同期投入”信号时,根据同期装置的“同期增”、“同期减”信号自动调整汽机转速。
当同期条件均满足时,油开关合闸。
2.3.4机组启动方式和状态划分
汽轮机的启动过程是一个加热过程。
为减小启动过程的热应力,对于不同的初始温度,应采用不同的启动曲线。
汽轮机启动方式有中压缸启动和高压缸启动两种,DEH默认的启动方式为中压缸启动,当条件满足后进行倒缸操作;在旁路系统发生故障无法投用时,在机组已挂闸但未运行前也可通过操作员站选择高压缸启动方式。
高压缸启动时,根据汽轮机调节级处高压内缸壁温T的高低划分机组热状态,T<320℃(冷态)、320℃≤T<420℃(温态)、420℃≤T<445℃(热态)、445℃≤T(极热态);中压缸启动时,根据中压内缸壁温T的高低划分机组热状态,T<305℃(冷态)、305℃≤T<420℃(温态)、420℃≤T<490℃(热态)、490℃≤T(极热态)。
汽轮机冲转前,可以选择对高压调节阀阀壳预暖。
当高压调节阀阀壳预暖功能投入时,右侧高压主汽阀微开,可同时对4个高压调节阀阀壳进行预暖。
2.3.5设定回路
在主控制器的程序中设计了调速器设定和负荷限制设定两种设定回路。
调速器设定既可给出转速设定也可给出负荷设定,而负荷限制设定只能给出负荷设定。
两者都可由CCS系统和手动增减按钮控制。
两种设定器之间能自动跟踪相互切换。
两种设定器的设定值只对应于调门开度,只有在额定参数情况下才对应负荷。
2.3.6一次调频
调速器专门设置了一次调频信号发生回路,该回路通过监测机组转速与额定转速的偏差,通过一次调频特性函数计算后输出一次调频指令,一次调频指令作用于机组的流量指令,调节阀门的开度。
2.3.7功率负荷不平衡(PLU)
这是在发电机突然甩负荷时对汽机的一项保护功能,能有效抑制甩负荷后的汽轮机超速。
其原理如下:
系统把再热汽压力作为汽轮机的功率信号,把发电机的实际电流作为汽轮机负荷信号,汽机负荷大于40%额定负荷时,当汽机负荷瞬间减少(变化率大于300MW/S)且功率与负荷的差值大于40%额定负荷时PLU动作,通过CV、IV的快关电磁阀将CV、IV快速关闭,以防止汽机超速,同时CV、IV调门指令清零。
每次PLU动作均发出2s脉冲信号,当PLU动作2s后,调门重新开启维持汽机3000r/min运行。
2.3.8加速度限制
机组转速大于3060r/min,加速度大于49r/min/S时加速度继电器动作,快关中压调门,抑制汽轮机的转速飞升。
2.3.9设定值修改和显示
设定值种类有调速器设定、负荷限制器设定,通过在CRT上选择图标,用鼠标改变设置,也可通过专用键盘改变设定值。
2.3.10过程参数显示
可以在CRT上显示各种参数,例如:
汽机转速、负荷、主汽压力、再热器出口压力、调节级压力、第一级汽缸内壁金属温度、热应力、主汽温度、中压缸排汽端汽缸金属温度等等。
2.3.11汽机自启动(AUTO模式)
汽机自启动功能使汽机启动过程中的各个步骤都自动完成。
从挂闸开始直至带目标负荷。
在启动过程中,每运行一步,DEH将根据应力计算的结果给出最佳的升速率或升负荷率。
2.3.12阀门试验
阀门试验包括高压主汽门、高压调门、中压主汽门和中压调门活动性试验。
2.3.13热应力计算
根据汽机高、中压缸汽缸金属壁温计算高、中压转子热应力。
2.3.14汽机真实超速试验
试验必须在汽机未并网的工况下进行,试验时在操作员站的CRT上操作相关软按钮开始试验,试验过程由DEH自动控制完成。
2.3.15汽机跳闸保护
汽机跳闸保护的条件有汽机超速、轴承油压低等18项,由硬件逻辑电路构成ETS系统实现。
2.3.16汽机保护试验
汽机保护在线试验均在CRT上进行,通过一系列硬件逻辑检查保护电路的功能是否正常,保护试验有五项内容:
主跳闸电磁阀DEH通道试验、主跳闸电磁阀ETS通道试验和危急保安器注油试验。
主跳闸电磁阀有四个,两并两串布置,只有两通道同时动作才会跳机,所以可以单个试验电磁阀;危急保安器注油试验时,危急保安器动作,但由于遮断隔离阀闭锁了安全油的泄放,所以并不真正跳。
3调试前应具备的条件
3.1EH油循环完成,油质化验合格、EH油系统调试结束;
3.2DEH系统相关测量元件、一次设备等安装完毕,校验合格,并附有校验记录;
3.3DEH系统内的执行机构安装完毕,并已进行相应的调整;
3.4DEH系统内各设备接线已完成,标牌正确,端子固定牢固,接线错误率<3‰;
3.5DEH调试资料、工具、仪表、记录表格已准备好;
3.6安全、照明和通讯措施已完成。
4调试工作程序及步骤
4.1调试工作程序
DEH系统的调试工作可按如下所示流程图进行。
4.2调试步骤
4.2.1静态调试
(01)设备通电、电源测试;
●通电前对电源电压、接线、熔丝、绝缘等进行检查,要求用DC500V的兆欧表分别进行绝缘测试,要求绝缘电阻大于10MΩ以上;
●通电后对输出电压进行逐项测试,要求各项测试数据附合手册要求,所有组件的电源开关、指示灯工作正常。
图二DEH系统调试流程图
(02)输入输出信号检查;
①DEH控制系统有不同类型输入输出信号。
●数字量输入
●数字量输出
●模拟量输入
●模拟量输出
②测试的方法如下。
●数字量输入信号通过模拟短接或拆线检查系统内状态的变化;
●数字量输出信号通过强制输出的方法检查接收系统状态的变化;
●模拟量输入信号通过外部模拟电压或电流信号输入逐个检查量程、变换精度;
●模拟量输出信号通过内部模拟输出参数值来逐个检查接收系统对应量程、变换精度;
●接线按设计图纸和更改单进行检查,测试数据记录在附表。
(03)转速回路校验和阀门初步调试;
①转速回路校验
汽机转速检测回路采用测速卡(SpeedDetector),任务是将汽机转速探头产生的频率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。
具体测试有;
●超速跳闸信号测试;
●测试信号测试;
●故障信号测试;
●输入频率转换精度测试。
②阀门初步调试
阀门初步调试需对阀门进行静态关系整定,整定伺服系统静态关系的目的在于使油动机在整个全行程上均能被伺服阀控制。
阀位给定信号与油动机升程的关系为:
给定0~100对应行程为0~100%。
为了保持此对应关系有良好的线性度,要求油动机上作反馈用的LVDT在安装时,应使其铁芯在中间线性段移动。
对7个阀门控制器的整定可通过一台PC机(配有超级终端)来进行。
整定前需满足汽机挂闸且所有阀全关。
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- 凤台 发电厂 机组 主机 DEH 系统 调试 方案