锅炉给煤机热控检修维护规程2
1.7 数据采集系统 （DAS）
1.7.1概述
DAS系统即数据采集系统，作为DCS的人机接口，为机组的操作运行提供监视画面，并对机组的运行信息进行处理，DAS系统包括以下功能：
1.7.1.1工艺系统画面显示，包括所有运行操作界面显示，所有操作设备的操作功能、状态显示，操作切换功能，报警确认功能
1.7.1.2模拟图显示，包括所有测点实时数据显示，棒状图显示，趋势图显示，开关量状态显示等）；
1.7.1.3历史数据记录，对机组的主要运行参数记录作为历史数据存档，并以曲线和报表形式查询、屏幕拷贝和数据打印。
1.7.1.4事故追忆（SOE）记录与显示，以1ms的分辨率，对机组主要跳闸信号按时间顺序记忆，并存档以便查询。
1.7.1.5报表功能，可以实现班报、日报和月报，并实现存档、查询和打印功能。
1.7.1.6报警功能，参数故障、越限和主辅机保护动作跳闸发出报警信号并存档以便查询。
1.7.2 基本检修项目与质量要求
1.7.2.1机组停运前的检查
1.7.2.1.1检查显示画面，不符下列要求的作好详细记录，列入检修项目：
1. 显示参数应与电力生产工艺流程相符；
2. 同参数显示偏差应不大于测量系统允许综合误差；
3. 测量系统中应无坏点信号；
4. 实时统计报表数据应与实际相符，格式、指标满足管理要求。
1.7.2.1.2停机过程中，检查系统各部分的工作情况，异常情况做好详细记录，列入检修项目。
1.7.2.1.3机组停电后的检修及测试
1.I/O 模件检修与校准。
2.机柜及机柜内设备检修。
1.7.2.1.4在环境温度为15~C~35~C、温度变化率不大于5~C ／h、相对湿度为45 ％~80 ％的条件下，测试：
1. 全隔离型AI 通道模板输入端与计算机地之间和各输入通道之间的绝缘电阻应不小于100兆欧。半隔离型AI 通道模板输入端与计算机地之间的绝缘电阻应不小于100兆欧。
2.全隔离型AO 通道模板的输出端与计算机地之间和各通道之间的绝缘电阻应不小于100兆欧。半隔离型Ao 通道模板的输出端与计算机地之间的绝缘电阻应不小于100兆欧。
3. 电压输入的AI 模件通道输入阻抗应大于lMQ。
4. 电压输出的AO 模件通道，最小负载电阻不大于2kQ。
5. 电流输出的AO 模件通道，最大负载电阻不小于500f2。
1.7.2.1.5检查测量系统的正确性(包括连接电缆，开关量、模拟量的输入和输出通道及接地系统检查)。
1.7.2.1.6对停运前检查的异常记录，查明原因，予以消除。
1.7.2.1.7系统通电后的检查及试验
1.7.2.1.7.1对模件供电质量、模件适应电源及负载变化能力进行测试，应符合下列要求：
1.I/O 模件供电直流电源电压在额定值的±5 ％范围内变化时，电源纹波小于O•1％。
2. 直流电源电压在额定值的±5 ％范围内变化时，I ／O 模件功能应符合4.2 和8.2 的有关要求，基本误差应符合4.2.1.7 表1 和表2 的规定。
3. 在负载电阻允许变化范围内，输出模件的输出变化量应不大于模件允许误差。
1.7.2.1.8核对软报警优先级的设置应正确，定值的设置应与定值清册一致。
1.7.2.1.9核对SOE 信号，其数量应满足机组故障分析的需求；显示内容应与实际一致。
1.7.2.1.10检查模拟量测量参数的采样周期、显示周期和“不灵敏区”设置，应满足机组运行的需要。
1.7.2.1.11检查画面参数显示的位数应符合测量系统精度要求，工程单位应符合法定计量单位要求。
1.7.2.1.12备用通道应按在线运行通道要求进行初步设置。
1.7.2.1.13检查统计I/O 点的投入率及完好率，消除异常参数显示，并做好异常原因记录。
1.7.2.1.14独立配置的数据采集系统检修、试验后，其基本性能和功能应符合DL ／T 659 的要求。
1.7.2.2校准项目与技术标准
1.7.2.2.1测量综合误差校准
1.7.2.2.1.1综合误差校准时应满足的条件：
1.计算机控制系统已检修完毕。
2.在连接至测量单元回路的所有设备，已按第5 章有关标准检修、校准完毕并符合技术要求。
3. 就地设备至本系统的接线已正确连接并接触良好。
1.7.2.2.1.2综合误差校准与标准：
1. 温度测量系统在线路中串接信号源；其他测量系统在信号发生端(检测元件处)连接信号源；通过显示画面记录显示值。
2. 示值综合误差应不大于该测量系统的允许综合误差。
3. 回程综合误差应不大于系统允许综合误差绝对值的1/2。
4. 若综合误差不满足要求，应查明原因，处理后重新进行系统综合误差校准。
1.7.2.2.1.3允许综合误差计算：
1. 热电偶测温系统，其允许综合误差为补偿器、补偿导线、模件允许误差的方和根。
2. 热电阻测温系统，其允许综合误差为线路电阻、模件允许误筹的方和根。
3. 压力、流量、水位测量系统，其允许综合误差为变送器、模件允许误差的方和根。
4. 氧量测量系统，其允许综合误差为氧化锆头、变送器、模件允许误差的方和根。
1.7.2.3系统功能测试
1.7.2.3.1趋势曲线画面组态。在线进行趋势曲线画面组态，其显示应与要求相符，趋势曲线的时标范围、量程调整方便，时标指针移动灵活。
1.7.2.3.2输入参数二次计算功能的检查：
1.7.2.3.2.1开方功能
1. 固定补偿值或解除温度和压力补偿，在相应的I / O 端子上输入电量信号，通过功能块测试图观看实际输出值，并记录结果。
2. 输入电流小于4.1mA 时基本误差不计。
3. 示值最大误差应不大于仪表允许误差；最大回程误差应不大于基本误差的绝对值的1 ／2。
4.小信号切除校准：将输入电流4.0mA缓慢上升到4.04mA，输出电流应跃变为4.8mA。再将输入电流从4.04mA缓慢下降，输出电流应从4.8mA跃变到4.0mA。
1.7.2.3.2.2差值、平均值、选大值、选小值、三选中值功能：
1.7.2.3.2.2.1在相应的I ／O 端子上输入电量信号，记录显示画面上的参数显示值：
1. 差值的显示，应为两个输入电量信号的差值：
2. 平均值的显示，应为输入电量信号的平均值；
3. 选大值的显示，应为输入电量信号中的某一最大值；
4. 选小值的显示，应为输入电量信号中的某一最小值；
5. 选中值的显示，应为三个输入电量信号中的中间值。
6. 各示值最大误差应小于模件允许误差；最大回程误差应小于模件允许误差绝对值的I ／2。
1.7.2.3.2.2.2累计值功能：
1.在相应的I ／O 端子上输入电量信号，在规定的时间里，记录显示画面上累计显示值；
2.累计显示值与计算值之差应不大于其模件允许误差。
1.7.2.3.2.3修正功能的检查：
热电偶冷端温度修正功能：
1. 用二等标准水银温度计，测量中间柜环境温度的同时，短路任一热电偶输入信号，记录显示画面上对应信号的显示值。
2. 二等标准水银温度计显示和显示画面上对座信号显示值间的差值，应不大于1℃。
温度修正功能：
1.在I / O 柜上抽取带温度修正的模拟量输入通道和对应的温度修正输入通道，分别接入测量信号和温度修正信号；
2.在不同的测量信号输入下，改变温度修正信号输入值，检查显示画面的显示值(温度修正信号也可通过对模件的强置代替)；
3.温度修正产生的误差应不大于模件的允许误差。
压力修正功能：
1.在I / O 柜上抽取带压力修正的模拟量输入通道和对应的压力修正输入通道，分别接入测量信号和压力修正信号；
2. 在不同的测量信号输入下，改变压力修正信号输入值，检查显示画面的显示值(压力修正信号也可通过对模件的强置代替) c) 压力修正产生的误差应不大于模件的允许误差。
1.7.2.3.2.4超限报警和故障诊断功能的检查：
1.7.2.3.2.4.1当超限或故障产生时，显示画面上相应点应显示报警、数据或底色变色，声光报警提示、列表、确认、回顾功能、打印记录内容及时问应与实际相符。
1.7.2.3.2.4.2模拟量输入报警设定点动作差检查：
1. I ／O 柜模拟量通道输入端，逐渐增加(或减少)输入信号至显示画面报警，继续增加(或减尘)输入信号后再减少(或增加)输入信号，至显示画面报警信号消失，记录报警产生和报警消失时的输入信号值，并检查报警打印记录。
2. 报警产生时的输入信号值与设定点的差值，称为报警设定点动作误差；报警消失时的输入信号值与设定点的差值，称为报警设定点恢复差。 。
3. 报警设定点动作差和恢复差均应不大于模件的允许误差。
1.7.2.3.2.4.3开关量输入信号报警功能检查：
1. 直接的开关量信号，一般在现场一次元件接线端于处短路或断开信号端子，检查显示画面状况，应符合要求。
2. 通过模拟量越限转换的重要保护动作信号，应在现场直接增加或减少物理量，使敏感元件动作，记录动作值。检查显示画面状况应符合要求。
3. 报警、保护接点的通、断状态应可靠、正确。
1.7.2.3.2.4.4输入断偶检测功能检查：在I / o 柜的模拟量通道输入端，输入过程 3％的信号，越限报警显示应符合要求。
1.7.2.3.2.4.5输入信号短路保护功能检查：当二线制一次仪表由模件供电时，将模件输入信号短路，析应自动切断供电；故障报警显示应符合要求。
1.7.2.3.2.4.6输入断偶检测功能检查；断开I / o 柜的热电偶输入通道时，对应的画面显示值应迅速上升并超越测量上限，故障显示与报警应符合要求，保护闭锁功能应正常。
1.7.2.3.2.4.7输入热电阻短路或断路检测功能检查。短路或断开选定的热电阻信号，对应的画面显示值应迅速下降或上升并超越测量量程范围，故障显示、报警应符合要求，保护闭锁功能应正常。
1.7.2.3.2.4.8参数变化速率保护功能检查。选择带速率保护的模拟量I / o 通道，在输入端输入一快速变化信号（不超出报警范围）。对应点显示画面故障报警显示应正确，速率保护闭锁功能应正常。
1.7.2.3.3变送器冗余功能检查：
1. 人为断开运行中的变送器，故障报警显示应符合要求。
2.三取中冗余配置的测量系统中，当任一信号值超越设足值时，应报警，但相应的控制系统应受影响；当任两信号超越设定值时，应报警并相应的控制系统由自动切至手动。
3. 三取二冗余配置的测量系统中，当任一信号超越设定值时应报警；当任两信号超越设定值时，应报警并发出动作信号。
4. 双重冗余配置的测量系统中，当两测量信号之间偏差超出偏差允许范围时应报警，相应的控制系统应自由切至手动，并可手动任选一信号用于显示或自动控制。
1.7.2.3.4输出模件的输出信号短路断路保护功能检查：
1. 输出信号为电压信号时，输出信号端短路后再恢复原状，模件工作应正常（包括端子板）。
2. 输出信号为电流信号时，输出信号端短路后再恢复原状，模件工作应正常（包括端子板）。
1.7.2.3.5 SOE记录和事故追忆系统：
1. 在I / O 柜模拟输入SOE 的开关量信号动作，显示画面上应能正确显示报警并打印。
2. 连续模拟输入数个SOE 的开关量信号动作，SOE 应能按正确次序显示报警并打印。
3. 人为触发一主保护信号动作，检查事故追忆功能，其表征机组主设备特征的变量记录应完整；重要变量跳闸前10min和跳闸后5min，以1s时间间隔的快速记录应正常。
1.7.2.3.6实时数据统计功能检查：
1.7.2.3.6.1检杳模拟量系统投入率实时统计数据，应与实际检查结果相符，报表打印正常。
1.7.2.3.6.2检杳自动系统利用率实时统计数据，应与实际检查结果相符，报表打印正常。
1.7.2.3.6.3检查保护系统利用率和保护动作次数实时统计数据，应与实际检查结果相符，报表打印正常。
1.7.2.3.6.4 检查汽温超温次数和时间的实时统计数据，应与实际检查结果相符，报表打印正常。
1.7.2.3.6.5检查操作显示功能。
1.7.2.3.6.6检查报表记录功能。
1.7.2.3.6.7检查历史数据的存储和检索功能。
1.7.2.3.6.8检查性能计算功能。
1.7.3 DAS系统的运行维护
1.7.3.1日常维护：
1.每天查看显示画面，各参数显示符合生产流程要求，同参数多点显示差值应小于该参数的系统综合误差，发现参数异常现象及时进行检查或校准，并做好记录；
2.每天查看DAS系统就地设备，查看仪表管路是否有渗漏，一次元件是否完好。
3.每天查看重要参数的历史曲线，查看有无异常，如有异常及时进行处理。
1.7.3.2定期维护： …
1. 按照要求定期进行仪表校验，并作好校验记录。
2. 定期进行仪表管路吹扫，并作好记录。
3. 对于重要仪表及参数，定期进行接线端子紧固，接线检查。
1.8 锅炉燃烧器管理系统（BMS）
1.8.1概述
锅炉燃烧器管理系统简称BMS，是现代化大型发电机组必须具备的一种监控系统，他能在锅炉正常运行及启停等各种运行方式下，连续密切的监视燃烧系统的大量参数及状态，不断的进行逻辑运算和判断，必要时发出动作指令，使燃烧系统中的有关设备按照既定、合理的程序完成必要的动作，以保证锅炉燃烧系统的安全。
BMS系统的主要功能由四部分构成：
1.安全监控功能。对炉膛火焰、负压、水位等参数及有关设备的状态进行连续的监控，在有危及锅炉安全的状态，例如锅炉熄火、汽包水位过高或过低、炉膛压力过高或过低、两台送风机全部跳闸或两台引风机全部跳闸等状态出现时，使主燃料跳闸（Main Fuel Trip），简称MFT，及燃油跳闸（Oil Fuel Trip），简称OFT，以及使相关设备跳闸，如磨煤机跳闸，MTR，快速切断进入炉膛的燃料，以防止爆炸性燃料和空气混合物在锅炉的任何部分的积聚，确保锅炉的安全；无论什么时候，当锅炉有关设备安全遭受危险时，运行人员都可直接启动MFT，而不需由BMS自动逻辑来启动跳闸。
2.炉膛吹扫。在锅炉点火前或停炉后，用合适的风量，扫清炉膛及烟道中可能积聚的可燃物质，以避免锅炉爆燃或爆炸事故的发生。一般采用30％的额定风量，吹扫5分钟。进行吹扫时，必须满足规定的吹扫许可条件，如油母管跳闸阀关闭、所有的一次风机停运、所有的油枪油阀关闭、所有的磨煤机停运、所有的给煤机停运、炉膛无火焰、吹扫通道上所有的挡板打开等。这实际上是对燃料供应设备、火焰检测器指示、风门档板的一次全面检查。当这些条件满足后可启动5分钟的吹扫，这些条件结合起来将能保证有足够的空气流量将可能积聚在炉膛和锅炉任何部分的燃料和空气混合物清除掉。
3.燃油及油枪管理。实现燃油泄漏试验、油枪的投入（点火）与切除等功能。在满足一定的许可条件后，油枪才可投入运行，典型的许可条件有，MFT已复位、燃油压力正常、燃油温度正常等。点火顺序可自动进行，点火顺序将包括对油枪油阀、雾化蒸汽阀、高能点火器等设备的控制。
4.主燃料（煤粉）的引入及磨组的管理。实现煤燃烧器的切投，对于直吹式制粉系统还将实现给煤机、磨煤机等设备的启停管理功能。煤粉的引入必须满足一定的许可条件，这些条件主要有：足够的点火能量，一次风压正常、密封空气压力正常等。
1.8.2 BMS系统主要设备及功能
BMS系统可看成是由三部分组成，包括控制部分、现场设备、控制逻辑。现场设备主要包括油燃烧器及制粉系统的电动、气动执行机构以及火检、压力开关、温度开关、流量开关、限位开关等就地元件。
1.8.2.1炉四角燃油装置
点火控制装置由12个启动燃烧控制柜构成，控制点火器的点火、熄火。就地控制柜在炉前完成（单步）手动点/熄火功能，同时送出状态信号至DCS。也可接受DCS发出的操作指令，实现远程点/熄火功能。主要控制设备为油枪推进装置、点火枪推进装置、高能点火器、油阀、吹扫阀等。主要完成锅炉启动点火及故障投油等功能。
1.8.2.2火检装置
南望电厂火检装置包括智能前端、控制电缆、火检板件等设备，单台机组共有火检32套，其中油燃烧器火检12只，煤燃烧器火检20只。火检信号通过硬接线方式进入DCS系统，参与油、煤燃烧器的管理及炉膛安全保护。
1.8.2.3制粉系统设备
每台机组制粉系统共包括5台磨煤机及给煤机，主要设备包括给煤机控制柜，给煤机出入口挡板、磨煤机风门挡板、执行器以及相关的仪表及一次元件。
1.8.3 BMS系统静态试验
1.8.3.1 MFT主燃料跳闸功能试验
1.8.3.2试验前检查确认项目及注意事项
1.检查MFT系统回路接线正常，各元器件齐全紧固。
2.控制系统送电且系统工作正常。
3.检查逻辑回路正常，无不应有的强制点。
4.检查试验是否对其他系统造成影响，如有则采取隔离措施。
5.试验前应告知运行值班人员。
6.在试验时应检查无MFT条件后再进行MFT继电器复位，最好不要直接强制复位，防止损坏继电器。
1.8.3.3锅炉主燃料跳闸(MFT)试验项目及方法
1.试验项目：锅炉总风量<20% (三取二)
试验方法：在MCS侧AI通道中加模拟量信号；
2.试验项目：炉膛压力低低-2500Pa (三取二)
试验方法：就地压力开关抽负压至动作点；
3.试验项目：炉膛压力高高+1700Pa (三取二)
试验方法：就地压力开关加压至动作点；
4.试验项目：汽包水位低低-230mm (三取二)
试验方法：在MCS侧AI通道中加模拟量信号；
5.试验项目：汽包水位高高200mm (三取二)
试验方法：在MCS侧AI通道中加模拟量信号；
6.试验项目：火检冷却风压力低低(三取二)
试验方法：停火检冷却风机；
7.试验项目：两台引风机停
试验方法：停两台引风机；
8.试验项目：两台送风机停
试验方法：停两台送风机；
9.试验项目：一次风机均停且任意层磨煤机投运
试验方法：一次风机及任一磨煤机送试验位，按逻辑进行模拟
10.试验项目：失去所有燃料
试验方法：任一给煤机或油枪运行且燃油速断阀关、回油阀关、所有油角阀关任一条件成立后停给煤机；
11.试验项目：失去所有火焰
试验方法：启动任意磨组,强制火检信号；
12.试验项目：手动MFT
试验方法：两个MFT按钮同时按下；
13.试验项目：再吹扫请求(吹扫完成60分钟内无任一油角阀开)
试验方法：在逻辑中进行强制
14.试验项目：汽机跳闸锅炉
试验方法：先强制负荷大于90MW,短接汽轮机跳锅炉输出信号；
15.试验项目：两台空预器停
试验方法：空预器送试验位后停止；
16.FSSS电源失去
试验方法：短接该信号接点进行模拟
17.再热器失去保护
试验方法：在BMS逻辑中进行信号强制
18给水泵全停
试验方法：电动给水泵送试验位后静态启动，试验时停止给水泵
1.8.3.4试验检查项目
1.8.3.4.1 当 MFT 发生时, 软件执行下列操作:
1.关燃油供油电动门
2.关供油快关阀
3.关回油电动门
4.关所有油角阀、吹扫阀
5.退所有油枪和点火枪
6.点火器停止打火
7.停所有磨煤机
8.关减温水总门及电动门
1.8.3.4.2当 MFT 发生时, 硬回路执行下列操作:
1.关燃油供油电动门
2.关回油电动门
3.关过热器/再热器减温水总阀
4.跳所有磨煤机
5.停所有给煤机
6.跳所有一次风机
7.关所有磨煤机出口煤粉关断门
1.8.3.4.3 MFT后应出现DCS系统报警，且首出跳闸显示正确，SOE记录正常；逐一检查确认对应的状态、报警及信号显示应正确。
1.8.3.2 OFT油燃料跳闸试验
1.8.3.2.1试验前检查项目及注意事项
1.炉四角进油阀、吹扫阀手动门已关闭。
2.炉前油系统供油快关阀、回油电动门前后手动门已关闭。
3.控制回路正常，系统及就地设备电源正常。
4.试验时应告知运行值班人员加强监控。
1.8.3.2.2试验项目及方法
1.MFT
试验方法：任一触发MFT条件，使MFT动作
2.任意油角阀未关时供油快关阀关
试验方法：根据逻辑，操作阀门实际动作
3.任意油角阀未关且供油快关阀未关时供油母管压力低低
试验方法：开任一油角阀及快关阀，短接供油母管压力低开关信号
1.8.3.2.3试验检查项目
1.8.3.2.3.1 OFT发生时, 自动执行下列操作:
1.关供油快关阀
2.关回油电动门
3.关燃油供油电动门
4.关所有油角阀
5.退所有油枪和点火枪
1.8.3.2.3.2 OFT动作后查看DCS系统报警及跳闸首出是否正常，系统信号及设备状态是否正常。
1.8.3.3油枪点火静态试验
1.8.3.3.1试验前检查项目及注意事项
1.炉前油系统供油快关阀前后手动门已关，炉四角进油阀、吹扫阀手动门已关。
2.检查系统回路正常，就地设备已送电且运行正常。
3.检查就地设备气源正常且气源门已打开。
4.试验前告知运行值班人员进行监视配合。
1.8.3.3.2试验方法
1.在逻辑中强制油枪点火允许条件为“允许”，解除油枪速断条件。
2.在操作员站进行点火操作。
1.8.3.3.3检查项目
1.在DCS系统查看油枪、点火枪及炉四角阀门状态是否正常。
2.查看油枪、点火枪能否正常推进和退出。
3.检查就地点火柜指示灯是否正常。
4.查看点火枪是否能正常打火
1.8.3.4磨煤机联锁保护试验
1.8.3.4.1试验前检查项目及注意事项
1.磨煤机控制系统回路正常，控制系统送电且工作正常。
2.磨煤机就地设备已送电，风门挡板均试验正常。
3.给煤机及出入口挡板已送电且试验正常。
4.5台磨煤机均送试验位，远方分、合闸正常。
5.试验前告知运行值班人员。
1.8.3.4.2试验项目及方法（5台磨煤机试验方法相同）
1. 磨轴承温度任一HH延时2s
试验方法：用电阻箱在DCS模拟任一磨辊温度高信号
2. 磨电机轴承温度任一HH延时2s
试验方法：用电阻箱在DCS模拟磨电机轴承温度高信号
3. 一次风机均停延时2s
试验方法：在DCS短接一次风机运行信号或一次风机送试验位启、停
4. 本磨失去火检（给煤机启动且磨煤机启动2M后要有3/4煤火检(四支中有三支着火)，否则发失去火检跳磨）
试验方法：在DCS进行火箭信号强制
5. 磨出口门均关（磨运行且出口门3/4关反馈）
试验方法：实际操作关任意3个磨煤机出口门。
6. 润滑油系统故障、（P193 FSA13）
(磨煤机润滑油泵出口压力低低延时2S、磨煤机润滑油站油箱温度<15℃、磨煤机润滑油站油箱液位低延时2S）
试验方法：在就地短接润滑油泵出口压力低信号；用电阻箱就地模拟油箱温度信号；短接油箱液位低信号
7. 给煤机停延时900s
试验方法：磨煤机试验位合闸后，不启动给煤机进行试验
8. RUNBACK（仅适用于 磨）
试验方法：试验位合闸相关磨煤机，强制RUNBACK信号，注意采取措施不引起其他系统设备动作。
9.MFT动作
试验方法：手动打闸MFT
1.8.3.4.3试验检查内容
1.检查DCS系统制粉系统有关设备状态正常。
2.查看磨煤机跳闸首出显示正常。
3.磨煤机跳闸后应联锁停止给煤机，联锁关闭磨煤机入口快关风门、磨煤机入口冷风门、磨煤机密封风门、磨煤机密封风门、磨煤机出口气封门、磨煤机燃烧器入口煤粉关断门、磨煤机出口煤粉关断门，检查以上设备是否联动正常。
1.8.4锅炉安全监控系统的动态试验
1.8.4.1 试验前准备工作：
1. 试验方案经审核批准。
2. 做好局部隔离工作，不影响其他运行设备的安全。
3. 对于试验中可能出现的问题，已做好反事故措施准备。
4. 有关的测量仪表重新校准，精度满足要求。
5. 被试验系统静态试验合格。
1.8.4.2 MFT 动态试验：
1. 调整机组正常运行在试验负荷；
2. 调整锅炉运行工况(如停止全部粉源、关闭燃油跳闸阀)，达到MFT 动作；
3. 检查MFT 跳闸后所有控制对象的动作状态，应符合要求；
4. 检查“锅炉灭火”、“MFT 跳闸”、“燃料丧失”信号发出时间和跳闸事件顺序记录应正确；
5. 通过炉膛压力变化曲线，检验炉膛压力保护定值的合理性；
6. 通过炉膛火焰变化曲线(火焰检测器模拟量信号)，检验火焰信号保护的可靠性；
7. 检查、记录吹扫过程及吹扫时间应符合要求。
1.8.4.3 单台辅机(送风机、引风机、一次风机、给水泵)跳闸试验：
1. 调整机组正常运行在试验负荷。
2. 通过满足单台辅机的跳闸条件(或手动操作停单台辅机按钮)，使一台风机突然跳闸。
3. 检查RB 系统应动作正常，燃烧器切投、磨煤机组顺序控制(或给粉机控制)应正确；模拟量控制系统的动作符合9.6.1.2 要求。
4. 检查炉膛负压变化曲线，确认炉膛压力报警值、动作值的正确性。
1.8.4.4 机组动态试验注意事项
1.8.4.4.1 FSSS 系统的动态试验，对机组有一定的潜在危害性，因此除新上机组或控制系统有较大修改的机组应进行外，宜以静态试验方法确认为妥。
1.8.4.4.2必须进行的FSSS 系统动态试验，宜可放在机组启、停过程中进行。
1.8.4.4.3动态试验期间，若出现异常情况，应立即中止试验并恢复设备原运行方式；查明故障原因并消除后，经批准方可继续进行试验。
1.8.5 BMS系统现场维护及常见故障处理
1.8.5.1燃油系统日常维护
1.每日检查点火系统电源是否正常，就地点火柜信号是否正常。
2.每日查看炉四角就地设备控制气源是否正常，有无泄露。
3.每周进行设备卫生清扫，保持设备卫生良好；
4.定期检查外部接线。进行接线端子检查紧固。
5.每半年对燃油系统控制逻辑进行检查。
6.定期进行就地仪表校验，并填写完整校验记录。
1.8.5.2火检系统日常维护
1.每日查看火检系统电源是否正常，双路供电是否投入。
2.每日查看火检历史趋势，对不稳定的火检进行调整（在火检调整过程中需对该火检信号进行强制，防止发生误动）。
3.每日检查火检冷却风压力是否正常，就地无冷却风泄露现象。
4.每周对火检运行情况进行分析，对于经过多次调整后信号仍不稳定的火检进行光纤及镜头检查，并做好检查记录。
5.每周清扫火检系统就地设备卫生，保持设备整洁。
1.8.5.3制粉系统日常维护
1.每日查看制粉系统设备电源是否正常。
2.每日检查磨煤机润滑油站工作是否正常，一次元件接头有无泄露。
3.定期进行保护信号端子紧固，风压表管吹扫。
1.8.5.4 BMS保护日常维护
1.检查系统模件各工作指示灯状况和报警画面，发现缺陷或异常报警应及时处理。
2.每日查看重要保护点当天历史趋势，发现问题及时进行处理。
3.每日进行BMS保护逻辑检查，清查是否有不该有的强制信号，如有则检查清楚后进行恢复。
4.定期校准系统中的测量元件、传感器、变送器和模件。
5.定期检查控制和测量管道，应无泄漏现象。
6.定期进行系统中的保护、连锁试验，重要保护系统应每季度及每次机组检修后起动前进行 静态试验，以确认跳闸逻辑、报警及保护动作值正确可靠。
1.8.5.5 BMS系统常见缺陷及处理
1.机组满负荷时火检信号稳定，低负荷不稳定
处理方法：在机组低负荷时进行火检“有火”调试。直到发出“有火”信号
2.火检信号经多次调整后仍不能稳定。
处理方法：检查火检智能前端是否超温，进一步检查火检镜头及火检光纤，发现镜头烧损或光纤损坏进行更换。
3.点火枪不打火
原因分析：1.看点火枪激励电源是否正常2.点火枪枪头与导电杆接触不良3.点火枪电缆坏4.点火枪导电杆坏
4.油枪、点火枪不伸进
原因分析：1.机械卡2.推进电磁阀坏3.控制电源故障4.推进条件不满足5.控制气源泄露
5.油枪点不着火
原因分析：1.点火枪不打火2.点火枪进到位位置不合适3.油枪堵塞
1.9顺序控制系统（SCS）
1.9.2顺序控制系统范围及设备
顺序控制系统的现场设备是指为系统提供开关量信息的监测装置以及接受并执行开关量命令的执行机构及其控制回路。
电厂顺序控制系统主要包括以下项目：
送风机子系统、引风机子系统、一次风机子系统、空预器子系统、高压加热器系统、给水系统、低压加热系统、冷凝泵系统、补给水系统、真空系统、轴封系统、抽气系统、输水系统、汽机润滑油系统、发电机密封油系统
1.9.3基本检修项目及要求
1.9.3.1机组停运前的检查
1.9.3.1.1进行控制系统的检查。
1.9.3.1.2各顺控子系统的运行状态，应与实际相符，异常情况做好记录。
1.9.3.1.3减负荷和停炉过程中，顺序控制系统工作状况显示及打印记录检查，异常情况做好记录。
1.9.3.2系统停运后的检修
1.9.3.2.1进行控制系统硬件的检修与测试，检修后不符合质量指标的硬件进行更换。
1.9.3.2.2进行顺控系统测量和控制设备、部件、元件的检修和校准。
1.9.3.2.3顺控系统的电源、线路及测量管路检查检修。
1.9.3.2.4系统部件、设备、线路的绝缘电阻测试，应符合规定的绝缘等级要求。
1.9.3.2.5对停运前检查记录的缺陷进行处理。
1.9.3.2.6检查逻辑、逻辑的各判据信号、定值、参数设置的正确性，当需要修改时，按规定修改程序进行，并做好备份。
1.9.3.2.7各控制系统相关画面检查，应正确无误。
1.9.3.2.8独立配置的顺序控制系统装置（系统）检修后，测试其基本性能和功能，应符合DL/T 658《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》要求。
1.9.3.2.9检修前后应对控制逻辑各备份一次，并作好标记存放在规定处。
1.9.4测试项目与技术标准
1.9.4.1控制装置及模件的测试。
1.9.4.2控制系统的基本性能和功能测试。
1.9.4.3测量和执行设备的检修与校准。
1.9.4.5所有继电器的检查测试。
1.9.4.6控制对象（阀门、档板等）开关方向上的全行程动作时间测试与核准：
1.由CRT发出指令（对有条件限制的可采取强制信号后进行），检查控制对象的开、关和转动方向应正确，状态显示应可靠；
2.指令发开后、控制对象的关反馈信号失去到开反馈信号出现的时间，为控制对象的开全行程时间；
3.指令发开后、控制对象的开反馈信号失去到关反馈信号出现的时间，为控制对象的关全行程时间；
4.检查确认控制对象在开、关的全行程动作，应平稳、无卡涩；
5.核准控制逻辑中设定的开、关允许时间值，大于测试值（一般按大于（2～5）秒考虑）。
1.9.4.7电磁阀开关测试：由CRT发指令，电磁阀开关方向应正确，阀开关状态应可靠正确。
1.9.4.8马达启、仃的状态应与马达实际的状态一致，马达转动的方向应正确。
1.9.4.9输入模拟信号，对系统进行开环调试。系统的执行步序、逻辑关系、运行时间以及输出状态应符合运行要求。
1.9.5 顺序控制系统的运行维护及常见故障处理
1.9.5.1每天查看所属系统有无缺陷或异常，如有及时进行消除。
1.9.5.2每天在DCS查看重要设备的保护点历史趋势，发现信号有误发现象及时采取措施进行处理。
1.9.5.3每天对重要设备及其附属系统进行就地检查，特别对风机油站等关键部位。
1.9.5.4每天对顺序控制系统的重要设备逻辑进行检查，查看有无错误的强制点，防止造成保护拒动。
1.9.5.5定期进行就地元件的检修校验，涉及保护的一次元件每半年校验一次。
1.9.5.5每半年对重要辅机保护系统进行回路检查，端子紧固一次。
1.9.5.6顺序控制系统常见故障
1.电动门DCS状态变黄
分析及处理：1.阀门卡涩，开关状态均未来，联系机务消除。2.阀门开或关到位，去DCS系统状态信号均未发出，进行阀门行程调整。3.就地状态接点接通，DCS无显示，检查开关量输入通道是否正常。
2.高低加、除氧器液位信号误发
分析及改进：检查就地环境是否震动较大，进行逻辑改造在液位开关量信号串入模拟量液位信号。
1.10模拟量自动控制系统（CCS）
1.10.1概述
模拟量控制系统是一种连续调节系统，被控变量为模拟量。这种控制系统是将被控量与设定值进行比较，经调节器运算后输出控制信号，使被控量发生变化，最终使被控量等于或接近于设定值，系统是一个闭合的回路，又称闭环控制系统。
1.10.2 模拟量自动控制系统的运行维护及常见故障处理
1.10.2.1锅炉给水自动调节系统
锅炉给水流量和汽包水位是通过调节给水泵的速度或者从锅炉点火到机组停机的调节阀的位置来维持的。给水调节设备是由一个电动锅炉给水泵，两个汽机驱动锅炉给水泵和一个低负荷调节阀组成的。当锅炉为低负荷时，使用单器件控制系统。由电动锅炉给水泵或者汽机驱动锅炉给水泵给水。当给水要求低于电动水泵输出的低极限，锅炉给水泵的出口流量将保持常量，给水流量由低负荷调节阀控制。当给水流量升到一定数值，给水流量的调节将从低负荷阀门转换到主给水阀门管路，然后，给水流量将通过调节汽机驱动锅炉给水泵的入口蒸汽流量来控制。当给水流量大于额定流量的30%，控制系统将自动转换为三个元件控制
1.10.2.1.1锅炉给水自动调节系统的运行维护
1.10.2.1.1.1外围设备的检查测试
1.每天检查汽包压力信号、汽包压力变送器量程合适、测量正确、CRT 显示正常。
2.每天检查汽包水位信号、汽包水位差压变送器量程合适、测量正确、CRT显示正常。
3.每天检查一级喷水流量变送器和二级喷水流量变送器量程合适、测量正确、CRT显示正常。
4. 每天检查省煤器入口给水流量信号、差压变送器量程合适、测量正确、CRT显示正常。
5.每天检查省煤器入口温度信号、温度元件量程合适、测量正确、 CRT 显示正常。
6. 每天检查给水泵执行机构的特性。
1.10.2.1.1.2运行时维护和保养
1.每天应根据汽包水位、蒸汽流量及给水流量的记录表记录曲线分析调节系统的工作情况，如发现问题应及时消除。
2.每月至少进行一次给水流量和汽包水位定值扰动试验。
3.定期比较汽包水位、蒸汽流量、给水流量三重冗余变送器的输出值，应取其中值作为控制系统的反馈信号；对超差的变送器及时消除故障；
4.定期检查取样测点、测量信号的正确性；
5.定期检查执行机构、调节机构的特性；
6.定期检查系统在各种工况下的控制品质记录曲线，发现异常即时处理，保证系统处于完好状态。
1.10.2.2 温度自动调节系统维护保养
1.10.2.2.1过热汽温控制系统的外围设备设备的检查测试
1.每天检查一级减温出口温度信号,量程合适、测量正确、CRT 显示正常。
2. 每天检查二级减温出口温度信号,量程合适、测量正确、CRT 显示正常。
3.每天检查屏式出口温度信号,量程合适、测量正确、CRT 显示正常。
4.每天检查末级过热出口温度信号,量程合适、测量正确、CRT 显示正常。
5.每天检查一级减温执行器,动作方向正确、行程时间和行程误差合适。
6.每天检查二级减温执行器,动作方向正确、行程时间和行程误差合适。
1.10.2.2 .2 再热汽温控制系统的外围设备的检查测试
1. 检查再热减温出口温度信号,量程合适、测量正确、CRT 显示正常。
2.检查再热器压力变送器信号,量程合适、测量正确、CRT 显示正常。
3.检查再热器喷水流量变送器信号,量程合适、测量正确、 CRT 显示正常。
4. 检查再热器出口温度信号,量程合适、测量正确、CRT 显示正常。
5. 检查再热减温执行器动作方向正确、行程时间和行程误差合适。
1.10.2.2.3运行中的维护保养维护
1.每天应向运行值班人员了解并根据过热汽温及再热汽温记录曲线分析调节系统的运行情况，如发现问题应及时消除。
2. 每月进行一次减温水流量扰动试验。
3.用比对法每月温度变送器的输出信号进行一次校准，其示值误差应不超过该系统综合误差。
4.每季进行一次过热汽温及再热汽温定值扰动试验。
1.10.2.2.4常见故障及处理
1.过热器一、二、三级减温水调节阀操作不动
分析及处理：1.检查手轮是否释放2，检查有无强降信号
2.过热器一、二、三级减温水调节阀前电动门操作不动
分析及处理：1.检查电动门是否卡涩2.检查电机是否发烫，是否过力矩。
1.10.2.3除氧器水位控制系统运行维护
1.每天巡回检查除氧器系统是否在自动方式下运行，检查最近12小时有无报警或自动切除情况。
2.每天巡回检查三台除氧器水位变送器有无偏差较大的现象，查看除氧器水位调阀的指令及反馈，查看有无指令/反馈偏差大、执行器动作太快或太慢等异常现象。
3.每日检查除氧器水位变送器、压力变送器二次门及排污门有无渗漏现象。
4.每周检查一次除氧器水位变送器、除氧器压力变送器取样管路及一次门后有无渗漏现象。
5.每月做一次除氧器控制系统定值扰动试验。
6.每半年对三台除氧器水位变送器、压力变送器进行一次校验；每一年对其他仪表进行一次校验。
1.10.2.3.1常见故障及处理
1.除氧器水位与就地偏差大
分析及处理：检查除氧器水位变送器是否正常，若正常，可能引压管内有气泡，可重新向引压管内灌水排出气泡。
1.10.2.4凝汽器水位控制系统运行维护
1.10.2.4.1凝汽器水位控制系统投入的条件
1.汽机运行正常，凝汽器处于有水位运行状态。
2.凝汽器运行方式合理，调节阀有足够的调节范围。
3.凝汽器水位指示准确。
1.10.2.4.2维护保养
1.每天应根据除凝汽器水位记录曲线分析控制系统的工作情况，如发现问题应及时消除。
2.每周清扫并检查取样测点、检查测量信号的正确性
3.每周清扫一次变送器并检查各接头；比较除凝汽器水位变送器的输出值，对超差的变送器及时消除故障。
4.定期检查执行机构的特性。
5.每月进行水位给定位扰动试验。
1.10.2.4.3常见故障及分析处理
1.凝汽器水位调阀操作不动
分析及处理：1.检查有无强升强降信号；2.检查就地手轮是否释放3.检查气源是否正常4.手摇阀门看是否机械卡涩5.检查定位器与阀门连接部分是否正常，定位器动作是否正常。
1.10.2.5风烟控制系统运行维护
1.每日检查根据风量、氧量、煤量、负荷等参数记录曲线分析控制系统的工作情况，如发现异常应及时消除。
2.每日检查就地设备及其附属机构是否工作正常，控制电源、气源是否正常。
3.定期进行风压表管吹扫，温度元件保护套管检查、端子紧固。
4.定期进行执行机构、调节机构的特性检查。
1.10.2.5.1常见故障及分析处理：
1.送风机动叶执行器操作不动
原因分析：1.DCS控制回路故障2.执行器内交流接触器故障3.送风机动叶部分卡涩4.执行器热偶动作5.执行器定位板故障
处理方法：1.办理工作票，固定动叶2.检查指令线是否正常、隔离器有无故障、动力回路有无故障。3.原因不能查明，更换执行器。
2.执行器误动（指令未变，执行器忽开忽关）
原因分析：1.位反电位器故障2.反馈机构中齿轮磨损3.反馈机构中螺丝松动
处理方法：1.更换位返2.更换反馈机构中中的齿轮3.固定螺丝、主从轴的连接部分，位返电位器的连接部分。
为避免在执行器更换过程中发生不安全事件，需制定以下实施措施：1.确认工作票内容实施完毕，机务将送风机执行器曲柄连杆焊接。2.更换送风机动叶执行器；3.通过手动机构调试送风机执行器；4.机务恢复送风机动叶执行机构曲柄连杆恢复；5.联系运行在远方手动操作送风机动叶执行器，确认正常后投入系统。
3.磨煤机入口风量波动
原因分析：检查磨煤机入口风温测点有无波动，如波动则处理风温测点，否则检查磨煤机入口风量测点有无波动，如波动吹扫磨煤机入口风量引压管。
1.11备品备件清单
序 言
本《汽轮机电液调节系统DEH维护手册》是根据3×330MW燃煤电站项目设备的说明书和相关图纸编制的，仅适用于3×330MW燃煤电站项目设备的维护。
由于资料不全、时间紧，该手册可能会存在不少错误，随着资料的逐渐齐全，我们会不断地对该手册进行修订和完善。
2.1 系统概述
2.1.1汽轮机数字电液控制系统（DEH）由计算机控制部分和EH液压系统和保安系统组成，主要用来控制汽轮发电机的转速和功率。本厂汽轮机数字电液控制系统采用了Foxboro先进的I/A Series开放工业控制系统。
2.1.2在自动情况下，操作员主要通过操作员站的鼠标，进行各种控制操作和图象操作。操作员指令通过操作员站传到控制FCS，由I/O卡执行输出控制。机组状态及结果在CRT上显示。
2.1.3汽轮机高压缸进汽口上配有四个调节汽阀，为保证汽机的安全运行，还配有相应的主汽阀。汽轮机的上述10个进汽阀均采用高压抗燃油为工质的油动机驱动，6个调节阀CV、ICV及右高主MSV2用伺服阀与DEH的微机接口实现连续控制。左高压主汽阀MSV1和两个中压主汽阀RSV采用电磁阀与DEH接口实现两位控制。
为保证汽轮机的安全运行，在液压系统中，还配有几套冗余的保护部套：
飞环及试验电磁阀；
高、低压遮断电磁阀；
超速限制电磁阀。
2.1.4 EH液压系统包括供油系统、油管路、油动机，EH供油系统还包括控制油动机紧急关闭的危急保安系统和隔膜阀等部件。高压抗燃油油源配有2套冗余的压力油泵，以保证连续供油。
2.1.5危急保安系统包括OPC电磁阀、AST电磁阀、隔膜阀等。OPC电磁阀为2只并联结构，当OPC电磁阀带电时，OPC安全油泄去，紧急关闭调节汽门。AST电磁阀为四只串/并联结构，当AST电磁阀失电时，AST安全油泄去，同时泄去OPC安全油，关闭所有阀门并停机。隔膜阀与低压安全油接口，低压安全油失去时，通过隔膜阀泄去AST安全油，紧急关闭阀门并停机。
2.2 DEH控制系统硬件组成
2.2.1汽轮机数字电液控制系统采用了Foxboro先进的I/A Series开放工业控制系统。它包括2个机柜、1个操作站WP70、1个应用操作站AW70（具备操作员站及工程师工作站的功能）。
2.2.2 DEH控制系统处理机FCP270为两对，第一对定义为基本控制站（BTC），完成超速保护和汽轮机基本控制功能；第二对定义为自动控制站（ATC），完成汽轮机参数监视和在线试验的功能。
2.2.3 DEH系统模板配置如下。
BTC站（基本控制站）：
1. 测速板FBM206三块；
2. 模入/模出板FBM204六块；
3. 开入/开出板FBM241C四块；
4. 测速前置板三块。
ATC站（自动控制站）：
1. 模拟量输入FBM201三块；
2. TC信号模入FBM202四块；
3. RTD信号模入FBM203六块；
4. 模入/模出板FBM204一块；
5. 开入板FBM207一块；
6. 开入/开出板FBM241C四块。
2.2.4 AW70应用操作站一套，包括：AW70应用操作站一台、彩色21"LCD一台、鼠标、键盘等，AW70用于工程师进行设计、组态、调试、监视。
2.2.5 WP70应用操作站一套，包括：AW70应用操作站处理机一台、彩色21"LCD一台、鼠标、键盘等。
WP70为电厂运行人员与汽轮机控制系统进行人机对话的主要设备。WP70与它相连的外设一起，提供了使用者和所有系统功能之间的界面。其主要功能有：提供了命令和数据输入、画面的选择和报警管理的方法。从应用处理器和其它系统站接受图形和文字信息，并把这些信息显示在视频显示器上。
控制系统配置图如下：
DEH控制系统配置图
2.3 DEH控制系统主要功能
2.3.1挂闸
2.3.2整定伺服系统静态关系
2.3.3启动前的控制和启动
2.3.4自动判断热状态。
2.3.5转速控制
2.3.6升速：设定目标、设定升速率、自动过临界、自动暖机、3000r/min定速。
2.3.7 负荷控制
2.3.8并网带初负荷；
2.3.9发电机假并网实验；
2.3.10自动同期；
2.3.11升负荷：设定目标、设定负荷率、自动暖机；
2.3.12定——滑——定升负荷；
2.3.13负荷反馈控制；
2.3.14一次调频；
2.3.15CCS控制；
2.3.16高负荷限制；
2.3.17低负荷限制；
2.3.18阀位限制；
2.3.19主汽压力控制；
2.3.20主汽压力限制；
2.3.21快卸负荷。
2.3.22单阀、顺序阀转换
2.3.23超速保护控制
2.3.24甩负荷超速限制；
2.3.25 103%超速控制；
2.3.26加速度保护；
2.3.27超速保护。
2.3.28在线试验
2.3.29喷油试验；
2.3.30超速试验：电气超速试验、机械超速试验；
2.3.31阀门活动试验；
2.3.32高压遮断电磁阀试验；
2.3.33阀门严密性试验。
2.3.34控制方式切换
2.3.35汽机自动/手动方式。
2.3.36停机
2.4基本检修维护项目及技术要求
2.4.1 系统停运前的检查
2.4.1.1 观察DEH 各画面显示及报警状况。
2.4.1.2打印故障诊断记录表，检查打印记录中的异常情况。
2.4.1.3 检查DEH 机柜、模件、电源、控制器、操作站、工程师站等设备的工作指示灯，并作好记录。
2.4.1.4作好DEH 的组态软件的备份，以及记录所有设定参数。
2.4.2 系统停运后检修
2.4.2.1 外观检查应满足如下要求：
1. 外观应完好无损；开关方向标志明确；铭牌与标志牌完好、正确、字迹清楚。
2. 控制装置行程范围内动作灵活、均匀无卡涩。
3. 位置发送器安装正确，固定牢固；紧固件无松动，可动部分应灵活可靠。
4.接线正确、牢固、无松动；插头与插座连接可靠。
2.4.2.2 DEH 控制系统硬件、软件的检修、试验、管理，按照第4 章和第16 章进行。
2.4.2.3 测量、过程控制仪表的检修与校准，按照第5、6 章进行。
2.4.2.4 控制线路和测量管路的检修与质量要求，按照第7 章进行。
2.4.2.5 电源部件性能检查，；通电后对输出电压进行逐项测试，各项测试数据应符合制造厂手册要求，所有组件的电源开关、指示灯工作正常。
2.4.2.6 DEH 系统与外界系统接口的检查与试验。DEH 系统与外界系统的通信接口应正确有效，信息共享；传送数据的实时性达到设计要求；检查与试验内容包括：
1. DEH 系统与旁路接口检查：对旁路切除和投入的闭锁逻辑逐一进行检查，应符合设计要求。
2. DEH 系统与协调控制系统接口检查：通过发讯方强制信号方法，检查DEH 与协调系统的硬接线交换信号与通信交换信号，应正确无误。
3. DEH 系统与管理信息系统(MIS)系统接口检查，检查DEH 传送给MIS 的数据应正确，实时性符合设计要求。
2.4.2.7 DEH 系统监视、操作、报警、打印和事故追忆功能检查：按照第4 章内容检查并符合要求。
2.4.3外部信号连接要求
I/A Series系统的安装及与外部信号的连线必须认真对待，应进行合理的设计和安排，电缆的安装要求有电缆沟、走线槽、导管等，在安装、布线时，应考虑周围的大气环境和电噪声环境，安装时考虑到大气环境如温度、湿度、腐蚀等，对电缆应有具体要求。
2.4.3.1 模拟量信号电缆
电缆应采用双绞线屏蔽电缆，所有屏蔽层在电气上必须与其它的屏蔽层绝缘。在机柜中使屏蔽层接地，机柜中的公共汇流排即适合于现场信号屏蔽层在此连接后共同接地。
2.4.3.2 数字量信号的连接
不要将直流或交流现场接点混装于同一电缆。如果电缆中只有直流信号，电缆既可选用对绞总屏，也可选用只有总屏蔽线的电缆。
2.4.3.3 热电偶输入信号
热电偶输入信号电缆要求是专用的或有延伸部分的电缆中的导线金属与热电偶应是相同或相近的，这样可减少不相同金属在连接时所产生的电势差.在热电偶信号的传输过程中，在导线上不能有断点、开关或连接点.所有热电偶信号必须屏蔽，屏蔽层间必须绝缘。
2.4.3.4热电阻输入信号
与热电阻连接的各股导线的电阻必须相等，从现场到机柜处电缆的阻值必须满足输入模板的限制。
2.4.4检测与调试
装置在现场投运以前，需对以下几个部分进行检查
2.4.4.1接线检查
该装置的连线分成四种方式：
2.4.4.1.1机柜与机柜之间或机柜内部连线，根据厂家提供的内部连线图，逐个检查，紧固有松动的端子。
2.4.4.1.2电缆检查：所有电缆应完好无破损，电缆内信号线两端应导通，且线与线之间以及线与电缆屏蔽层之间应绝缘良好，否则应更换电缆。检查所有电缆的空余芯和屏蔽层是否按照接地要求在控制屏内接地，接地是否良好。空余芯和屏蔽层的另一端应与地绝缘。
2.4.4.1.3 检查各电缆连接是否正确。
2.4.4.1.4根据机柜接线端子图，检查所有外部信号接线是否正确。
2.4.4.1.5 检查机柜内所有焊接连线的焊点是否可靠，查看有无产生脱焊。
2.4.4.2变送器及外部信号检测
I/A Series控制系统的控制和监视参数，均是经变送器检测后，送入装置的，变送器工作正常与否，直接影响到系统运行的可靠性。因此投运前，应严格按照信号清单上所注的测量范围检查标定变送器。
这里所述的外部检测，主要是检查现场开关量信号的状态与实际现象是否吻合。点击现场的实际情况，模拟一定的状态验证输入/输出开关量。
2.4.4.3电源、地线检测
I/A Series装置上电前，必须对电源、地线的安装连接作全面仔细的检测。
所需设备有：
万用表：用于测量电压和电流；
接地电阻测试仪：用于测量接地电极对地电阻；
连线测试仪：用于表明连线是否正确；
电源监视器： 用于记录AC/DC的电压、电流、温度、湿度、无线电波频率、节点的闭合。
2.4.4.3.1 接地电极检测
在装置上电前或一年一次应对接地电极的阻抗进行测试。接地电极阻抗的测试方法有多种。为了测试电极的阻抗，应使用一个接地电阻测试仪，接地电阻的阻抗应小于5欧.如不满足要求，检查地线连接及接地电极与电网的连接。
2.4.4.3.2 电级测量
电源测量包括电流测试、电压测试、阻抗测试；
电流测试:用安培表测量并记录有关的电流有效值；
电压测试:用万用表测量到电源输入端的L－N、L－G、N－G上的AC电压值；
阻抗测试:测量设备接地线或零线的输入阻抗，越小则对设备、对人身安全越有保障。
2.4.4.3.3屏蔽层校验
屏蔽层的校验可以在机柜中进行，如果装置未上电，则可将DC接地导线拆开，进行以下三项试验：
测量机柜与绝缘公共接地线之间的阻值，该值应小于1欧、如果大于1欧；应检查相关的连接及系统连接；
测量机柜的机架与DC接地汇流排之间的阻抗，该值应大于1兆欧；
如果第2步的测量小于1兆欧，应将其它机柜与测量柜的公共接地线断开；再进行测量，直至发现错误之所在。
以上发生的问题可能的原因是现场处屏蔽层和地有短接、或是安装不好、或是接线有损坏，也可能是与I/A Series系统相连的输入输出信号有不同的参考地。
屏蔽层校验最好在装置上电前或是停机检修时。校验时，装置必须关掉电源，千万不能在装置控制机组时进行这些检测。
2.4.5系统功能检查
在I/A Series装置投运之前，通过DEH仿真程序进行通电试验，是检查I/A Series装置硬件、软件有无故障，系统功能是否正常运作，保证该装置正常投运的必要手段之一。
伺服板与对应的阀门LVDT应满足一定的线性关系，使控制系统正常控制CV、ICV阀，在以下情况发生时，必须进行阀门校验：
机组启动前；
伺服板、LVDT替换过；
正常维修后；
阀门LVDT拆卸过。
2.5 DEH系统功能试验
2.5.1阀门试验
DEH具有阀门试验（全行程关闭试验）和阀门松动（活动）试验两种方式。前者在试验时，阀门做全行程关闭，后者仅在当前位置上关10％～20％。为不影响负荷，做全行程试验时要求机组负荷在60％～80％额定负荷，且功率回路投入。阀门松动试验可在满负荷下进行。
2.5.1.1阀门松动试验条件：
所有主汽阀全开；
并网；
负荷在50MW～310MW内；
OIS画面上试验在允许位。
2.5.1.2 主汽门活动试验
让OIS进入“VALVE TEST(阀门试验)” 画面，将“TEST ON/OFF(试验开关)”置为“TEST(试验)”位，再按下需做活动试验的阀门“TEST IN (试验投入)”按钮；
选择相应的高压、中压主汽门试验；
选中的主汽阀开始关闭，到位后重新打开，试验结束。
2.5.1.3调门活动试验
让OIS进入“VALVE TEST(阀门试验)” 画面，将TEST ON/OFF(试验开关)” 置为“TEST(试验)”位，再按下需做活动试验的阀门“TEST IN (试验投入)”按钮；
选择相应的调节汽门试验；
选中的调节汽门开始关闭，到位后重新打开，试验结束；
在进行完活动试验后，将画面上“TEST ON/OFF(试验开关)”按钮置为“NORMAL(正常)”位。
2.5.2超速保护试验
在汽轮机首次安装或大修时，必须验证超速保护的动作准确性。对每一路超速保护都应进行试验验证。
做超速试验时，将DEH的目标转速设置为3360r/min,慢慢提升汽轮机转速，到达被试验的一路超速保护的动作转速时，此路超速保护动作，遮断汽轮机。因此超速试验也叫提升转速试验。DEH可自动记录汽轮机遮断转速及最高转速。
2.5.2.1 DEH电气超速试验
将OIS画面上“OVERSPEED TEST(超速试验)”按钮至“ELE OSP(电气)”位，将目标转速设为3360r/min，速率设为180r/min/min即可进行试验。通过OIS发出“GO(进行)”指令，可点击“HOLD(保持)”暂停升速；试验完毕将“OSPTEST ON/OFF(超速试验)”按钮置为“NORMAL(正常)”位。
2.5.2.2 机械超速试验
在试验前应将DEH电气超速值调高，在进行机械超速试验时，电气超速跳机值自动提高为112％。将目标转速设为3360r/min，速率设为180r/min/min，然后升速，直到飞环击出。
超速试验结束后，操作人员将OIS画面上将“OSPTEST ON/OFF(超速试验)”按钮置为“NORMAL(正常)”位。
2.5.3阀门严密性试验
通过阀门严密性试验来验证主汽门及调门关闭的严密性。
阀门严密性试验的允许条件：
汽机已挂闸；
转速大于2990r/min；
发电机解列；
OIS画面上试验在允许位。
进入OIS“VALVE LEAK TESTS(阀门严密性试验)”画面中将“TEST ON/OFF(试验开关)”置为“TEST(试验)”位,即可进行相应试验。
2.5.3.1调门严密性试验
满足阀门严密性试验的允许条件后，操作人员在OIS“VALVE LEAK TESTS(阀门严密性试验)”画面上点击“CV/ICV TEST(调门试验)”按钮，则高、中压调门关闭。操作人员根据转速是否达到可接受转速，判定调门的严密性。
2.5.3.2主汽门严密性试验
满足条件后，操作人员在OIS“VALVE LEAK TESTS(阀门严密性试验)”画面上点击“MSV/RSV(主汽门试验)”按钮，高、中压主汽门关闭。操作人员根据转速是否达到可接受转速，判定主汽门的严密性。试验完成后，高、中压主汽门仍然关闭，由操作人员打闸。操作人员重新挂闸、升速，将转速恢复至3000r/min左右。
2.5.3.3试验完成后，将画面上“TEST ON/OFF(试验开关)”按钮置为“NORMAL(正常)”。
2.5.3.4 阀门严密性试验结束后，操作人员手动打闸切除试验。
2.5.4喷油试验
为确保危急遮断器飞环在机组一旦出现超速时，能迅速飞出，遮断汽轮机，需经常对飞环进行活动试验。此活动试验时将油喷到飞环中增大离心力，使之飞出。但飞环因喷油试验飞出不应打闸，为提高可靠性，增加了试验用隔离阀。
喷油试验允许条件：
喷油试验允许按钮在允许位；
转速在2985r/min～3015r/min内；
高压胀差小于3mm。
做试验时，4YV带电，检测到隔离电磁阀在隔离位后，2YV带电，油喷进危急遮断器中，飞环击出，ZS2发讯，然后2YV失电，一段时间后1YV自动挂闸，挂上闸后再使隔离电磁阀失电，危急遮断器回复到正常位置，表明试验成功。
喷油试验结束后，操作人员将喷油试验允许按钮至正常位
在OIS上进入“SPRAY OIL TEST (喷油试验) ”画面，将“TEST ON/OFF(试验开关)”置为“TEST(试验)”位，点击“SPRAY OIL TEST(喷油试验)”按钮投入喷油试验，状态显示“IN(投入)”。
试验完毕，在OIS该画面上显示出“PASS(成功)”或“FAILED(失败)”，以表示成功与否。
试验完毕将“TEST ON/OFF(试验开关)”按钮置为“NORMAL(正常)”位。
2.5.5 AST电磁阀试验
为提高可靠性，高压遮断电磁阀采用两并两串的双重冗余结构,这就保证了高压遮断电磁阀可进行在线试验。将试验钥匙开关切到试验允许位后，操作人员即可在OIS站画面上进行高压遮断电磁阀试验，试验时，操作人员每次只能选择一个电磁阀进行试验。
正常情况下，高压遮断电磁阀6YV、7YV、8YV、9YV电磁铁带电,压力开关4PS、5PS不动作。正常试验时， 7YV或9YV电磁铁失电动作，压力开关5PS动作,若电磁铁失电时间超过15秒而压力开关5PS信号不正确，则认为试验故障。当做完7YV、9YV电磁铁试验后，使7YV、9YV恢复带电状态。然后再做6YV、8YV试验，6YV或8YV电磁铁失电动作，压力开关4PS动作,若电磁铁失电时间超过15秒而压力开关4PS信号不正确，则认为试验故障。当做完6YV、8YV电磁铁试验后，使6YV、8YV恢复带电状态。
高压遮断电磁阀试验结束后，操作人员应将OIS画面上试验钥匙开关切至正常位。
2.5.6整定伺服系统静态关系
在机组启动前，必须完成伺服阀、LVDT、伺服板的静态关系整定，保证各个油动机从全关到全开满足阀位指令从0%～100%的位置控制精度及线性度要求。CV、ICV可同时进行校验，也可分别进行校验，此过程在OIS站上进行。
2.5.6.1机组启动前进行伺服系统静态关系整定，必须满足下列条件：
汽机已挂闸；
所有阀全关。
注意：必须确认主汽阀前无蒸汽，以免整定时，汽轮机失控。整定期间，当机组转速大于100r/min时，DEH将自动打闸。即汽机转速必须小于100r/min。
2.5.6.2 LVDT的安装
在阀门校验前必须正确安装LVDT，使阀门在从全关到全开时，LVDT在其线性区内。
2.5.6.3校验步骤
1. 选择“CALIBRATION PERMIT(阀门校验允许)”。
2. 当“CALIBRATION PERMIT(阀门校验允许)”点亮后，选择要校验的阀门，相应的按键被点亮。
3. 选中校验的阀门后，相应的伺服板开始校验，伺服板上的“CHK”指示灯闪烁(下行闪烁频率较慢，上行闪烁频率较快)，同时画面上的“VALVE CALIBRATION(阀门校验)”指示也闪烁(闪烁频率同“CHK”灯)。
4.“CHK”指示灯和“VALVE CALIBRATION(阀门校验)”指示常亮时则校验完成。
5. 再次按下“CALIBRATION PERMIT(阀门校验允许)”，退出校验方式，“CHK”指示灯灭，“VALVE CALIBRATION(阀门校验)”指示变灰。
6. 校验结束。
2.5.7其它试验
2.5.7.1 EH油泵联锁试验
当EH油泵由DEH控制时，在DEH的CRT上有EH油泵的启、停、联锁及试验按钮，在未联锁时，可单独启动EH油泵A和B。当A、B泵联锁投入时，任何一台泵运行，按下“油泵联锁试验”，试验电磁阀动作，DEH接收到EH母管压力低信号，另一台泵会自动联锁启动，说明联锁回路正常。
2.5.7.2EH加热器试验
当EH加热器由DEH控制时，在DEH的CRT上有EH加热器的启、停、联锁按钮，未联锁时可单独启、停加热器，当加热器投入联锁时，DEH根据EH油箱温度来自动启停加热器，当EH油箱温度大于35℃时停加热器，小于20℃时启动加热器。
2.6 DEll系统运行维护
2.6.1投运与验收要求
2.6.1.1投运：
a) DEH 控制系统投运前的检查基本同DCS系统前检查。
b) 测量、控制参数显示和设备状态正确，无异常报警信息存在；
c) 报警定值、报警分级设置正确，声光报警及打印记录正常；
d) DEH 控制系统各功能均正常投入运行。
2.6.1.2 验收：
a) DEH 控制系统各项试验应符合要求，记录齐全；
b) 测量仪表与控制设备检修与校准、试验应符合要求，记录齐全；
c) 系统检修报告(包括试验中出现的问题及处理措施汇总记录)，内容完整；
d) DEH 控制系统各项控制功能指标应符合DL ／T 656 规定。
2.6.2 DEH系统维护
2.6.2.1日常维护：
2.6.2.1.1系统运行期间，不得在计算机控制系统3m 以内的范围内使用对讲机。
2.6.2.1.2可能引入干扰的现场设备除检查回路接线应完好外，还应对该设备加装屏蔽罩。
2.6.2.1.3建立计算机控制系统硬、软件故障记录台账和软件修改记录台账，详细记录系统发生的所有问题(包括错误信息和文字)、处理过程和每次软件修改记录。
2.6.2.1.4 防止将电脑病毒带入，工程师站上不应安装任何其他第三方软件，软盘须专盘专用。
2.6.2.1.5日巡检中，做好缺陷记录；并按有关规定安排消缺；热工自动化专责工程师应定期对巡检记录进行检查，对处理情况进行核查。
2.6.2.1.6 DEH控制系统软硬件巡检内容与要求包括：
1. 查看运行日志，摘录控制系统发生的问题。
2. 在DEH操作员站检查重要点及其历史曲线。
3. 检查计算机控制系统和其他各系统(如DEH)的时钟，均应与主时钟同步。
4. 查看显示器报警画面、报警打印记录、声光报警装置及事件顺序记录(SOE)，正常运行时应无报警显示。
5. 检查电源系统和各个模件指示灯，应处于正常运行状态，发现问题及时处理。
6.检查计算机控制系统控制柜的环境温度和湿度，应符合制造厂要求。
7. 有散热风扇的控制柜，风扇应正常工作，异常的风扇应立即更换或采取必要的措施。
8.查网络出错记录和网络工作状态应无异常、无频繁切换等现象。
9. 查系统自诊断功能画面，应无异常报警，各冗余设备应处于热备状态。
10.查系统各操作员站、工程师站、服务站和各控制站的运行状态应无异常。
11. 设备室、工程师室和控制室内的环境指标按照表3 执行或符合制造厂的规定。
2.6.2.1.7 DEH控制系统就地设备巡检内容及要求
1.每日查看高低压保安油压力开关状态是否正常，带保护的轴系温度是否正常，中排压力及低压保安油压力手否正常。
2.每日检查主机机头高压遮断模块上压力开关及压力表、复位遮断模块电磁阀无渗漏点，就地设备无松动现象。
3.每日检查EH油箱就地设备，就地设备无渗漏点。
4.每日查看油动机无摆动现象，伺服阀、电磁阀无渗漏点，LVDT连杆及接线牢固无松动现象。
2.6.1.6 每次开机时，向运行人员了解运行情况，并检查系统各控制曲线，如发现问题及时消除。
2.6.2.2定期维护：
1. 定期校准系统中的测量元件、传感器、变送器和模件；
2.定期检查记录曲线和数据，各模件工作指示灯和报警画面状况，分析DEH 控制系统的工作情
3.每周清扫一次就地设备卫生，保持运行设备清洁，示值清晰；
4.定期检查设备的防水、防振、防人为误动设施，应可靠：
5. 运行中应由机务定期进行主机阀门试验；
6. 定期进行系统的控制和保护功能试验。
7.每月分析一次DEH运行状况。
8.对于长周期运行的机组，每季度对就地重要信号进行一次端子紧固。
2.7 故障诊断及常见故障分析处理
DEH在运行过程中，DEH系统进行定时在线自诊断，对发生故障的环节进行报警显示和打印故障内容，以指导热控人员进行有针对性的在线或离线维修，以使DEH系统尽快恢复正常。
2.7.1在线自诊断
DEH在运行过程中，对DEH重要硬件设备，重要的输入/输出信号进行自我检测和诊断，如发现故障则进行报警显示、打印报表。为保证对汽机过程控制的可靠性，I/A Series系统分层的进行系统本身的自诊断，诊断发现故障的系统部件将从实时控制中撤除，这样保证是用一个本身无故障的系统对过程进行控制。
2.7.1.1 转速通道诊断及处理
当三路转速通道中任一路转速信号丢失，或当转速设定点大于200r/min时，转速信号快速变化。则该转速通道故障。
当三路转速通道中任一路，在转速设定点大于200rpm时与中间值之差大于10r/min，该转速通道故障。
当三块FBM206模板中任一块在板微处理器故障，则该转速板故障。
单通道产生以上故障时，只显示故障通道号。
当有两个通道故障或当转速设定值与转速之差大于500r/min时，产生转速系统故障信号，该信号将切除超速保护功能（OSP），产生汽机跳闸信号。
2.7.1.2 FCP270自诊断
FCP270在电源接通时进行自检，而在工作期间执行运行时检查和监视时钟功能，在冗余式控制处理机中，当检测到一个错误时，两个控制处理机都运行内部自诊断测试，以确定哪个处理机故障。这样可确保I/A Series 系统正常运行。
2.7.2故障分析与维护
DEH装置在进行控制时，系统内部同时进行在线诊断，对发生故障的单元将进行报警、指示并打印。根据WP70站及模板前面板上的报警内容可进行有针对性的在线或离线维修，以使DEH尽快恢复正常。
以下提供一些现场信号的故障原因分析及处理方法：
1 转速通道故障：短暂的单通道故障将不会影响系统的正常运行，但若是长时间故障或转速系统故障，则应由热工进行维修处理，首先用示波器检查故障通道转速是否正常，若不正常则应检查测速发讯头接线是否正确，安装是否符合要求。若转速信号正常而出现转速通道故障，则有可能是测速板FBM206本身有故障。
2.功率、主汽压力等参数与实际情况不符，则应作如下三方面检查：一是检查相应变送器信号是否正常，输出信号范围中是否与设计值相符，如条件允许，对变送器可重新检验；二是检验变送器接线是否正确、可靠；三是检验模入处理板。
3.伺服板是控制器与现场执行机构的接口，来往信号复杂，其工作的准确性决定了控制的可靠性。当“阀门试验”画面中有伺服输出状态报警时，如果伺服板的电流信号正确，则检查输出至伺服阀的电缆，如果电缆没问题，就更换伺服阀。
4.DEH挂不上闸，检查以下设备及系统：
1.抗燃油泵、高压启动油泵是否启动，油压是否合适。
2.直流电源是否正常。
3.ETS是否复位，ATR是否有跳闸条件触发。
4.是否挂闸信号未来，实际已挂闸。
5.危急滑阀上部油压建立信号是否未来。
6.高低压保安油压建立信号是否未来。
7.如上述条件均成立，则检查挂闸电气回路、挂闸电磁阀是否正常
序 言
本《TSI系统维护手册》是根据×330MW燃煤电站项目设备的说明书和相关图纸编制的，仅适用于×330MW燃煤电站项目设备的维护。
由于资料不全、时间紧，该手册可能会存在不少错误，随着资料的逐渐齐全，我们会不断地对该手册进行修订和完善。
目 录
4.1 概述………………………………………………………………………………
4.2 TSI系统功能及组成……………………………………………………………
4.3 TSI系统的运行监视：…………………………………………………………
4.4 汽轮机TSI系统的投入…………………………………………………………
4.5 系统试验 ………………………………………………………………………
4.6 现场维护及技术要求……………………………………………………………
4.7 传感器的安装及工艺要求………………………………………………………
4.7.1 现场安装一般注意事项…………………………………………………………
4.7.2 转速、零转速及超速传感器安装………………………………………………
4.7.3 轴向位移传感器安装……………………………………………………………
4.7.4 胀差传感器安装…………………………………………………………………
4.7.5 轴振动传感器安装………………………………………………………………
4.7.6 热膨胀传感器安装………………………………………………………………
4.7.7 偏心传感器的安装………………………………………………………………
4.8 TSI系统使用中典型问题分析处理……………………………………………
4.9 轴向位移异常的原因及保护措施………………………………………………
4.10 机组胀差过大的原因及保护措施………………………………………………
4.11 汽轮机超速的原因及保护措施…………………………………………………
4.12 备品备件…………………………………………………………………………
4.1概述
随着汽轮发电机组容量的不断增大，需要监视和保护的项目越来越多，现代化大型汽轮机的金属材料大部分在接近极限值的情况下工作，运行中如产生接近极限值的热应力，就很容易造成汽轮机的损坏。同时大功率机组为了提高经济运行，级间间隙，轴封间隙等比较小，机组在异常工况下，很容易造成动静碰磨，引起主轴弯曲等严重损坏事故。因此，为了保证大功率机组的安全，需要对汽轮发电机组本体的运行状况及运行参数进行监视和保护。应用TSI系统，可对运行中的汽轮发电机组进行有效而准确的监视，一旦被检测的参数超越允许极限值，保护装置即可准确可靠的动作。
本汽轮机安全监视装置由转速鉴相监视器、偏心监视器、轴位移监视器、胀差监视器、轴振动监视器、盖振监视器、热膨胀监视器、超速监视器组成。除热膨胀外都采用MMS6000监控系统。其中瞬态转速表用DF9011。MMS6000系统由适合标准19英寸柜架的插入式模件组成，采用成熟的振动感应技术，安装简便，可免维护运行。每块模件上都装有微处理器，能提供标准的处理手段，也能解决用户的特殊问题。MMS6000系统适合于各种标准的涡轮机械的监测。
环境要求：
参考温度 ＋25℃
正常工作温度范围 0~＋65℃
相对湿度 5％~95％无冷凝
主要技术数据：
模件符合DIN 41494（100×160mm）标准
前面板尺寸30mm(6TE)×128.4（3HE）
净重320克
一个19英寸框架，装14个插件/28个通道
通过RS232串口，读取数据，组态
通过RS485接口通讯
4.2 TSI系统功能及组成
4.2.1电源部分
外部电源由主副两路输入，任一路工作，其余一路作备用，任何一路或两路电源故障均有报警指示输出。外部电源经处理后进入两块24VDC QUINT电源模块，其中任何一块电源故障均有报警输出。
电源PS1、PS2经端子L1、L3、PE接收外部电源而开始工作。PS1输出的24VDC作为系统的第一路24V直流电源分别接至两块电源母线条的24VDC（1），PS2输出的24VDC作为系统的第二路24V直流电源分别接至两块电源母线条的24VDC（2）。PS1、PS2输出的24VDC各通过一个二极管后汇成一路电源到端子，供系统继电器工作。PS板件均有电源故障输出，正常情况下触点闭合。下图为电源模块的接线图。
4.2.1电涡流传感器
电涡流传感器是通过传感器端部线圈与被测物体（导电体）间的间隙变化来测物体的振动和静位移的。在传感器的端部有一线圈，线圈通以频率较高（一般为1MHZ～2MHZ）的交变电压（见下图1），当线圈平面靠近某一导体面时，由于线圈磁通链穿过导体，使导体的表面层感应出一涡流ie，而ie所形成的磁通链又穿过原线圈，这样原线圈与涡流“线圈”形成了有一定耦合的互感、耦合系数的大小又与二者之间的距离及导体的材料有关，当材料给定时，耦合系数K与距离d有关，K=K(d)，距离d增加，耦合减弱，K值减小,使等效电感增加,因此,测定等效电感的变化,也就间接测定d的变化。
由于探头输出电压是一调幅信号，需检波，才能得到间隙随时间变化的电压波形，而且，传感器还需高频振荡源，因此，涡流传感器还需加一测量线路（前置器）：如下图2所示，从前置器输出的电压Ｖd是正比于间隙d的电压，它可分两部分：一为直流电压Ｖde，对应于平均间隙（或初始间隙），一为交流电压Ｖac，对应于振动间隙。
涡流传感器原理简图
前置器原理简图
4.2.2轴承盖振动
整个汽轮发电机组共有盖振监测点六个，每个模件监测两个点，该装置共需MMS6120监视器三块，当盖振超越危险值时发至DCS系统进行报警。
盖振测量示意图
4.2.3转速
用来测量汽轮发电机组轴系的转动速度，其中转速和OS1使用同一块模件，鉴相和OS2使用一块模件，OS3使用一块模块。该装置共用三块MMS6312监视器完成转速监测及超速控制。传感器全部采用PR9376。
速度传感器简图
超速测量示意图
4.2.4胀差
由于汽机转子与汽缸的膨胀变化不同，测量汽机转子相对于汽缸的膨胀。测点位置应遵从汽机制造厂要求。本机组的胀差监测有高压缸胀差和低压缸胀差。高压缸胀差和低压缸胀差使用一块MMS6210，其传感器均采用PR6426。
胀差测量示意图
4.2.5轴向位移
测量汽机转子相对于缸体的轴向位移量。本机组的轴位移测量采用一块MMS6210，传感器采用PR6424，前置器采用CON021。单台机组有2个测点，超限信号送ETS经逻辑运算后输出轴向位移大跳机信号。
轴位移测量示意图
4.2.6轴振
测量汽轮机大轴相对于轴承座的振动（相对振动）。轴振动测量采用MMS6110模件，每块模件监测一个点，整个汽轮－发电机组监测六点。模件的两个通道分别监测每个点的X与Y方向的振动值，传感器采用PR6423/010。当振动值超过允许值时输出的报警信号在操作员站CRT上显示及热工信号光子牌报警。其模拟量的输出送至DEH，供其显示并且当位移量超过允许值时输出报警信号及跳机信号。
轴振测量示意图
4.2.7偏心
测量汽机低速转动时（小于120转/分）大轴弯曲的瞬时值及峰峰值。偏心监测模件采用MMS6220，采用PR6423/010涡流传感器。偏心检测板接受两路信号，一路用于偏心的测量，一路用于键相的测量，它用在峰一峰信号调节电路上。键相探头观察轴上的一个键槽，当轴每转一转时，就产生一个脉冲电压，这个脉冲可用来控制计算峰一峰值。当然，键相信号也可用来指示振动的相位，当知道了测振探头与键相探头的夹角时，就可找出不平衡质量的位置。
振动相位测量示意图
偏心测量示意图
4.2.8热膨胀
测量汽机缸体的绝对膨胀。在机头两侧分别设置一个测点。采用DF9032双通道热膨胀监视仪表。
热膨胀测量示意图
4.2.9给水泵汽轮机TSI
给水泵汽轮机组需要连续监测的参数有：转速、轴向位移、偏心、轴振。上述参数均采用epro公司的仪表来监测。每台小机对应以下监测项目。
4.2.9.1转速监测
4.2.9.1.1转速使用一个传感器。对应于0～10000r/min的转速测量范围，监测模件有4～20mA的直流信号输出。组态时，将一继电器通道设定为转速报警继电器通道。
4.2.9.1.2三取二的电超速保护
电超速保护采用三只传感器，分别对应三块超速保护监测器。当任一通道监测的机组转速n≥6327r/min时，此通道相应的超速保护继电器通道输出危险报警信号至ETS，经ETS做三取二逻辑处理后，遮断汽轮机。
4.2.9.2轴向位移
轴向位移采用双通道监测，采用两只传感器输出两路4～20mA电流信号。当1＃或2＃轴向位移≥＋0.3mm或≤-0.55mm（轴向位移大）时分别通过报警继电器通道输出；当1＃且2＃轴向位移≥＋0.4mm或≤-0.62mm（轴向位移过大）分别通过轴向位移过大危险继电器输出至ETS，作为电气停机信号。
4.2.9.3振动
为了监测转子相对于轴承的径向振动，机组的1#～4#支持轴承各设有水平（X向）、垂直（Y向）两个轴振监测通道，共8个通道。采用四块监测模块。
将用于轴振监测的8个信号依次定为1～4＃轴承X向、Y向轴振监测通道。1～4＃任一轴承任一方向轴振≥80μm（轴振大）、1～4＃任一轴承X（或Y）方向轴振≥125μm（轴振过大），监测模件中1#~4#报警继电器通道输出报警信号或1#~4#停机继电器通道输出危险信号。
对应于0～300μm的轴振测量范围，相应的监测通道有4～20mA的直流信号输出。
4.2.9.4鉴相
鉴相单独采用专门的测量模块，采用一只传感器，直接输出一路鉴相信号。
4.2.9.5偏心
偏心监测采用一只传感器输出一路4～20mA电流信号, 当偏心≥0.08mm时，通过报警继电器输出一路报警信号。
4.3 TSI系统的运行监视
4.3.1汽轮机安全监视系统及外围的设备的传感器、前置器的状态与机组运行状况相符。
4.3.2热工人员不得任意拨弄、调整、改动汽轮机安全监视系统的设置。
4.3.3汽轮机安全监视装置在运行中发生异常时，运行人员应及时通知热控人员处理并做好记录。
4.3.4需要在汽轮机安全监视护装置附近工作时，应督促工作人员做好安全预防措施。
4.4汽轮机TSI系统的投入
4.4.1汽轮机安全监视装置必须具备下列条件方可投入
4.4.1.1汽轮机安全监视装置及其外围设备均应处于良好状态：
4.4.1.2所有的传感器应清洁，固定牢固，螺纹无损，其调整螺杆的转动应能使传感器平衡均匀地移动。与被测体间的安装间隙，应根据传感器的输出特性及安装要求而定。
4.4.1.3汽轮机安全监视装置的所有传感器对应的大轴表面应光滑、无孔、凹痕、划伤等。
4.4.1.4传感器安装的支架应有足够的刚性，托架的自振频率应大于机组自振频率的10倍。
4.4.1.5传感器对应的检测平面应大于传感器直径的二倍，在此空间内不能有其它金属物质存在。被侧面不能有磁性。
4.4.1.6传感器的专用电缆禁止过度扭折，电缆接头也不能随意拆装。专用电缆安装后，位置应固定，不致因位移造成导线折断，最好用金属软管进行保护。
4.4.1.7前置器应安装在通风良好、振动较小的地方，前置器必须浮空安装，环境温度应满足规定要求。额定工作温度：-55～70℃；极限温度:-40～85℃。
4.4.1.8确认被测面材料与厂商标定传感器所用材料一致，否则应重新标定传感器。
4.4.1.9所有的保护盘柜、就地接线盒整齐清洁，标志清晰。柜门内侧应附有系统正确、简洁明了的接线图，字迹应清晰。机柜内保护接地、电源接地、信号屏蔽接地应符合有关规定或厂家的要求。机柜内的电缆和穿墙管的孔洞应封堵严密，进出线排列整齐。接线牢固准确，标志清晰。
4.4.1.10电源系统正常，符合220V±22V的要求。电源自动开关规格及熔断器容量符合设计要求，线路和端子应完整无破损，导线或电缆外皮完好，检查电源系统对地绝缘电阻均应≥20MΩ（500V兆欧表）。电源系统的开关、端子、熔断器、电缆等各种标志应正确、清晰。
4.4.1.11所有监测通道的越限报警及保护动作整定值准确。
4.4.1.12汽轮机安全监视系统的逻辑条件，越限报警及保护动作整定值准确；系统试验合格。
4.4.2系统投入
4.4.2.1合上装置的主、副电源开关，柜门上的电源指示灯正常。热工信号中的“TSI电源丢失”报警信号消失。柜内电源板上的LED指示正常。柜内电源母线条电压正常符合要求。
4.4.2.2检查各个监测通道是否正常投入，各个传感器的安装间隙电压是否正常，检查前置器与传感器的连接、传感器与延伸电缆的连接以及信号回路的接线。
4.4.2.3在系统投入整个过程中，机组状况不因此受到影响。
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