阳山电厂调试报告
目录
1、热控总体调试报告 (1)
2、DAS数据采集系统调试报告 (5)
3、FSSS系统锅炉安全监控调试报告 (7)
4、MCS模拟量控制系统调试报告 (14)
5、SCS顺序控制系统调试报告 (21)
6、ETS汽机危急遮断系统调试报告 (29)
7、DEH汽轮机纯电调控制系统调试报告 (35)
8、ECS系统调试报告 (40)
9、机组横向联锁保护系统调试报告 (41)
附页：主要自动调节曲线、机组50%甩负荷试验主要参数曲线、机组100%甩负荷试验主要参数曲线
阳山电厂热工调试报告
阳山电厂3号机组于2005年4月开始调试，10月22日机组开始72小时试运，25日72小时试运结束，停机消缺。11月10日锅炉重新点火,11月11日17时机组进行50%甩负荷试验,11月13日08时58分机组进行100%甩负荷试验。11月13日上午11点00分进入24小时，14日11点00分24小时试运结束，移交商业运行。
阳山电厂3号机组的热工调试任务在阳山电厂筹建处、山东火电安装公司同志们的共同努力下，保质、保量、按时圆满地完成了，在此表示衷心感谢！在调试过程中没发生任何人身安全事故和人为的设备损坏事故。在72+24小时试运及机组50%与100%甩负荷过程中，热工DAS系统指示准确可靠，热工保护没出现过误动和拒动，主要技术指标如下：保护投入率 100%
72小时自动投入率 95.56%
24小时自动投入率 95.56%
DAS投入率 99.98%
辅机联锁投入率 100%
SOE投入率 100% 。
1 设备概述
1.1 系统概况
阳山电厂二期扩建工程安装一台135MW国产燃煤发电机组。锅炉由东方锅炉厂生产，型号为SG—440/13.7—M566的循环流化床锅炉。440t/h CFB锅炉采用超高压中间再热机组设计，与135MW等级汽轮发电机组相匹配，可配合汽轮机采用定—滑—定方式运行（或定压方式运行）。锅炉采用单锅自然循环、集中下降管、平衡通风、绝热式旋风气固分离器、循环流化床燃烧方式、风水冷流化床冷渣器，过热器采用两级喷水调节蒸汽温度，再热器采用以烟气挡板调节蒸汽温度为主，事故喷水装置调温为辅。锅炉主要由锅筒、悬吊式、全膜式水冷壁炉膛、绝热式旋风分离器、U型返料回路以及后烟井对流受热面组成。采用床上点火的启动方式。汽轮机是东方汽轮机厂生产的型号为N135-13.24/535/535，双缸双排汽、一次中间再热、单轴、凝汽式汽轮机。
机组辅机主要包括主蒸汽和再热蒸汽均采用单元制，汽机设计有高、低压两级串联旁路系统。给水系统采用2台100%容量电动调速给水泵，给水共设2条回路，主给水管道布置1只电动闸阀，给水旁路管道上布置1只调节阀和2只截止阀。在锅炉30%—100%B-MCR 负荷范围内，给水的调节通过控制给水泵的转速来实现，当低于锅炉30%B-MCR负荷时，切换至给水旁路系统，采用给水调节阀控制给水量。风烟系统采用平衡式通风系统，一、二次风机、引风机为离心式风机，空气预热器为管式空气预热器。除尘器为静电除尘器。锅炉燃烧系统由点火油枪系统以及给煤系统组成。原煤经过两级破碎，进入炉前大煤斗，经皮带给煤机将煤粒送至落煤管上方，每一根落煤管下方设置播煤风，将煤粒吹入炉膛。汽轮
机回热系统设计有二台高压加热器、四台低压加热器、一台除氧器
机组热控系统主要包括分散控制系统（DCS）和DEH汽轮机控制系统等。DCS为北京和利时系统工程股份有限公司提供的SmartPro分散控制系统，SmartPro系统主要完成机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）和炉膛安全监控（FSSS）等功能。SmartPro分散控制系统主要由1台DCS服务器及服务器柜、6台操作员站、1台工程师站、11个过程控制单元及机柜、3个扩展柜、1个主机柜、3个继电器柜、1个配电柜、2台打印机、MIS网关通讯站及系统软件和应用软件等组成。DEH汽轮机控制系统、ETS汽轮机危急遮断系统由汽轮机主机厂配套供货，DEH系统采用ABB公司INFI--90硬件的汽轮机数字电液控制系统。采用以微处理机为基础的数字式控制装置，通过EH液压系统对汽机高、中压主汽门、调节阀采用单独的控制，采用多种阀门管理方式，实现机组在多种控制方式下的安全经济运行。TSI汽轮机安全监测系统由汽轮机主机厂成套，采用美国本特利公司的3500系列汽轮机安全监测仪表。
2 热控专业的调试
根据原电力工业部《电力建设工程调试定额》(1997版)规定：热控系统调试工作主要包括模拟量控制系统、顺序控制系统、辅机联锁及保护系统、主机保护、锅炉炉膛安全监控系统、计算机监控系统和汽轮机安全监视系统等部分。
热工仪表、化学分析仪表、热工信号、变送器、压力、温度开关的校验，各二次回路检查、执行机构调试均属安装调试范围。
广东省电力试验研究所热工室负责的阳山电厂二期扩建工程1*135MW机组热控调试项目分为：
1) DCS分散控制系统上电及软件恢复
2) 数据采集与监视系统(DAS)
3) 模拟量控制系统(MCS)
4) 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)
5) 顺序控制系统(SCS)
6) 汽机电液控制系统(DEH)
7) 汽轮机监视系统(TSI)
8) 主机保护系统(ETS)
9) 工业电视监视系统
2.1 DCS系统调试
2.1.1 DCS系统接地及绝缘检查
在DCS系统机柜就位及接线开始,接地系统完成后,与厂家一起对DCS机柜绝缘及接地进行了检查,DCS机柜接地及绝缘均满足DCS厂家的要求.DCS系统接地示意图如下:
2.1.3 DCS系统通讯网络检查
在整个机组运行过程中,DCS系统网络工作正常
2.1.4 DCS系统电源切换试验
DCS系统两路电源APS与UPS切换正常,当一路电源丧失时,各DPU,工程师站,操作员站工作正常,且DPU所驱动各设备没有出现因电源切换而掉电的情况.
2.1.5 DCS系统存在问题及注意事项
1) DCS对其他控制系统无监控功能(无数据通讯接口),不利于运行监控
2)备字投的切换由DCS实现,由于运算周期所限,切换时间无法满足要求
3)控制站仿真强制时间不能太长
4)在线增量下装会有时导致数据突变
5)严禁机组允许期间对控制站进行清空,下装
2.2 汽机控制系统调试
2.2.1 DEH及ETS系统接地及绝缘检查
对DEH及ETS系统接地及绝缘进行了检查,接地与绝缘符合厂家要求
2.2.2 DEH及ETS系统供电回路检查
2.1.3 DEH系统通讯网络检查
在工程师室中，DEH系统只有工程师站，而没有操作员站，不便于热控人员进行系统和检查,建议在工程师室增加一台操员站。
DAS数据采集系统调试报告
1 概述
阳山电厂3号机组采用计算机数据采集系统(DAS)对整个机、炉、电进行开环监视。它可以对与机组启动和安全经济运行有关的参数和设备的状态进行数据处理、屏幕显示、报警和制表、历史趋势报告、事故追忆，提供大量实时数据和经过分析处理的数据信息，以保证机组的安全经济运行。
阳山电厂3号机组采用和利时控制有限公司的SmartPro分散控制系统作为FSSS、MCS、DAS以及SCS等系统的控制设备，BTG盘上只有很少常规热工仪表，因此DAS系统必须与机组同步投运。
机组SmartPro分散控制系统设有7个现场控制站、7个I/O柜及2个扩展柜。DAS系统就是由这些控制站的接线设备、I/O模件、I/O处理逻辑等组成。其中AI点1154点。AO点106点，DI点1493点，DO点714点，PI点17点
2 DAS系统的调试
2.1 外部接线地检查
检查各端子柜接线图,对于图纸及接线错误及时改正
2.2 I/O摸件通道效验
DAS系统采集数据类型包括4～20mA模拟量输入/输出，热电偶,热电阻输入，开关量输入/输出，脉冲输入量等，根据不同信号的类型的I/O通道，在相应的接线端子上用毫伏信号发生器，短接线或标准电阻从机柜加信号进行校验，检查系统的工作是否正确，系统测量精度是否达到要求，在工程师站及操作员站观察并记录，详见热控设备（系统）校验记录。
2.3 静态参数的设置及检查
2.3.1 检查所有模拟量信号的工程单位及量程范围
2.3.2 检查热电偶测量端的冷端补偿
2.3.3 对于需要压力、温度补偿的测量参数及特殊算法的参数，检查了补偿公式及有关参
数设置
2.3.4 检查相关参数的非线性修正、数字滤波常数等设置是否正确
2.3.5 检查了相关报警值设定是否符合电厂生产要求和参数达到报警值时能否发出报警信
号
2.4需要特别注意的一些测量参数的说明
2.4.1 汽包水位
TEMP1:=673.84+2.9034*PT+21.3971*SQRT(225.56-10.197*PT);
TEMP2:=942.36-509.418*PT+2.8855*PT*PT-0.09627*PT*PT*PT;
IF MODE=TRUE THEN
AV:=(TEMP1-PD)/TEMP2-H;
ELSE
AV:=H-PD/TEMP2;
AV：计算后汽包水位
IN: 汽包水位初值
PD: 汽包水位变送器差压值
PT: 汽包压力值;必须赋值
MODE: 测量模式，TRUE为单室，FALSE为双室;必须赋值
H: 汽包内正常水位高度;必须赋值
2.4.2 主蒸汽流量
阳山电厂3号机组主蒸汽流量为汽轮机调节级压力换算得出的,具体换算参数为汽轮机厂提供.
TEMP:=-2.9145*PT*PT+ 44.639972 *PT+( -1.583346);
TEMP:计算后主蒸汽流量
PT : 调节级压力
2.4.3 风量计算
FL:=53855.543*SQRT(ABS(PD*(10600+PT)/(273+A06TE05)/1000));
(*本公式用于计算WELLBAR风量测量装置的风量计算由程昌业修改提供，用于二次风测量*)
PD:REAL;(*风量变送器测得的风量差压信号(单位：Pa)*)
PT:REAL;(*风量变送器测得的风压信号(单位：KPa)*)
TE:REAL;(*送风温度(单位：℃)*)
END_VAR
VAR_OUTPUT
FL:REAL;(*补偿后风量m3/h*)
2.4.4 燃油流量累计计算
3号机组燃油系统在燃油进油管路装一个,回油管路装二个ROSEMENT的质量流量计,DCS内部将进油流量减回油流量,得出锅炉瞬时消耗量,然后进行累计.
2.4.5 煤量计算
称重式皮带给煤机送入DCS给煤机瞬时流量,是电流信号,用累计运算块进行运算输出.
2.5 DAS系统的投运
在机组运行期间,DAS系统稳定可靠,在机组试运行期间各个阶段都能正常工作FSSS系统锅炉安全监控调试报告
1. FSSS概况及主要功能
阳山电厂135MW锅炉为循环流化床设计。锅炉设置有4台床上油燃烧器。燃煤经过两级破碎，进入炉前大煤斗，经皮带给煤机将煤粒送至落煤管上方，每一根落煤管下方设置播煤风，将煤粒吹入炉膛。FSSS系统包括燃烧器控制系统（BCS）和燃料安全系统（FSS），完成锅炉燃烧器的监控、给煤系统启停控制及炉膛安全保护等功能，提供燃油快关阀、给煤机、石灰石给料机的紧急跳闸手段。
1.1.1 BCS功能
1)对油、煤燃烧器的安全点火、投运和切除的连续监视
2)油燃烧器点火自动控制
3)在吹扫、燃烧器点火和带负荷运行期间，控制风箱挡板位置，以满足合适的二次风分配
4)给煤机控制
5)炉膛吹扫
6)主燃料跳闸（MFT）
7)油燃料系统泄漏试验
8)MFT发生后，维持锅炉进风量，以便清除炉膛内、烟道尾部和烟道中的可燃气体
9)火焰强度监视及显示
10)床温判断
主燃料跳闸（MFT）功能是在锅炉出现危急工况时，任意MFT条件出现，FSSS准确无误发出MFT信号，切断所有进入炉膛的燃料；炉膛吹扫功能是为了保证在锅炉点火前清扫炉膛及烟道内堆积的可燃物，以防止在锅炉点火时出现爆燃现象，吹扫未完成之前禁止点火并且MFT信号不能复位。对炉膛火焰监视及显示是为运行人员提供必要的操作功能（如手动MFT），床温是CFB锅炉运行的重要指标。根据不同阶段的床温值，FSSS决定锅炉如何投切燃料，这是CFB锅炉与煤粉炉的区别所在。燃油燃烧器控制功能包括燃烧器各单体的操作控制及连锁和各角燃烧器的顺序控制功能。燃油泄露实验是为了确保油回路及其相关阀门无泄露。
2 FSSS系统调试
2.1总体调试
2.1.1 接线检查
A)对所有进油阀,回油阀,吹扫阀,进油枪,点火枪,点火器,气动快关阀等外围设备进行接线检查,并对这些
设备进行了单调.
B)燃油系统的信号检查
C)对风量、汽包水位、炉膛压力开关、汽机跳闸等信号进行了检查
2.1.2 FSSS系统相关逻辑检查
A）审查设计图纸
B）根据设计图纸，检查所有软件组态
C）根据设计图纸，完善和修改软件组态
D）检查有关设计，如定值等
3 FSSS系统功能调试
3.1炉膛吹扫
炉膛吹扫是为了使空气流过炉膛和与之相连的烟道，以有效地清除炉膛及烟道内积聚的可燃物，防止炉膛及烟道内积聚的可燃物在遇到明火后发生爆炸，燃烧器管理系统的逻辑中，在点火前、事故跳闸后及正常停炉后，均设置了必要的吹扫逻辑，用以吹扫炉膛内
的可燃物。炉膛吹扫必须同时满足以下条件方可以吹扫：
1)无MFT工况；
2)所有给煤机全停；
3)至少一台回料流化风机运行；
4)任一一次风机运行；
5)任一二次风机运行；
6)任一引风机运行；
7)主供油阀关闭；
8)锅炉总风量>25%MCR；
9)未有吹扫中断命令发出；
10) 石灰石切除
3.2 锅炉主燃料跳闸（MFT）
3.2.1 MFT条件
FSSS系统共设计了19项MFT保护条件,只要以下任何一条件出现,FSSS就会发出MFT 保护动作.
1)手动MFT
2)引风机全停
3)一次风机全停
4)左侧J阀风室压力低
5)右侧J阀风室压力低
6)锅炉总风量<25%MCR
7)炉膛风室压力高
8)床下部平均温度高
9)燃料失去
10)下部床温低
11)二次风机全停
12)汽机切除
13)汽包水位高
14)汽包水位低
15)给水泵全停
16)A回料器料位高高
17)B回料器料位高高
18)炉膛压力异常
19)失去播煤风
MFT保护动作后,使相应的设备动作实现紧急停炉.
当MFT信号出现后,FSSS迅速进行下列动作:
1)BTG盘MFT光字牌亮；SOE显示MFT首出原因；
2)跳给煤机
3)石灰石系统切除：跳石灰石给料机和石灰石送粉风机
4)关燃油母管进油速断阀
5)床下风道点火器切除：关风道点火器进、回油球阀
6)冷渣器旋转排渣阀切除；
7)一级过热器减温水调节门通过逻辑输出指令切手动位置
8)二级过热器减温水调节门通过逻辑输出指令切手动位置
9)再热器事故喷水调节门通过逻辑输出指令切手动位置
10)再热器微喷减温水调节门通过逻辑输出指令切手动位置
11)所有风量控制切为手动方式，并保持最后位置；
12)输出信号给燃烧控制以限制引风机自动控制，从而保护炉膛压力不超出极限值；
13)除非锅炉处于热态再启动状态，否则“规定的锅炉吹扫“逻辑被建立
14)如果不是风机引发的MFT，则一切风机控制切为手动，并保持最后位置；如果是风机引发的MFT，风机的控制按风机联锁进行。
3.3 燃油燃料跳闸
锅炉在点火启动过程中,当火检“有火“信号消失或供油异常,燃烧器管理系统(FSSS)将立即关闭供油速断阀和各燃烧器的供油阀,切断到燃烧器的全部燃油.这种处理故障的方法称为燃油事故跳闸(OFT),MFT也会引发OFT.
3.3.1 OFT条件
OFT是燃油系统在运行时对油系统实现保护遮断,遮断的结果是关闭所有进油阀,回油阀,切断油燃烧器的全部燃油,使油层停止运行,以下任意条件满足OFT就会动作
1)MFT动作。
2)任一床上床下燃烧器就地点火柜电源异常；
3)OFT（手动按下“燃油切除”按钮）；
4)以下任一条件满足:
4.1床下燃烧器在远控运行中,按下远方切除按钮;
4.2远程切除不允许,同时燃烧器就地停运;
4.3紧急停止燃烧器.
以上任一条件满足时,延时45秒.
5)供油压力低（D08PS05LL<1.6MPa）,延时10秒; 并且所有油枪快关阀未关到位，锅炉OFT,
6)供油压力低低（D08PS06LL<1.6MPa）,延时3秒,并且所有油枪快关阀未关到位，锅炉OFT,
7)所有油枪快关阀未关到位，同时点火风机未运行, 锅炉OFT
8)所有油枪快关阀未关到位，同时以下任一条件满足:
8.1 主供油阀关到位(CSHYFGDW)；
8.2 #1、#2风道燃烧器回油阀关CXHYFGDW(D08HV12CP、D08HV22CP)。
3.3.2 OFT条件动作结果
1)关燃油速断阀、关所有风道燃烧器进油、回油角阀及吹扫阀，退点火枪。
2)当主供油阀、#1、2风道燃烧器回油阀、所有油枪快关阀关到位，60s后复位OFT。
4.FSSS静态试验
4.1燃烧器静态试验
在所有单体调试结束后，对点火设备的程序启动和停止进行了调试，运行正常
4.2 炉膛吹扫静态试验
在各风机及风门联调好后，将风机设在试验位置并对一些无法实际操作的点进行仿真，进行了炉膛吹扫静态试验。
4.3 MFT静态试验
检查锅炉出现MFT条件时FSSS系统保护功能是否正确动作执行主燃料跳闸功能，在锅炉点火前按照以下步骤进行MFT模拟静态试验
4.3.1 锅炉各风机、给煤机、石灰石风机、冷渣机打至试验位置
4.3.2满足锅炉吹扫条件，完成锅炉吹扫
4.3.3复位MFT，打开进油总阀
4.3.4分别仿真以下MFT条件，检查FSSS系统MFT继电器动作后，各进油阀、回油阀，
给煤机、冷渣机、石灰石风机等跳闸反映正确
1)MFT(手动按下盘上MFT按扭)
2)引风机全停(手动停止两台试验位置的引风机)
3)一次风机全停(手动停止两台试验位置的一次风机)
4)左侧J阀风室压力低(<0.3kpa与<0.4kpa同在)（联系安装公司就地加信号）
5)右侧J阀风室压力低(<0.3kpa与<0.4kpa同在)（联系安装公司就地加信号）
6)锅炉总风量<25%MCR（短路线短接该SOE点）
7)炉膛风室压力高（>15kpa）（联系安装公司就地加信号）
8)床下部平均温度高（>990℃）（DCS内仿真）
9)燃料失去（所有给煤机未运行，无冷态和热态启动，延时30s）（DCS内仿真）
10)下部床温低（〈650℃）（DCS内仿真）
11)二次风机全停(手动停止两台试验位置的二次风机)
12)汽机切除（DCS内仿真）
13)汽包水位高（>200mm）（联系安装公司就地加信号）
14)汽包水位低（>-280mm）（联系安装公司就地加信号）
15)给水泵全停(手动停止两台试验位置的给水泵)
16)A回料器料位高高（>60kpa）（联系安装公司就地加信号）
17)B回料器料位高高（>60kpa）（联系安装公司就地加信号）
18)炉膛压力异常（>2489 kpa或<-2489 kpa）
19)失去播煤风增压风机(手动停止试验位置的增压风机)
4.4 MFT硬跳闸回路的调试及静态试验
MFT硬跳闸回路的作用是在DCS失电及危机状态时,提供手动切断所有燃料.
在MFT硬跳闸回路的试验中发现个别接线错误,已进行修改.
FSSS系统的投入
在机组运行期间FSSS动作正常,没有发生误动或拒动.
4.5 FSSS系统存在的问题及应注意的事项
1)左侧J阀风室压力低(<0.3kpa与<0.4kpa同在)或右侧J阀风室压力低(<0.3kpa与<0.4kpa同在)动作MFT,该信号量程为0～60kpa,由此针对量程来讲,定值太小,本专业建议修改但无人答复.
2)在MFT硬跳闸回路试验中，动作结果没有跳冷渣机及跳石灰石风机，希望以后整改时进行改进。
MCS模拟量控制系统调试报告
1 系统概况
阳山电厂3号机的模拟量控制系统（MCS）采用和利时公司的SmartPro分散控制系统，它包括
1)点火增压风机出口风压调节、
2)播煤增压风机入口风压调节、
3)播煤口1风量调节、
4)播煤口2风量调节、
5)播煤口3风量调节、
6)播煤口4风量调节、
7)播煤口5风量调节、
8)播煤口6风量调节、
9)#1风道热一次风调节、
10)#1风道燃烧器入口调节、
11)#2风道热一次风调节、
12)#2风道燃烧器入口调节、
13)床上燃烧器回油压力调节、
14)床下燃烧器回油压力调节、
15)连排扩容器水位调节、
16)送风控制、
17)引风变频自动控制、
18)引风挡板自动控制
19)给煤机自动控制、
20)给水旁路电动调节、
21)甲给水液偶调节、
22)乙给水液偶调节、
23)再热器温度调节A、
24)再热器温度调节B、
25)过热气烟气挡板A、
26)过热气烟气挡板B、
27)再热气烟气挡板A、
28)再热气烟气挡板B、
29)A侧一级减温调节、
30)B侧一级减温调节、
31)A侧二级减温调节、
32)B侧二级减温调节、
33)辅助汽源站压力调节、
34)溢流汽源站压力调节、
35)轴封温度调节、
36)辅助蒸汽母管压力调节、
37)上水箱水位调节、
38)凝汽器三级减温器进口阀调节、
39)#6低加水位调节、
40)#2高加到#4低加输水阀、
41)#2高加到除氧输水阀、
42)疏水扩容器温度调节、
43)凝汽器热井水位
44)1#高加水位调节、
45)除氧器水位、
46)除氧器压力控制。
MCS系统担负着生产过程中水、汽、煤、油、风烟系统的自动调节及整个单元机组的负荷控制任务。
MCS系统硬件主要由过程控制站、操作员站、工程师站、执行机构等组成。2．MCS系统的调试
2.1.初步检查
2.1.1 对所有的PID调节器的调节方向进行了检查,
2.1.2对所有的执行器进行了操作检查,以检查其灵敏度和回差为主,
2.1.3对所有自动的输入输出回路进行了检查
2.1.4检查了所有回路的手自动切换功能,将指令与反馈偏差定为10%
3．MCS系统的投运
阳山电厂3号机组共有自动46套,在72小时试运期间逐步投入.实际投入44套,自动投入率为95.65%.,各系统的调节品质满足要求,主要控制系统的参数如下:主要参数的记录曲线见附件.
3.1.炉侧汽水
3.4给水全程自动调节
阳山电厂3号机组给水自动采用全程控制,在启动和低负荷时采用汽包水位单冲量调节回路控制旁路调整门,来调节汽包水位.在正常运行时,由汽包水位、给水流量、蒸汽流量构成三冲量调节系统来控制给水泵转速，实现汽包水位控制。
4 MCS系统存在的问题
由于厂家原逻辑的设计与现安装设备不匹配,无法满足自动调节需要，且该DCS不可以在线下装，现送风自动与给煤机自动无法投入.
SCS顺序控制系统调试报告
1. SCS系统概述
阳山电厂SCS功能采用北京和利时公司的SmartPro分散控制系统来实现，SCS系统
主要由各过程控制站、操作员站、工程师站、组态逻辑、外围设备等组成，通过冗余的通讯网络实现SCS与其他控制系统（如DAS等）的相互通讯。
SCS主要用于辅机的自动启停操作和局部工艺系统的运行操作。SCS系统按照预先规定好的顺序、时间或条件，使生产工艺过程中的设备自动地依次进行一系列操作。在机组启动、停止过程中减少操作人员的常规操作。SCS主要完成二进制控制对象的远方操作控制功能和机组重要辅机阀门的连锁保护及部分子功能级的顺序控制功能。阳山电厂SCS系统子功能级主要包括以下控制项目：
1）油枪控制子组（在BCS内）
2)一次风机子组
3)引风机子组
4)给煤机子组
5)播煤增压风机子组
6)给水泵子组
7)高压加热器子组
8)凝结水子组
9)凝汽器子组
10)真空系统子组
11)低压加热器子组
12)汽机疏水系统子组
13)汽机循环水系统子组
14)二次风机子组
15) 石灰石风机子组
16)点火风机子组
2. SCS系统调试
SCS系统调试是按照调试方案要求和步骤进行的
2.1. SCS系统子功能级顺控逻辑静态调试
按照调试方案的要求,采用如下方法进行:用CRT,万用表,短路线或程序步控制开关模拟各程序的启动触发条件,检查顺序控制系统的每一个程序是否按预定的步骤逐步检查,如动作结果不合格,则停止试验,检查设备的控制逻辑,进行修改.
2.2. SCS系统子功能级顺控系统的投运
子功能级顺控系统的投运按照以下步骤进行：
1)检查信号的输入、输出、设备状态是否正确，如正确则进行下一步工作，否则进行
外围设备及逻辑查找，消除有关缺陷。
2)初步设置系统有关参数
3)密切监视系统的动作情况。及时解决系统的异常动作。
2.2.1引风机子组
2.2.1.1引风机A跳闸条件（以下条件任意一项满足时）：
1)锅炉大联锁开关投入（BGLDLS）,J阀风机均停(BLDFTDO.；
2)锅炉大联锁开关投入（BGLDLS）,炉膛压力低二值（-2489Pa）和低三值（-3744Pa）(BGPL.同在；
3)引风机轴承温度＞85℃；
4)引风机电机轴承温度＞95℃；
2.2.1.2引风机A启动操作步骤：
1)关闭引风机入口调节门（A07PCV03P）；同时将调速指令（A07PCV01CDN）置为>950r/min；同时等待调速装置置为异步状态（B07N01TI）；
2)引风机A入口调节门（A07PCV03P）关到位后，启动引风机A电机；
3)引风机A电机启动后，将调速装置切至“调速”状态；
4)启动调速装置，进行正常调速；
2.2.1.3引风机A停止操作步骤：
1) 关闭引风机A入口调节门（A07PCV03P）；
2)将调速指令（A07PCV01CDN）置为>950r/min；
3)同时将调速装置异步状态（B07N01TI）；
4)停止引风机A电机；同时关闭引风机A出口电动门；
2.2.2一次风机子组
2.2.2.1自动关条件（满足任一条件）：
1)回料流化风机全停, 锅炉大联锁开关投入；
2)引风机全停，锅炉大联锁开关投入；
3)二次风机全停，锅炉大联锁开关投入；
4)炉膛压力高三值＋3744Pa，锅炉大联锁开关投入)
2.2.3二次风机子组
2.2.
3.1自动关条件（满足任一条件）：
1)回料流化风机全停, 锅炉大联锁开关投入；
2)引风机全停，锅炉大联锁开关投入；
3)炉膛压力高三值＋3744Pa，锅炉大联锁开关投入)
2.2.4J阀风机子组
2.2.4.1自动开：（任一条件）
1)J阀风机B或J阀风机C运行时事故跳闸，联锁开关投入，自动开J阀风机A；
2)J阀风机B和J阀风机C在运行状态，回料流化风机出口母管压力<40KPa，联锁开关投入，延时2s,自动开J阀风机A。
2.2.5播煤风机子组
2.2.5.1自动开：播煤增压风机在满足启动条件1或启动条件2的任意一种情况下均可允
许启动。
启动允许条件1（需全部满足）：
1）任意一台引风机运行；
2）任意一台一次风机运行；
3）播煤增压风机出口风门已关；
4）播煤增压风机入口调节风门位置<5%；
5）播煤增压风机电气保护未动作；
6）播煤增压风机保护装置无故障；
7）播煤增压风机未挂牌检修。
启动允许条件2（需全部满足）：
1）播煤增压风机未挂牌检修；
2）锅炉辅机试验联锁投入
2.2.5.2自动关：（任一条件）
1）一次风机全停，并且锅炉大联锁开关投入；2）引风机全停，并且锅炉大联锁开关投入；
2.2.6点火风机子组
2.2.6.1点火风机自动启动条件（需全部满足）：
电气专业调试报告定稿版
电气专业调试报告 HUA system office room 【HUA16H-TTMS2A-HUAS8Q8-HUAH1688】
编号：汇能电厂1#机组/电气 陕西神木汇能化工有限公司 发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组 调试报告 江苏华能建设集团有限公司 编制时间：2014年6月 科技档案审批单 报告名称：陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组调试报告编号：汇能电厂1#机组/电气报告日期： 2014年5月 保管年限：长期密级：一般 调试负责人：王琨调试地点：汇能化工有限公司 调试人员：胡小兰董博 调试单位：江苏华能建设集团有限公司 编写：胡小兰 审核：王琨 目录
1.概述 (3) 2.分系统调试 (3) 3.开机前及升速时的测试 (10) 4.短路状态时的测试 (11) 5.空载状态时的测试 (13) 6.带负荷及72小时满负荷试运中的测试 (17) 7.调试中发现问题及改进意见 (18) 8.调试结论 (18) 1、概述： 陕西神木汇能化工有限公司发电工程，发电机、主变压器及厂用电系统的单体试验、分系统及整套启动调试，由江苏华能建设集团有限公司负责。在业主、安装、监理等有关各方的大力协作配合下，于2014年3月15日完成发电系统倒送电，经5月1日至8日发电系统空负荷测试，于2014年5月9日 1 时 52 分并网发电，于 6月10 日完成满负荷连续72小时试运，又接着完成了24小时试运，后即转入商业运行。 在本报告中，列举出各项分系统、整套调试、检验的详细数据，并作了逐项分析、判断，得出明确结论。凡有出厂数据可供对比者（如发电机空载、短路特性）均一一对比分析。各测试、检验项目（如极性、绝缘电阻、相序、电压、电流、差流、残压、轴压、灭磁、同期、励磁、联锁、传动、保护、信号、手自切换等）均达到了合格，良好的要求。
火力发电厂机组AVC调试报告通用模版
XXX公司标志 XXX-0X-2013 XXXXXXX电厂#1机组 自动电压控制（AVC）装置试验报告 XXXXXXXX公司 201X年X月
XXXXXXXXXXXXXXX公司科技档案审批单报告名称：XXXXXXXXXXX后自动电压控制（AVC）装置试验报告报告编号：出报告日期： 保管年限：长期密级：一般 试验负责人：试验地点： 参加试验人员： 参加试验单位： 试验日期：打印份数：份 拟稿：校阅： 审核：生产技术部： 批准： 目录 1．概述 2．引用标准 3．试验基本条件 4．AVC装置相关安全性能试验 5．本地控制调节性能试验 6．远方控制调节性能试验 7．试验结论 8．附录
1、概述 。 为了检验X号机组自动电压控制系统（AVC）的功能是否正常，进行X号机组AVC 试验，主要内容有：1）验证AVC装置调节的安全性能。2）本地控制下AVC装置的调节性能。3）远方控制下AVC装置的调节性能。 2、引用标准 继电保护和安全自动装置技术规程GB 14285-2006 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 478-2001 电力系统实时数据通信应用层协议 DL476-1992 国调电网自动电压控制技术规范（试行） 自动电压控制AVC系统技术协议书 发电厂自动电压控制（AVC）装置在线调试的有关要求 3、试验基本条件 在进行X号机组AVC相关试验前，满足以下条件： 1)X号机组已完成AVC静态调试。 2)完成AVC装置参数整定。 3)完成AVC装置程序组态。 4)X号机组并网运行。 5)确认调度主站端量测数据与电厂端基本一致。 6)A VC中控单元与RTU通讯无误。 7)调度主站下发指令值和AVC中控单元显示值一致。 4、AVC装置相关安全性能试验 在进行X号机组AVC安全性能试验前确认AVC装置处于远方控制，退出AVC装置执行终端增/减磁出口压板，X号机组对应执行终端电源上电。 4.1 母线电压越高闭锁功能检查 在AVC装置中，设置母线电压高闭锁值低于当前运行电压，投入X号机组相对应
电气专业调试报告.
编号：汇能电厂1#机组/电气 陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组 调试报告 江苏华能建设集团有限公司 编制时间：2014年6月
科技档案审批单 报告名称：陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组调试报告 编号：汇能电厂1#机组/电气报告日期：2014年5月 保管年限：长期密级：一般 调试负责人：王琨调试地点：汇能化工有限公司调试人员：胡小兰董博 调试单位：江苏华能建设集团有限公司 编写：胡小兰 审核：王琨
目录 1.概述 (3) 2.分系统调试 (3) 3.开机前及升速时的测试 (10) 4.短路状态时的测试 (11) 5.空载状态时的测试 (13) 6.带负荷及72小时满负荷试运中的测试 (17) 7.调试中发现问题及改进意见 (18) 8.调试结论 (18)
1、概述： 陕西神木汇能化工有限公司发电工程，发电机、主变压器及厂用电系统的单体试验、分系统及整套启动调试，由江苏华能建设集团有限公司负责。在业主、安装、监理等有关各方的大力协作配合下，于2014年3月15日完成发电系统倒送电，经5月1日至8日发电系统空负荷测试，于2014年5月9日 1 时 52 分并网发电，于 6月10 日完成满负荷连续72小时试运，又接着完成了24小时试运，后即转入商业运行。 在本报告中，列举出各项分系统、整套调试、检验的详细数据，并作了逐项分析、判断，得出明确结论。凡有出厂数据可供对比者（如发电机空载、短路特性）均一一对比分析。各测试、检验项目（如极性、绝缘电阻、相序、电压、电流、差流、残压、轴压、灭磁、同期、励磁、联锁、传动、保护、信号、手自切换等）均达到了合格，良好的要求。 通过满负荷的连续考验，几次开停、并网，各一、二次设备及其保护、信号、仪表等均良好，无异、未出现放电、过热、误动、拒动、错发信号等。达到了机组投入商业运行要求。 2、分系统调试 2.1发电机控制、保护、信号回路传动试验 2.1.1控制及信号回路传动试验： （1）发电机出口开关动作分、合闸，指示灯指示正确，后备保护装置显示正常，综合控制系统能发出与之对应的信号。 （2）在同期屏动作合闸时，各同期开关位置正确，并且合闸回路闭锁可靠。（3）发电机出口开关柜隔离刀控制可靠，信号正确。 2.1.2保护及信号回路传动试验 （1）差动保护（整定值：纵差 4In ）纵差保护：模拟差动保护动作，装置参数显示正确，保护动作能可靠跳开主开关及灭磁开关，综合控制系统能发出与之对应的信号。 （2）后备保护（整定值：过流 4.7A 过负荷：3.78A 过压 137V）过电流保护、过电压保护、过负荷保护：模拟各保护动作，装置参数显示正确，保护动作可靠，并且过流及过压保护动作跳开主开关及灭磁开关，综合控制系统能发出与
电厂网络设备调试报告
XXXX电厂网络设备调试报告 一、网关加密设备 根据国网公司《全国电力二次系统安全防护总体方案》要求，在山东省电力公司安排部署下，山东XXX有限公司于2012年6月在XXXX电厂部署纵向加密认证装置及调试。在完成本阶段的工作后现将工程实施情况做出说明。一、工程介绍 根据国网公司《全国电力二次系统安全防护总体方案》要求，计划在XXX 电厂部署纵向加密认证装置，保证实时业务的加密传输，非实时、保护业务的明文传输。根据现场环境及客户的要求本次装置部署在路由器与交换机之间，保证所有业务VPN都通过纵向加密装置传输。具体网络拓扑结构请参见下图： XXXX电厂节点网络拓扑图 实现在部署完成的节点对纵向加密装置进行远程监控、配置、管理。二、本阶段实施情况
本阶段工程于XXXX电厂部署百兆RJ45电口纵向加密设备一台。 完成XXX电厂两台百兆RJ45电口纵向加密设备的部署，实现实时业务加密通信；非实时、保护业务明文通信。转发给公司的业务数据传输正常。并在配置中考虑了在未来非实时、保护业务接入密通的需要，能够较快的实现业务的明密通转换。在设备接入的情况下充分考虑到现有网络中交换机与路由器的互连，中心节点网管机对交换机、路由器的远程管理。在设备的配置中保证厂站端交换机的网管正常。通过现场测试与阶段性运行，设备接入后厂站端交换机、路由器网管功能全部正常。 完成一台纵向加密的安装调试，设备运行状况正常。 三、调试报告 首先通过网线连接设备的eth4接口，打开纵向加密管理工 1对设备的基本参数进行配置 2配置vlan
3配置路由 4配置隧道
5配置策略 6将隧道对应的证书导入 至此，纵向加密配置完成。 XXXXXXXXXXX(安装)调试工程师；XXX XXXXXXXXXXXXX(记录)人员；XXXXX
汇能电厂调度自动化系统调试报告
汇能电厂调度自动化系统调试报告 甲方：神木县汇能化工有限公司乙方：陕西扬子电力有限公司 - 1 - 榆林汇能清洁能源电厂调度自动化系统工程调试报告 2014年5月 目录 工程调试报告. . . . . . . . . . . 3 一、数据网络方面. . . . . . . . . . . 5 一）、网络连接方案及地址分配 图.. . . . . 5 二）、5040路由器与3600交换机使用说明与配置文 档. . . . . . 9 二、纵向加密认证网关. . . . . . . . 30 1、一平面纵向加密网关I区配置. . . . . . . . 30 2、一平面纵向加密网关II区配置. . . . . . . . 34 3、二平面I区加密配置. . . . . . . . 40 4、二平面I区加密配置. . . . . . . . 44 三、远动RTU方面. . . . . . . .
一）、实时数据采集测 试. . . . . . 二）、数据转发测 试. . . . . . . . 50 四、电能量计费方面. . . . . . . 52 五、调度自动化设备一览表. . . . . . 52 - 2 - . 48 . . 48 工程调试报告 根据设计方案及调度中心对并网电厂电力调度自动化的要求，实现电厂远动信息“直调直采”的原则，保证远动信息和电能量数据信息采集的完整性和可靠性，甲、乙双方经过友好协商签定合同，根据合同要求乙方负责完成调度自动化系统设备的供货和安装调试工作，保证所需信息的准确性与可靠性，负责光纤通道的畅通，负责电厂与省调及地调所需信息的可靠传输所需的协议、地址码、信息表的建立并协助电厂与省调地调各专业联调配合的协调、联络工作，完成调度自动化系统联调工作。乙方现已于2014年5月结束调试，陕西调度双平面网调度自动化系统均已调试完毕，完成合同要求工作，具体如下： 一、乙方已完成网络设备路由器、交换机的安装及与相关设备厂家的网络连接，完成网络设备的设置及功能测试，第一平面网通过省调榆林汇聚路由器接入陕西省电力数据调度网，第二平面网直接接入榆林地调核心路由器，完成与省调、地调联调。厂站调度自动化设备与网调、省调、地调数据传输正常，达到三级调度要求。
XX电厂XX机组脱硫整套启动调试报告
目录 1. 设备系统概述 2. 调试报告编写依据 3. 调试范围 4. 组织及分工 5. 调试程序 6. FGD整套启动调试情况分析 7. 168小时满负荷运行 8. 调试结论 9. 调试质量的检验 10 问题与建议 附图：168h中典型的CRT上FGD系统画面。
公司1、2号机组 烟气脱硫工程整套启动调试报告 电厂位于广东省台山市铜鼓镇，电厂首期为23600MW燃煤火力发电机组，每台机组建设一套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，用于处理该机组在BMCR工况下100%的烟气，脱硫率大于等于95%。锅炉引风机后的烟气经过脱硫增压风机和气—气换热器，进入鼓泡式吸收塔脱硫。净化后的烟气经过气—气换热器再热，然后从现有烟囱中排入大气。 该工程由北京博奇电力科技有限公司总承包，采用了日本EBARA荏原制作所的CT-121FGD技术。其中石灰石制浆系统、石膏脱水系统、事故罐、工艺水系统为两套共用；增压风机冷却水使用电厂闭冷水。2004年11月11日到11月18日完成1号机组烟气脱硫装置的整组调试，报告如下： 1．设备系统概述 1.1主要设计数据 1.1.1 原煤 电厂燃用神府东胜煤。锅炉设计使用的原煤资料如表1所示。 表1 锅炉设计使用的原煤资料
表2 煤质微量元素含量表 1.1.2 电厂主要设备参数 与脱硫系统有关的主设备参数见下表3。 表3 1、2 号国产机组主要设备参数
1.1.3 气象条件，见下表4。 表4 气象条件 1.1.4 锅炉排烟设计参数
FGD设计工况为锅炉BMCR工况，燃用设计煤种，FGD入口烟气参数见表5。 表5 FGD入口烟气参数
浅谈火电厂DCS系统调试的质量控制
浅谈火电厂D C S系统调试的质量控制 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
浅谈火电厂D C S系统调试的质量控制1 引言 火电厂分散控制系统(DCS)是以微机为基础，根据系统控制的概念，融合了计算机技术、控制技术、通信技术和图形显示技术，实现集中管理，分散控制。它根据火电厂工艺特性，将控制系统分成若干独立子系统，由相应的分布式处理单元独立完成，分布式处理单元可根据功能和地理位置分散布置。DCS的各子系统分工协作，并行工作，得用系统通信网络进行数据交换，共享系统资源。特别是电气控制系统纳入DCS后，DCS已成为火电厂完整的控制系统。 由于DCS系统已成为火电厂控制、监视的主要设备，因此DCS安装完毕后进行的调试就成为火电厂建设的一项重要工作，监理人员对DCS 系统的调试质量必须进行有效的控制。系统调试是对工程质量进行系统检验、并使其的功能得以正常发挥的过程。调试不但能及时发现问题进行改进，而且正式运行后的效果往往较好。反之，如调试效果不好，对存在的质量问题不及时改进，既会浪费能源又影响机组出力。所以，在系统工程调试阶段对DCS的质量控制十分重要。 监理人员在调试阶段首先要审查工程承包商提出的调试方案和调试报告，并报业主审批通过。具体调试过程要在监理的监控下完成，并填好相应的记录及调试结果，报业主签证认可。监理审查调试报告是控制工程调试质量的重点和关键。一个合理、可行、完整的调试报告是整个
系统顺利调试的前提；掌握准确、真实的调试数据和结果是系统调试的真实反映，同时也是竣工验收和将来系统运行中检查故障的重要依据。审查完调试报告后，即可按报告中的步骤控制系统调试。 2 DCS系统调试 DCS调试的具体过程根据其调试的阶段，应包括硬件、仪表的测定和调试；系统指标及软件调试；系统调试。 调试前审查的施工单位调试报告应包括以下几部分：工程概况；调试依据；调试前准备工作；调试方法及步骤；调试的具体时间安排和使用的仪器、仪表清单；人员的组织安排。调试报告后应附带填表形式。对于调试报告，应审查其合理性、可行性、完整性。对各个阶段的调试周期应统筹规划，确保调试时间的连续性。经监理审查后的调试报告，应上交业主审核通过后，才着手下一步的调试工作。 调试前的准备工作，作为质量控制的一部分，首先要检查DCS系统是否施工完毕，是否符合设计、有关文件、国家标准和规范要求。如DCS 系统是否按合同要求配置、屏柜安装是否正确、电缆敷设是否正确、接地系统是否正确等等。最好在正式调试前，进行调试培训，明确各人职责，做到岗岗有人。 2.1硬件、仪表的测定和调试
电气专业调试报告
电气专业调试报告公司标准化编码 [QQX96QT-XQQB89Q8-NQQJ6Q8-MQM9N]
编号：汇能电厂1#机组/电气 陕西神木汇能化工有限公司 发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组 调试报告 江苏华能建设集团有限公司 编制时间：2014年6月 科技档案审批单 报告名称：陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组调试报告编号：汇能电厂1#机组/电气报告日期： 2014年5月 保管年限：长期密级：一般 调试负责人：王琨调试地点：汇能化工有限公司 调试人员：胡小兰董博 调试单位：江苏华能建设集团有限公司 编写：胡小兰 审核：王琨 目录
1.概述 (3) 2.分系统调试 (3) 3.开机前及升速时的测试 (10) 4.短路状态时的测试 (11) 5.空载状态时的测试 (13) 6.带负荷及72小时满负荷试运中的测试 (17) 7.调试中发现问题及改进意见 (18) 8.调试结论 (18) 1、概述： 陕西神木汇能化工有限公司发电工程，发电机、主变压器及厂用电系统的单体试验、分系统及整套启动调试，由江苏华能建设集团有限公司负责。在业主、安装、监理等有关各方的大力协作配合下，于2014年3月15日完成发电系统倒送电，经5月1日至8日发电系统空负荷测试，于2014年5月9日 1 时 52 分并网发电，于 6月10 日完成满负荷连续72小时试运，又接着完成了24小时试运，后即转入商业运行。 在本报告中，列举出各项分系统、整套调试、检验的详细数据，并作了逐项分析、判断，得出明确结论。凡有出厂数据可供对比者（如发电机空载、短路特性）均一一对比分析。各测试、检验项目（如极性、绝缘电阻、相序、电压、电流、差流、残压、轴压、灭磁、同期、励磁、联锁、传动、保护、信号、手自切换等）均达到了合格，良好的要求。
电力调试公司年度工作总结.
电力调试公司年度工作总结 一、2010年主要工作总结 市场开发成效显著，夯实公司发展基础。一年来，我们把市场开发作为全年工作的重点，巩固与五大发电公司、东方电气等的合作关系，全面进军国内外电建市场，不断拓展发展领域。全年共签订发电集团电厂2330mw机组、甘肃发电厂2600mw＃2机组、东方k厂2600mw机组、户县二电厂吹管技术服务、s厂运行手册编制、大唐韩城第二发电有限责任公司升压站改造、电厂2300mw机组工程2机组调试、国电电厂2600mw机组扩建、华能电厂1600mw机组扩建工程等调试合同9份。 在建工程顺利推进，品牌形象不断提升。现场员工以实际行动践行“品质成就未来”企业核心理念，做到服务理念追求真诚，服务内容追求规范，服务形象追求品牌，服务品质追求一流，全力打造电建调试的服务品牌。新疆市项目部针对该工程是循环流化床机组，设计变更多，新技术应用多，新疆冬季严寒大风施工难度大等特点，克服重重困难，以调试促安装、土建，理顺各阶段应具备条件，积极参与到设备单体调试当中去，以优质服务赢得了总包方的认可。神华神东电力发电厂2300mw机组工程是地区最大容量的循环流化床机组，同时也是哈尔滨锅炉厂首台自主知识产权锅炉，这台机组的调试结果关系着调试公司将来在神东电力的市场，他们坚持“今天的现场就是明天的市场”理念，在项目经理王俊洋的带领下，深入现场研究和分析每一个技术难题，认真消缺，确保按期移交生产投入营运。彬本文系工作帮手网整理发布，查看更多范文请百度搜索工作帮手网长矿区煤矸石资源综合利用2200mw发电工程，是东锅厂首台自主开发的200mw循环流化床锅炉，技术难度大，现场条件复杂，项目经理郭萌带领现场员工，在循环流化床机组甩负荷试验中实现了新突破，为调试公司在循环流化床调试方面积累了宝贵的经验。印尼南望电厂（2300mw）机组得到了印尼国家电力公司pln及相关单位的充分肯定、苏娜拉亚电厂首次进行了海水淡化制水。陕北洁能（洁净煤）电厂机组是陕西省最大的焦炉煤气发电项目，调试公司在焦炉煤气发电调试中实现新突破。截止目前，陕西蒲城发电厂技改工程（2330mw）1号机组、陕西彬长矿区煤矸石资源综合利用（2200mw）机组、神华神东电力发电厂2300mw循环流化床机组、神华新疆2300mw煤矸石热电厂、国电大武口热电有限公司2330mw机组1号机组、青铜峡铝业自备电厂2330mw机组1号机组、发电集团热电厂2330mw热电联产、中水集团发电有限责任公司一期（2660mw）工程2机组调试、神木洁能电厂250mw调试工程等9项工程，机组均通过了有关部门168（72+24）小时满负荷试运后的质量检验工作，已顺利移交生产投入营运。印尼南望电厂 （2300mw）燃煤发电机组调试工程、印尼苏娜拉亚（1600mw）燃煤发电机组调试工程、国电第二发电厂（2600mw）机组调试工程、balco（4330mw）机组调试工程等4项工程顺利推进，受到中外业主的高度评价。涌现出了李琳、陈念重、王俊洋、张波等一批“忠诚企业、服务业主、奉献精品、赢得市场”先进典型，使“电建”调试品牌的影响力不断得到提升。 以“依法治企年”活动为契机，不断提高经营管理水平。结合“依法治企年”活动和“小金库”专项治理工作，严格按照“三标一体”管理体系的要求，不断提高公司标准化管理水平。认真梳理完善相关管理和控制制度，对
机组脱硝调试报告
XXXXXXXXX电厂 XX机组脱硝装置调试报告 编制： 审核： 批准:
目录 一、前言 (1) 二、调试依据 (2) 三、工程概况 (2) 3.1. 脱硝工程简介 (2) 3.2 脱硝装置介绍 (3) 四、前期准备 (5) 4.1调试策划 (5) 4.2调试指导文件 (5) 五、试运过程 (5) 5.1 技术交底情况 (5) 5.2 设备单体试运情况 (5) 5.3 分系统试运 (6) 5.4 整套启动试运 (6) 5.5 喷枪调试步骤 (6) 5.6. 脱硝装置整套启动调试步骤 (6) 5.7 脱硝装置热态调试 (7) 5.8 #7脱硝装置调试数据 (8) 六、质量控制 (12) 6.1 调试技术质量目标 (12)
6.2 调试过程控制质量目标 (12) 6.3 安全、文明生产实施目标 (12) 6.4 系统优化指标达到合同要求（当原烟气处于设计条件下时） (12) 七、试运中出现的主要问题及处理结果 (13) 八. #7机组脱硝装置整套启动运行结论和建议 (13)
一、前言 为控制中国燃煤火电厂的NOx污染物排放水平，相继颁发《火电厂大气污染物排放标准-GB13223-1996》、《中华人民共和国大气污染保护法》（2000年9月实施）、《火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011》等标准和法规，要求火电厂采取措施控制NOx排放。 本工程采用选择性非催化还原反应（SNCR）脱硝工艺，还原剂为20%氨水，按照2台炉公用储存与制备系统原则设计，锅炉NOx原始浓度按380mg/Nm3，出口浓度小于200mg/Nm3设计。 本工程脱硝装置由两个部分组成，即氨水区和炉区。 本期工程在以XXXXXXX的努力下，克服工程进度中遇到的问题，严把工程质量关，确保了本期脱硝装置投产后稳定、经济、可靠地运行。脱硝装置整套启动调试工作是脱硝工程建设过程中的最后一道工序，也是脱硝装置投产的第一道工序，在整个调试过程中，我们以调试大纲和调试方案为指导，全面保证工程的整体质量，最终于XXXX年XX月XX日XX机组具备正常投运条件。 该项目由工艺调试人员负责进行，从XXXX年XX月进厂，到XXXX年XX月XX 日完成XX脱硝装置调试运行工作，圆满完成了调试任务。其进度为： 1)2016年1月08日，完成MCC段上电。 2)2016年1月12日，完成氨水区设备调试工作。 3)2016年1月09日，完成#7机组DCS上电。 4)2016年1月15日，完成脱硝装置系统的单体调试工作。 5)2016年1月18日，完成#7机组脱硝装置系统的分系统调试工作。 6)2016年2月16日，完成#7机组脱硝装置系统的整套启动调试工作。 本调试报告是在调试大纲、单体调试、分系统调试和整套启动调试的基础上，综合了其他各专业的调试结果和试验数据，进行了大量的分析和总结而写成。本报告力求全面、客观、科学、详细地描绘脱硝装置的性能特点和实际运行状态，以更加优化的操作方案和数据，为该脱硝装置能够安全、稳定地运行打下基础。 脱硝装置的调试是一个全新的调试过程，是一个融合多种专业、多种技术进行的调试，本报告正是在总结这些技术的基础上编制而成，若有不足之处，敬请
热电厂调试技术经验协议
×××××有限公司热电厂一期工程 1×410t/hCFBB＋1×60MW机组＋公用系统 调试技术协议 甲方： 乙方：
×××××有限公司热电厂一期工程 1×410t/hCFBB＋1×60MW机组＋公用系统调试技术协议 1.工程概况 1)工程名称：××××××公司热电厂 2)建设地点：×××××开发区 3)工程规模和性质：1×410t/hCFB＋1×60MW燃煤机组 4)监理机构：×××××设备技术开发中心 5)工期要求：本期工程预计2012年07月15日机组移交生产，机组调试应于机组完成168 满负荷试运、试生产阶段配合指导前完成，因工程可能提前，正式开始调试日期将根据工 程进度情况确定。 6)招标范围：本期工程机组分系统调试，整套启动调试。包括： a.锅炉分系统调试及其整套启动调试； b.汽机分系统调试及其整套启动调试； c.电气分系统调试及其整套启动调试； d.热工分系统调试及其整套启动调试； e.化学分系统调试及其整套启动调试。 机组整套启动试运调试至168满负荷试运、试生产阶段配合指导运行结束移交生产，如有未完 项目应按合同规定顺延执行。 1.1 锅炉概况及主要设计参数 本锅炉为单锅筒自然循环的循环流化床锅炉。锅炉采用汽冷式旋风分离器进行气—固分离，高温回灰，全钢架支吊结构。主要由炉膛区域、汽冷式旋风分离器、“J”阀回料器、尾部竖井区域等部分组成。锅炉采用膜式水冷壁炉膛，炉膛内布置水冷屏和屏式过热器。炉膛底部是由水冷壁管弯 制围成的水冷风室。 额定蒸发量410 t/h 过热器出口压力9.8 MPa 额定蒸汽温度540 ℃ 给水温度215 ℃ 锅炉效率≥89 % 1.2 汽轮机主要设计参数 额定功率60MW 旋转方向从机头向机尾看顺时针方向 额定进汽410 t/h
阳山电厂调试报告
目录 1、热控总体调试报告 (1) 2、DAS数据采集系统调试报告 (5) 3、FSSS系统锅炉安全监控调试报告 (7) 4、MCS模拟量控制系统调试报告 (14) 5、SCS顺序控制系统调试报告 (21) 6、ETS汽机危急遮断系统调试报告 (29) 7、DEH汽轮机纯电调控制系统调试报告 (35) 8、ECS系统调试报告 (40) 9、机组横向联锁保护系统调试报告 (41) 附页：主要自动调节曲线、机组50%甩负荷试验主要参数曲线、机组100%甩负荷试验主要参数曲线
阳山电厂热工调试报告 阳山电厂3号机组于2005年4月开始调试，10月22日机组开始72小时试运，25日72小时试运结束，停机消缺。11月10日锅炉重新点火,11月11日17时机组进行50%甩负荷试验,11月13日08时58分机组进行100%甩负荷试验。11月13日上午11点00分进入24小时，14日11点00分24小时试运结束，移交商业运行。 阳山电厂3号机组的热工调试任务在阳山电厂筹建处、山东火电安装公司同志们的共同努力下，保质、保量、按时圆满地完成了，在此表示衷心感谢！在调试过程中没发生任何人身安全事故和人为的设备损坏事故。在72+24小时试运及机组50%与100%甩负荷过程中，热工DAS系统指示准确可靠，热工保护没出现过误动和拒动，主要技术指标如下：保护投入率 100% 72小时自动投入率 95.56% 24小时自动投入率 95.56% DAS投入率 99.98% 辅机联锁投入率 100% SOE投入率 100% 。 1 设备概述 1.1 系统概况 阳山电厂二期扩建工程安装一台135MW国产燃煤发电机组。锅炉由东方锅炉厂生产，型号为SG—440/13.7—M566的循环流化床锅炉。440t/h CFB锅炉采用超高压中间再热机组设计，与135MW等级汽轮发电机组相匹配，可配合汽轮机采用定—滑—定方式运行（或定压方式运行）。锅炉采用单锅自然循环、集中下降管、平衡通风、绝热式旋风气固分离器、循环流化床燃烧方式、风水冷流化床冷渣器，过热器采用两级喷水调节蒸汽温度，再热器采用以烟气挡板调节蒸汽温度为主，事故喷水装置调温为辅。锅炉主要由锅筒、悬吊式、全膜式水冷壁炉膛、绝热式旋风分离器、U型返料回路以及后烟井对流受热面组成。采用床上点火的启动方式。汽轮机是东方汽轮机厂生产的型号为N135-13.24/535/535，双缸双排汽、一次中间再热、单轴、凝汽式汽轮机。 机组辅机主要包括主蒸汽和再热蒸汽均采用单元制，汽机设计有高、低压两级串联旁路系统。给水系统采用2台100%容量电动调速给水泵，给水共设2条回路，主给水管道布置1只电动闸阀，给水旁路管道上布置1只调节阀和2只截止阀。在锅炉30%—100%B-MCR 负荷范围内，给水的调节通过控制给水泵的转速来实现，当低于锅炉30%B-MCR负荷时，切换至给水旁路系统，采用给水调节阀控制给水量。风烟系统采用平衡式通风系统，一、二次风机、引风机为离心式风机，空气预热器为管式空气预热器。除尘器为静电除尘器。锅炉燃烧系统由点火油枪系统以及给煤系统组成。原煤经过两级破碎，进入炉前大煤斗，经皮带给煤机将煤粒送至落煤管上方，每一根落煤管下方设置播煤风，将煤粒吹入炉膛。汽轮
汇能电厂调度自动化系统调试报告
榆林汇能清洁能源电厂 调度自动化系统工程 调试报告 甲方：神木县汇能化工有限公司 乙方：陕西扬子电力有限公司 2014年5月 目录 工程调试报告. . . . . . . . . . . 3 一、数据网络方面. . . . . . . . . . . 5 一）、网络连接方案及地址分配图 .. . . . . 5 二）、5040路由器与3600交换机使用说明与配置文档. . . . . . 9 二、纵向加密认证网关. . . . . . . . 30 1、一平面纵向加密网关I区配置 . . . . . . . . 30 2、一平面纵向加密网关II区配置 . . . . . . . . 34 3、二平面I区加密配置. . . . . . . . 40 4、二平面I区加密配置. . . . . . . . 44 三、远动RTU方面. . . . . . . . . 48 一）、实时数据采集测试. . . . . . . . 48 二）、数据转发测试 . . . . . . . . 50 四、电能量计费方面 . . . . . . . 52 五、调度自动化设备一览表 . . . . . . 52 工程调试报告
根据设计方案及调度中心对并网电厂电力调度自动化的要求，实现电厂远动信息“直调直采”的原则，保证远动信息和电能量数据信息采集的完整性和可靠性，甲、乙双方经过友好协商签定合同，根据合同要求乙方负责完成调度自动化系统设备的供货和安装调试工作，保证所需信息的准确性与可靠性，负责光纤通道的畅通，负责电厂与省调及地调所需信息的可靠传输所需的协议、地址码、信息表的建立并协助电厂与省调地调各专业联调配合的协调、联络工作，完成调度自动化系统联调工作。乙方现已于2014年5月结束调试，陕西调度双平面网调度自动化系统均已调试完毕，完成合同要求工作，具体如下： 一、乙方已完成网络设备路由器、交换机的安装及与相关设备厂家的网络连接，完成网络设备的设置及功能测试，第一平面网通过省调榆林汇聚路由器接入陕西省电力数据调度网，第二平面网直接接入榆林地调核心路由器，完成与省调、地调联调。厂站调度自动化设备与网调、省调、地调数据传输正常，达到三级调度要求。 二、乙方已完成纵向加密装置南瑞NETKEEPER200的安装及设置。导出证书请求发送省调，导入省调证书，完成与省调联调工作，现该设备已能够正常进行数据加密及设备故障时的旁路实验，省调管理系统能监测、管理该设备，达到调度要求。 三、乙方完成远动设备安装、线路连接及与省调、地调数据传输所需协议设定，已制订省调、地调所需远动信息表，并按照信息表完成与省调、地调双平面网远动系统的对点调试工作。目前省调
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
洁晋电厂调试范本
忻州洁晋发电厂 电气设备交接试验报告 山西省电力建设三公司电气试验室 2013年7月
电气设备交接性试验报告 工程名称：忻州洁晋发电厂2*12MW 报告名称：发电机及高压电机 试验人员： 审核： 调试单位：山西省电建三公司电气试验室 2013年7月
一、发电机试验 1.1、#1发电机试验 1.1.1铭牌: 1.1.2试验项目及数据 1.1. 2.1测量定子绕组的绝缘电阻及吸收比:温度: 22℃湿度：36% 1.1. 2.2测量定子绕组的直流电阻： 1.1. 2.2.1 实测值 1.1. 2.2.2 厂家值
1.1. 2.2.3 换算值 1.1. 2.3励磁回路绝缘电阻: 1000 V 温度:22℃湿度：36% 正极对地：1500 MΩ;负极对地：1500 MΩ 1.1. 2.4轴承座的绝缘电阻: 500 V 温度: 22℃湿度：36% 500MΩ 1.1. 2.5测量转子绕组的绝缘电阻及吸收比：温度: 22℃湿度：36% 1.1. 2.6测量转子绕组的直流电阻： 1.1. 2.7直流耐压及泄漏电流 :温度: 22℃湿度：36% 1.1. 2.8绕阻的交流耐压：温度: 22℃湿度：36%
1.1. 2.9测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗 1.1.3使用仪器仪表： 结论: 合格试验人员:
1.2、#2发电机试验 1.2.1铭牌: 1.2.2试验项目及数据 1.2.2.1测量定子绕组的绝缘电阻及吸收比:温度: 22℃湿度：36% 1.2.2.2测量定子绕组的直流电阻： 1.2.2.2.1 实测值 1.2.2.2.2 厂家值
电厂二期15MW发电机组调试报告(汽机部分)
电厂二期15MW发电机组调试报告 汽机部分 一、各泵试验报告： 1、凝结水泵：型号4N6T，流量40m3/h，扬程60m；电机型号Y180M-2，功 率22KW，电压380V，电流42.2A。（共两台） 射水泵：型号IS125-100-250C，流量180m3/h，扬程50m，电机型号：Y225M-2功率45KW，电压380V，电流83.9A（共两台）循环水泵：型号6OOTSS-32A ，流量3000m3/h，扬程23m，轴功率211.13KW，转速970r/min ，配用功率250KW，效率89% ，出厂编号70013 电动机型号Y3556-6，功率250KW，频率50HZ，转速983r/min 额定电压6000V，额定电流30.1A。（共两台） 给水泵：型号DG85-67×9 ，流量85m3/h ，扬程67m，电动机型号YK355-2 功率250KW，转速2980r/min，额定电压6000V，额定电流30.1A 高压油泵：型号80Y100A，流量：45m3/h，扬程85m，电机型号200L1-2，功率30KW，电流56.9A，电压380V。 交流润滑油泵：型号CHY18-1，流量：20.5m3/h，扬程：35.3m，电机型号 Y132M2-6功率5.5KW，电流12.6A，电压：380V。 直流润滑油泵：型号CHY18-1，流量20.5m3/h，扬程：35.3m。 2、各泵试运情况 日期名称 电流A 压力MPa 电动机振动（丝）轴承温 度(℃)电机轴承温度(℃) 空载带负荷空载带负荷垂直水平轴向 4月29日1#凝结水泵18 27.5 0.72 0.60 2.0 1.5 0.8 45 65 4月30日2#凝结水泵15 22.7 0.72 0.61 1.8 1.3 1.0 43 63 4月29日1#射水泵10 50 0.62 0.56 2.3 2.5 1.0 44 63 4月30日2#射水泵10 50 0.62 0.56 2.5 2.1 1.3 44 65 4月27日高压油泵19 34.46 1.1 0.92 4.8 4.5 2.3 33 50 4月28日交流润滑油泵8.25 0.28 1.2 1.0 0.5 35 50 4月30日直流润滑油泵0.28 1.0 1.3 0.8 32 40
火电厂检验、调试、试验和验收要点
第四章 检验、调试、试验和验收
目录 1. 概述 (1) 2. 工厂检验和试验 (1) 3 设备监造 (3) 3.1 概述 (3) 3.2 招标方对投标方设备的监造要求 (3) 3.3 监造方式 (4) 3.4 监造内容 (4) 4 调试 (7) 5. 性能测试 (8) 6. 商业运行 (11) 7 可用率的验证 (12)
1. 概述 (1)本章是对投标人所提供的设备（包括对分包外购设备）进行检验、调整试验和性能测试，确保所供设备符合“技术规范”要求。 (2)投标方在编制设计文件和设备技术规范书时必须按本章节要求及国家（行业）规范对设备供货商提出相应的检验和试验要求。 (3)投标人应在本工程合同生效后2个月内，向招标人提供与本工程合同设备有关的监造、检验、调试、性能考核、验收标准。 2. 工厂检验和试验 (1)工厂检验是质量控制的一个重要组成环节。投标人须严格进行厂内各生产环节的检验和试验。投标人提供的合同设备必须签发质量证明、检验记录和测试报告，并且作为交货时质量证明文件的组成部分。 (2)检验的范围包括：原材料和元器件的进厂，部件的加工、组装、试验至出厂试验。在制造商工厂的试验期间，应尽可能模拟实际工作条件。如果实际工作条件不能保证，应根据标准和基于热动态一般原则采用修正系数。 (3)投标人检验的结果要满足相关要求，如有不符之处或达不到标准要求，投标人要采取措施处理直至满足要求，同时向招标人提交不一致性报告。投标人发生重大质量问题时，应及时将情况通知招标人。 (4)工厂检验的所有费用包括在合同总价之中。 (5)为了便于招标人了解进口配套设备的试验、组装及质量情况，如需要，招标人有权对进口设备进行独立检验。 (6)招标人将派遣工程技术人员进行工厂检验，检验的程序应由招标人技术人员与投标人代表商议后共同确定。 (7)AIG、静态混合器、整流和导流设备，以及反应器出入口烟道结构的设计必须得到CFD流场模拟与物理模型试验的验证和优化。全过程必须获得招标人的监督、检查和认可。但是，招标人的确认并不排除投标人的责任。 (8)根据《特种设备安全监察条例》（国质检法2003）206号文的规定，投标方应根据招标方当地质量技术监督部门的需要免费提供监检证明。根据《电站锅炉压力容器检
火电厂调试记录表格
表C.0.1电动阀门和挡板传动验收记录表 编号: _____________________________ 工程名称： ___________________________________ 系统名称：______________________________________
建设单位：生产单位：年月日 表C.0.2调节阀门和挡板传动验收记录表 编号：_____________________________ 工程名称：___________________________________ 系统名称：______________________________________
建设单位：生产单位：年月日 表C.0.3电气开关传动验收记录表 编号：____________________________ 工程名称：___________________________________ 系统名称：______________________________________
建设单位：生产单位：年月日 表C.0.4联锁、保护逻辑动验收记录表 编号：_____________________ 工程名称：____________________________________ 设备/系统名称： _______________________________
施工单位：调试单位：监理单位: 建设单位：生产单位: 表D系统试运条件检查确认表 ______________________ 工程 _______________ 机组编号：_______________ 专业：___________________ 系统名称：________________________________________________________
河北国华黄骅电厂#机组AVC调试报告
2号机组AVC系统调试报告 设备名称： 2号机组AVC系统 调试时间： 2008月3月21日－2008年4月11日 参加试验人员： 生产技术部：王冬梅 设备维修部：李振友孟伟聂英丽刘翔宇胡雪明广州天吉公司：姚琦 编制： 初审： 审核：
一静态试验 1 试验目的 （1）验证YC-04型装置屏柜与调度数据网、NCS远动、AVR设备、DCS接线； （2）验证YC-04型装置通信回路； 2 试验条件 （1）试验机组停机； （2）试验机组AVR上电； （3）YC-04型装置和调度主站、NCS远动、DCS、AVR之间已接线，与调度主站、NCS远动已能正常通信； （4）YC-04型装置中控单元与机组AVC执行终端之间已接线，并能正常通信； （5）完成YC-04型装置程序初步的组态工作，确保静态调试项目能够完成。 3 技术措施 试验前退出YC-04型装置执行终端增/减磁出口压板； 4 静态试验步骤 4.1 YC-04型装置中控单元试验 4.1.1 实时数据采集试验 试验目的：测试中控单元与NCS远动通讯链路。 （1）确认下位机电源关闭； （2）同一时刻记录YC-04型装置上位机显示的实时数据量与NCS远动采集的实时量，进行比较，并记录。 结论：中控单元与NCS远动通信正常，中控单元显示的实时数据量与NCS远动采集的实时数据量基本一致。 4.1.2 接收主站指令试验 试验目的：测试中控单元与调度主站通信链路。 （1）确认下位机电源关闭； （2）调度主站下发5次不同的指令信息，同一时刻比较主站下发指令值和上位机显示值，并记录；
结论：主站AVC与子站AVC通信正常，子站AVC能正确接收主站AVC下发指令值，并能正确验证主站AVC下发指令值的合法性。 4.1.3 上传主站信号试验 试验目的：测试中控单元与调度主站通信链路。 （1）打开机组AVC执行终端电源； （2）手动改变AVC子站上传的遥信，同一时刻比较主站接收到的遥信信号； （3）调度主站下发不同指令值，同一时刻比较主站接收到的遥测量； 结论：子站AVC能正确上传子站遥信量，主站AVC能正确接收子站上传遥信量。 4.2 YC-04型装置执行终端试验 将YC-04型装置执行终端电源开关打到ON位置。 4.2.1 逐点开关量信号输出至执行终端试验 试验目的：测试中控单元与执行终端通信回路及执行终端功能。 （1）运行YC-04型装置中控单元主程序； （2）打开执行终端电源； （3）退出YC-04型装置执行终端增/减磁出口压板； （4）选择程序菜单，进入YC-04型装置系统试验状态； （5）设置开关量输出点号和输出宽度，包括自检正常、通信正常、闭环运行、电源正常、