一种生物质、垃圾发电机组主机调试方法与流程

1.本发明涉及机组调试领域，特别是涉及一种生物质、垃圾发电机组主机调试方法。


背景技术：

2.目前，国家电力建设以环保能源为主，在建生物质、垃圾电站众多，由于规模小、工期紧，逻辑组态构建存在较多自动、保护漏洞，现场调试过程中逻辑组态修改较多，与较短的工期相互制约；生物质、垃圾发电机组主机系统调试是项目安装过程中的重要工作，是机组运行效率的重要影响因素，此外，因其结构复杂，工序繁多，工作量大，所以主机系统的调试工作进度，成为影响机组安装进度的重要工作。


技术实现要素：

3.本发明所要解决的技术问题是：克服现有技术的不足，提供一种精简的主机系统的调试工序，优化调试施工，从而达到在保证施工质量的情况下加快调试进度的生物质、垃圾发电机组主机调试方法。
4.本发明为解决技术问题所采取的技术方案是：一种生物质、垃圾发电机组主机调试方法，包括：s1：主机数字式电液控制系统即deh系统调试：a1：一次测量元件检查：检查与deh系统有关的一次测量元件的一次校验记录；a2：检查deh系统组态软件和参数修改：按照设计图纸对控制逻辑进行检查；a3：热工信号检查试验：检查由deh系统产生的至热工信号装置和操作员站的报警信号是否正确；可以采取两种检查方法：其一，在就地一次设备上直接加相应的模拟信号，经控制系统处理后发送至热工信号装置或操作员站，然后在热工信号装置报警窗上或在操作员站上检查报警显示是否正确，包括报警位置、报警文字描述、报警等级和报警音响；其二，用修改软件的方法在系统内加模拟信号，然后在热工信号装置报警窗上或在操作员站上检查报警显示是否正确。
5.a4：电液伺服机构的检查：先在deh系统进行拉阀试验，保证指令和反馈信号的准确；然后远程手动控制回路，按首先挂闸汽轮机，复位ets，于就地手动操作挂闸，在deh画面上等待主汽门全开信号显示，然后在操作画面分别操作调节门和主汽门，进行伺服机构远方操作试验；a5：deh转速控制系统自动控制试验：设定一个给定转速和目标转速，启动后给定转速与实际转速之差经pid调节器运算，运算后，通过伺服系统控制油动机开度，使实际转速跟随给定转速变化；在目标转速设定后，给定转速自动以设定的升速率向目标转速逼近；当进入临界转速区时，自动将升速率改为设定的速率快速冲过去；a6：deh系统负荷控制：设定一个给定功率，给定功率与实际功率的差值经功率控制器pid调节器运算，计算给出负荷参考量来控制调节阀开度，调节机组实际负荷；并网前的各试验均完成后，进行手动/自动并网功能试验：机组转速在2985～
3015r/min时，可转入同期方式；当电气方面发出同期申请后，“请求”指示灯亮，按亮“同期允许”按钮，deh即进入同期方式，同时deh发出“同期允许”信号；a7：opc功能试验：在机组甩负荷，转速上升到103%转速时，将调速汽门迅速关闭，此时检查在103%额定转速上，opc是否能够动作；a8：deh系统的冷态试验和热态投运：deh系统的大部分功能试验不可能在汽轮机冲转时动态进行，必须在冷态进行，因此，借助汽轮机仿真软件进行该系统所有功能试验检查或仿真试验：模拟不同状态下汽轮机的启、停操作，检验自动升速，改变升速率，自动带负荷，改变负荷变化率，手动操作和自动状态切换；手动和自动阀控制切换跟踪检查，控制回路自闭环试验及动态模拟试验；热态投运，在机组起动时，运行人员根据提供的启动参数采用给定的升速率启动汽轮机，汽轮机升速过程中，检查转速信号，监视汽轮机运行状态，随着汽轮机在不同状态下的启动和启动次数的增加，全面检查deh控制系统的各项功能；s2、汽轮机监视系统即tsi系统调试b1：tsi装置送电前检查，包括外观检查、电阻检查、各端口对表壳绝缘电阻检查以及各测量回路上的元器件的检查；b2：通道测试及装置功能检验：确认外部回路安全，插上监视卡件，通过hzd
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8500d自带的触摸屏或者装有相应软件的调试笔记本，检查tsi卡件各通道的组态是否正确，检查及设置报警、保护定值；模拟报警、保护动作，各继电器输出是否正确；看系统故障监视以及卡件状态灯是否正常；b3：现场安装和调试：按照探头编号、延长电缆编号和前置放大器编号进行安装工作；现场测量记录间隙电压，检查手动盘车齿顶否则对准探头顶部，确定间隙；进行探头及电缆抗干扰试验；b4：传感器与显示仪表联调：调试前传感器输入回路及系统输出回路的接线及查线工作必须完成，确保线路接线正确、牢固，汽轮机转子推到预定的位置，且在安装探头期间不随意移动；b5：静态联锁试验：与保护系统、报警系统联锁试验，首先确认热工信号系统静态调试完成并工作正常，确认汽机紧急跳闸系统静态调试完成并工作正常；b6：与dcs系统接口试验：保证进入dcs系统的模拟量信号准确，量程统一；b7：tsi系统动态投入：机组启动前，全面检查tsi系统的各个参数的指示是否正常，各个测量参数没有超限报警条件出现，机组首次盘车前，所有缸内测量探头要安装完毕；机组首次启动前，tsi所有测量仪表100%投入，在机组试运期间，监控所有数据，保证所监视参数正确无误；s3、主机跳闸保护系统即ets系统调试所有接入汽机保护系统的接线，均采用在就地一次元件处短接的方法进行接线正确性检查，确保所有接入保护系统的接线都正确无误；对一次测量元件、取样装置的安装情况及整个回路检查，检查与保护系统有关的一次测量元件的一次校验纪录，对于模拟量一次测量元件，应了解其量程和零点，对于开关量一次测量元件应了解其动作方向、动作值和回差，把这些一次校验纪录数据与保护系统逻辑图中相应的数据进行比较，将比较的结果进行纪录。
6.要进行电磁阀的检查及远方操作试验，检查跳闸电磁阀的安装情况及进行电气回路检查：首先用高精度表测试电磁阀的直流电阻值；其次用兆欧表测试电磁阀线圈对地的绝缘电阻值，其值不应小于1mω；第三，电源回路检查并给电磁阀送电，通过听、触摸和其它有效方法检查电磁阀的动作情况；在电磁阀单体调试全部完成后，进行远方操作试验工作，以保证保护系统对电磁阀基本控制功能。
7.检查由保护系统产生的至热工信号装置的报警信号是否正确，填写热工报警信号检查试验纪录。
8.c1：静态试验：首先启动油泵等辅机设备，建立油压，保护装置通电，对于确实存在的跳闸条件，采取模拟方法进行屏蔽，就地手动复位汽机，汽机挂闸，主汽门打开，进行保护静态模拟试验：1）真空低、润滑油压低试验：就地手动触动压力开关接点，压力开关动作，此时汽机保护系统会动作，高压遮断电磁阀会动作；2）汽机超速试验：在tsi机柜处模拟超速停机接点信号，此时超速信号会动作，高压遮断电磁阀会动作；3）发电机主保护动作试验：在发电机主保护装置上模拟任何一个发电机主保护条件，使发电机主保护系统动作，此时汽机保护系统会动作，高压遮断电磁阀会动作；4）轴振动高保护试验：在tsi机柜处模拟轴振动高保护接点信号，此时汽机保护系统轴振动大信号会动作，高压遮断电磁阀会动作；5）轴向位移保护动作试验：在tsi机柜处模拟轴向位移保护接点信号，此时汽机保护系统轴向位移信号会动作，高压遮断电磁阀会动作；6）胀差保护动作试验：在tsi机柜处模拟胀差保护接点信号，此时汽机保护系统胀差保护信号会动作，高压遮断电磁阀会动作；7）手动紧急跳闸按钮操作：按下汽机操作台的汽轮机紧急跳闸按钮，此时汽机保护系统会动作，高压遮断电磁阀会动作；c2：动态试验：动态试验时，参与主机的启动过程，对启动过程中出现的问题进行记录，并给出主机系统异常跳闸原因，从技术方面解释跳闸原因，提出解决问题的方案，对已经决定的增加和修改项目进行具体实施；s4：热控整套启动调试d1：空负荷调试阶段：投运并考核顺序控制系统、锅炉炉膛安全监控系统、模拟量控制系统、计算机监视系统、主机数字式电液控制系统、主机监控仪表系统、主机跳闸保护系统；汽机轴封系统运行正常后，投入轴封压力自动；凝结水系统运行正常后，投入凝汽器水位自动；给水泵带负荷后，投入给水自动；风烟系统运行稳定后投入炉膛压力自动；一次风系统运行正常后，投入一次风入口流量自动；二次风系统运行正常后，投入二次风入口流量自动；d2：带负荷调试阶段：机组大于20％额定负荷，减温水系统运行正常后，逐步投入一、二级过热器减温水自动；做阀门活动试验时，投入deh功率闭环控制功能；控制系统运行维护、故障检查及处理，对带负荷阶段热控各系统进行验评；d3：满负荷试运阶段：做满负荷试运阶段的三率统计；录制机组参数曲线；控制系统运行维护、故障检查及处理；对满负荷阶段热控各系统进行验评。
9.在汽轮机监视系统即tsi系统调试中，tsi系统各信号主要调试方法包括以下步骤：1）复查前置器工作电压及对地绝缘，保证能够正常工作；2）复查探头与延长电缆接头，保证接紧且不受力，用热缩管套牢，对地绝缘保证正常；3）复查传感器安装，保证安装牢固，位置正确；4）复查、记录转速传感器安装间隙、工作电压满足制造厂规定值，标记方向正确；5）检查轴向位移、汽缸胀差传感器安装间隙、工作电压满足制造厂规定值，特别要注意探头的头部指向和组态中选择的方向要统一、并且符合制造厂规定方向；6）重新采集汽缸膨胀传感器输出电压的对应关系，下装组态检查其误差要符合制造厂规定；7）检查监视仪表机柜各模件指示灯状态是否正常；8）检查tsi输出到各系统相关参数是否正常；9）两路电源进行切换，系统要正常工作。
10.本发明的积极有益效果是：本发明精简热控主机系统的调试工序，优化调试施工流程，整套调试方法，为生物质、垃圾发电等小规模机组的调试工作提供了技术支持，按照本发明中的调试工作流程、调试要点作为施工现场调试指导，能够细致全面、高效的完成小规模机组的调试工作，经过精心细致的系统调试，能够使机组安全、稳定发电运行，在保证施工质量的情况下加快调试进度，提高机组的调试效率。
附图说明
11.图1是本发明一种生物质、垃圾发电机组主机调试方法的调试流程图；图 2是图1中主机数字式电液控制系统即deh系统调试的方法流程图；图3是图1中汽轮机监视系统即tsi系统调试的方法流程图。
具体实施方式
12.下面结合附图1、图2、图3和具体实施例对本发明做进一步的解释和说明：实施例： 一种生物质、垃圾发电机组主机调试方法，包括：s1：主机数字式电液控制系统即deh系统调试：收集设计图纸和设备资料，主要包括：deh系统的接线图和设备布置图，deh系统的逻辑图和组态图，deh系统的硬件说明书，deh系统的i/o清单，有关电液转换器的说明书，到现场熟悉热控设备和热力系统，准备调试用仪器设备，按照规程及标准的具体要求检查有关一次测量元件的一次校验记录，进行电液阀门的远方操作试验，在信号输入端送入模拟信号，对系统进行开环调试，并进行deh系统分项静态试验及整套联动试验。
13.其调试工序包括以下步骤：a1：一次测量元件检查：检查与deh系统有关的一次测量元件的一次校验记录，对于模拟量一次测量元件，了解其量程和零点；对于开关量一次测量元件，应了解其动作方向、动作值和回差，把这些一次校验记录数据与控制系统的逻辑图中相应的数据进行比较，
将比较的结果中出现的问题进行记录。
14.a2：deh系统组态软件检查和参数修改：所有的控制策略均应符合设计和现场实际要求，但是由于设计变更或设备升级等方面的因素，使得原设计不符合现场新的要求，必须按照设计图纸对控制逻辑进行检查。
15.a3：热工信号检查试验：检查由deh系统产生的至热工信号装置和操作员站的报警信号是否正确；可以采取两种检查方法：其一，在就地一次设备上直接加相应的模拟信号，经控制系统处理后发送至热工信号装置或操作员站，然后在热工信号装置报警窗上或在操作员站上检查报警显示是否正确（报警位置、报警文字描述、报警等级和报警音响等）。其二，用修改软件的方法在系统内加模拟信号，然后在热工信号装置报警窗上或在操作员站上检查报警显示是否正确；一般情况下应尽量采用第一种方法，因为这种方法可以使试验结果更接近真实；第二种方法可以作为第一种方法的补充试验方法，以使得所有报警条信号都能够得到检查验证。
16.a4: 电液伺服机构的检查：deh系统的电液伺服机构包括主汽门和调节门，先在deh系统进行拉阀试验，保证指令和反馈信号的准确，使阀门能够全开和全关，线性度良好，运行平稳匀速，无阀门卡涩现象；例如，给电磁阀送电，通过听和触摸的方法检查电磁阀的动作情况，阀芯应动作灵活可靠，介质通道畅通。
17.然后手动控制回路（远方操作），按首先挂闸汽轮机，复位ets，于就地手动操作挂闸，在deh画面上等待主汽门全开信号显示，然后在操作画面分别操作调节门和主汽门，进行伺服机构远方操作试验；例如，按阀门增减钮，使阀门作全行程的开关过程，检查盘上指示表的反馈值和实际阀门位置是否一致。
18.a5：deh转速控制系统自动控制试验：当deh处于转速控制状态时，是一个转速闭环控制系统；在汽轮发电机组并网前，deh为转速闭环无差调节系统；其设定点为给定转速，给定转速与实际转速之差经pid调节器运算后，通过伺服系统控制油动机开度，使实际转速跟随给定转速变化；例如，在目标转速设定后，给定转速自动以设定的升速率向目标转速逼近；当进入临界转速区时，自动将升速率改为设定的速率快速冲过去；若进入临界区前的升速率已大于设定的速率，则升速率保持原值不变；在升速过程中，通常需对汽轮机进行暖机，以减小热应力。
19.a6：deh系统负荷控制：deh系统负荷控制系统的功率控制器也是一个pid调节器，给定功率与实际功率的差值，经过计算给出负荷参考量来控制调节阀开度，调节机组实际负荷。
20.例如，并网前的各试验均完成后，进行手动/自动并网功能试验，机组转速在2985～3015r/min时，可转入同期方式；当电气方面发出同期申请后，“请求”指示灯亮，按亮“同期允许”按钮，deh即进入同期方式，同时deh发出“同期允许”信号；电气此时根据情况，发出同期增或减信号，调整机组目标转速，以满足同期要求，deh收到同期增、减信号后，转速在2985～3015r/min内以当前的变化率变化，将机组带到同步转速，当转速超过2985～3015r/min，则会退出同期方式。
21.a7：opc功能试验：一般opc功能的设定值为103%额定转速，即当机组甩负荷时，转速上升到103%转速时，将调速汽门迅速关闭，此时检查在103%额定转速上，opc是否能够动作。
22.a8：deh系统的冷态试验和热态投运：冷态试验，deh系统的大部分功能试验不可能在汽轮机冲转时动态进行，必须在冷态进行，因此，借助汽轮机仿真软件进行该系统所有功能试验检查或仿真试验。
23.模拟不同状态下汽轮机的启、停操作，检验自动升速，改变升速率，自动带负荷，改变负荷变化率，手动操作和自动状态切换。
24.手动和自动阀控制切换跟踪检查，控制回路自闭环试验及动态模拟试验，通过模拟动态试验，以求得各调节器及其它元件的整定参数。同时，可以检验汽轮机阀门的实际动作情况，结合汽轮机的保护试验，将该系统具备的功能进行全面试验检查，观察试验每一步的动作结果，不符合要求的地方应及时查找原因并加以解决。
25.热态投运，在机组起动时，运行人员根据提供的启动参数采用给定的升速率启动汽轮机，汽轮机升速过程中，检查转速信号，监视汽轮机运行状态，随着汽轮机在不同状态下的启动和启动次数的增加，全面检查deh控制系统的各项功能。
26.deh系统的动态调试，在汽轮机正式启动前，应检查各电源系统是否正常，机组主保护系统是否投入运行，油系统是否正常运行，所有静态试验是否全部完成及合格，在汽轮机第一次启动过程中，应检查各个转速信号的指示是否一致，包括deh系统的冗余转速信号、tsi系统用的转速信号以及汽机保护系统用的转速信号，如果有异常则应保持当前状态进行转速信号检查，严禁盲目升速。
27.在进行超速试验过程中，应缓慢增加汽机转速，不应有阶跃性的跳动升速现象。汽机升速的过程应是平稳的，如果发生有跳跃或振荡现象，应适当减小转速调节器的比例。
28.在汽轮机并网后，检查汽轮机调节级压力和发电机功率等信号是否显示准确，deh系统应立即自动转为初始负荷控制，如果没有带上初始负荷，则应检查发电机并网信号是否有效。
29.例如：鹤壁城发垃圾发电项目在首次启动汽轮机定速5520r/min时，转速波动
±
200r/min,，pid参数调整对转速控制效果不大，无法实现汽轮机额定转速运行，在了解阀控曲线后得知在当时的蒸汽压力下阀控曲线正处在控制曲线拐点处，对转速不能精确控制，提高当前工况蒸汽压力后，再对pid参数进行调整，实现了对转速的精确控制。deh系统调试也要了解汽轮机运行特性，这样才能更好做调试工作。
30.s2：汽轮机监视系统即tsi系统调试b1：tsi装置送电前检查：外观检查：确认各组件和元器件无损坏，焊接牢固，组件插接紧固；测量并记录探头电阻，电阻值应符合厂家要求；测量并记录输入/输出信号端、电源端、输出接点端的对表壳绝缘电阻，其阻值应大于2mω；按各测量回路要求检查所配探头、延长电缆、前置放大器是否匹配，符合要求；屏蔽电缆及连接检查。
31.b2：通道测试及装置功能检验：确认外部回路安全，插上监视卡件，通过hzd
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8500d自带的触摸屏或者装有相应软件的调试笔记本，检查tsi卡件各通道的组态是否正确，检查及设置报警、保护定值；模拟报警、保护动作，各继电器输出是否正确；看系统故障监视以及卡件状态灯是否正常；b3：现场安装和调试：按照探头编号、延长电缆编号和前置放大器编号进行安装工作；现场测量记录间隙电压，填写现场安装调试记录；转速探头间隙为探头与转速齿轮顶端距离，检查手动盘车齿顶否则对准探头顶部，确定间隙；进行探头及电缆抗干扰试验；
b4：传感器与显示仪表联调：调试前传感器输入回路及系统输出回路的接线及查线工作必须完成，确保线路接线正确、牢固，汽轮机转子推到预定的位置，且在安装探头期间不随意移动。
32.tsi系统各信号主要调试方法步骤：1）复查前置器工作电压及对地绝缘是否正常；2）复查探头与延长电缆接头是否接紧且不受力，用热缩管套牢，对地绝缘是否正常；3）复查传感器安装是否牢固，位置是否正确；4）复查、记录转速传感器安装间隙、工作电压应满足制造厂规定值，标记方向正确；5）检查轴向位移、汽缸胀差传感器安装间隙、工作电压应满足制造厂规定值，特别要注意探头的头部指向和组态中选择的方向是否统一、并且符合制造厂规定方向；6）重新采集汽缸膨胀传感器输出电压的对应关系，下装组态检查其误差是否符合制造厂规定；7）检查监视仪表机柜各模件指示灯状态是否正常；8）检查tsi输出到各系统相关参数是否正常；9）两路电源进行切换，系统是否正常工作。
33.b5：静态联锁试验：与保护系统、报警系统联锁试验，首先确认热工信号系统静态调试完成并工作正常，确认汽机紧急跳闸系统静态调试完成并工作正常；例如：改变轴向位移测量仪表的高ⅰ值报警定值，使实际轴向位移大于高ⅰ值报警定值，则轴向位移大报警产生；改变轴向位移测量仪表的低ⅰ值报警定值，使实际轴向位移低于低ⅰ值报警定值，则轴向位移大报警产生。改变轴向位移测量仪表的高ⅱ值报警定值，使实际轴向位移大于高ⅱ值报警定值，则轴向位移大跳闸条件产生，在汽机紧急跳闸系统中应有跳闸信号出现；改变轴向位移测量仪表的低ⅱ值报警定值，使实际轴向位移低于低ⅱ值报警定值，则轴向位移大跳闸条件产生，在汽机紧急跳闸系统中应有跳闸信号出现，对于其他的测量信号的试验，应参照以上方法进行，对于汽轮机振动信号的静态试验，由于条件限制不做静态联锁试验。
34.b6：与dcs系统接口试验：应保证进入dcs系统的模拟量信号准确，量程统一，tsi系统的量程的修改或线性的修正应及时通知dcs作相应的更改，进入dcs系统的开关量信号，可在进行静态试验时，验证信号回路、dcs端组态是否正确。
35.b7：tsi系统动态投入：机组启动前，全面检查tsi系统的各个参数的指示是否正常，各个测量参数没有超限报警条件出现，以确保机组安全启动；在机组启动过程中及在72小时试运过程中，应对出现的问题加以技术分析和及时处理，保证tsi系统工作正常；机组首次盘车前，所有缸内测量探头要安装完毕；机组首次启动前，tsi所有测量仪表100%投入，在机组试运期间，监控所有数据，保证所监视参数正确无误。
36.例如：鲁山生物质发电机组在3000r/min运行时tsi一个转速信号显示异常、测量数据时有时无，检查整个信号回路，发现此转速探头到tsi转速卡接线松动，并且屏蔽线虚接，处理后接线问题后转速显示正常，本体tsi探头安装要严格按照厂家给的间隙参数调整，接线时要保证质量，不能出一点问题，一个小问题可能造成机组的停运。
37.s3：主机跳闸保护系统即ets系统调试所有接入汽机保护系统的接线，在安装单位的配合下，采用在就地一次元件处短接的方法进行接线正确性检查，确保所有接入保护系统的接线都正确无误，对一次测量元件、取样装置的安装情况及整个回路检查，检查与保护系统有关的一次测量元件的一次校验纪录，对于模拟量一次测量元件，应了解其量程和零点，对于开关量一次测量元件应了解其动作方向、动作值和回差，把这些一次校验纪录数据与保护系统逻辑图中相应的数据进行比较，将比较的结果进行纪录。
38.电磁阀的检查及远方操作试验，检查跳闸电磁阀的安装情况及进行电气回路检查：首先用高精度表测试电磁阀的直流电阻值，其次用兆欧表测试电磁阀线圈对地的绝缘电阻值，其值不应小于1mω；第三，电源回路检查并给电磁阀送电，通过听、触摸和其它有效方法检查电磁阀的动作情况，阀芯应动作灵活可靠，介质通道畅通。在电磁阀单体调试全部完成后，在操作员站上进行远方操作试验工作，以保证保护系统对电磁阀基本控制功能。
39.所有的控制逻辑均应符合设计和现场实际要求，但可能出现以下情况：由于设计变更或设备升级等方面的因素，使得原设计不符合现场新的要求；原设计没有错误，但是在具体组态图上存在错误，使得不能实现原设计意图；针对以上可能出现的问题，必须按照设计图纸对控制逻辑进行检查，与机务专业共同对ets系统的定值（保护定值、报警定值）进行检查分析，发现问题及时进行修改。
40.检查由保护系统产生的至热工信号装置的报警信号是否正确。
41.c1：静态试验1）首先启动油泵等辅机设备，建立油压，保护装置通电，对于确实存在的跳闸条件，采取模拟方法进行屏蔽，就地手动复位汽机，汽机挂闸，主汽门打开，进行保护静态模拟试验；例如，因为跳闸项目很多，在确认主汽门动作无误之后，可以模拟汽机挂闸，主汽门不用打开，跳闸条件发生之后可以通过查看首出及检查高压遮断电磁阀的状态确认。
42.2）真空低、润滑油压低试验：就地手动触动压力开关接点，压力开关动作，看汽机保护系统是否动作，高压遮断电磁阀是否动作；3）汽机超速试验：在tsi机柜处模拟超速停机接点信号，看超速信号是否动作，高压遮断电磁阀是否动作；4）发电机主保护动作试验：在发电机主保护装置上模拟任何一个发电机主保护条件，使发电机主保护系统动作，看汽机保护系统是否动作，高压遮断电磁阀是否动作；5）轴振动高保护试验：在tsi机柜处模拟轴振动高保护接点信号，看汽机保护系统轴振动大信号是否动作，高压遮断电磁阀是否动作；6）轴向位移保护动作试验：在tsi机柜处模拟轴向位移保护接点信号，看汽机保护系统轴向位移信号是否动作，高压遮断电磁阀是否动作；7）胀差保护动作试验：在tsi机柜处模拟胀差保护接点信号，看汽机保护系统胀差保护信号是否动作，高压遮断电磁阀是否动作；8）手动紧急跳闸按钮操作：按下汽机操作台的汽轮机紧急跳闸按钮，看汽机保护系统是否动作，高压遮断电磁阀是否动作；c2：动态试验：汽轮机保护系统动态试验的目的是进一步对控制系统进行调整，使之控制逻辑和动态参数完全达到热力系统投入的要求；动态试验时，参与主机的启动过程，
对启动过程中出现的问题进行记录，给出主机系统异常跳闸原因，提出解决问题的方案，对已经决定的增加和修改项目进行具体实施。
43.例：在鲁山生物质汽轮机ets保护调试时，发现润滑油主油箱液位低3取2 ets保护动作，汽轮机跳闸此项保护没有，调试提出后，经过安装单位、调试、业主、厂家讨论后增加了此项保护。二次脉冲油压低单点跳机信号，由于系统由于油压不稳定有波动，容易引起ets误动作，造成停机事故，经过讨论去掉了此项保护。在ets调试时要根据现场设备、系统实际情况增减ets保护。热控ets保护要做到万无一失，防止误动作，防止不动作，提高主机保护质量。
44.s4：热控整套启动调试d1：空负荷调试阶段投运并考核顺序控制系统、锅炉炉膛安全监控系统、模拟量控制系统、计算机监视系统、主机数字式电液控制系统、主机监控仪表系统、主机跳闸保护系统；汽机轴封系统运行正常后，投入轴封压力自动；凝结水系统运行正常后，投入凝汽器水位自动；给水泵带负荷后，投入给水自动；风烟系统运行稳定后投入炉膛压力自动；一次风系统运行正常后，投入一次风入口流量自动；二次风系统运行正常后，投入二次风入口流量自动。
45.汽机冲转前，确认数字电液控制系统、主机跳闸保护系统功能正常，检查各项保护已投入。
46.汽机冲转时，检查三路转速信号是否正确；检查主机检测仪表参数指示是否正常；核查转速信号和主机电液控制系统转速信号是否一致；检查汽机转速调节品质，整定调节参数。汽机定速后，配合汽机专业进行喷油试验、遮断电磁阀在线试验。在电气假同期试验时，解除deh中主开关合闸信号，检查deh自动同期功能是否正常；假同期试验结束后，恢复deh中主开关合闸信号。
47.核查主机数字电液控制系统并网初负荷功能正确，并网初负荷约为3%。机组解列后，配合汽机专业进行主汽门及调门严密性试验，配合汽机专业进行电超速试验，控制系统运行维护、故障检查及处理，对空负荷阶段热控各系统进行验评。
48.d2：带负荷调试阶段机组大于20％额定负荷，减温水系统运行正常后，逐步投入一、二级过热器减温水自动；配合汽机专业做阀门活动试验时，投入deh功率闭环控制功能。控制系统运行维护、故障检查及处理，对带负荷阶段热控各系统进行验评。
49.d3：满负荷试运阶段做满负荷试运阶段的三率统计；录制机组参数曲线；控制系统运行维护、故障检查及处理；对满负荷阶段热控各系统进行验评。
50.本发明中的调试方法，为鲁山生物质及垃圾发电项目调试工作提供了优化方案，达到了加快进度、降低成本、提高机组效率、节约能源的目标。
51.当然，本发明创造并不局限于上述实施方式，熟悉本领域的技术人员在不违背本发明精神的前提下还可作出等同变形或替换，这些等同的变型或替换均包含在本技术权利要求所限定的范围内。