本发明涉及一种燃煤机组EH油及汽轮机调节保安系统调试方法及系统。
背景技术：
：汽轮机调节保安系统的作用是保证汽轮机在额定工况下运行，使得调节后的转速不超过规定范围，并起到保护汽轮机的作用，如申请号为200620030569.3的中国专利。新安装的燃煤机组需要对EH油及汽轮机调节保安系统进行如下程序：对供油系统各油压及蓄能器充氮压力进行调整，使之满足调节保安系统的要求；对调节系统整定，并配合热控进行电调调试，使之达到设计要求；进行保安系统的调试，使其能够动作迅速、准确，确保机组安全运行；保证调节系统能够稳定控制机组转速和负荷，并与CCS、SCS等协调，保证机组安全停机或在最短时间内恢复机组运行。但如果调试不当的话，会对汽轮发电机组安全运行造成隐患。技术实现要素：本发明的目的在于克服现有技术中存在的上述不足，而提供一种结构设计合理的燃煤机组EH油及汽轮机调节保安系统调试方法及系统，避免对汽轮发电机组安全运行造成隐患，提高燃煤机组汽轮机的使用安全性。本发明解决上述问题所采用的技术方案是：一种燃煤机组EH油及汽轮机调节保安系统调试方法，其特征在于：包括以下步骤：步骤一、对EH油及汽轮机调节保安系统热工信号及联锁保护试验传动完成后，对系统试运条件检查确认；步骤二、进行EH油泵试转试验和EH油供油系统调试试验；步骤三、对液压调节系统静态调试，油动机工作行程整定；步骤四、进行保安系统静态调试、汽轮机静态停机试验、配合DEH系统静态调试、系统蓄能器调试、汽门关闭时间测量试验；步骤五、进行喷油试验和汽门严密性试验；步骤六、进行汽机超速试验和阀门活动试验；步骤七、进行汽机跳闸电磁阀试验和系统投运及联动调试。本发明步骤二中，一、EH油泵试转试验的具体过程为：(1)、调试前检查：(1.1)、EH油箱油位稍高于正常油位，确认系统无泄漏；(1.2)、确认EH油系统联锁保护投入；(1.3)、开启各压力开关的一、二次门，关闭所有放油阀；(1.4)、检查蓄能器进油截止阀处于关闭状态；(2)、EH油泵试转：(2.1)、确认油温在35～54℃之间。(2.2)、调低溢流阀的设定值。(2.3)、点动#1EH油泵，就地检查确认油泵电机无过流，转向、轴承振动、温度正常；(2.4)、缓慢调高泵出口压力和溢流阀的压力设定值，稳压后检查系统有无外泄；(2.5)、将系统压力提升，检查系统有无泄漏；(2.6)、继续提升系统压力，稳压后检查系统有无外泄；(2.7)、再次缓慢调高#1EH泵及溢流阀的压力设定，稳后检查系统有无外泄；(2.8)、系统管道打压正常后，整定溢流阀压力，然后调整#1EH泵出口压力，停#1EH泵；(2.9)、开启#2EH油泵，整定其出口压力；(2.10)、系统稳定后，保持足够长时间的运转；二、EH油供油系统调试试验的具体过程为：(1)、蓄能器性能检查：(1.1)、确认蓄能器充氮完毕，充氮压力正常；(1.2)、开启#1或#2EH油泵，确认系统压力正常，分别缓慢投入蓄能器，检查系统压力，稳压一端时间后停泵；(2)、净油及过滤系统调试：(2.1)、确认油箱油温符合要求，打开油泵入口门；(2.2)、启动循环油泵，记录系统压力及泵工作情况，电机无过流，振动正常，绝缘良好；(2.3)、确认硅藻土过滤器及精密纤维滤油器前后就地差压发讯器动作正常；(3)、EH油温调节：(3.1)、为了控制EH油温，油箱底部装有电加热器，由温度控制器自动控制其启；(3.2)、有压回油母管上配置冷油器，操作冷油器出水截止阀实现油温手动控制，当油温仍不能降到正常范围时启动循环泵，进一步冷却油箱中存油的温度；(3.3)、当油温低于设定值时，闭锁启EH油循环泵，并启电加热器；(3.4)、当油液被加热至设定温度时报警，并停电加热器。本发明步骤四中，汽门关闭时间测量试验的具体过程为：(1)、将各汽门阀位反馈信号接入快速录波仪，仪器接电源，调整至录波状态；(2)、若无直流电压形式的反馈信号，可以将汽门开到位和关到位的开关量信号接入录波仪；(3)、将汽轮机跳闸指令开关量信号接入录波器；(4)、汽机挂闸，将汽轮机各主汽门和调门打开，用对讲机联系远方打闸，提前开启录波；(5)、记录各汽门的总关闭时间，对照标准分析，确认测试结果合格。本发明步骤四中，汽轮机静态停机试验的具体过程为：(1)、将机组挂闸，开启高、中压主汽门和调门，手拉机头手动停机机构，所有油动机应迅速关闭；(2)、重新挂闸，全开各阀门，手打集控室停机按钮，所有油动机应迅速关闭；(3)、重新挂闸，全开各阀门，汽机保护给DEH送一停机信号，所有油动机应迅速关闭；(4)、确认试验结果符合设计要求。本发明步骤五中，喷油试验的具体过程为：(1)、机组维持设定转速运行，辅助油泵运行，仪用空压机运行；(2)、检查DEH喷油试验画面上所有与试验有关的按钮指示正确；(3)、在DEH喷油试验画面上，按下“喷油试验”按钮，确认汽轮机机械超速遮断系统“复位”按钮灯灭和“已隔离”灯亮；(4)、按下“喷油试验”下的“投入”按钮检查并确认隔离电磁阀带电，截断安全油的排油；(5)、确认隔离电磁阀组上的行程开关闭合和断开状态，并向外发出通讯，DEH检测到该信号，使喷油电磁阀带电，向危急遮断器的飞环腔室注油，直至危急遮断器动作；(6)、危急遮断器动作后喷油电磁阀失电关闭，复位电磁阀带电使危急遮断器复位；(7)、DEH检测到行程开关闭合和断开状态后，隔离电磁阀失电，试验结束。本发明步骤五中，汽门严密性试验的具体过程为：(1)、试验条件：(1.1)、机组运行正常，主汽压在额定压力以上；(1.2)、开启交流油泵，油压正常；(1.3)、维持机组真空在正常转速运行状态；(1.4)、发电机解列；(2)、主汽门严密性试验：按“主汽门严密性”按钮，则高、中压主汽门关闭，DEH切至手动，主汽门严密性试验开始计时，DEH根据有关参数计算出目标转速；根据能否达到目标转速，判定主汽门严密性是否合格；当试验完成，手动打闸，重新挂闸冲转，记录下列数据：主汽压、主汽温、再热汽压、再热汽温、真空；(3)、调门严密性试验：按“调门严密性”按钮，则高、中压调门关闭，DEH切至手动，调门严密性试验开始计时，DEH根据有关参数计算出“目标转速”，根据能否达到目标转速，判定调门严密性是否合格；当试验完成，手动打闸，重新挂闸冲转，记录下列数据：主汽压、主汽温、再热汽压、再热汽温、真空。本发明步骤六中，汽机超速试验的具体过程为：(1)、试验目的：在机组空负荷运行工况，校验汽机真实超速跳闸的动作值和可靠性；(2)、试验条件：(2.1)、机组带设定负荷运行一段时间；(2.2)、汽机稳定在额定转速，发变组开关断开，发电机解列，维持汽机在设定转速；(2.3)、主汽压力在5～6MPa；主蒸汽温度：350～400℃以上；凝汽器真空应在88KPa以上；排汽温度应在52℃以下；机组其它技术指标正常；(2.4)、汽机遥控跳闸按钮或手动跳闸手柄动作正常，即就地和远方手动停机可靠；(2.5)、主汽门、调门严密性试验正常，各级抽汽逆止门、电动门关闭严密；(2.6)、喷油试验合格，高、中压主汽门和调门动作灵活，无卡涩；(3)、设定OPC超速试验、电超速试验、机械超速试验的试验标准；(4)、试验步骤：(4.1)、选择超速试验“试验允许”按钮，进行超速试验，试验完毕后选择超速试验“试验退出”按钮；(4.2)、在实际超速试验时，转速超过设定值未跳闸，应立即手动打闸停机；(4.3)、OPC超速试验：a、DEH画面上选择103％试验位置；b、在DEH画面上设置目标转速为3100r/min，并升速；当转速到达3090r/min时，高压调门和中压调门应当关闭，转速下降3000r/min时再开启；稳定在3000r/min运行；(4.4)、电超速试验：a、在DEH画面上选择110％试验位置；b、在DEH画面上设置目标位3310/min，并升速；当转速达到3300r/min时，超速电磁阀动作，汽机跳闸，重新挂闸升速；(4.5)、机械超速试验：a、在DEH画面上选择机械超速试验；d、在DEH画面上设置目标位3360r/min，并升速；当机组转速升至3300～3330r/min时，危急保安器动作，汽机跳闸；c、危急保安器复位后，将机组挂闸维持机组3000r/min运行；d、按上述步骤再进行一次超速试验，记录动作转速；e、危急保安器动作转速应为3300～3330r/min，试验应进行两次，且两次动作转速差不超过0.6％；(4.6)、在转速上升过程中，应严密监视机组轴承的振动情况，严禁振动超标，否则应打闸停机；(4.7)、试验时机头遮断手柄处设专人，通讯畅通，根据情况做好随时打闸的准备；(5)、严禁做超速试验的几种情况：a、蒸汽参数为额定值或接近额定值时；b、控制系统、调门或主汽门存在问题时；c、主汽门、调门严密性试验不合格时；(6)、记录以下试验结果：OPC动作转速值、电气超速动作值、两次机械超速动作值，确认超速试验合格；本发明步骤六中，阀门活动试验的具体过程为：(1)、机组工况稳定；(2)、解除机组协调控制；(3)、对每只阀门进行试验，就地观察主汽门、调门的动作情况；(4)、主汽阀活动试验：(4.1)、左高压主汽阀移动到10％开度的位置；(4.2)、当左高压主汽阀到达10％开启位置时，左高压主汽阀迅速关闭；(4.3)、左高压主汽阀上升到原来位置；(4.4)、同样步骤对右高压主汽阀进行试验；(5)、再热调节阀和再热主汽阀的活动试验：(5.1)、左中压联合汽阀关闭到10％的开启位置；(5.2)、当左中压联合汽阀关闭到10％的开启位置时，左中压联合汽阀快速关闭；(5.3)、左中压联合汽阀被完全关闭时，左中压主汽阀关闭；(5.4)、左中压主汽阀关闭到10％的开启位置；(5.5)、当左中压主汽阀移到10％开启位置时，左中压主汽阀快速关闭；(5.6)、左中压主汽阀到达0％开启位置后，左中压主汽阀打开到100％开启位置；(5.7)、当左中压主汽阀位置达到100％开启位置时，开启左中压联合汽阀，确认左中压联合汽阀打开；(5.8)、同样步骤对右中压联合汽阀进行试验；(6)、高压调节阀活动试验：(6.1)、试验开始；(6.2)、高压调节阀匀速地关闭到10％开启位置；(6.3)、当高压调节阀的行程到10％的开启位置时，高压调节阀迅速关闭；(6.4)、确认高压调节阀位置为0％开启位置后，高压调节阀回到试验前位置；(7)、试验过程中检查DEH阀位与就地指示是否一致，到现场检查阀门开启速度，是否有卡涩现象；(8)、确认阀门活动试验结果合格；(9)、试验过程中监视各项参数的变化。本发明步骤七中，汽机跳闸电磁阀试验的具体过程为：(1)、汽轮机正常运行，检查各跳闸电磁阀状态正常；(2)、在DEH菜单选择“AST试验”，按下试验的遮断电磁阀“试验”按钮，检查该遮断跳闸电磁阀指示灯熄灭；(3)、释放试验的遮断电磁阀“试验”按钮，检查该遮断电磁阀指示灯亮；注意该灯不亮时，不能继续试验，否则可能会造成汽机跳闸；(4)、按上述方法试验其它遮断电磁阀；(5)、严禁同时试验两个遮断电磁阀。一种燃煤机组EH油及汽轮机调节保安系统调试系统，其特征在于：包括静态调试模块、汽轮机定速调试模块和汽轮机带负荷调试模块；汽轮机定速调试模块用于在汽轮机满足预设的条件后，进行所述的汽门关闭时间测量试验、喷油试验、汽门严密性试验；汽轮机带负荷调试模块用于在汽轮机满足预设的条件后，进行所述的汽机超速试验、阀门活动试验、系统投运及联动调试；静态调试模块用于在汽轮机满足预设的条件后，进行所述的液压调节系统静态调试、保安系统静态调试、配合DEH系统静态调试。本发明与现有技术相比，具有以下优点和效果：本发明避免EH油及汽轮机调节保安系统对汽轮发电机组安全运行造成隐患，提高了燃煤机组汽轮机的使用安全性，为电厂开展汽轮机调试提供了有益的借鉴，具有十分重要的工程应用价值。具体实施方式下面通过实施例对本发明作进一步的详细说明，以下实施例是对本发明的解释而本发明并不局限于以下实施例。本发明适用于对燃煤机组汽轮机进行调试，该汽轮机为超临界、单轴、一次中间再热、两缸两排汽、空冷、抽汽凝汽式汽轮机。其特点是采用数字电液调节系统，操作简便，运行安全可靠。提供压力可调整的供热网抽汽，压力调整范围在0.245Mpa(a)至0.6Mpa(a)之间(压力低于0.36MPa时，通过抽汽管道上的抽汽阀节流实现)；也可同时提供0.9MPa或2MPa左右压力非调整的工业抽汽。高中压部分采用合缸反流结构(高压调节级为顺流结构)，低压缸采用双流反向二层缸结构。主蒸汽从锅炉经2根主蒸汽管分别到达汽轮机两侧的主汽阀和调节汽阀。并由4根挠性导汽管进入设置在高压缸的喷嘴室。4根导汽管对称地接到高中压外缸上下半各2个进汽管接口。汽轮机本体主要技术规范：转子临界转速见表A：表A、转子临界转速表。调试仪器设备及工器具见表B：表B、调试仪器设备及工器具表。序号名称数量1专业振动仪1套2录波仪1套3测温仪1个4对讲机1对5阀门钩1个6听棒1个EH油系统主要设备技术规范见表C：表C、EH油系统主要设备技术规范表。燃煤机组汽轮机结构主要包括高中压缸采用高中压合缸、双层缸结构。整个高中压缸分为六个部分：高中压外缸是整体式，自中分面分为上半缸和下半缸，高压内缸是由上半缸和下半缸组成，中压内缸也分为上半缸和下半缸两个部分。两个低压缸都是双层缸结构，采用对称双分流结构，中部进汽，低压缸与凝汽器的连接采用不锈钢弹性膨胀节方式连接。高压缸叶片共有Ⅰ+14级，中压缸叶片共有11级，低压缸叶片共有2×6级。整个叶片通道中旋转和静止零部件，都用相当大的间隙分开，为减少漏汽，所有间隙均采用薄的汽封齿来密封，这些汽封是由合金钢制成，具有优良的磨损特性；如果在正常情况下发生摩擦，则这些密封齿将被磨去而不会损伤叶片和转轴。高中压转子和低压转子均为整锻无中心孔的转子，整体降低了离心切应力。整个轴系(由高中压转子、低压转子和发电机转子组成)是被支撑在6个轴承上。燃煤机组汽轮机采用数字电液调节系统(MEH)，主要由数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀等组成。本机的保安系统采用冗余保护，除了机械液压保安装置外，增加电调装置、仪表监测系统的电气保护。小机高压抗燃油来自大机DEH的供油系统。保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、电磁阀、主汽门、MTSI、电调超速保护等组成。汽轮机的进汽量调节通过改变调节阀的开度实现，根据主机负荷和锅炉给水量的需要，开启低压调节汽阀，两台小机并列运行时可满足主机满负荷运行所需水量。低压调节汽阀是群阀提板式结构，装于汽缸上部，属喷嘴调节。小机油动机的供油为大机EH油站提供的抗燃油，回油回至大机EH油站油箱。超超临界机组，设置2台50％容量的汽动给水泵，不设置启动电泵。正常运行采用主机四段抽汽作为工作汽源，主机再热蒸汽冷段作为备用汽源，调试及启动汽源由辅助蒸汽系统提供，小汽轮机的排汽经过真空电动蝶阀之后排入凝汽器；四段抽汽及辅助蒸汽在小汽机入口阀前合并为一路作为小汽机的低压汽源，再热蒸汽冷段作为小汽机的高压汽源。锅炉给水泵为节段式多级泵，该泵为卧室、多级、双壳体、中心支撑形式。汽泵主要由泵壳体、轴、叶轮、导叶、轴向力平衡装置、轴封和轴承等部件组成。汽动给水泵的出口管道上装有止回阀和电动闸阀，止回阀和泵出口之间的管道上装有最小流量再循环管，保证汽动给水泵能够有一最小流量流过泵体，避免造成泵的汽蚀。本机回热加热器系统是利用汽轮机抽汽来加热进入锅炉之前的给水，一方面减少了汽轮机排汽即减少了能源损失，另一方面给水温度的提高减少了锅炉换热的不可逆传热损失，因此回热循环提高了机组循环热效率。本机主要由高压加热器、低压加热器、凝结水管道、给水管道、正常疏水管道、危急疏水管道等设备组成。超超临界机组，每台机组有七段非调整抽汽供回热加热器，供给除氧器1台，高加3台，低加3台共有七台。高、低压加热器均为卧式加热器，其中，高压缸一级抽汽(包括高说压缸排汽)供1号高加、高压缸排汽(冷端)抽汽供2号高加，中压缸三段抽汽供3号高加，中压缸四段抽汽供除氧器，五段抽汽供5号低加，六段抽汽供6号低加，七段抽汽供号低加，7号低加疏水流入凝汽器热井。高压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器，直至排到除氧器。各级高加疏水均设一事故疏水旁路分别接至事故疏水扩容器，事故疏水扩容器疏水到凝汽器，用于启动和事故状态下的疏水。5号、6号、7号低加疏水采用逐级串联疏水方式，流入到凝汽器热井。一种燃煤机组EH油及汽轮机调节保安系统调试系统，包括:静态调试模块、汽轮机定速调试模块、汽轮机带负荷调试模块。汽轮机定速调试模块用于在汽轮机满足预设的条件后，进行汽门关闭时间测量试验、喷油试验、汽门严密性试验。汽轮机带负荷调试模块用于在汽轮机满足预设的条件后，进行汽机超速试验、阀门活动试验、系统投运及联动调试等。静态调试模块用于在汽轮机满足预设的条件后，进行液压调节系统静态调试、保安系统静态调试、配合DEH系统静态调试。一种燃煤机组EH油及汽轮机调节保安系统调试方法，包括以下步骤：步骤一：对EH油及汽轮机调节保安系统热工信号及联锁保护试验传动完成后，对系统试运条件检查确认，判断是否满足预设的条件，若是，则进行后续的步骤。EH油及汽轮机调节保安系统试运条件检查确认表如表1所示：表1、EH油及汽轮机调节保安系统试运条件检查确认表。步骤二：进行EH油泵试转试验和EH油供油系统调试试验；EH油泵试转试验确认表如表2所示，EH油泵数据记录表如表3所示，EH油供油系统调整试验确认表如表4所示。表2、EH油泵试转试验确认表。表3、EH油泵数据记录表。表4、EH油供油系统调整试验确认表。步骤三：对液压调节系统静态调试，油动机工作行程整定，油动机工作行程整定确认表如表5所示。表5、油动机工作行程整定确认表。步骤四：进行保安系统静态调试、汽轮机静态停机试验、配合DEH系统静态调试、系统蓄能器调试、汽门关闭时间测量试验。汽门关闭时间测量试验确认表如表6所示，汽轮机静态停机试验确认表如表7所示。表6、汽门关闭时间测量试验确认表。表7、汽轮机静态停机试验确认表。步骤五：进行喷油试验和汽门严密性试验；喷油试验确认表如表7所示，汽门严密性试验确认表如表8所示。表7、喷油试验确认表。表8、汽门严密性试验确认表。步骤六：进行汽机超速试验和阀门活动试验；汽机超速试验确认表如表9所示，阀门活动试验确认表如表10所示。表9、汽机超速试验确认表。步骤七：进行汽机跳闸电磁阀试验(AST试验)和系统投运及联动调试等；汽机跳闸电磁阀试验(AST试验)确认表如表11所示。表11、汽机跳闸电磁阀试验(AST试验)确认表。对燃煤机组进行联合检查，判断是否满足预设的吹管条件。若是，则进行上述燃煤机组EH油及汽轮机调节保安系统调试方法；若否，则可停止燃煤机组EH油及汽轮机调节保安系统调试方法。吹管条件包括工作场所条件、投运公用系统条件、锅炉侧条件、汽机侧条件、临时管路系统条件和仪控侧条件中的一种或多种。一、工作场所条件具体包括:1、与尚在继续施工的现场及有关系统之间已有可靠的隔离；临时管道周围已设置明显的警戒线和警示牌，并安排专人值守，禁止人员靠近；2、妨碍通行和有着火危险的脚手架及障碍已拆除；锅炉房杂物清理干净；沟道盖板、梯子、平台拦杆齐全，地面平整清洁，工作人员能安全通行；具备充足可靠的照明、通风及消防设施，消防通道畅通，锅炉房电梯投用；3、临时管路支吊架和限制滑块安装合理坚固，并不妨碍管道的热膨胀；二、投运公用系统条件具体包括:1、厂用电系统(厂用动力电源、事故电源和照明电源)、取水系统、循环水系统、闭式冷却水系统和工业水系统试运转结束并投运；取样(炉水、给水、凝结水)、试运转结束并投运；仪用压缩空气系统、输灰压缩空气系统、输煤系统试运转结束并投运；2、辅助蒸汽系统(辅助蒸汽至除氧器加热、辅汽至轴封、辅助蒸汽至空预器吹灰、辅助蒸汽至磨煤机灭火蒸汽等)、消防系统和空调暖通系统试运转结束并投运；三、锅炉侧条件具体包括:1、锅炉酸洗已结束、锅炉启动系统调试已结束并具备投运条件，烟风系统分系统调试已结束并具备投运条件；炉前点火油系统，其管道应用蒸汽吹扫干净，且油循环已结束，油枪工作正常；微油系统调试结束，可以投运，四套制粉系统、给煤系统具备投运条件；2、汽水系统疏水、放空气各阀门已调试结束，疏水扩容器及机组排水槽等系统已调试结束，具备投运条件；炉底密封、干式除渣系统、渣仓等安装结束，验收合格，可以正常投用；输灰系统试运结束，可以正常投用；电除尘器的安装、保温工作结束，验收合格；电除尘器的升压、振打试验合格，电除尘振打可以投运；电除尘器灰斗加热装置安装完毕，检查验收合格可投运；吹灰器及脱硝吹灰全部在退出位置，空预器吹灰可以连续投用；各系统的管道、阀门、挡板等调试和保温工作已完成，各人孔门、看火孔、检查孔门等完整良好，所有阀门、挡板开关灵活，指示正确；烟温探针和火焰电视监视系统均调试完毕，可以投用。四、汽机侧条件具体包括:凝结水系统可投用，补水系统(包括除盐水箱、凝补水泵及系统)可投用，两台汽动给水泵组(包括主泵及前置泵)、小机及相关系统和给水管道阀门系统可投用；除氧器可投用，凝汽器可投用，各贮水箱、凝汽器热井系统可投用；真空系统具备投用条件，汽机轴封系统具备投用条件；汽机油系统正常、盘车试转合格，盘车具备投用条件；汽机侧疏水系统、汽机房污水和污油排放系统可投用；化学监督用取样装置已装好，具备投用条件。五、仪控侧条件主要包括:1、Fsss(FurnaCesafetysuperVISIOnsystem，锅炉炉膛安全监控系统)系统:静态试验合格，包括炉膛吹扫条件的试验、MFT(MainFuelTrip，主燃烧跳闸)试验及MFT后的联动试验、燃油OFT(011FuelTrip，油燃料跳闸)试验及OFT后的联动试验、燃油泄漏试验这些试验合格；2、scs(SequenCecontrOIsystem，顺序控制系统)系统:各辅机的顺控及联锁、保护试验合格；3、Mcs(mainContrOIStation，主控站)系统:燃油控制，炉膛压力控制，贮水箱、热井、除氧器水位控制等均可投用；DAS(室分测试点)系统:参与冲管过程控制的参数指示(水冷壁中间集箱、上部水冷壁出口、汽水分离器筒体、过热器、再热器壁面温度等)、风烟系统测点、制粉系统测点等相关热工测点应投用。4、sOE(SequenCeofEvent，事件顺序记录系统)系统:与投运辅机及系统相关的，及MFT信号中除汽机、发电机外的所有SOE记录功能已具备投用条件；5、所有投运设备和系统的联锁、保护投入，定值整定正确；Dcs(D1StributedcontrOIsystem，分布式控制系统)中试验数据报表采集功能；6、调试完毕，采集记录表已做好，并确认能正常工作。此外，需要说明的是，本说明书中所描述的具体实施例，其零、部件的形状、所取名称等可以不同，本说明书中所描述的以上内容仅仅是对本发明结构所作的举例说明。当前第1页1 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