发电厂运行规程主机部分.doc

600MW机组集控运行规程目 录1.机组启动81.1检修后的验收与试验81.1.1目的81.1.2检查与验收81.1.3分部试运111.1.4化学清洗121.1.5水压试验131.1.6汽轮机调节系统静态调整试验151.1.7热控调节系统及保护联锁静态试验161.1.8机组热控联锁保护、顺序控制系统及信号系统带工质在线传动动态试验161.1.9电气控制、联锁、保护及信号系统传动试验181.1.10电气设备试验181.1.11安全阀校验261.2机组启动应具备的条件201.3组启动前的准备231.4机组启动231.4.1基本规定241.4.2冷态启动241.4.3温态启动261.4.4热态启动441.4.5极热态启动441.4.6机组启动过程注意事项462.机组运行472.1机组运行调整的主要任务及目的482.2机组运行中控制的主要参数及限额482.3机组正常运行检查监视、维护试验522.4机组运行控制方式582.5锅炉燃烧调整592.6主汽压力的调整602.7过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整602.8汽包水位的调整612.9锅炉排污、给水品质、炉水品质、蒸汽品质控制612.10锅炉吹灰与除渣642.11机组热控监视、控制、保护系统设备的正常运行维护642.12机组电气监视、控制、保护系统设备的正常运行维护672.13机组低负荷运行控制与调整693.机组正常停运693.1基本规定693.2机组停运前的准备703.3滑参数停机703.4正常停机723.5机组停运后的冷却753.6机组停运后的保养753.7 机组停运后的防冻764.机组异常和事故预防及处理784.1机组事故处理原则784.2事故停机的操作794.3紧急停机的操作804.4锅炉异常及事故处理824.4.1锅炉水冷壁漏泄824.4.2锅炉过热器漏泄834.4.3锅炉再热汽泄漏834.4.4锅炉省煤器泄漏844.4.5汽包水位异常844.4.6蒸汽温度超限864.4.7尾部烟道、空预器发生再燃烧864.4.8制粉系统故障 874.4.9安全门动作894.5 汽轮机异常及事故处理904.5.1 汽轮机振动大904.5.2 轴向位移增大914.5.3 汽轮机水冲击924.5.4 运行中叶片损坏或断落924.5.5 凝汽器真空降低934.5.6 机组负荷晃动944.5.7 机组频率不正常954.5.8 润滑油系统故障954.5.9 EH油压低974.5.10 DCS故障974.5.11 油系统着火984.6发电机异常及事故处理984.6.1发电机异常的处理方法984.6.2发电机各部分的温度超过规定值994.6.3发电机漏氢994.6.4发电机定子升不起电压1004.6.5发电机氢系统着火1004.6.6发电机非同期并列1004.6.7发电机变为同步电动机运行1004.6.8发变组保护动作1014.6.9发电机失磁1014.6.10发电机振荡或失去同步1024.6.11电压回路断线1024.6.12发电机非全相运行1024.6.13电流互感器二次回路断线1034.6.14定子绕组进水压力低1034.6.15定子水导电率高1034.6.16发电机定子线棒或导水管漏水1034.6.17碳刷发生火花的原因和处理1044.7机组综合性故障1054.7.1一台汽动给水泵跳闸1054.7.2厂用电中断1054.7.3 RUNBACK降负荷50%1065.500KV/220KV升压站的运行1075.1 概述1075.2 220KV/500KV系统的运行1085.3 变压器的运行1116.机组主要辅机的运行1186.1辅机运行基本规定1186.2润滑油系统的运行1186.3 EH油系统的系统运行1246.4给水系统的运行1266.5循环水系统的运行1456.6胶球清洗系统的运行1506.7开式冷却水系统的运行1516.8闭式冷却水系统的运行1536.9凝结水系统的运行1556.10精处理系统的运行1626.11定子水系统的运行1806.12辅助蒸汽系统的运行1826.13真空系统的运行1846.14制粉系统的运行1856.15风烟系统的运行1926.16吹灰系统的运行2016.17炉前油系统运行2056.18炉水泵系统的运行2066.19 全厂仪用空压机运行 2106.20除灰除渣系统的运行2176.21电除尘器的运行2246.22变压器系统的运行2316.23继电保护系统的运行2356.24厂用电系统运行2596.25电动机的运行2676.26直流系统的运行2706.27 UPS系统的运行2776.28密封油系统的运行2866.29发电机氢气系统的运行2896.30柴油发电机的运行2946.31轴封系统运行2947附录2977.1锅炉设备概况2977.2汽机设备概况3127.3发电机设备概况356附表1锅炉主要设计参数387附表2过热器、再热器、省煤器受热面管子规范391附表3水冷壁受热面管子规范392附表4过热器、再热器管子报警温度393附表5设计煤种和校核煤种资料394附表6燃油品质资料395附表7燃烧器主要设计参数396附表8安全阀整定压力及排放量汇总表397附表9水蒸汽压力与饱和温度对照表398附图1锅炉冷态启动曲线（停炉自然冷却55小时后）399附图2锅炉温态启动曲线（停炉冷却24小时）399附图3锅炉热态启动曲线（停炉冷却8小时）400附图4典型高压汽轮机的冷却时间401附图5不同增减负荷率的循环指数402附图6变负荷推荐值滑压和顺序阀方式403附图7主汽门前启动蒸汽参数404附图8空负荷和低负荷运行导则405附图9冷态启动转子加热406附图10高压缸冷态不带旁路启动407附图11高压缸温态不带旁路启动408附图12高压缸热态不带旁路启动409附图13高压缸极热态不带旁路启动410附图14高中压缸联合冷态带旁路启动411附图15高中压缸联合温态带旁路启动412附图16高中压缸联合热态带旁路启动413附图17高中压缸联合极热态带旁路启动414附图18中压缸冷态带旁路启动415附图19中压缸温态带旁路启动416附图20中压缸热态带旁路启动417附图21中压缸极热态带旁路启动418附图22发电机出力曲线419附图23发电机V形曲线420附图24发电机特性曲线4211.机组启动1.1检修后的验收与试验1.1.1目的1.1.1.1明确机组大、小修后设备和系统检查的工作内容。1.1.1.2规范机组大小修后设备验收项目和试验内容。明确修后机组启动准备工作程序，保证机组启动顺畅和安全、经济运行。1.1.2 检查与验收1.1.2.1机组大、小修后应该检查的项目1）设备异动报告A）设备异动报告齐全，无遗漏。B）异动报告内容完整，无涂改，有异动原因和异动后设备、系统更改图。C）异动报告有编写、审核、批准及异动开始执行时间。2）检修的工作票A）检修工作票全部收回，工作票内容无涂改。B）检修工作票合格率达到100。C）检修工作票内容与实际现场验收内容相符，工作票有验收和注销盖章3）消防设备及系统A）详细检查修消防设备、系统齐全，完整。B）检修后消防设备必须经过就地试验，具备投入使用条件。C）特殊消防设备必须经过就地和远方试验。试验时，由消防部门组织设备部和运行人员共同进行。D）就地配置消防器材必须有消防液、气配置时间和负责人签字。E）消防器材操作把手必须有铅封，检查所有消防栓、消防水枪、消防水皮带按照消防要求具备随时投入状态。放置消防器材部位要有明显标志。F）消防水压力正常。特殊消防泡沫压力正常，泡沫在规定失效期内F）现场消防通道有明显箭头和通道指示灯。4）环保设备及系统A）环保设备、系统完整齐全，具备投入条件。B）所有监视废气、废水、粉尘等监视仪表完整，检修后的监视仪器经过上级有关部门检验，并且有检验合格证，合格证在有效期内。C）重要环保设备（比如废水处理、烟气脱硫设备）大修后必须在机组运行时，经过严格的运行调试，达到大修前水平才能投入运行。1.1.2.2机组大、小修启动前的检查内容1）热机设备系统A）热机设备、系统机组检修工作完工，所有工作票注销。B）楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。C）所有的烟、风道系统应连接完好，各人空门、检查孔关闭，管道支吊牢固，保温完整。D）锅炉本体各处膨胀指示器正常。E）所有的吹灰器及锅炉出口烟温探针均应退出炉外。F）炉膛火焰电视摄像装置完好。G）所有的吹灰器及锅炉出口烟温探针均应退出炉外。H）锅炉冷灰斗水封良好，无积灰，溢水正常。I）汽轮机本体各处保温完整。J）汽轮机各高中、压主汽门,调门及控制机构正常。K）汽轮机滑销系统完好，缸体能自由膨胀。L）排汽缸安全门完好。M）主油箱事故放油门关闭，加铅封。N）转动设备地脚螺丝无松动迹象，靠背轮连接牢固，防护罩完好。O）各转动设备轴承润滑系统良好（润滑脂、润滑油油质合格），P）润滑油设备系统完整具备投入条件。2）电气设备系统A）确认电气所有检修工作结束，工作票注销。确认电气设备各处所挂地线，短路线，标示牌，脚手架等安全设施已拆除，常设栅栏，警告牌已恢复。B）摇测发电机的定子绝缘，确认绝缘电阻值不得低于1000M（安装中），极化指数2（10分钟）。C）绕组通水前定子绕组应达到以下规定的绝缘值（厂家说明书）a) 电机75的绝缘电阻应不低于以下值： R（75）=UN/（1000+0.01Pn） 式中：R（75）-绕组在75时的绝缘电阻（兆欧） UN-绕组的额定电压（伏） Pn-发电机的额定容量（千伏安） 在不同的温度下，其绝缘电阻可使用下面的公式来换算： Rt= R752（75-t）/10式中：Rt-t时的绝缘电阻 t -测量时的温度（）b)10分钟对1分钟的绝缘电阻比值即极化指数不小于2倍。60秒/15秒绝缘电阻吸收比不小于1.6。c）各相绝缘电阻差异倍数不大于2。d）绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因。D）用500V摇表，摇测发电机的转子绝缘，确认绝缘电阻值10M以上（厂家规定）。最小值不得低于0.5M。E）确认发发变组出口开关，灭磁开关试验正常。F）确认发电机转子的励磁回路接地监测装置动作正常。G）检查励磁变、励磁功率柜完好。H）检查发电机中性点接地柜完好。I）检查发电机出口PT完好。J）检查发电机大轴接地碳刷装置完好。K）发电机已充氢，压力、纯度、湿度、温度合格。L）继电保护、自动装置、仪表齐全完好，保护和自动装置的压板投入正确。M）主变封母、高压套管、瓷瓶清洁，封闭母线微正压装置投入正常。N）变压器冷却风扇运转良好，变压器油位正常，油质合格（色普检查）。O）所有电动机与转动机连接靠背轮连接牢固，地脚螺丝无松动现象。P）所有电动机检修后在与转动设备连接前，经过转动方向试转正常。Q）所有电气设备保护、联锁试验合格具备投入条件。R）所有电机轴承润滑冷却系统良好。S）柴油发电机系统以及蓄电池系统和其它保安系统完好投入正常。T）大修后的发电机启动前还应具备下列条件a）绝缘试验合格，风压、水压试验合格。b）有设备变更的图纸资料。c）设备标志齐全。3）热控设备及系统A）热控的就地设备完整良好，各类变送器、热电偶、压力表校验合格。热控设备的线路连接良好，测绝合格。B）热控的DCS控制系统经过静态、动态测试系统工作正常具备运行条件。C）热控设备的保安电源系统投入正常。4）化学设备系统A）制水系统、污水处理系统、精处理系统、制氢系统的设备完好具备投入条件。B）各类药品齐全具备化学运行条件。C）煤、水、油、汽取样、化验设备齐全具备运行条件。D）各类在线检测仪表齐全，校验合格。E）化学制水设备各类树脂在失效期内，最少具备两列制水运行条件。F）化学除盐水箱、凝补水箱制满合格的除盐水。5）公用设备系统。A）生产指挥系统电话畅通（厂内、厂外）。B）全厂消防水系统正常、消防设施齐全。特殊消防设备完好具备投入条件。C）全厂特殊消防呼叫广播系统投入正常。D）全厂制冷站、热网站的设备、系统完好具备随时投运的条件。E）全厂仪用空压机及系统完好具备投入条件。F）启动锅炉设备、系统完好具备随时启动条件。G）检查省煤器的排灰斗内无杂物，投入水封水。H）电除尘的振打装置，排灰系统正常。I）输煤翻车机、斗轮机、碎煤机、采样机、皮带称、翻车衡、除铁器、J除尘设备、木块分离器等，以及各转运站皮带和传动托辊良好具备投运条件。J）输煤系统特殊消防系统具备投入条件，皮带拉绳开关良好。K）输煤皮带各转运站和皮带间报警和广播系统正常。L）斗轮机防风闭锁装置投入正常。M）除灰电除尘设备良好，震打装置和浊度仪具备投入条件。N）干除灰的系统具备投入条件（输灰管道、空压机系统设备、仓泵、储灰罐）。O）渣系统储渣、放渣设备、冲回水系统、石子煤系统设备具备投入条件。P）电除尘绝缘子电加热投入，灰斗的料位计正常。Q）电除尘整流变完好具备投入条件。R）烟气在线检测设备完好齐全具备投入条件。S）烟气脱硫设备系统完好，具备投入条件。T）燃料油区储油罐及供锅炉柴油设备、系统完整齐全，具备投入条件，储油罐的油位指示正确，特殊消防设施齐全。储油量满足锅炉点火要求。1.1.3 分部试运1.1.3.1辅机试转确认条件及要求1）动机械设备试运应在确认检修（安装）工作结束，安全措施拆除，工作票已终结或有试运联系单，根据设备部检修负责人要求由值长或主值统一下令进行。2）主要仪表或保护失灵，脚手架未拆除，现场检修工器具未清理等情况时，任何人均不得下达试运行操作命令。3）电机检修后应检查电机接线良好，并单独试验其转动方向是否符合设备要求。4）转动机械试转启动操作应在集控室进行，就地应有人站在转动机械事故按钮旁监视。5）电动机送电前应确认操作CRT画面开关在“停止”位置,停止期限超过15天，启动前必须进行电机测绝缘，合格后方可送电。6）6kV辅机试转和空预器大修后试转，值班人员应到现场负责监护。7）同一条母线不得同时进行启动两台及以上6kV辅机。8）辅机电动机，在冷态下只允许启动两次，但间隔时间不得小于5分钟；进行风机动平衡校核试验时，两次启动间隔时间不小于2小时。9）辅机试运时，应保证就地与集控室通讯联络畅通，现场照明充足以满足试运需要。10）与试转的有关的各风门、挡板开度，位置指示，事先应校验准确，CRT指示与就地位置指示相符，操作电源应送电，切换手柄在电动位置。11）辅机试运时有关机械、电气检修人员应到现场。1.1.3.2试运要求（时间、标准）1）送风机、一次风机启动前，应先启动引风机，以防炉膛正压。2）空预器、引、送、一次风机连续试运行时间24小时，磨煤机空转不得超过5分钟，其它转机的试运行不得少于30分钟。3）凝结泵、电动给水泵试运行在锅炉具备上水条件时进行。试验时间不得小于2小时。4）试运时，试验其最大负荷下工况，电流不超过规定值，并保持适当炉膛负压，在试转过程中，风机动叶、静叶应调节灵活，风机无失速现象，风门、挡板开关灵活，关闭严密。5）空预器的试运，应试验电动机与辅助空气马达、盘车马达的切换良好，无卡涩现象。6）所有辅机的试转均应符合规程规定，参数无超限现象，有问题应及时停止其运行，等彻底消除缺陷后方可重新试转。1.1.3.3保护、联锁的状态确认1）保护、联锁的信号通道测试回路正常，无断线或短路、接地现象。2）保护、联锁的电源送入，CRT画面有关设备、系统保护、信号显示、报警状态正常。3）机组停运状态下，保护、信号电源送入后，有关设备闭锁装置起作用，如锅炉减温水调节门、电动门不能开启。1.1.4 化学清洗1.1.4.1 锅炉化学清洗方案与措施，可参照SD13586火力发电厂锅炉化学清洗导则中规定原则拟定。进行清洗时做好监督，洗后做好检查、评定与总结。清洗液的排放要符合环保有关标准。1.1.4.2锅炉清洗应根据垢量或运行年限确定。为了监督炉管沉积率，每年锅炉炉前、后墙水冷壁各割一根管进行垢量测定，当水冷壁垢量达到或超过300400g/，应安排化学清洗。1.1.5 水压试验1.1.5.1试验规定1） 锅炉经大修后或因受热面泄漏检修后的锅炉（如省煤器、水冷壁、过热器、再热器）一般应进行额定工作压力的水压试验。2） 超压试验：一般两次大修（6-8年）一次。根据设备具体状况，经集团公司锅炉监督部门同意，可适当延长或缩短间隔时间。超压试验一般应结合大修进行，并列入该次大修特殊项目。3） 有下列情况之一时，也应进行超压试验：A） 停运一年以上的锅炉恢复投运时。B） 锅炉改造、炉承压部件经重大修理或更换后，如水冷壁更换管数在50以上，过热器、再热器、省煤器等部件成组更换，汽包进行了重大修理时。C） 锅炉严重超压达1.25倍工作压力以上时。D） 锅炉严重缺水后受热面大面积变形时。E） 根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。4）水压试验必须制定专用措施，超压试验必须由总工程师批准后进行。水压试验和超压试验的压力规定如下：名 称设计压力水压试验压力超压试验压力省煤器、水冷壁、过热器19.79MPa19.79MPa29.68MPa再热器4.3MPa4.3MPa6.45MPa按美国CE公司ASME 规范：省煤器、水冷壁、过热器超压试验为设计压力的1.5倍即29.68a，再热器超压试验为设计压力的1.5倍即6.45MPa。1.1.5.2试验范围1）省煤器、水冷壁和过热器部分，自给水泵出口至汽轮机高压缸电动主汽门前。2）再热器部分，从再热器冷段水压试验堵板门至再热器出口。3）锅炉本体部分管道附件。4）汽包就地水位计及炉水循环泵只参加工作试验，不参加超压试验。1.1.5.3试验要求1） 水压试验按先低压后高压的顺序进行，即先进行再热器水压试验，再进行省煤器、水冷壁和过热器水压试验。2） 水压试验用水必须采用除盐水，并要加药处理，即加入200mg/L左右的联氨，并用氨水调节pH值至10以上。3） 水压试验压力以汽包就地压力表指示为准。压力表精度在1.5级以上，且具有两只以上不同取样源的压力表投运，以便进行校对。4） 启动电动给水泵，经省煤器向锅炉进水，从开始进水至汽包上部可见水位，进水时间控制在冬季45小时，其它季节为23小时，进水温度20。5） 上水至汽包上部的可见水位，停止进水，关闭省煤器进口门。并通知检修人员对锅炉受热面、管道、阀门进行一次全面检查。6） 开启过热器二级减温水进水门和再热器减温水的进水门，用减温水向过热器和再热器连续进水。7） 待锅炉空气门有连续水流出现，逐只关闭空气门，当关闭最后两只空气门前，应适当降低进水量，注意压力上升情况。8） 当所有空气门关闭后，水压试验开始。9） 当汽包压力为2.1MPa将炉水泵补水停止，改为内部循环水冷却。10） 关闭过热器减温水门，调节再热器的减温水门，以每分钟O.3MPa的速度升压，当压力升至4.3MPa时，稳定压力，交付检修人员检查。11） 再热器水压试验结束后，关闭再热器减温水阀门，开启、中压主汽门前疏水门，以每分钟O.3MPa的降压速度降压，当压力降至3.0MPa时由检修人员拆除安全门轧具，然后以同样的降压速度降压至零。12） 开启过热器二级减温水进水门，调节减温水流量，以每分钟0.3MPa的升压速率升至16MPa，稳定压力，由检修人员对锅炉汽包、过热器安全门加装轧具然后继续升压，当压力达到19.79MPa时，稳定压力，交付检修人员检查。13） 若进行超压试验，则必须由检修人员在工作压力下检查完毕，得到检修人员通知后方可以相同的升压速度升压至29.68MPa，维持此压力5分钟，然后以每分钟O.3MPa的降压速度降至工作压力，再由检修人员检查泄漏情况。14） 省煤器、过热器和水冷壁水压试验结束后，开启某只取样门或疏水门，以每分钟0.3MPa的降压速度降压。当锅炉压力降至16MPa时，由检修拆除安全门轧具，然后以同样的降压速度降压至零。水压试验按先低压后高压的顺序进行，即先进行再热器水压试验，再进行省煤器、水冷壁和过热器水压试验。15） 若进行超压试验，则必须由检修人员在工作压力下检查完毕，得到检修人员通知后方可以相同的升压速度升压至29.68MPa，维持此压力5分钟，然后以每分钟O.3MPa的降压速度降至工作压力，再由检修人员检查泄漏情况。16） 工作压力试验的合格标准：A) 受热元件金属壁和焊缝无任何水珠和水雾的泄漏痕迹。B) 关闭进水阀，停止升压后，5分钟内汽包降压不超过0.5MPa，再热器降压不超过0.25MPa。17）超水压试验合格标准：A) 受热元件金属壁和焊缝无任何水珠和水雾的泄漏痕迹。B) 受热元件无明显的残余变形。1.1.5.4试验注意事项1） 锅炉水压实验前，汽轮机侧应做好主蒸汽、再热汽管道的隔绝措施，防止水进入汽轮机。2） 当汽包的上部可见水位后，应停止进水，改用减温水继续向受热面进水，当汽包满水后，应适当减少进水量，各受热面的空气门在未溢水前必须开启，直到有水连续流出、将空气完全排尽后方可关闭。3） 当汽包或再热器压力的升至接近水压试验规定压力时，应适当降低升压速度，以防超压。4） 当一次系统进行水压试验时，应注意监视二次系统压力，防止减温水阀门泄漏，造成二次系统超压。5） 锅炉各阀门的水压试验应先试验二次门，后试验一次门。6） 水压试验结束后，若锅炉即将启动，则无需进行保养，当汽包的压力泄至O. 2MPa时，开启空气门，泄压至零后放水至汽包正常水位。7） 做超压试验时，应将就地水位计、炉水泵及热控仪表、变送器解列，锅炉本体严禁有人逗留。8） 过热器水压试验时应将PCV阀解列，关闭PCV阀的进汽阀和PCV阀的手动隔绝阀。9） 水压试验时，在受压设备区域内，无关人员不得停留。10） 水压试验的升压过程应由专人负责升压，升降压应缓慢、平稳。要设专人负责管理空气门、事故放水门。11） 试验前应对疏水门、事故放水门做开关灵活性试验，保证超压时能够快速降压。1.1.6 汽轮机调节系统静态调整试验1.1.6.1 汽轮机大修、汽轮机小修或调节系统部套解体后应进行调节系统静态调整试验，试验一般由检修人员进行。1.1.6.2 汽轮机油系统工作全部结束，油循环正常，并确认油质合格后，方可进行调节系统静态调整试验。1.1.6.3 静态调整试验应在锅炉点火前完成。1.1.6.4 先启动EH油泵，排除油系统内空气，系统稳定后,根据试验要求调节油压、油温。1.1.6.5 在电厂中主要完成的是高、中压自动主汽门和高、中压油动机关闭的时间和热工DEH的有关试验结果。1.1.6.6 运行人员应将调节系统静态调整试验结果与设计或以前相比，有无明显差别。1.1.7 热控调节系统及保护联锁的静态试验1.1.7.1自动调节控制系统试验1) 手动/自动切换试验：按设计要求达到无扰切换，扰动量应小于1阀位量程。2) 跟踪精度试验，手动状态时，有积分作用调节器输出信号应跟踪手动操作信号。跟踪精度应小于1阀位量程。3) 软手操作及备用手动操作器的输出保持特性检查：环境温度为200C150C,2小时内不应大于1；环境温度为500C时，2小时内不应大于2。4) 监控功能试验：偏差及绝对值报警值参数按系统测试规程中的规定值整定。5) 系统开环试验：对调节系统输入模拟信号，检查系统的调节功能（比例、积分、微分）和运算功能等，输出信号及动作方向应符合设计要求。6) 参数整定：静态参数按设计要求整定，动态参数根据经验或计算结果整定。7) 按各自动调节系统的SAMA图，逐项试验，检查其功能回路符合要求。1.1.7.2执行机构1) 调节系统在手动状态时，执行机构的动作方向和位置应与手动操作信号相对应。2) 调节系统在自动状态时，执行机构动作方向和位置应与调节器输出信号相对应。3) 用手动操作信号检查执行机构的动作，应平稳、灵活、无卡涩、无跳动。全行程时间符合制造厂家的规定。4) 、检查执行机构的开度，应与调节机构开度和阀位表指示相对应。5) 带有自锁保护的执行机构应逐项检查其自锁保护的功能。6) 行程开关和力距开关应调整正确。7) 对于DEH系统，应进行电液伺服控制器，小滑阀和自动主汽门油动机之间的量程、线性、刚度、控制线圈颤动量、阻尼等调试，电液转换器的切换试验。8) 对于纯电调式DEH系统的静态试验，应进行DEH阀门的量程、线性等调试。1.1.8 机组热控联锁、保护、顺序控制系统及信号系统带工质在线传动动态试验1.1.8.1试验要求1）联锁试验必须在检修工作结束，工作票收回并注销，转动设备启、停及辅机的联锁和保护试验完毕后进行。2）试验必须经过当值值长的同意，电气、热控人员在场共同进行。3）试验时，6KV以上设备只送操作电源，380V设备操作电源和动力电源同时送入。试验时应关闭给煤机的下煤插板。4）将气动执行机构压缩空气送入。5）试验时合格后，将试验情况详细记录在试验日志和运行的记录薄内。1.1.8.2远控阀门传动1）将阀门手动控制在一个合适的开度（距关向或开向均留有一定行程）。2）电动试验开关方向应正确（不正确时，热控人员应倒接线），就地有“停止按钮”的停止试验应正常。行程开关接点及其手自动切换开关应动作正常。3）将电动或气动阀门（挡板）全关，用手动摇出预留行程，由热控人员定好终断（限位）接点，校对就地与CRT画面指示一致，并处于关位。4）将电动或气动阀门（挡板）全开，用同样的方法调整好全开预留行程，由热工人员确定好开处终断信号，校对就地与CRT画面指示一致，并处于开位。5）记录电动或气动阀门（挡板）全开、全关时间，行程及开、关预留行程。6）远方电动或气动全开、全关操作一次，检查开度指示、灯光、信号正确