TCS系统检修Word格式.docx
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1台
标准电流信号发生器
1块
压力校验台
检验合格
标准压力表
3块
万用表
2块
标准电流表
7.
兆欧表
4、材料
名称
规格
数量
生料带
淬火紫铜垫
厚2mm，内径6mm，外径20mm
玻璃管保险
0.5A
2A
5、检修步骤及内容
TCS系统是保证汽轮机安全稳定运行的保障。
它主要由DEH、HITASS、ETS、TSI系统组成。
5.1系统回路检查
（1）二次线及端子应整齐、清洁、线头接线牢固，设备标志应齐全、完整正确、清晰。
（2）系统电源回路对地绝缘电阻及线间绝缘用500V摇表测试，220V回路电阻应大于1MΩ,对110V直流回路绝缘电阻应大于0.5MΩ。
（3）电源回路各保险容量应符合各回路要求。
（4）控制回路对地绝缘电阻及线间绝缘电阻用500V摇表测试，绝缘电阻应大于20MΩ。
5.2中间继电器校验
（1）检查外部螺丝应齐全。
（2）继电器外壳与底座间接应牢固紧密，安装应端正。
（3）接线应牢固可靠。
（4）检查各焊头良好，螺丝应拧紧，线头应压接良好，正确。
（5）各零部件应完好无损。
（6）动静接点应清洁，无烧伤及凹痕现象。
（7）接点接触良好，压缩行程不小于0.5－1mm。
（8）线圈直流电阻的测量：
线圈直流电阻的实际测量值与铭牌上的线圈电阻值误差不应大于±
5Ω。
（9）绝缘电阻的检查：
线圈对外壳、接点与接点之间分别用500V摇表测试，绝缘电阻应不小于1MΩ。
（10）动作电压应为额定电压的55～70%。
（11）返回电压应不小于额定电压的5%。
（12）接点工作的可靠性试验：
应配合相互动作来进行，接点断弧能力应良好。
5.3时间继电器的校验
（1）外部、内部、机械部分的检查同中间继电器。
（2）动作电压为30~70%的额定电压，返回电压不小于5%的额定电压。
（3）在额定电压下，做整定电的时间校验，其整定值与刻度值的误差应小于±
5%。
5.4电磁阀的检查
（1）阀芯动作灵活迅速，声音清脆，无卡涉现象。
（2）电磁阀线圈对地绝缘电阻用250V摇表测试应大于20MΩ。
（3）动作电压不大于75%额定电压。
5.5压力开关检查校验
（1）用250V摇表测试接点绝缘电阻应大于20MΩ。
（2）校验时首先检查当前动作值及返回值，并做好记录。
（3）校验时应首先测量导通电阻应小于2Ω，断开电阻应大于1000Ω。
（4）多次升压、降压，各测量值的最大误差应小于最大量程的1%。
5.6二次门、排污门检查
（1）阀门外表不应有严重腐蚀，阀芯转动灵活，阀芯无渗油。
（2）管路连接良好、不漏、不堵、取样管大修后应进行排污，直到清洁为止。
（3）螺丝、手轮应齐全、完整。
（4）标志应正确、清晰。
5.7系统试验
主机保护试验
（1）高压启动模式下，高压旁路阀和高压旁路隔离阀任意不全关跳闸试验。
1.1试验准备条件：
1.1.1系统已受电（系统控制电源及保护跳闸电源都以送上。
1.1.2汽机已挂闸
1.1.3旁路系统已调试完成。
1.2试验方法和标准
1.2.1在TCS操作员站选启动方式为高压缸启动。
1.2.2在TCS操作员站上进行挂闸操作。
1.2.3在旁路机柜断开高旁隔离阀全关接点（共3点，两两断开），机组跳闸，此时，两个主跳闸电磁阀失电，机械跳闸电磁阀带电，主汽门及所有调门全关信号返回。
（2）发电机负荷大于50％时，高压旁路发全关且低压旁路阀开度大于50％跳闸试验
2.1试验准备条件
2.1.1系统已受电（系统控制电源及保护跳闸电源都以送上。
2.1.2汽机已挂闸
2.1.3旁路系统已调试完成，能发出旁路阀全关信号
2.2试验方法和标准
2.2.1在TCS操作员站上进行挂闸操作。
2.2.2在DCS机柜（EXT11-1,A3-14）短接发电机负荷大于50%信号。
2.2.3在旁路机柜断开高旁隔离阀全关接点及低旁阀开度大于50%接点（共3点，两两短接），机组跳闸，此时，两个主跳闸电磁阀失电，机械跳闸电磁阀带电，主汽门及所有调门全关信号返回。
（3）润滑油压低于0.07MPa跳闸试验（３取２）
3.1试验准备条件：
3.1.1系统已受电（系统控制电源及保护跳闸电源都以送上。
3.1.2汽机已挂闸。
3.1.3润滑油压压力开关已校验完毕并安装。
3.1.4跳闸回路接线完毕。
3.1.5润滑油系统已运行。
3.2试验方法和标准
3.2.1在TCS操作员站上进行挂闸操作。
3.2.2在条件允许的情况下，实际降压试验，DCS操作员站进行停油泵，就
地监视油压，当油压降到低于0.07MPa时，保护动作。
3.2.3如条件不允许降压试验，可在就地短接压力开关接点（共3点，两两短接），机组跳闸，此时，两个主跳闸电磁阀失电，机械跳闸电磁阀带电，主汽门
及所有调门全关信号返回。
（4）液压油压力低于7.55MPa跳闸试验。
（３取２）
4.1试验准备条件：
4.1.1系统已受电（系统控制电源及保护跳闸电源都以送上。
4.1.2汽机已挂闸。
4.1.3EH油压压力开关已校验完毕并安装。
4.1.4EH跳闸回路接线完毕。
4.1.5EH油系统已运行。
4.2试验方法和标准
4.2.1在TCS操作员站上进行挂闸操作。
4.2.2在条件允许的情况下，实际降压试验，DCS操作员站进行停油泵，就
地监视油压，当油压降到低于7.55MPa时，保护动作。
4.2.3如条件不允许降压试验，可在就地短接压力开关接点（共3点，两两短接），机组跳闸，此时，两个主跳闸电磁阀失电，机械跳闸电磁阀带电，主汽门及所有调门全关信号返回
（5）DEH主故障
5.1试验准备条件
5.1.1系统已受电（系统控制电源及保护跳闸电源都以送上）。
5.1.2汽机已挂闸。
5.1.3EHG系统受电。
5.1.4EHG两个CPU都已运行。
5.1.5EHG转速探头已安装且回路接好。
5.2试验方法和标准
5.2.1在TCS操作员站上进行挂闸操作。
5.2.2主故障包括两个以上转速探头故障及跳闸PCM卡故障。
5.2.3实际模拟转速探头故障，可在机柜将两个以上的转速探头线解开，此时，机组跳闸，此时，两个主跳闸电磁阀失电，机械跳闸电磁阀带电，主汽门及所有调门全关信号返回。
5.2.4在TCS工程师站将PCM卡故障信号强制后，机组应跳闸
（6）发电机跳闸联跳汽轮机试验
6.1试验准备条件
6.1.1系统已受电（系统控制电源及保护跳闸电源都以送上。
6.1.2汽机已挂闸。
6.1.3发变组保护已具备试验条件。
6.2试验方法和标准
6.2.1在TCS操作员站上进行挂闸操作。
6.2.2在条件允许的情况下，联系电气人员实际给出发电机跳闸信号，如条件不允许，可在机柜内短接发电机跳闸接点，此时，两个主跳闸电磁阀失电，机械跳闸电磁阀带电，主汽门及所有调门全关信号返回
（7）锅炉主燃料跳闸
7.1试验准备条件
7.1.1系统已受电（系统控制电源及保护跳闸电源都以送上。
7.1.2汽机已挂闸。
7.1.3FSSS系统已具备试验条件
7.2试验方法和标准
7.2.1在TCS操作员站上进行挂闸操作。
7.2.2在条件允许的情况下，在DCS操作员站上强制MFT和汽包水位高三值信号，如条件不允许，可在机柜内短接MFT跳闸接点，此时，两个主跳闸电磁阀失电，机械跳闸电磁阀带电，主汽门及所有调门全关信号返回。
（8）推力轴承磨损跳闸压力高跳闸试验：
推力轴承磨损检测器未在实验位置时，如果推力轴承前或后跳闸压力高于0.12Mpa时（３取２），会产生推力轴承磨损失败信号跳闸
8.1试验准备条件
8.1.1机组润滑油系统已运行
8.1.2保护系统已受电
8.1.3汽机已挂闸
8.1.4推力轴瓦磨损压力高保护就地压力表已投入使用
8.2试验方法和标准
8.2.1在TCS操作员站上进行跳闸复位
8.2.2在线试验：
将就地推力轴瓦试验箱上将前试验把手推到试验位置，此时试验灯亮，慢慢的旋转把手，同时监视油压表，当油压达到0.12Mpa时，保护应
动作，就地保护动作灯亮。
（在线试验时，机组不跳，只检查保护定值）。
8.2.3保护跳闸回路试验：
短接压力开关接点（3取2），此时两个主跳闸电磁阀失电，机械跳闸电磁阀带电，主汽门及所有调门全关信号返回。
（9）主汽门入口蒸汽温度极低保护跳闸试验：
发电机负载小于等于35%时，主汽门入口蒸汽温度由498℃以上下降至467℃以下时（３取２）跳闸；
或者发电机负载大于35%时，主汽门入口蒸汽温度小于478℃时（３取２）跳闸。
当两主汽门全关时，跳闸复位。
9.1试验准备条件
9.1.1保护系统已受电
9.1.2系统已挂闸
9.2试验方法和标准
9.2.1在TCS操作员站上进行跳闸复位
9.2.2用仿真表在就地加温度信号，先加500℃，然后在机柜上短接发电机负荷>
35%接点（或在逻辑上强制该点为“1”），此时，慢慢的在就地调整仿真表的输出，使温度降低，当温度降到478℃，保护应动作，当主汽门全关时，保护自动复位。
9.2.3当负荷<
35%时，用仿真表将温度增加到498℃以上后，将温度在满满下降到467℃以下时（３取２），保护应动作，当主汽门全关时，保护自动复位。
（10）凝汽器真空低保护跳闸试验：
A凝汽器真空－88Kpa以上降至－76Kpa时（３取２）跳闸，或B凝汽器真空－88Kpa以上降至－76Kpa时（３取２）跳闸，当两主汽门全关时，跳闸复位。
10.1试验准备条件
10.1.1保护系统已受电
10.1.2系统已挂闸
10.2试验方法和标准
10.2.1在TCS操作员站上进行跳闸复位
10.2.2在真空压力开关就地将真空低一值接点断开（或在逻辑上强制真空低一值为“0”，）由于此时机组在停机，无真空，低二值接点已闭合，因此保护
动作。
当主汽门全关时，保护自动复位。
（11）径向轴承嵌入金属温度高：
汽轮机1～8号任意轴承径向嵌入温度高于121℃（３取２）跳闸
11.1试验准备条件
11.1.1保护系统已受电
11.1.2系统已挂闸
11.2试验方法和标准
11.2.1系统受电，温度柜受电
11.2.2在TCS操作员站上进行跳闸复位
11.2.3用仿真表在就地加温度信号，慢慢的在就地调整仿真表的输出，使温度升高，当温度升到121℃，保护应动作，当主汽门全关时。
（12）径向轴承振动高保护跳闸试验：
汽轮机1~8瓦任意X或Y方向轴振危急（>
0.2mm）或者9瓦瓦振危急与上1~8瓦轴振或者9瓦瓦振报警任意一个报警值后作为跳机条件。
12.1试验准备条件
12.1.1保护系统已受电，TSI系统已受电
12.1.2TSI系统已调试完成
12.1.3系统已挂闸
12.2试验方法和标准
12.2.1在TCS操作员站上进行跳闸复位
12.2.2在TSI机柜给一瓦振动通道用函数发生器加振动信号到危险值，同时将二瓦振动信号加到报警值，此时保护动作主汽门全关。
12.2.3其它瓦振动试验同上，重复做。
（13）HP汽轮机排气口金属温度高，大于420℃（３取２）跳闸保护试验：
13.1试验准备条件
13.1.1保护系统已受电
13.1.2系统已挂闸
13.2试验方法和标准
13.2.1在TCS操作员站上进行跳闸复位
13.2.2用仿真表在就地加温度信号，慢慢的在就地调整仿真表的输出，使温度升高，当温度升到420℃，保护应动作，当主汽门全关时。
（14）LP排气罩A蒸汽温度高大于107℃（３取２）跳闸保护跳闸试验：
14.1试验准备条件
14.1.1保护系统已受电
14.1.2系统已挂闸
14.2试验方法和标准
14.2.1在TCS操作员站上进行跳闸复位
14.2.2用仿真表在就地加温度信号，慢慢的在就地调整仿真表的输出，使温度升高，当温度升到107℃，保护应动作，当主汽门全关时。
LP排气罩B蒸汽温度高大于107℃（３取２）跳闸跳闸试验同上。
（15）DEH后备超速（电超速保护），大于112％保护跳闸试验：
电超速保护（BUG保护），由硬回路实现，通过电调系统用的3个测速传感器分别经过隔离分配器扩展后，两路分别送至DEH系统的两个CPU作为DEH系统用的转速信号，另一路分别送至三套BUG/PLU模件，定值由电位器来调整，三个BUG/PLU模件输出后，经继电器回路进行3取2后，作为跳闸信号输出。
15.1试验准备条件
15.1.1保护系统已受电
15.1.2系统已挂闸
15.2试验方法和标准
15.2.1在TCS操作员站上进行跳闸复位
15.2.2用转速校验仪同时给两个转速通道加信号，当加到3360rpm时，保护动作，主汽门全关。
（16）发电机定子冷却剂失去保护跳闸试验：
包括发电机定子冷却水入口压力低，三取二（<
0.089MPａ），延时２秒和发电机定子冷却水出口温度高（>
74℃），三取二，延时１秒，两个条件或后跳机。
16.1试验准备条件
16.1.1保护系统已受电
16.1.2系统已挂闸
16.1.3内冷水系统已运行
16.1.4就地仪表已校验并安装
16.2试验方法和标准
16.2.1在TCS操作员站上进行跳闸复位
16.2.2用仿真表在就地加温度信号，慢慢的在就地调整仿真表的输出，使温度升高，当温度升到74℃，延时1秒保护应动作，主汽门全关。
16.2.3发电机内冷水入口压力低跳闸试验：
如果系统允许，可实际停泵来降低压力，当压力降到<
0.089MPａ时，保护动作；
如条件不允许，可在就地短接接点来作试验。
（17）加热器旁路减负荷故障保护跳闸试验：
5号低加液位高或5段抽汽隔离阀不全开与上6号低加液位高或6段抽汽隔离阀不全开。
此信号送至DEH系统去降负荷目标负荷指令为85%，降速率为１００％/MIN,经过10秒延时后，如果负荷仍大于90%，此时加热器旁路减负荷失败，动作跳机，相反，10秒内，负荷降到90%以下，则不跳机。
17.1试验准备条件
17.1.1保护系统已受电
17.1.2系统已挂闸
17.1.3SCS系统已运行
17.2试验方法和标准
17.2.1在DCS操作员站上进行强制5、6号低加水位高高，同时强制发电机功率>
90%,由于上述工作需要一定的时间，可将时间该为60秒，当60秒后，机组跳闸，主汽门全关。
（18）在线试验：
18.1PLU/BUG通道测试
18.1.1试验准备条件
18.1.1.1机组在运行或者仿真运行
18.1.1.2TCS系统机柜受电
18.1.1.3继电器盘已受电
18.1.1.4TCS系统工程师站及操作员站投入使用
18.1.2试验方法和标准
18.1.2.1选择PLUTEST中的TEST（A）按钮，此时PLUOPE（A）灯亮，且PLU（A）通道动作继电器动作。
18.1.2.2选择PLUTEST中的TEST（B）按钮，此时PLUOPE（B）灯亮，且PLU（B）通道动作继电器动作。
18.1.2.3选择PLUTEST中的TEST（C）按钮，此时PLUOPE（C）灯亮，且PLU（C）通道动作继电器动作。
18.1.2.4选择BUGTEST中的TEST（A）按钮，此时BUGOPE（A）灯亮，且BUG（A）通道继电器动作。
18.1.2.5选择BUGTEST中的TEST（B）按钮，此时BUGOPE（B）灯亮，且BUG（B）通道继电器动作。
18.1.2.6选择BUGTEST中的TEST（C）按钮，此时BUGOPE（C）灯亮，且BUG（C）通道继电器动作。
18.2机组打闸试验
18.2.1试验准备条件
18.2.1.1机组在运行或者仿真运行
18.2.1.2TCS系统机柜受电
18.2.1.3继电器盘已受电
18.2.1.4TCS系统工程师站及操作员站投入使用
18.2.2试验方法和标准
18.2.2.1人为手动打闸
18.2.2.2此时机械跳闸电磁阀励磁，主跳闸电磁阀失磁，MSV、CV、ICV、RSV迅速全关，GOVSET=-2%,LLMSET=-2%
18.3ACC保护试验
18.3.1试验准备条件
18.3.1.1TCS系统受电
18.3.1.2继电器盘已受电
18.3.1.3EHG的CPU正常工作
18.3.2试验方法和标准
18.3.2.1在转速通道上加3000rpm的转速信号后，迅速增加转速信号，使升速率>
49rpm/s，此时ACC保护动作。
18.3.2.2保护动作后，ICV快关，GOVSET返回到无负荷值（IPSTART:
GOV=5%;
HPSTART:
GOVSET=24%）,GOVAUTOMODE被转换到手动。
18.4闭锁及油跳闸试验
18.4.1试验准备条件
18.4.1.1系统已受电
18.4.1.2就地闭锁阀及油跳闸阀已安装并调试好行程
18.4.1.3机组已挂闸
18.4.2试验方法和标准
18.4.2.1机组挂闸，让机械跳闸阀在复位位置
18.4.2.2按下LOCKOUTTEST按钮，此时LOCKOUT灯亮，
18.4.2.3按下OILTRIP按钮，此时INOILTRIP灯亮，油跳闸电磁阀励磁。
18.4.2.4机械跳闸阀在跳闸位置，TRIP灯亮，RESET灯灭。
18.4.2.5机组跳闸油压未卸掉，油压仍建立。
18.5主跳闸回路试验
18.5.1试验准备条件
18.5.1.1控制机柜已受电
18.5.1.2机组已挂闸
18.5.1.3机组运行或停运都可以做该试验
18.5.2试验方法和标准
18.5.2.1在TCS系统操作员站上进行机组挂闸
18.5.2.2在TCS操作员站上调出主跳闸回路试验画面，按下MASTER（A）按钮，此时主跳闸A电磁阀失磁。
18.5.2.3B电磁阀试验同上（注：
两个通道不能同时试验）
18.6跳闸通道在线试验
18.6.1试验准备条件
18.6.1.1机柜已受电
18.6.1.2机组已挂闸，运行中也可。
18.6.2试验方法和标准
18.6.2.1在TCS操作员站上进行挂闸操作（机组运行时，不需要次操作）
18.6.2.2在TCS操作员站上调出主跳闸ONLINE试验画面
18.6.2.3按下ONLINETEST中的TEST（A）按钮，此时TEST（A）灯亮，并且A通道跳闸继电器励磁。
18.6.2.4B、C通道试验同上。
5.8探头检修
（1）将各保护探头从现场拆回.
（2）将保护探头进行清洗,进行外观检查，无问题后送电科院进行检定。
（3）进行外观检查，无问题后送华北电科院进行检定。
5.9轴承温度元件校验
（1）拆回各温度元件。
（2）进行清洗及外观检查。
（3）实验室内校验，示值误差满足要求。
（4）温度元件回装，接线。
（5）温度测量回路检查。
5.10TCS系统板件通道校验
（1）TCS系统AI板件通道加信号,确保通道误差满足要求。
（2）TCS系统DI板件通道加信号,确保通道误差满足要求。
（3）TCS系统AO板件通道加信号,确保通道误差满足要求。
（4）TCS系统DO板件通道加信号,确保通道误差满足要求。
（5）TCS系统PLU/BUG板件通道加信号,确保通道误差满足要求。
（6）TCS系统转速板件通道加信号,确保通道误差满足要求。
（7）TCS系统LVDT板件通道加信号,确保通道误差满足要求。
（8）TCS系统SERVOR板件通道加信号,确保通道误差满足要求。
（9）TSI系统各板件通道加信号,确保通道误差满足要求。
（10）TDM系统各温度继电器加信号,确保通道误差满足要求。
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