(完整)上汽600MW超临界汽轮机DEH说明书

600MW超临界机组DEH系统说明书1汽轮机概述超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范机组型号单位N600-24.2/566/566N600-24.2/538/566N660-24.2/566/566额定功率MW600600660最大连续MW648648711功率额定进汽MPa(a)24.224.224.2压力额定进汽℃566538566温度再热进汽℃566566566温度工作转速r/min300030003000额定背压K Pa(a) 4.9 4.9 4.9注意：上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。

由于锅炉采用直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必须保证最低冷却流量。

这就要求在锅炉启动时，必须打开高低压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。

而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求高低旁路关闭，再热调节阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。

由于汽轮机在启动阶段流量较小，在3000r/min 时只有3-5%的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。

因此，在汽轮机启动时，再热调节阀必须参加控制，以便开启高低压旁路，以满足锅炉的要求。

所以600MW超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动（即bypass on）的启动方式。

2高中压联合启动高中压缸联合启动，即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中压缸的蒸汽流量，从而控制机组的转速。

高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。

启动过程如下：2.1 盘车（启动前的要求）2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。

2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机采用热态启动模式，小于204℃时，汽轮机采用冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。

600MW超临界锅炉旋流燃烧器说明书三井巴布科克低NO轴流式燃烧器 X(包括过燃风喷嘴)06325/B800/OC/3000/X./0001BTSB/O34/0032004年1月B版三井巴布科克技术服务处目录序言健康和安全1 煤和燃烧过程1.1 排放1.2 NO的形式 X1.3 低NO技术 X2 三井巴布科克低NO轴流式燃烧器 X2.1 LNASB的布置和转向2.2 LNASB的装配2.3 中心风管组件2.4 煤粉燃料和一次风2.5 一次风管2.6 燃烧器面板2.7 二次风2.7.1 二次风室和挡板2.7.2 二次风旋流器2.8 三次风2.8.1 三次风锥体、风室和挡板组件2.9 点火燃烧器组件和点火器2.10 火焰监视器2.11 过燃风喷口3 低NO轴流燃烧器的运行 X3.1 LNASB结渣的防止3.1.1 除渣工具3.1.2 除渣步骤 4 LNASB的维护4.1 预防性维护i4.2 LNASB定期检查项目清单4.2.1 从燃烧器平台进行的外部检查4.2.2 从炉膛进行的检查4.2.3 从风箱内进行的检查4.2.4 从锅炉上拆下的燃烧器进行的附加检查5 检修维护5.1 安全5.2 拆卸LNASB前的准备5.3 燃烧器的拆卸5.3.1 拆下点火器和雾化器组件5.3.2 拆下中心风管5.3.3 拆下一次风管桥5.3.4 拆下燃烧器面板5.3.5 拆下二次风室组件5.3.6 拆下三次风锥体、风室、挡板和二次风喷口组件5.3.7 拆卸一次风管组件5.3.8 拆卸一次风管桥5.3.9 拆卸蜗壳组件5.3.10 拆卸二次风室组件5.3.11 拆卸三次风套筒挡板 5.4 燃烧器大修5.5 重装燃烧器5.5.1 重装三次风套筒挡板5.5.2 重装二次风室组件5.5.3 重装蜗壳组件5.5.4 重装一次风管5.5.5 重装中心风管组件5.5.6 三次风锥体、风室、挡板和二次风喷口组件复位5.5.7 二次风室组件复位ii5.5.8 燃烧器面板复位5.5.9 一次风管桥复位5.5.10 中心风管复位5.5.11 点火器和油枪组件复位 5.6 燃烧器投运准备5.7 个别齿片更换步骤6 故障分析6.1 煤粉火焰未着点6.2 煤粉火焰变形6.3 NO排放水平高 X6.4 飞灰含碳量高6.5 油火焰无显示6.6 油火焰未点着6.7 油火焰变形6.8 燃油效率差7 推荐的备件8 低NO轴流式燃烧器和过燃风喷嘴的试运 X 8.1 安装检查和质量保证 8.2 基本安全要求8.3 总的要求8.4 LNAS煤燃烧器8.4.1 静态检查8.4.2 燃烧器安装尺寸检查8.4.3 过燃风喷嘴8.4.4 过燃风喷嘴安装后的检查8.4.5 过燃风喷嘴安装尺寸检查表9 燃烧器和过燃风的优化 9.1 概述iii9.2 控制室表盘读数9.3 第一阶段燃烧器的优化9.3.1 装置状态要求9.3.2 保护措施9.3.3 方法9.3.4 测量9.3.5 评价9.4 第二阶段过燃风喷嘴优化9.4.1 装置状态要求9.4.2 保护措施9.4.3 方法9.4.4 测量9.4.5 评价9.5 第三阶段燃烧器区域过剩空气系数9.5.1 装置状态要求9.5.2 保护措施9.5.3 方法9.5.4 评价iv序言本文件包含有关三井巴布科克低NO轴流式燃烧器的资料，本文件的内容是X 为指导专职工程师而准备的。

600MW超临界火电机组集控运行规程华北电力大学2005年目录1机组设备慨述1.1锅炉设备概述1.2汽机设备概述1.3发电机设备概述2机组设备规范2.1锅炉设备规范及燃料特性2.1.1锅炉设备规范2.1.2锅炉汽水要求2.1.3燃煤成分及特性2.1.4燃料灰渣特性2.1.5点火及助燃油特性(#0轻柴油)2.1.6安全门参数2.1.7炉受热面有关技术规范2.1.8燃烧设备2.2汽机设备规范2.2.1主机设备规范2.2.2汽机主要设计参数2.2.3汽机各级抽汽参数2.2.4蒸汽品质2.2.5旁路系统设备规范2.3发电机及励磁设备规范2.3.1 发电机规范2.3.2 发电机励磁参数2.3.3 发电机冷却介质及油系统规范2.3.4 发电机电流互感器规范2.3.5发电机电压互感器规范2.3.6发电机避雷器设备规范3机组主要控制系统3.1炉膛安全监察控制系统(FSSS)主要功能3.2顺序控制系统（SCS）3.3模拟量控制系统（MCS）3.3.1模拟量控制系统主要功能3.3.2机组协调控制系统运行方式3.3.3子控制回路自动条件3.3.4机组运行方式操作3.4数字电液调节系统(DEH)3.4.1主要功能3.4.2自动调节系统3.4.3其它调节3.4.4OPC保护系统3.4.5阀门管理3.4.6运行方式选择3.5数据采集系统（DAS）3.6ECS4机组主要保护4.1.汽机主要保护4.1.1汽轮机超速及自动跳机保护4.1.2汽轮机主要联锁保护4.1.3调节级叶片保护4.2锅炉主要保护4.2.1锅炉MFT动作条件4.3电气主要保护4.3.1发变组保护A柜配置（许继）4.3.2发变组保护B柜配置（许继）4.3.3发变组保护C柜配置(南自) 4.3.4发变组保护D柜配置（南自）4.3.5发变组保护E柜配置（南自）4.3.6动作结果说明5机组启动5.1启动规定及要求5.1.1启动要求5.1.2机组禁止启动条件5.1.3机组主要检测仪表5.1.4机组启动状态划分5.2启动前联锁、保护传动试验5.3启动前检查准备5.3.1启动前准备5.3.2系统投入5.4机组冷态启动5.4.1炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗5.4.2锅炉点火前吹扫准备5.4.3锅炉点火前吹扫5.4.4锅炉点火5.4.5锅炉升温升压5.4.6汽轮机冲转前准备5.4.7汽机冲车、升速、暖机5.4.8并网前进行以下试验5.4.9升速注意事项5.4.10发电机升压注意事项5.4.11发电机并列规定及注意事项5.4.12发电机并列条件5.4.13发电机220KV侧断路器自动准同期并列步骤5.4.14发电机220KV断路器手动准同期并列步骤5.4.15发电机手动准同期并列注意事项5.5机组并列后的检查和操作5.5.1机组并列后的检查5.5.2机组30MW负荷升至180MW负荷5.5.3180MW负荷升至300MW负荷5.5.4300MW负荷升至450MW负荷5.5.5450MW负荷升至600MW负荷5.5.6机组升负荷过程中注意事项5.5.7机组冷态启动的其他注意事项5.6机组热态启动5.6.1热态启动参数选择5.6.2机组冲车条件5.6.3机组热态(温态)启动步骤5.6.4机组热态(温态)启动注意事项6机组正常运行及维护6.1机组正常运行参数限额6.1.1锅炉运行的报警值和跳闸值6.1.2汽机报警及停机值6.1.3发电机系统运行限额6.2机组负荷调整6.2.1机组运行方式说明6.2.2机组正常运行的负荷调整6.2.3AGC方式下的负荷调整6.3运行参数的监视与调整6.3.1机组给水的监视与调整6.3.2主、再热蒸汽温度的监视与调整6.3.3锅炉燃烧调整6.3.4二次风的调整6.3.5炉膛压力的调整6.3.6汽压调整6.3.7发电机系统主要参数的监视与调整6.3.8发电机氢气系统监视与调整6.3.9电机冷却系统的监视与调整6.4定期工作及试验6.5非设计工况运行6.5.1机前压力6.5.2主再热蒸汽温度6.5.3符合下列条件，高加退出运行可带100%负荷运行6.5.4同时切除高加，一段抽汽压力超限最高带负荷570MW 6.5.5低加解列的规定7机组停止运行7.1机组停运前的准备7.1.1机组停运前的准备7.2机组正常停运7.2.1确认机组运行方式7.2.2机组减负荷至240MW7.2.3机组减负荷至30MW7.2.4停机7.2.5停炉7.2.6汽机惰走7.3滑参数停机7.3.1滑停过程中有关参数控制7.3.2机组负荷由600MW减至450MW7.3.3机组负荷由450MW减至300MW7.3.4机组负荷由300MW减至180MW7.3.5机组负荷由180MW减至60MW7.3.6机组负荷由60MW减至18MW7.3.7解列停列(同正常停机操作)7.3.8滑参数停机的注意事项7.4机组停运锅炉抢修7.4.1降温降压7.4.2解列停机7.4.3停炉后的自然冷却7.4.4停炉后的快速冷却8机组停运后的保养8.1锅炉停运后的保养8.1.1锅炉停运后的保养方法8.1.2热炉放水法8.1.3锅炉湿法保养8.1.4锅炉充氮气干式保养8.2汽机停运后的保养8.2.1汽机停机不超过一周的保养8.2.2汽机停机超过一周的保养8.3发电机停运后的保养8.3.1发电机停运后的保养方法9事故处理9.1事故处理的原则9.1.1事故处理的导则9.1.2机组紧急停机的条件及处理9.1.3机组申请停机的条件9.2机组综合性故障9.2.1机组甩负荷处理9.2.250%RB9.2.3厂用电中断9.2.4厂用电部分中断9.3锅炉异常处理9.3.1水冷壁、省煤器、过热器、再热器管损坏9.3.2空预器、尾部烟道着火9.3.3炉前油系统故障处理9.3.4主蒸汽温度异常9.3.5再热蒸汽温度异常9.3.6锅炉给水流量低9.3.7锅炉汽水分离器出口温度高9.4汽机异常运行及常规事故处理9.4.1汽轮机水冲击9.4.2汽轮发电机组振动异常9.4.3汽轮机轴向位移增大9.4.4凝汽器真空降低9.4.5周波不正常9.4.6润滑油系统异常9.4.7抗燃油系统故障9.4.8油系统着火9.4.9DEH异常9.5发电机异常及事故处理9.5.1发电机异常的处理原则9.5.2发电机运行参数异常9.5.3发电机异常运行9.5.4发电机漏氢9.5.5发电机非同期并列9.5.6发电机变为同步电动机运行9.5.7发变组保护动作跳闸9.5.8发电机非全相运行9.5.9发电机失磁9.5.10发电机振荡或失去同步9.5.11电压回路断线9.5.12定子水压力低9.5.13定子水箱水位异常9.5.14内冷水电导率高9.5.15发电机定子线棒或导水管漏水9.5.16发电机定子升不起电压9.5.17发电机氢系统爆炸、着火附表一：常用单位对照表附表二：常用水蒸气参数对照表1.机组设备概述1.1锅炉设备概述1.1.1 该仿真机组锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进三井巴布科克能源公司（MitsuiBabcock Energy Limited）技术生产的超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

600MW超临界机组DEH系统说明书1汽轮机概述超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范注意：上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。

由于锅炉采用直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必须保证最低冷却流量。

这就要求在锅炉启动时，必须打开高低压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。

而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求高低旁路关闭，再热调节阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。

由于汽轮机在启动阶段流量较小，在3000 r/min 时只有3-5%的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。

因此，在汽轮机启动时，再热调节阀必须参加控制，以便开启高低压旁路，以满足锅炉的要求。

所以600MW 超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动（即bypass on）的启动方式。

2高中压联合启动高中压缸联合启动，即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中压缸的蒸汽流量，从而控制机组的转速。

高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。

启动过程如下：2.1 盘车（启动前的要求）2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。

2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机采用热态启动模式，小于204℃时，汽轮机采用冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。

冷再热蒸汽压力最高不得超过0.828MPa(a)。

高中压转子金属温度大于204℃，则汽机的启动采用热态启动方式，主蒸汽汽温和热再热汽温至少有56℃的过热度，并且分别比高压缸蒸汽室金属温度、中压缸进口持环金属温度高56℃以上，主蒸汽压力为对应主蒸汽进口温度下的压力。

第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差应控制在 56℃之内，热再热汽温与中压缸第一级持环金属温差也应控制在这同样的水平范围。

版本号：A东方汽轮机厂数字电液控制系统说明书第全册编制校对审核会签审定批准目录序号章－节名称页数备注1 1 系统概述 12 1－1 前言 23 1－2 控制系统原理 34 2 控制系统配置 35 2－1 H-5000M标准机柜 36 2－2 PD6000电源 27 2－3 H-5000M模板88 2－4 Modbus接口装置 39 2－5 操作员接口OIS 110 2－6 工程师工作站EWS 111 3 系统软件 112 3－1 OIS站应用软件 113 3－2 EWS站应用软件 114 3－3 系统通讯软件 115 4 DEH控制系统主要功能916 5 DEH系统操作说明 317 6 安装调试 118 6－1 到货调试 119 6－2 设备安装 120 6－3 系统接地 121 6－4 电源连接 121 6－5 外部信号连接 122 6－6 检测与调试21 系统概述本章主要阐述了汽轮机控制系统的控制原理以及D600E型汽轮机一些结构特点。

编制：校对：审核：标审：录入员：1－1 前言本文所涉及的汽轮机是用于火力发电的蒸汽轮机。

在火力发电厂，它与锅炉、发电机及其它辅助设备配套，将煤中的化学能转化为蒸汽中的热能，再将蒸汽中的热能转换成旋转机械能，最后将旋转机械能转变为电能，通过电网将电能输送到各种用电设备，为人们的生产、生活服务。

发电厂生产的电能是不能大量储存的，即各发电机送入电网的功率必须等于当时用户所需要的功率。

为保证各种用电设备能正常运转，不但要连续不断地向电网输送电能，而且还要求电厂的供电品质，即频率和电压保持不变。

我国电力工业法规规定：·频率误差≤±1％·电压误差≤±6％发电厂的首要任务就是以较低的成本，连续生产出品质符合规定的电能。

频率和电压二者与汽轮机转速都有一定的关系。

电频率直接与汽轮机转速相对应；电压除与汽机转速有关外还与发电机励磁电流有关。

资料编号：71.191-7N600-24.4/566/566型600MW超临界中间再热凝汽式汽轮机说明书调节保安系统说明发布实施中华人民共和国上海汽轮机有限公司发布资料编号：71.191-7COMPILING DEPT.：编制部门：自控中心COMPILED BY：编制：程雁菁CHECKED BY：校对：REVIEWED BY：审核：APPROVED BY：审定：STANDARDIZED BY：标准化审查：COUNTERSIGN：会签：RATIFIED BY:批准：资料编号：71.191-7目次1.0 概述2.0 EH供油系统2.1 系统组成及原理2.2 系统设备2.3 系统运行3.0 EH油动机及危急保安系统3.1 系统工作原理3.1.1 油动机3.1.2 危急遮断控制块3.1.3 EH油压低试验块3.1.4 隔膜阀3.1.5 空气引导阀3.2 系统设备3.2.1 主汽门油动机3.2.2 高压调节汽阀油动机3.2.3 再热主汽门油动机3.2.4 再热调节汽阀油动机3.2.5 危急遮断控制块3.2.6 EH油压低试验块3.2.7 隔膜阀3.2.8 空气引导阀4.0 机械超速遮断系统4.1 系统构成4.2 超速遮断机构4.3 超速遮断阀自动复位装置4.4 超速遮断机构校验装置4.5 综合安全装置5.0 控制系统维护导则5.1 一般导则5.2 抗燃油供货商5.3 防止抗燃油变质资料编号：71.191-75.4 抗燃油容器及输送工具5.5 新抗燃油的典型特性参数6.0 高压EH油系统冲洗说明6.1 系统冲洗的准备6.2 将EH油加入系统6.3 冲洗6.4 系统清洁度的测定6.5 系统恢复7.0 DEH控制系统7.1 DEH系统功能7.2 基本系统图像7.3 页面说明7.4 其它8.0 ETS危急保安系统8.1 系统概述8.2 系统组成8.3 使用说明8.4 使用环境要求8.5 电源要求8.6 ETS的相关设备8.7 电气部件清单9.0 TSI汽机监测系统9.1 概述9.2 TSI系统监视和测量的参数9.3 结构说明9.4 功能说明1.0 概述191汽轮机的调节保安系统采用数字式电调系统（DEH），液压部分采用高压抗燃油系统（EH）。

600MW机组DEH系统运行操作指南DEH系统是指数字式电子调节器和盘策略系统，用于对机组进行调节和控制。

本文档将介绍600MW机组DEH系统的运行操作指南，帮助操作员完成各项运转任务。

1. 初始操作在启动600MW机组之前，需要进行几项基础操作。

1.1 副油箱加油副油箱是机组的备用油箱，用于在主油箱无法正常使用时供电机使用。

在启动机组前，需要检查副油箱的油量，如果不足应及时加油，保证能够在需要时使用。

1.2 润滑油等级检查润滑油在机组的运行中起着非常重要的作用，它能够减少零部件的磨损和摩擦，保持机组的正常运行。

在启动机组前，需要检查润滑油的等级，确保润滑油的充足。

1.3 水箱水位检查机组水箱是用来储存机组的冷却水的地方。

在启动机组前，需要检查水箱水位是否正常，如果水位过低，需要及时加水。

2. DEH系统开机操作在进行DEH系统的操作前，需要对系统进行开机，具体步骤如下：2.1 开机步骤步骤1：启动液压系统在进行DEH系统开机前，需要先启动液压系统。

启动液压系统是防止机组过快启动造成机组严重损坏的一种保护措施。

步骤2：打开电源开关在启动液压系统后，需要打开DEH系统的电源开关，进行系统的正常供电。

步骤3：检查系统供电状态在打开电源开关后，需要检查DEH系统的供电状态是否正常。

如果状态正常，DEH系统运行指示灯将会亮起。

2.2 开机注意事项注意事项1：勿进行过快启动在开机前需要注意，机组不能进行过快启动，否则会产生对机组的致命损坏。

因此在启动液压系统和打开电源开关时，需要等待一段时间，保证机组的正常启动。

注意事项2：检查系统正常运行在打开电源开关后，需要检查DEH系统的运行状态是否正常。

如果运行异常，需要及时排除故障，保证机组正常运行。

3. DEH系统运行操作在DEH系统开机后，需要对系统进行正常的运行操作，以保证机组的正常运行。

以下是针对600MW机组DEH系统的操作指南：3.1 进行开机自检在DEH系统启动后，需要进行开机自检，以确保系统的各项参数正常。

DEH控制系统操作说明书目录一、概述二、启动三、负荷四、抽气供热（抽气机组）五、高负荷限制六、低气压限制七、真空限制八、抽气压力限制（抽气机组）九、阀门严密性实验十、超速实验十一、主气门活动实验十二、紧急手动一、概述滨洲魏桥纯凝（60MW）机组采用MACS II气轮机数字电液调节系统（Digital Electro Hydraulic Control System ,DEH）,完成机组运行的控制要求。

该控制系统主要包括以下功能：1、转速控制实现转速的大范围控制功能，从机组启动到3000r/min定转速，到110%超速试验，在并网之前为转速PID回路控制，其目标转速及升速率可由DEH设定。

2，功率控制并网后可实现功率PID回路控制，其目标功率及负荷率可由DEH设定。

3、阀位控制并网后可实现阀位控制，操作员可通过设置目标阀位或通过阀位控制的增、减按钮来改变调节门开度。

4、抽气阀控（抽气机组）在抽气阀控方式下，司机通过主控画面可设置目标阀位和阀位变化率或按增、减按钮改变抽气阀位指令（单位为%），来调整抽气压力。

5、抽气压控（抽气机组）在抽气压控方式下,司机通过主画面可设置目标压力和压控变化率,由PID调节器自动调节抽气压力。

6、功率限制当机组功率高于限制功率时功率限制动作，逐渐关小高压调门。

7、抽气压力限制（抽气机组）当抽气压力大于抽气压力限制值时，抽气压力限制动作，逐渐开大中压旋转隔板。

8、主汽压力限制当主汽压力对应的负荷限制值小于实际负荷时，主汽压力低限制动作，逐渐关小高压调门恢复汽压。

9、真空限制当凝汽器真空降低时，将减负荷至相应功率10、阀门严密性试验可对主汽门、高压调门进行试验，并自动记录试验时间。

11、运行参数监视包括DEH控制参数及汽缸温度等。

12、OPC超速限制和超速保护OPC超速限制的功能是当气轮发电机组甩负荷时，将直接通过油动机上的快关电磁阀，瞬时关闭高压调节阀，防止气轮发电机组超速，若汽机转速超过110%额定转速，OPC超速保护直接打闸停机。

汽轮机综合控制系统说明书(DEH、ETS、TSI)南京科远自动化集团股份有限公司目录第一章汽轮机综合控制系统技术说明书 (3)1.1系统概述 (3)1.2DEH-NK汽轮机数字电液调节系统简述 (4)1.3DEH-NK汽轮机数字电液调节系统的技术指标 (4)1.4 汽轮机数字电液调节系统主要功能 (5)1.4.1 DAS功能 (5)1.4.2 自动控制系统 (5)1.4.3、汽机跳闸保护系统（ETS） (7)1.4.4、汽轮机安全监测仪表（TSI） (7)1.5.DEH-NK汽轮机数字电液调节系统电子部分构成 (8)1.5.1. DEH系统的电子部分 (8)1.6.DEH-NK订货型号 (11)第二章汽轮机综合控制系统逻辑设计说明 (11)3.1.DEH-NK系统主要功能 (17)3.2.DEH-NK系统设计说明 (18)3.2.1 阀位标定 (18)3.2.2 启动方式选择 (18)3.2.3 转速的进行保持 (18)3.2.4 摩擦检查 (18)3.2.5 严密性实验 (19)3.2.6 超速保护实验 (19)3.2.7 自动同期控制 (19)3.2.8 功率闭环控制 (19)3.2.9 背压控制 (20)3.2.10 背压保护 (20)3.2.11 抽汽控制 (20)3.2.12 一次调频 (21)3.2.13 快减负荷功能 (21)3.2.14 协调控制 (21)3.2.15 超速保护 (22)3.2.16 活动实验 (22)3.2.17 阀位限制 (22)3.2.18 ETS保护 (22)3.2.19 TSI参数监测 (23)3.3.DEH-NK系统画面介绍 (23)3.4.DEH-NK系统的操作 (24)3.4.1 并网前操作 (24)3.4.2 并网后操作 (30)3.5 其它画面操作 (33)第一章汽轮机综合控制系统技术说明书1.1系统概述近年来随着计算机技术的发展及用户对自动化要求的不断提高，中小汽轮机（特别是抽汽机组及联合循环机组）也陆续开始应用数字电液控制系统。

N600-16.7/538/538型600MW中间再热空冷凝汽式汽轮机说明书概 述 及 运 行 说 明（供参考）产品编号：C157目 录1 主要技术规范2 汽轮机纵剖面图3 概述4 汽轮机控制整定值5 汽轮机运行5.1 引言5.2 监测仪表5.2.1 汽缸膨胀5.2.2 转子位置5.2.3 差胀5.2.4 转子偏心5.2.5 振动5.2.6 零转速5.2.7 转速5.3 测定蒸汽及金属温度的热电偶5.4 调节级叶片的运行建议5.4.1 引言5.4.2 运行建议5.4.3 汽轮机阀门控制方式的变换5.5 蒸汽参数的允许变化范围5.5.1 进出压力5.5.2 再热压力5.5.3 进口温度5.5.4 再热温度5.5.5 高——中压合缸5.6 汽轮机蒸汽品质5.7 运行限制及注意事项5.7.1 一般注意事项5.7.2 汽轮机的偏周波运行5.7.3 汽封用蒸汽5.7.4 低压排汽及排汽缸喷水装置5.7.5 进水5.7.6 疏水阀5.7.7 监测仪表5.7.8 轴承及油系统5.7.9 备用电源5.7.10 其它5.8 汽轮机进水5.8.1 运行5.8.2 维护5.9 起动和负荷变化的建议5.9.1 目的5.9.2 汽轮机转子的热应力5.9.3 汽轮机起动程序5.9.4 负荷变化建议5.9.5 转子疲劳寿命损耗的确定5.10 调节阀的管理（节流——喷嘴）5.10.1 冲转与最小负荷5.10.2 负荷变化5.10.3 停机5.10.4 调节方式的转换5.11 初步检查运行5.11.1 检查步骤5.11.2 预防措施及规则5.12 进汽前的起动程序5.13 不带旁路的汽轮机启动（高压缸启动）5.13.1 冷态起动——用蒸汽冲转5.13.2 热态起动——用蒸汽冲转5.14 带旁路的汽轮机启动（高、中压缸联合启动）5.14.1 盘车（启动前的要求）5.14.2 启动冲转前（汽机已挂闸）5.14.3 冲转5.14.4 负荷变化（低参数时）5.14.5 负荷变化（滑压时）5.14.6 负荷变化（额定压力）5.14.7 甩负荷5.15 带旁路的中压缸启动5.16 负荷变化5.17 停机程序5.17.1 正常停机5.17.2 应急停机5.18 在停机期间的盘车运行5.19 给水加热器运行5.19.1 投用5.19.2 解列5.19.3 应急运行5.19.4 多级加热器5.20 定期的性能试验5.20.1 每周一次的试验5.20.2 每月一次的试验5.20.3 每半年一次的试验5.21 ATC模式运行注意事项5.22 遥控自动运行模式5.22.1 自动同步器5.22.2 遥控5.22.3 汽轮机自动控制（ATC）5.23 汽轮机手动操作运行模式6 运行曲线及图表6.1 汽轮机暖机转速的建议6.2 冷态起动暖机规程6.3 热态起动的建议——冲转和带最低负荷6.4 起动蒸汽参数6.5 空负荷和低负荷运行导则6.6 负荷变化的建议（定压运行）6.7 负荷变化的建议（变压运行）6.8 停机曲线实例6.9 不同增减负荷率的循环指数6.10 汽封蒸汽温度的建议6.11 典型高压汽轮机的冷却时间6.12 汽轮机偏周波运行6.13 限制值、预防措施和试验6.14 叶片背压负荷限制曲线1 主要技术规范产品编号：C157额定功率 MW 600额定汽压 MPa 16.7额定汽温 °C 537(538)再热汽温 °C 537(538)工作转速 r/min 3000回热级数 三高、三低、一除氧 低压末级叶片高度 mm 6652 汽轮机纵剖面图3 概 述本装置是单轴、三缸四排汽、中间再热、空冷、凝汽式汽轮机，具有运行效率高和可靠性大的特点。