汽轮机DEH控制系统启动调试手册
XX第X发电厂
1号机组DEH控制系统启动调试手册
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审核：日期：
批准：日期：
XXXX电科院
2006年5月
目录
1.0系统仿真调试 (5)
1.1 仿真调试目的 (5)
1.2 仿真调试条件 (5)
1.3 仿真投入操作 (5)
2.0 DEH系统信号校验 (6)
2.1 校验目的 (6)
2.2 校验条件 (6)
2.3 校验方法 (6)
2.4 校验记录 (6)
3.0 远方挂闸、开主汽门功能测试 (7)
3.1 测试目的 (7)
3.2 测试条件 (7)
3.3 远方挂闸操作 (7)
3.4 开主汽门操作 (7)
3.5 测试结果 (8)
4.0 REXA执行器参数设定 (8)
4.1 设定目的 (8)
4.2 设定条件 (8)
4.3 设定方法 (8)
4.4 设定记录 (8)
5.0静止试验 (8)
5.1 试验目的 (8)
5.2 试验条件 (8)
5.3 试验方法 (9)
5.4 试验记录 (9)
6.0 OPT、OPC电磁阀动作试验 (10)
6.1 试验目的 (10)
6.2 试验条件 (10)
6.3 OPT电磁阀动作试验 (10)
6.4 OPC电磁阀动作试验 (10)
6.5 试验结果 (10)
7.0自动主汽门、调速汽门动作过程时间测试 (11)
7.1 测试条件 (11)
7.2 测试方法 (11)
7.3 测试结果 (11)
8.0 机组起动、升速控制调试 (12)
8.1 调试目的 (12)
8.2 调试条件 (12)
8.3 自动升速控制 (12)
8.4 操作员自动升速控制 (12)
8.5 调试结果 (12)
9.0调速汽门严密性试验 (13)
9.1 试验条件 (13)
9.2 试验操作 (13)
9.3 试验结果 (13)
10.0主汽门严密性试验 (13)
10.1 试验条件 (13)
10.2 试验操作 (14)
10.3 试验结果 (14)
11.0 超速试验 (14)
11.1 试验条件 (14)
11.2 机械超速保护试验 (14)
11.3 OPT电超速保护试验 (15)
11.4 OPC（103%）超速限制试验 (15)
11.5 试验结果 (15)
12.0 假同期、并网试验 (16)
12.1 试验操作 (16)
12.2 试验结果 (16)
13.0 同期控制 ....................................................................................................... 错误！未定义书签。
13.1 功能操作................................................................................................ 错误！未定义书签。
13.2 同期效果................................................................................................ 错误！未定义书签。
14.0 初始负荷控制 (16)
14.1 功能操作 (16)
14.2 测试结果 (16)
15.0 负荷控制调试 (16)
15.1 调试目的 (16)
15.2 阀位控制 (16)
15.3 负荷自动控制 (17)
15.4 调试结果 (17)
16.0 主蒸汽压力控制调试 (17)
16.1 调试目的 (17)
16.2 功能操作 (17)
16.3 调试结果 (17)
17.0 协调控制调试 (17)
17.1 调试目的 (17)
17.2 机炉协调控制 (17)
17.3 调试结果 (18)
18.0 一次调频控制 (18)
18.1 功能操作 (18)
18.2 测试结果 (18)
19.0 手动快减负荷 (18)
19.1 功能操作 (18)
19.2 测试结果 (18)
20.0 RB功能 (19)
20.1 功能操作 (19)
20.2 测试结果 (19)
21.0主蒸汽压力低保护功能 (19)
21.1 功能操作 (19)
21.2 测试结果 (19)
22.0 低真空保护功能 (19)
22.1 功能操作 (19)
22.2 测试结果 (20)
23.0 中调门活动试验 (20)
.0系统仿真调试
1.1 仿真调试目的
（1）在机组调试、大小修后启动前，可利用DEH系统仿真功能进行仿真调试。验证和完善DEH 系统的控制功能，对运行人员进行DEH系统运行操作培训；
（2）可模拟仿真DEH系统除挂闸、开主汽门功能外的全部功能；
（3）当机组实际转速大于100r/min时，DEH系统自动闭锁仿真功能。
1.2 仿真调试条件
（1）DEH控制器通电、运行正常；
（2）DEH系统操作员站工作正常；
（3）机组未挂闸、静止状态。
1.3 仿真投入操作
1.3.1 仿真投入方式投入
（1）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“DEH仿真”按钮，系统弹出DEH 仿真操作窗口；
（2）用鼠标左键点击“仿真投入”按钮，“仿真投入”按钮变为红色，DEH进入仿真方式运行。
1.3.2 仿真投入方式退出
（1）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“DEH仿真”按钮，系统弹出DEH仿真操作窗口；
（2）用鼠标左键点击“仿真切除”按钮，“仿真切除”按钮变为红色，DEH仿真投入方式退出。
1.3.3 机组并网操作
（1）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“DEH仿真”按钮，系统弹出DEH仿真操作窗口；
（2）用鼠标左键点击“仿真并网”按钮，“仿真并网”按钮变成红色，机组并网仿真成功，DEH 自动转入负荷控制运行工况。
1.3.4 机组解列操作
（1）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“DEH仿真”按钮，系统弹出DEH仿真操作窗口；
（2）用鼠标左键点击“仿真解列”按钮，“仿真解列”按钮变为红色，机组与电网解列仿真成功，DEH自动转入转速控制运行工况。
1.3.5 机组停机复位操作
（1）DEH在仿真方式下运行，若超速保护动作或出现执行停机工况后，可利用汽机复位功能，自动完成机组仿真挂闸、开主汽门操作。
（2）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“DEH仿真”按钮，系统弹出DEH仿真操作窗口；
（3）用鼠标左键点击“仿真复位”按钮，“仿真复位”按钮变为红色，DEH系统自动转入转速控制运行工况。
仿真结果：正确
2.0 DEH系统信号校验
2.1 校验目的
检验DEH系统信号的正确性，保证机组正常启动、运行。
2.2 校验条件
（1）DEH系统外部硬件安装完毕；
（2）DEH系统外部接线完毕；
（3）DEH系统运行正常。
2.3 校验方法
（1）AI信号：用信号发生器施加信号，在操作员站画面观察信号的正确性；
（2）AO信号：DEH仿真投入，用万用表测量板卡输出；
（3）DI信号：对接点进行短接、断开操作，在操作员站画面观察信号的正确性；
（4）DO信号：DEH仿真投入，观察DO输出继电器动作情况。
2.4 校验记录
表1 信号及校验记录
续表1
3.0 远方挂闸、开主汽门功能测试
3.1 测试目的
验证DEH系统远方挂闸、开主汽门功能。
3.2 测试条件
（1）DEH系统信号正确；
（2）DEH操作画面各种参数显示正常；
（3）油系统油质合格、循环正常，液压系统调试完毕；
（4）机组在静止状态下，具备自动主汽门、调速汽门开启条件。
3.3 远方挂闸操作
（1）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“挂闸开主汽门”按钮，系统弹出“挂闸开主汽门”操作窗口；
（2）鼠标左键点击“挂闸”按钮，“挂闸”按钮变为红色，DEH自动进行挂闸操作。挂闸成功后“正在挂闸”字幕信息消失。
3.4 开主汽门操作
（1）系统挂闸成功后可以进行开主汽门操作。用鼠标左键点击“开主汽门”按钮，“开主汽门”按钮变为红色，DEH自动进行开主汽门操作；
（2）主汽门开启后“主汽门关闭”光字牌红灯消失；
（3）四只主汽门中至少有三只开启信号来，DEH系统即确认为主汽门全开。
3.5 测试结果
远方挂闸、开主汽门功能测试结果汇总于表2。
表2 远方挂闸、开主汽门功能记录
4.0 REXA执行器参数设定
4.1 设定目的
确定REXA执行器工作参数。
4.2 设定条件
（1）DEH系统信号正确；
（2）DEH操作画面各种参数显示正常；
（3）油系统油质合格、循环正常，液压系统调试完毕；
（4）REXA执行器、杠杆系统安装完毕，动作正常。
4.3 设定方法
（1）按照“REXA执行器操作说明书”中的有关操作方法，进行工作参数的设定；
（2）在REXA控制箱内，将REXA执行器切换到“LOCAL”（本地）控制方式；
（3）在REXA控制箱内，调整REXA执行器上、下限值，确保调速汽门油动机全开和全关；
（4）在REXA控制箱内，设定REXA执行器速度、死区等内部参数；
（5）设定完毕后，将REXA执行器切换到“自动”（自动）控制方式。
4.4 设定记录
REXA执行器工作参数设定结果汇总于表3。
表3 REXA执行器工作参数%
5.0静止试验
5.1 试验目的
测取DEH控制指令与REXA执行器和调速汽门油动机相关特性。
5.2 试验条件
（1）DEH控制系统调试结束；
（2）DEH液压系统调结束；
（3）REXA执行器工作参数设定结束；
（4）机组处于静止状态。
5.3 试验方法
（1）DEH后备操作键盘“DEH切换开关”置于“投入”位置，在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“静止试验”按钮，系统弹出静止试验操作窗口；
（2）用鼠标左键点击“静止试验”按钮，“静止试验”按钮变为红色，即可进行静止试验；
（3）控制指令上行试验：设定目标阀位在0%~100%范围内，每间隔10%设定一点；
（4）控制指令下行试验：设定目标阀位在100%~0%范围内，每间隔10%设定一点；
（5）试验完毕后，用鼠标左键点击“取消静止试验”按钮，“取消静止试验”按钮变为红色，静止试验结束；
（6）阀位变化率默认值为REXA执行器全行程的10%/min，可通过工程师站进行修改。
5.4 试验记录
控制指令上行和下行各测量一次，记录控制指令、REXA执行器行程、调速汽门油动机行程，测取控制指令与REXA执行器开度和油动机行程相关特性，绘制相关特性曲线，求取系统迟缓率。表4为静态试验上行记录表，表5为静态试验下行记录表。
表4 静态试验（上行）记录
表5 静态试验（下行）记录
6.0 OPT、OPC电磁阀动作试验
6.1 试验目的
检验OPT、OPC电磁阀动作正确性。
6.2 试验条件
（1）REXA执行器工作参数设定完毕；
（2）机组静态试验完毕；
（3）机组处于静止状态，控制系统、液压系统正常投入运行。
6.3OPT电磁阀动作试验
（1）机组挂闸、开主汽门；
（2）调速汽门全部开启；
（3）DEH后备操作键盘“DEH切换开关”置于“投入”位置，在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“OPT/OPC电磁阀试验”按钮，系统弹出“OPT/OPC电磁阀试验”操作窗口；
（4）用鼠标左键点击“1#OPT阀试验”按钮，“1#OPT阀试验”按钮变为红色，1#OPT电磁阀得电动作，自动主汽门关闭，联动调速汽门关闭，实施停机，试验结束；
（5）用同样方法对2#OPT电磁阀进行试验。
6.4OPC电磁阀动作试验
（1）机组挂闸、开主汽门；
（2）调速汽门全部开启；
（3）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“OPT/OPC电磁阀试验”按钮，系统弹出“OPT/OPC电磁阀试验”操作窗口；
（4）用鼠标左键点击“1#OPC阀试验”按钮，“1#OPC阀试验”按钮变为红色，1#OPC电磁阀得电动作，调速汽门关闭，控制指令自动置零，延迟3秒1#OPC电磁阀失电恢复，试验结束；
（5）用同样方法对2#OPC电磁阀进行试验。
6.5 试验结果
OPT、OPC电磁阀动作试验结果，以及ETS、远方或就地停机试验结果汇总于表6。
表6 电磁阀动作试验结果汇总表
7.0自动主汽门、调速汽门动作过程时间测试（华北电力科学院测试，没有提供我公司具体数据）
7.1测试条件
（1）REXA执行器工作参数设定完毕；
（2）机组静态试验完毕，OPT、OPC电磁阀动作正常；
（3）机组处于静止状态，控制系统、液压系统正常投入运行。
7.2测试方法
（1）采用OPT电磁阀动作试验方法，关闭自动主汽门和调速汽门；
（2）停机电磁阀接受ETS或远方打闸停机信号或就地打闸关闭自动主汽门和调速汽门；
（3）采用OPC电磁阀动作试验方法，关闭调速汽门；
（4）可与OPT、OPC电磁阀动作试验一并进行；
（5）采用快速测量装置，测取停机指令至自动主汽门和调速汽门开始动作的延迟时间t1、开始动作至全部关闭时间t2；
（6）以OPC电磁阀动作关闭调速汽门、停机电磁阀动作关闭自动主汽门测试结果，作为动作过程时间的主要判断依据；
（7）具体测试项目和方法，根据测试单位和现场条件决定。
7.3 测试结果
高、中压自动主汽门动作过程时间测试结果汇总于表7、高、中压调速汽门动作过程时间测试结果汇总于表8。
表7 自动主汽门动作过程时间ms
表8 调速汽门动作过程时间ms
8.0 机组起动、升速控制调试
8.1调试目的
（1）验证DEH系统起动、升速过程中的转速控制功能；
（2）整定DEH系统转速控制回路参数，以获得最佳调节品质。
8.2调试条件
（1）DEH控制系统、液压系统和保护系统静态调试完毕；
（2）机组已具备起动条件。
8.3自动升速控制
（1）机组挂闸、开主汽门；
（2）主汽门开启后，“DEH操作面板”画面上的“转速自动”按钮变成红色，DEH进入转速控制方式。根据汽轮机高压缸内缸上缸壁温自动选择机组热状态（见表8）；
（3）设定目标转速3000r/min，机组将按照自动选择的热状态升速曲线自动升速；
（4）在升速过程中，当转速到达500r/min和1350r/min时自动暖机，在“暖机”操作窗口动态显示暖机剩余时间；
（5）当暖机时间到达后，机组继续升速。当转速进入临界转速区时（1000 r/min ~2500r/min），系统自动选择最高升速率（500r/min/min）；
（6）通过临界区后自动恢复升速率定值，按冲临界前的升速率升速至3000 r/min；
（7）在自动升速过程中，可进行人为干预，修改目标转速、升速率、暖机转速和时间；
（8）在机组升速过程中和500r/min、1350r/min、3000r/min暖机转速工况下，利用工程师站对转速控制回路参数进行调整，以获得最佳控制品质。
8.4操作员自动升速控制
（1）机组挂闸、开主汽门；
（2）主汽门开启后，“DEH操作面板”画面上的“升速控制”按钮变成红色，DEH进入转速控制方式；
（3）操作员人为设定目标转速、升速率、暖机转速和时间；
（4）当目标转速设定在临界区时，DEH自动修改目标转速为950r/min；
（5）在临界区内“暖机”按钮和修改升速率操作均无效；
（6）在机组升速过程中和500r/min、950r/min、3000r/min暖机转速工况下，利用工程师站对转速控制回路参数进行调整，以获得最佳控制品质。
8.5调试结果
在机组升速过程中记录各稳定转速下的转速波动值、最大升速率下的转速超调值，调试结果汇总于表9。打印或绘制在各种热状态下的机组起动、升速曲线。
表9 机组起动、升速记录表r/min
9.0调速汽门严密性试验（现场人员试验合格，无记录）
9.1试验条件
（1）机组在3000 r/min下稳定运行；
（2）主蒸汽压力大于额定主蒸汽压力的50%；
9.2试验操作
（1）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“调门密封试验”按钮，系统弹出调门严密性试验操作窗口；
（2）用鼠标左键点击“调门密封试验”按钮，“调门密封试验”按钮变成红色，DEH进入试验状态；
（3）高、中压调速汽门迅速关闭，当调速汽门关闭后，自动记录机组转速和转子惰走时间；
（4）根据试验时的主蒸汽压力和额定主蒸汽压力，自动计算调速汽门严密性试验合格转速：（5）当转子惰走转速达到调速汽门严密性试验合格转速时，在操作窗口显示严密性试验合格转速和转子惰走时间，DEH转速控制回路投入，维持当前转速运行，试验结束；
（6）试验结束后，运行人员可通过修改目标转速，控制机组升速至定速；
（7）在试验过程中根据机组的状况，可实施人为干预。用鼠标左键点击“取消试验”按钮，即可中断试验，此时，DEH转速控制回路自动投入，维持当前转速运行。
9.3 试验结果
记录试验时主蒸汽压力、调速汽门严密性试验合格转速、最低惰走转速和转子惰走时间，根据试验结果，提出调速汽门严密性试验是否合格结论。表10为调速汽门严密性试验记录表。
表10 调速汽门严密性试验
10.0主汽门严密性试验（现场人员试验合格，无记录）
10.1试验条件
（1）机组在3000 r/min下稳定运行；
（2）主蒸汽压力大于额定主蒸汽压力的50%；
10.2试验操作
（1）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“主门密封试验”按钮，系统弹出主门严密性试验操作窗口；
（2）用鼠标左键点击“主门密封试验”按钮，“主门密封试验”按钮变为红色，DEH进入试验状态；
（3）高、中压主汽门关闭、高、中压调速汽门自动全开，当调速汽门全开后，自动记录机组转速和转子惰走时间；
（4）根据试验时的主蒸汽压力和额定主蒸汽压力，自动计算主汽门严密性试验合格转速：（5）当机组转子惰走至主汽门严密性试验合格转速时，在操作窗口显示主汽门严密性试验合格转速和转子惰走时间，试验结束；
（6）试验结束后，运行人员可进行“打闸”操作，机组重新起动。或采用人为干预中断方式，转速控制回路自动投入，恢复正常转速控制；
（7）在试验过程中根据机组的状况，可实施人为干预。用鼠标左键点击“取消试验”按钮，即可中断试验。此时，REXA执行器指令自动置零，调速汽门关闭，开启主汽门，恢复正常转速控制。运行人员可通过修改目标转速，控制机组升速至定速。
10.3试验结果
记录试验时主蒸汽压力、主汽门严密性试验合格转速、最低惰走转速和转子惰走时间，根据试验结果，提出主汽门严密性试验是否合格结论。表11为主汽门严密性试验记录表。
表11 主汽门严密性试验
11.0 超速试验
11.1试验条件
（1）主汽门、调速汽门严密性试验合格；
（2）机组带负荷暖机结束；
（3）试验按机械超速、OPT电超速、OPC（103%）超速限制顺序进行。
11.2机械超速保护试验
（1）机械危急保安器动作转速为110%±1%额定转速；
（2）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“超速试验”按钮，系统弹出“超速试验”操作窗口；
（3）用鼠标左键点击“机械超速试验”按钮，“机械超速试验”按钮变成红色，目标转速自动设为3330r/min，升速率自动设为300r/min/min，DEH进入试验状态，机组转速自动提升；
（4）当到达危急保安器动作转速时，危急保安器动作，机组跳闸，关闭主汽门和调速汽门，试
验结束。在操作窗口显示并自动记录危急保安器动作转速；
（5）机组重新挂闸、开起主汽门，恢复机组在额定转速3000r/min下稳定运行；
（6）在试验过程中根据机组的状况，可实施人为干预。用鼠标左键点击“取消超速试验”按钮，即可中断试验。此时，DEH自动设置目标转速，控制机组在额定转速3000r/min下运行。
11.3OPT电超速保护试验
（1）OPT电超速保护动作转速定值为3270r/min，低于机械危急保安器动作转速1%~2%；
（2）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“超速试验”按钮，系统弹出“超速试验”操作窗口；
（3）用鼠标左键点击“电超速试验”按钮，“电超速试验”按钮变成红色，目标转速自动设定为3330r/min，升速率自动设为300r/min/min，动作转速自动设为3150r/min，DEH进入试验状态，机组转速自动提升；
（4）当机组转速达到3150r/min时，OPT电磁阀得电动作，机组跳闸，关闭主汽门和调速汽门，试验结束。
（5）重新挂闸、开主汽门，恢复机组在额定转速3000r/min下稳定运行。
（6）在试验过程中根据机组的状况，可实施人为干预。用鼠标左键点击“取消超速试验”按钮，即可中断试验。此时，DEH自动设置目标转速，控制机组在额定转速3000r/min下运行。
11.4 OPC（103%）超速限制试验
（1）OPC（103%）超速限制动作转速定值为3090r/min；
（2）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“超速试验”按钮，系统弹出“超速试验”操作窗口；
（3）用鼠标左键点击“103%试验”按钮，“103%试验”按钮变成红色，目标转速自动设定为3330r/min，升速率自动设为300r/min/min，DEH进入试验状态，机组转速自动提升；
（4）当机组转速达到3090r/min时，OPC电磁阀得电动作，关闭调速汽门；
（5）当机组转速小于3060r/min时，OPC电磁阀失电恢复，由转速控制回路控制机组在额定转速3000r/min下运行，试验结束；
11.5试验结果
机械超速、OPT电超速保护、OPC（103%）超速限制试验结果汇总于表12。
表12 超速试验结果汇总表r/min
12.0 假同期、并网试验
12.1试验操作
（1）DEH后备操作键盘“DEH切换开关”置于“投入”位置，机组在额定转速3000r/min下运行；
（2）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“同期控制”按钮，系统弹出“同期控制”操作窗口；
（3）用鼠标左键点击“假同期试验投入”按钮，“假同期试验投入”按钮变成红色，此后，DEH 系统不接受来自电气主控侧的油开关信号，处于转速控制方式运行；
（4）电气假同期、并网试验结束后，用鼠标左键点击“取消假同期试验”按钮，试验结束，DEH 处于转速正常控制方式下运行。
12.2试验结果
假同期功能试验结果列于表13。
表13假同期功能试验结果
13.0 初始负荷控制
14.1功能操作
（1）机组并网后，电气主控发出发电机油开关“合”信号至DEH系统；
（2）DEH控制机组转为初负荷控制，按2%/min在当前阀位上增加阀位,共增加5%或负菏大于6MW，若不大于6MW则保持初负荷控制方式，阀位不再增加
（3）机组接带大于6MW负荷后，DEH系统自动转入“阀位控制”方式；
（4）运行人员在初负荷方式下随时可以切换至“阀位控制”方式。
14.2测试结果
初始负荷控制功能测试结果列于表15。
表15 初始负荷控制功能测试结果
14.0 负荷控制调试
15.1调试目的
（1）验证DEH系统并网后的负荷控制功能；
（2）整定DEH系统负荷控制回路参数，以获得最佳调节品质。
15.2阀位控制
（1）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“阀位控制”按钮，系统弹出“阀位控制”操作窗；
（2）用鼠标左键点击“阀位控制”按钮，“阀位控制”按钮变成红色，DEH进入“阀位控制”
方式；
（3）修改目标阀位数值；
（4）阀位变化率默认值为阀位全行程的10% /min，可通过工程师站进行修改。
15.3负荷自动控制
（1）在“DEH操作面板”画面上，用鼠标左键点击“负荷自动”按钮，“负荷自动”按钮变为红色，DEH进入“负荷自动”方式；
（2）运行人员设定负荷变化率、目标负荷，DEH将按照设定值对机组负荷实施闭环控制；
（3）DEH默认负荷率设定为5MW/min、最大负荷率设定为20MW/min；
（4）通过工程师站对DEH系统负荷控制回路参数进行整定，以获得最佳调节品质。
15.4调试结果
负荷控制调试结果汇总于表16。打印或绘制在各种负荷控制方式下的机组负荷曲线。
表16 负荷调试结果汇总表
15.0 主蒸汽压力控制调试（没进行现场实际调试）
16.1调试目的
（1）验证DEH系统并网后的主汽压控制功能；
（2）整定DEH系统负荷控制回路参数，以获得最佳调节品质。
16.2 功能操作
（1）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“压力自动”按钮，“压力自动”按钮变为红色，机组进入主汽压控制方式；
（2）DEH按照运行人员设定的目标主蒸汽压力和压力变化率，对机组机前主蒸汽压力实施闭环控制，机组处于负荷开环控制状态，跟随主汽压力变化而增、减；
16.3调试结果
主蒸汽压力控制调试结果汇总于表17。打印或绘制在方式下的机组负荷曲线。
表17 主蒸汽压力控制调试结果
17.0 协调控制调试
17.1调试目的
（1）验证DEH系统并网后的协调控制功能；
（2）整定DEH系统负荷协调控制回路参数，以获得最佳调节品质。
17.2 机炉协调控制
（1）当机组具备投入炉、机协调控制条件时，DEH 接受DCS负荷管理中心发出的信息；
（2）由CCS系统发出“CCS请求”信号，当“DEH操作面板”画面上的“CCS请求”光字牌
点亮，即可投入机、炉协调控制方式；
（3）在“DEH操作面板”画面上按下“CCS投入”按钮，系统弹出“CCS控制”操作窗口；按下“CCS投入”按钮，“CCS投入”按钮变为红色，机组进入机、炉协调控制方式；
（4）DEH系统接受来自协调系统的阀位指令，对机组实施闭环控制；。
17.3 调试结果
协调控制调试结果汇总于表18。打印或绘制在方式下的机组负荷曲线。
表18 协调控制结果
18.0 一次调频控制
18.1功能操作
（1）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“一次调频”按钮，系统弹出“一次调频”操作窗口；
（2）用鼠标左键点击“一次调频投入”按钮，“一次调频投入”按钮变为红色，一次调频控制投入；
（3）在“一次调频”操作窗口将一次调频死区设定为0，当转速高于3000r/min时，自动减少机组负荷；当转速低于3000r/min时，自动增加机组负荷；
（4）一次调频死区默认值为12r/min，试验结束后，可将一次调频死区重新设定为12r/min，或根据电网的要求设置。
18.2测试结果
一次调频控制功能测试结果汇总于表19。
表19 一次调频控制功能测试结果汇总表
19.0 手动快减负荷
19.1功能操作
（1）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“手动快减”按钮；
（2）每操作一次“手动快减”按钮，机组按设定值快速减少负荷；
（3）手动快速减少负荷设定值约为10MW/次；
（4）通过工程师站对手动快速减负荷设定值及回路参数进行调整。
19.2 测试结果
手动快速减负荷功能测试结果列于表20。
表20 手动快速减负荷功能测试结果
20.0 RB功能
20.1功能操作
（1）当锅炉灭火时，机组自动减负荷至5MW，负荷率为60MW/min;
（2）发电机失磁保护动作时，机组自动减负荷至60MW，负荷率为60MW/min；
（3）当锅炉重要辅机故障时，按预设的目标负荷和速率分级快速减负荷。
20.2测试结果
RB功能测试结果列于表21。
表21 RB功能测试结果
21.0主蒸汽压力低保护功能
21.1功能操作
（1）当机组处于负荷自动控制方式下，方可投入低汽压保护功能，在阀位控制方式下无效；
（2）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“保护投入”按钮，系统弹出“保护投入”操作窗口；
（3）用鼠标左键点击“汽压保护”按钮，弹出窗口，用鼠标左键点击“汽压保护投入”按钮“汽压保护投入”按钮变为红色，低汽压保护功能投入；
（4）若主蒸汽压力低于保护定值，DEH系统按设定的负荷率自动减少机组负荷，直至主蒸汽压力恢复；
（5）用鼠标左键点击“汽压保护切除”按钮，“汽压保护切除”变为红色，即可切除低汽压保护功能；
（6）低汽压保护定值可在“低汽压保护”操作窗口上设定。默认保护定值为12MPa、减负荷速度为5MW/min。
21.2测试结果
主蒸汽压力低保护功能测试结果列于表22。
表22 主蒸汽压力低保护功能测试结果
22.0 低真空保护功能
22.1功能操作
（1）当机组处于负荷自动控制方式下，方可投入低真空保护功能，在阀位控制方式下无效；
（2）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“保护投入”按钮，系统弹出“保护投入”操作窗口；
（3）用鼠标左键点击“低真空保护”按钮，弹出窗口，用鼠标左键点击“真空保护投入”按钮，“真空保护投入”按钮变为红色，低真空保护功能投入；
（4）若真空低于保护定值，自动减少机组负荷，直至真空恢复；
（5）用鼠标左键点击“CANCEL”按钮，“CANCEL”按钮变为红色，即可切除低真空保护功能；
（6）低真空保护定值可在“低真空保护”操作窗口上设定。默认保护定值为87Kpa、减负荷速度定值为5MW/min。
22.2 测试结果
低真空保护功能测试结果列于表23。
表23 低真空保护功能测试结果
23.0 中调门活动试验
（1）机组负荷大于30%额定负荷（60MW）后，可进行中压调速汽门活动试验；
（2）在“DEH操作面板”画面上用鼠标左键点击“调门活动试验”按钮，系统弹出“调门活动试验”操作窗口；
（3）用鼠标左键点击“中调门活动试验”按钮，“中调门活动试验”按钮变成红色，中调门逐渐关小5%；
（4）用鼠标左键点击“取消活动试验”按钮，中压调速汽门逐渐恢复全开，试验结束。
（5）DEH处于“负荷自动”方式运行时进行中调门活动试验，可保持机组负荷不变。
表23 中调门活动试验功能测试结果
余热发电工程7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案
珠江水泥有限公司余热发电工程 7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 1简要概述 1.1工程简要概述 珠江水泥余热电厂，设备简介 2整套启动调试的目的和任务 2.1调试目的 整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。 2.2启动调试的任务
2.2.1进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。 222检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。2.2.3监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。2.2.4考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。 2.2.5记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。 2.2.6试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。 2.2.7投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。 2.2.8进行50 %及100 % B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性； 3主要设备技术范围 3.1汽轮机 型号：NZ7.5-1.05/0.2 型式：双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。 额定出力：7.5 MW 调节方式DEH控制系统 主蒸汽压力：1.05 MPa 主蒸汽温度：320 C
变电站电气整套启动调试措施
编号：QY-DQ-002-2011 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程 2×50MW#1机组 电气整套启动调试措施 西北电力建设第一工程公司 调试试验中心 编制时间：2011年6月
科技档案审批单 报告名称： #1机组电气整套启动调试措施 编号：QY-DQ-002-2011 出报告日期：2011年6月 保管年限：长期密级：一般 试验负责人：张纪峰试验地点：奥维乾元化工有限公司热电车间参加试验人员：张纪峰、杨剑锋、李进京 参加试验单位：西北电力建设第一工程公司（调试试验中心）、陕西奥维乾元化工有限公司热电车间、北京华旭监理有限公司、江苏华能建设工程集团有限公司等 拟稿：张纪峰 审核：魏远 批准：周国强 目录 1. 编制目的 2. 编制依据 3．调试质量目标 4．系统及主要设备技术规范 5．调试范围 6．启动调试前应具备的条件 7．调试工作程序 8．调试步骤 9．组织分工 10．安全注意事项
1．编制目的 电气整套启动调试是电气设备投运前对设备性能及接线的一次全面检查，为使工作顺利进行，防止遗漏试验项目，使调试工作有序、有计划、有目的地进行，同时也为了提前做好各项准备工作，保证系统安全顺利投入运行，特编制此措施。 2．编制依据 2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）》 2.2《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号 2.4《火电施工质量检验及评定标准》（电气专业篇） 2.5《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》电力工业部 2.6《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分） 2.7《电力安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分） 2.8《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》 2.9《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》 2.10《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 2.11《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》 2.12 相关厂家产品说明书及设计院资料 3．调试质量目标 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，在机组的整个整套启动试运过程中不发生任何一起恶性事故，确保#1、#2机组安全、可靠投运。 4．系统及主要设备技术规范 4.1 电气部分配置 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程2×50MW机组新建工程由华陆工程科技有限责任公司设计、江苏华能建设工程集团有限公司负责安装、西北电力建设第一工程公司调试试验中心负责调试。 本工程电气一次部分包括2台50MW发电机组、2台63MVA变压器组、构成发电机—变压器单元接线，在110KV系统中并入电网。3段10kV工作母线段、1段10kV备用段、其中10KVⅠ、Ⅲ段经过电抗器分别与2台发电机组出口支接。10kV备用段电源引自110KV 变电所内10KVⅡ段成为其他3段10kV工作母线的备用电源。2台母联开关将3段10kV
最新电厂#1机组总体调试大纲
调试方案 日期 xxxx-5-8 XTS/F30（1）TG-TS-01 项目名称 xxxx 省电力建设调整试验所 xxxx 电厂#1机组 总体调试大纲
发电有限公司#1机组 总体调试大纲 第一章编写依据及说明 1.1 总则 xxxx省电力建设调整试验所于1999年12月，通过电力基建工程调试GB/T19001质量管理体系认证；于2000年初进行质量管理体系2000版标准转换工作，并于2000年07月通过中国船级社质量管理体系认证中心的审核。 新建机组的调试是全面检验主要设备及其配套系统的制造、设计、施工、调试和运行的重要环节，是保证机组能安全、可靠、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关健性程序，调试工作的质量受到工程建设过程中各环节工作质量制约。 调试单位对机组调试工作的质量负责。为保证调试工作质量，将根据国家、行业颁布的法律、法规、标准、规程等的有关规定，按照设计、设备的技术文件要求，依靠自身的技术实力，科学合理地组织机组的调试工作，进行认真地检查、调整、试验，使机组顺利完成分部试运、整套启动试运，通过试生产投入商业运行。 xxxx发电有限公司2×300MW工程厂址位于桃源县中东部的盘塘镇，位于创元铝厂东南部，利用创元铝厂东南部原规划预留场地布置主厂房。#1机组要求于xxxx年9月投产，#2机组要求于2008年3月投产。 1.2 编写依据 1.2.1 xxxx省电力建设调整试验所与xxxx发电有限公司于2005年10月
签订的《xxxx发电有限公司2×300MW机组调试工程委托合同》。 1.2.2 原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）电建〔1996〕159号。 1.2.3 原电力工业部颁发的《火电工程启动调试工作规定》建质〔1996〕40号。 1.2.4 原电力部颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）建质〔1996〕111号。 1.2.5 中国电力建设企业协会颁发的《火电机组达标投产考核标准（2004年版）》电建企协〔2004〕25号。 1.2.6 原电力工业部颁发的《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇DL/T5047—95）、（汽轮机机组篇DL5011—96）、（火力发电厂化学篇DLJ58—81）、中国电力建设企业协会颁发的《电力建设施工及验收技术规范》（热工自动化篇DL/T5190.5-2004）。 1.2.7 国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150—91）。 1.2.8 原水电部颁发的《电力基本建设热力设备化学监督导则》（SDJJS03—88）。 1.2.9 原能源部颁发的《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（DL5009·1—92）。 1.2.10 国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发〔2000〕589号。 1.2.11 中国电力建设企业协会颁发的《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004
发电机启动调试
1.编制依据 1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》电 力部电建[1996]159号 1.2《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号 1.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建 质[1996]111号 1.4《火电施工质量检验及评定标准》（电气专业篇） 1.5《火电机组达标投产考核标准（1998年版）》电力工业部 1.6《火电机组达标投产动态考核办法（试行）》国家电力公司[199 8] 国家电力公司 1.7《电力建设安全工作规程》DL5009.96（火力发电厂部分） 1.8《电力安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分） 1.9《电力建设施工与验收技术规范》（电气部分） 1.10《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》 1.11《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》1.12《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》 1.13《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 1.14《电力系统自动装置检验条例》 1.15《火电机组启动验收性能试验导则》 1.16《变送器校验规程》 1.17《东北电力科学研究院质量管理标准》 1.18《工程调试合同》 1.19 设计院设计图纸 1.20 厂家产品说明书 2.设备概况 本工程安装2台135MW发电机组。发电机至主变压器、高压厂用变压器及发电机电压互感器间均为封闭母线联接。发电机电压经主变
升压后由架空线接入220KV系统。220KV变电所采用双母线接线方式。两条220KV线路分别为济三鱼台线和济三接庄线。 3.试验目的 3.1测量励磁机转子绕组的绝缘电阻。 3.2检查一次设备的工作性能。 3.3检查发变组二次电流回路、电压回路的正确性。 3.4检查继电保护装置的可靠性。 3.5录制发变组短路和空载曲线。 3.6自动励磁调节器的动态试验。 3.7测量发电机灭磁时间常数。 3.8假同期试验，发电机同期并网。 3.9负荷状态下检测差动保护，进行发电机轴电压检查。 发电机组启动试验步骤 发电机组起动调试程序 一、热工保护及联锁试验 热工保护项目及校验方法： 名称定值名称定值 低油压0.02Mpa 推力瓦及轴承回油温度70℃ 低真空 -0.061Mpa 推力瓦块及轴瓦温度（110）100℃ 轴向位移0.5mm 发电机主保护发电机故障 汽机超速3360rpm 电超速油开关动作、3270rpm 1/油泵试验和低油压保护试验 1.1高压交流油泵 1）启动前检查：油泵入口门全开、冷却水正常、出口阀关闭、盘动转子灵活，停运超过一周应测电机绝缘合格。 2）启动：投入操作开关，空负荷电流正常，油泵和电机不应有异常振动和声音，轴承和盘根不过热，缓慢全开出口阀。 3）开出口门时注意检查油管路无漏油，油箱油位正常，主机各轴承油流正常，排除系统中气体，油压应在0.6Mpa。 4）运行正常后停运开出口门做备用。 1.2低油压校验方法 1）联系运行人员送上热工保护电源。 2）按上述“(1)”中启动高压油泵。 3）投入低油压保护（以下各项校验为投入相应保护）。 4）复置电动脱扣器及手动脱扣器，检查调速汽门及抽汽门均开启。 5）手操自动主汽门升至20mm处。 6）投入盘车装置。
推荐-2×350MW机组整套启动方案 精品
2×350MW机组整套启动方案 1. 机组启动原则 1.1 汽轮机启动状态的规定 汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为： a) 冷态启动：金属温度≤121℃； b) 温态启动：金属温度在121～250℃； c) 金属温度在250～450℃之间； d) 极热态启动：金属温度≥450℃。 1.2 汽轮机启动规定 1.2.1 汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂； 1.2.2 汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。 1.3 机组首次冷态启动程序 整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦及低速检查(400r/min)→中速暖机(1000r/min)→高速暖机(2040r/min)→阀切换→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。 机组并网→带18～35MW运行3～4小时→机组解列→做汽门严密性试验→做超速试验。 机组并网→负荷70MW、投高加→负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，
机组甩50%负荷试验。 机组并网→负荷210MW，做进汽阀门试验→负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。 冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷350MW连续168小时运行→进入试生产阶段。 2. 整套启动前应具备的条件 2.1 汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控 制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完； 2.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠； 2.3 主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除； 2.4 调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除， 恢复常设的警告牌和护栏； 2.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确； 2.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态； 2.7 不停电电源切换试验做完，投入备用； 2.8 机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常； 2.9 确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实 际状态相符； 2.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好； 2.11 整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕； 2.12 建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成； 2.13 编制试验程序，绘制系统图； 2.14 准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看； 2.15 按照组织机构，通知有关人员到岗；
汽轮机调试方案及措施
山东泉兴水泥有限公司余热发电项目 1 × 10MW 汽 轮 机 启 动 调 试 方 案 及 措 施 洛阳中重建筑安装工程有限责任公司 2010-7-6
编制审核批准监理
目录 1 、汽轮机组启动调试目的 2、编制依据 3、润滑油及调节保安系统调试 4 、凝结水系统调试 5 、循环水系统调试 6、射水泵及真空系统调试 7、汽机保护、联锁、检查试验项目 8 、试运组织
汽轮机组启动调试方案 1 、目的 为加强山东泉兴水泥有限公司余热发电工程汽轮机组调试工作管理 , 明确启动调试工作的任务和各方职责 , 规范调试工作的项目和程序 , 使调试工作有组织、有秩序地进行 , 全面提高调试质量 , 确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产 , 根据火电厂机组的实际情况和同类型机组启动调试的经验 , 特制订本方案。 机组启动调试是安装工程的最后一道工序 , 通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。本方案仅作为机组启动的试运导则 , 提供机组调整试运指导性意见。 本方案在实施过程中的修改、调整 , 届时由启动验收领导小组决定。 2、编制依据： 2.l 《火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程》 (1998 〉 : 2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 ; 2.3 《火电工程启动调试工作规定》 ; 2.4 《火电机组达标投产考核标准及相关规定》 (1998 年版 ); 2.5 《电力建设施工及验收技术规范》 ( 汽机篇 ): 2.6 《电力基本建设工程质量监督规定》 ; 2.7 《安装使用说明书》 ( 设备厂 ) 3 、设备系统简介 3.1 、主机设备规范 本机组为洛阳中重发电设备有限公司生产的 BN10-1.6/0.35 型补汽凝汽式汽轮机。为纯低温、低压余热发电单缸、冲动、补汽式汽轮机。 3.1.1 、主要技术参数 主汽门前蒸汽压力 1.6Mpa ± 0.2Mpa 主汽门前蒸汽温度320℃ +50 ℃ ,-20 ℃ 补汽压力0.35Mpa +0.2Mpa,-OMpa 补汽温度155℃ +15 ℃ ,-15℃ 设计发电功率：进汽48.41t／h、补汽4t／h 10MW 冷却水温度：正常25℃最高33℃ 转速 300Or/mⅰn 汽轮机转子临界转速 1580~1630r/min
330MW汽机运行规程
前言 为了更好地掌握我厂电气设备的运行特性，操作要求及事故处理规定，确保我厂电气设备的安全运行，特编制本规程。 1 国电新疆红雁池发电有限公司《330MW汽轮机运行规程》第一版根据国家、行业、上级主管公司的有关技术标准、文件、规程、措施等的规定原则，参照设备制造厂家的说明及兄弟厂家的运行经验进行了编制，作为330MW汽轮机启停运行及运行管理工作的依据。 2 本规程分设备规范、机组启动、正常运行调整及维护、机组停运、事故处理、辅助设备运行操作维护和机组联锁保护试验等部分。由于时间仓促，运行经验不足，有关资料不够齐全，本规程尚有许多不足之处，请大家在生产中不断总结经验，使之不断完善，以适应机组运行的需要。 3 本规程内容中若与上级标准、文件、规程、措施等的规定原则相抵触时，以上级的规定原则为准。 4 本规程编制的引用标准： 4.1 《300MW级汽轮机运行导则》 DL/T 609－1996 4.2 《300MW机组汽轮机运行规程》SD216-87 4.3 《凝结器与真空系统运行维护导则》DL/T932-2005 4.4 《电站汽轮机技术条件》DL/T892-2004 4.5 《汽轮机启动调试导则》DL/T863-2004 4.6 《电业安全工作规程》（热力和机械部分） 4.7 《电力工业技术管理法规》 4.8 国电集团集体公司颁发的《二十九项反事故措施》的有关条文 4.9 《发电企业工作票、操作票管理工作制度汇编》 4.10 汽轮机设备制造厂家提供的产品说明书 4.11 新疆电力设计院设计图纸 4.12 结合现场实际、我公司和同类机组运行经验 4.13 330MW汽轮机组仿真机运行操作规程 5 下列人员必须熟悉、了解、掌握和执行本规程的全部或有关部分： 5.1 生产副总、总工程师、副总工程师。 5.2 生产技术部、安全监察部主任、汽机专工和有关人员。 5.3 发电部主任、副主任、主任工程师、值长等有关人员。 5.4 发电部汽机专业主任、专工、安全员及本专业全体运行人员。 6 本规程由标准化委员会归口 7 本规程的标准由生产技术部负责提出 8 本规程负责起草部门：发电部汽机专业 9 本规程有关计量按中华人民共和国法定计量单位使用方法编写。 10 本规程应妥善保管。 11 本规程委托生产技术部负责解释。
汽轮机控制系统设计说明
汽轮机控制系统 包括汽轮机的调节系统、监测保护系统、自动起停和功率给定控制系统。控制系统的容和复杂程度依机组的用途和容量大小而不同。各种控制功能都是通过信号的测量、综合和放大，最后由执行机构操纵主汽阀和调节阀来完成的。现代汽轮机的测量、综合和放大元件有机械式、液压式、电气式和电子式等多种，执行机构则都采用液压式。 调节系统用来保证机组具有高品质的输出，以满足使用的要求。常用的有转速调节、压力调节和流量调节3种。①转速调节：任何用途的汽轮机对工作转速都有一定的要求，所以都装有调速器。早期使用的是机械式飞锤式离心调速器，它借助于重锤绕轴旋转产生的离心力使弹簧变形而把转速信号转换成位移。这种调速器工作转速围窄，而且需要通过减速装置传动，但工作可靠。20世纪50年代初出现了由主轴直接传动的机械式高速离心调速器，由重锤产生的离心力使钢带受力变形而形成位移输出。图 1 [液压式调速器]为两种常用的液压式调速器的
工作原理图[液压式调速器]，汽轮机转子直接带动信号泵(图1a[液压式调速 器])或旋转阻尼（图1b[液压式调
速器]），泵或旋转阻尼出口的油压正比于转速的平方，油压作用于转换器的活塞或波纹管而形成位移输出。②压力调节：用于供热式汽轮机。常用的是波纹管调压器（图 2 [波纹管调压 器]）。调节压力时作为信号的压力作用于波纹管，使之与弹簧一起受压变形而形成位移输出。③流量调节：用于驱动高炉鼓风机等流体机械的变速汽轮机。流量信号通常用孔板两侧的压力差(1-2)来测得。图3 [压差
调节器]是流量调节常用压差调节器波纹管与弹簧一起受压变形而将压力差信号转换成位移输出。 汽轮机除极小功率者外都采用间接调节，即调节器的输出经由油动机（即滑阀与油缸）放大后去推动调节阀。通常采用的是机械式（采用机械和液压元件）调节系统。而电液式（液压元件与电气、电子器件混用）调节系统则用于要求较高的多变量复合系统和自动化水平高、调节品质严的现代大型汽轮机。70年代以前，不论机械式或电液式调节系统，所用信息全是模拟量；后来不少机组开始使用数字量信息，采用数字式电液调节系统。 汽轮机调节系统是一种反馈控制系统，是按自动控制理论进行系统动态分析和设计的。发电用汽轮机的调节工业和居民用电都要求频率恒定，因此发电用汽轮机的调节任务是使汽轮机在任何运行工况下保持转速基本不变。在图 4 [机械式调速系
电厂整套启动方案
机组整套启动方案
目录 1.整套启动方案编写说明 2.#1机组整套启动原则方案 3.#1机组整套启动必备条件 3.1总体 3.2锅炉 3.3汽机 3.4电气 3.5热控 3.6化学 3.7输煤、制粉、除灰系统 4.#1机组整套启动准备工作 5.#1机组整套启动调试内容及时间安排5.1空负荷调试阶段 5.2带负荷调试阶段 5.3 满负荷168h试运阶段 6.#1机组整套启动调试质量目标
#1机组整套启动方案 1.整套启动方案编写说明 1.1按国家电力公司2001年版《火电机组达标投产考核标准》300MW以上机组从首 次点火吹管至机组完成168h满负荷试运的工期≤90天为标准，因此，计划从点火冲管至机组完成168h满负荷试运共计90天的时间分配如下：冲管5天； 整套启动条件具备时间15天；整套启动准备时间5天；空负荷启动时间5天；汽轮机翻瓦及消缺15天；带负荷调试30天；168试运行15天；共计90天。 1.2整套启动方案所提出的调试项目、内容及质量目标，是按电力工业部96版 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》,电力工业部建设协调司96版《火电工程启动调试工作规定》, , 《建设国际一流电厂工作规划及实施大纲》的规定所决定。 1.3本整套启动方案主要说明#1机组在整套启动的原则方案及整套启动时的必备条 件、调试项目、调试时间安排，以便现场各方人员对机组整套启动的情况心中有底，做好各自责任范围内的工作，顺利完成整套启动任务。 1.4 与本整套启动方案相配套的措施有“#1机组锅炉整套启动调试措施” ,“#1机组 汽机整套启动调试措施” ,“#1机组电气整套启动调试措施” ,“#1机组整套启动期间水汽质量监督措施”,“机、电、炉横向大联锁试验措施”。相关专业调试内容可见这些措施。 2.#1机组整套启动原则方案 按1996年版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，整套启动试运分空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。并按排在满负荷调试168小时前完成甩负荷试验。 2.1空负荷调试 2.1.1机组空负荷调试是在机组分系统经分部试转转合格后进行，空负荷调试主要包括：按启动曲线开机；机组轴系振动监测；调节保安系统有关参数的调试和整
汽轮机启动调试导则
1 范围 本标准规定了电力基本建设工程新建、扩建、改建火电机组汽轮机的主机、辅助设备、热力系统的调试及机组整套启动调试的技术要求。 本标准适用于国产125MW容量及以上容量的凝汽式汽轮机组，其他类型汽轮机组的启动调试亦可参照执行。进口机组按制造厂说明书的要求进行启动调试，若制造厂无这方面具体说明时，也可以参照本标准执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修改版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T7596 电厂用运行中汽轮机油质量标准 DL/T571 电厂用搞燃油验收、运行监督及维护管理导则 DL/T607 汽轮发电机漏水、漏氢的检验 DL/T651 氢冷发电机氢气湿度的技术要求 DL/T711 汽轮机调节控制系统试验导则 3 总则 编写目的 火力发电厂汽轮机启动调试是保证汽轮机高质量投运的重要环节，为适应电力工业的发展并规范汽轮机的启动调试工作，按分部试运、整套启动试运两部分制定本标准。 启动调试组织 a）机组启动调试前，由启动验收委员会批准下设试运指挥部，试运指挥部代表启动验收委员会主持套启动试运的常务指挥工作。 b) 机组启动调试工作应由试运指挥部全面协调，汽轮机调试具体项目应由汽轮机调试专业组负责实施 c) 汽轮机调试专业组应由调试、建设、生产、施工、监理、设计及制造厂等单位的工程 技术人员组成。机组整套启动试运阶段，其组长应由主体调试单位担任。
调试资质 a) 承担汽轮机启动调试的主体调试单位必须具备相应的资质。 b) 汽轮机启动调试的专业负责人由具有汽轮机调试验的专业调试技术人员担任。 c) 汽轮机调试人员在调试工作中应具备指导、监督、示范操作、处理和分析问题、编写 措施和总结的能力。 计量管理 汽轮机启动调试中使用的仪器、仪表必须根据有关规定进行管理，并经有资质的计量单位校验合格，在有效期内使用。 调试措施 “汽轮机整套启动调试措施（方案）”及重要的“分系统调试措施”必须经过建设、生产、施工、监理、设计、制造厂等单位的会审并必须经过试运指挥部的批准后方能实施。 调试工作程序 a) 收集、熟悉、掌握汽轮机设备、系统的详细资料。 b) 负责编制工程“调试大纲”中规定的汽轮机部分的“调试措施（方案）”，明确汽轮机调试项目、调试步骤、试验的方案及工作职责，并制定相应的调试工作计划与质量、职业健康安全和环境管理措施。“调试措施”的主要内容参见附录A。 c) 向参与调试的单位进行“调试措施”技术交底。 d) 做好调试前仪器仪表的准备和参加设备系统的验收及检查启动条件。 e) 进行分系统调试与汽轮机整套启动调试，并完成全过程的调试记录。 f) 按汽轮机启动调整试运质量检验及评定要求（参见附录 C ）对调试项目的各项质量指标进行检查验收与评定签证，经验收合格后移交试生产。 g) 汽轮机启动调试工作完成后，调试单位应编写“调试技术总结报告”。 4 分部试运 通则 a) 分部试运包括单体调试、单机试运和分系统试运两部分。 b) 单体调试是指各种执行机构、元件、装置的调试，单机试运是指单台辅机的试运。 c) 分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等所有设备进行空载和带负荷的调整试运。
汽轮机EH油系统讲解
2 高压抗燃油EH系统 2.1 供油系统 EH供油系统由供油装置、抗燃油再生装置及油管路系统组成。 2.1.1 供油装置（见图1） 供油装置的主要功能是提供控制部分所需要的液压油及压力，同时保持液压油的正常理化特性和运行特性。它由油箱、油泵、控制块、滤油器、磁性过滤器、溢流阀、蓄能器、冷油器。EH端子箱和一些对油压、油温、油位的报警、指示和控制的标准设备以及一套自循环滤油系统和自循环冷却系统所组成。 供油装置的电源要求： 两台主油泵为30KW、380VAC、50HZ三相 一台滤油泵为1KW、380VAC、50Hz、三相 一台冷却油泵为2KW、380VAC、50HZ、三相 一级电加热器为5KW、220VAC、50Hz、单相 2.1.1.1工作原理 由交流马达驱动高压柱塞泵，通过油泵吸入滤网将油箱中的抗燃油吸入，从油泵出口的油经过压力滤油器通过单向阀流入和高压蓄能器联接的高压油母管将高压抗燃油送到各执行机构和危急遮断系统。 泵输出压力可在0－21MPa之间任意设置。本系统允许正常工作压力设置在11.0～15.0MPa，本系统额定工作压力为14.5MPa。 油泵启动后，油泵以全流量约85 L/min向系统供油，同时也给蓄能器充油，当油压到达系统的整定压力14.5MPa时，高压油推动恒压泵上的控制阀，控制阀操作泵的变量机构，使泵的输出流量减少，当泵的输出流量和系统用油流量相等时，泵的变量机构维持在某一位置，当系统需要增加或减少用油量时，泵会自动改变输出流量，维护系统油压在14.5MPa。当系统瞬间用油量很大时，蓄能器将参与供油。 溢流阀在高压油母管压力达到17±0.2MPa时动作，起到过压保护作用。 各执行机构的回油通过压力回油管先经过3微米回油滤油器，然后通过冷油器回至油箱。 高压母管上压力开关 63/MP以及 63/HP、63/LP能为自动启动备用油泵和对油压偏离正常值时进行报警提供信号。冷油器回水口管道装有电磁水阀，油箱内也装有油温测点的位置孔及提供油作报警和遮断油泵的油压信号，油位指示器按放在油箱的侧面。 2.1.1.2供油装置的主要部件： 2.1.1.2.1油箱 设计成能容纳 900升液压油的油箱（该油箱的容量设计满足1台大机和2台 50％给水泵小机的正常控制用油）。考虑抗燃油内少量水份对碳钢有腐蚀作用，设计中油管路全部采用不锈钢材料，其他部件尽可能采用不锈钢材料。 油箱板上有液位开关（油位报警和遮断信号）、磁性滤油器、空气滤清器、控制块组件等液压元件。另外，油箱的底部安装有一个加热器，在油温低于20℃时应给加热器通电，提高EH油温。 2.1.1.2.2油泵 考虑系统工作的稳定性和特殊性，本系统采用进口高压变量柱塞泵，并采用双泵并联工作系统，当一台泵工作，则另一台泵备用，以提高供油系统的可靠性，二台泵布置在油箱的下方，以保证正的吸入压头。 2.1.1.2.3控制块（参见图2） 控制块安装在油箱顶部，它加工成能安装下列部件：
汽轮机调试大纲
CCW水泥公司余热发电(7.5MW) 汽轮机系统启动调试方案 批准： 审核： 编制： 大连易世达新能源发展股份有限公司 二0一0 年五月
目录 1目的 (4) 2编写依据 (4) 3 汽轮机设备及热力系统简介 (4) 3.1汽轮机本体简介 (4) 3.2机组的主要技术规范 (5) 3.2.1 汽轮机技术规范 (5) 3.2.2 调节保安系统技术规范 (6) 3.2.3 发电机技术规范 (6) 4调试范围 (7) 5.组织与分工 (7) 6试运调试条件 (8) 7 准备工作 (8) 8.调试项目和程序 (9) 8.1 汽轮机静止状态下的试验 (9) 8.2 汽轮机在空载状态下的调整与试验 (11) 9 整套启动及试运 (12) 9.1 冲转前的准备工作 (12) 9.2电动主汽阀前暖管：（与锅炉升压同时进行） (13) 9.3启动辅助油泵，在静态下对保安系统试验（见8.1）。 (13) 9.4暖管（到自动主汽门前） (13) 9.5启动凝汽系统抽真空 (14) 9.6冷态启动 (14)
9.7 带电负荷 (16) 9.8补汽投入 (16) 9.9 正常停机 (17) 9.10故障停机 (18) 9.11 凝汽器真空降低规定 (19)
1目的 汽轮机整套启动调试是安装工程的最后一个阶段，是由静态变为动态，冷态变为热态，建设转为生产的关键工程项目和重要环节。为了加强对本余热发电工程汽轮机整套启动调试工作的管理，明确调试工作任务和职责，规范调试项目和调试程序，使汽轮机整套启动工作有组织、有计划、安全、顺利地进行，特制订本方案。 2编写依据 2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》； 2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》； 2.3 《火电工程启动调试工作规定》； 2.4 《火电机组达标投产考核标准及相关规定》； 2.5 《火电施工质量检验及评定标准》（调整试运篇） 2.6 《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机机组篇） 2.7 《BN7.5-2.29/0.2型7.5MW补汽凝汽式汽轮机安装使用说明书》。 3 汽轮机设备及热力系统简介 3.1汽轮机本体简介 汽轮机型式为单缸补汽凝汽式，其通流部分由一级单列复速级及十级压力级组成（其中末四级为全三维扭叶片）。 机组采用数字电-液调节系统（DEH）。调节系统主要由Woodward数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀等组成。 机组的保安系统采用冗余保护。除了传统的机械-液压式保安装置外，增加了电调装置、仪
超超超临界机组深度调试指导书
超/超超临界机组深度调试指导书 - 0 - 1 前言 机组启动调整试运是工程建设的最后一个阶段，是全面检验主机及其配套系统设计、制造、施工、调试和生产准备的重要环节，是保证机组长周期、安全、稳定、经济、环保运行，发挥投资效益最大化的重要过程。近年来，超/超超临界机组已经成为火电工程建设的主流机组，提高调试质量、加强调试深度是调试工作面临的主要任务。本指导书在充分执行国家和国华电力公司基建调试相关标准和管理规定的基础上，从设计、安装、分系统调试、整套启动调试等阶段入手，对机组的调试工作进行优化，对一些控制指标提出了更高要求。本指导书由中国神华能源股份有限公司国华电力分公司提出。本指导书由中国神华能源股份有限公司国华电力分公司归口并负责解释。本指导书起草单位：河北省电力研究院。本指导书主要起草人：郭义辉、孙心利、李路江、李宁、杜建桥、杨守伟、唐广通、汪潮洋、张立、常永亮、王斌、殷、张洪涛、王二忠、孙小军、杨杰、郁金星、闫维明等。 2 总则 2.1 中国神华能源股份有限公司国华电力分公司（以下简称神华国华电力）超/超超临界机组深度调试工作的目的，在于进一步提高新建机组的安全性和经济性，使机组的各项指标在行业对标中处于领先水平。 2.2 项目公司是深度调试工作的组织者，调试单位是深度调试工作的主要实施者，其他参建单位共同参与实现深度调试各项目标。 2.3 调试单位可根据机组特点对深度调试项目进行适当完善与细化，深度调试项目的策划应在调试大纲形成前完成，并在机组168 小时满负荷试运前实施完毕。2.4 本指导书在编制过程中参照《国华电力管控体系》的相关条文要求，对《火力发电厂启动调试深度管理规定》【GHDJ-09-02(M)】的内容进行了细化。 3 范围 本指导书适用于国华电力公司所属全资和控股公司的新建、扩建、改建超/超超临界机组，其他类型的机组可参照执行。 4 规范性引用文件 下述相关标准的引用成为本指导书的条款。凡是注明日期的文件，其随后的修改和修订均不适用于本指导书；凡是不注明日期的文件，本指导书将使用最新标准作为条文支持。4.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》【DL/T5437-2009】4.2 《火电工程启动调试工作规定》【建质[1996]40 号】 4.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 版）【建质[1996]111 号】4.4 《火电机组达标投产考核标准(2006 年版)》4.5 《火电机组启动验收性能试验导则》【电综[1998]179 号】 - 1 - 4.6 《新建发电机组启动试运行阶段可 靠性评价办法》【建质[1997]45 号】4.7 《中国电力优质工程奖评选办法（2008 版）【中电建协工（2008）6 号】》4.8 《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）【DL5009.1-2002】4.9 《电力建设安全健康与环境管理工作规定》【国电电源[2002]49 号】4.10 《防止电力
汽轮机液压调节系统
汽轮机液压调节系统 目录 第一章系统介绍 第二章 EH系统 第一节概述 第二节主要技术参数 第三节供油系统 第四节执行机构 第五节危急遮断系统 第六节检修工艺 第七节EH系统的故障及处理 第三章主汽阀和调速汽阀第一节概述 第二节高压主汽阀 第三节高压调节汽阀 第四节中压主汽阀 第五节中压调节阀 第六节故障及处理方法 第四章保安系统 第一节保安系统 第二节危急遮断器 第三节危急遮断油门 第四节手动停机解脱阀 第五节注油压出试验
第一章系统介绍 一、要求 汽轮机运行对调节系统的要求是：当外部系统负荷不变时，保持供电的频率不变；当外部系统负荷变化时，迅速改变汽轮机组的功率，使其与系统的变化相适应，维持供电频率在允许范围内变化（一次调频）；当供电频率超出或将要超出允许变化范围时，应能将其调整至变化范围之内（二次调频）；当机组甩负荷时，保证机组动态转速不超过最大允许值（3300）；能适应机组各种启动、停机工况，并在设备故障时限制机组的负荷。 1、机组启动特点及对调节的要求 机组启动采用中压缸冲转启动方式，当机组负荷达到额定功率的20时，中压调节阀的开度为100，当机组负荷大于额定功率的20时，中压调节阀保持全开状态。当负荷达到额定功率的15时，高压缸调节阀开始打开，在三个高压缸调节阀全开时，负荷达到额定功率的35左右，在负荷为额定功率的35-91时，机组滑压运行，高压调节阀保持三个全开；当负荷大于额定功率的91时，机组转入定压运行，第四个调节阀逐渐开大，直至额定负荷。 2、参加调频 为使机组能参加一次调频，在定压运行范围内当供电频率变化时调整调节阀的开度；在滑压运行时，当外系统负荷变化，能调整进汽参数，以使机组功率与外负荷相适应。 为使机组能参加二次调频，调节系统内设置类似同步器的机构，通过它可人为的改变调速汽门的开度或蒸汽压力。 二、组成和功能 电液调节系统由电子调节装置和液压执行机构两部分组成。调节装置根据机组运行状态和外系统负荷变化的要求发出调节信号，经调节、放大，转换成可变的控制电流，送至电动液压放大器，转换成液压控制信号，经过油动机的二次液压放大，控制调节阀的开度。它可以满足启动、调频、负荷调度、甩负荷和停机等各种运行工况。 系统主要组成部件： 1、电动液压放大器（伺服阀） 接收电子调节装置的指令信号，送至液压控制系统，改变调节阀的位置。它由二级放大组成，第一级将控制电流信号放大成液压信号，第二级将由第一级产生的液压信号进一步放大，以便提供移动调节阀所需的作用力。 动作原理 接收电子调节装置的指令信号，送入服阀马达线圈，线圈动作控制进入油动机的油量，改变油动机的行程。 2、油动机 油动机亦称伺服马达，是功频电液调节系统的执行机构。每个进汽阀与各自的
600MW火力发电机组典型运行规程
附件： 600MW级超临界火力发电机组 集控运行典型规程 中国大唐集团公司
前言 随着集团公司的快速发展，一批大容量、超临界参数火力发电机组近几年相继投产。为满足单元机组集控运行的需要，规范600MW超临界火力发电机组的运行管理，集团公司组织有关技术人员对国内已投产的600MW超临界火力发电机组集控运行情况进行了调研，吸取集控运行经验，结合集团公司系统600MW超临界机组实际，编写制订了本规程。 本规程以中国大唐集团公司600MW超临界机组为主，兼容了其他集团公司部分机组的特性，有较强的通用性和实用性。集团公司系统各发电厂应依据本规程，结合本厂设备实际制订本厂的集控运行规程。对于各企业具体设备，当制造厂有明确规定时，运行单位应按照制造厂技术要求执行，当制造厂无明确规定时，应参照本规程执行。鉴于热控、电气、继电保护、化学、输煤等专业专业性较强，各企业应根据有关专业技术规程、制造厂技术文件与本厂实际，单独编写相应的运行规程。 本规程提出了超临界600MW级火力发电机组集控运行的操作要求和基本原则，各单位编写的现场运行规程应以本规程为基础，根据现场实际进行内容扩充。 本规程适用于中国大唐集团公司系统600MW超临界机组火力发电企业。 本规程由中国大唐集团公司安全生产部归口。 本规程起草单位：中国大唐集团公司 本规程主要起草人：李伟项建伟高向阳石孝敏李子明宋铁军赵立奇 本规程主要审定人：高智溥徐永胜王彤音潘定立王力光 本规程批准人：刘顺达 本规程由中国大唐集团公司安全生产部负责解释。
目录 1 总则 (5) 2 引用标准 (5) 3 主机设备系统概述 (6) 3.1锅炉设备概述 (6) 3.2汽机设备概述 (6) 3.3电气设备概述 (6) 4 主机设备规范 (6) 4.1锅炉设备规范及燃料特性 (6) 4.2汽机设备规范 (11) 4.3发电机及励磁设备规范 (14) 4.4主变、高厂变、启备变设备规范 (18) 4.5 相关曲线和图表 (20) 5 机组主要控制系统 (20) 5.1 炉膛安全监控系统（FSSS） (20) 5.2顺序控制系统（SCS） (20) 5.3模拟量控制系统（MCS） (20) 5.4 数字电液调节系统(DEH) (20) 5.5 数据采集系统（DAS） (20) 5.6 汽动给水泵调速控制系统（MEH） (20) 5.7 励磁控制系统 (20) 6 机组主要保护 (20) 6.1汽机主要保护 (20) 6.2锅炉主要保护 (21) 6.3电气主要保护 (22) 6.4机电炉大联锁保护 (24) 7 机组启动 (24) 7.1 总则 (24) 7.2 启动前检查及联锁、保护传动试验 (26) 7.3 启动前检查准备 (26) 7.4 机组冷态启动 (28) 7.5 机组热态启动 (36) 8 机组正常运行及维护 (36) 8.1 机组正常运行参数限额 (36) 8.2 机组负荷调整 (39) 8.3 锅炉运行的监视和调整 (40) 8.4 发电机系统主要参数的监视与调整 (42) 8.5定期工作 (43) 9 机组停止运行 (45) 9.1 机组停运前的准备 (45) 9.2 机组正常停运 (45)
C12-4.9-0.98汽轮机启动调试方案讲解
C12-4.9-0.98南京气轮机启动调试方案 1 编制依据 2 工程概述 3 机组整体启动试验项目 4 整体启动前应具备的条件 5 整体启动前的检查 6 下列情况禁止启动 7 整体启动程序 8 停机 9 事故预防及处理 10 汽轮机整体启动组织分工 1 编制依据 1.1 《C12—4.9/0.98型12MW抽汽凝汽式汽轮机安装使用说明书》南京汽轮机股份有限公司； 1.2 《汽轮机运行规程》浙江春晖环保能源有限公司； 1.3 《火力工程调整试运质量检验及评定标准》电力工业部1996年版； 1.4 《电工业技术管理法规》电力工业部1980年版； 1.5 《电业安全工作规程（热力和机械部分）》电力工业部1978年版； 1.6 《电业安全工作规程（热力和机械部分）》修改和补充条文电力工业部1994年版； 1.7 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》电力工业部1996年版； 1.8 《火电工程启动调试工作规定》电力工业部1996年版； 1.9 《电力建设施工及验收规范》电力工业部1996年版； 1.10《电力基本建设工程整套试运前质量监督检查典型大纲》电力工业部1996年版； 1.11《火电施工质量检验及评定标准（调整试运篇）》电力工业部1996年版。
2. 工程概述 一号汽轮机由南京汽轮机股份有限公司制造，型号为C12---4.9/0.98/2型抽凝式汽轮机。汽轮机为单缸，单抽. 冲动式汽轮机. 汽轮机保安系统除设有机械式超速保安器和电子式超速保安装置外，危急跳闸系统主要是检查所有要求跳闸信号的正确性，识别错误信号，并确保设备出现危险工况时快速有效地执行汽轮机跳闸命令。汽轮机监视仪表是一个多通道监测系统，能连续不断的测量汽轮发电机组各种运行参数，显示汽机运行状态，并能在超出运行给定值的情况下发出警报信号和使机组跳闸。热力系统主要有主蒸汽系统、高低压给水系统、汽封系统、疏水系统、抽汽系统循环水系统等，其中主蒸汽系统、高低压给水系统、除氧系统及循环水系统为母管制；给水系统有两台高压给水泵，两台除氧器；抽汽管道上有安全阀可防止系统超压，从而保证了汽轮机的运行安全；油系统有主油泵、高压电动油泵、低压交流润滑油 泵、直流油泵. 。 . 1.主要技术数据 产品型号单位 C12—4.90/0.98/2 额定功率MW 12 最大功率MW 15 额定转速 r/min 3000 旋转方向顺汽流方向为顺时针 额定进汽压力及变化范围MPa 4.90（绝对）最高5.10 最低4.60 额定进汽温度及变化范围℃ 470 最高480 最低455 额定进汽量及最大进气量t/h 87/116 额定抽汽压力及调整范围MPa 0.981（绝对）0.785~1.275 额定工况抽汽温度℃305 额定抽汽量/最大抽汽量t/h 50/80 冷却水温正常℃20 最高℃33 额定排汽压力 KPa 5. 150 给水温度℃153.1 临界转速r/min 轴系临界转速1649, 汽轮机1430