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无源型隔离放大器|隔离变送器|信号隔离器|隔离配电器|隔离控制器产品列表
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业界最小体积（单列直插SIP7/SIP12 Pin）低成本两线制无源型4-20mA信号隔离IC,采用顺源科技独有的电磁隔离耦合发明专利技术,无需独立电源供电.可直接串接在工业现场传感器、物理变送器等装置的两线制4-20mA或0-20mA检测回路中,无需外接辅助电源即可实现4-20mA信号抗干扰隔离、远距离无失真传输.内部的集成工艺及新技术隔离措施使IC能达到3KVDC隔离电压,并满足工业现场宽温度、潮湿、震动等恶劣环境要求.
电流环|4-20mA电流环|电流环隔离器|传感器电流环|两线制电流环|有源电流环信号|无源电流环信号.SIP12 Pin封装的电流环隔离芯片:ISO 4-20mA，是单片两线制隔离接口IC芯片,该IC内部包含有电流信号调制解调电路、信号耦合隔离变换电路等.很小的输入等效电阻,使该IC的输入电压达到超宽范围（8.5~28VDC）,以满足用户无需外接电源而实现信号远距离、无失真传输的需要.
回路馈电型系列产品是顺源新开发的业界最小体积低成本无源型回路馈电模拟信号隔离放大器IC。该IC独有高效回路窃电技术，无须外接工作电源供电，而是通过后级电流输出回路馈电方式提供电源工作。产品可适应多种模拟量信号输入，将二线/三线/四线制通用传感器有源信号放大调理及隔离变送后输出4~20mA/2-10mA/4-12mA/4-8mA/12-20mA等的各种两线制模拟电流信号。
两线制无源型4-20mA转电压信号隔离转换器:ISO 4-20mA-O系列,是一种两线制无源型4-20mA转电压信号隔离转换器IC,它可以将输入有源4-20mA的电流信号隔离转换成电压信号输出.该IC采用两线制输入回路供电方式,独有高效信号回路窃电技术,无须外接工作电源.
隔离配电器|回路隔离配电器|4-20mA隔离配电器|电流环隔离配电器|两线制隔离配电器|传感器配电器.两线制4-2OmA（0-20mA）隔离芯片ISO 4-20mA-F,是一种两线制无源传感器4-20mA 信号隔离配电器,属于ISO 4-20mA系列的产品.该IC可以把PLC、DCS、PCC等控制系统发出的4-20mA信号传送给两线制传感器或智能仪表.方便了一些两线制无源传感器的信号测量、远传、隔离等功能.
DIN3 ISO V-4-20mA超小体积、低成本、高精度标准DIN35导轨安装隔离变送器,是二线制电压信号隔离配电模块,可实现两线制电压输入配电型传感器和电桥（称重）检测电路的电压信号配送.角位移|位移传感器|位移信号|位移电阻|位移电位器|二线制|电压信号.
有源信号|有源信号控制|传感器有源信号|4-20mA有源信号|PLC有源信号|DCS有源信号.ISO 4-20mA-E输出是针对24VDC和取样电阻（二线制仪表）相串联的二线制供电回路来设计的，同当前工业现场常用的模拟量输入接口板（上位机）、PLC、DCS或其他仪表含有有源负载的模拟量输入端口相匹配。产品能满足工业级宽温度、潮湿、震动的现场恶劣环境要求，使用非常方便，只需外接一个10KΩ的多圈电位器进行ADJ校正，即可实现两线制4-20mA信号的隔离、传输和采集控制。
信号隔离器|信号隔离器IC|信号隔离器模块|信号隔离器电路|无源信号隔离器.ISO系列无源型信号隔离器本身无需外接电源,其工作是依靠传感器、PLC、DCS、FCS等传递的信号中分出电能量来工作的.工业现场传感器与仪器仪表、PLC、等控制系统经常由于系统干扰、有源信号、无源信号、有源负载、无源负载的信号冲突和阻抗匹配问题而无法正常工作,正确选择隔离放大器能有效解决这些问题.
隔离器|信号隔离器|4-20mA隔离器|0-20mA隔离器|电流环路隔离器|0-10mA隔离器.产品使用非常方便,免零点和增益调节,广泛应用在工业控制系统中模拟信号输入输出控制,系统内部通过DSP、PLC的DA转换输出信号来显示和控制其它装置的可调输出,工业现场多通道传感器、PLC（4-20mA/0-20mA/0-10mA）的电流环路隔离等.
输出是针对24VDC和取样电阻（二线制仪表）相串联的二线制供电回路来设计的，同当前工业现场常用的模拟量输入接口板（上位机）、PLC、DCS或其他仪表含有有源负载的模拟量输入端口相匹配。产品能满足工业级宽温度、潮湿、震动的现场恶劣环境要求，使用非常方便，只需外接10KΩ的多圈电位器进行ADJ校正，即可实现三路两线制4-20mA信号的隔离、传输和采集控制。
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DIN3 ISO 4-20mA-F;&DIN3系列
两线制4-20mA模拟量隔离配电器
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输&&&&出：
&4-20mA配电
隔离方式：
隔离电压：
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说&&&&明：
&DIN3 ISO 4-20mA-F;
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&& SunYuan超小体积、低成本、高精度标准DIN35导轨安装两线制无源传感器信号隔离配电器内部包括输入信号干扰抑制滤波电路，信号调制电路，信号隔离电路和输出解调滤波电路等。输入及输出侧宽爬电距离及内部隔离措施使该系列产品可以实现信号输入与信号输出之间隔离电压&3KVDC。
&& DIN3&ISO&4-20mA-F产品可将PLC、DCS、PCC等控制系统发出的4-20mA信号传送给两线制传感器或智能仪表，方便了一些两线制无源传感器的信号测量、远传、隔离等功能。该产品输出是针对24VDC和取样电阻（或称负载电阻）相串联的二线制供电回路（现场防爆功能）来设计的，同当前常用的模拟量输入接口板（上位机）、PLC、DCS或其他仪表的模拟量输入输出接口相匹配。产品使用非常方便，无需外接器件和辅助电源即可实现两线制无源传感器的信号隔离、传输和配电功能。&
隔离配电器|回路隔离配电器|4-20mA隔离配电器|电流环隔离配电器|两线制隔离配电器|传感器配电器.两线制4-2OmA（0-20mA）隔离芯片ISO 4-20mA-F,是一种两线制无源传感器4-20mA 信号隔离配电器,属于ISO 4-20mA系列的产品.该IC可以把PLC、DCS、PCC等控制系统发出的4-20mA信号传送给两线制传感器或智能仪表.方便了一些两线制无源传感器的信号测量、远传、隔离等功能.
隔离配电器|回路隔离配电器|4-20mA隔离配电器|电流环隔离配电器|两线制隔离配电器|传感器配电器.两线制4-2OmA（0-20mA）隔离芯片ISO 4-20mA-F,是一种两线制无源传感器4-20mA 信号隔离配电器,属于ISO 4-20mA系列的产品.该IC可以把PLC、DCS、PCC等控制系统发出的4-20mA信号传送给两线制传感器或智能仪表.方便了一些两线制无源传感器的信号测量、远传、隔离等功能.
信号隔离器|信号隔离器IC|信号隔离器模块|信号隔离器电路|无源信号隔离器.ISO系列无源型信号隔离器本身无需外接电源,其工作是依靠传感器、PLC、DCS、FCS等传递的信号中分出电能量来工作的.工业现场传感器与仪器仪表、PLC、等控制系统经常由于系统干扰、有源信号、无源信号、有源负载、无源负载的信号冲突和阻抗匹配问题而无法正常工作,正确选择隔离放大器能有效解决这些问题.
信号隔离器|信号隔离器IC|信号隔离器模块|信号隔离器电路|无源信号隔离器.ISO系列无源型信号隔离器本身无需外接电源,其工作是依靠传感器、PLC、DCS、FCS等传递的信号中分出电能量来工作的.工业现场传感器与仪器仪表、PLC、等控制系统经常由于系统干扰、有源信号、无源信号、有源负载、无源负载的信号冲突和阻抗匹配问题而无法正常工作,正确选择隔离放大器能有效解决这些问题.
DIN3 ISO 4-20mA-F可将PLC、DCS、PCC等控制系统发出的4-20mA信号传送给两线制传感器或智能仪表,方便了一些两线制无源传感器的信号测量、远传、隔离等功能.该产品输出是针对24VDC和取样电阻（或称负载电阻）相串联的二线制供电回路（现场防爆功能）来设计的,同当前常用的模拟量输入接口板（上位机）、PLC、DCS或其他仪表的模拟量输入输出接口相匹配.配电器|隔离配电器|传感器配电器|两线制配电器|4-20mA配电器|无源配电器.
DIN3 ISO 4-20mA-F可将PLC、DCS、PCC等控制系统发出的4-20mA信号传送给两线制传感器或智能仪表,方便了一些两线制无源传感器的信号测量、远传、隔离等功能.该产品输出是针对24VDC和取样电阻（或称负载电阻）相串联的二线制供电回路（现场防爆功能）来设计的,同当前常用的模拟量输入接口板（上位机）、PLC、DCS或其他仪表的模拟量输入输出接口相匹配.配电器|隔离配电器|传感器配电器|两线制配电器|4-20mA配电器|无源配电器.
无源信号|无源信号隔离|无源隔离器|无源隔离放大器|无源隔离变送器|信号隔离器.超薄（厚度：12.5mm)小体积、占用导轨面积少、使用方便，成本低。广泛应用在电力、远程监控、仪器仪表、医疗设备、工业自控等领域.
无源信号|无源信号隔离|无源隔离器|无源隔离放大器|无源隔离变送器|信号隔离器.超薄（厚度：12.5mm)小体积、占用导轨面积少、使用方便，成本低。广泛应用在电力、远程监控、仪器仪表、医疗设备、工业自控等领域.600MW超临界火电机组集控运行规程
600MW 超临界火电机组 集控运行规程华北电力大学2005 年目1机组设备慨述 锅炉设备概述 汽机设备概述 发电机设备概述录2机组设备规范 锅炉设备规范及燃料特性 锅炉设备规范 锅炉汽水要求 燃煤成分及特性 燃料灰渣特性 点火及助燃油特性(#0 轻柴油) 安全门参数 炉受热面有关技术规范 燃烧设备 汽机设备规范 主机设备规范 汽机主要设计参数 汽机各级抽汽参数 蒸汽品质2.2.5 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4 2.3.5 2.3.6 3 3.1 3.2 3.3旁路系统设备规范 发电机及励磁设备规范 发电机规范 发电机励磁参数 发电机冷却介质及油系统规范 发电机电流互感器规范 发电机电压互感器规范 发电机避雷器设备规范 机组主要控制系统 炉膛安全监察控制系统(FSSS)主要功能 顺序控制系统（SCS） 模拟量控制系统（MCS）3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.4 3.4.1 3.4.2 3.4.3 3.4.4 3.4.5 3.4.6 3.5 3.6 4 4.1. 4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.2 4.2.1 4.3 4.3.1 4.3.2 4.3.3 4.3.4 4.3.5 4.3.6 5 5.1 5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.1.4 5.2 5.3模拟量控制系统主要功能 机组协调控制系统运行方式 子控制回路自动条件 机组运行方式操作 数字电液调节系统(DEH) 主要功能 自动调节系统 其它调节 OPC 保护系统 阀门管理 运行方式选择 数据采集系统（DAS） ECS 机组主要保护 汽机主要保护 汽轮机超速及自动跳机保护 汽轮机主要联锁保护 调节级叶片保护 锅炉主要保护 锅炉 MFT 动作条件 电气主要保护 发变组保护 A 柜配置（许继） 发变组保护 B 柜配置（许继） 发变组保护 C 柜配置(南自) 发变组保护 D 柜配置（南自） 发变组保护 E 柜配置（南自） 动作结果说明 机组启动 启动规定及要求 启动要求 机组禁止启动条件 机组主要检测仪表 机组启动状态划分 启动前联锁、保护传动试验 启动前检查准备5.3.1 5.3.2 5.4 5.4.1 5.4.2 5.4.3 5.4.4 5.4.5 5.4.6 5.4.7 5.4.8 5.4.9启动前准备 系统投入 机组冷态启动 炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗 锅炉点火前吹扫准备 锅炉点火前吹扫 锅炉点火 锅炉升温升压 汽轮机冲转前准备 汽机冲车、升速、暖机 并网前进行以下试验 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 5.5.1 5.5.2 5.5.3 5.5.4 5.5.5 5.5.6 5.5.7 5.6 5.6.1 5.6.2 5.6.3 5.6.4 6 6.1 6.1.1 6.1.2 机组并列后的检查和操作 机组并列后的检查 机组 30MW 负荷升至 180MW 负荷 180MW 负荷升至 300MW 负荷 300MW 负荷升至 450MW 负荷 450MW 负荷升至 600MW 负荷 机组升负荷过程中注意事项 机组冷态启动的其他注意事项 机组热态启动 热态启动参数选择 机组冲车条件 机组热态(温态)启动步骤 机组热态(温态)启动注意事项 机组正常运行及维护 机组正常运行参数限额 锅炉运行的报警值和跳闸值 汽机报警及停机值6.1.3 6.2 6.2.1 6.2.2 6.2.3 6.3 6.3.1 6.3.2 6.3.3 6.3.4 6.3.5 6.3.6 6.3.7 6.3.8 6.3.9 6.4 6.5 6.5.1 6.5.2 6.5.3 6.5.4 6.5.5 7 7.1 7.1.1 7.2 7.2.1 7.2.2 7.2.3 7.2.4 7.2.5 7.2.6 7.3 7.3.1 7.3.2发电机系统运行限额 机组负荷调整 机组运行方式说明 机组正常运行的负荷调整 AGC 方式下的负荷调整 运行参数的监视与调整 机组给水的监视与调整 主、再热蒸汽温度的监视与调整 锅炉燃烧调整 二次风的调整 炉膛压力的调整 汽压调整 发电机系统主要参数的监视与调整 发电机氢气系统监视与调整 电机冷却系统的监视与调整 定期工作及试验 非设计工况运行 机前压力 主再热蒸汽温度 符合下列条件，高加退出运行可带 100%负荷运行 同时切除高加，一段抽汽压力超限最高带负荷 570MW 低加解列的规定 机组停止运行 机组停运前的准备 机组停运前的准备 机组正常停运 确认机组运行方式 机组减负荷至 240MW 机组减负荷至 30MW 停机 停炉 汽机惰走 滑参数停机 滑停过程中有关参数控制 机组负荷由 600MW 减至 450MW7.3.3 7.3.4 7.3.5 7.3.6 7.3.7 7.3.8 7.4 7.4.1 7.4.2 7.4.3 7.4.4 8 8.1 8.1.1 8.1.2 8.1.3 8.1.4 8.2 8.2.1 8.2.2 8.3 8.3.1 9 9.1 9.1.1 9.1.2 9.1.3 9.2 9.2.1 9.2.2 9.2.3 9.2.4 9.3 9.3.1 9.3.2机组负荷由 450MW 减至 300MW 机组负荷由 300MW 减至 180MW 机组负荷由 180MW 减至 60MW 机组负荷由 60MW 减至 18MW 解列停列(同正常停机操作) 滑参数停机的注意事项 机组停运锅炉抢修 降温降压 解列停机 停炉后的自然冷却 停炉后的快速冷却 机组停运后的保养 锅炉停运后的保养 锅炉停运后的保养方法 热炉放水法 锅炉湿法保养 锅炉充氮气干式保养 汽机停运后的保养 汽机停机不超过一周的保养 汽机停机超过一周的保养 发电机停运后的保养 发电机停运后的保养方法 事故处理 事故处理的原则 事故处理的导则 机组紧急停机的条件及处理 机组申请停机的条件 机组综合性故障 机组甩负荷处理 50%RB 厂用电中断 厂用电部分中断 锅炉异常处理 水冷壁、省煤器、过热器、再热器管损坏 空预器、尾部烟道着火9.3.3 9.3.4 9.3.5 9.3.6 9.3.7 9.4 9.4.1 9.4.2 9.4.3 9.4.4 9.4.5 9.4.6 9.4.7 9.4.8 9.4.9 9.5 9.5.1 9.5.2 9.5.3 9.5.4 9.5.5 9.5.6 9.5.7 9.5.8 9.5.9炉前油系统故障处理 主蒸汽温度异常 再热蒸汽温度异常 锅炉给水流量低 锅炉汽水分离器出口温度高 汽机异常运行及常规事故处理 汽轮机水冲击 汽轮发电机组振动异常 汽轮机轴向位移增大 凝汽器真空降低 周波不正常 润滑油系统异常 抗燃油系统故障 油系统着火 DEH 异常 发电机异常及事故处理 发电机异常的处理原则 发电机运行参数异常 发电机异常运行 发电机漏氢 发电机非同期并列 发电机变为同步电动机运行 发变组保护动作跳闸 发电机非全相运行 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（Mitsui Babcock 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。 型号为 HG- －YM4。1.1.2锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧， 前后墙各布置 3 层三井巴布科克公司生产的低 NOX 轴 向旋流燃烧器（LNASB） ，每层各有 5 只，共 30 只。在最上层煤粉燃烧器上方，前后墙 各布置 1 层燃烬风口，每层布置 5 只，共 10 只燃烬风口。每只燃烧器配有一只油枪，用 于点火和助燃。1.1.3 1.1.4锅炉设计煤种为神府东胜烟煤，校核煤种为山西晋北烟煤。点火及助燃油为 0 号轻柴油。 锅炉炉膛水冷壁采用焊接膜式壁，断面尺寸为 22187mm× 15632mm（宽× 。下部水冷 深） 壁及灰斗采用螺旋管圈，上部水冷壁为垂直管屏。1.1.5 1.1.6 1.1.7锅炉启动系统为带炉水循环泵的启动系统，汽水分离器为内置式。 锅炉省煤器为单级非沸腾式，分前后两部分布置于尾部烟道的下部。 锅炉过热器由顶棚过热器、包墙过热器、一级过热器、屏式过热器和末级过热器组成。 顶棚过热器布置于炉顶，包墙过热器布置于尾部烟道顶部、尾部烟道前后墙、两侧墙及 中间隔墙，一级过热器布置于尾部双烟道的后部烟道中，屏式过热器布置于炉膛上部， 末级过热器布置于折焰角上方的水平烟道中。屏式过热器前后各布置一、二级喷水减温 器，每级均为 2 只。1.1.8锅炉再热器由低温再热器和高温再热器两部分组成。低温再热器布置于尾部双烟道的前 部烟道中，高温再热器布置于水平烟道中。低温再热器入口配 2 只事故喷水减温器。1.1.9主蒸汽温度由煤水比及喷水减温器调节。再热蒸汽温度正常由尾部烟气挡板调节，紧急 情况由喷水减温器调节。1.1.10制粉系统为 HP1003 型中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统。 磨煤机为 6 台， B-MCR 工况时 6 台全部投运，无备用。每台磨煤机供布置于前或后墙同一层的 5 只 LNASB 燃 烧器。煤粉细度 R90=25%。系统配有 2 台动叶调节轴流式一次风机，2 台离心式密封风 机。1.1.11锅炉风烟系统配有 2 台动叶调节轴流式送风机，2 台静叶调节轴流式引风机，2 台三分仓 回转式空气预热器。1.1.12锅炉配置了 2 台双室 5 电场静电除尘器 （效率≥99.84）一套石灰石-石膏湿法脱硫装置 ， （脱 硫率≥90%） 。1.1.13锅炉布置有 98 只炉膛吹灰器、56 只长伸缩式吹灰器、8 只半伸缩式吹灰器，每台空气预 热器也配有 2 只伸缩式吹灰器，吹灰器由程序控制。炉膛出口两侧各装设一只烟气温度 探针，双侧设置炉膛监视闭路电视系统的摄像头用于监视炉膛燃烧状况。1.1.14锅炉排渣系统采用刮板式捞渣机。1.21.2.1汽机设备概述汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排 汽、反动凝汽式汽轮机，型号是 CLN600-24.2/566/566-I。采用数字式电液调节（DEH） 系统。机组能在冷态、温态、热态和极热态等不同工况下启动，并可采用定压和定-滑定压运行方式中的任一种运行。定-滑-定压运行时，滑压运行的范围是 30-90%BMCR。1.2.2汽机通流采用冲动式与反动式联合设计。 新蒸汽从下部进入置于该机两侧两个固定支承的 高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过 4 根高压导汽管进入高压汽轮机， 高压进汽管位于上半两根、下半两根。进入高压汽轮机的蒸汽通过一个冲动式调节级和 9 个反动式高压级后，由外缸下部两侧排出进入再热器。1.2.3再热后的蒸汽从机组两侧的两个再热主汽调节联合阀，由每侧各两个中压调节阀流出，经 过四根中压导汽管由中部进入中压汽轮机中压进汽管位于上半两根、下半两根。进入中压 汽轮机的蒸汽经过 6 级反动式中压级后，从中压缸上部排汽口排出，经中低压连通管，分 别进入 1 号、2 号低压缸中部。1.2.4两个低压缸均为双分流结构，蒸汽从通流部分的中部流入，经过正反向 7 级反动级后，流 向每端的排汽口，然后蒸汽向下流入安装在每一个低压缸下部的凝汽器。1.2.5汽缸下部留有抽汽口，抽汽用于给水加热，本机设有 8 段非调整抽汽向由三台高压加热器 、除氧器、四台低压加热器组成的回热系统及小汽机等供汽。1.2.6本体结构特点：1.2.6.1 高中压缸：a) 由合金钢铸造的高中压外缸通过水平中分面形成了上下两半。 内缸同样为合金钢铸件并通 过水平中分面形成了上下两半。内缸支撑在外缸水平中分面处，并由上部和下部的定位销 导向，使汽缸保持与汽轮机轴线的正确位置，使汽缸自由收缩和膨胀。 b) 高压汽轮机的喷嘴室也由合金钢铸成，并通过水平中分面形成了上下两半。它采用中心线 定位，支撑在内缸中分面处。喷嘴室的轴向位置由上下半的凹槽与内缸上下半的凸台配合 定位。上下两半内缸上均有滑键，决定喷嘴室的横向位置。主蒸汽进汽管与喷嘴室之间通 过弹性密封环滑动连接，这样可把温度引起的变形降到最低限度。 c) 汽轮机高压隔板套和高中压进汽平衡环支撑在内缸的水平中分面上， 并由内缸上下半的定 位销导向。汽轮机中压 1 号隔板套p中压 2 号隔板套和低压排汽平衡环支撑在外缸上，支 撑方式和内缸的支撑方式一样。 1.2.6.2 低压缸: a) 本机组具有两个低压缸。低压外缸全部由钢板焊接而成，为了减少温度梯度设计成 3 层 缸。由外缸、1 号内缸、2 号内缸组成，减少了整个缸的绝对膨胀量。 ，汽缸上下半各由 3 部分组成：调端排汽部分、电端排汽部分和中部。各部分之间通过垂直法兰面由螺栓作 永久性连接而成为一个整体，可以整体起吊。 b) 低压缸调速器端的第 1、2 级隔板安装在隔板套内。此隔板套支撑在 1 号内缸上，第 3、 4、5 级隔板安装在 1 号内缸内，第 6、7 级隔板安装在 2 号内缸内，内缸支撑在外缸上， 并略低于水平中分面。 c) 低压缸发电机端的第 1-4 级隔板安装在隔板套内，此隔板套支撑在 1 号内缸上，第 5 级隔 板安装在 1 号内缸内，第 6、7 级隔板安装在 2 号内缸内，内缸支撑在外缸上，并略低于 水平中分面。 d) 排汽缸内设计有良好的排汽通道，由钢板压制而成。低压排汽口与凝汽器弹性连接。低压 缸四周有框架式撑脚，撑脚座落在基架上承担全部低压缸重量。在一号低压缸撑脚四边通 过键槽与预埋在基础内的锚固板配合形成膨胀的绝对死点。在蒸汽入口处，1 号内缸、2 号内缸通过 1 个环形膨胀节相连接，1 号内缸通过 1 个承接管与连通管连接。内缸通过 4 个搭子支承在外缸下半中分面上，1 号内缸、2 号内缸和外缸在汽缸中部下半通过 1 个直 销定位，以保证三层缸同心。为了减少流动损失，在进排汽处均设计有导流环。每个低压 缸两端的汽缸盖上装有两个大气阀，其用途是当低压缸的内压超过其最大设计安全压力时 ，自动进行危急排汽。大气阀的动作压力为 0.034―0.048Mpa(表压)。低压缸排汽区设有 喷水装置，排汽缸温度升高时按要求自动投入，降低低压缸温度，保护末级叶片。 1.2.6.3 a) 转子: 高中压转子是无中心孔合金钢整锻转子。 带有主油泵叶轮及超速跳闸装置的轴通过法兰 螺栓刚性地与高中压转子在调端连接在一起,主油泵叶轮轴上还带有推力盘。 b) c) 低压转子也是无中心孔合金钢整锻转子。 高中压转子和 1 号低压转子之间装有刚性的法兰联轴器。1 号低压转子和 2 号低压转子通过中间轴刚性联接、2 号低压转子和发电机转子通过联轴器刚性联接。 d) 1.2.6.4 转子系统由安装在前轴承箱内的推力轴承定位，并有 8 个支撑轴承支撑。 静叶片：a ) 调节级采用子午面收缩静叶栅，降低静叶栅通道前段的负荷，减少叶栅的二次流损失。 高中压静叶片全部为弯曲叶片，每只静叶自带菱型头形内外环，整圈组焊后在中分面处 割开，成为上下半结构。 b) 低压第一级为弯曲静叶，第 2-4 级为扭曲静叶，第 5、6、7 级为弯曲静叶。低压前 5 级 隔板导叶为自带菱型叶冠焊接结构，末二级隔板为单只静叶焊接在内外环上的焊接结构 。 1.2.6.5 动叶片: a) 调节级动叶片采用电脉冲加工成三只为一组并带有整体围带和三叉叶根的三联叶片。 高、中压动叶全部为弯曲自带冠叶片，枞树型叶根， b) 低压 1-7 级为变截面扭曲动叶片，均为自带围带，枞树型叶根结构。 1.2.7 1.2.7.1 滑销系统: 机组膨胀的绝对死点在 1 号低压缸的中心，由预埋在基础中的两块横向定位键和两块轴 向定位键限制低压缸的中心移动，形成机组绝对死点； 1.2.7.2 高中压缸由四只“猫爪”支托， “猫爪”搭在轴承箱上， “猫爪”与轴承箱之间通过键配合 ， “猫爪”在键上可以自由滑动； 1.2.7.3 高中压缸与轴承箱之间、低压 1 号与 2 号缸之间在水平中分面以下都用定位中心梁连接 。汽轮机膨胀时，1 号低压缸中心保持不变，它的后部通过定中心粱推动 2 号低压缸沿 机组轴向向发电机端膨胀。1 号低压缸的前部通过定位中心梁推着中轴承箱、高中压缸 、前轴承箱沿机组轴向向调速器端膨胀。轴承箱受基架上导向键的限制，可沿轴向自由 滑动，但不能横向移动。箱侧面的压板限制了轴承箱产生的任何倾斜或抬高的倾向。 1.2.7.4 转子之间都是采用法兰式刚性联轴器联接，形成轴系。轴系轴向位置是靠机组高压转子前 端的推力盘来定位的。推力盘包围在推力轴承中，由此构成了机组动静之间的死点。当 机组静子部件在膨胀与收缩时，推力轴承所在的前轴承箱也相应地轴向移动，因而推力 轴承或者说轴系的定位点也随之移动，因此，称机组动静之间的死点为机组的“相对死 点” 。 1.2.8 1.2.8.1 盘车装置: 盘车装置由壳体、蜗轮蜗杆、链条、链轮、减速齿轮、电动机、润滑油管路、护罩、气 动啮合装置等组成的低速盘车装置，安装在汽轮机 6 号轴承座 7 号轴承座之间。驱动电 动机型号为 Y-200-6 型，功率 45Kw，980r/min，经减速后， 盘车转速为 3.35r/min。既 可远方操作，也可就地手动盘车。 1.2.8.2 在汽轮机升速超过盘车转速并具有足以使盘车设备脱开的转速时，啮合小齿轮将自动脱 开。此时零转速指示器的压力开关将关闭，并提供气动啮合缸活塞下的压缩空气，把操纵杆推向完全脱离啮合的位置。此时，弹簧座上的限位开关被拨到切断盘车电动机电源 的位置。 1.2.8.3 在汽轮机停机时, 将控制开关转到盘车装置的自动位置, 当转子转速降到 600r/min 时， 自动程序电路将起作用，从而对盘车设备提供充足的润滑油.，并使顶轴装置投入运行。 当转子停转时， “零转速指示器”中压力开关将闭合,接通供气阀电源并向气动啮合缸提 供压缩空气。拨动弹簧座上的限位开关,使得盘车电动机启动. 1.2.9 轴承:1.2.9.1 高中压缸和低压缸共六个支持轴承， 该轴承由孔径镗到一定公差的四块浇有轴承合金钢制 瓦组成，具有径向调整和润滑功能。推力轴承安装在前轴承箱内。1―2 号轴瓦为四瓦块 可倾瓦，3---6 号瓦为四瓦块短园瓦。 1.2.9.2 发电机两个轴承采用端盖式轴承，即端盖上设有轴承座，由端盖支撑轴承载荷。轴承采用 下半两块可倾式轴瓦。能自调心，稳定性强，抗油膜扰动能力强。为防止轴电流造成危害 ，在进油管与外部管道之间加设了绝缘。 1.2.10 汽封:1.2.10.1 高中低压汽封为迷宫式汽封，高压缸的各汽封约在 10％负荷时变成自密封，中压缸的各 汽封约在 25％负荷时变成自密封，此时，蒸汽排到汽封系统的联箱，再从联箱流向低压 汽封。大约在 75%负荷下系统达到自密封。如有任何多余蒸汽，会通过溢流阀流往凝汽器 。 1.2.11 DEH 包括以下功能：DEH 具有“自动” （ATC）“操作员自动”“手动”三种运行方式； 、 、 汽机的自动升速、同步和带负荷；负荷控制,显示、报警和打印；阀门试验及阀门管理； 热应力计算和控制功能；当 CCS 投入时，DEH 系统满足锅炉跟踪、汽机跟踪、机炉协调 、定压变压运行、快速减负荷（RUNBACK） 、手动等运行方式的要求；DEH 具有 OPC 超 速保护功能，并可通过 DEH 操作员站完成汽机超速试验；该系统具有检查输入信号的功 能，一旦出现故障时，给出报警，但仍能维持机组安全。该装置具有内部自诊断和偏差检 测装置，当该系统发生故障时，能切换到手动控制，并发出报警；DEH 有冗余设置和容 错功能，手动、自动切换功能，功率反馈回路和转速反馈回路的投入与切除功能；DEH 具有最大、最小和负荷变化率限值的功能；DEH 与 CCS 系统有完善、可靠的接口；DEH 所有输出模拟量信号均为 4～20mA。并负责提供两线制变送器电源；DEH 留有与分散控 制系统 DCS（CCS、SCS、FSSS、DAS） 、旁路控制（BPC） 、汽轮机监测保护（TSI） 、汽 机事故跳闸（ETS） 、电网 ADS 及其它设备的接口。 1.2.12 润滑油系统：1.2.12.1 汽机润滑油系统由主油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、氢密封油泵、顶轴盘车装置、 冷油器、排烟系统、主油箱、射油器、油净化装置等组成，润滑油系统供回油管采用套装 管路。 1.2.12.2 汽机主轴驱动的主油泵是蜗壳式离心泵，正常运行时，主油泵出口油管向#1、#2 射油器、机械超速脱扣和手动脱扣总管、高压密封备用油管供油。#1 射油器出口向主油泵入口及 低压密封备用油管供油。#2 射油器出口向润滑油系统供油。在机组启、停时由交流润滑 油泵经冷油器向润滑油系统供油。1．3 发电机设备概述1.3.1 发电机为哈尔滨电机有限责任公司制造的 QFSN-600-2YHG 同步交流发电机，冷却方式为 水氢氢，即定子绕组水内冷，定子铁芯及端部结构件氢气表面冷却，转子绕组气隙取气氢 内冷冷却方式。 1.3.2 发电机的结构形式为封闭密封式。定子铁芯由高导磁、低损耗的无取向冷轧硅钢板冲制并 经绝缘处理的扇形片迭装而成。发电机定子绕组为三相、双层、短距绕组，绕组接线为双 星形；定子线棒绝缘为 F 级；定子绕组出线端子数为 6 个。 1.3.3 发电机转子由高强度导磁的特殊材料整锻而成，转子绕组用高强度精拉含银铜排制造，转 子线圈绝缘为 F 级。 1.3.4 发电机出口电压为20KV；发电机、变压器采用单元接线方式，无出口断路器，发电机经变压器升压后通 过架空线接入220KV 升压站，发电机的效率为 98.99%,机组的额定输出功率为 600MW，最大 连续输出功率为654WM。 1.3.5 发电机励磁型式为自并励静止励磁系统。本系统主要由机端励磁变压器、可控硅整流装置 、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置、启励装置必要的监测、保护、报警辅助装置 等组成。静态励磁控制系统采用 GE 公司微机型自动电压调节装置。 1.3.6 潮电一、二号机组主变分别与两台发电机组成单元接线接入 220KV 变电站。每台发电机出 口接一台分裂绕组高厂变和一台双绕组高厂变，带 6KV 厂用三段母线负荷。一、二号机 设两台高压启备变，作为两台机组 6KV 厂用段的备用电源。主变由常州东芝变压器有限 公司生产，分裂绕组高厂变由常州变压器厂生产，双绕组高厂变由新疆特变公司生产，高 压启备变由广东中山 ABB 变压器有限公司生产。 1.3.7 主变采用型号为 SFP- 的三相双绕组变压器，额定电流 A，冷却方式 为强迫油循环风冷。采用无载调压。 1.3.8 三相分裂绕组高厂变型号为 SFF9-/31.5―31.5MVA，冷却方式为自然油循环风 冷， 采用无载调压。 额定电流 A-2887A。 三相双绕组高厂变型号为 SF10-31500/20 ， 冷 却 方 式 为 自然 油 循环 风 冷 ， 采 用 无载 调 压。 启 备 变 采 用 型号 SFFZ10-/33-33MVA 三相分裂绕组变压器，冷却方式为自然油循环风冷，采用有载调压。22.12.1.1机组设备规范锅炉设备规范及燃料特性锅炉设备规范: 设计参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 锅炉 生产厂家 过热蒸汽流量 过热蒸汽压力 过热蒸汽温度 再热蒸汽流量 再热蒸汽进口压力 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽出口温度 省煤器出口水温 给水温度 省煤器进口压力 过热器减温水温度 减温水压力 一级减温水量 二级减温水量 锅炉效率（按低位发 热值） 燃煤量 炉膛出口温度 排烟温度 t/h MPa ℃ t/h MPa MPa ℃ ℃ ℃ ℃ Pa ℃ Pa t/h t/h ％ t/h ℃ ℃ 名称 单位 BMCR（660MW） HG--YM4 哈尔滨锅炉有限责任公司
4.46 320 569 320.6 283.9 28.87 283.9 28.87 57 57 93.96 235.97 8 25.28 571
4.23 315.2 569 317.7 280.5 28.47 280.5 28.47 54 54 94.05 226.3 985 117 BRL（600MW）设计参数 序号 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 名称 炉膛过量空气系数 炉膛容积热负荷 炉膛截面积热负荷 煤粉细度（R90） 空预器出口一次风流量 空预器出口二次风流量 一次风温 二次风温 一次风率 二次风率 空预器漏风率 kW/m MW/m ％ t/h t/h ℃ ℃ ％ ％ ％3单位 BMCR（660MW） 1.19 82.98 4.30 22 347.3 .2 314.5 19.6 80.4 4.24 BRL（600MW） 1.19 79.6 4.13 22 339.3 .8 309.6 20 80 4.4222.1.7 序号炉受热面有关技术规范: 名 称 项 目 设计数据 H 型双肋片省煤器 φ 44.5×6mm 25mm 3mm×90mm×195mm SA-210C 膜式 436 根 17.893° 1.58 逆时针 φ 38×6.5mm 53mm 15CrMoG 膜式 1312 根 480℃ 375℃ 备注型式 管径 1 省煤器 肋片间距 肋片尺寸 材质 型式 数量 螺旋倾角 螺旋管圈 水 2 冷 壁 节距 材质 垂直管屏 水冷壁 型式 数量 水冷壁 旋转圈数 旋转方向 外径×壁厚序号名称项目设计数据 φ 31.8×5.5mm 57.5mm 15CrMoG 膜式 385 根 φ 44.5×6.3mm 57.5mm 15CrMoG 膜式 92 根 φ 44.5×6.3mm 115mm 15CrMoG φ 610×65mm 8.36 m 4个 WB36 φ 610×65mm 10 m 1个 WB36 膜式 193 根 φ 63.5×9mm 115mm/153.3mm/76.7mm备注外径×壁厚 节距 材质 型式 数量 折焰角 外径×壁厚 节距 材质 型式 数量 水平烟道 外径×壁厚 侧墙 节距 材质 外径×壁厚 3 分离器 数量 材质 外径×壁厚 高度 4 贮水箱 数量 材质 型式 数量 外径×壁厚 5 顶棚管 节距 高度500℃480℃450℃440℃440℃上炉膛/上水 平烟道材质 包 6 墙 过 前墙上部 外径×壁厚 横向节距 数量15CrMoG 193 根 φ 57×8.1mm 230mm490℃序号 热 器名称项目设计数据 85mm 15CrMoG 膜式 193 根 φ 57×8.1mm 115mm 15CrMoG 膜式 192 根 φ 44.5×6.3mm 115mm 15CrMoG 膜式 2×113 根 φ 63.5×9mm 115mm 15CrMoG 根 φ 63.5×9mm 230mm 90mm 15CrMoG 膜式 根 φ 63.5×9mm 115mm 15CrMoG 蛇形管 φ 51×8.7mm 12Cr1MoVG备注纵向节距 材质 型式 数量 前墙下部 外径×壁厚 节距 材质 型式 数量 后墙 外径×壁厚 节距 材质 型式 数量 外径×壁厚 侧墙 节距 材质 数量 外径×壁厚 中隔墙上490℃490℃490℃490℃包 部 墙 过 热 器 中隔墙下 部横向节距 纵向节距 材质 型式 数量 外径×壁厚 节距 材质490℃490℃水 7 平 低上部水平 低温过热 器型式 管径 材质502℃序号 温 过 热 器名称项目设计数据 230mm 71.1mm 95 片 蛇形管 φ 57×8mm 15CrMoG 115mm 79mm 190 片 蛇形管 φ 57×8mm 15CrMoG 115mm 79mm 190 片 φ 51×8.7mm 12Cr1MoVG 230mm 75mm 760 根 屏式 φ 38×5.6mm（入口段）备注横向节距 纵向节距 片数 型式 中部水平 低温过热 器 管径 材质 横向节距 纵向节距 片数 型式 管径 下部水平 材质 低温过热 横向节距 器 纵向节距 片数 管径 材质 立式低温每片 8 根490℃每片 4 根470℃每片 4 根512℃8 过热器横向节距 纵向节距 根数 型式管径φ 38×6.6mm（屏底及出口 段） SA213-T91(入口段、屏底及9屏式过热器 出口内 13 根) 材质 SA213 TP347H（屏底及出口595℃615℃ 外 15 根） 屏间节距 片数 690mm 30 片 每片 28 根序号名称项目设计数据 屏式 φ 44.5×7.5mm SA213-T91（入口段）备注型式 管径590℃10末级过热器材质SA213 TP347H（底部及出口 段） 620℃屏间节距 片数 型式690mm 30 片 屏式 φ 57×4.0mm（入口段） 每片 20 根管径φ 51×4.0mm（中间段及出 口段）11高温再热器 材质12Cr1MoVG（入口段） SA-213T91（中间段） SA-213 TP347H（出口段） 屏间节距 片数 型式 片数 横向节距 材质 230mm 95 片 蛇形管 190 片 115mm SA-210C（下中部管组）560℃ 620℃ 620℃每片 10 根每片 5 根395℃/445℃ 500℃水平 低 温 12 再 型式 热 器 立式 低温再热器 片数 横向节距 纵向节距 管径 材质 燃烧设备 低温再热器 管径15CrMoG（上部管组） φ 63.5×4 mm 下中部管组） （ φ 57×4 mm（上部管组） 屏式 95 片 230mm 79mm φ 57×4mm 15CrMoG每片 10 根530℃2.1.8序号项 炉膛容积 宽度目 17977m3设计数据22.187m 15.632m 19.346m 55° 伸缩式、简单机械雾化 5×6 层/只 前后墙对冲 1.3t/h 2.94MPa 10―50℃ 0#轻柴油 机械雾化 轴向旋流 LNASB 3×5 层/只 前后墙对冲1炉膛深度 上排煤粉喷嘴中心至屏底高度 冷灰斗角度 型式 数量 布置方式 单只枪出力2油枪 燃油压力 燃油温度 油品 油枪雾化方式 型式 型号3煤粉燃烧器 数量 布置方式2.22.2.1汽机设备规范:主机设备规范: 项 目 单位 设 计 数 据型号 型式 额定功率 最大计算功率 额定转数 盘车转速 转向 MW MW r/min r/minCLN600-24.2/566/566 超临界、一次中间再热、三缸四排汽、 单轴、双背压、凝汽式 600 662.2
从汽轮机向发电机方向看为顺时针方向总级数 44 级 通流级数 级 高压缸：１调节级＋9 压力级 中压缸：6 压力级 低压缸：7×2×2 压力级 未级动片长度 mm 1000 设计值: 高、中压转子: 轴系临界转速 r/min 1639低压#１转子: 1532 低压#２转子: 1561 发电机转子（一阶/二阶）: 813/2201给水回热系统 控制方式 高中压转子脆性转变温 度（FATT） 低压转子脆性转变温度 (FATT) 制造厂家 投运日期 ℃3 高加+1 除氧+4 低加 采用高压抗燃油数字电液调节系统 DEH 121℃-40 哈尔滨汽轮机厂 2006 年 5 月2.2.2 ? ? ? ? 工况 项目主要设计参数：铭牌工况（TRL） 最大连续功率工况（T―MCR） 调节门全开工况（VWO） 热耗率验收工况（THA） TRL 工况 T-MCR 工况 VWO 工况 THA 工况 75%THA 定/滑 450 450 ．2 24.2 24.2 24.2 24.2 18.9 12.3 9.66 8.34 50%TH A 定/滑 300 300 .2 40%TH A 定/滑 240 240 .2 24.2 24.2 %TH A 定/滑 高加 全停 工况 600 厂用汽 工 况功率 MW 热耗率 kJ/kWh 主蒸汽 压力 MPa(a)600638662600600793175787595756078177962工况 项目 再热蒸 汽压力 MPa(a) 主蒸汽 温度℃ 再热蒸 汽温度 ℃ 主蒸汽 流量 t/h 再热蒸 汽流量 t/hTRL 工况T-MCR 工况VWO 工况THA 工况75%THA 定/滑 2.8250%TH A 定/滑 1.93 1.93 566 566 555 555 816 809 719 71740%TH A 定/滑 1.5930%TH A 定/滑高加 全停 工况厂用汽 工 况4.114.134.333.84 2.83 566 1.59 566 1.224.033.75566566566566 566 566 566 543 558566566566566566566 566
53056656618081808190047 659 591 50214717881523153016040 45214821397高压缸 排汽压 力 MPa(a) 低压缸 排汽压 力 kPa(a) 低压缸 排汽流 量 t/h 补给水 率% 末级高 3 0 0 0 86 986 11.8 5.8 5.8 5.8 4.57 4.59 4.81 4.273.132.151.77 4.48 4.173.15 5.82.14 5.81.76 5.81.35 5.8 5.85.85.85.85.8763 768 0 0 255.6552 551 0 0 233.5464
0 222.7 0 364 0 5.22 930280.0280.1283.4275.1189276.8工况 项目 加出口 给水温 度℃ 2.2.3TRL 工况T-MCR 工况VWO 工况THA 工况75%THA 定/滑 256.050%TH A 定/滑 233.340%TH A 定/滑 222.530%TH A 定/滑 208.9高加 全停 工况厂用汽 工 况各级抽汽参数： 汽轮机额定负荷（THA 工况）时各级抽汽参数 抽汽级数 第一级（至 1 号高加） 第二级（至 2 号高加） 第三级（至 3 号高加） 第四级（至除氧器） 流量 t/h 94.66 125.55 67.47 78.37 83.75 83.73 41.43 48.04 43.53 压力 MPa(a) 6.03 4.14 2.14 1.002 1.055 0.41 0.123 0.5 温度 ℃ 355.2 309.4 474.3 368.1 368.1 253.2 130.6 86 62.6 允许的最大抽汽量 t/h 112.88 152.93 80.11 102.35 101.41 97.22 47.46 53.28 48.72第四级（至小汽轮机/厂用汽） 第五级（至 5 号低加） 第六级（至 6 号低加） 第七级（至 7 号低加） 第八级（至 8 号低加）汽轮机 VWO 工况下各级抽汽参数 抽汽级数 第一级（至 1 号高加） 第二级（至 2 号高加） 第三级（至 3 号高加） 第四级（至除氧器） 第四级（至小汽轮机/厂用汽） 第五级（至 5 号低加） 第六级（至 6 号低加） 第七级（至 7 号低加） 第八级（至 8 号低加） 流量 t/h 113.92 147.24 77.57 91.38 107.24 96.58 47.69 55.26 53.91 6.845 4.67 2.42 1.122 1.18 0.456 0.137 0.067 0.025 压力 MPa(a) 温度 ℃ 370.8 323 474.7 368.6 368.6 254.2 132.5 88.7 64.92.32.3.1发电机及励磁设备规范发电机规范 表1 发电机技术数据表 单位 设计值 试验值 保证值 备注序号 1名称规格型号 发电机型号 额定容量 S N MVA QFSN-600-2YHG666.667 扣除静态额定功率 PNMW600600600励磁消耗 的功率最大连续输出功率 P max 对应汽机 VWO 工况下发电MW654 或与汽机匹配654℃ 机冷却器进水温度 额定功率因数 cos?N 定子额定电压 U N 定子额定电流 I N 额定频率 f N 额定转速 nN kV A Hz r/min33 0.9（滞后） 20 0序号名称单位 V A设计值 421.8 4128 2Y 水、氢、氢 机端变静止试验值保证值备注额定励磁电压 U fN 额定励磁 I fN (计算值） 定子绕组接线方式 冷却方式 励磁方式励磁2.3.3发电机励磁参数 1、基本参数 发电机型号 额定功率 PN 额定电压 UN 功率因数 COSΦ N 转子绕组电阻 Rf 空载励磁电流 If0 空载励磁电压 U f0 额定励磁电流 Ifn 额定励磁电压 Ufn 激磁绕组时间常数 Td o 2、励磁变压器参数 型 容 式 量 三相干式 6300kVA 20kV 880V 110％ 50Hz Y,d-11 6％ 户内 自然风冷’QFSN-600-2YHG 600MW 20kV 0.9（滞后） 0.098? V V 8.27s初级线电压 满载二次线电压 短时过载能力 频率 线组别 阻抗 安装环境 冷却方式防护等级 冲击耐压水平 频耐压 3、励磁功率柜参数 整流方式 整流柜数量 并联支路数/整流桥数 冷却方式 额定电压 顶值电压 可控硅阻断电压 噪 音IP23 125kV 50kV三相全控桥 3个 3/3 强迫风冷 500V―DC 843.6V―DC 4300V &65db4、磁场开关基本参数 额定电流 额定电压 开断电压 最大开断电流 5、氢气系统技术数据 最大连续功率时压力 额定压力 发电机机座内氢气纯度 额定 最小 发电机补氢纯度 发电机补氢湿度（露点） 98% 95% &99 % -50℃ 0.4 MPa(g) 0.4±0.02 MPa(g) V 1900V DC 100kA2.3.4密封油系统技术数据 型式 密封油量 空侧 氢侧 泵的数量和功率 交流电动机 直流电动机 空侧 1 台/ 22 kW 氢侧 1 台/ 5.5 kW 空侧 1 台/ 22 kW 氢侧 1 台/ 5.5 kW 2×110 L/min 25.5 L/min 集装式泵容量 交流电动机带动 直流电动机带动 系统型式 密封油压大于氢压 双流环式密封油压 空侧密封油压 氢侧密封油压 2.3.5 定冷水系统 水质透明纯净，无机械混杂物，在水温为 20℃时： 电导率： pH 值： 硬度： 含氨量（NH3） 储水容量 冷却水总容量 泵组数量和功率 冷却器型式 发电机额定条件下冷却水流量 进水压力 水压降 发电机氢压与冷却水压的压差 定子绕组内冷却水入口温度 定子绕组冷却介质 2.3.5 发电机电流互感器的技术数据 型 号 型 式 LRB-.2 套管式 发电机出口处和中性点处 20kV *8 只 TPY/FPY/5P/0.2/TPY/FPY/0.2/0.2 LRB-25000/5A-TPY 0.5 ~ 1.5?S/cm（定子绕组独立水系统） 6.8 ~ 7.3 &2 ?mol/L 微量 1.8 m 3 m3 3空侧 40 m /h 氢侧 10.5 m /h 空侧 40 m /h 氢侧 10.5 m /h 双流环式 0.084 MPa3 3330.484 Mpa(g) 0.484 MPa(g)2 台/45 kW 管式 90±3 m /h30.25～0.35 MPa 0.35～0.25 MPa ≤0.05 MPa45 ~ 50 ℃ 化学除盐水安装位置 额定电压 电流比 数量 精度等级 2.3.5发电机电压互感器的技术数据2.3.5.1 型式：JDZJ-20（全绝缘） 6 只两组 GU002 0.5/3P/6PGU003 额定电压：20kV 最高工作电压：24kV 变比： 203P/3P/6PAVR3 ： 0.13 ： 0.1 3 ：0 0.1 3 kV额定容量： 100VA 额定短时工频耐受电压(有效值) 额定雷电冲击耐受电压(峰值) 70kV 150kV2.3.5.2 型式：JDZJ-20（全绝缘作半绝缘用）3 只 GU001 计量、AVR额定电压：20kV 最高工作电压：24Kv 变比： 203 ： 0.13 ： 0.1 3 ： 0.1 3 kV120 VA 70kV 150kV额定容量： 0.2 级额定短时工频耐受电压(有效值) 额定雷电冲击耐受电压(峰值)2.3.5.3 发电机电压互感器用熔断器的技术数据 型式： RN2-20额定电压： 20kV 额定电流： 0.5A 断流容量: 5000MVA 熔断特性：熔断器 I-t 特性应与发电机定子接地保护特性相配合,以保证在电压互感器回路 发生接地短路时，熔断器先熔断。 2.3.6 发电机避雷器的技术数据 型式： 额定电压： 持续运行电压： Y5W1-25/53.4 25kV 20kV1mA 直流参考电压≥35.4kV 陡波冲击电流残压(峰值)≤59.8kV 雷电冲击电流残压(2.5KA,峰值)≤53.4kV 操作冲击电流残压(峰值) ≤42.8kV 2mS 方波通流容量 20 次，400A3、 机组主要控制系统3.1 炉膛安全监控系统（FSSS）主要功能:1) 点火前炉膛吹扫。 2) 油燃烧器管理。 3) 煤燃烧器管理。 4) 二次风挡板联锁控制。 5) 火焰监视。 6) 主燃料跳闸。 7) 跳闸原因记忆。第2章顺序控制系统（SCS）2.1.1 有关辅机的启停及其系统阀门的开关控制。 2.1.2 有关辅机及其系统的联锁保护。第3章3.1模拟量控制系统（MCS）模拟量控制系统主要功能: 3.1.1 控制锅炉的汽温、汽压及燃烧率。 3.1.2 改善机组的调节特性增加机组对负荷变化的适应能力。 3.1.3 主要辅机故障时进行 RUNBACK 处理。 3.1.4 机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷快速增减以及跟踪等处 理。 3.1.5 与 FSSS 配合，保证燃烧设备的安全运行。3.2机组协调控制系统运行方式 单元机组有五种控制方式：基本模式（BM） 、炉跟机方式（BF） 、机跟炉方式（TF） 、 机炉协调方式（CCS） 、自动发电控制（AGC） 。3.3.2.1基本模式（BM）a) 基本模式是一种比较低级的控制模式，其适用范围：机组启动及低负荷阶段；机组给水控 制手动或异常状态。 b) 控制策略：汽机主控和锅炉主控都在手动运行方式。在该方式下，单元机组的运行由操作 员手动操作，机组的目标负荷指令跟踪机组的实发功率，为投入更高级的控制模式做准备 。机组功率变化通过手动调整汽机调阀控制；主汽压力设定值接受机组滑压曲线设定，实 际主汽压力和设定值的偏差做为被调量，由燃料、给水以及旁路系统共同调节。在任何控 制模式下，只要给水主控从自动切换为手动，则机组的控制模式都将强制切换为基本模式 控制。 3.3.2.2 炉跟机方式（BF）a) 控制策略：锅炉主控自动，调节主汽压力；汽机主控调节机组功率，可以自动也可以手动 。主汽压力设定值接受滑压曲线设定，锅炉主控根据实际主汽压力和主汽压力设定值的偏 差进行调节。b) 当汽机主控在手动时，机组功率通过操作员手动调节或由 DEH 自动调功；可称之为 BF1 方式。适用范围：锅炉运行正常，汽机部分设备工作异常或机组负荷受到限制。 c) 当汽机主控在自动时，可称之为协调的炉跟机方式 BF2。此时锅炉主控和汽机主控同时接 受目标负荷的前馈信号，机组功率由汽机调节，目标负荷由操作员手动给定。适用范围： 锅炉汽机都运行正常，需要机组参与调峰运行。 3.3.2.3 机跟炉方式（TF）a) 控制策略：汽机主控自动，调节主汽压力；主汽压力接受机组滑压曲线设定；锅炉主控调 节机组功率，可以自动也可以手动。 b) 当锅炉主控在手动，机组功率决定于锅炉所能提供的输出负荷，不接受任何负荷要求指令 ，可称之为 TF1 方式。适用范围：汽机运行正常，锅炉不具备投入自动的条件。 当锅炉主控在自动，可称之为协调的机跟炉方式 TF2。此时汽机主控和锅炉主控都接受目标负 荷的前馈信号，机组功率由锅炉调节，目标负荷由操作员手动给定。适用范围：汽机锅炉 都运行正常，带基本负荷；当锅炉运行不稳定或发生异常工况（如 RB）时。 3.3.2.4 机炉协调方式（CCS）a) 控制策略：机炉协调方式实际是机跟炉协调方式和炉跟机协调方式的合成，要求汽机主控 和锅炉主控都为自动。按照所依赖的控制方式不同，可分为两种控制策略。b) 以炉跟机为基础的机炉协调方式：在该方式下，锅炉主控调节主汽压力，主汽压力设定值 接受机组滑压曲线设定；汽机主控即调节机组功率又调节主汽压力，但其调功系数大于调 压系数，即调功为主、调压为辅。目标负荷为操作员手动给定，锅炉主控和汽机主控同时 接受目标负荷的前馈信号，可以参与电网一次调频。我厂机组采用这种机炉协调方式。优 点是能够快速响应负荷变化要求，缺点是锅炉调节波动较大，对锅炉的动态特性要求较高 。 c) 以机跟炉为基础的机炉协调方式：在该方式下，锅炉主控调节机组功率，目标负荷为操作 员手动给定；汽机主控即调节主汽压力又调节机组功率，但其调压系数大于调功系统，即 调压为主、调功为辅。锅炉主控和汽机主控同时接受目标负荷的前馈信号，可以参与一次 调频。优点是机组运行稳定，压力波动小，缺点是调峰能力稍弱。 d) 机组正常运行时应尽可能采用机炉协调控制方式。 3.3.2.5 自动发电控制（AGC）a) 控制策略：自动发电控制方式的控制策略和机组协调方式的控制策略唯一不同在于目标负 荷指令的来源。当在机炉协调控制方式下满足自动发电控制的条件时，可以采用自动发电 控制模式，此时机组的目标负荷指令由调度控制系统给定，操作员不能进行干预。为防止 在低负荷阶段产生危险工况，必须对自动发电控制的负荷低限作出限制。 b) 自动发电控制模式的投运和退出根据调度的命令执行。 3.3.3 子控制回路自动条件3.3.3.1 锅炉主控自动条件: a) b) 给水自动：至少一台给水泵在自动状态。 燃料自动：至少一台磨煤机在自动状态或燃油控制自动或混烧控制。c) 发变组出口断路器闭合。 d) 风量自动：所有二次风控制挡板自动，送风压力（风量）控制自动，炉膛压力控自动。3.3.3.2 汽机主控自动条件: a) b) c) 3.3.4 3.3.4.2 a) 控制指令无异常。 汽机初始负荷完成。 无汽机限制条件。 机组运行方式操作 基本方式（BM） 当满足下列条件时，机组处于基本运行方式： 1.高旁压力调节阀关闭。 2.汽机主控手动。 3.锅炉主控手动。 b) 基本方式的投入操作： 1.在机组控制画面将锅炉主控切为手动； 2.在机组控制画面将汽机主控切为手动； 3.在机组控制画面将 BM 块投入 4.在基本运行方式时，机组控制画面上基本方式 BM 显示块变红； c) 发生下列情况，机组自动退出基本运行方式： 1.高旁阀开启； 2.锅炉主控投入自动； 3.汽机主控投入自动。 3.3.4.3 锅炉跟随方式（BF）a) 满足下列条件，机组处于锅炉跟随运行方式： 1.高旁压力调节阀关闭。 2.汽机主控手动。 3.锅炉主控自动。 4.发变组出口断路器闭合。 5.机组无 RB 指令。 6.机组压力控制方式为初始压力。 b) 锅炉跟随方式的投入操作（在基本方式下，执行以下步骤） ： 1.在风烟系统画面上将引风机 A 或引风机 B 静叶投入自动。 2.在风烟系统画面上将送风机 A 或送风机 B 动叶投入自动。3.在风烟系统画面上将氧量主控投入自动。 4.将一台或以上磨煤机负荷投入自动。 5.将进油调节投自动或将燃料主控投自动。 6.将给水主控投自动。 7.将锅炉主控投自动。 C ) 发生下列情况，机组自动退出锅炉跟随运行方式： 1.锅炉主控切为手动。 2.汽机主控切为自动。 3.高旁阀开启。 4.发生 RB。 d) 以下任意一项条件满足锅炉主控切为手动： 1.设定值与被调量偏差大。 2.主蒸汽压力信号异常。 3.MFT 动作。 4.机组功率信号异常。 3.3.4.4 汽机跟随方式（TF）a) 满足下列条件，机组处于汽机跟随运行方式： 1.汽机主控自动。 2.锅炉主控手动或燃料主控手动或给水主控手动。 3.高旁阀关闭。 b) 汽机跟随方式投入操作： 1.基本方式下，在控制面板将调节器设定块投入自动。 2.在机组控制画面将汽机主控投入自动。 3.3.4.5 协调方式（CCS）a) 协调方式投入的条件： 1.炉膛压力控制自动。 2.二次风风压控制自动。 3.一次风风压控制自动。 4.氧量校正控制自动。 5.二次风挡板风量控制自动。 6.磨煤机一次风量控制自动。 7.给煤机转速控制自动。 8.给水主控自动。 9.煤水比控制自动。 b) 满足下列条件，机组工作在协调运行方式：1.发变组出口断路器闭合。 2.高旁关闭。 3.汽机主控自动。 4.锅炉主控自动。 5.机组无 RB 指令。 6.压力控制器处于初始压力控制。 c) 协调方式下，汽机主控或锅炉主控任一切手动，将退出协调运行方式。 d) 协调方式的投入操作： 1.在机组控制画面将锅炉主控和汽机主控均投入自动。 2.在机组控制画面将协调方式投退块投入自动。 3.3.4.6 单元机组负荷远方自动控制方式（AGC）a) AGC 投入的条件： 1.机组在协调运行方式。 2.机组实际负荷大于 300MW。 3.实际负荷与 ADS 指令偏差不大。 4.ADS 指令正常。 5.ADS 指令在 100～600MW 之间。 6.“AGC 调整信号投入”信号满足。 7.当机组在 CCS 方式运行时，若 AGC 系统正常可投用，在机组控制画面上选择 AGC 运行方式，目标负荷由电网遥控。 b) 发生下列任一情况，目标负荷自动退出 ADS 外部设定，跟踪实际负荷： 1.锅炉主控手动。 2.机组发生 RB。 3.锅炉跟随方式。 4.炉膛无火焰。 5.汽机手动或 DEH 限制条件有效。 6.ADS 负荷指令与实际负荷偏差大于设定值。 c) ADS 通道故障，目标负荷自动退出 ADS 外部设定，由运行人员手动设定。3.43.4.1数字电液调节系统(DEH)主要功能： 1. 2. 3. 4. 汽机转速控制 自动同期控制 负荷控制 一次调频5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 3.4.2协调控制 快速减负荷（RUNBACK） 主汽压控制（TPC） 多阀（顺序阀）控制 阀门试验 OPC 控制 汽轮机自动控制（ATC） 双机容错 与厂用计算机 DAS 系统或 DCS 通讯，实现数据共享 手动控制自动调节系统： 1) 转速控制 2) 负荷控制 3) 负荷调节是三个回路的串级调节系统，通过对高压调门的控制来调节机组负荷。 运行方式如下： 方式 调节级压力回 路 WS 功率调节回路 MW OUT OUT 转速一次调频回路 IMP 阀门位置给定 控制 说明阀位控制OUT定协调 功-频运行OUT ININ INOUT IN 参与电网一次 调频纯转速调节INOUTOUT3.4.3其它调节: 1. 2. 3. 4. 自动同步调节（AS） 协调控制 CCS 快速减负荷 RUNBACK ATC 控制3.4.4OPC 保护系统 1) 中 压 排 汽 压 力 IEP?30% 时 ， 发 变 组 出 口 断 路 器 同 时 出 现 断 开 时 ， OPC 电磁阀动作关闭 GV、IV，延时 5 秒后，转速 n&103%，OPC 电磁阀复位 GV、IV 打开 。 2) 在任何情况下，只要转速 n&103%，关 GV、IV，n&103%时恢复。 阀门管理3.4.51)单阀控制：所有高压调门开启方式相同，各阀开度一样。特点：节流调节，全周进汽。 一般冷态或带基本负荷运行用单阀控制。 2)多阀控制：调门按预先给定的顺序，依次开启。特点：喷嘴调节，部分进汽。机组带部 分 负荷运行采用多阀控制。 3) 3.4.6 3.4.6.1 单阀控制与多阀控制二种方式之间可无扰动切换。运行方式选择 操作员自动操作（简称自动） a) 在升速期间，可以确定或修改机组的升速率和转速目标值。 b)在机组并网运行后，可随时修改机组的负荷目标值及变负荷率。 c) 可进行从中压缸启动到主汽门控制的阀切换。 d)可进行从主汽门控制到高压调门控制的阀切换。 e) 可进行单阀/多阀控制的切换。 f) 当机组到达同步转速时，可投入自动同步。 g)可投入功率反馈回路或调节级压力回路。 h)机组并网后，可投入转速回路（一次调频） 。 i) 投入遥控操作。 j) 汽轮机自启动（ATC）3.4.6.2ATC 程序能自动完成下列功能：a) 从冲转到达同步转速自动进行。 b) 根据汽机应力及临界转速等自动设定升速率、确定暖机时间、自动进行阀切换。 c) 条件允许时可自动投入自动同步和并网。 d) 并网后由热应力及机组的其它状况，确定升负荷率或进行负荷保持、报警等。 e) 与 ATC 相联系的三个按钮。 f) ATC 控制：按下此按钮可使 ATC 进入运行状态，如遇紧急情况，可直接按 ATC 监视或自 动键退出 ATC 控制，进入操作员自动方式。 g) ATC 限制条件超越键：当某充分条件限制 ATC 进行时，可按此键，越过此条件继续进行 h) ATC 监视：如要进入 ATC 启动，必须先进入 ATC 监视，当条件满足后，按下 ATC 控制键 才会有效。 i) 3.4.6.3 遥控自动操作 一般情况下，都在操作员自动方式下投入遥控操作，DEH 的目标值由遥控源决定。包括 自动同步和协调方式。 3.4.6.4 自动同步必须满足下列条件：a) DEH 处于“自动”或“ATC 控制”方式 b) DEH 处于“高压调门”控制方式。 c) 发电机出口断路器断开。d) 自动同步允许触点闭合。 e) 汽机转速在同步范围内。 3.4.6.5 协调方式必须满足下列条件：a) DEH 必须运行在自动或 ATC 控制方式。 b) 发电机出口断路器开关必须闭合。 c) 遥控允许触点必须闭合。 3.4.6.6 控制方式选择a) 主汽门 / 高压调门控制切换 b) 调节级压力回路投入 c) 功率回路投入 d) 转速回路投入 e) 单 / 多阀控制 f) 主蒸汽压力控制（TPC）g) 定压投入 h) 旁路投入、切除 i) j) 试验 阀门试验3.5 3.6数据采集系统（DAS）按照规定的扫描周期，完成工艺过程变量的采集和处理。ECS44.14.1.1 序号 1 2 3 4 5 6机组主要保护汽机主要保护汽轮机自动跳机保护 项目 机械超速 110% 汽轮机 TSI 电超速 110% DEH 失电 轴向位移大 轴振大 汽轮机高压缸排汽温度高 mm mm ±1.0 0.25 475 单位 r/min r/min
数值 备注 薄膜接口阀动作 4 只电磁阀全动 4 只电磁阀全动 4 只电磁阀全动 4 只电磁阀全动 4 只电磁阀全动序号 7 8 9 10 11 12 13 14 15项目 高压透平比低 （调节级压力/高排压力） MFT 操作员站手动跳机按钮 润滑油压低 EH 油压低 凝汽器真空低 汽机超速 103% 发电机主保护 发电机定子断水保护单位 1.7数值备注4 只电磁阀全动 4 只电磁阀全动 MPa MPa kPa rpm 0.065 9.3±0.05 28 3090 同时起直流油泵 4 只电磁阀全动 绝对压力 两只 OPC 动作t/h464.1.2汽轮机主要联锁保护 项 目 低Ⅰ值 单位 MPa MPa MPa MPa MPa KPa KPa 整定值 0.084 0.065 0.034 11.2 9.3 16.7 28 联 动 内 容启动交流润滑油泵、高压密封油泵 启动直流润滑油泵、停机 切断盘车电机电源 联起备用泵 停机 报警、联起备用泵 停机润滑油压低Ⅱ值 低Ⅲ值 低Ⅰ值抗燃油压低Ⅱ值 低Ⅰ值低真空低Ⅱ值4.1.3调节级叶片保护：每次冷态、温态启动时，保持单阀运行一天，以减少固体粒子腐蚀。装 有下面所列转子和调节级叶片的汽轮机，至少要经过六个月的全周进汽方式的初始运行 a. b. 所有新装转子包括原配转子，备用转子和替换转子。 所有新装调节级叶片的旧转子。4.24.2.1锅炉主要保护锅炉 MFT 动作条件 1) 2) 3) 4) 5) 汽机跳闸。 两台送风机全停。 两台引风机全停。 丧失燃料（任一油枪曾经投入后失去全部燃料） 。 两台一次风机全停（无任一油枪运行且两台一次风机均停发脉冲信号） 。6)全炉膛灭火（任一给煤机运行 10 秒后失去全部火焰：每层煤粉、油火焰均失去大 于 4/5） 。7) 8) 9)炉膛压力高至 2.5KPa(三选二)。 炉膛压力低至-2.5KPa(三选二)。 给水流量低（省煤器入口流量低至 135kg/s 三选二延时 3 秒)。10) 汽水分离器出口蒸汽温度高（三选二） 。 11) 空予器全停 12) 火检冷却风丧失（火检冷却风压力低三选二） 13) 风量低（一次总风量与二次总风量之和小于 118kg/s） 14) 手动 MFT4.3电气主要保护发电机保护4.3.1 发变组保护 A 柜配置（许继）序号 1 2 3保护名称 发电机差动保护 发电机 TA 断线 基波 定子接地 三次谐波投退压板 1LP动作结果 全停 发信号备注 故录启动2LP全停 发信号故录启动4转子一点接地高定值 低定值 定时限 反时限 定时限 反时限 一段3LP发信号 全停 减出力 解列 发信号 解列 减出力 故录启动 故录启动 故录启动5对称过负荷5LP6不对称过负荷6LP7失磁二段 三段7LP切换厂用电 解列 故录启动8 9 10 11失步 过电压 逆功率 程跳逆功率 t1 t2 t区外 区内8LP 9LP 10LP 11LP发信号 解列 解列灭磁 发信号 解列灭磁 解列灭磁 故录启动 故录启动 故录启动 故录启动1段 2段 12 低频累加 3段 4段 累加 13 14 15 16 复合过流 过励磁 突加电压 发电机 TV 断线 主变保护 序号 17 18 保护名称 主变差动 阻抗 t1 t2 零序过流一、 二 零序反时限过流 20 21 22 23 24 主变 TA 断线 间隙零序过流 零序过压 通风启动 失灵启动 t1 t2 22LP 19LP 20LP 21LP t1 t2 18LP 投退压板 16LP 17LP t1 t2 14LP 15LP 13LP 12LP发信号 发信号 发信号 程序跳闸 发信号 解列 全停 解列灭磁 解列 发信号 故录启动 故录启动 故录启动 故录启动动作结果 全停 跳母联 解列灭磁 跳母联 解列灭磁 解列灭磁 信号 解列灭磁 解列灭磁 启动通风 解除失灵复压闭锁 启动失灵 解列，减出力，启 动失灵 信号备注 故录启动 故录启动 故录启动 故录启动 故录启动 故录启动19故录启动 故录启动25 26非全相 高压侧 TV 断线23LP故录启动出口压板 序号 1 2 3 压板 25LP 26LP 27LP 名称 出口 1 出口 2 出口 3 动作对象 跳主开关线圈 1 跳主开关线圈 2 跳厂用 A 分支开关4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 2128LP 29LP 30LP 31LP 32LP 33LP 34LP 35LP 36LP 37LP 38LP 39LP 40LP 41LP 42LP 43LP出口 4 出口 5 出口 6 出口 7 出口 8 出口 9 出口 10 出口 11 出口 12 出口 13跳厂用 B 分支开关 跳厂用 C 分支开关 切换 A 分支厂用电 切换 B 分支厂用电 切换 C 分支厂用电 1 切换 C 分支厂用电 2 跳 MK 线圈 1 跳 MK 线圈 2 关主汽门 汽机甩负荷 跳母联开关线圈 1 跳母联开关线圈 2 启动通风出口 14减出力 解除失灵复压闭锁 启动失灵出口 15 出口 16保护动作开入 1 本柜用 保护动作开入 2 去南自保护柜4.3.6动作结果说明 全停：跳主开关，灭磁开关，厂用分支开关，关主汽门，切换厂用电。 解列：跳主开关。 解列灭磁：跳主开关，灭磁开关，厂用分支开关，汽机甩负荷，切换厂用电。 程序跳闸：先关主汽门，启动程跳逆功率保护解列灭磁 分支解列：跳厂用分支开关，闭锁该分支快切。 减励磁：减小发电机励磁电流。 减出力：减小汽轮机功率 切换厂用电：将厂用工作电源切换至备用电源。 跳母联：跳开母联开关，母线解列。 启动失灵：开关失灵后跳开与之联接的所有开关。 解除母线复压闭锁：解除失灵保护复压闭锁。发信号:保护动作后发信号并伴有声光报警，DCS 报警，以示设备异常 通风启动：启动变压器辅助冷却器。 闭锁分支快切：闭锁厂用分支快切装置。5.5.15.1.1.3 5.1.1.4 5.1.1.5 5.1.1.6机组启动启动规定及要求检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。 所有电动门、调整门、调节档板送电，显示状态与实际相符合。 确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。 当机组大小修后或受热面泄漏大面积更换管完毕后需安排锅炉水压试验，试验要求及方 法见试验规程。5.1.1.7 5.1.2 5.1.2.1检查机组膨胀指示器应投入，并记录原始值。 机组禁止启动条件 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电 业安全工作规程》的有关规定。5.1.2.2 5.1.2.3 5.1.2.4 5.1.2.5 5.1.2.6 5.1.2.7 5.1.2.8 5.1.2.9 5.1.2.10 5.1.2.11机组主要检测仪表或参数失灵。 机组主保护有任一项不正常。 机组主保护联锁试验不合格。 机组主要调节装置失灵。 机组仪表及保护电源失去。 DEH 控制系统故障。 FSSS 监控装置工作不正常。 MCS 控制系统工作不正常。 厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于 0.5MPa。 汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转 速以下。5.1.2.12 5.1.2.13 5.1.2.14 5.1.2.15 5.1.2.16 5.1.2.17任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门卡涩或关不严。 转子偏心度大于 0.076mm。 盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。 汽轮机上、下缸温差内缸&35℃，外缸&42℃； 胀差达极限值 汽轮机监控仪表 TSI 未投入或失灵。5.1.2.18 5.1.2.19润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。 高压密封油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及 EH 油泵任一油泵故障；润滑油系统、 抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。5.1.2.20 5.1.2.21 5.1.2.22 5.1.2.23 5.1.2.24 5.1.2.25 5.1.2.26 5.1.2.27 5.1.3 5.1.3.1 5.1.3.2 5.1.3.3 5.1.3.4 5.1.3.5 5.1.3.6 5.1.3.7 5.1.3.8 5.1.3.9 5.1.3.10 5.1.3.11 5.1.3.12 5.1.3.13 5.1.3.14 5.1.3.15 5.1.3.16 5.1.3.17 5.1.3.18 5.1.3.19 5.1.3.20 5.1.3.21汽机旁路调节系统工作不正常。 汽水品质不符合要求。 发电机 AVR 工作不正常。 柴油机不能正常备用。 发电机最低氢压低于 0.2MPa. 发电机氢气纯度＜98％ 保温不完整 发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。 机组主要检测仪表 转速表 转子偏心度表 转子轴向位移指示 高、中压主汽阀、调节阀的阀位指示 高、低旁路阀位、温度指示 凝汽器、加热器、除氧器、疏水箱水位计及油箱油位计。 润滑油、EH 油系统的压力表. 轴承温度表。 凝汽器真空表。 蒸汽、再热蒸汽、高中低压缸排汽压力及温度表。 汽缸金属温度表。 机组振动记录表。 机组总胀及胀差表。 主蒸汽、再热蒸汽、凝结水流量表及锅炉给水、再循环流量表。 主、再热蒸汽温度表。 储水箱内、外壁温度表、各级锅炉受热面出口汽、水温度表。 锅炉各受热面管壁温度表。 储水箱水位表。 锅炉风量表、氧量表、 炉膛负压表。 锅炉排烟温度表、热一、二次风温度表。 发电机氢气纯度、氢气压力表。5.1.3.22 5.1.3.23 5.1.3.24 5.1.4 5.1.4.1 5.1.4.2 5.1.4.3 5.1.4.4 5.1.4.5 5.1.4.6 5.1.4.7发电机电压表、电流表、频率表、同期表和主变温度表。 发电机有功功率表和无功功率表。 发电机定子冷却水导电度表。 机组启动状态划分 机 组 冷 态： 机组温态--1 ： 机组温态--2 ： 机 组 热 态： 汽轮机第一级金属温度＜120℃ 120℃≤汽轮机第一级金属温度＜280℃ 280℃≤汽轮机第一级金属温度＜415℃ 415℃≤汽轮机第一级金属温度＜450℃ ：长期停机之后 ：停机超过 72 小时 ：停机 10---72 小时 ：停机 1---10 小时 ：停机不到小时机 组 极 热 态：450≤汽轮机第一级金属温度 启 动 曲 线： 见附图。锅炉状态规定（根据锅炉停炉时间 t 划分） ： 冷态： 72h＜t 热态： 1h≤t＜10h 温态： 10h≤t＜72h极热态： 0h≤t＜1h5.2 5.35.3.1 5.3.1.1 5.3.1.2 5.3.1.3 5.3.1.4 5.3.1.5 5.3.1.6 5.3.1.7 5.3.1.8 5.3.1.9 5.3.1.10 5.3.1.11 5.3.1.12 5.3.1.13 5.3.1.14 5.3.1.15启动前联锁、保护传动试验启动前试验要求： （见试验规程）启动前检查准备启动前检查 机组检修工作完工，影响启动的工作票注销。 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。 所有的烟风道、系统应连接完好，各人孔门、检查孔关闭，管道支吊牢固，保温完整。 厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。 厂房内通讯系统正常。 消防水系统正常、消防设施齐全。 锅炉本体各处膨胀指示器正常。 所有的吹灰器及锅炉烟温探针均应退出炉外。 炉膛火焰电视摄像装置完好。 准备好电除尘振打装置，排灰系统正常。 炉底水封良好，无积灰，溢水正常，捞渣机具备投入条件。 检查省煤器排灰斗内无杂物，投入灰斗水封。 磨煤机石子煤排放系统正常，具备投运条件。出灰，出渣系统正常，可随时投入运行。 炉水循环泵马达腔充满清洁的除盐水。 检查锅炉汽水系统具备锅炉上水条件。5.3.1.16 5.3.1.17 5.3.1.18 5.3.1.19 5.3.1.20 5.3.1.21 5.3.1.22汽轮机本体各处保温完整。 确认汽轮机高低压疏水门开启。 汽轮机各高中压主汽门,调门及控制机构正常。 汽轮机滑销系统正常，缸体能自由膨胀。 排汽缸安全门完好。 主油箱事故放油门关闭，应加铅封挂禁止操作牌。 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。5.3.1.23 5.3.1.24摇测发电机定子绝缘，确认绝缘电阻值不应降低到前次的 1/3。 摇测发电机转子绝缘，确认绝缘电阻值 5MΩ 以上（当温度在 10℃―30℃范围内） ；如果 测量的绝缘电阻值低于上述允许值而无法恢复时，应汇报总工程师。5.3.1.25 5.3.1.26测量定子绕组绝缘电阻合格。 当温度在 10℃―30℃范围内，定子绕组的吸收比 R60/R15 应不小于 1.3，否则应对其进行 干燥处理5.3.1.27 5.3.1.28 5.3.1.29 5.3.2 5.3.2.1 5.3.2.2 5.3.2.3 5.3.2.4 5.3.2.5 5.3.2.6 5.3.2.7 5.3.2.8 5.3.2.9检查发电机出口 PT 完好投入，二次开关合上。 检查发电机大轴接地碳刷装置完好。 发电机系统接地刀闸拉开及接地线全部拆除。 系统投入 直流系统投入。 厂用电系统投入，所有具备送电条件的设备均已送电。 UPS 系统投入。 投入循环水系统、闭式冷却水系统。 点火前 24 小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。 投入厂用压缩空气系统。 启动空气预热器。 联系燃油泵站启动供油泵。 投入润滑油系统,检查高压密封油泵、交流润滑油泵运行正常，确认润滑油压 0.12MPa。 直流润滑油泵控制开关投“自动” 。投入密封油系统运行，调整空侧密封油压比发电机内 气体压力高 0.084MPa，密封油空、氢侧压差小于 0.49kPa。5.3.2.10 5.3.2.11 5.3.2.12 5.3.2.13 5.3.2.14 5.3.2.15发电机置换氢气合格 。 确认补水箱水质合格且定子排空气已尽，投入发电机内冷水系统。 启动顶轴油泵，投入连续盘车，记录有关参数。 投入抗燃油系统。 投入辅助蒸汽系统（联系启动炉或邻机） 。 检查凝结水补水箱水位正常，启动补充水泵，向凝汽器注水。5.3.2.16投入凝结水系统。凝汽器冲洗水质直至合格。启动炉上水泵向除氧器上水。除氧器冲洗水 质合格。5.3.2.17 5.3.2.18启动除氧器循环泵，投入加热系统，锅炉上水前联系化学值班人员加药。 轴封暖管5.45.4.1机组冷态启动炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗5.4.1.1 当除氧器水质合格后，启动锅炉上水泵维持除氧器水位。启动电动给水泵，经高加水侧直至 锅炉给水截止阀， 进行冲洗， 用给水截止阀处的疏水管排水， 直至达到合适的铁离子含量 （Fe ＜200ug/l） 。 5.4.1.2 机组大修后启动，应在上水前记录锅炉膨胀指示器一次。 5.4.1.3 锅炉上水时要求炉水循环泵已注水或保持连续注水状态。 5.4.1.4 用给水旁路调整阀及电泵勺管，控制上速度 60~100t/h 向锅炉上水，冷态上水温度一般在 30~70℃。 5.4.1.5 锅炉上水冲洗（开式清洗） ：向锅炉上水初期应打开所有锅炉侧疏水阀，水排到疏水扩容器， 进行开式清洗，直到含铁量达到合格时再按下列顺序逐步关闭以下疏水阀：省煤器入口、水 冷壁入口集箱、 螺旋管圈出口集箱、 折焰角入口汇集联箱、 炉水循环泵管路、 贮水箱溢流阀。 贮水箱出口水质： Fe＜500ug/l。 5.4.1.6 锅炉循环清洗：为提高清洗效率，可投入除氧器加热。当贮水箱水位达到 2350mm，即可 启动炉水循环泵。调整给水流量 20%BMCR 和炉水循环泵流量 35%，使水冷壁的循环流量 达到 55%BMCR，进行锅炉系统循环清洗，清洗水排到冷凝器，使炉水中的铁离子含量得 到最有效的改善。省煤器进口水质: Fe＜100μ g/l；PH≤9.2～9.5； 电导率＜1μ s/cm。 5.4.1.7 锅炉点火前，打开下列锅炉疏水：包墙环形集箱疏水阀、一级过热器入口疏水阀、屏式过热 器出口汇集集箱疏水阀、主蒸汽管路暖管及主蒸汽管路，高、低压旁路低点疏水、低温再热 器入口集箱疏水阀；打开下列锅炉空气门：螺旋水冷壁出口集箱空气门、折焰角入口汇合集 箱空气门、分离器引入管空气门、分离器出口管空气门、尾部包墙空气门（2 路） 、屏过入口 空气门、屏过出口空气门、末过出口空气门（2 路） 。 5.4.1.8 燃烧器未点火前，DCS 系统自动打开省煤器排气阀。 5.4.2 5.4.2.1 5.4.2.2 5.4.2.3 锅炉点火前吹扫准备（使用等离子点火装置时见等离子点火补充措施） 启动一台火焰监视冷却风机，检查冷却风母管压力大于 7kPa。 投入炉膛烟气温度探针。 通知热工检查锅炉各项主保护正常投入（大联锁除外） 。5.4.2.4 5.4.2.5在开始炉膛吹扫前，确保省煤器入口流量为 30％BMCR。 打开燃烧器各二次风控制档板，关闭燃烬风控制挡板。启动引、送风机，通过调节送风机 动叶来调整吹扫风量到 25~35％BMCR，炉膛压力保持-50~-100Pa。5.4.2.6 5.4.2.7 5.4.3 5.4.3.1 5.4.3.2 5.4.4投入炉前燃油系统，进行燃油泄漏试验，并确认泄漏试验合格。 燃油吹扫蒸汽系统暖管，结束后关闭系统疏水。 锅炉点火前吹扫 确认 FSSS 系统吹扫条件满足。 吹扫完成后复位 MFT。 锅炉点火（燃烧器点火时为了防止省煤器汽化，必须设定一个 3%BMCR 的最小给水流量， 使省煤器进口流量不小于 33％BMCR） 。5.4.4.1投入汽轮机轴封系统， 保证轴封压力在 0.007―0.021MPa， 确认汽轮机低压轴封减温器处 于自动状态（150℃） 。5.4.4.2 5.4.4.3 5.4.4.4 5.4.4.5 5.4.4.6 5.4.4.7启动真空泵抽真空。 凝汽器微负压时关闭凝汽器真空破坏门。 确认过热器、再热器所有疏水门开启。注意监视凝汽器真空。 确认过热器出口 PCV 阀具备投运条件。 确认各油枪进油手动门开启，打开燃油供油速断阀，保持燃油压力 3.0―3.5MPa。 确认所有点火条件满足后，开始点火。投用油燃烧器数量和位置，应根据启动方式确定， 典型投运方式如下： 启动方式 冷态启动 温态启动 热态启动 极热态启动 起先使用的油燃烧器层数 A或E层 B及C层 D及F层 D及F层 热输入率，％BMCR 约 5％ 约 15% 约 15% 约 15%5.4.4.8 5.4.4.9确认就地控制箱油枪控制开关切至“远控”位置，远方投入底层一支油枪，点火成功后 自动关闭省煤器排汽阀。稳定 1 分钟后继续投入第二支油枪。 锅炉点火后应就地查看着火情况，确认油枪雾化良好，配风合适，如发现某只油枪无火， 应立即关闭其电磁速断阀，对其进行吹扫后，重新点火。如果出现某只油枪无火且其电 磁速断阀关不上，应立即到就地关闭其进油手动门。5.4.4.10确认点火成功后，检查烟温探针投入，并严格控制炉膛出口烟温在任何时候都不超过 540℃，当烟气温度升高到 540℃时，必须减少热输入量。当烟气温度升高到 580℃时， 烟气温度探针自动退回。5.4.4.11将未运行的燃烧器的二次风控制挡板关闭，以改善燃烧，但应保持有一股冷却风。5.4.4.12大修后、长期停运后或新机组的首次启动，要严密监视锅炉的受热膨胀情况。从点火直 到带满负荷，做好膨胀记录，发现问题及时汇报。5.4.4.13 启动期间，若炉水循环泵入口水温低于饱和温度 20℃以下，则过冷管路的隔离阀打开， 以提供一个冷却水流量。当炉水循环泵入口水温低于饱和温度 30℃时，该阀闭锁。 5.4.4.14 5.4.5 5.4.5.1 炉点火后， 开始空气预热器吹灰 （见辅机操作规程） 每 2 小时吹灰一次， ， 直到全煤燃烧。 锅炉升温升压 锅炉点火后，首先控制燃油出力 4―6t/h，进行暖炉，30 分钟后，再根据升温情况增加燃 油出力。 5.4.5.2 锅炉升温升压期间，严格控制各受热面金属温度不超过规定值。确认屏相邻单管间的炉外 壁温差不超过 50℃。 5.4.5.3 通过控制燃油压力和投入的油枪数量来控制升温升压速度，在升压开始阶段，饱和温度在 100℃以下时，升温速率不应超过 1.1℃/min。到汽机冲转前，饱和温度（300℃）升温速 率不应超过 1.5℃/min。 贮水箱内外壁温差变化率不超过 25℃/min 且内壁温度变化率不超 过 5℃/min。 5.4.5.4 5.4.5.5 冷态启动初期，应每隔 20-30 分钟切换油枪一次，以保证锅炉均匀升温。 点火以后，贮水箱中的水位由于汽水膨胀而上升，当水位上升至 6700mm 时高水位阀将 自动打开，当水位上升至 7450mm 时高高水位阀将自动开启，将多余的水排到启动疏水 扩容器中，水位保持在溢流阀预先设定的水位以下。 5.4.5.6 当主汽压力达 0.2MPa 时，关闭汽水分离器出口管道电动空气阀以及一次汽水系统所有空 气门，微开高低压旁路门进行暖管。 5.4.5.7 炉水温度达到 200℃，汽水膨胀结束后，停止升温、升压，根据锅炉水质进行热态清洗， 增加给水流量到 20％BMCR（冲洗流量 55％BMCR） ，直到蒸汽品质合格后继续升温、升 压。 5.4.5.8 当主汽压力达 0.7MPa，汽水膨胀结束后，逐渐开大高、低压旁路。检查末再出口空气门 关闭。 5.4.5.9 5.4.5.10 5.4.5.11 5.4.5.12 5.4.5.13 当再热汽压力达 0.5MPa 30 分钟后，关闭再热器疏水阀。 当主汽压力达到 1.2MPa 时，关闭一级过热器入口疏水阀、屏式过热器出口疏水阀。 当压力达到 5MPa 时应检查储水箱大溢流截止阀联锁强迫关闭。 包墙环形集箱疏水应保持开，直到汽机同步带初始负荷后关闭。 随着蒸发量的增加，再循环流量将减少，此时应增加给水流量，水冷壁流量始终保持固定的 30%BMCR 流量（为给水流量和循环流量之和） 。 5.4.5.14 联系化学：汽水品质合格。5.4.61) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9)汽轮机冲转前准备：发电机、励磁机系统的准备合 AVR 盘、整流盘上所有控制及辅助电源开关。 合冷却风机电源。 手摇五极开关，确认开关合好。 确认励磁柜无异常报警。 确认励磁开关处于“分”位。 确认待并发电机的 220kv 断路器在“分”位。 合发变组出口断路器控制电源。 投入发变组保护压板。 合发变组出口断路器电机储能电源。 合发变组出口隔离开关控制电源。 合发电机 220KV 隔离开关。 汽机冲车、升速、暖机 冲车前确认下列汽机保护投入： 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10) 11) 12) 润滑油压低保护 抗燃油压低保护 低真空保护 轴向位移大保护 轴振动保护 高排温度高保护 高压透平比低（调节级压力/高排压力） 超速保护 电气故障停机保护 MFT 停机保护 DEH 失电保护 ETS 热工控制盘上试验允许钥匙开关置于“投入”位。 确认以下条件满足: 1) 2) 3) 4) 5) 确认汽轮机不存在禁止启动条件。 DEH 系统正常。 确认汽轮机在盘车状态，转速 3r/min。 连续盘车时间不少于 4 小时。 转子偏心度不大于 0.076mm（或原始值的+0.02mm）.。10) 11) 5.4.7 5.4.7.15.4.7.26) 项 目蒸汽品质: 单 位 正常运行 &10 &5 &20 &0.3 标 &30 &20 &50 &0.3 &50 &5 &10 370℃≤主蒸汽温度≤420℃。 准SiO2 Na+ug/L ug/L ug/L us/cm μ g/kg μ g/kg μ g/kgFe 阳离子导电率 钠含量 铜含量 硅酸含量 7)5MPa?主蒸汽压力?8.9MPa0.8MPa?再热蒸汽压力?1.0MPa， 320℃≤再热蒸汽温度≤370℃。 8) 9) 主蒸汽过热度≥56℃。 凝汽器真空?16.7Kpa；润滑油温在 30～40℃之间；高压缸内缸上下缸温差 小于 35℃、外缸上下缸温差小于 42℃。 10) 11) 12) 确认各疏水门疏水已尽。 低压缸喷水控制开关在自动位。 主要参数在下表范围内： 名称 再热器压力 轴向位移 调速端胀差 发电机端胀差 润滑油压 抗燃油压 抗燃油温： 5.4.7.3 1) 单位 MPa mm mm mm MPa MPa ℃ 参数范围 ?1.0 -0.9～0.9 -3.7～5.7 -3.7～22 0.10～0.12 14.5±0.5 37～57 名称 顶轴母管油压 各支持轴承温度 推力轴承温度 轴承出口油温 低压缸排汽口温度 蒸汽室内外壁温差 低压缸排汽压力 单位 MPa ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ KPa 参数范围 ＞11.5 ?107 ?99 ?77 ?70 ?83 ?16.7接值长开机令后，将就地大轴晃度表抬起，记录冲车前各参数。 点击 DEH 主控画面“挂闸”按钮,挂闸成功后，按钮上侧显示状态“汽机已挂闸”变红。 点击“开中压主汽门”按钮，中压主汽门全开，点击“主汽门控制”按钮，默认“ATC 手 动”方式，“ATC 手动”变红。 2) 本机组是高中压联合启动方式（高主门与中调门联合 TV/HIP）选择一种方式不处于 控制方式的门就会全开。5.4.7.4点击主画面的“汽机启机”按钮，在操作端点击“启机”，10 秒后高压调速汽门全开，然后 高压主汽门与中压调速汽门逐渐开启， 目标转速 400RPM， 升速率 100RPM/MIN。 CRT 当 窗口显示转速大于 4RPM/MIN 时，确认盘车装置脱开、电机停止，盘车装置油供应会自 动关闭。在转速达到 400RPM 之前转子偏心度应稳定并小于 0.076mm。在 CRT 上监视轴承振动、轴承温度、胀差、缸温和轴向位移变化情况。回油温度、油流正常。 CRT 窗口 显示值为 400RPM/MIN 时， “进行”键灯灭，就地倾听汽轮机转动部分声音正常。检查冷 油器出口油温在 30～40℃。确认低压缸喷水阀已投自动，检查高排逆止门处于自由状态 5.4.7.5 在 400RPM/MIN 时进行打闸摩擦检查， 确认机组无问题， 将机组转速升至 400RPM/MIN. 保 持汽机转速在 400RPM/MIN 运行足够时间，检查并确定汽机的附属设备无异常。 5.4.7.6 在 DEH 画面上，点击“ATC 手动” ，在 ATC 手动升速操作画面内，设定目标转速 2000RPM/MIN、升速率 150RPM/MIN，确认输入正确后，按“摩检结束”键机组继续升 速，在 CRT 监视汽轮机转速上升情况。 5.4.7.7 5.4.7.8 5.4.7.9 5.4.7.10 5.4.7.11 5.4.7.12 5.4.7.13 5.4.7.14 5.4.7.15 5.4.7.16 汽轮机转速上升到 600RPM/MIN 时检查顶轴油泵自停。 过临界转速时检查记录机组振动值。 当汽轮机转速升至 2000RPM/MIN 后，开始进行暖机（150 分钟以上） 。 启动过程中严格按照启动曲线升温、升压。 暖机时间内机前主汽温度不能超过 430℃。温升率不得超过 55℃/小时 投入高、低加。 确定暖机结束，检查： 缸体膨胀已均匀胀出。 高压、低压胀差逐步稳定减小。各项控制指标不超限，并相对稳定。 在 DEH 盘上设定“目标转速（TARGET）”2900RPM/MIN。升速率为 150RPM/MIN，“保 持灯亮。按“进行（GO）”键机组继续升速，在 CRT 监视汽轮机转速上升情况。 5.4.7.17 5.4.7.18 升速至 2900RPM/MIN 时，进行高压主汽门（TV）与高压调门（HIP）控制切换。 高压主汽门（TV）与高压调门（HIP）控制切换。 1) TV/GV 切换前由下列公式计算出高压蒸汽室金属温度 Ts，确认 Ts 至少等于主汽压力下 的饱和温度才可切换。Ts=T1+1.36（T2-T1） Ts――蒸汽室金属温度 T1――蒸汽室外壁金属温度 T2――蒸汽室内壁金属温 2) 确认汽轮机为单阀控制。 3) 按下“高压调门控制”键，在 CRT 上确认高压调门从全开位置关下，当实际转速 下降到 2900RPM/MIN 以下后，高压主汽门逐渐全开，高压调门控制汽轮机转速 在 2900RPM/MIN，阀切换完成。 5.4.7.19 DEH 操作盘上设定目标转速为 3000RPM/MIN，升速率 150RPM/MIN，确认正确后按“ 进行”键，监视汽轮机转速上升情况。 5.4.7.20 5.4.8 5.4.8.1 汽轮机转速升至 3000RPM/MIN 后，稳定保持在 3000RPM/MIN。 并网前进行以下试验（大修后或机组运行 6 个月） ： AST 电磁阀试验5.4.8.2 5.4.8.3 5.4.8.4 5.4.8.5OPC 电磁阀试验 手打停机按钮试验 电气超速保护试验 危急遮断器提升转速试验（在提升转速试验之前，应使机组带 20%负荷，再热汽温 不低于 400℃，并且暖机时间不少于 7 小时） 。5.4.9 5.4.9.1 5.4.9.2升速注意事项： 倾听汽轮机和发电机转动部分声音正常 在 600RPM/MIN 以下，注意转子的偏心度应小于 0.076mm；当转速大于 600RPM/MIN 时，轴振应小于 0.076mm。过临界转速时，当轴承振动超过 0.1mm，或相对轴振动超 过 0.25mm 应立即打闸停机，严禁强行通过或降速暖机。当轴承振动变化±0.015mm 或 相对轴振动变化±0.05mm，应查明原因设法消除；5.4.9.3 5.4.9.4 5.4.9.5 5.4.9.6 5.4.9.7 5.4.9.8 5.4.9.9正常升速率为 100～150r/min 左右。 检查汽轮机本体及管道，应无水击、振动现象，疏水扩容器压力不超过规定值。 注意缸胀、轴向位移、胀差等正常。 注意凝汽器、加热器、除氧器水位正常。 检查确认油压、油温、油箱油位、各轴承油流正常。 检查确认发电机冷却水压力、流量、温度、风温及密封油系统差压正常。 维持主蒸汽、再热蒸汽参数稳定，主蒸汽温度不超过 430℃，再热蒸汽温度不低于 260℃。温升率不得超过 55℃/小时。5.4.9.10 5.4.9.11 5.4.9.12 5.4.9.13 5.4.9.14 5.4.9.15 5.4.9.16 5.4.9.17 5.4.9.18 5.4.9.19 5.4.10 5.4.10.1 5.4.10.2 5.4.10.3 5.4.10.4 5.4.10.5监视凝汽器真空不低于 16.7KPa，确认低真空保护投入。 确认中压缸进汽温度、低压缸排汽压力应符合空载和低负荷运行导则曲线。 确认主油泵出口油压在 1.6～2.0MPa 之间，入口油压在 0.084～0.3MPa 之间。 停止密封油备用泵、交流润滑油泵，并将其投自动。注意油压变化。 确认冷油器出口油温正常，轴承回油温度 60~70℃。 调节氢温在 40~50℃范围内，投入氢温调节自动，设定值为 45℃。 调节发电机内冷水温度在 45～50℃之间，投入自动，设定值为 48℃。 确认空侧、氢侧密封油冷却