DEH+ETS系统说明书

1、 Z765.08/03 CB60-8.83/(1.8)/0.981型60MW非调抽汽背压式汽轮机DEH+ETS系统说明书南京汽轮电机(集团)有限责任公司南京汽轮电机(集团)有限责任公司代号Z765.08.03代替CB60-8.83/(1.8)/0.981 60MW汽轮机DEH+ETS系统说明书共 35 页 第 1 页 编 制 王磊明 2008.5 校 对 李建华 2008.5 审 核 张 静 2008.5 会 签 标准审查 郝思军 2008.5 审 定 马艳增 2008.5 批 准 标记数量页次文件代号简要说明签名磁盘（代号）底图号旧底图号归档目录一、DEH概述4二、 DEH操作画面说明7三、

2、启动升速7四、升负荷10五、高负荷限制12六、机前压力低保护12七、机前压力控制13八、快卸负荷保护13九、排汽压力高限制13十、阀门严密性试验13十一、阀门活动试验14十二、超速试验16十三、AST电磁阀动作试验16十四、EH油泵低油压联动试验17十五、紧急手动17十六、OPC超速限制18十七、打闸18十八、油源站电气控制18十九、运行注意事项19二十、ETS概述22二十一、ETS跳闸保护功能22二十二、系统网络、软件、硬件说明23一、DEH概述该机组DEH系统采用高压抗燃油（三芳基磷酸脂油，具有很好的阻燃性和润滑特性）汽轮机数字电液调节系统 (Digital Electro-Hydraul

3、ic Control System, DEH)，完成机组运行的控制要求。具体而言，本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定速，到112%机械超速试验，在并网之前系统处于转速PI回路控制，其目标转速、升速率、暖机时间、暖机转速等参数可由系统自动设定或运行人员手动修改。机组并网前为防止实际转速在给定转速附近小幅波动造成控制的不稳定，本系统设计当给定与实际转速小于1.5 r/min，对实际转速信号进行惯性滤波处理（时间为0.8S），以提高控制系统的稳定性。(2) 功率控制：机组并网后可实现功率PI回路控制，其目标功率及变负荷率可由运行人员手

4、动设定。为了提高功率控制的灵活性、快速性和稳定性，功率回路设计为单级/串级可切换的调节方式。单级调节回路是以电功率反馈（三取中处理方式）作为调节反馈。在串级回路中，电功率信号（发电机输出功率）作为主调节器反馈，调节级压力（汽轮机输出功率，采用三取中处理方式）作为副调节器的反馈。机组投入功率单回路控制后，若出现发电机甩负荷而尚未解列的情况，则机组转速反馈的变化将滞后于发电机功率反馈的变化，造成系统出现“反调”现象，本系统针对这一情况将发电机功率反馈信号增加了一阶惯性环节，惯性时间常数为3秒。(3) 主汽压控制：机组并网后可实现主汽压力PI回路控制以适应汽机跟随锅炉(汽机调压,锅炉调功)的运行方式

5、，其目标压力及压力变化率可由运行人员手动设定。(4) 高调阀位控制：机组并网后可实现高压调门阀位直接控制方式，操作员可通过高压阀位控制的增、快增，减、快减按钮直接改变高压阀位阀控指令。(5) 背压控制：机组并网后可实现背压压控，其目标压力及压力变化率可由运行人员手动设定。(6) 转差校正：当机组转速相对于给定转速变化超出校正死区(机组并网前系统自动设为2r/min，并网后运行人员可根据机组负荷、电网频率等实际情况在16 r/min范围内人为修改)，转差校正控制回路按机组转速不等率（机组并网前系统自动设为5%，并网后运行人员可根据机组负荷、电网频率及是否出现甩负荷合理设置转速不等率的大小，等实际

6、情况在36%范围内人为修改）对系统高压总阀位给定进行转差校正。为保证转差校正效果，转差校正回路的运算周期时间为其他回路运算周期时间的1/4。(7) 协调控制：机组并网后，可按要求投入机炉协调控制（CCS控制），DEH系统相当于CCS机炉协调控制系统的执行级，此时高压调门退出功控、压控或阀控，由协调控制系统发来阀位指令直接控制高压调门开度。(8) 阀门管理：为了提高机组的效率和降低热应力，系统设计了阀门管理功能使汽轮机四个高压调速汽门既能接受相同阀位指令进行全周进汽控制，也可以按一定升程特性及调门重叠度进行部分进汽控制。汽轮机冷态、温态启动只能采取单阀（全周进汽）控制，当机组负荷大于额定负荷的3

7、0%或热态、极热态启动，系统可通过切换采用顺序阀（部分进汽）控制。单阀与顺序阀的切换过程实际上是一个以保证汽轮机进汽流量基本不变为前提的单阀、顺序阀系数缓慢增大、减小，其作用比例也逐渐增大、减小的过程。(9) 自动同期：机组冲转至定速后，当转速在300015r/min范围内，可根据自动同期装置发来的脉冲增、减指令改变目标转速，以将机组转速升至同期转速以便进行同期操作。(10) 自动挂闸：启动低压调速油泵及EH油泵后，通过操作画面上的“挂闸”按钮，系统自动通过控制AST电磁阀、低压安全油系统挂闸电磁阀可实现远方自动挂闸及关闭主汽门。(11) 摩擦检查：机组新安装或大修结束或事故打闸后启动时应进行

8、摩擦检查试验，本系统设置了自动摩擦检查的功能。机组在已运行且目标转速、给定转速、实际转速均低于490r/min的情况下，运行人员按下转速控制框中的“摩擦检查”按钮，按钮灯亮，系统自动将目标转速设为500r/min，运行人员无法再修改目标转速（但升速率可以修改）。机组转速保持在490-510 r/min之间，运行人员可在现场进行相应听音等检查，6分钟后系统自动发出打闸指令，系统自动退出摩擦检查，“摩擦检查”按钮灯熄灭。在投入摩擦检查期间，运行人员可以随时再次按下“摩擦检查”按钮或机组打闸，按钮灯熄灭系统自动退出摩擦检查，运行人员根据情况进行相应操作。(12) 自动记录打闸惰走时间：为了便于在事故

9、打闸情况下及摩擦检查的情况下记录惰走时间以便于事故分析、判断及处理，机组每次打闸后系统将自动累计惰走时间直至转速低于50r/min系统自动停止累计。机组每次挂闸后惰走时间自动清零。(13) 高负荷限制：机组并网、功率信号正常，若机组功率高于运行人员设定的高负荷限制值，则限制动作，高压调门按一定动作速率逐渐关闭直至机组负荷低于限制值0.2MW。在机组跳闸、系统处于CCS控制方式下，系统自动将高负荷限制值设为额定负荷的110%不可修改，机组挂闸同时系统非CCS控制方式，运行人员可在80-120%额定负荷范围内修改负荷高限值。(14) 主汽压力低限制:本系统设计了主汽压力低限制,在锅炉跟随的运行方式

10、中该限制一方面可在主汽压下降到极限值时限制汽机负荷,使压力不致下降太多,另一方面也可充分利用锅炉蓄能保证负荷稳定。在机组并网且主汽压力信号正常的情况下,当机组主汽压力值大于90%额定压力,同时比运行人员设定的低汽压限制值高出额定汽压的5%时,运行人员可投入机前压力低限制。机前压力低限制投入后，若机前压力低于低汽压限制值且机组功率大于20%额定功率时，限制动作，高压调门按一定动作速率逐渐关闭直至机前压力高出限制值。若需修改低汽压限制值应先退出该限制再修改低限值。运行人员可在30-80%额定汽压范围内设定低限值。(15) 机前压力变化率限制：为了防止高压调门开启过快造成主汽压急剧下降或锅炉熄火时主

11、蒸汽压力急剧下降影响机组安全稳定运行，本系统设计了机前压力变化率限制。在机组并网额定负荷大于25%，主汽压力信号正常的情况下，同时主汽压下降速度低于20%额定汽压/min，系统即可投入IPR保护。保护投入后当机前压力下降速度大于40%额定汽压/min，限制动作，高压调门30%/min的速率逐渐关闭直至机前压力上升速度大于5%额定汽压/min动作结束。(16) 排汽压力高保护限制：当背压限制投入时，若负荷高于当前排汽压力所允许的负荷值，限制动作，逐渐关小调门使负荷降到允许的范围之内。(17) 快卸负荷保护：当机组负荷大于5%额定负荷，功率信号正常，运行人员可点击“快卸投入”按钮，按钮灯亮后即投入

12、快卸保护。系统接受DCS发来的快卸动作指令，按不同下降速率关小高压调门直到快卸信号消失，动作结束。(18) 严密性试验：系统可自动分别对高压主汽门，高压调门进行严密性试验，并自动记录试验惰走时间。(19) 阀门活动试验：汽轮机在运行中,阀杆上有可能积聚大量氧化物造成阀门活动不稳定或晃动,表现为阀门位移速度不均衡、有突变现象，因此运行人员应定期对各阀门进行活动试验。阀门活动试验通常应在负荷、汽压稳定的情况下进行。系统可自动分别对高压主汽门及各高压调门进行阀门活动试验。在试验过程中运行人员应仔细观察监视器上显示的阀位曲线、伺服阀阀芯位置反馈曲线是否正常。如曲线有小阶梯状或阀门移动速度超过正常速度的

13、两倍，应仔细检查阀门及与该阀门相关的个设备。(20) 运行参数及状态监视：包括DEH各相关控制参数、开关状态及汽缸温度等。(21) OPC超速限制和超速保护：OPC超速限制的功能是当汽轮发电机组由10%以上解列甩负荷或在脱网的情况下动态超速103%时，直接通过OPC电磁阀瞬时关闭高压调节阀，防止汽轮发电机组超速。OPC超速限制和110%超速保护可在机组并网前分别进行试验。(22) 紧急手动：伺服单元在通讯故障后或机组并网后按手操盘上“手动”按钮可转为紧急手动方式。操作员可通过同时按手操盘的增、减按钮分别控制高压油动机开度。(23) 阀门维修试验及LVDT整定：机组挂闸后，可在电调试验画面进行各

14、调门的动作试验及相应LVDT零位、幅位的整定工作。(24) EH油源站控制及试验：运行人员可通过画面或就地控制EH油源站电气设备启、停及通过控制试验电磁阀进行EH油泵的低油压联动试验。(25) 仿真试验：机组挂闸前，可投入仿真试验，由系统自动计算转速、阀位、功率、机前压力等过程参数，以实现系统调试及操作培训。(26) 信号冗余：为提高信号及机组运行的可靠性，本系统的发电机并网、超速103%、超速110%均采用三选二的信号选择方式，转速、发电机功率、主汽压力及调节级压力均采取三取中的信号选择方式。(27) 操作确认：为了防止运行人员误操作，本系统对于操作员画面上的一些重要按钮设置了操作确认。当运

15、行人员需要进行一些重要操作时，在按下相应按钮后，画面上将自动弹出确认框，运行人员点击“确认”按钮即确认该项操作，如运行人员按下“取消”按钮则取消该项操作。二、 DEH操作画面说明(1)在线运行画面上，单击“流程列表”菜单，在右侧的窗口中点击“电调主控”按钮；(2)DEH的操作画面包括电调主控、电调试验、电调仿真、EH系统、油源站、故障报警共6幅。操作员通过单击相应按钮，可方便地进行画面切换。三、启动升速3.1 机组启动前初始状态机组启动前，DEH主控画面：各指示灯均灭，“已跳闸”，“所有阀全关”及“盘车运行”指示灯亮。硬操盘：调门开度显示正常（高压调门全关）“打闸”按钮灯亮，其余按钮灯灭。3.

16、2 挂闸、运行挂闸就是指高压安全油压建立的过程。启动低压调速油泵及EH高压油泵后，检查手动遮断装置应复位，在电调主控画面中点击“挂闸”按钮，当安全油压力开关三选二判断已建立，则“挂闸”指示灯亮，待主门开启后，即可进行冲转操作。3.3 升速控制在汽轮发电机组并网前，DEH为转速闭环无差调节系统。其设定点为给定转速。给定转速与实际转速之差，经PI(Proportional-Integral Controller)调节器运算后，通过伺服系统控制油动机开度，使实际转速跟随给定转速变化。汽轮机冷态、温态启动只能采取单阀控制方式，当机组处于热态或极热态启动为了提高效率减小节流损失，运行人员可切换为顺序阀控

17、制方式。在目标转速设定后（一般设为3000 r/min），给定转速自动以设定的升速率向目标转速逼近。转子一经冲动，“盘车运行”指示灯应灭，否则应现场检查确认并进行相关操作。当进入临界转速区时，自动将升速率改为400r/min/min快速冲过去；若进入临界区前的升速率已大于400r/min/min，则升速率保持原值不变。在升速过程中，当目标转速大于500r/min，给定转速在480-499r/min之间，“摩擦检查”指示灯变亮，“停止暖机”按钮灯变红，汽机自动进行低速暖机。如果需要，运行人员可按手操盘打闸按钮，确认#1、2高压主汽阀，高压调速汽门全关，汽轮机减速，同时对汽轮机进行动静摩擦检查。（

18、低速、中速、高速暖机时间根据热状态不同而不同，运行人员可在“电调试验”画面中的暖机时间设定框中设置,若无需在该转速下暖机,可按下该按钮,按钮灯灭，系统可继续控制升速）当目标转速大于1300r/min，给定转速在1280-1299r/min，汽机自动进行中速暖机。当目标转速大于2300r/min，给定转速在2280-2299r/min，汽机自动进行高速暖机。机组并网前为防止实际转速在给定转速附近小幅波动造成控制的不稳定，本系统设计当给定与实际转速小于1.5r/min，对实际转速信号进行惯性滤波处理（时间为0.8S），以提高控制系统的稳定性。本系统设置了自动摩擦检查的功能。机组在已运行且目标转速、

19、给定转速、实际转速均低于490r/min的情况下，运行人员按下转速控制框中的“摩擦检查”按钮，按钮灯亮，系统自动将目标转速设为500r/min，运行人员无法再修改目标转速（但升速率可以修改）。机组转速保持在490-510 r/min之间，运行人员可在现场进行相应听音等检查，6分钟后系统自动发出打闸指令，系统自动退出摩擦检查，“摩擦检查”按钮灯熄灭。在投入摩擦检查期间，运行人员可以随时再次按下“摩擦检查”按钮或机组打闸，按钮灯熄灭系统自动退出摩擦检查，运行人员根据情况进行相应操作。F目标转速是期望达到的转速；给定转速是目标转速经速率处理后对机组的转速要求。F操作时应注意先设定变化率后再设定目标转

20、速、负荷及压力。3.3.1 设置适当的升速率及目标转速输入适当的升速率及目标转速（一般设定为3000 r/min）。在下列情况下，DEH会自动设置目标或给定转速： 汽机在同期并网时，目标转速为电气控制； 发电机油开关刚断开时，目标转速为3000 r/min； DEH开出打闸、汽机已跳闸或未运行、调门严密性试验、主门严密性试验结束后2秒之内，目标转速跟踪给定转速，而给定转速跟踪实际转速； DEH开出快关指令，给定转速跟踪实际转速； 目标转速设置超过上限时，将其改为3060 r/min或3360 r/min（硬操盘超速试验开关投入时）； 目标错误地设在临界区内，将其改为该临界转速区的下限值，即14

21、50 r/min。（经现场实际校验，本汽轮机组轴系的一阶临界转速为1450-2250 r/min）； 发电机并网后，目标转速、给定转速系统自动设为3000 r/min。3.3.2 冲转 目标转速设定后，给定转速开始以设定的升速率向目标转速靠近，机组开始冲转； 汽机运行后系统自动根据缸温状态设定升速率（冷态为100r/min，温态为200 r/min，热态为300r/min，极热态为500r/min），运行人员随后也可根据实际情况人为设定升速率，取值范围在0600 r/min/min内。随着给定转速的增加，阀位给定增加，油动机开启，机组转速增加； 低速暖机（摩擦检查）：当机组目标转速大于500r

22、/min，给定转速升至480-499 r/min，“暖机”灯变红，机组保持500 r/min；暖机时间到或单击“暖机”按钮结束，继续升速； 中速暖机：机组给定转速升至1280-1299r/min，“暖机”灯变红，进行暖机。暖机时间到或单击“暖机”按钮，则暖机结束，“暖机”按钮灯灭，继续升速； 高速暖机：机组给定转速升至2280-2299r/min，“暖机”灯变红，进行暖机。暖机时间到或单击“暖机”按钮，则暖机结束，“暖机”按钮灯灭，继续升速； 转速过临界给定转速进入临界区时，自动以400 r/min或以上的升速率冲过临界转速区； 操作员控制在升速过程中，（1）单击“给定保持”按钮，“给定保持”

23、按钮灯变红，同时右侧的“转速”小灯变红，机组维持当前给定转速；若给定转速在临界转速区内，按“给定保持”按钮无效；（2）可随时修改目标转速和升速率。3.3.3 3000r/min定速当机组给定转速升至2950r/min以上时，机组升速率自动改为50r/min/min，以便机组转速平稳升至3000r/min，如该值不合适，运行人员可修改为适合的升速率。给定转速等于目标转速3000 r/min后，机组维持转速稳定。新机组或大修后首次启动，需进行各种电气试验。做假并网试验时，首先由电气向DEH发出假并网试验信号，而后即可对主变出口主开关进行合闸操作，此时 系统仍处于转速控制状态。转速在300015 r

24、/min时，电气发来同期请求信号，“电气来同期请求”灯变红，按“同期方式”按钮，“同期方式” 按钮灯变红，此时汽机转速由电气同期装置控制。DEH收到同期增、减信号后，相应指示灯变红，汽机目标转速即以4rpm/S的变化率变化，将机组带到同步转速。若在同期过程中汽机实际转速超过300015 r/min、同期请求信号消失或再次点击“同期方式”按钮，系统将自动退出同期，运行人员应重新将目标转速设置在300015 r/min范围之内或重新完成上述操作，以便再次同期。3.3.4 并网带初负荷当并网各条件均满足时，油开关刚合闸1S内，DEH立即根据主汽压力大小使阀位给定值增大（最大为2%），从而使得发电机带

25、上初负荷避免出现逆功率。而后，DEH自动转为阀控方式，然后即可进行升负荷操作。M 不允许在电调升速过程中将系统切至紧急手动，此时若切至紧急手动机组将打闸。四、升负荷4.1 阀位控制升负荷并网带初负荷后，DEH自动转为阀控方式，操作员可通过点按阀位增、快增、减、快减按钮改变总阀位给定值（变化率为0.2%，1.0%），来控制调门开度。4.2 功率控制升负荷当机组负荷在3105%额定负荷内且无各限制动作，功率信号正常，转速在15r/min范围之内，实际功率与给定功率偏差小于10%额定负荷，按“功控”按钮进入功控方式。设置适当的负荷率和目标功率（目标功率的设定范围为0-105%额定功率），机组功率自动

26、以当前负荷变化率向目标值靠近。操作员可在05%额定负荷内修改负荷变化率。运行人员投入功率控制后，在机组未供热，调节级压力信号正常的情况下，运行人员可点击“压力反馈”按钮投入功率串级调节。在功率串级调节过程中若再次点击“压力反馈”按钮，则系统自动退出功率串级调节转为单级功率反馈调节。系统处于功率控制状态时，单击“给定保持”按钮，“给定保持”按钮灯变红，同时右侧的“功率”小灯变红，机组维持当前给定功率。4.3 机前主汽压力控制负荷在3105%内,主汽压在40%110%内且无限制动作，主汽压力信号正常，实际汽压与给定汽压偏差小于20%额定汽压，按“压控”按钮进入压控方式。设置适当的压变率和目标压力（

27、目标压力的设定范围为0-110%额定汽压），机组主汽压力自动以当前压力变化率向目标值靠近。操作员可在010%额定汽压内修改压力变化率。运行过程中若限制或保护动作,则当限制或保护动作结束时，系统自动转为阀控方式。系统处于压力控制状态时，单击“给定保持”按钮，“给定保持”按钮灯变红，同时右侧的“压力”小灯变红，机组维持当前给定压力。按“功控”、“阀控”、“压控”按钮可实现无扰切换。4.4 一次调频机组并网后，当机组转速随电网频率变化超出调频死区(机组并网前系统自动设为2r/min，并网后运行人员可根据机组负荷，电网频率等实际情况在1-6 r/min范围内人为修改)，一次调频控制回路按机组转速不等率

28、（机组并网前系统自动设为5%，并网后运行人员可根据机组负荷，电网频率等实际情况在3-6%范围内人为修改）对高压阀位给定（高压阀控、高压压控、CCS控制），功率给定（功控）等各相应控制回路进行频差校正。4.5 CCS控制机组并网后，可按要求投入机炉协调控制（CCS控制），此时高压调门退出功控、压控或阀控，由协调控制系统发来的阀位增、减脉冲指令控制高压调门开度指令。增减速率为0.25%。具体操作过程首先由机炉协调控制系统发出CCS请求信号，画面上相应指示灯变亮，而后点击“协调控制”按钮，按钮灯亮后系统转为协调控制系统CCS的执行级，由CCS发来的阀位增、减脉冲指令直接控制高压调门开度指令。在系统投

29、入CCS控制期间若CCS请求信号消失、保护动作、退出解偶控制瞬间或运行人员再次点击“协调控制”按钮，则系统退出CCS控制自动转为阀控方式。4.6 阀门管理为了提高机组的效率和降低热应力，本系统设计了阀门管理功能使汽轮机四个高压调速汽门既能接受相同阀位指令进行全周进汽控制，也可以按一定升程特性及调门重叠度进行部分进汽控制。系统每次跳闸后系统自动将调门控制方式设为单阀控制方式，机组未运行前若机组判断处于热态或极热态，此时点击“单阀顺序阀切换”按钮，系统自动进行单阀向顺序阀的切换。当机组为冷态或温态只能采取单阀启动直到机组并网并且接带30%额定负荷以上，可点击“单阀顺序阀切换”按钮进行单阀向顺序阀的

30、切换。当机组已挂闸并且处于单阀控制方式，主汽压力高于90%而总阀位给定小于15%，此时调门节流压损大，系统将自动发出“强迫顺序阀”指令，系统自动将调门控制方式由单阀向顺序阀方式切换。当机组判断处于顺序阀控制方式一秒后，机组已挂闸但尚未运行或机组已经并网，运行人员点击“单阀顺序阀切换”按钮即可进行顺序阀向单阀的切换。当“单/顺阀正在转换”时，相应指示灯亮，转换结束后“单阀”或“顺序阀”指示灯亮。在转换过程中若机组退出功控或压控，系统将暂停一秒停止转换，机组维持暂停前状态或机组在功控期间，功率给定与实际偏差大于10%实际功率；机组在压控期间，压力给定与实际偏差大于20%实际压力，系统将暂停转换，机

31、组维持暂停前状态。暂停信号消失后，系统将自动继续进行转换过程。一个完整的单阀/顺序阀转换过程大概需要时间约10分钟左右。五、高负荷限制发电机并网后当实际负荷大于高负荷限制值且功率信号正常时，高负荷限制动作，“高负荷限制”前指示灯闪烁，“功控”、“阀控”、“压控”灯灭；阀位指令将以30%/min的速率减小，使负荷低于高限值0.2MW时，动作结束。DEH“阀控”灯亮。机组跳闸或系统处于CCS控制方式时，系统自动将高负荷限制值设为额定功率的110%，不能修改。汽机挂闸后或退出CCS控制方式后操作员可修改高负荷限制值。修改范围为额定功率的80%-120%。六、机前压力低保护在机组并网且主汽压力信号正常

32、的情况下,当机组主汽压力值大于90%额定压力,同时比运行人员设定的低汽压限制值高出额定汽压的5%时,可投入机前压力低保护。机前压力低保护投入后，若机前压力低于低汽压限制值且机组功率大于20%额定功率时，保护动作，高压调门按30%/min速率逐渐关闭直至机前压力高出限制值0.2Mpa。若需修改低汽压限制值应先退出该保护再修改低限值。运行人员可在30-80%额定汽压范围内设定低限值。七、机前压力控制在机组并网额定负荷大于25%的情况下，同时主汽压下降速度低于20%额定汽压/min，系统可投入IPR保护。保护投入后当机前压力下降速度大于40%额定汽压/min，保护动作高压调门按一定速率逐渐关闭直至机

33、前压力上升速度大于5%额定汽压/min动作结束。八、快卸负荷保护当机组负荷大于5%额定负荷，功率信号正常，运行人员可点击“快卸投入”按钮，按钮灯亮后既投入快卸保护。系统接受DCS发来的快卸动作指令，按不同下降速率关小高压调门。8.1 在机组负荷大于80%额定负荷的情况下，RB1动作指令发出，机组高压阀位指令按40%/min下降，高压调门逐渐关闭。RB1动作指令消失或运行人员再次点击“快卸投入”按钮，指示灯灭，动作结束，高压调门自动转为阀控方式；8.2 在机组负荷大于60%额定负荷的情况下，RB2动作指令发出，机组高压阀位指令按60%/min下降，高压调门逐渐关闭。RB2动作指令消失或运行人员再

34、次点击“快卸投入”按钮，指示灯灭，动作结束，高压调门自动转为阀控方式；8.3 在机组负荷大于5%额定负荷的情况下，RB3动作指令发出，机组高压阀位指令按100%/min下降，高压调门逐渐关闭。RB3动作指令消失或运行人员再次点击“快卸投入”按钮，指示灯灭，动作结束，高压调门自动转为阀控方式；九、排汽压力高限制机组并网、功率未超限且背压在额定背压10%-110%范围内时，当机组主汽压力值大于90%额定压力，运行人员可选择投入“高背压限制投入”，当背压高于运行人员设定的高背压保护值时，保护动作，“高背压保护动作”指示灯亮，“功控”、“阀控”及“抽汽压控”均退出，高压调门按30%/min的速率逐渐关

35、闭直至机组负荷低于给定的高背压保护值0.2MPa为止。动作结束DEH自动转为“阀控”方式。若需修改高背压保护值，应再次按下“高背压保护投入”按钮，按钮灯熄灭，退出该保护后再修改保护值。运行人员可在110-130%额定汽压范围内设定保护值。机组跳闸时，系统自动将高背压保护值设为额定背压的130%。十、阀门严密性试验阀门严密性试验的条件为：（1） 按下“试验允许”按钮，按钮变亮；（2） 发电机脱网；（3） 转速大于2985 r/min;（4） 汽机已运行。注意：各阀门严密性试验不能同时进行。试验应参照汽轮机厂有关要求，试验时的主汽压应大于机组50%额定汽压。10.1 主汽门严密性试验试验步骤如下：

36、（1） 进入“系统试验”画面；（2） 单击“主汽门严密试验”按钮，按钮灯亮，完成如下过程： 主汽门电磁阀励磁动作，主汽门逐渐关闭； 主汽门全关，系统自动开始记录惰走时间，同时系统转速下降，在转速调节作用下高压调节阀将逐渐全部开启； 当转速降到可接受转速时，惰走时间记时停止； 单击“试验停止”按钮，#1、2OPC电磁阀短时励磁两秒，调门全部关闭，同时总阀位给定置零，而后转速回路目标与给定均跟踪当时实际转速，运行人员可根据实际情况重新升速或打闸停机； 按“试验允许”按钮，“试验允许”按钮灯灭，惰走时间清零，主汽门严密性试验结束。10.2 调门严密性试验试验步骤如下：（1）进入“系统试验”画面；（2

37、）单击“CV严密试验”按钮，按钮灯亮，自动完成如下过程： #1、2OPC电磁阀励磁动作，高调门自动迅速关闭，同时总阀位给定置零； 转子惰走，高压调门全部关闭，系统自动开始记录惰走时间； 当转速降到可接受转速时，惰走时间记时停止； 单击“试验停止”按钮，系统转速回路目标与给定均跟踪当时实际转速，运行人员可根据实际情况重新升速或打闸停机； 按“试验允许”按钮，“试验允许”按钮灯灭，惰走时间清零，高压调门严密性试验结束。十一、阀门活动试验机组正常并网且不处于CCS运行方式，为防止主汽门长期不动造成卡涩应定期进行活动试验。主汽门、#1-4高压调门活动试验应分别进行，不得同时进行。11.1 主汽门活动试

38、验具体试验步骤如下： 按下“试验允许”按钮，相应按钮指示灯变红； 按下“MSV1活动试验”按钮，相应指示灯变红，主汽门进油电磁阀励磁动作主汽门缓慢关闭； 当主汽门关闭至试验行程开关位置时，行程开关动作，“MSV1活动试验成功”指示灯变红，MSV1活动试验结束，“MSV1活动试验”按钮灯自动熄灭； 如果“MSV1活动试验”指示灯变红后10秒内主汽门试验行程开关未动作则“MSV1活动试验失败”指示灯变红，MSV1活动试验结束，“MSV1活动试验”按钮灯自动熄灭；若试验过程中运行人员再次点击“MSV1活动试验”按钮或“试验允许”按钮，则相应指示灯熄灭，MSV1活动试验结束； 若试验中机组功率越限、发

39、电机解列或汽轮机跳闸，则系统自停止试验。11.2 高压调门活动试验具体试验步骤如下（以#1高压调门活动试验为例）： 按下“试验允许”按钮，相应按钮指示灯变红； 在机组处于功率闭环回路控制、无其他各阀门活动试验，#1高压调门开度大于35%，且非手动状态下，各试验允许条件灯均为红色时，可按下“#1高压调门活动试验”按钮，相应按钮指示灯变红，#1高压调门开度指令按10%/min的速率缓慢下降； 当#1高压调门缓慢关闭至30%，“#1高压调门活动试验到位”指示灯变红，#1高压调门活动试验结束，“#1高压调门活动试验”按钮灯自动熄灭，#1高压调门按照当时的阀位指令重新缓慢开启，在功率闭环作用下发电机功率

40、基本保持不变，其他各阀门在功率闭环作用下按各自动作规律缓慢关闭； 如果“CV1活动试验”指示灯变红后450秒内#1高压调门试验未关闭至30%，则“#1高压调门活动试验失败”指示灯变红，#1高压调门活动试验结束，“#1高压调门活动试验”按钮灯自动熄灭； 若试验过程中运行人员再次点击“#1高压调门活动试验”按钮或 “试验允许”按钮，则相应指示灯熄灭，#1高压调门活动试验结束； 若试验中机组功率越限、发电机解列或汽轮机跳闸，则系统自停止试验。注意：主汽门，#1-4高压调门活动试验结束后，运行人员应及时按下“试验允许”按钮，相应指示灯熄灭。十二、超速试验按“系统试验”菜单，进入系统试验画面。12.1

41、103%超速限制用于检验103%超速限制的动作转速。（1） 将硬操盘上超速试验钥匙开关置于“试验”位，“试验允许”灯亮；（2） 按“超速103%试验”按钮，允许做103%超速试验；（3） 设置目标转速为3091r/min，机组转速逐渐升高，到3090r/min时，高中低压调门全关，同时目标转速自动设为3000r/min；（4） 恢复“超速103试验”按钮，并将钥匙开关置于“正常”位。12.2 超速保护试验12.2.1 110%电气超速用于检验110%超速保护的动作转速。(1) 将硬操盘上超速试验钥匙开关置于“试验”位，“试验允许”灯亮；(2) 按“超速110试验”按钮，允许做110%超速试验；

42、(3) 设置目标转速为3301r/min，机组转速逐渐升高，到3300r/min时，DEH发出打闸信号使机组跳闸；(4) 恢复“超速110试验”按钮，并将钥匙开关置于“正常”位。12.2.2 机械超速用于检验机械超速保护的动作转速。(1)将硬操盘上超速试验钥匙开关置于“试验”位，“试验允许”灯亮；(2)设置目标转速为3360r/min，机组转速逐渐升高，偏心环击出，机组打闸；(3)将钥匙开关置于“正常”位。做机械超速试验时，DEH超速保护的动作转速自动改为3390r/min，转速超过3390r/min，DEH即发出打闸指令以作为机械超速试验后备保护。十三、AST电磁阀动作试验为了试验AST电磁

43、阀动作的可靠性，运行人员在挂闸后可随时进行AST电磁阀动作试验。#1-4AST电磁阀应分别试验，同时进行的时间间隔应大于5秒，试验前运行人员应按下“试验允许”按钮，“试验允许”按钮灯亮，检查#1、2AST电磁阀与#3、4电磁阀中间段压力在4.8MPa9.6MPa之间，两个压力开关状态正常（4.8MPa压力开关常开接点应闭合，9.6MPa压力开关常开接点应断开）。具体试验步骤如下（以#1AST电磁阀动作试验为例）： 按下“#1AST电磁阀试验”按钮，相应按钮指示灯变红，#1AST电磁阀动作泄放中间段油压； 若在10秒内4.8MPa压力开关常开接点断开，9.6MPa压力开关常开接点也断开，则“高压

44、遮断试验成功”指示灯变红，试验自动结束，“#1AST电磁阀试验”按钮指示灯熄灭； 若在10秒内未出现“高压遮断试验成功”指示灯变红，则“高压遮断试验失败”指示灯变红，试验自动结束，“#1AST电磁阀试验”按钮指示灯熄灭； 试验过程中若运行人员再次点击“#1AST电磁阀试验”按钮，试验自动结束，“#1AST电磁阀试验”按钮指示灯熄灭。注意：所有AST电磁阀试验结束后，应将硬操盘试验允许按钮转至“正常”位置。十四、EH油泵低油压联动试验为了试验EH油泵低油压联动的可靠性，运行人员在启动相应EH油泵后进行试验。具体试验步骤如下（以联动#2EH油泵试验为例）： 启动#1EH油泵，检查EH油压正常，#2

45、EH油泵停运； 按“#2EH油泵联动试验”按钮，按钮灯亮，EH油泵出口母管联动试验电磁阀励磁动作，11.2MPa压力开关常闭接点闭合，#2EH应自动启动； 在画面上复位#2EH油泵启动按钮； 若#2EH油泵10秒内未启动，则系统判断#2EH油泵联动试验失败，“#2EH油泵联动试验”按钮灯熄灭，试验结束； 试验过程中运行人员点击“停止#2EH油泵联动试验”按钮，则“#2EH油泵联动试验”按钮灯熄灭，EH油泵出口母管联动试验电磁阀失磁复位，试验结束。十五、紧急手动15.1 操作员切手动操作员按下硬操盘上“手动”按钮，按钮灯亮，伺服单元转为手动控制方式；DEH自动跟踪伺服单元的手动给定值。同时点按硬

46、操盘上各油动机的“增”、“减”按钮，控制高压油动机的开度，增减速率为30%/min。松开硬操盘上“手动”按钮，伺服单元判断跟踪正常后按钮灯灭，伺服单元即转为自动方式，接受下传阀位指令信号。M 在升速阶段，不允许切为紧急手动控制方式。15.2 故障切手动伺服单元在通讯故障后，硬操盘上“手动”按钮灯自动变亮，DEH转为紧急手动方式。操作员可通过手操盘的增、减按钮分别控制高、中、低压油动机。增、减速率为30%/min。通讯正常后，伺服单元判断跟踪正常后按钮灯灭，伺服单元即转为自动方式，接受阀位指令信号。十六、OPC超速限制OPC超速限制的功能是当汽轮发电机组由10%以上突然甩负荷时调门迅速短时关闭两

47、秒或发电机解列后机组超速103%时，直接通过OPC电磁阀瞬时关闭高、低压调节阀，直至机组转速降至3060r/min以下OPC电磁阀失电，运行人员再根据情况重新开启调门，从而抑制汽轮发电机组转速的动态飞升。此外，DEH系统开出打闸指令，调门严密性试验及主汽门严密性试验结束后两秒内DEH系统也发出#1、2OPC电磁阀励磁动作指令，快速关闭高压调速汽门和抽汽蝶阀。十七、打闸在挂闸状态下，下列打闸条件任一满足，AST电磁阀动作泄油。（1）系统转速大于110%；（2）脱网状态下，伺服单元切手动；（3）发电机并网前，#1、#2、#3转速中任两个故障（给定转速大于500 rpm以上）；（4）发电机已运行但未

48、并网且非主门严密性试验时，测速板故障、给定转速与实际转速相差500 rpm；（5）机组脱网且转速大于100 rpm时，整定调门LVDT零位、幅度；（6）手按手操盘上“打闸”按钮；（7）ETS发出打闸指令。十八、油源站电气控制18.1 循环油泵循环油泵可以通过现场启、停按钮或“油源站”画面上的启、停按钮控制启停，此外还有以下联锁控制18.1.1 油温低于40循环油泵自动停止或无法手动、自动启动；18.1.2 在循环油泵停止的情况下，油温高于55，循环油泵自动启动；18.1.3 油温高于40且循环油泵停止的情况下，电加热器投入运行则循环油泵自动启动。18.2 再生油泵再生油泵可以通过现场启、停按钮

49、或“油源站”画面上的启、停按钮控制启停。18.3 电加热器电加热器可以通过现场启、停按钮或“油源站”画面上的投入、停止按钮控制投入与停止。18.4 EH油泵出口母管联动试验电磁阀EH油泵出口母管联动试验电磁阀可以通过现场“主泵联动试验”按钮或“油源站”画面上的“EH油泵联动试验”按钮控制。18.5 循环油及有压回油冷油器冷却水电磁阀循环油及有压回油冷油器#1、2冷却水电磁阀的控制不能人为干预，当油温高于55，电磁阀自动励磁动作，油温低于40后电磁阀自动失磁复位。18.6 EH油泵EH油泵可以通过现场/远方切换开关在现场或通过“油源站”画面上的启停按钮控制启停，此外还可以在联锁开关投入的情况下进

50、行电气联动和低油压联动控制。以#1EH油泵为例，具体如下：18.6.1 将#1EH油泵现场/远方切换开关打至现场，运行人员只能在现场通过启、停按钮控制EH油泵的启停，在DEH监控画面上无法控制；18.6.2 将#1EH油泵现场/远方切换开关打至远方，运行人员只能在“油源站”画面通过启、停按钮控制EH油泵的启停，现场无法控制；18.6.3 在#1EH油泵联锁开关投入的情况下，若#2EH油泵停止则#1EH油泵自动启动；18.6.4 在#1EH油泵联锁开关投入的情况下，若EH油母管油压低于11.2MPa则#1EH油泵自动启动；18.6.5 若油温低于20，则#1、2EH油泵将自动停止或无法手、自动启

51、动；18.6.6 若油位低于230mm，则#1、2EH油泵将自动停止或无法手、自动启动；18.6.7 #1EH油泵处于运行状态，则现场#1EH油泵运行状态红灯亮，若#1EH油泵处于停止状态，则现场#1EH油泵停止状态绿灯亮。十九、运行注意事项19.1 抗燃油是一种化学合成的三芳基磷酸脂液体，具有轻微毒性，不会自行分解，对环境有危害，废液必须送交生产厂集中处理。在使用过程中高温环境会加速它的劣化，造成酸值升高和固体颗粒物增加。酸值升高会对液压部件产生腐蚀，颗粒污染会使液压部件卡涩和磨损。因此必须加强抗燃油系统的运行维护管理和抗燃油指标控制。抗燃油在运行过程中需要监视的指标有酸度、黏度、含水量、颗

52、粒度、电阻率、含氯量等指标，具体指标可见EH液压系统安装、调试说明书。19.1.1 酸度指标控制。高酸度会导致抗燃油产生沉淀、起泡以及空气间隔等问题。应严格监视抗燃油酸度指标，推荐每月检测一次。影响抗燃油酸度的主要因素为局部过热和含水量过高，其中以局部过热最为普遍。EH抗燃油系统工作在汽轮机上，伴随着高温、高压蒸汽，不可避免有部分管道或元件处于高温环境中。温度升高使抗燃油氧化加快，氧化会使抗燃油酸度增加，颜色变深，因此应增加自然通风降低环境温度。由于抗燃油系统冷油器漏水造成冷却水进入抗燃油系统的情况较少发生，抗燃油中的水分多数是由于油箱结露产生的。水在抗燃油中会发生水解，产生磷酸从而又加速水解

53、。所以大量的水分会使抗燃油酸值升高。抗燃油酸值升高后必须连续投入再生装置。再生装置的硅藻土滤芯能有效的降低抗燃油的酸度。当抗燃油的酸度接近0.1时，就应投入再生装置，这时酸度会很快降低。当抗燃油酸度接近0.3时，使用硅藻土很难使酸度降下来。当抗燃油酸度超过0.4时，已很难通过旁路再生使油质合格，建议换油。19.1.2 黏度指标控制。抗燃油的黏度通常比较稳定，只有当抗燃油混入其他液体后黏度才会发生变化。监视抗燃油的黏度是为了监视污染。推荐每六个月检测一次。19.1.3 含水量控制。由于磷酸脂的水解趋势，水是引起分解的最主要的原因，当含水量不是很大（0.2%）时，可使用过滤介质吸附或在油箱的通气孔

54、上装带干燥剂的过滤器。硅藻土滤芯具有一定的吸水作用，需在使用前于120烘干8小时，并在干燥箱中冷却到20-30后，立即装入过滤筒中。当含水量很大时，需使用真空脱水。含水量指标推荐每三个月检测一次。19.1.4 颗粒度指标控制。抗燃油中的固体颗粒主要来源于外部污染及内部零件的磨损，包括不正确的冲洗和经常更换过滤滤芯。抗燃油中颗粒指标过高，会引起控制元件卡涩、截流空堵塞及加速液压元件的磨损等，油中的固体颗粒还会加快抗燃油的老化。所以，油中的颗粒度指标对整个系统影响很大，应严格加以控制。推荐每月检测一次。在运行中应对抗燃油中的机械颗粒度进行严格的定期检查，检查的指标如下：油样化验清洁度的标准有两个：

55、NAS标准为优于5级；SAE标准为优于2级。油样应提交给具有相应权威的单位化验，并提交化验报告。化验报告上应有具体颗粒度数据及清洁度等级结论意见。抗燃油系统在运行过程中必须控制抗燃油的颗粒度。首先在系统中合理地布置过滤器，减少油中的颗粒数；在对抗燃油系统加入新抗燃油时，必须对新加入的抗燃油过滤，对油样检测合格后才能加入到系统中；在运行过程中经常开起滤油泵对正在运行的抗燃油旁路滤油。19.1.5 电阻率控制。抗燃油运行过程中保持高电阻率，抗燃油电阻率高可帮助防止由电化学腐蚀引起的伺服阀损坏。要保持高的电阻率，必须保持抗燃油在好的工作环境中运行，如经常更换滤芯，以保证系统良好的清洁度，防止矿物油和冷却水对抗燃油的污染，严格禁止使用含氯溶剂清洗系统部件等。电阻率指标推荐每三个月检测一次。19.1.6 含氯量控制。在含氯量高的抗燃油中工作的伺服阀，会加速引起伺服阀电化学腐蚀，损坏伺服阀。因此在运行过程中必须监视抗燃油的含氯量。同时采取措施防止抗燃油氯污染。首先选用高品质的抗燃油；在安装、调试、维修时不可使用含氯溶剂去清洗系统部件；无论何时在可能的情况下对使用抗燃油的系统，均应冲洗新的或重新改造的部件。含氯量是一个重要的指标，推荐每六个月检测一次。19.1.7 外观检查。抗燃油颜色的变化是油质改变的综合反映，当油液出现老化、水解、沉淀等现象时，油掖的颜色