中华人民共和国电力行业标准
火力发电厂固定式发电用凝汽汽轮机的
热工检测控制技术导则
DL/T 590-1996
Directives of thermal instrumentation and control for
condensation type turbine in power plant
1 范围
本标准规定了固定式发电用凝汽汽轮机本体范围内的热工检测控制技术要求，试验和验收以及标志、包装、运输和保管的要求。
本标准适用于200MW及以上容量的固定式发电用凝汽汽轮机组。对其他类型的汽轮机组，也可参照使用。 2 引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB191-90 包装储运图示标志 GB4208 外壳防护等级的分类 GB5048-85 防潮包装规定 GB6388-86 运输包装收货标志 GB7350-87 防水包装技术条件
GBJ93-86 工业自动化仪表工程施工及验收规范 JJG001-91 常用计量名词术语及定义 SD269-88 固定式发电用凝汽汽轮机技术条件
3 定义、符号和缩略语 本标准采用下列定义。
3.1 数字式电液控制系统 digital electro-hydraulic control (DEH） 由电气原理组成的敏感元件，由电气、液压原理组成的放大元件和液压原理组成的伺服机构所组成的汽轮机控制系统。
3.2 机械液压式控制系统 mechanical hydraulic control（MHC）
由机械液压原理构成的敏感元件、放大元件和伺服机构所组成的汽轮机控制系统。
3.3 汽轮机自启停系统 automatic turbine control（ATC）
根据汽轮机运行参数及热应力指挥汽轮机控制系统及其他有关控制系统，共同完成汽轮机的启动、停止和安全经济运行过程的自动控制系统。
中华人民共和国电力工业部1996-03-04批准 1996-06-01实施 3.4 迟缓率 dead band
静态特性曲线上下行时具有的不重合性，称为迟缓率。迟缓率通常以同一负荷位置上下行曲线对应的转速差值与额定转速比值的百分数表示。 3.5 汽轮机监视系统 turbine supervisory instruments (TSI)
连续测量汽轮机的转速、振动、膨胀、位移等机械参数，并将测量结果送入控制系统、保护系统等用作控制变量及运行人员监视的自动化系统。 3.6 汽轮机紧急跳闸系统 emergency trip system (ETS)
在汽轮机运行过程中出现异常时，能采取必要措施进行处理，并在异常情况继续发展到可能危及设备及人身安全时，能采取断然措施停止汽轮机运行的自动控制系统。
3.7 零转速 zero speed
规定的一个转速值，用以反映汽轮机轴的转动或静止状态。当汽轮机的转速低于该值时，即认为转子已处于静止状态。零转速用以控制盘车装置的投入及提供转子已被冲动的信息。 4 技术要求
4.1 总的要求：
4.1.1 汽轮机制造厂在设计汽轮机设备及其系统时，应同时考虑各种工况下的安全及合理的运行操作方式，以此用书面文件提出参数测点布置及控制和保护的要求，并成套供应必要的检测控制设备。
4.1.2 随本体供应的检测元件、仪表及控制设备，应选用通用产品，并符合国家有关标准。具体工程中，业主和汽轮机制造厂应协调仪表设备的类型，尽可能做到同一工程中的统一。在没有国家通用产品可选的情况下，汽轮机制造厂应成套供应经实践证明质量可靠、性能符合工艺要求的产品。选用的仪表不应含有水银等有毒物质。不得选用国家宣布淘汰的产品。
4.2 除另有协议外，汽轮机制造厂应成套供应满足机组启停与运行中安全监视和经济运行所必须的，安装在本体范围内的仪表、取源部件、检测元件（包括传感器）、安全保护装置、调节阀门，以及与检测元件或传感器相连的特殊仪表等。 4.3 汽轮机应有汽封压力自动控制装置。
4.4 汽轮机制造厂提供安装在本体范围内，供就地检查用的压力表、温度表、液位计等。
4.5 本体范围内的传感器、检测元件应引至安装在汽轮机本体上的厂供接线盒。接线盒的位置应便于安装和维护。接线盒内的端子数应满足用户需要。 4.6 汽轮机抽汽管道上应装快速关闭的抽汽逆止阀，逆止阀应与自动主蒸汽阀关闭信号、加热器保护信号和发电机跳闸信号联锁动作。
4.7 当汽轮机厂提供低压缸喷水装置时，喷水装置应能自动投入和切除，并提供喷水投入的动作值和恢复值。
4.8 汽轮机的凝汽器应有水位自动控制。根据工程情况，控制装置可由需方自配。 4.9 汽轮机制造厂应成套供应下列设备：
4.9.1 汽轮机本体监测仪表项目至少应有：汽缸热膨胀、相对膨胀、大轴偏心率、轴向位移、大轴振动和/或轴承振动、油动机行程指示（或阀门开度指示）、汽轮机转速（包括零转速）等。装置的输出信号应为4～20mA，DC。
4.9.2 测量汽缸壁等金属温度的热电偶宜用铠装热电偶，其长度应满足直接接至接线箱（恒温箱）的要求，其型式应为双支绝缘式。汽轮机应配供必要的测点，制造厂应说明各测点所用材料、测点位置及安装方法，提出各个温度测点的正常值、越限值、允许的差值及安装附件。汽轮机制造厂应指明哪些是运行中必须监视的测点，哪些是提供试验用的测点。
4.9.3 测量支持轴承和推力轴承等金属温度的热电阻或热电偶应与汽轮发电机制造厂配供于发电机轴承上的相一致，制造厂应提出各轴承温度的正常值、越限值，并应提供安装附件。
4.9.4 根据需要配供汽轮机法兰、螺栓加热控制装置。
4.9.5 汽轮机配套供应的调节装置和自启停装置应具有与机组协制系统可靠接口的功能，以保证这些控制系统之间的信息交换。
4.9.6 紧急停机保护所需的开关量仪表，制造厂应按双重化或三重化方式设置。 4.9.7 配供的DEH应与DCS有可靠的通信接口，接口方式应与有关单位协商决定。 4.10 机械液压式控制系统应满足如下技术要求：
4.10.1 在额定初终蒸汽参数下和主蒸汽阀全开时，汽轮机的控制系统应能维持汽轮机空转。
4.10.2 在任何功率下，控制系统的迟缓率不应超过0.2％。
4.10.3 汽轮机在额定初终蒸汽参数和额定转速下突然甩去额定负荷时，控制系统应能控制汽轮机转速在不致引起危急保安器动作的转速范围内。甩负荷后转速应能自动（电调）或手动（液调）回复到额定转速。 4.10.4 控制系统应能连续地把机组负荷从零调到最大负荷。 4.10.5 同步器应满足如下技术要求：
4.10.5.1 同步器行程特性应满足协制的要求； 4.10.5.2 同步器不应有明显的惰走和死区； 4.10.5.3 同步器控制精确度高并能频繁动作。
4.11 数字电液控制系统（当没有液调系统作后备时）应满足以下技术要求： 4.11.1 控制系统具有大范围的转速调节功能。调节范围可以从盘车转速直至3600r/min。调节转速的精确度应优于±(1～2)r/min。调节转速的迟缓率不得超过0.06％。
4.11.2 控制系统能根据预先给定的升速率、暖机转速和暖机时间自动改变转速调节的给定值，使汽轮机由盘车状态以设定升速率均衡地升速至额定转速。升速率、暖机转速和暖机时间可以由运行人员选定或者由控制系统根据汽轮机的热状态自动确定。
4.11.3 控制系统能保持汽轮机在额定转速下空负荷运行，并能根据自动同期系统的指令完成汽轮发电机的转速匹配，以保证发电机能自动地平稳并网。 4.11.4 发电机断路器合闸后，控制系统应能保证汽轮机迅速接带初负荷，以防止发电机出现逆功率。初负荷值可以是预先确定的，也可以根据汽轮机的热状态由控制系统自动确定。
4.11.5 控制系统具有开环或闭环的功率控制回路，应能按照给定的功率指令和变负荷率自动改变功率控制的给定值，使汽轮机改变负荷。给定的功率指令可能来自运行人员，也可能由协制系统根据自动调度系统的指令来确定。而变负荷率通常由运行人员选定。具有热应力监控系统的汽轮机可以由热应力监控系统对选定的变负荷率进行修正，以保证在汽轮机热应力允许的前提下尽快改变负荷。
4.11.6 控制系统的转速不等率应能根据机组运行工况的要求在2％～5％之间任意整定，局部不等率最小应能整定为1％。
4.11.7 控制系统宜具有根据运行工况不同自动改变进汽方式的能力，即具有阀门管理功能。
4.11.8 控制系统具有完善的负荷功能。在重要运行参数超过允许值时，为了保证机组的安全运行，能自动负荷。当机前汽压过低或其他条件出现时，应自动汽轮机的负荷。
4.11.9 控制系统具有在线试验所有阀门工作情况的功能。能在汽轮机正常运行过程中根据运行人员的指令逐个关闭所有阀门并重新开启，以检验阀门机械部分的工作情况。阀门在规定的条件下进行在线试验不会造成机组负荷扰动。 4.11.10 控制系统具有超速保护功能。当汽轮机出现超速时，能自动关闭高压和中压调节阀，待汽轮机的转速恢复正常时，再重新开启这些阀门。超速保护的动作值取决于汽轮机的特性，一般为103％的额定转速。
4.11.11 控制系统具有快关功能（在有条件的机组上实现），可以参与改善电力系统的稳定性。通常根据汽轮发电机的功率-负荷不平衡值或汽轮机转子加速度值确定动作值。快关动作一般是同时关闭高压和中压调节阀，持续一段时间后再缓慢开启阀门。阀门关闭程度、关闭持续时间和重新开启的程度应根据汽轮机的特性和故障的性质确定。
4.11.12 控制系统具有配合机组协制系统实现自动减负荷（run back，RB）的功能。当机组辅机故障或其他原因影响机组的负荷能力时，能根据减负荷指令自动降低负荷以适应机组的负荷能力。自动减负荷的目标值一般不低于30％～50％额定功率。
4.11.13 控制系统宜配备专用的操作板作为人机联系手段，以监视系统的工作和向系统发出指令。在操作板上通常装有开关、按钮、信号灯及显示器。
4.11.14 控制系统配套的热应力计算系统必须是成熟的。对于未成熟的热应力计算系统只能用作监视和运行参考，不得参与在线控制。
4.11.15 为了提高控制系统的可靠性和可用性，必须避免控制系统因适应多种运行方式而过分复杂化。不应要求控制系统去适应未经实践的运行方式。 4.11.16 控制系统的可靠性设计准则应按照故障降级原则考虑，即根据故障的性质和范围退出部分控制功能，但最终只能降低到保留转速控制的水平。当转速控制部分故障时，必须自动停机。不宜保留开环手动控制方式。
4.11.17 为了提高控制系统的可靠性，系统的硬件配置应考虑必要的冗余措施。主要的控制器应有后备，重要参数的检测元件应采用三取二或三取中冗余。 4.11.18 控制系统应具有足够强的抗高频干扰能力。当频率465MHz、功率5W的高频干扰源在距离控制装置1.5m处工作时，不会引起系统误动作。
4.11.19 控制系统必须具备可靠性高的电源。通常可以采用两路供电及不停电电源供电。
4.12 紧急停机系统应满足如下技术要求：
4.12.1 汽轮机应有两种的、不同原理的超速保护装置，汽轮机厂应提供超速动作值。
4.12.2 对所有的跳闸条件，均应具有在线试验功能。
4.12.3 从手动危急保安器动作到主蒸汽阀和再热蒸汽阀完全关闭的时间应小于0.5s。
4.12.4 在下列事故状态下，汽轮机至少应设有自动关闭主蒸汽阀和调节阀的停机保护：
a) 汽轮机转速超过危急保安器动作转速； b) 真空低于制造厂给定极限值； c) 润滑油压下降超过极限值；
d) 转子轴向位移与推力瓦温度超过极限值； e) 单元机组发电机保护动作。
4.13 所供应的电动阀门应统一，并能保证远方操作关得严、打得开。随阀门带的行程开关能在各种现场运行环境下可靠动作，正确反映阀门的状态位置。
4.14 控制系统应具有防止汽轮机进水功能。对于进汽部分的带水，可以采用自动开启疏水阀的方法进行保护。在汽轮机的负荷低于规定值（一般是10％～30％额定功率）或汽缸上下壁温差、进汽管道上下壁温差过大时，能自动开启进汽管道及汽缸的所有疏水门，直至负荷超过规定值或上下壁温差正常时，再关闭所有疏水门。对于抽汽部分的进水，可以采用抽汽管段最低点处上下壁温差过大时自动关闭相应抽汽阀门的方法进行保护。在加热器水位超过规定值时和汽轮机跳闸时，能自动关闭抽汽门。
4.15 汽轮机制造厂应归口协调汽轮机、发电机、励磁机整个轴系振动的测振一次元件。
4.16 根据电网要求，汽轮机控制系统应能允许在汽轮机制造厂提供的最低功率至额定功率间带调峰负荷。 5 试验和验收 5.1 概述
5.1.1 汽轮机制造厂在配套供应的检测控制设备出厂前，应进行检查和试验。 5.1.2 出厂检查和试验应能证明下列各项： a) 所供设备符合有关技术条件和安全规范； b) 安全装置和保护装置动作正确； c) 达到供货合同规定的保证值； d) 满足供货合同规定的其他特殊要求。
5.1.3 为保证验收顺利进行，汽轮机制造厂有责任将检查和试验资料按合同规定完整并及时地提交给需方。对重要的检查与试验项目，应邀请需方代表参加，并应在试验前规定的时间内通知需方代表。
5.1.4 按合同规定，需方参加检验的装置，汽轮机制造厂应提出检查与试验的项目、方法及判定准则，经需方确认后，作为装置的检验依据。 5.2 试验
5.2.1 出厂前的试验项目应包括： a) 外观检查； b) 性能试验； c) 功能试验；
d) 电源变化试验； e) 绝缘试验； f) 环境条件试验； g) 特殊的专项试验。 5.2.2 现场试验项目应包括： a) 单体调换（安装前进行）；
b) 系统开环调试（无负荷运行调试在分部试运时进行）； c) 系统调试（带负荷运行调试随电厂主机进行）； d) 考核试验（正式投产起算，考核期为半年）。 5.3 验收
5.3.1 需方参加汽轮机制造厂验收的项目应包括下列大型装置： a) 数字式电液控制系统（DEH）； b) 汽轮机自启停系统（ATC）； c) 汽轮机监视系统（TSI）；
d) 法兰、螺栓加热控制装置（若厂供）； e) 汽轮机紧急跳闸系统（ETS）。 5.3.2 现场验收项目应包括： 对零散设备： a) 开箱验收； b) 外观检查； c) 性能测试验收。 对成套装置设备： a) 开箱验收； b) 外观检查；
c) 系统开环调试验收； d) 系统带负荷调试验收； e) 性能考核验收。 6 技术文件和图纸
6.1 供方向需方及设计院提供的正式有效技术文件、图纸应包括下列内容： ----汽轮机运行说明书（启停、运行导则）及有关技术特性；
----随汽轮机供应的仪表、控制、保护等设备的供货清单（包括型号、规范、数量、安装地点等）；
----汽轮机控制系统图及说明书，包括自升速装置的说明书及有关图纸； ----汽轮机油系统图；
----汽轮机本体测点布置图和安装图； ----汽轮机测点汇总表； ----汽轮机本体监测保护说明书； ----汽轮机本体监测保护系统图； ----汽轮机保护电气原理图； ----汽轮机各保护部套说明书；
----汽轮机保护屏（柜）端子排出线图； ──汽轮机本体接线盒接线图； ----汽轮机轴瓦乌金温度测点安装图； ----抽汽逆止门控制系统图及说明书； ──同步器说明书及同步器电气原理接线图； ──汽轮机辅助设备测点布置图； ----汽缸法兰及夹层加热系统图； ----凝汽器真空及水位取源部件安装图；
----低压缸喷水控制系统图；
──汽轮机本体及有关辅机的保护联锁条件及各项参数的保护整定值； ──汽缸金属温差的规定值（包括法兰、螺栓、内外壁）； ──凝汽器真空度的规定；
──汽轮机升速率和升降负荷的规定。 汽轮机制造厂应提供下列曲线图： ----汽轮机在各种状态下的启动曲线图； ----调节阀开度和发电机功率的关系曲线图； ----主蒸汽温度对热耗和负荷的修正曲线图； ----再热蒸汽温度对热耗和负荷的修正曲线图； ----汽轮机汽耗和主蒸汽流量的函数曲线图； ──各种工况下的热力平衡图等。
6.2 供方在设备出厂前向需方及设计院提供的技术文件和图纸不能取代设备装箱资料。
6.3 装箱资料的内容应满足配套供货检测控制设备的安装、调试、验收、运行、检修及维护的需要。 7 标志、包装、运输和保管
7.1 随本体供应的检测、控制设备应按运输和保管要求分类装箱。
7.2 随汽轮机供应的检测、控制设备在包装、运输和保管过程中的状态及加固和固定的部件，应符合原制造厂的规定。
7.3 检测、控制设备的包装应保证经过运输、储存直至安装，不损坏、散失、变形、受潮和腐蚀。对有防潮、防水要求的设备，其包装应分别符合GB5048和GB7350的规定。
7.4 每个包装箱上应有以下标志：
7.4.1 运输作业标志：包括小心轻放、禁止手钩、向上、怕热、远离放射源及热源、由此起吊、怕湿、重心点、禁止滚翻、堆码重量极限、堆码层数极限、温度极限等12种图示标志，并应符合GB191的规定。
7.4.2 收发货标志：包括商品分类图示标志、供货号、品名规格、数量、重量（毛重和净重，kg）、体积[=长(m)×宽(m)×高(m),m]、生产日期、生产工厂、收货地点和单位、发货单位、运输编号、发货件数等，应符合GB6388的规定。 7.5 控制屏（柜）单独运输时，包装标志应符合铁路、公路、水路和航空运输的有关规定。
7.6 检测、控制设备必须附有下列文件： 7.6.1 装箱单，其上应注明： a) 产品名称、型号、规格和制造厂； b) 装箱数量；
c) 附件、备件名称及数量； d) 装箱日期。
7.6.2 原制造厂的产品出厂合格说明书、出厂试验数据、安装使用说明书。 7.7 设备到达现场后，供需双方按商定的开箱检验办法，对照装箱单逐件清点，进行检查和验收。
附录A
汽轮机制造厂应向需方提供的有关汽轮机设备的技术规范
(标准的附录)
A1 额定主蒸汽压力，MPa（表压）。 A2 额定主蒸汽温度，℃。
A3 额定再热蒸汽压力，MPa (表压）。 A4 额定再热蒸汽温度，℃。
A5 额定高压缸排汽压力，MPa（表压）。 A6 额定中压缸排汽压力，MPa（表压）。 A7 额定背压，MPa（表压）。
A8 额定蒸汽流量，t/h。 A9 最大蒸汽流量，t/h。
A10 各级抽汽压力、抽汽温度、抽汽流量。 A11 调速油压。 A12 润滑油压。
A13 正常运行汽封压力。 A14 主蒸汽参数允许的偏差值。
A15 厂轮机的大轴绝对振动或轴承振动、轴向位移、相对膨胀、绝对膨胀、大轴挠度等的正常值。
A16 制造厂应向需方提供轴系各临界转速的计算值和试验值。 A17 制造厂至少应提供下列报警信号，并提出报警值： A17.1 真空低限值； A17.2 润滑油压低限值；
A17.3 主、再热蒸汽温度高和低限值； A17.4 汽轮机转速极限值； A17.5 转子轴向位移极限值； A17.6 胀差极限值； A17.7 油箱油位低限值； A17.8 排汽温度高限值； A17.9 轴承金属温度高限值；
A17.10 大轴绝对振动或轴承振动极限值； A17.11 转子与汽缸的胀差限值； A17.12 汽轮机汽缸进水； A17.13 危急遮断器动作值。
本标准是新编的电力行业标准。 本标准的附录A的标准的附录。
本标准由中华人民共和国电力工业部提出。
本标准由电力工业部热工自动化标准化技术委员会归口。
本标准起草单位：电力工业部华北电力设计院、中国电机工程学会过程自动化技术交流中心。
本标准主要起草人 成良彩 饶纪杭 本标准于1996年3月4日首次发布。
本标准委托电力工业部热工自动化标准化技术委员会负责解释。
