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DL／T 996-2019 火力发电厂汽轮机控制系统技术条件

5.3.1DEH控制方式

5.3.1.1根据机组运行要求，应具备下列控制方式： a 操作员自动控制方式。运行人员根据机组冷热状态手动设定目标转速、目标负荷或目标压力， 转速变化率、负荷变化率和压力变化率根据汽轮机热应力评估的结果自动设定或者由运行人员 手动设定，实现机组转速、负荷或主汽压力/调节级压力闭环控制。 b）协调控制系统（CCS）远方控制。DEH作为CCS的执行机构，接受CCS的远方控制指令，对 汽轮机调门进行控制。 汽轮机自启停控制（ATC）方式。根据汽轮机转子热应力和运行参数，自动设置、优化转速变 化率和负荷变化率，自动完成机组由盘车至额定负荷的启动及运行、停机的全过程自动控制。 d）手动控制方式（可选用）。它是机组低层级控制方式。运行人员手动操作，通过控制调门开 度，实现负荷开环控制（或称阀位控制）。在转速控制方式下，不应设置转速开环手动控制。 .3.1.2操作员自动控制和CCS远方控制，是DEH系统必备的控制方式。各种控制方式之间，应能进 行无扰切换。

GB/T 33967-2017 免铅浴淬火钢丝用热轧盘条5.3.2MEH控制方式

5.3.2.1根据机组运行要求，应具备下列控制方式： a）转速控制方式。运行人员根据机组冷热状态手动设定目标转速，转速变化率由运行人员手动设 定，实现给水泵汽轮机转速闭环控制。 6 远方控制方式。MEH作为给水控制系统的执行机构，接受给水控制系统的远方控制指令，对 给水泵汽轮机调门进行控制。 c）手动控制方式。它是机组低层级控制方式。运行人员手动操作，通过控制调门开度，实现给水 流量开环控制（或称阀位控制）。在正常运行工况下，不宜切换至手动控制方式运行。 5.3.2.2转速控制和远方控制，是MEH系统必备的控制方式。各种控制方式之间，应能进行无扰切换。

5.3.3DEH控制功能

5.3.3.1基本要求

DEH应能根据汽轮机的不同运行工况，实现转速控制、负荷控制、主汽压力/调节级压力控制和阀 位控制等基本控制功能。

5.3.3.2转速控制

在汽轮机启动和甩负荷阶段，应能实现汽轮机转速控制并满足下列要求： a）转速调节范围应为50r/min至112%额定转速，并连续可调，升速过程应平稳、可控：当

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机定速到额定转速时，超调量应小于额定转速的0.2%，转速波动范围不应大于额定转速的 0.1%。 b） 目标转速和转速变化率，在操作员自动控制方式下人为设置，在ATC方式下自动设置，也可 进行人为干预。 C 最大转速变化率不应大于汽轮机设计规定值，通过临界转速区时的转速变化率不应低于汽轮机 设计规定值。 d）汽轮发电机组甩负荷后，最高转速不应使超速跳闸保护动作。 e）同期控制。应能接受同期装置的控制信号增、减汽轮机转速。

5.3.3.3负荷控制

在机组并网后，能实现机组负荷控制，并满足下列要求： a）机组并网后应带额定负荷的2%5%的初始负荷。 b）负荷控制范围为0%110%额定功率，并连续可调。负荷波动范围不应大于额定功率的 0.5%。 c）目标负荷和负荷变化率，在操作员自动控制方式人为设置；在ATC方式下自动设置，也可进 行人为干预。 d）最大负荷变化率和最大负荷限制，不应大于机组最大负荷变化率和最大负荷限制值范围。 e）实际负荷与给定负荷偏差大于限制值时， 应切除负荷控制回路，保障机组安全运行。

5.3.3.4主汽压力/调节级压力控制

机组并网后，应具备控制主汽门前压力/调节级压力的功能。当其控制主汽门前压力时，其波动范 围不应大于1.5%额定压力。对于进汽参数低的机组，主汽门前压力控制范围应根据实际控制要求确 定。当其控制调节级压力时，调节级压力波动范围不应大于1%额定调节级压力。

5.3.3.5阀位控制

5.3.3.6CCS控制

CCS控制应满足以下要求： a）DEH应与主控CCS协调一致，实现机炉协调控制。 b）当机组负荷控制功能设置在CCS中时，DEH应接受CCS的阀门开度指令，作为CCS的执行 器；当机组负荷控制功能放置在DEH中时，DEH应接受来自CCS的远方负荷指令，此时 DEH设定的负荷变化率不应低于CCS设定的负荷变化率。

CCS控制应满足以下要

5.3.3.7一次调频

应能与CCS协同实现机组一次调频功能。一次调频死区设置的范围为0Hz～0.033Hz；一次调频 限不宜大于10%额定负荷。

5.3.3.8抽汽压力控制

对于抽汽式汽轮机，DEH应具备抽汽压力控制功能，满足以热定电控制或以电定热控制

5.3.3.9背压控制

对于背压式汽轮机，DEH应能实现背压控制。

5.3.3.10辅机故障减负荷

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发电机组辅机故障减负荷（RUNBACK）时，应能与机组分散控制系统（DCS）一起按预设的目 标负荷和负荷变化率分级自动快速减负荷，或自动转为机前压力控制方式或接受CCS控制指令快速减 负荷。

5.3.4MEH控制功能

5.3.4.1基本要求

MEH应能根据给水泵汽轮机的不同运行工况，实现转速控制、远方控制和手动控制等基本 能。

5.3.4.2转速控制

应能实现给水泵汽轮机转速控制并满足下列要求： a）转速在调节范围内连续可调；当给水泵汽轮机定速时，转速波动范围不应大于额定转速的 0.1%。 6） 目标转速和转速变化率，在转速自动控制方式下人为设置。 最大转速变化率不应大于机组设计规定值要求，通过临界转速区时的转速变化率不应低于给水 泵汽轮机设计规定值。

5.3.4.3远方控制

MEH接受来目CCS的转速指令进行控制： 给水控制系统的执行机构。来目CCS的转速 指令受MEH转速变化率的限制，转速变化率应满足发生给水泵RB时对给水流量控制的要求；当实际 转速与设定值偏差大时，应切除远方控制方式，转为转速控制方式

5.3.4.4手动控制

运行人员直接控制给水泵汽轮机调门开度。本方式为后备操作方式，通常不使用。

5.3.5其他控制功能

5.3.5.2阀门管理功能应满足下列要求： a）阀门管理方式应与汽轮机结构的特点和启动运行方式相适应。 b）可变阀门管理。采用一台油动机直接驱动一只调门，通过阀门管理软件或者机械配汽机构实现 节流调节（单阀控制）和喷嘴调节（顺序阀控制）的在线无扰切换。在机组变负荷过程中，改 善转子、汽缸热应力和部分负荷时的经济性：若采用阀门管理软件时，可离线设置顺序阀方式 下的开启顺序，进行阀门线性修正，以求得到连续、线性的升程流量特性。 c）固定阀门管理。采用一只油动机驱动多只调门，通过固定阀门开启机构，实现喷嘴调节。 d）对已具有固定阀门管理功能的混合调节配汽的汽轮机，在电液控制系统功能设计或老机组实施 电液控制系统改造时，可不采用可变阀门管理功能。 5.3.5.3 机组快速减负荷（FCB）应能根据电厂的实际需要配置， 5.3.5.4功率负荷不平衡（PLU）时（当汽轮机机械功率大于发电机组有功功率一定限值），迅速关闭 汽轮机调门，延时后汽轮机调门按调节要求开启。

5.3.5.5设置有中压缸启动控制的汽轮机，应具备平稳切缸的功能，保证高压缸排汽止回门能快速 打开，切缸过程中不发生高压缸超温、闷缸以及负荷波动等情况，应有防止高压缸壁温发生突变的 借施。 5.3.5.6有孤网运行要求的汽轮机，DEH应考虑提高控制系统和液压伺服系统实时响应速度，优化、 改进DEH调频功能，配合全厂其他控制系统共同实现孤网工况的安全运行。在满足设备安全的前提 下，确保汽轮机能够在较大负荷冲击范围内维持电网稳定。 5.3.5.7MEH应根据给水泵汽轮机运行方式的不同，实现汽源的内切换或者外切换

5.4.1当下列条件发生时，超速限制（OPC）功能动作，DEH控制系统应根据机组运行要求 用相应 的措施，迅速关闭汽轮机调门，防止汽轮机超速： a）机组负荷大于30%额定负荷且发电机出口开关跳闸（发电机甩负荷）。 b）机组并网前，机组转速达到103%额定转速；或机组并网后，汽轮机转速超过限值时（按当地 电网要求）。 c）汽轮机转子加速度等于或大于设定值。 d）汽轮机机械功率与发电机有功功率不平衡（PLU）（可选）。 5.4.2当OPC动作，DEH使调门迅速关闭后，应能按要求恢复开启，并根据机组的运行状态自动选择 维持额定转速或继续带负荷运行。 5.4.3当主蒸汽压力或汽轮机真空或抽汽压力降低到机组正常运行工况所允许的限制值，或汽轮机热 应力变化到达机组正常运行工况所允许的限制值时，DEH应限制调门开度。

5.5.1当出现汽轮机控制系统故障、转速信号故障、汽轮机控制系统电源失去时，应产生汽轮机控制 系统跳机保护信号，送至ETS系统。 5.5.2当汽轮机转速上升到设定的保护值时，超速跳闸保护（OPT）功能动作，应触发紧急停机措 施，自动迅速关闭主汽门和调门，遮断汽轮机。宜设置不少于两套独立的超速跳闸保护系统。 5.5.3如配置机械危急保安器，当机械危急保安器动作时，汽轮机控制系统应能迅速发出关闭主汽门 和调门指令，使机组安全停机。 5.5.4在任何控制方式下，机组各种保护不应退出， ，不应设置保护“投切”按钮

DEH系统应能实现下列试验功能： a）主汽门、调门在线活动试验。 b）跳闸电磁阀在线试验（跳闸电磁阀由DEH控制的机组）。 c）超速保护试验。 d）喷油试验（具有喷油试验功能的机组）。 e）汽门严密性试验。 f) 假同期、并网试验；系统静态仿真试验。

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汽轮机控制系统电子控制装置由工作站、通信网络、控制器、I/O模件、电源和就地仪表构成，工 作站按照网络结构可分为分布式结构和服务器/客户机结构。

6.2.1环境条件影响的要求

在海拔2000m以下火电厂的汽轮机控制系统电子控制装置硬件应满足GB/T2421.1的要求，在下 列环境条件下应能正常运行： a）环境温度：安装在控制室内（有空调）温度范围为+5℃～十40℃（GB/T17214.1中B2级， 适用于户内或掩蔽场所）；安装在现场（无空调）温度范围为一25℃～十55℃（GB/T17214.1 中C2级，适用于户外场所）。 b）相对湿度：允许的环境相对湿度为0%～95%，不结露，严酷等级应达到40℃土2℃。 c）振动：振动等级为控制室或低振动级场所，振动频率为10Hz～150Hz，位移峰幅值为 0.075mm。

a）共模抑制比：按照GB/T29247一2012要求的试验方法，在接地端与每个输入和输出端子之间 依次叠加一个主电源频率的250V有效值交流信号进行测试，共模抑制比不小于90dB。 b）串模抑制比：按照GB/T29247—2012要求的试验方法，在50×（1土5%）Hz或60×（1± 5%）Hz条件下，串模抑制比不小于50dB

6.2.3硬件质量认证的要求

汽轮机控制系统电子控制装置的控制器、I/O模件应通过下列测试和实验，并由具有国家检验资展 受权的检验机构出具检验证书和检验报告： a）电磁兼容性（EMC）测试。应满足6.2.2.1的要求。 b）环境影响测试。环境温度、相对湿度及抗振动性能，应满足6.2.1的要求。 c）供电电源影响测试。电源电压瞬变影响和电源电压降低影响，应满足GB/T18271.3的要求。 d）电干扰测试。共模干扰和串模干扰，应满足6.2.2.2的要求。 e）长期工作漂移试验。应满足GB/T18271.3的要求，测试长期工作漂移性能不应少于30d

6.2.4通信负荷率的要求

数据通信负荷在最繁忙的情况下，令牌网平均通信负荷率不应超过40%，以太网平均通信负荷 超过20%。

6.4.1硬件故障安全要求

6.4.1.1局部电源故障：模件单通道电源故障的影响范围不应超出其所在的模件；模件电源故障不应引 起系统电源故障。 6.4.1.2局部硬件故障：余配置的模件或部件在主控侧故障时，完余侧应及时接替控制，不应对系统 空生扰动：单一通道、部件硬件故障不应引起其所在子系统的故障；主控通信网络或I/O通信网络上 任何节点故障，不应引起其他节点及该节点所在网络的故障。 6.4.1.3上位级硬件或系统故障：汽轮机控制系统电子控制装置上位级硬件或系统故障时，下位级硬件 或系统应具有保护系统安全的能力；主控通信网络故障，控制器应能在安全模式下运行，保证所控制 的工艺系统安全；控制处理器或I/O通信网络故障，I/O模件应能够按照预先设定的安全模式，控制外 部设备，保证工艺系统的安全运行。

6.4.2软件故障安全要求

1亢余配置的控制器或模件，主控侧软件发生故障或死机时，备用侧应能够检测并及时接替控 不应对系统产生扰动。 2汽轮机控制系统电子控制装置运行过程中，在线修改、下载软件，不应对原有软件的运行产

动或引起软件故障、死机等（不包含修改、 陷以及控制逻辑本身对系统的扰 4.2.3系统设计应保证在汽轮机控制系统故障时，不会使保护功能失效。

6.5.1.1应采用当前成熟的主流机型的计算机工作站或工业控制计算机。操作系统宜采用开放、标准的 操作系统（如Unix、Windows等）。应有防止和清除计算机病毒的措施和管理。 6.5.1.2操作员站的基本功能应满足5.2的要求，还应包括控制和操作设备、调整过程设定值和偏置等 功能。 6.5.1.3运行人员通过键盘、鼠标等手段发出的任何操作指令应在不大于1s的时间内被执行。从运行 人员发出操作指令到被执行完毕的确认信息在显示器上反映出来的时间不应超过2s（不包括执行机构 的动作时间）。 6.5.1.4数据库宜采用实时数据库管理电厂运行过程中的实时数据。数据库应能管理足够的标签量，满 足控制系统所需的最大数据量，同时数据存取速度应满足6.5.1.3的实时性要求。 6.5.1.5应具有防误操作功能，即在任何运行工况按下非法操作键时，系统应拒绝响应。

a）一台工业彩色显示器： b）一台操作员站处理器； c）操作键盘和鼠标。 6.5.1.7当汽轮机控制系统电子控制装置与机组控制系统选型一致时，操作员站可与DCS操作员站兼 容使用，否则宜单独配置操作员站。 6.5.1.8操作员站以及其他设备之间互联的预制电缆（包括两端的接触件），应符合GB50229的要求。

6.5.2.1工程师站应具有下列基本功能；

..2. “列蜜本切肥 a）系统数据库组态和管理； b）控制算法应用软件组态、维护、编译、下载、调试； c）操作员站应用软件组态、维护、编译、下载、调试： d）组态、设计文档管理、打印。 6.5.2.2工程师站宜具有下列功能： a）应用软件在线下载： b）控制逻辑和算法在线强制状态和数值。 6.5.2.3工程师站应设置软件保护密码，以防无授权下撞自改变控制策略、应用程序和系统数据库。 6.5.2.4当汽轮机控制系统电子控制装置与机组控制系统选型一致时，工程师站可与DCS兼容使用， 否则应单独配置工程师站。

6.1.1对模拟量控制的处理周期不应大于250mS，对开关量控制的处理周期不应大于100mS。 速控制的处理周期不应大于50ms，执行汽轮机超速限制和超速保护部分的逻辑，处理周期不应 mS。

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6.6.1.2在最大负荷运行时，负荷率不应超过60%。 平均负荷率不应超过40% 6.6.1.3控制处理器之间及与上位机的通信网络负荷率不应超过20%。

6.6.3面板及诊断信息

控制器应具备完善的诊断功能，除具有本身的自诊断外，还应对通信通道、/O模件及通道 李进行诊断，提供诊断信息。 2控制器面板应设置适当的诊断信息显示，可直接显示电源、主/备用、运行/停止/故障等，也 放障码供维护人员查询。

6.6.4穴余切换及故障影响

6.6.4.1控制器在余工作方式时，应具有可靠的余切换性能。允余控制器的数据同步和切换时间应 满足工艺过程的实时性要求。穴余切换应是无扰的，应保证系统的控制和保护功能不会因余切换而 丢失或延迟。发生切换应自动产生报警信息。 6.6.4.2某一个控制器故障，不应影响其他控制器的运行。数据通信总线故障时，控制器应能继续运 行，完成本身的控制运算和I/O处理功能。 6.6.4.3控制器出现电源故障后，二且重新受电，应能自动恢复正常工作而无需任何人工于预。

6.6.5在线修改组态和下载

应能够在线修改控制器应用软件中的可调整参数，如PID参数、延时和脉冲宽度时间、充 为量程和状态等。 具有在线强制数据或状态能力的控制器， 应标记强制状态，应能够部分或全部复位强制状态

6.7.1.1电子装置机柜的外壳防护等级，室内应满足GB4208的IP52要求，室外应满足GB4208的 IP56要求。电子间内应满足GB4208的IP42要求。 6.7.1.2机柜门应有导电门封垫条，以提高抗射频干扰（radiofrequencyimmunity，RFI）能力。柜门上 不应装设任何系统部件。 6.7.1.3对需散热的电源装置，机柜内应安装排气风扇或内部循环风扇。装有风扇的机柜均应提供易于 更换的空气过滤器。 6.7.1.4机柜的钢板厚度宜不小于2.0mm；机柜内的支撑件应有足够的强度，应使机柜在搬运、安装时 不产生变形

6.7.2.1机柜的设计应满足电缆由柜底或柜顶引入的要求。 6.7.2.2机柜内的端子排应布置在易于安装接线的地方，距离柜底宜在300mm以上和距 150mm以下。

6.7.2.3机柜内弱电信号的端子排物理上应与控制、电源供电回路的端子排分开。所有继电器、控制开 关和设备的备用接点应引至端子排上。机柜内的每个端子排和端子都应有清晰的标志，并与图纸和接 线表相符。 6.7.2.4端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均应采用“阻燃”型材料制造。除电源、电磁阀等大 容量设备接线端子外，其他的端子应能同时接入2根1.5mm²线径的导线。 6.7.2.5机柜内应预留充足的空间，使安装工人能方便地接线、汇线和布线，

6.7.3.1汽轮机控制系统电子控制装置不应要求单独的接地网。其单点接入接地电阻小于42的电厂电 气接地网后，应能够可靠地运行。如果与DCS电子控制装置一体化，其接地应由DCS统一设置。 6.7.3.2电子机柜中应设有独立的安全地、屏蔽地及相应接地铜排。每套汽轮机控制系统可采用中心接 地汇流排的方式，实现系统的单点接地。电缆屏蔽层应在机柜侧单端接地。 6.7.3.3当汽轮机控制系统电子控制装置和DCS之间，通过各自的I/O模件以硬接线方式连接，实现 控制信息的交换时，其两端对接地或浮空等的要求应相匹配，否则应采取电隔离措施。

6.8过程输入/输出（IV

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6.8.2.1模拟量输入（AI)

模件应能够提供4mA～20mA二线制变送器的直流24V电源，输入阻抗应小于3002。对1VDC~ 5VDC输入，输入阻抗不应小于500kQ。每个通道宜配置单独的A/D转换器。

6.8.2.2模拟量输出（AO）

4mA～20mA或1VDC～5VDC可选。4mA～20mA输出方式应至少能够驱动回路阻抗不大于 6002的负载。系统应提供24VDC的回路电源。每个输出通道宜配置单独的D/A转换器。当模件经过 正确组态后，在运行过程中与控制处理器通信中断时，宜具有按照预定安全模式输出的能力。

6.8.2.3开关量输入（DI）

统应提供对现场输入接点的“查询”电压。“查询”电压宜为48V。所有输入通道都应有防抖 处理，如果输入接点信号在4ms之后仍抖动，模件不应接受该接点信号。

6.8.2.4开关量输出（DO）

干关量输出模件应采用电隔离输出， 隔离电压不小于250V，能直接驱动控制用电动机或任何中 馨。宜配置多种容量和电压等级的输出接口，以满足电厂不同设备的需要。

6.8.2.5脉冲计数输入（PI

应能够接收频率为1kHz～10kHz的脉冲信号，模件应能够累计脉冲数量，并有脉冲累计计数器溢 出输出。

6.8.2.6热电偶输入（TC）

能直接接受分度号为E、J、K、T和R型热电偶信号（不需变送器）。热电偶在整个工作段的线性 化，宜在模件内完成。

.8.2.7热电阻输入（R

每一路热电阻输入宜有单独的桥路。应能够直接接受三线制（不需变送器）Cu502、Pt1002等类 型的热电阻信号，并且模件应提供热电阻测量桥路所需的电源。

.8.2.8汽轮机转速测量

应能够直接接受转速传感器 根据测速齿轮的齿 数，计算汽轮机的瞬时转速。模件输入 括给水泵汽轮机）最大量程的需要。

6.8.2.9电液伺服阀驱动模件

能将控制处理器设定的阀门开度信号（0%～100%）与汽轮机阀门位置反馈信号相比较，输出电液 转换装置驱动电流信号，驱动电流应满足电液转换装置产品的要求。

6.9.1汽轮机控制系统电子控制装置总电源装置（柜）应能接受两路交流220V土（220V×10%）、

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在DEH电源装置内互为备用，并能自动无扰切换。 6.9.2总电源应合理地分配到机柜、操作员站和工程师站等，并配置相应的余电源切换装置和回路 保护设备。 6.9.3汽轮机控制系统电子控制装置总电源应为系统机柜提供穴余的直流电源，并具有30%～40%的 裕量，满足设备负载的要求。两套直流电源应分别由两路交流电源供电。 6.9.4对I/O模件、处理器模件和通信模件等应提供穴余电源。任一通道电源故障不应影响其他通道 正常工作。 6.9.5任何一路电源的故障，均不应导致系统的任一部分失电。任一路电源故障都应报警，并自动切 换到另一路工作。 6.9.6凡属汽轮机控制系统电子控制装置系统或为使系统正常工作而需另外配备的仪表、设备，所需 单相交流电源及直流电源，均应由汽轮机控制系统提供

.1就地仪表应满足现场巡视及就地操作的需要

6.10.1就地仪表应满足现场巡视及就地操作的需要。 6.10.2下列重要设备应配置就地仪表： a）自动主汽门及调门的位置行程开关或位移变送器； b）液压系统控制油、保护油压力测量仪表，机组已挂闸判断测量仪表，以及保护动作压力开关或 压力变送器： C 油泵出入口、密封容器应设置压力测量仪表； d）油箱油位、系统油温测量仪表，以及报警和联锁保护接点； e）油过滤器应设置差压测量仪表和报警装置； f）热交换器应设置进、出口温度测量仪表。 6.10.3仪表的量程及精度、过程变量开关的精度、灵敏度及返回特性等，应满足机组在所有工况下监 视和控制的要求。 6.10.4应设置必要的接线盒（箱），作为与汽轮机控制系统的接口件。 6.10.5所有控制、测量和检测仪表，均应校验合格，并在有效检验期内使用

7.1.1执行机构的类型应根据机组的结构特点和实际需求确定。对于要求实现阀门管理功能、机械配 汽机构的机组，宜采用一个调门配置一个油动机、一个电液转换装置和独立控制接口；对于没有阀门 管理要求的调节配汽机构（提板、杠杆或机械配汽机构）的机组，可采用一个油动机配置一个电液转 换装置，控制多个调门。 7.1.2液压执行机构在工作环境温度较高（执行机构油温达到60℃以上）的场合，应采取防止油质老 化和防止火灾的措施。 7.1.3执行机构的提升力应有安全余度，提升力倍数不应小于1.2（计算油压为系统最低运行压力，蒸 汽压力为额定压力的105%）。 7.1.4执行机构用油可采用抗燃油或透平油，执行机构部件材料及油漆涂料等应能适应相应工质。 7.1.5大功率汽轮机的进汽阀门执行机构应设计成单侧作用形式，油压开启，弹簧关闭，根据不同控 制部件可设计成调节型和开关型两种，调节型执行机构可控制在任意位置，开关型执行机构应只有全 开、全关两个位置。

1.7执行机构工作油温范围宜为15℃～60℃（低压透平油为35℃～55℃），短期可承受运行温度到 5℃弹簧组件可承受温度到150℃。 1.8执行机构应定期维护，维护间隔最长不应超过5年。 1.9执行机构宜采用管壁厚度号SCH80的压力油管及管壁厚度号SCH40的回油管，压力油和回油 装口宜采用焊接形式。 1.10执行机构宜设计有漏油盘。 1.11执行机构出厂前应进行耐压测试和功能测试，测试结果应满足设计要求。测试中应满足下列 求： a）测试用油应与执行机构工作用油一致； b）执行机构测试油温为40℃±5℃； 执行机构耐压测试压力不应小于设计工作压力的1.5倍，时间不少于20min，执行机构部件连 接处及活塞杆密封等处应无泄漏。 1.12 执行机构功能测试宜包括下列内容： a）行程和安装位置满足设计要求。 b）油动机快关时间。油动机动作过程时间应满足汽轮机甩负荷最高飞升转速、危急最高飞升转速 的要求。油动机快关时间宜满足表1的要求， c）全行程开启时间。高压调节油动机从0%～100%阀门全行程开启时间不应大于3s。 d）控制精度。对于调节型油动机，当控制指令在中间位置维持不变时，油动机开度位置波动范围 不宜超过全行程的0.2%（低压油波动范围宜不超过全行程的0.5%，测试时间宜不少于 5min）。行程和安装位置满足设计要求。 e）执行机构弹簧力、摩擦力满足设计要求。 f）执行机构快关终端速度满足设计要求。

7.2.1电液转换装置实现将电信号转换为液压信号，应具有响应速度快、线性好、定位精度高，其性 能应满足汽轮机控制实时性要求。 7.2.2电液转换装置应易于维护、检修并具有较强的抗油质污染能力。 7.2.3在汽轮机控制装置失电的情况下，电液转换装置应能实现机组的故障安全功能。

7.3.1抗燃油系统的油泵容量、蓄能器配置等应满足机组各种工况下的安全运行要求。 7.3.2采用透平油系统，应配置有性能良好的油净化装置；采用抗燃油系统应配置油再生装置 7.3.3油系统使用的金属材料和密封材料应能适应抗燃油。 7.3.4抗燃油系统的压力油管和回油管应采用不锈钢无缝钢管

7.3.5抗燃油系统管道及部件的清洗不应使用含氯溶剂，宜使用丙酮或无水乙醇。 7.3.6油箱上配置的测量元件应便于维护，所有可调整的仪表应预先设定好。 7.3.7油箱应设计有油温和液位测量装置，油温测点应靠近主泵。 7.3.7油箱上安装的端子盒防护等级不应低于IP56。 7.3.8油箱组件在制造完成交货前应进行性能测试，测试结果应满足设计要求。 7.3.9油箱组件应靠近执行机构安装，油箱应布置在汽轮机高中压缸下方，油管接口和执行机构高差 不宜超过10m。 7.3.10油箱组件应避免安装在高温环境，油箱周围应有足够的操作维护空间。 7.3.11抗燃油管应采用对焊方式连接。 7.3.12抗燃油系统管路布置应能便于维护，其走向应与汽轮机中心线平行或垂直，避免交叉走向，应 避开障碍物，距离高温高压蒸汽管路应至少1.5m。 7.3.13抗燃油系统管路应布置成以固定角度向油箱方向下方倾斜QXDF 0003S-2014 云南省寻甸回族彝族自治县东发食品有限公司 牛、羊肉罐头，倾斜角度不小于1°。 7.3.14抗燃油系统管路的管夹和支撑，应充分考虑管路的冲击振动和阀门热位移，垂直于阀门热位移 方向应留有足够的自由管长度，避免运行中接口或焊缝产生过大的应力。 7.3.15对于抗燃油系统多阀组控制的机组，当电液转换装置故障情况下，应具有在线维修或更换的 功能。 7.3.16 设备安装及大修后，所有抗燃油管应进行无损探伤检查。 7.3.17 设备安装及大修后，应对管道做耐压试验，试验压力为1.5倍设计压力。 7.3.18 新抗燃油和运行中抗燃油的质量标准，应满足DL/T571的要求。 7.3.19 新透平油技术应满足GB11120的要求。运行中透平油油质应满足GB/T7596的要求