汽轮机技术协议
新密电厂二期2×1000MW机组工程汽机技术协议（最终版）
新密电⼚⼆期2×1000MW机组⼯程汽机技术协议（最终版）新密电⼚⼆期2×1000MW机组⼯程主机设备买卖合同汽轮机合同附件买⽅：郑州裕中能源有限责任公司设计院：华东电⼒设计院卖⽅：东⽅电⽓集团东⽅汽轮机有限公司⼆OO⼋年三⽉⽬录附件1 技术规范附件2 供货范围附件3 技术资料和交付进度附件4 交货进度附件5 监造，检验和性能验收试验附件6 技术服务和设计联络附件7分包和外购附件8 ⼤（部）件情况附件1 技术规范1.总则1.1总体要求1.1.1本协议⽂件适⽤于新密电⼚⼆期2×1000MW凝汽式汽轮机及其附属设备。
本协议⽂件的范围包括汽机本体及其附属设备、凝汽器、低压加热器。
它提出了设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等⽅⾯的技术要求。
1.1.2卖⽅提供的设备应是成熟可靠、技术先进的产品。
1.1.3买⽅在本协议⽂件中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适⽤的标准，卖⽅应提供⼀套满⾜本协议⽂件和所列标准要求的⾼质量产品及其相应服务。
对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满⾜其要求。
1.1.4卖⽅应执⾏本协议⽂件所列标准，有不⼀致时，按较⾼标准执⾏。
卖⽅在设备设计和制造中所涉及的各项规程、规范和标准必须遵循现⾏最新标准版本。
1.1.5若卖⽅所提供的⽂件前后有不⼀致的地⽅，应以更有利于设备安装运⾏、⼯程质量为原则，由买⽅确定。
1.1.6卖⽅对供货范围内的汽机成套系统设备（含辅助系统及设备、附件等）负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。
分包（或对外采购）的主要产品制造商应征得买⽅的认可。
对于卖⽅配套的控制装置、仪表设备，卖⽅应考虑和提供和DCS 控制系统的接⼝并负责和DCS控制系统的协调配合，直⾄接⼝完备。
1.1.7本⼯程采⽤KKS标识系统，卖⽅提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须有KKS编码。
具体标识要求由设计院在以后的设计联络会上提出。
1.1.8本协议⽂件将为订货合同的附件，和合同正⽂具有同等效⼒。
南汽汽轮机组技术协议（12月6日）
南汽汽轮机组技术协议（12⽉6⽇）光⼤环保能源（常州）有限公司与深圳南港动⼒⼯程有限公司及南京汽轮电机（集团）责任有限公司关于常州市⽣活垃圾焚烧发电⼚项⽬汽轮发电机组采购合同附件⼀N12-3.8型汽轮机及QFw-15-2A发电机技术协议书买⽅：光⼤环保能源（常州）有限公司卖⽅：南京汽轮电机（集团）有限责任公司深圳南港动⼒⼯程有限公司买卖双⽅就买⽅所订N12-3.8纯凝汽式汽轮机及QFw-15-2A发电机有关技术问题进⾏充分的讨论和友好的协商后，⼀致同意签定本技术协议，作为汽轮机制造和验收的技术依据。
⼀、汽轮机部分1 、汽轮机基本参数：1.1、汽轮机主机规范序号名称单位数值1 主汽门前蒸汽压⼒MPa(a) 3.82 主汽门前蒸汽温度℃3953 汽轮机铭牌功率MW 12汽轮机额定功率MW 13.66汽轮机最⼤连续功率（MCR）MW 15.814 额定进汽量t/h 64最⼤连续进汽量t/h 755 除氧抽汽压⼒MPa(a) 0.9336 除氧抽汽温度℃2547 除氧抽汽量t/h 7.647（3.50 +4.147）去空预器3.5去除氧器4.147（0.27MPa）8 低加抽汽压⼒MPa(a) 0.0819 低加抽汽温度℃93.910 低加抽汽量t/h 5.32511 排汽压⼒kPa(a) 7.5412 给⽔温度℃13013 汽轮机汽耗≤kg/kW.h 4.68614 汽轮机热耗kJ/kW.h 1257015 汽轮机转向(从机头向机尾看) 顺时针⽅向16 汽轮机额定转速r/min 300017 汽轮机-发电机轴系临界转速r/min 183618 汽轮机单个转⼦临界转速r/min 153019 冷却⽔温度℃25（最⾼33）20 汽轮机轴承处允许最⼤振动mm 0.0321 过临界转速时轴承处允许最⼤振动mm 0.1022 汽轮机中⼼⾼(距运转平台) mm 75023 汽轮机本体总重t 4424 汽轮机上半总重(连同隔板上半等) t 13.825 汽轮机下半总重(不包括隔板下半等) t 1626 汽轮机转⼦总重t 6.4527 汽轮机本体最⼤尺⼨(长×宽×⾼) mm 5288×3590×3530电液驱动含系统所需的报警及保护压⼒开关1.3、辅机规范a 汽封加热器型号JQ-23-1冷却⽔量50t/h冷却⽔量最⼤压⼒ 1.2MPa加热⾯积23m2（b 冷凝器型式分列⼆道制表⾯式冷却⾯积1200m2冷却⽔量3000t/h⽔室内最⼤允许⽔压0.34MPa(a)⽔阻44kPa⽆⽔时净重27.83tc 旁路冷凝器型式分列⼆道制表⾯式进汽压⼒：0.6 MPa进汽温度：165 ℃最⼤蒸汽流量：64t/h（3.8MPa/390℃）冷凝⽔出⽔温度：≤65 ℃冷却⽔进⽔温度：≤33 ℃冷却⽔出⽔温度：≤50 ℃冷却⽔压⼒：0.2~0.22 MPa冷却⽔量：2600t/h冷却⾯积650m2⽆⽔时净重13.4td 冷油器型号YL-20冷却⾯积20m2冷却⽔量44t/h⽔阻 4.365kPa油阻27 kPa2 、汽轮机基本性能1)汽轮机基本性能符合GB5578-85规定。
5MW汽轮机技术协议书
5MW汽轮机技术协议书买方：正菱鹿寨水泥卖方：广西青汽电力工程技术工程设计方：易世达新能源发展股份2010年7月30日自然条件抗震设防烈度：里氏6级厂区海拔高度：105m年最高气温极端最高温度：38.5℃年最低气温极端最低温度：0℃～0.9℃年平均气温年日平均温度：19.7℃年平均相对湿度最高相对湿度最大风速0.58ｍ/ｓ年降雨量年降雨量：1442.1mm、日最大降雨量：153.2mm1. 设备名称及数量本合同货物为驱动汽轮发电机用混压进汽式汽轮机，型号为BN5—2.29/0.2，计一套。
2. 汽轮机的主要技术参数(额定工况)型式：背压式□补汽冷凝式√抽背式□ 凝式□型号：产品代号BN5—2.29/0.2布置形式：双层运行层标高：8.00额定电功率：5000kw（发电机效率为96.5%,按电功率计）顺汽流看汽轮机转向：顺时针汽轮机转速：3000r/min经济电功率：4500kw（发电机效率为96.5%,按电功率计）最续安全运行电功率：5400kw（发电机效率为96.5%,按电功率计）蒸气参数及要求：新蒸气压力：正常：2.29MPa(绝对,下同)最大：2.45MPa最小：2.09MPa温度：正常: 365℃最大： 385℃最小： 335℃补汽压力正常：0.2MPa 最大：0.3MPa 最小：0.15MPa补汽温度正常： 150℃最大： 165℃最小：饱和排汽压力正常：0.007MPa 最大：0.01MPa 最小：0.006MPa冷却水水质：淡水√ 海水□温度：正常：25℃最高33℃压力：进口 0.2MPa(g)冷却水清洁系数：0.8 PH值：7～7.5冷却水量≤2000t/h补给水温度：18～35℃3.功率、汽耗率及运转率1）功率、汽耗率单位：功率：kw，汽耗率：kg/kwh，汽量t/h序号参数名称参数保证值主进汽量/补汽量发电机输出端功率汽耗率1零补汽：最大长期、稳定、安全运行功率、汽耗率、进汽量（发电机效率为96.5%,按电功率计）47404.8523.0/02最大补汽量：最大长期、稳定、安全运行功率、汽耗率（汽耗中不含补汽量）、进汽量（发电机效率为96.5%,按电功率计）54004.2623.0/83零补汽：额定功率汽耗率、进汽量（发电机效率为96.5%,按电功率计）45104.8321.8/04额定补汽量：额定功率汽耗率（汽耗中不含补汽量）、进汽量（发电机效率为96.5%,按电功率计）50004.3621.8/65零补汽：经济功率、汽耗率、进汽量（发电机效率为96.5%,按电功率计）40104.8319.38/06额定补汽量：经济功率、汽耗率（汽耗中不含补汽量）、进汽量（发电机效率为96.5%,按电功率计）45004.3119.38/67汽轮机本体总重(t)~428冷凝器总重(t)~259最大起吊件名称及重量(t)汽缸下半8.62）运转率及最大发电功率：在额定、经济、半负荷及补汽、不补汽、除氧抽汽任意状态下，年运转率均能达到7500h 以上。
汽轮机转子技术协议
汽轮机转子技术协议书甲方（需方）：_______________________________________地址：_______________________________________________联系电话：__________________________________________乙方（供方）：_______________________________________地址：_______________________________________________联系电话：__________________________________________鉴于甲乙双方在平等、自愿的基础上，就甲方所需汽轮机转子的技术要求及供货事宜达成如下协议：一、产品描述和技术要求1.1 乙方同意按照甲方提供的技术参数和要求，供应汽轮机转子。
1.2 汽轮机转子的技术参数包括但不限于：_____________________________。
1.3 乙方需保证所供汽轮机转子符合国家及行业标准，并满足甲方的使用要求。
二、质量保证2.1 乙方应提供汽轮机转子的质量合格证书和相关检验报告。
2.2 甲方有权对汽轮机转子进行验收测试，乙方应提供必要的技术支持。
三、交付和验收3.1 乙方应在合同签订后______天内完成汽轮机转子的生产，并通知甲方进行验收。
3.2 甲方应在接到通知后______天内完成验收，并出具验收报告。
四、价格和付款方式4.1 汽轮机转子的总价为：_______________________元。
4.2 付款方式为：- 预付款（占总价的_____％）：在合同签订后___天内支付。
- 交货款（占总价的_____％）：在乙方交付汽轮机转子后___天内支付。
- 验收款（占总价的_____％）：在甲方验收合格后___天内支付。
五、违约责任5.1 如乙方未能按时交付汽轮机转子，需按延迟交付部分的___％/日向甲方支付违约金。
300MW汽轮机技术协议
附件一山东里能集团煤炭地下气化示范工程2×300M W机组汽轮机技术协议（编号：销技2003/040）供方:上海汽轮机有限公司需方：山东里能集团有限责任公司设计方：华北电力设计院二零零三年五月二十九日目录1．技术协议书依据及有关文件2．厂址条件及设备使用条件3．汽轮机主要技术规范及性能4．本体结构设计要求及参数5．汽封、本体疏水、排汽缸喷水和润滑油系统的设计要求和技术规范6．汽机调节及保安系统7．性能保证值8．性能试验及其他协议9．机组的启动及运行要求10．供货及设计分工11．规程、标准、工厂检查和试验见证及产品质量保证12．资料交换13. 售后服务14．设计联络会15. 附加说明附页供货范围山东里能集团有限责任公司2×300MW汽轮机技术协议书1．协议书依据及有关文件1.1 协议书依据本协议是订货合同的组成部分，与合同同时生效，具有同等效力。
2．厂址条件及设备使用条件2.1 厂址条件2.1.1 设备安装地点：山东省济宁市以西10km。
2.1.2 电厂海拔高度：39.8m(黄海基准)2.1.3 电厂气温：年平均13.9℃2.14年平均气压101310Pa(待定)2.15 多年平均风速 2.9m/s(待定)2.16 30年最大10分钟平均风速 24.4m/s(待定)2.1.7年平均相对湿度：69%2.1.8 历年极端最高气温：41.6℃2.1.9 历年极端最低气温：-19.4℃2.1.7 地震烈度：7度（按7度设防）2.2 设备使用条件2.2.1 机组运行方式：定压或变压运行。
变压运行负荷范围为18~85%额定功率。
2.2.2 机组布置方式；汽轮发电机组室内纵向布置，从机头向发电机方向看，润滑油管道布置待定。
2.2.3 负荷性质：带基本负荷并可调峰运行，调峰范围为40%~100%额定负荷，满足两班制运行的要求。
2.2.4 机组安装检修条件：机组运转层标高为12.6m；最大起吊高度要求主钩距运转层11m（包括横担高度3m）；最大起吊重量，低压外缸下部92.6t。
汽轮机检修协议书范本
汽轮机检修协议书范本
甲方（修理厂）：
公司名称：
地址：
联系人：
联系电话：
乙方（委托方）：
公司名称：
地址：
联系人：
联系电话：
鉴于：
甲方具有汽轮机检修资质和技术实力，能够完成汽轮机的检修工作；
乙方是需要对其汽轮机进行维修检修的委托方；
为明确双方权利义务，特订立本检修协议。
一、检修项目：
甲方应按照乙方的要求，对乙方汽轮机进行全面检修、维修工作，具体项目包括但不限于：机械检修、电气检修、测控检修等。
二、检修时间：
检修工作计划为（具体时间安排），如有变动，需
提前通知乙方。
三、检修费用：
检修费用为（具体金额）。
乙方应按照约定时间和方式支付检修费用，如有延迟支付，需承担相应的违约责任。
四、验收和保修：
检修完毕后，乙方有权对汽轮机进行验收，并应在验收合格后支付余款。
甲方对检修完成的汽轮机提供（具体保修期限），在保修期内，对于同一故障将提供免费维修服务。
五、违约责任：
任何一方未履行本协议约定的，应承担违约责任，造成损失的应承担相应赔偿责任。
六、其他约定：
双方应配合沟通，确保检修工作的顺利进行。
本协议一式两份，甲乙双方各执一份，具有同等法律效力。
签署人：
甲方（盖章）：乙方（盖章）：
签字：签字：
日期：日期：。
汽轮发电机组技术协议
6000kw／h背压式汽轮发电机组技术协议需方：供方：质量标准、检测标准汽轮机部分：1、GB/T5578-2007《固定式发电用汽轮机规范》2、JB/T8188-1999《汽轮机随机备品备件供应范围》3、JB/T9637-1999《汽轮机总装技术条件》4、GB/T13399-1992《汽轮机安全监视装置技术条件》5、JB/T2862-1992《汽轮机包装技术条件》6、JB/T2900-1992《汽轮机油漆技术条件》7、JB/T2901-1992《汽轮机防锈技术条件》8、JB/T8117-2008《汽轮机热力性能验收试验规程》9、JB/T3344-1993《凝汽器性能试验规程》10、JB/T1581-1996《汽轮机、汽轮发电机转子主轴锻件超伤波探伤法》11、GB/T9239-2006《机械振动、恒态（刚性）转子平衡品质要求》汽轮发电机部分：1、GB/T755-2000《旋转电机额定和性能》2、GB/T7064-2002《透平型同步电机技术要求》3、GB/T1029-1993《三相同步电机试验方法》4、GB/T7049.3-1997《同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术条件》5、GB/T10068-2000《轴中心高为56mm 及以上电机的机械振动、振动的测量、评定及限值》6、GB/T7441-2008《汽轮机及被驱动机械发出的空间噪声和测量》（一）、B6-3.43/0.981数据型号B6-3.43/0.981功率（额定功率=经济功率=最大功率）Kw 6000转速r/min 3000转向自汽轮机端向发电机端看为顺时针转子临界转速r/min： 1850主汽门前蒸汽压力Mpa： 3.43主汽门前蒸汽温度℃： 435背0.98压Mpa： 0.98计算汽耗（3MW发电机效率为0.953、6MW发电机效率为0.965时）（1）额定工况Kg/kw.h： 14.48汽轮机本体总重量t： 15.9汽轮机上部重（即检修最大起重量）：～4.5 t汽轮机安装时最大件重t： 6.6汽轮机转子重t ：1.48汽轮机外型尺寸（长×宽×高）mm： 3923×2803×2515汽轮机中心高（距运转层地面）mm： 750天车起吊高度（距运转层地面）mm： 5000汽轮机工作转速时轴承处最大振动mm：≤0.025汽轮机超越临界转速时轴承处最大振动mm：≤0.15机组的通流部分由一双列调节级及若干个压力级组成。
汽轮机技术协议1
筑龙网
3.2.5 汽轮机能在下列条件阀门全开工况（T-VWO）、供热 调节阀全开或全关下
安全连续运 。阀门全开工况（T-VWO）的蒸汽流量至少比最大连续出力工况（T-MCR）
的蒸汽流量大 5%。
3.2.6 在汽轮机主汽 、再热蒸汽及背压为额定值，当全部高加停用时，纯凝/供
汽轮发电机组能在以上条件下安全连续运行，发电机输出额定(铭牌)功率(TRL) 300MW(当采用静态励磁时，此功率已扣除所消耗的功率)，此工况称为铭牌纯凝工况， 此工况下的进汽量称为铭牌纯凝进汽量，此工况为纯凝出力保证值的验收工况。 3.2.2 供热工况 ：
(1) 额定的主蒸汽和再热蒸汽参数，所规定的汽水品质， (2) 背压为 4.9kPa.a； (3) 补给水率为 0%； (4) 规定的最终给水温度； (5) 回热系统全部正常投入运行； (6) 两台汽动给水泵投入运行； (7) 额定氢压 (8) 发电机效率 98.7%，功率因数 0.85。 (9) 额定供热工况，调整抽汽压力为 0.981MPa(a)，调整抽汽温度为 351.3℃，调整 供汽流量 400t/h；
最大抽汽工况 5395.0kJ/kW.h (1417.6kcal/kW.h)
纯凝工况：
额定功率
300MW
最大连续功率（T-MCR）
317.7MW
阀门全开功率（VWO）
330.1MW
主蒸汽额定流量
913.950t/h
再热蒸汽进汽阀前压力
3.289MPa(a)
再热蒸汽流量
748.083t/h
保证净热耗
7915.3kJ/kW·h（1890.5kcal/kW·h）
最大抽汽工况 1025t/h
筑龙网
汽轮机出力：
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2χ12MW焦炉煤气发电工程汽轮机设备订货技术协议目录第一章工厂技术条件第二章技术参数第三章汽轮机技术性能第四章汽轮机结构说明第五章汽轮机供货范围第六章发电机技术要求第七章汽轮机备品备件及随机工具第八章图纸资料第九章技术标准第一十章技术服务第十一章其它总则（以下简称买受方）煤气发电项目，安装2台75t/h焦炉煤气锅炉，配套2台12MW的次高温次高压抽凝式汽轮发电机组，本技术协议提出了汽轮发电机组的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术协议要求。
本技术协议所提出的是最低限度的技术要求，并未对所有技术细节作出明确规定，也未充分引述有关标准、规范中的条文。
出卖方应保证提供符合本技术协议和工业标准的优质产品。
如出卖方没有以书面形式对本技术协议的所有条文提出异议，那么买受方可以认为出卖方提供的产品完全满足本技术协议的要求。
本技术协议所引用的标准如遇与出卖方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。
合同签订后7天，出卖方提出合同设备的设计、制造﹑检验/试验﹑装配﹑安装﹑调试﹑试运﹑验收﹑试验﹑运行和维护等标准清单给买受方确认。
本设备技术协议书未尽事宜，由买受方、出卖方共同协商确定。
本技术协议经买受方、出卖方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等效力。
1. 设计基础资料：1.1. 汽机安装位置设备安装在煤气发电站内。
1.2. 气象地质资料第一章工厂技术条件1、冷却水循环水：进口压力：≤0. 2MPa进口温度：正常25℃最高33℃PH值 7～8清洁系数 0.8冷却水量 6400m3/h2、电力:动力电源：10000V 380V 50HZ 三相；220V 50HZ 单相；事故电源：DC 220V ， DC 24V3、新蒸汽：压力 4.9＋0.1Mpa（a）4.9-0.2Mpa （a）温度 470+10℃470-15℃4、汽轮发电机安装使用环境和场所：汽轮发电机安装在新厂房内，使用场所无防爆要求第二章技术参数1、汽轮机1、汽轮机参数：1.1型式：单缸、冲动抽汽凝汽式汽轮机1.2型号：C12-4.9/0.7851.3回热级数；3级1.4额定功率：12MW1.5最大功率：15MW1.6额定转速：3000转／分1.7旋转方向：从汽轮机端向发电机端看为顺时针方向1.8新蒸汽参数：（主汽门前）压力： 4.9＋0.1Mpa（a）4.9-0.2Mpa （a）温度： 470+10℃470-15℃1.9额定抽汽压力：0.785Mpa1.10额定抽汽量：22.5t/h（发电功率12MW）1.11最大抽汽量：50t/h（发电功率15MW）纯凝工况发电功率12MW。
1.12冷却水温度：25℃，额定功率的最高冷却水温33℃1.13 给水温度： 150℃1.14跳闸转速： 3300±1％r/min；1.15调速系统：DEH 采用和利时T800F + 孤网运行模块（不单独设ETS 柜）。
2、发电机参数2.1型号：QF－15－22.2制造厂：业主自定。
2.3额定功率：15MW2.4额定转速：3000 r/min2.5出线电压：10.5KV2.6励磁方式：静止可控硅励磁2.7功率因数：0.8第三章技术性能1、汽轮机1.1允许汽轮发电机轴系能承受发电机出口母线突然三相短路或单相短路重合闸时，或非同期合闸所产生的扭矩。
1.2汽轮机甩全负荷后能保证维持机组空负荷运行。
1.3汽轮机能在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。
（至少60分钟）1.4汽轮机在排汽温度≤65℃时允许长期运行；在不高于80℃时，能低负荷连续运行。
1.5机组能在周波48.5~50.5Hz的范围内连续稳定运行。
1.6汽轮机的滑销系统保证长期灵活，汽缸前后左右自由膨胀均匀一致。
1.7汽轮机与发电机的轴系配合由汽轮机供货厂负责归口，并统一设计。
1.8汽轮机转子彻底消除残余内应力。
出厂动平衡合格。
1.9汽轮机低压末级叶片及次末级叶片应具有必要的抗应力和抗汽蚀措施，汽轮机应有足够的除湿疏水口。
1.10汽缸铸件应彻底彻底消除残余应力，汽缸同一部位不许挖补两次。
1.11汽缸的设计应力能使汽轮机在启动、带负荷连续稳定及冷却过程中，因温度梯度造成的变形量小，始终保持正确的同心度。
1.12主轴承应确保不出现油膜震荡各轴承的设计失稳转速应避开额定转速的％25,并有良好的抗干扰能力。
1.13任何情况下〔油温、油压正常〕各轴承温度不能超过65℃瓦块金属温度不超过85℃但乌金材料应允许在100℃以下长期运行。
1.14主汽门、调速汽门应严密不漏，能承受在主气管上做 1.5倍设计压力的水压试验。
1.15从危机保安器动作到进汽速关阀，包括抽汽逆止阀，关闭时间不大于0.5秒。
1.2汽轮机在下列条件下保证发出额定功率或稳定运行：1.2.1. 蒸汽初参数降至 4.7MPa，455℃时；1.2.2. 蒸汽量降至 23 t/h而蒸汽初参数正常时（纯凝工况）。
1.2.3. 发电机效率不低于97%。
1.2.4. 汽机寿命不低于30年。
汽机正常运行时，轴承测得三个方向双振幅值不大于0.03mm，通过临界转速时不大于0.15mm。
1.2.5距汽轮机罩壳1m处测得最大噪音不大85dB(A)。
1.2.6汽轮机第一年运行小时数不小于7000小时，以后每年平均运行小时数7500小时。
1.2.7汽轮机的大修周期不少于3年。
1.2.8排汽缸温度：带负荷时＜65℃，80℃发出报警。
空负荷时＜80℃，1.2.9汽轮机转子彻底消除残余内应力；所有调频叶片的自振频率避开激振频率，各级叶片可在48.5～50.5Hz下长期安全运行。
1.2.10为减少管道对汽缸的推力，设计采用合理的布置方式，有利于汽缸的膨胀。
本体范围内的高温管道充分考虑热膨胀。
1.2.11汽轮机润滑油一般采用L-TSA46油，油应符合GB1120-89的规定。
DEH系统用油采用L-TSA46油。
1.2.12控制系统采用数字电液调节系统。
1.2.13汽轮机调节采用数字电液控制系统（DEH）。
DEH输出的控制信号，经电液转换器控制油动机，来改变调节汽门的开度，以满足各种工况下负荷和转速的要求。
1.2.14DEH控制系统采用和利时T800电调；1.2.15DEH控制器可适应机组冷态至热态的各种启动及运行方式。
DEH主要功能有：转速控制：自动/手动启动、升速、暖机、快速通过临界、保持等。
超速试验阀位控制及限制滑压控制机组甩负荷控制控制参数可在线调整控制器故障诊断与报警保护显示、报警及运行操作与外部通讯，实现机炉协调控制。
1.2.16系统性能及技术指标1.2.17转速控制范围：0～3400r／min（根据机组安全，上界定为3400r／min）精度：±1.5r／min1.2.18负荷控制范围：0～100%精度：≤1%额定负载速度不等率：3～6%连续可调系统迟缓率：≤0.2%转速超调量：≤7%系统响应时间：≤50ms系统可用率：99.99%1.2.19 DEH的电源要求两路DC24V电源。
1.2.20汽轮机有防止超速的危急保安系统，用以在事故时安全迅速地切断汽源，关闭主汽门、调节阀和抽汽速关逆止阀：危急保安器动作转速值为额定转速的109～111%，其复位转速高于额定转速，并附加超速保护装置（动作转速3270r/min）及辅助紧急停机装置。
1.2.21在下列事故运行状态下，切断各汽源，紧急停机：汽机超速（三取二）；凝汽器真空低（三取二）；润滑油压低（三取二）；转子轴向位移过大；第四章结构说明1、汽轮机本体汽轮机本体由高、低压两部分组成, 高低压部分调节汽阀通过调速器分别控制汽阀开度, 实现热电负荷自治调节。
汽轮机前汽缸选用耐热铬钼合金铸钢材料, 后汽缸则采用优质铸铁材料。
前后汽缸用垂直中分面法兰螺栓联接, 上下半汽缸, 由水平中分面螺栓联接, 前汽缸用猫爪结构搭在前轴承座上, 前轴承座通过前座架固定在汽机基础平台上, 后轴承座用螺栓及半园垫圈固定在后汽缸上, 后汽缸通过后座架直接固定在基础上。
汽轮机设置有一套完整的滑销系统, 前后汽缸均有纵向导板, 前汽缸导板固定在前轴承座内。
后汽缸导板固定在基础上。
前轴承座与前座架之间有导向键。
热膨胀时前缸通过猫爪推动前轴承座一起沿导向键向前移动。
汽轮机转子为套装转子，各级叶轮套装在主轴上。
联轴器形式为刚性联轴器。
前轴承座上装有椭圆径向止推联合球面轴承、主油泵和危急遮断器都置于前轴承座内, 前轴承座箱体上装油动机、危急遮断油门、轴向位移遮断器等。
后轴承座中装有汽轮机后轴承(椭圆径向轴承)和发电机前轴承等,发电机轴承为椭圆径向球面轴承。
球面座和轴承座之间有可调整垫块。
电动盘车装置也装在后轴承座上，扳动盘车手柄，接通盘车装置电机电源，即可盘车。
当汽轮机转子转速超过9r/min时, 盘车齿轮即自动退出, 并自动关掉盘车电机。
主要零部件材质：末级叶片防水冲击处理方式：激光硬化。
2、调节系统DEH采用和利时T800F + 孤网运行模块（不单独设ETS柜，安装位置：中控室），液压执行系统部分采用引进西门子技术制造的产品。
3、供油系统配油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在启动、停止、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机（汽轮机、发电机、）所有轴承的用油要求。
油箱单独放置在3.4米平台。
润滑油系统应包括以下各设备：1、汽轮机主油箱；2、主油泵;3、交流辅助（启动）油泵；4、交流润滑油泵；5、直流润滑油泵6、冷油器（一用一备）7、滤油器（包括润滑油、调节油）8、注油器出口油压0.103～0.105 Mpa（一）油箱1、油箱配有就地温度表、液位计，远传液位计，并有高、低油位报警；2、油箱容量考虑当厂用交流电失电时，冷油器断水的情况下保证安全惰走、停机，油箱中的油温不超过80℃；3、油箱上设置一台全容量排烟风机和除雾装置；4、油箱所有接口可以防止外部水及其它杂物漏入；5、油箱总容积为～7m3，油箱底部设有放油、排污门及事故放油。
6、油箱内配置回油滤油网。
7、电加热器4只。
（二）油泵1、主油泵为离心油泵，直接安装在汽轮机轴上，工作可靠，运行平稳；2、交流辅助油泵为（称高压电动油泵）离心式，用于机组起动时供系统用油。
油泵型号：80YL-100，配交流电机380V，37KW；3、交流润滑油泵用于汽轮机盘车时供润滑油。
油泵型号：LDY12-25X2；Q=12.5m3/h，P=0.5Mpa，配交流电机 380V，4KW；4、直流润滑油泵为事故状态下供润滑油。
油泵型号：LDY12-25X2;Q=12.5 m3/h P=0.5Mpa，配直流电机 220V，4KW。
（三）冷油器1、设两台全容量的冷油器，一台工作，一台备用（冷却水温过高时可并联使用，设计最高冷却水温为33℃）；2、冷油器为浮头直管式结构，全套管束可以整体抽出；3、管子堵塞5%情况下，可满足汽轮机供油温度要求；4、冷油器垂直安装，便于拆卸，冷油器设置手动放水及放气阀，油侧进口及出口为法兰连接，法兰规范按照国家标准；5、冷油器系统便于在汽轮机运行时任一台冷油器投入工作而另一台冷油器切除。