汽轮机设备及系统
汽轮机设备及系统安全风险控制要求
汽轮机设备及系统安全风险控制要求1汽轮机超速风险控制1.1DEH控制系统安全、可靠和稳定，电液伺服阀不卡涩、不泄漏，调节执行机构不卡涩。
1.2汽轮机主汽门、调节汽门不卡涩，阀门关闭时间符合要求。
主汽门严密性试验合格。
调节系统静止试验、OPC试验、超速试验、甩负荷试验以及危急保安器注油试验合格。
按照运行规程定期开展汽轮机主汽门、调节汽门松动试验、全行程活动试验。
1.3汽轮机重要表计指示准确，机械超速和电气超速保护正常且投入运行。
在不同轴段安装两套转速检测装置。
1.4机组抽汽逆止门、供热抽汽阀门严密、联锁动作可靠，且有能快速关闭的抽汽截止阀。
1.5透平油和抗燃油的油质合格，油系统运行中无泄漏。
1.6正常停机应先检查有功功率到零，再将发电机与系统解列，严禁带负荷解列。
1.7汽轮机主汽门、调节汽门解体检修时，检查门杆弯曲度和各部套间隙合格，测量主汽门、调节汽门行程正常，检查阀蝶和阀座的接触情况良好。
2汽轮机轴系断裂风险控制2.1汽轮机机械超速和电气超速保护正常且投入运行。
2.2机组运行中轴振、瓦振应达到有关标准的优良范围，且机组振动保护装置完好并投入。
2.3运行10万小时以上的机组，每隔3～6年应对转子进行一次开缸检查。
运行时间超过15年、超过设计寿命使用的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。
2.4机组A修中，应测量汽轮机通流部分间隙并合格。
检查汽轮机转子平衡块固定螺丝、发电机风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况。
2.5机组A修中，对转子表面和中心孔进行探伤检查。
2.6检修时检查主油泵与主轴间齿型联轴器的磨损情况。
2.7按超速试验规程及二十五项反措相关要求进行超速试验。
2.8对轴系存在次同步振荡较大风险的机组应安装扭应力保护装置。
3汽轮机大轴弯曲风险控制3.1汽轮机抽汽回热系统、疏水系统、厂用蒸汽系统、供热系统等设计应符合行业有关标准，防止汽轮机进水、进冷汽。
130MW机组(汽轮机)设备系统简介
四、汽轮机结构简介
１、汽缸
高中压缸采用合缸，其通流部分反向布置，主蒸汽、再热蒸汽的进汽 部分集中在高中压缸中部；高压缸内有一个单列调节级和8个压力级， 其中第1～6压力级采用双层缸结构，第7～8压力级合用一隔板套；中压 缸共10个压力级，其中第1～6压力级采用双层缸结构， 第7～8和9～10 压力级分别合用一隔板套。高中压内外缸的下缸均悬挂在上缸上，内上 缸以水平中分面安放在外下缸上，外上缸以水平中分面安放在前后轴承 座上。 低压缸为分流双排汽，径向扩压式结构。其内缸为通流部分，外 缸为排汽部分；低压外缸与轴承座分开，直接支承在台板上；进汽采用 波形管与中低压联通管相连；低压外缸内装有喷水降温装置，顶部装有 两只安全膜板，当汽侧压力大于大气压力时鼓破。
保安系统图
（四）润滑油系统
主油泵 主油泵为单级后弯离心式油泵，由汽轮机主轴直接带动， 主油泵为单级后弯离心式油泵，由汽轮机主轴直接带动，供汽轮发电机 组的全部用油，出口油压为1.17MPa，流量为 组的全部用油，出口油压为 ，流量为270m3/h。 。 主油箱 主油箱为后置式，容积23 主油箱为后置式，容积 m3，其内部装有二道滤网，并设有六组总功率 ，其内部装有二道滤网， 的电加热装置， 为6×6KW的电加热装置，作冬季提高油温之用；其顶部装有排油烟风机，出 × 的电加热装置 作冬季提高油温之用；其顶部装有排油烟风机， 口设一调整门，维持主油箱负压在300～500Pa，最高 口设一调整门，维持主油箱负压在 ～ ，最高600Pa，以排除油箱中 ， 的油烟。 的油烟。 冷油器 系统中设有四台冷油器，并联使用。用来冷却润滑油， 系统中设有四台冷油器，并联使用。用来冷却润滑油，调整控制轴承进 油温度。 油温度。 过压阀 当润滑油压高于0.15MPa时，过压阀动作，排油至主油箱。 当润滑油压高于 时 过压阀动作，排油至主油箱。
汽轮机热力系统及辅助设备概述
汽轮机热力系统及辅助设备概述引言汽轮机是一种常见的能源转换设备，广泛应用于发电厂、工业生产和航空航天等领域。
汽轮机的热力系统及辅助设备是确保汽轮机正常运行的重要组成部分。
本文将对汽轮机热力系统及其辅助设备进行概述，介绍其主要组成和功能。
汽轮机热力系统汽轮机热力系统是指汽轮机中与热力流动相关的系统，包括供热系统、供汽系统、冷却系统和循环水系统等。
这些系统的主要功能是在汽轮机运行过程中提供热力流动和散热，确保汽轮机的高效运行和安全稳定。
供热系统供热系统是汽轮机中的重要组成部分，主要功能是提供高温高压的蒸汽给蒸汽涡轮，驱动涡轮转动产生功率。
供热系统由锅炉、热交换器、水泵等设备组成。
锅炉负责将水加热为蒸汽，热交换器用于提高蒸汽温度和压力，水泵则负责将水送入锅炉进行循环。
供热系统的性能直接影响汽轮机的发电效率和负荷能力。
供汽系统供汽系统是汽轮机中将蒸汽输送到各种设备和机械的系统。
它包括主汽系统和辅汽系统。
主汽系统将高温高压的主蒸汽引导到汽轮机高压缸驱动涡轮转动，产生功率；辅汽系统将副蒸汽供应给电力车、加热设备等辅助设备使用。
供汽系统的主要设备包括汽包、汽阀、蒸汽管道等，确保蒸汽的稳定输送和均匀供应。
冷却系统冷却系统是汽轮机中的重要组成部分，用于冷却汽轮机中产生的热量。
汽轮机工作时会产生大量的热量，如果不及时散热，可能导致设备过热甚至损坏。
冷却系统主要通过循环水冷却的方式将热量带走。
冷却系统包括冷却塔、冷却水泵、冷却管道等设备。
其主要功能是通过循环水吸收汽轮机热量，然后通过冷却塔将热量释放到大气中。
循环水系统循环水系统是汽轮机热力系统中的重要环节，主要负责循环供水和冷却。
汽轮机运行时需要大量的循环水来提供冷却和循环供水。
循环水系统包括循环水泵、冷却塔、水处理设备等。
循环水泵负责将冷却后的水送回到汽轮机，循环供水；冷却塔则通过排放废热的方式冷却循环水，确保循环水的温度和质量。
汽轮机辅助设备汽轮机辅助设备是汽轮机热力系统中起辅助作用的设备，包括给水系统、泄压系统、脱硫系统等。
汽轮机主辅设备及各系统基本介绍
汽封系统
汽封汽源在启动时由新蒸汽供给。汽封系统分为前汽封和后汽
封。前汽封由四段汽封环组成三档汽室；后汽封由三段汽封环组成二
档汽室。其中前汽封第一档送入第二道抽汽备用接口管路，送往除氧
调整抽汽除氧器用，第三级非调整抽汽供低压
加热器用。在一、二级抽汽管道上装有液压止
回阀，以避免蒸汽倒流影响汽轮机运行安全。
当主汽门关闭时，控制油门亦随之动作，泄去
抽汽逆止阀的操纵座活塞压力油，使抽汽逆止
阀在弹簧力作用下自动关闭。第三级非调整抽
汽，由于汽压较低，采用了普通逆止阀。主蒸
汽管路，抽汽管路尽量采用对称布置或增加热
下半隔板在中分面处有密封键和定位销。
转向导叶环采用“拉钩”结构支持在汽缸 上，顶部及底部与汽缸间有定位键，非进汽弧 段带有护套。
前轴承座
装有推力轴承前轴承、主油泵、调速器、
保安装置、转速表、温度表等，前轴承座安放
在前座架上，其结合面上有纵向滑键，前轴承
座可沿轴向滑动。热膨胀指示器装在轴承座下
凝汽器上部；第三档会同后汽封第二档及主汽门、各调节汽阀阀杆漏
凝结水泵出口后有一路凝结水可以进入凝结器上部。在启动时还用于
冷却蒸汽和由主汽门前来的疏水；低负荷运行时，此回水可保持凝汽器内一
定的水位以维持凝结水泵的正常工作。
油系统
⑴油系统主要向汽轮机-发电机组各轴承（包括发电 机轴承）提供润滑油和向调节保安系统提供压力油， 本系统确保汽轮发电机组各轴承在机组正常运行，启 停及升速等工况下正常工作。
高负荷限制：当机组实际负荷大于高负荷限制值时，高负荷限制动作， 逐渐关小调门，使实际负荷小于高负荷限制值。
汽轮机凝汽系统及设备
汽轮机凝汽系统及设备1. 汽轮机凝汽系统概述汽轮机凝汽系统是汽轮机的一个重要组成部分，主要用于回收汽轮机排出的热能，并将其转化为可再利用的水资源。
凝汽系统的功能包括冷却和回收汽轮机排出的高温高压蒸汽，并将其转化为冷凝水，以供锅炉再次加热。
凝汽系统由多种设备组成，包括凝汽器、空冷器、凝汽泵等。
这些设备通过协同工作，实现了汽轮机排气蒸汽的冷凝和凝汽水的回收，并将凝汽水输送回锅炉进行再次加热，以提供给汽轮机继续工作所需的蒸汽。
2. 凝汽系统主要设备2.1 凝汽器（Condenser）凝汽器是凝汽系统中最重要的设备之一。
它负责将汽轮机排出的高温高压蒸汽冷凝成液态水，并实现蒸汽的回收。
凝汽器通常由许多平行布置的管子组成，通过这些管子，冷却水进入凝汽器并与蒸汽接触，使蒸汽冷却并凝结成水滴。
2.2 空冷器（Air Cooler）空冷器是凝汽系统的辅助设备，用于在部分负载或停机情况下，提供冷却介质。
它采用空气作为冷凝介质，通过自然对流或风机强制对流的方式，将蒸汽冷却为水。
2.3 凝汽泵（Condensate Pump）凝汽泵是凝汽系统中的一种泵，用于将凝结水从凝汽器或空冷器中抽出，并将其输送回锅炉进行再次加热。
凝汽泵通常采用离心泵，它能够有效地输送大量的水，并具有较高的泵送效率。
2.4 其他设备除了上述主要设备外，凝汽系统还包括一些辅助设备，如水箱、水封罩、排气器等。
这些设备的功能各不相同，但都起到了辅助凝汽系统正常运行的作用。
3. 凝汽系统工作原理汽轮机凝汽系统的工作原理可以简要概括如下：1.汽轮机排出的高温高压蒸汽通过主蒸汽管道进入凝汽器。
2.在凝汽器中，蒸汽与冷却介质（一般为冷却水）进行热交换，蒸汽冷却并凝结为水滴。
3.凝结水通过凝汽泵被抽出，并输送回锅炉进行再次加热。
4.经过再次加热后，水变为蒸汽，再次进入汽轮机进行工作。
5.空冷器在部分负载或停机情况下起到辅助冷却的作用，保证凝汽系统的正常运行。
4. 凝汽系统的重要性凝汽系统在汽轮机发电厂中起到至关重要的作用，它不仅能够有效地回收汽轮机排出的热能，减少能源浪费，还能够提高汽轮机的热效率和发电效率。
660MW超超临界汽轮机设备及系统介绍
660MW超超临界汽轮机设备及系统介绍
一、基本原理
660MW超超临界汽轮机是一种采用超超临界循环技术的汽轮机，其工作原理主要是利用燃烧产生的高温高压蒸汽驱动汽轮机转动发电机发电。
该汽轮机采用超超临界循环技术，能够在高温高压状态下工作，提高了燃烧效率和发电效率，同时减少了CO2排放。
二、结构特点
1.燃烧系统：采用先进的燃烧技术，能够高效燃烧，减少NOx和SOx 排放。
2.锅炉系统：采用超超临界循环技术，实现高温高压循环，提高了锅炉效率。
3.汽轮机系统：采用先进的涡轮设计和材料，能够实现高效率的能量转换。
4.发电机系统：采用高效率的发电机设计，能够实现高效率的发电。
三、系统组成
1.燃烧系统：包括燃烧室、燃烧器和燃气管道等，用于将燃料燃烧产生高温高压蒸汽。
2.锅炉系统：包括锅炉本体、过热器、再热器和除尘器等，用于将燃烧产生的高温高压蒸汽转化为动能。
3.汽轮机系统：包括高压汽轮机、中压汽轮机和低压汽轮机等，用于将高温高压蒸汽的动能转化为机械能。
4.发电机系统：包括同步发电机、变压器和电气设备等，将汽轮机转动的机械能转化为电能。
汽轮机设备及其系统
汽轮机设备及其系统1、汽轮机设备及系统的组成是怎样的?汽轮机设备及系统包括汽轮机本体、调节保安油系统、辅助设备及热力系统等。
汽轮机本体由汽轮机的转动部分和静止部分组成；调节保安油系统主要包括调节汽阀、调速器、调速传动机构、主油泵、油箱、安全保护装置等；辅助设备主要包括凝汽器、抽气器（或水环真空泵）、高低压加热器、除氧器、给水泵、凝结水泵、循环水泵等；热力系统主要指主蒸汽系统、再热蒸汽系统、凝气系统、给水回热系统、给水除氧系统等。
汽轮发电机组的供油系统是保证机组安全稳定运行的重要系统。
2、汽轮机本体由哪几部分组成?⑴静止部分。
冲动式汽轮机是同汽缸、喷嘴、隔板、隔板套及汽封等部件部分。
反动式汽轮机是由汽缸、静叶持环、平衡鼓及汽封等部件组成。
⑵转动部分。
由主轴、叶轮、安装在叶轮上的动叶片、联轴器及轴封套等部件组成。
3、汽缸的作用是什么?汽缸是汽轮机的外壳。
其作用是将汽轮机的通流部分与大气隔开，形成封闭的汽室，保证蒸汽在其中完成能量转换过程。
4、高参数大容量机组的高、中压缸为什么要采用双层缸结构?随着蒸汽初参数的提高，汽缸壁的厚度、法兰与螺栓尺寸都要增加，汽缸内外壁压差、温差相应增加。
为了简化汽缸结构，节省优质合金钢材，减少汽缸热应力和热变形，加快机组启、停速度，所以高参数大容量机组的高、中压缸都采用双层结构。
5、大功率机组的高、中压缸采用双层缸结构有哪些优点?⑴可以减轻单个汽缸的重量，加工制造方便。
⑵可以按不同温度合理选用钢材，节省优质合金钢材。
⑶每层缸壁相应减薄，内缸和外缸的内外壁之间的温度减小，有利改善机组的启、停机性能和变工况性能。
⑷运行时可以把某级抽汽引入内外缸夹层，使内外缸所承受的压差、温度大为减少，进H 一步缩短了启、停机时间。
二6、什么是排汽缸？从运行角度说出对排汽缸有何要求?将汽轮机末级动叶排出的蒸汽导入凝汽器的部分叫排汽缸。
排汽缸尺寸大，是在高度真空下工作的，故要求排汽缸应有足够的刚性，良好的流动性以回收排汽的动能。
电厂汽轮机设备及系统
电厂汽轮机设备及系统概述电厂汽轮机是一种机械设备，用于将燃料的化学能转化为机械能，进而驱动发电机发电。
它是电厂的核心设备之一，负责产生能量供给电网。
本文将介绍电厂汽轮机的工作原理、组成部分以及关键系统。
工作原理电厂汽轮机的工作原理基于斯特林循环或布雷顿循环。
循环过程涉及燃烧、加热、膨胀和冷却四个阶段。
1.燃烧阶段：燃料（如煤炭、天然气或油）在锅炉内燃烧，产生高温高压的燃气。
2.加热阶段：燃气通过锅炉中的水管，加热水并产生蒸汽。
3.膨胀阶段：蒸汽进入汽轮机，通过喷嘴和叶片的作用，使汽轮机转动。
4.冷却阶段：剩余的能量由冷却水吸收，蒸汽变成水，并重新注入锅炉。
组成部分电厂汽轮机由以下组成部分构成：1.燃气轮机：负责产生高温高压的燃气，并转化为机械能。
燃气轮机通常是旋转式的，由一个或多个轴承支撑。
2.发电机：与燃气轮机相连，通过轴将机械能转化为电能。
发电机是电厂汽轮机的核心组件之一。
3.锅炉：提供蒸汽，用于驱动汽轮机。
锅炉内的燃料燃烧产生高温高压的燃气，而水则通过燃气加热蒸发成蒸汽。
4.冷却系统：吸收蒸汽中的余热，将蒸汽冷却成水，并重新注入锅炉。
5.燃料供应系统：负责将燃料（如煤炭、天然气）输送到锅炉中，以提供燃烧所需的热能。
关键系统除了上述组成部分，电厂汽轮机还包括一些关键系统，确保运行的安全和高效。
1.控制系统：监测和控制汽轮机的运行参数，包括温度、压力、流量等。
通过自动控制和调节，确保汽轮机的稳定运行和优化性能。
2.安全系统：包括火灾探测、烟雾探测、温度和压力过高的报警系统等，用于监测异常情况并采取安全措施，以防止事故发生。
3.润滑系统：用于提供润滑油，减少组件之间的摩擦和磨损，确保汽轮机的正常运行。
4.排放系统：由于燃料的燃烧会产生废气和烟尘，排放系统用于处理和净化废气，以满足环境保护要求。
5.维护系统：包括定期维护、故障排除和设备检修等活动，确保汽轮机的健康运行和长期可靠性。
总结电厂汽轮机是电厂的核心设备之一，以燃料的化学能转化为机械能，从而驱动发电机发电。
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国电宝鸡第二发电厂2×660MW扩建工程（汽轮机设备及系统）技术讲义宋明伟2008年4月汽轮机设备系统介绍一、汽轮机部分简介1、汽轮机型式为超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、海勒式间接空冷凝汽式汽轮机。
2、设备使用条件·机组布置方式：室内纵向布置，机组右扩建（从汽机房向锅炉房看），机头暂定朝向固定端。
·机组安装检修条件：机组运转层标高 13.7 m。
·旋转方向（从汽机向发电机看）顺时针。
·最大允许系统周波摆动：～ Hz。
·润滑油管路布置：从汽轮机向发电机看暂定为右侧布置。
·汽轮机配上海电气电站设备有限公司上海发电机厂制造的QFSN660-2型静态励磁水氢氢发电机。
·给水泵配置：给水系统为单元制。
一台机组配备2×50%BMCR 汽动给水泵,一台30%BMCR启动电动给水泵。
汽动给水泵排汽排至主汽轮机喷射式混合凝汽器。
3、冷却方式对海勒空冷系统：冷却介质为水和空气，冷却设备为喷射式混合凝汽器和间冷塔。
开式冷却水采用循环水，补充水为水库来水，闭式循环冷却水采用除盐水。
闭式循环冷却水系统的最高温度为 40 ℃，开式冷却水温度为 33 ℃。
4、机组的额定设计参数（1）在汽机主汽阀前额定压力：额定温度：566℃（2）中压联合汽门前额定压力：90%汽机高压缸排汽压力（约MPa）。
额定温度： 566℃汽轮机不同工况下特性（3）汽轮机主要数据汇总表（6）锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）与汽轮机阀门全开（VWO）工况时的流量相匹配；发电机的额定容量与汽轮机铭牌工况时的出力相匹配。
（7）汽轮机回热系统为7级：3高加+1除氧+3低加。
1、2、3级抽汽分别供3台高压加热器。
4级抽汽供汽动给水泵、除氧器，5、6、7级抽汽分别供3台低压加热器。
正常运行时，高压加热器疏水逐级回流至除氧器。
7号低加卧式布置在喷射式凝汽器喉部，部分在凝汽器壳体外，以满足排汽管和疏水管连接的要求。
（8）机组总长（包括罩壳）：～28米（9）高压转子/中压转子/低压转子叶片级数：1+11/8/2×2×7（10）低压缸末级（次末级）叶片长度：665（）mm（11）主要部件材质：高/中压内外缸材质：高中压外缸：ZG15Cr2Mo1高中压内缸：10315AP低压内外缸材质：低压内缸：20g 低压外缸：Q235高/中压转子材质：30Cr1Mo1V低压转子材质：30Cr2Ni4MoV高/中压叶片材质：2Cr11NiMoVNbVN 2Cr12NiMo1W1低压叶片材质： 1Cr12Mo 0Cr17Ni4Cu4Nb高压喷嘴组材质：2Cr12NiMo1W1V高/中压导汽管材质：P91/P22高/中压转子脆性转变温度（FATT）：＜121℃低压转子脆性转变温度（FATT）：＜13℃5、二、机组性能特点1、机组保证使用寿命不少于30年。
机组能以定—滑—定和定压运行方式中的任何一种方式进行启动和运行。
以定—滑—定方式运行时，滑压运行的范围暂按40～90%额定负荷。
厂家负责滑压起始点的最终优化。
2、机组能在～的频率范围内连续稳定运行，而不受任何损伤。
根据电网系统运行要求，当电网频率超出上述频率值时，汽轮机允许的时间如下：3、机组能连续发出 MW；在夏季工况。
4、在额定功率工况下，机组的净热耗值不高于7968 kJ/kWh（不考虑试验不精确度容差）；5、在VWO工况下，汽轮机的最大进汽量h（不作性能保证）；6、在高加全切工况下，机组能连续发出额定出力660MW；7、在任何一台低加切除工况下，机组能发出额定出力660MW；8、在带厂用辅助蒸汽工况下，四段抽汽量为55t/h供厂用辅助蒸汽，五段抽汽量为50t/h供厂用辅助蒸汽，机组能发出额定出力660MW；9、汽轮发电机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在任何轴承座上测得的垂直、横向和轴向双振幅绝对振动值不大于0.025mm，在任何轴颈上测得的垂直、横向双振幅相对振动值不大于0.076mm。
各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。
超速试验时，对汽轮机任何部件不造成损伤，轴系在各轴颈处的振动值也不超过报警值。
轴振动保护动作值0.254mm。
10、汽轮机转子及联轴器能承受由发电机短路和母线短路时或电力系统中其他特定扰动造成的运行工况产生的扭矩。
11、当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，发电机处于电动机运行状态，发电机作为电动机运行时汽轮机的允许运行时间，厂家提供机组甩去外部负荷时在额定转速下空转（即不带厂用电）持续运行的时间：15分钟。
12、汽轮机并网前应能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，至少应能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。
13、汽轮机能在低压缸排汽温度不高于80 ℃下长期运行。
高压缸排汽温度：正常运行最高380℃，报警420 ℃，停机 427℃；低压缸排汽温度：正常运行最高80℃，报警 80℃，停机121℃。
14、当汽轮机负荷从100%甩至零时，汽轮发电机组转速不超过危急保安器的转速，能自动降至同步转速，维持转速稳定。
15、汽轮机排汽压力升高到最高允许背压值 48 kPa时允许机组持续运行，铭牌进汽量下相应的负荷值为612872kW，VWO进汽量下相应的负荷值为639837 kW。
跳闸背压为65kPa。
16、汽轮机采用不带旁路的高压缸启动、带旁路的高中压缸联合启动方式。
本机组不采用中压缸启动方式。
17、允许汽轮机的主蒸汽及再热蒸汽参数在以下变化范围内连续运行：表中： (1) P o 、P r 分别为主蒸汽和再热蒸汽额定压力；(2) t 为主蒸汽或再热蒸汽额定温度。
18、汽轮发电机组的轴系各阶临界转速与工作转速避开±15％的区间。
轴系临界转速值的分布保证能有安全的暖机转速和进行超速试验转速。
汽轮机轴系的各阶临界转速如下表：同时厂家提供轴系实测各阶临界转速值，还提供轴系扭振固有频率，在工频和二倍频±10％范围内无扭振固有频率。
19、汽轮机满足自启停及调频调峰的要求。
20、所有调节阀、执行机构、阀门电动装置等选用智能型一体化，重要部分采用进口产品，保证其可靠性。
调节阀接受4～20mADC控制指令并具有4～20mADC的位置反馈，并不需要用户提供24VDC或其它特殊电源。
电动门开/关方向限位开关和力矩开关具有两对独立的两常开两常闭接点；其接点容量为220VAC，3A、220VDC，1A或110VDC，1A。
21、三、机组的功率定义1、夏季工况夏季工况为机组出力保证值验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机铭牌进汽量。
1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 背压： 27kPa3) 补给水率为3%；4）额定给水温度；5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6) 两台汽动给水泵运行；7) 发电机效率%、额定功率因数、额定氢压。
2、额定功率额定功率或铭牌功率为机组出力保证值、热耗率验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机铭牌进汽量。
1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 背压： 11kPa；3) 补给水率为0%；4) 最终给水温度；5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6) 两台汽动给水泵运行；7) 发电机效率%、额定功率因数、额定氢压。
3、调节阀门全开功率（VWO）汽轮发电机组在调节阀全开，其它条件同第一条时，汽轮机的进汽量为105%铭牌出力工况进汽量，此工况称为阀门全开（VWO）工况。
4、阻塞背压功率汽轮机进汽量等于铭牌功率的进汽量，在下列条件下，当外界气温下降，引起机组背压下降到某一个数值时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为铭牌进汽量下的阻塞背压工况，汽轮机的背压称作铭牌进汽量下的阻塞背压。
1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 补给水率为0%；3) 最终给水温度；4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；5) 两台汽动给水泵运行；6) 发电机效率%、额定功率因数、额定氢压。
四、汽轮机本体结构设计（一）、一般要求1、汽轮机的滑销系统应保证长期运行灵活，如滑销系统采用润滑剂则应能在运行中注入，提供的文件图纸应包括润滑点的分布、润滑剂的名称和添加周期。
2、机组的设计充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然振动。
3、在高背压、低负荷工况时，低压缸具有一套有效的自动喷水系统投入运行。
4、本机组采用40%BMCR容量（暂定）的高、低压两级串联汽轮机旁路，同时厂家亦可根据机组启动方式和机组DEH控制水平提出旁路容量的推荐意见。
旁路的容量应满足机组安全启动、停运和负荷快速升降及机组在任何工况下启动（冷态、温态、热态、极热态启动）时保证主汽温度和汽轮机金属温度相匹配的要求。
厂家应做好设计配合工作。
5、除回热抽汽外，机组应能供给厂用蒸汽量: 冷段抽汽量 60（暂定） t/h，四级抽汽量 55（暂定）t/h，五级抽汽量80（暂定）t/h，此工况下汽轮机也应能带额定负荷。
6、汽轮机径、轴向汽封，端部汽封和隔板汽封的结构，在检修时应能恢复其动静部分间隙。
（二）、转子和叶片1、汽轮机转子采用整缎转子，整缎转子应无中心孔。
转子脆性转变温度（FATT）高压为121℃，低压为13℃。
（该数值需经过厂内试验保证）2、低压末级及次末级叶片具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机设有足够的除湿用的疏水口。
厂家提供末几级叶片抗水蚀措施的说明。
防止侵蚀的对策来自二个方面：预防、减少颗粒的形成和减缓冲蚀的进程。
主要有以下几点：(1). 锅炉过热器的管材应尽量采用有更好抗剥层性能的细晶粒度的材料，减少Fe3O4氧化皮的剥落。
(2). 在调峰及二班制运行时，尽量减少锅炉冷热剧烈变化的停机次数。
(3). 减少锅炉管壁的积垢沉积物( 铜、硅、及铁化合物)的剥落造成对叶片的冲蚀。
采取比亚临界更为严格的给水水质控制标准和有效措施：* 对铜、氧离子、含氧量、钠及氯离子、PH值的控制应更为严格* 设置更为完善的补给水处理系统，100%凝水的精处理系统和特殊的处理措施，减少腐蚀及腐蚀物对给水的污染，避免有机物在高温下分解对除盐装置树脂的影响。
* 整个汽水系统必须为无铜系统，消除铜沉积物的危害。
应设有充氮保护和活性炭处理，化学清洗设备定期清除水汽系统聚集的沉积物，避免在停运时的腐蚀。
* 严格防止凝汽器泄露：如采用抗腐蚀性能好的纯钛管或复合钛管，在采用胀接后再焊接密封的工艺等技术措施。
3、汽轮机各转子在出厂前进行高速动平衡试验，在厂内进行超速试验。
4、调节级叶片及动静叶片需采用更为合理的型线，以降低端部损失。
为防止激振力引起轴系扭振造成叶片疲劳损坏，叶片的设计特别是叶根应考虑有足够的裕量。