3-酒钢铝电一期350MW机组汽机运行规程（修改） - 图文

铝电一期350MW超临界机组汽机运行规程（第一版）

目 录

第一章 汽轮机设备及系统 ................................................................................................................................... 1

1 汽轮机设备 ........................................................................ 1 2 汽机热力系统 ...................................................................... 3

第二章 汽轮机设备运行技术参数 ....................................................................................................................... 9

1汽轮机组设备运行技术参数 ........................................................... 9 2汽轮机辅助设备技术参数 ............................................................ 12

第三章 机组启动.................................................................................................................. 错误！未定义书签。

1检修后的验收与试验 ................................................ 错误！未定义书签。 2启动前的准备 ...................................................... 错误！未定义书签。 3机组冷热态启动 .................................................... 错误！未定义书签。

第四章 机组停运................................................................................................................................................. 26

1停机方式规定 ...................................................... 错误！未定义书签。 2机组停运前的准备 .................................................. 错误！未定义书签。 3额定参数停机 ...................................................... 错误！未定义书签。 4滑参数停机 ........................................................ 错误！未定义书签。 5停机后的保养 ...................................................... 错误！未定义书签。 5停机后的防冻措施 .................................................. 错误！未定义书签。

第五章 机组运行的控制与调整 ......................................................................................................................... 64

1机组运行的监视与主要参数限额 ...................................................... 64 2机组的正常运行维护 ................................................................ 66 3机组负荷调整 ...................................................................... 66 4汽压的控制和调整 .................................................................. 66 5设备定期倒换与试验 ................................................................ 67

第六章 汽轮机辅助设备与系统的运行 ............................................................................................................. 69

1辅助设备及系统运行通则 ............................................................ 69 2润滑油净化装置系统 ................................................................ 71 3润滑油系统 ........................................................................ 74 4密封油系统 ........................................................................ 79 5顶轴油泵及盘车系统 ................................................................ 82 6发电机氢系统 ...................................................................... 85 7 EH油系统 ......................................................................... 91 8凝结水系统 ........................................................................ 93 9辅机循环冷却水系统 ................................................................ 99 10闭式循环冷却水系统 .............................................................. 103 11辅助蒸汽系统 .................................................................... 105 12除氧器系统 ...................................................................... 106 13电动给水泵系统 .................................................................. 109 14汽动给水泵系统 .................................................................. 118 15轴封系统 ........................................................................ 122 16抽真空系统 ...................................................................... 124 17旁路系统 ........................................................................ 126 18发电机定冷水系统 ................................................................ 128 19高压加热器系统 .................................................................. 133 20低压加热器系统 .................................................................. 136

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21间接空冷系统 .................................................................... 140 22园区换热站系统 .................................................................. 154

第七章 机组的试验........................................................................................................................................... 163

1机组试验遵循的原则 ................................................ 错误！未定义书签。 2汽轮机试验项目 .................................................... 错误！未定义书签。 3 ETS通道电磁阀动作试验 ............................................ 错误！未定义书签。 4真空系统严密性试验 ................................................ 错误！未定义书签。 5汽轮机主汽门、调速汽门严密性试验 .................................. 错误！未定义书签。 6汽轮机危机遮断器喷油试验 .......................................... 错误！未定义书签。 7汽轮机超速保护试验 ................................................ 错误！未定义书签。

第八章 机组的事故处理 ................................................................................................................................... 168

1事故处理原则 ..................................................................... 168 2汽轮机紧急停机的条件及操作 ....................................................... 169 3主、再热蒸汽参数异常 ............................................................. 171 4汽轮机进水 ....................................................................... 172 5真空下降 ......................................................................... 173 6油系统着火。 ..................................................................... 174 7汽轮机轴向位移增大 ............................................................... 174 8汽轮机通流部分故障 ............................................................... 175 9汽轮发电机组轴系振动大 ........................................................... 175 10汽轮机轴承金属温度高 ............................................................ 176 11汽轮机胀差异常 .................................................................. 177 12厂用电失去 ...................................................................... 178 13汽轮机自动跳闸 .................................................................. 178 14转子热弯曲 ...................................................................... 179 15推力轴承烧瓦 .................................................................... 180 16汽轮机严重超速 .................................................................. 180 17冬季间冷塔防冻措施 .............................................................. 181

附：机组曲线总汇............................................................................................................................................. 181 附：饱和蒸汽压力、温度对应表 ..................................................................................................................... 209

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第一章 汽轮机设备及系统

嘉峪关宏晟电热公司铝电一期4×350MW机组，采用东方汽轮机厂制造的NJK350-24.2/566/566型，超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、间接空冷、凝汽式汽轮机。 1 汽轮机设备

1.1汽轮机设备的蒸汽流程

新蒸汽从下部进入置于该机两侧2个高压主汽阀、4个高压调节阀进入高压缸，进入高压缸的蒸汽通过1个冲动式调节级和9个反动式高压级后，由外缸下部两侧排出进入再热器。再热后的蒸汽经过机组两侧的2个再热主汽阀、2个中压调节阀，从中部下半缸进入中压缸，进入中压缸的蒸汽经过7级反动式中压级后，从中压缸上部经过联通管进入低压缸。低压缸为双分流结构,蒸汽从通流部分的中部流入，经过正反向各4级反动级后，从两个排汽口排入凝汽器。

汽缸下部留有抽汽口，抽汽用于加热给水及凝结水，本机组设七级回热系统，1、2、3级抽汽分别供给三台高压加热器，4级抽汽供给除氧器，5、6、7级抽汽分别供给三台低压加热器。4级抽汽还作为给水泵汽轮机正常运行汽源。7号低加卧式布置在凝汽器喉部。正常运行时，高压加热器疏水逐级回流至除氧器，低压加热器疏水逐级回流到凝汽器。事故疏水到疏水扩容器（允许单台高压加热器事故疏水到疏水扩容器）。 1.2汽轮机本体结构特点 1.2.1高中压缸

1）高中压外缸由合金钢铸造，通过水平中分面形成了上下两半。内缸同样为合金钢铸件，通过水平中分面形成了上下两半。内缸支撑在外缸水平中分面处，并由上部和下部的定位销导向，使汽缸保持与汽轮机轴线的正确位置，同时使汽缸可根据温度的变化自由收缩和膨胀。

2）高压汽轮机的喷嘴室由合金钢铸成，并通过水平中分面形成了上下两半。它采用中心线定位，支撑在内缸中分面处。喷嘴室的轴向位置由上下半的凹槽与内缸上下半的凸台配合定位。上下两半内缸上均有滑键，决定喷嘴室的横向位置。这种结构可以保证喷嘴室根据主蒸汽温度变化沿汽轮机轴向正确的位置收缩或膨胀。主蒸汽进汽管与喷嘴室之间通过弹性密封环滑动连接，这样可把温度引起的变形降到最低限度。

3）汽轮机高压隔板套和高中压进汽平衡环支撑在内缸的水平中分面上，并由内缸上下半的定位销导向。汽轮机中压1号隔板套﹑中压2号隔板套和低压排汽平衡环支撑在外缸上，支撑方式和内缸的支撑方式一样。

4）高中压缸的上下半，在水平中分面上用大型双头螺栓或定位双头螺栓连接。为使每个螺栓中保持准确的应力，必须对它们进行初始拧紧获得一定的预应力。 1.2.2低压缸

1）汽轮机低压外缸全部由钢板焊接而成，为了减少温度梯度设计成3层缸。由外缸、1号内缸、

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2号内缸组成，减少了整个缸的绝对膨胀量。汽缸上、下半各由3部分组成：汽端排汽部分、励端排汽部分和中部。各部分之间通过垂直法兰面由螺栓作永久性连接而成为一个整体，可以整体起吊。

2）排汽缸内设计有良好的排汽通道，由钢板压制成。根据间接空冷机组的特点，低压缸和轴承座分别落地。低压缸四周有框架式撑脚，增加低压缸刚性，撑脚座落在基架上承担全部低压缸重量，并使得低压缸的重量均匀地分布在基础上。在撑脚四边通过键槽与预埋在基础内的锚固板形成膨胀的绝对死点。在蒸汽入口处，1号内缸、2号内缸通过1个环形膨胀节相连接，1号内缸通过1个承接管与连通管连接。内缸通过4个搭子支承在外缸下半中分面上，1号内缸、2号内缸和外缸在汽缸中部下半通过1个直销定位，以保证三层缸同心。为了减少流动损失，在进排汽处均设计有导流环。低压1-5级隔板与高中压隔板结构基本相同。第6、7级隔板采用静叶与内外环分别焊接，成为一块隔板，并在中分面处被分开为上下半。低压缸两端的汽缸盖上装有两个大气阀，其用途是当低压缸的内压超过其最大设计安全压力时，自动进行危急排汽。低压缸排汽区设有喷水装置，水源来自于凝杂水，经8个雾化喷头形成雾状水帘喷入排汽缸，在机组空转、低负荷和排气温度超过限值时投入运行，该喷水装置喷水量20ｔ/ｈ，可以实现手动和自动控制，保证汽轮机排气温度在正常范围以内。 1.2.3转子

高中压转子是耐热合金钢整锻转子。带有主油泵叶轮及超速跳闸装置的轴通过法兰螺栓刚性的与高中压转子在调端连接在一起，主油泵叶轮轴上还带有推力盘。低压转子也是合金钢整锻转子。高中压转子和低压转子之间装有刚性的法兰联轴器。低压转子和发电机转子通过联轴器刚性联接。转子系统由安装在前轴承箱内的推力轴承定位，并有6个支撑轴承支撑。 1.2.4静叶片

调节级采用子午面收缩静叶栅，降低静叶栅通道前段的负荷，减少叶栅的二次流损失。高中压静叶片全部为弯曲叶片，每只静叶自带菱型头形内外环，整圈组焊后在中分面处割开，成为上下半结构。低压第一级为弯曲静叶，第2-4级为扭曲静叶，第5、6、7级为弯曲静叶。低压前5级隔板导叶为自带菱型叶冠焊接结构，末二级隔板为单只静叶焊接在内外环上的焊接结构。 1.2.5动叶片

调节级动叶片采用电脉冲加工成三只为一组并带有整体围带和三叉叶根的三联叶片。高、中压动叶全部为弯曲自带冠叶片，枞树型叶根，低压1-7级为变截面扭曲动叶片，均为自带围带，枞树型叶根结构。 1.2.6滑销系统

在汽轮机启动、运行和停机时，为了保证汽轮机各个部件正确地膨胀、收缩和定位，同时保证汽缸和转子正确对中，设计了合理的滑销系统。机组膨胀的绝对死点在低压缸的中心，由预埋在基础中的两块横向定位键和两块轴向定位键限制低压缸的中心移动，形成机组绝对死点。高中压缸由四只“猫爪”支托，“猫爪”搭在轴承箱上，“猫爪”与轴承箱之间通过键配合，“猫爪”在键上可以自由滑动。

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1.2.7盘车装置

1）本装置型号：PC-22/4.10，形式：电液操作摆动齿轮切向齿入式低速自动盘车。采用传统的蜗轮蜗杆减速传动加上一级齿轮的减速传动机构、YB系列的防爆电动机布置在发电机与低压缸之间，盘车转速为4.29rpm。盘车装置由壳体、蜗轮蜗杆、减速齿轮、电动机、润滑油管路、护罩、液动啮合装置等组成，既能自动盘车，又可手动盘车。

2)在汽轮机升速超过盘车转速并具有足以使盘车设备脱开的转速时，啮合小齿轮将自动脱开。此时零转速指示器的压力开关将关闭，并提供气动啮合缸活塞下的液压油，把操纵杆推向完全脱离啮合的位置。此时，弹簧座上的限位开关被拨到切断盘车电动机电源的位置。

3)在汽轮机停机时,将控制开关转到盘车装置的自动位置,当转子转速降到1200rpm时，自动程序将起作用，使顶轴装置投入运行。当转子停转时，“零转速指示器”中压力开关将闭合,接通供油阀电源并向液动啮合缸提供液压油。拨动弹簧座上的限位开关,使得盘车电动机启动。 1.2.8轴承

1）汽轮发电机组共有6个支持轴承，其中汽轮机4个（高中压转子2个，低压转子2个），发电机2个，另外还有一个用于轴系定位和承受转子轴向力的推力轴承，其位于转子前端的前轴承箱内。

2）高中压缸#1、#2支持轴承是由四个键支撑的具有自位功能的可倾瓦轴承，该轴承由孔径镗到一定公差的四块浇有轴承合金钢制瓦组成，具有径向调整和润滑功能。

3）低压缸#3、#4支持轴承由一个钢制的轴承外壳和4个浇有轴承合金的钢瓦块组成，瓦块的内孔膛到规定的直径。瓦块依靠调整垫片的厚度可作径向调整，并能绕销球面支点摆动。

4）发电机两个轴承采用端盖式轴承，即端盖上设有轴承座，由端盖支撑轴承载荷。轴承采用下半两块可倾式轴瓦。能自调心，稳定性强，抗油膜扰动能力强。为防止轴电流造成危害，在进油管与外部管道之间加设了绝缘。 1.2.9轴封系统

高、中、低压汽封为迷宫式汽封，高中压缸的汽封约在15％负荷时变成自密封，此时，蒸汽排到汽封系统的联箱，再从联箱流向低压汽封。大约在60%负荷下系统达到自密封。如有任何多余的蒸汽，会通过溢流阀流往凝汽器。轴封系统的启停和备用汽源来自辅助蒸汽联箱和主蒸汽。 2 汽机热力系统

2.1主再热蒸汽系统功能及说明

系统功能：主蒸汽系统的功能是将锅炉生产的新蒸汽自过热器出口送至汽轮机作功，同时在机组启动和停机过程中向汽轮机的汽封系统供汽。再热蒸汽系统的功能是将在汽轮机高压缸作过功的蒸汽送回锅炉，经再热后，又送至汽轮机中压缸继续作功，以提高循环的热经济性和改善汽轮机低压部分的工作条件。同时低温再热蒸汽在低负荷情况下向给水泵汽轮机及辅助蒸汽系统提供蒸汽的功能。

2.2旁路蒸汽系统功能及说明

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系统功能：宏晟电热公司铝电一期350MW机组采用高低压二级串联旁路，旁路容量为60%B－MCR电动旁路。旁路系统的功能是通过在主蒸汽管道与低温再热蒸汽管道之间，高温再热蒸汽管道与凝汽器之间设立联通管道和减温减压装置，必要时旁通一部分本该进入汽轮机高压缸及中、低压缸的蒸汽量，以达到在不同运行工况下，改善整机冷、热态的启动条件。

系统说明：高压旁路管道从主蒸汽总管上接出，经旁路阀减温减压后接至低温再热蒸汽总管，高压旁路的减温水取自给水系统的给水泵出口母管。低压旁路管道从高温再热蒸汽总管上接出，经旁路阀减温减压后排入凝汽器，低压旁路的减温水取自凝结水泵出口的凝结水管道。

主蒸汽管道及高、低温再热蒸汽管道及汽轮机旁路管道均有适当的疏水点和相应的动力操作的疏水阀（在低温再热蒸汽管道上还设有疏水罐），以保证机组在启动暖管和低负荷或故障条件下能及时疏尽管道中的冷凝水，防止汽轮机进水事故的发生。 2.3给水系统功能及说明

系统功能：给水系统的功能是将经除氧器除过氧的合格给水升压，并输送至锅炉的省煤器入口，在输送的过程中，给水在各级高压加热器中被来自汽轮机的相应级抽汽加热，以提高循环热效率。给水系统还分别向锅炉过热器减温器、再热器减温器提供减温水。

系统说明：给水系统采用单元制，每台机组配置2×50%B-MCR容量的汽动给水泵，两台机组共用一台50%B-MCR容量的电动调速给水泵。系统在正常运行时，由两台50%容量的汽动给水泵提供锅炉所需的全部给水量和减温水量等。电动给水泵作为备用，只在机组启停时使用 。在正常运行工况下，给水在汽动给水泵系统中的流程是：自除氧器给水箱依次流经前置泵、给水泵、3号高压加热器、2号高压加热器和1号高压加热器，最后到锅炉省煤器入口联箱。按给水管道工作压力划分，从除氧器给水箱出口到前置泵进口之间的管道为低压给水管道。从前置泵出口到给水泵入口之间的管道为中压给水管道。从给水泵出口到锅炉省煤器入口之间的管道为高压给水管道。系统中汽动泵靠调节小汽轮机转速来改变给水流量。在汽动给水泵系统中，沿低压给水管道的水流方向，在前置泵入口前设有一只电动闸阀和一只粗滤网。在中压给水管道上，设有流量测量孔板和精滤网。滤网的作用是在机组初次投运或除氧器大修后的投运初期，防止安装或大修过程中可能积存在除氧器给水箱中或进水管内的异物进入泵内，以保护水泵。当运行中发现滤网因污物堵塞而压差过大时，则应停泵进行清洗。在给水泵出口管道上依序装设止回阀和电动闸阀，进而再引至高压加热器。在进入省煤器之前的给水总管上接有引至锅炉过热器减温器的减温水管道。再热器减温器的减温水自给水泵的中间抽头引出。在给水泵出口有一路从止回阀阀体接出的给水泵最小流量再循环管道并配有相应的控制阀门等，以确保在机组启动或低负荷工况时流经泵的流量大于其允许的最小流量。再循环管道接至除氧器。系统设三台全容量、卧式、双流程高压加热器，给水流经加热器管束时，被汽轮机的相应级抽汽加热，在三台高压加热器范围的给水管道采用大旁路连结方式，任何一台高压加热器故障，给水就通过大旁路运行。自1号高压加热器出口至锅炉省煤器进口的高压给水管道上，依次设有电动隔离阀、流量测量装置、电动闸阀以及与之并联的给水启动调节阀、止回阀。 2.4凝结水系统功能及说明

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系统功能：凝结水系统的功能是将凝结水从凝汽器的热井抽出，经凝结水泵升压后水流经连续运行的全流量凝结水精处理装置、汽封冷却器和低压加热器，送至除氧器。凝结水在输送过程中，进行除盐、加热和除氧，并对凝结水量进行控制，以调节除氧器的水位和减少瞬态压降。除此之外，本系统还向其它系统提供低温凝结水，分别作为减温水、补充水。

系统说明：系统中设两台凝结水泵，一台运行，一台备用，两台泵各用一套变频装置，当任何一台泵发生故障时，备用泵自动启动投入运行。在系统中，凝结水自凝汽器热井经一根总管引出，分成两路，分别接至两台凝结水泵，在泵的进口管上设有电动闸阀以及滤网和膨胀节。泵出口分别设有止回阀和电动闸阀，再合并成一根管道引至凝结水精处理装置，然后再进入汽封冷却器。凝结水最小流量再循环管道，按凝结水泵、汽封冷却器所允许的最小流量中的最大者进行设计，从而保证在启动和低负荷工况下，凝结水泵能安全运行和汽轮机汽封系统的正常运行。最小流量再循环管道上还设有调节阀以控制在不同工况下的再循环流量。在汽封冷却器的出口管道上，设有控制除氧器水箱水位的调节阀。当给水箱达到高—高水位时，关闭主凝结水管道上调节阀及其电动旁路阀、3号高加正常疏水阀，凝结水最小流量再循环调节阀自动开启。

系统设有三台全容量的表面式低压加热器（5号、6号、7号）低压加热器以及一台卧式无头除氧器。5、6号低压加热器为卧式、双流程型式，采用电动隔离阀的小旁路系统，当加热器发生故障时，可单独隔离检修，凝结水走旁路，可减少除氧器过负荷运行的可能性。7号低压加热器为单壳体结构，一台7号低压加热器置于凝汽器的接颈部位，与凝汽器成为一体，采用电动隔离阀的小旁路系统。在除氧器入口管道上还设有一只止回阀，以防除氧器内的蒸汽倒流入凝结水系统。5号低加出口接有一路至有压放水母管的排水管道，用作冷态清洗时排放不合格的凝结水。除氧器滑压运行，正常运行时由汽轮机的四级抽汽供汽，启动时由辅助蒸汽系统供汽。本机组未设置凝结水贮水箱，机组在正常运行和启动期间除氧器和凝汽器热井补水、启动前闭式循环冷却水系统充水均由化学两台除盐水泵供给。在精处理装置出口与汽封冷却器进口之间的管道上将引出一根管道，该管道作为各种减温喷水和其它杂项用水的供水总管。各种减温喷水有：凝汽器背包式本体及管道疏水扩容器减温喷水。凝汽器背包式高加（事故）疏水扩容器减温喷水。汽轮机汽封蒸汽减温喷水。低压旁路减温水。凝汽器三级旁路减温水。给水泵汽轮机排汽管减温喷水。制粉灭火蒸汽及燃油加热用汽减温器喷水。汽轮机低压缸喷水。其它杂项用水有：真空泵补水。闭式循环冷却水系统补水。发电机定子水冷系统充水及补水。汽封冷却器水封注水。凝汽器真空破坏阀密封用水。 2.5抽汽系统功能及说明

系统功能：a.利用汽轮机的各级抽汽加热给水和凝结水以提高循环热效率。b.向给水泵汽轮机提供动力汽源。c.向除氧器供汽以便对凝结水进行加热，除去水中的氧气和其它不凝结气体。d.向辅助蒸汽系统供汽。e.对外提供采暖用汽。f.对外提供工业用汽。

系统说明：汽轮机组具有七级抽汽，其中五级抽汽为调整抽汽。一、二、三级非调整抽汽分别供给三台高压加热器。四级非调整抽汽分别供给给水泵汽轮机、除氧器、辅助蒸汽系统，四级抽汽供工业抽汽。五级调整抽汽除供汽给五号低压加热器外，同时供对外采暖用汽、暖风器用汽。六、

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七级非调整抽汽分别供给6号、7号低压加热器。

为防止汽轮机超速和进水，除七级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。前者作为防止汽轮机超速的一级保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施。后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。在四级抽汽管道上所接设备较多，且有的设备还接有其他辅助汽源，为防止汽轮机甩负荷或除氧器满水等事故状态时水或蒸汽倒流进入汽机，故多加一个气动止回阀，且在四段抽汽各用汽点的管道上亦均设置了一个电动隔离阀和止回阀。同时该抽汽逆止阀亦作为防止汽轮机进水的二级保护。在各抽汽管道的顶部和底部分别装有热电偶，作为防进水保护的预报警，便于运行人员预先判断事故的可能性。四级抽汽去除氧器管道上除设有上述双重逆止阀外，在除氧器进口处还安装一个电动隔离阀和一个止回阀。除氧器还接有从辅助蒸汽系统来的蒸汽，用作启动加热和低负荷稳压及防止前置泵汽蚀的压力跟踪。四级抽汽至给水泵汽轮机的供汽管道，在装设一只流量测量喷嘴、一只电动隔离阀和一只逆止阀之后，与小机的辅助蒸汽来汽管合并，然后接入小机主汽门，四级抽汽作为小机的正常运行汽源，辅助蒸汽作为小汽机的启动调试用汽。同时，还设有一路来自低温再热蒸汽的管道作为备用起源接入小机的备用蒸汽接口。给水泵汽轮机的排汽口垂直向下，排汽排入主汽轮机的凝汽器。在给水泵汽轮机的排汽管道上设有压力平衡式膨胀节和电动排汽蝶阀，电动排汽蝶阀须有良好的真空严密性，以便在停用或检修给水泵及其汽轮机时进行隔离。七号低压加热器布置于凝汽器的接颈内，相应的抽汽管道亦布置在凝汽器的接颈内。 2.6辅助蒸汽系统功能及说明

系统功能：辅助蒸汽系统的功能是向有关的辅助设备和系统提供蒸汽，以满足机组在启动、正常运行、低负荷、甩负荷和停机等工况下的用汽需求。

系统说明：辅助蒸汽系统为全厂性的公用蒸汽系统，该系统每台机设一台0.6～1.2Mpa，260～380℃的辅汽联箱。其中两台机组的辅汽联箱用管道相互连接，之间设隔离门，以便实现两机之间的辅汽互用。两台机组正常运行期间，四段抽汽作为正常运行时系统的汽源，主要蒸汽用户有一、二次风暖风器、大小机汽封用汽、化学用汽、锅炉房燃油用汽。辅汽联箱的供汽汽源为铁合金来汽、冷段来汽和四抽汽源。启动时辅汽联箱主要蒸汽用户有除氧器用汽、小机调试进汽、邻炉加热用汽、空预器吹灰用汽等启动用汽用户。第一台机组启动时，机组的启动用汽、低于25%负荷时辅助汽系统用汽、机组跳闸时备用汽及停机时保养用汽都来自铁合金供汽，机组正常运行时汽源由冷再和四抽提供。当机组负荷升高到大于70%，五级抽汽的参数达到辅助用汽的参数时，暖风器等个别用户就可切换到五级抽汽供汽。 2.7凝汽器及抽真空系统功能及说明

系统功能：在凝汽器内建立并维持所需要的真空。紧急停机时，破坏凝汽器真空。 疏水扩容器收集主蒸汽管道、再热蒸汽管道、各级抽汽管道、汽轮机本体疏水管道、加热器疏水、锅炉启动分离器疏水等管道的疏水。

系统说明：凝汽器抽真空系统能满足汽轮机在各种负荷工况下，抽出凝汽器内的空气及不凝结气体的需要。凝汽器抽真空系统在机组启动初期将凝汽器装置以及附属管道和设备中的空气抽出以

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达到汽机启动要求。机组在正常运行中除去积聚的非凝结气体及凝汽器中的因凝结水除氧而产生的部分不凝结气体。抽真空设备的选择应按最大空气泄漏量和空气容积来选择。每台机凝汽器抽真空系统中设置两台100%容量的水环式真空泵，汽轮机启动时，两台真空泵并列运行，满足启动时间的要求。汽轮机正常运行时，一台运行，一台备用。每个凝汽器上还设置一台带有滤网的电动真空破坏阀，在机组出现紧急事故危及到机组安全时，以达到破坏真空的需要。 2.8冷却水系统功能及说明

系统功能：宏晟电热公司铝电一期2×350MW机组为间接空冷机组，冷却水系统是向主厂房内的各种主辅设备提供水质、水量和水温都合乎要求的冷却水。机组冷却水分闭式循环冷却水系统和辅机循环冷却水系统。闭式循环冷却水系统是对闭式冷却水回水进行回收、升压输送、冷却和调节，从而形成冷却水的闭合循环。辅机循环冷却水系统是将经水工专业来的循环水，冷却部分辅机，然后回水至水工循环水回水管，到水工机力冷却塔冷却，循环利用。辅机和闭式的划分原则是：用水量较大、循环冷却水的水质可以满足要求的设备用辅机。用水量较小、水质要求较高的，并且冷却设备进口管径较小容易积垢的设备采用闭式。

系统说明：闭式循环冷却水系统设两台100%容量的闭式循环冷却水泵和2x65%容量的水水板式热交换器及一台10M3高位膨胀水箱，在正常情况下，闭式循环泵一套运行，一套备用。闭式循环冷却水系统采用凝结水或除盐水作为冷却介质，可减少对设备的污染和腐蚀，使设备具有较高传热效率。同时又可防止流道的阻塞，提高各主、辅设备运行的安全性和可靠性，大大减小设备的维修工作量。辅机循环冷却水系统取自辅机冷却水供水母管。对于用水量大，水温要求严格但水质要求不高的辅机，如真空泵、发电机氢气冷却器、闭式循环水-水换热器、主机冷油器等采用辅机循环冷却水

2.9汽机润滑油净化、贮存、排空系统功能及说明

系统功能：该系统提供净油的贮存和污油的贮存。该系统也保证润滑油的质量符合汽轮机制造厂对润滑油清洁度要求。事故时及时排空管道和油箱中的润滑油。

系统说明：汽轮机的润滑油系统采用套装油管路。每台机组装设一套润滑油净化装置，全厂设置一台容量为35+35m3的润滑油贮存油箱。润滑油贮存油箱放置在主厂房内。主厂房外设有事故放油池，汽轮机主油箱、润滑油贮油箱分别设有事故放油管道，排油至主厂房外的事故放油池。事故排油阀必须设两个钢质截止阀，其操作手轮设在距油箱5米以外的地方，操作手轮不允许加锁，挂有明显的“禁止操作”标志牌。 2.10管道疏放水、放气系统功能及说明

系统功能：系统启动（或水压试验）期间排除管道内的空气，系统检修时排除管道内的存水。 系统说明：本机组有压疏水至锅炉疏水扩容器，无压疏水至污水泵房。在各水管道的高位点设置放气管道，低位点设置放水管道。在设计压力大于等于4MPa或温度大于400℃的管道上设置的放水、放气阀门加设有两道阀门。 2.11汽轮机顶轴油系统功能及说明

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系统功能：向汽轮机低压和发电机轴承供高压油顶起转子。

系统说明：为了减少在盘车（转动）或启动时的启动力矩和轴承摩擦，保证转子、轴承不受损伤。

2.12汽轮机抗燃油系统功能及说明

系统功能：保证当两台高压供油泵瞬间失去电源时（小于5s），汽轮机不会发生跳闸。每台供油泵的容量能满足机组满负荷时的油量需要，当运行泵发生故障或油压低时，备用泵能自动启动。

系统说明：向汽轮机控制系统提供高压油，控制汽轮机的运行。 2.13间接空冷系统 2.13.1间接空冷系统概述

间接空冷系统采用表凝式间接冷却，汽轮机排汽与小机排汽统一进入表面式凝汽器，循环水受热后进入自然通风间冷塔由空气冷却，经间冷塔冷却后的循环水进入凝汽器换热后经过循环水泵再供入间冷塔，形成闭式循环，循环水采用除盐水。循环冷却水系统用来冷却进入凝汽器的汽轮机低压缸的排汽以及小汽机排入凝汽器的排汽。

铝电一期2×350MW两台机组共配置2座自然通风间冷塔，采用一机一塔形式配置。循环水系统按照单元制布置，每台机组配3台循环水泵，1套独立的进水、出水循环水管道。2台机组共用1座循环水泵房，布置在间冷塔旁边。 2.13.2间冷系统

间冷系统由以下系统构成：扇区、充排水系统、补水系统、间冷散热器清洗系统等。

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第二章 汽轮机设备运行技术参数

机组设备运行技术参数是机组的监视和控制的对象，机组的运行过程必须在运行技术参数的规定范围内进行。机组运行中发生超越规定参数时，应立即进行调整并使越限参数回复到正常值范围内。若经过调整后仍然不能回复到正常值范围时，必须逐级汇报并按机组异常和事故处理的规定和方法进行相应处理。 1汽轮机组设备运行技术参数 1.1汽轮机运行技术参数 汽轮机的运行技术参数

项目 额定功率(TRL工况) 最大功率(VWO工况) 额定转速 高压主汽门前额定主蒸汽压力 高压主汽门前额定主蒸汽温度 高压主汽门前额定主蒸汽流量 主蒸汽最大进汽量 中压联合汽阀前额定再热蒸汽压力 中压联合汽阀前额定再热蒸汽温度 中压联合汽阀前额定再热蒸汽流量 额定高压缸排汽压力 低压缸排汽压力 设计循环冷却水温度 设计背压 THA工况热耗 回热级数 回热系统 额定给水温度 调节控制系统型式 启动及运行方式 最大允许系统周波摆动 空负荷时额定转速波动 噪音水平 通过临界转速时轴颈双振幅相对振动值

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单位 MW MW rpm MPa ℃ t/h t/h MPa ℃ t/h MPa kPa ℃ kPa kJ/kW.h 数据 350 387 3000 24.2 566 1067.2 1208 4.269 566 865.2 4.153 30 33 11（THA） 8019 7级 三高、三低、一除氧 ℃ 280.8 DEH 高中压缸启动 HZ r/min dB（A） mm 48.5～51.5 ±1 ＜85 ≤0.15 铝电一期350MW超临界机组汽机运行规程（第一版）

项目 通流级数 高压部分级数 中压部分级数 低压部分级数 末级动叶片长度 盘车转速 汽轮机总长（包括罩壳） 汽轮机本体重量 全真空惰走时间 无真空惰走时间 超速脱扣转速 最大运行背压 汽机脱扣背压 汽轮机发电机组临界转速（按轴系、轴段分别填写） 轴 段 高中压转子 低压转子 发电机转子 转子轴颈振动双振幅值 轴承 第一临界转速 振 幅 值 1 <150 2 <150 3 <150 4 <150 5 <150 6 <150 1.2汽轮机技术特性 1.2.1. 额定（TRL）工况

一阶临界转速r/min 设计值 试验值 1716.7 / 1784.7 / 1352.8 单位 mm r/min mm t min min rpm KPa KPa 数据 25 1+9 7 2×4 661 4 ～18500 ～700 48 30 3300 ＜65 55 二阶临界转速r/min 设计值 试验值 >4000 / >4000 / 3523.4 额定转速时振幅值 单位：μm 正 常 报 警 跳 闸 <50 125 250 <50 125 250 <50 125 250 <50 125 250 <50 125 250 <50 125 250 汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，发电机输出额定(铭牌)功率为350MW(当采用静态励磁和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵时，将扣除各项所消耗的功率)的工况称为额定（铭牌）工况(TRL)，此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况下的出力保证值的验收条件工况如下： （1)额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质。 （2)汽轮机低压缸排汽平均背压为28kPa(a)。 （3)补给水量为3％。 （4)最终给水温度284.1℃。

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（5)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽和供热抽汽。

（6)汽动给水泵满足额定给水参数，小汽机背压需考虑排汽管道阻力，汽动给水泵小汽轮机排气直接进入主汽轮机凝汽器。

（7)在额定电压、额定频率、额定功率因数0.85(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温为33℃时，发电机效率为98.9%。

1.2.2汽轮机最大连续功率（T－MCR）工况

汽轮机进汽量等于铭牌工况（TRL）进汽量，能在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（当采用静态励磁或不与汽机同轴的电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）称为最大连续功率（T—MCR），其条件如下：

（1)额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质。 （2)汽轮机低压缸排汽背压为11.0kPa(a)。 （3)补给水量为0％。 （4)最终给水温度284.5℃。

（5)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽和供热抽汽。

（6)汽动给水泵满足规定给水参数，小汽机背压需考虑排汽管道阻力，汽动给水泵小汽轮机排气直接进入主汽轮机凝汽机。

（7) 在额定电压、额定频率、额定功率因数0.85(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温为20℃时，发电机效率为98.9%。

1.2.3汽轮机组调节门全开（VWO）工况

汽轮发电机组能在调门全开（VWO），其它条件同T-MCR工况时，汽轮机进汽量不小于1.05倍铭牌进汽量，此工况称为VWO工况，并作为汽轮机进汽能力保证值和强度保证工况。

1.2.4热耗率验收（THA）工况

当机组功率(当采用静态励磁、和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率)为铭牌电功率350MW时，除主蒸汽进汽量以外其它条件同T-MCR工况时，称为机组的热耗率验收工况(THA)。机组的75%THA工况为热耗率保证值的第二验收工况，该工况除主蒸汽、再热蒸汽压力，以及主蒸汽流量外，其它条件同T-MCR，机组发出75%铭牌电功率（当采用静态励磁、和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）

1.2.5高加全切工况

汽轮发电机组能在高压加热器全部停运时安全连续运行，除主蒸汽进汽量及这部分回热系统不能正常运行外，其它条件同T-MCR工况，此时机组能输出额定（铭牌）电功率。

1.2.6汽轮机还能承受下列可能出现的运行工况

1）汽轮机甩负荷后，允许空负荷运行时间不少于30分钟。

2）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至少能满足汽轮机启动后发电机试验的需要。

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3）汽轮机在排汽温度高达80℃下允许长期运行。在不高于120℃时，能低负荷连续运行。 4）汽轮机允许在40%～100%额定功率之间带调峰负荷。

1.2.7汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不少于30年，在其寿命期内能承受下列工况。

1.2.8机组的允许负荷变化率 50～100%T-MCR不大于5%/min 30～50%T-MCR不大于3%/min 30%以下不小于2%/min 负荷阶跃10%

1.2.9机组能在48.5～50.5Hz的频率范围内连续稳定运行。

1.2.10机组在启动和正常运行时，主蒸汽和再热蒸汽管道能承受17℃的持久性最大允许温度偏差，在例外情况下任意连续4小时之内主蒸汽和再热蒸汽管道温差不能超过28℃，时间不超过15分钟。

1.2.7汽轮发电机组的轴系各阶临界转速与工作转速至少避开±15%。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。

1.2.12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，在轴承座上测得的双振幅绝对振动值，无论是垂直、横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的垂直、横向双振幅相对振动值不大于0.076mm。各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值不大于0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。

1.2.13当汽轮机负荷从100%甩至零时，汽轮发电机组转速不能超过危急保安器的转速，能自动降至同步动作转速，维持转速稳定。

1.2.14机组排汽压力升高到报警背压时允许机组带低负荷持续运行的时间不受限制，在铭牌功率下持续运行允许的最大背压值11.8KPa（额定流量）。

1.2.16当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机在正常背压至报警背压范围内，至少具有1min无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。

1.2.17超速试验时，汽轮机能在114%额定转速下作短期运转，对任何部件不造成损伤，各轴系振动也不超过报警值。 2汽轮机辅助设备技术参数 2.1给水系统设备运行技术参数 2.1.1电泵前置泵性能参数

项目 泵型号 进水温度 单位 ℃ 运行工况 选型工况（保证单台泵最单台泵最TRL工况 出力） 大流量 小流量 FA1D53A 176.6 179.8 175.4 175.4 THA工况 TMCR工况 175.4 178.0 12

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项目 出水温度 进水压力 出水压力 进水密度 出水密度 单位 ℃ MPa MPa Kg/m 33THA工况 TMCR工况 175.4 1.1005 1.83 892 892 583.8 654.7 583.8 654.7 83 4.08 82.2 1490 161 178.0 1.0849 1.79 891 891 629.2 707.7 629.2 707.7 81 4.46 83.6 1490 166 运行工况 选型工况（保证单台泵最单台泵最TRL工况 出力） 大流量 小流量 176.6 1.0852 1.78 889.2 889.2 647.9 727.5 647.9 727.5 80 4.63 83.7 1490 169 179.8 1.1755 1.87 888 175.4 1.1005 1.79 892 892 667 748 667 748 79 4.82 83 1490 172 175.4 1.1005 1.94 892 892 147 165 147 165 96 3.1 42.7 1490 90 Kg/m t/h 入口流量 3m/h t/h 出口流量 3m/h 扬程 MPa 必需汽蚀余量 m 效率 % 转速 r/min 轴功率 kW 轴端密封型式 重量 kg 接口法兰公称压进口 力MPa 出口 进口mm 接口管子规格 出口mm 冷却水质要求 3冷却水流量 m/h 冷却水压力 MPa 冷却水温度 ℃ 旋转方向 轴承型式 驱动方式 2.1.2电动给水泵参数 项目 泵型号 进水温度 出水温度 进水压力 出水压力 进水密度 出水密度 入口流量 出口流量 扬程 转速 单位 ℃ ℃ MPa MPa Kg/m3 t/h m3/h t/h m3/h m r/min 888 615 692 615 692 80 4.35 83.7 1490 168 机械密封 3500 2.5 3.2 φ325×8 φ325×8 闭式冷却水（除盐水） 7.6 0.5-0.8 37(最高41) 顺时针 滑动轴承 电机驱动（与电泵同轴驱动） THA工况 TMCR工况 175.4 175.4 1.83 28.46 892 892 583.8 654.6 557.2 624.8 3047 5836 178.0 178.0 1.79 28.82 891 891 629.2 707.6 600.6 675.5 3101 5964 运行工况 选型工况（保单台泵最TRL工况 证出力） 大流量 HPT200-330M-5S 176.6 179.8 175.4 176.6 179.8 175.4 1.78 1.87 1.79 27.85 29.6 25.12 889.2 888 892 889.2 888 892 647.9 615 718 727.5 692 805 618.45 600 718 694.4 676 805 2985 3188 2670 5907 6010 5836 单台泵最小流量 175.4 1.94 32.33 892 892 156 175 156 175 3476 5836 13

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项目 必需汽蚀余量 效率 抽头压力 抽头温度 抽头流量 单位 m % MPa ℃ t/h m3/h kW r/min THA工况 TMCR工况 37.77 83.12 12.38 175.4 26.6 29.8 5663 41.58 83.4 12.48 178 29.2 32.1 6192 运行工况 选型工况（保单台泵最TRL工况 证出力） 大流量 42.76 83.39 12.08 176.6 29.45 33.1 6137 6250 机械密封 40.76 83.44 12.9 179.8 15 16.9 6275 50.47 82.74 / / / / 6303 单台泵最小流量 39.39 45.8 / / / / 3208 轴功率 超速限制 轴端密封型 式 mm 轴振 kg 重量 驱动方式 冷却水质 3冷却水流量 m/h 冷却水压力 MPa 冷却水温度 ℃ 密封水流量 m3/h 密封水压力 MPa 旋转方向 轴承型式 kg 重量 驱动方式 2.1.3电泵液力偶合器性能参数 名 称 型号 输入转速 额定输出转速 额定输出功率 额定滑差 额定滑差损耗 固定损耗 额定输入功率 总效率 旋转方向 主动轴 % MPa M3/h MPa l/min 从动轴 调速范围 工作油泵型式 润滑油泵型式 启动油泵型式 工作油压 工作油流量 润滑油压 润滑油流量 0.05 6250 电动机 闭式冷却水（除盐水） 12.5 0.5-0.8 41 / / 顺时针（从电动机向给水泵看） 滑动轴承+推力轴承 6250 由电动机驱动 单 位 r/min r/min kW % kW kW kW % 内容 R16K450M 1490 6010 6275 3 6676 94 逆时针旋转（从电机向偶合器看） 顺时针旋转（从电机向偶合器看） 25~100 齿轮泵 齿轮泵 齿轮泵 0.15-0.25 72.5 0.15-0.25 150 14

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进/出口油温： 工作油 润滑油 冷油器最大允许压降： 工作油(油/水) 润滑油(油/水) 冷却水质要求 工作油冷油器冷却水量 润滑油冷油器冷却水量 冷却水温度 冷却水压力 冷油器面积： 工作油 润滑油 油箱容积 结构尺寸 总重 2.1.4电泵电动机性能参数 ℃/℃ ℃/℃ Pa Pa 3m/h m3/h ℃ MPa m2 m2 m3 mm t 95/56 55/40 辅机冷却水 270 150 36 0.4-0.6 66 38 6400 名 称 单位 汽动泵前置泵电机 型号 额定功率 kW 195 额定电压 V 380 额定电流 A 342 相数 Hz 50 额定频率 4 极数 r/min 1490 转速 F 绝缘等级 6.5 启动电流倍数 Nm 额定转矩 Nm 起始转矩 Nm 最大转矩 正常工况启动时间（至额定 秒 转速） % 92 效率 功率因数 COS错误！0.85 未找到引用源。 Nm2 转动惯量 接线法 IP54 外壳防护等级 kW 电机电加热装置功率 V 电机电加热装置电压 电机电加热装置相数 旋转方向 顺/逆时针（泵看电机） 冷却方式 自然冷却 t/h 冷却水流量 m 结构尺寸

15

电动给水泵电机 8300 10000 533 3 50 4 1490 F 6 95 0.88 IP54 顺时针（偶合器看电机） 空-水 铝电一期350MW超临界机组汽机运行规程（第一版）

水质 Kg 总重 2.2汽动给水泵系统设备运行技术参数 2.2.1前置泵性能参数

项目 泵型号 进水温度 出水温度 进水压力 出水压力 进水密度 出水密度 单位 辅机冷却水 1180 辅机冷却水 27500 THA工况 TMCR工况 178.0 178.0 1.0849 1.79 891 891 629.2 707.7 629.2 707.7 81 4.46 83.6 1490 166 175.4 ℃ 175.4 ℃ 1.1005 MPa 1.83 MPa 3892 Kg/m 3892 Kg/m 583.8 t/h 入口流量 654.7 m3/h 583.8 t/h 出口流量 3654.7 m/h 83 扬程 MPa 4.08 必需汽蚀余量 m 82.2 效率 % 1490 转速 r/min 161 轴功率 kW 轴端密封型式 重量 kg 进口接口法兰公称MPa 压力 出口MPa 冷却水质 3冷却水流量 m/h 冷却水压力 MPa 冷却水温度 ℃ 旋转方向 轴承型式 驱动方式 2.2.2汽动给水泵性能参数 项目 泵型号 进水温度 出水温度 进水压力 出水压力 进水密度 出水密度

运行工况 TRL工况 选型工况(保单台泵最单台泵最证出力) 大流量 小流量 FA1D53/FA1D53B 176.6 179.8 175.4 175.4 176.6 179.8 175.4 175.4 1.0852 1.1755 1.1005 1.1005 1.78 1.87 1.79 1.94 889.2 888 892 892 889.2 888 892 892 647.9 645.8 667 147 727.5 727.9 748 165 647.9 645.8 667 147 727.5 727.9 748 165 80 80 79 96 4.63 4.64 4.82 3.1 83.7 83.7 83 42.7 1490 1490 1490 1490 169 169 172 90 机械密封 3500 2.5 3.2 闭式冷却水 7.6 0.5-0.8 37(最高41) 顺时针/逆时针 滚动轴承 电机驱动 运行工况 选型工况（保单台泵最单台泵最TRL工况 证出力） 大流量 小流量 HPT200-330M-6S 176.6 179.8 175.4 175.4 176.6 179.8 175.4 175.4 1.78 1.87 1.79 1.94 27.85 29.5 26.02 33.45 889.2 888 892 892 889.2 888 892 892 单位 ℃ ℃ MPa MPa Kg/m3 THA工况 175.4 175.4 1.83 28.46 892 892 TMCR工况 178.0 178.0 1.79 28.82 891 891 16

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项目 入口流量 出口流量 扬程 转速 必汽蚀余量 效率 抽头压力 抽头温度 单位 THA工况 583.8 557.2 3047 5425 35.65 83.17 15 175.4 26.6 29.8 5683 t/h t/h m r/min m % MPa ℃ t/h 抽头流量 m3/h kW 轴功率 r/min 超速限制 轴端密封 mm 轴振 kg 重量 驱动方式 冷却水质 m3/h 冷却水流量 冷却水压力 MPa 冷却水温度 ℃ 旋转方向 轴承型式 供油方式 润滑油质 l/min 润滑油量 MPa 润滑油压 润滑油温 ℃ 2.2.3泵组冷却水参数 冷却位置 前置泵冷却套 前置泵机封冲洗水 给水泵密封水 运行工况 选型工况（保单台泵最单台泵最TMCR工况 TRL工况 证出力） 大流量 小流量 629.2 647.9 645.8 667 147 600.6 618.45 630.8 667 147 3101 2985 3188 2769 3605 5555 5509 5657 5425 5425 40.08 41.84 41.52 44.11 34.14 83.14 83 83.23 80.82 45.93 15 14.6 15.6 / / 178 176.6 179.8 / / 29.2 29.45 15 / / 32.1 33.1 16.9 / / 6234 6191 6640 6088 3130 6100 机械密封 0.06 6850 小汽轮机 闭式冷却水 12.5 0.5-0.8 37（最高41） 顺时针（从小汽机向给水泵看） 滑动轴承+推力轴承 强制油润滑 32号汽轮机油 190 0.16-0.2 进油：45----回油：60 水量（m/h） 水压MPa（g） 水温℃最高/正常 7.6 0.2 25.4 0.2~0.6 ~1.23 ~1.23 38℃/33℃ 3水质 凝结水 凝结水 凝结水 2.3除氧器系统设备运行技术参数 2.3.1设备参数 项目 型式 型号 壳体材料 封头材料 设计压力MPa(a)

内置式除氧器 内置式 YC-1320 Q345R Q345R 1.35 17

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项目 设计温度℃ 直径/长度/厚度mm 安装后总高度（含支座）mm 焊缝系数 腐蚀裕量 mm 重量（净重）kg 满水重 kg 运行重 kg 2.3.2设计条件与环境条件 1）除氧器能适应定压和滑压运行 2）除氧器出水中的溶解氧不超过5μg/L 3）除氧器最大运行（VWO）工况 序号 1 2 3 4 名称 进除氧器给水 高加疏水 除氧器加热蒸汽 除氧器出水 内置式除氧器 380（蒸汽）/350(水箱) 4056/17668/28 4600 1 2.5 70350 285350 220350 流量 t/h 906 206.47 39.42 1157.1 压力 MPa(a) 1.061 温度 ℃ 149.7 191.1 374.3 179.8 焓 kJ/kg 631.6 812.2 3208.9 764.4 4）滑压40%THA工况 序号 1 2 3 4 名称 进除氧器给水 加热蒸汽汽源流量 除氧器加热蒸汽 除氧器运行压力 流量 t/h 333.25 13.42 39.42 压力 MPa(a) 0.400 1.061 温度 ℃ 118 367.7 374.3 0.4MPa 焓 kJ/kg 503.3 3206.1 3208.9 2.4高压加热器设备运行技术参数 2.4.1设备参数 编号 1 2 3 4 5

名 称 型 式 总传热面积(包括堵管10%) 流程数 上端差 下端差 单 位 m2 ℃ ℃ 18

#1高加 HP1 #2高加 HP2 #3高加 HP3 卧式U型管 卧式U型管 卧式U型管 1320 1450 980 双流程 双流程 双流程 -1.7 0 0 5.6 5.6 5.6

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2冷却器名称 大机真空泵热交换器 小机真空泵热交换器 V45 V20 型号 冷却面积m 10.35 46 冷却水流量t/h 冷却水压力MPa 1.0 1.0 2.10汽机泵或风机运行技术参数 设备名称 辅机循环泵 闭式循环泵 主油泵 交流润滑油泵 直流润滑油泵 排烟风机 启动密封油泵 主机顶轴油泵 小机主油泵 小机直流油泵 抗燃油泵 定冷水泵 型号 XH5330-435A CZ250-400B 离心 立式离心泵 立式离心泵 M519X022 SNH280R54E67 A3H37-FR01KK-10-X33 100Y-120T 2CY18/3.6 塞柱式变量泵 80-50-220 转速rpm 1450 1450 3000 2950 3000 2900 2930 1470 1450 1000 2900 1410 2900 1450 3000 2970 2920 1490 495 流量m/h 1844 730 300 192 162 1200 42.72 2.25 18 6600kg/h 45 40 10.5 40 10.5 1500 738.2 14616 3扬程MPa 0.4 0.4 1.98 0.48 0.2744 3.5KPa 1 功率30KW 32 0.36 14 0.65 1.0 1.0 1.0 1.0 3000Pa 0.82 0.21 空侧交流密封油泵 3GR85X2 氢侧交流密封油泵 3GR42X4A 空侧直流密封油泵 3GR85X2 氢侧直流密封油泵 3GR42X4A 密封油排烟风机 轴流风机 汽泵前置泵 主机循环泵 BPY 立式布置离心式 2.11泵或风机电机参数 设备名称 单位 定冷水泵电机 凝泵电机 主机顶轴油泵电机 排烟风机电机 启动密封油泵电机 抗燃油泵电机 电机型号 Y180M-2扬程65米 YSPKKL500-4 YB2 YH2-90S-Z YB2-180M-2 1LG0223-4AA7-6-Z 电压 V 380 10000 380 380 380/660 380/660 电流 A 42 77.7 103.3 6.2 41/23 84.7/48.9 功率 kw 22 1120 55 3 22 45 转速 r/min 2940 1489 1475 2860 2940 1480 24

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设备名称 EH油自循环冷却泵电机 EH油自循环再生泵电机 辅机循环水泵电机 氢侧直流密封油泵电机 空侧交流密封油泵电机 空侧直流密封油泵电机 轴流风机电机 润滑油事故油泵电机 真空泵电机 闭式循环水泵电机 小机直流油泵 主机循环水泵电机 热网循环泵电机 主机交流油泵电机 汽泵前置泵电机 电机型号 1LG0096-44A2-6-Z ILG0083-4AA2-6-Z YKK400-4 Z2-72 YBZS1-Z Z2-41 Y132S2-Z YBZ-132S-4 Y2-355L2-10 Y2-345M-4 Z2-51 YXKK710-12 YEZ3155-4 YBX2225M-2 YX5-315-4 电压 220/380 220/380 10000 220 380 220 380 220 380 380 380 10000 380 380 380 电流 6.35 3.55 19.88 115.4 11.1 34.7 158.5 322 139.7 30.3 88.1 201 81 342 功率 1.5 0.75 280 22 5.5 30.3 18.5 30 160 75 5.5 1120 110 45 195 转速 1390 1415 1487 3000 2930 2950 595 1480 1500 496 1485 2970 1480 2.12间接空冷系统技术参数 汽轮机间接空冷系统排汽量与冷却水量关系

项 目 主机背压kPa 排汽量t/h 冷却水量m3/h 环境温度（℃） 冷却塔进水温度 冷却塔出水温度 TRL工况 28 662.48+83.003=745.483 40500 30 61.87 52 TMCR工况 11 663.241+67.926=731.167 40500 12.5 42.57 33

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第三章 机组启动

1. 检修后的验收与试验 1.1目的

1.1.1明确机组大、小修后设备和系统检查的工作内容。

1.1.2规范机组大小修后设备验收项目和试验内容。明确修后机组启动准备工作程序，保证机组启动顺畅和安全、经济运行。 1.2检查与验收

1.2.1机组大、小修后应该检查的项目 1）设备永久性变更报告

a）设备永久性变更报告齐全。

b）永久性变更报告内容完整。报告包括：变更原因和变更内容; 审核、批准及异动开始进行时间;设备变更竣工报告。变更后设备、系统技术资料及交底说明。

c）永久性变更项目竣工后，应按规定进行检查、试验和验收，并签署竣工文件，确认变更工作全部结束，具备试运条件。 2）检修工作票

a）检修工作结束后，应按检修工作的项目进行检查，确认检修工作确己结束，对发现的缺陷及时记录在案，并予以消除。

b）按相应的技术要求和标准进行验收合格，具备试运条件。 c）回收检修工作票。工作票回收率及合格率达到100％。 3）执行机构检修后应进行下列检查

a）执行机构动作应灵活、无松动及卡涩等现象，并能全开全关。 b）绝缘电阻应合格，通电试转动作平稳，开度指示无跳动。 c）对气动执行机构通气试验，严密性、行程、全行程时间、自锁等。 d）对于电动执行机构要通电试验，行程、全行程时间等。

e）调节机构上就地应有明显和正确的开、关标志，布置的位置、角度和方向应满足执行机构的安装要求。

f）执行机构必须安装牢固，动作时无晃动，其安装位置应便于操作和检修，不妨碍通行，不受

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汽水浸蚀和雨淋。 4）消防设备及系统

a）详细检查检修的消防设备、系统齐全，完整。

b）检修后消防设备必须经过就地试验，具备投入使用条件。

c）特殊消防设备必须经过就地和远方试验。试验时，由消防部门组织设备部和运行人员共同进行。

d）就地配置消防器材必须有消防液、气配置时间和负责人签字，确认未过期失效。

e）消防器材操作把手必须有铅封，检查所有消防栓、消防水枪、消防水皮带按照消防要求具备随时投入状态。放置消防器材部位要有明显标志。

f）消防水压力正常。消防系统处于备用状态，气体消防（烟烙烬气体压力正常）系统阀门处于规定位置，消防报警系统及自动控制系统工作正常。

g）现场消防通道畅通，并有明显箭头和通道指示灯。 5）环保设备及系统

a）环保设备、系统完整齐全，具备投入条件。

b）所有监视废气、废水、粉尘等监视仪表完整，检修后的监视仪器经过上级有关部门检验，并且有检验合格证，合格证在有效期内。

c）重要环保设备（比如废水处理、电除尘、烟气脱硫、烟气脱硝设备）大修后必须在机组运行时，经过严格的运行调整试运，符合要求，性能合格并不低于大修前水平才能投入运行。 1.2.2机组大、小修启动前的检查内容 1）热机设备系统

a）根据检修内容及永久性变更情况，确认热机设备、系统检修工作全部完工，缺陷己消除，所有工作票已注终结并回收，具备试运条件。

b）为检修工作而采取的临时设施已拆除，现场清洁整齐，楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。

c）机组所有汽、水、油、烟、风、燃料、灰渣、压缩空气等各系统完整、阀门附件齐全完好、支吊架正常、膨胀指示器正确清晰、设备及管道保温完整、介质流向及漆色标志正确完整、各检查孔已严密封闭。

d）汽轮机本体各处保温完好、无油污染，符合要求。 e）汽轮机高中、压主汽门、调门及其控制机构正常。 f）汽轮机滑销系统完好，缸体能自由膨胀，指示正确。

g）排汽装置安全门完好、防爆门完好、真空系统找漏工作己完成。 h）主油箱事故放油门关闭，并悬挂“禁止操作”标示牌。

i）汽轮机润滑油、密封油、EH油、汽泵润滑油系统冲洗、循环结束，油质符合要求，设备系统完整具备投入条件。

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j）凝结水、低压给水系统经冲洗合格。 k）机组辅机及辅助系统完好，具备启动条件。

l）转动设备地脚螺丝无松动，靠背轮连接牢固，防护罩完好。 m）各转动设备轴承润滑系统良好（润滑脂、润滑油油质合格）。 2）热控设备及系统

a）热控一次元件及管路系统完整、严密，管路接头紧固，垫圈合适，隔离器应充满隔离液。所有风量、风压取样管路吹扫干净。设备标志正确、清楚、齐全。

b）热控的就地设备完整良好，各类变送器、热电偶、热电阻、各种表记校验合格。热控设备的线路连接良好，测绝缘合格。

c）进行机构校验合格，动作灵活，开度指示正确。断气、断电保护试验合格。限位开关正确牢固，仪用气源管路不漏泄。

d）联锁、保护顺序控制传动试验合格。热控的DCS控制系统经过静态、动态测试，系统工作正常具备运行条件。

e）热控设备的电源系统投入正常。

f）热控设备的伴热防冻设施完好，并经试验符合要求。露天设备应有防潮、防雨措施。 g）热控信号系统经试验检查光字牌和音响装置，光字显示和音响报警等应正确。 h）4）公用设备系统。

i）生产指挥系统电话畅通（厂内、厂外）。 j）正常及事故照明完好。

k）全厂消防水系统正常、消防设施齐全。特殊消防设备完好投入。 l）全厂工业水、暖通系统完好具备投运条件。 m）全厂排、放水系统通畅。

n）全厂仪用空压机及系统完好具备投运条件。 o）辅汽系统具备投运条件。 1.3分部试运

机组检修后正式启动前，所有辅机及转动机械应经试运行合格。

1.3.1辅机试转确认条件及要求

1）转动机械试运应在确认检修（安装）工作结束，为检修工作而采取的临时设施己拆除，现场条件符合要求。工作票已终结或有试运联系单，根据设备部检修负责人要求，由值长统一下令进行。 2）能盘动的辅机应进行盘动，确认转动灵活。轴承油位、油质、冷却水、密封水正常。各表计完整齐全。仪表、信号及保护能正常投入，具备试运转条件。

3）辅机联锁保护系统已调试完毕，经传动试验符合要求，可投入运行。电机检修后应检查电机接线良好，并单独试验其转动方向是否符合要求。

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4) 转动机械试转启动操作应在集控室进行，就地应有人站在转动机械事故按钮旁监视。 5) 电动机送电应符合电动机启动相关规定。

6) 辅机试运时，应保证就地与集控室通讯联络畅通，现场照明足以满足试运需要。

7）试转设备有关的各风门、挡板开度，位置指示，应事先校验准确，CRT指示与就地位置指示相符，操作电源应送电，切换手柄在“远方”位置。 1.3.2试运要求

1）大、小修后辅机连续试运的时间按：380V电机的连续试运行时间不少于2小时，6kV电机连续试运行时间不少于4小时；380V辅机的连续试运行时间不少于4小时，6kV辅机的连续试运行时间不少于8小时。

2）试运中应注意转向正确性。轴承温度、瓦温、振动、电流、介质参数应在规定范围之内。 3）辅机试运中轴承温度、瓦温、振动、电流、介质参数应符合厂家规定。辅机振动厂家无规定时，可按辅机运行规定进行。

4）所有辅机的试运转中发生异常、故障或参数超限，应及时停止其运行，待消除缺陷后重新试运转。 1.3.3保护、联锁的状态确认

1) 保护、联锁的信号通道测试回路正常，无断线或短路、接地现象。

2) 保护、联锁的电源投入，CRT画面有关设备、系统保护、信号显示、报警状态正常。 3) 机组停运状态下，保护、信号电源投入后，有关设备闭锁装置应起作用。 1.4汽轮机调节系统静态调整试验

1.4.1汽轮机大、小修或调节系统解体后应进行调节系统静态调整试验。

1.4.2汽轮机油系统工作全部结束，油循环正常，并确认油质合格后，方可进行调节系统静态调整试验。

1.4.3静态试验应在锅炉点火前完成。

1.4.4先启动EH油泵，排除油系统内空气，油压稳定后,根据试验要求调节油压、油温。 1.4.5生产人员应将调节系统静态调整试验结果与设计或以前相比，有无明显差别。 1.5机组热控联锁、保护、信号系统在线传动试验 1.5.1试验要求

1) 机组大小修后或保护回路检修，以及机组停运时间超过7天以上在机组启动前均应安排保护传动。

2) 机组联锁试验必须在检修工作结束，工作票收回并终结，转动设备启、停及辅机的联锁和保护试验完毕后进行。

3) 试验必须经过当值值长的同意，电气、热控人员配合共同进行。 4) 做机组试验时，6kV以上设备只送操作电源，380V设备电源。

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5) 将气动执行机构压缩空气送入。

6) 机组、设备联锁保护试验前，应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格。 7) 各联锁、保护试验声光报警正常，各灯光指示、画面状态显示正确。

8) 试验结束后，各设备应停动力电源。不停电应做好防误启措施，需启动的设备开关应切至“远方”位置。

9）试验合格后，将试验情况详细记录在试验日志和运行记录本内。 1.5.2远控阀门传动

1)阀门校验前应确认检修工作结束，校验的阀门开关对运行设备及系统无影响并联系检修负责人到现场。

2）阀门送电后，要检查CRT画面上阀门显示状态与现场相符。

3）阀门远方操作前，由检修负责人进行就地调整校验，确认阀门灵活无卡涩，检查阀门开度指示正确，整定阀门开、关限位。

4)就地校验结束，由运行人员远方全行程对阀门开、关一次，检查阀门开关灵活，开关方向正确。 5)阀门远方开、关到位后，由运行和检修负责人共同确认阀门开关是否到位。

6)阀门传动时，检查阀门开度指示正确并记录阀门全行程开、关时间及阀门关紧和开足圈数。 7)对于近、遥控操作的电动门，以近控校验为主，近控校验完毕，遥控亦须全行程开、关一次。 8)试验结束，将阀门或挡板置试验前位置。

9） 对电动（气动）门调节门应进行断电（气）试验，确定其断电（气）后位置的正确性。 1.5.3热控信号系统传动

1）机组检修完毕，工作票全部终结。热工、电气设备接线正常，回路通道正常。

2）热工人员通过专用信号发生器，在就地设备变送器端发送模拟信号，主控CRT画面及快捷键盘发出声光报警。

1.5.4热工联锁保护系统的传动操作试验

1）运行人员与热控专业人员密切配合，按机组主保护各系统（锅炉MFT主燃料跳闸系统、汽轮机ETS紧急跳闸系统）以及重要辅机联锁保护系统的逻辑原理，逐项进行传动操作试验。传动试验正确，保护、控制回路信号正常。

2） 进行试验时，动作参数的测取，应通过取源测点一次元件。

3） 对于仅在机组启动后才测取动作参数的，可用在一次元件侧加信号的方法进行试验。 4）进行试验时，应根据上述原则，结合实际，确定详细试验方法。 1.6高、中压主汽阀调阀严密性试验 1.6.1试验目的

a）检验高中压主汽门、调门是否严密。 b）在机组甩负荷时，防止机组超速。 c）防止主汽门卡涩，保证其正常运行。

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1.6.2试验时间

a）高中压主汽阀、调节阀每次解体检修后。 b）机组大修后。 c）甩负荷试验前。 1.6.3试验条件

a）在机组大修前后应进行严密性试验;机组运行中每6个月～1年检查一次。 b）应在正常真空和汽轮机空负荷运行时进行试验。

c）额定参数时，主汽门全关或调门全关时，应保证汽轮机转速降到1000rpm以下。 d）主汽压应不低于50%额定压力，蒸汽过热度150度以上，汽轮机转速合格值n =（试验时汽压/额定汽压）×1000 rpm。

e）在机组挂闸后，并网前的转速控制阶段，即转速在3000rpm左右 可进行汽门严密性试验。 f）试验时维持交流辅助油泵运行。 1.6.4主汽门严密性试验步骤

a）启动交流辅助油泵。

b）在DEH“阀门试验”画面中点击“试验开关”，在弹出的窗口点击“投入”。 c）选择 “主汽门”试验按钮。 d）这时高压主汽门和中压主汽门全关，而调节汽门开至全开位置。

e）从主汽门关闭开始计时，要严密监视转速下降情况，并自动记录过程时间。 f）试验中注意各轴承的振动及温升情况。

g）严密试验结束后，主汽门维持全关，打闸停机，退出严密试验程序重新挂闸。 1.6.5调门严密性试验步骤

a）启动交流润滑油泵。

b）在DEH“阀门试验”画面中点击“试验开关”，在弹出的窗口点击“投入”， c）选择 “调速汽门”按钮。

d）这时高压主汽门和中压主汽门在全开位，而高中压调门全关。

e）从调门关闭开始计时，要严密监视转速下降情况，并自动记录过程时间。 f）试验中注意各轴承的振动情况。

g）严密试验结束后，调门维持全关，打闸停机，退出严密试验程序重新挂闸。 1.7汽轮机超速试验 1.7.1下列情况应做超速试验

a）汽轮机安装完毕,首次启动。 b）汽轮机经大修后,首次启动。 c）危急遮断器经过解体复装后。

d）在前箱内做过任何影响危急遮断器动作转速整定的检修以后。

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e）停机一个月以上，再次启动。 f）甩负荷试验前。

1.7.2下列情况不允许做超速试验

a）机组经长期运行后准备停机，其健康状况不明时。 b）大修之前严禁试验。

c）禁止在额定蒸汽参数或接近额定蒸汽参数下做试验。

d）调节系统、保安系统、调节阀、主汽阀、抽汽逆止门存在问题或有卡涩现象时。 e）各主汽门、调节阀严密性试验不合格时。 f）就地或远方停机不正常。

g）在额定转速下任一轴承的振动异常时。 h）任一轴承温度高于限定值时。 i）其他参数异常时。 1.7.3试验条件

a）试验前校对机头与集控转速，并备有便携式测振表，升速过程中，加强联系。机头手动遮断滑阀及集控室的停机按钮处设专人负责，以备在紧急情况下立即打闸停机。

b）检查润滑油温在40～45℃。

c）按照正常启动程序启动汽轮机，并网带25％负荷上运行3～4小时后解列发电机，查汽机转速稳定在3000rpm。

d）高、低旁在自动位置。

e）启动交流润滑油泵，检查其运行正常。 1.7.4注意事项

a）超速试验，应在同一情况下进行两次，两次动作转速差不应超过18rpm。

b）机组冷态启动时做超速试验，应在25%额定负荷下，连续运行3～4小时进行。试验前应先进行危急遮断器手打试验。确认主汽门、调门、各抽汽逆止门关闭严密。阀门严密性试验合格。危急遮断器喷油试验合格（间隔时间要长）。

c）试验时，必须有运行人员在汽轮机现场，密切监视现场转速及遮断器动作情况。一旦达到停机条件，应立即打闸停机。

d）试验时维持参数稳定,防止汽温、汽压大幅波动。

e）严密监视机组振动及轴承温度、回油温度、串轴、胀差、膨胀、金属温度的变化。 f）试验时汽轮机本体两侧不要站人。 1.7.5试验步骤 1）机械超速

a）在操作员站上进入“超速试验”画面，按“机械超速试验”按钮，将其置为“投入”位。 b）在“OVERSPEED TEST”画面中按“目标转速”按钮，设定目标转速值为3360r/min，按“升

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铝电一期350MW超临界机组汽机运行规程（第一版）

速率”按钮，设定升速率。在“超速试验”画面中按“进行/保持”按钮，将其置为“进行”，机组开始升速。若再次按“进行/保持”按钮，将其置为“保持”位，可暂停升速。

c）机组由3000r/min开始以设定的升速率升速到飞环飞出，使汽机打闸。DEH记录跳闸转速值，并显示在操作员站画面上。若机组转速在3360r/min时，飞环仍未飞出，则表明机械打闸失败，电气打闸将动作。

d）试验完毕后，按“机械超速试验”按钮，将其置为“切除”位。 2）电超速

a）在操作员站上进入“超速试验”画面，按“电气超速试验”按钮，将其置为“投入”位。 b）在“超速试验”画面中按“目标转速”按钮，设定目标转速值为3310r/min，按“升速率”按钮，设定升速率。在“超速试验”画面中按“进行/保持”按钮，将其置为“进行”，机组开始升速。若再次按“进行/保持”按钮，将其置为“保持”，可暂停升速。

c）机组由3000r/min开始以设定的升速率升速，到达3300r/min时将打闸。DEH记录跳闸转速值，并显示在操作员站画面上。

d）试验完毕后，按“电气超速试验”按钮，将其置为“切除”位。 2机组启动前的准备 2.1启动准备通则

2.1.1通知化学、输煤、脱硫除灰人员对其所属设备进行启动前全面检查，做好机组启动前各项准备工作。

2.1.2确认锅炉、汽机、发电机及所属各辅助设备检修结束，有关的工作票终结完毕。各处脚手架、临时措施已结束，，楼梯通道畅通。照明充足，事故照明系统正常，随时可投入。各设备、管道保温完好。现场无杂物。

2.1.3各处临时栅栏、标示牌、临时接地线已拆除，确认启备变已经正常投入运行，恢复已经具备送电条件的各段厂用电母线运行，恢复机组已经具备送电条件的各系统设备的动力电源、控制电源、信号电源。

2.1.4确认工业水、消防水系统均已正常投运。 2.1.5确认仪用、检修用压缩空气系统正常投运。

2.1.6确认各系统的电动阀、气动阀、调节阀试验完毕，动作正常，指示正确。 2.1.7确认各转机及机炉电大联锁试验完毕，动作正常。 2.1.8确认辅汽系统正常，全厂停机时启动锅炉正常投运。 2.1.9确认输煤系统具备上煤条件，煤仓上煤至正常煤位。

2.1.10确认已经备有足够、合格的除盐水以及氢气、二氧化碳，燃油系统、化学水处理系统、化学加药系统、废水处理系统、化验分析系统均已具备投运条件。

2.1.11联系仪控、检修人员，确认DCS、FSSS、DEH、PLC、旁路控制等系统联锁保护正确，控制系

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