330MW汽机运行规程

前 言

为了更好地掌握我厂电气设备的运行特性，操作要求及事故处理规定，确保我厂电气设备的安全运行，特编制本规程。

1 国电新疆红雁池发电有限公司《330MW汽轮机运行规程》第一版根据国家、行业、上级主管公司的有关技术标准、文件、规程、措施等的规定原则，参照设备制造厂家的说明及兄弟厂家的运行经验进行了编制，作为330MW汽轮机启停运行及运行管理工作的依据。 2 本规程分设备规范、机组启动、正常运行调整及维护、机组停运、事故处理、辅助设备运行操作维护和机组联锁保护试验等部分。由于时间仓促，运行经验不足，有关资料不够齐全，本规程尚有许多不足之处，请大家在生产中不断总结经验，使之不断完善，以适应机组运行的需要。

3 本规程内容中若与上级标准、文件、规程、措施等的规定原则相抵触时，以上级的规定原则为准。

4 本规程编制的引用标准：

4.1 《300MW级汽轮机运行导则》 DL/T 609－1996 4.2 《300MW机组汽轮机运行规程》SD216-87

4.3 《凝结器与真空系统运行维护导则》DL/T932-2005 4.4 《电站汽轮机技术条件》DL/T892-2004 4.5 《汽轮机启动调试导则》DL/T863-2004 4.6 《电业安全工作规程》（热力和机械部分） 4.7 《电力工业技术管理法规》

4.8 国电集团集体公司颁发的《二十九项反事故措施》的有关条文 4.9 《发电企业工作票、操作票管理工作制度汇编》 4.10 汽轮机设备制造厂家提供的产品说明书 4.11 新疆电力设计院设计图纸

4.12 结合现场实际、我公司和同类机组运行经验 4.13 330MW汽轮机组仿真机运行操作规程

5 下列人员必须熟悉、了解、掌握和执行本规程的全部或有关部分： 5.1 生产副总、总工程师、副总工程师。

5.2 生产技术部、安全监察部主任、汽机专工和有关人员。 5.3 发电部主任、副主任、主任工程师、值长等有关人员。 5.4 发电部汽机专业主任、专工、安全员及本专业全体运行人员。 6 本规程由标准化委员会归口

7 本规程的标准由生产技术部负责提出 8 本规程负责起草部门：发电部汽机专业

9 本规程有关计量按中华人民共和国法定计量单位使用方法编写。 10 本规程应妥善保管。

11 本规程委托生产技术部负责解释。

1

目 录

第一章 总 则.................................................... 7

1.1 适用范围 7 1.2 一般规定 7 1.3 事故处理原则 7

第二章 汽轮机运行规程............................................. 10

2.1 汽轮机设备规范 2.3 发电机设备规范

8

13 24

25

2.2 汽轮机主要技术参数

2.4 发电机的正常运行方式 25 2.5 汽轮机主要辅助设备技术规范 2.6 汽轮机的冷态启动 38

2.7 汽轮机温态及以上启动 46 2.8 汽轮机正常运行数据控制值 46 2.9 机组协调控制系统（CCS） 52 2.10 发电机氢气系统的监视 55 2.11 汽轮机正常运行中维护 55 2.12 机组的停运 55

2.13 机组停运后的保养 58

第三章 汽轮机事故预防及处理规程................................... 59

3.1 事故处理的基本要求 3.2 机组紧急停运 60 3.3 机组的一般故障停运 3.4 机组综合性事故处理

60 61 59

第四章 汽轮机辅助设备运行规程..................................... 77

4.1 汽轮机辅助系统投入通则

77

77 78

4.2 汽轮机辅助转机启动前的检查 4.3 汽轮机辅助转机启动后的检查 4.4 汽轮机辅助转机的正常运行 78 4.5 汽轮机辅助转机的停运 78

第五章 给水泵组运行规程............................................ 79

5.1 给水泵组技术参数 79 5.2 给水泵组性能参数 79

5.3 给水泵液力耦合器设备规范 81 5.4 给水泵电机规范 82

5.5 给水泵组热控保护值 82

第六章 除氧器运行规程............................................. 84

6.1 除氧器设备规范

84

2

6.2 除氧器技术参数 84

第七章 循环泵运行规程 ............................................. 84

7.1 （二次循环供水系统）循环泵设备规范 84 7.2 （直流循环供水系统）循环泵设备规范 85 7.3 （直流循环供水系统）循环泵设备技术规范 86 7.4 开式冷却水泵设备规范 87

7.5 （直流循环供水系统）循环泵的启动 89 7.6 （直流循环供水系统）循环泵的运行及维护 89 7.7 （直流循环供水系统）循环泵的停止 90

7.8 （直流循环供水系统）循环泵的故障处理 90 7.9 （二次循环供水系统）循环泵的启动 90 7.10 （二次循环供水系统）循环泵的运行及维护 91 7.11 （二次循环供水系统）循环泵的停止 91 7.12 冷却塔的冬季运行 91

第八章 热网运行规程 .............................................. 92

8.1 热网循环泵设备规范 8.3 热网除氧器设备规范

92

94 95

8.2 热网加热器装置设备规范

3

4

第一章 总 则

1.1 适用范围

1.1.1 适用范围

1.1.1.1 本规程系国电新疆红雁池发电有限公司2×330MW机组汽轮机系统及汽轮机设备的运行管理、运行方式、运行检查、维护、定期轮换及事故处理的基本原则。

1.1.1.2 本规程适用于运行人员和生产管理人员对2×330MW机组的汽轮机系统及汽轮机设备的运行管理。

1.2 一般规定

1.2.1 汽轮机设备运行及事故处理应执行本规程。本试行规程与部颁规程或生产实际相抵触时，应按部颁规程以及生产现场实际情况执行，以保证人身和设备安全为主。 1.2.2 转动机械轴承的振动值 转 速 允许振动值mm 良好振动值mm 机组容量（MW） ＜100 ＞100

3000r/min 0.05 0.025 1500r/min 0.07 0.05 1000r/min 0.12 0.07 750以下r/min 0.14 0.10 1.2.3 汽轮机真空系统严密性要求 真空下降速度（kPa/min） ≤0.40 ≤0.27 1.3事故处理原则

1.3.1事故处理的基本要求

发生事故时，应按“保人身、保设备、保电网”的原则进行处理。发生事故时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险。找出事故发生地原因，采取一切可行的办法，查找事故根源，消除事故，同时保持非故障设备的继续运行，必要时设法增加非故障设备的负荷以保证对用户的正常供电。电网发生故障，机组与系统解列后，应设法保证厂用电的正常运行。汽轮机跳闸后，特别要预防汽轮机超速、断油烧瓦、汽缸进水及发电机跑氢等恶性事故的发生。

1.3.2机组发生事故时，运行人员一般应一般处理步骤

a) 机组发生事故时，应根据仪表指示、声光报警、保护动作情况以及其它象征，判明事故的性质、发展趋势、危害程度，然后采取相应的措施。

1) 迅速消除对人身和设备的危害，必要时应立即停运、隔离故障设备。 2) 保持非故障设备的正常运行。

3) 处理事故的每一个阶段，都要尽可能迅速汇报值长和有关领导，不得随意猜测和盲动，以防止事故的扩大和蔓延。

b) 发生事故时，各岗位应互通情况，在值长统一指挥下密切配合、迅速处理，以便尽快恢复机组的正常运行。

c) 处理事故时，应沉着冷静、周密分析，操作正确、迅速。

d)发令人发布命令应准确清晰，受令人接到命令后应复诵无误，若有疑问应向发令人询问清楚，命令执行完毕后应迅速向发令人汇报。

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e) 事故处理后，值班人员应将事故发生的时间、现象以及所采取的措施，如实、详细地记录，并及时向调度和有关领导汇报。

f) 部门负责人、专工在机组发生事故时，应尽快到现场协助事故处理，并给予运行人员必要的指导，但不应与值长的指令相抵触。

g) 在机组发生故障时，运行人员不得擅自离开工作岗位，如果故障发生在交接班时间，应延迟交班。在未办理交接手续前，交班人员应继续处理，接班人员应协助交班人员一起消除事故，直至事故处理告一段落后，交接值长发令进行交接手续。 h) 禁止无关人员停留在发生事故的现场。

i) 发生本规程未列举的事故时，运行人员应根据具体情况，主动采取对策，迅速处理。 j) 事故处理后，各岗位运行人员应分别将机组故障现象、时间、地点及处理经过如实详细地记录在运行日志上，并按“四不放过”的原则写出事故报告。

k) 班后会议应对所发生地故障进行讨论分析，必要时可由有关领导召开“事故分析”会议，或由值长召开全值的“事故分析”会议。

l) 事故发生及处理过程中的有关数据和资料应完整保存。 1.3.3机组紧急停运条件

a)汽轮机组突然发生强烈振动，任一轴承振动突增50μm或#1—6瓦振动达130μm，或#7、8瓦振动达180μm。

b)汽机断叶片或其内部发生明显的摩擦声。 c)汽缸内发生水冲击。

d)汽机侧主蒸汽或再热汽温度突降50℃以上，且汽温下降率大于10℃/min。 e)主、再热蒸汽温度下降至460℃，仍继续下降。 f)任一轴承断油或冒烟。

g)#1－6任一轴承金属温度达到110℃，#7－8任一轴承金属温度达到120℃。 h)推力轴承回油温度达到80℃。

i)润滑油冷油器出口油温达到60℃，经处理后仍无法下降，已危及设备安全运行。 j)轴封处环火。

k)发电机冒烟、着火或发生氢爆炸。

l)汽轮发电机组油系统着火，无法很快扑灭，严重威胁机组安全运行。 m)转速升至3300rpm而保护未动。

n)主油箱油位降至16000L而补油无效时。

o)润滑油系统发生严重泄漏或润滑油母管油压低至0.1MPa。 p)转子轴向位移达到-0.7mm或+0.5mm。 q)汽缸任一胀差超出极限值。

r)因中压主汽门或调门故障引起中压缸断汽。 1.3.4机组紧急停运处理 a)手按紧急停机按钮。

b) 启动交流润滑油泵，确认油泵启动正常。

c)当机转速降至2700rpm后，开启真空破坏门，停止真空系统运行。 1.3.5机组一般故障停运条件

a)任一跳机保护应动作而汽机未跳闸（属紧急停机的除外）。 b)汽机侧主蒸汽或再热蒸汽温度上升至568℃以上。 c)机组在凝结器真空禁止运行区运行超过3分钟。 d)机组空载时低压缸排汽温度超过100℃。

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e)主油箱油位低至17300L报警后仍在下降，无法及时补油。

f)EH油系统严重泄漏，经处理无效，或二台油泵运行，油压仍低于10MPa，无法维持机组的正常运行。

g)高、中压调节汽门阀位控制回路故障。

h)在进行汽机保护试验时，“试验装置故障”和“跳闸通道故障”同时出现。 i)发电机密封油系统故障，无法保持油氢差压或油位。 1.3.6机组一般故障停运的处理

a)机组任一故障停机条件满足时，应立即汇报值长，停止机组运行。

b)若是故障停炉，应快速减负荷，负荷至0MW时打闸停机。

c)启动交流润滑油泵，确认油泵启动、顶轴盘车系统自启正常后，手按停机按钮，确认汽机转速下降，查各防进水保护动作正确。

d)若是故障停机，除不破坏真空外，其它同紧急停机操作。 e)完成正常停机的其它操作。

f)当机组故障情况恶化，必须加快处理时，亦可按紧急停机处理。

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第二章 汽轮机运行规程

2.1 汽轮机设备规范

2.1.1 汽轮机概况

2.1.1.1 我公司装设两台北京北重汽轮电机有限责任公司生产的2×330MW抽汽凝汽式供热汽轮发电机组。给水回热系统：两台高压加热器+四台低压加热器+一台高压除氧器。除氧器采用滑压运行方式，低压加热器设疏水泵，每台机组设置三台50%BMCR容量的电动调速给水泵。

2.1.1.2 机组配置两台额定功率为330MW的水—氢—氢冷发电机。

2.1.1.3 本机采用一次中间再热系统，二级高压加热器（其中压力较低一级设外置蒸汽冷却器），一级除氧器和四级低压加热器组成七级回热系统。高压加热器疏水逐级自流进入除氧器，4号、5号、6号低压加热器逐级疏水至疏水箱，然后通过低加疏水泵至主凝结水管道，7号低压加热器疏水到凝汽器。由采暖抽汽提供热源。采暖抽汽有回水，回水补入除氧器。第三级抽汽用于加热除氧器。高压加热器给水系统采用大旁路系统，事故情况下，高加全部解列；低压加热器凝结水系统采用小旁路系统。汽轮机第三级抽汽用于加热除氧器。同时厂用蒸汽也自三段抽出。对外供热采暖蒸汽从四段(中压缸排汽)抽出。 2.1.2 汽轮机主要技术规范 型 号 型 式 NC330-17.75/0.4/540/540 亚临界、中间再热、单轴、三缸双排汽、单抽汽凝汽式、湿冷 铭牌功率（TRL工况） 额定功率（THA工况） 功 率 最大连续功率（TMCR工况） 额定抽汽供热工况功率 最大抽汽供热工况功率 调整抽汽压力 抽汽温度 额定抽汽量 最大抽汽量 0.4～0.64MPa 229.47～278.68 ℃ 300t/h 550t/h 铭牌工况（TRL） 额定工况（THA） 高压自动主汽门前进汽流量 最大连续工况（TMCR） 最大进汽工况（VWO） 额定抽汽供热工况 最大抽汽供热工况 高压自动主汽门前进汽压力 高压自动主汽门前进汽温度 高压缸排汽压力

330MW 330MW 342MW 296MW 255MW 最大功率（VWO工况） 354MW 983 t/h 938 t/h 983 t/h 1025 t/h 983 t/h 983t/h 17.75 MPa 18.64 MPa 21.30 MPa 540 ℃ 548 ℃ 554 ℃ 4.216 MPa 8

额定值 允许最高值（连续运行） 异常最高值（短时运行） 额定值 允许最高值(连续运行) 异常最高值（允许短时运行） 额定值 最高值(连续运行) 异常最高值(非连续运行) 额定值 高压缸排汽温度 最高值(连续运行) 异常最高值(允许短时运行) 铭牌工况（TRL） 额定工况（THA） 中压主汽门前（再热）最大连续工况（TMCR） 进汽流量 最大进汽工况（VWO） 额定抽汽供热工况 最大抽汽供热工况 额定值 中压主汽门前（再热）允许最高值（连续运行） 进汽压力 异常最高值(非连续运行) 中压主汽门前（再热）进汽温度 回热加热器级数 额定工作转速 旋转方向 排汽压力（背压） 冷却水温 额定值 允许最高值(连续运行) 异常最高值（短时运行） 二级高压加热+一级高压除氧+四级低压加热 3000 r/min 逆时针方向（从汽轮机向发电机端看） 额定纯凝汽工况 额定抽汽供热工况 额定值 夏季平均值 TRL工况 THA工况 低压缸排汽量（仅主汽轮机排汽量） TMCR工况 VWO工况 额定抽汽供热工况 最大抽汽供热工况 TRL工况 THA工况 进入凝结器的排汽量 TMCR工况 VWO工况 额定抽汽供热工况 最大抽汽供热工况 冷却水流量（即循环水量） 最大连续出力（TMCR） 额定纯凝汽工况 最终给水温度 额定抽汽供热工况 最大抽汽供热工况 汽轮机保证热耗 额定纯凝汽工况（THA） 额定抽汽供热工况 9

4.89 MPa 5.82 MPa 332.77 ℃ 390 ℃ 420 ℃ 889.46 t/h 852.31 t/h 892.06 t/h 928.96t/h 888.47t/h 888.49t/h 3.7947 MPa 4.40 MPa 4.98 MPa 540℃ 548℃ 554℃ 4.9kPa 4.9kPa 20℃ 33℃ 662.41 t/h 624.25t/h 649.9t/h 673.55t/h 397.37t/h 193.56t/h 662.41t/h 624.25t/h 649.9t/h 673.55t/h 397.37t/h 193.56t/h 36400t/h 254.44 ℃ 256.66℃ 256.65℃ 7763.01 kJ /KW.h 6522.8kJ /KW.h

汽耗 制造商 额定纯凝汽工况（THA） 额定抽汽供热工况 北京北重汽轮机电机有限责任公司 2.8415kg/kW.h 3.3166kg/kW.h 2.1.3 结构简介

2.1.3.1 高、中压汽缸分缸，通流部分反向布置，且为双层缸。低压汽缸为双排汽，对称结构。 低压外缸两端各设有喷水减温装置，其顶部装有两只安全膜。 2.1.3.2 高、中、低压转子均为整段转子，全部采用刚性联轴器联接。

2.1.3.3 高压转子有一个单列调节级和10个压力级；中压转子有12个压力级；低压转子有2×5个压力级。

2.1.3.4 高压缸进汽分别从汽缸两侧进入。甲高压主汽门控制#1、#3高压调速汽门；乙高压主汽门控制#2、#4高压调速汽门。各汽门由各自独立的单侧油动机控制。中压缸进汽由两组联合汽门控制，每组联合汽门包括一只中压主汽门和一只中压调速汽门，分别装在中压汽缸两侧，各汽门同样由各自独立的单侧油动机控制。

2.1.3.5 汽缸死点和膨胀

高、中压缸轴向膨胀死点设在中压缸后轴承箱上，当缸体受热时，中压缸由死点向机头方向膨胀，同时通过左右两侧联接高、中压缸的推拉杆推动高压缸向前滑动；低压外缸的绝对膨胀以汽机侧排汽口横销为死点向发电机侧膨胀，低压内缸以凝结器中心线为死点向前、后膨胀。

330MW汽轮机采用喷嘴配汽、四个调节阀对应四组喷嘴组其布置及开启顺序如图：（从汽轮机向发电机方向看）

Ⅲ阀（Z=11） Ⅱ阀（Z=9）

Ⅰ阀（Z=9） Ⅳ阀（Z=11）

2.1.3.6 转子死点和膨胀

推力轴承设在#2轴承箱内，由两根推拉杆将推力轴承与高压外缸刚性联接，可随同高压缸一起膨胀移动。整根汽轮发电机转子以推力盘为死点，分别向前、后膨胀。

2.1.3.7 热力系统

锅炉来的新蒸汽经双─单─双的主蒸汽管道，通过左右高压汽门，由四根导汽管送入高压缸作功，作功后的蒸汽由二根排汽管合成一根去再热器。再热后的蒸汽同样以双—单—双管道方式进入左右中压联合汽门，经二根导汽管依次通过中压缸、低压缸作功，然后引入凝结器。凝结水由凝结水泵升压，经精处理装置、轴封冷却器和四台低压加热器进入除氧器，除氧后的水由给水泵进一步增压，并经两台高压加热器和一台外置式蒸汽冷却器送至锅炉。 2.1.3.8 保安系统

本机组采用机械式危急遮断保安系统，它主要包括危急遮断器、危急遮断油门、常闭及常开式电磁阀、节流孔板及接收低压安全油油压信号的隔膜阀。

危急遮断器、危急遮断油门安装于汽轮机前轴承箱内的机头部位。危急遮断器与主油泵的驱动轴相连接，同汽轮机主轴为一体，接收主轴的转速信号。危急遮断油门装在危急遮断器附近的驱动轴的轴承板上，当汽轮机转速达到（110～112%）额定转速时，危急遮断器的飞锤在离心力的作用下飞出，打击在危急遮断油门挡板上，使油门挡板挂钩脱开，使安全油压快速泻掉。安全油压快速下降使得隔膜阀动作，打开抗燃油油路的安全油油口，使油动机快速关闭主汽门和调速汽门。

机械危急保安系统：危急保安系统包括OPC电磁阀、AST电磁阀、隔膜阀等。OPC电

10

磁阀为2只并联结构，当OPC电磁阀带电时，OPC安全油泄去，紧急关闭调节汽门。AST电磁阀为四只串、并联结构，当AST电磁阀失电时，AST安全油泄去，同时泄去OPC安全油，关闭所有阀门，停机。隔膜阀与低压安全油接口，低压安全油失去时，通过隔膜阀泄去AST安全油，紧急关闭阀门，停机。 2.1.4 DEH液压系统（EH油系统）

2.1.4.1 汽轮机电液控制液压油系统采用高压抗燃油系统

2.1.4.2 抗燃油系统包括集装油箱、两台100%容量的交流供油泵，两台100%容量的冷油器，切换阀、油箱电加热器、蓄能器、油温调节装置和滤网（或各型过滤器）、抗燃油净化装置（再生装置）等。

2.1.4.3 当两台高压供油泵瞬间失去电源时（小于5秒钟)，可不使汽机跳闸。当运行泵发生故障或油压低时，备用泵能自起动。

2.1.4.4 调节系统为上海新华控制工程有限公司生产的DEH电液调节系统。该系统采用CRT软操作，能独立完成汽机本体的机械测量、调节控制、压力控制和安全保护，实现从盘车到并网的转速控制、加减负荷或负荷变化时的负荷控制，并能进行频率调节和负荷限制。 2.1.4.5 计算机控制硬件部分包括：基本控制柜、ATC控制柜、端子柜、一个操作员站、一个工程师站及打印机等。后备软手操盘放在DCS操作员站上通过硬接线直接连到阀门控制卡。手动/自动之间的切换是无扰的。

2.1.4.6 EH液压系统包括供油系统、油管路、油动机、危急保安系统组成。油动机采用单侧进油方式。高压主汽门和中压主汽门，当安全油建立时自动打开，安全油泄去时紧急关闭。调门油动机由DEH VCC卡精确地控制，从而达到控制机组转速、负荷、压力等的目的。 2.1.5 汽轮机旁路系统

2.1.5.1 旁路系统为西门子电站自动化有限公司（南京）的产品，选用二级串联装置。高旁容量为70%，低旁容量为2×65%，控制装置为上海新华控制工程有限公司的XDPS，能实现综合性调节控制、顺序控制和数据采集功能；执行机构采用电液执行系统，能适应大提升力和快速动作要求。

2.1.5.2 其设计参数如下：

参 数 进口蒸汽压力 进口蒸汽温度 蒸汽流量 出口蒸汽压力 出口蒸汽温度 减温水压力 减温水温度 减温水流量 ℃ t/h MPa ℃ MPa ℃ t/h 单 位 MPa 高 旁 17.75 540 712.6 4.4 338 20.7 187 112.2 低 旁 1.5 540 450 0.7 527 2.6 80 112.6

2.2 汽轮机主要技术参数

2.2.1 汽轮机主要技术数据汇总 编号 项 目 一 1 2

单 位 11

数据 亚临界蒸汽参数、一次再热、单轴双排汽采暖抽汽凝汽式机组 NC330-17.75/0.4/540/540 机组性能规范 机组型式 汽轮机型号 编号 项 目 3 4 5 6 7 8 8a 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 THA工况 TRL工况 VWO工况 TMCR 工况 高加停用工况(全停) 厂用汽工况(四段厂用汽及五段暖风器) 额定供热抽汽工况 额定主蒸汽压力 额定主蒸汽温度 主蒸汽温度高限值 主蒸汽温度低限值 额定高压缸排汽口压力 额定再热蒸汽进口压力 主蒸汽额定进汽量 主蒸汽最大进汽量 再热蒸汽额定进汽量 额定排汽压力 配汽方式 设计冷却水温度 额定给水温度 额定转速 额定TRL工况热耗 额定供热抽汽工况热耗 给水回热级数(高压+除氧+低压) 低压末级叶片长度 汽轮机总内效率 23 高压缸效率 中压缸效率 低压缸效率 通流级数 高压缸 中压缸 低压缸 临界转速(分轴系轴段的试验值一阶、二阶) 25 高中压转子 低压转子 发电机转子 26 27 28 35

单 位 MW MW MW MW MW MW MW MPa ℃ ℃ ℃ MPa MPa t/h t/h t/h kPa ℃ ℃ r/min kJ/kWh kJ/kWh mm % % % % 级 级 级 级 数据 330 330 354 342 330 330 296 17.75 540 548 514 4.2163 3.7947 938 1025 852.31 4.9 喷嘴 20 254.44 3000 8065.12 6522.8 2+1+4=7 902 88.91 84.23 92.23 85.44 33 11 12 2×5 24 r/min 见2.2.18 机组轴系扭振频率 机组外型尺寸(长、宽、高) 30年寿命分配 冷态 12

HZ m 次/年 次/年 见2.2.34 19.1×7.76×6.075 200 编号 项 目 温态 热态 极热态 强迫停机 负荷阶跃 启动及运行方式(定压、变压) 36 37 38 39 40 41 42 43 变压运行负荷范围 定压、变压负荷变化率 轴振动各方向最大值 临界转速时轴承振动最大值 最高允许背压值 最高允许排汽温度 噪声水平 润滑油系统 主油泵型式 润滑油牌号 油系统装油量 主油泵出口压力 润滑油压 润滑油压低限值 44 轴承油压 主油箱容量 油冷却器型式、台数 顶轴油泵型式 顶轴油泵制造厂 顶轴油泵出口压力 顶轴油泵供油量 液力控制系统 抗燃油泵型式、台数 抗燃油牌号 抗燃油系统装油量 抗燃油泵出口压力 45 抗燃油泵供油量 抗燃油箱容量 抗燃油冷却器型式、台数 抗燃油冷却器管侧设计压力 盘车装置 46 盘车转速 盘车电动机容量、电压 13

单 位 次/年 次/年 次/年 次/年 次/年 % %/min mm mm kPa ℃ dB(A) kg MPa MPa MPa MPa m3 MPa kg/h Kg MPa kg m3 MPa r/min kW、V 数据 1000 3000 150 12000 49.95% 高中压缸联合启动、定-滑-定 35～91 4～20 0.076 0.127 21 80 85 斜齿轮容积式 ISO VG46 30000 0.3 0.16～0.17 0.1 0.07～0.09 20(正常运行油位) 板式 2台 高压轴向柱塞泵 Parker Denison 31.5 7.8 EH控制系统 2台变量柱塞泵(型号PV-29) FYRQUELEHC(美国AKZO公司 ) 800 21 5400 0.8 2 0.2≤P≤1.0 54 37、380 上述6项总和的总寿命消耗占设计使用寿命的比例 %

编号 项 目 47 轴封有无自密封系统 汽轮机性能保证 二 最大连续出力(T-MCR) 额定功率时热耗值 各轴承三个方向最大振动值 三 辅助设备性能 外置式汽机本体疏水扩容器 设计压力 1 设计温度 容积 材料 台数 2 机组总重 汽轮机本体 单 位 MW kJ/kWh mm 有 MPa ℃ m3 台 t t 数据 有 342 7929.4 0.125 0.2 250 15 Q235A 2 ~617.9 ~539(包含轴承座) 2.2.2 汽轮发电机组能在下列条件下长期安全连续运行，发电机输出额定（铭牌)功率330MW（采用静态励磁、此功率已扣除所消耗的功率，此时调节阀应仍有一定裕度,以保证满足一次调频等需要)，此工况称为铭牌工况，此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况为铭牌出力保证值的验收工况

1) 额定的主蒸汽和再热蒸汽参数，所规定的汽水品质； 2) 纯凝汽运行； 3) 背压为11.8kPa； 4) 补给水率为3%；

5) 规定的最终给水温度；

6) 回热系统全部正常投入运行； 7) 两台电动给水泵投入运行； 8) 额定氢压；

9) 发电机效率99%，功率因数0.85。 10) 厂用抽汽量为零；

11) 凝结器循环水进水温度33℃。 2.2.3 最大连续出力工况（TMCR）

汽轮机进汽量等于铭牌工况（TRL）进汽量，在下列条件下能够长期安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（采用静态励磁、此功率已扣除所消耗的功率)，称为最大连续出力（TMCR)，此工况称为最大连续出力工况：

1) 额定的主蒸汽和再热蒸汽进汽参数，所规定的汽水品质； 2) 纯凝汽运行；

3) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa； 4) 补给水率为0%；

5) 凝结器循环水进水温度20℃。 2.2.4 热耗率验收工况（THA）

2.2.4.1 当机组纯凝汽运行且功率（采用静态励磁、此功率已扣除所消耗的功率)为330MW时，除进汽量以外其它条件同2.2.3时，称为机组的热耗率验收(THA)工况。

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1) 额定的主蒸汽和再热蒸汽进汽参数，所规定的汽水品质； 2) 纯凝汽运行；

3) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa； 4) 补给水率为0%；

5) 规定的最终给水温度； 6) 回热系统全部正常投入运行； 7) 两台电动给水泵投入运行； 8) 额定氢压

9) 发电机效率99%，功率因数0.85。 10) 厂用抽汽量为零

11) 凝结器循环水进水温度20℃。 2.2.5 最大进汽工况（VWO）

2.2.5.1 汽轮机能在下列条件、阀门全开工况（VWO）下安全运行。

1) 阀门全开工况（VWO）的蒸汽流量至少比最大连续出力工况（TMCR）的蒸汽流量大5%，本工程最大进汽量为1025t/h； 2) 其它条件同2.2.3中（1）至（5）； 3) 凝结器循环水进水温度20℃。

2.2.6 额定抽汽供热工况

2.2.6.1 汽轮机进汽量等于铭牌进汽量，在下列条件下长期安全连续运行，此工况下发电机输出功率(当采用静态励磁时，扣除所消耗的功率)称为额定抽汽供热工况功率，此工况称为额定抽汽供热工况。

1）额定的主蒸汽和再热蒸汽进汽参数，所规定的汽水品质； 2）抽汽供热运行，额定抽汽量为300t/h； 3）背压4.9kPa；

4）补给水率为3%；

5）所规定的最终给水温度； 6）回热系统全部正常投入运行； 7）两台电动给水泵投入运行； 8）额定氢压；

9）发电机效率99%，功率因数0.85； 10）厂用抽汽量为零；

11）采暖抽汽疏水（300t/h）回到高压除氧器； 12）凝结器循环水进水温度20℃。

2.2.7 最大抽汽供热工况

2.2.7.1 汽轮机进汽量等于铭牌进汽量，在下列条件下长期安全连续运行，此工况下发电机输出功率(当采用静态励磁时，扣除所消耗的功率)称为最大抽汽供热工况功率，此工况称为最大抽汽供热工况。

1）额定的主蒸汽和再热蒸汽进汽参数，所规定的汽水品质； 2）抽汽供热运行，最大抽汽量为550t/h； 3）背压4.9kPa； 4）补给水率为3%； 5）所规定的最终给水温度； 6）回热系统全部正常投入运行；

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7）两台汽动给水泵投入运行； 8）额定氢压；

9）发电机效率99%，功率因数0.85；

10）厂用抽汽量为零；

11）采暖抽汽疏水（550t/h）回到高压除氧器； 12）凝结器循环水进水温度20℃。 2.2.8 高加停运工况

2.2.8.1 在汽轮机主汽、再热蒸汽及背压为额定值的条件下，当全部高加停用时机组仍能长期连续发出330MW。低压加热器切除时对机组的负荷限制如下：单独切除或间隔切除时可发出额定功率，连续切除两个低压加热器可在90％额定负荷下运行，连续切除三个低压加热器可在80％额定负荷下运行，不允许停全部低压加热器。 2.2.9 抽厂用汽工况

1) 机组在额定工况下运行，自三段抽汽抽出50t/h厂用蒸汽，自四段抽汽抽出40t/h空预器暖风器用汽时应能长期安全连续运行并可发出额定功率：330MW。

2) 除正常的回热抽汽外，厂用蒸汽从三段抽汽抽出，抽汽量为50t/h（不调整抽汽）,供全厂采暖、生水加热、燃油吹扫及其它用户；暖风器用汽自四段抽汽抽出，抽汽量为40t/h（不调整抽汽）；上述厂用蒸汽的流量随厂内用汽的变化可在零流量至额定流量范围内变化。 3) 上述厂用蒸汽均在冬季达到最大值，夏季厂用蒸汽量不大。 2.2.10 热循环

1) 本机采用一次中间再热系统，二级高压加热器（其中压力较低一级设外置蒸汽冷却器），一级除氧器和四级低压加热器组成七级回热系统。高压加热器疏水逐级自流进入除氧器，4号、5号、6号低压加热器逐级疏水至疏水箱，然后通过低加疏水泵至主凝结水管道，7号低压加热器疏水到凝结器。

2）高压加热器给水系统采用大旁路系统，事故情况下，高加全部解列；低压加热器凝结水系统采用小旁路系统。

3) 汽轮机第三级抽汽用于加热除氧器。同时厂用蒸汽也自三段抽出。对外供热采暖蒸汽从四段(中压缸排汽)抽出。

4) 给水泵配置3×50%BMCR电动调速给水泵。 2.2.11汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况

1）汽轮机甩负荷后，允许空转的时间不少于15分钟，并不超速。

2）汽轮机应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起动后进行发电机试验的需要。

3）汽轮机在排汽温度不高于80℃允许长期运行，在不高于120℃时能短期运行，最高排汽温度为120℃。

4）汽轮机允许在最低功率至最大功率之间长期运行，并能够满足调峰运行的要求。 5）在不正常的环境条件下或凝结器冷却水系统发生故障的情况下，机组应能在高背压工况下运行，即背压高到18.6kPa(a)时仍能够安全运行，卖方提供保证汽轮机安全运行的背压与负荷关系曲线。

6）汽机在初参数正常，冷却水温度高至33℃时，仍能保持额定功率，并允许长期运行。 2.2.12 汽轮机在下列异常工况不允许运行 1) 轴振大于130微米(峰-峰)； 2) 背压值： 空负荷时大于8 kPa； 100%负荷时大于16 kPa；

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3) 频率<46.5Hz，或>51.5Hz； 4) 超速大于110%；

5) 其它各项限值指标应在随机提供的运行手册中作详细说明。

2.2.13 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，其寿命消耗不超过75％

1）冷态起动（停机72小时以上，且汽缸金属壁温已低于该测量点机组满负荷时金属壁温值的40%以下) 200次

2）温态起动（停机10～72小时，且壁温为该测量点机组满负荷时金属壁温值的40%～80%) 1000次

3）热态起动（停机10小时以下，且壁温为该测量点机组满负荷时金属壁温值的80%以上) 3000次

4）极热态起动（停机小于1.5小时，且壁温为接近该测量点机组满负荷时金属壁温值) 150次

5）负荷阶跃(负荷变化大于10%) 12000次 2.2.14 寿命期内各起动工况允许的启动或运行次数 起动或运行方式 冷态起动 温态起动 热态起动 极热态起动 机组总寿命损耗 次数 200 1000 3000 150 49.95% 每次寿命损耗% 0.018% 0.006% 0.009% 0.009% 合计% 3.60% 6.0% 27% 1.35% 12.00% 负荷阶跃(负荷变化大于10%) 12000 0.001% 上述总寿命消耗应不大于使用寿命的75%。 2.2.15 机组的允许负荷变化率为 1）从100%～50%T-MCR 不小于7%/min； 2）从50%～20% T-MCR 不小于4%/min； 3）从20% T-MCR以下 不小于4%/min；

4）允许负荷在50%—100%TMCR之间的负荷阶跃为10%； 5）50%负荷变化适应能力，即RB功能，考虑与锅炉匹配。

2.2.16 机组能在频率48.5～50.5的范围内持续稳定运行。根据系统运行要求，机组的频率特性满足下表要求 频 率（Hz) 51.5 51.0 48.5～50.5 48 47.5 47 允许运行时间 累 计（min) 每 次（Sec) 30 180 连续运行 300 60 10 30 180 连续运行 300 60 10 2.2.17 汽轮机运行中，主蒸汽及再热蒸汽参数偏离额定值的允许范围和允许连续运行时间及允许偏差值(参照IEC45-1 6.2条及GB5578-85 1.2条) 参数名称 限制值 17

主蒸汽压力 任何12个月周期内的平均压力 保持上述年平均压力下允许连续运行的压力 例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤12h 冷再热蒸汽压力 主蒸汽及再热任何12个月周期内的平均温度 蒸汽温度 保持上述年平均温度下允许连续运行的温度 ≤1.00P0 ≤1.05P0 ≤1.20P0 ≤1.25P1 ≤1.00t ≤t+8℃ t+(14～例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤400h ≤t+(8～14)℃ 例外情况下允许偏离值，每小时≤15min，但12个月周期积≤累时间≤80h 不允许值 注：P0为主蒸汽额定压力 P1为额定高压缸排汽压力 t为主蒸汽或再热蒸汽的额定温度 2.2.18 汽轮发电机组的轴系各阶临界转速与工作转速应避开±15%，轴系临界转速值的分布保证能有安全的暖机转速区域和进行超速试验转速，轴系各临界转速值见数据表。 单 跨 轴 系 一阶转速 二阶转速 一阶转速 二阶转速 高压转子 2400 >4400 2330 >4500 中压转子 2440 >4400 2420 >4500 低压转子 1800 4400 1795 >4500 发电机转子 1361 3515 1341 3614 28)℃ >t+28℃ 2.2.19 汽轮机在所有稳定运行工况下(额定转速)运行时，在每个轴承三个方向测得的振幅振动值，无论是垂直、横向、轴向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的两个方向双振幅相对振动值为不大于0.076mm，各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座振动值不大于0.08mm，各轴颈双振幅轴相对振动值不大于0.125mm，过临界转速时的最大允许振动值为不大于0.180mm。

2.2.20 当汽机负荷从100%甩至零时，汽轮发电机组能自动降至同步转速。主汽压力也降到变压运行的负荷—压力曲线的相应值，并自动控制汽轮机的转速，以防机组脱扣。 2.2.21 机组允许长期运行的最高排汽压力及背压曲线，负荷为零时8kPa，满负荷时16kPa，机组跳闸时的保护背压为21kPa。当机组背压超过长期运行值而低于21kPa(例如背压升高到18.6kPa时，机组将报警并及时检修，将背压降至长期运行要求范围内。

2.2.22 当自动主汽门突然脱扣关闭、发电机仍与电网并列时，汽轮机背压为0.0038～0.0186MPa范围内，至少具有1分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。 2.2.23 超速试验时，汽机能在112%额定转速下作短期空负荷运行，这时任何部件都不超应力，各轴系振动也不超过允许值。 2.2.24 热耗和汽耗率保证值 1）机组的净热耗率及汽耗率 序号 项 目 发电机净 功率KW 330107 330027 354300 342298 排汽压力 kPa 4.9 11.8 4.9 4.9 18

补给水 率% 0 3 0 0 净热耗率 kJ/kW.h 7763.0 8244.1 7778.6 7776.0 汽耗率 Kg/kW.h 2.8415 3.0725 2.8930 2.8718 1 THA工况 2 TRL工况 3 VWO工况 4 TMCR工况

5 75%额定工况(定压) 6 50%额定工况(定压) 7 40%额定工况(定压) 8 30%额定工况(定压) 9 75%额定工况(滑压) 10 50%额定工况(滑压) 11 40%额定工况(滑压) 12 30%额定工况(滑压) 13 厂用汽工况 14 停高加 15 额定抽汽供热工况 247695 165170 132200 99330 247715 165122 132246 99148 330321 330172 296390 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 7827.0 8122.1 8333.3 8643.2 7899.9 8186.4 8388.2 8693.5 7352.0 8003.0 6522.8 2.7372 2.7366 2.7610 2.8088 2.7814 2.7616 2.7751 2.8140 3.0122 2.6108 3.3166 2）机组的保证净热耗（扣除励磁机功率后）

(1) 机组额定纯凝工况的保证热耗不高于 7763.0 kJ/kW.h (2) 机组额定供热工况的保证热耗不高于 6522.8 kJ/kW.h 2.2.25 下列条件计算保证热耗率 1）给水泵汽轮机效率：81% 2）给水泵效率：83% 3）再热系统压降：10%

4）一段、二段抽汽压损3%，其余各段抽汽压损5%

2.2.26 加热器端差按下表（加热器编号按照抽汽压力由高到低排列） 上端差℃ 下端差℃ 1号高加 2 8 2号高加 4 8 4号低加 1 8 5号低加 3 8 / 6号低加 3 / 7号低加 3 2.2.27 汽轮机特性数据 2.2.27.1 特性数据（1） 项 目 机组出力 机组热耗 主汽压力 再热压力 主汽温度 再热温度 主汽流量 再热流量 排汽压力 排汽流量 补给水率 高压缸效率 中压缸效率 低压缸效率

单 位 kW MPa MPa ℃ ℃ t/h t/h kPa t/h % % % % THA 工况 铭牌 工况 TMCR 工况 VWO 工况 75%额定工况 247695 7827.0 17.75 2.785 540 540 678 621.8 4.9 471.4 0 236.6 79.52 92.26 88.67 330107 330160 342298 354300 17.75 3.795 540 540 938 852.3 4.9 624.3 0 254.4 84.23 92.23 85.44 17.75 3.954 540 540 983 889.5 11.8 662.4 3 256.8 84.36 92.24 90.18 19

kJ/kw.h 7763.0 8065.1 7776.0 7778.6 17.75 3.969 540 540 983 892.1 4.9 649.9 0 257.1 84.33 92.23 85.33 17.75 4.129 540 540 1025 929.0 4.9 673.6 0 259.5 85.09 92.22 84.87 最终给水温度 ℃ 2.2.27.2 特性数据（2） 项目 机组出力 机组热耗 主汽压力 再热压力 主汽温度 再热温度 主汽流量 再热流量 排汽压力 排汽流量 补给水率 高压缸效率 中压缸效率 低压缸效率 单位 kW MPa MPa ℃ ℃ t/h t/h kPa t/h % % % % 50%额定40%额定工况 工况 165170 17.75 1.885 540 540 452 418.8 4.9 330.1 0 215.8 68.06 92.33 90.68 132200 8333.3 17.75 1.532 540 540 365 339.7 4.9 272.9 0 205.5 63.22 92.36 90.77 30%额定工况 99330 8643.2 17.75 1.179 540 540 279 260.7 4.9 214.3 0 193.0 58.06 92.4 90.06 温度℃ 332.77 451.63 352.11 / 259.32 / / 134.18 89.46 67.07 高加停用工况 330172 8003.0 17.75 3.904 540 540 862 857.7 4.9 658.8 0 185.5 81.94 92.17 85.22 厂用汽工况 额定抽汽工况 330321 296390 7352.0 6522.8 17.75 540 540 995 4.9 567.6 0 257.4 84.45 92.44 85.65 17.75 540 540 983 4.9 397.4 3 256.6 84.36 92.43 83.75 3.9677 3.9253 kJ/kw.h 8122.1 901.19 888.5 最终给水温度 ℃ 2.2.27.3 THA工况各级抽汽参数 抽 汽 级 数 流量t/h 压力MPa 4.2163 2.0934 1.0299 / 0.4884 / / 0.1342 0.0687 0.0274 允许的最大汽量t/h 91.47 54.49 49.66 50.0 58.08 40.0 550.0 24.48 30.05 41.65 第一级(至1号高加) 81.44 第二级(至2号高加) 48.58 第三级(至除氧器) 第三级(至厂用汽) 第四级(至厂用汽) 第四级(采暖抽汽) 40.31 / / / 第四级(至4号低加) 52.26 第五级(至5号低加) 22.20 第六级(至6号低加) 27.14 第七级(至7号低加) 36.17 1) 轴振大于130微米(峰-峰)；

2.2.28 汽轮机在下列异常工况不允许运行 2）背压值： 空负荷时大于8 kPa

100%负荷时大于16 kPa； 3）频率<46.5Hz，或>51.5Hz；

4）超速大于112%。

2.2.29 汽轮机允许最高背压值： 21 kPa 2.2.30 冷态起动从空负荷到满负荷需要的时间 1）冷态冲转到额定转速： 1 h 2）额定转速到满负荷： 2 h 20 min 2.2.31 机组负荷与加热器运行状态的关系 1）高加停运时，机组负荷≤330MW

20

2）#3、4低加同时停运时，机组负荷≤300MW 3）#1、2低加同时停运时，机组负荷≤310MW 4）任何一台低加停运时，机组负荷≤330MW 2.2.32 额定负荷时各级抽汽参数 抽汽级数 流量（kg/h） 压力（MPa） 温 度（℃） 允许的最大抽汽量kg/h 4.1046 2.0666 1.0162 0.4708 0.1308 0.0668 0.0240 327.1 451.8 351.9 257.4 130.3 88.7 64.1 90.06×103 50.61×103 84.94×103 89.84×103 25.65×103 32.43×103 34.38×103 发电机(后) 215.8 发电机转子 1361 3515 1341 3614 失稳转设计轴 速r/min 瓦温度℃ 对数衰减率 第七级（至7号高加） 78.88×103 第六级（至6号高加） 44.30×103 第五级（至除氧器） 第五级（至厂用汽） 39.71×103 40.00×103 第四级（至4号低加） 53.12×103 第三级（至3号低加） 22.96×103 第二级（至2号低加） 28.95×103 第一级（至1号低加） 29.17×103 2.2.33 轴系扭振频率(Hz) 高压 中压(前) 23.7 29.8 单 跨 轴 系 一阶转速 二阶转速 一阶转速 二阶转速 中压(后) 低压(前) 低压(后) 发电机(前) 47.9 高压转子 2400 >4400 2330 >4500 118.3 178.2 201 2.2.34 轴系临界转速 中压转子 2440 >4400 2420 >4500 低压转子 1800 4400 1795 >4500 比压 MPa 1.218 0.84 1.482 1.011 2.01 1.852 ＜85 ＞4000 ＜90 ＞0.25 2.2.35 汽轮机轴瓦 轴瓦号 1 2 3 4 5 6 推力轴承 轴颈尺寸直径轴瓦 宽度mm 型式 200?125 250?155 250?155 360?220 400?345 450?345 Φ596×Φ316 椭圆 椭圆 椭圆 椭圆 椭圆 椭圆 米楔尔 轴瓦受力 面积 cm2 250 387.5 387.5 792 1380 1550 1460 2.2.36 转子轴颈振动双振幅值，微米 轴 第一临界转速 承 双振幅值 1 2 3 4 5 6 7

额定转速时振幅值 正 常 76 76 76 76 76 76 76 报 警 100 100 100 100 100 100 140 跳 闸 130 130 130 130 130 130 180 21

200 200 200 200 200 200 200 8 200 76 140 180 2.2.37 汽轮机各阀门关闭时间：秒（s） 时间特性 单位 抽汽逆止阀 主汽阀 调 节 阀 再热主汽阀 再热调节阀 关闭时间 延迟时间 S S ≤1s 0.2 0.05 0.2 0.05 0.2 0.05 0.2 0.05 2.2.38 负荷在55%～100%MCR之间，主蒸汽温度应控制在543 ℃。+5 -10 2.2.39 负荷在70%～100%MCR之间，再热蒸汽温度应控制在543℃。+5 -10

2.3 发电机设备规范 2.3.1 发电机技术规范 型 号 视在功率 额定有功功率 最大连续输出功率Pmax 最大连续输出容量Smax 额定频率 冷却方式 额定转速 超速 额定氢压 制造厂家 2.3.2 定子冷却水系统技术规范 定子冷却水流量 定子冷却水进水温度 定子冷却水出水温度 冷却水压 定子冷却水导电率 PH值 硬度 允许有微量 机械杂质 定子冷却器进水温度 定子冷却器用水量 冷却方式 氢冷器数量 氢冷器布置方式 发电机机壳容积 一组冷却器退出运行时的出力

T255-460 388.2MVA 330MW 347.1MW 408.4MVA 50Hz 水氢氢 3000rpm 3600rpm 0.3MPa 北京汽轮电机有限责任公司 60m3/h ≤45℃ ≤65℃（最高85℃） 0.1～0.2MPa 0.5～1.5μS/cm 7～9 ＜2微克当量/升 NH3 无 ≤33℃ 120m3/h 水氢氢 4组 轴向 60m 258.8MVA（220MW） 22

32.3.3 发电机氢气冷却系统技术规范 氢冷却器进水压力 发电机漏氢量 额定氢气纯度 额定运行氢压 高氢压报警值 低氢压报警值 氢冷却器进水温度 氢冷却器出水温度 冷却器冷却水总流量 热氢温度 冷氢温度

0.2～0.3MPa ≤8Nm3/24h ≥96% 0.3MPa 0.31 MPa 0.27 MPa ≤33℃ ≤60℃ 325m3/h ≤64℃ ≤43℃ 2.4 发电机的正常运行方式

2.2.1 发电机一般运行规定

2.2.1.1 发电机按照制造厂的铭牌参数运行的方式为额定运行方式，发电机可在额定运行方式下或额定出力范围内长期连续运行。 2.2.1.2 正常情况下，发电机不允许无励磁运行 2.2.1.3 汽轮发电机组逆功率运行时间不得大于2分钟。

2.2.1.4 发电机不允许在定子不通内冷水的情况下带负荷运行，断水30秒后断水保护应动作。

2.5 汽轮机主要辅助设备技术规范

2.5.1 凝结器技术规范 名 称 1、型式 2、壳体设计压力及管侧设计压力 3、凝汽器管子总有效面积 4、传给循环水的净热负荷 5、循环水量 6、管内平均循环水流速 7、设计清洁系数 8、循环水设计进水温度 9、循环水允许最高进水温度 10、管子总水阻 11、凝汽器管子材料： 顶部圆周段 主凝结段 空冷区 12、凝汽器管子数量： 顶部圆周段

23

单 位 MPa(a) m2 kJ/s t/h m/s ℃ ℃ kPa(g) 根 数 值 对分双流程 0.2/0.45 18500 428789 36400 2.2 0.85 20 35 55 TP316L TP316L TP316L 1384 主凝结段 空冷区 13、凝汽器管子尺寸 管径×壁厚 管径×壁厚（空冷区） 有效长度 单根长度 14、管板材质、厚度 15、壳体材质、厚度 16、管板支撑板材质 厚度 间隔 数量 17、凝汽器热井容积 18、凝汽器外形尺寸 长×宽×高 19、凝汽器外壳与汽轮机排汽口联接型式 20、总重 水室（每个） 凝汽器（不充水） 凝汽器（运行时） 凝汽器（满水时） 21、防腐措施 2.5.2 高压加热器 编 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 名 称 型 式 型 号 总传热面积 流程数 上端差 下端差 传热管外径×壁厚 传热管根数（近似值） 设计压力 管 侧 壳 侧 管 侧 10 设计温度 蒸汽进口区 壳 侧 11 设计流量 管 侧 壳 侧 单 位 m2 ℃ ℃ mm×mm 根 MPa MPa ℃ ℃ ℃ t/h t/h m2 根 根 φmm×mm φmm×mm m m mm mm mm mm 块 m3 mm×mm×mm Kg Kg Kg Kg Kg 高压加热器 GJ6 JG750-02-0 750 2 4 8 φ19X2.3 1063 28.5 3.2 270 280 280 1025 54.14 630 高压加热器 GJ7 JG950-01-0 950 2 2 8 φ19X2.3 1063 28.5 5.4 270 360 270 1025 91.47 783 20803 1452 Φ25×0.5 Φ25×0.7 12.41 12.51 Q235A+316L，35+5 Q235A，16/25 Q235A 16 640 19×2 110 17338x8300x12960 刚性联接 367700 6210 367700 370700 376300 阴极保护 2号高加蒸汽冷却器 ZL230-01-0 230 2 10 φ19X2.3 472 28.5 3.2 270 470 470 1025 54.14 倒立式、管壳表面式、U形管式 12 加热器冷凝段面积 24

13 加热器蒸汽冷却段面积 14 加热器疏水冷却段面积 2.5.3 低压加热器 名 称 加热器型式 加热器数量 加热器总面积： 过热段 其中 凝结段 疏冷锻 水侧设计压力 水侧设计温度 汽侧设计压力 汽侧设计温度 水阻 壳体直径及材料 管板规格及材料 管板厚度计材质 管子规格及材料 U型管根数 管子总重 设备净重 运行重量 抽汽来源 2.5.4 凝结水泵

台 m MPa ℃ MPa ℃ MPa mm mm mm mm kg kg kg 2m2 m2 120 87 80 230 单 位 N17A.82.31-1JD1 N17A.82.31-1JD2 N17A.82.31-1JD3 N17A.82.31-1JD4 倒置立式 1 591 0 591 0 4 100 0.38 100 0.1 Ф1400 20R/16MnR 20MnMo Ф16×0.8304L 661 3800 12679 16580 七段 倒置立式 1 535 0 535 0 4 100 .06 100 0.1 Ф1400 20R/16MnR 20MnMo Ф16×0.8304L 661 3460 11708 15300 六段 倒置立式 1 542 0 488 54 4 150 0.68 160 0.1 Ф1400 20R/16MnR 20MnMo Ф16×0.8304L 661 3705 13097 17500 五段 倒置立式 1 872 100 712 60 4 170 0.8 290 0.1 Ф1400 20R/16MnR 20MnMo Ф16×0.8304L 962 5805 16677 24100 四段 81Cr18Ni9Ti 81Cr18Ni9Ti 81Cr18Ni9Ti 81Cr18Ni9Ti 2.5.4.1 型式：立式筒袋形、多级离心式 2.5.4.2 型号：9LDTNB－6PJX

2.5.4.3 用途：凝结水泵在高度真空的条件下将凝汽器热井中的凝结水抽出，输送接近于凝汽器压力下的饱和温度的水入除氧器。同时向汽轮机低压旁路及减温器提供减温水等。 2.5.4.4 凝结水泵技术参数 序 号 项目 热验收工况 (THA) 最大连续工况 (TMCR) 32.54－49.11℃ 793.5t/h 315m 82.5% 0.5m 825kW 最大工况 (VWO) 32.54－49.11℃ 822t/h 309m 82% 0.6m 843KW 额定供热工况 32.54－49.11℃ 510t/h 348m 71% 0.6m 680kW 1 水泵入口温度范围 32.54－49.11℃ 3 水泵出口流量 4 水泵设计扬程 5 水泵设计转速 6 效率(设计点) 7 汽蚀余量 8 泵轴功率 9 泵的转向

2 水泵入口压力范围 4.9－11.8kPa 4.9－11.8kPa 762t/h 325m 82% 0.5 m 822 kW 4.9－11.8kPa 4.9－11.8kPa 1480 r/min 顺时针旋转 (自凝结水泵向电机看) 25

10 级 数 11 双振幅振动值 12 制造商 2.5.4.5 凝结水泵电机技术参数 项 目 型 号 型 式 功 率 额定电流 转 速 额定电压 效 率 绝缘等级 工作方式 冷却方式 制造商 名 称 型号 形式 流量 转速 扬程 轴功率 电机型号 电机功率 电机电压 电机电流 制造商 kW A r/min V % 级 单 位 规 范 备 注 YLKSP500-4 立 式（定速） 变频 1000 11.9 1480 6000 95 F 连续运行 空－水冷 1000 6 正常运行：0.04 mm 沈阳透平机械股份有限公司 1480（额定值） 6000 95（额定值） F 连续运行 空－水冷 正常工况启动时间（至额定转速） 15-25 秒 长沙电机厂有限责任公司 单 位 m3/h rpm m kW kW V A HZ100-250 单级离心泵 175-200 2900 90-80 62.30 Y2-280M-2 90 380 160 上海电气集团上海电机有限公司 数值规范 2.5.4.6 凝结水输送泵 2.5.5 水环式机械真空泵组

2.5.5.1 用途：用于抽除凝汽器内的空气及不可冷凝气体 2.5.5.2 设备参数 序号 名称 1 2 3 4 4 5 6 7

单位 kg/h kg/h % 数据 72 137 备注 200EVMA 20℃外部冷却水 4.9kPa 33?C（最高38?C）外部冷却水11.8 kPa 型号 真空泵干空气出力 真空泵干空气出力 真空泵效率 真空泵转速 热交换器冷却水量 系统工作补水量 轴功率 ~46(最大) r/min 590 t/h t/h kW 50 1 74/86 26

闭式循环冷却水 凝结水 额定工况/11.8 kPa(a) 8 制造商 单位 Kw A Kv 级 规 范 日本鹤见株式会社 2.5.5.3 真空泵电机参数 项 目 型号 额定功率 额定转速 额定电流 额定电压 绝缘等级 工作方式 冷却方式 旋转方向 制造商 Y355L-10 132 380 F 连续运行 空-空冷 CW（顺时针） ＜30min 上海电气先锋电机厂 r/min 590 启动抽真空时间 min 2.5.5.4 真空泵设备性能

1）汽轮机启动时，允许两台真空泵并列运行。汽轮机正常运行时，一台运行，一台备用。日本鹤见/粟村真空泵是国际上最著名的品牌之一，其真空泵能随着吸气压力的上升，吸气能力迅速上升，可使凝汽器背压上升较少，对冷凝器背压随着季节变化而变化的跟踪能力强。 2）真空泵机组在进气口装有气动蝶阀（美国BRAY气动蝶阀），严密性等级高，并配有良好的两位五通电磁阀，一旦失去气源，气动蝶阀将停留在原位；并且将在入口配有低压降、高密封性的入口逆止阀，这样通过气动蝶阀和入口逆止阀的双重措施，可有效防止设备在停运时，大气倒入凝汽器而破坏真空。

3）设备能满足以下要求：在停机后汽缸温度到450℃时投入抽吸真空，使汽缸在微真空状况下得以快速冷却，此时设备吸入口空气温度约为350℃。 2.5.5.5 启动工况凝汽器背压-抽真空时间表（ 2泵运行） 序 号 对应凝汽器背压（kPa(a)） 该工作段抽真空所需时间（min） 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 101.3—90 90—80 80—70 70—60 60—50 50—40 40—30 30—20 20—10 10—8 8—4.9（平均） 0.86 0.85 0.95 1.09 1.28 1.54 1.98 2.76 4.88 1.67 4.03 2.5.6 发电机冷水系统 2.5.6.1 冷水泵技术参数 序号 名 称 1 2

单位 27

数据 备注 3 4 4 5 6 7 8 2.5.6.2 冷水器技术参数 2.5.7 主机润滑油系统 2.5.7.1 主油泵 名 称 形式 流量 出口压力 吸入高度 制造商 名 称 型号 形式 流量 转速 扬程 电机功率 电机电压 电机电流 制造商 名 称 型号 形式 流量 转速 出口压力 制造商 电机功率 电机电压 转速 名 称 型号 形式

单 位 m3/h MPa m 单 位 m3/h rpm m kW V A 单 位 m3/h rpm MPa kW V rpm 单 位 216 0.3 3.689 BZD 数值规范 斜齿轮容积泵 2.5.7.2 高压启动油泵

数值规范 2.5.7.3 交流润滑油泵 数值规范 150LY－37 液下立式离心油泵 147.6 2940 0.3 北京海圣达泵业有限公司 30 380 2940 数值规范 150LY-16 液下立式离心油泵 28

2.5.7.4 直流润滑油泵

流量 转速 出口压力 制造商 电机型号 电机功率 电机电流 电机电压 转速 名 称 形式 流量 转速 出口压力 制造商 电机型号 电机形式 电机功率 电机电压 电机电流 电机转速 名 称 型号 形式 流量 全压 制造商 电机形式 电机功率 电机电压 电机电流 电机转速 m3/h rpm MPa kW A V rpm 单 位 m3/h rpm MPa kW V A rpm 单 位 m3/h m3/h kW V A rpm 115.92 1500 0.13 北京海圣达泵业有限公司 Z2-71 10 220 1500 数值规范 高压轴向柱塞泵 7.8 980 31.5 Parker Denison YB280L-6 防爆型 55 380 980 数值规范 FJ.3.FB.Ⅱ 立式离心式 455 455 北京蓝爱迪电力技术公司 防爆型 3 380 2980 单 位 m3 m m3/h 32.5.7.5 顶轴油泵 2.5.7.6 主油箱排烟风机

2.5.7.7 主油箱 名 称 形式 容积（正常运行油位） 总容积 回油流量 设计压力

数值规范 组合焊接式 20 35 5.17×2.68×2.8 216 微负压 29

尺寸 m 2.5.7.8 板式冷油器 名 称 形式 数量 冷却面积 冷却水入口设计温度 冷却水入口最高温度 冷却水进口最高压力 进口油温 出口油温 冷却水流量 透平油流量 设计压力 设计温度 部件材料 轴承润滑油压 2.5.7.9 盘车装置 名 称 型式 盘车转速 电机型号 形式 电机功率 电机电压 电机电流 电机转速 名 称 型号 数量 功率 额定电压 电加热器总功率 制造商 单 位 数值规范 3S离合器自啮合 r/min kW V A rpm 单 位 个 kW V kW 5 4 220 20 54 YB2-225S-4 防爆型 37 380 1475 数值规范 SRY2-220/4 单 位 台 M2 ℃ ℃ MPa ℃ ℃ kg/h kg/h MPa ℃ MPa MPa 板式 2 190 33 40 0.6 55 45 205000 189550 1.0MPa 90 换热板材料 TP316L 0.16～0.17 数值规范 2.5.7.10 主油箱用电加热器

2.5.7 发电机密封油系统 2.5.7.1 氢侧交流密封油泵 名 称 型号 形式 转速 流量 出口压力

单 位 rpm m/h MPa 3数值规范 螺杆泵 4.2 1.0 30

电机功率 电机电压 电机电流 制造商 名 称 型号 形式 转速 流量 出口压力 电机功率 电机电压 电机电流 制造商 名 称 型号 形式 转速 流量 出口压力 电机功率 电机电压 电机电流 制造商 名 称 型号 形式 转速 流量 出口压力 电机功率 电机电压 电机电流 制造商 名 称 型号 转速 kW V A 单 位 rpm m3/h MPa kW V A 单 位 rpm m3/h MPa kW V A 单 位 rpm m3/h MPa kW V A 单 位 rpm 4.0 380 8.8 北京汽轮电机有限责任公司 数值规范 数值规范 螺杆泵 16 1.0 11 380 21.8 北京汽轮电机有限责任公司 数值规范 螺杆泵 16 1.0 10 220 53.6 北京汽轮电机有限责任公司 数值规范 2825 2.5.7.2 氢侧直流密封油泵

2.5.7.3 空侧交流密封油泵 2.5.7.4 空侧直流密封油泵 2.5.7.5 密封油排油烟风机 31

流量 电机功率 电机电压 电机电流 制造商 m3/h kW V A 300 1.1 380 2.8 北京汽轮电机有限责任公司 2.5.7.6 密封油箱容积 L 1406 2.5.7.7 油氢分离箱容积 L 635 2.5.8 冷却塔 名 称 冷却面积 冷却水量 塔高 水池深度 水池底直径 2.5.9 凝结水贮水箱 名 称 型式 容积 2.5.10 扩容器

2.5.10.1 A高压疏水扩容器 名 称 型式 设计压力 设计温度 制造商 名 称 型式 设计压力 设计温度 制造商 名 称 型式 设计压力 设计温度 制造商 名 称 型式 单 位 MPa ℃ 单 位 MPa ℃ 单 位 MPa ℃ 单 位 0.15 150 北京汽轮电机有限责任公司 数值规范 立式、圆筒形 0.19 250 北京汽轮电机有限责任公司 数值规范 立式、圆筒形 0.2 250 北京汽轮电机有限责任公司 数值规范 立式、圆筒形 数值规范 立式、圆筒形 单 位 m3 150 数值规范 立式圆形 单 位 m2 m3/h m m m 6000 38880 102.7 2.0 101.37 26.48 数值规范 淋水密度（单机双泵） m3/h·m 2.5.10.2 低压疏水扩容器 2.5.10.3 危急疏水扩容器 2.5.10.4 B疏水扩容器 32

设计压力 设计温度 制造商 名 称 设计压力 设计温度 容积 制造商 MPa ℃ 单 位 MPa ℃ m3 0.2 250 北京汽轮电机有限责任公司 数值规范 0.2 250 15 北京汽轮电机有限责任公司 2.5.11.5 汽机本体及高加事故疏水扩容器（背附式） 2.5.11 汽封蒸汽系统 2.5.11.1 汽封排气风机 名 称 型号 形式 风压 转速 流量 电机功率 电机电压 电机电流 电机转速 制造商 名 称 形式 冷却面积 管子尺寸和厚度 管子根数 传热系数 管阻 设计压力 设计温度 制造商 管侧 壳侧 管侧 壳侧 m2 mm 根 kcal/h.m2.℃ MPa KPa KPa ℃ ℃ 单 位 kPa rpm m3/h kW V A rpm 直联式 3 3000 2160 11 380 3000 单 位 数值规范 卧式列管表面式 50 30000 φ23x1.5 251 525.6 0.006 4000 100 100 310 BSTG 数值规范 AZY10.30-036.5-02 2.5.11.2 汽封蒸汽冷却器 允许最小冷却水流量 kg/h 2.5.12 汽机液力控制系统

2.5.12.1 抗燃油泵组及油箱的外形尺寸 2000mm×2000mm×3000mm 2.5.12.2 抗燃油系统需用油量： 800升 2.5.12.3 系统储备容量： 1200升 2.5.12.4 抗燃油箱设计压力： 常压 2.5.12.5 抗燃油箱储油量： 800升

33

2.5.12.6 抗燃油牌号、油质标准： 美国阿克苏牌(AKZO) 2.5.12.7 抗燃油泵 1）型号：

2）型式： 变量柱塞泵 3）数量： 2台 4）流量： m/h 5）入口压力： 自吸 6）出口压力： 21MPa 3

2.5.12.8 抗燃油泵电动机 1）型号： QA200L4A-B35-B35 2）型式：

3）额定功率： 30kW 4）额定电压： 380V 5）额定电流： 70A 6）额定转速： 1470r/min 2.5.12.9 滤油器

1）布置方式： 2）型式：

3）数量： 92.5.12.10 滤油泵 1）型号：

SDV10

2）型式： 3）数量： 1

4）流量： 22.8ml/min 5）出口压力： 0.4MPa 2.5.12.11 滤油泵电动机： 1）型号：

QA80M4B-B35-B35

2）型式： 3）额定功率： 0.55kW 4）额定电压： 380V 5）额定电流： 1.5A

6）额定转速： 1415r/min 2.5.12.12 抗燃油冷却器 1）型号：

2）型式： GLC2-2.6 3）制造厂：

4）数量： 25）冷却面积： 2.6m6）冷却水进口设计温度： 387）冷却水进口最高温度： 408）冷却水进口压力： 0.95MPa 9）设计压力：

a) 管侧 0.2~1KPa b) 壳侧 1.6KPa

三相

出口4只 泵吸油口3只 滤油回油2只 台 叶片泵 防爆型 台 2

℃ ℃ 34

10) 设计温度：

a) 管侧 ≤35 ℃

b) 壳侧 进口55℃ 出口＜47℃ 2.5.12.13 蓄能器 1）容量 40LX4 2.5.12.14 抗燃油箱电加热装置

1）数量： 1组 2）每支功率： kW 3）每组功率： 5kW 4）额定电压： 220 V AC 5）电加热器总功率： 5kW 2.5.12.15 油净化装置

1）型式：

2）数量： 1台 3）流量： kg/h 2.5.13 大气释放薄膜 1) 直径、厚度 2) 材料 2.5.14 汽轮机排汽缸喷水量 2.5.15 汽轮机用油

1) 采用的透平油牌号、油质标准： ISO VG46，NAS7级 2) 油系统需油量： 30m3 3) 轴承油循环倍率： 9.4

4) 轴承润滑油压： 0.16～0.17MPa 2.5.16 胶球清洗装置

2.5.16.1 胶球清洗装置设备规范 1）型式：Dn1800立式布置 2）型号：SF1800A-00

3）用途：确保凝汽器冷却管内壁的清洁，去除污垢和浮游生物等，提高冷却管的传热系数。 4）凝汽器胶球清洗系统，包括收球网、装球室、 真空胶球泵、电动球阀、程控柜等组成。 5）胶球(单台机组一年使用量)：4000个 规格: Φ25 6）收球网网孔型式及规格：格栅式长条孔，7X30 7）运行水阻(关闭/开启)：＜250/＜50mmH2O 8）制造商：青岛华腾公司 2.5.16.2 装球室 1）型号：ZQ400-00 2）进出管规格：DN100 3）装球室的容量:47L 4）装球数：1000 2.5.16.3 胶球泵 1）型号： 125SS-27 2）流量：108m3/h 3）扬程：27m

φ888mm 0.5mm pb5

17520kg/h

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4）转速：1460rpm 5）吸上真空高度：7m

6）轴功率/电机功率：13.5/22KW 2.5.16.4 胶球泵电动机设备规范 1）电动机型号：Y180L-4 2）电动机电压：380V 3）效率：91.5% 4）电动机绝缘等级：F 5）制造商：青岛开元公司

2.6 汽轮机冷态启动

2.6.1 汽轮机启动前的检查和准备

2.6.1.1 汽轮机启动必备条件：

1) 各部套齐全，且各部套、各系统已按制造厂提供的技术文件要求安装、冲洗、调试完毕。各部套、各系统应安装准确、联接牢固、无松动和泄漏，各运转部分应动作灵活、无卡涩。 2) 调节保安系统及润滑系统用油必须清洁，油质必须符合有关标准的规定。 3) 需作单独试验的部套与系统必须试验合格，动作应灵活、准确。

4) 机组配套的所有仪表、仪器应校验合格，安装、接线应正确牢固。

5) 机组必须按制造厂提供的《汽轮机保温设计说明书》中的各项要求进行保温。机组保温层不得有开裂、脱壳、水浸、油浸等现象。保温层与基础等固定件之间应留有足够的膨胀间隙。

6) 运行现场不得有任何妨碍操作运行的临时设施。

7) 机组运行人员必须经过专业培训，应熟悉各分管设备的结构、原理、性能、操作方法及紧急状态下的应急处理措施。 2.6.1.2 汽轮机启动参数

2.6.1.2.1 汽轮机预热蒸汽参数 参数 主蒸汽压力 主蒸汽温度 辅助蒸汽压力 辅助蒸汽温度 辅助蒸汽流量 单位 MPa(a) ℃ MPa(a) ℃ kg/h 启动状态 冷态 4.0 380 ~160000 1.3 350 2016~3023 温态 热态 极热态 启动时不需要预热 主蒸汽额定流量 kg/h （上表仅适用于中压缸启动，高中压缸联合启动的数据由制造厂在协议签定后一周内提供。） 2.6.1.2.2 汽轮机启动方式及时间：分（min） 起 动 状 态 冷态 温态 热态 极热态 冲转方式 中压缸冲转 同上 同上 同上 冲动至额定 并网至额定 冲转至额定 转速时间 负荷时间 负荷时间 60 7 6 6 140 73 44 29 200 80 50 35 （上表仅适用于中压缸启动，高中压缸联合启动的数据由制造厂在协议签定后一周内提供。）

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2.6.1.2.3 汽缸或转子预热最低温度：（该数据仅适用于中压缸启动，高中压缸联合启动的数据由制造厂在协议签定后一周内提供。） 1）汽缸 190 ℃

2）转子 190 ℃

2.6.1.2.4 启动及运行极限参数

1) 高排处420℃，上下缸温差＜90℃，其余见随机提供的运行手册 2) 各轴瓦金属温度正常值＜90℃、报警值95℃、停机值110℃

3) 高压、中、低压转子和汽缸的相对膨胀值分别为-2~7.4mm、-4.5~7.0mm、-3.3~9.1mm 4) 轴承箱的绝对膨胀值为0mm，中压缸最大19mm，高中压缸最大34mm 5）额定参数下空负荷蒸汽流量: ~140 t/h 6）最小启动蒸汽流量： 7）最小启动蒸汽压力：

~50 t/h 4.0 MPa

℃

8）启动过程中高压缸运行最高排汽温度： 2.6.2 运行参数 2.6.2.1 汽轮机

1)全真空惰走时间 50min 2)无真空惰走时间 20min 3)主开关断开不超速跳闸的最高负荷 356000kW 4)超速跳闸转速 3300r/min 5)超速试验飞升转速 3380r/min 6)允许运行的最大背压 16 kPa 7)汽机报警背压 16kPa 8)汽机跳闸背压 21kPa 9)允许运行的最高排汽温度 120℃ 10)报警排汽温度 80 ℃ 11)手操停机排汽温度 120℃

12)汽机低压缸喷水流量 17.52t/h

13)允许连续运行最低负荷为厂用电负荷，可以由中低压缸(高压缸隔离)带负荷长时间运行 14)允许连续运行最低负荷时的最高背压 8kPa 15)允许连续运行最大主蒸汽压力 18.64MPa 16)允许连续运行最大主蒸汽温度 548℃ 17)轴振动限值(相对振动双振幅)(额定转速) 130μm 18)轴振动限值(相对振动双振幅) (过临界转速时)180μm

19)停用低压加热器时的负荷限制(从一台至全部) 单台停运330/多台停运310MW 20)对其它短期非正常工况的要求随机组运行说明书提供 2.6.2.2 油系统

1)正常润滑油进油温度 45℃ 2)正常回油温度 55℃ 3)报警油温 70℃ 4)打闸停机油温 75℃ 5)允许停止润滑油泵的汽缸温度 150℃

6)正常油压 0.16～0.17MPa 7)报警油压 0.1MPa

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8)连续起动交直流润滑油泵的油压 0.1MPa 9)紧急停机油压 0.1MPa 10)停盘车时油压 0.08MPa 2.6.2 汽轮机启动规定及说明

2.6.2.1 下列项目应在总工程师或总工指定的人员主持下进行 1）机组大、小修后首次启动。 2）机组实际超速试验。 3）机组甩负荷试验。

4）主要设备或系统经重大改动后的首次启动。 5）特殊试验项目。

2.6.2.2 下列任一条件存在，禁止机组启动或并网 1）汽轮机主要联锁、保护试验不合格。

2）高、中压主汽门、调速汽门、高排逆止门、抽汽逆止门之一卡涩或严密性试验不合格。 3）汽轮机调节系统不能维持空负荷运行或甩负荷后转速升至超速保护动作值。 4）汽轮机上、下缸温差＞90℃。

5）汽轮机交、直流润滑油泵、盘车装置、顶轴油泵、调速油泵之一工作不正常。 6）主要仪表或检测信号之一失灵。如：主、再蒸汽压力，主、再蒸汽温度，汽机转速，轴向位移，差胀，主机振动，主油箱油位，油氢差压，主要金属温度等。

7）主要自动调节、控制系统失灵，如：轴封调节，高、低旁控制系统，DEH控制系统等。 8）汽机转子晃动偏离原始值20μm。

9）汽轮机动静部分有清楚的金属磨擦声或其他声音。汽机任一差胀或轴向位移达报警值。 10）发电机密封油系统不正常。

11）机组跳闸原因未查明，缺陷未消除。 12）汽、水、油品质不合格。

2.6.2.3 汽轮机在任何情况下均应采用中压缸启动。 2.6.2.4 启动状态划分：

1）冷态：高压外缸下法兰温度 ≤190℃。

2）温态：190℃＜高压外缸下法兰温度 ≤300℃。 3）热态：300℃＜高压外缸下法兰温度 ≤380℃。 4）极热态：高压外缸下法兰温度＞380℃。 2.6.3 机组启动前准备 2.6.3.1 通则

2.6.3.1.1 司机接到值长机组启动命令后，首先确认妨碍机组启动的检修工作全部结束，所有临时安全措施已拆除，常设遮栏和警告牌已恢复，工作票已终结并收回，且验收合格。 2.6.3.1.2 检查各楼梯、栏杆、平台完整，保温完好，汽、水、油等管道支吊、刚性梁及支吊架完好，现场清洁且照明充足。

2.6.3.1.3 检查汽机主油箱、EH油箱、旁路油箱及所有辅机油箱油位、轴承油位正常，油质合格。

2.6.3.1.4 联系化学投运供水系统，并向综合泵房各水池补水，确认正常。 2.6.3.1.5 投运仪用压缩空气系统，确认运行正常。

3.3.1.1.6联系热控确认计算机控制系统连续正常工作 2h以上。送上有关控制气源、控制电源、仪表电源等，试验声光报警正常、热控装置的仪表、设备状态及参数正常。

2.6.3.1.7 送上有关辅机及电动阀门、风门挡板电源，检查开、关正常，限位正确，机械灵

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活无卡涩，集控开度指示与就地一致。

2.6.3.1.8 主辅设备各联锁、保护试验合格，并已投入。 2.6.3.1.9 厂区消防水系统、消防设施正常。

2.6.3.1.10 检查水冷塔蓄水池补水至正常水位，确认凝结器A、B侧进出水门已开启，启动一台循环水泵向循环水系统充水排气。

2.6.3.1.11 检查补水泵运行正常，投运开式、闭式循环冷却水系统。

2.6.3.1.12 联系化学投运除盐水系统，向凝结水贮水箱、真空泵气水分离器、水冷箱等补水至正常水位，并检查水质合格。

2.6.3.2 机组启动前准备

2.6.3.2.1 联系老厂投用辅助蒸汽系统，注意联络管道以及辅汽联箱应充分疏水。检查辅汽联箱压力1.1MPa左右,温度约为300℃。

2.6.3.2.2 投入润滑油净化系统，启动交流润滑油泵及排烟风机，向润滑油系统充油，检查系统油压正常，无泄漏。并确认各轴承回油及主油箱油位正常。 2.6.3.2.3 检查发电机密封油箱油位正常后，投入发电机密封油系统，并检查油/氢差压正常。 通知汽机检修及化学准备发电机充氢操作，待N2纯度符合要求后对发电机进行充氢操作，并检查氢气纯度、压力、油/氢差压正常。

2.6.3.2.4 分别启动两台顶轴油泵运行，确认第三台油泵处于备用，确认大轴已顶起，手盘轻快，投入主机盘车装置。检查盘车电流正常，测量大轴晃动值在正常范围内，倾听机组动静部分无摩擦声。

2.6.3.2.5 启动一台冷水泵运行，投入发电机冷却水系统，检查定冷水导电率合格(＜0.5μs/cm)。

启动A、BEH油循环泵和一台EH油泵，并投入EH油泵联锁 ，进行油循环。调整EH油温度＞35℃。

2.6.3.2.6 投运高、低旁油站，检查油压正常。 2.6.3.2.7 投运给水泵润滑油系统。 2.6.3.3 除氧器上水：

2.6.3.3.1 检查凝结水系统各阀门、疏放水门已至要求状态。启动凝结水输送泵，凝结器冲洗，水质合格后补水至正常水位；开启#4低加出口放水门，凝结水管路冲洗并排空气，联系化学化验水质合格后，关闭放水门。

2.6.3.2.2 开启#4低加水侧出口电动门，向除氧器上水至正常水位，换水至除氧器水质合格。 开启辅汽联箱至除氧器加热电动门，根据需要设定除氧器压力，加热水温至炉上水要求。 2.6.3.2.3 启动一台凝结水泵运行，开启凝结水再循环门，检查凝结水压力各水位正常。 2.6.3.2.4 投运低压缸减温水及各疏水扩容器减温水。

2.6.3.3 汽机抽真空

2.6.3.3.1 检查汽机本体及管道疏水阀开启，关闭真空破坏门。 2.6.3.3.2 注意冷却器出口水温不大于规定

(1) 检查真空泵汽水分离器水位正常,各密封冷却水投入，启动两台射水泵运行,检查其运行正常,注意冷却器出口水温不大于规定值.检查凝结器真空应上升。

(2) 投入轴封蒸汽系统（投轴封前，记录汽缸金属温度、差胀等参数）。严禁转子在静止状态下向轴封送汽。开启轴封供汽母管疏水门轴封暖管；检查轴加风机入口门开启,启动一台轴加风机运行,检查一切正常后开启另一台轴加风机入口门，投入轴加风机 “联锁”。检查轴封减温水系统正常,将轴封减温水投自动， 轴封母管暖管结束后向汽机轴封送轴封汽,调整轴封压力为0.102－0.115MPa,低压轴封供汽温度为120－200℃,并密切注意盘车运行情况。

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(3) 凝结器真空达88kPa以上时，可停止一台射水泵运行，并注意真空变化。 2.6.3.4 汽机复置

(1) 检查DEH应处于“自动”状态。DEH操作盘上自动、双机运行、CRT上转速、功率等参数显示正确。检查DEH操作画面正常，TSI系统和报警指示正常。 (2) 检查ETS保护盘上保护压板已投（电跳机保护待并网后投入）。

(3) 检查EH油泵运行正常，油压12.3-14.6 Mpa、油温35℃～40℃ ，油箱油位正常。 (4) 检查低压缸喷水减温系统正常,低缸喷水阀打开，高、中压缸温升及上、下缸温差正常. (5) 检查主蒸汽、再热蒸汽管道、汽机本体及各抽汽管道上的所有疏水门在开启位置。 (6) 检查高、低压旁路系统和自动控制系统正常.

(7) 检查所有监视设备、显示系统已投入正常，热工保护已全部投入.

(8) 检查 DEH汽机复置灯亮，汽机无跳闸指令，主汽门、调门关闭，安全装置已送电。 (9) 检查主蒸汽温度大于主汽门阀壳温度50℃、再热蒸汽温度大于中压主汽门阀壳温度50℃且主蒸汽和再热蒸汽均有50℃以上过热度。

(10) 在DEH上按“挂闸”按钮,检查“挂闸”灯亮，检查高、中压主汽门应缓慢全开。 (11) 确认高压缸排汽逆止阀旁路阀已开启、高缸抽真空阀在关闭位置，并注意汽机转速的变化。

(12) 进行主机ETS试验及各跳闸按钮试验并合格。 2.6.3.5 重新复置汽机。

附：330MW汽轮机冷态启动数据对照表 名称 主蒸汽温度 再热蒸汽温度 主蒸汽压力 再热蒸汽压力 汽轮机转速 机组功率 所需时间 单位 ℃ ℃ 380 360 4.0 1.5 0 30 380 360 4.0 1.5 0 5 380 360 4.0 1.5 0 5 380 360 4.0 1.5 0 5 380 360 4.0 1.5 0 5 380 360 4.0 1.5 18 20 380 360 4.0 1.5 3000 18 20 540 540 17.75 3.8 3000 330 100 380 380 360 360 4.0 1.5 0 10 MPa 4.0 MPa 1.5 rpm 54 WM 0 min 0 1000 1000 1500 2000 2500 3000 3000 说明：汽轮机冲动到3000r/min所需时间为60分钟，从盘车转速冲动到1000r/min所需时间为10分钟，然后暖机30分钟后用20分钟的时间将转速均匀升到3000r/min.

2.6.4 汽轮机冷态启动冲转条件

2.6.4.1 检查所有辅助设备及系统运行正常，无禁止启动条件存在。

2.6.4.2 汽轮发电机组已连续盘车12小时以上且盘车电流、转子晃动度符合要求，高、中、低压缸胀差、轴向位移和瓦温正常。 2.6.4.3 各有关参数应稳定在下列值。

(1) 主汽压力 4.0MPa (2) 主汽温度 380℃

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(3) 再热汽压力 1.5MPa (4) 再热汽温度 360℃ (5) 凝结器真空 ＞81KPa (6) EH油压 12.3-14.6 MPa (7) EH油温 35℃～50℃ (8) 润滑油压 0.15～0.2MPa (9) 润滑油温 35℃～45℃

(10) 高、中压缸上、下温差＜90℃,各点金属温度正常。

(11) 蒸汽品质符合要求。（Sio2≤60ug/l, Fe≤50ug/l，Cu≤15ug/l，Na≤20ug/l，DD≤1us/cm，） 2.6.4.5 检查有关保护投入正确.

2.6.4.6 主油箱放水检查无异常。 2.6.5 汽轮机冲转

2.6.5.1 冲转条件满足后汇报副值长、值长，接冲转命令后全面检查正常，记录冲转前的重要参数，如主、再热蒸汽压力、温度、轴向位移、真空、胀差、润滑油压、油温等。 2.6.5.2 在DEH升速控制画面上按下“中调门控制”按钮，检查“中调门控制”灯亮。 2.6.5.3 在DEH上按下“目标值”设定目标转速1000 rpm，按下“升速率”设定升速率为100r/min（若选择程控升速则升速率由DEH根据中压内缸上法兰中壁温度自动给出）。 2.6.5.4 按“进行”键“进行”灯亮，“保持”灯灭，注意中压调门慢慢开启进行升速,当实际转速大于约140rpm时检查盘车装置应自动脱扣，否则应立即打闸停机,待故障消除后重新冲转. 2.6.5.5 发电机开始转动后即应认为发电机及其全部辅助设备均已带电，在定子回路及转子回路上除《电业安全工作规程》允许的工作外，其余工作一律禁止。

2.6.5.7 转速升至600rpm时可闭锁停留,按“保持”键“进行”灯灭、“保持”灯亮，机组停止升速，对机组进行全面检查。

(1) 倾听机组声音正常,必要时可脱扣进行摩擦检查。

(2) 检查汽机本体、管道应无水击、振动现象,疏放水系统无异常。

(3) 检查轴承金属温度、回油温度、轴承振动、轴向位移、差胀等都在正常范围内。 (4) 注意发电机氢压、氢气温度、密封油压、密封油氢/油压差正常。 (5) 注意高、中压缸各点温度、温升及上下缸温差的变化。 (6) 注意凝结器水位、真空、除氧器和低加的水位。

(7) 注意润滑油压、EH油油压、油温、油箱油位的变化情况。

3.5.7检查一切正常后按“进行”键,当汽机转速达到1000rpm时 “进行”灯灭，机组自动停止升速,保持该转速下暖机30分钟并进行以上各项目的检查。

2.6.5.8 当高压外缸下法兰金属温度≥190℃时检查高排逆止门旁路阀应自动关闭,高压缸抽真空阀自动开启，高排逆止门强制关闭,确认高压缸处于真空状态。

2.6.5.9 当高压外缸下法兰金属温度≥190℃时,暖机结束，按下“目标值”设定目标转速3000rpm, 按“进行”键汽机继续升速。

2.6.5.10 当转速达到1050 rpm时检查高压主汽门应自动关闭,复查高排逆止门、高压缸抽真空阀位置正确，并且检查高缸排汽压力≧0.14 MPa。

2.6.5.11 升速期间应按规定项目进行全面检查,并重点检查各瓦轴颈振动变化情况(在转速＜2900rpm任一轴承处轴颈振动＞180um时机组应自动跳闸)。 2.6.5.12 低加应随机投入运行,并注意检查其运行正常。

2.6.2.13 转速达3000rpm时“进行”灯灭、“保持”灯亮，检查主油泵工作正常,出口油压正常,启动直流油泵检查其工作正常后,停止直流油泵运行, 检查润滑油压正常停止盘车电机和顶

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轴油泵运行,停止交流润滑油泵运行。

2.6.5.14 机组转速＞2900rpm后由于振动保护（逻辑）退出,应严密监视汽机轴振动＜130um,同时检查各轴承金属温度、凝结器真空、高中低压缸胀差、轴向位移、汽缸金属温度变化及上下缸温差、低压缸排气温度、轴封压力、温度，润滑油、EH油、油温、油位、油压等. 2.6.2.15 汽轮机转速3000rpm下停留20分钟进行暖机,并对汽轮机组进行全面检查. 2.6.2.16 若机组需要进行摩擦检查时，应在机组转速达500rpm时停止升速，迅速切断汽轮机的进汽，在5min内进行摩擦检查，仔细倾听汽轮机内部的声音，确认通流部分无摩擦，各轴承回油正常后可立即向1000rpm升速。

2.6.3 汽机冲转升速过程中的注意事项

1) 汽机冲转升速、暖机过程中应尽量保持汽压、汽温及水位等参数稳定； 2) 在升速过程中严禁在临界转速区停留；

3) 程控升速时的升速率由DEH根据中压内缸上法兰中壁温度自动给出： a、当中压内缸上法兰中壁温度＜150℃时升速率为100r /min； b、当中压内缸上法兰中壁温度≥150℃时升速率为500 /min；

4) 注意汽机本体、管道无水冲击及异常振动现象，汽机疏放水系统正常；

5) 汽机升速过程中注意氢气温度、氢气压力及密封油压、密封油氢/油压差正常，发电机内应无摩擦声，应注意监视冷却系统的运行情况，并及时调整。

6) 注意汽缸热膨胀、各缸胀差、轴向位移、上下缸温差、内外缸温差、轴振及各轴承温度正常；

7) 注意监视主机润滑油压、润滑油温度、油箱油位、发电机氢压、氢气温度应正常。 8) 注意凝结器真空、水位及高低加、除氧器的水位变化正常。 9) 注意旁路及各辅机的运行情况。

10) 注意凝结器真空及发电机油/氢差压的变化。 11) 根据凝结水水质情况，可开启放水电动门进行换水。

2.6.4 机组并列带负荷

2.6.4.1 并网后设定目标负荷30MW、升负荷率3MW/mim，按“进行”键“进行”灯亮，机组开始升负荷，联系热控人员投入电跳机保护。当设定目标负荷达到后依据启动曲线重新设定目标负荷和升负荷率,然后按“进行”键使负荷增加。

2.6.4.2 机组升负荷期间防止蒸汽参数及负荷的大幅度波动,注意低旁应逐渐关闭且再热器出口压力应维持在1.5MPa。

2.6.4.3 根据低加疏水箱水位及时启动一台低加疏水泵运行,检查其工作正常，投入低加疏水箱水位调节自动，投入另一台低加疏水泵“联锁”。 2.6.5 高、中压缸负荷的切换

2.6.5.1 机组切缸前应汇报值长,维持主汽温度、主汽压力稳定。 2.6.5.2 切换条件

1) 机组并网，负荷大于10％。

2) 变送器正常。

3) 高旁流量大于高压缸流量，且大于高压缸最小冷却流量。

4) 主汽温度与汽缸温度相匹配。

2.6.5.3 检查高压缸切换条件满足，高压缸允许切换光标亮，高、中压缸切换自动进行，检查高压主汽门重新开启，抽真空阀自动关闭，高排逆止门自由释放，高压缸自动投入运行，此时负荷指令自动闭锁。

2.6.5.4 切缸时高、低旁应在自动方式运行,低旁应逐渐关小至全关，切缸后当高压旁路完全

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关闭后，检查旁路转入跟随方式。

2.6.5.5 如果由于测点故障或变送器等原因高压缸不能自动切换，但高缸开度、流量等满足、主汽温度在切缸曲线范围内， “切换允许”灯亮可手动按下DEH盘上“高缸控制”按钮进行高压缸切换。

2.6.5.6 切缸时注意高压主汽门缓慢开启,真空疏水门自动关闭,当高排压力超过再热器压力时高排逆止门自由释放,高压缸自动投入运行，此时注意高压缸排汽口金属温度的变化. 2.6.5.7 高压缸投运后机组负荷约为30MW左右，高压缸排汽口金属温度应＜390℃，如高压缸排汽口金属温度过高,应适当增加机组负荷或者降低再热器压力以增加蒸汽流量，以防高排温度高汽机跳闸。

2.6.5.8 若汽温条件不满足，应进行汽温调整，必要时请示总工进行手动切缸。 2.6.5.9 切缸结束后负荷大约45-50MW，低负荷暖机30min，以稳定高压缸温度。 2.6.5.10 当高压缸金属温度≥220℃时设定目标负荷100MW、升负荷率为3MW/MIN,按下“进行”键，“保持”灯灭，“进行” 灯亮，机组开始升负荷。 2.6.5.11 视情况将DEH负荷控制投入功率回路。

2.6.5.12 当高压旁路完全关闭后，检查高旁转入跟随方式，同时将高旁温度设定至330℃。 当机组负荷＞15%额定负荷，五段抽汽压力达0.147MPa时，五段抽汽电动门自动开启，除氧器汽源自动由辅汽切至五抽供。

2.6.6 当机组负荷升至22%(60-70MW)期间的操作 2.6.6.1 检查汽轮机主、再热蒸汽管道疏水门关闭； 2.6.6.2 检查汽机本体疏水阀及抽汽管道疏水阀自动关闭；

2.6.6.3 投入高加汽侧运行,注意给水温度及给水流量的变化,高加投入正常后关闭抽汽管道疏水门。

2.6.6.4 检查低压缸后缸喷水调节阀自动关闭,注意排汽温度。 2.6.6.5 启动另一台循环水泵运行。

2.6.7 当机组负荷达130—150MW左右时启动第二台电动给水泵运行，在并泵时要注意调2.6.8 整汽包水位、给水母管压力稳定。

2.6.9 负荷升至165MW后维持该负荷运行30分钟。 2.6.10 联系锅炉继续以3MW/min增加汽机负荷指令。

2.6.11 检查冷再压力大于1.3MPa，温度大于320℃时，高压辅汽联箱倒至由再热冷段供汽。 2.6.12 根据机组情况投入汽机跟随控制方式。

2.6.13 当机组负荷达130-150MW时，启动第二台给水泵。

2.6.14 机组负荷≥100MW时手动进行30%给水管路至主给水管路切换。切换完后汽包水位2.6.15 稳定可投入三冲量水位自动。

2.6.16 机组负荷达230MW时，联系热控投入CCS协调及RB控制系统。 2.6.17 机组负荷至270MW时，改定压运行。汇报调度投入AGC控制系统，同时注意AGC负荷指令及机组负荷变化情况。

2.6.18 负荷加至300MW时为防止机组超负荷或汽压超限，应稳定运行10～15分钟，再升至额定负荷330MW(时间不少于50分钟)。

2.6.19 根据AGC负荷指令或负荷需要，将机组负荷升至额定值。 2.6.20 对机组进行一次全面检查，汇报。 2.6.21 机组升负荷过程中的注意事项

2.6.21.1 主、再蒸汽温度变化率、升负荷率必须严格按照机组启动曲线执行。

2.6.21.2 启动过程中，当高压内缸上法兰中壁温度＜270℃采用部分进汽（多阀控制）,反之

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则采用全周进汽（单阀控制），如果全周进汽时间达30分钟且高压调门开度大于60％，应切至部分进汽，即由单阀控制切换为多阀控制。

2.6.21.3 汽轮机转子热应力、各金属温度变化率、汽缸上下壁温差、汽缸内外壁温差，变化趋势正常。

2.6.21.4 汽轮机绝对膨胀、各缸差胀、轴向位移、振动及轴承温度等参数在正常范围内。 2.6.21.5 各油温、风温、氢温、水温及各轴承进油压力在正常范围内。 2.6.21.6 联系化学加强对汽水品质的监视，不合格及时进行处理。

2.6.21.7 在升负荷过程中，注意无功调整并对发电机、变压器温升进行监视。 2.6.21.8 在机组启动过程中，及时投入各自动装置。

2.7 汽轮机温态以上启动

2.7.1 机组温态、热态、极热态启动除遵守下列规定外，其余按冷态启动规定执行。 2.7.2 汽轮机应先送轴封汽后抽真空。

2.7.3 汽机必须保证连续盘车12小时以上，且转子晃动度符合要求。

2.7.4 只有当主汽、再热蒸汽温度大于高、中压主汽门阀体50℃以上且有80℃以上的过热度时，汽机才能复置。

2.7.5 汽机复归后，检查确认高压缸排汽逆止阀关闭，高压缸倒暖门关闭，抽真空阀开启。 2.7.6 主汽、热再、冷再管道启动疏水开启30分钟以上后，才可冲转汽轮机。 2.7.7 机组冲转参数必须严格按高、中压缸金属温度所对应的启动曲线执行。 2.7.8 机组冲转前可直接将目标转速设定在3000rpm。

2.7.9 机组冲转后，应尽快地升速、并网、带负荷，以控制各金属部件的温升率、上下缸温差和各缸胀差不超限值。

2.8 汽轮机正常运行中数据控制值

2.8.1 主要运行参数及限额(动作值结果见备注) 名 称 主蒸汽压力 主蒸汽温度 主蒸汽流量 再热汽压力 再热汽温度 再热汽流量 高压缸排汽压力 汽缸上下温差 凝结器真空 低压缸排汽温度 调节级压力 轴向位移 转速＞2900rpm时主机轴振(#1-6瓦) 转速＜2900rpm时主机轴振(#1-6瓦) 单位 正常 MPa ℃ t/h MPa ℃ ℃ MPa ℃ kPa ℃ Mm Mm Mm 540 928 3.72 540 4.21 ＜90 90.5 40 0.06 0.06 高 1004 4.01 80 +0.3 0.10 0.14 高高 19.17 +0.5 0.13 0.18 低 -0.5 低低 81 -0.7 动作值 81 80 备注 跳机 投减温水 17.75 18.63 845.9 913 MPa 15 +0.5，-0.7 跳机 0.13 0.18 手动停机 跳机 44

转速＞2900rpm时主机轴振(#7、8瓦) 转速＜2900rpm时主机轴振(#7、8瓦) 高压差胀 中压差胀 低压差胀 汽机轴承金属温度 发电机轴承温度 推力轴承回油温度 汽轮机转速 名 称 Mm Mm mm mm mm ℃ ℃ ℃ rpm 0.06 0.06 3000 单位 0.14 6.6 6.0 8.0 95 110 75 3300 正常 0.18 0.18 7.4 7.0 9.1 110 120 80 高 80 140 8.0 600 700 1000 250 -1.2 -3.5 -2.2 3270 高高 1400 1500 550 低 300 -2.0 -4.5 -3.3 低低 1.8 0.18 0.18 -2.0,7.4 -4.5,7.0 -3.3,9.1 110 120 80 3300 动作值 0.18 80 140 1500 300 +550 手动停机 跳机 手动停机 手动停机 手动停机 手动停机 手动停机 手动停机 跳机 备注 联备用泵 报警 跳凝泵 跳凝泵 报警 关二段抽汽电动门逆止门 停运疏水泵 关三段抽汽电动门逆止门 2.8.2 辅机运行参数限额 凝泵出口压力 凝结水母管压力 凝 结 水 系 统 凝泵密封水压力 凝泵推力轴承温度 凝泵电机线圈温度 凝泵进口滤网差压 凝结水贮水箱水位 凝结器水位 水 位 一 号 低 加 进水温度 出水温度 抽汽温度 抽汽压力 抽汽流量 水 位 二 号 低 加 进水温度 出水温度 抽汽温度 抽汽压力 抽汽流量 疏水箱水位 三 号 低 加 水 位 进水温度 出水温度 抽汽温度 MPa 3.0---3.3 MPa 2.5---2.9 MPa 0.2-- 0.35 ℃ ℃ kPa 米 mm mm ℃ ℃ ℃ MPa t/h mm ℃ ℃ ℃ MPa t/h mm mm ℃ ℃ ℃ ＜80 ＜120 ＜6.0 4.5—5.0 1 32.5 60 62.4 0.022 33.59 200 60 85 86.9 0.062 29.63 500 200 88 103 120.1 凝结水输送泵出口压力 MPa 1400 #1低加水侧解列 -200 45

名 称 抽汽压力 抽汽流量 水 位 四 号 低 加 进水温度 出水温度 抽汽温度 抽汽压力 抽汽流量 水 位 压 力 除 氧 器 温度 抽汽温度 抽汽压力 抽汽流量 含氧量 水 位 六 号 高 加 进水温度 出水温度 抽汽温度 进汽压力 抽汽流量 水 位 七 号 高 加 蒸 汽 冷 却 器 给 水 泵 进水温度 出水温度 抽汽温度 抽汽压力 抽汽流量 水 位 进水温度 出水温度 抽汽温度 抽汽压力 前置泵径向轴承温度高 前置泵推力轴承温度高 给泵进口压力 给泵出口压力 单位 MPa t/h mm ℃ ℃ ℃ MPa t/h 米 MPa ℃ ℃ MPa t/h μg/l mm ℃ ℃ ℃ MPa t/h mm ℃ ℃ ℃ MPa t/h mm ℃ ℃ ℃ MPa MPa MPa 正常 0.122 23.69 200 103 148 245.8 0.449 109.8 2650 341 0.999 42.08 ＜7 182 207 258 1.95 51.08 207 249 335.3 4.21 92 249 253.9 448.3 2.14 22.68 高 250 高高 550 250 250 90 90 低 -200 -200 -200 1.4 低低 300 动作值 +550 450 450 +600 备注 关四段抽汽电动门逆止门 跳给水泵 解列高加 解列高加 解列高加 报警 报警 报警 2800 2950 2500 7 200 200 75 75 ＞0.052 1.15 46

名 称 给水泵流量 单位 t/h 正常 563.75 高 325 高高 低 131.58 低低 动作值 <160 备注 再循环未开延时10秒跳给水泵 跳给水泵 跳给水泵 跳给水泵 跳给水泵 跳给水泵 跳给水泵 跳给水泵 跳给水泵 跳给水泵 跳给水泵 跳机 跳机，跳盘车，联启交直流油泵 联停EH油泵 跳机 报警 联启交流密封油泵,失败5s联直流 给泵进口滤网差压 机械密封回水温度 油箱油位 润滑油压力 工作油压力 工作冷油器进油温度 工作冷油器出油温度 润滑冷油器进油温度 润滑冷油器出油温度 给水泵径向轴承温度 给水泵推力轴承温度 偶合器轴承温度 电机轴承温度 电机进风温度 电机出风温度 电机线圈温度 主 机 润 滑 油 系 统 主油箱油量 润滑油压力 润滑油温度 主油箱温度 顶轴油压力 盘车滤网差压 盘车电流 油箱油位 压力 EH 油 系 统 油箱油温 油泵出口滤网差压 安全阀动作值 冷却滤网差压 再生滤网差压 油循环泵出口压力 密 封 油 系 统 力 MPa ℃ ＞1/3 MPa MPa ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ L MPa ℃ ℃ MPa MPa A mm MPa ℃ kPa MPa MPa MPa MPa ＜0.06 ＜60 0.2 60-100 35-70 45-60 35-50 0.15 45 50 20 500 0.06 80 0.22 110 60 75 55 75 80 85 80 120 20000 55 0.05 560 53 0.55 95 130 70 80 65 90 95 90 90 130 60 0.15 0.1 430 11.2 20 0.6 0.08 300 9.5 95 0.08 130 85 80 65 90 95 90 90 16000 0.1 60 200 9.5 0.6 17300 16000 12-14.5 16.5 空侧密封油泵出口压MPa 氢侧密封油泵出口压MPa 力 0.6 0.6 联启直流密封油泵 47

名 称 密封油箱油位 密封油箱油位 油氢分离箱油位 油/氢差压 滤网差压 水冷箱水位 水冷泵出口压力 发电机进水温度 发 电 机 定 冷 水 系 统 发电机出水温度 定冷水导电率 离子交换器出口导电率 定冷水流量 主滤网差压 水冷箱水温 发电机进水压力 定冷水PH值 定冷水硬度 机械杂质 发电机氢压 发电机氢气纯度 氢 气 系 统 热氢温度 发电机检漏仪液位 旁 路 油 系 统 真 空 轴 封 系 统 辅 汽 老厂来汽压力 辅汽联箱压力 气水分离器水位 电动门前真空 低压轴封温度 低压轴封压力 旁路控制油压 油箱油位 油箱油温 油泵出口压力 发电机漏氢量 冷氢温度 单位 mm mm mm MPa MPa mm MPa ℃ ℃ μs/cm μs/cm t/h MPa ℃ MPa ?m MPa % Nm3/天 ℃ ℃ mm MPa mm ℃ MPa mm kPa ℃ kPa 正常 400 0.05 ＞500 0.8 ＜40 ＜60 ＜0.5 ＜0.2 7-8 ＜5 0.3 98 ＜10 ＜43 ＜57 无 20.69 ＞145 25~40 20 ＞96 150 9.2 高 600 350 0.07 700 45CRT 75 1.5 5 0.08 75 0.315 10 55 70 200 50 200 19.2 高高 85 85 55 低 200 200 0.03 350 0.5 0.285 95 145 81 120 6.2 低低 250 16 6.89 动作值 250 0.5 200 6.89 145 81 备注 开补水电磁阀 联启备用泵 自动补排氢 两侧偏差 ＜10℃ 跳水冷泵 快关旁路 跳油泵 联泵 定子线圈进出水差压 MPa mol/m3 ＜2×10-3 22.06 17.23 MPa MPa 1.3 1.3 48

名 称 系 统 冷 却 水 系 统 高压辅汽联箱温度 单位 ℃ 正常 350 0.25 0.7 0 0.12 0.10 高 20 100 1.35 1.5 高高 300 1.8 低 0.15 0.15 低低 0.3 动作值 0.5 300 1.35 0.15 备注 联动备用泵 联动备用泵 启动清污机 跳循环泵油泵 跳循环泵油泵 泵排污泵 开式循环冷却水母管MPa 压力 闭式循环冷却水母管MPa 压力 开式循环冷却水滤网压差 冷却塔水位 循泵出口压力 米 MPa MPa M mm M M M kPa 循 环 水 系 统 循环水母管压力 循泵吸水井水位 循环泵网蓖压差 高位油箱油位 低位油箱油位 排污坑水位 1.8 0.3 联启、停循环2.8.3 汽、水品质控制指标 2.8.3.1 正常汽水品质指标 2.8.3.1.1 新蒸汽品质指标 项 目 单 位 SiO2 氯根 铁离子 铜离子 钠离子 电导率 项 目 溶解氧 电导率 铁离子 铜离子 SiO2 硬度 钠离子 项 目 铁离子 SiO2

启动阶段 正常运行 ＜50 ＜50 ≤15 ≤20 ＜1 ＜20 ＜30 ＜20 ＜3 ＜10 μg/kg μg/kg μg/kg μg/kg μg/kg μs/cm 单 位 μg/kg μs/cm μg/kg μg/kg μg/kg μmol/L μg/L 2.8.3.1.2 凝结水品质指标 启动阶段 正常运行 ≤80 ≤30 ≤80 0 ＜30 ＜0.1 ＜10 ＜15 0 ≤10 启动阶段 ≤50 ≤60 正常运行 ＜10 ＜20 49

2.8.3.1.3 给水品质指标 单 位 μg/kg μg/kg 溶解氧 硬度 联胺 PH值 μg/kg μs/kg μg/kg ≤40 0 10－50 9.0－9.6 ＜7 0 10－30 9.0－9.4 2.8.4 发电机定子冷却水系统的监视

2.8.4.1 定子冷却水泵正常运行,其总流量为40m3/h,当进水量降至24m3/h时,将发出报警信号，应根据情况相应减少发电机负荷。当水量降至16m3/h时，则发出事故信号，同时延时至28秒发电机断水保护动作跳闸。

2.8.4.2 发电机定子线圈冷却水的进水温度为45℃，温度范围40～50℃，定子冷却水加热装置自动调节定子冷却水温，定子线圈冷却水进水温度波动范围＜±5℃。额定出水温度为60℃，温度范围为60～70℃，最大连续输出功率下线圈出水温度≤ 85℃。发电机定子冷却水泵正常运行时其出口压力为0.85MPa,当定子冷却水泵出口压力小于0.5MPa时备用泵应自动联动投入。

发电机各测点温度越限时应及时调整冷却介质流量，并加强监视，必要时减负荷。

2.8.4.3 发电机定子线圈冷却水的进水温度为45℃，温度范围40～50℃，定子冷却水加热装置自动调节定子冷却水温，定子线圈冷却水进水温度波动范围＜±5℃。额定出水温度为60℃，温度范围为60～70℃，最大连续输出功率下线圈出水温度≤ 85℃。发电机定子冷却水泵正常运行时其出口压力为0.85MPa,当定子冷却水泵出口压力小于0.5MPa时备用泵应自动联动投入。

2.8.4.4 发电机各测点温度越限时应及时调整冷却介质流量，并加强监视，必要时减负荷。 正常运行时，应严密监视主、再热汽温的变化，调整主、再热汽温满足汽机要求，保证金属壁温不超限。

2.9 机组协调控制系统（CCS）

2.9.1 功能说明

2.9.1.1 机组协调控制系统是用来协调汽机和锅炉运行，负荷指令可以由自动调度系统或操作员给出。系统设计了各种运行限制的功能，共有MAN、BF、TF、CCBF、CCTF五种方式五种运行方式可供选择。

2.9.2 手动方式（MAN）方式：锅炉主控、汽机主控都在手动方式。

汽机跟随方式(TF)：锅炉主控制器处于手动状态，控制机组功率，汽机主控制器投入自动，维持主汽压力。

2.9.3 锅炉跟随方式(BF)：锅炉主控制器投入自动，维持主汽压力；汽机主控制器处于手动状态，DEH以负荷控制方式或负荷调节方式控制机组负荷。

2.9.4 锅炉跟随汽机方式（CCBF）：方式：汽机控制功率，锅炉控制压力。这是一种控制功率为主的综合控制方式，机组指令按比例直接作用到汽机主控、锅炉主控。功率偏差、DEB与热量信号偏差作为细调。为了限制过多失放蓄热，在汽机主控设计压力拉回回路。 2.9.5 汽机跟随锅炉方式（CCTF）：锅炉控制功率，汽机控制压力。这是一种控制压力为主的综合控制方式，机组指令按比例直接作用到锅炉主控、汽机主控。功率偏差、主汽压力偏差作为细调。这里用功率偏差对主压力控制进行前馈，在保证主压力稳定的前提下，减小功率偏差；同时用主汽压偏差对功率控制进行前馈，在保证功率稳定的前提下，减小主压力偏差。

2.9.4 负荷控制中心

2.9.4.1 锅炉主控操作器：压力设定、滑压偏置、变压速率设定，锅炉主控指令；燃料指令

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