600MW国产亚临界机组汽轮机运行规程

中国电力（http://www.chinapower.com.cn）

600MW国产亚临界机组

汽轮机运行规程

（试行）

广东国华台山发电有限责任公司

2002年12月

广东国华台山发电有限责任公司 汽轮机主机运行规程

前 言

本规程依据制造厂说明书、设计院资料及部颁规程和标准，结合上级有关反措和公司具体情况编写而成。

本规程和《电气运行规程》、《锅炉辅机规程》、《汽机辅机规程》、《试验规程》配合使用。

在编写此规程中，由于部分技术资料欠缺及机组未经生产调试，其中部分内容尚不完善，有待根据现场执行情况进行完善修改。

本规程由总工程师批准后执行。 下列人员应熟悉本规程：

总经理、副总经理、总工程师、副总工程师，生产部室的部长、部长助理，专业专工。

下列人员应掌握并执行本规程：

发电部部长、部长助理，值长、运行专业专工，所有运行人员。 批准： 审核： 编写：

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目 录

1. 汽轮机设备概述………………………………………………1 2. 汽轮机设备规范及技术参数…………………………………5 2.1主要技术规范（THA工况）…………………………………6 2.2汽机组的主要热力工况………………………………………6 2.3各种工况下抽汽参数值………………………………………8 2.4轴系临界转速及叶片共振区域………………………………9 2.5汽轮机旁路系统………………………………………………9 3. 汽轮机主要控制和调节系统…………………………………10 3.1 协调控制CCS…………………………………………………11

CCS的主要功能……………………………………………11 CCS的运行方式……………………………………………11

3.2 数字电液调节系统DEH………………………………………11

3.2.1 DEH的主要功能……………………………………………11 3.2.2 DEH的运行方式选择………………………………………11 3.2.3 DEH的控制方式选择………………………………………11 3.2.4 TSI监视仪表………………………………………………12 3.2.5 ETS危急跳闸装置…………………………………………13 4.汽轮机主要保护与联锁………………………………………13 4.1 超速及跳机保护……………………………………………13 4.2 各项联锁保护………………………………………………13 4.3 调节级叶片保护…………………………………………13 5. 汽轮机启动…………………………………………………13 5.1启动状态划分………………………………………………13 5.2启动规定及要求……………………………………………14

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5.1.1 启动要求…………………………………………………14 5.1.2 禁启条件………………………………………………… 5.1.3 主要控制及调节装置 5.1.4启动方式选择

5.3启动前的联锁、保护传动试验………………………………… 5.3.1 试验规定………………………………………………… 5.3.2启动前试验方法…………………………………………… 5.3.3启动前试验项目…………………………………………… 5.4 启动前检查准备…………………………………………… 5.4.1 启动前的检查……………………………………………… 5.4.2 系统投入…………………………………………………… 5.5 冷态启动 (高压缸启动不带旁路)………………………… 5.5.1 汽轮机冲转前准备………………………………………… 5.5.2 汽机冲转条件…………………………………………… 5.5.3汽机冲车、升速、暖机……………………………………… 5.6 并网后的检查与操作………………………………………… 5.6.1 并网后的检查……………………………………………… 5.6.2 带初始负荷暖机…………………………………………… 5.6.3 升负荷操作………………………………………………… 5.7 热态启动……………………………………………………… 5.7.1 启动参数选择……………………………………………… 5.7.2机组冲车条件……………………………………………… 5.7.6 发电机并网及带负荷……………………………………… 6. 正常运行及维护 6.1 正常运行限额 6.2机组负荷调整 6.3运行参数的监视及调整 6.4 正常维护及试验 6.4.1 日常检查项目 6.4.2 定期试验

6.4.3 主要转机定期切换试验 6.5 非设计工况运行

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7. 汽机停运 7.1 停运前的准备 7.2正常停运 7.2.1 确认运行方式 7.2.2 减负荷方式及操作 7.2.3 解列停机 7.2.4 汽机惰走 8. 9. 事故处理

9.1事故处理原则………………………………………………… 9.1.1 事故处理导则……………………………………………… 9.1.2 破坏真空停机条件及处理………………………………… 9.1.3 紧急停机条件及处理……………………………………… 9.1.4 申请停机条件……………………………………………… 9.2 汽机异常运行、常规事故处理……………………………… 9.2.1 水冲击……………………………………………………… 9.2.2 机组振动大………………………………………………… 9.2.3 轴向位移大………………………………………………… 9.2.4低真空……………………………………………………… 9.2.5机组负荷聚变……………………………………………… 9.2.6周波不正常………………………………………………… 9.2.7 主汽、再热汽汽温异常…………………………………… 9.2.8 润滑油系统异常…………………………………………… 9.2.9 EH油系统异常…………………………………………… 9.2.10 油系统着火……………………………………………… 9.2.11 DEH异常………………………………………………… 9.2.12 定子水箱水位异常……………………………………… 9.2.13 定子水导电率异常……………………………………… 9.2.14 发电机氢系统着火………………………………………

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1. 汽轮机设备概述

首期两台600MW汽轮机为上海汽轮机有限公司(按照美国西屋技术)生产的亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，凝汽式汽轮机，型号是N600-16.7/537/537，最大功率634MW（VWO工况），具有较好的热负荷和变负荷适应性，采用数字式电液调节（DEH-ⅢA）系统。机组能在冷态、热态等不同工况下启动，并可采用定压和定-滑-定压运行方式中的任一种运行。定-滑-定压运行时，滑压运行的范围是30-90%BMCR。

新蒸汽从置于该机两侧的两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由两侧各二个调节阀流出，经过四根高压导汽管进入高压缸喷嘴室，高压缸各级反向布置，蒸汽通过四组喷嘴组进入调节级及10级高压压力级后由高压缸下部两侧排出进入再热器。再热后的蒸汽从机组两侧的两个固定支承的中压再热主汽调节联合阀及四根中压导汽管从中部进入双分流的中压缸，经过正反各9级反动式压力级后，从中压缸上部4个排汽口排出，合并成两根连通管，分别进入1号2号低压缸。低压缸为双分流结构，蒸汽从中部流入，经过正反向各7级反动式压力级后，从4个排汽口向下排入2个凝汽器。排入凝汽器的乏汽凝结成凝结水,由凝结水泵升压后经化学精处理装置、汽封冷却器、四台低加进入除氧器，除氧水由给水泵升压后经三台高加进入锅炉省煤器，构成热力循环。

机组整个通流部分共58级叶片，其中高压缸1+11级，中压缸2×9级，低压缸2×（2×7）级。高压缸为双层缸结构，中压缸为双层缸双流对称结构，两个低压缸结构相同，均为双层内缸加一外缸的三层缸结构，双流反向布置。

机组共有8级不调整抽汽，其中高压加热器3台，除氧器1台、4台低压加热器，高低压加热器均为表面式，各加热器为串联排列，疏水采用逐级自流方式，不设疏水泵。

给水系统配置两台容量为50%的汽动给水泵和一台容量为30% 的电动给水泵，正常运行中两台汽泵运行，电泵备用。小汽轮机汽源来自主机的第四段抽汽，低负荷时切换为再热冷段蒸汽。

汽轮机高中压转子为铬钼钒钢整锻转子，低压转子为铬镍钼钒钢整锻转子，高中低压均为无中心空转子。四根转子的临界转速均低于工作转速，为饶性转子。

#1、#2、#3、#4（高、中压转子前后轴承）为四瓦块可倾瓦型径向轴承，高压转子调阀端连接一接长轴，轴上装有主油泵及危急遮断器。#5轴承（1号低压缸前轴承）上半为圆柱形，下半为两块可倾瓦。#6、#7、#8轴承（#1低压转子后轴承和#2低压转子前后轴承）为径向圆柱形轴承。推力轴承位于高中压缸之间，工作面和非工作面各有六个块，分别承受轴向载荷。

在#1低压外缸的进汽中心线两侧，各有一块轴向定位板，作为汽缸的绝对死点，#1低压缸的前端向调阀端膨胀，藉助于定中心梁推动中压缸、中轴承座、高压缸、前轴承座共同向调阀侧膨胀；#1低压缸的后端、#2低压缸向发电机侧膨胀，

本机组采用侧装式盘车装置，其位置在#2低压缸的电机侧。盘车装置是自动啮合型的，能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，盘车转速为2.4r/min。盘车装置的设计能做到自动投入和退出而不发生撞击，退出后不再自行投入。

一套压力开关和压力联锁保护装置，能防止在油压建立之前投入盘车，盘车装置运行中供油中断或油压降低到不安全值时，能发出报警，并能自动停止运行。盘车装置，包括手动操纵机构、盘车电流表、控制箱等现场设备。盘车控制可在DCS系统实现。

汽轮机组分别在控制室操作盘上及汽轮机就地设置手动紧急停机操作装置。 2.汽轮机设备规范及技术参数

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2.1汽轮机主要技术规范及性能 （THA工况）

型号： N600-16.7/537/537

型式： 亚临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽凝汽式汽轮机

额定功率： 600MW

主汽门前蒸汽额定压力 16.7MPa 主汽门前蒸汽额定温度： 537℃ 主汽额定流量 1792.462t/h 高缸排汽压力 3.581Mpa 高缸排汽温度 314.4℃ 再热汽汽压力 3.223Mpa 再热汽额定温度 537℃

再热汽流量 1496.14t/h 工作转速： 3000r/min 额定冷却水温： 24℃

凝汽器额定背压： 5.88kPa 夏季工况凝汽器背压 11.8kPa 给水温度 273.7℃ 补水率 0% 给水泵驱动方式： 小汽轮机 小汽机耗汽量 66.049t/h 小汽机额定背压 7.2kPa

回热级数： 8级（三高、四低、一除氧）

额定工况蒸汽流量： 1792.462t/h 额定工况汽耗 2.99kg/kWh

额定工况热耗 7850.9kJ/kWh（1875.2kcal/kWh） 旋转方向： 从汽轮机端向发电机方向看顺时针 低压缸末级叶片高度 905mm

调节系统型式： 数字式电液控制（DEH-ⅢA型） 汽轮机总长 m 2.2汽机组的主要热力工况

2.2.1机组热耗率验收（THA）工况

轮机在额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，补水率为0%的连续运行工况为机组热耗率验收（THA）工况，在此工况下发电机有功功率为600.447MW，汽轮机保证热耗值为7850.9kJ/kWh。

2.2.2机组的铭牌工况（TRL），即夏季工况

汽轮机在额定进汽参数、回热系统正常投运、背压为11.8kPa，补水率为3%时的连续运行工况为机组的铭牌工况，此工况下发电机有功功率为600.409MW，此工况下的进汽量为铭牌进汽量。 发电机端功率： 汽机总进汽量： 主蒸汽压力：

600.4MW 1908.9 t/h 16.7MPa

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主蒸汽温度： 高压缸排汽压力 高压缸排汽温度： 再热蒸汽流量： 中压缸进汽压力： 中压缸进汽温度： 主机背压： 排汽焓： 给水温度： 小汽机耗汽量： 补水量： 进入凝汽器流量: 热耗:

537℃

3.766MPa

319.6℃ 1567.967 t/h 3.39MPa 537℃

11.8kPa 2426.9kJ/kg 277.4℃ 81.747 t/h 57.268 t/h 1205.378t/h 8165.5 kJ/kwh

2.2.3机组的最大连续出力（T-MCR）工况

汽轮机在额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，补水率为0%，进汽量为铭牌进汽量的称为最大连续工况，此工况下发电机输出功率称为机组的最大连续出力（T-MCR）工况，此工况下发电机有功功率为632.14MW。 发电机端功率： 汽机总进汽量： 主蒸汽压力： 主蒸汽温度： 高压缸排汽压力 高压缸排汽温度： 再热蒸汽流量： 中压缸进汽压力： 中压缸进汽温度： 主机背压： 排汽焓： 给水温度： 小汽机耗汽量： 补水量： 进入凝汽器流量: 热耗:

632.14MW 1908.9t/h 16.7MPa

537℃

3.794MPa

320.5℃ 1586.49t/h 3.1414MPa 537℃

5.88kPa 2360.3kJ/kg 277.7℃ 70.876t/h 0t/h 1194.901t/h 7846.1kJ/kwh

2.2.4调门全开工况（VWO）

汽轮机在调门全开，额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，进汽量不小于105%的铭牌工况进汽量，机组连续运行的工况称机组的调门全开工况（VWO），此工况下发电机有功功率为662.916MW。 发电机端功率： 汽机总进汽量： 主蒸汽压力： 主蒸汽温度： 高压缸排汽压力

662.916MW 2026t/h

16.7MPa

537℃

4.006MPa

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高压缸排汽温度： 再热蒸汽流量： 中压缸进汽压力： 中压缸进汽温度： 主机背压： 排汽焓： 给水温度： 小汽机耗汽量： 补水量： 进入凝汽器流量: 热耗: 2.2.5高加切除工况

汽轮机在主、再热汽及背压在额定状态下，三台高加全部退出运行，汽轮机组能够连续运行的工况，称高加切除工况。此工况下发电机能够发出的有功功率为600.255MW。 发电机端功率： 汽机总进汽量： 主蒸汽压力： 主蒸汽温度： 高压缸排汽压力 高压缸排汽温度： 再热蒸汽流量： 中压缸进汽压力： 中压缸进汽温度： 主机背压： 排汽焓： 给水温度： 小汽机耗汽量： 补水量： 进入凝汽器流量: 热耗:

600.255MW 1546.53t/h 16.7MPa 537℃ 3.723MPa

322.8℃ 1530.548t/h 3.35MPa 537℃

326.6℃ 1676.628t/h 3.605MPa 537℃

5.88kPa 2355.9kJ/kg 281.6℃ 76.31t/h 0t/h 1255.636t/h 7846.5kJ/kwh

5.88kPa 2362.8kJ/kg 172.0℃ 54.888t/h 0t/h 1208.624t/h 8124.4kJ/kwh

2.3各种工况下抽汽参数值

抽 汽 段 数 高抽 汽 点 压第 级参 数 压力（MPa） 温度（℃） 流量（t/h） 工 况 THA 5.8589 378.4 131.157 VWO 6.6134 393.5 TMCR 6.2352 386.0 高加切除 TRL 5.7059 378.5 0 6.026 385.4 148.664 一 段 缸7 后 157.469 144.053 二 段 高缸压排压力（MPa） 3.5813 温度（℃） 4.0059 326.6 8

3.7939 320.5 3.7227 322.8 3.7664 319.6 314.4 广东国华台山发电有限责任公司 汽轮机主机运行规程

汽 中压流量（t/h） 149.66 174.628 162.011 1.7931 431.9 80.320 0.8249 325.7 85.051+76.310 0 1.7428 438.4 0 0.8075 332.9 87.403+54.888 167.025 1.6822 431.8 77.751 0.76886 324.8 81.940+81.747 三 段 压力（MPa） 1.6069 温度（℃） 流量（t/h） 1.7003 432.2 74.653 0.7836 326.2 79.349+70.876 缸第5级后 432.5 68.645 压力（MPa） 0.7413 四 段 中压 排汽 温度（℃） 流量（t/h） 326.7 73.854+66.049 低压五 段 压力（MPa） 0.3043 温度（℃） 0.3376 224.4 71.203 0.1442 138.7 44.692 0.0776 69.844 0.3211 225.0 66.735 0.1369 139.1 41.895 0.0736 65.372 0.3311 230.7 67.966 0.1409 143.6 42.621 0.0756 66.364 0.3133 223.2 68.284 0.1337 137.6 43.064 0.0718 65.363 缸A第225.6 62.253 2级后 流量（t/h） 低压六 段 压力（MPa） 0.1296 温度（℃） 缸B第139.5 39.14 4级后 流量（t/h） 低压压力（MPa） 0.0696 温度（℃） 七 段 缸A、B 60.955 第5级流量（t/h） 后 低压压力（MPa） 0.0217 温度（℃） 0.0240 56.194 0.0229 50.916 0.0235 52.751 0.0231 22.9.9 八 段 缸A、B 45.698 第6级流量（t/h） 后 高压调节门排列及开启顺序

从调速器端向发电机方向看

2.4转子临界转速及叶片共振区域 2.4.1 机组各转子临界转速有关参数

GV 1-2 GV 3-1 GV 4-1 3 1 TV 1 4 GV 2-3 2 TV 2 9

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转子名称 单位 高压 中压 低压#1 低压#2 发电机 励磁机 第一阶 设计值 r/min 临界转速实测值 第二阶 设计值 r/min 临界转速 实测值 2.4.2 叶片共振区域： 2.4.3最大振动许可值：

（1）汽轮机在工作转速下。各轴承振动最大许可值为0.05mm。汽轮机在越过临界转速时，轴承振动最大许可值为0.15mm。

（2）汽轮发电机组在启动或运行中，任一道轴承的轴振值达0.254mm,应立即脱扣停机。

2.5汽轮机旁路系统

本机设有高、低压两级串联旁路系统。即由锅炉来的新蒸汽经高压旁路减温减压后进入锅炉再热器，由再热器返回的再热蒸汽经低压旁路减温减压后进入凝汽器。高旁的容量，低旁的容量为高旁的蒸汽流量与喷水流量的和即为锅炉最大额定出力（BMCR）的40%。由 CCI-SULZER公司制造。

高压旁路喷水减温取自高压给水，最大水压为22MPa，正常为21.8MPa，最高水温为172.9℃。

低压旁路喷水减温取自凝结水，水压：（2.62 ～3.20 ）MPa，水温：35.82～49℃。

技术参数名称 阀前蒸汽压力 阀前蒸汽温度 高压 蒸汽 转换 阀 阀前额定蒸汽流量 阀前最大蒸汽流量 阀后蒸汽压力 阀后蒸汽温度 阀后蒸汽流量 高压喷水隔离阀前 低压蒸汽转换阀 计算压力 计算温度 计算流量 最大流量 阀前蒸汽压力 阀前蒸汽温度 阀前蒸汽流量＊＊ 阀前最大蒸汽流量＊＊ 单 位 MPa ℃ t/h t/h MPa ℃ t/h MPa ℃ t/h t/h MPa ℃ t/h MPa 10

设计参数 17.6 546 4.586 346.9 27.5 200 4.586 546 正常运行工况 16.7 537 607.8 631.0 3.5756 315.8 708.023 21.9 168.2 101.9 101.9 3.218 537 708.023/2 1120 0.7 阀后蒸汽压力 广东国华台山发电有限责任公司 汽轮机主机运行规程

阀后蒸汽温度 阀后蒸汽流量 低压喷水隔离阀前 计算压力 计算温度 计算流量 ℃ t/h MPa ℃ t/h kPa 3.7 50 5.88 164 921.286 2.62 35.82 213.263 5.88 凝汽器运行压力 ＊ ＊指低压旁路的总流量，本工程采用两台低旁，每台低旁的流量即为表中数据的50％。

3.汽轮机主要控制和调节系统

机组的控制（DCS）选用德国西门子公司分散控制系统，设计包含CCS（协调控制）、DAS（数据采集系统）、SCS（顺序控制系统）、MCS（模拟量控制）等系统，并具有DEH、MEH操作员站及对其它控制系统（有数据通信接口）的监控功能，以满足各种运行工况的要求。汽轮机的调节系统则采用新华控制工程有限公司的数字式电液控制系统（DEH—ШA型），它主要完成两个重要功能：汽轮机转速控制和汽轮机负荷控制，该系统具有数字系统的灵活性，模拟系统的快速性和液压系统的可靠性，能集自动控制、过程监控和保护于一体。

3.1协调控制CCS 3.1.1CCS的主要功能∶

控制锅炉汽温、汽压及燃烧率，改善机组的调节特性，增加机组对负荷变化的适应能力，在主要辅机故障时进行RUNBACK处理，并能在机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁、负荷快速增减及跟踪处理等。 3.1.2 CCS基本运行方式∶

a. 以锅炉为基础的运行方式。在这种方式下，锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷，而汽机则通过改变调门开度控制主汽压力。

b. 以汽机为基础的运行方式。在这种方式下，锅炉通过改变燃烧率以调节主汽压力，而汽机则通过改变调门开度控制机组负荷。

c. 功率控制方式。这种方式是以汽机为基础的协调方式，机炉联合控制机组负荷及主汽压力。

3.2 数字电液控制系统DEH

3.2.1 DEH系统的主要功能

DEH系统包括控制柜、工程师站、操作员站、手操盘、CRT数字显示屏幕、阀门伺服机构和高压抗燃油系统。其主要功能是按值班员或自动启动装置给出的指令控制高、中主汽门和调节门的开度，使机组按一定要求升、降转速和负荷，实现机组运行的各种要求。

3.2.2 DEH的基本运行方式

3.2.2.1 操作员自动方式：在这种方式下，设定值及其变化率由运行人员在DEH操作盘上设定。

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a. 在升速期间，可以确定或修改机组的升速率和转速目标值。 b. 在机组并网运行后，可随时修改机组的负荷目标值及变负荷率。 c. 可进行从中压缸启动到主汽门控制的阀切换。 d. 可进行从主汽门控制到高压调门控制的阀切换。 e. 可进行单阀/多阀控制的切换。

f. 当机组到达同步转速时，可投入自动同步。 g. 可投入功率反馈回路或调节级压力回路。 h. 机组并网后，可投入转速回路（一次调频）。 i. 可投入遥控操作。

3.2.2.2 汽轮机自启动（ATC）：在这种方式下，ATC能自动完成汽机升速、暖机、阀切换、并网及带初始负荷，然后转入操作员自动控制方式。在机组负荷变化过程中也可投入此方式，此时设定值变化率将由控制软件决定。在正常运行期间，ATC程序自动监视机组各种参数，显示信息等。

——ATC程序能自动完成下列功能： ——从冲转到达同步转速自动进行。

——根据汽机应力及临界转速等自动设定升速率、确定暖机时间、自动进行阀切换。 ——条件允许时可自动投入自动同步和并网。

——并网后由热应力及机组的其它状况，确定升负荷率或进行负荷保持、报警等 ——与ATC相联系的三个按钮：

?ATC控制：按下此按钮可使ATC进入运行状态，如遇紧急情况，可直接按ATC监视或自动按钮退出ATC控制，进入操作员自动方式。

ATC限制条件超越按钮：当某充分条件限制ATC进行时，可按此按钮，越过此条件继续进行。

?ATC监视：如要进入ATC启动，必须先进入ATC监视，当条件满足后，按下ATC控制按钮才会有效。

3.2.2.3遥控方式：在这种方式下，设定值由CCS等外部系统供给，其它操作仍由DEH系统完成。

遥控自动操作

——一般情况下，都在操作员自动方式下投入遥控操作， DEH的目标值由遥控源决

定。包括自动同步和协调方式。

——自动同步必须满足下列条件： ? DEH处于自动或ATC控制方式 ? DEH处于高压调门控制方式。 ? 发电机出口断路器断开。 ? 自动同步允许触点闭合。 ? 汽机转速在同步范围内。 ——协调方式必须满足下列条件： ? DEH必须运行在自动或ATC控制方式。 ? 发电机出口断路器开关必须闭合。 ? 遥控允许触点必须闭合。

3.2.2.4汽轮机手动方式：在这种方式下，通过直接手动操作各主汽门和调节门开度

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按钮来控制汽轮机。

当基本控制、冗余DPU均发生故障或VCC站控板发生故障后,则DEH会切到手动，硬操盘上手动灯点亮，此时运行人员应立即把“自动/手动”切向“手动”位置。

3.2.2.5 DEH的控制方式选择 ——主汽门 / 高压调门控制切换 ——调节级压力回路投入 ——功率回路投入 ——转速回路投入 ——单 / 多阀控制

——主蒸汽压力控制（TPC） ——中压缸启动 ——定压投入 ——旁路投入、切除 ——试验 ——阀门试验 3.2.3 TSI监视仪表

本装置对汽轮机转子的串轴、胀差、绝对膨胀、轴振动、转速、偏心度等进行监测，并对测量值进行比较判断，超限时发出报警信号和停机信号。 3.2.4 ETS危急跳闸装置

当汽机运行参数超过安全极限时(如：真空低、润滑油压低、EH油压低、串轴超限、超速及其它汽机跳闸参数)，ETS装置将使各汽门油动机中的压力油泄掉，迅速关闭全部阀门以保证机组安全。该系统采用了双路并串联逻辑回路，可避免误动作及拒动作，提高了系统的可靠性。

4. 汽机主要保护与联锁 4.1 汽轮机超速及跳机保护 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 项目 机械超速110% ETS电超速110%（ DEH失电 轴向位移大 推力轴承金属温度高 支持轴承金属温度高 轴振大 低压胀差 高压胀差 冷态10 mm 冷态10 mm mm 转子伸长mm 转子缩短mm 转子伸长mm 转子缩短mm ℃ 13

单位 r/min r/min mm ℃ 数值 3300 3300 ±1.0 113 0.254 33.0 6.3 16.5 6.3 424 备注 主、调门全关 主、调门全关 汽轮机跳闸 汽轮机跳闸 汽轮机跳闸 汽轮机跳闸 紧急停机 紧急停机 紧急停机 紧急停机 汽轮机跳闸 汽轮机跳闸 高压缸排汽温度高 高压缸压比低 发变组保护动作 广东国华台山发电有限责任公司 汽轮机主机运行规程

12 13 14 15 16 17 4.2

汽轮机各项联锁保护

单位 低Ⅰ值 低Ⅱ值 低Ⅲ值 低Ⅰ值 低Ⅱ值 4.3 调节级叶片保护 装有下面所列转子和调节级叶片的汽轮机，至少要经过六个月的全周进汽方式的初始

运行：

a. 所有新装转子包括原配转子; b. 备用转子和替换转子。

c. 所有新装调节级叶片的旧转子。

5.汽轮机启动

5.1汽轮机启动状态划分：

5.1.1 冷态启动：高压内缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度小于204℃；

5.1.2 热态启动；高压内缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度在大于204℃。

5.2启动规定及要求 5.2.1启动要求

5.2.1.1机组大修后启动，应由总工程师主持，发电部、设备部部长、部门主管等

有关人员参加。

5.2.1.2机组小修后启动，应由总工程师或发电部部长主持，发电部、设备部部长、

部门主管等有关人员参加。

5.2.1.3 机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电部专业

专工负责现场技术监督和技术指导。

5.2.1.4 机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油质合格

报告齐全。

5.2.1.5 确认机组检修工作全部结束，工作票已终结，现场卫生符合标准，临时

安装的脚手架已拆除，机组本体及附属设备周围地面清扫整洁，设备保温完整，冷态验收合格。

14

MFT 手动跳机 润滑油压低 抗燃油压低 凝汽器压力高 汽机超速103% MPa MPa kPa r/min 0.048 9.3 20．3 3090 汽轮机跳闸 汽轮机跳闸 汽轮机跳闸 汽轮机跳闸 汽轮机跳闸 全关调门（GV、IV） 项 目 润滑油压 抗燃油压 顶轴油压低 整定值 0.082 0.075 联 动 内 容 启动交流润滑油泵、密封油备用泵 启动直流润滑油泵 联跳盘车 联启备用泵 停机 MPa MPa MPa MPa MPa MPa 0.029 10.4-11.1 9.3 闭锁盘车启动

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5.2.1.6 机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动试

验。

5.2.1. 7 热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做好记录。 5.2.1.8 准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。 5.2.1.9 所有液位计明亮清洁，上下考克应在开启状态

各有关压力表、流量

表及保护仪表信号一次门全部开启，检查并通知热工开启各气动阀门空气门。

5.2.1.10 各保护装置、自动调节装置及热工信号装置良好，热工人员将主控所有

热工仪表、信号、保护装置送电。

5.2.1.11 各油箱油位正常，油质合格。检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。 5.2.1.12 所有电动门、调整门，调节档板送电，显示状态与实际相符合；各调节

门、电动门、安全门动作试验正常。

5.2.1.13 所有电气设备绝缘良好，送上所需启动热机设备电源和热工电源。 5.2.1.14 检查管道膨胀指示器应投入，并记录原始值 5.2.1.15 DCS及DEH控制系统工作正常，CRT显示正常。 5.2.1.16 阀门操作卡调整各系统阀门至正常启动前位置。 5.2.1.17 600m3凝补水箱水位正常，水质合格。 5.2.2禁止启动条件

5.2.2.1 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。

5.2.2.2 机组主要检测仪表或参数失灵。机组主要检测仪表（转速表、转子偏心度表、真空表、主再热蒸汽压力和温度表、振动表、汽缸膨胀和差胀表、发电机有功和无功表、电压表、电流表、同期表、励磁电压和电流表、汽包水位计、氢气纯度表和压力表等）监视功能失去，影响机组启动或正常运行；或机组主要监测参数超过极限值。

5.2.2.3 机组任一安全保护装置失灵或机组保护动作值不符合规定（如真空低、润滑油压低、轴向位移大等）。

5.2.2.4 机组主要联锁保护功能试验不合格。

5.2.2.5 汽轮机任一主要调节控制失灵（如轴向位移、差胀、转子应力、上下缸温差及凝汽器水位调节控制装置等）。

5.2.2.6 机组仪表及保护电源失去。 5.2.2.7 DEH控制系统故障。 5.2.2.8 CCS控制系统工作不正常。

5.2.2.9 厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.7Mpa。 5.2.2.10 5.2.2.11 5.2.2.12 5.2.2.13 5.2.2.14 5.2.2.15

汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危任一高、中压主汽门，调速汽门，高压缸排汽逆止门，任一抽汽逆止门 高、低压旁路系统故障或工作不正常。

转子偏心度大于原始的基准值0.02mm（原始值0.076mm）。 盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。 汽轮机高、中压缸外缸上/下缸温差大于41.7℃，高、中压缸内缸上/

急遮断器动作转速以下。 关闭不严、卡涩或动作失灵。

下缸温差大于35℃。

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5.2.2.16 5.2.2.17 5.2.2.18 5.2.2.19 5.2.2.20 5.2.2.21 5.2.2.22 5.2.2.23 5.2.2.24 5.2.2.25 5.2.2.26

胀差达极限值 。

润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。 密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障； 汽机旁路调节系统工作不正常。 汽水品质不符合要求。 柴油机不能正常备用。 发电机最低氢压低于0.2Mpa。 发电机氢气纯度＜98％。

发电机定子冷却水系统故障或水质不合格。 保温不完整。

发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。

润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。

5.2.2.27 基地式调节装置失灵，影响机组启动或正常运行。 5.3 机组启动前的联锁保护传动试验 5.3.1试验规定

a. 设备试验、试转必须由检修人员提出书面申请，经值长同意并下达试验命令后方可执行。

b. 设备试验由检修负责人协调，运行人员配合操作，有关人员在场。

c. 各油泵等应满足程控要求条件，保护、联锁试验前，热工人员应强制满足有关条件后方可进行试验。

d. 动态试验必须在静态试验合格后方可进行。

e. 已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验。

f.有近控、远控的伺服机构，远控、近控都要试验，并专人记录开、关时间及试验情况。

5.3.2 启动前试验方法

5.3.2.1 按照试验卡对所有电动门进行远近控全开、全关试验，开度指示与就地指示应一致，有中间停止的电动门要试验中间停止正常。

5.3.2.2 气动调节装置应动作灵活，无漏气及异常现象。

5.3.2.3 各联锁、保护的检查试验按规定的试验项目进行，逐条试验良好。 5.3.2.4 具体试验步骤及方法见试验规程。 5.3.3 机组启动前的试验项目（机组大、小修后）

5.3.3.1 机组大联锁试验。

5.3.3.2 汽轮机交流润滑油泵、发电机密封油备用泵、汽轮机直流润滑油泵联锁试验。 5.3.3.3 小机主油泵、润滑油泵联锁试验。 5.3.3.4 EH油泵联锁试验。 5.3.3.5 顶轴油泵联锁试验。

5.3.3.6 密封油排烟风机、汽轮机润滑油排烟风机联锁试验。 5.3.3.7 真空泵联锁试验。 5.3.3.8 循环泵联锁试验。

5.3.3.9 闭式循环冷却水泵联锁试验。 5.3.3.10 凝结水泵联锁试验。

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5.3.3.11 发电机定子内冷水泵联锁试验。 5.3.3.12 电泵、汽泵联锁试验。

5.3.3.13 高低压加热器及除氧器的水位保护试验。 5.3.3.14 ETS通道试验。 5.3.3.15 OPC电磁阀试验。 5.3.3.16 主机保护联锁试验。

5.3.3.17 各电动门、气动门、调节门开关试验。

上述试验在机组大、小修后进行。 某些试验根据需要也可在检修后单独进行。 5.4 启动前的检查准备 5.4.1启动前的检查

5.4.1.1 机组检修工作完工， 所有工作票注销。

5.4.1.2 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。 5.4.1.3 汽轮机本体各处保温完整;所有的系统应连接完好，管道支吊牢固，保温完整。 5.4.1.4 厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。 5.4.1.5 厂房内通讯系统正常。

5.4.1.6 消防水系统正常、消防设施齐全。

5.4.1.7 汽轮机各高中压主汽门,调门及控制机构正常。 5.4.1.8 确认汽轮机滑销系统完好，缸体能自由膨胀。

5.4.1.9 汽轮机低压缸安全门完好。

5.4.1.10 主油箱事故放油门关闭，应加铅封。机组在启动前，应记录主机及各主要辅机原始参数。

5.4.2 汽机启动前辅助设备及系统投运

5.4.2.1 辅助设备及系统的投运，按照规程辅机部分进行启动前的准备、检查及操作。

5.4.2.2 锅炉点火前，逐步投入下列各系统并检查其运行正常： 5.4.2.2.1 投入消防水系统。

5.4.2.2.2 投入循环水系统，循环泵一台运行，一台备用，凝汽器通水正常。

5.4.2.2.3 投入闭式水系统。闭式冷却水泵一台运行，一台备用，闭式水事故泵

备用，各冷却器注水、排气完毕，阀门状态正确。

5.4.2.2.4 投入厂用空压机系统，气压正常。

5.4.2.2.5 投入EH油系统。

5.4.2.2.6 主机润滑油系统投入运行，交流润滑油泵一台运行，一台备用，直流润滑油泵备用，各轴承回油正常，油温调节自动，运行冷油器水侧通水，备用冷油器水侧注水后隔离。

5.4.2.2.7 发电机密封油空、氢侧交流密封油泵运行，直流密封油泵备用，密封

油备用油源处于备用状态，空、氢侧冷油器水侧投入，各部油压、油温、油箱油位等正常。

5.4.2.2.8 发电机置换氢气 。投入发电机氢气系统。

5.4.2.2.9 发电机内充氢气压力达0.2MPa时，确认补水箱水质合格且定子排空气

已尽,投入发电机内冷水系统。定子水泵一台运行，一台备用，压力、温度、水位及导电度等正常。

5.4.2.2.10启动顶轴油泵，检查顶轴油供油母管压力、各轴承顶轴油压正常。确认盘车装置的有关联锁，保护试验良好，润滑油温大于21℃。投入连续盘车，查盘车电

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流正常，无幌动。机组转动部分无金属摩擦声，测量转子偏心度应不大于原始值0.02mm。记录有关参数。汽机冲转前连续盘车时间保证不少于4小时。

5.4.2.2.11 投入厂用蒸汽系统，母管压力、温度正常。 5.4.2.2.12 投入凝结水系统

5.4.2.2.12.1 600m3水箱水位正常，启动补充水泵，向凝汽器注水。 5.4.2.2.12.2 确认凝结水有关联锁，保护试验良好，投入凝结水系统。凝结

泵一台运行，一台备用。低加水侧排气、注水完毕，水位保护投入。

5.4.2.2.12.3 确认凝汽器及系统冲洗水质合格，向除氧器上水。确认除氧器

冲洗水质合格。

5.4.2.2.13 两台汽动给水泵油系统投入，运行冷油器水侧通水，备用冷油器水侧

排气后隔离，油温调节投自动。锅炉点火前，小汽机盘车运行大于3小时。 5.4.2.2.14 投入除氧器水箱加热。

5.4.2.2.14.1 将除氧器水箱上水至正常水位，联系化学向除氧器加药。 5.4.2.2.14.2电泵前置泵及电泵注水，具备启动条件，将勺管置最小位置，启

动电水泵打循环。

5.4.2.2.14.3确认主机盘车投运正常，开启厂用蒸汽至除氧器调节阀，投入除氧

器加热。调节辅汽至除氧器压力调节阀，使除氧器水温缓慢升高。

5.4.2.2.15给水温度达到锅炉进水温度要求，当除氧器水质合格后，给锅炉上水。

5.4.2.2.16 轴加水侧投入后，投入汽轮机轴封系统。

1）启动一台轴加风机运行，开启辅汽至轴封汽母管总门及轴封汽调节阀前后隔绝

门暖管。

2）疏水放尽后，开启轴封汽调节阀，维持轴封汽压力至0.03MPa，低压轴封汽温

121～177℃，正常控制在149℃，并投入低压轴封汽减温水温度控制自动。

3） 组启动或停运时，高中压转子轴封蒸汽温度与转子表面金属温差应<166.7℃（轴封蒸汽至少要有14℃过热度）。

注： a.严禁转子在静子状态下向轴封送汽。在送轴封汽的过程中应密切注意盘车运行情况。

b.在转子已送入轴封蒸汽后方可启动真空泵，建立凝汽器真空。

5.4.2.2.17 投入小汽机轴封系统。

5.4.2.2.18 空气系统所属设备处在投运前准备状态，启动真空泵，关闭真空破坏

门，主机与小汽机真空建立。

a.凝汽器破坏真空门及机、炉影响凝汽器真空系统的所有空气门、排放门均已关闭。 b.认真空泵有关联锁保护试验良好，启动真空泵A、B、C三台运行，检查凝汽器真

空逐渐上升。

5.4.2.2.19凝汽器真空建立后，应打开主蒸汽、冷再、热再、抽气管道及汽缸本

体疏水门。

5.4.2.2.20投入高加给水系统。

5.4.2.2.21确认汽机启动前的准备工作全部完成，已投入的设备与系统运行正常，

备用设备与系统具备随时投运条件。

5.4.3锅炉点火后汽机的有关操作

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5.4.3.1

DEH控制器运行准备：

1）点击“自检”所有操作按钮，指示灯正常。 2）DEH控制器画面检查：

a.DEH“自动/手动”按钮在“自动”位置，“手动”指示灯灭。

b. TV1、TV2、GV1、GV2、GV3、GV4、IV1、IV2、IV3、IV4开度在0，RSV1、RSV2全关灯亮。

实际转速： 3r/min ，实际功率：0MW。 汽机状态： 脱扣、盘车运行 阀门方式： 单阀控制 控制方式： 操作员自动 控制设定点：

实际值 3r/min 给定值 0r/min 目标值 0r/min 升速率 r/min 转速回路 OUT 功率回路 OUT 调节级压力回路 OUT 阀门试验： 切除 限制器阀位 0.0% 高负荷 0.0MW 低负荷 0.0MW 遥控TPL： OUT

进水检测： 各测点指示正常。 超速试验： 试验退出

EH油画面显示： EH油系统无异常。

蒸汽温度、轴承振动、各轴承及回油温度、汽室温度、TSI监视及其他各参数测点显示正确，测点工作正常。

c.ETS盘显示各状态正常。 d.OPC在“投入”位。 3）点击“ATC监视”灯亮。 5.4.3.2旁路系统投入

5.4.3.2.1 在旁路控制屏上检查确认旁路油系统运行正常，油泵在远控“AUTO”状态，无油压低报警，且就地油压正常。

5.4.3.2.2 汽包压力起压后投入旁路系统。

5.4.3.2.2．1 检查电泵、凝泵运行正常，高、低旁减温水压力足够。开启高低旁喷水手动截门。确认高旁减温水调节阀在全关位无泄漏。

5.4.3.2.2．2高旁减温水控制在“AUTO”。 5.4.3.2.2．3 开启高旁路系统电动隔离门。

5.4.3.2.2．4手动稍开高低旁减压阀，对旁路管道进行暖管。

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可调TPL： OUT

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5.4.3.2.2．5 设定好主、再热蒸汽升压率和目标值，旁路系统投入运行。

5.4.3.2.2．6 将旁路系统投入自动，直至主汽门前压力达设定点4MPa，汽机准备冲转。

5.5 机组启动控制方式选择说明

5.5.1 一般情况下，机组冷态启动DEH采用“操作员自动”方式控制；热态启动DEH采用ATC控制；机组并网后，可根据情况决定是否投入DEH遥控方式，即CCS控制方式。 5.5.2 机组从并网至40%额定负荷阶段，CCS选择以锅炉为基础的运行方式，当负荷增至40%额定负荷时，DEH投入“遥控”方式，CCS转为以汽机为基础的自动运行方式，当机组带80%额定负荷时，CCS可投入功率控制方式。

5.5.3 机组从冲转至40%额定负荷期间，采用以锅炉为基础的运行方式，用改变锅炉燃烧率的方法调整有功功率，主汽压通过改变汽机调门开度来调节，在这一阶段，主汽压能自动调节，由操作员通过改变调门开度来调节主汽压。在带40%额定负荷以后，机组采用以汽机为基础的运行方式，用改变汽机调门开度来调整有功功率，主汽压通过锅炉改变燃烧率来调节。带80%额定负荷以后，采用功率控制方式，负荷及主汽压的调节手段与以汽机为基础的自动运行方式相同。 5.5.4 机组启动旁路的使用规定

a. 冷态启动：采用高压缸冲转，不带旁路。

b. 热态启动：可采用高压缸冲转或中缸冲转；亦可采用高压中压缸联合冲转。 5.6 冷态启动(高压缸启动不带旁路) 5.6.1 汽轮机冲转前准备

5.6.1.1锅炉起压至0.02MPa，确认主蒸汽管疏水门开启，同时应检查盘车工作正常，汽缸各点金属温度无上升。

5.6.1.2检查旁路状态良好，运行正常。关闭高、低压旁路，并确认再热器压力为0。 5.6.1.3凝汽器压力15kPa,可停用一台真空泵作联备。 5.6.1.4冲车前确认下列汽机保护投入。 a. 润滑油压低保护 b. 抗燃油压低保护 c. 轴向位移大保护 d. 轴振动保护 e. 汽轮机胀差保护 f. 轴承金属温度保护 g. OPC超速保护 h. ETS电气超速保护 5.6.1.5 确认以下条件满足

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a. 机组辅助设备及系统运行正常，确认汽轮机不存在禁止启动条件。 b. DEH系统正常。

c. 确认汽轮机在盘车状态，转速3r/min。 d. 连续盘车时间不少于4小时。

e. 转子偏心度不大于0.076mm或不超过原始值的0.02mm。

f. 主机润滑油温38-48℃，润滑油压0.096-0.124MPa，主油泵进口油压0.069-0.137MPa；EH油压13MPa左右，油温大于32℃。

g. 确认汽水品质合格。

h. 冲车参数已满足要求：主汽压力4MPa，主蒸汽温度330℃（过热度大于56℃）；再热汽温280℃；凝汽器压力在5-13.5Kpa之间；高压缸内缸上下缸温差小于35℃、外缸上下缸温差小于41.7℃。

l. 低压缸喷水控制开关在自动位。

j.切除高、低压旁路，确认减温水关闭。确认再热汽压力为零，维持主蒸汽参数稳定。 k. 发电机密封油系统、定子冷却水系统及氢气冷却系统运行正常，定子冷却水进水压力0.196MPa。

l.汽机TSI指示正常。

m.根据汽机高中压缸第一级金属温度、主再热蒸汽参数查阅汽轮机启动曲线，决定升速率、升负荷率、暖机时间，并做好汽机冲转前各参数的记录。 5.6.2 冲转条件

（1） 主蒸汽参数：压力4MPa，汽温330℃（不超过360℃），冷再热压力低于0.3KPa,温度320℃。

（2） 高中压缸上下缸温差小于41.7℃。 （3） 凝汽器背压在12KPa。

（4） 转子偏心度不大于0.076 mm或不超过原始基准值的0.02mm。 （5） 抗燃油压13.8MPa，油温大于32℃。

（6） 润滑油压在0.09～0.12MPa,油温在38～45℃。 5.6.3 汽机挂闸

5.6.3.1 得到值长命令后进行汽机挂闸。

5.6.3.2 按“操作员自动OA”、“单阀”按钮，指示灯亮。

5.6.3.3按“挂闸”按扭，“紧急停机”按钮灯灭， “脱扣”灯灭。 5.6.3.4 按“阀限显示”按钮，设定阀限为100，中压调门IV全部打开。 5.6.3.5按“主汽门控制”按钮，指示灯亮，确认高调门开度至100%。 5.6.4冲转前的操作与检查

5.6.4.1 进行OPC功能试验，将“超速保护” 按钮置向“切除”位置，按“OPC电磁阀”按钮，OPC电磁阀动作，高、中压调门、高排逆止门、各抽汽逆止门关闭，高缸通风阀打开。

5.6.4.2 将“超速保护”按钮置向“投入”位置，上述阀门应开启，高缸通风阀关闭。 汽机挂闸后，检查并确认汽轮机和旁路系统在冲转前应处如下状态：

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设 备 名 称 主汽门 高压调节汽门 再热调节汽门 再热主汽门 高排通风阀 高排逆止门 所有高压疏水门 所有中压疏水门 排汽喷水 高压旁路门 低压旁路门

5.6.4.3 确认主汽压力、温度满足机组冷态启动要求。 5.6.4.4 确认汽机在盘车状态。

5.6.4.5机组所有辅助系统设备运行正常，无异常报警信号。

5.6.4.6确认汽机本体、高压、中压系统疏水门及低压缸喷水控制开关在自动。 5.6.4.7 氢冷器、润滑油冷却器、密封油空侧及氢侧冷却器、发电机定子水冷却器在准备投运状态。

5.6.4.8 低加随机启动，开启低加供汽电动门，疏水逐级自流。(若高加正常，此时高加也采用随机启动方式)。 5.6.5汽机冲车、升速

5.6.5.1汽机冲转，目标600r/min，汽机检查，停留5分钟。

5.6.5.2 按“目标值”按钮，设定目标转速600r/min，“保持”按钮灯亮。 5.6.5.3 按DEH控制盘“升速率”按钮，设定升速率100r/min。

5.6.5.4按 “进行”按钮灯亮，“保持”按钮灯灭，机组开始升速。当CRT窗口显示转速大于3r/min时，确认盘车装置脱开、电机停止。在转速达到600r/min之前转子偏心度应稳定并小于0.076mm。

5.6.5.5 在CRT上监视轴承振动、轴承温度、胀差、缸温和轴向位移变化情况。回油温度、油流正常。

5.6.5.6 CRT窗口显示值为600r/min时， “进行”按钮灯灭，就地倾听汽轮机转动部分声音正常。检查冷油器出口油温在38～49℃。

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状 态 关闭 全开 全开 全开 关闭 关闭 全开 全开 关闭 关闭（在备用方式） 关闭（在备用方式） 广东国华台山发电有限责任公司 汽轮机主机运行规程

5.6.5.7当汽机转速达600r/min，检查低压缸排汽喷水电磁阀开启，排汽温度正常。 5.6.5.8 机组大小修后在600r/min时进行打闸摩擦检查， 确认机组无问题， 将机组转速升至600r/min。

5.6.5.9保持机组转速600r/min 5分钟，检查汽机监视仪表TSI状态应良好。 5.6.5.10 检查结束后继续升速。在DEH盘上设定目标转速2900r/min。升速率为100r/min，“保持”灯亮。按“进行”按钮机组继续升速，在CRT监视汽轮机转速上升情况。

5.6.5.10.1 汽轮机转速上升到2420r/min时检查顶轴油泵自停。 5.6.5.10.2 过临界转速时检查记录机组振动值。

5.6.5.10.3转速达2900r/min时，“进行”键灯灭，“保持”键灯亮。

5.6.5.10.4 监视汽轮机振动、差胀、轴移、轴承金属温度、回油温度等参数在正常范围内，记录轴系的临界转速范围及各个轴承的振动情况。因上述参数不正常，需要停留的转速应为2420 r/min。

5.6.5.11 升速至2900 r/min时，稳定3分钟，进行高压主汽门与高压调门控制切换。 a.

TV/GV切换前由下列公式计算出高压蒸汽室金属温度，确认Ts大于主汽压力

下的饱和温度才可切换。

Ts=T1+1.36（T2-T1） Ts--蒸汽室金属温度 T1--蒸汽室外壁金属温度 T2--蒸汽室内壁金属温度 b. 确认汽轮机为单阀控制。

c. 切换时间应少于2分钟，否则再进行一次，若仍不成功，应查明原因，处理后再进行切换。

d. 按下“高压调门控制”按钮， 在CRT上确认高压调门从全开位置关下，当实际转速下降到2900r/min以下后，高压主汽门逐渐全开，高压调门控制汽轮机转速在2900r/min，阀切换完成。切换过程中转速一般下降30r/min，最多下降不允许超过70 r/min。

5.6.5.12机组升速至3000 r/min a. 设定升速率50r/min。 b. 设定目标转速3000r/min。

c. 按“进行”按钮灯亮，“保持”灯灭，汽机开始升速。

d. 当转速达3000r/min时，“进行”按钮灯灭，“保持”灯亮，转速保持在3000r/min。 5.6.5.13 汽轮机转速升至3000r/min后，稳定保持在3000r/min。 5.6.6 并网前进行以下试验： 5.6.6.1进行跳闸试验

5.6.6.1.1 在就地或远方手动跳闸。

5.6.6.1.2 就地确认高中压主汽门、调门及抽汽逆止门迅速关闭，无卡涩现象。 5.6.6.1.3 控制室CRT报警，机组转速下降。

5.6.6.1.4 当转速降至2900 r/min以下，汽机重新挂闸。 5.6.6.1.5 设定升速率为50r/min. 5.6.6.1.6 设定目标转速2900r/min。

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5.6.6.1.7按“进行”键灯亮，当转速达2930r/min。时，“进行”按钮灯灭，“保持”按钮亮，进行阀切换。

5.6.6.1.8 机组升速至3000 r/min. 5.6.6.2进行危急保安器充油试验，并合格。

5.6.6.2.1在机头将危急保安器试验手柄从“正常”扳到“试验”位置并保持。 5.6.6.2.2 缓慢开启试验油门、油压逐渐上升。

5.6.6.2.3 观察机头脱扣器手柄由“正常”切至“脱扣”位置，危急保安器动作，记录动作转速及试验油压。

5.6.6.2.4 关闭试验油门，当DEH “脱扣”灯灭，记录复位油压，待试验油压降至 “0”,将脱扣器手柄恢复至“正常”位置，方可将危急保安器试验手柄复归至“正常”位置。

5.6.6.3做汽轮机OPC动态试验

5.6.6.3.1在DEH手操面板上将超速保护按钮置“试验”位置。

5.6.6.3.2 在超速试验面板上，确认“试验允许”与“110%”、“103%”、“机械超速”按钮灯亮。

5.6.6.3.3 点击“103%”按钮，设定汽机目标转速3100r/min，升速率50r/min，提升汽机转速，当汽机升速至3090r/min，注意观察GV、IV快速关闭，超速保护控制器动作良好，汽机转速下降，设定目标转速3000r/min，转速降至3000r/min，GV、IV开启，汽机维持转速在3000r/min。

5.6.6.3.4 点击“103%”按钮，将DEH手操面板超速保护按钮置“投入”位置，确认“试验允许”与“110%”、“103%”、“机械超速”按钮灯灭。

5.6.6.3.5 OPC试验结束，汇报值长并做好记录。 5.6.6.4汽机试验结束，可根据要求做发电机有关试验： 5.6.7机组启动过程中的注意事项及主要控制指标 5.6.7.1 倾听汽轮机和发电机转动部分声音正常。

5.6.7.2在600r/min以下，注意转子的偏心度应小于0.076mm。

5.6.7.3过临界转速时应迅速通过，当轴承振动超过0.1mm，或相对轴振动超过0.254mm应立即打闸停机，严禁强行通过或降速暖机。

5.6.7.4汽机升速过程中，应注意上述各参数的情况。发现上述参数有异常变化时，应暂停升速，查明原因，使其恢复正常范围，方可继续升速。

5.6.7.5正常升速率为100r/min左右，过临界转速时迅速通过。

5.6.7.6检查汽轮机本体及管道，应无水击、振动现象疏水扩容器压力不超过规定值。 5.6.7.7注意缸胀、轴向位移、胀差等正常。 5.6.7.8注意凝汽器、加热器、除氧器水位正常。

5.6.7.9检查确认油压、油温、油箱油位、各轴承油流正常。

5.6.7.10检查确认发电机冷却水压力、流量、温度、风温及密封油系统差压正常。 5.6.7.11维持主蒸汽、再热蒸汽参数稳定，主蒸汽温度不超过427℃，再热蒸汽温度不低于260℃。

5.6.7.12监视凝汽器压力不高于18.61KPa，确认低真空保护投入。

5.6.7.13确认中压缸进汽温度、低压缸排汽压力应符合空载和低负荷运行导则曲线。 5.6.7.14低压缸排汽温度<79℃。 5.6.7.15 确认主油泵出口油压在2.21-2.63MPa之间，入口油压在0.069-0.31MPa之

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间。停止密封油备用泵、交流润滑油泵，并将其投自动，注意油压变化。

5.6.7.16确认冷油器出口油温正常，轴承回油温度小于71℃。

5.6.7.17 调节氢温在45+1℃范围内，投入氢温调节自动，设定值为45℃。 5.6.7.18 调节发电机内冷水温度在40-50℃之间，投入自动，设定值为45℃。 5.6.7.19 调节励磁机空冷器出口温度维持在40-50℃之间，投入自动设定值为45℃。 5.6.7.20 确认空侧、氢侧密封油冷却器出口油温在37-49℃之间。 5.6.7.21 确认发电机内氢气压力为0.4MPa，纯度为98%以上。

5.6.7.22 汽轮机在最初运行的半年内、大修后一个月以及汽轮机的启动过程中，汽轮机的阀门管理要在“单阀”方式。 5.6.8机组并网及带初负荷

5.6.8.1机组并网时，汽机应具备的条件：

5.6.8.1.1 确认汽机在3000r/min运行时转速稳定，DEH装置正常。 5.6.8.1.2 汽机空负荷运行时各控制指标均无异常变化，辅机运行正常。 5.6.8.1.3 机组在3000r/min下进行的试验工作已结束。 5.6.8.1.4 主汽温、汽压稳定。

5.6.8.2 汇报值长，通知电气并列发电机。

5.6.8.3 发电机并列分为“自动同期”和“手动同期”二种方式。正常情况下应采用“自动同期” 方式进行并列。

5.6.8.3.1若采用自动并网，根据电气要求则按“自动同期”按钮。指示灯亮，DEH受“自动同期”的控制，直到并网。

5.6.8.3.2 若“自动同期允许”断开，则“自动同期”灯灭。手动并网须经总工程师批准后方可进行。手动并网，则保持机组转速为3000r/min。 5.6.8.4 并网后，确认发电机初负荷为30MW。 5.6.9机组并列后汽轮机的检查和操作 5.6.9.1机组并列后的检查

5.6.9.1.1 检查定子冷却系统运行正常，投入氢冷泵。

5.6.9.1.2 确认DEH盘“全自动”及“ATC监视”按钮灯亮，依次投入调节级压力回路、功率回路。机组负荷大于5％时，“超速保护监视”灯应熄灭。如果负荷大于10％时超速保护监视”灯未熄灭，

5.6.9.2在5%负荷下，保持运行30分钟暖机。注意监视主、再热汽温变化情况，如主汽温每变化1.7℃，应增加1分钟暖机时间。 5.6.10 初负荷暖机

5.6.10.1按暖机曲线或ATC显示数值进行初负荷暖机。 5.6.10.2初负荷暖机期间维持主再热汽参数稳定。

5.6.10.3注意检查、监视机组的膨胀、胀差、温差等机组控制指标正常。就地缸体绝对膨胀正常。

5.6.10.4确认下列控制系统及阀门控制投入自动，

——电动给水泵最小流量控制。 ——汽动给水泵再循环控制。 —— 除氧器压力、水位控制。 ——电动给水泵转速控制。

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—— 电泵给水旁路门控制。 ——汽机本体疏水门控制。 ——定子水温控制。

——主机及小汽机润滑油温度控制。 ——氢气温度控制。

5.6.10.5检查汽机振动、轴向位移及各轴承金属温度正常，润滑油压、各轴承回油温度、EH油压正常，汽缸上、下壁温差在允许范围内及暖机时间均满足要求时，确认暖机结束。

5.6.10.6投入机、电、炉大联锁。 5.6.11 升负荷的操作

5.6.11.1机组5％负荷升至10%负荷

5.6.11.1 .1在DEH设定目标负荷60MW，升负荷率4.3MW/min，点击“进行”按钮，负荷将逐渐增加至60MW。

5.6.11.1.2 负荷至10%，检查中压主汽门前所有疏水门自动关闭，DCS自动关闭预暖和低点疏水。

5.6.11.1.3 机组维持60MW负荷稳定运行至少4小时，（仅在需要做电超速和机械超速试验时执行），根据需要做汽轮机机械超速试验。

5.6.11.1.4超速试验结束后，发电机重新并网。

5.6.11.1.5 负荷升至10%时，确认DEH工作正常，负荷及其他各参数无扰动。

5.6.11.1.6负荷至10%时，确认所有高压疏水门自动关闭，否则手动关闭（中压主汽门

前管道疏水）。

a. 主蒸汽母管疏水。 b. #1、2主汽门进汽管疏水。 c. 再热母管疏水。 d. 再热母管三通阀疏水。 e. 低旁前疏水。

f. 高排逆止门前疏水。 g. 高排逆止门后疏水。 h. 小汽机高压进汽管疏水。 i. 一次抽汽电动门前疏水。 j. 一次抽汽逆止门后疏水。 k. 二次抽汽逆止门后疏水。 l. 高缸第一级疏水。 m. 高压内缸疏水。

n. 高压外缸疏水。

5.6.11.1.7当负荷升至60MW时，确认主汽压力4.7MPa，主蒸汽温度330℃，再热汽温300℃。

5.6.11.2 10%负荷升至25%负荷

5.6.11.2.1在“操作员站”或DEH盘上设定目标负荷150MW，负荷变化率3MW/min，主汽压力6.07MPa。

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5.6.11.2.2负荷升至15%时，检查低压缸喷水装置自动退出。

5.6.11.2.3 负荷升至15%～18%，，四抽压力≥0.147MPa，除氧器切至四抽供汽，除氧器切至四段抽汽供汽，确认辅汽至除氧器压力调节阀自动关闭。冷段压力达0.8MPa时，检查本机冷段至厂用蒸汽母管电动隔离门开启。

5.6.11.2.4启动一台汽动给水泵，最小流量控制投自动（启动方式及检查见辅机规程）。 5.6.11.2.5 当给水旁路调节阀开度大于80%时，将给水调节由给水旁路调节切至电泵转速调节，电泵出口门自动开启。。

5.6.11.2.6 负荷升至120MW时，进行下列操作： 5.6.11.2.6.1确认下列中缸疏水阀自动关闭

a. 低旁前1A、1B疏水电动门 b. 五段抽汽逆止门前疏水电动门 c. 五段抽汽管疏水电动门 d. 六段抽汽逆止门前疏水电动门 e. 六段抽汽管疏水电动门 f. 左侧上、下再热导汽管疏水门 g. 右侧上、下再热导汽管疏水门 h. 三段抽汽管逆止门前疏水电动门 i. 三段抽汽管疏水电动门

j. 四段抽汽管逆止门前疏水电动门 k. 四段抽汽管疏水电动门

l. 除氧器进汽电动门前、后疏水电动门 m. 1A小机低压进汽门前、后疏水电动门

n. 1B小机低压进汽门前、后疏水电动门 o. 中压缸进汽管疏水电动门 p. 低旁入口再热汽管疏水电动门

5.6.11.2.6.2 由低至高依次投入高加，注意汽机轴向推力变化。 5.6.11.3 负荷由25%升至40%

5.6.11.3.1 手动调整汽泵转速3100r/min，待汽泵运行正常后，投入锅炉自动，汽泵改由炉侧控制。

5.6.11.3.2负荷200MW，

a. 按辅机规程，启动第二台汽泵，投入最小流量再循环。

b. 待第二台汽泵转速升至3100r/min时，投入锅炉自动，第二台汽泵改由炉侧控制。

c. 逐渐减低电泵负荷至空载，停止电泵备用。启动第二台小机运行，停电动给水泵作备用。

d. 小汽轮机带10%负荷以上关闭运行小汽机的本体疏水。

5.6.11.3.3负荷升至210MW时，根据化学要求调整连排流量，注意给水调节正常。

5.6.11.4负荷由40%升至55%

5.6.11.4.1 在“操作员站”或DEH盘上设定目标负荷330MW。 5.6.11.4.2 设定负荷上升，注意机组负荷变化。

5.6.11.4.3 当机组负荷升至300MW时，投入“调节级压力回路”、“功率回路”反馈。

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5.6.11.5 负荷由55%升至80%

5.6.11.5.1 在“操作员站”或DEH盘上设定目标负荷480MW，负荷变化率3.96MW/min，主汽压力16.7MPa。

5.6.11.5.2 设定负荷上升，注意机组负荷变化。 5.6.11.6负荷由80%升至100%。

5.6.11.6.1 在“操作员站”或DEH盘上设定目标负荷600MW，主汽压力为额定压力，负荷变化为3MW/min。

5.6.11.6.2 设定负荷上升，注意机组负荷变化。 5.6.11.6.3 负荷升至600MW时，确认各参数正常。

5.6.11.6.4 对机组全面进行检查，确认无异常后转为正常运行阶段。

5.6.11.6.5负荷大于80%，四抽供辅汽电动隔离门前压力大于0.6MPa时，辅汽由四抽供汽。

5.6.12升负荷规定与注意事项

5.6.12.1检查汽轮机组各部分无异音。

5.6.12.2机组各轴承、轴振、金属温度、回油温度及油流均正常，汽轮机的差胀、轴移、上下缸温差等参数在正常范围内。

5.6.12..3低压缸排汽温度<79℃。 5.6.12..4 TSI装置指示的参数值均正常。

5.6.12.5 500m储水箱、闭式水膨胀水箱、凝汽器、除氧器、加热器及疏水扩容器、等水位正常后应及时将控制投自动，各油箱油位正常。

5.6.12.6发电机氢、油、水系统和主机EH油系统运行良好。 5.6.12.7凝结水质不合格应及时通过#5低加排放。

5.6.12.8汽轮机在最初运行的半年内以及汽轮机的启动过程中，汽轮机的阀门管理要在“单阀”方式。

5.6.12.9汽机启动后，要防止主汽、再热汽温度波动，严防蒸汽带水。 5.6.12.10所有辅机启动和运行正常后应及时将备用泵联锁投入。

5.6.12.11机组增荷10%，可投入转速反馈回路反馈；50%负荷后，可投入调节级压力回路和功率回路反馈。

5.6.12.12低加、高加随机启动，高、低加投运后水位自动调节应正常。

5.6.12.13机组增荷至90%，主汽压力投自动后，可投入负荷高、低限制，高限：634MW、低限：360MW。

5.6.12.14 负荷变化率手动设定时，需兼顾到锅炉燃料控制和蒸汽参数稳定性与汽机不出现较大热应力为标准。例如：调节级金属温度升高过快，需采用较小的负荷变化率。负荷变化率的选取要严格按给定的曲线确定，不超过4MW/min。

5.6.12.15注意监视机组各项参数，尤其对胀差、绝对膨胀、振动、轴向位移等应严格监视。

5.6.12.16 升负荷期间，每一阶段的辅机启动，应按辅机规程规定执行，每一阶段的停留时间，除应保证该阶段的主、再热汽参数满足外，还应检查机组各部正常后方可继续升负荷。

5.7 机组热态启动

5.7.1热态启动：高压内缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度在大于204℃，

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为热态启动。

5.7.2要点

5.7.2.1热态启动可以采用中缸启动，也可采用高缸启动。

5.7.2.2第一级蒸汽温度与第一级金属温度要有良好的匹配，第一级蒸汽温度由冲转参数根据 “热态启动曲线”确定，在任何情况下，第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度高110℃或低于56℃。 推荐冲转参数 主蒸汽压力≥ 4.2MPa， 主汽和再热汽必须具有55.6℃以上的过热度，带最低负荷暖机时间依据“热态启动曲线”要求。

5.7.2.3启动前的准备，按冷态启动的有关章节进行

5.7.2.4按冷态启动冲转前的准备工作进行检查，确认系统运行正常。

5.7.2.5热态启动投入连续盘车时间不少于4小时或机组处于连续不间断盘车状态。 5.7.2.6转子偏心度不超过0.076mm。 5.7.2.7上下缸温差应小于规定值。

5.7.2.8当轴封母管疏水充分且参数达到规定值，可向轴封送汽。 5.7.2.9禁止在没投轴封的的情况下抽真空。

5.7.2.10启动真空系统，凝汽器建立真空不小于kPa。，但不能超过再热汽温所对应的低压缸排汽压力的极限值。此极限值由“满负荷-空负荷”确定。

5.7.2.11启动时热态启动时汽机本体疏水门必须全部开启。 5.7.2.12汽温、汽压满足冲转参数且稳定。

5.7.2.13 热态启动汽机升负荷率按定压运行曲线所决定，以汽缸金属温度不冷却为原则，尽快过渡到相应工况点。

5.7.3热态启动（不带旁路）

5.7.3.1 启动前的准备，按冷态启动的有关章节进行。 5.7.3.2冲转、 升速

5.7.3.2.1 按冷态启动DEH控制盘与CRT的操作方法，将确定的升速率及目标转速600r/min输入到控制器中。

5.7.3.2.2 在转速低于600r/min时，偏心率指示应稳定，且＜0.0762mm，升速至5.700r/min时，检查汽轮机所有监视仪表，并确认其工作正常，在转速＞600r/min时，注意观察振动等。

5.7.3.2.3 检查正常后，继续升速，目标转速2930r/min。 5.7.3.2.4 转速达2900r/min时，保持，准备进行阀“切换”。

5.7.3.2.5 按冷态启动阀切换的各项要求进行确认，满足条件后进行阀切换。 5.7.3.2.6 “阀切换”结束后，设定升速率50r/min2,将机组升速至3000r/min。 5.7.3.3 并网带负荷

5.7.3.3.1 汽机定速后，根据需要进行跳闸试验，在控制室或就地操纵跳闸按钮或操作杆，使机组跳闸，检查主、再热汽门无异常。

5.7.3.3.2 汽机重新复置，将机组转速升至3000r/min。 5.7.3.3.3 根据需要进行危急保安器充油试验。 5.7.3.3.4 试验完毕后，联系电气进行发电机并网。 5.7.3.3.5 按冷态启机方式，发电机并网后带5%负荷。

5.7.3.3.6 根据第一级蒸汽温度及第一级金属温度，按 “热态启动曲线”，确定5%负荷下暖机时间。

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5.7.3.4 机组5%负荷暖机结束后，按 “热态启动曲线”升负荷至600MW。 5.7.4带旁路的热态启动

5.7.4.1 本启动方式适用于机组停运8小时以内的极热态启动，采用中压缸冲动方式。 5.7.4.2 机组准备工作见冷态启动过程。 5.7.4.3启动前旁路的整定。

5.7.4.3.1锅炉点火后应立即投入旁路。 5.7.4.3.2

确认高、低压旁路阀门在关闭状态。

5.7.4.3.3 确认高、低压旁路减温水处于准备状态，截止门开启,调节门关闭。 5.7.4.3.4 在DEH盘上按下“旁路投入请求”及“旁路投入允许”按钮，确认指示灯亮。

5.7.4.3.5开启低压旁路截止门。

5.7.4.3.6 在“操作员站”设定低旁压力、温度定值。 5.7.4.4冲转至定速

5.7.4.4.1确认汽压、汽温满足条件。

5.7.4.4.2按冷态启动要求进行DEH检查与复置。RHP投手动，CRT显示“旁路投入”灯亮。

5.7.4.4.3设阀限100，按“中缸启动”按钮，“中缸启动” 灯亮。高压调门GV、中压主汽门RV全开，高压主汽门TV、中压调门IV全关。

5.7.4.4.4设定目标转速2600r/min，按“进行” 按钮升速。 5.7.4.4.5 5.7.4.5.6 5.7.4.5.7 5.7.4.5.8

冲转、升速期间的检查操作见冷态启动过程。

当转速升至2600r/min时，进行中压调门/高压主汽门切换。此时中压调当转速升至2900r/min时，进行高压主汽门/高压调门切换。 阀切换后，继续升速至3000r/min。

门开度不变，高压主汽门逐渐开大继续控制升速。

5.7.4.5.9 当选用“全自动”方式冲转时，按确定的升速率将机组直接升速至额定，并迅速接带初负荷，注意尽量缩短升速及带低负荷时间，以免汽机金属过冷却。 5.7.4.5.10定速后的试验按热态启动（不带旁路）要求进行。 5.7.4.6发电机并网及带负荷 5.7.4.6.1发电机并列。

5.7.4.6.2 在CRT上确认发电机并网信号建立，根据“热态启动曲线”查得的初负荷暖机时间进行暖机。

5.7.4.6.3 暖机完成后,继续升负荷。

5.7.4.6.4 在5%-30%升负荷过程中，低压旁路随高压旁路的关小逐渐关小至关闭。 5.7.4.5.5 在升负荷过程中，中压调门随高压调门开大而开大直至全开。 5.7.4.5.6升负荷的其它操作见冷态启动过程。

7.正常停机停机

7.1停运前的准备

7.1.1分别试验高压密封油泵SOB、交流润滑油泵BOP、直流润滑油泵EOP、顶轴油泵，检查其转动正常，盘车电机空试正常。

7.1.2做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。

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7.1.3检查盘车装置处于正常状态。 7.1.4确认旁路控制在跟踪状态。

7.1.5在DEH上将功率反馈回路与第一级压力反馈回路退出。 7.2 减负荷的操作 7.2.1减负荷至360 MW

7.2.1.1接值长命令，按5MW/min减荷率，减负荷。 7.2.1.2 主蒸汽压力下降率为0.15MPa/min。

7.2.1.3 负荷减至360MW，启动电动给水泵并入系统，逐步增加电动给水泵负荷，同时逐步降低准备停用的一台汽动给水泵负荷后，停运该台汽动给水泵。

7.2.1.4 负荷480MW，根据情况做真空严密性试验。 7.2.2减负荷至120 MW

7.2.2.1 负荷150MW，除氧器倒至厂用汽汽源，停止另一台汽泵运行。 7.2.2.2按程序停运#1、#2、#3高加汽侧。 7.2.2.3将四段抽汽用户切换由辅助蒸汽供给。

7.2.2.4检查轴封汽母管压力正常并注意轴封汽源切换。 7.2.2.5负荷120MW，检查汽机中压有关疏水门自动开启。

7.2.2.6扩容器A、B减温喷水电磁阀自动开启，注意排汽温度正常。 7.2.2.7负荷120MW，检查中压主汽门后疏水门全开。 7.2.2.8停运一台循环水泵。

7.2.3 减负荷至90 MW，检查低负荷喷水和水幕喷水电磁阀自动开启。 7.2.4减负荷至60 MW，DCS打开中压主汽门前疏水，暖管疏水保持关闭。

7.2.5负荷60MW，启动BOP、SOB油泵运行，，检查油压正常，润滑油压在0.12MPa左右。

7.3解列停机。

7.3.1机组减负荷到零，发电机有功显示为零，汽机手动脱扣，发电机解列。 7.3.2检查TV、GV、IV、RSV及各段抽汽逆止门均关闭，转速下降。 7.3.3检查高、低压旁路自动开启正常，关闭高压旁路。

7.3.4当转速降至2420r/min，确认顶轴油泵自启动，否则手动启动顶轴油泵，顶轴油供油母管压力正常，在8～12MPa之间。

7.3.5转速到零，记录转子惰走时间，将盘车偶合器手柄吻合、启动盘车电动机、投入连续盘车，测量并记录大轴偏心度、盘车马达电流，倾听机内无异声。 7.4 转子停止后工作

7.4.1确认主汽管道上疏水门关闭。

7.4.2停运真空泵，凝汽器真空到零，开启凝汽器破坏真空门停止向轴封供汽，轴加风机停运。

7.4.3 停止向除氧器供汽加热，关闭辅助蒸汽至除氧器进汽门。 7.4.4停运发电机定子水冷却泵，关闭水箱补水门。 7.4.5根据锅炉需要，停运电动给水泵。

7.4.6凝汽器排汽温度低于50℃，停运凝结水泵，检查凝结水再循环门关闭。 7.4.7锅炉主汽压力到零，确认无热源进入凝汽器，可停止向凝汽器供循环冷却水。

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7.4.8 如发电机仍维持氢压，密封油系统和机组润滑油系统必须保持正常运行。如需进行发电机倒氢工作，倒氢结束，确认发电机已置换至空气，低压备用密封油门开启，油压正常（盘车状况下，供密封瓦用油），方可停运空、氢侧密封油泵、高压密封油备用泵及密封油系统排油烟机。

7.4.9 停机后应注意凝汽器水位不升高，关闭至凝汽器补水门，防止凝汽器满水倒灌汽缸。

7.4.10 维持闭式冷却水系统运行。 7.5减负荷停机注意事项

7.5.1 减负荷过程中应调整除氧器、凝汽器、高、低压加热器水位正常。

7.5.2监视主蒸汽温、再热汽温降温率及金属温降率应在允许范围内，主汽温降<1.5℃/min，再热汽温降<2.5℃/min，金属温降在1—1.5℃/min。

7.5.3监视机组振动，轴向位移，差胀等参数正常。

7.5.4及时调整轴封汽压力和温度，使轴封汽温度与转子金属温度差控制在许可值内，低压轴封汽温度应在121～177℃范围内。

7.5.5注意凝汽器真空，低压缸排汽温度，排汽温度升高时，应检查低压缸水幕喷水投入正常。

7.5.6降负荷过程中，注意高、中压调门无卡涩，蒸汽参数无突变。 8.滑参数停机

8.1因检修工作需要，加快汽缸的冷却，可进行滑参数停机，一般滑停至汽机高压缸调节级金属温度至350℃以下。

8.2 滑停开始时参数：主汽压力12MPa，主汽温度500℃。 8.3 滑停操作

8.3.1滑停前所有检查和准备工作均按正常停机的规定执行。

8.3.2负荷由600MW减至350MW，稳定后，调整蒸汽参数至滑停起始参数值：主汽压力12MPa，主汽温度500℃。

8.3.3调整给水运行方式为一台汽动给水泵和一台电动给水泵运行。联系值长后启动电动给水泵运行，停运一台汽动给水泵。确认DEH画面，目标负荷与实际负荷相一致，功率反馈回路在投入状态。

8.3.4监视主汽压力，逐渐开大调门，直至GV1～GV4全开，开始滑停。 8.3.5主、再热蒸汽参数按滑停曲线进行降温降压。

8.3.6负荷降至180MW，主汽参数应保持汽压8.5MPa，汽温400℃。观察高中压缸第一级金属温度下降情况。

8.3.7负荷降至120MW，待厂用电切换和四段抽汽用户切换工作结束后，停用另一台汽动给水泵和#1、#2、#3高加汽侧。

8.3.8负荷90MW，保持一套制粉系统运行，开启过热器、再热器疏水。检查汽机低压缸喷水自动投入

8.3.9负荷60MW，DCS打开中压主汽门前疏水，暖管疏水保持关闭。在DEH控制画面上，将功率反馈回路退出。

8.3.10主汽参数降至汽压4.0MPa，汽温350℃，在此工况下，机组应稳定运行1小时。 8.4 减负荷停机

8.4.1启动SOP、BOP检查油压正常。

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8.4.2关小调门减负荷至零，同时逐渐开启旁路，保持汽温汽压不变。 8.4.3联系值长，负荷到零，汽机手动脱扣，发电机解列。

8.4.4检查TV、GV、RSV、IV及各段抽汽逆止门均关闭，转速下降。

8.4.5转速降至2420r/min，顶轴油泵运行，转速到0，记录惰走时间，投盘车，测偏心。

8.5 滑停注意事项

8.5.1滑停过程中，主蒸汽、再热蒸汽温差≯50℃，降温过程中再热汽温应尽量跟上主蒸汽温度。

8.5.2滑停过程中，严防发生汽轮机水击，主蒸汽过热度应保持在50℃以上。 8.5.3滑停过程中，不准进行汽轮机的注油试验或其它影响高、中压自动主汽门，调速汽门开度的试验。

8.5.4应及时通知化学加强对凝结水质的监督和分析。

8.5.5在降温降压的过程，应特别监视高、中压转子有效温度，应力趋势、中压叶片持环温度变化情况。

8.5.6监视和分析主汽门腔室、高、中、低压缸温及ATC所显示的汽机各点金属温度下降率应正常。

8.5.7在整个滑参数停机过程中，参数不应出现回升现象。

8.5.8在滑停过程中应密切监视汽机差胀、位移、振动、汽缸上下缸温差。 8.5.9打印或抄录滑停的全部运行数据，并进行分析和比较。 9.汽轮机正常运行及维护 9.1运行维护内容

9.1.1机组运行或备用时，应定时、定线对设备进行巡回检查，发现问题及时汇报联系相关部门进行消除，并把设备缺陷输入微机，针对设备缺陷积极做好事故预想。对油系统要重点检查，严防漏油着火等事故发生。

9.1.2各岗位人员应按运行日志要求定时、正确抄录表计，并做好值班记录。 经常检查机组运行情况和监视表计指示。当发现表计指示和正常值有差异时，应查明原因。设备出现故障时，应及时联系、汇报，采取措施。各运行设备的电流、声音、温度、振动、轴承油位等应正常。

9.1.3备用设备应处于良好的备用状态，有联锁的联锁在投入位置，轴承油质良好，油位正常。

9.1.4在下列情况下应特别注意机组运行情况： 9.1.4.1负荷急剧变化

9.1.4.2蒸汽参数或真空急剧变化 9.1.4.3汽机内部有不正常的声音 9.1.4.4系统发生故障 9.1.4.5自动不能投入时

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9.1.5及时合理调整运行方式，分析处理设备异常，确保安全经济运行。

9.1.6根据负荷变化，监视、调整好汽机轴封汽压力，使空气不向里漏，蒸汽不向外漏。 9.1.7运行值班人员，有权监督有关人员做好设备的预防性维护工作，如设备的定期加油、介质的化验、定期紧螺丝、阀门等。

9.1.8设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，除事故处理明文规定外，严禁设备超出力运行。

9.1.9新投入运行的设备或带病运行设备要加强巡检和监视。 9.2 正常运行监视项目 9.2.1 主蒸汽压力

a. 主汽额定压力 16.7MPa，正常运行不应超过17.5MPa。

b. 主汽压力在17.5MPa～21.7MPa之间，运行时间一年累计不许超过12小时。 c. 主汽压力超过21.7MPa时，应立即采取措施降至允许压力，否则应停机。 d. 主汽压力小于对应负荷压力时，应降低负荷，保持负荷与压力对应。 9.2.2 再热汽压力 3.22 MPa 正常运行时不超3.58MPa。 9.2.3 主、再热蒸汽温度

a. 主、再热蒸汽额定温度537℃。正常运行时，主、再热汽温度不许超过545℃。 b. 主、再热蒸汽温度在546℃～551℃之间，一年运行累计时间不许超过400小时。 c. 主、再热蒸汽温度允许在15分钟内，由额定温度最高可波动至565℃，或在551～565℃温度运行时一年累计时间不许超过80小时。

d. 主、再热蒸汽温度超过565℃时应手动停机。

e. 正常运行时，主、再热蒸汽两主汽门前温差应小于14℃。

f. 主、再热蒸汽两主汽门前温差允许为42℃，每次运行不能超过15分钟，如超过应手动停机，类似工况的重复出现应间隔至少4小时。温差达43℃时，应手动停机。

g. 主、再热蒸汽温度最低不许低于509℃，如低于此温度，应联系值长降低负荷并尽快恢复，汽温降至454℃时，应手动停机。

h. 主、再热蒸汽温度10分钟内直线下降50℃时，应手动停机。 9.2.4 汽缸金属温度

a. 蒸汽室内、外壁金属温差正常应小于83℃，超过83℃时，应保持机组负荷，查明原因。

b. 高中压缸上、下温差达42℃报警，应查明原因，并检查轴向位移、胀差、振动等情况，达56℃时，应手动停机。 9.2.5 高缸排汽温度。

排汽温度达404℃报警，达427℃自动停机。 9.2.6 胀差 a. 高压胀差

达15.7mm报警，达16.5mm自动停机。 达-5.5mm报警，达-6.3mm自动停机。 b. 低压胀差

达32.2mm报警，达33mm自动停机。 达-5.5mm报警，达-6.3mm自动停机。 9.2.7 振动

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正常运行时应＜0.076mm，当振动达0.125mm时报警，应查明原因，根据具体情况可以变化转速或负荷，升至0.254mm时自动停机。 9.2.8 轴向位移

调速器端 达－0.9mm报警，达－1mm跳闸。 发电机端 达＋0.9mm报警，达＋1mm跳闸。 9.2.9 低缸排汽温度 a. 温度达79℃时报警。

b. 温度在121℃连续运行时间〈15分钟，否则应紧急停机。 9.2.10 凝汽器真空

a. 凝汽器真空正常值 KPa。 b. 真空达18.6KPa时报警，应查明原因，予以恢复。 c. 真空达20.3KPa时，自动停机。 9.2.11 润滑油压力及温度 a. 正常油压 0.096～0.124MPa。

b. 当润滑油压降至0.082MPa时，报警并联动辅助润滑油泵及密封油备用泵。 c. 当润滑油压降至0.075MPa时，报警并联动直流润滑油泵。 d. 当润滑油压降至0.048MPa时，轴承油压低报警。 e. 当润滑油压降至0.048MPa时，自动停机。 f. 正常油温度38～43℃。

g. 支持轴承金属温度正常应小于90.5℃，达107℃报警，当金属温度超过113℃时，自动停机。

h. 推力轴承金属温度正常应小于85℃，达99℃时报警，达107℃时自动停机。 i. 支持轴了及推力轴承回油温度正常应小于71℃，达77℃报警，达82℃时应手动停机。

9.2.12 EH油压及油温。 a. 压力正常12.4～15.1MPa。 b. 达MPa时，油压高报警。

c. 降至11.4MPa时，油压低报警，备用油泵联动。 d. 降至9.3MPa时，自动停机。

e. 油温正常为43℃～54℃，最低为38℃，当油温升至60℃时报警。 9.2.13 EH油箱油位。 a. 正常油位510～525mm.

b. 油位低于430mm时，低油位报警。 c. 油位低于300时，油位低低报警。 d. 油位低于200时，EH油泵不打油。 9.2.14 调节级与高缸排汽压力之比。 a. 压力比值正常应大于1.8，报警值为1.8. b. 压力比值＜1.7时，自动停机。 9.2.15 轴封蒸汽压力及温度。

a. 轴封蒸汽母管压力正常为0.028～0.031MPa。 b. 压力＞0.031MPa时，压力高报警。

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c. 压力＞0.28MPa时，系统安全门开启。

d. 轴封供汽温度必须具有不小于14℃的过热度，正常值为150℃，＜121℃时报警。 9.3

机组运行方式说明

9.3.1机组正常运行中的运行方式采用“协调”方式；若遇机组工况的不正常或有关设备装置故障，根据主、辅设备健康水平选择机组控制方式，异常侧作为被跟踪目标，可灵活地采用以“汽机跟随”或以“锅炉跟随”的运行工况

9.3.2机组在启动过程中，负荷在40％以下应采用以“汽机跟随”的运行方式，而DEH处于单独的运行方式。当机组负荷达40％以上时，可投入“炉跟机协调”方式。

9.3.3出现下列情况之一时，应迅速解除协调控制，切为手动调整，以免事故扩大： 9.3.3.1出现RB工况时，而RB功能未能自动实现；

9.3.3.2调节特性变差，机组主要参数偏离正常控制范围，长时间不能恢复； 9.3.3.3机组在高负荷运行时，主蒸汽压力持续上升而主汽温急剧下降。

9.3.4 机组停止过程中，应尽可能选择以“炉跟机协调”方式，当机组负荷降到40％时，选择以“汽机跟随”方式，当负荷降到5％时，解除DEH的“REMOTE”控制方式，使机炉各自独立控制。

9.3.5在发生运行方式的自动切换时，应确认发生自动切换的原因，对机组的设备及装置应作全面的检查，发现问题须汇报值长。并进行相应的处理。

9.3.6正常运行中，DEH切除“遥控”方式时， “CCS”系统应自动切至以“锅炉跟随”的运行方式，此时值班人员必须加强对主汽压力的变化，并及时与热工的联系，迅速消除故障，在此阶段应避免机组负荷的变动，若调度要求改变机组负荷时，缓慢地调整负荷。

9.3.7机组保护联锁运行方式

9.3.7.1所有运行、备用设备的保护、联锁必须投入。有问题需退出运行时，必须经过严格的审批手续。

9.3.7.2运行中发现某参数异常，确认为测量回路或测量元件故障时，为防保护误动，必须立即联系热工人员解除可能误动保护。

9.3.7.3动力设备跳闸后必须检查电气保护是否动作，再确认热工保护，跳闸原因不清时，不得将设备再投入运行（事故下按规定处理）。备用设备联动后，应彻底查清联动原因，若为原运行设备故障引起，应停下检修。 9.4 正常维护、试验

9.4.1定期工作注意事项：

9.4.1.1定期工作的执行必须遵守规程和操作制度的规定。

9.4.1.2定期工作的执行情况、测得的技术数据以及出现的不正常情况，发现的设备缺陷等内容，应作好详细地记录，并汇报上一级领导。

9.4.2 设备定期试验

项目 主、调节汽门活动试验 抽汽逆止门活动试验 密封油备用泵、交直流润滑油泵，顶轴油泵，盘车电机空载启停试验 日期 每周二日白班 每月10日白班 每月1日、15日白班 主持人 主值 主值 副值 监护人 值长 值长 主值 备注 运行专工、点检人员到场 运行专工、点检人员到场 值长到场 36

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真空严密性试验 危急遮断器喷油试验 主、调节汽门严密性试验 遮断电磁阀试验 润滑油压低保护试验 低真空保护试验 小机事故油泵，顶轴油泵启停试验 电动给水泵启停试验 每月21日白班 主值 值长 正常停机前 运行2000小时 大小修后 启机前 大小修后 大小修后 每月18日白班 主值 主值 主值 值长 值长 值长 主值 主值 运行专工到场 运行专工到场 运行专工、点检人员到场 值长 9.4.3 转动设备定期切换运行

项目 EH油泵 凝结泵 真空泵 定子水冷泵 氢冷泵 小机主油泵 主油箱排烟风机 空氢侧密封油泵 闭式冷却水泵 日期 每月6日 每月10日 每月10日 每月18日 每月10日 每月6日 每月6日 每月18日 每月18日 时间 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 主持人 主值 主值 主值 主值 主值 主值 主值 主值 主值 备 注 10.汽轮机事故预防和处理 10.1事故处理原则

10.1.1事故发生时，值班员应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。 10.1.2 事故发生时的处理要点：

10.1.3根据仪表显示及设备异常象征判断事故确已发生。

10.1.4迅速处理事故，首先解除对人身、电网及设备的威胁，防止事故蔓延。 10.1.5必要时应立即解列或停用发生事故的设备，确保非事故设备正常运行。 10.1.6迅速查清原因，消灭事故。

10.1.7发生故障时，值班员应在值长和主值的统一指挥下，迅速排除故障。在故障的每一阶段都应尽可能迅速报告主值、值长和上级领导，及时采取正确的对策，防止事故蔓延。

10.1.9从机组发生故障起，到消灭故障、恢复机组正常状态为止，值班人员不得擅自离开岗位。故障发生在交接班时应延迟交班，在接班人员未签名之前，交班人员应继续工作，并在接班人员协助下，消灭故障，直至机组恢复正常运行并接到值长关于接班的命令为止。

10.1.9 专业人员及有关技术领导在故障现场监督消灭事故时，应给予值班人员必要的指示（但这些指示不得和值长的命令相抵触）。

10.1.10故障消除后，各级值班人员应分别将机组故障、象征、时间、地点、处理过程及所采取的消除措施等情况详细记录在交接班簿上。

10.1.11值班人员应完整保存好事故发生及处理过程中的有关数据资料。

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10.2机组遇有下列情况之一时，应破坏真空紧急停机。 10.2.1汽轮机转速上升到3330r/min,而超速保护未动作。

10.2.2汽轮机突然发生强烈振动或汽轮发电机组任一道轴承振动达0.254mm。 10.2.3汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。 10.2.4汽轮机轴向位移超过±1.0mm，保护未动。 10.2.5汽轮机差胀超限。

10.2.6润滑油供油中断或油压下降至0.048MPa，备用泵启动仍无效，保护未动。 10.2.7润滑油箱油位下降至-563mm。

10.2.8汽轮机轴承（#1～#8）金属温度达112℃，发电机、励磁机轴承（#10～#11），金属温度达107℃，汽轮机推力轴承金属温度任一点达107℃或轴承回油温度达82℃。 10.2.9汽轮机发生水冲击、高中压外缸上下温差达55.6℃。 10.2.10汽轮机轴封异常摩擦冒火花。

10.2.11 发电机、励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸。 10.2.12汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。 10.2.13厂用电全部失去。

10.3机组遇有下列情况之一，应不破坏真空紧急停机。

10.3.1 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、高压给水管道破裂无法运行时。 10.3.2 DEH工作失常，汽轮机不能控制转速和负荷。

10.3.3 EH油泵和EH油系统故障危及机组安全运行时，EH油压≤9.3MPa。 10.3.4凝汽器背压至18.6KPa，虽然减负荷到零仍不能恢复。 10.3.5主汽压力异常升高至21.7MPa。

10.3.6主汽温度异常升高超过565℃或降低至465℃或10分钟内主、再热汽温急剧下降50℃。

10.3.7运行中、高压缸排汽温度升高至424℃或排汽压力升高至4.92MPa。 10.3.8高旁或低旁开启，调节级与高压排汽压力比小于1.7。

10.3.9发电机定子线圈冷却水中断30秒仍不能恢复或定子冷却水出水温度达90℃。 10.3.10 机组大联锁保护拒动时。 10.3.11差胀超限，保护动作值。 10.4破坏真空紧急停机操作

10.4.1手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，检查TV、GV、RSV、IV、各段抽汽电动门和抽汽逆止门均关闭，高压缸通风阀开启，机组负荷到零，转速下降。汽轮机转速下降。

10.4.2 检查高、低压旁路和主汽管道疏水门自动开启，注意主汽压力,及时关闭高、低压旁路。

10.4.3启动SOP和BOP运行。

10.4.4停运真空泵、开启破坏真空门关闭至凝汽器所有疏水。 10.4.5启动电动给水泵，停运汽动给水泵A和B。 10.4.6将四段抽汽用户全部切换至厂用蒸汽供给。

10.4.7检查机组情况，倾听汽机转动部分声音。当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组。

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10.4.8真空到0，停运轴封汽。

10.4.9转速至0，检查盘车自动投入正常；若自投不成功，应手动投入，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。

10.4.10停机过程中应注意机组的振动、轴移、差胀、润滑油压、油温、密封油氢差压正常。

10.4.11其它操作与正常停机相同。完成运行规程规定的其它停机操作。 注：如遇水冲击或主汽温度异常降低紧急停机，应及时检查汽机本体及各段抽汽管道疏水门自动开启，否则应强制开启。 10.5不破坏真空紧急停机操作

10.5.1脱扣停机，检查TV、GV、RSV、IV、各段抽汽电动门和抽汽逆止门均关闭，机组负荷到零，转速下降。

9.5.2 检查高、低压旁路和主汽管道疏水门自动开启，注意主汽压力，及时关闭高、

低压旁路。

10.5.3启动SOP和BOP运行。

10.5.4启动电动给水泵运行，注意调节给水量。停运汽动给水泵A和B。 10.5.5将四段抽汽用户全部切换至辅助蒸汽供给。

10.5.6检查轴封汽调节门开启，控制轴封汽压力不大于0.03MPa。 10.5.7检查机组情况，转子停止，点动盘车正常，投入连续盘车。 10.5.8完成运行规程规定的其它停机操作。 10.6蒸汽参数异常 10.6.1现象

10.6.1.1各主、再热蒸汽压力、温度等过高或过低。 10.6.1.2 参数超限报警。 10.6.1.3机组负荷有变化。

10.6.1.4主机轴向位移、差胀等有变化。 10.6.2原因

10.6.2.1压力、温度控制系统故障，或减温水调整不当。 10.6.2.2机组突然甩负荷。 10.6.2.3高加突然解列。 10.6.2.4蒸汽系统安全阀突开。 10.6.2.5锅炉燃烧工况失常。 10.6.3处理

10.6.3.1控制系统故障，应根据故障程度分别处理，必要时切换到手动方式将压力、温度调至正常，并应通过调整燃烧、负荷等进行调整。

10.6.3.2若因负荷增减过快引起，应调整负荷变化率。由于保护动作等工况引起的负荷变化，按有关规定处理。

10.6.3.3高加保护动作解列，应及时调整机组负荷。

10.6.4若制粉系统运行不正常，造成锅炉热负荷不稳，应调整制粉系统，必要时停运。 10.6.5主、再热汽温异常时，按下列规定处理：

10.6.5.1主蒸汽温度，再热蒸汽温度正常运行允许变化范围为532℃～546℃。主蒸汽压力正常运行允许变化范围为16.7±0.5MPa。

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