超临界汽轮机概述、运行及维护说明书(600MW).doc

超临界汽轮机概述、运行及维护说明书 上海汽轮机有限公司N600(660)/24.2/566(538)/566引进型超临界600（660）MW中间再热凝汽式汽轮机说明书目 录汽轮机运行1 主要技术规范2 汽轮机控制整定值2.1 油压值2.2 高压油数值2.3 变送器数值2.4 调节汽阀2.5 转子位置（轴向位移）遮断2.6 差胀整定值2.7 监视仪表数值2.8 压力开关调整值2.9 DEH 控制器2.10 发送头间隙整定值3 汽轮机冷却蒸汽系统的检查4 检测仪表4.1 汽缸膨胀4.2 1 号及2 号转子位置4.3 差胀4.4 转子偏心4.5 振动4.6 相位角4.7 零转速4.8 转速5 测定蒸汽及金属温度的热电偶6 调节级叶片的运行建议6.1 引言6.2 运行建议6.3 汽轮机阀门控制方式的变换7 断路器的快速再重合8 蒸汽参数的允许变化范围8.1 进出压力8.2 再热压力8.3 进口温度8.4 再热温度8.5 高中压合缸9 汽轮机蒸汽品质10 运行限制及注意事项10.1 一般注意事项10.2 非正常工况条件下运行10.3 汽轮机偏周波运行10.4 汽封用蒸汽10.5 低压排汽及低压缸喷水装置10.6 进水10.7 疏水阀11.8 监测仪表10.9 轴承及油系统10.10 备用电源10.11 旁路运行10.12 其它11 汽轮机进水11.1 运行11.2 维护12 启动和负荷变化的建议12.1 目的12.2 汽轮机转子的热应力12.3 汽轮机启动程序12.4 负荷变化的建议12.5 转子疲劳寿命损耗的确定13 调节阀的管理（节流喷嘴）13.1 冲转与最小负荷13.2 负荷变化13.3 停机13.4 调节方式的转换14 预启动检查运行15 进汽前的启动程序16 不带旁路的汽轮机启动（高压缸启动）16.1 冷态启动用蒸汽冲转16.1.1 供蒸汽前的状态16.1.2 用蒸汽冲转16.1.3 在暖机期间避开低压汽轮机叶片的共振转速16.1.4 冷态启动转子加热（中速暖机）过程16.1.5 从主汽阀控制切换到调节汽阀控制16.1.6 同步和初始负荷16.1.7 超速遮断试验16.2 热态启动用蒸汽冲转16.2.1 供汽前的状态16.2.2 用蒸汽冲转16.2.3 在暖机期间避开低压汽轮机叶片的共振转速16.2.4 从主汽阀控制切换到调节汽阀控制16.2.5 同步和初始负荷17 带旁路的汽轮机启动（高、中压缸联合启动）17.1 盘车（启动前的要求）17.2 启动冲转前（汽机已挂闸）17.3 冲转17.4 负荷变化（低参数时）17.5 负荷变化（滑压时）17.6 负荷变化（额定压力）17.7 甩负荷18 负荷变化19 停机程序19.1 正常停机19.2 应急停机20 在停机期间的盘车运行21 给水加热器运行21.1 引言21.2 给水加热器投运和解列的顺序21.3 切除给水加热器的结果21.4 再给水加热器解列时的运行标准21.5 机组在加热器解列时运行的结果22 定期的性能试验22.1 每周一次的试验22.2 每月一次的试验22.3 每半年一次的试验23 汽轮机手动操作运行模式24 汽轮机自动操作-旁路运行模式启动25 遥控自动运行模式26 汽轮机自动控制(ATC)27 运行曲线及图表27.1 汽轮机暖机转速曲线27.2 热态启动的建议（调节级）27.3 启动蒸汽参数27.4 空负荷和低负荷运行指导27.5 负荷变化的建议（定压）27.6 负荷变化的建议（变压）27.7 增减负荷的循环指数27.8 汽封蒸汽温度的建议27.9 汽轮机偏周波运行27.10 排汽压力限制27.11 主汽门试验推荐负荷范围28 限制值，预防措施和试验28.1 监测仪表报警和脱扣整定值28.2 轴承温度和压力28.3 蒸汽参数温度、压力和湿度28.4 凝汽器真空28.5 进水28.6 控制系统试验28.7 总体 汽轮机运行引言本运行说明书仅适用于汽轮机启动并投入运行；它们不适用于新机组安装后的初次启动。该说明书的内容仅适用于正常情况下的启动和投入运行，在不正常状况下则必须根据负责汽轮机运转的工程师的最佳判断，采用经过修改的运行规程。汽轮机最初运转的六个月，必须采用节流调节方式（全周进汽），见“调节级叶片的运行建议”。1 超临界600/660MW 中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范注意：上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。2 汽轮机控制整定值2.1 油压值符号A在调整油压之前，油温必须大于或等于32C，所有的压力均在汽轮机中心线读得。2.2 高压油数值（1）油泵出口压力 2.12.3MPa（2）油箱中油的工作温度范围 3760C2.3 变送器数值低压缸喷水控制器整定点为0.34 MPa 表压加上0.01 MPa/m 乘上标高差。此标高差是指当控制器比冷凝器颈部管子接口低时，凝汽器颈部的管子接口与喷水控制器之间的标高差。2.4 调节汽阀2.4.1 阀门管理程序中所用的数据(1)机组型号：N600-24.2/566(538)/566 (2)机组型号：N660-24.2/566/566* DEH 程序变量名称主汽阀2.4.2 调节汽阀开启顺序及布置示意图2.5 转子位置（轴向位移）遮断记录仪刻度-202mm通2.6 差胀整定值* 转子推力盘是位于推力轴承的调速器端及发电机端推力面中间。低压差胀 刻度-10040mm。高压差胀 刻度-8012mm2.7 监视仪表数值2.8 压力开关调整值*绝对压力开关至0mm 水银柱（绝对压力），一副常开接点打开（常闭接点闭点）。当绝对压力增加到压力开关的整定点时，常开接点就闭合（常闭接点就打开）。*所有的压力开关整定点均是指每个开关的常开接点而言的，不管某个开关是用常开接点还是常闭接点。表格中出现“最大”字样，表示调整开关使其离开工作范围，以给出相对于同壳体中其它工作开关的最小“开关”差。2.9 DEH 控制器主汽压力控制监视器整定点90%的额定压力。超速遮断整定点整定值与机械超速遮断转速相同。OPC 转速整定点103%的额定转速。2.10 发送头间隙整定值* 安装好后应校验前置器输出电压，电压值应在-11-12V 范围内，如不能满足，则更改间隙满足之。3 汽轮机冷却蒸汽系统的检查多年来，汽轮机都装备有蒸汽冷却系统，用以降低再热蒸汽包围的中压缸进口处的叶片根部和转子的温度。高中压合缸的冷却蒸汽流道是内部通道，决不会偶然受阻断（除非停机供修理）。4 监测仪表该机组配备了下列监测仪表。应用时，在机组启动、运行、停机过程中观察这些仪表。利用从TSI 汽轮机监测仪表到DEH 控制系统的连续连接，这些仪A 表的输出显示在CRT 图表上。对于监测仪表的报警和自动停机极限见“运行限制和注意事项”一章和“控制整定说明”。4.1 汽缸膨胀机组从冷态进入高温带负荷状态，温度的变化必然会导致汽缸膨胀。汽缸膨胀仪测定自低压缸的固定点至调阀端轴承座轴向尺寸的伸长。设计时应考虑到使调阀端轴承座可在轴向经过润滑的纵向导键上自由移动。如汽缸膨胀时该机组的自由端在导键上的滑动受阻，可能会导致机组的严重损坏。汽缸膨胀仪测定调阀端轴承座相对于基础固定的位移。它显示出在启动、停机、负荷及蒸汽温度变动时汽缸的膨胀和收缩。如汽缸膨胀仪不能显示出上述各种暂态，那就必须弄清情况。负荷、蒸汽状态、真空度等情况相同，监视器所显示的调阀端轴承座的膨胀和收缩应该是基本相同。4.2 1 号及2 号转子位置两只转子位置测定仪测定汽轮机转子推力盘对于推力轴承支架的相对轴向位置。推力盘对位于其两侧的推力轴承瓦块施加轴向压力。轴瓦磨损，造成转子的轴向移动，将由无触点邻近探测器监测推力盘的轴向移动。每台仪器都备有报警和停机继电器，当转子的轴向移动超越预定的位置时，便自动报警。如转子继续轴向移动超越第二个更远的预定位置时，转子位移停机，继电器动作，它通过紧急停机系统使汽轮机停机。每台仪器都备有两只转子位置检测器及2 通道逻辑仪，以防虚假停机。4.3 差胀当蒸汽进入汽轮机后，转动部件和汽缸均要膨胀。由于转子质量小，温升较快，故而膨胀较汽缸更为迅速而产生差胀。在汽轮机转动部件和静止部件之间具有轴向间隙，允许汽轮机有差胀，但如差胀值超过许用值，便可能导致转动部分和静止部分相碰。差胀仪的作用是以图表显示固定部分和转动部分之间的相对轴向位移。它连续显示出汽轮机在运转过程中的轴向间隙。差胀仪备有报警和自动停机报警继电器，如达到极限轴向间隙，它们将各自发挥其功能。通过一段暂态过程后，转动部件和静止部件温度逐步趋向一致，差胀值随之减少，便产生较大轴向间隙。这时汽轮机的蒸汽流量和温度又可改变。4.4 转子偏心当汽轮机停机时，如汽缸上部温度较下部为高，则转子由于不均匀冷却而弓弯。使用盘车装置使转子慢慢旋转，可使转子承受均匀的温度，以此减少弓弯值。转子弓弯值作为双峰偏心值连续显示在CRT 图表上。从盘车转600r/min 左右时，要注意双峰偏心值以及高速时的振动（见振动仪说明）。偏心仪配备报警信号，达到极限偏心值时它就动作。偏心仪的另一输出信号是瞬时偏心值。安装在盘车装置仪表板上的一只垂直指示器显示这一信号。在汽轮机盘车时，该仪表转子至检测器瞬时间隙的周期性变化。如机组不在盘车而停车时，应停于转子向下弓弯的位置，这样可减少转子上下部分的温度梯度。瞬时偏心值仪表读数最小时，就是转子最佳停机位置。注意：偏心值检测器位于汽轮机调阀端轴承座中心线之顶端。其读数的最小值便是转子至检测器的最小间隙。在这一位置，转子的上半部分（较冷部分）暴露在较高的环境温度中，因此可减少弓弯。4.5 振动振动仪是用来测定汽轮机转子的振动并将之显示在CRT 图表上。必须注意汽轮机转速高于600r/min 时的振动以及低于600r/min 时的偏心值（见第四条）。测定的振动值是在转子邻近主轴承部分的。过大的振动预示汽轮机可能发生危险或表示汽轮机不正常。每一振动仪都配备报警危急继电器，在任何一只轴承处测得过大的振动，它们便发挥功能。4.6 相位角相位角仪显示某一特定轴承的“凸起处”和汽轮机转子参考点也就是1 号平衡孔之间的角度的相对关系。相位角监测仪正前方有数字式控制旋纽，允许通过6 个“X”和“Y”轴振动检测器选择汽轮机1 号轴承相位角的读数。4.7 零转速两只零转速仪提供继电器，当机组转速小于1r/min 时就动作。零转速仪使用两只转速检测器，它能测出调阀端轴承座内装于转子上一只具有齿形刻痕的轮的转动。该监测仪有两条各不相关的测定渠道，每渠道的输出继电器都接入一只2/2 的逻辑仪，以防止虚假信号。继电器的输出为盘车装置啮合并可用于报警。4.8 转速转速监测仪是零转速仪的一部分（见第7 条）。数字输出是以继电器的形式，当转速超越某一预定值时，它就动作。每台转速监测仪除了零转速设定点（见第7 条）和一个转速设定点继电器之外，还有一个转速设定点。5 测定蒸汽及金属温度的热电偶下列表中热电偶的位置均示于传递图“汽轮机热电偶测点布置图”中。6 调节级叶片的运行建议6.1 引言（1）汽轮机设计成可使用喷嘴调节（部分进汽）运行的。这一调节方式具有最有效的热力性能，从而在整个负荷变动范围内达到最低的热耗值。然而与节流调节运行（全周进汽）相比，它对调节级（第一级）叶片在部分负荷时作用着很大的负荷。这是由于在这一级上的作用力和压力降均较高。（2）调节级叶片与转子的连接方式为在转子和叶片根部设有相应的负荷承受面（侧装式叶片）。在冷加工及装配时，叶片和转子接触面上的作用负荷并不一定均匀分布，这就会导致接触面上局部高应力。部分进汽运行时会导致这些应力过高，尤其是新安装机组初始启动时，经常遭遇到不正常的蒸汽压力及温度，更会使之恶化。然而由于运转时周围条件和温度的时效作用，可使叶片和转子接触的均匀性改善，从而运行一段时期以后使负荷分布趋向均匀，增加了调节级叶片的机械可靠性。（3）汽轮机采用全周进汽方式运行，与采用部分进汽相比，在部分负荷时，调节级的负荷较小。同时也使叶片在部分负荷时处于较高温度之下，这对叶片和转子接触面上的负荷分布趋于均匀是有益的。6.2 运行建议（1）为增加调节级叶片的可靠性，建议火电汽轮机下列范畴内的转子和调节级叶片在新机使用之初，必须通过至少六个月的全周进汽方式运行。a 凡具有侧装式调节级叶片的新转子。b 凡具有侧装式调节级叶片的备用转子。c 凡具有侧装式调节级叶片的更换的转子。d 凡新装侧装式调节级叶片的旧转子。c 具有销钉固定式调节级叶片的额定功率在30 万千瓦以上的机组。（2）六个月的运行周期是以6.1(1)所述的转子和叶片的接触条件为基础的。如到时6.1(2)节中所指出的不正常压力及温度还是存在，则全周进汽的运行方式尚须继续，直至达到稳定的参数为止。这一时期结束，汽轮机便须转为正常的部分进汽。具备阀门管理性能的机组，这时便可采用效果最佳的喷嘴调节方式运行。6.3 汽轮机阀门控制方式的变换所有配备单独的调节阀操纵机构的汽轮机可从全周进汽变为部分进汽，反之亦然。在这种具备阀门管理性能的汽轮机上，进汽方式的变换只须按下控制板上相应的键钮，这种变换可在机组带负荷运转时进行。7 断路器的快速再重合当清除多相故障时，应避免发电站的输电线中把断路器快速再重合。因为它引起的轴瞬时扭矩远大于发电机终端双相故障所引起的扭矩。它的使用造成汽轮发电机组相当大的风险，故是不予推荐的。当清除单线接地（SL-G）故障时，在离开发电站的输电线上，把断路器快速重合，所产生的轴头瞬间扭矩，接近但不超过发电机终端双相故障时发生的扭矩，它的采用应该避免，然而，注意事故期间影响瞬时扭矩的故障位置和严重性，单线接地（SLG）故障为高比例发生的故障，鉴于这些理由，在采用这种措施之前，应作好分析，确定所带来的危险和每次事故对主轴寿命的损耗。8 蒸汽参数的允许变化范围汽轮机的功能、容量、蒸汽流量、转速调节以及压力控制都是基于额定蒸汽参数下的运行。汽轮发电机组可以在下述蒸汽压力和温度变动范围内运转。这些允许变化范围仅供紧急情况使用。故而要尽可能将这种不正常运行减至最小限度，尤其是压力和温度同时发生变动的情况，更须竭力避免。8.1 进口压力在任意十二个月的运转期内，主汽阀进口处的压力须控制在不超过额定压力的平均压力。在保持这一平均压力时，又不得使压力超过额定压力的1%，时间不得超过控制所需的合理时间。在不正常条件下，进口处瞬时压力波动不得超过额定压力的30%，并且在十二个月的运转期内，这些超过额定压力的瞬时波动时间总和不得大于12 小时。8.2 再热压力高压汽轮机排汽口处的压力不得超过汽轮机高压缸排汽口的最大压力25%。此最大压力是汽轮机高压缸流过额定压力的最大计算蒸汽流量及在正常条件运行时高压缸排汽口的压力。用户必须为机组提供合适的安全阀。8.3 进口温度在任意十二个月的运转期内，汽轮机主汽阀进口处的蒸汽温度平均值不得大于额定温度。在维持这一平均值时，温度值不得大于额定温度8。在不正常条件下，汽轮机主汽阀进口处的温度不得超过额定温度14，在十二个月的运转期内的时间总和不得超过400 小时。如有温度波动，则波动的最大值不得超过额定温度28，时间不超过15 分钟，并在十二个月运转期内的时间总和不大于80 小时。在保持上面所述的温度规定下，还须做到同时进入汽轮机各主汽阀的蒸汽温差必须保持在14以下。在不正常情况下，差值允许达到42，但时间不得超过15 分钟，且两次发生这种不正常情况的时间间隔至少4 小时。8.4 再热温度在任意十二个月的运转期内，汽轮机再热进口处的蒸汽温度平均值不得大于额定再热温度。在保持这一平均值时，再热温度不超过额定值8。在不正常运行条件下，再热温度不得超过额定值14，在十二个月运转期内的时间总和不超过400 小时。如有波动，则波动的最大值不超过额定再热温度28，时间不超过15 分钟，并在十二个月运转期内的波动时间总和不大于80 小时。在维持上述再热温度平均值的条件下，同时进入汽轮机各高温再热阀的蒸汽温差必须保持在14之内。在不正常情况下，这一温差允许高达42，但时间不得超过15 分钟，且两次发生这种不正常情况的时间间隔至少相隔4 小时。8.5 高中压合缸由于主蒸汽进口及再热蒸汽进口被安置在同一汽轮机汽缸上，故主蒸汽及再热蒸汽进口之温差必须加以控制，以使设备能达到设计的最理想寿命。主蒸汽和高温再热蒸汽的温差不得偏离额定条件的28。在不正常条件下，这一偏离值允许高达42，但仅限于再热温度低于主蒸汽进口温度。一般来说，这些限制是在接近满负荷时使用。当负荷减少时，假设再热温度低于主蒸汽温进口温度，在这种情况下，当负荷接近空载时，温差可达83。但要避免短暂的温度周期性波动。9 汽轮机蒸汽品质注意：本建议是根据当前西门子公司关于汽轮机蒸汽品质的经验及工程方面的判断的原则而提出的。所提供的信息不应该被认为是包罗万象的，或可代替其它用于蒸汽和水循环部件的任何规范。对控制汽轮机蒸汽品质负责的用户，应承担使用该信息或从此处获得的结果的所有风险和责任，汽轮机制造厂商既不设定也不授权任何人承担使用它所引起的任何责任或义务，不管用户的要求是否根据合同、民事侵权行为（包括疏忽或其它）。9.1 汽轮机蒸汽品质汽轮机的蒸汽品质是影响汽轮机可靠性的关键因素；是保证机组运行安全性、正常寿命管理、大修维护规范的基础。蒸汽中存在的腐蚀性杂质，会导致汽轮机部件由于腐蚀、应力腐蚀、腐蚀疲劳及腐蚀-侵蚀而损坏。必须严格控制腐蚀剂、盐和酸（包括有机酸和二氧化碳）。杂质的沉淀还会导致热力损失，叶片效率降低，影响压强分布，阻塞阀门中的间隙和密封。如欲避免这些情况所引起的各种损坏，长期停机及昂贵的修理费用， 则必须对整台汽轮机内蒸汽的品质严加控制。此外，还须采取有效措施，以防对厂内设备、管道所采取的化学清洗程序中的杂质进入机内。为使蒸汽品质取得最佳控制，要连续或定期分析表1 中的参数。对大多数机组来说，必须从高压汽轮机进口蒸汽中收集样品。取样点位置的确定必须包括对蒸汽品质产生影响的所有因素（如再热器喷水装置喷水），注入的水必须是高品质冷凝水。因此对再热机组来说，另外建议将再热进口蒸汽作为一个控制点。当有不同蒸发器的不同压力蒸汽进入汽轮机时，应对不同汽源蒸汽成分的加权平均值进行控制，当然，最好所有各个汽源蒸汽都能达到推荐值。9.2 正常运行的要求表1 推荐的蒸汽品质为汽轮机所用的蒸汽中常见杂质的建议极限。其中正常值为汽轮机制造厂商所建议，它能保持汽轮机运行的可靠性。这些值是运行经验所示的汽轮机任何干燥区中最少量的盐的沉积物极限。按表中“理想值”运行时，可充分保证不会有腐蚀性沉淀物产生，但必须作出每一个合理的努力才能保持在这些数值下运行。汽轮机的蒸汽可按正常值运行。但不能保证在低负荷时汽轮机内不出现杂质沉淀物。表1 给出的参数是相对电厂水处理系统中正常运行的基础上。如果其它所知的存在的杂质(不包括pH 控制剂和氧化水处理期间的氧)大于5g/kg(ppb)，建议电厂应为这些杂质沉淀物设置相应的限制。表1 运行时的正常限制值和理想值 9.3 采取处理措施的工况在正常运行的情况下，不可能永远满足正常值，尤其在电厂机组启动期间。因此，我们设置一个要采取处理措施的偏差值限制；当出现非正常情况，水质与正常值有偏差时，应在所列时间之内得到更正。在启动和化学水调整期，允许的偏差值及时间列在表2 中。当偏差值的运行时间超过允许的时间时，将损伤汽轮机的寿命。超过允许值不一定要求机组停机，但必须考虑有可能产生的效率和寿命损失。汽轮机在偏差值状况下超时运行是一个如何平衡当前利益与今后修理费用之间经济得失的问题。明智的是，在启动阶段按小于表中所列的偏差值运行，这样既可避免效率的损失又不会增加以后修理的时间和费用。电厂最初启动时还必须符合表2 所列的全年平均值。在商业投运后按年度计算。为了避免任何效率损失或损伤机组的运行寿命，启动期间将目标对准2 级措施或低于2 级措施中的数值是可取的。如果这些数值大于正常值，那么这些值必须显示明显变小的趋势。措施级别中的时间限制仍旧适用。对于电厂机组的初始启动来说，调试时的值被限制在表2 中的一年允许值内。机组在商业验收时，年终重新设置在零位。表2 启动及与正常值有偏差时的限制9.4 对辅助锅炉蒸汽的要求来自辅助锅炉的蒸汽可能短暂使用于机组启动或长期停机后，通常辅助锅炉蒸汽的品质没有问题。表3 给出了对辅助锅炉蒸汽在机组启动或长期停机后要采用辅助锅炉蒸汽品质的限制值。符合表3 限制值标准的蒸汽将杂质沉积及其对汽轮机部件的腐蚀减至最低程度，但必须认识到辅助锅炉蒸汽的污染物最终进入主冷凝器和回热系统，因此，对这些污染物的清除更为困难。所以，可能的话，辅助锅炉蒸汽的品质必须符合表1 中的正常限制值的要求。这样，在启动时，将锅炉降压后的主蒸汽提供给汽封或作为启动的辅助汽源，就可保证进入汽轮机的蒸汽品质。表3 对汽封供汽的辅助蒸汽的要求9.5 对杂质的监测、分析和数据保存对杂质的监测数据应以图表或数据采集系统连续地记录和监测。所有数据必须至少保存两个检修周期，最好在整个机组寿命期内保存。与蒸品质有关的数据有：* 强酸性阳离子交换器下游的传导率 （氢阳离子交换传导率）：传导率是监视蒸汽品质的最重要的参数。由于使用氢形式的强酸阳离子交换器（与仪器的下游连接），从样品抽出存在于蒸汽-水循环中的碱化剂，并抑制它们的传导性。同时，任何如盐之类的可能存在的杂质会转换成与它们对应的酸性物。后者较高的传导率增加了测量的敏感性。传导率并不代表某一种物质成分，即，要进一步的鉴定杂质成分应采用相应的分析方法。传导率推荐采取在线监测的方式。*二氧化硅(SiO2)二氧化硅在蒸汽中是挥发性的。蒸汽中二氧化硅的实际浓度取决于锅炉压力和锅炉水中的碱度和硅的浓度。二氧化硅和硅酸盐在汽轮机叶片上形成非常粘的沉淀物。二氧化硅不能通过测算传导率来监测，因为它传导率非常低。因此，需要采取另外的分析方法（试验室试验或在线监测）是必要的。钠（Na）：氢氧化钠和纳盐在汽轮机内产生应力腐蚀、腐蚀和裂纹。因此的随时反馈固体碱化物（NaOH，Na3PO4）的情况，推荐采用在线监测的方法。当使用AVT（所有挥发物）处理的方法时，监测蒸汽中的钠就不太必要了，因此不需要对蒸汽进行监测。但是，由于冷却水的漏泄或从有缺陷的离子交换系统过滤（例如凝结水处理器），钠还是可能作为一种杂质进入蒸汽-水循环系统。通过检测强酸阳离子交换器下游的传导率可以将与冷凝器漏泄有关的纳盐作为阴离子检测出来。氢氧化钠不能通过检测强酸阳离子交换器下游的传导率检测出，也不能通过PH 和氨的传导率来确定。因此，不能检测出在蒸汽中的钠，但进入蒸汽-水循环的氢氧化钠应该可以显示出来。铁(Fe)铁的浓度反映了腐蚀的程度。它提供了有关腐蚀速率的信息。通常在连续运行状况时，蒸汽残留的铁的含量远低于2g/kg。机组启动时，尤其是在冷态启动时，蒸汽中含铁量将增加。为了避免氧化铁在叶片上沉积或产生其它方式的腐蚀，在启动之前铁的浓度必须低于50g/kg。铁通常采取化验室分析的方法。铜 (Cu)铜的浓度和铁的浓度一样表示了腐蚀的状态。含铜的沉淀物会激发另外的腐蚀。铜也会沉淀在汽轮机进口叶片上堆积，减低叶片的功能和效率。如果给水加热系统和冷凝器管道中采用不含铜的材料的话（不锈钢、钛、碳钢等等），就没有必要监测铜的浓度。如果将铜合金改换为全钢系统，铜必须进行监测，直到确认所有的铜在系统中已不存在为止。铜一般采取在实验室分析的方法。9.6 其它建议锅炉给水系统对水质的PH 值影响较大，为减少汽水系统的腐蚀，理想的PH 值应该大于9.6。当采用CWT 系统时，若无附加措施，其能达到的PH 值比其它系统要低，其值为8.5，_显然，这种处理系统对汽水系统设备的腐蚀性较强。而采用氯化处理和活性炭床处理，可防止供水系统中的有机物质进入锅炉。因为锅炉在运行温度下，有机物质会分解酸性化合物，对除盐装置中的树脂有害。活性炭处理过滤器，用于进一步除去水中余氯及有机物。凝结水给水可通过加氨的方法，使给水的PH 值从一般有铜系统控制的8.89.3 提高到9.6理想值，降低水系统的铁腐蚀。10 运行限制及注意事项10.1 一般注意事项1在蒸汽输入汽轮机以前，应根据转子的初始温度来决定采用冷态启动或热态启动。汽轮机的启动步骤在“启动及负荷变化建议”一节中已详细说明。2当采用冷态启动程序时，可利用“冷态转子升温程序”图表来决定转子的升温时间。在紧急状态下，运行人员往往会因事急燃眉而企图使机组更快地与电网耦合，但此时应加注意的是，根据转子启动时的初始温度所决定的升温时间不容缩短。暖机过程的允许持速范围可查阅“汽轮机暖机转速和建议”图表。3当采用热态启动程序时，应控制主汽阀入口处的蒸汽状态，使调节级后蒸汽温度和金属温度相匹配。在任何情况下，调节级后蒸汽温度均不得比当地金属温度高111或低56C(参阅“热态启动建议”图表)。4汽轮机运行时背压过高，会损坏叶片并引起旋转部件和静部件之间的摩擦。所允许的最大背压随负荷而定，它示于图表“排汽压力极限”中。5运行时应严格遵守“控制整定值指导”中规定的调节阀最终开启程序。任何其它程序均将导致第一级叶片发生故障。6切勿在一侧汽室的主汽阀开启而另一侧汽室的主汽阀关闭时运行。但这一限制不适用于极短的时间，例如测试阀杆的动作是否灵活时。7切勿在汽轮机一侧的再热截止阀和/或调节阀开启而另一侧的再热截止阀和/或调节阀关闭时运行。这一限制不适用于极短的时间，例如测试阀杆的动作是否灵活时。8如果汽轮机一侧的再热截止阀或调节阀不能关闭，汽轮机负荷限制按已经降低的通流能力的百分数。例如两个再热截止阀中的一个不能关闭，负荷降低50%。如果四个再热调节阀中的一个不能关闭，负荷降低到75%。9对汽包式锅炉的机组而言，如在主汽阀压力控制器（或限止器）停止使用的场合，主汽阀处的蒸汽压力在失控情况下跌至额定压力的90%（配备直流锅炉的机组为95%）以下，或如果主蒸汽温度或再热蒸汽温度在失控下降落83以上时，应卸除负荷，事故停机。在使用压力控制器（或限止器）时的正常停机，可参阅“停机步骤”一节。10汽轮发电机组的低压叶片共振转速范围示于“汽轮机暖机转速建议”图表中。如汽轮机在加速度过程中必须持速，应保证该转速不在共振区内。如果在共振区内，则应将此转速降至共振区以下。11运行说明书对运行的两个主要要求是：限制汽轮机中的热应力、限制由热差胀引起的部件摩擦。限制各部件中的温差以避免热应力和疲劳是很重要的。热差胀会引起摩擦。另外汽轮机的某些部件具有最大温度限制。要认真执行“启动和负荷变化的建议”图表和与这些指令有关的图表给出的温度限制。另外， “汽轮机蒸汽和金属测温热电偶”和“汽轮机进水”也给出了重要的温度限制。12为了使蒸汽室在汽轮机由主汽阀控制转换到调节阀控制前得到足够的加热，蒸汽室内表面的温度（由内表面的深孔热电偶测得）应等于或大于主蒸汽阀前蒸汽压力的饱和蒸汽温度，这样可以防止蒸汽室内因控制方式转换至调节阀控制而腔内压力升高时形成水滴。这个加热过程在主蒸汽压力高时可能较难实现，因蒸汽流经主汽阀的导阀时将有较大的温度损失。为使蒸汽室达到所需的温度必须保证在主汽阀入口处的蒸汽压力和温度满足“汽轮机主汽阀处的启动蒸汽参数”图表的要求。例如当进口蒸汽压力为6.89MPa 时，主汽阀门处的最低温度应为357。建议启动时使用减压蒸汽。13在汽轮机运行的全过程中，均应注意蒸汽及金属热电偶的极限值，请参阅“汽轮机蒸汽及金属热电偶”一节。14蒸汽室内的深孔热电偶与浅孔热电偶间的最大温差不应超过83C。15如果再热器采用减温喷水装置，则必须遵守以下运行条件：以最大工况热平衡的蒸汽量（本机组应按额定压力计算）为基准，测定再热器的降温喷水量，当喷水量每达此蒸汽量的1%时，应将负荷减少0.6%。16当汽轮机运行时，如DEH 控制柜的箱门未曾关闭，则在控制室内或其邻近、除声发动电话机外，不得操作其它手提式无线电设备。在控制箱门开启的情况下，一台5 瓦的发讯机可使调节阀的开启位置产生1015%的变动。17汽轮-发电机组不能处于电动机状态过久。建议无意的电动机状态应限于一分钟以内，以防汽轮机叶片因鼓风及缺少通风而过热。有意的电动机状态建议在汽轮机脱扣后不超过30 秒并确保没有使汽轮机超速的蒸汽。18危急遮断机构18.1 经过任何的大修或前轴承座经过整修后，危急遮断机构的原有整定值都将受到影响。为了保证危急遮断机构的正常动作，在上述作业之后的首次试车时，都应做超速试验。以后每隔六个月定期进行一次超速试验，如未满六个月又逢上述作业，则仍需在作业后立即进行超速试验。18.2 危急遮断机构的试验程序已在“蒸汽冷态启动冲转”一节中详细说明。18.3 危急遮断机构的整定值，已在“控制整定值指导”一文中加以规定。18.4 危急遮断机构的作用原理已在“危急遮断机构”一文中加以描述。19停机期间，盘车装置仍应保持运转，除非“停机时盘车装置的运行”一节中有所说明。20切勿在转子静止条件下将蒸汽注入汽轮机内。21当锅炉和汽轮机之间的蒸汽总管需进行现场水压试验时，主汽阀被当作截止阀使用，在此情况下必须确定受影响的金属温度和水温。这一点尤其是在机组因锅炉检修而停止运行时尤其重要，由装在阀体突缘上的热电偶测得的主汽阀内表面的温度与用于试验的水温差应在83以内，为了避免阀体及内部附件因温度梯度过大而变形，上述温差值是绝不能超过的。进行水压试验时，主汽阀必须关闭，但根据阀碟与阀座的吻合状况，可能会有些渗漏。22生产用抽汽流量不得超过合同规定。用户负责监控抽汽流量并确定它符合该限制。10.2 非正常工况条件下运行1汽轮机在非额定参数下运行，请参阅“蒸汽参数的允许变化范围”章节。2如机组在下列各种偏离正常工况条件下运行，例如：停止使用给水加热器。再热喷水量大于热平衡所需的量。汽轮机驱动的锅炉给水泵换为电动泵。用以加热空气的抽汽量低于热平衡计算值等。会造成变动点下游的主机流量大于设计流量的后果。在这种情况下，若不卸除足够的负荷来防止叶片承载超越设计条件，则最终将导致汽轮机，特别是叶片损坏。在超越设计允许的最大负荷称为“最大允许极限负荷”时，低压缸最后三级的叶片尤易损坏。运行说明书其他部分的各种运行规程，是用来指导运行人员在机组处于上述各种不正常条件下，如何减轻机组负荷，以免造成损坏。3避免机组在低于5%额定负荷下运行。如确有需要，可在下述条件得到满足的情况下，随着主负荷的卸除而不断增加发电机的附加载荷。3.1 “空负荷及低负荷运行准则”中规定的再热温度及低压排汽压力的极限值得以维持。3.2 低压汽轮机的排汽温度没有超过“低压排汽及低压缸喷水装置”第4 条规定的极限条件。3.3 所有监视仪表的读数均在允许（报警）限度以内。（要特别注意差胀读数。读数迅速或连续变动，可能需要采取及时的措施以避免超越允许的限度。此措施包括解列或带足够的负荷，以重建立安全运行的条件）。10.3 汽轮机的偏周波运行为了防止汽轮机叶片可能发生共振，应避免偏周波运行。长时间偏周波运行可能引起过度的振动应力，最终导致叶片产生疲劳裂纹。允许偏周波运行的数值和时间限制，规定在“图表与曲线”一节中“汽轮机偏周波运行”图上。10.4 汽封用蒸汽1进入汽轮机汽封内的蒸汽应保持14以上的过热度。2为了避免转子歪曲，故在盘车装置运行前不得将汽封蒸汽系统投入运行。3低压缸汽封所用蒸汽的温度下限为121，上限为177。汽封系统温度控制器必须整定在149。4为了保护汽封区的转子，使之免受热应力造成的损害，故开车或停车时均应将汽封蒸汽温度与转子表面温度间的温差保持在最低限度。汽封蒸汽温度与转子表面金属温度之间的各种温差下，使转子由于热应力而产生裂纹的估计周期数，可从“汽封蒸汽的温度推荐值”一图中查得。作为运行人员的指南，建议10000 周作为允许的周期疲劳容量。5在热态启动时，若用辅助锅炉来提供汽封用蒸汽，则应保证辅助锅炉供应的蒸汽，其温度与转子温度的最大温差在允许范围以内。10.5 低压排汽及低压缸喷水装置1当汽轮机汽封尚未充入蒸汽之前，不得开动空气引射泵或真空泵。2低压缸装有喷水装置。在自控情况下，当转子转速达到2600r/min 时，开始喷水，并连续运转，直到负荷达15%时为止。在非自动控制模式期间，若想运作低压缸喷水装置时，可用手控。3运行人员必须肯定，当汽轮机转速超过盘车转速时，低压缸喷水装置的控制阀处有水到达。4在低压缸喷水装置停止使用时，低压缸处的蒸汽温度的极限值，在连续运行时为79时报警，短期（15 分钟）可为121。如果到达121后温度不能迅速下降，应紧急停机并排除故障。如超过121，也应立即紧急停机并排除故障。5低压缸装有喷水装置。在自控情况下，当低压缸排汽温度达到80或以上时，开始喷水，并连续运转，直到低压缸排汽温度下降至小于80为止。注意在使用低压缸排水装置时，高的排汽温度将被消除；然而，高的叶片通道温度可能存在，故需注意背压极限，以防叶片温度到达不可接受的程度。6在空负荷蒸汽流量，冷凝器绝对压力过低，低压缸喷水装置停止使用的情况下，低压排汽缸预期不会过热。冷凝器绝对压力高将造成过热。若机组被允许处于电机状态，蒸汽流量少于（额定转速下的）空负荷流量，也会造成过热。7当低压排汽缸的蒸汽温度达到79，运行人员必须通过增加负荷或改进真空度来逐步降低温度。8在低压缸喷水装置投入使用的场合，如在冷凝器绝对压力高的条件下运行，会使叶片通道内的蒸汽温度升高。在这种条件下运行时，必须注意不使低压汽轮机的转动部件及静止部件之间形成不可接受的差胀或径向膨胀。9在高的排汽温度下运行时，要特别注意差胀、振动以及轴承金属温度变化等。在低压缸喷水装置停止使用的情况下，可由装在低压缸上的温度计或热电偶测定温度。如低压缸处的蒸汽温度已达到报警79.5时，运行人员尝试用下述任何一种方法来降低温度：9.1 提高真空；9.2 降低再热温度；9.3 在低载情况下，可增加负荷，使之超过15%的额定负荷以上；9.4 如果不在并网条件下，则可将汽轮机降速至暖机转速；9.5 如果已在暖机转速，则可返回至盘车转速；9.6 将低压缸喷水装置投入使用。10 低压缸喷水装置压力调节阀有一旁通阀，此阀只供调节阀失灵或检修时使用。旁通的开启度以足以维持控制水压的计算值为宜。参阅“汽轮机控制整定值介绍”。注意为了防止汽轮机遭受可能的损坏，当汽轮机在不需要使用低压缸喷水装置的条件下运行时，应注意将此阀关闭。11 图表“空负荷及低负荷运行准则”中，已对空负荷（全速）及5%负荷下的排汽压力及再热温度间的关系作了规定。如空负荷（全速）条件下的再热温度为482.2，则图表中规定的排汽压力的极限为4.9KPa（1.45in. Hg abs.）。12按“汽轮机控制整定值”一节中所示的整定值来整定机组的真空跳闸机构。13真空破坏13.1 当所用的低压缸不止一个时，各缸的真空应该同时破坏。13.2 除了在紧急状态下自动跳闸或停机而需在汽轮机主汽阀关闭后破坏真空外，一般的跳闸或停机后仍需维持真空，直到机组惰走至额定转速的10%或处于盘车状态时为止。机组自动跳闸后，如立即开启真空破坏阀，会使低压缸的介质密度突然增加，由制刹作用而导致叶片的损坏。机组跳闸后，如果造成损伤的可能性会因滑行时间的缩短而减少的话，则应立即破坏真空。机组跳闸后需立即破坏真空的意外事件包括（但并不限于这些）：交流电源电源断路、轴承油压过低、润滑油漏损、汽轮机冷油器的冷却水漏损、推力轴承损坏、汽轮机进水、转动部件和静止部件之间的摩擦现象以及惰走时的过度振动。13.3 在下述条件未得到满足之前，任何转速下均不能破坏真空：a汽轮机停机。b. 汽轮机主汽阀关闭。c. 发电机从电网解列。d. 汽轮发电机组处于自由惰走状态。13.4 当机组与电网相连而汽轮-发电机组的转速由电网决定时，即使主汽阀已经关闭，真空仍不能破坏。这种情况发生在机组处于电机状态。13.5 在机组甩负荷后但仍由调节系统之维持转速而带附加负荷的情况下真空不能破坏。在这种情况下，即使发电机与电网脱离，主汽阀也是不关闭的，汽轮发电机组也不处于自由惰走状态。13.6 如汽封蒸汽断路，则汽轮机跳闸，只要上述的条件得到满足后，立即破坏真空。13.7 为了避免冷空气通过加热的汽封和转子进入汽轮机，真空应在汽封蒸汽切断之前先行消除。14机组并网运行时的最大允许背压示于“排汽压力极限”曲线图。在较低负荷及空负荷额定转速条件下，机组需要充足的背压。这种运行必须按照“空负荷和低负荷运行准则”图表进行。不遵守规定的背压极限，可能会造成叶片损坏或汽轮机转动部件与静止部件之间的摩擦，导致汽轮机部件严重损坏。10.6 进水1冷水进入热的汽缸会引起摩擦，可能的振动和性能降低。如情况严重，必须延长停机期，以修复损坏的部件。运行人员必须确保汽轮机的疏水系统以及主蒸汽管、再热热段、再热冷段和抽汽管的疏水系统在机组启动期间要畅通。此外运行人员还必须确保包括给水加热器、锅炉疏水膨胀箱系统以及再热恒温装置在内的电站系统运行正常。2测定进水的热电偶成对地安装在汽轮机汽缸上（一只在汽缸下部，另一只在汽缸上部）用以检测在选定的温度区内汽缸上、下部的金属温差。汽缸下部与上部的最大允许温差为56（100），下部温度较低。当温差超过42时就报警。如果温差超过56，应使汽轮机立即跳闸。温差的突然升高说明外缸底部积水，此时应立即检查并打开汽轮机的所有疏水阀。检查所有能使汽轮机进水的电厂系统的运行是否正常，其中包括给水加热器、锅炉疏水膨胀箱系统、再热器恒温装置以及来自主蒸汽管、再热热段、再热冷段和抽汽管的疏水系统。注意如果各种仪表读数正常，亦无其它必须跳闸的征兆，则汽轮机可在56的温差条件下保持运行。这将使运行人员有时间将积水隔离并加以处理，且利用汽轮机的蒸汽热量矫正发生变形的静止部件。但是，最为重要的是：如果温差一旦超过56，则不论其值多大，均应不顾后果地使汽轮机立即跳闸。3至关重要的是，运行人员要非常熟悉“汽轮机进水”一节中的全部内容10.7 疏水阀1汽轮机所有的疏水阀及对汽轮机安全运行至关重要的其它疏水阀，必须实现下列各点：1.1 在机组停止使用，但汽轮机尚未冷却之前呈开启状态。1.2 在汽轮机启动前及汽封充汽之前呈开启状态。1.3 为了排放汽轮机再热阀上游的疏水，在机组加负荷过程中，直到负荷达10%额定负荷时为止，保持开启状态。1.4 为了排放汽轮机再热阀下游的疏水，在机组载荷达20%额定负荷前保持开启状态。1.5 为了排放汽轮机再热阀下游的疏水，当机组卸载至20%额定载荷时开启，并在20%额定载荷以下保持开启。1.6 为了排放汽轮机再热阀上游的疏水，当机组卸荷至10%额定负荷时开启，并在10%额定载荷以下保持开启。2在主要疏水阀开启前避免破坏真空，此项规定并不适用于需要立即破坏真空的紧急场合，也不适用于用户的主蒸汽管疏水阀。3初始启动，当疏水阀开启时，在机组处于盘车状态及随后的每次持速和持载过程中（通常直至额定负荷的10%-20%），要注意查看并记录每根疏水管道上的压力计算计读数。如果任何一根管道的压力超过流入该管道的最低压力源的压力，就应使机组停车，排除故障。10.8 监测仪表1在机组由盘车速度开始冲转之前，应用手提式千分表在轴承档油圈处侧得转子的晃动度，晃动的双幅值不得大于0.0254 毫米。此外，转子偏心率的双幅值不得大于0.0076 毫米。2转子的轴向位置是以止推轴承的名义间隙0.381 毫米为标准的。以止推轴承架间隙的中心线为基准，当离开中线的距离（任一方向）达0.889 毫米时报警，达1.02 毫米时跳闸。必须注意转子位置随时间的变化的情况。上述限制是针对原有的整定值而言，特定的报警及跳闸值可参阅“汽轮机控制整定值”（主索引）。3振动极限（双幅值）所列如下： 0.0076 毫米满意 0.125 毫米报警（如振动是连续的和不平衡型的，应查明原因）。 0.254 毫米跳闸或采取其它合适措施（根据具体情况可能是改变负荷及改变转速等）。4差胀极限差胀的报警值和跳闸值随汽轮机的几何形状而改变，可参考“汽轮机控制整定值”（主索引）一节的说明。5汽缸膨胀记录仪上没有“报警”或“跳闸”特征。6监测仪表和记录仪的详细描述请参阅说明书“内容”。该说明书“监测仪表”一节对其功能作了简要的描述。10.9 轴承及油系统说明：关于发电机和励磁机的轴承温度限制，可参阅“发电机说明书”1轴承金属的极限温度（3000/3600r/min）1.1 根据进油温度、油量、轴承尺寸和轴承载荷等不同，汽轮机径向轴承巴氏合金的温度一般在66107之间。报警值整定为107。在大于107运行时，必须小心监视直至找出温度不正常的原因。如轴承金属温度超过113，应使机组跳闸。注意当轴承温度变化不定时，应立即查明原因。必要时令汽轮机跳闸。检查轴承并进行必要的修理。修理工作根据损坏的程度并遵照“停机期间的盘车运行”一节中的有关指令。1.2 推力轴承巴氏合金的温度范围，主要根据轴向载荷的大小而定，从略高于进油温度一直到99。报警整定值为99，跳