汽机规程修改

1、第十九章 汽轮机的启动第 1 节 汽轮机启动的基本规定1.1 机组启动状态划分1.1.1 汽轮机冷态启动：高压内缸下缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度小于204；1.1.2 汽轮机温态启动：高压内缸下缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度在204-350之间；1.1.3 汽轮机热态启动；高压内缸下缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度在350-450之间；1.1.4 汽轮机极热态启动：高压内缸下缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度高于450。1.2 机组启动要求1.2.1 机组大、小修后启动，应由生产副总经理主持，发电部、设备部领导及相关技术人员参加；1.2.2 机组正常

2、启动，机长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电部主管负责现场技术监督和技术指导；1.2.3 热工人员配合运行人员做好有关设备、系统联锁及保护传动试验工作，并做好记录；1.2.4 各保护装置、自动调节装置及热工信号装置良好，热工人员将所有热工仪表、信号、保护装置送电并检查投入良好；1.2.5 机组启动专用工具、仪器、仪表及各种记录表单、启动用操作票等已准备齐全；1.2.6 所有电气设备绝缘良好,控制电源、控制电源等均应送上且正常。1.3 启动方式选择1.3.1 DEH运行方式选择DEH的运行方式分为手动运行方式、操作员自动方式（OA）、自动汽轮机程序控制方式（ATC）。1）手动运行方式（不推荐

3、方式）当DEH自动控制系统故障时，系统将自动切到手动应急操作方式，用阀位升、降按钮调整负荷。若DEH在并网前发生了故障，切至手动方式下，应立即打闸停机。2）操作员自动（OA）方式（基本方式）这种运行方式下，根据机组的启动状态划分，DEH按操作员输入的命令启动机组，控制机组升速、过临界区、并网、带初始负荷和升负荷。3）ATC自启动方式（推荐方式）ATC程序根据转子热应力、机组振动、胀差等参数，自动设定目标值和变化速率（负荷率），实现机组的自动变速和变负荷运行。汽机启动DEH运行方式应优先考虑使用ATC方式启动。若ATC方式启动受限，则应采用OA方式启动。手动运行方式启动原则上不使用。1.3.2

4、汽机启动冲转方式的说明1）汽轮机采用高中压缸联合启动方式冲转，负荷达到35时中调门全开；2）汽轮机采用高压缸不带旁路启动方式冲转，高调门、中主门、中调门在冲转前即全开。1.4 机组禁止启动条件1.4.1 机组主要联锁保护试验不合格；1.4.2 DCS、DEH、TSI或其它控制装置工作不正常，影响机组启动或正常运行；1.4.3 机组主要检测仪表监视功能失去，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；1.4.4 任一高、中压主、调汽阀、高排逆止阀、高排通风阀、抽汽逆止阀关闭不严、卡涩或动作失灵；1.4.5 交、直流润滑油泵、高压启动油泵、EH油泵、顶轴油泵任一故障或其相应的联锁保护试验

5、不合格；1.4.6 盘车装置故障、盘车盘不动或盘车电流超限；1.4.7 主机转子偏心度超过0.076mm或大于原始值0.02mm；1.4.8 盘车时汽轮发电机组动静部分有明显的金属摩擦声或其他异音；1.4.9 汽机润滑油油箱油位低于规定值或油质不合格；1.4.10 EH油箱油位低或油质不合格；1.4.11 高、中压缸外缸上/下缸温差大于42，高、中压缸内缸上/下缸温差大于35；1.4.12 主机危急保安器动作不正常或任一超速保护不能可靠动作；1.4.13 调速系统不能维持空负荷运行或甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作值以下；1.4.14 机组胀差大于18.22mm或小于1.0mm；1.4.1

6、5 汽水品质不符合要求；1.4.16 发电机定、转子冷却水系统有故障或水质不合格；1.4.17 有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。第 2 节 汽轮机启动前的准备2.1 启动前的检查准备2.1.1 机组检修工作结束，所有工作票终结，现场清洁无杂物；2.1.2 各主、辅设备联锁、保护试验已完成并合格，各电动、气动阀门已调试完毕，开关方向正确；2.1.3 检修后的辅机已分部试运正常；2.1.4 楼梯、栏杆、平台完整牢固，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物；2.1.5 所有系统连接完好，各种管道支吊牢固，管道保温完整；2.1.6 各处临时栅栏、标示牌及各种管道上的临时堵板已拆除；2.1.

7、7 厂房内外各处照明良好，事故照明系统正常，随时可以投运；2.1.8 消防设施完备，厂区消防系统投入正常；2.1.9 所有就地测量装置一、二次门开启，表计指示正确；2.1.10 基地式调节装置调试完毕，确定设定值正确并投入自动；2.1.11 各系统有关电气、热工联锁保护试验合格；2.1.12 DCS、DEH、TSI等控制、监视系统投入正常，DCS画面上各参数指示正确；2.1.13 汽机高中压主汽门、调门及其控制执行机构正常；2.1.14 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；2.1.15 系统检查按启动前阀门检查卡检查完毕，各系统设备完好、各系统阀门位置正确2.1.1

8、6 汽轮机启动前必须核对汽轮机保护投入情况。2.2 试验规定2.2.1 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可执行；2.2.2 设备试验、试转由检修负责人协调，运行人员配合操作，有关人员在场；2.2.3 动态试验必须在静态试验合格后方可进行；2.2.4 有远控、近控的伺服机构，远控、近控都要试验，并专人记录开、关时间及试验情况。2.3 启动前的试验2.3.1 机组大联锁试验；2.3.2 主机联锁保护试验；2.3.3 各辅助设备联锁保护试验；2.3.4 汽轮机交、直流润滑油泵、高压启动油泵联锁试验；2.3.5 顶轴油泵联锁试验；2.3.6 EH油泵联锁试验；2.3

9、.7 高、低压旁路系统试验；2.3.8 ETS通道试验；2.3.9 OPC电磁阀试验；2.3.10 汽轮机调节系统静态试验（调节系统检修后进行）；2.3.11 各电动门、气动门、调节门全行程开、关试验。2.4 锅炉点火前后，逐步投入下列汽机附属设备与系统并检查其运行正常2.4.1 辅机冷却水系统投运；2.4.2 间接空冷系统投运；2.4.3 仪用和厂用压缩空气系统投运；2.4.4 润滑、顶轴油系统投运；2.4.5 投入汽机连续盘车；2.4.6 定、转子冷却水系统投运；2.4.7 凝结水系统投运（初期水质不合格，排至定排，由凝补水泵向除氧器上水）；2.4.8 辅助蒸汽系统投运；2.4.9 除氧器

10、上水加热；2.4.10 大、小机轴封系统和真空系统投运；2.4.11 汽泵注水、暖管，由汽前泵向锅炉上水，待锅炉点火后，完成一台汽泵冲转，上水由汽泵控制；2.4.12 EH油系统投运；2.4.13 锅炉点火后，根据要求投入旁路系统；2.4.14 投入发电机空气冷却器运行（也可在并网前投入）；2.4.15 当蒸汽参数满足汽机冲转要求，应调整锅炉燃烧，保持参数稳定。2.5 启动时的汽水品质2.5.1 机组启动时的过、再热蒸汽品质过热蒸汽再热蒸汽项目铁二氧化硅铁二氧化硅单位g/Lg/Lg/Lg/L标准506050602.5.2 炉水品质项目铁二氧化硅PH值单位g/Lg/L标准100209.0102.

11、5.3 机组启动时凝结水泵出口凝结水符合以下标准可投入精处理项目外状硬度铁二氧化硅单位mol/Lg/Lg/L标准无色透明10100202.5.4 机组启动时凝结水回收标准项目外状铁二氧化硅单位g/Lg/L标准无色透明80802.5.5 机组启动时高低加疏水回收标准名称疏水生产回水项目二氧化硅铁硬度铁油单位g/Lg/Lmol/Lg/Lg/L标准20505.010012.6 启动蒸汽参数的选择名称主汽压力主汽温度再热器压力再热器温度单位MPaMPa高压缸冷态不带旁路启动53400320高压缸温态不带旁路启动73600330高压缸热态不带旁路启动104900470高压缸极热态不带旁路启动105100

12、480高中压缸联合启动冷态带旁路启动53400.828320高中压缸联合启动温态带旁路启动73600.828330高中压缸联合启动热态带旁路启动104900.828470高中压缸联合启动极热态带旁路启动105100.828480第 3 节 汽轮机冲转3.1 汽机冲转前应具备的条件3.1.1 联系热控人员确认投入下列保护1）润滑油压低保护；2）EH油压低保护；3）真空低保护3）高、低压差胀保护；4）轴向位移保护；5）OPC超速保护；6）DEH超速保护；7）TSI超速保护；8）轴振保护；9）轴承金属温度高保护；10）发电机断水保护。3.1.2 盘车装置运行正常，转子偏心度0.076mm，并已连续盘

13、车4h以上无异常；3.1.3 冲转参数已符合要求，冷再热蒸汽压力不超过0.828Mpa；3.1.4 检查轴封蒸汽母管压力在0.0270.031MPa之间，轴封蒸汽温度与汽缸金属温度相匹配，温差不应超过110，过热度不应低于14，低压轴封蒸汽温度控制在121177；3.1.5 检查主油箱油位：16001800mm，润滑油温3040，润滑油压0.150.18MPa，顶轴油压1214MPa左右；3.1.6 检查汽机防进水保护投入，各测点指示正常，上、下缸温差42；3.1.7 检查EH油箱油位：438.15558.8mm，EH油压13.8-14MPa，油温3050；3.1.8 发电机润滑、顶轴油系统，

14、定、转子冷却水系统及发电机空气冷却系统运行正常；注：冲转过程中，转冷水压力随着汽机转速升高而降低，需及时收到调整供水压力0.25-0.3MPa3.1.9 汽机TSI指示正常；3.1.10 检查高、低压旁路系统及水幕喷水正常，高旁后温度小于400，低旁后温度小于121；3.1.11 主机空冷塔扇区根据环境温度投入，冬季：1-3个，夏季：5个；3.1.12 除氧器设定压力0.15MPa，投自动，锅炉上水由一台汽泵控制，电泵列备；3.2 确认DEH控制画面的状态信号应如下所示3.2.1 OPC超速、机械超速、电超速试验退出；3.2.2 阀位指示：TV1、TV2、GV1、GV2、GV3、GV4、GV5

15、、GV6、RSV1、RSV2、IV1、IV2开度在0；3.2.3 实际转速：2.51r/min ；3.2.4 实际功率：0MW；3.2.5 汽机状态：跳闸、盘车运行；3.2.6 控制方式：操作员自动；3.2.7 旁路状态：根据启动方式确定；3.2.8 CCS：切除；3.2.9 功率回路：切除；3.2.10 调节级压力：切除；3.2.11 一次调频回路：切除；3.2.12 单阀控制：切除；3.2.13 顺阀控制：切除3.2.14 TVGV切换：切除。3.3 汽轮机冷态高中压缸联合启动方式3.3.1 确认旁路在开启状态,且有一定的开度1）单阀、OA启动、高中压缸启动方式；2）确认阀位限制降至0%，

16、就地打闸手柄打至挂闸位置，画面点击“挂闸”，确定汽机挂闸；3）确认高排通风阀开启（发电机并网,延迟一分钟关），高压缸排汽逆止阀关闭（OPC油压建立，靠高排汽流顶开）；4）检查中压主汽门RSV1、RSV2在全开位置；5）DEH画面点击“运行”选择“是”6)检查高压调门GV16逐步开至100%，如高压调汽门未全开，按“阀限限制值”键，在数字键上输入阀限为100，高压调汽门GV16全开，注意汽机转速不升高；7)检查高压主汽门TV1、TV2、中压调门IV1、IV2在全关位置。3.3.2 汽机冲转，目标600rpm1）检查旁路系统及水幕喷水运行正常，高旁50-60%、低旁40-50%；2）设定升速率10

17、0-150rpm/min；设定目标转速600rpm，中压调汽门IV控制进汽量，汽机开始冲转；3）检查汽机转速2.51rpm，盘车装置自动脱扣，停运盘车电机；4）汽机转速达到600rpm，计时4分钟，控制方式由IV(中调门)切换为TV-IV(高主门-中调门)方式，保持转速不变；5）倾听汽轮发电机组转动部分声音正常；6）在转速达到600rpm之前转子偏心度应稳定并小于0.076mm；7）检查机组振动、轴向位移、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值；8）检查完毕后，在盘前打闸，检查确认TV、GV、RSV、IV均关闭，进行碰磨检查，对汽机的轴承、汽缸、轴封等部件进行检查，倾听汽轮发电机组，应无摩擦声

18、；9） 摩擦检查完成后，汽轮机重新挂闸，设定目标转速600rpm，以100-150rpm升速率，重新升速至600rpm；10）汽机转速达到600rpm，计时4分钟，控制方式由IV(中调门)切换为TV-IV(高主门-中调门)方式，保持转速不变；11）汽机冲转后高、低压加热器随机投入。3.3.3 汽机冲转，目标2900rpm1）设定升速率100-150rpm/min；设定目标转速2900rpm，汽轮机开始升速，高压主汽门TV与中压调门IV按1:1比例开启控制转速；(流量比)2）在机组过临界转速时，升速率自动设定为400rpm/min；3）在升速、暖机期间，进行下列检查a）各瓦轴振动值0.127mm

19、，各轴承回油温度77；b）各轴承的金属温度90；c）冷油器出口油温在3740；d）蒸汽室内、外表面的温差最大不超过83且左、右侧偏差不大。4）检查机组振动、串轴、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值；5）对照DEH高、中压转子应力在45以内，高压缸第一级蒸汽和金属温差38，再热蒸汽温度和中压缸第一级静叶持环温差38；3.3.4 汽机转速达到2900rpm，计时3分钟，DEH记忆IV开度，IV会停止并保持当时开度，只有当热再热蒸汽压力变化IV动作，维持中压缸的恒流量，保证对低压缸叶片、通流部分的冷却，控制方式由TV-IV切换为TV方式；汽机升速到1400rpm时，确认顶轴油泵自动停运。3.3.

20、5 汽机冲转，目标2900rpm，进行TV-GV阀切换1）当高压进汽室内壁金属温度超过主汽压力对应的饱和温度且主汽温度满足要求后，进行阀切换操作；2）查高压调门GV逐渐关小，高压主汽门TV逐渐开大直至100%，切换过程中转速一般下降30rpm，最多下降不允许超过70rpm。3.3.6 汽机冲转，目标3000rpm1）设定升速率100-150rpm，目标转速3000rpm；2）监视汽轮机振动、胀差、轴向位移、轴承金属温度、回油温度等参数在正常范围内。3）检查主油泵出口压力正常2.0MPa左右，停运高启泵、交流油泵列备；3.4 汽轮机冷态高压缸启动方式3.4.1 逐渐关闭高压旁路直至全关，待再热蒸

21、汽压力泄到0后，关闭低压旁路，注意维持锅炉汽包水位正常1）单阀、OA启动、高压缸启动方式；2）确认阀位限制降至0%，就地打闸手柄打至挂闸位置，画面点击“挂闸”，确定汽机挂闸；3）确认高排通风阀关闭；4）高压缸排汽逆止阀关闭（OPC油压建立，靠高排汽流顶开）；5）检查中压主汽门RSV1、RSV2在全开位置；6）点击“运行”选择是“是”7）检查高、中压调门GV、IV逐步开至100%，如高、中压调汽门未全开，按“阀限限制值”键，在数字键上输入阀限为100，注意汽机转速不升高；8）检查高压主汽门TV1、TV2关闭。3.4.2 汽机冲转，目标600rpm1）设定升速率100-150rpm/min；设定目

22、标转速600rpm，高压主汽门TV控制进汽量，汽机开始冲转；2）检查汽机转速2.51rpm，盘车装置自动脱扣，停运盘车电机；3）倾听汽轮发电机组转动部分声音正常；4）在转速达到600rpm之前转子偏心度应稳定并小于0.076mm；5）检查机组振动、轴向位移、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值；6）检查完毕后，盘前闸，检查确认TV、GV、RV、IV均关闭，进行摩擦检查，对汽机的轴承、汽缸、轴封等部件进行检查，倾听汽轮发电机组，应无摩擦声；7）摩擦检查完成后，汽轮机重新挂闸，设定目标转速600rpm，以100-150rpm升速率，重新升速至600rpm；8）汽机冲转后高、低压加热器随机投入。3

23、.4.3 汽机冲转，目标2900rpm1）设定升速率100-150rpm/min；设定目标转速2900rpm，汽轮机开始升速，高压主汽门TV开启控制转速；2）在机组过临界转速时，升速率自动设定为400rpm/min；3）在暖机期间，进行下列检查a）各瓦轴振动值0.125mm，各轴承回油温度77；b）各轴承的金属温度90；c）冷油器出口油温在3745；d）蒸汽室内、外表面的温差最大不超过83。5）检查机组振动、串轴、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值。3.4.4 汽机升速到1400rpm时，确认顶轴油泵自动停运；3.4.5 汽机专属于2900rpm时，进行TV-GV阀切换；1）当高压进汽室内

24、壁金属温度超过主汽压力对应的饱和温度且主汽温度满足要求后，进行阀切换操作；2）查高压调门GV逐渐关小，高压主汽门TV逐渐开大直至100%，切换过程中转速一般下降30rpm，最多下降不允许超过70rpm。3.4.6 汽机冲转，目标3000rpm1）设定升速率100-150rpm，目标转速3000rpm；2）定速3000rpm检查主油泵出口压力正常，停运高启泵、交流油泵列备；3）监视汽轮机振动、胀差、轴向位移、轴承金属温度、回油温度等参数在正常范围内。3.5 汽轮机其它状态启动除严格执行冷态启动的有关规定及操作步骤外，按各自的启动曲线进行升速。3.6 汽轮机冲转、升速过程中注意事项3.6.1 在任

25、何情况下绝不可强行挂闸；3.6.2 汽机启动后，要防止主蒸汽、再热蒸汽温度波动过大，严防蒸汽带水；3.6.3 热态启动前连续盘车不少于4h，若盘车中断应重新计时，或机组处于连续不间断盘车状态；3.6.4 热态启动时必须先投轴封，后抽真空，以免汽轮机转子受到骤冷。轴封供汽温度应尽量与高中压转子金属温度相匹配，温差不应超过110，最大不超过165，并保证过热度14，低压缸轴封供汽温度在121177之间；3.6.5 热态启动时，要进行充分地暖管疏水，防止汽轮机进水；3.6.6 机组温、热态启动时，主蒸汽过热度56，蒸汽参数应根据缸温按“热态启动推荐值”确定，并按“温态、热态、极热态启动曲线”冲转升速

26、；3.6.7 机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理；3.6.8 主蒸汽和再热蒸汽温差不得超过规定限制区，半负荷时应42，空负荷时应83，正常运行时主蒸汽温度不能低于再热蒸汽温度28；3.6.9 冲转过程中逐渐开大转子冷却水供水门，维持转冷水压力0.25-0.3MPa；3.6.10 检查汽轮发电机组各动静部分无异常声音，在600rpm以下，注意转子的偏心度应小于0.05mm，最大不超过0.076mm；3.6.11 检查低压缸喷水控制投自动，当转子的转速达到2600rpm或排汽温度达到80时开始喷水，负荷15且排汽温度75关闭。低压

27、排汽缸温度报警值为93，15分钟内不得超过120。如果达到121，则汽轮机保护跳闸；3.6.12 检查水幕喷水投运运正常，低旁开启及低压缸排气温度80自动开启，低旁关闭且低压缸排气温度75自动关闭；3.6.13 冲转过程中，汽轮机瓦振不超过0.03mm，否则立即打闸停机。过临界转速时瓦振不大于0.1mm，轴振不大于0.254mm，否则立即打闸停机。严禁强行通过临界转速或降速暖机；3.6.14 机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4h才能再次启动，严禁盲目启动；3.6.15 在升速过程中，应迅速平稳通过各轴系临界转速

28、，保证机组不在共振转速范围内停留；3.6.16 监视高排温度380；3.6.17 检查润滑油压、油温、油质、各轴承油流正常；3.6.18 检查发电机定、转子冷却水、冷却空气系统及EH油系统运行良好；3.6.19 TSI装置指示的参数值均正常，胀差正值上升较快时，应停止升温升压，延长暖机时间，适当降低真空，必要时降低汽压汽温；3.6.20 随着转速升高，调节高、低旁开度，维持主汽压力稳定；3.6.21 交流润滑油泵、高压启动油泵停运时，要注意润滑油压和自动停机油压的变化，主油泵出口油压1.82.0MPa，并投入各油泵联锁；3.6.22 汽轮机在最初运行的半年内，汽轮机的阀门管理要在“单阀”方式。

29、每次冷态、温态启动时，也保持单阀运行一天，以减少固体粒子腐蚀。第 4 节 汽轮机并网升至额定负荷4.1 并网前进行的系统试验（对新安装机组或大修机组）；4.1.1 危急保安器充油试验；4.1.2 手动脱扣试验（每次必须进行）；4.1.3 主汽门、调门严密性试验；4.1.4 汽轮机试验结束后，重新将汽轮机转速升至3000rpm，确认主油泵工作正常，停运交流润滑油泵、高压启动油泵，注意油压变化，稳定后投入各油泵联锁；4.2 并网带初负荷4.2.1 汽轮发电机组具备并网条件时汇报值长申请机组并网，经中调同意后，值长下令进行并网操作；4.2.2 正常情况下必须采用自动准同期装置并网，并网时按发电机并网

30、操作步骤在DEH上投入自动同期，DEH受“自动同期”的控制，进行自动调速，由自动同期装置并网；4.2.3 汽机并网后，高中压缸联合启动方式下，控制方式切换为阀位控制，设定阀位值：60%，升负荷率：60MW/min开始升负荷，检查高排通风阀自动关闭，关小高旁，开大低旁，降低冷再压力，使高排逆止门尽快顶开；4.2.4 检查定、转子冷却水系统及发电机空气冷却系统运行正常；4.2.5 注意监视主、再热汽温变化情况；4.2.6 机组并网后锅炉适当的增加燃料量，锅炉控制升压率0.1MPamin，升负荷率1.5min；4.2.7 30MW负荷暖机期间的操作和检查1)检查汽机振动、胀差、绝对膨胀、轴向位移及各

31、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；2)另一台汽泵开始冲转定速3000rpm备用；3)联系化验人员具备条件及时回水凝结水；4)除氧器水位控制投入自动；5)主机润滑油温度控制投入自动；6） 定、转子冷却水温度控制投入自动。4.2.8 汽机初负荷暖机结束后，检查汽机胀差、轴向位移在允许范围，缸体绝对膨胀正常；4.2.9 整个升负荷过程中，参照下列表格控制启动时间启动状态冲转至额定转速时间并网至额定负荷时间冲转至额定负荷时间寿命损耗率冷态82min157min239min（最少210min）0.03%温态10min125min135min0.01%

32、热态10min50min60min0.006%极热态10minNot limited（无限制）Not limited（无限制）0.005%4.2.10 机组低负荷运行时参数应符合机组空负荷及低负荷运行导则曲线要求；4.2.11 机组在启动期间控制升压率0.1MPa/min，升温率1.5/ min，升负荷率3MW/min。4.2.12 若做超速试验，10%负荷期间应暖机4小时；4.2.13 负荷升至30MW时检查确认以下高压疏水气动门自动关闭，否则手动关；1)机侧主汽管疏水门（10LBA24AA100）；2)#1机左侧主汽门前疏水门（10LBA22AA100）；3)#1机右侧主汽门前疏水门（10

33、LBA23AA100）；4)#1机高旁前疏水门（10LBA24AA100）；5)#1机左侧高压导汽管疏水门（10MAL10AA705）；6)#1机右侧高压导汽管疏水门（10MAL10AA701）；7)#1机高压外缸疏水门（10MAL51AA100）；8)#1机调节级疏水门（10MAL50AA100）；9)#1机平衡管疏水门（10MAL10AA100）；10)#1机高排逆止门前疏水门（10LBC31AA100）；11)#1机高排逆止门后疏水门（10LBC32AA100）；12)机侧冷再主汽管疏水门（10LBB21AA100）；13) #1机冷再至小机电动门前疏水门（10LBB21AA100）；1

34、4) #1机一段抽汽电动门前疏水门（10LBQ10AA101）；15) #1机一段抽汽逆止门后疏水门（10LBQ10AA102）；16) #1机二段抽汽电动门前疏水门（10LBQ20AA101）；17) #1机二段抽汽逆止门后疏水门（10LBQ20AA102）；18)机侧热再主汽管疏水门（10LBB21AA100）；19) #1机左侧再热主汽门前疏水门（10LBB22AA100）；20) #1机右侧再热主汽门前疏水门（10LBB23AA100）；21)#1机低旁前疏水门（10LBB24AA100）。4.2.14 负荷升至30MW时若高加未随机滑启则按抽汽压力由低至高依次逐步投入高加，注意汽机轴

35、向推力变化。4.3 负荷升至45MW时检查确认低压缸喷水自动关闭（在低压缸排汽温度80的前提下）；4.4 负荷升至60MW时，进行下列操4.4.1 负荷升至60MW时检查确认以下中、低疏水气动门自动关闭，否则手动关1)#1机左侧中压导汽管疏水门（10MAL10AA710）；2)#1机右侧中压导汽管疏水门（10MAL10AA711）；3)#1机中压外缸疏水门（10MAL60AA100）；4) #1机三段抽汽电动门前疏水门（10LBQ30AA101）；5) #1机三段抽汽逆止门后疏水门（10LBQ30AA102）；6) #1机四段抽汽电动门前疏水门（10LBQ40AA101）；7) #1机四段抽汽

36、逆止门1后疏水门（10LBQ40AA102）；8) #1机四段抽汽逆止门2后疏水门（10LBQ40AA102）；9) #1机四段抽汽至除氧器电动门前疏水门（10LBQ40AA104）；10) #1机四段抽汽至小机电动门前疏水门（10LBQ40AA105）；11) #1机五段抽汽电动门前疏水门（10LBS50AA101）；12) #1机五段抽汽逆止门后疏水门（10LBS50AA102）；13) #1机六段抽汽电动门前疏水门（10LBS60AA101）；14) #1机六段抽汽逆止门后疏水门（10LBS60AA102）。4.4.2 辅助蒸汽联箱切为由冷再供汽4.4.3 四段抽汽压力0.15MPa时，

37、除氧器汽源切为四段抽汽，辅汽至除氧器压力调节阀自动关闭注：为防止除氧器切换起源时，除氧器振动，切换前控制水温在100左右4.5 负荷由60MW升至120MW4.5.1 负荷升至75MW时，主机轴封汽母管压力0.03MPa时，机组轴封汽为自密封，主汽、冷再供轴封作为备用，低压轴封减温水调整门自动调节正常，温度在121177范围。4.5.2 负荷升至90MW时，检查#5、#6低加， #1、#2、#3高加疏水由危急疏水自动切至逐级疏水回路，就地检查阀门动作正常，高、低加水位正常；4.5.3 负荷升到90MW，厂用电由启备变切为高厂变带；4.5.4 负荷90MW，锅炉上水由旁路启调阀切换到主阀；4.5

38、.5 根据主汽压要求，锅炉加强燃烧；4.5.6 高加疏水满足逐级自流要求时将疏水倒至除氧器；4.5.7 负荷110MW，检查PSS自动投入正常；4.5.8 检查机机组一次调频功能投入正常。4.6 负荷由120MW升至150MW4.6.1 负荷升至120MW，主蒸汽压力应为7.5MPa，主蒸汽温度为500，再热蒸汽温度为475；4.6.2 负荷130MW，增加第二台汽泵出力，与第一台汽泵并列后接带负荷，检查电泵备用良好；4.6.3 负荷达到150MW时，确认主汽压力为9MPa，主汽温541，再热汽温541；4.6.4 负荷达到150MW时，机组投入CCS控制方式。4.7 负荷由150MW升至30

39、0MW4.7.1 根据值长命令投入机组AGC模式；4.7.2 在单元主控中设定目标负荷300MW，负荷变化率3MW/min，开始升负荷；4.7.3 负荷升至200MW时，机组具备顺序阀运行条件时切为顺序阀运行；（前半年建议单阀运行）4.7.4 负荷达到240MW时，确认主汽压力为15MPa，主汽温541，再热汽温541，且机组参数稳定；4.7.5 负荷升至300MW时，确认各参数正常；4.7.6 全面对汽机本体系统、润滑油系统、真空系统、凝结水系统、间接空冷系统、发电机空气冷却、定、转子冷却水系统等主辅机设备进行检查；4.7.7 对机组全面进行检查，确认无异常后转为正常运行阶段。第 5 节 汽

40、轮机启动期间注意事项5.1 启动过程中，要注意凝汽器、除氧器、加热器、膨胀水箱、定、转子冷却水箱水位正常，各油箱油位正常，油温符合要求；5.2 检查各冷却器温度自动调节正常；5.3 在机组启动过程中，化学应连续监测各汽、油、水品质合格；5.4 监视机组轴振0.075mm；支持轴承金属温度107；推力轴承温度99；轴承回油温度77且油流正常；汽轮机胀差18.22mm1.0mm；轴向位移不超过0.9mm；5.5 机组运行中要求瓦振不超过0.03mm超过时应设法消除，当轴振大于0.254mm时应立即打闸停机；当瓦振变化0.015mm或轴振突然变化0.05mm，应查明原因设法消除，当瓦振突然增加0.0

41、5mm或超过0.1mm时，应立即打闸停机；5.6 注意低压缸喷水及水幕喷水的运行情况；5.7 机组加负荷过程中，应密切监视汽缸及阀门室的金属温度变化率及内、外壁温差分别满足金属温度变化率及温差控制曲线的要求，必要时稳定负荷，调整蒸汽参数以改善机组金属温度及差胀等的变化情况；5.8 严密监视主机空冷系统及抽真空系统运行情况，必要时手动调整空冷扇区百叶窗开度及扇区充水数量维持机组真空正常；5.9 在升负荷过程中，控制升负荷率1min，升压率0.1MPamin，主蒸汽温升率1.5min5.10 机组负荷大于50%以上应尽早投入机、炉协调控制；5.11 负荷变化率手动设定时，需兼顾到锅炉燃料控制和蒸汽

42、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；5.12 启机过程中原则上由汽前泵及汽泵控制上水，电泵列备；5.13 严格执行25项反措相关规定，严防汽轮机进水。第二十章 汽轮机运行维护与调节第 1 节 汽轮机的运行与维护1.1 汽轮机正常运行维护工作1.1.1 认真监盘及操作、调整，随时注意各参数、各测点的变化，发现情况及时汇报，并采取措施处理；1.1.2 监盘人员应按运行日志要求，正确记录，并做好交接班及各项台账记录；1.1.3 按巡回检查制度，对主、辅机设备及系统进行认真检查，发现问题及时汇报处理；1.1.4 按定期工作制度进行机组设备试验及

43、切换；1.1.5 凡是有自动调整装置的应投自动，监视自动动作正常。出现自动失灵，应切换为手动，及时联系处理；1.1.6 发现设备缺陷应及时填写设备缺陷单，对重大设备缺陷应做好事故预想，布置好预防措施；1.1.7 经常检查各辅机无异异音、振动合格，各轴承温度、油温、油位、油质正常，备用转机备用良好；1.1.8 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；1.1.9 根据负荷变化，监视轴封压力自动控制正常，轴封主汽、辅汽、冷再汽源可靠备用；1.1.10 机组运行中各主、辅机保护投入正常，特殊情况需短时退出时需由申请人填写保护投退单并经批准后执行；1.1.11 在下列情况下应特别注意

44、机组运行情况1）负荷急剧变化时；2）蒸汽参数或真空急剧变化时；3）汽机内部有不正常的声音时；4）系统发生故障时；5）自动不能投入时。1.2 变负荷运行注意事项1.2.1 变负荷时要认真操作，保证负荷变化率不超汽机允许负荷变化率；1.2.2 监视并及时调整主、再热蒸汽参数符合要求；1.2.3 监视凝汽器真空变化情况；1.2.4 监视除氧器水位、凝汽器水位变化情况；1.2.5 监视各加热器水位变化及疏水自动调整动作正常；1.2.6 监视轴封系统工作正常及轴封汽源切换正常；1.2.7 机组负荷急剧变化时，应注意监视主机轴向位移、胀差、振动等变化情况。1.2.8 监视各辅机无异异音、振动合格，各轴承温

45、度、油温、油位、油质正常；1.3 机组运行调整的主要任务及目的1.3.1 确保各主要参数在正常范围内运行，及时发现和处理设备缺陷，保证机组安全、经济、高效地运行；1.3.2 调整进入汽轮机的蒸汽量，使其满足机组负荷的要求；1.3.3 减少汽轮机各种热损失，提高汽轮机效率；1.3.4 保持汽温、汽压，汽包、除氧器、凝汽器水位正常；1.3.5 保持各汽、水品质合格；1.3.6 保持凝汽器背压在最佳值，提高机组热效率；1.3.7 合理安排设备、系统的运行方式，使之运行在最佳工况，提高机组的经济性。1.4 汽轮机最高排汽背压和负荷对应关系负荷(%)报警背压(Kpa)停机背压(Kpa)52025延时15

46、分钟跳闸65无延时102025延时15分钟跳闸65无延时202025延时15分钟跳闸65无延时30延时15分钟跳闸65无延时50延时15分钟跳闸65无延时754348延时15分钟跳闸65无延时804348延时15分钟跳闸65无延时1004348延时15分钟跳闸65无延时第 2 节 运行参数限额2.1 汽轮机正常运行保证的主要参数及限额2.1.1 机组负荷变化率1）在100%50%MCR范围内，机组负荷变化率不大于15MW/min；2）在50%20%MCR范围内，机组负荷变化率不大于9 MW /min；3）在20%MCR以下，机组负荷变化率不大于6MW/min；4）在50%100%MCR之间的负

47、荷阶跃为30MW。2.2 汽轮机正常运行主要参数限额系统名称单位正常值高值报警低值报警保护值主再热蒸汽主汽压力MPa16.7-主汽温度538545525566/465（未投）再热蒸汽压力MPa3.562-再热蒸汽温度538545525565/465（未投）高压缸排汽压力MPa4.82高压缸排汽温度380427低压缸排汽温度93121凝汽器凝汽器压力KPa15254865凝汽器水位mm3900425035002450润滑油润滑油母管压力MPa0.15-0.18-0.0750.048润滑油油箱油位mm0（距顶部1333）152.4-152.4-润滑油冷油器出口温度37-49EH油EH油母管压力MP

48、a12.4115.1716.211.039.31EH油泵出口压力MPa1315AST油压MPa13.76.89（挂闸信号来）OPC油压MPa13.76.89ASP油压MPa7.09.34.14隔膜阀上油压MPa0.70危急保安器注油试验压力MPa0EH油箱油温43-545737EH油箱油位mm510525558.8438.15193.54主机轴向位移mm+0.9-0.9+1.0，-1.0高中压缸胀差mm9.5-4.010.2/-4.8低压缸胀差mm22.5-1.423.3/-2.2汽机径向轴承温度91107113推力轴承温度8599107发电机径向轴承温度98107轴承振动mm0.0760.1

49、270.254高压缸压比1.81.7轴封轴封母管压力MPa0.0250.0310.031-轴封母管温度150121-辅助蒸汽辅助蒸汽压力MPa0.70.91.00.7-辅助蒸汽温度325凝结水凝结水泵出口压力MPa0.8-凝结水泵出口温度凝结水流量t/h0-830195t/h凝泵n/额定n凝补水箱水位mm20002400800-除氧器除氧器温度20-170-除氧器水位mm21002300/2500/26001200/600600除氧器压力MPa0.15-0.71-#1-#3高加高加水位mm410480/470/640400/380640#5 低加#5低加水位mm370420/470/52032

50、0/270520#6 低加#6低加水位mm370420/470/520320/270520#7 低加#7低加水位mm550600/650/700500/450700给水给水泵出口母管压力MPa0-19.15-给水温度20-274-给水流量t/h0-1065-辅冷水辅冷泵出口压力MPa0.6-0.70.55-辅冷水温25-332820-膨胀水箱水位mm160018001200-定子冷却水定子冷却水流量t/h51/10-36/5F:36P0.1定子冷却水进水压力MPa0.20.3-低于0.1F:36P0.1定子冷却水电导率s/cm0.51.55.0/9.5-定子冷却水箱水位mm500600700700400-发电机空气空压高于水压MPa0.035空气压力MPa0.300.320.28冷空温度40485040热空温度4580空气湿度g/m3压缩空气仪用压缩空气压力MPa0.50.8厂压缩空气压力MPa0.50.82.3 汽轮机新油质量标准（#32）GB11120一89L一TSA汽轮机油序号项目质量标准备注1外观透明2机械质无3运动粘度（mm2/s）4开口闪点（）5凝点（）6酸值（mgKOH/g）7氧化酸值（mgKOH/g）8氧化后