《核电厂汽轮机运行维护导则》

ICS

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NB

中华人民共和国能源行业标准

NB/T25029—XXXX

核电厂汽轮机运行维护导则

Guidelineforsteamturbineoperationandmaintenanceinnuclearpowerplant

征求意见稿

（本稿完成日期：）

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-实施

国家能源局发布

NB/TXXXXX—XXXX

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引言

本标准是以DL/T608-2019《300MW~600MW级汽轮机运行导则》、GB/T5578-2007《固定式发电

汽轮机规范》、DL/T892-2021《电站汽轮机技术条件》等标准为基础，参考GB/T35683-2017《核电厂

常规岛(压水堆)汽轮机规范》、NB/T25061-2016《压水堆核电厂汽轮机技术条件》，综合压水堆核电站

各类汽轮机的共同特征起草制定的。

本标准代替NB/T25029-2014《核电厂汽轮机运行维护导则》，修订版与初版NB/T25029-2014在内

容上的主要差异为：

—更新了规范性引用文件；

—修改了部分条款内容；

—取消了汽轮机停机后的养护章节；

—取消了汽轮机寿命管理章节；

—增加了部分辅机设备的要求；

—增加了汽轮机典型预防事故章节内容。

制定本标准是为了正确指导运行操作维护汽轮机，加强核电厂汽轮机安全运行，进一步提高核电厂

汽轮机运行水平，满足电力生产需要。

本标准是通用性、原则性的技术规定。本标准对汽轮机启停方式的选择和操作要求、重要运行参数

控制范围、正常与特殊运行方式应该遵守的一般原则等做了明确规定，提出了运行维护范围内的主要检

查、维护、试验、调整等内容，确立了常见事故的预防和处理原则。如制造厂有明确规定的应遵照执行，

制造厂无明确规定的应按本标准执行。

本标准以核电厂汽轮机运行维护通用性技术要求为主。各核电厂在汽轮机运行维护的实际工作中，

参照本标准并结合制造厂出具的技术文件及设备实际情况编制现场汽轮机运行维护规程。

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核电厂汽轮机运行维护导则

1范围

本标准确立了以安全经济运行为主，进行核电站主汽轮机运行维护的基本原则。

本标准适用于压水堆核电站汽轮机，其他类型核电机组可参照执行。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文

件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB5578-2007固定式发电用汽轮机规范（IEC60045-1:1991,MOD）

DL/T561火力发电厂水汽化学监督导则

DL/T571电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则

DL/T608-2019300MW~600MW级汽轮机运行导则

DL/T892-2021电站汽轮机技术条件

DL/T711汽轮机调节保安系统试验导则

DL/T1055-2021火力发电厂汽轮机技术监督导则

GB/T35683-2017核电厂常规岛(压水堆)汽轮机规范

NB/T25061-2016压水堆核电厂汽轮机技术条件

3汽轮机启动

3.1启动方式划分

3.1.1按冲转前高、中（低）压缸入口金属温度划分可分为：

a)冷态启动；

b)热态启动。

3.1.2按阀门控制方式划分可分为：

a)主蒸汽截止阀启动；

b)主蒸汽调节阀启动。

3.2启动前应具备的条件

3.2.1系统应符合下列要求：

a)汽轮机主辅系统及设备完好，阀门状态正确；

b)汽、水、油品质合格；

c)仪控装置的仪表、声光报警、设备状态及参数显示正常；

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d)DCS控制系统工作正常；

e)电气系统工作正常；

f)大轴晃动、串轴、胀差、油压、振动、瓦温、转速等表计显示正确，启动前所需的保护正常投

入；

g)大轴晃动值不应超过制造厂的规定值；

h)汽轮机汽缸上、下缸温差、左右侧法兰温差不超过制造厂运行说明书上的规定；

i)主蒸汽参数符合规定值，且核岛热功率符合规定值。

3.2.2盘车

a)启动盘车前，润滑油、顶轴油和发电机密封油系统投运正常；

b）启动主盘车装置之前，需通过辅助盘车或手动盘车装置确认转子可自由转动；

c)冲转前盘车连续运行时间应满足制造厂要求，如制造厂无明确要求，一般冷态启动盘车应连续

运转不少于12h，若盘车中断应重新计时；

d)机组启动过程中因振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。

3.2.3轴封供汽及凝汽器抽真空应符合下列要求：

a)轴封供汽应符合下列要求：

1)禁止向静止的转子轴封供汽；

2)高、中、低压轴封供汽温度与转子轴封区间金属表面温度应匹配，不应超过制造厂允

许的偏差值；

3）轴封供汽管道应进行充分疏水、暖管；

4）轴封冷凝器风机投运，确保轴封冷凝器处于微负压状态；

5）启动应先投运轴封后抽真空；

6）轴封汽源（主蒸汽、辅助蒸汽）正常，轴封母管压力、温度正常。

c)凝汽器抽真空应符合下列要求：

冲转前应建立并保持符合厂家要求的凝汽器真空。

3.2.4旁路系统

机组启动前应确认旁路系统自动、联锁、保护正常，且在投入状态。

3.2.5遇下列情况之一时，应禁止汽轮机冲转或机组并网：

a)设备重大缺陷未消除或影响机组启动的检修工作未结束；

b)有仪控和电气保护未投入；

c)部分或全部转速表计失灵；

d)调速系统不能维持汽轮机空转；

e)调速系统在汽轮机甩负荷后动态飞升转速超出危急保安器动作值；

f)任一主汽门、调节汽门关闭不严、卡涩或动作失灵；

g)抽汽系统、回热系统及汽水分离再热系统中任一只抽汽逆止阀关闭不严、卡涩或动作失灵；

h)超速保护试验结果不合格；

i)汽轮机任一跳机保护失灵；

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j)汽轮机任一主要控制参数失去监视或任一主要调节控制装置失灵；

k)润滑油泵、抗燃油泵、密封油泵、顶轴油泵、事故应急油泵之一的备用泵故障或自动启动装置

不能工作；

l)汽轮机汽缸内外壁温差或上下缸温差超过厂家规定值；

m)转子偏心度和转子晃动度超过厂家规定值；

n)盘车装置故障、盘车不动或盘车电流超限；

o)汽轮机动静部分有清楚的金属摩擦声或其他异音；

p)轴向位移、胀差超过厂家规定值；

q)机组振动超过厂家规定值；

r)汽、水、油品质不合格；

s)仪表用压缩空气系统工作不正常。

3.3汽轮机启动中注意事项

3.3.1启动中应与核岛操作协调，不应使蒸汽参数及负荷有大幅度波动，核岛参数应稳定在冲转所需

的功率水平。

3.3.2汽轮机冲转后若盘车装置不能及时脱开，应立即打闸停机。

3.3.3顶轴油泵的停运应按照制造厂有关规定及时执行操作。

3.3.4若汽轮机转速在一阶临界转速出现异常振动，不得强行升速，应查明原因并消除，待振动正常

后方可通过临界转速。

3.3.5应迅速平稳的通过临界转速，在临界转速区域内不应停留。

3.3.6汽缸金属温升率应按照制造厂规定执行。

3.3.7启动中应监视、记录汽缸各膨胀值变化均匀对应，如滑销系统卡涩，应延长暖机时间或研究解

决措施，防止汽缸不均匀膨胀变形引起动静摩擦。

3.3.8冲转后及运行中冷油器出口油温应控制在正常运行范围值，各轴瓦回油温度正常；抗燃油冷油

器出口油温应控制在正常运行范围值。

3.3.9汽轮机冲转和带负荷时，低压缸喷淋水系统的投入和退出应按照制造厂有关规定进行操作。

3.3.10冲转时、并网后升功率过程中连续监视汽水分离再热器出口蒸汽参数，确保该温度满足要求、

不波动。

3.3.11冲转前、冲转时、并网后升功率过程中检查确认疏水阀门正确开启和关闭，确认没有疏水液位

高报警。

3.3.12汽轮机冲转过程中，应监视机组胀差、振动、轴向位移、汽缸膨胀值、轴瓦温度、润滑油压和

油温、蒸汽和金属壁温等参数，超过停机值，应立即打闸停机。

3.4冷态启动

3.4.1冲转参数

a)汽轮机冷态启动时，主蒸汽阀前主蒸汽压力和温度应满足制造厂提供的有关启动曲线的要求。

b)冲转前完成汽水分离再热器温度控制器的启动准备程序。

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3.4.2冲转应符合下列要求：

a)汽轮机冲转过程中应按要求进行低速区转子动静部件碰磨检查；

b)在冲转过程中必须平稳快速通过临界转速区，同时密切监视汽轮发电机振动和转子偏心度；

c)暖机时间和蒸汽温度应满足制造厂规定的要求；

d)汽轮机定速后应检查记录轴承振动、轴承金属温度、汽缸绝对膨胀、胀差、轴向位移、润滑油

压力、控制油压力等各有关数据，经全面检查正常后可进行有关试验，试验中及试验后的操作

要求按照制造厂要求执行。

3.5热态启动

3.5.1冲转参数

汽轮机热态启动时，根据汽缸温度按制造厂提供的启动曲线确定冲转参数。

3.5.2冲转应符合下列要求：

a)热态启动应加强疏水，防止冷汽冷水进入汽缸；

b)冲转过程中应经摩擦检查无异常方可升速；

c)热态启动应加强机组振动监测，防止动静部分发生碰磨造成转子弯曲；

d)冲转后应快速通过临界转速；

e)定速后进行必要的检查，确认参数正常。

3.6带负荷

3.6.1并网后带初始负荷及暖机时间应按照制造厂规定进行；

3.6.2严格按启动曲线要求控制升负荷速率及主、再热蒸汽参数的变化率；

3.6.3升负荷至预定的负荷点，确认相应的疏水阀应关闭；

3.6.4检查确认汽轮机振动、汽缸膨胀、胀差、轴向位移、轴承金属温度、回油温度、油系统压力、

温度、上下缸温差等主要监测参数在正常范围；

3.6.5高、低压加热器应随汽机启动，当供除氧器的抽汽压力高于除氧器的内部压力，应切换为正常

运行状态供除氧器的抽汽；

3.6.6定速检查完成后，宜尽快并网；

3.6.7并网后应尽快升负荷至启动曲线所对应的负荷点；

3.6.8控制主蒸汽、再热蒸汽参数平稳，不超过限定值。

4汽轮机运行

4.1正常运行

4.1.1监视汽轮机参数及其变化趋势，应符合要求。

4.1.2按规定进行设备定期巡检及维护。

4.1.3按规定定期进行有关设备的切换或试验。

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4.1.4汽、水、油品质应符合标准。

4.2负荷调整

4.2.1核电站汽轮机宜带基本负荷运行。

4.2.2在汽轮机启动、停机阶段或者电网调度要求改变负荷时，宜按照制造厂的寿命管理曲线和机组

的实际状况进行负荷变化率的选择。

4.3特殊运行

4.3.1高、低压加热器部分或全部停止时，应按制造厂规定或试验结果限制负荷，特别应控制主蒸汽

流量及监视段压力和各段抽汽压力不得超过设计最大允许值，同时应注意对核岛有关参数的影响；

4.3.2凝汽器半侧运行应控制凝汽器真空值在允许范围，并降低负荷运行。同时应重点监视汽轮机膨

胀、推力瓦温度、轴向位移、振动及低压缸胀差不超限。

5汽轮机停机

5.1正常停机

5.1.1负荷、蒸汽参数、高中压汽缸金属温度变化率，应始终处于受控状态且符合停机曲线。

5.1.2根据停机目的及设备特性，合理选择停机方式及汽缸温降目标值。

5.1.3停机前应完成润滑油泵、事故油泵、顶轴油泵、盘车装置的试验工作或通过停机前的定期试验

确认正常。若试验不合格，非紧急故障停机条件可暂缓停机，以便进行消除。

5.1.4随着负荷及主蒸汽参数的变化，差胀、绝对膨胀、各轴承温度、轴向位移等的变化应予足够重

视，轴封供汽、真空及辅助设备各系统应及时调整和切换。要确保除氧器运行稳定，防止压力和温度失

配汽化。

5.1.5确保机组各部位的疏水阀应能在预定工况下开启。

5.1.6停机过程中检查确认低压缸喷淋阀正确动作。

5.1.7发电机解列后汽轮机的转速变化应予以重视，当发生不正常升高时，应立即打闸停机。

5.1.8打闸后应准确记录汽轮机转子的惰走时间，这是判断汽轮机动静部分和轴承工作是否正常的重

要依据，也是判断主蒸汽截止阀关闭是否严密的重要依据。

5.1.9顶轴油泵按运行规程或制造厂规定投入运行。

5.1.10正常停机时应继续保持真空，停机过程或停机后真空破坏的时机根据电厂实际工作需要确定。

5.1.11停机后应监视凝汽器、高/低压加热器水位、除氧器及汽水分离再热器水位，防止汽轮机进水。

5.2汽轮机停机过程中盘车

5.2.1转子惰走至盘车投运转速时，应确认盘车装置投入运行。

5.2.2停机后，记录盘车状态晃度（可在各转子靠近汽缸部位打表监视）、偏心/相位，记录盘车状态

轴承顶轴油压、振动、轴承温度/回油温度。

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5.2.3汽轮机装置盘车无法正常投运时，应查明原因并尽快消除，若不能及时恢复则设法进行手动盘

车、液压盘车或其他措施，防止汽轮机大轴弯曲。

5.2.4盘车过载、有明显清楚金属摩擦声、偏心超标准或晃度超过原始值且继续恶化时，禁止再采用

连续盘车，应采用手动间断盘车，要迅速查明原因并消除，待偏心度及晃度恢复正常后再连续盘车。

5.2.5当汽缸温度降低到厂家规定值，可停运盘车装置。

5.3汽轮机停机过程中异常情况处理

5.3.1减负荷过程中发现调节系统部套卡涩应设法消除。此时不宜先行解列发电机，必要时可以先将

汽轮机打闸，采用逆功率解列发电机；

5.3.2抽汽逆止阀卡涩或关闭不严，应关闭抽汽截止阀，防止蒸汽倒流入汽轮机造成超速；

5.3.3自动控制系统失灵应及时改手动调整，以防汽轮机失控。

5.3.4不能正常手动盘动转子时，禁止强行盘动转子，应采取闷缸措施。查找原因并处理。

5.4汽轮机停机后的强迫冷却

5.4.1应选择安全经济的冷却方式和方法，并经技术主管部门审查批准。

5.4.2汽轮机停机后的强迫冷却应特别注意防止大轴弯曲，同时应严格控制冷却速率，缸温下降速率

严格按照厂家要求执行。如果厂家没有要求，汽缸降温率不超过8℃/h－12℃/h，避免增加寿命损耗。

5.4.3冷却工质的引入和引出要有合理设计，防止局部过大的热应力和应力集中，防止运行中积水或

零件脱落进入管道设备中。

5.4.4冷却全过程必须保证盘车连续运行正常，严禁在转子静止状态引入冷却工质。

5.4.5加强对盘车电流、转子偏心度、轴向位移、汽轮机膨胀、胀差、汽缸金属温度等重要参数的控

制，发现异常或超限应立即停止冷却。

5.4.6强迫冷却系统及操作力求简单，汽缸热应力敏感部位的监测仪表应事先校验正确并确定控制指

标。

5.4.7强迫冷却结束，为保证转子及汽缸冷却均匀，根据强迫冷却设计要求，转子应再连续盘车一段

时间。

6汽轮机试验

6.1启动前试验

a)汽轮机全部跳机保护试验；

b)抽汽逆止阀活动及保护联锁试验；

c)汽水分离再热器、除氧器、加热器等主要辅助设备的保护试验；

d）各种油泵、水泵、风机的启停及保护联锁试验；

e)危急保安器打闸试验(如有)；

f)危急保安器充油试验(如有)；

g）主汽门、调节汽门关闭时间测试。

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6.2启动中试验

a)主汽门、调节汽门严密性试验(如设计允许)；

b)汽轮机超速试验；

c)超速保护通道可用性试验；

d)汽轮机紧急停机按钮试验；

e)新投产机组或调速系统经过重大改造后的机组应进行甩负荷试验；

6.2.1超速试验应符合下列要求：

a)下列情况应做超速试验：

1)汽轮机新安装或大修后；

2)危急保安器解体或调整后。

b)下述情况不得进行超速试验：

1)就地或远方停机不正常；

2)主蒸汽截止阀关闭不严，或者主蒸汽截止阀严密性试验不合格；

3)在额定转速下任一轴承的振动异常；

4)任一轴承温度高于限定值；

5)危急保安器充油试验结果不合格（如有）。

c)如果机组同时具有机械和电气超速保护功能，则机械超速、电气超速应分别进行；

d)超速动作转速宜在108％—110％额定转速之内，如厂家有特殊要求，按照厂家要求执行。

6.3运行中宜进行的试验

a)高、中或低压主汽门及调节汽门部分/全行程活动试验；

b)抽汽逆止阀活动部分或全行程活动试验；

c)辅助润滑油泵、密封油泵、直流应急油泵启停试验；

d)辅助润滑油泵、直流应急油泵低油压联锁试验(如设计允许)；

e)真空严密性试验（根据各电厂需求）；

f)备用泵组（凝结水泵、真空泵等）切换试验；

g)除氧器再循环泵试验；

h)高低压加热器、除氧器、凝汽器、疏水箱的水位开关带负荷试验；

i)汽水分离再热器疏水箱备用控制阀试验；

j)常规热力试验测试汽轮机热效率；

k）考核性热力试验考核汽轮机效率。

7汽轮机主要辅机

7.1凝汽器

7.1.1凝结水水质应满足蒸汽发生器的要求，定期进行凝结水水质的监督，防止泄漏及结垢。

7.1.2可通过排污、加药等方式防止凝汽器传热效率降低。

7.1.3视情况可开展凝汽器真空试验。

7.2高、低压加热器

7.2.1高、低加保护动作不正常，不应投入运行。

7.2.2高、低加保护动作时，应立即检查原因确保汽轮机不进水，同时应保证向蒸发器连续供水。

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7.2.3应避免高、低加低水位运行。

7.2.4运行中高、低加水位自动调节异常时应及时处理，水位无法控制时应停止高、低加运行。

7.2.5定期对高、低加端差及疏水调节阀开度变化进行分析。

7.2.6新装或检修后的高、低加安全阀，须经校验合格方可投入运行。

7.2.7正常情况下高、低加应随汽机启动。机组运行中投入高、低加应注意减少对高、低加管板、管

口、筒体等部件的热冲击，投入蒸汽时应按抽汽压力由低至高逐个投入。

7.2.8高、低加水位计失灵禁止投入。

7.3除氧器

7.3.1应定期进行安全阀校验，安全阀检修后应做动作试验，试验不合格不应投入运行。

7.3.2严格控制水位在正常范围内运行。

7.3.3负荷突增或高加跳闸时，应严防除氧器超温、超压。

7.3.4负荷急剧减少或抽汽突然停用，应注意除氧器水位的控制。

7.3.5除氧器热备用时，应监视与除氧器相连各系统的参数，防止因系统泄漏导致的设备损坏。

7.4汽水分离再热器

7.4.1汽水分离再热器应定期做安全阀校验。

7.4.2应定期进行疏水箱液位开关的相关试验。

7.4.3升降负荷过程中，应检查加热汽源控制阀及排汽疏水相关阀的动作情况。

7.4.4机组运行期间汽水分离再热器的隔离，应严格按制造厂的要求进行。

7.5给水泵组

7.5.1给水泵组运行期间振动、超速等保护应投入。

7.5.2给水泵、前置泵、液力耦合器等润滑良好，泵组出力、温度、电流等运行参数正常。

7.5.3给水泵组再循环调节阀处于正常备用状态。

7.5.4备用给水泵能在运行中的给水泵跳闸时，迅速投入运行。

7.6凝结水泵

7.6.1凝结水泵运行期间，振动、流量、扬程等满足制造厂的设计范围。

7.6.2凝结水泵运行期间，应控制凝汽器水位正常，再循环调节阀应处于正常备用状态。

7.6.3采用变频调节的凝结水泵，应关注低频运行时凝结水压力下降对下游设备和系统的影响。

7.7循环水泵

7.7.1循环水泵地下布置应有可靠的防水淹措施。

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7.7.2运行中的循环水泵应防止失水和积空气。

8汽轮机事故预防及处理

8.1基本要求

8.1.1事故响应和处理过程中，应把核安全放在首要位置，严格遵守核安全的相关要求。

8.1.2事故发生时的处理要点：

a)根据仪表显示及设备异常象征判断事故确已发生；

d)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；

e)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；

f)迅速查清原因，消除事故；

g)将所观察到的现象、事故发展的过程和时间及所采取的消除措施等进行详细的记录；

h)事故