300MW 级汽轮机运行导则.docx

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1、中华人民共和国电力行业标准300MW级汽轮机运行导则D1./T6091996Guidefor300MWgradesteamturbineoperation中华人民共和国电力工业部19970203批准19970601实施1范围1.1本导则确立了以平安经济运行为基础，以寿命管理为主线进行300MW级汽轮机运行技术管理的基本原则。1.2本导则适用于国产型及引进型国产亚临界参数300MW级汽轮机，主要原则也适用于亚临界参数600MW汽轮机，进口机组及其他机组可参照执行。1.3本导则不适用于超临界参数的汽轮机和核电汽轮机。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在本标准出

2、版时，所本版本均为有效。全部标准都会被修订，运用本标准的各方应探讨运用下列标准最新版本的可能性。GB5578-85固定式发电用汽轮机技术条件GB7596-87电厂用运行中汽轮机油质量标准GBl1347-89大型旋转机械振动烈度现场测量与评定GB12145-89火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准D1.428-91电力系统自动低频减负荷技术规定D1./T561-95火力发电厂水汽化学监督导则D1./T571-95电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则D1.5011-92电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）SD223-87火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则（82）水电技字第63号电力

3、工业技术管理法规（试行）（83）水电电生字第47号火力发电厂高压加热器运行维护守则电安生1994227号电业平安工作规程（热力和机械部分）3总则3.1汽轮机运行的主要任务是：合理地安排和运用汽轮机寿命，正确地启停操作，良好地检查维护，严格地调整限制参数，细致地整定试验，牢靠地预防和处理事故，使之常常处于平安、经济、牢靠、稳定运行的良好状态。3.2制定本导则是为了正确指导运行操作维护，加强汽轮机寿命管理，进一步提高300MW级汽轮机运行水平，满意电力生产须要。3.3本导则是通用性、原则性的技术规定。本导则对汽轮机启停方式的选择和操作要求、重要运行参数限制范围、正常与特殊运行方式应当遵守的一般原则

4、等做了明确规定，提出了属于运行范围内的主要检查、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导则执行。3.4以本导则为依据,结合制造厂出具的技术文件及设备实际状况编制现场汽轮机运行规程。编写运行规程一般应有的主要内容见附录F（提示的附录）。4汽轮机寿命管理为了确保300MW级汽轮机平安经济运行，应以寿命管理为主线进行现场运行技术管理。4.1合理安排和运用汽轮机寿命4.1.重汽轮机的寿命安排一般取决于汽轮机的结构和运用特点、启停次数、启停方式、工况改变、甩负荷带厂用电的次数等。要依据不同机型及其运行方式进行安排。4.1.2在汽轮

5、机设计寿命年限内，依据制造厂供应的寿命管理曲线一般安排蠕变寿命损耗占20%,疲劳寿命损耗占80%。汽轮机寿命安排要留有余地，一般状况下寿命损耗只安排80%左右，其余20%以备突发性事故。汽轮机寿命安排示例见附录E（提示的附录）。4.1.3带基本负荷的汽轮机，每次冷态启动的寿命损耗率可以安排得大一些，一般限制在0.05%/次；调峰机组的寿命损耗主要消耗在热态启停中，每次启停的寿命损耗率可安排得小一些，一般为0.01%/次。4.2汽轮机转子寿命的监测与管理4.2.1每台汽轮机应以制造厂供应汽轮机寿命管理曲线为依据，绘制各种工况启动曲线。汽轮机启停曲线示例见附录D（提示的附录）。4.2.2每台汽轮机

6、应建立并逐步完善转子寿命损耗数据库，依据制造厂供应的寿命管理曲线进行限制，使汽轮机寿命损耗处于受控状态，以便指导运行人员进行开停机操作和运行参数调整及对异样工况的处理。4.3削减汽轮机转子寿命损耗的原则4.3.1启动中预防汽轮机转子脆性损伤a）启动时应依据汽缸金属温度水平合理选择冲转蒸汽参数和轴封供汽温度，严格限制金属温升率。b）一般以中压缸排汽口处金属温度或排汽温度为参考，推断转子金属温度特殊是中压转子中心孔金属温度是否已超过金属低温脆性转变温度（FAn）OC）汽轮机冷态启动时，有条件的可在盘车状态下进行转子预热，变冷态启动为热态启动。d）如制造厂允许，可以采纳冷态中压缸启动方式，以改善汽轮

7、机启动条件。e）紧急保安器超速试验，必需待中压转子末级中心孔金属温度达到FAn以上方可进行，一般规定汽轮发电机组带10%25%额定负荷稳定暖机至少4ho4.3.2运行中削减汽轮机转子寿命损耗a）避开短时间内负荷大幅度变动，严格限制运行中转子表面工质温度改变率在最大允许范围内。b）严格限制汽轮机甩负荷后空转运行时间。c）防止主、再热蒸汽温度及轴封供汽温度与转子表面金属温度严峻失配。d）在汽轮机启动、运行、停机及停机后未完全冷却之前，均应严防湿蒸汽、冷气和水进入汽缸。4.4加强牢靠性管理，削减汽轮机寿命损耗4.4。1牢靠性指标不仅反映了设计、制造、安装水平和质量，是技术改造和技术进步的重要依据，还

8、直接反映了发电厂运行管理及设备修理状况，是现代化汽轮机运行管理的重要内容。4. 4.2汽轮机设备大都是可修理的，其寿命安排也有很大共性。在汽轮机运用寿命年限内，通过牢靠性统计分析，可以找出因运行检修维护不当造成的寿命损耗，从而改善运行操作方法和检修维护方案，逐步由被动检修转变为状态监测和预知性修理，提高设备等效可用系数（EAF）,削减等效强迫停用率（EFOR）,削减修理费用，延长汽轮机运用寿命，取得更大平安经济效益。5汽轮机启动汽轮机启动应在合理的寿命损耗范围内平稳升速带负荷，防止胀差超限、缸体温差超限、动静摩擦、轴系异样振动等异样状况，不出现危及主机平安的协助设备、热控装置等异样运行，并尽量

9、缩短启动时间，减少启动消耗，以取得最佳平安经济效益。5. 1启动方式划分5.1.1按启动时汽缸进汽方式划分a）高压缸启动（或高、中压缸联合启动）;b）中压缸启动。5.1.2按冲转前汽轮机金属温度划分高压缸启动时按调整级处金属温度划分；中压缸启动时按中压第一压力级处金属温度划分。具体划分温度应按制造厂规定。一般划分为：a）冷态启动；b）温态启动；C）热态启动；d）极热态启动。5.1.3按停机时间划分a）冷态启动：停机超过72h,金属温度已下降至其额定负荷值的40%以下。b）温态启动：停机在1072h之间，金属温度己下降至其额定负荷值的40%80%之间。C）极热态启动：停机在Ih以内，金属温度仍维

10、持或接近其额定负荷值。5.1.4按阀门限制方式划分a）主汽阀启动；b）调整阀启动。5.2启动前应具备的条件5.2.1系统要求：a）汽轮机各系统及设备完好，阀门位置正确。b）汽、水、油系统及设备冲洗合格。C）热控装置的仪表、声光报警、设备状态及参数显示正常。d）计算机限制系统连续正常工作2h以上。5.2.2启动前的试验全部合格。5.2.3盘车：汽轮机冲动前连续盘车，主要是削减冲转惯性，消退弹性热弯曲。因此冲转前盘车应连续运转4h,特殊状况不少于2h05.2.4轴封供汽及凝汽器抽真空：a）轴封供汽1）静止的转子禁止向轴封供汽，以避开转子产生热弯曲。2）高、中、低压轴封供汽温度与转子轴封区间金属表面

11、温度应匹配，不应超过制造厂允许的偏差值。过热度不应低于14,以防止凝聚放热使转子表面产生过高热应力造成金属疲惫而增加寿命损耗。b）凝汽器抽真空1）汽轮机轴封未送汽凝汽器不应抽真空。我国早期国产机组规定冷态启动时先抽真空后送轴封汽，如制造厂无新规定，可仍按原规定执行。2）冲转前应建立并保持适当的凝汽器真空，以利于汽轮机加热、排汽温度不超限及旁路系统刚好投用。5.2.5旁路系统：a）旁路系统的设置及其型式、容量和限制水平，应按机组特性或有关设计规程规定。b）设有旁路系统机组的启动方法应由制造厂提出，如中压缸启动或高、中压调门及旁路协调启动等。C）旁路系统投用前应确认自动、联锁、爱护正常且在投入状态

12、。d）旁路系统运用时限制高、中压缸蒸汽流量应匹配，应分别满意高压缸和中、低压缸在不同工况下最小冷却流量。e）汽轮机运行中旁路系统如不能处于热备用状态，应退出自动，避开投用时蒸汽管道发生水冲击。5.2.6遇下列状况之一时，禁止汽轮机冲转或并入电网：a）全部转速表失灵。b）调速系统不能维持汽轮机空转或甩负荷后动态飞升转速超出紧急保安器动作值。C）高、中压主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门、回热系统中任一只抽汽逆止门关闭不严、卡涩或动作失灵。d）紧急保安器超速试验不合格。e）汽轮机任一跳机爱护失灵。汽轮机一般具备的事故跳机爱护见附录Al（标准的附录）。f）汽轮机任一主要限制参数失去监视或任一主要调整

13、限制装置失灵。汽轮机一般主要监测参数见附录A2（标准的附录）,汽轮机一般具备的主要调整限制装置见附录A3（标准的附录）。g）启动油泵、抗燃油泵、润滑油泵、事故油泵、顶轴油泵之一故障或其自启动装置失灵。h）中学压外缸内壁上下温差大于或等于560Ci）转子偏心度在原始高点相位处的偏差值大于O.02mmOj）盘车装置故障、盘车不动或盘车电流超限。k）汽轮机动静部分有清晰的金属摩擦声或其他异音。D汽、水、油品质不合格。5.3冷态启动5.3.1冲转参数选择：汽轮机冷态启动时，主汽门前主、再热蒸汽压力和温度应满意制造厂供应的有关启动曲线的要求。进入汽轮机的主蒸汽至少有50的过热度，但其温度一般不宜大于42

14、6。双管道蒸汽温度差一般不大于17o主、再热蒸汽温差，中学压合缸机组一般为28,短时可达42,最大不大于8O0C5.3.2汽轮机冲转前应对主、辅设备及相关系统进行全面检查，均应具备启动条件。503.3汽轮机冲转：a）汽轮机冲转至600rmin,快速切断进汽，应在5min内进行摩擦检查，细致倾听汽轮机内部声音，确认通流部分无摩擦、各轴承回油正常，方可马上升速。升速率一般为每分钟100r/mi11ob）暖机时间、暖机转速应按制造厂供应的启动曲线进行。C）转速升至中学压转子一阶临界转速前，应进行检查或中速暖机。CI）暖机时间和温度应满意制造厂规定的要求。5.3.4汽轮机定速后应测量记录各有关数据，经

15、全面检查正常后可进行有关试验，试验中重新复位应以每分钟200r/rain的升速率升至定速。5.3.5并网及带负荷：a）并网后马上带5%额定负荷暖机，在此负荷下至少稳定运行30min在此期间，主蒸汽温度每改变2,稳定暖机时间增加lmin（b）严格按启动曲线要求限制升负荷率及主、再热蒸汽参数的改变率。C）升负荷至预定的负荷点，确认相应的疏水阀应关闭。d）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、温度等主要监测参数在正常范围。C）高、低压加热器应随机启动，当供除氧器的抽汽压力高于除氧器内部压力并能克服高度差引起的静压时，应切换为该段抽汽，除氧器滑压运行。f）依

16、据负荷的增加应刚好调整凝汽器真空，切换或投入给水泵、循环水泵、疏水泵等协助设备言5.4热态启动5.4.1冲转参数选择汽轮机热态启动时，依据汽缸温度按制造厂供应的启动曲线确定冲转参数。5.4.2冲转a）主、再热蒸汽管道疏水充分，汽缸本体疏水在极热态开机冲转前开启5min后关闭。b）冲转后应经摩擦检查无异样方可升速，升速率一般不小于每分钟200r/mi11oC）定速后经必要检查正常应尽快并网。5.4.3并网及带负荷a）并网后应尽快加负荷至启动曲线所对应的负荷点，确认汽轮机下缸温度不再下降，以削减汽缸及转子的冷却。b）限制主、再热蒸汽参数应平稳，温差不超限。5.5汽轮机启动中的规定5.5.1汽轮机冲

17、转后若盘车装置不能刚好脱开，应马上打闸停机。5.5.2一般在转速升至1200rmin时，停止顶轴油泵运行。5.5.3汽轮机转速在80%85%轴琴一阶临界转速若出现异样振动，不得强行升速，须查明缘由并消除，待振动正常后方可通过临界转速。5.5.4应快速平稳通过临界转速，在该范围内转速不应停留。5.5.5限制汽缸金属温升率22.5Cmin,温降率1-1.5Cmin;超过时，应稳定转速或负荷，延长暖机时间。5.5.6启动中应留意相邻专业的协调，防止蒸汽参数及负荷的大幅度波动。5.5.7启动中监视、记录汽缸各膨胀值改变匀称对应，发觉滑销系统卡涩，应延长暖机时间或探讨解决措施，防止汽缸不匀称膨胀变形引起

18、振动。5.5.8冲转后及运行中冷油器出口油温宜调整限制在3845C,抗燃油冷油器出口油温宜限制在4050Co5.5.9汽轮机冲转至600rmin应投入排汽缸喷水，至15%额定负荷时应停用。正常状况下排汽缸温度不超过65C可以长期运行，超过时应限制负荷并不得超过80C0并网前若实行措施无效，当低压缸排汽温度达到120”C时应停止汽轮机运行。5. 5.10进行两班制调峰运行的汽轮机，启动时应依据汽缸金属温度合理选择冲转参数及温升率，适当加快带负荷速度，削减汽轮机转子冷却时间。汽轮机运行6. 1汽轮机运行的平安与经济应兼顾，应坚持平安第一的方针。6.2汽轮机的正常运行6.2.1依据正常运行限制参数限

19、额规定，监视汽轮机主要参数及其改变值应符合规定。6.2.2按规定内容进行设备定期巡检及维护。6.2.3每小时对定时打印或抄录的参数应进行分析，使机组在经济状态下运行。6.2.4定期进行有关设备的切换及试验。6.2.5负荷调整：a）采纳变压或定一滑肯定方式。b）定压运行时负荷改变率应以调整级变工况适应实力为准，符合寿命管理曲线要求，一般每分钟为1%2%额定负荷。C）变压运行时负荷改变率应以锅炉适应实力而定，一般每分钟为2%一3%额定负荷。d）喷嘴调整的汽轮机应避开长时间在负荷转换点运行，以削减调速汽门的节流损失。C）协助设备的运行方式应满意相应的负荷调整要求。6.2.6蒸汽参数限制范围及允许偏差

20、a）运行中应限制蒸汽参数在允许范围内，当超限或有超限趋势时，应进行调整并精确记录超限量、超限时间及累计时间，同时进行相应处理。b）蒸汽参数允许偏差见表Ie表1蒸汽参数允许偏差（均对额定值而言）参数名称限值主蒸汽压力任何12个月周期内的平均压力1.OOpo保持所述平均压力下允许连续运行的压力1.05p,例外状况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间W12h120p.）冷再热蒸汽压力1.25p主蒸汽温度任何12个月周期内的平均温度1.OOt保持所述平均温度下允许连续运行的温度t+80C例外状况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间400ht+(814)C例外状况下允许偏离值，每小时15min,但1

21、2个月周期积累时间t+280C注：1.P0为额定主蒸汽压力(MPa)；Pl为额定冷再热蒸汽压力(MPa)；t为主蒸汽或再热蒸汽额定温度。2.温度限值只适应于t566C的状况6.2.7汽、水、油品质应符合标准。水汽质量恶化时的处理见附录B(标准的附录)。油系统清洁度常用标准见附录C(标准的附录).6,3汽轮机的特殊运行6. 3.1高压加热器部分或全部停止运行，制造厂有限制负荷规定时应严格执行，特殊应限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，同时应留意对锅炉汽温的影响。6.3.2凝汽器停止半侧运行应限制凝汽器真空值在允许范围，否则应降低负荷运行。应重点监视汽轮机膨胀、轴向推力

22、及低压缸胀差不超限。汽轮机停机7.1汽轮机的正常停机7. 1.1停机方式:a)复合变压停机。b)滑参数停机。7. 1.2为使汽轮机能平安停止，停机前应完成润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置的试验工作。若试验不合格，非紧急故障停机条件可暂缓停机，以便进行消退。7. 1.3汽轮机停机：汽轮机的停止是启动的逆过程，启动过程的基本要求原则上适用于停机，但温降率要小于启动时的温升率，一般限制在11.5*C/tnina）依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。b）负荷、蒸汽参数、中学压汽缸金属温度改变率，应始终处于受控状态且符合停机曲线。滑参数停机时，主、再热蒸汽应始终保持过热度不小于503C

23、）随着负荷及主蒸汽参数的降低，差胀、肯定膨胀、各轴承温度、轴向位移等的改变应予足够重视，轴封供汽、真空及协助设备各系统应刚好调整和切换。要确保除氧器运行稳定，防止压力和温度失配汽化。CI）确保机组各部的疏水阀应能在不同工况时开启。C）发电机解列后汽轮机的转速改变应予以重视，当发生不正常上升时，应马上打闸停机。，）打闸后应精确记录汽轮机转子的惰走时间，这是推断汽轮机动静部分和轴承工作是否正常的重要依据。一般规定转速降至1200r/min时开启顶轴油泵。g）正常停机时应接着保持真空，直到汽轮机惰走至400rmin可以破坏真空。7. 1.4盘车：a）转子静止后盘车装置应马上投入运行。b）盘车运行期间

24、，若发觉转子偏心度超过最高允许值或有清晰的金属摩擦声，应停止连续盘车，改为间断盘车180。要快速查明缘由并消退，待偏心度复原至正常值后再投入连续盘车运行。盘车电机故障造成不能电动盘车时，应查明缘由尽快消退，并设法手动间断盘车180,待转子偏心度正常且能自由转动时方可投入连续盘车。其他缘由造成盘车不动时，禁止用机械手段强制盘车或强行冲转。c）若汽轮机调整级或中压第一压力级处金属温度在150以上，须要短时间停止连续盘车，必需保持轴承供油正常，以防止轴承鸨金过热损坏，在此期间应手动间断盘车。CI）短时间停止盘车运行，应精确记录盘车停止时间及当时的转子偏心度及相位。工作结束后，依据转子偏心度的改变值，

25、确定是否应经手动盘车180”直轴或投入连续盘车。e）高压缸金属温度小于150时，可以停止盘车运行，但应接着监视转子偏心度；若有明显改变，应查明缘由并进行间断盘车。7. 2汽轮机停机过程中异样状况处理停机过程中，由于设备缺陷使停机工作不能正常进行，应制定行之有效的技术和平安措施，确保汽轮机平安停止。7. 2.1减负荷过程中发觉调整系统部套卡涩应设法消退。此时不宜先行解列发电机，必要时可以先将汽轮机打闸或关闭主蒸汽截门，确认负荷到“0MW后再解列发电机。7. 2.2抽汽逆止阀卡涩或不能关严，应关闭截止阀，防止蒸汽倒流入汽轮机造成超速。7. 2.3自动限制系统失灵应刚好改手动调整，以防汽轮机失控。7

26、. 2.4滑参数停机过程中，若主、再热蒸汽参数失控或发生蒸汽带水，应马上停机。7. 3汽轮机停机后的强迫冷却7. 3.1汽轮机停机后的强迫冷却应特殊留意防止大轴弯曲，同时不应增加寿命损耗。7. 3.2应经过慎重的试验计算选择冷却方式和方法，并须经技术主管部门审查批准。7. 3.3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。7. 3.4冷却全过程必需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。7. 3.5加强对盘车电流、转子偏心度、轴向位移、汽轮机膨胀、胀差、金属温度等重要参数的限制，发觉异样或超限应马上停止冷却。7. 3.

27、6强迫冷却系统及操作力求简洁，汽缸热应力敏感部位的监测仪表应事先校验正确并确定限制指标。7. 3.7严格限制冷却速度，汽缸温降率一般不超过812儿。7. 3.8强迫冷却结束，为保证转子及汽缸冷却匀称，至少再连续盘车8ho7. 4汽轮机停机后的养护7. 4.1为保证汽轮机设备的平安经济运行，汽轮机设备在停（备）用期间，必需实行有效的防锈蚀措施，避免热力设备锈蚀损坏。7. 4.2停（备）用设备防锈蚀方法的选择，应依据停用设备所处的状态、停用期限的长短、防锈蚀材料药剂的供应及其质量状况、设备系统的严密程度、四周环境温度和防锈蚀方法本身的工艺要求等综合因素确定。7. 4.3防锈蚀工作是一项周密细致、涉

28、及面广的技术工作，应加强各专业统一协作提前打算，所需时间应纳入检修安排，药剂应经检验合格。解除防锈蚀养护时应对设备检查记录防锈蚀的效果，并建立设备防锈蚀技术档案。7. 4.4停（备）用汽轮机防锈蚀方法一般有：a）热风干燥法：停机后隔离全部可能进入汽缸和凝汽器汽侧的汽水系统，排尽汽缸和抽汽管道内积水，当汽缸金属温度降至80以下时，向汽缸内送人温度为5080的热风；汽缸内风压应小于0.04MPa,应定时测定从汽缸排出气体的湿度低于70%（室温值）或等于环境相对湿度。b）干燥剂去湿法：本方法适用于四周湿度较/S（大气湿度不高于70%）,汽缸内无积水的汽轮机封存保养。停机后先经热风干燥法干燥合格后，汽

29、缸内放入干燥剂。保养期间应常常检查干燥剂吸湿状况，发觉失效应刚好更换。放人的干燥剂应记录数量，解除保养时必需如数取出。7.4.5停（备）用高压加热器防锈蚀方法一般有：a）充氮法：水侧泄压放水的同时充入氮气，排尽存水后，氮气压力稳定在0.5MPa时停止充氮；汽侧压力降至0.5MPa时充人氮气，排尽疏水后，氮气压力稳定在0.5MPa时停止充氮（养护中发觉压力下降，应查明缘由，刚好补充）。运用的氮气纯度以大于99.5%为宜，最低不得小于98%。b）氨一联氨法：停机后汽侧压力降至零，水侧温度降至IO（TC时放尽积水，充入联氨含量为200tng1.（加氨调整PH值为10-10.5）的溶液封闭加热器。7.

30、4.6其他停（备）用设备防锈蚀方法：a）除氧器、低压加热器、凝汽器、冷油器水侧长期停用保养时应排净积水，清理干净后用压缩空气吹干。b）转动辅机做长期停用保养时，应解体检查，按有关规定防锈处理后装更。C）长期停用的油系统应定期进行油循环活动调整系统。7. 4.7对滨海盐雾地区和有腐蚀性的环境，应实行特殊措施，防止设备腐蚀。7. 4.8寒冷季节应实行有效的防冻措施。8汽轮机热控、试验8. 1汽轮机热控设备8. 1.1我国300Mw级汽轮机由于计算机的广泛应用，自动化水平有了显著提高。常规模拟仪表和手操器削减后，计算机成为热控主要设备，应加强检修维护，削减和防止误调整、爱护误动作,努力提高调整品质，

31、同时应加强人员培训，提高设备维护人员和运行人员的技术永平。当前，我国300MW级机组一般采纳的分散限制系统(DCS)包括以下子系统：一一数据采集与处理系统(DAS)；一一依次限制系统(SCS)；汽轮机：数字电调(DEH)；一一给水泵小汽轮机电调(MEH)；模拟量限制系统(MCS)其中DEH、MEH也有不采纳DCS来实现的。除上述系统和设备外，还应具有平安监测和爱护功能的相应系统和设备，如TSI、ETS等。8. 1.2计算机限制系统一般具有以下功能：a)转速限制功能b)负荷限制、限制功能；C)机组协调限制功能；d)辅机联锁限制功能；C)应力监控功能；f)阀门管理、试验功能；g)爱护在线试验功能；

32、h)平安监测、爱护功能；i)数据采集及日报、时报、即时打印、超限报警、事故追忆打印功能。8. 1.3主要仪表、自动调整系统、热控爱护装置应随主设备一并投入，未经有关技术主管批准不得停运。计算机系统应在机组启动前对有关功能进行试验，试验时运行人员应参与并赐予确认。8. 2汽轮机试验8. 2.1汽轮机启动前的试验：a）汽轮机调速系统静态特性试验。b）汽轮机全部跳机爱护试验及机炉电大联锁试验。C）高排逆止门、抽汽逆止门、限制阀、调整阀开关及爱护联锁试验。d）除氧器、加热器等主要协助设备的爱护试验。e）各种油泵、水泵、风机的启停及爱护联锁试验。f）转动设备应经肯定时间的连续运转证明牢靠。8. 2.2汽

33、轮机启动中的试验：a）紧急保安器就地及远方打闸试验。b）主汽门、调速汽门严密性试验。D应在额定汽压、正常真空和汽轮机空负荷运行时进行试验。2）主汽门或调速汽门分别全关而另一汽门全开时，应保证汽轮机转速降至100Or/min以下。3）当主蒸汽压力偏低但不低于50%额定压力时，汽轮机转速下降值可按下式修正：n=（p/po）XlOOOr/min式中：P试验时的主蒸汽压力；Po额定主蒸汽压力。C）紧急保安器充油试验：1）应在定速后或正常运行中进行。2）两只紧急保安器应分别试验。3）紧急保安器动作声光指示应正确。d）超速试验：1）下述状况必需做：一一汽轮机新安装或大修后；一一停机一个月后再启动；一一甩负

34、荷试验前；一一紧急保安器解体或调整后。2）下述状况不得进行超速试验：一一就地或远方停机不正常；一中学压主汽门、调速汽门关闭不严；在额定转速下任一轴承的振动异样时；一一任一轴承温度高于限定值时。3）要点：一一试验前汽轮机带10%25%额定负荷运行4h以上，此期间保持蒸汽参数稳定；一一机械超速及103%、110%电气超速要分别进行；一一机械超速动作转速110%111%额定转速应进行两次，两次动作转速之差不应超过O.6%；若转速达3330r/min紧急保安器仍不动作，应马上停机;一一试验时间应限制在15min内。C）甩负荷试验：试验前机组和电网应具备必要的条件并制定完善的措施，试验应经有关上级技术主

35、管部门批准方可进行。8.2.3汽轮机运行中的试验及切换见表2。表2运行中的试验及切换项目名称标准与方法时间间隔高、中压主汽门及调速汽门活动无卡涩每天一次抽汽逆止门活动全行程或部分行程每周一次抗燃油泵、沟通油泵、事故油泵启、停正常运行35min每周一次低真空、润滑油压低、抗燃油压低在线进行，动作正常每月一次紧急保安器充油试验动作正常运行2000h真空严密性试验在80%额定负荷时关闭空气门，30s后起先记录，5min内真空平均下降速度不超过0.40kPaInin为合格，下降总值不大于2kPa每月一次备用给水泵启停正常，运行35min备用超过一个月转动辅机切换切换运行每月一次常规热力试验测试汽轮机热

36、效率大修前后考核性热力试验考核汽轮机效率新投产或改造后9汽轮机主要辅机9.1给水泵9.1.1汽动给水泵盘车不动时应查明缘由，未查明缘由前严禁强行盘车和冲转。9.1.2备用给水泵应暖泵良好，泵壳上下温差超限时应退出联动备用。9.1.3运行及备用状态的给水泵再循环截止门不应关闭。9.1.4逆止门不严，严禁启动给水泵；停泵时发觉逆止门不严，应马上关闭出口门，保持油泵连续运行，同时实行其他有效措施扼制给水泵倒转；备用中的给水泵若发觉逆止门不严，应马上退出备用。9.2循环水泵9.2.1运行中的循环水泵应防止泵失水及积空气。9.2.2地下布置的循环水泵，应有牢靠的防水淹措施。9.2.3循环水泵停止时出口蝶

37、阀应同时关闭，以防发生倒转。9.3凝汽器9.3.1引入凝汽器的疏水阀门在正常运行中应关闭严密，防止局部冲刷、裂纹。9.3.2凝汽器汽侧引出的低压抽汽管道在检修中应检查是否泄漏。9.3.3应定期进行凝聚水和循环水水质的化验，防止泄漏及结垢。9.3.4循环水应保持清洁，依据季节及负荷的改变合理调整水温水量，满意循环倍率、端差、温升的要求。可通过排污、加药等方法严格限制循环水浓缩倍率。开式循环水系统，应防止微生物附着和堵塞。9.3.5应定期对凝汽器进行胶球冲洗，刚好处理设备缺陷，每次冲洗应计算收球率并记录端差和真空的变化。9.4高压加热器9.4.1高加爱护动作不正常，严禁投入运行。9.4.2高加爱护

38、动作时，应马上检查缘由确保汽轮机不进水，同时应保证向锅炉连续供水.9.4.3避开高加低水位运行。9.4.4运行中高加水位自动调整异样时应刚好处理，水位无法限制时应停止高加运行。9.4.5定期对高加端差及疏水调整阀开度改变进行分析。9.4.6新装或检修后的高加平安阀，须经校验合格方可投入运行。9.4.7正常状况下高加应随机启动。机组运行中投入高加一般先通给水，也可以先通蒸汽,但都必需留意削减对高加管板、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。9.5除氧器9.5.1除氧器大修或平安阀检修后应做平安阀动作试验，试验不合格不应投入运行。9.5.2严格限制水位在正常范围内运行。

39、9. 5.3负荷突增或高加跳闸时，应严防除氧器超温、超压。9.5.4负荷急剧削减或抽汽突然停用，应防止除氧器失压引起汽化。10汽轮机事故预防及处理10.1事故处理的基本要求10. 1.1事故发生时，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：a）依据仪表显示及设备异样象征推断事故确已发生。b）快速处理事故，首先解除对人身、电网及设备的威逼，防止事故扩散。C）必要时应马上解列或停用发生事故的设备，确保非事故设备正常运行。d）快速查清缘由，消退事故。10. 1.3将所视察到的现象、事故发展的过程和时间及所实行的消退措施等进行具体的记录。10. 1.4事故发生及

40、处理过程中的有关数据资料等应完整保存。10. 2汽轮机的事故停机出现下述状况之一时，应马上破坏真空事故停机：10. 2.1汽轮机转速上升到3330r/min,而超速爱护未动作。10. 2.2汽轮机突然发生猛烈振动或超过跳闸值。10. 2.3汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。10. 2.4轴向位移达极限值或推力瓦块金属温度超限。10. 2.5润滑油供油中断或油压下降至极限值，备用泵启动仍无效。10. 2.6润滑油箱油位下降至极限值，补油无效。10. 2.7汽轮机任一轴承乌金温度突然上升，超过规定的极限值。10. 2.8汽轮机发生水冲击，上下缸温差超限，IOmin内主、再热汽温急剧下降50,抽

41、汽管道进水报警且超过跳闸值。10. 2.9汽轮机轴封异样摩擦冒火花。10. 2.10发电机、励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸。10. 2.11汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严峻威逼机组平安。10. 3典型事故预防及处理11. 3.1汽轮机超速a）主要危害：严峻时导致叶轮松动变形、叶片及围带脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。b）主要特征：转速上升超过紧急保安器动作值。C）主要缘由：1）发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。2）紧急保安器超速试验时转速失控。3）发电机解列后主再热蒸汽进汽阀、回热抽汽逆止阀等卡涩或关闭不到位。d）处理要点：1）马上紧急故障停机，确认转速应下降。2）检查并开启高压

42、导汽管通风阀。3）若发觉转速接着上升，应实行坚决隔离及泄压措施。4）查明超速缘由并消退故障，全面检查确认汽轮机正常方可重新启动，应经校验紧急保安器及各超速爱护装置动作正常方可并网带负荷。5）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等进行重点检查与监视，发觉异样应停止启动。e）防止措施：1）启动前细致检查高、中压主汽门、调速汽门的安装质量，检查各汽门开关动作敏捷。2）运行中任一汽轮机超速爱护故障不能消退时应停机消退。3）应定期进行紧急保安器充油试验、各停机爱护的在线试验和主汽阀、调整阀及各段抽汽逆止阀的活动试验。4）停机过程中发觉主汽门或调速汽门卡涩，应设法将负荷减

43、至“0MW,汽轮机先打闸后解列发电机。5）加强汽、水、油品质的监督，品质符合规定。6）转速监测限制系统工作应正常。10.3.2汽轮机猛烈振动a）主要危害：造成轴承损坏，动静摩擦，甚至毁机。b）主要缘由：1）动静碰磨或大轴弯曲。2）转子质量不平衡或叶片断落。3轴承工作不正常或轴承座松动。4）汽缸进水或冷汽造成汽缸变形。5）中心不正或联轴器松动。6）滑销系统卡涩造成膨胀不均。C）处理要点：1）汽轮机冲转后在轴系一阶临界转速前，任一轴承出现o.04mm振动或任一轴承处轴振超过0.12mm不应降速暖机，应马上打闸停机查找缘由02）在稳定工况下，汽轮发电机组转轴振动幅值突然改变超过表3区域B上限值的25

44、%,一般预示机组发生了损坏或是故障预兆或是某些不规则性改变的警告，应马上实行措施将机组稳定在允许振动限值内，否则应坚决停机。3）在额定转速3000r/min或带负荷稳定工况下，大型汽轮发电机组转轴振动位移限值见表3,现阶段采纳引进技术制造的300MW及以上机组的振动限值应取表中的小值。支持轴承振动位移限值一般为0.03mm,当机组具有符合要求的测轴振装置时，应以轴振监测为主。表3大型汽轮发电机组转轴振动位移限值表区域额定转速3000r/rain（m峰峰值）上限相对位移肯定位移评价A80100通常新投产机组在此区域内B120165150200通常认为是合格的，可以长期运行C18026025032

45、0通常认为是不合格的，在实行补救措施之前，可运行有限一段时间D大于C区上限通常认为是危急的，其猛烈程度足以引起机组破坏10.3.3轴承损坏a）主要危害：造成轴颈损坏，严峻时发生动静摩擦导致汽轮机损坏。b）主要象征：1）轴承鸨金温度明显上升或轴承冒烟。2）推力轴承损坏时，推力瓦块金属温度上升。3）回油中发觉乌金碎末。4）汽轮机振动增加；C）主要缘由：1）轴承断油或润滑油量偏小。2）油压偏低油温偏高或油质不合格。3）轴承过载或推力轴承超负荷，盘车时顶轴油压低或未顶起。4）轴承间隙、紧力过大或过小。5）汽轮机进水或发生水击。6）长期振动偏大造成轴瓦损坏。7）交、直流油泵自动联锁不正常，有关联锁、爱护定值不正确，造成事故时供油不正常。d）处理要点：1）运行中发觉轴承损坏应马上紧急故障停机。2）因轴承损坏停机后盘车不能投入运行不