600MW国产亚临界机组汽轮机运行规程(7)

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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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