600MW国产亚临界机组汽轮机运行规程(8)

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正常运行时应＜0.076mm，当振动达0.125mm时报警，应查明原因，根据具体情况可以变化转速或负荷，升至0.254mm时自动停机。 9.2.8 轴向位移

调速器端 达－0.9mm报警，达－1mm跳闸。 发电机端 达＋0.9mm报警，达＋1mm跳闸。 9.2.9 低缸排汽温度 a. 温度达79℃时报警。

b. 温度在121℃连续运行时间〈15分钟，否则应紧急停机。 9.2.10 凝汽器真空

a. 凝汽器真空正常值 KPa。 b. 真空达18.6KPa时报警，应查明原因，予以恢复。 c. 真空达20.3KPa时，自动停机。 9.2.11 润滑油压力及温度 a. 正常油压 0.096～0.124MPa。

b. 当润滑油压降至0.082MPa时，报警并联动辅助润滑油泵及密封油备用泵。 c. 当润滑油压降至0.075MPa时，报警并联动直流润滑油泵。 d. 当润滑油压降至0.048MPa时，轴承油压低报警。 e. 当润滑油压降至0.048MPa时，自动停机。 f. 正常油温度38～43℃。

g. 支持轴承金属温度正常应小于90.5℃，达107℃报警，当金属温度超过113℃时，自动停机。

h. 推力轴承金属温度正常应小于85℃，达99℃时报警，达107℃时自动停机。 i. 支持轴了及推力轴承回油温度正常应小于71℃，达77℃报警，达82℃时应手动停机。

9.2.12 EH油压及油温。 a. 压力正常12.4～15.1MPa。 b. 达MPa时，油压高报警。

c. 降至11.4MPa时，油压低报警，备用油泵联动。 d. 降至9.3MPa时，自动停机。

e. 油温正常为43℃～54℃，最低为38℃，当油温升至60℃时报警。 9.2.13 EH油箱油位。 a. 正常油位510～525mm.

b. 油位低于430mm时，低油位报警。 c. 油位低于300时，油位低低报警。 d. 油位低于200时，EH油泵不打油。 9.2.14 调节级与高缸排汽压力之比。 a. 压力比值正常应大于1.8，报警值为1.8. b. 压力比值＜1.7时，自动停机。 9.2.15 轴封蒸汽压力及温度。

a. 轴封蒸汽母管压力正常为0.028～0.031MPa。 b. 压力＞0.031MPa时，压力高报警。

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c. 压力＞0.28MPa时，系统安全门开启。

d. 轴封供汽温度必须具有不小于14℃的过热度，正常值为150℃，＜121℃时报警。 9.3

机组运行方式说明

9.3.1机组正常运行中的运行方式采用“协调”方式；若遇机组工况的不正常或有关设备装置故障，根据主、辅设备健康水平选择机组控制方式，异常侧作为被跟踪目标，可灵活地采用以“汽机跟随”或以“锅炉跟随”的运行工况

9.3.2机组在启动过程中，负荷在40％以下应采用以“汽机跟随”的运行方式，而DEH处于单独的运行方式。当机组负荷达40％以上时，可投入“炉跟机协调”方式。

9.3.3出现下列情况之一时，应迅速解除协调控制，切为手动调整，以免事故扩大： 9.3.3.1出现RB工况时，而RB功能未能自动实现；

9.3.3.2调节特性变差，机组主要参数偏离正常控制范围，长时间不能恢复； 9.3.3.3机组在高负荷运行时，主蒸汽压力持续上升而主汽温急剧下降。

9.3.4 机组停止过程中，应尽可能选择以“炉跟机协调”方式，当机组负荷降到40％时，选择以“汽机跟随”方式，当负荷降到5％时，解除DEH的“REMOTE”控制方式，使机炉各自独立控制。

9.3.5在发生运行方式的自动切换时，应确认发生自动切换的原因，对机组的设备及装置应作全面的检查，发现问题须汇报值长。并进行相应的处理。

9.3.6正常运行中，DEH切除“遥控”方式时， “CCS”系统应自动切至以“锅炉跟随”的运行方式，此时值班人员必须加强对主汽压力的变化，并及时与热工的联系，迅速消除故障，在此阶段应避免机组负荷的变动，若调度要求改变机组负荷时，缓慢地调整负荷。

9.3.7机组保护联锁运行方式

9.3.7.1所有运行、备用设备的保护、联锁必须投入。有问题需退出运行时，必须经过严格的审批手续。

9.3.7.2运行中发现某参数异常，确认为测量回路或测量元件故障时，为防保护误动，必须立即联系热工人员解除可能误动保护。

9.3.7.3动力设备跳闸后必须检查电气保护是否动作，再确认热工保护，跳闸原因不清时，不得将设备再投入运行（事故下按规定处理）。备用设备联动后，应彻底查清联动原因，若为原运行设备故障引起，应停下检修。 9.4 正常维护、试验

9.4.1定期工作注意事项：

9.4.1.1定期工作的执行必须遵守规程和操作制度的规定。

9.4.1.2定期工作的执行情况、测得的技术数据以及出现的不正常情况，发现的设备缺陷等内容，应作好详细地记录，并汇报上一级领导。

9.4.2 设备定期试验

项目 主、调节汽门活动试验 抽汽逆止门活动试验 密封油备用泵、交直流润滑油泵，顶轴油泵，盘车电机空载启停试验 日期 每周二日白班 每月10日白班 每月1日、15日白班 主持人 主值 主值 副值 监护人 值长 值长 主值 备注 运行专工、点检人员到场 运行专工、点检人员到场 值长到场 36

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真空严密性试验 危急遮断器喷油试验 主、调节汽门严密性试验 遮断电磁阀试验 润滑油压低保护试验 低真空保护试验 小机事故油泵，顶轴油泵启停试验 电动给水泵启停试验 每月21日白班 主值 值长 正常停机前 运行2000小时 大小修后 启机前 大小修后 大小修后 每月18日白班 主值 主值 主值 值长 值长 值长 主值 主值 运行专工到场 运行专工到场 运行专工、点检人员到场 值长 9.4.3 转动设备定期切换运行

项目 EH油泵 凝结泵 真空泵 定子水冷泵 氢冷泵 小机主油泵 主油箱排烟风机 空氢侧密封油泵 闭式冷却水泵 日期 每月6日 每月10日 每月10日 每月18日 每月10日 每月6日 每月6日 每月18日 每月18日 时间 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 白班 主持人 主值 主值 主值 主值 主值 主值 主值 主值 主值 备 注 10.汽轮机事故预防和处理 10.1事故处理原则

10.1.1事故发生时，值班员应按“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：

10.1.3根据仪表显示及设备异常象征判断事故确已发生。

10.1.4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。 10.1.5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。 10.1.6迅速查清原因，消灭事故。

10.1.7发生故障时，值班员应在值长和主值的统一指挥下，迅速排除故障。在故障的每一阶段都应尽可能迅速报告主值、值长和上级领导，及时采取正确的对策，防止事故蔓延。

10.1.9从机组发生故障起，到消灭故障、恢复机组正常状态为止，值班人员不得擅自离开岗位。故障发生在交接班时应延迟交班，在接班人员未签名之前，交班人员应继续工作，并在接班人员协助下，消灭故障，直至机组恢复正常运行并接到值长关于接班的命令为止。

10.1.9 专业人员及有关技术领导在故障现场监督消灭事故时，应给予值班人员必要的指示（但这些指示不得和值长的命令相抵触）。

10.1.10故障消除后，各级值班人员应分别将机组故障、象征、时间、地点、处理过程及所采取的消除措施等情况详细记录在交接班簿上。

10.1.11值班人员应完整保存好事故发生及处理过程中的有关数据资料。

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10.2机组遇有下列情况之一时，应破坏真空紧急停机。 10.2.1汽轮机转速上升到3330r/min,而超速保护未动作。

10.2.2汽轮机突然发生强烈振动或汽轮发电机组任一道轴承振动达0.254mm。 10.2.3汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。 10.2.4汽轮机轴向位移超过±1.0mm，保护未动。 10.2.5汽轮机差胀超限。

10.2.6润滑油供油中断或油压下降至0.048MPa，备用泵启动仍无效，保护未动。 10.2.7润滑油箱油位下降至-563mm。

10.2.8汽轮机轴承（#1～#8）金属温度达112℃，发电机、励磁机轴承（#10～#11），金属温度达107℃，汽轮机推力轴承金属温度任一点达107℃或轴承回油温度达82℃。 10.2.9汽轮机发生水冲击、高中压外缸上下温差达55.6℃。 10.2.10汽轮机轴封异常摩擦冒火花。

10.2.11 发电机、励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸。 10.2.12汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。 10.2.13厂用电全部失去。

10.3机组遇有下列情况之一，应不破坏真空紧急停机。

10.3.1 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、高压给水管道破裂无法运行时。 10.3.2 DEH工作失常，汽轮机不能控制转速和负荷。

10.3.3 EH油泵和EH油系统故障危及机组安全运行时，EH油压≤9.3MPa。 10.3.4凝汽器背压至18.6KPa，虽然减负荷到零仍不能恢复。 10.3.5主汽压力异常升高至21.7MPa。

10.3.6主汽温度异常升高超过565℃或降低至465℃或10分钟内主、再热汽温急剧下降50℃。

10.3.7运行中、高压缸排汽温度升高至424℃或排汽压力升高至4.92MPa。 10.3.8高旁或低旁开启，调节级与高压排汽压力比小于1.7。

10.3.9发电机定子线圈冷却水中断30秒仍不能恢复或定子冷却水出水温度达90℃。 10.3.10 机组大联锁保护拒动时。 10.3.11差胀超限，保护动作值。 10.4破坏真空紧急停机操作

10.4.1手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，检查TV、GV、RSV、IV、各段抽汽电动门和抽汽逆止门均关闭，高压缸通风阀开启，机组负荷到零，转速下降。汽轮机转速下降。

10.4.2 检查高、低压旁路和主汽管道疏水门自动开启，注意主汽压力,及时关闭高、低压旁路。

10.4.3启动SOP和BOP运行。

10.4.4停运真空泵、开启破坏真空门关闭至凝汽器所有疏水。 10.4.5启动电动给水泵，停运汽动给水泵A和B。 10.4.6将四段抽汽用户全部切换至厂用蒸汽供给。

10.4.7检查机组情况，倾听汽机转动部分声音。当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组。

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10.4.8真空到0，停运轴封汽。

10.4.9转速至0，检查盘车自动投入正常；若自投不成功，应手动投入，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。

10.4.10停机过程中应注意机组的振动、轴移、差胀、润滑油压、油温、密封油氢差压正常。

10.4.11其它操作与正常停机相同。完成运行规程规定的其它停机操作。 注：如遇水冲击或主汽温度异常降低紧急停机，应及时检查汽机本体及各段抽汽管道疏水门自动开启，否则应强制开启。 10.5不破坏真空紧急停机操作

10.5.1脱扣停机，检查TV、GV、RSV、IV、各段抽汽电动门和抽汽逆止门均关闭，机组负荷到零，转速下降。

9.5.2 检查高、低压旁路和主汽管道疏水门自动开启，注意主汽压力，及时关闭高、

低压旁路。

10.5.3启动SOP和BOP运行。

10.5.4启动电动给水泵运行，注意调节给水量。停运汽动给水泵A和B。 10.5.5将四段抽汽用户全部切换至辅助蒸汽供给。

10.5.6检查轴封汽调节门开启，控制轴封汽压力不大于0.03MPa。 10.5.7检查机组情况，转子停止，点动盘车正常，投入连续盘车。 10.5.8完成运行规程规定的其它停机操作。 10.6蒸汽参数异常 10.6.1现象

10.6.1.1各主、再热蒸汽压力、温度等过高或过低。 10.6.1.2 参数超限报警。 10.6.1.3机组负荷有变化。

10.6.1.4主机轴向位移、差胀等有变化。 10.6.2原因

10.6.2.1压力、温度控制系统故障，或减温水调整不当。 10.6.2.2机组突然甩负荷。 10.6.2.3高加突然解列。 10.6.2.4蒸汽系统安全阀突开。 10.6.2.5锅炉燃烧工况失常。 10.6.3处理

10.6.3.1控制系统故障，应根据故障程度分别处理，必要时切换到手动方式将压力、温度调至正常，并应通过调整燃烧、负荷等进行调整。

10.6.3.2若因负荷增减过快引起，应调整负荷变化率。由于保护动作等工况引起的负荷变化，按有关规定处理。

10.6.3.3高加保护动作解列，应及时调整机组负荷。

10.6.4若制粉系统运行不正常，造成锅炉热负荷不稳，应调整制粉系统，必要时停运。 10.6.5主、再热汽温异常时，按下列规定处理：

10.6.5.1主蒸汽温度，再热蒸汽温度正常运行允许变化范围为532℃～546℃。主蒸汽压力正常运行允许变化范围为16.7±0.5MPa。

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