600MW亚临界及超临界汽轮机运行导则
Guide for 600MW grade steam turbine operation
引 言
随着电力工业的发展，大功率汽轮机逐渐成为电力系统的主力机型， 300MW以下的机型已经有相关的运行导则，而作为600MW级的汽轮机尚未形成较为完善的指导运行的行业标准。为进一步改善运行水平，提高设备的安全性、经济性和稳定性，在吸收和总结国内、外600MW级汽轮机运行的先进技术和经验的基础上，制定了本导则。本导则是电力工业的行业标准，是通用的、原则性的技术规定，是发电厂制订运行规程的指导性技术文件。各600MW级汽轮机可根据本导则要求，结合制造厂的技术文件及设备和系统情况，编制运行规程。
600MW亚临界及超临界汽轮机运行导则
1范围
本导则规定了600MW级汽轮机在启动、运行维护、停机、事故处理及试验等方面的安全、经济、技术、环保的要求和基本操作方法，属于电力工业的行业标准，适用于国产600MW级亚临界及超临界汽轮机组。对于引进的600MW级亚临界及超临界汽轮机组、国产及进口300MW亚临界及超临界机组，亦可参照应用。
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。
GB/T 7596-2008 电厂运行中汽轮机油质量标准
GB 8117-87 电站汽轮机热力性能验收试验规程
GB 11120-89 L-TSA汽轮机油
GB 11347-89 大型旋转机械振动烈度现场测量与评定
GB/T 12145-2008 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量
GB 26164.1-2010电业安全工作规程(热力和机械部分)
DL/T 561-95 火力发电厂水汽化学监督导则
DL612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程
DL/T 656-1998 火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程
DL/T 657-1998火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程
DL/T 658-1998火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程
DL/T 659-1998火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程
DL/T 705-1999运行中氢冷发电机用密封油质量标准
DL/T 834-2003火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则
DL/T 863-2004汽轮机启动调试导则
DL/T 956-2005火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则
DL/T 561-2013火力发电厂水汽化学监督导则
DL 912-2005 超临界火力发电机组水汽质量标准(增加行业标准)
DL 5011-92电力建设施工及验收技术规范(汽轮机篇)
DL 5027-93电力设备典型消防规程
国家电力公司标准(99)汽轮发电机运行规程
3名词和术语
3.1
热耗率验收工况(额定工况，THA工况)
汽轮机在额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，补给水率为0%，能够连续运行发出额定功率。
3.2
铭牌工况(夏季、能力工况，TRL工况)
汽轮机在额定进汽参数、回热系统正常投运、背压11.8kPa，补给水率为3%时，机组能够连续运行发出铭牌功率。
3.3
最大连续工况(TMCR工况)
汽轮机在额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，补给水率为0%，进汽量等于铭牌工况进汽量时能够连续运行。
3.4
阀门全开工况(VWO工况)
汽机在调节阀全开，额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，机组能够连续运行。
3.5
高加全部切除工况
汽轮机在额定进汽参数、额定背压，三台高加全部切除，汽轮机能够发出铭牌功率。
3.6
DCS系统
分散控制系统。
4总则
本规程对机组的启动、运行维护、停运、保养、典型事故处理、典型试验等方面的操作要求和应遵循的原则作了明确规定。
汽轮机组的启动、运行维护、停机、事故预防和处理及试验等技术过程，是汽轮机组运行的重要内容。正确处理好各种工况下的操作、监视、维护、调整诸环节，是实现汽轮机组具有良好的运行水平，提高设备的安全性、经济性和可靠性，延长设备使用寿命的重要途径。
汽轮机的启动和停机是汽轮机最重要的运行阶段。在这些过程中，汽轮机各金属部件和管道处于不稳定的传热过程中，机械状态的变化比较复杂。因此，启动和停机过程应充分考虑并处理各个金属部件的机械应力、热应力及在应力作用下的变形、推力、振动、汽缸和转子的热膨胀和胀差等问题。这些制约因素都直接与金属部件内部及其之间的温度场有关。金属部件的温差大小主要取决于蒸汽参数，蒸汽温度变化率，暖机、暖管和疏水方式。本导则将通过综合分析和判断，结合600MW级汽轮机的特性和多年来的运行实践，制定原则上的操作依据和方法及行之有效的监控、调节手段和措施，以期达到安全、合理地启动和停机的目标。
汽轮机的各项试验，是为了验证保护、自动调节装置能否按照规定的条件和数值正确动作，即检测其可靠性，以便提前发现问题，及时进行处理，使其在运行中发挥作用。另一方面，因为试验过程本身也可能引发事故，所以对试验的条件、步骤、要求的有关规定就显得尤为重要。本导则对各种状态下的试验进行了具体的说明。
600MW级汽轮机组已成为我国电网中的主要机组，一旦发生事故停机，甚至造成设备损坏，对电网的影响较大。本导则给出了事故处理的原则，常见事故、典型事故的处理及其预防三个方面的基本规定。目的是使运行人员在了解设备结构、熟悉系统的基础上，正确判断，严格执行本规定，防止人为误操作及事故扩大。
依据本导则的有关规定，结合制造厂出具的有关技术文件，可以编制现场具体的运行规程。当本导则的内容与制造厂的规定存在矛盾时，应遵从制造厂相关方面的要求。
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、轴系异常振动等异常情况，不出现危及主机安全的辅助设备、热控装置等异常运行，并尽量缩短启动时间，减少启动消耗，以取得最佳安全经济效益。
1.1启动方式划分
1.1.1按启动时汽缸进汽方式划分：
a) 高压缸启动;
b) 高、中压缸联合启动;
c) 中压缸启动。
1.1.2按冲转前汽轮机金属温度划分：
高压缸启动时按调节级处金属温度划分，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：
亚临界机组：
a) 冷态：汽轮机第一级金属温度≤150℃;
b) 温态：150℃<汽轮机第一级金属温度≤250℃;
c) 热态：250℃<汽轮机第一级金属温度≤450℃;
d) 极热态：汽轮机第一级金属温度> 450℃。
超临界机组：
a)冷态：汽轮机第一级金属温度≤270℃;
b)温态：270℃<汽轮机第一级金属温度≤350℃;
c)热态：350℃<汽轮机第一级金属温度≤450℃;
d)极热态：汽轮机第一级金属温度> 450℃。
1.1.3按阀门控制方式划分：
a) 主汽阀启动;
b) 调节阀启动。
1.2启动前应具备的条件
1.2.1系统要求：
a) 汽轮机各系统及设备完好，阀门位置正确，传动正常。
b) 汽、水、油品质合格。
c) 热控装置的仪表、声光报警、设备状态及参数显示正常，机组主保护正常投运。
d) DCS系统工作正常。
1.2.2启动前的试验全部合格。
1.2.3盘车运行正常
冲转前盘车应连续运转2-4h，热态启动不少于4h，若盘车中断应重新计时。
1.2.4轴封供汽及凝汽器抽真空：
a) 轴封供汽：
1) 转子静止状态下禁止向轴封供汽，以避免转子产生热弯曲。
2) 轴封供、回汽管道进行充分疏水、暖管。
3) 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。过热度不应低于14℃，以防止凝结放热使转子表面产生过高热应力造成金属疲劳而增加寿命损耗。
b) 凝汽器抽真空
1) 冷态启动先抽真空后投运轴封，热态启动先投运轴封后抽真空。
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及时投用。
1.2.5旁路系统：
a) 旁路系统投用前应确认自动、联锁、保护正常且在投入状态。
b) 旁路系统使用时控制高、中压缸蒸汽流量应匹配，应分别满足高压缸和中、低压缸在不同工况下最小冷却流量。
c) 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，避免投用时蒸汽管道发生水冲击。5.2.6 遇下列情况之一时，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危急保安器动作值。
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) 危急保安器超速试验不合格。
e) 汽轮机任一跳机保护失灵。汽轮机一般具备的事故跳机保护见附录A1(标准的附录)。
f) 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。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节控制装置见附录A3(标准的附录)。
g) 主机油系统、EH油系统相关设备故障或其自启动装置失灵。
h) 高压外缸上、下温差大于或等于50℃;高压缸内缸上、下缸温差不超过35℃。
i) 转子偏心不大于0.076mm或偏离原始值0.02mm。
j) 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楚的金属摩擦声或其他异音。
l) 汽、水、油品质不合格。
m) 胀差达极限值。
n) 汽机旁路调节系统工作不正常。
o) 柴油机不能正常备用。
p) 厂用仪表压缩空气系统工作不正常。
q) DEH、MEH、CCS等热工控制系统工作不正常。
1.3冷态启动
1.3.1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足制造厂提供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426℃。双管道左右侧蒸汽温度差一般不大于14℃。高中压合缸机组主、再热蒸汽温差一般为28℃，短时可达42℃，最大不大于80℃。
1.3.2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。
1.3.3汽轮机冲转
a) 汽轮机冲转至600r/min，切断进汽，进行摩擦检查，仔细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，方可升速。升速率一般为100r/min。
b) 暖机时间、暖机转速、暖机温度应按制造厂提供的启动曲线进行。
1.3.4汽轮机3000 r/min定速后，经全面检查正常后可进行有关试验。
1.3.5并网及带负荷
a) 并网后带5%额定负荷暖机，根据厂家提供曲线确定最低负荷下运行时间和低负荷暖机时间。
b) 严格按启动曲线要求控制升负荷率及主、再热蒸汽参数的变化率。
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、排汽温度、油系统压力、温度等主要监测参数在正常范围。
e) 高、低压加热器应随机启动，加热器水位控制正常。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。
1.4温态启动
机组启动过程中应先投轴封后抽真空，冲转参数严格按照制造厂提供的启动曲线确定。
1.5热态启动
1.5.1冲转参数选择 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。5.4.2 冲转、并网及带负荷
a)主、再热蒸汽管道疏水充分。 b)升速率控制在100-300r/min。 c)定速后检查正常应尽快并网。 d)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，以减少汽缸及转子的冷却。
e)控制主、再热蒸汽参数应平稳，温差不超限。
1.6极热态启动
冲转参数严格按照制造厂提供的启动曲线确定，并网后应快速升负荷，避免涨差超限。
1.7汽轮机启动中的规定
1.7.1汽轮机冲转后若盘车装置不能及时脱开，应立即打闸停机。
1.7.2按照制造厂规定汽轮机的转速停止顶轴油泵运行。
1.7.3汽轮机若出现异常振动，不得强行升速，须查明原因并消除后，方可重新升速。
1.7.4应迅速平稳通过临界转速，在该范围内转速不应停留。
1.7.5启动中保持蒸汽参数稳定，控制汽缸金属温升率 2～2.5℃/min，温降率1～1.5℃/min。
1.7.6启动中监视、记录汽缸各膨胀值变化均匀对应，发现滑销系统卡涩，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振动。
1.7.7冲转后及运行中冷油器出口油温宜调整控制在38～45℃，各轴瓦回油温度正常;抗燃油冷油器出口油温宜控制在40±5℃。
1.7.8汽轮机冲转至 600r/min应投入排汽缸喷水，至15%额定负荷时应停用。正常情况下排汽缸温度不超过65℃可以长期运行，超过时应限制负荷并不得超过80℃。并网前若采取措施无效，当低压缸排汽温度达到120℃时应停止汽轮机运行。
1.7.9控制凝汽器、加热器、除氧器水位正常。
1.7.10汽轮机本体及管道，应无水击、振动现象。
1.7.11并网前确认汽轮机主油泵工作正常，方可停交流润滑油泵。
2汽轮机运行
2.1汽轮机的正常运行
2.1.1监视汽轮机主要参数及其变化值应符合限额规定。
2.1.2定期进行有关设备的切换及试验。
2.1.3负荷调整：
a) 采用变压或定-滑-定方式。
b) 定压运行时负荷变化率应以调节级变工况适应能力为准，符合汽轮机寿命管理曲线要求。
c) 变压运行时负荷变化率应以锅炉适应能力而定，一般每分钟为1.5%～2%额定负荷。
d) 喷嘴调节的汽轮机应避免长时间在阀门拐点运行，以减少调速汽门的节流损失。
e) 辅助设备的运行方式应满足相应的负荷调整要求。
2.1.4蒸汽参数控制范围及允许偏差 a)运行中应控制蒸汽参数在允许范围内，当超限或有超限趋势时，应进行调整并准确记录超限量、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1。
1.1.1汽、水、油品质应符合标准，见附录B(标准的附录)。水汽质量恶化时的处理见附录C(标准的附录)。油系统清洁度常用标准见附录D(标准的附录)。
1.1汽轮机的特殊运行
1.1.1高、低压加热器部分或全部停止运行，按照制造厂规定严格执行。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，同时应注意对锅炉壁温、烟温的影响。
1.1.2凝汽器停止半侧运行应控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、轴向推力及低压缸胀差不超限。
1汽轮机停机
1.1汽轮机的正常停机
1.1.1目前国内600MW级亚临界超临界机组普遍采用滑参数停机方式。
1.1.2为使汽轮机能安全停止，停机前应确认交直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置的试启正常。
1.1.3汽轮机停机：
汽轮机停机时温降率一般控制在1~1.5℃/min。
a) 根据停机目的及设备特性，合理选择汽缸温降目标值。
b) 滑参数停机时，主、再热蒸汽应始终保持过热度不小于50℃。
c) 监视差胀、绝对膨胀、各轴承温度、轴向位移、轴封供汽压力、真空参数正常，辅助设备各系统运行稳定。
d) 确保机组各部的疏水阀应能在相应工况时开启。
e) 汽轮机打闸后逆功率保护正常动作，确认转速下降。
f) 打闸后应准确记录汽轮机转子的惰走时间。确认顶轴油泵联启。
g) 汽轮机惰走至400r/min(或以制造厂规定为准)破坏真空。
h) 凝汽器真空到零后停止轴封供汽。
1.1.4盘车：
a) 转子静止后盘车装置应立即投入运行。
b) 盘车运行期间，若发现转子偏心度超过最高允许值或有清楚的金属摩擦声，应停止连续盘车，改为间断盘车180°。要迅速查明原因并消除，待偏心度恢复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，应立即关闭与汽缸相连通的所有疏水，进行闷缸，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，查明原因尽快消除，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。其他原因造成盘车不动时，禁止用机械手段强制盘车，立即采取闷缸措施，待恢复正常后翻转180°直轴。
c) 汽轮机调节级或中压缸第一压力级处金属温度在150℃以上，需要短时间停止连续盘车时，必须保持轴承供油正常，以防止轴承钨金过热损坏，关闭与汽缸相连通的所有疏水，进行闷缸。在此期间应准确记录盘车停止时间及当时的转子偏心度及相位。启动盘车时，应经手动盘车180°直轴后投入连续盘车。
d) 汽轮机调节级或中压缸第一压力级处金属温度小于150℃时，可以停止盘车运行。
1.2汽轮机停机过程中异常情况处理
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安全措施，确保汽轮机安全停止。
1.2.1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。
1.2.2自动控制系统失灵应及时改手动调整，以防汽轮机失控。
1.2.3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，应立即停机。
1.3汽轮机停机后的强迫冷却
1.3.1汽轮机停机后的强迫冷却应特别注意防止大轴弯曲，同时不应增加寿命损耗。
1.3.2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。
1.3.3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人管道设备中。
1.3.4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。
1.3.5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控制，发现异常或超限应立即停止冷却。
1.3.6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。严格控制冷却速度，汽缸温降率一般不超过 8～12℃/h。
1.3.7强迫冷却结束，为保证转子及汽缸冷却均匀，至少再连续盘车8h。
1.4汽轮机停机后的养护
1.4.1为保证汽轮机设备的安全经济运行，汽轮机设备在停(备)用期间，必须采取有效的防锈蚀措施，避免热力设备锈蚀损坏，具体标准参考电力行业标准《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》。
1.4.2停(备)用设备防锈蚀方法的选择，应根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情况、设备系统的严密程度、周围环境温度和防锈蚀方法本身的工艺要求等综合因素确定。
1.4.3防锈蚀工作是一项周密细致、涉及面广的技术工作，应加强各专业统一配合提前准备，所需时间应纳入检修计划，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。
1.4.4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人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，向汽缸内送入温度为50～80℃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：本方法适用于周围湿度较低(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，汽缸内放人干燥剂。保养期间应经常检查干燥剂吸湿情况，发现失效应及时更换。放入的干燥剂应记录数量，解除保养时必须如数取出。
1.4.5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人氦气，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(养护中发现压力下降，应查明原因，及时补充)。使用的氮气纯度以大于99.5%为宜，最低不得小于98%。
b) 氨—联氨法：停机后汽侧压力降至零，水侧温度降至100℃时放尽积水，充人联氨含量为200mg/L(加氨调整PH值为10～10.5)的溶液封闭加热器。
1.4.6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复。
c) 长期停用的油系统应定期进行油循环活动调节系统。
1.4.7对滨海盐雾地区和有腐蚀性的环境，应采取特殊措施，防止设备腐蚀。
1.4.8寒冷季节应采取有效的防冻措施。
2汽轮机热控、试验
2.1汽轮机热控设备
2.1.1汽轮机热控设备8.1.1 当前600MW级亚临界及超临界机组自动化程度高，计算机的广泛应用，自动化水平有了显著提高。计算机成为热控主要设备，应加强检修维护，减少和防止误调节、保护误动作，努力提高调节品质，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水平。 600MW级亚临界及超临界机组一般采用的分散控制系统( DCS)包括以下子系统： ——数据采集与处理系统( DAS); ——顺序控制系统( SCS);
——汽轮机数字电调( DEH);
——给水泵小汽轮机电调(MEH);
——模拟量控制系统( MCS)。
其中DEH、MEH也有不采用DCS来实现的。除上述系统和设备外，还应具有安全监测和保护功能的相应系统和设备，如 TSI、ETS等。
2.1.2计算机控制系统一般具有以下功能：
a) 转速控制功能;
b) 负荷控制、限制功能;
c) 机组协调控制功能;
d) 辅机联锁控制功能;
e) 应力监控功能;
f) 阀门管理、试验功能;
g) 保护在线试验功能;
h) 安全监测、保护功能;
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。
2.1.3主要仪表、自动调节系统、热控保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加并给予确认。
2.2汽轮机试验
2.2.1汽轮机启动前的试验：
a) 汽轮机调速系统静态特性试验。
b) 汽轮机全部跳机保护试验及机炉电大联锁试验。
c) 高排逆止门、抽汽逆止门、控制阀、调节阀开关及保护联锁试验。
d) 除氧器、加热器等主要辅助设备的联锁保护试验。
e) 各种油泵、水泵、风机的启停及保护联锁试验。
f) 转动设备应经一定时间的连续运转证明可靠，阀门开关动作正常、限位正常。
2.2.2汽轮机启动中的试验：
a) 危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。
1) 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1000r/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n可按下式修正：
n=(p/p0)×1000 r/min
式中：p——试验时的主蒸汽压力;
p0——额定主蒸汽压力。
c) 危急保安器充油试验：
1) 应在定速后或正常运行中进行。
2) 危急保安器动作声光、动作油压指示应正确。
d) 超速试验：
1) 述情况必须做：
——汽轮机新安装或大修后;
——停机一个月后再启动;
——甩负荷试验前;
——危急保安器解体或调整后。
2) 下述情况不得进行超速试验：
——就地或远方停机不正常;
——高中压主汽门、调速汽门严密性试验不合格;
——在额定转速下任一轴承的振动异常时;
——任一轴承温度高于限定值时;
——危机保安器喷油试验不合格;
3) 要点：
——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; ——机械超速及103%、110%电气超速要分别进行; ——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0.6%;若转速达3330r/min危急保安器仍不动作，应立即停机; ——试验时间应控制在15min内。 e)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管部门批准方可进行。
2.2.3汽轮机运行中的试验及切换见表2。
1汽轮机主要辅机
9.1 凝结水泵
1.1.1凝泵运行期间保证凝汽器热井水位正常，避免凝泵汽蚀。
1.1.2机组正常运行期间对凝泵进行检修工作时，应确认与负压系统彻底隔绝，防止机组漏真空。
1.1给水泵
1.1.1汽动给水泵盘车不动时应查明原因，未查明原因前严禁强行盘车和冲转。
1.1.2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。
1.1.3逆止门不严，严禁启动给水泵;停泵时发现逆止门不严，应立即关闭出口门，保持油泵连续运行，同时采取其他有效措施扼制给水泵倒转;备用中的给水泵若发现逆止门不严，应立即退出备用，若给水泵出口门也不严，严禁关闭给水泵入口门。
1.2循环水泵
1.1.1运行中的循环水泵应防止泵失水及积空气。
1.1.2地下布置的循环水泵，应有可靠的防水淹措施。
1.1.3循环水泵停止时出口蝶阀应关闭以防发生倒转，并合理控制蝶阀关闭时间防止发生水冲击。
1.1.4循环水入口管道滤网应定期巡检，发现堵塞及时清理。
1.1凝汽器
1.1.1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，疏水阀门后安装测温元件，能够在线监测阀门泄漏情况。
1.1.2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。
1.1.3应定期进行凝结水和循环水水质的化验，防止泄漏及结垢。
1.1.4循环水应保持清洁，根据季节及负荷的变化合理调整水温水量，满足循环倍率、端差、温升的要求。可通过排污、加药等方法严格控制循环水浓缩售率。开式循环水系统，应防止微生物附着和堵塞。
1.1.5应定期对凝汽器进行胶球冲洗，及时处理设备缺陷，保证收球率正常，对磨损的胶球予以及时更换，每次冲洗应计算收球率并记录端差和真空的变化。
1.2高低压加热器
1.2.1高低加泄漏、水位计运行不正常、联锁保护动作不正常，严禁投入运行。
1.2.2高低加保护动作时，应立即确认抽汽逆止门、电动门关闭，事故疏水打开，保证汽轮机不进水，检查原因同时应保证向锅炉连续供水。
1.2.3避免高低加低水位运行，避免疏水带汽，下端差过大时进行高低加水位热态标定试验。
1.2.4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。
1.2.5定期对高低加端差及疏水调节阀开度、疏水量变化进行定期分析。
1.2.6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。
1.2.7正常情况下高低加应随机启动。投入高加过程中应先投水侧，后投汽侧，必须注意减少对高加管板、管口、简体等部件的热冲击，投入蒸汽时应按抽汽压力由低至高逐个投入。
1.2.8投停过程中应按制造厂要求严格控制加热器出口水温温升率。
1.2.9当抽汽管上下壁温差增大或大于42℃时，分析原因并开启该抽汽管上的疏水门。
1.3除氧器
1.3.1除氧器大修或安全阀检修后应做安全阀动作试验，试验不合格不应投入运行。
1.3.2严格控制水位在正常范围内运行。
1.3.3负荷突增或高加跳闸时，应严防除氧器超温、超压。
1.3.4负荷急剧减少或抽汽突然停用，应防止除氧器失压引起汽化。
1.4润滑油系统
1.4.1事故放油门手轮应挂有“禁止操作”标识牌，严禁上锁。
1.4.2定期进行油位计活动试验。
1.4.3油箱排烟风机运行正常，保证油箱处于微负压状态。
1.4.4润滑油系统联锁保护动作正常、油质油温正常，否则严禁启机。
1.4.5润滑油冷却器进行切换操作时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油油压的变化，严防切换操作过程中断油。
1.4.6润滑油箱内滤网前后液位差在正常范围内，偏差过大及时清理滤网，防止回油不畅。
1.5EH油系统
1.5.1EH油系统联锁保护动作正常、油质油温正常，否则严禁启机。
1.5.2EH油过滤器及硅胶呼吸器工作正常。
1.6顶轴油系统
1.6.1严格按制造厂规定转速启停顶轴油泵。
1.6.2机组检修后应根据各轴所需顶起高度调整好顶轴油压，启停机时严密监视各轴瓦顶轴油压。
2汽轮机事故预防及处理
2.1事故处理原则及要求
2.1.1事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。
2.1.2事故发生时的处理要点：
a) 根据仪表显示及设备异常现象判断事故发生的部位。
b) 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。
c) 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。
d) 迅速查清原因，消除事故。
2.1.3在故障处理时应在值长的统一指挥下正确处理事故。
2.1.4事故处理完毕，应将所观察到的现象，事故发展的过程和对应时间及所采取的处理措施等进行详细的记录，并将事故发生及处理过程中的有关数据资料、记录收集备齐，以备故障分析和完整保存。
2.2汽轮机的事故停机及处理
2.2.1汽轮机在下列情况下，应破坏凝汽器真空紧急停机
a) 汽轮机转速超过3300r/min，而超速保护拒动。
b) 汽轮发电机组突然发生强烈振动或超过跳闸值。
c) 汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声或撞击声。
d) 轴向位移达极限值或推力瓦块温度金属温度超限。
e) 润滑油供油中断或油压下降至极限值，备用油泵启动仍无效，保护拒动。
f) 润滑油箱油位下降至极限值，补油无效。
g) 汽轮发电机组任一轴承金属温度突然升高，超过规定极限值。
h) 汽轮机发生水冲击，上下缸温差超限，10min内主再热汽温急剧下降50℃，抽汽管道进水报警且超过跳闸值。
i) 汽轮机轴封异常摩擦并冒火花。
j) 发电机、励磁机冒烟着火或氢气系统发生爆炸。
k) 汽轮机油系统着火不能很快不灭，严重威胁机组安全。
l) 汽轮机胀差达到极限值。
2.2.2破坏真空紧急停机停机处理
a) 紧急脱扣汽轮机。
b) 手启交流润滑油泵。
c) 确认发电出口开关或主变高压侧开关断开，发电机与电网解列。
d) 停止凝汽器真空泵运行，打开凝汽器真空破坏门。
e) 其他操作同正常停机。
2.2.3汽轮机在下列情况下，应立即停机
a) 凝汽器真空降到保护值而保护拒动。
b) 高压缸排汽温度超限。
c) 低压缸排汽温度超限。
d) 主再热蒸汽温度超限。
e) 主蒸汽压力超限。
f) 发电机断水超过规定值，断水保护拒动。
g) 厂用电全部失去。
h) 氢冷系统大量漏氢，发电机内氢压无法维持。
i) 凝汽器铜管泄漏，大量循环水漏入汽侧。
j) DEH、TSI系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时;
2.2.4汽轮机立即停机的处理
a) 紧急脱扣汽轮机。
b) 手启交流润滑油泵。
c) 确认发电出口开关或主变高压侧开关断开，发电机与电网解列。
d) 其他操作同正常停机。
2.3典型事故预防及处理
2.3.1汽轮机超速
a) 主要危害：
严重时导致叶轮松动变形、叶片及围带脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断油。
b) 主要特征：
转速升高超过危急保安器动作值
c) 主要原因：
1) 发电机甩负荷，汽轮机调速系统工作不正常。
2) 危急遮断器提升转速试验时转速失控。
3) 发电机解列后主再热蒸汽进气阀、回热抽汽逆止阀等卡涩或关闭不到位。
4) 超速保护拒动。
d) 处理要点
1) 立即紧急故障停机，确认转速应下降。
2) 锅炉MFT，打开锅炉各处排汽及疏水，尽快泄压。
3) 若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。
4) 严密监视停机时各种参数变化，记录惰走时间和打印惰走曲线，对机组进行全面检查。
5) 查明超速原因并消除故障，全面检查确认汽轮机正常方可重新启动，定速后应重新校对危急遮断器及各超速保护装置动作正常方可并网带负荷。
6) 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，发现异常应停止启动。
e) 防范措施：
1) 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护动作可靠。机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示正确
2) 对新投产机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。机组大修后，必须按规程要求进行汽轮机调节系统静止试验或仿真试验，确保调节系统工作正常。
3) 电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题应及时处理或更换。备用伺服阀应按制造商的规定安装。
4) 启动前认真检查高中主汽门、调速汽门的安装质量，检查各气门开关动作灵活。
5) 按规程要求进行汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试、汽门严密性试验、超速保护试验、阀门活动试验。
6) 机组正常启动或停机过程中，应严格按照运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路;在机组甩负荷或事故状态下，应开启旁路系统。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造商规定的压力值。
7) 运行中任一汽轮机超速保护故障不能及时消除时应停机消除。
8) 应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调节阀及各段抽汽逆止门的活动试验。
9) 停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩，应设法将负荷减至“0”MW，汽轮机先打闸后解列发电机。机组停机时，应先将发电机有功、无功功率减至零，检查确认有功功率到零，电能表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用汽轮机手动打闸或锅炉手动主燃料跳闸联跳汽轮机，发电机逆功率保护动作解列。
10) 加强汽、水、油品质的监督，品质符合规定。特别是机组启动阶段要严格按照汽水油冲车品质要求进行控制。
11) 转速监测控制系统工作应正常。
2.3.2汽轮机强烈振动
a) 主要危害:
造成轴承损坏，动静摩擦，甚至毁机。
b) 主要原因：
1) 动、静碰磨或大轴弯曲。
2) 转子质量不平衡或叶片断落或汽轮机内部部件损坏脱落。
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。
7) 因发电机磁场不平衡或风叶脱落等原因造成机组振动。
c) 处理要点：
1) 机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过30um，应立即打闸停机
2) 机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或者相对轴振动超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。
3) 机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.26mm应立即打闸停机;当轴承振动或相对轴振动变化量超过报警值的25%，应查明原因设法消除，当轴承振动或相对轴承振动突然增加报警值的100%，应立即打闸停机;或严格按制造商的标准执行。
4) 机组正常运行中因断叶片振动异常增大，并听到汽轮机内部有金属摩擦声时，应立即打闸停机，并破坏凝汽器真空。不论振动有何变化，发现汽轮机内部有金属摩擦声或撞击声，应立即打闸破坏凝汽器真空停机，并禁止重新启动。运行中发现轴封部由明显摩擦甚至冒火花时，应立即打闸破坏凝汽器真空停机。
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，现阶段采用引进技术制造的600MW级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。
1.1.1轴承损坏
a) 主要危害：
造成轴颈损坏，严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏。
b) 主要现象：
1) 轴承钨金温度明显升高或轴承冒烟
2) 推力轴承损坏，推力瓦块金属温度升高。
3) 回油中发现钨金碎末。
4) 汽轮机振动增大。
c) 主要原因：
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、保护定值不正确，造成事故时供油不正常。
8) 轴承内部损坏;
d) 处理要点：
1) 当发现轴承温度高时，应核对有关表计指示正确，注意检查轴承的回油情况，确认轴承温度真实升高。
2) 运行中发现轴承损坏应立即紧急故障停机。
3) 因轴承损坏停机后盘车不能投入运行不应强制盘车，应采取可靠的隔离措施，防止汽缸进水或冷汽。
4) 轴承损坏后应彻底清理油系统杂物，确保油质合格方可重新启动。
a) 防范要点：
1) 润滑油压低报警、联启油泵、跳闸保护、停止盘车定值及测点安装位置应按照制造商要求整定和安装，整定值应满足直流油泵联启的同时必须跳闸停机。对各压力开关应采用现场试验系统进行校验，润滑油压低时应能正确。可靠的联动交流、直流油泵。
2) 直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级保险应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。
3) 辅助油泵及其自启动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组启动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量启动试验。
4) 交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。
5) 油系统(如冷油器、辅助油泵、滤网等)进行切换操作时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。
6) 机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求是，应按规程规定果断处理。
7) 在机组启、停过程中，应按制造商规定的转速停止、启动顶轴油泵。
8) 加强油温、油压的监视调整，严密监视轴承钨金温度及回油温度，发现异常应及时查找原因并消除。
9) 油系统设备自动及备用可靠，并进行严格的定期试验。运行中油泵或冷油器的投停应平稳谨慎，严防断油烧瓦。
10) 油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化应及时处理。油净化装置运行正常，确保油质符合标准。
11) 防止汽轮机进水、大轴弯曲、轴承振动及通流部分损坏。
12) 汽轮发电机转子应可靠接地。
13) 启动前应认真按照设计要求整定交直流油泵的联锁定值，检查接线正确。
1.1.1叶片损坏
a) 主要危害
造成汽轮机动静碰磨、运行工况恶化、转子质量不平衡发生振动。
b) 主要现象：
1) 振动增大。
2) 临界转速振动异常增大。
3) 有金属撞击声或盘车时有摩擦声。
4) 凝结水硬度增加。
5) 监视段压力升高。
c) 原因：
1) 叶片频率不合格或制造质量不良。
2) 汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值造成叶片疲劳。
d) 处理要点：
1) 确认汽轮机内部发生明显的金属撞击声或汽轮机发生强烈振动，应立即紧急故障停机。
2) 若运行中发现调节级或抽汽压力异常，应立即进行分析，同时参照振动、轴向位移、推力轴承金属温度的变化，确认叶片段落应停机处理。
e) 防范要点：
1) 严防汽轮机超速及水冲击。
2) 控制汽轮机在规定的参数、负荷下运行，防止低汽温、低真空、低频率及超负荷运行。
3) 加强汽水品质的监督。
4) 重视汽轮机停机后的养护。
5) 定期进行叶片测频及探伤。
1.1.2大轴弯曲
a) 主要危害：
引起汽轮机强烈振动或动静碰磨，严重时导致汽轮机损坏。
b) 主要现象：
1) 汽轮机转子偏心度超限，连续盘车4h不能恢复到正常值。
2) 临界转速振动显著增大。
c) 主要原因：
1) 汽轮机发生振动或动静部分发生碰磨。
2) 运行中进水，特别是开停机或停机后操作维护不当造成汽缸进水或冷汽。
3) 上下缸温差大造成热弯曲。
d) 处理要点：
确认大轴发生弯曲，应立即停机，未查明原因并消除不得再次启动。
e) 防范要点：
1) 汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动。大轴晃动(偏心)、串轴(轴向位移)、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入;大轴晃动值不超过制造商的规定值或原始值的±0.02mm;
2) 高压外缸上下缸温差不超过50℃，高压内缸上下缸温差不超过35℃;
3) 蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度，且蒸汽过热度不低于50℃;
4) 机组启停过程操作措施。机组启动前连续盘车时间应执行制造商的有关规定，至少不得少于2～4h，热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时;
5) 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;停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。
6) 当汽封摩擦严重时，将转子高点位于最高位置，关闭与汽缸相连通的所有疏水(闷缸措施)，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，进行试投盘车，盘车投入后应连续盘车。当盘车盘不动时，严禁用起重机强行盘车;停机后因盘车装置故障或其他原因需要暂时停止盘车时，应采取闷缸措施，监视上下缸温差、转子弯曲度的变化，待盘车装置正常或暂停盘车的因素消除后及时投入连续盘车;
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;
8) 机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配;
9) 汽轮机在热态状态下，锅炉不得进行打水压试验。
10) 汽轮机每次冲转前及停机后均应测量转子偏心度及盘车电流应正常。
11) 冲转前发生转子弹性热弯曲应适当加长盘车时间，升速中发现弹性热弯曲应加长暖机时间，热弯曲严重时或暖机无效应停机处理。
12) 机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm;汽轮机升速至在80%-85%高中压转子一阶临界转速时，应检查确认轴系振动正常;如果发现异常振动，应打闸停机直至盘车状态。通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机;
13) 汽轮机盘车状态应采取有效的隔离措施，防止汽缸进水和冷汽。
14) 汽轮机上下缸温差或转子偏心度超限时禁止汽轮机冲转。
15) 汽轮机启动时应充分疏水并监视振动、胀差、膨胀、轴向位移、汽缸滑销系统等正常，避免动静碰磨引起大轴弯曲。
16) 机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.26mm应立即打闸停机;当轴承振动或相对轴振动变化量超过报警值的25%，应查明原因设法消除，当轴承振动或相对轴振动突然增加报警值的100%，应立即打闸停机;或严格按照制造商的标准执行。
1.1.3汽轮机进水
a) 主要危害：
引起汽缸变形、动静间隙消失发生碰磨、大轴弯曲等。
b) 主要特征：
1) 上下缸温差明显增大。
2) 主再热蒸汽温度突降，过热度减小。且管道振动强烈，主、调速汽门的结合面及门杆处冒白汽
3) 汽轮机振动增大。轴向位移增大、推力瓦温度升高。
4) 抽汽管道发生振动。
5) 盘车状态下盘车电流增大。
6) 严重时，轴封处见水或冒白汽。
c) 主要原因：
1) 锅炉主再热蒸汽温度失控或主蒸汽流量瞬间突增造成蒸汽带水。
2) 加热器、除氧器满水但汽机防进水保护拒动;或保护动作但抽汽逆止阀及抽汽电动隔离阀关不严;
3) 轴封供汽或回热抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。
4) DEH或一次测温元件故障。
d) 处理要点：
1) 运行中主再热蒸汽温度突降超过规定值或下降至极限值，应立即紧急故障停机。
2) 汽轮机盘车中发现进水，必须保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正常。同时加强汽轮机内部声音、转子偏心度、盘车电流等的监视。
3) 汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机进行盘车。
4) 汽轮机运行中进水监测报警时，应迅速查明原因并消除。若振动、胀差、上下缸温差大变化达到停机值时应立即停机。
e) 防范要点：
1) 汽轮机应装设防进水监测装置并可靠投入。
2) 疏水管道阀门应定期疏通清理检查，确保畅通。
3) 加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及保护应可靠。
4) 应有足够数量和可靠的汽缸金属温度测量元件和参数显示，并定期进行校验。
1.1.4调节系统异常
a) 主要危害：
造成部分或全部调节控制功能失灵，严重时无法维持机组运行，甚至造成运行参数超限保护动作跳机。
b) 主要原因：
1) 调节控制装置本身异常或被调控设备异常。
2) 调节控制电源失电或电源质量异常。
3) 调节控制气源压力低或失气。
c) 处理要点：
1) 双套计算机系统运行当其中一台故障时应自动切为另一台运行，故障计算机应退出运行。计算机故障无法自动调节控制时可切为手动调节维持运行，当两台计算机全部故障时，联锁汽轮机跳闸，否则应手动打闸停机。
2) 因控制电源失电，应尽量保持机组原状态稳定运行，同时注意监视主要参数，必须操作的设备可到就地操作，如短时间无法恢复应请示停机，以保证机组安全。
3) 控制用压缩空气局部失气时，应根据对机组整体运行的影响，尽可能改为手动调节或控制，无维持运行可能或全部失去气源，机组安全受到影响时应立即减负荷停机。
d) 防范措施：
1) 调节控制用计算机应有可靠的电源，一般由不停电电源(UPS)供电，由于控制电源的分类较多，应确保供电电压、频率、谐波质量等合格;并具有抗内外干扰能力，防止电压波动或机柜接地不良造成死机或误动。
2) 计算机主机房和机柜应加强管理维护，应按规定防湿、防尘、防静电、防电磁干扰和通风降温，防止因维护不当造成计算机模件损坏。
3) 控制用空气压缩机除加强正常维护外，供气应充分除水疏水进行干燥，防止空气管道和气控元件锈蚀损坏动作失灵，以及寒冷季节管道内积水结冰。
4) 运行值班人员应熟知所有气控装置在失气后动作特性(即失气后开、失气后关、失气后保持)，以便分别进行处理。
1.1常见事故的分析与处理
1.1.1汽轮机真空下降
a) 主要危害：
汽轮机真空下降不仅使机组的经济性降低，严重时可能造成低压缸末级叶片发生喘振、转子振动等异常，甚至造成汽轮机事故。
b) 主要原因：
1) 冷却水量不足或中断。
2) 凝汽器换热效率降低。
3) 真空系统泄漏或设备异常。
4) 轴封系统工作失常。
5) 凝汽器水位控制失常。
c) 处理要点：
1) 发现真空下降，首先应对照低压缸排汽温度表进行确认并查找原因，并进行相应的处理。
2) 真空下降时应按照规定限制负荷，低真空自动减负荷保护装置不得解除。若负荷降至30%额定负荷真空仍不能恢复，应立即减负荷至“0”MW停机。
3) 真空急剧降低(如循环水中断)达停机值时立即打闸停机。
4) 真空降低及减负荷过程中，应注意监视以下各项：
¨ 真空降低时，要特别注意监视低压缸的振动情况，发现机组振动比原先明显增大时，应采用超前降负荷的办法来消除振动，如减负荷无效且振动继续增大时，当轴振>0.26mm时，应立即故障停机。
¨ 真空降低过程中，应注意监视低压缸排汽温度，升高至规定温度时应确认低压缸喷水阀应自动打开，否则应手动打开。若排汽温度达超限应手动故障停机。
5) 循环水量减少，凝汽器出入口温差增大时，应增大循环水量。
6) 循环水泵掉闸，立即启动备用泵，向系统供水，保护动作时按停机处理。
7) 凝汽器水位升高造成真空下降时，开启凝结泵出口管道放水，此时应注意除氧器水位。
8) 除盐水故障时，如凝汽器补水时除盐水管道未充满水，应关闭补水门。
9) 运行真空泵故障应开启备用真空泵。
10) 轴封系统故障时处理：
¨ 检查轴封母管压力是否正常，及时调整或采用备用汽源恢复轴封母管压力至正常值。轴封汽失去时应注意监视汽机负胀差不得超过限额值。
¨ 若汽封冷却器风机故障跳闸或轴加负压低、则应启动备用风机、检查汽封冷却器U型水封是否破坏、若两台汽封冷却器风机均不能运行且不能短时间恢复时，则应立即减负荷运行，关闭汽封冷却器疏水门。
¨ 如果汽封冷却器严重泄漏，不能维持轴封系统运行时，汇报领导申请停机。
11) 检查给水泵汽轮机系统是否泄漏，若给水泵汽轮机系统泄露使凝汽器真空不能维持在报警值以上时，应立即启动电动给水泵，停止泄漏给水泵汽轮机并关闭其排汽门。
12) 检查凝汽器真空破坏阀是否误开。
13) 检查凝结水泵密封是否正常。
1.1.2主再热蒸汽参数异常
a) 主要危害：
超温超压或低温除对汽轮机经济运行产生影响外，对汽轮机寿命的影响亦是非常大的。转子的高温蠕变寿命损耗随超温时间成比例的增大，而低温则造成末级叶片水蚀。
b) 主要原因：
1) 锅炉控制失常或减温水异常。
2) 高压旁路阀误开或泄漏。
3) 高压缸排汽压力、温度偏高。
4) 高压缸抽汽突然停用。
c) 处理要点：
1) 参数越限时应迅速联系恢复，同时应重点监视振动、胀差、轴向位移的变化并对汽轮机进行全面检查。
2) 详细记录越限值及越限时间。
3) 若参数越限超过规定时间或达极限值时应立即停机。
1.1.3负荷骤变
a) 主要危害：
负荷大幅度波动是造成汽轮机轴向推力急剧变化，严重时造成推力瓦化瓦或通流部分磨损。
b) 主要原因：
1) 汽轮机控制系统失常或调速气门动作失常。
2) 高低压旁路误动或回热抽汽突然停用。
3) 电网频率异常变化或锅炉运行异常。
c) 处理要点:
1) 负荷突然升高或降低应对照有关表计分析原因，超负荷时应将负荷降至额定值，分析确认汽轮机内部无异常。
2) 若锅炉运行异常变化引起负荷骤变，要相应调整汽轮机的进汽量，稳定蒸汽参数;若系电网频率异常引起，应尽可能适应负荷需求，但应防止超负荷运行。
3) 若控制系统失常引起，应立即切为手动控制。
4) 若调速系统工作不正常，通知维护人员处理，如不能维持运行，应申请停机;调速汽门脱落应根据允许流量带负荷，调速器门卡涩时不得强行增减负荷。
5) 机组负荷骤降时，应注意监视小汽机、除氧器汽源切换正常。
6) 注意调节轴封汽压力，凝汽器水位，除氧器水位。
7) 注意监视机组的瓦温、回油温度、轴位移、振动等正常。
1.1.4发电机甩负荷
a) 主要危害：
1) 造成汽轮机轴向推力急剧变化，严重时造成通流部分磨损。
2) 引起汽轮机超速。
b) 主要原因：
电网或发电机、主变变压器故障，发电机开关跳闸、高厂变故障。
c) 处理要点：
1) 首先确认汽轮机是否联动跳闸，同时检查转速飞升情况。
2) 若超速，应迅速采取果断措施使转速下降。原因未查明并消除之前，不应再次启动。
3) 检查确认润滑油系统供油正常。
4) 如制造厂允许带厂用电或维持汽轮机空转，3min内不能恢复应打闸停机。发电机变电动机运行时逆功率保护应动作，否则应打闸停机。
1.1.5油系统工作失常
a) 主要危害：
1) 控制油系统失常导致控制系统失灵。
2) 润滑油系统失常导致轴承损坏。
3) 油系统泄漏易导致火灾发生。
b) 主要原因：
1) 油质不合格。
2) 油系统设备异常。
3) 油管路泄漏。
d) 处理要点：
1) 油压、油位任一降至极限值时应果断停机。发现油系统工作异常，应迅速查明原因处理。
2) 处理油系统泄漏时应重点注意防火。油压下降而邮箱油位不变时，应设法查明原因，但油压危及机组安全运行时，应进行紧急事故停机处理。
3) 油质不合格应采取措施进行处理，达不到标准时，应停机更换。
4) 运行油泵故障时应及时启动备用油泵或直流事故油泵，以保证润滑用油，但应迅速停机。
1.1.610.4.6 DEH异常
a) 主要危害：
1) 如在汽机启动过程中DEH异常时，则DEH不能稳定地调节转速或定速后不能稳定控制汽机保持3000r/min，汽机转速会出现较大变动
2) 如在汽机并列带负荷运行时，DEH异常将引起负荷摆动，主汽参数、汽包水位、主汽流量、小汽机转速大幅度波动。
b) 主要原因：
1) 计算机故障;
2) 通信通道故障;
3) 失去电源;
c) 处理要点：
1) 一台DEH计算机故障，应注意另一台计算机投入工作，密切监视机组参数变化情况及机组各部分运行是否正常,立即联系热工消除故障。
2) 如DEH自动调节异常，应切为手动。
3) 监视负荷，主汽参数，转速变化，故障消除后重新投入自动方式。参数无法监视调整时应立即停机。
1.1.7主要汽水管道故障
a) 主要原因：
1) 冲刷减薄、疲劳损伤、焊接不良、振动。
2) 选材不符、支吊架不合理。
3) 操作不当引起超温、超压、水冲击等。
b) 处理要点：
1) 在尽可能小的范围内迅速隔离故障点。
2) 主再热蒸汽及主给水管道破裂时，应立即事故停机;高温蒸汽外泄时，应防止烫伤并做好防火措施。
3) 低压汽水管道破裂应设法进行隔离并消除，必要时应停机处理，同时注意防止水淹厂房。
4) 加强主要承压部件的金属监督，特别应注意疏水管座、弯头、焊口等的壁厚测量及探伤。
1.1.8轴向位移增大
a) 主要危害：
推力轴承损坏，严重时导致汽轮机动静部分磨损。
b) 主要原因：
1) 主蒸汽参数、真空、负荷大幅波动，造成轴向推力增加。
2) 通流部分结构、断叶片或漏汽增加，造成轴向推力增加。
3) 推力轴承断油或磨损。
4) 汽轮机水冲击。
5) 高.低压调速汽门不正常关闭引起单侧进汽。
6) 汽机发生强烈振动，使平衡活塞汽封片磨损严重，失去平衡作用。
7) 发电机转子串动。
c) 处理要点：
1) 轴向位移增大时，首先检查推力瓦温度及回油温度、胀差、振动等相关参数的变化。
2) 负荷与蒸汽流量骤变应迅速稳定负荷并调整蒸汽参数至正常值。
3) 采取措施仍不能恢复，应果断降负荷。
4) 轴向推力增大，且推力轴承内部及汽机内部有摩擦声或机组剧烈振动时应按紧急停机处理。
5) 轴向位移超限时立即停机。
1.1.9厂用电失去
a) 主要现象：
1) 交流照明熄灭，事故照明灯亮，光字牌报警。
2) 厂用电母线电压降到零，无保安电源的交流电机均跳闸。
b) 主要原因：
厂用电工作电源事故跳闸，备用电源未自投或自投未成功。
c) 处理要点：
1) 厂用电全部失去应立即停机。保安电源不正常时及时启动直流事故油泵确保轴承供油，若盘车电机无电，转子静止后应设法手动盘车。厂用电恢复后应经全面检查，确认符合启动要求方可启动。
2) 厂用电部分失去时备用辅机应及时投入，加强对汽轮机的检查调整;若无法维持运行，应停机。
3) 热控电源失去时可设法维持原运行状态，必要时应进行就地调整及表计监视。30min不能恢复电源或电源消失后导致汽轮机运行异常，应停机。停机操作时应采取措施确保汽轮机安全、可靠地停止。
d) 厂用电中断的处理：
1) 确认主机事故直流油泵、小机事故直流油泵、空侧直流油泵及氢侧直流油泵自启动，否则手动启直流事故油泵。
2) 确认柴油发电机自启动，否则手动启动柴油发电机，使保安段带电。
3) 确认直流系统正常。
4) 确认UPS切换正常。
5) 厂用电中断后，应复归设备并将设备联锁切除。
6) 手动关闭可能有汽水倒入汽机和凝汽器的阀门。
7) 保安段带电后，启应急冷却水泵，启主机交流润滑油泵、小机交流润滑油泵、密封油交流油泵，停直流油泵。启各辅机油泵。UPS切换为正常方式运行。
8) 机组惰走过程中，应注意监视润滑油压、油温及各轴承金属温度和回油温度。
9) 查明备用电源未自投或自投未成功的原因，应尽快投入备用电源。
10) 主、小机静止后如厂用电仍未恢复，应记录停转时间，当厂用电恢复后，投盘车应按7.2.6.12条执行。
11) 投入盘车4h后才可重新冲车。
12) 厂用电中断后，除根据情况必须的操作外，一般维持设备的原状。
13) 厂用电恢复后，机组的启动程序原则上按机组热态启动的顺序进行，当低压排汽口温度达79℃时，应先启动凝结泵喷水减温后，再启动循环泵。
1.1.10汽轮机偏离正常频率
a) 主要危害：
导致叶片可能接近共振频率而损坏。
b) 主要原因:
1) 电网系统故障。
2) 励磁机故障。
c) 处理要点：
当偏离正常频率运行时，应重点检查汽轮机振动及转动设备，防止汽轮机及转动辅机超负荷运行。在确保汽轮机安全运行的前提下，应尽量满足电网需要。汽轮机应允许在电网频率48.5-50.5Hz之间连续运行，当电网频率偏离制造厂允许范围时应加以限制，达到极限值时应立即解列发电机。
d) 本厂处理：
1) 周波变化运行限制值：
˙ 周波在48.5～51.5Hz期间，允许长时间运行。
˙ 周波在47.5～48.5Hz期间, 允许运行3min停机。
˙ 周波在47～47.5Hz期间，允许运行1min停机。
˙ 周波低于47Hz或高于51.5Hz时，立即停机。
2) 周波发生变化时，应注意监视机组的蒸汽参数、轴向位移、振动、轴承温度、润滑油压等控制指标不超限额，否则应作相应的处理。
3) 周波下降时，应注意监视机组的监视段压力及主汽流量不得超过高限值。
4) 当周波下降时，应加强监视辅机的运行情况，当辅机出现出力不足、电机过热等现象时，视需要可启动备用辅机。
5) 在低周波运行时，当出现定子过电流或过励磁时，应按允许运行的最短时间控制机组运行。
1.1.11锅炉灭火
处理要点：
a) 锅炉灭火应立即停止汽轮机运行。
b) 汽轮机恢复时充分疏水。
c) 采用高压缸启动冲转前应确定合适的高低压旁路开度，以确保汽轮机冲转后高排逆止阀能自动打开及高中压缸蒸汽流量匹配。
d) 加负荷应快速平稳，防止主汽压大幅度波动引起蒸汽带水。及时调整并投入辅助设备运行。
1.1.12油系统着火
a) 主要危害：
导致汽轮机停机或设备损坏，严重时威胁人身安全。
b) 主要原因：
1) 油系统泄漏至高温部件。
2) 电缆着火或其他火情引起。
c) 处理要点：
1) 立即组织灭火，汇报领导并联系消防部门。
2) 正确使用消防器材进行灭火，同时应防止烧伤及窒息。
3) 迅速采取隔离措施，防止火灾蔓延。
4) 若火势不能很快扑灭且严重威胁汽轮机安全时，应立即紧急故障停机。
5) 需开事故放油门时放油速度应适当，以使转子静止前润滑油不中断。
6) 油系统着火时，禁止启动高压油泵，必要时应降低润滑油压以减少外泄油量，不得已时可停止油系统运行。
7) 油系统着火威胁到发电机氢气系统时，亦应立即破坏真空紧急停机。同时，应迅速排氢，排氢时发电机内始终保持一定正压，防止发电机氢气系统着火，发电机内部发生爆炸。
d) 防范要点;
1) 油系统设计安装应减少法兰联接，油管道应可靠固定，防止振动磨损泄漏。靠近油管道的高温管道设备保温应完好，表面温度不大于50℃并有金属外层保护。
2) 加强运行巡检，发现轻微泄漏亦应及时消除并采取措施，防止漏油至高温管道设备引起火灾。
3) 油系统的事故放油门应有明显的标志，其位置应操作方便且不易被火灾包围，正常运行中应加铅封以防误操作。
4) 不允许在未彻底清理的油系统上使用明火。
5) 不允许用水扑灭油系统着火。现场消防设施完备。充足，运行人员应熟知一般消防器材的使用方法及魅惑方法，定期进行防火灭火的反事故演习。
原标题：600MW亚临界及超临界汽轮机运行导则
