DLT 608-2019 300MW～600MW 级汽轮机运行导则
- 文档部分内容预览：
DLT 608-2019 300MW～600MW 级汽轮机运行导则
4.4.1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商提供的启动曲线确定。 4.4.2其他启动要求见4.3。
4.4.1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商提供的启动曲线确定。 4.4.2其他启动要求见4.3。
4.5.1冲转参数选择。汽轮机热态启动时，根据汽缸温度按制造商提供的启动曲线确定冲转参数。 4.5.2冲转、并网及带负荷注意事项： a）主、再热蒸汽管道疏水充分。 b）升速率按制造商要求进行设定，一般控制在100r/min300r/min。
4.5.1冲转参数选择。汽轮机热态启动时，根据汽缸温度按制造商提供的启动曲线确定冲转参数。
4.5.1冲转参数选择。汽轮机热态启动时线材标准，根据汽缸温度按制造商提供的启动曲线确定冲转参数。 4.5.2冲转、并网及带负荷注意事项：
a）主、再热蒸汽管道疏水充分。 b）升速率按制造商要求进行设定，一般控制在100r/min～300r/min。 c）定速后检查正常应尽快并网。 d）并网后，应按照启动曲线的要求尽快带负荷，确保汽轮机本体各项参数不超过规定值。 e）控制主、再热蒸汽参数平稳，不超过规定值。 4.5.3其他启动要求见4.4。
a）主、再热蒸汽管道疏水充分。 b）升速率按制造商要求进行设定，一般控制在100r/min～300r/min。 c）定速后检查正常应尽快并网。 d）并网后，应按照启动曲线的要求尽快带负荷，确保汽轮机本体各项参数不超过规定值 e）控制主、再热蒸汽参数平稳，不超过规定值。 4.5.3其他启动要求见4.4。
4.6.1冲转参数严格按照制造商提供的启动曲线确定，并网后按照启动曲线快速升负荷，升负荷过租 中严密监视汽轮机本体各参数不超过规定值。 4.6.2其他启动要求见4.5。
4.7汽轮机启动中的要求
4.7.1汽轮机冲转后若盘车装置不能及时脱开，应立即打闸停机。 4.7.2# 按照制造商规定汽轮机的转速停止顶轴油泵运行。 4.7.3 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。 4.7.4 应迅速平稳地通过临界转速，在该范围内转速不应停留。 4.7.5启动中保持蒸汽参数稳定，控制汽缸金属温升率小于或等于2.5℃/min，温降率小于或等于 1.5℃/min。 4.7.6启动中监视汽缸膨胀值变化应均匀，滑销系统卡涩时应延长暖机时间或研究解决措施。 4.7.7冲转后及运行中冷油器出口油温宜调整控制在38℃～45℃（采用46号汽轮机油的机组宜控制在 45℃～50℃），各轴瓦回油温度正常；抗燃油冷油器出口油温宜控制在40℃土5℃。 4.7.8汽轮机低压缸喷水减温应按制造商的规定进行投入或退出。一般情况下，低压缸排汽温度不超 过65℃可以长期运行，超过时应限制负荷使排汽缸温度不超过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。 4.7.9凝汽器、加热器、除氧器水位应正常。 4.7.10汽轮机本体及管道，应无水击、振动现象。 4.7.11定速后确认汽轮机主油泵工作正常，可停止交流润滑油泵运行。
5.1.1监视汽轮机主要参数及其变化值符合规定。
5.1.1监视汽轮机主要参数及其变化值符合规定。 5.1.2定期进行有关设备的试验及轮换。
5.1.3应按以下原则进行负荷调整
a）采用变压或定一滑一定方式。 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）带有喷嘴调节的汽轮机应根据调速汽阀的阀门特性设定合理的重叠度，以减少调速汽阀的节流 损失，同时保证在启动和带负荷过程中不出现阀门振荡和功率振荡的现象。 e）辅助设备的运行方式应满足相应的要求。 1.4蒸汽参数控制范围及允许偏差应满足以下要求： a）运行中应控制蒸汽参数在允许范围内，当超过规定值或有超过规定值的趋势时，应进行调整并 准确记录超过规定值的幅度、超过规定值的时间及累计时间，同时进行相应处理。 b）根据GB/T5578，蒸汽参数允许偏差见表1。
表1蒸汽参数允许偏差（相对于额定值）
5.1.5汽轮机水汽质量控制标准及水汽质量恶化时处理见GB/T12145。
5.1.5汽轮机水汽质量控制标准及水汽质量恶化时处 12145 5.1.6汽轮机用磷酸酯抗燃油质量控制标准见DL/T571。 5.1.7汽轮机油质量控制标准见GB/T7596、GB11120。 5.1.8氢冷发电机用密封油质量控制标准见DL/T705。
5.1.6汽轮机用磷酸酯抗燃油质量控制标准见DL/T571。 5.1.7汽轮机油质量控制标准见GB/T7596、GB11120。 5.1.8氢冷发电机用密封油质量控制标准见DL/T705
5.1.6汽轮机用磷酸酯抗燃油质量控制标准见DL/T571。
5.2.1高、低压加热器部分或全部停止运行时，应按照制造商的规定执行，控制主蒸汽流量及各抽汽 段压力不应超过设计最大允许值，控制锅炉壁温、烟气温度的变化。 5.2.2凝汽器停止半侧运行时，原则上宜降低至50%额定负荷，控制凝汽器真空值、轴向位移及低压 缸胀差在允许范围内，监视汽轮机膨胀。
DL/T6082019
6.1.1停机前应确认交直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置、备用给水泵试运正常
汽轮机停运过程应符合以下要求： a）汽轮机停机时，一般控制温降率小于或等于1.5℃/min，典型停机曲线参见附录B。 b）根据停机目的及设备特性，合理选择汽缸温降目标值。 c）滑参数停机时，主、再热蒸汽应始终保持过热度不小于56℃，高中压合缸机组主、再热蒸汽 温度偏差不超过28℃。 d）监视胀差、汽缸膨胀、各轴承温度、轴向位移、轴封供汽压力、真空等参数正常，辅助设备各 系统运行稳定。 e）机组各部位的疏水阀应在相应负荷打开。 f）汽轮机打闸后逆功率保护正常动作，确认转速下降。 g）转速降至制造商规定值时顶轴油泵应联启正常。 h）汽轮机转速降至400r/min时破坏凝汽器真空（采用真空抽湿法防腐机组除外）或按制造商的 规定执行，破坏真空后应及时将疏水至凝汽器的高温高压疏水阀关闭。 i 凝汽器真空到零后，才可停止轴封供汽。 j）汽轮机转速到零后，立即投入盘车装置，记录并分析汽轮机转子走时间。 k）当汽轮机金属温度降至冷态值或制造商规定值时，可以停止盘车运行。
6.2.1破坏凝汽器真空紧急停机应具备以下条件
破环凝汽器真空紧急停机应具备以下条件： a）汽轮机转速超过3300r/min，保护拒动作。 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）轴向位移超过规定值或推力瓦块金属温度超规定值。 e）润滑油供油中断或油压下降至规定值，备用油泵启动仍无效，保护拒动作。 f）润滑油箱油位下降至规定值，补油无效。 g）汽轮发电机组任一轴承金属温度突然升高，超过规定值。 h）汽轮机发生水冲击。 i）汽轮机高、中压缸上、下缸温差超过制造商规定值。 j）汽轮机运行期间，10min内主、再热蒸汽温度突然下降50℃。 k）汽轮机轴封异常摩擦并冒火花。 1）发电机、励磁机冒烟着火或氢气系统发生爆炸。 m）汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。 n）汽轮机胀差超过规定值。 0）厂用电全部失去。 p）氢冷系统大量漏氢，发电机内氢压无法维持。 不破环凝汽器真空紧急停机应具备以下条件： a）凝汽器真空降至保护值，保护拒动作。 b）高压缸排汽温度超过规定值。
6.2.2不破坏凝汽器真空紧急停机应具备以
d）主、再热蒸汽温度超过规定值。 e）主蒸汽压力超过规定值。 f）发电机定子冷却水断水，保护拒动作。 g）凝汽器冷却水管泄漏，凝结水水质严重超标，经采取措施仍不能消除。 h）DEH、TSI故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时。 i）汽轮机任一汽缸发生完全无蒸汽运行，时间超过制造商规定值仍不能恢复时。 j）润滑油、抗燃油系统大量漏油，或油质严重恶化，无法维持正常运行。 k）主/再热蒸汽管道、给水管道及不能隔离处理的其他管道破裂，危及人身和设备安全。 1）开式循环冷却水、闭式循环冷却水中断，短时间无法恢复，无法维持机组运行时。 m）机组热工保护或系统故障，在限时内无法恢复，影响机组安全、稳定运行时。 坚鱼停机应符合以下要
6.2.3紧急停机应符合以下要习
a）紧急脱扣汽轮机。 b）确认交流润滑油泵联启，油压正常。 c 检查发电机出口开关或主变压器高压侧开关断开，发电机与电网解列，确认转速下降。 d）当需要破坏凝汽器真空停机时，应停止抽真空系统运行，打开真空破坏阀，其他操作同正常 停运。
6.3.1抽汽正回阀卡涩或不能关严，应关闭截正阀，防正蒸汽倒流人汽轮机造成超速。 6.3.2自动控制系统失灵应及时改为手动调整，以防汽轮机失控。 6.3.3若主、再热蒸汽参数失控或发生蒸汽带水，应立即打闸停机。 6.3.4当盘车电流比正常值大、摆动或盘车装置有异声时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重 时，将转子高点置于最高位置，关闭与汽缸连通的所有蔬水（闷缸措施），保持上、下缸温差，监视转 子弯曲度，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 强行盘车。停机后因盘车装置故障造成不能连续盘车时，应采取闷缸措施，监视上、下缸温差及转子 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
6.4.1汽轮机设备在停（备）用期间，应按照DL/T956进行养护。 6.4.2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。 6.4.3对于自然环境温度达到发生冰冻的区域，应预先对停运设备采取有效的防冻措施。盛有液体的 容器、管道，要放干净其中的液体。工艺不允许将液体放干净的设施，要采取保温、伴热等措施。
.1机组进行A级检修或调速系统检修后，应进行汽轮机调速系统静态特性试验和主汽阀、调 及抽汽止回阀关闭时间试验，其试验结果符合制造商的技术规定及DL/T711的规定。 2机组进行A级、B级检修后或停机备用30天以上，至少应进行以下试验：
抽汽止回阀关闭时间试验，其试验结果符合制造商的技术规定及DL/T711的规定。 机组进行A级、B级检修后或停机备用30天以上，至少应进行以下试验： a）汽轮机全部跳机保护试验及机炉电大联锁试验。 b）高压缸排汽止回阀、抽汽止回阀、控制阀、调节阀开关及保护联锁试验。 c）除氧器、加热器等主要辅助设备的联锁保护试验。 d）各种油泵、水泵、风机的启停及保护联锁试验。
DL/T 6082019
DL/T 6082019
3机组进行C级、D级检修后， 应进行以下试验： a）机炉电大联锁试验。 b）对检修的设备进行保护联锁试验。
7.2.1机组启动，应进行就地及远方打闸试验。 7.2.2汽轮机超速试验前，应进行主汽阀、调速汽阀严密性试验，试验要求见DL/T863。 7.2.3危急保安器注油试验应按以下要求进行： a）试验应按制造商要求的时间间隔进行。 b）试验应在定速后或正常运行中进行。 c）试验动作油压正确，否则应立即查明原因并予以处理。 7.2.4 超速试验要求。 7.2.4.1 下述情况应做超速试验： a） 汽轮机新安装或A级检修后。 甩负荷试验前。 c） 危急保安器解体或调整后。 d 进行任何有可能影响超速保护动作的检修后。 7.2.4.2 下述情况不得进行超速试验： a） 就地或远方停机不正常。 高中压主汽阀、调速汽阀严密性试验不合格。 c 在额定转速下任一轴承的振动异常。 d 任一轴承温度高于规定值。 e） 危机保安器注油试验不合格。 7.2.4.3 根据DL/T863，试验应按以下要求进行： a） 高、中压主汽阀和调速汽阀严密性试验合格。 b） 汽轮发电机组按制造商要求的参数带低负荷暖机，一般带10%～25%额定负荷运行4h！ 暖机结束后，减负荷与电网解列，立即进行汽轮机超速试验， c 机械超速保护动作转速值应在额定转速的109%～111%范围内，每个危机保安装置应至少 两次，且两次动作转速之差不大于0.6%的额定转速。 d） 电气超速保护动态实校，动作值应符合制造商的规定。
7.2.4超速试验要求。
7.2.4.1下述情况应做超速试验
7.2.5新投产机组或调速系统经重大改造后的机组应进行甩负荷试验，试验要求见DL/T1270。
汽轮机运行中的试验及定期轮换项目应全面，不应有漏项，一般试验及定期轮换项目见表2，具体 的试验及定期轮换项目应根据系统情况而定。
表2运行中的试验及定期轮换项目
8汽轮机主要辅机运行
1凝结水泵运行期间，控制凝汽器热井水位正常，再循环调节阀应处于正常备用状态。 2机组正常运行期间对凝结水泵进行检修工作时，应确认与真空系统彻底隔绝。 3采用变频调节的凝结水泵，应注意低频运行时凝结水压力下降对各用水设备和系统的影响
3.2.1给水泵组运行期间振动、超速等保护应投入， 3.2.2给水泵组再循环调节阀应处于正常备用状态。 8.2.3备用给水泵应处于暖泵状态，泵壳上、下温差超过规定值时应退出备用。 8.2.4给水泵出口阀、出口止回阀应严密。
8.3.1地下布置的循环水泵，应有可靠的防水淹措施。 8.3.2运行中循环水泵应防止失水及积空气。 8.3.3循环水泵出口控制蝶阀开关时间应合理，防止在启停泵过程中发生水锤现象
8.4.1进入疏水扩容器的疏水阀门应能够关闭严密，疏水阀门后应安装测温元件，便于在线监测阀门 泄漏情况。 8.4.2凝汽器冷却水管及管板应保持清洁。 8.4.3定期化验凝结水和循环水水质，发现凝汽器泄漏或结垢应及时采取措施。 8.4.4根据负荷和大气条件的变化，合理调整循环水流量以保证机组最佳真空。 8.4.5凝结水过冷度不大于2℃。 8.4.6凝汽器端差在正常范围内，根据DL/T1052，具体规定如下： a）当循环水入口水温小于或等于14℃时，端差小于或等于9℃。 b）当循环水入口水温大于14℃，且小于30℃时，端差小于或等于7℃。 c）当循环水入口水温大于30℃时，端差小于或等于5℃。
8.4.1进入疏水扩容器的疏水阀门应能够关闭严密，疏水阀门后应安装测温元件，便于在线监测阀门 泄漏情况。 8.4.2凝汽器冷却水管及管板应保持清洁。
8.4.1进入疏水扩容器的疏水阀门应能够关闭严密，疏水阀门后应安装测温元件，便于在线监测阀
8.5.1湿冷机组冷却塔内部填料应无破损，淋水密度均匀。 8.5.2空冷机组空冷岛内各散热管束温度偏差应在正常范围内，冷却气流分布均匀。
DL/T6082019
DL/T6082019
冬季寒冷地区的湿冷机组，冷却塔应采用化冰管、挡风墙等方法防止冷却塔内大面积结冰， 冷却塔防冻运行措施。 冬季寒冷季节，空冷机组应严格控制凝结水温度在正常范围内，杜绝凝结水温过低时空冷岛 束冻结。
8.6 高、低压加热器
8.6.1高、低压加热器泄漏、水位计运行不正常、联锁保护动作不正常，严禁投入运行。 8.6.2高、低压加热器水位高保护动作退出运行时，应立即确认抽汽止回阀和电动阀关闭、事故疏水 调节阀和抽汽管道疏水电动阀打开，水侧切至旁路运行，立即查明保护动作原因并采取措施防止汽轮 机进水，同时应保证锅炉供水正常。 8.6.3避免高、低压加热器低水位运行，防止疏水带汽引起管道振动。 8.6.4运行中高、低压加热器水位自动调节异常时应及时处理，水位无法控制时应停止相应加热器的 运行。 8.6.5 定期对高、低压加热器端差及正常疏水调节阀开度、疏水量进行分析。 8.6.6新装或检修后的高、低压加热器安全阀应校验合格。 8.6.7正常情况下，高、低压加热器应随机组启动而投入。投入加热器过程中应先投水侧、后投汽 侧，高、低压加热器汽侧分别并按抽汽压力由低至高逐个投入。 8.6.8高、低压加热器的投入和退出过程中，应按制造商的要求严格控制加热器出口水温温升率和温降率。 8.6.9高、低压加热器退出运行时，应按制造商的要求控制机组负荷，防止各抽汽段参数异常。 8.6.10高压加热器退出运行时，应注意锅炉排烟温度降低对脱硝系统的影响，并及时调整进入除氧器 的凝结水流量。
8.7.1新装或检修后的除氧器安全阀应校验合格。 8.7.2严格控制除氧器水位在正常范围内运行。 8.7.3负荷急剧减小或抽汽突然停用时，防止除氧器失压引起汽化。
8.7.1新装或检修后的除氧器安全阀应校验合格。
组正常运行期间，汽轮机高、低压旁路阀应关闭
8.9.1油箱排烟风机运行正常，保证油箱处于微负压状态。 8.9.2润滑油系统联锁保护动作正常，油质合格、油温正常。 8.9.3在进行润滑油冷却器切换操作时，应严密监视润滑油油压的变化，严防切换操作过程中断油。 8.9.4润滑油系统的自动消防装置应正常投入。
油箱排烟风机运行正常，保证油箱处于微负压状态。 润滑油系统联锁保护动作正常，油质合格、油温正常。 在进行润滑油冷却器切换操作时，应严密监视润滑油油压的变化，严防切换操作过程中断油。 润滑油系统的自动消防装置应正常投入。
3.10.1EH油系统联锁保护动作正常， 油质合格，油温正常。 8.10.2运行中EH油过滤器及硅胶呼吸器应正常投入。
严格按制造商规定的转速启停顶轴油泵，逻辑保护应正常投入。 机组检修后应根据各轴所需顶起高度调整好顶轴油压，启停机时应严密监视各轴瓦顶轴油压
严格按制造商规定的转速启停顶轴油泵，逻辑保护应正常投入。 机组检修后应根据各轴所需顶起高度调整好顶轴油压，启停机时应严密监视各轴瓦顶轴油压
9汽轮机事故预防及处理
9.1事故处理的基本要求
9.1.1根据仪表显示及设备异常现象判断事故发生的部位。 9.1.2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。 9.1.3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。 9.1.4迅速查清原因，消除事故隐患。 9.1.5事故处理完毕后，应详细记录事故现象、过程及采取的处理措施等，收集事故发生及处理过程 中的有关数据资料，进行故障分析并存档，
9.1.1根据仪表显示及设备异常现象判断事故发生的部位。
9.2典型事故预防及处
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、动静部分摩擦，甚至断 轴、飞车。 6）主要现象： 1）汽轮机转速急速上升，超过超速保护动作值。 2）机组声音异常，振动增大。 c）主要原因： 1）机组甩负荷时，汽轮机调节控制系统工作不正常。 2）汽轮机超速试验时转速失控。 3）发电机解列后汽轮机主/再热蒸汽进汽阀、抽汽止回阀卡涩或关闭不到位， d）处理要点： 1）立即破坏真空紧急停机，确认锅炉灭火、汽轮机转速下降。若发现转速继续升高，应果断 采取隔离及泄压措施。 2）严密监视停机时各参数变化，记录情走时间和情走曲线，对机组进行全面检查。 3）在机组停运后，查明超速原因并消除故障，全面检查确认汽轮机正常，具备启动条件后方 可重新启动；定速后应重新做超速试验，确认超速保护试验合格后，方可并网带负荷。 4）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、推力瓦温度等参数 进行全面监视，发现异常应停止启动。 e） 防范措施： 1）各超速保护装置均应正常投入运行，机组重要运行参数监视表计应定期校验，确保转速监 测控制系统工作正常。 2）运行中任一汽轮机超速保护故障且不能及时消除时，应停机处理。 3）对于新投产或汽轮机调速系统经过重大改造的机组，应做甩负荷试验 4）按要求测试主汽阀、调速汽阀及抽汽止回阀关闭时间，进行主汽阀及调速汽阀严密性试 验、超速保护试验。 5） 定期进行危急保安器注油试验、汽轮机安全保护装置在线试验和主汽阀、调速汽阀及各级 抽汽止回阀的活动试验。 6） 汽、水、油品质应符合规定。 7）运行中发现主汽阀或调速汽阀卡涩应及时处理，必要时应停机处理。停机过程中发现主汽 阀或调速汽阀卡涩，应设法将负益降至OMW、汽轮机先打闻，再解列发电机，或采用逆
DL/T 6082019
DL/T 6082019
9.2.2汽轮机剧烈振动
a）主要危害：造成轴承损坏，动静部分碰磨，甚至汽轮机损坏。 b）主要现象： 1）汽轮机轴承绝对振动、相对振动突然增大。 2）机组声音异常。 ）主要原因： 1）胀差超过规定值、上下缸温差超过规定值、汽缸左右两侧法兰金属温差超过规定值造成动 静部分摩擦或大轴弯曲。 2）转子质量不平衡、叶片断裂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）汽轮机主汽阀或调速汽阀不正常关闭引起单侧进汽。 6）转子中心不正或联轴器松动。 7）滑销系统卡涩造成膨胀不均。 8）润滑油温过低、油中带水、油质恶化使轴承油膜失稳或润滑油系统断油、烧瓦。 9）发电机磁场不平衡或冷却风叶脱落 10）电网频率变化幅度过大。 11）发电机不对称运行。 12）发电机非同期并列。 ）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0.03mm时，应立即打闸停机。通过临 界转速，轴承振动超过0.1mm或者相对轴振动超过0.26mm时，应立即打闸停机，严禁 强行通过临界转速或降速暖机。 2）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时应立即打闸停机；当轴承振动或相对轴振动变化量超过 报警值的25%时，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%时，应立即打闸停机。 3） 机组正常运行中，发现汽轮机内部有金属摩擦声、撞击声或轴封部位有明显摩擦，甚至昌 火花时，不论振动有何变化，应立即破坏凝汽器真空打闸停机，未查明原因并消除隐惠前， 禁止重新启动。 4）根据GB/T11348.2，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
表3大型汽轮发电机组转轴振动位移限值
防范措施： 1）在机组启动及运行变负荷时，合理控制主、再热蒸汽温度变化率，避免胀差超过规定值。 2）润滑油在线再生、过滤装置运行正常，确保润滑油油质合格。 3）禁止发电机非同期并网。 4）防止汽缸进水或进冷汽，见DL/T834
DW/T 608 2019
分碰磨，甚至造成转子卡死使汽轮机设备严重损坏。 b）主要现象： 1）振动突然增大。 2）各监视段压力突然发生变化。 3）轴向位移突变。 4）机组负荷突降，汽轮机调速汽阀开度突增。 5）有金属撞击声或盘车时有摩擦声。 6）凝结水硬度增大。 c）主要原因： 1）叶片制造质量不良。 2）主蒸汽品质不合格造成叶片腐蚀结垢。 3）汽轮机运行中发生水冲击现象。 4）汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值，造成叶片疲劳。 5）主、再热蒸汽温度超过规定范围运行。 6）汽轮机长期在过低的背压下运行，引起叶片水蚀。 d）处理要点： 1）当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时，应破坏真空紧急停机。 2）当发现振动异常时，应立即进行分析，同时参照调节级和各抽汽段压力、轴向位移、推力 轴承金属温度、调速汽阀开度、机组负荷的变化，确认叶片断裂时应立即停机处理。 e） 防范措施： 1）防止汽轮机超速或发生水冲击。 2）控制主/再热蒸汽压力、主/再热蒸汽温度、机组背压和频率等参数在规定范围内运行，防 正超负荷运行。 3）按要求严格控制进入汽轮机的蒸汽品质。 4）汽轮机停机后按规定进行养护。 5）机组A级检修应对叶片、围带及拉筋进行全面的清理、检查并探伤，必要时做叶片频率 试验或轮系振动频率试验
a）主要危害：引起汽轮机强烈振动或动静部分碰磨，严重时导致汽轮机损坏。 b）主要现象： 1）汽轮机转子偏心度或晃度超过规定值，连续盘车4h不能恢复到正常值。 2）盘车电流或转速异常。 3）汽轮机升速或惰走过程中振动显著增大。 c）主要原因： 1）汽轮机发生振动引起动静部分发生碰磨。 2）汽轮机运行中进水，启、停机过程中或停机后操作维护不当造成汽缸进水或进冷汽。 3）上、下缸温差大造成热弯曲，或汽缸法兰加热不均造成汽缸变形，以及汽缸膨胀不均、胀 差过大等原因引起动静部分摩擦。 d）处理要点：运行中汽轮机发生强烈振动，应紧急停机。未查明大轴弯曲的原因及消除弯曲前， 不得再次启动。 e）防范措施： 1）大轴晃动值、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。
a）主要危害：引起汽缸变形、动静部分间隙消失发生碰磨、大轴弯曲等。 b）主要现象： 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。 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或盘车转速低于正常盘车转速。 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，或保护动作但抽汽止回阀及抽汽电动阀关闭 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）再热器减温水或高压旁路减温水泄漏，高压缸排汽止回阀关闭不严密，泄漏的减温水从再 热蒸汽冷段管道倒入汽轮机高压缸。 d）处理要点： 1）运行中主、再热蒸汽温度突降超过规定值，应立即紧急停机。 2）汽轮机盘车中发现进水，应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、盘车电流或盘车转速等的监视。 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、上下缸温差变化 达到规定值时应立即停机
1）机组应装设防进水装置并可靠投入。 2）主、再热蒸汽温度应控制平稳，蒸汽过热度不小于56℃，超过规定值时应紧急停机 3）疏水管道、阀门应定期检查，确保畅通。
DL/T6082019
4）汽轮机启动前和暖机过程中应充分疏水，轴封供汽温度应按照制造商的技术要求进行 控制。 5）加热器、除氧器及汽包锅炉汽包水位调整应平稳，水位报警及保护应可靠投入。 6）抽汽电动阀和抽汽止回阀应能够严密关闭，定期进行抽汽止回阀活动试验。 7）加热器的检修维护和运行参数控制应符合制造商的规定，避免发生泄漏，
9.2.7轴向位移过大
a）主要危害：推力轴承损坏，严重时导致汽轮机动静部分碰磨。 b）主要现象：汽轮机轴向位移增大，推力瓦温度升高，严重时振动增大。 c）主要原因： 1）主蒸汽参数或负荷突变。 2）通流部分结垢、叶片断裂或汽封漏汽量增加。 3）汽轮机真空下降。 4）推力轴承断油或磨损。 5）汽轮机发生水冲击。 6）汽轮机发生剧烈振动，使平衡活塞汽封片磨损严重，失去平衡作用。 7）发电机转子窜动。 d）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）负荷与蒸汽流量突变时，应迅速稳定负荷并调整蒸汽参数至正常值。 3）汽轮机真空下降时，应迅速查明原因并处理。 4）采取措施后轴向位移仍不能恢复正常时，应果断降负荷。 5）推力轴承内部或汽轮机内部有摩擦声或机组剧烈振动时，应紧急停机。 6）轴向位移超过规定值时，应紧急停机。 e）防范措施： 1）控制主蒸汽参数、负荷变化率在规定范围内，杜绝大幅度波动。 2）按要求控制蒸汽品质，确保汽轮机通流部分清洁。 3）防止汽轮机进水、进冷汽。 4）防止汽轮机剧烈振动。
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）主要现象：油系统着火，现场冒烟，有刺鼻的烟气味。 c）主要原因： 1）油系统泄漏至高温部件。 2）电气设备着火或其他火情引起。 3）油系统及附近区域违章施工。 d）处理要点： 1）立即组织灭火，汇报上级并联系消防部门。 2）正确使用消防器材进行灭火，同时应防止人员烧伤及室息。 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，应立即紧急停机。 5）需要开启事故放油阀时应控制放油速度，保证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）油系统着火威胁发电机氢气系统时，应立即紧急停机并迅速进行事故排氢。 8）密封油系统着火无法迅速扑灭，威胁设备安全时，应立即紧急停机，并在汽轮机惰走过程 中，迅速进行事故排氢，密封油系统应尽量维持到汽轮机停转。 防范措施： 1）油系统设计安装应尽量避免法兰连接，禁止使用铸铁阀门，油管道应可靠固定，防止振动 磨损泄漏。 2）油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火；若明火作业，应采取有效的防范措 施。靠近油管道的高温管道或设备保温应完好，表面温度不超过50℃并用金属外层 保护。 3）加强运行巡检，发现轻微漏油时应采取措施消除泄漏，防止漏油至高温管道设备而引起火 灾。保温材料渗入油时，应立即消除漏点并更换保温材料。 4）润滑油箱事故放油门应设置两个串联钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地 方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作！”标示牌。 5）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灭火方法，定期进 行消防灭火的反事故演习
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）油系统着火威胁发电机氢气系统时，应立即紧急停机并迅速进行事故排氢。 8）密封油系统着火无法迅速扑灭，威胁设备安全时，应立即紧急停机，并在汽轮机惰走过程 中，迅速进行事故排氢，密封油系统应尽量维持到汽轮机停转。
9.2.9汽轮机真空下隆
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。 主要现象：汽轮机真空下降，低压缸排汽温度升高，轴向位移增大，汽轮机效率下降。 主要原因： 1）湿冷机组循环水泵或空冷机组空冷岛冷却风机性能下降或跳闸等引起冷却不足或中断。 2）湿冷机组冷却水质脏污引起凝汽器冷却水管堵塞、结垢或空冷机组散热管束表面脏污，未 进行及时清洗而引起换热效率降低。 3）循环水系统滤网堵塞引起循环水量大幅度下降。 4）抽真空系统故障或性能下降引起抽气能力不足。 5）轴封间隙调整不当、运行中磨损严重或轴封供汽压力降低造成轴封泄漏。 6）低压缸大气阀、真空破坏阀或其他负压系统管道和阀门泄漏造成空气漏入凝汽器。 7）湿冷机组凝汽器水位过高淹没部分冷却水管。 处理要点： 1）发现真空下降应立即检查抽真空系统运行状况是否正常，若是抽真空系统运行异常引起真 空下降，应及时启动备用抽真空设备。 2）当真空系统发生泄漏时，应及时查找漏点，进行系统隔离或堵漏。 3）真空下降时应按照制造商的规定进行降负荷，并观察真空变化情况。一般情况下，若负荷 降至30%额定负荷真空仍不能恢复，应立即减负荷至0MW停机。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， 应降负荷以消除振动，如降负荷无效且振动继续增大，当振动超过制造商规定值时 应立即紧急停机。 一真空降低时，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，若排汽温度超限应手动停机
DL/T6082019
4）真空急剧降低达到停机值时，应立即打闸停机。 防范措施： 1）凝汽器冷却水管清洗系统运行正常，定期检查清洗系统运行情况。 2）监视循环水系统滤网前后压差，及时清理滤网。 3）提高凝汽器抽真空系统的可靠性，备用设备应可靠备用。 4）定期进行真空严密性试验，当超过规定时（见DL/T1052），进行查漏并消除漏点。 5）检修中按制造商工艺标准调整轴封间隙，在汽轮机冲转及运行过程中避免振动过大导致轴 封磨损。 6）运行中监视轴封压力在正常范围内，必要时切换轴封供汽汽源。 7）控制凝汽器水位在正常范围内
4）真空急剧降低达到停机值时，应立即打闸停机。 e） 防范措施： 1）凝汽器冷却水管清洗系统运行正常，定期检查清洗系统运行情况。 2）监视循环水系统滤网前后压差，及时清理滤网。 3）提高凝汽器抽真空系统的可靠性，备用设备应可靠备用。 4）定期进行真空严密性试验，当超过规定时（见DL/T1052），进行查漏并消除漏点。 5）检修中按制造商工艺标准调整轴封间隙，在汽轮机冲转及运行过程中避免振动过大导致轴 封磨损。 6）运行中监视轴封压力在正常范围内，必要时切换轴封供汽汽源。 7）控制凝汽器水位在正常范围内
A.1汽轮机的主要保护
A.1.1汽轮机事故跳机保护
a) 机械超速保护。 b) 电超速保护。 c） 轴向位移保护。 d) 真空低保护。 e) 润滑油压低保护。 f）抗燃油压低保护。 g）轴振动保护。 h）汽轮机胀差保护。 轴承金属温度高保护。 j) 推力轴承温度高保护。 k) 机炉电大联锁保护。 1) DEH严重故障。 m）高压缸压比低保护。 n) 高压缸排汽温度高保护。 0 低压缸排汽温度高保护。 p）润滑油箱油位低保护。 q）抗燃油箱油位低保护。 发电机定子冷水断水保护。 A.1.2 OPC防超速保护。 A.1.3 热应力控制保护。 A.1.4 负荷限制保护。 A.1.5 主蒸汽压力控制保护。 A.1.6 低压缸排汽安全阀保护。 A.1.7 汽轮机防进水保护。 A.1.8高、低压旁路保护。 A.1.9 手动停机保护。 A.1.10 汽轮机主要附属设备联锁保护： a）抗燃油控制系统联锁保护。 b）润滑油控制系统联锁保护。 c） 密封油控制系统联锁保护。 d）顶轴油控制系统联锁保护。 e） 除氧器控制联锁保护。 f）高、低压加热器控制联锁保护。 g）抽汽止回阀联锁保护。 h）汽动给水泵辅助油泵联锁保护。
锻件标准附录A （规范性附录） 汽轮机主要保护、监测参数及控制装置
i）电动给水泵联锁保护。 j）凝结水泵联锁保护。 k） 循环水泵联锁保护。 1）定子冷却水泵联锁保护。 m）抽真空系统联锁保护
A.2汽轮机的主要监测参数
A.2.1汽轮机转速。
A.2.2汽轮机转子偏心度、振动。 A.2.3汽轮机胀差、汽缸膨胀。 A.2.4汽轮机转子轴向位移。 A.2.5汽缸热应力、汽缸金属温度、高中压主汽阀金属温度。 A.2.6调节级及各段抽汽蒸汽压力、温度、金属温度。 A.2.7主蒸汽、再热蒸汽及高、中、低压缸排汽压力和温度。 A.2.8主蒸汽流量、主给水流量、凝结水流量。 A.2.9 支持轴承、推力轴承金属温度及回油温度。 A.2.10 润滑油、密封油、顶轴油、EH油油压和油温。 A.2.11 高、中压主汽阀、调速汽阀的阀位指示。 A.2.12 凝汽器、除氧器、疏水箱、油箱液位指示。 A.2.13 加热器水位、进出口水温、疏水温度及疏水量。 A.2.14 高、低压旁路阀位、温度。 A.2.15 轴封蒸汽压力和温度。 A.2.16 发电机定子冷却水温度、流量及电导率。 A.2.17 发电机内氢气纯度、压力及冷氢温度、
A.3汽轮机主要调节控制装置
A.3.1汽轮机控制系统。 A.3.2凝汽器、除氧器及加热器水位调节控制装置。 A.3.3给水泵调节控制装置。 A.3.4高、低压旁路调节控制装置。 A.3.5轴封供汽压力、温度调节装置。 A.3.6润滑油、抗燃油温度调节装置。 A.3.7闭式循环冷却水、开式循环冷却水温度调节装置。 A.3.8疏水控制装置。
信息安全技术标准规范范本轮机启动和停机示范曲线图见图B.1~图B.5.
附录B （资料性附录） 汽轮机启动和停机示范曲线图
....- 相关专题： 汽轮机