[工作范文]汽机150MW规程定稿版

1、.南山东海电厂运行规程第一篇 机组控制与调整第1章 汽轮机设备规范1.1汽轮机规范见表1-1表1-1 汽轮机规范型号： C135/N15013.24/0.981型式：超高压一次中间再热、双缸、双排汽、单轴、凝汽式额定功率（抽汽/冷凝）：135MW/150MW最大功率：155MW额定转速：3000r/min工作电网频率：50Hz旋转方向：自汽轮机向发电机看为顺时针制造厂：哈尔滨汽轮机有限责任公司主蒸汽压力：13.24MPa主蒸汽温度：535再热蒸汽压力（抽汽/冷凝）：3.928/3.77MPa再热蒸汽温度：535再热蒸汽流量（抽汽/冷凝）：422.37/403.01t/h额定主蒸汽流量（抽汽/冷

2、凝）：478.69/455.54t/h最大进汽量：480t/h额定抽汽量：100t/h最大抽汽量：160t/h额定抽汽压力：0.98070.196MPa额定抽汽温度：341低压缸排汽压力（抽汽/冷凝）：4.0/4.9kPa高压缸排汽压力（抽汽/冷凝）：4.364/4.189MPa冷却水温度（额定/最高）：20/33给水温度（抽汽/冷凝）：245.5/243.1加热器数：2GJ+1CY+4DJ级数：1C+5P+10P+26P（28级）汽耗率（抽汽/冷凝）：3.546/3.037kg/kWh热耗率（抽汽/冷凝）：7270.1/8211.9kJ/kWh末级叶片高度：710mm1.2轴系临界转速见表1

3、-2表1-2 轴系临界转速名 称一阶弹性二阶弹性高中压转子1598 r/min4643 r/min低压转子1251 r/min3884 r/min发电机转子1347 r/min1.3汽轮机在下列任一工况下，能发出额定功率，并允许长期运行：1.3.1冷却水温度不超过20，冷却水量不低于18320t/h，新蒸汽参数降至12.613.7MPa、温度525/540范围内，两者可以同时变化；1.3.2新蒸汽参数不低于额定值，冷却水量保持在18320t/h，冷却水温可升至33。 1.4汽轮机本体结构1.4.1转子：高中压转子及低压转子均为整锻结构，高压部分由一个单列调节级和5个压力级组成，中压部分由10个

4、压力级组成，低压部分由26个双流扭曲压力级组成。本机在第十三级装有旋转隔板以调整工业抽汽压力、流量，末级叶片长度710mm。高中压转子与低压转子采用刚性联轴器联接，低压转子与发电机转子采用刚性联轴器联接。高中压、低压转子的支撑为三支点结构，即高中压转子由两个轴承支撑，低压转子只有发电机端有一个轴承支撑，前部刚性连接到高中压转子。1.4.2汽缸：本机高中压缸合并，分高中压缸前部及中压排汽缸两部分,高中压缸前部为双层缸结构,中压内缸上面挂三级隔板,高、中压通流部分反向布置，新蒸汽及再热蒸汽进汽集中在高中压缸中部，高中压外缸和高中压内缸法兰都采用高窄法兰结构。低压缸采用单层缸，双分流双排汽，分为前、

5、中、后三段，两侧为钢板焊制的排汽缸,中部与两个排汽缸通过垂直法兰连成一体。1.4.3汽缸滑销系统：1.4.3.1在一、二、三号轴承座与台板间，沿汽轮机中线上各有两只纵销，引导汽缸沿汽轮机中心线前后膨胀；二号轴承座与台板间还设有两只横销，引导汽缸左右膨胀，两只横销的连线与汽机中心线的交点，就是高中压外缸的膨胀死点,高中压外缸受热后由此死点向前后膨胀；在靠近中压缸侧的前排汽缸两侧台板上各有一只横销，横销的连线与汽机中心线的交点，是低压缸的死点,低压缸受热后由此死点向前后膨胀。 1.4.3.2高中压外缸两侧与一、二号轴承箱之间各有一套定中心梁，作为汽缸与轴承箱之间的推拉结构；前后排汽缸与二、三号轴承

6、箱之间有立销两只，位于中心线上，引导汽轮机上下膨胀。1.4.4盘车：盘车设备采用低速盘车，转速为3.6r/min。为减少盘车的启动力矩，设有顶轴装置。当汽轮机转速高于盘车转速，盘车自动脱扣。1.4.5排汽缸喷水系统：当排汽缸排汽温度高于80时，电磁阀自动打开。经过滤器的凝结水，由装设在排汽缸上的雾化喷嘴，进行自动喷水冷却，当排汽温度低于50时，电磁阀自动关闭，停止喷水冷却。1.4.6汽封：为不使高压蒸汽沿轴线外漏，减少机组热损失，同时保证不影响油质和环境，防止空气进入低压缸内影响真空，所有汽封采用梳齿式汽封，本机组设有高压后汽封，中压后汽封，低压汽封，还设有高、中压隔板汽封和低压隔板汽封。1.

7、4.7各抽汽的参数、分布及用途见表1-3，1-4表1-3 各抽汽的参数、分布及用途（凝汽工况）名称级数抽汽位置设计压力设计温度最大压力额定流量用途单位MPaMPat/h高压缸调节级单列10.378505.810.945916级后4.189374.94.402739.23#2高加中压缸29级后2.019443.82.121117.54#1高加312级后0.9883346.81.03728.43除氧器工业抽汽414级后0.5521276.20.579117.22#4低加516级后0.2911206.80.305319.22#3低加低压缸618/24级后0.121126.20.126917.24#2

8、低加720/26级后0.03673.40.037820.03#1低加表1-4 各抽汽的参数、分布及用途（抽汽工况）名称级数抽汽位置设计压力设计温度最大抽汽工况压力额定流量用途单位MPaMPat/h高压缸调节级单列10.378505.810.945916级后4.364377.34.37442.52#2高加中压缸29级后2.080442.22.08419.89#1高加312级后0.9807341.00.980715.85除氧器100工业抽汽414级后0.4082255.90.307516.91#4低加516级后0.2122187.40.157517.55#3低加低压缸618/24级后0.08691

9、08.40.063417.06#2低加720/26级后0.025665.50.018517.97#1低加1.5调节系统性能1.5.1控制转速范围03500r/min，精度1r/min；1.5.2负荷控制范围0115%额定负荷，负荷控制精度0.5%；1.5.3转速不等率36%；1.5.4系统迟缓率0.06%；1.5.5当汽轮机从额定工况甩负荷时，转速的最高飞升小于7%额定转速；1.5.6在额定参数和额定转速下甩负荷时，调节系统能维持空转。第2章 锅炉和发电机规范2.1锅炉规范见表2-1表2-1 锅炉规范型号WGZ480/13.7-1型式超高压一次中间再热自然循环单汽包燃煤锅炉主蒸汽流量480t/

10、h再热蒸汽量431t/h过热器出口蒸汽压力13.73MPa再热器进/出口压力4.2/4.02MPa过热蒸汽温度540再热蒸汽进/出口温度370/540锅炉效率92.3%燃料消耗量65.85t/h制造厂家武汉锅炉厂2.2发电机规范见表2-2表2-2 发电机规范型号QF-150-2-13.8额定功率150MW额定容量176.5MVA额定电压13.8kV额定电流7383A额定功率因数（滞后）0.85额定转速3000r/min额定频率50Hz相数3短路比（保证值）0.55效率（保证值）98.5%冷却方式密闭循环空气冷却定子接线YY出线数目6绝缘等级F（温升按B级考核）轴承振动0.025mm临界转速远离

11、工作转速15%励磁方式自并激静止可控硅励磁制造厂家东方电机股份有限公司第3章 机组联锁保护3.1汽轮机的联锁保护3.1.1汽轮机自动脱扣条件：满足下列任一条件，AST电磁阀和OPC电磁阀动作，关闭高、中压主汽门及调门，遮断汽轮机：3.1.1.1 EH油压低至9.8MPa；3.1.1.2高压差胀6mm，3.3mm；3.1.1.3低压差胀7mm，-4mm；3.1.1.4轴向位移+1.0mm，-1.2mm；3.1.1.5凝汽器真空降至74.6kPa；3.1.1.6润滑油压降至0.059MPa；3.1.1.7轴承振动0.075mm；3.1.1.8发电机主保护动作；3.1.1.9锅炉MFT动作；3.1.

12、1.10汽轮机转速升至3300r/min；3.1.1.11 DEH电源消失；3.1.1.12远控手动停机。3.1.2机械脱扣保护3.1.2.1机械超速飞锤两只，当汽轮机转速达到额定转速的111112%时，飞锤动作，使汽轮机脱扣；3.1.2.2汽轮机手动脱扣器一只，位于前轴承箱，用于就地手动遮断汽轮机。3.1.3 103%（OPC）超速保护3.1.3.1当汽轮机转速3090r/min，保护动作，关闭高、中、低压调门，高排逆止门及各抽汽逆止门；3.1.3.2 103%保护动作后，当汽轮机转速3000r/min，保护恢复，重新开启高、中、低压调门，维持汽轮机3000r/min。3.2抽汽逆止门联锁3

13、.2.1当发生下列情况之一时，一、二抽液控逆止门电磁阀动作，关闭一、二抽逆止门：3.2.1.1主汽门关闭；3.2.1.2发电机解列；3.2.1.3 OPC保护动作；3.2.1.4任一高加水位升高至650mm；3.2.1.5在DCS操作员站手动关闭一、二抽逆止门。3.2.2当发生下列情况之一时，三抽至除氧器液控逆止门电磁阀动作，关闭三抽至除氧器逆止门：3.2.2.1主汽门关闭；3.2.2.2 OPC保护动作；3.2.2.3除氧器水位高值1500mm；3.2.2.4在DCS操作员站手动关闭三抽至除氧器逆止门。3.2.3当发生下列情况之一时，三抽液控逆止门电磁阀动作，关闭三抽逆止门：3.2.3.1主

14、汽门关闭；3.2.3.2发电机解列；3.2.3.3 OPC保护动作；3.2.3.4在DCS操作员站手动关闭三抽逆止门。3.2.4当发生下列情况之一时，四、五抽液控逆止门电磁阀动作，关闭四、五抽逆止门：3.2.4.1主汽门关闭；3.2.4.2 OPC保护动作；3.2.4.3 #3、4低加水位高1435mm；3.2.4.4在DCS操作员站手动关闭四、五抽逆止门。3.2.5当发生下列情况之一时，六抽液控逆止门电磁阀动作，关闭六抽逆止门：3.2.5.1主汽门关闭；3.2.5.2 OPC保护动作；3.2.5.3 #2低加水位高1435mm；3.2.5.4 在DCS操作员站手动关闭六抽逆止门。3.2.6当

15、发生下列情况之一时，液控高排逆止门电磁阀动作，关闭高压缸排汽逆止门：3.2.6.1主汽门关闭；3.2.6.2 OPC保护动作；3.2.6.3在DCS操作员站手动关闭甲、乙高排逆止门。3.3抽汽电动门联锁3.3.1当发生下列情况之一时，一抽电动门关闭：3.3.1.1主汽门关闭；3.3.1.2发电机解列；3.3.1.3任一高加水位升高至650mm；3.3.1.4在DCS操作员站手动关闭一抽电动门。3.3.2当发生下列情况之一时，二抽电动门关闭：3.3.2.1主汽门关闭；3.3.2.2发电机解列；3.3.2.3任一高加水位升高至650mm；3.3.2.4在DCS操作员站手动关闭二抽电动门。3.3.3

16、当发生下列情况之一时，三抽至除氧器电动门关闭：3.3.3.1主汽门关闭；3.3.3.2发电机解列；3.3.3.3除氧器水位高值1500mm；3.3.3.4在DCS操作员站手动关闭三抽至除氧器电动门。3.3.4当发生下列情况之一时，三抽至工业抽汽电动门关闭：3.3.4.1主汽门关闭；3.3.4.2发电机解列；3.3.4.3在DCS操作员站手动关闭三抽至工业抽汽电动门。3.3.5当发生下列情况之一时，四抽电动门关闭：3.3.5.1主汽门关闭；3.3.5.2发电机解列；3.3.5.3 #4低加水位高1435mm；3.3.5.4在DCS操作员站手动关闭四抽电动门。3.3.6当发生下列情况之一时，五抽电

17、动门关闭：3.3.6.1主汽门关闭；3.3.6.2发电机解列；3.3.6.3 #3低加水位高1435mm；3.3.6.4在DCS操作员站手动关闭五抽电动门。3.3.7当发生下列情况之一时，六抽电动门关闭：3.3.7.1主汽门关闭；3.3.7.2发电机解列；3.3.7.3 #2低加水位高1435mm；3.3.7.4在DCS操作员站手动关闭六抽电动门。3.3.8当发生下列情况之一时，七抽电动门关闭：3.3.8.1主汽门关闭；3.3.8.2发电机解列；3.3.8.3 #1低加水位高1395mm；3.3.8.4在DCS操作员站手动关闭七抽电动门。3.4汽轮机低油压联锁保护3.4.1当润滑油压降至0.0

18、69MPa，交流润滑油泵联动；3.4.2当润滑油压降至0.059MPa，直流润滑油泵联动；3.4.3当润滑油压降至0.059MPa，汽轮机跳闸；3.4.4当润滑油压降至0.029MPa，盘车装置自停。3.5低压缸喷水保护3.5.1排汽温度80时，喷水电磁阀自动打开；3.5.2排汽温度50时，喷水电磁阀自动关闭；3.5.3排汽温度120时，申请停机。3.6盘车联锁保护3.6.1当润滑油压降至0.029MPa，盘车装置自停；3.6.2当盘车喷油压力低于0.0784MPa时，报警。第4章 汽轮机正常运行中的监视调整4.1蒸汽系统的控制监视见表4-1表4-1 蒸汽系统的控制监视名 称单位正常最高最低备

19、 注主蒸汽压力MPa13.2414.212.6主蒸汽温度535545525再热蒸汽压力（抽汽/冷凝）MPa3.928/3.77再热蒸汽温度535545525主蒸汽流量（抽汽/冷凝）t/h478.69/455.54480再热蒸汽流量（抽汽/冷凝）t/h422.37/403.01低压缸排汽压力（抽汽/冷凝）kPa4.0/4.9低压缸排汽温度6080120时，申请停机抽汽量t/h100160抽汽压力MPa0.98070.196抽汽温度341.0汽轮机真空kPa87以上74.6kPa打闸停机给水温度（抽汽/冷凝）245.5/243.1冷却水温度 20334.2轴向位移及差胀见表4-2表4-2 轴向位移

20、及差胀名 称单 位最 高最 低报 警停机值轴向位移mm1.01.20.8，1.01.0，1.2高压差胀mm6.03.35.0，2.86.0，3.3低压差胀mm7.04.06.0，3.57.0，4.04.3额定工况下各监视段参数见表4-3表4-3 额定工况下各监视段参数项目单位调节级1234567压力MPa10.3784.1892.0190.98830.55210.29110.1210.036温度505.8374.9443.8346.8276.2206.8126.273.44.4最大工况下各监视段参数见表4-4表4-4 最大工况下各监视段参数项目单位调节级1234567压力MPa10.9454.

21、40272.1211.0370.5790.30530.12690.0378温度510.5378.3443.6346.5275.8206.4125.974.54.5各监视段允许最大参数见表4-5表4-5 各监视段允许最大压力参数项目单位调节级1234567压力MPa11.54.622.231.180.6080.32060.13320.044.6润滑油系统及轴承振动见表4-6表4-6 润滑油系统及轴承振动名 称单 位正 常高 限低 限备 注主油箱油位mm0300-260润滑油压MPa0.0980.01960.07840.059MPa停机润滑油温4024538轴承回油温度65以下7565报警,75打

22、闸轴承温度90以下95打闸推力瓦温度90以下9595打闸轴承振动mm0.030.050.075mm停机4.7 EH油系统的监视控制见表4-7表4-7 EH油系统监视控制名 称单 位正常控制范围高 限低 限EH油压MPa140.516.211.2油 温37505020油 位mm490290EH油泵电流A58.84.8 发电机运行中的监视控制见表4-8表4-8发电机运行中的监视控制名称运行限值名称运行限值空气冷却器水量5120t/h定子铁芯温度120空气冷却器进水温度2033转子绕组温度115空气冷却器进水压力0.10.2MPa集电环温度120空气冷却器进风温度7585轴瓦温度90空气冷却器出风温

23、度3040轴承回油温度65定子绕组温度1204.9透平油控制指标见表4-9表4-9透平油控制指标油类项目单位标准透平油外观透明机械杂质无液相锈蚀无锈运动粘度（40）mm2/s比新油原始值的偏离值20%水分Mg/L200未加防锈剂油酸值mgKOH/g0.2加防锈剂油酸值mgKOH/g0.3闪点（开口）比新油原始测值相比不低于15破乳化度min604.10抗燃油控制指标见表4-10表4-10抗燃油控制指标油类项目单位标准抗燃油外观透明颜色桔红密度（20）g/cm31.131.17运动粘度（40）mm2/s37.944.3开口闪点235水分%0.03酸值mgKOH/g0.03颗粒污染度NAS5级或S

24、AEA6D试运二级4.10机组运行中水质标准见表4-11表4-11 机组运行中水质标准名 称项 目单 位标 准凝结水硬度mol/L1.0溶氧g/L40钠g/L10导电率（25）s/cm0.3给水硬度mol/L1.0溶氧g/L7铁g/L20油mg/L0.3铜g/L5二氧化硅g/L20PH值（25）8.89.3导电率（25）s/cm0.3联氨g/L1050蒸汽品质钠g/kg10二氧化硅g/kg20铁g/kg20铜g/kg5导电率（25）s/cm0.3第5章 控制系统5.1各控制系统的含义5.1.1 DAS数据采集系统；5.1.2 CCS机组协调控制系统；5.1.3 SCS顺序控制系统；5.1.4

25、DEH汽轮机数字电液控制系统；5.1.5 TSI汽轮机本体监测仪表系统；5.1.6 ETS汽轮机紧急跳闸系统。5.2数字电液调节系统（DEH控制系统）5.2.1基本运行方式5.2.1操作员自动操作（自动）；5.2.2遥控自动操作（包括协调控制和自动同期）；5.2.3手动操作。5.2.2系统基本功能5.2.2.1系统挂闸；5.2.2.2适应高中压缸联合启动要求；5.2.2.3系统具有超速限制功能（OPC103%）；5.2.2.4系统能够快速可靠地遮断汽轮发电机组，保证机组安全；5.2.2.5具有阀门在线试验及活动试验功能（主汽门、调门严密性试验/主汽门、调门活动试验）；5.2.2.6具有超速保护

26、功能（103%超速，110%超速，机械超速）；5.2.2.7具有热电牵连自整功能（工业抽汽手动/自动调节）；5.2.2.8具有阀门管理功能（单阀/顺序阀切换）；5.2.2.9手动/自动无扰切换；5.2.2.10具有汽机保护功能：a.频限投入：1）点击主画面中的“频限投入”按钮，弹出窗口图；2）点击窗口图中“频限投入”按钮，“频限投入” 字体变色，频限功能投入；3）投入该保护，机组在49.5-50.5HZ范围内不参加电网一次调频，超出此范围，机组仍参加调频；4）频限功能只有在投入功率闭环时才有效；5）恢复机组调频特性时，点击“频限切除”按钮，退出频限功能。b.汽压保护：1）点击主画面中的“汽压保

27、护”按钮，弹出窗口图；2）点击窗口图中“汽压保护投入”按钮，“汽压保护投入” 字体变色，汽压保护功能投入；3）点击窗口图中上面相应的汽压保护限值增/减按钮，完成汽压保护限值的设定；4）投入该保护，如果机前实际主汽压低于设定限值，高压调节阀将缓慢关闭；当汽压恢复到保护限值之上0.07MPa或流量低于额定值10%以下时，高压调节阀便不再继续关闭；5）点击窗口图中“汽压保护切除”按钮，退出汽压保护功能；6）正常滑参数停机时，应切除汽压保护。c. 手动快减负荷：1）DEH设有三档手动快减负荷：负荷快减#1：减负荷速率为100MW/min，快减负荷终值为20MW；负荷快减#2：减负荷速率为50MW/mi

28、n，快减负荷终值为120MW；负荷快减#3：减负荷速率为50MW/min，快减负荷终值为50MW；2）点击主画面中的“快减负荷”按钮，弹出窗口图；3）在窗口图中根据需要从快减三档中进行选择，按下按钮后，相应按钮上的字体变色；4）快减过程中，在实际负荷减到终值前点击“快减取消”按钮，快减停止，负荷保持当前值。d.自动快减负荷：1）DEH设有三档自动快减负荷：负荷快减#1：减负荷速率为100MW/min，快减负荷终值为20MW；负荷快减#2：减负荷速率为50MW/min，快减负荷终值为120MW；负荷快减#3：减负荷速率为50MW/min，快减负荷终值为50MW；2）自动快减负荷接受一路FSSS快

29、减信号，两路CCS快减信号；3）点击主画面中的“快减负荷”按钮，弹出窗口图；4）点击窗口图中“自动快减投入” 按钮，检查按钮上的字体变色；5）DEH系统接收FSSS、CCS快减信号，屏蔽手动快减信号；6）点击窗口图中“自动快减切除” 按钮，取消协调功能。e.真空保护：投入该保护，当真空低于85kPa时，机组将根据减负荷曲线，自动限制机组出力，当真空低于75kPa时，负荷减至0。 1）点击主画面中的“真空保护投入”按钮，弹出窗口图； 2）点击窗口图中“真空低减负荷投入”按钮，检查按钮上的字体变色； 3）机组将根据减负荷曲线，自动限制机组出力； 4）点击窗口图中“真空低减负荷切除”按钮，检查“真空

30、保护投入”按钮字体恢复，机组退出真空低减负荷功能。5.2.3控制方式5.2.3.1负荷控制：a.点击主画面中的“负荷控制”按钮，“负荷控制”字体变色，投入功率闭环控制；b.点击主画面中的“控制设定”按钮，弹出窗口图；c.点击窗口图中上面相应的负荷目标值和升负荷设定增/减按钮，实现负荷闭环控制。5.2.3.2主汽压控制：a.点击主画面中的“主汽压控制”按钮，“主汽压控制” 字体变色，投入主汽压闭环控制；b.点击主画面中的“控制设定”按钮，弹出窗口图；c.点击窗口图中上面相应的主汽压目标值设定增/减按钮，实现主汽压闭环控制。5.2.3.3阀位控制：a.点击主画面中的“阀位控制”按钮，“阀位控制”

31、字体变色，投入阀位方式运行；b.点击主画面中的“控制设定”按钮，弹出窗口图；c.点击窗口图中上面相应的阀位目标值设定增/减按钮，完成阀位目标值的设定。5.2.3.4协调控制：a.检查主画面中“CCS请求”绿色指示灯点亮，表示协调控制系统已经准备好；b.点击主画面中的“协调控制”按钮，弹出窗口图；c.点击窗口图中“CCS投入”按钮，“CCS投入”指示灯点亮汽机参加协调运行；d.协调运行方式下，运行方式和控制设定值由协调控制系统自动设定；e.点击窗口图中“CCS切除”按钮，汽机退出协调运行。f.下列情况之一发生时，自动切除协调：1）发电机功率变送器或主蒸汽压力变送器故障；2）420mA协调控制指令

32、信号品质坏；3）真空低减负荷；4）后备手动投入；5）汽压保护动作；6）CCS远控指令切除；7）快减负荷（RUNBACK）。5.2.3.5抽汽控制 1）检查主画面中的“抽汽允许”灯亮； 2）点击主画面中的“抽汽控制”按钮，弹出窗口图； 3）点击“抽汽投入”按钮，检查“手动抽汽”灯亮； 4）手动抽汽时通过点击抽汽设定增/减按钮，开环方式控制低压油动机直接对流量进行调节； 5）选择自动抽汽时，通过设定抽汽压力目标值调节抽汽量； 6）解除抽汽时，点击“抽汽切除”按钮，退出抽汽工况。第6章 定期工作6.1总则6.1.1定期工作必须遵守规程和操作制度；6.1.2定期工作的执行情况、技术数值、不正常情况、发

33、现的设备缺陷等内容，应做好详细的记录，并及时汇报； 6.1.3定期工作须经值长许可，在班长的统一指挥下，监护人、操作人各负其责，该执行操作票的项目，一定要认真执行；6.1.4试验数据应要符合规程要求，设备轮换后应运行稳定、正常。6.2汽轮机的定期工作见表6-1表6-1 汽轮机定期工作一览表序号项 目时间或条件操作票操 作监 护备 注1试验热工信号、事故音响接班前司机2真空严密性试验每月20日白班执行司机副司机班长值长、班长同意，专业主任或专工到位3汽轮机快冷大、小修临修前4汽轮机注油试验1. 机组运行2000h后2. 超速试验前5高排逆止门、各抽汽逆止门试验每月15日白班负荷120MW以下执行

34、司机副司机助手班长值长、班长同意，运行、热工主任或专工到位6高中压主汽门、中压调门活动试验每周三白班执行司机副司机班长值长、班长同意7高压调门单阀与顺序阀切换试验每周三白班8高中压主汽门、调速汽门严密性试验1. 大修前后2. 运行中每年一次执行司机副司机助手班长值长、班长同意，运行、热工、检修主任或专工到位9远方停机试验停机解列后开机挂闸后司机副司机助手班长10就地停机试验11汽轮机各备用油泵、盘车启停试验每月10、25日白班执行司机副司机班长值长、班长同意12给水泵、凝结泵、射水泵#1机组每月一日，#2机组每月二日，节假日顺延执行司机副司机助手班长值长、班长同意EH油泵、闭式泵、开式泵、轴加

35、风机、低加疏水泵切换#1机组每月一日，#2机组每月二日，节假日顺延13循环水泵切换#1、2泵每月一日，#3、4泵每月二日，节假日顺延执行海水值班值长、班长同意14循环水联络门试验每月一日，节假日顺延15主油箱油位高、低报警试验每日白班司机副司机班长16循环水滤水器冲洗周三白班副司机助手班长17循环水泵旋转滤网冲洗两小时冲洗一次海水值班18海水拦污栅清理每周一、周四白班19汽轮机、给水泵测振每周一、四中班助手副值20机侧各油箱放水、化验周一白班副司机化验员21机侧动力设备加油周三白班维护助手22凝汽器胶球清洗4月、11月、12月每周一、三、五；510月每周一至五副司机助手6.3汽轮机高、中压主汽

36、门、调速汽门松动及阀切换试验规定6.3.1试验要求6.3.1.1机组在稳定负荷下运行（调速汽门在线活动试验时负荷应小于100MW）；6.3.1.2手操盘自动/手动按钮在“自动”位置，盘上“汽机手动”灯熄灭；6.3.1.3 CCS遥控退出；6.3.1.4调速汽门在线活动试验和阀切换试验时应点击“负荷控制”按钮,投入功率闭环。6.3.2高、中压主汽门活动试验6.3.2.1点击主画面中的“阀门试验”按钮，弹出窗口图；6.3.2.2检查窗口图中“主汽门活动试验允许”指示灯亮；6.3.2.3点击“左高主活动试验”按钮；6.3.2.4观察左高压主汽门阀位回关到一个中间位置，窗口图中“左高主开”指示灯灭；6

37、.3.2.5检查左高压主汽门重新全开；6.3.2.6点击窗口图中的“阀门试验取消”按钮，检查“主汽门活动试验允许”指示灯亮；6.3.2.7用同样的方法完成其它的主汽门活动试验。6.3.3高压调门活动试验6.3.3.1机组运行在单阀状态下，点击主画面中的“阀门试验”按钮，弹出窗口图；6.3.3.2检查窗口图中“调门活动试验允许”指示灯亮；6.3.3.3点击窗口图中“GV#1活动试验”按钮；“GV#1活动试验”字体变色，“调门活动试验允许”指示灯灭，观察GV#1调门缓慢关闭；6.3.3.4当阀门开度小于20%时，调门停止关闭，重新缓慢开启，恢复到试验前位置；6.3.3.5检查“GV#1活动试验”字

38、体颜色恢复， “调门活动试验允许”指示灯亮；6.3.3.6用同样的方法完成其它高压调门的活动试验。6.3.4中压调门活动试验6.3.4.1点击主画面中的“阀门试验”按钮，弹出窗口；6.3.4.2检查窗口图中“调门活动试验允许”指示灯亮；6.3.4.3点击“IV活动试验”，“IV活动试验”字体变色，观察IV#1和IV#2中调门同时回关，阀门开度小于85%时自动复位；6.3.4.4检查“IV活动试验”字体颜色恢复，“调门活动试验允许”指示灯亮。6.3.5阀门切换试验：6.3.5.1顺序阀切单阀a.投入功率闭环，点击主画面“阀门切换”按钮，弹出试验窗口；b.检查阀门切换条件满足，窗口图“禁止切换”指

39、示灯熄灭；c.点击“切单阀”按钮，“单阀请求”指示灯亮，“顺序阀请求”指示灯灭；d.点击“开始/继续”按钮，检查“切换开始”和“切换进行中”指示灯同时亮；e.检查单阀系数显示表中的数字从“0”开始逐渐增加，顺序阀系数显示表中的数字从“1”开始逐渐减少；f.整个切换过程两分钟，切换结束，检查“切换进行中”指示灯灭，单阀系数显示表中的数字变为“1”，顺序阀系数显示表中的数字变为“0”；g.检查主画面中“顺序阀”指示灯灭，“单阀”指示灯亮。6.3.5.2单阀切顺序阀a.投入功率闭环，点击主画面“阀门切换”按钮，弹出试验窗口；b.检查阀门切换条件满足，窗口图“禁止切换”指示灯熄灭；c.点击“切顺序阀”

40、按钮，“顺序阀请求”指示灯亮，“单阀请求”指示灯灭；d.点击“开始/继续”按钮，检查“切换开始”和“切换进行中”指示灯同时亮；e.检查顺序阀系数显示表中的数字从“0”开始逐渐增加，单阀系数显示表中的数字从“1”开始逐渐减少；f.整个切换过程两分钟，切换结束，检查“切换进行中”指示灯灭，单阀系数显示表中的数字变为“0”，顺序阀系数显示表中的数字变为“1”；g.切换结束，检查主画面中“单阀”指示灯灭，“顺序阀”指示灯亮。6.3.6试验的注意事项6.3.6.1高压调门试验的关闭和开启速度为10%/min；6.3.6.2调门在线活动试验过程中，如果在阀门试验关闭阶段点击“阀门试验取消”按钮，则阀门停止

41、继续关闭，立即转入阀门试验恢复阶段；阀门试验恢复阶段“阀门试验取消”按钮无效； 6.3.6.3调门活动试验开始后禁止立即取消试验，至少应等待30秒，防止阀位震荡；6.3.6.4高压调门在顺序阀方式下无法进行松动试验，可用单阀、顺序阀切换代替松动试验；6.3.6.5阀门切换过程中可随时中止也可进行反向操作。按下“中止/取消”按钮， “切换中止”指示灯亮，阀门处于中间状态。点击“切单阀”或“切顺序阀”，按下“开始/继续”按钮，阀门将切换回原来的运行方式；6.3.6.6在切换过程中负荷波动超过8MW，切换自动暂停，“切换开始”、“切换进行中”和“切换中止”指示灯同时点亮，负荷波动稳定在6MW以内时，

42、切换过程将自动继续进行；6.3.6.7试验过程中，阀门动作应灵活，无卡涩现象；6.3.6.8试验完毕，汇报值长恢复机组原运行方式。6.4真空严密性试验6.4.1汇报值长，负荷稳定在80%100%额定负荷；6.4.2记录真空、负荷及排汽温度；6.4.3关闭运行射水抽气器空气门；6.4.4每分钟记录一次凝汽器真空，共做6min；6.4.5试验中，真空不得低于87kPa，如真空下降过快应停止试验；6.4.6试验完毕，开启射水抽气器空气门，真空应恢复正常；6.4.7取第26分钟的真空平均下降值，真空下降每分钟不超过0.133kPa为优秀；真空下降每分钟不超过0.266kPa为良好；真空下降每分钟不超过

43、0.399kPa为合格。6.5高排逆止门活动试验及四、五、六抽逆止门、三抽至除氧器抽汽逆止门活动试验6.5.1汇报值长，机组负荷稳定在120MW以下；6.5.2在DCS操作员站选择所需系统画面； 6.5.3就地关闭#4、5、6抽汽逆止门、三抽至除氧器逆止门、甲、乙高排逆止门保护水进水手动门；6.5.4开启甲、乙高排逆止门及各低加抽汽逆止门保护水进水电磁阀；6.5.5 稍开#6抽逆止门保护水进水门；6.5.6当#6抽逆止门关闭1/4时，关闭#6抽逆止门保护水进水手动门，检查#6抽逆止门复位；6.5.7用同样的方法试验其它抽汽逆止门；6.5.8试验结束，系统恢复正常，检查各抽汽逆止门开启位置正确；

44、6.5.9汇报值长，做好记录。6.6三抽汽逆止门（#1、#2）活动试验6.6.1汇报值长，机组负荷稳定在120MW以下；6.6.2在DCS操作员站选择所需系统画面； 6.6.3就地关闭三抽逆止门（#1、#2）保护水进水手动门；6.6.4开启三抽汽逆止门（#1、#2）保护水进水电磁阀；6.6.5稍开#1三抽逆止门保护水进水门；6.6.6当#1三抽逆止门关闭1/4时，关闭#1三抽逆止门保护水进水手动门，检查#1三抽逆止门复位；6.6.7用同样的方法试验#2三抽逆止门；6.6.8试验结束，系统恢复正常，检查三抽逆止门（#1、#2）开启位置正确；6.6.9汇报值长，做好记录。6.7一、二抽汽逆止门）活

45、动试验6.7.1汇报值长，机组负荷稳定在120MW以下；6.7.2在DCS操作员站选择所需系统画面； 6.7.3就地关闭一、二抽逆止门保护水进水手动门；6.7.4开启一、二抽逆止门保护水进水电磁阀；6.7.5 稍开一抽逆止门保护水进水门；6.7.6当一抽逆止门关闭1/4时，关闭一抽逆止门保护水进水手动门，检查一抽逆止门复位；6.7.7用同样的方法试验二抽逆止门；6.7.8试验结束，系统恢复正常，检查一、二抽逆止门开启位置正确；6.7.9汇报值长，做好记录。第7章 机组大小修后的试验7.1大小修后验收试验原则7.1.1检修后的检查验收7.1.1.1机组大小修后，有关设备的变更应有设备异动报告；7

46、.1.1.2运行人员应在各系统、设备试运转时参加验收工作，在验收时应对设备进行详细的检查，完成验收工作后，方可办理工作票终结手续；7.1.1.3在检查中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时向检修工作负责人提出，并输入设备缺陷单，设备缺陷在投运前必须消除；7.1.1.4系统设备完整，内无杂物；7.1.1.5监视、控制系统正常，可以投入运行。7.1.2设备试验总则7.1.2.1下列工作必须在运行副总的主持下，车间主任、专工参加下进行a.机组大小修后的启动；b.机组做超速试验；c.机组甩负荷试验；d.调速系统试验；e.设备经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次试用；f.汽轮机主汽门、

47、调速汽门严密性试验；g.机组大联锁试验。7.1.2.2机组保护、联锁试验前，应联系热工人员满足有关条件，方可进行； 7.1.2.3各联锁 、保护及事故按钮试验动作应准确、可靠，声光报警、CRT画面状态显示正确；7.1.2.4机组大小修后，必须进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后方可允许设备试转；7.1.2.5临修或设备系统检修，保护和联锁的元器件及回路在检修后，必须进行相应的试验并检验合格；7.1.2.6运行中的设备在进行试验时，应做好局部隔离工作，不得影响运行设备的安全，对于试验中可能造成的后果，做好事故预想；7.1.2.7进行联锁试验前，应先进行就地和集控室手动启停试验,并确认合格；7

48、.1.2.8试验结束，做好系统的恢复工作，分析试验结果，做好详细记录；7.1.2.9试验后由热工人员恢复强制点，并可靠投入相应的保护、联锁，保护、联锁不得随意改动，否则应该经过规定的审批手续。7.2汽轮机试验7.2.1汽轮机注油试验7.2.1.1试验条件a.按冷态滑参数启动要求开机，机组转速500r/min就地手打危急保安器试验良好，重新挂闸，按规程要求将机组冲至3000r/min，进行全面检查；b.检查轴向位移、差胀、轴承回油温度正常；c.试远方停机按钮，检查主汽门、调速汽门、高排逆止门关闭正常，观察转速应下降；d.重新挂闸，维持机组2850r/min；e.交流润滑油泵和启动油泵运行。7.2

49、.1.2试验步骤a.打开喷油试验操作滑阀锁钉，将操作滑阀旋至No.1位置；b.按下No.1喷油试验装置，向No.1危急遮断器撞击子注油；c.设定目标转速3000r/min，速率50r/min，升速；d.将转速缓慢升高至No.1危急遮断器撞击子动作，危急遮断红色指示灯亮，记录动作转速； e.松开No.1喷油试验装置，No.1危急遮断器撞击子复位，危急遮断红色指示灯灭；f.将喷油试验操作滑阀旋至中间位置，用同样的方法试验No.2危急遮断器撞击子； g.注油试验完毕，将喷油试验操作滑阀旋至中间位置并将锁钉锁好，机组维持3000r/min。7.2.2汽轮机超速试验7.2.2.1下列情况之一，应做注油超速试验a.大修后的机组； b.停机一个月后重新启动；c.危急遮断器解体或调整后；d.机组运行2000h后。7.2.2.2试验要求a.手打危急保安器试验正常；b.危急遮断器注油试验合格；c.机组