汽机主机规程-600mw

1、河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程1目目 录录1. 汽机发电机组特性及技术规范汽机发电机组特性及技术规范.31.1 汽轮机特性.31.2 主机结构.31.3 数字电液调节控制系统（DEH）.41.4 汽轮机安全监视仪表.51.5 危急跳闸装置.51.6 汽轮机主要技术规范.51.7 发电机主要技术规范.62 汽轮机启动规定及系统检查汽轮机启动规定及系统检查.72.1 汽轮机启动规定.72.2 汽轮机启动原则.72.3 汽轮机禁止冲转或并入电网项目.72.4 启动前的要求.83 汽轮机冷态启动汽轮机冷态启动.93.1 启动前的试验.93.2 启动前准备.183.3 冲车前检查.

2、193.4 冲车条件.193.5 高中压缸联合启动.203.6 启动中的注意事项.224 温态和热态启动温态和热态启动.244.1 温、热态启动的规定.244.2 温态-1 启动.244.3 温态-2 启动.244.4 热态启动.254.5 极热态启动.255 正常运行及维护正常运行及维护.265.1 基本要求.265.2 运行维护参数及项目.265.3 各工况各监视段参数.295.4 变负荷注意事项.305.5 超速试验.315.6 阀门活动试验.335.7 充油试验.345.8 真空严密性试验.345.9 主、再热蒸汽的主汽门与调门严密性试验.346 机组的正常停止机组的正常停止.366.

3、1 停机前的准备.366.2 停机步骤.366.3 停机注意事项.376.4 停机后注意事项.377 事故处理事故处理.387.1 事故处理的基本要求.38河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程27.2 紧急停机项目.387.3 紧急停机步骤.397.4 发电机甩负荷.407.5 负荷骤变，晃动.407.6 汽轮机水冲击.417.7 润滑油系统故障.427.8 机组发生异常振动.447.9 凝汽器压力升高.447.10 蒸汽参数异常变化.467.11 主机轴承温度高、轴承损坏.477.12 EH 油系统工作失常.487.13 轴向位移增大.497.14 周波变化.507.15 厂

4、用电中断.507.16 汽水管路故障.517.17 火灾.517.18 汽轮机胀差异常.527.19 发电机内冷水系统故障.537.20 密封油系统故障.537.21 汽轮机超速.547.22 叶片损坏.557.23 大轴弯曲.557.24 调节控制系统异常.568 防止电力生产重大事故措施防止电力生产重大事故措施.578.1 防止汽缸进水进汽措施.578.2 防止汽轮机烧轴瓦措施.598.3 防止汽轮机严重超速措施.608.4 防止汽轮机大轴弯曲措施.618.5 防止汽轮机油系统着火.638.6 防止汽轮机组轴系断裂措施.63附录一附录一 机组启停曲线机组启停曲线.64附录二附录二 汽轮机及

5、其辅助设备定期工作汽轮机及其辅助设备定期工作.74附录三附录三 饱和压力、温度对照表饱和压力、温度对照表.76河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程31.1. 汽机发电机组特性及技术规范汽机发电机组特性及技术规范1.11.1 汽轮机特性汽轮机特性1.1.1 本机组为超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽凝汽式汽轮机，具有较高的效率和安全可靠性。1.1.2 额定工况下汽轮机抽汽参数:序号 抽汽点压力(MPa)温度()流量(t/h)负荷名称1高压 7 级后6.004331.8107.94#1 高加2高压 9 级后(高排汽)4.094283.5131.31#2 高加3中压 3 级后2

6、.140479.965.64#3 高加4中压 6 级后（中排汽）1.079376.997.1779.02除氧器小机汽源5前低压 2 级后0.398254.481.33#5 低加6后低压 4 级后0.124138.041.74#6 低加7低压 5 级后0.06065 86.252.82#7 低加8低压 6 级后0.02049 60.646.03#8 低加1.21.2 主机结构主机结构1.2.11.2.1 蒸汽流程蒸汽流程新蒸汽从下部进入置于汽轮机两侧两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过位于上半两根、下半两根的 4 根高压导汽管进入高压汽轮机，进入高压汽轮机的蒸汽通过一个

7、冲动式调节级和 9 个反动级后，由外缸下部两侧排出进入再热器。再热后的蒸汽进入机组两侧的两个再热主汽调节联合阀，由每侧各两个中压调节阀流出，经过位于上半两根、下半两根的四根中压导汽管由中部进入中压汽轮机。进入中压汽轮机的蒸汽经过 6级反动级作功后，从中压缸上部排汽口排出，经中低压连通管，分别进入 1 号、2 号低压缸中部。两个低压缸均为双分流结构，蒸汽从通流部分的中部流入，经过正反向各 7 级反动级后，流向两端的排汽口，然后蒸汽向下流入安装在每一个低压缸下部的凝汽器。汽缸下部留有抽汽口，抽汽用于给水加热，本机设有 8 段非调整抽汽向由三台高压加热器、除氧器、六台低压加热器组成的回热系统及两台小

8、汽机等供汽。1.2.21.2.2 高中压缸高中压缸此汽缸是高压与中压合缸的双层缸结构，由高中压外缸、高压内缸、中压内缸组成。高压缸配汽机构有单阀和顺序阀两种运行方式，中压缸为全周进汽。1.2.31.2.3 低压缸低压缸本机组具有两个低压缸。低压外缸全部由钢板焊接而成，为了减少温度梯度设计成三层缸。由外缸、1 号内缸、2 号内缸组成，减少了整个缸的绝对膨胀量。1.2.41.2.4 高中压阀门高中压阀门机组装有两个高压主汽调节联合阀和两个中压主汽调节联合阀，分别位于高中压缸两侧，每个高压主汽调节联合阀包括一个水平安装的主汽阀和两个相同的垂直安装的调节阀；每个中压主汽河北西柏坡发电有限责任公司600

9、MW 汽轮机运行规程4调节联合阀包括一个摇板式主汽阀和两个调节阀。除中压主汽门外，其它阀门的开度均由各自的油动机来调节控制。1.2.51.2.5 转子及联轴器转子及联轴器高中压转子、低压转子均是无中心孔合金钢整锻转子。带有主油泵叶轮及超速跳闸装置的短轴通过法兰螺栓刚性地与高中压转子在前轴承箱连接在一起，短轴上还带有推力盘。高中压转子和 1 号低压转子之间装有刚性的法兰联轴器。1 号低压转子和 2 号低压转子通过中间轴刚性联接、2 号低压转子和发电机转子通过联轴器刚性联接。转子系统由安装在前轴承箱内的推力轴承定位，整个轴系由 9 个支撑轴承支撑。1.2.61.2.6 滑销系统滑销系统机组膨胀的绝

10、对死点在 1 号低压缸的中心，由预埋在基础中的两块横向定位键和两块轴向定位键限制低压缸的中心移动，形成机组绝对死点；高中压缸由四只“猫爪”支托， “猫爪”搭在轴承箱上， “猫爪”与轴承箱之间通过键配合，“猫爪”在键上可以自由滑动；高中压缸与轴承箱之间、低压 1 号与 2 号缸之间在水平中分面以下都用定位中心梁连接。轴系轴向位置是靠机组高压转子前端的推力盘来定位的。推力盘包围在推力轴承中，构成了机组动静之间的死点，即机组的“相对死点” 。1.2.71.2.7 盘车装置盘车装置本装置为链条、涡轮蜗杆、齿轮复合减速、摆轮啮合的低速盘车装置，安装在发电机与低压缸2 之间，盘车转速为 3.38/min。

11、既能自动盘车，也可就地手动盘车。为降低盘车电机负荷，低压缸两侧轴承及发电机两侧轴承均配备有高压顶轴油。1.2.81.2.8 轴承轴承汽轮机共有六个支持轴承和一个推力轴承。1-6支持轴承均为四块可倾瓦轴承，各轴承均有轴瓦温度测量装置，3-6轴承下半瓦有顶轴油孔供机组启停时顶起转子。汽轮机的推力轴承是“LEG”轴承。工作瓦块和定位瓦块各八块，每侧上部两瓦都各有一个轴承合金温度测量装置.1.2.91.2.9 汽封汽封高中低压汽封为迷宫式汽封，高压缸的各汽封约在 10负荷时变成自密封，中压缸的各汽封约在 25负荷时变成自密封，此时，蒸汽排到汽封系统的联箱，再从联箱流向低压汽封。大约在75%负荷下系统达

12、到自密封。如有任何多余的蒸汽，会通过溢流阀流往凝汽器。1.31.3 数字电液调节控制系统（数字电液调节控制系统（DEHDEH）DEH 具有“自动” （ATC） 、 “操作员自动” 、 “手动”三种运行方式；汽机的自动升速、同步和带负荷；负荷控制，显示、报警和打印；阀门试验及阀门管理；热应力计算和控制功能；当 CCS 投入时，DEH 系统满足锅炉跟踪、汽机跟踪、机炉协调、定压变压运行、快速减负荷（RUNBACK） 、手动等运行方式的要求；DEH 具有 OPC 超速保护功能，并可通过 DEH 操作员站完成汽机超速试验；该系统具有检查输入信号的功能，一旦出现故障时，给出报警，但仍能维持机组安全。该装

13、置具有内部河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程5自诊断和偏差检测装置，当该系统发生故障时，能切换到手动控制，并发出报警；DEH 有冗余设置和容错功能，手动、自动切换功能，功率反馈回路和转速反馈回路的投入与切除功能；DEH 具有最大、最小和负荷变化率限值的功能；DEH 与 CCS 系统有完善、可靠的接口；DEH 所有输出模拟量信号均为 420mA。并负责提供两线制变送器电源；DEH 留有与分散控制系统DCS（CCS、SCS、FSSS、DAS） 、旁路控制（BPC） 、汽轮机监测保护（TSI） 、汽机事故跳闸（ETS） 、电网 ADS 及其它设备的接口。1.41.4 汽轮机安全监视

14、仪表汽轮机安全监视仪表简称 TSI，可以实现对汽轮机汽缸膨胀、轴向位移、差胀、转子偏心度、振动、鉴相、转速和零转速参数的监视，用来监视机组的启动、运行和停机状况，并对测量值进行比较判断，超限时发出报警和停机信号。1.51.5 危急跳闸装置危急跳闸装置简称 ETS。当汽轮机运行参数超过安全运行极限（凝汽器真空低、汽轮机超速 110、轴向位移大、润滑油压低、EH 油压低、电气发变组内部故障、炉 MFT 动作等） ，ETS 装置将使高、中压主汽门及调速汽门的压力油泄掉，迅速关闭阀门以保证机组安全。该系统采用了双路并联逻辑回路，可避免误动及拒动，提高了系统可靠性。1.61.6 汽轮机主要技术规范汽轮机

15、主要技术规范名 称参 数汽轮机型号CLN600-24.2/538/566汽轮机型式超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、凝汽式额定功率 MW600 最大功率 MW665.7转 速 rpm3000旋转方向顺时针（从调端看）主蒸汽压力 MPa24.2主蒸汽温度538再热蒸汽温度566额定进汽量 t/h1694.23最大进汽量 t/h1950排汽压力 KPa4.9给水温度275.3汽耗 KJ/Kg2.824保证热耗 KJ/KW.h7577.5回热级数8 级调节控制系统型式DEH最大允许系统周波摆动 HZ48.550.5空负荷时额定转速波动 rpm1噪音水平 dB（A）85各轴承处轴径双振幅值 mm

16、0.076通流级数44高压部分级数1+9中压部分级数6河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程6低压部分级数227高中压转子轴系/单轴一阶临界转速 rpm1639/1610高中压转子轴系/单轴二阶临界转速 rpm4438/3830低压转子 I 轴系/单轴一阶临界转速 rpm1532/1623低压转子 I 轴系/单轴二阶临界转速 rpm3457/3511低压转子 II 轴系/单轴一阶临界转速 rpm1561/1620低压转子 II 轴系/单轴二阶临界转速 rpm3750/3506末级动叶片长度 mm1029盘车转速 rpm3.38汽轮机总 mm（包括罩壳）27200汽轮机最大宽度 m

17、m（包括罩壳）11400汽轮机本体重量 t1108汽轮机中心距运行层标高 mm1070 注：汽轮机临界转速值来自主机技术协议1.71.7 发电机主要技术规范发电机主要技术规范制造厂哈尔滨电机厂有限责任公司型号QFSN-600-2YH额定容量 MVA666.667 额定功率 MW600 额定功率因数0.9额定电压 kV20 额定电流 A19245 额定频率 Hz50 相数3 相定子绕组连接方式YY额定工作氢压（表压）MPa0.40.02 定子绕组冷却水流量 m3/h903 定子绕组冷却水压力（表压）MPa0.250.35 发电机冷却方式水、氢、氢一个轴承油量 L/min700 一个密封瓦空侧流量

18、 L/min110 一个密封瓦氢侧流量 L/min25.4 发电机一阶临界转速 rpm733 发电机二阶临界转速 rpm2070 发电机三阶临界转速 rpm3865 氢气冷却器的数量2 组一个氢气冷却器的流量 m3/h310 氢气冷却器入口温度2035河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程72 2 汽轮机启动规汽轮机启动规定及系统检查定及系统检查2.12.1 汽轮机启动规定汽轮机启动规定2.1.12.1.1 主要操作项目的主持划分主要操作项目的主持划分2.1.1.1 总工主持项目2.1.1.1.1 机组 A、B 级检修后启动2.1.1.1.2 机组超速试验2.1.1.1.3 机组

19、甩负荷试验2.1.1.1.4 设备及系统经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次投运2.1.1.2 副总工或生产部主任主持项目2.1.1.2.1 机组 C、D 级检修后启动2.1.1.2.2 小汽轮机 A、B 级检修后启动2.1.1.2.3 机组正常启动2.1.1.2.4 调节系统试验2.1.1.3发电部主任或总值长主持项目2.1.1.3.1 机组正常停机2.1.22.1.2 汽轮机启动状态划分汽轮机启动状态划分2.1.2.1 冷态启动：第一级金属温度120。2.1.2.2 温态1 启动：120第一级金属温度280。2.1.2.3 温态2 启动：280第一级金属温度415。2.1.2.4 热态

20、启动：415第一级金属温度450。2.1.2.5 极热态启动：450第一级金属温度 。2.22.2 汽轮机启动原则汽轮机启动原则2.2.1 根据汽轮机的启动状态所对应的启动曲线来确定主、再热蒸汽冲车参数、升速率、中速暖机时间、5%初负荷的暖机时间、各阶段的升负荷率，并严格控制锅炉升温、升压速度。2.2.2 进入汽轮机的主、再热蒸汽至少有 56的过热度，冷态启动时主汽温度最高不大于 430。2.2.3 在初始启动时，暖机期间不采用汽轮机自动控制（ATC）程序，一般汽轮机启动或停止，应采用运行人员自动控制（“全自动” ）方式。启动过程中需要中速暖机的，任何情况下，严禁减少中速暖机时间。2.2.4

21、机组在冷态、温态启动时要保持单阀控制方式一天，以减少固体粒子腐蚀。2.32.3 汽轮机禁止冲转或并入电网项目汽轮机禁止冲转或并入电网项目2.3.1 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合电业安全工作规程的有关规定。2.3.2 在点火前 24 小时还未收到机组的设备变更资料（附图）和启动、调试计划。2.3.3 任一项机组跳闸保护不正常2.3.4 DEH 工作不正常，影响机组启停的正常操作或不能在“全自动”的方式下进行。河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程82.3.5 汽轮机防进水保护系统不正常。2.3.6 汽轮机监视仪表 TSI 未投。2.3.7

22、 机组的胀差超过报警值。2.3.8 转子的偏心超过 0.075mm。2.3.9 润滑油箱油位-200mm，润滑油温低于 38。2.3.10 EH 油箱油位450mm，EH 油温度低于 。2.3.11 汽、水、油品质不合格。2.3.12 任一高中压主汽门、高中压调节汽门、抽汽逆止门或高压缸排汽逆止门动作不正常。2.3.13 汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声或其他异音。2.3.14 EH 油泵，交、直流润滑油泵，空、氢侧交、直流密封油泵，顶轴油泵，高压备用密封油泵及盘车装置任一设备工作故障或其自启动装置失灵。2.3.15 协调控制系统 CCS、模拟量控制系统 MCS、顺序控制系统 SCS 工作不正

23、常，影响机组操作且短时间内不能恢复时。2.3.16 旁路系统任一设备不正常，或不能在自动状态下正常运行2.3.17 任一对高中压缸上下缸温差达 42及以上。2.3.18 汽轮机任一主要控制参数失去监视，包括转速、转子偏心、振动；轴向位移；汽缸膨胀、胀差；汽缸金属温度、主、再热汽及高中、低压缸排汽压力和 温度；支持轴承、推力轴承金属温度及回油温度、润滑油温；EH 油压、润滑油压等等。2.3.19 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。2.3.20 危急保安器超速试验不合格。 2.42.4 启动前的要求启动前的要求2.4.1 确认机组检修工作全部结束，工作票已收回，

24、现场卫生合格，道路畅通，照明良好。2.4.2 检查管道上临时加装的堵板已随工作票结束全部拆除。2.4.3 汽轮机和所有附属设备外壳上均标有制造厂的金属铭牌及公司的统一双重编号和 KKS 编码。2.4.4 各系统所有阀门均有铭牌及开关方向标志，且开关指示与实际指示相符。2.4.5 检修后将各系统阀门全部活动一次，确认各阀门开关正常，手轮完好。2.4.6 机组检修后，配合热工、检修做各阀门传动试验，记录开关时间、富裕行程符合要求。2.4.7 配合热工、电气做动力的联动试验及保护试验均正常。2.4.8 机组大修后应做直流润滑油泵及密封油泵的全容量启动试验。2.4.9 所有测量装置一次门开启；所有回油

25、窗、回水窗、液位计透明清洁。2.4.10 检查所有自调、联锁、保护在断开位置，气动调整门在手动位置，气源一次门开启。2.4.11 各动力设备轴承油质合格，油位正常。2.4.12 确认 DCS、DEH、TSI、ETS、小机 MEH 及热控仪表电源，电动门电源，信号等电源已送上。2.4.13 确认各动力联锁在解除位，系统检查完毕后将动力开关推至“空试”位置。2.4.14 值长提前将启动安排通知各岗位值班员。2.4.15 准备好操作票、记录本、表报、听针、手电筒及必要的工具等。2.4.16 准备好有关的规程、系统图及必要的技术资料。2.4.17 一切符合电业安全工作规程的有关规定。 河北西柏坡发电有

26、限责任公司600MW 汽轮机运行规程93 3 汽轮机冷态启动汽轮机冷态启动3.13.1 启动前的试验启动前的试验3.1.13.1.1 启动前试验准备启动前试验准备3.1.1.1 补水管线运行正常，冷却水塔池内补水至正常。3.1.1.2 生活、消防、公用水池补水至正常水位，开启生活、消防、公用水泵向系统供水。3.1.1.3 压缩空气母管送气，压力 0.60.8 MPa 左右。3.1.1.4 联系化学凝补水箱补水至 m。3.1.1.5 开启凝补泵向除氧器上水，开除氧器底部放水门和热水井放水门冲洗，除氧器水质化验合格后，关除氧器底部放水门，水位补至 2560mm。向凝汽器补水冲洗，水质化验合格后，关

27、热水井放水门，将水位补至正常。 3.1.1.6 闭冷水系统冲洗完毕后，将闭冷水箱水位补至 mm。3.1.1.7 水冷箱补水冲洗合格后，关闭放水门，水位补至 550 mm。3.1.1.8 真空泵气水分离器上水冲洗合格后补水至正常。3.1.1.9 联系检修向主油箱补油至+466.7mm。3.1.1.10 联系检修向 EH 油箱补油至 mm。3.1.1.11 密封油箱补油至 mm。3.1.1.12 小机油箱补油至 mm。3.1.1.13 查各动力联锁解除。3.1.23.1.2 启动前的试验启动前的试验3.1.2.1 各系统联锁保护及阀门试验项目各系统联锁保护及阀门试验项目3.1.2.1.1 阀门试验

28、3.1.2.1.2 动力设备试验3.1.2.1.3 公用、消防、生活水系统试验3.1.2.1.4 循环水系统试验3.1.2.1.5 开式冷却水系统试验3.1.2.1.6 凝结水系统试验3.1.2.1.7 闭式冷却水系统试验3.1.2.1.8 润滑油系统试验3.1.2.1.9 密封油系统试验3.1.2.1.10 EH 油系统试验3.1.2.1.11 水冷系统试验3.1.2.1.12 盘车装置试验3.1.2.1.13 抽汽逆止门试验3.1.2.1.14 汽机防进水保护试验3.1.2.1.15 除氧器保护试验3.1.2.1.16 高加保护试验3.1.2.1.17 低加保护试验3.1.2.1.18 高

29、低压旁路保护试验河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程103.1.2.1.19 轴封蒸汽系统试验3.1.2.1.20 真空系统联锁试验3.1.2.1.21 电动给水泵系统试验3.1.2.1.22 汽动给水泵系统试验3.1.2.2 停机保护试验项目停机保护试验项目3.1.2.2.1 ETS 通道试验3.1.2.2.2 事故脱扣试验3.1.2.2.3 胀差保护3.1.2.2.4 振动保护3.1.2.2.5 轴向位移保护3.1.2.2.6 低真空保护3.1.2.2.7 润滑油压低保护3.1.2.2.8 EH 油压低保护3.1.2.2.9 高缸排汽压比低保护3.1.2.2.10 高缸排汽

30、压力高保护3.1.2.2.11 高缸排汽温度高保护 3.1.2.2.12 炉 MFT3.1.2.2.13 发电机内部故障3.1.2.2.14 发电机断水保护3.1.2.2.15 DEH 失电3.1.2.2.16 高、中压缸上、下壁温差大保护3.1.2.2.17 主汽温度保护试验3.1.2.2.18 再热汽温保护试验3.1.33.1.3 阀门及各泵阀门及各泵( (开停、事故互联、低压力联泵开停、事故互联、低压力联泵) )试验方法试验方法 3.1.3.1 阀门试验阀门试验3.1.3.1.1 手动门：开关动作灵活，方向正确，开关指示与实际位置应相符。3.1.3.1.2 电动门：手动开关应灵活，电动开

31、关方向正确，验证富裕行程符合要求，并记录开关时间。3.1.3.1.3 气动调整门：将操作开关置于“手动“位，开关灵活，方向正确，开关指示与实际位置应相符；将操作开关置于“自动”位，改变其定值，确认动作正确、灵活后定值投入。3.1.3.2 动力设备试验动力设备试验3.1.3.2.1 开停试验a 查动力设备进口门应在开启状态，出口门在关闭状态（齿轮泵、螺杆泵、柱塞泵出口门开启） 。b 询问检修人员，手盘转动部分正常后，联系电气送电。c 查联锁开关在解除位，启动该动力，查状态指示、空载电流、出口压力、转动方向、各处振动声音等均正常。d 动力启动 2 分钟内，立即开启出口门，带负荷运行正常，查电流不应

32、超过额定值。e 停止该动力，查画面状态指示正确、电流及出口压力到零。3.1.3.2.2 事故互联试验河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程11a 检修工作负责人在场，将所试验的动力开关拉至“空试”位。b 满足启动条件后，启动一台动力（有的动力出口门联动开启） 。c 联系热工解除低压力（压差）保护后，投入备用动力联锁。d 按运行事故按钮，运行动力掉闸，事故喇叭响，备用动力投入运行。e 用同样方法试验另一台动力。f 试验完毕，联锁解除，停该动力，联系热工投入低压力（压差）保护。g 试验结束后，联系电气，将动力开关状态恢复原方式。3.1.3.2.3 低压力（压差）互联试验a 相关系统恢

33、复正常，将所试验的动力开关拉至“空试”位。b 满足启动条件后，启动一台动力（有的动力出口门联动开启） 。c 联系热工投入低压力（压差）保护后，投入备用动力联锁。d 接通低压力（压差）保护接点（如有条件，降低实际压力至联锁值） ，查备用动力联启正常。e 解除联锁，停运原运行动力。f 用同样方法试验另一台动力。g 各动力低压力（压差）保护定值 动力名称压力（MPa）压差（MPa）循环水泵开式冷却水泵氢冷升压泵闭式冷却水泵闭冷水应急泵水冷泵小机交流润滑油泵氢侧交直流密封油泵EH 油泵凝结水泵轴封风机主油箱排烟风机氢油分离器排烟风机3.1.3.3 凝汽器水位试验凝汽器水位试验3.1.3.3.1 当水位

34、达 1680mm 时，水位高高报警，联关低压旁路。3.1.3.3.2 当水位达 1200mm 时，水位高报警。3.1.3.3.3 当水位达 330mm 时，水位低报警。3.1.3.3.4 当水位达 180mm 时，水位低低报警，联停凝结水泵。3.1.3.3.5 此试验可在凝汽器上水时进行。3.1.3.3.6 试验时切除凝汽器自动补水门。3.1.3.4 润滑油系统联锁试验润滑油系统联锁试验3.1.3.4.1 查主油箱油位正常，投入电加热器联锁。3.1.3.4.2 配合热工进行电加热器试验： a. 汽机主油箱油位低，禁投。 b. 主油箱温度38，联停。d. 主油箱油位低，联停。河北西柏坡发电有限责

35、任公司600MW 汽轮机运行规程123.1.3.4.3 试验正常后将加热器投入自动。3.1.3.4.4 润滑油系统启动条件满足，先启动直流润滑油泵，做全容量启动试验正常，启动交流润滑油泵，然后停运交流润滑油泵查润滑油压变化情况，验证交流润滑油泵出口逆止门关闭是否严密；开启交流润滑油泵，停运直流润滑油泵查润滑油压变化情况，验证直流润滑油泵出口逆止门关闭是否严密，否则联系检修处理。3.1.3.4.5 开启交流润滑油泵，查油压正常。3.1.3.4.6 将润滑油泵低油压自启动试验装置充压后，关闭试验装置来油门，停交流润滑油泵。3.1.3.4.7 将交、直流润滑油泵联锁投入。3.1.3.4.8 慢开润滑

36、油低油压放油手动门 a. 当油压降至 0.083MPa，联启交流润滑油泵。b.当油压降至 0.075MPa，联启直流润滑油泵。c.当油压降至 0.03MPa，联停盘车或试启盘车开不起来。3.1.3.4.9 试验完毕，恢复原方式，关闭放油手动门，开启试验装置来油门，断开油泵联锁，停润滑油泵。3.1.3.5 密封油压低试验密封油压低试验3.1.3.5.1 开启交流润滑油泵、高压备用密封油泵，运行 10 分钟以上。3.1.3.5.2 开启空、氢侧直流密封油泵进行全容量启动试验合格后停运。3.1.3.5.3 开启空、氢侧交流密封油泵，查出口压力正常。3.1.3.5.4 联系热工投低氢油压差保护，将空侧

37、直流密封油泵投入备用。3.1.3.5.5 慢开空侧密封油调节门，氢油压差低至 0.056MPa 时，备用压差阀开启，运行 20 分钟检查密封油箱油位正常。3.1.3.5.6 停高压备用密封油泵，继续降低氢油压差至 0.035MPa 时，空侧直流密封油泵联启，氢油压差恢复到 0.084MPa。3.1.3.5.7 停空侧交直流密封油泵，备用压差阀开启，查空侧密封油压稳定在 0.035-0.105MPa。3.1.3.5.8 试验完毕后恢复原方式运行。 3.1.3.6 水冷箱水位试验水冷箱水位试验3.1.3.6.1 水位低至 450 mm，发“水冷箱水位低”信号，联开补水电磁阀。3.1.3.6.2 水

38、位高于 550 mm，联关补水电磁阀。3.1.3.6.3 水位高至 650mm，发“水冷箱水位高”信号。3.1.3.7 盘车装置试验盘车装置试验3.1.3.7.1 确认润滑油压0.05 MPa，润滑油温21，查各瓦进油、回油情况正常，润滑油泵试验正常。3.1.3.7.2 密封油系统运行正常。3.1.3.7.3 顶轴油泵系统运行正常，就地检查#3、#4、#5、#6、7、8 瓦顶轴油压9MPa。3.1.3.7.4 将盘车控制装置打到“手动”位。3.1.3.7.5 空试盘车：查盘车手柄不在啮合位，启动盘车电机，查盘车电流、转向、声音均正常，停止盘车电机。3.1.3.7.6。将盘车控制装置打到“自动”

39、位。3.1.3.7.7 联系热工给转速信号，转速1200rpm 时顶轴油泵联启，转速3.38rpm 时盘车装置自停，转速200 rpm 盘车喷油电磁阀自动关闭，转速1400 rpm 时顶轴油泵联停。河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程133.1.3.8 EH 油压低电磁阀试验油压低电磁阀试验3.1.4.8.1 查 EH 油泵联锁在解除位，启动一台 EH 油泵，待运行正常后，将油泵联锁投入。3.1.4.8.2 联系热工投低油压保护。3.1.4.8.3 就地按试验电磁阀按钮，查备用泵联起。 3.1.4.8.4 用同一方法试验另一台泵。3.1.4.8.5 试验完毕恢复原方式。3.1.

40、3.9 抽汽逆止门试验抽汽逆止门试验3.1.3.9.1 机组的蒸汽系统在无压状态下。解除低真空、炉 MFT 保护，开启高压备用密封油泵、EH油泵，将汽机挂闸，开启各段抽汽电动门。3.1.3.9.2 联系热工将抽汽逆止门开、关试验两次。3.1.3.9.3 就地观察抽汽逆止门开、关自由而无卡涩。3.1.3.9.4 如抽汽逆止门有卡涩现象，联系检修消除。3.1.3.9.5 试验完毕后，将系统及条件恢复到原状态。3.1.3.10 汽机防进水保护试验汽机防进水保护试验 3.1.3.10.1 解除低真空和炉 MFT 保护，汽机挂闸稍开主汽门，开高排逆止门、各段抽汽电动门及其逆止门，程控疏水控制开关在“自动

41、”位。3.1.3.10.2 联系热工接通负荷20%，查下列各程控疏水门开启：负荷低于20%，查下列各程控疏水门开启：高中压外缸疏水气动门高压内缸疏水气动门主汽导汽管疏水气动门（左侧）主汽导汽管疏水气动门（右侧）再热汽导汽管疏水气动门（左侧）再热汽导汽管疏水气动门（右侧）各段抽汽逆止门前、电动门后疏水气动门 13 个主汽管道疏水一、二道电动门，A 侧高压主汽阀前管道疏水一、二道门，B 侧高压主汽阀前管道疏水一、二道电动门再热热段管道疏水一、二道电动门，A 侧中压汽阀前管道疏水一、二道电动门，B 侧中压主汽阀前管道疏水一、二道门高排逆止门前后疏水气动门高排泄放管道疏水气动门减温减压器前管道疏水3.

42、1.3.10.3 联系热工接通各抽汽管道（包括高排管道）上、下壁温差达 50，查相应管道程控疏水门开启。3.1.3.10.4 联系热工接通各疏水罐水位高二值点，查相应的疏水阀开启。3.1.3.10.5 联系热工分别接通高中缸任一对上、下缸温差测点，42报警、56机组跳闸。3.1.3.10.6 试验完毕恢复原方式3.1.3.11 除氧器水位试验除氧器水位试验 3.1.3.11.1 查除氧水箱高、低位放水门在关闭状态，联系热工将除氧器水位保护投入。3.1.3.11.2 手动开启凝结水主、副调节阀。3.1.3.11.3 开#3 高加至除氧器疏水调节阀；河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行

43、规程143.1.3.11.4 查厂用联箱未投运，压力为零，开启厂用联箱供除氧器调整门调整门及其前后电动门。3.1.3.11.5 汽机挂闸稍开主汽门，开四段抽汽电动门及逆止门，开四段抽汽至除氧器电动门。3.1.3.11.6 将电动给水泵置“空试”位启动，小汽机挂闸后速关阀开启。3.1.3.11.7 配合热工进行试验 高一值 ：报警 高二值 ：查高位放水门自动开启，联关#3 高加逐级疏水调整阀。高三值 ：联开除氧器低位放水门，同时自动关闭凝结水主副调整门、四段抽汽供除氧器电动门、四段抽汽电动门及逆止门、厂用联箱供除氧器调整门及前后电动门，查四段抽汽逆止阀前后疏水门联开。低于高一值 ： 自动关闭除氧

44、器高、低位放水门低一值 ： 报警 低二值 ： 联掉给水泵。3.1.3.11.8 试验完毕，恢复原方式。 3.1.3.12 高加水位保护试验高加水位保护试验 3.1.3.12.1 汽机挂闸稍开主汽门，开启高加水侧进、出水电动门。3.1.3.12.2 开启#1、#2、#3 高加进汽电动门及抽汽逆止门。3.1.3.12.3 手动开启#1 高加到#2 高加正常疏水调整门、#2 高加到#3 高加正常疏水调整门，关闭1#3 高加事故疏水门。3.1.3.12.4 联系热工投入高加保护。3.1.3.12.5 配合热工进行试验高一值 ： 报警（任一台） 。高二值 ： 联开本高加事故疏水门，联关上一级高加正常疏水

45、门。 （任一台）高三值 ： 联开本高加事故疏水门，高加解列，联关#1、#2、#3 高加进汽门、抽汽逆止阀联开抽汽管疏水门；联关高加水侧进、出水电动门。 （任一台）低于高一值 ： 联关本高加事故疏水门，联开上一级高加正常疏水门。 （任一台）低一值 ：报警（任一台） 。3.1.3.13 低加水位保护试验低加水位保护试验 3.1.3.13.1 汽机挂闸稍开主汽门，开启各低加水侧进、出水电动门，关闭旁路电动门。3.1.3.13.2 开启#5、#6 低加进汽电动门及抽汽逆止门。3.1.3.13.3 手动开启各低加正常疏水调整门，关闭5#8 低加事故疏水门。3.1.3.13.4 联系热工投入各低加保护。3

46、.1.3.13.5 配合热工进行试验高一值 ： 报警 。 （任一台） 高二值 ： 联开本低加的事故疏水门，关上一低加至本低加正常疏水门 。 （任一台） #5 低加水位高三值 ： 5 低加解列，联开5 低加的事故疏水门。联关五段抽汽电动门及逆止门，联开抽汽管疏水门，开5 低加旁路电动门后关5 低加进、出水电动门。#6 低加水位高三值 ： 6 低加解列，联开6 低加的事故疏水门。联关六段抽汽电动门及逆止门，联开抽汽管疏水门，开6 低加旁路电动门后关6 低加进、出水电动门。#7A8A(7B8B)低加任一水位高三值 ： #7A8A(7B8B)低加解列，联开本低加的事故疏水门。开#7、#8 低加旁路电动

47、门后关#7A8A(7B8B)低加进、出水电动门。低于高一值 ： 联关本级低加事故疏水，开上一低加至本低加正常疏水门。 （任一台）河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程15低一值 ： 报警。 （任一台）3.1.3.14 高低压旁路系统试验高低压旁路系统试验 3.1.3.15 轴封蒸汽系统试验：轴封蒸汽系统试验：联系热工分别接通以下接点，查对应的调整门动作应正常 汽封蒸汽母管压力32.98KPa 溢流调整门联开； 汽封蒸汽母管压力29.53Kpa 再热冷段供汽封调整门联开；汽封蒸汽母管压力26.08Kpa 辅汽供汽封调整门联开；汽封蒸汽母管压力150且汽封供汽温度与调端高压缸端壁金属

48、温度之差85，高压减温器减温水调整门联开；低压汽封供汽温度150，低压减温器减温水调整门联开。3.1.3.16 真空高、低真空泵联锁试验真空高、低真空泵联锁试验3.1.3.16.1 解除联锁，开启两台真空泵。3.1.3.16.2 将另一台真空泵联锁投入，3.1.3.16.3 联系热工接通真空低（12KPa）接点，备用泵联启。3.1.3.16.4 联系热工接通真空高(6KPa)接点，投联锁的真空泵联停。3.1.3.16.5 用同样方法试验另两台泵。3.1.3.17 电动给水泵系统试验电动给水泵系统试验3.1.3.17.1 电动给水泵辅助油泵送电，电动给水泵开关送“空试”位。3.1.3.17.2

49、润滑油压低试验：a 在辅助油泵停止的状态下，合电动给水泵开关合不上。b 开启辅助油泵，检查油压正常后，合电动给水泵开关应正常。c 关闭润滑油压低定值 0.1MPa 与 0.08MPa 压力开关门。d 停辅助油泵，投入油泵联锁。e 慢开润滑油压低定值 0.1MPa 压力开关门，当润滑油压降至 0.1MPa 时报警，电泵辅助油泵自投。f 关闭润滑油压低定值为 0.1MPa 压力开关门，停止电动给水泵辅助油泵。g 慢开润滑油压低定值为 0.08MPa 压力开关门，当润滑油压降至 0.08MPa 时，电动给水泵掉闸。h 试验完毕恢复原运行方式。3.1.3.17.3 电动给水泵再循环气动门试验a 联系热

50、工断开给水泵流量 m3/h 回路，关闭再循环气动门，然后接通给水泵流量 m3/h 回路，再循环气动门自动关闭。c 试验完毕，恢复正常。3.1.3.17.4 A、B 汽动给水泵事故掉闸试验a 开启一台交流油泵，A(B)前置泵开关送空试位，开启 A(B)前置泵，退出小汽机排汽压力高、主泵入口压力低保护，除氧器水位低掉给水泵等保护，小汽机 A(B)挂闸，开速关阀。b 通知热工退出电动给水泵跳闸保护，投入电动给水泵联锁。 c 确认热工将 A(B)小汽机掉闸联动电动给水泵保护投入。d 手动脱扣 A(B)小汽机，查 A(B)小汽机掉闸、速关阀关闭、电动给水泵自投。e 复位电动给水泵开关。f 同样方法试验另

51、一台汽动给水泵。河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程163.1.3.17.5 电动给水泵跳闸联锁保护试验a 查电动给水泵辅助油泵运行正常。b 合电动给水泵开关(空试位)。c 联系热工分别接通各联锁跳闸保护回路，试验电动给水泵应报警、掉闸正常。d 试验完毕恢复原方式，解除电动给水泵联锁。3.1.3.18 汽动给水泵系统试验汽动给水泵系统试验3.1.3.18.1 小机油质合格，启动直流事故油泵，做全容量启动试验，合格后停运，启动一台交流油泵，调速油压与润滑油压正常。3.1.3.18.2 小机手打闸试验a 就地操作盘上按一次“复位”键，按“启动”按钮，查速关阀开启。b 手向下压危急保

52、安器，危急滑阀动作，速关阀关闭。c 在主控画面中操作，将小机速关阀开启，从画面中和主控盘面各打闸一次试验正常。3.1.3.18.3 润滑油压低试验:a 联系热工投润滑油压低小汽机 A(或 B)掉闸回路，断开低真空，除氧器水位低二值和主泵入口压力低掉给水泵保护。b 小汽机 A(或 B)复位，开启速关阀，投入油泵联锁。c 接通润滑油压低定值为 0.10MPa 压力表（开关） ，备用交流油泵自投，恢复油泵开关，停原运行油泵，用同样方法试验此泵，完毕停一台交流油泵。d 接通润滑油压低定值为 0.09MPa 压力表（开关） ，直流润滑油泵自投，恢复开关，试验完毕停运。e 接通润滑油压低定值为 0.08M

53、Pa 的压力表（开关） ，电磁阀动作，小汽机掉闸。f 解除油泵联锁，停交流油泵。3.1.3.18.4 汽动给水泵再循环气动门试验a 联系热工断开给水泵流量 m3/h 回路，关闭再循环气动门，然后接通给水泵流量 m3/h 回路，再循环气动门自动关闭。c 试验完毕，恢复正常。3.1.3.18.5 小机挂闸，开启速关阀，停前置泵（空试位）联停小机。3.1.3.18.6 汽动给水泵组跳闸保护试验a 查交流油泵工作正常，小汽机挂闸，开启速关阀。b 联系热工依次接通汽动给水泵组各跳闸保护回路，小汽机掉闸，速关阀3.1.43.1.4 停机保护试验方法停机保护试验方法3.1.4.1 ETS 通道试验。通道试验

54、。3.1.4.1.1 ETS 通道试验在静态和机组正常运行中均应试验，禁止同时进行两个通道试验。3.1.4.1.2 试验前在 ETS 投切盘画面检查与试验有关的保护信号投入。3.1.4.1.3 具备挂闸条件后，按“远控挂闸” 按纽，在 ETS 画面按“跳闸复位”键，ETS 画面所有报警灯熄灭后，确认电源状态显示正常，按下“试灯”键并保持，画面上所有报警灯变为红色，放开“试灯”键，画面上所有报警灯恢复绿色。3.1.4.1.4 在 ETS 主画面将钥匙开关至“在线试验”位。3.1.4.1.5 做 AST1.3 通道试验。 河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程173.1.4.1.5.

55、1 按 “AST1.3 通道试验”键，按“确认”键，ASP1 红灯亮.3.1.4.1.5.2 按“退出”键。3.1.4.1.5.3 按“跳闸复位”键，ASP1 红灯灭。3.1.4.1.6 做 AST2.4 通道试验。3.1.4.1.6.1 按 “AST2.4 通道试验”键，ASP2 红灯亮。3.1.4.1.6.2 按“退出”键。3.1.4.1.6.3 按“跳闸复位”键，ASP2 红灯灭。3.1.4.1.7 做 A 侧 EH 油压低试验。3.1.4.1.7.1 按“A 侧 EH 油压低试验”键，再按“确认”键，查 63/LP-1、63/LP-3、 ASP1 红灯亮。3.1.4.1.7.2 按“退

56、出”键，63/LP-1，63/LP-3 红灯灭，3.1.4.1.7.3 按“跳闸复位”键，ASP1 红灯灭。3.1.4.1.8 做“B 侧 EH 油压低试验”3.1.4.1.8.1 按“B 侧 EH 油压低试验”键，再按“确认”键，查 63/LP-2、63/LP-4、 ASP1 红灯亮。3.1.4.1.8.2 按“退出”键，63/LP-2，63/LP-4 红灯灭，3.1.4.1.8.3 按“跳闸复位”键，ASP2 红灯灭。3.1.4.1.9 按相同的方法做 “A、B 侧润滑油压低试验” “A、B 侧 LV1 真空低试验” 、 “A、B 侧 LV2真空低试验” 。3.1.4.1.10 试验完毕后

57、将将钥匙开关至“机组运行”位3.1.4.2 事故脱扣试验事故脱扣试验3.1.4.2.1 试验准备a. 开启高压备用密封油泵，开启一台 EH 油泵，检查隔膜阀油压保持在 0.60.7MPa。b. 联系热工解除低真空、MFT 停机保护，并将“并网”信号解除。c. 确认炉未点火。3.1.4.2.2 事故脱扣试验步骤a. 按“全自动”键，灯亮，按“ATC”监视键灯亮。b. 就地复位跳闸手柄，查 ETS 盘状态正常，按 ETS 盘跳闸“复位”按钮，ETS 盘复位，再按“远控挂闸”按钮，ETS 盘“跳闸”灯灭，DEH LCD 上“脱扣”消失。c. 查 DEH 挂闸，中主门开，中调门关，高主门关，高调门关。

58、d. 按“阀限”键，或在 DEH 第 25 幅软键盘上点按“阀限”键，在弹出的阀限键窗口上键入“100” ，再点按“OK”中压主调门全开。e. 按“主汽门”控制，或在 DEH 第 25 幅软键盘上点按“TV 控制”键，高压调门缓慢全开。f. 用“紧急停机”按纽，和在就地手动跳闸的方法分别进行事故脱扣一次，使高压调门，中压主汽门，中压调门自由关毕。试验结束联系热工恢复“低真空” ， “炉 MFT”及“并网“信号” 。3.1.4.3 OPC 电磁阀试验电磁阀试验3.1.4.3.1 在 DEH 画面中将超速保护控制器的开关打入“试验”位置，且发电机主开关处于断开位，联系热工解除“低真空” ， “炉

59、MFT”等影响主机挂闸的保护，主机挂闸，开启高、中压调门。3.1.4.3.2 点按“OPC 电磁阀”键，OPC 电磁阀相应开启，高、中压调门关下，抽汽逆止门关闭。3.1.4.3.3 再点按“OPC 电磁阀”键退出，高、中压调门开启，各抽汽逆止门开启，试验完毕，打闸。将超速保护控制器的开关至“投入”位置。3.1.4.3.4 联系热工恢复“低真空” 、 “炉 MFT”等保护。河北西柏坡发电有限责任公司600MW 汽轮机运行规程183.1.4.3.5 该项试验应根据热控要求在每次启动前进行。3.1.4.4 AST 停机保护试验：停机保护试验：应在挂闸情况下采用短接信号方法，逐个试验到电磁阀动作为止，

60、并确认各项保护动作值在规定值内，试验完毕投入各保护（低真空，炉 MFT 除外） 。3.1.4.5 用任一项停机保护联动下列装置试验一次用任一项停机保护联动下列装置试验一次3.1.4.5.1 汽机侧准备工作a. 汽机挂闸，用“手动”方式，分别开启高中压主汽门、高中压调门及各段抽汽电动门、抽汽逆止门。联系热工接通 20%负荷点以关闭高低压程控疏水门。b. 投入高、低加及其保护。3.1.4.5.2 装置动作后汽机状态:a. “脱扣”灯亮，高中压主汽门、高中压主调门关闭，指示到 0%。b. 高、低加解列。c. 高排逆止门、各段抽汽逆止门及抽汽电动门关闭。d. 所有程控疏水门开启。3.1.4.6 胀差保