蒸汽轮机运行规程(9E)

1、华能南京金陵发电有限公司华能南京金陵发电有限公司20MW20MW 燃气燃气- -蒸汽联合循环机组蒸汽联合循环机组运运 行行 规规 程程蒸 汽 轮 机 分 册前前 言言2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 1 -第一章第一章蒸汽轮机运行规程蒸汽轮机运行规程第一节第一节 概概 述述1系统概述汽轮机为高压、冲动、单排汽、单轴、可调整单抽凝汽式。一阶转速 1689，二阶转速 4448。整个汽缸由汽缸前部、汽缸中部、和排汽缸组成。汽缸内部装有高压蒸汽室，高压内缸，三级隔板套和前、后汽封；第 11 级后有一个的补汽管接口。低压主汽阀和调节阀布置在运转层下方。本机组有两套配汽机构分别由一个主汽门和

2、一个调节汽门，组成一组布置于汽缸前部，主汽阀为卧式结构，调节阀为立式结构；另外的补汽主汽门和补汽调门组成一组补汽阀组。主蒸汽经过电动隔离门进入位于运转层的高压主汽门、调节汽门组，然后经过两根导汽管道从汽缸下部进入高压蒸汽室，经过 1-11 级作功后，与从锅炉来的低压补汽混合后，经过 12-18 级继续做功后排入凝汽器冷凝成水，经过凝结水泵输送通过轴封加热器，进入除氧器。主汽导汽管左右侧各有一个小直径分支管，经过一个电动截止阀，再引出两路分支管，一路直接进入前缸上部，另一路经一手动截止阀进入前缸下部，与内外缸夹层相连；在机组冷态启动及滑参数停机时，起到加热汽缸加快启动速度及降低上下缸温差的作用。

3、2系统主要组成汽机系统汽缸前部、汽缸中部、和排汽缸、排气缸喷水减温、盘车、高压主汽门、调门组合汽门、低压主汽门、低压调门等主要系统组成。3汽轮机本体有关数据名 称单位数 值型号LCZ60-5.8/1.1/0.587型式冲动、单排汽、单轴、可调整抽汽凝汽式制造厂NTC转速(rpm)r/min3000转向(从汽轮机向发电机看)顺时针抽汽级数级1汽轮机允许最高背压值kPa.a18.6冷态启动从空负荷到满负荷所需时间min150轴系扭振频率Hz28.8/149/169/223.6轴系临界转速一阶r/min1689二阶r/min4448汽轮机外形尺寸m8.6147.0803.310(运转层上)机组总长（

4、包括罩壳）mm12300机组最大宽度（包括罩壳）mm7090抽汽口数量及尺寸个/mm2-DN4002390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 2 -名 称单位数 值排汽口数量及尺寸个/mm1/22505530设备最高点距运转层的高度mm3310运转层的高度m8汽机叶片级数及末级叶片有关数据汽转子级数级18末级叶片长度mm725次末级叶片长度mm435.5末级叶片环形面积cm246920汽轮机主要部件材质和性能汽缸材质ZG15Cr2Mo1 /ZG20CrMo/ ZG230-450转子材质30Cr1Mo1V脆性转变温度(FATT) 116各级叶片材质1Cr11MoV/1Cr12MoV/2Cr1

5、30Cr17Ni4Cu4Nb汽缸螺栓材质20Cr1Mo1VTiB重量:汽机转子Kg20000上汽缸(内/外)Kg26000下汽缸(内/外)Kg36000汽轮机本体总重Kg130000行车吊钩至汽轮机中心线的最小距离和部件名称带横担时m7/转子不带横担时m6/汽缸转子的转动惯量 GD2汽机转子5.2发电机转子4汽轮机性能保证工况时抽汽参数抽汽级数流量 t/h压力 MPa.a温度允许最大抽汽量 t/h供热抽汽801.13071205汽轮机最大抽汽工况时抽汽参数抽汽级数流量 t/h压力 MPa.a温度允许最大抽汽量 t/h供热抽汽1201.13071206蒸汽参数名 称单位数 据高压蒸汽压力MPa.

6、a5.8高压蒸汽温度518高压蒸汽额定流量t/h190.3低压蒸汽压力MPa.a0.5872390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 3 -低压蒸汽温度250低压蒸汽额定流量t/h36.1辅助蒸汽压力MPa.a0.81.2辅助蒸汽温度300350辅助蒸汽额定流量t/h3汽缸预热最低温度150转子预热最低温度200第二节第二节 启启 动动1启动前的检查和准备1.1汽机 TSI 电源正常，各卡件指示清楚、正确。1.2各轴瓦瓦温、瓦振、油温测量元件安装完好，油挡无漏油。1.3汽缸中分面无明显变形、漏汽，排汽缸温度表计指示正确，大气薄膜无变形裂纹。1.4盘车手柄位置正确，手轮盘动无卡涩现象。1.5

7、汽缸保温良好无脱落。1.6盘车电机绝缘值大于 0.5M，转向、温度及振动符合运行要求。1.7盘车状态下听音检查无异音，电流约 12A。1.8高压主汽系统和低压补汽系统检查正常。1.9轴封系统管道保温完好，管道支吊正常。1.10轴封供汽电动门，均压箱疏水对地沟，高压轴封供汽电动门，均压箱溢流门电源正常，开关正常。1.11气动调节门气源压力正常，电源正常；开关行程试验正常。1.12轴封风机绝缘正常，电源正常，转向正确，振动正常。1.13轴封加热器疏水 U 型管正确投用，U 型管注水后关注水门，排气门关闭，U 型管进出水门开启。1.14本体疏水15 气动门气源压力正常；电源正常；气动门前手动门打开；

8、DCS 远操开关正常。1.15本体疏水扩容器喷水减温手动门打开，电动门电源正常，本体疏水扩容器水位计正确投入。1.16全厂疏水扩容器所属管道保温完好，凝结水母管来全厂疏水扩容器的减温水手门关闭；压力表投入；排气管固定完好。2机组启动2.1机组正常启动前必须检查各个系统及设备处于良好的备用状态，并在得到值长的明确指令后才能启动。启动过程中运行人员必须清楚、准确的记录启机的各项步骤和参数；2.2汽轮机启动可分为冷、温、热态三种状态，其区分标准如下：2.2.1冷 态：高压内缸内壁温度 380。2.3汽轮机启动时间的建议：2.3.1冷态 150min2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 4

9、-2.3.2温态 40min2.3.3热态 25min2.4汽轮机启动对蒸汽参数的要求：启动蒸汽的温度要有 55以上的过热度，冷态启动压力为 2.0-2.5Mpa，温度为 300-350.对冷态启动,用滑参数启动,可以使汽轮机各部件温差小。对温态和热态启动,新蒸汽温度高于高缸内壁金属温度 50-100。2.5汽机冷态启动：2.5.1接通全部监视监测仪表,检查 DCS、DEH 中参数能否正常记录。2.5.2启动前汽机必须保证连续盘车运行超过 4 h；启动前转子偏心0.0762mm。2.5.3系统阀门均已按阀门检查卡检查操作到位。2.5.4启动一台循环水泵，检查凝汽器水侧已经建立了正常的水循环，压

10、力正常；凝汽器水侧及空冷器、冷油器水侧等均已经放尽空气。2.5.5检查凝汽器水位正常；启动一台凝结水泵，检查出口电动门自动打开；检查在凝结泵出口流量小于 50T/H 时凝结水最小流量阀自动打开；打开后缸两只喷水门。稍开至全厂扩容喷水（至全厂扩容的疏水全关后关闭） 。2.5.6启动一台真空泵，检查真空泵工作水水位正常，检查入口气动门自动打开,检查电流正常；凝汽器开始建立真空。备用泵投入联锁。2.5.7检查真空破坏门关闭。2.5.8检查轴封风机正常,投入轴封系统。2.5.9检查高压电动主汽门前疏水，高压、低压旁路前疏水均打开。2.5.10汽机本体疏水投入自动控制且已经打开。2.5.11燃机发“ST

11、ART”令，整套机组开始启动。2.5.12燃机点火，锅炉开始升温升压。2.5.13燃机并网，燃机预选负荷在 25MW；锅炉投入减温水自动，控制锅炉出口温度在300350。2.5.14当锅炉过热器集汽箱出口电动门打开后，进行主汽管道的疏水暖管。2.5.15检查高低压旁路系统油系统正常。2.5.16随着汽机电动主汽门前温度的上升，当高压主汽电动门前的温度大于门后的温度，打开高压电动主汽旁路电动门，前后压差小于 0.2MPa 时，打开高压电动主汽门，全开后关闭高压电动主汽旁路电动门，暖管到高压自动主汽门前，打开高压电动主汽门后至全厂疏水电动门。2.5.17随着凝汽器真空的上升，当真空达到-60Kpa

12、 以上时，逐渐开启低压旁路，直至全开，并及时开启低旁的喷水减温；当低压旁路开度达 20%，关闭低压至全厂疏水气动门。当低压主汽电动门前温度大于门后温度时，打开低压电动主汽门，暖管到低压补汽主汽门前。2.5.18当真空大于-60 Kpa 时，将高压旁路手动打开到 10开度，观察凝汽器真空的变化，当真空不再下降且呈稳定上升后，逐步拉大旁路。2.5.19高压旁路打开后，检查开启高旁一级减温水调节门，当高压旁路开度大于 3%时，二级减温水气动门打开，控制高旁后温度不超过 160；当高旁打开后，关闭高压主汽管道的放地沟疏水阀；当高旁开度大于 20%时，关闭高压旁路至全厂疏水气动门。2.5.20根据高、低

13、压主蒸汽参数调整高、低压旁路开度，维持主蒸汽压力在 2.5Mpa 左右，主蒸汽温度在 300-350之间。2.5.21在升温升压过程中，注意维持凝汽器水位、除氧器水位、高低压汽包水位的均衡。2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 5 -2.5.22蒸汽参数满足冲转要求后，启动高压油泵，检查出口油压在 2.0 Mpa 左右；启动一台 EH 高压抗燃油泵，当 EH 油压建立后，投入 DEH 上 EH 油泵“联锁”耙标；检查EH 油压正常，在 1314Mpa。2.5.23当下列条件满足,即可进行机组的冲转：1) 主汽门前压力:2.02.5Mpa。2) 主汽门前温度 300350且有 50以上

14、的过热度。3) 高压内缸上、下缸温差1.5 Mpa。6) EH 油泵运行正常，泵出口压力：140.05 Mpa；EH 油箱油温：3745。7) 凝汽器水位正常（水位600mm） ；循环水系统工作正常；真空-86Kpa 左右。8) 偏心20MW2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 6 -温态：负荷30MW热态：负荷55MW2) 机组并网后，当补汽条件满足且无补汽切除条件时，选择“补汽投入” ，检查补汽主汽门开启正常。如补汽调门控制在自动，则补汽调门自动逐步全开；如补汽控制在手动则手动控制补汽调门开启。3) 在补汽调门开启的过程中应注意逐步关小低压旁路，控制补汽门前压力符合补汽要求（随着

15、低压补汽调节门的打开，低压旁路逐渐关闭） 。4) 投入补汽后推荐的升负荷率为：冷态 0.74%/min温态 3%/min热态 5%/min2.5.30在升负荷过程中，注意监视上下缸温差、振动、瓦温、胀差、轴向位移、发电机定子温度、冷热风温、油温等的变化；任一个参数超限，必须停止升负荷或降负荷，甚至停止机组的运行。2.5.31带负荷过程中当汽机功率大于 9 MW 时，检查本体疏水自动关闭。2.5.32抽汽要求：1) 带热负荷时，抽汽口压力升高速度控制在 0.049Mpa/min，当抽汽口压力达到要求的数值后，即可逐渐打开抽汽阀门，开始供汽.2) 当汽轮机调整抽汽与其他汽源并列运行时，应调整调压器

16、使抽汽压力高出管路压力0.029Mpa，方可开启抽汽阀向外供汽。3) 当汽轮机尚未向外供汽而已经带了较大的电负荷，致使抽汽口压力已高出所要求的供汽压力，则应先减少电负荷，使抽汽口压力低于所要求的供汽压力。4) 抽汽量的增加速度5t/h。5) 电负荷与热负荷不允许同时增加。2.6汽机热态启动2.6.1汽机的热态启动是指高压内缸内壁温度高于 380的状态；高压内缸内壁温度在200380之间的状态称为温态，其启动方式，可以参照热态方式进行。2.6.2整台机组处于良好备用的状态，按阀门卡要求所有阀门操作到位；盘车运行正常，偏心小于 0.0762mm，转动部分无明显的金属摩擦声响。2.6.3启动一台循环

17、水泵检查凝汽器已经建立了正常的水循环，压力正常。2.6.4启动一台凝结水泵,检查出口电动门自动打开，稍开至全厂扩容喷水（至全厂扩容的疏水全关后关闭） 。2.6.5检查凝结水最小流量阀自动打开，轴封加热器正常；打开后缸喷水隔离门。2.6.6检查真空泵、轴加风机备用正常。2.6.7汽机本体疏水投入自动控制已经打开。2.6.8燃机机发“START” ，整套机组开始启动。2.6.9燃机点火，锅炉开始升温升压。2.6.10当锅炉出口电动门打开后，即进行主汽管道的暖管。2.6.11在高压锅炉出口电动旁路门打开时，打开汽机电动主汽门前疏水气动门及高压旁路前的疏水气动门，对主汽管道进行疏水暖管。2.6.12检

18、查轴封母管疏水正常，轴封母管温度 200 度以上。2.6.13先后打开低压轴封和高压轴封供汽门，启动一台轴加风机。2.6.14开启真空泵，进口气动门自动打开，凝汽器开始拉真空。2.6.15随着凝汽器真空的上升，当真空达到-60Kpa 以上时，逐渐开启低压旁路，直至全2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 7 -开，并及时开启低旁的喷水减温；当低压旁路开度达 20%，关闭低压补汽至全厂疏水气动门。当低压主汽电动门前温度大于门后温度时，打开低压电动主汽门，暖管到低压补汽主汽门前。2.6.16当真空大于-60 Kpa，且锅炉出口蒸汽温度与汽机电动主汽门前温度相差在 20之间时，将高压旁路手动

19、打开到 10开度，观察凝汽器真空的变化，当真空不再下降且呈稳定上升后，逐步拉大旁路。2.6.17高压旁路自动打开后, 控制高旁后温度不超过 160，检查高旁一级减温水调节门自动跟踪打开，当低压旁路开度大于 3%时，二级减温水气动门打开；当高旁打开后，关闭高压主汽管道的疏水阀；当高旁开度大于 20%时，关闭高旁至全厂疏扩气动门。2.6.18在升温升压过程中，注意维持凝汽器水位、除氧器水位、汽包水位的均衡。2.6.19启动高压油泵,检查出口油压正常。2.6.20启动一台 EH 高压抗燃油泵，当 EH 油压建立后，投入 DCS 联锁开关 ；检查 EH 油压正常，大于 1314Mpa。2.6.21当达

20、到下列条件时，可以进行冲转。1) 主汽门前压力：2.53.5 Mpa。2) 主汽门前温度:高于高压内缸内壁温度 50100，且有 50过热度。3) 高压内缸上、下缸温差1.5 Mpa。6) EH 油泵运行正常，泵出口压力：140.05 Mpa，EH 油箱油温：3745。7) 凝汽器水位正常（水位400mm） ，循环水系统工作正常，真空-84 Kpa。8) 偏心0.0762mm（双振幅值） 。9) 机组无影响启动的保护存在，各种测量、保护、监视仪表及元件工作正常。10) 在“DEH”画面内检查 ETS 系统无异常保护报警。2.6.22进行汽机的“ETS”复位和“首要”复位， ；点击“挂闸” ，检

21、查高压主汽门完全打开。2.6.23准备进行冲转，首先在“目标转速”中设定 3000 RPM、升速率 500rpm/min；如果需要在某一转速下进行停留，点击“保持” ，但是必须避开临界转速区。2.6.24汽机冲转：1) 汽机冲转。2) 当调门逐渐打开,转速大于 45rpm 时,检查盘车装置正常退出，否则手动退出；3) 当转速大于 200rpm,检查顶轴油泵正常退出；4) 升速过程中注意检查各个轴承的瓦振及轴振、轴向位移、胀差、缸胀、油温的变化以及上下缸温差的变化；其中任一超过限值，必须停止升速或降速暖机，或根据要求停机检查。5) 机过临界转速时，记录下临界转速及最大振动值。6) 转速达到 29

22、50rpm 以上时,检查高压启动油泵自动停止;检查调速油压力大于 2.0 Mpa 且压力稳定。7) 当转速达到 2980rpm 以上时，检查交流油泵自动停止，滑油压力正常。8) 当汽机定速 3000rpm 时，记录轴承振动等各个参数值。2.6.25检查各个参数稳定且都在正常范围内，进行并网操作。2.6.26按要求进行机组带负荷。从机组并网到带满负荷运行的时间为 20 分钟，升负荷率为 5/min（3 MW/min） 。2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 8 -2.6.27并网后，当满足条件时，逐渐投入低压补汽；随着低压补汽调门的打开，低压旁路逐渐关闭。2.6.28在带负荷过程中，注

23、意监视上下缸温差、振动、瓦温、胀差、轴向位移、发电机定子温度、冷热风温、油温等；任一个参数超限，必须停止升负荷或降负荷，甚至停止机组的运行。2.6.29带负荷过程中当汽机功率大于 12MW 时，检查本体疏水自动关闭。第三节第三节 停停 机机1正常停用1.1接值长停机的命令后，试开各润滑油泵、顶轴油泵及盘车电机。1.2汽机随燃机负荷下降及主汽压力及主汽温度进行减负荷：在 DEH 画面中的“目标负荷”中设定为 15（阀位控制） ， “负荷变化率”设定为 56 MW/min，机组降负荷率可根据主汽门前温度及压力进行调节。如出现主汽门前温度或压力下降较快时，可提高降负荷率，DEH 控制调节汽门逐渐关闭

24、。1.3汽机负荷低于 45MW，在 DEH 内手动切除补汽；同时逐步开大低压旁路调节阀控制低压过热蒸汽压力。1.4开启轴封供汽电动门，调整轴封压力。1.5当汽机负荷低于 45MW 时停止对外供汽，并开启相应管路的疏水；当汽机负荷低于12MW 时打开全部本体疏水气动门；当汽机负荷小于 12MW 或后缸温度大于 80后开启后缸喷水。1.6在汽机减负荷过程中，当出现主汽门前蒸汽温度小于 470或主汽温度突降 50（10 分钟之内）时应立即快速减负荷至解列。1.7在汽机减负荷过程中当过热蒸汽压力上升而温度下降引起过热蒸汽过热度下降时，应提前将旁路阀迅速开大，以维持锅炉压力在正常范围。1.8随着锅炉压力

25、的降低，调整高低压旁路开度，直至全关。1.9当负荷减至 0 时解列汽轮发电机。1.10在控制室或就地进行汽机打闸，检查汽机主汽门、调门关闭，汽机转速下降；转速低于 2950rpm 时，交流油泵自动启动，否则应手动启动交流油泵；检查滑油母管压力正常。1.11关闭电动主汽门，电动主汽门全关后开启电动主汽门后对全厂疏水扩容器疏水电动门，将电动主汽门后压力降至 0.1.12视情况停止真空泵运行，一般情况下待锅炉压力降至 0.2Mpa 以下停运真空泵，真空泵入口电磁阀随之关闭。真空到零后关闭高、低压轴封供汽门，停止轴封风机运行。1.13机组过临界时记录机组振动值。1.14汽机转速降至 600 转以下且排

26、汽温度小于 65后关闭后缸喷水。1.15汽机转速降至 200 转时顶轴油泵应投入运行。1.16汽机转速降至 0 后立即投入盘车，记录机组惰走时间，听音检查机组盘车正常。检查交流油泵、顶轴油泵及油烟风机运行正常。1.17机组投入盘车后，排气缸温度低于 65时，可停止凝结水泵运行；如燃机不需要外冷却水，则可以停止循环水泵运行。1.18停机后的操作及监视：1) 停机后盘车运行期间，注意监视滑油压力、温度、各瓦顶轴油压力，以及上下缸温、2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 9 -胀差、轴向位移、偏心、振动等，并做记录。2) 注意倾听汽缸内、轴承处有无异常金属摩擦的声音。3) 定期检查转子的挠

27、度和盘车电流。4) 定期检查转子的挠度和盘车电流。5) 在盘车期间,尤其要对整个油系统加强检查,滑油温度不得超过 45,注意调整油温在允许范围内。1.18.1当 UNIT MAIN SEQUENCE 显示所有条件都满足，选择“ON”且置停机程序于“AUTO”,启动机组停机程序。1.18.2DCS 禁止 AGC 运行，同时燃机发停机命令到 MK VI。1.18.3同时 DCS 启动下列停机程序：高压旁路程序,该程序保持到燃机 IGV 关小到 49 度。中压和低压旁路程序。燃机停用监视程序。燃机停用监视程序显示 MK VI 主要停机步骤。高压、中压、低压疏水程序，并保持到机组停机；当高压/中压/低

28、压汽包压力下降到 0.8 bar 时，DCS 打开过热器排空阀。1.19燃机降负荷：1.19.1接收到正常停机指令后，燃机开始以 8.3%的速率降负荷。1.19.2在燃机降负荷期间，汽机高压、中压、低压系统维持在入口压力控制（IPC）控制模式运行。1.20燃机、汽机降负荷，旁路压力控制重新起作用。1.20.1当 IGV 关小到最小运行位置时，DCS 发停机指令到汽机 MK VI。1.20.2高压调门以固定速率（20%/分钟）关闭，经过 5 分钟从全开位置关到全关位置。1.20.3当 DCS 收到汽机退出入口压力控制模式运行时，设置高压旁路压力控制阀的设定值为运行值。当高压调门关闭时，高压旁路压

29、力控制阀打开控制压力。1.20.4中压汽包压力控制阀以恒定的速率（100%/分钟）逐渐关闭，1 分钟从全开位置关到全关位置。1.20.5当中压汽包压力控制阀开始关闭时，中压旁路压力控制阀切到压力控制模式，控制中压压力，其设定值设定为当前中压蒸汽压力值。1.20.6根据所需要的冷却蒸汽流量要求，冷却蒸汽压力控制阀打开补充低压蒸汽量。1.20.7当汽机高压调门和中压汽包压力控制阀逐渐关闭时，燃机继续降负荷。1.20.8当燃机排气温度下降到 566时，燃机停止降负荷。程序设计在汽机高压调门全关前 1 分钟燃机排气温度降到 566。在这 1 分钟的重叠时间内，在燃机排气温度降到 566之前，维持有蒸汽

30、流量通过再热器，起到保护再热器作用。1.21燃机降负荷结束，疏水程序完成：1.21.1当高压调门和中压汽包压力控制阀全部关闭时，DCS 发一个释放信号到 MK VI ,燃机继续降负荷。1.21.2当高压调门开度小于 30%时，下列汽机疏水阀打开：高压主汽门阀座后疏水阀；右侧中压主汽门阀座前疏水阀；右侧中压主汽门阀座后疏水阀；左侧中压主汽门阀座前疏水阀；左侧中压主汽门阀座后疏水阀；1.21.3当高压调门开度小于 20%时，再热系统疏水阀组打开。1.22发电机出口开关断开，降转速，疏水：2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 10 -1.22.1燃机继续降负荷，直至发电机逆功率保护动作，机

31、组解列。1.22.2当机组降转速时，汽机低压调门继续控制入口压力。1.22.3当低压联通管压力下降低于相应的所需要冷却蒸汽流量值时，中压蒸汽从冷却蒸汽压力控制阀补充过来，以增加低压蒸汽流量。1.22.4当机组转速下降到 66%以下时，低压旁路压力控制阀设定值从运行值逐步降低到启动值。1.22.5当入口压力下降到低于设定值时，汽机低压调门将关小。1.22.6在低压旁路压力控制阀设定值下降时，冷却蒸汽压力控制阀压力控制逻辑不起作用。1.22.7发电机解列后，燃机通过有火停机，直至机组转速下降到 40%额定转速左右而跳闸。1.22.8当燃机停机时，高压主汽门、中压主汽门、调门和低压主汽门同时关闭。1

32、.22.9下列疏水阀门关闭：高压过热器疏水阀组；过热器出口、高压蒸汽流量计前、主蒸汽管和高压旁路连接处下游疏水阀；中压过热器疏水阀；中压管道疏水阀组；低压过热器出口疏水阀；低压管道疏水阀组。1.22.10 机组惰走，直至盘车啮合。2紧急停用3机组盘车的规定：3.1 汽机转子停止后应立即投入连续盘车，只有当汽缸下壁温度14 补汽门前压力20% 补汽门前压力0.74 Mpa 发电机出口开关合上 发电机油开关跳闸 高压进汽/补汽压力2.0 OPC 电磁阀动作 补汽阀前压力与补汽处压力差0.05 Mpa 操作员切除 补汽阀前压力 0.30.8 Mpa 汽机在自动方式补汽压力变送器或补汽压力设定值无故障

33、(自锅炉来) 锅炉补汽部分无报警(可能带水的原因)条件 补汽阀前蒸汽温度于补汽口蒸汽温度在42范围内1.2以下情况均满足时补汽主汽门被开启：1.2.1 汽机已并网；1.2.2 DEH 不在手动方式（在自动方式） ；1.2.3 补汽投入按钮已按下。1.3高压电动主汽门：1.3.1 电动主汽门前温度与门后温度之差大于 10；1.3.2 主汽门前高压旁路门已开；1.3.3 锅炉出口高压主汽门已开。1.4高压电动主汽门旁路电动门1.4.1程序开命令，且电动主汽门未开；1.4.2燃机已点火；1.4.3真空-70KPa；1.4.4高压电动主汽门前蒸汽温度比门后温度高 0；1.4.5高压电动主汽门已开，则自

34、动关闭旁路电动门。1.5补汽门前电动门：1.5.1低压炉出口电动门已开；1.5.2低压电动主汽门前压力大于 0.3Mpa；1.5.3低压电动主汽门前温度大于 200；1.5.4发电机出口开关已合闸。1.5.5自动关闭条件（满足以下任一条件）：1.5.5.1 低压炉出口电动门已关；1.5.5.2 发电机出口开关已分闸。1.6汽机本体疏水阀：1.6.1以下本体疏水门均可以单独进行操作：1.6.1.1 高压导汽管疏水1.6.1.2 高压主汽阀体疏水门2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 12 -1.6.1.3 6 级后疏水气动门1.6.1.4 14 级后疏水气动门1.6.1.5 低压导汽管

35、疏水1.6.2本体疏水阀自动开（满足以下任一条件）：1.6.2.1 汽机负荷低于 9MW；1.6.2.2 汽机跳闸；1.6.2.3 发电机解列1.6.2.4 汽机负荷高于 12MW 且汽机已并网（指信号）时自动关。1.7高压旁路阀前疏水气动门1.7.1 机组正常运行时，高压旁路开度-30KPa，则自动打开高压旁路阀前疏水气动门；1.7.2 高压旁路开度15%，则自动关闭高压旁路阀前疏水气动门2.汽轮机运行中的调整2.1 注意高压及低压主汽压力、温度变化，应及时调整，保证在最佳经济状态运行。2.2 注意机组真空变化，当真空不稳定时应及时分析原因，保持机组在最有利的真空下运行。应根据机组真空变化调

36、整凝汽器冷却水温度，确定循环水泵和冷却风机启停的数目。2.3 正常运行中轴瓦温度不得超过 99，回油温度不得超过 65，如遇温度突然增高 2-3C 时，虽未超过规定也应加以注意，此时应检查冷油器出口温度有关变化，检查轴承油压，如果轴瓦温度继续急剧升高应立即停机处理。2.4 油箱油位应保持在正常范围内，油位异常变化时应密切注意，检查油系统是否有漏 油；当油箱油位过低时应通过高位油箱补油。2.5 滑油温度应保持在 3545之间，如油温变化应及时调整冷油器冷却水出口阀开度。2.6 特别注意 EH 高压抗燃油系统的油温，不得高于 60；注意 EH 油箱的油位，不能过低，当发现油位下降过快时，应该及时查

37、找原因；另外 EH 油具有一定的腐蚀性，在清擦漏油时，应该注意防止沾染皮肤(若不慎沾染上应及时用肥皂清洗)。2.7 发电机冷却风出口温度应调整在 80以下运行。2.8 负荷变动时应及时调整轴封进汽压力，使轴封进汽始终在正常范围内运行。运行中要注意低压轴封的温度变化，正常时低压轴封温度应在 150左右，如偏差较大，可将低压轴封减温水调节阀改为手动调节。2.9 凝汽器水位应保持在 800 mm 以上。当水位低于 800 mm 时，确认凝汽器补水电动门自动打开，当水位升至 800 mm 以上，确认该阀自动关闭。2.10 机组运行参数控制必须在规定范围之内，严禁超标运行。第五节第五节 试试 验验1.手

38、动停机试验1.1启动高压调速油泵，检查泵的出口压力大于 1.96Mpa。1.2启动一台 EH 油泵，检查 EH 抗燃油母管压力大于 14Mpa。1.3检查 ETS 上的信号，将低真空等信号强制或模拟。1.4确认主汽门前无压力后，DEH 远方复位。1.5打开高压主汽门及调门，在 DEH 上模拟相关信号打开补汽门、补汽调门，旋转抽汽隔板，工业抽汽逆止门，并分别在控制室按压“紧急停机”按钮（两个按钮须同时按下） ，主汽门、主汽调门、补汽门、补汽调门、 旋转抽汽隔板，工业抽汽逆止门2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 13 -应迅速关闭。1.6复归 ETS 跳机信号后，在就地按压挂闸按钮，然

39、后在 DEH 上进行汽机“复位“；打开高压主汽门及调门；在 DEH 上模拟相关信号打开补汽门、补汽调门，旋转抽汽隔板，工业抽汽逆止门；在就地按压“遮断“按钮，检查汽机遮断，主汽门、主汽调门、补汽门、补汽调门、旋转抽汽隔板，工业抽汽逆止门应迅速关闭。1.7试验完毕后，复归相关信号，解除强制或模拟，停止高压油泵运行及 EH 油泵运行。2.汽轮机组保护静态传动试验2.1 启动高压油泵及 EH 油泵，汽机复位，短接模拟以下保护，进行以下项目静态传动试验，主汽门、主汽调门、补汽门、补汽调门、旋转抽汽隔板，工业抽汽逆止门应迅速关闭。2.1.1 超速 1（TSI 电超速停机） ；2.1.2 超速 2（DEH

40、 电超速停机） ；2.1.3 真空低（真空上升正常后再下降） ；2.1.4 滑油压力低；2.1.5 EH 油压低；2.1.6 串轴大；2.1.7 轴振大；2.1.8 胀差大；2.1.9 手动停机（控制室紧急停机） ；2.1.10 发电机故障；2.1.11 就地打闸（AST 油压低） 。3.高压主汽门及调门开度校验：3.1 启动高压调速油泵，检查出口压力大于 1.96Mpa;3.2 启动 EH 油泵，检查出口压力大于 14Mpa;3.3 DEH 远方“复位” ，完成挂闸程序；3.4 检查 63AST-1/4 电磁阀带电关闭，薄膜阀上腔保安油压力大于 1.96Mpa;AST，OPC油压正常在 12

41、14Mpa；3.5 在 DCS 打开主汽门；检查主汽门已经打开；现场检查主汽门全开，行程指示正常;3.6 在 DCS 上手动打开高压调门到 100，检查调门反馈全开 100 ，现场检查调门标尺行程在 70mm;3.7 对试验结果进行记录。4.高压调门零点校验：4.1 启动高压调速油泵，检查出口压力大于 1.96Mpa;4.2 启动 EH 油泵，检查出口压力大于 14Mpa;4.3 DEH 远方“复位” ，完成挂闸程序；4.4 检查 63AST-1/4 电磁阀带电关闭，薄膜阀上腔保安油压力大于 1.96Mpa;AST，OPC油压正常在 1214Mpa；4.5 在 DEH 中打开主汽门；检查主汽门

42、已经打开；现场检查主汽门全开;4.6 在“阀门校验”画面上，选择“零点校验”的“YES”;零点校验开始进行；4.7 DEH 给出 50高压调门开度指令，调整油动机上的两个 LVDT 位置，使两个 LVDT 的次级线圈的电压相等；这时调门的反馈信号为 50开度；4.8 选择“零点校验”中的“NO” ，零点校验结束；5.高压调门校验：2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 14 -5.1 在“阀门校验”画面上，选择“调门校验”为“YES” ；5.2 选择校验速度为 30 秒或 60 秒；5.3 选择校验周期，一般选择“2”即可；5.4 打开“校验进行/保持”的“GO”,调门校验开始自动进行

43、；5.5 调门自动打开直到 100，然后关闭到 0；5.6 校验结束后，将 100和 0开度的线圈反馈电压值储存起来；5.7 选择“调门校验”的“NO” ；退出调门校验。6.高压调门行程校验：6.1 启动高压调速油泵，检查出口压力大于 1.96Mpa；6.2 启动 EH 油泵，检查出口压力大于 14Mpa；6.3 DEH 远方“复位” ，完成挂闸程序；6.4 检查 63AST-1/4 电磁阀带电关闭，薄膜阀上腔保安油压力大于 1.96Mpa;AST，OPC油压正常在 1214Mpa；6.5 在 DCS 打开主汽门；检查主汽门已经打开；现场检查主汽门全开；6.6 将控制方式改为手动；利用“手动升

44、”和“手动降”开关调门；6.7 从 0%到 100做升程试验，记录 DEH 命令给定值，反馈开度，就地实际开度及LVDT 电压值；6.8 从 100%到 0做降程试验，记录 DEH 命令给定值，反馈开度，就地实际开度及LVDT 电压值；6.9 对上述数值进行列表，并画出升降程的曲线；作为以后运行期间对调门行程的对照；7.OPC 电磁阀的校验：7.1 启动高压调速油泵，检查出口压力大于 1.96Mpa；7.2 启动 EH 油泵，检查出口压力大于 14Mpa；7.3 DCS 远方“复位” ，完成挂闸程序；7.4 检查 63AST-1/4 电磁阀带电关闭，薄膜阀上腔保安油压力大于 1.96Mpa；A

45、ST，OPC 油压正常在 1214Mpa；7.5 在 DEH 画面上的“OPC 试验”中选择“OPC 电磁阀 1 试验”进行试验。7.6 检查 OPC 电磁阀 1 带电打开。7.7 检查 OPC 油压油 1214Mpa 下降到 0Mpa；7.8 检查 OPC 压力开关 63/OPC 动作；7.9 几秒钟后，OPC 电磁阀 1 失电关闭，OPC 油压恢复正常；7.10 在 DEH 画面上的“OPC 试验”中选择“OPC 电磁阀 2 试验”进行试验。7.11 检查 OPC 电磁阀 2 带电打开。7.12 检查 OPC 油压油 1214Mpa 下降到 0Mpa；7.13 检查 OPC 压力开关 63

46、/OPC 动作；7.14 几秒钟后，OPC 电磁阀 2 失电关闭，OPC 油压恢复正常；8.AST 电磁阀的校验：8.1 在 DEH 画面上的“AST 电磁阀在线校验”耙标中选择试验；8.2 当选择1 或3 电磁阀进行试验时，#1 或3 电磁阀失电打开，AST 油压由7.07.5 Mpa 上升到 9.8 Mpa 时，AST 压力开关 63/ASP-1 动作；8.3 退出上述试验选择耙标；8.4 当选择2 或4 电磁阀进行试验时，#2 或4 电磁阀失电打开，AST 油压由7.07.5 Mpa 下降到 4.2 Mpa 时，AST 压力开关 63/ASP-2 动作；2390MW 联合循环机组运行规程

47、 蒸汽轮机- 15 -8.5 退出上述试验选择耙标；8.6 记录上述试验结果；9.危急保安器撞击子试验9.1 撞击子喷油试验：9.1.1 汽轮机维持额定转速；9.1.2 转动撞击子操作滑阀手柄，指向 NO1 或 NO2 撞击子；9.1.3 降低汽轮机转速在 2800rpm 左右；9.1.4 按住 NO1 或 NO2 撞击子试验滑阀按钮；9.1.5 缓慢提升汽机升速；9.1.6 当撞击子击出后，记录动作转速；9.1.7 撞击子复位后，重新升速；9.1.8 喷油试验转速为 290030rpm 为合格。9.2 撞击子超速试验（注：做机械超速试验时，必须有一名操作人员站在机头的手动停机杆旁，以便在必要

48、时手拍停机） 。9.2.1 危急保安器撞击子单独超速试验：9.2.1.1 机组在带 5%初负荷，并持续一段时间后，升负荷到 10%，并保持至少 4 小时；将负荷降到零。9.2.1.2 断开发电机出口开关，保持机组空载满速。9.2.1.3 汽轮机在额定转速下试验，转动操作滑阀的手柄使危急遮断器杠从不实验的那个撞击子上面移开， （注：指向 NO1 时，实际进行 NO2 撞击子的超速试验） 。9.2.1.4 在 DEH 画面上选“机械超速试验”耙。9.2.1.5 以 50 rpm /min 的速率升速，目标转速标设为 3300rpm；使机组升速，直到所试验的那个撞击子击出，主汽门和调门关闭为止。9.

49、2.1.6 试验结束后，当确认撞击复位后，再放开操作滑阀手柄，如果撞击子的动作转速在额定转速的 108 110%之间就可以认为撞击子调整是合理的。否则应调整弹簧预紧力，调整螺母逆时针转 10 度，转速增加 35rpm，反之减少 35rpm。9.2.1.7 试验时应注意，在升速过程中超速试验滑伐的手柄不能放开。危急遮断器脱扣后应能复位，飞环复位转速应不低于 3000 rpm。9.2.2 危急保安器撞击子联合超速试验：9.2.2.1 机组在带 5%初负荷，并持续一段时间后，升负荷到 10%，并保持至少 4 小时；再将负荷降到零。9.2.2.2 断开发电机出口开关，保持机组空载满速。9.2.2.3

50、在 DEH 画面上选“机械超速试验”耙标。9.2.2.4 以 50 rpm /min 的速率升速，目标转速设为 3300rpm；当转速缓慢地升到遮断值时，应密切注视汽轮机转速，记录下遮断转速。如转速超过 3300 转时，必须手动拍危急遮断器。10.机组的超速试验10.1 OPC 超速试验：10.1.1 机组转速达到 3000rpm 额定转速；10.1.2 在 DEH 画面上的“OPC 试验”中选择“OPC 超速试验” ；10.1.3 设定目标转速到 3150rpm，升速率设定到 50rpm/min；10.1.4 机组升速到 3120rpm 时，OPC 电磁阀动作，调门关闭；10.1.5 机组转

51、速下降约到 3000rpm，超速保护复位；10.1.6 解除“OPC 试验” ；2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 16 -10.1.7 维持 3000rpm 额定转速。10.2 机械超速试验：10.2.1 在进行机械超速试验之前，必须选择“机械超速试验” ；10.2.2 DEH 系统将 OPC、DEH 超速信号自动隔离开;10.2.3 设定目标转速到 3300rpm，升速率设定到 50rpm/min；10.2.4 机组自动升速到危急保安器动作；如转速超过 3300 转时，必须立即手动打闸停机；10.2.5 试验完毕必须退出“机械超速试验” ；10.2.6 复归所有信号和保护；10

52、.2.7 重新挂闸，维持 3000rpm 额定转速；10.2.8 危急遮断器动作试验应进行两次，两次动作转速差不超过 0.6。10.3 甩负荷试验：该项试验不作为规定性项目，试验时必须与电网联系并由总工程师级 以上人员监护，试验负责人提出试验步骤及人员分工等，试验时机组必须经 72 小时试运行，超速试验危急保安器动作正常，手动紧急停机动作良好。试验分甩去全负荷和甩去部分负荷两种，主要是检查汽机自动主汽阀，调速汽阀能否迅速关闭，汽轮机最大飞升转速是否符合要求。2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 17 -第二章第二章 辅助系统运行规程辅助系统运行规程第一节第一节 润滑油系统润滑油系统1

53、.系统概述润滑油系统的作用是向机组各轴承提供润滑油和向保安系统提供压力油，同时还向盘车装置和顶轴装置供油。本系统采用传统的汽轮机转子直接驱动的主油泵-注油器供油线，主油泵出口的压力油驱动注油器投入工作，润滑油系统主要用于向汽轮发电机组各轴承提 供润滑油，向调节保安部套提供压力油，向顶轴装置中的油泵提供充足的油源。润滑油系统设备包括主油箱、主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、两台100容量顶轴油泵（DENISON、OILGEAR、REXROTH） ，两台 100容量的板式冷油器（APV、 ALFA LAVAL、GEA 或 BAVI，板片应为进口产品） 、双联油切换阀（PALL球阀）及过滤器（PA

54、LL） ，汽轮机及发电机的全部油管（采用不锈钢管 0Cr18Ni9） 、润滑油温控阀(进口)、仪表及所需全部附件(例如回油管上的窥视孔、温度计插座和进油管上的活动滤网等)、配套电动机及就地控制箱 。室外电气箱柜应为不锈钢材料，并有有效的防雨雪功能、室外立式安装的电机应有防雨罩。1.1润滑油润滑系统中使用的油必须是高质量，均质的精练矿物油，并且添加防腐和防氧化的成分。此外，它不得含有任何影响润滑性能或与之接触的油和金属等有害的物质。我厂 9E 机组采用 32 号燃机用透平油。如果油箱油温低于 20 度，不得启动顶轴油泵，同样，如果供给轴承油温超过 80 度，则机组故障停机。1.2冷油器两台冷油器

55、采用开式循环冷却水，设计冷却水温 33。在设计冷却水量、最高冷却水温、水侧清洁系数为 0.85，满足机组的最大负荷供油温度不超标。油系统设计满足冷油器一台运行，另一台检修的要求。1.3润滑油净化装置装置从主油箱底部抽吸润滑油，连续过滤、去除杂质和水份，再生后的润滑油重新返回到主油箱中。1.4过滤器在至机组的润滑油泵出口母管上安装一定裕量容量的双联过滤器。两个过滤器之间 的切换不会降低流量或造成压力的暂时下降。转换阀应联锁。每个过滤器配备压差表，压差报警信号要求传送至集控室，以便及时切换。过滤器能排油和放气以便维修及更换滤芯。2.设备规范2.1润滑油箱：容积为 20.2 立方米2.2主油泵油泵电

56、动机（BPM-1，2）型号 型式 离心式压力 2.0MPa无电机2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 18 -流量 180000 kg/h旋转方向 自电机端看为顺时针2.3交流辅助润滑油泵油泵电动机（BPM-1，2）型号 型式 立式离心油泵压力 0.353 MPa流量 102 m3/h旋转方向 自电机端看为顺时针型式 防爆交流三相异步电压 380 V电流 功率 18.5转速 2950 r/min2.4直流事故润滑油泵油泵电动机（EBPM）型号 型式 立式离心油泵压力 0.196 MPA流量 90 m3/h旋转方向 自电机端看为顺时针型式 防爆直流电压 220 V电流 功率 10 kW

57、转速 3000 r/min2.5高压启动油泵油泵电动机（ESPM）型号 型式 电动三螺杆泵压力 2.0MPA流量 24 m3/h旋转方向 自电机端看为顺时针型式 防爆交流三相异步电压 380V电流 功率 22kv转速 2950 r/min2.6顶轴油泵油泵电动机(88QB-1，2)型号 型式 压力 20MPa流量 45 kg/h旋转方向 自电机端看为顺时针型式 Y180L电压 380 V电流 功率 22kW转速 1470 r/min2.7油净化装置油泵油泵电动机(OCM)型号压力 150 PSI流量旋转方向自电机端看为顺时针型式电压 380V电流 功率 5 HP(3.75 kW)转速2.8润滑

58、油冷油器数量2 个型式板式冷油器冷却方式油水换热（开式冷却水来冷却润滑油）布置并联可切换2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 19 -2.9润滑油滤网数量2 个设计压力布置并联可切换2.10主油箱排烟风机风机电动机(VXM-1,2)型号流量 420 m3/h转速 2880 r/min功率 3 kW电压 380V电流 制造厂 浙江杭州科星鼓风机有限公司3.润滑油系统的启动3.1启动前准备3.1.1系统及与之相关的系统所有的工作票已终结,安措已恢复。3.1.2主滑油箱油位指示-200MM，油箱滤网前后油位指示相同，且于 DCS 油位计对比无偏差；补充油箱油位1/2，主油箱排烟风机绝缘大于

59、 0.5M，转向、温度及振动符合要求。3.1.3油系统无泄漏，各阀门开关位置正确，各油温、油压表计经校验后投入正常。3.1.4冷油器切换手柄指向投用冷油器并锁紧，水侧及油侧阀门处于正确位置。3.1.5检查滑油过滤器一组运行，一组备用，且已经进行冲油排气。3.1.6高压调速油泵、交流油泵、直流油泵、顶轴油泵绝缘值大于 0.5M，转向、出口压力、温度及振动符合运行要求。3.1.7检查油系统阀门位置正常，交流、直流油泵出口排气门打开；检查排油烟机进口手动阀打开；检查油箱事故排油手动一二次门关闭；滑油母管过压阀调整正确，并锁紧。3.1.8检查交流油泵，启动油泵电源正常；直流油泵电源正常。3.1.9油系

60、统油循环结束，油质经化验合格。3.1.10滑油净化装置进口手动门打开，净化装置出口门打开，检修后滑油系统必需进行必要时间的净化以保证良好的油质。3.1.11顶轴油调压模块安装正确，表计完整。3.2润滑油系统的启动3.2.1确证检修工作已全部结束，工作票已终结，安全措施已拆除，现场已清理干净，各热工表记完好，表门开启。3.2.2系统检查应完好，各阀门在规定状态。3.2.3测量各油泵电动机绝缘电阻合格，电动机电源送至试验位置，做静态拉、合闸试验正常，送上交流润滑油泵动力电源。3.2.4确认主油箱油位在150mm 之间。3.2.5确认主油箱电加热装置处于“自动”位置。3.2.6确认主油箱排烟风机电源