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1、1 汽轮机的运行与维护1.1 汽轮机正常维护的内容及任务1.1.1 机组调整的主要目的a) 满足电网对负荷变化的要求。b) 保持机组安全稳定的连续运行。c) 保持运行参数的正常、汽水品质合格、电能质量合格。d) 保持最合理的经济指标、最大限度的提升机组效率。e) 最大限度的减少污染排放。1.1.2 机组调整的主要任务a) 按照调度规定的负荷曲线运行。b) 根据运行规程的规定及时调整、分析运行参数，保证机组的安全稳 定运行。c) 调整运行方式，使机组能满足在各种不同工况下连续运行。d) 优化运行方式和参数，保证机组经济运行。e) 协调各辅助机械及系统使其达到最优的配合。f) 合理调整运行方式和参
2、数，配合检修对有缺陷的设备进行处理。1.2 汽轮机正常运行的监视a) 定时巡视、检查机组运行情况，对照各种表计指示值进行分析比较， 并进行合理调整，保证机组主要参数在允许值内。b) 认真监视DEH、TSI盘、ETS试验装置、DCS画面各指示状态正确，机 组运行方式和控制方式正常。TSI、DCS无报警和跳闸信号，当发现问 题时应立即查明原因分析处理。c) 各岗位人员应按运行日志的要求定时正确抄表，并根据当班现场设备 运行状况做好事故预想，对异常运行工况，要查找原因，并采取相应措 施和调整. 发现设备缺陷及时登记并联系检修处理。对重大设备缺陷 应加强监视，并做好事故预想。d) 运行中应定期对所管辖
3、的设备进行检查，要注意汽、水、油管道、法兰 的严密情况，严防漏油着火。e) 在下列情况下应进行听音并加强检查，注意机组运行情况。1) 负荷变化时。2) 蒸汽参数或背压变化时。3) 汽轮机内部有不正常声音时。4) 汽轮机上、下缸温差增大时。f) 在工况变化时要及时调整各设备系统运行方式,保证汽轮机安全经济 运行。g) 负荷变化时应注意调节系统工作平稳,无卡涩,注意轴向位移、瓦温、 差胀、缸胀和振动的变化情况。h) 注意检查各转动机械的电流、出口压力、电机温度、声音、振动等正 常,检查各辅机轴承油位正常、油质合格。i) 接班和班中应对油箱油位等进行检查,发现油位升高或油质有乳化现 象时应立即进行放
4、水检查,并化验油质,油位低时联系补油。j) 检查主辅机各种保护、联锁装置投入正常。k) 经常检查各加热器的运行情况,保持水位、端差正常,合理调整除氧器 排氧门开度,保证含氧量合格。l) 严格执行设备定期切换和试验及巡回检查的规定。m) 严格执行三票三制，做好设备定期试验和轮换工作。1.3 正常运行时参数维护要求a) 主蒸汽压力在任何12个月的运行期内，主汽阀的进汽压力应控制并保持其平均压力不超过17.5MPa。在保持这个平均压力的同时，在不长 于控制所要求的时间内，平均压力还不得超过17.7 MPa。主蒸汽压力 在12个月的运行期内，超过17.5MPa运行时间不超过12小时。在非 正常工况下，
5、进汽压力瞬时波动的峰值，不允许超过压力的21.7 MPa。b) 高压缸的排汽压力，不允许超过4.214 MPa，再热蒸汽压力不允许超 过4.375 MPa。c) 主蒸汽温度在任何12个月的运行期内，主汽阀进口蒸汽温度的平均值 不允许超过主蒸汽的额定温度。在保持这个平均温度的同时，不允许 超过545C。d) 主蒸汽温度在12个月的运行期内，在非正常运行工况下，主汽阀的进口温度不允许超过551C，累计时间不超过400小时。此外，在12个 月的运行期内，主蒸汽温度在15分钟之内的波动，不允许超过565C 或累计时间超过80小时。e) 主蒸汽温度在保持上述允许温度下，通过两个主汽阀的蒸汽温差不允 许超
6、过14C，在非正常运行工况下，这个温差允许高至42C，但最长 时间为15分钟，且这种情况至少要相隔4个小时。f) 再热蒸汽温度在任何12个月的运行期内，中压缸进汽温度的平均值不 允许超过再热蒸汽的额定温度，在保持这个平均温度下，再热蒸汽温 度不允许超过551C。g) 再热蒸汽温度在12个月的运行期内，在非正常运行工况下，再热蒸汽 温度不允许超过其额定温度551C，累计时间不超过400小时。此外， 在12个月的运行期内，再热蒸汽温度在每15分钟之内的波动，不允 许超过565C或累计时间超过80小时。h) 再热蒸汽温度在保持上述平均再热蒸汽温度下，通过两个再热汽阀的蒸汽温差不允许超过14C。在非正
7、常运行工况下，这个温差允许高至 42C，但最长时间为15分钟，且这种情况至少要相隔4小时。i) 在额定工况下，主蒸汽和再热蒸汽的温差不得超过28C，在非正常工 况下，此温差可以高至42C，但仅限于再热蒸汽温度低于主蒸汽温度。j) 低负荷时，再热蒸汽温度将低于主蒸汽温度，在这种情况下，当接近 于空负荷时，温差不许高于83C，短暂的温度周期性波动应予避免。k) 主、再热汽温达509C，联系值长减负荷。l) 机组主、再热蒸汽温度在10min内下降50C应立即打闸停机。1.4 正常运行时监视与维护的主要参数序号名称单位正常值最高值最低值报警值规定停机值 保护动作值1机组出力MW300329.2电网频率
8、HZ5051.548.53主汽压力MPa16.717.517.521.74主汽温度C530545551530530；545565序号名称单位正常值最高值最低值报警值规定停机值 保护动作值5再热蒸汽温度C5305455515305455656再热蒸汽压力MPa3.424.3754.3757调节级后压力MPa11.968两侧主汽门前温差C149两侧再热主汽门前温差C1410汽缸金属上下温差C5611高压缸排汽温度C327.2-0.9-0.9-1.015胀差（正向）mm-1.45-1.45-2.2117轴振动mm0.0760.1250.25418轴承振动mm0.030.0519主油泵出口油压MPa1
9、.6661.76420润滑油压MPa0.098）.1180.080.0621润滑油温C3849493822支持轴承温度C9910711323支持轴承回油温度C70778224推力轴承发电机轴承C859910725主油箱油位mm0+56-180+56, -180-26026EH油温C3560603560, 3527EH油箱油位mm500730低45027028EH油滤网差压MPa0.3529高压缸压比3.261.81.731轴封供汽压力MPa0.020.030.0232低压缸轴封供汽温度C14917712133排汽温度C909012134排汽压力kPa15606535排汽装置mm15001900
10、1200高 1600低 1300240036凝结水含氧量Ug/L30序号名称单位正常值最高值最低值报警值规定停机值 保护动作值37凝结水硬度ymol/L38凝结水箱水位mm261028102410高 2810 低 2410高 3200低85039高加水位mm0+404040+16040#7低加水位mm390440340高440低340高490低29044#5、6低加水位mm270320220高320低220高370低17045给水温度C27646除氧器水位mm+ 1910+ 2110+ 1710高 + 2110 低 + 1710高 + 2410 低047除氧器压力MPa0.740.96620.
11、28191.11.148除氧器含氧量卩g/L7749发电机氢压MPa0.30.320.28咼 0.32 低 0.2850发电机冷氢温度C451483051发电机氢气纯度%98969252发电机氢气湿度g/13453发电机内冷水压力MPa0.20.2554发电机内冷水流量t/h3020低201055发电机内冷水供水温度C4515056发电机内冷水回水温度C75757557内冷水导电度us/cm1.51.5558内冷水箱水位mm55065045059空氢侧油压差MPa0.0160空氢侧密封油压MPa0.38561氢油压差MPa0.0850.0162密封油温C2752525263空侧密封回油温度C5
12、65664氢侧密封回油温度C0.366仪用气压MPa0.651.5 汽轮机最高排汽背压和负荷对应关系负荷(%)报警背压(Kpa)停机背压(Kpa)备注52025延时15分钟跳闸102025延时15分钟跳闸202025延时15分钟跳闸302633延时15分钟跳闸504045延时15分钟跳闸806065无延时跳闸1006065无延时跳闸1.6 机组负荷调整1.6.1 机组运行方式a) 机组正常运行中的运行方式采用“CCS协调”方式，若遇机组工况的 不正常或有关设备装置故障，也可灵活地采用 DEH 操作员自动运行 方式。b) 机组在启动过程中，负荷在60%以下应采用DEH操作员自动运行方 式；当机组负荷大于70%时可投入机组CCS协调控制系统运行方式 并根据调度指令投入“ AG
