C150-12.5/4.3型 150MW抽汽凝汽式汽轮机
运行说明书
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目 录
编制说明
1 机组启动前的准备 1.1 机组启动必要条件 1.2 机组启动前的检查和准备 1.3 机组禁止启动范围 2 机组启动 2.1. 冷态滑参数启动 2.2. 温态滑参数启动 2.3. 热态极热态启动 2.4. 轴系临界转速 3 供热工况的启动与运行 3.1. 抽汽供热的投入 3.2. 供热运行的日常维护 3.3. 抽汽供热工况的切除、停机 4 运行和维护
4.1. 运行和维护的基本要求 4.2. 机组启动运行的值 4.3. 蒸汽参数的允许变化范围 4.4. 定期检查实验 5 停机 5.1. 滑参数停机 5.2. 额定参数停机 5.3. 紧急停机
6 机组小修和大修的检查项目
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编制说明
1、本说明书规定了保证汽轮机安全启动、带负荷运行和停机时的基本要求。对汽封系统、调速系统、顶轴系统等的操作应按相应的技术文件执行。 2、本说明书供电厂编制运行规程时参考。机组启动详细操作规程及启、停、运行中的一般注意事项，电厂可根据本说明书及有关技术文件，结合电厂实际，另行制定。但启动运行中的各项控制指标以本说明书的要求为准。 3、本说明书提供的汽轮机冷、温、热态、极热态启动曲线仅供汽轮机首次启动时参考，以后可根据多次启动经验对该曲线进行修正。启动应以规定的各项控制指标为依据。
4、有关汽轮机的技术特性，结构特点等可参阅随机供给电厂的有关技术文件、图纸资料及说明书。
5、本说明书中的蒸汽压力为绝对压力，油压为表压。 6、本说明书中的凝汽器真空值按以下公式计算得出：
凝汽器真空值(mmHg)=当地大气压值(mmHg)-排汽压力值(MPa)
×7500 (mmHg/MPa)。
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1机组启动前的准备工作
机组启动前，应按本说明书的规定并参照制造厂提供的其他有关资料和电力行业的相关规定，作好机组启动的准备和检查。
1.1机组启动必备条件
1.1.1 部套和系统。各部套、各系统已按制造厂提供的技术文件和图样要求安
装、冲洗、调试完毕。各部套、各系统安装准确、联接牢固、无松动和泄漏。各运动部件动作灵活、无卡涩。
1.1.2 油系经过冲洗。调节保安系统及润滑系统用油清洁且油质符合有关标准
规定。
1.1.3 需单独作试验的部套和系统试验结果合格，动作应灵活、准确，并按要
求做好记录。
1.1.4 所有仪表、仪器校验合格，安装、接线正确牢固。
1.1.5 机组必须按制造厂提供的保温图的各项要求进行保温。机组保温层不得
有开裂、脱壳、水浸、油浸等现象。保温层与基础等固定件之间应留有足够的膨胀间隙。
1.1.6 新机投运前蒸汽冲管验收合格。现场不得有任何妨碍操作、运行的临时
设施。
1.1.7 运行人员和维护人员熟悉各自分管设备的结构、原理和性能，掌握其操
作方式和紧急状态下的应急处理措施。
1.2机组启动前的检查和准备
1.2.1 接通全部监视、检测仪表，检查各仪表能否正常工作。 1.2.2 检查各油箱油位，油位指示器应显示在最高油位。
1.2.3 检查各辅助油泵，必须工作正常。电气控制系统必须保证各辅助油泵能
正常切换。
1.2.4 顶轴油泵及路系统新安装或经拆卸后必须仔细进行清洗，启动前必
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须充分进行油循环，放净滤油器及顶轴油泵内空气。首次启动应进行顶起试验，并记录顶起油压和顶起高度。
1.2.5 机组启动前先启动交流润滑油泵，对调节系统和润滑油系统进行油循环，
排出系统中的空气，同时观察各轴承回中回油的流动和温升情况。中油位应处于半充满状态。 1.2.6 进行盘车装置的投入及甩开试验。
1.2.7 在盘车装置投入前必须先启动顶轴油泵，确信将转子顶起后方可进行盘
车。
1.2.8 投盘车后，检查并记录转子偏心度，并与出厂证明书中转子同一位置的
原始值相比较，若变化值小于0.03mm，则可确认转子没有发生弯曲。同时应监听通流部分有无摩擦声。 1.2.9 冷油器出口油温油压是否正常。
1.2.10 启动排烟风机，油箱内的负压应维持在196～245Pa(20～25mmH2O)，轴
承箱内负压应维持在98～196Pa(10～20mmH2O)。油箱内负压不宜过高，否则易造成油中进水。
1.2.11 机组启动前应向凝器热井补水，使凝汽器投入运行。关闭真空破坏阀，
投入启动抽气器。
1.2.12 汽封管路的暖管及疏水，在确保汽封蒸汽管道中无水后，汽封系统投入
运行。
1.2.13 检查低压缸喷水冷却装置能否正常工作，并作投入试验。
1.2.14 当确认凝汽器运行正常，且真空达 600mmHg以上，打开汽轮机所有疏
水阀门。
1.2.15 机组启动前，所有抽汽止回阀和高排逆止门、提阀及碟阀操纵机构必须
进行联动试验，检查各阀门操纵装置和抽汽止回阀的动作是否灵活、可靠，不允许有任何卡涩现象。
1.2.16 必须按有关技术文件规定做好调节、保安系统的静态试验，要求各部套
动作平稳、灵活、无卡涩，突跳或摆动现象。
1.2.17 供热抽汽管道上的安全阀动作压力已调整好，防止蒸汽倒流的抽汽逆止
门等控制阀门动作可靠，提阀驱动装置及连杆动作可靠，活动灵活，抽
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汽供热碟阀动作灵活可靠。
1.3机组禁止启动范围
机组出现下列情况之一时禁止启动：
1.3.1. 任一安全保护装置或系统失灵，机组保护动作值不符合规定； 1.3.2. 汽轮机调速系统在机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以
下；
1.3.3. 主汽阀或任一调节阀，抽汽止回阀卡涩或关不严；提阀及控制系统有卡
涩，动作不灵活；抽汽供热控制碟阀动作不灵活，抽汽管上防止供热蒸汽倒流的逆止门等动作不灵活及不严密；
1.3.4. 汽轮机转子弯曲值相对于原始值变化大于0.03mm；
1.3.5. 盘车时听到清楚的金属摩擦声、盘车电流明显增大或大幅度摆动； 1.3.6. 油质不合格、轴承进油温度低于35℃或排油温度高于65℃、油箱油位在
最低报警油位以下；
1.3.7. 主要仪表（如测转速、振动、轴向位移、相对膨胀等的传感器、调节及
润滑油压、冷油器出口油温、轴承回油温度、新蒸汽和再热蒸汽压力、温度、凝汽器真空等的显示仪表、测汽缸金属温度的热电偶及显示仪表）不全或失灵；
1.3.8. 交、直流辅助油泵、高压启动油泵润滑油系统故障或顶轴装置、盘车装
置失常；
1.3.9. 机组启动、运行过程中，超过值（见4.2节机组启动、运行的
值）
1.3.10. 汽轮机进水； 1.3.11. 机组保温不完善；
1.3.12. 水汽品质不符合要求，详见《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标
准》(GB12145-1999)；
1.3.13. 电站其他配套设备或系统工作失常。
2机组启动
机组启动前，根据机组所处状态，选择好启动方式，然后按本章规定进行
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启动。
汽轮机启动方式是以汽轮机启动前高压内缸上半调节级处内壁金属温度来定的，具体如下：
冷态启动:≤150℃ 温态启动:150℃～300℃ 热态启动:300℃～400℃ 极热态启动:≥400℃ 在30年寿命期内,机组能承受下列各工况的次数为:
冷态启动 100次 温态启动 700次 热态启动 3000次 极热态启动 150次 负荷阶跃(负荷变化幅度10%) 12000次 带厂用电 30次
2.1冷态滑参数启动（纯凝工况）
IKPP，TG#23机组采用母管制进气，启动时要减压减温冲转。 2.1.1机组冲转条件
2.1.1.1机组符合第1部分（机组启动前的准备工作）的全部要求。 2.1.1.2启动高压交流油泵,高压顶轴油泵,使润滑油系统处于正常工作状态。 2.1.1.3投盘车,并保证在冲转前连续盘车2小时以上。 2.1.1.4建立凝汽器真空,要求凝汽器压力达到20KPa以下。
2.1.1.5投入汽封系统前，应暖汽封管路，并加强疏水，在确认汽封蒸汽管道无水后，投入汽封系统辅助汽源。要求汽封母管压力～0.127MPa,温度150℃。 2.1.1.6各管道和本体各疏水门全开。 2.1.1.7投入低负荷喷水装置。
2.1.1.8主汽管暖管同时投入汽缸夹层加热。加热蒸汽温度比高压外缸外壁高
100~120℃，按1.5℃/min升温。同时加强汽缸疏水。注意上下缸温差小于50℃，防止汽缸变形大，引起动静摩擦产生振动而延长启动时间。 2.1.1.9各抽汽管逆止阀后管路也同时预暖。温度比高压外缸上半高30℃。
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2.1.1.10抽汽管路能加波形膨胀的尽量加，以利于汽缸膨胀。 2.1.2冲转、升速、带负荷 2.1.2.1 确定冲转蒸汽参数
主蒸汽压力 2~3MPa
主蒸汽温度 260~280℃ （50℃以上过热度），温升率1.5℃/min
2.1.2.2 开启高压调速汽门，机组冲转后，盘车装置应自动脱开，否则应立即
打闸停机。
2.1.2.3 以38r/min/min的升速率将汽轮机转速提升至500r/min，在该转速下对
机组进行全面检查，但不得超过5min。
2.1.2.4 确信机组一切正常后，以38r/min/min的升速率提升转速至900r/min，
在此转速下中速暖机60min。
2.1.2.5 机组升速过程中，在一阶临界转速以下轴承盖振动大于0.04~0.05mm，
应打闸停机，查明原因，消除故障后再重新启动。
2.1.2.6 中速暖机结束后，以38r/min/min升速率升速至2100r/min，（升速至
1200r/min停顶轴油泵），在此转速下高速暖机100min。过临界转速升速率为300~400r/min/min。
2.1.2.7 高速暖机结束后，继续以11r/min/min升速率升至3000r/min定速。在
此转速下进行空负荷暖机30min。同时关小高压旁路开度,尽可能维持主蒸汽压力不变,直到高压旁路全关。在升速过程中完成主油泵和高压启动油泵的相互切换。定速后排汽温度应不大于80℃，凝汽器压力不大于13KPa。
2.1.2.8 定速后对机组进行全面检查，确信一切正常后按有关技术文件的要求
进行各项试验，试验合格后并网带负荷。做危急遮断器提升转速试验之前，应使机组带20%额定负荷进行暖机运行，不少于3小时。
2.1.2.9 并网后，按冷态启动曲线（见图2-1）以1MW/min升负荷率升负荷至
30MW，并在该负荷下暖机60min。然后开大调节阀，继续以1MW/min升负荷率升至45MW负荷下暖机60min。机组继续以1MW/min升负荷到120MW。观察15min。机组继续以1MW/min升负荷至150MW。
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2.1.2.10 升速过程中，应保持汽轮机蒸汽和金属温度值及各监控仪表的限
制值在规定范围内，同时应注意低压缸喷水装置的投入情况。
2.1.2.11 注意在升速过程中机组迅速、平稳地通过临界转速，此时轴承盖振动
值不应大于0.10mm（峰值）否则打闸停机。
2.1.2.12 在升速或加负荷过程中，如出现明显异常振动或金属摩擦声应立即打
闸停机，严紧降速暖机。对较小的异常振动可稍降转速，或稍减负荷，适当延长暖机时间，直至振动正常为止。
2.1.2.13 当负荷升至10%额定负荷时，关闭高压段疏水气动截止阀；当负荷升
至20%额定负荷时，关闭中压段疏水气动截止阀。当负荷升至30%额定负荷时，关闭低压段疏水气动截止阀。各段疏水结束。
2.1.2.14 投入汽缸夹层加热，促使高压外缸快速膨胀，蒸汽温度比高压外缸壁
温高100～120℃，当外缸壁温达350～360℃，功率达45MW时，胀差基本稳定后，即可停汽缸夹层加热。
2.1.2.15 当启动过程中如出现负胀差加大，说明转子温度明显高于高压外缸汽
缸温度，此时应投夹层加热，加热高压外缸，同时增加低速或中速暖机时间，等待汽缸温度升上来后，负胀差逐渐减小后才可转入下一步启动升速阶段。
2.2温态启动（纯凝工况）
2.2.1机组冲转条件
2.2.1.1 机组符合第1部分（机组启动前的准备工作）全部要求。
2.2.1.2 启动高压交流油泵，高压顶轴油泵，使润滑油系统处于正常工作状态。 2.2.1.3 机组处于盘车状态，且至少连续盘车2小时。
2.2.1.4 机组冲转前必须先投入汽封辅助汽源，要求汽封母管压力0.127MPa，
温度150℃～260℃。
2.2.1.5 投入汽封系统前，应暖汽封管路，并加强疏水，汽封系统正常投运后，
建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到20KPa以下。
2.2.1.6 各管道和本体疏水门全开。
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2.2.2冲转、升速、带负荷 2.2.2.1 确定冲转蒸汽参数
主蒸汽压力 4MPa
主蒸汽温度 380~400℃（有50℃以上过热度），温升率1.5℃/min
2.2.2.2 机组冲转后，盘车装置应自动脱开，否则应立即停机。
2.2.2.3 以38r/min/min升速率将机组转速提升至500r/min，对机组进行检查，
但停留时间不应超过5min。
2.2.2.4 确认机组一切正常后，以38r/min/min的升速率升至900r/min，在此转
速下暖机50min。此时，凝汽器压力不大于13KPa，排汽温度不大于80℃。以38r/min/min升速率升至2100r/min监视振动。在此转速下暖机80min。过临界转速时升速率300~400r/min/min。以38r/min/min升升至3000r/min。暖机30min。（1200r/min时停顶轴油泵）
2.2.2.5 并网后，按温态启动曲线（见图2-2）以2MW/min升负荷到30MW，
保持暖机20min。
2.2.2.6 以2MW/min升负荷率加负荷至45MW，暖机50min。以2MW/min升
负荷率加至120MW，观察10min，以2MW/min升负荷率加至150MW。
2.2.2.7 当负荷升至10%额定负荷时，关闭高压段疏水气动截止阀；当负荷升
至20%额定负荷时，关闭中压段疏水气动截止阀。当负荷升至30%额定负荷时，关闭低压段疏水气动截止阀。
2.2.2.8 若机组在一阶临界转速以下轴承盖振动超过0.04~0.05mm，应立即打闸
停机，投入连续盘车。查明原因，消除故障后方可重新启动。
2.2.2.9 监视缸温和胀差情况。
2.2.2.10 主汽阀、调节阀停机后冷却较快，启动时应注意监视阀壳内、外壁温
差，做好暖管及疏水，切勿加热过快。
2.2.2.11 冲转前即可投入汽缸夹层加热，蒸汽温度比汽缸壁温高100～120℃，
当外缸壁温达350~360℃，功率达45MW时，胀差基本稳定后，即可停汽缸夹层加热。加强疏水，外缸上下缸温差小于50℃。
2.2.2.12 各抽气管路逆止阀后预暖。比高压外缸温度高30℃。
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2.3 热态、极热态启动
2.3.1机组冲转条件
2.3.1.1 机组符合第1部分（机组启动前的准备工作）全部要求。
2.3.1.2 启动高压交流油泵，高压顶轴油泵，使润滑油系统处于正常工作状态。 2.3.1.3 机组从停机至再次启动这段时间，应处于连续盘车状态。
2.3.1.4 机组冲转前必须先投入汽封辅助汽源，后抽真空。要求汽封母管压力～
0.127MPa，温度250℃～350℃。
2.3.1.5 汽封系统投入前应暖汽封管路并加强疏水，汽封系统正常投运后，应
建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到20KPa以下。
2.3.1.6 各管道和本体疏水门全开。
2.3.1.7 高压外缸壁温小于350~360℃时，启动时仍要投夹层加热。外缸上下温
差大于50℃时，要投抽气管道预暖，温度比上缸高30℃。并加强疏水。
2.3.2确定冲转蒸汽参数 2.3.2.1 热态启动
主蒸汽压力 7MPa
主蒸汽温度 440~460℃，温升率1.5℃/min
2.3.2.2 极热态启动
主蒸汽压力 10MPa
主蒸汽温度 490~510℃，温升率1.5℃/min
2.3.3冲转、升速、带负荷
2.3.3.1 机组冲转后，盘车装置应自动脱开，否则应立即停机。
2.3.3.2 以38r/min/min升至500r/min，机组转速达500r/min时，对机组进行检
查，但停留时间不应超过5min。以38r/min/min的升速率升至900r/min，暖机30min（极热态5min）。以38r/min/min的升速率升至900r/min，暖机70min（极热态30min）。
2.3.3.3 确认一切正常后，以38r/min/min的升速率升至额定转速，定速后，暖
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机30min（极热态20min）。机组无异常即可并网带负荷(1200r/min时停顶轴油泵)。
2.3.3.4 并网后，热态启动时，按热态启动曲线（见图2-3）以3MW/min的升
负荷率平稳地提升负荷至30MW，暖机10min，以3MW/min升至45MW，暖机30min，以3MW/min升至120MW，观察5min，以3MW/min升至150MW。按极热态启动曲线（见图2-4）以4MW/min的升荷率平稳地提升负荷至45MW，暖机20min，以4MW/min升至120MW，观察10min，以4MW/min升至150MW。此时，凝汽器压力不大于13KPa，排汽温度不大于80℃。
2.3.3.5 当负荷升至10%额定负荷时，关闭高压段疏水气动截止阀；当负荷升
至20%额定负荷时，关闭中压段疏水气动截止阀。当负荷升至30%额定负荷时，关闭低压段疏水气动截止阀。
2.3.3.6 若机组在一阶临界转速以下轴承盖振动超过0.04～0.05mm，应立即打
闸停机，投入连续盘车。查明原因，消除故障后方可重新启动。
2.3.3.7 主汽阀、调节阀停机后冷却较快，启动时应注意监视阀壳内、外壁温
差，做好暖管及疏水，切勿加热过快。
2.3.3.8 热态和极热态启动时，根据胀差具体情况决定是否投入汽缸夹层及抽
气管路加热。
2.4 轴系临界转速（计算值，弹性支承）
1823r/min （高压转子一阶） 15r/min （低压转子一阶） 1200r/min （发电机转子一阶）（发电机转子临界转速以发电机提供为准）
对于新安装机组首次启动，应该实测轴系的临界转速，确认后将实测值作为该机组轴系的临界转速。
启动中注意上下汽缸温差小于50℃，防止径向动静磨擦引起振动。母管减温减压启动，冲转参数2.5Mpa，270℃，汽温升率1.2℃/min
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图2-1：冷态参数启动曲线
母管减温减压启动，冲转参数4Mpa，390℃，汽温升率1℃/min
图2-2：温态参数启动曲线
母管减温减压启动，冲转参数7Mpa，450℃，汽温升率1℃/min
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图2-3：热态参数启动曲线
母管减温减压启动，冲转参数10Mpa，500℃
图2-4：极热态参数启动曲线
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3 供热工况的启动与运行
抽汽供热运行的原则：机组的启动、暖机、升速和并网都按纯凝汽式机组进行，当带到一定负荷值时投入抽汽供热运行。机组按以热负荷的大小定电负荷的方式运行。
对于抽汽供热工况的运行，启动前还需作下述的检查和准备： a)
检查抽汽供热管路系统上的截止阀、安全阀、快关阀、旁路门、逆止门和提阀及碟阀的动作是否灵活可靠，低压缸喷水装置是否能正常投入和切除，逆止门的执行机构的工作压力是否已按制造厂提供的图样的技术文件中有关参数整定好，并确信抽汽安全门已按规定的压力调整好，经试验确认合格。 b)
逆止门、提阀及碟阀的开、闭与发电机油开关或主汽阀联动跳闸机构在安装好后和启动前应作联动试验，投入备用。 c) d)
热网及热网加热器等经过全面联调、试压、无泄漏、无缺陷，投入备用。 抽汽供热系统投入前应开启该系统上的疏水门，以便对抽汽管道进行适当暖管和疏水，抽汽供热投入后关闭疏水门， e)
可手动、自动切换到供热工况。自动切换时，DEH系统应将机组纯凝运行工况切换到抽汽供热工况运行。 f)
开启供热抽汽截止阀时应先操作调压滑阀手轮（或电机）或通过DEH系统控制，使提阀油动机逐渐关小提阀上阀座的开口，使抽汽压力逐渐提高。待本机的抽汽压力略高于热网抽汽母管内的压力值时逐渐开启抽汽截止阀，接带热负荷。再用调压器或由压力传感器感受压力信号变动通过DEH系统控制油动机调整到所需压力。 g)
当提阀及蝶阀动作不灵活、卡涩，抽汽供热安全门压力和低压缸喷水装置未整定、试验以及工作不正常时禁止抽汽供热投入。
3.1 抽汽供热的投入
3.1.1 机组负荷带到70%（95MW）以上时，抽汽供热可按上节d）~f）说明，手动或
自动投入运行，投入调压器或压力传感器，由压力传感器承受压力信号变化通过DEH系统控制油动机，使提阀及蝶阀投入热网调节，逐渐开启抽汽供热的电动截止阀，调整调压器或通过压力传感器承受压力信号变动由DEH系统控制油动
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机使供热压力、流量满足使用要求。
3.1.2 抽汽供热投入时，抽汽点压力经调整后，应略高于与供热相连的阀门后的压力方
可投入。
3.1.3 在带热负荷过程中应注意监视整个调压系统的工作情况，监视各抽汽段压力、轴
向位移、相对膨胀等表计的变化。 3.1.4 增减热负荷的速率一般不大于4～5 t/min。
3.1.5 调压系统可以保证在设计工况下抽汽压力在规定值。
3.1.6 为提高机组的经济性，在保证向热用户正常供热的条件下，应尽量使抽汽点的压
力保持在热网许用压力的最低点。
3.1.7 热网切除后，提阀及蝶阀应升到其最大开度。提阀油动机及碟阀电动执行机构开
到最大行程。以转入凝汽工况运行。
3.1.8 调压器或抽汽压力传感器承受的压力信号变动通过DEH系统控制油动机能自动
调整提阀及碟阀开度，保证供热负荷（单机运行时为供热压力）。
3.1.9 热网投运后，应加强凝结水的回收和补充，防止凝结水的泄漏和污染。
3.2 供热运行的日常维护
3.2.1 在运行中的供热系统及系统中的各设备应定期进行巡查，及时发现问题、解决问
题。
3.2.2 应经常检查热网返回的凝结水水质，一旦发现泄漏和水质污染，应立即采取措施
补救，若污染和泄漏严重，应立即切除供热运行或停机，及时进行修复处理。 3.2.3 应定期检查调压系统是否正常工作，所属表计指示是否准确，提阀及碟阀油动机
或电动执行机构的动作是否灵活可靠，提阀及碟阀应定期进行活动试验。
3.3 抽汽供热工况的切除、停机
3.3.1 若需将供热工况切换到纯凝汽工况运行，则应使提阀及蝶阀逐渐开启，热负荷逐
渐减少，抽汽压力逐渐减小，当热网压力大于机组抽汽压力时或提阀及碟阀全开后，关闭供热快关阀和供热逆止门，随后关闭抽汽电动截止阀，机组转入纯凝汽工况运行。
3.3.2 若需在供热工况下正常停机，则按第1条要求将供热工况转入纯凝汽工况运行，
再按纯凝汽工况的停机步骤进行停机操作。
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3.3.3 甩电负荷时，DEH接受油开关跳闸信号，全关提阀油动机及全关碟阀延时2±0.5s
后，在抽汽逆止阀关闭的前提下，DEH控制电液伺服阀使相应的提阀油动机及碟阀开至全开位置。
3.3.4 甩热负荷时，DEH接受抽汽逆止阀全关信号，第一段工业抽汽口处（第6级后）
压力超高信号大于2.10MPa时，DEH控制电液伺服阀使相应的提阀油动机开至全开位置； DEH控制碟阀电动执行机构使碟阀全开。
3.3.5 停机过程中需保证机组与外界供热抽汽管道完全切断，防止解列时抽汽倒灌引起
机组超速；停机后也必须确信无蒸汽自供热抽汽管道漏入汽轮机，引起局部冷却或加热。
3.3.6 甩电负荷后2分钟内提阀及蝶阀不能开启时应立即打闸停机。
4运行和维护
用户应按本章的要求进行机组日常运行的监视和维护，其值也可以用于启停过程中的监督控制。
4.1运行和维护的基本要求
4.1.1 对运行中的各系统，各设备应按时进行巡查，监听内部声音。
4.1.2 对运行中的各仪器、表计应经常检查、定期复验、标定和维护保养，以保证完好、
准确。机组不允许在表计不全，指示不准，仪表失灵或无监视下长期运行。运行中应按时记录各运行数据。
4.1.3 按期进行油质检查，定期清洗滤油器，确保油质和油清洁度合格，否则应换新油。
并应保证油温、油压正常、稳定。
4.1.4 按期检查蒸汽品质和水质。正常工况下，机组汽水品质应符合《火力发电机组及
蒸汽动力设备水汽质量标准》(GB12145-1999)的规定。
4.1.5 经常检查调节、保安系统的工作是否正常，油路是否畅通，发现卡涩应及时处理。 4.1.6 定期检查主汽阀、调节阀、回热抽汽逆止门、逆止门、安全阀、提阀和碟阀及其
操纵装置的动作是否灵活可靠，并定期检查主汽阀、调节阀冷、热态下的严密性。 4.1.7 注意各轴承的回油应畅通，各回油观察窗上应无水珠，排烟风机运行应正常。 4.1.8 定期检查各轴瓦振动，必要时应进行频谱分析。经常检查各轴承固定螺栓的松紧
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度，发现松动应立即把紧。
4.1.9 蒸汽参数应稳定且符合要求，如发现汽温或负荷大幅度下降或摆动时应严防水冲
击、汽缸变形或动静部分碰磨引起的异常振动，必要时应破坏真空紧急停机。 4.1.10 当各段抽汽管道上防进水热电偶温差较大时，应考虑是否由汽缸进水或冷汽倒灌
引起，并应立即采取措施处理，情况严重时应停机，消除故障后再启动运行。 4.1.11 正常运行时两半部低压缸间及每个低压缸左、右温差均不应大于10℃。 4.1.12 机组带60～70%额定负荷时，允许凝汽器半侧清洗、检修。 4.1.13 盘车装置投入前，不得将汽封系统投入使用。
4.1.14 在排汽温度高时，对胀差、振动、轴承温度变化等要严加注意，并及时投入低压
缸喷水冷却装置，或提高真空度，或增加负荷等方法来降低排汽温度。 4.1.15 必须保证汽轮机本体疏水门及主蒸汽管和抽汽管的疏水门在启动、停机时畅通。 4.1.16 除了在紧急状态下自动跳闸或手打停机，需在主汽阀关闭后立即破坏真空外，一
般的跳闸或手打停机后仍应维持真空，直到机组惰走至额定转速的10%左右为止。
4.1.17 喷油试验后应间隔三小时以上机组带20％负荷，转子热透后，去掉负荷再作超
速试验，以便准确反映危急遮断器动作转速的真实值，及减少转子的寿命损耗。 4.1.18 在各运行工况均应保证油箱及轴承箱内为微负压，以免轴承箱往外冒油烟并防止
油中进水。微负压的具体数值见1-2节要求。
4.2机组启动、运行的值
4.2.1 蒸汽参数和汽缸金属温升控制。
主蒸汽温升率小于1.5℃/min；
高中压外缸和高压内缸内、外壁温差均小于50℃； 高压主汽阀壳内、外壁温差小于55℃；
高中压外缸内壁与高压内缸外壁温差小于50℃； 高中压外缸外壁上、下半温差小于50℃； 高中压外缸法兰内、外壁温差小于80℃； 高中压外缸上半左、右法兰温差小于10℃； 高压内缸外壁上、下半温差小于35℃ 4.2.2 低压缸排汽温度：
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报警值： 80 ℃（投喷水，降到65℃以下停喷水） 停机值： 120℃
4.2.3 胀差报警值（转子以工作瓦定位）
高压： +6mm -3mm（高压转子向前膨胀为+，反之为-） 低压： +7.5mm -3mm（低压转子向后膨胀为+，反之为-）
4.2.4 轴向位移控制值（转子以工作瓦定位，转子朝发电机方向位移为正，反之为负）：
报警值：+0.8 -1.2mm 停机值：+1.2 -1.6mm
4.2.5 轴承盖振动控制值（峰、峰值） 轴振
正常值 ≤0.03mm 0.075mm 报警值 0.05mm 0.127mm 停机值 0.8mm 0.254mm 4.2.6 油压控制值
主油泵出口油压正常值 1.96MPa 润滑油压： 正常值 0.08~0.12MPa
报警值 0.068MPa 自动启动交流润滑油泵
0.059MPa 自动启动直流事故油泵 0.049MPa
停机值
0.0392MPa
停盘车值 0.0294MPa
4.2.7 油温控制值
轴承进油正常值 40~45℃ 轴承箱回油正常值 ＜65℃ 轴承回油报警值 65℃
轴承回油停机值 75℃（手动） 4.2.8 轴承钨金温度
支持轴承钨金温度：
报警值 100℃ 停机值 110℃（手动）
推力轴承钨金温度：
报警值 100℃ 停机值 110℃（手动）
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4.2.9 凝汽器压力：
正常值 0.01MPa 最大运行背压 0.0186 MPa 报警值 ＞0.020MPa 停机值 0.025MPa
4.2.10 机组允许在30％～100％的负荷下长期运行，可以接带调峰负荷或两班制运行。
机组甩负荷后带厂用电运行时间不应超过15min，每年不超过1次。此种运行方式对机组寿命损耗很大，除非绝对必要，尽量不要采用。机组甩负荷后空负荷运行时间不应超过15min,每年不超过1次。机组允许每年一次电动机状态运行1min。
4.2.11 纯凝最大出力工况各段抽汽口和调节级压力值：（MPa）
工况 纯凝最大出力 最大 调节级后压力 8.77 10.24 JG2 3.508 2.713 JG1 1.828 1.336 CY 1.136 0.7444 4.2.12 正常情况下，机组能在周波48.5～50.5Hz内持续稳定运行，在48.5～50.5Hz以
外的30年累计允许运行时间如下：
47.0～47.5Hz 允许时间总计不超过10.5min，每次不大于10sec 47.5～48.0Hz 允许时间总计不超过65min，每次不大于65sec 48.0～48.5Hz 允许时间总计不超过317min，每次不大于317sec 50.5～51.0Hz 允许时间总计不超过185min，每次不大于185sec 51.0～51.5Hz 允许时间总计不超过30.5min，每次不大于30.5sec 小于47.0Hz和大于51.5Hz 不允许运行 4.2.13 机组允许的负荷变化率
在100%～50%额定工况 5%/min 在50%～30%额定工况 3%/min 在30%额定工况以下 2%/min
在50%～100%MCR工况之间允许负荷阶跃幅度为10%
4.3蒸汽参数的允许变化范围
4.3.1 新蒸汽压力
a) 额定值：P0=12.5MPa；
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b) 连续运行的年平均压力：≤P0；
c) 在保证连续运行的年平均压力下，允许连续运行的压力：≤1.05P0。 d) 在特殊情况下，允许运行的压力不超过1.10P0，但一年内累计运行时间不得
超过12h。
e) 新蒸汽压力达13.75MPa时，应打闸停机。 4.3.2 新蒸汽温度
a) 额定值：t0=534℃；
b) 连续运行的年平均温度：≤t0；
c) 在保证连续运行的年平均温度下，允许连续运行的温度：≤t0+5℃
d) 每年运行期内累计不超过400小时的温度：≤to+10℃。在该温度下每次连续
运行时间不得超过30min。
e) 特殊情况下：允许运行的温度≤550~555℃，但一年内累计运行时间少于80h，
每次连续运行时间不得超过15min。
4.3.3 新汽参数的降低
4.3.3.1 新汽温度降至510℃时应设法恢复，如短时不能恢复应减负荷运行。当温度降至
490℃时，应开启主汽管及本体各疏水门；当温度降至460℃时减负荷到零；若温度继续下降至450℃仍不能恢复时，应打闸停机。
4.3.3.2 新蒸汽压力降至11.29MPa时应设法恢复，若短时不能恢复，应减负荷运行，
若再继续下降至无法恢复时应考虑停机，以避免末级叶片产生过大的应力和水蚀。
4.3.3.3 机组减负荷运行原则。
4.3.3.3.1 各监视段压力不超过值。
4.3.3.3.2 轴向位移和推力瓦块钨金温度不超过允许值。 4.3.3.3.3 机组不出现其他异常情况。
4.3.3.4 当凝汽器压力升高至20kPa（a）时报警，同时减负荷，尽快检查真空系统。当
背压达22kPa（a）负荷减至0，当背压达30.0 kPa（a），打闸停机。
4.3.4 工业抽汽压力变动范围：
4.3.4.1 第一段工业抽汽4.1MPa~4.6MPa；额定抽汽压力4.3 MPa；额定抽汽温度
381.7℃。
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4.4定期检查试验
除了在启动期间所进行的试验以外，在规定的时间间隔内进行设备的性能试验对于保证运行的可靠性是必不可少的。试验必须严格按照各有关试验规程及说明书进行，若发现有缺陷的零部件应及时修复或更换，指示不准的仪器、仪表应及时校验或更换。 4.4.1 主汽阀活动试验： 4.4.2 调节阀活动试验：
每天一次 每天一次
4.4.3 高压启动油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵启动试验：每15天 一次 4.4.4 抽汽逆止门活动试验： 4.4.5 真空严密性试验：
每周一次 每月一次 按有关说明书 按有关说明书 每三月一次 每月一次 每天一次 每月一次
每年需检查、校准一次以上。 每6月一次
4.4.6 危急遮断器喷油试验：
4.4.7 危急遮断器提升转速试验： 4.4.8 检查所有疏水管路是否畅通： 4.4.9 油压降低保护试验： 4.4.10 油箱油位降低保护：
4.4.11 凝汽器真空降低保护： 4.4.12 就地仪表及集控仪表：
4.4.13 主汽阀、调节阀严密性试验：
4.4.14 检查差胀、绝对膨胀、大轴弯曲、振动、轴向位移、轴瓦温度、金属温度蒸汽温
度和压力等表计是否工作正常、指示准确：每月一次 4.4.15 电动主汽阀活动试验：
每10天一次
4.4.16 检查和试验低压缸喷水装置喷头是否畅通：每次检修时检查 4.4.17 润滑油压力低保护装置试验：
机组小修时校核。
4.4.18 正常运行时调节系统试验见调节保安系统相关说明书。
4.4.19 机组按纯凝汽工况运行时，定期进行提阀及碟阀的活动试验防止卡涩，防止供热
工况投入时工作不正常。
5 停机
汽轮机的停机分为滑参数停机、额定参数停机和紧急停机。
滑参数停机：主要是为了使停机后的汽缸金属温度降到较低的温度水平，一般用于
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小修、大修等计划停机。
额定参数停机：主要是为了短时间消缺处理后能及时启动，希望机组的汽缸金属维持较高的温度水平，缩短机组的启动时间。
紧急停机：主要用于机组发生事故，危及人身设备安全运行和突然发生不可抗拒的自然灾害。
5.1滑参数停机
滑参数停机和额定参数停机前的准备工作：
a) 试验交、直流润滑油泵、高压启动油泵及盘车电机，均应工作正常。 b) 主汽阀、抽汽止回阀应灵活，无卡涩。
c) 做好轴封辅助汽源、除氧器、备用汽源的暖管工作。
d) 对外供热系统做好热网解列的准备工作，提阀、碟阀能全部打开。
5.1.1 汽机跟随锅炉按滑压曲线（见图5-1滑参数停机曲线）减压减负荷，调节阀保持
近全开状态。
5.1.2 滑停过程中参数控制如下： 5.1.2.1 主蒸汽温降速度≤1.5℃/min； 5.1.2.2 主蒸汽压力下降速度≤0.05MPa/min； 5.1.2.3 高压汽缸金属温度下降速度≤1 ℃/min ; 5.1.2.4 主蒸汽过热度：＞50℃
5.1.3 当主蒸汽温度下降30℃时,稳定运行10min后再降温,目的是控制汽轮机的热膨胀
和胀差。
5.1.4 当调节级后蒸汽温度低于高压内缸法兰内壁温度30℃时应暂停降温，实现转子与
汽缸温降同步，高压缸控制负胀差。
5.1.5 减负荷过程中应注意轴封、除氧器汽源的切换。如供热工况时，当热网压力大于
机组抽汽压力时，关闭供热管道上的逆止门及其它有关阀门，提阀及碟阀处理到全开状态，机组转为凝汽工况运行。
5.1.6 开启凝结水再循环门，以保证凝结水泵正常工作和凝汽器水位正常。
5.1.7 减负荷过程中应注意胀差的变化。当高压胀差达-3.5mm时暂停减负荷、稳定运
行20min后再减负荷，此时可投入轴封高温汽源。也可视具体情况投入汽缸夹层冷却蒸汽，投入前应注意疏水，防止冷水带入缸内。
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5.1.8 当负荷减到30%、20%、10%额定负荷时，开启低、中、高压段各气动截止阀，
加强各段疏水。
5.1.9 减负荷过程中应注意后汽缸排汽温度，必要时投入喷水冷却装置。
5.1.10 负荷减至额定负荷5%时，发电机解列，打闸停机，电动主汽阀、自动主汽阀、
调节阀、各回热抽汽逆止门应全部关闭。
5.1.11 停轴封高温辅助汽源，切除各种保护装置（低油压保护除外）。启动交流润滑油
泵。
5.1.12 机组惰走至1200r/min时启动顶轴油泵。主轴静止后投入盘车装置，测量转子弯
曲值并作好记录。
5.1.13 转速到零，真空到零后，停轴封供汽，停抽汽器。
5.1.14 盘车装置应连续运行，直到前汽缸调节级处下半内壁温度低于150℃时方可停止
连续盘车。若此时轴承钨金温度高于90℃，则顶轴油泵，交流润滑油泵还需继续运行。停连续盘车后，应根据转子挠度变化情况，采用间断盘车，直至转子挠度值不再变化为止。
5.1.15 减负荷过程中，应严密监视机组振动情况，发生异常振动时应停止降温、降压，
必要时打闸停机。
5.1.16 在盘车时如果有磨擦声或其他不正常情况时，应停止连续盘车而改为间断盘车。
若转子产生热弯曲时应用定期盘车的方式消除，随后还需连续盘车4小时以上。 5.1.17 停机后确信主油箱中无油烟时才可停排烟风机。
5.1.18 停机后应严密监视并采取措施防止冷水、冷汽倒灌汽缸引起大轴弯曲。 5.1.19 电动主汽阀压力降至零后可开启防腐阀门。
5.1.20 在初次停机过程中，应记录、绘制机组惰走曲线，以作为以后停机惰走的依据。
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图5-1：滑参数停机曲线
5.2额定参数停机
5.2.1 以1MW/min的速率减负荷。
5.2.2 根据主汽母管运行情况随时投入减温减压系统。
5.2.3 如供热工况时，当热网压力大于机组抽汽压力时，关闭供热管道上的逆止门及其
它阀门，提阀及碟阀处于全开状态，机组转为凝汽工况运行。
5.2.4 减负荷时，注意机组胀差的变化，高压缸若负胀差太大，应放慢减负荷速度，投
入轴封高温汽源，也可视具体情况投入汽缸夹层冷却蒸汽，使胀差保持在允许范围内。当高压胀差达+6mm时，停止减负荷稳定运行，若胀差继续增大且采取措施无效，影响机组安全时，应快速减负荷到零或打闸停机。
5.2.5 当负荷减到30%、20%、10%额定负荷时，开启低、中、高压段各气动截止阀。 5.2.6 负荷减至5%额定负荷时，发电机解列，打闸停机。电动主汽阀、自动主汽阀、
调节阀、各回热抽汽逆止门等应全部关闭。
5.2.7 特别注意监视金属温度的变化，防止冷汽、冷水倒灌入汽缸，引起大轴弯曲。 5.2.8 其它操作同5.1《滑参数停机》中第5.1.11条至第5.1.20条。
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5.3紧急停机
5.3.1
紧急停机处理原则：
5.3.1.1 事故的处理应以保证人身安全，不损坏或少损坏设备为原则；
5.3.1.2 机组发生事故时，应立即停止故障设备的运行，并采取相应措施防止事故蔓延，
必要时应维持非故障设备的运行；
5.3.1.3 事故的处理应迅速、准确、果断；
5.3.1.4 应保护好现场，特别是保存好事故发生时仪器、仪表所记录的数据，以备分析
原因，提出改进措施时参考。
5.3.2 在下列情况下，机组应破坏真空紧急停机：
5.3.2.1 机组发生强烈振动，轴承箱盖振幅达0.10mm以上； 5.3.2.2 汽轮机内有清晰的金属磨擦声和撞击声；
5.3.2.3 汽轮机转速超过3360r/min，而危急遮断器未动作；
5.3.2.4 汽轮机发生水击或主蒸汽温度10min内急剧下降达50℃以上；
5.3.2.5 任一支持轴承钨金温度或推力轴承钨金温度上升至110℃或任一轴承回油温度
升至75℃；
5.3.2.6 轴封或挡油环严重摩擦、冒火花； 5.3.2.7 润滑油压低至0.039MPa(0.4kgf/cm2)； 5.3.2.8 油箱油位低至停机值，补油无效； 5.3.2.9 发电机、励磁机冒烟或发生氢爆 5.3.2.10 油系统着火；
5.3.2.11 轴向位移超限，而轴向位移保护装置未动作。 5.3.2.12 冷凝器压力升至30KPa，采取措施无法降低； 5.3.2.13 循环水中断，不能立即恢复。
5.3.2.14 供热工况视，对外供热系统发生严重事故。供热抽汽压力突然大幅度下降（供
热管道爆裂或漏汽严重时）。甩热负荷时控制保护系统失灵。
5.3.3
在下列情况下，机组可不破坏真空停机
5.3.3.1 凝结水泵故障，凝汽器水位过高，而备用泵不能投入； 5.3.3.2 机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过10min；
5.3.3.3 调节保安系统故障或电厂其它系统故障使机组无法维持正常运行； 5.3.3.4 胀差增大，调整无效超过极限值；
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5.3.3.5 汽轮机处于电动机状态运行超过1min。 5.3.4 紧急停机注意事项
5.3.4.1 主汽阀及调节阀应立即关闭；
5.3.4.2 各抽汽逆止门应立即关闭；供热时，应立即停止对外供热； 5.3.4.3 交流或直流润滑油泵应立即投入； 5.3.4.4 全开汽轮机各疏水阀门；
5.3.4.5 转速降至1200r/min时启动顶轴油泵；
5.3.4.6 注意机组惰走情况，随真空下降调整轴封压力。
6 机组小修和大修的检查项目
为了保证机组能够长期安全、经济地运行，累计运行4~8个月小修一次，及时处理运行中发生的缺陷，更换损坏零部件。新机投运一年后大修一次，以后每4~5年大修一次。
6.1 小修必检项目 6.1.1
检查各支持轴承和推力轴承，检查巴氏合金表面，是否有严重磨损、拉毛、裂纹、脱壳等现象，以便及时处理。
6.1.2
油、汽、水等辅助系统的阀门的检查
小修后应重做调节静态试验，危急遮断器喷油试验和超速试验，以确认调节、保安系统工作可靠。
6.2大修必检项目 6.2.1
总体检查
6.2.1.1 检查汽缸中分面是否有漏汽冲蚀现象；
6.2.1.2 检查并记录转子各轴颈扬度；检查并记录轴承箱、汽缸中分面纵向和横向水平； 6.2.1.3 检查并记录通流间隙和汽封间隙；
6.2.1.4 取下联轴器联接螺栓，检查并记录联轴器对中的变化。 6.2.2
转子检查
6.2.2.1 清理叶轮及动叶片，除垢；
6.2.2.2 检查各部位径向跳动和端面跳动，检查轴颈的圆柱度和推力盘端面的跳动； 6.2.2.3 检查叶轮、叶片、转子各部位是否有裂纹、腐蚀及损伤等缺陷，对长叶片做静
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频试验。 6.2.3
轴承
6.2.3.1 检查轴承的间隙、轴承紧力；
6.2.3.2 检查巴氏合金是否有磨损、脱壳、裂纹等缺陷； 6.2.3.3 检查铂电阻温度计，并更换其损坏件。 6.2.4
汽缸、隔板套和隔板
6.2.4.1 检查高压内缸、外缸是否有裂纹； 6.2.4.2 检查上、下半中分面间隙；
6.2.4.3 检查隔板套，隔板是否有裂纹、检查隔板是否有变形； 6.2.4.4 检查螺栓、汽封圈和热电偶，并更换其损坏件。 6.2.5
阀门
6.2.5.1 解体检查主汽阀和调节阀是否有零件松动或损坏；
6.2.5.2 检查阀杆与套筒间隙是否有变化，检查阀杆是否有裂纹或弯曲； 6.2.5.3 检查阀碟或阀座接触是否严密； 6.2.5.4 检查齿形垫片是否塑性变形。 6.2.6
调节系统
6.2.6.1 检查调节、保安部套是否有锈蚀、裂纹，检查配合间隙是否发生变化； 6.2.6.2 检查危急遮断器弹簧几何尺寸及刚度是否符合图样要求，检查弹簧表面是否有
裂纹；
6.2.6.3 做调节系统静态试验，阀门严密性试验，危急遮断器喷油试验和超速试验。 6.2.7
油系统
6.2.7.1 检查主油泵轴承、叶轮；
6.2.7.2 清洗冷油器并检查铜管是否有破损； 6.2.7.3 检查滤网，清理油箱，滤油器； 6.2.7.4 检查并清理风机及排烟系统； 6.2.7.5 检查并清理路。 6.2.8
真空系统
6.2.8.1 检查抽汽器及轴封风机； 6.2.8.2 检查真空系统的严密性。 6.2.9
抽汽系统
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6.2.9.1 检查各抽汽止回阀及其控制系统； 6.2.9.2 检查高排逆止阀，保持关闭严密。 6.2.10 疏水系统：检查各疏水管路，应畅通无阻。
6.2.11 滑销系统等：检查滑销系统各部件是否符合设计要求；检查地脚螺栓有无松动。 6.2.12 监控系统：检查轴向位移、胀差、振动等监控系统各元件，重新标定、调整。 6.2.13 对主蒸汽管道和再热蒸汽管道应长期监视蠕变变化。
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