600MW亚临界及超临界汽轮机运行导则（全文）-第5页-北极星火力发电网

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1汽轮机主要辅机

9.1 凝结水泵

1.1.1凝泵运行期间保证凝汽器热井水位正常，避免凝泵汽蚀。

1.1.2机组正常运行期间对凝泵进行检修工作时，应确认与负压系统彻底隔绝，防止机组漏真空。

1.1给水泵

1.1.1汽动给水泵盘车不动时应查明原因，未查明原因前严禁强行盘车和冲转。

1.1.2备用给水泵应暖泵良好，泵壳上下温差超限时应退出联动备用。

1.1.3逆止门不严，严禁启动给水泵;停泵时发现逆止门不严，应立即关闭出口门，保持油泵连续运行，同时采取其他有效措施扼制给水泵倒转;备用中的给水泵若发现逆止门不严，应立即退出备用，若给水泵出口门也不严，严禁关闭给水泵入口门。

1.2循环水泵

1.1.1运行中的循环水泵应防止泵失水及积空气。

1.1.2地下布置的循环水泵，应有可靠的防水淹措施。

1.1.3循环水泵停止时出口蝶阀应关闭以防发生倒转，并合理控制蝶阀关闭时间防止发生水冲击。

1.1.4循环水入口管道滤网应定期巡检，发现堵塞及时清理。

1.1凝汽器

1.1.1引入凝汽器的疏水阀门在正常运行中应关闭严密，防止局部冲刷、裂纹，疏水阀门后安装测温元件，能够在线监测阀门泄漏情况。

1.1.2凝汽器汽侧引出的低压抽汽管道在检修中应检查是否泄漏。

1.1.3应定期进行凝结水和循环水水质的化验，防止泄漏及结垢。

1.1.4循环水应保持清洁，根据季节及负荷的变化合理调整水温水量，满足循环倍率、端差、温升的要求。可通过排污、加药等方法严格控制循环水浓缩售率。开式循环水系统，应防止微生物附着和堵塞。

1.1.5应定期对凝汽器进行胶球冲洗，及时处理设备缺陷，保证收球率正常，对磨损的胶球予以及时更换，每次冲洗应计算收球率并记录端差和真空的变化。

1.2高低压加热器

1.2.1高低加泄漏、水位计运行不正常、联锁保护动作不正常，严禁投入运行。

1.2.2高低加保护动作时，应立即确认抽汽逆止门、电动门关闭，事故疏水打开，保证汽轮机不进水，检查原因同时应保证向锅炉连续供水。

1.2.3避免高低加低水位运行，避免疏水带汽，下端差过大时进行高低加水位热态标定试验。

1.2.4运行中高低加水位自动调节异常时应及时处理，水位无法控制时应停止高低加运行。

1.2.5定期对高低加端差及疏水调节阀开度、疏水量变化进行定期分析。

1.2.6新装或检修后的高低加安全阀，须经校验合格方可投入运行。

1.2.7正常情况下高低加应随机启动。投入高加过程中应先投水侧，后投汽侧，必须注意减少对高加管板、管口、简体等部件的热冲击，投入蒸汽时应按抽汽压力由低至高逐个投入。

1.2.8投停过程中应按制造厂要求严格控制加热器出口水温温升率。

1.2.9当抽汽管上下壁温差增大或大于42℃时，分析原因并开启该抽汽管上的疏水门。

1.3除氧器

1.3.1除氧器大修或安全阀检修后应做安全阀动作试验，试验不合格不应投入运行。

1.3.2严格控制水位在正常范围内运行。

1.3.3负荷突增或高加跳闸时，应严防除氧器超温、超压。

1.3.4负荷急剧减少或抽汽突然停用，应防止除氧器失压引起汽化。

1.4润滑油系统

1.4.1事故放油门手轮应挂有“禁止操作”标识牌，严禁上锁。

1.4.2定期进行油位计活动试验。

1.4.3油箱排烟风机运行正常，保证油箱处于微负压状态。

1.4.4润滑油系统联锁保护动作正常、油质油温正常，否则严禁启机。

1.4.5润滑油冷却器进行切换操作时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油油压的变化，严防切换操作过程中断油。

1.4.6润滑油箱内滤网前后液位差在正常范围内，偏差过大及时清理滤网，防止回油不畅。

1.5EH油系统

1.5.1EH油系统联锁保护动作正常、油质油温正常，否则严禁启机。

1.5.2EH油过滤器及硅胶呼吸器工作正常。

1.6顶轴油系统

1.6.1严格按制造厂规定转速启停顶轴油泵。

1.6.2机组检修后应根据各轴所需顶起高度调整好顶轴油压，启停机时严密监视各轴瓦顶轴油压。

2汽轮机事故预防及处理

2.1事故处理原则及要求

2.1.1事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。

2.1.2事故发生时的处理要点：

a) 根据仪表显示及设备异常现象判断事故发生的部位。

b) 迅速处理事故，首先解除对人身、电网及设备的威胁，防止事故蔓延。

c) 必要时应立即解列或停用发生事故的设备，确保非事故设备正常运行。

d) 迅速查清原因，消除事故。

2.1.3在故障处理时应在值长的统一指挥下正确处理事故。

2.1.4事故处理完毕，应将所观察到的现象，事故发展的过程和对应时间及所采取的处理措施等进行详细的记录，并将事故发生及处理过程中的有关数据资料、记录收集备齐，以备故障分析和完整保存。

2.2汽轮机的事故停机及处理

2.2.1汽轮机在下列情况下，应破坏凝汽器真空紧急停机

a) 汽轮机转速超过3300r/min，而超速保护拒动。

b) 汽轮发电机组突然发生强烈振动或超过跳闸值。

c) 汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声或撞击声。

d) 轴向位移达极限值或推力瓦块温度金属温度超限。

e) 润滑油供油中断或油压下降至极限值，备用油泵启动仍无效，保护拒动。

f) 润滑油箱油位下降至极限值，补油无效。

g) 汽轮发电机组任一轴承金属温度突然升高，超过规定极限值。

h) 汽轮机发生水冲击，上下缸温差超限，10min内主再热汽温急剧下降50℃，抽汽管道进水报警且超过跳闸值。

i) 汽轮机轴封异常摩擦并冒火花。

j) 发电机、励磁机冒烟着火或氢气系统发生爆炸。

k) 汽轮机油系统着火不能很快不灭，严重威胁机组安全。

l) 汽轮机胀差达到极限值。

2.2.2破坏真空紧急停机停机处理

a) 紧急脱扣汽轮机。

b) 手启交流润滑油泵。

c) 确认发电出口开关或主变高压侧开关断开，发电机与电网解列。

d) 停止凝汽器真空泵运行，打开凝汽器真空破坏门。

e) 其他操作同正常停机。

2.2.3汽轮机在下列情况下，应立即停机

a) 凝汽器真空降到保护值而保护拒动。

b) 高压缸排汽温度超限。

c) 低压缸排汽温度超限。

d) 主再热蒸汽温度超限。

e) 主蒸汽压力超限。

f) 发电机断水超过规定值，断水保护拒动。

g) 厂用电全部失去。

h) 氢冷系统大量漏氢，发电机内氢压无法维持。

i) 凝汽器铜管泄漏，大量循环水漏入汽侧。

j) DEH、TSI系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时;

2.2.4汽轮机立即停机的处理

a) 紧急脱扣汽轮机。

b) 手启交流润滑油泵。

c) 确认发电出口开关或主变高压侧开关断开，发电机与电网解列。

d) 其他操作同正常停机。

原标题：600MW亚临界及超临界汽轮机运行导则

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