汽轮机的运行和维护第一节汽轮机正常运行维护20.1.1 汽轮机正常运行维护工作1. 各岗位运行人员应认真监盘及操作、调整，随时注意各参数、各仪表的变化，发现情况及时处理及时汇报，并采取措施处理；2. 操作员、巡检员按要求定时、正确抄表，对各参数进行分析比较，如发现有参数偏离正常值，应查明原因，采取相应的措施，并汇报主值班员或值长；将值班中机组发生的异常及操作情况完整记录在运行日志内，并做好交接班及各项记录；3. 应定时、定线对设备进行巡回检查。
巡检时应带必要的工器具及防护用具，认真做到看、摸、嗅、听，仔细核实各运行及备用设备所处的状况正常与否，发现异常情况应找出原因，采取措施，保证机组正常运行；4. 发现缺陷，及时联系消缺并做好必要的防范措施，对于有可能影响机组或设备、系统安全、经济运行的缺陷，还应作好记录，做好事故预想，并汇报主值班员、单元长值长；5. 机组保护必须正常、正确、可靠投入；6. 按照定期工作制度要求完成设备定期切换、定期试验工作；7. 经常检查辅助各辅机无异常振动、无异常声音，转机轴承油位、油温正常，油质良好，并及时监督有关人员添加或更换；8. 配合化学,监督凝结水、给水、炉水、蒸汽、发电机定子冷却水、润滑油、EH油品质；9. 进入电子间、6kV开关室、380V开关室、网控室，禁止无线通信设备的使用，若有携入者，必须呈关机状态；10. 在接班前、交班前、巡回检查、工况变化应对设备进行听音检查；11. 对油系统重点检查，严防漏油着火事故的发生。
发现问题及时汇报联系相关部门进行处理，做隔离措施时，应注意不要影响热工信号，必要时，由热工确认、解除可能误动的保护；12. 经常检查机组运行情况和监视表计指示。
当发现表计指示和正常值有差异时，应查明原因。
设备出现故障时，应及时联系、汇报，并采取必要措施；备用设备应处于良好的备用状态，联锁在投入位置，备用设备进、出口门应处于相关位置；13. 异常情况下应特别注意机组运行情况：1) 负荷急剧变化；2) 蒸汽参数或真空急剧变化；3) 汽轮机内部有不正常的声音；4) 系统发生故障；5) 自动不能投入时。
14. 设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，检查各运行设备的电流、声音、温度、振动、轴承油位等应正常。
除事故处理外，严禁设备超出力运行；15. 新投入运行或异常运行的设备要加强巡检和监视；16. 值班人员在遇到异常工况或机组运行工况大幅度变化时，必须视情况解除有关自动调节，进行手动调整，使机组各项运行参数稳定。
在解除自动进行手动操作时，必须小心谨慎且应互相联系，配合协调好，避免运行参数大范围的波动，以免造成机组异常或事故扩大；17. 机组负荷变化时及时调整机组及各设备、系统运行参数在正常范围；1) 根据调度要求，及时调整机组负荷，以满足外界负荷的需要。
机组负荷调整采用定—滑—定方式，变负荷率应控制在3MW～6MW；2) 根据机组负荷、主蒸汽流量，检查热井补水、凝结水、给水流量自动调整情况，维持排汽装置水位、除氧器水位在正常范围；3) 根据机组运行情况及季节性的变化，合理调整开式、闭式冷却水系统的运行方式；4) 根据各设备的油、风、水温度情况，调整冷却水量以维持在正常范围；5) 负荷变化时注意监视并调整主汽、再热汽压力和温度，监视段压力、高排压力、真空、串轴、轴振、润滑油压、润滑油温、轴封蒸汽压力等参数在正常范围。
18. 及时合理调整运行方式，分析处理设备异常，保证机组在经济状态下运行：1) 回热系统正常投运，各加热器水位正常，出水温度符合设计要求，疏水方式合理，疏水端差在正常范围；2) 经常分析各参数，并及时进行调整，维持在经济工况运行；3) 降低各项热损失，提高机组效率。
20.1.2 机组运行调整的主要任务及目的1. 确保各主要参数在正常范围内运行，及时发现和处理设备存在的缺陷，充分利用计算机的监控功能使机组安全、经济、高效地运行；2. 调整进入汽轮机的蒸汽量，使其满足机组负荷的要求；3. 减少汽轮机各种热损失，提高汽轮机效率；4. 保持汽温、汽压，汽包、除氧器、排气装置水位正常；5. 通过凝结水系统放水和除氧器的排氧等手段保持各汽水品质合格；6. 保持排汽装置真空在最佳值，提高机组热效率；7. 合理安排设备、系统的运行方式，使之运行在最佳工况，提高机组的经济性。
20.1.3 汽轮机最高排汽背压和负荷对应关系表汽轮机最高排汽背压和负荷对应关系表（参考）负荷(%) 报警背压(Kpa) 停机背压(Kpa) 备注5～20 20 25 延时 15 分钟跳闸30 24.2 28.2 延时 15 分钟跳闸40 28.4 32.4 延时 15 分钟跳闸50 32.5 37.5 延时 15 分钟跳闸75～100 43 48 延时 15 分钟跳闸0～100 60 65 无延时跳闸第二节汽轮机正常运行控制指标20.2.1 汽轮机正常运行保证的主要参数及限额1. 主蒸汽压力1) 主蒸汽额定压力16.7MPa，正常运行不应超过17.5MPa；2) 主蒸汽压力在17.5MPa～21.67MPa之间，运行时间一年累计不许超过12小时；3) 主汽压力超过20MPa时，应立即采取措施降至允许压力，否则应停机；4) 主汽压力小于对应负荷压力时，应降低负荷，保持负荷与压力对应。
2. 再热蒸汽额定压力3.7044MPa，正常运行时不超过4.6MPa。
3. 主、再热蒸汽温度1) 主、再热蒸汽额定温度538℃。
正常运行时，主、再热汽温度不许超过546℃；2) 主、再热蒸汽温度在546℃～552℃之间，一年运行累计时间不许超过400小时；3) 主、再热蒸汽温度由额定温度最高波动至565℃不允许超过15 分钟，温度在552～565℃运行时一年累计时间不许超过80小时；4) 主、再热蒸汽温度超过565℃时应手动停机；5) 正常运行时，主、再热蒸汽两主汽门前温差应小于14℃；6) 主、再热蒸汽两主汽门前温差允许为42℃，每次运行不能超过15分钟，如超过应手动停机，类似工况的重复出现应间隔至少4小时。
温差达83℃时，应手动停机；7) 主、再热蒸汽温度最低不许低于510℃，如低于此温度，应联系值长降低负荷并尽快恢复，汽温降至465℃时，应手动停机；8) 各段抽汽管道上防进水热电偶温差大于40℃时，可认为汽缸进水，应立即采取措施排除积水；9) 在启动、变负荷和停机时，在连续15分钟内主蒸汽温度和再热蒸汽温度的下降值应小于50℃，若达80℃以上应手打停机；10) 低负荷时，再热蒸汽温度将低于主蒸汽温度，在这种情况下，当趋近于空载时，温差不许高于83℃，短暂的温度周期性波动应予避免。
4. 调节级后蒸汽温度和压力1) 汽轮机调节级后压力不允许超过 13.2MPa；2) 汽轮机调节级后温度正常不允许超过 497℃；3) 汽轮机调节级后蒸汽温度和压力额定工况为 490℃和 12.0MP。
5. 汽缸金属温度1) 蒸汽室内、外壁金属温差正常应小于83℃，超过83℃时，应保持机组负荷，查明原因；2) 高中压缸外缸上、下温差达42℃报警，应查明原因，并检查轴向位移、胀差、振动等情况，达56℃时，应汇报运行部领导。
20.2.2 机组正常运行负荷调整注意事项1. 机组负荷调节时，若负荷调节幅度较大时，注意汽轮机各参数变化。
2. 在负荷变化过程中，应密切注意主、再热汽压力、温度的变化，出现任何不正常的情况应立即及时联系调整。
3. 在负荷变化过程中，注意除氧器、凝汽器、排汽装置、加热器水位变化及给水泵运行状况。
4. 机组负荷变化率:1）在 100%—50%MCR 范围内，机组负荷变化率不大于 6MW/min。
2）在 50%—20%MCR 范围内，机组负荷变化率不大于 3MW/min。
3）在 20%MCR 以下，机组负荷变化率不大于 3MW/min。
4）在 50%—100%MCR 之间的负荷阶跃为 30MW。
20.2.3 汽轮机运行控制指标（暂定）系统名称单位正常值高值报警低值报警保护值主再热蒸汽主汽压力MPa 16.7 17.5 15.03 21.7 主汽温度℃530～545 545 525 565/465 主汽流量t/h 952 1085再热蒸汽压力MPa 3.33 4.16再热蒸汽温度℃530～545 545 525 565/465 高压缸排汽压力MPa 3.7 4.8高压缸排汽温度℃324.5 380 424 低压缸排汽温度℃54 79 121排汽装置排汽装置压力KPa 15 25～48 65排汽装置水位mm 1100 1500/1700 700/400 400跳凝泵润滑油润滑油母管压力MPa0.096-0.240.080 0.060润滑油油箱油位mm 0 2200 1600 1400润滑油冷油器出口温度℃38--45 45 38系统名称单位正常值高值报警低值报警保护值E H 油EH油母管压力MPa12.6—14.6 15.2 11.03 9.3 EH油泵出口压力MPa13—15AST油压MPa13.7＞6.89（挂闸信号来）OPC油压MPa13.7 6.89ASP油压MPa7.0 9.3 4.14隔膜阀上油压MPa0.70危急保安器注油试验压力MPaEH油箱油温℃43--54 55 37EH油箱油位mm 510—525 558.8 438.15 193.54主机轴向位移mm +0.9 -0.9+1.0/-1.胀差mm 15.7 -0.816.5/-1.5 汽机径向轴承温度℃＜99 107 112 推力轴承温度℃＜85 99 107 发电机径向轴承温度℃＜85 99 107 轴承振动mm ＜0.076 0.125 0.254 高压缸压比 1.8 1.7轴封轴封母管压力MPa0.025—0.031 0.031低压轴封母管温度℃150 177 121辅助蒸汽辅助蒸汽压力MPa0.6—0.8 1.0 0.4 辅助蒸汽温度℃325凝结水凝结水泵出口压力MPa2.0 2.0工频凝结水泵出口温度℃55凝结水流量t/h＞200除氧器除氧器温度℃166除氧器水位mm 1850 2050/2100 1650/4002150/400 除氧器压力MPa0.15-0.75 0.92 0.15给水给水泵出口母管压力MPa18 28 5给水温度℃272.6给水流量t/h952闭冷水闭冷泵出口压力MPa0.6-0.75 0.6 0.4 凝结器出口水温℃38闭式水箱水位mm 1100 1250/1400950/600/300300系统名称单位正常值高值报警低值报警保护值密封油空侧密封油泵出口压力MPa0.8氢侧密封油泵出口压力MPa氢油压差KPa 0.085 0.056/0.035定子冷却水定子冷却水流量t/h 55 44 38.5 定子冷却水进水压力MPa 0.2—0.26定子冷却水电导率μs/cm 0.5—1.5 5.0定子冷却水箱水位mm 600 700 550 漏氢量m³/d 10压缩空气仪用压缩空气压力MPa 0.6—0.8 厂压缩空气压力MPa 0.6—0.820.2.4 运行中汽、水控制品质指标（暂无资料，参考同类型机组）给水品质名称单位数值pH值(25℃) 9～9.5硬度μmol/L 0溶氧(02) μg/L ＜7铁(Fe) μg/L ＜15铜(Cu) μg/L ＜2SiO2 mg/L ＜20联氨(N2H4) μg/L ＜30导电率(25℃) μs/cm ＜0.15锅炉炉水品质名称单位数值pH值9～9.7硬度μmol/L 0导电率(25℃) μs/cm ＜20二氧化硅(SiO2) mg/L ＜0.20蒸汽品质名称单位数值铁(Fe) μg/L ＜10钠(Na) μg/L ＜5二氧化硅(SiO2) μg/L ＜20导电率(25℃) μs/cm ＜0.15凝结水品质名称单位数值溶氧(02) μg/L ＜100硬度μmol/L 0导电率(25℃) μs/cm ＜0.3钠(Na) μg/L ＜5铁(Fe) μg/L ＜100凝补水品质名称单位数值导电率(25℃) μs/cm ＜0.15二氧化硅(SiO2) μg/L ＜15钠(Na) μg/L ＜5铁(Fe) μg/L ＜5定子冷却水品质pH值7～9导电率(25℃) μs/cm ＜2铜(Cu) μg/L ＜40硬度μmol/L ＜2闭式冷却水品质导电率(25℃) μs/cm ＜20pH值8～9.220.2.5 运行中透平油质量标准项目GB/T7596质量指标建议指标和周期牌号ISOVG32外观透明透明，无机械杂质颜色无异常变化运动粘度（40℃），mm2/s 与新油原始测值相差≤20% 与新油原始测值相差＜±10%闪点（开口杯）℃与新油原始测值相比不低于15℃与新油原始测值相比不低于15℃颗粒度，级250MW及以上报告NAS ≤8酸值mgKOH/g 未加防锈剂≤0.2,加防锈剂≤0.3 未加防锈剂≤0.2，加防锈剂≤0.3液相锈蚀无锈无锈破乳化度，min ≤60 ≤30水分200MW及以上≤100 mg/L 氢冷却机组≤80mg/kg 起泡沫试验，mL ≤600/10 ≤500/10空气释放值，min ≤10 ≤1020.2.6 运行中抗燃油质量标准项目控制标准牌号阿克苏XC46外观透明颜色桔红密度20℃，g/cm3 1.13～1.17运动粘度40℃mm2/s 37.9～44.3凝点℃≤-18闪点℃≥235自燃点℃≥530颗粒度NAS级≤6水分（m/m）% ≤0.1酸值mgKOH/g ≤0.2氯含量%（m/m）≤0.010泡沫特性24℃mL ≤200电阻率20℃，Ω·cm ≥5.0×109矿物油含量%（m/m）≤4名称单位及备注数值纯度≥98%湿度g/m3 ≤5CO2置换空气顶部排气管取样CO2含量≥85%H2置换CO2 底部排气管取样H2含量≥96%CO2置换H2 顶部排气管取样CO2含量≥95%空气置换CO2 底部排气管取样CO2含量≤10%20.2.8 正常运行定期工作（详见附件17：定期工作一览表）第三节汽轮机控制方式20.3.1 机组共有四种控制方式1. 基本方式BASE；2. 汽轮机跟随方式TF；3. 锅炉跟随方式BF；4. 协调方式CCS。