5 汽轮机运行中的维护与试验
5.1 运行限额
5.1.1 运行中主要参数的正常值及允许范围见表 10(表中所列为A152—2 产品数据)：
表 10
名 称 单 位 正 常 值 最 高 最 低 备 注
主蒸汽压力 MPa(kgf/cm2) 16.2(165) 16.9(172) 15.5(158) 额定参数
主 蒸 汽 温
度
℃ 550 555 535 额定参数
再 热 蒸 汽
压力
MPa(kgf/cm2) 3.2(32.705) — — 额定参数
再 热 蒸 汽
温度
550 555 535 额定参数
主 蒸 汽 或
再热蒸汽两
侧温度偏差
℃ ＞17 50 ——
调节级12.5(127.209) 13.2(134.2) ——
一 级 抽
汽5.2(52.576) 5.4(55.2) —
二 级 抽
汽3.6(36.535) 3.7(38.2) —
三 级 抽
汽1.46(14.897) 1.52(15.5) —
四 级 抽
汽0.74(7.591) 0.78(8.0) —
五 级 抽
汽0.48(4.855) 0.50(5.1) —
六 级 抽
汽
MPa(kgf/cm2)
0.27(2.756) 0.23(2.9) —
七 级 抽
汽
监
视
段
压
力
八 级 抽
汽
kPa(kgf/cm2) 82(0.8347)
17(0.1761)
85(0.87)
21(0.21)
—
调 节 汽 门 室
与调节级压
差
MPa(kgf/cm2) 4.4(45)
凝汽器真空 kPa(mmHg) 96(722) — 87(650) —
低 压 缸 排 汽
温度
℃ 33.16 65 —
空 负 荷
时不大于
120℃。高
于80℃时
排汽缸喷
水装置应
自动投入
续表 10 单位：(mm)
名 称 正 方 向 负 方 向 备 注
轴向位移 1.2 -1.2
高压胀差 4.5 -1.3
中压胀差 1.8 -2.2
低 压 缸 Ⅰ 胀
差8.5
低 压 缸 Ⅱ 胀
差16
定零位方法：用力98.1kN(10tf)将推力盘紧贴
推力瓦工作面，此时轴向位移、胀差表定为“0”
续表 10
名称 单 位 正 常 值 最 高 最 低 备 注
轴 封 配汽联
箱压力
疏 水 扩容器
压力
MPa(kgf/cm2)
0.10～0.1
(1.03～1.3)
—
—
0.15(1.5)
—
—
轴 封 加热器
真空kPa(mmHg) 4～8(30～
60) — —
轴承振动mm — 0.05 — 双幅值
调节油压 2.1(21) — 1.8(18)
润滑油压 0.18～0.25
(1.8～2.5)
— 0.16(1.6)
主 油 泵进口
油压
MPa(kgf/cm2)
0.2(2) — 0.18(1.8)
轴 承 回油温
度
＜65 75 — 油环处
推 力 瓦块温
度
＜90 95 —
冷 油 器出油
温度
℃
— 45 40
油箱油位 mm — 900 200 由上向下
量
发 电 机进风
温度
— 40 20
励 磁 机进风
温度
— 40 20
发电机定子、
转子、端部进水
温度
— 40 10
发电机定子、
转子、端部出水
温度
℃
— 75
发电机定子、
转子、端部进水
压力
MPa(kgf/cm2) 0.4～0.5
(4～5)
0.5(5) 0.4(4)
发 电 机定子
线圈温度
— 90 —
发 电 机定子
铁芯轭部温度
— 130 —
最大温升
90℃
发 电 机定子
铁芯齿部温度
℃
— 120 —
最大温升
80℃
5.1.2 凝汽器真空严密性试验标准见表 11。
5.1.3 水及润滑油质标准见水利电力部《火力发电厂水、汽监督规程》、《电力系统油质试验
方法》规定。
表 11 单位：kPa/min(mmHg/min)
优良 合 格 备 注
0.1(1) 0.3(2) 0.4(3) 试验负荷应在额定负荷 80%及以上
5.2 运行维护
5.2.1 汽轮发电机组在运行时，值班人员应做好下列工作：
5.2.1.1 机组的热机保护装置、联锁保护装置、辅机自启动开关应在投入位置。
5.2.1.2 每小时抄录有关仪表读数于日报表上，发现数值不正常，应即查明原因，采取必要
的措施。
5.2.1.3 每天定时全面抄录仪表读数于月报表上，并结合运行工况进行分析。
5.2.1.4 每小时对机组进行巡回检查，发现设备缺陷时，应填写设备缺陷报告单。对重大的
设备缺陷还应做好事故预想。
5.2.1.5 每天定时测量、记录并分析汽轮发电机各个轴承振动。
5.2.1.6 按各厂《汽轮机定期维护试验制度》的规定，对设备进行有关的维护与试验操作。
5.2.2 汽轮机通流部分结垢的监视如下：
5.2.2.1 运行中监视汽轮机通流部分结垢情况，一般应每星期记录调节级压力相对增长率。
在相同的运行方式和相同的蒸汽流量(经汽压、汽温修正后的数值)下，调节级压力的相对
增长率Δp 按下式计算：
　
Δp
p p
p
=
−
脏净×
净
100%
　　
式中　 p净——叶片干净时的调节级压力，MPa；
　 p脏——叶片结垢时的调节级压力，MPa。
5.2.2.2 调节级压力相对增长率的极限值为高压缸：10%；中压缸：15%。
5.2.2.3 如调节级压力相对增长率超过极限值，应检查分析，确认是通流部分结垢引起时，
则需采取措施予以清除。必要时应申请停机处理。
5.3 运行试验
5.3.1 正常运行维护试验见表 12。
5.3.2 检修后试验要求见表 13。
5.3.3 试验中注意事项及要求如下：
5.3.3.1 在下列情况之一时，可不进行试验，但应阐明理由并经总工程师同意：
a.设备有明显重大缺陷，如经试验将引起缺陷发展导致运行情况恶化。
b.运行系统甚为薄弱且缺乏完整的安全措施。
5.3.3.2 在下列情况之一时，应进行危急保安器超速试验：
a.汽轮机大修后。
b.危急保安器解体或调整后。
c.停用一个月后再启动。
d.甩负荷试验前。
e.机组运行2000h 后。
表 12
项 目 周 期 要 求
热工信号试验 每班 接班时进行试验，检查灯亮、声响
凝汽器二次滤网清洗 自定 垃圾多时可适当增加清洗次数
油箱油位计活动试验 每班 应无卡涩现象
高、中压自动主汽门活动
试验
每天 应无卡涩现象
凝汽器胶球清洗 自定 清洗时间为 30～60min
油箱放水自定 注意油位变化
冷却水滤网清洗 自定 清洗时应注意油、空气、水温度
联系信号、厂用警报试验自定 信号指示正确，灯光、声响正常
抄录汽轮机各点金属温
度
自定 有 400 点或电子计算机打印的，可不抄录
辅机轴承、电动门添加润
滑油
自定 适量或至正常油位
中压调节汽门活动试验 每周 应无卡涩现象
凝结水泵、凝结水升压
泵、空冷泵、水冷泵、射水
泵、电动给水泵、疏水泵、
循环水泵试开或切换运行
每半月 至少运行时间为 30～60min
试开调节油泵、润滑油泵每半月
微开出口门运行，时间不超过2min(可结合低
油压自启动试验进行)，试验结束后全开出口门
顶轴油泵、盘车电动机测
量绝缘电阻值
自定 绝缘电阻值应合格
凝汽器真空严密性试验 每月 真空下降速度不大于 0.4kPa/min(3mmHg/min)
1、2 号轴承座台板注油每月 适量
高压加热器高、低水位保
护试验
每月
高水位停用高压加热器保护试验为半年一次，
一般配合启动、停机时进行
抽汽逆止门电磁阀动作
试验
每月 关闭电磁阀液控或气控进、出口门
低压缸排汽缸喷水电磁
阀动作试验
每季 关闭电磁阀进、出口门
危急保安器充油试验 2000h 危急保安器动作，高压自动主汽门不关闭
表 13
项 目 要 求
危急保安器超速试验
大 修 后 应 试验二次， 动作转速应为3300 ～
3360r/min，二次动作转速之差应不大于18r/min
汽轮机各热机保护装置试验 每月第一次启动或检修后试验
汽轮机与紧急停炉、发电机故障联动
保护试验
机组大、小修后进行
各辅机自启动试验 每月第一次启动或检修后试验
电动门、调节门校验及联锁试验 每月第一次启动或检修后试验
调节系统静态调整试验 调节系统检修后进行
汽门严密性试验 大修后进行
高压加热器汽、水侧安全门校验：汽按国家劳动总局《压力容器安全监察规程》规定
缸、法兰、螺栓加热装置调温联箱及除
氧器安全门校验
执行
汽轮机热力试验 机组大修前、后各做一次，以便分析比较
5.3.3.3 进行危急保安器超速试验时应注意下列事项：
a.进行危急保安器超速试验，一般应在带负荷50MW 左右，连续运行时间3～4h 后进行。
b.为了保证危急保安器超速试验的安全性，一般应先做危急保安器充油试验，且确认动
作正常。充油试验可在带负荷前进行。
c.危急保安器超速试验前，应手动危急遮断器一次，检查高、中压自动主汽门及调节汽
门关闭情况。
5.3.3.4 每当汽轮机运行2000h 后可做危急保安器充油试验。一般在低谷负荷时进行。试验
时应有专人监视，并做好事故预想。
5.3.3.5 凝汽器真空严密性试验时，机组负荷应稳定在240MW 及以上。关闭抽气器空气门，
在时间3～5min 内，真空下降平均速度应不大于0.4kPa/min(3mmHg/min)。试验时，如真空
下降至85kPa(638mmHg)应停止试验。
5.3.3.6 高、中压自动主汽门活动试验前，安全油压应在1.8MPa(18kgf/cm2)及以上。试验时
应逐只阀门进行。