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200MW级汽轮机运行导则

发布时间：2010/12/11 阅读次数：3053 字体大小: 【小】【中】【大】

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200MW级汽轮机运行导则
中华人民共和国电力行业标准
DL/T 608—1996
Guide for 200MW grade steam turbine operation
前言
200MW级汽轮机自投产以来，在运行方面积累了很丰富的经验，但尚未形成较为完
善的指导运行的行业标准。为进一步改善运行水平，提高设备的安全性、经济性和稳定
性，在总结和吸收国内、外200MW级汽轮机运行的先进技术和经验的基础上，制定了本
导则。本导则是电力工业的行业标准，是通用的、原则性的技术规定，是发电厂制订运
行规程的指导性技术文件。各200MW级汽轮机可根据本导则要求，结合制造厂的技术文
件及设备和系统情况，编制运行规程。
本导则附录A是标准的附录。
本导则附录B、附录C、附录D、附录E、附录F 都是提示的附录。
本导则由电力工业部标准化领导小组提出并归口。
本导则的起草单位：电力工业部东北电业管理局。
本导则主要起草人：葛凤坡、任广臣、孙贵平、王之昌、孙正智、刘纯志。
本导则委托电力工业部电站汽轮机标准化技术委员会负责解释。
200MW 级汽轮机运行导则
DL/T 608—1996
Guide for 200MW grade steam turbine operation
中华人民共和国电力工业部1997-02-03 批准 1997-06-01 实施
1 范围
本导则规定了200MW级汽轮机在启动、运行维护、停机、事故处理及试验等方面的
安全、经济、技术的要求和基本操作方法，属于电力工业的行业标准，适用于国产200MW
级汽轮机组。对于引进的200MW级汽轮机组，亦可参照应用。
2 引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版
时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准
最新版本的可能性。
GB7596—87 电厂用运行中汽轮机油质量标准
GB11347—89 大型旋转机械振动烈度现场测量与评定
DL5011—92 电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)
SD269—88 固定式发电用凝汽汽轮机技术条件
(82)水电技字第63 号电力工业技术管理法规(试行)
(83)水电电字第47 号火力发电厂高压加热器运行维护守则
IEC45—1 汽轮机篇
3 总则
汽轮机组的启动、运行维护、停机、事故预防和处理及试验等技术过程，是汽轮机
组运行的重要内容。正确处理好各种工况下的操作、监视、维护、调整诸环节，是实现
汽轮机组具有良好的运行水平，提高设备的安全性、经济性和可靠性，延长设备使用寿
命的重要途径。
汽轮机的启动和停机是汽轮机最重要的运行阶段。在这些过程中，汽轮机各金属部
件和管道处于不稳定的传热过程中，机械状态的变化比较复杂。因此，启动和停机过程
应充分考虑并处理各个金属部件的机械应力，热应力及在应力作用下的变形、推力、振
动、汽缸和转子的热膨胀和胀差等问题。这些制约因素都直接与金属部件内部及其之间
的温度场有关。金属部件的温差大小主要取决于蒸汽参数，蒸汽温度变化率，暖机、暖
管和疏水方式。本导则将通过综合分析和判断，结合200MW级汽轮机的特性和多年来的
运行实践，制定原则上的操作依据和方法
及行之有效的监控、调节手段和措施，以期达到安全、合理地启动和停机的目标。
汽轮机的各项试验，是为了验证保护、自动调节装置能否按照规定的条件和数值正
确动作，即检测其可靠性，以便提前发现问题，及时进行处理，使其在运行中发挥作用。
另一方面，因为试验过程本身也可能引发事故，所以对试验的条件、步骤、要求的有关
规定就显得尤为重要。本导则对各种状态下的试验进行了具体的说明。
200MW级汽轮机组已成为我国电网中的主要机组，一旦发生事故停机，甚至造成设
备损坏，对电网的影响极大。本导则给出了事故处理的原则，常见事故、典型事故的处
理及其预防三个方面的基本规定。目的是使运行人员在了解设备结构、熟悉系统的基础
上，正确判断，严格执行本规定，防止人为误操作及事故扩大。
依据本导则的有关规定，结合制造厂出具的有关技术文件，可以编制现场具体的运
行规程。当本导则的内容与制造厂的规定存在矛盾时，应遵从制造厂方面的要求。
4 汽轮机的安全经济运行
4.1 汽轮机启动、停机的基本要求
4.1.1 启动状态的划分
冷态：高压汽缸内缸内下壁调节级处金属温度在150℃以下时的状态。
温态：高压汽缸内缸内下壁调节级处金属温度在150℃与300℃之间的状态。
热态：高压汽缸内缸内下壁调节级处金属温度在300℃与400℃之间的状态。
极热态：高压汽缸内缸内下壁调节级处金属温度在400℃以上时的状态。
4.1.2 禁止汽轮机启动的情况
发生下列情况之一时，严禁启动汽轮机：
a)危急保安器失常，高中压自动主汽阀及调节汽阀、抽汽逆止阀卡涩，不能严密关闭
时，电动主汽阀失常时；
b)调节系统不能维持空负荷运行，或甩负荷后，调节系统不能控制机组转速在危急保
安器动作转速以下时；
c)汽轮机大轴晃动度偏离原始值0.02mm时(原始值一般不大于0.05mm)；
d)高压汽缸内缸上下壁温差大于35℃，高压汽缸外缸、中压汽缸上下壁温差大于50
℃时；
e)汽轮机保护装置失常时，如低油压保护、低真空保护、轴向位移保护、低油位保护、
电超速保护、振动保护及声光报警系统等；
f)盘车过程中，汽轮机动静部分有明显摩擦声时；
g)汽、水、油质不合格，油系统充油后，主油箱油位降到规定值以下时；
h)高压油泵、交流和直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置失常时；
i)主要管道系统严重漏泄和本体、主要管系保温不完整时；
j)缺少主要仪表或主要仪表指示不正确时，如转速表、汽压表、汽温表、真空表、汽
缸金属温度表、轴向位移表、油压表、油温表、胀差表、轴承乌金温度表、大轴晃动度
测量装置及仪表等。
4.1.3 停机的方式及要求
4.1.3.1 滑参数停机适用于按计划安排，要求汽轮机停机后具有较低温度水平，完成了各
项准备工作的正常停机。
4.1.3.2 额定参数下停机多用于异常或紧急故障情况下的停机，及具备停机后能够实施强
迫冷却和热态启动不存在困难的机组。
4.1.3.3 正常停机前，高压油泵、交流和直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电动机的启动试
验应合格。
4.2 汽轮机冲动参数选择
4.2.1 冷态启动冲动参数
4.2.1.1 冷态启动时，主蒸汽温度的选择主要考虑蒸汽对汽缸、转子等部件的热冲击，既
要避免产生过大的热应力，还应保证汽轮机具有合理的加热速度。推荐主蒸汽温度选择
在250～280℃之间，并应具有50℃以上的过热度。
4.2.1.2 主蒸汽压力的选择主要取决于主蒸汽温度。它既要与汽温的要求相对应，又能满
足迅速通过临界转速并达到额定转速的需要，以便简化操作、调整工作。因此，主蒸汽
压力选择在1.5～2.0MPa 之间。
4.2.1.3 冲动时，再热蒸汽温度与中压汽缸金属温度相匹配，力求接近主蒸汽温度，与主
蒸汽温度的最大偏差不超过50℃，并具有50℃以上的过热度。
4.2.1.4 凝汽器真空偏低，冲动时蒸汽流量大，汽轮机内蒸汽压力高，低压汽缸排汽温度
则高；真空过高，暖机效果差，启动时间延长。推荐凝汽器真空值选择在70～77kPa 之
间。
4.2.1.5 连续盘车时间不少于2h(大修后或新装机组的盘车时间可适当延长)。
4.2.1.6 油温和油压：汽轮机油系统油压过高，影响油管道等部件的安全，易发生油管法
兰等处漏油。调节油压太低会使调节系统工作失调、动作困难。润滑油压过低，影响轴
承正常润滑和冷却。油温过高会使轴承油膜减薄，长期过高还会加速油质老化。油温过
低，油的运动粘度增大，轴承油膜增厚，油膜稳定性差，可能会引起轴承油膜振荡。所
以，选择润滑油压为0.10MPa±0.02MPa，调节油压为2.00MPa±0.10MPa，冲动时轴承
进油温度不低于35℃。
4.2.2 温态、热态、极热态冲动参数的选择
4.2.2.1 汽轮机启动实质是对汽轮机金属的加热过程，要求进入汽轮机的蒸汽温度高于汽
缸金属温度50～100℃。主蒸汽温度启动时容易达到，因此，主蒸汽温度应尽可能取上限。
再热蒸汽的压力低，排汽、疏水条件不如主蒸汽，实际启动过程中，往往只能达到高于
中压汽缸金属温度30～50℃的水平。再热蒸汽温度应接近主蒸汽温度，至少要高于中压
汽缸内上壁金属温度30～50℃。均应具有50℃以上的过热度。主蒸汽压力的选择取决于
主蒸汽温度，在汽轮发电机并网后应满足汽轮机负荷能尽快提升到汽缸温度相对应的水
平的要求。
4.2.2.2 汽缸上、下缸温差大会造成汽缸拱曲变形，使动静部件之间的径向、轴向间隙都
发生改变，严重时会产生动静部分摩擦现象。上、下缸温差的最大值出现在调节级区域。

理论估算和实际验证表明，调节级处上、下汽缸温差每增加10℃时，该处动静径向间隙
约减少0.1～0.15mm。隔板汽封通常的径向间隙为0.45～0.8mm，因此，要求高压汽缸外
缸和中压汽缸上、下缸温差小于50℃，高压汽缸内缸上、下缸温差小于35℃。
4.2.2.3 高、中、低压胀差在规定范围内，并具有一定裕度。
4.2.2.4 大轴晃动度要合格、稳定。温态、热态启动时，冲动前连续盘车时间一般为2h。
4.2.2.5 凝汽器真空保持在77kPa 以上。
4.2.2.6 其它冲动参数与冷态启动冲动参数相同。
4.3 温度变化率
汽轮机在启动、停机过程中，最主要的问题之一是如何对转子、汽缸、管道和阀门
等金属部件进行缓慢而均匀的加热或冷却。控制好各部件金属的温度变化率，也就保证
了汽轮机金属的任何部分不致于产生过大的热应力。金属温度变化率的控制，主要是通
过对主蒸汽和再热蒸汽温度、压力，蒸汽流量，负荷以及进汽方式，加热装置使用方式
的适当控制、调整来实现。
4.3.1 蒸汽温度、压力变化率
4.3.1.1 汽轮机启动时，主蒸汽温升率为1～1.5℃/min；再热蒸汽温升率为2～2.5℃/min；
冷态滑参数启动时，主蒸汽压力增长速率为0.02～0.05MPa/min。
4.3.1.2 滑参数停机时，主蒸汽温降率为0.5～1.0℃/min；再热蒸汽温降率为1.0～1.5℃
/min；主蒸汽压力下降速率为0.02～0.05MPa/min。
4.3.2 金属温度变化率
启动、停机和其它工况下，金属温度变化率应控制在下列数值以下：
a)汽缸内、外壁温度变化率为2.5℃/min；
b)自动主汽阀、调节汽阀阀壁温度变化率为5℃/min；
c)主、再热蒸汽管道管壁温度变化率为6℃/min。
4.3.3 滑参数停机过程中，蒸汽应保持50℃以上过热度，调节级及中压汽缸第13级处蒸
汽温度不低于该处汽缸壁温35℃。
4.4 主要控制指标
4.4.1 启动、停机及运行中蒸汽和各部金属温差
4.4.1.1 主蒸汽、再热蒸汽两侧温差一般不大于17℃，4h 内允许温差达28℃的时间不超
过15min。
4.4.1.2 汽缸加热蒸汽温度比高压汽缸外缸外下壁高100～150℃。
4.4.1.3 高压汽缸内缸内壁上、下温差不大于35℃。
4.4.1.4 高压汽缸外缸内壁和中压汽缸内壁上、下缸温差不大于50℃。
4.4.1.5 高、中压汽缸法兰与螺栓温差不大于35℃，且不允许螺栓温度高于法兰温度。
4.4.1.6 高、中压汽缸法兰内外壁温差不大于100℃。
4.4.1.7 高、中压汽缸上、下法兰温差不大于15℃，左、右法兰温差不大于10℃。
4.4.1.8 高压汽缸内缸外壁与高压汽缸外缸内壁温差在30～40℃之间。
4.4.2 胀差、轴向位移值应控制在制造厂提供的允许范围内。
4.4.3 振动
按以下指标监督振动：
a)轴颈振动的相对位移值在0.08mm内为良好，在0.165mm内可以运行，超过0.260mm
立即打闸停机，在稳定运行工况下，轴颈振动的相对位移值突增，超过允许值的25%时，
应立即采取措施观察处理；
b)中速以下轴承振动值不大于0.03mm；通过临界转速时轴承振动值不大于0.10mm；

额定转速3000r/min 及带负荷时轴承振动值一般为0.03mm，大于0.05mm 时，应分析原
因进行处理。
4.4.4 轴承乌金及进、回油温度
4.4.4.1 推力轴承各瓦块乌金温度小于95℃，支持轴承乌金温度小于100℃。
4.4.4.2 各轴承回油温度小于70℃。
4.4.4.3 运行时各轴承进油温度在40～45℃之间。
4.4.5 正常运行时的主要经济指标和参数
汽轮机组接带基本负荷定压运行时，按下列范围控制其参数和指标：
a)自动主汽阀前主蒸汽压力为12.70MPa±0.50MPa，再热蒸汽压力约为2.30MPa，主、
再热蒸汽温度在 ℃范围内；
b)凝汽器真空保持在设计最佳值附近，空负荷时排汽温度不超过100℃，排汽温度达
到70℃时投入冷却喷水；
c)凝汽器水位保持在600mm附近，除氧器水位保持在2000～2400mm之间；
d)凝结水温度、#4 低压加热器出口凝结水温度、除氧器出水温度、高压加热器出口
给水温度应保持在相应工况下的设计值附近。
4.4.6 汽轮机润滑油质量标准见附录A(标准的附录)。
4.5 冷态滑参数启动
4.5.1 冷态滑参数启动曲线
推荐采用图1 中所示曲线作为冷态滑参数启动的示范曲线。图1 中横坐标为时间，
以冲动时为零点，带到100%额定负荷约6h。纵坐标为压力、温度、转速和负荷。以时间
为变量，形成了具有相互对应关系的五条曲线。
图1 冷态滑参数启动曲线
从冲动到接带额定负荷可分为冲动到500r/min 检查，升速到中速下暖机，升速到
3000r/min 并网，增加负荷到25MW 下暖机，增加负荷到50MW 下暖机，增加负荷到
100MW 下暖机，提高负荷到150MW 暖机并使蒸汽参数达到额定，提高负荷到200MW

等阶段。这些曲线反映了各个不同阶段的主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度及它
们的变化率，以及暖机时间和转速、负荷变化率。在实际启动过程中，遵从曲线上规定
的范围、数值、再加以正确的操作和调整，就能实现汽轮机组的合理启动。
4.5.2 冷态滑参数启动操作要点
冷态滑参数启动的基本操作程序为以下几个步骤：
a)启动的准备工作是指以下方面：
1)各种设备、系统处于预备启动状态，所有主、辅设备的试验合格，达到随时可以投入的
条件。启动用的冷却水、除盐水、润滑油、厂用蒸汽等各系统工质的品质合格，且应具
有符合要求的液位或温度、压力。
2)主机润滑油系统投入运行，密封油系统投入运行，顶轴油泵、盘车、排油烟机投入并处
于正常运行状态。启动高压油泵进行循环，提高油温到35℃以上。在锅炉点火前完成调
节系统的静止试验、主机保护试验及汽轮机、锅炉、电气之间的大联锁试验。
3)锅炉具备点火条件时，启动射水泵、凝汽器冷却水泵和凝结水泵，建立凝汽器真空。
b)锅炉点火后，在升压的同时，将各蒸汽管道、汽轮机本体疏水排入疏水扩容器，进
行充分暖管。应尽快投入蒸汽旁路系统及其减温装置，以提升蒸汽参数。此间，应注意
监视调节汽阀、高压汽缸排汽逆止阀的严密性，监视汽缸的上、下缸温差。汽轮机冲动
前半小时，投入轴封供汽系统，保持其调节汽阀后压力在0.03～0.05MPa 之间。冲动前
投入主机保护装置。
c)冲动、升速、暖机、定速过程的操作要点：
1)开启调节汽阀冲动转子到500r/min，停留约5min，进行检查。重点为听音，监测轴承
振动及回油温度，停止盘车电动机，投入汽缸法兰加热装置。
2)以每分钟100r/min升速率提升转速到中速，即保持转速在1000～1400r/min之间。中速
暖机实际转速的选择原则是避开转子临界转速值和末级、次末级一级频率和二级频率级
100～150r/min，停留在振动较小的转速上。中速暖机时间约为40min。中速暖机结束时，
汽缸总膨胀应在4.0mm以上，中压缸开始膨胀。中速时，停止顶轴油泵。
3)从中速到额定转速的升速率为每分钟100r/min。通过临界转速时应迅速平稳，升速率可
选择在每分钟300r/min附近。汽轮机定速后进行轴承振动的测量和记录，进行打闸试验，
切换高压油泵，投入并调整冷油器冷却水量等操作。停止高压油泵的操作要缓慢、稳妥，
监视油压变化，联络应畅通，防止断油造成轴承乌金烧损。视低压排汽缸温度状况适时
投入冷却喷水系统。
d)并网后，先接带5MW负荷，此时，逐渐关小旁路系统减压阀，缓慢开大调节汽阀
增加负荷。当调节汽阀全部开启时，旁路系统减压阀全关，锅炉开始加强燃烧，按冷态
滑参数启动曲线升温、升压，增加负荷。并网到接带满负荷期间的主要操作有：调整汽
缸法兰加热系统直到停用；适时关闭蒸汽管道和汽缸本体疏水阀；开启轴封和阀杆一、
二次漏汽阀；以及低压加热器疏水泵、凝结水泵、给水泵、高压加热器的投入，除氧器、
轴封供汽汽源的切换，润滑油、密封油油温的控制等。
4.6 温态启动
4.6.1 温态启动曲线
推荐采用图2中所示曲线作为温态启动的示范曲线。
温态启动曲线的构成与冷态滑参数曲线基本一致。它给出了主蒸汽、再热蒸汽温度，
主蒸汽压力，转速，负荷五条曲线，规定了冲动、升速、并网、接带初始负荷、暖机、
增加到额定负荷等阶段各项参数的数值及其变化率和相互对应关系。
图2是汽缸温度300℃时的启动示范曲线，是汽缸温度为高限值时的温态启动。图2

反映了以下内容：
图 2 温态启动曲线
a)冲动参数为主蒸汽压力5.90MPa，主蒸汽温度400℃，再热蒸汽温度380℃。
b)从冲动到100MW 负荷暖机结束，主蒸汽压力一直保持5.90MPa 基本不变。从
100MW 负荷提升到170MW 负荷过程中，主蒸汽压力从5.90MPa 上升到12.70MPa，压
力变化率为0.35MPa/min。
c)从冲动到120MW负荷区间，包含100MW下暖机，主蒸汽、再热蒸汽温度持续上
升到额定温度535℃，平均主蒸汽温升率为1.42℃/min，平均再热蒸汽温升率为1.63℃
/min。
d)从冲动到500r/min，升速率为每分钟100r/min；500r/min 时停留检查约5min。从
500r/min提升到3000r/min时，升速率为每分钟170r/min，通过临界转速时应迅速、平稳。
e)汽轮发电机并网后以3MW/min的速率增加负荷到100MW，在此水平暖机20min。
然后仍以3MW/min 速率增加到额定负荷200MW。由于图2 为汽缸温度在300℃，即温
态启动规定温度的高限值下的启动，所以未在汽缸温度所对应的负荷下暖机。实际温态
启动过程中，应根据锅炉的配合状况、汽轮机各部分的温差、胀差、金属温升率等情况，
决定是否有必要在初始负荷下停留、暖机。
f)汽缸温度在150℃到300℃间的温态启动，原则上可遵从图2 温态启动曲线的规定，
根据具体的汽缸温度情况，冲动参数和各种参数变化率可在冷态滑参数启动曲线图1 和
温态启动曲线图2所规定的数值之间适当地选取。
g)汽轮机温态启动，当汽缸温度为300℃时，从冲动到满负荷需用120min。

4.6.2 温态启动操作要点
温态启动的操作程序为以下几个方面：
a)确证符合启动条件，启动准备工作已完善，盘车装置连续运行，状态正常。
b)凝汽器通入冷却水，轴封供汽母管、分管充分暖管后，先向轴封送汽。温态启动时，
以不使用高温轴封供汽系统为宜。高、中压汽缸轴封同低压汽缸轴封应分别供汽。继后，
主机抽真空，数值上可要略高于冷态启动，即在77kPa 以上，以利于大量疏水的排放及
全开旁路系统，快速提升蒸汽参数。冲动前开启汽缸本体疏水阀。
c)汽轮机冲动到500r/min 时停留检查。升速到中速的过程中，应特别注意机组的振
动情况，在中速以下发现汽轮机轴承振动超过0.03mm时，应立即打闸停机，投入盘车，
检查大轴晃动度和上下缸温差。严禁升速或降速暖机。定速3000r/min时，应迅速并网，
防止汽缸温度大幅度下降。整个升速过程中，用逐渐关小旁路减压阀的方法，保持蒸汽
压力的稳定。
d)汽轮发电机并网后，以3MW/min的速率增加负荷到汽缸金属温度开始回升的水平。
而后逐渐全开调节汽阀，按温态启动曲线提升蒸汽参数及负荷。
e)根据汽轮机胀差，上、下缸温差，内、外缸温差及法兰与汽缸温差状况，决定汽缸、
法兰加热装置的投入和停止。
4.7 热态启动
4.7.1 热态启动曲线
推荐采用图3中所示曲线作为热态启动的示范曲线。
热态启动曲线的构成与温态启动相一致，只是在各种参数及其变化率上不同于温态
启动曲线上的数值。
图3为汽轮机汽缸温度为380℃时的启动示范曲线，图3 反映了以下内容：
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图 3 热态启动曲线
a)冲动时的蒸汽参数为主蒸汽压力7.80MPa，主蒸汽温度480℃，再热蒸汽温度460
℃。
b)从冲动到接带50%负荷暖机结束，要求主蒸汽压力保持7.80MPa 基本不变，从50%
负荷增加到80%负荷过程中，主蒸汽压力逐渐上升到额定值12.70MPa，压力增长率为
0.33MPa/min。
c)从冲动到500r/min过程中，升速率为每分钟100r/min，500r/min下停留检查5min。
从500r/min提升到3000r/min时的升速率为每分钟200r/min，通过临界转速时应迅速平稳。
d)并网后以5MW/min 速率增加负荷到100MW，暖机10min。然后仍以5MW/min 速
率增加负荷到200MW。
e)汽轮机从冲动到接带额定负荷需用90min。
4.7.2 热态启动操作要点
热态启动的操作程序为以下几个方面：
a)具备热态启动的条件，准备工作完善。
b)按照先送轴封供汽，再建立主机真空，然后进行锅炉点火的顺序进行操作。当汽缸
温度超过350℃时，高低温轴封供汽可以同时分别送入。建立高于温态启动时的真空值，
管道疏水阀和旁路系统减压阀尽量开大，投入疏水扩容器和低压排汽缸的冷却喷水。冲
动前开启汽缸本体疏水阀。
c)汽轮机冲动后，应调整旁路减压阀的开度，使调节级压力与Ⅰ级旁路后压力比值等
于或大于2.0，防止由于高压汽缸排汽不畅，使高压汽缸后几级叶片由于鼓风摩擦而过热。
d)定速后应迅速并网。
e)其它操作程序及注意事项与温态启动相同。
4.8 极热态启动
4.8.1 极热态启动曲线
推荐采用图4中所示曲线作为极热态启动的示范曲线。
图4 是汽轮机汽缸温度在400～450℃间时的启动曲线。当汽缸温度超过450℃以上
时，冲动时的蒸汽温度可选择为额定值535℃，主蒸汽压力可选择在9.80MPa 到12.70MPa
之间。图4 反映了以下内容：

图 4 极热态启动曲线
a)冲动时蒸汽参数为主蒸汽压力9.80MPa，主蒸汽温度500℃，再热蒸汽温度480℃。
b)从冲动到接带100MW负荷暖机结束，要求主蒸汽压力保持9.80MPa 基本不变。从
100MW 负荷提升180MW 负荷，主蒸汽压力从9.80MPa 逐渐提升到12.65MPa，压力增
长率为0.24MPa/min。
c)从冲动到带至180MW负荷，主蒸汽温度从500℃逐渐上升到535℃，温升率为0.55
℃/min，再热蒸汽温度从480℃逐渐上升到535℃，温升率为0.8℃/min。
d)冲动到500r/min 过程中，升速率为每分钟200r/min，停留检查5min。从500r/min
提升到3000r/min过程中，升速率为每分钟200r/min，通过临界转速时应迅速、平稳。
e)提升负荷速率为6.70MW/min，在100MW负荷下暖机10min。
f)一般情况下，从汽轮机冲动到接带额定负荷需用70min。
4.8.2 极热态启动操作要点
极热态启动的操作程序为以下几个方面：
a)首先进行轴封供汽系统暖管和充分疏水，再向轴封供汽，建立主机真空，然后进行
锅炉点火。有条件的机组可将轴封高、低温汽源同时送入轴封供汽系统，使用高温轴封
供汽时，必须注意汽源温度和压力，将其控制在合适的范围内。因为冲动参数较高，要
求旁路减压阀全开，疏水量大，故应建立比冷态更高、更稳定的真空。同时，应投入低
压排汽缸和疏水扩容器的冷却喷水。
b)从锅炉点火、旁路系统投入一直到冲动前，应注意监视汽缸温度及上、下缸温差，
做好防止水和冷汽进入汽缸的措施。
c)冲动到500r/min作短暂停留检查，主要是听音，检查汽轮机各部汽封是否有摩擦。
中速及升速过程中，重点监视各轴承和轴颈振动。到达3000r/min 后，应迅速并网，按
6.70MW/min 速率逐渐增加负荷。
d)极热态启动一般不需投入汽缸和法兰加热系统。
e)常规的操作、调整，力求不影响机组的升速和加负荷。
f)汽轮机冲动、升速和加负荷过程中，用逐渐关小旁路减压阀的方法保持主蒸汽压力
的稳定。此间必须注意保持调节级后蒸汽压力与Ⅰ级旁路后压力的比值大于或等于2.0。
4.9 滑参数停机
4.9.1 滑参数停机曲线
推荐采用图5中所示曲线作为滑参数停机的示范曲线。
滑参数停机曲线由主蒸汽压力、主蒸汽温度、负荷和时间变量组成，规定了各个阶
段蒸汽参数与负荷的对应关系以及变化速率等。图5 反映了以下内容：

图5 滑参数停机曲线
a)从200MW负荷降到20MW负荷，主蒸汽温度持续均匀下滑，从535℃降到250℃
附近，平均温降率为0.9℃/min，从20MW负荷降到零负荷期间，主蒸汽温度保持250℃
基本不变；
b)主蒸汽压力分阶段随负荷下降而下降，在150MW和100MW负荷下暖机时保持稳
定。负荷从200MW 到150MW 区间，压力由12.70MPa 降到8.80MPa，下降速率为
0.26MPa/min；负荷从150MW 到100MW 区间，压力由8.80MPa 降到4.90MPa，下降速
率为0.04MPa/min；从100MW 到20MW 区间，压力从4.90MPa 降到1.60MPa 附近，下
降速率为0.017MPa/min。从20MW降到零负荷时，主蒸汽压力保持1.6MPa 基本不变；
c)从200MW降到150MW，负荷下滑率为3.33MW/min，暖机15min；从150MW降
到100MW，负荷下滑率为0.63MW/min，暖机20min；从100MW 降到20MW，负荷下
滑率为0.44MW/min；从20MW到零负荷，负荷下滑率为0.8MW/min；
d)汽缸温度随负荷下降而下降，到汽轮机停机时的汽缸温度约为250℃，时间约为6h
左右。
4.9.2 滑参数停机操作要点
滑参数停机，是在调节汽阀一直处于接近全开位置的状态下，依靠主蒸汽、再热蒸
汽参数逐渐降低，来降低负荷直至停机。其目的是使停机后的汽缸温度降低到较低的水
平，以便于提前停止盘车和油循环，为检修作业创造条件。有时，也为了方便下一次启
动而实施。
滑参数停机的主要操作程序为以下几个方面：
a)停机前的各项试验准备工作完善。
b)与锅炉运行人员紧密配合。降低蒸汽参数的同时降低负荷到170MW，然后，逐渐
全开调节汽阀。稳定运行10min后，按图5 中曲线降压降负荷。
c)负荷降到100MW时，暖机15min。在可能的条件下，可停用一台凝汽器冷却水泵、
给水泵、凝结水泵，切换除氧器供汽汽源，进行高压加热器疏水系统的调整、切换等工
作。
d)根据汽轮机胀差、温差等情况，投入汽缸法兰加热装置。当机组负荷降至30%额
定负荷时，应开启低压汽缸各抽汽管道疏水阀；降至20%额定负荷时，应开启再热蒸汽
冷、热段管道，中压自动主汽阀，中压调节汽阀，中压汽缸和中压汽缸各抽汽管道疏水
阀；降至10%额定负荷时，开启主蒸汽管道和高压汽缸及其各抽汽管道疏水阀；机组解
列后，开启高压调节汽阀疏水阀。根据锅炉稳定燃烧的需要，投入旁路系统。
e)当负荷降到20MW 后，用关小调节汽阀方法减负荷到零。此时，应密切监视蒸汽
温度的变化及其过热度。一旦出现蒸汽温度突降，无法控制时，应立即打闸。打闸前，
应停止加热装置和旁路系统，启动润滑油泵，解列发电机。
f)汽轮机打闸。完成关闭电动主汽阀、抽汽电动阀、退同步器、启动阀到零位工作。
管道疏水排入大气。转速降到2000r/min时破坏真空，转速降到1000r/min时启动顶轴油
泵，转子静止时立即投入盘车装置运行，真空到零时，停止轴封供汽。其它辅助设备、
系统的停止工作也应同步完成。
g)汽轮机盘车期间，应经常监视并记录大轴晃动度、盘车电动机电流，听音。还要特
别注意凝汽器、除氧器及各加热器的水位，汽水系统应可靠隔离，防止汽缸进入冷汽和
水。
4.10 汽轮机安全运行的技术要点
4.10.1 轴封供汽
轴封供汽的温度和转子的温度需在一定的范围内相互协调。一般允许轴封供汽温度
与转子温度偏差±150℃。过大的温度偏差会引起轴封区间转子表面产生很高的热应力，
而每次热应力循环要消耗金属寿命。反复循环会引起表面产生热疲劳裂纹。过大的温度
偏差还要引起转子和汽缸部件局部变形，严重时，将发生动静部分摩擦。
按照轴封供汽温度与汽封段金属温度相匹配的原则，要求高、中压汽缸轴封与低压
汽缸轴封应具备独立、合适的供汽系统。
冷态和温态启动时，可使用厂用蒸汽，要求蒸汽温度在150℃到260℃之间，通过正
常系统送入高、中、低压汽缸端部汽封中。当本机除氧器压力足以提供轴封供汽时，应
及早切换为除氧器供汽。
热态和极热态启动时，轴封供汽分高、低温两路同时供入。低温汽源为250℃左右，
在抽真空前由正常系统供入。高温汽源为主蒸汽或蒸汽温度较合适的厂用蒸汽。使用高
温厂用蒸汽时，可与低温轴封供汽分别同时送入；使用本机主蒸汽汽源时，主机冲动前
主蒸汽温度接近或已超过调节级金属温度时，由轴封一次漏汽系统送入主蒸汽，然后，
再开启汽缸的本体疏水阀。投入高温轴封供汽的主要目的是防止低温蒸汽进入汽缸，尽
量减小对转子的影响。加热汽封段主轴，以减小冲动后转子的相对收缩，控制胀差的负
向增长。
使用轴封高温汽源时，投入前管道要充分疏水，严禁轴封供汽带水。保持0.2MPa 到
0.3MPa 供汽压力，不得超压。供汽阀后应装有准确的压力表和温度表。机组定速或并网
后，高、中压胀差比较稳定，不再向负值发展时，即可以停用，将轴封一次漏汽导入四
或五段抽汽中。
滑参数停机时，当除氧器压力不能满足轴封供汽时，应及时切换为由厂用蒸汽提供
蒸汽的供汽方式。
4.10.2 汽轮机胀差
汽轮机的转子和汽缸，由于在启动、停机及正常运行过程中的热交换条件不同，重
量、材质、表面积、结构等方面上的差异，在加热时，转子的膨胀值大于汽缸，冷却时，
转子的收缩值也大于汽缸，从而形成了汽缸和转子的膨胀差。
监视和调整胀差，是机组启动、停机和运行中的重要内容，控制汽轮机胀差的主要
措施是：
a)严格控制蒸汽的温度变化率在规定的范围内。蒸汽温度的剧增或剧减，将直接明显

地影响到胀差的变化。如果胀差已接近报警值，应停止升温或降温，在稳定的参数、负
荷下暖机，直到胀差稳定并回复，这是控制胀差正、负向增长的有效措施之一。必要时，
临时进行反方向的升温或降温，可以作为应急手段。
b)滑参数启动或停机过程中，及时投入汽缸法兰加热装置。启动时，当汽缸温度达到
350℃以上，汽缸内外缸温差、法兰内外壁温差、胀差在允许范围内而且趋于稳定时方可
停用，不宜过早。滑参数停机时，可适当提前投入汽缸法兰加热系统，打闸前停用。投
入汽缸法兰加热时，应充分加热或冷却，使之不限制汽缸的膨胀或收缩。
c)轴封供汽汽源温度的选用和轴封段一、二次漏汽的调整，也是控制胀差的必要方法。
冷态启动时使用低温轴封供汽，冲动前30min 投入，不宜提前过多。并及时切换为除氧
器汽平衡管供汽。热态启动和极热态启动使用高温轴封供汽，可有效地控制冲动到并网
期间转子的收缩。关小或开大轴封段一、二次漏汽阀门开度，可以缓解胀差负向或正向
增长。
d)灵活地延长暖机时间或在任意负荷下停留暖机，有利于汽缸的膨胀与收缩，可以减
小滑参数启动或停机时转子和汽缸由于加热或冷却速度不一致而产生的胀差。
e)冷态启动时，可采用降负荷的办法缓解胀差的正向增大。热态启动时，要快速并网，
并尽快把负荷增加到汽缸金属温度开始回升的负荷水平，避免汽缸温度下降过多及由其
引起的负胀差增大现象的发生。
f)低压胀差的控制措施：当低压胀差正向增大时，可临时有限度地降低凝汽器真空，
提高低压排汽缸温度；负向增大时，可以投入低压排汽缸减温水，降低低压排汽缸温度。
g)启动和停机过程中，应尽可能避免蒸汽流量的突增或突减，以防止对汽轮机金属产
生热冲击，进而造成胀差的突变。
h)启动、停机过程中，还应检查滑销系统是否卡涩，发现有卡涩现象时，应暂时停止
滑参数、变负荷。查明原因后，采取相应措施予以处理。
4.10.3 振动
确定汽轮发电机组振动原因是一件复杂的工作，往往是根据振动特性，确定振动性
质和振源，然后再寻找产生振动的具体原因。
常见的振动原因的分析见附录B(提示的附录)。
振动的监督应符合下列规定：
a)轴承和轴颈振动按4.4.3规定实施监督。
b)每天手测一次振动，测量轴承水平、垂直、轴向三个方向的振动值。注意同自动检
测仪表及以往相同工况下的状态进行比较和分析。
c)当汽轮机带负荷运行时突然发生强烈振动，或伴有不正常的声音及其它现象时，必
须采取紧急停机措施，以尽量减少对汽轮机设备的损坏。因振动停机时，自解列发电机
后，应认真观察和记录转子的惰走情况，倾听汽轮机内部声音，以此作为分析振动原因
的依据。
d)汽轮发电机组应投入轴颈振动保护装置。
4.10.4 疏水
汽轮机组的本体疏水系统和蒸汽管道疏水系统是为了及时排除汽缸和蒸汽管道内的
积水而设置的。主要作用是暖管、暖机，防止管道和汽轮机水击，避免金属部件受到热
冲击，防止汽缸产生上、下缸温差以及防腐等。在汽轮机启动、停机、空负荷及工况变
动时，都应按要求打开有关疏水阀门。
对疏水阀门启闭要求及有关规定如下：
a)冷态启动时，凝汽器建立真空后，关闭管道疏水排大气阀，开启本体和管道疏水到

疏水扩容器阀。旁路系统管道和主蒸汽管道自动主汽阀前的疏水阀和再热蒸汽管道中压
自动主汽阀前的疏水阀应开足，保证刚一冲动时的温度合适。机组并网后应关闭高压调
节汽阀疏水阀；机组带10%额定负荷时，应关闭再热蒸汽管道、中压汽缸及其抽汽管道
疏水阀；机组带30%额定负荷时，应关闭主蒸汽管道、高压汽缸及其抽汽管道疏水阀；
机组带20%额定负荷时，应关闭低压汽缸抽汽管道疏水阀。未投入使用的回热抽汽管道
逆止阀前疏水阀仍应保持一定的开度。
b)温态、热态和极热态启动时，当凝汽器建立真空后，先开启蒸汽管道疏水到疏水扩
容器的疏水阀，冲动前再开启汽缸本体疏水阀(包括抽汽管道逆止阀前疏水)。采用此程序
的目的在于减少温度较低的轴封供汽对高压端端部汽封段高温转子和汽缸的冷却，防止
造成过大的变形和负胀差。当汽缸温度持续均匀增加，上、下汽缸温差比较稳定，蒸汽
参数稳定上升时，可以关闭本体和管道疏水阀。
c)滑参数停机时，按4.9.2d)要求进行，打闸后，蒸汽管道疏水切换为排大气方式。
d)运行中，汽缸上、下缸温差突增时；汽轮机发生进水时；主蒸汽温度从额定温度急
剧下降到490℃时；锅炉灭火后快速减负荷时；蒸汽温度急骤下降50℃时，均应开启蒸
汽管道和汽缸本体疏水阀。
e)新安装机组应检查疏水扩容器的疏水分母管的安装高度和倾斜度在合格范围，各疏
水管在疏水扩容器分母管上安装排列顺序为从高压到低压，而后排入疏水扩容器。
f)汽缸本体疏水管道应加装逆止阀，以防止水和冷汽倒入汽缸。
g)当汽轮机事故停机后，管道疏水排入大气。如果高温度下停机，汽缸疏水可以保持
关闭状态。
h)疏水扩容器上应装有联程式真空压力表，温度表及喷水减温装置。
i)疏水阀门应具有良好的严密性，以防止由此引起的机组经济性下降及汽轮机上、下
缸温差、胀差过大等现象发生。
4.10.5 汽缸和法兰加热装置
正确地使用汽缸、法兰、螺栓加热装置，可以在启动、停机过程中有效地减小汽缸、
法兰及螺栓间的金属温差，加速其膨胀或收缩，避免胀差过大，延长机组寿命，缩短启
动和停机时间。
冷态和温态启动时，应投入汽缸、法兰、螺栓加热装置。在使用主蒸汽汽源时首先
应充分疏水暖管。冷态启动时，冲动到500r/min 时投入加热装置。随着主蒸汽压力的升
高，应注意监视、调整加热联箱的蒸汽压力，保证加热系统不超压。调整两侧法兰加热
汽阀开度，保证两侧法兰温差不超过15℃。调整上、下缸加热汽阀开度，保证上、下缸
温差不超过50℃。当汽缸温度达到350℃以上，胀差、内外缸温差在允许范围，且趋于
稳定时，可停止加热装置。温态启动时，应视各部金属温差、胀差等情况，可在汽缸温
度开始上升时，投入加热装置。当温差、胀差状况好转且稳定时，停止加热装置。
一般要求，汽缸加热联箱蒸汽压力不超过4.00MPa，法兰、螺栓加热联箱蒸汽压力
不超过0.80MPa。
一般情况下热态和极热态启动不投入加热装置。除非在启动中高压负胀差增长过快，
作为一种应急措施可以投入低温汽源系统来冷却汽缸、法兰，缓解胀差负向增长。
滑参数停机时，可使用主蒸汽汽源或冷段蒸汽与主蒸汽混合的低温汽源。使用低温
汽源时，其温度不低于法兰温度120℃。使用前应充分暖管。在汽缸温度350℃以上时投
入，在金属温降率允许的情况下，也可以把时间提前些，以利于控制胀差，缩短停机时
间。打闸前必须停止加热装置，防止打闸后汽缸进汽。
无论是加热还是冷却，都应保证所使用的蒸汽具有50℃以上的过热度，汽缸、法兰、

螺栓本身温升率或温降率及其之间的温差必须控制在规定范围内。
4.10.6 高压汽缸排汽
启动时冲动前和停机打闸后，应检查高压缸排汽逆止阀是否关闭严密。逆止阀前、
后疏水阀必须打开。安装防止高压汽缸排汽进水的水位计和温度测点的机组，要严格监
视其水位和测点温差，防止汽缸进冷汽和水。
汽轮机启动、停机或甩负荷过程中，投入旁路系统时，应注意调节级压力与Ⅰ级旁
路后蒸汽压力保持等于或大于2.0 的比例，过低时会发生高压缸排汽受阻，高压缸由于鼓
风摩擦而过热。
中压缸启动时和甩负荷后空负荷或自带厂用电运行时，也应密切监视高压缸排汽温
度，使之不超过360℃，如超过390℃时，应打闸停机。
4.10.7 停机后的强迫冷却
停机后对汽缸、法兰进行强迫冷却，其目的在于提前进行检修作业，提高机组的可
用率，但要采取经上级批准的可靠措施，严防大轴弯曲和局部应力过大。较常用的方法
有强制通风冷却法和邻机抽汽快速冷却法。
对汽缸实施强迫快速冷却，仍应严格遵守汽轮机在启动、停机和带负荷运行时对金
属温降率，各部分金属温差，上、下缸温差、胀差等项目的规定。应根据实际设备系统
情况，经过必要的试验和完善工作后，来选择合理的强迫冷却方式。
汽轮机停机后强迫冷却的参考方法见附录C(提示的附录)。
4.10.8 变负荷运行
正常运行中，根据电网需要改变负荷量，是汽轮机运行的一项主要内容。从汽轮机
总的方面来说，可以接受最大连续负荷以内的任何负荷。但是，在较低负荷下，汽轮机
末级叶片根部存在着负反动度，使蒸汽倒流，及由于蒸汽湿度大和低压排汽缸温度高使
用喷水等原因易造成叶片冲刷和根部水击，损害叶片寿命，易发生断裂、脱落等事故。
汽轮机负荷变化时，汽轮机内各级汽温都发生变化，而调节级汽温变化尤为明显，
200MW级汽轮机定压运行在额定参数状态下，从额定负荷变化到空负荷，调节级汽温变
化约为100℃左右。温度的剧变对转子及汽缸的热应力和相对膨胀会产生不利影响。因此
按照汽轮机制造厂家对汽缸壁温度变化率的规定，定压运行方式正常情况下的负荷变化
速度应限定为额定负荷的4%～5%/min，变压运行时的负荷变化速度限定为额定负荷的
2%～3%/min。
4.10.9 特殊运行方式的规定
特殊运行方式主要指运行中对凝汽器进行清扫或检查漏泄工作和高压加热器全部停
运后汽轮机的运行。
4.10.9.1 在汽轮机接带60%～70%额定负荷以下运行时，允许切除一台凝汽器进行清扫
或检查漏泄工作。首先将负荷减到140MW以下，隔断准备检修凝汽器的抽空气系统、冷
却水系统和胶球冲洗系统。然后，放尽凝汽器中的冷却水，打开人孔盖，进入作业阶段。
在此过程中，应密切监视凝汽器真空的变化，低压汽缸排汽温度应保持在60℃以下。
4.10.9.2 高压加热器的试验、投入、停止、事故处理按原水利电力部(83)水电电字第47
号文件颁布的《火力发电厂高压加热器运行维护守则》进行。
运行中高压加热器全部切除后，汽轮机接带的负荷一般不超过190MW，调节级压力
不大于9.3MPa，主蒸汽流量不超过570t/h，所有抽汽段压力不超过其最大值。关于高压
加热器全停，机组接带负荷的计算见附录D(提示的附录)。
高压加热器投入前，水位保护试验必须良好，水位指示、报警正确，以防止由于漏
泄引起汽轮机进水事故。运行中还应同时监视安装在各抽汽管道上的防进水温度测点的

温差，温差值超过40℃时，即可认为汽缸进水，应进行处理。
4.10.10 中压汽缸启动技术
中压汽缸启动技术是指首先对高压汽缸进行倒暖，利用中压汽缸进汽冲动升速，而
后再切换为常规高、中压汽缸联合进汽运行的启动技术。其方式是在汽轮机冲动时，封
闭高压缸，用再热蒸汽冲动中压转子升速到额定转速，并网接带一定负荷后，通过切换
使高压汽缸进汽，然后提升负荷到额定负荷。机组冷态启动时，在冲动前需将高压汽缸
内缸内下壁金属预暖到150℃以上，冲动后到切换前，应使高压缸处于真空状态。热态启
动及事故情况下用中压汽缸维持空负荷运行时无须进行高压汽缸预暖。
采用中压汽缸启动方式，可提高机组启动的灵活性和可靠性，缩短启动时间。它增
加了启动过程中的再热蒸汽流量，使再热蒸汽温度迅速提高，加快了中速暖机过程，减
少了末级叶片的热冲击和缸体、转子的变形，可避免胀差超限，还使中压转子温度迅速
提升、超越其材料脆性转变温度，从而增加了安全性。
中压汽缸启动的设备改进和基本程序见附录E(提示的附录)。
中压汽缸启动应注意以下事项：
a)冲动升速过程中，要防止再热蒸汽温度上升过快，致使中压汽缸与法兰温差超限；
b)在低速和中速暖机时，在用启动阀(或同步器)初调转速后，还要用低压旁路来调整
再热器压力，以保持压力稳定，减小转速波动；
c)锅炉和汽轮机运行人员要相互协调配合，保证参数匹配，温升率合适稳定；
d)热态启动时，轴封供汽的方式、温度仍要符合高、中压汽缸联合启动时的要求；
e)启动过程中，应注意监视轴位移及推力轴承各瓦块乌金温度；
f)任何启动状态下，切换负荷都不得超过50MW；
g)高压汽缸抽真空时，应使高压汽缸本体各疏水阀处于关闭状态，防止冷汽和水倒进
入汽缸。
5 事故预防与处理
5.1 基本要求
5.1.1 汽轮机紧急故障停机、必须立即破坏真空的情况
发生下列情况之一时，要立即破坏真空打闸停机：
a)汽轮机转速上升到3330r/min以上，危急保安器未动作；
b)机组突然发生强烈振动，汽轮机内有明显的金属摩擦声；
c)汽轮机发生水冲击；
d)汽轮机轴封冒出火花；
e)汽轮发电机组任一轴承乌金温度急剧上升超过100℃，回油温度急剧升高到75℃或
超过75℃，或轴承内冒烟；
f)油系统着火，威胁设备、人身安全，无法扑灭时；
g)主油箱油位急剧下降到规定的极限值以下时；
h)轴向位移突然超过极限或相邻推力瓦块乌金温度急剧升高到95℃时；
i)发电机、励磁机冒烟着火时；
j)润滑油压下降到0.04MPa，保护未动作时。
5.1.2 汽轮机故障停机，不立即破坏真空的情况
发生下列情况时，可不必立即破坏真空，但必须停机：
a)蒸汽温度升高到545℃运行30min 或超过545℃；蒸汽温度下降到460℃，负荷到
零，继续下降到450℃以下时；运行中，主、再热蒸汽温度10min内下降50℃时；
b)主蒸汽压力升高到13.73MPa，连续运行30min不能恢复，或超过13.73MPa 时；
c)汽轮机无蒸汽运行超过1min；
d)汽轮机胀差超过极限值调整无效时；
e)凝汽器真空下降，超过极限值；
f)主要汽水管道爆破，不能维持运行；
g)凝汽器冷却水中断，不能立即恢复时，凝结水泵故障，备用泵不能投入，凝汽器水
位过高时；
h)调节系统故障，无法维持运行时。
5.1.3 紧急故障停机的基本操作程序
5.1.3.1 手操停机开关或手按危急保安器解脱滑阀按钮进行打闸。
5.1.3.2 确证高、中压自动主汽阀、调节汽阀及高压汽缸排汽逆止阀、各段抽汽逆止阀关
闭严密后，通知电气人员解列发电机，同时注意机组转速不应升高，关闭电动主汽阀及
各段抽汽电动阀。
5.1.3.3 启动润滑油泵，用射油器提供发电机密封油的机组，应同时启动交流密封油泵。
5.1.3.4 停止射水泵运行，开启真空破坏阀。
5.1.3.5 将同步器、启动阀退到零位。
5.1.3.6 开凝结水和给水再循环阀，关闭给水泵到锅炉再热器的减温水阀。
5.1.3.7 切除除氧器汽源。
5.1.3.8 调整轴封供汽、漏汽，真空到零时停止轴封供汽，停止轴封冷却器CF1 风机。
5.1.3.9 听音，汽轮机转速下降到1000r/min时，启动顶轴油泵。
5.1.3.10 主轴静止，记录惰走时间，投入盘车装置连续盘车，测量、记录大轴晃动度。
5.1.3.11 完成停机的其它操作。
5.1.4 故障停机操作，除不立即破坏真空外，其他操作可按紧急故障停机操作程序进行。
5.2 真空下降
5.2.1 凝汽器真空下降，应首先对照各真空表计指示，检查排汽室温度和凝结水温度，
确证真空下降后，应检查循环水泵、凝结水泵、射水泵、射水抽气器工作状况、射水池
水温和水位、轴封供汽压力、旁路系统状况、凝汽器水位以及处于真空状态下工作的管
道、阀门、容器是否漏气或水封是否中断等情况。
5.2.2 真空值比正常值低4kPa 时，应针对不同情况启动备用设备，以恢复真空。真空度
低于90%时，开始减负荷，真空度低于76%时，应减负荷到零，真空度低到66%时，应
立即停机。推荐按表1 进行减负荷。
表 1 真空与负荷对应关系
真空度
%
90 87 84 81 79 76 66
负荷
MW
200 160 120 80 40 0 停机
5.2.3 凝汽器冷却水中断时，应根据真空下降数值迅速减负荷，并做好故障停机的准备。
凝汽器冷却水减少的特征是冷却水温升增大，可能原因是运行泵故障，出、入口门误关、
水塔水位低、冷却水入口滤网堵塞、出口管积存空气等，应采取相应措施予以消除。
5.2.4 凝汽器水位过高引起真空下降的特征是真空缓慢下降，凝结水过冷度增大，射水
抽气器空气管温度低于正常时的温度。可能原因是凝结水泵故障，凝结水泵入口滤网堵
塞，凝汽器铜管漏泄等。此时应切换备用泵，或清扫、反冲洗滤网，或化验凝结水水质，

进行凝汽器铜管堵漏。
5.3 油系统工作失常
5.3.1 运行中主油泵工作失常
发现主油泵出口压力摆动或前箱内有异音或异常振动时，应注意调节、润滑油压力
及射油器、主油泵入口油压等情况。当调速油压下降时，应投入高压油泵，振动过大时，
应考虑实施故障停机。
5.3.2 油系统漏油
油系统漏油可分为三种情况。
5.3.2.1 油压和油箱油位同时下降，一般是压力油漏到系统外，此时应检查油系统管路设
备，发现漏油，应设法消除并补油，补油无效时，应按故障停机处理。
5.3.2.2 油压降低，主油箱油位不变，一般是由于压力油漏到系统内，如主油泵、射油器、
溢油阀、高压油泵逆止阀、润滑油泵逆止阀故障等原因造成。此时应找出原因，予以消
除，并启动高压油泵保持正常油压。
5.3.2.3 油箱油位下降，油压正常时，首先应确认油箱油位计是否准确，然后，检查外部
回油系统，如回油管、顶轴油管、事故放油阀、滤油机油阀、油静化器油位及放油阀情
况，检查轴承油档、发电机密封瓦是否漏油，密封油箱油位是否过高等。如采取各种措
施后，仍然无效，油位降到规定值以下时，应启动润滑油泵，按故障停机处理。
5.3.3 高压油泵、润滑油泵工作失常
在停机前发现高压油泵、润滑油泵都不能正常投入，而主机又无严重机械危险时，
应维持汽轮机运行，直到油泵恢复使用后再进行停机。机组在启动过程中，低转速阶段
若高压油泵故障时，应迅速启动润滑油泵，停止高压油泵，并停止机组启动。若转速已
达到2800r/min以上时，主油泵已可投入工作，可切换为主油泵供油，停止高压油泵，升
速到3000r/min，立即处理高压油泵，实现备用。
5.4 锅炉灭火时
锅炉灭火后，应根据锅炉要求和蒸汽参数状况迅速将机组负荷减到零，根据主蒸汽
和再热蒸汽温度下降情况开启管道疏水阀、汽缸疏水阀、高压导管疏水阀、调整轴封供
汽和漏汽压力，保持真空；监视机组运行情况，注意高、低压加热器、凝汽器、除氧器
水位。
锅炉重新点火后，应根据汽温回升情况，逐渐加负荷，避免蒸汽带水，造成汽轮机
水冲击事故。
如果锅炉灭火后蒸汽温度下降很快、很多，且短时间内不能恢复，应实施不破坏真
空停机。
5.5 发电机失磁
发电机失磁时，应视电网是否允许无励磁运行来进行处理。如果不允许无励磁运行，
则发电机励磁保护动作，短时间不能恢复时，应打闸停机。电网允许无励磁运行时，应
根据电气方面要求减负荷，切换厂用电，直到励磁系统恢复。
5.6 主要汽水管道爆破
首先采用不使人员和设备受到损害的措施，切除或停下故障管道。
主、再热蒸汽、抽汽管道及无法隔离的疏水管道破裂，威胁设备或人身安全时，应
故障停机。
高、低压给水管道和凝结水管道以及相连的放水管道破裂时，应设法隔离漏泄管道，
若不能隔离或堵漏时，应故障停机。
主、再热蒸汽管道、抽汽管道产生振动，应检查疏水情况及支吊架牢固情况，如因

汽水冲击而强烈振动，应迅速故障停机。产生轻微振动应查明原因，开大疏水，设法将
其消除。
凝汽器冷却水管道发生漏泄时，应根据漏泄部位和程度，采取隔离措施，必要时，
要减少负荷或停机。
5.7 轴向位移增大
5.7.1 原因
5.7.1.1 负荷或蒸汽流量增加。
5.7.1.2 通流部分损坏。
5.7.1.3 叶片结垢严重。
5.7.1.4 凝汽器真空下降。
5.7.1.5 蒸汽参数下降。
5.7.1.6 推力轴承磨损。
5.7.1.7 汽轮机水冲击。
5.7.1.8 汽轮机单缸进汽。
5.7.2 处理原则
发现轴向位移增大时，应检查推力瓦块乌金温度、推力轴承回油温度，倾听机组内
部声音，测量轴承振动。当轴向位移达到报警值时，应首先采取减负荷措施，使其下降
到正常值。当推力轴承回油温度异常升高，相邻推力瓦块乌金温度超过95℃时应故障停
机。轴向位移达到正或负向极限值时，而保护未动作，应紧急故障停机。机组启动时，
冲动前必须投入轴向位移保护。
5.8 甩负荷事故
5.8.1 发电机甩负荷到零、危急保安器未动作
5.8.1.1 现象：负荷表指示到零，机组声音发生变化，转速升高后又下降，稳定在一定转
速，调节汽阀全关后自动开启，各段抽汽逆止阀关闭。
5.8.1.2 处理方法：将同步器摇到空负荷位置，维持3000r/min运行；按锅炉方面的要求
投入旁路系统，开启汽缸及蒸汽系统疏水阀；开启给水泵、凝结水泵再循环阀；调节凝
汽器、除氧器水位；停止高压加热器或高压加热器疏水导入疏水扩容器；调整除氧器、
轴封供汽压力；注意监视机组胀差和低压汽缸排汽室温度；经全面检查确认无异常后，
通知电气人员发电机可以并列接带负荷。
5.8.2 发电机甩负荷、危急保安器动作
5.8.2.1 现象：机组声音异常，负荷表指示到零；转速上升，危急保安器动作；自动主汽
阀、调节汽阀、各段抽汽逆止阀关闭，转速下降。
5.8.2.2 处理方法：启动高压油泵，用同步器或启动阀将危急保安器挂闸。然后开启自动
主汽阀、调节汽阀，转速保持3000r/min运行。完成发电机甩负荷后的其它操作。若调节
系统不能维持空负荷运行，应打闸，按事故停机进行处理。
5.8.3 汽轮机甩负荷、发电机未解列
5.8.3.1 现象：自动主汽阀、调节汽阀、各段抽汽逆止阀关闭；负荷表指示到零，但转速
未变。
5.8.3.2 处理方法：检查汽轮机保护，确认保护误动，其它正常时，应断开发生误动的保
护开关，重新恢复接带负荷；如保护动作正确，应解列发电机停机；如因自动主汽阀或
调节汽阀误关，应重新开启汽阀接带负荷；当保护未动作，危急保安器又无法挂闸时，
说明调节、保安系统存在故障，应解列发电机停机。凝汽器真空不超过限制值时，汽轮
机允许无蒸汽运行1min。

5.9 汽轮机超速
5.9.1 现象：负荷表指示到零，汽轮机转速升高，超过危急保安器动作转速继续上升；
机组振动增大，声音异常。
5.9.2 处理原则：手打危急保安器解脱滑阀按钮或操作停机开关，并迅速关闭电动主汽
阀，抽汽电动阀，检查自动主汽阀、调节汽阀、各段抽汽逆止阀应关闭；通知锅炉方面
立即熄火，开主、再热蒸汽对空排放阀，完成事故停机的其它操作。
5.9.3 预防措施
5.9.3.1 按规定进行机组调节系统静态试验，危急保安器的打闸试验，充油压出试验和超
速试验，均应合格。
5.9.3.2 高中压自动主汽阀、调节汽阀和高压汽缸排汽逆止阀和各段抽汽逆止阀定期试
验、活动。
5.9.3.3 机组大修前后进行自动主汽阀和调节汽阀的严密性试验。
5.9.3.4 蒸汽品质合格，防止结垢卡涩。
5.9.3.5 汽轮机油质合格，消除杂质和水分。
5.9.3.6 电动主汽阀运行时必须带电备用。
5.9.3.7 按规定进行机组的甩负荷试验，试验结果应符合要求。
5.9.3.8 正常停机时，打闸后，解列发电机前负荷一定要到零，才能解列发电机。否则应
查明原因，并关闭电动主汽阀、抽汽电动阀。
5.9.3.9 检查公共热力系统情况，防止外来蒸汽进入汽缸。
5.10 厂用电源全停
5.10.1 现象：电流仪表指示到零；各泵出口压力急剧下降；蒸汽参数下降；真空下降；
交流电源照明熄灭等。
5.10.2 处理方法
5.10.2.1 启动直流润滑油泵，检查直流密封油泵应联动。
5.10.2.2 手打危急保安器解脱滑阀按钮，将同步器、启动阀返到零位。
5.10.2.3 解列发电机。
5.10.2.4 将各运行泵启动、联动开关断开，待厂用电源恢复后重新启动。
5.10.2.5 汽轮机转子静止后，若无法进行电动盘车时，应手动进行定期盘车，当厂用电
源恢复时，应在大轴晃动度较小时，投入连续盘车。
5.11 汽轮机进水
5.11.1 现象
5.11.1.1 蒸汽温度急剧下降。
5.11.1.2 电动主汽阀、自动主汽阀、调节汽阀密封圈和轴封大量冒白汽或溅有水滴，相
关管道产生水击现象。
5.11.1.3 机组振动增加并伴有异常声音。
5.11.1.4 上、下缸温差急剧增大。
5.11.1.5 推力轴承瓦块乌金温度明显升高，汽缸金属温度下降，胀差、轴向位移发生变
化。
5.11.1.6 高压汽缸排汽、抽汽防进水温度测点的温差增加到40℃以上。
5.11.1.7 凝汽器水位急剧升高。
5.11.2 原因
5.11.2.1 锅炉汽包满水。
5.11.2.2 蒸汽流量瞬间增加过大，造成蒸汽带水。
5.11.2.3 锅炉蒸汽减温水或旁路系统减温水调整不当。
5.11.2.4 蒸汽管道疏水未排尽。
5.11.2.5 各加热器、除氧器满水。
5.11.2.6 轴封供汽带水。
5.11.2.7 进入疏水扩容器的疏水管返水。
5.11.3 处理方法
5.11.3.1 发现水冲击时，必须迅速地破坏真空进行事故停机，开启汽缸、蒸汽管道疏水
阀。
5.11.3.2 记录惰走时间，仔细倾听汽轮机内部声音。
5.11.3.3 如加热器、除氧器满水，应设法降低水位或隔绝、放水。
5.11.3.4 若转子惰走情况正常，大轴晃动度正常，其它无异常情况，经过充分疏水后，
符合机组启动条件时，可以重新启动，但在升速和带负荷过程中，要特别注意监视机组
声音、振动、推力轴承乌金温度等项目、指标。
5.11.4 预防进水措施
5.11.4.1 主蒸汽温度在10min内下降50℃时，应按紧急故障停机处理。
5.11.4.2 加热器、除氧器水位保护试验合格。运行中，发现水位急剧升高时，应及时关
闭其抽汽电动阀和逆止阀。
5.11.4.3 热态启动前，主、再热蒸汽管道应充分暖管，保证疏水通畅。
5.11.4.4 在锅炉熄火后，蒸汽参数不能可靠调整的情况下，应尽量避免汽轮机进汽。
5.11.4.5 滑参数停机时，汽温、汽压应按规定的变化率逐渐降低，保持必要的过热度。
5.11.4.6 定期检查Ⅰ级旁路的减温水阀及排汽、抽汽逆止阀的严密性，如发现漏泄应及
时检修处理。
5.11.4.7 停机中做好公用汽水系统与本机本体的隔绝工作。
5.11.4.8 投入轴封供汽系统前，其管道应充分疏水。
5.12 汽轮机通流部分磨损事故
5.12.1 现象
5.12.1.1 胀差超过极限值。
5.12.1.2 上、下缸温差超过允许值。
5.12.1.3 机组发生异常振动。
5.12.1.4 产生金属摩擦声。
5.12.1.5 轴向位移值发生变化。
5.12.2 原因
5.12.2.1 汽缸和转子加热或冷却不均匀，或加热装置使用不当，上下缸温差大。
5.12.2.2 机组振动过大。
5.12.2.3 通流部件变形、损坏，局部动静间隙减小。
5.12.2.4 轴系中心改变，汽缸偏移，膨胀不畅翘起。
5.12.3 处理原则
5.12.3.1 确认动静部分摩擦后，应立即破坏真空紧急停机。
5.12.3.2 停机后，如惰走时间、胀差和各部温差正常，引起摩擦的原因已查明且消失，
可以重新启动，此时应注意监视胀差和温差的变化及内部声音、振动等情况。
5.12.3.3 如惰走时间明显缩短，不能投入盘车装置，或盘车中有明显的金属摩擦声，说
明动静部分磨损严重，需要揭缸检修。
5.12.4 预防措施

5.12.4.1 在启动、停机和变工况下运行时，根据制造厂提供的汽缸、转子的膨胀曲线及
其胀差允许值，加强控制、调整。如胀差难以控制，超过极限值，应迅速停机。
5.12.4.2 根据制造厂提供的通流部分设计间隙和机组运行的实际需要，合理调整通流间
隙。
5.12.4.3 正确使用汽缸、法兰、螺栓加热装置，使加热和冷却作用适度。
5.12.4.4 防止上、下缸温差过大和转子产生过大热弯曲，以防止过大的振动引发碰磨。
5.12.4.5 正确使用轴封供汽，防止汽封套变形。
5.12.4.6 汽轮机急剧减负荷和汽温降低后，不宜长时间空转。
5.13 大轴弯曲事故
5.13.1 发生大轴弯曲的主要象征：运行中汽轮机发生异常振动；轴承箱晃动；胀差正值
增加；轴端汽封及轴承油档冒火花或形成火环；停机后转子惰走时间明显缩短；转子刚
静止时，往往盘车不动，当盘车装置投入后，盘车电流较正常值大，且是周期性摆动；
大轴晃动度明显，变化超过正常值，随着转子逐渐冷却，大轴晃动度仍保持在较高水平。
5.13.2 处理原则：确定大轴发生弯曲时，应进行紧急故障停机。严禁再次启动，必须进
行处理。
5.13.3 主要原因
5.13.3.1 热态启动前，大轴晃动度超过规定值，升速后在第一临界转速时振动大，加剧
摩擦，越磨越弯，越弯越磨。
5.13.3.2 因汽缸进冷汽或水等原因，造成汽缸上、下缸温差严重超限、引起大轴高点与
汽封摩擦。
5.13.3.3 进汽温度低，使汽缸和汽封套受到急剧冷却而变形，导致摩擦、振动。
5.13.3.4 机组振动异常时，未立即打闸停机。
5.13.4 运行方面的预防措施
5.13.4.1 汽轮机冲动前必须符合启动条件，否则严禁启动；冲动前应进行充分盘车，一
般不少于2h，并尽可能避免中间停止盘车。若盘车短时间中断，应适当延长盘车时间。
若盘车因故中断时轴封供汽已投入，应暂时停止轴封供汽。
5.13.4.2 热态启动前特别注意大轴晃动度，上、下缸温差、盘车电流及盘车时声音等情
况。启动中若使用轴封高温汽源，应注意使其温度与金属温度相匹配，压力不高于正常
运行时漏汽压力，投入轴封供汽前管路应充分疏水。
5.13.4.3 启动升速中监视轴承振动。中速以前，汽轮机轴承振动超过0.03mm 时，应立
即打闸停机，严禁硬闯临界转速或降速暖机。通过临界转速时，轴承振动不应超过
0.10mm。若启动过程中因振动异常而停机后，必须经过全面检查并确认机组已符合启动
条件，盘车4h 后，才能再次启动。
5.13.4.4 启动过程中投入疏水系统时，应保持凝汽器水位低于疏水扩容器标高。
5.13.4.5 当主蒸汽温度较低时，调节汽阀大幅度摆动，有可能引起汽轮机水冲击。此时，
应密切监视机组振动、胀差、轴向位移等数值，如达到极限值应立即打闸。
5.13.4.6 机组在启动停机和变工况运行时，应按规定的曲线控制参数的变化。主蒸汽、
再热蒸汽温度变化率和汽缸金属温度变化率应符合规定，并保持一定的过热度。要避免
汽温大幅度变化。当汽温10min内下降50℃时，应打闸停机。
5.13.4.7 停机后应立即投入盘车装置。当盘车电动机电流较正常值大，摆动或有异音时，
应及时分析处理。当汽封摩擦严重时，应先进行手动盘车180 度，待摩擦基本消失后再
进行连续盘车。盘车不动时，禁止强行盘车。因故停止盘车时，应监视转子弯曲度的变
化。当转子热弯曲较大时，应实施手动盘车180 度方法，待转子弯曲消失后，再进行连

续盘车。
5.13.4.8 停机后，仍要监视凝汽器、除氧器水位和再热器减温水阀，Ⅰ级旁路减温水门
严密状况，防止汽缸进水。
5.13.4.9 汽轮机在热状态下，锅炉进行水压试验时，应采取有效措施，防止水漏入汽轮
机。
5.13.4.10 每台汽轮机应具有大轴晃动度原始值及其相位点，正常盘车时盘车电动机电流
等基础数据。
5.14 轴承乌金烧损
5.14.1 推力轴承乌金烧损
5.14.1.1 象征：轴向位移增大，推力瓦块乌金温度急剧升高，推力轴承冒烟，轴承内声
音异常，振动增大。
5.14.1.2 处理原则：确认推力轴承乌金烧损应紧急停机。
5.14.1.3 原因：汽轮机发生水冲击或蒸汽温度下降处理不当；蒸汽品质不良，叶片结垢；
机组突然甩负荷或中压汽缸主、调节汽阀瞬间误关；油系统进入杂质等。
5.14.2 支持轴承乌金烧损
5.14.2.1 现象：轴承乌金温度及回油温度急剧升高，一旦油膜破坏，机组振动增大，轴
承冒烟。
5.14.2.2 处理原则：当任一轴承回油温度超过75℃或突然升高到70℃时，或轴承乌金温
度超过100℃时，或润滑油压下降到0.04MPa，启动交、直流润滑油泵无效时，均应立即
打闸，解列发电机。
5.14.2.3 原因：润滑油中断，油系统内积存空气，主油箱油位低到规定值以下，直流润
滑油泵工作不正常，进油管油孔堵塞，机组强烈振动等。
5.14.3 预防措施
5.14.3.1 保证油泵和联动装置电源的可靠性。
5.14.3.2 油系统的切换，严格按安全法规要求进行，避免误操作。
5.14.3.3 机组定速后，停用高压油泵时，操作要缓慢，应监视与主油泵出入口油压、润
滑油压的变化。
5.14.3.4 停机前或启动升速到接近3000r/min 时，发现高压油泵，交直流润滑油泵均故
障时，应维持主机空负荷运行，直到一台油泵修复为止。
5.14.3.5 保持主油箱油位在规定的范围内。
5.14.3.6 正常运行中润滑油温保持在40～45℃之间。
5.14.3.7 有油过滤及冲洗装置的机组，保护装置要可靠动作。
5.14.3.8 启动、停机过程中，在1000r/min以上停止、启动顶轴油泵。
5.14.3.9 防止大负荷下单缸进汽。
5.15 汽轮机组的异常振动
5.15.1 常见振动原因的分析见附录B(提示的附录)。
5.15.2 发生异常振动的处理原则
5.15.2.1 运行中机组突然发生强烈振动或清楚地听出机内有金属摩擦声音时，应立即破
坏真空停机。
5.15.2.2 汽轮机轴承振动超过正常值时，应及时检查或调整润滑油压、油温，或进行减
负荷，使其恢复正常。振动过大超过规定极限值时，应紧急停机。
5.15.2.3 发生异常振动时，还应检查负荷及汽阀开度，汽缸膨胀情况，机组内部声音。
了解发电机、励磁机工作情况，蒸汽参数，真空、胀差、轴向位移、汽缸金属温度等是
否发生了变化。
5.15.2.4 在加减负荷中出现异常振动时，应恢复原负荷。
5.15.2.5 机组在升速中若振动超出规定值，应立即打闸停机，并进行连续盘车，待查明
原因，消除缺陷后进行重新启动。再次启动时，应特别注意监视各轴承振动。
5.15.3 运行方面防止汽轮发电机组振动的措施。
5.15.3.1 机组应有可靠的振动监测、保护系统，且正常投入，便于及时监视，对照分析。
5.15.3.2 大轴晃动度，上、下缸温差、胀差和蒸汽温度任何一项不符合规定时，严禁启
动。
5.15.3.3 启动升速时，应迅速、平稳地通过临界转速。中速以下，汽轮机的任一轴承振
动达到0.03mm以上时，应立即打闸停机。
5.15.3.4 运行中突然发生振动时的常见原因是转子平衡恶化和油膜振荡。如因掉叶片或
转子部件损坏，动静磨损引起热弯曲而导致振动，应立即停机。如发生轻微的油膜失稳，
则无须立即停机。应首先减少负荷，提高油温，若振动仍不减少再停机。
5.15.3.5 运行中润滑油温不应有大幅度的变化，尤其不能偏低。
5.15.3.6 汽轮发电机组不允许在轴承振动不合格的情况下长期运行。
5.16 汽轮机叶片损坏
5.16.1 象征
5.16.1.1 单个叶片或围带飞脱时，可能发出尖锐的声响或碰击声，并伴随着轴承突然振
动，有时很快消失，有时稳定在较高的振动水平上。
5.16.1.2 当调节级覆环铆钉被导流环磨平，复环飞脱时如果堵在下一级导叶上，将引起
调节级压力升高。
5.16.1.3 当末级叶片或围带飞脱时，可能打坏凝汽器铜管，致使凝结水硬度突增，凝汽
器水位急剧升高。
5.16.1.4 由于末级叶片不对称脱落时，将使转子产生不平衡，轴承振动明显增大。
5.16.2 当发现叶片或围带脱落特征后，立即停机检查，避免扩大事故。
5.16.3 防止叶片损坏的措施
5.16.3.1 严格在汽轮机规定的频率范围内运行，避免偏高或偏低，防止某级叶片进入共
振区。
5.16.3.2 蒸汽参数和调节级压力、各段抽汽压力、真空等超过制造厂规定的极限时，应
限制机组出力。
5.16.3.3 机组大修中，应对通流部分损伤情况进行全面细致的检查。
5.16.3.4 严防检修后蒸汽管道、阀门、汽缸内遗落各种尖硬物件。
5.16.3.5 机组不宜长时间在较低或空负荷下运行，防止低压末级叶片产生水蚀、颤振。
5.17 轴系断裂事故的预防
5.17.1 汽轮发电机组的轴系断裂的原因一般是机组严重超速、油膜振荡、材料性能、设
备结构、运行操作、保护和仪表监测等多方面问题所致。
5.17.2 预防轴系断裂措施
5.17.2.1 严格执行防超速技术措施，不使汽轮机严重超速。对在3300～3600r/min 附近
存在轴承失稳条件，易于激发较强振动的类型机组，在轴系稳定性未获改善以前，危急
保安器离心棒动作转速可改为3240～3300r/min，附加油压超速保护及电超速保护动作转
速改为3360r/min，手打危急保安器解脱滑阀的转速不得超过3300r/min。
5.17.2.2 保持汽轮机油质合格。
5.17.2.3 为防止发生油膜振荡，运行中油温保持在40～45℃为宜。

5.17.2.4 应保证危急保安器离心棒充油压出试验装置及信号良好，并按规定进行充油压
出试验。
5.17.2.5 进行危急保安器超速试验前，应确认各轴承振动符合运行规定，自动主汽阀及
调节汽阀不卡涩，严密性合格。
5.17.2.6 进行危急保安器超速试验时，要求主蒸汽压力不超过40%额定压力；升速率均
匀，保持平均升速率为每分钟360r/min为宜。
5.17.2.7 对于初次使用的危急保安器离心棒弹簧，若其动作转速调整规律尚未掌握时，
应先在超速试验台上整定，以减少机组提升转速的次数。经过在超速试验台上整定的动
作转速，可以作为机组超速试验动作转速的一次结果。
5.17.2.8 每台机组应有两套就地装设的转速表，并有各自的转速变送装置，在进行超速
试验时，要分别设专人监视。
5.17.2.9 汽轮发电机组如经受住了电气系统冲击或急剧的运行状况改变，应对机组的运
行情况特别是振动情况进行详细检查，做好记录，必要时应安排停机解体检查。
5.17.2.10 防止大轴脆性断裂、防止机组过大振动、防止动静摩擦。
5.17.2.11 对运行中蒸汽温度波动剧烈的汽轮机高中压转子，在检修中应加强金相检查，
监督材料老化及蠕变的发展。
5.17.2.12 加强对机组高中压、中低压转子及低压转子与发电机转子之间联轴器销钉螺栓
的检查，检修中对各联轴器销钉螺栓、各轴承和轴承盖的连接螺栓的工艺状况及紧力应
给予高度重视，在大修中不拆动的这类螺栓也要检查其紧力。
5.17.2.13 要测量中、低压转子接长轴联轴器的晃动度，为处理3、4 号轴承振动找动平
衡时，在接长轴联轴器上加重应慎密，妥善进行。
5.17.2.14 严防汽轮机进水。
5.17.2.15 对于汽轮机大轴有缺陷的机组，运行中要加强监督，并采取可靠的防范措施。
6 汽轮机组的各项试验
汽轮机组试验的目的是以动态或模拟动态(短接保护接点)的方式来检验各种保护和
自动装置是否处于正常的工作状态。新安装和大修后的机组应采取各种试验手段对各种
阀门、转动机械、低油压、低水压联动装置，辅助设备的相互联动装置，主机各种保护
和各种容器的液位保护进行试验，以保证投入运行后动作正确。新安装的机组或大修后
的机组都应进行整套机组的热力性能试验，以确定该机组的经济指标是否符合设计水平。
汽轮机组在运行中应对处于备用状态下的设备进行定期试验与轮换，对于长期处于全开
状态下的自动阀门应进行定期的活动试验，以防卡涩。
6.1 调节系统静止试验
6.1.1 需要进行调节系统静止试验的情况
a)机组大修后；
b)调节系统部件经过拆卸调整后；
c)在运行中发现异常时。
6.1.2 试验要求
a)试验应在锅炉点火之前进行。电动主汽阀及其旁路阀关闭，高、中压自动主汽阀前
无汽和水，试验不能与锅炉水压试验同时进行；
b)油系统油循环结束、油质合格，高压油泵运行正常，油温、油压符合要求。
6.1.3 试验方法
将功率限制器放在不限制位置，同步器置于“0”位。逆时针旋转同步器手轮，缓慢
开启高、中压自动主汽阀和高、中压油动机，直至全开。然后再顺时针旋转同步器手轮，

缓慢关闭高、中压油动机和高、中压自动主汽阀，直至全关。记录下列各项试验数据，
应符合制造厂家技术要求：
a)同步器行程为“0”时，挂闸油压的数值；
b)同步器行程与高、中压自动主汽阀始开和全开的对应数值；
c)同步器行程与高、中压油动机、凸轮角度、调节汽阀行程的对应数值；
d)高、中压油动机全开时，同步器行程的数值；
e)左、右侧高压油动机波动的数值，中压油动机波动的数值；
f)左、右侧高压油动机开度偏差的数值。
6.2 轴向位移保护试验
6.2.1 需要进行轴向位移保护试验的情况
6.2.1.1 机组大修后。
6.2.1.2 轴向位移保护拆装调整后。
6.2.1.3 运行中轴向位移保护发生异常时。
6.2.2 试验要求
6.2.2.1 试验应在锅炉点火之前进行，电动主汽阀及其旁路阀关闭，高、中压自动主汽阀
前无汽和水，试验不能与锅炉水压试验同时进行。
6.2.2.2 高压油泵运行，调速油压正常，机组挂闸后，稍开高、中压自动主汽阀。
6.2.3 试验方法
顺时针方向旋转“轴向位移保护试验手轮”，当轴向位移指示正向达到整定Ⅰ值时，
发出“轴向位移大”声光报警信号。当轴向位移指示正向达到整定Ⅱ值时，机组应当跳
闸，并发出高、中压自动主汽阀关闭信号。
恢复“轴向位移保护试验手轮”，重新挂闸稍开高、中压自动主汽阀，再反向进行一
次试验。试验结束后，退回“轴向位移保护试验手轮”并锁好。
6.2.4 轴向位移保护动作值的确定原则
无论采取将推力盘靠紧推力轴承的工作面确定轴向位移指示值为零，或是将推力盘
靠紧推力轴承的非工作面确定轴向位移指示值为零，轴向位移保护的整定值都必须考虑
下列因素：
a)推力盘在推力轴承的工作面与非工作面之间的串动量值；
b)推力瓦块的弹性变形数值；
c)推力瓦块乌金磨损0.8mm 时报警，磨损1.2mm时机组跳闸。
6.3 低真空保护试验
6.3.1 试验要求
试验应在锅炉点火之前进行，电动主汽阀及其旁路阀关闭，高、中压自动主汽阀前
无汽和水，试验不能与锅炉水压试验同时进行。
6.3.2 短接法试验
试验时应有热工人员参加，首先投入保护电源，机组挂闸，稍开高、中压自动主汽
阀，然后进行下列操作：
a)射水泵及其出口阀，射水器空气阀送入电源，启动其中一台射水泵，另一台作联动
备用；
b)将低真空保护继电器表针移至0.09MPa 后，投入低真空保护开关；
c)将低真空继电器低Ⅰ值接点进行短接，此时应发出真空低信号，并联动备用射水泵；
d)再将低真空继电器低Ⅱ值接点进行短接，此时应发出自动主汽阀关闭警报信号；
e)恢复低真空继电器接点，拉开保护开关，停止射水泵。
6.3.3 降低真空法试验
这项试验应在汽轮机组冷状态下进行，一台射水泵运行，另一名射水泵处于备用状
态。建立凝汽器真空至正常值，机组挂闸稍开高、中压自动主汽阀，然后进行下列操作：
a)开启真空破坏阀，当凝汽器真空下降到低Ⅰ值时，应发出真空低报警信号，并联动
备用射水泵(不投入备用射水器)；
b)当凝汽器真空下降到低Ⅱ值时，机组应跳闸，并发出高、中压自动主汽阀关闭报警
信号；
c)试验完毕停止射水泵，断开保护开关，破坏凝汽器真空。
6.4 低油压保护试验
6.4.1 试验要求
6.4.1.1 试验应在锅炉点火之前进行，电动主汽阀及其旁路阀关闭，自动主汽阀前无汽和
水，试验不能与锅炉水压试验同时进行。
6.4.1.2 高压油泵、盘车装置连续运行，交、直流润滑油泵出口阀关闭，并处于联动备用
状态，投入低油压保护开关，机组挂闸稍开高、中压自动主汽阀。
6.4.2 试验方法
6.4.2.1 关闭低Ⅰ值低油压继电器来油阀，缓慢开启泄油阀，当低Ⅰ值继电器接点接通时，
发出润滑油压低报警信号，同时联动低压交流油泵。
6.4.2.2 关闭低Ⅱ值油压继电器来油阀，缓慢开启泄油阀，当低Ⅱ值接点接通时，低压直
流润滑油泵应联动，同时机组跳闸，发出自动主汽阀关闭及润滑油压低Ⅱ值信号。
6.4.2.3 关闭低Ⅲ值油压继电器来油阀，缓慢开启泄油阀，当低Ⅲ值接点接通时，盘车电
动机应自动跳开，并发出报警信号。
6.4.2.4 上述各项试验完毕后，均应恢复到试验前状态。
6.5 汽轮机打闸试验
6.5.1 汽轮机启动定速后，或进行超速试验前，必须进行打闸试验。
6.5.2 试验前，高压油泵运行正常。
6.5.3 机组定速后或进行超速试验前解列后，手按危急保安器解脱滑阀按钮或手动拉开
主机保护电磁阀的操作开关，此时，高、中压自动主汽阀和调节汽阀，各段抽汽逆止阀，
高压汽缸排汽逆止阀，均应自动关闭，并发出声、光报警信号。在机组转速已下降，但
未降到临界转速时，尽快重新挂闸、定速。
6.6 充油压出试验
6.6.1 机组运行达2000h，或调节用油中严重进水，或机组正常运行中无条件做超速试验
的情况下，应进行危急保安器撞击子的充油压出试验。
6.6.2 充油压出试验在额定转速或带负荷状态下进行。
6.6.3 危急保安器撞击子#1 和#2 棒分别进行试验。试验#1 棒时，将操作滑阀手柄指向“#1”
标志位置，此时#1 喷油滑阀应顶起，手动按下#1 喷油滑阀，操作箱上的指示灯闪亮，证
明充油压出已完成，动作正确。1min 后，将操作滑阀手柄放在中间位置，确保撞击子归
位。
6.6.4 试验#2 棒时，应在#1 棒试验完归位2～3min 后进行。将操作滑阀手柄指向“#2”
标志位置，操作方法与试验#1 棒相同。
6.6.5 试验完毕将操作滑阀置于中间位置并锁好。
6.7 超速试验
6.7.1 危急保安器解体或调整后，甩负荷试验前，以及停机1 个月后，都应进行超速试
验。

6.7.2 禁止进行超速试验的情况
a)未进行危急保安器解脱滑阀打闸试验；
b)自动主汽阀、调节汽阀、各段抽汽逆止阀、高压汽缸排汽逆止阀关闭时卡涩或关闭
后不严密；
c)调节系统不能维持空负荷运行；
d)汽轮发电机组任一轴承振动达到0.05mm时；
e)不具备两块以上准确的转速表。
6.7.3 试验条件
6.7.3.1 冷态启动时，机组并网后，接带10%～20%额定负荷，运行3～4h，保证高、中
压转子温度超过材料脆性转变温度，减少转子中心孔处的热应力。
6.7.3.2 试验过程中，高压油泵运行，交、直流润滑油泵处于正常备用状态。
6.7.3.3 试验时，主蒸汽压力保持在2～3MPa 间，主蒸汽温度为350～400℃，再热蒸汽
压力为0.1～0.2MPa，再热蒸汽温度为300～350℃。
6.7.3.4 试验过程中，投入旁路系统时，应保持调节级压力与Ⅰ级旁路后蒸汽压力的比值
不低于2.0。
6.7.4 试验方法
6.7.4.1 进行#1、#2 撞击子联合动作试验时，应将操作滑阀手柄指针置于中间位置。单独
进行#1 撞击子试验时，将操作滑阀手柄指针指向“#2”标志位置，进行#2 撞击子试验时，
将操作滑阀手柄指针指向“#1”标志位置。
6.7.4.2 用同步器提升转速到3150r/min，然后顺时针旋转超速试验手柄，缓慢升速到额
定转速的108%～110%(3240～3300r/min)，危急保安器应动作，并发出声、光报警信号。
检查高、中压自动主汽阀和调节汽阀，各段抽汽逆止阀，高压汽缸排汽逆止阀应关闭，
机组转速应下降。
6.7.4.3 当转速下降到3090r/min时，可重新挂闸，保持3000r/min运行。
6.7.4.4 试验结束后，将超速试验操作滑阀手柄指针置于中间位置并锁好。
6.7.5 注意事项
6.7.5.1 设专人就地监视转速表，记录动作转速及主油泵出口油压。超速试验应进行两次，
两次试验的动作转速差不应超过0.6%额定转速。
6.7.5.2 试验中，如转速已超过3330r/min，而危急保安器仍未动作时，应立即打闸停机。
6.7.5.3 试验中，如机组发生强烈振动，应立即打闸停机。
6.8 自动主汽阀及调节汽阀的严密性试验
6.8.1 试验条件
6.8.1.1 高压油泵运行。
6.8.1.2 机组在3000r/min稳定运行，主蒸汽参数基本为额定值，凝汽器真空正常。
6.8.1.3 Ⅰ、Ⅱ级旁路系统运行正常。
6.8.2 自动主汽阀严密性试验方法
6.8.2.1 同时操作高、中压自动关闭器试验滑阀，迅速关闭高、中压自动主汽阀，机组转
速应下降，同时，应用同步器将调节汽阀逐渐全开。
6.8.2.2 机组转速下降到1000r/min以下时为合格。当主蒸汽压力在50%～100%额定压力
区间，转速下降到合格的数值可按下式修正。

式中：p——试验时的蒸汽压力；
p0——主蒸汽额定压力。
6.8.3 调节汽阀严密性试验方法
调节汽阀严密性试验一般是在自动主汽阀试验合格后紧接着连续进行。用同步器(或
启动阀)全关高、中压调节汽阀，然后操作自动关闭器的活动滑阀，使自动主汽阀全开。
此时如果机组转速继续下降，则认为调节汽阀严密性合格。
6.9 汽轮机甩负荷试验
新安装机组在投产前，已运行机组在大修后均应进行甩负荷试验。甩负荷后，机组
应符合其最高飞升转速低于危急保安器动作转速，且调节系统的动态过程应能迅速稳定，
能有效地控制机组的空负荷运行等基本要求。
6.9.1 甩负荷试验条件应符合以下要求：
a)主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，饕嗍右潜碜既罚?BR>b)调节系统静态特性符合要求，速度变动率δ为4%～5%，迟缓率ε小于或等于0.3%；
c)保安系统动作可靠，危急保安器超速试验合格，手动停机装置动作正常；
d)自动主汽阀和调节汽阀严密性试验合格，阀杆无卡涩，关闭时间符合要求(高、中
压自动主汽阀关闭时间t≤0.35s，高压调节汽阀t≤0.4s，中压调节汽阀t≤0.6s)；
e)抽汽逆止阀联锁动作正常，关闭严密，关闭时间一般在1.0s以内；
f)高压油泵，交、直流润滑油泵联锁动作正常，油系统油质合格；
g)高压加热器保护试验合格；
h)Ⅰ、Ⅱ级旁路系统联锁动作正常；
i)锅炉过热器，再热器安全阀调试、校验合格；
j)热工、电气保护接线正确，动作可靠；
k)厂用电源可靠；
l)发电机主开关和灭磁开关跳、合闸正常；
m)汽轮机调节系统电超速保护整定值符合要求；
n)系统频率保持在50±0.2Hz 以内，系统应留有备用余量；
o)试验用仪器，仪表校验合格、并已接入系统；
p)试验取得调度同意、试验领导组织机构成立、职责分工明确，试验技术措施已经编
制、审批，并为运行人员所熟悉。
6.9.2 试验时机组的运行方式和试验方法按以下要求进行：
6.9.2.1 甩负荷试验一般按甩50%、100%额定负荷两级进行。
6.9.2.2 100%额定负荷工作下的甩负荷试验，应在主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，全
部回热加热器投入等正常运行系统、正常运行方式，正常运行操作情况下进行。不能采
用发电机甩负荷的同时，锅炉熄火停炉、停机等试验方法。
6.9.2.3 Ⅰ、Ⅱ级旁路系统处于热备用状态，具备投入保护条件的旁路系统，应投入其保
护装置。
6.9.2.4 高、低压加热器水位保持低限，除氧器、凝汽器水位保持高限。
6.9.2.5 试验前开启汽缸本体疏水阀，疏水排尽后关闭。
6.9.2.6 试验前，厂用电源切换为可靠的备用电源。若进行甩负荷后自带厂用电试验，试
验前厂用电源应由本机提供，备用厂用电源联锁装置投入。
6.9.2.7 根据机组的具体状况，必要时在甩负荷试验前，对设备的运行状态及参数，可做
适当的调整。
6.9.2.8 准备工作就绪后，由试验领导人下达命令，由运行人员进行操作。

6.9.2.9 突然断开发电机主开关，机组同电网解列，甩去全部负荷，测取汽轮机调节系统
动态特性。
6.9.2.10 在机组甩负荷以后，调节系统动态过程尚未终止之前，不得操作同步器(具有同
步器自动功能的电液调节系统除外)。
6.9.2.11 甩负荷试验过程结束，测试和检查工作完毕后，机组状况正常时，机组应尽快
并网，根据汽缸金属温度接带负荷。
6.9.3 试验过程中的记录与监测项目如下：
6.9.3.1 记录仪表及传感器频率响应及精度，应满足测量对象的要求。
6.9.3.2 甩负荷过程中自动记录的项目有：功率、转速、油动机行程和有关油压量。
6.9.3.3 甩负荷过程中，手抄写记录项目一般有：功率、转速、油动机行程、主油泵入口
和出口油压、脉动油压、蒸汽参数和同步器行程。
6.9.3.4 手抄写记录项目时，应记录甩负荷前的初始值，甩负荷过程中的极值(最大值和
最小值)和甩负荷过程中的稳定值。
6.9.3.5 记录中如发生仪表指针摆动或呆滞等异常现象时，应将摆动幅值或呆滞情况一并
记录在表格中，以便作为分析依据。
6.9.3.6 在甩负荷试验过程中，应设专人重点监视机组转速。还要监视振动、轴向位移、
胀差、高低压汽缸排汽温度、轴承乌金温度等指标。
6.9.4 甩负荷试验中应做好下列安全措施：
6.9.4.1 机组甩负荷后，应保证锅炉不超压、汽轮机不超速、发电机电压不超限，维持机
组空负荷运行，尽快并网。
6.9.4.2 甩负荷后，本机自带厂用电运行时，应保持机组转速及发电机电压的稳定。用电
液调节系统波动大时，可切换为液调运行，手动调节转速，如仍不能维持厂用电压、可
采取瞬停的方式切换为备用厂用电源。
6.9.4.3 甩负荷带厂用电运行是以牺牲机组寿命为代价的，时间应不超过20min。此间，
应密切监视高压汽缸，低压汽缸排汽温度的变化。
6.9.4.4 甩负荷后，机组在3000r/min运行时，应对下列项目进行检查和调整：
a)汽轮机Ⅰ、Ⅱ级旁路系统的开启情况；
b)轴封压力，除氧器压力和水位，凝汽器水位；
c)轴向位移、胀差、高压和低压汽缸排汽温度；
d)各段抽汽逆止阀关闭情况；
e)开启汽轮机本体和管道疏水；
f)高压加热器保护动作情况，必要时，可解列高压加热器汽侧；
g)机组振动情况。
6.9.4.5 当转速飞升过高使危急保安器动作时，应进行下列调整和检查：
a)将同步器摇到空负荷位置；
b)检查自动主汽阀、调节汽阀和抽汽逆止阀关闭情况；
c)待机组转速降到挂闸转速以下时，重新挂闸，恢复机组3000r/min运行。
6.9.4.6 当机组甩负荷后，转速飞升到3300r/min而危急保安器未动作时，应立即手动打
闸停机。若转速仍继续上升时，则应切断进入汽轮机的一切汽源，破坏真空，紧急停机。
6.9.4.7 机组甩负荷后，若调节系统严重摆动、无法维持空负荷运行时，应打闸停机。
6.9.4.8 机组甩负荷后，锅炉应停止全部给粉维持部分油枪运行，当机组恢复至空负荷运
行时，应调整燃烧，使参数回复到额定值。
6.9.4.9 若锅炉泄压手段失灵，锅炉超压时，应紧急停炉。
6.9.4.10 试验期间高压油泵运行。
6.9.5 甩负荷试验结束后，应按下列要求整理试验结果：
6.9.5.1 手抄写记录项目按甩负荷前、甩负荷过程中和甩负荷稳定后的数据列表整理。
6.9.5.2 根据自动记录曲线，整理初始转速n0、最高转速nmax、稳定转速ng、汽阀关闭后
的飞升转速Δnv、转速波动值Δn、转速滞后时间tn、达到最高转速时间tmax、转速变化
全过程时间t、油动机延迟时间t1、油动机关闭时间t2、油压变量延迟时间tp1和过渡时间
tp2。
6.9.5.3 根据测取的数据计算如下参数：
a)动态超调量Q=(nmax-n0)/n0×100%；
b)转速变动率δ=(nδ-n0)/n0×100%；
c)动静差比B=(nmax-n0)/(ng-n0)。
6.9.6 试验结束后，应编写规范、详尽的试验报告。
6.10 真空系统严密性试验
6.10.1 试验条件
6.10.1.1 将机组负荷减到160MW。
6.10.1.2 确认备用射水泵、射水抽气器处于良好备用状态。
6.10.2 试验方法
6.10.2.1 关闭运行中的射水抽气器抽空气阀，待30s 后，开始记录。分别记录第一、二、
三分钟时真空下降的数值及低压缸排气室温度上升数值。
6.10.2.2 试验完毕，开启运行射水器抽空气阀，恢复原负荷。
6.10.3 注意事项
6.10.3.1 试验过程中，真空下降的总值不得超过2kPa。超过时应立即开启运行射水抽气
器空气阀，停止试验。
6.10.3.2 真空下降每分钟0.4kPa 以下，真空系统的严密性为合格。
6.11 汽轮机在正常运行中的定期试验
6.11.1 高、中压自动主汽阀活动试验每天进行一次。
6.11.2 中压调节汽阀活动试验每天进行一次。
6.11.3 高压油泵，交、直流润滑油泵启动试验每十五天进行一次。
6.11.4 各段抽汽逆止阀活动试验每月进行一次。
6.11.5 真空系统严密性试验每三个月进行一次。
6.11.6 自动主汽阀、调节汽阀严密性试验每六个月进行一次。
6.11.7 电动主汽阀活动试验每十天进行一次。
7 编制运行规程的基本要求
200MW级汽轮机类型较多，在编制(修编)企业现场的运行规程时，应按附录F(提示
的附录)所提出的格式和内容要求，进行规范化编写。
附录 A
(标准的附录)
汽轮机油质量标准
A1 粘度：(恩氏)3.2。
A2 闪点：(开口)＞180℃。
A3 酸值：小于0.03mg(KOH/g)。

A4 酸碱反应：pH值中性。
A5 水分：无。
A6 清洁度
采用汽轮机油的汽轮机润滑油系统、调节系统和发电机密封油系统，油循环冲洗后
应达到下述标准。
A6.1 从油箱和冷油器放油点取样化验、达到油质透明、水分合格。
A6.2 油系统的清洁度检查方法
A6.2.1 称重检查法。在各轴承进油口处加50 孔/cm(120目)滤网，在全流量下冲洗2h，
取出全部滤网，在洁净的环境中用溶剂汽油清洗各滤网，然后用60 孔/cm(150目)滤网过
滤该汽油，经烘干处理后，杂质总质量不超过0.2g/h，且无硬质颗粒，则被检测系统的清
洁度为合格。
A6.2.2 颗粒计数检测法。在任一轴承入口处加60 孔/cm(150 目)的锥形滤网，再用全流
量冲洗循环30min，取出滤网放在洁净的环境中，用溶剂汽油冲洗滤网，然后用80 孔
/cm(200目)滤网过滤该汽油，收集全部杂质，用放大倍率不低于10倍并有刻度的放大镜
观测，对杂质进行分类计数，其杂质颗粒尺寸大于0.25mm的数量应为零，杂质颗粒尺寸
在0.13～0.25mm间的数量不大于5 颗，而且无硬质颗粒。此时，被检测系统的清洁度为
合格。
附录 B
(提示的附录)
汽轮发电机组常见振动原因的分析
B1 普通强迫振动
普通强迫振动最重要的特征是振动频率等于转子工作频率，振动波形近似正弦波。
机组在额定负荷下产生的激振力是由于存在转子不平衡离心力，固定式联轴器连接不同
心及轴颈不圆等所造成。
B1.1 属于转子质量不平衡引起的振动较为常见。对于第一、二临界转速低于工作转速
的200MW级机组的柔性转子，由于质量不平衡引起的轴承振动振幅与转速的关系较为复
杂。既要考虑由于不平衡引起的振幅值的增加，又要分析临界转速对其的影响。利用振
幅——转速曲线可以判明。当转子在第一、二临界转速下轴承振动出现明显峰值时，说
明转子存在不平衡分量。
B1.2 机组中心不正产生的激振力，是由于转子同心度和平直度产生偏差，轴承标高和
左、右位置不当等所造成。
B1.3 电磁激振时，振动同励磁电流有关，激振力来自发电机转子，振动波形近似正弦
波。振动特点是振动随励磁电流增大而立即增大，振动与励磁电流有关。另一种振动随
励磁电流增大并不立即增大，而是稳定一段时间以后，振动才增大，呈阶梯形状上升，
这是由于励磁电流引起热变量后造成的振动。
B1.4 随机振动的振源来自流体冲击力和与汽轮机相连系部件的冲击力、大部件松动所
产生的冲击力。相应振动的频率和振幅都是随机的。产生这种振动的激振力是由不规则
的冲击所引起的，振动波形包含了冲击的强迫振动(非周期)和衰减的自由振动两种，振动
频率有系统的固有频率，也有冲击力的频率。
B2 自激振动
自激振动同柔性转子密切相关，自激振动时，旋转轴的振动频率近似等于转轴的第
一临界转速。振动波形中含有明显的低频谐波。
B2.1 油膜振荡是汽轮发电机组自激振动类型中最常见的现象。汽轮发电机在升速过程
中，在失稳转速以前，转轴是平稳的。当达到失稳转速时，就出现低频分量，其低频频
率约为实际转速的一半，转轴出现半速涡动。继续升速，半速涡动的幅值并不激烈。当
汽轮机通过第一临界转速时，半速涡动被更剧烈的临界转速共振所掩盖。当转速升到比
第一临界转速的二倍稍高以后，半速涡动的速度同转轴的第一临界转速相重合，半速涡
动将被共振放大，即出现油膜振荡。此时，转轴的跳动非常激烈，甚至整个机组的所有
轴承都出现异常振动，在机组的附近可以听到咚咚的响声，转轴承受着强烈的交变应力，
所以，油膜振荡的危害性很大。消除和防止油膜振荡的一般方法是加大轴承比压，降低
润滑油的粘度、减少轴承顶部间隙、增加轴承上半部乌金工作面积，加大轴承两侧间隙
等。
B2.2 汽流激振是由于汽轮机密封间隙中不均匀的径向压力分布所产生的激振力引起
的。当激振力作用于转子的偏心(位移)的垂直方向上时，才能激励起转子的自激振动。消
除汽流激振的主要措施是改变汽轮机转子和汽缸的中心位置，合理调整轴封间隙和改变
调节汽阀开启顺序等。
附录 C
(提示的附录)
汽轮机停机后进行强迫冷却的基本方法
C1 强制通风冷却法
强制通风冷却法是采用压缩空气对停机后的汽轮机进行强迫冷却。冷却过程中需隔
断锅炉过热器和再热器。压缩空气流通的方式有顺流和逆流两种。顺流冷却时，冷却空
气从高压自动主汽阀后疏水管引入，流过高压汽缸，从高压汽缸排汽逆止阀前疏水管排
出。中压汽缸的冷却空气从中压调节汽阀后疏水管引入，从六段抽汽逆止阀前疏水管排
出。逆流冷却时，冷却空气流程与顺流冷却时相反。
为了降低顺流冷却时空气对汽轮机高压部分金属的热冲击，要装设空气预热器，预
先把空气加热到150℃左右。还应清除空气中的水分和油分。在对汽缸强迫冷却的同时，
法兰和螺栓也要相应进行冷却。
C2 邻机抽汽快速冷却法
这种冷却法一般是利用邻机四段抽汽(约395℃)、二段抽汽(约310℃)或除氧器汽平衡
管蒸汽(160℃)来冷却汽轮机。
冷却蒸汽由高压汽缸排汽管引入，一部分经过高压汽缸通流部分，从汽缸调节级疏
水、外缸疏水、高压导管疏水、轴封一次漏汽、电动主汽阀后疏水等管道排入凝汽器；
另一部分冷却蒸汽流经再热器、中压自动主汽阀、调节汽阀、中压汽缸，最后排入凝汽
器。
冷却时，机组应在100～150r/min转速下运行，选择与汽缸温度相匹配的蒸汽供入轴
封，保持凝汽器真空在60kPa左右，全开高、中压调节汽阀，中压自动主汽阀限制在15～
20mm开度内。
选择冷却蒸汽的一般原则是冷却蒸汽温度比高压汽缸内缸内上壁温度低80～100℃，
应同时投入汽缸、法兰加热装置来冷却外缸和法兰。

利用邻机抽汽快速冷却时，要合理布置冷却系统，冷却过程中严格控制各部金属的
冷却速度，防止产生过大的温差、胀差及变形。应做好防止大轴弯曲的技术措施。
一般邻机抽汽冷却时，高中压汽缸的金属温降率约为0.3～0.27℃/min。
附录 D
(提示的附录)
高压加热器全停时汽轮机的出力分析
D1 国产200MW汽轮机设计工况下的进汽和抽汽参数如表D1 所示。
表 D1 设计工况下蒸汽参数表
名称主蒸汽 9 级后抽汽 12 级后抽汽再热蒸汽 15 级后抽汽
蒸汽流量
t/h(kg/s)
610(169.44) 30.3(8.417) 32.6(9.055) 537.4(149.272) 16.34(4.539)
蒸汽压力
MPa
12.7 3.85 2.499 2.244 1.214
蒸汽焓值
kJ/kg
3433 3169.1 3064.3 3542.1 3387.5
蒸汽温度
℃
535 375 322 535 459
D2 各高压加热器所用抽汽量所对应发出的功率计算
D2.1 一段抽汽发出的电功率为：
8.417(3433-3169.1)=2221.2(kW)。
D2.2 二段抽汽发出的电功率为：
9.055(3433-3064.3)=3339.7(kW)。
D2.3 三段抽汽发出的电功率为：
4.539［(3433-3064.2)+(3542.1-3387.5)］=2375.7(kW)。
D2.4 高压加热器全停，第15 级后抽汽为设计工况压力时，汽轮机所减小的出力为：
2221.2+3339.7+2375.7=7936.6(kW)。
约占铭牌功率的4%。此时，汽轮机的进汽量为530.76t/h，第三段抽汽压力为1.21MPa。
D3 高压加热器全停后，汽轮机出力(负荷)为190MW时，相应主蒸汽流量为530t/h，第
15 级抽汽段压力为1.21MPa,机组通流部分参数不超过设计工况下参数，13～15 级隔板的
应力比设计工况小。所以选择190MW负荷以下是可行的。
附录 E
(提示的附录)
汽轮机中压汽缸启动的设备改进和基本程序
E1 冷态中压汽缸启动
E1.1 高压汽缸预暖
E1.1.1 启动前的准备工作已完善，送入轴封供汽同时主机抽真空并维持在77kPa 以上。
锅炉点火以后，投入Ⅰ、Ⅱ级旁路系统，开启管道和汽缸本体疏水阀。
E1.1.2 主蒸汽压力达到0.5MPa，再热蒸汽压力达到0.2MPa，主蒸汽温度高于高压汽缸

内缸内下壁温度50～100℃时，开启高压汽缸预暖阀，关闭其抽真空阀，倒暖高压汽缸。
应同时投入汽缸、法兰加热系统。倒暖蒸汽压力控制在0.5～1.0MPa 范围内，汽缸金属
温升率不大于1.5℃/min。
E1.1.3 当高压汽缸内下壁温度达到150℃时，停止高压汽缸预暖，停止汽缸、法兰加热
系统，关闭高压汽缸本体疏水阀，将高压汽缸隔离。
E1.2 冲动、升速及接带负荷
E1.2.1 冲动参数为：主蒸汽压力3.0～4.0MPa；主蒸汽温度300～340℃；再热蒸汽压力
0.5～0.55MPa；再热蒸汽温度240～250℃；凝汽器真空在82kPa 以上。
E1.2.2 操作调节系统的中压汽缸启动装置，使高压调节汽阀在冲动、升速等切换前的过
程中处于关闭状态。
E1.2.3 操作启动阀(或同步器)挂闸，开启高、中压自动主汽阀和中压调节汽阀，以每分
钟100r/min的升速率升速到500r/min，停留5min，进行检查。此时开启高压汽缸抽真空
阀。然后，以每分钟100～150r/min的升速率升速到1000～1400r/min区间，中速暖机约
30min。使中压汽缸排汽温度达到120℃以上。中速时停止顶轴油泵运行。继续以每分钟
100～150r/min 升速率升速到3000r/min，定速。通过临界转速时的升速率应在每分钟
300r/min 左右。定速时，主蒸汽压力应达到6.0MPa，主蒸汽温度为400℃，再热蒸汽压
力为0.8MPa，再热蒸汽温度为340℃。
E1.2.4 机组并网后，接带6MW初始负荷。逐渐关小Ⅱ级旁路减压阀，开大中压调节汽
阀，将负荷提升到13MW 左右，准备进行投入高压汽缸运行的切换工作，低压旁路减压
阀全关。
E1.2.5 操纵中压汽缸启动调节装置，平稳地开启高压调节汽阀，同时逐渐关小高压旁路
减压阀，关闭高压汽缸抽真空阀。检查高压汽缸排汽逆止阀应自动开启。开启高压汽缸
本体所有疏水阀。切换过程应在1min内完成，此间应维持蒸汽参数的稳定，控制中压油
动机行程在220mm附近，相应的高压油动机行程在50mm左右。
E1.2.6 切换结束后，迅速操作同步器、开大高压调节汽阀，并逐渐关闭高压旁路减压阀，
以2～3MW/min的速率提升负荷到40MW，暖机30min。此时应根据需要及时投入汽缸、
法兰加热系统，关闭除低压汽缸抽汽管道疏水阀外的所有疏水阀。当负荷升到60MW时，
再关闭低压汽缸抽汽管道疏水阀。
E1.2.7 40MW负荷下暖机结束后，机组进行滑参数提升负荷，直到接带额定负荷，各项
参数、负荷的变化率如下：
a)主蒸汽压力由6MPa 滑升到12.7MPa，平均变化率为0.033MPa/min；
b)主蒸汽温度由400 ℃滑升到535℃，平均变化率为0.68℃/min；
c)再热蒸汽压力由0.8MPa滑升到2.2MPa，平均变化率为0.007MPa/min；
d)再热蒸汽温度由340℃滑升到535℃，平均变化率为1℃/min；
e)负荷以1MW/min 速率滑升到100MW，暖机30min 后，以1MW/min 速率滑升到
200MW。
E1.2.8 按高、中压汽缸联合启动的要求，完成其它操作。
E2 温态和热态中压汽缸启动
E2.1 高压汽缸内缸内下壁温度在150～300℃内时，为温态；高压汽缸内缸内下壁温度
在300℃以上时，为热态。
E2.2 冲动条件
除高压汽缸不进行预暖，处于隔离状态外，其余与冷态冲动条件相同。要求对主蒸
汽、再热蒸汽管道进行充分的疏水和暖管。
E2.3 推荐汽缸温度为划定状态温度的高限值时的冲动参数
E2.3.1 温态：主蒸汽压力为7MPa；主蒸汽温度为430℃；再热蒸汽压力为0.7MPa；再
热蒸汽温度为410℃。
E2.3.2 热态：主蒸汽压力为9MPa；主蒸汽温度为480℃；再热蒸汽压力为0.9MPa；再
热蒸汽温度为460℃。
E2.3.3 温态和热态时，中压汽缸启动冲动参数的选择原则是：蒸汽温度与汽缸金属温度
应在一定范围内相匹配，一般蒸汽温度高于汽缸金属温度100℃左右。
E2.4 冲动、升速和并网
E2.4.1 用启动阀(或同步器)挂闸，全开高、中压自动主汽阀，开启中压调节汽阀，温态
和热态启动分别以每分钟200r/min和300r/min的升速率冲动升速到500r/min，停留5min
进行检查。冲动的同时，开启高压汽缸抽真空阀。
E2.4.2 温态时以每分钟200～250r/min的升速率，热态时以每分钟300r/min的升速率提
升转数到3000r/min，定速。
E2.4.3 机组并网后，接带6MW初始负荷，随后逐渐关闭低压旁路减压阀，开大中压调
节汽阀，将负荷提升到切换负荷：温态时为20～30MW；热态时为30～40MW。
E2.5 切换
切换时，除了无需开启高压汽缸本体疏水阀外，其它操作程序与冷态中压汽缸启动
的程序基本一致。
E2.6 切换结束后，迅速操作同步器，在开大高压调节汽阀的同时，逐渐关闭高压旁路
减压阀，温态时以3MW/min 的速率将负荷提升到50MW，热态时以5MW/min 的速率将
负荷提升到60MW。在机组负荷达到40MW时，关闭蒸汽管道及中压汽缸本体疏水阀；
达到60MW时，关闭低压汽缸各抽汽管道疏水阀。
E2.7 温态和热态中压汽缸启动带负荷时的参数负荷变化率
E2.7.1 温态启动时，负荷从50MW提升到200MW过程中，蒸汽参数及负荷的变化率如
下：
a)主蒸汽压力从7MPa 滑升到12.7MPa，平均变化率为0.1MPa/min；
b)主蒸汽温度从430℃滑升到535℃，平均变化率为1.5℃/min；
c)再热蒸汽压力从0.7MPa滑升到2.2MPa，平均变化率为0.03MPa/min；
d)再热蒸汽温度从410℃滑升到535℃，平均变化率为1.6℃/min；
e) 在50MW 负荷下暖机25min，以2.5MW/min 速率升到100MW 负荷；100MW 负
荷下暖机25min，以3MW/min 速率升到额定负荷200MW。
E2.7.2 热态启动时，负荷从60MW提升到200MW过程中，蒸汽参数和负荷的变化率如
下：
a)主蒸汽压力从9MPa 滑升到12.7MPa，平均变化率为0.09MPa/min；
b)主蒸汽温度从480℃滑升到535℃，平均变化率为1.4℃/min；
c)再热蒸汽压力从0.9MPa滑升到2.2MPa，平均变化率为0.03MPa/min；
d)再热蒸汽温度从460℃滑升到535℃，平均变化率为1.5℃/min；
e)在60MW负荷下暖机15min，然后以7MW/min 速率升到额定负荷200MW。
E3 现有国产机组实现中压汽缸启动所必需的改进
E3.1 调节系统中增加中压缸启动阀，即增加在冲动过程中，能够使调节汽阀独立启、
闭的装置。

E3.2 高压汽缸排汽逆止阀增加旁路门，以此进行高压汽缸冲动前的逆流预暖，变冷态
启动为热态启动。
E3.3 在凝汽器喉部与高压汽缸排汽管逆止阀前之间，增设抽真空管道和阀门，以保持
高压汽缸的真空状态，防止由于高压转子在高速旋转下产生鼓风摩擦损失，使高压汽缸
后几级产生过热现象。
E3.4 高压汽缸排汽逆止阀实行人为控制，并应具有较高的严密性。
E3.5 增装高、中压汽缸排汽温度测点及高压汽缸排汽真空表。
E3.6 本体疏水应有可靠隔离措施，防止高压汽缸抽真空时，疏水倒流入高压汽缸。
E3.7 Ⅰ、Ⅱ级旁路系统应具有30%以上额定蒸汽流量的通流能力。
附录 F
(提示的附录)
运行规程编写顺序及内容要点
F1 汽轮发电机组的设备规范和性能介绍
F1.1 汽轮机本体设备
F1.1.1 汽轮机规范见表F1。
表 F1 汽轮机规范
名称单位说明
型号
型式
额定功率 MW
最大连续功率 MW
额定转速 r/min
转子旋转方向
出厂编号
制造厂
F1.1.2 汽轮机设计工况主要参数见表F2。
表 F2 设计工况主要参数
参数名称单位设计值
主汽阀前蒸汽压力 MPa
主汽阀前蒸汽温度 ℃
中压主汽阀前压力 MPa
中压主汽阀前温度 ℃
低压缸排汽压力 kPa
给水温度 ℃
冷却水温度 ℃
额定主蒸汽流量 t/h
汽耗率 kg/(kW·h)
热耗率 kJ/(kW·h)
调节级蒸汽压力 MPa
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F1.2 调节、保护及联锁介绍。
F1.3 锅炉、发电机规范简要介绍。
F2 汽轮机启动
F2.1 汽轮机启动总则。
F2.2 汽轮机启动前的准备。
F2.3 汽轮机冷态启动操作。
F2.4 汽轮机热态启动操作。
F3 汽轮机的运行维护
F3.1 汽轮机正常运行的参数控制范围。
F3.2 汽轮机运行中的检查、维护与定期轮换。
F4 汽轮机组的试验
F4.1 试验项目。
F4.2 试验条件与方法。
F4.3 试验标准。
F5 汽轮机停机
F5.1 汽轮机停机方式。
F5.2 停机前的准备工作。
F5.3 停机过程操作。
F5.4 停机后的维护。
F6 汽轮机事故处理
F6.1 事故处理原则。
F6.2 事故现象和处理方法。
F7 汽轮机辅机运行规程
F7.1 辅助设备规范。
F7.2 辅助设备的检查、维护和事故处理规定。
F7.3 热力系统及其设备的检查、操作和维护。
F8 附录应编入的图表
F8.1 汽轮机启动和停机示范曲线图。
F8.2 监视段最大压力表。
F8.3 汽轮机设计工况热平衡图表。

200MW%E7%BA%A7%E6%B1%BD%E8%BD%AE%E6%9C%BA%E8%BF%90%E8%A1%8C%E5%AF%BC%E5%88%99.pdf

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