| 标准编号 | DL/T 608-2019 (DL/T608-2019) | | 中文名称 | 300MW～600MW 级汽轮机运行导则 | | 英文名称 | Guide of operation for 300MW～600MW grade steam turbine | | 行业 | 电力行业标准 (推荐) | | 中标分类 | F23 | | 国际标准分类 | 27.100 | | 字数估计 | 26,290 | | 发布日期 | 2019 | | 实施日期 | 2019-10-01 | | 发布机构 | 国家能源局 | DL/T 608-2019: 300MW～600MW 级汽轮机运行导则
DL/T 608-2019 英文名称: Guide of operation for 300MW～600MW grade steam turbine
中华人民共和国电力行业标准
代替 DL/T 608-1996，DL/T 609-1996
300MW～600MW 级汽轮机运行导则
国家能源局 发 布
1 范围
本标准规定了300MW～600MW级汽轮机启动、运行、停运、试验、事故预防及处理等方面原则性技术
要求和操作方法。
本标准适用于300MW级亚临界、超临界和600MW级亚临界、超临界及超超临界火电汽轮机，125MW级、
200MW级火电汽轮机可参照执行。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有修改单）均适用于本标准。
GB/T 5578 固定式发电用汽轮机规范
GB/T 7596 电厂运行中汽轮机油质量导则
GB/T 11120 涡轮机油
GB/T 11348.2 机械振动 在旋转轴上测量评价机器的振动
GB/T 12145 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量
DL/T 571 电厂用磷酸酯抗燃油运行维护导则
DL/T 705 运行中氢冷发电机用密封油质量导则
DL/T 711 汽轮机调节控制系统试验导则
DL/T 834 火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则
DL/T 863 汽轮机启动调试导则
DL/T 956 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则
DL/T 1052 节能技术监督导则
DL/T 1270 火力发电建设工程机组甩负荷试验导则
4.3.2 汽轮机冲转
4.3.2.1 汽轮机冲动后，确认盘车装置正常脱开。
4.3.2.2 冲转过程中根据厂家要求进行打闸摩擦试验，仔细倾听汽轮机内部声音，确认通流部分以及
油挡无摩擦、各轴承回油正常，同时确认汽轮机联锁动作正常，方可升速。升速率按制造商要求进行设
定，一般为 100r/min/min。
4.3.2.3 暖机时间、暖机转速、暖机温度应按制造商提供的启动曲线进行，典型启动曲线参见附录 B。
暖机过程中注意控制主、再热蒸汽和轴封蒸汽温度，严禁汽轮机胀差超规定值，并通过汽缸膨胀评价暖
机效果。
4.3.2.4 冲转过程中应监视机组胀差、振动、轴瓦温度、润滑油压和油温、蒸汽和金属壁温等参数，
超过规定值时，应立即打闸停机。
4.3.2.5 汽轮机冲至 3000 r/min 稳定运行，经全面检查正常后，按制造商要求进行有关试验。
4.3.3 带负荷
4.3.3.1 并网后带初始负荷暖机，根据厂家提供的启动曲线带初始负荷并保证暖机时间。
4.3.3.2 严格按启动曲线要求控制升负荷速率及主、再热蒸汽参数的变化率。
4.3.3.3 升负荷至规定值，确认机组各部位相应的疏水阀应关闭。
4.3.3.4 检查确认汽轮机振动、汽缸膨胀、胀差、轴向位移、轴承金属温度、排汽温度、油温及油压、
蒸汽温度等主要监测参数在正常范围。
4.3.3.5 高、低压加热器应随机组启动而投入，当供除氧器的抽汽压力高于除氧器内部压力并能克服
高度差引起的静压时，应将除氧器的加热汽源切换为该段抽汽。
4.4 温态启动
4.4.1 机组启动过程中应先投轴封后抽真空，冲转参数严格按照制造商提供的启动曲线确定。
4.4.2 其他启动要求参见 4.3。
4.5 热态启动
4.5.1 冲转参数选择
汽轮机热态启动时，根据汽缸温度按制造商提供的启动曲线确定冲转参数。
4.5.2 冲转、并网及带负荷注意事项：
a）主、再热蒸汽管道疏水充分；
b）升速率按制造商要求进行设定，一般控制在 100～300r/min/min；
c）定速后检查正常应尽快并网；
d）并网后，应按照启动曲线的要求尽快带负荷，确保汽轮机本体各项参数不超规定值；
e）控制主、再热蒸汽参数平稳，不超规定值。
4.5.3 其他启动要求参见 4.4。
4.6 极热态启动
4.6.1 冲转参数严格按照制造商提供的启动曲线确定，并网后按照启动曲线快速升负荷，升负荷过程
中严密监视汽轮机本体各参数不超规定值。
4.6.2 其他启动要求参见 4.5。
4.7 汽轮机启动中的要求
4.7.1 汽轮机冲转后若盘车装置不能及时脱开，应立即打闸停机。
4.7.2 按照制造商规定汽轮机的转速停止顶轴油泵运行。
4.7.3 汽轮机若出现异常振动，不得强行升速，须查明原因并消除后，方可重新升速。
4.7.4 应迅速平稳的通过临界转速，在该范围内转速不应停留。
4.7.5 启动中保持蒸汽参数稳定，控制汽缸金属温升率≤2.5℃／min，温降率≤1.5℃／min。
4.7.6 启动中监视汽缸膨胀值变化应均匀，滑销系统卡涩时应延长暖机时间或研究解决措施。
4.7.7 冲转后及运行中冷油器出口油温宜调整控制在 38～45℃（采用 46 号汽轮机油的机组宜控制在
45～50℃），各轴瓦回油温度正常；抗燃油冷油器出口油温宜控制在 40±5℃。
4.7.8 汽轮机低压缸喷水减温应按制造商规定进行投入或退出。一般情况下，低压缸排汽温度不超过
65℃可以长期运行，超过时应限制负荷使排汽缸温度不超过 80℃。并网前若采取措施无效，当低压缸
排汽温度达到 120℃时应停止汽轮机运行。
4.7.9 凝汽器、加热器、除氧器水位应正常。
4.7.10 汽轮机本体及管道，应无水击、振动现象。
4.7.11 定速后确认汽轮机主油泵工作正常，可停止交流润滑油泵运行。
5 汽轮机运行
5.1 正常运行
5.1.1 监视汽轮机主要参数及其变化值符合规定。
5.1.2 定期进行有关设备的试验及轮换，参见表 2。
5.1.3 应按以下原则进行负荷调整：
a) 采用变压或定～滑～定方式；
b) 定压运行时负荷变化率应以调节级变工况适应能力为准，符合汽轮机寿命管理曲线要求；
c) 变压运行时负荷变化率应以锅炉适应能力而定，一般每分钟为 1.5％～2％额定负荷；
d) 带有喷嘴调节的汽轮机应根据调速汽门的阀门特性设定合理的重叠度，以减少调速汽门的节流
损失，同时保证在启动和带负荷过程中不出现阀门振荡和功率振荡的现象；
e) 辅助设备的运行方式应满足相应的要求。
5.1.4 蒸汽参数控制范围及允许偏差应满足以下要求：
a）运行中应控制蒸汽参数在允许范围内，当超规定值或有超规定值的趋势时，应进行调整并准
确记录超规定值的幅度、超规定值的时间以及累计时间，同时进行相应处理。
b）根据 GB/T 5578，蒸汽参数允许偏差见表 1。
5.1.5 汽轮机水汽质量控制标准及水汽质量恶化时处理见 GB/T 12145。
5.1.6 汽轮机用磷酸酯抗燃油质量控制标准见 DL/T 571。
5.1.7 汽轮机油质量控制标准见 GB/T 7596、GB 11120。
5.1.8 氢冷发电机用密封油质量控制标准见 DL/T 705。
5.2 特殊运行
5.2.1 高、低压加热器部分或全部停止运行时，应按照制造商规定执行，控制主蒸汽流量及各抽汽
段压力不应超过设计最大允许值，控制锅炉壁温、烟温的变化。
5.2.2 凝汽器停止半侧运行时，原则上宜降低至 50%额定负荷，控制凝汽器真空值、轴向位移及低
压缸胀差在允许范围内，监视汽轮机膨胀。
6 汽轮机停运
6.1 正常停运
6.1.1 停机前应确认交直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置、备用给水泵的试运正常。
6.1.2 汽轮机停运过程应符合以下要求：
a) 汽轮机停机时，一般控制温降率≤1.5℃/min，典型停机曲线参见附录 B；
b) 根据停机目的及设备特性，合理选择汽缸温降目标值；
c) 滑参数停机时，主、再热蒸汽应始终保持过热度不小于 56℃，高中压合缸机组主、再热汽温
偏差不超过 28℃；
d) 监视差胀、汽缸膨胀、各轴承温度、轴向位移、轴封供汽压力、真空等参数正常，辅助设备各
系统运行稳定；
e) 机组各部位的疏水阀应在相应负荷打开；
f) 汽轮机打闸后逆功率保护正常动作，确认转速下降；
g) 转速降至制造商规定值时顶轴油泵应联启正常；
h) 汽轮机转速降至 400r/min 时破坏凝汽器真空（采用真空抽湿法防腐机组除外）或按制造商规
定执行，破坏真空后应及时将疏水至凝汽器的高温高压疏水阀关闭；
i) 凝汽器真空到零后，才可停止轴封供汽；
j) 汽轮机转速到零后，立即投入盘车装置，记录并分析汽轮机转子惰走时间。
k) 当汽轮机金属温度降至冷态值或制造商规定值时，可以停止盘车运行。
6.2 紧急停机
6.2.1 破坏凝汽器真空紧急停机应具备以下条件：
a) 汽轮机转速超过 3300r/min，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) 轴向位移超过规定值或推力瓦块温度金属温度超规定值；
e) 润滑油供油中断或油压下降至规定值，备用油泵启动仍无效，保护拒动；
f) 润滑油箱油位下降至规定值，补油无效；
g) 汽轮发电机组任一轴承金属温度突然升高，超过规定值；
h) 汽轮机发生水冲击；
i) 汽轮机高、中压缸上、下缸温差超过制造商规定值；
j) 汽轮机运行期间，10min 内主、再热蒸汽温度突然下降 50℃；
k) 汽轮机轴封异常摩擦并冒火花；
l) 发电机、励磁机冒烟着火或氢气系统发生爆炸；
m) 汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全；
n) 汽轮机胀差超过规定值；
o) 厂用电全部失去；
p) 氢冷系统大量漏氢，发电机内氢压无法维持。
6.2.2 不破坏真凝汽器空紧急停机应具备以下条件：
a) 凝汽器真空降至保护值，保护拒动；
b) 高压缸排汽温度超过规定值；
c) 低压缸排汽温度超过规定值；
d) 主、再热蒸汽温度超过规定值；
e) 主蒸汽压力超过规定值；
f) 发电机定子冷却水断水，保护拒动；
g) 凝汽器冷却水管泄漏，凝结水水质严重超标，经采取措施仍不能消除；
h) 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；
i) 汽轮机任一汽缸发生完全无蒸汽运行，时间超过制造商规定值仍不能恢复时；
j) 润滑油、抗燃油系统大量漏油，或油质严重恶化，无法维持正常运行；
k) 主再热蒸汽管道、给水管道以及不能隔离处理的其他管道破裂，危及人身和设备安全；
l) 开式冷却水、闭式冷却水中断，短时间无法恢复，无法维持机组运行时；
m) 机组热工保护或系统故障，在限时内无法恢复，影响机组安全、稳定运行时。
6.2.3 紧急停机应符合以下要求：
a) 紧急脱扣汽轮机；
b) 确认交流润滑油泵联启，油压正常；
c) 检查发电机出口开关或主变高压侧开关断开，发电机与电网解列，确认转速下降；
d) 当需要破坏凝汽器真空停机时，应停止抽真空系统运行，打开真空破坏门，其它操作同正常停
运。
6.3 停运异常处理
6.3.1 抽汽逆止门卡涩或不能关严，应关闭截止阀，防止蒸汽倒流入汽轮机造成超速。
6.3.2 自动控制系统失灵应及时改为手动调整，以防汽轮机失控。
6.3.3 若主、再热蒸汽参数失控或发生蒸汽带水，应立即打闸停机。
6.3.4 当盘车电流较正常值大、摆动或盘车装置有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重
时，将转子高点置于最高位置，关闭与汽缸连通的所有疏水（闷缸措施），保持上下缸温差，监视
转子弯曲度，确认转子弯曲度正常后，进行试投盘车，盘车投入后应连续盘车。当盘车盘不动时，
严禁强行盘车。停机后因盘车装置故障造成不能连续盘车时，应采取闷缸措施，监视上下缸温差、
转子弯曲度的变化，待盘车装置正常或暂停盘车的因素消除后及时投入连续盘车。
6.4 停运后的养护
6.4.1 汽轮机设备在停（备）用期间，应按照 DL/T 956 进行养护。
6.4.2 对滨海盐雾地区和有腐蚀性的环境，应采取特殊措施，防止设备腐蚀。
6.4.3 对于自然环境温度达到发生冰冻的区域，应预先对停运设备采取有效的防冻措施。对于盛有
液体的容器、管道，要放干净其中的液体。对于工艺不允许将液体放干净的设施，要采取保温、伴
热等措施。
7 汽轮机试验
7.1 启动前的试验
7.1.1 机组进行 A级检修或调速系统检修后，应进行汽轮机调速系统静态特性试验和主汽门、调门
及抽汽逆止门关闭时间试验，其试验结果符合制造商的技术规定以及 DL/T 711 的规定。
7.1.2 机组进行 A级、B 级检修后或停备 30 天以上，至少应进行以下试验：
a) 汽轮机全部跳机保护试验及机炉电大联锁试验；
b) 高排逆止门、抽汽逆止门、控......
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