02600MW火电机组定期工作标准汽轮机设备Word文档格式.docx
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13规范性引用文件
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凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。
GB11348.1-1999旋转机械转轴径向振动的测量和评定第1部分
GB11348.1-2007旋转机械转轴径向振动的测量和评定第2部分
GB/T6075.1-1999在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动第1部分
GB/T6075.2-2007在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动第2部分
GB/T14541-2005电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则
GB/T571-2007电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则
GB/T264-1983石油产品酸值测定法（neqASTMD974）
GB/T265-1988石油产品运动粘度测定法和动力粘度计算法
GB/T267-1988石油产品闪点与燃点测定法（开口杯法）（neqГОСТ4333-1948）
GB/T7599-1987运行中变压器油、汽轮机油酸值测量法（BTB法）
GB/T7600-1987运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）
GB/T7601-1987运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）
GB/T7605-1987运行中汽轮机油破乳化度测定法
GB11120-1989L－TSA汽轮机油（neqISO8068-1987）
GB/T11143-1989加抑制剂矿物油在水存在下防锈性能试验法（neqASTMD665-1983）
GB/T12579-1990润滑油泡沫特性测定法（neqASTMD892-1984）
DL/T838-2003发电企业设备检修导则
DL/T892-2004电站汽轮机技术条件
DL/T824-2002汽轮机电液调节系统性能验收导则
DL/T711-1999汽轮机调节控制系统试验导则
DL/T834-2003火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则
DL438-2000火力发电厂金属技术监督规程
DL/T616-1997火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则
DL/T819-2002火力发电厂焊接热处理技术规程
DL/T647-2004电站锅炉压力容器检验规程
DL/T934-2005火力发电厂保温工程热态考核测试与评价工程
DL/T429.6-1991电力系统油质试验方法运行油开口杯老化测定法
DL/T429.7-1991电力系统油质试验方法油泥析出测定法
DL/T432-1992油中颗粒污染度测量方法（显微镜对比法）
DL/T794-2001油中颗粒数及尺寸分布测量方法（自动颗粒计数仪法）
DL－T932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则
SH/T0308-1992润滑油空气释放值测定法
Q/CDT2070001-2006设备点检定修管理导则
大唐集团制【2005】140号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则（试行）
制造厂提供的技术资料及设备图纸
14术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
14.1定期试验
定期试验是生产设备系统在运行、备用或检修期间时，为了了解设备或系统的性能和状态，验证运行结果定期进行的活动。
用于对系统设备性能进行评价，对设备状态的评估，对运行结果进行分析，形成试验报告。
找出系统或设备不合格的原因，并及时发现系统和设备潜在的隐患。
对系统或设备在运行中能够安排隔离的及时处理，对不能处理的安排近期的计划检修中，保证系统或设备安全经济运行。
14.2定期轮换
定期轮换是运行设备与备用设备按合理的周期定期进行切换，使设备消耗均匀，并可利用轮换期间对退出运行设备进行维修保养，使备用设备处于良好的状态，提高系统或设备的使用寿命。
14.3定期检查与维护
定期检查与维护是生产设备系统在运行或备用期间，使用常规的工具和仪器对系统或设备定期进行的检查、测试和保养，根据设备润滑的要求和实际消耗情况进行油脂的补充，用于保持设备的健康、清洁和良好的润滑水平，保证设备的安全稳定运行。
14.4补充油、已注油、补后油
汽轮机组的润滑和液压系统已注入汽轮机油（运行油）的量不足，需补加一定量的油品使达到机组设备规范油量的行为过程称为“补充油”。
汽轮机组原已注入的油品称为“已注油”；
拟补加的油品称为“补加油”。
补加油量占设备注油量份额称为“补加份额”。
已注油混入补加油后称为“补后油”。
14.5混油
尚未注入汽轮机组的润滑和液压系统的两种或两种以上的油品相混合之行为过程称为“混油”。
14.6振动
振动幅值是在两个选定的相互垂直的测量方向上位移峰峰值的较大值，文中所提及振动均为双振幅值。
14.7保温
覆盖在热力设备、管道及其附件上，以达到减少周围环境散热或降低其表面温度的目的而采取的措施。
14.8支吊架
管部、连接件、功能件与根部等零部件集合的总称。
14.9管部
支吊装置与管道直接连接的零部件的总称。
14.10连接件
用以连接管部与功能件、功能件与根部，或管部与根部及自身相互连接的各种零件的总称。
14.11功能件
实现各种支吊类型功能的零部件的总称，如变力弹簧支吊架、恒力弹簧支吊架、减振器或阻尼器等。
14.12根部
支吊装置与承载结构直接连接的各种辅助钢结构。
14.13支中吊点（吊点）
管道上装设管部部位承受力的代表点。
14.14着力点
承载结构上装设根部部位承受力的代表点。
14.15减振器
用以控制管道低频高幅晃动或高频低幅振动，对管系的热胀、冷缩有一定约束的装置。
14.16接口
管道与设备或甲管道与乙管道设计分界的连接环节，它可以是焊缝、法兰或其他连接方式。
14.17偏装
为了改善由于冷热位移引起不利受力而在安装时使支吊点与着力点在一维或二维坐标上设计规定的不一致数值。
14.18失载（脱载）
由于非正常原因引起承载支吊架完全失去荷载的现象。
14.19超载
超过支吊架设计最大额定荷载的现象。
14.20过应力
由于非正常原因使管道元件的某局部位置或支吊装置某局部位置的工作应力超过许用应力的应力。
14.21附加位移
设备由冷态到热态引起接口处坐标值的增量。
14.22补刚处理
增加构件抗变形或抗振动能力所进行的结构改进。
14.23水锤
管道内因压力波动、流量或流向突然变化引起的冲击荷载现象。
14.24汽锤
蒸汽管道系统中因流动条件和流动状态的急剧变化而产生的动荷载现象。
14.25冷态线
管道安装后，在室温情况下空间位置的几何线。
15基本要求
15.1汽轮机组是火力发电厂的主设备之一。
为防止发生人身事故及汽轮机设备损坏事故，应加强对汽轮机运行的全过程管理，认真贯彻执行《电力工业锅炉压力容器监察规程》、《电力工业锅炉压力容器检验规程》、《火力发电厂金属技术监督规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和实施导则、《电业安全工作规程》（热力和机械部分）和有关的反事故技术措施。
15.2汽轮机的正常运行与维护，是运行和维护人员经常性工作。
运行和维护人员执行定期工作，应严格执行规程，正确操作，认真检查，定期试验和调整，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，延长使用寿命的重要途径。
15.3汽轮机正常运行的控制指标不可能经常在设计参数下运行，通常制造厂均给出一定的允许变化范围，只有在这些范围内运行，机组才是安全的。
15.4运行中发现重大隐患，但又不能立即消除时，应缩短检查周期并制定预控措施。
15.5本定期工作中的检查项目侧重于维护性检查，对于运行规程中规定检查项目及周期运行人员应严格按照运行规程执行。
15.6汽轮机运行的定期工作要有书面记录,负责岗位应在定期工作记录中签字确认。
15.7汽轮机侧各气动疏水阀、手动截止阀、手动闸阀等设备，运行中要加强检查，是否存在内、外漏现象，有内、外漏的要及时消除。
15.8集控运行应随时监视运行参数，严防压力容器缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能正确指示水位的水位表数量）、安全阀解列的状况下运行。
15.9安全阀排放试验应严格按规程进行。
试验前应制定专项安全技术措施和事故预想，设置专门的安全通道，预防安全门不回座时进行处理；
在整定时，严禁非试验人员进入试验现场。
作业时要先观察周围环境，设置隔离区域，安全监督人员到场旁站，设置一名人员记录动作时间。
试验结束后及时清理周围环境撤离工作现场。
15.10加强对机外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采取措施。
当机外管道有漏汽、漏水现象时，应立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理且影响机组安全运行时，应立即停机。
15.11做好汽轮机主辅设备的事故分析工作,对主辅设备的事故记录要如实反映事故前的运行工况及发生事故时的处置措施，以便吸取教训，采取相应的改进措施。
15.12要严格按照《电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则》执行，确保透平油和抗燃油的油质合格。
在油质及清洁度不合格的情况下，应立即启动防控预案加以消除或尽量提高指标。
15.13严格执行《电站锅炉水、汽监督规程》，保证进入锅炉的水质及锅炉运行中的汽、水品质合格。
汽机侧应严格控制主凝水和除氧器凝水和给水品质合格。
15.14汽轮机启停应严格按启停曲线进行，应加强高中压缸内外缸金属温度的检查，严密监视高中压缸内外缸金属温度温差在允许的范围内，严防汽轮机进水、进冷汽，防止汽轮机大轴弯曲。
15.15长期停、备用的汽轮机必须按《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》进行防腐保护。
15.16系统防火
15.16.1汽轮机运行期间针对汽机油系统及氢气系统防火，要制定防控预案。
定期对油系统管道、氢气系统、挡油板进行检查，防止系统泄漏。
禁止运行期间在油系统管道和氢系统进行动火作业；
如必须进行动火则办理动火工作票，相关人员就位，做好防范措施。
15.16.2严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》中“氢冷设备和制氢、储氢装置运行与维护”的有关规定。
15.16.3氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度和含氧量必须符合《氢气使用安全技术规程》（GB4962—85）。
15.16.4制氢场所应按规定配备足够的消防器材，并按时检查和试验。
15.16.5密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。
15.16.6空、氢侧备用密封油泵应定期进行联动试验。
15.16.7油箱事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志。
运行中定期检查通道是否畅通。
15.17电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。
运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。
发现问题及时处理或更换。
15.18机组经济运行
15.18.1运行中严格控制蒸汽参数在允许范围内，监视汽轮机主要参数及其变化值应符合规定。
15.18.2凝汽器真空应控制在允许范围内，发现真空下降首先应对照低压缸排汽温度表进行确认并查找原因，并进行相应处理。
保持凝汽器胶球清洗系统完好，设备缺陷要利用机组停备其间消除。
15.18.3高压加热器应尽量避免低水位运行，高加水位自动调节正常，定期对抽汽量、疏水调门开度、高加水位及高加端差变化进行分析。
15.18.4定期对高温高压疏水阀门后温度进行检查，特别是机组启动带负荷6MW后对疏水阀门进行排查，及时消除阀门内漏。
机组投运36小时内排查给水系统疏放水门、放空气门、给泵最小流量阀，保证阀门严密。
16定期工作项目及标准
16.1汽轮机本体
16.1.1定期试验
项目内容
周期
标准
负责岗位
备注
汽轮机性能试验
每年
节能专工
高中压缸焓降效率试验
16.1.2定期轮换
无
16.1.3定期检查与维护
高压调门前后压力分析
每班
符合运行规程
运行专工
视测点条件
高缸排汽压力分析
高缸排汽温度分析
汽缸金属温度分析
同负荷下汽缸温度变化不大于5℃
温度偏差：
高中压外缸内壁温度偏差；
高中压内缸内壁温度偏差符合规程规定。
低压缸排汽温度分析
汽轮机调节级压力、温度分析
高中压缸总膨胀分析
每天
高中压缸总膨胀数值正常范围根据制造厂产品说明书
设备点检
转子轴向位移分析
轴振动情况分析
高中压胀差分析
低压胀差分析
轴承金属及回油温度分析
集控运行
轴承回油情况分析
回油1/3-2/3，回油窗无水珠，负压正常
TSI振动分析
汽轮机本体外部检查
保温完整，表面温度不大于50℃（环境温度25℃），管道、轴封部位无漏汽，内部无异音
各瓦油膜压力检查分析
历次记录对比偏差小于0.5MPa
轴承座就地振动测试分析
每周
油档漏油情况检查
不漏油
轴承螺栓松动情况检查
在轴承振动变化的情况时
螺栓无松动
顶轴油管道检查
每月
接头、法兰等密封处无泄漏，管道固定良好，管卡无松脱。
管道碰磨处检查包扎胶皮等软材料，防止管壁磨损减薄。
轴系振动分析
同负荷下轴振变化不大于20μm
每日统计数据进行月度分析
机组每冷态状态下，膨胀指示就地标尺指示数值核对。
机组停机后
调节级处缸温150℃以下时，实际指示数值与记录时缸温对应记录
清理滑销附近积灰
每季
滑销周围干净无积灰，滑销灵活无卡涩
设备整体健康状况分析、评价
符合设备分析及评价标准
主机滑销系统加油脂
半年
按制造厂要求
16.1.4盘车
16.1.5定期试验
盘车电机定期试转
半月
在机组停运前进行盘车电机试转工作
16.1.6定期轮换
16.1.7定期检查与维护
各密封面漏油情况检查
无泄漏
盘车地脚螺栓松动情况检查
检查盘车手柄
定置摆放符合要求、装置完好
16.2调速系统
16.2.1调速执行机构
6.2.1.1定期试验
主汽门、调门活动试验
进行无卡涩全行程或部分行程活动试验，无卡涩
主汽门、调门严密性试验
最终转速＜试验压力/额定压力×
1000
试验压力不小于50%的额定压力
结合检修进行
6.2.1.2定期轮换
6.2.1.3定期检查与维护
主汽门、调门油动机及液压块外观检查
每天
密封面好结合面无渗漏，连接螺栓无松动，LVDT无松动、变形
执行机构和阀门连接螺栓、销子等紧固情况检查
无松动、跑偏现象
16.2.2危急保安系统
6.2.2.1定期试验
AST保护通道试验
电磁阀动作正常、无卡涩，相应跳闸通道动作正常，试验时相关表计反应正常
热控配合
危急保安器充油试验
机组连续运行2000小时以上
危急保安器充油试验动作正常
6.2.2.2定期轮换
6.2.2.3定期检查维护
隔膜阀外观、安全油压指示分析
阀门外观结构完整、清洁无积灰、行程正确，标志明确，无渗漏、振动等异常现象，安全油压表指示正常。
AST、OPC电磁阀外观，试验油压检查
阀门外观结构完整、清洁无积灰，标志清晰明确，无渗漏、振动等异常现象，试验油压表指示正常。
手动遮断器外观检查
设备外观结构完整，位置正确，防误装置完善，设备清洁无积灰，标志明确。
系统整体健康状况分析、评价
16.3汽机辅助系统
16.3.1主再热蒸汽系统
6.3.1.1定期试验
6.3.1.2定期轮换
6.3.1.3定期检查维护
主蒸汽流量分析
主蒸汽压力分析
主蒸汽温度分析
再热蒸汽压力分析
再热蒸汽温度分析
主蒸汽与再热蒸汽温差分析
主蒸汽或再热蒸汽两侧温差分析
＜14℃
检查主、再热蒸汽管道膨胀指示器
指示应清晰、准确
主、再热系统疏水阀门定期检查内漏并制定台帐。
阀后温度≤≦50℃
为阀门检修提供依据
主蒸汽中钠、氯化物、阳离子导电率及氧进行分析
见下表和化学规程
化学运行
检查管道支吊架
a）活动支架的位移方向、位移量及导向性能符合设计要求；
b）管托有无脱落现象；
c）固定支架是否牢固可靠,混凝土支墩无裂缝、损坏；
d）弹簧支吊架的安装高度与弹簧工作高度符合设计要求。
检查管道保温情况
保温应完好,无破裂或脱落现象。
严禁主蒸汽及再热蒸汽管道裸露运行。
更换容重相差很大（指超过设计值10%）的保温材料时,应对支吊架做相应的调整。
管道外观检查
检查在役管道运行中应无振动,减振器、阻尼器运行正常；
检查管系膨胀不受阻。
除管道限位装置、刚性支吊架与固定支架外,应保证管系自由膨胀；
对在役管道的薄弱环节,如弯管、弯头、三通、焊缝等进行外观检查,应无泄漏等缺陷。
阀门标志牌
标志牌悬挂正确、牌面整洁、字迹清晰、固定良好，无缺失和错挂现象。
机组启停
支吊架热态检查
a）变力弹簧支吊架无过度压缩,偏斜或失载；
b）恒力弹簧支吊架转体位移指示无越限；
c）弹性支吊架总成元异常；
d）刚性支吊架状态无异常；
e）限位装置状态无异常；
f）减振器及阻尼器位移无异常等。
机组大修停机前检查，于停机后冷态对照；
以消除存在的问题。
表主蒸汽汽水品质分析表
指标项目名称
单位
控制指标
阳离子导电率
μΩ/cm
b,c<
0.20.3～0.50.5～1.0
运行极限状态两周24小时控制参数
溶解氧
PPb
1010～3030～100
钠
55～1010～20
氯化物
二氧化硅
b<
1010～2020～50
铜
a<
2
铁
10
N3/PO4
克分子比
a,e2.3～2.7
亚铁酸盐和硫酸盐
d
16.3.2汽轮机润滑油系统
6.3.2.1定期试验
交流润滑油泵试转
启动正常
直流润滑油泵试转
顶轴油泵试转
润滑油压低联锁、保护
升级会员 