DL/T 332.2-2010.Guide for operation of tower type boiler supercritical units Part 2: Guide for operation of steam turbine.
1范围
DL/T 332.2规定了《塔式炉超临界机组运行导则》汽轮机部分的运行技术管理的基本原则。
DL/T 332.2适用于相似类型超临界参数600MW等级以上的汽轮机组，其他类型机组制造厂无明确规定的可参考选用。
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(包括所有的修改单)适用于本文件。
DLT 609 300MW 级汽轮机运行导则
DLT 651氢冷 发电机氢气湿度的技术要求
DL/T 801大型发电机内冷 却水质及系统技术要求
3总则
3.1本标准对汽轮机的 启动方式及停机方式的选择与操作，以及对操作过程的要求、重要运行参数的选择与控制，对正常运行与停机应遵守的原则，均根据运行资料及运行经验提出了明确的规定。
3.2本标准提出了运行中的主要检查、维护、试验、调整等工作内容与项目;提出了常见事故的预防、现象和处理原则。若制造厂有特别明确的要求与规定，则应遵照制造厂要求执行。在制造厂无明确规定和要求时，应按本标准执行。
3.3 本标准是根据汽轮机组启动、运行和停机过程中对汽轮机组各部件金属的机械疲劳应力、金属的热应力和寿命管理的要求，以及结合汽轮机设备的特征和运行实践而制定的机组运行操作方法，并通过设备运行参数的控制、运行操作的正确来达到安全、合理地启动、运行和停机的目的。

ICS27.100
备案号：31162-2011
中华人民共和国电力行业标准
DL/T332.2—2010
塔式炉超临界机组运行导则
第2部分：汽轮机运行导则
Guide for operation of tower type boiler supercritical unitsPart 2: Guide for operation of steam turbine2011-01-09发布
国家能源局
2011-05-01实施
规范性引用文
汽轮机组启动
汽轮机运行
汽轮机停机
汽轮机控制系统及试验
汽轮机主要辅助设备在投用与运行汽轮机运行事故预防与
附录A（资料性附录）
附录B（资料性附录）
附录C（资料性附录）
附录D（资料性附录）
附录E（资料性附录）
附录F（资料性附录）
附录G（资料性附录）
附录H（资料性附录）
附录I（规范性附录）
启动控制准则
中的注意要点
中压主汽门暖阀条件
开高、
汽轮机冲转条件
汽轮机升速至额定转速条件
发电机并网条件
汽轮机正常运行监视的主要参数汽轮机定期校验及切换项目
蒸汽品质的要求
汽轮机润滑油、密封油及控制油质量控制与监督DL/T332.2—2010
DL/T332.2—2010
DL/T332《塔式炉超临界机组运行导则》分为三个部分：第1部分：锅炉运行导则：
第2部分：汽轮机运行导则；
第3部分：化学运行导则。
本部分为DL/T332的第2部分。
本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业电站汽轮机标准化技术委员会归口。本标准起草单位：上海外高桥第二发电有限责任公司。本标准主要编写人：吴军、顾海栋、李惠棣、包伟大、陆顺华。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条号，100761）。
DL/T332.2—2010
当前，随着我国火力发电厂趋向于向大容量、高参数、高度自动化控制方向发展，大容量、高参数带来机组效率的极大提高，但是对机组的运行可靠性、发电稳定性、自动化程度的完善可靠性的要求进一步提高，需要制订一份能够提高机组运行水平的规范性文件。为此，上海外高桥第二发电有限责任公司通过对大容量、高参数塔式炉超临界机组配套的汽轮机运行积累的实践经验，编制了本标准供同行业参考，以使同类型、同等级的大容量、高参数汽轮机在运行中能更科学、更合理、更安全、更规范地运行。
本标准是发电厂运行的指导性技术文件。同类型、同等级的机组可根据本标准的要求，并结合制造厂的设备技术文件要求及电厂的系统情况参照执行。1范围下载标准就来标准下载网
塔式炉超临界机组运行导则
第2部分：汽轮机运行导则
DL/T332.2—2010
本标准规定了《塔式炉超临界机组运行导则》汽轮机部分的运行技术管理的基本原则。本标准适用于相似类型超临界参数600MW等级以上的汽轮机组，其他类型机组制造厂无明确规定的可参考选用。
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（包括所有的修改单）适用于本文件。DL/T609300MW级汽轮机运行导则DL/T651氢冷发电机氢气湿度的技术要求DL/T801
3总则
大型发电机内冷却水质及系统技术要求3.1本标准对汽轮机的启动方式及停机方式的选择与操作，以及对操作过程的要求、重要运行参数的选择与控制，对正常运行与停机应遵守的原则，均根据运行资料及运行经验提出了明确的规定。3.2本标准提出了运行中的主要检查、维护、试验、调整等工作内容与项目；提出了常见事故的预防、现象和处理原则。若制造厂有特别明确的要求与规定，则应遵照制造厂要求执行。在制造厂无明确规定和要求时，应按本标准执行。
3.3本标准是根据汽轮机组启动、运行和停机过程中对汽轮机组各部件金属的机械疲劳应力、金属的热应力和寿命管理的要求，以及结合汽轮机设备的特征和运行实践而制定的机组运行操作方法，并通过设备运行参数的控制、运行操作的正确来达到安全、合理地启动、运行和停机的目的。4汽轮机组启动
4.1汽轮机启动应在合理的寿命损耗范围内平稳升速带负荷，应防止胀差超限、进汽门及缸体转子温差超限、动静摩擦、轴系异常振动等异常情况，不应出现危及汽轮机安全的辅助设备、热控装置等异常运行，并应尽量缩短启动时间，减少启动能量消耗，以取得最佳安全经济效益。4.2机组启动方式主要分以下情况：a）正常启动（N)；
b）中速启动（M)：
c）快速启动（F)。
4.3、机组启动操作方式如下：
a）机组级控制；
b）组级控制：
e）子组级控制：
d）子回路级控制：
e）单操（一般情况下，不宜使用单操方式，设备检修后试转和校验除外)。DL/T332.2——2010
4.4启动状态的划分如下：
a）冷态启动1：汽轮机初始温度50℃：b）冷态启动2：汽轮机初始温度150℃；温态启动：汽轮机停机72h内；
热态启动1：汽轮机停机48h内：d)
热态启动2：汽轮机停机8h内。
4.5发现下列情况之一，汽轮机禁止启动：a)
DEH、DCS系统故障。
任一汽轮机重要自动调节、保护装置失灵。b)
任一汽轮机重要监视仪表失灵。任一汽轮机转子温度小于20℃。d)
任一高、中压主汽门，高、中压调门，高排止回阀，抽汽止回阀卡涩或动作不灵活。汽轮机设备和系统严重泄漏，如漏水、漏油、漏汽等。汽轮机盘车不能正常投运或盘车运行中汽轮机动静部分有明显的金属摩擦声。主要辅机（交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车、电动给水泵等）之一工作失h)
汽轮机高、中压缸上下温差大于55℃。润滑及控制油质不合格：控制油温小于10℃，不得开控制油泵：润滑油温小于21℃，机组不允许启动。
高/低压旁路系统故障或控制失常。k）
重要保护、控制参数超限或有超限的趋势。发现有其他威胁安全的严重设备缺陷。m）
4.6启动前应具备如下条件：
所有检修过的设备，应确定检修工作票已终结，临时安装的脚手架已拆除，机组本体及附属设a)
备周围地面已清扫整洁且设备保温完好；b）所有电气设备绝缘应良好，电源送上，机械部分无卡涩，轴承润滑油质、油位、冷却水、密封水等良好，确认MCC屏和阀门盘电源送上，确认BTG盘及台盘上控制电源、信号电源已送上，CRT可用；
c）热工报警信息及光字牌报警应正确；d）计算机控制系统应连续正常工作2h以上。4.7启动前应进行下列试验及检查：a）汽轮机设备检修后，应对检修后的设备进行相应的项目试验。b）汽轮机每次启动前，应进行以下项目试验1）在控制室操作盘上进行汽轮机手动脱扣试验：2）汽轮机油泵试验；
3）汽轮机保护系统通道试验。
4.8启动前有关系统的检查及投入：4.8.1启动前有关系统的检查及投入的基本要求如下：a）设备检查应按辅机启动检查项目执行：b）系统投入应按系统检查卡检查项目执行。4.8.2检查及投入凝补水系统应符合下列要求：a）应投入凝补水箱调节阀门自动控制，检查凝补水箱水位应正常：b）应投入凝补水泵自动控制，并确认凝补水泵运行，凝补水再循环门动作正常。2
DL/T332.2—2010
4.8.3检查及投入冷却水系统：
应投入冷却水组级程控，确认闭冷泵、水室真空泵、循环水泵、胶球清洗装置启动正常，系统运行应正常。
4.8.4检查及投入仪用气及杂用气系统要求如下：应确认气压符合设计值及系统装置运行正常，电动机电压、电流正常。4.8.5检查及投入辅汽系统要求如下：a）系统减温减压装置的调节门、控制门应操作灵活，运行参数应达到设计要求：b）系统减温水系统、疏水系统应工作正常。4.8.6、检查及投入发电机定冷水系统要求如下：a）应投入发电机定冷水自动控制，确认定冷泵启动，系统运行正常。b）应确认发电机冷却系统的仪表、检漏装置、控制设备、声光信号和保护连锁装置等指示正常和检验动作正确
发电机定子冷却水水质应符合DL/T801的要求。定子冷却水系统进发电机的温度应高于发电c）
机内气体的露点，以防止发电机内部结露。4.8.7检查及投入发电机密封油系统要求如下：应确认顶轴油泵启动：
应确认发电机工作完毕；
应投入密封油自动控制，确认系统运行正常。4.8.8发电机投氢置换应符合下列要求：应确认密封油系统运行正常，各种保护及报警装置动作正常可靠，各种仪表均校验合格、指示a)
正确。
b）应准备好足够的质量合格的氢气和二氧化碳。二氧化碳的纯度应不低于98%，含氧量应不超过2%；母管的氢气压力宜比发电机额定氢压高0.2MPa，纯度应为99.5%，最低不应低于98%，氢气湿度应符合DL/T651的要求。c）发电机置换气体应在静止状态或低转速下进行，充气时应保证密封瓦的供油，油压应比发电机内部气体压力略高（具体数值按制造厂要求）。d）发电机正常运行时，氢气纯度应不低于95%。4.8.9检查及投入凝结水系统要求如下：应确认凝结水除盐装置投用，低压加热器水侧投用，凝结水泵启动。4.8.10检查及投入汽轮机子系统应符合下列要求：a)
应确认汽轮机润滑油系统投用，盘车投运，汽轮机控制油系统投用，汽轮机轴封汽系统投运，真空系统投运。
检查及投入汽轮机子系统应注意：b）
1）汽轮机冲转前应连续盘车。冲转前盘车应连续运转4h，特殊情况应不少于2h。2）静止的转子应禁止向轴封供汽。轴封汽进汽温度应满足制造厂要求，以防止凝结放热使转子表面产生过高热应力造成金属疲劳而增加转子的寿命损耗。3）汽轮机轴封汽未送前，凝汽器不应抽真空。4.8.11检查及投入给水/蒸汽系统应确认给水泵及给水系统运行正常，确认蒸汽系统的自动投入正常。4.9汽轮机冲转参数的选择。
4.9.1汽轮机启动时，主蒸汽及再热蒸汽的压力和温度应满足制造厂的相关要求。进入汽轮机的主蒸汽再热蒸汽应至少有50℃的过热度。进汽平行管道蒸汽温度差不宜大于17℃，如温度差大于17℃，则不应超过15min，温度差最大不应大于28℃。3
DL/T332.2--2010
4.9.2主蒸汽压力在冷态启动时应采用7.0MPa：当高压缸温度大于500℃、或高压转子温度大于500℃、或中压转子温度大于480℃时，应采用10.0MPa。4.9.3主蒸汽温度在冷态启动时应采用400℃；热态及温态启动应参照附录A的启动控制准则4、启动控制准则5确定。
4.9.4再热蒸汽温度在冷态启动时应采用400℃：热态及温态启动应参见附录A的启动控制准则6确定4.10汽轮机启动。
4.10.1启动前检查与设置应符合下列要求：a）汽轮机启动前应对主、辅设备及相关系统进行全面检查，应具备启动条件；b）启动前，应根据需要在DEH上选择合理的启动方式。4.10.2汽轮机启动中的相关要求如下：a）
当满足汽轮机允许启动条件后，可进行程控启动。汽轮机程控启动走步过程中，运行人员应密切监视程控走步进程，如发现走步超时或走步故障，b）
应及时判断原因并予以排除。
汽轮机冲转、并网过程中应控制主蒸汽、再热蒸汽参数平稳，平行进汽管温差不超限。汽轮机程控启动走步过程中，遇到需手动干预的节点，运行人员应根据当时的运行状态，决定d)
是否进行下一步程控走步。
汽轮机冲转、升速、并网及加负荷过程中，应密切注意汽轮机组的振动、各道轴承的金属温度、e)
汽轮机高中压缸上下缸温差、汽缸膨胀、胀差、轴向位移等主要监测参数在正常范围。机组升速过程中应注意汽轮机冷油器出口油温的变化，油温应保持在正常范围内，并注意观察f)
各轴承回油温度不超过70℃。
机组升速过程中应注意发电机冷氢温度不超限。g）
低压缸排汽温度不应超过90℃。低压缸排汽温度高时，应检查真空值与负荷值是否偏低，排汽h）
缸喷水门工作是否正常。
汽轮机冲转至暖机转速后，应到就地仔细倾听汽轮机内部声音。确认通流部分无摩擦、各轴承i
回油应正常。
机组并网后，机组应按25MW/min的升负荷率升负荷至30%额定负荷。在此期间，运行人员j
可根据主蒸汽压力波动情况修改升负荷速率，以使主蒸汽压力波动最小。k）
当高压旁路关闭后，应确认汽轮机控制方式切换至压力控制方式。4.10.3高/低压加热器投入及除氧器汽源切换要求如下：a）高/低压加热器应随机启动：b）
当供除氧器的抽汽压力高于除氧器内部压力时，应由辅汽切换到抽汽，除氧器应进行滑压运行。4.10.4启动中辅助设备的调整如下：根据负荷的增加，应及时切换及投入相关的辅助设备。4.11汽轮机启动主要参照的控制指标如下：a）高中压主汽门暖阀条件应参见附录B；b）汽轮机冲转条件应参见附录C：c）汽轮机升速至额定转速条件应参见附录D；d）发电机并网条件应参见附录E。5汽轮机运行
5.1汽轮机正常运行的要求如下：a）按照正常运行控制参数限额规定，监视汽轮机主要参数及其变化值应符合设计规定。汽轮机正常运行监视的主要参数参见附录F。4
应按规定内容进行设备定期巡检及维护。DL/T332.2—2010
每小时对定期打印或抄录的参数应进行分析，使机组在安全、经济状态下运行。应定期进行有关设备的切换及试验。汽轮机定期校验及切换项目参见附录G。负荷调整要求如下：
1）应采用滑压运行方式或厂家建议的其他运行方式；滑压运行时负荷变化率应根据锅炉适应能力而定：2）
辅助设备的运行方式应满足相应的负荷调整要求。3）
蒸汽参数控制范围如下：
运行中应控制蒸汽参数在允许范围内，当超限或有超限趋势时，应进行调整并准确记录超12
限量、超限时间及累计时间，同时进行相应处理；2）
蒸汽参数控制范围应符合表1及表2的要求。表1蒸汽压力控制范围
主蒸汽压力
中压主汽门前压力
≤1.00pg
≤1.09po
≤1.25po
注1：po为额定主蒸汽压力，MPatp为额定再热蒸汽压力，MPa。一汽轮机进口压力在12个月运行的平均值不应超过额定值，为保证此平均值，运行压力不应超过长期注2：长期
注3：短期
允许瞬时达到的压力值，每年累计超压不超过12h。注4：所有压力均为绝对压力
表2蒸汽温度控制范围
主蒸汽温度
中压主汽门前温度
每年400h
每年80h但每次不超过15min
注1：为额定主蒸汽温度，℃；4为额定再热蒸汽温度，℃.注2：长期
一汽轮机进口温度在12个月运行的平均值不应超过额定值，为保证此平均值，运行压力不应超过长期值
g）水汽质量恶化时的处理参见附录H。汽轮机润滑油、密封油及控制油质量控制与监督见附录1。5.2汽轮机的特殊运行要求如下：a）高/低压加热器部分或全部停止运行，制造厂有限制负荷规定时应严格执行，特别应控制主蒸汽流量及监视段压力和各段抽汽压力不应超过设计最大允许值，同时应注意对锅炉汽温的影响。凝汽器停止半侧运行时应控制凝汽器真空值在允许范围，否则应降低负荷运行。应重点监视汽b)
轮机膨胀、轴向推力及低压缸胀差不超限。6汽轮机停机
6.1汽轮机停机方式如下：
a）正常停机应是负荷减至40%额定负荷后，按程控停机b）滑参数停机应根据滑参数停机曲线减负荷，减负荷过程中逐步降低主、再热蒸汽参数，负荷减至40%额定负荷，按程控停机。
6.2汽轮机停机应符合下列规定：a）停机前应对交流润滑油泵（针对采用主油泵的机组）、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置进5
DL/T332.2--2010
行试开，保证安全停机。
b）应按照正常停机或滑参数停机要求，进行机组减负荷。在减负荷过程中，控制锅炉主蒸汽、再热蒸汽温降速率，保证汽轮机最小温度裕度大于3℃。随着负荷和主蒸汽参数的降低，应加强监视差胀、轴向位移、各轴承温度的变化，并确认轴封c）
汽、除氧器等辅助系统的汽源切换正常。机组减负荷至40%额定负荷后，可进行程控停机。d）
汽轮机程控停机走步过程中，运行人员应密切监视程控走步进程，如发现走步超时或走步故障，e
应及时判断原因并予以排除。
发电机解列后，应监视汽轮机转速变化，如发现转速有不正常升高现象，应立即手动按下停机f)
按钮。并应检查跳闸后相应汽轮机设备动作情况，各主汽门、调门和抽汽止回阀应关闭。汽轮机转子情走过程中，应注意监视轴振的变化情况并记录情走时间等相关数据。g）
应注意高排通风门动作正常，同时观察各疏水门的自动开启情况。h)
汽轮机转速降低到规定转速时，应分别确认顶轴油泵及盘车自动投入。停机后应认真监视凝汽器、高低压加热器和除氧器水位，防止汽轮机进水。6.3汽轮机停机后的养护要求如下：为保证汽轮机设备的安全经济运行，汽轮机设备在停（备）用期间，应采取有效的防锈蚀措施，a)
避免热力设备锈蚀损坏。
停（备）用汽轮机防锈蚀方法宜采用抽真空干燥法：停机后，待缸温达到停盘车条件和凝汽器b）
汽侧水放尽后，开启真空泵保持凝汽器真空10h以上，保证汽轮机内无湿汽。停（备）用高压加热器及低压加热器防锈蚀方法宜使用充氮法：随锅炉保养的同时进行充c）
氮，氮气压力稳定在0.5MPa时应停止充氮。使用的氮气纯度应大于99.5%，最低不应小于98%。
d）寒冷季节应采用有效的防冻措施。7汽轮机控制系统及试验
7.1汽轮机控制系统的基本要求如下：a）汽轮机控制系统及保护装置应随主设备一并投入，未经有关领导批准，不应停运。b）在机组启动前或启动过程中，应对汽轮机控制系统及保护装置有关功能进行确认及试验，试验时运行人员应参加并给予确认。7.2汽轮机控制系统的基本功能：7.2.1数据采集与处理系统（DAS）应具备以下功能：a）显示功能；
报警功能；
记录和制表功能：
历史数据存储和检索功能。
7.2.2顺序控制系统（SCS）应具备以下功能：a)
机组级控制；
功能组控制；
功能子组控制；
子回路控制：
设备（基础级）控制。
7.2.3汽轮机数字式电液控制系统（DEH）应具备以下功能：汽轮机转速控制；
b）负荷控制；
c）主蒸汽压力控制：
阀门管理与控制；
e）负荷限制：
热应力控制；
g）汽轮机保护。
7.3汽轮机安全监测和控制保护系统的功能7.3.1汽轮机安全监测仪表装置（TSI）应具备以下功能：a)
绝对振动监测；
径向振动监测：
轴向位移监测；
偏心度监测；
转速监测；
差胀监测；
缸胀监测。
汽轮机紧急跳闸系统（ETS）应具备以下功能：7.3.2
汽轮机电超速保护；
汽轮机轴向位移保护：
汽轮机轴承座振动保护；
汽轮机轴承温度保护：
汽轮机推力瓦温度保护；
汽轮机润滑油压保护：
汽轮机控制油压保护；
汽轮机润滑油箱油位保护：
汽轮机控制油箱油位保护；
高压缸/低压缸末级叶片温度保护：高压缸/低压缸排汽温度保护
凝汽器水位保护：
凝汽器真空保护；
发电机定冷水断水保护；
汽轮机手动紧急跳闸；
机组大连锁保护。
汽轮机附属设备控制系统应具备以下功能：润滑油系统控制连锁保护：
控制油系统控制连锁保护；
密封油系统控制连锁保护：
抽汽止回阀控制连锁保护；
循环水系统控制连锁保护；
除氧器控制连锁保护；
高/低压加热器控制连锁保护：
汽动给水泵系统控制连锁保护
电动给水泵系统控制连锁保护。DL/T332.2—2010
DL/T332.2—2010
7.4汽轮机控制系统的试验：
7.4.1汽轮机启动前控制系统的试验包括以下内容：a）润滑油系统的连锁保护试验：b）控制油系统的连锁保护试验：密封油系统的连锁保护试验：
除氧器系统的连锁保护试验；
高/低压加热器的连锁保护试验：循环水系统的连锁保护试验；
电动给水泵系统的连锁保护试验；汽动给水泵系统的连锁保护试验；汽轮机高压/中压调门控制特性检查及试验：汽轮机控制阀门冷态活动试验（ATT)；汽轮机高/中压主汽门快关时间测试：k）
汽轮机跳闸保护试验；
m）机组大连锁试验。
7.4.2汽轮机启动过程中控制系统的试验要求如下：a）汽轮机检修后或停机一个月后再启动，应进行汽轮机超速保护试验高/中压主汽门、高/中压调门如进行过检修，在机组启动过程中应对阅门进行快关时间的测试，b）
阅门的全程关闭时间要求在300ms之内。8汽轮机主要辅助设备在投用与运行中的注意要点8.1给水泵应注意以下事项：
汽动给水泵盘车不动时应查明原因，未查明原因前不应强行盘车或冲转。a)
备用给水泵应暖泵良好，泵壳上下温差超限时应退出联动备用。b）
运行及备用状态的给水泵再循环截止门不应关闭。止回阀不严，应严禁启动给水泵；停泵时若发现止回阅不严，应立即关闭出口门，保持油泵连d)
续运行，同时应采取其他有效措施抛制给水泵倒转：备用中的给水泵若是发现止回阀不严，应立即退出备用。
8.2循环水泵应注意以下事项：
a）运行中的循环水泵应防止泵失水及积空气：地下布置的循环水泵，应有可靠的防水淹措施；b)
循环水泵停止时出口门应同时关闭，以防发生倒转。c）
8.3凝汽器应注意以下事项：
循环水应保持清洁，根据季节及负荷的变化合理调整水温水量，满足循环倍率、端差、温升的a）
要求。开式循环水系统应防止微生物附着和堵塞。应定期进行凝结水和循环水水质的化验，防止凝汽器冷却管泄漏及结垢。b)
应定期对凝汽器进行胶球冲洗和及时处理设备缺陷。c）
引入凝汽器的汽轮机本体及蒸汽管道各疏水阀门在正常运行中应关闭严密，防止凝汽器冷却管d
局部冲刷或产生裂纹。
8.4高/低压加热器应注意以下事项：高/低压加热器保护动作不正常时，应严禁投入运行。a)
保护动作后，应立即进行系统检查，确保汽轮机不进水，同时应保证锅炉连续供水。b)
运行中高/低压加热器水位自动调节异常时应及时处理，水位无法控制时应停止高/低压加热器c）
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