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DL／T 608-2019 300MW～600MW 级汽轮机运行导则简介：

DL/T 608-2019 是中国电力工业技术监督检验继电器标准化委员会发布的一份关于300MW～600MW级汽轮机运行导则的技术标准。这份导则主要针对中大型汽轮发电机组的运行管理和维护，旨在提供科学、合理、有效的运行策略，保证机组的稳定运行，提高发电效率，延长设备寿命，同时确保电力系统的安全可靠运行。

该导则主要包括以下几个部分：

1. 机组概述：对300MW～600MW级汽轮机的基本特性、结构、工作原理、主要设备及其性能参数等进行介绍，为运行人员提供基础理论知识。

2. 运行管理：包括启动、停机、运行调整、故障处理、参数控制等方面的规定，强调了运行中的精细化管理。

3. 维护保养：详细规定了设备的日常检查、定期维护、试验检验、故障排除等操作规程，以及维护周期和标准。

4. 安全性要求：对机组的安全运行提出了严格的要求，包括防止热应力、振动、疲劳、火灾等风险的措施。

5. 数据记录与分析：强调了运行数据的准确记录和分析，以支持故障诊断和预防性维护。

6. 环保与节能：提出了节能减排的策略和措施，以实现可持续运行。

DL/T 608-2019是电力行业运行人员和管理人员的参考指南，对于确保汽轮机的高效、安全运行具有重要的指导作用。

DL／T 608-2019 300MW～600MW 级汽轮机运行导则部分内容预览：

DL/T6082019

4）汽轮机启动前和暖机过程中应充分疏水，轴封供汽温度应按照制造商的技术要求进行 控制。 5）加热器、除氧器及汽包锅炉汽包水位调整应平稳，水位报警及保护应可靠投入。 6）抽汽电动阀和抽汽止回阀应能够严密关闭，定期进行抽汽止回阀活动试验。 7）加热器的检修维护和运行参数控制应符合制造商的规定，避免发生泄漏，

9.2.7轴向位移过大

a）主要危害：推力轴承损坏，严重时导致汽轮机动静部分碰磨。 b）主要现象：汽轮机轴向位移增大，推力瓦温度升高，严重时振动增大。 c）主要原因： 1）主蒸汽参数或负荷突变。 2）通流部分结垢、叶片断裂或汽封漏汽量增加。 3）汽轮机真空下降。 4）推力轴承断油或磨损。 5）汽轮机发生水冲击。 6）汽轮机发生剧烈振动，使平衡活塞汽封片磨损严重，失去平衡作用。 7）发电机转子窜动。 d）处理要点： 1）轴向位移增大时，首先检查推力瓦温度及回油温度、胀差、振动等相关参数的变化。 2）负荷与蒸汽流量突变时，应迅速稳定负荷并调整蒸汽参数至正常值。 3）汽轮机真空下降时，应迅速查明原因并处理。 4）采取措施后轴向位移仍不能恢复正常时，应果断降负荷。 5）推力轴承内部或汽轮机内部有摩擦声或机组剧烈振动时，应紧急停机。 6）轴向位移超过规定值时，应紧急停机。 e）防范措施： 1）控制主蒸汽参数、负荷变化率在规定范围内，杜绝大幅度波动。 2）按要求控制蒸汽品质，确保汽轮机通流部分清洁。 3）防止汽轮机进水、进冷汽。 4）防止汽轮机剧烈振动。

a）主要危害：导致汽轮机停机或设备损坏，严重时威胁人身安全。 b）主要现象：油系统着火，现场冒烟，有刺鼻的烟气味。 c）主要原因： 1）油系统泄漏至高温部件。 2）电气设备着火或其他火情引起。 3）油系统及附近区域违章施工。 d）处理要点： 1）立即组织灭火，汇报上级并联系消防部门。 2）正确使用消防器材进行灭火，同时应防止人员烧伤及室息。 3）迅速采取隔离措施，防止火灾蔓延。 4）若火势不能很快扑灭且严重威胁汽轮机安全肥槽回填技术交底，应立即紧急停机。 5）需要开启事故放油阀时应控制放油速度，保证转子静止前润滑油不中断。

6）油系统着火时，禁止启动高压油泵，必要时应降低润滑油压以减少外泄油量，不得已时可 停止油系统运行。 7）油系统着火威胁发电机氢气系统时，应立即紧急停机并迅速进行事故排氢。 8）密封油系统着火无法迅速扑灭，威胁设备安全时，应立即紧急停机，并在汽轮机惰走过程 中，迅速进行事故排氢，密封油系统应尽量维持到汽轮机停转。 防范措施： 1）油系统设计安装应尽量避免法兰连接，禁止使用铸铁阀门，油管道应可靠固定，防止振动 磨损泄漏。 2）油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火；若明火作业，应采取有效的防范措 施。靠近油管道的高温管道或设备保温应完好，表面温度不超过50℃并用金属外层 保护。 3）加强运行巡检，发现轻微漏油时应采取措施消除泄漏，防止漏油至高温管道设备而引起火 灾。保温材料渗入油时，应立即消除漏点并更换保温材料。 4）润滑油箱事故放油门应设置两个串联钢质截止阀，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！”标示牌。 5）现场消防设施完备、充足，运行人员应熟知一般消防器材的使用方法及灭火方法，定期进 行消防灭火的反事故演习

6）油系统着火时，禁止启动高压油泵，必要时应降低润滑油压以减少外泄油量，不得已时可 停止油系统运行。 7）油系统着火威胁发电机氢气系统时，应立即紧急停机并迅速进行事故排氢。 8）密封油系统着火无法迅速扑灭，威胁设备安全时，应立即紧急停机，并在汽轮机惰走过程 中，迅速进行事故排氢，密封油系统应尽量维持到汽轮机停转。

9.2.9汽轮机真空下隆

主要危害：汽轮机真空下降不仅使机组的经济性降低，严重时可能造成低压缸末级叶片发生喘 振、转子振动等异常，甚至造成汽轮机事故。 主要现象：汽轮机真空下降，低压缸排汽温度升高，轴向位移增大，汽轮机效率下降。 主要原因： 1）湿冷机组循环水泵或空冷机组空冷岛冷却风机性能下降或跳闸等引起冷却不足或中断。 2）湿冷机组冷却水质脏污引起凝汽器冷却水管堵塞、结垢或空冷机组散热管束表面脏污，未 进行及时清洗而引起换热效率降低。 3）循环水系统滤网堵塞引起循环水量大幅度下降。 4）抽真空系统故障或性能下降引起抽气能力不足。 5）轴封间隙调整不当、运行中磨损严重或轴封供汽压力降低造成轴封泄漏。 6）低压缸大气阀、真空破坏阀或其他负压系统管道和阀门泄漏造成空气漏入凝汽器。 7）湿冷机组凝汽器水位过高淹没部分冷却水管。 处理要点： 1）发现真空下降应立即检查抽真空系统运行状况是否正常，若是抽真空系统运行异常引起真 空下降，应及时启动备用抽真空设备。 2）当真空系统发生泄漏时，应及时查找漏点，进行系统隔离或堵漏。 3）真空下降时应按照制造商的规定进行降负荷，并观察真空变化情况。一般情况下，若负荷 降至30%额定负荷真空仍不能恢复，应立即减负荷至0MW停机。真空降低及减负荷过程 中，应注意监视以下各项： 真空降低时，要特别注意监视低压缸的振动情况，发现机组振动比原先明显增大时， 应降负荷以消除振动，如降负荷无效且振动继续增大，当振动超过制造商规定值时 应立即紧急停机。 一真空降低时，应注意监视低压缸排汽温度，升高至规定温度时应确认低压缸喷水阀 应自动打开，否则应手动打开，若排汽温度超限应手动停机

DL/T6082019

4）真空急剧降低达到停机值时，应立即打闸停机。 防范措施： 1）凝汽器冷却水管清洗系统运行正常，定期检查清洗系统运行情况。 2）监视循环水系统滤网前后压差，及时清理滤网。 3）提高凝汽器抽真空系统的可靠性，备用设备应可靠备用。 4）定期进行真空严密性试验，当超过规定时（见DL/T1052），进行查漏并消除漏点。 5）检修中按制造商工艺标准调整轴封间隙，在汽轮机冲转及运行过程中避免振动过大导致轴 封磨损。 6）运行中监视轴封压力在正常范围内，必要时切换轴封供汽汽源。 7）控制凝汽器水位在正常范围内

4）真空急剧降低达到停机值时，应立即打闸停机。 e） 防范措施： 1）凝汽器冷却水管清洗系统运行正常，定期检查清洗系统运行情况。 2）监视循环水系统滤网前后压差，及时清理滤网。 3）提高凝汽器抽真空系统的可靠性，备用设备应可靠备用。 4）定期进行真空严密性试验，当超过规定时（见DL/T1052），进行查漏并消除漏点。 5）检修中按制造商工艺标准调整轴封间隙，在汽轮机冲转及运行过程中避免振动过大导致轴 封磨损。 6）运行中监视轴封压力在正常范围内，必要时切换轴封供汽汽源。 7）控制凝汽器水位在正常范围内

A.1汽轮机的主要保护

A.1.1汽轮机事故跳机保护

a) 机械超速保护。 b) 电超速保护。 c） 轴向位移保护。 d) 真空低保护。 e) 润滑油压低保护。 f）抗燃油压低保护。 g）轴振动保护。 h）汽轮机胀差保护。 轴承金属温度高保护。 j) 推力轴承温度高保护。 k) 机炉电大联锁保护。 1) DEH严重故障。 m）高压缸压比低保护。 n) 高压缸排汽温度高保护。 0 低压缸排汽温度高保护。 p）润滑油箱油位低保护。 q）抗燃油箱油位低保护。 发电机定子冷水断水保护。 A.1.2 OPC防超速保护。 A.1.3 热应力控制保护。 A.1.4 负荷限制保护。 A.1.5 主蒸汽压力控制保护。 A.1.6 低压缸排汽安全阀保护。 A.1.7 汽轮机防进水保护。 A.1.8高、低压旁路保护。 A.1.9 手动停机保护。 A.1.10 汽轮机主要附属设备联锁保护： a）抗燃油控制系统联锁保护。 b）润滑油控制系统联锁保护。 c） 密封油控制系统联锁保护。 d）顶轴油控制系统联锁保护。 e） 除氧器控制联锁保护。 f）高、低压加热器控制联锁保护。 g）抽汽止回阀联锁保护。 h）汽动给水泵辅助油泵联锁保护。

附录A （规范性附录） 汽轮机主要保护、监测参数及控制装置

i）电动给水泵联锁保护。 j）凝结水泵联锁保护。 k） 循环水泵联锁保护。 1）定子冷却水泵联锁保护。 m）抽真空系统联锁保护

A.2汽轮机的主要监测参数

A.2.1汽轮机转速。

A.2.2汽轮机转子偏心度、振动。 A.2.3汽轮机胀差、汽缸膨胀。 A.2.4汽轮机转子轴向位移。 A.2.5汽缸热应力、汽缸金属温度、高中压主汽阀金属温度。 A.2.6调节级及各段抽汽蒸汽压力、温度、金属温度。 A.2.7主蒸汽、再热蒸汽及高、中、低压缸排汽压力和温度。 A.2.8主蒸汽流量、主给水流量、凝结水流量。 A.2.9 支持轴承、推力轴承金属温度及回油温度。 A.2.10 润滑油、密封油、顶轴油、EH油油压和油温。 A.2.11 高、中压主汽阀、调速汽阀的阀位指示。 A.2.12 凝汽器、除氧器、疏水箱、油箱液位指示。 A.2.13 加热器水位、进出口水温、疏水温度及疏水量。 A.2.14 高、低压旁路阀位、温度。 A.2.15 轴封蒸汽压力和温度。 A.2.16 发电机定子冷却水温度、流量及电导率。 A.2.17 发电机内氢气纯度、压力及冷氢温度、

A.3汽轮机主要调节控制装置

A.3.1汽轮机控制系统。 A.3.2凝汽器、除氧器及加热器水位调节控制装置。 A.3.3给水泵调节控制装置。 A.3.4高、低压旁路调节控制装置。 A.3.5轴封供汽压力、温度调节装置。 A.3.6润滑油、抗燃油温度调节装置。 A.3.7闭式循环冷却水、开式循环冷却水温度调节装置。 A.3.8疏水控制装置。

轮机启动和停机示范曲线图见图B.1~图B.5.

附录B （资料性附录） 汽轮机启动和停机示范曲线图

JC／T 2447-2018标准下载图B.1某300MW亚临界机组典型冷态启动曲

图B.2某300MW亚临界机组典型温态启动曲

DL/T6082019

图B.3某300MW亚临界机组典型热态启动曲线

3.4某300MW亚临界机组典型极热态启动曲线

【北京市】框架填充墙（轻集料砌块）设计及施工技术规程DB11/T 742-2010图B.5某300MW亚临界机组典型正常停机曲线

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