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上海外高桥第二发电有限责任公司企业标准QJ/WGQE04.00.00-2003汽轮机运行规程2003-10-1发布 2003-11-1实施上海外高桥第二发电有限责任公司 发布目 次1汽轮机技术规范及主要技术技能 1.1 汽轮机技术规范2 1.2 附录92汽轮机的起动与停止10 2.1 汽轮机起动的规定10 2.2 汽轮机起动前的准备11 2.3 汽轮机起动15 2.4 起动运行注意事项17 2.5 汽轮机停机19 2.6 停机后的快冷投用22 2.7 停机运行注意事项23 2.8 运行限额233汽轮机运行维护23 3.1 运行维护基本内容23 3.2 运行中辅机设备定期校验及切换项目234。汽轮机的事故处理24 4.1 事故处理原则24 4.2 机组遇到下列情况之一，应破坏真空紧急停机25 4.3 机组遇到下列情况之一，应不破坏真空故障停机25 4.4 破坏真空紧急停机操作26 4.5 不破坏真空故障停机操作26 4.6 汽轮机发生重大事故的注意事项26 4.7 汽轮机常规事故处理26上海外高桥第二发电有限责任公司企业标准QJ/WGQE04.00.00-2003汽轮机运行规程 1. 汽轮机技术规范及主要技术技能1.1 汽轮机技术规范1.1.1 汽轮机型号： HMNN 高压缸： H30-100 中压缸： M30-100 低压缸A： N30-2x12.5 低压缸B: N30-2x12.5 制造厂家： 德国西门子公司1.1.2 汽轮机形式：超临界、中间再热、单轴、四缸四排汽、反动凝汽式1.1.3 设计参数项 目规 范铭牌参数额定出力 900 MW 主蒸汽压力23.96 MPa主蒸汽温度538 转速3000 rpm背压4.9 kPa最大出力1029 MW（机组可通过调门全开、高加走旁路、提高进汽压力等手段来实现最大功率的输出，因为有此最大过负荷的能力，所以机组可长期在最大功率值运行。）上海外高桥第二发电有限责任公司2003-10-1 发布 2003-11-1实施项 目规 范额定出力（保证热耗工况）额定出力900 MW主蒸汽压力23.96 MPa主蒸汽温度 538 主蒸汽流量704.809 kg/s高压缸排汽压力5.495 MPa再热蒸汽压力5.128 MPa再热蒸汽温度566 再热蒸汽流量628.758 kg/s最终给水温度267.7 背压4.9 kPa循环水温度20 补给水率0 热耗7602 kJ/kWh能力工况出力900 MW主蒸汽压力24.955 MPa主蒸汽温度538 主蒸汽流量737.605 kg/s高压缸排汽压力5.702 MPa再热蒸汽压力5.321 MPa再热蒸汽温度566 再热蒸汽流量653.722 kg/s最终给水温度269.3 背压9.93 kPa补给水率3 热耗7907 kJ/kWh项 目规 范汽机最大连续出力工况TMCR额定出力936.085 MW主蒸汽压力24.955 MPa主蒸汽温度538 主蒸汽流量737.605 kg/s高压缸排汽压力5.732 MPa再热蒸汽压力5.35 MPa再热蒸汽温度566 再热蒸汽流量656.492 kg/s最终给水温度270 背压4.9 kPa循环水温度20 补给水率0 热耗7597 kJ/kWh调门全开工况VWO(BMCR)额定出力980.13 MW主蒸汽压力24.955 MPa主蒸汽温度538 主蒸汽流量774.561 kg/s高压缸排汽压力5.999 MPa再热蒸汽压力5.599 MPa再热蒸汽温度566 再热蒸汽流量687.611 kg/s最终给水温度272.6 背压4.9 kPa循环水温度20 补给水率0 热耗7575 kJ/kWh超速事故状态阀门关闭时间500且TM HPS500且IPS TM4802004-3-9） 主蒸汽温度：由X4、X5准则确定 再热蒸汽温度：由X6准则确定2.1.5 发现下列情况之一，汽轮机禁止起动：(1) DEH、DCS系统故障。(2) 任一汽机自动脱扣保护装置失灵。(3) 任一汽机重要调节、保护装置失灵。(4) 任一汽机重要监视仪表失灵。(5) 任一汽轮机转子温度小于20。(6) 任一高、中压主汽门，高、中压调门，高排逆止门，抽汽逆止门卡涩或动作不灵活。(7) 汽机设备和系统严重漏水、漏油、漏汽。(8) 汽机盘车不动、盘车电流超限或动静部分有明显的金属摩擦声。(9) 主要辅机（交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车、电给泵）之一工作失常。(10) 汽轮机高、中压缸上下温差大于55。(11) 润滑及控制油质差，控制油温小于10，不得开控制油泵，润滑油温小于21，机组不允许起动。(12) 高、低压旁路系统故障或工作失常。(13) 主要保护、控制参数超过或有超过的趋势。(14) 发现有其他威胁安全的严重设备缺陷。2.2 汽轮机启动前的准备2.2.1 汽机启动前的试验2.2.1.1 汽机设备检修后，必须对检修后的设备进行相应的项目试验。2.2.1.2 汽机每次检修（小修、中修、大修）后，必须进行以下项目试验。 在控制室操作盘上进行汽机手动脱扣试验 主机油泵试验（SGC CHECK OIL PUMPS） 汽机保护系统通道试验（由热工人员完成）以上试验，由值长在场监护。2.2.2 机组启动过程中汽机主要设备及系统投运顺序（见附录4）2.2.3 机组启动前确认及操作2.2.3.1 接到值长准备起动汽轮机组的命令之后，各岗位值班人员应做好起动前的一切准备工作。2.2.3.2 所有检修过设备，在确定工作票已终结，临时安装的脚手架已拆除，机组本体及附属设备周围地面清扫清洁设备保温完好。2.2.3.3 所有电气设备绝缘良好，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。2.2.3.4 热工报警信息及光字牌报警正确。2.2.3.5 按系统检查卡调节各系统阀门在正常起动位置。2.2.4 汽机有关系统的投入（详见辅机设备运行）设备检查按辅机启动检查项目执行，系统投入按系统检查卡检查项目执行。2.2.4.1 投入凝补水系统（1） 投入凝补水箱/调位门子回路控制（SLC DEMIN WTR TO CST），查凝补水箱水位正常。（2） 投入凝补水泵子回路控制（SLC COND TRF PMP），确认一台凝补水泵运行，凝补水/再循环门动作正常。2.2.4.2 投入冷却水系统投入冷却水组级程控（GC COOL WTR），确认一台闭冷泵、一台水室真空泵、二台循泵、三套胶球清洗装置起动正常。2.2.4.3 投入仪用气及杂用气系统2.2.4.4 投入辅汽系统辅汽系统首次投用，其蒸汽来源为一期热网，当一台机组正常运行后，切至运行机组冷再供辅汽。联系热网，确认参数正常后，对辅汽备汽管道进行暖管，暖管结束，将辅汽母管/备汽调温门及辅汽母管/备汽调压门投自动，确认二期辅汽母管压力正常，投入辅汽子组程控（SGC AUX STEAM）。2.2.4.5 投入定冷水系统投入发电机定冷水子回路控制（SLC GEN PRIMARY WTR），确认一台定冷泵起动，系统运行正常。2.2.4.6 投入密封油系统（1） 确认顶轴油泵起动。（2） 确认发电机工作完毕，内部已用仪用空气充压50kPa。（3） 投入密封油子回路控制（SLC SEAL OIL PPS 1/2），确认系统运行正常。2.2.4.7 进行发电机氢置换2.2.4.8 投入汽机子系统（GC TURB SUBSYS）。确认汽机润滑油系统投用，盘车投运，汽机控制油系统投用，真空系统投运、汽机轴封汽系统投运。2.2.4.9 投入凝结水系统（GC CONDENSATE）。确认凝结水除盐装置投用、低加水侧投用、凝泵起动。2.2.4.10 投入给水/蒸汽系统（GC FEEDWATER/STEAM）。确认电给泵起动。2.2.5 蒸汽品质的要求正常运行情况下的额定值和正常值参 数单 位额定值1）正常值2）氢电导（25）s/cm0.20.1钠3）g/kg*52二氧化硅g/kg105总铁含量g/kg205总铜含量4）g/kg211) 为了避免效能损耗应将实际值维持在低于额定值，在正常运行时实际值最好在正常值的范围内。2) 在正常值一栏内的值仅在连续运行状态下才能获得。在其他情况下，可将额定值当作正常运行时的最大值。3) 如果在运行状态不正常的情况下使用了碱性药剂后（NaOH、Na3PO4）就没有太大必要对钠进行连续监控了。4）如果在汽水循环中没有采用铜合金，也没有必要对铜进行监控。 *1 g/kg=百万分之1ppb在运行初期1）和偏离推荐值的连续运行情况下的极限值参 数单位操作标准1操作标准2操作标准3操作标准4=立即停机氢电导（25）s/cm0.20.350.350.50.51.01.0钠3）g/kg5101015152020二氧化硅g/kg10202040405050总铁含量g/kg20303040405050总铜含量4）g/kg255881010参 数单位操作标准1操作标准2操作标准3操作标准4=立即停机每次事件发生的时间段，在该时间段内汽机可以继续以各自的值运行h10024402）每年的累积时间h/a20005008002）1) 为了避免任何效能损耗或寿命缩短等情况出现最好在汽机启动阶段在低于操作标准2的值下运行。该值必须呈现明显的下降趋势。2) 操作标准4：该值表明蒸汽质量严重超标汽机将会很快受到损坏（腐蚀或/和沉积）。建议汽机紧急停机。3) 如果在运行状态不正常的情况下使用了碱性药剂后（NaOH、Na3PO4）就没有太大必要对钠进行连续监控了。4) 如果在汽水循环中没有采用铜合金，也没有必要对铜进行监控。一般而言：一旦有任一参数达到或超过了所给的操作标准，就会自动适用下一更高标准。2.2.6 当机组启动时，汽机“启动装置”控制任务如下:启动装置定值STARTUP DEVICE控制任务定值上升过程0%允许启动SGC STEAM TURBINE(DKW)12.5%汽机跳闸系统复位22.5%所有主汽门跳闸电磁阀复位（ESV TRIP SOLV RESET）32.5%所有调门跳闸电磁阀复位（CV TRIP SOLV RESET）42.5%开所有主汽门（ESV PILOT SOLV OPEN）72%允许通过子组控制，使调门开启，汽机实现冲转、升速、并网99%发电机并网后，释放汽轮机控制阀的全开范围定值下降过程37.5%ESV PILOT SOLV OFF 关所有主汽门27.5%所有调门跳闸电磁阀OFF（CV TRIP SOLV OFF）17.5%所有主汽门跳闸电磁阀OFF（ESV TRIP SOLV OFF）5.5bar。2.3.32004-3-9 在TURB CONTROLLER 1画面中确认SLC TSE 在“ON”状态。2.3.4 在TURB CONTROLLER 2画面中确认所有高、中压调门阀位均为105。2.3.5 在AUTO TURB TESTER画面中确认高、中压主汽门、调门SELECT ATT（八只）均在“ON”状态。2.3.6 启动前，可根据需要在DEH上选择启动方式：“快速”、“正常”或“慢速”。2.3.7 汽轮机子组程控简介（SGC STEAM TURBINE(DKW)）启动部分启动：由机组控制（GC UNIT CONTROL）走步至第三步或手动发令来发出汽轮机子组程控的启动命令，当满足汽轮机子组程控允许启动条件（见逻辑L040）后，即可进行启动走步。(1) 确定高排/通风门关闭。(2) 将汽机抽汽投入子回路（SLC TURBINE EXTRACTIONS）控制，确认高、中压主汽门，高、中压调门投入子回路控制，高排逆止门关闭，确认高、中压调门开组级程控OFF。(3) 投入高压叶片温度控制及高压叶片压力控制，确认负荷控制ON（LMT PRES MDE）。(4) 将汽机疏水投入子回路控制(见附录14)，将低压缸叶片加热疏水投入子回路控制。(5) 程控开足高压主汽门A(B)腔室/疏水门3、中压主汽门A(B)腔室/疏水门3。(6) 主蒸汽管道、热再热管道暖管完毕。(7) 确认汽机润滑油供应在运行。(8) 将油泵试验投入子组程控（SGC CHECK OIL PUMPS），主机润滑油辅机开始进行联锁试验。(9) 走空步。(10) 走空步。(11) 确认开高、中压主汽门暖阀条件已满足（见逻辑M110）。(12) 走空步。(13) 走空步。(14) 程控关闭高压主汽门A(B)腔室/疏水门3、中压主汽门A(B)腔室/疏水门3。(15) 提升负荷设定（LOAD SETP）。确定负荷设定值150MW，启动装置值72%（STARTUP DEVICE）。(16) 确认高、中压主汽门开足。(17) 确认开高压主汽门A(B)腔室/疏水门3、中压主汽门A(B)腔室/疏水门3条件已满足（见逻辑M170）。(18) 程控开高压主汽门A(B)腔室/疏水门3、中压主汽门A(B)腔室/疏水门3，确认上述阀门开度30%。(19) 程控开高压主汽门A(B)腔室/疏水门3、中压主汽门A(B)腔室/疏水门3，确认上述阀门开度90%。(20) 确认汽轮机冲转条件已满足（见逻辑M200）。节点1：需手动释放蒸汽品质子回路控制（SLC STEAM PURITY RELEASED）（“1”位置）(21) 提升转速设定值，确认转速设定值860rpm。（汽轮机转速860rpm,开始低速暖机）。2004-3-9(22) 将蒸汽品质子回路控制置非释放位置（“0”位置）。（转速540 rpm顶轴油系统退出运行）。2004-3-9(23) 确认汽轮机升速至额定转速的条件已满足（见逻辑M230）。节点2：需手动释放名义转速（RELEASE NOMINAL SPEED RELEASED）（“1”位置）(24) 走空步。(25) 提升转速设定（SPD SETP）。确定转速设定值3015rpm。(26) 程控关闭高压主汽门A(B)腔室/疏水门3、中压主汽门A(B)腔室/疏水门3。(27) 将释放名义转速置非释放位置（“0”位置）。确认实际转速3015rpm。汽轮机额定转速暖机。(28) 将电压控制器（VOLT CONTROLLER）投自动。(29) 确认发电机并网的条件已满足（见逻辑M290）。(30) 投入励磁机。确认励磁ON，发电机电压90%。(31) 发电机并网。(32) 提升启动装置值99%（STARTUP DEVICE）。(33) a、确认厂高变A及厂高变B OFF且实际负荷100MW且不满足b。跳步至第三十六步。 b、确认发电机已并网且转速2850rpm且高压旁路关闭且主蒸汽流量为XH05且高压缸叶片进口压力2.5MPa。走步至下一步。(34) 投入压力控制方式（INIT PRES MDE IS ON）。(35) 走空步。(36) 投入厂高变A 10kV开关。(37) 投入厂高变A 3kV开关。(38) 投入厂高变B 10kV开关。(39) 投入厂高变B 3kV开关。跳步至第三十三步。(40) 完毕。2.3.8 负荷指令40%且主蒸汽流量35%（271kg/s）且给水压力12.4MPa时，程控起动第一台汽泵。2.3.9 负荷指令60%且主蒸汽流量60%（465kg/s）且给水压力12.4MPa时，程控起动第二台汽泵，程控停电给泵。2.3.10 机组负荷正常后，投入机组协调系统。2.4 启动运行注意事项2.4.1 汽轮机启动及升速过程中的注意事项（1） 汽轮机冲转前，转子应进行充分连续盘车，并应尽可能避免中间停盘车，如发生盘车短时间中断，则要延长盘车时间。（2） 锅炉点火后，主蒸汽流量232kg/s以上时，应及时开足5炉冷再/辅汽总门、5炉冷再/除氧器总门。（3） 汽轮机升速过程中为避免汽轮机较大的热应力产生，考虑高压汽轮机叶片的承受能力，因此主蒸汽温度应保持合适的温度，汽缸壁温升应严格按温度准则进行，否则机组升速将受到限制，机组在暖机过程中应保持蒸汽参数的稳定。（4） 汽轮机组要充分暖机，疏水子回路控制必须投入。（5） 注意汽轮机组的振动、各轴承温度、汽轮机高、中压缸上、下缸温差，轴向位移及各缸胀差的变化，汽轮机高/中压缸上、下缸温差不超过45，否则应打闸停机。（6） 机组升速过程中要注意主机冷油器出口油温及发电机冷氢温度的变化，并保持在正常范围内，并注意观察各轴承回油温度不超过70，低压缸排汽温度不超过90。（7） 汽机升速至1500rpm时，应确认三、四号低加进汽门开启。（8） 冷态起动，冲转至额定转速后，可移交电气做有关试验。（9） 冷态起动，在额定转速暖机结束后，发电机并网前进行一次手动脱扣试验。由热工将汽机超速保护定值设置在2950rpm，重新起动汽轮机，进行超速试验，当转速到2950rpm，超速保护动作，汽机跳闸。由热工将汽机超速保护定值重新设置到3300rpm，起动汽轮机。2.4.2 升负荷过程中注意事项（1） 检查汽机振动、胀差、缸胀、温差、轴向位移等变化情况，如发现异常或超越规程规定应停止升负荷。（2） 注意汽缸金属温度的变化，其温升速度不应骤增骤降。（3） 润滑油温、油压及回油温度均在规定范围内。（4） 主、再热汽温左、右温差不超过17。（5） 径向轴承、推力轴承金属温度在规定范围内。（6） 控制油温及油压的变化在规定范围内。（7） 注意监视密封油压、氢压及氢油压差在允许值内。（8） 监视凝汽器真空及排汽温度应正常，排汽室温度高应检查真空值与负荷值是否偏低，排缸喷水阀工作是否正常。（9） 倾听机组无异常噪音。（10） 凝汽器、除氧器、高低加、轴加水位在正常范围内。（11） 检查各辅助设备运行正常。（12） 主机油箱及控制油箱油位正常。（13） 检查汽机本体及热力系统疏水开关逻辑正确。（14） 发电机负荷5%且高排逆止门后压力0.1MPa且高排逆止门后压力大于除氧器压力且主蒸汽流量39kg/s时，确认七号高加A(B)进汽门开启。（15） 发电机负荷5%且六抽压力0.1MPa且六抽压力大于除氧器压力时，确认六号高加A(B)进汽门开启。2.4.3 热态启动注意事项：（1） 机组跳闸后，在查明原因且汽机转速1200rpm后，即可投入SGC STEAM TURBINE(DKW)，进行程控启动走步。2004-3-9（2） 汽机跳闸后，如因轴封汽温度超过限值而使轴封/调压门闭锁关闭，应尽快调整轴封汽温度，恢复轴封汽的供给。2004-3-92小时内仍无法恢复，需破坏凝汽器真空。（3） 连续盘车时间不得少于4小时（极热态除外）；并应尽可能避免中间停盘车，如发生盘车短时间中断，则要延长盘车时间。（4） 热态启动中，送轴封汽前应充分疏水暖管，使轴封进汽温度尽量提高，保证与轴温相匹配。（5） 如遇MFT，锅炉重新点火后，应及时开足5炉冷再/辅汽总门、5炉冷再/除氧器总门。（6） 对于极热态启动，并网后，应尽快升负荷，以免造成高压缸叶片温度高，致使汽轮机跳闸，而影响机组的启动。（7） 热态启动中，因升负荷速率较高，要密切注意凝汽器水位的变化，应使凝汽器水位维持在正常范围内。（8） 注意汽轮机机组升速过程中的振动；各轴承温度；汽轮机高、中压缸上下缸温差；轴向位移；各缸胀差的变化以及汽机膨胀变化情况，其变化范围均不应超过值。（9） 机组升速过程中要注意主机冷油器出口油温及发电机定冷水、冷氢温度的变化，并保持在正常范围内，并注意观察各轴承回油温度不超过70，低压缸排汽温度不超过90。2.5 汽轮机停机2.5.1 机组停止过程中汽机主要设备及系统停运顺序（见附录5）2.5.2 负荷指令50%且主蒸汽流量50%(387kg/s)时，程控起动电给泵，程控停第一台汽泵。2.5.3 负荷指令35%且主蒸汽流量40%(310kg/s)时，程控停第二台汽泵。2.5.4 确认发电机负荷40%且主蒸汽流量40%(310kg/s)且再热器出口压力2.5MPa。2.5.5 汽轮机子组程控简介（SGC STEAM TURBINE(DKW)）停机部分停止：由机组控制（GC UNIT CONTROL）走步至第五十二步或手动发令来发出汽轮机子组程控的停止命令，即可进行停止走步。（1） 程控关闭高排逆止门控制电磁阀。确认高排逆止门未开足或开度85%。（2） 将负荷设定值UNLODE，VAR=ZERO BALANCE。a、任一厂高变A或厂高变B 开关ON且实际负荷100MW。跳步至第六十二步。b、确认厂高变A 10kV开关、厂高变A 3kV开关、厂高变B 10kV开关及厂高变B 3kV开关已切除，确认负荷控制ON（LMT PRES MDE）。走步至下一步。（3） 确认温度余量低值2K（_0MAY01EP150）。（4） 程控脱扣汽轮机，励磁机灭磁。确认汽轮机脱扣，所有主汽门关闭，发电机负荷到零，励磁机OFF，启动装置值0。转速下降。（5） 将汽机抽汽投入子回路（SLC TURBINE EXTRACTIONS）控制。（6） 确认顶轴油系统投入，9rpm汽轮机转速120rpm。盘车运行。（7） 将油泵试验投入子组程控（SGC CHECK OIL PUMPS），主机润滑油辅机开始进行联锁试验。（8） 确认润滑油系统无故障。（9） 确认高压调门温度200。（10） 程控开足高压主汽门A(B)腔室/疏水门3、中压主汽门A(B)腔室/疏水门3。（11） 将负荷设定值置零。（12） 切除厂高变A 10kV开关。（13） 切除厂高变A 3kV开关。（14） 切除厂高变B 10kV开关。（15） 切除厂高变B 3kV开关。跳步至第五十二步。（16） 完毕。2.5.6 给水/蒸汽系统停止（GC FEEDWATER/STEAM）2.5.7 根据需要投用快冷。当高、中压缸及高、中压转子最高金属温度1002003.12.1时，停止快冷运行。2.5.8 根据需要进行发电机倒氢。2.5.9 发电机倒氢完毕且高、中压转子最高金属温度100后，汽机子系统停止（GC TURB SUBSYS）。汽机真空系统停运、汽机轴封汽系统停运、盘车停运、主机润滑油系统停运。2.5.10 停止密封油系统运行、停止定冷水系统运行。2.5.11 停止凝结水系统运行（GC CONDENSATE）。确认凝泵停运。2.5.12 停止控制油系统运行。2.5.13 汇报值长，确认循环水供化学、炉渣补水、炉石子煤补水已调整到其他机组上，停止冷却水系统运行（GC COOL WTR）。确认循泵停运、水室真空泵停运、胶球清洗装置停运。2.5.14 根据闭式水用户情况，停止闭冷水系统运行（SGC CCW SYSTEM）。确认闭冷泵停运。2.5.15 确认凝补水无用户且暖通补水已切换至邻机供，关闭5.6机凝补水/联络门，停止凝补水系统运行。2.6 停机后的快冷投用2004-1-292.6.1 快冷投用条件（1） 主蒸汽、再热蒸汽压力0.15MPa。（2） 所有高、中压缸温度开始下降的1小时后（一般停机后12小时）。（3） 循环水系统、闭冷水系统、主机油系统、密封油系统及盘车运行。（4） 停用真空系统、轴封汽系统。（5） 高、中压缸冷却空气/进气门（共4只）安装完毕。2.6.2 投用快冷（1） 在TURBINE DRAIN画面中关闭下列气动疏水门：MAL11/12/26/27/31/22/25/81（2） 在TURBINE DRAIN画面中开启下列气动疏水门：MAL47/45/51/54/65（3） 手动关闭轴封/调压进（MAW10AA251）和轴封/溢流进（MAW50AA251）。（4） 开足所有高、中压缸冷却空气/进气门。（5） 启动SGC OPENING GOV。（6） 在CONTROL 2画面中将所有高、中压调门开度设为3（根据温降率调节高、中压调门开度）。（7） 启动一台真空泵。(如果背压小于50kPa，开大高、中压调门，保持背压不小于50kPa)。（8） 当高压缸进汽侧温度（MAA50CT006A）及中压缸进汽侧温度（MAB50CT011A）均200后，增开一台真空泵。（9） 当中压缸所有温度均100，关小中压调门开度至5。2.6.3 投用快冷注意事项（1） 控制高压缸进汽侧温度（MAA50CT006A）下降率7K；中压缸进汽侧温度（MAB50CT011A）下降率0K；差胀正常。高、中压上下缸温差80K，暂停快冷（停真空泵）。（4） 开足所有高、中压缸冷却空气/进气门。（5） 二个高压调门开度必须保持一致，二个中压调门开度必须保持一致。2.6.4 停用快冷（1） 停用快冷条件：高压缸转子TAX温度100，所有高压缸温130；中压缸、中压转子温度100。（2） 开足高、中压调门。（3） 停用真空泵，开破坏真空门，真空至零，关破坏真空门。（4） SGC OPENING GOV停用。（5） 在CONTROL FLUID画面中，停用SGC TURB/BYP VALVES。（6） GC TURBING OIL SUPPLY停用。（7）手动开足轴封/调压进（MAW10AA251）和轴封/溢流进（MAW50AA251）。（8） 通知检修拆除所有高、中压缸冷却空气/进气门。2.7 停机运行注意事项2.7.1 汽轮机停机过程中的注意事项（1）2004.3.9 在减负荷过程中，锅炉控制主、再热蒸汽温降速率，保证汽机low margin温度不超限。（2）2004-3-9 当主、再热蒸汽温度下降至400，运行保持23小时，使转子内外温度趋于一致。（3） 汽轮机转速510rpm时，应确认顶轴油泵自起动，转速120rpm2004.3.9时，应确认盘车自动投入。（4） 停机过程中如欲不做油泵试验，可在停机前，将油系统试验退出自动，之后，程控将跳过第五十七和五十八步。（5）2004-3-9 停机后，为了尽快投用快冷，可将旁路泄压至0.15MPa.。（6） 确认凝结水系统无用户且低压缸排汽温度14.8mm/s）。4.2.3 汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声和撞击声。4.2.4 汽轮机发生水冲击或主、再热汽温度在2分钟内突降50，或上下缸温超过45。4.2.5 轴封处摩擦发生火花。4.2.6 汽轮发电机组任一道轴承冒烟。4.2.7 汽轮机发电机组任一道轴承金属温度达130。4.2.8 汽轮机轴向位移小于1mm或大于1mm。4.2.9 汽轮机油系统着火，不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行。4.2.10 发电机冒烟着火。4.3 机组遇有下列情况之一，应不破坏真空故障停机4.3.1 主蒸汽管道，再热蒸汽管道，高压给水管道或压力部件破裂无法运行时。4.3.2 油系统严重漏油，影响油压、油位时。4.3.3 DEH工作失常，汽机不能控制转速和负荷。4.3.4 控制油泵和控制油系统故障，危及机组安全运行时。4.3.5 主蒸汽压力升高，汽机自动主汽门前汽压升高至29.95MPa。4.3.6 在带负荷情况下，主蒸汽温度大于566或再热蒸汽温度大于594。4.3.7 汽机辅助系统故障，影响到主机运行。4.3.8 满足汽机跳闸保护动作条件，而保护未动作。4.3.9 励磁机冒烟着火。4.3.10 主、再热蒸汽品质达到停机极限值。4.4 破坏真空紧急停机操作4.4.1 手动脱扣，检查高、中压主汽门、调门及各段抽汽逆止门、抽汽门均关闭，负荷到零，转速下降。4.4.2 注意高低压旁路和有关疏水门自动打开，联系锅炉，关闭高低压旁路及确认主蒸汽高压