5.2.1 汽轮发电机组在运行时，值班人员应做好下列工作：
5.2.1.1 机组的热机保护装置、联锁保护装置、辅机自启动开关应在投入位置。 5.2.1.2 每小时抄录有关仪表读数于日报表上，发现数值不正常，应即查明原 因，采取必要的措施。
5.2.1.3 每天定时全面抄录仪表读数于月报表上，并结合运行工况进行分析。 5.2.1.4 每小时对机组进行巡回检查，发现设备缺陷时，应填写设备缺陷报告 单。对重大的设备缺陷还应做好事故预想。
5.2.1.5 每天定时测量、记录并分析汽轮发电机各个轴承振动。
5.2.1.6 按各厂《汽轮机定期维护试验制度》的规定，对设备进行有关的维护与 试验操作。
5.2.2 汽轮机通流部分结垢的监视如下：
5.2.2.1 运行中监视汽轮机通流部分结垢情况，一般应每星期记录调节级压力相 对增长率。
在相同的运行方式和相同的蒸汽流量(经汽压、汽温修正后的数值)下，调节级 压力的相对增长率Δp按下式计算：
p?p净??p?脏?100%??
p净式中?p净——叶片干净时的调节级压力，MPa； ?p脏——叶片结垢时的调节级压力，MPa。
5.2.2.2 调节级压力相对增长率的极限值为高压缸：10%；中压缸：15%。
5.2.2.3 如调节级压力相对增长率超过极限值，应检查分析，确认是通流部分结 垢引起时，则需采取措施予以清除。必要时应申请停机处理。 5.3 运行试验
5.3.1 正常运行维护试验见表12。 5.3.2 检修后试验要求见表13。
5.3.3 试验中注意事项及要求如下：
5.3.3.1 在下列情况之一时，可不进行试验，但应阐明理由并经总工程师同意： a.设备有明显重大缺陷，如经试验将引起缺陷发展导致运行情况恶化。 b.运行系统甚为薄弱且缺乏完整的安全措施。
5.3.3.2 在下列情况之一时，应进行危急保安器超速试验： a.汽轮机大修后。
b.危急保安器解体或调整后。 c.停用一个月后再启动。 d.甩负荷试验前。 e.机组运行2000h后。
表12
表13
5.3.3.3 进行危急保安器超速试验时应注意下列事项：
a.进行危急保安器超速试验，一般应在带负荷50MW左右，连续运行时间 3～4h后进行。
b.为了保证危急保安器超速试验的安全性，一般应先做危急保安器充油试 验，且确认动作正常。充油试验可在带负荷前进行。
c.危急保安器超速试验前，应手动危急遮断器一次，检查高、中压自动主汽 门及调节汽门关闭情况。
5.3.3.4 每当汽轮机运行2000h后可做危急保安器充油试验。一般在低谷负荷时 进行。试验时应有专人监视，并做好事故预想。
5.3.3.5 凝汽器真空严密性试验时，机组负荷应稳定在240MW及以上。关闭抽 气器空气门，在时间3～5min内，真空下降平均速度应不大于0.4kPa/min(3 mmHg/min)。试验时，如真空下降至85kPa(638mmHg)应停止试验。 5.3.3.6 高、中压自动主汽门活动试验前，安全油压应在1.8MPa(18kgf/cm2)及以 上。试验时应逐只阀门进行。
6 汽轮机的停机
6.1 正常停机
6.1.1 减负荷前准备工作如下： 6.1.1.1 试转润滑油泵。 6.1.1.2 备用汽源正常。 6.1.2 减负荷操作如下：
6.1.2.1 根据抽汽压力将一台汽动给水泵汽源切至备用汽源。
6.1.2.2 根据给水流量停用一台汽动给水泵。
6.1.2.3 根据轴封汽压将轴封供汽切换为备用汽源。 6.1.2.4 减负荷至150MW时应：
a.将高压加热器疏水切至凝汽器(或低压加热器)，将高压加热器汽侧逐台停 用(如有条件随机停用，汽侧可不停用)。
b.将低压加热器疏水切至凝汽器，停用疏水泵。 c.停用电超速暂态关调节汽门保护。 6.1.2.5 减负荷至100MW时应：
a.将除氧器供汽切换为备用汽源。
b.开启排汽缸喷水电磁阀及全旁路二级减温水门。
6.1.2.6 锅炉投入启动分离器降压、降温、减负荷至20MW时应：
a.将高压调节汽门逐渐开大，注意降压速度，每分钟不超过 0.4MPa(3kgf/cm2)。 b.停用汽轮机联动跳闸锅炉保护及锅炉停用联动跳闸给水泵保护。 c.关闭高、中压自动主汽门及调节汽门门杆至除氧器疏汽门。 6.1.2.7 减负荷注意事项如下：
a.减负荷速度不超过3MW/min，主蒸汽降温速度不超过1.5℃/min，再热蒸 汽降温速度不超过2.5℃/min。
b.监视蒸汽及金属温降速度、温差、胀差、缸胀、轴向位移、振动等变化， 应使这些变化控制在允许范围内。
c.及时调节凝汽器水位、除氧器水位及压力、轴封汽压力、冷油器出油温 度、发电机冷却水及进风温度，注意加热器水位变化。
d.调节给水压力，满足锅炉要求。
e.锅炉启动分离器降压、降温、减荷时，注意汽压、汽温、凝汽器真空、排 汽缸温的变化。
f.减负荷过程中应检查高、中压自动主汽门及调节汽门，无卡涩现象。 6.1.3 解列停机注意事项如下：
6.1.3.1 迅速将负荷减至“0”后解列。
6.1.3.2 汽轮机应维持额定转速运行(如果转速上升，应立即手动危急遮断器停 机)。 6.1.3.3 根据需要维持汽轮机转速3000r/min，做危急保安器充油试验、危急保安 器超速试验。
6.1.3.4 启动交流润滑油泵。
6.1.3.5 手动危急遮断器，将启动阀及同步器关至“0”。
6.1.3.6 检查确认遮断指示器在“遮断”位置，高、中压自动主汽门及调节汽 门、抽汽逆止门关闭，转速下降。
6.1.3.7 关闭电动主闸门。开启电动主闸门后疏水门及其蒸汽管道、汽轮机本体 疏水门。
6.1.3.8 停用热机保护装置总开关。解除机组的保护装置(低油压保护根据具体情 况由各厂自己规定)。
6.1.3.9 一般在转速2000r/min以下时开启真空破坏门。如锅炉仍向凝汽器排汽、 水，则维持凝汽器真空在55～65kPa(413～488mmHg)；锅炉无汽、水排入凝汽 器时，开足真空破坏门，停用抽气器，待凝汽器真空至“0”，停送轴封汽。
6.1.3.10 给水泵根据锅炉要求停用后，维持凝结水系统循环，调节凝汽器、除氧 器水位。并逐渐关闭除氧器进汽门。
6.1.3.11 转速降低过程中，调节发电机转子进水压力。
6.1.3.12 根据油、空气、水温度变化，调节或停用冷油器、空气冷却器、水冷 器。 6.1.3.13 当转速降至200r/min时，启动顶轴油泵，调节各轴承顶轴油压，使之正 常。 6.1.3.14 转子停止时应记录并比较转子惰走时间。
6.1.3.15 惰走时应倾听汽轮机缸内声音，检查汽轮机金属温度，应无突降现象， 防止汽轮机进冷汽、冷水。 6.1.4 转子停止后工作如下：
6.1.4.1 转子停止后，必须立即启动盘车装置，进行连续盘车，保留顶轴油泵运 行，并调节发电机两端轴承顶轴油压，使之正常。
6.1.4.2 测量转子弯曲。
6.1.4.3 盘车时有如下规定：
a.连续盘车至高压缸调节级处内下缸内壁温度在200℃及以下，可停用盘车 装置，并停用顶轴油泵、水冷泵。待高压缸调节级处内下缸内壁温度达150℃及 以下，可停用交流润滑油泵、排烟风机。盘车停运前应定时检查记录缸温、盘 车电流等。
b.投入测量转子弯曲的百分表，并调整该表计“0”位，注意转子晃动值的 变化。 c.在连续盘车中，如因特殊原因需要中途短时间停用，盘车装置停用后应做 好转子位置的标志，记录停用时间，投入测量转子弯曲的百分表，并调整该表计 “0”位。在重新投入盘车时，应直轴。当转子晃动值回到“0”时，恢复连续 盘车。 6.1.4.4 锅炉泄压后，微开电动主闸门前疏水门。
6.1.4.5 排汽缸温度下降至50℃时，停用循环水泵，关闭排汽缸喷水电磁阀及全 旁路二级减温水门。
6.1.4.6 停止凝结水系统小循环。化学值班员停用二级除盐装置。停用凝结水泵 及凝结水升压泵。
6.1.4.7 完成其他停用操作。
6.1.4.8 停机后应隔绝有可能使汽、水返回汽缸内的阀门。
6.1.5 停机后的保养应按水利电力部《火力发电厂水、汽监督规程》规定执行。
7 汽轮机组的故障处理 7.1 事故处理原则
7.1.1 机组发生故障时，运行人员一般应按照下面所述方法顺序处理，消除故障。 7.1.1.1 根据仪表的指示和机组外部的现象，肯定设备确已发生故障。
7.1.1.2 在值长统一指挥下，迅速处理故障。运行班长受值长的领导，但在自己 管辖范围内操作(不涉及到运行系统)，可以独立进行。各岗位应及时联系，密切 配合，并将故障情况和采取的措施及时逐级汇报，以防止故障扩大。
7.1.1.3 迅速消除对人身和设备的危险，必要时应解列或停用故障设备。
7.1.1.4 迅速查清故障原因，采取正确的措施，消除故障。同时应注意保持非故 障设备的继续运行。
7.1.2 处理故障时要镇静，分析要周密，判断要正确，处理要果断，行动要迅 速。接到命令应复诵，如果没有听懂，应反复问清，命令执行后应及时向发令人 汇报。