660MW亚临界机组运行方式研究.docx

660MW亚临界机组运行方式研究.docx

《660MW亚临界机组运行方式研究.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《660MW亚临界机组运行方式研究.docx（31页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

660MW亚临界机组运行方式研究

附件2：

660MW亚临界机组

运行方式研究报告

哈尔滨电站工程有限责任公司

2011年5月

出口印度尼西亚百通电厂1×660MW火电机组（超常规600MW等级的660MW亚临界机组）。

本项目为我公司在印度尼西亚通过与日本、韩国等国际和国内大公司公开激烈竞争中一举中标的印尼百通电厂1×660MW火电机组项目，是中国600MW等级的（660MW亚临界）机组首次出口国外，该项目为高地震力下超常规600MW等级的660MW亚临界改进型产品，对开发国外市场，特别是印度尼西亚市场有重要意义。

下面是机组的运行方式：

1机组运行

1.1机组运行方式

1.1.1机组控制

1.1.1.1机组负荷在30%～100%范围内均可在协调控制方式下运行。

只要系统没有故障应尽量投入协调控制。

机组在启动过程中，当三台磨投入自动后，就应逐级投入协调方式，并优先选择CBF。

正常运行中，根据主辅设备健康水平选择机组控制方式，异常侧作为被跟踪目标。

出现下列情况之一时，应迅速解除协调控制，切为手动调整，以免事故扩大：

1.1.1.1.1出现RB工况，而RB功能未自动实现；

1.1.1.1.2调节特性变差，机组主要参数偏离正常控制范围，长时间不回复；

1.1.1.1.3机组在高负荷运行时，主蒸汽压力持续上升而主汽温急剧下降。

发变组跳闸后，应破坏发变组热备用，并将500kV系统合环运行。

1.1.2机组控制方式

1.1.2.1机组跟随方式

1.1.2.1.1汽机跟随方式（TFB），锅炉主控控制功率，汽机主控控制压力。

1.1.2.1.2锅炉跟随方式（BFT）,锅炉主控控制压力，汽机主控控制功率以及压力。

此方式为常用方式。

通过画面切换按钮进行方式切换。

1.1.2.2基本方式（BASE）

当锅炉主控与汽机主控都在手动方式时，控制方式便为基本方式。

1.1.2.3锅炉跟随方式（BFT）

1.1.2.3.1锅炉跟随方式下，投入锅炉主控自动，控制压力，汽机主控手动控制功率。

1.1.2.3.2发生MFT时，自动转换为汽机跟随方式。

1.1.2.3.3功率测量偏差大时，自动转换为汽机跟随方式。

1.1.2.4汽机跟随方式（TFB）

汽机跟随方式下，投入汽机主控自动，控制压力。

锅炉主控手动控制功率。

1.1.2.5锅炉跟随协调方式（CCS）

1.1.2.5.1在锅炉跟随方式运行情况下，投入汽机主控自动，机组进入锅炉跟随协调控制方式（CBF）。

此方式为常用协调方式。

1.1.2.5.2当发生锅炉侧RB时，自动转换为汽机跟随方式。

1.1.2.5.3锅炉主控手动时，自动转换为汽机跟随方式。

1.1.2.6汽机跟随协调方式（CCS）

1.1.2.6.1在汽机跟随方式运行情况下，投入锅炉主控自动，机组进入汽机跟随协调控制方式（CTF）。

1.1.2.6.2当发生汽机侧RB时，自动转换为汽机跟随方式。

1.1.2.6.3汽机主控手动时，自动转换为汽机跟随方式。

1.1.2.7远方自动调度系统（ADS）

1.1.2.7.1机组在CBF、CTF方式下均可进入ADS方式。

在该控制方式下，允许中调通过ADS对机组负荷进行控制。

1.1.2.7.2ADS模式在CBF、CTF方式下都有可能出现，运行方式可在这些模式间相互切换。

在下列情况下ADS方式将被自动切换至原控制方式：

闭锁负荷增、闭锁负荷减、远方调度无效、甩负荷。

机组最大、最小负荷限值在ADS方式下仍有效。

2汽轮机机组启动

2.1机组启动总则

2.1.1机组启动状态的划分：

机组启动方式采用高压缸方式启动，机组在最初六个月的运行期间，汽轮机应采用单阀控制方式。

由高压缸第一级金属温度决定的五种启动状态。

冷态启动：

第一级金属温度＜120℃长期停机之后；

温态-1启动：

120℃≤第一级金属温度＜260℃停机超过72小时；

温态-2启动：

260℃≤第一级金属温度＜415℃停机10到72小时；

热态启动：

415℃≤第一级金属温度＜450℃停机1到10小时；

极热态启动：

450℃≤第一级金属温度停机不到1小时。

2.1.2汽轮机遇有下列情况，应采取措施设法消除，否则禁止启动机组

2.1.2.1汽轮机任一跳机保护失灵。

2.1.2.2主要计表不能投入或失灵且无其它监视手段，如机组负荷、转速、轴向位移、差胀、转子偏心度、振动、热膨胀、主再热蒸汽压力及温度、真空、各轴承金属温度及回油温度、氢气纯度、油/氢差压、汽缸的主要金属温度、除氧器、凝汽器、主油箱、EH油箱液位、润滑油压、EH油压、油温等。

2.1.2.3高中压主汽门、调速汽门、高排逆止门及其旁路门、高压缸抽真空阀、抽汽逆止门卡涩不能关严或动作不灵活。

2.1.2.4转子偏心值超过原始值110﹪,原始值

2.1.2.5汽轮机高、中、低压缸任一差胀或轴向位移超限。

2.1.2.6盘车过程中,机组动静部分有明显的金属摩擦声或盘车电流明显增大、大幅摆动时。

2.1.2.7汽轮机高压缸外缸上、下缸温差大于50℃，高压缸内缸上、下缸温差大于35℃，

2.1.2.8汽机交、直流润滑油泵、发电机密封油泵、EH油泵、顶轴油泵、盘车装置工作失常或自启动装置失灵。

2.1.2.9DEH和DCS及主要控制系统工作不正常，影响机组运行及监视时。

2.1.2.10控制气源、调节保护电源失去时。

2.1.2.11机组发生跳闸原因未查明。

2.1.2.12有威胁设备安全启动或安全运行的严重缺陷时。

2.1.2.13汽、水、油（透平油、抗燃油）品质不合格及油温、油位不正常时。

2.1.2.14发电机密封油系统不正常。

2.1.2.15主要自动调节控制系统（如高低旁控制系统、轴封压力调节系统等）失灵。

2.1.2.16调速系统动作失常。

2.1.2.17汽机本体及主要管道保温不完整,主要管道系统严重泄漏。

2.1.2.18系统经重大改动无启动措施。

2.1.2.19调节系统不能维持空负荷运行，或甩负荷后不能控制机组转速在危急遮断器动作转速以下。

2.1.2.20自动主汽门，调速汽门严密性试验不合格时。

2.1.2.21危急保安器动作不正常时。

2.1.2.22发电机内冷水系统及氢气系统不能投入运行时。

2.1.3机组启动原则

2.1.3.1汽轮机采用高压缸启动。

2.1.3.2汽轮机的启停必须按值长的命令进行。

2.1.3.3下列工作必须在总工程师或总工程师指定的人员领导下进行：

2.1.3.3.1大、小修后汽轮机组的启动。

2.1.3.3.2机组实际超速试验。

2.1.3.3.3机组甩负荷试验。

2.1.3.3.4主要设备或系统经重大改动后的首次启动或有关新技术的首次试用。

2.1.3.3.5特殊试验项目。

2.1.3.4冷态启动时，进入汽轮机的主、再热蒸汽温度至少应有56℃的过热度，但主汽温最高不得大于430℃，主、再热汽门前蒸汽的压力和温度应满足“冷态启动蒸汽参数曲线”的要求，并根据冷态启动曲线决定其冲转升速及其暖机时间。

2.1.3.5热态启动时进入汽轮机的主、再热蒸汽温度至少应有56℃的过热度，并根据汽缸金属温度按“热态启动蒸汽参数曲线及启动工况高、中压缸进汽温度”的要求决定其冲转参数及时间

2.2机组启动前的准备

2.2.1值长下达机组启动命令后班长应通知各司机及有关专责并对有关专责宣读危险点预控措施并签名。

2.2.2准备好必要的工具、仪器,进行各岗位人员操作分工，准备记录本、操作票等。

2.2.3检查所有检修工作全部结束,工作票已全部收回,一切安全措施拆除,现场清理干净,设备管道保温完整,道路畅通，照明良好。

2.2.4设备检修后运行人员应了解和掌握设备检修、改进和更改情况。

2.2.5检查系统阀门位置正确，设备完好。

2.2.6联系热工人员将所有热控表计及保护电源送上，查DCS、DEH工作正常，各参数显示正确，大小修后的启机应会同热工人员校验仪表及保护静态试验良好。

2.2.7联系热工、电气人员各调整门、电动门送电，开关试验良好；对于检修过的电动门，还应进行上、下限行程试验良好。

检查DCS开度与就地指示一致，检查就地控制箱、控制屏上信号正常,各指示正常。

2.2.8联系锅炉启动空压机，检查各仪表及气动控制门气源投入正常，各气动控制门开关试验良好，DCS开度与就地指示一致。

2.2.9检查各转机开关均在断开位，联锁开关在解除位，联系电气测各转机绝缘合格后送电。

确认各辅机机械部分无卡涩，轴承润滑油质良好、油位正常。

2.2.10冷水塔、凝汽器、除氧器及定冷水箱、真空泵气水分离器补水正常；主油箱、抗燃油箱、高低压旁路油站油箱、循环水泵出口液动逆止蝶阀油箱、给水泵液力偶合器油箱及发电机密封油箱油位、各辅机轴承补油至正常；通知化学人员化验水质、油质合格。

2.2.11投入工业水系统，检查工业水压力正常，视情况投入各工业水冷却用户。

2.2.12机组启动前的主辅设备各联锁保护试验按试验操作票已完成,并且试验合格。

2.2.13检查各系统压力表一次门开启。

2.2.14各系统安全门经检修在试验台上调整好。

2.3启动前的试验

2.3.1试验规定

2.3.1.1设备试验、试转必须由检修人员提出书面申请，经值长同意并下达试验命令后方可执行。

2.3.1.2设备试验由检修负责人协调，运行人员配合操作，有关人员在场。

2.3.1.3各油泵等应满足程控要求条件，保护、联锁试验前，热工人员应强制满足有关条件后方可进行试验。

2.3.1.4动态试验必须在静态试验合格后方可进行。

2.3.1.5已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验。

2.3.1.6有近控、远控的伺服机构，远控、近控都要试验，并专人记录开、关时间及试验情况。

2.3.2试验方法

2.3.2.1按照试验卡对所有电动门进行远近控全开、全关试验，开度指示与就地指示应一致，有中间停止的电动门要试验中间停止正常。

2.3.2.2气动调节装置应动作灵活，无漏气及异常现象。

2.3.2.3各联锁、保护的检查试验按规定的试验项目进行，逐条试验良好。

2.3.3试验项目

2.3.3.1机组大联锁试验。

2.3.3.2汽轮机交流润滑油泵、发电机密封油备用泵、汽轮机直流润滑油泵联锁试验。

2.3.3.3小机主油泵、润滑油泵联锁试验。

2.3.3.4EH油泵联锁试验。

2.3.3.5顶轴油泵联锁试验。

2.3.3.6密封油排烟风机、汽轮机润滑油排烟风机联锁试验。

2.3.3.7真空泵联锁试验。

2.3.3.8循环泵联锁试验。

2.3.3.9闭式循环冷却水泵联锁试验。

2.3.3.10凝结水泵联锁试验。

2.3.3.11发电机定子内冷水泵联锁试验。

2.3.3.12电泵、汽泵联锁试验。

2.3.3.13高低压加热器及除氧器的水位保护试验。

2.3.3.14ETS通道试验。

2.3.3.15OPC电磁阀试验。

2.3.3.16主机保护联锁试验。

2.3.3.17各电动门、气动门、调节门开关试验。

上述试验在机组大、小修后进行。

某些试验根据需要也可在检修后单独进行。

2.4汽轮机冷态滑参数启动

2.4.1启动前的检查

2.4.1.1机组检修工作完工，所有工作票注销。

2.4.1.2楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。

2.4.1.3汽轮机本体各处保温完整;所有的系统应连接完好，管道支吊牢固，保温完整。

2.4.1.4厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。

2.4.1.5厂房内通讯系统正常。

2.4.1.6消防水系统正常、消防设施齐全。

2.4.1.7汽轮机各高中压主汽门,调门及控制机构正常。

2.4.1.8确认汽轮机滑销系统完好，缸体能自由膨胀。

2.4.1.9汽轮机低压缸安全门完好。

2.4.1.10主油箱事故放油门关闭，应加铅封。

机组在启动前，应记录主机及各主要辅机原始参数。

2.4.2汽机启动前辅助设备及系统投运

按《机组辅助设备启停》章节有关内容，依据检查卡逐步投入下列各系统并检查其运行正常。

投入系统时应综合考虑好各段负荷分配的均衡性。

2.4.2.1锅炉点火前，逐步投入下列各系统并检查其运行正常

2.4.2.1.1投入消防水系统。

2.4.2.1.2投入循环水系统，循环泵一台运行，一台备用，凝汽器通水正常。

2.4.2.1.3投入闭式水系统。

闭式冷却水泵一台运行，一台备用，闭式水事故泵备用，各冷却器注水、排气完毕，阀门状态正确。

2.4.2.1.4投入厂用空压机系统，气压正常。

2.4.2.1.5投入EH油系统。

2.4.2.1.6主机润滑油系统投入运行，交流润滑油泵一台运行，一台备用，直流润滑油泵备用，各轴承回油正常，油温调节自动，运行冷油器水侧通水，备用冷油器水侧注水后隔离。

2.4.2.1.7发电机密封油空、氢侧交流密封油泵运行，直流密封油泵备用，密封油备用油源处于备用状态，空、氢侧冷油器水侧投入，各部油压、油温、油箱油位等正常。

2.4.2.1.8发电机置换氢气。

投入发电机氢气系统。

2.4.2.1.9发电机内充氢气压力达0.2MPa时，确认补水箱水质合格且定子排空气已尽,投入发电机内冷水系统。

定子水泵一台运行，一台备用，压力、温度、水位及导电度等正常。

2.4.2.1.10启动顶轴油泵，检查顶轴油供油母管压力、各轴承顶轴油压正常。

确认盘车装置的有关联锁，保护试验良好，润滑油温大于21℃。

投入连续盘车，查盘车电流正常，无幌动。

机组转动部分无金属摩擦声，测量转子偏心度应不大于原始值110﹪。

记录有关参数。

汽机冲转前连续盘车时间保证不少于4小时。

2.4.2.1.11投入厂用蒸汽系统，母管压力、温度正常。

2.4.2.1.12投入凝结水系统

1.启动补充水泵，向凝汽器注水。

2.确认凝结水有关联锁，保护试验良好，投入凝结水系统。

凝结泵一台运行，一台备用。

低加水侧排气、注水完毕，水位保护投入。

3.确认凝汽器及系统冲洗水质合格，向除氧器上水。

确认除氧器冲洗水质合格。

2.4.2.1.13两台汽动给水泵油系统投入，运行冷油器水侧通水，备用冷油器水侧排气后隔离，油温调节投自动。

锅炉点火前，小汽机盘车运行大于3小时。

2.4.2.1.14投入除氧器水箱加热。

1.将除氧器水箱上水至正常水位，联系化学向除氧器加药。

2.电泵前置泵及电泵注水，具备启动条件，将勺管置最小位置，启动电水泵打循环。

3.确认主机盘车投运正常，开启厂用蒸汽至除氧器调节阀，投入除氧器加热。

调节辅汽至除氧器压力调节阀，使除氧器水温缓慢升高。

2.4.2.1.15给水温度达到锅炉进水温度要求，当除氧器水质合格后，给锅炉上水。

2.4.2.1.16轴加水侧投入后，投入汽轮机轴封系统。

1.启动一台轴加风机运行，开启辅汽至轴封汽母管总门及轴封汽调节阀前后隔绝门暖管。

2.疏水放尽后，开启轴封汽调节阀，维持轴封汽压力0.007～0.021MPa，低压轴封汽温120～150℃，并投入低压轴封汽减温水温度控制自动。

3.机组启动或停运时，高中压转子轴封蒸汽温度与转子表面金属温差应<149℃。

注：

严禁转子在静子状态下向轴封送汽。

在送轴封汽的过程中应密切注意盘车运行情况。

在转子已送入轴封蒸汽后方可启动真空泵，建立凝汽器真空。

2.4.2.1.17投入小汽机轴封系统。

2.4.2.1.18空气系统所属设备处在投运前准备状态，启动真空泵，关闭真空破坏门，主机与小汽机真空建立。

2.4.2.1.19凝汽器真空建立后，应打开主蒸汽、冷再、热再、抽气管道及汽缸本体疏水门。

2.4.2.1.20投入高加给水系统。

2.4.2.1.21确认汽机启动前的准备工作全部完成，已投入的设备与系统运行正常，备用设备与系统具备随时投运条件。

2.4.2.2锅炉点火后的工作

2.4.2.2.1锅炉点火后，根据缸温通知锅炉所需的冲车参数。

2.4.2.2.2根据需要投入旁路系统，先投低压旁路,再投高压旁路，主汽门前压力应保持在0.1MPa以上，根据旁路后温度适当投入高、低旁减温水,注意真空及排汽温度，联系化学化验凝结水质。

2.4.2.2.3冲转前做好下列主要记录：

汽缸绝对膨胀、胀差、轴向位移、大轴偏心度及盘车电流、高压汽缸内缸上下内壁调节级处金属温度、各轴瓦温及回油温度、高压主汽阀壳内外壁金属温度、中压主汽阀壳内外壁金属温度。

2.4.3汽轮机冲转

2.4.3.1冲转前的检查准备

2.4.3.1.1主机联锁保护试验合格并投入。

2.4.3.1.2机组辅助设备及系统运行正常，不存在禁止机组启动的条件。

2.4.3.1.3汽轮机在冷态启动时，主汽门入口处的蒸汽温度至少具有56℃的过热度，但最高温度不得超过430℃，主汽门入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数”曲线所示的区域内。

定速暖机时间应按调节级金属温度确定.若该温度<120℃，主机在2000转／分暖机150分钟。

2.4.3.1.4盘车装置运行正常，转子偏心度＜110％原始值（0.076mm），并已连续盘车4小时以上无异常（必须严格执行汽机冲转前最小连续盘车时间的规定）。

2.4.3.1.5检查轴封蒸汽母管压力在24～28kPa之间，轴封汽温与转子表面金属温度相匹配，其温差不应超过110℃，低压轴封温度控制投入自动，

2.4.3.1.6主机润滑油压0.096～0.15MPa，润滑油温度控制在38℃～42℃之间。

2.4.3.1.7发电机密封油系统、定子冷却水系统及氢气冷却系统运行正常。

2.4.3.1.8汽机TSI指示正常。

2.4.3.2汽机挂闸应具备的条件

2.4.3.2.1不存在机组禁止启动条件。

2.4.3.2.2确认高、低压胀差、轴向位移、高中压缸上下温差、偏心度、蒸汽室内外壁温差等均在限额范围内，同时要考虑到汽机启动后的变化趋势不超过限额。

2.4.3.2.3确认主汽参数已达到冲转条件

主汽压力：

5.9MPa再热器温度：

300℃

主汽温度：

340℃

2.4.3.2.4高、低压侧凝汽器真空>80kPa。

2.4.3.2.5润滑油温不低于35℃，各轴承回油正常。

2.4.3.2.6润滑油压0.096～0.15MPa。

2.4.3.2.7主机盘车装置工作正常，机内声音正常。

2.4.3.2.8低缸喷水门投入“自动”。

2.4.3.2.9高、低压旁路阀关闭。

2.4.3.2.10远方手动打闸手柄复位。

2.4.3.2.11DEH主控画面检查：

棒图或文字说明

状态

文字说明

高压主汽门阀位指示

0％阀位

TV1，2

高压调节门阀位指示

0％阀位

GV1，2，3，4

再热调节门阀位指示

0％阀位

IV1，2，3，4

再热主汽门阀位指示

CLOSED

关闭（绿灯亮）

主断路器状态

BreakerOpen

解列

汽轮机状态

Turbinestop

跳闸

阀门控制方式

SINGLE

单阀

发电机功率控制回路

OFF

切除

主蒸汽压力控制回路

OFF

切除

汽机控制方式

MANUAL

手动

2.4.3.3汽机挂闸

2.4.3.3.1在DEH主控画面选择“LatchTurbine”按钮,点击“ETS复位”，ETS复位后点击“Latch

2.4.3.3.2Turbine”选择“YES”汽机挂闸，挂闸成功后，检查中压主汽门打开,“EnableRoll”不允许冲转指示绿灯亮。

2.4.3.3.3在DEH主控画面“控制方式”中选择“自动”方式。

2.4.3.3.4在DEH主控画面的“限制值”中选择“阀位高限”,输入“120”点击“GO”，检查中

2.4.3.3.5压调节门、高压调节门全部打开。

2.4.3.3.6用远方跳闸按钮或装在前箱的手动跳闸杆，操作超速跳闸机构，关闭所有进汽阀。

试验

2.4.3.3.7跳闸系统是否正常。

2.4.3.3.8重复上述操作，汽机重新挂闸。

2.4.3.4冲转前的操作与检查

2.4.3.4.1在DEH主控画面上做OPC功能试验，点击“OPC试验”按钮，OPC试验“IN“，检查OPC电磁阀动作，高、中压调门、高排逆止门、各抽汽逆止门关闭。

点击“OPC保护”按钮，OPC保护“IN”，上述阀门开启。

2.4.3.4.2在DEH主控画面“阀门方式”中选择“单阀”方式。

2.4.3.4.3确认主汽压力、温度满足机组冷态启动要求。

2.4.3.4.4确认汽机第一级金属温度小于120℃，根据汽机中压缸进汽叶片金属温度，主机在2000r／min暖机150分钟。

2.4.3.4.5确认汽机在盘车状态，并已挂闸。

2.4.3.4.6机组所有辅助系统设备运行正常，无异常报警信号。

2.4.3.4.7确认汽机本体、高压、中压系统疏水门及低压缸喷水控制开关在自动。

2.4.3.4.8润滑油冷却器、密封油空侧及氢侧冷却器、氢冷器、发电机定子水冷却器在准备投运状态。

2.4.3.4.9低加随机启动，开启低加供汽电动门，疏水逐级自流。

2.4.3.5汽机冲转，目标600r/min，汽机检查。

2.4.3.5.1点击DEH主控画面“控制设定值”按钮，设定升速率150r/min，设定目标转速600r/min，点击“GO”按钮，机组开始升速。

2.4.3.5.2当转速>3r/min时，CRT画面上检查盘车装置确已退出，盘车电机停止运行。

2.4.3.5.3当转速达200r/min时，检查盘车喷油电磁阀自动关闭。

2.4.3.5.4机组继续升速至600r/min，转速保持在600r/min，暖机20分钟，进行下列检查：

1.倾听汽轮发电机组转动部分声音正常。

2.各轴瓦振动＜0.125mm，回油情况正常，各轴承回油温度＜77℃。

3.各轴承的金属温度＜90.5℃。

4.冷油器出口油温在38℃～42℃。

5.检查机组振动、串轴、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值。

6.确认无异常报警，以上各参数若超限或接近限制值并有上升趋势或不稳定时，立即汇

报有关领导，查明原因，同时禁止升速。

7.机组转速达600r/min低压缸喷水阀投入。

8.机组初次启动或大小修后在600rpm时应进行打闸摩擦检查。

当汽机转速达到600rpm，按紧停按钮，汽机跳闸，检查确认TV、GV、RV、IV均关闭，对汽机的轴承、汽缸、轴封等部件进行检查，倾听汽轮发电机组，应无摩擦声。

9.汽机重新挂闸。

2.4.3.6继续升速，目标2000r/min。

2.4.3.6.1点击DEH主控画面“控制设定值”按钮，设定升速率150r/min，设定目标转速2000r/min，点击“GO”按钮继续升速。

2.4.3.6.2机组转速至1200r/min时，检查顶轴油泵停止。

2.4.3.6.3机组继续升速至2000r/min，保持转速2000r/min暖机。

暖机期间，用辅汽A小机暖管。

2.4.3.6.4在升速期间，如需要转速保持，可在主控画面“控制设定值”中点击“HOLD”按钮，为避免汽轮机发生共振，在共振转速范围时禁止停留。

汽轮机临界转速：

第一临界转速700～900r/min，第二临界转速1300～1700r