第一篇 主机运行规程
第一章 概 述
第一节 汽轮发电机设备规范
1.1汽轮机主要技术规范： 序项 目 技 术 规 范 备 注 号 1 工厂代号 DT161 2 型 号 C12-4.90/0.981 型 单缸、次高温、次高压、3 型 式 冲动、抽汽凝汽式 4 额定功率 12MW 5 经济功率 12MW 6 最大功率 15MW 7 额定进汽压力 4.90 ＋0.2-0.3 MPa 绝对压力 8 额定进汽温度 470℃ ＋10-15 ℃ 9 额定抽汽压力 0.981＋0.294-0.196 MPa 绝对压力 10 额定抽汽温度 300℃ 额定进汽量/最大进汽11 87/116t/h 量 额定抽汽量/最大抽汽12 50/80t/h 量 13 额定排汽压力 0.0049MPa 绝对压力
带负荷时≯65℃ ； 14 排汽温度 空负荷时≯120℃ 15 额定转速 3000r/min 16 旋转方向 顺汽流方向看为顺时针 17 转子临界转速 ～1683r/min 18 额定转速时振动值 ≤0.03㎜（全振幅） 19 临界转速时振动值 ≤0.15㎜（全振幅） 20 额定锅炉给水温度 150℃ 21 冷却水温度 20℃ （最高：33℃） 22 冷却水量 3200～3600t/h 23 额定工况汽耗率 7.25kg/KW.h 25 通流级数 11级（其中2级调节级） 26 给水回热级数 3级 汽轮机下半部重量(检连同隔板 27 ～22 t 修时最大起重量) 等 距运行 28 汽轮机中心标高 750㎜ 平台 汽轮机外形尺寸(运转61153365033650mm 29 平台以上) (长3宽3高) 30 制造厂家 青岛捷能汽轮机股份有限公司 1.2.调节、保安及润滑油系统技术规范： 序 项 目 技术规范 备注 号 1 主油泵压增 1.078MPa 1
2 转速不等率 4.5±0.5% 3 调速迟缓率 ≤0.5% 4 转速摆动值 ≤15r/min 电机 5 空负荷同步器调整范围 -4～+6% 带动 6 抽汽不等率 10% 7 抽汽调压迟缓率 ≤1% Ⅰ路脉冲油压与主油泵进口8 0.294MPa 油压差 Ⅱ路脉冲油压与主油泵进口9 0.294MPa 油压差 10 轴承润滑油压力 0.08～0.12MPa 11 高压油动机最大行程 110㎜ 12 低压油动机最大行程 160㎜ 13 同步器最大行程 30㎜ 14 电磁阀动作转速 3300r/min 15 危急遮断器动作转速 3330～3360r/min 16 危急遮断器复位转速 ≤3000r/min 17 转速最高飞升值 ＜3420r/min 18 转子轴向位移报警值 +0.8㎜或-0.3㎜ 轴向位移遮断器动作时转子停机 19 +1.0㎜或-0.4㎜ 相对位移值 值 轴向位移遮断器动作时控制20 0.245MPa 油压值
21 润滑油压降低 0.055MPa 报警 润滑油压降低自启交 22 0.05MPa 流润滑油泵压力 润滑油压降低自启直流润 23 0.04MPa 滑油泵压力 24 润滑油压降低停机值 0.03MPa 25 润滑油压降低停盘车值 0.015MPa 26 润滑油压高 0.15MPa 报警 1.0MPa 报警 27 主油泵出口油压低 高压油0.785MPa 泵自启 高压油泵自停时主油泵出口28 ≥0.835MPa 油压 29 轴承回油温度高报警值 65℃ 4#轴承 30 轴承回油温度高停机值 70℃ 4#轴承 31 轴瓦乌金温度高报警值 85℃ 32 轴瓦乌金温度高停机值 100℃ 1#轴承 33 主推力瓦乌金温度高报警值 85℃ 34 主推力瓦乌金温度高停机值 100℃ 10取6 35 凝汽器真空报警值 -86KPa 36 凝汽器真空停机值 -60KPa 37 凝汽器排大气阀动作压力 0.101～0.104MPa 38 抽汽安全阀动作压力 1.294～1.323MPa 39 抽汽压力低限报警 0.49MPa 2
危急遮断器动作至主汽门关40 < 1s 闭时间 41 轴承振动大报警 0.05mm 3.发电机技术规范： 序 项 目 技 术 规 范 备注 号 1 型 号 QF-15-2 2 额定功率 15MW 3 额定定子电压 10.5KV 4 额定定子电流 1031A 5 额定转子电压 201V 6 额定转子电流 259A 7 容 量 18.75MVA 8 频 率 50Hz 9 功率因数 0.8滞后 10 转子额定转速 3000r/min 11 转子临界转速 1350r/min 12 转子重量 9.4t 13 定子重量 21.7t 14 定子铁芯允许温升 80℃ 15 定子线圈允许温升 80℃ 16 转子线圈允许温升 90℃ 17 励磁方式 静止可控硅励磁 18 冷却方式 空冷
19 产品标准 GB/T7064-1996 20 绝缘/使用等级 F/B 21 接线法 Y 22 制造厂家 济南发电设备厂
第二节 辅机设备规范与结构特性
1. 凝汽器规范：
型 号 N-1000-1 型 式 双流程二道制表面式 冷却面积 1000m2 蒸汽压力 0.0049MPa（绝对压力） 蒸汽流量 43t/h 冷却水量 3200～3600t/h 冷却水温度 20℃ （最高33℃） 冷却水压力 最高0.294 MPa 水侧容积 10.3 m3 汽侧容积 20.8 m3 管子材料 HSn70-1A 管子规格 Φ203134562㎜ 铜管数量 3540根 无水时净重 25.113t 制造厂家 青岛捷能汽轮机股份有限公司 1.1.N－1000型凝汽器为单壳体圆筒形全焊结构，主要部件有凝汽器壳体、水室端盖、凝结水热水井、弹簧座等。凝汽器上喉部与汽轮机
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排汽缸用法兰连接，凝汽器底座有四组弹簧与基础固定，铜管用胀管法固定在管板上。
1.2.在汽轮机运行中，允许凝汽器两个水室中一个停运一个运行，以便进行对铜管的检查，但必须降低50%的额定负荷，同时运行时间应小于24小时，否则应停机处理。
2.加热器规范： 名 称 低压加热器 汽封加热器 型 号 JD-40 JQ-20 型 式 立式U形管表面式 卧式U形管表面式 台 数 1 1 传热面积 40㎡ 20㎡ 水侧压力 最高0.588 MPa 最高0.981MPa 汽侧压力 最高0.196MPa 冷却水量 50t/h 管子材料 HSn70-1A HSn70-1A 管子规格 Φ1531㎜ Φ1531㎜ 工作蒸汽压力 0.588～1.18 MPa 工作蒸汽温度 246～435 ℃ 工作蒸汽流量 36kg/h 2.1.汽封加热器是用来将汽轮机轴封漏汽、自动主汽门门杆及调节汽门门杆漏汽回收,并以此来加热凝结水的设备。这些漏汽均呈汽水混合物状态，汽水混合物在汽封加热器内被冷却后，少量的未凝结蒸汽和空气的汽、气混合物经排大气管排入大气，蒸汽凝结成的凝结水则通过底部的“U”型水封管排入地沟。
2.2.低压加热器是利用汽机三段抽汽来加热凝结水的设备。疏水方式采用危急泄水器（浮球式疏水器），其疏水排入凝汽器。为方便监视水位，在其下部设有玻璃管水位计。当投入低加后，可提高全厂热效率。
3. 冷却器规范： 名 称 冷油器 发电机空冷器 型 号 YL-20-1 KRW-450 台 数 2 1（5组） 冷却面积 20㎡ 冷却能力450KW 冷却水量 56m3/h 125m3/h 冷却水压力 0.1MPa 0.2MPa 冷却水温 20℃（最高33℃） 20℃（最高33℃） 冷却油量 400 L/ min 冷却管材料 HSn70-1A HSn70-1A 冷却管规格 Φ123131501㎜ Φ2031㎜ 3.1.冷油器的作用是用来冷却汽轮机润滑油，保证机组各轴承的入口油温在规定范围内，其主要由外壳、铜管、管板、隔板、上下水室等组成。铜管胀在两端的管板上，油在铜管外面流动，水在铜管里面流动。为了提高冷却效率，增加油在冷油器内的流程和流动时间，用隔板将冷油器隔成若干个弯曲的通道。高温的润滑油进入冷油器，经各隔板在铜管外面做弯曲流动；铜管内通入温度较低的冷却水，经热传导润滑油的热量被冷却水带走，从而降低了润滑油温。运行中应注意冷却水压力应低于润滑油压力，防止铜管泄漏时冷却水进入润滑油中，使油质恶化。
3.2.空冷器的作用是用来冷却热空气（发电机线圈在运行中产生的热量被空气吸收后，空气温度升高变为热空气），保持发电机入口风温在规定范围内。热空气从其上部进入，冷却后从下部排出。冷却水在铜
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管内部流动，为提高换热效果，冷却水从空冷器下部进入上部排出。为保证设备安全运行空冷器设有五个单独的冷却组，当铜管发生泄漏时，可及时的将泄漏的冷却组解列，不影响其它冷却组的运行。为提高空气的换热面积，铜管表面镶有圆型薄片。
4.油泵及排烟风机规范： 高压油交流润直流润排烟风项 目 主油泵 泵 滑油泵 滑油泵 机 80Y－CHY 型 号 CHY18 CQ2-J 100A 18-1 型 式 离心式 离心式 齿轮式 齿轮式 离心式 台 数 1 1 1 1 1 1000 流 量 45m320.5 350 /h 50m3/h L/min m3/h L/min 0.353 0.36 全压扬 程 85 m MPa MPa 290Pa 转速 r/min 3000 2950 960 1450 2900 Y200 Y132 A3H 型 号 Z2-51 L1-2 M2-6 6312 功率(KW) 30 5.5 5.5 0.37 电 机 电流(A) 56.9 12.6 30.3 1.0 电压（V） 380 380 220 380 转速 2950 980 1500 2900 (r/min) 4.1.交、直流润滑油泵为齿轮泵。
4.1.1.由两个齿轮相互啮合在一起形成的泵称为齿轮泵。其工作原理为：当齿轮转动时，被吸进来的液体充满了齿与齿之间的齿坑，并随着齿轮沿外壳壁被输送到压力空间中去。在这里，由于两齿轮的相互啮合，使齿坑内的液体挤出，排向压力管。液体受挤压时，压力作用在齿轮上，给轴施加了一个往向负荷。挤压后封闭空间逐渐增大，形成负压区，外界的液体就在大气压力的作用下流进齿轮泵吸入口。
4.1.2.齿轮泵的特点是具有良好的自吸性能且构造简单，工作可靠。齿轮泵在运行时，不允许关闭出口阀门；在启动和停止时，也应该保持出口阀门处于开启位置。
4.2.排烟风机的作用：一是排除油箱内的油烟、不凝结气体及水蒸汽等可防止润滑油的劣化，延长使用寿命；二是使主油箱建立一定的真空度，保证轴承回油畅通。
5.泵类设备规范： 项 目 循环水泵 射水泵 凝结水泵 IS100-65- 型 号 20SH-19 4N632 200B 台 数 2 2 2 流量（m3/h） 2016 89.1 40 扬程（m） 22 39.7 125 必须汽蚀余量（m） 4 3.5 2.2 轴功率（KW） 147 12.9 25 配用功率（KW） 185 18.5 37 转速（r/min） 970 2930 2950 电 型 号 Y355M2-6 Y160L-2 Y200L2-2 5
机 功率(KW) 185 18.5 37 电流(A) 345 35.7 69.8 电压（V） 380 380 380 转速(r/min) 991 2930 2950 5.1.循环水泵为单级、双吸、水平中开式离心泵；凝结水泵为双级、单吸、卧式悬臂式离心泵，其叶轮主材质为黄铜；射水泵为单级、单吸、卧式悬臂式离心泵。
5.2.两机1#凝结水泵电机为变频器控制；1＃机2＃
循环水泵电机电流为326A。
6.主油箱及注油器规范： 注油器 项 目 主油箱 高 压 低 压 容 积 5 m3 3 出口压力 0.196MPa 0.0882MPa 6.1.主油箱的作用除了用来储油外，还起着分离油中水分、沉淀物及汽泡的作用。主油箱用钢板焊成，底部倾斜以便能很快的将分离出来的水分及杂质由最低部放出。在油箱上设有浮子油位计及玻璃管液位计，用以指示油位的高低。为了不使油箱内压力高于大气压力，在油箱上装有排烟风机。
6.2.注油器由喷嘴、滤网、扩压管、混合室等组成。注油器是一种喷射泵，其工作原理是：高压油经喷嘴高速喷出，造成混合室真空，油箱中的油经滤网被吸人混合室，高速油流带动周围低速油流，并在混合室中混合后进入扩压管。油流在扩压管中速度降低，油压升高，最后以一定压力流出，供给系统使用。
7.射水抽气器规范： 型 号 TDA-N12 台 数 1 工作水压力 0.35MPa 工作水量 90t/h 工作水温 20℃ 额定抽气量 8.5kg/h 7.1.射水抽气器主要由喷嘴、混合室、扩压管等部件组成，其优点是结构紧凑、工作可靠。
7.2.射水抽汽器的工作原理：从射水泵来的具有一定压力的工作水经水室进入喷嘴。喷嘴将压力水的压力能转变为速度能，水流高速从喷嘴射出，使空气吸入室内产生高度真空，抽出凝汽器内的汽、气混合物，一起进入扩散管，水流速度减慢，压力逐渐升高，最后以略高于大气压力排出扩散管。在空气吸入室进口装有逆止门，可防止抽气器发生故障时，工作水被吸入凝汽器。
8.均压箱及疏水膨胀箱规范： 项 目 均压箱 疏水膨胀箱 台 数 1 1 工作压力 0.02MPa 工作温度 150～210℃ 8.1.均压箱的作用是将接入箱体和漏入箱体的汽源扩容减压均衡，调整出机组启动及运行时前后轴封所需压力及温度的蒸汽。其设有一套压力自平衡装置，它有两个压力自动调整门,当均压箱压力低时，二抽管道通过压力自动整门自动向均压箱供汽；当均压箱压力高时，其通过压力自动调整门自动向凝汽器排汽。
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8.2.疏水膨胀箱是收集机组各抽汽管道逆止门前疏水及主汽管道三通疏水的联箱，疏水经扩容后汽接至凝汽器喉部，水回到热水井中。由于其和凝汽器相接，所以是个密闭装置，防止漏进空气破坏真空。
第三节 汽轮机本体及系统说明
我公司1
＃
、2
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汽轮机为青岛捷能汽轮机股份有限公司生产的
C12-4.90/0.981型汽轮机，是单缸、次高温、次高压、冲动、抽汽凝汽式汽轮机，其额定功率为12MW，与济南发电设备厂生产的QF-15-2型发电机及附属设备组成汽轮发电机组。
1.本体概述：汽轮机结构包括静止部分和转动部分：其静止部分包括前后汽缸、隔板、前后轴承座、前后轴承和前后汽封等。前汽缸借助前端的猫爪与前轴承座相连，前轴承座支承在前座架上，后汽缸则支承在左右两个后座架上。为了确保机组汽缸在运行中的膨胀和对中，前座架上布置了轴向导向键，使机组在运行中可以自由向前及上下膨胀。在后座架上有横向销，后汽缸尾部有轴向导板，保证了汽缸在膨胀时的对中；转动部分包括主轴、套装叶轮叶片及联轴器等。转子前后支承在前轴承和后轴承上，在汽缸中与喷嘴组及各级隔板组成了汽轮机的通流部分，并借助刚型联轴器与发电机转子相连。前端的支承点为推力轴承前轴承，在运行中形成转子的相对死点。汽轮机末端联轴器还装有盘车装置的传动齿轮，在机组启动前和停机后可以进行电动及手动盘车。
1.1.转子：本机采用套装式转子。叶轮及汽封套筒“红套”于主轴上，用刚性联轴器与发电机转子连接。
1.2.喷嘴组、隔板、转向导叶环：
1.2.1.高压喷嘴组为围带焊接式结构，由螺栓固定在汽缸喷嘴室上；
1.2.2.低压喷嘴组为围带焊接式结构，由螺栓固定在低压蒸汽室上；
1.2.3.高压级隔板为围带焊接式结构，低压级隔板为铸造隔板，下半隔板支持在汽缸中分面处两个悬挂销上，底部与汽缸间有一定位键，上下半隔板在中分面处有密封键和定位销；
1.2.4.转向导叶环采用“拉钩”结构支持在汽缸上。
1.3.汽缸：汽缸具有垂直和水平中分面,前后汽缸联接后不再拆开。喷嘴室与前汽缸铸为一体,新蒸汽由前汽缸左右两侧的进汽管进入汽缸,下半汽缸设有工业和回热抽汽口（除氧器用汽在第三压力级后抽出，低压加热器用汽在第六压力级后抽出），后汽缸排汽口与凝汽器采用法兰连接，前汽缸与前轴承座采用“下猫爪”连接，后汽缸由两侧的侧支撑脚支撑在后座架上，撑脚与后座架间有横向滑销。横向滑销中心与前轴承座前座架的纵向滑销中心形成汽缸的热膨胀死点。
1.4.低压喷嘴室：将汽缸分为两体，上下半由螺栓连接在一起，下半水平法兰伸出两个支持搭耳支持在汽缸支持面上，底部与汽缸间有定位键，中分面处有密封键和定位销。
1.5.前轴承座：装有推力轴承、前轴承、主油泵、调节器、保安装置、转速表及温度表等。前轴承座安放在前座架上，其结合面有纵向滑键，前轴承座可沿轴向滑动，热膨胀指示器装在轴承座下侧部，汽缸与轴承座采用“猫爪”结构结合，便于汽缸膨胀，与汽缸“猫爪”相配的滑键带有冷却水孔。
1.6.后轴承座：后轴承座下半与后汽缸铸为一体。装有汽轮机后轴承（2＃
轴承）、发电机前轴承（3＃
轴承）、盘车装置及温度表等。后轴承座下部左右两侧均有润滑油进回油口，便于机组左向或右向布置。
1.7.轴 承：
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1.7.1.汽轮机前轴承和推力轴承组成球面联合轴承。推力轴承为摆动瓦块式，在推力轴承回油处设有调节针型阀，可根据回油温度予以调节。前后轴承均为椭圆轴承。
1.7.2.主推力瓦为十块，副推力瓦为十二块。主推力瓦块、前后轴承及发电机前轴承下半轴瓦的左右两侧装有热电阻，以便监视运行中的轴瓦温度。
1.8.主汽门及操纵座：
1.8.1.主汽门为单座截止阀。阀碟是带预启阀的型线阀蝶，阀蝶上方装有蒸汽滤网。
1.8.2.主汽门操纵座为液压式，压力油由保安装置控制。当保安装置挂闸，操纵座油缸内油压升到0.4 MPa时，顺时针旋转操纵座顶部的手轮，使丝杆下端的密封面密合，然后逆时针缓慢旋转手轮，即可开启主汽门。当保安装置动作后，截断到油缸的压力油，在操纵座弹簧力的作用下，主汽门迅速关闭。操纵座下壳体上设有行程指示及行程开关。
1.9.调节汽阀及连杆：本机组的配汽方式采用群阀提板式结构，负荷变动时，各阀碟按一定顺序开启。
结构如下：（面对汽轮机观看） 高压调节5#阀 3#阀 1#阀 2#阀 4#阀 汽门 阀门直径 ㎜ Φ70 φ65 φ65 φ65 φ65 低压调节6#阀 4#阀 2#阀 1#阀 3#阀 5#阀 汽门 阀门直径 ㎜ φ85 φ85 φ85 φ90 φ85 φ85
其中除1#阀为梨型阀碟外，其余为球型阀碟。
1.10.汽封：机组的前后汽封和隔板汽封均采用了梳齿式汽封结构。这种汽封结构的转子上面的汽封高低槽齿与汽封环的长短齿形成了迷宫式汽封。这种结构型式其汽封环的长短齿强度较高，封汽性能良好，同时便于维护和检修。
1.11.盘车设备：
1.11.1.盘车设备采用两级齿轮减速的机械传动式的中速盘车装置。其盘车转速为18r/min。盘车启动时拔出插销向汽轮机方向扳动手柄，大小齿轮啮合后，这时按动启动电机的按纽，机组进入盘车状态。冲动转子后，当转子速度超过盘车速度时，盘车齿轮能自动退出。
1.11.2.在无电源情况下，盘车电机的后轴承处伸装有手轮，可进行手动盘车，手动盘车时手轮转动手轮37.5 圈汽轮机转子回转180°，必须注意在连续盘车时必须保证润滑油的连续供给。
1.12.排汽缸冷却装置：当汽轮机在空负荷或低负荷运行时其排汽温度往往高于65℃，这时可通入冷却水以降低排汽缸温度，确保排汽缸和凝汽器的运行安全。其冷却水接自凝结水泵的出口母管。
1.13.通流部分：分为高压段和低压段：高压段由一个双列调节级和二个压力级组成；低压段有一个双列调节级和七个压力级组成。
2.汽轮机系统的一般说明
2.1.主蒸汽系统：从锅炉来的高温高压蒸汽，经主蒸汽管道和电动隔离门至自动主汽门。蒸汽通过自动主汽门后，经过两根导汽管流向五个高压调节汽阀。蒸汽在调节汽阀控制下进入汽轮机内各喷嘴膨胀做功。其中部分蒸汽中途被抽出机外作工业用抽汽和回热抽汽用，其余部分继续膨胀做功后排入凝汽器。
2.2.凝结水系统：在汽轮机中做完功的蒸汽在凝汽器中凝结成水，
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凝结水泵将凝结水打入汽封加热器，再经过低压加热器后进入高压除氧器，然后经给水泵升压后送入锅炉。汽封加热器及低压加热器均具有旁路系统，必要时可以不通过任何一个加热器。汽封加热器与低压加热器凝结水管路间有一路凝结水可进入凝汽器热水井处。在低负荷运行时，此回水可保持凝汽器热水井内有一定的水位以维持凝结水泵的正常工作。在凝结水泵出口母管有一路凝结水进入排汽缸减温水管路，作为排汽缸减温用水。
2.3.回热抽汽系统：
2.3.1.本机组有三级回热抽汽，第一级抽汽通过集汽母管送入两高压除氧器及外网供汽；第二级抽汽送入低压除氧器；第三级抽汽送入低压加热器。机组的补给水送入低压除氧器，然后由中继泵打入高压除氧器。
2.3.2.二级及三级抽汽管道装有普通逆止阀，防止工质倒流入汽缸，引起水冲击及超速事故。一级抽管道的两抽汽逆止阀均由侧部的油动机控制。正常运行时高压油从油动机底部进入，使油动机活塞在压力油作用下上移至最高位置，这时抽汽逆止阀全开。当主汽门关闭时，进入抽汽逆止阀油动机底部的压力油被切断，活塞上部的弹簧便动作，使活塞下移至最低位置，将抽汽逆止阀关严。在两抽汽阀后的主管道上还装有一普通逆止阀，起到加强保险作用。
2.4.汽封系统：
机组的汽封系统分前汽封和后汽封。前汽封由四段汽封环组成三档汽室；后汽封由三段汽封环组成两档汽室。其中前汽封第一档送入低压除氧器汽平衡管路；第二档会同后汽封第一档接入均压箱，由均压箱向其供汽；前汽封第三档会同后汽封第二档及主汽门门杆、高低压调节汽阀门杆漏汽一起进入汽封加热器。工作蒸汽进入汽封加热器的射汽抽气
器，在吸入室内形成-5～-1kPa的真空，使此几档的汽室压力保持在-2.94～-1.96kPa的真空，防止前期封蒸汽漏出机外进入前轴承座使润滑油质劣化及主汽门杆调节汽阀门杆漏汽漏出机外影响运行环境，并能合理利用汽封撤汽加热凝结水。
2.5.疏水系统：
2.5.1.汽轮机一抽管道两逆止阀的前后疏水、主汽管路三通疏水、二抽三抽疏水分别进入疏水膨胀箱；此外在二抽三抽管道，还各设有一路经常疏水管路，安装有节流孔板，并入三抽疏水门下部管路进入疏水膨胀箱。
2.5.2.为便于机组启动时暖体及事故时紧急疏水，在高压蒸汽室底部、高压复速级前汽缸及第二个压力级汽缸底部设有疏水管，其疏水排入地沟；在高压蒸汽室中分面、高压复速级前汽缸及第二个压力级汽缸中分面设有疏水管，其疏水排入地沟。
2.6.真空系统: 蒸汽在汽轮机内膨胀作功后排入凝汽器凝结成水，在凝汽器内形成真空。为了除去在运行中积聚在凝汽器中的空气，在凝汽器两侧装有抽气管，合并后接到射水抽气器抽气口，由射水抽气器将空气吸出后排入大气。射水抽气器水源由射水泵提供。
2.7.循环水系统：自冷水塔循环水进水母管而来的循环水进入吸水井，然后经循环水泵升压后进入凝汽器。为提高换热效果，循环水由凝汽器下部进入，上部排出。吸热后的循环水进入循环水回水母管排入冷水塔降温。两机吸水井为串联布置。
第四节 调节、保安及润滑油路系统说明
1. 调节、保安及润滑油系统油路走向： 主油泵出口的高压油分二路
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1.1.一路经主油泵出口逆止阀后分三路：
1.1.1.第一路去保安系统:经轴向位移遮断器、危急遮断器及电磁阀通往自动主汽门、油路遮断阀、启动阀及抽汽逆止阀油动机；
1.1.2.第二路去润滑油系统:经过高压注油器、冷油器及滤油器进入各轴承；经过低压注油器至主油泵入口供主油泵用油；
1.1.3.第三路去调节系统：经过错油门进入高、低压油动机。 1.2.另一路高压油分为四小路： 1.2.1.第一路去压力变换器中部； 1.2.2.第二路去压力变换器下部； 1.2.3.第三路经节流孔变为一次脉冲油； 1.2.4.第四路经调节器及节流孔变为二次脉冲油。 2.润滑油系统概述：
2.1.本汽轮机供油系统是由主油泵为主组成的低压供油系统，主要用于向汽轮发电机各个轴承提供润滑油及调节保安系统提供压力油，本机组采用L-TSA46＃
汽轮机油。
2.2.其主要设备包括主油泵、高压注油器、低压注油器、高压油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、主油箱、冷油器及滤油器等。
2.3.离心式主油泵由汽轮机主轴直接带动,正常运转时主油泵出口油压为1.2MPa左右，出油量为1000L/min，该压力油除供给调节系统及保安系统外，大部分供给高低压注油器。高低压注油器并联组成，低压注油器出口油压为0.0882 MPa，向主油泵进口供油，而高压注油器的出口油压为0.196 MPa，经冷油器及滤油器后供给各轴承。
2.4.机组启动时，应首先启动交流润滑油泵运行以便在低压的情况下驱除油管道及各部件中的空气，然后开启高压油泵进行调节保安系统的试验调整和机组的启动。在汽轮机启动过程中，由高压油泵供给调节、
保安系统压力油及通过高压注油器向润滑油系统供油。为了防止压力油经主油泵泄走，在主油泵出口装有逆止阀。在汽轮机冲转过程中，当转速升至一定数值时（主油泵出口油压略高于高压油泵出口油压），投入“高压油泵联锁”后高压油泵自停，由主油泵向整个机组的调节保安和润滑油系统供油。在停机时，先启动高压油泵运行，在停机后的盘车过程中切换成交流润滑油泵运行。注意机组正常运行时，各电动辅助油泵都应停止运行，除非在特殊情况下，经值长同意方可投入运行。
2.5.为了防止调节系统因为压力油降低而引起停机事故，所以当主油泵出口油压降低至0.835MPa时，高压油泵自启动。
2.6.当运行中设备发生故障，使润滑油压下降时，由润滑油压力控制器使交流润滑油泵自启动。系统另备有一台直流润滑油泵，当润滑油压下降而交流润滑油泵不能正常投入工作时，由润滑油压力控制器使直流润滑油泵自启动。
3.调节系统概述：
3.1.本机组采用两级放大全液压式调节系统，调节系统由调速和调压两大部分组成：主要由主油泵、压力变换器、调压器、错油门、启动阀、油路遮断阀、油动机及同步器等组成。
3.2.汽轮机转速变化引起主油泵出口油压变化。油压变化量即为调速脉冲信号，抽汽压力变化量即为调压脉冲信号。本机组可同时满足电负荷和热负荷的变化，当对电负荷和热负荷分别调整时，互不影响。当热负荷为零时，可以纯凝汽工况方式运行。
3.3.调节系统的作用：机组单独运行时，能维持机组转速在一定范围内；机组并列运行时，能满足机组负荷变化的需要。
3.4.调压系统的作用：可将本机组投入或解除调整抽汽，保持调整抽汽压力为在规定范围；又可用调压器对抽汽压力进行一定范围的调
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整。
3.5.机组启动时调节系统的动作过程：
汽轮机启动前，脉冲油路无油压，压力变换器滑阀、错油门滑阀及启动阀滑阀在弹簧力的作用下处于最低位置，同步器退至“下限”位置。当高压油泵启动后，压力油经逆止阀后分为两路：
3.5.1.一路压力油经启动阀通过脉冲油管路进入高低压错油门下部，促使高低压错油门滑阀上移。还有一路高压油通过高低压错油门进入高低压油动机活塞下部，将高低压调节汽门关闭。当保安油建立后，旋启启动阀，切断了进入高低压错油门下部的压力油（这时因主油泵未工作，无脉冲油压），高低压错油门滑阀在弹簧力的作用下下移，高压油经高低压错油门进入高低压油动机活塞上部，将高低压调节汽门开启；
3.5.2.另一路经轴向位移遮断器、危急遮断器及电磁阀后变为保安油，进入主汽门操纵座、启动阀及抽汽逆止阀油动机。当机组转速升高，主油泵出口油压达到规定值时，高压油泵停止工作。当转速升至调节器动作值时，调节器投入工作，这时脉冲油压缓慢建立，高压调节汽门逐渐关小，当脉冲油压完全建立时，进汽量完全由调节汽门控制，这时可全开自动主汽门。
3.6.机组运行中，电负荷及热负荷变化时调节系统的动作过程。（见本规程附录A）
4.保安系统概述：
4.1.本系统包括机械液压保安装置和热工保护装置两部分。机组设置了三套遮断装置：超速脱扣的危急保安器、轴向位移大脱扣的轴向位移遮断器；电动脱扣的电磁阀（磁力断路油阀）。主要保护项目有超速、轴向位移大、润滑油压低、轴承回油温度高、轴瓦温度高、推力瓦温度
高、凝汽器真空低及发电机主保护等停机信号。当出现保护（停机）信号时，立即将主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭。
4.2.主汽门的关闭是通过保安油的泄放达到的，调节汽门的关闭是通过保安油泄放促使启动阀关闭，切断脉冲油接通高压油来实现的。抽汽逆止门的关闭既可以通过主汽门的关闭接出的电信号及保安油的泄放控制，又可以通过热工保护信号直接控制。
4.3.危急遮断器：其为飞锤式结构。当汽轮机转速超过额定转速的10～12%（即3300～3360r/min）时，飞锤飞出使危急遮断油门脱钩动作。
4.4.危急遮断油门：与危急遮断器一起组成对机组超速的保护。当飞锤飞出时，将该油门下端挂钩打脱，油门滑阀在弹簧力的作用下迅速移动，切断进入主汽门操纵座、启动阀及抽汽逆止门油动机的保安油，使主汽门、调节汽门及抽汽逆止门迅速关闭。该油门也可手动脱扣，手击油门上部的弹簧罩，使拉钩脱扣，即可重复上述关闭动作。要使油门复位，必须在转速降至3000r/min以下时进行（不能高于3000r/min时复位，以防损坏飞锤和拉钩）。
4.5.轴向位移遮断器：该装置在汽轮机转子轴向位移超过允许值时动作停机。喷油嘴和挡油盘之间的间隙为0.5mm（此时推力盘与主推力瓦之间的间隙为零），当转子相对位移为1.0mm时（即喷油嘴和挡油盘间隙增长为1.5mm），滑阀上的弹簧力大于控制油压力，滑阀移动切断到主汽门操纵座、抽汽逆止门油动机及启动阀的保安油，使主汽门、调节汽门及抽汽逆止门迅速关闭。该装置也可以手动实现停机，用手拉装置的银白色捏手，即可停机。欲使机组启动，须待高压油建立后，手推捏手，使滑阀端部的密封面与延伸臂端部的密封面密合，接通高压油路。为防止机组启动期间轴向位移控制油压波动造成误动作，在银白色捏手
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下部设有锁扣。
4.6.电磁阀：电磁阀是电动停机保护装置。当电磁阀通电后，其油门将保安油路切断，使主汽门、调节汽门及抽汽逆止门迅速关闭。电磁阀接受下列信号，使其动作：
4.6.1.手动停机：手按操作台处“停机”按钮（两个按钮需同时按）接通电源，使电磁阀动作停机；
4.6.2.润滑油压低：当润滑油压降至0.03MPa时，电接点压力开关接通电源，使电磁阀动作停机；
4.6.3.真空低：当凝汽器真空降至-60KPa时，电接点压力开关接通电源，使电磁阀动作停机；
4.6.4.轴承回油温度高：当4#轴承（发电机后轴承）回油温度至70℃时，电接点温度表接通电源，使电磁阀动作停机；
4.6.5.轴向位移大：当转子相对位移至+1.0mm（或-0.4㎜）时接通电源，使电磁阀动作停机；
4.6.6.轴向位移控制油压低：当轴向位移控制油压降至0.245 MPa时接通电源，使电磁阀动作停机；
4.6.7.电超速：当汽机转速达到3300r/min时接通电源，使电磁阀动作停机；
4.6.8.支持轴瓦乌金温度高： 1#支持轴承乌金温度升至100℃时接通电源，使电磁阀动作停机（1#轴承两温度测点需同时超过100℃）；
4.6.9.推力瓦乌金温度高：推力轴承乌金温度升至100℃时接通电源，使电磁阀动作停机（主推力瓦块十个温度测点有六个测点需同时超过100℃）；
4.6.10.发电机出口开关（油开关）保护：当发电机出口开关动作分闸时，联动电磁阀动作停机；
4.6.11.发电机保护：当发电机内部故障时，引起发电机保护动作，同时联动电磁阀动作停机。
5.调整抽汽控制部分：一抽逆止阀侧部装有油压控制的活塞式油动机，其压力油路来自保安油。
5.1.当保安油压建立时，油动机活塞上移打开抽汽阀上部的压杆。若一抽管道压力高于集汽母管压力，当开启一抽截门时，由于抽汽逆止阀进汽侧压力高于出汽侧压力，抽汽逆止阀自行打开。
5.2.当保安系统动作时，切断了进入油动机活塞下部的保安油。油动机活塞在弹簧力的作用下迅速关闭。由于抽汽阀的阀碟与活塞控制的压杆之间是断开的，当抽汽阀的出汽侧压力高于进汽侧压力时，阀碟在蒸汽压力的作用下自行关闭。
5.3.当油动机活塞处于关闭位置时，通过行程开关接通电路在DCS上予以显示。此外在油动机的进油管路上装有湿式电磁换向阀（二位三通电磁阀），可单独通电关闭抽汽逆止阀。在抽汽管道上装有一套杠杆式脉冲阀和一个主安全阀组成的管道超压保护装置。
第二章 机组的启停
第一节 基本要求及重要操作的规定
1.基本要求：
1.1.汽轮机的正常启动、停止及改变运行方式等应在班长的领导下按本规程的规定执行；
1.2.在故障情况下，司机应根据当时具体情况按本规程规定执行，但必须及时汇报班长，班长应及时汇报值长及相关领导。
2.机组启动时汽轮机组调速系统应符合下列要求：
2.1.当汽温、汽压、真空正常时，自动主汽门全开，调速系统应能
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维持汽轮机空负荷稳定运行，并能顺利并网；
2.2.汽轮机全甩负荷时，调速系统能控制汽轮机转速在危急遮断器动作转速以下；
2.3.调速系统带负荷应稳定，控制负荷波动应不大于0.5MW； 2.4.危急保安器动作后，应能保证自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门迅速关闭严密。
3.下列情况下禁止机组启动：
3.1.主要保护试验动作不正常时（如轴向位移保护、低真空保护、低油压保护等）；
3.2.危急保安器动作不正常，自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门卡涩或关闭不严时；
3.3.调速系统不能维持汽轮机空负荷运行，或当机组甩负荷时不能维持转速在危急保安器动作转速以下时；
3.4.任一油泵故障及辅助设备不能正常投入运行时；
3.5.重要表计失常时（如转速表、汽温汽压表、润滑油压表、真空表等）；
3.6.润滑油质不合格时；
3.7.汽轮发电机转动部分有明显的磨擦声时。 4.重要操作规定：
4.1.下列工作必须在专工或生技部主任的监护下进行： 4.1.1.大小修后汽轮机组的第一次启动； 4.1.2.危急遮断器超速试验；
4.1.3.进行调速系统的调整和试验工作； 4.1.4.机组通过重大改进后的启动。
4.2.重要操作应有操作票并在监护人员的监护下进行，并作如下规
定：
4.2.1.发布操作命令前，应按有关系统检查操作程序，以保证正确，操作一项要及时划勾；
4.2.2.所有切换操作的监护人，均应由熟练人员担任； 4.2.3.在处理事故时，允许不填写操作票进行操作，但应沉着、果断，不能发生误操作，事故处理完毕应将处理过程详细记录在值班记录本中。
第二节 机组的冷态启动
1.机组启动前的准备与检查：
1.1.接到值长启动汽轮机组的命令后应做好如下准备工作： 1.1.1.确认检修工作完毕，工作票已终结，所有设备异动按检修人员交待的内容现场核对，现场应清洁，无障碍物；
1.1.2.准备好启动时的使用工具、测量仪表、操作票和记录报表等； 1.1.3.检查各处工作照明应齐全完好，照明充足，事故照明试验正常；
1.1.4.联系电气做同步器调速电机试验，调速电机先增后减各三次，转动方向应正确。试验机电联系信号应正常；
1.1.5.联系电气测量各动力设备电机及发电机绝缘应合格，并送上电源；
1.1.6.联系热工人员检查和投入DCS、各种仪表及相关保护装置，调试好各调节执行器及电动门；
1.1.7.联系化水化验润滑油质，油箱底部排水一次；
1.1.8.检查汽轮机汽缸膨胀、轴向位移值，并记录在值班记录本和启动操作票上；
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1.1.9.按要求进行机组相关保护及联锁试验；（详见第四章内容） 1.1.10.联系锅炉岗位、化水岗位及其它机组人员，做好有关准备工作。
1.2.做好下列检查工作：
1.2.1.启动排烟风机，启动电动油泵，投入电动盘车装置，在静止状态下对调节、保安、油路系统进行检查。
1.2.1.1.调节、保安系统的检查：
1.2.1.1.1.检查危急保安器、轴向位移遮断器及电磁阀动作良好； 1.2.1.1.2.自动主汽门、调节汽门应关闭迅速（时间应小于1秒）； 1.2.1.1.3.抽汽湿式电磁换向阀应手动试验无卡涩，油动机动作良好，关闭时间小于6秒。油动机不应有渗油现象。
1.2.1.2.油系统检查：
1.2.1.2.1.主油箱油位在规定范围，油位计灵活无卡涩现象； 1.2.1.2.2.主油箱、油管路、冷油器、滤油器、油泵及各阀门良好，油系统不应有渗漏油现象；
1.2.1.2.3.事故放油门、油箱排污门及放水门应关闭严密，并有防止误操作的措施；
1.2.1.2.4.高压油泵、交流润滑油泵及直流润滑油泵的进出口门在“全开”位置。
1.2.2.DCS操作、监控系统检查:
1.2.2.1.DCS画面切换及鼠标反应灵活可靠； 1.2.2.2.界面键盘及按钮的操作反应应迅速； 1.2.2.3.界面监控参数齐全、准确；
1.2.2.4.电动门开关及执行器操作灵活，信号显示正确，并与就地情况相符，电动门及执行器的开度与DCS屏上的反馈信号相符。
1.2.3.按“机组冷态启动前阀门状态检查卡”的规定检查各阀门位置正确（阀门开关应灵活无卡涩现象），并检查设备及管道应完整良好。（见本规程附录D）
2.主蒸汽管路的暧管：
2.1.联系值长办理好启机操作票，通知锅炉有关人员开始暧管。缓慢开启进汽截门之旁路门，逐渐升高主汽管道的压力至0.2～0.3MPa，暖管20～30分钟。然后逐渐开大截汽门，以每分钟0.1～0.15MPa的速度提升至正常工作压力，温升速度不大于5℃/min。在暧管过程中，根据汽温情况逐渐关小疏水门。主蒸汽压力至正常后，逐渐将进汽截门全开，关闭旁路门。
2.2. 暖管升压过程中进行下列操作: 2.2.1.启动循环水泵：
2.2.1.1.开启凝汽器出口电动门；
2.2.1.2.启动一台循环水泵，投入联锁，开启其出口门，向凝汽器送循环水；
2.2.1.3.开启凝汽器水室放空气门，放尽空气后关闭； 2.2.1.4.循环水泵启动后，将两电磁除垢器投入运行。 2.2.2.启动凝结水泵：
2.2.2.1.开启凝结水再循环调节门1/3-1/2行程； 2.2.2.2.热水井注满除盐水，启动一台凝结水泵； 2.2.2.3.调整凝汽器热水井水位及凝结水母管压力正常。 2.2.3.启动射水泵：
2.2.3.1.射水箱补满水，启动一台射水泵, 投入联锁； 2.2.3.2.调整射水箱补水门，保持水箱溢水管微量溢水； 2.2.3.3.开启抽空气总门,凝汽器抽真空。
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3.投用汽封。 3.1.投用汽封加热器：
3.1.1.投用汽封加热器前，凝结水泵应运行正常，其出口母管压力不小于0.2MPa，凝结水再循环门开度在30﹪以上；
3.1.2.检查汽封加热器进出口门全开，旁路门全关；
3.1.3.稍开新蒸汽至汽封加热器之射汽抽气器的二次门，维持进汽压力0.1～0.2MPa范围，暖体5分钟，然后缓慢提升进汽压力至0.588～1.18MPa范围；
3.1.4.开启汽封撤汽门,维持撤汽室负压（-1～-5KPa）。 3.2.投用均压箱：
3.2.1.向均压箱供汽前，应先开启均压箱疏水门（注意这时循环水泵应投入运行）；
3.2.2.稍开新蒸汽至均压箱二次门，维持箱体压力在0.01MPa暖体5分钟，然后缓慢提升箱体压力至0.02MPa，温度缓慢上升至100℃以上；
3.2.3.缓慢开启汽封供汽门，向汽封供汽。根据温升情况关闭均压箱疏水门，用减温水将均压箱温度控制在150～210℃之间。
4.冲转及升速过程： 4.1.冲转前复查下列各项:
4.1.1.主汽门确已旋紧，门杆无漏气现象；
4.1.2.同步器在“下限”位置，调压器在“退出”位置； 4.1.3.转子在连续盘车状态。 4.2.冲转过程：
4.2.1.经值长批准，联系锅炉、电气准备冲转，做好冲转记录； 4.2.2.通知热工人员，投入相关保护（电超速、轴向位移、轴瓦温
度、推力瓦温度、回油温度、低油压）；
4.2.3.合上危急遮断油门及轴向位移遮断器建立保安油压，逆时针旋转启动阀，全开高低压调节汽门；
4.2.4.迅速开大自动主汽门约3/5圈，转子转动后立即关闭。保持一定转速检查通流部分、轴封、主油泵等处是否有异音。当转速超过盘车转速时，检查盘车装置应自动脱扣，然后停止盘车电机，将手柄锁好；
4.2.5.然后均匀升速至400 r/min，检查机组各部正常。如发现汽缸内部有异音或开启主汽门3～4圈后，主汽门后汽压达0.4MPa时转子仍不转动，则应停止冲动，查明原因。
4.2.5. 汽轮机冷态启动升速时间分配如下: 冲转后升速至 400 r/min 2min 检查并维持 400 r/min 5min 均匀升速至 800 r/min 10min 检查并维持 800 r/min 15min 均匀升速至 1200 r/min 10min 检查并维持 1200 r/min 30min 过临界升速至 2300 r/min 3min 检查并维持 2300 r/min 10min 均匀升速至 3000 r/min 5min 冷态启动时间共计90分钟。
4.2.6.升速及暖机期间监视的参数有：
4.2.6.1.汽机通流部分、汽封、主油泵、各轴承及发电机转动部分有无异音；
4.2.6.2.各轴承的振动、轴瓦温度、回油温度情况，润滑油温油压、油箱油位情况；
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4.2.6.3.热膨胀情况、缸壁温升及上下温差情况、轴向位移、轴向位移油压、排汽温度、凝汽器真空及主油泵进出口油压等。
4.2.7.转速在400 、800、1200、2300、3000 r/min及过临界转速期间全面测量振动，并做好记录。
4.2.8.汽轮机在升速过程中应注意下列各点：
4.2.8.1.1200 r/min以下转速暖机时真空应维持在 -60～-70KPa之间。过临界转速时，应关闭真空破坏门，提高机组真空至-80KPa以上。当转速至3000r/min时，真空应达到-90KPa以上；
4.2.8.2.在升速过程中及时调整汽封及热水井水位，排汽温度过高时可开启排汽缸减温水调节门降温；
4.2.8.3.当冷油器出口油温度达40℃时，投入冷油器冷却水，维持出油温度在38℃～42℃之间。油系统出现不正常现象时（油温过高或油压过低等），应停止升速查明原因；
4.2.8.4.升速过程中，机组振动不得超过0.03mm，一旦超过该数值，则应降低转速直至振动消除，维持此转速运转达30min，然后再升速。如振动仍未消除，需再次降速运行30min，再升速，若振动仍未消除则必须停机检查；
4.2.8.5.过临界转速时,应迅速而平稳的越过临界转速，不得在此转速下停留，此时振动不超过0.15mm；
4.2.8.6.过临界转速后，应立即关小主汽门，保持转速不超2300r/min；
4.2.8.7.当转速升至2650r/min左右时，应注意调节器动作情况，高压调节汽门应逐渐关小。当调节系统能维持稳定转速时（这时主汽门前后压力应相等），逐渐开大主汽门，待主汽门全开后倒关大半圈；
4.2.8.8.主油泵工作后，其出口油压至超过0.835MPa时，可停止
高压油泵运行，步骤如下：
4.2.8.8.1.先缓慢关闭高压油泵出口门，关闭过程中及时联系监盘人员，确认主油泵出口压力及润滑油压无异常；
4.2.8.8.2.当高压油泵出口门全关后，停止高压油泵运行； 4.2.8.8.3.然后缓慢开启高压油泵出口门，观察油泵是否倒转。开启过程中及时联系监盘人员，确认主油泵出口压力及润滑油压无异常，直至出口门全开达到备用状态；
4.2.8.8.4.投入高压油泵联锁。
4.2.8.9.用同步器提升机组转速至3000r/min过程中，操作手轮应缓慢，及时观察调节气门动作情况，当发现晃动较大时应停止升速，直至晃动消失后方可继续升速。
4.2.9.汽机定速后,复查调压器侧部手轮应在“退出”位置，低压调节汽门应在全开位置。此时，调压器膜盒进汽信号阀应关闭，二次脉冲油节流孔应关闭。
4.2.10.当蒸汽温度达到430℃以上时关闭主汽管道疏水，汽机定
速后可关闭主汽三通疏水。
4.2.11.汽机定速后,及时通知化水化验凝结水质，水质合格后送入凝结水母管。
4.2.12.汽机定速后,主油泵出口油压约1.25MPa,一次脉冲油压为0.392MPa。
4.2.13.汽机定速后，根据规定进行有关试验（如主汽门关闭试验）。4.2.14.检查真空系统工作正常，联系热工投入低真空保护。 4.2.15.检查轴向位移遮断器手柄锁扣在松脱状态，检查轴向位移油压正常，联系热工投入轴向位移油压保护。
4.2.15.汽轮机一般不允许长时间空负荷运行, 当排汽温度达
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80℃以上时，开启排汽缸减温水调节门降温，保证排汽温度不高于100℃。
4.2.16.根据发电机风温情况，投入空冷器，维持进风温度在20～40℃。
4.2.17.汽机定速后并列前，应对机组全面检查并抄表一次。 5.并列及接带负荷：
5.1.全面检查设备运行及表计指示正常后，将同步器由“手动”位置打至“电动”位置，向电气发“注意”、“可并列”信号，并通知锅炉做好带负荷准备。
5.2.接到电气发回“注意”、“已合闸”信号并复归（这时运行人员可注意转速变化），说明机组已并网并已带负荷。通知热工人员，投入相关汽机保护（主汽门、油开关、发电机故障保护，这时所有汽机保护应全部投入）。
5.3.发电机并列后带1000KW负荷暧机30分钟，并全面检查机组各部运行情况。
5.4.1000KW暖机结束，检查机组各部正常，然后以每分钟200KW速度升至3000KW暖机10分钟。
5.5.3000KW暖机结束，机组各部检查正常，然后以每分钟200KW速度升至5000KW，暖机20分钟。
5.6.5000KW暖机结束，机组各部检查正常，然后以每分钟300KW速度升至额定负荷。
5.7.增负荷期间注意事项：
5.7.1.在增负荷过程中，若发现机组振动增大，应停止增加负荷，在此负荷下暖机15分钟。若振动仍未消除，可再降低负荷，暖机15分钟。若采取这些措施无效时应汇报值长并检查振动原因，直至振动消
除后方可增加负荷；
5.7.2.在增负荷过程中，汽缸壁温的升速不应高于3℃/min，否则应延长在此负荷下的暖机时间；
5.7.3.若凝结水不合格时，机组负荷不得超过1000KW，防止工质浪费；
5.7.4.机组并列后，排汽缸温度低于50℃时，关闭排汽缸减温水调节门；
5.7.5.在增负荷过程中，前汽封漏汽压力达0.2MPa时，开启前汽封漏汽截门回收工质；
5.7.6.增负荷及暖机过程中，运行人员应密切注意机组各部工作应正常，尤其是汽缸膨胀、缸壁温升、上下缸温差、轴承温度、轴承振动、轴向位移及油温油压等；
5.7.7.在增负荷过程中，如二抽、三抽压力较高时，可投入低压除氧器及低压加热器（低压加热器也可随机启停）；
5.7.8.负荷带至4000KW时，可投入调压器带热负荷；
5.7.9.机组在冲转及带负荷过程中，应每隔30分钟将机组相关参数详细记录在《机组启动参数记录簿》中。
附件：
1.调整抽汽调压器的投入步骤：
1.1.操作票办理完毕，做好投入前的准备工作（如准备好活扳手、纱布及凝结水等）；
1.2.检查调压器顶部手轮在“下限”位置，侧部手轮在“退出”位置，开启一抽管道疏水门；
1.3.保持负荷在3000～4000KW之间。调压器投入时，可向电气发“注意”、“汽机调整”信号或将同步器打至“手动”位置，防止人为调
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整电负荷；
1.4.向脉冲室中灌入凝结水，开启调压器信号管一、二次门，开启放空气门，然后调节二次门将信号管内部空气放净（空气放净后，信号管应变热），放净空气后，保持信号管一次门全开，二次门开启2～3圈；
1.5.全开二次脉冲油压节流孔，投入二次脉冲油压（注意调节节流孔时一定要缓慢，防止低压调节汽门突然关小，当低调门关至最小并且有开大的趋势时，说明节流孔已全开）。投入后，二次脉冲油压应在0.392MPa ；
1.6.逆时针旋转调压器侧部手轮至“投入”位置，注意操作时一定要缓慢平稳，防止高压调节汽门突然开大，并及时观察负荷变化情况；1.7.逆时针旋转油路遮断阀至“全开”位置，注意一抽压力变化及脉冲油压变化情况；
1.8.逆时针旋转调压器顶部手轮，缓慢提升一抽压力。升压过程中注意负荷变化及高低压调节汽门动作情况。当一抽管道压力高于集汽母管压力0.05 MPa时，可缓慢开启一抽截门（操作时注意负荷变化情况）；1.9.注意抽汽压力不能提升过快，抽汽流量增加速度不得超过5t/min；
1.10.操作完毕，将信号管二次门全开。 2.冲动转子前必须具备下列条件： 2.1.主汽压力达到额定范围； 2.2.主汽温度在360℃以上； 2.3.凝汽器真空应在-60KPa以上；
2.4.冷油器出口油温不低于25℃，润滑油压及各轴承回油应正常；2.5.所有辅助设备及热工表计正常；
2.6.机组各相关保护（电超速、轴向位移、轴瓦温度、推力瓦温度、回油温度、低油压）已投入,高压油泵及电动盘车已投入运行。
第三节 机组的热态启动
1.热态启动条件:
1.1.凡停机在12小时内机组的再行启动；
1.2.前汽缸复速级处上缸壁温不低于300℃，下汽缸壁温不低于250℃时机组的再行启动。
2.热态启动规定:
2.1.进入汽轮机的新蒸汽温度，应高于汽缸上部金属温度50℃以上；
2.2.上下缸温差不超过50℃；
2.3.在冲动转子前电动盘车应连续运行；
2.4.在连续盘车的情况下，先向轴封供汽，然后抽真空； 2.5.为防止汽封损坏，投汽封时均压箱温度应不低于160℃； 2.6.凝汽器真空需在-80KPa以上； 2.7.润滑油温应在38℃以上；
2.8.冲动前检查汽封等处有无磨擦，若有磨擦现象时，禁止冲动汽轮机；
2.9.及时开启相关疏水保证机组安全启动； 2.10.其它注意事项参照冷态启动。 3.热态启动升速时间表：
冲转后升速至 800 r/min 2 min 检查并维持 800 r/min 5 min 均匀升速至 1200 r/min 3 min
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检查并维持 1200 r/min 10 min 过临界升速至 2300 r/min 2 min 检查并维持 2300 r/min 3 min 均匀升速至 3000 r/min 5 min 热态启动时间共计30分钟。
4.热态启动期间，要特别注意机组振动，防止因动静部分发生磨擦而造成转子弯曲。
5.机组并网后立即带负荷至1000KW停留5分钟，再以300KW/min的速度将负荷增至汽缸壁温所对应的负荷点，并在此负下荷暖机30分钟。
6.热态启动升速及带负荷时的速度应平稳，以免动静部分膨胀不均造成磨擦，热态启动升速率为300～500r/min，不允许高于500r/min。
7.在升速、带负荷过程中，应严密监视汽缸膨胀、上下缸温差及轴承振动等情况。
8.完成冷态启动的其他操作。
第四节 机组的停止
1.停机前的准备工作：
1.1.计划停机，司机应提前1小时做好停机准备； 1.2.试验高压油泵、交直流润滑油泵应正常； 1.3.试验盘车电机正常，转向正确；
1.4.联系各锅炉、电气等专业做好准备工作，准备好操作票、停机记录及使用工具等；
1.5.接到值长下达的停机命令后方可进行操作。 2.减负荷：
2.1.减负荷的过程中应适时开启凝结水再循环电动门，调整好凝汽器水位及凝结水压力等；
2.2.减负荷过程中应及时调整汽封、润滑油温及发电机风温等； 2.3.以300KW/min的速度减电负荷，以5t/min速度减热负荷，应特别注意机组的热膨胀及振动情况；
2.4.电负荷降至4000kw时，抽汽流量应至零，关闭一抽截门； 2.5.抽汽流量至零时退出调压器，关闭二次脉冲节流孔； 2.6.电负荷减至3000kw时，停止二抽及三抽； 2.7.电负荷减至2000KW时，关闭前汽封漏汽截门； 2.8.当电负荷减至零时应准备停机。 3.停机操作：
3.1.负荷减至零，通知热工退出相关保护（主汽门、油开关、发电机保护、轴向位移、轴向位移油压）。
3.2.负荷至零联系电气解列发电机。（严禁带负荷解列发电机） 3.3.接到电气发来“注意”、“已断开”信号并复归，证明发电机已解列。严密监视汽轮机转速，调节器应能维持机组转速在在3000r/min（如转速飞升，应立即手打危急保安器停机）。
3.4.当发现负荷降不到零时，禁止解列发电机或手打危急保安器停机，应及时查明原因，设法降负荷到零（用缓慢关电动隔离门或自动主汽门的方法降负荷）。
3.5.根据机组需要做相关试验（如主汽门及高低压调节汽门严密性试验等）。
3.6.正常停机为防止主汽门阀头撞击损坏阀门，应将主汽门关至1/3～1/2位置。然后手打危急保安器，检查确认自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭严密，汽轮机转速应下降。
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3.7.关闭电动隔离门，开启电动隔离门前疏水门。
3.8.手打危急保安器后，应迅速关回主汽门手轮，旋下启动阀，同时退出同步器。
3.9.手打危急保安器后，通知热工退出所有汽机保护。 3.10.转速下降期间，注意当主油泵出口油压降至0.785MPa时，高压油泵应联动，否则应立即手动开启。因故障高压油泵无法启动时，可立即启动交流润滑油泵，并密切监视润滑油压变化情况。
3.11.惰走时间内，倾听汽缸内部声音，检查缸壁温度应无突降现象，防止汽轮机进冷气、冷水。
3.12.待转速降至2000r/min左右时，关闭抽空气总门，解除射水泵联锁，关闭射水泵出口门，停止射水泵运行。
3.13.射水泵停止后，开启真空破坏门调整真空下降速度，做到转速到零真空到零。
3.14.根据转速下降情况，及时调整汽封及热水井水位。 3.15.记录转子惰走时间，并与以前惰走时间相比较（若惰走时间明显较长，可判断为主汽管道截门、各抽汽截门或逆止门不严，应设法将机组与公用系统所有阀门关闭严密，并及时开启管道疏水门；若惰走时间明显较短，可判断为汽缸通流部分有磨擦现象，应及时查明原因）。4.转子静止后的操作：
4.1.转子静止，同时真空到零。停止汽封供汽（关闭均压箱供汽门，停止均压箱，开器疏水门），停止汽封加热器（关闭工作蒸汽进汽门及汽封撤汽门）。
4.2.停止汽封供汽后，可关闭主蒸汽进汽截门。 4.3.停止汽封供汽30分钟后，停止凝结水泵运行。 4.4.当转子静止时，应立即启动电动盘车。
4.5.连续盘车时，应保持润滑油温在20～30℃之间。
4.6.转子静止后，可将高压电动油泵切换为交流润滑油泵运行。 4.7.转子静止后，排汽温度低于50℃时，可停止循环水泵运行（注意循环水泵停运前，应先将两电磁除垢器停止）。
4.8.当冷油器出口油温降至35℃时，停供冷油器冷却水。 4.9.当空冷器出口风温低于20℃时，停供空冷器冷却水。 5.停机后的操作：
5.1.连续盘车8～10小时后，当复速级处汽缸壁温降至250℃时，改为定时盘车（每半小时盘车一次，每次盘动转子180°），直到复速级处汽缸壁温降至150℃为止（如长期停机应每周盘车一次，每次盘动转子180°）。
5.2.复速级处汽缸温度低于100℃时可停用交流润滑油泵（注意停油泵前，应严密关闭冷油器进水门，以防冷油器铜管渗漏）。
5.3.交流润滑油泵停止后，可停止排烟风机运行。
5.4.盘车期间，非特殊情况不得解除低油压保护和盘车联锁，若需解除需经值长批准，并应严密监视润滑油压和盘车状态。
5.5.如需长时间停机，开启汽机本体及各蒸汽管道疏水门。 5.6.停机后应隔绝有可能返回汽缸内的汽水。
5.7.停机后应每隔四小时将机组各主要参数详细记录在《机组停机参数记录簿内》，直至盘车停止。
6.停机注意事项：
6.1.停机过程中应严密监视缸温的变化情况，以及汽缸膨胀、轴向位移、排汽温度、真空、机组振动、油温及、轴瓦温度及回油温度等参数的变化情况；
6.2.注意监视低压加热器的水位变化。
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附件：
1.调整抽汽调压器的退出步骤：
1.1.顺时针方向旋转调压器顶部手轮，逐渐减小热负荷，观察高低压调节汽门动作情况；
1.2.根据抽汽流量，逐渐关小一抽截门，直至全关（注意操作时一定要缓慢，防止一抽安全阀动作），然后将调压器顶部手轮摇至“下限”位置；
1.3.顺时针方向旋转油路遮断阀至“全关”位置；
1.4.逆时针方向缓慢转动调压器侧部手轮至“退出”位置，注意操作时一定要平稳,并注意负荷变化情况；
1.5.缓慢关闭二次脉冲节流孔，注意防止低调门突然开大。操作完毕二次脉冲油压应降至0.1MPa以下，低压调节汽门应全开（注意操作前负荷应尽量在3000～4000KW，防止负荷波动）；
1.6.关闭信号管一、二次门。
第五节 机组辅机的启停操作
1.通用泵类辅机的启停操作。 1.1.泵类的启动操作： 1.1.1.启动前的检查：
1.1.1.1.检查设备和相关的系统检修工作结束，外观检查设备无异常；
1.1.1.2.在DCS中检查联锁在“解除”位置，就地事故按钮完好； 1.1.1.3通知电气测量电动机绝缘应良好，并送上电源（拆电源线检修后的电动机应试验转向是否正确）；
1.1.1.4.开足进、出水（油）门，水（油）源充足正常；
1.1.1.5.开启冷却水和密封水门，调节各轴承、盘根、机械密封冷却水畅通；
1.1.1.6.检查各轴承润滑油位正常，油质良好；
1.1.1.7.有空气门的泵，空气门开启，有水（油）冒出后关闭； 1.1.1.8.压力表截门应关闭（防止启动瞬间损坏压力表）； 1.1.1.9.检修后的泵必须将泵内空气放尽。 1.1.2.启动：
1.1.2.1.确定启动前检查操作就绪； 1.1.2.2.联系电气值班人员准备启动；
1.1.2.3.启动设备，弹出操作窗口，点“启动”按钮，红灯亮绿灯灭后即已启动。注意电机启动电流及回小时间，电流回小后其压力应正常。若电流超出额定值较多且较长时间不返回或黄灯闪烁，应立即点“停止”按钮，并查找原因；
1.1.2.4.检查设备各部正常，逐渐开启出口门（离心泵关闭出口门启动，齿轮泵开启出口门启动。泵出口门在关闭的情况下，空转时间不允许超过3分钟）；
1.1.2.5.开启压力表截门，投入压力表。 1.1.3.启动后的检查：
1.1.3.1.水（油）泵及电动机的轴承振动和声音正常； 1.1.3.2.轴承冷却水正常，轴承温度正常，油位正常； 1.1.3.3.机械密封及盘根的冷却水应正常，盘根滴水正常（约1滴/秒）；
1.1.3.4.电机电流及泵的进、出口压力正常； 1.1.3.5.检查正常后，投入联锁。 1.2.泵类的停止操作：
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1.2.1.在DCS中解除需停用设备的联锁，关闭其出口门(离心泵)； 1.2.2.在DCS中点出需停用的设备，弹出操作窗口，点“停止”按扭，电流到零，绿灯亮红灯灭即已停止；
1.2.3.检查停运泵不倒转；
1.2.4.将停泵原因及启动泵运行情况详细记录在值班记录本内。 2.循环水泵的启停操作。 2.1.循环水泵的启动： 2.1.1.启动前的准备工作：
2.1.1.1.检查循环水系统各阀门处于正确位置； 2.1.1.2.通知电气测循环水泵电机绝缘应合格； 2.1.1.3.盘动循环水泵对轮，应灵活无卡涩； 2.1.1.4.开启泵体放空气门，有水冒出后关闭； 2.1.1.5.检查冷水塔及吸水井水位应正常。 2.1.2.启动：
2.1.2.1.点“启动”按钮,启动循环水泵，检查泵各部及电机电流应正常；
2.1.2.2.投入泵与出口电动门联锁，出口电动门应自动开启； 2.1.2.3.检查电机电流、声音、泵出口压力、各轴承振动、各轴承温度、电机外壳温度及盘根滴水情况等应正常；
2.1.2.1.根据情况投入联锁开关。 2.2.循环水泵的停运： 2.2.1.解除循环水泵联锁开关； 2.2.2.关闭循环水泵出口电动门；
2.2.3.点“停止”按钮，停运循环水泵，电机电流应下降； 2.2.4.注意惰走时间，水泵不倒转。
3.凝结水泵的启停操作。 3.1.凝结水泵启动： 3.1.1.启动前的准备工作：
3.1.1.1.检查凝结水系统各阀门处于正确位置； 3.1.1.2.通知电气测凝结水泵电机绝缘应合格； 3.1.1.3.盘动凝结水泵对轮，应灵活无卡涩；
3.1.1.4.凝结水泵轴承油位正常（一般应处于油标的1/3～1/4位置），油质合格；
3.1.1.5.适当开启机械密封水； 3.1.1.6.热水井补水至水位计的4/5处。 3.1.2.启动：
3.1.2.1.点“启动”按钮,启动凝结水泵，缓慢开启出口门（变频泵提高转速）；
3.1.2.2.检查电机电流、声音、泵出口压力、各轴承振动、各轴承温度及机械密封水等应正常；
3.1.2.3.调整凝结水再循环门及热水井补水门，保持热井水位及泵出口压力在正常范围内；
3.1.2.4.在汽轮机启动过程中，当凝结水品质合格后，开启凝结水至除氧器凝结水母管联络门，将凝结水送入除氧器；
3.1.2.1.根据情况投入联锁开关。 3.2.凝结水泵停运：
3.2.1.解除凝结水泵联锁开关； 3.2.2.关闭凝结水泵出口门；
3.2.3.点“停止”按钮，停运凝结水泵，注意电机电流应下降； 3.2.4.注意惰走时间，水泵不倒转。
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4.射水泵的启停操作。 4.1.射水泵启动： 4.1.1.启动前的准备工作：
4.1.1.1.检查射水及抽空气系统各阀门处于正确位置； 4.1.1.2.通知电气测射水泵电机绝缘应合格； 4.1.1.3.盘动射水泵对轮，应灵活无卡涩。
4.1.1.4.检查射水泵轴承油位正常（一般应处于油标的1/3～1/4位置），油质合格；
4.1.1.5.射水箱水位正常，微量溢流。 4.1.2.启动：
4.1.2.1.点“启动”按钮,启动射水泵，缓慢开启出口门； 4.1.2.2.检查电机电流、声音、泵出口压力、各轴承振动、各轴承温度、机械密封或盘根滴水等应正常；
4.1.2.3.当泵的出口门开启后，射水抽气器抽气室真空应升高，否则应检查射水抽气器是否正常；
4.1.2.1.根据情况投入联锁开关。 4.2.射水泵停运：
4.2.1.解除射水泵联锁开关； 4.2.2.关闭射水泵出口门；
4.2.3.点“停止”按钮，停运射水泵，注意电机电流应下降； 4.2.4.注意惰走时间，水泵不倒转。 5.低压加热器的投入与停运。 5.1.低压加热器的投入：
5.1.1.确认低压加热器处于完好状态，检查各表计正常，确认低加水位计正确投入，确认低加汽侧排地沟门关闭严密；
5.1.2.开启低加凝结水进水门，关闭低加凝结水旁路门，确认低加无泄漏，然后开启低加凝结水出水门；
5.1.3.开启低加进汽门约3～4圈，稍开低加抽空气门,保持低加真空值在-50 KPa左右，暖体10～15分钟。然后逐渐开大低加进汽门，使低加出口水温缓慢升至80℃以上；
5.1.4.及时检查低加水位计是否有水位指示，当低加水位计指示水位至2/3位置时，投入疏水器（开启疏水器汽、水平衡门，开启疏水器进、出口门，检查疏水器旁路门关闭），保持低加水位在水位计的指示范围；
5.1.5.若水位计显示低加满水，应及时检查疏水器工作是否正常，必要时开启疏水直通门，关小低加进汽门，保持水位正常。
5.2.低压加热器的停运：
5.2.1.缓慢关闭低加进汽门，直至全关，控制温降率3～4℃/min； 5.2.2.关闭低加抽空气门，解列疏水器（关闭汽、水平衡门及进、出水门），视情况开启低加汽侧排地沟门放尽存水；
5.2.3.根据需要开低加凝结水旁路门，关凝结水进出口门。 6.凝汽器的半侧解列与投入。
6.1.运行中凝汽器半侧解列的操作步骤：
6.1.1.该项操作应经值长批准，并持有操作票，在班长的监护下进行；
6.1.2.联系电气，将负荷减至50％左右（注意：解列侧的循环水泵应在停止状态）；
6.1.3.关闭凝汽器解列侧抽空气门，注意真空变化；
6.1.4.关闭凝汽器循环水进口管联络门及解列侧的循环水出口电动门，开启有关放水门，放净存水。确认解列侧水室无水并确保与运行
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侧完全隔离，方可许可工作票；
6.1.5.操作中严密监视凝汽器真空及排汽温度变化情况，发现异常，应立即停止操作，恢复原工况运行。
6.2.运行中凝汽器半侧投入的操作步骤：：
6.2.1.该项操作应经值长批准，并持有操作票，在班长的监护下进行；
6.2.2.确认检修工作已结束，工作票已终结，现场清理整洁，端盖及人孔盖已盖好；
6.2.3.关闭各放水门，联系热工送上投入侧凝汽器出口电动门电源；
6.2.4.稍开投入侧凝汽器出口电动门，向凝汽器充水。开启投入侧凝汽器水室放空门有水流出后关闭，然后全开投入侧凝汽器开出口电动门；
6.2.5.开启凝汽器循环水进口管联络门，缓慢开启投入侧凝汽器抽空气门，注意真空变化；
6.2.6.根据真空，按规定的升负荷速度带负荷至所需负荷，并完成当时负荷下的其他相应操作。
7.冷油器的投入与解列。 7.1.冷油器的投入：
7.1.1.该项操作需在班长监护下进行；
7.1.2.缓慢开启备用冷油器的进油门（注意运行冷油器的油温油压），稍开油侧放空气门放尽空气后关闭，然后全开进油门；
7.1.3.缓慢开启备用冷油器的冷却水出口门；
7.1.4.缓慢开启备用冷油器的出油门，注意润滑油温油压的变化，根据冷油器出口油温情况，调节冷油器的冷却水进口门，保持其出口油
温在38～42℃之间，且与运行冷油器的出口油温差不超过2℃；
7.1.5.注意投入备用冷油器时操作一定谨慎，严密监视润滑油压、油温变化；
7.1.6.冷油器投入后，注意水侧压力不应高于油侧压力。 7.2.冷油器的解列：
7.2.1.该项操作需在班长监护下进行；
7.2.2.缓慢关闭要停冷油器的出油门，根据出口油温变化关小冷却水进口门，直至要停冷油器的出油门及冷却水进口门全关；
7.2.3.操作的同时应严密监视机组润滑油温及油压变化，注意及时调整运行冷油器的出口油温；
7.2.4.根据需要关闭要停冷油器的进油门及冷却水出口门。
第三章 机组的运行及维护
第一节 机组的运行限额
1.汽轮机正常运行限额
序 项 目 单 位 正 常 最 高 最 低 号 1 发电机功率 MW 12 15 4 2 主蒸汽压力 MPa 4.9 5.1 4.6 3 主蒸汽温度 ℃ 470 480 455 4 复速级压力 MPa 1.4 1.60 5 一段抽汽压力 MPa 0.981 1.275 0.49 6 一段抽汽温度 ℃ 310 290 7 一段抽汽流量 t/h 50 80 24
8 主油泵进口油压 MPa 0.11 0.13 0.08 9 主油泵出口油压 MPa 1.25 1.4 1.0 11 Ⅰ路脉冲油压 MPa 0.392 0.45 12 Ⅱ路脉冲油压 MPa 0.392 0.45 14 润滑油压 MPa 0.08～0.12 0.15 0.055 15 润滑油温 ℃ 38～42 45 35 16 主油箱油位 mm ＋50～-50 ＋100 -100 17 轴承回油温度 ℃ ＜65 70 18 轴瓦温度 ℃ ＜85 100 19 推力瓦温度 ℃ ＜85 100 20 滤油器压降 MPa 0.02～0.04 0.05 21 轴承振动 mm ＜0.03 0.05 ＜＋0.6 ＋0.8或 22 轴向位移 mm 或-0.2 -0.3 23 轴向位移油压 MPa 0.4～0.6 0.3 24 均压箱压力 MPa 0.02～0.03 0.05 0.015 25 汽封加热器真空 KPa -1～-5 26 凝汽器真空 KPa ＞- 86 -71 27 排汽温度 ℃ ＜65 80 28 热井水位 mm 500 1000 200 29 凝汽器进水压力 MPa ＞0.11 0.18 30 凝汽器进水温度 ℃ 20 33 31 凝器进出水温差 ℃ 8～12 20 32 凝汽器端差 ℃ ＜8 15
33 凝汽器过冷却度 ℃ ＜2 3 34 凝结水含氧量 ug/L ≤15 35 凝结水硬度 umol/L 0 36 真空严密性 KPa/min ≤0.4 0.65 37 凝结泵出口压力 MPa 0.3～0.6 0.2 38 凝结水泵电流 A 69.8 39 射水泵出口压力 MPa 0.35～0.40 0.3 40 射水泵电流 A 35.7 41 循环水泵电流 A 345 42 低加进汽压力 KPa -30～-60 43 发电机周波频率 Hz 50 50.5 49.5 44 发电机进风温度 ℃ 不低于室温 40 20 发电机出风温度45 ℃ ＜25 与进风温度差值 46 发电机出风温度 ℃ ＜60 75 47 发电机铁芯温度 ℃ ＜80 90 2.运行注意事项：
2.1.当主汽门前压力为5.30MPa或蒸汽温度为490℃时，每次运行不得超过30min,全年累计不得超过20h。
2.2.当主汽门前蒸汽压力小于4.60MPa，或蒸汽温度小于420℃时，按规定减负荷运行。
2.3.在纯凝工况下，电负荷不得超过13MW。
2.4.为保证机组完全经济地运行，汽轮机必须严格控制在热力特性曲线所规定的工况范围内运行。
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2.5.为了使汽轮机各部件有足够的均匀的寿命，汽轮机长期运行所带的电负荷应在额定负荷的1/3以上。
2.6.汽温、汽压、凝汽器真空同时降低时，总的减负荷量为各自应减负荷量的总和。
第二节 机组运行中的维护及检查
1.运行维护:
1.1.集中精力监盘，注意仪表及设备声音变化。发现仪表读数有变化时，分析查明原因，采取必要的处理措施，并详细记入《值班记录本》内。
1.2.定期对机组进行检查，认真检查倾听汽轮发电机组各转动部分的声音、振动、各轴承温度、回油温度及各系统的严密情况。
1.3.专用工具、记录簿、资料、工作票及操作票等应妥善保管，不得遗失或撕页，不许涂画，交待要清楚，记录要详细。
1.4.及时合理的调整运行方式，做好运行分析及事故预想，确保机组的安全经济运行。
1.5.凡设备操作运行方式变更异常情况时的处理，均应作详细记录。运行工况变化时，应进行及时调整，调整后要对设备进行全面检查。
1.6.设备消除缺陷时，应执行设备缺陷单制度，并做好安全隔离措施，保证其它设备的正常运行。
1.7.每小时巡回检查、抄表一次，设备的巡回检查应严格按巡回检查制度执行。
1.8.发电机炭刷冒火花时应及时联系电气值班人员处理。 1.9.发现水泵盘根滴水量增大时，应及时紧固盘根。保持盘根滴水量为 1滴/秒。
1.10.对油系统定期检查，做到油管道清洁畅通无漏油。按时放出油箱底部的积水和油污，补充新油，保持油位正常，滤网无堵塞现象。滤油器前后压差超过0.05MPa时应切换清洗滤网。（润滑油质每周一测定一次）
1.11.主辅机轴承测量振动，每周二白班测量一次，如振动增大时，应增加测量次数，将数据详细记录在《主辅机振动记录簿》内，并做分析。
测量方向附号：垂直“⊥” 横向“→” 轴向“2 ” 测量振动标准单位：（mm） 振幅（㎜） 转速n（转/分） 优 等 良 好 合 格 汽轮发电机n=3000 0.01 0.02 0.03 辅机 n≤1000 0.05 0.07 0.10 辅机1000 1.13. 每天白班接班后对主油箱油位计活动一次，试验高低限报警是否正常，并与DCS显示值对照，将活动情况记录在《值班记录本》内。 1.14.每班接班后第一个巡检周期内对机组各轴承、主油泵及汽缸内部全面听音一次，将听音情况记录在《值班记录本》内。 1.15.每天白班对泵类设备（循环水泵除外）轴承适当加油一次， 26 班长安排专人负责，加46#润滑油，保持轴承油位在“1/3～1/2”位置，将加油情况记录在《值班记录本》内。 1.16.每周一、四中班接班后，对所有备用转动设备的转子盘动一次（给水泵盘动转子180°），将盘车情况记录在《值班记录本》内。 1.17.维护现场设备的清洁，每班必须对所管辖的设备及地面、栏杆、平台、楼道全面清扫一次，对所辖设备及管道卫生清理一次。 1.18.根据规定进行设备定期试验和切换，确保机组设备随时启动。 设备定期试验及切换时间表 序号 工作内容 时间及次数 周 期 执行人 1 机电联系信号试验 接班后 每 班 司 机 2 主汽门活动试验 白班一次 每 日 司 机 主油箱油位计高低限报3 白班一次 每 日 助 手 警试验 机组各轴承及汽缸内部4 接班后 每 班 司 机 全面听音 5 泵类设备轴承适当加油 白班一次 每 日 助 手 主辅机轴承测量振动及6 白 班 每周二 助 手 温度 备用给水泵及循环水泵7 白 班 每周一、四 助 手 盘车180° 冷油器及空冷器滤水器8 白 班 每月1日 副司机 反冲洗 9 高压油泵试验 白 班 每月1、15日 司 机 10 交流润滑油泵试验 白 班 每月1、15日 司 机 11 直流润滑油泵试验 白 班 每月1、15日 司 机 12 凝结水泵切换 白 班 每月10、25日 副司机 13 中继水泵切换 白 班 每月10、25日 副司机 14 射水泵切换 白 班 每月10、25日 副司机 15 循环水泵切换 白 班 每月5、20日 司 机 16 给水泵切换 白 班 每月5日 除氧值班员 17 冷水塔一二次滤网清洗 白 班 每周一 副司机 18 主油箱放水 白 班 每周一 司 机 班 长 19 超速试验 按规定条件 专 工 20 汽轮机惰走试验 每次停机 司 机 热工人员 21 汽轮机保护试验 每次开机 司 机 主汽门、调节汽门严密性22 每次停机 司 机 试验 23 真空严密性试验 每月10日 司 机 注意： 1.凝结水泵及中继水泵每月10、25日由变频泵切换为定速泵运行48小时后，再切换为变频泵运行。 2.各类泵切换试验，要切换泵在前一周内运行过的，可不再进行切换操作。 3.详细试验步骤见第四章。 2.运行检查与调整。 2.1.检查： 27 2.1.1.检查主机轴承温度、振动、润滑油流动情况、轴向位移及推力轴承温度变化； 2.1.2.检查汽缸热膨胀、保温情况，倾听汽封、汽缸通流部分及发电机内部声音是否正常； 2.1.3.各类泵的进出口压力及电机电流、声音、振动应正常，轴承油位、油质合格，各备用泵应符合备用条件； 2.1.4.检查发电机进、出口风温及电机线圈温度应正常； 2.1.5.检查调节系统应灵活、动作可靠、无渗油现象，主油箱及补充油箱油位正常、油质合格； 2.1.6.检查热井水位是否正常，并与DCS盘核对正确,检查凝汽器真空变化情况； 2.1.7.检查汽、水管道有无泄漏及振动现象； 2.1.8.检查射水箱溢水情况及水温是否正常； 2.1.9.检查热交换器传热效果、管子应无泄漏，检查加热器疏水器运行正常，水位计指示正常。 2.2.调整： 2.2.1.机组负荷波动较大时应及时调整汽封； 2.2.2.随时注意冷油器油温变化，适当调节保持出口油温在规定范围。注意滤油器进出口油压的变化； 2.2.3.适当调节空冷器进水门，保持发电机风温在正常范围； 2.2.4.检查加热器出口温度、加热器端差及液位应正常，必要时调节加热器疏水器； 2.2.5.根据负荷变化情况及时调整凝汽器循环冷却水量，维持最佳真空； 2.2.6.根据负荷变化情况及时调整凝结水泵转速或凝结水再循环 门，保持热水井水位正常； 2.2.7.根据水温及溢流情况调节射水箱补水阀开度，保持射水箱水温（不超35℃）及溢流正常。 第三节 机组备用中的维护 1.停机后注意检查汽缸上下壁温差、凝汽器水位、抽汽系统阀门及所有可能向汽缸返水的蒸汽、疏水截门应关闭严密，电动门应停电； 2.根据检修要求，隔离或切换准备检修的系统和设备，检查检修要求关闭的各截门，确认关闭严密压力到零，并将相应的电动装置和设备停电； 3.各系统与设备停止后，应根据停用的时间和环境温度做好防腐防冻措施，开启有关疏水、放水、放空气、防腐阀门，放尽存水、存汽； 4.设法放掉停止设备范围内的汽水管道中的积水（特别对位置低，可能积水的管道、弯头等）必要时可拆除法兰，进行管道放水。对存在泄漏的隔离阀门应加装堵板，禁止汽、水倒入汽缸内； 5.经常检查并及时放出油箱底部的积水； 6.对于转动设备应将轴承内润滑油进行更换； 7.应保持设备及管道无油迹无污尘，定期对设备及管道清理；对于有关阀门，应定期注入润滑油，防止卡涩； 8.值班人员对汽轮机组所做的防冻、防腐保养措施详细记录在《值班记录本》中，对拆除的法兰和加装的堵板处应加醒目的标志，以免恢复时遗漏。 第四节 机电联系信号的使用 1.汽机发向电气的信号： 28 1.1.“注意”表示将要发出信号，提醒对方注意监视； 1.2.“可并列”表示机组符合并网条件，发电机可以并网； 1.3.“减负荷”表示汽机有异常，需降低出力； 1.4.“汽机调整”表示汽机由于某些原因需要自行调整，电气不准调整负荷； 1.5.“汽机危险”表示汽机发生紧急故障，要求机组立即与系统解列； 1.6.“更改命令”表示前一信号作废，不要执行。 2.电气发往汽机的信号： 2.1.“注意”表示将要发出信号，提醒对方注意监视； 2.2.“增负荷”表示该机组要增加负荷，请注意； 2.3.“减负荷”表示该机组要减少负荷，请注意； 2.4.“已并列”表示发电机已与系统并列，准备接带负荷； 2.5.“已解列”表示发电机已与系统解列； 2.6.“停机”表示发电机故障无法运行，要求汽机停机； 2.7.“更改命令”表示前一信号作废，不要执行； 2.8.“电话”要求对方人员迅速用电话与发令人联系。 3.机电联系信号使用的有关规定： 3.1.使用信号的人员必须熟悉每个信号的含义； 3.2.使用前应发“注意”信号，否则所发信号无含义； 3.3.接到操作信号后应立即执行不得拖延，如无特殊情况应立即复位； 3.4.发现错发信号后，应立即发“更改命令”信号。接到“更改命令”信号后，前一信号不得执行。值班人员发出错误信号在五秒钟内立即发“更改命令”信号，否则由于错误信号引起的严重后果由发错误信 号人负责； 3.5.发出错误信号或接到信号后拒不执行，因而造成的后果由相关负责人承担； 3.6.本信号是通过主控室与机炉控制室的微机实施。 4.机电联系信号试验方法： 4.1.电气值班人员与汽机值班司机先用电话联系，电气对在汽机设置的信号逐个试验，汽机接到对方发来的信号按“复归”按钮复归，汽机用同样的方法再进行逐个试验，电气进行复归； 4.2.在试验过程中，发现信号动作不良时应及时联系电气及热工人员修理。 5.机电联系信号试验时间： 5.1.汽轮机组启动前； 5.2.每班接班后半小时内。 第四章 机组试验 第一节 试验条件 1.机组大小修后、启动前及联锁、保护回路检修后要进行联锁与保护试验。 2.在特殊情况下，经生产技术部研究认为有必要的，可做机组的某项或全部的联锁与保护试验。 3.试验设备的所有指示仪表、信号、保护电源、动力电源投入正常；试验所有电动门、执行器调试合格，确认试验对系统无影响。 4.试验前DCS系统应正常，试验中各相关报警信号发讯正确。 5.参加机组试验的各有关辅机试运应合格。 29 第二节 汽轮机保护试验 1.低真空保护试验：（每次开机前） 4.润滑油压低保护试验：（每次开机前） 4.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋1.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋起启动阀，将主汽门开至1/3处； 1.2.联系热工人员，投入低真空保护； 1.3.联系热工人员短接低真空开关，-86KPa信号报警，-60KPa信号时，检查电磁阀应动作，自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应迅速关闭； 1.4.试验结束，切除低真空保护，停高压油泵，恢复原状态。 2.轴承回油温度高保护试验：（每次开机前） 2.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋起启动阀，将主汽门开至1/3处； 2.2.联系热工人员，投入轴承回油温度高保护； 2.3.联系热工人员发出轴承回油温度高虚拟信号（4#轴承回油温度表处），检查电磁阀应动作，自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应迅速关闭； 2.4.试验结束，切除回油温度高保护，停高压油泵，恢复原状态。3.轴向位移保护试验：（每次开机前） 3.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋起启动阀，将主汽门开至1/3处； 3.2.联系热工人员，投入轴向位移保护； 3.3.联系热工人员发出轴向位移量信号，＋0.8mm或-0.3mm时报警，＋1.0㎜或-0.4 mm时，检查电磁阀应动作，自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应迅速关闭； 3.4.试验结束，切除轴向位移保护，停高压油泵，恢复原状态。 起启动阀，将主汽门开至1/3处； 4.2.联系热工人员，投入润滑油压低保护； 4.3.联系热工人员短接润滑油压低开关（0.03 MPa）信号，检查电磁阀应动作，自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应迅速关闭； 4.4.试验结束，切除润滑油压低保护，停高压油泵，恢复原状态。5.轴瓦温度高保护试验：（每次开机前） 5.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋起启动阀，将主汽门开至1/3处； 5.2.联系热工人员，投入轴瓦温度高保护； 5.3.联系热工人员发出轴瓦温度高虚拟信号，当1#轴瓦两测点达到100℃时，检查电磁阀应动作，自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应迅速关闭； 5.4.试验结束，切除轴瓦温度高保护，停高压油泵，恢复原状态。6.推力瓦温度高保护试验：（每次开机前） 6.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋起启动阀，将主汽门开至1/3处； 6.2.联系热工人员投入，投入推力瓦温度高保护； 6.3.联系热工人员发出推力瓦温度高虚拟信号，当推力瓦有六个测点达到100℃时，检查电磁阀应动作，自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应迅速关闭； 6.4.试验结束，切除推力瓦温度高保护，停高压油泵，恢复原状态。7.机电联锁保护试验：（每次开机前） 7.1.发电机出口开关跳闸联跳主汽门保护试验： 30 7.1.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋起启动阀，将主汽门开至1/3处； 7.1.2.联系电气合上发电机出口开关，联系热工投入发电机出口开关保护； 7.1.3.手按控制盘上的“发电机跳闸”按钮或联系电气分开发电机出口开关，发电机跳闸，检查电磁阀应动作，自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应迅速关闭； 7.2.4.试验结束，切除发电机出口开关保护，停高压油泵，恢复原状态。 7.2.自动主汽门联跳发电机出口开关保护试验： 7.2.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋起启动阀，将主汽门开至1/3处； 7.2.2.联系电气合上发电机出口开关。联系热工投入发电机出口开关保护及自动主汽门保护； 7.2.3.就地打闸或按“手动停机”按钮，自动主汽门关闭后应联跳发电机出口开关； 7.2.4.试验结束，切除发电机出口开关及自动主汽门保护，停高压油泵，恢复原状态。 7.3.发电机保护动作联跳主汽门保护试验： 7.3.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋起启动阀，将主汽门开至1/3处； 7.3.2.联系热工投入发电机故障保护及自动主汽门保护； 7.3.3.由电气发出“发电机主保护动作”信号，检查电磁阀应动作，自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应迅速关闭； 7.3.4.试验结束，切除发电机故障保护及自动主汽门保护，停高压 油泵，恢复原状态。 第三节 调节保安系统试验 1.危急遮断油门动作试验：（每次开机前） 1.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋起启动阀，将主汽门开至1/3处； 1.2.手打危急遮断器，主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应迅速关闭；1.3.试验完毕,旋下启动阀，旋回主汽门手轮，恢复原状态。 2.轴向位移遮断油门动作试验：（每次开机前） 2.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋起启动阀，将主汽门开至1/3处； 2.2.手拉危急遮断油门银色手柄，主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应迅速关闭； 2.3.试验完毕,旋下启动阀，旋回主汽门手轮，恢复原状态。 3.手动停机按钮试验：（每次开机前） 3.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋起启动阀，将主汽门开至1/3处； 3.2.手按控制盘上的“手动”停机按钮，接通电磁阀电源，主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应迅速关闭； 3.3.试验完毕,旋下启动阀，旋回主汽门手轮，恢复原状态。 4.轴向位移遮断器控制油压低保护试验：（每次开机前） 4.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸，旋起启动阀，将主汽门开至1/3处； 4.2.人为调节控制油压的泄油量，当轴向位移控制油压降至0.245MPa时，轴向位移遮断器动作，主汽门、调节汽门及抽汽逆止门 31 应迅速关闭； 4.3.试验完毕,旋下启动阀，旋回主汽门手轮，恢复原状态。 5.抽汽逆止门油动机动作试验：（每次开机前） 5.1.启动高压油泵，危急遮断油门挂闸，轴向位移遮断器挂闸； 5.2.联系热工接通两湿式电磁换向阀电源，抽汽逆止阀应关闭（时间应小于6秒），并发出信号； 5.3. 5～10秒后湿式电磁换向阀自动复位后，抽汽逆止阀应恢复开启。 6.同步器试验:（每次开机前） 6.1.先手摇同步器手轮,转动应灵活； 6.2.联系电气电动调整同步器，双向转动均应灵活。在上下限位置时，同步器脱扣应灵活。 7.主汽门关闭速度试验：（每次并列前） 7.1.汽轮机启动至额定转速，空负荷运转正常； 7.2.手打危急遮断油门，注意主汽门关闭速度（时间应小于1秒），主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应迅速关闭，汽机转速应下降； 7.3.试验合格后，恢复汽轮机至额定转速。 8.自动主汽门、调节汽门严密性试验: （每次停机） 8.1.在下列情况下必须做此试验： 8.1.1.机组大修前后； 8.1.2.甩负荷试验前； 8.1.3.超速试验前； 8.1.4.主汽门、调节汽门解体检修后； 8.2.试验条件及要求： 8.2.1.机组解列，维持额定转速； 8.2.2.启动高压油泵，检查油压正常； 8.2.3.试验时尽量维持额定汽压和正常真空，若汽压达不到额定值，其合格转速按公式修正：合格转速≤10003试验汽压/额定汽压； 8.2.4.主汽压不得低于额定汽压的50%； 8.2.5.试验中注意轴向位移、推力瓦温度和振动等参数变化情况。 8.3.试验方法： 8.3.1.汽轮机保持额定转速，空负荷运转正常； 8.3.2.试验时手动关闭自动主汽门，转速下降至1000 r/min以下为合格； 8.3.3.开启自动主汽门，保持额定转速。手动关闭启动阀，高、低压调节汽门应关闭，转速下降至1000 r/min以下为合格； 8.3.4.试验完毕，手打危机保安器，旋回启动阀。据情况停机或重新合闸冲转。 9.危急遮断器机械超速试验。 9.1.试验条件： 9.1.1.在下列情况下应做超速试验： 9.1.1.1.汽轮机组安装或大修后； 9.1.1.2.汽轮机组停机一个月后的再行启动时； 9.1.1.3.危急保安器解体或调整后； 9.1.1.4.机组累计运行2000小时后； 9.1.1.5.机组在做甩负荷试验前。 9.1.2.下列情况禁止做超速试验: 9.1.2.1.手打危急保安器动作不灵活时； 9.1.2.2.自动主汽门、调节汽门关闭不严或卡涩时； 9.1.2.3.调节器不能维持机组空负荷运行时； 32 9.1.2.4.转速表不准确或失灵时。 9.1.3.冷态机组带10%额定负荷运行1小时后或复速级前汽缸下部金属温度达300℃以上时，方可允许进行超速试验； 9.1.4.试验前应手打危急保安器，主汽门、调节汽门及抽汽逆止门应动作迅速，关闭严密； 9.1.5.ETS各保护装置动作试验正常。 9.2.安全措施： 9.2.1.超速试验必须专人主持进行，参加人员要有明确的分工，在负责人的统一指挥下协调工作； 9.2.2.机组转速达到3360r/min，而危急保安器未动作时，应立即打闸停机； 9.2.3. ETS相关保护需投入（轴向位移、轴向位移油压、低真空、低油压、轴瓦温度高、推力瓦温度高、轴承回油温度高）； 9.2.4.机组解列后应在15分钟内完成试验； 9.2.5.各辅助油泵应正常备用； 9.2.6.试验时，调节汽门大幅度晃动时，应打闸停机； 9.2.7.试验现场应保持清洁平整，无关人员不得在现场逗留。 9.3.合格标准：试验应进行三次，第一、二次动作转速差值不应超过18 r/min，第三次与前二次动作转速的平均值之差不应超过30r/min。 9.4.试验步骤： 9.4.1.汽轮机定速后进行； 9.4.2.专人在就地转速表处负责注意转速变化和发布开始试验命令； 9.4.3.用同步器提升机组转速，接着调整高压错油门螺杆使机组继续升速，当转速达3300～3360r/min时，危急遮断器飞环应飞出，自动 主汽门、调节汽门及抽汽逆止门迅速关闭，转速应下降； 9.4.4.立即将错油门顶端螺丝复位，手摇同步器至原始位置； 9.4.5.注意转速表的指示，危急保安器动作转速应在3300～3360 r/min的范围内； 9.4.6.当转速下降至3000r/min以下时，重新合闸，开启主汽门，维持额定转速； 9.4.7.超速试验不合格，严禁机组投入运行。 第四节 辅机联锁、切换及定期试验 1.联锁试验。 1.1.循环水泵相互联动及出口电动门自开启试验：（每次开机前） 1.1.1.检查循环水泵符合启动条件； 1.1.2.启动其中一台循环水泵，投入出口电动门联锁，出口门应自开启； 1.1.3.投入循环水泵联锁； 1.1.4.点击运行泵“停止”按钮，运行泵停止，出口门自动关闭； 1.1.5.检查备用泵自启动正常，投入其出口电动门联锁，出门应自开启； 1.1.6.DCS画面上自启动循环水泵运行灯变红，停用泵运行灯变绿； 1.1.7.用同样方法试验另一台循环水泵。 1.2.凝结水泵联锁试验：（每次开机前） 1.2.1.检查凝结水泵符合启动条件； 1.2.2.启动其中一台凝结水泵； 1.2.3.投入凝结水泵联锁； 33 1.2.4.点击运行泵“停止”按钮，运行泵停止； 1.2.5.检查备用泵自启动正常；（操作变频器或操作凝结水再循环执行器将凝结水泵出口母管压力降至0.2MPa以下备用泵应联动） 1.2.6.DCS画面上自启动凝泵运行灯变红，停用泵运行灯变绿； 1.2.7.用同样方法试验另一台凝结水泵。 1.3.射水泵联锁试验：（每次开机前） 1.3.1.检查射水泵符合启动条件； 1.3.2.启动其中一台射水泵； 1.3.3.投入射水泵联锁； 1.3.4.点击运行泵“停止”按钮，运行泵停止； 1.3.5.检查备用泵自启动正常； 1.3.6.DCS画面上自启动射水泵运行灯变红，停用泵运行灯变绿；1.3.7.用同样方法试验另一台射水泵。 1.4.低油压保护试验（油泵联锁试验）：（每次开机前） 1.4.1.启动高压油泵，检查运行良好。投入高压油泵、交流润滑油泵及直流润滑油泵联锁，启动盘车，投入盘车联锁； 1.4.2.当停止高压油泵运行后，高压油泵应立即被联动再次启动；（因此时主油泵未工作，出口油压在0.785 MPa以下） 1.4.3.解除高压油泵联锁，停止高压油泵； 1.4.4.当润滑油压降至0.055MPa时润滑油压低报警正常； 1.4.5.当润滑油压降至0.05MPa时交流润滑油泵应联动正常，断开其联锁后再停运交流润滑油泵； 1.4.6.当润滑油压降至0.04MPa时直流润滑油泵应联动正常，断开其联锁后再停运直流润滑油泵； 1.4.7.当润滑油压降至0.03MPa时，停机信号发出； 1.4.8.当润滑油压降至0.015MPa时润滑油压低报警正常，电动盘车自动停止； 1.4.9.以上试验也可由热工人员短接油压开关或泄掉油压开关压力油的方法进行。 2.定期试验。 2.1.主汽门活动试验：(每天白班) 2.1.1.在班长监护下，司机将主汽门手轮关回1～2圈，然后缓慢开启至原位置。 2.1.2.注意开关主汽门时应无卡涩现象。 2.2.机电联系信号试验：（每班接班后或开机前） 每班接班后及开机前，汽机与电气互试一次，信号应良好。（详细试验步骤见第三章第四节） 2.3.高压油泵定期试验：（每月1、15日） 2.3.1.联系电气测量电机绝缘合格； 2.3.2.在DCS界面解除高压油泵联锁； 2.3.3.检查高压油泵各部符合启动条件； 2.3.4.关闭油泵出口门，在DCS界面或就地启动油泵； 2.3.5.全面检查泵各部运行情况； 2.3.6.检查正常后停泵，开启泵出口门及投入联锁，使泵达到备用状态（出口门开启时应及时联系监盘人员，注意主油泵出口油压及润滑油压情况，并观察泵是否倒转）。 2.4.交流润滑油泵定期试验：（每月1、15日） 2.4.1.联系电气测量电机绝缘合格； 2.4.2.在DCS界面解除交流润滑油泵联锁； 2.4.3.检查交流润滑油泵各部符合启动条件； 34 2.4.4.关闭油泵出口门，在DCS界面或就地启动油泵； 2.4.5.全面检查泵各部运行情况； 2.4.6.检查正常后停泵，开启泵出口门及投入联锁，使泵达到备用状态（出口门开启时应及时联系监盘人员，注意润滑油压情况，并观察泵是否倒转）； 2.4.7.由于交流润滑油泵为齿轮油泵，试验时启动后无异常应尽快停止。 2.5.直流润滑油泵定期试验：（每月1、15日） 2.5.1.联系电气测量电机绝缘合格； 2.5.2.在DCS界面解除直流润滑油泵联锁； 2.5.3.检查直流润滑油泵各部符合启动条件； 2.5.4.关闭油泵出口门，在DCS界面或就地启动油泵； 2.5.5.全面检查泵各部运行情况； 2.5.6.检查正常后停泵，开启泵出口门及投入联锁，使泵达到备用状态（出口门开启时应及时联系监盘人员，注意润滑油压情况，并观察泵是否倒转）； 2.5.7.由于直流润滑油泵为齿轮油泵，试验时启动后无异常应尽快停止。 2.6.真空严密性试验：（每月10日） 2.6.1.试验条件： 2.6.1.1.就地真空表及排汽温度表需与DSC对照读数一致； 2.6.1.2.机组负荷需稳定在额定负荷的80%； 2.6.1.3.机组汽压、汽温稳定； 2.6.1.4.射水泵正常运行，备用泵达到备用条件。 2.6.2.安全措施： 2.6.2.1.试验时凝汽器真空不得低于-90KPa，如真空下降过快时应停止试验； 2.6.2.2.当真空下降时，应注意监视段压力不得超限； 2.6.2.3.联系锅炉，保持额定汽温、汽压，联系电气稳定负荷。 2.6.3.试验步骤： 2.6.3.1.缓慢关闭抽空气总门； 2.6.3.2.当抽空气总门全关后停止射水泵运行，机组运行30秒后，记录第一次真空读数及排汽温度读数，以后每隔30秒记录一次读数，共做8分钟。取后5分钟的真空下降值求其平均值； 2.6.3.3.试验完毕,启动射水泵，开启抽空气总门。 2.6.4.试验标准：真空值平均每分钟下降不大于0.25KPa为优秀,不大于0.4KPa为良好，不大于0.65KPa为合格，超过0.65KPa为不合格。 3.通用泵类辅机的正常切换：（射水泵、凝结水泵、中继泵等） 3.1.检查备用泵各部正常，轴承油位正常、油质良好，盘动对轮灵活无卡涩，符合启动条件； 3.2.联系电气测量备用泵电机绝缘应合格； 3.3.在DCS界面上，解除泵的联锁； 3.4.关闭备用泵出口门； 3.5.在DCS界面上，点击“启动”按钮,启动备用泵，检查电机启动电流及返回情况、泵的各部应正常，缓慢开启泵的出口门，直至全开；3.6.全面检查泵运行情况，包括电机电流、声音、出口压力、振动、温度、密封水等应正常； 3.7.缓慢关闭要停运行泵出口门（变频泵可降低转速），当出口门全关后停泵； 35 3.8.然后缓慢开启停运泵的出口门至1/2～2/3位置（观察泵是否倒转）,使其达到备用状态；（循环水泵因无出口逆止阀，出口电动门关闭备用） 3.9.检查备用泵运行正常，将泵联锁投入。 附件： 1.泵类辅机的联动备用条件： 1.1.泵出、入口门在开启位置(特殊要求者除外，如循环水泵)，各系统均满足启动条件； 1.2.联锁开关在“投入”位置； 1.3.对启动前后温度变化剧烈的辅机设备，其本体及管道应处在热暖状态下（如给水泵）； 1.4.对于备用辅机的维护检查等，按运行辅机的要求对待； 1.5.对有较大缺陷的辅机仍要作为联动备用设备的，应由检修人员办理紧急备用手续(或交待等)，并经值长批准。 2.电动调整门（电动执行器）的校验： 2.1.联系热工送上调整门电源，检查调整门操作方式在“手动”位置，就地手操开、关一次动作灵活，无卡涩现象； 2.2.将操作方式切至“电动”位置，在DCS画面上全行程开关一次，检查调整门阀位、开度指示与实际一致。 3.电动门的校验： 3.1.联系检修人员，确认电动门在关闭位置，通知热工送上电动门电源，操作方式切至“就地”，由检修人员调好阀门的上、下限，就地全行程开关电动门一次，开关方向、阀位指示正确； 3.2.将操作方式切至“远方”位置，在DCS画面上全行程开关一次电动门，开关方向、阀位指示正确。 第五章 主机的事故处理 第一节 事故处理的原则 1.事故发生时，值班员应按“保人身、保设备、保电网”的原则进行处理，应尽可能的保证厂用照明及厂用电的正常供给。 2.发生事故时运行人员应迅速判断事故原因，正确果断处理，迅速解除对人身安全的威胁，保证非故障设备的安全运行，必要时可增加非故障设备的负荷以保证对用户的正常供电、供热，并正确执行上级的命令。 3.机组发生故障时，运行人员一般按照下列顺序和方法进行工作，消除故障： 3.1.根据仪表指示和机组象征，迅速查清故障的性质、地点、损伤范围和故障原因，并正确地采取有效措施处理事故，防止事故的扩大； 3.2.迅速消除人身及设备的危险，必要时应立即解列故障设备防止故障蔓延； 3.3.保证非故障设备的正常运行； 3.4.及时向班长、值长汇报情况，以便在统一指挥下，迅速处理事故。在故障处理时的每一阶段都应尽可能迅速报告班长、值长和上级领导，及时采取正确的对策，防止事故蔓延； 3.5.从机组发生故障起，到消灭故障恢复机组正常状态为止，值班人员不得擅自离开工作岗位； 3.6.若事故发生在交接班时间，应停止进行交接班，由交班人员负责处理事故，接班人员可以在交班人员的主持下协助事故处理，但不可擅自操作，直到机组恢复正常运行状态或事故处理告一段落，接到值长准予交接班的命令为止。 36 3.7.故障消除后，各级值班人员应分别将机组故障、象征、时间、地点、处理过程及所采取的消除措施等情况详细记录在《值班记录本》内； 3.8.值班人员应完整保存好事故发生及处理过程中DCS盘及值班记录本的有关数据资料。 4.处理事故时要保持镇定，不可急躁、慌张，思考要周密，判断要正确，动作要迅速。 5.值班人员在接到上级命令后应复诵一遍，如没听懂应及时问清，发现命令有明显错误时应提出自己的意见，命令执行完毕应迅速向发令者汇报。 6.当发生直接威胁人身安全和设备损坏的事故时，值班员有权自行处理，并在处理完毕后，立即向上级领导汇报。 7.有关技术领导在故障现场监督事故处理时，可以给予值班人员必要的指示，但这些指示不得和值长的命令相抵触。 8.事故处理期间，无关人员不得进入现场或在现场逗留，以免影响事故处理。 第二节 故障停机的条件与操作 1.故障停机分为两种情况：一种是有可能或已威胁机组的安全及人身安全，为防止扩大事故而必须破坏真空，迅速停止汽轮机运行，称为紧急故障停机；另一种是运行参数已达到停机规定或设备发生异常运行，但需减负荷到零后才停止汽轮机运行，称为一般故障停机。 2.紧急故障停机的条件与操作。 2.1.紧急故障停机的条件。 发生下列情况时,应立即破坏真空紧急故障停机: 2.1.1.汽轮机转速升至3360r/min，而危急保安器不动作时； 2.1.2.汽轮机组发生强烈振动，内部产生金属磨擦声、撞击声等异音时； 2.1.3.汽轮机发生水冲击时； 2.1.4.发电机冒烟或着火时； 2.1.5.主蒸汽管道破裂严重时； 2.1.6.凝汽器真空急剧下降，使后汽缸排汽阀动作时； 2.1.7.轴向位移超过＋1.0mm或-0.4㎜时； 2.1.8.油系统着火不能立即扑灭时； 2.1.9.任一轴承断油或轴承回油温度急剧升高时； 2.1.10.轴承回油温度快速升高并超过70℃，轴瓦温度超过100℃或轴承内冒烟时； 2.1.11.润滑油压降至0.03MPa以下时； 2.1.12.油箱油位突降至最低油位以下，补油无效时； 2.1.13.开机过程中冲转至1200r/min，停机过程中1500r/min以下，电动辅助油泵故障时。 2.2.紧急故障停机的操作步骤： 2.2.1.就地手打危急保安器或在操作盘上按“手动停机”按钮； 2.2.2.检查主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭严密，机组转速应下降； 2.2.3.解除油泵联锁，启动高压油泵或交、直流润滑油泵，保持油压正常；（油系统失火时，启动低压油泵） 2.2.4.向电气发“注意”、“机器危险”信号； 2.2.5.关回主汽门手轮并旋紧，将同步器手轮摇至“下限”位置，退出调压器； 37 2.2.6.关闭主汽电动隔离门、一抽截门、二抽截门及前汽封漏汽截门。 2.2.7.停止射水泵运行，全开真空破坏门； 2.2.8.真空至零，停汽封； 2.2.9.转子静止，投入电动盘车装置； 2.2.10.完成正常停机的其它操作。 3.一般故障停机的条件与操作。 3.1.一般故障停机的条件。 发生下列情况时，应一般故障停机: 3.1.1.进汽压力升至5.2MPa或进汽温度大于490℃，不能恢复正常值时； 3.1.2.进汽压力降至3.5MPa或进汽温度小于360℃，不能恢复正常值时； 3.1.3.凝汽器真空下降至-60KPa，无法恢复时； 3.1.4.机组任一轴承振动大于0.07mm时； 3.1.5.调速系统连杆脱落或折断、调节汽门卡住，运行中无法恢复时； 3.1.6.凝汽器铜管严重破裂，导致凝汽器水位无法监视时； 3.1.7.DCS全部失电,无法恢复时； 3.1.8.主油泵故障，无法维持机组运行时； 3.1.9.调节系统故障，无法维持机组运行时； 3.1.10.调节汽门全关，发电机带动汽轮机无蒸汽运行超过3 分钟时； 3.1.11.抽汽压力超过一抽安全阀动作值，而安全阀不动作时； 3.1.12.厂用电全部中断时。 3.2.一般故障停机的操作步骤: 3.2.1.确认负荷到零，就地手打危急保安器或在操作盘上按“手动停机”按钮； 3.2.2.检查主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭严密，机组转速应下降； 3.2.3.解除油泵联锁,启动高压油泵或交、直流润滑油泵，保持油压正常； 3.2.4.关回主汽门手轮并旋紧，将同步器手轮摇至“下限”位置，退出调压器； 3.2.5.关闭主汽电动隔离门、一抽截门、二抽截门及前汽封漏汽截门； 3.2.6.转速至2000r/min时，停止射水抽气器运行，据情况开启真空破坏门； 3.2.7.真空至零，停汽封； 3.2.8.转子静止，投入电动盘车装置； 3.2.9.根据机组状态，做好恢复机组运行的准备； 3.2.10.完成正常停机的其它操作。 4.紧急故障停机与一般故障停机的区别： 4.1.紧急故障停机，无需减负荷，直接手打危急保安器停机； 一般故障停机，应先减负荷至零，然后手打危急保安器停机。 4.2.紧急故障停机，打闸后应全开真空破坏门； 一般故障停机，可适当开启真空破坏门，做到转速到零真空到 零。 4.3.紧急故障停机，若判断准确，可直接打闸停机，再汇报上级领 导； 38 一般故障停机，应先汇报上级领导，经同意后再停机。 第三节 主蒸汽参数异常 1.主蒸汽压力升高。 1.1.主蒸汽压力升高的原因： 1.1.1.锅炉调整不当； 1.1.2.机组负荷大幅度甩动。 1.2.主蒸汽压力升高的处理： 1.2.1.汽压升高至5.0MPa时，联系锅炉恢复正常； 1.2.2.汽压升高至5.1MPa时，汇报班长并继续联系锅炉降压。同时可关小主汽电动隔离门节流，以维持汽压在正常值； 1.2.3.汽压升至5.2MPa时，汇报值长再继续联系锅炉降压，运行30分钟无法恢复正常时，应故障停机。 2.主蒸汽压力下降。 2.1.主蒸汽压力下降的原因： 2.1.1.机组电负荷或热负荷增加过快； 2.1.2.锅炉故障，出力下降或熄火； 2.1.3.主蒸汽管道破裂。 2.2.主蒸汽压力下降的处理： 2.2.1.汽压下降至4.6MPa时，联系锅炉要求升压； 2.2.2.汽压下降至4.5MPa时，继续联系锅炉要求升压，同时汇报值长准备减少负荷； 2.2.3.汽压降至4.5MPa以下时，每降低0.1MPa减负荷1200KW，同时关小一抽截门，以5t/min的速度减抽汽流量直至一抽截门全关，然后退出调压器； 2.2.4.汽压降至3.5MPa时，负荷减至零，运行30分钟，仍不能恢复或继续下降时，应故障停机。 2.2.5.低汽压减负荷参照表（抽汽工况按流量参照）： 汽压MPa 4.5 4.4 4.3 4.2 4.1 4.0 负荷MW 12 10.8 9.6 8.4 7.2 6.0 汽压MPa 3.9 3.8 3.7 3.6 3.5 负荷MW 4.8 3.6 2.4 1.2 0 3.主蒸汽温度升高。 3.1.主蒸汽温度升高的原因： 3.1.1.锅炉调整不当； 3.1.2.锅炉减温器失灵。 3.2.主蒸汽温度升高的处理： 3.2.1.汽温升高至475℃时，联系锅炉恢复正常汽温； 3.2.2.汽温升至480℃时，汇报值长并继续联系锅炉降温； 3.2.3.汽温升至490℃，运行30分钟汽温仍不降低或升至490℃以上时，应故障停机。（汽温超过490℃全年累计不得超过20小时） 4.主蒸汽温度下降。 4.1.主蒸汽温度下降的原因： 4.1.1.锅炉调整不当； 4.1.2.锅炉减温器失灵； 4.1.3.锅炉水质不好，产生汽水共腾或锅炉满水。 4.2.主蒸汽温度下降的处理： 4.2.1.汽温降至460℃时，汇报班长，联系锅炉提高汽温； 4.2.2.汽温降至455℃时，继续联系锅炉提高汽温，同时汇报值长 39 准备减少负荷； 4.2.3.汽温降至455℃以下时，每降低5℃，减负荷1000KW，同时关小一抽截门，以5t/min的速度减抽汽流量直至一抽截门全关，然后退出调压器； 4.2.4.汽温降至450℃时，应开启主蒸汽管道疏水门； 4.2.5.汽温降至395℃时，负荷降至零，开启汽缸、主汽三通及抽汽管疏水门； 4.2.6.汽温继续下降至360℃，运行30分钟若汽温仍不能恢复或继续下降时，应故障停机。 4.2.7.低汽温减负荷参照表（抽汽工况按流量参照）： 汽温 ℃ 455 450 445 440 435 430 425 负荷 MW 12 11 10 9 8 7 6 汽温 ℃ 420 415 410 405 400 395 负荷 MW 5 4 3 2 1 0 注意：当蒸汽参数异常时，以自动主汽门前的参数为准。汽温、汽压不正常时，应及时联系锅炉，要求迅速恢复主汽参数至正常值，并加强对机组振动、声音、轴向位移、推力轴承温度、汽缸壁温、汽缸膨胀及监视段压力的监视。 第四节 凝汽器真空降低 1.象征： 1.1.真空表指示值下降，排汽温度升高； 1.2.机组负荷降低或带同样负荷时主汽流量增大； 1.3.轴向位移增大，控制油压降低，推力瓦温度升高。 2.原因： 2.1.电负荷过高或增加过快； 2.2.真空表管漏汽或表计失常； 2.3.真空系统严密性不合格,系统阀门或法兰漏入空气； 2.4.循环水泵切换操作不当，循环水中断、水量不足或循环水温过高； 2.5.凝汽器铜管有杂物堵塞或结垢，凝汽器水侧存有空气较多循环水阻力较大； 2.6.轴封断汽或供汽量不足，汽封加热器工作失常； 2.7.凝结水泵工作失常、凝结水系统阀门误操作及凝汽器铜管泄漏等原因造成凝汽器水位过高或满水； 2.8.射水泵或射水抽气器工作失常，射水箱水位过低或水温过高； 2.9.凝结水泵机械密封水断水或备用凝结泵机械密封处漏入空气，引起真空下降。 3.处理： 3.1.发现真空下降应立即核对就地真空表和排汽温度表，当确认真空下降时，应立即处理，并汇报班长及值长； 3.2.真空下降时首先根据热工信号报警情况来判断真空下降的原因，检查当时是否有影响真空下降的操作，如有操作应立即停止，并恢复原状。注意监视机组振动、推力瓦温度、推力轴承回油温度及轴向位移等数值的变化； 3.3.轴封供汽中断或供汽量减少影响真空，尤其发生在降负荷过程中，应及时调整均压箱压力； 3.4.检查射水抽气器及射水泵是否正常，必要时启动备用泵。当射水箱水位太低、水温高时，可增大射水箱补水量； 40 3.5.凝汽器水侧放空气，检查循环水系统阀门开关状况。切换循环水泵时，待启动备用泵正常后，再停运行泵； 3.6.循环水断水或水量减少使真空降低时的象征和处理： 3.6.1.若凝汽器前循环水泵出口侧或母管压力急剧降低，循环水泵电流至零，表示循环水供给中断，此时应立即启动备用泵； 3.6.2.若真空逐渐降低，同时在相同负荷下循环水入口和出口温度差增大，表示冷却水量不足，应立即启动备用泵。 3.7.当凝汽器水位升高影响真空时，可适当降低电负荷，同时检查以下情况： 3.7.1.检查凝结水泵运行是否正常，如电流、出口压力。若凝结水流量摆动说明泵进口处漏入空气，应立即启动备用凝结水泵停故障泵并查找原因； 3.7.2.如凝结水泵发出不正常噪声，同时出口压力降低、流量摆动，应切换备用凝结水泵运行并查找原因。 3.7.3.通知化水化验凝结水质，判断是否为铜管泄漏，若判断为铜管泄漏，应汇报值长及时处理。（详见第六章第三节有关内容） 3.8.由于真空系统泄漏引起真空下降的处理： 3.8.1.检查真空系统管道、法兰及阀门盘根是否漏入空气； 3.8.2检查真空系统阀门开关是否正常，水封阀是否断水； 3.8.3.检查热水井及低压加热器的水位计，若折断或破裂应立即关闭相关阀门或者更换； 3.9.当真空下降至-86KPa以下时，应启动备用射水泵及循环水泵，并按照真空每下降1.25KPa减去负荷1MW的规定减负荷；当真空降至-71KPa时，负荷减至零；当真空继续降至-60KPa且仍有下降趋势时应故障停机。 3.10.真空与负荷对应表： 真空KPa -86 -83.5 -81 -78.5 负荷MW 12 10 8 6 真空KPa -76 -73.5 -71 -60 负荷MW 4 2 0 停机 4.注意事项： 4.1.当凝汽器内真空下降，压力升高至0.101～0.104MPa时排汽缸安全阀动作； 4.2.排汽缸温度升至65℃时，应及时开启排汽缸减温水调节门降温。 第五节 汽轮机水冲击 1.象征： 1.1.主汽温度急剧下降50℃以上； 1.2.主蒸汽流量孔板、法兰、主汽门及调节汽门等处冒白汽或溅出水点； 1.3.清楚的听到主汽管道或抽汽管道内有水击声，管道发生振动；1.4.机组负荷下降，振动增大，机内发出金属噪音，冲击声加大；1.5.轴向位移增大，控制油压下降，推力瓦温度升高； 1.6.汽缸上下壁温差变大，下缸温度要降低很多； 1.7.机组监视段压力及排汽温度升高。 2.原因： 2.1.锅炉满水或负荷突然增加，产生蒸汽带水； 2.2.并炉时锅炉蒸汽参数不合格或疏水不良； 41 2.3.锅炉水质不合格产生汽水共腾、汽包内的汽水分离器工作失常及锅炉减温器工作失常造成蒸汽带水； 2.4.低压加热器管子泄漏或疏水不良造成满水，而抽汽逆止门不严密； 2.5.凝汽器严重满水,凝结水倒入汽缸； 2.6.机组启动时，汽机本体、汽封系统及各蒸汽管道疏水不畅。 3.处理： 3.1.当汽轮机发生水冲击时，上述现象不一定同时出现。水冲击时必须采取果断措施，否则将引起设备的严重损坏； 3.2.发生水冲击时应迅速破坏真空紧急故障停机，并全开主蒸汽、汽机本体及各抽汽管道上的全部疏水门； 3.3.关闭主汽电动隔离门、各抽汽管道截门； 3.4.若低压加热器发生满水，应立即开启直通疏水门，并停止低压加热器运行； 3.5.完成停机的其它操作步骤； 3.6.凡因水冲击而紧急停机时应: 3.6.1.正确记录惰走时间； 3.6.2.惰走时间内仔细倾听汽轮机内部声音； 3.6.3.严格监视轴向位移的变化及推力瓦温度； 3.6.4.测量机组各轴承的振动值； 3.6.5.在水冲击时，若推力瓦温度或推力轴承回油温度升高，轴向位移大或惰走时间短，必须检查推力轴承，并根据推力轴承的损坏程度决定是否揭缸检查，不经检查严禁对机组重新启动。 3.7.如果机组在惰走时间内未出现异常，汽轮机转动部分无磨擦，推力轴承及回油温度正常，机组经全面检查无异常，待蒸汽参数正常后， 经值长批准方可重新启动机组； 3.8.机组启动时在升速及带负荷过程中应加强疏水，特别注意倾听机组通流部分声音，及时测量轴承振动及监视主要仪表变化情况，如出现异常应立即停机。 第六节 厂用电中断 1.厂用电全部中断的现象： 1.1.交流照明灯全部熄灭，事故照明灯亮，机房内运转声音突变； 1.2.所有运行设备停转，电流到零，出口压力及流量迅速下降，备用设备无法投入运行。各电动门及电动执行器失去电源，维持原开度不变； 1.3.主汽温度、压力及凝汽器真空等参数下降，润滑油温、轴瓦温度等参数升高。 2.厂用电全部中断的原因： 2.1.电网系统故障引起并网线跳闸，并且引起汽轮发电机保护动作跳闸； 2.2.主变压器故障引起主变高低压侧开关跳闸，并且引起汽轮发电机保护动作跳闸； 2.3.电气人员误操作或保护误动作使并网线或主变跳闸，并且引起汽轮发电机保护动作跳闸。 3.厂用电全部中断的处理： 3.1.厂用电全部中断后，发电机出口开关动作联跳自动主汽门关闭，这时应手打危急保安器，迅速旋回自动主汽门手轮，退出同步器，退出调压器，通知热工退出所有汽机保护； 3.2.就地启动直流油泵。若无法启动应及时联系电气处理，同时合 42 闸冲转至2650 r/min，并密切监视润滑油压、真空及轴向位移油压变化情况。直流油泵正常后，可打闸停机； 3.3.关闭各段抽汽截门及前汽封漏汽截门； 3.4.严密监视DCS盘及就地仪表盘上各参数的变化情况，特别是油温、瓦温等参数，为防止润滑油温升高损坏轴承，及时投入冷油器工业水； 3.5.在DCS盘上将各油泵、循环水泵、射水泵、凝结水泵等设备的联锁解除，并将其电动设备（直流油泵除外）开关置于“关”的位置； 3.6.关闭各泵出口门（电动门应手动关闭）； 3.7.关闭汽封加热器的工作蒸汽进汽门，注意调整均压箱压力； 3.8.真空到零，停止均压箱供汽； 3.9.转子静止后，按规定进行手动盘车。 3.10.厂用电恢复后，对机组进行全面检查，按领导命令，根据机组状况进行启动或停机的善后工作。厂用电恢复后应做的工作如下： 3.10.1.待凝汽外壳冷却至50℃以下，才允许通入循环水。凝汽器投入循环水后，方可开启本体疏水； 3.10.2.待汽封加热器外壳降至50℃以下时，才允许通入凝结水； 3.10.3.启动交流润滑油泵，进行电动盘车； 3.10.4.检查各设备及系统有无异常。 4.厂用电部分中断时的事故处理： 4.1.若备用设备全部自动投入，将各有关设备的联动开关、操作开关放在“断开”位置，调整运行参数至正常； 4.2.若备用设备未自动投入，应手动启动，若无备用设备可强合一次跳闸设备。若备用设备手动启动仍无效，按规定降负荷运行，直至负荷降至零停机； 4.3.通知电气尽快恢复厂用电，若不能尽快恢复，应注意机组情况，各参数达到停机极限时，按规定打闸停机； 4.4.在打闸停机前，直流油泵应试验正常。 第七节 轴向位移增大 1.象征： 1.1.轴向位移指示值升高，控制油压降低； 1.2.推力轴承瓦块温度异常升高，推力轴承回油温度上升； 1.3.机组声音异常，并伴随振动增大。 2.原因： 2.1.机组增负荷较快，主汽流量增加较快； 2.2.进汽参数较低而机组负荷较高，造成通流部分过负荷； 2.3.主蒸汽品质不合格，造成汽轮机动静部分叶片结垢严重； 2.4.汽轮机发生水冲击； 2.5.凝汽器真空下降； 2.6.系统周波下降，负荷突然增加； 2.7.隔板汽封磨损过大； 2.8.汽轮机叶片断落； 2.9.表计失灵。 3.处理： 3.1.当轴向位移增大时，应检查机组负荷、主蒸汽参数、真空值、推力瓦块温度、推力轴承回油温度、控制油压、机组声音及振动等有无异常现象； 3.2.当轴向位移达到0.6mm（或-0.2㎜）时（控制油压降至0.3MPa）DCS发出报警信号后，应加强对机组各项参数得监视，并适当降低负荷； 43 3.3.当轴向位移达到0.8mm（或-0.3㎜）时ETS发出报警信号，应做下列工作: 3.3.1.迅速减少机组负荷，使轴向位移低于0.8mm（或-0.3㎜）以下； 3.3.2.检查推力瓦块温度及推力轴承回油温度不超限； 3.3.3.倾听汽轮机内部及轴封处有无异音； 3.3.4.测量各轴承振动； 3.3.5.如轴向位移增大，推力瓦块温度超过100℃（有6个瓦块）而保护未动作时，应按紧急故障停机处理； 3.4.当轴向位移达到1.0mm（或-0.4㎜）时（控制油压降至0.245MPa），而保护不动作，应按紧急故障停机处理； 3.5.当轴向位移增大，汽轮机内部出现金属响声和强烈振动，应按紧急故障停机处理； 3.6.主蒸汽参数不合格时，应减负荷运行，并及时联系锅炉调整蒸汽参数至正常值； 3.7.如果发现水冲击，造成轴向位移增大，应按紧急故障停机处理；3.8.若轴向位移指示器失常，造成仪表指示增大时，立即通知热工检查处理； 3.9.由于系统周波下降引起机组负荷增加，监视段压力超标，应及时联系电气恢复周波至正常值； 3.10.根据监视段压力的指示，确认汽轮机结垢严重并导致轴向位移增大，应报告值长降负荷运行，保持监视段压力不超标。 第八节 油系统异常 1.主油泵工作失常。 1.1.象征： 1.1.1.泵内出现异音； 1.1.2.主油泵出口油压摆动并降低，润滑油压降低。 1.2.原因： 1.2.1.低压注油器工作失常，使主油泵入口油压降低，进油量减少甚至中断； 1.2.2.机组振动较大引起主油泵动静部分磨擦。 1.3.处理： 1.3.1.运行中主油泵声音异常，但油系统的油压正常时，应仔细倾听主油泵声音，注意出口油压及润滑油压的变化，将不正常情况及时报告班长及值长； 1.3.2.若引起润滑油压降低无法维持机组运行时，应启动高压油泵故障停机。 2.润滑油压和主油箱油位同时下降。 2.1.原因： 2.1.1.压力油管道破裂； 2.2.2.冷油器铜管破裂大量漏油。 2.2.处理： 2.2.1.迅速对油系统的管道及其附件进行检查； 2.2.2.如漏油处接近高温管道，应设法采取措施防止起火； 2.2.3.迅速向油箱内补充新油，无效时应紧急故障停机； 2.2.4.如冷油器漏油应切换至备用冷油器运行，并将此冷油器隔离。 3.润滑油压下降，主油箱油位不变。 3.1.原因： 44 3.1.1.油系统过压阀动作； 3.1.2.注油器工作失常或滤网堵塞； 3.1.3.辅助油泵逆止门不严； 3.1.4.滤油器滤网堵塞； 3.1.5.主油泵故障。 3.2.处理： 3.2.1.启动辅助油泵，维持正常油压； 3.2.2.检查辅助油泵逆止门是否严密，过压阀是否动作； 3.2.3.检查滤油器滤网是否清洁，若较脏应切换并清洗滤网； 3.2.4.倾听主油泵声音，若主油泵异常应故障停机处理。 4.主油箱油位下降，润滑油压不变。 4.1.原因： 4.1.1.回油管破裂； 4.1.2.油位计失灵； 4.1.3.油箱放水门及排污门不严或误开； 4.1.4.事故放油门不严或误开； 4.1.5.冷油器轻微泄漏。 4.2.处理： 4.2.1.检查油箱油位计是否灵活，与玻璃管油位计核对指示是否正确； 4.2.2.检查回油管道法兰、事故放油门、油箱放水门及排污门是否漏油； 4.2.3.如漏油处接近高温管道，应设法采取措施防止起火； 4.2.4.设法消除漏油，向油箱中补充新油，当油位继续下降至极限时，应紧急故障停机； 4.2.5.若冷水塔表面有油花，可判断为冷油器泄漏，应切换至备用冷油器运行，并将此冷油器隔离。 5.主油箱油位升高，润滑油压不变。 5.1.原因： 5.1.1.冷油器水侧压力高于油侧压力，而铜管泄漏，造成油中进水； 5.1.2.汽封漏汽量较大，油中含水较多； 5.1.3.排烟风机故障，油箱负压破坏； 5.1.4.润滑油温异常升高。 5.2.处理： 5.2.1.联系化验室化验油质，判断油中是否含水； 5.2.2.开启油箱放水门，放出存水； 5.2.3.检查冷油器是否漏水，水压是否大于油压； 5.2.4.机组负荷变化时应及时调整汽封； 5.2.5.若排烟风机故障，及时联系电气及检修处理。 6.辅助油泵工作失常的处理。 6.1.机组启动时高压油泵故障的处理： 6.1.1.汽轮机转速在2000r/min以上时，应立即启动交流润滑油泵，若交流润滑油泵亦故障，再启动直流润滑油泵，并迅速增加汽轮机转速，使主油泵正常工作为止，迅速抢修故障油泵； 6.1.2.汽轮机转速在2000r/min以下时，应立即启动交流润滑油泵，若交流润滑油泵亦故障，启动直流润滑油泵，停机处理。 6.2.机组停机时油泵故障处理： 6.2.1.停机前发现高压油泵、交直流润滑油泵均不能正常投入，而主机又无严重异常时，应维持汽轮机运行，直到油泵恢复使用后再进行停机； 45 6.2.2.停机过程中，若高压油泵故障，应立即启动交流润滑油泵，若交流润滑油泵亦故障，启动直流润滑油泵继续进行停机； 6.2.3.如三台油泵全部故障，则恢复汽轮机3000r/min运行，迅速抢修较容易修复的故障油泵，直到一个或两个油泵修复并试验正常后，方可停机。 7.润滑油温异常的处理： 7.1.冷油器出油温度应保持在38～42℃,根据不同的冷却水温情况调节冷油器进水门的开度； 7.2.如冷油器出油温度超过45℃，且循环水补水门全开时，应报告班长补充工业水； 7.3.如运行中冷油器温度突然升高2～3℃，应汇报班长，检查分析下列原因： 7.3.1.冷油器进出水门是否误关； 7.3.2.冷油器进水滤水器滤网是否阻塞，如滤网较脏，应进行清洗或开启旁路门； 7.3.3.如循环水压力降低应汇报班长增开循环水泵或补充工业水； 7.3.4.检查冷油器水侧是否有空气，必要时可适当关小冷油器出水门放尽空气后再开启； 7.3.5.检查冷油器温升及端差是否正常，如果温升及端差过大，应切换备用冷油器运行，隔绝此冷油器进行铜管清洗。 第九节 机组甩负荷 1.发电机甩负荷到零，调速系统工作正常,危急保安器未动作。 1.1.象征： 1.1.1.电负荷到零，发电机解列，机组声音突变； 1.1.2.主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭，主汽压力升高； 1.1.3.转速上升后又下降，危急保安器未动作。 1.2.原因： 1.2.1.电气部分或热工部分故障，发电机出口开关跳闸使机组甩去负荷； 1.2.2.调节系统动态特性合格，控制机组转速在危急保安器动作转速以下； 1.2.3.由于热工保护投入，发电机解列后，出口开关联动电磁阀动作，造成主汽门及调节汽门关闭，转速下降。 1.3.处理： 1.3.1.检查自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭严密，检查危急保安器未动作； 1.3.2.打闸，旋回主汽门及启动阀，退出同步器； 1.3.3.关闭一抽截门，退出调压器； 1.3.4.注意润滑油压，必要时启动高压油泵。 1.3.5.及时调整汽封及热水井水位，同时投入双减器保证对外供汽。 1.3.6.通知热工退出机电联锁保护及轴向位移油压保护，并重新合闸冲转； 1.3.7.机组定速后，全面检查各部无异常，向电气发出“注意”、“可并列”信号准备并列接带负荷。 2.发电机甩负荷到零，调速系统工作不正常，危急保安器动作。 2.1.象征： 2.1.1.电负荷到零，发电机解列，机组声音突变； 2.1.2.主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭，主汽压力升高； 46 2.1.3.转速上升后又下降，危急保安器动作。 2.2.原因： 2.2.1. 电气部分或热工部分故障，发电机出口开关跳闸使机组甩去负荷； 2.2.2.由于热工保护投入，发电机解列后，出口开关联动电磁阀动作，造成主汽门及调节汽门关闭，但因汽轮机调节特性不好，转速飞升过多，致使危急保安器动作。 2.3.处理： 2.3.1.检查自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭严密，检查危急保安器动作； 2.3.2.旋回主汽门及启动阀，退出同步器； 2.3.3.关闭一抽截门，退出调压器； 2.3.4.注意润滑油压，必要时启动高压油泵； 2.3.5.及时调整汽封及热水井水位，同时投入双减器保证对外供汽； 2.3.6. 查找原因并消除后，机组方可重新启动并列。 3.发电机甩负荷到零，调速系统工作不正常，危急保安器未动作或已动作，转速超过3300～3360r/min，并继续上升。 3.1.象征： 3.1.1.电负荷到零，发电机解列，机组声音突变； 3.1.2.危急保安器未动作或已动作，汽轮机转速超过3300～3360r/min； 3.1.3.主油泵出口油压升高。 3.2.原因： 3.2.1. 电气部分或热工部分故障，发电机出口开关跳闸使机组甩 去负荷； 3.2.2.汽轮机调节特性不好，但由于热工保护投入，发电机解列后，出口开关联动电磁阀动作，造成主汽门及调节汽门关闭，这样不管危急保安器未动作或已动作，主汽门及调节汽门仍然关闭，但阀门关闭不严； 3.2.3.抽汽逆止阀关闭不严，向汽缸倒汽。 3.3.处理： 3.3.1.立即关紧自动主汽门，关闭电动隔离门，关闭一抽及二抽截门，开启主汽管道、抽汽管道及汽机本体所有疏水门泄压； 3.3.2.退出同步器及调压器； 3.3.3.迅速破坏真空紧急故障停机； 3.3.4.查找原因并消除，待重新做超速试验合格后，机组才能重新启动并列。 4.电负荷至零，发电机未解列（分两种情况处理）。 4.1.保安装置动作。 4.1.1.象征： 4.1.1.1.电负荷到零，进汽流量为零； 4.1.1.2.主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭，汽压升高； 4.1.1.3.转速上升后又下降，并维持3000r/min。 4.1.2.原因： 4.1.2.1.由于汽轮机部分故障，保护装置或调节系统误动作，引起汽轮机进汽中断，电负荷甩至零； 4.1.2.2.由于热工保护投入，自动主汽门关闭应联跳发电机出口开关，但由于自动主汽门卡涩，无法关至行程开关位置，造成保护未动作，发电机未解列。 4.1.3.处理： 47 4.1.3.1.迅速分析判断，确定设备发生故障，汽机保护装置动作，但主汽门未完全关闭； 4.1.3.2.立即旋紧主汽门手轮，使主汽门完全关闭，注意观察汽机转速若转速下降说明发电机解列； 4.1.3.3.若转速仍保持3000r/min，立即向电气发“注意”、“机器危险”信号，解列发电机； 4.1.3.4.退同步器，退调压器，关闭一抽截门； 4.1.3.5.及时调整汽封及热水井水位，同时投入双减器保证对外供汽； 4.1.3.6.查找原因并消除后，机组方可重新启动并列。 4.2.保安装置未动作： 4.2.1.象征： 4.2.1.1.电负荷到零，进汽流量为零。 4.2.1.2.转速上升后又下降，并保持额定转速。 4.2.2.原因：汽机进汽阀门故障及闸板脱落等原因造成汽轮机进汽中断。 4.2.3.处理： 4.1.2.1.迅速分析判断，确定发生故障，汽机保护装置未动作，但进汽中断； 4.1.2.2.向电气发“注意”、“机器危险”信号，解列发电机，手打危急保安器，确认主汽门、调节汽门及抽汽逆止门关闭严密； 4.1.2.3.退同步器，退调压器，关闭一抽截门； 4.1.2.4.及时调整汽封及热水井水位，同时投入双减器保证对外供汽； 4.2.2.5. 查找原因并消除后，机组方可重新启动并列。 5.负荷骤增或骤减。 5.1.电负荷突然升高时的处理： 5.1.1.迅速核对功率表的指示和油动机行程及复速级压力等参数； 5.1.2.当电负荷或主汽流量超过最大值时，应联系电气降负荷； 5.1.3.若电气有功增负荷按钮故障，造成负荷骤增，应及时联系电气处理，或将同步器打至“手动”位置，手动降低负荷； 5.1.4.机组负荷突然增高时，应加强对机组振动、轴向位移及真空的监视，并及时调整汽封及热水井水位。 5.2.电负荷突然降低时的处理： 5.2.1.若电负荷突然降低，并有继续下降的趋势，则可能电气有功减负荷按钮故障，应及时联系电气处理，及时将同步器打至“手动位置”手动增加负荷； 5.2.2.若已造成同步器心杆脱出，应打闸停机处理。 5.3.热负荷突然增大时的处理： 5.3.1.迅速分析判断造成热负荷增大的原因，采取措施调整。核对抽汽量，若抽汽量超出最大允许流量值，可投入双减器，保证热用户有足够用汽量； 5.3.2.查找热负荷增大原因，及时联系热网值班人员检查热网管线情况。 5.4.热负荷突然降低时的处理： 5.4.1.及时联系外网值班员，迅速分析判断造成热负荷降低的原因，及时核对抽汽量； 5.4.2.若热负荷降低造成一抽压力超过规定值，应及时将调压器顶部手轮退出，直至一抽压力达到正常； 5.4.3.若调压器顶部手轮已完全退出，应适当降低电负荷直至一抽 48 压力达到正常。 第十节 机组不正常振动和异音 1.象征： 1.1.DCS显示或就地测量机组振动大； 1.2.汽轮机发出不正常异音。 2.原因： 2.1.负荷及进汽温度骤变，使机组膨胀不均匀，滑销系统卡涩； 2.2.进入轴瓦油量不足、油压下降、油温过高或过低引起油膜破坏； 2.3.润滑油质不良使轴瓦乌金磨损，或油中进水使油质乳化； 2.4.汽缸上下壁温差超标或大轴弯曲； 2.5.叶片断落或隔板变形； 2.6.轴瓦间隙不合格或紧力不够； 2.7.机组动静部分磨擦或轴封磨擦； 2.8.机组转子中心不正、转子部件松动或转子不平衡； 2.9.推力瓦块损坏，轴向位移增大； 2.10.机组地脚螺栓松动； 2.11.进汽温度过低、湿蒸汽进入汽轮机或机组发生水冲击。 3.处理： 3.1.在额定工况下，汽轮机组允许最大振动0.03mm，当超过0.05mm时应降低负荷运行； 3.2.在负荷变动的情况下，机组发出不甚强烈的振动，应降低机组负荷，直至振动消除为止，同时分析产生振动的原因； 3.3.机组启动过程中若发生振动，应降低转速直至振动消除为止， 然后逐渐提升转速,如振动依然发生则应再次降低转速，重复同样操作 不应超过三次,否则应停机检查； 3.4.机组突然发生强烈振动或能清楚听出内部有金属磨擦声，应按紧急故障停机处理； 3.5.由于调整冷油器、空冷器不当，造成风温、油温过高或过低引起微振，应立即将其调节稳定； 3.6.由于主蒸汽参数不符合规定而引起振动，则应及时联系锅炉恢复正常。 第十一节 汽水管道故障 1.汽水管道故障处理过程中的隔绝原则： 1.1.尽可能不使人员和设备遭受损害，尤其是高温高压管道故障对人身安全应特别注意。在查明泄漏部位时，应特别小心谨慎，运行人员最好不要敲开保温，检查人员应根据声音大小和温度高低与泄漏点保持足够的距离并做好防止他人误入危险区的安全措施。设备安全则主要是防止电气设备及控制回路系统受潮； 1.2.尽可能不停用运行设备； 1.3.先关来汽、来水阀门，后关出汽、出水阀门； 1.4.先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔绝点，再扩大隔绝范围，关闭离故障点远的阀门，待可以接近隔绝点时迅速缩小隔绝范围。 2.汽水管道故障的处理方法详见下表： 项故障情况 处理方法 目 49 应破坏真空紧急故障停机，同时还应该： 主蒸汽管道或1.尽快隔绝故障点，开启疏水门泄压； 法兰阀门破 2.开启主厂房窗户放出蒸汽，切勿乱跑，裂，机组无法防止被气流吹伤； 运行时 3.采取必要的防火及防止电气设备受潮的临时措施。 蒸当机组在运行时，开启有关疏水门，并查蒸汽管道水冲汽明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按紧急击 管故障停机处理。 道 停用水冲击的抽汽管道及设备，开启疏水抽气管道水冲门并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应击 按紧急故障停机处理。 1.检查蒸汽管道内的疏水和支吊架情况。 蒸汽管道振动 2.如振动已威胁到蒸汽管与相连的设备安大 全时，试减部分负荷观察振动情况，如振动继续增大并引起汽轮机振动时应故障停机。 迅速隔绝故障点，如故障点无法隔绝影响机给水管道破裂 组正常运行时，应故障停机。 水 1.设法减少或制止凝结水的泄漏或隔绝故管凝结水管道破障点，维持机组运行； 道 裂 2.如故障点无法隔绝且影响机组正常运行时，应申请停机。 1.设法减少或制止循环水的泄漏，并注意凝汽器循循泄漏是否影响到凝汽器循环水进口压力、真空、环水进口环油温、风温的变化； 电动门后水2.严重时，将破裂侧凝汽器隔绝，保持凝管道破裂 管汽器半侧运行，及时处理。 道凝汽器循 1.设法减少或制止循环水的泄漏； 破环水出口2.严重时，将破裂侧凝汽器隔绝，保持凝汽裂 电动门前器半侧运行，及时处理。 管道破裂 第十二节 汽轮机断叶片 1.象征： 1.1.汽轮机内部发出明显的金属撞击声； 1.2.汽轮机内及轴承部分发出金属磨擦声； 1.3.机组振动增大，声音沉闷； 1.4.监视段压力升高，负荷下降； 1.5.在蒸汽参数及真空不变的情况下，调节汽门开度比在同负荷时增大； 1.6.断落的叶片落入凝汽器内打破铜管，造成凝汽器水位升高，凝结水硬度增大。 2.原因： 2.1.汽缸内部固定零部件脱落，造成叶片损坏； 2.2.因轴承或推力瓦损坏、大轴弯曲等原因导致机组强烈振动，造成通流部分动静磨擦使叶片损坏； 2.3.叶片的腐蚀及锈蚀，将会改变叶片的振动频率，降低叶片的工 50