50MW汽轮机规程(1)
动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
4#汽轮机运行规程
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目 录
第一章 汽轮机的技术
规范
编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载
……………………………………………6
第二章 汽轮机辅机技术规范…………………………………………10
第三章 汽轮机结构及系统的一般说明………………………………14
第四章 设备的定期轮换和试验……………………………………..28
第五章 汽轮机的启动、停机和正常维护…………………………..36
第六章 事故处理……………………………………………………..51
第七章 辅助设备的运行与维护…………………………………..…63
第八章 汽机联锁保安说明…………………………………..………74
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1 总则
1.1 汽机值班人员必须对工作高度负责，确保机组安全经济运行。 1.2 汽机值班人员在行政、业务上受车间主任领导运行技术员负责技术管理和技术培训。学习人员在值班前必须先在有关岗位上进行培训学习，经车间技术人员考试合格，经车间主任批准，方可独立值班。
1.3 值班人员应熟悉设备的原理、结构、性能、运行参数及各项指标，尤其熟悉设备的运行方式、运行状况，存在的缺陷，防止事故发生所必须采取的措施。 1.4 值班人员应按规程规定对所属设备进行定期维护、保养、加油、清扫和预防性试验，设备的切换。
1.5 值班人员要按时抄表，认真分析，计算各种运行记录，积累资料，从中发现问题及时处理。
1.6 值班人员要及时了解设备的维修、改进情况，参与检修设备的试运、验收。 1.7 事故发生后应按“三不放过”的原则，对违章操作造成的事故，按有关规定执行。
1.8 值班期间的一切操作，车间发出的调度、操作命令、指示，班长在执行前应先汇报值长，并得到同意，方可执行。
岗位职责
1、班长的岗位职责
1.1.1班长是本班生产及行政负责人，值班期间对全部设备的安全经济运行负责。
1.1.2组织好每天的班前班后会，布置当班工作及注意事项，做好事故预想，班后总结当班工作经验，开展表扬与批评，宏扬主人翁精神。
1.1.3领导设备开停和系统切换操作，根据规定对重要操作负责审查操作票，并监护。
1.1.4发生故障或异常时，领导全班人员及时正确处理并汇报值长与专业领导。
1.1.5每月不少于五次对所属岗位进行巡检检查，强化巡检质量。
1.1.6负责审核热力工作票，对工作票所列安全措施的完善性和安全措施的正确执行负有责任。
1.1.7掌握设备的运行情况及设备的缺陷，重大缺陷及时汇报值长及专业领导。联系检修，确保设备安全。
1.1.8检查本班各岗位运行日志，记录报表，保持现场记录齐全、完整、整洁。
1.1.9督促检查本班人员遵守法纪，负责本班经济责任制的落实和各项指标考核。
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1.1.10负责领导安全学习日活动，保证活动质量，加强安全经济分析，做好本班技术培训，按时完成月培训
计划
项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载
，提高运行人员业务素质。
1.1.11名项技术
活动记录
关爱留守儿童活动记录表初三物理集体备课活动记录初中乒乓球社团活动记录电脑绘画兴趣小组活动记录电脑社团活动记录
分析齐全、完整、内容充实，有务实感。
1.1.12按厂部及专业要求，布置好季节性安全大检查，做到发动全面布置周到，检查彻底，总结有效。
1.1.13领导搞好本班设备和环境卫生，搞好文明生产。
1.2司机的岗位职责
1.2.1司机是本机安全经济运行和文明生产的主要负责人，行政上受值班长的领导，操作受班长、值长的指挥，在技术业务上和运行操作上领导付司机助手。
1.2.2严格贯彻执行各项规章
制度
关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载
及值班劳动纪律，严格执行规范化值班标准。
1.2.3在运行方式上，当专业指示与值长发生矛盾时，执行值长的命令。
1.2.4上级指示与规程有矛盾时，可提出申述，当领导坚持时，则按领导指示执行，但要求发令者在命令记录薄上鉴字。
1.2.5坚守岗位，经常进行巡回检查和运行分析，根据表计的变化和机组的运行情况，及时正确地发现设备异常并果断正确处理。
1.2.6在班长的指挥下，进行本班的正常启停、试验调整和设备的切换。
1.2.7努力完成本机的各项技术指标，使其达到月度任务书规定标准，认真做好班长分配的各项任务。
1.2.8值班期间保证设备运行正常时参数，各报表记录准确，保管完善。
1.2.9当机组发生故障和异常运行时，领导本机人员正确处理并报告班长，不发生误操作和设备异常以上的事故。
1.2.10认真填写司机值班记录及本班末次的运行日志，交班前检查运行日志，报表是否正确，特别是异常情况是否漏记。
1.2.11交班前将本班生产情况及工作情况全面向接班交待清楚，以身作则，认真做好交接班及巡检工作。
1.2.12全面掌握本机各热力系统，冷却系统、油系统、运行规程、电力工业技术管理法规、安规的有关部分及电气设备的布置情况。
1.3付司机、助手的岗位职责
1.3.1付司机、助手行政上受值班长的领导，生产上服从班长与司机的指挥，协同司机，保证机组的安全经济运行和文明生产，司机不在场时付司机代替司机工作。
1.3.2严格执行各项规章制度、严格执行规范化值班制度。
1.3.3配合司机做好机组的启动、停止工作，根据司机的指示完成辅助设备
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的启停、倒换及调整工作。
1.3.4认真做好事故预想，设备发生异常时，协助司机根据规程正确判断原因，果断正确处理。
1.3.5坚守岗位，按要求对管辖设备进行巡检，使设备经常处在良好的状态。
1.3.6各项记录及时、准确、完善、做到不漏项、不出错。
1.3.7保持控制室地面及包洁设备清洁，不合格不交班。
1.3.8值班集中精力，不违犯劳动纪律，接到上级命令要通知司机，特殊情况可先执行后汇报。
1.3.9掌握本岗位经济运行指标，掌握运行规程，电业技术法规。安规中的有关部分。
1.3.10完成本岗位设备的维护工作，能进行本岗位设备的防冻，防火及防洪工作。
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第一章 汽轮机的技术规范
1.1 概述
C50-4.9/0.981 型汽轮机为次高温、次高压、单缸、单抽凝汽式汽轮机。具有结构简单、布置紧凑、热力性能先进、运行灵活可靠、便于检修维护等优点。
根据用户需要，机组可以按抽汽(工业抽汽投入)和纯凝汽二种方式运行。
抽汽量由旋转隔板进行调节。机组按工业抽汽运行方式时，在DEH的控制下，可以实现“以热定电”、“以电定热”或“热电解耦调节”三种工作方式，在给定的范围内灵活可靠地自动运行。
机组配有现代化的ETS保护和TSI监测系统，便于操作人员对运行参数进行实时监测，一旦出现非正常情况，ETS系统对机组自动实施保护。
2. 主要技术参数与性能:
2.1 主要技术参数
机组型号 C50-4.9/0.981
形式 单缸，冲动，抽汽凝汽式
最大连续运行功率 60 MW
额定工况参数(参见热平衡图1):
功率 50 MW
主汽流量 220.43 t/h
主汽压力 4.9 MPa
主汽温度 470 ºC
抽汽量 40 t/h
抽汽压力 0.981 MPa
抽汽温度 283.6 ºC
计算汽耗 4.41 kg/kWh
计算热耗 9712 kJ/kWh
背压 4.9 kPa
最终给水温度 144.5 ºC
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冷却水温 20 ºC 回热级数 一级高加、一级除氧、一级低加 通流部分级数: 共16级
末级动叶有效长度 668 mm 额定转速 3000 r/min 汽轮机转子一阶临界转速: 1510 r/min 机组运转层高度: 8.0 m 排汽缸与凝汽器的连接方式: 刚性
2.2 典型工况热力参数汇总
表2.2 典型工况热力参数汇总
60MW纯TRL THA 序 额定抽汽 最大抽汽 高加停用 项 目 单位 凝 号 工况 工况 工况 工况 工况 工况
热平衡图编号 1 2 3 4 5 6 1 t/h 220.13 234.06 203.35 191.95 232.58 185.66 进汽量
2 MPa 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 进汽压力
3 ºC 470 470 470 470 470 470 进汽温度
4 t/h 40 60 0 0 0 0 抽汽量
5 MPa 0.981 0.981 0 0 0 0 抽汽压力
6 ºC 283.6 283 0 0 0 0 抽汽温度
7 t/h 139.68 131.54 169 155.87 186.24 160.85 排汽量
8 kPa 4.9 4.9 11.8 4.9 4.9 4.9 排汽背压
9 ºC 144.4 142.7 149.6 147.7 154.8 105.2 最终给水温度
10 MW 49.98 50 50 49.99 59.98 49.99 发电机端功率
11 kg/kWh 4.404 4.681 4.067 3.84 3.877 3.714 计算汽耗
12 kJ/kWh 9305 9712 11031 10520 10504 10851
计算热耗
13 kcal/kWh 2320.1 2222.9 2635.2 2513.1 2509.3 2592.2
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2.3 机组运行限值
机组的运行限值列于表-2.3
表-2.3 机组运行限值
项 目 运行值 报警值 跳闸值 备 注
最12个月平均 ?4.9
大汽轮机进口主蒸瞬时波动 ,5.15 允蒸汽 汽
许(MPa) 压瞬时波动 ,5.4 ?5.4 不超过12h/12个月 值 力
正常运行时主蒸汽压力(MPa) ,4.41 ,4.41 初压调节器投运
12个月平均 ?470
除非正常情况475 ,475 蒸 外 最大汽轮机进口 当非正常情况允许的主蒸汽 ,480 不超过400h/12个月 汽 时 值 (?) 不超过80h/12个月(波温 瞬时波动 ,485 动延续时间不超过
15min) 度 主蒸汽降温速度(?/15 min) 15,20 56
最小允许值(?) 主蒸汽 ?480 ,455 在额定负荷
汽轮机启动 <13.5 低
背压 压 1/2额定转速 <12.0 >16.7 >33.6 [kPa] 缸
正常运行 4.9 排
汽 排汽温度(?) <65 >80 107 汽轮机无蒸汽允许运行时间(min) 1
连续运行 <25
正常运行 双幅值 短时运行 32,50 轴承(,m) >50 (峰-峰值) 振动 立即停机 >120
过临界转速 立即停机 >120
<800r/min <75 125,m立即打闸 启动及正常运轴 175,m延时2min打闸 行 800,2000r/min <75 125 225,m立即打闸 (峰-峰值) 振 175,m延时15min打闸 (,m) 2000,3000r/min <75 225,m立即打闸
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项 目 运行值 报警值 跳闸值 备 注
过临界转速 <125 250 自动跳闸
<正常×汽轮机大轴偏心(峰-峰值)(,m) 仅在盘车时 1.1
启动-停机 ,-1 胀差(mm) -1,+3 ,+3 正常运行时
汽轮机轴向位移 ,0.9 ,1.0 不包括推力轴承间隙
0.76,0.89 金属磨损(mm) 1.0
测点位于乌金表面 金属温度(?) 60,85 90 110 以下3mm处 推力轴承 轴
进油温度(?) 38,45
回油温度(?) <70 65 75
测点位于乌金表面 金属温度(?) 60,85 90 100 承 以下4mm处
支持轴承 进油温度(?) 38,45
回油温度(?) <70 >75
10,12 正常工作 顶轴油压 7,8 可投盘车
润 0.08,0.15 0.07 0.05 润滑油表压
滑 (MPa,g) 0.07 自启动交流润滑泵 轴承润滑油压 油 0.05 自启动直流润滑泵 系
0.03 跳盘车 统
盘车 30,35 润滑油进油温
度(?) 正常运行 38,45 65 75
充油试验动作转速 2880
OPC动作转速 <3090 3090 超速动作转速
r/min 电气动作转速 3300
机械动作转速 3270,3300 允许偏差0,+30 汽
52 每次允许10s，累计允许1min 轮
机51.5 每次允许30s，累计允许12min 转51.0 每次允许60s，累计允许90min 速 运行时频率波48.5,50.5 允许连续运行 动(Hz)
48 每次允许60s，累计允许90min
47.5 每次允许30s，累计允许12min
47 每次允许10s，累计允许1min 轴轴封母管蒸汽表压(MPa,g) 除氧器供汽阀 辅助供汽阀 溢流阀
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项 目 运行值 报警值 跳闸值 备 注
封0.027 开启和控制 关 开 蒸
汽
0.017 关 开启和控制 关 系
统
第二章 汽轮机辅机技术规范
1. 汽封加热器
1.47 Mpa AZY10-850-A 风机型号: 管程设计压力:
0.4Mpa(a) 换热面积: 50m? 壳程设计压力:
7.787 Kpa 风机风量: 1050m?/h 风机风压:
3246kg 容器净重:
2.冷凝器
型号: N-4036 分列两道冷却水温度(设计20?
制表面式 值):
4.9 kpa 冷却面积: 4036 m? 喉部绝对压力(设
计值):
95t 0.6Mpa 无水时净重: 水室内允许最高
工作压力:
120t Mpa 运行时重量(含水水阻: 量):
冷却水量(设计11100m?/h
值):
3. 冷油器
YL-120 260t/h 型号: 冷却水量:
1Mpa 冷却面积: 120 m? 工作压力:
1800L/min 冷却油量:
4. 低压加热器
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JD JD-190 型号 型号
1 4780kg 数量(台) 容器净重
1.63 管程最高工作压力
(Mpa)
0.1 壳程最高工作压力
(Mpa)
1.3 管程设计压力(Mpa)
72 管程设计温度(?)
0.1 壳程设计压力(Mpa)
79 壳程设计温度(?)
190 加热面积(m?)
5. 油箱
kg 净重:
油箱容积: 15m?，最大容积17.5 m?
外形尺寸(mm)
6. 给水泵电机参数
项 目 单 位 参 数 值
YKS500-2 型号
kw 800 功率
kv 10 电压
Hz 50 频率
r/min 2985 转速
A 55.4 电流
旋转方式 顺时针(从电动机向水泵看)
冷却方式 工业水冷却
防护等级 IP54
冷却水 工业水 7. 给水泵性能参数
项目 单位 额定工况(保证点)
型号
102 进水温度 ?
t/h 240 出水流量
m 750 扬程
% 效率 ?72%
m 6.5 必需汽蚀余量
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r/min 2985 转速
KW 663.6 轴功率
mm 轴振 ? 0.05
kg 4495 重量
旋转方向 顺时针(从电动机向水泵看)
轴承型式 滑动+推力轴承
驱动方式 电机驱动
冷却水 工业水冷却
密封水 除盐水
配套稀油站参数
项 目 单位 参 数 值
Xyz-63 型号
型式 整体式
1 油箱容积 m?
L/min 63 供油量
Mpa 0.4 油压
供油温度 ? ,40
电动功率及电压 2x2.2kw(油泵2台)，380v
12kw,220v 电动加热器功率及电压
冷却水 普通工业水(0.20,0.45Mpa)
8. 循环水泵电机性能参数:
配套电动机型号 YKK560-6
循环水泵电机台数 6台
KV 10 额定电压
Hz 50 额定频率
KW 900 额定功率
IP 54 防护等级
F 绝缘等级 级
IC01 冷却方式
安装型式 卧式
转子型式 笼型
旋转方向(轴伸端看) 逆时针 9. 循环水泵参数:
800S22单级双吸卧式离心水泵2台性能参数(按设计点计):
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730r/min 5800 转速: 出水流量
3m/h:
1200mm 进口直径: 扬程m : 42 进水温度?: ?80 转速990r/min
r/min : 进水水质: SS<20mg/L ，PH:效率% :
7~9
10. 高压加热器:
高压加热器的规格.型号
1#高加
型号 JG-245
数量(套) 1
2换热面积m 245
进水温度? 102
出水温度? 150
给水压力Mpa 15Mpa
管程设计压力Mpa 17
管程设计温度? 180
壳程设计压力Mpa 0.74
壳程设计温度? 260
壳体壁厚mm 16
设备重量t 1.0586
容器类别 Ш级
11. 凝结水泵
型号: 6N6 电机型号: Y200L2-2
3流量: 75m/h 功率: 37kw 扬程: 68m 电压: 380v 转速: 2950r/min
12. 真空泵
型号: 2BW4253-OBL4
3流量: 16.3-40.8m/h
转速: 740r/min 电机型号: YXN-315M-8
功率: 75kw 轴功率: 75kw 额定电流: 151.3A
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扬程: 39m 额定电压: 380v 13. 胶球清洗泵
3型号:126SS-27 流量: 130 m/h 扬程: 27 m
15. 高压交流油泵
3型号:150AY150X2 流量:138m/h 扬程: 223 转速:2950 r/min
m
轴功率:140 kw 电机型号:YBX2-315L2-2 功率: 185 kw
频率:50HZ 电压: 380v 电流:323 A 16. 交流润滑油泵
3型号: 100AY60A 扬程: 38 m 转速: 2950 r/min 流量:90 m/h
电机型号: YBX2-160L2-2 功率: 30 kw 电压: 380V 电流: 34.2 A 17. 直流润滑油泵
3型号: 100AY60A 扬程: 35 m 转速: 2950 r/min 流量:90 m/h
功率: 17 kw 电压: 220 v 电机型号:Z2-61
电流: 88.9 A 转速:2950 r/min 必需汽蚀量:3.8 m 18. 顶轴油泵
电机型号: YB2-200L-4 额定电压:380v 功率: 30 kw 额定流量:60L/min 19. 空冷器
型号:K2WQ-1100 工作压力:0.2 Mpa
33冷却水量: 280 m/h 风量:20m/s 重量:5400KG 20. 除氧器
型号: GXM-240 设计压力:0.03 设计温度:工作压力:0.02 Mpa
Mpa 120 ?
3工作温度:104 ? 试验压力: Mpa 额定出力: 240 水箱容积: 70 m
3m/h
运行方式: 定 压
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第三章 汽轮机结构及系统的一般说明 3 系统说明
3.1 主蒸汽系统
机组主蒸汽系统来自锅炉的主蒸汽汇入主蒸汽母管，经过1个主汽阀和4个调节阀进入汽轮机的通流部分。 通流部分共有16级, 其中第1级为单列调节级,第7级为旋转隔板调节级，其余为压力级。第7级前有中压调整抽汽，第16级的排汽经过排汽缸进入凝汽器。
蒸汽质量对机组的出力、效率和可用率都有很大影响. 如果控制不当, 会引起机组通流部分积垢和腐蚀损伤(包括腐蚀裂纹、凹坑和腐蚀疲劳等) 。为保证机组寿命期内的安全运行, 对压力超过6.1MPa无再热的汽包炉, 蒸汽品质的要求见表3.1-1至3.1-4。
表 3.1-1 水处理采用磷酸盐时对蒸汽质量的要求
处 理 值
控制参数 单位 取样方式
N 1 2 3
>10 >20 Na ppbw C ?10 >40 ?20 ?40
阳离子导电度 >0.35 >0.65 C µS/cm ?0.35 >1.25 (25?时测量值) ?0.65 ?1.25
>20 >40 SiOppbw T ?20 >80 2 ?40 ?80
>6 >12 Cl ppbw T ?6 >24 ?12 ?24
>6 >12 SOppbw T ?6 24 4 ?12 ?24
C ppbw W ?100 >100 / /
T 比导电度
表 3.1-2 水处理采用平衡磷酸盐时对蒸汽质量的要求
处 理 值
控制参数 单位 取样方式
N 1 2 3
>6 >12 Na ppbw C ?6 >24 ?12 ?24
阳离子导电度 >0.25 >0.45 C µS/cm ?0.25 >0.85 (25?时测量值) ?0.45 ?0.85
SiOppbw T ?20 >20 >40 >80 2
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?40 ?80
>6 >12 Cl ppbw T ?6 >24 ?12 ?24
>6 >12 SOppbw T ?6 24 4 ?12 ?24
C ppbw W ?100 >100 / /
T 比导电度
表 3.1-3 水处理采用挥发物时对蒸汽质量的要求
处 理 值
控制参数 单位 取样方式
N 1 2 3
>6 >12 Na ppbw C ?6 >24 ?12 ?24
>0.25 >0.45 阳离子导电度(25?时测量值) µS/cm C ?0.25 >0.85 ?0.45 ?0.85
>20 >40 SiOppbw T ?20 >80 2 ?40 ?80
>6 >12 Cl ppbw T ?6 >24 ?12 ?24
>6 >12 SOppbw T ?6 24 4 ?12 ?24
C ppbw W ?100 >100 / /
比导电度 T
取样方式说明:
C---连续取样
T---调试和有问题时取样
W---每周一次, 随机取样
处理方式说明见下表:
表 3.1-4 不同蒸汽质量的处理方式
每年累计小时数
处理方式代码 处理准则
基本负荷运行 两班制运行
蒸汽质量正常, N 可长期可靠运行
有因杂质造成积垢和
1 336(2周) 672(4周) 腐蚀的可能性, 应在
1周内恢复至正常值
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肯定有因杂质造成积垢和
2 48(2天) 96(4天) 腐蚀的可能性, 应在
24小时内恢复至正常值
有很快造成腐蚀损坏的可能性, 3 8 16 应在4小时内停机 3.2 供热抽汽和回热抽汽系统
机组通流的第6级后设有(0.981MPa)工业抽汽口，抽汽流量由装在第7级的旋转隔板进行调节;工业抽汽管道上装有1个电动截止阀(用户自购)1个气动式抽汽逆止阀和2个弹簧式安全阀，对机组和管道上的设备进行保护。工业抽汽的凝结水不回收。因此，当工业抽汽投入工作时，另设除氧器进行相应流量的补水(温度约25?)。
汽轮机回热系统共有3级回热加热器:其中包括8级后1级高压加热器(GJ)，11级后1级低压除氧器(CY)和14级后1级低压加热器(DJ)。
加热器不设疏水泵，疏水由高压到低压逐级自流，最终，GJ的疏水进入除氧器，DJ的疏水进入凝汽器热井。
加热器的上、下端差如下:
#2高加 除氧器 #3低加
加热器
(GJ) (CY) (DJ)
上端差(?) 5.0 0 5.0
下端差(?) 0
3.3 低压缸喷水系统
机组在启动或低负荷运行时，背压较高，末级叶片的摩擦鼓风损失加大, 而此时流过低压缸的蒸汽
流量较小, 冷却效果差, 从而使低压汽缸温度升高，有可能引起汽缸变形或零部件损坏。为保证机组安
全运行, 机组设置了低压缸喷水系统。
当低压缸排汽温度达到80?时，安装在低压缸壁上的电接点温度计发出电信号，使电磁阀打开，
来自凝结水泵出口的凝结水经过滤水器进入装在低压缸内的雾化喷嘴，喷出的水雾对低压缸进行冷却。
当低压缸的温度低于60?时, 电磁阀自动关闭, 停止喷水。如果低压缸温度超过107?, 机组自动跳
闸停机。
汽轮机在电厂安装完毕且喷水系统管路接好并清理干净后，应做喷水试验, 检查喷嘴喷水雾化情况,
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确保水质洁净无杂质, 喷水系统中间无泄漏, 喷水雾化良好而且不会直接喷到末级动叶片上。喷水试验
压力为0.5MPa。喷水试验后, 应拆下雾化喷嘴，检查是否有杂物堵塞。
3.4 抽汽逆止阀控制系统
工业抽汽和回热抽汽管道上，各装有1个电动截止阀(用户自购)和1个气动式抽汽逆止阀(DJ除外，由于其抽汽压力很低而不需要装抽汽逆止阀)，对机组和管道上的设备进行保护。
工业抽汽和回热抽汽管道上总共3个气动式抽汽逆止阀，机组跳闸信号使电磁阀关闭，断开气源(压缩空气)使抽汽逆止阀靠弹簧强制关闭，避免抽汽管道和相关设备中积存的抽汽与饱和水闪蒸的蒸汽倒流进入汽缸而引起机组严重超速或汽缸进水等重大事故。
在电站安装后应做抽汽逆止阀试验，在机组运行过程中必须定期做活动试验以检查其灵活性，保证抽汽逆止阀动作可靠。
3.5 汽封系统
汽封系统的设计是为了在转子穿出汽缸处，防止空气进入汽缸或蒸汽由汽缸漏出。对高压轴端而言，漏出的蒸汽有可能进入轴承座造成油中带水，影响油质，泄入机房的蒸汽则会影响环境，影响设备及人员安全。对低压轴端漏汽进行封堵，可以维持稳定可靠的真空，保证机组的正常运行。汽封系统还将轴封内檔和阀杆等各处的漏汽按能级水平分别送入机组热力系统相应的用汽点，多余的漏汽进入汽封加热器，将漏汽的能量尽可能回收利用，从而最大限度地提高整个机组热力循环的经济性。
3.5.1 汽封冷却器
运行中，主凝结水进入汽封冷却器进口水室，流过加热器中管束内侧，由出口水室排出。
器的冷凝段, 流过管阀杆外檔漏汽以及前、后汽封最后一个漏汽腔室的汽封漏汽进入汽封冷却
束外侧而凝结, 所形成的凝结水通过汽封冷却器壳体疏水排至凝汽器。空气和其它非凝结气体由排风机抽出, 排至大气。汽封冷却器通过排风机维持一个稍低于大气压的压力。通常取3~6kPa(300~600mm水柱)的负压。
汽封冷却器主要由壳体、凝结水进、出口水室、热交换管束以及安装在壳体上的排风机
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组成。汽封冷却器应当安装在机组运转层以下4.5~6m，从汽轮机到汽封冷却器的所有连接管道必须朝下至少有2% 的斜度。
3.5.2 汽封压力调节站
汽封系统汽源的来汽, 经过汽封压力调节站减压后进入汽封母管，再从汽封母管送入机组的前后轴封。母管中多余的蒸汽，则经过汽封溢流站排入凝汽器。汽封母管的压力信号送入电厂的DCS系统，由DCS 系统控制汽封压力调节站中进汽调节阀和汽封溢流站中溢流调节阀的开度，使汽封母管的压力维持在正常工作范围内。
在不同汽封母管压力(表压)下，上述3个调节阀的状态如下:
轴封母管蒸汽除氧器 辅助 溢流阀 表压(MPa,g) 供汽阀 供汽阀 轴封蒸
0.027 开启和控制 关 开 汽系统
0.017 关 开启和控制 关
汽封系统的汽源压力为0.118MPa，温度104ºC，在机组正常运行时，汽封蒸汽来自除氧器汽平衡管;在机组启动停机或低负荷运行期间，来自除氧器汽平衡管的蒸汽不能维持汽封母管的正常工作压力时，则通过DCS系统切换至邻机或辅助汽源(启动锅炉或主汽阀前的蒸汽)供汽。
3.6 疏水系统
疏水系统的功能是防止水进入汽轮机，避免由此造成汽轮机零部件损坏，是保障汽轮机安全启停
的重要措施之一。
疏水系统设疏水膨胀箱，接收汽缸高、中压段以及各阀门、管道等处的疏水。疏水系统布置的特点是:为了防止疏水倒流，根据各疏水点的压力等级分为高压疏水联箱和中低压疏水联箱，所有疏水管按压力等级依次排列接到相应的疏水联箱上，疏水联箱再与膨胀箱相连接。膨胀箱疏水通过底部管路排至凝汽器热井，蒸汽通过顶部管路送至凝汽器喉部。
疏水系统包括:汽缸疏水、主汽门、主汽调节门及主蒸汽管疏水、抽汽管道疏水。所有这些疏水均通过疏水阀的开启或关闭来实现。
疏水阀以主汽调节阀阀座为界分成两组:主汽调节阀阀座之前的所有疏水阀为A组(包括主汽阀前后? 导汽管和调节阀阀座前等处的疏水);主汽调节阀阀座之后的所有疏水阀为B组
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(包括调节阀阀座后? 汽缸? 回热抽汽管道? 供热抽汽管道等处的疏水)。
疏水阀门的操作程序如下:
(1)在机组启动前的暖管准备阶段，所有疏水阀门全部打开。
(2)在机组冲转、升速过程中，所有疏水阀门保持全开。
(3)当机组带初负荷后，A组疏水阀关闭。
(4)当机组加负荷到15~25%额定负荷时，B组疏水阀关闭。
(5)当机组降负荷至15~25%额定负荷时，B组疏水阀打开。
(6)当机组降至5~8%额定负荷，A组疏水阀打开。
(7)在机组打闸、转子惰走以及随后的盘车过程中，所有疏水阀门保持全开。
在重要疏水阀打开前，应避免破坏真空，但此条件不适用于要求立即破坏真空的危急情况。
3.7 真空系统
3.7.1 系统说明
汽轮机的真空系统包括凝汽器、水环式真空泵及有关的附件、阀门和管道等。
每台机组配备二台水环式真空泵，机组正常运行时，投运一台水环式真空泵即能维持凝汽器正常真空(设计工况背压为4.9 kPa(a))。在机组启动时可以同时开二台水环式真空泵，以缩短抽真空的时间(有关水环式真空泵的安装运行请参阅真空泵制造厂相应的说明书)。
一般水环式真空泵无需润滑系统，吸入压力的变化不会造成电机超载，蒸汽在泵内被冷凝回收，运行的可靠性较高。真空系统中的二台水环式真空泵应该联锁，当运行中凝汽器真空下降或一台真空泵出现故障, 另一台真空泵可自动启动，以保证机组的正常运行。
由于某种原因，凝汽器的真空下降到一定值，联锁开启备用的水环式真空泵仍不能维持凝汽器的真空时, 应停机检漏。
真空系统中应设置一只真空破坏门，以便需要加速停机时打开此门及停止水环式真空泵运行，破坏真空。
3.7.2 真空系统严密性要求
真空系统严密性的好坏，直接影响到汽轮机背压，也影响到汽轮机的热耗，同时影响到凝结水含
氧量的高低和凝汽器的冷凝效果。
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影响真空系统严密性的因素较多，但总的来看主要是由于在真空状态下运行的设备阀门及管道的不严密而漏入空气，以及排汽中带入的不凝结气体所造成的。严密性要求一般是指在机组带80%~100%额定负荷运行时，水环真空泵停运后，真空系统的真空下降速度不大于266.7Pa/min。
3.7.3 启动时对真空的要求
机组冷态启动前，首先要投入水环式真空泵，以抽除整个蒸汽通流部分和真空系统的积存空气，当背压降到0.0081~0.0074MPa、机组准备冲转时投入轴封汽，再根据真空增高程度，调节送往轴封的蒸汽量。在调整时可以先关闭轴封加热器上的排风机，调节到使轴封信号管内稍微冒出蒸汽后再打开轴封加热器上的排风机。一般正常情况下约30min即能使背压达到0.0049MPa以下，否则应对真空系统进行检漏。
机组热态启动前，首先投入轴封汽，然后投入水环式真空泵。其余操作与上述相同。
3.8 油系统
油系统的功能是给汽轮机轴承、发电机轴承及盘车装置提供润滑用油，提供顶轴系统用油以及为操纵机械超速脱扣装置提供工作油。该系统由下列主要设备组成:
(1)主油泵
(2)注油器
(3)冷油器
(4)油箱
(5)辅助油泵(高压启动油泵、低压交流润滑油泵和直流事故油泵)
(6)顶轴系统
(7)高位油箱
(8)滤油器
汽轮机主油泵出口油压2.0MPa(g)，流量3000 l/min的高压油分两路，一路经逆止门、节流孔板后至保安油路系统，另一路至#1和#2注油器进口。其中#1注油器出口油压为0.1MPa(g)，向主油泵入口供油;#2注油器出口油压为0.25~0.30MPa(g)，经滤油器和冷油器后进入机组各轴承作润滑用油。当润滑油压高于0.13MPa(g)时, 过压溢流阀开启，将多余的油溢回油箱，使润滑油压维持在0.08~0.13MPa(g)的范围内。
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系统中有一台高压交流启动油泵，流量2300L/min，转速2950r/min，配YB2-315L-2-185kW交流电机，供机组启动时保安系统用油。同时还有一台交流润滑油泵，流量1500L/min，转速2950r/min，配YB2-200L1-2/30kW交流电机。另有一台直流润滑油泵，流量1350L/min，转速2950r/min，配Z2-61-2/17kW直流电机。系统中装有压力开关, 控制润滑油压，当润滑油压降低时开启备用泵。但油压升高后，这两台泵不会自动停，必须在控制室手动停泵。
系统中备有二台高压顶轴油泵，一台运行，另一台备用，油泵出口压力25 MPa，流量Q=59L/min。在盘车马达未投入前必须首先启动高压顶轴油泵，在冲转后转速超过500r/min时，高压油泵方可停止。
新机组安装后，要重视油系统试运和油循环工作，待油样完全合格后再进行调试，同时更要重视汽轮
机投运后，定期对油质进行检验，要确保油质合格，以保证机组正常运行。
3.8.1 主油泵
汽轮机的主油泵是由主轴通过齿型联轴器驱动的双吸离心式油泵，供机组正常运行时的全部系统用油。
主油泵有独立壳体，装于前轴承座内，进、出油口均在前轴承箱底部。由于主油泵由汽轮机主轴驱动，因此确保了运行期间机组的供油可靠性。在额定转速或接近额定转速时，主油泵供给汽轮发电机组所需的全部用油。主油泵没有自吸能力，必须不断地供给压力油，在启动和停机期间，由启动油泵供油;在额定转速或接近额定转速时，由#1注油器供油。 3.8.2 注油器
系统中有2台单级注油器。#1注油器供主油泵进油，#2注油器经冷油器后进入机组各轴承作润滑用油。
注油器由喷嘴、混合室、扩散管等组成。注油器的进口油管与主油泵的出口相连，由主油泵来的压力油通过喷嘴后，油速增加并在混合室内形成低压区，将油箱内的油带进注油器混合室，然后被高速油带入注油器喉部并进入扩散管，油进入扩散管后，流速下降，将一部分动能恢复成压力能。因此高压油经过注油器后油压降低油量增加。注油器安装在油箱内，注油器进油口必须在油箱最低运行油位以下。
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3.8.3 冷油器
本机组配有2×100%冷油器，正常运行时一台投入运行，另一台备用，备用冷油器必须充满油。冷油器进口与低压润滑油泵出口及#2注油器出口相连，使进入轴承前的油都经过冷油器，保证进入轴承的润滑油温度在38?~ 45?范围内。
3.8.4 油箱
3本机组油箱有效容积为15m(最高油位)，机组正常运行时的全部用油储存在该油箱内。油箱布置在汽轮发电机组运转层以下。油路系统通常是一个封闭循环系统，机组停机时，所有的油均返回油箱。
该油箱是钢板焊接结构。油箱顶部开有人孔供清理和检修人员出入。油箱回油口处，装有回油滤网，以保证出油清洁。底部装有一排污口及排污阀门以排去沉淀在油箱底部的水和杂质，发生事故时作为紧急事故排油。油箱上还留有油净化装置的接口。
为使机组正常运行，在油箱上装有液位计等辅助设备，在油箱顶部装有排油烟装置。
(1)远传液位指示器
一台指示液位高低的液位传感器，安装在油箱顶部。220VAC为液位传感器的电源输入端，输出端为4~20mADC电流。在高、低极限油位处(正常工作油位?200mm)，设计有可供用户自行调整报警位置的报警装置。当油箱中的油位达到最高或最低位置时，分别发出报警和停机讯号。
(2)排油烟装置
3采用高效排油烟装置1台，其容量1080m/h，风压3.3kPa，电机功率2.2kW。装置运行时能将油箱、油系统中的烟雾排向大气。维持油箱、轴承座和回油管为微负压。 3.8.5 辅助油泵
(1)高压交流启动油泵
机组启动时开启高压启动油泵，对各保安部套赶气充油, 满足机组挂闸要求。当机组转速达到3000 r/min时停高压油泵。此时全部保安油由主油泵出口的一路，经逆止门、节流孔板供给。
(2)交流润滑油泵。
该泵主要功能是在汽机启动、停机期间向主油泵入口、轴承、顶轴系统和盘车装置供油。
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当主油泵出现故障，油系统油压下降至0.07~0.08MPa(g)时，该泵自动启动，维持油系统正常工作。该泵的进口处装有滤网，以保证进油清洁，在出口管道上装有逆止阀以防油从系统中倒流。
(3)直流润滑油泵
该泵是交流润滑油泵的备用泵。当交流润滑油泵不能正常工作，润滑油压下降到0.06~0.07MPa(g)时，由系统中的压力开关控制, 自动启动直流润滑油泵向润滑系统供油。 3.8.6 顶轴油系统
本机组备用2台高压柱塞油泵，一台运行，一台备用，供轴承顶轴用油。在机组投入盘车之前必须先启动顶轴油泵，压力油经过高压油管路，从轴瓦端部进油孔进入下轴瓦的压力油囊内，建立起压力,将转子顶起0.05~0.08mm, 以大大降低启动摩擦力矩，顺利投入盘车。
每根顶轴油管上都装有带滤网的逆止阀，该滤网应经常清洗，并在每根顶轴油管上装有压力表，在运行状态中可观察每只轴瓦的油膜压力。每台高压泵前的管道上都装有截止阀门，允许不停机对有故障的顶轴泵进行检修。
3.8.7 推力轴承
本机组采用米切尔式推力轴承。
推力盘与汽轮机主轴为一体结构，在推力盘的前后两侧装有正、反向推力瓦块，均匀布置在整个圆周上，每块瓦块上都有铂电阻测温装置，可测量瓦块金属温度。推力瓦块的背面支托在安装环上，安装环靠在具有球面的轴瓦体上，球面能起自位作用，轴向推力为正向或负向时，分别作用在工作推力瓦或定位推力瓦上，两侧的推力间隙总共为0.3~0.4mm，即轴在推力瓦中的轴向串动不大于0.3~0.4mm。润滑油从两边进油孔进入推力盘与推力瓦块之间进行润滑，然后从推力盘的外沿流出，回油从上面排出。推力轴承为与前支持轴承一体的推力支持联合轴承。 3.8.8 径向支持轴承
本机组采用椭圆型径向支持轴承。Φ300的前支持轴承由轴瓦套和轴瓦体组成，轴瓦体上浇铸巴氏
合金。Φ325的后支持轴承分为上下两半，由螺钉及圆柱销固定及定位，轴瓦体与轴瓦套为球面配合有
自位作用，(后支持轴承不带球面)，轴瓦套上有四块调整块供调整中心用，润滑油通过轴承下部一进
油孔进入轴承，进行润滑，然后从轴承两端流入轴承座内。轴瓦装有铂电阻可测量支持轴承金属温度。
轴瓦底部有高压顶轴油囊。
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椭圆型支持轴承在安装时原则上不进行修刮，如安装时发现轴与衬瓦接触不好，则可根据情况进行少量的修刮。
3.8.9 对油质的要求
采用加有防锈复合添加剂的VG32号透平油作为汽轮机的润滑油及保安用油。
汽轮机油须符合GB11121-95的规定，应是均质的精炼矿物油，它不许含有砂砾、无机酸、碱、皂液、沥青、柏油脂和树脂状杂质或其它会影响油质或对所接触的金属有害的任何杂质。
对汽轮机用油的正确保养将保证轴承、轴颈和油泵、保安系统组件等不产生过度磨损，所以必须定期
取样分析以确定油的特性。
3.8.10 对油系统清洁度的要求
3.8.10.1 油系统冲洗
(1) 油系统正式投运之前，必须分部进行认真地冲洗。
3.8.10.2 油系统清洁度要求
油系统的清洁度按“SD313-89”油中颗粒数及尺寸分布测量方法(自动颗粒计数仪法)进行测量。油中允许的颗粒数及尺寸分布应符合NAS 7级(相当于SAE-ARP 4级)的规定, 具体数值见下表:
杂质粒度尺寸(μm) 每100毫升油样中允许的颗粒数
5~10 32000
10~25 10700
25~50 1510
50~100 225
100~250 21
>250 无
3.9 滑销系统
汽轮机的前轴承座台板和低压缸台板，籍助地脚螺栓及二次灌浆固定于基础上，前台板上沿机组中心轴线布置有纵向键，前轴承座可在前台板上沿机组轴线纵向移动。高压缸下半的前猫爪支承在前轴承座上，为了胀缩舒畅及保持汽缸的中心不变，在高压缸下半前端下部用H
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形的定中心梁与轴承座相连，彼此间用螺栓和定位销紧固和定位，使汽缸相对于轴承座保持正确的轴向和横向位置，实现机组在启、停和各种工况运行时，保证前轴承座与高压缸同步轴向移动。
低压缸台板在排汽口中点左右两侧设有横向键，靠近电机端沿机组中心轴线布置有纵向键(与前台板上沿机组中心轴线布置的纵向键一致)，纵向和横向二组键的交叉点为机组的死点，机组的静止部件在受热后以此为死点向两端膨胀。此点就是汽轮机的绝对死点。
高压缸与低压缸之间有中压缸相连，各缸之间通过垂直法兰螺栓和骑缝销固定与定位，使这三段下缸形成一个刚度非常好的组合单缸结构。
为了保证机组热胀舒畅，减小机组胀缩时的阻力，在前轴承座与前台板上分别镶嵌自润滑滑块。同样为了减小汽轮机胀缩的阻力，位于主汽阀(主蒸汽管道死点)与装在高压缸上的高压调节阀之间的高压主蒸汽导管，采用弹吊式挠性管系。
4. 结构说明
4.1 本体结构
4.1.1
高中
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低压组合汽缸
汽轮机的高压缸、中压缸和低压缸组成组合式汽缸，各缸间有垂直法兰连接。水平中分面法兰为高窄
法兰，不设置法兰加热装置，使启动时操作方便，适应机组快速启停的要求。
从主蒸汽母管来的蒸汽进入安装在运转层以下的主汽阀，通过4根挠性导汽管进入高压缸前部4
个进汽插管，然后分别经过4个喷嘴弧段进入高压缸。进汽插管呈垂直方向布置，便于安装和检修，
其中2个位于高压缸上半顶部，另外2个位于高压缸上半的两侧。
高压缸前部采用下半缸的猫爪支承在前轴承座上，下半缸下部采用定中心梁与前轴承座刚性相连。
高、中压缸若是合缸发运，则由制造厂在厂内总装发运 。若是分缸发运，则由安装公司现场执行。
组合外缸的高压部分第一个隔板套内装有通流第2-6级隔板，在第6级后有第一段抽汽口, 用于电
厂工业抽汽，抽汽量由装在第7级的旋转隔板控制。第6级抽汽口之后，是第二个隔板套，装有通流
的第7-8级隔板。在通流第8级后有第二段抽汽口用于GJ回热抽汽。第8级抽汽口之后，是第三个隔
板套，装有通流的第9-11级隔板。在通流第11级后有第三段抽汽口,用于CY供汽。第11级抽汽口之
后，是第四个隔板套，装有通流的第12-14级隔板。在通流第14级后有第四段抽汽口,用于DJ回热抽
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汽。第15-16级隔板直接装在汽缸内。
4.1.2 高压喷嘴组
高压喷嘴组分成四组，上、下缸各二组，四个各自独立的蒸汽室各装一组有子午面收缩型线的喷嘴，各喷嘴组分别由各自相对应的调节汽阀单独控制，第I、II、III、IV组喷嘴各设13个汽道。
为减少高压喷嘴组与喷嘴室之间的周向漏泄，在每组喷嘴弧段的两端采用特殊结构的
“??”形密封键。在喷嘴内径处(同调节级叶轮间)设有一道径向汽封齿。 4.1.3 低压旋转隔板
低压调整抽汽由旋转隔板进行控制，油动机通过旋转隔板调节连杆转动旋转隔板，改变旋转隔板喷嘴的开度，从而达到调整抽汽的目的。
4.1.4 轴承座
机组的前轴承座由钢板焊接而成，两侧设有平台，高压缸前部下半的猫爪支承在平台上，该猫爪为平猫爪，不设横向键。下半缸下部采用定中心梁与前轴承座刚性相连。
前轴承座落在前台板上，为落地结构，底部有纵向键定位，两侧有4块允许前轴承座滑动的压板，以保证前轴承座与汽轮机中心一致。在台板与轴承座底面之间嵌装有自润滑滑块，使轴承座在机组启停期间易于膨胀和收缩，避免汽缸膨胀时发生爬行现象，保证机组启停顺利。
前轴承座内装有:推力支持联合轴承及其进出油管路、顶轴油管路和瓦温、油温、轴振等测量组件;与主轴刚性连接的一段短轴(短轴及其周围装有危急遮断器和测量转速、偏心、键相、轴向位移等部套);通过齿型联轴器与短轴相连的主油泵及其进出油管;以及安全油、润滑油管道和油压、油温测点等。
前轴承座外附装有机组就地跳闸、注油试验装置以及与DEH、ETS、TSI相关的装置和仪表盘、汽缸绝对膨胀测量装置等。
汽轮机后轴承座上、下两半均为铸钢件，后轴承座下半与低压缸焊在一起，低压缸落在基础台板上。后轴承座上半装有盘车装置，盘车大齿轮装于低压轴端联轴器上，大齿轮外装有联轴器护罩，以减少鼓风损失并降低噪音。
后轴承座内装有:#2支持轴承及其进出油管路、顶轴油管路和瓦温、轴振等测量组件;机组相对
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膨胀(差胀)测量装置;
后轴承座的后端油封封在发电机转子的前端上。
4.1.5 定中心梁
高压服缸前端下部与前轴承座之间采用“H”形定中心梁联结，用螺栓和定位销紧固和定位，使汽缸相对于轴承座可保持正确的轴向和横向位置，机组在启、停和各种工况运行时，保证前轴承座与汽缸同步轴向移动。
4.1.6 猫爪
高压缸前部由左右两个与下半缸端部铸成一体的猫爪所支承，猫爪底面支承在垫块上，此垫块装在前轴承座上，配准垫块的高度达到汽缸中心与各轴承座中心保持在同一平面上。支承面中间有螺栓限位，这些螺栓装配时在其周围和螺母下都留有足够的间隙，使汽缸猫爪能随温度变化而自由移动，汽缸离开轴承座的任何倾向都受到猫爪上螺栓的限制。
4.1.7 中汽缸
中汽缸是位于高压缸和低压缸之间的一段汽缸。中压缸内装有第四级隔板套(其中安装通流第12、13、14级隔板)和通流第15、16级隔板。
4.1.8 低压汽缸
低压缸为单流下排汽式，后轴承座和后汽封设置在低压缸上，低压缸壳体为钢板焊接结构，与中压汽缸垂直法兰为内置螺栓连接。低压缸是按径向扩压原理设计，其排汽经导流板引入凝汽器，以降低蒸汽阻力损失。为提高低压缸的刚度，缸内有筋板和撑杆。
低压缸内设有喷水装置，由8个雾化喷嘴在末级动叶之后沿汽流方向喷水，以降低低压缸的温度。低压缸的后轴封处，汽封体通过螺栓直接固定在低压缸的后端板上。喷水装置的进水管以及后汽封的一根进汽管和一根抽汽(气)管，通过特殊的界面接在低压缸下半的后端板上，然后沿汽缸外壁从基础框架与汽缸壁之间的夹缝中向下引出。
低压缸台板在排汽口中点左右两侧设有横向键，靠近电机端中部设有纵向键，低压缸以此两键的交叉点为死点向前、后、左、右胀缩。此点就是汽轮机的绝对死点。
低压缸与凝汽器的连接是刚性联接(焊接)，台板承受运行时凝汽器水重。
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第四章 设备的定期切换和试验
4.1设备的定期轮换和试验项目表
序号 设备名称 工作内容 日期 班次 执行人 监护人 1 油箱油位计 活动 白班 副司机 2 低加水位计 冲洗 每周三 白班 助手 副司机 3 除氧器水位计 冲洗 每周三 白班 助手 副司机 5 高加水位计 冲洗 每周三 白班 助手 副司机 6 给水泵 切换 每月5日 白班 副司机 司机 7 循环泵 切换 每月10日 白班 副司机 司机 8 真空泵 切换 每月15日 白班 副司机 司机 9 汽机各轴承 测振动 每班 助手 10 高压电动油泵 试验 每月20日 白班 副司机 司机 11 交流润滑油泵 试验 每月20日 白班 副司机 司机 12 直流润滑油泵 试验 每月20日 白班 副司机 司机 13 真空系统 严密性试验 根据实际情况 白班 副司机 司机 14 凝结泵 切换 每月25日 白班 副司机 司机
?机组大小修后
?调速系统保安系统
检修后 机组热保护试验 不定期 热工人员检修人员配合 (ETS)
?机组运行满2000
小时
?停机1个月后再启
动
4.1.1汽轮机开停机前应严格按照规程要求进行各种保护及连锁试验。
4.1.2每1;11;21白班通知化验取润滑油油样进行化验，并做好记录。
4.1.3运行人员每班要及时了解凝结水及循环水水质情况，若有重大变化要及时汇报处理，并在交接班纪录上做好。 4.1.4周四白班通知电气对备用设备定期测绝缘，并做好记录，遇有阴雨等潮湿天气时备用设备三天测一次绝缘，
首次或者检修后电机启动必须测绝缘。
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4.1.5备润滑油与润滑脂要定期加注，并做好纪录，运行时发现设备缺少润滑油或润滑脂时，要随时加注，确保设备良好润滑。
4.1.6滤油机正常滤油时间为每周一白班，发现油质不合格时，要开启滤油机滤油直至合格为止，滤油时必须有专人看管。
4.1.7每周一、四白班检查循环水各阀门井及事故油池，并做好纪录，发现有水及水位上升要及时抽水。
4.1.8 保护联锁实验表
序
号 名称 设定值 保护值动作 1 凝汽器真空 I值报警-87KPa II值停机-60kpa 2 / 主油泵出口油压保护 ?1.8MPa
3 保安油压 1.6MPa报警 小于0.8MPa停机 4 / 汽轮机前轴承回油温度 75?报警
5 汽轮机回油温度 65?报警 75?停机 6 汽轮机支持轴承温度 90?报警 100?停机 7 汽轮机推力轴承温度 90?报警 110?停机 8 汽轮机转子位移 正负0.9mm报警 正负1.0mm停机 9 胀差 -1/3报警 ,-1或,3停机 10 汽轮机前后轴承座振动 0.05mm报警 0.12mm停机 11 汽轮机前后轴承振动 ,0.05mm报警 ,0.12mm停机 12 汽轮机轴振 0.125mm报警 0.225 mm停机 13 0.05 润滑油压 低于0.07MPa报警
低于0.07MPa交流润滑油泵自动投
14 润滑油压保护 入 15 低于0.05MPa直流油泵自动投入 16 低于0.03MPa盘车不投入 17 排汽温度(?) ,80报警 18 OPC动作转速 3090r/min跳闸 19 电气动作转速 3300r/min跳闸 30 机械动作转速 3270,3360r/min跳闸
水泵联锁值
序
号 名称 保护值 试验值
运行泵故障，备用泵自动启
循环水泵联锁 动
循环水母管压力低于
1 0.15MPa，备用泵启动
运行泵故障，备用泵自动启
给水泵联锁 动 2 给水母管压力低于6.0MPa，
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备用泵启动
运行泵故障，备用泵自动启3 凝结水泵 动
运行泵故障，备用泵自动启4 动
真空泵 真空低于-0.075时，备用
泵自启。
高加水位高于液位90%，联5 高加联锁 动紧急泄水电动门
1.1. 4.2汽轮机组的保护和设备试验
4.2.1汽轮机停机保护试验方法
4.2.1.1 汽轮机停机保护试验在机组启动前或停机后与热工人员共同进行。 4.2.1.2 试验前启动辅助油泵、凝结水泵、盘车、排烟风机运行。
4.2.1.3开启氮气阀门，投入抽汽逆止门。
4.2.1.4 开启自动主汽门至，联系热工人员断开发电机跳闸讯号电源。 4.2.1.5 保护试验必须逐个单独进行，将准备试验的该保护电源投入，其它保护电源断开。投入保护总联锁
开关.抽汽逆止门联锁开关。
4.2.1.6 由热工人员操作，拨动该保护控制器或短路接点至短路动作值，报警，在继续拨动转换器或保护接
点至保护动作值，报警，并关闭主汽门、调节汽门及抽汽逆止门，则该保护试验正常。 4.2.1.7 解除保护总联锁控制开关，按一下事故停机复位按钮，将运行方式恢复至热工人员操作前的状态，
再以同样方式，进行其它保护试验。
1.1.1.1. 4.2.2超速试验
4.2.2.1试验原则:
超速试验应由主任或指定人员主持，在班长监护下进行。
4.2.2.2超速试验应具备的条件:
a 手动停机试验正常;
b 自动主汽门、调速汽门严密且无卡涩现象;
c 调节系统能维持空负荷运行;
d 机组带20,额定负荷运行一小时以上;
e 机械超速试验前不得进行喷油试验。
4.2.2.3 超速试验在下列情况下应进行:
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a 新机组安装后和设备大修后;
b 停机拆开调速系统后;
c 每运行2000小时后;
d 停机一个月后再启动;
e 运行中发生超速保护发生误动作。
4.2.2.4 组织措施:
全面指挥1人，测量报告转速1人，监视转速和手动停机1人;室内微机和505监视1人;测轴承
振动1人。
试验步骤:
a 在统一指挥下，汇报值长，做好联系、操作和分工记录。 b试验各保安装置分别动作正常，主汽门、调节汽门、抽汽逆止门均能迅速关闭。机组启动正常，带20%
额定负荷运行一小时后，自动化部确认停机保护投入正常。
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超速试验在同一情况下试验次数不低于二次，两次动作转速均应在合格范围内，且两次动作转速差不超过
额定转速的0.6%。
试验结束，维持额定转速。
注意:超速试验不合格，严禁汽轮机投入运行。
4.2.5真空严密性试验
.(每月1日白班进行一次或大修后第一次启动后，注意两台机不能同时进行): 4.2.5.1联系值长，在机组负荷大于80%的额定负荷情况下进行。
4.2.5.2关闭真空泵空气门。
4.2.5.3 每分钟记录真空数值一次，到5分钟为止。
4.2.5.4在试验过程中如果真空下降较快或真空值低于-87Kpa时应立即停止试验，恢复原状。 4.2.5.5试验结束后启动真空泵，开足真空泵空气门。
4.2.5.6汇报值长试验结束，并记录情况。
4.2.5.7 真空严密性技术评定，按第3~5分钟内的平均下降数计算(单位:Kpa/min)
名称 优 良 合格
,267Pa/min ,400Pa/min ,667Pa/min 真空
4.2.6低油压联动试验:
4.2.6.1启动辅助油泵及盘车装置运行。
4.2.6.2 联系热工人员送上联锁保护装置电源。
4.2.6.3 投入润滑油泵联锁开关，投入盘车联锁开关，送上低油压保护电源。 4.2.6.4 缓慢关闭辅助油泵出口阀，注意油泵联动时油压值，并做好记录
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4.2.6.5 当油压降至0.07Mpa时，交流润滑油泵启动。
4.2.6.6 当油压降至0.05Mpa时，直流润滑油泵启动。
4.2.6.7 继续将油压降至0.05Mpa时，关闭主汽门。
4.2.6.8 当油压降至0.03Mpa时，盘车停止运行。
4.2.6.9 打开辅助油泵出口阀，将油泵及盘车装置投入正常运行或备用，处于当时所需的运行方式汽轮机联
动发电机跳闸保护试验
1 启动高压交流油泵，开启自动主汽门到10,位置，控制调速汽门微开。
2 汇报调度，联系电气合上发电机主油开关，投入机电联锁保护。
3 手动打闸，自动主汽门及调速汽门关闭，同时发电机跳闸。并发出声光信号。 4.2.7.发电机联动汽轮机跳闸保护试验
4.2.7.1 启动高压调速油泵，开启自动主汽门到10,位置，控制调速汽门微开。 4.2.7.2 汇报调度，联系电气合上发电机主油开关，投入机电联锁保护。
4.2.7.3 联系电气使发电机油开关跳闸，自动主汽门、调速汽门迅速关闭，并发出声光信号。4.2.8轴振大保护试验
4.2.8.1 启动调速油泵，开启自动主汽门到10,位置。控制调速汽门微开，投入轴承振动大保护。 4.2.8.2 联系自动化部人员发出:轴振170μm信号，则轴承振动大报警。
4.2.8.3 联系自动化部人员发出:轴振225μm信号，则自动主汽门、调速汽门关闭，并发出声光信号。 4.2.9电调停机保护试验
4.2.9.1 启动调速油泵，开启自动主汽门到10,位置。控制调速汽门微开。
4.2.9.2 联系自动化部人员发出汽轮机转速3300rpm，则自动主汽门、调门关闭，并发出声光信号。 4.2.10.手动停机试验
4.2.10.1 启动调速油泵，开启自动主汽门到10,位置。控制调速汽门微开。
4.2.10.2 分别手动脱扣和手动“紧急停机”按钮。
4.2.10.3 自动主汽门、调门关闭，并发出声光信号。
4.2.11轴承回油温度保护试验。
4.2.11.1 启动高压交流油泵，开启自动主汽门到10,位置。控制调速汽门微开。 4.2.11.2 联系自动化部人员，将轴承温度和轴承回油温度保护投入。
4.2.11.3 自动化部人员发出各轴承回油温度70?停机信号，自动主汽门、调门关闭，报警信号发出。 4.2.12轴向位移保护试验
4.2.12.1 启动高压交流油泵，开启自动主汽门到10,位置。控制调速汽门微开。
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4.2.12.2 联系仪表人员轴向位移保护投入。
4.2.12.3 自动化部仪表人员分别发出轴向位移0.9mm和,0.9mm信号，则报警信号发出。 4.2.12.4 自动化部人员分别发出轴向位移1.0mm和,1.0mm信号，则自动主汽门、调门关闭，并发出声光
信号。
4.2.13相对膨胀保护试验
4.2.13.1 启动高压交流油泵，开启自动主汽门到10,位置。控制 调速汽门微开。
4.2.13.2 联系自动化部人员相对膨胀保护投入。
4.2.13.3 自动化部人员分别发出相对膨胀，3mm和,1mm信号，则报警信号发出。 4.3汽轮机的设备试验
4.3.1自动主汽门活动试验
4.3.1.1 每日白班在班长的监护下进行。
4.3.1.2 联系调度及电气主控室。
4.3.1.3 手动开取自动主汽门活动试验放油阀，检查门杆动作情况。
4.3.1.4 试验完毕，汇报调度，通知电气主控室，作好记录。
4.3.2开机前交、直流电动油泵试转
4.3.2.1试转前进行全面检查，通知电气测电机绝缘合格。(得到调度和电气主管同意后，方可试转直流油泵)。
检查各泵轴承油室油质油位正常。
4.3.2.2 解除联锁，启动交(直)流油泵检查油系统无泄漏现象，泵体及轴承振动、油流、润滑油压力正常，
电机电流、振动正常。
4.3.2.3 试开调速油泵后，开启出口门，检查油系统无泄漏现象，油流正常，高压交流油泵出口压力、润滑
油压、调速油压、电机电流正常。一切正常后，关闭出口门，停下油泵，(机组正常运行时，试转
高压交流油泵时，检查其出口逆止门前去放油阀的截止门处于关闭状态)。在机组运行过程中，注
意油箱油位应正常。
4.3.3凝结水泵、真空泵、给水泵、循环水泵的联动试验
4.3.3.1 水泵的联动试验一般做动态试验，如条件不允许可做静态试验。
4.3.3.2 水泵的互为联动试验:
4.3.3.2.1.确定一台泵运行，备用泵处于联动备用状态，联动开关投入。
4.3.3.2.2.按运行泵事故按钮，运行泵跳闸，红灯灭.绿灯闪光，备用泵联动，逆止阀应关闭，绿灯灭，红灯
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闪光。循环水泵备用泵出口门应联动开启，运行泵出口门应联动关闭。(如未联动，既手动启动) 4.3.3.2.3.开关复位，断开联动开关。
4.3.3.2.4.检查跳闸泵不应倒转。
4.3.3.2.5.运行泵一切正常后，按同样方法进行另一台泵的互为联动试验。
1.1.1.2. 4.3.4试投盘车装置(手动)
4.3.4.1 启动交流润滑油泵油泵，投入联锁，启动排油烟机，检查润滑油压及轴承油流正常。 4.3.4.2 启动顶轴油泵，检查各轴承顶轴油压力应>12.5MPa。
4.3.4.3 检查盘车润滑油路电磁阀投入，至盘车油流正常。
4.3.4.4 将盘车控制开关打至现场手动位置，按住离合开关，逆时针旋转蜗杆上的手轮，使盘车齿轮与大轴
齿轮咬合严密。
4.3.4.5 现场启动盘车电机，检查汽机主轴的转动情况正常，投用盘车联锁。
4.3.4.6 盘车装置投用后，应仔细测听汽机内部声音正常，无异音。
4.3.5轴承及平台测振试验
在每周日白班进行。用准确的振动表测量汽轮机、发电机各轴承三个方向的振动情况及平台振动情况，
并记录在专用记录薄内。
4.3.6惰走试验
4.3.6.1本试验与正常停机操作一起进行。
4.3.6.2 手动脱扣停机，转速下降，每下降100r/min，记录一次时间、真空，直至转速到零。 4.3.6.3 如要比较各次停机的惰走时间，则要求停机的操作应相同。
第五章 汽轮机组的启动、停机和正常维护 5(机组的启动
5.1 启动方式的划分
5.1.1 按启动时蒸汽参数
按启动时蒸汽参数的不同，可分为额定参数启动和滑参数启动两种:
A. 额定参数启动: 一般在两台及以上机组运行、由母管供汽时用。在冷态启动时，一般不适宜用此种方法，因为此时产生的热应力较大、启动时间较长。在热态启动时此种方法比较
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适宜，因为该参数下对迅速增加到需要的负荷是比较方便的。
B. 滑参数启动:机、炉单元制运行时应用。滑参数启动具有启动部件温差小、经济、启
动时间短等优点，得到了广泛应用。
5.1.2 按启动时汽轮机高压调节级处汽缸温度
按启动时汽轮机高压调节级处汽缸温度的不同，可分为:
A. 冷态启动---该温度接近室温或低于121?;
B. 温态启动---该温度大约为204?;
C. 热态启动---该温度大约为371?;
D. 极热态启动---该温度与额定工况稳定运行时的温度之差在83?之内。
(通常以200?为分界，粗略地分为冷态启动和热态启动两种方式)。
热态启动(尤其是极热态启动)时，必须按该温度水平，确定进汽温度，防止汽缸和转子
被突然淬冷。
5.1.3 禁止启动的条件
汽轮机有下列情况之一时，禁止启动或投入运行
A、危急遮断器动作不符合要求。
B、主汽门、调节汽门及抽汽逆止门卡涩或不能严密关闭时
C、调节系统不能维持空负荷运行或甩负荷后，调节系统不能控制机组转速在危急保安器
动作转速以下时。
D、任何一台辅助油泵和自启动装置有故障或盘车不正常。
E、油质化验不合格或油温低于35?。
F、转子偏心值大于冷态基准数的0.03mm。
G、上、下缸内壁相应点金属温差大于50?。
H、差胀超过限值(报警值)。
I、主要表计指示不正确或自动保护装置失灵时。
J、盘车过程中，汽轮机动静部分有明显摩擦声时。
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5.2 冷态启动
5.2.1 启动前的准备与检查工作
1、接到调度启动命令后，应立即通知和联系有关岗位，作好启动前的准备工作。
2、检查机组所有主、辅设备完整良好;所有安装、检修工作确已结束，工作票已终结，安全措施和施工脚手架已拆除;设备及地面清扫干净;现场沟盖板、栏杆、照明、消防等设施完好，平台通道无杂物。
3、凝结水泵坑、凝汽器下方坑、循环水泵坑、加热器下方沟道及其排水沟道内杂物垃圾清理干净，以确保沟、坑排水畅通。
4、汽机真空系统经灌水试验，泄漏已全部消除。抽真空应达到-0.04MPa(300mmHg)以上。
5、机组所有电动阀门和自动调节阀检修、调试完毕，且符合要求，开启和关闭灵活良好。
6、检查各泵轴承油位正常，油质良好，滚动轴承内润滑脂充足。各泵的操作及联动开关在“解除”位置。
7、交、直流油泵分部试运合格，油系统经油循环严密不漏，主油箱油位正常(0,+100mm)，油质经滤油化验合格。
8、所有仪表、信号、保护检修完毕校验准确，精度符合要求，名称标志正确清楚。各指示灯、信号灯、开关把手、启停把手等应完好无缺。
9、联系仪表人员送上仪表、信号及保护电源，投入所有仪表。压力表一次门开启，声光信号试验良好。
10、检查汽机保护开关和各抽汽逆止门关闭、联锁开关、停机开关均在“解除”位置。
12、联系电气主控室值班人员试验机电联系信号良好。发电机、励磁机及各转动机械电机绝缘合格，外壳接地线良好。
13、准备好操作票、值班记录本、运行日志、金属温度记录表、测振仪、阀门扳手、听音棒、手电筒等所须物品和工器具。
14、主蒸汽及其疏水系统检查
(1)下列阀门关闭:
电动隔离汽门及一、二次旁路门，自动主汽门前和电动隔离汽门后疏水门，总电动隔离汽门及一、二次旁路门。
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(2)下列阀门开启:
本体及蒸汽、抽汽管道通往疏水膨胀箱的疏水阀全开。
15、抽汽及其疏水系统检查
(1)下列阀门关闭:
各抽汽逆止门，高加进汽门，高加危急放水门，高加疏水至除氧门，至除氧供汽门及旁路门，调整抽汽供热门，低加疏水至凝汽器疏水门，各高、低加水位计放水门，高加疏水母管联络门，除氧器汽平衡母管联络门。
(2)下列阀门开启:
低加进汽门，高加汽侧放水门，各抽汽逆止门前、后疏水门稍开，汽缸监视段疏水门，各高、低加就地水位计上、下考克门及差压式水位表上、下一次门。
16、凝结水及补水系统检查:
(1)下列阀门关闭:
#1、#2凝结水泵出口门，除氧器补水门，各低加及轴封冷却器旁路门，主凝结水至除氧电动调节阀及旁路门，主汽旁路减温水及旁路门，凝汽器水位计放水考克，凝结水母管联络门。
(2)下列阀门开启:
#1、#2凝结水泵进水门，空气门及密封水门，主凝结水放水电动门，低加后电动调节门，凝结水再循环水门，轴加进、出水门，低加进出水门，抽汽逆止门气控装置总门，凝汽器差压水位表上、下一次门，低压缸喷水滤网前后门，凝汽器就地水位计上、下考克门。
17、轴封、空气及抽真空系统检查:
(1)下列阀门关闭:
汽封压力调节器进汽门及旁路门，轴封排大气门，真空破坏门，#1、#2真空泵空气门，#1、#2真空泵出水门，#1、#2真空泵工业水补水门。
(2)下列阀门开启:
汽封压力调节器出汽门前疏水门稍开，前汽封供汽门，凝汽器空气门，各低加空气门，#1、#2真空泵进水门。
18、循环水及工业水系统检查:
(1)下列阀门关闭:
凝汽器甲、乙循环水进、出水门，凝汽器甲、乙水室放水门，甲、乙循环水进水门后和出水门前放水门冷油器进水门(一台冷油器备用，其进水门关闭，出水门开启)，工业水至循环
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水进水门，工业水至给水泵密封水门，各冷油器水室放水考克和放空气考克，给水泵密封水母管联络门。
(2)下列阀门开启:
凝汽器甲、乙循环水进水联络门，甲、乙循环水出水门前放空气门，甲、乙循环水滤水器进、出水门，冷油器出水门。
19、给水系统检查
(1)下列阀门关闭:
高加进、出水门，高加注水门，高加至除氧抽空气门，低压给水母管联络门，主给水冷母管联络门，主给水热母管联络门，给水再循环母管联络门。
(2)下列阀门开启:
高加旁路门，高加水侧放空气门稍开，。
20、启动前润滑油系统检查:
(1)润滑油系统具备投运条件;
(2)危急遮断器在脱扣位置;
(4)调整抽汽在“解除”位置;
(5)主油箱、油管道、冷油器、溢油阀、各辅助油泵及阀门等均处于完好状态。
21、分部试运各水泵(给水泵、循环水泵、凝结水泵等)应合格，然后将各泵处于“备用”状态。
22、按照规程，仪表、电气及电气试验室人员做下列各项试验应合格:
(1)各水泵事故联动和低水压联动试验;
(2)各辅助油泵(启动油泵、润滑油泵、直流油泵、顶轴油泵)和盘车电机低油压联动和脱扣试验。
(3)汽轮发电机组各保护装置试验。
(4)各抽汽逆止门关闭试验。
5.2.2 辅助设备投运
1、油系统投运
(1)冲动前四小时，先投入润滑油泵正常运行，进行油循环约30分钟，排除油系统积存空气。检查润滑油压在0.08,0.15MPa(g)。各轴承回油正常，冷油器出油温度? 35?。
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(2)启动排油烟风机投入正常运行。
(3)开启顶轴油泵，启动盘车(如盘车检修，应先单独空试其电机转动方向应正确)运行，投入其联动开关。
2、启动循环水泵
先开启凝汽器甲、乙循环水进、出水门、放空气门，关闭放水门。先启动一台循环水泵，待凝汽器甲、乙循环水出水门前放空气门有水流出后，将放空气门关闭。检查循环水进水压力在0.15MPa左右。根据需要再次启动另一台循环水泵，将水压控制到0.2MPa左右。
3、启动一台凝结水泵运行，进行再循环，检查凝汽器水位正常，投入凝结水泵联动开关。
4、抽真空
启动一台真空泵运行，检查凝汽器真空应逐渐上升，投入真空泵联动开关。
5、轴封供汽管暖管:开主蒸汽至均压箱，稍开汽封进汽门，10分钟后将疏水门关小，向轴封送汽，用汽封压力调整器维持轴封压力在30,50KPa，关闭其疏水门。 5.2.3 暖管
1、启动前的各项准备、检查和试验工作完毕后，进行暖管。
2、暖管按下列步骤、方法进行:
(1)电动隔离汽门前暖管:开启电动总隔离汽门旁路一次门，稍开旁路二次门。开启总隔离汽门后疏水门、缓慢升压至0.196?0.294Mpa，暖管20,30分钟。用排大气疏水门开度配合调整，暖管结束开启电动总隔离汽门，关闭旁路一、二次门。
(2)主汽门前暖管:开启电动隔离旁路一次门，稍开旁路二次门，开启主汽门前疏水门。
(3)升压暖管:按下表规定进行:
表-6.2.3.2
压力范围(MPa) 0.294?0.589 0.589?1.47 1.47?3.92 3.92?4.9
升压速度(Mpa/分) 0.049 0(098 0(196 0(392
注意:升温速度严格控制不超过3?/min。
3、升压暖管过程中的注意事项:
(1)检查主汽管道膨胀和支吊架状况应正常，管道无振动和冲击声。
(3)主汽管压力升至额定压力时，应逐渐全开总电动隔离汽门、电动隔离汽门。
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5.2.4 冷态额定参数启动(操作员手动操作方式)
1、冲转前应具备的条件:
(1)检查主汽门前汽温、汽压至额定值。
(2)凝汽器真空在-40,-53kPa，水位在300,800mm。
(3)润滑油压在0.08,0.15MPa，各轴承油温正常。
(4)冷油器出油温度在35,45?。
(5)发电机绝缘合格，发电机励磁机同时具备启动条件。
(6)汽机保护除低真空保护、振动保护、抽汽逆止门关闭联锁开关之外，其余保护均应投入(低真空保护待机组运行正常后投入)。
(7)将运行日志报表及金属温度记录抄表一次。
2、冲动转子
(1)复置危急遮断器脱扣手柄，开启电动隔离汽门。
(2)全开主汽门，“挂闸”按钮变红。点击“运行”按钮后，同步缓慢开启高压调节汽门，
冲动转子后讲升速至500r/min暖机，并作全面检查。
(3)冲动后应立即检查盘车应自动脱扣，将电动机停转，盘车手柄应回到停止状态。 3、升速与暖机:
升速与暖机时间按表-6.2.4.3进行:
表-6.2.4.3
转速(r/min) 下缸外壁温度(?) 汽缸膨胀(mm) 真空(-kPa) 时间(min)
0-500 40,53 5,10 500暖机 50,60 1.0,1.5 40,53 30,40 500-1000 40,53 5,10 1000暖机 110,120 3 40,53 60,70 1000-2400 40,53 10 2400暖机 170,190 5 60 2400-3000 210以上 5以上 全真空 10
合计 180,210min
4、升速暖机过程中注意事项及调节工作:
(1)严禁在临界转速区停留，应迅速通过。
(2)经常仔细倾听汽轮机内部声音应正常，观察各轴承处的轴振值(包括通过临界转速
42
动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
时)，应不超过相应转速的跳闸值。
(3)经常检查汽缸两侧膨胀值应基本一致，差胀在规定值以内，否则应延长升速或暖机时间。
(4)排汽缸温度升高至80?时，低压缸喷水自动投入，108?时机组跳闸。可用真空破坏
门调节所需真空值。
(5)如下缸温度高于上缸温度50?时，应适当关小低加进汽门开度，待并列后，再逐渐
全开。
(6)打开低加进水门，经常调整凝汽器水位、真空、轴封压力、轴承油温、油压等。
(7)根据油温升高情况，投入冷油器水侧运行，进行调整。
(8)检查汽轮机本体及抽汽管道疏水应畅通，无水击及振动现象。
(9)主汽门全开，由高压调节汽门控制机组升速至3000r/min。
(10)主油泵起作用，润滑油压正常后，停用启动油泵及交流油泵，待油泵停止后，开启
其出口门，投入其联锁开关。
(11)汽机启动过程中，各部金属温度应严格控制，不超过以下表-6.2.4.4给出的控制规
范:
表-6.2.4.4
监控项目 单位 控制规范 主汽门前蒸汽温升率 ?/min 2.8,3.2 主汽门前蒸汽温降率 ?/min 2
主汽门外壁温升率 ?/min 4.6,5 主蒸汽管外壁温升率 ?/min 7
调节阀蒸汽室外壁温升率 ?/min 4.6,5 汽缸法兰内壁温升率 ?/min 4
汽 汽缸法兰外壁温升率 ?/min 3
<100(升温过程) 汽缸法兰内、外壁温差 ? <80(降温) 汽缸法兰中心与螺栓温差 ? <35,50 上、下汽缸温差 ? <35,50
,50(升温) 汽缸内、外壁温差 ? ,40(降温)
5、转速至3000r/min时检查试验工作:
(1)润滑油压、各油动机控制油压、安全油压在规定值内，DEH系统工作正常。
(2)经化验凝结水水质合格后，开启除氧前电动调节阀，关闭主凝结水放水门。
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
(3)全面检查汽轮发电机组运行正常后，按汽机试验方法规定完成下列试验的部分或全部:
?手动脱扣试验;
?主汽门严密性试验;
?调节汽门严密性试验;
?注油试验;
?综合安全装置电磁阀动作试验;
?超速试验。
5、并列与带负荷
(1)全面检查汽轮机组各部运行正常，汽缸下缸外壁温度在210?以上，通知电气并列(2) “已并列”讯号后，带负荷2.5MW，暖机20,30分钟，投入抽汽逆止门关闭联锁开关，投入发电机差动保护开关、低真空保护开关。
(3)机组并列后，关闭低压缸喷水门，关闭导汽管、调节汽门后，汽缸监视段和各段抽汽逆止门前后疏水门(如抽汽所供汽设备未投，则其疏水门稍开)。
(4)当汽缸下缸外壁温度升至350?以上，以每分钟加负荷1MW的速度，加至30MW暖机20,30分钟 。在该负荷下可投入中、低压调整抽汽，向除氧加热母管送汽以及投用高加。
(5)在加负荷暖机过程中，应注意调节系统工作应正常，无晃动，增加负荷时各油动机调节汽门动作应灵活，无卡涩。
(6)对汽轮发电机组进行听音检查，并检查机组轴振动、轴向位移、汽缸膨胀、金属各部温度等均应正常，并做好油温、风温、及凝汽器水位的调节工作。
(7)投用抽汽后，再以1MW/min的升负荷率，加负荷至额定值。
5.2.5 冷态滑参数启动
1、启动前的检查确认和准备工作
(1)启动前，开启电动隔离汽门前疏水门，主汽门前疏水门。
(2)启动前的其它准备工作，与额定参数启动相同。
2、各辅助设备的投运
(1)投入DEH系统正常运行。
(2)启动盘车运行，投入联锁开关。
(3)各管道和本体通疏水膨胀箱之疏水阀全开。
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(4)凝汽器热水井内水位到水位计的1/2,3/4左右，并起动凝结水泵，以再循环运行。
(5)投入高、低加热器汽、水侧在运行状态。
(6)启动真空泵抽真空达-40kPa时，通知锅炉点火。
(7)投入汽封冷却器及汽封压力调节器{均压箱}。
(8)启动循环水系统。
3、主蒸汽管道暖管工作
(1)通知锅炉点火后按0.03,0.05MPa/min和2,3?/min的升压、升温率，将主蒸汽压力升至1.5,2.0MPa，温度升至280,300?。
(2)注意检查主蒸汽管道膨胀和支吊架情况应正常，管道无振动和冲击声，否则联系锅炉减缓升压、升温的速度。
4、冲动与升速
(1)冲动前应具备的条件，除电动隔离门前新蒸汽参数达到2.0,4.0MPa(a)时，并有30,50?的过热度规定外，其余条件与额定参数启动相同，此时即可冲转。
(2)冲动转子:
(1)复置危急遮断器脱扣手柄，开启电动隔离汽门。
(2)全开主汽门，“挂闸”按钮变红。点击“运行”按钮后，同步缓慢开启高压调节汽门，冲动转子后讲升速至500r/min暖机，并作全面检查。
(3)冲动后应立即检查盘车应自动脱扣，将电动机停转，盘车手柄应回到停止状态
升速与暖机时间按下表-6.2.5.4进行:
表-6.2.5.4
转速(r/min) 主蒸汽压(MPa) 主蒸汽温度(?) 真空(-kPa) 时间(min)
0-500 1.5,2.0 300,320 40,53 10
500 2.0 320 40,53 10
500-1000 2.0,3.0 320,380 40,53 20
1000 3.0 380 40,53 10
1000-2400 3.0,4.0 380,400 10
2400 4.0 400 10
3000 4.0,4.6 400,430 全真空 20
合计:80,90 min
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(4)升速与暖机过程中注意事项:
?各个暖机阶段锅炉汽温、汽压保持基本不变或略有变动，各个升速阶段为锅炉升温、升压过程，汽机用调节汽门控制好各暖机转速。
?排汽温度高于80?时，投入低压缸喷水，可用真空破坏门调节所需真空值。
?监视相对膨胀、温升、温差等数值在允许范围内，注意调整汽封压力、凝汽器水位，油温、水温等应正常。
?汽机通过转子临界转速区时，可采用下列措施:
a.开大高压调节汽门，加速通过临界转速区。
b.提高排汽真空。
c.逐渐关小电动隔离汽门前通凝汽器之旁路阀开度。
。此时，锅炉主蒸汽压力约达?主汽门全开，由高压调节汽门控制机组升速至3000r/min
4.6MPa，温度420,430?。
?主油泵起作用后，停止启动油泵、交流油泵运行。停泵后，开启其出油门，投入其联动开关。
?严格控制汽缸各部金属温差、温升率以及相对膨胀值不超过冷态额定参数启动中 表-6.2.3.4的规定
5、并列与带负荷
(1)全面检查机组各部运行应正常，锅炉主汽压力约达4.5MPa，温度约425?，可向主控室发出“注意”、“可并列”信号。
(2)接主控室“注意”、“已合闸”信号后，带负荷2.5MW，暖机30分钟，投入发电机差动保护开关和抽汽逆止门关闭联锁开关。
(3)并列后，关闭低压缸喷水门，关闭导汽管、调节汽门，汽缸以及有关抽汽逆止门前、后疏水门。
(4)并列后，要求主汽温度具有150?的过热度，各负荷暖机时间，升负荷速度以及汽温汽压参照以下表-6.2.5.5执行:
表-6.2.5.5
负荷(MW) 时间(min) 主汽压力(MPa) 主汽温度(?)
0—5 2 4.0 410
5 30 4.0 420
5—10 30 4.0,4.2 420,440
10 5 4.2 440
10—20 30 4.2,4.5 440,460
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>20 逐渐升至额定参数
注:负荷10MW暖机结束，下汽缸外壁温度应达到210?以上，汽缸膨胀达到5.0mm及以上，方可按规定增加负荷，否则仍保持低负荷运行。
5.2.6 调整抽汽的投入和解除(DEH控制方式)
1、投入前应具备的条件:
调整抽汽投入前，各抽汽阀门处于全开(不动作)状态。抽汽投入后，抽汽阀门处于运动状态。
(1)DEH系统静态调试符合要求。
(2)调整抽汽逆止门关闭试验正常。
(3)电负荷在30MW以上，DEH系统运行稳定正常。
2、投入前的准备工作:
(1)送上抽汽供热门的电源，检查上、下限行程符合要求，电动开关可靠正常，供热门处于关闭位置。
2)暖管:开启抽汽逆止门前、后疏水，抽汽供热门前疏水门，暖管30分钟，关小疏水(
门开度。
(3)注意电负荷变化，联系热网人员注意供热参数的变化，联系锅炉注意汽温汽压的变化。
5.3 热态启动
按6.1.2定义，启动时汽轮机高压调节级处汽缸温度在200?以上时采用热态启动。 5.3.1 热态启动必须遵守的特殊规定
1、机组停机后，盘车处于连续运行状态。转子偏心值不大于冷态基准数的0.03mm。上下缸温差小于50?，润滑油温不低于38?。
2、启动前应充分疏水暖管，主蒸汽温度高于调节级温度约50?。
3、抽真空前应先向轴封送汽，并尽量缩短轴封送汽至冲转的时间间隔(向前轴封通入高温蒸汽，以增加转子热胀)。
4、启动过程中，应特别加强对汽轮机组声音、轴振的监测。如发现异常声音或异常振动，则应立即果断手打危急遮断器脱扣手柄停机。
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
5、冲动前，应联系电气做好发电机并列的准备工作，以便汽轮机定速后，可立即接带负荷，而不致使汽缸温度下降。
5.3.2 热态启动、升速及带负荷
1、当真空达-0.04,-0.0533MPa后即可冲转。 冲动转子至500r/min时，对机组进行全面检查，力求以较快的速度升到额定转速。
2、3000r/min检查机组声音、振动等正常后，即可向主控室发出“注意”、“可并列”信号。
3、机组并列后，立即加负荷，直至调节级处汽缸温度不下降，相对膨胀不向负值方向发展。再按冷态启动的要求进行暖机带负荷。
4、热态启动时，应防止高温部件的过冷却，并严格控制负差胀。冲动前相对膨胀和轴向位移保护必须投入。
7 机组运行中的正常维护
机组运行中应当做好以下正常维护:
1) 在正常运行中，运行人员必须认真监盘。根据表计指示变化，及时分析设备运行情况，认真合理进行调整，使所管辖的设备保证在安全经济下运行。
2) 按照巡回检查制度的规定，定时进行巡检。在巡检时应特别注意机组的声音、振动、推力瓦块温度、各轴承温度、油温及各汽、水、油系统的严密情况等，严防漏油着火。
3) 注意调节系统的工作情况，尤其在运行工况变化时，要求油动机动作灵活，无卡涩现象。
4) 机组在运行中，进入轴承的油温应保持在35,45?的范围内，温升一般不应超过10,15?。
5)在运行中，根据循环水滤网后和润滑油滤网后压力变化等情况, 及时检查和清理滤网。
6)保持汽轮机处在经济状态下运行，做到:
(1)主蒸汽参数在规定范围内。
(2)各加热器投入运行，加热器出口水温应符合设计要求。
(3)保持汽轮机在经济真空下运行，注意凝汽器端差，正常为3,5?，最高不超过8,10?，凝结水过冷却度不大于1,2?。
7) 注意真空系统设备运行情况，维持真空泵冷却水温在20?左右。
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
8) 认真严格执行设备定期切换和试验项目所规定的工作并做好记录。
9) 切实配合做好透平油、给水、凝结水等化验及电气绝缘的监督工作。
10) 每小时抄表一次，发现仪表读数与正常数值有差别时，应联系仪表人员，查明原因, 尽快修复，并做好记录。
8. 机组运行中的定期切换与试验
8.1 定期试验项目
1、自动主汽门活动试验每天进行一次。
2、调节汽门、低压旋转隔板活动试验每天进行一次
3、各段抽汽逆止阀活动试验每周一次
4、真空系统严密性试验每3个月进行一次。
5、自动主汽门、调节汽门严密性试验每6个月进行一次。
6、高压油泵，交、直流润滑油泵启动试验每周进行一次
9. 汽轮机的停机
9.1 正常参数停机
9.1.1 停机前的准备工作
1、接到停机命令后，准备好操作票，有关工具等，并通知有关岗位做好停机前的准备工作。
2、试开交流润滑油泵、直流油泵及盘车电动机(空转)，均应良好。
3、试验检查主汽门应灵活，无卡涩现象。
9.1.2 减负荷、发电机解列
1、以每分钟1MW的速度进行减负荷。
2、负荷减至30MW时，停用调整抽汽和高加，开启再循环门调整热水井水位。
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3、负荷降至15~25%额定负荷时，打开B组疏水阀。
主汽调节阀阀座之前的所有疏水阀为A组(包括主汽阀前后? 导汽管和调节阀阀座前等处的疏水);主汽调节阀阀座之后的所有疏水阀为B组(包括调节阀阀座后? 汽缸? 回热抽汽管道? 供热抽汽管道等处的疏水)。
4、负荷降至5~8%额定负荷时，打开A组疏水阀。
5、减负荷过程中，应严格控制相对膨胀不超过-1.0mm，否则应暂停减负荷，待相对膨胀控制不降时再减负荷。
6、负荷减至“0”，联系电气解列发电机。如果负荷减不至“0”，则用关小高调门来减负荷，直至负荷至“0”为止。此时，通知电气解列，否则不允许解列发电机。
9.1.3 发电机解列后，应进行的操作
1、关闭抽汽逆止门、联锁开关，关闭低加出水总门，用凝结水再循环水门调整凝汽器水位正常。
2、启动交流润滑油泵，注意DEH系统能维持空负荷运行。
3、将主汽门行程关小，手打危急遮断器脱扣手柄，主汽门、调节汽门应平稳迅速关闭，并记录打闸时间。
4、关闭真空泵空气门，转速降至2000r/min时，开启真空破坏门，使转子静止时真空大致到“零”。
5、冷油器出口油温降至35?，停用冷油器水侧。
6、转子惰走过程中，随时调整轴封压力在30,50kPa。仔细倾听机组内部声音，检查轴向位移、相对膨胀、润滑油压、油温的变化，发现异常应采取相应措施。
7、记录停转时间，计算转子惰走时间。
9.1.4 转子静止后，需做好的工作
1、转子静止，真空到零，停止轴封送汽，开启轴封供汽管疏水门，停止真空泵运行。
2、立即投入连续盘车，直至调节级处上缸内壁温度低于120?，上下缸温差小于50?时，停用盘车(注:汽缸内壁温度在200?以上禁止停用盘车)。
3、开启汽缸监视段疏水门、导汽管疏水门、调节汽门后疏水门、各段抽汽逆止门前、后疏水门。
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
4、转子停转后一小时，停止凝结水泵，并关闭再循环水门。
5、排汽缸温度降至50?以下，停止循环水泵，关闭凝汽器循环水进、出水门和循环水进水联络门。
6、关闭总电动隔离汽门，开启主汽管路各疏水门，将主汽管隔绝泄压，直至主汽门前压力至“零”，关闭各疏水门。
9.2 滑参数停机
9.2.1 停机操作
1、停机前各项试验准备工作完善。也可在降负荷到80,85%额定负荷时完成各项试验;
2、先将负荷减至40,45MW，停止供热抽汽并将主蒸汽参数逐渐降至正常允许值的下限，保持主蒸汽温度不变而降低压力，并使调节汽门全开;
3、通知锅炉降温、降压，按0.03-0.05MPa/min和2-3?/min的降压降温速率进行, 检查主汽门前蒸汽温度低于汽缸温度约30?
4、负荷减至30,35MW时，根据汽轮机的胀差, 温差决定降负荷速度, 停留10,20min, 检查汽机各部运行正常, 金属温差胀差在控制范围内。降温降压过程中，要注意主蒸汽温度始终保持50?以上过热度，如过热度小于50?，则维持该负荷运行，若过热度继续下降而无法保持较大值，时应打闸停机;
5、减负荷过程中应注意除氧加热蒸汽与轴封用汽汽源的及时切换。
6、负荷减至20MW左右时，约停留30min，在此期间，检查胀差温差应正常，凝结水自动调节装置工作正常，热水井水位在正常范围内，保持高低加热器水位正常。
7、负荷降至15~25%额定负荷时，打开B组疏水阀。
主汽调节阀阀座之前的所有疏水阀为A组(包括主汽阀前后? 导汽管和调节阀阀座前等处的疏水);主汽调节阀阀座之后的所有疏水阀为B组(包括调节阀阀座后? 汽缸? 回热抽汽管道? 供热抽汽管道等处的疏水)。
8、负荷降至5~8%额定负荷时，打开A组疏水阀。
9、主蒸汽温度降至300?，汽压1.5MPa时，将负荷减至”0”，通知电气解列.
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
9.2.2 停机过程中的注意事项
1、停机过程中，严禁作超速试验。
2、停机过程中，主蒸汽要始终保持50?以上的过热度。
3、停机过程中，新蒸汽的温降速度应控制在1,2?/min。
4、蒸汽温度低于汽缸或法兰金属温度30?时，应停止滑降，防止热应力和胀差值过大。
5、回热设备一般按随机滑停。
10. 停机期间的维护
10.1 停机10天以内的维护
1、严闭蒸汽管道和疏水系统各阀门。
2、可定期通入热空气，或定期启动真空泵，使汽机内部保持干燥。
3、汽轮机外部加工表面涂防锈油。
4、每天将轴转过4/3圈，转动前先开交流润滑油泵和顶轴油泵。
10.2 停机3个月以内的维护
除执行停机10天以内的维护项目以外，增加下列项目:
1、堵塞端部汽封。
2、调节保安系统各零部件解体，涂防锈油。
3、在汽机低转速时(~100r/min)时，用凡士林随汽流喷涂入通流部分。
10.3停机3个月以上时的维护
须拆下汽缸大盖，将通流部分表面涂保护油层。
第六章 汽轮机的事故处理
1 事故处理原则
1.1 发生故障时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险，找出发生故障的原
因消灭故障，同时应注意保持非故障设备继续运行，必要时设法增加非故障设备
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
的负荷，以保证对用户正常供电和供汽。
在处理事故的过程中，运行人员应当设法保证厂用电的正常供应。 为了完成上述任务，运行人员必须坚守岗位，集中全部精力来保持设备的正常运行，消除所有的不正常情况，正确迅速的执行上级的命令。
1.2 机组发生故障时，运行人员应当按照下面所述方法顺序工作，消除故障: (1)(根据仪表的指示和机组外部的征象，肯定已发生故障的设备。 (2)(迅速消除对人身和设备的危险，必要时立即解列。
(3)(迅速查清故障的性质，发生地点和损伤范围。
(4)(保证所有未受损伤的机组能正常运行。
(5)(消灭故障的每一个阶段都需要尽可能迅速报告班长长和专工，以便及时采取更加正确的对策，防止故障蔓延。
1.3 消灭故障时，动作应该迅速，正确，但不应急躁，慌张，否则不但不能消灭故障，反而更使故障扩大。在处理时接到命令后应复诵一边，如果没有听懂，应反复问清。命令执行后，应迅速向发令者报告。
1.4 司机在处理事故时，受班长的领导。发生故障时，司机应迅速参加消灭故障的工作。并尽可能首先通知班长。班长的所有命令，司机必须服从。 1.5专工在机组发生故障时，必须到现场监督消灭故障工作，并给予运行人员必要的指示，但这些指示不应和值长的命令相抵触。
1.6 从机组发生故障起，直到消灭故障机组恢复正常状态为止。值班人员不得擅自离开工作岗位。假如故障发生在交班的时间，应延迟交接在未填写交班日记前，交班运行人员应继续工作，并在交班运行人员协助下消灭故障，直到机组恢复正常运行状态或接到值长关于接班的命令。
1.7 禁止与消灭故障无关的人员停留在发生故障的地点。
1.8 司机在机组发生故障时，对所属工作人员发布的命令，应以工作人员不离开原来岗位地点就能执行为原则，并使工作人员兼顾到原来岗位工作和机组监视主要仪表的情况。运行人员发现自己不了解的现象时，必须迅速报告司机，共同实地观察研究查清。当发现本规程没有规定的故障征象时，运行人员必须根据自己的知识和判断，主动采取对策，并尽可能迅速把故障情况通知司机。故障消除后，司机应当将观察到的现象，故障发生的过程和时间，所采取的消除故障的措施，正确地记录在工作记录本上，司机应同时将机组故障的情况和经过记录在运行日志上。
2. 在已带上负荷时的事故处理中，除非发电机方面的原因确需先与电网解列外，一律都先需处理汽机停止进汽，然后再解列电网。
3. 汽机在下列情况下应破坏真空，紧急停机:
3.1 机组突然发生强烈振动或金属撞击声。
3.2 汽机转速升高到3360r/min，而危急遮断装置不起作用。
3.3 水冲击。
3.4 轴端汽封冒火花。
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
3.5 任何一个轴承断油或轴承回油温度急剧升高。
3.6 轴承回油温度升高超过75?，或瓦温超过110?或轴承内冒烟。 3.7 油系统失火且不能很快扑灭。
3.8 油箱油位突然下降到最低油位以下。
3.9 润滑油压降到0.05Mpa时。
3.10 转子轴向位移超过+1或-1mm或胀差超限。
3.11 主蒸汽管破裂。
3.12 发电机内冒烟。
3.13 后汽缸排汽门动作。
3.14 汽缸内部有明显的摩擦声，撞击声或其他不正常的声音。 4. 破坏真空紧急停机的操作步骤:
4.1 手打危急遮断器手柄，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板、抽汽逆止门均应关闭，发电机油开关跳闸，汽机惰走。
4.2 启动交流润滑油泵。
4.3 停止真空泵联动关闭抽空气门，开启真空破环门。
4.4 调整凝汽器水位，轴封压力及除氧器水位。
4.5 真空到零，转子静止，启动顶轴油泵，投入连续盘车，关闭轴封用汽。记录惰走时间。
4.6 完成其它停机操作。
5. 汽轮机在下列情况下应不破坏真空故障(先减负荷到零，解列，然后停止汽轮机进汽)停机:
5.1主蒸汽压力超过5.3MPa或主蒸汽压力升高至5.2MPa，且运行时间超过30min。 5.2主蒸汽温度超过485?或主蒸汽温度升高至500?，且运行时间超过30min.
5.3 冷凝器真空低于-0.061Mpa。
5.4 调节汽门全关，发电机转为电动机运行带汽机运转超过3分钟。 5.5 轴承振动大于0.07mm。
5.6 主汽门阀杆卡死。
5.7 DEH系统故障且无法消除。
6 汽轮机出现下列情况而在15分钟内不能恢复，应不破环真空故障停机: 6.1主蒸汽压力低于3. 6MPa或主蒸汽压力高于3. 6MPa但低于4.14MPa， 且空负荷运行时间超过15min。
6.2主蒸汽温度低于400?或主蒸汽温度高于400?但低于410?， 且空负荷运行时间超过15min。
6.3 冷凝器真空低于-0.073但高于-0.061Mpa。
7. 汽温汽压不正常处理
7.1 运行中发现主蒸汽压力、温度不符合额定参数时，应及时联系锅炉要求迅速恢复，并报告司机，值长，采取减负荷开疏水措施。并密切注意机组振动.声音，
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
检查汽缸膨胀.轴向位移.推力瓦温度，注意各监视段压力.汽轮机各金属温度差变化情况。
7.2 主蒸汽温度升高或降低，以自动主汽门前汽温.汽压为准进行处理，汽温突降50?时，紧急停机，并全开主蒸汽导管.汽缸疏水门。
7.3 汽温汽压同时下降应以汽温下降为主。
7.4 汽温下降处理:(汽压在额定参数范围之内)
主蒸汽温度低至455?，立即联系锅炉升温，
汽温降至450?时，每降1?减负荷1000kw，
汽温低至440?开电动主汽门前疏水门，
汽温继续下降到430?开启调节汽门后和汽缸疏水门，
当汽温下降至400?以下负荷减到零仍不能恢复应故障停机。 如汽温急剧下降应按水冲击处理，当汽温恢复正常，征得值长同意可重新启动。 7.5 汽压下降处理:(汽温在额定参数内)
主汽压下降至4.7Mpa时，应通知锅炉升压，
汽压降至4.5Mpa时，开始减负荷，每降低0.1Mpa降负荷4500kw， 压力降至4.0Mpa不能恢复，减负荷到零，降至3.6Mpa以下不能恢复，应按照一般故障停机。
8. 汽温升高处理:
主蒸汽温高于480?，联系锅炉要求迅速降低到正常值，汽温高至485?连续运行30分钟或全年累计超过20小时不能降低时应故障停机，汽温高于485?，应立即故障停机。主汽温恢复正常，征得值长同意可重新启动。 9. 汽压升高处理:
主蒸汽压力上升至5.3Mpa以上应联系锅炉降低，升高到5.4Mpa运行不超过20分钟，超过5.4Mpa，应故障停机。
10. 油系统工作失常
10.1 油压的极限值:
(1)当主油泵出口油压降到1.8Mpa,应启动辅助油泵。
(2)润滑油压降低至0.07Mpa，联动交流润滑泵，油压降至0.05Mpa，联动直流油泵。
(3)润滑油压降低至0.05Mpa，应破坏真空紧急停机。
10.2 油位极限值:
(1)油位突然降低5-10mm，应立即查找泄漏处。
10.3油压油位同时下降:
油压油位同时下降原因:
a) 压力油管漏油。
b) 冷油器铜管破裂。
处理:发现后应设法在进行中消除及切换备用冷油器并向油箱加油。
10.4 油压降低油位不变:
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
油压下降原因:
(1) 主油泵工作失常，出口油压明显下降，应立即启动调速油泵。 (2) 注油器工作失常，应立即启动辅助油泵，维持调速油压、润滑油压正常，
调速系统运行稳定。如果汽轮机不能正常运行或主油泵有金属摩擦声及
#1轴承明显振动增大，应紧急停机。
(3) 滤油器滤网堵塞，应及时切换油网运行。
10.5 油位降低油压正常:
下降原因:
(1) 油位计失灵。
(2) 冷油器及压力油管漏油。
(3) 回油管路漏油。
(4) 事故放油门漏油。
处理:根据上述部位，找出漏油点，设法消除，必要时应加油，加油后不能维持正常时申请停机。
10.6 辅助油泵工作失常的处理:
(1)汽轮机组在启动过程中，未通过临界转速时，调速油泵发生故障，应立即启动交流润滑油泵或直流润滑油泵停机。
(2)停机前必须有两台辅助油泵正常，否则应修复后再停机。 10.7 油系统着火处理:
(1)油系统着火应立即查明原因，采取措施，迅速用消防设备进行灭火，根据火势，及时通知消防队。
(2)若火势无法控制，威胁机组运行，则应立即按紧急停机操作，断开调速油泵联动开关(严禁启动调速油泵)，并降低润滑油压。
(3)若火势继续蔓延，危急主油门，则应在汽轮机脱扣及发电机解列时用消防水将油箱与火势隔开，并打开事故放油门进行放油。转子停止后立即停用润滑油泵，进行必要的手动盘车，以防止大轴弯曲。
(4)威胁到电器设备运行时，必须切断电源。
11. 凝汽器真空下降
11.1 发现凝汽器真空下降时，应该按照真空.电负荷对应表调整电负荷，当真空下降至-0.0867Mpa时，启动备用射水泵及射水抽汽器以提高凝汽器真空。 11.2 当凝汽器真空下降至-0.061Mpa时，负荷减至零，若仍无法恢复应故障停机。
真空0.0867 0.084 0.0813 0.0787 0.0760 0.0733 0.061 (Mpa)
负荷50000 40000 30000 20000 10000 0 停机 (kw)
11.3排汽温度在空负荷时不应超过120?，带负荷时不应超过65?，应注意
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
后汽缸喷水装置投入。
11.4真空下降的原因:
(1).循环水中断或不足，凝汽器集结空气，铜管结垢或脏污。 (2)后汽封供汽中断。
(3).凝汽器水位升高。
(4).运行真空泵失常。
(5).真空系统泄漏。
(6).负荷增大，排气量增大。
11.5 真空下降原因的处理:
(1)检查循环水泵进出口压力.温度是否正常，如长时间逐渐降压，端差增大，应为铜管结垢或脏污，应进行半面清洗。
(2)检查后汽封是否失汽，轴封加热器抽空气门是否开启过大。 (3)检查凝结泵工作是否正常，凝结器水位是否升高。 (4)检查真空泵工作是否正常
(5)检查真空系统阀门，法兰及连接件是否漏气，真空泵液位是否正常。 (6)检查负荷.排气量是否增加。
11.6 真空下降应注意下列事项:
(1)检查机组振动，胀差，轴向位移
(2)检查推力瓦及回油温度
(3)监视段压力不超过规定数值
(4)排汽温度不超过规定数值
(5)排汽温度升高后，轴封径向不致发生摩擦
12 汽轮机轴向位移变化
12.1 轴向位移变化的原因
(1)负荷或蒸汽流量(包括抽气量)变化
(2)叶片严重结垢(在同样工况下运行时，监视段压力升高) (3)运行中叶片断落
(4)水冲击(包括汽温突降)
(5)轴封漏气量增加
(6)频率变化
(7)推力瓦块磨损
(8)真空变化
(9)表计失灵
12.2 发现轴向位移逐渐增大，应当特别注意推力轴瓦块温度和推力轴承回油温度，并经常检查汽轮机运行情况和倾听机组又无异常和振动，当轴向位移增大至报警时，立即汇报司机、专工，适当减负荷使轴向位移降至正常值，若轴向位移增大推力瓦温度达到95?以上并伴有不正常的声响和振动，或者轴向位移在空负荷运行情况下超过极限值，应迅速破环真空停机。
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13 水冲击处理
13.1 发生水冲击象征:
(1)主蒸汽温度急剧下降
(2)主蒸汽管道阀门法兰、轴封、汽缸结合面、自动主汽门、调节汽阀门杆结合面处冒出白色湿蒸汽或泄出水点。
(3)轴向推力增加，轴向位移迅速增大，推力轴承回油及推力瓦块温度上升。 (4)下缸温度急剧下降。
(5)胀差指示减小或负值。
(6)汽轮机声音失常，如果加热器满水，则加热器出水温度下降，抽汽管发出水击声，抽汽室压力表摆动。
(7)机组振动逐渐加剧，可能产生水击声和噪音。
(8)负荷自动下降。
13.2 处理方法:
(1)以上象征不一定同时出现，发现水击时应按紧急故障停机处理，并开启蒸汽管道、导管、汽缸及抽汽管的全部疏水门。
(2)如主蒸汽温度急剧下降，则应尽快通知锅炉，并报告司机及值长采取措施，如果属加热器满水引起，则应停止故障加热器的运行。 (3)水冲击停机过程中，必须加强对机组各项检查，注意转子的惰走时间、内部声音、推力轴承回油温度、轴向位移、振动、差胀指示等，没有发现异常情况，盘车状态下内部无异音，及上下缸温度差不超过规定值，轴弯曲不超过规定值，惰走时间正常可以重新开机。开机过程中应加强疏水及加强检查轴向位移、推力瓦温度，相对膨胀及金属温度，若发现内部有异音、摩擦声、轴向位移增大、应立即停机，揭缸检查。
(4)主蒸汽温度直线下降50?对照仪表指示正确，应按水冲击故障处理。 14 汽轮机超速
14.1 汽轮机超速超过危急遮断器动作转速3360r/min，而未动作，应立即按紧急停机按钮，否则将发生恶性超速事故。
14.2 超速的一般象征:
(1)一般情况下机组负荷突然到零，发电机与系统解列
(2)转速超过3360r/min，机组发出不正常的声音和振动增加 (3)主油泵出口油压、润滑油压迅速升高
(4)超速一般是由于危急遮断器不动作或自动主汽门、抽汽逆止门、调速汽门不严密造成
14.3 超速的紧急处理:
(1)立即手动打闸，开启真空破坏门
(2)检查自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门关闭严密，否则应立即电动关闭电动主汽门。
(3)按规程进行其他破坏真空紧急停机操作
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
(4)如需重新启动，应汇报专工，得到批准，校验转速表，做超速试验及自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门严密性试验合格后，方可启动 15 汽轮机发电机甩负荷
15.1 发电机甩负荷，调速系统动作正常:
1.现象:
(1)负荷到“0”。
(2)发电机跳闸。
(3)调速汽门瞬间关闭后，又稍开，机组转速在危急遮断器动作转速以下。 2处理:
(1) 甩负荷快控动作维持转速在3000r/min。
(2) 检查各级抽汽逆止门关闭。
(3) 调整凝结水至除氧器门，调节凝结水再循环门。 (4) 注意差胀变化。
(5) 全面检查汽轮机各部正常，联系电气并列带负荷。 15.2 汽轮发电机甩负荷，危急遮断器动作:
1.现象:
(1)负荷到零。
(2)发电机跳闸、自动主汽门关闭。
(3)转速上升到3300-3360r/min以后开始下降。
2.处理:
(1)确认自动主汽门、 调节汽门、抽汽逆止门关闭，转速不再上升，否则应关闭电动主汽门，破环真空停机。
(2)根据油压情况，启动辅助油泵。
(3)关闭凝结水至除氧器门，保持凝结器水位，调节凝结水再循环门。 (4)转速低于3000r/min时，启动辅助油泵，挂上危急遮断器，缓慢开启自动主汽门升速至3000r/min，运行正常后，停辅助油泵。。 (5)注意差胀变化。
(6)请示值长及车间有关领导，决定是否并列带负荷。 15.3 发电机甩负荷，转速超过3360r/min，危急遮断器不动作: 1.现象:
(1)负荷到“0”。
(2)发电机跳闸。
(3)转速超过3360r/min以上，主油泵出口油压相应升高，机组声音失常，振动增大。
2.处理:
(1)迅速手动打闸，使主汽门、调速汽门关闭停机。 (2)关闭电动主汽门，抽汽逆止门强制关闭。
(3)破坏真空。
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
(4)根据油压情况，启动辅助油泵。
(5)关闭凝结水至除氧器门，调节再循环保持凝汽器水位。 (6)检查一切正常后，汇报值长，得到批准后，重新恢复3000r/min，进行调速系统超速试验。若超速试验不合格，应停机处理。
(7)注意差胀变化
(8)执行其他操作
15.4 保护系统动作，发电机仍并列:
1.现象:
(1)负荷到“0”，周波表指示仍并列。
(2)自动主汽门关闭。
(3)转速仍3000r/min，自动主汽门.调速汽门关闭。
2.处理:
(1)检查各抽汽逆止门关闭。
(2)检查汽机保护，并通知热工，联系电气检查。
(3)确定保护误动作后，应立即解除有关保护，挂上危急保护器，开启自动主汽门及调门带负荷。(解除主保护需得到有关领导批准)。 (4)如确定保护动作，立即紧急停机。
15.5 电器故障引起甩负荷:
主保护动作:
1. 差动保护动作后，发电机主油开关跳闸，使汽机保护动作，关闭主汽门、
调速汽门。此情况按发电机甩负荷危急遮断器动作一章中所述来处理。 2. 电气保护(OPC)联锁动作:
发电机主油开关跳闸后，使汽机保护动作(电速闭)，OPC电磁阀动作，使调速汽门迅速关闭，三秒钟后电磁阀复位，使调速汽门重新开启，维持空负荷运行。此情况按发电机甩负荷，调速系统正常来处理。
16 发电机、励磁器冒烟着火
16.1 运行中发现发电机内部铁芯线圈温度局部升高时，应迅速通知电气值班员检查处理。
16.2 发现发电机冒烟着火，应立即按发电机跳闸按钮和主汽门跳闸按钮，启动油泵进行紧急停机。
16.3 禁止用泡沫灭火器和黄沙灭火，应用二氧化碳灭火。
16.4 维持转速至200-300r/min，确认发电机转子和定子冷却后才能停机。 17 车间失火
17.1 汽机室内已失火，但尚未延及机组设备和汽管时，司机应领导其他所属人员进行下列工作:
17.1.1 迅速通知值长，并通知主管消防泵的人员。
17.1.2 在消防人员未到达前，即应使用车间内或厂内灭火机灭火，假如灭火地点有电线时，必须先切断电源。
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
17.1.3 应注意不使火灾蔓延到四周，必要时应将设备周围覆以沾湿的布(照顾机组回转部分);火灾将威胁到机组安全时，取得值长同意，进行停机。 17.1.4 灭火时应根据需要分别使用泡沫状灭火剂.干燥灭火剂.砂子.水或湿布，用一切方法保护机组不受损坏。
17.2车间失火时，司机必须:
(1).不得擅自离开岗位。
(2).加强监视运行中的机组。
(3).准备按照值长命令进行停机等操作。
17.3 发生火灾时，司机可以采取方法处理事故。
17.4 汽机运行人员必须知道在各种情况下的灭火方法:
(1).未浸有火油、汽油和其他油类的抹布及木质材料燃烧时，可以用水.泡沫灭火器和砂子灭火。
(2). 浸有火油、汽油和其他油类的抹布及木质材料燃烧时，应用泡沫灭火器和砂子灭火。
(3).油箱和其他容器中的油着火时，应用泡沫灭火器灭火(或将油从事故排油管放出)，手旁有沾湿的布时也可以使用
(4).带电的电动机线圈和电线、电缆着火时，应在切断电源后进行扑灭，电动机着火时，不得使用砂子灭火。
18.不正常的振动和异音
机组突然发生强烈振动或发生能听出来的金属声音，应当破环真空，紧急停机。
18.1 在负荷变化的情况下，机组发生不甚强烈的振动，从汽轮机、发电机、励磁机上发出可疑的声音时，需要降低负荷直到振动消除为止(清楚地听出金属声音时，需要紧急停机)，同时研究振动的原因，为此应检查: (1)润滑油压是否下降。
(2)轴承进口油温是否过高或过低。
(3)轴承出口油温是否过高。
(4)主蒸汽温度是否过高。
(5)主蒸汽温度是否降低到使湿蒸汽进入汽轮机的程度。
如发现以上情况，应按前列有关条文进行处理。
18.2 汽轮机汽缸膨胀情况，汽轮机汽缸向单方向膨胀时，必须查明其发生的原因，检查是否因穿堂风及空气流动影响所致，必要时应关闭窗户及时消除。 18.3 假如汽轮发电机组在除去发电机的励磁后，振动消除，或再提升电压时机组发生振动，说明振动是由发电机转子线圈短路所引起。此时，应报告值长。
18.4 假如汽轮机转子开始冲动以后，在两端轴封处或通流部分听出清楚的磨擦声音时，应停机检查。
18.5 停机时如在两端轴封处或汽轮机缸内的通流部分清楚地听出磨擦声音，
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
则在下次启动前必须检查修好。
18.6 汽轮机在启动时发现大的振动，需要急速降低转速，直到消除振动为止。在此转速下，暖机5~10min，然后逐渐提升转速。汇报班长，如振动依然发生时，需要再度降低转速，振动依旧，停机查明原因后再进行升速。 18.7 如前数条指示的振动原因并不存在时，则振动可能有下列原因所引起: 叶轮破损。
轮盘和轴的接合松动。
大轴弯曲。
迷宫式蒸汽轴封损坏。
汽轮机的某些部分变形。
汽轮机.发电机及励磁机的旋转部分与固定部分之间掉入杂物;汽轮机通流部分及两端轴封内部发生摩擦隔板轴封.挡油环和轴摩擦;
汽轮发电机机组中心不正
汽轮发电机组的轴瓦两侧间隙不合规定。
发电机的机械松弛(发电机或励磁机的转子零件结合松弛，例如:线圈.绑线.螺丝和其他等)。
油膜不稳定。
轴承座和台板之间的接触面不合要求，螺丝发生松动等。
以上原因只有在故障停机后部分拆开或全部拆开机器后方能检查清楚。 运行人员一般不能直接弄清楚上述的原因，因此当其他一切正常，随负荷下降而声音和振动并不消除时，立即报告值长和专工，到现场共同研究处理。 19.运行中叶片损坏或断落
19.1 汽轮机叶片在运行中损坏或断落的一般征象如下:
(1)蒸汽表面通流部分发生不同程度的冲击。
(2)在蒸汽通流部分发生不同程度和不同性质的声音。
(3)机组振动增大。
(4)汽轮机中间几级的蒸汽压力升高，但负荷没有变化或反而减少。 (5)凝结水导电度增加。
19.2 汽轮机叶片在运行中损坏和断落时，不一定同时出现上述全部征象。在下列情况下一般均表示叶片在运行中损坏或断落，此时为了预防损坏范围扩大，应紧急停机处理:
(1)通流部分听到清晰的金属响声。
(2)汽轮机通流部分发生可疑声音同时机组剧烈振动。
20.蒸汽管道和其他管子发生故障
20.1 汽管和其他管子发生故障时，工作人员必须采取对策，不使人员和设备遭到损害，并按照安全工作规程操作。
20.2 汽轮机的主汽管破裂时应:
(1)启动电动辅助油泵，按发生故障时的处理方法迅速停机
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
(2)隔断发生故障部分的汽管，并同时开启汽机室的窗户放出蒸汽。注意切勿乱跑，防止被气流吹伤。
20.3 主汽管法兰盘结合面盘根损坏时应:
(1)设法减少蒸汽的泄漏。
(2)如强烈喷泄蒸汽时，应隔断发生漏气的部分管子，工作现场有蒸汽聚集时应开窗户。
(3)不可能迅速隔断损坏部分的汽管，同时汽管法兰盘的损坏程度足以威胁机组的安全运行时，应立即紧急停机。
20.4 汽管中发生水冲击时，必须开启汽管的所有疏水门，检查从锅炉里是否有水过来，汽管中有无阻滞蒸汽的处所，疏水管是否阻塞。 20.5 主汽管中发生振动时，应当检查汽管的疏水情况和支架的运行情况如振动威胁到汽管和汽管相联的设备和安全运行时，需减低汽轮机负荷，并隔断发生振动部分的汽管。
20.6 其它管道破裂时:
(1)迅速隔断或切除故障管道，尽量维持运行，并迅速联系人员检修。 (2)根据管道的连接系统，停运有关设备，启动备用设备，若不能切断或无法消除应故障停机。
21.脱网运行(单机运行)
21.1 现象:
(1)汽轮机转速升高或降低，周波表指示升高或降低。
(2)调整电负荷时，周波表也随之摆动。
21.2 处理:
(1)调整机组维持额定转速。
(2)在脱网事故中，汇报值长，注意转速保持3000r/min，及时联系并网。 21.3 注意事项:
在脱网运行电负荷变化时，如需启停给水泵.循环泵等重要辅机时，应及时汇报值长，征得同意后方可进行操作。
22.厂用电中断
22.1 厂用电部分电源中断(10.5kv)
(1)现象:部分运行的给水泵.循环泵电流到零，绿灯闪光，红灯熄灭。循环水或给水线管压力下降，运行泵电流增加，备用泵应自动投入，各参数趋于正常。
(2)处理:
1.立即检查备用泵是否联动成功，如联动成功，就将联动泵操作开关合闸的方向操作一次，并复归故障泵开关。
2.如联动不成功，再人为的将联动泵抢合一次，再将故障泵的操作开关拉闸方向操作一次，联动开关置断开位置。
3.如人为还是合不上，经检查故障泵无异常情况，将故障泵再抢合一次。
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4.在厂用电中断情况下，不允许在故障泵发生倒转的情况下抢合。 5.部分给水泵、循环水泵电源中断时，锅炉降低负荷保持给水压力在6.0Mpa以上，循环泵故障，关小故障机组或负荷低的机组的循环水，适当调整循环水量。
22.2 380v部分厂用电中断
(1)现象:同段厂用电上的运行动力设备电流均到零，绿灯闪光.红灯熄灭，部分照明熄灭。
(2)处理:
1.立即检查备用泵是否联动成功，若联动成功，就将联动泵操作开关向合闸的方向合闸一次，并复归故障泵开关。
2.如果联动开关不成功，再人为的将联动备用泵抢合一次，再将故障泵的操作开关向拉闸方向操作一次。
3.如果人为合闸不上，经检查故障泵无异常情况，将故障泵再抢合一次。 4.在厂用电中断情况下，如果没有备用泵，经检查故障泵无异常，可以再抢合一次。
5. 检查凝结水，循环水压力，并注意凝汽器水位、真空、发电机风温、油温等在正常范围内，如果油温、风温高冷油器、空冷器应及时倒用工业水。 22.3 厂用电全部中断的处理:
(1)如果厂用电中断，而得不到及时恢复时，这时任一参数达到停机数值而保护未动作时，应立即打闸停机，密切注意油温、风温，适时投入工业水。 (2)联系电气主控，及时恢复故障电源，交流油泵无电源应该启动直流油泵。 (3)如盘车电源中断时，可采用手动盘车或机械盘车，并进行其他停机操作。 (4)在厂用电全部中断时，应拉脱各动力设备操作开关及联锁开关，待厂用电恢复后，根据值长安排，逐步恢复设备运行。
(5)在停机以后没有及时进行连续盘车的机组，以及在停机过程中及停机后发生断油的机组，再次启动前必须得到有关领导的许可，方可重新启动机组。 (6)厂电全部中断，由主蒸汽向均压箱供汽，保证各级组的轴封用汽，并切换或停止有关热力系统。
第七章 辅助设备的运行与维护
1 旋膜除氧的投入与停用
1.1 运行前的安全检查
1.1.1 除氧器安装或检修工作已全部结束，经验收合格。施工用临时设备都已拆除，保温完善，道路畅通，照明良好，通讯正常。
1.1.2 除氧器各汽水阀门的开闭和自动调节控制装置的动作应灵活可靠，开度指示应与设备实际情况一致。灯光音响报警和联锁装置应良好。自动控制和保护装置必须全部投入使用(只能在运行时投入的除外)，电动阀气动阀和
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
液动阀全行程开闭时间应有纪录。
1.1.3 除氧器压力表应完好，所有表都经校验合格。
1.1.4 给水箱的液位计出现下列情况之一时，不能使用:
1.1.4.1就地液位计有损坏，看不清水位。
1.1.4.2电接点水位计的电接点挂水，出现假水位。
1.1.4.3 超过校验有效期。
1.1.4.4 一次阀卡涩。
1.1.4.5 就地液位计与电接点水位计的指示不一致。
1.1.5 安全阀出现下列情况之一时，不能使用:
1.1.5.1 安全阀的铅封有损坏，不完整。
1.1.5.2 超过校验有效期。
1.1.6在安装或大修后的除氧器投入前，应按规定对除氧器及其管道进行冲洗，水质合格后方可投入使用。
2 除氧器的投入
2.1 (优先)除氧器的冷态启动宜采用先送汽后上水的方法，外界辅助蒸气预热壳体15~20分钟，在保持一定汽压下，打开除盐水(或汽机冷凝水)补水阀，将除盐水送入除氧头，对给水进行加热并开启除氧塔排大气门。 2.2 除氧器的冷态启动也可采用同时送汽，上水或先上水后送汽的方法。但应注意进汽阀的开度，避免给水箱上下壁之间产生过大的温差应力。在采用先上水后送汽的方法时，应开启除氧塔上排向大气的排汽门，其余所有连接管道上的阀门均应处于关闭位置，压力，温度，和水位测量装置均处在运行状态。
3 运行中的操作和监视
3.1 正常运行时，除氧器的所有仪表，信号，报警，联锁，自动调节和远方操作装置都应完好和投入使用。
3.2 应经常保持除氧器的各项运行参数正常和稳定，给水含氧量应?7µg/l。定压运行除氧器的压力和温度应符合设计标值，允许压力波动范围为?0.03Mpa。给水箱的水位为正常水位1650mm~1950mm，应经常冲洗就地水位计已确认就地水位计工作正常。
3.3 进入除氧器的凝结水含氧量应符合《火电厂水汽质量标准》，凝结水的温度应符合该工况下的计算温度，如水温偏低(如停用低加)时，则应加强监视压力阀的开度及除氧器压力，出水温度和出水含氧量。
3.4 除氧器水位低时，应查找原因和及时处理，禁止用急剧补水方式来提高水位，严禁直接补入大量低温除盐水。
3.5 除氧器正常运行时，禁止将不合格的水打入除氧器。
3.6 除氧器进行加热汽源切换时，或高加疏水，汽机门杆漏气投入或停用时，应严格监视除氧器的压力。
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3.7 排汽阀的开度由性能试验来确定，要既能保证排出气体，又不致大量冒汽。
3.8 除氧器及其汽水系统管道，阀门都应保持良好状态，如有漏气等缺陷应做好事故预想，并及时联系处理。
4除氧器停用和保养
4.1 降压时，当抽汽压力下降到除氧器额定工作压力以下时，应改为手动调节除氧器压力，缓慢将除氧器压力降到零，后关闭抽汽阀，再关进水阀。 4.2 除氧器长期停用时，必须防腐保养:冲氮，(0.1Mpa)。 5 给水泵的投入与停用
5.1 泵的启动
5.1.1 检查稀有站油箱油位应正常，其工作油泵，油泵工作正常，润滑油压正常，油温正常(20~40?)。辅油泵自启动正常。联动开关投入，进行油循环，从回油观察窗观察油循环是否通畅，轴承前油压为0.01~0.15Mpa。 5.1.2 启动前应保证管路没有任何堵塞，管道内没有任何会引起泵内部故障的异物。泵的盘车应转动自如，除氧器水位在工作水位。
5.1.3 检查密封水进水，回水阀门是否打开。进水阀门应全开，回水阀应根据情况调整，不可开得太大。
5.1.7 开启再循环门，启动给水泵，检查平衡压力，回油温度，轴承温度计振动是否正常。如果一切正常，缓慢打开出口门，使泵带负荷运行，运转工况必须大于泵允许的最小流量(额定流量的30%)，应用出口阀控制泵的流量，决不允许用进口阀控制泵的流量。
5.2 给水泵运行中的维护
5.2.1 检查进水温度为102?时，进水压力不低于汽化压力的1.13倍，即0.1Mpa左右。
5.2.2 检查出水压力，6-7Mpa。
5.2.3 检查平衡压力(一般不高于进口压力0.1Mpa左右)。当5.2.4 泵和电机轴承温度不得超过80?，超过80?时应报警，超过90?时停给水泵电机。泵和电机轴承前油压不得低于0.06Mpa。低于该值时应报警，低于0.06Mpa时停给水泵电机。
5.2.5 检查油位，第一次运行200小时后全部放掉润滑油，更换新油，以后隔1000小时再换一次。换油时整个润滑区用汽油或苯清洗。 5.2.6 轴承振动垂直方向不得大于0.05mm。
5.3 给水泵的停止
5.3.1 联系电气锅炉准备停泵。
5.3.2 解除备用泵联锁开关。
5.3.3 开启再循环门，关闭出口门。
5.3.4 停泵，泵不应倒转，电流回零，记录惰走时间。
5.3.5 停泵30分钟后停润滑油泵，如热备用则不应停润滑油泵。
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5.3.6 如作备用，应开出口门，投联锁。
6 高压加热器的运行和停用
6.1 投运前的检查
6.1.1 检查高加的表计和就地水位计完好并投入，高加的各种保护试验应正常。
6.1.2 送上各电动门电源，危急疏水门开关正常。
6.1.3 高加电动进汽门关闭，逆止阀关闭，给水电动旁路门开启，给水电动
进出水门关闭。
6.1.4 高加汽侧疏水门关闭。
6.1.5 高加进汽逆止门，前后疏水门开启。
6.1.6 高加水侧空气门开启。
6.1.7 当负荷在30MW以上，可投运高加。
6.2 投入
6.2.1 联系值长。通知锅炉。
6.2.2 稍开高加进水门，向高加内注水，注意水侧压力上升，水侧放空气门冒水后，关闭放空气门，水侧压力全压后，关闭注水门。检查高加内部水压下降情况。确定钢管是否泄漏。
6.2.3 确定钢管不漏， 6.2.4 稍开高加进汽门。维持汽压在0.2-0.3Mpa,暖10~15分钟，然后根据汽侧排水门冒汽增大情况，关小排水门。逐渐开足进汽电动门，关闭抽汽逆止门前.后疏水门，控制给水温升不大于2?/min。 6.2.5 当高加汽侧压力高于0.3Mpa时，通知给水值班人员，将高加疏水切换到除氧器，同时关闭排大气疏水门及疏水危急放水门，注意高加水位。 6.2.6 联系热工冲洗电接点水位计，玻璃水位与压差水位计校对正常，将疏水调整门投入自动
6.2.7 运行中由于其他非高加本身原因，负荷低于30MW时，只要不影响高加疏水和高加正常水位，可不停用高加。
6.3 高加的停用
6.3.1 征得值长同意，联系锅炉.给水除氧值班人员。
6.3.2 解除高加的各种保护开关，疏水自动改为手动。
6.3.3 缓慢关闭高加进汽门，关闭高加到除氧器疏水门。
6.3.4 开启汽侧疏水门.空气门及有关抽汽逆止门前后疏水门。 6.3.5 如遇负荷小停高加时或非高加本体检修不许切换水路时，允许水侧投入运行。
6.3.6 如高加钢管检修时，给水走旁路必要时可扩大隔离。 7凝汽器的半侧投入和停用:
7.1 凝汽器半侧停运操作:
7.1.1 征得值长同意，凝汽器在电负荷减到25MW后可半侧运行。 7.1.2 关闭停用侧空气门。
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7.1.3 关闭进水联通门及停用侧进.出水门。
7.1.4 缓慢开启停用侧的水侧放水门。
7.1.5 注意凝汽器真空不低于-0.87Mpa，排汽温度不超过65?，否则应联系
值长适当调整负荷。
7.1.6 停运侧放尽余水后，可通知检修人员开始工作。
7.2 凝汽器半侧投入操作:
7.2.1 检修工作完毕后，水室内确实无人.物件.关闭人孔门。
7.2.2 联系值长及有关岗位。
7.2.3 关闭水侧放水门。
7.2.4 将投入侧进水门开小部分排空气后，关闭出水管排空气门。
7.2.5 开启投入侧进水门及进水联通门。
7.2.6 开启投入侧空气总门(密切注意真空变化)。
7.2.7 汇报值长，根据真空状况来接带负荷。
8真空泵运行规程
8.1起动和停机
8.1.1启动前的准备
8.1.1.1存放期过长(存放2年以上)的真空泵，在启动前应更换真空泵轴承腔内的润滑脂。更换前用汽油将轴承腔清洗干净。
8.1.1.2如果轴封是填料，则松开填料压盖，向填料挤入少许普通机油作润滑。 8.1.1.3通过供水管路向真空泵内供水冲洗，用手盘动转子，然后通过放水管路把污水排净。对试运转后或投入过正式运行的机组，停车2天以上的，重新启动时，要灌水盘车冲洗，以免内部生锈、结垢造成后起动困难而烧坏电机。 8.1.1.4检查电气部分是否安全、正确。
8.1.1.5检查电机的转动方向，使其符合真空泵的转向。
8.1.1.6检查联轴器护罩或皮带护罩是否得到可靠的固定。
8.1.2起动
8.1.2.1开启供水闸阀，向泵内供水(如果是轴封外供水，同时打开闸阀，当自动排水阀有液体流出时，证明泵内的水位已达到或超过自动排水阀的位置，关闸阀 8.1.2.2打开排气闸阀
8.1.2.3当自动排水阀从有水流出道没有水流出时，起动电机，泵运转。同时打开闸阀，使真空压力表的指针接近0MPa(表压)。随着泵的吸入绝对压力的下降，指针向负值偏移(读数在0.02-0.04MPa之间)。也可在供水管路上接上流量计。 8.1.2.4如果是轴封或机封外供水，调节闸阀，使轴封供水压力表的读数在0.02-0.04MPa之间。供水量及调节见
8.1.2.5如果被抽吸的是易燃、易爆、有毒或要求回用的气体，则要调节圆形气水分离器的密封液位，使液位处于液位计的中间位置，防止气体泄漏。
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8.1.2.6工作液一次使用，必须人工调节气水分离器的排水闸阀，保证圆形气水分离器的液位在液位计的中间，这样才能保证气体不会从气水分离器的底部露出。 8.1.2.7工作液闭式循环使用，要定期补充水，防止因气体带走的水引起水位下降导致泄漏气体。
8.2.1停车
8.2.1.1、停机前先检查系统中各相应设备冷风进入停机规程中。 8.2.1.2、关停电机，然后关闭供水闸阀如果是轴封外供水，同时关闭轴封供水阀门。
8.2.13、打开排水阀门，放清积水，以防生锈或在冰冻的换几个下冻裂泵体运行监检查和保养
8.3.1在运行中，应经常观察下列情况
8.3.1.1、供电电压和轴功率(电流)是否正常。
8.3.1.2、机组的轴承温升是否正常，轴承温升不超过35?，实测温度最高应不超过75?。电机轴承温升按电机安装使用说明书。
8.3.1.3、真空泵的供水量是否正常，如果是轴封外供水，还应检查轴封供水是否正常。
8.4.1运行中，如发现有异常，应立即停车检查，故障排除后，再重新启动。 8.4.1.1每运行2500小时，检查更换一次轴承润滑脂。油脂量应占轴承室净空间的2/3左右。
8.4.1.2适当压紧填料，松紧度可通过填料压盖的螺栓调节。轴封处允许有滴漏。填料经长时间使用后不能进一步调整时，应更换新的填料，更换时，应移出旧填料，并清洗填料函。装填料时，填料切口位置应错开90?。
注意:停车一段时间后，因填料干涸，如果盘车时发现转子比较难转动，
请松开填料压盖，然后向填料喷一些机油，则能够使转子容易转动。 9. 低压加热器的运行
9.1 投入前的检查和准备工作
9.1.1 各低加进.出水门开启。
9.1.2 各低加水旁路门关闭。
9.1.3 根据情况可逐级串联开启各低加空气门或直通空气门。 9.1.4 开足低加疏水调节门前.后疏水门，关闭其旁路门。
9.1.5 低加疏水泵应处于良好的备用状态，疏水泵进水门.空气门，冷却水门应开启。
9.1.7 各低加排地沟疏水门关闭。
9.1.8 各低加水位计完整投入，电子水位计应正常。
9.1.9 有关抽汽逆止门应开启，抽汽管道疏水门开启。
9.2 低加的投运和维护
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9.2.1 低加应随机启动。
9.2.2 联系化验水质，合格后回收，开启1#低加至凝汽器疏水直通阀。 9.2.3 机组冲转到3000r/min，关闭各自汽管道疏水门。 9.2.4 负荷达25MW以上时，可启动疏水泵，开启疏水调解阀调整疏水量，保持低加水位在1/3位置，关闭1#低加到凝汽器疏水直通门。 9.3 低加的停运
9.3.1 机组负荷至25MW时可停止低加疏水泵运行。根据水位，开启低加至凝汽器疏水直通门。
9.3.2 关闭低加汽门，关闭低加有关疏水门(空气门根据实际情况决定是否关)，
开启有关抽汽管道疏水门。
9.3.3 如低加铜管或水侧大法兰漏，则应开启水侧旁路门，关闭进、出水门，关闭进汽门和空气门，此低加解列。
9.3.4 运行中如无检修任务，低加可随机组同步停下，不必操作。 10. 除氧器事故处理
10.1 除氧器压力不稳
原因:(1)压力自动调节出现故障。
(2)加热蒸汽压力不稳，汽机负荷不稳。
(3)进水流量，温度不稳。
处理:(1)自动调节失灵时，改为旁路调整。
(2)稳定进水温度，流量。
(3)在有备用汽源时改为备用汽源，待机组稳定后，再切换过来。 10.2 除氧器水位低
原因:(1)水位自动调节失灵。
(2)除盐水量不足或中断。
(3)锅炉用水突然增大。
(4)放水门误开启。
(5)凝结水量减少。
处理:(1)自动调节改为手动。
(2)联系化水增大除盐水量。
(3)增大补水量。
(4)关严放水门。
(5)检查凝结泵。
(6)若水位继续下降，汇报值长。
10.3 除氧器水位高
处理:(1)检查水位计，水位表负荷。
(2)检查自动调节系统是否正常，否则投入“手动”。
(3)检查凝结水，除盐水阀的开度是否过大。
(4)若水位继续上升，则开溢流阀放水至正常。
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
10.4 除氧器振动
原因:(1)补水量过大，温度过低。
(2)水位过高。
(3)汽水倒流。
(4)再沸腾门开启过大。
处理:(1)调整补水量，提高进水温度。
(2)调整水位，如倒流入加热蒸汽管道，则应充分疏水。
(3)适当调整再沸腾门。
10.5 给水含氧量大
原因:(1)加热温度不足，低于该压力下的饱和温度。
(2)过负荷或补水不均。
(3)排汽门开度过小。
(4)凝结水含氧量过高。
(5)除氧器设备缺陷。
处理:(1)增大加热蒸汽流量。
(2)适当开启再沸腾门，均匀平稳补水。
(3)调整排汽门开度。
(4)检查真空系统和低加空气门。
(5)设备缺陷应汇报领导进行计划检修。 10.6 加热器铜管破裂或漏水
原因:(1)水位比正常时升高或急剧升高。
(2)出口温度降低。
(3)若为高加满水，加热器保护动作。
(4)若疏水满水至抽汽管处，则抽汽管道则发生水击或振动。
处理:(1)迅速关闭进汽门，关闭空气门，全开旁路门，全关进出口门。
(2)若为高加应检查高加保护是否动作，并检查危急疏水门是否开启，否
则应手动处理。
(3)开启汽侧放水门，关闭给水门。
(4)报告值长联系检修。
11 凝汽器的运行
11.1 投入前的准备
11.1.1 检查凝汽器必须符合投运条件，凝汽器进.出水门关闭。全开凝汽器两侧
空气总门，关闭放水门。
11.1.2 开启凝汽器进水管联络门。
11.1.3 开启凝汽器两侧出水管上排空气门。 11.1.4 凝汽器水位计齐全.完整。
11.1.5 联系值长要求通循环水。
11.2 凝汽器的投入
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11.2.1 稍稍开启凝汽器循环水两侧进水门，等空气排尽后关闭排空气门，开启两侧出口门。
11.2.2 根据需要调整凝汽器甲.乙侧循环水进水门开度。 11.3 凝汽器的停用
11.3.1 停机后待排汽缸温度低于50?方可停止向凝汽器停供循环水。 11.3.2 联系值长要求停止循环水。
11.3.3 如检修工作需要，可关闭凝汽器进出水门及联络门，开启水侧放水门，切断凝汽器进出水门及联络门电源。
12 凝结水泵的运行
12.1 凝结水泵启动前的检查和准备
12.1.1 关闭凝汽器热水井放水门，并向凝汽器内补水至正常水位，检查凝结水系统已开通，适当开启再循环水门。
12.1.2 全开凝结水泵冷却水总门，调整凝结水水封门及轴承冷却水。 12.1.3 开足凝结水泵进水门，空气门，出水门关闭。
12.1.4 凝结水泵启动开关在断开位置，联锁开关应在解除位置。 12.1.5 通知电气人员测电机绝缘合格后送电。
12.2 凝结水泵的启动和维护
12.2.1 合上启动开关，启动水泵。注意空负荷电流。(检修后应先试转，电机方向应正确)
12.2.2 缓慢开启出水门，检查出水压力和热井水位应正常。 12.2.3 检查水泵.电机.轴承各部温度.声音.振动均应正常轴承温度不超过70?，冷却水和凝结水水封应畅通。
12.2.4 维持水泵出水压力，电机电流应稳定正常，电动机温度,65?。 12.2.5 根据运行方式确定是否投人联锁。
12.3 凝结水泵的停运
12.3.1 将联锁开关解除。
12.3.2 断开操作开关，电流至“0”，水泵转子应停止。
12.3.3 水泵停运后如检修，则关闭进.出水门，空气门.及水封门，并通知电气停电。
12.3.4 如正常停泵后作联动备用，开启出水门(不应倒转)。 12.4 凝结水泵正常切换
12.4.1 将联锁开关解除。
12.4.2 合上备用泵的操作开关，水泵应启动。
12.4.3 检查水泵压力.声音.电流.轴承等应正常，并注意热井水位在(200~900mm)，水封应畅通。
12.4.4 断开原运行泵的操作开关，水泵应停止。(水泵不应倒转) 12.4.5 投入联锁开关。
13 给水管道操作
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13.1 给水管道投入操作
13.1.1 开启运行给泵出口门或隔离门的旁路门进行暖管充压。当进水温度达120?以上时，关闭疏水门。
13.1.2 当给泵出水隔离门前后压差相等时，手动开启此门二圈左右后，手柄放在电动位置电动开启，检查整个管道不应有水冲击现象，给水泵电流.压力.流量均在正常位置。
13.1.3 关闭给水泵出口门旁路和隔离门的旁路门。
13.2 给水管道隔离操作
13.2.1 接到值长通知后，填写好操作票，经值长.司机审核同意后，方可进行操作。
13.2.2 联系有关岗位，注意给水压力，流量及给泵电流的变化在正常范围内。 13.2.3 电动关闭隔离门，并手动关紧。
13.2.4 将隔离后的管道，存水放尽，并将电动门电源拉脱。挂警告牌。 13.2.5 操作完后，汇报值长.司机及有关岗位，做好记录。
13.2.6 在运行中，应对各管道进行下列定期检查工作，并及时填写所发现的设备缺陷。
13.2.6.1 阀门状况，法兰连接的严密性。
13.2.6.2 振动情况。盘根严密程度，转动部分及时加油。
13.2.6.3 疏水阀门的工作情况。
13.2.6.4 检查支.吊架工作状况，管道补偿的情况，保温情况。 14 循环水泵的运行与停用
14.1 循环水泵的启动操作
14.1.1 联系值长.司机，得到允许后方可启动。
14.1.2 开足进水门及出口切换门，出口逆止门应在关闭位置，联络门开关根据运行方式确定。
14.1.3 合操作开关，红灯亮.绿灯熄，检查空载电流(约为额定电流的1/3左右)，出口压力，轴承振动，泵组声音正常。缓慢开启出口门。
14.1.4 启动正常后，检查电流(不得超过额定电流)，出口压力是否正常。 14.1.5 检查轴承，盘根不应发烫，甩水情况正常，检查电动机工作正常。 14.1.6 投入泵的联锁开关。
14.1.7 做好操作记录。
14.2 循环水泵的停运操作
14.2.1 得到司机命令，断开联锁开关，联系各有关岗位。
14.2.2 关闭出口门，电流下降，断开操作开关，检查电流应到“0”，检查出口逆止门关闭出口压力下降至进口压力值，泵逐渐静止，不允许倒转。若泵组倒转，立即关闭进口门。
14.2.3 如停下检修，应关闭泵进水门联系电气将有关泵组及进出、口门电源拉脱。
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
14.2.4 如停下后投联动备用，应开足进水门，将该泵联锁开关投入，不允许泵倒转。
14.3 循环水泵的正常维护
14.3.1 按规定时间记录表计的数据，并巡查泵的运行状况，按规定时间记录表计的数据，并巡查泵的运行状况，发现不正常现象应认真分析，即使汇报处理。 14.3.2 巡查中应倾听泵的转动部分声音是否正常，振动是否超标(振动双振幅不大于0.10mm)。
14.3.4 检查盘根是否发烫，泄露水量不要流成线形，以每分钟30-60倍滴为宜，以防盘根漏水过大使轴承进水。
14.3.5 电机外壳温度应在正常范围内。
14.3.6 保持循环水母管压力在0.1~0.196Mpa左右。
14.3.7 做好泵的定期切换启动工作。
15 冷却塔的运行
15.1 冷却塔投入前的检查
(1)认真填写操作票，司机审核签字同意后方可进行操作。冷却水补水门.出水门.放水门完好并且动作灵活，均应处于关闭状态。
(2)冷却塔在基础工程或大修完毕后投入前，应仔细检查水池，并清扫水池，转换井等处的杂物，清除污泥。
(3)检查配水槽无缺口，槽内无杂物，淋水槽完好不堵塞。
(4)检查冷却塔筒壁有无露筛，裂纹，脱落等现象。
(5)检查后关闭冷却塔人孔门。
15.2 冷却塔投入操作
(1)开启相对应的补充水门，补水到1.4m水位停止。
(2)接司机通知开足冷却塔两只进水门，待循泵启动，凝汽器通水后，检查冷却塔淋水情况应没有过分集中或稀疏的区域，并维持正常水位。 15.3 冷却塔的正常维持
(1)正常运行时应根据排污量和不同季节水的消耗情况向冷却塔及时补水，并防止水池溢流或水位过低。
(2)正常运行的冷却塔水池水位保持在1.0-1.4m之间。
(3)冷却塔淋水密度应均匀，淋水水流网板无损坏，定期清扫配水槽防止堵塞，否则应记录正常位置，以便检修处理。
(4)冷却塔周围保持清洁整齐，禁止游泳，洗涤衣服和倾倒垃圾。 (5)冬季在结冻期对阀门.管道应采取保温措施，各阀门井内应排干积水，防止冻坏设备，尽量避免冬季停运冷却塔，若停运应防止水池冰冻。 17. 均压箱
17.1 投入
(1).检查均压箱疏水门开启，其他阀门关闭，各表计齐全正常。 (2).开启新蒸汽至均压箱一、二次门，用二次门调整均压箱压力0.01-0.05Mpa，
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
控制均压箱温度150-200?，然后适时向汽封供汽。 (3). 机组正常运行后，投入三抽供汽，停止新蒸汽供均压箱保持压力
2.94-29.4kpa。
17.2 退出
(1).停机过程中均压箱供汽倒至新蒸汽供汽，注意调整压力，温度。
(2).真空到零后，停止轴封供汽。
(3).关均压箱供汽门，疏水门。
18. 给水泵:
18.1 下列情况应紧急停泵:
(1)泵体发生强烈振动或有清楚的响声。 (2)严重危及人身和设备安全时。
(3)电动机着火或冒烟。
(4)轴承断油，冒烟或回油温度升高至90?。 (5)油系统着火无法及时熄灭。
(6)油压降至0.06Mpa继续下降。
(7)水泵外壳破裂大量漏水。
18.2 紧急停泵操作步骤:
(1)立即断开高压开关，备用泵应自投。 (2)关闭事故泵出口门。
(3)解除事故泵联锁，检查联动泵应正常。 (4)记录事故泵惰走时间，汇报值长。 18.3 给水泵汽化
象征:(1)给水泵入口压力，出口压力急剧摆动。
(2)水泵入口发出“沙沙”声。
(3)电流摆动，流量减小。
原因:(1)给水泵流量过小或超负荷运行。
(2)除氧器内压力突然降低。
(3)入口滤网堵塞。
(4)入口管内侵入空气。
处理:(1)启动备用泵或减负荷运行(超负荷)或开再循坏。
(2)分析查找原因，及时处理。
(3)停泵清扫滤网。
第八章 汽机联锁保安说明
1. 给水泵联锁
备用给水泵投入联锁，运行泵事故跳闸，备用泵自动投入运行。
高压给水母管压力低于 6 Mpa时，备用泵自启。
2. 给水泵油泵联锁
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动力部汽动鼓风车间汽轮机运行规程
联锁投入时，给水泵润滑油压低于0.06 Mpa或运行油泵事故跳闸，则备用泵启动。
3. 真空泵联锁
联锁投入时，真空低于0.075 Mpa或运行泵事故跳闸，备用泵启动。 4. 凝结泵联锁
联锁投入运行泵故障跳闸，备用泵自启动。
5. 高压油泵联锁
主油泵出口压力低于一定数值(1.8Mpa)联锁投入，高压油泵自启动。 6. 交流润滑油泵联锁
润滑油压低于0.07Mpa联锁投入，交流润滑油泵自启。 7. 直流润滑油泵联锁
润滑油压低于0.05Mpa时，此联锁投入，直流油泵自启动。 8. 盘车电机联锁
润滑油压低于0.03Mpa，此联锁投入，盘车电机自停。 9.循环水泵联锁
联锁投入时，循环水压低于0.15 Mpa，则备用泵启动。
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