湖南理昂汽机运行规程
湖南理昂再生能源电力有限公司运行远程(汽机篇)
湖南理昂再生能源电力有限公司
汽机篇
2009年 9月20日 发布 2009年10月1日 实施
湖南理昂再生能源电力有限公司运行规程(汽机篇)
编写:蒋永章 梁 华 周传清 潘建伟 李建军 樊建 校对:李鄂中 蒋永章 梁 华 周传清 审核:郭克元
批准:何徐顺
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目录
第一篇 汽轮机组运行规程 ................................................................................................................. 5 第一章 设备主要
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
、结构、特性 ............................................................................................. 5 第一节 汽轮发电机组概况 ............................................................................................................. 5 一 汽轮机......................................................................................................................................... 5
二 发电机......................................................................................................................................... 6
三 油系统参数 ................................................................................................................................. 7
四 本体结构 .................................................................................................. 8 五 调速系统概述 ........................................................................................................................... 10
六 供油系统概述 ........................................................................................................................... 11
七 本汽轮机的安全保护装置 ....................................................................................................... 12 1 机械液压保护的组成 ................................................................................................................. 12 2 电接点保护 ................................................................................................................................. 12
3 抽汽逆止门连动保护 ................................................................................................................. 13 4 电超速保护 ................................................................................................................................. 13
第二节 汽轮机辅助设备规范 ....................................................................................................... 13 一 辅助设备规范 ........................................................................................................................... 13
二 汽轮机组的热工DCS声光信号 ................................................................................................. 16 三 汽轮机的自动调节项目 ........................................................................................................... 16 第二章 汽轮机组的启停操作 ..................................................................................................... 17 第一节 总则................................................................................................................................... 17
一 汽轮机在下列任一情形下，禁止启动或投入运行 ............................................................. 17
二 汽轮机组调速系统应符合下列要求 ..................................................................................... 17 第二节 启动前的校验、检查工作 ............................................................................................... 17 一 检查......................................................................................................................................... 17
二 电动门、调整门的校验 ......................................................................................................... 18 三 DCS操作、监控系统检查 ....................................................................................................... 18 四 起动前现场的检查 ................................................................................................................... 18 第三节 汽轮机起动前的试验及暖管 ......................................................................................... 22 一 起动条件 ................................................................................................................................. 22
二 启动前的准备工作 ................................................................................................................. 23 三 汽机保护及联锁静态试验 ..................................................................................................... 23 1 热工保护项目及定值 ............................................................................................................... 23 2 手拍危急遮断装置试验及危急遮断油门试验和复归试验 ................. 23
3 低油压保护试验 ....................................................................................................................... 24 4 轴向位移校验方法 ................................................................................................................... 24 5 汽机转速信号超速保护试验 ................................................................................................... 24 6 轴承回油温度高保护试验 ....................................................................................................... 24 7 瓦块温度高保护试验 ............................................................................................................... 24 8 机电联动保护试验(发电机主保护) ................................................................................... 25 9 “紧急停机按钮”联动发电机油开关跳闸保护试验 ............................................................... 25
10 低真空保护试验 ..................................................................................................................... 25
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四 辅机联锁试验方法 ............................................................................................................... 25 1 凝结水泵联锁试验 ................................................................................................................... 25 2 射水泵联锁试验 ....................................................................................................................... 25 3 循环水泵联锁试验 ................................................................................................................... 26 五 暖管(到自动主汽门前) ..................................................................................................... 26 六 凝汽器抽真空 ......................................................................................................................... 26 第四节 启动升速与带负荷 ......................................................................................................... 27 一 冲转......................................................................................................................................... 27
1 冲转前的条件 ........................................................................................................................... 27
2 冲转前的准备工作 ................................................................................................................... 27 3 冲动转子及升速 ....................................................................................................................... 27 二 并列带负荷 ............................................................................................................................. 29
1 操作方法及步骤 ....................................................................................................................... 29 2 增加负荷过程中应注意事项 ................................................................................................... 30 三 冷态滑参数启动特殊规定 ..................................................................................................... 30 四 热态启动的规定及注意事项 ................................................................................................. 30 第五节 停机操作 ......................................................................................................................... 31 一 停机前的准备 ......................................................................................................................... 31 二 停机的操作步骤及注意事项 ................................................................................................. 31 三 转子静止后的工作 ................................................................................................................. 32 四 停机后的维护 ......................................................................................................................... 32 第三章 附属设备的运行 ............................................................................................................. 32 第一节 电动泵类的启动与停止 ................................................................................................... 32 一 启动前的检查 ......................................................................................................................... 32 二 启动操作 ................................................................................................................................. 33
三 运行中注意事项 ................................................................................................................... 33 四 停止操作 ............................................................................................................................... 33
第二节 低压加热器启动与停止 ................................................................................................. 33 第三节 正常运行时冷油器切换操作 ......................................................................................... 34 第四节 运行中半面凝汽器投、停操作 ..................................................................................... 34
第四章 汽轮机的运行维护和试验 ............................................................................................. 35 第一节 汽轮机运行限额 ............................................................................................................. 35 一 运行限额表 ............................................................................................................................... 35
二 汽轮机运行规定及参数调整 ................................................................................................... 36 第二节 定期维护 ......................................................................................................................... 37 第三节 定期试验 ......................................................................................................................... 38 第五章 汽轮机事故处理 ............................................................................................................. 39 第一节 事故处理原则 ................................................................................................................. 39 一 事故处理一般原则 ................................................................................................................. 39 二 事故处理的有关规定 ........................................................................................................... 39 第二节 故障停机 ......................................................................................................................... 40 一 发生下列情况之一时，应紧急停机，并破坏真空 ............................................................. 40
二 发生下列情况之一，应故障停机，而不破坏真空 ............................................................. 40
三 紧急停机方法 ......................................................................................................................... 40
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第三节 水冲击事故 ..................................................................................................................... 41 第四节 汽温汽压不正常 ............................................................................................................. 41 第五节 凝汽器真空下降 ............................................................................................................. 42 第六节 甩负荷 ............................................................................................................................. 43
第七节 油系统工作失常 ............................................................................................................. 46 第八节 失火 ................................................................................................................................. 47
第九节 轴承温度及推力瓦温度异常 ......................................................................................... 48 第十节 轴向位移异常 ................................................................................................................. 48 第十一节 汽轮机断叶片 ............................................................................................................. 49 第十二节 厂用电及热工电源中断 ............................................................................................. 49 第十三节 周率变化 ..................................................................................................................... 50 第六章 辅助设备故障处理 ......................................................................................................... 50 第一节 辅机故障处理原则 ........................................................................................................... 50 第二节 冷油器失水故障处理。 ................................................................................................. 51 第三节 空冷器失水故障处理 ..................................................................................................... 51 第四节 蒸汽管道和其它管道故障 ............................................................................................. 52 第五节 防止管道、压力容器爆破及防止人身伤亡 ................................................................. 52
第二篇 公用系统运行规程 ............................................................................................................. 54 第一章 给水泵运行规程 ............................................................................................................. 54 第一节 技术规范 ......................................................................................................................... 54 第二节 检查和启动 ..................................................................................................................... 55 第三节 给水泵的运行与维护 ..................................................................................................... 56 第四节 给泵的定期检查与维护 ................................................................................................. 56 第五节 紧急停泵条件 ................................................................................................................. 57 第六节 紧急停给泵操作 ............................................................................................................. 57 第二章 除氧器运行规程 ............................................................................................................. 58 第一节 技术规范 ......................................................................................................................... 58 第二节 除氧器的投用与停用 ..................................................................................................... 59 第三节 除氧器的运行与维护 ..................................................................................................... 60 第四节 除氧器事故处理 ............................................................................................................. 60 第三章 循环水泵运行规程 ......................................................................................................... 61 第一节 技术规范 ......................................................................................................................... 61 第二节 循泵的起动与停用 ......................................................................................................... 62 第三节 循泵运行与维护 ............................................................................................................. 63 第四节 循环水泵事故处理 ......................................................................................................... 64 第四章 冷却水塔运行规程 ......................................................................................................... 64 第五章 消防水泵运行参数 ......................................................................................................... 65 附 表 汽机定期工作表 ............................................................................................................. 66
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第一篇 汽轮机组运行规程
总 则
第一节 汽轮机运行人员注意事项
第1条 值班人员在独立工作之前，必须熟悉本规程及其他相关规程，并经考试合格。 第2条 值班人员在工作中除注意保证设备安全经济运行正确处理各项异常现象之外，并应
遵守下列各项规定:
1( 服从上级命令正确执行指示，未得到允许不得离开工作岗位。
2( 值班人员须精力集中，监盘时，应坐姿端正，勤操作勤调整，保证各项运行参数在
规定的范围内;巡查时，须“手摸”、“眼看”、“耳听”、“鼻嗅”相结合，及时发现
设备隐患，保障设备安全运行。
3( 禁止非工作人员接近设备;在未得到有关方面通知许可之前，不应让检修人员在设
备上进行检修工作。
4( 值班人员应对设备运行中出现的异常情况及出现故障时所采取的措施如实地
记录
混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载
在运行日志上，不得弄虚作假，隐瞒事实真相。
第二节 重要操作的规定
第3条 下列工作必须在车间专工或其指定的人员的监护下进行:
1( 大修后汽轮机组的起动。
2( 汽轮机的超速试验。
3( 汽轮机的调速保护系统试验。
4( 设备经过重大的改进，运行方式重大改变和新技术试用的第一次起动。
5( 运行中停下半面凝汽器清洗。
第4条 对于重要的操作，必须先填写操作票，并在监护人员的监护下方可进行。下一级人
员不能监护上一级人员的操作。
第5条 在处理事故时，可不填写操作票，即进行操作，但事后应补写操作票，并将事故处
理过程详细地记录在运行日志上。
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第一章 汽轮机设备主要规范、结构、特性
第一节 汽轮机发电机组主要技术规范 一 汽轮机
1. 制造厂及编号
型号 N15-4.9
型式 中温、次高压、单缸、轴流、冲动凝汽式汽轮机 制造厂家 武汉长江动力集团 出厂日期 2008年5月 本厂编号 一号机 安装年月 2009年5月 投产日期 2009年8月
2.主要技术数据
项目 单位 #1机
型号 N15-4.9
额定工况功率 Kw 15000
最大工况功率 Kw 16600
转速 转/分 3000
顺汽流方向看为顺转向 时针
临界转速(一阶) 转/分 1350
汽耗率 Kg/KwH 纯凝工况 4.26 (额定)
额定 t/h 62 进汽量 最大 t/h 75
排汽压力 MPa 0(0061(绝对压力)
额定转速时振动值 Mm ?0.03(全振幅)
临界转速时振动值 mm ?0.15(全振幅)
额定 MPa 4.9(绝对压力) 主汽门前蒸汽压力 最高 MPa 5.1(绝对压力)
最低 MPa 4.61(绝对压力)
额定 ? 435 主汽门前蒸汽温度 最高 ? 445
最低 ? 420
正常 ? 20 冷却水温 最高 ? 33 3.调节保安润滑系统:
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项目 单位 #1机
主油泵入口油压 MPa 0.12
主油泵压增 MPa 1.0
MPa 脉冲油压 0.55?0.05
危急遮断器动作转速 r/min 3300,3360
润滑油压 MPa 0.0785,0.147
汽轮机油牌号 L,TSA46# 4.整定值:
项目 单位 #1机
排汽压力高限报警 KPa -86
排汽压力高限停机 KPa -61
排汽温度高限报警 ? 80
排汽温度高限停机 ? 100
电超速保护动作转速 r/min 3300
危急遮断器动作转速 r/min 3300,3360
机组振动大?值 mm 0.05
机组振动大?值 mm 0.07(手动) 轴向位移保安装置报警时转子相对mm ?1.0 位移值
轴向位移保安装置动作时转子相对mm 1.4 位移值
高压电动油泵自动启动时主油泵出MPa ,0.7 (表) 口压力
高压电动油泵自动关闭时主油泵出MPa 手动 口压力
报警 MPa 0.08(表)
低压交流电动油泵投入 MPa 0.055(表) 润滑油压 直流电动油泵投入 MPa 0.04(表) 力低保护 停机 MPa 0.02 (表)
电动盘车跳闸 MPa 0.015(表)
? 65(回油温度) 报警 ? 85(瓦温) 轴承温度
升高保护 ? 75(回油温度) 停机 ? 100(瓦温) 二 发电机规范
项目 单位 #1机
型号 QF-15-2
功率 Kw 15000
转速 转/分 3000转/分
额定电流 A 1031
额定电压 V 10500
空载励磁电流 A 110.68
空载励磁电压 V 38.99
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额定励磁电流 A 319.8 额定励磁电压 V 158.03 功率因数 cosф 0.8
接法 Y 绝緣等级 F 制造厂 武汉长江动力集团 出厂日期 年/月 2008年5月
三 油系统参数
1.
项目 单位 #1机
油压 MPa 0.981,1.177 主油泵 流量 l/min 1000
3油箱容积 m 7
型号 CQ-J 2排油烟
机 台数 1
型号 YL-42-1
台数 2
冷却面积 ? 42
冷却油量 l/min 650 冷油器 冷却水量 t/h 95
冷却水温 ? 20--33
冷却管
材料
关于××同志的政审材料调查表环保先进个人材料国家普通话测试材料农民专业合作社注销四查四问剖析材料
HSn70-1
冷却管规格 mm Φ12×1
2. 齿轮油泵:
项目 单位 #1机
型号 80AY60B
台数 1
扬程 M 38
3流量 m/h 39.5
制造厂家 自贡东方过滤设备公司 交流润
滑油泵 电机型号 YB2-160M1-2
功率 Kw 11
额定电流 A 21.6
额定电压 V 380
制造厂家 山东华力
型号 80AY60B
台数 1
扬程 M 38 直流润
3滑油泵 流量 m/h 39.5
制造厂家 自贡东方过滤设备公司
电机型号 Z2-51
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功率 Kw 10
额定电流 A 53.8
额定电压 V 220
制造厂家 杭州直流电机厂
3. 高压电动油泵:
项目 单位 #1机
型号 100AY120B
扬程 m 94
,流量 m/h 85
汽蚀余量 m 3.3
转速 转/分 2970
功率 Kw 45
制造厂家 自贡东方过滤设备公司
电机型号 YB2-225M-2
额定电流 A 82.1
额定电压 V 380
制造厂家 山东华力
四 本体结构
1)转子:
由12级叶轮套装组成。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。末级节圆直径为Φ1565.5MM，采用339.5MM三维动叶片。
2)喷嘴组、隔板、转向导叶环:
A.配汽采用提板式调节汽阀，由高压油动机通过调节连杆控制，高压油动机装于前轴承座上。前汽缸蒸汽室中有六只调节汽阀，分别控制六组喷嘴。喷嘴组为装配焊接式或围带焊接式结构，有螺栓固定在汽缸喷嘴室上。
B.隔板为精铸静叶焊接式或铸铁结构。下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。
C.转向导叶环采用“弓形键”结构支持在汽缸上，顶部及底部与汽缸间有定位销，非进汽弧段带有护套。
3)汽缸:
本机由前中后三段组成的单汽缸结构。通流部分由一个双列速度级和十一个压力级组成。具有垂直中分面和水平中分面。喷嘴室与前汽缸铸为一体。新蒸汽由前汽缸左右两侧的导汽管进入汽缸，下汽缸设有回热抽汽口，后汽缸排汽口与凝汽器采用刚性法兰连接。前汽缸与前轴承座采用“猫爪”连接，并有垂直键以保证热膨胀时保持中心不变。后汽缸由两侧的侧支撑支撑在后座架上，撑脚与后座架间有横向滑销。横向滑销中心与后汽缸导板的纵向滑销中心形成汽缸热膨胀死点。后汽缸排汽接管装有喷淋装置，排汽温度大于80?投入，低
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于65?退出。
4)前轴承座
在汽轮机前轴承座的前端装有测速装置，在轴承座内有主油泵，保安装置，推力支持联合轴承及调节系统的一些有关部套。外部装有高压油动机等其他部套。油路采用管式结构。高压油动机安放前轴承座上面，通过调节连杆与调节阀连接。前后支持轴承为椭圆轴承，支持部分为球面结构，可以自位。推力工作瓦12块，副推力瓦10块。扇形瓦块，可摆动，每块工作瓦块均装有铂电阻，测量合金温度。工作推力瓦是汽轮机转子相对静止的“死点”。前轴承座上装有三个温度计，分别测量轴承径向及正副推力瓦的回油温度。前轴承座安放在前座架上，其结合面上有纵向滑键，前轴承座可轴向滑动。在前轴承座架上装有热胀指示器，以反映汽轮机静止部分的热膨胀情况。
5)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、发电机前轴承、盘车装置、温度表等。后轴承座两侧均有润滑油进油口，便于使机组左向或右向布置。
6)主汽门及主汽门操纵座:
主汽门为单座截止阀。阀碟是带预启阀的型线阀碟，阀碟上装有蒸汽滤网。主汽门为一进两出式。
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0.4Mpa(表压)左右，顺时针转动操纵座顶部的手轮，使丝杆下端的密封面密合，然后反时针缓慢旋转手轮，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和行程开关。
7)汽封
前后汽封均为梳齿式高低齿结构，有轴封抽汽装置。
8)盘车装置:
汽轮机通过一副刚性联轴器与发电机相连，转子盘车装置装于后轴承盖上，由电动机驱动，通过蜗轮蜗杆及齿轮减速达到所需要的盘车速度。盘车转速为5-6转，手动投入，当转子的转速高于盘车速度时，盘车装置能自动退出工作位置。也可手动盘车。
9)汽轮机的回热系统:
汽轮机具有一对双列速度级和十一个压力级，同时具有三级回热抽汽。分别由2，5，9级后抽出。
II级抽汽供除氧器，I级抽汽作为II级抽汽的补充和II级抽汽合并入除氧器。
?级抽汽在第九压力级后抽出，供低压加热器。
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五 调节保安系统
1.调节系统:
本机组采用505电调液控式调节系统，主要由505控制器、DDV阀电液转换器、主油泵、、错油门、油动机等组成。
505通过输入转速信号(并网后也是通过输入转速来改变负荷)经过PID运算后控制DDV输出脉冲油压信号，油压变化量即为调速脉冲信号。
2.调节系统动作过程:
汽轮机起动前，脉冲油路无油压，错油门滑阀在弹簧力作用下，处于最低位置。
当高压电动油泵起动后，压力油经逆止阀后分为两路:一路进入高压错油门下部，错油门滑阀上移，压力油经错油门进入高压油动机活塞下部，将高压调节汽阀关闭。另一路经危急遮断油门、电磁阀进入主汽门操纵座油缸。高压油经节流孔后形成脉冲油压。此时505处于不工作状态。送上505、DDV阀电源，505自检正常后，即可开启主汽门，操作505运行，机组起动。当505输出信号通过DDV阀输出的油压(脉冲油)信号和转速输入的信号平衡时机组保持稳定的运行状态，即505设定转速和机组的实际转速相符时505控制机组在设定转速下运行，当转速升高，主油泵出口油压达到规定值时，电动油泵停止工作。改变505设定转速至3000转/分，505输出电流信号随之改变，改变脉冲油压，调速汽门开度增大，机组转速随之上升，至3000转/分时，505输出信号通过DDV阀输出的脉冲油和转速输入的信号平衡时，转速稳定在3000转/分运行。
3.保安装置:
保安系统包括有机械安全装置及液压安全装置。保安系统在收到停机信号后，动作关
闭主汽门，调节汽门，同时发电机油开关跳闸。
在汽轮机转子前端装有一套偏心环式危急遮断器。当汽轮机转速达到3345?15r/min
时，偏心环飞出，打在危急遮断油门挂钩上，使安全油泄掉，同时安全油通过电液转换
控制块上危急继动器泄掉脉冲油，使主汽门，调节汽门关闭，实现停机。当需要开机时，
则需拉出机头前复位手柄。也可以手动停机。当需要手动紧急停机时，在机头前面装有
手动危急遮断油门，取下红色保险罩，向里推入滑阀，即可实现停机，重新开机时再将
滑阀向外拉出。
当机组安装或大修后，第一次启动时，危急遮断器除了做超速试验外，还需要做注油
试验，将汽机转速升至2890r/min左右，将位于汽机前轴承侧部的注油阀旋至注油位置，
高压油注入偏心环，然后通过505手动升速直至偏心环飞出，动作转速在2950r/min
左右。机组正常运行时，不得旋转注油阀。
4. 电磁阀
电磁阀是电动停机保护装置。当电磁铁通电时，油门将保安高压油路切断并接通回
油，使主汽门、调节汽阀迅速关闭。
5. 汽轮机调速系统性能应符合下列要求:
(1) 当汽温、汽压、真空正常，主汽门完全开启时，调速系统应能维持机组空转运行。
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(2) 当汽轮机突然甩去全部负荷时，调速系统应能控制汽轮机转速在危急保安器的动作转速下，最大升速不超过额定转速的9%(<3270rpm)。
(3) 当危急保安器动作后，应保证主汽门关闭严密。
(4) 主汽门和调速汽门门杆，错油门，油动机及调速系统连杆上的各活动连接装置没有卡涩和松动现象。当负荷改变时，调速汽门杆应均匀平稳地移动。当系统周波电压稳定时，负荷不应摆动。
r/min。 (5) 汽轮机在稳定负荷及连续运行情况下，转速的瞬时变化不大于?1.5
(6) 调速系统的迟缓率?0.3%。
(7) 转速不等率:4.5%(3%,6%可调)。
六 供油系统概述
本汽轮机的供油系统是由主油泵(离心泵)向汽轮发电机组各轴承提供润滑油及调节保安系统提供压力油;本机组采用GB11120-89中规定的L-TSA46#号汽轮机油。
供油系统主要由主油泵，两级串联注油器，高压电动油泵，低压交直流润滑油泵、油箱，冷油器，滤油器，润滑油压力控制器等组成。
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1.1Mpa，，该压力油除供调节系统及各保护系统外，大部分是供给两级注油器，I级注油器出口压力为0.O98Mpa，供主油泵进口，II级注油器出口压力为0.24Mpa，经冷油器，滤油器后供轴承润滑油。
主油泵出口的高压油经错油门滑阀上的动反馈窗口形成脉冲油，脉冲油压为高压油的一半，电液转换器直接控制脉冲油压。为了保证电液转换器处于进油状态，脉冲油路中设置一只节流阀调节脉冲油的排油，用来调节电液装换器的零位。
油动机的回油排入主油泵入口，这样即使由于甩负荷或保安系统动作而引起油动机快速动作(大量耗油)时，可维持注油器的工况不变。
系统中的高压交流油泵，作为开机过程中及进行调速系统试验调整及润滑用油。停机后惰走及盘车时轴承用油，一般由低压交流油泵供油。在失去厂用电的情况下，一台直流油泵作为紧急备用。启动时，随着转速的上升，当主油泵的压力大于电动高压油泵压力时开始供油，这时电动油泵的出口阀门可以慢慢关小，最后停止。当电动油泵完全停止后，再将电动油泵的出口阀门打开。
七 本汽轮机的安全保护装置
本系统包括机械液压保安装置和电气保护装置两部分，机组设置了三套遮断装置:运行
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人员手动紧急脱扣的危急遮断装置;超速脱扣的危急保安器;电动脱扣的电磁保护装置。主要保护的项目有超速，轴向位移大，润滑油压力低，轴承回油温度高，冷凝器真空低及油开关跳闸，DEH保护停机等。
1 机械液压保护的组成
? 飞环式危急遮断器一只，其动作转速为3300-3360转/分。
? 危急遮断油门一只，当危急遮断器动作，飞环飞出，使危急遮断油门脱扣动作，关闭自动主汽门，调速汽门。
?手动危急遮断器，为汽轮机紧急停机的手动安全装置。
2 电接点保护
它由电磁铁和受电磁控制的油门部分组成。电磁铁通电时，油门活塞移动，泄掉保安油将自动主汽门、调速汽门关闭。
电接点保护动作有九个分述如下:
? 转速保护:汽轮机监测系统中的转速测量装置兼有显示和保护功能。机组超过额定转速时转速表发出报警信号，机组超速达3300转/分时，转速表发出停机信号，关闭自动主汽门和调速汽门。
? 轴向位移保护:当汽轮机转子发生正向移动1.0mm时，发出报警信号。当汽轮机转子继续正向移动到1.4mm时，接通电磁阀，发出停机信号，关闭自动主汽门和调速汽门。
? 轴承回油温度和推力瓦回油温度保护:当任一轴承回油温度，升高至65?时，发出报警信号。超过75?时接通电磁阀，发出停机信号，关闭自动主汽门和调速汽门。
? 低真空保护:冷凝器真空低于-86KPA时，发出报警信号，低于-61KPA时，接通电磁阀，发出停机信号，关闭自动主汽门和调门。
? 润滑油压低保护:
正常的润滑油压力为:0.0784-0.147 Mpa
润滑油压小于:0.08 Mpa发讯号报警
润滑油压降至:0.055Mpa时，交流润滑油泵自动投入
润滑油压降至:0.04Mpa时，直流润滑油泵自动投入
润滑油压降至:0.02Mpa时，自动停机
润滑油压降至:0.015Mpa时，停盘车装置
? 轴瓦温度高保护，当任一瓦块温度升高至85?时发出报警信号，升高至100?时，接通电磁阀，发出停机信号，关闭自动主汽门和调速汽门。
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? 发电机故障，油开关跳闸时接通电磁阀，发出停机信号，关闭自动主汽门和调速汽
门。
? 手动停机，手按手动按钮时，接通电磁阀，关闭自动主汽门和调速汽门。
? 505停机保护。
3 抽汽逆止门连动保护
当发生下列情况时动作，关闭各级抽汽逆止门，发出停机信号。
? 发电机油开关跳闸。
? 主汽门关闭
? 手操监控开关
? 手操危急遮断器
4 电超速保护
当发电机油开关跳闸时，发出信号接通抽汽逆止门电磁阀，关闭抽汽逆止门，同时发
电机解列运行，505控制调速汽门把机组的转速稳定在2950转/分运行。
第二节 汽轮机辅助设备规范 一 辅助设备规范
1、 凝汽器
项目 单位 #1机
设备型号 N-1350-1
设备型式 表面式
2冷却面积 m 1350
蒸汽压力 MPa 0.0061(绝对)
蒸汽流量 t/h ,53.6
正常冷却水温 ? ?33
3正常冷却水量 m/h 3660
冷却水压力(max) MPa 0.45(表)
无水重量 t 30
铜管规格 mm ф20×1×5210
铜管数量 根 4240
铜管材料 HSn70-1
冷却水质 淡水
制造厂 武汉长江动力集团
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2、凝结水泵:
项目 单位 #1机
型号 150N110A
3流量 m/h 70 水扬程 m 90 泵 转速 r/min 2900
制造厂 湘潭泵业集团
型号 HM2-250M-2
额定功率 kw 55
额定电压 V 380 电
机 额定电流 A 101
转速 r/min 2963
制造厂 山东华力
3、循环水泵:(2+1台)
高压循环水泵(2台) 电机 型号 600S22 型号 YKK450-6
3流量 m/h 3170 额定电压 V 10000 扬程 m 22 额定电流 A 21.2 汽蚀余量 m 7.5 额定转速 r/min 990 转速 r/min 980 功率 kw 280 轴功率 kw 216 制造厂 湘潭泵业 制造厂 湘潭电机
低压循环水泵 电机 型号 350S26 型号 HM2-315M-4
3流量 m/h 1260 额定电压 V 380 扬程 m 26 额定电流 A 240 汽蚀余量 m 5.3 额定转速 r/min 1480 转速 r/min 1480 功率 kw 132 轴功率 kw 101.5 制造厂 湘潭泵业 制造厂 山东华力 4、给水泵(2台)
水泵 电机 型号 DG85-80×10 型号 YKK450-2 43流量 m/h 85 额定功率 Kw 355 扬程 m 800 额定电压 V 10000 转速 r/min 2900 额定电流 A 25.1 必须汽蚀余量 m 额定转速 r/min 2977 轴功率 kw 功率因数 0.87 5、低压加热器
项目 单位 #1机
型号 JD-60
型式 表面式
2加热面积 m 60
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汽侧 MPa 0.1 (绝对) 设计压力 水侧 MPa 0.78(表)
管子规格 ф15*1
管子材料 HSn70-1
6、汽封加热器
#1机
型式 JQ-20-1
台数 台 1
传热面积 ? 20
汽侧压力(max) MPa 0.095
汽侧温度 ? 320
水侧压力(max) MPa 1.58
冷却水量 t/h 50
管子材料 HSn70-1
管子规格 ? ф15×1
功率 KW 4 轴加 电流 A 4.7 风机 流量 ,,/h 470-12020
8、除氧器 型号:PCM35
项目 单位 项目 单位 数值 数值 工作压力 MPa 0.27 进汽压力 MPa 0.5 工作温度 ? 130 进汽温度 ? 250
3主要操作介质 水、蒸汽 水箱有效容积 m 30 额定出力 t/h 75 出水含氧量 mg/ l ?0.015
9、射水泵(,1、2相同)
水泵 电机 型号 ISI25-100-2 型号 HM2-225M-2
3最大抽速 m/min 12.5 额定电压 V 380 扬程 m 50 额定电流 A 82.1
3流量 m 160 转速 r/min 2900 额定转速 r/min 2970 轴功率 Kw 33.6 功率 Kw 45 最低吸入kPa 4 效率 , 90.8 极限压力
10、工业泵(,1、2相同)
水泵 电机 型号 S80-50-200 型号 HM2-160M-2 扬程 m 50 额定电流 A 27.8
3流量 m 50 额定电压 V 380 转速 r/min 2900 额定转速 r/min 2930 轴功率 Kw 功率 Kw 15 必须汽蚀M 2.5 效率 , 余量
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11、疏水泵(,1、2相同)
水泵 电机
型号 IR65-40-250 型号 HM2-160M2-2
扬程 m 80 额定电流 A 27.8
3流量 m 25 额定电压 V 380
转速 r/min 2900 额定转速 r/min 2934
轴功率 Kw 10.9 功率 Kw 15
必须汽蚀M 2 效率 , 余量
二 汽轮机组的热工DCS声光信号
主汽门关闭 发电机开关跳闸 505控制器报警 505控制器紧急停机 危急遮断器动作 机组超速3300rpm 抽汽逆止门关闭 盘车停运 主油泵出口油压低 调节级压力高 轴承振动大?值 轴承振动大?值 轴向位移大?值 轴向位移大?值 轴向位移负值大?值 轴向位移负值大?值 轴承回油温度高?值 轴承回油温度高?值 轴承瓦块温度高?值 轴承瓦块温度高?值 主汽压力高?值 主汽压力高?值 主汽压力低?值 主汽压力低?值 主汽温度高?值 主汽温度高?值 主汽温度低?值 主汽温度低?值 主油箱油位低 主油箱油位高 凝汽器真空低?值 凝汽器真空低?值 润滑油压低?值 润滑油压低?值 润滑油压低?值 润滑油压低?值 #1给水泵跳闸 #2给水泵跳闸 #1除氧器压力低 #1除氧器压力高 #1除氧器水位低?值 #1除氧器水位低?值 #1除氧器水位高?值 #1除氧器水位高?值 #1凝泵跳闸 #2凝泵跳闸 #1射水泵跳闸 #2射水泵跳闸 三 汽轮机的自动调节项目
(1) 除氧器补充水自动调节。
(2) 热井水位自动调节
(3) 除氧器压力、水位自动调节。
(4) 均压箱压力自动调节。
(5) 本汽轮机组中所有电动阀门的控制均在DCS系统中操作。
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第二章 汽轮机组的启停操作
第一节 总则
汽轮机组的正常启动、停止及改变运行方式等应在值长领导下按本规程的规定执
行，在故障情况下司机应根据具体情况按本规程规定执行，但必须及时报告值长及相关
领导。
一 汽轮机在下列任一情形下，禁止启动或投入运行
A、自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩，不能关严时。
B、任意保护装置工作不正常时。
C、汽轮机不能维持空负荷运行或甩负荷后不能控制转速时。
E、轴承振动超过0.06mm时。
、重要表计(轴向位移表、轴承温度计、转速表、推力瓦温度计等)失灵时。 F
G、辅助油泵、盘车装置不能正常投入时。
H、汽轮机内有明显摩擦声时。
I、505及DCS控制失灵时。
二 汽轮机组调速系统应符合下列要求
(1) 当汽温、汽压真空正常时，自动主汽门全开，调速系统能控制汽轮机空负荷
运行。
(2) 汽轮机甩掉全部负荷时，调速系统能控制汽轮机转速在危机遮断器动作转速
以下。
(3) 调速系统带负荷应稳定，波动幅度应小于0.6MW。
(4) 危急保安器动作后，自动主汽门、调速汽门应迅速关闭严密。 第二节 启动前的校验、检查工作
一 检查
(1) 对全部设备进行检查，并首先检查所有曾进行检修工作的部位，肯定检修工作完
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。
(2) 联系电气测量各动力设备电机及发电机绝缘。电动机应检查接地良好，电动机停
用时间超过半月，须由电气测量绝缘合格后方可送电，检修后第一次起动应注意
检查电动机转动方向正确。
(3) 电动门应先校验高低限良好，阀门关闭后开度指示应在零位。调整门的开度必
须与DCS屏上的反馈信号相符。
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二 电动门、调整门的校验
1、电动门、调整门校验前注意事项
电动门调整门检修后的校验应会同机修、热工人员参加，以便及时调整。 ?
? 检查并保证调整门的切换手柄在电动位置上，才能接通电源，校验工作须处在阀门
的开与关对系统无影响下进行。
2 、电动门、调整门的校验方法
? 电动门、调整门应先将阀门手操几圈，检查转动机械灵活，方可进行校验工作，校
验时应有专人监视阀门的运转情况。
? 电动门的高限要求:校验阀门高限行程动作正常，开度指示在90~100%范围内。
? 电动门的低限要求:校验阀门低限行程动作正常，开度指示接近零位
? 联系热工人员检查和投入DCS、505以及各种仪表和保护装置，调试好各调节执行
机构。
三 DCS操作、监控系统检查
1. 画面切换及鼠标反应灵活可靠。
2. 界面按钮的操作反应迅速。
3. 监控数据齐全、准确。
4. 电动门、调整门开关调节操作准确，信号显示正确，与就地情况相符，调整门的开
度与DCS屏上的反馈信号相符。
四 起动前现场的检查
按“阀门检查卡”的规定，检查各阀门、设备，管道应完整良好，并调整阀门至需要位置(阀门开关应灵活正常)。
序号 设备名称 位置
1 主蒸汽系统
主汽母管1#隔离门 关闭
主汽母管1#隔离门旁路一，二次门 关闭
1#机第一总进汽门 关闭
1#机第一总进汽门旁路一，二次门 关闭
1#机第一总进汽门前疏水一，二次门 关闭
1#炉来汽总门 关闭
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1#炉来汽总门旁路一、二次门 关闭
1#炉来汽总门前疏水一、二次门 开启
1#机电动主汽门 关闭
1#机电动主汽门旁路一、二次门 关闭
1#机电动主汽门前疏水一、二次门 开启
1#机自动主汽门
1#机主汽至均压箱一、二次门 关闭 2 抽汽系统
1#机一级抽汽逆止门 关闭
1#机一级抽汽电动门 关闭
1#机二级抽汽逆止门 关闭
1#机二级抽汽电动门 关闭
1#机低加进汽手动门 开启 3 本体疏水系统
1#机导汽管疏水一、二次门 (疏膨箱) 开启
1#机蒸汽室底部疏水门 (疏膨箱) 开启
1#机一抽逆止门底疏水门 (疏膨箱) 开启
1#机一抽逆止门后疏水门 (疏膨箱) 开启
1#机二抽逆止门底疏水门 (疏膨箱) 开启
1#机二抽逆止门后疏水门 (疏膨箱) 开启
1#机三抽逆止门后疏水门 (疏膨箱) 开启 、 1#机抽汽逐级疏水门 开启
1#机均压箱疏水门 开启
均压箱至前汽封一、二次门 开启
均压箱至后汽封汽门 开启 4 凝结水系统
1#机热井放水门 关闭
1#机凝结水启动放水电动门 关闭
1#机凝汽器补水手动门 关闭
1#机凝结水再循环门 调节
1#机1#凝结水泵进口门 开启
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1#机1#凝结水泵出口门 开启
1#机2#凝结水泵进口门 开启
1#机2#凝结水泵出口门 开启
1#机1#凝结水泵空气门 开启
1#机2#凝结水泵空气门 开启
1#机轴加进水门 开启
1#机轴加出水门 开启
1#机轴加旁路水门 关闭
1#机低加进水门 开启
1#机低加出水门 关闭
1#机低加旁路水门 关闭 5 循环水系统
冷油器进水滤网前水门 开启
冷油器进水滤网后水门 开启
冷油器进水滤网旁路门 关闭
工业水至冷油器水门 关闭
运行冷油器进水门 关闭
运行冷油器出水门 开启
备用冷油器进水门 关闭
备用冷油器出水门 关闭
运行冷油器进油门 开启
运行冷油器出油门 开启
备用冷油器进油门 关闭
备用冷油器出油门 关闭
1#机空冷器第一组进水门 开启
1#机空冷器第二组进水门 开启
1#机空冷器第三组进水门 开启
1#机空冷器第四组进水门 开启
1#机空冷器第五组进水门 开启
1#机空冷器第一组出水门 开启
1#机空冷器第二组出水门 开启
1#机空冷器第三组出水门 开启
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1#机空冷器第四组出水门 开启
1#机空冷器第五组出水门 开启
空冷器水滤网进水门 关闭
空冷器水滤网出水门 开启
空冷器水滤网旁路门 关闭
工业水至空冷器水门 关闭
1#机空冷器出水总门 开启
1#机凝汽器左侧进水门 关闭
1#机凝汽器左侧出水门 开启
1#机凝汽器右侧进水门 关闭
1#机凝汽器右侧出水门 开启
1#机凝汽器左侧后放水门 关闭
1#机凝汽器右侧后放水门 关闭
1#机凝汽器左侧放空气门 关闭
1#机凝汽器右侧放空气门 关闭
运行射水抽气器进水门 开启
备用射水抽气器进水门 关闭 6 空气系统
1#机凝汽器左侧空气门 开启
1#机凝汽器右侧空气门 开启
运行射水抽气器空气门 开启
备用射水抽气器空气门 关闭
真空破坏门 关闭
轴加空气门 开启
1#机低加空气门 开启 7 给水系统
给水泵进口门 开启
给水泵出口门 关闭
给水再循环门 开启
高压母管放水一、二门 关闭 8 加热器疏水系统
低加疏水器进水门 开启
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低加疏水器出水门 开启
低加疏水器出水至凝汽器门 开启
低加疏水器旁路门 关闭
低加疏水放地沟门 关闭
轴加汽侧疏水门 调节 10 油系统
高压电动油泵进油门 开启
高压电动油泵出油门 关闭
低压电动油泵进油门 开启
低压电动油泵出油门 关闭
直流油泵进油门 开启
直流油泵出油门 关闭
油箱油位 正常
高位油箱至油箱补油门 关闭
高位油箱至润滑油补油门 关闭
高位油箱补油总门 关闭
油箱事故放油门一、二次门 关闭
油箱放油总门 关闭
油箱放水门 关闭
油取样阀 关闭
滤油机上油门 关闭
滤油机进油门 关闭 11 调节系统
电磁阀 复位
危机保安器遮断手柄 遮断
高压调速汽门
自动主汽门 关闭 12 仪表盘
各辅机操作按钮
各辅机联锁
各仪表电源 送上
各仪表指针 正常
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各报警信号 正常
各压力表、水位计一次门 开启
第三节 汽轮机起动前的试验及暖管
一 起动条件
(1) 保安系统，调速系统，自动主汽门运转关闭正常。
(2) 汽轮机组盘车状态下动静部分正常无异音。
(3) 油泵工作正常，轴承回油量正常。
(4) 各主要表计正常(转速表，轴向位移表，监视段压力表，主汽压力表，真空表，主汽
温度表等)。
(5) 盘车装置正常。
(6) DCS系统工作正常。
(7) 505自检正常。
(8)调速汽门阀位行程合格。
二 启动前的准备工作
主值接到机组起动命令后通知副值人员，做好启动前的准备工作。
(1) 启动一台工业水泵，检查水压正常。
(2) 向凝汽器汽侧补水至热井水位计2/3处。
(3) 检查油箱油位正常，投入运行冷油器油侧;启动交流润滑油泵，进行油循环，检
查各部油压，各轴承油流应正常，油系统无渗漏油处。
(4) 启动一台循环水泵，开启凝汽器循环水两侧进水门，及凝汽器两侧循环水出水门，
并根据需要对凝汽器水侧放空气。
(5) 凝汽器热井补水至正常液位后启动凝结水泵，并做相互联动试验正常后，维持一
台运行，另一台作联动备用。
(6) 启动盘车装置:
? 启动交流润滑油泵，缓慢开启出口油门，检查油系统无渗漏，润滑油压正常;
? 启动电动高压油泵，缓慢开启出口油门，检查高压油管路无渗漏，高压油压力
正常后停下交流润滑油泵，检查润滑油压正常;
? 投入盘车装置联锁及润滑油压保护;
? 启动盘车电机，检查汽轮发电机转子缓缓转动，听测盘车装置和汽轮机转动部分声音应正常。
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三 汽机保护及联锁静态试验
1 热工保护项目及定值
项目 定 值 项目 定 值
发电机主保护动作 / 轴承回油温度高(停机) 75?
505紧急停机 / 瓦块温度高(停机) 100?
润滑油压低联动交流油泵 0.055 Mpa 轴向位移正值大(停机) 1.4mm
润滑油压低联动直流油泵 0.04Mpa 低真空(报警) -86Kpa
润滑油压低汽轮机停机 0.02Mpa 低真空(停机) -61Kpa
润滑油压低停盘车 0.015 Mpa 转速高停机 3300rpm
轴承振动大停机 0.07(手动) 试验应具备下列条件:
? 油箱油质合格，油位正常。
? 分别试运电动高压油泵，交、直流润滑油泵。
启动电动高压油泵，拉出危急遮断器手柄，将自动主汽门开启;送上电磁保护装置电源，复位505控制器，按RUN键将调速汽门开启。
2 手拍危急遮断装置试验及危急遮断油门试验和复归试验
? 手动危急保安器，自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门应迅速关闭，热工系统发停
机信号。
? 重新挂闸开启自动主汽门、调速汽门。
3 低油压保护试验
? 检查电动高压油泵运行良好，开启自动主汽门、调速汽门。投入电动高压油泵，
交、直流润滑油泵联锁和低油压保护开关，启动盘车，投入盘车联锁。
? 停电动高压油泵，当调速油压降至0.6MPa调速油压低报警正常时，电动高压油泵应
联动正常。
? 缓慢关闭高压电动油泵出口门，当润滑油压降至0.078MPa时润滑油压低报警正常。
? 缓慢关闭高压电动油泵出口门，当润滑油压降至0.055MPa时润滑油压低报警正常，
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。
? 缓慢关闭高压电动油泵出口门，当润滑油压降至0.04MPa时润滑油压低报警正常，
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。
? 继续缓慢关闭高压电动油泵出口门，当润滑油压降至0.02MPa时润滑油压低报警正
常，自动主汽门，调速汽门自动关闭。
? 继续缓慢关闭高压电动油泵出口门，当润滑油压降至0.015MPa时润滑油压低报警正
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常，盘车自动停止。
? 以上试验也可用热工人员短接压力开关表或泄掉油压开关表压力的方法做。
4 轴向位移校验方法
低真空保护解除，投入总联锁和轴向位移保护。由热工人员配合输入轴向位移模 ?
拟信号，当数字表指示到?1.0mm时“轴向位移大”报警，达?1.4mm时检查电磁阀
动作，自动主汽门，调速汽门关闭。
? 解除轴向位移保护，消除虚拟信号。
5 汽机转速信号超速保护试验
? 低真空保护解除，投入超速保护。
? 检查开启自动主汽门，开启调速汽门。
? 由热工人员发出3300rpm虚拟信号。
? 检查“机组转速高”报警，电磁阀动作，自动主汽门、调速汽门关闭。
? 解除转速信号超速保护，消除虚拟信号。
6 轴承回油温度高保护试验
? 低真空保护解除，投入轴承回油温度高保护。
? 检查开启自动主汽门，开启调速汽门。
? 由热工人员发出轴承回油温度高虚拟信号。
? 检查“轴承回油温度高?”报警，“轴承回油温度高?”发出停机信号，关闭主汽门及调
节汽阀。(?=65?、?=75?)
? 解除轴承回油温度高保护，消除虚拟信号。
7 轴瓦温度高保护试验
? 投入轴瓦温度高保护。
? 检查开启自动主汽门，开启调速汽门。
? 由热工人员发出轴瓦温度高虚拟信号。
? 检查“轴瓦温度高”报警，且电磁阀动作，自动主汽门、调速汽门关闭。
? 解除轴瓦温度高保护，消除虚拟信号。
8 机电联动保护试验(电跳机)
? 投入发电机主保护。
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? 检查开启自动主汽门，开启调速汽门。
? 联系值长，合上发电机故障保护和出口开关。
? 由电气发出“发电机主保护动作”信号。
? 检查电磁阀动作，自动主汽门和调速汽门关闭，发电机主保护动作信号报警。
9“紧急停机按钮”联动发电机油开关跳闸保护试验(机跳电)
? 投入电调装置停机保护。
? 检查开启自动主汽门，开启调速汽门。
? 联系值长，合上发电机油开关，投入发电机保护连锁，检查“发电机跳闸”报警信号消
除。
? 按505停机按钮。
? 检查电磁阀动作，自动主汽门、调速汽门关闭，“发电机跳闸”信号报警。
10 低真空保护试验
? 检查开启自动主汽门，开启调速汽门。
? 投入低真空保护开关。
? 此时真空低?值报警、真空低?值事故停机，检查自动主汽门、调速汽门关闭。
四 辅机联锁试验方法
1 凝结水泵联锁试验
? 检查凝结水泵符合启动条件。
? 启动其中一台凝结水泵。
? 投入凝结水泵自启动联锁。
? 停下运行泵。
? 检查备用泵自启动正常，DCS画面上自启动凝泵运行灯亮。
? 用同样方法试验另一台凝结水泵。
2 循环水泵联锁试验
? 检查循环水泵符合启动条件。
? 启动其中一台循环水泵。
? 投入一台循环水泵联锁。
? 停运行泵
? 检查备用泵自启动正常，DCS画面上自启动泵运行灯亮，停用泵故障灯闪动。
? 用同样方法试验另一台循环水泵
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3 射水泵联锁试验
? 检查射水泵符合启动条件。
? 启动1#射水泵。
? 投入2#射水泵联锁。
? DCS中点击停运行泵
? 检查备用泵自启动正常，DCS画面上自启动泵运行灯亮，停用泵故障灯闪动。
? 用同样方法试验另一台射水泵
五 暖管(到自动主汽门前)
1. 汽机电动隔离汽门前暖管随锅炉升压同时进行:
2. 在暖管过程中应注意检查防腐门是否冒出蒸汽，当有蒸汽冒出时，应检查关严隔离门及
旁路门，严防暖管时蒸汽漏入汽缸。
3. 确定主汽门前疏水门开启。
4.微开电动隔离汽门之旁路门，提升管道压力到0.2,0.3MPa时，维持10min，然后以
0.3MPa/min的速度升至旁路门全开。
5. 暖管升压过程中要注意:升压过程应适当调整疏水门开度，使汽温提升速度不超过5
?/ min。同时注意检查管道膨胀和冲击，随着汽压、汽温上升应适当关小主汽门前疏水门。
六 凝汽器抽真空
(1) 抽真空前检查:真空破坏门、抽汽管道疏水排地沟门关闭，凝汽器空气门开启。
(2) 试开射水泵做相互联动试验合格后维持一台射水泵运行。
(3) 凝汽器真空达-35kPa后向轴封送汽，维持均压箱压力0.003-0.03MPa，注意调节均压
箱底部疏水。调节减温水门，维持均压箱蒸汽温度200—300?
第四节 启动升速与带负荷
一 冲转
1 冲转前的条件
? 主汽压力达2.5MPa以上;
? 主汽温度不低于300?，过热度不小于50-80?;
? 润滑油压不低于0.08MPa，油温不低于30?;
? 保持真空达到-61kPa以上;
? 上、下缸金属温差小于50?。
? 盘车连续运行，各辅机运行正常
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?投入轴向位移大保护，润滑油压低保护，轴瓦温度高保护，汽机超速保护，轴承回油温
度高保护， 发电机主保护。
2 冲转前的准备工作
? 复置危急保安器;
? 按加热器启停部分规程做好低压加热器随机启动准备工作。
? 冲转前放尽机组本体、抽汽管道积水;
3 冲动转子及升速
?(手动启动:关闭电动主汽门及旁路门，开启主汽门至脱离行程开关，然后将控制器复位(按下RESET键)，清除所有报警停机信号，接着操作控制器发出运行命令(按下RUN键)，此时控制器将油动机全开，此时转速设定点自动升至最小控制转速，关闭主汽门，开启电动主汽门，然后开起主汽门冲转升速，冲转过程中用主汽门控制转速，按照规程暖机(505设定转速可以直接设定3000转/分，也可以设定在1100转/分，中速暖机结束后，直接用调速汽门过临界直至全速)，505控制器控制转速3000转/分后，可全开主汽门。
?(自动启动:当采用自动启动方式时，其程序为开启主汽门，先将控制器复位(按下RESET键)，清除所有报警停机信号，若设置启动允许，按外部启动允许按钮，此时控制器将油动机全关，接着操作控制器发出运行命令(按下RUN键)，控制器可以根据停机时间长短(自诊断汽机处于冷态，热态或两者之间)，作出相应的升速率及暖机时间，控制机组到3000r/min定速。在自动升速过程中，自动完成冲转、低速暖机、自动过临界、2500r/min暖机、3000r/min定速、自动同期，等待机组并网。升速过程中的暖机时间也可以根据现场情况，由运行人员面板操作NO键升速停止或YES键继续。在转速达到2800r/min时，除了用505控制升速外，DCS也能通过开关量 增减转速，完成3000r/min定速。505预设两个临界区，通过时升速率将会自动提升到7r/s，临界区内无法定速。第一次冲转没有设置临界区，如果观察到振动开始爬升，按住ADJ键的?键，3秒后升速率将会变成正常速率的3倍，当振动下降时松开该键，升速率恢复正常，这时通过按ADJ键的?，?键，或者直接按ENTER键直接输入目标转速。 (3).在升速过程中当主油泵出口油压稍高于高压电动油泵出口油压时，逐渐关小高压电动油泵出口阀门，直到即将关闭时，停用高压电动油泵,然后开启其出口门。
机组运行后，按下“SPEED”鍵，可以显示转速菜单，通过“SCROOL”翻屏，可以显示升速状态、暖机时间，通过“ADJ”在并网前调整转速，并网后调整负荷。
注意:只有在主汽门及调节汽阀严密性试验合格后方可采用自动启动!!!
?转子冲动后应注意:
?检查盘车装置应自动退出，电机停运。否则应手动停运。
?对机组进行全面检查，倾听机组各部声音及测量轴承振动，检查轴承回油窗油流正常，维持500rpm暖机。
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(5) 升速暖机时间分配
名称 单位 冲转至 维持 升至 维持 升至 维持 升至 维持 总时间 转速 R/min 500 500 1100 1100 2500 2500 3000 3000 冷态时间 分钟 2 15 5 15 10 10 8 15 80 热态时间 分钟 2 8 4 8 5 2 4 8 41
4.启动暖机注意事项
(1)每一阶段的暖机过程，均应注意轴向位移、瓦块温度、各轴承回油温度及振动、各部声音、油系统油压、油温及油泵的运行状况。
)升速时真空值应维持在-80Kpa以上。全速后真空应达到正常值。 (2
(3)1200-1650rpm为轴系临界转速区间，必需以300rpm速度迅速平稳通过，不得停留。 (4)适时切换疏水。
(5)全速后确证主油泵已正常工作，停运高压油泵。(必需缓慢关闭出口门，油压无变化才可停泵。)
(6)升速过程中应注意热膨胀、振动值，必要时应延长暖机时间或降低转速暖机。 (7)视油温投入冷油器水侧，维持35-45?油温;发电机入口风温超过35?时，投入空冷器;适时启动排油烟机运行。
(8)及时调整凝汽器水位、凝结水压力。凝汽器水位升高，调节启动放水门，维持凝汽器水位正常，联系化水测定凝结水水质合格后送除氧器。
(9)低速暖机时，任意轴承振动不得超过0.03mm(临界除外)，一旦超过该数值，则应立即降低转速至振动消除，维持此转速运转30min，再升速，如振动仍未消除，需再次降低转速运转120 min，再升速，如振动仍未消除，则必须停机检查。原因查明并消除后方可重新启动。
(10)3000rpm时，检查主油泵进口油压、主油泵出口油压、润滑油压正常。根据试验规定进行定速下的各项动态试验。
(11)升速过程中，注意控制上、下汽缸温差,50?
(12)振动?0.03mm，过临界振动,0.15mm。
)排气温度80?以上开启排汽喷淋降温水，65?以下关闭排汽喷淋降温水。 (13
5 汽轮机的超速试验。
超速试验应在汽机专工领导下进行，并分工明确;超速试验应在机组充分暖机后进行，或者在带部分负荷运行一段时间后再解列发电机进行试验。
?将转速给定值提升至3180r/min。
?同时按住OSPD键和ADJ键的?提升转速值。(如果在低于跳闸设定值时释放OSPD键，转速
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给定值将会自动返回到3180r/min。如果要记录动作时的最高转速值，按OSPD键，按SCROLL键的?键显示屏幕2按YES键。该值在控制CONT键下也能被读出或清除。) ?当转速?3300 r/min，到达505的超速停机转速，OSPD键的LED就会闪烁，且屏幕闪烁显示“SPEED,TRIP”信息，此时放开OSPD键505就会输出停机信号去ETS停机。 ?如果做机械超速则应继续按住OSPD键和ADJ键的?键，直至机械飞环动作。 ?转速2950 r/min拉出复位手柄，开启主汽门，操控505控制器，维持机组转速3000 r/min.
超速试验一般要求:
1 在下列情况下应做此试验:
? 机组大修后。
? 危急遮断器拆卸检修后。
? 停机一个月后再次启动。
? 汽轮机运行2000小时后。
2 超速试验应在同一情况下进行两次，两次动作转速差不超过额定转速的
0.6%，新安装和大修后的汽轮机超速试验应进行三次，第三次和前两次平均
转速差不超过1%。
3 超速试验前应做两次手动停机试验，并且自动主汽门和调门严密性试验合格
后方可进行。
4 安全措施:脱扣器旁有专人负责，使用经检验过的合格转速表;转速和油压
数据有专人监视并记录，并有专业工程师现场指挥，并确认工作已做好，方
可进行。
5 将转速提升至(3300-3360r/min)，505给出升速信号，自动记录动作转速。
6 转速下降至2950r/min以下将危急遮断器复位手柄,保安油压建立,开启自动主
汽门，维持3000r/min。
7上述试验如转速超过3360r/min不动作，应立即手拍危急遮断器，停止试验。
6 汽轮机的热态启动
凡停机时间在12小时内再启动或者前汽缸调节级处上缸壁温在300?以上，下缸壁温在250?以上，为热态方式启动。其他情况均按冷态方式启动。
(1) 热态启动应遵循以下各点:
?进入汽轮机的新蒸汽温度应高于汽缸金属温度30,50?，并有50?以上的过热度。 ?在冲动转子前2小时，机组应处于连续盘车状态。
?在盘车状态下，应先向轴封送汽，后抽真空。
?须维持较高的真空约-80Kpa以上。
?冷油器出口油温度35?以上。
? 热态启动时间规定为41分钟(见上表)，但如停机时时间少于6小时，则可缩短起动时间。 (2) 热态启动的注意事项:
? 在投入盘车及低速暖机时，应特别注意测听汽缸内部有无异声，如有异音则不得开车，同时严格监视机组的振动、膨胀、轴向位移情况。
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? 在暖机和升速过程中如振动比以往增加，则降速或延长暖机时间30分钟左右。
? 接带负荷的速度要根据具体情况，尽快地将负荷带到与汽缸内部金属固有温度相应的负荷，避免出现冷却汽轮机的现象。
? 其它操作顺序及方法同冷态。
二 并列带负荷
1 操作方法及步骤
(1) 动态试验结束后，全面检查机组各部正常，检查各保护联锁投入，转速稳定在
3000rpm，通知电气和值长并列。
(2) 并网后立即带0.5MW电负荷，停留20 min，全面检查。
(3) 并列后投入汽机各项保护。以0.5MW/4min速度增负荷到2MW,暖机15分钟，仍以
0.5MW/4min速度增负荷到5MW，暖机15 min，最后以0.5MW/4min速度增负荷到15MW.
(4) 关闭自动主汽门前所有疏水，导汽管疏水，蒸汽室底部疏水。
(5) 根据凝汽器真空，适当调整凝汽器出水门开度，必要时调整循环水泵运行台数。
(7) 联系化水岗位化验凝结水水质，合格后送除氧器。
(8) 当一段抽汽压力大于除氧器压力时，可将除氧加热蒸汽转为本机抽汽供给。
(9)增负荷应按下列时间表
冷态 时间 热态 时间
初并负荷存0.5MW并暖 20min 初并负荷存0.5MW并暖机 10min 以0.5MW/4min的速度增负荷
12min 以0.5MW/min的速度增负荷至5MW 9 min
至2MW
2MW暖机 15min 5MW暖机 10 min 以0.5MW/4min的速度增负荷至
24min 以0.5MW/min的速度增负荷至15MW 20 min
5MW
5MW暖机 15min 以0.5MW/4min的速度增负荷至
80 min
15MW
总 计 166min 总 计 49min 2 增加负荷过程中应注意事项
? 505系统工作正常，无晃动，调速汽门动作灵活，不卡涩;听测汽轮发电机组声音、
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振动正常;
? 凝汽器真空正常，排汽温度逐渐降到相应背压下的饱和温度。凝汽器水位，冷油
器出油温度正常，发电机进风温度维持20,40?之间 。
? 转子轴向位移指示数值随负荷变化正常;
? 金属温度上升速度应正常;
? 主汽温度高于400?时关疏水膨胀箱上的所有疏水，但注意在抽汽管道未投入时则疏水门保持微开。
? 均压箱压力维持正常。
3 当电负荷达5MW一抽压力大于除氧器加热母管蒸汽压力0.1Mpa时，投用一级抽汽。
?确定一级抽汽逆止门已开足。
?逐渐开足一抽至除氧器隔离门。
开足除氧器调整进汽门前后隔离门，调节除氧器进汽调整门，控制好压力水位。 ?
?关一抽逆止门后疏水门。
4 负荷达到5MW，开启抽汽至均压箱进汽门，关闭均压箱新蒸汽的来汽门及减温水阀。 三 冷态滑参数启动特殊规定(暖机升速时间，接带负荷严格按制造厂给定曲线进行)
(1) 冷态滑参数启动方式仅限于在全热力系统冷态启动时采用。
(2) 冷态滑参数启动前的准备工作除包含额定参数启动准备工作内容以外，还需进行以下工作:
? 按阀门检查卡对公用系统阀门进行检查。
? 暖管
? 锅炉主汽压力达0.3,0.5MPa，过热度大于50?时，联系锅炉逐步向主汽母管送汽直至全开锅炉主汽门，然后以不大于0.15 MPa/min速度提升压力，并保持过热度在50,80?。
(3) 冷态滑参数启动冲转参数要求:主蒸汽压力1.96MPa;主蒸汽温度 280?(过热度不小于50?)
(4) 升速与暖机时间及参数控制:
(5) 滑参数启动的超速试验特殊要求:
(6) 带负荷暖机时间及参数控制:
第五节 停机操作
一 停机前的准备
(1)
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
停机，值班员应提前1小时做好停机准备。
(2) 试验高压电动油泵，交、直流润滑油泵，盘车马达空载正常。
(3) 检查自动主汽门状况，门杆不应有卡涩现象。
(4) 以500KW/min的降负荷速度控制减负荷。
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(5) 在汽轮机减负荷的过程中应及时调整凝汽器水位，调整轴封汽压，在轴封汽压不
能自给时开启新蒸汽(负荷至5MW左右时)。
6)当负荷减至5MW时，停用一级抽汽，关一级抽汽至除氧器的进汽门。 (
(7)负荷降至5MW时，调节凝结水再循环水门，关小低加出水门，维持凝汽器水位。 (8)在降负荷时注意后汽缸温度达到80?，应开启后汽缸喷淋水。
二 停机的操作步骤及注意事项
(1)负荷减至零时，解除“发电机主保护”后汇报值长可解列，接到电气发来“注意”，“已
解列”信号，立即复置，检查发电机有功表指示到“0”，并注意调速系统能否维持
额定转速(如不能维持，转速上升快时，立即按停机按钮停机)。
(2)启动高压电动油泵
(3)解除”低油压保护” 以外的所有保护
(4)手拍危急遮断装置，检查自动主汽门，调速汽门已关闭，注意转速下降情况。
(5)记录惰走时间倾听机内声音。
(6)解除射水泵联锁，停用射水泵(要求转速到零，真空到零)
(7)调整均压箱压力。
(8)关闭凝结水至除氧器隔离门，调整凝汽器水位。
(9)转速500 r/min时打开真空破坏门(要求转速到零，真空到零)。
(10)真空到零，停用轴封汽，关闭均压箱汽源，停止轴加风机运行。
(11)转子停转后立即投入电动盘车运行。
(12)关闭电动主汽门，开启防腐汽门。
(13)启动交流润滑油泵，停止高压电动油泵。
14)开启主蒸汽管道及汽缸本体疏水门。 (
(15)排汽温度50?以下停止循环换水泵
三 停机后的维护
(1) 连续盘车至上汽缸温度低于150?后，改为每隔30分钟盘动转子180度计4小时，
再每隔60分钟盘动转子180度计4小时，共计20小时。
(2) 连续盘车结束后，可停用排油烟风机。
(3) 复速级处下缸温度低于100?时可停用润滑油泵。
(4) 盘车期间，非特殊情况不得解除低油压保护和盘车联锁，若需解除应严密监视润滑油压和盘车状态。
(5) 较长时间停用时，要采用防腐防冻措施。
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湖南理昂再生能源电力有限公司运行规程(汽机篇) 第三章 附属设备的运行
第一节 电动泵类的启动与停止
一 启动前的检查
(1) 在DCS中检查电机联锁解除，联系电气测量电动机绝缘良好，送上电源。
(2) 检查泵的进口门开启，出口门关闭，系统阀门位置正常。
(3) 泵周围清扫干净，泵体各部件、盘根、对轮等应完好。
(4) 盘动对轮应轻快。
(5) 检查表计完好，开启就地、远传表计考克。
(6) 轴承油位或润滑油脂正常。
(7) 轴封水门及轴承、轴封冷却水门开启，水量调整适当。 二 启动操作
(1) 鼠标点击启动电动机，检查空载电流、泵部出口压力正常。
(2) 测听泵与电机振动、声音正常。
(3) 轴端密封件温度正常，轴承润滑、轴承温度正常。
(4) 空转时间不许过长，逐渐开启出口门，检查电流、压力正常。 三 运行中注意事项
(1) 电动机电流不许超过额定电流的10%。
(2) 轴承油环带油良好。
(3) 轴承油位正常，油质良好，油位不足或油质劣化时应立即加油或更换。
(4) 轴承座外壳温度:当为滑动轴承时不超过65?，当为滚动轴承时不超过85?。
(5) 备用泵出口门开足，各部件应处于启动状态，投入其联锁。 四 停止操作
(1) 解除联锁，关闭出口门，注意运行泵工作正常。
(2) 在泵出口逆止门可靠情况下，也可在出口门开启状态下停泵，停泵后立即检查其
是否倒转，否则关闭出口门。
(3) 鼠标点击断开操作开关，检查电流到零，泵停止转动。如发现倒转，应立即关闭
出口门、
(4) 如做联动备用，应开启出口门，投入联锁。
(5) 如进行检修，根据需要关闭进口门、出口门、空气门、冷却水门、密封液门，并
切除电源。
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湖南理昂再生能源电力有限公司运行规程(汽机篇) 第二节 低压加热器启动与停止
1 低压加热器的启动与停止采取随机启停的方式。
2 随机组启停，适时切换凝结水至除氧器或地沟，适时调整疏水至凝汽器。
3 低压加热器的启动与停止过程中应密切注意水位变化。 第三节 正常运行时冷油器切换操作
一、冷油器投入操作
机组正常运行中冷油器油侧投入与停运操作，需经值长同意。倒换过程中应保持油
温、油压稳定正常。
(1) 开启冷油器油侧下部放油考克，排除油侧积水和油渣后关闭。
(2) 检查冷油器出油门处于关闭状态。
(3) 缓慢开启备用冷油器进油门;开启油侧上部考克排完空气后关闭。
(4) 逐渐开启冷油器出油门，油温高于正常值时，投入备用冷油器水侧:开足出水门，
排除水侧空气后用进水门调节油温。
(5) 全开冷油器出油门，注意及时调节本冷油器和其它运行冷油器油温正常。两冷油
器油温差不大于2?。
二、冷油器停运操作
(1) 检查其它冷油器运行正常。
(2) 逐渐缓慢关闭停用冷油器出油门，同时调节运行冷油器进水门。
(3) 停止停用冷油器水侧，关闭进水门。
(4) 关闭停用冷油器进油门。
第四节 运行中半面凝汽器投、停操作
一、运行中凝汽器半面解列操作
(1) 联系值长，将机组负荷根据真空变化调整。
(2) 开大凝汽器运行侧进、出水阀。
(3) 关闭解列侧凝汽器空气门。
(4) 关闭解列侧凝汽器循环水的进、出口门。
(5) 注意凝汽器的真空及排汽温度正常，如真空值降至-87Kpa以下，适当减负荷后仍
保持下降趋势，应立即停止解列，并恢复操作。
(6) 开启凝汽器解列侧放水门及放空气门，放尽存水。
二、凝汽器半面恢复操作
(1) 检查检修工作结束，现场清理干净，注意凝汽器真空的变化。
(2) 关闭凝汽器水侧放水门。
(3) 适当开启凝汽器进水门或出水门，待水侧空气放尽后关闭水侧空气门。
(4) 开启凝汽器进水门和出水门。
(5) 开足凝汽器汽侧至抽气器空气门。
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(6) 检查凝汽器真空恢复正常，联系值长，调整机组负荷。
第四章 汽轮机的运行维护和试验
第一节 汽轮机运行限额
运行限额表 一
极 限 序号 名称 单位 额定值 正常范围
最高 最低 1 主蒸汽压力 Mpa 4.9 5.1,4.61 5.3 3.61 2 主蒸汽温度 ? 435 445,420 450 375
空负荷时4 排汽温度 ? <65
<100 7 润滑油压 Mpa 0.1 0.08,0.12 0.15 0.02 8 凝汽器真空 Mpa <-0.087 -0.061 9 安全油压力 Mpa 1.0 10 主油泵进口压力 Mpa 0.12 11 主油泵出口压力 Mpa 1.1 12 轴承进油温度 ? 40 38,42 45 35 13 轴承回油温度 ? <65 75 14 推力瓦温度 ? 85 100 15 轴向位移 mm -1.0~+1.0 +1.4 -1.4 16 油箱油位 mm 0 -100,+100 ，150 -150 17 轴承的振动 mm <0.03 <0.05 0.07 18 发电机进风温度 ? 30 25,35 40 20 19 发电机出风温度 ? 65 20 定子线圈温度 ? 60~80 21 定子铁芯温度 ? <100 22 电动机轴承振动 mm 0.07 23 滑动轴承外壳温度 ? 70 24 滚动轴承外壳温度 ? 80 25 滤油器前后压差 Mpa 0.05
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启动时?26 凝结水硬度 umol/l 0
5 27 凝结水含氧量 ug/l ?50 28 均压箱内压力 Kpa 3,30 29 循环水母管压力 Mpa 0.15,0.2 30 凝结水母管压力 Mpa 0.7 0.5 31 循环水温升 ? <12 32 凝汽器端差 ? <10 33 凝结水过冷度 ? 2 34 空冷器进水温度 ? 20,40 40 15 二 汽轮机运行参数规定及参数调整
一、运行参数规定
(1) 为保证机组安全经济地运行，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。
(2) 在下列情况下允许汽轮机带额定电负荷长期运行。
进汽压力降到4.61 Mpa，进汽温度降到420?，冷却水进水温度不超过33?。 (3) 当调节汽阀全开，加热器投入安全运行时，允许电负荷极限值为16600KW，当电负荷超过额定值时应注意:
?经常监视轴向位移数值。
?经常注意推力轴承温度，回油温度不应超过65?。
?发现新蒸汽参数降低，真空降低或后汽缸温度升高时，应照规定及时减负荷。 (4) 汽轮机的进汽参数或排汽压力偏离规范值时，汽轮机的运行应按照“热力特性曲线”中的要求执行。
二、参数变化时的调整
(1) 汽压高至5.1Mpa，需联系锅炉要求降压;
? 汽压升至5.1Mpa连续运行不得超过30分钟，全年累计不得超过20小时。
? 汽压超过5.3Mpa，停机
? 汽压降至4.61Mpa,按规定减负荷运行,每降低0.1 Mpa，减负荷1.5MW，降
至3.61Mpa减负荷至零。
? 汽压低至3.61Mpa但高于3.3Mpa时运行时间不得超过15分钟。
(2) 汽温升至445?联系降温.
? 汽温升至450?每次运行时间不得超过30分钟，全年累计不得超过20小时。
超过450?停机。
? 汽温低至420?联系升温，若仍下降从 420?开始每降低3?减负荷1000KW，
降至375?减负荷至零。
? 汽温降至375?但高于365?运行超过15分钟停机。
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? 十分钟内汽温下降50?按水冲击处理。
(3) 真空值降至-86kpa时汇报检查，每降1.33kpa减负荷1.5MW
? 真空值降至-72kpa时减负荷到零，降至-72kpa但高于-61kpa时运行时间不得超过15分钟。
? 真空值降低至-61kpa时停机。
(4) 汽温、汽压、真空同时降低时，总减负荷量为各自应减负荷的总和。
第二节 定期维护
1 添加润滑油工作，每星期一早班进行一次，由检修人员执行。主要内容有:辅
机轴承，稀油润滑轴承加机械油或透平油，油脂润滑轴承加满黄油后紧2-3圈。 2 主机轴承测量振动，每星期二早班测量一次，如振动增大，应增加测量次数，
大修后，第一次起动在满负荷空负荷和50%负荷时应各测量一次。 3 测量方向附号:垂直“?”，横向“?”，轴向“?”。
4 测量振动
标准
excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载
单位:(mm)
转速 优 良 合格
3000r/min 0.01 0.02 0.03 5 记录振动数值并做分析
6 润滑油质的测定及油箱放水，每星期二测定一次。由化学负责测定司机监护。
第三节 定期试验
一 备用辅机试运、切换和测量绝缘工作，每月五日、二十五日进行。 1 备用辅机停用时间超过半个月以上，必须进行试运或切换，在启动前须由电
气测绝缘合格后，方可启动。
2 备用辅机试运，运行时间不小于30分钟。
3 电动油泵一般由电气测绝缘即可，如须进行试运，应关闭出油门，运行时间
不得超过2分钟。
4 备用辅机试验操作。
(1)解除辅机联锁开关。
(2)启动原备用辅机。
(3)检查电流正常。
(4)停用原备用辅机
(5)投入辅机连锁开关。
二 真空严密性试验，每月20日早班进行一次或大修后第一次启动后进行。 1 联系值长，在机组带80%负荷的情况下。
2 关闭凝汽器汽侧空气总门。
3 每隔1分钟记录真空数值一次，到5分钟为止。
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。
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5 开足凝汽器空气门。
6 汇报值长试验结束，并记录情况。
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:pa/min)
名 称 优 良 合格
真 空 266 400 666 三 自动主汽门严密性试验:每半年进行一次，利用停机解列后进行。
1.首先解开主汽门关闭行程开关，用手动关闭主汽门，此时保安油没有泄掉，调
速汽门开度不变，检查转速下降至1000转/分以下。
2 记录并比较惰走时间。
3.手拍危急遮断器停机
四 自动主汽门活动试验:每星期进行一次。
1.每周三白班进行，司机执行。
2.联系值长，并征得同意。
3.缓慢关小自动主汽门手轮1-2圈，检查主汽门杆无卡涩现象。
4.缓慢开足自动主汽门手轮，做好记录。
五.调速汽门严密性试验:
1 机组解列后，利用505直接设定转速为0 。
2 检查转速下降至1000转/分以下。
3 记录并比较惰走时间。
4 手拍危急遮断器停机。
六 电磁阀试验。
1 电磁阀通电动作后，自动主汽门、调速汽门迅速关闭，待转速下降到2950 r/min，
电磁阀复位，开启自动主汽门，由505将调门升至空负荷位置，并控制转速
3000r/min。
第五章 汽轮机事故处理
第一节 事故处理原则
一 事故处理一般原则
1 根据仪表指示和机组象征，确认机组已故障，并综合判断故障性质。 2 迅速解除对人身或设备的危险，必要时应立即停用发生故障的设备，即保人身、
保设备、保电网的三保原则。
3 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消灭
事故，防止事故的扩大，影响正常运行的设备。
4 保证非故障设备的连续运行，必要时在安全的前提下，增加非故障设备的负荷，
以保证对用户正常供电和供汽。
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5 设法确保厂用电照常供给。
二 事故处理的有关规定
1 在发生事故时，运行人员应主动迅速地将事故及已采取的措施报告值长，同时尽
可能及时汇报运行专业的管理人员。
2 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
速果断。
3 若事故发生在交接班时间，应停止进行交班，由交班人员负责处理，只有在接班
值长同意后方可交接，接班人可以协助进行事故处理。
4 值班人员如发现难以分析判断的现象时，应立即报告值长，共同实地观察研究，
查清原因，并采取预防措施，不得盲目处理，在接到上级命令后应复诵一遍，如
没听懂应及时问清，命令执行后，应迅速向发令者汇报。
5 运行专业的管理人员，在设备发生故障时，必须到现场协助运行人员消除故障，
并给运行人员必要的指示。
6 禁止与处理故障无关人员留在现场。
7 故障消除后，认真做好故障的时间、现象、过程、措施等项目的记录，并向下一
班交待清楚。
第二节 故障停机
一 发生下列情况之一时，应紧急停机，并破坏真空
1 机组突然发生强烈振动超过0.07mm以上或清楚地听出汽轮机内有金属摩擦声。 2 汽轮机转速超过3360r/min，而危急遮断器未动作。
3 汽轮机发生水冲击。
4 任何一道轴承断油冒烟或轴承回油温度升至75?以上，而保护装置未动作。 5 推力瓦、支持轴瓦中任何一块的温度超过100?，其它推力瓦温度也相应上升
时。
6 轴向位移突然增大至1.4mm及以上，而保护装置未动作。
7 润滑油压降低至0.02Mpa，启动辅助油泵无用。润滑油压仍低于0.02 Mpa。 8 主蒸汽管道破裂，无法维持运行。
9 油系统管路严重漏油，油箱油位急剧下降至最低油位以下，无法及时补油时。 10 油系统着火不能很快扑灭时。
11 发电机冒烟着火。
12 轴封因摩擦冒火花。
二 发生下列情况之一，应故障停机，而不破坏真空
1 进汽温度大于450?，采取措施无效时。
第41页 共 66页
湖南理昂再生能源电力有限公司运行规程(汽机篇) 2 进汽压力小于3.3Mpa或进汽温度低于365?。
3 凝汽器真空值低于-61kpa，保护未动作。
4 调节汽阀，连杆脱落或折断。
5 调速汽门全关，发电机无蒸汽运行超过3 分钟。
6 后汽缸排汽门动作。
7 凝汽器真空值低于-73 kpa，但高于-61 kpa，15分钟内不能恢复。
三 紧急停机方法
1 手动脱扣或按停机按钮，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门是否关闭，
切断汽轮机进汽，检查确认机组转速下降。
2 确认负荷到零，通知值长及电气，按发电机紧急跳闸按钮，使发电机解列。 3 启动高压电动油泵。
4 根据事故性质，如需破坏真空，则应开启真空破坏门，停用射水泵。 5 检查机组情况，记录并比较惰走时间，完成正常停机的其它操作。 6 为了能更快地降低转速，必要时得到值长和专业人员同意后可要求主控室加
上励磁。
第三节 水冲击事故
一、水冲击事故的象征
1 进汽温度急剧下降50?以上。
2 从主蒸汽管法兰、导汽管法兰、汽封、汽缸结合面处冒出白汽。 3 清楚地听到主蒸汽管内有水击声。
4 轴向位移增大，推力瓦温度迅速上升。
5 汽轮机发生强烈振动，机内发出金属噪音，冲击声。
6 以上象征不一定同时出现，发生水冲击象征时必须采取果断措施，紧急停机。
二、水冲击事故处理的方法
1 按照破坏真空紧急停机的方法停机。
2 加强疏水、开足主蒸汽管、导汽管、疏水膨胀箱上的所有疏水。 3 关闭电动主汽门。
4 完成其它停机操作。
5 完成惰走时间并与正常停机时惰走时间进行比较。
6 惰走时间内仔细听汽缸内部声音。
7 检查轴向位移，推力轴承温度和回油温度等。
8 如果惰走时间未出现异常，汽轮机转动部分无摩擦，推力轴承及回油温度正常，
待蒸汽参数正常后，经值长许可可重新起动，但应加强疏水。
三、水冲击的原因
1 锅炉满水造成汽水共腾。
2 并汽时锅炉蒸汽参数不合格或疏水不良。
3 锅炉水质不合格产生共腾。
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湖南理昂再生能源电力有限公司运行规程(汽机篇)
4 汽包内的汽水分离器工作失常。
5 加热器管子泄漏或疏水不良而满水。
6 凝汽器满水。
7 运行人员误开运行炉过热器反冲洗阀。
第四节 汽温汽压不符合规范。
一、进汽温度过高的处理
1 汽机正常运行时进汽温度为435?(+5?,-10?)。最大变化范围为435?
(+10?,-15?)
2 发现进汽温度上升至445?时，联系锅炉降温，并密切注意机组振动情况，一般锅
炉主汽温度与汽机处的主汽温差是6-8?,发现表计误差大时，联系热工进行校验。
3 在锅炉采取措施后，汽温仍超过450?，应联系值长停机。汽温在450?时每次运
行时间不得超过30分钟，全年累计不超过20小时。
4 对以上情况，运行人员必须作详细记录，包括超温情况，减负荷情况及处理时间。 二、进汽温度过低处理
1 发现汽温降低时，应密切注意机组的振动情况，推力瓦温度及轴向位移的变化情
况。
2 汽温降至425?以下时，应联系锅炉升温。
3 汽温如继续下降时应紧急通知锅炉恢复，汽温自420?以下始每降低3?减负荷
1MW，并开启主蒸汽管道疏水及汽缸疏水。
4 汽温下降至375?减负荷至零，维持时间不得超过15分钟，否则紧急停机。
5 低汽温减负荷参照表(抽汽工况按流量参照):
汽温? 420 417 414 408 402 396 390 384 381 378 375 负荷MW 15 14 13 11 9 7 5 3 2 1 0
6 汽温恢复时，根据汽温情况增加负荷，并在400?时关闭所有疏水。
7 进汽温度下降较快时，应特别加强注意，防止水冲击事故发生。 三、主蒸汽压力过高的处理
1 汽压升到5.1Mpa时，汇报值长，通知锅炉降压，汽压升至5.1 Mpa时运行超过30
分钟或者大于5.3Mpa时用进汽总门节流到正常汽压，节流无效时与值长联系停机。
2 汽压升高时，应注意管道有无漏汽现象、机组的振动情况及轴向位移的变化情况。 四、主蒸汽压力过低的处理
发现汽压降低时，应密切注意推力瓦温度与轴向位移变化，并按以下方法处理。 1
2 汽压降至4。61Mpa时汇报值长，联系锅炉升压。
3 汽压降至4.61Mpa以下时可根据汽压负荷对照表减负荷。
4 汽压降至3.61Mpa时,负荷应降至零。
汽压(Mpa) 4.61 4.51 4.41 4.31 4.21 4.11 4.01 3.91 3.81 3.71 3.61 负荷(MW) 15 13.5 12 10.5 9 7.5 6 4.5 3 1.5 0
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第五节 凝汽器真空下降
一、真空下降的象征
1 真空表读数下降，排汽温度同时上升。
2 在负荷不变的情况下，主汽流量，各段抽汽压力上升。
二、真空下降的处理
1 发现凝汽器真空下降时应注意机组振动，声音、轴向位移，推力瓦温度等情况，
并迅速查明原因，设法消除。
迅速检查轴封供汽，循环水泵及循环水压力，凝结水泵及凝汽器水位，射水泵，2
射水池水位及水温等是否正常，适时起动备用射水泵提高真空。
3 真空下降至-87Kpa时汇报值长要求减负荷，真空每下降1.33Kpa，减负荷1.5MW，
真空降至-72Kpa时，负荷减到零。
4 真空下降至-61Kpa时，按停机处理。
5 真空下降减负荷参照表。
纯冷凝工况按电负荷参照，抽汽工况按流量参照。
真空KPa 86 84.7 82.1 79.5 77 74.4 73.1 72 61 负荷MW 15 13.5 12 9 6 3 1.5 0 停机 三、真空下降原因
1 循环水断水或循环水量减少。
2 轴封供汽压力低或中断。
3 射水泵故障或射水池水温过高。
4 凝汽器满水或凝结水泵故障。
5 真空系统不严密漏空气。
6 负荷增加或蒸汽参数降低。
7 凝汽器铜管结垢。
8 发现真空降低时应检查分析，对照排汽温度，并根据以上各种原因作出相应处理。
9 循环水断水或水量减少使真空降低时的象征和处理原则。
? 假如凝汽器循环水泵出口侧或母管压力急剧降低，电流表指针降低，表示循
环水供给中断，此时应立即起动备用泵，
? 假如真空逐渐降低，同时在相同负荷下循环水入口和出口温度差增大，表示
循环冷却水量不足，应当增加循环水泵运行台数，以恢复正常真空。
10 轴封供汽中断或汽量减少影响真空，尤其发生在降负荷过程中，应及时调整均压
箱压力。
11 由于射水泵故障引起真空下降应迅速启动备用水泵。
12 凝汽器水位升高影响真空时。
? 检查凝结水泵运行情况是否正常，如凝结水泵电流、压力、流量摆动说明凝
泵进口处漏空气，应启动备用泵停故障泵并找原因。
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? 如凝结水泵发出不正常噪声，同时出口压力降低，流量摆动，应倒换备用凝
泵运行并查找原因。
13 由于真空系统泄漏引起真空下降的一般原因:
? 真空破坏门误开，或关不严或水封无水及向空排汽门漏空气。
? 热井及低压加热器的水位计接头发生问题。
? 真空系统阀门盘根不严密。
第六节 甩负荷
汽机发生甩负荷时根据其现象分别处理。
一、甩负荷时，调速系统工作正常，能维持汽机空负荷运行，发电机没有解列。
1、主要现象
负荷突减，转速稳定在3000 r/min左右，油动机行程减小，汽轮机声音突然变化，
主蒸汽压力增大，监视段压力下降。均压箱压力降低。
2、处理方法
(2) 关闭抽汽电动门，关闭抽汽去除氧器的隔离门，保持除氧器水位正常;
(3) 切换均压箱汽源至新蒸汽，监视凝汽器真空;
(4) 调整凝结水压力，维持热井水位;
(5) 检查机组及辅机无异常情况及参数正常后向值长和有关领导汇报，带上合适的
负荷;
(6)按规程操作增加负荷;
二、甩负荷时，调速系统工作正常，能维持汽机空负荷运行，发电机已解列。
1、主要现象
负荷突减，转速稳定在危急遮断器动作转速以下某数值，汽轮机声音突然变化，主
蒸汽压力增大，监视段压力下降。均压箱压力到0。
、处理方法 2
(1) 调整505控制器，维持转速3000 r/min，检查无异常后，检查抽汽逆止门关闭情况;
(2) 切换均压箱汽源至新蒸汽，监视凝汽器真空;
(3) 调整凝结水压力，维持热井水位;
(4) 关闭抽汽去除氧器的隔离门，保持除氧器水位正常;
(5) 检查机组及辅机无异常情况及参数正常后向值长和有关领导汇报，带上合适的负荷;
(6)按规程操作增加负荷;
三、甩负荷后调速系统不能维持汽轮机转速，使危急遮断器，电磁阀动作
1、主要现象
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负荷突减，转速上升至危急遮断器动作转速，危急遮断器动作，转速下降，自动主汽门，调速汽门，抽汽逆止门迅速关闭;
2 、处理方法:
(1) 关闭自动主汽门;
(2) 开启高压电动油泵;
(3) 其余操作同上(2),(6);
(4) 对机组进行全面检查，待转速下降至2950r/min以下时，拉出危机遮断器复位手柄，复位505控制器。将转速维持至3000r/min。
(5)汇报有关领导，调速系统正常后，方可并列带负荷;
四、甩负荷后，调速系统不能维持空转，危急遮断器不动作，汽机超速;
1、主要现象:
负荷突减，转速上升超过3300r/min，机组声音异常，振动增大，主油泵出口油压
增大，抽汽逆止门关闭。
2、处理方法:
(1) 迅速手动脱扣器或按“手动停机”按钮停机，检查自动主汽门、调门关闭，开启
真空破坏门;
(2) 向值长汇报汽机危险，手动停机;
(3) 启动高压油泵，检查油压正常;
(4) 关闭自动主汽门;
(5) 严密监视转速，如转速继续上升或下降缓慢，检查抽汽逆止门关闭情况，关闭主汽电动
隔离门;
(6) 对机组进行全面检查，汇报领导，确认各部分正常并得到同意后方可恢复运行，否则完成停机的其余操作，危急遮断器必须试验调整合格，并且调速系统正常后，机组方可并列带负荷。
五、甩负荷过程中厂用电中断;
1、主要现象:
交流设备停运，交流照明熄灭，事故喇叭报警;
2、处理方法:
(1) 手动脱扣器停机，关闭自动主汽门，注意汽机转速;
(2) 启动直流油泵，分开所有交流泵操作开关;
(3) 完成正常停机其他操作;
(4) 转速至零，手动连续盘车，直至交流油泵电源恢复，电动盘车;
(5) 对机组进行全面检查，确认各部分正常并得到同意后重新按启动程序启动;
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六、 甩负荷时，发电机未解列
1、主要现象:
电负荷及主蒸汽流量指示为零，自动主汽门，调速汽门，各段抽汽逆止门关闭，转速仍为3000r/min，排汽温度升高，某种保护报警。
2、处理方法:
(1)迅速检查机组各种保护信号，核对保护指示仪表数值，检查有关参数及机组情况，若确属设备发生故障使保护动作，立即解列发电机，故障停机;
(2)若未发现异常，确认是汽机保护误动作，得到相关领导同意后将保护断开，重新挂闸，迅速恢复机组负荷，同时联系热工查明误动作原因，尽快设法消除;
(3)处理过程中，必须迅速分析判断，无蒸汽状态下以3000r/min转速运行不得超过3分钟，否则应解列发电机，故障停机;
第七节 油系统工作失常
一、 油系统漏油的现象及处理原则
1 、油压和油箱油位同时降低时一般原因是压力油管泄漏，应立即检查压力油管、冷油器是否漏油并迅速加以消除，同时将油箱油位补充到正常值，润滑油压下降时应及时启动交流润滑油泵。
2、 油压降低但油箱油位不变时，一般原因是供油系统故障(前提条件是主油泵工作正常)如注油器滤网堵塞，滤油器污脏，备用交直流润滑油泵逆止门泄漏等，针对上述情况分别予以清除。
3、油箱油位下降，油压不变，一般原因是回油管法兰泄漏，事故放油门泄漏或误开，辅助油泵法兰泄漏等，根据不同原因分别予以消除，同时将油位补充到正常值。 二、 开、停机过程中，油系统故障时的处理原则:
1、当开机转速在2500rpm暖机结束后，发生高压油泵，交直流润滑油泵同时故障情况下，则立即升速至主油泵起作用，如在此过程中因油压低而自动主汽门自行关闭则立即破坏真空故障停机。并打开高位油箱供润滑油门，保持轴承最低润滑油压。
2、在停机过程中，当转速在2500r/min以上时发生高压油泵，交直流润滑油泵同时故障情况下，则立即升速至3000r/min，维持油压等待修复后再停机，如此时因油压低自动主汽门自动关闭则立即按破坏真空故障停机。并打开高位油箱供润滑油门，保持轴承最低润滑油压。
3、如事故发生在2500r/min以下，则立即破坏真空故障停机。
三、 油温异常的处理
1、冷油器出油温度应保持35,45?,根据不同的冷却水温情况调节冷油器出水门开度。
2、如冷油器温度突然升高2,3?，应汇报值长，检查分析下列原因:
(1) 冷油器进出水门是否误关。
(2) 冷油器进水前滤网前后压差是否正常，如进水滤网垃圾多，应增加反冲洗次数
或隔绝清洗。
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(3) 如循环水压力降低应汇报值长增开循泵。
(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。
(5) 检查冷油器温升及端差是否正常，如果温升及端差过大，应切换备用冷油器后，
隔绝清洗管板或进行铜管机械清洗。
6) 如冷油器出油温度超过45?时，应报告值长，增加冷油器运行台数。 (
第八节 失火
一、油系统失火
1、油系统在运行时有漏油现象，应加强监视，及时处理，漏出的油应及时擦干净，如无法处理而可能引起着火时，应紧急报告值长，采取果断措施。
2、汽轮机在运行时发现油系统着火时，应根据不同起火点，使用泡沫灭火机，或二氧化碳灭火机，或1211灭火机进行灭火，高温部件不宜使用二氧化碳或1211灭火机。如火势不能立即扑灭，危及安全运行，应破坏真空紧急停机。
3、注意不使火势蔓延，必要时应将设备周围附以沾湿的雨布，照顾机组的转动部分，用一切方法保护机组不受损坏。
4、油系统着火而紧急停机，应按下列步骤。
(1) 完成故障紧急停机的操作。
(2) 解除电动油泵联锁开关。
(3) 启动直流电动油泵，维持油压在低限值。
(4) 采取灭火措施并向上级汇报。
5、根据下列情况，开足事故放油门。
(1) 火势危急油箱。
(2) 机头及机头平台大火。
(3) 回油管中着火。
注:油系统着火应通知消防队。电话:119
二、 分场失火时，司机必须做到。
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操作。
三、 汽机运行值班人员应该知道在各种情况下的灭火方法。
1、未浸机油，汽油和其它油类的抹布及木制材料燃烧时可以用水、泡沫灭火和
砂子灭火。
2、浸有机油、汽油和其他油类的抹布及木制材料燃烧时，应用泡沫灭火器和砂
子灭火。
3、油箱和其它容器中的油着火时，应用灭火剂扑灭，或将油从事故排油管排走。
4、带电的电动机线圈和电缆失火时，应在切断电源后进行灭火，电动机着火时
不得使用砂子灭火器，如果电动机冒烟时应迅速停用。
四、发电机励磁机冒烟着火。
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1、发电机着火时，从定子端盖窥视孔，热风和冷风室等处冒出明显的烟气或有绝
缘燃焦的气味，遇到这种情况应。
2、立即故障停机。
3、为了避免发电机在扑灭火灾时由于一侧过热使主轴弯曲，禁止在火灾最后熄
灭前将发电机完全停下，应保持发电机在额定转速的10%左右转动，然后按值
长的指示处理。
4、待发电机解列后，立即根据现场的水灭火装置按规程使用，立即向机内喷水，
直到火灾全消灭为止，如果水灭火发生故障不能使用时，应想尽一切办法进行
灭火，但不得使用泡沫式灭火器或砂子，当地面有油类着火时，可用砂子灭火，
但应注意不得使砂子落到发电机内或轴承上。
第九节 轴承温度及推力瓦温度异常
一、支持轴承温度或回油温度突然升高2,3?,应检查分析原因，并报告值长。 二、轴承温度升高一般有以下几种原因:
1、润滑油压低，轴承回油量少。
2、冷油器出油温度高。
3、轴承乌金损坏。
4、油质恶化。
5、轴封漏汽量、汽流过大。
三、支持轴承温度升高至85?或轴承回油温度升高至70?时应紧急汇报值长，根据上述原因进行查找并做相应处理。
四、推力瓦温度及推力轴承回油温度升高一般有以下原因:
1、油温、油压变化。
2、蒸汽参数变化。
3、发生水冲击事故。
4、凝汽器真空降低时。
5、负荷变化时。
6、汽轮机叶片严重结垢。
7、油质恶化
8、轴承损坏。
轴向位移异常 第十节
发现轴向位移增大时，应检查分析原因，核对推力瓦温度及推力轴承回油温度，密切监视机组运行情况，测听机组声音振动是否正常。
一、轴向位移增大一般有以下几种原因:
1、机组负荷变化。
2、蒸汽参数变化。
3、发生水冲击。
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4、凝汽器真空下降。
5、汽轮机叶片严重结垢。
6、表计失灵。
二、如轴向位移超过1.0mm时。
1、联系值长减负荷，使轴向位移降低至1.0mm以下。
2、检查汽轮机的振动情况，并倾听汽轮机内部及轴封处有无异常声音。
3、轴向位移大于1.4mm时，应紧急停机。
第十一节 汽轮机断叶片
一、汽轮机断叶片的象征。
1、汽缸内声音异常，通流部分发生不同程度的冲击声和金属摩擦声。
2、机组振动突然增大。
3、汽轮机中间几级叶片断裂，造成前抽汽压力温度下降，后抽汽压力温度升高。
4、如未几级叶片断裂打破凝汽器铜管，使凝结水导电度增加，凝汽器水位升高。
5、在同一负荷同一参数下，蒸汽流量增大。
6、停机惰走时间变短。
二、断叶片的处理。
1、破坏真空故障停机。
2、如果凝结水导电度升高，凝汽器水位急剧上升，应迅速关闭循环水进水门，放
尽存水。
3、测听汽轮机内有无异声，比较惰走时间。
4、完成其它停机操作项目。
第十二节 厂用电及热工电源中断
一、厂用电全部中断
1、征象
a.交流照明灯熄，事故照明灯亮，电压表指示到0;
b.运行的所有设备停转，备用设备不联动;
c.主蒸汽压力、温度，真空迅速下降，油温、风温升高，循环水、发电机冷却水中
断;
2、处理
a. 立即在505的负荷控制面板上减负荷至“0”，在DCS的电机事故跳闸画面上将所有
泵的操作面板调出，试开备用泵无效后，复置开关，无备用泵则强合原运行泵一
次，同时联系电气要求尽快恢复电源。
b. 密切注意汽温、汽压、真空下降情况，到达极限时应立即故障停机。
c. 在盘上将直流油泵开启，手拍脱扣器停机。
d. 手动关闭电动主汽门、抽汽电动门。
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e. 转子停转后，根据系统状况迅速启动各辅机，尽快提高真空，检查大轴弯曲，主参数正常后根据机组所处状态，进行重新启动。
二、部分厂用电中断
1、部分厂用电中断，备用泵能自投。若未自动投入，可在DCS的电机事故跳闸画面上将所有泵的操作面板调出，手动投入，当手动投入不成时，应通知电气检查恢复电源。
2、当有关参数超限时，应按有关规定处理。
3、停机时，若交流润滑油泵无电，应启动直流油泵。
4、转子停转后，厂用电未恢复应人工盘车。
三、热工电源中断
1、征象
a.热工电源指示灯熄灭;
b.集控室二次表计(如压力表、温度表、特殊测量表等)将不能反映真实指示，或
者指示到“0”;
c.汽机所用调整阀失去操作电源，各自动调整失灵;
d.汽机各保护，联锁不能动作。
2、处理:
a.当所有热工电源中断在一时无法立即恢复电源时，应立即汇报值长，停机。当部
分热工电源中断暂不影响机组运行则应加强监视相关参数，必要时在就地调整。
b.停机过程中加强现场就地表计、设备的检查，根据就地表计及各辅机电流表等监
视设备的运行情况，必须调整时在就地手动调整。
c.当系统或设备发生异常，机组在失去操作与监视手段、影响设备安全时，汇报值
长故障停机。
注:热工电源中断时可能引起AST电磁阀失电，机组跳闸，则按紧急停机处理。 第十三节 周率变化
1、 汽轮机不允许在周率超过50?0.5HZ情况下运行，否则应联系值长恢复周率正常。
2、 当周率下降至48HZ时，启动高压交流油泵，以防自动主汽门自动关闭。
3、 当周率下降引起负荷升高，机组过负荷时联系值长减负荷，并检查机组振动、声音、
轴相位移和瓦块温度等。
第六章 辅助设备故障处理
第一节 辅机故障处理原则
一、任何辅机发生下列情况之一时，应紧急停用。
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1、泵与电动机发生强烈振动或清楚地听出金属碰击声和摩擦声。
2、任何轴承冒烟。
3、轴承温度急剧上升至75?，滚动轴承损坏，温度急剧上升至100?。
4、轴封冒烟，调正盘根压盖螺丝无效。
5、水泵外壳破裂。
6、水泵失水或汽化，经调整无效。
7、水泵窜动并有碰击声。
8、电动机一相断路，转速下降，并有不正常声音同时温度升高。
9、电动机或接线盒、线缆、开关箱冒火。
10、电动机电流超限10%，电动机外壳温度急剧升高并超过上限。
二、辅机紧急停用操作。
1、立即停用故障辅机。
2、迅速起动备用辅机，如果有自起动装置的备用辅机应检查备用辅机已自起动。
3、检查辅机运行情况，并调正有关阀门及自起动开关。
4、汇报值长，完成其他操作项目。
注:电动机电流超限时，可先起动备用泵，然后停用运行泵。
三、辅机自动停转后的检查处理。
1、发现辅机自动停转，即起动备用辅机。
2、如备用辅机起动不出或起动后又跳脱，应迅速检查原辅机有无明显故障(辅机轴承，
轴封有无冒烟，电动机有无过热，冒烟焦味等)。若情况正常，应再试开一次，若仍
起动不出，则联系电气检查，同时根据机组运行情况，做出相应处理。 第二节 冷油器失水故障处理。
冷油器失水按下列步骤处理
1、发现冷油器出油温度突然升高，应密切注意轴承温度变化，并调整开大冷却水门。
2、如调整冷却水门无效，若油温继续上升时，应及时对滤水器进行反冲洗，若仍无效，应进行隔绝，机械清洗滤水器。
3、若冷油器出口油温上升较快，应切换工业水门，调节冷却水量，并开启水侧放气门，放空气后关闭。
4、若以上措施均无效时，且冷油器有备用组时，应迅速投用备用组，根据冷油器进出水温升或端差，应隔绝进行清洗水侧管板或铜管机械清洗。
5、如冷却水无法恢复时，则根据轴承温度和轴承回油温度限额处理，汇报值长，减负
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荷停机。
第三节 空冷器失水故障处理
处理的具体方法。
1、发现进风温度突然升高，应汇报值长及联系电气，并注意发电机静子温度，调整冷
却水量。
2、如调整冷却水门无效时，应及时对滤水器反冲或隔绝滤水器。
3、切换工业水门，调节冷却水量。
4、以上措施若仍无效，应汇报值长减负荷，考虑是否逐组隔绝空冷器，进行清洗管板
或空冷器铜管。
5、根据发电机风温和静子线圈温度可联系电气，适当降负荷维持风温在规定范围内。
6、当冷却水水温上升并接近40?，投工业水无效时，发电机进风温度超过40?及时汇
报值长，由值长根据电气规程处理。
第四节 蒸汽管道和其它管道故障
1、汽轮机主汽管道破裂时，应立即故障停机，在DCS的“主蒸汽”画面上关闭电动主汽
门，同时开启机房内的窗子放出蒸汽，禁止无关人员进入现场，并切勿乱跑防止汽
流烫伤。
2、主汽管道法兰泄漏，运行中无法消除，威胁机组安全时，应汇报值长，停机处理。
3、给水管道、凝结水管道运行中破裂又无法隔绝时汇报值长，停机处理。
4、其它管道破裂泄漏时，应设法隔离或采取措施消除泄漏，如短时间无法消除又可能
影响机组安全运行时，应根据情况，请求领导决定是否停机。
5、管道发生异常振动时，应检查管道的疏水管的疏水情况和支架的支承情况，如振动
威胁到与该管道相连设备安全运行时，应隔离该段管道或采取有效措施，直到振动
消失为止。
第五节 防止管道、压力容器爆破及防止人身伤亡
管道、压力容器爆破，轻则会造成管道限负荷，重则会引起人员伤亡，所以它的危害性极大。为防止管道或压力容器未泄压到0或排汽时引起人员烫伤，汽机运行人员在所管辖的设备范围内应采取如下技术措施:
1、任何一张凡涉及到压力容器及相关管道检修的工作票安全措施中都应注有“压力泄至0”字样，语句不应该模糊不清。
2、任何情况下严禁将高低压疏水膨胀箱出口至凝汽器的阀门关闭，在疏水阀门开之
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前检查其应在开启状态。
3、在加热器投入时，应先投入水侧，再投入汽侧，严禁操作顺序颠倒，停运则应相反。正常运行中应保证水位正常，不能过低。投停水位计时要按规定进行，投入水位计时应进行暖体，注意温升、温降率不能过大，而且人不能面对水位计，站在其侧面。
4、汽加热停用时，应先检查疏水门应在开启状态，然后将总门关闭，再将各分路门关闭，操作顺序不能颠倒。投入时先检查疏水门在开启状态，将总门开启暖箱后，再投入各分路门，并随着负荷的增减进行有效的调节。
5、熟悉运行规程中有关加热器的操作方法及事故处理。各种压力容器在运行状态时压力(汽、水侧)、温度都不要超过限额，压力极限值要熟记。机组运行中各个监视段压力都不应超限运行。
6、各种压力容器排汽口、安全门排汽口、疏水放地沟口都应设在人员无法靠近处。
7、在除氧器无水情况下严禁向该容器送汽，除氧器有关防止超压的有关保护应试验正常后投入。正常运行中有关锅炉放定排等操作时一定要加强除氧器压力的监视，严密监视其压力的变化趋势。
8、压力容器及相关管道检修的工作票开工之前，管道或压力容器压力表应到0，所有与之相关的最低点放地沟排汽口(阀门确认其在开启状态)应无排汽，上述二条件同时具备时方可开工。为排除疏水阀不通的可能性，为保证其可靠性，在某些容器压力已到0可将疏水放地沟阀关闭后观察压力容器是否上涨来进一步确认。
9、在选择疏水阀泄压时应选择人能目视到的阀门开启，间接放水阀不一定可靠。比如高加汽侧泄压时，可以将汽侧危急放水门进行泄压，也可将危急放水门前放水阀开启泄压，但后者更可靠，因为汽侧危急放水是送至锅炉定排，如果开启危急放水门前放水阀就可一目了然。
10、压力容器及相关管道检修的工作票开工前进汽汽源要可靠隔断。
11、在关闭凝汽器疏水膨胀箱有关疏水阀门时，先关一次阀，后关闭二次阀。在开机时尽量在规程允许范围内尽早关。
12、在压力容器或带压管道因缺陷泄漏时应在周围加装防护栏，防止缺陷扩大将人烫伤(蒸汽管道泄漏时按规程处理),同时做好相关的事故预想.
13、运行人员巡查时，出了集控室后应先倾听机房的声音是否正常，是否有尖叫的汽流声。
14、当发现有泄漏点时，应用鸡毛毯子去测找漏点，严禁人直接靠近，尽量远离泄漏点附近。如果人员无法靠近，则应降低负荷进行确认。
15、一些压力容器、管道正常运行中严禁用铁锤等器物敲击。
16、一些较高压力的压力表、变送器应避免在机组运行中检修。
17、下列操作存在着切换的问题，切换或隔离时防止高压蒸汽窜至低压系统中:
(1)除氧加热汽源切换中，低温汽源向高温汽源供的时候要注意利用阀门开度进行调整。
(2)旁路系统投用一定要按照投停原则进行。
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(3)跨专业的系统隔离时，工作许可人也要到跨专业系统的容器等部位确认，并得到双方班长和值长的确认方可开工。比如:高加汽侧检修时，要确信定排等相关系统完全隔离下来再许可开工。除氧器汽侧检修时，要确信定排和连排等相连系统确已隔离下来再许可开工。
18、在我们汽机范围内，高加疏水管、疏水扩容器的有关疏水段、凝结水管道、旁路管道是我们的薄弱环节，操作巡查时一定要注意，避免这些管道有较大振动。如果一发现管道振动，应立即处理，防止管道因振动而爆破。
第二篇 公用系统运行规程
第一章 给水泵运行规程
第一节技术规范
电动给水泵参数(1,2,给水泵相同)
电 动 给 水 泵 电 动 机 型号 DG85-80×10 型号 YKK450-2 4流量 85t/h 功率 355kw 扬程 800m 电压 10000V 转速 2900r/min 电流 25.1A 轴功率 转速 2977r/min 效率 功率因数 0.87 汽蚀余量
第二节检查和启动
电动给水泵检查及启动
一、给水泵启动前的检查
序
设备名称 位置应处
号
1 给水泵检查(检修后第一次起动)
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湖南理昂再生能源电力有限公司运行规程(汽机篇) 1) 给水泵进水门 开足 2) 给水泵出水门 关闭
给水水再循环调节门 调整 3)
给水水再循环调节门前手动门 开足 4)
给水泵轴承冷却水总门 开足 5)
给水泵轴承冷却水分门 调节 6)
轴承压盖冷却水分门、密封水 调节 7)
轴承油位 正常 8)
轴承油质 良好 9)
压力表一次门 开足 10)
水泵及电动机底脚螺丝 无松动 11)
靠背轮盘动(未送电前) 灵活 12)
靠背轮罩壳安装 牢固 13)
电动机接线及外壳接地线 良好 14)
确定给水泵电源，经电气测量绝缘合格 送上 15)
联锁 解除位置 16)
2 给水系统检查 1. 确定运行除氧器出水至低压给水母管阀门 开足 二、电动给水泵的起动
1、按“启动”按钮，注意到电流表指针在3-5秒内回到正常数值。
2、启动后全面检查。
(1) 电流在20A左右。
(2) 给水泵出口压力及平衡盘出口压力正常。
(3) 轴承油位正常，油环转动灵活，冷却水畅通。
(4) 水泵及电动机声音，振动，温度均正常。
3、逐渐开足给水泵出水门。
4、调节给水泵再循环水门。
5、检查给水泵电流正常。
6、投入联锁。
三、 给水泵停用
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湖南理昂再生能源电力有限公司运行规程(汽机篇)
1、联系值长或锅炉人员，注意给水母管压力变化。
2、开足给水泵再循环门。
3、关闭给水泵出水门。
4、给水泵联锁放置“解除”位置，按“停止”按钮，注意电流到零。
5、注意给水泵惰走时间，并注意倾听给泵内的声音。
第三节 给水泵的运行与维护
1、 给水泵电流〈 25.1A
2、给水母管压力: >6.5Mpa
3、给水泵进水与平衡盘压力差:?0.05Mpa
4、给水泵轴承温度许可值:?65?
5、电动机外壳温度许可值:?85?
6、电动机轴承温度:许可值?75?
7、轴承振动许可值?0.06mm。
第四节 给水泵的定期检查与维护
1、值班人员应根据本岗位所管辖的设备范围，每小时进行全面检查一次，并按规
定抄录表计读数。
2、值班人员应经常监视。
, 给水母管压力在正常范围。
, 给水泵电流及出水压力正常。
; 除氧器压力水位正常。
3、每小时巡视项目
, 轴承温度、声音、振动均正常。
, 水泵轴承油质良好，油环转动灵活，油位应正常。
; 轴承冷却水畅通，轴承冷却水适量。
, 电动机外壳温度正常。
, 给水泵进、出水压力与平衡盘压力在正常范围内。
4、给水泵的定期维护
, 每月10日早班，备用给水泵停用时间超过半个月以上，应试开或倒换。试开
时运行时间不少于30分钟(试开前必须测量绝缘合格)。
, 每星期五早班，给水泵轴承加油或换油(在运行中视情况而定，如油位过低
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湖南理昂再生能源电力有限公司运行规程(汽机篇)
或 油质恶化，应及时加油或换油)
; 每月5日早班，对运行给水泵进行测量电动机及水泵轴承振动，并做好记录。
d 每月5日早班,电气测量备用泵电机的绝缘。
第五节 紧急停泵条件
发现下列情况应紧急停用给水泵。
1、电动机及水泵轴承冒烟冒火时。
2、电动机一相断路，转速下降，并有不正常的噪声(电流表读数至“0”或超过限额。)
3、水泵或电动机发生强烈振动或清楚地听出金属撞击声。
4、电动机外壳温度超过75?，轴承温度超过80?，给水泵轴承温度超过75?。
5、给水泵失水，电流、压力下降或不稳定并有严重噪声。
6、泵体外壳破裂。
7、盘根冒烟，调整压盖无效。
第六节 紧急停给泵操作
1、解除联锁事故按钮或按DCS画面中给水泵“关闭”按钮。
2、迅速启动备用给水泵，维护给水压力正常。
3、完成其它停用操作。
4、作好记录并汇报值长。
5、给水泵电源失去的事故处理。
, 当给水泵突然失去电源，停止运行时，应立即起动备用给水泵，维持给水压力
正常。(联锁投入时检查备用泵自启，否则人为启动备用泵)。
, 如无备用给水泵，应立即汇报值长要求迅速恢复电源，并通知锅炉作相应处理。
; 在无备用给水泵情况下，一分钟之内不得拉开失去电源的给水泵“操作”开关和
解除联锁，以免在自合闸成功后失去自启动机会。
, 如因电气故障，厂用电全部失去，应将原运行给水泵停运，并切除联锁。
, 将事故经过情况详细记录，并汇报值长。
6、给水泵自动跳闸事故处理。
, 给水泵在启动时或在运行中自动跳闸，检查备用给水泵自启，维持给水压力，
并迅速通知电气，查明跳闸原因。
, 在无备用泵情况下，检查原运行给水泵如无明显的外部故障时，可允许再启动
一次，如仍然启动不出，应紧急汇报值长，并通知电气查明原因，并根据给
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湖南理昂再生能源电力有限公司运行规程(汽机篇)
水泵压力情况减负荷。
第二章 除氧器运行规程
第一节 技术规范
除氧器规范及性能
两台除氧器其型号、型式相同
1 型号 PCM-35 2 型式 旋膜压力式除氧器 3 工作压力 0.27Mpa 4 进水温度 >5? 5 额定出力 75t/h 6 进汽压力 0.5Mpa 7 进汽温度 250?
2.1.2 给水箱
工作温度:130?
3 水箱容积 30m
第二节 除氧器的投用与停用
一、除氧器投用前的检查
序号 设备名称 应处位置 1 蒸汽系统
一级抽汽至除氧器隔离门 关闭
除氧器进汽调整门(遥控开度指示器“0”位) 关闭
进汽调整门前后隔离门 开足
进汽调整门旁路汽门 关闭
加热蒸汽至给水箱阀门 关闭
再沸腾阀门 关闭
除氧器顶部向空排汽门 微开
各压力表一次门均 开足
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湖南理昂再生能源电力有限公司运行规程(汽机篇) 2 水系统
凝结水至除氧器进水门 关闭
疏水泵至除氧器进水门 关闭
给水泵再循环母管至除氧水箱进水门 开足
除氧器进水调整门 关闭
除氧器进水调整门前隔离门 开足
除氧器进水调整门前隔离门 开足
除氧器进水调整门旁路水门 关闭
除氧水箱下水门 关闭
除氧水箱放水阀 关闭
除氧器水位、压力表及报警装置均 正常
除氧器进汽进水调整门电源 送上
调整门开度指示与实际开度均 相符合
压力表、水位表一次门均 开足
二、 除氧器投用操作
1、通知化水启动或增开除盐水泵。
2、除氧器大修后投用时，开除盐水至除氧器进水门，进水至400mm左右时，关闭此门，
由化学测定水质合格后，方可进行投用操作，否则应开启放水门换水直至水质合格
为止。
3、微开除盐水至除氧器进水门,逐渐开出进汽门，待除氧器进汽门开出后，逐渐开大
除盐水至除氧器进水门。
4、开启除氧器进汽门，调节直至关闭进汽门前后疏水门。
5、调节除氧器进汽调整门适当开度，维持除氧器压力在0.27Mpa。
6、调节除氧器向空排汽门，保持微量冒汽。
7、注意除氧器压力，温度，水位控制在规定范围内。在投用时，如除氧器出现振动，
应适当关小进汽门或进水门。
8、当除氧器水位达到1400mm，水温达到130?，通知化学化验除氧器水质。
9、逐渐全开出水门，注意水位变化，全关放水门。
10、开足凝结水母管至除氧器进水门。
11、开足给水泵再循环母管来水门。
12、机组启动时，接司机通知后，开足低加出口至除氧器水门。
13、除氧器运行稳定后可将压力与水位投入自动。
三、 除氧器解列操作。
1、确定机组已停用，一级抽汽至除氧器进汽门和凝泵出口至除氧器进水门已关闭。
2、关闭凝结水母管至除氧器进水门及下水门。
3、关闭除氧器进汽调整门。
4、关闭汽平衡门。
5、关闭给水箱至低压给水母管出水门。
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6、关闭除盐水及疏水母管至除氧器进水门。
7、关闭给泵再循环母管至除氧器进水门。
8、关闭加热蒸汽母管至除氧器进汽门。
9、开足除氧器向空排汽门。
10、根据情况，若给水箱需放水，应开给水箱底部放水门，并做好其它安全措施，如
阀门上锁，挂牌等。
第三节 除氧器的运行与维护
一、运行限额
除氧器压力:正常: 0.27Mpa (表压力)
最高: 0.3Mpa
除氧温度: 正常: 130?
最高: 135?
给水箱水位:正常: 1600mm
最高? 1700mm ?: 1800mm
最低?:1500mm ? : 1400mm
安全门动作值: 0.32Mpa
二、定期检查:
1、经常监视项目
, 除氧器压力正常。
, 除氧器温度正常。
; 给水箱水位正常、平衡。
2、巡视检查项目。
, 除氧器压力温度水位正常，给水箱水位平衡。
, 除氧器本体及管道无强烈振动和泄漏现象。
; 除氧器向空排汽门保持微量冒汽，并无喷水现象。 第四节 除氧器事故处理
一、 除氧器紧急停用条件
1、除氧器本体及管系发生强烈振动无法消除时。
2、除氧器本体及管系破裂，无法维护运行时。 二、除氧器紧急停用操作。
1、关闭除氧器所有进出水门。
2、关闭除氧器进汽门及汽平衡门。
3、完成其它隔绝操作，汇报值长。
4、关闭给水泵再循环来水时联系锅炉注意给水压力的变化。 三、给水箱水位升高处理。
1、给水箱水位升高至1800mm，应立即汇报值长，并迅速检查处理。
, 检查表盘水位计与就地玻璃管水位计是否相适应，如水位计不准，应通知热
工来处理。
, 检查化学补水量，如补水量过大，应通知化水停止补水。
; 检查其他系统阀门位置是否正常。
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2、给水箱水位如继续上升，威胁安全运行，可开启放水门，待放到正常水位后关闭。 四、 给水箱水位降低处理。
给水箱水位下降至1400mm时，应立即汇报值长，应迅速检查处理。
, 核对水位表是否正确。
, 通知化水向除氧器补水或增加补水量，必要时可启动疏水泵，直接向除氧器
补水。
; 检查给水箱底部放水门是否误开，其他系统阀门位置是否正常，如锅炉进水
量过大或放汽、放水量过大，应联系值长通知锅炉适当减少。 五、除氧器汽压升高或降低。
汽压升高处理:
1 除氧器汽压超过0.27Mpa以上，应适当关小进汽调整门，并检查调整门的实际开度
是否相符。
2 通知锅炉适当关小连续排污门。
3 开大除盐水补水调整门，并注意除氧器水位。
4 如果采取以上措施无效，应紧急汇报值长，必要时关小除氧器进汽总门和连排进
汽门。
除氧器汽压降低处理:
1. 除氧器压力降低，应适当开大进汽调整门。
2. 如机组负荷突变应密切注意除氧器水位变化，防止出现水箱负压和假水位现象。
3. 在除氧器汽压过低情况下，应注意补水量不宜过大。
六、给水含氧量过大应按下列检查处理。
1、进水温度过低，检查低加出水温度，检查并提高。
2、补水量过大，应根据水位情况，适当减少补水量。
3、提高除氧器压力。
4、开大向空排气门。
第三章 循环水泵运行规程
第一节 技术规范
一、 我厂的三台循环水泵型号及参数如下表:
水泵(2台) 电动机 1型号:600S-22 1型号:YKK450-6
2流量:3170 2功率:280kw
3扬程:22m 3电压:10000v
4转速:980 转/分 4电流:21.2
5效率: 5转速:990转/分
6轴功率:216KW 6绝缘等级:F
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水泵(1台) 电动机 1型号:350S260 1型号:HM2-315M-4 2流量:1260 2功率:132kw
3扬程:26m 3电压:380v
4转速:1480 转/分 4电流:240
5效率: 5转速:1480转/分 6轴功率:101.5KW 6绝缘等级:F
第二节 循环水泵的起动与停用
一、循环水泵起动前的检查:
序名称 编号 位置 号
1 进水门 开足 2 出水门 关闭 3 轴承油位 正常 4 轴承油质 良好 5 靠背轮盘动(送电前) 灵活 6 靠背轮安全罩安装 牢固 7 循泵联锁 解除 8 循泵及出水门电源均 送上 9 压力表一次门均 开足
二、循环水泵启动
1、开启泵体空气门，放尽空气后关闭。
2、按循环水泵“启动”按钮，检查电流表读数正常，(3-5秒内指针恢复)。
3、检查水泵与电动机声音，振动、出口压力、轴承温度均正常填料压盖不发烫并有少量滴水。
4、逐渐开启电动出水门，检查电流表读数正常。
5、待母管压力正常后，联系副司机，开启母管放空气门，放尽空气后关闭。 三、循环水泵停止操作方法
1、解除循环水泵联锁开关。
2、关闭出水门。
3、按循环水泵“关闭”按钮，检查电流表，循环水泵出口压力到零，母管压力变化正常。
4、循环水泵停止后，如作备用，应将出水门开足，投入联锁
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注:如循环水泵倒转应关闭出水门，并汇报值长。
第三节 循环水泵运行与维护
一、运行参数。
序号 项 目 单位 定 值 1 循环水泵电流 A 21.2 2 循环水母管压力 Mpa 0.15 3 电动机外壳温度 ? 75 4 电动机轴承温度 ? 80 5 水泵轴承温度 ? 80 6 轴承振动 mm 0.1
二、定期检查
1、循环水泵值班员，应根据本岗位所管辖的设备范围，每小时进行全面检查一次，并按规定抄录表计读数。
2、检查项目
(1) 运行循环水泵电流正常。
(2) 循环水母管压力及循环水泵出口压力正常。
(3) 轴承油位正常，油质良好。
(4) 轴承温度正常。
(5) 电动机及水泵声音，振动正常。
(6) 水泵轴封滴漏正常，盘根压盖不烫手。
(7) 电动机外壳温度正常。
(8) 循泵坑内水位正常。
三、循环水泵定期维护和切换
1、每月10日早班，备用循泵，停用时间超过半个月以上，应进行试开或调换。试开运行时间不少于30分钟。(试开前须由电气测量绝缘合格方可启动)。
2、每星期五早班，循泵、轴承加油或换油，(在运行中加如油位过低或油质恶化，应及时加油或换油。
第四节 循环水泵事故处理
一、故障停泵条件
发生下列情况之一时，立即将水泵停用。
(1) 电动机、水泵突然发生强烈振动或清楚地听出有金属碰击声或摩擦声。
(2) 任一轴承冒烟，温度超过80?,或滚动轴承损坏。
(3) 循环水泵外壳破裂。
(4) 水泵轴封冒烟，经调整压盖无效时。
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(5) 电动机外壳温度超过75?或冒烟。
(6) 电动机电流超过限额的10%，外壳温度急剧上升。
二、紧急停泵操作
1、按DCS画面循环水泵“关闭”按钮或“事故”按钮。
2、迅速起动备用循环水泵。
3、完成其他隔绝操作，并汇报班长。
三、循环水泵跳闸或失去电源。
1、发现任一台循环水泵电机电流至“0”，而其他各泵运行正常时。
(3) 迅速起动备用循环水泵，调正联锁位置。
(4) 按跳闸泵“停止”按钮。
(5) 检查跳闸循环水泵有无明显外部故障，并通知电气检修。
(6) 汇报值长。
第四章 冷却塔及风机运行规程
一、冷却塔及风机型号及参数:
型号: MSRL-350D
进水温度:33?
出水温度:20?
电机功率:185KW
电机电流:328A
380V 电压:
二、操作与运行:
? 启动前的准备工作:
1( 消除塔场障碍物，以保证进塔气流没有影响;
2( 全面清除塔内杂物以免堵塞;
3( 检查电机接线盒是否密封，以防潮气进入，烧毁电机，用手轻轻转动风机叶片，确认不和塔壁接触;
4( 检查减速器有否加油，油位是否在要求位置(润滑油牌号HL—20，HL—30齿轮油); 5( 将水池灌满水，确认水池配水管不漏水。
? 启动
1( 先开冷却塔风机，稍运转一下立即停掉，检查风机运行方向，应为顺时针方向，测定运转电流，确认没有过载现象;
2( 启动水泵前，打开排气阀门;
3( 由水泵出水阀调节到规定水量，并观察喷嘴布水情况，发现中空现象，可采用改变水压的方法来排除，水压一般在39.2Kpa(0.4Kg/c?)左右;
4( 检查运转时各部分的轴承有无异常声响和振动。
? 保养维修
1( 冷却塔内的性能受冷却水量、进水温度、气象参数的影响，故应经常注意冷却水流量和 水的温度;
2( 冷却塔水质量要求一般控制悬浮物在50mg/t以下，否则需要加入少量漂白粉或其它处理剂，可定期清洗，排污及加氯，或采用复合水质稳定药剂进行水 质处理; 3( 风机、电机部分应检查:
(1) 叶片有无损伤、变形、脏污、风筒和叶片的间隙及轴承有无异常情况; (2) 各部分加润滑油情况;
(3) 经常检查电流、运转声音情况;
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湖南理昂再生能源电力有限公司运行规程(汽机篇) (4) 电机保养应按电机常规进行。
4( 观察喷头，配水设备的工作情况，如有堵塞或变形，必须及时清洗或调换; 5( 塔体和填料如有积污或变形必须及时清洗(前者用棉纱浸水擦干净即可，后者可连续加
液氯—或硫酸铜)或更换;
6( 塔内支架应视其腐蚀程度加强防锈;
7( 冷却塔应有专人管理做好防冻和经济运行措施。
第五章(消防水泵参数
消防炮水泵(2台)+消火栓水泵(1台)
水泵 电机 型号 2000L280-40×3 型号 HM-315M-4V1 扬程 M 120 电压 V 380 流量 M3 280 功率 KW 132 转速 r/min 1450 额定电流 A 240 必须气蚀M 4 转速 r/min 1480 余量
制造厂 湘潭泵业集团 制造厂 山东华力
消防水稳压泵(4台):
泵 电机 型号 40L612-15×8 型号 HM2-132S2-2 扬程 M 140 电压 V 380 流量 M3/h 0--12 额定电流 A 14.5 转速 r/min 2900 转速 r/min 2900 必须气M 2.9 功率 KW 7.5 蚀余量
制造厂 湘潭泵业集团 制造厂 山东华力
消火栓用水泵(2台):
泵 电机 型号 100DL100-20×4 型号 HM2-225S-4B5 扬程 M 80 电压 V 380 流量 M3/h 108 额定电流 A 69.7 转速 r/min 2900 功率 KW 37 必须气蚀M 转速 r/min 2900 余量
制造厂 湘潭泵业 制造厂 山东华力
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附表
汽轮机及其公用系统设备定期切换试验工作: 每星期一 各机组轴承测振动 主值
各机组油泵试开 主值 每月10日白班 机组凝泵，射水泵试开或调换运行 主值
冷却塔风机切换 主值 每月10日白班 给水泵调换 学员 每班 各辅机轴承检查或加油 学员 每月10日白班 循泵调用或试开 主值 每月20日白班 真空严密性试验 主值 每月20日白班 主汽门活动一次 主值
主值、专3个月 危急保安器试验
工
主值、专停机时 热工保护试验
工
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浙公网安备 33021202002483