60MW双抽凝汽式汽轮机运行规程

60MW双抽凝汽式汽轮机运行规程 第一章 总 则 第一节 基 本 要 求 1.1.1.值班运行人员在独立工作之前，必须熟悉与本身业务有关的各项规程,并经考试合格。 1.1.2. 值班运行人员在工作中除应注意保证设备安全经济运行，正确处理各项异常现象之外，还应遵守下列各项规定: 1.1.2.1.服从上级命令，正确执行各项指示，不得到许可不离开工作岗位。 1.1.2.2.禁止非工作人员接近设备。 1.1.2.3.注意监护运行中的设备，在未得到有关方面的通知许可之前，不应让检修人员在设备上进行工作。 1.1.2.4.汽机启动应有调度长或调度员的命令，大修后的机组启动或调节系统检修后的启动，必须有专业负责人、检修人员、运行人员共同参加。 1.1.3下列操作必须在车间主任或指定专人监护下进行: 1.1.3.1.汽机大修后的启动。 1.1.3.2.危急遮断器超速试验和注油试验。 1.1.3.3.调节系统试验:包括主汽门、高压调速汽门、中压旋转隔板、低压旋转隔板严密性试验及动态特性试验。 1.1.3.4.主蒸汽、主给水、循环水、工业水、高除加热蒸汽及汽平衡母管等公用系统的投停和切换。 1.1.3.5.冷油器的正常切换。 1.1.3.6.给水泵大修后的启动。 1.1.3.7.设备经重大改进后的第一次启动或有关新技术的第一次使用。 1.1.4.下列操作必须在班长的监护下进行。 1.1.4.1.汽机小修后及正常情况下的启动和停止。 1.1.4.2.凝汽器半面解列及投用。 1.1.4.3.高加的投停及保护试验。 1.1.4.4.高除的启动、并列和停止、解列。 1.1.4.5.中、低压调整抽汽投用与停止。 1.1.4.6.给水泵正常启动与停止。 第二章 设备的技术 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 和特性 第一节 汽轮机的技术规范和特性 2.1.1.汽轮机主要技术规范 2.1.1.1机组型号 CC60-8.2/1.3/0.7 2.1.1.2形式 单缸，冲动，抽汽凝汽式，具有两级工业抽汽 2.1.1.3最大连续运行功率 66 MW 2.1.1.4额定工况参数: 2.1.1.4.1功率 60 MW 2.1.1.4.2主汽流量 348 t/h 2.1.1.4.3 主蒸汽压力 8.2?0.29MPa(a) 2.1.1.4.4主汽温度 475?5? 2.1.1.4.5中压抽汽量 70 t/h 2.1.1.4.6中压抽汽压力 1.3?0.29MPa (a) 2.1.1.4.7中压抽汽温度 262.4 ºC 2.1.1.4.8低压抽汽量 113.5 t/h 2.1.1.4.9低压抽汽压力 0.7?0.1MPa(a) 2.1.1.4.10低压抽汽温度 208.5ºC 2.1.1.4.11计算汽耗 5.788 kg/kWh 2.1.1.4.12计算热耗 7575.3kJ/kWh 2.1.1.4.13背压 6.5 kPa(a) 2.1.1.4.14最终给水温度 186ºC 2.1.1.4.15冷却水温 28 ºC 2.1.1.5回热级数 一级高加、二级除氧、二级低加 2.1.1.6通流部分级数: 共16级 2.1.1.7末级动叶有效长度 630mm 2.1.1.8额定转速 3000 r/min 2.1.1.9汽轮机转子一阶临界转速: 1409 r/min 2.1.1.10机组运转层高度: 8.0 m 2.1.1.11排汽缸与凝汽器的连接方式: 刚性 2.1.1.12转子旋转方向:自汽轮机向发电机看,顺时针方向旋转 2.1.1.13制造厂:山东济南发电设备厂 2.1.1.14.汽轮机在下列情况下,能发出额定功率: (1)主汽门前蒸汽压力降至7.91MPa ,蒸汽温度降为470?，冷却水温为额定值 (2)冷却水温升到33?C ,主汽门前蒸汽参数为额定值 (3)回热系统正常，不投调整抽汽时 2.1.1.15主要工况热力特性: 90/133.1 90/114.5 120/0 t/h 序 额定抽汽 额定凝汽 夏季凝汽 t/h t/h 最大中压 项 目 单位 号 工况 工况 工况 最大抽汽 最大中压 抽汽工况 工况 抽汽工况 之一 热平衡图编号 1 2 3 4 5 6 1 进汽量 t/h 348 251 255 392 361 345 2 进汽压力 MPa 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 3 进汽温度 ºC 475 475 475 475 475 475 4 中压抽汽量 t/h 70 0 0 90 90 120 5 中压抽汽压力 MPa 1.3 / / 1.3 1.3 1.3 6 中压抽汽温度 ºC 262.4 / / 261.8 262.1 261.7 7 低压抽汽量 t/h 113.5 0 0 133.1 114.5 0 8 低压抽汽压力 MPa 0.7 / / 0.7 0.7 / 9 低压抽汽温度 ºC 208.9 / / 208.2 208.4 / 10 排汽量 t/h 108.7 183.9 190.1 112.8 101.8 156.8 11 排汽背压 kPa 6.5 9.2 12.7 6.6 6.2 8.2 12 最终给水温度 ºC 186 186 186 186 186 186 13 热电比 % 245.94 0 0 271.64 274.57 149.37 14 发电机端功率 MW 60.12 60.03 60.01 66.19 60.11 66.02 15 计算汽耗 kg/kWh 5.788 4.182 4.249 5.922 6.005 5.226 kJ/kWh 7575.3 10285.6 10502.6 7336.2 7328 8766.3 16 计算热耗 kcal/kWh 1809.3 2456.68 2508.51 1752.22 1750.27 2093.8 70/134.8 序 120/0 t/h 0/191.8 t/h 0/194.7 t/h 高加切除 高加切除 项 目 单 位 t/h 号 抽汽工况 抽汽工况 抽汽工况 工况一 工况二 抽汽工况 热平衡图编号 7 8 9 10 11 12 1 进汽量 t/h 326 359 371 349 237 333 2 进汽压力 MPa 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 3 进汽温度 ºC 475 475 475 475 475 475 4 中压抽汽量 t/h 120 70 0 0 0 70 5 中压抽汽压力 MPa 1.3 1.3 / / / 1.3 6 中压抽汽温度 ºC 263.2 261.8 / / / 262.5 7 低压抽汽量 t/h 0 134.8 191.8 194.7 0 115.6 8 低压抽汽压力 MPa / 0.7 0.7 0.7 / 0.7 9 低压抽汽温度 ºC / 208.6 213.1 212.2 / 208.5 10 排汽量 t/h 137.6 99.9 122.3 100 193 115.1 11 排汽背压 kPa 7.4 6.2 6.9 6.2 9.6 6.7 12 最终给水温度 ºC 186 186 186 186 186 204.5 13 热电比 % 164.29 274.71 231.7 258.80 0.00 249.45 14 发电机端功率 MW 60.09 59.98 66.07 60.01 60.07 60.03 15 计算汽耗 kg/kWh 5.425 5.986 5.615 5.815 3.945 5.547 kJ/kWh 8604.9 7270.3 7673.5 7273.3 10699.9 7956.4 16 计算热耗 kcal/kWh 2055.25 1736.49 1832.77 1737.2 2555.62 1900.35 2.1.1.16.设计工况下各级抽汽情况(计算值): 名称 中压调整抽低压调整抽JG CY1 CY2 JD1 JD2 参数 汽 汽 压力MPa(a) 1.3 1.3 0.7 0.7 0.7 0.101 0.027 温度? 262.4 260.4 208.9 208.9 208.9 99.9 67.1 29 9.8 7.1 抽汽量t/h 70 100 13.5 4.8 2.1.2.汽轮机结构简述: 2.1.2.1.CC60-8.2/1.3/0.7型汽轮机是由山东济南发电设备厂生产的高压、单缸、双抽汽凝汽式汽轮机，具有两级调整工业抽汽。根据需要，机组可按双抽(中低压调整抽汽同时投入)、单抽(中压调整抽汽或低压调整抽汽单独投入)和纯凝汽三种工况运行。 2.1.2.2. 汽缸由高、中、低压三部分组成，前汽缸用ZG15Cr2Mo1铸造，中汽缸用碳素钢(ZG25)铸造;后汽缸用优质灰铸铁铸造。每部分分为上下两半，前、中汽缸及中、后汽缸中间的垂直中分面均用螺栓连接，且前、中汽缸垂直中分面法兰的内圆及与水平中分面交叉处用电焊焊牢，以保证承受工作压力时的汽密性。机组的轴系，由汽轮机转子及其前端连接的短轴、齿型联轴器、主油泵叶轮与发电机转子组成。高压喷嘴组分成4组， 4个各自独立的蒸汽室各装1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，上、下缸各2组，I、III两组在下缸， IV、 II两组在上缸，四组喷嘴各设14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。 2.1.2.3. 汽轮机转子由一根实心转轴和4级套装叶轮组成，套装叶轮与转轴之间另有端面键连接。套装叶轮材料为34CrNi3Mo，转轴材料为30Cr1Mo1V。与发电机刚性相连的联轴器套装在转轴的后端，盘车大齿轮套装在联轴器法兰上。在转子第1级轮盘的前端面以及第7级和第16级轮盘的后端面上，设有安装动平衡块用的燕尾槽。第2至第13级轮盘开有平衡孔。汽轮机的通流部分共计16级，其中第1级为单列调节级，第8级为工业抽汽1调节级(由中压旋转隔板控制)，第9级为低压抽汽调节级(由低压旋转隔板控制)。整个通流部分按全三维气动设计，子午面光顺，全部动叶自带冠，部分预扭安装。 2.1.2.4.本体采用四级隔板套，隔板套与汽缸，隔板与隔板套之间的连接均按照支撑面与汽缸中心线一致的原则，采用“Z”形悬挂销。组合外缸的高压部分，调节级后是1号、2号隔板套，分别装有通流的第2~4和5~7级。在通流第7级后有第一段抽汽口, 用于中压调整工业抽汽1和GJ1回热抽汽，抽汽量由装在第8级的中压旋转隔板进行调节控制，第8级的中压旋转隔板直接装在高压缸内。在通流第8级后有第二段抽汽口, 用于低压调整工业抽汽2和CY1回热抽汽，抽汽量由装在第9级的低压旋转隔板调节控制。第9级低压旋转隔板和通流的第10~12级装在3号隔板套内。在通流第12级后有第三段抽汽口, 用于DJ2回热抽汽。通流的第13和14级装在4号隔板套内。在通流第14级后有第四段抽汽口, 用于DJ1回热抽汽。第15和16级隔板直接装在汽缸内。 2.1.2.5. 隔板采用焊接钢隔板，隔板由内外环、内外围带、静叶片焊接组成。隔板的通道:第2级根部、顶部均为平通道;第3~7级为根斜、顶平通道;第8~10级根部、顶部均为平通道;第11~16级根部、顶部均为斜通道。上下隔板中分面的定位是由垂直于隔板水平中分面的垂直键来定位，隔板通过隔板搭子和底键固定在汽缸或隔板套内。隔板内径上，装有梳齿式椭圆汽封，汽封与转子间隙通过更换汽封弧段背后的垫片厚度来调节，检修方便。汽封间隙上下大，左右小，组成椭圆形结构，既防止因转子上下振动大而碰磨汽封齿，又使汽封整圈的有效间隙减小而减少了漏汽量。 2.1.2.6. 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级单列调节级,第8级为中压旋转隔板调节级，第9级为低压旋转隔板调节级，其余为压力级。第8级前有中压调整抽汽，第9级前有低压调整抽汽，第16级的排汽经过排汽缸进入凝汽器。机组通流的第7级后设有中压(1.3MPa)工业抽汽口，中压工业抽汽1流量由装在第8级的中压旋转隔板进行调节;第8级后设有低压(0.7MPa)工业抽汽口，低压工业抽汽2流量由装在第9级的低压旋转隔板进行调节。中压工业抽汽1和低压工业抽汽2管道上均装有1个油控快速关闭阀、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。中压工业抽汽1和低压工业抽汽2的凝结水不回收。因此，当工业抽汽投入工作时，另设低压除氧器进行相应流量的补水(温度28?)。汽轮机回热系统共有4级回热加热器:其中包括1级高压加热器(GJ1)，1级高压除氧器(CY1)和2级低压加热器(DJ1和DJ2)。加热器的抽汽口由高压至低压依次位于通流部分的第7级后(通往GJ1和工业抽汽1)，第8级后(通往CY1和工业抽汽2)，第12级后(通往DJ2)，第14级后(通往DJ1)。补水入由用户自备的低压除氧器。加热器不设疏水泵，疏水由高压到低压逐级自流，最终，GJ1的疏水进入除氧器，DJ1的疏水进入凝汽器热井。 2.1.2.7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箱上，下半缸下部采用定中心梁与前轴承箱刚性相连。 2.1.2.8. 中压缸是位于高压缸和低压缸之间的一段汽缸。中压缸内装有4号隔板套(其中安装通流第13、14级隔板)和通流的第15、16级隔板。 2.1.2.9 低压缸为单流下排汽式，后轴承箱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，通过特殊的接口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。 2.1.2.10. 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。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箱内。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。 2.1.2.11机组的前轴承箱由钢板焊接而成，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箱刚性相连。前轴承箱落在前台板上，为落地结构，底部有纵向键定位，两侧有4块允许前轴承箱滑动的压板，以保证前轴承箱与汽轮机中心一致。在台板与前轴承箱底面之间嵌装有自润滑滑块，使前轴承箱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。前轴承箱内装有: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、轴振等测量元件;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。 前轴承箱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。汽轮机后轴承箱上、下两半均为铸钢件，后轴承箱下半与低压缸焊在一起，低压缸落在基础台板上。后轴承箱上半装有盘车装置，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。后轴承箱内装有:#2支持轴承及其进出油管路、顶轴油管路和瓦温、轴振等测量元件;机组相对膨胀(差胀)测量装置;后轴承箱的后端油封封在发电机转子的前端上。 2.1.2.12.盘车装置是在手动基础上增加了电气控制系统和气动啮合系统，装于后轴承座盖上，由电动机经减速驱动，电动机转速为1440r/min,盘车转速为4.3r/min,功率:7.5kW。盘车装置还配有手轮,在机组停机又无厂用电情况下,可用手轮进行手动盘车。 2.1.2.13汽轮机的汽封分为前汽封、后汽封、隔板汽封以及动叶叶顶汽封几种。前汽封是为了不使高压蒸汽沿轴外泄和减少热损失，同时保证不影响油质和机房环境;后汽封是防止空气进入低压缸内影响真空;隔板汽封和动叶叶顶汽封是为了保证级间蒸汽压力，减少通过隔板和动叶叶顶的蒸汽泄漏，减小热损失。前汽封和后汽封都有汽封体和汽封圈，汽封圈装在汽封体内，汽封 体装在汽缸上。汽封体分为上下两半，中分面以螺栓紧固。前汽封中分面以销钉定位，下半以平键定位, 保证上下半汽封保持同样的轴向间隙。后汽封用螺栓固定在低压缸后端板上，周向用销钉与端板定位。动叶叶顶汽封直接装在隔板套或隔板上。 2.1.3 润滑油系统 2.1.3.1润滑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)射油器 (3)冷油器 (4)油箱 (5)辅助油泵(高压交流启动油泵、低压交流润滑油泵和直流润滑油泵) (6)顶轴系统 2.1.3.2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，汽轮机主油泵出口高压油分两路，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射油器进口。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)，经冷油器后进入机组各轴承作润滑用油。当润滑油压高于0.15MPa(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0.08~0.15MPa(g)的范围内。 2.1.3.3系统中有1台高压交流启动油泵，供机组启动时保安系统用油。同时还有1台交流润滑油泵及1台直流润滑油泵，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。 2.1.3.4系统中备有2台高压顶轴油泵，一台运行，另一台备用。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，高压顶轴油泵方可停止。 2.1.3.5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。 2.1.3.6本机组油箱有效容积为15m3(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。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。 2.1.3.7采用高效排油烟装置1台，装置运行时能将油箱、油系统中的烟雾排向大气。维持油箱、轴承箱和回油管为微负压。 2.1.3.7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。 2.1.3.8交流润滑油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。当主油泵出现故障，油系统油压下降至1.0MPa(g)时，该泵自动启动，维持油系统正常工作。 2.1.3.9直流润滑油泵是交流润滑油泵的备用泵。在厂用电中断及交流润滑油泵不能正常工作，润滑油压下降到0.9MPa(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。 2.1.3.10本机组备用2台高压柱塞型顶轴油泵，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。 2.1.3.11采用加有防锈复合添加剂的ISO VG32号透平油作为汽轮机的润滑油及保安用油。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 2.1.4.汽轮机调节保安系统 2.1.4.1本汽轮机采用高压抗燃油纯数字电液(DEH)调节控制系统，配置的是和利时公司的MACS控制系统。受DEH控制的主要有1个主汽阀，4个高压调节阀，1个中压抽汽旋转隔板和1个低压抽汽旋转隔板。在两级工业抽汽单独或同时投入时，DEH 控制各调门协调动作，按用户需要实现“以热定电”?“以电定热”或热/电负荷解耦调节等运行方式，保证机组运行灵活可靠，保证供热蒸汽参数稳定。 2.1.4.2保护系统由液压保护系统和电气监测保护系统两部分组成，两部分密切联系、互为补充，确保机组长期安全运行。保护系统可在下述情况下，快速关闭主汽阀，切断新汽进汽，实现停机。 (1)汽轮机转速达到额定转速的108,112,时，飞锤式危急遮断器动作。 汽轮机转速达到额定转速的110,时，AST保安动作。 汽轮机转速达到额定转速的110,时，由三取二电气超速保护发出停机信号。 (2)手揿机头手动停机按钮，快速关闭主汽阀和全部高压调节阀。 (3)轴向位移达到-1.0mm或+1.0mm时跳闸停机。(按正推力瓦定位) (4)胀差超过-1mm或+3mm时，跳闸停机。 (5)润滑油压低于0.06MPa时，跳闸停机。(测量位置位于4.5m层) (6)当真空下降至30kPa(绝)时，停机。 (7)轴承回油温度超过75?时，跳闸停机。 (8)中压抽汽压力低于1.0MPa时，停机(ETS联锁未设置)。 (9)低压抽汽压力低于0.5MPa时，停机(ETS联锁未设置)。 2.1.4.3液压保安系统是一套以安全油为核心的液压系统，主要由危急遮断器、危急遮断指示器、手动停机解脱阀及它们之间的连接油路组成。安全油直接与手动停机解脱阀、危急遮断指示器相连接。保安系统的安全油是由主油泵出口1.96MPa的透平油经φ6节流孔形成安全油。安全油系统与高压抗燃油系统之间装有隔膜阀，当危急遮断器超速动作或手揿机头手动停机解脱阀时，导致隔膜阀一侧的安全油泄油，隔膜阀另一侧的高压抗燃油系统跟随动作，主汽阀和调节阀瞬间关闭，迅速切断汽源，实现快速停机。 2.1.4.4汽轮机的机械超速保护系统由危急遮断器和危急遮断器滑阀及电指示器装置构成，机组超速时，危急遮断器飞锤飞出，打击危急遮断指示器，造成安全油泄油。此时电指示器装置的探头记录下危急遮断器飞锤飞出的动作转速。本机注油试验采用注油试验电磁阀组，它是由三只电 磁阀组成，其中一只二位二通常开式电磁阀接通危急遮断指示器的安全油，作为危急遮断器切除电磁阀。另两只为二位二通常闭式电磁阀，接通危急遮断指示器复位油的复位电磁阀和往危急遮断器油囊注油的注油电磁阀。它安装在前轴承箱前端，可在机组运行中把危急遮断器单独隔离，做注油试验，并能在试验完成后进行危急遮断指示器的复位工作。危急遮断器动作以后，只有常闭复位电磁阀通电复位，使危急遮断器油门复位。危急遮断器投入正常工作。 2.1.4.5电气监测保护系统由本特利公司3500监测保护系统和部分国产仪表组成。主要有汽轮机转速测量(三取二)、主轴偏心度测量、轴向位移测量保护、相对膨胀测量、键相测量、热膨胀测量、低油压保护、轴振测量、轴承回油温度测量等。 2.1.4.5.1汽轮机转速测量保护 本机测速装置采用本特利公司产品，采用三取二超速保护测量方式。使用3支电涡流探头和配套的前置器和3块转速/键相监测板。3个电涡流探头安装在转速、键相、偏心测量支架上。转速发讯器支架固定在前轴承箱上，•危急遮断器与主轴连接法兰上有60齿的测速齿轮，电涡流测速探头端面的中心正对测速齿轮的齿宽中心，安装间隙0.8,1 mm。测量范围:0,5000r/min。每通道都具有一路4„20mA电流和一路脉冲输出。报警信号和超速停机信号分别输出到继电器。报警、危险输出接点2付。 2.1.4.5.2键相测量 本机键相测量装置采用本特利产品，使用1支电涡流探头和配套的前置器，配合转速/键相监测板。探头安装在转速、键相、偏心测量支架上。探头中心正对测速齿轮后部的凹槽，安装间隙0.8,1 mm，用作键相测量。形成脉冲输出供给偏心卡件及其它分析仪器，提供参考相位信号。 2.1.4.5.3 偏心测量 本机偏心测量装置采用本特利产品，使用1支电涡流探头和配套的前置器，并结合键相信号，由偏心监测板计算出轴偏心的峰峰值。具有一路4,20mA电流和一路0-10V电压输出。通过电压/电流转换装置，将电压转换为4,20mA电流输出。报警信号输出至继电器。报警、危险输出接点2付。本装置设在前轴承箱上，安装在转速、键相、偏心测量支架上，安装间隙1?0.2。 2.1.4.5.4轴向位移测量保护 轴向位移测量保护装置采用本特利产品，设计双测量通道。使用2支电涡流探头和配套的前置器，卡件采用1块位移/胀差监测板，监测汽轮机推力轴承的磨损情况。测量范围:-2,+2mm。每通道都具有一路4,20mA电流输出和一路0,10V电压输出。通过电压/电流转换装置，将电压输出转换为4,20mA电流输出。报警信号并联后输出至继电器。停机信号单独输出至继电器。报警、停机输出接点2付。本装置以转子推力盘贴紧工作推力瓦面定为电气零位的基准面。调整电气的报警值与停机值(保护动作)时，轴向位移达+0.9mm、-0.9mm时报警，轴向位移达+1mm、-1.mm时停机。探头装在#1推力轴承两块推力瓦块中间，直接测量探头与推力盘之间距离的变化(以正瓦定位)。 2.1.4.5.5汽轮机相对膨胀测量 本机相对膨胀测量装置采用本特利公司产品，有一个测量通道。使用1支涡流探头和配套的前置器。测量范围:-1,+3.5mm。具有一路4,20mA电流输出和一路0,10V电压输出。通过电压/电流转换装置，将电压输出转换为4,20mA电流输出。报警、停机信号输出至继电器。调整时以转子推力盘贴紧工作瓦面定为电气零位，限值要求相对膨胀至 +3mm;-1mm停机。安装位置详见相对膨胀测量支架。 2.1.4.5.6低油压保护 润滑油压保护共设有六只压力控制器，每一只对应一个油压低限值发出信号，其中停机值为三取 二，具体如下: (1) 润滑油压低至60kPa(表)，发出报警声光信号，启动交流润滑油泵。 (2) 润滑油压低至50kPa(表)，报警并启动直流润滑油泵。 (3) 润滑油压低至40kPa(表)，报警并停机。 (4) 润滑油压低至30kPa(表)，报警并停止盘车，停顶轴油泵。 2.1.4.5.7 轴振测量 轴振测量采用本特利公司产品，共8个测量通道。使用8支电涡流探头和配套的前置器，分别在汽轮机、发电机#1,#4轴承上半呈夹角90?的两处测量大轴的振动。每个通道都具有一路4,20mA电流输出和一路0,10V电压输出。通过电压/电流转换装置，将电压输出转换为4,20mA电流输出。两个方向测量报警信号分别并联后输出至继电器。危险信号分别单独输出至继电器。报警、危险输出接点2付。探头直接安装在轴承上。 2.1.4.5.8油箱油位 油箱内设有2只RUT—98A(?200mm)型远传液位指示器，供就地指示。并具有4„20mA电流输出，当油位高或油位低时，远传集控室发出越限报警。 2.1.4.5.9 轴承回油温度测量及轴瓦温度测量 推力轴承回油及支持轴承回油处，设有带电接点的双金属温度计，当温度越限时发出信号报警或停机。每个推力瓦块各埋设一个铂电阻，测量推力瓦乌金温度。每个支持轴承设有两个铂电阻，测量支持轴承乌金温度。 2.1.4.5.10 汽轮机绝对膨胀测量 汽轮机绝对膨胀测量装置采用本特利公司产品，安装在前轴承箱两侧， 2支探头可以测出前箱左、右两侧膨胀的差值。 2.1.4.5.11抽汽保护 2.1.4.5.11.1 本机的中压抽汽保护设置5个压力控制器，停机保护为3选2。 (1) 当抽汽压力高于1.6MPa时，报警。 (2) 当抽汽压力低于1.1MPa时，报警。 (3) 当抽汽压力低于1.0MPa时，停机。 2.1.4.5.11.2 本机的低压抽汽保护设置5个压力控制器，停机保护为3选2。 (1) 当抽汽压力高于1.0MPa时，报警。 (2) 当抽汽压力低于0.55MPa时，报警。 (3) 当抽汽压力低于0.5MPa时，停机。 2.1.4.5.12调节系统主要性能参数: 项 目 符号 单位 数据 自空载到额定负荷转速变化率 δn % 5 汽机的调速范围 / % -5,+7 调速系统迟缓率 ε % ?0.3 从额定负荷甩到空负荷时，最大升速 / % ?10 危急遮断器动作后，转速最高升速 / % ?15 从危急遮断器动作至主蒸汽门关闭所 / S <0.3 需的时间 第二节 汽轮机及发电机技术规范 2.1汽轮机技术规范: 2.2.1.发电机技术规范: 名 称 规 范 名 称 规 范 型 号 50WX18Z-054LL7 定子接法 Y 额定容量 75MVA 冷却方式 空冷 额定功率 60MW 定子铁心温升 125? 额定电压 10500V 转子绕组温升 105? 定子额定电流 4123.9A 轴承回油温度 65? 额定转矩 191KNm 额定转速时轴振动 ?0.8 额定电流 4123.9A 额定转速时轴承座振动 ?0.025mm 功率因数 0.8 制 造 厂 山东济南发电设备厂 额定转速 3000r/min 出厂日期 2010.4 频 率 50HZ 绝缘等级 155(F) 临界转速(一次1540r/min 相 数 3 /二次) 4360 r/min 2.2.2.励磁系统技术规范: 名 称 规 范 名 称 规 范 型 号 50WX18Z-054 空载励磁电流 412.3A 额定功率 800KVA 满载励磁电流 1092.2A 额定电压 212.8V 满载励磁电压 212.8V 额定电流 1092.2A 绝缘等级 F 额定转速 3000r/min 制 造 厂 广东顺特 空载励磁电压 63.2 出厂日期 2010.07.14 2.2.3.空冷器技术规范: 名 称 规 范 名 称 规范 型号 260/15/8/2-ESV-S141-34S253 工作水压 0.2Mpa 耗 水 量 70m?/h 最高进水温度 33? 空冷器组数 5 试验水压 0.6Mpa 冷却管 Ø14×7 冷却后气体温度 40? 基伊埃工业热交换系净 重 制造厂 统(芜湖)有限公司 第三节 汽轮机辅助设备技术规范 2 油系统设备规范 2.1 主油箱、冷油器、排烟风机、油净化装置、抗燃油箱:表1 序号 项目 单位 数值 备注 主油箱 个 1 容积 m? 15 冷油器 个 型式 — 60-801 冷却水温 ? 28 冷却面积 ? 105 2 ?100 工作温度 ? 工作压力 MPa 1.0 排油烟机 台 北京世纪莱德工贸有限责 任公司 型式 — FJ-2.2-PT-? 风量 m?/h 1020 转速 r\min 2840 Pa 3 全压 3300 功率 KW 2.2 额定电压 V 380 额定电流 A 4.8 滤油机 台 1 扬中市协隆电力设备有限设备制造商 , , 公司 设备型号 TY-II-12000 型式 , 真空式 净化装置额定出L/h 12000 力 过滤精度 ? 5 ,m 4 处理后的油品质 水分 <100ppm 颗粒度 NAS6级 工作压力 MPa ?0.5 工作温度 ? 40-70 工作真空 MPa -0.075,0.095 供油泵型号 , YCB-12 供油泵型式 , 齿轮泵 3 供油泵容量 m/h 12 供油泵扬程 MPa 0.5 最大噪声值 dB(A) 83 设备外形尺寸 Mm 1900×1300×1900 (长宽高) 设备净重量 Kg 850 设备运行重量 Kg 1350 最大检修重量 Kg 1100 DH油箱容积 L 950 ? 油温范围 20-60 抗燃 油箱 2..2 主油泵、直流油泵、交流油泵、高启油泵、EH油泵、顶轴油泵、盘车装置:表2 序号 项目 单位 数值 备注 主油泵 台 1 大连朝胜自动化有限公司 型式 — 出力 L/ min 3000 出口压力 Mpa 2.0 直流油泵 台 型式 — 80Y?60B 出力 m?/h 40 2 轴承压力 Mpa 7.5 转速 r\min 2950 电机功率 KW 10 电机额定电压 V 270 电机额定电流 A 50 交流油泵 台 大连朝胜自动化有限公司 型式 — 100Y?60A 汽蚀余量 m 4.5 轴功率 KW 20 转速 r\min 2950 流量 m?/h 90 3 电机功率 KW 30 效率 ? 91.4 电机额定电压 V 690 电机额定电流 A 31.3 高启油泵 台 型式 — 100Y?60A 汽蚀余量 Mpa 5.05 轴功率 KW 95.4 转速 r\min 2950 4 流量 m?/h 93 电机功率 KW 110 额定电压 V 690 额定电流 A 111.8 电机转速 r\min 2940 EH油泵 台 型式 — 螺杆泵 流量 L/min 100 溢流压力 Mpa 16.5-17.5 5 额定压力 Mpa 14.5 油泵出口滤芯压差Mpa 0.55 高 供油压力低(启备Mpa 11.2?0.2 用泵) 供油压力高 Mpa 16.2?0.2 功率因素 0.87 电机功率 KW 30 ABB 额定电压 V 690 额定电流 A 31.3 电机转速 r\min 1475 顶轴—盘车油泵 台 顶轴油泵型式 — 40SCY14-1B 顶轴油泵出力 m?/h mL/r 盘车油泵出力 40 顶轴油泵额定压力 Mpa 31.5 公称排量 m/r 40 转速 r\min 1500 6 电机功率 KW 22 电机转速 r\min 1470 效率 % 90.5 额定电流 A 23.6 盘车装置 个 型式 — DDZP7-5-? 驱动机类型 — Y132M-4F277 驱动机转速 r\min 1440 7 盘车转速 r\min 4.3 驱动机功率 KW 7.5 电机额定电压 V 360 3 轴封系统设备规范: 表3 序号 项目 单位 数值 备注 生产厂家 青岛宏卫容器有限公司 轴封冷却器 台 一台抽凝机配置一台 型式(编号) — 2010-OL2-02 换热面积 ? 50 1 管程设计压力 Mpa 1.47 壳程设计压力 Mpa 0.4 折流板间距 mm 770 管程耐压试验压力 Mpa 2.2 壳程耐压试验压力 Mpa 0.6 管程工作介质 水 壳程工作介质 过热蒸汽 轴加风机 台 2 型式 — 功率 kw 4 转速 r\min 2900 2 全压 V 8910-7710 电机电流 A 4.46 电机转速 r\min 2880 额定电压 V 690 额定电流 A 4 高压加热器系统设备规范: 表4 序号 项目 单位 数值 备注 生产厂家 — — 四川川锅锅炉有限责任公司 高压加热器 台 一台抽凝机配置一台 换热表面积 ? 370 管程设计压力 Mpa 17.6 管程设计温度 ? 210 管程工作介质 给水 壳程设计压力 Mpa 1.5 壳程设计温度 ? 280/210 1 壳程工作介质 蒸汽、水 折流板间距 mm 290 正常水位 mm 500 低一水位 mm 350 高一水位 mm 700 高二水位 mm 900 高三水位 mm 1100 5 低压加热器系统设备规范; 5.1 低压加热器: 表5 序号 项目 单位 数值 备注 生产厂家 — — 东方汽轮机有限公司 #1低压加热器 台 2 一台抽凝机配置一台 换热面积 ? 160 管程最高工作压力 Mpa 2.0 壳程最高工作压力 Mpa 0.51 管程水阻力 MPa 0.08 壳程最高工作温度 ? 81.8 管程最高工作温度 ? 74.8 1 水侧设计压力 Mpa 2.5 水侧设计温度 ? 105 汽侧设计温度 ? 105 汽侧设计压力 Mpa 0.4 正常水位 mm 600 低一水位 mm 500 低二水位 mm 400 高一水位 mm 700 高二水位 mm 800 高三水位 mm 900 #2低压加热器 台 2 一台抽凝机配置一台 换热面积 ? 160 管程最高工作压力 Mpa 2.0 壳程最高工作压力 Mpa 0.51 管程水阻力 MPa 0.08 壳程最高工作温度 ? 81.8 管程最高工作温度 ? 74.8 水侧设计压力 Mpa 2.5 水侧设计温度 ? 105 汽侧设计温度 ? 105 汽侧设计压力 Mpa 0.4 正常水位 ? 600 低一水位 ? 500 低一水位 ? 400 高一水位 ? 700 高二水位 ? 800 高三水位 ? 900 6.凝结水系统设备规范: 6.1 凝汽器: 表7 序号 项目 单位 数值 备注 北京映天丰动力设生产厂家 — — 备有限公司 凝汽器尺寸 mm×mm×mm 10953×4172×6545 净重 t 72 运行时重量 t 104 灌水试验重量 t 240 管子材质 TP304 mm φ25×0.7 顶部圆周区360根 管子规格 mm φ25×0.5 主凝结区4620根 mm φ25×0.7 空冷区440根 水侧强度设计Mpa 0.35 压力 汽测强度设计Mpa 0.1 压力 1 2冷却面积 3700 m 3冷却水量 9252 m/h 冷却水温 ? 28 传热端差 ? 3.508 冷却倍率 83.82 正常水位 ? 500 低一水位 ? 250 低二水位 ? 50 高一水位 ? 710 高二水位 ? 1120 6.2凝结水泵: 表8 序号 项目 单位 数值 备注 生产厂家 — — 山东博泵科技股份有限公司 凝结水泵B/C 台 型式 — 150N110Z 介质温度 ? 扬程 m 120 轴功率 KW 52.6 转速 r\min 2950 1 效率 % 61 必需汽蚀余量 m 1.45 流量 m?/h 110 配套电机 3 调频电机 电动机型式 — ILG0280-2AB70-75KW/2(西门子) 电机功率 KW 75 额定电压 V 380/660 额定电流 A 135/78 转速 r\min 2970 7真空泵系统设备规范: 表9 序号 单位 数值 备注 生产厂家 — — 广东佛山水泵厂有限公司 真空泵 台 型式 — 2BW4 253-0BL4 转速 r\min 740 1 抽速 m?/h 16.3-40.8 排出绝压 hPa 1013 吸入绝压 hPa 33-1013 供液量 m?/h 1.7-6.3 配套电机 型式 — Y315M-8 2 功率 KW 75 转速 r\min 741 额定电流 A 80.1 额定电压 V 690 功率因数 — 0.83 汽水分离器 个 1 3 容积 m? 8给水系统设备规范: 8.1 给水泵: 表10 序号 项目 单位 数值 备注 生产厂家 — — 郑州电力机械厂 给水泵 台 型式 — 100TSB-JB 汽蚀余量 m 6 流量 m?/h 360 转速 r\min 2970 1 扬程 m 1455 效率 % 78 轴功率 KW 1708 旋转方向 顺时针(从传动端向自由端看) 轴承型式 滑动轴承+推力轴承 配套电机 3 型式 — YKSPT630-2TH 功率 KW 2000 额定电压 V 10000 频率 HZ 20-50 额定电流 A 135.9 转速 r\min 2978 效率 % 温升 ? 2 相 — 3 接线方式 — Y 绝缘等级 — F 防护等级 — IP55 冷却方式 — IC81W 稀油站 个 型式 — 整体式XYZ—63GZ 润滑油泵 台 2 润滑油量 L/min 63 3 排出压力 Mpa 0.4 电加热功率 KW 12 额定电压 V 功率 KW 2.2 9.中继水系统设备规范: 表11 序号 项目 单位 数值 备注 上海连成(集团)有限公司 生产厂家 — 1 中继水泵 台 型式 — IR125-100-315B 转速 r\min 2050 额定流量 m? 150 最大流量 m? 240 扬程 m 100 汽蚀余量 m 4.2 轴功率 KW 90 配套电机 型式 — Y280M-2 功率 KW 90 2 额定电流 A 160 转速 r\min 2970 额定电压 V 690 接法 — ? 10.除氧器系统设备规范: 10.1 低压除氧器: 表12 序号 项目 单位 数值 备注 生产厂家 — — 无锡联营电力设备有限公司 型式 — — 立式旋膜除氧器R10147 额定出力 t/h 240 最大出力 t/h 除盐水箱有效容积 m? 60 设计压力 Mpa 0.17 设计温度 ? 250 额定工作压力 Mpa 0.1168 额定工作温度 ? 104 补水温度 ? 28 除盐水冷母管来水 ? 45-55 除盐水热母管来水 ? 50 冷渣器回收水 下水温度 ? 104 最高汽源温度 ? 255.5 正常水位 ? 1950mm 高一水位 ? 2100 高二水位 ? 2200 高三水位 ? 2300 低一水位 ? 1750 低二水位 ? 450 出水溶氧 ug/L 15 安全阀开启压力 Mpa 0.1 10.2 高压除氧器: 表13 序号 项目 单位 数值 备注 生产厂家 — — 无锡联营电力设备有限公司 型式 — — 立式旋膜除氧YY360 额定工作压力 Mpa 0.27 额定工作温度 ? 130 设计压力 Mpa 0.48 设计温度 ? 250 最高进汽温度 ? 255.5 额定出力 t/h 360 最大出力 t/h 360 正常补水量 t/h 115.6 最大补水量 t/h 132.6 正常水位 ? 850 1 高一水位 ? 1000 高二水位 ? 1100 高三水位 ? 1200 低一水位 ? 650 低二水位 ? 450 下水含氧量 ug/L 7 安全阀开启压力 Mpa 0.4 除氧水箱有效容积 m? 80 11.循环水系统设备规范: 11.1 循环水泵: 表14 序号 项目 单位 数值 备注 生产厂家 — — 广东佛山水泵厂有限公司 循环水泵 台 型式 — KPS50-900 叶轮直径 mm 820 1 流量 m?/h 9200 轴功率 KW 710 汽蚀余量 m 4 扬程 m 21.8 配套电动机 规格型号 — YKK630-10TH 额定功率 KW 710 额定电流 A 56 额定电压 KV 10000 2 加热电压 V 220 加热功率 W 600 转速 r\min 590 防护等级 — — IP55 绝缘等级 — — F 11.2疏水箱疏水泵: 表15 序号 项目 单位 数值 备注 生产厂家 — — 上海连成(集团)有限公司 疏水泵 台 2 型式 — IR100-65-315B 1 额定流量 m?/h 60 转速 r\min 2950 轴功率 KW 32 汽蚀余量 m ?3 扬程 M 110 配套电动机 2 型式 — Y250M-2TH 额定电压 V 690 额定电流 A 100 功率 KW 55 转速 r\min 2940 接法 — Δ 11.3 胶球泵: 表16 序号 项目 单位 数值 备注 胶球泵 台 南京南辅电站设备有限公司 泵型式 — 125—16 效率 % 66 轴功率 KW 11 扬程 m 16 1 3m/h 流量 90 转速 r\min 1450 汽蚀余量 m 3 配套电机 无锡华达 Y2160M-4 型式 — 2 功率 KW 11 转速 r\min 1440 额定电压 V 690 额定电流 A 12.6 11.4 机力通风冷却塔: 表17 序号 项目 单位 数值 备注 江苏海鸥冷却塔股机力通风冷却塔 — 份有限公司 豪顿华(中国)有限叶片 — 1 公司 传动轴 — 碳纤维 美国TBWOOD 减速器 — — 日本住友 3总循环水量 m/h 25000 3单塔处理水量 m/h 5000 单塔轴线尺寸 m×m 19.5×19.5 设计湿球温度 ? 28 2 设计干球温度 ? 31.5 进塔水温 ? 41 出塔水温 ? ?32 大气压力 kpa 100.11 冷却塔塔型 方形逆流 布置方式 单排一列布置 技术性能保证 动能回收值 ?30% 3 除水损失占循环水总量% ?0.001% 蒸发损失占循环水总量% 1.35% 电机 无锡华达 4 功率 KW 200 电压 V 690 12减温减压器系统设备规范: 表18 序号 项目 单位 数值 备注 生产厂家 — — 江苏火电电力设备制造 有限公司 低压减温减压器 台 2 进汽压力 Mpa 8.2 进汽温度 ? 475 1 出汽压力 Mpa 0.7 出汽温度 ? 200 冷却水压力 Mpa 13 冷却水水温 ? 130 最大出力 t/h 160 调整门后 中压减温减压器 台 1 进汽压力 Mpa 8.2 出汽压力 Mpa 1.3 最大压力 Mpa 1.5 2 冷却水温度 ? 130 进汽温度 ? 475 出汽温度 ? 260 减温水压力 Mpa 13 14滤水器设备规范: 表19 序号 项目 单位 数值 备注 生产厂家 — — 青岛宏卫压力容器有限 公司 热网循环水坌滤水器 型式 — — 21FH1330-320,51-25 额定滤水量 t/h 1 阻力 Mpa 耐压试验压力 Mpa 0.8 设计压力 Mpa 0.6 工作介质 水 工作压力 Mpa 0.21 工作温度 ? 15 扩容器设备规范: 表20 序号 项目 单位 数值 备注 本体疏水扩容器 个 产品编号 — 设计压力 Mpa 设计温度 ? 1 工作压力 Mpa 工作温度 ? 耐压试验 Mpa 容积 m? 疏水扩容器 个 产品编号 — 结构形式 — 立式 2 设计压力 Mpa 设计温度 ? 工作压力 Mpa 工作温度 ? 容积 m? 耐压试验 Mpa 第三章 汽轮机的启动与停止 第一节 启动方式的划分 3.1.1 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。 3.1.2 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。 第二节 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，电动隔离汽门失常时。 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40?。 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。 第三节 冷态启动 3.3.1 启动前的准备与检查工作 3.3.1.1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。 3.3.1.2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 《全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观软件质量保证措施下载工地伤害及预防措施下载关于贯彻落实的具体措施 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。 3.3.1.3凝结水泵坑、凝汽器下方坑、疏水箱坑、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。 3.3.1.4、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。 3.3.1.5、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。 3.3.1.6、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。 3.3.1.7、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。 3.3.1.8、EH油系统各部件静态调试其技术特性符合厂家规定。 3.3.1.9、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。 3.3.1.10、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。 3.3.1.11、检查汽机保护开关和各抽汽逆止门关闭、联锁开关、高加保护开关、停机开关均在“解除”位置。 3.3.1.12、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。 3.3.1.13、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。 3.3.1.14、本体、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，流量孔板后和电动主隔离汽门前疏水门，自动主汽门前和电动隔离汽门后疏水门，电动来汽门及一、二次旁路门，主蒸汽管道排大气疏水门，其他一、二 次疏水门。 (2)下列阀门开启: 流量孔板前和电动来汽门后疏水总门，本体及蒸汽、抽汽管道通往疏水膨胀箱的疏水阀全开。 3.3.1.15、抽汽及其疏水系统检查 (1)下列阀门关闭: 各抽汽逆止门，高加进汽电动门，高加危急疏水门，高加疏水至高压除氧器气动门，至高压除氧供汽电动门及旁路门，中低压调整抽汽供汽电动门，#2、#1低加疏水至凝汽器紧急疏水门，各高、低加水位计放水门，高加疏水母管联络门，高压除氧器汽平衡母管联络门。 (2)下列阀门开启: 各低加进汽门，高加至#2低加疏水门，#2低加至#1低加疏水门(疏水调节门稍开)，高加汽侧放水门，各抽汽逆止门前、后疏水门稍开，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。 3.3.1.16、凝结水及补水系统检查: (1)下列阀门关闭: 凝结水泵出口电动门，凝汽器补水门，各低加及轴封冷却器旁路门，凝结水至高除电动门及旁路门，低压汽缸喷水旁路门，凝汽器水位计放水考克，#1低加进水电动门，凝结水母管联络门。 (2)下列阀门开启: 凝结水泵进水门，抽空气门及密封水门，凝结水再循环水门，轴加进、出水门，#2低加进出水电动门，#1低加出水电动门，凝汽器差压水位表上、下一次门，低压缸喷水前后手动门，各电磁阀进出水门，凝汽器就地水位计上、下考克门。 3.3.1.17、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，汽封压力调节器出汽门前疏水门稍开，前汽封供汽门，前汽封漏汽至二抽出汽门，凝汽器空气门，各低加空气门，#1、#2真空泵进水门。 3.3.1.18、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，甲、乙循环水滤水器旁路门及放水门，空冷器进水滤网前手动门及旁路门，冷油器进水门(一台冷油器备用，其进水门关闭，出水门开启)，工业水至冷油器及空冷器进水门，工业水至给水泵冷却水门，各冷油器水室放水考克和放空气考克。 (2)下列阀门开启: 甲、乙循环水出水门前放空气门，空冷器进水滤网后手动门，甲、乙循环水滤水器进、出水门，冷油器出水门。 3.3.1.19、给水系统检查 (1)下列阀门关闭: 高加进、出水电动门，高加注水门，高加至高除抽空气门，给水泵入口门、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: 高压除氧器下水门、高加旁路电动门，高加注水门后放水门。 3.3.1.20、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; (3)注油试验喷油阀旋至“正常”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。 (6)油系统未充油前，主油箱油位不低于+200mm, 油质化验合格。充油后，油位保持在0,+100mm范围内。 (7)下列阀门关闭: 主油箱事故放油门，主油箱取油样门和补油门，各冷油器放油考克和放空气考克，一台冷油器备用，其进、出油门关闭，各辅助油泵出油门，低油压联动试验放油门。 (8)下列阀门开启: 运行冷油器的其进、出油门开启，各油泵入口门。 3.3.1.21、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。 3.3.1.22、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。 3.3.2 辅助设备投运 3.3.2.1、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?。 (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。 3.3.2.2、启动循环水泵 开启凝汽器甲、乙循环水进、出水门、放空气门，关闭放水门。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0.2MPa左右。 3.3.2.3、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。 3.3.2.4、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。 3.3.2.5、轴封供汽管暖管:投入汽封冷却器及压力调整器，稍开汽封压力调整器进汽门，10分钟后将疏水门关小，将进汽门全开，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。 3.3.3 暖管 3.3.3.1、启动前的各项准备、检查和试验工作完毕后，进行暖管。 3.3.3.2、暖管按下列步骤、方法进行: 开启电动来汽门旁路一次门，稍开旁路二次门。稍开电动来汽门后疏水门、流量孔板后疏水门，开启主汽门前疏水门，开启电动隔离旁路一次门，稍开旁路二次门控制升温升压。缓慢升压至0.2,0.3MPa，暖管20,30分钟。用排大气疏水门开度配合调整，暖管结束开启电动来汽门，开启电动隔离门，关闭旁路一、二次门。 3.3.3.3、升压暖管:按下表规定进行: 压力范围(MPa) 0.3,0.6 0.6,1.5 1.5,4.0 4.0,8.9 升压速度(MPa/min) 0.05 0.1 0.2 0.5 注意:升温速度严格控制不超过3?/min。 3.3.3.4、升压暖管过程中的 注意事项 软件开发合同注意事项软件销售合同注意事项电梯维保合同注意事项软件销售合同注意事项员工离职注意事项 : (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。 (2)在升温升压过程中，应根据压力升高情况，适当关小排大气疏水门，从而控制升温速度。 (3)主汽管压力升至额定压力时，应逐渐全开总电动来汽门、电动隔离汽门。关闭电动隔离汽门及来汽门后疏水门、流量孔板后疏水门。汽温达480?以上，待冲动后将排大气疏水门关闭。 3.3.4 冷态额定参数启动(操作员手动操作方式) 3.3.4.1、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200,800mm。 (3)EH油压在12MPa左右，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。 3.3.4.2、冲动转子 (1)复置危急遮断器脱扣手柄。 (2)全开主汽门，同步缓慢开启高压调节汽门，冲动转子后立即关闭。倾听汽轮发电机组内部声音应正常，在转子尚未停转前，再升速至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，电动机停转，盘车手柄应回到停止状态。 3.3.4.3、升速与暖机: 升速与暖机时间按下表进行: 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 3.3.4.4、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)仔细倾听汽轮机内部声音应正常，观察各轴承处的轴振值(包括通过临界转速时)，应不超过相应转速的跳闸值。 (3)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，应适当关小各低加进汽门开度，待并列后，再逐渐全开(#1低加除外)。 (6)打开#1低加进水门，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(注意油泵不应倒转)，投入其联锁开关。 (10)汽机启动过程中，各部金属温度应严格控制，不超过以下表的控制规范: 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 ? <120(升温过程) <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 ? ,80(升温) ,40(降温) 3.3.4.5、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，开启至除氧器电动阀，关闭主凝结水放水电动门。 (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。 3.3.4.6、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，汇报值长，联系电气进行并列。 (2)机组并列后，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。 3.3.5 冷态滑参数启动 3.3.5.1、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。 3.3.5.2、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。 (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。 (8)启动循环水系统。 3.3.5.3、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。 3.3.5.4、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: ?复置危急遮断器脱扣手柄，打开主汽门，控制高压调节汽门，冲动转子后立即关闭高压调节汽门，倾听机内声音正常，在转子尚未停转前，开启高压调节汽门，维持转速500r/min暖机，并 做全面检查，关闭排大气疏水门。 ?冲动后，应立即检查盘车应自动脱扣，电动机停转，盘车手柄回到停止状态。 (3)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 升速与暖机过程中注意事项: (4) ?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。 ?主汽门全开，由高压调节汽门控制机组升速至3000r/min。此时，锅炉主蒸汽压力约达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(注意油泵不应倒转)，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 3.3.5.5、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?，汇报值长，联系电气进行并列。 (2)并列后，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 4.5 420 5 30 4.5 430 5—10 30 4.5,5.0 430,480 10 5 5.0 480 10—20 30 5.0,6.0 480,520 >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。 3.3.5.6 调整抽汽的投入和解除(DEH控制方式) 3.3.5.6.1、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。 3.3.5.6.2、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。 3.3.5.6.3、中压抽汽控制 (1)汽机负荷大于30MW时，以及中压抽汽准备好后，即可在DEH上操作，投入抽汽压力运行。在CONTROL OVERVIEW(控制概貌)画面上，按下 EXTRACTION 按钮，弹出窗口，选择“IP EXTRA”(中压抽汽)后，按下IN(投入)按钮，则投入中压抽汽运行。 (2)在 TARGET(目标)栏和 RATE(速率)栏中分别输入中压抽汽压力目标值1.3MPa和变化率约0.1MPa/min，按下GO按钮后，抽汽压力设定值会按设定的变化率逐步接近目标值。 (3)在CONTROL OVERVIEW(控制概貌)画面上，按下EXTRACTION，弹出窗口，选择“IP EXTRA”(中压抽汽)后，按下“OUT”(切除)按钮，则将中压抽汽运行切除。当中压抽汽切除时，IEV(中压抽汽)中压旋转隔板会全开。开启抽汽逆止门前、后疏水，抽汽供热门前疏水门。 当OPC超速动作，中压抽汽自动切除，IEV全关，在延时数秒后再打开。 当中压抽汽压力变送器故障时，抽汽运行将被自动切除。 在抽汽投入，电负荷变化时，除了影响IEV外，还影响GV及LEV，这样可使电负荷变化时不影响抽汽压力。当要求增加中压抽汽量时，除关小中压旋转隔板外，同时增加高调门(GV)的开度，关小低压旋转隔板的开度，以保证机组的电负荷及低压抽汽压力基本不变。反之亦然。 3.3.5.6.4、低压抽汽控制 汽机负荷大于30MW时，即可投入低压抽汽控制。 在CONTROL OVERVIEW(控制概貌)画面上，按下“EXTRACTION”弹出窗口，选择“LP EXTRA” (低压抽汽)后，按下“IN”(投入)按钮，则投入低压抽汽运行。原理跟中压抽汽控制完全一样。 当OPC超速动作，低压抽汽自动切除，LEV全关，在延时数秒后再打开。 当汽轮机在抽汽方式，而压力变送器发生故障，此时，DEH自动转到手动方式，待故障消除后，运行人员可以恢复到自动方式。在手动方式下，运行人员可以按画面上的升或降按钮来操纵主汽调节汽阀、中压旋转隔板控制以及低压抽汽旋转隔板控制。如果在手动方式，运行人员不能选择抽汽方式，只有在恢复到自动方式，运行人员才能选择抽汽方式。 注:在任何情况下，供热抽汽不推荐采用手动方式。 第四节 热态启动 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。 3.4.1 热态启动必须遵守的特殊规定 3.4.1.1、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?。 3.4.1.2、启动前应充分疏水暖管，主蒸汽温度高于调节级温度约50?。 3.4.1.3、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)。 3.4.1.4、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。 3.4.1.5、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。 3.4.2 热态启动、升速及带负荷 3.4.2.1、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。 3.4.2.2、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。 3.4.2.3、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。 3.4.2.4、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。 第五节 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。 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EH油、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。 第六节 机组运行中的定期切换与试验 3.6.1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、旋转隔板活动试验每月进行一次。 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。 3.6.2 定期切换项目 1)、给水泵、凝结水泵、循环水泵、中继水泵、真空泵每月5日早班进行切换。 2)、胶球清洗每天进行一次。 3)、二次滤网清洗每周进行一次。 第七节 汽轮机的停机 3.7.1 正常参数停机 3.7.1.1 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。 3.7.1.2 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。 3)、负荷降至15~25%额定负荷时，打开B组疏水阀。 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。 3.7.1.3 发电机解列后，应进行下列操作 1)、关闭抽汽逆止门、快关阀联锁开关，关闭凝结水至高除电动门，用凝结水再循环水门调整凝汽器水位正常。 2)、根据需要维持额定转速运行，进行必要的试验。 3)、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。发电机进风温度降到30?时,停用空冷器水侧。 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。 3.7.1.4 转子静止后，并做好下列工作 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。 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。 6、关闭电动隔离门，电动来汽门，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。 3.7.2 滑参数停机 3.7.2.1 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。 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250?，汽压1.5MPa时，将负荷减至”0”，通知电气解列. 3.7.2.2 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。 3.7.3. 停机期间的维护 3.7.3.1 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。 3.7.3.2 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。 3.7.3.3 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。 第四章 汽轮机辅助设备的投运 第一节 总 则 4.1.1.各辅助设备的启、停及运行方式的改变需得到值长或司机的许可方可进行。 4.1.2.操作前必须先填好操作票.辅助岗位备有必要的工具,如油壶、钩子、听音棒等。 4.1.3.设备有下列缺陷不能投入运行，否则应经有关领导同意并制定相应安全措施。 4.1.3.1.任何一台水泵的出口逆止阀或出水阀不正常时。 4.1.3.2.高压加热器高水位保护失常时。 4.1.3.3.水泵再循环通水不正常时。 4.1.3.4.正常运行中高压给水泵、凝结水泵、中继水泵、循环水泵、供油泵没有备用。 4.1.3.5.电动机绝缘不合格时。 4.1.3.6.除氧器、连排扩容器,高压加热器或减温减压器安全门不正常时。 4.1.3.7.除氧器压力、水位调节失灵时。 4.1.3.8.减温减压器压力和温度调节失灵时。 4.1.3.9.水泵平衡盘工作失常时。 4.1.3.10.主要表计工作失灵时。 第二节 凝汽器半面投入与停运 4..2.1.凝汽器半面停运 4.2.1.1.汇报值长取得同意，将电负荷减至25,30MW，并通知有关岗位。 4.2.1.2循环水单独由运行侧供给，即关闭停运侧循环水到凝汽器电动蝶阀，注意真空变化 。 4.2.1.3检查二次滤网排污阀应关闭，关闭停运侧循环水出口电动蝶阀，注意关闭的电动蝶阀应联系电气切断电源并挂上警告牌。 4.2.1.5注意凝汽器真空不低于,0.0833MPa ，排汽温度不超过65?,否则应汇报值长适当调整电、热负荷。 4.2.1.6缓慢开启停运侧各放水门和放空气门。 4.2.1.7待停运侧压力降至“0”时，放尽存水，且真空正常，可通知检修人员进行冲洗或检漏工作。 4.2.2.凝汽器半面投运 4.2.2.1 检修工作完毕、工作票已注销，设备及地面打扫干净，汇报值长并得到同意后，取下警 告牌，联系电气送上电动蝶阀电源，可进行投运半面凝汽器的操作。 4.2.2.2关闭投运侧水侧各放水门。 4.2.2.3稍开停用侧凝汽器循环水进水电动蝶阀，待二次滤网处有压力后开足。 4.2.2.4放气管有空气和水压出，观察压出气体量很少时，关闭放气阀并开启凝汽器出水电动蝶阀。 4.2.2.5检查真空上升且稳定后，根据情况隔离另半侧或恢复负荷 第三节 凝结水泵的投入与停用 4.3.1 启动检查及准备工作 4.3.1.1 检查水泵的真空表、压力表应齐全良好，开启真空表和压力表一次门。 4.3.1.2.关闭凝汽器热井放水门及凝结水泵前放水门，关闭进、出口水门。 4.3.1.3.开补水门至凝汽器水位正常，检查凝结水系统已开通，开启再循环手动门并适当开启再循环调节门。 4.3.1.4.检查轴承加油正常，油质良好，盘动转子无卡涩。 4.3.1.5.先开启水泵密封水门，盘根密封良好，再缓慢开启空气门，开启进水门。 4.3.1.6.检查水泵联锁 “解除”。 4.3.1.7.联系电气人员测试电机绝缘和外壳接地线应良好并送电。 4.3.2.启动操作: 4.3.2.1. 开启出水电动门，画面点击“启动”按钮，检查空载电流，出口压力以及各部应正常(如电机检修后，先空试电机方向应正确)。 4.3.2.2.检查电流、出水压力、声音、轴承振动、格兰及热水井水位均应正常，然后按停运操作规定，停止该泵。 4.3.2.3.用同样方法试运另一台泵应合格。 4.3.2.4.确定一台运行，另一台作联动备用，投入联锁。 4.3.3停运操作: 4.3.3.1 将联锁 “解除”。 4.3.3.2 关闭停运泵出水电动门，停下该泵，检查电流至“0”，水泵应停止。 4.3.3.3 如水泵停运后作联动备用，则开启出水门、盘根密封水 门、空气门，泵应不倒转，并投入联锁，如水泵停运后检修，则关闭出进水门、空气门及密封水门，然后检查凝汽器真空及运行泵均应正常，方可开启放水门泄压，并联系电气停电挂上警告牌。 4.3.4凝结水泵正常切换操作: 4.3.4.1 将联锁 “解除”。 4.3.4.2 备用泵应处于良好的状态，开启出水电动门。 4.3.4.3 合上备用泵操作开关，水泵应启动，检查电流出水压力、声音，轴承振动，格兰以及热水井水位等均应正常，密封冷却水应畅通。 4.3.4.4 关闭停运泵出水电动门，断开操作开关，检查电流至“0”，水泵应停止。 4.3.4.5 开启停运泵出水电动门，水泵不应倒转，投入联锁。 第四节 水环式真空泵的投入与停用 4.4.1 真空泵启动前的准备: 4.4.1.1 检查各阀门开关正确，检查压力表、真空表、温度计正常，压缩空气压力正常。 4.4.1.2 循环水泵运行良好，除盐水压力?0.2 Mpa。 4.4.1.3 分离器及真空泵充水、冲洗: 4.4.1.3.1 开启注水门。 4.4.1.3.2 开启分离器放水门。 4.4.1.3.3 冲洗合格后关闭放水门。 4.4.1.3.4 检查分离器水位计水位580-640mm。 4.4.1.3.5 打开至各压力指示器一次门。 4.4.2 真空泵组的启动(自动投入): 4.4.2.1 检查凝汽器手动空气门开启。 4.4.2.2 在CRT 上预选一台真空泵投备用。 4.4.2.3 功能组显示自动状态，投入抽真空泵功能组。 4.4.2.4 检查两台真空泵启动，5秒钟后查真空泵入口门开启。 4.4.2.5 当低压排气压力,5Kpa时，检查备用真空泵入口门关闭。 4.4.2.6 入口门关闭后查投备用真空泵自动停止。 4.4.2.7 机组运行中，真空泵功能组在:“自动”，当低压缸排汽压力,9Kpa时，喷射器启动， 当低压缸排汽压力,12Kpa时，备用真空泵自动投入，5秒钟后备用泵入口门自动开启。 4.4.2.8 当备用泵启动后，低压缸排汽压力,5Kpa超过2分钟后，备用真空泵入口门自动关闭， 空气门全关后 ，备用泵自动停止。 4.4.2.9 当低压缸排汽压力,14Kpa时，喷射器停止使用。 4.4.3真空泵组的启动(手动投入) 4.4.3.1 启动电机，检查分离器高水位排水止回阀开启，喷射器控制蝶阀自动关闭。 4.4.3.2 真空泵抽空气进口蝶阀开启(前后压差设定值为3Kpa)。 4.4.3.3 当低压缸排汽压力,9Kpa时，喷射器投入运行。 4.4.3.4如果泵启动前，低压缸排汽压力,9Kpa，真空泵抽空气进口蝶阀应在喷射器投入运行之 后开启。 4.4.4 真空泵的停止。 4.4.4.1 解除连锁开关，停止电机马达运行。 4.4.4.2 检查真空泵入口蝶阀同时自动关闭。 4.4.4.3 入口门关闭后，真空泵停止运行。 4.4.4.4大气喷射器控制蝶阀应处于开启状态。 4.4.4.5停止分离器补充水的供给(如短时间内停泵，则不需要停止)。 4.4.4.6停止换热器冷却水的供给(如短时间内停泵，则不需要停止)。 4.4.4.7两天以上停泵，应放去泵、汽水分离器及管路的积水。 4.4.5 真空泵启动允许条件: 4.4.5.1 真空泵汽水分离器水位,580mm。 4.4.5.2 循环水泵运行。 4.4.5.3 除盐水压力,低值(0.2 Mpa)。 4.4.6 跳闸连锁条件: 4.4.6.1 真空泵汽水分离器水位低。 4.4.6.2 本单元无循环水泵运行。 第五节 中继水泵的投入与停用 4.5 中继泵的启动; 4.5.1 准备工作: 4.5.2 中继水泵启动前的阀门状态正确。 4.5.3 中继泵的启动步骤: 4.5.3.1 手动启动中继泵: )开启入口门，(单台泵运转时开再循环门)。 1 2)启动中继泵，开出口电动门。 3)检查轴承振动正常，冷却水畅通:电流、出口压力正常。 4)将备用泵送电，入口门开启，投备用，检查出口电动门在自动位置。 4.5.3.2 自动启动中继泵: 1)将预启动泵投“自动”。 2)将出口电动门投入自动 3)启动电机，检查泵启动，出口电动门自动开启，检查电流、出口压力正常。 4.5.3.3 中继泵的正常维护: 4.5.3.3.1 当中继泵流量,45 t/h，开循环门。 4.5.3.3.2 其他按辅机运行中的维护规定。 4.5.3.3.3 维护数值: 名称 正常值 ?值报警 ?值报警 跳闸 中继泵轴承温度 ,75? 75? 85? 电机轴承温度 ,70? 70? 90? 电机铁芯温度 ,120? 120? 130? 低除水位 550?不能启中继水泵 500? 4.5.3.4 中继泵的停止: 4.5.3.4.1手动停中继泵: ) 停中继泵前，备用泵切除备用; 1 2)关出口电动门; 3)停中继泵。 4.5.3.4.2 自动停中继泵。 1) 检查泵及出口电动门在“自动”位置; 2)点击停泵按钮，出口电动门自动关闭后电机停止。 11.12.4.3 停运中继泵转检修:关出口电动门，关入口门，停轴承冷却水，停机械密封冷却水，开管路放水，联系电气、热工、电机、电动门停电。 4.5.3.5 中继泵启动与停止的条件: 4.5.3.5.1 具备下列条件之一，中继泵自动停止: 1) 操作员命令停止。 2) 低加水位低?值。 3) 满足维护表中跳闸列项目。 4.5.3.5.2 具备下列条件之一，备用泵自启动。 1) 操作员的命令。 2) 运行泵跳闸。 3) 中继水母管压力降到0.6Mpa。 4.5.3.5.2 中继泵备用。 1)中继泵投备用:点备用投入，联开出口电动门，30s后备用灯亮。 2)中继泵切备用，点备用切除，备用灯灭，手动关出口电动门。 第六节 冷油器的投入与停用 冷油器的投入与停用 4.6.1.冷油器投运: 4.6.1.1.检查冷油器进出油母管、滤油器后以及轴承润滑油各压力表齐全良好，并开启各一次门。 4.6.1.2.检查冷油器油、水侧各放油考克，放水考克及放空气考克均应关闭，检查上下水室接合面严密。 4.6.1.3.投运冷油器应先投运油侧，分两种情况，其方法分别叙述如下: 如冷油器解体检修后第一次投用，则应在润滑油泵启动投入正常运行的状态下进行，且油箱油位+100mm以上，先将出水门开启，再缓慢稍开进油门，向油侧充油(充油前出油门在关闭位置)在 然后稍开油侧上部放空气考克，待放尽空气(确定油侧已充满油)，观察油箱油位和润滑油压5分钟，不应有明显下降否则应停止投运，恢复原运行方式查明原因，如油侧充满油后，一切正常，缓慢全开进、出油门，投入油侧运行。 2)如停机后开机，且冷油器未进行解体检修(油侧充满油)则检查进、出油门应在全开位置，检查油侧是否存水，即稍开油侧底部放水考克，放尽水后关闭.。 4.6.1.4投用冷油器水侧: 1)检查出水门在全开位置，进水门在关闭位置。 2)冷油器出油温度达42?及以上，稍开进水门进行调节，保持出油温度适宜为38~42?，允许极限范围为35~45?，调节油温变化率不大于2?/min。 4.6.1.5正常运行情况下，冷油器投运一组，一组备用。当夏季循环水温度高时，如一组不能满足油温规定时，可投运二组。 4.6.2冷油器的停运: 4.6.2.1如只需要停运某冷油器水侧，则应根据冷油器总出油温度情况，与运行冷油器配合调节，逐渐关小直至全关停运冷油器进水门，出水门仍在全开位置，油侧不进行操作，维持运行。 4.6.2.2如因某冷油器需要检修(查漏或清洗)或正常切换操作，则必须先投运备用冷油器正常后，再停下停运冷油器，其停运方法，按冷油器切换操作步骤进行。 4.6.3冷油器的切换操作: 4.6.3.1运行中冷油器的切换操作必须在班长监护下，并取得值长同意后方可进行。 4.6.3.2检查备用冷油器出水门全开，进水门全关，进出油门在关闭位置(油侧内部充满油)，油、水侧各放油、放水及放空气考克均在关闭位置。 4.6.3.3缓慢全开备用冷油器进油门，检查油侧是否存水，即稍开油侧底部放水考克，待放尽存水后关闭，检查油测是否有气，待放尽气后关闭考克，缓慢全开出油门，投入运行。 4.6.3.4配合调节投运和停运冷油器进水门，保持冷油器总出油温度适宜为38,42?，允许极限范围为35,45?，调节油温变化不大于2?/min，最终将停运冷油器进水门关闭。 4.6.3.5如属于正常的切换操作，则停下的冷油器作备用，应缓慢关闭进水门，注意润滑油压不应下降，出水门在开启位置。 4.6.3.6如停下的冷油器确定为检修(查漏或清洗)，则缓慢关闭进、出油门和进、出水门，注意检查润滑油压不应下降，开启水侧放水门，将水压泄压到零后关闭。 第七节 低压加热器的投入与停用 4.7.1低压加热器一般随机组启、停，各低压加热器的疏水方式，按逐级自流进行，即#2?#1?凝汽器、。 4.7.2.运行中低加检修后的恢复投运: 4.7.2.1.投运前的检查及准备工作: 1)检修工作确已全部结束，设备与地面清扫干净，工作票已注销。 2)压力表一次门开启，温度表，磁翻板水位计、电接点水位计及测量筒上下一次门开启。 3)#1低加疏水调节门调试合格并送电。 4)检查下列阀门在关闭位置: 进出水电动门，水侧放空气门，#1低加疏水调节门及旁路门，紧急疏水电动门、疏水直通 门，进汽电动门，水侧放水门、汽侧抽空气门、#2低加汽液两相流控制器出口手动门及旁 路门。 5)检查下列阀门在开启位置: 低加进水旁路电动门，#2低加汽液两相流控制器入口手动门及导气管阀，稍开抽汽逆止门前后疏水门，#1低加疏水调节阀前后手动门，#2低加至#1低加疏水电动门。 4.7.2.2.投入操作: 1)检查水侧不锈钢管和结合面是否泄漏，即手动稍开进水电动门，向水侧充水，同时稍开水侧 放空气门，待放尽空气后关闭，观察低加水位计水位2~5分钟，若水位指示有明显上升，应 立即关闭进水门，停止投运，恢复原运行方式，汇报值长。 2)检查结果确认无泄漏，则全开进出水电动门，关闭旁路电动门，投入水侧运行。 3)检查逆止门开启，手动稍开进汽电动门，暖体、暖管5----15分钟，注意疏水水位正常，疏 水运行方式按本节论述内容规定进行，同时开启空气门及疏水门。 4)暖体结束，缓慢全开进汽门。 5)各低加疏水水位调节控制范围适宜水位为500~700mm，极限不得超过900mm，不低于 400mm。 6)关闭该低加抽汽逆止门前后疏水门。 4.7.3.低压加热器的停运: 低压加热器的停用一般可在汽轮机负荷降到一定数值时按其编号由高至低进行，但通常是随机停用。 4.7.3.1.关闭进汽电动门，抽空气门。 4.7.3.2.开启低加旁路电动门，关闭进出水电动门。 4.7.3.3.稍开该低加抽汽逆止门前后疏水门。 4.7.4.低加疏水运行方式规定: 1)如停运#1低加,则开启#1低加紧急疏水手动门，关闭#2低加至#1低加疏水电动门，关闭#1低加疏水调节门。 2)如停运#2低加，则关闭#2低加汽液两相流控制器出口手动门。 第八节 高压加热器的投入与停用 4.8.1.投运前的检查和准备工作: 4.8.1.1.检修工作确已结束，设备及地面打扫干净，工作票已注销。 4.8.1.2.检查各压力表、温度表、磁翻板水位计、电接点水位计及平衡容器均齐全完好，并开启上下一次门。 4.8.1.3.各电动阀门及气动门调试合格并送电。 4.8.1.4.联系仪表人员送上高加保护电源。 4.8.1.5.检查下列阀门在开启位置: 稍开水侧放空气门，汽侧放水门，稍开高加抽汽逆止门前后疏水门，高加保护水控总门及电磁阀前后手动门，稍开空气门，疏水到高除手动门，给水旁路电动门等。检查汽液两相流阀门开启正常(导气管阀开启，控制器前后手动阀开启，旁路门关闭)。 4.8.1.6.检查下列阀门在关闭位置: 注水门，进汽电动门，危急放水气动门，高加保护电磁阀旁路门，高加进出口给水电动门，联成阀强制手轮等 4.8.1.7.检查高加保护解除和高加抽汽逆止门关闭。 4.8.2.高加的投运: 高加可以随机启动，但通常是在机组负荷达到30MW时投入。高加投入时要严格控制给水温升率，不得超过2?/min,以避免高温蒸气对高加管道的冲击。 4.8.2.1.高加随机启动: (1)打开高加水侧放空气阀和联成阀强制手轮。 (2)开启高加入口和出口电动阀，注意给水泵运行情况，当出入口电动阀开启后，关闭高加旁 路阀。 (3)缓慢开启高加注水阀，当高加内空气放尽，放空气阀中有水流出后，关闭放气阀。 (4)当高加内水侧压力达到给水管道压力后，联成阀开启，旁路自动切断。 (5)高加通水后可关闭注水阀，开启注水排地沟阀，同时检查汽侧水位有无升高，确定高加无 泄漏。 (6)机组冲转后，随机逐渐升高压力，而疏水逐级自流至#2低加，并投入疏水汽液两相流装置。 (7)当高加内汽侧压力达到微正压后，即可开启汽侧放空气阀，随机暖器15-20分钟。 (8)当高加汽侧压力升高到0.48MPa时，疏水应切换到高压除氧器运行。 (9)继续随机升高压力，全面检查高加运行正常。 4.8.2.2高加检修投运: (1)打开高加水侧放空气阀和联成阀强制手轮，开启高加入口和出口电动阀,关闭其旁路电动阀, 注意给水泵运行状况。 (2)开启高加注水阀，当高加内水侧压力达到给水管道压力后，联成阀开启，旁路自动切断。 (3)高加通水后即可关闭注水阀，开启注水管排地沟 阀，同时检查汽侧水位应无升高，确定高加无泄漏。 (4)开启高加抽汽逆止阀前后疏水手动门，进行暖管5,10分钟，暖管结束后关闭。 (5)投入高加水位自动调节。 (6)稍开高加电动进汽阀，向高加送汽，维持高加汽侧 0.1,0.2MPa，压力，进行预热15,20 分钟并开启汽侧放空气阀。 (7)预热结束后关闭汽侧放空气阀。 (8)预热结束后开大高加进汽电动阀，注意凝结器真空及负荷变化。 (9)当高加汽侧压力达到0.48MPa时，疏水应切换至高压除氧器。 (10)继续开大高加进汽电动阀，直至全开。全面检查高加运行正常。 (11)不论采用何种投运方式，均应严格控制温升率，不超过2?/min。 4.8.3高加停运 高加随机组停运或汽轮机运行中高加发生故障需停运(非紧急停运)检修时，应严格控制给水温降率不超过2?/min。 4.8.3.1 征得值长同意后，并联系锅炉和给水岗位。 4.8.3.2关闭电动进汽门并手动关严，并密切注意调整水位，不应满水。 4.8.3.3 关闭高加疏水至高除手动门，调节门，开启汽侧放水门。 4.8.3.4 无论采用哪种方法停用汽侧，均应严格控制给水温降率不大于2,3?,min。 4.8.3.5开启高加旁路电动门后，关闭进、出水电动门，稍开水侧放空气门及放水门泄压，在水侧压力下降后，然后手动强制关闭其手轮。 4.8.3.6 稍开高加抽汽逆止门前后疏水门 4.8.3.7 关闭高加保护水控总门及电磁阀前、后手动门。 4.8.3.8解除高加保护，关闭高加抽汽逆止门。 第九节 给水泵的投入与停用 4.9.1.启动前的准备与检查 4.9.1.1检查工作结束，工作票注销。设备、管道及其附件、阀门等齐全完好，现场清洁无杂物。 4.9.1.2.各仪表齐全完好，压力表一次门开启，联系仪表人员送上表盘和仪表电源，投入有关仪表，并试验声光信号良好。 4.9.1.3.检查油箱油位正常，油质良好。 4.9.1.4.给水泵油泵操作开关在“断开”位置，联动开关在“解除”位置。 4.9.15.联系热工调整各电动阀门合格并送电，开关运动灵活良好。气动阀门合格良好，压缩空气压力正常，测量给水泵、油泵电机绝缘及外壳接地线合格并送电。 4.9.1.9.检查下列阀门在关闭位置: 给水泵入口门，入口门前放水门，冷油器及空冷器进水门，出口逆止门后放水门。 4.9.1.8.检查下列阀门在开启位置: 出口电动门，高除下水门，泵体放水门，出口电动门前放气门，再循环气动调节门、再循环前后手动门，盘根密封冷却用循环水投入正常。 4.9.2.暖泵与油泵试验 4.9.2.1.暖泵 1)稍开给水泵入口门，高低压侧泵体放水门，向给水泵充水暖泵，维持入口压力0.1,0.2MPa， 暖泵15,20分钟。待出口逆止门后放空气门见水流出后将其关闭。 2)当泵体温度达90?以上，逐渐全开入口门,关小暖泵门，关闭出口门前放水门。 3)开启再循环调节门及16米层再循环门，确定再循环至高除通路畅通。 4.9.2.2 油泵试运 1)检查下列阀门关闭: 油箱放油门，冷油器出口至油箱放油门，冷油器旁路门，冷油器进水门。 2)检查下列阀门开启 油泵出油总门，冷油器进、出油门，冷油器出水门，各油压表一次 门，油泵出口门。 a) 检查冷油器出口滤网在开通位置。进油滤油器的换向阀手柄扳至一个过滤芯工作位置。 b) 检查油箱油位较正常值略高些(因为未启动油泵前，油路及各轴承室未充满油)。 5)联系电气测量油泵电机绝缘及外壳接地线合格并送电。 6)合上一台油泵操作开关，检查油泵出口油压、供油压力，声音、振动及电流等各部均应正常，再检查冷油器出口油压在0.1,0.15MPa ,油系统无漏油，各轴承回油窗油流应正常。 (1)如润滑油压偏高或偏低，联系检修调整油箱过压阀弹簧紧力，直至油压正常为止。 (2)如油泵启动后，油箱油位偏低，则联系加油，补至油箱油位正常为止。 (3)按同样的方法，试开另一台油泵，一切正常后停止，记录润滑指标值。 4.9.4 给水泵的启动 4.9.4.1 启动一台油泵投入运行，检查润滑油压在0.1,0.15MPa,油温在25?以上，投入备用泵联锁。 4.9.4.2 启动给水泵，注意检查出口压力、声音、振动、串轴、格兰及空负荷电流等各部均应正常,自动再循环开启正常。 4.9.4.3 联系锅炉专业，给水调节门投入自动运行，注意出口压力、电流变化均应正常。当给水 流量大于100t/h时，应调整并关闭再循环气动调节门。 4.9.4.4 调整冷油器进水门开度，保持油温适宜为35,45?。 4.9.4.5 调整电机空冷器进水门，保持出口风温不超过40?。 4.9.5给水泵的停止 4.9.5.1联系值长，得到许可，将给水泵联锁解除。 4.9.5.2检查再循环手动门开启，确定给水泵再循环通路畅通。 4.9.5.3关闭电动出口门，注意给水泵电流逐渐变小，启动给水泵电流逐渐增大，保持给水母管压力正常。 4.9.5.4停下该泵，注意给水泵不应倒转。如发现给水泵倒转，应立即手动关严其出口电动门，直至停转为止。给水泵停转时，记录并计算转子惰走时间应正常。 4.9.5.5根据油温、风温情况，逐渐关闭冷油器和电机空冷器的进水门，适当关小格兰冷却水。 4.9.5.6给水泵停止后，根据需要进行相应的操作: 1)如果给水泵停止后，做联动备用: 开启暖泵门，给水泵电机、出口门在自动状态，再将给水泵联锁开关投入，适当开启冷油器和电机空冷器进水门。 2)如果给水泵停止后，做一般备用: 开启暖泵门，稀油站油泵运行，入口门开启，出口门开启。 3)如果给水泵停止后，进行检修，应做好下列安全措施: (1)解除油泵联动开关，停止油泵运行。 (2)关严电动出口门，再循环手动门及调节门。 (3)逐渐关闭给水泵入口门，注意泵体内压力不应升高，如升高时应立即开启泵体放水门。 (4)缓慢开启泵体放水门进行泄压放水，直至给水泵内压力至“零”为止。 (5)停用给水泵密封水冷却水，关闭给水泵冷油器和电机空冷器进、出水门。 (6)联系电气将给水泵、油泵以及有关电动阀门停电并挂工作牌。 4.9.6 备用给水泵 4.9.6.1 给水泵一般备用条件: 1)入口门和再循环通道畅通。 2)暖泵门开启，保持泵体温度120? 以上，出口电动门开启。 3 稀油站油泵运行。 4 )给水泵联动开关置于“解除”位置。 5 )冷油器和电机空冷器进水门关闭，出水门开启。 6 )给水泵盘根密封水冷却水入口门开启，出口门关闭。 4.9.6.2 给水泵联动备用条件: 1)具备一般备用的条件。 2 )电动出口门开启，泵电机在自动状态 3) 启动一台油泵运行，油温25?以上，润滑油压0.1,0.15MPa，油泵联动开关置于“备用”位置。 4)给水泵联动开关置于“投入”位置。 5 )冷油器和电机空冷器进水门稍开。 4.9.9出口逆止门不严的规定: 4.9.9.1 给水泵出口逆止门不严或卡涩，严禁投入运行和备用。 4.9.9.2 出口逆止门泄漏时，严禁关闭给水泵入口门。 4.9.9.3 给水泵倒转时，严禁强行合闸启动。 第十节 低压除氧器的启动与停止 4.10.1启动前的准备与检查工作: 4.10.1.1 设备检修已经结束，现场清洁，工作票已注销。 4.10.1.2 检查各表计齐全完好，压力表一次门开启，就地水位计清晰完整。水位计与水位二次表上、下考克一次门开启，其放水门关闭。 4.10.1.3 联系仪表人员将表盘和仪表电源送上，并投入有关仪表。各自动调节门和电动阀门送电，分别置于“远操”位置 4.10.1.4 对低除各系统阀门的检查: 1)下列阀门在关闭位置: 冷热除盐水进水调节门及旁路门，加热蒸汽调节门及旁路门、再沸腾门、中继水再循环水调 节门及旁路门，水箱放水电动门及溢流电动门，进汽调节前疏水门。 2)下列阀门在开启位置: 冷热除盐水进水调节门前后手动门，水箱取样门，中继水出水至高除手动电动门，中继水再 循环水调节门前后手动门，稍开向空排汽门。 4.10.2低压除氧器的启动 4.10.2.1根据情况开启冷、热除盐水进水调节阀向除氧水箱补水。 4.10.2.3向水箱注入水至水计的1/2处，打开除氧器放水电动门进行水循环冲洗至水中含铁量小于30ppb为止，关闭除氧器放水电动门。 4.10.2.4开启再沸腾阀进行加热，同时微开进汽调节阀，调至除氧器压力到0.01MPa。 4.10.2.5继续向水箱注水并联系化水化验除氧器水，如水质不合格，适当开启除氧器放水电动门，当水质合格后，将其关闭。 4.10.2.6继续开大进汽调节阀，保持除氧器压力在0.02 MPa。 4.10.2.9联系化水化验含氧量，根据结果适当调整向空排汽阀，但需始终保证含氧量合格。 4.10.2.8调节除氧器压力、温度、水位在给定值左右，然后投汽水自动调整。 4.10.2.9关闭再沸腾阀。 4.10.3.低压除氧器的停止 4.10.3.1逐渐关小直至全关进水和进汽调节门，停用中继水泵。同时关闭低除电动供汽门和进汽调节门，稍开电动供汽门后、调节门前疏水门。 4.10.3.2 关闭中继水调节门及冷热除盐水调节门。 4.10.3.4 低除内部压力应逐渐降至“零”，水位应稳定在某一位置。如因检修低除，应开启水箱放水电动门，直至水箱水放尽后关闭。 第十一节 高压除氧器的投入与停用 4.11.1 启动前的检查与准备工作 4.11.1.1 高除检修工作结束，现场打扫清洁，安全措施已拆除，工作票已注销。 4.11.1.2 检查仪表盘和就地各表计齐全完好。压力表一次门开启。水位二次表和玻璃水位计完整 清晰，上、下考克一次门开启，放水考克关闭。联系仪表人员将仪表盘和表计电源送上并投入各仪表。 4.11.1.3 分别联系电气、仪表人员送电并调试各电动阀门和自动调节门合格。 4.11.1.4 检查高除各安全阀开启手柄放下，回座应良好。 4.11.1.5 试验表盘热工仪表光字牌及事故喇叭复归应良好。 4.11.1.6 下列阀门在关闭位置: 进汽手动门，进汽调节门，再沸腾汽门及汽平衡门，进水门，进水调节门，放水门，中继水泵进水门，疏水泵来水门，高加疏水门，给水再循环手动门，水箱放水门，水箱溢水电动门，门杆漏汽门。 4.11.1.9 下列阀门在开启位置: 进水至母管门，水箱取样门，水箱溢放水与#1机母管联络门，除氧塔向空排汽门开启半圈左右，进汽手动门后和进汽调节门前疏水门。 4.11.1.8联系主机、化验室岗位， 报告 软件系统测试报告下载sgs报告如何下载关于路面塌陷情况报告535n,sgs报告怎么下载竣工报告下载 某高除准备启动。 4.11.2高压除氧器的启动与并列 4.11.2.1启动方法及步骤 1)向高除进水冲洗水箱: 开启进水隔离门，进水调节门向高除进水，并开启水箱放 水门，冲洗20分钟，关小放水门开度，缓慢提高水位至1000,1200mm。 2)稍开进汽总门及调节汽门，开启进汽总门后疏水门和进汽调节门前疏水门暖管10,15分， 然后逐渐开启进汽总门和进汽门关小上述各疏水门(必要时可稍开沸腾汽门)。 3)稍开进汽调节门，调整保持高除内部部压力0.05MPa,暖体10,15分钟，关闭上述各疏水门。 4).缓慢开大进汽调节门及再沸腾门，对水箱水进行加热，内部压力控制在0.2MPa左右，并联 系化验室化验水箱水质，直至水箱水质合格后，关闭水箱放水门。缓慢开大进汽调节门和进 水调节门，在30分钟内将内部 压力升至0.49?0.02MPa，保持压力、水位稳定。水箱水温 达到额定值后，关闭再沸腾门，投入自动调节并开启其他各来水阀。 4.11.2.2高压除氧器并列 1)高除并列前，高除汽平衡母管低压给水母管已投运， 2)具备下列条件投运高除可与运行高除进行并列: (1)水位差在200mm以内; (2)压力差在0.01MPa以内; (3)水箱水温差在10?以内。 (4)水箱水质合格; (5)安全阀校验合格。 注:安全阀校验工作可在高除暖体结束后或并列之前进行，将水箱放水门关闭。按压力低到高逐个进行，动作压力取0.6,0.62MPa范围。 3)并列操作方法: (1)缓慢全开汽平衡门，注意调整汽压应稳定; (2)缓慢全开水箱下水门。根据高除水位情况，注意调整各运行高除进水调整门开度，使各 高除进水量基本平衡，以利于高除水位稳定和给水除氧合格; (3)开启给水再循环门至母管门; (4)开启水箱加药门; (5)开启疏水泵来水门。 4.11.3高压除氧器的停止 4.11.3.1联系调度、主机及化验室，报告某台高除准备停运。 4.11.3.2 停运前的检查与确认工作: 1)凝结水母管投入运行，各机凝结水至母管门开启。 2)确认停运一台高除后，其余运行高除的总出力应能满足锅炉总负荷的需 要，否则应汇报调 度，适当减荷平衡好，方可停运某台高除。 3)各运行高除设备完好，运行安全可靠，无设备缺陷，否则应设法消除。 4.11.3.3切换汽、水负荷: 1)将停运高除汽、水自动调节门由“自动”调节切换为“手动”调节。 2)将停运高除再循环水、高位疏水泵来水、中继水泵来水分别切换至其它运行高除。 3)分别逐渐开大运行高除水、汽调节门和同时关小停运高除的水、汽调整门开度，直到全关为 止，保持运行高除压力、水位稳定。然后分别关闭水、汽手动门。 4.11.3.4停运高除: 1)根据情况关闭炉连排来汽阀(各来水阀及来汽阀。 2)撤除汽水自动调节。 3)逐渐关闭低压给水进水调节阀和加热蒸汽进汽调节阀。 4)停用中继水泵。 5)关闭进水进汽调节阀前隔离阀，根据需要关闭加热蒸汽来汽阀。 第十二节 轴封系统投入与停用 4.12.1 启动前的准备条件: 1)机组已投入连续盘车。 )蒸汽系统正常。 2 3)各调整门及电动门正常，各控制仪表投入，显示正确。。 4)凝结水系统及循环水投入，运行正常。 5)送上轴加风机电源。 6)轴封加热器水位计投入。 7)真空破坏门关闭。 8)轴封至凝汽器疏水门开启畅通。 4.12.3投入轴封系统 1)高除加热蒸汽母管至汽封集箱、汽封集箱至轴封供汽暖管结束(控制管壁温升率2—4?/ min，最大不超过6?/ min，检查轴封供汽温度有20?的过热度)。 2)启动轴加风机，另一台投入备用。 3) 将汽封集箱至凝汽器调节门及高除加热蒸汽至汽封集箱供汽调节门投入自动，控制轴封供汽压力在0.101,0.127 MPa 4)维持轴封加热器内压力0.093,0.097 Mpa。 4.12.4轴封供汽汽源的切换: 当机组启动时，轴封供汽汽源选择外供汽母管，当机组正常运行或机组启动至高除投入时，轴封供汽汽源选择高除供汽母管。 4.12.4 轴封系统停运: 4.12.4.1检查凝汽器真空到零，转速到零，将汽封集箱至凝汽器调节门及高除加热蒸汽至汽封集箱供汽调节门投至手动并关闭。 4.12.4.2 停止轴加风机运行。 4.12.4.3根据情况停止轴加水侧运行。 第十三节 双减的投入与停用 4.13.1减温减压器的投入: 1)投入前的检查: (1)检修工作结束，工作票注销、减温减压器及其周围场地清洁、设备、管道及其保温、支吊架等在完好状态。 (2)联系热工投入有关表计、汽、水调节装置及各显示电源。 (3)电动阀门动力电源和操作电源送上，指示灯明亮。 (4)试验双减减压阀和减温水调节阀动作灵活、方向正确，阀位与现场一致，试验结束后置于关闭状态。 2)暖管操作: 。 (1)全开切换母管至双减手动隔离阀之旁路一次门，用二次门控制进行暖管 (2)开启切换母管启动疏水、暖管5分钟后，切换到经常疏水或逐步关小疏水门。 (3)微开双减减压阀(开度为2,左右)，全开双减本体疏水一次门，稍开二次门。 (4)全开电动进汽阀之旁路一次阀，稍开二次阀，保持双减压力在0.05,0.1MPa,进行预热10分钟。 (5)低压预热结束后，继续开大旁路二次阀，以0.05,0.1Mpa/min的速度升至中压双减 1.3MPa ，低压双减 0.7MPa 时进行安全阀手动操作活动试验。试验正常后继续升压，至全压后根据需要进行安全阀检验工作。 (6)安全阀检验工作结束后，开启进汽电动阀，关闭其旁路一、二次阀 (7)当中压双减汽温达270?，低压双减温达220?时，开启减温水进水手动一次门，用二次门控制，在DCS上控制减温水调节阀使汽温在正常范围内。 (8)根据外网负荷需要及时调整蒸汽减压阀及减温水调节阀，当汽压汽温在正常范围内，外网负荷相对稳定后，根据情况将压力、温度调节投入自动。 4.13.2减温减压器的停用: 1)将压力、温度调节撤出自动。 2)逐渐关闭减温水和双减减压阀，然后关闭减温进水手动一二次门。 3)关闭双减进汽电动阀后，关闭电动供汽阀。 4)根据需要隔绝的关阀门，拉去电动阀电源。 5)开启双减本体疏水一次门，稍开二次门。 4.13.3减温减压器的热备用: 减温减压器平时应处于热备用状态，以满足快速投入要求，其热备用条件: 1)供汽电动阀应开启，本体处于倒暖状态。 2)进汽电动阀、减压及减温水调节门全关，减温水进水一二次门开启(如调门不严应关闭二次门)。 3)电动阀门动力电源、各显示、仪表电源送上，压力、温度调节撤出自动。 4) 全开本体疏水一次门，稍开二次门。 4.13.4减温减压器与汽轮机调整抽汽的切换 1)当双抽机组电负荷至30MW时，即可投入中低压调整抽汽。开启中、低压外供汽管道上的疏水阀，开启快关阀及逆止门。在DEH上投入中、低压抽汽阀控，逐步关闭中低压旋转隔板，当监视段压力大于外供汽母管压力0.02—0.05Mpa时，开启外供汽电动门向外供汽。 2)继续调整中、低压旋转隔板开度，同时注意电负荷的变化，根据母管供汽压力逐步退出中、低压双减。 3)中、低压调整抽汽投入后，根据情况关闭其疏水系统。 第十四节 胶球清洗系统运行 4.14.1 投运前的准备: 胶球清洗系统投运前必备条件: )系统中各设备、配套件、控制装置完好。 1 2)准备一定数量的胶球(投入运行的胶球数量为凝汽器单侧单流程冷却管根数的7%-13%，即投球数量为190-350个)。胶球压入水中浸泡24小时，吸足水后从中挑出合格胶球(耐磨，质地柔软有弹性，气孔贯通不老化，湿态直径比冷却水管内径大1.0—2.0?)。 4.14.2 投运 4.14.2.1胶球清洗系统为单元制， 选择甲/乙(甲:A侧、乙:B侧)。 1)开启装球室放水门，待水量达到一半左右后关闭放水门，开启装球室上盖，装入胶球，使胶球悬浮在水中任一位置或沉入水底后，关闭装求室上盖。 2)开启胶球泵入口手动球阀、出口电动球阀、装球室出口手动门。 3)开启装球室放空气门，放气管排出水后，关闭放空气门。 4)将电源投入，指示灯亮。 5) 检查收球网在收球位置。 4.14. 2.2手动操作: 1)按下“启动电源”，相应指示灯亮。 2)选择甲/乙(甲:A侧、乙:B侧)。 3)按下“手控”，相应指示灯亮。 4)启动胶球泵，相应指示灯亮。 5)同时按下“装球室出口电动球阀开”相应指示灯亮。 6)延时10秒，待水流稳定后，按下装球室切换电动阀，装球室在运行位置，相应指示灯亮。 7)检查就地胶球泵出口压力0.3 Mpa )胶球进入循环水中，进行清洗30分钟。 8 9)关闭装球室切换电动阀(装球室在收球位置)，相应指示灯亮，开始收球40分钟。 10)按下装球室出口电动球阀、装球室入口手动阀，相应指示灯亮。 11)停止胶球泵的运行。 12)按下收球网电动执行机构，使收球网处于平行或反洗位置。 4.14.2.3 程控操作: 1) 选择甲(乙)(甲:A侧、乙:B 侧)。 2)按下“程控”，相应指示灯亮。 注:程控步序与手动步序相同。 4.14.3投运胶球及反冲洗规定: 1)每值投球并收球一次，每日二值数球一次并作好记录。 2)当收球率低于60%或运行达60次，应将球收回抛弃并反冲洗20—60分钟，另投新球400个，收球率较低时应及时汇报。 3)当胶球发生破裂或变小时，应抛弃，当总球量小于240个时，将总球数补充至400个。 第十五节 循环水泵的投入与停用 4.15.1 准备工作: 泵启动前的阀门状态正确，吸水池水位正常。 4.5.2 循环水泵的启动步骤: 4.5.3.1 手动启动: 1)开启入口门。 2)启动循环水泵，开出口缓开快关门(出口门关闭的情况下泵连续运行时间不超过3分钟)。 3)检查轴承振动正常，电流、出口压力正常。 4)将备用泵送电，入口电动门开启，投备用，检查出口缓开快关门在自动位置。 4.5.3.2 自动启动: )开启入口电动门，将预启动泵投“自动”。 1 2)将出口缓开快关门投入自动 3)启动电机，检查泵启动，出口缓开快关门自动开启，检查电流、出口压力正常。 4.5.3.4 循环水泵的停止: 4.5.3.4.1手动停循环水泵: 1) 停循环水泵前，备用泵切除备用; 2)关出口缓开快关门; 3)停循环水泵。 4.5.3.4.2 自动停循环水泵。 1) 检查泵及出口缓开快关门在“自动”位置; 2)点击停泵按钮，出口缓开快关门自动关闭后电机停止。 第五章 汽轮发电机组的正常维护 第一节 机组的正常维护 5.1.1.机组正常运行中,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，认真合理的进行调整，使其所管辖设备，保证在安全经济下运行。 5.1.2.按照巡回检查制度的规定，定时进行巡检，特别注意机组的声音、振动、推力瓦块温度、各轴承温度、油流以及各汽水油系统的严密情况等，严防漏油着火。 5.1.3.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?。 5.1.4.在运行中根据泵滤网后和润滑油滤网后压力变化等情况(厂家规定滤油器压降不应超过0.02,0.04MPa)检查和清扫滤网。 5.1.5.机组所带电热负荷发生变化时应注意下列事项: 5.1.5.1.调节系统动作应正常，调速汽门油动机动作平稳，无卡涩现象。 5.1.5.2.检查轴向位移，推力瓦块温度、主蒸气参数蒸气流量、胀差真空、凝结水流量、凝结水压力等主要表计变化情况。 5.1.5.3.倾听机组内部声音，检查机组振动。 5.1.6.为了保持汽机处在经济状态下运行应: 5.1.6.1.主蒸气参数在规定范围内。 5.1.6.2.各加热器经常投入运行，加热器出口水温应符合设计要求。 5.1.6.3.保持汽轮机在经济真空下运行，注意凝汽器端差一般正常为3,5?，最大不超过8,10?,凝结水过冷度不大于1,2?。 5.1.7.注意真空系统设备运行情况，维持凝汽器真空在0.0065Mpa左右。 5.1.8.认真严格执行《设备定期切换和试验项目》的规定的工作，并做好记录。 5.1.9.切实配合做好透平油、抗燃油、给水、凝结水等化验以及电气绝缘的监督工作。 5.1.10.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。 5.1.11.平均每月用准确的振动表测量汽轮发电机组各轴承三个方向的振动情况并做好记录。 5.1.12.运行中监视汽轮机通流部分的结垢情况，定期进行监视段压力比较、校对，其监视段压力相对增长值不应超过5%，否则应限制负荷，发现结垢应每天测量核对并写在专用记录本中， 如测得调节级后压力提高10%，应进行清洗。 5.1.13.注意检查各备用泵的备用状态，应符合启动前的条件。 5.1.14.搞好文明生产，每班对所管辖的设备及地面全面清扫。 第二节 正常运行参数限制范围 项 目 运行值 报警值 跳闸值 备 注 最12个月平均 ?8.2 大汽轮机进口主蒸瞬时波动 ,8.49 允蒸汽 汽 许(MPa) 压瞬时波动 ,9.0 ?9.0 不超过12h/12个月 值 力 正常运行时主蒸汽压力(MPa) ,7.38 ,7.38 初压调节器投运 12个月平均 ?475 除非正常情况,480 480 蒸 外 最大汽轮机进口 当非正常情况允许的主蒸汽 ,485 不超过400h/12个月 汽 时 值 (?) 不超过80h/12个月(波温 瞬时波动 ,490 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 ,430 ,420 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 6.5 排 汽 排汽温度(?) <65 >80 107 80?报警,投入喷水 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 轴 启动及正常运 行 125 175,m延时2min打闸 800,2000r/min <75 振 (峰-峰值) 250,m立即打闸 项 目 运行值 报警值 跳闸值 备 注 (,m) 175,m延时15min打闸 2000,3000r/min <75 250,m立即打闸 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 ,-2 胀差(mm) -2,+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 0.08,0.15 0.08 0.04 润滑油表压润 (MPa,g) 0.07 0.05 自启动交流润滑泵 滑 轴承润滑油压 油0.06 0.04 自启动直流润滑泵 系0.03 0.02 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 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 第六章 汽轮机的事故预想及处理 第一节 事故处理的原则 6.1.1.事故处理的原则 6.1.1.1 发生故障时，运行人员迅速解除人身和设备的危险，找出发生故障的原因并及时排除。同时应防止事故扩大，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的负荷，以保证对用户正常供电供热。 6.1..1.2 机组发生故障时，运行人员一般应按照下列方法顺序进行处理，消除故障: 1)根据仪表的指示和机组外部的现象及声响肯定设备确已发生故障。 2)迅速消除对人身和设备的危险、必要时应立即解列或停用发生故障的设备。 3)迅速查清故障的性质、发生地点、设备损伤的范围。 4)保证所有未损害的机组的正常运行。 5)迅速报告车间领导和调度、各岗位互通情报，密切配合，在调度和班长的统一指挥下迅速排 除故障。 6)处理故障动作应当迅速、正确，不应急躁、慌张。在接到上级处理故障命令后，应复诵一遍; 如果没有听懂，应反复问清方可执行。执行后的情况应迅速向发令者汇报。 6.1..1.3运行班长在处理事故时，受调度的统一领导，在汽机管辖范围内独立工作。发生故障时，班长应迅速参与处理故障工作，并尽可能首先通知调度，及时与锅炉、电气班长取得联系。 6.1.1.4 车间技术人员在机组发生故障时，必须到现场协助和监护处理故障，并给予运行人员必要的指示，如这些指示同调度的命令相抵触时，应听从调度的命令。 6.1..1.5 机组从发生故障起到处理好恢复正常运行止，运行人员不得擅自离开工作岗位。如果故障发生在交接班的时间，应延迟交接，接班人员应协助交班人员处理故障，直至机组恢复正常运行状态再办理交接班手续。 6.1..1.6故障处理后，班长和司机应将机组故障的象征、时间、地点以及处理经过情况，如实正 确地记录在交接班记录本上。 第二节 故障停机条件及处理 6..2.1 故障停机分为破坏真空紧急停机与一般故障停机两类。破坏真空紧急停机是指有可能或已威胁到机组的安全及人身安全，为防止扩大事故必须立即打闸，立即解列发电机，破环真空使机组及早停下。一般故障停机是指运行参数已达到停机规定或设备发生异常情况，但需减负荷到零 后才停机。 6.2.2 汽轮发电机组发生下列情况之一，应破坏真空紧急停机。 6.2.2.1 汽轮机转速升至3360r/min而危急遮断器未动作。 6.2.2.2 汽轮发电机组突然发生强烈振动或发出金属磨擦声。 6.2.2.3汽轮机发生水冲击。 6.2.2.4 汽轮发电机组任一轴承断油，冒烟或回油温度急剧升高超过75?。 6.2.2.5轴端汽封内冒出火花。 6.2.26 轴向位移超过1.0mm, 且推力瓦块温度急剧升到110?以上。 6.2.2.7轴振动达0.25mm 6.2.2.8 发电机、励磁机冒烟着火。 6.2.2.9润滑油压降至0.03MPa启动润滑油泵无效。 6.2.2.10 润滑油箱油位急剧下降至,350mm以下，经补油无效。 6.2.2.11. 抗燃油箱油位急剧下降至,220mm以下，经补油无效。 6.2.2.12.油系统着火且不能很快将火扑灭，威胁机组安全。 6.2.2.13.高压主蒸汽管、中低压抽汽管或其他管道破裂。 6.2..2.14.转子与汽缸相对膨胀超过允许值。 6.2..2.15.中压抽汽压力低于1.0MPa时;低压抽汽压力低于0.5MPa时。 6.2.3 汽轮发电机组发生下列情况之一，应一般故障停机。 6.2.3.1 调节系统发生故障，不能维持汽轮机正常运行。 6.2.3.2 主蒸汽温度升到490?持续15分钟(全年累计不超过80小时)或超过495?不能立即降低时。 6.2.3.3 主蒸汽温度不能控制，降至420?以下时。 6.2.3.4 主汽压力升高至9.0MPa持续30分钟或超过9.0MPa不能立即恢复。 6.2.3.5 凝结器真空降到33.6kPa又不能恢复时。 6.2.3.6 后汽缸向空排汽时。 6.2.3.7 主汽门门杆卡住,无法活动时。 6.2.3.8 EH油泵工作失常,调节油压降至10MPa以下时。 6.2.3.9 调节汽门全关,发电机转为电动机运行方式，倒拖汽机运转了3min。 6.2.4 破坏真空紧急故障停机的操作步骤。 6.2.4.1 手打危急遮断器脱扣手柄，检查自动主汽门，调速汽门及抽汽逆止门均应迅速关闭，负荷到“零”，机组解列。 6.2.4.2 或手按“紧急故障停机”按钮，注意汽轮机转速不应升高。 6.2.4.3 通知电气 “注意”、“机器危险”，迅速关闭电动主闸门，检查转速下降。 6.2.4.4 根据润滑油压降低情况，启动交流润滑油泵运行(油系统着火时应启动直流润滑油泵并尽量降低油压)。 6.2.4.5 撤出真空泵联锁，停用真空泵，开启真空破坏门。(必要时可联系主控加上励磁)。 6.2.4.6检查各抽汽电动门关闭，高压除氧器改用低压供汽母管用汽。 6.2.4.7检查轴封压力调整器压力，调节凝汽器、高低除、各加热器水位、压力应正常。 6.2.4.8 检查机组振动状况,听测转动部分声音,完成规程规定的其他停机操作步骤。 6.2.4.9.注意中、低压外供汽压力变化，必要时增加供热机组的负荷和投入双减。 6.2.4.10完成其它停机操作步骤。 6.2.4.11.如遇水冲击停机时，应及早开启主汽管和本体疏水阀，正确记录转子惰走时间。 6.2.5 一般故障停机的操作步骤。 6.2.5.1联系其他机组司机后，立即撤出I级、II级可调整抽汽，并减负荷至零。 6.2.5.2 通知电气机值长:“注意、机器危险”。机组解列，注意转速应下降。 6.2.5.3 手打危急遮断器脱扣手柄，检查自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门均关闭、各抽汽电动阀关闭。 6.2.5.4根据润滑油压降低情况，启动高压辅助油泵或交流润滑油泵。 6.2.5.5完成其他停机操作步骤。 第三节 主 机 类 故 障 6.3 .主蒸汽参数不正常 6.3.1 主汽参数变化不符合额定值时，应及时联系锅炉，并报告值长和班长。同时监视轴向位移、相对膨胀、汽缸膨胀、机组振动、声音、推力瓦块温度及监视段压力的变化情况。 6.3.2主汽温度变化时，应以主汽门后温度为准，按下列有关规定进行处理。但当单管主汽温度急剧下降超过50?或发生水冲击应紧急停机除外 6.3.3主汽温度下降的处理: 6.3.3.1汽温降至470?，联系锅炉升温;降至420?以下，应故障停机并汇报值长。 6.3.3.2汽温降至470?以下，每降5?减负荷6MW;降至420?负荷减到“0”;降至420?以下故障停机。 6.3.4.主汽温度升高的处理: 6.3.4.1.汽温升至480?，联系锅炉降温。 6.3.4.2.汽温升至485?以上，汇报值长。 6.3.4.3.汽温升至490?，连续运行不超过15分钟，全年累计小于280小时，或超过545?不能降低时应进行故障停机处理。 6.3.5.主汽压力升高的处理: 6.3.5.1.汽压升至8.49MPa，联系锅炉降压。 6.3.5.2.汽压升至9.0MPa连续运行不超过30分钟，全年累计小于12小时，或超过9.0MPa不能降低时应进行故障停机处理。 6.3.5.3.汽压超过9.2 MPa，应立即故障停机。 6.3.6.主汽压力下降的处理: 6.3.6.1.汽压降到7.91MPa，联系锅炉升压。 6.3.6.2.汽压降至7.38 MPa以下，汇报值长，并按每降低0.1 MPa减荷2MW;降至4.38 MPa以下，紧急故障停机。 6.3.7.主汽温度、压力同时下降，带负荷按下表执行: 负荷(MW) 汽 压(MPa) 汽温(?) 8.34 7.85 7.35 6.87 6.38 5.89 520 50 40 30 20 10 0 510 40 30 20 10 0 500 30 20 10 0 490 20 10 0 480 10 0 470 0 6.3.8凝汽器真空下降: 6.3..8.1发现真空下降时，立即对照排汽温度表指示核对，以查明真空是否确已下降，并应迅速查明原因。 6.3.8.2若真空降至-0.0664MPa时，短时无法恢复,报告班长、值长要求故障停机。 6.3.8.3真空下降的原因: 1)循环水中断或减少。 2)凝汽器水位升高或满水 3)轴封汽压低或中断。 4)真空泵工作失常，工作液水温太高。 5)真空系统泄漏，真空严密性下降。 6)凝汽器水侧积空气。 7)循环水温升高。 6.3.8.4真空下降的处理: 1)循环水中断或减少: (1)循环水进水压力到“0”或循环泵电机电流到“0”，真空急剧下降，确认循环水中断，应立即减负荷到“0”紧急停机，(待排汽温度下降到50?以下，才允许向凝汽器通入循环水，另外还应检查排汽缸防爆门是否破裂) (2)如真空逐渐下降，同时在该负荷下,循环水出入口温差增大(一般正常温差为8,12?),表示循环水量不足，应增开循环水泵运行台数，增加循环水量。 (3)如凝结器端差增大(表计指示正确无误)，其原因一般是真空系统严密性下降或不锈钢管内脏污所置，应汇报值长。 (4)凝汽器循环水进水温度升高设法降之。 (5)检查并开启凝汽器两侧水室放空气门,待放尽空气后关闭。 2) 凝汽器水位升高: (1)运行凝结泵跳闸，备用泵未联动，应立即解除联锁启动备用泵投入运行(无效时重合故障泵一次，备用泵允许合闸两次)，联系电气查明原因立即处理，若备用泵不能启动，根据水位上升情况减负荷直至停机。 (2)若误开再循环水调节门，应立即关闭再循环水调节门。 (3)检查确定备用泵出水逆止门是否严密，如不严密应立即关闭出水门，汇报值长并联系检修处理。 (4)凝结水导电度增大，可能凝汽器不锈钢泄漏，导致水位升高。应联系化学化验核实凝结水水质，同时调整凝汽器热水井水位维持正常。如化学化验结果不合格，汇报值长，申请停用半面凝 汽器进行检漏工作。 3)轴封汽压低或中断 (1)轴封压力调整器“自动”调节失常，应立即改为手动调节，如仍无效时，改用轴封进汽旁路门供汽，联系热工人员处理轴封压力调整器。 (2)轴封压力调整器已开足，但轴封汽压仍低，联系给水岗位提高高除压力。 4)真空泵工作失常 (1)运行真空泵失常,应切换备用真空泵。 (2)循环液温度升高。 5)真空泄漏，真空严密性下降: (1)检查处于真空状态的各阀门盘根密封情况。 (2)检查处于真空状态的水位计是否破裂或泄漏，否则应立即关闭水位计上、下考克，联系检查处理。 (3)检查真空破坏门、热水井和凝泵前放水门、低加疏水管放水门等是否误开或未关严。 (4)检查真空系统管道、法兰及结合面是否泄漏，否则应采取临时措施堵住泄漏点。 6.3.9在查找和处理过程中，若原因暂未找出，真空仍继续下降，应先启动备用真空泵运行，暂时维持真空。 6.3.10如真空仍继续下降，降至,0.0833MPa以下，按每下降,0.0012 MPa减荷 5MW，降至,0.0689 MPa，负荷减到“0”降至,0.0664MPa时，应故障停机。 真空与带负荷对照表 真空 -MPa 0.0833 0.0821 0.0809 0.0797 0.0785 0.0773 0.0761 负荷 MW 60 55 50 45 40 35 30 真空 -MPa 0.0749 0.0737 0.0725 0.0713 0.0701 0.0689 0.0664 负荷 MW 25 20 15 10 5 0 停机 6.3.11系统工作失常 1)主油泵工作失常: (1)主油泵运行中声音失常，但出口油压正常时，应继续仔细倾听油泵声音，注意油压变化并汇报班长、值长并作好故障停机准备。 (2)主油泵异音增大，并有明显的磨擦声，同时出口、润滑油压明显下降，应立即启动高启油泵维持运行，汇报值长执行故障停机。 2)油压油位同时下降: 一般系压力油漏到油箱外面。 (1)检查油系统外部高低压油管，如有泄漏应设法处理,并将油箱油位补至正常;如泄漏无法消除，汇报班长、值长要求停机处理。 (2)检查运行冷油器，如确认某冷油器管子泄漏，应立即切除故障冷油器，并将油箱油位补至正常。 (3)如果采取措施无效，油箱油位降至,190mm以下或润滑油压降至0.03 MPa以下时，应紧急破坏真空停机。 3)油压下降油位不变: 一般系压力油泄漏入油系统内或注油器故障，主油泵故障，油系统滤网堵塞等。如调速油压正常，而润滑油压下降，先启动润滑油泵，维持正常运行，再逐一检查确认油压下降的原因并进行处理: (1)检查辅助油泵出口逆止门是否严密,若不严,应关闭其出油门,汇报车间并联系检修处理。 (2)检查滤油器出口油压是否下降，压降超过0.02,0.04MPa，表明滤油器脏污或堵塞使阻力增大，应切换备用滤油器，停止运行滤油器，联系检修处理。 (3)检查润滑油压过压阀调整螺母是否松动，联系检修调整处理。 以上三个原因均已排除处理好,如果停用润滑油泵后,油压仍然下降,应立即再次启动润滑油泵运行,说明注油器工作失常,汇报值长申请停机处理. 4)油位下降,油压不变: 一般系回油管及油箱本体及与其连接的管道、阀门漏油所致。 (1)检查油位计是否正常. (2)冷油器水室放水检查,如铜管泄漏切换备用冷油器,汇报值长联系检修检漏. (3)回油管法兰或管道漏油时,汇报值长联系检修消除。 (4)检查油箱放油门，事故放油门是否关严，如误开立即关闭。 (5)各辅助油泵格兰是否漏油，否则联系检修消除。 (6)向油箱补油保持正常油位。 (7)如补油后仍不能维持正常油位，且降至,190.mm以下，无法恢复应紧急停机。 5)油系统着火: (1)油系统着火，应使用泡沫或干粉灭火器灭火，禁止使用水和砂子灭火，并立即汇报车间和 调度。 (2)如漏油至高温部件上引起着火时，火扑灭后应立即采取措施(用油桶接漏油点，联系检修 更换保温及消除漏油点等)，以防再次着火。如火势无法扑灭，威胁机组安全运行时，汇报 调度申请故障停机(停机时严禁启动调速油泵)。 (3)油箱着火无法扑灭时，应立即打闸紧急破坏真空停机，迅速开启事故放油门。转子停止 后立即停止润滑油泵，进行必要的定期盘车一般为每隔30分钟盘动一次，以防大轴弯曲。 只有火扑灭后，主油箱油位正常并且油管不破裂时，可启动润滑油泵进行连续盘车。 (4)火灾威胁到电气设备安全运行时，联系电气切断电源。 6)油泵工作失常: 汽轮机在启动过程中,高压辅助油泵发生故障时的处理: (1)当转速在2000r/min以上时，应立即启动交流润滑油泵，迅速增加汽轮机转速至主油泵能 维持正常油压，然后按规定速度升至额定转速，但应注意胀差。 (2)当转速在2000r/min以下时，应立即启动交流润滑油泵进行停机，如交流润滑油泵发生故 障，应启动直流润滑油泵，如交直流润滑油泵都发生故障，则应破坏真空紧急停机(可联 系主控加上励磁)。 7)汽轮机在停机过程中，辅助油泵发生故障时的处理: (1)如发生一台辅助油泵故障时，应迅速启动两台备用油泵之一继续停机。 (2)当三台辅助油泵均发生故障，如转速在2000r/min以上时，应重新开启自动主汽门，直到 有一台油泵修复再进行停机;如转速在2000r/min以下时，应立即迅速破坏真空紧急停机 (可联系主控加上励磁)。如为紧急停机过程，则应快速停机。 6.3.12轴向位移增大 1)轴向位移增大原因: (1)主蒸汽流量增加 (2)叶片严重结垢 (3)主蒸汽参数下降或水冲击 (4)凝结器真空降低 (5)运行中叶片断裂或脱落 (6)轴封漏汽量增加 (7)发电机转子窜动 (8)推力轴承瓦块磨损 2)处理 (1)发现轴向位移增大0.1,0.2mm时，应检查推力瓦块温度，负荷、监视段压力有无变化。 (2)轴向位移增大0.3mm，且推力瓦块温度升高5,10?，汇报调度要求减负荷，直至不再上 升为止。 (3)轴向位移增大到0.9mm时，信号报警，推力瓦块温度同时继续升高，向电气发出“注意” 信号，注意机组振动，倾听机内声音，做好停机准备。 (4)轴向位移增大至1.0mm时，且某一推力瓦块温度上升至105? 时，其它推力瓦块温度也 同样升高，轴向位移保护应动作停机;如保护拒动作，应立即破坏真空紧急故障停机。 6.3.13运行中叶片损坏或断裂 1)汽轮机在运行中叶片损坏或断裂的一般征象: (1)汽机通流部分发出不同程度的冲击声和异音。 (2)振动增大。 (3)某级蒸汽压力升高，但负荷没有变化或反而减少。 (4)末级叶片断裂或脱落打破凝汽器铜管，凝结水导电度和硬度增大。 2)处理方法: (1)发生叶片断裂或脱落，清晰的听到机内有金属磨擦响声时，立即破坏真空故障停机。 (2)发现叶片断落象征，但又不明显时，应根据监视段压力和振动情况，适当降低负荷运行， 立即汇报车间和值长。 6.3.14水冲击 1)水冲击的原因: (1)由于锅炉调整不当引起汽水共腾或锅炉满水等情况。 (2)加热器满水且抽汽逆止门不严。 (3)开机过程中疏水不充分。 2)水冲击象征: (1)主汽温度急剧下降，主蒸汽管内有水冲击声。 (2)主汽门、调节汽门门杆、汽缸结合面、前轴封等处向外冒出白色湿蒸汽或溅出水滴。 (3)轴向位移增大、推力瓦块温度、轴承回油温度等急剧上升。 (4)机组负荷下降，振动逐渐增大，机组发出金属噪音及冲击声。 (5)加热器满水，抽汽管内有水冲击声和振动。 3)处理方法: (1)以上象征不一定同时出现。 确认发生水冲击时，立即破坏真空紧急停机，并开启汽缸、 主汽管、导汽管和抽汽管道上的所有疏水门。 (2)加热器引起的水冲击,开启抽汽逆止门前、后疏水门,应紧急停止加热器并进行放水。 (3)停机惰走过程中仔细倾听汽机内部声音，若发现内部有金属异音、磨擦声或隋走时间较 正常缩短，必须停机打开汽机进行检查，同时检查推力轴承。 (4)如在停机过程中，未听出机内异音和磨擦声，同时惰走时间正常，推力瓦块温度、轴向 位移增大正常，开启疏水门。经充分疏水后，并得到调度同意，方准重新启动。 (5)在重新启动中，应特别小心，并仔细倾听机内声音，如发现有异音和磨擦声，应立即停 机并检查机组内部。 6.3.15严重超速 发电机甩负荷、油开关跳闸，汽轮机转速超过3360r/min仍继续上升，如不能正确迅速制止，将发生严重超速，造成重大恶性事故。 1)严重超速的原因:发电机甩负荷后，汽机调节系统工作失常，转速上升，各超速保护均失灵未动作或者虽然动作，但主汽门、调节汽门或抽汽逆止门不严，将发生严重超速。 2)严重超速一般象征: 1)汽轮机发出不正常的声音。 2)转速超3360r/min还继续上升。 3)主油泵出口油压迅速上升。 4)机组振动增大。 5)一般情况下机组负荷降至零,发电机与电网解列。 3)处理方法: 1) 立即手打危急遮断脱扣手柄或手揿“紧急事故停机按钮”，按破坏真空紧急故障停机进行。 2)检查主汽门、调节汽门及各段抽气逆止门应关闭。 (3)迅速检查抽汽电动门应关闭，如转速仍不下降，关闭 汽机电动隔离门。 4)完成其它停机操作，注意转子隋走时间，并汇报车间。 5)对各超速保护及有关设备进行检查，消除造成超速的所有缺陷，方可重新启动。定速后做 主汽门、调速汽门严密性试验，抽汽逆止门关闭试验.机械超速试验和电超速保护试验。 以上均合格后，方准机组并列带负荷。 6.3.16甩负荷 发电机油开关跳闸，负荷甩到“0”，调节系统动作正常，危急遮断器未动作。 1)现象: (1)负荷到“0”，周波到“0”，机组有轰鸣声，转速上升。 (2)“发电机跳闸”、“各调节汽门及旋转隔板关闭”以及各级抽汽逆止门关闭 (3)调节汽门关闭，后又稍开，机组转速在危急遮断器动作转速以下。 (2)处理: (1)复归信号及音响。 (2) 调节系统动作应正常，维持机组转速至3000r/min。 (3 )迅速调整凝汽器水位和轴封压力正常 (4)检查各抽汽电动门关闭，高低除改用其它汽源。 (5)调整各加热器水位，高低除水位、压力正常 (7)全面检查汽机各部正常，通知电气 “注意”“可并列”(如空负荷时间过长，电气仍未并 列，引起排汽缸温度升高，应开启排汽缸喉部喷水电磁阀降温。 6.3.17发电机油开关跳闸，负荷甩到“0”，调节系统动作迟缓或失常，危急遮断器动作。(电超速保护未投或故障情况下) 1)现象: (1)负荷到“0”，机组有轰鸣声,转速上升至危急遮断器动作。 (2)“发电机跳闸”、“主汽门关闭”以及“各级抽汽逆止门关闭”，各调门关闭。 2)处理: (1)复归信号及音响。 (2)检查主汽门、调节汽门及抽汽逆止门均关闭，各级抽汽电动门应联动关闭，转速下降。 (3)高、低除改用其他汽源。 (4)调整凝汽器水位、轴封压力，高、低除及各加热器水位和压力正常 (5)关闭高加疏水至高除门。 (6)根据情况投用双减。待转速降至3000 r/min，机组挂闸，调整机组转速至3000 r/min，注 意油压应正常。 (7)根据油压下降情况，启动高压辅助油泵。 (8)请示班长、值长确定机组是否并列带负荷。 6.3.18发电机油开关跳闸，负荷甩到“0”，电超速保护(OPC)动作。 1)现象: (1)负荷到“0”，机组有轰鸣声，转速上升。 (2)“发电机跳闸”光字牌亮。 (3)当转速低于3090r/min时，调节汽门重新开启 2)处理: (1)复归信号及音响。 (2)此种情况按发电机油开关跳闸，负荷甩到“0”危急遮断器未动作进行处理。 6.3.19发电机油开关跳闸，负荷甩到“0”，差动保护动作。 1)现象: (1)负荷甩到“0”，机组有轰鸣声 (2)“发电机跳闸”、光字牌亮，喇叭响。 (3)“主汽门关闭”、调节汽门关闭、各级抽汽逆止门关闭。 2)处理: (1)复归信号及音响。 (2)按照危急遮断器动作所述方法处理。 (3)如接到电气或值长“停机”信号或电话停机命令，则立即故障停机。 6.3.20汽机因保护动作或误动作，负荷甩到“0”。 1)现象: (1)负荷到“0”，机组有轰鸣声，转速上升后又下降 (2) “主汽门关闭”、“调速汽门关闭”、旋转隔板打开(抽汽解除)“各级抽汽逆止门关闭” 2)处理: (1)复归信号及音响。 (2)通知电气“注意”、“机器危险” (3)根据油压下降情况开启高压辅助油泵或润滑油泵。 (4)检查各抽汽供热电动门、逆止门、快关阀关闭。 (5)调整凝汽器，高低除，各加热器水位、压力和轴封压力正常 (6)检查机组其它部分应正常 (7)如确认某保护误动作，查明原因后方可启动。 (8)发电机并列后，按规定接带负荷完成其他操作。 6.3.21发电机、励磁机冒烟着火 1)立即手打危急遮断器脱扣手柄，或手按紧急故障停机按钮，进行紧急故障停机，使发电机解 列。 2)通知电气 “注意”、“机器危险”，检查转速应下降。 3)根据油压下降情况，启动高压辅助油泵或润滑油泵运行。 4)配合电气，使用二氧化碳和1211灭火器灭火，禁止使用泡沫灭火器和砂子灭火。 5)当机组转速降至300r/min时，如火未熄灭，应重新抽真空， 重新挂闸开启主汽门，用电动主闸门旁路门维持转速300,500r/min，直至火灭方能停机并 进行停机后的连续盘车，以免主轴一侧过热弯曲。 第四节 辅 机 类 故 障 6.12水泵故障 6.12.1水泵的事故处理: 6.12.1.1发生下列情况之一时，应紧急故障停泵: 1)水泵发生强烈振动或清楚地听出泵内有明显金属磨擦声。 2)轴承或格兰冒烟冒火(格兰虽经放松螺丝无效)。 3)电动机发生严重故障(如冒烟、着火)。 6.12.1.2 发生下列情况之一时，应先启动备用泵，后停止故障泵。 1)水泵盘根过热、冒烟或水泵大量漏水，无法处理。 2)任一轴承温度超过95? 3)电动机铁芯温度急剧升高或绝缘有烧焦的气味，电动机有不正常声音。 4)电动机电流超过额定值15秒不返回。 5)水泵及电机轴承振动值超过下列规定值: 转速(r/min) 3000 1500 1000 950以下 双振幅(mm) 0.06 0.10 0.13 0.16 6)水泵严重汽蚀。 6.12.2紧急故障停泵操作步骤: 6.12.2.1按故障泵“停止按钮”，故障泵应停止。 6.12.2.2备用泵应联动，解除联锁开关。 6.12.2.3如备用泵未联动，应解除联锁开关，立即点击启动，投入备用泵运行。如果连续二次合闸无效，应立即报告班长、调度，并根据情况按规程进行减负荷直至停机。 6.12.2.4检查联动泵运行应正常，关闭故障泵出口门，汇报车间联系检修处理。 6.12.3水泵跳闸: 6.12.3.1发现水泵跳闸，备用泵应联动。 6.12.3.2备用泵未联动，应立即抢合开关启动(允许抢合二次开关);如无效，则检查跳闸泵如无明显异常时，可强开一次，如仍无效汇报班长、调度、并根据情况按规程进行减荷直至停机。 6.12.3.3如电源消失，立即联系电气恢复电源，将泵的操作开关和联锁开关“解除”，等待电源恢复，并根据情况按规定处理。 6.12.3.4 低加疏水泵两台均不能运行时，可将水切换至凝汽器6.13高压加热器的故障 6.13.1发生下列任一情况时，应紧急停用: 6.13.1.1汽、水管道及阀门等爆破，危及人身及设备安全时。 6.13.1.2加热器水位升高，处理无效，水位计满水时。 6.13.1.3水位表计失灵，无法监视水位时。 6.13.1.4.水位计或疏水管弯头爆破，无法切断时。 6.13.1.5抽汽逆止阀卡涩关不严。 6.13.1.6联成阀动作不正常。 6.13.1.7高加保护联锁未投入。 6.13.2 高加紧急停用的操作步骤: 6.13.2.1关闭进汽门。 6.13.2.2开启给水旁路门，关闭进出水门(如系加热器满水故障，则应先切断水侧后再停用汽侧)。 6.13.2.3 关闭至高除的疏水门，并注意筒体内压力不应升高。 6.13.2.4.开启水、汽侧放水门进行泄压。 6.13.3 高加水位升高: 6.13.3 1.原因: 1)管束泄漏或破裂。 2)疏水自动控制器调节闸门开度小。 3)高加给水流量增大。 4)水位计失灵。 6.13.3.2.处理: 1)核对水位计，检查给水温度。 2)确属水位升高时，应将疏水自动控制器前调节闸门开大直至开启旁路疏水门。 3)检查至高除疏水门是否被误关，否则应立即开启。 4)如水位仍继续上升，开启危急泄水门并紧急停用高加查漏。 6.13.4.高加高水位保护误动作: 6.13.4.1.机组运行及高加水位均正常，确认保护误动作复归信号。 6.13.4.2.断开高加保护开关和高加抽汽逆止门。 6.13.4.3.关闭进汽门及疏水至高除门，开启汽侧放水门，进行泄压。关闭危急泄水门，稍开高加 抽汽逆止门前后疏水门。 6.13.4.4.关闭高加旁路门，高加进水联成阀阀杆活塞自动顶起开启，恢复水侧运行。 6.13.4.5.联系仪表，查明原因并处理后，经保护试验合格，方可恢复高加运行。 6.14给水除氧故障 6.14.1故障停泵 6.14.1.1发生下列情况之一，应紧急停止给水泵，联动备用给水泵: 1)直接危害人身及设备安全，不停泵不能脱离危险时; 2)电动机内冒烟或着火; 3)给水泵突然发生强烈振动或清晰地听出泵内有金属磨擦声(振动值在0.1mm); 4)任一轴承温度升高至95?以上或轴承冒烟时; 5)油系统着火无法扑灭时; 6)给水泵严重汽化，出口压力及电流急剧下降和摆动时; 7)水泵外壳大块破裂,对运行有重大威胁时; 8)水泵发生严重的轴向串动并有撞击声; 6.14.1.2发生下列情况之一，先启动备用给水泵，再停止故障给水泵: 1) 给水泵轴向位移超过0.8mm，平衡盘压力不稳，摆动较大时; 2)给水泵及电动机双幅度振动值超过0.08mm; 3)油系统漏油或放油门误开，油箱油位降至“0”位以下，并不能及时恢复时; 4)润滑油下降至0.05MPa时,备用油泵自启动无效时; 5)给水泵及其管道大量泄漏，不停泵无法隔离时; 6.14.1.3紧急停止给水泵，联动备用给水泵操作步骤: 1)按故障给水泵“停止按钮”。 2)备用给水泵应联动，如未联动，应手动开启。 3)断开故障给水泵联锁开关，关闭出口电动门、暖泵门。 4)投备用泵联锁，至“备用”位置(如有备用泵的情况下); 5)十分钟后断开故障给水泵油泵联锁开关，停止油泵运行; 6)记录故障给水泵惰走时间，汇报调度及车间; 7)完成其它操作步骤。 6.14.1.4先启动备用给水泵，再停止故障给水泵操作步骤: 操作步骤与方法按正常启、停操作步骤进行，但应迅速果断，事后立即汇报调度和车间。 6.14.2.给水泵跳闸 6.14.2.1.象征: 1)电流至“零”，出口压力迅速下降; 2)备用给水泵联动开启，投入运行。 6.14.2.2处理 1)检查跳闸给水泵出口电动门应关闭。 2)分别开、关被联动给水泵和跳闸给水泵的冷油器和空冷器进水门。 6.14.2.3给水泵跳闸后，如没有明显的异常情况，在无备用给水泵的情况下，允许重合闸一次。 备用给水泵允许启动两次，每次间隔不得小于5分钟。 6.14.3给水泵汽化 6.14.3.1象征: 1)给水泵内部声音异常，振动增大; 2)电流下降并摆动; 3)给水泵出入口压力下降并摆动,平衡盘压力不稳; 4)给水母管压力下降; 5)给水泵运转声音异常,振动增大,泵壳温度升高; 6.14.3.2原因: 1)高除压力突然下降; 2)高除水位过低或严重缺水; 3)给水泵入口滤网堵塞,水泵进水量不足; 4)给水泵出口流量小于70t/h或启动时，再循环电动门没开启; 5)系统阀门切换误操作或故障。 6.14.3.3处理: 1)迅速开启再循环电动门; 2)调整高除压力、水位至正常值; 3)如处理无效，启动备用给水泵，停止故障给水泵，保持给水出口母管压力正常; 4)故障泵停止后，关闭出口电动门，开启再循环电动门。稍开出口逆止门后放空气门，放尽气 体后关闭。如一般汽化而停止的给水泵，汇报调度和车间同意后，可重新投运或作备用。 5)因汽化停止给水泵时，发现动静部分磨擦，惰走时间明显缩短，应汇报调度和车间，研究处 理。 6.14.4给水泵出口母管压力下降 6.14.4.1原因: 1)运行给水泵故障跳闸或脱扣; 2)锅炉给水量剧增; 3)备用给水泵出口逆止门不严，引起倒流; 4)给水出口管道、放水门等泄漏; 5)高压给水管道及高加钢管泄漏; 6)系统阀门切换误操作 7)自动再循还阀未关闭 8)系统周率降低 6.14.4.2处理: 1)开启备用给水泵，保持给水出口母管压力正常。 2)迅速查明原因，分别进行处理: (1)联系锅炉负荷是否增加; (2)检查备用给水泵出口逆止门是否不严，如不严则立即关闭出口电动门; (3)检查低位放水门是否误开或泄漏，设法消除。 6.14.5给水泵油系统故障 6.14.5.1轴承润滑油压下降 1)原因: (1)备用油泵出口逆止门不严; (2)油箱溢油阀松动，弹簧紧力减少; (3)压力油管道、法兰等泄漏; (4)冷油器铜管泄漏，进口滤油器堵塞; (5)油系统阀门被误关; (6)运行油泵故障或跳闸，备用油泵没联动开启; (7)油箱油位过低。 2)处理: (1)查明原因,采取相应的方法进行消除，使其油压恢复正常; (2)如还没完全消除，油压降至0.05MPa时，应立即启动备用油泵，维持油压正常。否则， 如油压继续下降，应立即切换备用给水泵运行，停止故障给水泵进行处理。 6.14.5.2轴承温度升高 1)原因: (1)冷油器出口油温升高(正常范围35,45?); a)冷却水中断、进水门调整不当或误关; b)水、油侧铜管脏污达不到设计冷却效率; c)冷却水温度升高。 (2)轴承油压降低，使进入轴承的油量减少; (3)轴承工作失常; (4)油质恶化。 2)处理 (1)如因冷油器出口油温升高引起: a)冷却水中断:立即切换备用水源并调整之; b)进水门调整不当或误关，及时纠正或开启，使油温调至正常(注意调整幅度不宜过快， 控制在每分钟不大于2,3?;) c)冷却水温度升高:如进水门已全开，油温仍降不下来，则切换使用工业水。 2)检查轴承润滑油压是否降低小于0.1MPa，否则联系检修调整油箱溢油阀弹簧的紧力，使油压调至正常。 3)报告车间，安排检修清洗冷油器 4)联系化验室化验油质，如油质不合格通知车间处理; 5)如经上述处理后，轴承温度仍偏高且超过95?，则应立即启动备用给水泵，停止故障给水泵运行，汇报调度和车间研究处理。 6.14.5.3.油箱油位升高: 1)原因: (1)冷油器铜管泄漏; (2)给水泵盘根大量漏水，格兰泄水腔室堵塞，导致格兰水窜入或溢入轴承盖。 2)处理: (1)开启油箱放水门，放尽存水。 (2)清理疏通格兰泄水腔室。 (3)联系检修消除给水泵盘根大量漏水。 (4)油中进水，使油质恶化，联系车间滤油处理。 (5)启动备用给水泵，停止该给水泵运行，联系检修查找冷油器是否泄漏并进行消除。 6.14.5.4油箱油位下降 1) 原因: (1)油箱放油门误开或不严; (2)油箱、油管路等油系统泄漏; (3)冷油器铜管泄漏(油漏入水侧); (4)轴承油档漏油。 2)处理: (1)发现油箱油位下降时，应及时查明原因设法消除，并补油至正常值; (2)如漏油处漏油量较大，补油后油位仍维持不住,则应立即启动备用给水泵,停止该给水泵运 行,联系检修设法消除。 6.14.6给水泵及电机振动。 6.14.6.1原因 1)给水泵与电机中心不正; 2)轴承间隙不合格; 3)油压油温超出规定; 4)泵体动静部分磨擦或松动; 5)给水泵汽化或平衡盘磨损; 6)连接管道振动引起; 7)电机方面发生设备异常引起。 6.14.6.2处理 1)油压油温超出规定，应检查油泵、冷油器运行情况，并调节油箱溢油阀弹簧紧力与冷油器进 水门开度调整之; 2)给水泵汽化按6.14.3要求处理; 3)如因其他方面引起的振动，而且双幅振动值超过0.06mm(并非强烈振动)，则汇报调度及车 间研究处理。 6.14.7.高压除氧器压力升高 6.14.7.1 原因: 1)进汽母管压力升高; 2)进水量减少或进水温度升高; 3)进汽调节门“自动”调节失常、开度增大。 6.14.7.2 处理 1)进汽调节门“自动”调节失常，改为“手动”调节，并联系热工处理。 2)根据高除压力升高情况，适当关小进汽调节门开度或者降低进汽母管压力。 3)若此时高除水位不高，而且有下降的趋势，可适当增大进水量，使水位、压力均调至正常。 4)如因压力升高，导致高除安全门动作，则回座后，应检查安全门回座是否严密。 5)如供水泵故障,则应先联系恢复水泵运行正常。 6.14.8高压除氧器压力下降 6.14.8.1原因: 1)进汽母管压力降低; 2)进水量剧增或进水温度降低; 3)进汽调节门“自动”调节失常，开度减小。 4)系统阀门切换误操作或该开足的阀门未开足 6.14.8.2处理: 1)进汽调节门“自动”调节失常，改为“手动”调节，联系仪表处理。 2)根据高除压力下降情况，适当开大进汽调节门开度或者增大进汽母管压力。 3)若此时高除水位较高，而且仍有上升的趋势，可适当减少进水量，使压力、水位均调至正常。 4)严禁向疏水箱补充除盐水(除因需要向锅炉上水等特殊情况例外)，保持疏水箱水温在80? 以上，方可启动疏水泵向高除补水。 6.14.9高压除氧器水位升高 6.14.9.1原因: 1)锅炉总负荷下降; 2)主机补水量剧增或凝汽器铜管泄漏; 3)进水调节门“自动”调节失常，开度增大。 6.14.9.2处理: 1)进水调节门“自动”失常，改为“手动”调节，并联系仪表处理。 2)根据高除水位升高情况，适当关小进水调节门开度或联系主机减少补水量。 3)如果低除和中继水泵运行着，可适当关小低除进水调节门开度以减少向高除的补水量。 4)如高除水位到2800mm时，水箱溢流阀应自动开启，待水位正常后，应手动关闭。 5)联系锅炉总负荷是否下降，查明下降原因。 6.14.10高压除氧器水位下降 6.14.10.1原因: 1)锅炉负荷剧增或排污量过大; 2)主机补水量减少; 3)高除放水门误开; 4)进水调节“自动”调节失常; 5)给水管道破裂泄漏。 6.14.10.2处理: 1)进水调节门“自动”调节失常，改为“手动”调节，并联系热工处理。 2)根据高除水位下降情况，适当开大进水调节门开度或联系主机增加补水量。 3)如低除和中继水泵运行着，可适当开大低除进水调节门和中继水泵出口门开度，以增加向高 除的补水量。 4)检查高除溢流阀或放水门是否误开，应及时关闭。 5)联系锅炉总负荷 是否增大，查明增大原因。 6)如疏水箱水位较高，且水温在80?以上，可启动疏水泵向高除补水。 6.14.11给水含氧量增大 6.14.11.1原因: 1)凝结水含氧量增大; 2)进水温度过低，除氧不彻底; 3)进水量过大，超过高除设计出力; 4)排大气门开度过小; 5)高除压力、水位波动较大; 6)高除进汽压力低，调整不及时。 6.14.11.2处理: 1)联系主机查明凝结水含氧量增大原因，并进行消除。 2)高除负荷要调整平衡，如锅炉总给水量超出高除额定出力，造成高除超负荷运行，应及时联 系调度，适当减去部分给水量。 3)适当开大排大气门开度。 4)调整高除压力、水位、幅度要小且平稳。 5)提高高除内部压力，调整至额定压力，要求高除内部压力控制在0.5?0.02MPa。 6)如水箱水温偏低，适当提高高除压力，必要时可开启再沸腾门，以提高水温。因内部缺陷或 部件损坏造成除氧不合格，则要求停用检修。 6.15厂用电中断 1)象征: (1)常用220伏交流照明灯熄灭，直流照明灯恢复。 (2)主蒸汽压力、温度下降，凝结器真空急剧下降，负荷减小，二次表计失灵。 (3)所有的设备均失去电源，各运行泵停转，电流和压力指示至“零”。 (4)事故喇叭响。 (5)油温、风温升高。 (6)除氧器供水几乎中断，压力瞬间升高，安全阀可能动作。 (7)双减出口汽压升高后又降低，出汽温度突然升高。 2)处理: (1)根据凝结器真空和主蒸汽压力、温度下降情况联络主控后撤减负荷，发现凝结器真空急 剧下降时，应立即撤出发电机跳闸保护，向主控发出“注意”、“解负荷”信号。 (2)各备用泵，如凝结泵、射水泵、给水泵等应自投，联锁失灵时应操作启动，若操作无效， 应将凝泵、射水泵、给水泵等联锁撤出。 (3)检查或调整轴封压力调整器压力，凝结器、除氧器、各加热器水位正常。 (4)若给水泵已跳闸、减温水中断，则关闭双减减压阀和给 水分配阀停止双减供汽。 (5)根据负荷和抽汽压力情况撤减各段抽汽，并联系其他岗位。 (6)冷油器出油温度升高到46?，发电机冷风器出口风温超过65?时切换到工业水运行。 (7)检查轴向位移、胀差、推力轴承瓦块和回油温度，机组振动及运转声音，任一运行指标 达到停机限额应启动直流油泵进行故障停机。 (8)厂用电恢复后，应逐项恢复原来运行方式，调节各运行参数正常，并根据值长的命令迅 速带上负荷重新启动投入运行。在重新启动水泵前，应视出口管道压力情况决定是否先关 闭出水阀(给水泵还应开启再循环阀)，以防止启动电流过大引起过载。 第五节 管 道 类 故 障 6.16.主汽管、抽汽管破裂或爆破: 1)迅速故障停机。 2)设法隔断发生故障部分的汽管，开启其管道疏水门或放水门，打开机房门窗放出蒸汽。 3)切勿乱跑，以免被汽流吹伤。 6.17管道的法兰、三通、阀门、焊口等处泄漏: 1)根据情况降低压力，以减少泄漏或隔离其故障管路，联系检修办工作票消缺。 2)检查确定泄漏点和泄漏情况，以防止泄漏处骤冷而产生应力而爆裂。 6.18任何汽管道投运，事前必须充分暖管疏水、放空气以及缓慢升压，防止发生水冲击引起管道振动。 6.19未投用的主汽、抽汽或其它蒸汽管段，必须稍开其管段内的疏水门，防止管段积水引起水冲击导致管道振动。 第七章 汽轮机定期工作及定期试验 第一节 定 期 工 作 定 期 工 作 (切 换) 一 览 表 序设备及项目名称 操作日期 操作班次 操作人 监护人 号 1 自动主汽门杆活动 每日 8-16 司机 班长 2 高调门门杆活动 每日 8-16 司机 班长 3 备用循环水泵切换 每月1日 8-16 司机 班长 4 备用凝结水泵切换 每月3日 8-16 司机 班长 5 备用给水泵切换 每月5日 8-16 司机 班长 6 备用真空泵切换 每月7日 8-16 司泵 班长 7 备用疏水泵切换 每月9日 8-16 司泵 班长 8 中继水泵切换 每月11日 8-16 司泵 班长 9 真空严密性试验 每月12日 8-16 司机 班长 各油泵试验 10 每星期一 8-16 司机 班长 (包括给水泵润滑油泵) 11 循环水二次网反冲洗 每月11日、15日 16-24 司泵 班长 12 机组油箱放水 每月10日、25日 8-16 司泵 班长 13 机组泵组振动测量 每月10日、25日 8-16 司机司泵 班长 14 运行及备用泵组加油 每月10日、25日 16-24 司泵 班长 第二节 设备定期试验项目及试验方法 一)试验项目: 1.主汽门.高压调速汽门严密性试验: 1) 新机组投运或大修后 2) 本设备解体检修后 3) 每年至少一次 4) 超速试验及甩负荷试验前 2.润滑油泵低油压联锁试验(静态) 3.EH油泵低油压联锁试验 4.轴向位移保护试验(静态) 5.相对膨胀保护试验(静态) 6.超速保护试验 5) 新机组投运或大修后 6) 每运行2000小时 7) 停机一个月后再启动 8) 甩负荷试验前 9) 保安系统解体或调整后 7.危急遮断器喷油试验 10) 危急遮断器解体或调整后 11) 新机组投运或大修后 12) 每运行2000小时后 13) 甩负荷试验前 14) 停机一个月后再启动 8.紧急停机按钮试验(静态) 15) 新机组投运或大修后 16) 每月5日 17) 真空系统有问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 9.抽汽安全门校验 18) 新机组投运或大修后 19) 本设备检修后 20) 每半年进行一次 10.高加高水位保护试验(静态) 11.各水泵联动试验和互为联动试验 12.低真空装置试验 13.自动主汽门及高调门活动试验 14.真空严密性试验 二)试验方法: 1. a、自动主汽门严密性试验 1)通知值长联系锅炉运行人员维持参数稳定 2)启动高压启动油泵及EH油泵 3)机组由主汽门控制转速在3000rpm，在DEH严密性试验窗口内按下主汽门试验按钮, 自 动主汽门自动瞬间关闭。 4)转速下降至1000rpm以下为合格。 5)打闸重新挂闸升速3000rpm 6)试验完毕，停高压启动油泵及EH油泵 b、高压调速汽门严密性试验 1) 通知值长联系锅炉运行人员维持参数稳定 2) 启动高压启动油泵及EH油泵 3) 自动主汽门全开 4) 机组由高压调门控制转速维持3000rpm, 在DEH严密性试验窗口内按下高调门试验按钮， 高压调速汽门自动瞬间关闭，转速下降。 rpm以下为合格. 5) 机组转速下降至1000 6) 打闸,重新挂闸至额定转速. 7) 试验完毕,停下高压启动油泵及EH油泵. 2 .润滑油泵低油压联锁试验(静态) (1)检查备用油泵在备用状态，其中交直流油泵出口门关闭。 (2)启动高压辅助油泵投入运行。 (3)启动盘车电机，机组转子转动，检查机组内部转动部分无常。 (4)机组复置，打开主汽门，高压调速进汽门，行程各在20mm左右。 (5)投入交、直流油泵油压低联锁。 (6)由热工专业人员负责，关闭低油压继电器进油阀，缓慢开启油压继电器放油阀。 (7)密切注意低油压继电器动作情况及润滑油压表下降数值。 (a)润滑油压降至0.08MPa,压力控制器发出报警信号。 (b)润滑油压降至0.07MPa,压力控制器发出报警信号，并启动交流油泵(检查油压正常后停 下) (c)润滑油压降至0.06MPa,压力控制器发出报警并启动直流油泵(检查油压正常后停下) (d)润滑油压降至0.04MPa,压力控制器发出停机信号(注意主汽门，高、中压调门，低压旋转隔板关闭) (e)润滑油压降至0.03MPa时,压力控制器发出报警，停盘车，切断回转设备的电动机电源。 (8)试验正常、结束，关闭油压继电器放油阀，全开继电器进油阀。 3高压启动油泵低油压联锁试验 (1)机组正常运行中或空载维持额定转速运转时。 (2)检查高压辅助油泵处在准备状态(出口门在关闭状态)。 (3)确定联锁在“投入”位置。 (4)由热工专业人员负责关闭高压油继电器进油阀，缓慢开启油压继电器放油阀。 (5)当高压油下降至0.8MPa，发出报警，且高压辅助油泵启动。 (6)检查油泵油压正常，停高压辅助油泵(不允许出口在关闭状态下长时间运行);将继电器放油阀关闭，全开继电器进油阀。 4.轴向位移保护试验(静态) 由热工专业人员，汽机专责人、技术员、运行负责人在场。 (1)启动高压辅助油泵及EH油泵，检查正常。 (2)运行人员操作机组挂闸，打开主汽门，高压调速进汽门各行程在20min左右。 (3)合上轴向位移保护联锁。 (4)由热工人员调整轴向位移控制器调整数在，0.9mm,-0.9mm 时，发出报警，调整在，1.0mm、-1.0 mm时，发出停机信号，注意主汽门，高、中压调门，旋转隔板迅速关闭，无卡涩象。 (5)试验结束，解除该保护联锁，停用辅助油泵及EH油泵。 5.相对膨胀保护试验(静态) 试验: 此同轴向位移试验相同 热工人员调整膨胀数值在，2.5mm,,0.8mm报警，在，3mm，,1mm时发出停机信号并停机。 6.超速保护试验 机组运行正常、调节保安系统性能符合要求，试验现场，必有专业负责人、技术员、运行班长在场。 1)机组转速在3090转,分(103,)电超速保护试验。 (1)维持机组额定转速(3000r,min左右) (2)操作面板上opc试验开关在工作位置 (3)运行人员通过操作，使转速上升至3090r,min(103,)左右，电调装置发出(0PC)超速保护信号，使高压调速汽门，中压旋转隔板汽门、低压旋转隔板迅速关闭。 (4)机组下降至3090r,min 以下时，0PC报警信号消失，中压调门、低压旋转隔板全开，而机组由高压调门控制进汽量，机组按新的转速设定目标值运行。 2)机组转速在3300r,min(110,)电超速的保护停机试验 (1)维持机组额定转速3000r,min (2)解除机组在3090转,分(103,)电超速的保护功能。 (3)运行人员通过操作机组升速至3300r,min， 发出停机信号，而使主汽门、、高压调门、中压旋转隔板，低压旋转隔板迅速关闭。 (4)机组试验正常，运行人员待转速降至3000rpm以下，重新使机组复置，开启主汽门，高压调速汽门，控制机组转速在3000r,min。 3)危急遮断器超速试验 (1)新机组安装或机组大修后 (2)停机拆修调速系统后 (3)透平油质恶化或重新换新油后 (4)停机一个月后，再次启动后 (5)每运行2000小时后 试验要求: (1)危急遮断器动作转速应在3300,3360r,min之间。 (2)做超速试验前，禁止做喷油试验。 (3)试验两次，两次转速相差不超0.6,,否则应做三次，第三次动作转速与前两次平均转速差 不应超过额定转速的1%(即30转)。 试验准备工作: (1)汽轮机在空载、额定转速状态下，有携带式转速表，人员分工明确。 (2)先做手动脱扣试验良好。 (3)自动主汽门，调速汽门，严密性试验合格。 试验步骤: (1)机组维持额定转速(3000r,min)。 (2)主汽门关至30mm左右。 (3)解除电调装置103,、110,电超速遮断保护功能。 (4)由运行人员通过操作升速至3300,3360r,min左右，危急遮断器动作，发出停机报警信 号，各主汽门、高压调门、 中压旋转隔板、低压旋转隔板关闭，无卡涩现象。如果在范围内危急遮断器拒动，立即打 闸后由检修人员调整。 (5)待机组转速降至3000r,min后，可利用DCS上的复位按钮或就地复位装置，使危急遮断 油门复位。 (6)运行人员操作机组重新维持3000r,min。 (7)连续两次动作转速相差不超过0.6,，如果不合格，则做第三次。 7.危急遮断器喷油试验 试验方法: (1)机组空载维持3000r,min或机组带负荷正常运行。 (2)把危急遮断试验装置手轮调至“试验”位置。 (3)拉出喷油试验装置手轮。 (4)超速指示器红色标记在前罩窗口显示。 (5)放回试验装置手轮，手按喷油试验装置中间按钮，对危急遮断油门进行复位。 (6)待超速红色指示板在前罩窗口消失后，把危急遮断试验装置手轮调到“正常”位置。 (7)试验结束。 8.紧急停机按钮试验(静态) (1)汽轮机在启动前联系电气检查发电机与母线断开，推上发电机的油开关。 (2)启动高压辅助油泵运行，调速油压正常，机组挂闸，打开主汽门，高压调速汽门行程各20mm 左右。 (3)投入凝结水泵运行，关闭低加入口门，打开再循环水门。 (4)手击危急遮断手柄，报警，发出停机信号。 (5)检查油开关跳闸，自动主汽门，各调速汽门、低压旋转隔板和各段抽汽逆止门迅速关闭， 无卡涩现象。 (6)试验正常，结束后停用高压辅助油泵及凝泵运行。 (7)做好记录。 9.抽汽安全门校验 试验要求:专业负责人、技术员、运行班长、检修人员在场，征得值长同意。 (1)汽轮机负荷在25MW以上。 (2)新安装投入机组、抽汽在未投入时。 (3)汽轮机大修或安全阀检修后。 (4)中压调整抽汽安全门动作压力1.5MPa，回座压力比动作压力低0.2,0.3MPa。 (5)低压调整汽安全门动作压力0.9MPa，回座压力比动作压力低0.1,0.2MPa。 试验方法: (1)与试验的安全阀有联系的设备和系统应隔绝. (2)检查安全门处于完好状态. (3)手动弹簧式安全阀手柄,活动正常。 (4)机组正常,按下投”中压抽汽”按扭及”手动”按扭,投入中压 抽汽手动控制.通过画面上的抽 汽压力”升.降”按钮,提升抽汽压力至1.5MPa左右.使安全门动作后,立即操作抽汽压力“降 低”按钮,降低抽汽压力,使安全门回座,并做好动作和回座压力记录。 (5)若安全门压力到应动作压力未动作时,应立即降低压力,由检修人员进行调整。 (6)如果安全阀动作不回座,人为强制其回座或立即将安全阀从系统中隔离,联系检修处理。 (7)试验结束后,再做低压抽汽管道安全阀试验,步骤与中抽安全阀试验相同。 10.高加高水位保护试验(静态) (1)试验在汽轮机启动前进行,热工人员配合。 (2)开启高加出入口电动阀.联成阀.关闭旁路电动阀。 (3)启动凝结水泵,关低加入口门,开再循环门,开启高加抽汽电动阀。 (4)投入高加高水位保护。 (5)由热工人员模拟高水位第一点800mm,应发出报警,模拟高水位第二点900mm,应发出报警,打开高加紧急电动疏水阀;模拟高水位第三点1200mm,电磁阀动作,联成阀也动作,高加给水电动旁路门开启后,高加出入口电动门关闭,同时高加抽汽逆止阀动作关闭高加进汽电动门，检查动作正确。 (6)试验结束,恢复模拟信号至正常值,停凝结水泵,一切恢复原来状态. 11.各水泵联动试验和互为联动试验 低水压联动试验: 1)确定一台泵运行,备用泵处于联动备用状态.(试验泵出口门关闭),投入联动开关, 2)由仪表人员拨动电接点压力表辅助指针与主指针接点接通，备用泵应联动投入，合上其操作开关，检查出口压力、电流、正常。 3)将压力表辅助指针拨回原整定值，停止试验泵运行。 4)用同样方法试验另一台泵。 5)各水泵低水压联动整定值。 A(中继水泵为0(75MPa B(循环水泵为 0(08 MPa C(给水泵为 11(5MPa (延时5秒) D. 稀油站油泵为0(07 MPa 互为联动试验: 1)确定一台泵运行，备用泵处于联动备用状态，投入联锁开关。 2)按下运行泵的“事故按钮”运行泵跳闸，红灯灭，绿灯亮; 备用泵应联动投入，绿灯灭，红灯亮，事故喇叭响。合上联动泵操作开关，拉掉停止泵操作开关(如果备用泵未联动，停止试验。联系检查)。 3)检查跳闸泵不应倒转。 4)用同样方法试验另一台泵。 12.低真空装置试验 1)试验在汽轮机启动前，也可以在停机时，当负荷减至零，发电机解列后，逐渐开启真空破坏阀的方法进行动态试验。热工人员配合。 2)启动高压辅助油泵及EH油泵。 3)机组挂闸，开启自动主汽门，开启高调门及中低压旋转隔板。 4)投入总联锁，低真空保护联锁开关。 5)由热工人员模拟凝结器真空数值在-0.0833MPa时，使电接点接通，发出真空低一值报警;在-0.0644MPa时,发出停机信号,同时自动主汽门。各调门.低压旋转隔板迅速关闭。 6)试验结束,停高压辅助油泵及EH油泵,一切恢复原来状态。 13.自动主汽门活动试验 1)司机向值长报告，征得同意后，在班长监护下进行。 2)放置好活动试验保护托架。 3)按下控制概貌画面上“TV”按钮，打开自动主汽门试验窗口，按下试验(关)按钮，自动主汽门动作，开始关闭，关闭至90%时，便停止关闭动作，按下窗口中取消(开)按钮，自动主汽门缓慢打开。 4)密切注意主汽门开.关动作灵活,无卡涩现象. 5)试验结束,取出主汽门保护托架。 14.真空严密性试验 由运行班班长在场监督，司机、司泵助手协助参与试验 1)检查机组、真空泵各部运行正常。 2)保持机组电负荷为40MW，稳定10分钟后。 3)记录排汽温度、真空、电负荷一次。 4)关闭运行抽气器空气门，注意真空变化。 5)从关闭空气门开始，每分钟记录一次真空参数。 6)试验5分钟，开启抽气器空气门。 7)作好记录，5分钟真空下降值，求得平均值，每分钟下降0.0004MPa(3mmHg)以下为合格。 8)如果试验过程中，真空下降至0.0833MPa，排气温度升高到70?，如遇机组发生其它故障， 立即停止试验，开启运行抽气器空气门，恢复原来的运行状态。 .2 液压保护系统在现场的试验及调整 7.2.1 危急遮断器超速试验 7.2.1.1 机组在下列情况下，应用提升转速的办法对危急遮断器进行超速试验: (1) 汽轮机新机安装完毕首次启动时; (2) 正常运行每2000小时之后; (3) 机组在大修后首次启动时; (4) 危急遮断器经过检修解体或调试后; (5) 停机一个月以上再次启动之前; (6) 机组在做甩负荷试验之前。 7.2.1.2 机组在下列情况下，禁止做超速试验: (1) 机组经过长期运行后停机，其健康情况不明时; (2) 严禁在额定参数或接近额定参数的情况下做超速试验; (3) 调节系统、调节汽门有卡涩现象时; (4) 主汽阀或调节阀严密性不合格时。 7.2.1.3 提升转速做危急遮断器超速试验前必须做到的保安措施: (1)为了减少对机组寿命的影响，做超速试验前，机组宜先带25―30%负荷运行3―4小时后，逐渐减负荷至零，然后解列并空转运行后，再做超速试验。以保证转子高速旋转时，应力超过其材料的FATT。做超速试验时，新汽压力不得高于3.9MPa。 (2)超速试验前，必须进行机头和集控室手动打闸停机试验，确认打闸停机功能完好。 (3)检查电气超速保护，确认其功能完好，并处于投入状态。 (4)做超速试验时，在任何情况下，转速不允许超过3360r/min，一旦达到3360r/min，必须立即打闸停机，为此必须有专人在机头手动停机按钮旁和集控室停机按钮旁负责操作，随时准备打闸停机。 (5)超速试验时，必须配有可靠的转速表监视。 7.2.1.4 做危急遮断器超速试验步骤: 先检查并确认危急遮断指示器安全油路已接入系统，危急遮断指示器处于复位状态，然后将转速由3000r/min升至危急遮断器动作转速(参照工厂试验值，约为3270r/min―3300 r/min)，使主汽阀及调节阀关闭，机组无法继续升速。当机组转速由危急遮断器动作转速降至3000r/min左右，撞击子复位后，用复位电磁阀将危急遮断指示器复位，当微动开关显示危急遮断指示器已复位。则可继续进行下一次超速试验。重复上述方法，做第二、第三次危急遮断器试验。要求第一、第二次试验的动作转速值误差小于18r/min，要求第三次试验的动作转速与第一、第二次的平均值之差小于30r/min。满足上述要求，则认为危急遮断器性能合格，不需要对危急遮断器进行调整。 在任何情况下，试验转速不允许超过3360r/min，一旦达到3360r/min，应立即打闸停机。 7.2.1.5 超速试验动作转速的调整: 根据固定式发电用汽轮机技术条件(GB/T5578-85)的规定，危急遮断器动作转速整定值为108%―112%。根据电力部门关于适当降低危急遮断器动作转速的要求，本机宜将危急遮断器动作转速整定在3270r/min―3300 r/min。试验中如发现动作转速不符合要求，应停机进行调整，调整螺母顺时针方向每转动30?，动作转速提高105 r/min。(参考值) 7.2.2 危急遮断器注油压出试验: 新安装的机组，在并网带负荷之前，应作危急遮断器注油压出试验。 机组每运行2000小时应进行一次危急遮断器注油压出试验。 试验在机组3000r/min空转情况下进行。 做危急遮断器注油压出试验时，先将危急遮断器切除电磁阀通电，切断进入危急遮断指示器的安全油路，压力开关发出信号，表示安全油压切除成功，危急遮断指示器已切除出系统。然后将注油电磁阀通电，接通去危急遮断器油囊的压力油管路，进行注油，在离心力作用下飞锤飞出。当电指示器装置显示飞锤已飞出，并记录飞出转速，停止注油。注油电磁阀断电，当注入危急遮断器的油从危急遮断器底部小孔逸出后，撞击子已复位，将复位电磁阀通电，接通去危急遮断指示器上部的压力油管路，使危急遮断指示器复位。当微动开关显示危急遮断指示器复位已完成，将危急遮断器切除电磁阀断电，危急遮断器滑阀恢复参与保护，危急遮断器注油试验结束。 做危急遮断器超速试验前一段时间，最好不做注油压出试验，因为这会使危急遮断器超速动作转速不准确。 7.2.3 主汽阀关闭联锁保护试验 此项试验应分为两步进行: 第一步先将各监测保护项目的报警值及联锁动作值和停机值进行整定，检查各项保护监测数值达到规定值时，继电器是否动作，低油压保护应检查事故油泵是否联锁启动。 第二步在汽轮机启动前静止状态下，启动高压泵做主汽阀联动试验，凡是可直接调整被监测量的项目，如低油压保护，试验可以从一次表开始一直联锁到主汽阀关闭，其他项目可以从继电器开始联锁到主汽阀关闭。注意联锁主汽阀关闭时，主汽阀可不必开足行程，目的是保护主汽阀关闭时避免过大的撞击。 7.2.4汽轮机调节系统的其他试验 调节系统静止试验、静态特性试验等，请参阅DEH制造厂的说明书。 7.2.5 甩负荷试验 7.2.5.1 甩负荷试验的目的 甩负荷试验的目的是验证调节系统对甩负荷的适应能力。检查汽轮机在甩全负荷时转速升高值是否仍在危急遮断器动作转速以下，测取机组甩负荷后过渡过程的时间，根据录波记录可以分析影响甩负荷性能的因素。 7.2.5.2. 甩负荷试验前必须具备的条件 (1)调速系统静态特性满足要求，速度变动率、迟缓率合格。 (2)主汽阀、调节阀严密性试验合格，在额定参数、主汽阀全开情况下，调节阀能够维持机组空负荷运行。 (3)手动打闸停机、超速保护、危急遮断器动作转速、集控室远控停机等，均符合要求，处于正常状态。 (4)抽汽逆止阀系统联锁动作符合要求，关闭严密。 (5)低油压保护符合要求。 (6)辅机、锅炉、旁路系统、电气等方面做好甩负荷的准备工作，与电网取得联系。 7.2.5.3 甩负荷试验注意事项 (1)为了保证机组在甩负荷时的安全性，一般可按50%、75%、100%负荷逐步升级做甩负荷试验。若甩较小负荷时已发现动态性能不好，如转速升高至危急遮断器动作转速，或者转速有较大波动，长时间不能稳定等，则在缺陷消除前不再进行甩负荷试验。 (2)甩负荷过程需要录波记录，录波参数有:转速、功率信号、各调节阀行程等。 (3)机组负荷调整在需要甩掉的值，先记录各测量参数甩负荷前的原始值，然后操作发电机油开关跳闸按钮进行甩负荷，录波记录的起始时刻应略早于甩负荷操作的起始时刻。 (4)甩负荷试验时，重要部位应有专人看守，如应有专人监视转速，当转速升高超过危急遮断 器动作值，而危急遮断器又不动作时，应紧急手动打闸停机。 对抽汽逆止阀控制系统也应有专 人监视，一旦甩负荷未能联动抽汽逆止阀动作，也应手动控制系统电磁阀，使抽汽逆止阀关闭。