1余热发电操作运行规程(电气修改最终版).doc

三友公司余热发电操作规程目 录总 则第一部分 汽轮机操作规程第一章 技术参数第二章 nz7.91.05/0.2型机组的启动 第一节 启动前的准备工作 第二节 附属设备的启动 第三节 暖管 第四节 冲转 第五节 热态启动原则 第六节 闪蒸器的投入第三章 运行与维护 第一节 正常运行控制指标 第二节 运行中的维护与检查第四章 汽轮机的停止 第一节 停机前的准备工作 第二节 手动停机 第三节 盘车装置的使用第五章 汽轮发电机组的故障处理第一节 事故处理原则第二节 事故停机及故障停机条件第三节 事故停机及故障停机步骤第四节 主蒸汽系统故障第五节 凝汽器真空下降第六节 油系统故障第七节 发电机甩负荷及保护装置故障第八节 不正常的振动和异音第九节 运行中叶片损坏或断落第十节 管道故障第十一节 厂用电源故障第十二节 电网周波不符合标准第十三节 发电机、励磁机着火第二部分 附属设备操作规程第一章 总则第二章 附属设备的启停第一节 附属设备技术参数第二节 凝结水泵第三节 循环水泵第四节 射水泵及射水抽汽器第五节 交直流油泵第六节 凝汽器第七节 冷油器第八节 冷却水塔第九节 给水泵第三部分 化学操作规程第一章 纯水的制取第二章 加药及加药装置第一节 加药方法第二节 运行监督第三节 汽水质量标准第四部分 余热炉操作规程第一章 aqc炉操作规程 第一节 aqc炉的启动 第二节 aqc炉的停止第二章 ph炉操作规程 第一节 ph炉的启动 第二节 ph炉的停止第三章 余热炉的运行维护 第一节 锅炉运行基本参数第二节 余热炉的运行与维护第三节 余热炉的事故处理及预防第四节 拉链机的操作第五部分 设备试验规程第一章 汽轮机启动前的试验项目第二章 汽轮机定速后的试验项目第三章 设备定期倒换第四章 主要试验项目的试验方法 第一节 低油压油泵自投及停机保护试验 第二节 机电联锁试验 第三节 主汽门严密性试验 第四节 高压调门严密性试验 第五节 喷油试验 第六节 超速保护试验 第七节 deh拉阀试验 第八节 调门活动试验 第九节 真空严密性试验第六部分 特殊规程的规定第一章 热力系统拟定的原则及特点第二章 重要操作的规定第三章 380v低压阀门盘、动力箱和直流电源操作的有关规定第七部分 电气操作规程第一章 运行方式第一节 380v厂用电运行方式第二节 倒闸操作的一般规定第三节 其它规定第二章 事故处理规程第一节 事故处理的一般规定第二节 处理事故的原则第三节 异常及事故的现象和处理第三章 发电机、励磁机规范第一节 发电机规范第二节 励磁机规范第四章 起动、并列、带负荷第一节 发电机起动前的准备第二节 发电机起动、升压与并列第三节 正常运行的监督与维护第四节 发电机的解列与停机第五节 异常现象和事故处理第六节 dvr-2000b自动电压调节器第五章 变压器运行规程第一节 变压器的投入与停止第二节 正常运行的监督第六章 消弧线圈运行规程第一节 消弧线圈投入与停止第二节 消弧线圈第三节 测控仪的异常情况处理第四节 消弧线圈的事故处理第七章 电动机运行规程第一节 电动机的启动与停止第二节 电动机运行的监督与检查第三节 异常现象和事故处理第八章 配电装置运行规程第一节 总则第二节 开关第三节 刀闸第四节 电缆第五节 避雷器第六节 电流、电压互感器运行与检查第七节 电流、电压互感器异常及处理第八节 继电保护装置第九节 联路线的有关规定第九章 直流系统运行规程第一节 正常运行方式第二节 蓄电池的操作余热发电运行操作规程总 则一 对汽轮机各瓦振动的要求：1 汽轮机在运行中使用准确的测振表，测量汽轮机发电机组各轴承三个方向的振动数值，并记录在专用的记录本内；2 机组大修后启动时，除按要求在各个转速下暖机时测量汽轮发电机组各轴承振动数值外，在并列后，每长5mw负荷，还应测量一次轴承振动，并详细记录在专用记录本内；3 在轴承异常，振动明显增加时，应增加测振次数并进行记录；4 汽轮发电机组各轴承振动标准如下：汽轮机转速双倍振幅优等良好合格30000.02以下0.03以下0.05以下 注：制造厂允许机组轴承振动最大不超过0.03mm，测量时应同时记录当时的负荷、主汽流量真空等参数数值。二 汽轮机调节系统应符合下列要求：1 当汽温、汽压、真空等参数正常及主汽门完全开启时，调节系统应能维持汽轮机空负荷运行；2 当汽轮机突然甩负荷时，调节系统能控制汽轮机转数在危急保安器动作转数以内；3 调节系统迟缓率不大于0.2%，速度变动率应不大于6%；4 当危急保安器动作后应保证主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关严密三 发生下列情况之一时禁止启动汽轮机：1 主汽门、调速汽门卡涩不能关严时；2 主要表计不全或指示不正常（转数表、真空表、汽压、汽温表等）；3 调速系统不能维持空负荷运行和甩去全负荷后不能控制转速时；4 汽轮发电机组内部有磨擦声，正常运行振动超过0.03mm时；5 交、直流辅助油泵工作不正常和油系统油压不稳时,及油温低于25时；6 盘车装置工作不正常时；7 汽轮机组各种保护不正常时；8 透平油质不合格；9 上下缸温差超过50 ；10 转子弯曲晃动超过冷态原始值0.02mm；第一部分 汽轮机操作规程第一章 技术参数一汽轮机技术参数名 称单 位数 值备 注型号nz8-1.15/0.13旋转方向从汽轮机向发电机看为顺时针方向级数11额定功率mw8主汽门前压力mpa1.150.1 主蒸汽温度352.8主蒸汽流量t/h40.36 最大主蒸汽流量t/h44.4补汽参数(压力,温度，流量)mpa/t/h0.13 /107.1/4.48转子临界转速r/min1530轴系临界转速r/min1836额定排汽压力kpa6.35额定汽耗（保证值）kg/kwh4.73（4.8719）额定热耗（保证值）kj/ kwh14192（14617.76）轴承最大允许振动mm0.03循环水温度25二发电机技术规范项 目单 位数 值备 注额定功率kw12000额定电压v6300额定电流a1375功率因数0.8转速r/min3000冷却方式空冷空冷器进水温度33发电机入口风温40三调节系统技术参数项 目单 位数 值备 注主油泵进口油压mpa0.10.15主油泵出口油压mpa1.27速变率%3-6迟缓率%0.2油动机最大行程mm150危急遮断器动作转速r/min3300-3360危急遮断器复位转速r/min305515喷油试验时危急遮断器动作转速r/min292030tsi超速保护值（停机）r/min3300deh控制器超速停机值r/min3300转子轴位移保护值mm+1.30.7mm停机值转子轴位移报警值（付推定位）mm+1.00.6mm负为反向润滑油压低一报警值mpa0.050.055润滑油压低二报警值mpa0.04润滑油压低保护值一（停机值）mpa0.02-0.03润滑油压低保护值二（停盘车）mpa0.015润滑油压升高报警值（停电动油泵）mpa0.16主油泵出口油压低报警值mpa1.0轴承回油温度高报警值65轴瓦温度报警值100凝汽器真空低报警值mpa-0.087凝汽器真空低保护值（停机值）mpa-0.061轴承座振动报警值mm0.06主蒸汽压力高报警值主蒸汽温度高报警值第二章 nz7.91.05/0.2型机组的启动第一节 启动前的准备工作一汽轮机组检修完毕，全部工作票已回收，现场设备以达到可投入运行条件。二接到汽轮机启动的命令后，应做好一切准备工作，对本岗位设备及系统进行详细检查，并与有关部门联系。1 电气人员：测量发电机及各电动机绝缘，并送好电源；2 热工：投入所有仪表、信号电源并检查声响灯光信号应正常；全开各压力表一次门、二次门，各轴承放好温度计；3 化学人员：准备好除盐水，并注意闪蒸器水位变化；4 锅炉人员：做好启炉准备；5 备齐汽轮机启动工具、记录本、测振表、灭火用具；6 填好汽轮机启动操作票三主油系统的检查1 润滑油加好，油箱油位正常，润滑油加好，油箱油位正常,油循环结束，油质符合要求，油箱各加油门、放油门及放水门、滤油门关闭严密，油箱排油烟机工作正常。2 高低压交流油泵、直流油泵试验正常，处于备用状态。（即出入口开启，逆止门严密）。3 冷油器工作正常，一台油侧投入,一台处于备用状态。四 主蒸汽系统的检查（见暖管）五 轴封及真空系统的检查1 开启均压箱疏水门，均压箱至凝汽器泄汽门；关闭均压箱至高低压轴封供汽门，均压箱减温水门，主蒸汽供汽门。2 开启前后轴封至轴加泄气门，各水封门注水，开启轴加水侧进、出入口门；关闭轴加旁路门；轴加水封充水并开启轴加疏水至凝汽器阀门；开启轴封抽风机入口阀门。3 开启凝汽器两侧至射水抽气器空气门；关闭凝汽器真空破坏门。4 射水泵出入口门应开启，逆止门应严密，联动试验正常。六 补汽及疏水系统的检查1 检查闪蒸器至汽轮机补汽门应在关闭位置，关闭省煤器出口至闪蒸器进水门；2 关闭补汽管路上的疏水门；3 检查闪蒸器内水位在正常水位，关闭闪蒸器放水门；七 循环水系统的检查1 开启冷却塔上水门，关闭水塔排污门、防冻门，水塔水位应正常。2 凝汽器进水门前、后放水均应关闭。3 开启循环水至空冷器进、出口门，开启循环水至射水池补水门，（启动循环水泵后应调整射水池水位、溢流正常）。4 开启冷油器冷却水出口门，关闭入口门。5 开启循环泵入口门，泵内充满水后关闭放空气门，关闭循环泵出口门；6 开启凝汽器进、出口水门，待凝汽器内充满水后关闭放空气门。六 凝结水系统的检查1 凝结水泵出入口门、空气门、密封水门应开启，逆止门应严密，联动试验应正常。关闭出口放水门，关闭凝结水至闪蒸器进水门。2 关闭凝汽器热井放水门。七 aqc、ph炉的检查（详见锅炉操作规程）八 调节保安系统的检查1 通知现场巡检人员检查确认主汽门、高调门、混汽调节阀动作是否灵活（主蒸汽暖管前进行）。2 检查确认汽轮机危急遮断保护、轴向位移保护等ets保护功能是否投入。3 检查确认汽轮机发电机各检测仪表显示值是否正常。4 检查确认手拍危急遮断器处于复位位置。5 检查确认ddv伺服阀工作正常。对以上系统设备检查完毕正常后，进行下一阶段的准备。第二节 附属设备的启动一启动低压交流润滑油泵，在低压情况下驱除油管道及各部件中的空气；启动高压电动油泵向各轴承及调节保安油系统供油，停低压油泵；投入盘车装置。二投入转动设备冷却水。三启动循环水泵，一台运行一台备用，注意凝汽器充水时缓慢开启出口碟阀，待充满水后，逐渐全开出口碟阀。第三节 暖管一. 主汽管暖管（采用锅炉启动滑压暖管）1. 暖管时注意事项：暖管时应避免管道突受热冲击，造成过大的热应力和水冲击，管道疏水应畅通，管道温升速率控制适当，管道支吊架状况应正常。2. 各岗位联系正常后，报告值长，进行主汽门前的暖管。2.1 检查开启所有主汽管道、汽机本体及导管疏水；2.2 检查开启主汽旁路至凝汽器手动门；2.3 检查关闭主汽至均压箱供汽门；2.4 系统检查完毕正常后，联系窑操作员进行启炉的工作（详见余热锅炉操作规程），利用余热炉启动过程的低参数蒸汽进行暖管。2.5 暖管过程中注意控制管道压力，在达到0.20.3mpa，温度达到150时，保持15min；后继续升压，升压速率按0.01 mpa/min，升温速率按2/ min，直至升至额定压力1.15 mpa，温度达到270时，暖管结束。二. 投入凝结水系统，以冷却轴封泄气及供给真空系统密封用水。三. 开启主汽至均压箱供气门，进行轴封系统的暖管。待温度达到额定参数后，轴封系统暖管结束，关闭均压箱疏水门。四. 启动射水泵，抽真空，一台运行一台备用。开启均压箱至高低压轴封供汽门向轴封供汽。第四节 冲转一. 冲转前应具备下列条件1. 润滑油温不低于25，润滑油压0.080.15mpa；2. 汽轮机opc油压、ats油压、保安油压在0.651.3 mpa；3. 主汽压力1.15 mpa，主汽温度270以上，真空70kpa以上。二. 通知各岗位人员，汽轮机冲转1. 操作员打开汽轮机入口蒸汽截止阀，通知现场操作人员关闭其旁路阀；2. 通知现场操作人员复位危急保安器，检查确认危急遮断指示器显示“正常”，然后在转速控制操作画面上点击“挂闸”按钮，汽轮机ast油压、opc油压、保安油压建立0.65mpa以上，汽轮机主汽门自动开至100%；3. 操作员在模式选择下点击“高调门手动启动”，接着点击“进入转速设定”，若是冷态启动，输入暖机转速400rpm，升速率设定为100；若是热态启动，输入暖机转速500rpm，升速率设定为200，点击确认，接着点击“进行”，汽轮机调节汽门自动开启，汽轮机启动冲转；4. 倾听内部有无异常声音,检查轴承回油油温、轴瓦温度，机组膨胀、轴向位移是否正常；5. 一切正常后，开始升速；6. 升速操作,见启动时间分配表冷态启动时间分配表启动转速时间冲转后升速至400r/min2min检查并维持400r/min8min均匀升速至1200r/min10min检查并维持1200r/min15min均匀升速至2500r/min5min检查并维持2500r/min10min均匀升速至3000r/min10min合计60min三.冲转过程中注意事项1 在升速过程中，通知现场巡检人员检查确认汽轮机振动有无异音，如有异音，应立即停止升速，查明原因，恢复正常后方可升速；2 在升速过程中，通知现场巡检人员检查汽轮机排汽压力、油压值的变化，如有异常，应立即停止升速，待处理正常后方可升速；3 1300r/min以下升速过程中，机组振动不得超过0.03mm，一旦超过该数值，则应降低转速至振动消除，维持此转速运转30分钟，再升速，如振动仍未消除，需再次降速运转120分钟，再升速，如振动仍未消除，则必须停机检查（过临界转速时振动不得超过0.1mm）；4 随时注意汽缸膨胀，防止滑销系统异常；5 及时调整凝结水再循环，保证凝汽器水位，凝结水不合格时排地沟，当水质合格后回收至系统；冷油器油温超过40时投入冷却水，排汽缸温度超过100时投入排汽缸喷水；6 当转速达到3000r/min时，升速结束，通知现场巡检人员对汽轮机、aqc炉、ph炉进行全面检查确认有无异常情况；7 定速后停止高压油泵（在机组升速至额定转速后、停用高压油泵时，要先缓慢关出口阀并注意监视润滑油压的变化，出口阀全关后中控手动停高压油泵。然后再打开高压油泵出口阀恢复备用，开启出口阀时也应注意监视润滑油压的变化）；四. 并列带负荷1. 机组定速后，电气操作员检查各项电气设备情况及各项试验；2. 通知总降值班人员发电系统具备并网条件，并等待总降值班人员答复；3. 一切正常后，按“同期投入”按钮；4. 通知现场巡检人员准备投励磁及并网操作；5. 操作员监控52g开关合闸信号显示后，确认发电机自动带初负荷；6. 操作锅炉挡板带锅炉负荷缓慢升汽轮发电机负荷；7. 根据主蒸汽压力在压力控制界面下合理调整主汽压力设定值，将汽轮机控制模式由功率控制转为压力控制，转换过程中防止发电机负荷出现太大波动。第五节 热态启动原则一.凡停机时间在12小时以内，机组再启动视为热态启动，其他情况视为冷态。二.热态启动应遵守以下几点：1. 蒸汽温度应高于汽缸进汽室温度30以上，并具有80过热度，严禁出现冷却；2. 在冲转前2小时转子应处于连续盘车状态；3. 在连续盘车状态下，应先向轴封送汽后抽真空；4. 轴封送汽温度200；5. 维持真空约80kpa；6. 润滑油温应在40；7. 启动前必须充分暖管和疏水；8. 启动前的准备工作与正常启动同样进行；9. 热态启动必须严格监视轴承振动，转速1300r/min以下振动超过0.03mm应停机检查；通过临界转速时，振动超过0.01mm应立即打闸停机，严禁降速暖机。三. 汽轮机热态启动时间分配表热态启动时间分配表启动转速时间冲转后升速至500r/min2min检查并维持500r/min3min均匀升速至1200r/min5min检查并维持1200r/min3min均匀升速至2500r/min5min检查并维持2500r/min2min均匀升速至3000r/min5min合计25min四. 并列后快速加负荷至前汽缸温度对应的负荷后，再根据窑运行情况增减负荷。第六节 闪蒸器的投入一混汽投入前的准备1 检查确认省煤器出口温度是否已达到167；2 检查确认发电功率在机组额定功率30%以上；3 检查确认混汽管道及旁路上所有疏水阀前后手动阀是否已打开；4 开启混汽截止阀旁路阀进行闪蒸汽暖管；5 与现场核对闪蒸器液位与现场是否一致；二混汽投入1 检查确认闪蒸汽管道暖管是否10分钟以上；2 检查发电负荷在机组额定功率30%以上；3 打开混汽切断阀;4 在负荷控制操作界面上点击“补汽控制”，进入补汽控制画面，点击“打开补汽快关阀”，补汽油动快关阀得电，点击“补汽手动控制”，根据闪蒸器压力手动调整混汽调节阀适当开度；5 关闭混汽截止阀旁路阀。第三章 运行与维护第一节 正常运行控制指标名称数值范围单位备注额定功率8000kw汽机转速3000r/min电网周波500.5hz主汽压力1.15mpa主汽温度352.8范围320-435主汽流量40.36t/h排汽温度65空负荷100调速油压3.45mpa调速油温25润滑油压0.078-0.147mpa润滑油温38-42主油泵入口油压0.1mpa主油泵出口油压1.0mpa推力瓦块温度最高100轴承回油温度最高65轴承振动0.05mm油箱油位0-30mm轴向位移-0.7；+1.3mm凝汽器真空-0.093mpa-0.087报警凝汽器端差8凝结水过冷却度2循环水温升6发电机入口风温40发电机出口风温60滤油器压降0.02-0.04mpa均压箱压力0.00294-0.0294mpa第二节 运行中的维护与检查一. 值班人员必须做到认真监盘，根据机组运行情况和表计变化及时进行比较分析，使所管辖设备保持在安全、经济的条件下运行。二. 按照巡回检查制度，定期对所管辖设备、系统进行全面检查，包括：声音、振动、温度、压力、油流、各瓦温度、油箱油位、及汽、水、油系统的严密情况，严防着火，真空系统水封门不可断水。三. 准时抄表，发现仪表指示和正常值有差别时，应立即查明原因，采取必要措施。四. 机组负荷发生变化时应注意下列事项：1.调节系统无犯卡现象，如有犯卡现象应将电负荷调整到原来的运行状态并找出原因，采取措施；2.检查轴向位移、推力瓦块温度、主蒸汽参数、真空、凝结水压力、流量等主要表计变化情况；3.倾听汽轮机内部声音，检查机组振动；4.注意轴加出口温度，及时调整旁路门开度，保证轴加工作正常；5.注意冷油器油温，超过允许范围应及时调整，切忌油温大幅波动；五. 运行中根据化学监督要求，分析汽水、油质情况，发现问题及时处理。六. 运行中应经常监视射水抽汽器和射水泵的运行情况。七. 维持凝汽器的最佳真空，合理开停、调整循环水泵。经常分析凝汽器运行指标，保持凝汽器的经济运行。注意检查各备用泵的备用情况，应符合启动前的条件。设备的定期倒换、试验按规定进行。八. 冷水塔的巡检每班至少全面检查三次。九. 经常检查排油烟机的运行情况，当排油烟机发生故障时应及时消除。十. 运行中发现设备缺陷应及时汇报值长，填写设备缺陷记录。十一.搞好文明生产，每班对所管辖的设备及地面全面清扫一次。第四章 汽轮机的停止第一节 停机前的准备工作一. 操作员在接到值长停机的命令后，首先填好操作票，然后在值长统一指挥下做好停机准备工作。1.试验好高低压交流油泵，直流油泵及盘车电机；2.联系现场各岗位人员。3.逐渐减低余热炉的负荷，退出闪蒸器（见补汽规程）。4.减负荷过程中注意及时调整轴封压力；利用凝结水再循环保持凝汽器水位、凝结泵电流、压力，及时调整冷油器油温。5.电动主汽门前温度、前汽缸壁温波幅瞬时不超过20，总体不超过50。6.注意汽缸的膨胀及机组的振动情况。7.注意调速系统的动作情况，调速系统不应有设定障碍及犯卡现象。8.注意调整闪蒸器水位，保证给水泵工作正常及锅炉用水，及时调整给水泵负荷。第二节 手动停机一. 当发电机功率降至1000kw后，通知电气操作员发电机解列。（此处需推敲）。二. 中控监控到52g发出分闸信号后，中控打闸停汽轮机三. 注意机组转速变化，记录解列时间。四. 检查确认当主油泵出口压力降至1.0mpa时,主油泵自动转换至高压电动油泵运行,控制油压及润滑油压正常。（可以先手动开启高压油泵）五. 高压油泵启动后注意油泵振动、油压变化、轴承回油、油流应正常。六. 停止射水泵。七. 在转速下降过程中要经常监视各轴承油压（压力数值？）、油流及油温，当油温降到40以下时，关小冷油器进水门直至全关。关闭发电机空冷器入水总门（根据实际运行要求决定是否关闭入水总门）。八. 转速降至1000r/min时，破坏真空，开启真空破坏门。九. 转速到0，立即启动盘车装置。十. 转速到0，真空到0，记录惰走时间。十一.停止轴封供汽，停轴封抽风机。十二.停止凝结水泵，关闭再循环门。十三.开启主汽管道疏水，主汽门疏水及本体疏水。十四.排汽缸温度低于50时，停止循环水泵。第三节 盘车装置的使用一. 盘车装置在运行中联锁保护必须投入。二. 停机后连续盘车，当上缸壁温低于150时，可改为断续盘车。三. 断续盘车每30分钟盘动转子180度。四. 上下缸壁温低于100后，停止盘车。五. 连续盘车后断续盘车期间，低压交流油泵必须连续运行；盘车停止8小时后方可停止交流油泵，防止前面轴承过热。六. 连续盘车期间，保持轴承供油压力不低于规定值。七. 润滑油泵停止后，停止排油烟机。第五章 汽轮发电机组的故障处理第一节 事故处理原则一. 机组发生事故，必须根据事故现象，对照有关表计的变化，迅速查明原因，采取相应的措施，果断处理，消除事故或将事故的影响限制在最小范围之内。尽快恢复故障设备，使机组正常运行，保证机组最高效率运转。二. 以安全第一为原则处理事故，设法消除危及人身及设备安全的因素。三. 发生事故，应尽可能的将事故现象汇报值长，在值长统一指挥下进行处理。四. 操作人员接到命令应复诵一次，不明白之处应问清，操作完毕后应向发令人员汇报。五. 事故发生在交接班时，接班人员应在交班人员的指挥下协助处理，待事故消除后，方可办理交接班手续。六. 汽轮机保护动作，主汽门关闭，发电机与电网并列运行的时间不许超过3分钟。七. 当发现本规程没有列入的事故现象时，运行人员应根据自己的判断，主动采取措施进行处理，若不是紧急情况应请示有关领导，共同研究处理。八. 事故或故障停机时，必须现将主汽门、补汽门、调速汽门关闭后方可解列发电机，以避免超速扩大事故，并及时开启辅助油泵以免转速下降时烧毁轴瓦。第二节 事故停机及故障停机条件一. 发生下列情况之一，应破坏真空，按事故停机步骤处理：1. 机组突然发生强烈振动或金属撞击声；2. 机组转速升高至3360r/min，而危急遮断器未动作；3. 机组发生水冲击；4. 轴端汽封冒火花；5. 任何一个轴承断油或回油温度急剧升高；6. 轴承回油温度升高超过75，瓦温超过110或轴承内冒烟；7. 油系统失火且不能很快扑灭；8. 油箱内油位突然下降到最低油位以下；9. 润滑油压降至0.0196mpa；10.轴向位移超过1.2mm11.主汽管破裂；12.发电机冒烟；13.后汽缸排汽门动作；14高压主蒸汽管、补汽蒸汽管或其他管道爆破。二. 发生下列情况时，应不破坏真空故障停机：1. 凝汽器真空低于0.061mpa；2. 进汽温度低于（300）3. 第三节 事故停机及故障停机步骤一. 事故停机步骤（破坏真空停机） 1. 手打危急保安器，检查主汽门、调速汽门、补汽门应迅速关闭，再按发电机跳闸按钮，使发电机与电网解列； 2. 注意机组转速变化，开启高压油泵，注意润滑油压的变化； 3. 注意调整均压箱压力； 4. 停止射水泵，开启真空破坏门； 5. 及时开启余热炉向空排汽； 6. 关闭闪蒸器进水门，停止闪蒸器运行，注意保持闪蒸器水位，保证给水泵的正常运行； 7. 开启凝结水泵再循环水泵，保持水泵的电流、压力；8. 其它步骤按正常停机步骤进行。二. 故障停机步骤（不破坏真空停机） 1. 手打危急保安器，检查主汽门、调速汽门、补汽门应迅速关闭； 2. 向值长汇报故障情况，由电气副值将发电机解列，注意机组转速变化； 3. 开启高压油泵，注意润滑油压的变化；4. 注意调整均压箱压力；5. 及时开启余热炉向空排汽；6. 关闭闪蒸器进水门，停止闪蒸器运行，注意保持闪蒸器水位，保证给水泵的正常运行；7. 开启凝结水泵再循环水泵，保持水泵的电流、压力；8. 其它步骤按正常停机步骤进行。第四节 主蒸汽系统故障一. 主蒸汽压力主蒸汽压力允许在（0.951.8mpa）范围内变化。由于机组在正常运行时采用主汽压力闭环控制，所以只要在运行中设定了压力定值，deh控制系统自动根据系统压力调节负荷。当超负荷时，应根据实际情况进行相应的调节。6 当压力高于1.25mpa时；7 当压力超过1.5mpa时；8 当压力超过1.8mpa时，运行时间不得超过20h。二. 主蒸汽温度 （一）主汽超温时 1. 主蒸汽温度允许在（300435）范围内变化； 2. 汽温超过（380）时，及时调整余热炉烟气挡板开度或冷风阀开度； 3. 汽温超过（415）时，降低汽温高的余热炉的负荷，使汽温稳定在额定范围内； 4. 汽温超过（435）超温时间达30分钟时，故障停机； （二）主汽低温时 1. 汽温降到（340）时，及时调整余热炉烟气挡板开度或冷风阀开度； 2. 汽温降到（320）时，降低汽温低的余热炉的负荷，使汽温稳定在额定范围内； 3. 当汽温低至（300）无法恢复时，故障停机； 4. 在汽温下降过程中发生水冲击象征时，立即破坏真空停机； 5. 汽压、汽温同时下降时，应按汽温下降或下降快者处理。第五节 凝汽器真空下降一. 发现凝汽器真空下降时应对照真空表与排汽温度、凝结水温度表，证实真空确以下降，迅速查明原因，采取措施。二. 如真空急剧下降应按下表减负荷：真空kpa838281797775737168负荷mw7.976543210当负荷降至零，真空低于60.6 kpa时，故障停机。三. 迅速查找真空下降原因： 1. 射水抽汽器工作不正常； 2. 凝汽器水位高； 3. 循环水量少或中断； 4. 轴封压力低或中断； 5. 真空状态下工作的管道、设备不严，漏入空气； 6. 冷却水温高； 7. 真空系统可能有误动作。四. 真空下降原因及处理 1. 射水抽汽器喷嘴堵塞时，入水压力高、负压降低射水泵电流减小，停机后停止抽汽器进行清扫。3. 运行的射水泵掉闸，备用泵应自投否则手动开启，若备用泵不能启动时检查故障泵无明显故障时，可抢合一次故障泵，两台泵均不能启动时应快速联系电气抢合故障泵或备用泵，如两台均不能抢送真空下降至-60.6kpa时故障停机。4. 凝汽器水位高:（1） 检查凝结泵工作是否正常，若凝结泵故障，备用泵应自投，否则应立即手动启动备用泵，两台凝结泵均不能启动时，检查故障泵无明显故障可强合一次，强合不成功，应减去汽轮机全部负荷，关闭再循环水门，当真空降至-60.6kpa时或凝汽器水满，应进行故障停机。（2） 由于备用凝结泵逆止门不严或犯卡，凝结水倒流至凝结泵入口使凝汽器水满，备用泵倒转，此时立即关闭备用凝结水泵出口门。（3） 检查分析凝结水系统是否有误操做或截门闸板脱落现象，发现后立即纠正或根据闸板脱落的位置，采取不同的措施进行处理。5. 循环水量小或中断：（1） 循环泵掉闸，手动开启备用泵，备用泵不能启动时，检查故障泵无明显故障，应强合一次故障泵，若故障泵启动不成功，全部循环水泵均不能运行时，则应立即减去机组全部负荷，快速通知电气值班人员强送循环水泵，强送不成功，真空低至-60.6kpa时故障停机。（2） 若循环水系统管道破裂，造成冷却水大量泄漏，应汇报值长，停止破裂的循环水管道进行循环水系统切换工作。6. 真空状态工作的系统漏空气：（1） 真空破坏门断水时应注水封闭，真空破坏门应经常检查关闭严密。（2） 真空状态下运行的管道、截门、盘根、水封断水或不严密，凝汽器及真空状态下的加热器水位计破碎，应根据不同的部位采取不同的措施进行处理。（3） 若负荷降低真空下降，负荷升高真空恢复正常，此种现象一般是低压抽汽管道根部法兰或低压缸结合面漏入空气，应汇报领导，请示停机处理。7. 轴封压力低或中断：若轴封压力调节器自动调节不正常，使轴封压力降低或中断应手动开大调整门，若无效时应迅速切换到手动调整。第六节 油系统故障一. 主油泵工作失常：1. 仔细倾听主油泵及方箱内有关传动机构的声音。2. 密切注意油系统的油压变化情况。3. 若发现油压也随之下降，主油泵发出明显异音，前（方）箱振动增大经判断确为主油泵故障应立即启动高压交流油泵，查明原因汇报值长请示处理。4. 若主油泵工作失常，油压还没下降，应迅速将异常情况报告值长请示处理。二. 运行中油压、油位同时下降：1. 检查各压力油管是否破裂漏油，应立即采取措施消除。如果无法消除应根据情况事故或故障停机，查明漏油部位，并采取防火、灭火措施。2. 采水样检查冷油器铜管是否破裂漏油，确实漏油时应投入备用冷油器，停止故障冷油器，并将油位加至正常。3. 根据主油泵入口压力和主油箱滤网前后的油位差来分析判断滤网或注油器是否堵塞。三. 油压下降油位不变：1. 低压调速油管破裂，检查方箱回油量是否明显增加。2. 润滑油溢油门误动作、油压降低时应及时启动交流油泵汇报值长在值长监护下调整溢油门，保证油压恢复正常数值。3. 检查主油泵入口压力是否正常，鉴定射油器是否正常，若射油器喷嘴堵塞，应启动交流润滑油泵运行。4. 备用油泵逆止门不严，使压力油返回油箱，应关闭备用泵出入口门。发现油压下降应立即启动交流油泵保证油压正常。采取措施消除缺陷。若油系统大量漏油，无法消除，威胁机组安全运行时应事故停机。四. 油压正常油位降低：1. 事故放油门关闭不严。2. 检查油位计指示是否正常。3. 轴承回油管破裂漏油。4. 油净化装置跑油或系统倒错，发现故障立即消除，同时将油箱油位补至正常位置，若采取各种方法无效，油位降至最低位置不能恢复，则应破坏真空事故停机。五. 油系统着火：1. 油系统着火，根据不同的着火部位采取相应的灭火措施，将火扑灭或控制在最小范围内，维持机组运行。如果火势蔓延，威胁机组运行，应破坏真空停机，切断火区设备电源，通知消防人员灭火。2. 若火威胁主油箱时应开启事故放油门，并控制油位下降的速度，以保持转子在惰走过程中轴承不断油。待转子停转后，方可将油放完。六. 液压动力泵站工作失常（可参考辅机运行液压动力泵站）1. 液压动力泵站工作失常引起泵站一台泵跳闸，备用泵应自动投入，不能自动投入时，可手动强合启动，如无法建立正常调速油压应立即紧急事故停机。2. 液压动力泵站压力波动应稍开放空气检查是否系统内积存空气，应检查滤网是否堵塞，倾听内部声音检查动力油泵是否正常，发现问题及时汇报、处理。第七节 发电机甩负荷及保护装置故障一. 由于发电机内部故障造成发电机主保护动作，使发电机突然甩负荷与电网解列的现象。1. 电负荷指示到零；2. 主蒸汽流量到零；3. 发出发电机主保护动作信号；4. 主汽门、高调汽门关闭；二. 发电机主保护动作后调节、保安系统可能出下列几种情况：1. 由于主保护动作使发电机甩负荷与电网解列，油开关跳闸电磁阀动作，此时，主操作员应注意检查汽轮机组外部情况，确知无明显故障，一切正常后，应联系电气是否可恢复运行。2. 由于发电机主保护动作，发电机甩负荷与电网解列，油开关跳闸电磁阀未动，deh电调系统工作正常，能控制汽轮机维持正常转速，此时应检查调整机组设备一切正常后，联系电气是否可恢复机组运行；3. 由于主保护动作，发电机与电网解列，磁力断路油门未动，调速系统工作也不正常，使转数上升在危急保安器动作转数以下，此时主操作员应退同步控制器到3000转/分，解除保护开关，消除保护装置缺陷后，经试验正常，检查汽轮机其他部分也正常，然后联系电气是否可以恢复运行。4. 由于主保护动作，发电机与电网解列，磁力断路油门未动，调速系统工作也不正常，使转数上升，但危急保安器动作使自动主汽门、调速汽门及一、二段抽汽单向关闭汽阀关闭，转速下降，此时主操作员应通知配合检修人员在工段长的指挥下，做好调节、保安系统的缺陷消除工作。5. 由于发电机主保护作，发电机解列，磁力短路油门未动，调节系统工作均不正常，致使转数升高到3360转/分，而且危急保安器拒动，主操作员应立即打掉危急保安器，进行破坏真空停机，此时主操作员还应配合检修人员消除调速、保安油系统的缺陷，并进行危急保安器超速试验合格后才可能并网。三. 发电机主保护动作的处理：1. 根据信号和表计指示，判断事故性质。2. 密切注意汽轮机转速变化。3. 根据油压启动油泵（高压电动油泵）。4. 调整轴封供汽压力。5. 检查运行泵是否运行正常,调整凝结水再循环。6. 检查汽轮机发电机各部是否正常。7. 关闭省煤气至闪蒸器供水门，退出闪蒸器的运行。8. 开启aqc炉向空排汽阀，维持汽包水位正常，维持混合水箱水位正常。9. 联系电气是否可恢复机组运行。10. 若可恢复时执行下列操作。（待修改）1) 将deh控制器复位(按下reset键),清除所有报警停机信号;操作控制器发出运行命令(按下run键)转速设定为2850r/min;检查调节汽门应全开.2) 将自动主汽门、补汽门手轮关回。3) 复归危急保安器。4) 开启自动主汽门定速。5) 停止交流油泵。6) 检查一切正常后通知电气并列。7) 按规程规定恢复正常运行方式。8) 若不能恢复运行，按正常停机步骤停机。四. 由于电网故障（发电机外部故障），引起发电机开关跳闸与电网解列：1. 现象：1) 机组负荷指示为零。2) “发电机开关掉闸”信号发出。3) 主汽门不动、调速汽门关小。4) 若由于机组转速升高引起危急遮断器动作后则主汽门、调速汽门关闭。 2. 由于电网故障（发电机外部故障）发电机甩负荷使调节保安系统可能出现下列几种情况：1) 由于外部故障，发电机甩负荷，调速系统工作正常，能控制机组在高限转数之下，此时主操作员应调整至3000转/分，然后联系电气恢复运行。2) 由于外部故障，发电机甩负荷，调节系统工作不正常转速升高至3360转/分，危急保安器动作，自动主汽门，调速汽门关闭，此时主操作员应注意机组转速下降，待调节，保安系统缺陷消除后，方可重新启动并列带负荷。 3) 由于外部故障，发电机甩负荷。调节系统工作不正常，转数升高至3360转/分，危急保安器拒动（或保安器动作后主汽门，调速汽门关闭不严使转速继续升高）。此时主操作员应立即打掉危急保安器，进行破坏真空停机，否则立即关闭电动主汽门，直至转数下降，待调节，保安系统缺陷消除，超速试验正常后，方可将机组投入运行。3. 由于电网故障（发电机外部故障）甩负荷的处理：（1）-（8）相：同发电机内部故障（主保护动作）甩负荷处理部分中的1-8项处理。（9）若可以恢复运行，执行下列操作。1) 调整控制器至3000转/分。2) 联系电气并列，注意转速，迅速带负荷。3) 负荷升至6000kw投入aqc余热炉。4) 检查汽轮机组一切正常.5) 恢复各系统运行方式.五. “凝汽器真空低”停机保护动作。1. 现象：1) “凝汽器真空低”停机故障灯亮，主汽门，调速汽门，补汽门关闭。2) 检查deh报警信息，低真空停机保护动作；3) 电负荷至零，汽轮机转数不变。4) 主蒸汽流量，监视段压力，补汽压力都到零。5) aqc向空排汽安全阀起座。2. 处理：1) 迅速检查真空实际指示，参照其他有关表计及运行情况，判断是否为故障动作掉闸，确定为故障动作，按故障停机处理。待缺陷消除，试验正常后方可恢复运行。2) 低真空故障掉闸后，经分析确为保护误动作，报告值长，断开保护开关，甩掉低真空保护,按误动处理。六. “润滑油压低”停机保护动作。 1. 现象：1) “润滑油压低”停机故障灯亮，主汽门，调速汽门及补汽阀关闭。检查deh调速系统报警信息，润滑油压低停机保护动作；2) 电负荷至零，汽轮机转数不变。3) 主蒸汽流量，监视段压力，补汽压力均到零。2. 处理：1) 迅速检查油压实际指示，参照其他有关表计及运行情况，判断是否为事故动作掉闸，确定为事故动作，按事故停机处理。待缺陷消除，试验正常后方可恢复运行。2) 低油压事故掉闸后，经分析确为保护误动作，报告值长，断开保护开关，甩掉低油压保护按误动处理。第八节 不正常的振动和异音一. 机组运行中如轴承振动超过0.03mm应设法消除，如出现内部故障象征， 振动突然增加超过（不含0.05mm）0.05mm应立即打闸停机。二. 通过临界转数时振动超过0.1mm应打闸停机,严禁硬闯或降速暖机。三. 负荷变动时产生不大的振动或从汽机、励磁机上发出异音时，应调整负荷到原来位置，直至振动消失，并分析振动的原因，运行中发现不易弄清的振动异常现象时，需报告领导研究处理。四. 若调整发电机励磁机电流后，振动消失，或在提升电压时发生振动，说明振动是由电气方面引起的，应通知电气人员研究处理。五. 汽机启动时轴封或汽缸内部动静部分有清晰的摩擦声，应立即打闸停机。第九节 运行中叶片损坏或断落一. 现象：1. 流通部分发出金属碰撞、冲击的异常声音。2. 机组发生强烈的振动。3. 主汽参数、真空没有变，负荷自动降低。4. 推力瓦片温度升高。5. 由于掉叶片，可能将凝汽器铜管打坏，引起凝结水流量增加，导电度升高。二. 处理：1. 立即按事故停机步骤处理。2. 若凝汽器铜管已被打破，凝结水质严重损坏，应将凝结水放地沟。3. 事故停机中，应注意惰走时间、内部声音，发现问题禁止投入盘车。第十节 管道故障一. 汽机主蒸汽管道或其他管道