沁北电厂辅机规程.docVIP

目录第1章 辅机设备运行通则111.1 辅机试转注意事项111.2 转动设备的操作规定121.3 电动门校验规定121.4 辅机启动前检查131.5 辅机的启动及启动后的检查131.6 辅机运行中的维护141.7 辅机的停止151.8 转机的事故处理15第2章 润滑油系统202.1 概述202.2 润滑油系统设备规范212.3 润滑油系统联锁保护232.4 润滑油系统启动前检查242.5 润滑油系统启动242.6 润滑油系统停用252.7 润滑油系统运行监视调整262.8 盘车投入的注意事项26第3章 EH油系统283.1 概述283.2 EH油系统设备规范283.3 EH油系统联锁保护293.4 EH油系统启动前检查303.5 EH油系统启动303.6 EH油系统停用313.7 EH油系统运行监视调整31第4章 机组旁路系统324.1 概述324.2 主要设备规范324.3 旁路联锁与保护35第5章 轴封系统365.1 概述365.2 轴封系统设备规范365.3 轴封系统联锁保护365.4 轴封系统启动前检查365.5 轴封系统启动375.6 轴封系统停用375.7 轴封系统运行监视调整375.8 轴封系统运行方式规定385.9 轴封系统事故处理38第6章 真空系统396.1 概述396.2 真空系统设备规范396.3 真空系统联锁保护406.4 真空系统启动前检查406.5 真空系统启动416.6 真空系统停用426.7 真空系统运行监视调整42第7章 循环水系统437.1 概述437.2 循环水系统设备规范447.3 循环水系统联锁保护457.4 循环水系统启动前检查457.5 循环水系统启动467.6 循环水系统停用467.7 循环水系统运行监视467.8 凝汽器胶球清洗装置477.9 循环水系统运行方式规定50第8章 开式冷却水系统528.1 概述528.2 开冷水系统设备规范528.3 开式冷却水系统联锁保护538.4 开式冷却水系统起动前检查538.5 开式冷却水系统启动548.6 开式冷却水系统停运548.7 开式冷却水系统运行监视调整54第9章 闭式冷却水系统559.1 概述559.2 闭式冷水系统设备规范559.3 闭式冷水系统联锁保护569.4 闭式冷却水系统启动前检查569.5 闭式冷却水系统启动569.6 闭式冷却水系统停运579.7 闭式冷却水系统运行监视调整57第10章 凝结水系统5710.1 概述5810.2 系统设备规范5810.3 凝结水系统联锁保护6010.4 凝结水系统启动前检查6210.5 凝结水系统启动6210.6 凝结水系统停用6310.7 凝结水系统运行监视调整6310.8 防止凝汽器疏水扩容器超压的措施64第11章 给水回热系统6511.1 给水回热系统概述6511.2 给水回热系统设备规范6511.3 给水回热系统联锁保护6711.4 给水回热系统启动前检查6911.5 给水回热系统启动7011.6 给水回热系统停用7311.7 给水回热系统运行监视调整74第12章 给水泵组系统7612.1 给水泵组系统概述7612.2 给水泵组系统设备规范7612.3 给水泵组系统联锁保护8012.4 给水泵组系统启动前检查8312.5 给水泵组系统启动8412.6 给水泵组系统停用8912.7 给水泵组系统运行监视调整9012.8 双联滤油器的使用切换（润滑油、调节油滤网）9112.9 给水泵组系统事故处理9112.10 小汽机MEH控制说明94第13章 发电机密封油系统9713.1 概述9713.2 密封油系统设备规范9713.3 密封油系统联锁保护9913.4 密封油系统启动前检查10013.5 密封油系统启动10013.6 密封油系统停用10113.7 密封油系统运行监视调整10113.8 密封油系统的备用油源102第14章 发电机氢气系统10314.1 概述10314.2 氢气系统启动前检查10314.3 发电机充氢的操作10314.4 发电机排氢的操作10414.5 氢气系统正常运行监视调整10514.6 气体置换时的注意事项：106第15章 发电机定子冷却水系统10815.1 概述10815.2 定冷水系统设备规范10815.3 定冷水系统联锁保护10915.4 定冷水系统启动前检查11015.5 定冷水系统启动11015.6 定冷水统停用11115.7 定冷水系统运行监视调整11115.8 发电机断水保护111第16章 辅助蒸汽系统的运行11316.1 概述11316.2 辅助蒸汽系统联锁保护11316.3 辅助蒸汽系统投运前检查与准备11316.4 辅助蒸汽系统的投运11416.5 辅助蒸汽系统的停用11416.6 辅助蒸汽系统运行监视调整114第17章 空气预热器的运行11617.1 空气预热器设备规范11617.2 空气预热器联锁保护11617.3 空预器启动前的检查11817.4 空预器的启动12017.5 空预器的停止12117.6 空气预热器联锁试验12217.7 空预器吹灰12417.8 空气预热器运行中的检查、维护124第18章 引风机12718.1 引风机设备规范12718.2 引风机联锁保护12718.3 引风机启动前检查13018.4 引风机系统启动13118.5 引风机的停止133第19章 送风机13619.1 送风机设备规范13619.2 送风机联锁保护13619.3 送风机系统启动前检查13919.4 送风机的启动14119.5 送风机的停止14219.6 送风机运行中的检查、维护142第20章 一次风机的运行14420.1 一次风机设备规范14420.2 一次风机联锁保护14420.3 一次风机启动前检查14820.4 一次风机启动14920.5 一次风机系统停用15120.6 一次风机运行中的检查、维护15220.7 一次风机事故处理152第21章 制粉系统15421.1 概述15421.2 制粉系统设备规范15421.3 制粉系统联锁保护15521.4 制粉系统启动前检查15721.5 制粉系统启动15921.6 制粉系统停运16121.7 制粉系统运行监视调整16221.8 制粉系统的防火防爆16321.9 制粉系统事故处理165第22章 密封风机系统16722.1 概述16722.2 密封风机设备规范16722.3 密封风机联锁保护16722.4 密封风机启动前检查16722.5 密封风机启动16822.6 密封风机风机停运16822.7 密封风机运行监视调整168第23章 火焰检测系统16923.1 概述16923.2 火检冷却风机设备规范16923.3 火检冷却风机联锁保护16923.4 火检冷却风机启动前检查16923.5 火检冷却风机启动17023.6 火检冷却风机停运17023.7 火检冷却风机运行监视调整170第24章 炉前油系统17124.1 概述17124.2 燃油系统设备规范17124.3 燃油系统联锁保护17124.4 燃油系统启动前检查17324.5 燃油系统启动17324.6 燃油系统停运17624.7 燃油系统运行监视调整176第25章 吹灰器17825.1 设备规范17825.2 吹灰器投运前的检查17825.3 吹灰器的投用17925.4 吹灰器的停用17925.5 吹灰器运行监视17925.6 吹灰器投运的规定180第26章 压缩空气系统18226.1 设备规范18226.2 联锁保护18326.3 压缩空气系统的启停18426.4 干燥净化装置启动前检查18526.5 运行中的监视检查和调整18526.6 故障处理186第27章 发电机励磁系统18827.1 概述18827.2 设备规范18827.3 励磁系统的运行方式18927.4 励磁系统的基本功能和限制保护功能19027.5 励磁系统启动19227.6 励磁系统正常运行中的监视和维护19327.7 励磁系统异常及事故处理195第28章 主变、高厂变及高公变19928.1 设备规范19928.2 变压器的允许运行方式20228.3 变压器的运行和维护20428.4 变压器异常及事故处理212第29章 厂用系统及配电装置21729.1 概述21729.2 设备规范22029.3 运行方式22229.4 厂用电系统操作通则22629.5 6kV开关柜23129.6 干式变压器23229.7 共箱封闭母线的运行维护23529.8 6kV保护装置23529.9 厂用电动机23729.10 厂用电异常及事故处理24429.11 电动机异常及事故处理247第30章 UPS运行规程25230.1 概述25230.2 UPS工作方式25230.3 UPS投运操作注意事项25430.4 UPS巡检项目25530.5 报警指示及故障处理255第31章 直流系统25631.1 概述25631.2 直流系统设备规范25631.3 直流系统运行方式25931.4 直流系统的操作、监视与维护26031.5 直流系统的异常运行及处理262第32章 事故保安系统26532.1 概述26532.2 设备规范26632.3 事故保安系统运行方式26732.4 事故保安系统操作通则26732.5 柴油发电机检查26832.6 柴油发电机启停操作27132.7 柴油发电机试验27332.8 事故处理275第33章 发电机封闭母线及出口开关27833.1 概述27833.2 设备规范27833.3 运行方式28433.4 操作通则28433.5 发电机出口电压互感器二次配置28733.6 分相封闭母线28833.7 发电机出口断路器289第34章 500KV系统及配电装置29334.1 概述29334.2 设备规范29434.3 500KV系统运行方式29734.4 500kV系统操作通则29734.5 500KV配电装置正常运行监视和维护30034.6 500KV装置常见故障及处理302第1章 辅机设备运行通则1.1 辅机试转注意事项 1.1.1需要对设备、系统进行变更应在变更前提交设备变更申请并履行变更申请手续，设备变更申请批准并实施后，检修部应向运行部提供设备异动竣工报告，运行部将设备异动竣工报告及异动后修改的规程、系统图及相关的卡单提交各运行值。设备、系统异动后运行人员在设备系统试运行前要认真核对现场实际设备，确认变更结果和设备异动通知相符。1.1.2 设备试运行送电前要检查检修工作票收回，现场检修工作全部结束，设备及与设备相联的系统检修工作全部结束，设备恢复完整；设备、系统的人孔、检查孔关闭严密，系统内的阀门、设备状态符合设备试运行要求；设备和相关系统保温恢复完整；设备及相关系统周围护栏、平台、过道恢复完整；设备现场的检修临时措施拆除、设备及附近地面卫生清扫干净，现场照明充足。 1.1.3 检查设备的安全罩，电机、电缆的接地线完整，电机接线完整，绝缘合格。 1.1.4 设备运行需要监视的压力、流量表一次门开启，所有运行需要监视的表记投入并检查指示正确。1.1.5 有轴承温度、振动、电机线圈温度测点的转机试转前上述监视表记必须投入，如转动设备设置有保护，保护装置必须投入。1.1.6 设备检修后的试转，检修工作票必须终结或压回，检修负责人必须到现场，运行人员必须了解试转的要求、试转范围以及有关措施或规定。 1.1.7 旋转设备试转前，如能盘动的均应盘动靠背轮若干圈，以确认其转动灵活，检查轴承油位正常、油质良好。 1.1.8 转动设备检修后的试转，须经点动（不允许反转的设备要拆除靠背轮螺栓电机单独试转）确认其电动机转向正确。 1.1.9 试转的任何操作都应考虑不影响其他设备及系统的安全。 1.1.10 按各系统专门的检查卡，进行设备启动或投用前的检查 。1.1.11 启动6KV设备及重要的400V设备，应派专人就地监视。启动时，就地人员站在事故按钮处，发现问题，立即停止。1.1.12 设备试转结束，将设备的试转情况详细记录在设备试转记录本上。1.1.13 设备变更后通过试运行，运行部及时对系统图和规程进行修改并将变更后设备运行注意事项和运行操作方法通知到各运行值。1.2 转动设备的操作规定 1.2.1 转动设备启动时，要注意监视电机的启动电流和电流返回正常值的时间。6KV转机和重要的380V转机以及经过检修后的转动设备第一次启动时就地要有专人负责检查转机的转动方向、启动初转速并检查设备的启动状态。设备启动后启动电流超过正常值（辅机电流表满表，6KV电机电流要在相应6KV母线电流表进行监视）和启动电流返回正常值的时间超过正常值要立即停止该设备。就地检查发现转机转动方向不正确和设备启动后3秒钟没有初转速以及设备启动后出现转动部分碰磨、电机或电缆着火冒烟、设备出现强烈振动要立即使用就地事故按钮停止设备运行。设备启动失败在原因未查明并处理后禁止设备再次强制启动。1.2.2 在规程中对电机启动时间间隔没有明确要求的情况下，如6KV电机停止前没有明显的过电流和放电等事故征兆，转动设备冷态（设备停止时间大于2小时）可启动两次，热态（设备启动时间超过30秒）可启动一次；启动时间小于3秒的设备和紧急情况下为避免停机、事故范围扩大或其他重要设备损坏，在没有备用设备投入的情况下可多启动一次；在允许启动的次数范围内电机的启动时间间隔不得小于5分钟。1.2.3 设备启动时要考虑母线负荷分布尽量均匀，同一母线上不允许同时启动两台及以上6KV转动设备。 1.3 电动门校验规定1.3.1 电动门校验前应确认设备检修工作结束，校验的电动门开关对运行设备及系统无影响并联系设备检修负责人到现场。 1.3.2 电动门送电后，要检查CRT画面上阀门显示状态与现场相符。 1.3.3 电动门远方操作前，由检修负责人进行手动操作，确认阀门灵活无卡涩，检查阀门开度指示正确。 1.3.4 由运行人员和检修负责人在单控和就地联系配合将阀门开启和关闭到位后由检修负责人对阀门开、关进行定位。 1.3.5 由运行人员远方全行程对阀门开、关一次，检查阀门开关灵活，开关方向正确。1.3.6 阀门远方开和关到位后阀门改手动开和关紧阀门，由运行和检修负责人共同确认阀门开关是否到位。 1.3.7由运行人员远方全行程开、关阀门，检查阀门开度指示正确并记录阀门全行程开、关时间及阀门关紧和开足圈数。 1.3.8 对于近、遥控操作的电动门，以近控校验为主，近控校验完毕，遥控亦须全行程开、关一次。 1.4 辅机启动前检查 1.4.1 辅机启动前必须检查确认辅机及相关设备的检修工作结束，检修工作票终结，辅机及辅机系统的阀门、设备系统的联锁、保护传动正常，影响设备启动和运行的缺陷全部消除。1.4.2 检查辅机电机接线完整，电机和电缆接地线牢固，电机通风口清洁无杂物，电机通风罩完好、牢固；检查转机地脚螺栓连接牢固，对轮安全罩完好；检查转机上各人孔、检查孔关闭严密，设备保温完整；检查转机各轴承温度、振动测量探头安装正确。1.4.3 检查辅机润滑系统运行正常，润滑油压力和流量符合要求，润滑油油质良好，油箱或轴承箱油位正常。1.4.4检查冷却水和密封水母管压力正常，投入辅机的冷却水和密封水并调整冷却水和密封水流量正常。1.4.5 对充水后需要放空气的管道和泵进行排空气。 1.4.6 检查设备、系统的监控仪表全部投入，指示正确。 1.4.7 确认辅机系统的阀门位置在启动前位置。 1.4.8 系统检查完毕无异常，确认辅机的启动开关在停止位后联系送电。 1.5 辅机的启动及启动后的检查 1.5.1 辅机的启动顺序按照辅机启动逻辑关系进行。1.5.2 转机启动按照转动设备的操作规定1.2执行。1.5.3 转动设备启动后的检查： 1.5.3.1 转机轴承温度在转机设备规程没有明确规定的情况下，滑动轴承不超过80，滚动轴承不超过95，在轴承无温度测点监视的情况下，轴承外壳温度要根据轴承箱的形式考虑传热温度差。 1.5.3.2 转动设备轴承振动在转动设备规程没有明确规定的情况下，按下表执行：轴 承 振 动 允 许 值转速（rpm）300015001000750及以下振动允许双幅值（mm）0.050.0850.100.121.5.3.3电动机允许长时间运行的温度在电动机规程没有明确规定的情况下，按下表执行： 部 位允许最高温度()允许最高温升()定子线圈A 级9560E 级11075B 级11580F 级12085定 子 铁 芯100651.5.3.4 检查润滑油箱、轴承箱油位正常，润滑油供油压力、供油流量、供油温度正常，润滑油系统及轴承无渗漏。1.5.3.5 检查转机本体和电动机内部无碰磨和异常声音，用听针检查转机和电机轴承无异常声音。1.5.3.7 检查转动设备和系统运行参数在正常运行范围，系统调节装置运行正常，运行参数无报警。1.5.3.8 检查系统无泄漏。1.5.3.9 转机运行后检查电动机电加热自动停止。1.5.3.10 转动设备启动后跳闸，在跳闸原因未查清并得到处理前禁止设备强制启动。 1.5.3.11 对启动和运行有特殊要求的转机要参照具体的设备运行规程进行启动和检查。 1.6 辅机运行中的维护 1.6.1 辅机正常运行时，要按指定的巡回检查路线和巡回检查要求对设备进行检查维护，发现缺陷要及时进行汇报、处理。1.6.2 严格按设备定期轮换与试验制度定期对设备进行轮换和试验。 1.6.3 严格按设备定期加油、换油和预防性维修时间对设备进行维护和检查，在设备的定期检修期间发现设备异常或运行参数异常要及早进行处理。1.6.4 设备存在缺陷运行中无法处理要及早安排停止设备进行检修；在设备带缺陷运行期间要加强设备参数的监视和分析并适当增加就地设备巡检次数；当设备缺陷扩大发展趋势明显要立即汇报；当设备缺陷进一步扩大可能对设备造成损坏和对人员造成伤害要立即停止设备运行；在设备带缺陷运行期间禁止解除设备的保护。1.7 辅机的停止 1.7.1 辅机的停用操作应按辅机停止逻辑进行。 1.7.2 辅机停用前要全面考虑设备及系统的联锁关系，防止设备停止后造成其他设备误跳闸。1.7.3 带电加热的转机电动机停止后，要确认电机电加热装置自动投入。 1.7.4 辅机在冬季停用时，要做好有关防冻措施。 1.8 转机的事故处理1.8.1 发生下列情况要立停止设备运行，在就地事故按钮停止设备运行时按住事故按钮1分钟以上1.8.1.1 发生人身伤害事故不停止设备无法进行抢救。1.8.1.2 运行参数超过保护值，保护未动作。1.8.1.3 转机发生强烈振动并超过规定值。 1.8.1.4 转机内部有明显的金属摩擦声。 1.8.1.5 转机轴承温度急剧升高超过规定值或轴承冒烟。注：如转机轴承温度显示跳变超过3/S使显示值超出量程，可判断为热工测点故障，要立即联系人员对热工测点进行检查处理，就地核实实际温度不高不必停止转机。1.8.1.6 电动机冒烟或着火或被水淹。1.8.1.7 油泵或油系统大量跑油。1.8.2 转机过负荷时或电机线圈温度高，可采用启动备用辅机或降低转机出力的方法处理。 1.8.3转机运行中跳闸备用设备未联动，应立即手动启动备用辅机。在无备用的情况下，如辅机跳闸前设备、系统无任何保护报警，电机跳闸前没有明显的过电流和放电等事故征兆，可强合一次辅机，启动成功后再查明跳闸原因。强合失败，禁止设备再次合闸。1.8.4 转动机械常见故障处理：1.8.4.1 转动机械轴承振动大原因：A、转动机械检修后电机和转机的对轮不同心。B、转动机械转动部分配重掉落、断叶片、磨损不均匀、引风机叶片严重不均匀粘灰等原因造成动平衡破坏。C、转动机械或电动机轴承损坏。D、转动机械的地基沉降，转动机械的轴水平度发生变化。E、转动机械或电动机地脚螺栓松动或地基不牢固。F、电动机鼠条断裂。G、转动机械转动和静止部分因为转子变形、热膨胀间隙小、零件掉落等原因造成动、静部分碰磨。H、轴承的绝缘被击穿，电机漏磁电流通过轴承造成油膜破坏。I、和转机相连的系统存在振动，对转机造成激振。J、风机工作在失速区或发生喘振。K、转动机械严重过载。L、转动机械的油温过高、过低或油质不符合要求特性。处理：A、由于转动机械本身存在缺陷（AH条）造成设备振动，如振动未超过设备允许值，经过设备运行中处理未能将故障处理好要及早寻找机会停止设备进行处理。如设备振动超过允许值要立即停止设备运行，防止设备损坏。在设备带缺陷运行期间要加强设备的巡视和检查，发现设备振动急剧升高并伴随轴承温度升高或轴承内部出现异音判断轴承已损坏要立即停止转机运行。如转机有振动和轴承温度高保护，在带缺陷运行期间严禁解除振动和轴承温度高保护运行。B、如和转机相连的系统存在振动视情况要首先考虑消除振动源，对振动的系统寻找原因进行处理。C、风机失速或喘振可通过调整风机的运行工况（改变风机的运行工况点，将风机的运行工况点调整至失速线以下）和调整风机相连的系统的管道特性（开大或关小系统中的阀门）进行消除振动。D、转动机械严重过载要降低转动机械的负荷或根据情况启动备用转机。E、转动机械的润滑润滑油温度高或低以及油质不符合要求的特性会使润滑油粘度偏离要求值，要通过调整冷却水或更换润滑油使润滑油粘度符合标准。1.8.4.2 转机轴承温度高原因：A、转机轴承损坏。B、转机轴承各瓦间隙调整不一致造成部分轴瓦承力过大。C、轴承箱油环润滑油环损坏。D、轴承的绝缘被击穿，电机漏磁电流通过轴承造成油膜破坏。E、转机振动大。F、润滑油乳化变质或油内有杂质。G、润滑油供油温度高。H、润滑油流量低、轴承箱油位过高或过低，使用干油润滑的轴承干油耗尽。I、环境温度高或冷却水温度高。J、转机负荷大。处理：A、由于转动机械本身存在缺陷（AD条）造成设备轴承温度高，如轴承温度未超过设备允许值，经过设备运行中处理未能将故障处理好要及早寻找机会停止设备进行处理。如设备轴承温度超过允许值要立即停止设备运行，防止设备损坏。在设备带缺陷运行期间要加强设备的巡视和检查，发现轴承温度急剧升高并伴随轴承振动大或轴承内部出现异音判断轴承已损坏要立即停止转机运行。如转机有轴承温度和振动高保护，在带缺陷运行期间严禁解除轴承温度和振动高保护运行。B、转机振动大首先查找振动大的原因进行处理。C、润滑油变质或有杂质要考虑进行滤油或换油处理。D、润滑油供油温度高要检查油站的电加热器是否确实退出、润滑油冷油器冷却水流量是否充足、润滑油冷油器是否结垢严重、冷却水温度是否温度高，查出原因后针对处理。E、润滑油流量低要检查润滑油泵动、静部分是否磨损、油泵出口溢流阀是否定位正常、备用润滑油泵出口逆止门是否严密、润滑油滤网是否堵塞严重、润滑油箱油位是否正常、供油管道的供油门是否开度过小或有杂物堵塞、润滑油管道回油门是否开度过大。通过上述原因查找后进行处理。轴承箱油位过高或过低进行补油或放油处理（一般轴承箱油位在油面镜1/3-2/3之间）。干油润滑的轴承按照规定定期进行补油，补油前要检查补油管是否堵塞。F、环境温度高在轴承处加通风机，如转机漏热严重造成轴承环境温度高还要针对对转机的漏热进行处理。冷却水温度高对冷却水系统进行检查、处理。G、转动机械过载要降低转动机械的负荷或根据情况启动备用转机。1.8.4.3 水泵不打水原因：A、高位泵入口管道有漏点或低压轴封处漏气严重。B、泵叶轮损坏或动静间隙过大。C、泵和电机的对轮螺栓断裂。D、泵电机反转。E、泵的入口或出口门在关闭状态。F、泵启动前未充分注水。G、入口水箱水位低。H、泵的工作介质温度高于介质对应压力下的饱和温度，造成泵的入口汽化。I、并列运行时母管压力高于启动泵的出口压力。处理：A、泵存在机械缺陷（AC）要对泵进行检修处理。B、电机反转立即停止泵运行，电机隔绝后对电机接线进行调相。C、泵在启动前检查并开启泵的入口门，在泵启动出口起压后开启泵的出口门。并列运行的系统母管有压可开启出口门直接启动。D、泵启动前要充分进行注水，当泵体放气门有密实水流出后再关闭放气门。E、入口水箱水位低将水箱水位补至正常水位。F、泵入口汽化可通过提高入口水箱的水位、降低介质温度或提高泵的入口压力等方法实现，如在正常的水温和水位下泵发生汽化须对系统进行改造（降低泵的安装位置或抬高水箱的位置，提高泵的有效汽蚀余量）。1.8.4.4 防止锅炉疏水扩容器超压的措施A、锅炉疏水箱的排汽管必须完好无阻，冬天排汽口不许堵冰。B、锅炉启动期间冷态冲洗和停炉后放水时，锅炉疏水箱至雨水井的大流量排水阀应开启，锅炉冷态冲洗水流量大于600T/H应注意观察疏水箱水位，水位高于水位计3/4要降低冲洗流量，防止水流太大水箱满水超压。C、大量向疏水箱排热水、热汽排汽时，应立即投入其减温水，以防止扩容器内超温。第2章 主机润滑油系统2.1 概述2.1.1 汽机润滑油系统由主油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、氢密封油泵、顶轴盘车装置、冷油器、排烟系统、主油箱、射油器、油净化装置等组成，润滑油系统供回油管采用套装管路。2.1.2 汽机主轴驱动的主油泵是蜗壳式离心泵，正常运行时，主油泵出口油管向#1、#2射油器、机械超速脱扣和手动脱扣总管、高压密封备用油管供油。#1射油器出口向主油泵入口及低压密封备用油管供油。#2射油器出口向润滑油系统供油。在机组启、停时由交流润滑油泵经冷油器向润滑油系统供油。2.1.3 本系统设有二台冷油器，一台正常运行，一台备用，可通过三通阀进行相互切换。系统设有自启动试验装置，在润滑油系统油压低时联动交、直流润滑油泵；有低油压试验装置，在润滑油系统油压低时联跳汽轮机。2.1.4 油净化系统包括油净化装置及其与汽机主油箱、储油箱相连的有关管道系统。油净化系统主要由输油泵、过滤油泵、脱水泵、真空泵、电加热器、真空油箱及相关管道组成。2.1.5四台装在油箱顶上的浸没式电热器，它们在需要时加热油以维持足够的油温。这些加热器有三位开关控制。开关位于接通时，加热器通电，但一般情况下，开关放在自动位置上。加热器由一恒温器控制而自动工作。为安全起见，加热器通常与油位开关联锁，当油位低于规定值时切断加热器的电源。恒温器由可调旋钮调整 ，它应整定在油温正常工作范围2738之内。2.1.6润滑油系统中使用的油必须是高质量、均质的精炼矿物油，并且必须添加防腐蚀和防氧化的成份。此外，它不得含有任何影响润滑性能的其他杂质，润滑油牌号为32L-TSA/GB11120-89透平油。为了保持润滑油的完好，使润滑油系统部件和被润滑的汽轮发电机部件不被磨损，润滑油的特性需要做一些特殊考虑，最基本的是：油的清洁度、物理和化学特性，恰当的贮存和管理以及恰当的加油方法。为了提高汽轮发电机组零部件的使用寿命，对于油的清洁度和油温的要求尤其严格，汽轮机投运前的油冲洗和油取样及清洁度等级的评定按国家标准执行。2.1.7主机润滑油箱装设有一台油位指示器，配有UB液位变送器，可输出4-20mADC信号，可就地指示油位及远传报警。还装设两台油位开关，其中一台油位开关用于低油位或高油位报警。另一台油位开关，应具有两个功能，一是在低低油位时和油箱电加热器联锁，及时关掉电加热器电源；另一是在高高油位时发出报警信号。（如下图）注：就地油位计0cm为油箱中心线，-40cm为距油箱底面1100mm，正常油位应为250mm（现一期为90mm）。2.2 润滑油系统设备规范设 备项 目技 术 规 范交流润滑油泵制 造 厂哈尔滨汽轮机制造有限公司转 速1450 r/min流 量4900 L/min出口压力0.283MPa 电机制造厂佳木斯电机有限公司电机型号YB225M-4电机转速1480 r/min电机电压380 V额定电流 84 A电机功率45 KW功率因数0.88绝缘等级F直流润滑油泵制 造 厂哈尔滨汽轮机制造有限公司转 速1450 r/min流 量4878.9 L/min出口压力0.283MPa 电机制造厂西安电机厂电机型号Z2-82HL3电机转速1500 r/min电机电压220 V额定电流 208 A电机功率40 KW绝缘等级B主 油 泵转 速3000 r/min流 量7600 L/min出口压力2.212.63 Mpa氢密封油泵制 造 厂天津工业泵总厂型 号SNH280R54E6.7型 式螺杆泵转 速2900r/min流 量712 L/min压 力1.0 Mpa轴 功 率15.8 KW电机制造厂安徽皖南电机有限公司型 号YB2-180M-2转 速2940 r/min功 率22 KW电 压380 V电 流41 A绝缘等级F冷 油 器型 号YL-2330-3数 量2 台冷却油量287 t/h冷却水量618 t/h冷却面积2330 m2顶 轴 油 泵制 造 厂天津高压泵阀厂型 号25C CY14-4B型 式轴向柱塞泵流 量25ml/rev出口压力31.5Mpa 转 速1500 r/min电机制造厂佳木斯电机有限公司电机型号YB-180M-4W电机电压380 V额定电流36 A电机功率18.5 KW电机转速1470 r/min绝缘等级F盘车装置转 速3.35 r/min电机制造厂河北电机股份有限公司电机型号Y280S-6T080电机转速980 r/min电机功率45 KW电机电压380 V额定电流85.4 A绝缘等级B排烟风机制 造 厂吉林市鼓风机厂型 号75.411.78排烟风机转 速2900 r/min风 量15000 m3/h风 压6000 Pa 电机制造厂沈阳实力电机制造有限公司电机型号YB112M-2电机电压380 V额定电流8.2 A电机功率4 KW电机转速2890 r/min主油箱容积45.7m32.3 润滑油系统联锁保护项 目条 件汽机交流润滑油泵自启动（与门）汽机交流润滑油泵在备用汽机转速2850rpm或汽机润滑油压力低I值79KPa主机润滑油箱油温10汽机事故润滑油泵自启动（或门）交流油泵自动启动条件满足后未启动，延时10S汽机交流润滑油泵停止或跳闸汽机润滑油压低II值69 KPa汽机顶轴油泵自启动条件汽机润滑油压40.3Kpa、汽机顶轴油泵A在远方控制位汽机顶轴油泵自启动（或门）顶轴油泵工作位，停机过程中、汽机转速1500rpm 备用投入，任一工作顶轴工作油泵电气跳闸或保护跳闸汽机顶轴油泵自停（或门）顶轴油泵入口压力低（开关）1200r/min润滑油排烟风机自启动（或门）润滑油排烟风机在备用、主润滑油箱压力高-500Pa润滑油排烟风机在备用、另一排烟风机跳闸交、直润滑油泵任一运行或转速大于2850r/min润滑油箱电加热自动退出（或门）润滑油温度大于30 润滑油箱油位小于规定值氢密封油泵自启动（与门）氢油压差低43KPa。2.5.4.2 确认顶轴油系统阀门已检查处于正常开启位置。2.5.4.3 启动一台顶轴油泵运行，检查振动、出口压力正常、系统无泄漏后，启动另一台顶轴油泵，投入备用泵联锁。2.5.4.4 检查各轴承顶轴油压在5.612MPa范围内，轴颈被顶起高度0.050至0.076mm。2.5.4.5 停机过程中，机组转速达1500rpm时，检查顶轴油泵自启或手动启动。2.5.5 盘车装置的启动：2.5.5.1 汽机冲转前至少4小时应投入连续盘车。2.5.5.2 盘车装置必须在润滑油系统、密封油系统投运正常后方可启动。2.5.5.3 确认汽轮机盘车启动许可条件具备。2.5.5.4 确认汽机冷油器出口油温30。2.5.5.5 确认发电机密封油系统工作正常。2.5.5.6启动盘车装置，盘车装置应正常运行，转速3.35r/min，检查盘车电流正常，偏心率不大于0.075mm，倾听机组动静部分应无金属摩擦声。2.5.5.7 机组润滑油系统的建立，正常应用润滑油启动功能组来投入。润滑油系统建立后，交、直流润滑油泵，氢密封油泵，顶轴油泵，盘车装置应投入联锁。2.6 润滑油系统停用 2.6.1 盘车装置的停运：2.6.1.1 确认轴封供汽停止、高压缸调节级金属温度低于170，且高、中压缸上下缸金属温差均小于42时，方可停止盘车装置的运行。2.6.1.2 解除盘车装置的联锁，停止盘车装置运行，盘车装置的喷油电磁阀自动或手动关闭，就地检查盘车啮合齿轮脱开，电机停止。2.6.2 顶轴油泵的停运：2.6.2.1 确认盘车装置已经停止运行，解除顶轴油泵联锁，停运顶轴油泵。2.6.2.2 在启机过程中，机组转速超过20r/min时，盘车装置啮合齿轮应自动脱扣，电机自停。机组转速超过1200r/min时，顶轴油泵自停。2.6.3 交流润滑油泵和氢密封油泵的停运：2.6.3.1 确认主机盘车装置、顶轴油泵及发电机密封油系统均已停止运行。高中压缸最高金属温度低于150，并且各轴承金属温度均在正常范围内，方可停止交流润滑油泵。2.6.3.2 氢密封油泵在汽轮机停止运行后、密封油系统无故障的情况下可以提前停止运行。2.6.3.3 将直流润滑油泵联锁解除。2.6.3.4 将交流润滑油泵联锁解除。2.6.3.5 停止交流润滑油泵和氢密封油泵。2.6.3.6 解除排烟风机联锁，停止排烟风机运行。2.7 润滑油系统运行监视调整2.7.1 机组正常运行时，一台排烟风机运行，保证润滑油箱微负压100mm水柱。2.7.2机组正常运行时，交、直流润滑油泵停止并投入备用，氢密封油泵处于备用状态，顶轴油泵两台应投入在工作位置、一台顶轴油泵投入在备用位置。2.7.2 主机各轴承处油压高于0.083MPa，冷油器的冷却水工作正常，出口油温保持40。2.7.3 交流润滑油泵，氢密封油泵，顶轴油泵，盘车装置运行时，润滑油母管压力0.25 MPa；顶轴油泵出口压力11.7614.70 MPa；氢密封油泵出口压力0.9 MPa；泵组振动小于50um、最大不75um 。2.7.4 机组正常运行时，应保持自动停机油压0.81.0MPa。2.8 盘车投入的注意事项1） 主机盘车禁止自动投入、盘车启动选择开关至1位即手动。2） 当主机停止运行，转速低于1500rpm时，应安排两个人就地检查顶轴油泵联启且运行正常、检查PLC上各瓦顶轴油压、润滑油压、轴保护条件满足，如不满足应通知热控、电气检查处理，当大轴停止立即投入主机盘车。3） 当因热控条件故障而无法启动盘车电机时，如检查确定主机转速到0、盘车啮合油供油手门开启、润滑油压正常（大于0.12MPa）、顶轴油泵运行正常、各瓦顶轴油压大于4.2 MPa，在盘车齿轮与主机大轴啮合的情况下，可以打开盘车控制柜，用柜里的SA2强制启动主机盘车，此时应记录盘车电流、大轴偏心度、就地各瓦及轴封齿听音检查，发现异常马上汇报。注意：此时应联系热控或电气检查处理，当盘车条件满足后、应立即停止盘车运行，按正常启动方式重新投入盘车。4） 主机盘车柜PLC点位置：（盘车投入满足条件）项 目说 明项 目说 明I0 自动 状态反馈I0 零转速用于自动投停I1 手动状态反馈I1 顶轴油压4大于4.14MpaI2 启动状态反馈I2 顶轴油压5大于4.14MpaI3 停止状态反馈I3 顶轴油压6大于4.14MpaI4 顶轴油压1大于4.14MpaI4 啮合（开关）盘车齿轮与主机大轴啮合I5 顶轴油压2大于4.14MpaI5 轴保护（开关）盘车电机后轴保护盖装好I6 顶轴油压3大于4.14MpaI6 润滑油压 啮合油压大于31.38KpaI7 200转速用于自动投停I7 脱开联锁啮合则脱开联锁I8压缩空气开关用于自动投停第3章 EH油系统3.1 概述3.1.1 EH油系统供油装置的主要功能是为执行机构提供所需的液压动力，同时保持液压油的正常理、化特性。3.1.2 EH油系统由油箱、两台EH油泵-电机组件、控制块、滤油器、磁性过滤器、溢流阀、蓄能器、自循环冷却系统（一台EH油再循环泵）、抗燃油再生过滤系统（一台EH油再生泵）、EH油箱加热器、ER端子盒和一些对油压、油温、油位进行报警、指示和控制的标准设备所组成。抗燃油采用三芳基磷酸脂。3.2 EH油系统设备规范设 备项 目设 备 规 范EH油泵电机功率45 KW电机转速1475 rpm电机电压380 V额定电流83.9 A绝缘等级FEH油再生泵电机功率0.75 KW电机转速1415 rpm电机电压380 V额定电流1.97 A绝缘等级FEH油再循环泵电机功率1.5 KW电机转速1390 rpm电机电压380 V额定电流3.64 A绝缘等级FEH油箱有效容积1300L系统工作压力14MPa系统工作温度4050系统工作介质三芳基磷酸脂抗燃油主油泵最大流量180L/min循环油泵最大流量40L/min再生泵最大流量10L/MinEH系统高压蓄能器240L2EH油箱出口蓄能器210L1冷油器冷却面积4m23.3 EH油系统联锁保护项 目条 件EH油泵启动许可条件（与门）EH油泵在远方控制位置EH油箱油位大于370mmEH油箱油温度20EH油泵自启动（或门）一台EH油泵运行、EH系统油母管压力低于11.03