25MW汽轮发电机组工艺技术操作规程

1、25MW汽轮发电机组工艺技术操作规程 编号：XGGLBZ-DL-215-008版次/修订号：1/0主责部门：专业设备科第一章汽轮发电机设备规范1. 汽轮机本体设备规范型号：C253.43/0.981额定功率：25000kW抽汽级数：两级 进汽压力： 3.43MPa进汽温度： 435调整抽汽压力： 0.981MPa调整抽汽量： 50t/h (080t/h)转向：顺汽流方向看为顺时针方向转速：3000r/min 汽机临界转速：1433r/min2.发电机本体设备规范型号：QFW302转速：3000r/min额定电压：10500 V额定电流：2062A临界转速：1370 r/min功率因数：0.85

2、频率：50 HZ制造厂：济南发电设备厂 3.辅助设备规范3.1油系统油箱容积：12m33.1.2 6#F：冷油器（双联）冷却面积：2×47m2冷却水量：120t/h冷却油量：1000L/min7#F：冷油器（双联）型号：CP-1211-6-2P(列管式)冷却面积：2×80m2冷却水量：140t/h冷却油量：1000L/min3.2凝汽系统凝汽器型式： N2200 双流程表面式冷却面积：2200m2冷却水量：45009000t/h冷却水温：20无水时重量：42t 6#F：射水抽气器型号：CS8水压：0.4MPa耗水量：160 t/h7#F：射水抽气器型号：CS10.5水压：0

3、.4MPa耗水量：145 t/h射水泵型号：IS150125400流量：200m3/h扬程：50m配套电机功率：45kW6#F：凝结水泵（2台）型号：5LDTN-7B流量：80150m3/h扬程：91108m转速：2950r/min配套电机功率：55kW7#F：凝结水泵（2台）型号： GN125-25*4流量：50-90-125-150m3/h扬程：120-110-100-88 m转速：1480r/min配套电机 功率：55kW凝结水泵（1台）型号： 4N5*2 流量：30-45-54m3/h扬程：110-105-98m转速：2950r/min配套电机功率：30kW3.3回热加热系统低压加热器

4、型号：JD-80加热面积：80m2工作蒸汽压力：正常0.3MPa第二章汽轮发电机启动与停机1 汽轮发电机在下列情况下禁止启动1.1调速系统或保安系统工作不正常，静态试验不合格；1.2转速表全部失灵，各油压指示不可靠；1.3高压交流油泵工作不正常；1.4汽轮发电机在盘车时发现转动部分有摩擦声；1.5机组低速暖机时振动不合格；1.6油质不合格；1.7盘车装置失常；1.8抽汽管路上的抽汽止回阀关闭不严或动作不灵；1.9启动电动高压油泵后，有关油压指示偏离允许值时；1.10油箱油位低于允许值时；1.11系统漏油、漏汽严重或存在其它可能危害机组、人身安全的隐患时；1.12仪表指示失常；1.13电气方面有

5、严重隐患未处理。2启动前的准备工作2.1接到启动命令后，在车间领导组织下，班长对各个系统做好检查工作。2.2详细检查全部设备并做好记录，对检修或改进后的设备，必须到现场校对，确认检修工作全部结束，并验收合格。2.3按系统全面检查阀门位置正确。主蒸汽及疏水系统序号阀 门 名 称开关状态备注1手动主汽门Dg300关2手动主汽门旁路门关3电动主汽门后疏水一次门开4电动主汽门关5电动主汽门旁路门关6速关阀前疏水门开7速关阀阀杆疏水门开8前汽缸疏水门开9前轴封疏水门开10前轴封供汽门关11前轴封调节门关新蒸汽调节12轴封供汽疏水开13轴封泄汽门关抽汽及疏水系统序号阀 门 名 称开关状态备注1去低压抽气逆

6、止门关2去低压抽气逆止门前疏水门关3去低压抽气逆止门后疏水门开真空系统及加热器疏水系统检查序号阀 门 名 称开关状态备注1凝汽器两侧空气门开2主抽气器空气门关3启动抽气器空气门开4真空破坏门关水封注水5凝汽器安全门调整好通凝结水6低加空气门关7低加至凝汽器疏水门关8低加疏水调节门投入9低加疏水旁路门关10低加进汽门关凝结水系统序号阀 门 名 称开关状态备注1凝汽器汽侧放水门关2凝泵入口管道放水门关3除盐水补水门关补好水后4凝泵入口门开5凝泵空气门开6凝泵出口门关7主抽进出口水门开8主抽旁路水门关9凝结水调节门投自动10凝结水调节门前后隔离门开11凝结水调节旁路门关12凝结水再循环调节门投自动1

7、3凝结水再循环调节门前后隔离门开14凝结水再循环旁路门关15凝结水排地沟门关16低加进口水门关凝结水合格后可投入17低加出口水门开18低加进水旁路门关循环水系统序号阀 门 名 称开关状态备注1凝汽器甲、乙侧出口门开2凝汽器甲、乙侧进口门开3凝汽器甲、乙侧水侧排气门关见水后关闭4凝汽器水侧放水门关5凝汽器甲、乙侧入口管道放水门关6冷油器入口水门关据油温调整7冷油器出口水门开8冷油器水侧排气关见水后关闭9冷油器冷却水旁路关3通循环水3.1联系循环水泵站通循环水；3.2开启凝汽器循环水管空气阀，待出水正常后，关闭空气阀；3.3检查环水进出水压力，进水压力应在0.20MPa0.30MPa之间。4启动油

8、泵投入盘车装置做有关试验4.1启动高压交流油泵前的检查工作：泵体周围应无杂物，手动盘车灵活，泵内油位应正常，进出油阀应在开启位置；确认一切正常后，启动油泵；启动排烟风机。4.2启动后检查：油泵启动后仔细倾听油泵泵体及电机内声音；检查高压交流油泵出口油压（2.0MPa），电流指示应正常，各轴承回油油流应正常，油箱油位正常，油系统严密无漏油。投入高压油泵冷却水，并调节流量大小合适。4.3投入盘车装置：检查润滑油压应在0.080.12MPa间，各轴承回油油流应正常。启动顶轴油泵，检查油泵运行正常，各瓦顶轴油压力正常。按下盘车投入装置，同时逆时针旋转盘车器手轮至主轴转动，启动盘车电机，待转子转动后，倾

9、听检查转动部分声音是否正常，如果有机械碰撞声音立即停止盘车。4.4按规定项目做试验：静态试验建立保安油压、打开速关阀；分别用危急遮断器、就地仪表柜停机按扭、505E停机按钮试验，速关阀、调速汽阀、抽汽逆止阀应迅速关闭。拉阀试验，检查确认505E输入开度与油动机行程、调节油压对应关系是否正常。电气联跳试验汽轮机联跳发电机试验：手按505E停机按钮，发电机主开关动作，速关阀、调速汽阀、抽汽逆止阀应迅速关闭。发电机联跳汽轮机实验：投入发电机主开关保护压板，发电机主开关动作后，速关阀、调速汽阀、抽汽逆止阀应迅速关闭。5 暖管通知部调及锅炉，微开蒸汽手动隔离阀及电动隔离阀的旁路阀，汽压维持在0.25MP

10、a左右，加热管道，温升控制在510/min，当管壁温度达到130140，以0.25MPa/min速度提升管内压力，使之升到规定数值；开始暖管时，疏水阀门尽量开大，以便及时排出凝结水，随着管壁温度和管内压力的升高，逐渐关小疏水阀门，以防大量蒸汽漏出。暖管时注意：5.1根据汽温、汽压上升速度调节旁路阀和疏水阀的开度；5.2必须严格防止蒸汽漏入汽缸引起转子变形；5.3管道各部分（如法兰和螺栓等）的温度差不能过大；5.4暖管温度不得小于相应压力下的饱和温度；6启动凝结水泵，投再循环6.1启动凝结水泵的检查启动前检查，泵油位正常，转动部分无卡涩，电机绝缘良好。热井水位应在500800mm间，不足时应打开

11、除盐水进口阀补水，直至补至规定水位时关闭除盐水进口阀。6.2启动凝结水泵：启动凝泵，检查凝泵泵体、轴承部分、电机电流及出口压力等无异常。开启再循环阀及其进出口阀，关闭旁路阀。联锁开关应放在“投入”位置。调节再循环调节阀，并投入自动，保证热井水位在500800mm左右。7启动射水抽气器拉真空7.1开启轴封进汽阀，调整轴封汽量；7.2开启空气门，射水泵进出口阀，射水抽汽器进口阀；7.3启动射水泵，检查射水泵泵体、轴承部分、电机电流及出口压力等有无异常；7.4开启轴封冷却器冷却水进出口阀，旁路阀关闭；7.5开启轴封冷却器风机；7.6检查真空，应维持在0.056MPa以上。8冲转前具备条件8.1汽温3

12、80；8.2汽压3.0MPa；8.3真空在-0.05 -0.06MPa；8.4润滑油压在0.080.12MPa，各轴承回油油流正常；8.5冷油器出油温度25；8.6盘车已投入。9冲转与升速9.1检查操作站各系统画面，各系统状态正常；9.2手提停机阀建立保安油压（2.0MPa）；旋转启动阀手柄到底，然后缓慢旋转开启启动阀，开启自动主汽门；9.3冲转：投入Woodward505E，进行冲转；转子转动后，检查盘车齿轮应退出盘车位置,盘车电机是否停止运行，如果没有则手动停运盘车电机；按升速曲线升速，暖机。升速过程中，注意下列事项：严格按操作票规定进行各项操作及记录。注意各轴承温度及回油情况。调节润滑油

13、温在3545之间。在升速过程中，密切监视振动变化情况，若振动明显增大，应降低转速至振动正常，继续暖机一段时间后升速，在临界转速时，轴振不得超过0.25mm。当发现汽轮机膨胀有显著变化时，应停止升速进行检查。9.4升速至3000r/min，检查主油泵出口油压达1.9MPa，此时调节系统应能维持空负荷运转。9.5启动正常后，关闭蒸汽管路上各疏水阀，稍开抽汽管路疏水。9.6在空负荷时应保证：主油泵出口油压：1.9MPa润滑油压：0.080.12MPa9.7按规定项目作动态试验：（一般检修后进行）空负荷运行正常后，进行调节保安系统试验及电气联跳试验（试验包括分别按下危急遮断器、发电机主开关时，速关阀、

14、调速汽门及抽汽逆止门快速关闭）。（1） 汽轮机大中修或调速系统检修后，停机一个月后，或运行2000h停机后，均应重复上述试验，并增加超速试验和真空严密性试验。（2） 超速试验条件：10并列与带负荷（电负荷，热负荷）10.1机组检查、试验正常后，汇报部调度，联系电调并网。10.2发电机的并网发电机并网方法采用手动准同期，并网条件如下：发电机与系统频率相等（允许相差±0.2周/秒）。发电机与系统电压相等（允许相差5%）。发电机与系统相位角相同（允许小于30°）并网操作步骤自动并网操作 检查低周波、失磁压板在断开位置。合励磁按钮起励，升发电机电压与系统电压接近。将自动同期开关打手

15、动。将手准/自准开关置“自准”按下同期按钮自动同期并网合闸，红灯亮。投低周波、失磁保护压板。将手准/自准开关置“手准”。将自动同期开关置“退出”。发电机并网后，增负荷前联系锅炉，增负荷时，应缓慢而均匀。具体升负荷如下：并网后除特殊需要外即带5%额定负荷，观察排汽缸温度70后，以250kW/min左右的速度按增负荷曲线要求增至满负荷。检查调节系统工作正常，脉冲油压与油动机开度、负荷相互对应。检查机组声音、振动、轴向位移、推力瓦及轴承温度、胀差、蒸汽及金属温升速度、温度正常。发电机有功增减与无功增减配合调节，使功率因数保持在0.95以内，一般有功、无功之比为3：1较好。当发电机入口风温超过40时，

16、调整空冷器冷却水调节阀开度，保持发电机入口风温2040。通知化验，化验凝结水水质，合格后将凝结水送入系统。1、开启低加进出水阀，开启低加进汽阀。2、关闭凝结水事故放水阀。带热负荷（6#F）：居民供热7#F1. 带热负荷要按下列步骤进行：（1） 电负荷为25%额定负荷（2） 投入Woodward505E，进行投抽汽操作。（3） 抽气投入后，将工业抽汽电动阀开启，并控制电动阀前后疏水开度。（4） 与供热站联系，缓慢开启外供阀门，观察画面到抽汽量为正常值。2. 增减电、热负荷时，应注意调整轴封进汽阀。3. 检查汽缸膨胀、轴向位移、推力轴承温度、各轴承振动和温度。11停机前的准备工作11.1接到停机指

17、令后，应联系有关岗位，做好停机前的准备工作。11.2校验高压交流油泵运行良好。11.3校验交流辅助油泵运行良好。12减荷与解列12.1得到停机指令后，联系锅炉，先卸去热负荷（6#、7#），再卸去电负荷。12.2在确认外供低压蒸汽管网阀门关闭后，操作505E切除抽汽，关闭工业抽汽电动阀，热负荷停用，并打开抽汽管路上的疏水。12.3电负荷减荷速度：有功功率不超过250kW/min，无功相应降低。在减电负荷过程中应调整轴封汽。12.4有功功率降到30004000kW时，停低加运行。12.5等电负荷接近零时，进行电气和汽轮机的联跳停机或电气解列。 13停机13.1逐渐卸去电负荷后，方能停机。13.2正

18、常停机：解除发电机保护压板，切主开关，切灭磁开关。手按505E停机按钮或电气操作台停机按扭，停汽轮机。13.3联跳试验停机：进行电气和汽轮机的联跳试验：手按505E停机按钮或电气操作台停机按扭，发电机主开关跳闸，励磁开关跳闸，速关阀、调速汽阀、抽汽逆止阀应迅速关闭。解除发电机保护压板。进行汽轮机和电气的联跳试验：手拍危急遮断油门，速关阀迅速关闭，发电机主开关跳闸。解除发电机保护压板。13.4监视润滑油压低于0.04MPa时，辅助油泵应自起，若不自起应立即开动辅助油泵。（是否删除）13.5打开汽缸底部和主蒸汽管疏水阀门。13.6汽机停止后停用射水泵。13.7记录惰走时间，转子静止后投入盘车。13

19、.8汽缸金属温度低于150停止盘车，停油泵。13.9停止盘车后联系环水泵站，停运循环水。第三章 运行维护与定期试验 一 汽轮机运行数据机组正常运行时必须符合下列要求：蒸汽压力 MPa3.43蒸汽温度 435抽汽压力 MPa0.98润滑油压 MPa 0.080.12冷油器出口油温 3545轴承温度 85热井水位 mm500800 二 汽轮机运行中的维护和调节(一) 运行维护1. 每小时抄表一次，在检查或抄表时发现表计指示不正确，应立即查明原因，采取对策，予以消除，并做好记录。2. 经常对汽轮发电机及辅助设备进行听音检查，特别在工况变化后振动异常及交接班时应加强听音检查。3. 汽轮机在运行中应定期

20、（每月一次）取样化验油质，根据油质情况进行滤油和脱水。4. 根据润滑油压降低及压差报警现象，判断滤油器滤芯清洁程度。发现滤油器堵塞时，应切换备用滤油器，并更换滤芯。5. 发现冷油器的滤水器出现堵塞现象，应随时清洗。6. 冬天，当机房内温度降到0以下时，停用设备（如：凝汽器、冷油器、空气冷却器、滤水器、加热器等）应采取防冻措施。7. 在纯凝状况下机组绝对不允许超过额定功率，超过额定功率时应立即降低。(二) 运行调节：1. 调节冷油器调节阀，以保证冷油器出油温度在3545之间。2. 调节空气冷却器循环水调节阀、工业水进口阀，以保持发电机进风温度在2040之间。三 汽轮机的试验规定及方法(一) 启动

21、前试验项目1. 凝泵联动试验：（1） 检查2台凝泵进出口阀在开起位置，轴承油位正常，手盘转子灵活。（2） 凝汽器灌水使热井水位保持在500800mm位置。（3） 检查1#、2#凝结水泵正常后，先启动1#凝泵检查出水压力、电流，运行情况正常后停1#凝泵。（4） 启动2#凝泵检查出水压力、电流，运行正常后给上联锁，1#凝泵备用。（5） 停2#凝泵，1#凝泵应自起，然后再给上联锁，2#凝泵做备用，停1#凝泵，2#凝泵应自起。（6） 试验正常后凝泵停用。2. 交流辅助油泵试启动：（1） 检查交流辅助油泵进出口阀门在开启位置，手盘转子应灵活。（2） 启动油泵。（3） 检查油泵出口油压、电机电流、及泵体振

22、动和运行情况。（4） 运行正常后停油泵。3. 高压交流油泵试启动：（1） 检查高压交流油泵进出口阀门在开启位置，手盘转子应灵活。（2） 启动油泵。（3） 检查油泵出口油压、电机电流、及泵体振动和运行情况。（4） 运行正常后停油泵。4. 直流事故油泵试启动：（1） 检查直流事故油泵进出口阀门在开启位置，手盘转子应灵活。（2） 启动油泵。（3） 检查油泵出口油压、电机电流、及泵体振动和运行情况。（4） 运行正常后停油泵。5. 顶轴油泵试启动（1） 检查1#顶轴油泵进口阀门在开启位置，手盘转子应灵活。（2） 启动油泵。（3） 检查油泵出口油压、电机电流、及泵体振动和运行情况。（4） 运行正常后停油泵

23、。（5） 照上述步骤试启动2#顶轴油泵，一切正常后停泵。6. 射水泵试启动：（1） 检查射水泵进出口阀门在开启位置，手盘转子应灵活。（2） 启动射水泵。（3） 检查射水泵出口水压、电机电流、及泵体振动和运行情况。（4） 运行正常后停射水泵。(二) 汽轮机启动后试验项目：（1） 辅助油泵自启动试验:（可与以下各试验同做） 汽轮机转速为3000r/min。 手拍危急遮断器，速关阀、调速汽阀、抽汽逆止阀应迅速关闭。 当主油泵出口压力降到1.7MPa时，高压交流油泵应自起，记录自启动时的转速，如不自起，应立即手动起高压交流油泵，同时检查处理。 观察润滑油压，当润滑油压降至0.04MPa时，交流辅助油泵

24、应自起。如不自起，应立即手动起辅助油泵，同时检查处理。 观察润滑油压，当润滑油压降至0.03MPa时，直流事故油泵应自起。如不自起，应立即手动起辅助油泵，同时检查处理。（2） 汽轮机联跳发电机保护试验 发电机并网开关柜小车在试验位置，主开关在合位置。 汽轮机转速为3000r/min。 投发电机联跳保护压板。 手按紧急停机按钮。 发电机主开关动作，速关阀、调速汽阀、抽汽逆止阀应迅速关闭。 试验过程中应根据润滑油压降低情况检查辅助油泵是否自起，必要时手动开启。（3）发电机联跳汽轮机保护试验 发电机并网开关柜小车在试验位置，主开关在合位置。 汽轮机转速为3000r/min。 手动切发电机主开关。 速

25、关阀、调速汽阀、抽汽逆止阀应迅速关闭。 试验过程中应根据润滑油压降低情况检查辅助油泵是否自起，必要时手动开启。(三) 大中修后增加下列试验项目：（1） 汽轮机超速试验（在运行2000小时或停机一个月后再启动也应做超速试验）。 用505E平稳地升速，当转速升到32703300r/min时，危急遮断器应动作，自动主汽阀、抽汽逆止阀应迅速关闭。 待汽轮机转速降到2900r/min以下时，复置危急遮断器。 用505E升转速至额定值。 再做一次汽轮机超速试验，两次动作转速之差不应超过18 r/min。 第三次超速试验动作转速应与前两次的平均值之差小于30 r/min。（2） 超速试验注意事项： 超速试验

26、前危急保安器应手动脱扣两次，动作应正常。 转速表应准确。 超速试验过程中，要密切监视汽轮机转速，当转速升到3360r/min危急遮断器仍不动作时，应立即手拍危急遮断器停机，调整后再进行试验。 危急遮断器动作后，应根据润滑油压降低情况启动辅助油泵。（3） 真空严密性试验： 此项试验应在车间领导主持下进行。 负荷维持在20MW。 迅速关闭射水抽气器进水阀，试验57min，每分记录一次真空读数。 真空严密性的标准如下：每分钟真空下降不超过0.27kPa为优等。每分钟真空下降不超过0.4kPa为良好。每分钟真空下降不超过0.67kPa为合格。每分钟真空下降超过0.67kPa，说明漏入空气过多，应寻找漏

27、点加以清除。试验中若真空下降过快，每分钟2kPa，应停止试验，恢复原运行方式。试验完毕后打开射水抽气器进水阀。四 发电机温度的监视1、发电机的温度指标：指标名称允许温度最低 额定 最高定子线圈 105铁芯线圈 130进风温度 20 40 55进出口温度差 25两侧进风温度差 3励磁变压器 552、任何情况下，发电机进风温度高于40时，应按下表规定降低定子电流：（补表格）五 发电机检查与维护运行中的发电机组外部应每小时巡检一次，检查项目如下：(一) 通过观察窗检查定子线圈绑线及端部线圈应无异常状态。(二) 机组运转声音正常，无振动及焦臭味。(三) 发电机两侧进风温差，进出口风温度不超过额定值。(

28、四) 发电机附属电气设备的运行状态应正常。 六 发电机的继电保护(一) 发电机保护：动作于跳闸的保护：纵联差动，复合电压闭锁过流，失磁，低电压闭锁、低周波、单相接地。动作于信号的保护：过负荷、过电压，逆功率、转子一点接地、发电机差动回路断线。 (二) 站用变动作于跳闸的保护：速断、过流(三) 系统联络线：动作于跳闸的保护：速断、过流七 发电机及高压配电室巡视检查(一) 正常巡视检查项目1. 刀闸接触是否良好，有无打火现象，试温蜡纸有无变色。2. 瓷质部位应清洁，无破损裂纹，无烧痕放电痕迹。3. 导线、母线、电缆有无松动、接点发热打火和搭挂杂物现象。(二) 异常巡视检查项目1. 天气激烈变化（雷

29、、雨、暴风等）或调度和气象台通知的特殊天气警报。2. 设备过负荷或设备异常运行。3. 新设备和大修后的设备投入运行72h内。4. 事故跳闸后，对跳闸的开关及有关设备的外部进行检查。(三) 倒闸操作1. 操作必须根据调度或值班负责人命令，受命人要确认无误后，填写倒闸操作票。2. 操作人员在操作前必须了解操作目的和操作顺序，填写操作票，由正副值共同审核并与调度核对，操作人、监护人应分别签名。3. 一切操作必须两人执行，由副值操作，正值监护。操作时，操作人和监护人先核对操作设备的名称、编号和“开合”位置（特别是检修后的开关、刀闸），操作中，应认真执行唱票监护，按操作票顺序操作，每完成一项操作应及时在

30、操作票标记栏内画勾，并记录操作时间，操作中发生疑问时，应停止操作，并向调度或值班负责人报告，弄清问题后再进行操作，操作完毕应检查操作质量，加盖“已执行”章，并向调度逐项回令报告操作完毕。4. 操作时必须戴高压绝缘手套、穿绝缘鞋或站在绝缘垫上。5. 在紧急情况下，如发生火灾、人身事故、设备严重损坏时，可不经调度许可进行处理，但事后应立即向调度和有关领导汇报。6. 操作时要与带电体保持一定距离。7. 带电操作可熔保险器时，应戴护目镜，必须使用绝缘夹钳。8. 设备停电检修清扫时，必须验电（验电前先验电笔）、放电、挂地线，挂上警示牌后再进行工作。9. 电气设备发生火灾时，必须先切断电源后进行灭火，严禁

31、用水灭火。10. 发电机发生火灾时，先切断主开关，灭磁开关，然后灭火（保持转速300rpm）。11. 安全防护工具和器材，应保持清洁完整，定期进行预防性试验和检修。八 汽轮发电机主要参数报警联锁值（章节内容放置）25MW汽轮发电机主要参数报警联锁值序号测 点单 位正常值报 警 值联锁值备 注上 限下 限1主汽门前压力MPa3.433.733.132主汽门前温度4354504253排汽室压力MPa0.00460.01180.0424排汽室温度307080空负荷时1205一级工业抽汽压力MPa0.9811.2810.7816一级工业抽气温度302.2额定工况7均压箱调节压力范围MPa0.1030.

32、130.150.1018主油泵进口油压MPa0.19主油泵出口油压MPa21.710调节主油压MPa21.811保安油压MPa212 主汽门控制油压MPa>1.213I 路脉冲油压MPa1.014II 路脉冲油压MPa1.015润滑油压MPa0.080.1216润滑油压降低保护报警MPa0.05517低压油泵投入MPa0.0418停机MPa0.0319盘车不可投入MPa0.01520高压电泵自动开启油压MPa1.721盘车润滑油压联锁MPa>0.0222冷油器出油温度3545502523油箱油位mm300150450距顶板24汽轮机前轴承回油温度<60657025汽轮机后轴承

33、回油温度<60657026推力轴承回油温度<60657027发电机前轴承回油温度<60657028发电机后轴承回油温度<60657029汽轮机前轴承轴瓦温度<808510030汽轮机后轴承轴瓦温度<808510031推力瓦块温度<808510032发电机前轴承轴瓦温度<808510033发电机后轴承轴瓦温度<808510034汽轮机前轴承轴振动mm0.080.160.2535汽轮机后轴承轴振动mm0.080.160.2536发电机前轴承轴振动mm0.080.160.2537发电机后轴承轴振动mm0.080.160.2538汽轮机转子轴位移m

34、m1.0±1.0±1.539胀差mm1.54-340射水抽气器进水温度202841低加水位mm500600300距底部法兰42凝汽器热井水位mm650800500距凝结水出口43高压油动机行程mm15744中压油动机行程mm155.86第四章汽轮发电机事故处理一总 则发生故障时值班员一般应按照下述原则进行处理：1、根据仪表指示和机组外部征象，准确而迅速地判断出故障的原因、性质、以及发生部位。及时处理，迅速消除对人身、设备及生产的威胁。2、发生故障时，协助人员不可擅自操作设备，应在班长、组长统一指挥下协同操作处理事故。3、发生故障时，应尽早汇报班长、组长，在组长统一指挥下，进

35、行处理。如果班长及组长不在场，值班员应在正值的指挥下处理事故。4、故障消除后，应将事故发生时间、经过、处理情况详细记录在交接班记录上，并向上级领导汇报，交班后必须召开事故调查分析会，查明原因，总结经验，吸取教训。5、故障的处理应尽可能在不影响生产的情况下进行。6. 若故障无法立刻消除或比较严重，应停机处理。二、紧急停机(一) 在下列情况下，应紧急停机：1. 机组转速超过额定值12%而未停机；2. 机组突然发生强烈振动或清楚听到内部有金属声音；3. 汽轮机轴封内发生火花；4. 机组任何一个轴承断油或冒烟；5. 润滑油压低于0.04MPa故障无法消除；6. 轴承回油温度超过85或轴向位移超过1.5

36、mm而未自动停机；7. 汽轮机油系统着火，不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行；8. 油箱油位下降至下限值，漏油原因不明；9. 主蒸汽或给水管道破裂，危及机组安全时。(二) 紧急停机操作：1. 手拍505紧急停机按钮停机，注意脱扣时间。2. 联系电气检查发电机是否解列，注意转速下降情况。，3. 联系供热站迅速切除对外供汽4. 破坏真空，关闭均压箱蒸汽门。5. 启动辅助油泵或事故油泵。6. 汇报部调、值班人员。7. 检查机组情况，记录惰走时间，完成其它停机操作。(三) 发电机冒烟或起火紧急停机操作步骤：1. 迅速切除对外供汽，解列发电机。2. 启动辅助油泵。3. 用505E降转速，维持转速2003

37、00r/min。4. 接通消防水灭火。5. 发电机火灾未消除前不得停止转子转动，应保持转速200300r/min。6. 发电机火灾消除后方可完成其它停机操作。7. 汇报部调、值班人员。三事故处理（励磁故障添加）（一）主蒸汽参数不符合规范1、主蒸汽压力不符合额定规范时，应按下列原则处理：（1） 主蒸汽压力正常运行变化范围为3.43MPa，超过限额应联系锅炉要求调整。（2） 汽压降低时，随时调整轴封汽、抽气器进汽压力，并根据汽压下降情况减负荷。 汽压MPa3.02.9 2.8 2.72.62.5 负荷（kw）1200010000800020001000停机2、主蒸汽温度不符合额定规范时，应按下列原

38、则处理：（1） 主蒸汽温度正常运行变化范围为435，超过限额，应联系锅炉要求调整。（2） 主蒸汽温度降低到370时，应开启自动主汽门前直放疏水，联系锅炉迅速提高汽温。（3） 主蒸汽温度降低时，根据降低情况减负荷。（如下表）汽 温 （）400395390385380375370350负荷（kw）120001000080006000400010000停机（4）主蒸汽温度升到450时，应联系锅炉要求降低汽温，并加强监视机组运行情况。（二）真空下降1、发现真空下降应迅速核对真空表和排汽温度，并进行检查：（1） 抽气器工作情况。（2） 凝汽器热井水位。（3） 轴封汽供汽情况。（4） 凝泵运行情况（电机电

39、流、凝结水泵出口压力和凝结水流量）。（5） 循环水进出水压力与循环水温度。（6） 低压加热器水位计是否断裂，真空系统是否泄露。2、 真空下降原因不明或无法恢复，应立即汇报，并按下列规定进行处理：真 空 （MPa）0.0870.080.0720.060.045负 荷（kw）12000800050003000停机（三）凝汽器水位升高引起的原因有以下几种：1. 凝泵故障：发现凝泵故障时，应立即启动备用泵，停用故障凝泵，汇报值班长。2. 凝汽器铜管漏水：（1） 运行中发现凝汽器水位升高或凝结水流量突然增加，应通知化验，化验凝结水质，如凝结水硬度不合格，应降负荷，打开事故放水门，汇报值班长、组长及生产设

40、备部值班人员。（2） 如果凝汽器铜管大量漏水，凝汽器真空下降到-0.06MPa以下时应紧急停机，停机后关闭循环水进出水门。3. 低压加热器及主抽气器铜管漏水（应把系统出系并隔离进行检修）。（四）油系统工作失常1. 油压和油箱油位同时下降原因：（1） 油箱外部压力油管漏油。（2） 冷油器大量漏油。处理：（1） 采取措施，不使机组超负荷运行。（2） 检查油系统，找出漏油部位并立即消除。（3） 如系油管道漏油而无法消除漏油应停机。（4） 如系冷油器铜管漏油，应切换冷油器。2. 油压降低，油箱油位不变：原因：（1） 主油泵工作失常。（2） 辅助油泵逆止门不严。（3） 油箱内压力油管漏油。（4） 油滤网

41、堵塞。处理：（1） 采取措施，不使机组超负荷运行（2） 设法查出漏油地点，并予以消除，如无法消除应停机。（3） 主油泵工作失常应停机。3. 油位下降，油压不变原因：（1） 冷油器漏油。（2） 油箱放油门漏油。（3） 油位计失灵。处理：（1） 检查冷油器冷却水有无油花，如系冷油器铜管漏油应切换冷油器。（2） 消除漏油，如无法消除应停机。（3） 检查油位计。（4） 如确定不是因漏油造成的油位下降或漏点已隔绝，应向油箱加油。（五）水冲击1. 水冲击征象（1） 汽压、汽温急剧下降。（2） 管道、法兰、汽缸平面，轴封和轴封信号管冒出白色湿蒸汽或溅出水珠。（3） 汽缸内部发出撞击声和金属噪音。（4） 主蒸

42、汽管和抽汽管有冲击声。（5） 汽轮机轴向位移增大，推力轴承温度升高。（6） 机组振动剧烈。2. 水冲击原因：（1） 锅炉故障或误操作。（2） 高、低加水管破裂，抽汽逆止门不严。（3） 启动时疏水未排尽或排泄不畅。（4） 凝汽器满水倒入汽缸。3. 处理：（1） 发生水冲击应紧急停机，然后进行各项停机操作。（2） 开启所有疏水门。（3） 在惰走过程中应仔细倾听汽轮机内部声音。（4） 密切注意轴向位移油压，推力轴承温度和各轴承温度。（5） 低加水管破裂引起水冲击，应迅速将低加出系。（6） 正确记录惰走时间。（7） 发生水冲击后，启动汽轮机必须经领导同意后方可开机。在起机过程中要加强疏水，严格监视轴向位移油压和推力轴承温度，并仔细倾听机组内部声音，如发现汽轮机内部有声音，应停止启动，开缸检查。（六