25MW汽轮发电机蒸汽轮机发电安全操作规程

精品文档精心整理PAGE精品文档可编辑的精品文档精品文档精心整理精品文档可编辑的精品文档25MW汽轮发电机蒸汽轮机发电安全操作规程目录：1、25MW汽轮发电机蒸汽轮机发电安全操作规程2、产品耐高压接地电阻功率工作时间测试操作规程3、水泥制品公司安全考核制度及设备安全操作规程岗位名称型钢热电厂汽机车间编制25MW汽轮发电机审查规程编号批准PR-RD2-1502实施日期编制目录1汽轮发电机组的主要规范及特性1.1汽轮机51.1.1汽轮机技术规范51.1.2汽轮机慨述71.1.3调节、保安、润滑油系统71.1.4调节保安系统概述71.2发电机与空冷器91.2.1发电机91.2.2空冷器101.3辅助设备101.3.1凝汽器101.3.2轴封加热器101.3.3润滑油箱111.3.4射水抽气器111.3.5润滑油过滤器111.3.6高压启动油泵111.3.7交流电动油泵111.3.8直流电动油泵121.3.9冷凝泵121.3.10交流无刷励磁机121.3.11盘车电机121.3.12低压加热器121.3.13射水泵131.3.14顶轴油泵131.3.15注油器131.3.16（抽汽）安全阀131.3.17循环水入口二次滤网141.3.18磁性浮子液位计141.3.19电动主汽门141.3.20手动隔离汽门142汽轮机组的保护和设备试验2.1汽轮机组的保护试验142.1.1超速试验142.1.2喷油试验152.1.3低真空保护试验162.1.4低油压试验162.1.5汽轮机联动发电机跳闸保护试验172.1.6发电机联动汽轮机跳闸保护试验172.1.7轴振大保护试验172.1.8二次脉动油压低停机保护试验172.1.9抽汽压力高停机保护试验172.1.10电调停机保护试验182.1.11手动停机试验182.1.12轴承回油温度保护试验182.1.13轴向位移保护试验182.1.14相对膨胀保护试验182.2汽轮机组的设备试验182.2.1机电联系信号试验192.2.2自动主汽门活动试验192.2.3交、直流电动油泵试转192.2.4试投盘车装置192.2.5真空严密性试验192.2.6轴承及平台测振试验202.2.7凝结水泵、射水泵低水压自启动试验202.2.8惰走试验203汽轮机冷态启动3.1总则213.2汽轮机启动前的准备和检查223.2.1启动前的准备223.2.2启动前的检查223.3冲转及升速273.3.1冲转前的准备273.3.2冲转293.4并列与带负荷314汽轮机的热态启动335汽轮机的正常维护及设备的定期试验与切换5.1运行中的维护365.2定期试验与切换386汽轮机的停运6.1停运前的准备396.2解列与停机407辅助设备的运行7.1辅助设备的启动417.2辅助设备的正常运行及维护437.3辅助设备的停止448事故处理预防8.1事故处理原则448.2故障停机458.3参数变化时的负荷限制478.4汽轮机转子轴向位移498.5凝汽器内真空下降508.6油系统工作失常528.7汽轮机水冲击558.8不正常的振动和异音568.9周率变化578.10甩负荷588.11运行中叶片损坏或断落618.12主蒸汽管道和其它管道发生故障628.13厂用电中断628.14发电机孤立运行628.15失火638.16空冷器工作失常648.17计算机黑屏641汽轮机组的主要规范及特性1.1汽轮机1.1.1汽轮机技术规范型号C25-3.43/0.981型式中压、单缸、抽汽凝汽新蒸汽压力3.43±0.3MPa新蒸汽温度435 ±10调节方式505E调速器汽轮机额定功率25MW安全阀动作范围>1.25MPa额定工况时工业抽汽压力/温度0.981MPa/302.2中心标高(距平台)750㎜汽轮机最大功率30MW额定工况排汽压力4.6kPa汽轮机本体总重78100㎏额定工业抽汽压力0.981MPa额定工况汽耗5.64㎏/kWh汽轮机转子重量13900㎏抽汽压力范围0.781～1.281MPa额定工况汽轮机热耗（计算值）10732kJ/kWh纯凝工况汽轮机汽耗（计算值）4.23㎏/kWh纯凝工况汽轮机热耗（计算值）12133kJ/kWh汽轮机转子转动惯量1350㎏·㎡额定抽汽量50t/h最大抽汽量80t/h汽轮机本体最大尺寸（长×宽×高）7505×5000×2915㎜过临界时轴承座振动值(全振幅)0.15㎜旋转方向从机头看顺时针额定转速3000r/min汽轮机单个转子临界转速1711r/min额定转速轴承座振动值(全振幅)0.025㎜汽轮机本体重量78.1t安装最大件重量30t表11.1.2汽轮机概述本汽轮机为单缸、单抽汽、凝汽式汽轮机，本体主要由转子部分和静子部分组成。转子部分包括整锻转子、叶轮、叶片、联轴器、主油泵叶轮等；静子部分包括汽缸、蒸汽室、喷嘴组、隔板、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。转子采用整锻加套装的组合型式，共有13级动叶，其中一级双列调节级、一级单列调节级、11级压力级（其中末四级为全三维扭叶级），转子通过刚性联轴器与发电机转子连接。汽缸为单缸结构，由前、中、后缸三部分组成，下部有工业抽汽口和加热器用回热抽汽口，汽缸排汽室通过排汽接管与凝汽器刚性连接。排汽接管内设有喷水管，当排汽室温度超限时，喷入凝结水，降低排汽温度。排汽室顶部装有安全膜板，当排汽压力过高，超过限定值时，安全膜片破裂，向大气排泄蒸汽。前汽缸由两个“猫爪”支撑在前轴承座上，前轴承座放置在前底板上。后汽缸采用底脚法兰形式座在后底板上。排汽管内两侧设有人梯，从后汽缸上半的人孔可进入排汽室内，直至凝汽器扩散室。汽轮机前轴承座装有推力轴承、前轴承、主油泵、危急遮断油门、调节滑阀、试验控制阀、启动阀、高压油动机等。前轴承座放置在前底板上，其结合面上有润滑油槽。中心设有纵向滑键，前轴承座可以沿轴向滑动，使用二硫化钼油剂作润滑剂。在其滑动面两侧，装有角销和热膨胀监测保护仪，指示绝对膨胀。汽轮机前轴承和推力轴承成一体，组成联合轴承。推力轴承为可倾瓦式，推力瓦块上装有测温热电阻。汽轮机后轴承座与后汽缸分立，设有立销，从而防止了后汽缸热膨胀对机组中心的影响。后轴承座装有汽轮机后轴承、发电机前轴承、盘车装置、盘车用电磁阀、联轴器护罩、胀差支架等。机组滑销系统由纵销、横销、立销组成，以保证轴承座在膨胀时中心不致变动。汽轮机设有蜗轮—齿轮机械盘车装置，为减少盘车启动力矩，汽轮机和发电机轴承处装有高压顶轴装置，盘车装置手动投入。投盘车时，必须先开启顶轴油泵，并检查顶轴油压是否达到要求。汽轮机有两个喷嘴组——高压、低压喷嘴组。分别装在前汽缸、低压蒸汽室上。主汽门、高压调节汽阀蒸汽室与汽缸为一体，新蒸汽从两侧主汽门直接进入高压调节汽阀蒸汽室内。汽轮机调节汽阀由高压调节汽阀与低压调节汽阀组成，各调汽阀的升程表如：高压调节汽阀升程表：阀序1234567阀径d(mm)φ90（梨）φ90（球）φ90（球）φ90（球）φ90（球）φ100（球）φ100（球）升程(mm)3.517.4429.5441.6453.7465.7877.62表2低压调节汽阀升程表：阀序12345阀径(mm)φ130（球）φ130（球）φ130（球）φ140（球）φ140（球）升程（mm）3.521.7940.0758.3677.52表3油系统包括主油泵、调速油泵、低压交流油泵、低压直流油泵、注油器、冷油器、油箱等。离心式主油泵的出口压力为2.0MPa，主油泵出口装有逆止阀，高压油经逆止阀后分两路，第一路通入调节及保安系统，另一路通入注油器；注油器采用两级并联工作，低压注油器供主油泵用油，高压注油器供润滑系统用油。系统装有顶轴油泵，顶轴油经各支管到径向轴承上的顶轴油囊。1.1.3调节、保安、润滑油系统迟缓率ε≤0.25％速度不等率δ3～6%转速摆动值≤15r/min抽汽压力不等率0～10%抽汽压力迟缓率≤1%调节器调速范围0～3390r/min（可调）主油泵进口油压0.1MPa主油泵出口油压2.0MPa主油泵流量2000L/minⅠ路脉冲油压1.0MPaⅡ路脉冲油压1.0MPa电调超速保护3270r/min机械超速保护3300～3360r/min调节油压2.0MPa保安油压2.0MPa润滑油压0.08～0.12MPa顶轴油压≥12MPa高压油动机行程157mm低压油动机行程155.86mm蓄能器充氮压力1.6MPa表41.1.4调节保安系统概述调节系统采用的是数字电—液调节系统（DEH）。主要由Woodward505E数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀等组成。保安系统采用冗余保护。Woodward505E数字式调节器是以微处理器为核心的模块化计算机控制装置，根据用户运行参数、条件编程组态，通过输入输出接口，接收、输出模拟量、开关量信号进行控制。该调节器具有如下特点：♦转速调节 ♦转速目标值设定♦抽汽压力调节♦负荷分配♦功率目标值设定♦不等率设定♦冷热态自起动程序设定♦跨越临界转速控制♦超速试验及保护♦自动同期♦外部停机输入♦RS232/RS422/RS485通讯接口♦手动、自动模式转换调节器接受转速传感器输入的转速信号、压力传感器输入的抽汽压力信号、功率传感器输入的电功率信号以及过程控制、辅助控制等回路输入的控制信号，解算后输出标准电流信号给电液转换器。电液转换器接受调节器输出的标准电流信号，输出于输入信号相对应的调节信号油压给液压伺服机构。调节信号油压经液压伺服机构放大，控制油动机活塞移动，通过调节杠杆，改变调节汽阀开度，调节汽轮机进汽量。调节系统的动作过程：起动调速油泵后，开启调速油泵逆止门前去放油阀截止门，将保安装置挂闸，将启动阀手轮关到底，保安油系统接通。接到开机信号后，缓慢旋转启动阀手轮，开启自动主汽门。按DEH操作面板上的“运行”键，机组即可按照预先编好的运行程序，自动升速、暖机、跨越临界转速，直至额定转速。当主油泵出口油压高于调速油泵出口油压时，关闭调速油泵逆止门前去放油阀截止门，停下高压交流油泵。保安系统包括机械液压保安系统和电气保安系统两部分。保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、启动阀、主汽门、TSI仪表监测系统、电调超速保护等组成。Woodward调节器除有调节功能外，还具有超速保护功能，可设定超速报警、停机点。机组配有两个保安电磁阀，任一电磁阀动作，都可切断保安油路。电磁阀端部有滑阀活动按钮。发电机与空冷器1.2.1发电机型号QFW-30-2型额定电流2062A冷却方式空气冷却、密闭式频率50Hz功率因数COSΦ=0.8空气冷却温度6～30容量37.5MVA励磁电流384A旋转方向从汽轮机端看顺时针方向额定电压10500V额定转速3000r/min接法Y（星型）绝缘等级/使用等级F/B表51.2.2空冷器型号QKCW900-92T5冷却能力900kW冷却水量350t/h铜管规格φ20×1.5最大允许风压降400Pa工作水压0.2MPa最大允许运动水压0.3MPa最高进水温度33最高出风温度40本体自重6t表61.3辅助设备1.3.1凝结器型号N-2200水室内最大水压0.35MPa冷却管材料0Cr18Ni9型式二流程二道制表面式冷却水量5600t/h凝结器重量（无水）37t冷却面积2200m冷却水温20水阻50kPa蒸汽压力0.005MPa排汽量（最大）90t/h规格Φ25×0.7×6562㎜（3600根）Φ25×0.5×6562㎜（320根）表71.3.2型号LQ-40水侧压力(最大)1.5MPa加热面积40m厂家青岛捷能汽轮机股份有限公司冷却水量55-75t/h配置风机型号AZY10-700-3功率3kW流量325-853m3电压380AC主轴转数2900r/min介质温度/密度20℃1.2kg/m表81.3.3润滑油箱液位指示器型号YWZ-400T厂家中国黎明液压有限公司量程-20～200mm油箱容积12m排烟风机配置电动机三项异步电动机防护等级IP44型号CQ2-J转速2800r/min功率370W频率50Hz电压380V绝缘等级B电流0.07A厂家南京伺服电机有限公司表91.3.4射水抽气器型号CS-8工作水扬程0.4MPa工作水流量160m3厂家青岛捷能汽轮机有限公司抽出干空气量8kg/h表101.3.5润滑油过滤器型号2PD160×600×2B80/A过滤精度80μm压力1.6MPa流量3000L/min表111.3.6高压启动油泵离心泵型号100AY120×2转速2980r/min厂家上海水泵厂扬程240m流量100m3配用电机型号Y315M-2频率50Hz绝缘等级/接法B/△电压380V转速2980r/min重量950㎏电流242A功率132kW厂家衡阳电机有限责任公司表121.3.7交流润滑油泵型号KCB-633-11流量38m3压力0.28MPa汽蚀余量6m功率11kW配用电机型号Y160L-6电流24.6A电压380V功率11kW频率50Hz转速970r/min绝缘等级F厂家德州恒力电机有限责任公司表131.3.8型号KCB633-3功率10kW压力0.28MPa流量38m3配用电机型号22B-71电流55A电压220V功率10kW转速1000r/min励磁电压220V绝缘等级B励磁电流1.617A厂家江苏科龙直流电机厂表141.3.9型号200LDTN-125×4必需冷凝余量0.95m配用功率55kW扬程100m转速1480r/min效率75%流量125m3厂家浙江水泵厂配用电机型号Y250M-4频率50Hz绝缘等级B电压380V功率55kW重量424kg电流101.7A转速1480r/min厂家浙江特种电机有限公司表151.3.10交流无刷励磁机型号JL2-130额定电流395A防护等级IP21额定频率150Hz额定转速3000r/min绝缘等级/使用等级B/F额定功率130kW励磁电压87～150V重量1100kg额定电压190V励磁电流4.5～7.8A厂家济南发电设备公司表161.3.11盘车电机型号Y132M2功率5.5kW绝缘等级D电压380V转速960r/min重量84kg电流13A接法△厂家烟台瑞力电机有限公司频率50Hz防护等级IP44表171.3.12低压加热器（U型管式）：型号JD—125型式立式U型管，6流程，表面式加热面积125m水阻＜0.05MPa汽侧压力(max)0.09MPa水侧压力(max)1.2MPa管子规格(mm)φ20×1管子材料HSn70-1A表181.3.13射水泵型号IS125-80-200流量160m3扬程50m效率80%转速2900r/min配用电机型号Y200L2-2功率37kW电压380V电流69.8A转速2950r/min表191.3.14顶轴油泵型号V20F-1S13S-1C11K-22压力17MPa流量42.5mL/r配用电机型号Y180L-6功率15kW电压380V(AC)表201.3.15注油器ⅠⅡ出口油压0.25MPa0.15MPa出口油量1000L/min1500L/min1.3.16（抽汽）安全阀公称压力1.6MPa公称通径250/400mm最高工作温度400起跳压力1.32MPa厂家南京汽轮电机(集团)有限公司表211.3.17循环水入口二次滤网型号DN700重量665㎏厂家青岛现代锅炉有限公司表221.3.18磁性浮子液位计型号B49-25-CF3工作温度≤300介质密度0.9g/cm3工作压力1.6MPa量程1100mm生产日期2006.1厂家长春锅炉仪表仪控设备股份有限公司表231.3.19电动主汽门电动装置型号DZW180最大控制转矩2160N·M厂家扬州大力电力设备制造有限公司输出转速150r/min最小控制转矩900N·M闸阀型号2942Y通径300mm出厂日期2006.10压力10.0MPa温度≤540厂家浙江石化阀门有限公司表241.3.20手动隔离汽门压力10.0MPa温度≤450通径300mm厂家浙江石化阀门有限公司表252汽轮机组的保护和设备试验2.1汽轮机组的保护试验2.1.1超速试验2.1.1.1试验原则：超速试验应由主任或指定人员主持，在班长监护下进行。2.1.1.2超速试验应具备的条件：a手动停机试验正常；b自动主汽门、调速汽门严密且无卡涩现象；c调节系统能维持空负荷运行；d机组带20％额定负荷运行一小时以上；e机械超速试验前不得进行喷油试验。2.1.1.3超速试验在下列情况下应进行：a新机组安装后和设备大修后；b停机拆开调速系统后；c每运行2000小时后；d停机一个月后再启动；e运行中发生超速保护发生误动作。2.1.1.4组织措施：全面指挥1人，测量报告转速1人，监视转速和手动停机1人；室内微机和505监视1人；测轴承振动1人。2.1.1.5试验步骤：a在统一指挥下，汇报值长，做好联系、操作和分工记录。b试验各保安装置分别动作正常，主汽门、调节汽门、抽汽逆止门均能迅速关闭。机组启动正常，带20%额定负荷运行一小时后，自动化部确认停机保护投入正常。c在505E面板上按下超速试验投入键（OVERSPEED），同时按住升速键（ADJ▲），逐渐提升机组转速，当转速升至3270rpm时，电子超速跳车保护动作，自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭。d仪表解除电跳停机保护。重新挂闸冲转，升速至3000rpm。e用上述同样方法提升机组转速，当转速升至3300～3360rpm时，危急遮断器动作，自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭。f待转速降至3060-3030rpm以下时，用机头复位手柄重新挂闸，开启自动主汽门，维持3000rpm。g如转速到达3360rpm时，危急遮断器不动作，应立即手动停机，停机后由检修人员调整后重新试验。h记录危急遮断器动作转速及其动作时的调速保安油压。i超速试验在同一情况下试验次数不低于二次，两次动作转速均应在合格范围内，且两次动作转速差不超过额定转速的0.6%。j试验结束，维持额定转速。注意：超速试验不合格，严禁汽轮机投入运行。2.1.2喷油试验2.1.2.1喷油试验在机组运行2000小时或在超速试验合格后进行。2.1.2.2在主任或指定人员主持下，由班长监护进行。2.1.2.3启动机组空负荷运行正常或发电机解列后，启动交流调速油泵后进行。2.1.2.4按下喷油试验切换阀，将危急遮断油门从保安系统中切除。2.1.2.5将机组转速降至2850rpm，旋转喷油试验注油阀手轮，使注油滑阀到底，向危急遮断器偏心环内喷油。2.1.2.6慢慢提升转速至2890～2950rpm时，危急遮断器应动作。2.1.2.7用复位阀使危急遮断油门重新挂闸，然后松开切换阀手柄，使危急遮断油门重新进入保安系统。停止交流调速油泵运行，投入联锁。2.1.2.8若危急遮断器未动作，可继续提升转速到危急遮断器动作为止。但转速升最高不超过3030rpm，如到3030rpm仍不动作，应停止试验，调整注油装置。2.1.2.9试验完毕，记录好动作转速。2.1.3低真空保护试验2.1.3.1汇报调度，联系自动化部人员确认低真空保护投入。2.1.3.2启动高压交流油泵。2.1.3.3自动主汽门前应可靠地切断汽源。开启自动主汽门，控制调速汽门微开。2.1.3.4低真空保护动作信号：a由自动化部人员输入模拟量，当真空高于-84kPa时，并发出声光报警信号。b自动化部人员接通真空-70kPa开关时，自动主汽门、调速汽门关闭，并发出信号。2.1.3.5试验结束，恢复系统正常，作好记录，汇报调度。2.1.4低油压试验2.1.4.1汇报调度，自动化部配合做低油压联动试验，投入保护。2.1.4.2启动调速油泵。2.1.4.3自动化部人员模拟输入转速3000rpm，及主油泵出口压力高信号，高压交流油泵自停，但油压降至1.7MPa时，高压交流油泵应自启。2.1.4.4启动顶轴油泵，投入盘车。2.1.4.5自动化部人员短接下列油压联动压力开关：a当润滑油压低至0.055MPa时，交流润滑油泵自启动。b当润滑油压低至0.04MPa时，直流润滑油泵自启动。c当润滑油压低至0.03MPa时停机，并发出声光信号。d当润滑油压低至0.015MPa时，跳盘车。2.1.4.6试验结束，恢复系统正常，作好记录。2.1.5汽轮机联动发电机跳闸保护试验2.1.5.1启动高压交流油泵，开启自动主汽门到10﹪位置，控制调速汽门微开。2.1.5.2汇报调度，联系电气合上发电机主油开关，投入机电联锁保护。2.1.5.3手动打闸，自动主汽门及调速汽门关闭，同时发电机跳闸。并发出声光信号。2.1.6发电机联动汽轮机跳闸保护试验2.1.6.1启动高压调速油泵，开启自动主汽门到10﹪位置，控制调速汽门微开。2.1.6.2汇报调度，联系电气合上发电机主油开关，投入机电联锁保护。2.1.6.3联系电气使发电机油开关跳闸，自动主汽门、调速汽门迅速关闭，并发出声光信号。2.1.7轴振大保护试验2.1.7.1启动调速油泵，开启自动主汽门到10﹪位置。控制调速汽门微开，投入轴承振动大保护。2.1.7.2联系自动化部人员发出：轴振170μm信号，则轴承振动大报警。2.1.7.3联系自动化部人员发出：轴振260μm信号，则自动主汽门、调速汽门关闭，并发出声光信号。2.1.8二次脉动油压低停机保护试验2.1.8.1启动调速油泵，开启自动主汽门到10﹪位置。控制调速汽门微开，投入二次脉冲油压低保护。2.1.8.2联系自动化部人员发出二次脉冲油压低0.7MPa信号，则自动主汽门、调门关闭，并发出声光信号。2.1.9抽汽压力高停机保护试验2.1.9.1启动调速油泵，开启自动主汽门到10﹪位置。控制调速汽门微开，投入抽汽压力高保护。2.1.9.2自动化部人员短接抽汽压力高1.37MPa开关，则自动主汽门、调速汽门关闭，并发出声光信号。2.1.10电调停机保护试验2.1.10.1启动调速油泵，开启自动主汽门到10﹪位置。控制调速汽门微开。2.1.10.2联系自动化部人员发出汽轮机转速3390rpm，则自动主汽门、调门关闭，并发出声光信号。2.1.11手动停机试验2.1.11.1启动调速油泵，开启自动主汽门到10﹪位置。控制调速汽门微开。2.1.11.2分别手动脱扣和手动“紧急停机”按钮。2.1.11.3自动主汽门、调门关闭，并发出声光信号。2.1.12轴承回油温度保护试验2.1.12.1启动高压交流油泵，开启自动主汽门到10﹪位置。控制调速汽门微开。2.1.12.2联系自动化部人员，将轴承温度和轴承回油温度保护投入。2.1.12.3自动化部人员发出各轴承回油温度70℃2.1.13轴向位移保护试验2.1.13.1启动高压交流油泵，开启自动主汽门到10﹪位置。控制调速汽门微开。2.1.13.2联系仪表人员轴向位移保护投入。2.1.13.3自动化部仪表人员分别发出轴向位移-1mm和0.4mm信号，则报警信号发出。2.1.13.4自动化部人员分别发出轴向位移-1.5mm和0.6mm2.1.14相对膨胀保护试验2.1.14.1启动高压交流油泵，开启自动主汽门到10﹪位置。控制调速汽门微开。2.1.14.2联系自动化部人员相对膨胀保护投入。2.1.14.3自动化部人员分别发出相对膨胀﹢3mm和﹣1mm信号，则报警信号发出。2.1.14.4自动化部人员分别发出相对膨胀﹢5mm和﹣3mm2.2汽轮机的设备试验2.2.1机电联系信号试验每班接班后，汇报调度，联系电气。先由主控发给汽机，复归后，再由汽机发给主控。用电话联系电气主控室，说明试验情况，做好记录。2.2.2自动主汽门活动试验2.2.2.1每日白班在班长的监护下进行。2.2.2.2联系调度及电气主控室。2.2.2.3点动自动主汽门活动试验电磁阀，检查门杆动作情况。2.2.2.4试验完毕，汇报调度，通知电气主控室，作好记录。2.2.3开机前交、直流电动油泵试转2.2.3.1试转前进行全面检查，通知电气测电机绝缘合格。（得到调度和电气主管同意后，方可试转直流油泵）。检查各泵轴承油室油质油位正常。2.2.3.2解除联锁，启动交（直）流油泵检查油系统无泄漏现象，泵体及轴承振动、油流、润滑油压力正常，电机电流、振动正常。2.2.3.3试开调速油泵后，开启出口门，检查油系统无泄漏现象，油流正常，高压交流油泵出口压力、润滑油压、调速油压、电机电流正常。一切正常后，关闭出口门，停下油泵，（机组正常运行时，试转高压交流油泵时，检查其出口逆止门前去放油阀的截止门处于关闭状态）。在机组运行过程中，注意油箱油位应正常。正常运行时，油箱油位应维持在150～250mm左右（微机），现场油位计在-50～100mm之间。在机组进行大修后对油箱进行加油，当各管路系统未进油时，油箱最低油位不得少于450mm（微机）。2.2.4试投盘车装置（手动）2.2.4.1启动交流润滑油泵油泵，投入联锁，启动排油烟机，检查润滑油压及轴承油流正常。2.2.4.2启动顶轴油泵，检查各轴承顶轴油压力应>12.5MPa。2.2.4.3检查盘车润滑油路电磁阀投入，至盘车油流正常。2.2.4.4将盘车控制开关打至现场手动位置，按住离合开关，逆时针旋转蜗杆上的手轮，使盘车齿轮与大轴齿轮咬合严密。2.2.4.5现场启动盘车电机，检查汽机主轴的转动情况正常，投用盘车联锁。2.2.4.6盘车装置投用后，应仔细测听汽机内部声音正常，无异音。2.2.5真空严密性试验2.2.5.1每月一日白班在班长主持下，由司机进行。2.2.5.2汇报班长，将汽轮机负荷调整至20MW（80%）左右。2.2.5.3凝汽器真空应不低于-90kPa。2.2.5.4关闭凝汽器空气总门。2.2.5.5停运射水泵。2.2.5.6每隔1分钟记录凝汽器真空读数一次，至第8分钟为止。2.2.5.7试验时，当凝汽器真空下降较快，大于1kPa/min或凝汽器真空高于-86kPa时，应立即停止试验，恢复原状。2.2.5.8试验结束，启动射水泵，开足凝汽器空气总门，汇报调度试验结束，恢复机组负荷，记录试验情况。2.2.5.9真空严密性技术评定标准按第3分钟到第8分钟的平均真空下降值计算：a优＜267Pa/minb良＜400Pa/minc合格＜667Pa/min2.2.6轴承及平台测振试验在每周日白班进行。用准确的振动表测量汽轮机、发电机各轴承三个方向的振动情况及平台振动情况，并记录在专用记录薄内。2.2.7凝结水泵、射水泵低水压自启动试验2.2.7.1在自动化部人员配合下，由司机主持。2.2.7.22.2.7.3自动化部人员发出低水压联动信号。2.2.7.4注意备用泵启动是否正常，复位。2.2.7.5停用运行泵，投入联锁。用同样的方法试验另一台泵。2.2.7.6两台泵联锁校验好后，根据当时具体情况，联锁投入或解除，一台泵运行或均停用。作好试验记录。2.2.8惰走试验2.2.8.1本试验与正常停机操作一起进行。2.2.8.2手动脱扣停机，转速下降，每下降100r/min，记录一次时间、真空，直至转速到零。2.2.8.3如要比较各次停机的惰走时间，则要求停机的操作应相同。3汽轮机的冷态启动3.1总则3.1.1汽轮机调节系统性能应符合以下要求3.1.1.1当主蒸汽温度、压力、真空正常和主汽门全开时，调速系统能维持汽轮机空转运行。3.1.1.2当机组突然甩去全负荷时，调节系统应能控制汽轮机的转速在超速保护装置的动作转速以下。3.1.1.3调节系统的迟缓率不大于0.25%。高压缸上、下缸温差不超过50℃。3.1.1.4当超速保护动作后，应保证自动主汽门，调速汽门，抽汽逆止门严密关闭。3.1.2在下列情况下，禁止汽轮机启动或投入运行3.1.2.1自动主汽门、调速汽门或抽汽逆止门卡涩不能关闭。3.1.2.2危急遮断器或其它任一保护装置工作失常时。3.1.2.3调节系统不能维持空负荷运行或全甩负荷后机组不能维持额定转速时。3.1.2.4缺少主要表计，无法对主蒸汽压力、温度、真空、转速、负荷、油压、油温、轴向位移、涨差、振动等进行监视时。3.1.2.5交流调速油泵，交、直流润滑油泵，顶轴油泵或盘车装置不能投入运行时。3.1.2.6工作转速情况下，轴承任一方向的振动超过0.05mm(50μm)时，或者机组轴振超过170μm时。3.1.2.7盘动转子，清楚的听到汽轮机内部有金属摩擦声和不正常杂音时。3.1.2.8505E工作不正常。3.1.2.9DCS系统工作不正常。3.1.3下列操作应在车间主任或车间主任指定人员主持或监护下进行3.1.3.1大修后机组的启动。3.1.3.2进行超速试验。3.1.3.3进行调速系统试验。3.1.3.4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。3.1.4下列操作应在班长主持或监护下进行3.1.4.1汽轮机的正常启动和停用。3.1.4.2运行中，冷油器油、水侧的投用、停用和切换。3.1.4.3运行中，油系统滤网的切换和清洗。3.1.4.4冷却水系统的切换操作。3.1.4.5主蒸汽系统的切换操作。3.1.4.6真空系统严密性的定期或不定期试验。3.2汽轮机启动前的准备和检查3.2.1启动前的准备3.2.1.1班长在接到调度的汽轮机组启动命令后应：a了解启动机组的状态和系统运行方式，向司机下达启动命令和机组启动方式，合理调配操作人员。b审查机组启动操作票，并送交调度签发。c监督指导启动前的一切准备工作和启动汽轮机的各项操作。3.2.1.2司机接到汽轮机启动命令后a应向副司机交待任务，并组织副司机对机组进行全面检查和做好启动前的各项试验；b肯定检修工作已全部结束，汽轮机本体、各种附属设备以及附近地面均已清扫干净，各种测量、监视、记录表计完整；c填写操作票后交班长审核；d准备好各种操作工具，测量仪表及记录表；e通知有关岗位，汽轮机启动的时间及启动方式，作好一切准备工作；f联系自动化部人员，检查热工仪表是否齐全完好；送上DCS监控盘、505E、CPC电源，各仪表、保护的电源；g联系调度，通知化水，准备好除盐水，做好机组启动的准备工作；h联系电气值班员，测试电动机绝缘是否合格；对要投入工作的电气设备送电。3.2.2启动前的检查3.2.2.1调节及保安系统的检查a手动停机阀在“脱扣”位置。b注油试验油阀螺杆处于旋至顶部全开状态。c油动机行程指示在“零”位置。d调节系统各连接处无松动或卡涩现象。e调节保安系统有关表计投入正常。f电调系统自检合格，工作正常。gCPC送上电源。3.2.2.2油系统的检查a油管路及油系统的所有设备均处于完好状态；化验油系统油质应正常，在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组启动。b油箱油位正常，未启动泵前，现场油位计油位200mm以上，正常运行过程中，油箱油位维持在-50mm～150mm（现场油位计），低于-50mm应联系检修c油箱及冷油器等放油阀关闭严密；d油系统表计投入正常；e蓄能器充氮压力正常。3.2.2.3检查凝汽器、各加热器等水位计应正常、清洁，考克在运行位置，凝汽器内补充好除盐水。3.2.2.4检查各热力系统中的阀门应处于如下状态a主蒸汽系统下列阀门应关闭：乙蒸汽母管隔离门及旁路阀电动主汽门及其旁路门自动主汽门高、低压调节汽门均压箱进汽调节阀前后手动阀及旁路阀汽平衡饱和蒸汽至均压箱进汽门轴封冷却器进汽调节门高、低压轴封进汽门电动主汽门后防腐门见汽后关闭均压箱至地沟放水门下列阀门应开启：所用隔离汽门前疏水门电动主汽门前疏水门自动主汽门前疏水门本体通疏水扩容器的疏水阀门均压箱至凝汽器疏水门b抽汽及疏水系统下列阀门应关闭：工业抽汽电动出口门、电动隔离门工业抽汽至除氧蒸汽母管电动门、手动门低压抽汽电动门下列阀门应开启：工业抽汽电动出口门前疏水阀工业抽汽至除氧蒸汽母管手动门前疏水阀低压抽汽管路疏水阀非调整抽汽逆止阀前疏水c加热器疏水系统、空气系统下列阀门应关闭：低压加热器空气门低压加热器疏水器出水门低压加热器疏水旁路门低压加热器疏水器汽、水平衡阀低压加热器冷却水进、出水阀轴封冷却器冷却水旁路阀轴封冷却器空气门凝汽器真空破坏门射水抽气器二级喷嘴空气门下列阀门应开启：凝汽器至抽气器空气门（两只）射水抽气器空气门（两只）各凝结泵入口空气门低压加热器冷却水旁路阀轴封冷却器冷却水进、出水阀及本体疏水门d凝结水、射水系统下列阀门应关闭：凝结泵出口阀凝结水母管取样阀凝结水再循环旁路阀喷淋电磁阀前手动阀去除氧调节阀后手动阀凝汽器热井放水门凝汽器热井补水门射水箱放水门射水泵出口阀后放水阀射水箱补水门在溢水管见水后关闭射水抽气器进水阀前放气阀见水后关闭射水泵出口水门下列阀门应开启：热井南北出水门凝结泵入口水门凝结水再循环电动调节阀前后手动阀凝结水母管放水阀射水泵入口水门射水抽气器入口水门e循环水及冷却水系统下列阀门应关闭：凝汽器循环水室放水阀凝汽器循环水进出口水门二次滤网排污阀二次滤网放水阀循环水胶球入口阀收球网出口阀发电机空冷气进水阀冷油器、空冷器冷却水滤网旁路阀及其排污阀空冷器入水母管排污阀空冷器出水母管放气阀见水后关闭下列阀门应开启：冷油器、空冷器冷却水滤网前后手动阀冷油器冷却水出水阀发电机空冷器出水阀循环水母管进出口水门冷油器、空冷器滤水器前后手动阀f油系统及冷却系统下列阀门应关闭：油箱事故放油门油箱化学取样门油箱至滤油机进油一次门冷油器放油阀冷油器油侧排气阀见油后关闭冷油器进水门冷油器水侧排气门见水后关闭滤油器放油阀滤油器平衡阀滤油器排气阀见油后关闭下列阀门应开启：高压油泵、润滑油泵、直流油泵出、入口门高压油泵冷却水进水阀冷油器进出口油门顶升油泵进出口门润滑油泵出口至高压油泵出口手动门3.2.2.5开机前应做的试验（具体操作步骤见2）a试验所有电动门、调节门“开”、“停”、“关”正常无误后，处于正常状态。b启动排油烟机，检查排油烟机运转是否正常c交、直流电动油泵试转正常。d试投盘车装置。e自动主汽门灵活性试验。f凝结水泵、射水泵联动试验。g凝结水泵、射水泵低水压自启动试验。h低油压联动试验。i电调停机保护试验。j轴承回油温度高保护试验。k汽轮机联动发电机跳闸保护试验。l低真空保护试验。m轴向位移保护试。n发电机联动汽轮机跳闸保护试验。o轴承振动大保护试验。p二次脉动油压低停机保护试验。q抽汽压力高停机保护试验。r相对膨胀保护试验。s手动停机试验。t机电联系信号试验。3.3冲转及升速3.3.1冲转前的准备工作3.3.1.1投盘车a启动高压交流油泵，投入联锁，检查调速油压、润滑油压、各轴承油流正常。b启动排油烟机。c启动顶轴油泵，注意各轴承顶轴油压应>12.5MPa。d盘车控制盘切换控制模式在“手动”位置，用力向内按住盘车销子，同时逆时针旋转蜗杆上的手轮，将盘车齿轮与大轴齿轮咬合严密。e现场启动盘车电机，检查汽机主轴的转动情况正常，并测听转动部分声音正常后，投盘车联锁。f投入冷凝器。开启循环水出口水门，水室排气阀见水后关闭，渐开循环水入口阀。3.3.1.2暖管至自动主汽门前a汇报调度，进行主蒸汽管道暖管。b全开电动主汽门，旁路门关闭。c低压暖管：开启主蒸汽管路疏水门，用隔离汽门旁路阀进行暖管，逐渐将压力升至0.2～0.3MPa，金属温升速度不超过5℃/min，低压暖管时间20～30min。当隔离汽门前汽温升至150d升压暖管：（见表26）压力升压速度时间0.3～0.6MPa0.05MPa/min60.6～1.5MPa0.1MPa/min91.5～3.43MPa0.2MPa/min10表26e升压过程中，根据汽温和疏水量调节疏水门，尽量减少汽水损失。f暖管时，应不断检查管道和阀门有无漏汽现象，检查管道的膨胀是否正常，管道附件、支吊架是否正常。注意：在整个暖管过程中，控制温升率不大于5℃/min3.3.1.3抽真空（随真空上升情况整定报警值）a启动一台凝结水泵正常后，投入联锁。b启动一台射水泵正常后，开启出口门，逐渐开启备用射水泵出口门，确认备用泵出口逆止阀严密。投入联锁。c根据真空升高程度，在冲转前15分钟向轴封送汽，保持均压箱压力在0.1～0.13MPa之间。d启动轴封加热器通风机，逐渐开启轴封冷却器空气门，控制汽机轴封低压侧微微有汽冒出，高压侧不冒汽。e投入轴向位移保护装置，并在静止状态下进行核对。3.3.1.4汽机冲转应具备的条件a凝汽器真空在-60kPa以上。b循环水流正常（进、出水温正常）。c轴承油压，油流正常，油温在35℃d主蒸汽压力正常，主蒸汽温度在350℃e上、下缸温差＜50℃f连续盘车不少于2小时。g确信有关热工保护和自动保护试验合格，才能投入有关热工保护和自动保护。3.3.2挂闸冲转3.3.2.1室内控制柜将停机电磁阀断电；3.3.2.2挂闸。提起手动停机滑阀按钮，顺时针逐渐旋转预启阀手轮到底，建立保安油；在505E控制面板上，按“复位”键，将505E复位；微机内存储器复位，汽机闭锁解除。3.3.2.3逆时针旋转预启阀，自动主汽门逐渐开启，继续逆时针旋转启动阀到底，一次脉冲油压建立。暖管至调速汽门前，监视转子不应被冲动。3.3.2.4室内控制柜将停机电磁阀送电；3.3.2.5在505E中按“运行”键，机组自动冲转。当转速到15rpm以上时，检查盘车装置应自动脱开，停止盘车电机。转速升至200rpm时，顶轴油泵应自停。转速升至500rpm时，505E将控制并维持此转速，进行低速暖机。3.3.3暖机及升速3.3.3.1低速暖机25min完成后，如果不对505面板ADJ键进行操作或设定转速，则机组将自动升速至1000rpm进行中速暖机120min。中速暖机完成后，自动升速至定速。在升速至2400rpm，需要点动ADJ键，保持2400rpm暖机30min。暖机完成后，按505面板回车键，输入3000rpm，再按回车，机组升速至定速。3.3.3.2暖机时间安排（表27）及升速曲线（图1）汽机转速（rpm）升速率(rpm)暖机时间（min）冲转后升速至5001005维持50025均匀升速到10001005维持1000120均匀升速到2400临界区9002维持240030均匀升速到30001006全面检查、并列操作：10总计：共计：203表27图图1冷态启动曲线3.3.4暖机及升速注意事项3.3.4.1暖机升速过程，注意倾听和测量机组声音、振动、轴向位移及汽缸膨胀，差胀、轴承温度、回油温度、推力瓦温应正常，注意监视上、下缸温差应<50℃。3.3.4.2升速至500rpm时应全面检查，正常后方可继续升速。3.3.4.3平稳快速通过汽轮机临界转速，轴承最大振动不应大于0.100mm，轴承振动超过0.100mm或相对轴振值超过0.260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。冷油器出口油温35℃3.3.4.4凝汽器真空逐渐上升正常，保持在-80kPa左右。3.3.4.5根据冷油器出口油温，调节冷油器进水门，保持出口油温在40℃3.3.4.6根据发电机风温调节空冷器进水门，保持风温在30℃3.3.4.7注意排汽缸温度在120℃以下，否则可投用喷淋装置（空负荷时，排汽缸温度应小于120℃）；热态开机时，不应投排3.3.4.8调整凝汽器水位，逐渐关闭除盐水补水阀，联系水汽监督化验凝结水质合格后，调节低加出水至除氧器手动阀直至全开，逐渐关闭地沟放水门。3.3.4.9根据主蒸汽汽温情况，关闭主蒸汽管道疏水门。3.3.4.10当转速升至2950r/min，油压＞1.7MPa时，高压交流油泵联锁动作自停，主油泵投入工作，检查油压正常。3.3.4.11在暖机升速过程中，如振动超过0.03mm，应暂停升速，直到振动消除为止，在此转速下暖机10～15分钟，然后再提升转速。3.3.4.12暖机及升速过程中严格控制金属温升速度及汽缸的金属温差：汽缸壁温升速度＜4℃汽缸上下半温差＜50法兰内外壁温差＜10法兰与螺栓温差＜353.3.5汽轮机定速后的试验3.3.5.1操作505E，检查机组转速是否平稳的上升或下降，调节系统和配汽机构不应有卡涩和摩擦现象。3.3.5.2手动停机试验。3.3.5.3超速试验。3.3.5.4喷油试验。3.4并列与带负荷3.4.1对机组进行全面检查，一切正常后，向主控发出“注意”、“可并列”信号。3.4.2接到电气主控室发来“注意”、“已合闸”信号后，发电机并网，视汽温情况，司机应关闭自动主汽门前、汽缸疏水，调整轴封压力。3.4.3并列带负荷过程中注意事项3.4.3.1注意调速汽门动作应平稳、无卡涩现象。3.4.3.2检查机组振动，胀差、相对膨胀、机组声音、推力轴承温度、轴向位移等是否正常。应注意控制汽缸金属温升速度。3.4.3.3在加负荷过程中，当轴振增大时，应停止增加负荷，在该负荷运行30min，如振动没有消除，应降低10～15％负荷运行30min，如振动仍不能消除，应查明原因。机组开始带负荷后，即可投入低压加热器。3.4.3.4注意冷油器出口油温及各轴承回油正常。3.4.3.5注意发电机风温，调整空冷器进水。3.4.3.6严格控制金属温升速度及汽缸的金属温差：汽缸壁温升速度＜4℃汽缸上下半温差＜503.4.4带负荷暖机带负荷时间安排（见表28）负荷（MW）升荷率（MW/min）暖机时间（min）升到1.20.255维持1.230升到2.50.255维持2.530升到50.2510维持520升到7.50.2510维持7.520升到100.2510维持1015升到12.50.2510维持12.515升到150.2510维持1510升到17.50.2510维持17.515升到200.2510维持2015升到250.2510总计：260表283.4.53.4.5.1调节轴封压力，保持真空正常，高压汽封不冒汽，低压汽封微微冒汽。3.4.5.2调整凝结水去除氧调节门，保持热井水位正常。3.4.5.3视机组负荷，根据循环水温升及真空情况，调整凝汽器循环水进水。3.4.6带热负荷3.4.6.1机组带上25﹪以上额定电负荷时具备抽汽条件。3.4.6.2调整工业抽汽电动阀前疏水门，保持一定开度。工抽电动阀至工抽隔离阀之间的管道，可采用开启工抽电动阀后疏水阀，逐渐开启工抽隔离阀的方式进行倒暖管，直至疏水喷出的蒸汽无白色水汽位置。3.4.6.3查看Ext/ADM键，看抽汽压力设定值和实际值（最初设定值大于实际值）；3.4.6.4操作LMT键，在LPLmtSetpt100%下，用增减键慢慢减小百分值；3.4.6.5操作过程中不断执行3.4.6.3，查看实际值应逐渐升高，向设定值靠拢；3.4.6.6当实际值和设定值一致时，505E开始控制，此时实际值不再随LPLmtSetpt百分数的减少而增加，低压油动机也不再关小，继续操作步骤3.4.6.4，直到达到0%为止，整个投切过程结束；3.4.6.7压力与外网匹配后，逐渐开启电动隔离门，关闭旁路阀、疏水阀。3.4.6.8控制抽汽流量增加速度不应超过5t/min。3.4.6.9调整微机内505工业抽汽控制画面的给定值，满足外供负荷需要。每次调整后，均应监视低压油动机动作正常，二次脉冲油压动作正常。3.4.6.10注意监视机组电负荷以及高压调节汽门开度的变化。3.4.6.11控制供热抽汽管道金属温升小于5℃/min注意：一旦在投切过程中，出现油动机工作异常，不符合投切现象，应立即执行3.4.6.4，返回100%。4汽轮机的热态启动4.1热态启动的划分，以调节级后汽缸内壁金属温度150℃为界限，高于150℃为热态，低于150℃为冷态。热态启动又根据停机时间长短或汽缸内壁金属温度高低分为极热态启动和半热态启动。停机4小时之内或汽缸内壁金属温度在300℃以上，机组重新启动定为极热态启动；停机4.2热态启动时的注意事项4.2.1连续盘车时间不少于4小时。冲动转子必须在连续盘车的情况下进行。4.2.2转子弯曲度不超过0.06mm，严密监视胀差变化。4.2.3上、下汽缸温差＜50℃4.2.4主蒸汽管道应充分暖管，自动主汽门前主蒸汽温度必须高于汽缸调速级上缸温度50～100℃，且有50℃4.2.5冷油器出油温度在40℃-45℃。4.2.6尽量提高凝汽器内的真空，使真空度达到90%左右。在连续盘车的情况下，必须先向轴封送汽，才可以抽真空。4.2.7在中速以下，汽轮机振动超过0.03mm时应立即停机，重投盘车。注：轴封供汽与转子冲转距离的时间越短越好，只能加热，严禁冷却。机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。4.3热态启动暖机时间安排（表29）及升速曲线（图2）汽机转速（rpm）升速率(rpm)热态（min）冲转后升速至5001505维持500rpm，并全面检查10均匀升速到300015015全面检查、手动停机试验、并列操作10总计：共计：40表291000100020003000转速r/min0并列1234567时间h△N=250kW/min图2热态启动曲线706050403020108090转速负荷(20min)(20min)△n=150r/min4.4升速至500rpm4.5带负荷暖机（见表30）负荷（MW）升荷率（MW/min）暖机时间（min）升到2.50.2510维持2.520升到12.50.2540维持12.520升到250.2550总计：25MW140表304.6在热态冲转后，前汽缸壁温不应出现下降的现象。特别注意振动、差胀，热膨胀、轴位移和声音的检查。要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。4.7根据相对膨胀、汽缸膨胀、上下汽缸壁温、机组振动左右、上下法兰温差等参数的变化决定升速率。转速在1000rpm以下时轴承振动应小于0.03mm，否则应打闸停机，重新盘车，不得降速暖机。4.8启动过程中应尽量减少一切不必要的停留，只要操作跟得上，尽快升速到额定转速，迅速并网。根据相对膨胀、汽缸膨胀、上下汽缸壁温、轴向位移、机组振动，左右、上下法兰温差等参数的变化决定升负荷的速度，尽快将负荷增至起始负荷点。5汽轮机的正常维护及设备的定期试验与切换5.1运行中的维护5.1.1每小时准确记录一次“运行日志”，当发现异常情况下，迅速汇报车间，查明原因并调整处理。5.1.2及时、合理的调整运行方式，做好运行分析、事故预想，确保机组安全经济运行。5.1.3发现设备缺陷，及时消除，若不能消除应填写设备缺陷单，并报车间。5.1.4经常保持本岗位所管辖设备与地面的清洁。5.1.5认真监视仪表和设备的运行。每整点进行一次全面检查。5.1.6随时注意机组运转声音的变化，下列情况下，应全面仔细进行听音检查5.1.6.1开、停机时。5.1.6.2在交、接班时。5.1.6.3在进行巡视与工况变化时。5.1.6.4机组声音异常及振动增加时。5.1.7下列情况下，应测量机组及各轴承的振动值，并对照检查轴向位移和推力轴承的工作5.1.7.1在开、停机时。5.1.7.2机组发生异常并引起振动变化时。5.1.7.3机组轴承振动突然增大时。5.1.7.4每运行两小时。5.1.8出现下列情况应联系自动化部人员检查和处理5.1.8.1操作员站断电、死机、操作无效。5.1.8.2运行中控制参数输出，而执行机构不动作，排除机械因素时。5.1.8.3计算机中有关测点参数指示失常。5.1.8.4自检画面中出现结点故障或脱网。5.1.9根据汽压和负荷变化，及时调整轴封供汽。5.1.10注意维持冷油器的出油温度。在单台冷油器不能维持正常油温时，应报告班长，将两台冷油器并列运行。5.1.11注意循环水和真空系统的工作状况，当凝汽器循环水进出压差达0.1MPa以上时，报告班长，并根据排汽真空及凝汽器传热端差情况，可以对凝汽器进行清洗工作。5.1.12认真作好定期试验，定期切换工作。5.1.13定期利用短时间作较大量的负荷变化，使汽门阀杆有所活动。5.1.14运行规范（见表31）项目名称单位额定值允许变化范围汽轮机出力MW250～30转速rpm3000临界转速rpm～1711进汽压力MPa3.433.24～3.73进汽温度℃435420～445进汽流量额定t/h140.9最大t/h178.1纯凝汽t/h105.8排汽温度带负荷℃60-70空负荷℃100-120最低℃≮28发电机出力MW300～30转速rpm3000周波Hz50±0.25定子线圈温度℃≯105转子线圈温度℃≯130风温进风℃20～40出风℃≯65油箱油位mm100（现场）-50～+200主油泵出口油压MPa2.0进口油压MPa0.25出油量L/min2000油压调速油压MPa2.0脉冲油压ⅠMPa～1.0ⅡMPa～1.0润滑油压MPa0.08～0.12油温冷油器出油℃4035～45轴承温度℃≯100轴承回油℃≯70轴承振动mm≯0.025临界转速≯0.15轴向位移mm≯1.5轴封抽气器汽侧压力MPa0.095～0.097射水抽气器混合室压力MPa0.0045射水抽气器进水温度℃20射水抽气器进水压力m40凝循汽环器水进水温度℃20～33进水压力MPa0.35端差℃3～5过冷却度℃1～2表315.2定期试验与切换5.2.1设备的定期试验项目5.2.1.1机电联系信号试验5.2.1.2自动主汽门活动试验5.2.1.3轴承及平台测振试验5.2.1.4凝结水泵、射水泵联动试验5.2.1.5凝结水泵、射水泵低水压自启动试验。5.2.1.6真空严密性试验。5.2.1.7手动停机试验。5.2.1.8超速试验。5.2.1.9喷油试验。5.2.1.10惰走试验。5.2.2定期切换、试验表项目时间备注声光报警试验每班接班时检查机电联系信号试验每日白班接班后联系电气自动主汽门活动试验每日白班轴承及平台测振每周日白班调速油泵试转每周五白班班长监护真空严密性试验每月一日白班凝结水泵切换每月15、30日白班班长监护射水泵切换每月15、30日白班班长监护排污泵试验每周一白班冷油器切换每月30日主油箱放油检查每日白班班长监护表326.汽轮机的停运6.1停机前的准备6.1.1接到停机命令后，明确减负荷时间及方式。6.1.2填写操作票、备好所需用工具。6.1.3试转交、直流油泵前，应通知电气测绝缘合格。试转正常后，停下备用（直流电动油泵试转需经调度、电气车间同意）。6.1.4做好盘车电机空转、顶轴油泵试验，保证停机时盘车能及时投入连续运行。6.1.5进行自动主汽门活动试验，检查门杆是否有卡涩现象。6.1.6切除热负荷6.1.6.1退出工业抽汽前，应汇报调度，通知除氧、锅炉岗位值班人员。6.1.6.2接调度退工业抽汽指令后，逐渐降低抽汽压力给定值，减小抽汽流量。6.1.6.3逐渐关闭工业抽汽电动阀。6.1.6.4控制工业抽汽流量下降速度不应超过5t/min。6.1.6.5调整工业抽汽管道上的疏水门，保持一定开度。6.1.6.6手动模式下，缓慢开大低压调节汽门阀位限制器至最大开度，与投抽汽步骤相反，将LPLmtSetpt从0%升回100%即可，切除工业抽汽控制。6.1.6.7关闭工业抽汽隔离阀。6.1.7减负荷中的操作6.1.7.1根据值长命令确定减负荷方式，减负荷时检查调速汽门动作是否灵活。6.1.7.2以0.25MW/min的减负荷率均匀减负荷至0。6.1.7.3严格控制前汽缸调速级上缸壁温降率不超过2℃/min6.1.7.4调整凝结水再循环调节门，保持凝结水压力及凝汽器水位。6.1.8减负荷过程中应注意6.1.8.1维持均压箱压力。6.1.8.2注意调速系统动作情况。6.1.8.3维持空冷器，冷油器的温度。6.1.8.4负荷减至0时注意调速系统是否能维持空负荷运行（负荷减不到零不得停机，以防飞车，研究措施后再执行）。6.2解列与停机6.2.1确认机组负荷到零，解除高压交流油泵联锁，启动交流润滑油泵，注意油压及各轴承回油情况。联系调度、电气，同意停机后，打闸停机，确认自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门已关闭，通知电气，发电机可解列，收到电气主控室发来“注意”、“已断开”信号，确认发电机已解列，转速应下降。记录打闸解列时间。6.2.2全关低加冷却水出口门，用再循环保持凝结水压力，用除盐水补水调节门和凝结水母管排地沟门维持凝汽器水位。6.2.3转子惰走过程，注意机组内部声音。6.2.4真空降至-50kPa时，停射水泵。调整真空破坏门，使转子静止时真空到零。6.2.5转速降至200rpm时，确认顶轴油泵自启。注意各轴承顶轴油压是否正常。6.2.6适当调小轴封抽汽压力和均压箱压力，保持轴封微微有汽冒出。转子静止后，方可停用轴封抽汽器、停止轴封供汽。6.2.7在降速过程中注意事项6.2.7.1倾听转动部分声音。6.2.7.2注意轴封系统的运行状况。6.2.7.3检查油温和风温变化，当冷油器出油温度低于35℃时，逐渐关闭冷油器进水门。发电机风温降至306.2.7.4注意油压和各轴承油流情况。6.2.8转子静止后，记录转子惰走时间。立即现场操作，投用连续盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。6.2.9解除凝结水泵联锁，停运凝结水泵。关闭电动主汽门、隔离汽门。开足主蒸汽管道疏水。6.2.10停机后，视排汽缸温度在50℃以下时，停循环水运行。停水后，排汽温度不应有回升6.2.11停机后，注意交流润滑油泵、顶轴油泵和连续盘车的运行。当调节级汽室上汽缸温度降至150℃以下时，可停止连续盘车。但应保证交流润滑油泵连续运行，直至各轴承回油温度低于407辅助设备的运行7.1辅助设备的启动7.1.2凝汽器灌水试验7.1.2.1确认排汽缸温度低于50℃7.1.2.2凝汽器下部弹簧处加装临时支撑。关闭运行中处于负压状态的仪表考克。7.1.2.3确认安全措施全部做好后，稍开热井补水门，慢慢向凝汽器灌水至机组汽封瓦窝下100mm处。7.1.2.4注意严格监视凝汽器下沉变化及水位。7.1.2.5全面检查水位以下正常运行中处于负压设备的结合面、法兰、焊缝等处有无泄露，做好记录。7.1.2.6试验完毕，放掉凝汽器内的水，去掉临时支撑，开启仪表考克，恢复系统。7.1.3射水抽气器的启动7.1.3.1关闭射水池放水门，开启射水池补水门至正常水位。7.1.3.2确认射水泵正常，射水泵出口门关闭，进口门全开，空气门稍开，排尽空气后关闭。7.1.3.3射水泵启动正常后，全开射水泵出口门，注意电流，出口压力正常。开启备用射水泵出口门，确认逆止阀正常，备用泵不倒转7.1.3.4检查射水抽气器出水是否正常，试抽真空正常。7.1.3.5射水泵运行正常后，联锁投入。7.1.4低压加热器的启动7.1.4.1确认抽汽逆止门良好，抽汽管道疏水门全开，汽侧放水门全开。7.1.4.2全开水侧进口门，试验有无泄漏，良好后，全开出口门，全关旁路门。7.1.4.3投入水位计。确认水位计排污阀关闭。7.1.4.4稍开进汽门，汽侧放水门冒汽后关闭放水门，全开进汽门，关闭抽汽管道上疏水门。7.1.4.5将空气门逐渐开启，导入凝汽器，慢慢开启疏水器进出水门及汽、水平衡阀，保持水位在水位计的1/2处。7.1.6冷油器的投用7.1.6.1投入油侧，稍开进口油门，开启油侧排空气门，排尽空气后关闭。全开进口油门后慢慢全开出口油门。7.1.6.2投入水侧。稍开进口水门，全开出口水门，用进口水门调整油温。7.1.7备用冷油器状态：油侧进油门开，出油门关。水侧进水门关，出水门开。7.1.8备用冷油器并入运行的油系统时7.1.8.1从放油门放油检查，确认备用冷油器油侧没有积水和油渣。7.1.8.2全开备用冷油器出口水门，稍开进水门使水侧通水。7.1.8.3缓慢开大油侧出油门和水侧进口水门，注意在操作过程中不使润滑油压和油温发生波动。7.1.9冷油器临修后投入7.1.9.1当需要从运行的油系统上向冷油器充油时，先缓慢开启进口油门充油（此时油侧出口油门在关闭状态），同时开启油侧空气考克放出空气，等有油流出，空气排完后，关闭空气门。注意在充油过程中不使油系统油压发生波动。7.1.9.2将进口油门全开，全开冷油器出水门，稍开冷油器水侧进水门，（根据当时具体情况，该冷油器投入运行或备用）。7.1.9.3缓慢开启冷油器出油门和进水门，注意油压、油温。7.1.10凝结水泵、射水泵、疏水泵、交直流油泵的启动7.1.10.1检查进口门全开，出口门全关。泵内放尽空气，充满水（油），轴承加油至油位计2/3，油质良好，冷却水正常，电机绝缘良好，送电。盘靠背轮灵活，表计齐全良好。控制开关在遥控位置。7.1.10.2在DCS上遥控启动水泵，开启出口电动门，注意电流，出口压力。检查各轴承振动，温度和润滑情况，盘根冷却水及密封水畅通。一切正常后，有联锁视当时情况、投入联锁备用，汇报班长。7.2辅助设备的正常运行及维护7.2.1冷油器正常运行时7.2.1.1保持出口水门全开，进口调节水门调节，使水压始终低于油压。7.2.1.2保持出口油温为40℃，各台出口油温差小于27.2.1.3每天放水检查一次有无漏油现象。7.2.2加热器正常运行时7.2.2.1经常检查低压加热器的疏水器动作灵活，定期活动浮子手柄，保持加热器水位在水位计1/2～2/3处。如水位高，调节疏水器进口门无效时，可开启疏水器旁路门进行调节。7.2.2.2定期检查管道、阀门有无泄漏现象。7.2.2.3定期检查管道，应保持汽侧压力、进出口温度在规程规定范围之内。7.2.3泵和电机的正常维护7.2.3.1定期检查各运行泵轴承内油位正常，油质良好，油环转动灵活。振动及温升在允许值内，盘根无泄漏，压力正常。电流、温升正常。控制开关处于遥控位置。7.2.3.2定期检查备用泵。进、出口门全开，泵内充满水（油），冷却水、密封水（油）投入，轴承内油位、油质正常，联锁开关应处于联锁位置。7.2.4凝汽器正常运行时7.2.4.1保持机组在最有利真空下运行，发现凝汽器水侧脏污和结垢时，应及时清扫。7.2.4.2凝结水不应有过冷现象，排汽温度和凝结水温度差不应超过2℃7.2.4.3循环水进、出水温差不大于10℃7.2.4.4注意保持凝汽器热水井正常水位。7.3辅助设备的停止7.3.1凝汽器的停止7.3.1.1后汽缸温度在50℃7.3.1.27.3.1.3联系有关岗位，视情况停下循环水泵。7.3.2射水抽汽器的停止7.3.2.1在DCS解除射水泵联锁，停止射水泵运行。7.3.2.2关闭射水池补水门，视情况开启放水门。7.3.3低压加热器的停止7.3.3.1正常停机时，随机停止。7.3.3.2若临修停止时，全关加热器进汽门，空气门及疏水门，倒有关疏水。7.3.3.3全开凝结水旁路门，关闭加热器水侧进、出口门。7.3.4冷油器的停止7.3.4.1水侧停止：关闭进口调节门及出口门，开启空气门，放掉积水。7.3.4.2油侧停止：关闭进口油门及出口油门。若需放油时，开启油侧排空气门，然后开启放油门，将油放尽回收。7.3.4.3在运行中需将冷油器停下来，操作过程中，必须密切注视进入轴承的油压和油温。应缓慢关闭油侧出油门和水侧进水门。正常后关闭油侧进油门和水侧出水门。7.3.5滤油器的倒换7.3.5.1润滑油滤油器压差≥50kPa时，应进行切换。切换时，对备用冷油器充油，充分排气后进行。7.3.5.2调节油滤油器压差≥100kPa时，应进行切换。切换同润滑油滤油器。8事故处理及预防8.1事故处理原则8.1.1事故处理应遵循“保人身、保设备、保厂用电”的原则。8.1.2机组发生故障时，运行人员一般按照下述方法顺序进行工作，消除故障8.1.2.1根据仪表指示和机组外部的象征，肯定设备确已发生故障。8.1.2.2迅速消除对人身及设备的危险，必要时解列发生故障设备。8.1.2.3迅速查明事故性质，发生地点及损伤范围。8.1.2.4保证所有未受损害的机组正常运行。8.1.2.5尽量设法保证厂用电。8.1.2.6对人身和设备没有危险时，应尽力设法保持和恢复正常运行。8.1.2.7消灭故障的每一阶段都需要尽可能迅速地报告值班长和上级领导。以便及时采取正确的对策，防止故障蔓延。8.1.3在处理事故过程中，运行人员必须坚守岗位，集中精力处理事故，正确迅速地执行上级命令。如故障发生在交接班时，应延时交接。在未鉴写交接班日志前，交班的运行人员应继续工作，并在接班人员的协助下，消灭故障，直到机组恢复正常运行或接到值长关于接班命令为止。禁止与消灭故障无关的人员停留在发生故障地点。8.1.48.1.5在处理事故时，班长应迅速参加消灭故障的工作，并尽可能首先通知车间主任和调度，同时将自己所采取的措施报告车间主任和调度。8.1.6车间主任和技术人员，在机组发生故障时，应到现场监督消灭故障工作，并给予运行人员必要的指示。8.1.7班长在机组发生故障时，对所属工作人员发出的命令应以工作人员不离开原来岗位工作和继续监视主要仪表指示情况为原则。8.1.8运行人员发现自己不了解的现象时，必须迅速报告班长，共同实地观察，研究查清，切忌盲目处理事故。当发现本规程没有规定的现象时，运行人员必须根据自己的知识判断，主动采取对策，并尽可能迅速把故障情况通知班长。8.1.9故障消除后，班长应将所有现象，观察到的故障，发展的过程的时间，所采取的消除故障措施，正确地记录在班长工作记录本上，司机应同时将故障情况和经过记录在运行工作日志上。8.2故障停机8.2.1汽机在