100MW汽机运行规程

机5运行规程PAGE1PAGE73第一章设备的主要技术规范与性能。1.汽轮机1.1概况及设计参数⑴型号：CC100－8.83/3.8/1.47型由上海汽轮机厂有限公司制造型式：单轴、双缸、双排汽、双抽汽、反动式、凝汽式⑵额定负荷：100MW⑶额定转速：3000rpm旋转方向：面对车头顺时针方向旋转⑷蒸汽规范(自动主汽门前额定值)：汽压：8.83±0.49MPa汽温：535eq\o\ad(\s\up8(+5),-10)℃流量：571.3t/h（额定）620t/h(最大)⑸冷却水温度：正常20℃，最高33℃⑹供热调整抽汽压力：中压调整抽汽压力：3.8eq\o\ad(\s\up8(+0.3),-0.1)MPa中压调整抽汽温度：410eq\o\ad(\s\up8(+15),-10)℃中压调整抽汽流量：额定100t/h，最大130t/h低压调整抽汽压力：1.47eq\o\ad(\s\up8(+0.2),-0.3)MPa低压调整抽汽温度：320eq\o\ad(\s\up8(+5),-10)℃低压调整抽汽流量：额定150t/h，最大200t/h⑺回热抽汽：6级(2高加+1除氧器+3低加)排汽压力：4.9KPa(a)给水温度：223℃⑻临界转速：高、中压转子：一阶1760rpm二阶＞4000rpm低压转子：一阶1940rpm二阶＞4000rpm⑼汽轮机在工作转速下，轴承振动最大值为0.08mm在超过临界转速时轴承振动最高许可值为0.2mm1.2设计工况下各级抽汽情况(计算值)抽汽口名称中压抽汽#5高加#4高加低压抽汽除氧器用汽母管＃11除氧器#3低加#2低加#1低加C123456MPa3.82.741.471.471.470.740.40.180.04℃42038430230230225114710470t/h100342515032373527抽汽口位置6级后CI后12级后13级后18级后21级后低压缸3级后1.3主要设计工况热力特性：工况项目设计工况纯凝工况中压最大值低压最大值最大抽汽工况进汽量t/h571373482511620中压调整抽汽流量t/h10001300130低压调整抽汽流量t/功率(kw)10000010000010000010000091743给水温度℃226218216229224背压KPa4.47.015.884.567.68汽耗kg/kw·h计算值3.9063.5583.7373.8634.2431.4汽轮机调节保安系统1.4.1型式：数字电液调节系统(DEH)，FOXBORO公司技术。1.4.2调节系统主要数据：项目符号单位数据转速不等率δn％5±0.5迟缓率ε％0.21.5汽轮机具有以下主保护：序动作原因1转速≥3270-3330rpm2轴向位移≥+1.2mm或≤-1.2mm3润滑油压≤0.048MPa4真空≤0.081MPa5EH油压≤9.3MPa6相对膨胀>+8mm或<-2mm7盘内手动脱扣8轴承振动>0.254mm9电超速（转速≥3300rpm）10电超速后备保护（转速≥3360rpm）1112电机差动保护（油开关跳闸）135A、5B炉都MFT1.6汽轮机联锁保护：序联锁原因联锁结果1汽轮机跳闸关闭各段抽汽逆止门（汽9甲、41、43、45、47甲、49、52、54、59）2汽轮机跳闸关闭中、低压抽汽隔离门（汽10、48）3汽轮机跳闸关闭高加进汽门（汽42、44）4汽轮机跳闸关闭低加进汽门（汽53、60、61甲、61乙）5汽轮机跳闸关闭二抽至厂用蒸汽隔离阀（汽46）6汽轮机跳闸关闭三抽至#11除氧器隔离阀1、2（汽50、除氧11/汽4）7汽轮机跳闸开启汽1118汽轮机跳闸关闭三抽至鼓泡除氧切换阀（汽51）9汽轮机跳闸关闭中压抽汽减温水关断阀（机5减温/水2）10汽轮机跳闸开启高压缸、导汽管疏水11润滑油≤0.076MPa联动低压油泵并报警12润滑油≤0.069MPa联动事故油泵并报警13润滑油≤0.021MPa盘车自动脱扣并切断电源14顶轴油压<4.13MPa盘车不能投入1.7辅助设备1.7.1凝汽器⑴型号：N-4300-1⑵型式：对分、双流程、鼓泡除氧、表面式⑶冷却面积：4300m2(共有8680根钛管)⑷净重（无水时）：123T⑸冷却水量：10500t/h⑹水阻：≤0.055MPa⑺鼓泡除氧器：最大流量360t/h1.7.2加热器规范名称轴加#1低加#2低加#3低加#4高加#5高加型号JQ-50-1JD-500-1JD-410-1JD-350-1JG-580-1JG-590-2加热面积m250500410350580590水压MPa3.12.82.82.816.716.7蒸汽压力MPa0.070.240.5561.73.04通水量t/h全流量6206201.7.3机泵及电动机机组所属机泵及其电机规范名称机泵电机型号（型式）出力t/h扬程m功率KW转速rpm型号（型式）电压V电流A功率KW转速rpm绝缘等级凝泵NLT200-320×83002.42441480YLKK400-4600036.23151488F顶轴油泵Scy14-1B25ml/r31.51500Y160L-438030.3151460B真空泵AT-10060.0256980Y2-315S-638014275988F密封油泵5.220.931440Y100L2-43806.831440B低压油泵154.80.295302950Y200L1-2V138056.9302950B直流油泵154.80.295303000Z2-71220162303000BEH油泵PV2042.9ml/r24.11800Y180L-4B3538042.5221470B主油泵双吸式离心泵2161.63000排烟机BY6-001840m3/h4410Pa430003808.242895F轴加风机20m3/h7.5YB2S2-2380157.5900B盘车装置38022750胶球泵KPP80-20028.8-~43.2m3/h0.12414503808.241440阀门井污泵50W110-10-0.75100.10.753801.7.4抽气系统。1.7.4.1真空泵（三台）型号：AT-1006抽气量：20kg/h1.7.5润滑油系统。1.7.5.1油箱容积：24m3（运行时）总容积：39m31.7.5.2冷油器：2台a.型式：鳍片管式b.冷却面积：160m21.7.5.3油种：46号汽轮机油（1）1.7.5.4主油泵：工作油压：1.55MPa入口油压;0.198MPa1.7.6EH油系统：1.7.6.1油箱容积：757升1.7.6.2冷油器（2台）a.型号：GLC2b.冷却面积：2.1m21.7.6.3油种：阻燃性的三芳基磷酸脂液体1.7.7发电机空冷器：QKCW1800-116-T6冷却能力：1800KW总耗水量：550t/h水压：0.2MPa水阻：0.05MPa1.7.8特殊阀门1.7.8.1低压抽汽安全门型式：A48SH-40弹簧式安全门公称直径：DN250mm流通直径：DN150mm公称压力：4.0MPa1.7.8.2中压抽汽安全门a.型式：A48SH-64弹簧式安全门b.公称直径：DN200mmc.流通直径：DN115mmd.公称压力：6.4MPa1.7.8.3抽汽逆止门：气控止回阀1.8发电机、励磁机QF-125-2，125MW汽轮发电机技术数据容量MW电压V相数功率因数（滞后）效率%总重量t最大输出重量t1251380030.8598.74273180QF-125-2，125MW汽轮发电机用励磁机及空冷器技术数据无刷励磁机永磁副励磁机空气冷却器容量KW电压VDC电流ADC重量t容量KVA功率因数电压VDC额定电流AAC冷却能力KW风量m3/s34624014401.67.50.915016.7180036.22.除氧器2.1主要技术规范制造厂：上海动力设备有限公司编号型号工作压力工作温度额定出力水箱容积型式#11除氧器GC－6700.685MPa对应的饱和温度169℃670t/h140m3卧式、喷雾淋水盘式3.给水泵组3.1设备概况泵组型号：FK5G32A制造厂：上海电力修造总厂有限公司3.2前置泵型号流量t/h进口温度℃进口压力MPa出口压力MPa转速rpm轴功率KW扬程m必须气蚀余量m效率%重量tQG465－505051580.8451.452985797651211.443.3给水泵型号进口流量t/h出口流量t/h再循环流量t/h进口温度℃进口压力MPa出口压力MPa扬程m效率%轴功率KW转速rpm重量tFK5G32A3333331101581.4514.1140679.51448399263.4副油泵型号流量L/min压力MPa转速rpm电机型号电机功率KW电机转速rpmCB－B1251252.51450Y100L2-4315003.5液力偶合器型号额定传递功率KW输入转速rpm输出转速rpm调速范围%额定滑差%齿轮速比总效率%重量tCO4632002985464025-100＜3141/88954(不带油)3.6电机型号功率KW电压V转速rpm定子电流A功率因数定子重量t转子重量t总重量tYKOS2200-22200600029842370.97.763.05123.7工作油冷油器型号冷却面积m2冷却水量m3/h冷却水温℃冷却水压MPa油阻MPa水阻MPa重量tLY5454120<380.4-0.60.0360.0141.53.8润滑油冷油器型号冷却面积m2冷却水量m3/h冷却水温℃冷却水压MPa油阻MPa水阻MPa重量tLY161627<380.4-0.60.040.0130.63.9给水泵及除氧器联锁保护序联联锁原因联锁结果1任一给水泵跳闸联动备用泵2给水母管压力≤12.0MPa联动备用泵3给水泵润滑油压≤0.09MPa联动辅油泵4给水泵润滑油压≤0.05MPa跳泵5给水泵工作油冷油器进油温度≥130℃跳泵6密封水差压<15KPa且回水温度>90℃跳泵7给水泵出口流量<100t/h，且再循环调整门未全开，15秒后跳泵8前置泵或给水泵轴承温度≥90℃跳泵9偶合器轴承温度≥95℃跳泵10电机轴承温度≥90℃跳泵11给水泵推力轴承温度≥95℃跳泵12电机绕阻温度≥130℃跳泵13#11除氧器水位≤1525mm跳泵14#11除氧器水位≥3005mm开启事故放水门15#11除氧器水位≥3105mm关闭三段抽汽逆止门、隔绝门16#11除氧器水位≤2805mm关闭事故放水门17#11除氧器压力<0.25MPa开启汽11118#11除氧器压力≥0.9MPa关闭三段抽汽逆止门、隔绝门19#11除氧器压力≥0.685MPa关闭除氧11/汽4减温减压器4.1＃11、14减温减压器进汽出汽减温水压力MPa温度℃流量t/h压力MPa温度℃流量t/h压力MPa温度℃＃11减温减压器9.81540128.71.4732015014.5169＃14减温减压器9.8154090.73.840010014.5169用汽11减温减压器、用汽12减温器制造厂：盐城电站阀门总厂进汽出汽减温水安全门压力MPa温度℃压力MPa温度℃流量t/h压力MPa温度℃全启弹簧式整定值用汽111.473200.6±0.03160±262.4450.64MPa用汽121.473201.47220±2402.4454.3连排扩容器制造厂：无锡市前洲华能机械制造厂型号设计压力MPa最大工作压力MPa设计温度℃工作温度℃容积m3水压试验压力MPaHLP-3.5-11.231.083503253.51.96第二章汽轮机的启动与停机汽轮机启停分为滑参数启停及额定参数启停总则汽轮机在下列情况下，禁止投入运行。危急遮断器动作不正常，TV、GV、IV、LPV、E1V、E2V及抽汽逆止门卡。调速系统不能维持空负荷运行时，或甩负荷后不能控制转速时。辅助油泵及盘车工作失常，EH油系统失常。汽轮机大轴弯曲指示晃动值超过0.0762mm。主要仪表失灵时（如轴向位移、相对膨胀、汽缸热膨胀、转速表及主要金属温度表）。汽轮机发电机组动静部分有明显的摩擦声时。中压调节级(Ⅰ)处上、下缸内壁温差超过41℃时。汽轮机自动主汽门停机装置之一不正常时。DCS、DEH控制系统异常。启动前的各项准备工作2.1启动应具备的条件2.1.1各辅机设备及转动机械均经分部试转合格，各手动阀门均经灵活性检查，各调节阀、电动阀动作试验正常。2.1.2各受压容器均经过水压试验合格，安全阀动作性能良好。各有关的汽水、油管路均已冲洗干净，油系统和油质经有关部门和人员验收合格，符合机组的启动需要及要求。2.1.3汽机盘车、顶轴油泵装置试转结束，已可投用。2.1.4汽机真空泵及真空系统试转结束，真空系统灌水捉漏结束。2.1.5发电机空冷系统调试结束，系统处于可投用状态。2.1.6热控控制系统处于可投用状态，功能能满足机组启动的需要。2.1.7汽机本体ETS、TSI均已校验合格，各报警信号、光字牌显示良好。2.1.8中、低压抽汽、减温减压装置冷态调试结束，已具备满足机组启动及投用热网的需要。2.1.9化学已准备足够的启动补水水源，机组启动时可投用。2.1.10仪用气系统静态调试完毕，满足投用条件。2.1.11杂用汽、轴封汽系统满足投用条件。2.1.12汽轮机各分系统经试转、验收、签证合格。2.2启动前全面检查2.2.1接值长准备启动汽轮机的命令后，机炉长应通知汽机内外操，并负责汽轮机的启动的各项工作2.2.2运行值班员在启动前应对全部的设备进行详细检查，首先要检查所有经过检修工作的部件和地方，确定检修工作已结束并复役，落手清工作做好。所有异动报告进行现场核对无误，设备情况良好。2.2.3按“阀门检查卡”检查各系统阀门置于启动前位置，有关电源、气源送上。2.2.4确定各辅机、电动机绝缘良好，联动开关在“UNLOCK”位置，送上有关辅机电源。2.2.5检查所有的仪表一次门均应开足，并通知热工投入有关表计及送上电源，查声光讯号正常。2.2.6检查主油箱、EH油箱油位正常，油位计活动灵活，油质合格，检查油系统无漏油现象，各道轴承临时滤网或堵板均已拆除。2.2.7冷油器出油温度35℃-45℃，如油温过低应投用电加热装置以提高油温。EH冷油器出油温度43℃-55℃，过低应投用电加热装置。2.2.8检查盘车装置正常，电源送上。2.2.9检查凝汽器水位在70-120cm，水侧人孔门应关严，加水用的千斤顶应拆除。辅助油泵及调速系统试验3.1分别试开低压油泵及事故油泵，检查运行情况。3.1.1轴承油压在0.09-0.124MPa3.1.2各道轴承油位正常油系统正常，维持低压油泵运行，事故油泵作联动备用3.2启动顶轴油泵，检查3.2.1顶轴油压大于12MPa3.2.2各道轴承顶轴油压正常3.3启动盘车装置、检查3.3.1就地启动盘车装置3.3.2倾听盘车装置及汽轮发电机组转动部分的声音正常3.3.3测量大轴弯曲值（测量后请将指示器出系）并做好记录。3.4启动密封油泵，检查运行正常，检查油压正常。3.5进行低油压联动试验，盘车脱扣正常，维持低压油泵运行，盘车装置运行正常，油泵联动开关入系。3.6启动EH油系统。3.6.1EH油系统调试结束3.6.2EH油温低于21℃，不允许油在系统中循环，在泵启动之前，投电加热进行加热3.6.3EH油温高于35℃时，启动一台EH油泵，另一台投联备。3.6.4保持EH油温在43-55℃。3.6.5保持EH油压在13.7MPa左右、3.6.6检查油系统无漏油现象3.7检查危急遮断装置置于遮断位置，TV、GV、IV、LPV、E1V、E2V及抽汽逆止门均在关闭状态。滑参数启动（冷态）4.1压力法4.1.1启动前的特殊准备工作将机、炉主蒸汽系统隔成单元系统，自锅炉出口至汽轮机自动主汽门前阀门均开足，主蒸汽管疏水门开启。减温减压器处于备用状态。将通向凝汽器的各疏水门开足，向大气疏水门关闭。4.1.2联系值长，向凝汽器通循环水，启动凝泵进行再循环。4.1.3轴封系统暖管a.检查轴封调整门前截止门开启，后截止门关闭，旁路门关闭。b.开启轴封进汽滤网疏水门，轴封调整门后截止门处疏水开启。开启轴封进汽总门，稍开轴封调整门后截止门暖管，保持轴封微正压。4.1.4拉真空a.启动真空泵，开足进口门，检查凝汽器真空应逐渐上升。b.检查真空泵电流，出口压力正常。c.启动轴加风机，维持轴加真空－5KPa左右。4.1.5主蒸汽暖管暖管过程中应注意：a.主蒸汽甲乙管温差＜17℃。b.主汽门是否严密（注意金属温度）。c.检查管道膨胀和支吊架情况。d.在升温升压过程中，应适当调节疏水门，控制升温速度≯5℃/min。4.1.6轴封送汽主蒸汽参数即将满足汽机冲转参数后，可向轴封送汽。4.1.6.1检查轴封系统暖管已暖好4.1.6.2开足轴封供汽调整门后截止门，调整轴封供汽调整门至轴封压力正常0.02-0.033MPa，注意真空上升情况及主汽门是否严密。4.1.6.3关闭轴封汽母管疏水门4.1.6.4调整好轴封温度，轴封汽的过热度大于14℃，低压缸前后汽封温度为149±10℃。4.1.6.5禁止汽轮机转子在静止状态下向轴封送汽。4.1.6.6尽量缩短轴封送汽至启动冲转的时间。4.1.6.7汽封阀门站的运行冷态启动时，先打开辅助供汽阀，调节高压供汽阀，溢流阀先关闭，维持轴封汽0.024－0.03MPa压力。热态启动时，先打开高压供汽阀，调节辅助供汽阀，溢流阀关闭，维持轴封汽0.024－0.03MPa压力，先送轴封汽，后抽真空。高中压转子轴封区的汽封蒸汽温度与转子金属温度差不超过110℃。4.1.7冲转前具备的条件：4.1.7.1检查主蒸汽压力3.5MPa，汽温320℃（≥55℃过热度）。4.1.7.2凝汽器真空在-0.081MPa以上。4.1.7.3EH油压13.7MPa，隔膜阀上部油压大于0.7MPa，润滑油压在0.09－0.124MPa，顶轴油压正常。润滑油温35-45℃，EH油温43-55℃做好冲转前汽缸金属温度与汽缸膨胀，蒸汽参数等记录4.1.7.6联系热工，确认ETS各保护投入。4.1.8冲转、升速4.1.8.1经机炉长许可，机组准备冲转。4.1.8.2从CRT画面上按下“挂闸”按钮，使画面上汽机“挂闸”指示灯变绿。4.1.8.3检查TV、GV、E1V、E2V关闭，IV、LPV全开4.1.8.4升阀位限制到120％，检查GV全开4.1.8.5给出升速率100rpm/min，目标转速600rpm。按下“进行”按钮，转速设定值会以给定的速率上升到给定的目标值600rpmTV逐渐开启，转速逐步上升，检查盘车自动退出并停止。4.1.8.7转速至300rpm，脱扣，倾听转动部分无异常（如有异常则停机检查）4.1.8.8重新挂闸，给出升速率100rpm/min，目标转速600rpm冲转。4.1.8.9当转速到600rpm时，低喷会自动投入（不正常则手动投），检查各监测仪表读数正常。停用顶轴油泵，检查轴承油压、油流正常。4.1.8.10继续升速，锅炉按滑参数启动曲线要求进行升温升压（升温速度为1.5-2.0℃/min），4.1.8.11在冷态启动时，设定目标转速为暖机转速，设定升速率100-300rpm/min，按下进行按钮，汽机自动到暖机转速，开始暖机，暖机转速及暖机时间见启动曲线（根据机组振动情况可适当调整暖机转速值）。4.1.8.12暖机结束，将转速上升到2950rpm（在升速过程中如需要保持转速，则可按“保持”按钮）4.1.8.13检查进汽温度及蒸汽室内壁温度应符合要求，在DEH画面上按下“阀切换”按扭，则阀切换窗口出现TV-GV切换再按“进行”按钮。（注意阀切换转速变化）4.1.8.14阀切换完成后，设定3000rpm为目标值及100rpm/min升速率，按下“进行”按钮，注意转速升至3000rpm4.1.8.15脱扣试验：通过就地手拍停机手柄或按下停机按钮，检查主汽门，高、中、低压调门动作灵活，关闭严密。4.1.8.16重新挂闸，升速到2950rpm，重新阀切换，并升速到3000rpm4.1.8.17在并网前，做危急遮断器注油试验，记录危急遮断器动作时注油压力正常。4.1.8.18做主汽门、高压调门严密性试验。4.1.8.19在暖机、升速过程中，注意事项，调节工作：倾听汽轮发电机组声音正常测量各道轴承振动，升速到临界转速时应尽快通过，振动不得超过0.2mm，否则应立即停机，停机后投盘车，查明原因。调整好汽轮机转速，凝汽器水位，真空，轴封压力，油温根据需要投入相应冷却器转速至2800rpm以上，注意主油泵工作正常，并记录油压转速至3000rpm，进行全面检查，做有关试验化验凝结水水质。4.1.8.20当转速达到2950rpm-3050rpm时，试验合格，机组运行正常，DEH可投入自动同步方式（AS），DEH接受自动同步器发出的接点信号，自动调整转速，接点闭合一次，转速变化1rpm4.1.8.21配合电气做有关试验，注意发电机风温。4.1.8.22试验结束，停用密封油泵、低压油泵，注意油压正常。4.1.8.23主蒸汽温度到400℃，关闭主蒸汽管疏水门4.1.8.24并网：当主蒸汽压力至5.0MPa温度至450℃，汇报值长，可并网。并网后，汽机自动带5％的初负荷，冷态启动时，初负荷运行30min。4.1.8.25并网后，如不作超速试验，根据需要，投入功率反馈后，检查设定值与实际功率相同；如不投，功率设定值与实际功率不同。4.1.8.26根据温度加负荷，在负荷达到15％额定功率时，低喷装置自动退出工作，在负荷达到20％额定功率时，汽缸疏水关闭。4.1.8.28凝结水水质合格后，联系值长，注意高压补水母管压力，将凝结水切换至除氧器。4.1.8.29根据＃3段抽汽压力，把＃3段抽汽切换至除氧器。4.1.8.30高加疏水压力到0.8MPa，将疏水切换到除氧器。4.1.8.31锅炉继续按启动曲线升温升压到额定值。4.1.8.32负荷30MW以上，可投用低压抽汽。注意除氧器水位、压力和凝汽器水位。4.1.8.33负荷30MW以上，可投用中压抽汽。注意除氧器水位、压力，凝汽器水位。4.1.8.34并网后加负荷时注意事项：a.并网后，DEH控制应由转速控制转变为功率控制。b.在加负荷过程中一定要注意高压调节级汽缸金属温度与高压调节级处蒸汽温度之差值，控制在56-110℃。c.加负荷过程中应监视相对膨胀值，一定要控制在允许范围内。d.加负荷过程中应监视轴向位移，机组的振动，推力瓦块及径向轴承体的温度、油温等5.滑参数停机：（一炉一机或两炉一机运行方式）5.1联系值长准备滑停，试开低压油泵、事故油泵、盘车电动机、顶轴油泵良好。5.2主蒸汽系统按正常运行方式，进行减负荷至80MW并转移供热负荷，将中压、低压抽汽出系。5.3高压调门切至单阀方式。5.4按“滑参数停机曲线”进行降温降压，高压调门逐渐开启（汽温/汽压至4.2MPa/400℃时停止开启），并维持负荷不超过80MW。5.5当＃4高加汽压降至0.8MPa，将高加疏水切换至低压加热器（也可在滑停前停用高加）。5.6注意三段抽汽压力，联系值长将除氧器汽源切换至除氧器用汽母管。5.7负荷至20MW，检查汽缸疏水门应开启。5.8通知化学化验凝结水水质，如不合格排向地沟。5.9由于锅炉容量大，低负荷燃烧困难，故锅炉只能降温降压到2MPa、320℃左右，汽机尚带有一定负荷，此时应采用关小高压调门方法将负荷减到“0”，进行解列，脱扣停机。注意汽轮机转速下降。5.9启动低压油泵，手操停机按钮或就地脱扣，检查主汽门，高调门，中压调门，低压调门全部关闭5.10转速至600rpm，投运顶轴油泵。5.11转子停止后，记录惰走时间，投入连续盘车，测量大轴弯曲值，倾听汽轮发电机组转动部分声音，记录金属温度。5.12停真空泵，开真空破坏门。凝汽器真空到“0”，停止向轴封送汽，停用轴加风机。5.13连续盘车至高压调节级汽缸内壁温度在150℃以下时，可停止盘车，停用油泵，排烟机。5.14根据给泵运行情况停用凝泵，关闭再循环门。5.15排汽温度降至50℃以下，联系值长关闭循环水进、出口门。5.16根据情况，将主蒸汽管泄压，关闭主蒸汽进汽总门，开启疏水门，压力至0.6MPa以下疏水切向大气。5.17滑停注意事项：5.17.1滑参数停机过程中严禁进行汽轮机超速试验。5.17.2滑停过程中注意机组轴承温度、轴振、轴向位移、差胀、推力轴承温度正常。注意汽机金属温度下降正常，法兰内外壁温差≯80℃。可减缓降温降压速度使缸温不致下降过快，但不允许使汽温汽压回升来减缓缸温下降速度。5.17.3在滑停过程中，若发生异常情况或不允许继续降温降压，应立即停止滑停操作，待命处理。当在滑停过程中某个阶段10分钟之内主汽温度下降50℃以上，则紧急停机。5.17.4严格按滑停曲线进行降温降压，主蒸汽保持≮60℃的过热度6．额定参数启动：额定参数启动的操作步骤基本同滑参数启动的操作。7．额定参数停机：额定参数停机的操作，除主蒸汽保持额定参数，减负荷可按照2％/min、1％/min、0.5％/min的速率减负荷，高压调门可保持顺序阀控制外，其余操作同滑参数停机操作。8.热态启动8.1.汽轮机高压调节级上缸内壁温度在400℃以上启动，称为热态启动。8.2.热态启动的操作步骤仍按冷态启动的各项规定进行，但必须遵守下列各项特殊规定：8.2.1.主蒸汽参数尽量维持在额定值8.2.2.向轴封送汽前2小时投入连续盘车8.2.3.应先向轴封送汽，后拉真空，步骤如下：启动真空泵向轴封送汽开足真空泵空气进口门尽量缩短向轴封送汽至冲转时间8.2.4.特别加强检查汽轮发电机组转动部分声音，振动情况。8.2.5.冲转前凝结水水质合格热、温态启动必须谨慎小心，因汽轮机各部件温度较高。转子弯曲度较大，启动暖机升速的时间，以高压调节级处内壁温度为准，根据启动曲线查出工况点，为避免转子和汽缸的收缩，汽轮机不应在低转速下暖机，任何操作和检查，应以汽轮机金属温度不下降为原则，尽快地过渡到所选择地工况点，以防止处于较高温度下的各部件受到急剧冷却，产生变形，损坏设备，同时各种操作必须十分谨慎。第二章辅助设备启、停真空泵的运行真空泵启动前的准备检查阀门的位置正确，压力表，真空表，温度计正常检查轴承的润滑油足够开启凝结水至真空泵汽水分离器注水，水进入水环室真空泵当水位高至最高水位刻度以上，高水位控制器停止供水检查真空泵及增压泵转动部分无卡涩现象真空泵水冷器投运联系值长，真空泵、增压泵送电。启动真空泵启动真空泵。全面检查真空泵运行正常。开足真空泵进口空气门，拉真空，注意真空上升情况。按需要将另一台泵做联动备用，联动开关投入真空泵停运将联动开关出系关闭真空泵进口空气门停运真空泵停用密封水补水停用真空泵水冷器1.4运行中检查内容：真空泵电流正常真空泵的运转声音正常轴承温度正常，不应超过75℃真空泵汽水分离器的液位在刻度线规定范围内真空泵的工作水温正常冷却水正常盘车的手动投入2.1投用前检查盘车电源熔丝送上，空气开关为断开位顶轴油压大于12.0MPa润滑油压正常转速为零盘车联锁投入2.2投用：拔出插销，推动手柄盘动盘车电机上部手轮，正常后取下手轮合上空气开关，确认启动盘车检查盘车工作正常抽汽的投入3.1中压抽汽的投入3.1.1汽机负荷大于30MW以上时，安全阀校验合格，中压抽汽暖管到全压。联系值长准备投抽汽，机5/汽10、机5/供热3开足。3.1.2将中压抽汽减温器投自动，在CONTROLOVERVIEW画面上，按下CONLIP/EP，弹出窗口，按下抽汽投入，抽汽进行按扭，则投入抽汽控制，逐渐提高中压抽汽压力设定值，使E1V全开，随着抽汽量的增加，IV逐渐关小。3.1.3关闭抽汽管道疏水3.2低压抽汽的投入3.2.1汽机负荷大于30MW以上时，相关安全阀校验合格，低压抽汽暖管到全压，机5/汽48开足，联系值长机5/供热1或供热2开足。3.2.2在CONTROLOVERVIEW画面上，按下CONLIP/EP，弹出窗口，按下抽汽投入，抽汽进行按扭，则投入抽汽控制，逐渐提高低压抽汽压力设定值，使E2V全开，随着抽汽量的增加，LPV逐渐关小。3.2.3关闭抽汽管道疏水3.3注意事项3.3.1当2个抽汽压力变送器均故障时，抽汽运行将被切除。3.3.2在中、低压抽汽投入时，电负荷变化，除了影响GV外，还改变E1V、E2V及IV、LPV开度，这样可使电负荷变化时不影响抽汽压力。中、低压抽汽量变化会引起电负荷少量变化。3.3.3不推荐采用手动方式（在进行抽汽安全门校验时可采用抽汽手动控制）。3.3.4在抽汽工况运行时，不推荐投入功率反馈。3.3.5当汽轮机在抽汽工况运行，而压力变送器发生故障时，DEH会自动转到手动方式，待故障消除后，运行人员可以恢复到自动方式。在手动方式运行人员可以按操作面板上的升或降按钮来操纵调节汽阀GV、IV、LPV以及E1V、E2V。4运行中凝汽器半面隔绝与投入4.1停用操作4.1.1.征得值长同意，凝汽器半面停用可操作。4.1.2.关闭需隔绝的半面凝汽器空气总门4.1.3.联系值长，逐渐关闭循环水进水联通门及需隔绝的半面凝汽器进水门（必要时可先将运行半面凝汽器出水门开大），检查胶球清洗装置有关阀门关闭4.1.4.开启停用半面凝汽器放水门及出水管空气门，注意阀门井水位4.1.5注意真空不低于0.0867MPa，否则应适当调整热负荷，必要时可启动备用真空泵。4.1.6待停用侧循环水放完后，可打开停用半面凝汽器的人孔门（注意真空变化）。4.2投入操作4.2.1征得值长同意，凝汽器投入可操作。4.2.2会同专人检查无人、无物、无工具遗留在凝汽器内，关闭人孔门及放水门。4.2.3微开循环水进水门，注意循环水压力上升，开足循环水进水门（注意循环水出水真空）。4.2.4开足投用侧凝汽器空气总门，调节出水门开度（注意循环水压力）。5凝结水泵的启动、停用5.1启动前的检查5.1.1确认检修工作完毕，现场已清扫完毕，如有设备异动报告，应现场核对无误。5.1.2检查凝汽器热井水位，其最低水位不应低于200mm。5.1.3检查已装上的仪表能正常工作。5.1.4检查油杯内油位正常，油质合格。5.1.5检查靠背轮已连接。5.1.6打开外供密封冷却水阀门，仔细检查密封冷却水管路是否畅通。5.1.7打开轴承冷却水阀门，仔细检查轴承冷却水管路是否畅通。5.1.8缓慢开启空气门直至开足（密切注意机组真空变化，一旦有明显下降，立即停开或关闭空气门）。5.1.9开启进水门至开足。5.1.10联系值长，凝结水泵送电。5.2启动、运行。5.2.1联系值长启动凝结水泵。5.2.2检查电流，出口压力达到规定要求。5.2.3检查泵系统运行平稳，振动正常。5.2.4注意观察电机线圈及泵推力轴承温度正常。5.2.5开启泵出口门，检查各仪表及密封水泄漏情况，注意凝汽器水位。5.3停用5.3.1联系机炉长，准备停泵。5.3.2关闭出口门。5.3.3停泵，检查电流到“0”，观察水泵转速逐渐下降，泵无倒转。5.3.4根据需要将停用泵作联动备用（联锁投入，出口门开足）。5.3.5如停用检修，则关闭进，出口门，空气门，轴封水门等，泄压，拉电（关进口门时注意泵进出口压力，不允许有上升现象）。6凝汽器胶球清洗装置的投入与停用6.1投入操作6.1.1投入前检查：a.设备、管道系统均处于完好状态，有关仪表一次门开足，准备好符合要求的胶球（φ20mm）。b.检查阀门位置正常。c.确定胶球泵电动机绝缘合格，送上电源。d.确定循环水通水正常，凝汽器双组运行。e.通知内操注意凝汽器真空。f.操作面板自动投运6.1.2投入操作：a.打开装球室上盖，放入胶球400只(或根据车间要求)。b.开足凝汽器清洗进水门及回水门，并进行胶球清洗装置放空气。c.启动胶球泵，检查运行情况正常。d.关闭收球网。e.关闭装球室放水门，开足装球室切换阀。f.检查胶球循环正常。6.2停用操作6.2.1清洗结束进行收球。6.2.2收球60分钟左右，关闭胶球泵出口门，停胶球泵，打开收球网。6.2.3关闭凝汽器清洗进水门及回水门，开启装球室放水门及放空气考克，注意装球室水放掉。6.2.4打开装球室上盖取出胶球，计算胶球回收率，应大于95%。6.2.5清洗结束做好有关技术记录6.3注意事项：6.3.1清洗中注意凝汽器真空，发现异常停止清洗。6.3.2发现收球率低，应及时寻找原因，设法解决，否则应及时汇报车间。6.3.3清洗过程中，应注意收球网压差：压差至2.5KPa，则自动停止清洗，进行收球;压差至4.5KPa，则自动打开收球网，停用胶球泵。7二次滤网的投用与停用7.1投入操作7.1.1投入前检查：a.设备、管道系统均处于完好状态，有关仪表一次门开足，准备好符合要求的胶球。b.检查阀门位置正常。c.确定二次滤网执行机构电动机绝缘合格，送上电源。d.确定循环水通水正常。e.通知内操注意凝汽器真空。f.操作面板自动投运7.1.2投入操作：a.当二次滤网压差至15KPa，二次滤网清洗装置自动投运，检查排污门开足，二次滤网执行机构开始运行。b.二次滤网清洗装置自动清洗结束，检查排污门关闭，执行机构停运。7.1.3注意事项：a.清洗前，必须确认相对应排污门或清放联通门开启。b.清洗时，应注意二次滤网压差的变化及凝汽器真空循环水温升的变化。c.二次滤网自动清洗不正常，则进行手动清洗。8EH油泵的启动停用8.1启动前检查8.1.1确认检修工作完毕，现场已清扫完毕，如有设备异动报告，应现场核对无误。8.1.2检查EH油箱油位，其最低水位不应低于295mm，油质合格。8.1.3检查已装上的仪表能正常工作。8.1.4开启进油门至开足。8.1.5开启出油门至开足。8.1.6联系值长，EH油泵送电。8.2启动运行8.2.1联系值长，启动EH油泵8.2.2检查电流，出口压力达到规定要求。8.2.3检查泵系统运行平稳，振动正常。8.2.4检查母管压力正常，系统运行正常。8.3停用8.3.1联系机炉长，准备停泵。8.3.2将停用泵联锁投入，停泵，检查电流到“0”，观察泵转速逐渐下降，泵无倒转。8.3.4根据需要将停用泵作联备或停役。8.3.5如停用检修，则关闭进，出口门，拉电。9.除氧器的投运与停止9.1除氧器投运前的检查9.1.1.确认检修工作完毕，现场已清扫完毕，如有设备异动报告，应现场核对无误。9.1.2.检查设备，管道完好，确认水位计，压力表已投入9.1.3.送上汽，水调整门电源，并在DCS画面上做遥控试验良好，然后放关闭位置。9.1.4.确定除氧器热工保护试验好。9.1.5.检查阀门位置正常9.2除氧器的投运（滑压运行）9.2.1.联系值长，准备投运除氧器。9.2.2.逐渐开足高压用汽母管至除氧器隔绝门，微开调整汽门向除氧器进汽，维持向空排汽管微量冒汽，暖到除氧器温度100℃9.2.3.联系值长，逐渐开足高压补水隔绝门，开启调整门向除氧器进水，当水位至300mm时，联系值长，要求化验水质，如水质不合格，开启放水门向高加危急疏水扩容器放水，直至水质合格，关闭放水门。9.2.4.根据需要校验安全门，合格后方可将除氧器投入运行9.2.5.调整除氧器汽压至0.049MPa，水温至110.8℃，水位至2500mm后，将高压补水调整投入自动，调节再沸腾管及向空排汽门开度，保证除氧器出水含氧量合格。9.2.6.当凝结水水质合格后，将凝结水至除氧器调整门投入水位自动。注意除氧器水位稳定，关闭高压补水调整门，高压补水处于备用状态。9.2.7.根据三段抽汽口压力，逐渐开足三段抽汽至除氧器隔离门，逐渐关闭高压用汽母管至除氧器隔离门，保持除氧器压力不变。9.2.8.逐渐开足除氧器进汽电动隔离门（汽4），关闭调整门，注意除氧器压力，除氧器进入滑压运行。9.2.9.调节再沸腾门及向空排汽门，保证除氧器出水含氧量合格。9.3除氧器停用9.3.1当抽汽压力低于0.25MPa时，逐渐开足高压用汽母管至除氧器隔离门，关闭三段抽汽至除氧器隔离门，注意除氧器压力及给泵运行情况。9.3.2.当机组凝结水切换后，将高压补水投自动9.3.3.关闭高压用汽母管隔离门，关闭高压补水门隔离门。9.3.4.开启向空排汽门泄压9.3.5.开足放水门向高加危急疏水扩容器放水。9.3.6.根据需要拉去汽、水调整门的电源。10连排扩容器的投入与停用10.1连排扩容器投入前的检查10.1.1.检查设备，管道完好，确定水位计，压力表准确投入10.1.2.检查安全门和水位调整门完好。10.1.3.检查阀门位置正常10.2连排扩容器的投用10.2.1.开足连排扩容器出汽门，注意容器内部压力10.2.2.微开高压扩容器进水门，暖管5-10分钟后开足进水门。将扩容器水位投自动。10.2.3.根据要求进行安全门的校验，合格后方可投用10.2.4.将连排扩容器水位投入自动。10.3.连排扩容器停用10.3.1.关闭连排扩容器进水门10.3.2.关闭连排扩容器出汽门10.3.3.将水位自动出系10.3.4.开启连排扩容器出水门，泄压后关闭。11.给水泵组的启动和停止。11.1给泵禁止启动的条件11.1.1.给泵的出口逆止门和出水门不正常时。11.1.2.给泵平衡鼓工作失常时。11.1.3.给泵再循环通水不正常时。11.1.4.给泵辅助油泵工作失常时11.1.5.电动机绝缘不合格时。11.1.6.主要仪表工作失灵时。（如电流表，平衡鼓压力，轴承油压表，油位计，密封水压力表）11.1.7.润滑油油质不合格时。11.1.8.给泵有明显的动静摩擦及异声时。11.1.9.液力偶合器失灵时11.1.10.给泵密封水不正常时。11.2.给泵在正常运行时，至少应有一台联动备用泵，否则必须有特殊的安全措施。11.3.给泵单泵运行时，再循环门关闭运行，必须经总工程师批准。11.4.两台给水泵并联运行时，出口流量之差小于５％11.5给水泵起动前的检查：11.5.1.全面检查设备情况，特别是检修工作过的地方，确定检修工作已结束，设备周围已清扫完毕，按设备异动报告进行现场核对无误。11.5.2.检查油管、油箱、冷油器，辅助油泵均处于完好状态，油箱油位正常，油质良好。确定偶合器箱体油位在上油窗“最高静止油位”，（过低应加油），滤油器位置正常。11.5.3.检查阀门位置正常，并确定系统阀门位置正常，有关电动门极限校验良好，电源送上，给泵冷却水及密封水正常。11.5.4.检查压力，流量仪表一次门均应开足，仪表电源送上，并确定声、光信号正常。11.5.5.给水泵及辅助油泵电动机绝缘合格。11.5.6.给水泵新安装或大修后第一次起动，应确定下列工作已做好。a．油系统进行油循环，油系统无漏油。油循环结束后，临时滤网应拆除。b．各保护试验均正常。c．单试给水泵电动机良好，转向正确。11.5.7给水泵暖泵11.5.7.1微开进水门，维持进水压力0.1－0.2MPa，暖泵15－20分钟，当进水温度升至120℃以上后，逐渐开足进水门，关闭放水门。11.5.7.2开足轴封冷却水进出门，检查通水正常。11.5.7.3开足再循环1、3（确定再循环系统正常）。11.5.7.4投入密封水。a.确定密封水水源正常。b.检查密封水调整门关闭。c.开足密封水进水门。d.调整密封水调整门至密封水压力正常，投入自动。e.切换密封水至凝汽器，确定给水泵密封水U形管投入正常，关闭密封水向大气阀门，开足密封水至凝汽器阀门，注意凝汽器真空。11.5.8.确定暖泵结束，进口温度大于120℃11.5.9.手动和电动操作勺管调节器，应灵活无卡涩，能停留在任何所需刻度，然后将勺管放在最低限（0位）。11.5.10.送上给水泵电动机与辅助油泵电动机电源。11.6给水泵的启动11.6.1.联系有关岗位，注意高压除氧器运行正常。11.6.2.起动给水泵辅助油泵并做低油压联动试验，检查轴承油压，油流正常，投入连锁开关。11.6.3.关闭暖泵门。11.6.4.检查给水泵联锁开关在“出系”位置。11.6.5.起动给水泵，检查电流、转速、振动、串轴、声音、进出口压力。平衡鼓压力，轴封漏水及各轴承油温等情况正常。11.6.6.检查主润滑轴泵和工作油泵出口油压正常，辅助油泵自动停止，检查轴承油压正常。当电动机定速后，应检查偶合器箱体油位在下油窗能见到油，但也不能使下油窗全满，过低应加油。11.6.7.一切正常后，先匀速开大勺管开度，调整给水泵出口压力大于母管压力0.3-0.5MPa后，再开出水门，注意给水母管压力和电动机电流在正常范围。11.6.8.调节油，空冷却器温度维持正常值。11.6.9.将联锁开关放“工作”位置。11.6.10.根据需要关闭再循环门（单泵运行不宜关闭，液力偶合器给水泵关再循环总门时出口流量须大于100t/h）。11.6.11.开足加药门11.7给水泵的停用：11.7.1.联系有关岗位。11.7.2.确定再循环系统通水正常。11.7.3.将联锁开关放“出系”位置，关闭出水门，注意给水母管压力，给水泵出口压力流量及电流。11.7.4.起动辅助油泵，检查轴承油压上升。11.7.5.停止给水泵，检查给水泵停止转动。如发现给水泵倒转，应即关紧出水门及其他压力水源阀门（严禁起动倒转的给水泵）。11.7.6.转子停止时记录情走时间，不应小于50秒，将辅助油泵低油压联锁开关放“出系”位置，30分钟后停止辅助油泵。11.7.7.关闭密封水门、空冷器进水门，冷油器进、出水门。11.7.8.联系值长，关闭加药门。11.8给水泵的热备用条件：11.8.l进水门开足，出水门关闭。11.8.2再循环1、3开足（再循环总门通水正常）。11.8.3泵处于倒暖或顺暖状态，保持进水温度不低于120℃。11.8.4轴封冷却水畅通11.9给水泵的联动备用条件11.9.1应具备第11.8条规定的热备条件11.9.2投运辅助油泵，低油压联锁开关放在“联动”位置11.9.3出水门开足（注意泵无倒转）。11.9.4联备给水泵联锁开关放在“联动”位置。11.9.5根据需要联备给水泵压力投自动，注意跟踪。11.10.给水泵的停用隔绝。11.10.1给水泵如需要隔绝，则根据需要关闭有关阀门，并放尽存水。应先关高压侧，后关低压侧。11.10.l检查给水泵联锁开关在“出系”位置，拉去电源（包括辅助油泵及出水门电源）。11.10.2出系密封水，关闭密封水至凝汽器阀门，开足密封水至大气阀门，（注意凝汽器真空），关闭密封水进水门。11.10.3确定出水门及旁路门关闭，然后关闭再循环总门。11.10.4逐渐关闭进水门，注意进水压力应下降（如发现进水压力有上升趋势，即开出进水门，检查原因，采取措施后再行隔绝）。11.10.5关闭轴封冷却水进出门。11.10.6开足有关放水门进行泄压。11.10.7根据需要关闭冷油器进出水门及空冷器进出水总门。12.减温减压器投运与停用12.1.在下列情况下，可根据需要投运＃11、#14减温减压器：12.1.1.汽轮机供汽无法满足供热压力时；12.1.2.机组甩负荷或其它原因无法维持供热压力时；12.1.3.锅炉生、停炉时；12.1.4.滑参数开车或停机时；12.1.5.根据调度和安全供热需要。12.2减温减压器启动12.2.1.减温减压启动前的检查：a．检查减温减压器本体及附属管系，支吊架及保温完整良好，测量仪表及控制装置均能投入使用，有关电源均送上。b．检查各阀门位置正常，电动阀门极限校验符合规定要求，电源送上。12.2.2.减温减压器暖管12.2.2.1减温减压器的暖管应先暖低压侧，后暖高压侧。12.2.2.2低压侧暖管a．逐渐开启低压侧隔绝门旁路，缓缓地提升低压侧压力至0.2～0.3MPa，暖20～30分钟。b．逐渐开大低压侧隔绝门使至全压。c．开足低压侧隔绝门，关闭旁路门及关小有关低压侧疏水。12.2.2.3.减温水管暖管a微开减温水总门，进行暖管5分钟，然后逐新开足。b．注意低压测汽温未降低，管道应无水冲击现象。12.2.2.4高压侧暖管a．微开减压X／汽1旁路门进行暖管，提升压力至0.2～0.3MPa。暖管20～30分钟，压力升至0.6MPa疏水切换向中压疏水母管，逐渐开足旁路门，压力升到全压。b．注意低压侧压力、温度无升高现象，管道无冲击、振动。c．逐渐开足减压X／汽1，关闭旁路门。12.2.2.5在暖管结束后，即为热备用状态，并根据需要，随时可以启用。12.3减温减压投入运行12.3.l.联系值长，注意汽压、汽温、流量变化。12.3.2.逐渐开启压力调整汽门（减压X／汽2），维持低压侧汽压比供热母省汽压略高一些。12.3.3.根据需要，将减温减压器温度、压力投入自动。12.3.4.低压侧流量大于10t/h，关闭高低压侧疏水门。12.4.减温减压器的停用：12.4.1.通知有关岗位注意汽压、汽温、供热流量变化。12.4.2.逐渐关闭减温水（减压X／水2）；同时关闭压调整汽门（减压X／汽2）直至全关。关闭减温水调整门（减压X／水3）。12.4.3.开启有关疏水门，保持低压侧倒暧状态作热备用（注意低压侧汽温正常）。12.4.4.根据需要进行汽、水系统隔绝或停用操作。注：减温减压器的隔绝原则：先隔高压侧、后隔低压侧，防止超压。12.5锅炉生停炉时减温减压器的运行12.5.1锅炉生炉时减温减压投运12.5.1.1减温减压器处以热备用状态。12.5.1.2点火母管处以备用状态。12.5.1.3关闭主汽11。（注意减温减压汽进汽压力下降）。12.5.1.4开足启动锅炉炉5X/汽5，付汽11。12.5.1.5当锅炉汽压至1.5MPa，汽温至300℃。投入低压减温减压器。12.5.1.6当锅炉汽压至4.0MPa，汽温至380℃。投入中压减温减压器。12.5.1.7当锅炉全压并炉，开足炉5X/汽3，开足主汽11。12.5.1.8根据需要出系点火母管。12.5.2锅炉停炉时减温减压器投运12.5.2.1减温减压器处以热备用状态。12.5.2.2点火母管处于投运状态。12.5.2.3运行炉的汽5关闭，准备停运炉的汽5开足。12.5.2.4关闭主汽11。12.5.2.5投入减温减压器。12.5.2.6锅炉减负荷，当负荷与减温减压器相等时，关闭停运炉汽3，注意主汽压力、流量。12.5.2.7锅炉逐渐减负、降压，当汽压至4.0MPa、温度至380℃时，出系中压减温减压器。12.5.2.8当锅炉汽压至1.5MPa、汽温至280℃时，出系低压减温减压器。12.5.2.9关闭停运炉的汽3，锅炉解列。12.5.2.10根据需要开足主汽11，投入减温减压器或减温减压器作备用。13.供热系统投停13.1供热系统的投入13.1.1供热系统投入前的检查。13.1.1.1检查检修工作已结束，设备已复。有关电动阀门极限校验正常。管道系统支吊架及保温正常。13.1.1.2按阀门检查卡检查阀门位置正常。有关疏水门开启。13.1.1.3投入有关热工仪表。表计应完好可用。否则应联系热工处理。13.1.1.4送上有关电动阀门电源。13.1.1.5联系有关岗位。13.1.2.供热系统的投入操作13.1.2.1微开供热电动门旁路门进行暖管20分钟，逐渐开足旁路门。注意压力、温度上升。根据疏水冒汽情况调整疏水门。13.1.2.2联系值长手动开启电动阀门数圈，使管内压力逐渐上升至全压，然后逐渐开足阀门，关闭旁路门（注意阀门开启不应过快，压力、温度上升应缓慢，管道不应有水冲击现象）。13.1.2.3根据压力、温度、热量情况，关闭疏水门。13.1.2.4全面检查管道膨胀情况及支吊架情况。13.1.2.5汇报值长，投入操作结束。13.1.2.6供热管道投入后，当管内没有流量时。疏水门应处于开启位置，以保证管道温度正常。13.2供热系统停用13.2.1接值长命令后，联系有关岗位，进行操作。13.2.2确定供热流量至“0”，关闭有关电动阀门。13.2.3开启有关疏水门，全面检查支吊架及管道收缩情况。13.2.4如须停役检修，注意管道内压力泄尽，电动阀门电源拉脱，有关阀门挂牌上锁。14.高压加热器投停14.1机组运行中加热器投运14.1.1检查各阀门位置正常，各水位计、热工仪表正常投入。高加保护正常投用。14.1.2开启注水门向高加水侧注水，水侧空气门见水后关闭，注水到与给水压力相同时，关闭注水门，检查高加内部水压下降情况，验证钢管是否泄漏。14.1.3确定钢管不漏，仍将高加注水门开足，开足热2，逐渐开足热1手轮，确认热1、热2阀芯已开足，关闭注水门。14.1.4微开高加进汽门，开启高加汽侧直接疏水门，监视给水温升率。14.1.5缓慢开启高加进汽门，升温升压，监视给水温升率。当＃4高加内部汽压＞0.8Mpa，投入疏水器，并使疏水切向除氧器，关闭汽侧直接疏水门，检查高加水位正常。14.1.6投入高加压力传送装置，电磁阀及其旁路门关闭，其进出水门开启。注意电磁阀后压力≯0.1Mpa.14.1.7高加在注水、汽侧暖管时应严格控制温升率，正常≯55℃/H，必要时最大不超过110℃/H。14.1.8高加也可以汽侧先暖管，汽侧压力在0.02Mpa左右暖管30～60分钟，然后再开始注水。14.2高压加热器随机启动14.2.1按高压加热器在机组运行中的投运步骤将加热器水侧投运。14.2.2在机组冲转前将加热器进汽门开启，疏水切至低压加热器。14.2.3当汽侧压力＞0.8Mpa，疏水切向除氧器，并调整疏水器，使加热器水位正常。14.3高压加热器停运14.3.1关闭加热器进汽门及疏水门，开启加热器汽侧直接疏水门和空气门。14.3.2关闭机5/热2、热1，给水走旁路，开启高加水侧放水门。14.3.3开启给联11、12，关闭给5、机5/热3，开启相关疏水门泄压。第四章机组运行中维护和定期试验1.正常运行限额1.1汽机蒸汽系统名称单位正常最高最低主蒸汽压力MPa8.839.328.34主蒸汽温度℃535540525主蒸汽流量t/h620调节级压力MPa8.5中压抽汽压力MPa3.84.13.7一段抽汽压力MPa2.99二段抽汽压力MPa1.471.671.17三段抽汽压力MPa1.41四段抽汽压力MPa0.55五段抽汽压力MPa0.255六段抽汽压力MPa0.077中压调节级最大流量t/h130低压抽汽最大流量t/h200纯凝汽工况排汽量t/h275排汽压力KPa(a)18.6排汽温度℃空负荷＜120带负荷＜801.2润滑油油系统：名称单位正常最高最低轴承油压MPa0.096－0.1240.150.08冷油器出油温度℃38－4045（49）35轴承及推力轴承回油温度℃＜6575推力瓦乌金温度℃＜80100主油箱油位mm±152.4808－563注：冷油器出油温度在无调节余地的情况下，高限值放宽至49℃1.3EH油系统：名称单位正常最高最低EH油压MPa13.716.211.03EH冷油器出油温度℃485543EH油箱油位mm4382951.4轴向位移、相对膨胀名称单位正常最高最低轴向位移mm1.0-1.0相对膨胀mm7.5-1.51.5轴封汽系统：1.5.1轴封汽压力：0.004-0.03MPa1.5.2轴封加热器真空：0.004-0.006MPa1.6振动1.6.1汽轮发电机组：瓦振0.05mm以下，轴振0.127mm以下1.6.2辅机振动转速rpm300015001000750以下振动值mm0.060.10.130.161.7凝汽器真空严密性试验标准：（每分钟下降MPa）优等良好合格0.00010.00020.00041.8凝结水系统1.8.1正常运行凝结水含氧量：＜50PPb，硬度：＜2EPb，Na+≤10PPb1.8.2汽轮机启动时的凝结水：外状：无色透明，硬度：＜10EPb，Na+≤80PPb1.8.3凝结水压力2.0～2.5MPa。1.9给泵除氧系统1.9.1汽水系统名称单位正常最高最低给泵电流A237给水母管MPa12.714.712.3高压补水MPa0.8-10.74鼓泡除盐水MPa0.4-0.50.7除氧器压力MPa0.049-0.6850.685除氧器水位mm280029002700连排扩容器压力MPa0.7031.08连排扩容器水位％50密封水差压KPa10035给泵油箱油位％608020除氧器水含氧量PPb≤7除氧器水含铁量PPb≤501.9.2给泵副油系统、轴承温度名称单位正常高高高偶合器勺管工作温度℃60－95110130给水泵轴承油压MPa0.20.25（高）0.12（低）液力偶合器工作油压MPa0.2前置泵轴承温度℃7590给水泵径向轴承温度℃7590给水泵推力轴承温度℃8095偶合器轴承温度℃55－758595润滑油冷油器进口温度℃65润滑油冷油器出口温度℃55工作油冷油器出口温度℃4075电机风温℃55电机轴承℃8090电机线圈绕组温度℃1201302.例行、维护试验2.1泵类的互为联动试验2.1.1确定一台泵运行，备用泵作联备，联锁开关放在联备位置。2.1.2通知热工，将低水压联锁解除。2.1.3手按运行泵事故按钮，运行泵跳闸，在CRT画面上呈黄色，联备泵联动，呈红色2.1.4复置跳闸泵，按上述方法做另一台泵试验。2.1.5试验结束，按需要投运保护。2.2泵类低水压联动试验2.2.1确认有一台联备泵，关闭其出口门。2.2.2由热工人员接通联动压力开关，或在试验块上泄压。2.2.3记录泵联动情况，记录联动时的压力。2.2.4恢复联动压力开关。2.2.5根据需要调泵或停泵、2.3真空严密性试验2.3.1试验条件：a.电负荷在80％负荷以上纯凝工况，运行工况稳定。b.全部加热器投入运行。c.凝汽器补水关闭。2.3.2试验步骤：a.记录试验前排汽温度、真空、电负荷读数。b.关闭运行真空泵进气阀，注意真空变化。c.以真空泵进气阀全关开始，记录真空数值、电负荷数值。d.8分钟后开启真空泵进气阀。e.计算第3-8分钟平均每分钟下降数值，数值在0.004MPa/min为合格。2.3.3注意事项：a.在试验中如真空下降至0.0867MPa以下时应停止试验，迅速开启真空泵进气阀。b.关闭真空泵进气阀过程中发现真空泵进气阀有卡涩现象时则应停止试验立即恢复。c.试验中机组发生其它故障时应停止试验立即开启真空泵进气阀。d.在试验过程中不许兼作其它工作。2.4危急遮断器超速试验、OPC试验2.4.1下列情况下应进行超速试验a.新安装的机组汽轮机启动时。b.大修后机组汽轮机启动时。c.进行可能影响超速遮断器动作整定值的检修工作以后。d.每隔六个月应该定期进行超速试验或连续运行2000小时以上。2.4.2超速试验的准备工作a.超速试验前应做手打危急保安器试验、注油试验正常。b.现场装好转速表。c.在作超速试验前，机组首先需并网带上10％负荷稳定运行四小时以后再作超速试验，以保证转子温度场的稳定。2.4.3在下列情况下禁止做超速试验a.打闸试验、注油试验不合格时。b.自动主汽门、调速汽门卡涩。c.调速系统不能维持空转时。d.机组振动大并随转速升高而增加时。2.4.4操作步骤a.在带训初负荷后，并持续一段时间后，升负荷到10％，并保持至少4小时。将负荷减到零。b.危急遮断处有一人准备进行手动停机。c.拉开油开关，注意转速维持3000rpmd.将操作面板上的OPC开关转到禁止位置，ETS操作面板上的电超速禁止试验开关转变禁止位置。e.以100rpm／min的速率升速到109％额定转速。f.以50rpm／min的速率升速，目标转速设在112％额定转速。g.在转速超过112％额定转速时，必须手拍危急速断器，在停机后对危急遮断器进行调整，h.对遮断器进行复位，（注意油压）飞环复位转速不低于3000rpm。复到试验前的工况。(超速试验应在同一情况下进行两次，两次动作转速差不应超过0.6%。新安装和大修后的汽轮机超速试验应进行三次，前二次动作转速差不应超过0.6%，第三次和前二次试验的平均值相差并不应超过1%。2.4.5危急遮断注油试验（此试验不建议在机组正常运行中进行）a.在整个试验过程中，必须保持（用手推住）试验杠杆在试验位置上。b.保持机组3000rpm。c.缓慢打开试验阀。d.检查超速遮断机构的动作，记录动作油压。e.缓慢关闭试验阀，对遮断器进行复位。f.恢复试验杠杆到试验前的工况。2.4.6OPC试验a.10％MCR负荷暖机4小时结束，减负荷至0，机组解列,手动脱扣试验正常b.汽轮机转速维持3000rpm,启动低压油泵c.DEH操作盘OPC选择开关放在“NORMAL”位e.设定目标转速3150rpm，升速率50r/min,升速。f.当转速升到3090rpm左右时，OPC动作检查GV、IV、LPV关闭，各级抽汽逆止阀关闭转速下降；当转速低于3000rpm时，检查GV、IV、LPV开启g.设定目标转速3000rpm，速率50rpm,转速升到3000rpm时，停用低压油泵。2.5抽汽安全门的校验：2.5.1中、低压抽汽安全门动作及回座压力数值：名称动作压力MPa回座压力MPa中压抽汽安全门4.324.15低压抽汽安全门1.781.72.5.2中压抽汽安全门的校验方法；a．汽轮机维持纯凝工况运行，将负荷调整至30MW以上，机5/供热3开足，机5/汽10微开。b.联系值长同意，并通知无关人员勿靠近c．逐渐关小中压抽汽调门，提升压力至3.5MPa，手抬安全门良好。d．逐渐提升汽压至4.32MPa，注意安全门应动作（如不动作，应立即开足中压抽汽调门，重新调整后再校验）。e．安全门动作后，开大中压调门，注意安全门回座压力。f.校一只安全门时，应将另一只安全门锁定。g.记录有关数据，封上铅封。2.5.3低压抽汽安全门的校验：低压抽汽安全门的校验方法参照中压抽汽安全门试验方法进行。2.6抽汽逆止门活动试验2.6.1检查抽汽逆止门气源正常。2.6.2在CRT画面上，关闭该段抽汽逆止门电磁阀，就地检查抽汽逆止门汽缸活塞迅速关闭。2.6.3在CRT画面上，开足该段抽汽逆止门电磁阀，就地检查抽汽逆止门汽缸活塞开足。2.6.4注意事项：a.试验前，征得值长同意b.试验时，加强内外操联系，注意抽汽流量的变化c.抽汽逆止门活动试验，按照压力等级由低至高依次活动。2.7主汽门松动试验2.7.1联系值长、锅炉，汽机进行自动主汽门活动试验2.7.2自动主汽门活动试验逐只进行。2.7.3待外操现场就位将撑头放好后，在DEH画面上点击TV，按TEST，TV自动关至90%.2.7.4在DEH画面上点击TV，按CANCEL，TV自动恢复至100%.2.8给泵辅油泵的高低轴承油压联动试验2.8.1.运行给泵高低轴承油压联动试验2.8.1.1检查付油泵处于联动备用状态2.8.1.2联系热工人员先将其高停付油泵条件解除，然后将轴承油压低联动付油泵的压力开关接通，付油泵应联动，记录轴承油压。2.8.1.3由热工人员将轴承油压低联动付油泵的压力开关恢复，然后将高停付油泵条件恢复，付油泵应停止。2.8.2.备用给泵轴承低油压联动试验2.8.2.1查副油泵低油压联锁开关放“联动”位置。辅助油泵联动。复置开关，将联锁开关放“出系”位置，停用副油泵。2.8.3联备给泵轴承低油压联动试验2.8.3.1联系值长，将给泵联锁开关放“出系”位置。查辅助泵低油压开关在“联动”位置，停用副油泵，当轴承油压下降至0.09MPa时，辅油泵联动，复置开关，试验结束后，将给泵联锁开关放“联动”位置。2.9.除氧器安全门校验2.9.1.安全门动作数值0.9MPa2.9.2.检查安全门完整良好。2.9.3.逐渐开大调整汽门，使除氧器汽压逐渐上升。注意安全门动作情况，如汽压超过0.9MPa未动，应立即关闭调整汽门，降低汽压。由检修人员调整安全门整定值。2.9.4安全门动作后，关小调整汽门，使汽压逐渐下降，注意安全门回座情况，调节汽压至正常2.9.5校一只安全门时，应将另几只安全门锁定。2.9.6记录安全门有关数据。2.10盘车电机试开2.10.1将盘车联锁放至解除位置2.10.2确认盘车手柄为退出位置，盘车电源送上2.10.3启动盘车，确认电机运行正常，停盘车2.10.4将盘车联锁放至投入位置2.11ETS通道试验2.11.1ETS通道试验内容共有4项：润滑油压低，EH油压低，真空低，转速1、2、3。有2个通道，分别为“通道1”、“通道2”2.11.2润滑油压低ETS通道试验（其余内容的通道试验方法相同）：a.按下“试验”b.选择“通道1”c.选择通道试验的内容d.按下“确认”e.注意操作面板上应显示“通道1遮段”f.试验复置g.重复上述步骤，进行“通道2”试验h.记录试验情况第五章事故处理1．事故处理总则1.1发生事故时值班员应迅速判断事故原因，正确果断处理，迅速解除对人生安全的威胁，保证非故障设备的安全运行，必要时可增加非故障设备的负荷以保证对用户的正常供电供热，并正确执行上级的命令。1.2机组发生故障时，运行人员一般应按下列顺序进行工作，消除故障。1.2.1根据仪表的指示和外部的象征，判定设备确已发生故障。1.2.2确认故障设备连续运行会严重危及人身和设备安全时，及时停止故障设备，解除对人身和设备的威胁。1.2.3迅速弄清故障性质、原因、发生地点和损伤范围，及时采取对策。1.2.4保证非故障设备的正常运行。必要时可根据规程在允许范围内及时增加非故障设备的出力，保证供电供汽的需要。1.2.5消除每一故障的每一过程，都需要迅速报告机炉长、值长，并和有关人员联系，以便采取更准确的对策防止事故扩大。1.2.6故障消除之后，机炉长、值班员及有关人员应将故障发生的时间和过程，所采取的措施正确地记录在记录本上，并全面向领导汇报要全面分析事故的原因。1.2.7机组从发生故障起到处理好故障恢复正常止，运行人员不得私自离开工作岗位，故障发生在交接班时应延迟交班。1.2.8接班人员应协助交班人员处理好故障，直到机组恢复正常再交接班。1.3值班人员在处理事故时，接到命令指示后应复诵一遍后执行。1.4机炉长处理事故时受值长领导，并尽可能首先汇报值长和车间领导。1.5事故处理中，坚决接受值长的统一指挥，只有当发生直接威协人身安全和设备损坏的事故时，值班员有权拒绝执行，但应向发令人上级汇报。2.事故预案2.1紧急停机2.1.1破坏真空紧急停机条件a.机组突然发生强烈振动或发出金属撞击声。b.串轴超过1.2m时。c.差胀超过+8或-2mmd.发电机冒烟或着火。e.汽轮机发生严重水击声。f.轴承冒烟g.轴封冒火。h.任一轴承断油或回油温度超过75℃。i.转速高至3360rpm，而危急保安器未动作。j.润滑油压降至0.048MPa启动各用油泵无效时。k.油系统着火，严重威胁机组安全运行。l.主油箱油位：下降到-563mm时。m.汽轮发电机组发生水冲击。2.1.2不破坏真空紧急停机条件a.正常运行中主蒸汽温度低于450℃，不能立即恢复时，负荷已减至0。10分钟内汽温突降50℃以上。b.主蒸汽温度高至563℃或主蒸汽压力高至9.81MPa30分钟后不能立即恢复时c.调速系统故障不能维持正常运行时2.1.3.破坏真空紧急停机步骤2.1.3.1手打危急保安器（ETS），检查主汽门，调门及各段抽汽逆止门均应关闭。2.1.3.2确认已解列，注意转速下降。发出“厂用警报”。2.1.3.3启动低压油泵。2.1.3.4开真空破坏门，停真空泵。2.1.3.5检查高、低加进汽门，至除氧器的供汽门关闭。2.1.3.6及时投入#11、#14POY，保证供热压力稳定。2.1.3.7根据情况可关进汽总门。2.1.3.8转速至1000rpm，及时投用顶轴油泵2.1.3.9注意机组各部件情况，注意振动及动静摩擦情况2.1.3.10其它操作按正常停机处理。2.1.4不破坏真空紧急停机步骤2.