一期规程（汽轮发电机组的设备规范及技术特性等）

第一章:汽轮发电机组的设备规范及技术特性：

1汽轮机

1.1汽轮机的设备规范：

a、型号：C15—3.43/0.98型。

b、型式：中压、单缸、冲动、抽汽凝汽式。

c、制造厂：武汉汽轮机厂。

1.2汽轮机的技术规范：

a、额定功率：15MW

b、纯凝功率：12MW

c、额定转速：3000r/min

d、临界转速：1700r/min

e、主汽温度：435^℃

f、主汽压力：3.43［晨MPa

g、转向：面对机头看顺时针方向。

h、额定蒸汽流量：110t/h

i、最大蒸汽流量：130t/h

j、纯凝蒸汽流量：56.5t/h

k、工业用汽压力：0.98MPa

1、额定抽汽量：50t/h；最大抽汽量:75t/h

m、冷却水温度:25〜33℃

n、排汽压力:7.2KPa

。、排汽温度:带负荷小于65℃,空负荷小于100℃。

1.3汽轮机的结构特性：

a、汽轮机本体为单缸结构,前汽缸由猫爪与前轴承相连接,后汽

缸由后座架支承，汽轮机后汽缸横销与纵销的交点构成汽轮机的

“死点”，汽缸以此点为中心自由膨胀；汽轮机前轴承座上装有汽

缸膨胀指示器，反映汽轮机的膨胀值。

b、各段抽汽参数见下表：

调节级后I爰II段III段

高加

个压力温度压力温度压力温度流量压力温度流量

用汽

额定1.173430.893168.640.222081.80.0341335.3

最大

1.283520.8931510.20.1719130.0151184.2

抽汽

纯凝0.823190.723094.50.252260.0471495.7

夏季0.863210.753114.60.262280.0541515.2

C、叶轮级数:11级。其中两级调节级,九级压力级;第一级为双

列调节级，第三级为单列调节级，在第二级后采用一段调整抽汽供

工业及高加用汽,在第五级、第七级后采用非调整抽汽分别供除氧

器、均压箱和低加用汽。

d、汽轮机前后汽封近大汽端的腔室和主汽门、调速汽门、

抽汽逆止门二道漏汽与轴封加热器相连；使各腔室保持T.。〜

-5.OKPa的真空，以保证漏汽不排入大气，同时利用漏汽加热凝结水

提高热效率；主汽门、调速汽门、抽汽逆止门第一道漏汽与均压箱

相连，均压箱装有自立式压力自动调节阀，保持均压箱压力在10〜

20KPa,运行中自动由H段抽汽补充，在起停机或低负荷时由电动

主闸门前新蒸汽补充。

e、汽轮机通过刚性联轴器与发电机相连，转子的盘车装于后轴

承盖上，电动机驱动，盘车转速5〜6r/min。

f、抽汽管路设有抽汽逆止门。

g、汽轮机正常运行时各轴承振动不大于30um,在临界转速下

不大于100um。

1.4调节系统：

a、调节系统采用以径向钻孔泵为感应机构的全液压调节系统。

b、汽轮机高压段配汽采用提板式调节汽门；中压段配汽采用带

平衡室的旋转隔板，旋转隔板的喷咀分为四组，每组布置为周向均

匀分布,旋转隔板装于中压缸内。

c、汽轮机前轴承为推力支持联合轴承，外部装有调速保安部套、

测速发讯装置（三个测量头）、轴向位移监测发讯装置等。

d、调节系统分调速、调压两部分，分别通过调节汽阀和旋转隔

板来控制蒸汽的流量，从而达到调整负荷和抽汽量的目的；调节和

调压按一定的自调整设计，当电负荷（热负荷）变化时，热负荷（电

负荷）基本不变（允许20%的变化量）。

e、主要性能参数：

速度变动率：8=4.5+0.5%

迟缓率：8<0.5%

同步器调节范围：-5%〜+7%（2850〜3210r/min）

调压器调节范围：0.69〜1.18MPa

1.5汽轮机的保护内容：

a、危急遮断器:为离心飞环式，当汽轮机转速上升至3345+15

r/min时偏心环飞出，危急遮断油门动作，泄安全油关主汽门，切除

调压阀；同时高压油接通危急保安油路关闭高压调节汽门和中压旋

转隔板，切断汽轮机进汽。

b、热工保护：当汽轮机发生下列情况之一时，均使磁力断路油

门动作，关闭自动主汽门和高中压调节汽门。

当汽轮机转速上升至3420r/min时或一次油压达1.3MPa时。

轴向位移至+1.4mm或T.0mm时。

推力轴承回油温度至75。。时。

支持轴承回油温度至75℃时。

润滑油压低于0.02MPa时。

凝汽器真空低于60KPa时。

发电机故障保护动作时（差动、静子接地、过电压等）。

在紧急情况下，值班员手动远方停机时。

c、机头停机装置：危急情况下或正常停机时，在就地手打危急

遮断油门（推入）可关闭自动主汽门，高、中压调整汽门，切断汽

轮机进汽。

d、超速限制滑阀：当发电机油开关跳闸，联锁时间继电器使超

速限制滑阀动作，高、中压调门关闭，同时切除调压器，约2.5s

后滑阀复位，调速汽门重新开启；维持机组在纯凝工况下3000r/min

左右空转。

e、主汽流量限制保护：当II段压力高至0.25MPa时，压力开

关接通同步器反向转动，高、中压调节汽门关小，压力小于0.25MPa

时，压力开关接点脱开，同步器停止转动，达到了限制流量的目的。

1.6汽轮机的其他保护：

a、抽汽逆止门联锁：当发电机油开关跳闸或自动主汽门关闭时,

通过联动装置使水控电磁阀动作，切断抽汽逆止门操纵座的压力

水，同时使操纵座压力水与放水口接通，使抽汽逆止门强行关闭，

避免供汽管道，加热器蒸汽的倒流。也可手动远方控制开关或就地

操作杠杆机构强行关闭抽汽逆止门。

b、油压继电器联锁一一当润滑油压降至0.055MPa时，联动交

流润滑油泵；当润滑油压降至0.04MPa时，联动直流润滑油泵；当

油压降至0.015MPa时，盘车自动停止转动。

c、高压油泵联锁保护一一当调速油压降至0.7MPa时，联动高

压油泵。

1.7油系统技术规范

a、本机组采用GBH120-89《L-TSA汽轮机油》32号油；

主油箱容积:长义宽义高+1/2兀R2义长

心4526X1512义(1450+850)/2+1/2X3.14X(756)2X4526

心11m)(1mm高油位所对应油的质量约5.5kg)

主油箱设置就地油位计监视装置，配接UT-81系列液位传感器,

对油位具有连续监测功能；主油箱重量2.5t,充油后重量14t。

就地油位计刻度：最高：0mm最低：TOOmm

主油箱设有两组射油器，分别供主油泵入口，油压0.098MPa和

润滑油系统用油，油压0.25MPa。

为保证轴承回油的畅通，主油箱设置有排烟机，使油箱运行中

保持微负压状态(U型管压力计压差3〜4cm),真空可通过风门控制

调整。

b、油系统另设有容积为2n?的辅助油箱，以备事故情况或正常

的补油。

c、为保证机组运行安全，防止火灾事故的扩大，在机房外设有

27nl3的事故油箱。以便在紧急情况下的排油。

2发电机

2.1发电机设备及技术规范

型号QF-15-2型额定电流1617.2A接线方式Y

额定功率15MW转速3OOOr/min频率50Hz

额定电压6300V功率因数0.85效率97%

制造厂家武汉汽轮发电机厂

2.2永磁付励磁机规范

型号YFL-5-300额定电压212V转速3000r/min

额定容量5110VA额定电流13.9A频率300Hz

制造厂家武汉汽轮发电机厂

2.3交流励磁机规范

型号TFL-100-4额定电压183.3V额定电流315A

励磁电压88V励磁电流7.71A频率100Hz

制造厂家武汉汽轮发电机厂

2.4发电机冷却器规范

型号S-KR9X6.5-2600工作压力0.17~0.2MPa水阻9.1KPa

进水温度<33℃工作水量145m3/h数量5组

发电机设计为封闭循环通风系统,采用空气冷却o

3辅助设备

3.1凝汽器

型号：N-1200型双流双道表面式

冷却面积：1200m2

冷却水温度：20/33℃（正常/最高）

冷却水流量：3000m3/h

冷却水压力：0.25MPa

排汽压力：0.05MPa（绝对压力）

钢管根数：e20（直径）X0.7X55853532根

净重:24t（充水后：26.5t）

材质：高敏不锈钢螺旋槽管

3.2冷油器

型号：N-25-35-1

冷却面积：42m2

冷却水温：33℃

油压：0.25MPa

油侧阻力：0.12MPa

水侧阻力：0.IMPa

水、油侧试验压力：0.4MPa

3.3射水抽气器

型号：C-45-10-1型

冷却水量：143.5t/h

抽气量：10X10X3t/h

压力：0.045MPa

3.4盘车

型号Y16OM2-8T电压38OV转速5〜6r/min

电机转向顺时针（从上向下看）电流13.4A功率5.5KW

电机转速720r/min电机制造厂博山新特电机厂

3.5水泵及油泵

型号流量功率扬程汽蚀余量效率转速r

交直流油泵80YII60B40m3/h7.5kw38m3.1m55%2950

高压油泵100AYII120B86m3/h35.5kw94m3.8m62%2950

循环泵20sh-192016m3/h185kw27m4m82%970

凝结泵4N640m3/h12.1kw62m1.45m56%2950

射水泵IS150-125-315200m3/h22.1kw32m2.5m79%1450

生活泵IS80-50-200B42.7m3/h6.4kw36.4m2.5m2900

消防泵XBD-200DL288m3/h66.7kw67m4m1450

配用电机

型号功率kw电压V电流A转速r/min转向

交流油泵YB160M1-211380222930逆时针

直流油泵Z2-427.522040.83000逆时针

高压油泵YB250M-2553801042970逆时针

循环泵Y355M2-6185380347990顺时针

凝结泵Y180M-22238042.22940顺时针

射水泵Y200L-43038056.81470顺时针

生活泵Y160-M2-21138021.82930顺时针

消防泵Y280M-490380164.31480逆时针

排烟机JZ63220.182201.962800顺时针

同步器电机110SZ520.1852201251500双向

注:转向是从电机向泵的方向看或从上向下看。

3.6加热器规范

项

名、\目型号加热面积蒸汽温度蒸汽压力水侧压力

称

高压加热器JG-80-180m23751.8MPa8.5MPa

低压加热器JD-5040m21600.2MPa0.65MPa

轴封加热器JQ-17120O.IMPa0.6MPa

第二章:汽轮机的运行操作

一:汽轮机的启动：（冷态定参数）

1、总则：

汽轮机有计划的启动或停机应根据值长的命令后在班长的指挥

下进行。

2、基本规定：

2.1汽轮机在下列情况下禁止启动：

a、主要表计缺少或指示不正确。（压力表，温度表，真空表，

转速表，振动表，缸胀表，轴移表，油温油压表等）

b、任一保护装置试验不合格时。（超速保护，轴向位移保护，

低真空保护，低油压保护，推力及支持轴承回油温度高保护和抽汽

逆止门联锁保护）

C、电动主闸门，自动主汽门，调速汽门及抽汽逆止门卡涩关不

严。

d、上下缸温差大于50°。时。

e、盘车后机组内有明显的金属摩擦声。

f、高压油泵，交、直流润滑油泵及盘车装置不能正常投入。

g、油质不合格或主油箱油位及润滑油温不正常时。

h、主要管道泄漏或保温不完善时。

2.2启动前的准备：

a、确认检修工作结束,工作票全部终结,现场已清理干净。

b、检查所有保护开关，操作开关及联锁开关在断开位置。

c、通知热工送上各仪表及保护电源并按规定进行有关试验。（详

见试验规程）

d、通知电气送上辅助设备电源及电动门电机电源，并按规定进

行启动、停止及联动试验。

e、向凝汽器、除氧器补水至正常水位，射水箱补满水并有溢流。

2.3对各系统进行全面检查：

a、主蒸汽系统：

炉I汽n门及旁路一二次门（关）,机I汽I门（开）

机I汽I旁路一二次门（关），电动主闸门及旁路一二次门（关）

炉I汽n门前后疏水门（开）,机I汽I门后疏水门（开）

电动主闸门前排大气疏水一二次门（开），防腐汽门（开）

自动主汽门及调速汽门（关）

b、回热抽汽及疏水、轴封系统:

至高低压扩容器所有疏水门（开），高低加进汽门（开）

高低加空气门（开），高低加疏水门（开）

高低加汽侧放水门（关）二道漏汽至轴加门（开）

轴加疏水门（开）高加疏水至除氧器门（关）

高加疏水至低加门（开）高加危急放水门（关）

新蒸汽及二段抽汽至均压箱门（关）均压箱减温水门（关）

前后轴封供汽门（关）工业抽汽至供热母管门（关）

c、凝结水系统：

凝结泵出入口门（开）凝汽器底部放水门（关）

凝结泵空气门（开）凝结泵密封水门（开）

轴加出入口门（开）轴加旁路门（关）

低加出入口门（开）低加旁路门（关）

凝结水再循环门（开）低加出口管上放水门（关）

凝结水至水控电磁阀门（开）后汽缸减温水门（开）

d、射水抽汽系统：

射水泵出入口门（开）凝汽器空气门甲、乙（开）

真空破坏门（关）射水箱放水门（关）

射水箱补水门（开）

e、润滑油系统：

辅助油泵出入口门（开）冷油器油侧出入口门（开）

冷油器水侧出口门（开）冷油器水侧入口门（关）

主油箱补油门（关）主油箱放油门（关）

f、循环水系统：

凝汽器出入口管道放水门（关）凝汽器水侧放水门（关）

循环泵入口门（开）循环泵出口门（关）

循环泵入口管道联络门（开）凝汽器出口管道联络门（开）

循环水至冷油器空冷器冷却水门（开）

冷油器空冷器冷却水回水至循环泵入口管阀门（开）

空冷器出口门（开）空冷器入口门（关）

g、除氧器：

除氧器下水门（开）除氧器事故放水门（关）

除氧器进汽调整门（关）除氧器进汽调整门前后隔离门（开）

除氧器进汽调整门旁路门（关）除氧器再沸腾门（关）

化学补水至至除氧器调整门（关）

化学补水至至除氧器调整门旁路门（关）

化学补水至至除氧器调整门前后隔离门（开）

凝结水母管至除氧器进水门（开）炉疏水至除氧器补水门（关）

高加疏水至除氧器门（开）除氧器汽平衡门（开）

给水再循环进除氧器门（开）除氧器排氧门（开）

水平衡母管门（开）

h、给水系统：

给水泵入口门（开）给水泵出口门（关）

给水泵出口门的旁路一二次门（关）给水再循环门（开）

给水泵暖泵口（开）给水管上放水门（关）

给水泵低压给水母管隔离门（开）高压给水冷母管隔离门（开）

给水泵冷却水门（开）高加进出口门（开）

高加旁路门（关）高加注水门（关）

i、抽汽供热系统：

调压器切除阀在切除位置,关闭通往调压器脉冲室的信号门，

关闭二次二号脉冲油至中压油动机针型阀，供汽（电动）门。

3.锅炉点火前的工作：

3.1启动一台循环泵向凝汽器充水待排完凝汽器水侧空气后关闭空

气门，并将另一台投联锁备用。

3.2根据锅炉要求启动给水泵,注意高加水侧投运正常高加随机启

动；注意给水泵冷却水的供给及给水压力的调整。

3.3启动排油烟机调整好油箱负压。

3.4启动交流润滑油泵向油系统充油排空气，检查润滑油压正常油

系统无漏油现象后投入盘车运行并听音检查。

3.5交流油泵运行十分钟后根据油温及时切换高压油泵运行；注意

调速油压在0.9〜1.15MPa、润滑油压在0.08〜0.12MPa油箱油位

正常。

3.6热水井水位正常启动一台凝结泵运行另一台备用，并注意调整

凝汽器水位及凝结水母管压力。

3.7射水箱水位正常启动一台射水泵运行另一台备用。

4.锅炉点火后的工作：

4.1主汽管道暖管,如机组单元制运行时可随锅炉同时启动,滑参数

暖管至电动主闸门前；如母管制运行则先开主汽联I门（或主汽联

II门）旁路门缓慢升压暖管至电动主闸门前。

4.2主汽压力0.2-0.3MPa,温度150〜200°。时对均压箱暖管，暖管

10分钟后向前后轴封送汽。

4.3按升压率0.IMPa/min,升温率3〜4℃/min的速度升高主汽参

数。

4.4暖管注意事项：

⑴检查防腐汽门是否冒汽，严防蒸汽漏入汽缸。

⑵暖管过程中，管道、阀门、法兰应无漏泄，管道不应有冲击和振

动，管道膨胀情况正常各支吊架完好。

5.冲转及升速：

5.1机组冲转条件：

主蒸汽压力：不低于2.OMPa,主汽温度:不低于300℃

冷油器出口油温:不低于35℃,凝汽器真空:50KPa以上

润滑油压:0.08-0.12MPa,调速油压0.9〜1.15MPa

检查同步器在下降位置；

通知热工投入主机保护（除低真空及发电机跳闸）；

各辅机运行情况正常。

5.2冲转与暖机：

⑴冲转前汇报值长经值长许可后联系各专业准备冲转汽轮机并

记录冲转参数。

⑵机组挂闸，检查安全油压正常，高压调门全开，旋转隔板全

开，缓慢开启自动主汽门手轮，关闭防腐汽门。

⑶全开电动主闸门的旁路一次门缓慢开启电动主闸门二次门冲

转；冲转后以100r/min的升速率升速至500r/min暖机，注意盘车

自退停止盘车,检查销子落入定位孔内。

⑷暖机及升速时间可参照下表进行:

机组状态时间(min)

冲转后升速至500r/min5

500r/min检查并暖机5

升速至1200r/min7

1200r/min检查并暖机30

升速至2500r/min7

2500r/min检查并暖机5

升速至3000r/min7

合计(min)66

⑸机组定速后停止高压油泵，全面检查机组正常，测量记录轴

承振动。

⑹冲转及升速暖机注意事项：

a、倾听机组内部、轴封及各轴承声音，检查各轴承回油情况应

正常。

b、检查汽缸膨胀及振动的变化。

c、上下缸温差不应大于50℃。

d、根据排汽温度及时调整后汽缸减温水。（大于80℃投入减温

水保持排汽温度小于100℃）

e、注意油温的变化，油温40℃时及时投入冷却水。

f、注意凝汽器水位及凝结水压力的变化。

g、过临界时升速率升至400〜500r/min；使转速迅速通过临界

转速。（过临界时振动不大于100um）

h、转速2800r/min左右注意调速系统参加工作，当调速系统

参工作时可将同步器投入电动位置由电气控机。

i、转速3000r/min时停止高压油泵全面检查机组正常，全开电

动主闸门关闭旁路门。

j、主汽温度400℃以上时关闭机头疏水。

⑺并列及带负荷：

a、全面检查机组正常后汇报值长联系电气并网。

b、并网后带300〜500kw负荷暖机。

c、通知热工投入低真空保护及发电机跳闸保护。

d、并网后接带负荷可参照下表进行：

负荷（MW）0.50.5/333/666/15合计

时间(min)5151510101570

⑻并列带负荷注意事项：

a、机组并网后迅速加负荷300〜500KW防止逆功率。

b、负荷3000KW关闭高压缸，负荷6000KW关闭低压缸疏水。

c、加负荷时注意缸胀及振动应正常，否则停止加负荷并暖机。

d、注意油温、风温的变化并及时调整（发电机入口风温35℃时

投入空冷器）。

e、注意凝结水的化验与回收，凝结水质不合格时负荷最大不超

过2000KWo

f、当一段抽汽压力大于0.3MPa时高加疏水倒至除氧器，二段

抽汽压力大于0.WO.2MPa时向除氧器供汽。

g、注意给水压力及凝结水压力及时调整再循环门的开度。

h、当负荷8000KW时可投入调整抽汽及切换均压箱汽源。

⑼热负荷投停过程：

a、投运热负荷过程：

首先将调压器手轮摇至下限位置,再将调压器脉冲室灌满清洁

的凝结水，排尽空气；关闭注水漏斗下部阀门，打开通往抽汽口的

阀门；缓慢开启二次二号脉冲油至中压油动机之针阀；再缓慢手动

切除阀使调压器投入，调整调压器手轮使抽汽压力高于热网压力约

0.04MPa后就可缓慢开启供汽门供汽。

b、解列热负荷过程：

调整调压器使抽汽压力略低于供汽母管压力，全关供汽门；将

调压器手轮摇至下降，手动调压器切除阀使调压器切除，再缓慢关

闭二次二号脉冲油至中压油动机之针阀，然后关闭调压器通至抽汽

口的阀门。

⑩投运抽汽时注意：

空负荷时不能投运。

6.冷态滑参数启动：

滑参数启动机、炉、电同时进行，各专业应加强联系，密切配合。

锅炉点火前开启主蒸汽及抽汽管道疏水门，保证足够的疏水时

间。

辅助设备的启动同冷态定参数启动的操作。

6.1滑参数启动应具备参数要求：

冲转汽压：0.6〜0.8MPa

主蒸汽温度：250。。以上

真空：50〜70KPa

主蒸汽温度应高于上缸金属温度50〜100C（调节级）

其它条件同额定参数启动

6.2冲转：

a、挂闸、检查调节汽门全开，无卡涩现象，关闭防腐汽门，手

动开启自动主汽门手轮至全开。

b、全开电动主闸门旁路一次门，缓慢开启二次门冲转，转子冲

动后，注意盘车自退，停盘车；缓慢升速至500r/min。

c、保持主机转速在500r/min,进行全面检查，在此转速下暖机

5min以后按升速表进行。

转速r/min7500500500/120012001200/250025002500/3000合计

时间min2572876560

注意事项：

a、冲转后注意听音检查，盘车自动脱开，停盘车电机

b、在临界转速时应和冷态启动一样，应较快通过临界转速。

c、在滑参数启动中，低负荷时要严格控制主蒸汽升温和升压的

速度。

d、严格控制上、下汽缸温差，如偏大应及时通知锅炉停止主蒸

汽升温升压，使机组在稳定的转速或稳定的负荷下暖机至温差正

常。

e、在机组升速或加负荷过程中，如机组出现振动增大时，应停

止主蒸汽温度和压力的滑升，在原参数下加长暖机时间，如振动继

续增大，则降低转速或负荷，必要时立即打闸停机。

3定速后全面检查机组，确证一切正常后联系电气准备并网。

6.3并网及带负荷

⑴并网后带负荷0.5MW,凝结水合格后回收,联系热工投剩余保

护。

⑵发电机带负荷暖机按下表控制:

控制温度℃230270300350400435

负荷MW0.52581015

时间min515201082

⑶发电机入口风温35℃投入发电机空冷器。

⑷加负荷暖机注意事项：

a、控制主蒸汽温升率>5℃/min0

250〜350℃>4℃/min

350℃以上>3℃/min

b、主蒸汽升压速度WO.l~0.15MPa/min

c、速度级汽温应始终大于汽缸温度50〜70℃

d、控制空负荷时排汽温度W100C,带负荷后W65C。

e、加负荷过程中注意调整凝汽器水位及给水压力。

3加负荷过程中应注意汽温、汽压变化，及时调正均压箱压力、

温度，保证轴封正常供汽。

g、注意轴向位移，推力瓦温度，推力及支持轴承回油温度，汽

缸膨胀，振动等。

7.热态启动汽轮机：

7.1冷热态的划分：

a、凡停机时间在12小时内或汽轮机下缸金属温度在250C以上

均为热态

b、调节级下缸温度在150℃以下为冷态；150〜250°。为温态；

250℃以上为热态。

7.2热态启动注意事项：

a、热态启动前盘车连续运行2小时以上。

b、在连续盘车状态下先向轴封送汽后抽真空。

c、进汽温度高于汽缸金属温度50〜100C,且主蒸汽温度应有

50〜100℃的过热度。

d、必须维持较高真空约65〜80KPa。

e、启动前要充分暖管疏水。

f、冲转其它参数同冷态。

7.3热态启动升速时间可参照下表：

转速(r/min)温态时间（min）热态时间（min）

0—50032

500r/min暖机55

500-120043

1200r/min暖机108

1200〜250054

2500r/min暖机52

2500〜300022

合计(min)3526

冲转升速注意事项：

a、缸温不应下降,如缸温下降可加快升速速度。

b、500r/min暖机时全面检查,定速后全面检查机组运行正常。.

7.4并列与带负荷：

a、机组定速3000r7min后，全面检查，无异常情况，将同步器

切换至电动位置，通知电气机组符合并列条件，可以并网。

b、发电机并网后,加负荷至调节级处汽缸金属温度不下降,在整

个启动过程中汽缸温度不应下降,否则应加快启动速度。

c、加负荷的相应操作及注意事项同冷态额定参数启动。

8.主蒸汽并汽操作：

8.1并汽条件：

a、主蒸汽品质应经化验合格：

b、并汽锅炉汽温保持与运行锅炉汽温差不超过15℃,且汽温在

410c以上。

c、并汽炉汽压要求比运行炉汽压偏低0.1~0.2MPa。并汽前检

查主汽联T或联-2门前、后疏水门全开。

8.2锅炉并汽操作：

a、锅炉并汽应在值长的统一指挥下，机炉配合下操作：

b、得到值长并汽命令后，汽机值班员应通知运行机组注意监视

汽温、汽压的变化，开主汽联T或联-2门旁路一次门，稍开二次

门，注意控制汽轮机蒸汽参数不应有大的波动，然后缓慢全开旁路

乙门，联系锅炉后，缓慢开启联T或联-2门，直至全开后关闭旁

路门。

c、并汽后逐渐加大电负荷，让启动炉带上部分负荷，以稳定汽

温、汽压。

8.3并汽注意事项：

a、锅炉压力2.OMPa以上时,根据运行方式及时开启疏水门。

b、启动炉汽温与运行炉差15℃,汽压比运行炉低0.1-0.2MPa,

具备并汽条件，可以并汽。

c、并汽后参数稳定10分钟后关闭管道各处疏水门。

d、做好事故预想，并汽时发生水冲击或超温等异常情况时，应

停止并汽,待故障排除后再并汽。

e、主蒸汽品质合格。

第三章:汽轮机的正常运行维护

1汽轮机在运行过程中，值班人员应做好下列工作：

1.1认真监盘、精心调整,使机组在最佳工况下运行，按时认真的作

好各项记录,发现异常应查明原因,采取措施处理。

1.2根据巡回检查制度的规定,定期对设备进行认真的巡回检查,注

意各轴承温度、油温、油压、振动等情况，油箱油位及汽、水、油

系统的严密性,严防漏油着火。

1.3负荷变化时加强轴向位移的监视,发现异常时,应查明原因立即

处理。

1.4加强各监视段压力的监视与分析。

1.5注意对机组进行听音检查,特别是工况变化时。

1.6对调节系统进行检查,严防卡涩、松脱,负荷变化时,应密切注意

调节系统的动作情况,检查有无卡涩,动作是否平稳。

1.7运行中发现设备缺陷及异常时,立即汇报,采取措施,并及时联

系机务人员处理。

1.8注意汽温、汽压等参数应正常,严格按照参数要求带负荷。

1.9各回热系统应正常，加热器出口水温、加热器水位、汽侧压力应

正常,发现异常立即处理。

1.10注意凝汽器水位，发电机出、入口风温，冷油器出口温度，推力

瓦温度，射水箱水位、水温，油箱油位及油箱负压发现异常及时处

理。

1.11注意监视各泵电流、出口压力、流量的变化，及时进行分析与

调整。

1.12定期检查冷却塔的运行情况。

1.13按设备定期切换及试验规定作好定期工作，使各备用设备处于

良好的备用状态。

2汽轮机正常运行时控制指标

项目单位备注

额定功率MW>15

纯凝功率MW>12

周波Hz5010.5

主汽压力MPa3.43箕

主汽温度℃435黑

调节级压力MPa1.17（额定）最大1.27

一段抽汽压力MPa0.891

二段抽汽压力MPa0.224

三段抽汽压力MPa0.034

工业抽汽压力MPa0.98

均压箱压力MPa0.03-0.08

均压箱温度℃140—200

排汽温度℃<65空负荷＜100

轴向位移mm<±0.8最大+1.4或-1.0

轴承振动um<50

润滑油压力MPa0.08-0.12

主油泵入口压力MPa0.098

主油泵出口压力MPa0.981—1.2

一次脉冲油压MPa0.54

二次#1脉冲油压MPa0.45

二次#2脉冲油压MPa0.48

冷油器出口油温℃40+2最高45,最低35

轴承回油温度℃<65最IWJ<75

推力瓦温度℃<90最大<100

加热器水位水位计1/2〜32

凝汽器端差℃4〜6

循环水温升℃8〜10

凝结水硬度umol/L<2.0

凝结水含氧量ug/L<50

除氧器水位m1.5~1.7最高1.8,最低1.4

发电机入口风温℃25〜40

发电机出口风温℃<65

发电机线圈温度℃<90

发电机铁芯温度℃<130

凝汽器过冷度℃<2

主油箱油位mmTOO〜0彳位于90时补油

第四章:汽轮机的停运

额定参数停机

1停机前的准备工作：

1.1接到值长停机命令后，司机、助手根据停机操作票做好停机前的

准备工作，并认真填写操作票。

1.2分别试转高压油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵（试转油泵

时应关闭油泵出口门，试转结束必须开启出口门至原来位置），试转

盘车方向,确证处于良好的备用状态。

1.3记录汽缸膨胀及上下缸温度。

2停机操作：

2.1通知锅炉，联系电气以500KW/min的速度减负荷至8000KWo

2.2将热负荷倒至邻机供或解列热负荷，以5t/min的速度将本机热

负荷减至零；操作如下：

a、注意电负荷及调节汽门开度，手摇调压器手轮，此时旋转隔

板开度增大，抽汽室汽压下降，抽汽量减少，同时，逐渐关小抽汽

阀，直至调压器手轮全松开，将抽汽阀全关闭。

b、手动调压器切除阀，使调压器切除。

c、关小二次二号脉冲油路至中压油动机的针阀，这样中压油动

机徐徐打开旋转隔板，直至针阀全部关闭，旋转隔板全部开启。

d、关闭调压器通至抽汽室汽门（脉冲汽门）。

e、减负荷至4000K肌I段抽汽压力小于0.3MPa时，高加疏水倒

低加,关闭高加疏水到除氧器门，开启高加疏水到低加门。

2.4减负荷至4000KW,关闭至除氧器汽源,关闭II段抽汽至除氧器

隔离门，开启H段抽汽逆止门前后疏水门。

2.5调整前后轴封供汽，调整给水压力，调整凝结水压力及凝汽器

水位。

2.6排汽温度高于65℃,投入后缸喷水减温。

2.7减负荷到零后，联系电气解列发电机,注意汽轮机转速能维持

在3000r/min左右。

2.8启动交流润滑油泵，检查润滑油压应正常，联系热工断开汽机

各保护开关（除低油压保护），断开高压油泵联锁。

2.9手打危急遮断器或停机按钮，检查自动主汽门、调速汽门及抽

汽逆止门应关闭，转速应下降，关闭自动主汽门手轮，记录惰走时

间。

2.10关闭电动主闸门并手动关严,开启防腐汽门。

2.11关闭凝结水至除氧器隔离门，保持凝汽器水位正常。

2.12停止射水泵，稍开真空破坏门，做到转速到零真空到零；停止

轴封供汽。

2.13转子静止投盘车运行，并投入盘车联锁。

2.14开启本体所有疏水门。

2.15排汽温度低于50。。时停止凝结泵及循环泵运行。

2.16停机后每小时抄一次机组启停记录表。

3停机时注意事项。

3.1检查调节系统应动作正常,无卡涩现象。

3.2各部分金属温度下降应符合规定要求高压缸温度下降不超过

20℃/min,上下缸温差不超过50℃o

3.3减负荷速度不超过500KW/mino

3.4注意凝汽器水位，凝结泵停运后及时关闭补水门，注意凝汽器

水位的变化,防止凝汽器补水门不严或凝汽器水侧泄漏造成凝汽器

满水。

3.5确证与汽轮机本体有关的汽水可靠隔离,防止汽轮机进汽水。

3.6调节级下汽缸温度低于150C时，停止盘车运行；停机后因特殊

情况，不能连续盘车时，应经运行专工同意，部门领导批准后执行。

3.7调节级下汽缸温度低于120。。时,停止润滑油泵及抽油烟机运

行。

4停机后的防腐。

4.1汽轮机停机后的防腐工作,对汽轮机的寿命、安全有重要的影响,

所以必须做好防腐工作。

4.2开启防腐汽门

4.3停机后对各汽水系统进行可靠的隔离，防止汽水漏入汽轮机,每

小时抄一次机组启停记录表，发现汽缸温度异常时，应迅速查明原

因及时处理。

4.4机组停运三天以上，启动润滑油泵，干抽真空3〜5min,抽出机

内湿汽。

4.5如果机组停运三个月以上,应安排启动机组,进行防腐，维持机

组3000r/min运行一小时后停机,此后继续按上述规定执行。

第五章：事故处理

一事故处理的原则

1发生事故时,值班员应保持镇静,坚守岗位,迅速解除对人身和设

备的威胁,找出故障原因，及时处理最大限度的缩小事故范围，同时

保证非故障机组的正常运行。

2发生事故时值班员应迅速汇报班长,并与有关专业和邻机密切联

系，以争取各方面的配合。

3处理事故应按下列顺序进行：

3.1根据仪表指示及机组外部象征，确证机组发生故障。

3.2迅速查清故障性质，并采取处理措施，以防事故扩大。

3.3正确执行命令，完成后应向发命人汇报。

3.4如事故是因某项操作引起，则立即停止操作并恢复原运行方

式。

4发生事故时,班长迅速参与事故处理,并尽可能汇报值长。

5如事故发生在交接班，应延迟交接班，接班人员应在交班班长的

统一指挥下，主动协助处理事故，直到事故消除或处理告一段落后

方可进行交接班。

6值班员发现自己不理解的事故时，必须迅速汇报班长，共同研究

处理，当发现本规程中没有的事故时，值班员应根据具体情况及自

己的见解,主动采取措施,并及时汇报班长。

7故障消除后，应将故障发生的时间、象征、原因、处理经过等详

细作好记录。

二事故停机

1汽轮机发生下列情况之一时，应破坏真空紧急停机：

1.1汽轮机转速升至3360r/min,而危急遮断器不动作时。

1.2机组突然发生强烈振动或金属撞击声。

1.3水冲击或主汽温度急剧下降50℃o

1.4轴端汽封冒火花。

1.5任一轴承断油和轴承回油温度急剧升高。

1.6轴承回油温度升高超过75。。或轴承内冒烟。

1.7油系统着火不能很快扑灭。

1.8润滑油压降至0.02MPao

1.9主蒸汽管道或主给水管道破裂无法隔离时。

1.10转子轴向位移超过+1.4mm,-1.0mmo

1.11发电机及励磁机内冒烟。

1.12主油箱油位突然下降到最低允许油位TOOmm以下时。

2汽轮机在下列情况下应不破坏真空故障停机：

2.1主汽压力大于3.73MPa或主汽温度高于450℃o

2.2主汽压力低于1.86MPa或主汽温度低于360C。

2.3凝汽器真空低于60KPao

2.4调节汽门全关,发电机出现电动机运行方式运转3mino

2.5后汽缸排大气门动作。

2.6调节系统故障,不能维持汽轮机正常运行时。

3事故停机的操作步骤：

3.1手打危急遮断器手柄或按停机按钮，检查主汽门、调速汽门、

旋转隔板及抽汽逆止门应关闭，负荷至零，否则立即关闭电动主闸

门并解列调压器、关闭自动主汽门限制手轮。

3.2联系电气解列发电机，发电机解列后，检查汽轮机转速应下降。

3.3启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常。

3.4关闭本机工业抽汽门、二段抽汽门并将高加疏水倒低加。

3.5开启真空破坏门，停运射水泵，（如不破坏停机则不执行此项，

同时在手打危急遮断器前将工业抽汽解列）。

3.6调整轴封压力，真空到零停轴封供汽。

3.7事故停机过程中，必须仔细倾听机组内部声音，并注意机组振

动、轴向位移及润滑油压等变化情况。

3.8完成其它停机操作。

4主蒸汽参数不符合规定的处理：

4.1运行中主汽压力、主汽温度不符合规定时应及时联系锅炉恢复,

并对监视段压力、机组振动、汽缸膨胀、轴向位移、推力瓦温度进

行严密的监视。

4.2当主蒸汽温度不符合规定时应做如下处理：

⑴当主汽温度升高至445C时,应联系锅炉降温,并汇报班长；汽

温升高至450℃时连续运行不超过30min（全年累计不超过20h）,或

汽温超过450C时,立即减负荷到零打闸停机。

⑵当主蒸汽温度降至420C时应联系锅炉恢复,并汇报班长；汽

温降至410C如不能恢复则:在纯凝工况下每降3℃减负荷1000KW；

在抽汽工况下,每降3℃减热电负荷使总进汽量减少7t/h,若电负荷

降至8000KW时热负荷应减至零，以后按纯凝工况处理；汽温降至

374℃时减负荷至零,汽温降至360°。打闸停机。

⑶纯凝工况下汽温低于410。。时按下表带负荷:

汽温(℃)410407404401398395392389386383380377374

负荷(MW)1211109876543210

⑷主蒸汽温度低于410。。时开启主蒸汽管道疏水及电动主闸门

前排大气疏水,主汽温度低于400℃时,应立即开启本体疏水。

⑸发现汽温突降50。。或有水冲击象征时应立即停机。

4.3当主蒸汽压力不符合规定时应做如下处理：

⑴主汽压力升高至3.64MPa时应联系锅炉降压,并汇报班长；汽

压升高至3.73MPa时连续运行不超过30nlin(全年累计不超过20h)

或汽压超过3.73MPa时,立即减负荷至零停机。

⑵当主汽压力下降至3.21MPa时，联系锅炉恢复,并汇报班长；

如不能恢复则:在纯凝工况下每降0.IMPa减负荷1000KW；在抽汽工

况下每降0.IMPa减热电负荷使总进汽量减少llt/h,若电负荷降至

8000KW时热负荷应减至零，以后按纯凝工况处理；汽压降至2.OMPa

时减负荷至零,汽压降至1.8MPa时打闸停机。

⑶纯凝工况下汽压低于3.12MPa时按下表带负荷：

汽压(MPa)3.213.13.02.92.82.72.62.52.42.32.22.12.0

负荷(MW)1211109876543210

5凝汽器真空下降：

5.1汽轮机真空下降时,应对照排汽温度,确认真空下降时,应迅速

查明原因,进行处理,并汇报班长。

5.2真空下降应检查:轴封供汽、射水抽汽器、汽封加热器、凝结泵、

循环泵、凝汽器水位、射水箱水温、循环水温及真空系统。

5.3凝汽器真空下降时,应按下列规定进行处理：

⑴当真空下降至78KPa以下时:在抽汽工况下每降1.33KPa减热

电负荷使总进汽量减少Ht/h,若电负荷减至8000KW时热负荷应减

至零，以后按纯凝工况处理；当在纯凝工况下每降IKPa减负荷

1000KW,真空降至60KPa则打闸停机。

⑵纯凝工况下真空降至78KPa以下时按下表带负荷:

真空(KPa)78777675747372717069686766

负荷(MW)1211109876543210

5.4真空下降的原因及处理：

5.4.1循环水量不足或中断的原因及处理:

⑴若真空下降时，循环水出口温度升高,则可能是凝汽器的循环

水量不足；如循环泵故障,应切换为备用泵,如冷却塔水位低时立即

补水至正常水位；如凝汽器出口管集存空气则立即排净。

⑵若循环泵跳闸，检查备用泵应联动，否则应手动启动备用泵，

并检查跳闸泵出口门联关，泵不倒转，否则手动关闭跳闸泵出口电

动门。

⑶若循环泵跳闸又无备用泵，为保证供水可将跳闸泵抢合一次，

但下列情况下不允许抢合：

a、跳闸泵电机、电缆或操作开关有明显的损坏现象。

b、跳闸泵机械部分已损坏时。

c、发生需要立即停泵的人身事故时。

d、若因厂用电中断引起运行泵跳闸，而备用泵不联动时，应按规

定减负荷停机，停机后若排汽温度高于50。。时,应关闭凝汽器循环

水进口门，待排汽温度低于50℃时,方可向凝汽器通水。

5.4.2凝汽器水位过高的原因及处理：

⑴运行凝结泵故障,应立即切换备用泵。

⑵运行凝结泵跳闸时,检查备用泵应联动，否则手动启动备用泵,

并检查跳闸泵不应倒转,否则手动关闭出口门。

⑶运行泵跳闸又无备用泵时,处理同循环泵。

⑷若凝汽器水位高,且凝结水硬度大时,可能是凝汽器钢管破裂,

就对凝汽器进行半边解列,并查漏堵漏。

⑸若因备用凝结泵逆止门不严引起凝汽器水位高，则立即关闭

出口门，并联系机务处理。

5.4.3射水泵、抽汽器故障的原因及处理：

⑴射水泵故障跳闸处理同凝结泵。

⑵射水箱水位低时,应查明原因并立即补水至正常水位。

⑶射水箱水温高时,应加大换水量。

⑷抽汽器故障时,应联系机务处理。

5.4.4轴封供汽不足或中断及真空系统泄漏的原因及处理：

⑴轴封压力调整器失灵时,应改为手动调整。

⑵负荷低时二段抽汽压力低,应及时投入新蒸汽。

⑶真空破坏门误开时,应立即关闭。

⑷对真空系统严密性进行试验、查漏及堵漏。

注:汽温、汽压及真空同时下降时，总的减负荷量为:各自减负荷量

之和。

6油系统工作失常：

6.1主油泵故障：

6.1.1发现主油泵出口油压下降,应做如下处理：

⑴仔细倾听前箱内有无异音,启动高压油泵。

⑵若主油泵有明显异音油压下降,前箱振动明显增大,则迅速汇

报班长并故障停机。

6.1.2油系统漏油的处理：

⑴油压油位同时下降,一般是压力油漏至系统外,此时应检查油

管道时否泄漏，冷油器是否泄漏，当出现上述情况时，应设法隔离，

消除漏点，并向主油箱补油，当油箱油位降至规定值以下且补油无

效时,则故障停机。

⑵油压下降而油位不变时，一般是压力油漏至系统内，如主油

泵、注油器、溢油阀、高压油泵及润滑油泵逆止门故障等原因造成。

当发现油压下降时应迅速查明原因，并启动高压油泵。

⑶油位下降而油压不变，首先确定油位计是否正常，然后检查

外部油管道，（如事故放油门，滤油机门）是否漏油，轴承油档是

否甩油。

若采取各种措施短时间油位不能恢复，且油位降至低限时，启

动润滑油泵停机。

若在停机时发现高压油泵和润滑油泵都不能正常投运时且机

组无严重危险，应维持机组运行，直至油泵正常后再停机；如在机

组启动过程中高压油泵故障，应迅速启动润滑油泵，停止高压油泵

并停止机组启动；若机组转速在2500r/min以上时高压油泵故障，

应尽快升速至3000r/min使主油泵参加工作，停止高压油泵。

6.2油系统着火：

⑴根据着火部位，采取有效措施，将着火范围控制住，迅速灭

火，并汇报班长。

⑵火不能扑灭时且威胁机组安全时，应破环真空紧急停机。停

机前启动润滑油泵，一般不允许启动高压油泵。

⑶火势无法控制或危急主油箱时，应立即开启事故放油门。

⑷立即切断着火设备的电源。

7汽轮机轴向位移增大：

7.1轴向位移增大的原因：

⑴汽轮机过负荷。

⑵汽轮机进汽温度突然下降或发生水冲击。

⑶汽轮机通流部分结垢。

⑷汽轮机断叶片。

⑸推力轴承磨损。

7.2发现轴向位移增大或推力瓦温度升高时应迅速检查与处理。

7.3检查推力瓦温度及回油温度，机组振动及倾听机组内部声音，

检查主汽压力、温度、流量、真空及监视段压力等是否超限，并汇

报班长。

7.4轴向位移10.8mm时报警，汇报班长并查明原因，若轴向位移

+1.4mm或-1.0mm时保护动作，故障停机，如保护不动作应破坏真

空紧急停机。

7.5对各监视段压力进行分析，若同负荷下，监视段压力增大可能

是通流部分结垢。

8汽轮机水冲击：

8.1汽轮机水冲击的主要象征：

⑴主蒸汽温度急剧下降50℃以上。

⑵电动主闸门、自动主汽门、调速汽门及轴封大量冒白汽或溅

有水点。

⑶机组振动增大并伴有异常声音。

⑷推力轴承回油温度及瓦块温度明显升高，汽缸金属温度下降,

轴向位移增大。

8.2水冲击的原因：

⑴锅炉满水或汽水共腾。

⑵并炉、并汽操作不当或主蒸汽暖管时疏水不充分。

⑶加热器、除氧器严重满水。

⑷锅炉减温水调整不当。

8.3水冲击的处理：

⑴出现水冲击的现象时，立即破环真空紧急停机。

⑵开启主蒸汽管道疏水门及本体疏水门。

⑶如除氧器或加热器满水时，应设法降低水位或隔离放水。

⑷记录惰走时间，仔细倾听汽轮机内部声音。

⑸如转子惰走时间正常，无其它异常情况，待主蒸汽参数恢复

正常后，汇报班长可以重新启动机组，但必须加强疏水及对各部分

的检查，在升速及带负荷时特别注意机组声音、振动、推力轴承温

度。

9汽轮机发生不正常的振动和异音：

9.1汽轮机发生强烈振动或清楚的听到内部有金属摩擦声时，应立

即破坏真空紧急停机。

9.2当汽轮机振动大于0.05mm时，应立即汇报班长，查明原因设法

消除；当轴承振动突然增大至0.05mm时立即破坏真空紧急停机。

9.3机组振动异常时应检查下列各项：

⑴周波、主汽参数、真空、轴向位移、汽缸温度等是否正常。

⑵润滑油温、润滑油压及各轴承回油是否正常。

⑶机组内部声音是否正常。

⑷负荷及调速汽门开度情况。

9.4由于汽轮机内部故障，引起振动增大主要有以下几种情况：

⑴叶片断落。

⑵叶轮松动与隔板摩擦。

⑶转子局部弯曲。

⑷轴承座或轴承螺母松动。

⑸转子平衡块脱落。

⑹通流部分进入杂物。

⑺转子联轴器螺栓松动。

⑻润滑油温过高或过低，导致油膜不稳定。

9.5汽轮机叶片脱落的现象：

⑴通流部分发生不同程度的撞击声。

⑵机组振动增大。

⑶参数不变时负荷降低。

⑷同负荷下，进汽流量增大，监视段压力升高。

⑸轴向位移增大，推力瓦温度及回油温度升高。

⑹末级叶片断落时，打断凝汽器内钢管，可使凝汽器水位升高,

凝结水硬度增大。

9.6当发电机电压变化时产生振动，可能是发电机有问题，应通知

电气检查处理。

10汽轮发电机甩负荷：

10.1发电机甩去全部或部分负荷,发电机未与系统解列，调速系统

动作正常：

10.1.1现象：

⑴负荷至零或带部分负荷。

⑵机组转速正常。

⑶自动主汽门、调速汽门及旋转隔板均未关闭。

10.1.2处理:

⑴全面检查机组振动、轴移、推力瓦温度应正常。

⑵调整轴封供汽、凝汽器水位、给水压力及倒高加疏水。

⑶解列工业抽汽。

⑷检查主汽参数、真空及排汽温度如均正常汇报班长并征得值

长的同意后重新加负荷。

10.2发电机油开关跳闸，联关自动主汽门、调速汽门、旋转隔板及

抽汽逆止门，转速下降：

10.2.1现象：

⑴负荷到零,蒸汽流量到零。

⑵发电机油开关跳闸，主汽门关闭，调速汽门、旋转隔板及抽汽

逆止门关闭。

⑶机组转速上升后又下降（未达到危急保安器动作转速）。

10.2.2处理:

⑴转速低于3000r/min时迅速启动高压油泵。

⑵将同步器摇至下限位置，关闭工业抽汽门。

⑶倒高加疏水至低加,调轴封压力、凝汽器水位及给水压力。

⑷检查轴向位移、推力瓦温度及轴承振动。

⑸检查甩负荷原因。

⑹如机组正常,主汽参数、真空及排汽温度正常，汇报班长,征得

值长同意后可重新挂闸启动机组运行。

10.3发电机油开关跳闸,甩去全部负荷，但未联关自动主汽门、调速

汽门、旋转隔板及抽汽逆止门，超速保护动作：

10.3.1现象：

⑴发电机油开关跳闸（但未联关主汽门），负荷至零。

⑵机组转速上升至危急保安器动作转速后危急保安器动作，自

动主汽门、调速汽门、旋转隔板及抽汽逆止门关闭，转速开始下降。

10.3.2处理:

⑴迅速将同步器摇至下限位置。

⑵转速低至3000r/min时启动高压油泵。

⑶关闭自动主汽门手轮及工业抽汽门，调整轴封压力、凝汽器水

位、给水压力、倒高加疏水。

⑷检查轴移、振动及推力瓦温度均应正常,联系热工检查油开关

跳闸未联关主闸门的原因。

⑸检查各部均正常后，汇报班长,征得值长同意后,重新挂闸，维

持机组3000r/min运行正常后并网带负荷。

⑹如危急保安器动作自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门及旋

转隔板关闭后转速继续上升,则迅速关闭电动主闸门及工业抽汽门

同时检查抽汽逆止门是否严密。

10.4发电机油开关跳闸甩去全部负荷，未联关自动主汽门、调速汽

门、旋转隔板及抽汽逆止门，转速上升至危急保安器动作转速而危

急保安器拒动：

10.4.1现象：

⑴负荷至零。

⑵发电机跳闸，自动主汽门未联关。

⑶汽轮机转速上升至3360r/min还继续上升,机组声音异常，振

动增大。

10.4.2处理：

⑴立即破坏真空紧急停机，检查自动主汽门、调速汽门、旋转隔

板及抽汽逆止门关闭严密,转速开始下降,否则应关闭电动主闸门。

⑵关闭自动主汽门手轮及工业抽汽门。

⑶启动交流润滑油泵。

⑷开启真空破坏门，停止射水泵。

⑸完成停机的其它操作。

⑹联系热工检查油开关跳闸未联关主闸门的原因。

⑺缺陷消除,超速试验合格后,方可重新并网带负荷。

10.5汽轮机保护动作，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板及抽汽逆

止门关闭，发电机解列：

10.5.1现象：

⑴负荷到零,主汽流量到零。

⑵自动主汽门关闭，油开关跳闸，调速汽门、旋转隔板及抽汽逆

止门关闭。

⑶机组转速下降。

10.5.2处理:

⑴迅速启动高压油泵或交流润滑油泵（根据保护动作情况）。

⑵关闭自动主汽门的轮及工业抽汽