淄矿集团埠村煤矿矸石热电厂
C25-8.83/0.98-Ⅳ汽轮机
操作规程
淄博矿业集团公司埠村煤矿
2014年4月颁布 2014年4月实施
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淄矿集团埠村煤矿矸石热电厂
《C25-8.83/0.98-Ⅳ汽轮机操作规程》编委
主 任：郑汝琳 副主任：张玉亮
编 辑：马永淮审 核：孙志强1
张德军 夏乃波 司志富
发 布 令
各车间、部室：
为使运行人员了解设备、熟悉设备 ,为设备运行、操作和事故处理作出必要的指导和提供工作法则,也为各级领导和调度在生产和事故处理中指挥提供参考依据，根据《国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）》、《国家电网公司电力安全工作规程（火电厂动力部分）》、设备规范和使用数明书等相关资料，对全厂设备运行操作、维护保养、注意事项做出了规定，要求运行人员必须掌握本规程，并严格执行，确保我厂安全、经济、稳定运行，满足供电和供热需要。
埠村煤矿矿长：
年 月 日
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《C25-8.83/0.98-Ⅳ汽轮机操作规程》
第一章 第一节 第二节 第三节 第二章 第一节 第二节 第三章 第一节 第二节 第三节 第四章 第一节 第二节第三节第四节 第五节 第六节 第七节 第八节 第九节 第十节 第十一节第十二节第五章 第六章 第七章 第一节 第二节
目 录
主要设备规范…………………………………… 5汽轮发电机组设备规范………………………… 5辅助设备规范…………………………………… 5结构性能及特性………………………………… 7运行操作的基本要求………………………… …9机组禁止启动条例… ……………………………9运行操作的规定… …………………………… 10保护及动力设备试验… ……………………… 12汽轮机的保护与联锁… ……………………… 11报警保护… …………………………………… 14保护及联锁试验… …………………………… 14辅助设备的启动与停止… …………………… 19离心泵的启动与停止… ……………………… 19盘车装置的投入与停止 … ……………………20法兰加热装置的投入与停止 ………………… 20调整抽汽系统的投入与停用… ……………… 21冷油器切换 … …………………………………22高压加热器的投入与停止 … ………………… 22低压加热器的投入与停止………………………23胶球清洗装置的投入与停止 ………………… 23除氧器的投入与停止 ………………………… 24凝汽器的半面清洗… ………………………… 25给水泵的启动与停止… ……………………… 25减温加压器的投入与停止 … …………………27汽轮机的启动与停止… ……………………… 28运行中的维护与定期工作… ………………… 42事故处理… …………………………………… 44事故处理原则 … ………………………………44
什么情况需紧急停机，故障停机………………45
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第三节 主蒸汽参数异常的处理… …………………… 46第四节真空下降 … ……………………………………47第五节水冲击处理 … …………………………………47第六节 脱网… ………………………………………… 48第七节 轴向位移值增大… …………………………… 49第八节 厂用电中断 …………………………………… 49
第九节 油系统异常处理… ………………………… …50第十节 锅炉灭火 … ……………………………………50
第十一节 热控电源消失，汽水管路故障…………………51
第十二节 机组振动增大 … ………………………………51第十三节 高加泄露处理 … ………………………………52
第十四节 泵与电机的事故处理 … ………………… …52
第十五节 给水泵的事故处理… ……………………… …52第十六节 除氧器的事故处理… ………………………… 54附表一.附表二
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第一章 主要设备规范第一节 汽轮发电机组
一、保证工况设计参数型号：C25-8.83/0.98-Ⅳ
型式：高压、单缸、冲动、单抽凝汽式调节方式：喷嘴调节 额定功率：25000KW 凝汽工况额定功率：25000KW 凝汽工况最大功率：30000KW额定转速：3000r/min 新蒸汽压力：8.83MPa 新蒸汽温度：535℃ 抽汽压力：0.98MPa
排汽压力：（凝汽工况）0.0045Mpa （额定工况）0.0033MPa冷却水温：20℃（最大33℃） 冷却水量：5400t/h给水温度：（凝汽工况）198℃ （额定工况）217℃额定工况进汽量：151t/h 最大抽汽工况进汽量：206t/h额定工况抽汽量：80t/h 最大抽汽量：130t/h转子旋转方向：从机头看为顺时针
汽轮机转子临界转速：1691 r/min 发电机转子临界转速：1312 r/min
缸数：1 级数（共19级） 1+9+Ⅶ+8汽轮机总长：8.7m
回热抽汽数：6（分别在5、7、9、12、14、16级后）加热器数：
高压加热器 2台 高压除氧器 1台 低压加热器 3台
最大吊装重量：安装时：37.3t（凝汽器）检修时：17t（汽缸上部不带隔板）
机组外形尺寸： 长×宽×高 8.69×4.89×3.49（m）二、发电机规范：
额定功率：30000KW 额定电压：10500V额定电流：1940A 额定功率因数：0.85额定转速：3000r/min 额定频率：50Hz相数：3 效率：97.73% 绝缘等级：F三、励磁机规范
额定功率：130KW 额定电压：203V 相数：3 接法：Y
5
额定电流：370A 频率：100 Hz 绝缘等级：B 励磁电压：122V转速：3000r/min 功率因数：0.89 励磁电流：8.5A
第二节 辅助设备规范
一、除氧器
名称：旋膜除氧器 型号：HMC-150 工作压力：0.49MPa
工作温度：158℃ 设计压力：0.65MPa 设计温度：300℃
平均入口水温：70℃ 最高汽源压力：1.0Mpa 工作介质：水、蒸汽 运行方式：定压 除氧器水箱有效容积：50m³二、凝汽器
型号：N-2000-Ⅰ型 冷却面积：2000m2 冷却水量：5400t/h 冷却水温：20℃
冷却水压力：0.25Mpa 冷却管直径：φ25mm 铜管数：3920根 水侧充满水总重：59t 无水总重：40t 汽室全部充满水时总重量：90.5 t三、射水抽汽器
型号：CS4-18-1 抽吸空气量：18kg/h 吸入室后压力：0.004MPa 工作水容量：0.078m3/s 工作水压力：0.42MPa四、冷油器
型号：YL-37 -1 台数：3台 冷却面积：37m2 出口油温：45℃ 冷却水温：33℃ 油流量：34.3t/h 水流量：80t/h 五、高温高压减温减压装置
型号：WY100-9.8/540-1.0/250-16/158 蒸汽流量：100t一次蒸汽压力：10MPa 一次蒸汽温度：540℃ 二次蒸汽压力：1.0MPa
二次蒸汽温度：250℃ 减温水压力：16MPa 减温水温度：160℃
脉冲安全阀动作压力： 1.27MPa六、回热设备
名称轴加1#低加2#低加3#低加
传热面积50m2 100 m2100 m2100 m2
汽侧压力0.49MPa0.49MPa0.49MPa0.49MPa
型号JQ-50-ⅠDR100-1DR100-1DR100-1
6
1#高加2#高加
180 m2180 m2
MPaMPa
JG-180-2JG-180-2
七、动力设备规范
电动机
名称
型号
流量m3/h15031707020026155454590
4915扬程m1465221355012822249
转速r/mn29509702950145029502950295029501460
6
功率KW10002507545221601718.51111
电压V1000010000380380380380220380 380380
电流A64.917.7140.184.242.228588.933.423.624.6
转速r/min29839902970148029402980300029501460970
给水泵循环泵凝结泵射水泵低压疏水泵高压电动油泵直流油泵交流润滑油泵
胶球泵盘车装置
1DG-12Ⅲ600SS22100N130Is150-125-400
3N6×2150AY150X28100AY60B100AY60B
125JQ
八、液力偶合器
型号：YOTFC500 输入转速：3000r/min 加油量：300L 净重：
2780kg
传递功率范围：560-1625KW 额定转差率：1.5%-3%
第三节 结构性能及特性
1、C25-8.83/0.98-Ⅳ型汽轮机为高压、单缸、单轴、单抽汽式凝汽式汽轮机，通过刚性联轴器直接带动发电机。
2、汽轮机采用喷嘴调节，新蒸汽通过主汽阀后由四根主汽管（Φ168×14）分别引入四个调节阀Φ100进入汽轮机。调节阀的动作由油动机通过齿条及凸轮配汽机构而控制，从而改变高压缸的流量。高压缸排汽一部经两根管子引出作为工业抽汽，其余蒸汽经旋转隔板进入中压缸继续作功。
3、工业调整抽汽压力为0.98MPa，由旋转隔板调节。
4、汽缸由前汽缸、中汽缸、后汽缸组成，并用垂直法兰联结。前汽缸采用耐热合金钢ZG20CrMo，中汽缸采用ZG230-450，后汽缸采用HT250铸造结构，前汽缸设有法兰螺栓加热装置，中分面用双头螺栓连接，螺栓材料用25CrMo1A，前汽缸用上猫爪型式支承在前轴承箱上。5、除18、19级为铸铁隔板外，其余隔板全部采用焊接隔板，静叶型线采用三维设计。
6、汽缸的前后汽封和隔板汽封，均为梳齿形结构，弹簧片装配于内
7
圆，汽封间隙合理能满足经济性和安全性要求，且检修方便。
7、转子为整锻加套装轮盘结构，整锻转子材料为30CrMo1VE，后四级套装轮盘，材料为35CrMoVA及34CrNi3Mo，轮盘通过端面径向键与转子相接，以减小轮孔部分的应力集中。
8、动叶型线全部采用全三维设计，在动叶围带处设有径向汽封和轴向汽封，以减少级间漏汽，提高内效率。
9、转子在厂内进行动平衡试验，以满足电厂安全运行的需要。
10、汽轮机的前轴承为推力―支持联合轴承，置于前轴承箱内，支持部分具有球面,可自位，椭圆轴瓦工作瓦和定位瓦各10块，瓦块为扇形，可摆动，后轴承为支持轴承，置于后轴承箱内，支持轴承均为椭圆轴承，各轴承均用铂热电阻测量温度。
11、汽轮机热膨胀死点设在后汽缸处，以横向滑键定位于侧基架，在前轴承箱和前汽缸有垂直纵向滑键，使汽缸向前热膨胀时保持汽轮机中心不变，转子则以推力轴承定位，向后膨胀，汽缸与转子的相对膨胀用相对膨胀指示器测量。
12、盘车装置安装在后汽缸轴承箱盖上，为低速盘车装置，既能手动也能电动，盘车装置的手动投入安全可靠，简单易行，当需要手动投入时，只需向工作位置拉手杆，同时启动盘车电机，汽轮发电机组在盘车过程中或盘车终了机组启动时，盘车装置能自动退出。
13、C25-8.83/0.98-Ⅳ型单缸、单轴、单抽凝汽式汽轮机调节系统是电液调节系统，由DEH控制系统、电液转换器、高压错油门油动机、中压错油门油动机等部分组成。14、该汽轮机的电液调节系统由北京和利时系统工程股份有限公司生产的DEH控制系统，DEH控制器输出的±10V的控制信号进入电液转换器，通过脉冲油控制错油门、油动机、调速汽门、旋转隔板。15、调速系统技术指标
转速控制范围：20～3600r/min 控制精度：±1r/min负荷控制范围： 0～115% 额定负荷，精度±0.5%
转速不等率：4.5%（3～6%可调） 抽汽不等率：10%（0～15%可调）系统迟缓率：小于0.3% 电热负荷自整性：≤10%汽轮机从额定工况全甩负荷时，转速的飞升小于9%额定转速。DEH控制系统平均连续无故障运行时间：MTBF>25000h 16、DEH控制系统基本控制功能a.汽机复位（挂闸及开主汽门）
油系统配置的一套启动阀用于手动挂闸和开启自动主汽门，系统挂闸后自动主汽门打开，即可控制调速汽门升速。b.手动/操作员自动/程序控制启动①手动
手动启动阀使危急遮断器挂闸，开自动主汽门，再通过DEH控制系
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统的操作手动控制汽轮机进行升/减转速和负荷。②操作员自动
手动启动阀使危急遮断器挂闸，开自动主汽门，再由运行人员自行选定目标转速、升速率、暖机时间、目标负荷、升荷率。③程序控制启动
手动启动阀使危急遮断器挂闸，开自动主汽门，根据预先输入到DEH控制系统的最佳运行曲线做成程序控制启动，整个升速过程全部自动完成，无需人为干预，但可由运行人员任意切换至以上两种方式且切换无干扰，运行曲线可在线修改。c.摩擦检查
DEH控制系统控制汽轮机在500r/min范围内进行升速和降速，以检查汽轮机的工作和安装情况。d.超速试验
在DEH控制系统控制下可进行103%超速试验，110%超速试验及机械超速试验。e.同期(AS)
DEH控制系统设有与AS装置的接口，可以接收AS装置发生和脉冲量或开关量信号。通过接收AS装置信号使DEH控制系统将实际转速很快达到网频转速，由电气并网。
f.机组并网后，DEH将自动带2～3%负荷，以防逆功率运行。
g.DEH按运行人员给定的目标值及负荷变动率自动调节机组的电负荷。
h.主汽压控制及限制
DEH控制系统设有主汽压力控制功能作为对主汽压力的补偿控制，即通过牺牲功率达到对主汽压力的控制。i、低真空保护
17、保安系统在下述情况下，切断汽轮机的新汽供应
a.机组转速超过额转速（3000r/min）11～12%即（3330～3360r/min）时，危急遮断器动作，关闭主汽门、调速汽门和旋转隔板而停机。b.当汽轮机轴向位移超过+1.4mm/-1.2mm，润滑油压降至0.02MPa，转速升至3360r/min以上（可调）真空降至0.06MPa支持轴承回油温度达到75℃时，ETS控制系统发生停机信号都将使磁力断路油门动作，使安全油泄掉，关闭主汽阀，同时安全油通过电液控制块上的危机继动器泄掉两路脉冲油，使高、中压油动机向关闭汽阀方向动作，实现停机。
c.磁力断路油门的动作讯号同时送到DEH控制系统，通过DEH控制系统关闭调节汽阀和旋转隔板。
d.压力控制器作为低油压保护，当润滑油压低于0.055MPa时，起动交流电动润滑油泵，当润滑油压低于0.04MPa时，起动直流油泵；
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当润滑油压低于0.02MPa时，ETS控制系统动作停机；当润滑油压低于0.015MPa时，停盘车装置。
当机组需要手动紧急停机时，在机头前部有手动停机装置，向下里推入滑阀，即可实现停机。
e.DEH控制系统还具有OPC保护功能，超速停机功能。
第二章 运行操作的基本要求第一节机组禁止启动条例
a.任一安全保护装置或系统失灵。
b.汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后，不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。
c.任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止阀卡涩或关不严。
d.高压电动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、盘车装置失常或润滑油系统故障。
e.盘车时有清楚的金属磨擦声或盘车电流明显增大或大幅度摆动f. 油质不合格，油箱油位低于正常油位，轴承进油温度≤38℃或回油温度≥70℃。
g.主要仪表（如转速、振动、轴向位移、差胀、调节及润滑油压、冷油器出口油温、轴承回油温度、主汽压力、温度、凝汽器真空等的传感器和显示仪表等）失灵。
h.汽缸前部上、下内壁温差大于50℃。i.差胀超过+4mm，-1.5mmj.汽轮机进水。k.机组保温不完善
l.其它配套设备或系统工作不正常第二节运行操作的规定
2.2.1冷、温、热态启动的划分
启动方式冷 态热 态温 态
调节级后汽缸下半内壁温度
150℃以下300℃以上150℃—300℃
2.2.2各系统正常运行中的控制数据2.2.2.1蒸汽系统
名 称
主蒸汽压力主蒸汽温度主汽流量
单位MPa℃t/h
正 常8.73535/
最高9.172540206
最低8.24520/
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抽汽量抽汽压力排汽压力排汽温度轴封供汽压力
t/hMPaKPa℃MPa
/0.9887<650.1009~0.1274
1301.274- 81.480/
/0.784- 95//
2.2.2.2轴向位移及差胀
名 称轴向位移差胀
单位mmmm
报警± 0.8+3/- 1
停机+1.4/-1.2+ 4/- 1.5
2.2.2.3汽缸金属温度控制
位
汽缸法兰内、外壁汽缸前部外壁上、下半汽缸前部上半左、右法兰低压缸右、左壁空负荷排汽温度
置
温差(℃)
升温<120 降温< 80
< 50< 25< 10< 100
2.2.2.4油系统及轴承温度、振动
名称主油箱油位主油泵油压润滑油压
单位mmMPaMPa
正常01.96
最高+1002.009
最低-1001.7650.08
报警+100/-1001.62
0.08/0.55/0.04/0.02/0
停机- /0.02
11
.015
润滑油温回油温度轴承温度推力瓦温度轴承振动
℃℃℃℃mm
40~45<65<90<900.03
457090900.05
38////
/>70>90>900.05
>75>100>1000.1
2.2.2.5辅助设备水位控制
名 称凝汽器高 加低 加吸水井
单位mmmmmmmm
正常600600850800
最高110010001100+1200
最低300200300600
2.2.2.6除氧器运行的数据控制及对外供汽安全阀动作值
项目水位
单位mm
正常值800
最高1000
压力温度安全阀动作值
MPa℃MPa
0.49158/
0.5//
0.25//最低-750
备 注
高水位1050/危险高水位1300
//
动作值：塔头0.617Mpa/水箱0.575MPa
对外供汽安全阀
MPa
/
/
/
动作值： 1.12MPa
2.2.2.7蒸汽和水品质的要求
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名称 硬度 溶氧
项目μmol/Lμg/L
过热蒸汽饱和蒸汽
//≤ 0.3 ≤ 5≤ 10≤ 2≤ 20/
给 水≤ 1≤ 7///≤ 5≤ 208.8 ~ 9.3
凝结水≤ 1≤ 40≤ 0.3/////
电导率 μs/cm钠量
μg/kg
二氧化硅 μg/kg铜 铁 PH值
μg/kgμg/kg
2.2.2.8偏离周波运行时间限制
周波范围（Hz）
48.5 ~ 50.547.5 ~ 48.048.0 ~ 48.550.5 ~ 51.051.0 ~ 51.5< 47.5或> 51.5
允许运行时间（min）
长期连续≤ 12≤ 90≤ 90≤ 10不允许运行
2.2.2.9附属转动设备的振动标准及轴承温度限值
转 速（r/min）n≤1000
优 等0.05
振
幅（mm）良 好0.07
合 格0.10
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1000 0.040.03滚动轴承（℃） 8080 0.060.04 0.080.06 滑动轴承（℃） 65100 第三章 保护及动力设备试验 第一节汽轮机的保护与联锁 3.1.1汽轮机发生下列任一情况时,均使磁力断路油门动作,泄去附加保安油及安全油压,使机组停机:a.汽轮机转速升至3420r/min b.轴向位移达+1.4mm，-1.2mm。c.凝汽器真空降至 –0.061MPa。d.润滑油压降至0.02MPa。e.支持轴承回油>75℃。f.推力轴承回油温度>75℃。g.发电机故障。h.DEH系统故障。I.手动盘上停机按钮。 3.1.2汽轮机设有下列超速保护: a.当转速升至额定转速的111%--112%时危急遮断器动作。 b.当机组转速升至额定转速的110%时，电超速保护动作。 c. DEH超速103%保护。当机组甩负荷时，超速103%保护动作。d. DEH超速110%保护。3.1.3润滑油压降低保护 a.润滑油压低至0.08MPa，报警。 b.润滑油压降至0.055MPa，交流润滑油泵联动。c.润滑油压降至0.04MPa，直流润滑油泵联动。d.润滑油压降至0.02MPa，电磁阀动作停机。e.润滑油降至0.015MPa，盘车装置自停。 f.另外有电气开关联锁，润滑油压低时亦可启动交、直流润滑油泵。3.1.4抽汽逆止门保护 3.1.4.1当发生下列情况之一时，一、二抽逆止门电磁阀动作，关闭一、二抽液控逆止门。a.自动主汽门关闭。b.发电机主开关跳闸。 14 c.任一高加水位升至1000mm。d.手动盘上联锁开关。 3.1.4.2当发生下列情况之一时,低压段逆止门电磁阀动作,关闭三、四、五抽液控逆止门。a.自动主汽门关闭。b.发电机主开关跳闸。 c.除氧器危险高水位1300mm。 d.#2.3低加任一水位升至 1100mm。e.手动盘上联锁开关。3.1.5低压缸喷水保护： a.排汽温度≥80℃时，喷水电磁阀自动打开。b.排汽温度≤65℃时，喷水电磁阀自动关闭。3.1.6盘车联锁保护： a.机组冲转后,盘车装置自动甩开,盘车电机自停。b.润滑油压低于0.015MPa,盘车电机拒启动。3.1.7除氧器的保护及联锁： a.除氧器水位高1000mm,关闭溢水电动门。b.除氧器水位高1050mm,开启溢水电动门。 c.除氧器水位高1300mm, 低压段逆止门电磁阀动作。d.当除氧器水箱压力升高至0.62MPa,安全阀动作。3.1.8高压加热器保护： a.任一高加水位升至450mm,高加紧急放水电动门开启，水位降至mm，紧急放水电动门关闭。 b.任一高加水位升至600mm，高加保护电磁阀动作，解列高加，关闭高加电动进汽门及一、二抽逆止门，开启高加电动给水旁路门，关闭高加进、出水电动门。3.1.9给水泵保护及联锁： a.给水泵出口压力低于10.5MPa或给水泵跳闸，备用联动。b.润滑油压低于0.05MPa，给水泵拒启动。 c.润滑油压低于0.1MPa或辅助油泵跳闸，备用辅助油泵联动。d.辅助油泵出口油压低于0.05MPa，给水泵跳闸。 e. 给水泵在出口电动门开状态拒启动，投入备用联锁，拒启动条件解除。 3.1.10其它辅助设备的保护及联锁： a.凝结水泵出口压力低于0.8MPa或凝结水泵跳闸，备用凝结泵联动。b.射水泵出口压力低于0.3MPa或射水泵跳闸，备用泵联动。c.循环水泵跳闸,备用泵联动。 d.循环水泵出口在电动门开状态拒启动，投入备用联锁，拒启动条件解除。 15 e. 主油泵出口油压降至1.5MPa时，联动高压电动油泵。第二节报警保护： a.机组胀差至 + 3mm, - 1mm,发报警信号。b.机组轴向位移值到±0.8mm，发报警信号。 c.机组任一轴承振动值达0.03、0.05mm，发报警信号。 d.润滑油压降至0.08MPa、0.055MPa、0.04MPa、0.02、0.015MPa，分别发报警信号。 e.轴承回油温度高达70℃时，发报警信号。f.油箱油位低至 -100mm时，发报警信号。g.凝汽器真空低至 - 81.4KPa，发报警信号。h.排汽温度高至80℃时，发报警信号。 i.主蒸汽压力高至9.172MPa或低至8.24MPa，发报警信号。j.主蒸汽温度高至540℃或低至520℃，发报警信号。 k.凝汽器水位高至1100mm或低至300mm，发报警信号。l.自动主汽门开启 、抽汽逆止门关闭，发报警信号。m.发电机主开关跳闸，发报警信号。 n.高加水位200、600、800、1000mm，发报警信号。 o.除氧器水位低于-750、600mm，高于1000mm、1050mm、1300mm，压力高于0.5MPa，发报警信号。第三节保护及联锁试验： 3.3.1危急遮断器喷油压出试验：3.3.1.1试验条件： a.机组转速3000r/min，检查各部正常。b.高压电动油泵正常运行。 3.3.1.2下列情况下应做喷油试验：a.操作滑阀，喷油滑阀解体或调整后。b.危急遮断器超速试验带负荷前。c.机组运行超过2000小时。3.3.1.3试验步骤： a.机组转速降至2850 r/min。b.将操作滑阀手柄置“No.1”位置。 c.#1喷油滑阀被顶起，2S以后按下#1喷油滑阀不放松，压力油喷进No.1危急遮断器。 d.提升转速，#1飞锤压出，危急遮断器动作，No.1危急遮断器指示灯亮，记录动作转速。 e.放开#1喷油滑阀，恢复转速，注意危急遮断器飞锤复位，指示灯熄灭。 f.将操作滑阀扳手置于“0”位，危急遮断器杠杆复位，#1喷油滑阀回复。g.用同样方法试验No.2危急遮断器，试验完毕，将操作滑阀用销子 16 锁牢。 3.3.1.4注意事项： a.汽缸差胀小于+3mm，才可作喷油试验。 b.转速升至3000r/min，危急遮断器不动作，应及时处理。 c.机组运行2000h后作喷油试验不合格，在处理前应监督机组运行。3.3.2危急遮断器超速试验： 3.3.2.1下列情况下应做超速试验：a.新安装机组或大修后。b.停机1个月后重新启动。c.危急遮断器解体或调整后。d.机组甩负荷试验前。 e.在前箱内作过任何影响危急遮断器动作转速整定值的检修以后。3.3.2.2试验要求与条件： a.机组带25% ~ 30%额定负荷，汽温350 ~ 400℃，运行3 ~ 4小时，调节保安系统和抽汽逆止门动作灵活，机组无异常情况。b.试验前手打解脱滑阀，自动主汽门，调速汽门动作灵活，关闭严密。c.两个危急遮断器经喷油试验合格，方可进行试验。d.确认各转速表指示正确，设专人记录转速，监视转速和各轴承振动，超过极限，立即打闸停机。e.超速试验在纯凝工况下进行。 f.超速试验前自动主汽门，调速汽门严密性试验合格。 g.每个危急遮断器超速试验应进行二次，动作转速在3300 ~ 3360r/min之间，第一、二动作转速差小于18r/min。h.各种联锁已整定好。 i.机组长期运行后停机其健康状况不明，或机组大修前，严禁作超速试验。 3.3.2.3试验步骤： a.减负荷至零，解列发电机，维持机组转速3000r/min。机组在脱网转速控制状态下运行； b.将硬操盘上超速试验钥匙开关置于“超速试验”位，此时目标转速最高可设定为3450r/min; c.切除ETS接收DEH发出的110%超速停机保护； d.将喷油试验滑阀置于No.2位置，数秒后，#2指示杆跳起，#2飞锤已与危急遮断器杠杆脱开，这时 #1飞锤处于警戒状态。修改合适的升速率，并在目标转速框内输入需要的目标转速，机组转速向目标转速靠近。 到危急遮断器动作，#1危急遮断器电指示器红灯亮，注意主汽门，调速汽门关闭，记录动作转速。 e.转速降至3000r/min ，启动阀复零，重新挂闸，定速在3000r/min。重复进行第二次。 17 f.将喷油试验操作滑阀置于No.1位置，数秒后，#1指示杆跳起，#2飞锤处于警戎状态。同样方法做#2危急遮断器试验。g.试验完毕，将硬操盘上超速试验钥匙开关置于“正常”位。3.3.2.4注意事项： a.超速前试验前不得作喷油试验，差胀小于+3mm。b.每次提升转速，在3200r/min以上高速区停留时间不得超过1分钟。c.超速试过程的转速监视，应采用机头模拟式转速表。d.超速试验全过程应控控制在30分钟以内完成。e.超速试验时严禁开启高压电动油泵陪同运行。3.3.3轴向位移保护试验 a.启动高压电动油泵，开启自动主汽门，调速汽门开启30%。b.投入轴向位移保护。 c.联系热工短接轴向位移±0.8mm接点，报警信号发出。 d.短接轴向位移+1.4/-1.2mm接点，电磁阀动作，自动主汽门，调速汽门关闭。 e.试验完毕，启动阀复位，解除轴向位移保护。3.3.4低油压保护试验 a.启动高压电动油泵，开启主汽门，调速汽门开启30%。 b.投入盘车连续运行，润滑油压降至0.055MPa，联动交流润滑油泵，同时报警。 e.润滑油压降至0.04MPa，联动直流润滑油泵，同时报警。 f.润滑油压降至0.02MPa时，停机电磁阀动作，主汽门、调速汽门关闭，并有事故记录 g. 润滑油压降至0.015MPa时，盘车自停，同时报警。h.试验完毕，恢复系统正常。3.3.5低压缸喷水联锁试验： a.启动凝结水泵，调整凝结水压力为1.0MPa。b.投入低负荷喷水联锁开关。 c.由热工短接排汽温度80℃接点，低负荷喷水电磁阀打开，有水喷入，并发报警信号。 d.短接65℃接点，低负荷喷水电磁阀关闭。e.试验完毕，恢复正常。3.3.6抽汽逆止门保护试验 a.启动高压电动油泵，用启动阀开启主汽门，启动凝结水泵，调整凝结水压力1.0MPa。 b.联系电气合上发电机主油开关。 c.投入各逆止门控制水源，联系热工抽汽逆止门电磁阀磁送电，投入联锁开关。 d.联系电气拉开发电机主油开关，油开关跳闸信号发出。 18 e.抽汽逆止门电磁阀动作，发出信号。f.重新开启各抽汽逆止门操纵装置。g.手打解脱滑阀，主汽门关闭。 h.抽汽逆止门电磁阀动作，发出信号。i.试验完毕，恢复系统正常。3.3.7主汽门活动试验： a.稳定负荷及各参数，缓慢旋转活动手轮，注意门杆活动。 b.当主汽门关闭10 mm左右，记录手轮转动圈数和自动主汽门滑阀下油压、保安油压。 c.旋回活动手轮，主汽门全开。3.3.8真空严密性试验： a.汇报值长，通知电气锅炉，将负荷稳定在20MW。b.记录真空、负荷、排汽温度。 c.检查射水抽气器工作正常，关闭射水抽气器空气门，凝汽器真空缓慢下降。 d.每分钟记录一次凝汽器真空，共做5min。e.试验中凝汽器真空降至 - 71.6KPa，排汽温度高于70℃应停止试验。f.真空下降速度大于0.67KPa/min，应停止试验找出原因，消除故障后再做试验。 g.试验结束后，立即开启空气门，恢复正常真空。h.试验完毕，恢复系统正常。3.3.9防火控制器试验 a.启动高压电动油泵，开启主汽门，开启调速汽门、旋转隔板。b. 手打防火控制器，主汽门，调速汽门、旋转隔板关闭c.试验完毕，恢复系统正常。3.3.10解脱滑阀试验： a.启动高压电动油泵，开启主汽门、调速汽门、旋转隔板。b. 手打解脱滑阀，主汽门、调速汽门、旋转隔板关闭。c.试验完毕，恢复系统正常。3.3.11高加保护试验： a.高加保护、水位计、电动门送电。 b.启动凝结水泵，调整水压1.0MPa，投入保护水源。c.启动给水泵，开启给水泵再循环。 d.开启#1、#2高加进、出水电动门，高加注水，高加联成阀开启。e.开启#1、#2高加进汽电动门。 f.投入高加保护及一、二抽逆止门联锁。 g.由热工分别向#1、#2高加水位差压发讯器内注水，当水位升至800mm报警，高加紧急放水电动门自动打开。h.当水位升至1000mm，高加保护电磁阀动作，给水自动切换至旁路， 19 同时联锁关闭#1、#2高加进汽电动门及1、2段抽汽逆止门，高加解列，并开启高加给水旁路，关闭高加进、出水电动门，水位降至600mm，紧急放水电动门关闭。 i.试验完毕，恢复系统正常。3.3.12除氧器水位保护试验： a.联系热工将系统各电动门、水位计送电。b.启动凝结水泵，调整水压1.0MPa。c.投入低压段逆止门联锁。 d.除氧器水位，在-750、600mm以下时，水位低信号报警。e.继续提高水位至1000mm水位高信号报警。 f.缓慢将水位升至1050mm，溢水电动门自动打开，放至疏水箱，并报警。 j.缓慢将水位升至1300mm，低压段逆止门电磁阀动作，关闭低压段抽汽逆止门。 h.试验完毕，将系统恢复正常。3.3.13给水泵静态试验：3.3.13.1静态拉闸试验： a.联系电气，拉出试验给水泵手车至试验位置，送上操作电源。b.启动辅助油泵，油压正常。 c.启动该给水泵，运行指示正常，用同样方法试验其它给水泵。3.3.13.2静态互为联动试验： a.给水泵联锁在“解除”位置，启动给水泵，给水泵不应该启动。b.启动辅助油泵，检查油压正常。 c. 启动给水泵，将联锁投入，启动另一台给水泵辅助油泵，联锁投入备用。 d.手按给水泵事故按钮，运行泵跳闸，备用泵联动，并有事故音响。e.用同样的方法试验其它给水泵。3.3.13.3低水压联动试验： a.启动一台给水泵辅助油泵，只送给水泵操作电源，启动给水泵，联锁投入。 b.启动另一台给水泵辅助油泵，给水泵只送操电源。c.由热工短接低水压10.5MPa接点,备用泵应联动。d.复置开关，用同样方法试验其它给水泵。 3.3.13.4辅助油泵低油压联动及给水泵低油压保护试验 a.启动一台辅助油泵，检查油压正常，投入辅助油泵联锁。b.短接低油压0.1MPa接点，备用辅助油泵联动。c.解除辅助油泵联锁，停止原运行泵，转为备用泵。 d.投入辅助油泵联锁，短接低油压0.1MPa接点，备用辅助油泵联动。e.用同样的方法试验另一台给水泵辅助油泵。 20 f.分别开启两台给水泵的辅助油泵中的各自一台，建立正常的油压。g.启动给水泵，联锁投入，另一台给水泵投入备用。 h.短接辅助油泵低油压0.05MPa接点，运行泵跳闸，备用泵联动，并有事故音响。 i.用同样方法试验另一台给水泵。 3.3.14循环水泵、凝结水泵、射水泵联动试验：a.分别按启动前的要求进行检查、准备。b.联系电气，各泵单独试运良好。 c.启动一台泵，开启出口门，调整各参数正常，另一台泵投入备用。d.按运行泵事故按钮，运行泵跳闸，备用泵联动正常。e.解除联锁开启联动泵出口门。f.用同样方法试验另一台泵。 ★注意：循环水泵电源在试验位置 3.3.15凝结水泵、射水泵的低水压联动试验：a.凝结泵联动值0.8MPa，射水泵联动值0.3MPa。b.分别按启动前的要求进行检查。c.各泵单独运转良好。 d.启动一台泵,开启出口门,投入联锁开关。e.联系热工短接低水压接点，备用泵联动。f.复置开关，用同样的方法试验另一台泵。 第四章 辅助设备的启动与停止 第一节离心泵的启动与停止1.1启动前的检查与准备 a.对泵进行检查，系统阀门开关位置正确，设备仪表齐全良好。b.轴承油位、油质正常，容器内液位正常。c.盘动转子，转动灵活，无卡涩。d.投入密封水及轴承、盘根冷却水。 e.全开入口门，开启放空气门，对泵体放气，确认充满液体，关闭放空气门。 f.出口门处于关闭位置，开启再循环门。g.解除联锁，联系电气测绝缘合格后送电。h.汇报检查情况，准备启动。1.2启动操作 a.启动离心泵，检查电流，出口压力、泵和电机声音、振动，轴承温度等应正常。 b.逐渐开启出口门，调整再循环门，检查电流应正常。c.根据泵运行情况，调整轴承盘根冷却水、密封水。d.全面检查合格后，投入泵联锁开关。e.向班长汇报启动情况，做好记录。 21 1.3停止操作 a.对泵全面检查，汇报班长，与有关专业联系准备停泵。b.解除联锁，逐渐关闭出口门。 c.停止该泵，电流、出口压力到零，泵停转。d.开启出口门，注意泵不能倒转。e.根据情况投入联锁备用。1.4泵的切换操作 a.检查备用泵处于良好备用状态，与有关专业联系切换水泵。b.解除联锁，启动备用泵。 c.检查备用泵电流、出口压力、轴承温度、声音正常，运行良好。d.开启备用泵出口门同时关闭原运行泵出口门，注意母管压力不应有大的变化。 e.停止原运行泵，电流表到零，泵停转。f.调整密封水、轴承、盘根冷却水。 g.开启原运行泵出口门，投入联锁备用。h.全面检查,汇报班长并做好记录。第二节.盘车装置的投入与停止2.1启动前的检查准备 a.检查润滑油压、油温正常。b.检查转子处于零转速。2.2手动投入操作 a.拔出限位销定，盘动电机转子，扳动盘车手柄使盘车齿轮与大齿轮啮合。 b.启动盘车电机，开始盘车。 c.检查盘车电流，倾听机组内部声音。d.投入盘车联锁。2.3停止操作 a.检查解除盘车联锁。 b.停止盘车电机，盘车停止。c.盘车齿轮若需与大轴脱开，手盘电机轴反向转动，使盘车电机反转，盘车装置甩开。 d.根据情况，停润滑油泵。 第三节．法兰加热装置的投入与停止3.1启动时的投入与停止a.检查阀门开关位置正确。 b.开启法兰混温联箱疏水门，当主汽压力达到0.3MPa时，开启主蒸汽至法兰混温联箱汽门，暖箱10 ~ 15min。 c.暖箱结束后，调整法兰混温联箱温度高于汽缸前部下半法兰外壁温度100 ~ 150℃。 22 d.冲转同时，开启混温联箱至左右法兰加热汽门及左右法兰排汽至集汽箱门。注意法兰外壁温度不应高于内壁温度，保持汽缸、法兰温差和差胀在许可范围内。 汽缸前部法兰内，外壁温差<80℃。汽缸前部法兰上半左右温差<25℃。 e.随参数升高，用截止阀控制法兰混温联箱压力不高于0.65MPa。f.法兰加热投入正常后，关闭混温联箱疏水门，然后开启疏水门半圈。g.当调节级处汽缸下半内壁温度达350℃ ~ 400℃，法兰内外壁温差小于80℃，差胀在允许范围内，可停用法兰加热装置。 h.关闭主蒸汽至混温联箱进汽门，关闭联箱至法兰加热门，关闭集汽箱排汽至凝汽器门。 i.关闭联箱疏水及系统管道疏水。3.2停机时的投用与停用 a.停机前对法兰加热装置进行暖管、暖箱，开启法兰加热混温联箱疏水门。 b.开启低温蒸汽至法兰混温联箱进汽门，充分暖箱疏水，稍开低温蒸汽至法兰混温箱汽门，维持混温联箱压力0.5MPa以下，冷却汽温保持低于金属温度20 ~ 50℃，最大不超过80 ~ 100℃。 c.当主蒸汽温度低于法兰内壁金属温度时，开启混温联箱至法兰加热汽门及左右法兰至凝结器门，根据金属温度、差胀，适当调整混温联箱至法兰加热汽门，注意法兰内壁温度不应低于外壁温度。d.法兰加热装置投入正常后，关闭混温联箱进汽疏水门。 e.汽机打闸后，关闭低温蒸汽至混温联箱汽门，法兰加热汽门、集汽箱排汽至凝结器门，关闭各疏水门。第四节.调整抽汽系统的投入与停用4.1调整抽汽系统的投入4.1.1供热投入条件 a.机组电负荷70%以上。 b.抽汽逆止门，旋转隔板与发电机主油开关，主汽门联动试验正常，供热电动门试验正常。c.供热安全阀调试合格。 d.旋转隔板、供热电动门，逆止门动作灵活。e.低负荷喷水自动投入装置，整定试验合格。4.1.2投入前准备工作 a.检查系统阀门开关位置正确。 b.联系热工调压系统各电动门仪表，保护送电。c.旋转隔板全开。 4.1.3调整抽汽系统的投入a.逐渐关闭旋转隔板油动机。 23 c.调整抽汽室内压力逐渐升高，当抽汽室压力略高于热网蒸汽压力时，开启供热电动门向热网供汽。d.继续升压使抽汽压力达到0.98MPa。e.增热负荷速率不应大于4 ~ 5t/min。 f.注意调压系统的工作情况，监视段压力，轴向位移、差胀的变化。4.2调整抽汽系统的停用 a.逐渐开启旋转隔板，使热负荷逐渐减少。b.减热负荷速率不应大于4 ~ 5t/min。c.旋转隔板全开后，关闭供热电动门。第五节.冷油器的切换 a.汇报值长，在班长监护下操作。 b.稍开备用冷油器进油门，开启油侧放气门，当放尽空气有油冒出后，关闭放气门，全开进油门。 c.开启备用冷油器冷却水进水门，开启水侧放气门，两台冷油器出口油温偏差不大于2℃，放尽空气后关闭放气门。d.缓慢开启备用冷油器出口油门，出口水门。 e.调整备用冷油器冷却水门进水门，保持油温正常。f.关闭停用冷油器进、出口油门。 g.关闭停用冷油器冷却水进、出口门。h.注意油温、油压、油位变化。第六节.高压加热器的投入与停止6.1额定参数投高加 a.检查系统阀门位置正常。联系热工各电动门、仪表，保护送电。开启1、2抽管道疏水门。b.投入高加保护水源，缓慢开启高加注水门，开启高加水侧放气门，有水冒出关闭，并注意高加水位变化。 c.当高加水侧压力达到给水压力后，关闭注水门，高加联成阀应自动打开，高加内部压力不应下降。 d.开启高加出逆止阀手轮，注意给水流量变化，投入高加保护。e.联系锅炉投高加汽侧，稍开#1、#2高加进汽门，打开汽侧放水门，暖体15min，关闭放水门。 f.缓慢开启高加进汽门，控制给水温升2℃/min直到给水温度达额定。关闭1、2抽管道疏水门。 g.将#2高加疏水倒入#1高加，#1高加汽侧压力大于除氧器压力0.3MPa时,#1高加疏水倒入除氧器。注意高加水位变化。6.2随机投高加 a.按要求检查系统，开启高加出口逆止阀手轮。 b.给水泵启动后，开启注水门，开水侧放空气门，有水冒出后关闭。 24 c.当高加水侧压力与给水压力相等，高加联成阀自动打开，注意给水流量变化，关闭注水门，投入高加保护。d.高加汽侧应在机组并列后，联成阀开启后投入。 e.开启#1、#2高加进汽门，#2高加疏水至#1高加，#1高加疏水至除氧器高加随机启动。6.3高加的停止 a.汇报值长，联系锅炉准备停高加。 b.关闭#1、#2高加进汽门，注意机组负荷及推力瓦温度变化。c.关闭#1高加至除氧器疏水门，开启#1、#2高加汽侧放水门，将#1、#2抽汽逆止门底部疏水开启2 ~ 3圈。 d.手动盘上高加联锁开关，高加解列，检查高加联成阀关闭。e.关闭高加联成阀出口逆止门手轮。f.将高加保护开关解除。第七节.低压加热器投入与停止7.1 #3低加的投入 a.开启四抽管道疏水门进行疏水。 b.开启#3低加进、出水门，放净水侧空气，关闭#3低加凝结水旁路门。 c.稍开#3低加进汽门，开启#3低加汽侧放水门，暖体5min后关闭放水门。 d.缓慢开启#3低加进汽门，稍开启#3低加空气门，关闭四抽管道疏水门。 e.开启#3低加疏水至#2低加水门，调整水位正常。7.2 #1、#2低加的投入与#3低加投入类同。7.3 #3低加的停止 a.关闭#3低加进汽门。 b.关闭#3低加疏不至#2低加水门。 c.关闭#3低加空气门，开启#3低加汽侧放水门。d.开启#3低加凝结水旁路门，关闭出、入口水门。7.4#1、#2低加的停止与#3低加类同。第八节.胶球清洗装置的投入与停止8.1启动前的准备与检查 a.联系司机，检查循环水系统运行正常。胶球泵电机测绝缘合格。b.送上胶球清洗装置控制箱及胶球泵电源。 c.检查胶球泵进口阀门关闭，分配器出口门关闭。d.分配器切至要清洗的一侧。 e.将收球室手动切换阀至“关”位置，打开装球室手孔，加入已经用水浸泡好的胶球200个，关好手孔。f.关闭分配器出口门，开启胶球泵入口门。 25 8.2胶球清洗 a.将收球网往收球位置扳动，到位后锁牢。b.启动胶球泵，开启分配器出口门（清洗侧），检查泵运行正常。c.将装球室切换阀至“开”位。 d.胶球清洗时间为60分，特殊情况可延长清洗时间。e.胶球清洗的同时禁止进行二次滤网排污冲洗。8.3收球 a.将装球室切换阀切至“关”位置，收球30分钟。b.关闭分配器出口门及胶球泵入口门，停胶球泵。 c.开启装球室放空气门，放水门，放尽水后，打开手孔门，清点数目，收球率应90%以上。 d.将收球网往开位置扳动并固定。e.断开胶球清洗装置控制箱电源。第九节.除氧器的投入与停止9.1除氧器的投入前的检查： a.联系热工，各仪表、电动门、电动调节门、水位计及保护送电。b.检查除氧器紧急放水电动门，溢水电动门、加热调节门、补充水调节门，开关试验正常。c.除氧器水位、保护试验合格。9.2除氧器的投入： a.向厂公用蒸汽母管送汽，供汽前应充分暖管疏水。 b.联系化验，向除氧器补除盐水，当水位到-700mm，通知化验水质，如不合格应进行放水，直至合格。 c.水质合格后补水至-200mm，开启再沸腾加热门，加热水箱中的水。 d.当水位升至500mm，停止上水，根据锅炉要求控制水温。e.应锅炉要求，开给水泵。f.机组启动后，凝结水质合格并回收后，开启厂公用蒸汽母管至除氧器加热门，调整调节门，关闭除氧器再沸腾门，控制除氧器压力0.02 ~ 0.25MPa。 g.当三抽压力达0.3MPa以上时，除氧器加热倒至本机三抽供汽。h.当除氧器压力达0.3MPa以上时，机组轴封供汽倒为本机除氧器汽平衡供，注意汽平衡管道充分疏水，以防止轴封进水。i.除氧器并列运行前应使： 各水箱的水位应接近相同 各出氧器的压力接近相同 水温差不大于10-15℃ 水质合格 并列时先开汽侧平衡门 ，然后打开水侧平衡门或下水门。 26 （注意：检修完毕后管道应充分放汽） 第十节.凝汽器的半面清洗10.1停用 a.汇报值长，准备好操作票，将负荷减至12.5MW。 b.关闭停用侧凝汽器进水电动门，出水电动门，关闭汽侧空气门，开启水侧放空气门及放水门注意真空、排汽温度、差胀、振动变化。 c.关闭停用侧胶球泵入口门，分配器出口门。联系热工将停用侧进、出口电动门停电。通知检修进行清洗。 d.凝汽器真空不低于 - 81.5KPa，否则适当减少负荷。e.凝汽器水室人孔门打开时，应注意真空的变化。10.2投用 a.检修清理完毕，工作票收回，拆除安全措施，准备好操作票。b.关闭投用侧凝汽器放水门，联系热工将进、出口电动门送电。c.缓慢开启进水电动门，当水侧放尽空气，有水流出后，关闭空气门，开启出口电动门。 d.开启投用侧凝汽器空气门，检查凝汽器真空应上升。e.汇报值长，机组逐渐加负荷。第十一节.给水泵的启动与停止 11.1给水泵遇有下列情况不能启动： a.主要表计不能投入（如电流表、油压表、出入口压力表）。b.给水泵出口逆止门不严。c.保护试验不合格或不能投入。d.辅助油泵工作失常。e.油质不合格。 f.密封水系统不能投入。g.电机绝缘不合格。11.2给水泵的启动 a.暖泵:暖泵是给水泵最重要的启动程序之一,可由除氧器来水经给水泵入口进入泵内,在吸入段下部放水。应控制温升速度（1-2℃/min）。 b.将冷却水系统全部打开。 c.检查泵进水压力和温度，进水压力不低于该温度下气化压力的1.13倍。 d.各仪表全部装好，润滑油辅助油泵已投入，润滑油循环正常，油位正常，泵轴承前润滑油压为0.06-0.13MPa。 e.启动给水泵，达到额定转速后迅速停泵，记录惰转时间，如不小于50秒可正式启动给水泵。11.3给水泵运转中的检查与维护 27 a.检查泵进水压力和温度，进水压力不低于该温度下气化压力的1.13倍。 b.检查出水压力并及时调整。 c.检查平衡回水压力（高于进水压力0.05MPa以下）。d.轴承回油温度不超过65℃。 e.冷却水进水与回水温度之差不大于10℃。f.注意检查油箱油位及润滑油质。 g.定期测振并记录。给水泵振动值不大于0.05mm，振动超值时应解体检查找出原因。 h.主机甩负荷时除氧器压力下降，经常引起给水泵汽蚀。应采取如下措施予以避免。 ①除氧器应设压力水位自动调节和压力自动调整器②除氧器应有0.8-1.3MPa充足且可靠的备用汽源。 ③除氧器补充水、凝结水回收、复水的水位调整都不允许幅度太大，应缓慢进行。 ④除氧器运行中因工况需要降压运行时，水温下降的梯度为0.5-1℃/分，并关闭除氧器放气门。11.4液力耦合器的启动 a.应先检查油标显示得油位是否在最低和最高油位之间 b.冷却水管路是否接好及油箱工作油温度，如果油温低于5℃，可采 用加热器加热； c.启动时应使液力耦合器勺管处于最低转速位置； d.在主电机启动前，应先开辅助润滑油泵，当主电机完成启动过程 后，滤油器后压力表P=0.2-0.25MPa时，才能停止辅助润滑油泵。 11.5液力耦合器的使用 a.耦合器运转时，可通过外部控制装置（电动执行器、电动操作器） 手动或电动调节耦合器勺管位置，任意改变液力耦合器的输出转速。 b.液力耦合器油温油压参考值 设置项目出口温度（℃）进口温度（℃）出口油压（MPa）滤清器前油压（MPa）滤清器后油压（MPa） 正常范围值45-85≤450.05-0.40.12-0.250.12-0.25 0.450.30.3 0.030.10.1 上限报警值 85 下限报警值 5 c.定期检查油箱油位，定期清洗供油泵吸入滤网，新机首次运转500 小时后，应把滤油器拆下清洗。液力耦合器的双联滤清器在其前后压差超过规定值时应切换清洗。液力耦合器正常工作时，滤油 28 器手柄可放在中间位置，把手柄拨到“左”或“右”位置时，则可不停机拆卸清洗滤清器滤芯，定期检查油质，及时更换工作油。 ★偶合器在使用过程中，在任何情况下，油位不准超过最高油位， 也不准低于最低油位。11.6给水泵的停止 a.关闭泵出口阀门，关闭时应确保最小流量系统在最小流量时能起作用。 b.润滑油泵应确保启动。 c.按下电机停止按钮，观察转速是否逐渐下降，转子不应突然停转。d.给水泵机组停转后，停止润滑油泵（吸油站油泵或耦合器辅助油泵）。 第十二节减温减压器的投入与停止 12.1减温减压器的投入 ①冷态启动前应先检查下列项目： a. 检查表计齐全完好，表计阀门开启。 b. 热工人员送上电动门的电源并试验减压阀、温度调节阀动作良好。 c. 下列阀门关闭： d. 减压器进汽电动门及旁路二次门，给水母管来减温水门， 减压器至分汽缸手动门。 e. 下列阀门应开启： 减温减压器本体疏水门，至分汽缸手动门前疏水门，减 压器减压门微开，减温减压器进汽电动门前疏水门。 ② 减温减压器前管道暖好管，稍开进汽电动旁路一次门暖管至 分汽缸手动门前。 ③ 逐渐开大进汽门旁路一次门待接近全开时开启进汽电动门关闭旁路一、二次门。 ④ 缓慢开启减温减压器减压门逐渐提升门后压力，待比母管压 力高约0.2MPa时开启减温减压器至分汽缸手动门并入热网。 ⑤ 当二次汽温达到300℃时投入减温水，保持二次汽温在300℃。 并逐渐开大压力调节阀接待负荷。 12.2减温减压器的停用 : ① 逐渐关小减压阀并相应关小温度调节. ② 减负荷的速度应控制在5ｔ/ｈ. ③ 关闭减温减压器进汽电动门.进汽门前疏水门微开,门后疏水 门微开处于热备用状态. 第五章 汽轮机的启动与停止 1.启动前的基本要求 1.1运行人员有机组启动前应了解设备安装检修、改进、变更情况。 29 按照机组启动试验要求，遵照规程进行分部试运和恢复系统。1.2准备好启动用的转速表、振动表以及开机工具，检查各系统正常。 1.3核对已收回的工作票，查阅检修交待，检查设备周围无妨碍运 行的杂物，沟、坑、洞盖板铺设牢固，现场卫生清洁。2.启动前的检查和准备 2.1联系热工送各仪表电源，汇同热工调试电动门、调节门开关良 好，开关方向正确，并记录电动门开关时间，灯光音响报警，试验良好。 2.2对机组保护、联锁按规程要求进行试验，将设备电源开关、联 锁开关、保护开关置于解除位置，保持操作电源及联锁保护电源。 2.3检查油箱油位在最高油位，联系电气送高压油泵交流润滑油泵、 直流油泵电源，启动交流润滑油泵进行油循环。 2.4油质化验合格，润滑油温、油压正常，投入连续盘车，听测机 组内部有无金属磨擦声。 2.5检查润滑油温，低于25℃时投入交流调速油泵提升油温。2.6向厂公用蒸汽母管送汽，除氧器上水加热，给水泵暖泵。（单机运行） 2.7启动高压电动油泵，停交流润滑油泵，做调速系统静态试验。2.8轴封系统暖管疏水，混温联箱暖箱。2.9启动排烟风机，保持油箱负压。 2.10向凝汽器补水，关闭真空破坏门，启动射水泵，投入射水抽气器，凝汽器抽真空。 2.11检查循环水泵达到启动条件，（循环泵放气）启动循环泵向凝 汽器供水，检查循环水泵压力、电流正常。 2.12启动凝结水泵，调整再循环水门，保持热水井水位在600mm， 凝结水压力1.0MPa，低加随机启动。2.13根据锅炉要求，启动给水泵向锅炉上水。3.冷态滑参数启动操作 3.1 主蒸汽管道暖管：锅炉点火后 全开主蒸汽管道疏水及电动主 汽门前疏水，暖管至电动主蒸汽门前 。 3.2 锅炉升温升压的同时可根据情况调整各疏水门开度，以利于温 度的提升。但升温速度≤5℃/min，升压时按下表执行： 压力范围（MPa）0.2-0.5升压速度 0.05 0.5-1.50.1 1.5-4.00.2 4.0-8.830.5 3.3向轴封送汽，保持蒸汽压力0.01 ~ 0.1MPa，温度150℃，同时开启轴加进汽门，投入轴封加热器。 3.4检查主汽门、抽汽门严密性及盘车运行情况，注意缸温变化， 30 防止冷水、冷汽进入汽轮机。 3.5凝汽器真空达 - 30KPa,打开汽轮机所有疏水门。3.6机组冲转条件： a.主汽压力1.08 ~ 1.86MPa，主汽温度240 ~ 280℃（过热度50℃以上）。 b.连续盘车2小时以上。 c.凝汽器真空 - 71.6KPa以上。d.高压电动油泵出口油压2.0MPa，润滑油压0.09 ~ 0.12MPa,润滑油温40 ~ 45℃,主油箱油位+100mm,。d.抽汽供热系统位于切除状态。3.7冲转与升速 3.7.1做好人员分工，汇报值长，通知锅炉、电气冲转。 3.7.2投入轴向位移保护、低油压、差胀、轴瓦温度高、轴承回油 温度高、超速等保护。3.7.3磁力断路油门复位。 3.7.4顺时针操作启动阀手轮至止点，危急遮断滑阀应挂闸。3.7.5逆时针操作启动阀手轮，安全油压建立并逐渐升高，自动主汽门逐渐开启。 3.7.6冲转：考虑到汽缸进汽部分均匀受热，用电动主汽门旁路门 冲转，冲转时一次门全开，二次门冲转。 a.冲转后应盘车装置自动甩开，否则立即停机。转子冲动后关闭汽门做听音检查，正常后以100r/min的升速率升至500r/min暖机10-15 分钟，全面检查机组运行状况。 b.冲转同时，可投入汽缸法兰加热，并全面记录一次。 c.500r/min暖机结束检查无异常后以100r/min的升速率升至1100r/min暖机30分钟。 d.若机组转速在1100r/min以下振动大于或等于0.03mm，应降低转速继续暖机后重新升速，若振动仍然大于0.03mm应再次降低转速暖机，此操作不得超过三次，否则应立即打闸停机，查明原因，消除缺陷后才能重新启动，并检查胀差及上下缸温差。 e.1200r/min中速暖机完毕，若汽缸温升不大，检查无异常后过临界转速，须主意： ①过临界转速时应平稳、迅速、振动大于0.1mm应立即打闸停机. ②升速时真空不得地低于-70KPa ③升速率不得低于400r/min f.过临界转速后转速升至2400r/min暖机10-15分钟，检查无异常后用电调将目标转速设置为2000r/min将调门关小，待高压 31 油动机行程降低并稳定后开启电动主汽门，关闭旁路一、二次门。 g.以300r/min的升速率升至3000r/min，并根据主油泵工作情况逐渐关小高压油泵出口门，注意主油泵出口油压正常，停高压电动油泵，然后开启高压电动油泵出口油门。注意泵不应倒转。h.密切监视真空、轴承温度、风温，及时投入冷油器、空冷器，及时调整凝汽器水位。真空达到-81.4KPa时投入低真空保护。i.3000r/min暖机完毕，汽缸绝对膨胀大于3.0mm全面检查机组正常，汇报值长，通知电气、锅炉并列 ★注意排汽温度达到80℃时低压缸喷水装置投入。3000r/min后把门杆漏汽至除氧器或公用蒸汽门打开。总共暖机时间表： 0-500r/min500r/min500-1100r/min1100r/min1100-2400r/min2400r/min2400-3000r/min总共暖机时间 5min10-15min6min30min3min10-15min2min66-76min 3.8并列带负荷 a.机组并列后，投入发电机保护、发电机跳闸保护及抽汽逆止门联锁。 b.通知锅炉以汽压0.05MPa/min，汽温2℃/min的速率带负荷。c.以0.5MW/min的速率将负荷增至2.5MW，暖机20 ~ 30min，全面检查机组各部运行情况正常，并全面记录一次。 d.以1.0MW/min的速率将负荷增至12.5MW，暖机70 ~ 80min，并全面记录一次。 e.凝结水合格应及时倒入除氧器。 f.汽缸调节级处下半外壁温度达320 ~ 350℃，胀差在允许值范围内，停用法兰加热装置。 g.负荷达6.3MW时，分别关闭各处疏水。 h.三抽压力达0.3MPa，除氧器加热改为本机三抽供。 i.及时调整轴封供汽随着负荷增加关闭公用蒸汽（汽平衡）至均压箱进汽门，但必须暖好管处于备用状态。 j.负荷至12.5MW后，可投用#1、#2高压加热器，#1高加汽侧压力高于除氧器压力0.3MPa将高加疏水倒入除氧器。 k.负荷至17.5MW投入调压系统，开启抽汽供热电动门，向外供汽。 32 l.供热负荷稳定后，以1.0MW/min的升负荷率升至25MW。m.加负荷过程中，如出现异常振动，应立即打闸停机或减负荷，直到查明原因，消除振动后再升速或加负荷。n.按要求做真空严密性或甩负荷试验。3.9带负荷中注意事项：a.经常监视主汽压力、温度，使其不偏离启动曲线。如汽温在10min内上升或下降超过50℃，应立即打闸停机。 b. 正差胀增大较快，暂停增加负荷，加大法兰加热装置进汽量。负胀差增大时，应及时查明原因，并适当加快带负荷速度。c.及时调整凝汽器、除氧器、高、低压加热器水位及轴封压力，监视轴向位移，差胀，汽缸膨胀，各轴瓦温度汽缸温度及温差正常，并每30min全面记录一次。 d.及时调整冷油器出口油温、发电机入口风温。 e.为提高机组经济性，应尽可能使抽汽压力保持在热网允许压力的最低点，但不应低于规定值。f.接带热负荷的过程中，应注意监视整个调速系统的动作情况。注意监视段和抽汽压力变化情况，注意排汽流量及温度的变化。g.电、热负荷不宜同时增加，热负荷增加不应超过4 ~ 5t/min。4.冷态额定参数启动操作 4.1主蒸汽管道暖管同冷态滑参数启动。 4.2向轴封送汽，开启轴加抽空气门，投入轴封加热器。 4.3检查主汽门、抽汽逆止门严密性及盘车运行情况，注意缸温变 化，防止冷却水、冷汽进入汽轮机。4.4汽缸法兰加热混温联箱暖箱。 4.5凝汽器真空达 - 20KPa，打开汽轮机所有疏水门。4.6机组冲转条件 a.主汽压力8.73MPa，主汽温度535℃。b.连续盘车两小时以上。c.凝汽器真空71.6KPa以上。 d.调速油压1.96MPa，润滑油压0.10MPa,油温40 ~ 45℃,油位 + 100mm。 e.抽汽供热系统位于切除状态。4.7冲转与升速带负荷 按制造厂规定冷态额定参数启动与冷态滑参数启动冲转升速带负荷程序相同。5.热态启动的特殊规定 5.1热态额定参数启动的特殊规定：凡调节级后下汽缸温度在200以上称之为热态启动。 a.启动前，交流润滑油泵，机组连续盘车，听测机组内部声音正 33 常，连续盘车2小时以上，调节级处上、下缸温差不超过50℃。b.开启机组所有疏水门 c.轴封系统暖管，轴封供汽由公用蒸汽母管或汽平衡供汽，均压箱暖箱完毕后向前后汽封送汽，并投入汽封加热器。 d.启动射水抽汽器，开启空气门抽真空，启动前真空值达—81.4KPa以上。 e.蒸汽参数达到1.08-1.86MPa，汽温必须有50度以上的过热度且比调节级后上缸温度高50度以上后冲转，保持机组转速500r/min左右，对机组进行全面检查。 f.确认一切正常后，以200r/min的升速率升至额定转速。g.升速过程中应真空应随转速上升，逐渐提高到额定真空。 h.定速后机组无异常，可通知电气在5min内并列，然后以1.5 ~ 2.0MW/min的速度平稳地增加负荷直至缸温不再下降。i.负荷增至12.5MW，停留15min，可以投入高加。j.负荷增至17.5MW可投入抽汽供热系统。 k.热态启动时应严密监视振动、胀差，如果突然发生较大的振动，必须立即打闸停机，投入连续盘车，绝不允许降速度等待观望拖延时间。6.滑参数停机 6.1停机前的准备工作 a.接值长停机命令后，准备好操作票及各种工具、记录，根据情况，选择停机方式，对机组进行全面检查。 b.试验交、直流润滑油泵，交流调速油泵、盘车电机正常工作。c.试验主汽门、调速汽门灵活无卡涩。 d.轴封公用蒸汽汽源、法兰加热系统，除氧器备用汽源暖管（单机运行）。 6.2滑参数停机操作步骤 a.汇报值长，联系锅炉、电气，准备滑参数停机。b.若电负荷较高，适当降低电负荷至20000KW，并切除供热抽汽，将机组转为纯凝工况运行。 c.联系锅炉开始降温降压，负荷自然下降，使调节汽门保持接近全开。 d.待调节汽门全开，要求锅炉维持住蒸汽压力不变，降低主蒸汽温度，降温速度为1-1.5℃/min，负荷自然降低，待降至过热度为50-70℃时，停止降温，通知锅炉降低主蒸汽压力，降压速度为0.025-0.03Mpa/min,上述操作交替进行。 e.当主蒸汽温度低于汽缸法兰内壁金属温度时，投入法兰加热装置。法兰金属壁温与冷却蒸汽的最大温差为80 ~ 100℃。f.当调节级后蒸汽温度低于汽缸法兰内壁金属温度30℃暂停减负 34 荷。 g.减负荷过程中，注意三抽压力低于公用蒸汽母管压力时停三抽。h.注意胀差变化，当胀差达 - 0.5mm时，停止降负荷，稳定运行一段时间后，调整差胀后再减负荷。i.根据凝汽器水位开启凝结水再循环水门。j.负荷减至6.3MW时，开启所有疏水门。k.将高加、低加解列，关闭各抽汽门。 l.减负荷过程中应注意低压缸喷水装置投入。 m.负荷减到零，联系电气解列发电机，启动交流润滑油泵。 n.打闸停机，记录打闸时间，观察主汽门，调速汽门，旋转隔板，各抽汽逆止门关闭。 o.关闭电动主汽门，解除低油压外的所有保护。p.停法兰加热装置，调整轴封供汽。 q.转速降至300 ~ 400r/min，开启真空破坏门，并记录。在紧急情况下如要求减少隋走时间，可在打闸后立即打开真空破坏门。r.转子静止，真空到零，停轴封供汽，记录隋走时间。停轴加，停射水抽气器。 s.投入连续盘车，注意盘车电流正常。t.调整冷油器冷却水门，停空冷器冷却水。 u.排汽温度低于45℃，停循环水泵、凝结水泵。机组打闸后关闭门杆漏汽至除氧器门或公用蒸汽母管门。v.根据锅炉要求，停给水泵及除氧器加热。 w.汽缸调节级处上半内壁金属温度降到150℃时，停止盘车，盘车停止2 ~ 8小时后，停润滑油泵，并解除低油压保护。x.停机后确认主油箱内无烟，停排烟风机。 y.关闭隔离汽门，电动主汽门前压力到零，开启防腐汽门。6.3滑参数停机的注意事项： 6.3.1停机过程中每15min记录金属温度一次，并记录负荷、主汽 压力、主汽温度。盘车投入后每30分钟记录一次直至盘车停止，并应记录盘车电流。 6.3.2 减负荷过程中严密监视机组振动，胀差在规定范围内，发生 异常振动时，停止减负荷，打闸紧急停机。 6.3.3盘车时如果有磨擦声或其它不正常情况应停止连续盘车改为 定期盘车，消除热弯曲后，连续盘车4小时以上。 6.3.4停机后应严密监视并采取措施，防止冷汽、冷水倒入汽缸。6.3.5及时调整法兰加热，控制汽缸法兰内外壁温差在80℃以内， 左右温差在25℃以内，上下温差在35℃以内。 7.DEH操作步骤 7.1流程图画面操作 35 7.1.1DEH操作画面说明 1、在Smartpro系统流程列表菜单上，用鼠标点中“电调主控”图标即进入DEH的“主控画面”； ● 在菜单区下面是状态显示区，表明汽机当前的运行状态，指示灯灯亮（绿色或红色）有效。状态指示灯，分别为已挂闸、主汽门开、转速过临界、并网、已供热、紧急手动、滤网阻塞和仿真状态等字样，图中还有指示汽机的运行参数。2、画面中可操作的按钮上的指示灯变亮或指示块变亮都表示汽轮机进入该种运行状态，无效时按钮灯变暗表示汽轮机退出该种运行状态。 7.1.2启动 系统上电后的初始状态： 系统上电后，DEH画面状态显示区： ● 已挂闸、主汽门开、转速过临界、并网、已供热、紧急手动和仿真状态灯均灭；硬操盘： ● 调门开度显示正常； ● 超速试验钥匙开关置于“正常”；● “紧急手动”、“手动增”、“手动减”按钮灯均灭。启动步骤：1、先检查DEH控制柜电源是否正常，220VDC电源是否送到DEH控制柜，各个部分的工作油压是否为正常值。 2、启动准备：在现场进行挂闸，并且开启主汽门，点击“运行”按钮，DEH画面相应的状态会改变；“已挂闸”灯亮，“主汽门开”灯亮，转速控制面板点亮。机组已进入等待冲转状态。 在汽轮发电机组并网前，DEH为转速闭环无差调节系统，其设定点为给定转速。给定转速与实际转速之差，经PID（Proportional-Integral-Derivative Controller）调节器运算后，通过伺服系统控制油动机开度，使实际转速跟随给定转速变化。在目标转速设定后，给定转速自动以设定的升速率向目标转速逼近。当进入临界转速区时，自动将升速率改为400r/min/min快速冲过去；若进入临界区前的升速率已大于400r/min/min，则升速率保持原值不变。在升速过程中，通常需对汽轮机进行暖机，以减小热应力。 *目标转速是期望达到的转速；给定转速是经转速率处理后对机组的转速请求。3.设置目标转速 机组在挂闸运行时，根据高压缸壁温度自动判断机组状态，系统会自动选择一个升速率分别为（冷态100rpm/m、温态200rpm/m、热态300rpm/m、极热态500rpm/m）。在转速控制栏目标转速输入 36 框中单击鼠标左键，输入目标转速（一般设定为3000r/min）值，回车。 在下列情况下，DEH会自动设置目标转速： □ 并网状态下发电机油开关断开时，目标转速为3000r/min； □ 汽机已跳闸，目标转速跟踪给定转速，给定转速跟踪实际转速； □ 目标转速的上限值，钥匙在正常位在3060r/min或钥匙在试验位为3450r/min； □ 目标转速错误地设在临界区，将其改为该临界转速区的下限值，具体数据根据机组而定。4、冲转 ● 目标转速设定后，给定转速将以默认的升速率向目标转速靠近，机组开始冲转； ● 司机可根据实际情况在升速率输入框内修改升速率，允许取值范围为0～800r/min/min； ● 随着给定转速的增加，总阀位给定增加，油动机开启，机组转速增加； ● 500转暖机：机组转速升至500r/min，“暖机”灯亮，机组保 持500r/min；暖机时间为司机在自动暖机时间设定窗口中设定的暖机时间，或按灭“暖机”按钮后继续升速； ● 转速过临界 给定转速进入临界区时，自动以400r/min/min以上的升速率冲过临界转速区，临 界转速区根据不同机组而定。 ● 1200转暖机：机组转速升至1200r/min，“暖机”灯亮，机组 保持1200r/min；暖机时间到司机在自动暖机时间设定窗口中设定的暖机时间，或按灭“暖机”按钮后继续升速； ● 2500转暖机：机组转速升至2500r/min，“暖机”灯亮，机组 保持2500r/min；暖机时间到司机在自动暖机时间设定窗口中设定的暖机时间，或按灭“暖机”按钮后继续升速； ● 升速至2950r/min时，升速率自动改为50r/min/min； ● 操作员控制 在升速过程中：(1)单击“保持”按钮，“保持”灯亮，机组维持当前转速；若此转速落在临界转速区内，将自动降到该临界转速区的下限值；(2)可随时修改目标转速和升速率。5、3000 r/min定速 给定转速等于目标转速后，机组维持在目标转速3000 r/min。 新机组或大修后首次启动，需进行各种电气试验。做假并网试验时，发电机隔离刀闸断开，DEH接收到假并网信号，在油开关同期合闸后，由于发电机并未并网，DEH仍然为转速控制状态。 37 6、同期 并网前的各试验均完成后，机组转速在2985～3015r/min时，可转入同期方式。当电气方面发出同期申请后，按亮同期按钮，DEH即进入同期方式，同时DEH发出“同期允许”信号，电气此时根据情况，发出同期增或减信号，调整机组目标转速，以满足同期要求。 DEH收到同期增、减信号后，转速在2985～3015r/min内，以当前的变化率变化，将机组带到同步转速。7、并网带初负荷 当同期条件均满足时，油开关合闸，DEH立即自动在原有的阀门开度上增开4%左右，此开度可根据机前压力适当进行调整，使发电机自动带上初负荷避免出现逆功率。并网后DEH处于阀控状态。 ☆在电调升速过程中无法切至紧急手动，在并网后如果切至 紧急手动状态下，若机组此时解列机组将自动跳闸，等待伺服板切回自动后才能重新启机。 8.升负荷 8.1阀位控制升负荷 并网带初负荷后，操作员可通过点按“阀控”栏内的增、减按钮，改变总阀位给定值（单位为%），从而控制调门开度，来控制负荷。8.2功率控制升负荷 DEH系统在并网后将自动进入阀控状态，功控条件满足时，方可投入负荷反馈。在目标功率输入框内单击鼠标左键，输入目标功率值，按“回车”键，机组功率自动以当前负荷率向目标值靠近，操作员可在负荷率输入框内修改负荷率。8.3暖机 汽轮机在升负荷过程中，考虑到热应力、胀差等各种因素，需进行暖机。若需暂停升负荷，可单击主控画面上“保持”按钮，发“保持”指令。 在滑压升负荷期间，一般不投功率控制方式。若需暖机，应由燃烧控制系统维持燃烧水平，来保持负荷不变。否则应投功率反馈，通过调节阀的节流作用，来保持负荷不变。8.4并网状态下控制方式的投切8.4.1功率反馈 功率控制器也是一个PID调节器，给定功率与实际功率的差值，经过计算给出负荷参考量来控制调节阀开度，保持功率不变。8.4.2功率反馈投入 在电网要求机组维持负荷不变时，可投入功率反馈控制。功率控制的投入条件为： (1)机组已并网，负荷在额定功率的3%～104%之间； (2)功率信号正常； 38 (3)主汽压力低限制（TPC）未动作；(4)高负荷限制未动作；(5)快卸保持未动作；(6)真空低保护未动作；(7)不在CCS方式；(8)不在紧急手动方式； 当以上条件满足时，单击主控画面上“功控”按钮，如按钮灯点亮，则表明功率反馈已投入。 操作员在目标功率输入框内修改目标功率，负荷率也可在负荷率输入框内修改。8.4.3功率反馈解除 在功率反馈投入时，若下面任一条件出现，则功率控制切除： (1)单击主控画面上“CV阀控”按钮； (2)负荷小于3%或大于104%或功率信号故障； (3)油开关断开； (4)汽机跳闸； (5)主汽压力低限制（TPC）动作； (6)高负荷限制动作； (7)快卸保护动作； (8)真空低保护动作； (9)进入CCS方式； (10)紧急手动方式。 当“功率控制”按钮灯灭时，表明功率反馈已切除。 不在协调控制方式下，功控、阀控两者之间可相互切换。在下列情形下，为保证切换无忧，DEH将自动跟踪当前的相应的实际值设置目标值： □ 功率反馈刚投入时，目标功率值为当前负荷值（MW）；□ 反馈刚切除时，阀位给定为参考量（%）；□ 跳闸时，目标为零； □ 目标太大时，计算机将控制在限制范围内。8.4.4 一次调频 汽轮发电机组在并网运行时，为保证供电品质对电网频率的要求，通常应投入一次调频功能。在电调控制方式下，一次调频的投入与否，取决于转速死区范围，当机组转速超出死区后，一次调频功能才起作用。频率调整给定按不等率随转速变化而变化。在电调控制方式下，一次调频起作用的条件为： (1)控制系统处于功控方式或阀控方式； (2)并网； (3)转速超出死区。 39 通常为使机组承担合理的一次调频量，调整DEH的不等率、死区与液压调节系统的不等率、迟缓率相一致。 不等率在3～6%内可调，初始值设为4.5%，死区在0～30r/min内可调，初始值设为15.0r/min。8.4.5高负荷限制 并网后，若需修改高负荷限制值，在主控画面高负荷限制的输入框内单击鼠标左健，输入高负荷限制值，按“回车”键，则修改完毕。 当负荷大于高负荷限制值时，高负荷限制动作，DEH转为阀控方式，总阀位给定以12%/min的速率减小，功控和阀控按钮灯变灭，同时高负荷限制左侧红灯闪烁，负荷低于限制值或总阀位给定减到20%时，动作结束。9.投入供热9.1供热投入 1、在负荷高于额定负荷的70%后，按亮“供热方式”按钮进入“准备供热”状态。“准备供热”状态进入后，首先进入“IV阀控”状态。 2、在未投入“准备供热”状态以前，IV阀是全开状态；“准备供热”状态投入后，IV阀接受“IV阀控”的控制信号。 3、当在“准备供热”状态后，通过调整IV阀位的状态来调整抽汽压力。当抽汽压力满足供热条件后，截止阀和逆止阀都开启后，已供热的灯会亮，表示机组已经进入供热状态。9.2抽汽供热阀位控制方式 进入“准备供热”状态后，如果在“IV阀控”方式，操作员可通过点按“IV阀控”栏内的增、减按钮，改变IV总阀位给定值（单位为%），从而控制调门开度，来控制抽汽压力，来满足系统要求。9.3抽汽供热压力控制方式 进入“准备供热”状态后，在热网要求机组维持抽汽压力不变时，可投入压力反馈控制。抽汽压力控制器是一个P调节器，利用给定压力与实际压力的差值，根据高抽不等率，经过计算修订IV调节阀开度，保持压力不变，是有差调节。抽汽压控的投入条件为： 1、机组抽汽压力在额定压力70%～120%之间； 2、抽汽压力信号正常； 3、各种保护未动作； 4、不在紧急手动方式； 5、在已经供热的状态下。 当以上条件满足时，单击主控画面上“抽汽压控”按钮，如按钮灯点亮，则表明压力反馈已投入，在“抽汽压控”的方式下按“IV阀控”按钮可以退出压力反馈，进入“IV阀控”状态。 40 操作员可在目标抽汽压力输入框内修改目标抽汽压力，负荷率也可在0～5%额定抽汽压力范围内修改。9.4供热解偶方式9.4.1解偶方式 在进入“抽汽已供热”状态后，为了希望单独调节功率、抽汽压力中的任何一个参数，尽量减少互相之间的牵连影响，可投入“解偶方式”进行牵连控制。“解偶方式”是通过计算解偶系数，将操作员对于功率、抽汽的单独调节指令，牵连附加在CV、IV的控制调节上，CV、IV的控制不再与“CV阀控”“IV阀控”的指令一一对应，而是相互作用。 9.4.2投入退出解偶方式解偶方式投入条件为： (1)“抽汽已供热”状态；(2)不在紧急手动方式； 当以上条件满足时，单击主控画面上“解偶方式”按钮，如按钮灯点亮，解偶方式控制已投入。在解偶效果不理想或不需要解偶调节时可随时按灭该按钮退出“解偶方式”。10.主汽压力限制 10.1修改主汽压力低限制值 在低汽压限制（TPC）未投入时，可修改汽压限制设定值。在低汽压限制输入框内单击鼠标左键，输入低汽压限制值，按“回车”键，则修改完毕。 低汽压限制投入时，不能修改低汽压限制值。10.2低汽压力限制(TPC) 低汽压限制投入条件为： (1)主汽压力信号无故障；(2)主汽压力大于90%； (3)当前主汽压力超过限制值5%。 条件满足后，单击“低汽压限制”按钮，按钮灯亮，表示主汽压力低限制已投入。当主汽压力低于限制值时，主汽压力低限制动作，总阀位给定以6%/min的速率减小，主汽压力高于限制值或总功率减到20%时，动作结束。 动作结束后自动默认为阀控方式。 在低汽压限制投入时，主汽压力故障或功率故障或单击“低汽压限制”按钮，按钮灯灭，表示低汽压限制已切除。11、 超速试验 1、超速110%试验 (1)机组在脱网转速控制状态下运行； (2)将硬操盘上超速试验钥匙开关置于“超速试验”位，此时目 41 标转速最高可设定为3450r/min; (3)切除ETS接收DEH发出的110%超速停机保护； (4)修改合适的升速率，并在目标转速框内输入需要的目标转速，机组转速向目标转速靠近； (5)当转速接近3300r/min时，飞锤击出机组跳闸，记录试验结果。 (6)试验完毕，将硬操盘上超速试验钥匙开关置于“正常”位。注意：超速试验时应严格遵守汽轮机制造厂关于超速试验的有关规定。 12.紧急手动 12.1操作员切手动 并网后，操作员按住硬操盘上“手动”按钮，按钮灯亮，松开按钮，伺服单元转为手动控制方式；DEH转为手动方式，退出所有控制方式，DEH的输出值自动跟踪伺服单元的手动给定值。可通过点按“手动增”、“手动减”按钮来修改输出信号增减负荷，增减速率为50%/min。 再按住硬操盘上“手动”按钮，伺服单元判断跟踪正常后按钮灯灭，伺服单元即转为自动方式，接受总阀位给定信号。 ☆在升速阶段，不允许切为紧急手动控制方式，并网除非遇到紧急情况，否则不要切至手动方式运行。12.2故障切手动 若通讯故障，伺服单元自动切为手动方式，硬操盘上“紧急手动”按钮灯亮。操作员可通过点按“手动增”、“手动减”按钮来增减负荷，增减速率为50%/min。 通讯正常后，伺服单元判断跟踪正常后按钮灯灭，伺服单元即转为自动方式，接受总阀位给定信号。 13. 调门严密性试验 机组未并网之3000rpm定速前，做调门严密性试验步骤： ● 将钥匙开关转动到试验位置。 ● 切换至电调试验窗口，当窗口中试验条件全部满足时所有试验条件的灯变红，仔细阅读窗口中的试验步骤且严格执行。 ● 按亮调门试验按钮，调门将自动关闭，同时记录惰走时间。● 当司机认为转速低于可接受转速时按停止试验按钮，结束试验，机组将自动按当前的升速率自动逼近目标转速。● 将钥匙开关转动到正常位置。 ☆注意：在做完调门严密性试验后，一定将钥匙开关转动到正常位置，否则将闭锁掉110%电超速保护，影响机组运行安全。14、阀门维修开关的使用 机组未运行，由于没有蒸汽进入实际冲转，所以转速回路无 42 法投运。在机组未运行之前能开关阀门试验时的唯一手段是使用阀门维修开关。 ● 启动调速油泵后，等待调速油压正常，可以使调速系统工作时，先进行挂闸和开主汽门，使机组进入等待冲转状态。 ● 按亮阀门维修开关按钮，输入阀门变化率，直接输入阀门的目标值，阀门会开关至目标位置，再做相应的试验。 ● 在做完试验后，将阀门维修开关按钮按灭，阀门会自动关闭至零位。 ☆注意：在机组正常运行时，不要将阀门维修开关按钮按亮，这样会使阀门停留在固定位置不变，失去控制功能，影响机组正常运行。 15. 自动调零调幅功能 在机组未正式启动之前，进行自动调零调幅功能。 ● 启动调速油泵后，等待调速油压正常，可以使调速系统工作时，先进行挂闸和开主汽门，使机组进入等待冲转状态。● 切换至电调试验窗口，当整定窗口所示条件均满足时，按亮“允许整定”按钮，按CV或IV“开始整定”按钮，“整定中”的灯会亮，阀门会自动开关一次，计算机自动记录油动机的零位和幅值。 ● 在试验中“整定失败”灯如果亮，表示整定功能没有正常进行，需重新进行此功能。 ☆注意：通常机组功能已经整定完毕，不要轻易进行此功能。● 机组正常运行中，此功能已经被闭锁。16. 仿真模拟 16.1投入仿真方式 DEH仿真运行的条件为： ● 机组已跳闸 切换至电调试验窗口，按亮“仿真锁”按钮，按亮“仿真投入”按钮，“仿真状态”指示灯亮，表明DEH已进入仿真状态。运行人员可按照机组运行步骤进行仿真。 机组冲转时，可将总燃料量设为0%，启动压力设为20%，即只通过启动压力来改变主汽压力；并网后可通过总燃料量或启动压力来改变主汽压力。其他操作步骤同前所述。16.2切除仿真方式 按灭“仿真投入”按钮时，“仿真状态”指示灯灭，表明已退出仿真方式。 ☆注意：在做完仿真试验时，确保将仿真按钮按灭，否则将影响计算机对机组状态的判断，影响机组运行安全。16.3滤油器的清洗机组运行时，当DEH控制系统配置的滤油器滤网过脏时，“滤网堵 43 塞”指示灯会点亮，表示需要清洗滤网。 清洗步骤： ● 先打开两滤油桶之间的兰色平衡阀，等待两分钟。 ● 扳动红色转换把手至备用滤油桶侧，扳动位置到备用滤油桶侧有“ON”字样露出。 ● 关闭平衡阀，切换完成。 ● 请维修部门先拧开原工作滤油桶下部螺丝，放出桶内积油。● 将滤油桶上部盖板打开取出滤芯用汽油清洗后安装回原处。如果滤芯损坏，请更换上备用滤芯。 ☆注意：在拆开滤油桶之前确保平衡阀关闭，否则会有压力油流出。 第六章 运行中的维护与定期工作 1.运行和维护的基本要求 1.1对运行中的各系统、各设备应每小时巡查一次，监听内部声音，及时发现系统异常。 1.2对运行中的各仪器、表计应经常检查，保证完好准确，运行中应按时记录各运行数据（有就地表的应以就地表为准）。 1.3按期进行油质检查，确保油质合格，并保证油温正常稳定。1.4按期检查蒸汽品质和水质，满足运行要求。 1.5经常检查调节，保安系统工作是否正常，油路是否畅通，发现卡涩应及时排除。 1.6注意各轴承的回油应畅通，回油观察窗上应无水珠，排烟风机正常。 1.7定期检查各轴瓦振动，经常检查各轴承固定螺栓松紧度，发现松动应立即把紧。 1.8蒸汽参数应稳定且符合要求，如发现汽温或负荷大幅度摆动或下降时，应严防水冲击。 1.9应严密注意冷汽冷水倒灌问题，当发现有冷汽、冷水倒灌的现象时，应立即采取措施隔离系统、排除积水，严重的应停机消缺。1.10在排汽温度高时，对胀差、振动、轴承温度变化给以特别注意，并采取措施，降低排汽温度。 1.11喷油试验后不能马上做超速试验，以便准确反映危急遮断器动作转速的实际值。 1.12机组允许在50 --100%负荷下长期运行：电机拖动方式运行时间每次不超过1分钟；甩负荷后带厂用电运行的最长时间为15分钟。 1.13 主油泵出口油压正常值为1.862--2.009Mpa，当油压降至1.5MPa，高压电动油泵自投。2.运行主要监视数据 44 电网周波 ： 50（变化范围48.5--50.5）Hz 调节系统油压： 1.96Mpa润滑油压： 0.078--0.118Mpa主油泵进口油压 0.1 Mpa（表压）轴承进油温度： 35--45℃轴承回油温度： ≤65℃滤油器压力降： 0.0196--0.0392Mpa汽封压力调整器后压力： 0.10009--0.1274Mpa汽封抽气器后压力： 0.0931~0.097Mpa后汽缸排汽温度： 带负荷时：≤65℃ 空负荷时：≤120℃ 法兰加热汽压 ： ≤1.078Mpa（安全阀起跳压力0.65Mpa）轴向位移 ： 小于1.2mm相对膨胀 ： 在（+3）--（-1）mm范围内轴承振动 ： ≤0.03mm排汽真空 ： 低于-0.087Mpa抽汽段抽汽压力 ： 0.98（0.784--1.274）Mpa3.除氧器运行中的维护 3.1 除氧器运行中因工作需要降压运行时，水温下降的速度为0.5 -- 1℃/min。 3.2除氧器压力与温度应符合下表要求： 压力0MPa水<100 温℃ 110 120 130 140 150 155 160 0.042 0.098 0.169 0.260 0.375 0.442 0.517 4.设备的定期试验和轮换工作规定 4.1设备定期试验轮换工作是确保机组安全运行的措施之一，是运行管理工作重点，必须严格执行，做到要试必试，试必试好。4.2试验必须严格按照各有关试验规程进行。因故不能试验与轮换的设备，要将原因做好详细的值班记录，在试验中出现问题，应马上联系处理。 4.3试验与轮换工作必须经值长许可，在班长或司机的统一指挥下，监护人、操作人各负其责。应该执行操作票的，一定认真执行。4.4轮换后的设备，必须恢复正常运行方式或达到联动备用条件。4.5汽轮机定期工作一览表汽轮机定期工作一览表 序工作内容 日期 班次 操作 45 号1234567891011 给水泵切换凝结泵切换射水泵切换循环泵切换高压电动油泵试验交流润滑油泵试验直流油泵试验抽汽止回阀活动备用给水泵低油压试验真空严密性试验各油箱放水、取样 双月1日每月1日每月1日每月1日双月1日每月5、20日每月5、20日每月5日每月25日每月5日每周一每周二每周三每周五每周六每周六每日每日每日每日每班 8--168--168--168--168--1616--2416--248--168--168--168--168--168~168--168--160--88--168--168--168--16 副司机副司机副司机副司机副司机副司机副司机副司机副司机副司机副司机副司机副司机司机副司机司机副司机 12加热器水位计冲洗、校对1314151617 机组测振备用给水泵盘车调节汽门活动旋转隔板活动主汽门活动 18循环水一、二次滤网清理192021 滤水器冲洗排污胶球清洗 事故音响、热工信号 46 22232425 油箱油位计活动危急遮断器注油试验危急遮断器超速试验循环水排污 每班副司机副司机副司机 接到化验通知后副司机 第七章 事故处理 第一节.事故处理原则 1.1发生事故时，运行人员应迅速判明事故原因，以保证人身安全，不损坏或少损坏设备为原则处理事故。 1.2机组发生事故时应立即停止故障设备的运行，采取措施防止事故扩大，必要时保持非故障设备的运行。 1.3所有值班人员必须坚守岗位，加强联系，紧密配合，在值长，班长的指挥下，迅速、准确地进行处理。 1.4事故或故障发生在交接班，应延迟交接班，接班人员应协助消除故障，直到机组恢复正常，接到值长交接班命令，方可办理交接班手续。 1.5应保护好现场，特别是事故发生前和发生时仪器、仪表所记录的数据，以备分析原因，提出改进措施参考。 1.6事故消除后，运行值班人员应将观察到的现象，当时的运行参数，处理经过，上级下达的命令和发生的时间，进行完整、准确的记录。 第二节.在下列情况下,机组应紧急停机并破坏真空: 2.1机组发生强烈振动，振幅达0.1mm以上（过临界转速除外）。2.2汽轮机或发电机内部有清晰的金属摩擦声或撞击声。2.3汽轮机发生水冲击。 2.4任一轴承回油温升至75℃，或任一轴承断油冒烟。 2.5任一支持轴承巴氏合金或推力轴承巴氏合金温度升至100℃。2.6轴封或挡油严重摩擦，冒火花。 2.7润滑油压低至0.02MPa，启动辅助油泵无效时。2.8主油箱油位降至 - 200mm以下，补油无效时。2.9发电机、励磁机冒烟。 2.10油系统着火，不能很快扑灭。 2.11轴向位移超过+1.4/-1.2mm而轴向位移保护未动作。2.12汽轮机转速超过3360r/min，危急遮断器不动作时。3．紧急停机操作步骤 3.1打闸停机，检查主汽门、调速汽门、旋转隔板、抽汽逆止门关闭，并关闭供热电动门。 47 3.2通知电气解列发电机，启动交流润滑油泵。3.3全开真空破坏门，关闭射水抽气器空气门。3.4全开汽轮机各疏水门。 3.5转子静止，停轴封供汽，记录惰走时间，投入连续盘车。3.6 完成其它停机操作 4.在下列情况下，通知电气全减负荷，解列发电机，不破坏真空，故障停机： 4.1凝汽器真空降至 -61.2KPa，采取措施无法提高时。4.2循环水中断不能立即恢复时。 4.3凝结水泵故障，凝汽器水位过高，而备用泵不能投入时。4.4主汽管破裂，机组无法运行。 4.5机组甩负荷后带厂用电运行超过15min。 4.6调节保安系统故障或其它系统故障使机组无法维持正常运行。4.7胀差增大，调整无效，超过+4mm或-1.5mm时。4.8机组处于电动机状态运行时间超过1min时。 4.9主蒸汽温度低于440℃或10min内急剧下降50℃以上。4.10汽温545℃运行30min或超过550℃。5.故障停机操作步骤 5.1汇报值长，切除抽汽供热。 5.2通知电气，将负荷减到零，解列发电机。 5.3启动交流润滑油泵，打闸停机，检查主汽门，调速汽门，旋转隔板，抽汽逆止门关闭。5.4开启汽轮机各疏水门。 5.5转速降至300 --400r/min，开启真空破坏门，随真空下降调整轴封供汽。 5.6转子静止，真空至零，停轴封供汽，记录惰走时间，投入连续盘车 5.7。完成其它停机操作。第三节.主蒸汽参数异常的处理6.1汽压下降 6.1.1汽压下降时，应联系锅炉及时恢复。 6.1.2主蒸汽压力降至8.24MPa，应设法恢复，短时无法恢复，汇报值长，减负荷运行。 6.1.3减负荷运行时，主汽流量不应超过206t/h，各监视段压力不超过限制值，轴向位移和推力瓦块乌金温度不超过允许值。6.1.4负荷降至17MW，切除对外供热抽汽。 6.1.5汽压降至4.0MPa，无法恢复时，应减负荷至零，按故障停机处理。 6.2汽压升高 48 6.2.1汽压升高时，应及时联系锅炉恢复。 6.2.2汽压超过9.172MPa，应报告值长，关小隔离汽门，降低压力，并通知锅炉降压。 6.2.3降压无效时，应故障停机。6.3汽温升高 6.3.1汽温升至540℃，及时联系锅炉恢复。 6.3.2汽温升至545℃，汇报值长，记录超温时间，如30min不能恢复，应故障停机，且545℃汽温下，全年累计时间不大于400h。6.3.3汽温超过545℃，每超过1℃，应减额定负荷的20%，达550℃减负荷至零，超过550℃打闸停机。6.4汽温下降 6.4.1主汽温度降至520℃,联系锅炉及时恢复。6.4.2主汽温度降至510℃，短时不能恢复，汇报值长，按每降6℃减负荷10%处理。 6.4.3汽温降至490℃，开启主汽管及本体疏水门。6.4.4汽温480℃时，切除抽汽供热系统。6.4.5汽温降至450℃，减负荷至零。 6.4.6汽温降至440℃，仍不能恢复，按故障停机处理。 汽温℃负荷MW 51025 504 49820 492 48615 48012.5 474 468 4625 4562.5 450 440停机 22.517.5107.50 6.4.7如汽温10min内下降50℃,应故障停机。第四节.真空下降7.1真空下降原因: a.循环泵工作失常,循环水滤网堵塞,循环水管道破裂,循环水池水位低。 b.凝结泵故障，凝汽器水位过高。c.射水泵或射水抽气器工作失常。d.轴封供汽不足或中断。 e.真空系统泄漏或阀门误操作。7.2处理： 7.2.1发现真空下降，立即报告班长，核对真空与排汽温度表，确认真空下降。 7.2.2检查系统，查明原因及时处理。 7.2.3如真空继续下降，每降0.98KPa，减10%额定负荷。7.2.4真空降至 - 76.5KPa，切除抽汽供热。 真空KPa -81.4 -80.42 -79.44 -78.46 -77.48 -76.5 49 负荷MW真空KPa负荷MW 25-75.5210 22.5-74.547.5 20-73.565 17.5-72.582.5 15-71.6 0 12.5-61.2停机 7.2.5真空下降至 –71.6KPa，减负荷至零，降至–61.2KPa故障停机。 7.2.6如循环泵故障，而备用泵不能及时启动造成循环水中断，应立即故障停机。第五节.水冲击8.1象征： a.汽温急剧下降。 b.主汽门、调速汽门门杆，轴封等处冒白汽。c.机组声音异常，发生强烈振动。 d.主汽管道、抽汽管道发生振动或水击声。e.汽轮机负荷突然降低。 f.负胀差增大，轴向位移增大，推瓦温度升高。8.2原因： a.锅炉汽包满水。 b.锅炉汽温调整不当。c.加热器满水倒灌汽缸。8.3处理： 8.3.1紧急停机井并破坏真空。 8.3.2迅速开启主汽管道、抽汽管道及本体疏水门。 8.3.3倾听机组内部声音，检查轴向位移，推力瓦温度、差胀、金属温度的变化。 8.3.4在隋走时机组内部无异音和摩擦声，隋走时间正常，检查各部正常，经充分疏水，得到分管生产领导批准可重新启动，启动中注意，监视机组振动、差胀、推力瓦温度，轴向位移，上下缸温差，发现异常立即停止启动，并汇报领导停机检查。 8.3.5如惰走时间明显缩短，机组内部有摩擦、撞击声。轴向位移增大并超过+1.4/-1.2mm，差胀达 + 4或 - 1.5mm，推力瓦任一点温度超过100℃，不准重新启动，将详细情况汇报上级，并做好记录。 8.3.6因加热器泄漏引起水冲击，将故障加热器退出。第六节.脱网 1.象征： 1.负荷降至厂用电，锅炉安全阀动作，有放汽声，机组声音异常2.超速103%动作，调速汽门关小，旋转隔板关闭 50 3.转速上升后，逐渐降低，稳定在一定数值4.汽轮机真空下降 5.主蒸汽压力升高，进气流量突降 6、主油泵出口油压、润滑油压略有升高2处理：班长处理: 1、维持机组转速3000r/min，若超速103%保护动作后转速继续上升，应手动按停机按钮，打闸停机。 3、甩负荷后带厂用电运行，应视情况决定故障停机（胀差、排气温度、振动等） 4、若甩负荷后旋转隔板打不开，应视情况决定打闸停机5、全面检查机组各部无异常，通知电气并列带负荷主司机处理： 1、将汽封加热器汽源切换为新蒸汽2、迅速调整均压箱压力，注意真空变化3、关闭高压加热器进汽门，开启放水门 4、开启电动门前疏水降压，关闭抽汽电磁阀及三抽对外供汽电动门付司机处理： 1、调整再循环维持热水井水位，2、维持除氧器水位， 3、根据锅炉要求调整给水压力4、做好事故处理记录第七节.轴向位移值增大 12.1象征： a.轴向位移值增大，至±0.8mm报警。b.推力瓦温度急剧升高，回油温度升高。c.机组振动增大。12.2原因： a.主汽参数降低，通流部分过负荷。b.机组突然甩负荷。c.负荷突然剧增。 d.汽轮机发生水冲击。e.真空大幅度降低。f.推力瓦断油。12.3处理： 12.3.1发现轴向位移增大，立即核对推力瓦温度，推力瓦温度不超过90℃。检查机组各部，查明原因及时进行处理。 12.3.2减负荷无效，轴向位移继续增加至+1.4/-1.2mm，保护动作按紧急停机处理。 51 12.3.3推力瓦断油或其任一温度超过100℃，回油超过75℃，应紧急停机。 12.3.4因轴向位移表失灵，保护动作，应按保护误动作处理。第八节.厂用电中断事故现象： 1.照明灯灭，事故照明亮。 2.动力设备，电流到零停转，备用泵不联动。3.蒸汽参数迅速下降，锅炉灭火。4.电动门、调整门失电。事故处理：班长： 1、立即减负荷至零，大闸停机，然后破坏真空 2、应立即启动直流油泵，注意观察润滑油压 3、厂用电恢复后立即根据值长命令开启各动力设备主司机： 1、开启给水泵高位油箱下油门 2、手动关闭三抽对外供汽电动门、电动主汽门，关闭有可能向汽轮机倒水、倒汽的阀门副司机： １、判断厂用电中断后，解除动力设备联锁。断开设备开关2、转子静止后，立即手动进行盘车3、做好事故处理记录第九节.油系统异常14.1油压下降 14.1.1发现油压下降，应立即查明油压下降原因，检查系统有无漏油现象。 14.1.2如润滑油下降，油位正常，可能是注油器或溢流阀故障，或润滑油泵逆止阀不严，应及时处理。启动润滑油泵，维持正常油压。如油压继续下降至0.04MPa以下，应按故障停机处理；油压降至0.02MPa，应破坏真空紧急停机，油压低于0.015MPa,禁止启动盘车。 14.1.3如主油泵出口油压下降，油位正常，则可能是高压油管泄漏或主油泵故障，这时应启动高压电动油泵维持正常油压，及时联系停机，若调速油压不能维持，影响机组安全运行，应立即停机。14.2油位下降，油压正常 14.2.1当油位突然下降进，而油压正常，应检查油箱连接的管道是否漏油，放水门，放油门是否误开，油泵盘根是否漏油。14.2.2油位下降到 - 100mm，应及时补油。 14.2.3当补油无效，油位下降至 - 200mm，应紧急停机。 52 14.3油位下降同时油压下降 14.3.1检查冷油器排水是否有油花，若冷油器漏油，应切换冷油器。 14.3.2检查压力油管路有无外漏点，采取措施及时消除漏油，并注意防止起火。 14.3.3向油箱补油。 14.3.4若没能在运行中消除漏油，应紧急停机。14.4油系统着火 14.4.1迅速组织值班人员利用现场灭火器材来灭火，并汇报领导，联系电气切断火势危及的设备电源。 14.4.2扑救无效，火势危及设备和人身安全应紧急停机。 14.4.3火势危及油箱，开启油箱事故放油门，在转子静止前维持低油位。 第十节.锅炉灭火 15.1锅炉灭火，汽温、汽压下降，负荷下降。15.2汇报值长，切除抽汽供热系统。 15.3联系电气，减负荷至5MW左右，注意低压缸喷水投入。15.4维持除氧器水位，除氧器倒备用汽源，保持轴封供汽。15.5严密监视汽温汽压下降情况，任一参数达停机值，应故障停机。 15.6全面检查机组状况，发现问题及时处理。 15.7锅炉重新点火后，根据缸温和主汽参数情况带负荷。第十一节.热控电源消失16.1象征： a.仪表指示异常，各指示灯熄灭。b.电动门、调整门失电。c.甚至引起联锁及保护误动。16.2处理： 16.2.1通知锅炉、电气，稳定参数及负荷。16.2.2参照就地一次表监视调整。16.2.3迅速联系热工，恢复热控电源。16.2.4保护误动作，应故障停机。 16.2.5在30min内热控电源未恢复，故障停机。16.2.6机、炉热控电源同时消失，应故障停机。17.汽水管道故障 17.1汽水管道出现振动、泄漏应及时查明原因，进行处理。17.2汽水管道振动有可能是由于暖管不充分或疏水不良造成，应及时暖管，充分疏水。 17.3由于设备工况大幅度变化，导致管道振动，应时稳定有关设 53 备工况。 17.4汽水管道泄漏，在不影响人身设备安全的情况下，根据各设备管道的运行方式进行隔离。 17.5主汽管、主凝结水管、给水管道等泄漏，采取措施无效，威胁机组及人身安全时，应故障停机。第十二节.机组振动增大 18.1机组振动增大应停止加负荷或减负荷。 18.2检查机组内部声音、油温、油压、轴承温度、蒸汽参数、差胀、排汽温度、绝对膨胀值、轴向位移等，查明原因消除振动后，方可加负荷。 18.3振动达0.1mm以上应紧急停机。 18.4机组发生振动从发电机端发出异音，应联系电气减少负荷，直到消除振动和异音为止，同时检查各处，查明原因。 18.5机组在除去发电机励磁后，振动消除或在提升电压时发生振动，说明振动是由发电机转子线圈短路引起，应报告班长通知电气解列停机。 第十三节.高加泄漏19.1象征： a.高加水位急剧升高。 b.加热器振动，出水温度降低。19.2处理： 19.2.1迅速开启高加紧急放水门。 19.2.2通知锅炉高加故障，联系电气调整负荷，控制监视段压力。19.2.3关闭高加进汽电动门，关闭一、二抽逆止门。 19.2.4高加解列，给水切至旁路，关闭高加进出、水电动门。19.2.5关闭高加至除氧器疏水门。 19.2.6开启一、二抽管道疏水门，开启高加汽侧放水门。第十四节.泵与电机的事故处理20.1紧急停泵条件： a.泵与电机突然发生强烈振动。 b.泵与电机内部有明显的金属摩擦撞击声。c.任一轴承断油或温度升高超过75℃。d.泵盘根冒烟或大量泄漏。e.电机冒烟。 f.水泵汽化、失水。 g.高压水管破裂，威胁人身或设备安全。20.2处理： 20.2.1按故障泵事故按钮,故障泵跳闸,备用泵应联动正常,解除联 54 锁开关。 20.2.2不符合紧急停泵条件的一般故障，应先开备用泵后停止故障泵。 20.2.3运行跳闸，备用泵联动正常后，应联系电气，查明跳闸原因，若系统无备用泵，可根据情况抢合二次掉闸泵。20.2.4电动机启动规定a.冷态，400V动力允许启动两次，每次间歇不应少于5min。10KV动力允许启动一次。 b.热态，400V、10KV动力只允许启动一次，事故情况下可启动两次。 第十五节.给水泵的事故处理21.1给水泵汽化21.1.1象征： a.给水泵入口管及泵体内发出不正常噪声。 b.电流、出入口压力、平衡室压力大幅度摆动。c.给水压力下降。21.1.2原因： a.除氧器压力，水位突然降低。b.流量降低，再循环开启不及时。c.运行中误关入口水门。21.1.3处理： a.按紧急停泵处理，启动备用泵。 b.迅速查明给水泵汽化原因，并消除异常。 c.待入口压力、除氧器压力、水位、平衡水室压力正常后，可重新启动或投入备用。21.2给水压力下降21.2.1原因： a.给水管道破裂或高加大量泄漏。b.再循环开启过大。c.锅炉用水量突增。 d.备用泵逆止门不严，水泵倒转。e.给水泵故障。f.给水泵汽化。 g.系统阀门误操作。21.2.2处理： a.发现给水压力下降，迅速查明原因进行处理，并通知锅炉，汇报班长。 b.如给水泵故障，迅速启动备用泵。c.备用泵如倒转，立即关闭出口水门。 55 d.给水用量突增，应及时联系锅炉调整，关闭再循环水门。21.3给水泵掉闸21.3.1象征： a.运行泵电流到零，水泵停转，有事故音响。b.备用泵联动。21.3.2原因： a.给水泵、电动机保护动作或误动。b.运行泵电源消失。c.电气人员误操作。d.误动事故按钮。21.3.3处理： a.解除联锁，关闭掉闸泵出口水门。 b.若备用泵未联动，立即启动备用泵开关，若无备用泵（如备用泵故障不能投备用），可重启掉闸泵一次。c.检查备用泵投入情况，各部运行正常。 d.如备用泵、故障泵都不能启动时，尽快汇报值长，故障停机。e.检查备用泵联动正常后，汇同电气检查给水泵跳闸原因。第十六节.除氧器的事故处理22.1除氧器压力升高22.1.1原因： a.进水中断或减少。b.机组负荷增加过快。 c.高加疏水至除氧器流量变化过大。d.系统阀门误操作。22.1.2处理： a.增加凝结水流量或补充水流量，维持正常水位，使压力恢复。b.联系电气，稳定负荷。 c.如高加疏水流量变化过大，应及时调整。d.检查除氧器备用汽源阀门是否误开。22.2除氧器压力降低22.2.1原因： a.进水量突然增大或温度降低。b.除氧器汽源压力过低。22.2.2处理： a.检查除氧器汽源是否正常，否则倒备用汽源。b.根据除氧器水位，及时调整凝结水调整门。c.注意轴封用汽压力变化，否则倒备用汽源。22.3除氧器水位升高22.3.1原因： 56 a.给水泵跳闸，备用泵未联动或处理不及时。b.凝结水调整门开度过大。 c.除盐水补水门误开或开度过大。22.3.2处理： a.除氧器水位升高达Ⅰ值报警,应关小凝结水调整门开度。b.检查阀门开度，及时关闭除盐水补水门。c.除氧器水位升高达Ⅱ值，溢水电动门应开启。d.注意轴封压力的变化，保证轴封供汽。22.4除氧器水位降低22.4.1原因： a.凝结水至除氧器调整门开度过小。b.凝结水再循环开度过大。 c.凝结水压力下降，或凝结水管道泄漏。d.给水泵流量增大。e.除盐水补水不及时。f.放水电动门误开。22.4.2处理： a.及时调整凝结水调整门。 b.检查系统阀门是否误操作，凝结泵运行情况。c.注意凝结水压力变化，维持凝汽器正常水位。d.联系锅炉，调整给水量。e.及时补水。 57 附表一 附表二 饱和水—蒸汽温度、真空对照 饱和水—蒸汽温度、压力对照表 表温度℃05101112 真 温 真 空度空压力KPa℃KPaKPa100.7100.5100.110099.9 4492.24591.74691.24790.74890.24989.650895188.35253 87.686.9 19.639.24958.868.676.488.298107.8117.6127.4137.2147.1166.7 温度 ℃104.24108.73110.78112.72114.57116.32118119.61121.15122.64124.07125.45126.78128.0819.33130.54131.72 压力KPa313.8323.6333.4343.2353362.8372.6382.4392.3411.9431.5451.1470.7490.3509.9529.6549.7568.8588.4 温度压力℃MPa 温度 ℃ 压力MPa4.614.7 温度℃260.16261.44 压力MPa8.148.24 温度℃297.01297.85 9.8101.7629.4106.56 144.681.079187.08145.531.177190.71146.371.27147.191.37148148.8 1.471.57 194.13197.36200.43203.35206.14208.82211.39213.85216.23218.53220.75222.9224.99228.98230.89232.76 4.8262.694.9263.9255.095.195.295.395.495.595.695.795.886.086.176.276.37 265.14266.34267.52268.68269.83270.96272.08273.19274.27275.35277.46278.5279.52280.53 8.34298.678.43299.498.538.638.738.838.929.029.129.229.329.419.519.719.8110 300.3301.11301.9302.69303.48304.26305.03305.79306.55307.3308.05309.52310.25310.98 1399.81499.71516171920212224 99.699.599.499.19998.998.7 149.581.67150.351.76151.111.86152.581.96154.012.06155.412.16156.762.25158.072.35159.352.45160.6161.822.64163.012.74164.172.84 58 1899.35486.35585.65684.75783.95883.1596570 81.4 5.98276.41 2398.482598.22698 82.24156.976.32176.570.16186.3 2.549227.019.61308.79 98.360 2797.82897.62997.33097.13196.83296.63396.334963595.73695.43795.13894.73994.340944193.64293.14392.7 7580859095100 62.85442.731.216.80 196.1205.9215.7225.6235.4245.2 255 264.8 274.6 284.4 294.2 304 132.87133.99135.08136.14137.17138.18139.17140.14141.08142.01142.92143.8 608627.6647.2666.9686.5706.1725.7745.3764.9784.5882.6980.7 165.3167.5169.6 2.943.133.33 234.57236.34238.07239.76241.42243.03244.62246.17247.68249.17250.63252.07253.48254.86256.22257.56258.87 6.476.576.676.776.836.967.067.167.257.357.457.557.657.757.857.948.04 281.53282.52283.5284.77285.42286.37287.31288.23289.15290.06290.96291.85292.73293.6294.47295.32296.17 10.210.3910.5910.7910.9811.1811.3611.5711.7711.9612.1612.3612.5512.7513.2413.73 312.41313.82315.21316.58317.93319.26320.58321.87323.15324.42325.66236.89328.11329.31332.82335.66 166.413.04168.563.23170.623.43171.633.53172.613.63173.583.72174.533.82179.033.93183.2 4.024.124.214.314.414.51 59 因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容