1、汽轮机岗位生产操作规则化肥股份有限公司公用工程部目 录目 录1第一章岗位任务与管辖范围11.1.岗位职责与岗位工作关系11.2.岗位任务21.3.管辖范围21.4.岗位巡检内容及路线2第二章 工艺说明42.1.汽轮机工艺流程说明52.2.工作原理52.3.汽轮机设备说明52.4.物料平衡7第三章 调节保安系统83.1.调节系统概述93.2.调节保安系统193.3.低压供油系统213.4.机组相关试验22第四章岗位工艺指标284.1.汽轮发电机组设备技术参数：284.2.岗位控制指标324.3.系统联锁逻辑说明33第五章汽轮机组的启停操作345.1.汽轮机的冷态额定参数启动345.2.机组大修后2、启动435.3.额定参数热态启动435.4.汽轮机的额定参数停机445.5.盘车与防腐465.6.主要维护工作47第六章 辅助设备的运行476.1.辅助设备运行476.2.盘车装置496.3.冷油器投运、解列、维护、切换506.4.滤油器的切换516.5.均压箱的投入516.6.轴封加热器的启停516.7.空冷器启停及维护516.8.凝汽器的投运526.9.凝汽器半侧解列与投入526.10.凝结水泵536.11.射水泵、射水抽气器546.12.抽汽逆止门水控联动装置55第七章事故处理557.1.事故处理原则557.2.故障停机（不破坏真空）567.3.破坏真空紧急故障停机577.4.事故处理53、87.5.重大事故预防措施65第八章岗位安全技术要点698.1.安全生产要求698.2.生产过程中安全注意事项708.3.设备检修时安全注意事项708.4.岗位安全防火、重点防护区域708.5.汽轮机油系统的防护70第九章 附表719.1.汽轮机设备平面布置图72第一章 岗位任务与管辖范围1.1. 岗位职责与岗位工作关系1.1.1. 汽机 主操（简称主操）的工作关系和职责1） 在调度室和班长、副班长的指挥下，配合做好全公司的水、电、汽平衡。2） 在班长和副班长的指挥下负责组织本岗位系统的开停车及事故处理。正确分析、判断和处理各种事故苗头，如果发生事故要果断正确处理，及时如实地向上级报告，并保护4、现场，做好详细记录。3） 按照操作规程，负责本岗位工艺生产控制、调节，完成工作任务。严格工艺纪律、工作纪律、安全纪律、检维修纪律、监控工艺指标，做到优质、高产、低耗。4） 认真记录、处理、反馈本生产装置中存在的机、电、仪、工艺等影响生产正常运行的因素，保证装置在最佳状态下运行。5） 负责中控电气、仪表的检修安全交出、检修监护、参与检修验收、试车。6） 努力学习专业技术知识和先进操作经验，提高操作技能和判断处理事故的能力，改进操作方法，优化工况，提高生产技术水平。7） 严格执行安全生产法、消防法、产品质量法及与本岗位相关的公司、部门、班组的规章制度。8） 精心维护设备和各类仪表设施。保持作业环境5、整洁，搞好文明生产。9） 严格交接班。做到班前30分钟到岗、佩带劳动保护用品、对现场全面检查。了解生产工艺情况、设备运转状况、存在问题、安全隐患、防范措施，检查现场文明卫生、工器具、消防设施、防护用品、通讯器材。按时参加交接班会，向班长汇报检查情况，听取班长工作安排，按规定到岗位交接班。10） 负责对所辖装置的定时巡回检查，做到正点前后15分钟巡检一次（特护设备按特护方案执行），做好巡检记录，异常情况及时汇报或处理。11） 上岗必须按规定着装，妥善保管、正确使用各种防护器具和灭火器材。12） 对本岗位的易燃、易爆、有毒、有害物料要掌握其物化特性，并懂得其防范、防护措施。13） 积极参加各种安全6、活动，岗位技术练兵和事故预想知识训练。14） 有权拒绝违章作业的指令，并对他人违章作业加以劝阻和制止1.1.2. 汽轮机副操的职责1） 按照操作法，协助主操做好本岗位工艺系统的正常生产调节和控制，严格工艺纪律、工作纪律、监控工艺指标，做到优质、高产、低耗。2） 严格执行公司及部门、班组的规章制度。3） 在副班长的指挥下，配合主操做好全公司的水、电、汽平衡工作。4） 协助主操作员做好全系统的开停车、正常运行及事故处理。发生事故要及时地如实向上级报告，配合主操做好现场保护。5） 熟悉本岗位的性质，认真巡检和操作，发现异常情况及时处理和报告。6） 精心维护设备，保持作业环境整洁，搞好文明生产。上岗按7、规定着装，妥善保管、正确使用各种防护器具和灭火器材。7） 协助主操做好操作记录，及时反馈生产装置中存在的机、电、仪、工艺等影响生产正常运行的因素，保证装置在最佳状态下运行。8） 努力学习专业技术知识和先进操作经验，提高操作技能和判断处理事故的能力。9） 有权拒绝违章作业的指令，并对他人违章作业加以劝阻和制止。1.1.3. 汽轮机现场的职责1） 按照操作法，负责本岗位生产操作，监控工艺指标，保证优质、高产、低耗完成工作任务。2） 执行与本岗位相关的公司、部门、班组的规章制度。3） 掌握消防器材、防毒面具的使用方法，按规定使用本岗位的安全消防设施，岗位发生事故应立即逐级反馈并努力消除。4） 负责现8、场设备、仪表、电气、检修的安全交出，检修监护，参与检修验收、试车。5） 负责所辖生产装置，安全设施的维护保养，做到设备完好、附件齐全，保温完整，动设备转速、电流、温度、压力、油位、振动正常（特护设备按特护方案执行），静设备不超温、不超压。6） 负责所辖生产装置现场管理，做到管道横纵整齐，沟见底、轴见光、设备见本色，无跑、冒、滴、漏，保证废气、废水、废料排放符合环保要求。7） 负责对所辖装置巡回检查，及时准确地做好巡检记录，异常情况及时处理并逐级反馈。8） 须持证上岗，按规定着装，严格交接班制度。接班前对现场进行全面检查，了解生产装置的工艺情况，设备运转状况、存在的问题、安全隐患、防范措施，检查9、现场文明生产情况，工器具、消防设施、防护用品、通讯器材，按时参加交接班会，并向主操汇报检查情况，听取部门及班长工作安排。9） 积极参加各种安全活动，努力学习专业技术知识和先进操作经验，提高操作技能和判断、处理事故的能力，改进操作方法，优化工况、提高生产技术水平。 10） 本岗位的易燃、易爆物料及有毒、有害物料如天然气、煤粉、硫化氢、联胺等要掌握其物化特性，并懂得其防范、防护措施和办法。11） 有权拒绝违章作业的指令，并对他人违章作业加以劝阻和制止。1.2. 岗位任务1） 调节汽轮机各参数在允许范围内安全经济运行。2） 保证汽轮机的安全经济运行。3） 平衡管网压力。1.3. 管辖范围 汽轮机本体10、真空系统，凝结水系统，轴封供汽系统、润滑油系统等。1.4. 岗位巡检内容及路线1.4.1. 巡回检查制度巡回检查是保证设备安全运行的有效制度，必须认真执行，精心检查并作好记录。各级运行人员和值班人员要十分清楚设备情况并做到心中有数，巡检中发现设备缺陷应及时通知检修处理。1） 执行巡回检查的人员，必须是有独立上岗资格的值班人员。2） 巡检值班员严格按照巡回检查路线进行检查。3） 巡回检查过程中要做到思想集中，认真负责。4） 巡回检查时遵循：听、摸、闻、比、看的方法，来检查设备的颜色、油位、气味、温度、振动、声音及八漏的情况（汽、水、风、烟、煤气、油、电、灰）情况，来分析设备的运行情况。5） 班11、中每二小时对设备全面检查一次，重要辅机设备每一小时检查一次，遇到特殊情况应加强巡检次数；交班前认真检查，发现设备缺陷及时联系检修人员进行处理，并在设备缺陷记录本上进行登记。6） 检查时注意人身安全，带上专用工具及防护用品。7） 岗位主操应负责督促检查巡回检查人员，并审查巡回检查记录。1.4.2. 巡回检查内容序号项目检查内容1汽轮机本体保温完好、各法兰结合面无漏汽、汽缸内无异音、各轴封无摩擦不漏汽。2调速系统各部件连接完好、系统内各油压正常无漏油、机组调门灵活无卡涩。旋转隔板动作灵活。3阀门开关位置准确、无泄漏，电动门执行机构完好、灵活，手动、电动指示正确4机组轴承振动在正常范围内、轴承回油温12、度、回油量正常。5润滑油箱油雾风机运行正常，油位正常。6滤油器、油管道滤油器运行侧油压压差不超标、油系统管路无漏油、振动现象。7均压箱均压箱压力、温度与当时工况相吻合。执行机构动作正常，无卡涩现象。箱体上各阀门位置正确。8轴封加热器1) 轴加风机运行正常。2) 轴加水封筒运行正常。3) 轴加出、入口温度正常。9冷油器1) 运行冷油器油侧、水侧进、出口温度正常2) 并列运行的冷油器出口油温差2。3) 经常放水检查水中是否有油花10辅助油泵1) 冷却水管道畅通。2) 润滑油油位正常。3) 地脚螺栓无松动，振动正常。4) 轴承温度正常。5) 联轴器及防护罩完好固定牢靠，电机接地线良好。11凝结水泵113、) 冷却密封水管道畅通。2) 润滑油油位正常、轴承温度正常。3) 地脚螺栓无松动，振动正常。4) 出口压力、电流正常，抽空气门开启。5) 联轴器及防护罩完好固定牢靠，电机接地线良好。12 射水箱、 射水泵1) 冷却水管道畅通。2) 润滑油油位正常、轴承温度正常。3) 地脚螺栓无松动，振动正常。4) 联轴器及防护罩完好固定牢靠，电机接地线良好。5) 射水箱水位、温度正常，保持微溢流。1.4.3. 巡回检查路线：发电机本体中控室调速系统汽轮机本体机组仪表盘 凝汽器及其附属4.5米油箱油系统射水泵、射水箱均压箱、轴加空冷器凝结水系统抽汽管道0米辅助油泵、冷油器第二章 工艺说明2.1. 汽轮机工艺流程14、说明2.1.1. 主热力系统从锅炉来的高温高压新蒸汽，经新蒸汽管道和电动主汽门至自动主汽门。新蒸汽通过自动主汽门后，经四根导汽管流向四个调节汽阀，蒸汽在调节阀控制下流进汽轮机内各喷嘴膨胀作功。其中部分蒸汽中途被抽出机外，作为工业用汽，其余部分继续膨胀作功后排入冷凝器，并凝结成水。借助凝结水泵将凝结水打入汽封加热器，然后送入水处理透平冷凝液水箱。凝结水泵后有一路凝结水可进入冷凝器上部。在低负荷运行时，此回水可保持冷凝器热井内一定的水位以维持凝结水泵和汽封加热器的最低工作水量。2.1.2. 抽汽系统机组只有一段可调整抽汽，抽汽经旋转隔板前抽出，送入低压管网作为工业用汽。抽汽的出口有抽汽逆止阀。抽汽15、逆止阀由抽汽阀操纵座及控制水管路系统控制。正常运行时抽汽阀全开。当主汽门关闭或甩负荷时，抽汽阀联动装置的电磁阀失电而送来压力水送入抽汽阀操作座，使活塞上腔充满水迅速关闭抽汽阀。另外，抽汽阀自身均有止回作用2.1.3. 汽封加热器机组的汽封系统分前汽封和后汽封。前汽封有六段汽封环组成五档汽室;后汽封有三段汽封环组成二档汽室。其中前汽封第一档送入第二段备用抽汽管路，第二档送入第三段抽汽管路，第三档送入第五段备用抽汽管路，第四档会同后汽封第一档接入均压箱，第五档会同后汽封第二档及主汽门、调节汽阀、抽气逆止阀阀杆漏汽的低压段接入汽封加热器，汽封加热器借助抽风机在吸入室内形成一定真空（-4.9Pa）,使16、此几档的汽室压力保持在-2.94-1.96KPa的真空，造成空气向机内吸抽以防止蒸汽漏出机外而漏入前后轴承座使油质破坏。此外还能合理利用汽封抽汽的余热加热凝结水。主汽门、调节汽阀门杆漏汽的高压段均送往对外供汽母管。2.1.4. 疏水系统汽轮机本体及各导汽管道的疏水分别送入疏水膨胀箱，待压力平衡后送入冷凝器。2.1.5. 局部冷却系统为减少汽缸对凸轮机械及前轴承座的热传导，以避免凸轮机构和前轴承座的温度过高，其座架的内腔室可通过冷却水。同时为减少前汽缸猫爪对前轴承座的热传导，以避免前轴承座温度过高，猫爪下的滑键以及自动关闭器也可通入冷却水。2.2. 工作原理汽轮机是将蒸汽的热能转换成机械能的回转17、式原动机。在汽轮机中，蒸汽在喷嘴中发生膨胀，压力降低，速度增加，热能转变为动能。高速汽流流经动叶片时，由于汽流方向改变，产生了对叶片的冲动力，推动叶轮旋转做功，将蒸汽的动能转变为轴旋转的机械能带动发电机发电。2.3. 汽轮机设备说明汽轮机结构包括静止部分和转子部分。静止部分又包括前、中、后汽缸，隔板套、隔板、前后轴承和前后汽封等组成。前汽缸借助前端的猫爪与前轴承座相连。前轴承座支承在前座架上。后汽缸则支承在左右两个后座架上，为保证机组在运行中的膨胀和对中，前座架上布置了轴向导向键，使机组在运行中可以自由向前膨胀和上下膨胀。在后座架上有横销，后汽缸尾部有轴向导板，保证了汽缸的膨胀对中。同时横销与18、汽轮机中心线的交点行成了机组的膨胀死点。转子部分包括整锻转子和套装叶轮、叶片以及联轴器，它前后支承在前轴承和后轴承上，在汽缸中与喷嘴组及各级隔板组成了汽轮机的通流部分，借助刚性联轴器与发电机转子相连。前端的支承点为推力轴承前轴承，在运行中形成了转子的相对死点。汽轮机端联轴器还装有盘车装置的传动齿轮，在启动前和停机后可以进行电动盘车。2.3.1. 转子本机的转子是一种挠性转子，其高温高压部分采用叶轮与主轴整锻而成，低压部分采用了套装结构，其中还包括推力盘和联轴器。整锻转子的优点主要是强度高而结构紧凑;套装叶轮优点主要是叶片较长 、轮缘强度要求高但结构比较复杂。2.3.2. 喷嘴、隔板、隔板套喷嘴19、隔板、隔板套均装在汽轮机汽缸内。它们和转子组成了汽轮机的通流部分，也是汽轮机的核心部分，高压喷嘴组分成四段，通过T型槽道分别嵌入四只喷嘴室内，每一段喷嘴组一端有定位销作出固定点，另一端可以自由膨胀并装有密封键。本机的隔板采用了三种形式:高压部分采用了窄喷嘴和宽叶型汽叶组成的分流叶栅，以提高隔板的强度和确保通流部分的经济性;隔板内外环均用合金钢焊接而成。中压部分采用了一般铣制静叶的内外围带焊接式，最后与隔板内外环焊接而成。低压部分则采用了铸铁隔板，其等截面或变截面的静叶两端直接和隔板体浇铸在一起。为了缩短轴向长度，确保机组的通流能力，并有利于启动及负荷变化，本机组采用了多级隔板套。在隔板套中再20、装入隔板。隔板与隔板套，隔板套与汽缸之间的联接均采用了悬挂销。隔板和隔板套的底部均有固定键以保证运行中的对中性。2.3.3. 汽封机组的前后汽封和隔板汽封，均采用了梳齿式汽封结构。这种汽封结构的转子上面的汽封高低槽齿与汽封环的长短齿相配，形成了迷宫式汽封，这种结构形式其汽封环的长短齿强度较高，汽封性能良好，同时便于维护和检修。2.3.4. 轴承本机轴承有二只径向椭圆轴承，推力轴承与汽轮机前轴承组成了径向推力联合轴承，是三层球面结构的椭圆轴承。它安装在前轴承座内。后轴承及发电机前轴承为二层圆柱面结构的椭圆轴承。推力轴承采用了可倾瓦式推力瓦块，每个主推力瓦块和径向轴承均有测温元件。在运行中监视轴承21、合金的温度。同时轴承的回油管也布置了测温元件，以反映轴承回油温度。2.3.5. 前轴承座前轴承座为铸铁结构，它是汽轮机头部的主要部套。其内部除了布置推力轴承和主油泵外，调节部套和各保安部套以及控制油系统都安装在该部套上，并有各种测点，是汽轮机现场的操作台。汽机前缸借助猫爪结构支承在前轴承座上，为了阻断汽缸猫爪对前轴承座的热传导，避免前轴承座内各部套的温度过高，在猫爪下的滑键可通入冷却水，以达到阻断热传导的目的。2.3.6. 汽缸机组的汽缸是由前汽缸、中汽缸和后汽缸组成的。前汽缸和中汽缸为铸钢件，后汽缸为铸铁件，在设计中前汽缸有良好的对称形状，避免了水平中分面法兰的过厚过宽以尽量减少热应力和热变22、形引起的结合面漏汽。前汽缸与中汽缸的联接是借助垂直法兰连接的。为确保密封良好在法兰面上开有密封槽，电站现场灌注密封涂料，以加强交叉部位的汽密性。蒸汽室、喷嘴室与前汽缸焊为一体。四个蒸汽室分别布置在机组前部左下、右上侧和右下、左上侧，并由四根导汽管与主汽门相连。中汽缸为简单的分上下半的圆筒结构。借助后部的垂直法兰与后汽缸相连。后汽缸与后轴承座铸成一体。用排汽接管与冷凝器相连。左右两侧支承在后座架上，后轴承座内布置了汽轮机后轴承及发电机前轴承，在后轴承盖上安装了机组的盘车设备。在后汽缸上半装有排大气装置，当背压高于大气压时能自动打开。保护后汽缸和冷凝器。2.3.7. 盘车设备盘车设备采用一级蜗轮加23、一级齿轮减速的机械传动式的低速盘车装置。其盘车转速为5.84r/min。启动时拨出插销向发电机方向推动手柄，大小齿轮啮合后即可自动提供润滑油，这时按盘车电机的启动按钮，机组进入盘车状态。冲动转子后，当转子转动速度超过盘车速度时，盘车齿轮能自动退出，并自动切断电机的电源和装置的润滑油。在无电源的情况下，电机的后轴处装有手轮，可进行手动盘车。手动时手轮转动64圈，汽轮机转子回转180o。此外注意；在连续盘车时必须保证润滑油的连续供给。2.3.8. 自动主汽门自动主汽门是由主汽门、自动关闭器及主汽门座架组成。由锅炉来的蒸汽通过主蒸汽管进入主汽门汽室的滤网，流过阀门后分四路流向调节汽阀。主汽门为单阀座24、型。为减小阀碟上提升力，采用了带减压式预启阀的结构，阀壳上设有阀前压力测点，阀后压力温度及阀壳壁温测点。阀杆漏汽分别接至低压供汽母管和汽封加热器。自动关闭器由油动机和断流式错油门组成。来自主油泵的压力油作用在错油门下部，当克服弹簧阻力时打开油动机进油口使压力油进入油动机活塞下部，当油压足够时便将主汽门打开。油动机行程通过杠杆反馈至错油门活塞，这使它可以停留在任一中间位置上，因而自稳定性能较好。自动关闭器设有活动试验滑阀。油动机壳体下有冷却水腔室，以阻断蒸汽热量向自动关闭器传导。2.3.9. 调节汽阀与凸轮配汽机构机组有四只调节汽阀。均采用带减压式预启阀的单阀座，以减小提升力。油动机通过凸轮配汽25、机构控制四只阀的开启顺序和升程。凸轮配汽机构座架下部有一冷却水室，以阻断蒸汽热量向配汽机构传导。2.4. 物料平衡夏季： 冬季：汽轮机汽轮机9.81MPa 540 90.8t/h 9.81MPa 540 104.2t/h 减温水0.1 t/h 减温水2.3 t/h0.5MPa 1580.9t/h 凝结水90 t/h 0.5MPa 15832t/h 凝结水74.5 t/h第三章 调节保安系统3.1. 调节系统概述我厂机组调节系统为DEH-NTK汽轮机数字式电液控制系统，由计算机控制部分（也称数字控制系统）和液压执行机构组成。系统控制精度、自动化水平高，热电负荷自整性较高，它能实现升速（手动或自动26、）、配合电气并网、电负荷控制（阀位控制或功频控制）、抽汽热负荷控制及其他辅助控制，并与DCS通讯、控制参数在线调整和超速保护功能等。数字控制系统包括数据采集（DAS）、数字电液调节系统（DEH）、汽轮机跳闸保护系统(ETS)和汽轮机安全监测系统（TSI）。采用以LCD为中心的操作和控制方式。液压部分由伺服执行机构、保安系统、及供油系统组成。电液调节系统各执行机构均由电液转换器及油动机组成，完成控制器的指令控制相应阀门开度；保安系统完成手动停机、机械超速及接受ETS保护电磁阀停机；供油系统包括主油泵及伺服阀供油系统；低压供油系统提供润滑、保安部套及油动机动作供油；3.1.1. DEH装置概述电控27、制系统(DEH)可靠性较高。通过对调门、旋转隔板的开度调节，应用比例和积分的闭环控制对转速和负荷进行可靠准确地控制。DEH是一个分散型处理系统，采用高可靠性冗余的高速数据通讯网络，两条高速数据通讯网络同时运行，以保证即使一条出故障时，数据通讯照样畅通无阻。DEH系统的硬件可分为：分散型处理单元（DPU）即“处理站”、相关I/O输入输出卡件、端子板、冗余电源、操作员站和工程师站、后背手操盘。操作员站作为操作员和系统之间的主要接口，通过标准键盘和鼠标器来控制LCD的显示软件输入数据，能在LCD上获得运行数据和信息，在系统出现报警时可把报警数据和信息打印记录下来。3.1.2. DEH工作原理DEH控28、制系统的主要目的是控制汽轮机发电机组的转速和功率，从而满足电站供电的要求，对于本厂机组DEH控制系统还将控制供热压力或流量。DEH系统设有转速控制回路、电功率控制回路、抽汽压力控制回路、主汽压控制回路、超速保护回路等基本控制回路以及同期、调频限制、解耦运算、信号选择、判断等逻辑回路。机组DEH系统通过二台DDV阀分别控制高、低压阀门，从而达到控制机组转速、功率及抽汽压力的目的。机组在启动和正常运行过程中，DEH接收CCS指令或操作人员通过人机接口所发出的增减指令，采集汽轮机发电机组的转速和功率以及调节阀的位置反馈等信号，进行分析处理，综合运算，输出控制信号到电液伺服阀，改变调节阀的开度，以控制29、机组的运行。机组在升速暖机过程中，DEH控制系统通过转速调节回路来控制机组的转速，功率控制回路不起作用。在此回路下，DEH控制系统接收现场汽轮机的转速信号，经DEH三取二逻辑处理后，作为转速反馈信号。此信号与DEH的转速设定值进行比较后，送到转速回路调节器进行偏差计算，PID调节，然后输出油动机的开度给定信号到伺服卡。此给定信号在伺服卡内与现场LVDT油动机位置反聩信号进行比较后，输出控制信号到电液伺服阀，控制油动机的开度，即控制调节阀的开度。升速时，操作人员可设置目标转速和升速率。机组并网后，DEH控制系统便切到功率控制回路，汽轮机转速作为一次调频信号参与控制。在此回路下有两种调节方式：1）30、 阀位控制方式(即功率反馈不投入)：在这种情况下，负荷设定是由操作员设定百分比进行控制。设定所要求的开度后，DEH输出阀门开度给定信号到伺服卡，与阀位反馈信号进行比较后，输出控制信号到电液伺服阀，从而控制阀门的开度，以满足要求的阀门开度。在这种方式下功率是以阀门开度作为内部反馈的，在实际运行时可能有误差，但这种方式对阀门特性没有高的要求。注意抽汽机组在抽汽没投入运行时阀门开度由工况图确定。当机组运行于抽汽工况时，该回路与抽汽控制回路一起牵连运算，实现热电联调及静态自整。2） 功率反馈方式：这种情况下，负荷回路调节器起作用。DEH接收现场功率信号与给定功率进行比较后，送到负荷回路调节器进行差值放31、大，综合运算，PID调节输出阀门开度信号到伺服卡，与阀位反馈信号进行比较后，输出控制信号到电液伺服阀，从而控制阀门的开度，满足要求的功率。投入功率控制要求阀门流量特性必须好。当机组运行于抽汽工况时，该回路与抽汽控制回路一起牵连运算，实现热电联调及静态自整。3） 抽汽控制回路DEH系统中设有抽汽控制回路。它以操作员设定压力作为给定，以实际抽汽压力作为反馈，通过PID调节器控制抽汽压力，其输出与功率调节器（功率调节器同时只有一个投入）的输出一同送到牵连解耦运算逻辑进行解耦运算，实现热电联调与静态自整。4） 主汽压控制回路作为DEH的辅助控制回路，以操作员设定值为给定，以实际主汽压力作为反馈，通过P32、ID调节器对机组主汽压进行闭环控制。5） 解耦运算逻辑该逻辑用于热电联调时的静态自整。其输入为负荷调节信号或调节级压力信号、抽汽压力调节信号，控制程序进行综合，并根据主机热力特性及边界条件对各调节阀开度进行解耦运算得到各阀门的对应关系，输出各阀门最终控制信号。3.1.3. DEH系统的主要功能本厂机组DEH系统能够实现自动和手动挂闸操作、启动前的拉阀实验，启动升速暖机过程中对机组全程监控和控制、机组并网后负荷的控制、具有在事故发生时负荷的快减功能，并且对主汽压力变化进行联锁保护，降低对机组的危害，同时还具有抽汽投用，机组超速保护、在线实验的功能。1） 挂闸功能挂闸即机组恢复，主汽门打开，可以开33、始冲转。本厂机组能实现自动挂闸和手动挂闸操作。自动挂闸，机组判断自动挂闸的条件为：（1） 主汽门行程开关不在关的位置（2） 启动油压已建立、（3） 主汽门行程大于50%三个条件中至少有两个条件成立且解列时转速通道未发生全故障。操作界面手动挂闸本系统可以实现远方挂闸，挂闸动作依靠挂闸电磁铁得电建立复位油实现。注意，手动挂闸在开关投入后，即可控制挂闸电磁铁得电建立复位油，故机组正常运行时，应将手动挂闸开关置于切除位。2） 整定伺服系统静态关系整定伺服系统静态关系的目的在于使油动机在整个全行程上均能被伺服阀控制。阀位给定信号与油动机升程的关系为：给定0 100%对应升程0100%。 为保持此对应关系34、有良好的线性度，要求油动机上作反馈用的LVDT，在安装时应使其铁芯在中间线性段移动。油动机整定在DEH-NTK操作员站上操作，通过界面上的拉阀试验进行。允许整定条件为需同时满足：（1） 转速低于500rpm；（2） 机组未并网；（3） “阀位标定试验投入”按钮按下。整定结束后，应将所有阀门指令置为0后，点击阀位标定“试验切除”按钮。3） 启动前的控制汽轮机的启动过程，对汽缸、转子等是一个加热过程。为减少启动过程的热应力，对于不同的初始温度，应采用不同启动的曲线。DEH在每次挂闸时，可根据汽轮机汽缸壁温的高低选择热状态，下面为参考范围：（1） T150 冷态（2） 150T300 温态（3） 335、00T400 热态（4） 400T 极热态4） 升速控制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。在给定目标转速后，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600r/min快速通过临界区。在升速过程中，通常需对汽轮机进行中速、高速暖机，以减少热应力。5） 目标转速除操作员可通过面板设置转速外，在下列情况下，DEH自动设置目标转速：（1） 汽机刚挂闸时，目标为当前转速；（2） 油开关断开时，目标为3000r/min；（3） 汽机已36、跳闸，目标为零。6） 升速率（1） 操作员设定，升速率在（0-500）r/min。（2） 在临界转速区内，速率强制为600r/min。7） 临界转速轴系临界转速计算值参照主机说明书。为避免汽轮机在临界转速区内停留，DEH设置了临界转速区。当汽轮机转速进入临界转速区内时，DEH自动以最高速率冲过。8） 暖机默认的汽机暖机转速为500，1200，2500，3000r/min，故目标值通常设为500，1200，2500，3000r/min，到达目标转速之后，可自动停止升速暖机。若在升速过程中，需暂时停止升速，可进行如下操作：（1） 在控制画面上用鼠标点击“保持”按钮。（2） 在临界转速区内时，保持指37、令无效，只能修改目标转速。（3） 3000r/min定速。（4） 汽轮机转速稳定在3000r/min左右时，各系统进行并网前检查。9） 同期并网功能DEH自动进入同期方式后，其目标转速在刚进入同期方式的值的基础上，按同期装置发来的转速增加指令，以100r/min的变化率变化，使发电机的频率及相位达到并网的要求。10） 发电机做假并网试验发电机做假并网试验，以检查自动同期系统的可靠性及调整的准确性。在试验期间，发电机电网侧的隔离开关断开发出假并网试验信号。与正常情况一样同期系统通过DEH、发电机励磁系统改变发电机频率和电压。当满足同期条件时，油开关闭合。由于隔离开关是断开的，实际上发电机并未并网38、。11） 负荷控制（1） 并网带初负荷当同期条件均满足时，同期装置发出油开关合闸指令使油开关闭合，DEH立即增加给定值，使发电机带上初负荷避免出现逆功率。有下列情况之一，则自动退出同期方式：a. 转速小于2950r/min或大于3050r/minb. 已并网c. 汽机已跳闸（2） 升负荷 在汽轮发电机组并网后，在试验或带基本负荷时，也可投入负荷反馈。在负荷反馈投入时，目标和给定值均以Mw形势表示。在负荷反馈未投入时，目标和给定值以额定压力下额定负荷的百分比形式表示。在设定目标后，给定值自动以设定的负荷率向目标值逼近，随之发电机负荷逐渐增大。在升负荷过程中，通常需对汽轮机进行暖机，以减少热应力。39、目标转速设定a. 除操作员可通过面板设置目标外，在下列情况下，DEH自动设置目标：b. 负荷反馈刚投入时，目标为当前负荷值（Mw） c. 发电机刚并网时，目标为初负荷给定值（%）d. 反馈刚切除时，目标为参考量（%）e. 跳闸时，目标为零f. CCS控制方式下，目标为CCS给定（3） 负荷率操作员设定，负荷率在（050%额定功率）Mw/min内CCS控制方式下，负荷给定变化每个脉冲，油动机按0.5%纯凝工况阀门开度变化。（4） 负荷控制方式负荷反馈负荷控制器是一个PI控制器，用于比较设定值和实际功率，经过计算后输出控制调节汽阀。在同时满足以下条件后，操作员可投入该控制器：a. 已经挂闸b. 无40、ETS动作c. 在“操作员自动状态”d. 已并网e. 无“主汽压保护动作”f. 功率通道无故障g. 不在“遥控模式”（5） 在满足以下条件时，负荷控制器切除：a. 未挂闸b. ETS动作c. 在“手动状态”d. 未并网e. 主汽压保护动作f. 功率通道全故障g. 在“遥控模式”h. 功率PID设定值与测量值偏大（大于10%额定功率）i. “功率回路切除”按钮按下12） 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，可以投入一次调频功能。当机组转速在死区范围内时，频率调整输出为零，一次调频不动作。当转速在死区范围以外时，一次调频动作，频率调整给定按不等率随转速变化而变化（默认41、转速不等率为6%），通常为使机组承担合理的一次调频量，设置DEH的不等率及死区与液压调节系统的不等率及迟缓率相一致。（1） 不等率在36%内可调（2） 死区在030r/min内可调（3） 死区范围为：3000死区值随着今后电网内配置DEH系统的机组比例的增加，在其占至主导地位后，可逐渐减小死区，以提高供电品质。13） CCS控制（1） 当满足以下条件时，可有操作员投入CCS控制：a. “操作员自动”状态b. 遥控给定值通道无故障c. DCS遥控请求来d. 抽汽准备未投e. 已并网f. 无ETS（2） 在CCS方式下，DEH的接受CCS给定，且切除负荷反馈。切除CCS方式仅需满足任一下列条件：a42、. 手动”状态b. 遥控给定值通道无故障c. DCS遥控请求未来d. 抽汽准备已投入e. 未并网f. ETS动作g. “遥控切除”按钮按下14） 快减负荷当汽轮发电机组出现某种故障时，快速减小阀门开度，卸掉部分负荷，以防止故障扩大。在快减负荷功能投入期间，DEH接收到快减负荷输入信号时，立即以预先设定的目标值和降负荷率将负荷降到对应值。DEH-NTK具有快速减负荷功能，该功能分为自动快减和手动快减。其中自动快减为一档，手动快减分两档。（1） 快减1速率：每分钟快减50%额定功率，目标负荷为20%额定功率，快减2速率：每分钟快减50%额定功率，目标负荷为50%额定功率。自动快减负荷投入需同时满足43、：a. “自动快减允许”投切开关投入；b. RUNBACK为真；c. 负荷给定值大于20%额定功率。（2） 自动快减负荷切除仅需满足任一下列条件：a. “自动快减允许”投切开关切除；b. RUNBACK为假；c. 负荷给定值小于20%额定功率。手动快减负荷1投入需同时满足：a. “手动快减1”按钮按下；b. 负荷给定值大于20%额定功率。c. 并网。（3） 手动快减负荷1切除仅需满足任一下列条件：a. “手动快减复位”按钮按下；b. 解列。（4） 手动快减负荷2投入需同时满足：a. “手动快减2”按钮按下。b. 负荷给定值大于50%额定功率。c. 并网。（5） 手动快减负荷2切除仅需满足任一下44、列条件：a. “手动快减复位”按钮按下；b. 解列。15） 负荷限制（1） 高负荷限制汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内不希望负荷带得太高时，操作员可设置高负荷限制值，使DEH设定目标值始终小于此限制对应的值。（2） 低负荷限制汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内不希望负荷带得太低时，操作员可设置低负荷限制值，使DEH设定目标值始终大于此限制对应的值。注意，低负荷限制通常应设为0MW。（3） 阀位限制 汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内，不希望阀门开得太大时，操作员可设置阀位限制值。16） 主汽压控制DEH-NTK系统具有主汽压力控制功能（即汽机调压功能），通过开关高调门开度使主汽压45、力维持正常值。（1） 主汽压力控制投入需同时满足：a. 已经挂闸b. 无ETS动作c. 在“操作员自动状态”d. 已并网e. 无“主汽压保护动作”f. 主汽压力通道无故障g. 不在“遥控模式”h. “主汽压控制投入”按钮按下。（2） 主汽压控制切除仅需满足任一下列条件：a. 未挂闸b. ETS动作c. 在“手动状态”d. 未并网e. 主汽压保护动作f. 主汽压力通道故障g. 在“遥控模式”h. “主汽压控制切除”按钮按下。i. 主汽压力PID设定值与测量值偏差大。17） 主汽压保护为避免机前压力变化过大，设置了汽压保护回路，限制机前压力在设定的压力范围内变化。当主汽压力达到设定上限值，负荷闭锁46、值。当主汽压力低于设定下限值时，将逐渐关小调门，直到主汽压力回到正常范围。（1） 主汽压力保护允许投入条件，需同时满足：a. 已经挂闸b. 无ETS动作c. 在“操作员自动状态”d. 已并网e. 无“主汽压保护动作”f. 主汽压力通道无故障g. 不在“遥控模式”h. 负荷大于额定功率10%i. 主汽压力在设定的上下限范围内j. “主汽压保护投入”按钮按下（2） 主汽压力保护切除条件，仅需满足任一下列条件：a. 未挂闸b. ETS动作c. 在“手动状态”d. 已并网e. 主汽压保护动作f. 主汽压力通道故障g. 在“遥控模式”h. 负荷小于额定功率10%i. 主汽压力在设定的上下限范围内j. “47、主汽压保护切除”按钮按下（3） 主汽压力高保护动作，需同时满足：a. “主汽压力保护”已经投入b. 主蒸汽压力高于“主蒸汽压力高限设定值”注意，主汽压力高保护动作后，将闭锁负荷增减，即无法改变负荷目标值。（4） 主汽压力低保护动作，需同时满足：a. “主汽压力保护”已经投入b. 主蒸汽压力低于“主蒸汽压力低限设定值”注意，主汽压力低保护动作后，将强制切换为阀位控制方式，同时负荷指令将按照0.5%/s的速率减小；当实际负荷低于额定负荷的10%时（可修改），主汽压力低保护动作自动复位。18） 抽汽压力控制当机组并网稳定运行且负荷大于额定负荷的30%后，可以投入抽汽压力控制回路。投入抽汽运行后，运行48、人员可通过操作员站设定抽汽压力目标值，通过抽汽压力反馈，控制抽汽阀的开度，以满足抽汽热负荷的需求。抽汽投入分两步，首先设定抽汽压力设定值（应高于抽汽母管压力0.03MPa）,点击“抽汽准备投入”按钮后，机组进入抽汽准备状态，抽汽调门将逐渐关小。当抽汽压力接近设定值后即可以点击“抽汽投入”按钮，机组进入抽汽状态，此时可以缓慢全开抽汽电动门，开始对外供汽。抽汽解除时，应首先减小抽汽压力设定值，以减小抽汽量，同时逐渐关小抽汽电动门。抽汽电动门全关后，点击“抽汽切除”按钮，停止抽汽。（1） 抽汽压力控制投入条件，需同时满足：a. 并网；b. 无ETS动作；c. 在“操作员自动状态”；d. 无“OPC保49、护动作”；e. “抽汽准备投入”按钮按下。（2） 抽汽压力控制切除条件，仅需满足任一下列条件：a. 抽汽压力通道故障；b. “抽汽切除”按钮按下；c. 在“手动状态”；d. “抽汽准备切除”按钮按下；e. ETS动作；f. “OPC保护动作”；（3） 抽汽投入需同时满足：a. 负荷大于30%且“抽汽投入”按钮按下；b. 在“操作员自动状态”；c. 无“OPC保护动作”信号；d. 无“ETS保护动作”信号；e. 无发电机解列信号（4） 抽汽切除仅需满足任一下列条件：a. “抽汽切除”按钮按下；b. 在手动状态；c. 抽汽PID指令反馈偏差大于额定值50%；d. “OPC保护动作”；e. “ETS50、保护动作”；f. 发电机解列信号；g. “抽汽准备切除”按钮按下；19） 转速限制及保护（1） 超速限制超速限制是为了避免汽轮机因转速太高，离心力太大而被迫打闸的控制方式。（2） 甩负荷由于汽轮机的转子时间常数较小，汽缸及蒸汽管道的容积时间常数较大。在发生甩负荷时，汽轮机的转子飞升很快，若仅靠系统中转速反馈的作用，最高转速有可能超过110%，而发生汽轮机遮断。为此设置了一套甩负荷超速限制逻辑。若油开关断开出现甩负荷，则超速时间继电器闭合带电迅速动作超速电磁阀，关闭所有调节汽阀，同时将目标转速及给定转速改为3000r/min，当转速低于3000r/min后，超速限制电磁阀失电，调节阀恢复由伺服阀51、控制，恢复转速闭环控制，最终使汽轮机转速稳定在3000r/min，以便事故消除后能迅速并网。（3） 103%超速因汽轮机若出现超速，对其寿命影响较大。除对汽轮机进行超速试验时，转速需超过103%外，其他任何时候均不允许超过103%（因网频最高到50.5HZ即101%）。并网前，转速超过3090r/min则迅速动作超速限制OPC电磁阀，关闭所有调节汽阀，待转速低于3050r/min时，超速限制电磁阀失电，调节阀恢复由伺服阀控制，即恢复调节系统控制。并网后，转速超过3090r/min则迅速动作超速限制OPC电磁阀，关闭所有调节汽阀，待转速低于3070r/min时，超速限制电磁阀失电，调节阀恢复由伺52、服阀控制，即恢复调节系统控制。（4） 超速保护若汽轮机转速太高，由于离心力的作用，会损坏汽轮机。虽然为防止汽轮机超速，DEH系统中配上了超速限制功能，转速超过预定转速（3300r/min），则立即打闸，迅速关闭所有主汽阀，调节阀。（5） 为了安全可靠，系统中设置了多道超速保护：a. DEH超速保护103%b. DEH电气保护110%c. 危急遮断飞环机械保护110112%d. 操作员界面手打停机e. 操作台手动停机20） 在线实验（1） 主汽门严密性试验（2） 高压调门严密性试验（3） 主汽门活动试验（4） 调门活动实验（5） 喷油试验（6） 超速保护试验（7） OPC电磁阀试验：（8） 1053、3%超速试验（9） 110%超速试验（10） 机械超速试验21） 复位在超速实验画面中，点击“复位”按钮后，可中止正在进行的超速保护试验，恢复试验前的状态。实验结束后，应将机柜上的超速保护投切开关切到中间使硬件超速保护恢复实验前的正常定值3.1.4. ETS保护系统工作原理ETS即汽轮机紧急跳闸保护系统，用来监视对机组安全有重大影响的某些参数，以便在这些参数超过安全限值时，通过该系统去关闭汽轮机的全部进汽阀门，实现紧急停机。ETS系统具有各种保护投切，自动跳闸保护，首出原因记忆等功能。1） 当下列任一条出现时，ETS可发出汽轮机跳闸信号，使AST电磁阀动作，实现紧急停机：（1） 汽机超速11054、%（DEH来）（2） 汽机超速110%（超速保护装置来）（3） 轴向位移大II值(TSI来)（4） 振动高II值（TSI来）（5） 1#4#径向轴承温度超过110（4点，逻辑或）（6） #1#4径向轴承回油温度超过75（4点，逻辑或）（7） 正推力瓦温度超过110（10点，逻辑或）（8） 正负推力瓦回油温度超过75（2点，逻辑或）（9） 润滑油压低IV值(就地来)（10） 发电机主保护动作（电气来）（11） DEH停机保护动作（DEH来）（12） 手动停机（双按钮，布置在操作台上）（无投切）（13） 手动停机（DEH画面上操作）3.1.5. TSI系统工作原理TSI汽轮机监视仪表系统，用来在线55、监测对汽轮机安全有重大影响的参数，以便在这些参数超过安全限值时，通过DEH和ETS控制汽机实现安全停机。TSI系统主要监视汽轮机的转速、振动、轴向位移等参数。3.2. 调节保安系统调节保安系统包括伺服执行机构、保安系统等。3.2.1. 主汽门自动关闭器及控制装置启动挂闸装置控制主汽门执行机构（主汽门自动关闭器）上下动作进而控制主汽门开启，同时启动挂闸装置可以对机组机械超速复位。挂闸电磁铁得电建立复位油，压力油经过节流孔建立安全油。安全油将启动挂闸装置切换阀压下，接通启动油路开启主汽门，在停机时安全油泄掉，切换阀切断启动油，并泄掉自动关闭器的油缸腔室中的油，使主汽门快速关闭。主汽门快关电磁阀正常56、不带电，得电时切断压力油卸掉启动油关闭主汽门，可以用于做主气门严密性试验。3.2.2. 伺服执行机构主要包括电液驱动器，油动机。电液伺服阀为MOOG公司的电磁比例阀，DDV电液伺服阀系统控制油动机错油门，使滑阀上下分别作用压力油，其上部作用面积是下部的一半，上部油压与主油泵出口油压相同，下部油压通过错油门套筒一动态进油口进油，并通过外部一可调固定节流孔排油，并形成基本流量平衡建立控制油，同时其油压为压力油的一半左右，该油称为脉动控制油。DEH发出的阀位指令信号，经伺服放大器后，DDV伺服阀将电信号转换成脉动控制油压信号，控制动态进油，直接控制油动机带动调节器阀以改变机组的转速或功率。在油动机移57、动时，带动LVDT位移传感器，作为负反馈与阀位指令信号相加。当两个电信号相平衡时，伺服放大器的输出就保持原稳态值不变，这时DDV阀回到原平衡位置，保持脉动控制油不变，油动机就稳定在一个新的工作位置。系统中OPC电磁阀组提供超速保护，AST电磁阀组用于停机。可调节流孔用来调整油动机错油门的偏置。3.2.3. 保安系统本系统包括机械液压保安装置和电气保护装置两部分，机组设置了三套遮断装置：运行人员手动脱扣的手动遮断装置，超速脱扣的危急遮断器，电动脱扣的电磁保护装置。主要保护项目有：超速、轴向位移、润滑油压降低、轴承回油温度高、凝汽器真空低及油开关跳闸、DEH保护停机等。当出现保护（停机）信号时，A58、ST电磁阀动作，立即使主汽门，调节汽阀关闭。同时报警；油开关跳闸信号，通过OPC关闭调节器阀。主汽门的关闭是通过保安油的泄放达到的，调节汽阀关闭是通过建立事故油来实现的。抽汽阀的关闭既可以通过主汽门的关闭接出的电信号，又可以通过电气保护信号直接控制。保安油的泄放通过保护部套的动作实现。事故油的建立一方面通过保安油泄放使危急继动器动作，另一方面电器保护部套(电磁保护装置)的动作，也可以直接建立事故油。3.2.4. 机械超速保护装置本系统的超速保护装置有危急遮断器(两套)、危急遮断油门(两套)。机械超速保护装置即两只飞环式危急遮断器。当机组转速升至33003360r/min时，飞环因离心力增大克服59、弹簧力而飞出撞击危急遮断油门的挂钩，使其脱扣，保安油泄掉，关闭自动主汽门，并通过危急继动器建立事故油去关闭调节汽门和旋转隔板油动机。通过主汽门关闭接出的信号使抽汽阀联动装置动作泄掉压力水，抽汽阀同时迅速关闭。为了保证飞环式危急遮断装置的可靠性。设计了两只同样的装置，同时还设计了在运行时进行其中一只飞环飞出试验的系统。3.2.5. 电超速保护装置电超速保护装置由时间继电器，电磁阀等部件组成，当油开关跳闸时，油开关跳闸继电器的常开触头闭合，使电磁阀线圈带电，滑阀在电磁阀的作用下下移，压力油通过滑阀控制的油口建立事故油，迅速关闭调节汽阀、旋转隔板油动机、抽气逆止阀，限制机组转速的飞升，同时时间继电器60、带电（整定时间4-8秒），后电磁阀失电，滑阀在弹簧的作用力下复位，调速系统又恢复到电磁阀未动作前的状态。汽轮机机头共有六个测速探头，其中三个引至电超速停机电磁保护系统，当其中任何两个测速探头测得的转速超过3300r/min时，电超速停机保护系统动作，发信号至磁力断路油门，泄掉安全油，汽轮机遮断，自动主汽门，调速汽门，旋转隔板油动机，抽汽逆止门关闭。这就是电超速停机保护中所谓的“三取二”逻辑。3.2.6. 危急遮断装置当机组发生特殊情况，可手拍危急手动遮断装置紧急停机，用手推塑料罩内“遮断”手柄，使活塞移动，泄掉安全油建立事故油，关闭自动主汽门、调节汽阀和低压油动机，并通过抽汽联动装置使抽汽逆止61、阀关闭，重新起动时需将手柄拉出复位，使油路正常。3.2.7. 电磁保护装置电磁保护装置由两个并联的ATS电磁阀和两个并联的OPC电磁阀组成，机组正常时AST电磁阀不带电，OPC电磁阀不带电。AST电磁阀接受不同来源的停机信号(即ETS系统停机信号)，电磁阀得电动作，安全油和控制油泄掉关闭主汽门，调节器阀，切断汽轮机进汽而使其停机。信号来源可以是转速超限，轴向位移超限，润滑油压降低，轴承温度升高或瓦温高等保护信号，也可以是手控关停机信号等。OPC电磁阀接收OPC信号，关闭调节汽阀。 3.2.8. 机组的紧急停机1） 当机组转速达到额定转速的110-112%时，危急遮断器动作，使机组紧急停机。2）62、 当DEH数字控制器发出停机信号时，使机组紧急停机。3） 当汽机发生下列5中监视参数中任何一种超过规定值时，均使电磁阀动作而使机组紧急停机。（1） 转速升至额定转速的110%（3300r/min）（2） 轴向位移超过+1.3mm或-0.7mm（3） 润滑油压力低于0.06 MPa（4） 轴承座振动超过80um（5） ETS系统其他信号发出停机如果机组发生其他故障，运行人员认为必须停机，或正常情况下需要停机时就地用手拍装在轴承座端面的危急遮断装置或在集控室手动电磁保护装置按钮，泄去安全油建立事故油，使机组停机。3.3. 低压供油系统主要包括主油泵，注油器，注油器，主油泵启动排油阀，高压交流油泵，63、交、直流润滑油泵，油箱，冷油器，滤油器，润滑油压力控制器及过压阀等。离心式主油泵由汽轮机主轴直接带动，正常运转时主油泵出口油压为1.57MPa,出油量为3.0m/min，该压力油除供给调节系统及保安系统外，大部分是供给两只注油器的。两只注油器并联组成，注油器出口油压为0.10-0.15MPa,向主油泵进口供油。注油器的出口油压为0.22MPa，经冷油器，滤油器后供给润滑油系统。用于向汽轮机发电机各轴承提供润滑油及调节保安系统提供压力油，均采用46#汽轮机油。机组启动时应先开低压润滑交流油泵，以便在低压的情况下驱除油管道及各部件中的空气。然后再开启高压交流油泵，进行调节保安系统的实验调整和机组启64、动。在汽轮机的起动过程中，由高压交流电动油泵供给调节保安系统和通过注油器供给各轴承润滑用油。为防止压力油经主油泵泄走，在主油泵出口装有逆止阀。同时还装有主油泵启动排油阀，以使主油泵在起动过程油流畅通。当汽轮机升速至额定转速时（主油泵出口油压高于电动油泵出口油压），可通过出口管道上的阀门减少供油量，然后停用该泵，由主油泵向整个机组的调节保安和润滑系统供油。在停机时，可先启动高压电动油泵，在停机后的盘车中再切换成交流润滑油泵。为了防止调节系统因压力油降低而引起停机事故，所以当主油泵出口油压降低至1.3MPa时，由压力开关使高压交流油泵自动启动投入运行。当运行中发生故障，润滑油压下降时，由润滑油压力65、控制器使交流润滑油泵自动启动，系统另备有一台直流润滑油泵，当润滑油压下降而交流润滑油泵不能正常投入工作时，由润滑油压力控制器使直流润滑油泵自动启动，向润滑系统供油。a. 正常的润滑油压力为： 0.10.147MPab. 油压降低时要求： 0.10MPa 报警 0.08MPa 交流润滑泵自动投入 0.06MPa 直流润滑油泵自动投入 0.06 MPa 自动停机 0.03MPa 停盘车装置注意：机组正常运行时，电动辅助油泵都应停止运行，除非在特殊情况下，允许启动投入运行。在润滑油路中设有一个低压油过压阀，当润滑油压高于0.15MPa即能自动开启，将多余油量排回油箱，以保证润滑油压维持在0.080.66、15MPa 范围内。油动机的排油直接引入油泵组进口，这样，当甩负荷或紧急停机引起油动机快速动作时，不致影响油泵进口油压，从而改善了机组甩负荷特性。3.4. 机组相关试验3.4.1. 冷态开机前，应做如下保护试验：1） 就地手动打闸试验；2） 室内手动停机试验；3） 轴向位移保护；4） 低油压试验；5） 转速表超速试验；6） 低真空保护试验；7） 发电机跳闸按钮试验；3.4.2. 机组大修后或保护装置检修后，应做以下保护试验1） 低真空保护试验；2） 轴向位移保护试验；3） 低油压保护试验；4） 自动主汽门，调速汽门严密性试验；5） 真空严密性试验；6） 各辅助设备电动机事故按钮联动试验；7） 67、发电机主保护试验；8） 机电联锁试验；9） 调节系统静态特性试验；10）电超速试验；3.4.3. 下列情况下应做超速试验1） 新安装机组或机组大修后第一次启动；2） 调速系统检修后或超速保护本身有缺陷消除后；3） 机组运行累计2000小时；4） 停机时间连续一个月及以上再启动时；3.4.4. 下列情况应做危急遮断器喷油试验1） 超速试验前，机组定速未并网时，但喷油试验后30分钟内，不要做超速试验；2） 试验滑阀检修后；3） 机组大、小修后定速并网前；3.4.5. 热工保护试验1） 试验具备的条件:（1） 油箱油质合格，油位正常；（2） 分别试转电动高压油泵，交、直流润滑油泵，正常后投入备用；（68、3） 启动高压油泵，调速油压1.3MPa左右；（4） 启动阀挂闸，低真空保护解除，电磁保护装置送电（5） 电动主汽门及旁路门关闭严密，将防腐汽门、自动主汽门、调节气门全开。当自动主汽门，调速汽门开启后，应无蒸汽漏入汽轮机。2） 手动危急保安器或紧急停机按钮（1） 手动危急保安器和手动紧急跳机按钮各一次，自动主汽门，高、中压油动机，抽汽逆止门应迅速关闭并无卡涩现象（2） 使用启动电磁阀挂闸，使自动主汽门、调速汽门开启。3） 低真空保护试验联系仪表投入低真空保护开关后，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板油动机、抽汽逆止门应迅速关闭4） 低油压保护试验:（1） 启动电动高压油泵，调速油压在1.3MPa左69、右，交直流润滑油泵的联锁打至投入位置，投入低油压保护开关，盘车润滑正常后，启动盘车，并投入盘车联锁开关。（2） 开启压控开关排油门润滑油压降至0.08MPa时，交流润滑油泵应联动，复位操作开关，断开联锁开关后，再断开操作开关。（3） 当润滑油压降至0.06MPa时，直流润滑油泵应联动，复位操作开关，断开联锁开关后，再断开操作开关。（4） 当润滑油压降至0.06MPa电磁保护装置动作停机，自动主汽门，调速汽门，抽汽逆止门应关闭；润滑油压降至0.03MPa时，停盘车。（5） 试验完毕后，关闭压控开关排油门将电磁保护装置复位，重新开启自动主汽门，调速汽门，投入交、直流油泵联锁。5） 轴向位移保护试验70、:该试验在静止状态下，并会同仪表人员一同进行（1） 联系仪表人员投入轴向位移保护开关（2） 联系仪表人员短接表计接点，电磁保护装置动作，自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门应关闭（3） 联系仪表人员解除轴向位移保护开关，将自动主汽门和调速汽门重新开启。6） 自动主汽门严密性试验:（1） 实验条件需同时满足：该试验在额定汽温、汽压、正常真空、无挂闸脉冲、空负荷状态下进行，电动高压油泵在运行状态。（2） 实验步骤：a. 在超速实验画面点击“主汽门严密试验投入”按钮，本试验投入后主汽门开关电磁阀得电，主汽门缓慢关闭，在主汽门关闭且主汽门开度小于5后.b. 所有调门全开，汽机惰走，观察转速是否降到100071、rpm以下。c. 实验结束后，点击“主汽门严密试验复位”按钮，退出主汽门严密性试验.d. 自动主汽门关闭，调速汽门全开，最大漏汽量引起机组转速不超过1000r/min为合格。e. 调速汽门关闭，缓慢开启自动主汽门，转速均匀提升至额定。7） 调速汽门严密性试验（1） 实验条件需同时满足：该试验在额定汽温、汽压，正常真空、空负荷、调门严密实验投入按钮按下且在自动模式条件下进行，电动高压油泵运行。（2） 实验步骤：a. 超速实验画面点击“调门严密试验投入”按钮。b. 在主汽门全开后，所有调门全关，汽机惰走，观察速汽门关闭，保持自动主汽门全开，最大漏汽量引起的机组转速不超过1000r/min为合格c.72、 验结束后，点击“调门严密试验复位”按钮，退出调门严密性试验。d. 调速汽门缓慢开启，恢复转速为3000r/min。8） 转速表超速试验（1） 试验在静止状态下，并会同仪表人员一同进行（2） 联系仪表投入超速保护（3） 仪表人员短接或强制DCS、TSI或机头转速表任意两个（4） 电磁保护装置动作自动主汽门、调门、旋转隔板油动机关闭（5） 解除超速保护9） 危急遮断器超速试验（1） 各参数应符合以下要求：a. 调速油压：1.6MPa0.05MPab. 润滑油压：0.0780.147MPac. 主油泵入口油压：0.080.12MPad. 冷态机组必须在6Mw负荷运行4小时后，（或前下汽缸温度达3073、0以上）方可允许超速试验。e. 危急遮断器超速试验每个飞环在同一情况下应进行两次，两次动作转速差小于18r/min为合格f. 超速试验必须在生产专工或生产专工指定的专人主持下进行，参加人员要有明确的分工，在负责人的统一指挥协调下工作。g. 自动主汽门，调门严密性试验合格h. 手动停机、就地打闸均合格i. 开电动主汽门旁路门，关电动主汽门，解除超速保护10） 喷油试验（1） 喷油试验在额定转速且空负荷的前提下进行（2） 试验时将机组转速降至2800r/min左右，将试验手轮打至“NO1”（3） 手拉“NO1”喷油阀使其喷油，升速至292030r/min,飞环飞出，危急遮断器油门动作，危急遮断指示74、器“NO1”指示“遮断”。（4） 手推“NO1”喷油试验阀推块，危急遮断指示器“NO1”指示“正常”，危急遮断油门挂钩。（5） 将试验手轮打至正常位置。（6） 用相同方法做“NO2”危急遮断器试验11） 超速试验步骤（1） 做“NO1”危急遮断器超速试验，将危急遮断试验手轮置于“NO2”位置。（2） 将机柜上的超速保护投切开关切到右边使硬件超速保护组件的设定值升为3362rpm，点击“机械超速”按钮则转速设定值自动设为3365rpm。（3） 当实际转速超过3090rpm时，103%超速保护不动作，当实际转速超过3300rpm时，110%超速保护应不动作。（4） 当实际转速超过3360rpm时，75、飞环NO1应飞出，主汽门、调速汽门、中压油动机、抽汽逆止门应关闭，危急遮断指示器“NO1”指示遮断转速开始下降。（5） 在转速超过3362rpm时，硬件超速保护组件的OPC动作信号，110%超速信号同时输出。（6） 待转速下降至305515r/min,用挂闸电磁阀复位危急遮断油门。（7） 用同样方法做“NO2”危急遮断器超速试验。12） 机电联锁保护试验试验汽机主保护动作后联跳发电机，发电机主保护动作后联跳汽轮机。（1） 试验应具备条件：a. 汽机自动主汽门、调速汽门、中压油动机、抽汽逆止门处于开启状态，b. 电气发变组出口开关处于试验位置，插好二次插头。投入“主汽门关闭”和“关闭主汽门”保护76、压板。试验方法a. 汽机就地打闸或按下“紧急停机按钮”自动主汽门关闭后联跳开发变组出口开关。b. 电气采用发变组主保护动作后跳开发变组出口关，联关汽轮机自动主汽门、调速汽门、中压油动机、抽汽逆止门。13） 真空严密性试验试验时机组负荷在额定负荷80%左右进行，机组排汽真空不低于-0.82MPa.联系锅炉，保持额定汽温，汽压和负荷稳定，通知班长，并有专人监护，指挥。停射水泵后30S开始记录，每半分钟记录一次真空值及排汽温度值共计8分钟，取其后5分钟的真空下降值求其平均值，试验结束后，启动真空泵。真空下降速度超过1333Pa/min或真空降至-80KPa,立即停止试验，恢复系统运行。试验评价：优277、67Pa 良400Pa合格667Pa14） 辅机跳闸联动装置试验（1） 一台设备运行，另一台设备处于联动备用状态，联锁开关投入（2） 手动运行泵事故按钮，运行泵跳闸，光字牌报警，备用泵应联动自启（3） 复归联动泵操作开关，断开联锁开关，复归跳闸泵操作开关（4） 按上述操作做另一台泵联动试验（5） 试验进行中当运行泵跳闸备用泵未联动时，应合上备用泵操作开关，解除联锁，查明原因，故障消除后重做试验，直至合格15） 抽汽逆止门水控装置试验试验在班长许可下，由主操或副操执行，副班长监督（1） 试验人员关闭抽汽逆止门控制水门（2） 就地手动或盘上手动抽汽联动装置电磁阀检查电磁阀动作应正常，阀后压力下降（78、3） 复位电磁阀后，检查阀后压力上升，待压力恢复，缓慢开启抽汽逆止门控制水进水门，试验结束。16） 主汽门活动试验为保证发生事故时主汽门能可靠动作，DEH系统具备对主汽门进行在线活动试验的功能。注意，为保证机组安全运行建议在就地使用节流孔进行主汽门活动试验。（1） 试验条件，需同时满足：a. “主汽门活动实验投入”按钮按下b. 已并网c. 未发生挂闸d. 功率回路未投入e. 主汽压保护未动作f. 主汽压控制回路未投入g. 快减负荷未动作h. 主汽门行程大于98%i. 主汽门行程通道未故障j. 调门活动实验未投入（2） 试验步骤：在活动实验画面点击“主汽门活动试验投入”按钮，试验投入后主汽门开关79、电磁阀得电，主汽门行程将减小。实验结束后，点击“主汽门活动试验复位”按钮，退出主汽门活动试验。注意，本实验应在确认主汽门系统正常情况下进行。17） 调门活动试验为确保调门活动灵活，可以对阀门进行活动试验，以防止卡涩。（1） 试验条件，需同时满足：a. “调门活动试验开始”按钮按下b. 调门已全开c. 选择活动实验阀门按钮按下（2） 试验步骤：在活动实验画面点击需要实验的按钮，点击“实验开始”按钮，调门减小后即可点击“实验取消”按钮。实验结束后，点击“试验复位”按钮，退出调门活动试验。18） 超速保护试验在汽轮机首次安装或大修时，必须验证超速保护的动作准确性，对每一种超速保护都应进行试验验证。（80、1） OPC电磁阀试验：在超速实验画面，于解列状态下且转速低于200rpm时，点击该按钮则发OPC动作信号（为2s脉冲），可用于试验OPC回路是否完好。（2） 103%超速试验：在超速实验画面，于解列状态下点击“103%超速”按钮，则转速目标值自动升为3095rpm,当实际转速超过3090rpm时，103%超速保护动作，调节阀、低抽阀关闭，转速目标值自动置为2950rpm，直至实际转速降至目标值为止。（3） 110%超速试验：在ETS保护投切画面中，将汽机超速保护投入投切开关切到投入状态，且DEHNTK机柜内的超速保护投切开关切到左边使硬件超速保护组件的定值升为3302rpm，点击“OPC禁止81、”按钮，再点击“110%超速”按钮，则转速目标值自动设为3305rpm，当实际转速超过3090rpm使，103%超速保护应不动作，当实际转速超过3300rpm时，送出110%超速保护动作信号到ETS停机，为防止ETS系统故障，在转速超过3302rpm时，硬件超速保护组件的OPC动作信号也随后同时输出。（4） 机械超速试验：将机柜上的超速保护投切开关切到右边使硬件超速保护组件的设定值升为3362rpm，点击“机械超速”按钮则转速设定值自动设为3365rpm，当实际转速超过3090rpm时，103%超速保护不动作，当实际转速超过3300rpm时，110%超速保护应不动作，当实际转速超过3360rp82、m时，危急遮断器应动作，主汽门、调门全部关闭，汽机脱扣，转速开始下降。做此试验时需有运行人员在现场观察现场转速情况和危急遮断装置的动作情况。为防止机械超速系统故障，在转速超过3362rpm时，硬件超速保护组件的OPC动作信号，110超速信号同时输出。第四章岗位工艺指标4.1. 汽轮发电机组设备技术参数：4.1.1. 汽轮机技术参数：项 目单位型 号C25-8.83/0.8型 式冲动凝汽式制造厂家南京汽轮机厂额定功率Mw25最大功率Mw30额定转速r/min3000转向从机头向机尾看顺时针总级数级19额定工况主蒸汽温度535进汽量（额定/最大抽/纯凝）t/h113/135/86额定抽气量t/h583、0最大抽汽量t/h90额定抽汽压力MPa0.8最大抽汽压力MPa1.1抽汽温度 (额定/最大)257.39/248.78排汽量（额定/最大抽/纯凝）t/h61.56/43.739/84.457背压额定/最大抽/纯凝）KPa5.89/5.1/6.99排汽温度（额定/最大抽/凝）35.8/33.2/39汽耗率（额定/最大抽/纯凝）KgKwh4.488/5.324/3.374热耗率（额定/最大抽/凝）KJKwh9336/7791/11185汽轮机单转子临界转速r/min1634汽轮机额定转速r/min3000轴承允许最大振动mm0.03过临界允许最大振动mm0.10汽轮机总重t110汽轮机上半缸重(84、含隔板)t25汽轮机转子重t16.6汽轮机本体尺寸mm8233x4890x43154.1.2. 调节保安系统技术参数序号项目单位技术规范备注1.汽轮机额定转速r/min30002.汽轮机额定抽汽压力MPa(a)0.83.汽轮机额定抽汽压力调整范围MPa(a)0.71.1*4.油泵进口油压MPa0.10.155.主油泵出口油压MPa1.57*6.转速不等率%467.迟缓率%0.28.抽汽压力不等率%10*9.油动机最大行程mm210*10.中压油动机最大行程mm100*11.危急遮断器动作转速r/min3300336012.危急遮断器复位转速r/min30551513.喷油试验时危急遮断器动作转85、速r/min29203014.TSI超速保护值（停机）r/min330015.转子轴向位移报警值（副推定位）mm1.0或0.6负为反向16.转子轴向位移保护值mm1.3或0.7停机值17.润滑油压降低报警值MPa0.08交流油泵自启18.润滑油压降低报警值MPa0.06直流油泵自启19.润滑油压降低保护值（停机）MPa0.0620.润滑油压降低保护值（停盘车）MPa0.0321.润滑油压升高报警值（停电动泵）MPa0.1622.主油泵出口油压低报警值MPa1.323.轴承回油温度报警值6524.轴瓦温度报警值10025.轴承回油温度停机值7526.轴瓦温度停机值11027.轴承座振动报警值m686、028.DEH控制器超速停机值r/min330029.胀差报警值（副推定位）mm3.5或2.530.胀差停机值mm4或34.1.3. 发电机技术参数项目单位参数项目单位参数生产厂家南京汽轮电机厂频率Hz50型号QFW-25-2A励磁电压V177.5功率Mw25励磁电流A366.5电压Kv10.5定子重量Kg43000电流A1718转子重量Kg15700功率因数0.8总重量Kg70346临界转速r/min1370/40204.1.4. 凝汽器技术参数项目单位参数项目单位参数生产厂家南京汽轮机厂型号N-2000-10形式分列二道制表面回热式无水重量t34冷却水量t/h6500冷却水温度30冷却面积87、m22000冷却水压力MPa0.6冷凝器压力MPa0.0047 0.0048冷却管数根3920冷却水流速m/s2.14.1.5. 凝结水泵及电机技术参数项目单位参数项目单位参数型号4N6H-H00 3台叶轮级数个1额定流量m3/h60轴套外径mm50扬程m67.5电机型号Y180S-2效率%58电机厂家浙泵电机分厂转速r/min2950额定功率Kw22汽蚀余量m1.0额定电流A42.5轴功率Kw15.9-18.1额定电压V380绝缘等级F防护等级IP54功率因数0.89电机效率%89.0频率Hz50电机转速r/min2950旋转方向从电机看顺时针堵转转矩KNM2.0堵转电流A7.0最大转矩KN88、M2.2润滑方式电机润滑脂水泵润滑油46#安装尺寸mmmmmm13705405404.1.6. 射水泵技术参数项目单位参数项目单位参数生产厂家大连深蓝水泵型号EHG 125-100-200流量t/h162扬程H（m）44功率Kw30转速r/min2900电机厂家南阳防爆集团股份有限公司电机型号Y200L1-2G电压V380效率%91.4电流A56.0转速r/min2950功率因数0.89防护等级IP544.1.7. 冷油器技术参数项目单位参数项目单位参数型号YL402油量l/min800油侧压力MPa0.22油阻MPa0.02水侧压力MPa0.2冷却水量t/h117.5水阻MPa0.0116冷89、却面积m2404.1.8. 各油泵和排烟风机设备技术参数名称高压油泵交流油泵直流油泵排烟风机生产厂家沈阳水泵上海水泵厂上海水泵厂型号150Y15080Y60A80Y60A流量（l/min）1804545扬程H1505151电机型号YB2-315L1-2HM2-160M2-2Z2-52YB2-90L-2生产厂家安徽皖南山东华力杭州金蟒皖南电机功率（Kw）16015132.2电压（V）380380220380电流（A）27928.668.74.9转速（r/min）29502930300020404.2. 岗位控制指标正常运行中监视数据序号目录单位控制数据备注1.主蒸汽压力MpPa8.830.49部90、门控制指标2.主蒸汽温度535 5 10部门控制指标3.电负荷Mw25部门控制指标4.凝汽器真空MPa-0.087-0.061停机部门控制指标5.排汽温度65部门控制指标6.轴向位移mm-0.6+1.0+1.3-0.7停机部门控制指标7.振动mm0.08部门控制指标8.胀差mm+3.5-2.5+4-3部门控制指标9.轴承回油温度6575停机部门控制指标10.滤油器压降KPa19.639.2部门控制指标11.推力瓦块温度100110停机部门控制指标12.冷油器出口油温405部门控制指标13.主油泵进口油压MPa0.1部门控制指标14.主油泵出口油压MPa1.61.3报警部门控制指标15.润滑油压91、MPa0.080.150.08报警部门控制指标16.发电机入口风温2040最高55部门控制指标17.凝汽器端差818.过冷度119.均压箱压力KPa2.9429.420.均压箱温度12014021.额定抽汽压力MPa0.804.3. 系统联锁逻辑说明4.3.1. 达到下列参数时应发出报警：1） 汽轮机超速103%。2） 轴向位移高值（1.0或0.6mm）。3） 胀差报警值值 (3.0或2.5mm)。4） #1#4径向轴承振动高值（60um）。5） #1#4径向轴承温度超过100。6） #1#4径向轴承回油温度超过65。7） #1#10正推力瓦温度超过100。8） #1#10正负推力瓦回油温度超92、过65。9） 主油泵出口油压低报警值 (1.3MPa)。10） 润滑油压升高报警值（0.16 MPa）。11） 润滑油压降低报警值(0.08 MPa)，联动交流润滑油泵运行。12） 润滑油压降低报警值(0.06 MPa)，联动直流润滑油泵运行。13） 润滑油压降低报警值(0.06MPa)，汽轮机停机。14） 润滑油压降低报警值(0.03MPa)，盘车装置停止运行。15） 凝汽器真空低（-0.073MPa）。4.3.2. 保护达到下列参数应停机：1） 汽轮机超速110%。2） 轴向位移高值（1.3或0.7mm）。3） 胀差大值 (4或3mm)。4） #1#4径向轴承振动高值（80um）。5） #93、1#10正推力瓦温度超过110。6） #1#10正负推力瓦回油温度超过75。7） #1#4径向轴承温度超过110。8） #1#4径向轴承回油温度超过75。9） 润滑油压降低(0.06 MPa)。10） 凝汽器真空低（-0.061MPa）。第五章汽轮机组的启停操作5.1. 汽轮机的冷态额定参数启动5.1.1. 汽轮机启动前应具备条件1） 机、电、仪设备安装完毕，汽轮机及其蒸汽管网吹扫和安全阀调试工作结束，管路保温结束。2） 油系统所有设备、管道均已清洗合格，管路清洗时所加的盲板、滤网和临时短管已拆除，油洗时拆下的限流孔扳、调节阀已复位。3） 确认循环水、脱盐水、S1、S4管网正常。4） 现场清洁94、通道畅通，检查各处工作照明应齐全完好。5） 备好启动时使用工具，测量仪表和记录报表等。6） 联系仪表投入压力、流量等仪表，并检查各部情况正常。7） 联系电气测量各动力设备电机绝缘合格，并送上电源。8） 联系中化化验透平油质，油箱底部排水一次。5.1.2. 汽轮机组调速系统应符合下列要求：1） 当汽温、汽压、真空正常时、自动主汽门全开，调节系统应能维持汽轮机空负荷稳定运行，并能顺利并网。2） 汽轮机全甩负荷时，调节系统能控制汽轮机转速在危急遮断器动作转速以下。3） 调节系统带负荷应稳定，控制负荷波动应小于0.5Mw。4） 危急保安器动作后，应保证自动主汽门、调节汽门及抽汽逆止门迅速关闭并关闭严95、密。5.1.3. 循环水系统投用：1） 关闭凝汽器进、出口水管所有放水门，检查关闭凝汽器水室放水阀，打开凝汽器出水管排空气门，打开凝汽器循环水出水门，待凝汽器排气门见水后关闭凝汽器排气门，打开凝汽器循环水进水门。检查循环水系统有无泄漏，若有及时处理。2） 关闭空冷器滤水器进水门、旁路门，打开空冷器回水总门、空冷器滤水器出水门、空冷器进、出水门。3） 关闭冷油器滤水器进水门、旁路门，打开冷油器滤水器出口门。5.1.4. 油系统的启动：1） 启动油系统前应完成以下工作:（1） 油系统所有设备，管道均已清洗合格，管路清洗时所加的盲板和临时管道已拆除，油洗时拆下的限流孔板，调节阀已复位，油系统具备正常96、运行条件。（2） 关闭油系统所有的排放阀。事故放油门，冷油器放油门，油箱取样门及放水门应关闭严密，并有防止误操作的措施。（3） 油箱加入合格的46#汽轮机油至最大允许液位。（4） 给电加热器送电，当油温温度低于15时，投用电加热器,当油温达到30时，切断油箱电加热器停止加热。2） 确认下列阀门状态:（1） 交流润滑油泵、事故油泵进出口阀打开；盘车润滑油门、2注油器出口油门打开。高压润滑油泵进口阀打开、出口阀关闭。（2） 油系统所有压力表根部阀打开。（3） 运行冷油器油侧进口阀打开、出口阀关闭，水侧进口阀关闭。备运冷油器油侧进口阀打开，出口阀关闭，水侧进口阀关闭。（4） 油箱放水阀关闭。（5） 97、过滤器切至一组工作,一组备用。3） 建立油系统循环（1） 启动低压交流油泵a. 低压交流油泵进口阀开启、出口阀关闭，轴承润滑油质、油位正常。盘动对轮灵活。油泵、电机螺栓固定完好，电机接地线连接完整，联系电气测绝缘合格后送电。b. 启动低压交流润滑油泵，检查电流返回时间正常，油泵出口压力正常后打开出口阀，打开冷油器排气阀，排气后，关闭冷油器排气阀，打开冷油器油侧出口阀，打开运行侧油滤器排气阀，油滤器排气阀有油流出后,关闭排气阀，打开其出口阀。c. 冷油器投用两组一组备用，检查冷油器油侧进、出口门全开，水侧进、出口阀全关。d. 投用一侧滤油器。（2） 启动盘车装置a. 检验盘车电机接线，正常后断电98、，打开盘车润滑油进油门。b. 逆时针旋转盘车手轮，同时拨出销子向发电机方向推动手柄，直到大小齿轮啮合后自动提供润滑油。c. 按盘车启动按钮，盘车投入运行。注意盘车电机电流及润滑油压正常，注意倾听汽缸内部及各轴承处声音正常。d. 投入盘车联锁。e. 新装机组应盘车4h以上。f. 当回油温度超过40，打开冷油器冷却水出口阀，打开水侧排气阀，有水流出后关闭排气阀，通过调节冷油器水侧进口门大小调节油温，油温控制在38-42。投入冷油器运行。（3） 启动高压交流润滑油泵打开号注油器出口门，高压润滑油泵进口阀打开、出口阀关闭，启动高压交流润滑油泵，打开高压交流润滑油泵出口门，检查电流返回时间，油泵出口压力99、正常后停交流润滑油泵并投入联锁，润滑油压控制在0.08-0.147MPa以内，检查各轴承回油正常，系统无漏油。启动排油烟风机，使油箱微负压。（4） 检查各轴承回油管线上的油视镜油流动情况,检查管线有无泄漏,有无异常振动。5.1.5. 按规定，做启动前的试验1） 手动危急保安器实验2） 室内停机按钮实验3） 低真空保护试验4） 油压保护试验5） 轴向位移保护试验6） DEH表超速试验7） 机电联锁保护试验8） 辅机跳闸联动装置试验5.1.6. 凝结水系统的启动1） 凝结水系统的检查（1） 现场清洁无杂物，温度、压力、水位计齐全并投运。（2） 盘动对轮灵活，靠背轮防护罩安装牢固。（3） 联系电气测100、电机绝缘合格后并送上电源。（4） 轴承油质、油位正常。（5） 关闭热井放水门、打开脱盐水补水电动门前后截止门、关闭补水电动门旁路门，关闭汽轮机后汽缸喷水减温水各进水门，通知脱盐水岗位人员，汽轮机凝汽器补水，打开热井补水电动门补水至热水井水位计2/33/4。关闭热井补水电动门。（6） 开启凝结水泵密封水门。关闭至抽汽逆止阀过滤器进、出口阀及旁路阀。（7） 开启凝结水泵进水门，开启泵前排空气门。（8） 开启轴封加热器进出口阀，关闭旁路阀。关闭凝结水再循环旁路门，打开凝结水再循环门前后截止门。（9） 关闭接主凝结水管道电动阀，关闭凝结水管道启动放水门。2） 凝结水泵的启动（1） 关闭凝结水泵出口门。101、（2） 启动凝结水泵运行，注意给水泵出口压力、空载电流。（3） 检查水泵、电机、声音、振动、轴承和盘根温度均正常。（4） 开启凝结水泵出口门，检查出口压力和热水井水位应正常。水泵密封水应良好。（5） 做凝结水泵联锁试验。试验合格后投入联锁。（6） 适当开启凝结水再循环调节门，控制热井水位至正常水位。5.1.7. 暖管：1） 暖管前的检查和确认（1） 高压交流润滑油泵运行正常，低压交流润滑油泵处于备用状态,事故油泵处于备用状态。（2） 盘车正常，循环冷却水系统正常。（3） 冷凝液系统正常,辅助冷凝泵处于备用状态。（4） 确认汽轮机电动主汽门、自动主汽门、调节阀处于关闭状态。（5） 机组静态调试结102、束。（6） 机组联锁保护全部能投用。（7） 蒸汽管网已建好,汽量充足合格。2） 暖管（1） 确认主蒸汽管道吹扫结束，打靶合格，临时管拆除，管道、阀门复位。（2） 电动隔离门前暖管结束后，打开电动隔离后、电动主汽门前疏水门，关闭防腐汽门，缓慢开启电动隔离门的旁路门，保持汽压在0.20.3MPa,暖管2030分钟。（3） 以0.2MPa/min的速度提升压力至额定压力，升压过程中，管壁温升速度不应超过3/min,并注意管道膨胀情况，如管道温升速度过快，应暂停升压，并适当关小疏水。（4） 待电动隔离门的旁路门开大到压力不在上升时，缓慢开启电动隔离门，关闭旁路门，关闭其疏水。（5） 打开电动主汽门后防103、腐门、打开自动主汽门前疏水门，缓慢开启电动主汽门的旁路门，保持汽压在0.20.3MPa,暖管2030分钟。（6） 以0.2MPa/min的速度提升压力至额定压力，升压过程中，管壁温升速度不应超过3/min,并注意管道膨胀情况。（7） 待电动主汽门的旁路门开大到压力不在上升时，缓慢开启电动主汽门，关闭旁路门。（8） 如管道温升速度过快，应暂停升压，并适当关小疏水，待温升正常后继续升压至冲转参数。暖管过程中，严防蒸汽漏入汽缸内。（9） 抽汽管道与主蒸汽管同时暖管，具体步骤如下：确认0.5MPa蒸汽管网已建立，打开减温器电动阀前后疏水、打开抽汽逆止阀后疏水，缓慢打开0.5MPa蒸汽管网来汽门进行暖管104、。暖管结束、抽汽投用后，关闭各疏水门。5.1.8. 建立真空1） 射水泵启动前的准备工作（1） 现场清洁无杂物，各种表计齐全并投运。（2） 转子盘动灵活，靠背轮防护罩牢固完整。（3） 联系电气测射水泵电机绝缘合格后送上电源。（4） 关闭射水箱放水阀，打开射水箱补水阀，待水位正常关小补水阀保持有稍许溢流。（5） 开启射水泵进水总门、开启射水泵进水门、关闭射水泵出口门、打开泵体排气门向泵内充水排空气。排气门见水后关闭。（6） 打开射水泵去射水抽气器入口门。（7） 射水侧抽气器空气门关闭、凝汽器侧抽气器空气门打开。2） 启动射水泵（1） 按下启动按钮，注意压力、空载电流。（2） 开启出口门，注意出水105、压力，调整水箱水位正常。（3） 检查水泵、电机、声音、振动、轴承温度均正常。（4） 做射水泵联锁试验，试验合格后，投射水泵联锁。（5） 开启相对应的抽气器气侧空气门，检查凝汽器真空情况 。5.1.9. 轴封系统的投用 1） 开启轴加进、出水门，关闭旁路门，检查轴加管道无泄漏。2） 开启一台轴加风机。 3） 打开水封筒注水门注水，注水后关闭，投入轴加水封筒。4） 打开轴封加热器疏水出口门，打开水封筒去凝汽器截止门。5） 检查关闭前、后汽封手动截止门，关闭抽汽至至均压箱来汽门，打开均压箱疏水门、开启均压箱至凝汽器疏水门，必要时开启均压箱至凝汽器排汽门。6） 凝汽器真空升至-0.035MPa后，缓慢106、开启热网至均压箱门，开启均压箱至前、后汽封门，关闭均压箱疏水门，启动轴加风机，用均压箱自力式平衡阀调整汽封压力，保持均压箱压力在2.9429.4KPa,温度在120140之间。5.1.10. 冲转及暖机1） 冲转前条件：（1） 额定参数启动时，主汽压力大于6.88MPa，主汽温度高于490，必须有80100过热度。（2） 凝汽器真空保持在-0.06MPa以上。（3） 润滑油压：0.100.147MPa。（4） 各轴承回油温度正常，润滑油温在405范围内。（5） 盘车及其它辅助设备运行正常。（6） 投入轴向位移、低油压、超速保护（其它保护并网后投入）。（7） 冲转前防腐汽门确认关闭 。2） 冲转107、操作（1） 得到班长冲转指令，确认一切准备工作完成后，缓慢开启电动主汽门旁路门，待前后压力平衡后，全开启电动主汽门，关闭电动主汽门旁路门。（2） 在转速控制画面点击“挂闸”指令，建立安全油压，开启自动主汽门，注意检查转子无飞升现象。 （3） 选择DEH的阀门控制方式为“高调门手动启动”。（4） 设定第一目标转速为500r/min，设定升速率为60-90r/min。（5） 选择DEH“进行”按钮，开始升速。就地检查汽轮机转子是否冲转，盘车装置是否脱开并停运。如盘车装置未脱开，应手动脱开停运。（6） 第一次冲转时当转速升至500rmin时，进行“摩擦检查”，倾听机内有无异声。前后轴封处有无异音。如108、无，重新挂闸，升速到500 r/min。（7） 选择DEH“保持”按钮，机组停留在500rmin约30-40min进行全面检查，检查机组各阀门、法兰有无漏汽。轴承振动、温度、回油是否正常。并随机组转速的上升调整均压箱压力，调整润滑油温度。（8） 设定目标转速为1350r/min，设定升速率为100rmin，选择DEH“进行”按钮，开始升速。将转速提升至1350rmin进行中速暖机。（9） 转速提升至1350rmin时，在DEH上选择“保持”按钮，保持1350rmin的转速进行30-40min的中速暖机。中速暖机为本机启动的主要暖机阶段，考虑新机启动的特点，暖机时间必须适当延长。中速暖机期间，应109、全面对主机、辅机及运行系统进行检查，检查控制机组缸胀，上下缸温差。（10） 确认一切运行工况正常后。设定目标转速为2400r/min，设定升速率为100rmin，选择DEH“进行”按钮，开始升速。将转速提升至2400rmin进行高速暖机。当跨越临界转速区时，系统强制为600r/min的升速率，在过临界前需适当提高机组真空，加快升速速度，避免在临界转速附近停留或徘徊。转速提升至2400rmin时，在DEH上选择“保持”按钮，保持2400rmin的转速进行50-60min的高速暖机。（11） 机组升速过程中，严密监视机组振动，严禁强行冲过，机组振动超过0. 1mm打闸停机。进行全面检查。（12） 110、高速暖机结束后, DEH上选择100r/min的升速率，继续升速至额定转速。转速提升至3000rmin时，在DEH上选择“保持”按钮，保持3000rmin的转速空负荷运行20min。（13） 汽轮机稳定在额定转速时，各轴承的双振幅振动值应不大于60m。（14） 当机组转速达2850r/min时，主油泵出口油压达1.5MPa以上，确认主油泵工作正常后，缓慢关闭高压油泵出口门，停高压油泵，打开高压油泵出口门，投入高压油泵联锁。（15） 机组转速达到3000r/min后，进行就地和远方手动停机试验。（16） 操作DEH上的“挂闸”按钮，重新开启自动主汽阀，维持机组3000r/min运行。3） 汽轮机111、升速暖机时间表：内 容时间（分钟）1冲转到500转/分。52500r/min暖机30403500r/min升速到1350r/min64升速到1350r/min，中速暖机305051350r/min升速到2400r/min106在2400r/min转/分，高速暖机152072400r/min升速到2800r/min58在2800r/min全面检查109均匀提升至3000r/min2103000r/min空负荷运行20合计1221275.1.11. 汽轮机冲转时的注意事项及控制指标1） 启动注意事项（1） 汽轮机组在启动过程中如发生异常振动，以及低于一阶临界转速时轴承双振幅振动值超过60m时，应立112、即紧急停机，禁止降速暖机或强行升速，进行连续盘车，测量大轴晃动的变化，并找出原因，在原因未查明之前严禁再次启动。（2） 汽轮发电机组通过临界转速时应迅速平稳，升速率适当加快，各轴承双振幅振动值不应超过100m。（3） 冲转后注意倾听各转动部分声音，轴封处应无摩擦现象，如有异常应立即打闸停机。（4） 升速前胀差稳定或趋于下降，注意本体金属温差不超限。（5） 注意保持凝汽器水位，利用凝结水再循环阀等及时调整。（6） 注意真空的变化，及时调整轴封供汽。（7） 随着机组转速上升，应注意调整各冷油器、空冷器的冷却水量，调整轴承润滑油温和发电机冷却风温，及时调整轴封压力。（8） 注意检查本体疏水是否畅通，113、防止发生水冲击现象，及时对管道疏水进行调整。 （9） 当主油泵出口油压高于电动油泵油压而切换油泵时，必须小心操作，缓慢关闭出口门。当确认主油泵已工作后即可停下高压油泵，重新开启其出口门并投入联锁备用。（10） 排汽温度不超过120，当排汽温度达到80时，后汽缸喷水减温装置电磁阀自动投入进行喷淋降温，当排汽温度降到60时，后汽缸喷水减温装置电磁阀自动关闭喷淋水。2） 额定参数启动过程中应密切监视控制下列数据（1） 轴位移控制在1mm至-0.6mm以内。（2） 胀差值控制在3.5mm至-2.5mm以内。（3） 法兰金属温升速度控制在23/min。（4） 法兰内外壁温差不超过80。（5） 法兰螺栓温114、差不超过30。（6） 调节级处上下缸壁温差不超过50。5.1.12. 并网带负荷及注意事项1） 并网带负荷（1） 机组定速后，在完成汽机及电气相关试验后，空负荷运行20min一切正常，高压缸下部温度达到220，联系班长可并网带负荷。（2） 并网后，机组自动带上1000Kw的初始负荷，然后缓慢加负荷至2000Kw时暖机，直到高压缸下部温度达到290300以上时允许以300Kw/min速度增加负荷。当高压缸下部达350以上时允许以1000Kw/min的速度升至额定负荷。（3） 当负荷带到2Mw时关闭隔离门前疏水，关闭全部疏水门。（4） 投入发电机故障联动跳闸保护、低真空保护2） 热网带负荷（1） 115、当机组并网稳定运行且负荷大于额定负荷的30%后，可以投入抽汽压力控制回路。投入抽汽运行后，运行人员可通过操作员站设定抽汽压力目标值，通过抽汽压力反馈，控制抽汽阀的开度，以满足抽汽热负荷的需求。（2） 抽汽投入分两步，首先设定抽汽压力设定值（应高于抽汽母管压力0.03MPa）,点击“抽汽准备投入”按钮后，机组进入抽汽准备状态，抽汽调门将逐渐关小。当抽汽压力接近设定值后即可以点击“抽汽投入”按钮，机组进入抽汽状态，此时可以缓慢全开抽汽电动门，开始对外供汽。3） 带负荷条件及注意事项（1） 高压缸下部温度低于220，不准并网带负荷。（2） 在启动加负荷过程中，各疏水门应及时打开，以免汽轮机发生水冲击116、，当主汽温度升至500，以及负荷增至2Mw时，关闭主汽管道、导汽管及各处疏水，若温度下降至500以下，应开启主汽管和本体各疏水门。（3） 机组启动时，应记录各暖机转速和各负荷下汽缸测点温度，以作为再次启动的依据。4） 冷态启动升负荷时间表序号负荷（Mw）时间（min）负荷变化率（Mw/min）112Mw暖机302升至5Mw100.335Mw暖机304升到10Mw50.75515Mw暖机206均匀加负荷至25Mw101合计1005.1.13. 汽轮发电机组冷态启动时间表序号确认项目使用时间1、检查机组系统20min2、投用油系统20min3、投入盘车4h4、投入循环水系统10min5、投入凝结水117、系统10min6、机组暖管100min7、启动真空系统20min8、投运轴封供气15min9、升速0-500r/min5min10、500 r/min暖机20min11、系统检查5min12、升速500-1300r/min7min13、1300 r/min暖机30min14、系统检查5min15、升速1300-2300r/min4min16、2300 r/min暖机15min17、系统检查5min18、升速2300-2800r/min5min19、2800 r/min暖机5min20、切换至主油泵3min21、升速2800-3000r/min2min22、定速3000r/min10min23、118、系统检查5min24、并网带初负荷暖机30min25、带热负荷10min26、带满电负荷30min27、全面检查10min28、总计641min5.2. 机组大修后启动5.2.1. 机组大修后或保护装置检修后，应做以下保护试验1） 低真空保护试验；2） 轴向位移保护试验；3） 低油压保护试验；4） 自动主汽门，调速汽门严密性试验；5） 真空严密性试验；6） 辅助设备电动机事故按钮联动试验；7） 发电机主保护试验；8） 机电联锁试验；9） 调节系统静态特性试验；10） 电超速试验。5.2.2. 其余启动注意事项同机组冷态额定参数启动5.3. 额定参数热态启动 凡停机12h以内或高压缸调节级处上汽119、缸壁温度不低于300，下汽缸温度不低于250时，汽轮机启动均为热态启动。5.3.1. 热态启动注意事项及启动步骤1） 进入汽轮机的汽温高于上汽缸内壁温度50。应保证蒸汽有80100过热度。2） 高压缸调节级上、下缸温差不超过45。当汽缸上、下缸温差,大于50时，应查明原因而不应急于启动。3） 冲动前4h转子应处于连续盘车状态。4） 转子偏心与初始值之差不大于0.03mm(前轴承处测得转子偏心)。5） 先向轴封送汽，后抽真空。6） 及时疏水保证机组安全启动。7） 维持真空在-0.08MPa以上当转速升到额定转速时真空应达到正常值。8） 启动过程中，升速、升负荷中各项控制指标应符合冷态启动要求，并120、满足热态启动总则要求，升速率和升负荷率应尽量提高。9） 由于自动主汽门，调速汽门停机后冷却较快，热态启动注意主汽门内外壁温差，切勿加热过快。10） 热态启动步骤：热态启动时，应根据当时的缸温适当调整蒸汽参数、加负荷速度，防止转子收缩产生较大的负胀差，其余各项操作按额定参数启动的要求进行。5.3.2. 热态启动时间表：序号确认项目使用时间1、检查机组系统20min2、投用油系统20min3、投入盘车4h4、投入循环水系统10min5、投入凝结水系统10min6、机组暖管100min7、启动真空系统20min8、投运轴封供气15min9、升速0-500r/min5min10、500 r/min系统121、检查5min11、升速500-1300r/min4min12、系统检查1min13、升速1300-2300r/min4min14、系统检查1min15、升速2300-2800r/min3min16、2800 r/min系统检查5min17、切换至主油泵3min18、升速2800-3000r/min2min19、定速3000r/min10min20、系统检查5min21、并网带初负荷10min22、带热负荷10min23、带满电负荷30min24、全面检查10min25、总计533min5.4. 汽轮机的额定参数停机汽轮机的停机是从带负荷的运行状态减去全部负荷、解列发电机、切断汽轮机进汽到转子静122、止、进入盘车等过程。汽轮机停机分正常停机和故障停机两大类：正常停机是指由于电网的需要，有计划的停机。故障停机是指汽轮发电机组发生异常情况，保护装置动作或人为地手打危急保安器进行的停机，以达到保护机组不致损坏或使损失减小的目的。在停机过程中，电动主汽阀的蒸汽压力和温度保持额定值，用调节汽阀控制进汽量，以较快的速度减负荷停机，称为额定参数停机。5.4.1. 停机前的准备工作1） 试验高压油泵、交流润滑油泵和直流润滑油泵是否正常,如果不正常应及时处理好，否则不允许停机。2） 活动主汽阀，其动作应灵活，无卡涩现象。3） 做好机电联系信号试验。4） 试验盘车电机,且转向正确。5） 准备好必要的停机专业工123、具。6） 凡需解列切换的公用系统工作必须在停机前完成。7） 准备好停机操作票，并完成审批手续。5.4.2. 减负荷步骤：1） 在减负荷过程中，机组的降负荷速度为300-500Kw/min，金属的降温速度不应超过1.5-2/min，每减一定负荷后，停留一段时间，并做好相应的调整，使汽缸转子的温度缓慢、均匀的下降。2） 机组在减负荷过程中，应密切监视机组的缸胀，转子膨胀值。必须注意控制负差胀增大，一旦出现负差胀过大时，应停止减负荷，待负差胀减小后再以适当的速度减负荷。避免因为负差胀过大而机组保护动作。3） 如果机组投用抽汽时：首先逐渐减小热负荷直至零，然后再减电负荷。解列抽汽时，应首先减小抽汽压力124、设定值，以减小抽汽量，同时逐渐关小抽汽电动门。抽汽电动门全关后，点击“抽汽切除”按钮，停止抽汽。4） 根据热水井水位的下降情况，开启热井补水门及时调整凝结水再循环调节门开度。保持冷凝器的水位，确保凝结水泵的正常运行。5） 在降负荷的过程中，应密切监视后汽缸的排汽温度，若后汽缸排汽温度超过80时，及时检查排汽缸减温水是否自动投用。6） 随着负荷的降低，及时调整轴封供汽压力，必要时及时调整轴封供汽的参数，以满足供汽压力的相匹配。7） 当机组负荷降至“零”后，联系电气解列发电机。8） 根据需要做危急遮断器充油试验，危急遮断器超速试验。9） 严密监视汽轮机转速，应能维持在3000r/min。(如果转速125、飞升，应立即手动危急保安器停机，检查主汽门、调节汽门、抽汽逆止门应能关闭到位。汽轮机的转速应下降)。启动高压启动油泵，提供轴承需要正常的润滑油量。手动危急保安器停机，检查主汽门、调节汽门、抽汽逆止门应能关闭，转速开始下降。10） 当发现负荷降不到“零”时，严禁解列发电机或手拍危急保安器停机，应及时查明原因，设法将负荷降到最低后（用缓慢关闭电动主汽门或自动主汽门的方法降负荷)，解列发电机，自动主汽门、调速汽门及抽汽逆止门应迅速关闭。11） 联系仪表解除各热工保护装置。12） 停射水泵，根据转速的下降速度调整真空，做到转速下降速度与真空下降速度相统一。转速到零时真空也降到零，真空到零时方可停止轴封126、供汽。13） 惰走时间内，倾听汽缸内部声音，记录转子惰走时间和绘制惰走曲线图,并和原始的数据记录相对比。 14） 转子静止后，严禁往汽缸内部导入冷水或冷气。立即启动盘车装置进行连续盘车。15） 全开主蒸汽管道上防腐汽门，导汽管疏水门，抽汽管网和汽轮机本体疏水门,排尽疏水。16） 发电机入口风温低于35时，停用空冷器。17） 停轴封供汽后30min,停凝结水泵，排汽缸温度降至50，关闭凝汽器水侧进出水电动门。18） 冷油器出口油温低于40，可停运冷油器水侧。19） 上汽缸温度降至150以下时，停盘车运行，上汽缸温度降至100以下时，停交流润滑油泵。在盘车时,应密切监视盘车电机的电流,润滑油压的参127、数变化,防止盘车脱跳。20） 上汽缸温度在150以上，因故需停盘车，应每隔30min手动盘车180，具备盘车条件后，再按规定连续盘车。5.4.3. 发电机组停运时间表序号确认项目使用时间1、检查试验机组系统20min2、解列热负荷10min3、减负荷至零30min4、启动交流润滑油泵2min5、解列发电机5min6、机组打闸1min7、停运抽汽设备2min8、转子惰走20min9、停运轴封供气5min10、投入盘车3min11、停运凝结水系统30min12、停运循环水系统3h13、开启机组疏水10min14、全面检查20min15、总计338min5.5. 盘车与防腐5.5.1. 停机后盘车运128、行规定如下：1） 停机后盘车连续运行1012h或上汽缸温度降至150以下停止盘车，上缸温度降到100以下停润滑油泵2） 在规定的盘车期间，如某种原因不能盘车，应进行手动盘车，或进行180间断盘车，具备条件后，再按规定连续盘车。3） 中断盘车时间超过30分钟以上时，应间隔30分钟盘车180o 4） 盘车期间非特殊情况不得解除油泵联锁和盘车联锁，若需要解除应严密监视润滑油压，油温及盘车状态。5.5.2. 停机后的防腐。1） 10天以下的停机。疏水排尽后，关闭蒸汽管道，疏水系统阀门，放尽加热器和凝汽器存水；定期通过热空气或使用真空泵，保持汽轮机内干燥；外部加工表面涂防锈油；每天将轴转过一又三分之一圈129、，转动时应先启动高压电动油泵。2） 三个月以下的停机：除按10天以下的停机规定外，还应堵塞端部轴封。3） 三个月以上的停机：须拆下汽缸大盖，将通流部分表面涂保护油层。5.6. 主要维护工作1） 集中精力监盘，注意仪表及设备声音变化。发现仪表读数有变化时，分析查明原因，及时汇报，采取必要的措施，并记入操作记录本上。2） 认真地抄表，定期巡检主辅设备各部分运行情况，发现异常及时采取相应措施。3） 备用设备应保持清洁和可靠备用。4） 运行工况变化时，应进行及时调整，调整后要对设备进行全面检查5） 认真做好定期切换、操作，检查等工作，填好设备缺陷记录。6） 设备消除缺陷时，应执行工作票制度，做好安全隔130、离措施，保证设备的正常运行。7） 设备的巡回检查按巡回检查制度执行。8） 设备的定期试验与切换按规定执行。9） 维护现场设备的清洁整齐，每班必须对所管辖设备及地面栏杆、平台、楼道全面清扫一次。第六章 辅助设备的运行6.1. 辅助设备运行6.1.1. 启动前的检查1） 辅机启动前应终结相关工作票，拆除所设安全措施，外部检查确认符合运行条件。2） 辅机保护装置和仪表配置齐全，准确且已投用。3） 轴承润滑油油质良好，油位正常，系统不漏油，转动机械无倒转现象。4） 辅机冷却水，密封水正常畅通，无泄漏。5） 辅机启动前，电机应测绝缘合格。6） 电机进线，外壳接地良好，事故按钮完整无损。7） 各部地脚螺栓131、，靠背轮，安全罩，防雨罩齐全牢固。8） 检查各辅机阀门挡板位置正确，离心泵出口门，风机入口挡板应关闭，空负荷启动。9） 辅机启动中有关具体操作严格按照本规程与现场操作标执行。6.1.2. 辅机启动注意事项1） 辅机启动应得到班长的命令，并与有关岗位联系后执行。2） 辅机启动时应密切监视启动电流及返回时间，在电流返回前禁止启动其它设备；辅机启动时就地应有人监视，检查声音及振动正常，发现异常立即按事故按钮停止。3） 辅机启动正常后，有备用辅机的应投入联锁开关。4） 鼠笼式电动机正常情况下允许在冷状态下启动二次，每次间隔时间不少于5min，热态下启动一次。只有在事故处理或启动时间不超过2-3s的电动132、机可以多启动一次。5） 离心泵应关闭出口门后启动，风机应关闭入口挡板，禁止带负荷启动。6） 合闸后如果跳闸，应立即复位开关，未查明原因，不得再启动。6.1.3. 辅机启动后的检查1） 辅机试转或首次启动，应检查电机转向正确。2） 辅机的电流，出入口压力，流量应正常。3） 辅机的轴承润滑油，冷却水，密封水正常，轴承、泵体、电动机不过热，振动应正常，声音正常无异音。6.1.4. 辅机的停用1） 辅机的停用需根据班长的命令并与相关岗位联系后执行；2） 辅机停用应解除相关的联锁，停用后转速应能降到零，无倒转现象，检修的辅机应按要求做好安全隔离措施。6.1.5. 辅机经检修后试运的规定1） 必须终结工作133、票，并拆除所有安全措施，检查设备符合启动条件，在机组长的监护下进行，检修负责人应到现场，操作时应征得检修人员同意后方可执行；2） 检修中电机拆过线，应在试转时核对转向正确，电机大修后必须空转2h；3） 试转时应遵照辅机启动前的注意事项及辅机启停的有关规定执行；4） 设备检查和试转时发现问题应及时提出，联系检修消除，凡是设备改造应有改动报告，检修过的设备应有工作交待。6.1.6. 辅机运行与维护1） 按巡检要求，定期对设备进行检查，发现问题及时处理，确保辅机安全运行；2） 按维护要求，定期检查轴承油质，油位及时联系加油；3） 备用的辅机，如发现投运缺陷，短时间运行不影响设备和人身安全时，经有关领134、导批准，可转作紧急备用。4） 按要求进行定期工作。5） 辅机运行中的轴承振动监控标准转速（r/min）振幅（mm）优良好合格n10000.050.070.101000n20000.040.060.082000n30000.030.040.05n30000.020.030.046.1.7. 辅机事故处理一般规定1） 发生下列事故应紧急停止辅机运行：（1） 电机合闸后电机不转后较正常转速慢，并有异音。（2） 电机启动后超过启动时间，电流不返回或电流无指示。（3） 电机轴承冒烟着火或温度超过极限时。（4） 辅机过负荷或电机电流超过额定值经调整无效时。（5） 转动机械轴承温度高，串轴，磨擦超过极限，有135、明显的磨擦声和撞击声。（6） 发生火灾危及人身和设备安全时。（7） 系统泄漏严重无法隔离，危及人身和设备安全时。（8） 辅机发生强烈振动。2） 辅机紧急停止的处理（1） 发生以上情况手按事故按钮停止运行辅机，备用辅机应联动，否则应手动启动；（2） 使用事故按钮紧急停机时，按事故按钮不少于60秒，防止误抢送；（3） 泵在运行中跳闸，备用泵应联动，解除联锁，否则应立即启动备用泵，在无备用泵的情况下跳闸且没有发现明显的机械和电气故障，电机无速断、差动保护动作时可强合一次，强合不成功，不允许再启动，联系检修处理。（4） 一般故障情况，如轴承温度升高、盘根发热冒烟、振动增大等，应汇报班长、值长，先启动备136、用泵，后停故障泵，联系检修处理。6.2. 盘车装置6.2.1. 投入操作步骤如下：1） 全面检查符合启动条件。2） 启动排烟风机运行。3） 启动交流润滑油泵或高压电动油泵运行，润滑油压正常，回油畅通，投入直流润滑油泵联锁。4） 开启盘车润滑油门，空试盘车电机正常。5） 逆时针旋转盘车手轮，同时拨出销子向发电机方向推动手柄，直到进入工作位置（大约与水平成45o）。6） 按盘车启动按钮，盘车投入运行。注意倾听汽缸内部及各轴承声音正常。7） 正常后，投入盘车联锁。6.2.2. 停盘车操作1） 解除盘车联锁。2） 按盘车停止按钮。3） 关盘车润滑油门。6.2.3. 盘车运行注意事项1） 投入时绝对禁止137、盘车电机在连续转动时进行2） 汽机故障停机后，汽缸内部有明显的摩擦声，惰走时间明显缩短，盘车电流增大并摆动，大轴弯曲度增加时不得强行投电动盘车。3） 在启动过程中齿轮声音过大或有冲击声时，应立即停止，汇报班长，联系检修，消除后，再投入电动盘车运行。6.3. 冷油器投运、解列、维护、切换6.3.1. 启动前的检查1） 检修工作结束，场地清洁无油污、各测量表计齐全并投运。2） 管道阀门，冷油器上下结合面处和堵头应拧紧无漏现象。3） 油侧进、出口门、放油门、排空门关闭。4） 水侧进、出口门、排空门、放水门关闭。6.3.2. 投运1） 微开冷油器进口油门，稍开油侧排气门，排尽空气后，关闭排气门，全开进138、口油门。2） 缓慢全开冷油器出口水门，稍开水侧排气门，排尽空气后关闭。（若发现水中有油花，说明该冷油器泄漏，不能投用）3） 缓慢开启冷油器出口油门，根据冷油器出口油温，调节冷油器进口水门，油温在405，与运行侧冷油器出口油温差不超过2。4） 当投入备用冷油器时，操作一定谨慎，严密监视润滑油压、油温变化。6.3.3. 解列1） 该操作应在班长监护下进行。2） 缓慢关闭待解列冷油器出口油门，直至全关，同时严密监视油压并注意油温变化。3） 关闭待解列冷油器冷却水进、出口门。4） 全关待解列冷油器入口油门6.3.4. 切换1） 检查备用冷油器进油门和出水门应开启，出油门和进水门关闭。2） 缓慢开启备用139、冷油器出油门，注意润滑油压和油温的变化。3） 缓慢开启进水门，保持出油温度在3845，且与运行侧冷油器出口油温差不超过2。4） 关闭停运的冷油器出油门和进水门作备用，注意润滑油压和油温应正常。6.3.5. 维护1） 出口油温在3845。2） 进口油压大于0.24MPa，出口油压在0.080.15MPa。3） 两台并联运行时，出口油温差小于2。6.4. 滤油器的切换1） 开启滤油器备用侧排气门。2） 稍开滤油器切换手轮，向备用侧滤油器充油。3） 放气门出油后关闭排气门。4） 缓慢转动切换手轮，当达到中间位置后，稳定。6.5. 均压箱的投入1） 确认循环水已正常投入，关闭至前、后汽封手动截门，开启140、均压箱至凝汽器疏水门，稍开热网至均压箱门，对均压箱暖体。2） 缓慢开启热网至均压箱门，开启均压箱至前、后汽封门，关闭均压箱疏水门，用均压箱压力分配阀，调整汽封压力，保持均压箱压力在2.9429.4KPa,温度在120140之间。 6.6. 轴封加热器的启停6.6.1. 启动前的检查1） 检修工作结束，场地清洁、设备、管道及其保温、支吊架等处于完好状态。2） 表计投运。3） 确认轴加进、出口阀、疏水阀、抽气器进汽阀关闭，旁路阀开启。4） 联系电气测轴加风机绝缘完好，并送电。6.6.2. 启动1） 凝结水泵运行正常，开启轴加进、出水门，关闭旁路门，检查轴加水位不应升高，管子无泄漏。2） 开启轴风机141、。3） 投入轴加水封筒，开启至凝汽器截门。6.6.3. 停运轴加跟随机停运，关闭轴加抽气器进汽门。6.7. 空冷器启停及维护6.7.1. 启动前的检查1） 检修工作结束，场地清洁、各温度、压力表计齐全并投运。2） 空气室密封门关闭。3） 空冷器的滤水器进、出水门及旁路门关闭，空冷器每组进、出水门在开启。4） 检查放水门关闭，排空门开启。6.7.2. 启动1） 发电机进风温度达35时，开启滤水器进、出水门，并排空气后关闭。2） 调整发电机进风温度在25356.7.3. 正常运行维护1） 保持发电机进风温度在2535，出风温度小于652） 发电机两侧进风温差不超过3。3） 空冷器进、出水温差在23142、。4） 如果空冷器进水压力低，进、出水温差及发电机进风温度升高时，应检查空冷器运行和滤水器滤网脏污情况。5） 必要时投工业水。6） 定期清理滤网。7） 正常运行时，如果空冷器铜管脏污，可关闭某一组进、出水门，对该组空冷器进行清洗，但必须保证空冷器出风温度小于65，否则降负荷运行。6.7.4. 停运1） 随发电机停运。进风温度降低，关闭滤水器进、出水门（或旁路门）。2） 若要检修，开启放水门、排空门。6.8. 凝汽器的投运6.8.1. 凝汽器启停及维护1） 启动前的检查和准备。2） 检修工作结束，场地清洁、设备、管道处于完好状态。3） 各压力表、温度计、水位计完好并投运。4） 检查凝汽器必须符合143、投运条件，联系电气测凝汽器进、出水电动阀电机绝缘合格并送电，关闭凝汽器两侧进、出水管上放水门。5） 开启凝汽器两侧出水管上的排空气门。6） 开启凝汽器两侧出水电动碟阀1/2。6.8.2. 启动1） 开启凝汽器进水电动碟阀，向凝汽器水侧充压，待水侧空气排尽后，关闭排空门。2） 全开凝汽器两侧出水电动碟阀。3） 根据需要可调整凝汽器两侧进水电动碟阀开度，保持循环水压力在额定值。6.8.3. 正常运行维护1） 保持凝汽器在最有利真空下运行。2） 凝汽器两侧进、出水压力正常。3） 凝结水过冷度在12间。4） 凝汽器两侧出水温差不大于2，凝汽器端差不大于712。如端差增大，凝汽器进行半边捅洗等方法处理。144、5） 保持热水井水位在水位计1/31/2间。6） 凝结水硬度不超过2moL/L，如过高，查原因或停凝汽器半侧查漏。7） 凝结水含氧量不超过50g/L，如过高，查真空系统的泄漏情况，必要时可切换凝结水泵。6.8.4. 停运1） 停机后排汽温度低于50，凝结水泵停运后，停止向凝汽器进循环水。2） 关闭凝汽器两侧进水电动碟阀。3） 如要检修，则解列凝汽器水侧，放水降压。联系电气切断有关电动阀电源。6.9. 凝汽器半侧解列与投入6.9.1. 半侧解列的操作顺序1） 该项操作应经班长批准，并持有工作票，在副班长的监护下进行。2） 根据当时真空和循环水温度，联系电气，以真空不低于-0.075MPa带负荷，145、完成相关操作。3） 关闭凝汽器解列侧空气门，注意真空变化，根据真空降负荷。4） 关闭凝汽器解列侧的循环水进，出口门，开启有关放水门，放尽存水，确认解列侧水室无水无压后，并确保与运行侧完全隔离，方可许可工作票。5） 操作中严密监视真空，发现异常，立即停止操作，恢复原工况运行。6.9.2. 运行中半侧凝汽器投入的操作如下：1） 检修工作已结束，工作票已终结，现场清理整洁，端盖和人孔盖已盖好。2） 在副班长的监护下进行操作。3） 关各放水门，联系电气送上进、出水门电源。4） 稍开投入侧出口门向凝汽器充水，并开启投入侧排空气门，有水流出后，将放空气门关闭，全开出口水门。5） 开启投入侧循环水入口水门，146、缓慢开启投入侧凝汽器抽空气门，注意真空变化。6） 根据真空，按规定的升负荷速度加负荷至所需负荷，完成当时负荷下的其它相应操作。6.10. 凝结水泵6.10.1. 凝结水泵启动前的准备工作1） 检修工作结束，现场清洁无杂物，压力、温度、水位计应齐全并投运。2） 盘动转子灵活，靠背轮防护罩装牢固。3） 轴承油质、油位正常。4） 打开凝汽器脱盐水补水阀，补水至水位计的1/23/4。5） 检查凝结水系统正常。适当开启凝结水再循环电动调节门。6） 开启水泵密封水门。7） 开启水泵进水门，开启泵壳空气门。8） 解除水泵联锁。9） 联系电气测电机绝缘合格后并送上电源。6.10.2. 凝结水泵的启动1） 做好147、启动准备工作。2） 启动水泵运行，注意压力、空载电流。3） 检查水泵、电机、声音、振动、轴承和盘根温度均正常。4） 开启出水门，注意出水压力和热水井水位应正常。水泵密封水应畅通。5） 水泵出水压力和电流应稳定。电机温度小于65。6） 根据运行情况投水泵联锁。6.10.3. 停运1） 解除水泵联锁，做好停泵准备。2） 关闭出水门。3） 停运水泵，压力、电流至零。4） 根据运行情况，如停下备用将水泵转为备用（开出水门泵不倒转，投联锁）。5） 若停运要检修泵，则解除联锁，隔离出水门、泵壳空气门、密封水门和进水门等，联系电气停电，汇报班长并做好记录。6.10.4. 凝结水泵切换1） 备用泵处于备用状态148、。2） 解除备用泵联锁。3） 关闭备用泵出水门。4） 启动备用泵运行，注意压力，空电流载。5） 检查水泵、电机、声音、振动、轴承和盘根温度正常。6） 开启备用泵出水门，投联锁。7） 解除原运行泵联锁。8） 关闭原运行泵出水门。9） 停运原运行泵，压力、电流至零。10） 根据运行情况，如停下备用将水泵转为备用（投联锁）。5.10.5.凝结水泵（三台）互相联动1） 备用泵处于备用状态。2） 一台水泵运行正常，一台泵联锁。3） 按就地“事故”按钮，该泵应跳闸，事故喇叭响，泵体闪烁。4） 备用泵联动。5） 复位跳闸泵开关。6） 用同样方法进行其它泵间的联动试验。6.11. 射水泵、射水抽气器6.11.149、1. 射水泵启动前的准备工作1） 检修工作结束，现场清洁无杂物。压力表计应齐全并投运。2） 盘动转子灵活，靠背轮防护罩应牢固完整。3） 打开射水箱补水阀，待水位正常关小补水阀保持有稍许溢流。4） 开启水泵进水门向泵内充水排空气。5） 解除水泵联锁。6） 联系电气测电机绝缘合格后并送上电源。7） 射水抽气器空气门关闭。8） 检查投入侧抽气器进水门、凝汽器两侧抽空气门开启。6.11.2. 启动1） 解除水泵联锁。2） 启动水泵运行，注意压力、空载电流。3） 检查水泵、电机、声音、振动、轴承温度均正常。4） 开启出水门，注意出水压力，调整水箱水位正常。5） 开启相对应的抽气器空气门，检查凝汽器真空上150、升正常。6） 根据运行情况投水泵联锁。6.11.3. 停运1） 解除水泵联锁，做好停泵准备。2） 关闭出水门。3） 停运水泵，压力、电流至零。4） 根据运行情况，如停下备用将水泵及抽气器转为备用（开出水门泵不倒转，投联锁）。5） 若停运要检修，则解除联锁，隔离进、出水门等，联系电气停电，汇报班长并做好记录。6.11.4. 切换1） 备用泵处于备用状态。2） 解除备用泵联锁。3） 关闭备用泵出水门。4） 启动备用泵运行，注意压力，电流至空载值。5） 检查水泵、电机、声音、振动、轴承和盘根温度均正常。6） 开启备用泵出水门及相对应的抽气器空气门，检查机组真空正常，投联锁。7） 解除原运行泵联锁。8151、） 关闭原运行泵出水门，注意压力、电流。9） 停运原运行泵，压力、电流至零。10） 根据运行情况，如停下备用将水泵转为备用（开出水门泵不倒转，投联锁）。6.11.5. 水泵（两台）互相联动1） 备用泵处于备用状态。一台泵运行正常。2） 按就地“事故”按钮，该泵应跳闸，事故喇叭响，泵体闪烁。3） 备用泵联动。4） 复位跳闸泵开关。6.12. 抽汽逆止门水控联动装置1） 抽汽投用前，应投入抽汽逆止门水控装置2） 全面检查应符合投入条件3） 开启凝结水进水总门4） 活动试验电磁阀，手动、自动应灵活、无卡涩，使电磁阀处于开启位置5） 开启电磁阀前后截门，确认回水畅通6） 检查电磁阀前后压力正常。7） 152、开启抽汽进水阀门第七章事故处理7.1. 事故处理原则1） 事故发生时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危害，找出发生事故的原因，清除故障，同时保证非故障设备的连续运行，必要时设法增加非故障设备的负荷，以保证用户的正常供电供热。2） 事故发生时，运行人员必须坚守岗位，集中全部精力来保证设备的正常运行，清除所有的不正常情况，迅速正确地执行上级命令，在班长的统一指挥下处理事故。处理事故过程中，应尽量保障厂用电。3） 机组发生故障时，运行人员一般应按下列顺序进行操作，清除故障。4） 根据仪表的指示和机组外部的象征，确定设备确已发生故障。5） 在班长的统一安排指挥下，迅速处理故障。运行副班长受班长的领导153、，但在自己管辖的范围操作（不涉及到运行系统）可以独立进行。各岗位应及时联系，密切配合，并将故障情况和采取的措施及时逐级汇报，以防止故障扩大。6） 迅速消除对人身和设备的危险，必要时应解列或停用故障设备。7） 迅速查清故障原因，采取正确措施，消除故障，同时应注意保持非故障设备的继续运行。8） 处理故障时要镇静，分析要周密，判断要正确。处理要果断，行动要迅速。接到命令应复诵，如果没有听懂，应反复问清，命令执行后应及时向发令人汇报。9） 机组发生故障时。有关领导必须到现场监督处理，并给予运行人员必要的指示。但这些指示不应与班长的命令相抵触。10） 在机组发生故障时，对运行值班员发布的命令以不离开原来154、岗位就能执行为原则。11） 运行人员对所发现的异常现象疑惑不解时，必须及时汇报上一级领导，再共同实地观察研究查清原因，当发现在本规程内没有的故障现象时，运行人员必须根据自己的知识加以判断，主动采取对策，并尽快汇报上一级领导。12） 从机组发生故障起，到机组恢复发生在交接班的时间内，应延时交接班，在未签写交接班日志前，交班的运行人员应继续工作，接班人员应在交班人员的主持下协肋故障处理，但不可擅自操作，直到机组恢复正常运行状态或接到班长准予接班的命令为止。13） 故障消除后，各岗位运行人员应分别将机组故障现象、时间、地点及处理经过情况，如实地详细地记录在交接班记录薄上14） 与处理故障无关人员，应155、远离故障现场7.2. 故障停机（不破坏真空）故障停机又可分为紧急故障停机或一般故障停机；紧急故障停机是指发生故障对设备系统构成严重威胁，此时必须立即打闸解列，破坏真空，尽快的把机组停下来，紧急停机无须请示汇报，直接按运行规程的规定进行处理即可；一般故障停机可以根据故障的性质不同，尽可能做好联系或汇报工作，按规定稳妥地把机组停下来。7.2.1故障停机的条件1） 进汽压力大于9.8MPa或蒸汽温度大于545。2） 进汽压力低于6.0MPa或蒸汽温度低于485。3） 凝汽器真空低于-0.061MPa。4） 调速汽门卡死。5） 轴承振动大于70m。7.2.2出现下列情况在15min内不能恢复时，应不破156、坏真空故障停机1） 进汽压力低于6.88MPa但高于6.0MPa。2） 进汽温度低于490，高于485。3） 凝汽器真空低于-0.073MPa,高于-0.061MPa。7.2.3 不破坏真空故障停机的操作步骤：1） 迅速降负荷至零，在减负荷过程中，完成当时负荷下相应操作。2） 手拍危急保安器，或手动停机按钮，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、旋转隔板油动机应关闭，切断汽轮机进汽，检查确认汽轮机转速下降。3） 向电气发出“注意”、“汽机危险”信号。4） 启高压交流润滑油泵。5） 停射水泵6） 注意调整轴封压力和热井水位7） 完成其它的停机操作7.3. 破坏真空紧急故障停机7.3.1破坏真空紧157、急故障停机的条件。1） 机组突然发生强烈振动或金属撞击声。2） 机组转速升至3360r/min,而危急遮断器未动作。3） 汽轮机发生水冲击。4） 轴端汽封冒火花。5） 任何一道轴承内断油或冒烟或轴承回油温度急剧升高。6） 轴承回油温度升高超过75，瓦温超过110。7） 油系统失火且不能很快扑灭。8） 油箱内油位下突降至最低油位以下。9） 润滑油压降至0.03MPa。10） 转子轴向位移超过1.3mm或-0.7mm，保护未动作时。11） 主蒸汽管或给水管破裂12） 发电机或励磁机内冒烟13） 后汽缸安全门动作7.3.2破坏真空紧急故障停机的步骤：1） 手打危急保安器或手动停机按钮，检查自动主汽门158、，调速汽门，旋转隔板油动机、抽汽逆止门应关闭，切断汽轮机进汽，检查确认汽轮机转速下降2） 向电气发“注意”、“汽机危险”信号3） 启交流润滑油泵4） 停射水泵，开足真空破坏门5） 关闭电动主汽门。6） 注意调整轴封压力和热井水位7） 完成其它的停机操作7.3.3蒸汽参数不符合规定时的处理：1） 汽轮机在带负荷运行中，主汽门前蒸汽参数为：汽温535 5 10，汽压8.830.49MPa,超过此范围应向司炉提出恢复正常参数的要求。2） 新蒸汽压力最高不超过9.8MPa,在最高压力下连续运行不得超过30min,新蒸汽压力降至8.34MPa,应设法恢复，如短时间内不能恢复，应减负荷运行。3） 新蒸汽温159、度最高不超过545，在最高温度下，每次连续运行不超过30min,全年累计不超过20h,新蒸汽温度降至510，应设法恢复，如暂时不能恢复，应减负荷运行。4） 当汽温汽压同时下降，应严防水冲击，下降至500开电动主汽门前疏水，当主蒸汽温度降至490，开导管疏水，同时应加强检查振动、轴向位移、胀差、推力瓦温度，各监视段压力等参数必须在规定值内，根据情况适当降负荷，当汽温10min内急剧下降50以上时，应紧急故障停机。7.4. 事故处理7.4.1. 凝汽器真空降低1） 现象：（1） 真空指示下降，排汽温度升高（2） 同负荷下蒸汽流量增大，相同进汽量情况下负荷减小（3） 轴向位移增大，推力瓦温度升高2）160、 原因：（1） 均压箱压力过低，汽量不足，致使轴封供汽压力低（2） 射水泵工作失常，抽气器喷嘴堵塞或损坏。射水箱水温高。 （3） 循环水量减少或中断。（4） 凝结水泵故障，凝汽器水位升高。（5） 真空系统不严密或有误操作。3） 处理：（1） 对照真空表和记录指示，确定真空下降后，迅速做出正确的判断和处理。（2） 轴供汽压力低，应开大供热管网至均压箱截门，投入备用汽源。（3） 射水泵不正常倒备用泵，水温高，射水箱补水或换水，抽气器喷嘴堵塞或损坏，切换并联系检修处理。（4） 循环水失常，汇报副班长，联系循环水泵房尽快恢复。（5） 热井水位升高启动备用凝结水泵，并迅速查找原因。（6） 检查是否有误操161、作及影响真空的操作，并立即恢复。（7） 在查找并消除原因的过程中，严密监视真空变化情况，并及时向上一级汇报，随时准备真空降到规定值后按规定减负荷，在真空快速下降时，这一点尤为重要。减负荷规定一般有两种，一种是减小负荷维持正常运行时允许的最低真空；另一种是按真空值限负荷。（8） 真空下降时，应注意低压缸的排汽温度，排汽缸温度升高至大于允许值时，排汽缸喷水冷却装置应及时自动投入。（9） 真空继续下降至规定停机极限值，低真空停机保护未动作时，应进行不破坏真空事故停机。因真空下降进行故障停机，严禁汽水继续排入凝汽器，如机组脱扣后，不可向凝汽器排汽排水。循环水中断引起的事故停机，停机过程中和停机后不应立162、即向凝汽器送循环水，一般需使低压缸排汽温度降至50以下，再向凝汽器送循环水，另外还需检查低压缸排汽安全门是否动作损坏。4） 真空下降减负荷列表如下：真空-MPa878584838180797776757361负荷MW2522.52017.51512.5107.552.50停机7.4.2. 油系统工作失常1） 主油泵工作失常（1） 主油泵工作失常表现为：油系统油压降低，供油量减少，泵内有异音。（2） 主油泵工作失常原因有：注油器工作失常，油箱油位过低，主油泵本身机械损伤及破损。（3） 确认主油泵工作失常，应立即开启高压油泵，紧急停机。2） 油系统漏油（1） 油压和油箱油位同时下降，表明压力油管道163、路泄漏，应及时检查主油泵出口管路、阀门、法兰及润滑油管路阀门、法兰是否漏油；若发现漏点应立即采取措施堵漏，同时向油箱内补油至正常油位。若属冷油器铜管泄漏所致应立即切换冷油器，若漏油不能及时消除致使无法保持最低允许油位，应启交流润滑油泵并紧急停机。（2） 油压下降，油位不变，此时应检查下列各项内容：a. 主油泵工作是否正常b. 油箱及滤油器滤网是否清洁c. 低压油过压阀是否误动作。d. 各辅助油泵出口逆止门是否严密。在此过程中，应根据油压下降程度，适时启动高压油泵，维持油压。若故障短时间内不能消除，应故障停机（3） 油压不变，油位下降a. 检查油箱油位计指示是否正确b. 检查主油箱是否漏油c. 164、检查油箱事故入油门、放水门、取样门是否误开，回油管道是否轻微泄漏，找出漏油处，及时消除，必要时向主油箱补油若采取措施仍不能消除漏油和维持正常油位，在油位低于最低允许油位时，应紧急故障停机。7.4.3. 轴向位移增大发现轴向位移指示增大时，应对照胀差指示进行判断，特别注意检查推力瓦温度和回油油温，倾听机组内部声音，监视轴承振动值。1） 轴向位移增大一般有下列原因:（1） 负荷或主汽流量增加。（2） 抽汽方式变化使抽汽压差上升。（3） 通流部分损坏或堵塞。（4） 汽轮机水冲击。（5） 蒸汽温度、压力下降。（6） 电网频率下降。（7） 叶片结垢严重。（8） 凝汽器真空下降。（9） 推力瓦块磨损。（1165、0） 发电机转子窜动。2） 确认轴向位移增大时应：（1） 检查推力瓦温度和回油温度是否超极限值，检查油压是否正常。（2） 检查机组各部运行情况，测量各轴承振动是否正常。（3） 当转子轴向位移上升至报警值时，应汇报副班长、班长，采取降低负荷或适当调整抽汽运行方式，使转子轴向位移下降至正常。（4） 查看是否因蒸汽参数或负荷突变所致。（5） 轴向位移增大并伴有不正常噪音或轴向位移超过+1.3mm,-0.7mm,推力瓦温度急剧升高时，应紧急故障停机。7.4.4. 水冲击1） 水冲击的现象：（1） 主蒸汽温度急剧下降（2） 蒸汽管道法兰、轴封、汽缸结合面等处冒出白色蒸汽或溅出水滴。（3） 主蒸汽、抽汽管166、内有水击声。（4） 机组振动、轴向位移增大，机组负荷自动下降。（5） 推力瓦温度、轴承回油温度上升。2） 水冲击原因：（1） 锅炉满水。（2） 锅炉汽包发生汽水共腾。（3） 锅炉减温器故障。（4） 加热器满水。（5） 锅炉点火时疏水不充分而并炉。3） 处理方法（1） 上述现象在水冲击时，不一定同时出现，当发生水冲击时，应立即紧急故障停机，并全开汽机本体、主蒸汽、抽汽管道疏水门，正确记录机组的惰走时间，仔细倾听机内声音，检查推力瓦温度和回油温度，并监视轴向位移的变化。（2） 如果在惰走期间，未发现机内有异音，且惰走时间正常，查清原因并予以消除后，可以启动汽轮机，但必须经过充分疏水，冲转及升速进应167、特别注意倾听机内声音。加负荷时，应加强监视轴向位移、推力瓦温度和轴承振动等。（3） 因水冲击停机时，惰走时间若发现机组内部有异音和动静部分有摩擦，且惰走时间明显缩短，则禁止启动汽轮机，应揭缸检查。在水冲击时，轴向位移显著增加，推力瓦温明显上升，停机惰走时间较正常惰走时间明显缩短，必须停机检查推力轴承，并根据推力轴承的情况，决定是否揭缸检查。4） 为防止水冲击，应采取下列措施：（1） 当锅炉燃烧不稳时，应注意监视汽温的变化，防止汽温过低，以免蒸汽带水。（2） 确认加热器水管泄漏，应迅速关闭加热器进汽门，停运故障加热器。（3） 在启机过程中，应正确、适时地开启疏水。7.4.5. 汽轮机振动异常和有168、异音1） 振动大的常见原因:（1） 大轴弯曲，动静摩擦，油膜不稳。（2） 叶片断落，松动。（3） 汽轮发电机中心不正。（4） 轴承间隙不合适，螺栓松动，油温超过规定或油压过低。（5） 汽轮机膨胀不均，滑销系统工作不良。（6） 排汽温度高，真空低。（7） 汽轮机某些部件松动或变形。（8） 发电机线圈松动或空间掉入杂物等。（9） 轴承台板基础结合不良，基础薄弱等。（10） 主蒸汽温度过高或过低超过规定值。2） 处理方法：（1） 机组突然发生强烈振动或清楚地听到摩擦声时，应紧急故障停机，并注意惰走时间，倾听汽轮机内部声音。（2） 加负荷时，机组振动增大，应减负荷至振动正常，并检查主汽温度，汽缸膨胀、169、缸温、润滑油压、轴承回油温度、真空及排汽温度等参数，并通知电气检查发电机的运行情况（3） 在启动过程中，若发生强烈振动，并听出汽轮机内部有摩擦声或轴封冒火花，应紧急停机。（4） 汽轮机在升速过程中，为了防止因大轴临时弯曲而引起摩擦振动，机组振动不得超过60m(临界转速除外)，在冷态启动时没有超过此数值，则可以继续升速或加负荷，并密切注意振动的变化，若振动有继续变大的趋势应停机，等机组温度场比较均匀后再重新启动。3） 机组振动不正常时，还应作下列检查（1） 润滑油压是否下降。（2） 冷油器出口油温是否过高或过低。（3） 轴承回油温度是否过高。（4） 蒸汽温度是否骤变。（5） 自动主汽门及调速汽门170、是否开启正常。（6） 汽缸两侧膨胀是否正常。（7） 电气方面的原因。（8） 引起振动的因素很多，情况比较复结，有些振动原因，往往需要做一系列的试验，甚至解体检查才能找到。因此运行人员发现有弄不清的振动和异常时，认真做好记录，并将情况汇报领导，共同分析、研究，处理。7.4.6. 甩负荷1） 由于系统故障甩去部分负荷，应严密监视机组的运行情况，完成当时负荷下的相应操作。2） 发电机突然与电网解列，甩去全部负荷，这时负荷指示至零，抽汽逆止门已自动关闭，调速汽门关闭后重新开启，电气发来“注意”、“已解列”信号，汽轮机转速在危急遮断器动作转速之内先上升后下降，此时应：（1） 控制转速在3000r/min171、。（2） 调整轴封压力在规定范围内。（3） 开启凝结水再循环门，关小凝结水至脱盐水站电动阀，保持热井水位。（4） 关闭抽汽电动门。（5） 注意蒸汽参数的变化，全面检查一切正常，向电气发出“注意、可并列”信号，准备接带负荷。3） 发电机突甩负荷至0，与电网解列，调速系统不能控制机组转速，危急遮断器动作。其象征为：功率表指示到0，转速先升后降，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板油动机、抽汽逆止门自动关闭。此时应：（1） 待转速降至3050r/min时，复位危急遮断油门，重新挂闸，再缓慢开启主汽门维持3000r/min转速（2） 处理同上4） 发电机甩负荷至0，机组转速飞升，达到危急遮断器动作转速，而危172、急遮断器拒动，应立即紧急故障停机。只有在调速、保安系统经检修整定，并经超速试验合格后，方可允许并列发电。7.4.7. 汽轮机严重超速1） 汽轮机严重超速的现象如下：（1） 一般情况下机组负荷突然到零。（2） 转速上升至危急遮断器动作值，并继续上升。（3） 汽轮机发出不正常声音。（4） 机组振动增大。（5） 调节油压迅速上升。2） 汽轮机严重超速的处理方法如下：（1） 按破坏真空事故停机的操作步骤停机。（2） 迅速关闭电动主汽门。（3） 对机组全面检查，应查明超速原因，必须等故障消除后并确认设备正常，方可重新启动。定速后应进行危急保安器超速试验，正常后方可并列带负荷。7.4.8. 厂用电中断1）173、 厂用电中断的现象：（1） 工作照明熄灭，事故照明灯亮。（2） 运行中的辅助设备电流至0，光字牌报警，备用设备不联动。（3） 汽温、汽压迅速下降。（4） 真空急剧下降2） 厂用电中断的处理（1） 启动直流润滑油泵，紧急故障停机，开真空破坏门。（2） 关闭抽气对外供汽电动门。（3） 开启主蒸汽、抽汽管道上疏水门。（4） 调整轴封汽压。（5） 将各跳闸泵开关复位，并断开联锁开关。（6） 完成故障停机的其它操作。（7） 转子静止，按规定进行手动盘车。3） 厂用电恢复操作步骤：（1） 厂用电恢复后，待凝汽器温度降至50以下，才允许通循环水（2） 启动交流润滑油泵，投入联锁。（3） 大型动力设备，应在调174、度统一安排下启动。（4） 检查各系统，作好重新启动的准备。7.4.9. 失火1） 失火的处理原则（1） 灭火时应根据情况按电业安全工作规程要求，分别使用泡沫式灭火器、干式灭火器、干砂、水或沾湿的雨布，用一切方法保持机组不受损坏。（2） 如火势较大，应迅速通知消防队，并汇报班长及有关领导，在消防队未到之前，组织人员利用现场灭火设备和一切可能的手段进行灭火。如火区有电气设备，应先切除电源，再进行灭火。2） 失火处理方法（1） 油系统失火时a. 油系统失火，且不能很快扑灭，严重威胁设备安全时，进行破还真空事故停机，并立即进行灭火b. 油系统失火停机时，禁止启动高压电动油泵。c. 如火势蔓延迅速，并威175、胁厂房、油箱安全时，应开启事故放油门。（2） 发电机失火时：a. 应按破坏真空紧急停机步骤停机。b. 发电机空冷系统应继续运行，直到火完全扑灭。c. 当励磁机冒烟或失火，应及时通知电气值班员处理。d. 转速降至400r/min时，重新拉真空，挂闸，启动汽轮机，保持300r/min运行。e. 若需停机，则转速至零时，应连续盘车运行，禁止在火灾没有完全熄灭时停用盘车装置。任何火灾，经努力不能控制蔓延，威胁到机组的安全，应取得班长同意后可故障停机。7.4.10. 运行中叶片损坏或断落1） 运行中叶片损坏或断落的现象：（1） 汽轮机内部发出明显的金属撞击声（2） 机组振动增大（3） 汽轮机调节级、某些176、抽汽压力级或抽汽压差、轴向位移、推力瓦温度异常变化。（4） 凝结水电导率，硬度上升。2） 运行中叶片损坏或断落的处理方法:（1） 汽轮机叶片在运行中损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但出现下述现象之一，应破坏真空事故停机：（2） 汽轮机内部发出明显的金属声。（3） 机组发生强烈振动。（4） 正常运行中如发现调节级或某级抽汽压力、抽汽压差异常变化，应立即进行综合分析。如伴随出现在相同运行工况下负荷下降，轴向位移、推力瓦块温度有明显变化或相应轴承的振动明显增大时，应立即申请停机。（5） 汽轮机低压叶片断落打破凝汽器铜管，使凝结水电导率、硬度上升，但机组无异声，振动无明显增大，应进行下列处理（177、6） 如凝结水硬度上升较少，汇报班长申请减负荷，进行凝汽器半侧隔绝查漏。如凝汽器水位上升，则应启动备用凝结水泵。7.4.11. 汽水管道故障1） 汽水管道故障处理过程中的隔绝原则（1） 尽可能不使工作人员和设备遭受损害。（2） 尽可能不停用运行设备。（3） 先关闭来汽、来水阀门、后关闭送汽送水阀门。（4） 先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔绝点，再扩大隔绝范围。待可以接近隔绝点时，应迅速缩小隔绝范围。 2） 汽水管道故障的处理方法见下表：项目故障情况处理方法蒸汽管道蒸汽管道或法兰阀门破裂，机组无法维持运行应破坏真空停机，同时应a、尽快隔绝故障点，放疏水泄压，开启主厂房窗户放出蒸汽，切勿乱跑，178、防止被汽流吹伤。b、采取必要的防火及防止电气设备受潮的临时措施蒸汽管道水冲击当机组在运行时，开启有关疏水门，并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按“水冲击”规定处理，当机组处于停用状态时，将蒸汽管路隔绝、泄压，重新暖管抽汽管道水冲击停用水冲击的抽汽管道及设备，开启疏水门并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按“水冲击”规定处理蒸汽管道振动大检查蒸汽管道内的疏水和支吊架情况，两侧蒸汽流量有否有偏差，及时处理。如振动危及到蒸汽管道和设备时，应汇报班长适当减负荷，必要时隔绝振动大的蒸汽管道给水管道给水管道破裂迅速隔绝故障点，如故障点无法隔绝且机组无法维持正常运行时，应进行破坏真空故障停机凝结水管道179、破裂设法减少或制止凝结水的泄漏或隔绝故障点，维持机组运行，如故障点无法隔绝且影响机组正常运行时，应申请停机循环水管道破裂循环水母管破裂设法制止或减少循环水的泄漏，并注意泄漏是否发展及循环水母管压力、真空、油温、风温的变化凝汽器循环水门后管道破裂适当减负荷，将破裂侧凝汽器隔绝，保持凝汽器半侧运行7.4.12. 下列情况应紧急停止转动设备运行1） 当设备威胁人身安全时。2） 当设备发生强烈振动超过规定值时。3） 电动机冒烟、着火。4） 轴承冒烟，滑动轴承温度超过70以上，滚动轴承温度超过80以上。7.4.13. 运行泵跳闸，备用泵不联动。1） 确认运行泵跳闸，电流到零，出口压力到零停转。2） 迅速180、启动备用泵，解除联锁，复位跳闸泵。3） 运行泵正常，关闭跳闸泵出口门，查明原因消除后投入备用4） 如启动备用泵无效时，确认跳闸泵无异常可重启一次7.5. 重大事故预防措施1） 防止油系统漏油引起火灾的措施：（1） 油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。（2） 油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。（3） 油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要采取有效措施，附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整，并包好铁皮。（4） 禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。（5） 油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保181、持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层。（6） 油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其他热体，这些热体保温必须齐全，保温外面应包铁皮。（7） 检修时如发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。（8） 事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。（9） 油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。（10） 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。2） 防止汽轮机轴系断裂事故措施：（1） 机组主、182、辅设备的保护装置必须正常投入，机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。（2） 运行100kh以上的机组，每隔35年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰启停频繁的转子，应适当缩短检查周期。（3） 新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。（4） 不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。（5） 严格按183、超速试验规程的要求，机组冷态起动带25额定负荷（或按制造要求），运行34h后立即进行超速试验。（6） 新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。（7） 新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的13。（8） 防止发电机非同期并网。3） 防止汽轮机大轴弯曲事故措施应具备和熟悉掌握的资料：（1） 转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。（2） 大轴弯曲表测点安装位置转子的184、原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。（3） 机组正常起动过程中实测轴系临界转速。（4） 正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温。（5） 正常停机过程的情走曲线，以及相应的真空，紧急破坏真空停机过程的情走曲线。（6） 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。（7） 通流部分的轴向间隙和径向间隙。（8） 应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。（9） 记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流。汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150为止。（10） 系统进行改造、运行185、规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。4） 机组起、停过程操作措施：（1） 机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于 24h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。（2） 机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。（3） 停机后立即投入盘车。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，当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再186、手动盘车180度。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。（4） 停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180度，待盘车正常后及时投入连续盘车。（5） 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。（6） 机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。（7） 疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，供汽管道应充分暖管、疏水；严防水或冷汽进入汽轮机。（8） 停机后防止汽轮机进水。（9） 在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。（1187、0） 汽轮机在热状态下，若主蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。5） 防止汽轮机轴瓦损坏事故措施（1） 汽轮机的辅助油泵及其自起动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。（2） 油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。（3） 机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。（4） 在运行中发生了可能188、引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等）的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。（5） 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。（6） 油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。（7） 应避免机组在振动不合格的情况下运行。（8） 润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.1MPa时报警，降至0.08MPa时联动交流润滑油泵，降至0.06MPa时联动直流润滑油泵，小于0.06MPa停机，降至0.03MPa时停盘车189、。（9） 直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。（10） 交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。（11） 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。（12） 安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。（13） 检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。（14） 严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。6） 防止超压事故措施。（1） 根190、据设备特点和系统的实际情况，制定每台压力容器的操作规程。操作规程中应明确异常工况的紧急处理方法，确保在任何工况下压力容器不超压、超温运行。（2） 各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。（3） 运行中的压力容器及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出应经工程师批准，保护装置退出后，实行远控操作并加强监视，且应限期恢复。（4） 使用中的各种气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用；气瓶立放时应采取防止倾倒的措施；液氯钢瓶必须水平放置；放置液氯、液氨钢瓶、溶解乙炔气瓶场所的温度要符合要求。使用溶解乙炔气瓶者必须配191、置防止回火装置。（5） 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。（6） 压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检。（7） 结合压力容器定期检验或检修，每两个检验周期至少进行一次耐压试验。第八章 岗位安全技术要点8.1. 安全生产要求1） 精心调整把各种参数控制在经济安全值范围内。2） 定期巡检，认真负责，做到全面仔细。3） 在设备工作不稳定状态时要不定期巡检，发现异常或缺陷应立即采取措施并汇报，并视情况记录于设备缺陷记录簿内。4） 做好事故预防工作，防患于未然，发生异常或事故时，应认真分析，果断处理，进行事故分析时，应实事求是，不隐瞒事故真象，做到四不放过。192、8.2. 生产过程中安全注意事项1） 及时清理汽轮机和蒸汽管线上的棉纱等易燃物品防止着火。2） 汽轮机所有漏油要及时处理。3） 无法处理的要用小桶接好漏油，并将残迹擦净。4） 打扫包机卫生时要注意安全，仪表探头线等禁动，擦拭转动部位时不许戴手套，防止伤手。8.3. 设备检修时安全注意事项1） 任何带压的设备不许交出检修，必须隔离泄压后方可交出。2） 机泵电加热器等机电设备检修前必须进行电气断电，防止检修期间误启动。3） 动火设备必须严格执行动火票制度，定时定点进行检测分析。4） 检修的关键设备或有可能发生各类安全事故的检修过程，操作人员要加强监视。8.4. 岗位安全防火、重点防护区域汽轮机发电193、机油 箱射水箱8.5. 汽轮机油系统的防护汽轮机的润滑油和液压调节的高低压油管道大部分布置在高温管道、热体附近，一旦油管道发生泄漏，压力油喷到高温管道、热体上即会引起着火，并且火势发展很快。因此，防止汽轮机油系统着火的重点在于防止油管道泄漏，其主要措施为：一是减少使用法兰，推荐采用焊接连接，以减少火灾隐患。为了便于安装和检修，汽轮机油系统管路一般采用法兰、锁母接头连接，这种连接方式非常容易造成油的泄漏，漏出的油喷溅或渗透到热力管道或其他热体上，将会引起油系统火灾事故。二是油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫(含耐油橡皮垫)和石棉纸垫，以防止老化滋垫，或附近着火时塑料垫、橡皮垫迅速熔化失效，大量漏油194、。油系统法兰的垫料，要求采用厚度小于1.5mm的隔电纸、青壳纸或其他耐油、耐热垫料，以减少结合面缝隙。锁母接头须具有防松装置，采用软金属垫圈，如紫铜垫等。三是对小直径压力油管、表管要采取防震、防磨措施，加大薄弱部位(与箱体连接部位)的强度(如局部改用厚壁管)，以防止振动疲劳或磨损断裂引起高压油喷出着火。四是油系统管道截门、接头和法兰等附件承压等级应按压力选用，油系统禁止使用铸铁阀门，以防止阀门爆裂漏油着火。此外，对油管道材质和焊接质量也应定期检验、监督，以防止使用年久产生缺陷，在运行中断裂漏油。1） 油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要采取有效措施，附近的热力管道或其195、他热体的保温应紧固完整，并包好铁皮。在油系统管道、法兰、阀门和可能漏油部位的附近，必须进行明火作业时，一定要严格执行动火工作票制度，并做好有效的防火措施，准备充足的灭火设备后方可开工，以防止泄漏的油遇明火着火，或漏出的油蒸发的蒸汽与空气混合后遇明火发生燃烧、爆炸。2） 禁止在油管道上进行焊接工作拆下的油管上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。3） 油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层。4） 油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其他热体，则这些热体保温必须齐全，保温外面应包铁皮。5） 检修时如发现保温材料内有渗油时196、，应消除漏油点，并更换保温材料。6） 事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。7） 油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。油系统的管路应有必要的支架和吊架，以保证油管路在各种工况运行时膨胀畅通无阻。油管路的布置要合理，以便于工作人员的检查、维修和与热力管道或其他热体的隔离。油系统的表管应布置整齐，尽量减少交叉，以防止运行中由于振动而磨损。8） 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。第九章 附 表9.1. 汽轮机设备平面布置图9.1.1. 汽轮机设备平面布置图一9.1.2. 汽轮机平面布置图（二）