6MW汽轮机运行规程

汽轮机运行规程（试 用 版）厦门国能新阳热电有限公司厦门国能新阳热电有限公司汽 轮 机 运 行 规 程（试 用 版）编 写：徐 德 水 上官汉鏣审 核：李 玉 峰 审 定：林国根 批 准：应铭新 2006年5月目 录前 言一、总 则1.1 工程概述1.2 本规程引用资料1.3 应该熟悉、掌握该规程的人员1.4 重要操作规定1.5 汽轮机运行基本要求二、概述2.1 汽轮机设备规范2.2 汽轮机设备概述2.3 油系统简介2.4 热力系统简介三、汽轮机的启动、运行维护和停机3.1 汽轮机的启动3.2 汽轮机的运行维护3.3 汽轮机的停机四、辅助设备运行规程4.1 辅助设备规范及简介4.2 主抽气器和辅助抽气器的运行4.3 凝汽器的运行4.4 凝结水泵的运行4.5 冷油器的运行4.6 空气冷却器的运行4.7 给水泵的运行4.8 低压加热器的运行4.9 高压加热器的运行4.10 除氧器的运行4.11 循环水泵的运行4.12 工业水泵的运行4.13 电动机的运行五、供热规程5.1 设备简介及规范5.2 1#、2#减温减压器的运行5.3 3#减温减压器的运行5.4 4#、5#减温器的运行5.5 减温减压器的正常维护及运行调整5.6 减温减压器热备用的条件5.7 热备用状态下的投运5.8 1#、2#机抽汽并入供热蒸汽分配箱5.9 3#减温减压器并入供热蒸汽分配箱5.10 调节抽汽切换为减温减压器供汽5.11 各供热管线的投入5.12 减温减压器的故障及事故处理5.13 热用户情况六、试验规程6.1 自动主汽门速关阀阀杆活动试验6.2 真空严密性试验6.3 手动危急遮断器试验和磁力断路油门试验6.4 低油压保护试验6.5 汽轮机保护装置试验6.6 超速试验6.7 凝结水泵联锁试验6.8 给水泵联锁试验6.9 高压加热器保护试验6.10 汽轮机静态试验七、事故处理7.1 事故处理原则7.2 事故停机7.3 故障停机7.4 主蒸汽参数不符合额定规范7.5 真空下降7.6 油系统工作异常7.7 水冲击7.8 不正常的振动和异音7.9 轴向位移增大7.10 频率变化7.11 甩负荷7.12 负荷突然升高7.13 汽机严重超速7.14 叶片损坏7.15 管道故障7.16 失火7.17 锅炉“三管”泄漏7.18 厂用电中断八、DCS操作系统的使用8.1 颜色定义8.2 基本操作说明8.3 CRT操作器操作说明附录一：饱和水和饱和蒸汽性质表附录二：压力单位换算表附录三：常用能量单位的互换附录四：真空与排汽温度对照表前 言根据原电力部颁发规程、行业标准、设计院及制造厂技术资料和图纸，参考有关单位的经验，结合本厂实际情况和特点，制定本规程，作为运行人员运行操作管理与事故处理正确性的依据。规程自颁发之日起执行，有关人员应加强学习，熟练掌握，并在运行工作中注意总结经验、积累资料，随时将发现的问题、建议或修改意见报生产部以便补充修订。 一、总 则1.1 工程概述我厂一期工程为275t/h循环流化床锅炉配26MW抽汽冷凝机组。包括预留二期工程厂区占地面积6.999km2。1.2 本规程引用资料本规程主要依据部颁相关典型运行规程、厂家的技术资料、相关操作调试手册和调试运行实践经验编写。资料引用书目如下：1.2.1 全国地方小火电厂汽轮机组运行规程（SD2511988）1.2.2 杭汽6MW汽轮机技术资料1.2.3 杭汽6MW汽轮机使用说明1.2.4 辅助设备使用说明书1.2.5 电力工业安全工作规程热力机械部分（1994年10月）1.3 应该熟悉、掌握该规程的人员1.3.1 值长、汽轮机运行班长应熟悉和掌握本规程的全部内容。1.3.2 汽轮机其它岗位人员应熟悉和掌握本规程的相关部分。1.3.3 其他部门应熟悉、掌握该规程的人员由各部门自行规定。1.4 重要操作规定1.4.1 下列工作必须在值长或专业负责人监护下进行1.4.1.1 大小修汽轮机组的启动及大小修后的各项保护试验1.4.1.2 设备经过重大改进后的启动或有关技术革新后的第一次试运行1.4.1.3 调速系统静态特性试验及甩负荷试验1.4.1.4 超速试验1.4.1.5 真空严密性试验1.4.1.6 特殊情况下的系统切除1.4.2 下列工作必须在班长的监护下进行1.4.2.1 运行中主汽系统、给水系统、循环水系统的切换操作1.4.2.2 运行中的冷油器切换、滤油器的切换清洗1.4.2.3 给水泵检修前的切换操作和检修后的启动1.4.2.4 机组启动前的各保护试验1.4.2.5 除氧器的并解列、投运、切换操作1.4.3 重要的切换操作，应有操作票，并在监护人员的监护下进行；在发布操作命令前，应按有关系统图检查预定的操作程序，保证正确；在紧急状态下处理事故时，来不及填写操作票，必须谨慎操作，并在交接班记录中记录清楚。1.5 汽轮机运行基本要求：1.5.1 汽轮机运行值班人员在上岗之前，必须熟悉本规程及电力工业安全生产规程，并经考试合格；1.5.2 运行值班人员在工作中还应遵守下列规定：1.5.2.1 服从上级命令，正确执行各项指示，未经许可不得离开工作岗位；1.5.2.2 禁止无关人员接近运行中的设备及控制表盘；1.5.2.3 在未办好热力工作票做好安全措施前，不允许在设备上进行检修工作；1.5.3 汽轮机生产车间应符合电力工业安全生产规程规定的安全条件，在生产中也应执行电力工业安全生产规程的有关规定；1.5.4 生产现场应备有必须的使用工具如扳手、油壶、手电、安全帽、阀门钩等，应备有随时可用的消防器材，并定期检验合格。二、概 述2.1 汽轮机设备规范：2.1.1 汽轮机设备规范简介制造厂家：杭州汽轮机厂型号：C6-3.43/1.5型式：单缸直联调整抽汽冷凝式额定功率：6000kW额定转速：3000r/min临界转速：1600r/min，发电机临界转速15651590r/min。出厂编号：1#机：T4622-01 2#机：T4622-02转向：顺汽流方向看为顺时针主蒸汽额定参数：额定压力：3.430.1MPa 额定温度：43510进 汽 量：额定工况（功率6MW，抽汽量33t/h时）：60.4t/h最大工况进汽量（功率6MW，抽汽量40t/h时）：66.8t/h纯冷凝工况：29.8t/h调整抽汽：额定压力：1.50.15MPa 额定温度：347抽汽量：040t/h排汽压力：0.0059MPa（绝） MPa（后未注有“绝”字样的，为表压）振 动：正常运转时，0.03mm,最大允许振动值：0.05mm 过临界转速时，最大允许振许动值：0.1mm循环冷却水温：正常：27 最高：33调速系统（厂家设计值）：速度不等率：4% 同步器工作范围：-6%+6% 压力电调输入信号：420mA2.1.2 主要设计参数值：年供电量 2680万kWh年供热量 GJ/a供热标准煤耗率 41.95kg/GJ发电标准煤耗率 0.358kg/kWh发电厂用电率 8.3供热厂用电率10.64kWh/GJ全厂厂用电率 18.94热耗：额定工况：12690kJ/kW.h最大工况：12353kJ/kW.h纯冷凝工况：kJ/kW.h2.2 汽轮机设备概述：2.2.1 本汽轮机为中温、中压、单缸冲动式、抽汽凝汽式汽轮机，带一级可调整抽汽和两级不可调抽汽。2.2.2 机组以调整抽汽为界分为高、低压两部分，其中高压部分具有一个复速级，并设有调整抽汽口、低压调节阀蒸汽室。低压部分由一个复速级和六个压力级叶轮组成，并设有两个低压加热抽汽口。高、低压部分由调节汽阀，通过调速器和抽汽压力调节器分别调节汽阀开度，实现热、电负荷自治调节。2.2.3 汽轮机前汽缸选用耐压耐热铬钼合金铸钢材料，后汽缸则采用优质铸铁材料。前后汽缸用垂直中分法兰螺栓联接；上下半汽缸由水平中分面螺栓联接。前汽缸用猫爪结构搭在前轴承座上，前轴承座通过前座架固定在汽机基础平台上；后汽缸和后轴承座做成一体，后汽缸通过后座架直接固定在基础上。2.2.4 汽轮机设置一套完整的滑销系统，前后汽缸均有纵向导板，前汽缸导板固定在前轴承座内，后汽缸导板固定在基础上。前轴承座和前座架之间有导向键。热膨胀时前缸通过猫爪推动前轴承座一起沿导向键向前移动。2.2.5 前轴承座上装有椭圆径向止推联合球面轴承，主油泵、脉冲信号泵和危急遮断器都置于前轴承座内，前轴承座箱体上装油动机、危急遮断油门、轴向位移监视仪等。2.2.6 后轴承座中装有汽轮机后轴承（椭圆径向轴承）和发电机前轴承、振动监视仪等，发电机前轴承为椭圆径向球面轴承。球面座和轴承座之间有可调整垫块。电动机盘车装置也装在后轴承座上，扳动盘车手柄、接通盘车装置电机电源即可盘车。当汽轮机转子转速超过13r/min时，盘车齿轮自动退出，并自动关掉盘车电机。2.3 油系统简介：2.3.1 调节系统：2.3.1.1 调节系统原理：本调节系统采用西门子SRIV全液压式，可实现热、电自治牵连调节。热、电负荷在工况图范围内运行时，均能实现热电负荷的自动调节。高压油一路经可调节流后引入脉冲信号泵，产生一次脉冲油压，一次脉冲油压引到调速器的P压力变换器底部；高压油的第二路经危机遮断器和二位三通电磁阀后分别引到启动装置和抽汽速关阀，启动装置可将其引入油转换成速关油或启动油，以控制自动主汽门的启闭；高压油路的第三路接试验用二位三通阀，在不影响汽轮机正常运行的情况下，检验自动主汽门阀杆动作是否灵活；高压油路的第四路作为油动机工作的压力油（包括高压油动机和低压油动机），该路高压油经错油门根据负荷情况可控制进入油动机下腔或上腔以开大或关小调节汽阀；高压油的第五路经过节流阀，甩负荷限速用二位三通电磁阀接至液压给定值继动器，限速用两位三通电磁阀的接通信号由发电机与电网解列信号控制。高压油的第六路经过调节油专用的双联滤油器后，再经转换滑阀提供给放大器作为二次脉冲油压的油源。2.3.1.2 汽轮机转速给定和抽汽压力给定可以用手轮控制或伺服马达控制两种方式。转速给定手轮和电机都装在液压给定值继动器上；抽汽压力给定手轮和电机为一体式都装在调速器下面，直接和放大器杠杆相连。2.3.1.3 电负荷调节过程如下：电负荷改变则汽轮机转速偏离给定值，产生一次脉冲油油压变量可通过压力变换器产生位移量，该位移又通过比例杠杆及放大器的作用相应引起二次脉冲油压的改变。二次脉冲油的压力直接由油动机控制着调节汽门的开度，如负荷下降，转速升高，一次脉冲油压力升高，比例杠杆向上，使放大器二次脉冲油回油口增大即二次脉冲油压力下降，引起高低压错油门滑阀下降，压力油通过错油门进入油动机下腔，使高低压调节汽门开度均减小减少了蒸汽流量，使汽轮机回复到给定值。2.3.1.4 抽汽自治系统调节过程如下：当抽汽压力因抽汽量的改变而产生变化时，可实现压力的自治调节，使压力值回复到给定值，压力调节系统工作，电动调节器根据调节偏差（即抽汽压力给定值与测量值的偏差），输出调节信号触发伺服电机控制器动作，伺服电机按控制器的信号转动，通过传动机构及杠杆系统，改变了放大器中两个随动弹簧作用力，引起二次脉冲油压改变相应使调节汽门的开度增大或减小。如抽汽量减少，抽汽压力值升高，压力调节系统使高压随动滑阀弹簧放松，低压随动滑阀弹簧拉紧，对应于上述变化，二次脉冲油压力下降，高压调节汽门关小；二次脉冲油压力升高，低压调节汽门开大，抽汽压力值回复到给定值。2.3.2 保安系统：本保护系统由液压式保护装置和电磁保护装置组成。2.3.2.1 二位三通电磁阀（磁力断路油门）：装在进入保安系统的压力油管道上，通过电磁力泄掉速关油，使自动主汽门、调节汽阀及抽汽速关阀快速关闭，达到停机保护的目的。电磁阀正常时是不通电的。其动作信号由汽轮机各停机保护控制：转速、轴向位移、振动、真空、轴瓦温度、相对膨胀差、润滑油压力，以及电气来的保护动作信号。2.3.2.2 危急保安装置：危急保安装置有危急遮断器和危急遮断油门构成。危急遮断器采用飞锤式，当汽轮机转速超过整定值（额定转速的109111%）时，飞锤在离心力作用下克服弹簧力击出，打在危急保安装置的拉块上，引起自动主汽门、调节汽门、抽汽速关阀关闭，使汽轮机立即停机。危急保安装置装在前轴承座上，如果危急保安装置前的油压下降，则弹簧把滑阀推向套筒的端面，使进油切断，速关油与回油接通，则自动主汽门关闭。危急保安装置动作时都是切断压力油，同时泄掉速关油，使自动主汽门关闭，可以通过下列形成动作：a、手动b、危急遮断器动作c、转子轴向位移2.3.2.3 自动主汽门：水平安装在汽轮机汽缸的进汽室上，它主要由阀体、滤网和油缸组成。新蒸汽经过蒸汽滤网、阀碟进入汽机蒸汽室。自动主汽门是由油压控制的，开启过程是通过启动装置来操作的，压力油通到活塞前面，使活塞克服弹簧力并将其压向活塞盘，而由启动装置来的速关油进入活塞盘的后面，速关油压力将活塞盘和活塞一起推到试验活塞的终点位置，阀门也由阀杆提升而开启，这时，活塞前的空间和启动装置中的回油口相连。如果危急保安装置或二位三通电磁阀动作，速关油路中压力迅速下降，弹簧力大于活塞盘后油压力，于是活塞盘和阀杆、阀蝶被迅速推向关闭位置，活塞盘后残留的部分速关油流入活塞和弹簧之间空间并经回油口排出。2.3.2.4 抽汽速关阀：抽汽速关逆止阀由速关阀和操作座构成，为安全起见，速关阀中装有止回阀。其旋转轴用套筒密封，漏汽接至疏水膨胀箱；开机前、停机后应打开下阀盖上疏水门疏水（排地沟）。抽汽速关阀操作座应每天动作一次，关小一点然后再打开，以校验其动作灵活性；而止回阀应每三周手动使其动作一次，以保证旋转轴转动正常。2.3.3 供油系统：2.3.3.1 在正常情况下，压力油由汽轮机主轴上的主油泵供给，经逆止阀后，一路到调节系统作为调节保安用油，一路经节流到冷油器、滤油器作为各轴承的润滑用油，另一路经节流引至油箱中作为注油器的喷射油为主油泵提供进油；各路回油经回油管引到油箱。2.3.3.2 油系统中有两台辅助油泵，高压油泵在启、停机过程中及作为调速系统静态（止）试验用，低压直流油泵仅供机组润滑之用。当汽轮机转速升高、调速器动作、主油泵正常工作、出口油压大于电动油泵时，方可停役电动油泵。2.3.3.3 油系统的冷油器共有两台，可根据需要采用合适的运行方式。2.3.3.4 压力油主要有以下作用：a、保安b、调节c、润滑2.3.4 油系统用油牌号：GB11120-89 L-TSA汽轮机油 46#2.4 热力系统简介：2.4.1 主蒸汽系统：主蒸汽管采用母管制，1#2#机组之间设有关断阀，一期和二期管道交接处设置隔离阀门。来自锅炉的新蒸汽经手动隔离门、电动主汽门、自动主汽门进入汽轮机高压部分蒸汽室，然后由调节汽门控制进入汽轮机通流部分作功。蒸汽经过一个复速级膨胀作功后，压力降到调整抽汽压力值，这时，一部分蒸汽经抽汽速关阀抽汽至蒸汽分配箱到热网。其余部分则经过低压调节汽门进入汽轮机低压部分继续膨胀作功。乏汽排入凝汽器凝结成水，再由凝结水泵打出经主抽气器加热后，再经低压加热器、冷渣器加热后至除氧器。主抽气器出口处引一路凝结水回凝汽器热井作再循环管路。在主抽气器和低压加热器给水管路上串接热井水位调节装置，以对热井水位进行手动或自动调节。凝汽器上装有安全膜板，当凝汽器内压力过高时，可直接自动向空排汽。2.4.2 抽汽系统：工业用汽（第1级抽汽）由开在汽缸上的抽汽口抽出，经抽汽速关阀到蒸汽分配箱减温后供给热用户，抽汽口位置在高压复速级后，抽汽压力变化范围为1.351.65MPa（绝），抽汽量040t/h，可根据需要在其变化范围内增大或减少抽汽量。抽汽管道上装有安全阀，当抽汽压力过高时安全阀动作自动向空排汽，确保安全。 高压加热器加热用蒸汽由工业抽汽减压后使用。除氧器用蒸汽从第2级非调整抽汽口抽出，也可从第1级可调抽汽中分流。低压加热器用蒸汽从第3级非调整抽汽口抽出，低加抽汽口位于倒数第三级前。纯冷凝额定工况下，各监视段工况表：参数数级汽抽流量t/h压力MPa温度1级（至高加及蒸汽分配箱）4.921.53472级（至除氧器）0.990.32153级（至低加）1.350.055（绝对）862.4.3 空气系统：为保证凝汽器有一定的真空，及时抽出凝汽器内不凝结气体，设置有启动抽气器和两级射汽抽气器。前者主要用在开机时，为快速建立凝汽真空以启动汽轮机使用。两级射汽抽气器作为主抽气器，及时抽出凝汽器内的不凝结气体，确保运行所需真空。两种抽气器均为射汽式，其工作蒸汽由新蒸汽节流而成。两级射汽抽气器的第一级疏水经4.0米U型水封再接至疏水膨胀箱，第二级疏水用疏水器疏水至疏水膨胀箱。 汽轮机前后汽封均采用高低齿齿封结构，可有效阻止蒸汽沿轴向外漏，前汽封第一段漏汽引至除氧器用汽管，第二段漏汽接均压箱和后汽封相连用以封气。汽轮机开机启动时，汽封用汽为新蒸汽经节流接入均压箱，当压力超出允许范围，可用手动调整均压箱新蒸汽阀，如进汽门全关，压力仍过高可开启均压箱至凝汽器排汽门。2.4.4 疏水系统： 每机配有一台本体疏水膨胀箱，汽缸疏水，汽封管路疏水，抽汽管路疏水，自动主汽门门杆、一级抽汽速关阀门杆疏水，主抽气器一、二级疏水引至疏水膨胀箱后排至凝汽器。低加疏水引至凝汽器热井。高加疏水引至除氧器。一期设有两个20m3疏水箱、一台疏水扩容器和两台疏水泵，启动及正常运行时，除本体疏水膨胀箱回收的疏水外其它疏水及放水均经疏水扩容器后进入疏水箱。除氧器的溢流水及检修时的放水接入疏水箱，由疏水泵送至除氧器。2.4.5 给水系统：设两台75t/h旋膜式除氧器，3台85t/h电动给水泵（两用一备）。主给水管道采用母管制，不设隔离阀门。给水由高加加热后水温达150左右，经高压给水热母管至1#2#炉。2.4.6 供热系统：该系统由1#2#3#减温减压器、4#5#减温器和1#2#机抽汽及其所属设备构成，保证热用户的需求及整个系统安全经济运行。1#2#减温减压器供汽参数为2.8MPa/250主供用户是正新厂；3#减温减压器的供汽参数为1.6MPa/350作为汽轮机调节抽汽的备用汽源，当机组故障时可及时切换3#减温减压器供汽；4#5#减温器是为热用户的需要而设置经减温后温度为240，供汽量分别为100t和50t。因正新厂的扩建，新增6#7#两台减温减压器，供汽参数为2.4MPa/2502.4.7 循环水系统：共设四台循环水泵，三台工业水泵和两台排污水泵（一用一备），三台冷却塔采用逆流式玻璃钢机力通风冷却塔。循环水系统采用闭式循环冷却方式；补给水为自来水，水池容量为680m3。三、汽轮机的启动、运行维护和停机3.1 汽轮机的启动：3.1.1 启动前的准备工作：3.1.1.1 班长接到值长的开机命令或接到开机操作票后，应立即通知各岗位值班人员，作好开机准备工作（如设备有检修，应检查检修工作是否已完结，尚未检修完毕的设备与准备投入的机组隔离，使之对机组投入运行无影响），现场及设备应整洁。3.1.1.2 通知电气、热工人员检查设备，测量电动机绝缘，送上电源和投入必要的保护装置并按要求进行各项试验；3.1.2 汽机启动状态的规定：3.1.2.1 冷态启动：停机时间超过十二小时；3.1.2.2 温态启动：停机后八至十二小时内启动；3.1.2.3 热态启动：停机后八小时内启动；3.1.2.4 极热态启动：停机后两小时以内再次启动。3.1.3 汽轮机启动过程中注意事项：3.1.3.1 及时调整油温在3545，在升速过程中必须随时注意轴承回油温度变化（60）；3.1.3.2 定速后真空至少应达到-0.087MPa；3.1.3.3 越过临界转速时，轴承最大振动值不得大于0.10mm，若有超过情况，应降速使振动在允许范围内，并维持该转速暖机10min，然后再升速，若仍出现振动值超标，则必须停机检查；3.1.3.4 在升速过程中必须随时监听机组的运转声音，如有异常，则必须分析原因，然后才决定是否继续升速；3.1.3.5 注意油箱油位的变化；3.1.4 出现下列情况时禁止启动或停止启动汽轮机：3.1.4.1 危急保安器及各保护装置动作不正常；3.1.4.2 主汽门或高、低压调速汽门有卡涩现象不能关严；3.1.4.3 缺少转速表或转速表不正常时；交、直流油泵任意一台运行不正常；盘车装置出现故障；3.1.4.4 调节系统不能维持空转运行和甩去全负荷后不能控制转速；3.1.5 开机前检查：司机接到班长的开机命令后，辅助设备及系统的投运，按照规程辅机部分进行启动前的准备、检查及操作；锅炉点火前，汽机附属设备与系统按下列程序进行启动及运行状态确认。3.1.5.1 司机负责对DCS系统，TSI透平监测仪，抽汽电调装置，同步器电动机增、减负荷方向的检查： 3.1.5.1.1 检查各表计正常，记录机组启动前的有关数据。3.1.5.1.2 试热工信号应正常，事故信号正常。3.1.5.1.3 检查各电动阀门开关是否正确及开关所需要的时间，自动调节器动作正常。3.1.5.1.4 各泵开关在“手动”位置。3.1.5.1.5 按照“汽机保护逻辑监控界面”进行汽机各项保护检查、试验及就地、远控停机试验，如：轴向位移保护、低油压保护、低真空保护等试验，除低真空保护、抽汽压力低低保护、发电机热工保护外其它保护开机冲转前应投入；低真空保护、发电机热工保护待机组并网后投入；抽汽压力低低保护视抽汽投运情况而定。3.1.5.1.6 配合热工对TSI透平监测仪进行检查。3.1.5.1.7 配合热工对抽汽电调装置进行检查，检查参数设定；检查抽汽电动执行机构的行程、方向。3.1.5.1.8 在DCS上对同步器电动机增、减负荷方向进行试验。3.1.5.2 主蒸汽系统检查：3.1.5.2.1 确认锅炉未曾送汽及抽汽管道未通热网的情况下，对个蒸汽管道上的主闸门进行手动和电动启闭检查。3.1.5.2.2 下列阀门应关闭：a.机隔离门及其旁路门；b.电动主汽门及其旁路门；c.自动主汽门；d.新蒸汽至均压箱一次门、二次门；e.新蒸汽至抽气器进汽总门；3.1.5.2.3 下列阀门应开启：a.机隔离门后疏水门；b.电动主汽门前、后疏水门； c.所有至高压疏水母管疏水总门全部开启。d.自动主汽门门杆疏水门；3.1.5.3 凝结水系统的检查：3.1.5.3.1 下列阀门应关闭：a.凝泵进水门后放水门及出水门后放水门；b.热井水位调节器旁路门，热井补给水电动调节器旁路门及前后放水门；c.低加旁路门及放空气门，1#2#机凝结水母管联络门；d.主抽旁路门；e.凝结水至凝汽器喉部喷水门；f.凝结水母管放水门；3.1.5.3.2 应开启的阀门：a.1#、2#凝结水泵进、出水门及空气门；b.主抽进、出水门，低加进、出水门；c.凝结水再循环门（待凝结水泵启动后可视情况进行调整）；d.凝结水至给水泵密封水门；e.凝结水至水封系统总门；f.热井水位调节器进、出水门；g.热井补给水电动调节器进、出水门及手动门；h.低加出水门后放水门（如果停机8小时内或凝结水水质合格可关闭）；f.汽机凝结水出水总门。3.1.5.3.3 对热井补水，水位保持在250mm左右；3.1.5.4 抽汽系统的检查（低加随机投，如遇其它情况按操作票执行）3.1.5.4.1 应关闭的阀门： a.一级抽汽速关阀；b.一级抽汽电动门、二级抽汽电动门；c.高加进汽门；e.高加疏水器进、出水门及旁路门；f.高加疏水器汽平衡门、水平衡门及高加空气门；g.一级抽汽至抽汽母管隔离门，抽汽母管至蒸汽分配箱隔离门； h.高加紧急放水电动门及手动门；i.低加疏水器旁路门；j.一级抽汽至二级抽汽联络门及旁路门；3.1.5.4.2 应开启的阀门：a.一级抽汽速关阀前疏水门，阀杆疏水门，底部疏水门，逆止阀阀轴疏水门；b.二、三级抽汽管疏水门；c.高加疏水排地沟门；e.低加进汽门；f.低加疏水器进、出水门；g.低加空气门；3.1.5.5 循环水系统的检查：3.1.5.5.1 应关闭的阀门：a.凝汽器东、西侧进水门后放水门及出水门前放水门；b.凝汽器前、后水室放水门（东、西侧）；c.凝汽器前、后水室放空气门（东、西侧）(凝汽器水侧灌水后关闭) ；e.空冷器和冷油器的滤水器旁路门及排污门；f.空冷器进水门前排污门；g.空冷器出水总门；h.1#、2#冷油器进水门；3.1.5.5.2 对循环水系统的有关阀门开启前可根据运行方式、循环泵的台数确定是否增开循环泵，并对运行中每台机组循环水出水门开度进行调整。3.1.5.5.3 应开启的阀门：a.凝汽器东、西侧进水门；b.稍开凝汽器东、西侧出水门 (或视情况全关，但应避免循环水泵打闷泵)；c.空冷器、冷油器的滤水器进、出水门；e.空冷器各组进、出水门；f.1#、2#冷油器出水门；g.冷油器出水1#、2#管道泵进、出水门；h.冷却塔进水门；3.1.5.5.4 循环水泵、工业水泵开机前检查见辅助设备运行规程；3.1.5.6 油系统的检查：3.1.5.6.1 油箱盖要盖好，油位正常50mm，不足应补充；3.1.5.6.2 电动辅助油泵和事故油泵进、出油门均应开启，冷油器切换手柄在工作位置；3.1.5.6.3 油箱取样门、事故放油门，油箱检漏门、冷油器油侧放油门、放空气门都严密关闭；3.1.5.6.4 确认工业水泵已启动，冷却水正常,开启电动辅助油泵进油门，启动电动辅助油泵，正常后开启出油门，做静态试验（即手动危急遮断器试验和磁力断路油门试验）；3.1.5.6.5 检查润滑油温度，当润滑油温度高于40时，应投入冷油器水侧。 3.1.5.7 空气及轴封系统的检查：3.1.5.7.1 真空安全膜板完整无破损；3.1.5.7.2 下列阀门应关闭：a.主抽、辅抽进汽门；b.主抽、辅抽空气门；c.均压箱新蒸汽门；d.主抽疏水器进、出水门及旁路门，疏水排地沟门；e.真空破坏门关闭并灌满水；f.均压箱至凝汽器排汽门；3.1.5.7.3 下列阀门应开启：a.凝汽器东、西侧空气门；b.均压箱疏水排地沟门；c.均压箱至后汽封管疏水门；3.1.5.8 调节系统性能应符合下述要求：3.1.5.8.1 调速系统应能维持汽轮机空负荷运行；3.1.5.8.2 当汽轮机突然甩去全负荷时，调速系统应能控制转速在电超速动作转速以下；3.1.5.8.3 负荷变化时，调速系统应均匀平稳地移动；3.1.5.8.4 当危急保安装置动作后应保证自动主汽门、调速汽门、抽汽速关阀严密关闭；3.1.5.8.5 调速系统检查：a.检查高、低压调节汽阀及连杆的外部状况应灵活无卡涩；b.同步器电动和手动均应灵活，将同步器手轮置于最高位置；c.将放大器手轮及抽汽电动执行机构置于空负荷位置；d.将启动装置手轮旋至最低位置。3.1.5.9 给水系统的检查：3.1.5.9.1 检查确定1#2#3#给水泵在启动前状态(启动前的检查见辅助设备运行规程)；3.1.5.9.2 确定1#2#除氧器水位、压力、温度正常或在投入前状态(投入前的检查见辅助设备运行规程)；3.1.5.9.3 检查确定下列阀门在关闭状态：a.低压与高压给水冷母管所有放水门；b.高压给水热母管所有放水门； c.高加进、出水门3.1.5.9.4 确定下列阀门在开启位置：a.高加进、出水总门；b.高加旁路门； 3.1.5.9.5 在锅炉全停状态下，可做给水泵联锁试验；3.1.5.9.6 启动给水泵，高加处在投运前准备状态；3.1.6 暖管（至自动主汽门前）：3.1.6.1 机隔离门前的暖管工作一般随锅炉升压同时进行。开启机隔离门后疏水门，电动主汽门前、后疏水门及自动主汽门门杆疏水门。3.1.6.2 全开电动主汽门的旁路门，稍开机隔离门的旁路门，进行自动主汽门前暖管，逐渐提升管道压力到0.30.5MPa，暖管30分钟后，以0.20.3 MPa/min速度升至额定压力。3.1.6.3 开始暖管时，疏水门尽量开大，以便及时排出凝结水，随着管壁温度和管内压力的升高，逐渐关小疏水门，以防大量蒸汽漏出。3.1.6.4 自动主汽门前压力升至额定数值时，将手动隔离门全开，旁路门关闭。3.1.6.5 暖管时注意：3.1.6.5.1 必须严格防止蒸汽漏入汽缸引起转子变形；3.1.6.5.2 管道各部分（如法兰和螺栓等）的温度差不能过大，全面检查管道膨胀及支吊架工作情况；3.1.6.5.3 管壁温度不得小于相应压力下的饱和温度否则必须继续暖管；3.1.6.5 在暖管期间还应进行下列操作：3.1.6.5.1 向凝汽器热水井补水到正常水位后关闭补水门，启动凝结水泵，一台运行一台投入备用，并注意热水井水位，主抽气器通水，低加水侧排气、注水完毕，疏水与空气系统处在投运前状态；3.1.6.5.2 启动电动辅助油泵进行油循环，检查其运行情况及各轴承的润滑油流情况，启动排油烟机运行30分钟后视实际情况停下；3.1.6.5.3 启动盘车装置，为此应：a.先打开盘车装置润滑油管道上的考克；b.检查盘车电动机电源在断开位置,手动转动电动机使电机齿轮与盘车齿轮啮合严密；c.合上盘车电动机电源开关,起动盘车装置，并听测声音，检查各轴承回油正常；3.1.6.5.4 启动循环水泵一台运行，一台联锁备用；3.1.6.5.5 开启主抽气器和辅助抽气器的总蒸汽门进行暖管，启动辅助抽气器：稍开进汽门，保持汽压在0.20.3MPa，预热23分钟后，开大进汽门提升汽压到1.92MPa，全开空气门，抽真空；3.1.6.7 除低真空保护、抽汽压力低保护、发电机热工保护外，其它各保护装置应投入，司机应通知值班人员准备冲转的时间，并记录本体的膨胀值和冲转时间。3.1.7 冲转和升速（用时50-60min）：3.1.7.1 汽机挂闸应具备的条件3.1.7.1.1 不存在机组禁止启动条件；3.1.7.1.2 确认胀差、轴向位移等均在限额范围内，同时要考虑到汽机启动后的变化趋势不超过限额；3.1.7.1.3 确认主蒸汽参数已达到冲转条件a.主蒸汽压力达3.0 MPab.主蒸汽温度达300 （或过热度不低于50）3.1.7.1.4 凝汽器真空高于-0.06MPa；3.1.7.1.5 润滑油温不低于30，各轴承回油正常；3.1.7.1.6 润滑油压不低于0.08MPa；3.1.7.1.7 盘车装置工作正常，汽机内声音正常。3.1.7.2 冷态启动：3.1.7.2.1 全面检查各部件正常，扣上危急遮断油门；3.1.7.2.2 确定主汽门后蒸汽管道上的各疏水门及本体各疏水门均已开启；3.1.7.2.3 利用启动装置冲动转子，转子冲动后即手动打闸停机，用听音棒听机组内部声音，应无摩擦等异常声响，盘车能自动脱扣；3.1.7.2.4 当HD油压达0.155MPa转子仍不转动时，应停止冲转迅速查明原因并设法消除；3.1.7.2.5 当发现通流部分有不正常声音时，应立即报告值长；3.1.7.2.6 待检查一切正常后、重新挂闸冲转，维持转速在200300r/min，开启均压箱进汽门向轴封送汽，注意调整汽封压力使信号管有少量冒汽，启动前禁止向轴封送汽；3.1.7.2.7 缓慢提升机组转速到500r/min低速暖机20min30min；大修后第一次启动可适当延长低速暖机时间；3.1.7.2.8 以100r/min速度升速至1000r/min进行中速暖机25min；3.1.7.2.9 以200r/min速度升速平稳越过临界转速（1600r/min）到2000r/min以上，再以100r/min速度升速到2500r/min，维持10min；越过临界转速过程中要测出各轴承的振动值并记录。3.1.7.2.10 及时调整轴封冒汽，当真空达到-0.08MPa后，可切换主抽运行（确认水侧已通水），停下辅抽；3.1.7.2.11 继续逆时针方向转动启动装置手轮提升转速，当转速升到2700r/min时调速器开始动作，全开启动装置手轮，用同步器进行调节，将转速提升至额定值；3.1.7.2.12 升速过程应注意：a.检查油温(不低于30)、油压、油箱油位，真空、排汽温度(不高于100)等情况；b.汽缸膨胀指示、相对膨胀差、轴颈振动、轴向位移指示、发电机进出风温等应正常；发现汽轮机两侧热膨胀不对称以及和上次记录数字有显著差别时，应停止升速；c.注意机组轴承振动应正常(0.03mm以下)。如发现振动异常，应降速暖机510分钟，再升速。如重复上述操作一次，振动仍不正常，应停机检查处理。3.1.7.2.13 当转速达3000r/min时将启动装置放在100%位置，如果调速油压高于电动辅助油泵出口油压时，可停运电动辅助油泵，如果需要进行试验则应等试验结束后停运再投入联锁。3.1.7.2.14 全面检查确认一切正常后，全开电动主汽门，与电气值班人员联系机组已符合并列条件，视情况投入空冷器。3.1.8 并列与带负荷：3.1.8.1 接到电气已并列通知后，汽机人员应做下列工作：3.1.8.1.1 记录开始带负荷时间。3.1.8.1.2 根据发电机进口风温,冷油器油温调整冷却用水。3.1.8.1.3 根据汽温情况关闭主蒸汽管道上的疏水。3.1.8.1.4 并列后注意频率、负荷的指示，检查调速器是否正常工作，负荷增加时油动机连杆应平稳地下滑，不应有跳跃现象。3.1.8.1.5 凝结水化验合格后关闭低加出水门后放水门，向除氧器送水，关闭凝结水再循环门，保持热水井水位在正常范围。3.1.8.1.6 根据真空变化调节循环水量或增开循环水泵运行。3.1.8.1.7 根据负荷增加程度，调节均压箱进汽门，直至全关均压箱进汽门，保持轴封信号管有轻微冒汽，当均压箱进汽门全关时，信号管冒出蒸汽仍过大时，可开起均压箱至凝汽器排汽门，必要时应开启前轴封至二级抽汽管联络门。3.1.8.1.8 在整个升负荷过程中应特别注意推力轴承温度和轴向位移的指示情况。并分别在1500KW、3000KW、4500KW、6000KW时，记录汽缸的热膨胀值。在3000KW和6000KW时分别记录各轴承振动一次。3.1.8.2 升负荷时间分配（升负荷应缓慢进行）：3.1.8.2.1 并入电网后立即带上300-500KW的电负荷，低负荷暖机10min；对机组进行一次全面检查，关闭蒸汽管道上疏水，及相应关小本体疏水膨胀箱上的疏水；3.1.8.2.2 以100200kW/min的速度增加电负荷，直至满负荷；3.1.8.2.3 注意机组膨胀情况，根据热负荷的要求投入一级抽汽；负荷达4000KW停留10min可准备投入一级抽汽及高压加热器；3.1.8.3 在当抽汽压力达到要求时，可投入各级抽汽及相应的回热加热设备。3.1.9 热态启动（用时25-30min）：3.1.9.1 热态启动操作原则：3.1.9.1.1 根据停机时间，从机组冷态启动曲线上，找到与之对应的工况点，查出该工况点对应的负荷值，并确定冲转参数；3.1.9.1.2 当条件具备后，使用启动装置冲动转子，并快速以300500r/min的速度把转速升至额定值，如无异常，升速过程中应尽量减少不必要的停留；3.1.9.1.3 满速正常后通知电气迅速并网带负荷，以每分钟5001000KW的速度升至工况点所对应的负荷值，为了不使金属冷却收缩，在此段升负荷过程中如无异常，应尽量减少停留；3.1.9.1.4 负荷值达到工况点后，再需增加负荷，则应按冷态启动曲线规定的负荷速度进行升负荷；3.1.9.1.5 注意轴封供汽温度的调节，防止冷热不均引起热变形；3.1.9.2 热态启动操作：3.1.9.2.1 确定主汽门后蒸汽管道上的各疏水门及本体各处疏水门已开启；3.1.9.2.2 向轴封系统送汽后抽真空，确定冲转参数且主汽参数已合格，真空不低于-0.085MPa（否则应切换主抽气器运行），冷油器出口油温不低于38，润滑油压不低于0.08MPa；3.1.9.2.3 全面检查各部件正常，确认盘车运行正常，扣上危急遮断油门； 3.1.9.2.4 利用启动装置冲动转子，转子冲动后应迅速关回启动装置手轮，维持转速在500r/min，低速暖机5min；3.1.9.2.5 以200r/min速度升速至1000r/min进行中速暖机5min；3.1.9.2.6 以300500r/min速度升速平稳越过临界转速（1600r/min）到2000r/min以上后，以200r/min速度升速到2500r/min左右进行高速暖机5min；越过临界转速过程中要记录各轴承的振动值。3.1.9.2.7 以200r/min速度提升到3000r/min；主油泵开始正常工作后停运辅助油泵，调整器能控制转速后全开启动装置手轮，升速过程中应及时调整轴封冒汽、热水井水位及油温；3.1.9.2.8 全面检查，做必要试验确认一切正常后，停下辅助油泵；全开电动主汽门，与电气值班人员联系机组已符合并列条件，视实际情况投入空冷器。3.2 汽轮机的运行维护：3.2.1 机组运行中，值班人员应做好下列工作：3.2.1.1 经常监视表计变化，每小时抄表一次，发现工况值和正常值有差别时，应立即查明原因，采取必要的措施；3.2.1.2 定期对机组进行周密细致的巡回检查，并进行必要的调整，维护其在规范内运行，发现异常应进行必要的处理，设备有缺陷应加强监视，并即时报告班长，写进设备缺陷登记本，做好交接班记录；3.2.1.3 若机组长期带稳定负荷运行，则须定期改变负荷，活动调速汽门门杆，防止卡涩；3.2.1.4 汽轮机不允许长期在低负荷下运行；3.2.1.5 所有辅助设备的运行及切换应按辅助设备运行规程的规定执行；3.2.1.6 保持设备的清洁，要防止有可能的某处漏油的积聚，每班至少对机组清擦一次；3.2.1.7 应根据设备的具体情况，定期检查和清洗滤水器和滤油器的滤网；3.2.1.8 根据化学监督要求，定期检查油箱透平油的质量，并在负荷变化时注意及时调节轴封压力，防止由于均压箱压力过高漏汽到油系统内，使油质劣化；3.2.2 运行中主要控制及监视的数值表2项目单位正常最高最低备注汽压MPa3.433.533.13.0以下减负荷汽温435450420400以下减负荷真空MPa-0.092-0.096-0.087-0.087以下减负荷排汽温度65100(空负荷)轴瓦振动mm0.030.05临界转速允许0.10mm调节抽汽压力MPa1.51.651.2主油泵进口油压MPa0.0350.04最低0.029主油泵出口油压MPa1.02调节油压(高压油)MPa1.00.65自启动辅助油泵润滑油压MPa0.080.150.08启动事故油泵一次脉冲油压MPa0.255(1#机)0.26(2#机)二次脉冲油压HDMPa0.1440.455二次脉冲油压NDMPa0.1440.455速关油油压MPa0.98速关阀试验油油压MPa0.9轴向位移mm-0.4+0.40.6mm(停机)相对膨胀值mm-2.0+3.0-2.3，+3.3停机冷油器出口油温3545轴承回油油温406075主推力瓦块温度8090以上应限制负荷副推力瓦块温度80径向轴瓦温度80滤油器进出口压差MPa0.030.08油箱油位mm50100-100低于-50mm加油热水井水位mm250400100凝结水压力MPa0.450.55凝结水硬度g/L2开机时5开始回收过冷却度1端差68凝结水含氧量g/L50给水含氧量g/L15高加进汽压力MPa0.30.5安全阀开启压力1.38高加出口水温150低加进水压力MPa0.20.3低加出口水温7075发电机进口风温204045不低于室温发电机出口风温75循环水进水压力MPa0.050.083.2.3 汽机设备定期试验轮换工作项目：表3项 目日期班次备注事故喇叭每日第二班接班后进行自动主汽门门杆活动每日第二班接班后进行，记录试验压力油箱油位计活动每日第二班手压油位计浮标能灵活浮动检查辅助设备轴承润滑油每日第二班到低限时及时加油项 目日期班次备注调速汽门活动每月10、20、30日第二班电动辅助油泵、事故油泵每月5、20日第二班记录压力、电流循环水泵、凝结水泵、给水泵、疏水泵、工业水泵、管道泵、冷油器切换每月5、20日第二班抽汽速关阀门杆活动每月5日第二班接班后进行油箱油质检验、底部放水每月10日第二班油位低于-50mm应加油真空严密性试验每月1日第二班专工主持下进行3.3 汽轮机的停机：3.3.1 班长接到值长停机命令后，应通知司机和其他值班人员做好停机准备（工具及记录表格等）；3.3.2检查自动主汽门阀杆，不应卡涩；3.3.3 试验辅助油泵、事故油泵，正常后停下；3.3.4 检查调节汽阀阀杆是否卡涩（若卡涩不能动作，则要用自动主汽门进行减负荷操作）；3.3.5 减负荷过程中应进行下列操作：3.3.5.1 首先将热负荷切换到3#减温减压器供汽（或切换到另一台机组），逐渐减小抽汽热负荷至零，（逐渐关小一级抽汽电动门和抽汽速关阀），退出抽汽电调装置,切断电源,使机组纯冷凝运行，此过程中注意调整电负荷的变化应不超过发电机的规范；3.3.5.2 逐步减少电负荷，减负荷速度不超过100kw/min，在减电负荷过程中，注意机组声音、振动、胀差、汽温、汽压、热水井水位，前、后汽封信号管冒汽情况，调速汽门应平稳地移动；3.3.5.3 当负荷降到4000KW，将除氧器用汽改为其它机组或备用汽源供汽，停止高加汽侧运行；3.3.5.4 低压加热器可随机停或当负荷降到1500-2000KW时停用；3.3.6 当电负荷降到零；接到电气已解列通知后应进行下列操作：3.3.6.1 启动电动辅助油泵； 3.3.6.2 手拍危急遮断器或按停机按钮停机，关回启动装置手轮，注意转速是否下降； 3.3.6.3 开启本体疏水膨胀箱上的疏水门； 3.3.6.4 及时调节轴封新蒸汽，保持汽封微微冒汽；3.3.6.5 根据具体情况，调整轴封新蒸汽，机组真空为零时才能停止轴封供汽； 3.3.6.6 转速降到临界转速以下，停止抽气器运行，并调节真空破坏门使转子完全静止时真空大致应等于零； 3.3.6.7 主抽气器停止10分钟后，与锅炉联系后停止凝结水泵运行，关闭低加出水门；3.3.6.8 转子停转后投入盘车装置，记录惰走时间；3.3.6.9 排汽缸温度低于50停运循环水泵；3.3.6.10 关闭空气冷却器进水总门，回油温度低于45，停运冷油器及管道泵；3.3.7 汽轮机停机后的保养：3.3.7.1 盘车规定：3.3.7.1.1 停机后不久即将启动的应进行连续盘车。3.3.7.1.2 如果停机时间较长，在连续盘车2小时后改为定期盘车。每隔30分钟，将转子盘转180，时间为12小时。然后每隔60分钟盘车180，时间也是12小时。并在冲转前2小时改为连续盘车。3.3.7.1.3 转子静止后，辅助油泵应连续运行8小时，以便冷却轴颈等部件。3.3.7.1.4 每次启动盘车前必须注意先启动电动辅助油泵。