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第一章 工艺原理汽轮机工作原理锅炉来的新蒸汽经过高调门进入汽轮机，在喷嘴内膨胀，压力降低，流速加快，比容增大，蒸汽的热能转变成动能，高速流动的蒸汽经过汽轮机上的动叶片做功，又将动能转变为机械能，带动汽轮机转子按照3000r/min-的速度均匀转动。汽轮机的转子与发电机转子用刚性连轴器连接起来，当汽轮机以3000r/min的速度转动，带动发电机转子转动时，由于磁感应的作用，发电机静子线圈中产生电流，通过变电配电设备向用户供电。第二章 工艺流程与工艺指标第一节 工艺流程文字叙述从锅炉来的新蒸汽通过两根主汽管进入主汽门后，再由四根导汽管分别引入四个高调门，进入汽轮机，蒸汽在汽轮机内膨胀做功，冲动汽轮机，从而带动发电机发电。在汽轮机内做完功的乏汽排入凝汽器，被凝汽器铜管内的循环水冷却成凝结水，凝结水被凝结泵升压后依次进入轴加、1#低加、2#低加、3#低加被回热抽汽加热后打至除氧器，经过加热、除氧成为锅炉给水，再经过给水泵升压后送往高压加热器，然后送入锅炉，从而使工质完成一个热力循环。三台六万机组都有一级中压工业抽汽，做了部分功的蒸汽从中调门前抽出后，经过一抽水动逆止门、一抽电动门、一抽快关门、与中压减温减压器出口汇合后并入15MW机组主蒸汽母管。5#、6#机还带有二级低压工业抽汽，从低压旋转隔板前抽出后，经过水动逆止门、供热电动门、快关门后进入减温器，抽汽经减温后进入西厂分汽包与小机组一抽汇合，分别供化肥、化工、化工二厂用汽。4#机有六级回热抽汽，5#、6#机有五级回热抽汽。二级、三级回热抽汽分别进入2#、1#高加，加热锅炉给水，蒸汽凝结成水后，经高加疏水管送至除氧器，4#机四抽与5#、6#机三抽并入蒸汽母管，加热除去除氧器水中的氧气。其余三级抽汽分别进入3#、2#、1#低加，加热凝结水，疏水被排至凝汽器。循环水由蓄水池通过循环泵打至循环水主管道，分别进入凝汽器、空冷器、冷油器及各泵机冷却水管路，冷却换热后回至凉水塔，通过凉水塔将带来的热量散到空气中后进入蓄水池再次循环。汽封系统由均压箱、轴加及相关管路组成。从除氧间来的蒸汽经均压箱分别送至机组前后汽封及主汽门、高、中调门汽封，汽封回汽经过管道被送至轴加，加热凝结水，疏水被送至凝汽器，机组前汽封漏气分别被送入1#高加及各低加。主汽门、高调门的门杆漏气，被送至除氧器。真空系统由射水泵、射水箱、射水抽气器、凝汽器等组成，射水箱内的水经过射水泵打至射水抽气器，射水抽气器通过空气管将凝汽器内不凝结的气体抽出来，维持了凝汽器的正常真空。供油装置包括油箱、高压启动油泵、交直流润滑油泵、冷油器等。在机组正常运行时，主油泵在汽轮机转子的带动下产生高压油，一部分供保安系统，另一部分去两台射油器，一台射油器出油为主油泵供油，另一台射油器出油经冷油器、滤油器给各轴承供油，回油回至油箱。EH油从油箱通过EH油泵送至各油动机、高压蓄能器及保护装置，再回至EH油箱。第二节 工艺流程图1.汽机总控图2主蒸汽系统3轴封及本体疏水系统4凝结水系统5真空系统6循环水系统7给水除氧系统8高加系统9润滑油系统第三节 主要控制点HI1401 负荷SI1402 转速DI1401 热膨胀CZH 胀差PI1301 甲主汽管压力PI1302 乙主汽管压力TI1301 甲主汽管汽温TI1302 乙主汽管汽温FI1301 甲主汽管流量FI1302 乙主汽管流量FI1303 一抽流量PI1311 调节级压力PI1312 一抽压力PI1313 二抽压力PI1314 三抽压力PI1315 四抽压力PI1316 五抽压力PI1317 六抽压力PI1318 七抽压力PI1310 轴封压力TI1315 轴封温度PI1805 减温减压器出口温度TI1801 减温减压器出口压力FI1802 减温减压器出口流量TI1306 后缸排汽温度PI1327 凝汽器真空PI1202 后缸排汽真空LI1201 凝汽器水位PI1208 凝结水压力TI1203 凝结水温度FI1201 凝结水流量TI1451A 3#瓦侧进风温度TI1415B 4#瓦侧进风温度TI1419 发电机出风温度LI1501 油箱油位FI1801 中压外送蒸汽流量LI2201 蓄水池水位LI1202 1#低加水位LI1203 2#低加水位LI1204 3#低加水位LI1205 1#高加水位LI1206 2#高加水位LI2203 低位水箱水位PI1025 除氧器蒸汽母管压力PI1027 除氧器补给水母管压力PI1011A、B 给水泵出口母管压力A、BEHOILP EH油压EHT1 EH油温TI1206 1#低加入口水温TI1207 1#低加出口水温TI1210 2#低加出口水温TI1213 3#低加出水温度TI1222 1#高加入口水温TI1206 1#高加出口水温TI1226 2#高加出水温度TI1412A 发电机定子线圈温度ATI1412B 发电机定子线圈温度BTI1412C 发电机定子线圈温度CTI1412D 发电机定子线圈温度DTI1412E 发电机定子线圈温度ETI1412F 发电机定子线圈温度FTI1412G 发电机定子线圈温度GTI1412H 发电机定子线圈温度HTI1412I 发电机定子线圈温度ITI1412J 发电机定子线圈温度JTI1412K 发电机定子线圈温度KTI1412L 发电机定子线圈温度LTI1413A 发电机定子铁芯温度ATI1413B 发电机定子铁芯温度BTI1413C 发电机定子铁芯温度CTI1413D 发电机定子铁芯温度DTI1413E 发电机定子铁芯温度ETI1413F 发电机定子铁芯温度FTI1413G 发电机定子铁芯温度GTI1413H 发电机定子铁芯温度HTI1413I 发电机定子铁芯温度ITI1413J 发电机定子铁芯温度JTI1413K 发电机定子铁芯温度KTI1413L 发电机定子铁芯温度LTI1511 推力轴承反面油温TI1512 推力轴承正面油温TI1530-1539 推力瓦温1#-10#TI1501A 1#冷油器出油温TI1501B 2#冷油器出油温TI1501C 3#冷油器出油温TI1601A、B 循环水进水温度1、2TI1602A、B 循环水出水温度1、2TI1014A、B、C 11#给水泵线圈温度A、B、CTI1017A、B、C 12#给水泵线圈温度A、B、CTI1406A、B 下缸温A、BTI1409A、B 左法兰温度A、BTI1408A、B 右法兰温度A、BTI1411A、B 左螺栓温度A、BTI1410A、B 右螺栓温度A、BTI1305A、B 主汽阀后温度A、BTI1407A、B 调节级后汽温A、BTI1307A、B 一抽温度A、BTI1801A、B 中压减温减压器A、BPI1517 润滑油压PI1519 高压油压PI1520 安全油压PI1506 主油泵进口油压PI1508 主油泵出口油压PI1522 顶轴油泵出口油压PI1525 危急遮断复位油压PI1224 1#射水抽气器压力PI1225 2#射水抽气器压力PI1226 1#射水泵出口压力PI1227 2#射水泵出口压力VB1、2、3、4 1#、2#、3#、4#瓦振动B2TI1、2、3、4 1#、2#、3#、4#瓦温度说明：查4#，5#，6#机各具体控制点时，应分别加上Q4，Q5，Q6。第四节 工艺指标(A.B.C类)A类工艺指标：低压外送蒸汽压力：1.271.86MPa。低压外送蒸汽温度：220240。B类工艺指标：主蒸汽压力：8.830.49MPa。主蒸汽温度：520545。 中压外送蒸汽压力：3.64.2 MPa。中压外送蒸汽温度：420440。减温减压器出口蒸汽压力：3.64.2MPa。减温减压器出口蒸汽温度：420440。C类工艺指标：负荷：60MW。转速：300030r/min。4#机主蒸汽流量：440t/h。5#、6#机主蒸汽流量：402t/h。润滑油温：405。油箱油位：100mm。 第三章主要设备简图及设备一览表1.汽轮机1.1汽轮机设备构造4#汽轮机为C50-8.83/4.12型高压单缸、冲动、单抽凝汽式汽轮机，具有一级调节抽汽，通过刚性联轴器直接带动发电机；5#、6#汽轮机为CC50-8.83/4.12/1.5型高压、单缸、双抽凝汽式汽轮机，具有两级调节抽汽。汽轮机汽缸由前汽缸、中汽缸、后汽缸三部分组成，并用垂直法兰联接而成。前汽缸采用耐热合金钢ZG20CrMo铸件，用上猫爪型式支承在前轴承箱上，水平中分面采用高窄法兰结构，取消法兰加热装置，连接螺栓材料选用25Cr2Mo1V；中汽缸采用普通碳钢ZG230-450铸件，水平中分面也是高窄法兰；后汽缸由钢板Q235-A焊接而成，并带有喷淋装置。4#汽轮机第212级隔板采用焊接隔板，1318级采用铸铁隔板；5#6#汽轮机第210级隔板采用焊接隔板，1117级采用铸铁隔板；第3级为中间蒸汽室。静叶型线采用全三维设计，调节级采用子午面收缩静叶栅，压力级隔板静叶采用“后加载”新叶型，高压部分第2级隔板采用新型的分流静叶栅，低压末级次末级采用弯扭静叶片，在隔板上全部镶有径向汽封齿（包括低压部分）以减少各级的漏汽损失，前后汽封和隔板汽封均为梳齿形结构，弹簧片装于内圆。后汽封为两低齿一高齿，保证任何一工况下至少有一低齿起作用，动叶顶部采用多层汽封，以减少顶部漏汽。转子为整锻加套装轮盘结构，整锻转子的材料为30Cr1Mo1VE，后五级为套装轮盘，材料为35CrMoA和34CrNi3Mo。轮盘通过端面径向键和轴向键与转子相接以减小轮孔部分的应力集中，所有的动叶片均采用全三维设计的新型叶型，全部动叶自带围带整圈联接。在动叶围带处设有径向和轴向汽封，大部叶片的叶根处均设有轴向汽封，以减少级间漏气，提高内效率。为防水蚀，末级叶片加焊司太立合金并带有一根松拉筋。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。后轴承为椭圆支持轴承，置于后轴承箱内。工作瓦和各支持轴瓦，均有测油温和乌金瓦温的铂电阻（Pt100）。汽轮机热膨胀死点设在后汽缸处，横向键定位于侧基架。前轴承箱和前汽缸，有垂直键和纵向滑键使汽缸向前热膨胀时保持汽机中心不变，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。汽轮发电机组各轴承配备有高压油顶起装置，盘车装置设置在汽机后轴承箱上，为机械传动式低速盘车，盘车转速约4r/min，盘车装置手动投入安全可靠，机组冲转后，盘车装置都能自动退出。汽机罩壳是整体式。2 凝汽器2.1凝汽器设计规范，见表1。表1：凝汽器设计规范项目单位规范项目单位规范材质HSn70-1冷却面积m23500规格1mm2517150设计冷却水量t/h12390数量1根5974水道数道2规格2mm2527150设计冷却水温度20数量2根306冷却水阻力MPa0.0416无水自重t69.5蒸汽空间工作压力MPa0.0049水侧满水t105.6水空间工作压力MPa0.1568汽侧满水t149N-3500-I型凝汽器由蒸汽室、水室管板、冷却管、中间管板、补偿装置及冷凝聚集器等组成的全焊接结构。蒸汽室和水室焊成一个整体，管束呈汽流向心式的带状排列。管束由5974根251mm及306根252mm的Hsn70-1锡黄铜管组成，管子两端胀接在管板上，中间借中间管板支撑。凝汽器后水室及蒸汽室中间连接一个补偿装置，可以补偿凝汽器壳体与铜管纵向热膨胀的不一致。2.2凝汽器工作原理凝汽器中真空形成的主要原因是由于汽轮机的排气被冷却成凝结水，其比容急剧缩小。如蒸汽在绝对压力4kpa时蒸汽的体积比水的体积大3万多倍。当排汽凝结成水以后，体积就大为缩小，使凝汽器内部形成高度真空。运行时，冷却水由循环水泵打入前水室下部，经过双流程后，再由前水室上部排出，构成双道双流的布置。蒸汽由汽轮机排汽口进入，然后排汽迅速地分布在管子全长上，通过管束间的通道使蒸汽能够全面的同管壁进行热交换，使排汽凝结，部分未凝结的蒸汽和空气沿管束内部通道流到中间的空气冷却区，再次进行热交换，最后少量的汽气混合物由抽气口抽出，凝结水滴流在挡板上，通过挡板缺口集中流到凝结水聚集器中，这样可避免大量管子被水淋，使传热情况得到改善。在管束下部，有一排开孔的除氧半圆槽，凝结水流到槽内利用小孔造成水滴，达到凝结水回热除氧作用，分离出的气体经空气冷却区由抽气口排出。3 泵类规范，见表2。表2：泵类规范名称参数型号流量m3/h扬程mH2O配用电机功率kw电压V转速r/min电流A汽蚀余量m高压启动油泵150Y-150X2C140181Y315M2-216038029802924交流润滑油泵100Y-60B7938Y160M2-215380294029.43.5直流润滑油泵100Y-60B7938Z2-62222203000114.23.5凝结泵6LDTN-10160120LYB2250-1-41003801480202.21.6射水泵250S3948539280S-4753801480139.73.24 冷油器的规范，见表3。表3：冷油器规范型号冷却面积m2进口水温出口油温铜管规格mm铜管数量 根N25-35-142334515119404725 轴封加热器规范，见表4。表4：轴封加热器规范型号加热面积蒸汽耗量蒸汽温度蒸汽压力MPa最大压力重量JQ-50-1225m2396kg/h1580.491.47MPa2300Kg6 低压加热器6.1低压加热器规范说明JD-190-I型低压加热器是用汽轮机中间级的抽汽来加热主冷凝水的辅助设备，它由管系、壳体、管板、隔板、水室等组成。管系由903根161mm不同长度的U型铜管组成，其牌号为HSn70-1锡黄铜，铜管用胀接法固定在管板上，管束的热膨胀因管子呈U型而自行补偿，壳体和水室均为焊接结构。6.2低压加热器规范，见表5。表5：低压加热器技术规范项目规范设备JD-190-1JD-190-2JD-190-3加热面积（m2）190190190水侧设计压力（MPa）1.181.181.18水侧设计温度（）80150200汽侧压力（MPa）0.20.40.78汽侧温度（）1002002007.高压加热器的规范，见表6。表6：高压加热器技术规范型号JG350-IJG350-II壳程设计压力MPa1.743.11设计温度350430工作压力Mpa1.5842.836工作温度335404工作介质过热蒸汽、凝结水腐蚀裕度1.01.0焊缝系数1.01.0安全伐开启压力MPa1.703.0管程设计压力MPa18.4818.48设计温度215250工作压力Mpa16.816.8工作温度195225工作介质锅炉给水腐蚀裕度0.50.5焊缝系数1.01.0安全伐开启压力18188 空冷器的规范，见表7。表7：空冷器技术规范项目单位规范项目单位规范型号KJVQ-280-129.5-2750空冷器工作水压MPa0.2冷却容量KW4280最高进水温度33冷却空气量m3/h25空气压降MPa0.000363耗水量m3/h470水压降MPa0.00864冷却气体温度409 给水泵9.1给水泵的规范，见表8。表8：给水泵规范给水泵规范电机规范型号2DG-10KJ型号YK1600-2/990流量270m3/h功率1600KW扬程1515mH2O电压6000V转速2980r/min转速2982r/min效率77%9.2给水泵稀油站的规范，见表9。表9：给水泵稀油站规范稀油站规范电机规范型号XYZ-63型号Y100L2-4公称流量6.3L/min功率3.0KW工作压力0.4MPa电压380V油箱容积1.0m3转速1430r/min换热面积5m2电流6.8A过滤面积0.082m29.3 技术说明9.3.1 2DG-10KJ给水泵是单壳多级泵，设计在高压、高温下运行。9.3.2 为平衡向转子吸入端产生的轴向推力，采用了平衡盘和止推轴承，平衡盘能够100%的平衡轴向推力，止推轴承用来承受残余轴向力和平衡机构事故状态下的轴向力。9.3.3 轴端采用填料密封,并有冷却水冷却,首盖、尾盖及衬套带散热片。9.3.4 轴承采用强制润滑，泵组油系统包括：主油泵、辅助油泵、油箱及冷却过滤器。9.3.5 联轴器采用齿型加长联轴器。10液力偶合器10.1 液力偶合器概述GWT58型液力偶合器是安装在电动机和给水泵之间的一种调速的传动装置，它可以在电机输入转速恒定时，通过操作勺管，对输出转速进行无级调节。液力偶合器相当于离心泵和涡轮机的组合，当电机通过偶合器输入轴驱动泵轮时，泵轮如一台离心泵，使工作腔中的工作油沿泵轮叶片流道向外缘流动，穿过泵轮与涡轮的空隙，冲击涡轮叶片以驱动涡轮，使其象涡轮机一样把液体的动能和压能转变成为输出轴的机械能，然后液体又经涡轮内缘流回到泵轮，开始下一次循环，从而不断地把电机的能量柔性地传递给工作机。10.2 GWT58型液力偶合器主要结构10.2.1 旋转部分：输入轴、背壳、泵轮、外壳、输出轴、涡轮，其中泵轮和涡轮装有一定数量的叶片。10.2.2 固定部分：导管、勺管、排油器、导管支座、滑动轴承、滚动轴承、推力轴承。10.2.3 调速控制部分：由电动执行器和杆系组成。10.3 调速原理在偶合器运转时，主油泵将偶合器油箱内的工作油吸入，经冷油器进入勺管壳体中的进油腔，并经泵轮入油口进入工作腔。同时工作腔中的油液从泵轮泄油孔泄入外壳（勺管室）形成一个旋转油环，这样，就可以利用调速装置（电动执行器和杆件）操纵勺管径向伸缩，以改变外壳里的油环厚度，即改变工作腔室中的油量，实现对输出转速的无级调节，勺管排出的油通过排油器回到油箱。10.4 GWT58型液力偶合器规范，见表10。表10：GWT58型液力偶合器及辅助油泵电机规范项目单位规范项目单位规范型号GWT58制造厂家大连液力机械有限公司输入转速r/min3000辅助油泵电机型号Y802-4-135功率变化KW11253250功率KW0.75转差率1.53.25转速r/min1390加油量升545电压V380重量Kg118011 除氧器11.1设备构造，见表11。表11：除氧器设备技术规范项目单位规范项目单位规范型号GYMC260-1水箱容积m378设计温度350设计压力MPa0.69最高汽流压力MPa1.14工作温度158最高汽流温度314额定出力t/h260额定工作压力MPa0.59制造厂家青岛现代锅炉成套设备有限公司旋膜除氧器由除氧塔和水箱组成，在除氧塔内有两级除氧装置：11.1.1 一级除氧组件由筒体、隔板、旋膜管、双流连通管、入口混合管和蒸汽管件焊为一体，并有水室，汽室和水膜裙室。11.1.2 二级除氧组件由篦组和填料两部分组成.11.2 工作原理水中溶解气体量的多少与气体的种类，水的温度及各种气体在水面上的分压力有关。除氧器的工作原理是：把压力稳定的蒸汽通入除氧器加热给水，再加热过程中，水面上水蒸气的分压力逐渐增加，而其它气体的分压力逐渐降低，水中的其它气体就不断的分离析出。当水被加热到除氧器压力下的饱和温度时，水面上的空间全部被水蒸汽充满，各种气体的分压力趋于零，此时水中的氧气及其他气体即被除去。12.循环水泵及配用电机规范，见表12表12：循环水泵及配用电机规范循环水泵项目单位规范配用电机项目单位规范型号800S32A型号YKK5002-8流量m3/h4950功率KW450扬程H2O26电压V6000汽蚀余量m7电流A57.7转速r/min730转速r/min743第四章开停车操作步骤第一节汽轮机启动的基本要求1 汽轮机的正常启动，在班长的领导下按本规程的规定执行，但必须汇报值长及车间领导。2 机组在下列情况下禁止启动2.1 危急保安器动作不正常，主汽门、调速汽门、抽汽逆止门动作失灵。2.2 调速系统不能维持空转或甩负荷后不能控制转速。2.3 盘车电流较正常值相差5A。2.4 汽轮发电机组动、静部分有明显的摩擦声。2.5 复速级处上、下缸温差大于50。2.6 转子与汽缸相对膨胀值达-1.0或+3.0mm。2.7 缺少重要表计或重要表计指示不正常（转速表、主蒸汽压力表、温度表、串轴表、胀差表、真空表、主要金属测点温度）2.8 EH油或润滑油油质不合格或油箱油位太低。2.9 EH油泵、启动油泵、顶轴油泵、交、直流润滑油泵中任何一台油泵或盘车装置工作不正常。2.10自动停机保护装置之一不正常时。3 汽轮机启动状态划分汽轮机的启动依据复速级下缸内壁温度可分为冷态启动、温态启动、热态启动三种状态：复速级下缸内壁金属温度小于150为冷态启动，从150350范围内为温态启动，温度大于350为热态启动。第二节启动前的准备工作1 班长接到值长的启动命令，领导本班人员做好开机准备，通知和联系有关岗位，准备好开机操作票。2 检查机组安装、检修工作已全部结束，工作票已终结，分部试转正常。现场清洁无杂物，设备、管道保温完整。3 各辅机及电机外壳接地线良好，盘动转子灵活，轴承油质合格，油位正常，联轴器防护罩完好，操作开关及联锁开关在断开位置，通知电气测电机绝缘、送电。4 电动阀门和气动阀门的行程极限校验正常，开关灵活良好，送上电源和气源。5 联系热工送上各热工仪表、报警、保护机构的电源，检查所有仪表一次门开足，水位计良好。热工、电气各联锁保护开关在“解除”位置。6 检查主油箱油位、EH油箱油位正常，油位计活动灵活，油质合格。7 射水箱补水至正常水位。8 照明、通讯及消防设施齐全。第三节冷态启动1 暖管前应完成的工作1.1 恢复工业水系统，检查各辅机冷却水正常。1.2 启动循环水系统、凝汽器通水，注意排尽空气，各辅机冷却水倒用循环水。1.3 凝汽器补水至1500mm处，全开再循环门，启动凝结水泵，投入联锁开关，控制凝结水压力正常，注意凝汽器液位、低加液位。1.4 启动交流润滑油泵，检查油压正常。1.5 启动排烟风机，检查运行正常。1.6 投入盘车装置。1.6.1 启动顶轴油泵，顶轴油压10.0MPa，手动盘动转子灵活。启动盘车装置。1.6.2 检查各转动部分正常，盘车电流小于13A，无晃动，投入联锁开关，保持顶轴油泵连续运行。1.6.3 冲转前连续盘车不少于2h（新机组或大修后机组 盘车时间应延长，不得小于4h）。2 主蒸汽管道暖管与升压2.1 一段暖管（汽机总汽门至电动隔离门，可与暖机同时进行。）2.1.1 检查汽机总汽门关闭，门前疏水门关闭，门后疏水门开启，稍开电动隔离门后防腐排汽。2.1.2 手紧电动隔离门及其一、二次旁路门，开启门前疏水门，一次门全开，二次门视情况开启。2.1.3通过汽机总汽门的旁路门控制,缓慢升温升压至0.50.6MPa,暖管2030min。2.1.4以0.1MPa/min的速度升压至3.0MPa，暖管2030min，再以0.20.3MPa/min的速度升至额定压力，在升压过程中控制蒸汽温升速度不超过2.83.2/min。2.2 二段暖管（电动隔离门至高调门）2.2.1 机组挂闸，检查自动主汽门、中、低调门开启，高调门关闭，开启该管道疏水。2.2.2 稍开电动隔离门的旁路门，缓慢升温升压至0.50.6MPa，暖管2030min。2.2.3以0.1MPa/min的速度升压至3.0MPa，暖管2030min，再以0.20.3MPa/min的速度升至额定压力，在升压过程中控制蒸汽温升速度不超过2.83.2/min。2.3 暖管过程中注意事项2.3.1 严防蒸汽漏入汽缸，注意转速。2.3.2 稍开均压箱新蒸汽门，控制均压箱微正压暖体。2.3.3 在升温升压过程中，通过控制疏水二次门开度大小，使升温升压速度控制在规定的范围内。2.3.4主蒸汽压力在额定值后，全开总汽门，关旁路门，汽温达400以上后，可适当关小疏水门。2.4 轴封暖管2.4.1检查均压箱上疏水门开启，其它阀门处于关闭位置。2.4.2稍开除氧器汽平衡来汽调整门的旁路门，控制均压箱微正压暖体。2.4.3轴封暖管可与主蒸汽暖管同时进行。2.4.4机组冷态启动时，轴封汽源应选用除氧器汽平衡。3 暖管结束前完成以下工作3.1 启动启动油泵，油压正常后停交流润滑油泵。3.2 启动EH油系统3.2.1 EH油系统调试结束，检查EH油箱油位正常，油质合格。3.2.2 调整EH油温应在3857之间。3.2.3油温正常后，启动EH油泵，检查EH油压正常。3.2.4 EH油冷油器冷却水畅通至出水电磁阀前，进水压力在0.8MPa以下，0.2MPa以上，水温在35以下。3.2.5投入旁路滤油系统，在机组投运的前四周内，再生装置每周连续运行8h，以后按油质分析报告，需要时再运行此系统。3.3启动射水泵抽真空，投射水泵联锁开关。3.4轴封送汽3.4.1检查轴封系统暖管已暖好。3.4.2开启均压箱至轴封供汽门。3.4.3缓慢开大汽平衡至均压箱供汽门，调整均压箱压力0.1250.145Mpa，保持后汽封微冒汽。3.4.4视情况关小均压箱疏水，注意均压箱温度，与缸温相匹配。3.4.5禁止汽机转子在静止状态下向轴封供汽。3.5真空及轴封供汽稳定后，投轴封加热器汽侧，同时保持后汽封处微冒汽，注意轴加水位。4 冲转和升速、定速4.1冲转前具备的条件4.1.1主蒸汽压力在8.33MPa，温度在400以上，并且有50以上的过热度。4.1.2凝汽器真空在-0.060-0.070MPa。4.1.3冷油器出口油温30以上,但不得超过45，EH油温3857。4.1.4 EH油压14.2MPa，启动油压1.85MPa，润滑油压0.080.15MPa，轴承回油正常。4.1.5串轴、胀差、热膨胀指示正常,各保护开关投入（低真空、发电机保护除外）。4.2冲转、升速4.2.1征得值长许可后，准备冲动转子，适当关小防腐排汽，DEH操作盘上自动、双机运行。4.2.2在CRT画面上按“GV控制”，设定目标转速“500”，升速率“100”。在CRT画面上按“进行”键，转速会自动升至设定转速。4.2.3新机组启动或大修后首次启动应做“摩擦检查”。4.2.4按表13暖机升速：表13：暖机升速表转速（r/min）暖机时间（min）05005500暖机205009004900暖机90900250052500暖机202500300073000暖机5注：原始开机，大修后首次启动上述时间可适当延长。4.2.5升速、暖机过程中的注意事项及调节工作。4.2.5.1检查盘车装置自动退出，停盘车电机，关盘车进油门。4.2.5.2在升速过程中，检查轴承振动应正常，正常转速时不得超过0.05mm，略有超过，应降低转速，直至振动正常，并在该转速下暖机10min。通过临界转速时振动不得超过0.15mm，否则应立即停机。停机后立即投入盘车，并查明原因。4.2.5.3转速升至1000r/min时，停顶轴油泵。4.2.5.4冲转、升速过程中机组声音应正常，汽缸受热后应均匀膨胀，无跳跃现象，且左右膨胀一致，通过临界转速之前，汽缸必须胀出23mm。4.2.5.5注意检查：调整凝汽器水位1/31/2处、真空-0.070MPa、均压箱压力0.010.03MPa、均压箱温度100200、轴承油温、油压、油流正常。随着主汽温度的升高，逐步关小主蒸汽管道疏水门，汽温达500时全关。4.2.5.6排汽温度超过65时应投排汽缸减温水，并应控制排汽温度小于100。4.2.5.7主油泵工作正常后，逐步关小直到全关启动油泵出口门，检查主油泵出口油压正常，润滑油压正常后，停启动油泵，开启出口门，投联锁开关。4.2.5.8汽机起动过程中,各点金属温升、温差应严格按照表14执行。表14：各点金属温升、温差控制项目单位控制范围自动主汽门外壁温升率/min23调节阀蒸汽室外壁温升率/min3汽缸法兰内壁温升率/min3汽缸法兰外壁温升率/min3汽缸法兰内外壁温差100汽缸法兰与螺栓温差30上下汽缸温差50汽缸内外壁温差80相对膨胀mm-1+34.2.5.9转速至3000r/min，注意真空应至-0.090MPa以上，投入低真空保护开关。4.2.5.10转速至3000r/min，做汽轮机动态试验。4.3定速后的工作4.3.1全面检查机组运转情况。4.3.2待门杆漏汽压力超过除氧器汽侧压力，开启门杆漏汽至除氧器供汽门（注意开启管道疏水门疏水）。4.3.3联系化水化验凝结水质，合格后回收，开启3#低加出水门，及至高除供水门，关闭凝结水放水门，视情况投低加汽侧。4.3.4注意关闭疏水门。5 并列、带负荷5.1一切正常后，DEH进入自动同步方式（AS），同时向主控室发出“注意”、“可并列”讯号。5.2并网后，汽机自动带上2%的初负荷，暖机30min，全开两电动隔离门，关旁路门，加负荷到5MW。5.3按表15带负荷暖机：表15：暖机负荷与时间规定负荷（MW）暖机时间(min)0510530520252020203020302030全负荷255.4当负荷至5000KW，投低加汽侧，负荷至30MW完成以下工作5.4.1投抽汽去除氧器加热蒸气，同时退除氧器备用汽源。5.4.2投高加汽侧，注意高加液位。5.4.3投工业抽汽。5.5在加负荷暖机过程中，注意DEH工作正常，振动、轴向位移、相对膨胀、热膨胀的指示应正常，金属温度在监控范围内，调整好油温、风温、凝汽器水位。第四节 热态启动1 热态起动必须遵守下列规定1.1主蒸汽温度应高于汽缸金属温度50以上。1.2投入盘车连续运行，上下缸温差小于50。1.3先送轴封供汽，再抽真空，轴封供汽选用高温汽源，并尽量缩短轴封送汽至冲转时间间隔。1.4真空维持较高，约在-0.080MPa左右。1.5油温应维持在38以上。2 热态起动过程中，应特别加强对汽轮机组声音、振动的监测，如发现异常声音，应立即果断停机。3 采用较快的速度进行升速及带负荷操作，直至调节级处汽缸内壁温度不下降，胀差不向负值发展后，再按冷态起动的要求进行暖机、升速及带负荷，一般热态起动从冲转到定速的时间约810分钟。空负荷运行不应超过10分钟。4 热态起动时应严格控制负胀差，冲转前胀差和轴向位移保护必须投入，严禁因指示值大而解除保护。5 本节亦适用于汽缸内壁温度高于150以上时的温态起动。6 工业抽汽的投入6.1当电负荷达30MW时，方可投入工业抽汽，此时中压调门或低压旋转搁板在全开位置，切不可空负荷投入抽汽。6.2热负荷投入前，抽汽管道上的安全阀应校验合格，其动作压力大于实际工作压力的1.15倍。6.3投入抽汽前,应先对抽汽管道进行暖管,中压抽汽管道汽温应不低于400，低压抽汽管汽温不低于200，同时开启热网上的阀门（供热门除外）。6.4在DEH的CRT画面上点出“中压（低压）抽汽控制”屏幕，然后点击“自动”，待该按钮变色，则按“抽汽投入”，待该按钮变色，按“抽汽回路投入”，待该按钮变色，设定目标值“大于外网压力0.1MPa”，设定升压率“0.05MPa”，按“进行”键。6.5待目标值达到设定值时，开抽汽供热电动门，注意抽汽流量增加情况。6.6抽汽投入过程中，司机须严密监视负荷及各调门的开度，遇有异常立即退出抽汽投入，待查明情况再进行下一步操作。6.7外供抽汽量达到额定汽量的50%时，应暖机30min。6.8当低压抽汽温度高于220时，应投入减温水，并调节控制在要求范围内。7 热负荷的停止7.1停止工业抽汽的条件7.1.1当热网负荷降至零时。7.1.2当电负荷降至20MW以下时。7.1.3抽汽系统及热网母管发生故障时。7.1.4其他原因需要退抽汽运行时。7.2操作步骤7.2.1接到退工业抽汽的命令后，设定目标值略低于热网，降压率0.05MPa，按“进行”键。7.2.2待抽汽量为0时，关闭抽汽供热电动门，在DEH画面上退出“抽汽投入”及“抽汽回路投入”。7.2.3，稍开抽汽管道上的疏水门及逆止门底部疏水门。第五节 停机前的准备1 接到停机命令后，汇报班长，准备停机操作票，准备好工具。2 通知有关岗位做好停机前的准备工作。3 试开启动油泵，低压交、直流润滑油泵、顶轴油泵和盘车电机。第六节 额定参数停机1 机组降负荷停机过程中，应进行以下操作1.1 DEH在操作员“自动”方式，由“顺序阀”改为“单阀”，以每分钟10002000KW的速度减负荷。1.2注意加热器汽侧压力和疏水水位的变化，当1#高加汽侧压力低于0.69MPa时疏水可导入3#低加。1.3负荷减至30MW时做以下工作，同时停留30min。1.3.1将除氧器切换至备用汽源，停四级抽汽，同时注意轴封压力。1.3.2投减温减压器，停中压抽汽，关供热门。1.3.3及时开启抽汽管路及各部疏水。1.4负荷至20MW，停1#、2#高加，停二、三级抽汽，开启疏水门，停留20min。1.5负荷至15MW、10MW时，分别停留1015min。1.6负荷至5000KW，停低加。1.7减负荷过程中应注意轴向位移和胀差变化，注意调整凝汽器水位和轴封温度和压力，防止负胀差过大。1.8后缸超温时，检查后缸喷水投入。1.9负荷到“0”时，通知电气解列发电机。解除保护开关（低油压除外）。开启机组各部疏水。2 发电机解列后，应进行以下操作2.1关3#低加出水门，用再循环门调整凝汽器液位。注意低加水侧压力。 2.2手打危急保安器，关闭主汽门、调速汽门停机，记录惰走时间。2.3启动启动油泵，检查油压正常。2.4关闭门杆漏汽至除氧间母管阀门。2.5发电机风温35以下，停止空冷器 。2.6冷油器出口油温35以下，停用冷油器水侧。2.7转速降至2000r/min开真空破坏门，停射水泵，真空到零，停止轴封供汽，停轴加汽侧。转速1000r/min，启动顶轴油泵。2.8在惰走过程中，仔细倾听机组声音，检查轴向位移、胀差、润滑油压、油温等变化，发现异常采取相应措施。2.9转速到“0”后，起动盘车，记录盘车电流。2.10盘车运行期间，保持顶轴油泵连续运行。3 转子停转后的工作3.1启动交流油泵，停启动油泵，停EH油泵。3.2停机后30min，将凝汽器水位打至低水位，停凝结水泵。3.3排汽温度低于50，关循环水进水门，停循环泵。3.4上缸内壁温降至140以下或排汽温度50以下，停盘车，停润滑油泵，排烟风机。第七节 停机后的维护1 汽机停机后的防腐工作，对汽机的寿命及安全有着较为重要的影响，故必须做好防腐工作。1.1盘车运行期间，不得放弃对汽轮机的监护，应每1h对油箱油位、油温、汽缸、法兰温度、盘车电流、胀差及绝对膨胀记录一次，不得解除低油压联锁。1.2锅炉尚在运行或尚有压力，除氧器仍在运行或尚未放水时，应特别注意防止水、汽（气）倒入汽轮机，造成大轴弯曲，同时应注意加热器、凝汽器水位。1.3盘车运行期间，禁止检修与汽机本体有关的系统，防止冷空气进入汽缸，特殊情况下需总工批准。1.4排汽温度50以上，禁止凝汽器注水查漏。1.5停止盘车前，应再次检查机组主汽系统（包括疏水）、轴封系统、厂用汽系统、中低压供汽门前系统、凝结水系统、除盐水系统，应与运行系统隔离严密，绝不能有汽（包括疏水返汽）漏入汽轮机内，否则，暂不要停止盘车，待处理好再停。1.6盘车停止后，机组为备用时，应将凝汽器热水井放水门、加热器放水门开启，排掉存水，油泵可较盘车停止时间延长1h停。2 10天以内的停机2.1连续盘车停止后，第二天及以后每天白班应启动油泵，盘车4/3转，第四天以后应每天白班启动射水泵抽真空运行15min以上。2.2可定期往汽缸内通热空气，保持内部干燥。2.3外部加工表面涂以防锈油。3 三个月以内的停机：除按10天以内停机维护外，增加下列项目3.1堵塞端部汽封。3.2调节保安系统各零件解体，涂防锈油。3.3在汽机低转速时（100r/min）用凡士林随汽流喷涂到通流部分。4 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。第五章 正常操作第一节 汽轮机组正常运行维护1 注意事项1.1汽轮机组在正常运行中，值班人员必须认真监盘，根据表计变化，及时分析设备运行情况，使所管辖的全部设备，保证在最安全经济的条件下运行。1.2按巡回检查制度定时进行巡视，在巡视时应特别注意推力轴承温度，机组振动、声音、轴承油流及汽、水、油系统的严密情况。1.3汽机各种保护和讯号装置，联锁装置应正常投入运行，动作正确，高压加热器运行时，高加保护必须投入。1.4每小时抄表一次,发现仪表读数和正常值有差别时,应立即查明原因,采取必要措施。1.5在运行中应注意监视段压力的变化情况，应定期与刚开机时的压力数值比较核对一次。2 运行中的维护及检查2.1在下列情况下，允许机组带额定功率运行2.1.1主蒸汽压力在8.830.49MPa，主蒸汽温度520540。2.1.2主蒸汽压力和温度在允许变化范围的低限时，则凝汽器冷却水温不超过20，冷却水量不小于原机组流量。2.1.3新蒸汽参数不低于额定值，冷却水量保持原机组流量，冷却水温升至33。2.1.4纯凝工况2.2当新蒸汽压力9.8MPa或温度545情况下，但该两极限值不能同时出现，在任何一个极限值下，允许运行时间不得超过0.5h，全年累计运行小时不超过20h。2.3当新蒸汽参数变化低于允许变化限制时，应尽快恢复参数到正常值。2.4当凝汽器内真空降到-0.0867MPa时，应先减负荷，恢复真空，真空降到-0.075MPa时发信号，真空降到-0.070MPa时停机。第二节 汽轮机组正常运行的控制指标除满足工艺指标标准要求外，应控制以下指标，见表19。表19：汽轮机组正常运行的控制指标项目指标项目指标主汽流量440t/h抽汽压力3级后3.123MPa凝汽器真空-0.087-0.097MPa5级后1.826MPa相对膨胀-1.53.0mm7级后1.139MPa轴向位移-0.90.9mm10级后0.521MPa振动0.03mm13级后0.170MPa排汽温度6516级后0.0317MPa发电机入口风温1040液位高加230350mm出口风温65低加5001000mm油温润滑油4045EH油油压12.517.2MPa轴承回油5055，最高应65油温38.057.0油箱油位450550mm射汽抽汽器进汽压力0.49MPa凝汽器冷却水温2033进汽温度158端差712吸入室真空93.16KPa过冷度12主油泵入口油压0.098MPa循环水温度2033出口油压1.96MPa轴封供汽压力0.1010.127MPa润滑油压0.0780.147MPa第三节汽轮机设备定期轮换与试验1 总则1.1各仪表、保护安装齐全，调试正常。1.2汽轮机的试验应在班长的领导下，一般由工段长监护，重大的试验应由本专业主任监护。1.3试验以热工人员为主，运行人员配合操作。2 汽门活动试验2.1汽门活动试验条件及注意事项2.1.1机组负荷在额定负荷的70%左右。2.1.2 DEH运行在“操作员自动”方式。2.1.3机组并网。2.1.4 DEH在单阀运行。2.1.5试验应逐个有序进行，不得同时进行两个以上的阀门试验。2.1.6 DEH在“手动”状态不允许做阀门试验。2.1.7试验期间如遇到DEH已切到“手动”时，应立即终止试验，此时应把手操盘上的开关旋向“手动”，并通过手操盘上的“增”、“减”键恢复阀门开度来保持一定功率。2.2高调门活动试验2.2.1从DEH盘打开“阀位”画面。2.2.2单击“阀门试验进入/退出”并变亮。2.2.3选定高调门下面的按钮并变亮。2.2.4单击“关闭”按钮并变亮，画面出现“正在进行阀门试验”提示，同时可以看到高调门逐渐下关，至全行程的85%。2.2.5当阀门关到预定位置后，按下“复位”按钮，阀门逐渐开启到原位置。2.2.6在阀门开启或关闭过程中，可随时按下“保持”按钮，阀门即停止在当前位置，再按下“保持”按钮，阀门继续开启或关闭。2.2.7阀门复位后,“正在进行阀门试验”提示消失，高调门试验结束。2.2.8按高调门下面的按钮并变暗，退出试验。2.3自动主汽门活动试验2.3.1从DEH盘上打开“阀位”画面。2.3.2单击“阀门试验自动退出”按钮变亮。2.3.3单击“关闭”按钮并变亮，画面出现“正在进行阀门试验”提示，同时可以看到自动主汽门逐渐下关，至全行程的85%。2.3.4自动主汽门关到预定位置后，阀门逐渐开启到原位置。2.3.5阀门复位后，“正在进行阀门试验”提示消失，自动主汽门试验结束。2.3.6按自动主汽门下面的按钮并变暗，退出试验。3 汽轮机静态打闸试验3.1开启启动油泵、EH油泵、凝结泵，运行正常。3.2开抽汽逆止门保护电磁阀进出口水门，联系热工送保护电源。3.3投入抽汽逆止 门联锁。3.4DEH运行在“操作员自动”方式，在DEH盘上按下“挂闸”键，主汽门自动打开。3.5在DEH盘上按下“紧急停机”按钮或手动就地打闸。3.6调出“阀门状态”，显示主汽门、中低压调门关闭，并联动各抽汽逆止门关闭。3.7现场检查各阀门开关状态是否正常。4 AST电磁阀试验4.1在DEH画面上进入“EH试验”画面。4.2点击“AST试验”按钮。4.3点击“ 20-1/AST”电磁阀上按钮。4.4画面上相应“20-1/AST”电磁阀变红，同时63-1/ASP压力开关变红，表明试验合格。4.5再点击“20-1/AST”电磁阀一次，关闭“20-1/AST”电磁阀，相应63-1/ASP压力开关红色消失。4.6重复以上步骤，做2#、3#、4#AST电磁阀试验。5 摩擦检查5.1汽轮机满足冲转条件，DEH在操作员自动方式，“自动”“双机”运行。5.2在CRT上调出“转速控制”，按“摩擦检查”按钮，灯亮，则机组自动置目标值“500r/min”，并自动冲转升速
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