30MW汽机运规
一、本规程编写依据
1、水利电力部颁发的《汽轮机运行规程》及《电力工业标准汇编》 2、南京汽轮电机集团公司C25-8.83/0.981型汽轮机产品说明书。3、南京汽轮电机集团公司C25-8.83/0.981型汽轮机调节系统说明书。 4、各辅助设备制造厂产品说明书。 二、下列人员应熟悉并熟知本规程 1、汽机车间全体运行人员 2、汽机车间主任、副主任
3、安技科科长、助理、各相关专业专工、值长 本规程自下发之日起执行，试行期一年。
目 录
1 汽轮发电机组及辅助设备规范及主要性能 1.1 汽轮发电机组设备规范及主要技术性能 1.2 辅助设备规范
1.3 汽轮机本体及系统概述 1.4 调节保安系统概述
2 汽轮机组的启停操作及正常维护 2.1 汽轮机组的启机及运行 2.2 汽轮机组的停机 2.3 辅助设备的运行
2.4 机电联系信号的使用说明 3 事故处理
4 汽轮机组相关试验 5 公用系统
6 循环水泵的运行 附件Ⅰ 汽机设备定期切换及试验 附件Ⅱ 附属机械轴承振动（双振幅）标准 附件Ⅲ 压力与饱和温度对照表 附件Ⅳ 典型工况热平衡图 Pe=1.255MPa（a） De=0t/h Pe=0.981MPa（a） De=40t/h Pe=1.05MPa（a） De=30t/h Pe=1.13MPa（a） De=20t/h 附件Ⅴ 工况图 附件Ⅵ 各种修正曲线 附件Ⅶ 工业抽汽温度、压力曲线 附件Ⅶ 调节级配汽曲线 附件Ⅸ 冷态滑参数启动曲线 附件Ⅹ 热态滑参数启动曲线 附件Ⅺ C25-8.83/0.981型机组滑参数停机时 新蒸汽参数的滑降表
第一章 汽轮发电机组及辅助设备规范及主要性能
1 汽轮发电机组设备规范及主要技术性能 1.1 汽轮机设备规范 型号 C25-8.83/0.981
型式 高压、单缸、单抽汽、冷凝式 额定功率 25 MW 最大功率 30 MW
主汽门前蒸汽压力 8.83±0.49 MPa 主汽门前蒸汽温度 535℃ 纯冷凝工况排汽压力 4.7 KPa 抽汽工况排汽压力 4.40 KPa 额定工业抽汽压力 0.981 MPa 额定工业抽汽温度 275.5 ℃ 额定工业抽汽量 80 t/h 最大工业抽汽量 130 t/h 冷却水温度 20℃（额定） 33 ℃（最高） 锅炉给水温度 221℃（额定工况） 202℃（纯冷凝工况） 汽耗 6.045（额定工况）3.841（纯冷凝工况） 热耗 7093（额定工况）10011（纯冷凝工况） 冷却水量 5600 t/h 额定转速 r/min 3000
汽轮机转向 顺时针 从机头向机尾
汽轮机转子临界转速 1807 r/min（每台机组略有不同） 轴系一阶转速 (汽轮机) 2148 r/min 轴系一阶转速 (发电机) 1883 r/min 轴承振动 0.03 mm
过临界 允许最大振动 0.15 mm
通流级数 21级 1级调节级 20级压力级
回热级数 6级 2台高加 1台除氧器 3台低加 汽轮机中心高 距运转平台800 mm 汽轮机本体最大尺寸(长×宽×高) 8152×4890×4314 mm 汽轮机本体总重 106 T
汽轮机上半总重 25 T（连同隔板）
汽轮机下半总重 26 T（连同隔板） 汽轮机转子总重 15 T 制造厂家 南京汽轮机厂 1.2 回热抽汽各级参数
名称 抽汽级数 抽汽压力(MPa) 抽汽温度(℃) 抽出量t/h 抽出级数 回热抽汽至
1 2.65 395 5.361 4 2 1.5 340 6.694 8 3 1.0 280 1.389 10 4 0.5 223 5.985 13 5 0.2 142 6.30 15 6 0.06 86 6.785 17 #2高加 #1高加 除氧器 #3低加 #2低加 #1低加 1.3 调节保安系统的主要技术规范 主油泵进口油压 0.098 MPa 主油泵出口油压1.568 MPa 转速不等率 4±1 ％ 迟缓率 0.5 ％
油动机最大行程 210 mm
危急遮断器动作转速 3270-3330 r/min 危急遮断器复位转速 3055 r/min
喷油试验时危急遮断器动作转速 2920±30 r/min 转速表超素保护值 3270 r/min（停机值）
转子轴向位移报警值 +1.0或-0.6 mm 负为反向 转子轴向位移报警值 +1.3或-0.7 mm 停机值
润滑油压降低报警值 0.05-0.055 MPa 自启交流润滑油泵 润滑油压降低报警值 0.04 MPa 自启直流润滑油泵 润滑油压降低保护值 0.02-0.03 MPa 停机 润滑油压降低保护值 MPa 0.015 停盘车 润滑油压高 0.16MPa 报警值停高压油泵 润滑油压高 0.078 MPa 报警值 主油泵出口油压低 1.3 MPa报警值
主油泵出口油压低 1.0 MPa 自启高压油泵 轴承回油温度高 65℃ 报警值
轴承回油温度高 75℃ 停机值 轴瓦温度高 105℃ 报警值 轴瓦温度高 110℃ 停机值 胀差报警 +3 正向 -2 负向 主油箱油位高 +150 mm报警值 主油箱油位高 -100 mm 报警值 低真空保护 排汽真空低Ⅰ值 MPa -0.087 报警值 排汽真空低Ⅱ值 MPa -0.073 报警值 排汽真空低Ⅲ值 MPa -0.061 停机值 轴承振动 0.06 mm 报警值
1.4 发电机及励磁机设备技术规范 1.4.1 发电机设备规范
型号 QFW-30-2C 额定功率 30000 KW 额定电压 6.3 KV 额定电流 3436.6 A 频率 50 HZ 容量 37.5 MVA 功率因数 0.8 励磁电流 408 A 额定转速 3000 r/min
产品标准 GB/T7064-1996 绝缘/使用等级 F/B 接线法 Y
1.4.2 交流励磁机设备规范
型号 TFLW118-3000A 额定功率 118 KW 额定电压 246 V 额定电流 480 A 额定频率 HZ 150 额定转速 r/min 3000 励磁电压 V 48.5 励磁电流 A 6.15 防护等级 IP54
绝缘/使用等级 F/F 接线方式 Y
重量 1343 Kg 1.4.3发电机永磁机设备规范 型号 TFY2.85-3000C 功率 2.85 KW 额定转速 3000 r/min 频率 400 HZ 额定电压 V 190 额定电流 15 A 励磁电压 V 190 功率因数 0.9 绝缘等级 F 相数 1 2 辅助设备规范 2.1 冷凝器设备规范
型号 N-2000-1
型式 分列两道制表面回热式 冷却面积 2000 m2
冷却水量 5600 t/h 淡水 冷却水温度 20 ℃
冷凝器压力 0.0047~0.0048 MPa（绝对压力） 汽轮机排汽流量 67.28 t/h 凝结水温度 30.8 ℃ 过冷度 ℃ 1
汽轮机排汽压力 0.0049 MPa
排汽口背压 0.005 MPa（绝对压力） 冷却管数量 3920根 冷却水流速 1.68 m/S 2.2 汽封加热器设备规范 型号 JQ-23-1 设计冷却水量 50 t/h 冷却水最大压力 1.2 MPa
加热面积 23 m2 2.3 空气冷却器设备规范
型号 STKLQZ 冷却面积 154.1 m2 工作压力（管侧） 0.36 MPa 2.4 油系统设备规范 2.4.1 主油箱设备规范 主油箱净重 3327 Kg
油箱容积 正常油位12m3 最高油位 12m3 外形尺寸4326×1512×3005（ mm） 2.4.2 冷油器设备规范 型号 YL-40 冷却面积 40m2
油量 800 L/min 冷却水量 117.5 t/H 出口油温 40±5℃
2.4.3 各油泵和排烟风机设备规范 名 称 型 号 流量m3/h 扬程mH2O 转速r/min 电动机型号 功率(KW) 电压(V) 电流(A) 主油泵 高压油泵 交流润滑油泵 直流润滑油泵 100Y-60A 90 49 2950 YB180M-2 22 380 92.2 100Y-60A 90 49 2800 Z3000-62 22 220 116 排烟风机 AP4V01500-480-1 480 1500(Pa) 2900 Y06312 0.25 380 0.69 离心泵 150Y-150A 180 3000 200 150 2950 YB315M-2 132 380 236.8 2.5 加热器设备规范
名 称 型 号 单位 #1低加 #2低加 #3低加 JD1 1.2 0.1 95 97 JD2 1.2 0.3 104 160 JD3 1.2 0.48 150 250 #1高加 JG-140-1 15.4 1.65 220 350 #2高加 JG-140--2 15.4 2.9 220 400 设计压力（管程） MPa 设计压力（壳程） MPa 设计温度（管程） 设计温度（壳程） ℃ ℃ 试验压力（管程） MPa 试验压力（壳程） MPa 换热面积 制造厂 m2 1.5 0.2 80 1.5 0.4 65 1.5 0.73 80 21.4 2.6 140 21.5 5.0 140 南京汽轮电机集团公司 青岛磐石容器有限责任公司 2.6 泵类设备规范 名 称 型 号 流量m3/h 扬程mH2O 转速r/min 必需汽蚀余量m 电动机型号 轴功率(KW) 功率(KW) 额定电压(V) 额定电流(A) 凝结水泵 低加疏水泵 疏水泵 150N150B 120 130 2950 1.3 Y280S-2 67 75 380 139.2 3N6×2 128 26 2950 1.95 Y180-2 17.8 22 380 42.2 4N6×2 120 50 2850 7.6 Y200L-2 27.3 37 380 70 低位水泵 IS50-32-125 20 125 2900 2.0 Y190L-2 1.13 2.2 380 4.7 射水泵 8SH-13 42 288 2950 6.4 Y250M-2 40.2 55 380 102.6
3 汽轮机本体及系统概述 3.1 汽轮机主要结构概述
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、前后轴承座、前后轴承何前后汽封组成。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，未为保证机组在运行中的膨胀何对中，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何上下膨胀。在后座架上有横向销，后汽缸尾部有轴向导板，保证了汽缸的膨胀对中。同时横向销与汽轮机中心线的交点形成了机组的膨胀死点。
转子部分包括整锻转子何套装叶轮叶片以及联轴器，它前后支承再前轴承和后轴承上，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。前端的支撑点为推力轴承和前轴承，在运行中形成转子的相对死点。汽轮机端联轴器还有装有盘车装置的传动齿轮，在启动前何停机后可以进行电动盘车。 3.1.1转子
本机的转子是一种柔性转子。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。 3.1.2喷嘴、隔板、隔板套
喷嘴、隔板、隔板套均装在汽缸内。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；隔板内外环均采用 合金钢焊接而成。中压部分焊接而成。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个隔板个体浇铸在一起。
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。在隔板套中再装入隔板。隔板与隔板套，隔板套与汽缸之间的连接均采用了悬挂销。隔板和隔板套的底部均有固定键以保证 运行中的对中性。 3.1.3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，同时便于维护何检修。 3.1.4轴承
本机组轴承只有三只径向椭圆轴承，推力轴承与汽轮机的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。推力轴承采用可倾瓦式推力瓦块，主推10块，副推10块。每个主推力瓦块何径向轴承的轴瓦均有测温软件。在运行中可监视轴承乌金的温度。同时轴承的回油管也布置了测温软件，以反映轴承回油温度。 3.1.5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。内部除了布置推力轴承何主油泵外，调节部套何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。汽轮机前缸借助猫爪结构支撑再前轴承上。为了阻断汽缸猫爪对前轴承座的热传
导，避免前轴承座内各种部套的温度过高，在猫爪下的滑键可通入冷却水，以达到阻断热传导的目的。 3.1.6汽缸
本机组的汽缸是由前汽缸、中汽缸、和后汽缸组成的。前缸和中缸为铸钢件，后汽缸为铸铁件。在设计中前汽缸有良好的对称形状，避免了中分面法兰的过厚过宽，以尽量减少热应力和热变形引起的结合面漏汽。前汽缸与中汽缸的连接是借助垂直法兰连接的。为确保密封的良好现在法兰面上开有密封槽，电站现场灌注密封涂料（604），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再机组前部左上下侧，并有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。借助后部的垂直法滥与后汽缸相连。
后汽缸与后轴承座铸成一体。用排汽接管与冷凝汽项链。左右两侧支承再后座架上，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，保证后汽缸 何冷凝器。 3.1.7盘车设备
盘车设备采用一级蜗轮加一级齿轮减速的机械传动方式的低速盘车装置。其盘车转速为5.84r/min。启动时拔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。在无电源情况下，电机的后轴处有手轮。可进行手动盘车。手动时手轮转动64圈，汽轮机转子回转180℃
此处必须注意：在连续盘车时必须保证润滑油的连续供给。 3.1.8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中的滤网，流过阀门后分四路流向调节汽阀。
主汽门为单阀座型。为减小阀碟上提压力，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温度测点。阀杆漏汽分别接至除氧器和封加热器。
自动关闭器由油动机何断流式错油门组成。来自主油泵的安全油
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安全油进入油动机活塞下部。当压油足够时便将主汽门打开。油动机行程通过杠杆反馈到错油门活塞，这使它可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。 3.1.9调节汽阀与凸轮配汽机构 本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。
3.2汽轮机系统的一般说明 3.2.1主热力系统
从锅炉来的高温高压新蒸汽，经由蒸汽管道和电动主汽门至自动主汽门。新蒸汽经过自动主汽门后，经四根导汽管流向四个调节汽阀。蒸汽在调节汽阀控制下流进汽轮机内部个喷嘴膨作功。其中部分蒸汽中途被抽出机外，作为工业用汽和回热抽汽用，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，再经过三个低加后进入高压除氧器，然后经给水泵升压后送入二个高加，最后进入锅炉。
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内的一定水位以维持凝结水泵的正常工作。 各回热抽汽和工业抽汽的出口均有抽汽逆止阀。抽汽逆止阀有抽汽逆止阀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铁吸起活塞杆，压力水送入抽汽阀操纵座，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。
3.2.2回热抽汽系统
机组有六段回热抽汽，第一段抽汽送入#2高加。第二段抽汽送入#1高加，第三段抽汽为工业用汽，其中一部分经过减压阀后送入除氧器。第四段抽汽送入#3低加，第五段抽汽送入#2低加，第六段抽汽送入#1低加。前五段抽汽均装有压力水控制抽汽阀。第六段抽汽则采用普通的止回阀。机组的补给水送入除氧器。 3.2.3 汽封系统
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挡汽室。其中前汽封第一档送入第二段抽汽管路，第二档送入第四段抽汽管路，第三档送入第六段抽汽管路，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的真空（-4.9MPa），使此几档的汽室压力保持-2.94-1.96 KPa的真空，造成空气向机内吸抽以防止蒸汽漏出机外，漏入前后轴承座使油质破坏。此外，并能合理利用汽封抽汽的余热加热补给水，主汽门、调节汽门之阀杆漏汽的高压段均送往除氧器。 3.2.4 疏水系统
汽轮机本体及导汽管道的疏水分别送往疏水膨胀箱，待压力平衡后送入冷凝器。
3.2.5 法兰螺栓加热系统 为加速机组启动、带负荷及降低热应力及热变形，本机有外引蒸汽的自流式法兰螺栓加热系统。
本系统汽源由新蒸汽供给。新蒸汽节流后进入加热联箱，然后分两路：一路进入左侧法兰，加热法兰和螺栓，另一路进入右侧法兰，加热法兰和螺栓。乏汽及疏水进入疏水膨胀箱。 加热联箱上装有安全阀。根据启动要求，监视法兰壁温及螺栓温度，随时控制进汽量。当箱内压力大于0.685MPa时应排空。 3.2.6 局部冷却系统
减少汽缸对凸轮机构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以通入冷却水。 4 调节保安系统概述
C25-8.83-0.981型抽汽式汽轮机采用全液压调节保安系统。它大致可以分为四大部分，调节系统、保安系统、供油系统和启动系统。 4.1 调节系统原理
抽汽式汽轮机既供电又供热，为了保证供电和供热质量，需要对汽轮机的转速（n）和抽汽压力（Pe）进行调节，由于在一个调节系统中同时有两个参数变量需要调节，因此属于多变量调节系统。对于多变量调节系统，根据自控原理，每增加一个调节变量，必须相应增加一个调节器，因此本机组设有调速器和调压器两个调节器。
4.1.1 调速系统
本系统采用调速油泵作为液压式转速感应器测量汽轮机转速。该油泵的进出口油压差与机组转速平方成正比，在转速变化不大时，油压的变化与转速变化可以做线形化处理，因此用它做转速变化的脉冲信号。
压力变换器滑阀一方面受转速脉冲信号油压力的控制，另一方面通过同步器接受操作信号弹簧力的控制。压力变换器滑阀控制着两个脉冲油路的溢流，当机组转速变化引起调速油泵压增发生变化，或者操作同步器而改变压力变换器弹簧预紧力时，便引起压力变换器滑阀上、下移动，从而改变压力变换器溢流窗口的开度，引起两个脉冲油路油压变化，从而使错油门滑阀上、下移动，控制油动机的进油和排油而操纵油动机活塞运动，带动调节汽阀和旋转隔板同时开大或关小，达到调节汽轮机的转速（单机运行）或电负荷（并网运行）的目的；在油动机活塞移动同时改变了反馈窗口的溢流面积，使脉冲油压得到反馈，重新恢复到额定值，错油门滑阀便回到中间位置，油动机油路被切断，机组处于新的稳定工况。
例如：当需要增加电负荷时，按“增加”方向操作同步器，同步器心轴下移，增大弹簧预紧力，使压力变换器滑阀下移，溢流窗口开大，两个脉冲油路的油压降低，作用在错油门滑阀底部的液压作用力减少，滑阀向下移动，压力油进入高压油动机活塞下部，推动活塞上移，同时，压力油进入旋转隔板油动机活塞上部，推动活塞下移，结果，调节汽阀和旋转隔板同时开大，增大汽轮机进汽量和通往低压缸的蒸汽量，从而增加电负荷。同时，随着高压油动机活塞移和旋转隔板油动机活塞下移，两个油路的反馈窗口都关小，脉冲油压回升，错油门滑阀重新回到中间位置，机组在新的工况下稳定运行。 4.1.2 调压系统
本系统采用波纹管式调压器作为测量压力变化的元件，以汽轮机调整抽汽压力的变化作为调压的脉冲信号。波纹管的作用是将蒸汽压力的变化转换为位移，此位移通过顶杆使调压器滑阀产生位移，而改变调压器溢流窗口的开度，引起两个脉冲油路的油压的变化，由于调压器两个溢流窗口开度变化相反，引起两个脉冲油路的油压的变化也相反，亦即高压油动机和低压油动机做同向运动，是调节汽阀开大、旋转隔板关小，调节汽阀关小、旋转隔板开大。
调压器除了接受热网的压力信号外，还可以接受操作信号，转动
调压器上部手轮，可以改变调压器弹簧预紧力，从而达到改变汽轮机抽汽压力的目的，当热负荷并入热网时，则可平移调压器静态特性曲线，从而改变汽轮机热负荷。
例如：当需要增大抽汽量时，按“增加”方向调压器上部手轮，调压器心杆下移，调压器弹簧预紧力加大，使滑阀向下移动，使第一脉冲油路溢流窗口开大，第二脉冲油路溢流窗口关小，引起第一脉冲油路油压降低，第二脉冲油路油压升高，由于第一脉冲油路油压降低，从而作用在高压油动机错油门滑阀底部液压作用力减小，错油门滑阀下移，压力油进入高压油动机活塞下部，推动活塞上移，开大调节汽阀，增大进汽量。同时，随着活塞的上移，反馈窗口关小，第一脉冲油路油压回升至额定值，错油门滑阀回中。由于第二脉冲油路油压升高，从而使作用在旋转隔板油动机错油门滑阀底部液压作用力增加，滑阀上移，压力油进入旋转隔板油动机活塞下部，推动活塞上移，关小旋转隔板，减少通往后汽缸的蒸汽流量，这就保证增加抽汽量，此时，电负荷和调整抽汽压力仍可维持基本不变。同时随着活塞上移，反馈窗口开大，第而脉冲油路压力降至额定值，错油门滑阀回中，机组在新的稳定工况运行。
如果在抽汽工况下突然甩去电负荷，由于电磁阀和调速器的作用，迅速关闭调节汽阀，同时使抽汽压力降低。此时调压器起作用，则开大调节汽阀，因此它阻止了调节汽阀的关闭，造成转速进一步升高。所以在甩电负荷时，调压器对转速调节起作用，为了克服调压器反作用，在调节器中设置了液动阀装置，当甩去电负荷，发电机油开关跳闸时，电超速保护装置中的电磁阀动作，使高压油进入液动阀，切断了调压器的脉冲油路，使调压器从系统中解列。于是解决了上述问题。
4.2 保安系统
本机组的保安系统包括液压保安系统和电气保护装置两部分，这两部分互为补充，密切联系在一起，以保证汽轮机长期安全运行。主要保护项目有超速、轴向位移、润滑油压降低、轴瓦温度高和真空保护等。当出现保护信号时，立即使主汽门、调节汽阀、旋转隔板和抽汽阀关闭，当出现保护信号时，应声、光信号同时示警。 主汽门的关闭是通过保安油的泄放达到的，调节汽阀和旋转隔板关闭是通过事故油的建立达到的。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关闭。保安油的泄
放通过保护部套的动作。事故油的建立一方面通过保安油泄放使危急继动器动作，另一方面电气保护部套（电磁阀等）的动作，也可直接建立事故油。
4.2.1 超速保护装置
系统中的超速保护装置有危急遮断器、危急遮断油门、电超速保护装置、转速测量装置。 危急遮断器采用飞环式，当机组转速升至3270-3330r/min时，飞环因离心力增大克服弹簧力而飞出撞击危急遮断油门的挂钩，使其脱扣，保安油泄放，关闭主汽门，并通过危急继动器建立事故油去关闭调节汽阀和旋转隔板。通过主汽门接出的信号使抽汽阀联动装置动作泄放压力水，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。试验过程如下：转动危急遮断试验装置手轮至No1试验位置，然后操作No1喷油试验阀，将其手轮缓缓拉出，注意观察No1危急遮断指示器，出现“遮断”字样时，说明No1危急遮断装置动作。这时由于No1装置已从系统中撤出，故不影响机组的正常运行。放松手轮后，按No1喷油试验阀的推块，当No1危急遮断指示器重现“正常”字样时，说明No1危急遮断油门已复位。试验完毕后，将危急遮断试验装置恢复到正常位置。No1危急遮断装置试验结束，接着可以按同样方法进行No2试验。
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，使电磁阀线圈通电，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，迅速关闭调节汽阀和旋转隔板，以限制机组转速的飞升。再油开关跳闸继电器的常开触头闭合时，时间继电器带电，经过一段时间后，其延时常闭触头断开，使电磁阀失电，滑阀在弹簧作用下复位，调节系统又恢复到电磁阀未动作前的状态。时间继电器的整定时间为4-8秒。 转速测量装置由齿轮、传感器、SCZ-04型智能转速表组成，在转速表上设有报警点，其报警值为3360r/min，当机组转速达到此值时，立即发出自动停机信号，去控制磁力遮断有门动作，迅速关闭主汽门、调节汽阀和旋转隔板，并通过抽汽阀联动装置使抽汽阀关闭，而达到停机。
4.2.2 其它保护装置
4.2.2.1 磁力遮断油门
磁力遮断油门的作用是接受不同来源的停机信号，接通电磁铁电路而动作，去关闭主汽门、调节汽阀和旋转隔板，切断汽轮机进汽而使其停机。信号来源可以是智能转速表发讯，轴向位移超限，润滑油压降低，轴承回油温度升高或轴瓦温度高，冷凝器真空降低等保护信号，也可以是手动停机信号等。
4.2.2.2 调节汽阀（旋转隔板）危急遮断装置----单向阀 为防止主汽门印积垢引阀杆弯曲而卡涩不能关闭，本机组设有调节汽阀（旋转隔板）危急遮断装置----单向阀。当需要关闭主汽门时，它受事故油控制同时动作，事故油通至错油门滑阀底部，使错油门滑阀迅速上移，致使高压油动机和旋转隔板油动机迅速动作，关闭调节汽阀和旋转隔板。 4.3 供油系统
在机组正常运行时，依靠油泵组供整个油系统各部套用油，由泵组采用调速油泵和主油泵共用一进油口，分开排油的型式，由调速油泵提供调节油压（一次脉冲油压）和二次脉冲油压，由主油泵供调节系统控制油，保安油和注油器用油。为了保证油泵组的可靠工作，采用一注油器直接供油泵组，另一注油器专攻润滑系统。
在机组启动时4，由高压油泵提供系统用油。其中启油是通过节流空调节装置和启动阀后形成的。当转速达到90%-96%额定转速时，可通过出口管道上的阀门减少供油量，直至电动高压油泵从系统中切除。 在停机时，可先启动电动高压油泵，在停机后的盘车过程中，再切换成交流润滑油泵。在事故情况下，主油泵提供的压力又有一路成为事故油，或者由高压电动油泵提供压力又成为事故油，去关闭调节汽阀和旋转隔板。在润滑油压力降低时根据情况开启交流润滑油泵或直流润滑油泵，以保证润滑油的供应。 4.4 启动系统 4.4.1 调节阀启动
在启动过程中，以控制调节汽阀开度来控制汽轮机转速。启动前将隔离阀打开，接着再启动阀的操作下主汽门打开。节流孔调节装置中控制启动油的节流孔处于全开状态。同步器处于转速的下限位置，启动时积蓄操作启动阀，就能冲动转子，并且按启动规程升速。当启动的一次油压（调速油压）窗口全关后，就可通过同步器调节转速。 4.4.2 隔离阀（或其它的旁路阀）启动
在启动过程中，通过调节隔离阀（或其它的旁路阀）的开度来控制汽轮机的转速。启动前操作启动阀使主汽门、调节汽阀全开，隔离阀和它们的旁路阀关闭。启动时，同步器处于转速下限位置，逐渐开大隔离阀（或其它的旁路阀），冲动转子，接着按启动规程升速。当转速由调节系统控制后，就可以通过同步器调节转速并整定调节油压和二次脉冲油压。 4.4.3 其它形式的启动
本系统鉴于自动关闭器的结构形式，一般不采用主汽门启动机组。
2 汽轮机组的启停操作及正常维护 1 汽轮机组的启动及运行
1.1 基本要求及重要操作的有关规定 1.1.1 基本要求
1.1.1.1 汽轮机组的正常启动、停止及改变运行方式等应在班长的领导下按照本规程规定执行，在故障情况下司机应根据当时具体情况按照本规程规定执行，但必须及时报告值班长，班长应及时汇报值长及相关领导。
1.1.1.2 汽轮机组调速系统应符合下列要求：
a、当汽温、汽压、真空正常时，自动主汽门全开，调速系统应能维持汽轮机空负荷稳定运行，并能顺利并网。
b、汽轮机甩全负荷时，调速系统能控制汽轮机转速在危急遮断器动作转速以下。
c、调速系统带负荷应稳定，控制负荷波动应小于±0.6MW。
d、危急保安器动作后，应保证自动主汽门、调速汽门及抽汽逆止门应迅速关闭并关闭严密。
1.1.1.3 下列情况禁止汽轮机的启动或投入运行。 盘车装置不正常。
任一保护装置试验不正常或失灵。
主汽门、调速汽门开启不灵活，有卡涩现象或关闭不严密。 高压电动油泵，交、直流润滑油泵之一故障，不能投入或联动。 轴承进油温度低于25℃或润滑油压低于规定值。
主油箱油质不合格或油位低于最低油位而又无法补油。 转速表或其它任一重要仪表失灵，指示正常。
运转时机组内部有金属摩擦声或振动超过0.07mm。
热机保护电源或仪表电源消失。 汽轮机上下缸温差50℃以上。 汽轮机胀差达到极限值。 1.1.2重要操作规定
1.1.2.1 下列工作必须在厂长或生产总工的监护下进行。 大小修后汽轮机组的第一次启动。 危急遮断器定期超速试验。 进行调速系统调整或试验。 设备通过重大改进后的启动。
1.1.1.2 重要操作 操作票并在监护人员监护下进行。
发布操作命令前，应按有关系统检查操作程序，以保证操作正确，操作一项要及时划钩。
所有切换操作和监护，均应由熟练人员担任。
在处理事故时，允许不填写操作票进行操作，但应沉着、果断，不能发生误操作。
1.2 启动前的准备工作及检查
1.2.1 接到汽轮机组的命令后应做好如下工作： 1.2.1.1 终结所有工作票，保持现场清洁。
1.1.1.2 备好启动时所用工具、测量仪表和记录报表等。
1.1.2.3 检查各处工作照明应齐全完好，与电气互试机电联系信号正常。
1.2.1.4 班长接到启动汽轮机的命令后，应将要求、并网时间及注意事项向司机交代清楚，并通知公用系统、循环水泵值班员等其他有关人员。
1.2.1.5 联系电气测量各动力设备电机及发电机绝缘应合格，并送上电源。
1.2.1.6 联系热工投入压力、流量等仪表，并检查各部情况正常。 1.2.1.7 联系化学化验透平油油质，油箱底部放水一次。
1.2.1.8 检查汽轮机汽缸膨胀、偏心、轴向位移、差胀指示值，并记录在值班记录本和启动操作票上。 1.2.2 调速系统检查
1.2.2.1 自动主汽门、调速汽门应关闭，退回启动阀手轮，电磁保护装置在脱扣位置。
1.2.2.2 喷油试验滑阀在正常位置。
1.2.2.3 抽汽阀联动装置电磁阀应手动灵活无卡涩，放在投入位置，入口水总门、滤水器出入口门开启，旁路门关闭，各抽汽阀控制水门开启。
1.2.3 油系统检查
1.2.3.1 油箱油位正常，油位计无卡涩现象。
1.2.3.2 油箱、油管路、冷油器、油泵及各阀门均应处于完整状态，油系统不应有漏油现象。
1.2.2.3 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。
1.2.2.4 电动高压油泵，交、直流润滑油泵出入口门在全开位置。 1.2.3.5 盘车装置润滑油门全开。#2注油器出口门处于全开位置。 1.2.3.6 电控油出口门处于全开位置。 1.2.4 主蒸汽系统检查 编号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 编号 1 2 3 阀 门 名 称 汽轮机来汽总门（电动） 电动主汽门及旁路门 自动主汽门 电动主汽门前、后疏水一、二次门 新蒸汽至混温联箱一、二门 左右法兰进汽门 防腐汽门 混温联箱疏水门 导管疏水一、二次门 法兰、螺栓加热疏水门 混温联箱一抽进汽一、二次门 混温联箱三抽进汽一、二次门 法兰、螺栓加热集汽箱疏水门 法兰、螺栓加热集汽箱与疏水膨胀箱排汽管对接门 阀门位置 关 关 关 关 关 关 关 开 开 关 关 关 稍开 关 关 阀门位置 左右法兰进汽门 阀 门 名 称 1.2.5 抽汽和轴封系统检查 1-5段抽汽逆止门 #1、2高加进汽门 #1、2、3低加进汽门 开 关 关 调速汽门门室疏水门 5 汽缸本体疏水门 6 1、2段抽汽逆止门后疏水 7 1-5段抽汽逆止门底疏水 8 均压箱接除氧器汽平衡门 9 汽封压力调整器 10 三抽至压力调整器汽门 11 轴加抽风机抽气门 12 均压箱疏水门 13 轴加去冷凝器疏水门 13 轴加疏水排地沟门 1.2.6 凝结水系统检查 4 编号 1 阀 门 名 称 开 开 开 开 关 关 关 关 关 关 开 阀门位置 凝结水泵入口母管放空气门 关 2 凝结水取样门 关 3 #1、2、3低加凝结水旁路门 关 4 排汽缸喷水减温门 关 5 #1、2、3低加水侧进出口门 开 6 轴加进出水门 开 7 凝结水泵进出口门 开 8 凝结水再循环门 开 9 冷凝器补水门（补水至热井3/4处关闭） 关 10 启动放水门 关 11 真空泵除盐水门 开 12 热井放水门 关 13 冷却水（自动主汽门、凸轮、猫爪）门 稍开 14 低压减温减压站减温水门 关 15 真空密封水门 开 16 凝结水压力低调整门 关 1.2.7 冷凝器循环水系统检查 编号 阀 门 名 称 阀门位置 1 冷凝器循环水进出口门 开 2 冷凝器进出口水管所有放水门 关 3 冷凝器出水管所有放气门 先开后关 冷油器滤水器进出口门 开 5 冷油器滤水器旁路门 关 6 冷油器滤水器排污门 关 7 冷油器进水门 关 8 冷油器出水门 开 9 空冷器进出口水门 开 10 空冷器滤水器进水门 关 11 空冷器滤水器出水门 开 12 空冷器滤水器排污门 关 13 空冷器滤水器旁路门 关 14 冷油器水室放空气门 关 1.2.8 空气及真空系统检查 编号 阀 门 名 称 阀门位置 1 凝汽器真空破坏门 关 2 凝汽器两侧抽空气门 开 3 真空泵入口手动门 开 4 凝结水泵入口抽空气门 开 5 低加疏水泵空气门 关 6 #3低加至#2低加空气门 开 7 #2低加至#1低加空气门 开 8 #1低加至凝汽器空气门 开 9 #3、2低加空气联络门 开 10 #2、1低加空气联络门 开 1.2.9 工业水系统检查 编号 阀 门 名 称 阀门位置 1 给水泵冷却水总门 开 2 液力偶合器一、二次冷油器进、出水门 开 3 真空泵工业水进水门、总门 开 4 真空泵水气分离室放水门 关 5 真空泵工业水出水门 开 6 工业水至三台油泵进出水门、总门 开 1.2.10高低加疏放水系统检查 编号 阀 门 名 称 阀门位置 1 低加疏水泵出口门 关 4 #1、2、3低加疏水器出口门 开 3 #1、2、3低加疏水器出口门 开 4 #1、2、3低加疏水器汽平衡门 开 5 #1、2、3低加疏水器水平衡门 开 6 #1、2高加紧急放水门 关 7 #1、2高加疏水直放门 关 8 #1、2高加疏水器出口门 关 9 #1、2高加疏水器进口门 开 10 #1、2高加抽空气门 稍开 11 #1高加疏水至除氧器门 关 12 #1低加疏水至凝汽器门 开 13 低加疏水泵进口门 开 14 #1、2高加进、出口门 开 15 #1、2高加旁路门（水侧） 关 16 #1、2高加出口放水门 关 17 #1、2高加抽空气联络门 开 18 高加抽空气总门 关 19 高加注水门 关 20 高加至#3低加 开 1.3 暖管与抽真空 1.3.1 启动油泵与盘车
1.3.1.1 启动交流润滑油泵，排净油管道及各部件内的空气，直流润滑油泵联锁投入，润滑油压应为0.078Mpa以上，各轴承回油应正常，系统无漏油。
1.3.1.2 开启盘车润滑油进油门，试转盘车电机，正常后投入盘车装置，并投入盘车联锁。 1.3.1.3 启动排油烟风机。
1.3.1.4 启动循环水泵向冷凝器供水。
1.3.1.5 启动高压油泵，正常后停止交流润滑油泵，油压在1.5Mpa左右，润滑油压0.078-0.147Mpa。
1.3.1.6 按试验规定，做调速保安系统试验。
1.3.1.7 高低加水侧注水后观察高低加水位，确认高低加水侧钢管无泄漏。 1.3.2 暖管
2 1.3.2.1 联系锅炉开来汽门并开其前后疏水门，开汽轮机来汽总门及前后疏水门，开电动主汽门前疏水门，保持汽压0.2-0.3Mpa，暖管20-30分钟。
1.3.2.2 开启一台凝结水泵。
1.3.2.3 以0.2Mpa/分钟的速度提升压力至额定压力，生压过程中，管壁温升速度不应超过3℃/分钟，并注意管道膨胀情况，如管道温升速度过快，应暂停升压，并适当关小疏水门，待温升正常后继续升压至冲转参数。
1.3.2.4 稍开混温联箱进汽门，混温联箱暖体。 1.3.2.5 暖管过程中，严防蒸汽漏入汽缸。 1.3.3 抽真空
1.3.3.1 启动一台真空泵，投入真空泵联锁，冷凝器真空逐渐上升。 1.3.3.2 冷凝器真空升至-0.035Mpa后，轴封送汽（热态启机应先向轴封送汽后抽真空），调整轴封压力（2.94-29.4Kpa），并调整轴封加热器压力，亲后轴封不得向外冒汽，（注意：投入盘车装置以前严禁向轴封送汽）。 1.4 冲转及暖机
1.4.1 汽机冲转前的条件
额定参数启动时，主汽压力不大于6.88Mpa，主汽温度高于490℃，必须有80-100℃的过热度。
冷凝器真空保持在-0.06Mpa以上。 润滑油压：0.078-0.147Mpa。 各轴承油流正常，油温在40±5℃范围内。 盘车和其它辅助设备运转正常。
投入轴向位移、低油压、超速保护（其它保护并网后投入）。 1.4.2 启动升速
调节汽阀启动：在启动过程中，以控制调节汽阀开度来控制汽轮机的转速。启动前逆时针旋转节流空调节装置中滑阀Ⅱ（启动油路截流空滑阀）使节流孔调节装置中控制启动油路的节流孔处于全开状态，同步其处于转速的下限位置。启动阀指示盘处于“0”位置，启动时缓慢逆时针旋转启动阀手轮到“5”使主汽门全开，接着再缓慢逆时针旋转启动阀手轮到“7”为之时油动机就要打开，此时开始冲动转子，到约“11”时油动机全开，到约“14”位置时表示调节油压窗口全关，然后通过手摇同步其使转速达到额定转速。
电动主汽门（或其它旁路门）启动：启动前电动主汽门和其旁路门关闭，同步其处于下限位置，操作启动阀使主汽门、调节汽阀全开，然后缓慢开启电动主汽门（或其旁路门）冲动转子，当转速由调节系统控制后，通过手摇同步器使转速达到额定。 以上启动方式过程中，先关闭调节系统二次脉冲油压，旋转隔板全开，让机组在冷凝工况下启动。 1.4.3 转子冲动后
A、转子冲动后，维持500r/min暖机，并进行全面检查，仔细倾听机组内部声音，注意各轴承振动，各轴瓦油温、油压应正常；冲转后盘车装置自动脱开，若未脱开，立即停机。检查一切正常后，以100r/min的升速率升速至1200r/min，再此转速下中速暖机3r/min的30分钟。 中速暖机后，以300r/min的升速率升速至2350r/min。在升速过程中，通过临界转速时以240-300r/min的升速率 快速平稳升速，通过临界转速时轴瓦振动不得大于0.10mm，严禁在临界转速附近停留。 低速暖机过程中，投入法兰螺栓加热装置，投入时应对系统对系统进行全面检查和充分疏水，法兰加热装置不可以过度使用。2750r/min暖机时，根据需要可投入门杆漏汽。
当机组转速达到3000r/min，主油泵出口油压大1.5Mpa以上，确认主油泵工作正常后可停高压油泵，投入联锁备用。
检查机组一切正常后向主空驶发“注意”、“可并列”信号准备并列，并按规定接带负荷。
1.4.4 具体升速暖机时间表见下表： 转 速r/min 0 |
500 500 500 | 1200 1200 1200 |
2350 2350 2350 |
2750 2750 |
3000 3000 0 |
3000
内 容 冲转 暖机 升速 暖机 升速 暖机 升速 升速 暖机 合计 时 间min 2 20 5 30 3 15 4 16 10 105 1.4.5 控制指标及注意事项
1.4.5.1暖机和升速中应控制的指标 主蒸汽管壁温生率2-3℃/min。 上、下缸温差≤50℃。 法兰内外壁温≤80℃。 法兰螺栓温差≤30℃。
胀差在允许范围内。（-2～＋3mm之间） 自动主汽门内、外壁温差≤50℃。
振动≤0.03mm，过临界振动＜0.10mm。 1.4.5.2 开机注意事项
注意监视润滑油温，控制油温在40±5℃，轴承回油温度不超过65℃，大于或等于75℃停机。
支持轴承和推离瓦块温度不超过100℃，大于或等于110℃停机。 排汽温度不超过100℃，超过80℃投减温水。 发电机入口风温到35℃时，投入空冷器。
相对膨胀以及上、下缸温差超过规定值时，应调整疏水，增加暖机时间和控制真空。
低速暖机时，任一轴承振动超过0.03mm，应立即停机检查，查明原因并消除后方可重新启机。 1.5 并列接带负荷 1.5.1 并列接带负荷
接到电气发来“注意”、“已并列”信号后联系值长，立即增加负荷，并网后即带1MW左右负荷，缓升至2MW暖机直至高压缸下部温度达290～300℃以上时允许以300KW/min增负荷；当高压缸下部温度达350℃以上时允许以1000KW/min增负荷至额定。
联系化学化验凝结水水质，合格后向除氧器送水，关闭启动放水门，并注意调整热井水位。
视法兰螺栓温度及缸温，停用法兰螺栓加热装置。
根据#1低加水位，启动低加疏水泵，并关闭#1低加至冷凝器疏水门。 当二抽压力高于除氧器压力0.2Mpa以上，将高加疏水倒至除氧器。 当三抽压力高于供汽母管压力0.05Mpa时，投入三抽对外供汽，三抽压力达0.7 Mpa时投入三抽至除氧器。
1. 5.2 增负荷条件及注意事项 高压缸下部温度低于220℃，不准并列带负荷。 升速加负荷中，振动超过控制指标，应降速或降负荷至振动消除为止，稳定运行30min，检查确定原因后再升速或加负荷，若振动仍未消除，再次降速运行120min在升速，若发生异常振动超过0.1mm应立即打闸停机，如需迅速降低专素应立即破坏真空停机，查明原因并消除后方可再次启动机组。
在启动及加负荷过程中，各疏水门应开闭及时，以免汽轮机发生水冲击，当主汽温度升至500℃，以及负荷增至2000KW时，关闭主汽管、导管及各处疏水，若温度下降至500℃以下，应开启主汽管和本体各疏水门。
机组启动时，应记录各暖机转速和各负荷下汽缸测点温度值，以作再次启动的依据。
1. 5.3 负荷变化的规定
允许机组长期运行的最低负荷为18MW，最高负荷为30MW。在此区间内，如果负荷变动在20％以内，则允许负荷变动率为每分钟3%，如果负荷变动在20%以外，则允许负荷的变动率为1-1.5%。
低负荷和空负荷运行要求：机组在18MW以下或空负荷运行时，末级叶片工作条件恶化，因此应避免长期连续运行，如必须在低负荷下或空负荷下运行时，真空必须高于-0.08Mpa，且排汽温度在80℃以下，运行时间尽量不超过1小时。 电负荷：当机组突然失去全部负荷时，调节系统维持空负荷时间不超过15min，故障消除后，立即并网，恢复负荷。只带厂用点运行时机组寿命损耗较大，若机组不得已带厂用点运行，时间不超过15min。 1.6冷态滑参数启动
1.6.1冷态滑参数启动冲转的条件 新蒸汽参数
新蒸汽压力：1.18-1.96Mpa 新蒸汽温度：270-300℃（主蒸汽要有80-100℃的过热度） 冷凝器真空保持在-0.060┄-0.067Mpa。 高压电动油泵出口油压在1.3Mpa。 润滑油压0.078-0.147Mpa。 冷油器出口油温40±5℃。 油箱油位正常。
满足冷态启动其它条件。
严格控制金属各部件温升、温差及膨胀情况。
1.6.2 冷态滑参数启动的其余操作与额定参数相同。 1.6.3 饱和蒸汽压力所对应的饱和温度列于下表：
绝对压力（Mpa） 1.96 2.94 3.92 4.91 5.89 6.87 7.85 8.83 饱和温度（℃） 211 233 249 263 274 284 294 302 1.7 额定参数热态启动
1.7.1 凡停机12h以内或高压缸调节级后上汽缸温度不低于300℃，下汽缸温度不低于250℃时汽轮机汽轮机启动均为热态启动 。 1.7.2 热态启动注意事项：
1.7.2.2 进入汽轮机的汽温高于汽缸壁温度50℃以上。 1.7.2.3 高压缸上、下缸温差不超过45℃。 1.7.2.4 冲转前2h转子应处于连续盘车状态。
1.7.2.5 转子偏心与初始值之差不大于0.03mm（前轴承箱处测得转子偏心）。
1.7.2.6 在连续盘车情况下应先送轴封，后抽真空。视高压缸下壁温度送高温或低温汽源（以高压缸下壁温度300℃为界）。 1.7.2.7 及时疏水保证机组安全启动。 1.7.2.8 维持真空-0.08 Mpa以上。
1.7.2.9 启动过程中，升速、升负荷中控制各项指标符合冷态启动要求，并满足热态启动总则要求，升速率和升负荷率应尽量提高。 1.7.2.10 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。 1.7.2.11 热态启动时间分配 转 速r/min 0 |
500 500 500 | 1200 1200 1200 |
2350 2350 2350 |
2750 2750 |
3000 3000 0
|
3000
内 容 冲转 暖机 升速 暖机 升速 暖机 升速 升速 暖机 合计 时 间min 2 5 5 3 3 2 4 5 5 34 1.7.2.12 热态加负荷按下表 负荷MW 0-7.5 7.5-30 0-30 时间min 5 30 35
1.8 运行中的正常维护
1.8.1 正常运行中监视控制数据 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 目录 主蒸汽压力 主蒸汽温度 电负荷 凝汽器真空 排汽温度 轴向位移 振动 相对膨胀 轴承回油温度 滤油器压降 推力轴承瓦块温度 单位 MPa ℃ MW MPa ℃ mm mm mm ℃ KPa ℃ ℃ MPa Mpa Mpa Mpa ℃ mm Mpa ℃ ℃ ℃ KPa ℃ 控制数据 8.83±0.49 535 30 ＜-0.087 ＜65 -0.6～+1.0 ＜0.03 +3～-2 ＜65 16.9～39.2 ＜100 40±5 0.1 1.6 0.08～0.15 40～60 -50～+50 调整 ＜0.685 20～40 ≤1 ≤8 2.94～29.4 120～140 备注 -0.061停机 +1.3，-0.7停机 过临界＜0.10 ≥75停机 ≥110停机 ≤1.3报警 ≤0.08报警 ≤2.0报警 最高不超55℃ 冷油器出口油温 主油泵进口油压 主油泵出口油压 润滑油压 16 电液驱动器供油压力 17 电液驱动器供油温度 18 19 20 21 22 23 24 电控油箱油位 混温联箱压力 发电机入口风温 过冷度 凝汽器端差 均压箱压力 均压箱温度 25 额定抽汽压力 Mpa 0.981 1.8.2 集中精力监盘，注意仪表及设备声音的变化。发现仪表读数有变化时，分析查明原因，采取必要的措施，并记入操作记录本上。 1.8.3 认真抄表，定期巡检主辅设备各部分运行情况，发现异常应及时采取相应措施。
1.8.4 备用设备应保持清洁和可靠备用。
1.8.5 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。
1.8.6 认真做好定期切换，操作，检查等工作，填好设备缺陷记录本，做好异常情况及路及上级布置的各项技术记录。
1.8.7 设备缺陷消除时，应执行工作票制度，做好安全隔离措施，保证设备的正常运行。
1.8.8 设备的巡回检查按巡回检查制度执行。
1.8.9 设备的定期试验与切换按规定执行。（见附件Ⅰ）
1.8.10 维护现场设备的清洁整齐，每班必须对所管的设备及地面、栏杆、平台、楼道全面清扫一次。 第二节 汽轮机组的停止 2.1 停机前的准备工作
2.1.1 检查高压油泵，交流润滑油泵和直流润滑油泵正常，投入备用。 2.1.2 通知有关岗位，机组准备停机。 2.1.3 用活动滑阀活动自动主汽门。 2.1.4 试验盘车电机，转向正确。 2.1.5 准备好停机记录标及使用工具。 2.2额定参数停机
2.2.1 接到班长停机命令，进行下列操作 2.2.1.1 按500KW/min降负荷速率降负荷。
2.2.1.2 当三段抽汽压力降至0.7Mpa时，解列三抽抽汽。
2.2.1.3 当二段抽汽压力降到0.8Mpa时，高加疏水倒#3地价。2.2.1.4 视负荷及低加水位，低加疏水倒入凝汽器。
2.2.1.5 视热井水位开凝结水再循环门，调整凝结水压力调整门。 2.2.1.6 及时调整轴封压力，润滑油温等。
2.2.1.7 负荷至零，电气解列。严密监视汽轮机转速，应维持在3000r/min。（如果转速上升，应立即手动危急遮断器厅级），根据需要作危急保安器试验，危急保安器超速试验。
2.2.1.8 启交流润滑油泵，打闸停机。检查确认遮断指示器在“遮断”位置，自动主汽门，调速汽门及各抽汽逆止门关闭，汽轮机转速下降。 2.2.1.9 联系热工解除各热机保护，低油压保护除外。
2.2.1.10 停射水泵，调整真空，保持真空与转速同时指令，停用轴封工期。停用门秆漏汽。
2.2.1.11 记录转子惰走时间，并与以前惰走时间相比较。
2.2.1.12 惰走时间内，倾听汽缸内声音，检查汽轮机金属温度，应无突降现象，防止汽轮机进冷水冷汽。
2.2.1.13 转子静止后，必须立即启动盘车，进行连续盘车。 2.2.1.14 发电机入口风温低于35℃时，停用空冷器。
2.2.1.15 关闭电动主汽门，开启电动主汽门后疏水门，开启导汽管、调速汽门及本体疏水门。
2.2.1.16 停用电控供油系统。如果长时间停机，联系热工停掉电液转换器电源。
2.2.1.17 停轴封供汽后30分钟，停凝结水泵，排汽缸温度降至50℃时，停用循环水泵。
2.2.1.18 完成其它停用操作。
2.2.1.19 停机后应隔绝有可能返回汽缸的汽水。
2.2.1.20 凡需解列切换的公用系统工作需在停机前完成2.2 滑2.3滑参数停机
2.3.1 接到班长开始滑参数停机的命令，联系锅炉、电气开始滑停，按1MW/min降负荷速率，降负荷至2.5 MW。维持负荷不便，联系锅炉降温降压，逐渐开打调速汽门，直至全开，然后按降温降压速度（或曲线），滑停机组。
2.3.2 联系锅炉降温降压将负荷，控制指标为 主蒸汽温度：450℃以上1～1.5℃/min 450℃以下0.8～1.2℃/min
主蒸汽压力：下降速率为0.049 Mpa/min 2.3.3 减负荷过程中，依次做下列操作
2.3.3.1 当三抽压力下降至0.7 Mpa时，解列三抽改备用汽源共除氧器。
2.3.3.2 视#1低加水位，低加疏水倒凝汽器。
2.3.3.3 视热井水位，开启凝结水再循环门关凝结水压力调整门。 2.3.3.4 当主蒸汽温度降至350℃开启各处疏水（机头导汽管，汽纲及
抽汽管道疏水）。
2.3.3.5 挡住判发来“已解列”信号时，严密监视汽机转速，应维持3000r/min。
2.3.3.6 将自动主汽门用活动滑阀关小主汽门1/2，根据需要做各项试验。
2.3.4 接班长停机命令后，进行一下操作：
2.3.4.1 手动危急保安器或手动停机按钮，自动主汽门和调速汽门应关闭。
2.3.4.2 解除高压油泵联锁，启动交流润滑油泵，听真空泵，调整轴封压力和热井水位。
2.3.4.3 调整真空破坏门，保持转速和真空同时到零。 2.3.4.4 真空到零，停止轴封供汽。 2.3.4.5 转子静止，启动盘车。 2.3.4.6 记录惰走时间。
2.3.4.7 发电机入口风温低于35℃停冷却水。
2.3.4.8 转子静止30分钟后，停凝结水泵，排汽缸温度降至50℃以下停循环水，严密监视热井水位。
2.3.4.9 机组停下备用时，应保持备用状态，若停下检修应完成其它操作。
2.3.5 滑参数停机中注意事项
2.3.5.1 主蒸汽过热度保持50～80℃。
2.3.5.2 调节级后蒸汽温度低于高压缸上汽缸温度30℃时停止降温、降压、降负荷。
2.3.5.3 控制上、下缸温差，内、外缸壁温度不得大于50℃，否则，停止降温、降压、降负荷。
2.3.5.4 注意监视机组声音、震动，若超限禁止降温、降压、降负荷。 2.3.5.5 停机过程中，严格控制差胀，防止查账超限。 2.4 盘车与防腐
2.4.1 停机后盘车规定如下：
2.4.1.1 停机后盘车连续运行10～12h或上汽缸温度降到150℃以下，停盘车，上汽缸温度降到100℃ 以下停润滑油泵。
2.4.1.2 在规定的盘车时间，如因某种原因不能盘车，具备盘车条件后，应按规定连续盘车。
2.4.1.3 终端盘车时间超过30分钟，应间隔30分钟盘车180°。
2.4.1.4 盘车期间，非特殊情况部的解除低油压保护和盘车联锁，若需解除应严密监视润滑油压、油温及盘车状态。 2.4.2 停机后的防腐
2.4.2.1 隔断汽机与外界联系，确保无水、汽漏入汽缸内。 2.4.2.2 停机三天以上应放尽各加热器和凝汽器存水。 第三节 辅助设备的运行 3.1 盘车装置
3.1.1 投入操作步骤如下：
3.1.1.1 交流润滑油泵运行，直流润滑油泵投入联锁备用。 3.1.1.2 开启盘车润滑油门。
3.1.1.3 逆时针旋转盘车手轮，拔出销子，同时将手柄向电机方向推足。
3.1.1.4 手柄推到位后，按盘车电机启动按钮。
3.1.1.5 盘车运行后，应仔细倾听汽缸内部、各轴承的声音。 3.1.1.6 盘车正常后，投入盘车联锁。 3.1.2 停盘车操作
3.1.2.1 解除盘车联锁。 3.1.2.2 按盘车停止按钮。 3.1.2.3 关盘车润滑油门。 3.2 凝汽器半侧解列与投入 3.2.1 单侧解列的操作顺序
3.2.1.1 该项操作应经值长批准，并有工作票，在班长的监护下进行。 3.2.1.2 根据当时真空和循环水温度，联系电气，以真空不低于-0.085Mpa带负荷，完成相应操作。
3.2.1.3 关闭凝汽器解列侧空气门，注意真空变化，限制负荷。
3.2.1.4 关闭凝汽器解列侧的循环水进、出口水门，开启有关放水门，放进存水，确认解列侧水室无水无压后，并确保与运行侧完全格里，方可许可工作票。
3.2.1.5 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。
3.2.2 运行中半侧凝汽器投入的操作
3.2.2.1 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。
3.2.2.2 在班长监护下进行操作。
3.2.2.3 关各放水门，联系热工送上进、出口门电源。
3.2.2.4 稍开投入侧出口门向凝汽器充水，排尽空气后将放气门关闭，全开出口水门。
3.2.2.5 开启投入侧循环水入口水门，开启投入侧凝汽器抽空气门，注意真空变化。
3.2.2.6 根据真空，按规定的升负荷速度加负荷至所需负荷，完成党是负荷下的相应操作。 3.3 冷油器的投入解列 3.3.1 投入操作如下
3.3.1.1 缓慢全开冷油器出口水门，稍开油侧放气门，放进空气后关闭放气门，然后全开出口油门。
3.3.1.2 缓慢全开冷油器出口水门，稍开水侧放气门，放进空气后关闭放气门。（若发现水中有油花，则说明该冷油器泄漏，不能投用） 3.3.1.3 根据冷油器出口油温，调节冷油器进口水门，油温在40±5℃,与运行冷油器出口油温相差不超过2℃。
3.3.1.4 当投入备用冷油器时，操作一定要谨慎，严密监视润滑油压、油温变化 。
3.3.2 冷油器的解列
3.3.2.1 该操作应在班长监护下进行。
3.3.2.2 缓慢关闭冷油器出口油门，直到全关，同时严密监视油压并调整油温。
3.3.2.3 关闭冷油器冷却水进出口门。 3.3.2.4 全关冷油器入口油门。 3.4 高压加热器投入与解列 3.4.1 高压加热器投入
3.4.1.1 该操作需经班长同意，已经联系值长、公用系统、锅炉值班员。
3.4.1.2 确认高加处于完好状态，检修工作完毕，联系热工人员将仪表和保护电源投入。
3.4.1.3 开启高加水侧出口门前放气门，缓慢开启高加注水门，放尽空后关闭空气门。开启高加进出水电动门，确认给水走高加后，关闭注水门，关闭高加水侧旁路门，开启#1、2高加直放门。 3.4.1.4 开启一、二抽管道疏水门，投入水控联动装置。 3.4.1.5 稍开#1高加进汽电动门，直放门冒出大量白汽后关闭直放门。
开启#1高加至#3低加空气门，开启#1高加至#3低加疏水串联门，严格控制给水温升率不超过5℃/ min。调整高加至正常水位。 3.4.1.6 按7.4.1.5 方法投#2高加汽侧。
3.4.1.7 在开大进汽门过程中，当二抽压力大于0.8Mpa时，将高加疏水倒至除氧器，然后全开进汽门。
3.4.1.8 联系值长，通知热共投入高加保护。 3.4.2 高压加热器解列
3.4.2.1该操作需经班长同意，已经联系值长、公用系统、锅炉值班员。 3.4.2.2 适当调整机组负荷，联系热工解除高加保护。
3.4.2.3 逐渐关闭#2高加进汽门，控制给水温度变化率不大于2℃/ min。
3.4.2.4 #2高加水位升高时，关闭#2高加疏水出口门，开启#2高加直放门。
3.2.4.5 按3.4.2.3和3.2.4.4方法停用#1高加。
3.4.2.6 根据需要开启高加水侧旁路门，关闭高加水侧进、出口门。 3.4.3 汽论机启动时，高压加热器可随机启动。
3.4.4 高压加热器首次投入运行或检修后再投入时前，应对管束注水查漏，注水温度以不产生突然的温升冲击位原则。 3.4.5 高压加热器投入运行前应作以下实验：
3.4.5.1 检查抽汽逆止阀动作情况，做相关的联动试验。 3.4.5.2 作高加保护试验，动作应正确可靠。 3.4.6 高压加热器的运行监视。
3.4.6.1 高加水位正常，严禁无水位或高水位运行。 3.4.6.2 给水进、出口温度在合理范围内。 3.4.6.3 抽汽压力、温度、高加内部汽压正常。
3.4.6.4 及时监视和校对高加的端差（进汽压力下相应的饱和温度与出水温度之差）。
3.4.6.5 定期冲洗水位计，防止出现假水位。
3.4.7 高加随机启动时，由于负荷下降，各台高压加热器之间的压差减小，为防止疏水不畅，引起水位升高，可事先打开疏水旁路门。 3.4.8 高加不允许长时间停运水侧而不停运汽运行。 3.4.9 高加出现下列情况之一时，应紧急停用：
3.4.9.1 汽水管道及阀门等爆破，危及人身及设备安全时。 3.4.9.2 水位计失灵，无法监视水位时。
3.4.9.3 加热器水位升高，处理无效，水位计满水。 3.4.9.4 水位计爆破又无法切断时。 3.4.10 高加水位升高的原因如下： 3.4.10.1 管束泄漏或爆破。 3.4.10.2 疏水调节装置失灵。 3.4.10.3 误操做。
3.4.10.4 负荷将低，疏水压差笑。
3.4.10.5 水位表计失灵或就地水位及出现假水位，高加水位升高时应校对水位计，检查给水温度确信水位升高，可开大疏水，必要时停用高加。
3.5 低压加热器投入与解列 3.5.1 低压加热器投入
3.5.1.1 确认低加处于完好状态，检查各标计指示正确，水控联动装置已投入。
3.5.1.2 开启#1低加进水门，确认无泄漏，开启低加出水门，关闭低加水侧旁路门，依次投入#2、3低加水侧。
3.5.1.3 检查#1低加直放门处于关闭状态，开启疏水器汽、水平衡门，开启疏水器进、出口门，关闭疏水旁路门，稍开低加抽空。气门。 3.5.1.4 开低加进汽门3～4圈，暖体10～15 min后，全开进汽门，调整低加水位至正常。
3.5.1.5 按3.5.1.3和3.5.1.4方法依次投入#2、3低加汽侧。
3.5.1.6 低加正常运行后，将#1低加至冷凝器抽空气门调整至稍开位置。
3.6 低压加热器的停用
3.6.1 缓慢关闭进汽门，直至全关，控制温将率3-4℃/ min。 3.6.2 关闭抽空气门，解列疏水，开疏水直放门放尽存水。 3.6.3 根据需要开凝结水旁路门，关闭进、出口门。 3.7 法兰螺栓加热装置
3.7.1 法兰螺栓加热装置的使用条件：
3.7.1.1 汽轮机组启动后，胀差值指示在+3～-2范围内。 3.7.1.2 法兰内外温差不大于80℃。 3.7.1.3 法兰螺栓温差≤80℃。 3.7.2 法兰螺栓加热装置的投入
3.7.2.1 微开新蒸汽来汽门，微开混温联箱疏水，联箱暖体。
3.7.2.2 微开做左、右螺栓法兰进汽门、回汽门。
3.7.2.3 根据实际情况调整混温联箱进汽门，开度保持联箱内压力不大于0.5Mpa（安全门动作压力0.685Mpa）。
3.7.2.4 全开法兰螺栓加热进汽门，用排汽门调节法兰螺栓温升速度。 3.8 均压箱投入
3.8.1 开启除氧器汽平衡至均压箱门门前疏水，疏水排尽后稍开除氧器汽平衡至均压箱门，开启均压箱疏水门，对均压箱暖体。
3.8.2 缓慢开启汽平衡至均压箱门，开启均压箱之前、后汽封门，关闭均压箱疏水门，用均压箱压力调整阀，调整汽封压力，保持均压箱压力在2.94～29.4Kpa，温度在120～140℃。 第4节 机电联系信号使用说明 4.1 汽机发向电气的信号
4.1.1 “注意”表示将要发出信号，提醒对方注意监视。 4.1.2 “可并列”表示机组符合并网条件，发电机克并网。 4.1.3 “减负荷”表示汽机有异常，需降低出力。
4.1.4 “汽机调整”表示汽机由于某些原因需要自行调整，电气不准调整负荷。
4.1.5 “汽机危险”表示汽机发生紧急故障，要求机组立即与系统解列。 4.1.6 “更改命令”表示前一信号作废，不要执行。 4.2 电气发向汽机的信号
4.2.1 “注意”表示将要发出信号，提醒对方注意监视。 4.2.2 “增负荷”表示该机组要增加负荷，请注意。 4.2.3 “减负荷”表示该机组要减少负荷，请注意。
4.2.4 “已并列”表示发电机已与系统并列，准备接带负荷。 4.2.5 “已解列”表示发电机已与系统解列。
4.2.6 “停机”表示发电机故障，无法运行，要求汽机停机。 4.2.7 “更改命令”表示前一信号作废，不要执行。
4.2.8 “电话”表示要求对方人员迅速用电话语发令人联系。 4.3 信号使用的有关规定
4.3.1 使用信号的人员必须熟悉每个信号的含义。 4.3.2 使用前发出“主义”信号，否则所发信号无效。
4.3.3 接到操作信号后，应立即执行，不得拖延，如无特殊情况，应立即复位。
4.3.4 发现错发信号后，应立即发“更改命令”信号。接到“更改命令”
信号后，前一信号不得执行。
4.3.5 发出错误信号或接到信号后拒不执行，因此造成的后果由相关责任人承担。 第三章 事故处理 1、事故处理的原则
1.1事故发生时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险。找出事故发生原因，消除故障，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，保证对用户正常供汽供电。
1.2 事故发生时，运行人员必须监守岗位，集中全部力量确保设备的正常运行，消除所有的不正常情况，迅速正确的执行上级命令，在值长统一指挥下处理事故。处理事故过程中，尽量保障厂用电。 1.3机组发生故障时，运行人员一般应按下面所述方法顺序进行操作，消除故障；
1.3.1根据仪表的指示及机组外部象征，确定设备确已发生故障。 1.3.2 在值长统一指挥下，迅速处理故障。运行班长受值长的领导，但在自己管辖范围内操作（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，以防止事故扩大。
1.3.3迅速消除对人身和设备的危险，必要时立即解列或停用发生故障的设备。
1.3.4迅速查清故障原因，发生地点及损伤范围，采取正确措施，消除故障。同时保障非故障设备的运行。
1.3.5处理故障时遥镇静，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，命令执行完毕后，应迅速向发令者汇报。
1.3.6故障发生时，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。但这些指示不能与值长的命令相抵触。
1.3.7 在机组发生故障时，对运行值班员发出的命令应以不离开原来岗位就能处理位原则。
1.3.8 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，共同实地观察研究查明原因。当发现在本规程内没有规定的故障现象时，运行人员必须根据自己的知识加以分析判断，主动采取措施，并尽快汇报上一级领导。
1.3.9从机组发生故障起，到机组恢复正常运行状态为止，运行人员
应坚守工作岗位。如果故障发生在交接班时间内，应延时交接班，在位签写交接班日志前，交班人员应继续事故处理，接班人员可以在交班人员的主持下协助事故处理，但不可擅自操作，直到机组恢复正常运行状态或事故处理告一段落，接到值长准予交接班的命令为止。 1.3.10故障消除后，各岗位运行人员应当分别将机组故障现象、时间、地点及处理过程如实详细地记录在交班记录本上。 1.3.11 与处理故障无关人员，应远离故障现场。 2 故障停机（不破坏真空） 2.1 故障停机条件：
2.1.1进汽压力大于9.8MPa或进汽温度大于545℃。 2.1.2进汽压力小于6.0MPa或进汽温度小于485℃。 2.1.3冷凝器真空低于-0.061MPa。 2.1.4调节汽门卡死。
2.1.5轴承振动超过0.07mm。
2.2出现下列情况而在15min内不能恢复时，应不破坏真空故障停机： 2.2.1进汽压力低于6.88MPa，但高于6.0MPa。 2.2.2进汽温度低于490℃，但高于485℃。
2.2.3冷凝器真空低于-0.073MPa，但高于-0.061MPa。 2.3不破坏真空故障停机操作步骤：
2.3.1 迅速降负荷至零，在减负荷过程中，完成当时负荷下的相应操作。
2.3.2 手拍危急遮断手柄或手按停机按钮。检查调速汽门，抽汽逆止门及旋转隔板应关闭，切断汽轮机进汽，检查确认汽轮机转速下降。 2.3.3 向电气发出“注意”、“汽机危险”信号。 2.3.4启动交流润滑油泵。 2.3.5停射水泵.
2.3.6注意调整凝汽器热井水位及轴封压力。 2.3.7完成其它的停机操作。 3 破坏真空紧急故障停机
3.1破坏真空紧急故障停机的条件
3.1.1机组突然发生强振动或金属撞击声和金属摩擦声。 3.1.2汽机转速达到3360r/min而危急遮断器不动作。 3.1.3水冲击
3.1.4轴端汽封处冒火花。
3.1.5任何一轴承断油或轴承回油温度急剧升高。 3.1.6轴承回油温度急剧升高至75℃，轴瓦温度超过110℃或轴承内冒烟。
3.1.7油系统失火且不能很快扑灭。 3.1.8油箱油突然降低至最低油位以下。 3.1.9润滑油压降至0.196MPa 。
3.1.10转子轴向位移超过+1.3mm/-0.7mm 3.1.11主汽管或给水管破裂。 3.1.12发电机或励磁机内冒烟。 3.1.13后汽缸排汽门动作。 3.2破坏真空紧急停机的步骤
3.2.1手拍危急遮断手柄或手按停机按钮。检查自动主汽门、调速汽门，抽汽逆止门及旋转隔板应关闭。切断汽轮机进汽，检查确认汽轮机转速下降。关闭自动主汽门手轮。 3.2.2向电气发“注意”、“汽机危险”信号。 3.2.3启交流润滑油泵。
3.2.4停射泵，开足真空破坏门。
3.2.5 关回电动主汽门，退回启动阀手轮。 3.2.6注意调整凝汽器热井水位及轴封压力。 3.2.7完成其它的停机操作。
4、蒸汽参数不符合规定时的处理
4.1汽轮机在带负荷运行中，主汽门前蒸汽参数为：汽温535℃，汽压8.83±0.49Mpa，超过此范围应向司炉提出恢复正常参数的要求。 4.2新蒸汽压力不超过9.8Mpa在最高压力下每次连续运行不超过30min；新蒸汽压力降至8.34Mpa时，应设法恢复，如短时间内不能恢复应减负荷运行。
4.3新蒸汽温度最高不超过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℃时，应设法恢复，如短时间内不能恢复应减负荷运行。
4.4 当汽温汽压同时下降，应延放水冲击，同时应加强检查振动、轴向位移、胀差、推力瓦温度、轴承回油温度、各监视段压力等必须在规定值内，根据情况适当降负荷，当汽温急剧下降50℃时，应进及故障停机。
4.5 不同汽温、汽压对应下的负荷表：
汽压
（Mpa） 8.34 8.24 8.14 8.04 7.94 7.84 7.74 7.64 7.54 7.44 6.88 6.0 负荷
（mw） 30 27 24 21 18 15 12 9 6 3 0 停机 汽温 （℃） 510 505 500 495 490 485 负荷
（mw） 30 22.5 15 7.5 0 停机 5、冷凝器真空降低
5.1运行中发现凝汽器真空降低时，应迅速检查真空表和排汽温度确认真空下降后，应迅速检查原因及时处理。真空下降应重点检查下列部位
5.1.1是否有影响真空的操作。
5.1.2轴封压力是否正常，过低应及时调整，如均压箱汽温过低，原因可能是除氧器满水，此时应降低除氧器水位，开启有关疏水门。 5.1.3射泵工作是否正常，必要时增开或切换运行。
5.1.4 凝泵工作情况和凝汽器水位。根据水位上升情况调整水位。 5.1.5 检查循泵及循环水系统工作是否正常，，必要时增开循泵。5.1.5 真空系统阀门（真空破坏门、低加直放水门，热水井放水门等）是否被误开。法兰是否漏气。
5.2 真空不正常下降，查找原因并汇报班长，采取措施后，真空仍低于-0.087Mpa时，按真空降负荷表降负荷。 5.3 在真空下降过程中，应注意监视： 5.3.1各轴承的振动不应超过0.05mm。 5.3.2轴承回油温度不超过75℃，推力瓦块温度不超过110℃。 5.3.3 排汽温度、轴向位移不超限。 5.3.4 各监视段压力不超过额定值。 5.4 真空下降减负荷表如下： 真空
（kpa） -87 -85 -84 -83 -81 -80 -79 -77 -76 -75 -73 -61 负荷
（mw） 30 27 24 21 18 15 12 9 6 3 0 停机 6、油系统工作失常 6.1 主油泵工作失常
6.1.1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。
6.1.2主油泵工作失常原因为：注油器工作不正常，油箱油位过低，主油泵本身机械损坏及破坏。
6.1.3确认主油泵工作失常时，应立即启动高压油泵，紧急停机。 6.2油系统漏油
6.2.1油压和油箱油位同时降低。表明压力油管路发生漏油，应及时检查主油泵出口管路，阀门、法兰、润滑油管路阀门、法兰是否漏油，若管路无漏油，可检查冷油器出口冷却水是否有油花。当发现漏油时应及时采取措施堵漏。同时向油箱内补油至正常油位。若属冷油器铜管破裂应立即切换冷油器。漏油不能及时消除致使油箱油位降到最低允许油位时，应立即启交流润滑油泵并紧急停机。 6.2.2油压降低，油位不变。此时应检查下列各项： 6.2.2.1主油泵工作情况是否正常。 6.2.2.2油箱和滤油器滤网是否堵塞。 6.2.2.3 低油压过压阀是否松动。
6.2.2.4 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，是适当起高压油泵维持油压。弱短时内消除不掉，应故障停机。 6.2.3油压不变，油位降低。
6.2.3.1检查油箱油位计指示是否正确.
6.2.3.2确认泄漏后，应检查事故放油门，油箱放水门、取样门是否误开。检查油管路是否有轻微泄漏。查明原因后及时处理，同时将油箱油位补至正常。若漏油无法及时消除，必要时向主油箱补油。 6.2.3.3 检查主油箱是否漏油。
6.2.3.4 若采取措施仍不能消除漏油和维持油箱正常油位时，在油位低于最低允许油位时，应进及故障停机。 7、轴向位移增大
7.1 发现轴向位移标指示增大，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温度，倾听及组内声音，监视轴承振动。 7.2 轴向位移增大一般有下列原因： 7.2.1 负荷货主汽流量增加。
7.2.2 抽汽运行方式变化引起抽汽压力上升。 7.2.3 通流部分损坏或堵塞。
7.2.4 汽轮机水冲击。
7.2.5 蒸汽温度、压力下降。 7.2.6 电网频率下降。 7.2.7 叶片结垢严重。 7.2.8 凝器器真空下降。 7.2.9 推力瓦块磨损。
7.3 确认轴向位移增大时，应：
7.3.1 检查推力瓦温度和回油温度是否超限，检查油压是否正常。 7.3.2 检查及组各部运行情况，测量各轴承振动是否正常。 7.3.3 检查是否因蒸汽参数或负荷突变所致。
7.3.4 当转子轴向位移上升至报警值时，应汇报班长、值长，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。 7.3.5 轴向位移增大并伴有补正常噪音或轴向位移超过+1.3mm或-0.7mm时，推力瓦温度急剧升高，应紧急故障停机。 8、水冲击
8.1 水冲击的主要现象和处理 8.1.1主蒸汽温度急剧下降。
8.1.2主蒸汽管法兰、前后汽封、汽缸结合面冒出白色蒸汽或水滴。 8.1.3 清楚听出主蒸汽管道和抽汽管内有水击声。
8.1.4机组振动、轴向位移增大，推力瓦温度、轴承回油温度升高，机组负荷自动下降。
8.1.5 汽缸内部有金属噪音和冲击声。
上述现象不一定同时出现，当发生水击时，应立即紧急故障停机，并全开汽机本体、主蒸汽、抽汽管路疏水门，正确记录机组的惰走时间，仔细倾听机组内部声音，检查推力瓦温渡河回油温度，并监视轴向位移变化。
8.2若惰走过程中未发现异音和摩擦声,惰走时间正常。差清原因并予以消除后，可以启动汽轮机。但必须经充分疏水后，在启机过程中，应特别注意倾听机组内声音，加负荷时，应加强监视推力瓦温度、轴承振动等。
8.3 因水冲击停机时，惰走期间若发现机组内部有异音和动静部分有摩擦，且惰走时间明显增加，则禁止启动汽轮机，迎揭盖检查。在水冲及时，轴向位移明显增加，推力瓦温明显上升，停机惰走势减较正常惰走时间明显增加，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。
8.4 为防止发生水冲击，应采取下列措施：
8.4.1当锅炉运行不稳时，应特别注意监视主蒸汽温度的变化，防止汽温过低或蒸汽带水。
8.4.2 确认加热器钢管泄漏，应迅速关闭加热汽进汽门，停运故障加热器。
8.4.3 在启机过程中，应正确、适当的开启疏水。 9 汽轮机运行中发生不正常的振动和异音 9.1 振动大的常见原因： 9.1.1 动静部分发生摩擦。 9.1.2 主汽温过高或过低。
9.1.3 润滑油温过高或过低，油压过低。 9.1.4 发电机、励磁机工作失常。 9.1.5 断叶片，排汽真空过低。
9.2 机组发生强烈振动或清楚的听到摩擦声时，应紧急故障停机，并注意惰走时间，倾听机组内部声音。
9.3 加负荷时，机组振动增加，应减负荷至振动正常，并检查主蒸汽温度、汽缸膨胀、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。
9.4 在启机过程中，若发生强烈震动，并听出汽轮机内部油摩擦声或轴风冒火花，应进机停机。
9.5 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0.03mm（临街转速时除外），在冷态启动时一旦超过此数值，则应降低转速直至振动消除，并维持此转速运行30min再升速;r如振动仍未消除，需再次降低运行120min在升速;若振动仍未消除，则必须停机检查。在热态启动时一旦超过该数值，则应继续升速或加负荷，并密切注意振动变化，若振动有继续变大的趋势则停机，等机组温度场均匀后再重新启动。 9.6 机组振动不正常时，还应作以下检查： 9.6.1 润滑油压是否降低。
9.6.2 冷油器出口油温度过高或过低。 9.6.3 轴承回油温度是否过高。 9.6.4 蒸汽温度是否骤变。
9.6.5 自动主汽门、调速汽门是否开启正常。
9.6.6 汽缸两侧是否膨胀正常。 9.6.7 电气方面的原因。
9.7 引起汽轮机振动的因素很多，情况比较复杂，有些真动原因，往往需要做一系列的试验，甚至接替检查才能找到。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。 10 甩负荷
10.1 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。
10.2发电机与电网解列，甩负荷至零，这时负荷指示到零，各段抽汽逆止门关闭，调门关闭后开启，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以内先升高再降低，此时应： 10.2.1用同步器将汽机转速调整为3000r/min. 10.2.2 调节轴封压力及热水井水位。 10.2.3 关闭三抽逆止门后手动截门。
10.2.4 停低加疏水泵，高低压加热器按串联方式倒至凝汽汽。 10.2.5 注意真空参数的变化，全面检查一切正常，向电气发出“主义”、“可并列”信号，准备接带负荷。 10.3发电机突然甩负荷到零，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：功率表指示到零，转速先升高再降低，自动主汽门、调速汽门和抽汽逆止门均关闭。此时应：
10.3.1 待转速降至3050r/min时，逆时针退启动阀至顶端，危急遮断油门复位，再缓慢顺时针摇启动阀下移5～6mm，开汽主汽门维持3000r/min。
10.3.2 以下处理同10.2.2～10.2.5。
10.4 发电机甩负荷到零，转速飞升，达危急遮断器动作转速，而危急遮断器拒动，应立即紧急故障停机。 11 厂用电消失
11.1 厂用电消失的现象
11.1.1照明电源消失，事故照明灯亮。
11.1.2运行中各辅机设备停转，事故报警，备用设备不联动。 11.1.3汽温、汽压、迅速下降。 11.1.4真空急剧降低。 11.2 厂用电消失的处理
11.2.1 启直流油泵，紧急故障停机，开真空破坏门。 11.2.2 关闭三抽指除氧器进汽门。
11.2.3 开启主蒸汽、抽汽管道上疏水门。 11.2.4 调整轴封压力。
11.2.5复位辅机开关，解除联锁。 11.2.6 完成故障停机的其它操作。
11.2.7转子静止，手动连续盘车，直至厂用电恢复。 11.3 厂用电恢复操作步骤： 11.3.1 厂用电恢复后，待凝汽器温度降至50℃以下，才允许通循环水。 11.3.2 启动交流润滑油泵，投入联锁。
11.3.3 大型动力设备应在值长统一安排下启动。 11.3.4 检查各系统，做好重新启动的准备。 12.失火
12.1 失火的处理原则：
12.1.1 灭火时应根据情况按《电业安全工作规程》要求，分别使用泡沫灭火汽、干式灭火器、干沙、水或沾湿的雨布，用一切方法保护机组不受损坏。
12.1.2 如火势较大，应迅速通知消防队，并汇报值长及有关领导，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，然后进行灭火。 12.1.3 设法防止火势蔓延，必要时将设备周围覆以沾湿的雨布。 12.2 失火的处理方法： 12.2.1 油系统失火时：
12.2.1.1 油系统失火，且不能很快扑灭，严重威胁设备安全时，进行破坏真空停机，并立即进行灭火。
12.2.1.2油系统失火停机时，严禁启高压油泵。
12.2.1.3 如火势蔓延迅速，并威胁厂房、油箱、相邻机组安全时，应开启事故放油门，将油箱中油放至最低油位。 12.2.2 发电机着火：
12.2.2.1 按破坏真空紧急停机步骤停机。
12.2.2.2 发电机空冷系统继续运行直至火完全扑灭。
12.2.2.3 当励磁机冒烟或失火，应及时通知电气值班员处理。
12.2.2.4 转速降至400r/min时，重新拉真空、危急遮断器挂闸，启动汽轮机，保持200r/min运行。
12.2.2.5 若需停机，则转速到零时，应连续盘车运行。禁止在或再没有完全熄灭视停用盘车。
12.3 任何火灾，经努力不能控制蔓延，威胁机组安全，应取得值长同意后方可故障停机。 13 汽轮机严重超速
13.1 汽轮机严重超速的现象如下： 13.1.1 一般情况下机组负荷突然至零。
13.1.2 转速上升至危急保安汽动作值，并继续上升。 13.1.3 汽轮机发出不正常的声音。 13.1.4 机组振动增大。 13.1.5 调节油压迅速上升。
13.2 汽轮机严重超速的处理方法：
13.2.1 按破坏真空故障停机的操作步骤停机。 13.2.2 迅速关闭电动主汽门。
13.2.3 对机组全面检查，应查明超速原因，必须等故障消除后并确证设备正常，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。
14 运行中叶片损坏或脱落
14.1 运行中叶片损坏或脱落的现象如下： 14.1.1 及组内不发出明显的金属声。 14.1.2机组振动突然增加。
14.1.3 汽轮机调节级、某级抽汽压力或抽汽压差，轴向位移、推力瓦温度异常变化。
14.1.4 凝结水电导率、硬度增大。
14.2运行中叶片损坏或脱落的处理方法：
14.2.1运行中叶片损坏或脱落，不一定同时出现上述全部现象，但出现下述现象之一，应破坏真空紧急停机： 14.2.1.1 机组正动强烈增加。
14.2.1.2 汽轮机内部发出明显的金属声。 14.2.2 正常运行中如发现汽轮机调节级、某级抽汽压力或抽汽压差异常变化，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、推力瓦块温度油明显变化或相应轴承振动明显增大时，应尽快申请减负荷停机。
14.2.3 如果末几级叶片断裂，落入冷凝器，可能损坏铜管而导致
凝结水电导率、硬度增大。但机组无异声，振动无明显增加，应进行下列处理：
14.2.3.1 如凝结水硬度上升较少，汇报值长申请减负荷，进行凝器汽半侧隔绝查漏。
14.2.3.2 如使凝结水水位上升，则启动备用凝结水泵。 15 汽水管道故障
15.1 汽水管道故障处理过程的隔绝原则： 15.1.1 进可能不使人员和设备遭受损害。 15.1.2 尽可能不停用运行设备。
15.1.3 先关闭来起来水阀，后关闭送汽送水阀。
15.1.4 先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔绝点，在扩大隔绝范围。待客已接近隔绝点时，迅速缩小隔绝范围。 15.2 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 蒸汽管道或法兰法门破裂，机组无法维持运行 应破坏真空故障停机，同时还应：（1）尽快隔绝故障点，放疏水泄压，开启主厂房窗户放出蒸汽，且勿乱跑，防止被汽流吹伤。（2）采取必要的防火和防止电气设备受潮的临时措施。
蒸汽管道水冲击 当机组运行时，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。
抽汽管道水冲击 停用水冲击的管道和设备，开启疏水门查找原因，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，两侧蒸汽流量有否偏差，及时处理。如振动危及到管道和设备时，应汇报值长适当减负荷，必要时隔绝振动大的管道。 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，应进行破坏真空停机。
凝结水管道破裂 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 设法减少或制止循环水的泄漏，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，保持凝汽器伴侧运行。
第四章 汽轮机组相关试验 1 试验项目的注意事项和要求 1.1 试验应具备的条件
1.1.1 油箱油质合格，油位正常。
1.1.2 分别试转电动高压油泵，交、直流润滑油泵，正常后投入备用。 1.1.3 电动主汽门及旁路门关闭严密，当自动主汽门及调速汽门开启后，应无蒸汽漏入汽轮机。
1.2 在下列情况之一时，可不进行试验，但应阐明理由并经过总工程师同意。
1.2.1 设备有明显重大缺陷，如经试验将引起缺陷发展导致运行情况恶化。
1.2.2 运行系统甚为薄弱且缺乏完整的安全措施。 1.3 每次冷态启机前，应做以下保护试验： 1.3.1 手动危急保安汽试验。 1.3.2 室内手动停机按钮。 1.3.3 发电机跳闸按钮 。
1.4 机组大修后或保护装置检修后，应做以下保护试验。 1.4.1 低真空保护试验 1.4.2 轴向位移保护试验 1.4.3 低油压保护试验 1.4.4 高加水位保护试验
1.4.5 各辅助设备电动机事故按钮联动试验 1.4.6自动主汽门、调速汽门严密性试验 1.4.7 真空严密性试验
1.4.8 轴承回油温度高保护试验 1.4.9 推力瓦温度高保护试验 1.4.10 机电联锁保护试验 1.5 下列情况下应做超速试验
1.5.1新安装机组或机组大修后第一次启动。
1.5.2 机组运行2000h或机组停机时间超过1个月级以上再启动。 1.5.3 危急遮断器在解体检修或调整后。 1.6 下列情况应作危急遮断器喷油试验
1.6.1 超速试验前，机组定速未并网时，但喷油试验30min内，不要做超速试验。
1.6.2 试验滑阀检修后。
1.6.3 机组大小修后机组定速并网前。 2 保护装置的试验方法
2.1 启动电动高压油泵，调速油压约1.6Mpa，启动阀挂闸，低真空保护解除，电磁保护装置送电，用启动发将自动主汽门全开，用505控制器全开调速汽门，用自动主汽门活动滑阀将自动主汽门关小50%。 2.2 手动危急保安器，紧急跳机停机试验。
2.2.1 手动危急遮断器或手动紧急停机按钮各一次，自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门应迅速关闭并无卡涩现象。
2.2.2 逆时针旋转退回启动阀手轮，危急遮断器复位，再顺时针旋转启动阀手轮，使自动主汽门、调速汽门重新开启。 2.3 低真空保护试验
2.3.1 联系热工投入低真空保护开关。 2.3.2 拨动真空标指针，当指针再-0.087Mpa和-0.073 Mpa时，发出“真空低Ⅰ”和“低真空Ⅱ”光字牌报警保护信号，真空表指针拨到
-0.061Mpa，发出“凝汽器真空低停机”光字牌报警信号，同时电磁保护庄值动作，自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭。
2.3.3 将自动主汽门全开，将真空表指针复位，保护试验复归。将自动主汽门、调速汽门重新开启，并联系热工将“真空低Ⅰ”和“低真空Ⅱ”整定为-0.087Mpa和-0.073 Mpa，将“凝汽器真空低停机” 整定为-0.061Mpa。
2.4 低油压保护试验
2.4.1启动电动高压油泵，调速油压约1.6Mpa，电动高压油泵，交、直流润滑油泵的联锁打入投入位置。投入低油压保护开关。 2.4.2 停电动高压油泵，当调速油压降至1.3Mpa时，电动高压油泵应联动自启，复位操作开关，断开联锁开关后，在断开操作开关。 2.4.3当润滑油压降至0.05～0.055MPa时，交流润滑油泵自投。复位操作开关，断开联锁开关后，在断开操作开关。
2.4.4当润滑油压降至0.04MPa时，直流润滑油泵自投。复位操作开关，断开联锁开关后，在断开操作开关。
2.4.5当润滑油压降至0.02～0.03MPa时电磁保护装置动作停机，自动主汽门，抽汽逆止门，调速汽门应关闭
2.4.6当润滑油压降至0.015MPa时，停止盘车。
2.4.7 试验完毕，将电磁保护装置复位，自动主汽门、调速汽门重新
开启，投入交、直流润滑油泵联锁。 2.5 轴向位移保护试验
2.5.1 该试验再静止状态下，并会同热工人愿一同进行。 2.5.2 联系热工人员投入轴向位移保护开关。
2.5.3 热工人员短接表计接点，电磁保护装置动作，自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭。
2.5.4 轴向位移保护复归，自动主汽门、调速汽门重新开启。 2.6 自动主汽门严密性试验
2.6.1试验在空负荷情况下进行，主汽压力、温度，真空应保持额定值，将高压油泵开启。
2.6.2 逆时针方向将启动阀手轮旋转导低，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。
2.6.3用505控制器关闭调速汽门，顺时针旋转启动阀手轮，缓慢开启自动主汽门，用调速汽门将转速均匀升速至额定转速。 2.7 调速汽门严密性试验
2.7.1试验在空负荷情况下进行，主汽压力、温度，真空应保持额定值，将高压油泵开启。
2.7.2用505控制器关闭调速汽门，保持自动主汽门全开，最大漏汽量引起机组转速不超过1000r/min为合格。
2.7.3缓慢用505控制器开启调速汽门，恢复转速为3000r/min。 2.8 危急保安超速试验 2.8.1 注意事项
2.8.1.1 各参数应符合以下要求： 调速油压 1.6±0.05MPa 润滑油压 0.078～0.147MPa 主油泵入口油压 0.08～0.12Mpa
2.8.1.2 冷态机组必须在6mw负荷运行4小时后，（或前下汽缸温度达300℃以上），方可允许做超速试验。
2.8.1.3危急保安超速试验每个飞环在同一情况下进行两次，两次动作转速差小于18r/min为合格。
2.8.1.4 超速试验必须在生产总工或生产总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下协调工作。 2.8.2 喷油试验
2.8.2.1喷油试验在额定转速且空负荷的前提下进行。