第一部分 总则

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第一节 前 言

本规程根据电力工业技术法规，部颁有关典型规程，制造厂设备使用说明书及有关技术资料等编写。在编写过程中参照其他兄弟电厂同类型机组的运行经验。

本规程自发布之日起有效，在执行过程中如遇到有同上级规程，规定条文相抵触时，则按上级规程规定执行。

下列人员应熟悉(知)本规程。

一、 生产副经理，生产技术部正、副部长，专责工程师。 二、 运行值长，汽机运行班长及本专业运行人员。

初审： 审核： 批准：

编写：方世伟 张磊杨 2012年3月22日

第二节 基本要求

1 值班岗位应配备有：

1) 汽轮机运行技术标准、运行各项管理制度，电业安全工作规程； 2) 本机组的汽、水、油系统图；

3) 备有各种记录薄，运行日报、操行票等；

4) 必须使用的工具，如：阀门搬子、听音棒、油壶、活搬子、手电筒 5) 消防设备和清扫工具： 6) 振动表、携带式转速表：

7) 安全帽及必要劳动保护用品； 2 主要操作规定

下列操作必须在部长、值长、班长或指定人员监护下进行。 1) 大、小修后汽轮机的起动。 2) 危急保安器的超速试验。

3) 进行调速系统试验，包括自动主汽门，调速汽门严密性试验。 4) 设备经过重大改进后的起动及有关新技术的第一次试验。 5) 运行中冷油器的切换，（事故情况下除外）。

6) 大修后给水泵的起动和大修后高压加热器的投入。

7) 汽轮机组的正常起动、停止及运行方式的正常改变应在值长的领导下，按

班长、值长的命令,由专责人按本规程进行操作。

8) 机组的起动和停止及重要系统的切换应填写操作票,经值长批准后,在班长

的监护下进行。

9) 重要系统的切换包括：主蒸汽系统、给水系统、凝结水系统、

对外供汽系统、冷却水系统、油系统的切换、凝汽器的半面清扫、高压加

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热器的投入和停止。运行中的冷油器投入，停止。公用系统的切换等。 10) 发生事故时允许不填写操作票进行操作。

11) 领导下，按值长的命令，由专责人按运行技术标准进行操作。

12) 下列操作需要总工程师或生技部组织，由运行专工主持，在值长统一安排

下进行。

13) 大、小修后汽轮机启动。 14) 机组各项动态试验。

15) 运行中调速系统的各项试验。 16) 机组甩负荷试验。

17) 设备经过重大改进后启动或有关新技术的第一次试验。

18) 主蒸汽、给水的切换及设备启动、停止的操作应填写操作票，经值长同意

后在班长监护下进行操作。

19) 所有操作人员和监护人员应由考试合格人员担任，学习人员不允许监护人。 20) 发生事故时，允许不填写操作进行正确处理事故。 3 汽轮机运行人员注意事项：

1) 值班人员独立工作前，必需熟悉本标准及《运行管理制度》和《电业安全

工作规程》中与本专业有关部分，并经考试合格。

2) 值班工作人员除保证设备安全，经济运行，正确处理各项异常情况外，并

应遵守下列各项规定：

3) 服从上级命令，正确执行上级指示坚守岗位； 4) 禁止非工作人员接近设备；

5) 注意监视运行设备，没有工作票的任何单位和个人不得在运行设备上或备

用及停止设备上工作；

6) 严格执行两票三制，做好卫生清扫工作。 4 季节性现场运行注意事项： 暑期现场运行注意事项：

1) 加强转动机械的维护，调整各泵冷却水量，防止轴承，盘根温度过高，减

少备用设备冷却水量。

2) 增大现场通风量，根据室温调整零米，7米及20米大窗，加强空气汽通。 3) 控制对空调的使用，当室温超过30℃时启动冷风机。 4) 雨季加强现场直排污水的检查，防止发生倒灌。 5) 风雨天加强门窗的管理，防止门窗损坏。

6) 发电机、励磁机顶部20米天窗禁止开启，以防雨季漏水。 冬季现场运行注意事项：

1) 进入11月份现场应进行封闭，作好防寒防冻检查，发现问题向发电部汇报。 2) 加强对生产现场暖汽管理，按值长令及时投入或调节暖汽，发现缺陷联系

检查处理。

3) 冬季长期备用机组在气温低于零下时，所有系统、设备最低点放水门全开，

进行放水。

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第二部分 C12-4.9/1.27型汽轮机机组运行规程

第一章设备规范及性能

第一节汽轮机规范

1. 制造厂家：南京汽轮电机厂 2. 型号：C12—4.9/1.27 3. 出厂日期：2003年11月 4. 额定功率：12MW 5. 最大功率：15MW

6. 汽轮机额定转速：3000n/min

7. 汽轮机转子临界转速：1430n/min

8. 汽轮发电机轴系临界转速：1649n/min 9. 主蒸汽压力最高：5.10 Mpa

额定：4.90 Mpa 最低：4.60 Mpa

10. 主蒸汽温度最高：480℃

额定：470℃ 最低：455℃

11. 额定抽汽压力：1.27Mpa 温度：324℃ 12. 抽汽压力变化范围：0.981～1.471Mpa 13. 汽轮机额定抽汽量：50T/h 14. 最大抽汽量：80T/ h 15. 最大进汽量：117T

16. 额定工况排汽压力：5.21Kpa （表压：-94.79Kpa） 17. 给水温度：153℃ 机组热耗：

18. 额定工况：保证值：8825KJ/kw2h

计算值：8568KJ/kw2h

19. 纯冷凝工况：保证值：11600 KJ/kw2h

计算值：11262.5 KJ/kw2h

汽轮机汽耗：

20. 额定工况：保证值：7.585 Kg/kw2h

计算值：7.364Kg/kw2h

21. 纯冷凝工况：保证值：4.275 Kg/kw2h

计算值：4.15 Kg/kw2h

22. 汽轮机总重量：58 t 23. 汽轮机上缸重量：15 t 24. 汽轮机下缸重量：19 t 25. 汽轮机转子重量：7.308 t 26. 调速系统速度变动率：4.6% 27. 汽轮机总级数：12级

28. 汽轮机轴承允许最大振动：0.03mm 29. 设计冷却水温度：20℃ 最大33℃ 30. 主油泵、脉冲泵进口油压：0.1MPa 31. 主油泵出口油压：1.08Mpa

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32. 脉冲泵出口油压：0.69Mpa 33. 第一脉冲油压：0.39 Mpa 34. 第二脉冲油压：0.294 Mpa 35. 润滑油压：0.08-0.12 Mpa

第二节 发电机规范

1. 制造厂家：南京汽轮电机厂 2. 型号： QFW-15-2 3. 功率： MW 15 4. 电压 ：KV 10.5 5. 电流：A 1031 6. 功率因数：0.8 7. 频率：HZ 50

8. 转数：r/min 3000

9. 临界转数：r/min 1556/4422 10. 励磁电压 ：V 220 11. 励磁电流：A 265

12. 出厂日期：2003年11月 13. 励磁规范：

14. 型号：TFLW80—3000A 15. 额定功率：80KW 16. 额定电压：250V 17. 转速：3000r/min 18. 额定电流：320V 19. 额定频率：150HZ 20. 励磁电压：36.16V 21. 励磁电流：5.29A

第三节 汽轮机结构特性

1. C12—4.9/1.27型汽轮机是南京汽轮电机厂生产，为次高压、单缸单抽汽，

冲动式汽轮机，额定功率为12MW，与QFW—15—2型发电机，汽轮机在一定范围内，电负荷与热负荷能够调整以满足企业对电负荷与热负荷变化时的不同要求，机组允许在纯凝工况下运行。

2. 汽轮机通流部分由复速级和十一级压力级组成，第一段抽汽采用调整抽汽

由旋转隔板控制工业供汽的压力与流量。

3. 新蒸汽经自动主汽门后，再经过三通接头分左右两侧进入汽轮机、在自动

主汽门内设有蒸汽滤网以防水滴或杂物进入汽轮机。前汽缸上端蒸汽室内的配汽机构是提板式调节汽门，借助杠杆与调速器油动机相联，调节汽阀由六只汽门组成。第一、第二汽门是相互联通的，在正常参数时，三只汽门全开纯凝工况运行即可发出额定功率。

4. 汽轮机具有三段抽汽、一段抽汽为可调工业用汽抽汽，二段抽汽作为非调

整抽汽供至除氧器，当二段抽汽压力低于0.147MPa时则由可调抽汽口通过减压阀供给非调整抽汽至除氧器,三段抽汽供给低压加热器。

5. 在一、二段抽汽管道上装有液压逆止门，当主汽门关闭时抽汽逆止阀联动装

置联动，使抽汽逆止阀在弹簧力作用下自动关闭。由于三段抽汽压力较低故采用普通逆止门，同样满足逆止作用。

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6. 项目 参数 抽汽（段） 抽汽压力MPa QJ/RDKF-03-01-2012

抽汽温度℃ 流量 T/H 额定抽汽纯冷凝工额定抽汽纯冷凝工额定抽汽纯冷凝工工况 况 工况 况 工况 况 一 1.27 1.082 324 322.8 7.692 4.321 二 0.178 0.289 160 193.7 3.054 1.219 三 0.042 0.066 76.5 88.4 2.037 3.751 7. 汽轮机转子是采用套装结构形式，它是一种柔性转子，汽轮机转动方向顺汽轮机方向看为顺时针。

8. 汽轮机前轴承座的前端装有测速装置，在座内有油泵组，危急遮断器装置，

轴向位移发送器，推力轴承、前轴承，调节系统的一些有关部套，前轴承座的上部装有调速器，侧部装有调压器。汽轮机前汽缸与前轴承座采用猫爪式的结构联结。其横向与垂直方向均有定位膨胀滑销，以保证在热膨胀时轴承座中心不至变动。

9. 汽轮机通过一副刚性联轴器与发电机相连，转子盘车装置装于后轴承盖上，

由电动机驱动。通过蜗轮蜗杆及减速齿轮达到18（r/min），当转子转速高于盘车转速时盘车自动推出，在无电源时可手动盘车。

第四节 调节系统概述

1. 该机组采用全液压牵联式自整调节系统，系统在一定范围内能实现自控调

节，即改变电负荷，热负荷保持不变。改变热负荷，电负荷可保持不变，由主油泵和脉冲泵组成的油泵组，主油泵供调节系统动力油，保护系统工作油，注油器动力油和轴承的润滑油。脉冲泵发出转速信号，并向第一第二两路脉冲油路供油，建立脉冲油压。脉冲油压经过错油门，油动机控制着调节汽阀（或旋转隔板）。当压力变换器接热负荷（抽汽压力信号）变化后，调节汽阀和旋转隔板同时相反动作，即一个开大，另一个关小。如增加电负荷时则调速汽门开大，旋转隔板也开大，抽汽量基本不变、增加热负荷时则调速汽门开大，旋转隔板却关小，电负荷基本不变。

2. 在抽汽工况下，发电机甩负荷时，由于抽汽压力降低，调压器将阻止调节

阀门关闭转速进一步升高。为了限制调压器的这种反调作用，该系统设置了液动阀。当油开关跳闸时，电超速保护装置电磁阀动作。使一路压力油一方面进入单向阀，另一方面进入液动阀，即使调压器从系统中解列、又使两路脉冲油压升高、调节汽门和旋转隔板关闭。

第五节 安全保护项目

1. 危急遮断器动作转速 r/mim 3270～3330 停机 2. 危急遮断器复位转速 r/min 3055 ±15 手动复位 3. 喷油试验时危急遮断器动作转速 r/min 2920±30 4. 数字转速表超速停机转速 r/min 3360 5. 轴向位移正向报警值 mm +1.0 6. 轴向位移正向停机值 mm +1.3 7. 轴向位移负向停机值 mm -0.6 8. 冷凝器低真空报警值 MPa -0.0875 9. 冷凝器低真空停机值 MPa -0.061 10. 轴瓦回油温度报警值 ℃ 65

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11. 轴瓦回油温度停机值 ℃ 75 12. 轴瓦瓦块温度报警值 ℃ 100 13. 轴瓦瓦块温度停机值 ℃ 110 14. 主油泵出口油压低报警值 MPa 0.9

15. 润滑油压降低 MPa 0.05～0.055 投交流泵、报警 16. 润滑油压降低 MPa 0.04 投直流泵、报警 17. 润滑油压降低 MPa 0.02～0.03 停机

18. 润滑油压降低 MPa 0.015 停盘车机构

19. 润滑油压升高 MPa 0.12 (可达0.15MPa)停交流泵、报警 20. 主蒸汽压力高报警值 MPa ≥额定值+0.2 21. 主蒸汽温度高报警值 ℃ ≥额定值+10 22. 主汽门、抽汽阀门关闭时间S <1 23. 轴承振动报警值 mm 0.06

第六节 保护装置说明

机组保护装置主要有以下内容：

危急遮断器，危急遮断油门和危急遮断复位装置，OPC电磁阀（电超速保护装置），AST电磁阀（自动停机电磁阀），抽汽阀联动装置，转速测量装置。 1. 危急遮断器采用飞环式，当汽轮机转速超出额定转速的9～11%（3270～

3330）r/min时，飞环飞出，使危急遮断器油门挂钩脱扣动作，使油门滑阀上移，，泄保安油压，建立事故油压，使自动主汽门关闭，通过自动主汽门关闭信号使抽汽逆止门关闭。同时压力油进入事故油路，使高压油动机和旋转隔板油动机关闭。事故油将调压器解列。

当需要认为停机时也可以手拍危急遮断手柄。机组启动前需要将“遮断”手柄拉回正常位置。

2. OPC电磁阀（电超速保护装置）：主要在发电机开关跳闸时起保护作用，当

发电机开关跳闸时，发信号接通时间继电器和OPC电磁阀电磁铁建立事故油、关闭调速汽阀，同时一抽快关阀关闭，此时自动主汽门不关，时间继电器延时3秒开启触头、OPC电磁阀复位切断事故油，使调速汽门开启，维持机组空负荷运行。

3. AST电磁阀（自动停机电磁阀）：

它由电磁铁和受电磁控制的油门部分组成，电磁铁通电时，油门活塞下移，泄掉保安油，建立事故油，使所有汽门关闭，使电磁铁动作的信号有六个，分述如下：

1) 转速测量装置：配有数字转速表，显示机组转速。当转速升至额定转速

的12%（3360r/min）时，发出保护停机信号。

2) 轴向位移测量装置：当转子轴向位移达到1.3mm或-0.6mm时发出事故

停机信号。

3) 辅承回油及轴承瓦块温度保护装置：

当轴承回油温度65℃时，发出报警信号。达75℃时发出保护信号，保护投入则自动停机。

当轴承瓦块温度达100℃时，发出报警信号，达110℃时发出保护信号，保护投入则自动停机。 4) 润滑油保护装置：

当润滑油压力降低时对由电接点压力表发出信号，润滑油压力降至

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0.05～0.055 MPa时发出润滑油压力低信号并联动交流润滑油泵，润滑油压力降至0.04 MPa时，联动直流润滑油泵，润滑油压力降至0.02～0.03 MPa时发出润滑油压力过低信号，并通过保护装置自动停机，润滑油压力降至0.015 MPa时，盘车将通过保护装置自动停止或限制盘车投入运行。 5) 低真空保护

当凝汽器真空降至-0.0875 MPa时发出凝汽器真空低报警信号，凝汽器真空降至-0.061 MPa时发出保护信号并停机.

6) 手动停机：当发生事故必须紧急停机时，可手按紧急停机按钮发出信号

停机。

4. 抽汽阀联动装置：

由电磁铁、复位线圈和阀体组成。除在上述油开关跳闸时动作外，主汽门关闭时也会关闭。若要重新开启逆止阀，须手动拉复位拉杆或给复位线圈通电吸出复位拉杆，让活塞回到正常位置。 5. 机组所配测速装置：

前箱内装有两个测速探头，一个供给机头转速表，另一个DCS及保护装置。

第七节 辅助设备规范

泵类

泵 流量 电机 电压 电流 转速 台数 10KV 25.1 2982 3 名型号 扬程 转速 型号 功率 称 给DG85- 85 720 2950 Y450-2 355KW 水8039 泵 凝4N6 40 0.583 2950 Y180 22KW 结MPa M-2 水泵 循20SHU 2016 22 970 Y355-6 185KW 环-19 水泵 射IS125- 100 12.5 1450 Y132 5.5KW 水100-200 S-2 泵 胶125ss 90 15 1460 Y150M 11KW 球-15 -4 泵 给功率 转速 进汽 进汽进汽量 排汽 水压力 温 汽压 - 7 -

380V 42.2 2940 2 380V 345 990 2 380V 11.6 1440 2 380V 22.6 1460 1 排汽温度 1

泵小汽机 度 350KW QJ/RDKF-03-01-2012

2950 1.17±3148.5T/h 0.2±220℃ r/min 0.1MPa ±0.05MPa 20℃

1. 自然通风塔规范 型式 项目 冷却面积 塔高 塔顶直径 喉部直径 塔底直径 落水密度 水池深度 塔盆容积 供水高度 通风口高度

钢筋混凝土双曲线自然通风塔 单位 m2 750 m 45 m 18.218 m 16.18 m 33.856 m3/m2n m 2 m3 1800 m 8 m 4

第二章 汽轮机启动、正常维护和停机

第一节 禁止启动条件

在下列情况下禁止启动汽轮机

1. 危急保安器动作不正常,自动主汽门,调速汽门,抽汽逆止门卡涩不能严密

关闭.

2. 调速系统不能维持汽轮机空负荷运行或机组甩负荷后不能维持汽轮机转速

在危急保安器动作转速之内. 3. 上下汽缸温差超过50℃.

4. 汽轮机,发电机或同轴励磁机有清晰的金属摩擦声.

5. 主油箱油质不合格,或油系统充满油后主油箱油位在最低油位以下. 6. 辅助油泵及盘车装置失灵或盘车过程中有明显摩擦. 7. 汽轮机本体及主蒸汽管道保温不完整. 8. 汽轮机系统中有严重漏泄

9. 主要仪表(转速表,主蒸汽压力表,温度表,轴向位移,真空,金属温度,油压

等)保护装置失灵.

第二节 启动前准备工作

1. 大、中、小修后的起动应有部长,专责技术人员参加,由值长统一指挥. 2. 班长在接到汽轮机的起动命令后,应立即通知司机及有关人员,做好启动前

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的准备工作。

3. 起动工具准备齐全,设备周围清扫干净.

4. 对全部设备进行详细检查,确认安装或检修工作已全部结束,工作票收回,

设备处于备用状态.

5. 油箱油位在最高位置(+100mm)并通知化学化验油箱油质合格. 6. 危急保安器处于挂闸位置,调压器在解列位置.

7. 联系热工电气送表计、警报、电动门电源、通往各信号装置及指示仪表的

一次门打开.

8. 盘动电动机时对轮应轻快,对长期停用的电机应测绝缘联系电气送电. 9. 热工及电气信号试验良好.

第三节 启动前系统检查

1．调节保安系统、油系统

1) 危急保安器,抽汽调压器均处于停机断开位置.

2) 同步器 ,高压油动机、旋转隔板油动机,自动主汽门均处于零位.

3) 调节保护系统设备均处于完好状态,调节连杆,绞连位置正常,润滑良

好.

4) 油箱油位正常,油质良好,油位计上、下活动灵活好用.

5) 油箱及冷油器放油门在关闭位置,事故放油门在全关位置并挂禁止操作

牌。

6) 调速油泵、交、直流润滑油泵入口门、冷油器出入口油门开启低油压继

电器来油门开启,油系统各压力表门应开启.

2．主汽、抽汽及疏水系统

1) 检查运行炉至母管并汽门开启,停运炉至母管并汽门关闭,适当开启疏

水.

2) 汽轮机电动主闸门及旁路门关闭. 3) 一段抽汽至分汽缸供汽电动门关闭。三抽至低加进汽门在低加随机启动

时开启,否则关闭.二段抽汽至非调整抽汽母管供汽门关闭. 4) 加热蒸汽母管至均压箱,一段抽汽至均压箱供汽门关闭. 5) 电闸门前疏水门开启,防腐汽门开启,调速汽门、本体及抽汽管路疏水门

开启.

3．轴封供汽系统

1) 一段抽汽至均压箱供汽门,加热蒸汽母管至均压箱供汽门关闭 2) 均压箱疏水门开启.

3) 均压箱至后轴封供汽门开启.

4) 除氧器汽平衡至均压箱供汽门关闭. 4．空气系统

1) 凝汽器两侧空气门,凝结水泵空气门应开启. 2) 凝结水泵密封水门开启

3) 高、低压加热器空气门,低加放水门,真空破坏门应关闭. 5．凝结水系统

1) 凝汽器热水井放水门,凝结水泵出口门,轴封加热器近路门,低压加热器

近路门,低压加热器出口水门,凝结水管路放水门关闭.

2) 凝结水泵入口门,轴封加热器出入口水门,低压加热器入口水门,凝结水

再循环门开启，抽汽逆止门电磁阀保护水入口总门均应开启或适当开

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启.

3) 凝汽器水面计投入,补水至2/3处关闭凝汽器补水门. 6．循环水、冷却水系统。

1) 循环水泵入口门开启,出口门关闭.

2) 凝汽器循环水入口联络门开启,凝汽器出口循环水门开启. 3) 凝汽器水室放水门关闭,水侧放空汽门开启.

4) 循环水至冷却水母管联络门开启,冷却水至冷油器,空冷器冷却水滤水

网出入口门开启,放水门关闭.

5) 冷油器,空冷器冷却水入口门开启,出口门关闭. 6) 工业水至冷油器,空冷器冷却水门关闭.

7) 给水泵等转动设备冷却水,密封水来水,回水总门开启,泵体入口冷却,

密封水门关闭,回水门开启.

7．高压加热器系统

1) 高加水侧出入口电动门开启,旁路门关闭,水侧放水门关闭. 2) 高加汽侧放水门开启,危急放水门关闭.

3) 高加疏水器浮质灵活,疏水器汽、水平衡门开启. 4) 高加疏水至除氧器门关闭.

第四节 暖管:

1.暖管：

1) 与锅炉联系进行暖管；

2) 稍开进汽门旁路门，将主汽管道内压力提至0.2～0.3MPa，暖管20～

30min； 2.升压： 1）继续开启进汽门旁路门，按下表升压：（汽温提升速度 不大于3℃/min）； 压力范围 MPa 0.3﹣0.6 0.6﹣1.5 1.5﹣4.0 4.0﹣4.9 升压速度 MPa/min 0.05 0.1 0.2 0.5 2）升压过程中，根据汽温汽压调整排疏水门开度； 3）升压过程中，注意防腐汽门是否冒出蒸汽，发现冒汽时应校严电动主汽

门及旁路门，严防蒸汽漏入汽缸；

4）升压结束后，进汽门前后差不大于0.3MPa时全开进汽门，然后关闭进汽门旁路门。

3. 暖管及升压时的注意事项：

1. 检查管道膨胀情况及固定支吊架的状态；

2. 确认管道、法兰、焊口、阀门等应无漏汽现象；

3. 暖管结束后，开启直排大气疏水检查门，观察排汽颜色，确认暖管已

好。

4. 升温升压过程中，应调节疏水门，控制升温速度不大于3℃/min。 5. 大修后第一次启动时，暖管时间应适当延长。检查管道、法兰有无漏

汽现象。

第五节 汽轮机启动前的操作.

1给水泵等10KV转动设备做静态启、停、事故按钮及联动试验.

1) 当电气通知可做试验后,分别按各给水泵启动开关启动.此时红灯亮绿

灯灭,再分别按给水泵停止开关.此时绿灯亮,红灯灭.

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2) 将各给水泵在试验位置上启动,在分别按各给水泵事故按钮.此时绿灯

亮,红灯灭,给水泵应停止.

3) 将一台给水泵在试验位置启动将另一台给水泵投入联锁开关,按下启动

给水泵的事故按钮或按下启动给水泵停止按钮.此时原转动给水泵跳闸,红灯灭,绿灯亮,投入联动的备用给水泵应启动.此时绿灯灭,红灯亮,合上联动泵开关,断开跳闸泵开关,用同样方法做其它泵互联试验. 4) 试验正常后,将各泵联锁断开,联系电气各泵送电. 2．循环水泵,射水泵,凝结水泵等380V转动设备不能做静态试验,故应投入动力电源试验.

1) 将试验泵入口门开启,出口关闭,在入口必须有工作介质的情况下进行

试验.

2) 动态试验应互为联动试验.

3) 试验方法除带转动设备外,其它与给水泵试验方法相同,因带机械试验

故试验时间不得过长。

3. 转动设备试验及启动前检查

1) 离心泵入口门开启,出口门关闭。（容积泵入口门关闭,出口门开启） 2) 转动设备轴承冷却水,密封室冷却水及密封水门开启,开度调整正常. 3) 承轴油质良好,油位正常,带油环的轴承,油环灵活无卡涩.

4) 所有转动设备地角螺丝,对轮螺丝紧固,保护罩完整可靠,盘动对轮轻

快. 5) 电机、电缆盒及电机接线良好,转动设备联锁在断开位置,系统无漏泄现

象.

4.启动润滑油泵向油系统充油排空气,检查各轴瓦回油情况及油系统是否有漏泄情况.

5．启动调速油泵。进行全面检查,一切正常后,逐渐开启调速油泵出口门,使调速油压高于0.8MPa润滑油压达0.08～0.12MPa.主油泵入口油压高于0.07MPa.停止润滑油泵.

6．启动排油烟机,维持油箱油面微负压即10～30mmHg. 7循环水泵启动

1) 泵启动前进行全面检查,将泵放空气门开启.

2) 启动循环水泵,检查电流、出口压力、振动、声音轴承等各部位应正常. 3) 缓慢开启出口门、泵体放空气门见水后将其关闭. 4) 开启备用循环水泵泵体放空气门,见水后将其关闭. 5) 进行凝汽器通水工作. 8．启动凝结水泵.

1) 泵启动后,缓慢开启泵出口门,检查电机电流、出口压力、振动、轴承及

冷却密封水情况,运行应正常.

2) 调整凝结水再循环门保持凝汽器水位.

3) 泵运行正常后,将备用泵联锁投入,备用泵出口门开启,真空侧阀门密封

水投入.

9．启动盘车装置.

1) 盘车装置完好

2) 拉开锁销,向机头侧推动搬手,同时逆时针转动盘车电机手轮.直至搬把

到底,齿轮咬合.

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3) 启动盘车检查内部声音、振动、盘车电流及主轴转动情况. 4) 投入盘车联锁开关. 10．启动射水泵

1) 启动射水泵,泵启动后进行全面检查,一切正常后开启出口门. 2) 运行泵正常后,将备用泵联锁投入,备用泵出口门开启. 3) 保持射水池水位正常,开启射水抽汽器空气门. 11．轴封供汽

1) 缓慢开启加热蒸汽母管至均压箱供汽门.维持均压箱压力为2.94～

29.4KPA温度160～200℃.

2) 开启轴封回汽值轴加进汽门.(盘车未投入前禁止向轴封供汽). 3) 投入轴抽风机.

4) 机组冷态启动前,向轴封供汽至转子冲动,时间不超过5分钟.

第六节 冷态启动及注意事项

1.冲动条件

1) 主蒸汽压力:4.0MPa以上 2) 主蒸汽温度:320℃以上 3) 凝汽器真空:-61KPa以上 4) 润滑油温度不低于35℃ 5) 润滑油压力大于0.08 MPa

6) 保护电源均投入,调压器应在解列位置. 7) 除真空保护解除外,其余保护均投入. 2．汽轮机冲动

1) 机组挂闸,打开调速汽门及旋转隔板. 2) 按启动记录要求,详细记好启动前记录.

3) 开启自动主汽门手轮至1/3处,全开电动主闸门旁路一次门,缓慢开启

电动主闸门旁路二次门冲动转子,当转子冲动后检查盘车应自动脱开.盘车电机停止运行,否则立即停止汽轮机冲动运行,将盘车手柄锁好. 4) 转子冲动盘车脱开后转速升至500r/min。进行全面检查,特别注意倾听

轴封、前箱内部及汽轮机内部声音,检查真空、油压、油温各轴瓦回油量、上下汽缸温差等，确信一切正常后,在此转速下暖机10～20分钟.关小主汽管道疏水,低速暖机真空应维持在-61～66.7 KPa.

5) 低速暖机后进行全面检查,上下汽缸温差小于50℃,油温35℃以上，开

大自动主汽门以100r/min的速度将转速升至1000～1200r/min,在此转速下暖机60分钟。并检查各疏水是否正常。

6) 中速暖机后,检查上下缸温差小于50℃,油温35℃以上，真空-80KPa以

上，开大主汽门以600r/min的速度快速,平稳通过临界转速。即快速通过汽轮机临界转速1430r/min.并快速通过发电机临界转速1649r/min.通过临界转速后以300r/min的速度升速至调速系统工作转速2850r/min。

7) 调速系统工作后,调速汽门逐渐关小.用同步器将转速升至3000r/min,

全开自动主汽门.电动主闸门。全关电动主闸门旁路一、二次门。 8) 此时主油泵出口油压在1.08 Mpa，主油泵入口油压在0.09 Mpa，脉冲(信

号泵)出口油压0.69 Mpa，第一脉冲油压0.39 Mpa，第二脉冲油压0.294MPa,润滑油压应大于0.08 Mpa。

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9) 机组定速3000 r/min检查油温油压,上下缸温差一切正常后,将调速油

泵停止运行,停止调速油泵时,设有专人监视主油泵出口油压及润滑油压,调速油泵出口门应缓慢关小至全关,调速油泵停止后缓慢开启出口门,严密监视油压变化,油压发生异常应查明原因,否则不得停泵。

3．机组启动中注意事项：

1) 升速和暖机过程中,振动超过0.03mm时应降低转速，直到振动消除为止.

并在此转速下运行30分钟.继续升速时振动仍未消除,必须再次降速,并运行120分钟后再升速.如振动仍不消除,则应停机检查,通过临界转速时振动不应超过0.1mm.

2) 升速及加负荷过程中,蒸汽参数变化不应过快。应按规程规定升温升压,

不得降参数运行,并严防参数上下波动。

3) 蒸汽过热度应保持50℃以上.随蒸汽参数的升高,应逐渐关小疏水。 4) 认真监视机组振动、膨胀、真空、推力轴承及轴瓦回油温度变化, 以及

上下缸温差变化情况。

5) 冷油器出口油温40℃时应投入冷油器冷却水。

6) 认真监视主油泵出口压力、调速油压、润滑油压的变化。 7) 各段抽汽压力不得超过额定值,否则及时调正。

8) 新投入运行的设备,系统应加强检查,发现问题及时汇报,及时调整处

理。

9) 注意排汽室温度不得过高,否则采取措施 (空载<100℃,带负荷<65℃)。 10) 按规程要求做好各项试验工作,准确填好各项试验及启动记录. 11) 做好各专业间互相配合及联系工作。 4．发电机并网、带电热负荷。

1) 经全面检查,机组运行无异常.用同步器控制维持机组3000r/min运行,

并向主控发出<可并列>信号。

2) 接到电气主控发出<以并列>信号后用同步器将负荷加至0.6MW。 3) 停留20分钟,全面检查参数正常以后,可关闭本体及所有管道疏水。 4) 一切正常后以0.24MW/min的速度将负荷加至6.0MW停留10分钟,全面

检查正常后以0.3MW/min的速度将负荷加至12.0MW。

6. 加负荷过程中的操作。

1) 随着负荷的增加逐渐关小疏水。

2) 及时调整凝汽器、除氧器水位,如加热器随机启动必须保证加热器水位

正常。

3) 冷油器投入运行后加强监视、调整，使油温保持在35～45℃。

4) 发电机入口风温度35℃时,投入发电机空冷器冷却水使入口风温稳定在

25～35℃.

5) 增加负荷过程中,严格监视机组运行情况,如上下缸温差超过50℃,应停

止加负荷,在该负荷下暖机,并加大疏水,使温差恢复.

6) 加负荷过程中,认真监视机组的振动情况,机组振动增加应检查蒸汽参

数、油温、油压及汽缸膨胀情况。

7) 当汽轮机一级抽汽压力高于0.25MPa时开启至均压箱供汽门，关闭新蒸

汽至均压箱供汽门。注意调整轴封供汽压力。

第七节 热态启动机注意事项

凡停机在12小时以内或前汽缸调节级处及汽缸金属温度150℃以上再启动则为

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热态启动.

热态启动注意事项:

1) 进入汽轮机的蒸汽温度应高于汽缸壁温度100℃以上,并有50℃以上的

过热度.

2) 汽轮机上下缸温差不超过50℃。 3) 冷油器出口温度不低于35℃。 4) 盘车连续运行不得少于4小时。

5) 热态启动应先向轴封供汽,后抽真空,真空应在-0.08Mpa。 6) 汽轮机冲动前,开启汽缸本体及抽汽管道疏水。 7) 冲动前的准备工作与冷态启动相同。

8) 冲转后用2分钟时间将转速升至500r/min.检查维持暖机3分钟。 9) 用5分钟时间均匀升速至1200 r/min全面检查并暖机3分钟。 10) 用5分钟时间将转速均匀的加至3000 r/min.

11) 发电机并列后以0.5MW/ min的速度加负荷至汽缸温度对应的负荷点,

而后按照正常加负荷的速度增加负荷至额定.

12) 热态启动升速加负荷其间应尽可能避免不必要的停留,以防上汽缸受到

冷却。

13) 汽轮机热态启动应设专人测量汽轮机组的振动,如振动大于0.05mm应

故障停机.在启动过程中,主蒸汽温度不得下降,通过临界转速应快速平稳。

第八节 调整抽汽投入与退出

1.调压器投入。

当电负荷加至4.0MW时,可根据热负荷的需要投入工业抽汽。其方法如下。

1) 通知副值班员做好分汽缸投入准备.

2) 检查调压器应在<解列>位置时顶部的调节手轮应松开,调压器上的液动

阀门应在开启位置.调压器膜盒充满水,将其通往抽汽的阀门打开. 3) 逆时针方向缓慢转动调压器侧面手轮,将第二脉冲油路的节流孔打开随

着第二脉冲油压的建立(0.2MPa以上),旋转隔板也随之关小.应控制抽汽口的压力升高速度.(每分钟不超过0.05MPa).

4) 将调压器底部的切换手柄转至<投入>位置,此时调压器投入工作. 5) 调整调压器顶部手轮,使抽汽压力达到所需要值.

6) 开启抽汽阀门即可供汽,供汽中可用调压器随时调正抽汽压力为定值. 2．调压器投入时应注意

1) 当汽轮机调整抽汽与其它汽源并列运行时,应调整调压器使抽汽压力高

出送入管路压力0.029MPa,方可开启抽汽门向外供汽. 2) 抽汽量的增加速度应平稳,不得大于5t/min. 3) 电负荷与热负荷不允许同时增加.

4) 调压器及旋转隔板油动机的<解列>程序和<投入>程序相反,操作应注意

负荷平稳变化.

5) 调压器投入后,由于意外原因使调压器上的液动阀动作,使调压器自动

解列时,应将调压器切换手柄搬至<解列>位置。关闭调压器侧面的第二脉冲油节流阀.而后根据机组运行状态重新投入调压器。

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第九节 汽轮机组正常运行及维护

1.正常维护的要求

1) 运行人员必须严格执行电力工业安全规程的要求.

2) 运行人员必须严格执行岗位责任制,交接班制,设备巡回检查和定期轮

换制度的各项要求.

3) 值班其间必须在值长的统一指挥下,完成各级领导下达的生产,工作任

务,坚守岗位,服从领导.

4) 在确保人身设备安全的基础上,保证机组在最经济状态下运行. 5) 认真对设备巡视检查,做好设备定期试验和运行维护工作.

6) 对设备的异常状态要做到五及时：及时发现、及时汇报、及时分析、及

时处理、及时记录。

7) 值班人员必须清楚设备运行方式,改变设备运行方式要有计划、有预想、

有汇报、有记事。

8) 值班人员对设备故障和事故,应及时发现及时处理,处理事故要做到稳、

准、快、不要扩大事故。

9) 处理大型事故要有全局观念,服从统一指挥,处理事故要保证重点,限制

事故范围。

10) 当值班人员发现操作命令有明显错误,直接威胁人身和设备安全时,应

申述理由,必要时可越级报告,但没有执行命令而造成事故扩大者,应由不执行命令者负责。

11) 值班人员对本专业所管辖设备应保持清洁,做到沟见底，轴见光，设备

见本色，文明生产。

12) 对岗位工器具、清扫工具、各种记录、表报等必须妥善管理,交接班认

真检查。

13) 值班人员在值班其间不得串岗离岗,如必须离开岗位应向班长请假。 14) 每小时正点记录一次表报,发现仪表读数与正常数值有差别时应查明原

因及时调整处理.使其恢复正常。

15) 每一小时进行全面检查,每半小时进行一次重点检查,采用看、嗅、摸、

听、试、测、对比等方法,发现异常及时汇报、调正、处理，使设备运行恢复正常。

16) 离开岗位一个月以上,重新上岗时必须熟悉规程、系统和岗位情况,并经

过考试合格后,方可重新上岗。

2.汽轮机正常运行维护参数:

1) 主蒸汽压力：4.90MPa

i. 最高5.1 MPa ii. 最低4.60 MPa

2) 主蒸汽温度:470℃

i. 最高:480℃ ii. 最低:455℃

3) 凝汽器真空：-87.5Kpa以上。 4) 主油泵入口油压：0.1 MPa 5) 调速油压：1.08 MPa

6) 润滑油压：0.08～0.12 MPa 7) 脉冲油压:0.69 MPa

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8) 第一脉冲油压:0.39 Mpa 9) 第二脉冲油压:0.29 MPa 10) 冷油器出口油温:35～45℃ 11) 轴承回油温度:<65℃ 12) 轴瓦金属温度:<100℃ 13) 轴向位移：+1.0～-0.6mm 14) 发电机入口风温25～35℃ 15) 均压箱压力:2.94～29.4KPa 16) 轴封加热器内压力:-1～-5KPa 17) 给水温度:153℃ 18) 排汽压力：-85KPa

19) 排汽室温度:带负荷<65℃空负荷<100℃ 20) 凝结水过冷度不大于2℃端差不大于8℃ 21) 循环水出入口温差8～10℃ 22) 循环水温度：20～33℃ 3.抽汽参数：

1) 压力 1.27MPa 温度324℃

2) 抽汽压力变化范围:0.981～1.471MPa 3) 抽汽量50T/H 最大：80T/H 4.凝汽器水位：500～1000mm 5.高压加热器水位: 200～450mm

6.转动机械:滑动轴承不高于70℃,滚动轴承温度不高于90℃。 7.振动要求: 振动标准（mm） 转速 3000rmp 1500rmp 1000rmp 750rmp 项目 电机类 50um 85um 100um 120um 泵 类 50um 80um 100um 120um 第十节 停机 1.停机前的准备工作:

1) 通知有关人员,做好停机准备工作.

2) 准备好操作工具,做好停机准备工作，办好停机操作票。

3) 试转调速油泵、盘车电机、交直流润滑油泵,油泵试转正常后,将其停止

并开启出口门备用 4) 试验联络信号应正常

5) 将均压箱供汽改由加热蒸汽母管，稍开加热蒸汽管至均压箱供汽门,缓

慢关闭一段抽汽至均压箱供汽门,同时调整加热蒸汽母管供汽门,维持均压箱压力2.94～29.4KPa。

2.停机过程中的注意事项:

1) 停机过程必须在值长的统一指挥下,操作前必须做好各专业间及岗位间

的联系工作.

2) 停止过程中公共系统的操作,必须通知值长后方可进行.

3) 减负荷过程中,锅炉参数不得有较大变化，必须保证主蒸汽有100℃的

过热度,上下汽缸温差不得超过50℃.

4) 停机过程中发现异常,应及时汇报,及时调整和处理.

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5) 6) 7) 8) 9)

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减负荷到零,方可解列发电机.

电气来<已解列>信号,发电机才解列,此时应注意汽轮机转速不得升高。 如需要试验,按规程要求进行：

调速油泵启动后,润滑油压应在0.08～0.12Mpa。

手打危急保安器,关闭自动主汽门,但必须检查调速汽门及抽汽逆止门应关闭。

10) 减负荷过程中,如蒸汽参数下降较快,应及时开启本体及管道疏水。 11) 减负荷过程中,应随时监测机组振动及各部运行情况。 3.汽轮机停机

1) 以每分钟0.3MW/min的速度减负荷。

2) 负荷减至8.0MW时,停止高压加热器器运行。逐渐减少热负荷直至到零。

然后将调压器解列。

3) 继续减负荷,在减负荷过程中应及时调整轴封供汽,凝结水再循环门并

注意油温,发电机风温和汽温汽压真空等情况。

4) 负荷减到零方可解列发电机,电气来<发电机解列>信号,注意汽轮机转

速不得升高,关闭空冷器冷却水.

5) 启动调速油泵,开启出口门,保证调速油压,润滑油压正常.

6) 手打危急保安器,关闭自动主汽门手轮和启动阀,关闭电动主闸门,将同

步器退至零位.

7) 关闭低加出口水门,用凝结水再循环保持凝汽器水位. 8) 关闭射水泵出口门,停止射水泵运行,开启真空破坏门.

9) 主轴静止真空到0停止轴封供汽,记录惰走时间投入盘车,记录盘车电

流。

10) 启动交流润滑油泵,停止调速油泵,冷油器油温35℃以下时,停止冷却

水。

11) 连续盘车时间不得少于4小时,直至汽缸温度降至150℃以下.

12) 连续盘车结束后,解除低油压联锁,停止盘车、润滑油泵、排烟机。 13) 盘车停止后,若因汽缸进汽或轴封供汽门不严,使汽缸温度升至150℃以

上,可重新启动润滑油泵及盘车装置,并查找漏汽原因。 14) 当排汽室温度低于50℃时可停止凝结水泵。

15) 当排汽室温度降至50℃时以下时,停止循环水泵运行注意排汽室温度不

得升高。

16) 停机后进行全面检查,记好停机记录。

第三部分 B12-4.9/1.275型机组运行规程

第一章 设备规范及性能 第一节 汽轮机规范及特性

1. 制造厂家：南京汽轮机厂 2. 型号：B12－4.90/1.275 3. 频定功率：12MW

4. 轮机额定转速3000r/min

5. 汽轮机单个转子临界转数 一阶 1537r/min

二阶 6944r/min

6. 主蒸汽门前蒸汽压力

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1) 最高 5.1 Mpa 2) 额定 4.9 Mpa 3) 最低 4.6 Mpa

7. 主蒸汽门前温度

1) 最高 480

2) 额定 470 ℃ 3) 最低 455 ℃

8. 额定排定压力/温度 Mpa/℃ 1.275/314.3 9. 排定压力变化范围 Map/℃ 0.981-1.57 10. 额定进汽流量 t/h 156 11. 最大进汽量 t/h 178

12. 汽轮机转向（从机头向机尾看） 顺时针方向 13. 给水温度153℃

14. 额定工况汽轮机汽耗（设计值）kg/kw.h 12.974 15. 额定工况汽轮机热耗（设计值）kJ/kw.h 3989 16. 额定工况汽轮机汽耗（保证值）kg/kw.h 13.363 17. 额定工况汽轮机热耗（保证值）kJ/kw.h 4108.7 18. 汽轮机轴承处允许最大振动 0.03 mm 19. 过临界转速时轴承处允许最大振动 0.1 mm 20. 汽轮机本体总重 t 42.5

21. 汽轮机上半总重（连同隔板上半）t 12.5 22. 汽轮机转子总重 t 32 23. 调速系统速度变动率 ％ 4－6 24. 调速系统速度迟缓系 ％ ≤0.2 25. 油动机最大行程 mm 167 26. 汽轮机总级数 4级

27. 油泵进口油压 Mpa 0.1－0.15 28. 主油泵出口油压 Mpa 1.27

29. 轴承润滑油压力 Mpa 0.078-0.147 30. 排汽压力不等率 ％ ≤10

第二节 发电机规范

1. 制造厂家：南京汽轮电机厂 2. 型号： QFW－12－2A 3. 功率： 12MW 4. 电流： 825 A 5. 电压：10.5 KV 6. 功率因数： 0.8 7. 频率： 50 Hz

8. 转数： 3000r/min 9. 临界转数：r/min 10. 励磁电压：34.33V 11. 励磁电流： 5.33A 12. 额定电压：235V 13. 额定电流：297A

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第三节 汽轮机本体结构特性

1. B12－4.90/1.275型汽轮机是南京汽轮机厂生产的。为次高压单缸冲动式、

背压式汽轮机。额定功率12MW与QFW－12－2A型发电机、循环流化床锅炉及其它附属设备组成一个成套发电供热设备。汽轮机在一定范围内电负荷与热负荷能够调整以满足企业对电负荷与热负荷变化时的不同要求。 2. 汽轮机转子由一级双列调节级和3级压力级组成，汽轮机转子采用套装式

的柔性结构形式，叶轮为刚性锥形叶轮结构，叶轮之间用套筒隔开。 3. 装于前汽缸上端蒸汽室内的配汽机构是提板式调节汽阀，借助机械杠杆与

油动机相连，调节汽阀由8只汽门组成，第一、第二汽门是相互连通的。 4. 在汽轮机前轴承座的前端装有测速装置，在座内有油泵组，危急遮断装置，

推力轴承前轴承及调节系统的一些有关部套，前轴承座的上部装有油动机。前轴承座与前汽缸用“猫爪”相连，在横向和垂直方向均有定位的膨胀滑键，以保证轴承座在膨胀时中心不致变动。

5. 汽轮机通过一副刚性联轴器与发电机相连，转子盘车装置装于后轴承盖上，

由电动机驱动，通过蜗轮蜗杆副及齿轮减速达到所需要的盘车速度。当转子的转速高于盘车速度时，盘车装置能自动退出工作位置。在无电源的情况下，在盘车电动机的后轴伸装有手轮，可进行手动盘车。 6. 主蒸汽系统

来自锅炉的新蒸汽经隔离阀到主汽门。主汽门内装有蒸汽滤网，以分离蒸汽中的水滴和防上止杂物进入汽轮机。蒸汽由主汽门经三通接头发别进入汽轮机蒸汽室两侧。

7. 主汽门由自动关闭器启动闭合。主汽门碟阀是一种双重碟阀，在一个大碟

阀中有一个小的预启阀，当汽轮机升速到调速汽阀动作（关小）后，主汽门即可进行全开操用。

8. 自动关闭器由油动机和断流式错油门组成。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。当油压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，因而自稳定性能好。自动关闭器设有活动试验滑阀，在长期运行时，可以活动主汽门，以防卡涩。 9. 汽封系统

汽轮机前后汽封近大气端的腔室和主汽门、调节汽阀近大气端的漏汽均有管道与汽封加热器相连，使各腔室保持-1.013kpa－5.066kpa的真空，以保证蒸汽不漏入大气。同时可将此漏汽加热补给水以提高机组的经济性。前后汽封的平衡腔室和各阀杆的高压漏汽端均与除氧器相连，前汽封第一个汽室接排汽管。

第四节 调速系统工作原理及系统介绍

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EH液压执行机构组成。数字控制系统包括数据彩集（DAS）。数字电液调节系统（DEH）。汽机跳闸保护系统（ETS）和汽轮机安全检测系统（TSI）。DEH——NTK系统控制精度。自动化水平高。同时热电负荷自控性也大为提高。它能实现升速（手动或自动）配合电气并网。电负荷控制（阀位控制或功频控制）背压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。 DEH基本工作原理

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1) DEH控制系统的主要目的是控制汽轮发电机的转速和功率，从而满足电厂供

电的要求。对于供热机组DEH控制系统还将控制供热压力或流量。

2) DEH系统设有转速控制回路、电功率控制回路、背压控制回路、主汽压力控

制回路、超速保护回路等基本控制回路以及同期、调频限制、信号选择、判断等逻辑回路。

3) DEH系统通过SVA９电液驱动器控制油动机和进汽调门。从而达到控制机组

转速、功率、背压的目的。 4) 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门的位置反馈等信号同，进行分析处理，综合运算，输出控制信号到电液驱动器，改变调门的开度，以控制机组的运行 5) 机组在升速过程中（即机组没有并网），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。 6) 机组并网后，DEH控制系统便切换到功率控制回路，此回路有两种调节方式：

阀位控制方式，功率控制方式。 6 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制时，通过该系统去关闭汽轮机的全部进汽阀门，实现紧急停机。当下列任一条件出现时，ETS可发出汽机跳闸信号，使AST电磁阀动作，实现紧急停机。

1) 汽机超速110％（DEH来）3300r/min(三选二，三个探头)

2) 汽机超速110％（超速保护装置来）3300r/min（TSI来，一个探头） 3) 轴向位移大Ⅱ值（TSI来）1.3mm，-0.7mm 4) 振动高Ⅱ值（TSI来）0.12mm

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）0.02-0.03Mpa 10) EH油压低（DEH来）1.01Mpa 11) 发电机主保护动作（电气来）

12) 手动停机（双按钮，布置在后备盘上）（无投切） 13) 手动停机（DEH画面上操作） 7 TSI系统工作原理

TSI汽轮机监视仪表系统，用来在线监测对机组安全有重大影响的参数，以便在这些参数超过安全限制时，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。

第五节 DEH控制系统主要功能

1．挂闸

判断挂闸，挂闸即机组恢复，主汽门打开，可以冲转。机组准备判断挂闸的条件为：

1) 主汽门行程开关不在关的位置。 2) 启动油压已建立，>0.8Mpa。 3) 主汽门行程大于50％。

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4) 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。 2.自动挂闸：本系统可以实现远方挂闸，挂闸动作依靠挂闸装置启动阀操作装置电机得电动作实现。

自动挂闸的投入条件，需同时满足： ⑴未“挂闸”为真；

⑵“挂闸”按钮按下，使挂闸电机得电，建立保安油压，挂闸后自动开启自动主汽门，当主汽门行程大于90%后挂闸成功，同时复位挂闸电机； 自动挂闸的复位条件，任一条件成立： ⑴“挂闸”为真；

⑵“自动挂闸”投入30s后； 3.手动挂闸：

手摇同步器开启主汽门，同步器行程在最上面建立危急遮断油门复位油，下移5mm开始建立启动油压，主汽门随着启动油压的建立缓慢开启。 4.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电液驱动器控制。阀位给定信号与油动机升程的关系为：给定0～100%←→升程0～100%。 油动机整定在DEH-NTK操作站上操作，通过界面上的拉阀试验进行。允许整定条件为：需同时满足：⑴转速低于500r/min；⑵机组未并网；⑶“阀位标定试验投入”按钮按下(4)机组未挂闸。 5.启动前控制

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，而采用不同的启动曲线，可根据汽机汽缸壁温的高低选择热状态，下面为参考范围： ? T＜150℃ 冷态 ? 150℃≤T＜300℃ 温态 ? 300℃≤T＜400℃ 热态 ? 400℃≤T 极热态 6.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（可设定）快速通过临界区，在升速通过程中，通常需对汽轮机进行中速、高速暖机，以减少热应力。 1) 目标转速

在下列情况下，DEH自动设置目标转速： 汽机刚挂闸时，目标为当前转速； 油开关断开时，目标为3000r/min； 汽机已跳闸，目标为零。 2) 升速率

操作员可设定升速率（0，500）r/min。 在临界转速区内，速率强制为600r/min。 3) 临界转速

为了避免汽机在临界转速区内停留，DEH设置了临界转速区，当临界转速区内时，DEH自动以最高速率冲过。

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注意：现场应根据现场的临界转速值修改临界转速机暖机转速平台值。 4) 暖机

默认的汽机转速为500，1200，2500，3000r/min，达到目标转速值后，可自动停止升速进行暖机。若在升速过程中，需暂时停止升速，用鼠标点击“保持”，但在临界转速区内时，保持指令无效，只能修改目标转速。 5) 3000r/min定速

汽轮机转速稳定在3000r/min左右时，各系统进行并网前检查。 6) 同期

DEH自动进入同期后，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。

7) 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，油开关闭合。由于隔离开关是断开的，实际上发电机未并网。 7.负荷控制

当油开关闭合时，DEH立即增加给定值，使发电机带上初负荷（0.6MW）避免出现逆功率。

下列情况之一，则自动退出同期方式： ? 转速小于2950r/min或大于3050r/min ? 已并网

? 汽机已跳闸 目标

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： ? 负荷反馈刚投入时，目标为当前负荷值 ? 发电机刚并网时，目标为初负荷给定值 ? 反馈刚切除时，目标为参考量 ? CCS控制方式下，目标为CCS给定 负荷率

操作员设定，负荷率（0～50%额定功率）MW/min内。

CCS控制方式下，负荷给定值变化每个脉冲，油动机按0.5%工况阀门开度变化。 8.负荷控制方式 负荷反馈

负荷控制器是一个PI控制器，由于比较设定值与实际功率，经过计算后输出控制调节汽阀。

在同时满足以下所有条件后，可由操作员投入该控制器： ? 已经挂闸 ? 无ETS动作

? 在操作员自动状态 ? 已并网

? 无主汽压保护动作 ? 功率通道无故障

在满足以下条件时，负荷控制器切除：

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? 未挂闸 ? ETS动作

? 在“手动状态”

? 未并网主汽压保护动作 ? 功率通道全故障

? 功率PID设定值与测量值偏差大（大于10%额定功率） ? “功率回路切除”按钮按下 9.一次调频（一般情况下不投入）

汽轮发电机组在并网运行时，为保证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。 ? 不等率在3～6%内可调 ? 死区在0～30r/min内可调 ? 死区范围为：3000±死区值 10.快减负荷

当汽轮发电机组发生某种故障时，快速减小阀门开度，卸掉部分负荷，以防止故障扩大，故而DEH-NTK具有快速减负荷功能，该功能分为自动块减和手动快减。其中自动快减为一档，手动快减分两档，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。 11.负荷限制

可以设定高负荷限制和低负荷限制，使DEH设定目标值始终在此范围内。（注意：低负荷限制通常应设为0MW） 12.背压保护

为避免排汽压力变化过大，设置了排汽压力保护回路，限制排汽压力在设定的压力范围内变化。当排汽压力达到设定上限值时，将强制切换为阀位控制方式，同时负荷指令将按照0.5%/s的速率减小直至背压在正常范围内；当实际负荷低于额定负荷的10%（可修改），排汽压力保护动作复位。 13.背压控制

DEH-NTK系统具有背压控制功能，通过开关调整门开度使背压维持正常值。当机组并网稳定运行且负荷大于额定负荷的30%后，可以投入背压控制回路。 14.阀位限制

在操作画面上，点击“高调高限“、“高调低限”的当前值、将弹出一个数值输入口，此时可输入新的阀位限制值。该值将限制调门的开度不能大于或低于此值。

15.103%超速保护

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，调门恢复由电液驱动器控制，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，调门恢复由

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电液驱动器控制，即恢复调节系统控制。 若油开关跳闸出现甩负荷：

1.负荷>30%,油开关跳闸，则OPC硬件迅速动作，目标转速3000r/min。 2.负荷<30%,油开关跳闸，OPC软件迅速动作，目标转速3000r/min。 为了安全可靠，系统中设置了多道超速保护： ? DEH超速保护103%

? DEH电气超速保护110%

? 危急遮断飞环机械超速保护110～112% DEH还配有下列打闸停机功能： ? 操作员界面手打停机 ? 操作台手动停机 16.在线实验

DEH除了能提供上述功能外，还支持在线试验，其中包括：主汽门严密性试验、调速汽门严密性试验、调门活动试验、超速保护试验。 17.EH设备控制

EH油系统主要有两台EH油泵组成。两台EH油泵投入联锁后，一台泵工作，另一台泵备用，工作泵跳闸或出口压力低（2.5MPa），则联动备用泵启动。DEH-NTK提供了对EH油泵的控制功能。另如一台泵出现故障跳闸，则另一台泵自动合闸。

第六节 保安系统说明

1.主汽门自动关闭器及控制装置（启动阀）

主汽门能够实现远程控制及现场手动。启动阀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。启动阀的操作可手动也可通过伺服电机控制，同时启动阀可以对机组挂闸（行程>5mm）,或机械超速复位(行程到0mm），在正常运行时安全油将启动阀左部切换阀顶下，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。活动滑阀可在机组运行时现场在线活动主汽门以防其卡涩。为确保机组安全，*在停机后必须立即手动退回启动阀行程<5mm*,关闭主汽门。以防事故后挂闸主汽门突然打开造成机组转速飞升。 2.伺服执行机构

主要包括电液驱动器，油动机。电液驱动器为动圈式双极型位置输出（积分型），作为油动机的先导机构拖动错油门控制油动机活塞动作。油动机错油门与电液驱动器通过杠杆机械半刚性连接。同时原错油门下的单向阀保留。在保安系统遮断状况下，事故油仍可关闭油动机。 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：运行人员手动紧急脱扣的危急遮断装置;超速脱扣的危机遮断器;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，轴承回油温度高及油开关跳闸，DEH保护停机等。当出现保护（停机）信号时，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关闭调节汽阀。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。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，另一方面电气保护部套（电磁保护装置）的动作，也可直接建立事故油。 4.机械超速保护装置

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危急遮断器采用飞环式，当机组转速升至3300－3360/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，并通过建立事故油去关闭调节汽阀。 5.危急遮断及复位装置

当机组发生特殊情况，可手拍危急遮断装置紧急停机，此时可用手推塑料罩内之“遮断”手柄，使活塞移动，油路改变，关闭主汽门和调节汽阀。重新起动时需将手柄拉出复位，使油路正常。

复位手柄用于复位危急遮断油门。 6.电磁保护装置

电磁保护装置实际由两个部分组成，即两个电磁铁分别控制两个滑阀。一个电磁铁作用是接受不同来源的停机信号（即ETS系统停机信号），接通电磁铁电路而动作，去关闭主汽门，调节汽阀，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，轴承回油温度升高或瓦温高等保护信号，也可是手控开关停机信号等。另一个电磁铁接收OPC信号，其结果只产生事故油关闭调节汽阀。 7.其它保护装置

调节汽阀危急遮断装置－单向阀

为了防止万一主汽门因结垢或阀杆弯曲而卡涩不能关闭，本机组设有调节汽阀危急遮断装置－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，使错油门滑阀和油动机活塞动作，迅速关闭调节汽阀。正常运行时事故油压为0,至少应低于0.05MPa，否则将影响正常运行。 8.危急遮断指示器

当遮断时指示遮断状态，并发出开关信号，此开关信号但并不带任何保护和联锁。 10.启动阀

启动阀用于控制开启主汽门的自动关闭器，在正常状态时安全油建立，启动阀通往自动关闭器的控制油路接通，然后可以操作（手动或电动）同步器控制启动阀的滑阀以建立启动油开启自动关闭器。启动阀同时也可用于危急遮断油门复位。启动阀通过同步器来操作，手动就地操作，电动远程操作使行程到0mm即使危急遮断油门复位。

第七节 安全保护项目 序号 项目 单位 技术规范 备注 1 危急遮断器动作转速 r/min 3300～3360 2 危急遮断器复位转速 r/min 3055±15 3 喷油试验时危急遮断器动作转r/min 2920±30 速 4 TSI超速保护值（停机） r/min 3300 一个探头 DEH系统超速停机值 r/min 3300 三选二 5 转子轴向位移报警值（负推定mm +1.0或－0.6 负为反向 位） 6 转子轴向位移保护值 mm +1.3或－0.7 停机值 7 润滑油压降低报警值 MPa 0.05 启动交流油泵 8 润滑油压降低报警值 MPa 0.04 启动直流油泵 9 润滑油压降低保护值（停机） MPa 0.03 停机 - 25 -

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

润滑油压降低保护值（停盘车） 主油泵出口油压低报警值 轴承回油温度报警值 轴承回油温度高停机 径向轴承温度报警值 径向轴承温度停机值 正负推力瓦回油温度停机值 正负推力瓦温度停机值 轴承座振动报警值/停机值 电液驱动器供油压力低报警 电液驱动器供油压力低停机 背压保护高，停机 DEH停机保护 MPa MPa ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ mm MPa MPa MPa QJ/RDKF-03-01-2012

三选二 0.015 1.0 启动高压油泵 65 >75 4点逻辑或 100 4点,逻辑或 110 4点,逻辑或 >75 2点,逻辑或 >110 10点,逻辑或 0.06/0.12 2.5 启动备用泵 1.0 1.45 解列状态下 且转速通道全故障 45 35 +100 -100 23 24 25 26 27 28 30 31 32 33 34 35 电液驱动器供油温度高报警值 电液驱动器供油温度低报警值 电控油箱油位高报警值 电控油箱油位低报警值 发电机主保护动作 手动停机 手动停机 手动停机 高加水位高Ⅰ值，报警 高加水位高Ⅱ值，开放水 高加水位高三值，切高加 绝对膨胀值高Ⅰ/Ⅱ ℃ ℃ mm mm 电气来 双按钮,布置在后备盘上 (无投切) DEH画面操作 手拍前轴承座端面危急遮断器 680mm 730mm 900mm 30/35mm 第二章 汽轮机启动、停止及运行注意事项

第一节 禁止启动条件

在下列情况下禁止启动汽轮机

1. 危急保安装置动作不正常时或主汽门、调速器门有卡涩现象，不能关闭。 2. 调速系统不能维持空负荷运行或甩负荷不能控制转速在危及保安装置动作

转速以下。

3. 上下汽缸温差超过50℃。 4. 主要仪表保护装置失灵。

5. 汽轮机在盘车过程中有时明显有摩擦声。

6. 油箱油位在可见油位以下，油质经化验不合格时。 7. 辅助油泵及盘车装置工作失常时。 8. 汽机本体机主蒸汽管道保温不完整。

9. 因发现异常情况而停机但未查明原因前。

10. 主蒸汽系统，油系统，给水系统泄漏严重时。

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第二节 启动前准备

1. 大，中，小修后的启动应有部长专责技术员参加，由值长统一指挥。 2. 司机接到班长启动汽轮机指令后，应联系锅炉、电气、化学、热工及各岗

位值班员，做好启动前的各项准备工作。

3. 确认检修工作已经结束，场地清洁，工作票全部收回，临时所加安全措施

已经排除。

4. 启动工具准备齐全，设备周围清扫干净，现场照明良好。 5. 油箱油位应正常，并通知化学化验油箱油质合格。

6. 联系热工，电气送表计、警报、电动门电源，通往各信号装置及指示仪表

的一次门打开。

7. 盘车电动机时对轮应轻快、对长期停用的电机应测绝缘后送电。

第三节 启动前系统检查

1. 检查管道支吊架完整良好，管道能自由伸张。 2. 检查消队器材齐全好用。 3. 检查汽缸膨胀并做好记录。

4. 进行调速系统静态试验合格良好。

5. 检查调速系统连杆、错油门、油动机、电液转换器、启动阀、同步器手轮、

各电磁阀及主汽门外部状况，连接体应完好。 6. 检查滑销系统，确保汽轮机本体能自由膨胀。

7. 电动阀门电动机绝缘良好，电源送上，指示灯亮，将就地操作柜的“就地/

远程”开关切换到“远程”位置。开关良好(包括DCS系统)。

8. 所有仪表应完整、齐全并应校准，各表计一、二次门开启，联系热工投入

所有热工仪表，热工音响、光字牌完好正常（包括DCS系统）。

9. 各电动机绝缘合格，操作开关在断开位置，联系开关在解除位置，联系电

气送上电源。

10. 检查发电机绝缘合格，与电气主控联络信号正常。

11. 油箱油位正常、并将油箱积水放尽，取油样化验合格油位计灵活。

12. 调速油泵、交流油泵、直流油泵、EH油泵试转及低油压链锁试验正常，电

流、油压正常及盘车装置试转正常，并将各油泵控制方式切至远方控制。 13. 低油压继电器放油门关闭，油箱滤油机、冷油器放油门在关闭位置，事故

放油门在全关位置并挂禁止操作牌。

14. 调速油泵、交流、直流润滑油泵出、入口门，冷油器出、入口油门开启，。 15. 危急遮断油门手柄在脱扣位置。

16. 各“紧急停机按钮”在断开位置、电磁阀在断开位置。 17. 检查主蒸汽至汽机进汽门关闭。

18. 检查电动主闸门及旁路门、主汽门、调速汽门关闭。

19. 检查汽机排汽电动门关闭、启动排汽门应稍开启、排汽安全门应良好。 20. 本体疏水及管道疏水应开启。

21. 轴加出、入口水门开启，水侧旁路门关闭，进汽门开启，疏水至低位水箱

截门开启，轴抽风机备用状态。

22. 高加水侧出、入口电动门开启、旁路门关闭、水侧放空气门关闭、汽侧放

水门开启、危急放水门关闭、高加疏水好用、水位计指示正确、高加疏水至除氧器截门关闭。

23. 空冷器冷却水关闭、冷油器冷却水关闭。

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24. 开启轴封漏汽至除氧器门前、门后疏水。

第四节 暖管

1.暖管：

3) 与锅炉联系进行暖管；

4) 稍开进汽门旁路门，将主汽管道内压力提至0.2～0.3MPa，暖管20～

30min； 2.升压： 1）继续开启进汽门旁路门，按下表升压：（汽温提升速度 不大于3℃/min）； 压力范围 MPa 0.3﹣0.6 0.6﹣1.5 1.5﹣4.0 4.0﹣4.9 升压速度 MPa/min 0.05 0.1 0.2 0.5 2）升压过程中，根据汽温汽压调整排疏水门开度； 3）升压过程中，注意防腐汽门是否冒出蒸汽，发现冒汽时应校严电动主汽

门及旁路门，严防蒸汽漏入汽缸；

4）升压结束后，进汽门前后差不大于0.3MPa时全开进汽门，然后关闭进汽门旁路门。

3. 暖管及升压时的注意事项：

1) 检查管道膨胀情况及固定支吊架的状态；

2) 确认管道、法兰、焊口、阀门等应无漏汽现象； 3) 暖管结束后，开启直排大气疏水检查门，观察排汽颜色，确认暖管已好。 4) 升温升压过程中，应调节疏水门，控制升温速度不大于3℃/min。 5) 大修后第一次启动时，暖管时间应适当延长。检查管道、法兰有无漏汽

现象。

第五节 启动辅助设备。

1) 启动交流油泵向冷油器和油系统充油排空气，检查各轴瓦回油情况及油系

统是否有泄漏情况。

2) 启动调速油泵提升油温。 3) 投入低油压联锁。

4) 启动排烟机，维持油箱油面微负压。

5) 启动EH油泵进行全面检查，开启出口门、投入联锁、EH油压力维持在2.5

—3.5MPa，EH油温控制在35℃—45℃。 6) 投入盘车连续运行。

7) 启动循环水泵投入猫爪冷却水。

第六节 冷态启动及注意事项

1.冲动条件：

主汽压力：4.0 Mpa 主汽温度：320 ℃ 润滑油油温：35～45℃

润滑油压大于：0.08～0.12MPa 调速油压力： >0.8MPa

EH 油压力：2.5～3.5 MPa EH 油温度：35～45℃

一切正常后，除发变组保护外，其他保护均投入。

凡停机时间在12h以内，或前汽缸复速级处上汽缸壁温度不低于300℃，下缸

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壁温度不低于250℃，汽机再启动则为热态启动，其他情况下汽轮机启动则为冷态启动。

2.利用向空排气阀直接排汽启动

1) 确认工作票已全部收回，启动工具准备齐全。 2) 检查保护已全部投入（除发变组保护外）。

3) 暖管结束后，全关电动主闸门前疏水，全开电动主闸门旁路甲门。 4) 稍开防腐汽门，确认自动主汽门前压力降到0Mpa。

5) 挂闸，检查油压正常，自动主汽门全开，确认挂闸成功。 6) 选择DEH就地启动按钮，高调门全开。

7) 用电动主闸门旁路乙门冲转，冲动后，检查盘车自动脱开，停盘车。 8) 冲至500r/min，升速率100r/min，保持15min，保持背压0.05Mpa。 9) 投入轴抽风机运行。 10) 进行摩擦检查。

11) 检查各瓦回油情况，各疏水是否通畅。

12) 低速暖机结束，准备冲至1200r/min，升速率100r/min，

13) 转速1200r/min，保持30min，注意保持背压0.05～0.1Mpa左右，保持

上下缸温不大于50℃，如果温差增大，可以适当提高背压。

14) 缸温在180℃以上，中速暖机结束，转为高调门启动，全开电动主闸门。 15) 准备以600r/min的升速率通过临界转速，过临界转速时机组振动不得

超过0.1mm。这时可以适当开大向空排汽，以便快速通过临界转速。 16) 记录临界转速最大振动值/转速

17) 过临界转速后以100r/min的升速率，将转速升至2800r/min，此时DEH

自动切到高调门手动启动方式。

18) 全开电动主闸门，关闭旁路甲、乙门。 19) 利用高调门控制提升转速至3000r/min。

20) 运行正常后，按规定做各部套试验，并全面检查，一切正常后，即准备

并网。

21) 并网后，解列 “一次调频”功能。

22) 机组应自动带0.6MW电负荷，停留10min，投入功率控制回路（或阀位

自动控制）。 23) 投入发变组保护 24) 停高压油泵。

25) 投入空冷器冷却水。

26) 轴封高漏压力大于除氧器压力，轴封漏汽倒除氧器。 27) 以0.2MW/min的速度增负荷至4.5MW/min，停留10min。 28) 以0.3MW/min的速度增负荷至9.0MW/min，停留10min。

29) 严密注意背压，逐渐关闭向空排汽门，当背压升至大于母管压力

0.02～.0.03Mpa时，缓慢开启背压排汽电动门，关闭向空排汽门，此项操作注意电负荷不能降为零。

30) 全面检查，缸温在350℃以上，关闭本体各疏水，一切正常后，根据热

负荷加电负荷。

3.机组启动中注意事项

1) 在升速过程中，要保持一定背压。

2) 在启动过程中应注意不使背压值超过允许的最大值，排汽温度的升高速度

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也不应大于5℃/min。

3) 把向空排汽阀全开来做保安系统试验。

4) 检查油压、油温、回油温度应正常，油温如超过45℃及时投入冷油器冷却

水并调节油温正常。

5) 倾听汽轮发电机组内部有无异音，及测量轴承振动等情况。 6) 转速升至500r/min时，停留检查注意倾听机组内部声音。

7) 监视汽压、汽温、转速、排汽温度、汽缸膨胀、振动等情况，发现异常查

明原因，待清除后方可继续升速。

8) 蒸汽过热度应保持50℃以上，随蒸汽参数的升高，应逐渐关小疏水，上、

下缸温差不得大于50℃。

9) 升速和暖机过程中，振动超过0.03mm时应降低转速，直到振动消除为止，

并在此转速下运行30分钟，继续升速时振动仍未消除，必须再次降速，并运行120分钟后再升速，如振动仍不消除，则应停机检查，通过临界转速时振动不应超过0.1mm。

10) 主油泵正常工作后，停高压油泵（投入联锁），认真监视主油泵出口压力、

调速油压、润滑油压。

11) 汽机3000r/min定速后，经全面检查机组运行无异常，向主控发出〈可并

列〉信号。

12) 冷态暖机时间分配如下

转速 升速率 保持时间 1. 500r/min 100rmp/min 15min 2. 1200r/min 100rmp/min 60min

（上缸温度300℃以上）

3. 过临界转速时升速率为：600rmp/min

4. 3000r/min 100rmp/min 10min

第七节 热态启动及注意事项

凡停机时间在12h以内，或前汽缸复速级处上汽缸壁温度不低于300℃，下缸温度不低于250℃，汽轮机再启动。 热态启动注意事项

1) 进入汽轮机的蒸汽温度应高于汽缸壁温度100℃以上，并有50℃以上的过

热度。

2) 汽轮机上、下缸温差不超过50℃. 3) 盘车连续运行不得少于4小时。

4) 冲动前的准备工作与冷态启动相同。 5) 汽轮机冲动前，开启汽缸及本体疏水。 6) 需维持一定背压启动。 7) 注意汽缸绝涨。

8) 发电机并列后应以500KW/min的速度加负荷至汽缸温度所对应的负荷点，

而后按照正常加负荷的速度加至额定。

9) 热态启动升速加负荷期间应尽可能避免不必要的停留，以防止汽缸受到冷

却。

10) 热态启动期间应特别注意检查机组的振动，应有专人测量机组振动，如振

动大于0.05mm应故障停机，在启动过程中，主蒸汽温度不得下降，通过临界转速应快速平稳。

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汽轮机热态启动及时间分配如下

转速 升速率 保持时间 1. 500r/min 100rmp/min 3min 2. 1200r/min 100rmp/min 3min 3. 过临界转速时升速率为：600rmp/min

4. 3000r/min 100rmp/min 5min

第八节 汽轮机正常运行及维护

1. 主汽压力

1) 最高5.1MPa 2) 额定4.9MPa 3) 最低4.6MPa

2. 主汽温度

1) 最高5.1MPa 2) 额定4.9MPa 3) 最低4.6MPa

3. 汽轮机额定进汽量 额定：156t/h 最大：178t/h 4. 汽轮机额定排汽压力/温度： 1.275MPa/314.3℃ 5. 排汽压力变化范围： 0.981～1.27MPa 6. 主油泵入口压力：0.1MPa 7. 调速油压：1.08MPa

8. 润滑油压：0.078～0.147MPa 9. 冷油器出口油温：35～45℃ 10. 轴承回油温度≤65℃ 11. 轴瓦金属温度≤100℃ 12. 轴向位移：+1.0～-0.6mm 13. 发电机入口风温：25～35℃

14. 轴封加热器内压力：-1.013MPa～-5.066kPa 15. 给水温度：153℃

16. 汽轮机轴承处允许最大振动:0.03mm 17. 滤油器压力降为：0.02～0.04MPa

18. 电液驱动器供油压力/温度：2.5～3.5MPa/35～45℃ 19. 主油箱油位：+150～-150mm 20. 电控油箱油位：+100～-100mm

第九节 汽轮机停机

1. 通知有关人员，做好停机准备工作。

2. 准备好操作工具，做好停机准备工作，写好停机操作票。

3. 试转调速油泵、润滑油泵，直流油泵，试转正常后将其停止并开启出口门

联动备用。

4. 试转盘车电机，应正常。

5. 停机过程必须在值长统一指挥下，操作前必须做好各专业间及岗位间的联

系工作。

6. 减负荷过程中，锅炉参数不得有较大变化，必须保证主蒸汽有100℃过热度，

上、下汽缸温差不得超过50℃。 7. 减负荷到零，方可解列发电机。

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8. 以每分钟300KW/min的速度减负荷。

9. 负荷减至零方可解列发电机，电气来〈发电机解列〉信号，注意汽机转速

不得升高，关闭空冷器冷却水。

10. 启动调速油泵，保证调速油压、润滑油压正常。

11. 手打危急保安器，检查主汽门、调速汽门迅速关闭，记录惰走时间。 12. 关闭电动主汽门，开启主蒸汽管道疏水。 13. 关闭排汽电动门。

14. 关闭轴封漏气至汽平衡门。

15. 关闭轴封漏气至轴加门，停轴抽风机。 16. 转速到零，投盘车装置。

17. 启动交流油泵，停调速油泵，冷油器油温35℃以下时停止冷却水。 18. 解除联锁，停EH油泵。

19. 连续盘车运行，直至汽缸温度降至150℃以下。

20. 连续盘车结束后，保持润滑油泵运行，直至上缸温度80℃以下，可以停止

润滑油泵运行。解除低油压联锁，停润滑油泵、排油烟机。

21. 盘车停止后，若因汽缸进汽使其温度升至80℃以上，可重新启动润滑油泵

及盘车装置，并查找漏汽原因。

第四部分 CB12-4.9/1.275/0.392型机组运行规程

第一章设备规范及性能 第一节 汽轮机规范

1. 制造厂家：南京汽轮机厂

2. 型号：CB12—4.9/1.275/0.392 3. 频定功率：12MW

4. 汽轮机额定转速3000r/min

5. 主蒸汽压力 （以下均为绝对压力）

1) 最高 5.1 Mpa 2) 额定 4.9 Mpa 3) 最低 4.6 Mpa

6. 主蒸汽温度

4) 最高 480 ℃ 5) 额定 470 ℃ 6) 最低 455 ℃

7. 额定抽汽压力/温度 Mpa/℃ 1.275/318.7 8. 抽汽压力变化范围 Mpa 1.08-1.57 9. 额定抽汽量t/h 40 10. 最大抽汽量t/h 70

11. 额定排汽压力/温度Mpa/℃ 0.392/217.8 12. 排汽压力变化范围 Mpa 0.294-0.49 13. 额定排汽流量 t/h 66.095

14. 汽轮机单转子临界转速计算值 r/min 1620 15. 最大进汽量 t/h 136

16. 汽轮机转向（从机头向机尾看） 顺时针方向 17. 给水温度153℃

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18. 额定工况汽轮机汽耗（设计值）kg/kw.h 9.681 19. 额定工况汽轮机热耗（设计值）kJ/kw.h 3842 20. 额定工况汽轮机汽耗（保证值）kg/kw.h 9.971 21. 额定工况汽轮机热耗（保证值）kJ/kw.h 3957.3 22. 汽轮机轴承处允许最大振动 0.03 mm 23. 过临界转速时轴承处允许最大振动 0.1 mm 24. 汽轮机本体总重 t 40.9

25. 汽轮机上半总重（连同隔板上半）t 11.11 26. 汽轮机下半总重（不连同隔板下半等）t 10.19 27. 汽轮机转子总重 t 3.675 28. 调速系统速度变动率 ％ 4－6 29. 调速系统速度迟缓系 ％ ≤0.2 30. 高压油动机最大行程 mm 167 31. 低压油动机最大行程 mm 100 32. 汽轮机总级数 5级

33. 油泵进口油压 Mpa 0.1－0.15 34. 主油泵出口油压 Mpa 1.27

35. 轴承润滑油压力 Mpa 0.078-0.147 36. 抽汽压力不等率 ％ ≤10

第二节 发电机规范

1. 制造厂家：南京汽轮电机厂 2. 型号： QFW－15－2 3. 功率： 15MW 4. 电流： 1031 A 5. 电压： 10.5 KV 6. 功率因数： 0.8 7. 频率： 50 Hz

8. 转数： 3000r/min 9. 临界转数：r/min 10. 励磁电压：36.16V 11. 励磁电流： 5.29A 12. 额定电压：250V 13. 额定电流：320A

第三节 汽轮机结构特性

1. 汽轮机通流部分由一个双列调节级、四个压力级和一个旋转隔板组成。 2. 喷嘴、隔板均装在汽缸内。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。通流部分配有隔板汽封，径向汽封和动叶轴向汽封以减少漏汽，提高效率。

3. 转向导叶环在顶部和底部与汽缸之间采用“工”形键固定，在拆导叶环体

时必须先用专用工具拆去“工”形键后方可起吊。

4. 前轴承座与前汽缸用“猫爪”相连，在横向和垂直方向均有定位的膨胀滑

键以保证轴承座在膨胀时中心不致变动。

5. 汽轮机通过一副刚性联轴器与发电机相连，转子盘车装置装于后轴承盖上，

由电动机驱动，通过蜗轮蜗杆副及齿轮减速达到所需要的盘车速度。当转

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子的转速高于盘车速度时，盘车装置能自动退出工作位置。在无电源的情况下，在盘车电动机的后轴装有手轮，可进行手动盘车。

6. 装于前汽缸上端蒸汽室内的配汽机构是提板式调节汽阀，借助机械杠杆与

油动机相连，调节汽阀由6只汽门组成，第一、第二汽门是相互连通的。 7. 在汽轮机前轴承座的前端装有测速装置，在座内有主油泵，危急遮断装置，

推力轴承前轴承及调节系统的一些有关部套，前轴承座的上部装有油动机。 8. 主汽系统来自锅炉的新蒸汽经隔离阀到主汽门。蒸汽在调节汽阀控制下流

进汽轮机内各喷嘴膨胀做功。蒸汽在汽轮机中膨胀做功后抽出部分蒸汽进入工业热网，另一部分蒸汽再继续做功，其排汽进入排汽热网。汽轮机具有调整抽汽和背压排汽供工业用汽。抽汽管道上装有抽汽水压逆止门和快关阀，以避免蒸汽倒流影响汽轮机运行安全。当主汽门关闭或发电机油开关跳闸时，抽汽水压逆止门和快关阀亦随之关闭。 9. 汽封系统

汽轮机前后汽封近大气端的腔室和主汽门、调节汽阀近大气端的漏汽均有管道与汽封加热器相连，使各腔室保持-1.013kpa－5.066kpa的真空，以保证蒸汽不漏入大气。同时可将此漏汽加热补给水以提高机组的经济性。前后汽封的平衡腔室和各阀杆的高压漏汽端均与除氧器相连，前汽封第一个汽室接排汽管。

第四节 调速系统工作原理及系统介绍

CB机组的调速系统工作原理与B机组基本相同，只是多一项抽汽压力控制功能。 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。

1) 抽汽投入：

DEH-NTK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“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。

? 抽汽调节未投入前，如果已带了较大电负荷，抽气口压力高出

所要求的供汽压力很多时，则应先减少电负荷，使抽气口压力低于所要求的供汽压力0.05Mpa，然后按上述步骤操作，接带热负荷。

? 抽汽量的增加速度不得大于5t/h，减负荷的和加负荷的速度一

样。

2) 抽汽解除：

DEH-NTK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。

3) 抽汽自动控制投入\\切除：

当机组并网稳定运行后可投入抽汽控制回路，建议在负荷大于额定负荷的50%时，投入和切除抽汽回路。首先应设定好抽汽压力值，后投入

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抽汽准备（此时抽汽准备投入按钮上字变红）。此时相应的抽汽PID运算，抽汽调门开始回关。当抽汽压力接近设定值则可投入抽汽回路。点击“抽汽回路投入”按钮，当抽汽回路投入字变红则表示抽汽回路已投入，此时运行人员可重新输入抽汽压力目标值进行抽汽控制带热负荷。该回路投入后，如遇抽汽压力通道故障、油开关跳闸、动作、负荷小于30%或阀位小于20%时会自动切除。运行人员也可通过按“抽汽回路切除”键来退出抽汽压力控制。 抽汽压力控制投入条件： 需同时满足： ? 已并网;

? 无ETS动作;

? 在“操作员自动状态”; ? 无“OPC保护动作”;

? “抽汽准备投入”按钮按下; 抽汽压力控制切除条件： 仅需满足任一下列条件： ? 抽汽压力通道故障;

? “抽汽切除”按钮按下; ? 在“手动状态”;

? “抽汽准备切除”按钮按下; ? ETS动作;

? “OPC保护动作” ; 抽汽投入： 需同时满足：

? 负荷大于30%且“抽汽投入”按钮按下; ? 在“操作员自动状态”; ? “ETS保护动作” ; ? “OPC保护动作” ; ? 解列 抽汽切除：

仅需满足任一下列条件： ? “抽汽切除”按钮按下; ? 在手动状态

? 抽汽PID指令把馈偏差大于额定值50%; ? 在“操作员自动状态”; ? “ETS保护动作” ; ? “OPC保护动作” ; ? 解列

机组自动控制说明：

1、机组在纯背压运行工况下，可以选择阀位控制，背压控制，功率控制。 阀位控制：对机组控制最稳定、安全，而且对阀门特性没有高的要求。 背压控制：在特殊要求运行工况下可以选择此控制方式，为了保证机组安全，

应根据运行工况图，设定限制高调门开度上限值或设定负荷上限

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值，以防止机组过负荷。

功率控制：此控制方式对主汽压力稳定要求较高，如果主汽压力波动较大将

会对机组造成威胁。如投入此控制方式，应根据运行工况图设定高调门开度上限值，防止机组过负荷。

2、机组在抽背运行工况下，可以选择功率控制与抽汽压力控制耦合控制，或背压控制与抽汽压力控制耦合控制以实现机组的热电联产。但为保证机组安全应根据运行工况图，设定限制高调门开度上限值，防止机组过负荷。

第五节 汽轮机主要保护 序号 项目 单位 技术规范 备注 1 危急遮断器动作转速 r/min 3300－3360 2 危急遮断器复位转速 r/min 3055±15 3 喷油试验时危急遮断器动作转速 r/min 2920±30 4 TSI超速保护值（停机） r/min 3300 一个测点 DEH系统超速停机值 r/min 3300 三选二 5 转子轴向位移报警值（负推定位） mm +1.0或－0.6 负为反向 6 转子轴向位移保护值 mm +1.3或－0.7 停机值 7 润滑油压降低报警值 MPa 0.05 启动交流油泵 8 润滑油压降低报警值 MPa 0.04 启动直流油泵 9 润滑油压降低保护值（停机） MPa 0.03 停机三选二 10 润滑油压降低保护值（停盘车） MPa 0.015 11 主油泵出口油压低报警值 MPa 1.0 启动高压油泵 12 轴承回油温度报警值 ℃ 65 13 轴承回油温度高停机 ℃ >75 4点 逻辑或 14 径向轴承温度报警值 ℃ 100 4点,逻辑或 15 径向轴承温度停机值 ℃ 110 4点,逻辑或 16 正负推力瓦回油温度停机值 ℃ >75 2点,逻辑或 17 正负推力瓦温度停机值 ℃ >110 10点,逻辑或 18 轴承座振动报警值/停机值 mm 0.06/0.12 19 电液驱动器供油压力低报警 MPa 2.5 启动备用泵 20 电液驱动器供油压力低停机 MPa 1.0 21 背压保护高，停机 MPa 0.44 22 DEH停机保护 解列状态下 且转速通道全故障 23 电液驱动器供油温度高报警值 ℃ 45 24 电液驱动器供油温度低报警值 ℃ 35 25 电控油箱油位高报警值 mm +100 26 电控油箱油位低报警值 mm -100 27 发电机主保护动作 电气来 28 手动停机 双按钮,布置在后备盘上 (无投切) 30 手动停机 DEH画面操作 - 36 -

31 32 33 34 35 手动停机 高加水位高Ⅰ值，报警 高加水位高Ⅱ值，开放水 高加水位高三值，切高加 绝对膨胀值高Ⅰ/Ⅱ QJ/RDKF-03-01-2012

手拍前轴承座端面危急遮断器 680mm 730mm 900mm 30/35mm 第二章 汽轮机启动、停止及运行注意事项

第一节 禁止启动条件

在下列情况下禁止启动汽轮机

1. 危急保安装置动作不正常时或主汽门、调速器门有卡涩现象，不能关闭。 2. 调速系统不能维持空负荷运行或甩负荷不能控制转速在危及保安装置动作

转速以下。

3. 上下汽缸温差超过50℃。 4. 主要仪表保护装置失灵。

5. 汽轮机在盘车过程中有时明显有摩擦声。

6. 油箱油位在可见油位以下，油质经化验不合格时。 7. 辅助油泵及盘车装置工作失常时。 8. 汽机本体机主蒸汽管道保温不完整。

9. 因发现异常情况而停机但未查明原因前。

10. 主蒸汽系统，油系统，给水系统泄漏严重时。

第二节 启动前准备

1. 大，中，小修后的启动应有部长专责技术员参加，由值长统一指挥。 2. 司机接到班长启动汽轮机指令后，应联系锅炉、电气、化学、热工及各岗

位值班员，做好启动前的各项准备工作。

3. 确认检修工作已经结束，场地清洁，工作票全部收回，临时所加安全措施

已经排除。

4. 启动工具准备齐全，设备周围清扫干净，现场照明良好。 5. 油箱油位应正常，并通知化学化验油箱油质合格。

6. 联系热工，电气送表计、警报、电动门电源，通往各信号装置及指示仪表

的一次门打开。

7. 盘车电动机时对轮应轻快、对长期停用的电机应测绝缘后送电。

第三节 启动前系统检查

1. 检查消队器材齐全好用。

2. 检查管道支吊架完整良好，管道能自由伸张。 3. 检查汽缸膨胀并做好记录。

4. 进行调速系统静态试验合格良好。

5. 检查调速系统连杆、错油门、油动机、电液转换器、启动阀、同步器手轮、

各电磁阀及主汽门外部状况，连接体应完好。 6. 检查滑销系统，确保汽轮机本体能自由膨胀。

7. 电动阀门电动机绝缘良好，电源送上，指示灯亮，将就地操作柜的“就地/

远程”开关切换到“远程”位置。开关良好(包括DCS系统)。

8. 所有仪表应完整、齐全并应校准，各表计一、二次门开启，联系热工投入

所有热工仪表，热工音响、光字牌完好正常（包括DCS系统）。

9. 各电动机绝缘合格，操作开关在断开位置，联系开关在解除位置，联系电

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气送上电源。

10. 检查发电机绝缘合格，与电气主控联络信号正常。

11. 油箱油位正常、并将油箱积水放尽，取油样化验合格油位计灵活。

12. 调速油泵、交流油泵、直流油泵、EH油泵试转及低油压链锁试验正常，电

流、油压正常及盘车装置试转正常，并将各油泵控制方式切至远方控制。 13. 低油压继电器放油门关闭，油箱滤油机、冷油器放油门在关闭位置，事故

放油门在全关位置并挂禁止操作牌。

14. 调速油泵、交流、直流润滑油泵出、入口门，冷油器出、入口油门开启，。 15. 危急遮断油门手柄在脱扣位置。

16. 各“紧急停机按钮”在断开位置、电磁阀在断开位置。 17. 检查主蒸汽至汽机进汽门关闭。

18. 检查电动主闸门及旁路门、主汽门、调速汽门关闭。

19. 检查汽机排汽电动门关闭、启动排汽门应稍开启、排汽安全门应良好。 20. 本体疏水及管道疏水应开启。

21. 轴加出、入口水门开启，水侧旁路门关闭，进汽门开启，疏水至低位水箱

截门开启，轴抽风机备用状态。

22. 高加水侧出、入口电动门开启、旁路门关闭、水侧放空气门关闭、汽侧放

水门开启、危急放水门关闭、高加疏水好用、水位计指示正确、高加疏水至除氧器截门关闭。

23. 空冷器冷却水关闭、冷油器冷却水关闭。 24. 开启轴封漏汽至除氧器门前、门后疏水。

第四节 暖管

1.暖管：

1) 与锅炉联系进行暖管； 2) 稍开进汽门旁路门，将主汽管道内压力提至0.2～0.3MPa，暖管20～30min； 2.升压：

1）继续开启进汽门旁路门，按下表升压：（汽温提升速度 不大于3℃/min）； 压力范围 MPa 0.3﹣0.6 0.6﹣1.5 1.5﹣4.0 4.0﹣4.9 升压速度 MPa/min 0.05 0.1 0.2 0.5 2）升压过程中，根据汽温汽压调整排疏水门开度； 3）升压过程中，注意防腐汽门是否冒出蒸汽，发现冒汽时应校严电动主汽门及旁路门，严防蒸汽漏入汽缸；

4）升压结束后，进汽门前后差不大于0.3MPa时全开进汽门，然后关闭进汽门旁路门。

3. 暖管及升压时的注意事项：

1) 检查管道膨胀情况及固定支吊架的状态；

2) 确认管道、法兰、焊口、阀门等应无漏汽现象；

3) 暖管结束后，开启直排大气疏水检查门，观察排汽颜色，确认暖管已好。 4) 升温升压过程中，应调节疏水门，控制升温速度不大于3℃/min。

5) 大修后第一次启动时，暖管时间应适当延长。检查管道、法兰有无漏汽现

象。

第五节 汽轮机启动前的操作。

1) 启动交流油泵向冷油器和油系统充油排空气，检查各轴瓦回油情况及油系

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2) 3) 4) 5) 6) 7)

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统是否有泄漏情况。

启动调速油泵提升油温。 投入低油压联锁。

启动排烟机，维持油箱油面微负压。

启动EH油泵进行全面检查，开启出口门、投入联锁、EH油压力维持在2.5—3.5MPa，EH油温控制在35℃—45℃。 投入盘车连续运行。

启动循环水泵投入猫爪冷却水。

第六节 冷态启动及注意事项

1.冲动条件：

主汽压力：4.0 Mpa 主汽温度：320 ℃ 润滑油油温：35～45℃

润滑油压大于：0.08～0.12MPa 调速油压力： >0.8MPa

EH 油压力：2.5—3.5 MPa EH 油温度：35—45℃

一切正常后，除发变组保护外，其他保护均投入。

凡停机时间在12h以内，或前汽缸复速级处上汽缸壁温度不低于300℃，下缸壁温度不低于250℃，汽机再启动则为热态启动，其他情况下汽轮机启动则为冷态启动。

2.利用向空排气阀直接排汽启动

1) 确认工作票已全部收回，启动工具准备齐全。 2) 检查保护已全部投入（除发变组保护外）。

3) 暖管结束后，全关电动主闸门前疏水，全开电动主闸门旁路甲门。 4) 稍开防腐汽门，确认自动主汽门前压力降到0Mpa。

5) 挂闸，检查油压正常，自动主汽门全开，确认挂闸成功。 6) 选择DEH就地启动按钮，高调门全开。

7) 用电动主闸门旁路乙门冲转，冲动后，检查盘车自动脱开，停盘车。 8) 冲至500r/min，升速率100r/min，保持15min，保持背压0.05Mpa。 9) 投入轴抽风机运行。 10) 进行摩擦检查。

11) 检查各瓦回油情况，各疏水是否通畅。

12) 低速暖机结束，准备冲至1200r/min，升速率100r/min，

13) 转速1200r/min，保持30min，注意保持背压0.05～0.1Mpa左右，保持

上下缸温不大于50℃，如果温差增大，可以适当提高背压。

14) 中速暖机结束，准备以600r/min的升速率通过临界转速，过临界转速

时机组振动不得超过0.1mm。这时可以适当开大向空排汽，以便快速通过临界转速。

15) 记录临界转速最大振动值/转速

16) 过临界转速后以100r/min的升速率，将转速升至2800r/min，此时DEH

自动切到高调门手动启动方式。

17) 全开电动主闸门，关闭旁路甲、乙门。

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18) 利用高调门控制提升转速至3000r/min。

19) 运行正常后，按规定做各部套试验，并全面检查，一切正常后，即准备

并网。

20) 并网后，解列 “一次调频”功能。

21) 机组应自动带0.6MW电负荷，停留10min，投入功率控制回路（或阀位

自动控制）。 22) 投入发变组保护 23) 停高压油泵。

24) 投入空冷器冷却水。

25) 轴封高漏压力大于除氧器压力，轴封漏汽倒除氧器。 26) 以0.2MW/min的速度增负荷至4.5MW/min，停留10min。 27) 负荷大于3.6MW可投入抽汽，或背压控制。

28) 以0.3MW/min的速度增负荷至9.0MW/min，停留10min。 29) 严密注意背压，逐渐关闭向空排汽门，当背压升至大于母管压力 0.02～

0.03Mpa时，缓慢开启背压排汽电动门，关闭向空排汽门，此项操作注意电负荷不能降为零。

30) 全面检查，关闭各疏水，一切正常后，根据热负荷加电负荷。 3.机组启动中注意事项

1) 在升速过程中，要保持一定背压。

2) 在启动过程中应注意不使背压值超过允许的最大值，排汽温度的升高速度

也不应大于5℃/min。

3) 把向空排汽阀全开来做保安系统试验。

4) 检查油压、油温、回油温度应正常，油温如超过45℃及时投入冷油器冷却

水并调节油温正常。

5) 倾听汽轮发电机组内部有无异音，及测量轴承振动等情况。 6) 转速升至500r/min时，停留检查注意倾听机组内部声音。

7) 监视汽压、汽温、转速、排汽温度、汽缸膨胀、振动等情况，发现异常查

明原因，待清除后方可继续升速。

8) 蒸汽过热度应保持50℃以上，随蒸汽参数的升高，应逐渐关小疏水，上、

下缸温差不得大于50℃。

9) 升速和暖机过程中，振动超过0.03mm时应降低转速，直到振动消除为止，

并在此转速下运行30分钟，继续升速时振动仍未消除，必须再次降速，并运行120分钟后再升速，如振动仍不消除，则应停机检查，通过临界转速时振动不应超过0.1mm。

10) 主油泵正常工作后，停高压油泵（投入联锁），认真监视主油泵出口压力、

调速油压、润滑油压。

11) 汽机3000r/min定速后，经全面检查机组运行无异常，向主控发出〈可并

列〉信号。

12) 冷态暖机时间分配如下

转速 升速率 保持时间 1. 500r/min 100rmp/min 15min 2. 1200r/min 100rmp/min 60min

（上缸温度300℃以上）

3. 过临界转速时升速率为：600rmp/min

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4. 3000r/min 100rmp/min 10min

第七节 热态启动及注意事项

凡停机时间在12h以内，或前汽缸复速级处上汽缸壁温度不低于300℃，下缸温度不低于250℃，汽轮机再启动。 热态启动注意事项

1) 进入汽轮机的蒸汽温度应高于汽缸壁温度100℃以上，并有50℃以上的过

热度。

2) 汽轮机上、下缸温差不超过50℃. 3) 盘车连续运行不得少于4小时。

4) 冲动前的准备工作与冷态启动相同。 5) 汽轮机冲动前，开启汽缸及本体疏水。 6) 需维持一定背压启动。 7) 注意汽缸绝涨。

8) 发电机并列后应以500KW/min的速度加负荷至汽缸温度所对应的负荷点，

而后按照正常加负荷的速度加至额定。

9) 热态启动升速加负荷期间应尽可能避免不必要的停留，以防止汽缸受到冷

却。

10) 热态启动期间应特别注意检查机组的振动，应有专人测量机组振动，如振

动大于0.05mm应故障停机，在启动过程中，主蒸汽温度不得下降，通过临界转速应快速平稳。

汽轮机热态启动及时间分配如下

转速 升速率 保持时间 1. 500r/min 100rmp/min 3min 2. 1200r/min 100rmp/min 3min 3. 过临界转速时升速率为：600rmp/min

4. 3000r/min 100rmp/min 5min

汽轮机正常运行维护参数

1. 主汽压力 （绝对压力）

1) 最高5.1MPa (a) 2) 额定4.9MPa 3) 最低4.6MPa

2. 主汽温度

4) 最高480 ℃ 5) 额定470 ℃ 6) 最低455 ℃

3. 额定抽汽压力/温度 Mpa/℃ 1.275/318.7 4. 抽汽压力变化范围 Mpa 1.08-1.57 5. 额定抽汽量t/h 40 6. 最大抽汽量t/h 70

7. 额定排汽压力 温度Mpa/℃ 0.392/217.8 8. 排汽压力变化范围 Mpa 0.294-0.49 9. 额定排汽流量 t/h 66.095 10. 主油泵入口压力：0.1MPa

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11. 调速油压：1.08MPa

12. 润滑油压：0.078～0.147MPa 13. 冷油器出口油温：35～45℃ 14. 轴承回油温度≤65℃ 15. 轴瓦金属温度≤100℃ 16. 轴向位移：+1.0～-0.6mm 17. 发电机入口风温：25～35℃

18. 轴封加热器内压力：-1.013MPa～-5.066kPa 19. 给水温度：153℃

20. 汽轮机轴承处允许最大振动:0.03mm 21. 滤油器压力降为：0.02～0.04MPa

22. 电液驱动器供油压力/温度：2.5～3.5MPa/35～45℃ 23. 主油箱油位：+150～-150mm 24. 电控油箱油位：+100～-100mm

第九节 汽轮机停机

1. 通知有关人员，做好停机准备工作。

2. 准备好操作工具，做好停机准备工作，写好停机操作票。

3. 试转调速油泵、润滑油泵，直流油泵，试转正常后将其停止，开启出口门，

联动备用。

4. 试转盘车电机，应正常。

5. 停机过程必须在值长统一指挥下，操作前必须做好各专业间及岗位间的联

系工作。

6. 解列抽汽/背压控制，以0.3MW/min的速度减负荷。 7. 逐渐减小抽汽量，解列抽汽。 8. 减负荷过程中，锅炉参数不得有较大变化，必须保证主蒸汽有100℃过热度，

上、下汽缸温差不得超过50℃。 9. 负荷到零，方可解列发电机。

10. 负荷减至零方可解列发电机，电气来〈发电机解列〉信号，注意汽机转速

不得升高，关闭空冷器冷却水。

11. 启动调速油泵，保证调速油压、润滑油压正常。

12. 手打危急保安器/或ETS停机按钮，检查主汽门、调速汽门迅速关闭，记录

惰走时间。

13. 将同步器（启动阀）退回5mm以上，复位ETS停机信号（防止AST电磁阀

长时间通电过热烧毁）。 14. 关闭排汽电动门。

15. 关闭电动主汽门，开启主蒸汽管道疏水。 16. 关闭轴封漏气至汽平衡截门。

17. 关闭轴封漏气至轴加截门，停轴抽风机。 18. 停止轴加水侧运行。

19. 关闭抽汽逆止门保护水门。 20. 转速到零，投盘车装置。

21. 启动交流油泵，停调速油泵，冷油器油温35℃以下时停止冷却水。 22. 解除联锁，停EH油泵。 23. 各电动门停电。

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24. 连续盘车运行，直至汽缸温度降至150℃以下。

25. 连续盘车结束后，保持润滑油泵运行，直至上缸温度100℃以下，可以停止

润滑油泵运行。解除低油压联锁，停润滑油泵、排油烟机。

26. 盘车停止后，若因汽缸进汽使其温度上升，可重新启动润滑油泵及盘车装

置，并查找漏汽原因。

第五部分 辅助设备运行规程 第一章 辅助设备有关规定

1. 各辅助设备的启、停及运行方式的改变需得到值长的许可才能进行；操作

前必须先填好操作票；

2. 辅助岗位备有必要的工具,如油壶、钩子、听音棒等； 3. 各表计齐全，表门开启，表针指示应正确无误； 4. 水泵及电机运行的一般规定：

5. 轴瓦油位在1/2以上，油质良好、看油窗完整、清洁，轴瓦放油丝堵及固

定螺丝应牢固，油圈不断裂并且带油回转正常,冷却水应畅通； 6. 盘根压盖不应偏斜、不过热,应有微量密封水漏出；

7. 启动前应先搬动对轮轻快、灵活,安全罩应牢固(但在联动备用中的水泵禁

止搬动对轮,如需搬动对轮应先解除联动)； 8. 未注满水的水泵,禁止启动；

9. 电动机接地线应完整,接地良好；

10. 轴封排水孔不应堵塞,冷却水应畅通；

11. 各水泵大修后，电机淋水，停止运行2周以上或电机绝缘降低时,启动前应

通知电气测绝缘(事故时除外)；

12. 安装或检修后的水泵,应校正旋转方向,没有安全罩的不准投入运行； 13. 各种泵空负荷运行不允许超过3分钟；

14. 因电压降低影响电机电流增大,超过额定电流5%时应迅速联系电气处理； 15. 电机在启动时,电流应在5～10秒钟内恢复正常，并无杂音；

16. 电机温度不许超过85℃,滑动轴承温度不许超过70℃，滚动轴承温度不许

超过90℃。

17. 现场应备有装滑润油和装废油的油桶；

18. 循环水、凝结水的排污,应根据化学的通知进行；

19. 调速油泵、交、直在机组正常运行时,应经常保持备用状态,出口油门应全

开；

20. 各管路系统应无漏泄；

21. 各泵电机在冷态下启动，半小时不得超过二次,其间隔不小于5分钟,在热

态下不得超过一次,但事故时除外；

22. 现场内备用足够的消防器材和消防用具,除火灾情况下一般严禁使用。

第二章 辅助设备启动、停止及正常维护

第一节辅助油泵

1. 规范：

1#机辅助油泵规范

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泵 流量 扬程 转速型号 m3/h m r/min QJ/RDKF-03-01-2012

电机 电压电流V A 设型号 备名称 调100AY- 86 94 2950 YB225 速120B M-2 油泵 交65AY- 20 37.5 2950 YB132 流60B S1-2 润滑油泵 直65AY- 20 37.5 2950 流60B 润滑油泵 2#、3#、4#机辅助油泵规范 设备名称 调速油泵 交流润滑油泵 直流润滑油泵 型号 泵 流量 扬程 转速m3/h m r/min 94 型号 容量 kw 转数台r/min 数 45 380 84 2970 1 5.5 380 11.1 2970 1 5.5 220 2950 1 容量 kw 电机 电压电流V A 转数r/min 2970 台数 100YⅡ80 -120B 2950 Y 55 380 103 3 65YⅡ20 -60B 37 2950 Y13281-2 5.5 380 11.1 2900 3 65YⅡ20 -80B 37 2950 Z2-41 5.5 220 30.3 3000 3 - 44 -

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2.启动前准备工作：

1) 检查符合“辅机设备的有关规定” ；

2) 交、直流润滑油泵及电机均应无检修工作； 3) 联系电气给交、直流润滑油泵送电； 4) 油泵联锁在解除位置；

5) 关闭交、直流润滑油泵出口门； 6) 开启交、直流润滑油泵入口门； 2. 启动：

1) DCS上启动交流或直流润滑油泵，检查空负荷运行应正常(启动直流润滑

油泵前应通知电气)；

2) 检查声音、振动一切应正常；

3) 慢慢开启出口门，检查带负荷运行应正常； 4) 根据需要投入“油泵联锁”。 3. 停止：

1) 解除油泵联锁；

2) 关闭交流或直流润滑油泵出口门；

3) 断开交流或直流润滑油泵开关，电流下降为零； 4) 注意泵的惰走情况。

5) 轴静止后，开启出口门时注意观察泵是否倒转，如果倒转立即关闭出口

门。

第二节 高压加热器

1.高压加热器规范 1）1#高加规范：

型号： JG-140-1

型式： 立式U型管表面式 换热面积： 140 m2 汽侧压力： 1.35MPa 水侧压力： 8.0MPa 2）2#、3#、4#高加规范：

型号 JG－140－V

2

加热面积 140m

管程 壳程

设计压力 10.05Mpa 2.0 Mpa 试验压力 13 Mpa 3.1 Mpa 设计温度 185℃ 370℃ 2.在下列情况下，禁止投入高加： 1) 保护失灵； 2) 管束泄漏；

3) 水位计失灵，无法监视疏水水位； 4) 疏水自动调整失灵。 3.高压加热器投入前检查

1) 高加出入口水门关闭,旁路门全开. 2) 高加进汽门,抽汽逆止门关闭. 3) 汽侧放水门开启危急放水门关闭.

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4) 高加至凝汽器空汽门关闭. 5) 疏水器应灵活好用.

6) 高加保护试验良好,送上保护电源. 4.高压加热器投入

1) 通知锅炉值班员及除氧器、给水专责.

2) 稍开高加入口水门向加热器注水,注满水后全关入口水门,检查有无漏泄,

无泄漏后全开高加入口及出口电动水门,关闭旁路门. 3) 稍开高加进汽门暖15分钟,注意调整疏水.

4) 逐渐开大进汽门提高给水温度,水温提升速度不超过3℃/min.

5) 注意高加水位变化,当高加汽侧压力高于除氧器压力0.19MPa时将高加疏水

导入除氧器,关闭汽侧放水门。 5.运行中注意事项。

1) 保持额定给水温度153℃。

2) 应随时注意高加水位变化，保持水位正常，如水位超出正常范围应查找原

因，使水位恢复正常；

3) 当水位上升快，并发出高水位报警时，应严密监视。如发现危急疏水电动

门开启后水位不再上升，但报警信号未消除，应检查疏水系统，排除故障； 4) 如危急疏水电动门开启后，水位继续上升，直至高加解列，则有可能是高

加管子破裂或管口密封焊漏泄，须停运检查进行维修； 5) 注意高加压力和温度，端差不应大于8℃；

6) 各汽水管道、阀门、法兰、盘根均不应有泄漏现象。 6.高压加热器的停止.

1) 通知锅炉司炉,给水及除氧器专责.

2) 逐渐关小高加进汽门,注意给水温降速度不超过3℃/min.

3) 注意高加水位变化,当疏水不能导入除氧器时.开启汽侧放水门,全关高加

疏水导除氧器.

4) 关闭空气门,进汽门全关后,开启水侧旁路门,关闭高加出入口电动水门。 5) 通知热工解除高加保护.

第三节 低压加热器.

1.低压加热器规范： 型号：JD—50

换热面积： 50 m2 汽侧压力： 0.118MPa 水侧压力： 0.49MPa

2.在下列情况下，禁止投入低加： 1) 管束泄漏；

2) 水位计失灵，无法监视疏水水位； 3) 疏水自动调整失灵。 3.低压加热器投入前检查

1) 低加出入口水门关闭,旁路路门全开. 2) 低加进汽门关闭. 3) 汽侧放水门关闭.

4) 低加至凝汽器空汽门关闭（随机启动时开启）.

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5) 疏水器应灵活好用. 4.低压加热器投入

1) 缓慢开启低压加热器进汽门。 2) 逐渐开大进汽门至全开。 3) 注意低加水位变化。

4) 缓慢开启至凝汽器空气门,注意真空变化。 5.低压加热器停止。

1) 逐渐关小进汽门至全关。 2) 全关空气门

3) 全关至凝汽器疏水门,或至炉疏水箱疏水门。

4) 开启低加凝结水旁路门，关闭低加凝结水出入口门.

第四节 轴封加热器

1.轴封加热器规范

型号： JQ-16-1 冷却水量： 30t/h 水侧最大压力： 0.49MPa 2.轴加的投入：

1) 轴加出入口水门开启，旁路门关闭。 2) 疏水门开启。 3) 进气门开启。 4) 启动轴侧风机。

第五节 冷油器

1.冷油器规范： 型号： YL-40 冷却面积： 40 m2 油侧压力 0.22 MPa 水侧压力 0.2 MPa 冷却水量： 117.5t/h 水阻： 11.6KPa 油阻： 20KPa 2.运行中冷油器投入

1) 运行中冷油器投入,运行班长监护,由司机或助手操作。

2) 操作过程中,应严格监视油压,油温及轴承温度和机组的振动变化. 3) 开启油侧放空气门,缓慢开启出口油门,此时油压不得下降和摆动.

4) 油侧放空汽门有油溢出放净空气后,将空气门全关后逐渐全开出口油门. 5) 开水侧放空气门,开入口水门,水侧空气门见水后关闭,全开入口水门. 6) 缓慢开启入口油门,根据油温变化,用出口水门调整冷油器油温.(工业水作

为冷却水时用入口门调整).操作过程中,油温变化不得超过3℃两台冷油器出口油温差不超过3℃全开入口油门.

7) 冷油器投入后运行30分钟,油温油压稳定后,方可停止另一台冷油器（冷油

器故障除外）. 3.冷油器的停止

1) 运行中冷油器停止，运行班长监护,由司机或助手操作。

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2) 操作过程中应严格监视油温,油压及轴承温度和机组振动的变化。

3) 缓慢关小入口油门直至全关.严格注视油温,油压的变化,操作过程中油温

度变化不超过3℃。 4) 关出口油门。

5) 关入口水门后关出口水门。

6) 如进行检修，应全面进行检查后方可进行检修工作。 4.冷油器充油

4.1冷油器充油前,各阀门应处于如下状态。

1) 冷油器出入口油门关闭,油侧放空汽门开启。

2) 冷油器冷却出入口水门关闭，水侧放空汽门开启。 3) 冷油器放油门应关闭 4) 各表计均处于投入状态

4.2启动交流润滑油泵,稍开冷油器入口油门,向冷油器充油。 4.3冷油器油侧空汽门见油后关闭。

4.4缓慢开启冷油器出口油门,向润滑油系统充油,并检查油系统应无漏油之处。

4.5逐渐开大冷油器出入口油门,直至全开。 5.冷油器运行中注意事项：

1) 冷油器运行方式通常为一台运行,一台备用。 2) 冷油器水侧压力不得大于油侧压力。

3) 经常检查冷油器各油门及各温度侧点不应有漏油之处,发现漏油应及时联

系处理。

4) 运行中冷油器发生异常，应立即报告值长及生产部长、专工. 第六节 空冷器 1.空冷器规范

型号：LFW-360 最大压力0.196Mpa 功率360kw 风量 10m3/s 水压降 0.0087Mpa 风阻压降222pa 冷却水温度≤33 耗水量 100m3/h 2.启动前准备：

1) 全开空冷器出入口水门；

2) 检查滤网应清洁，全开滤网出口水门，关闭入口水门及旁路门。 3. 投入：

1) 发电机入口风温达30℃以上，投空冷器； 2) 开放滤网入口水门；

3) 用入口滤网水门保持发电机入口风温在25～35℃之间，两侧入口温差不大

于3℃。

4.运行注意事项：

1) 发电机入口风温在25～35℃，不超过40℃，出口风温不应高于60℃，最大

不超过75℃，出入口之差不超过25℃；

2) 在启动、停止循环水泵时，应注意空冷器出入口风温； 3) 必要时切换工业水，并注意及时调整。

第七节 凝汽器

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1.凝冷器规范

型号：N-1000-1 双流程分列二道制表面式 冷却面积： 1000m2 冷却水量: 2835t/h 管程压力: 0.34Mpa 冷却水温: 25℃ 水阻: 26.5Kpa 铜管材料: HSn70-1y2

规格: ∮203134562 3540根 无水静重: 23t 2.凝汽器停止半面操作：

1) 若预停侧循环水泵运行,应启动备用循环水泵,开启出口门,备用泵运行正

常,关闭运行循环水泵出口门,将其停止运行。

2) 开大运行侧循环水至冷却水联络门,全关预停侧循环水至冷却水联络门。注

意调整冷油器油温,发电机风温及转动设备冷却水。

3) 将负荷减至4000KW～6000KW并完成减负荷过程中的其他操作。若抽汽投入

运行，则尽量加大抽汽量，减少凝汽器热负荷。 4) 缓慢关闭预停侧凝汽器空气门，注意真空变化。

5) 缓慢关闭凝汽器入口循环水联络门，注意真空变化。

6) 关闭预停侧凝汽器出口门，此时应注意管程压力不得超过0.25Mpa。

7) 开启预停侧凝汽器水室放水门、排空气门、将水室存水放净后方可进行工

作。

8) 打开凝汽器水室人孔端盖时应缓慢，注意真空下降不得过快，否则不得打

开人孔端盖恢复原运行状态。

9) 凝汽器半面清扫或找漏时排汽温度不得超过55℃。 3.凝汽器停止半面后的恢复。

1) 凝汽器清扫工作结束，作业水室无遗漏物工作票已封，现场设施已取消，

现场情节无杂物.

2) 作业侧水室人孔盖已封严。 3) 通知值长凝汽器通水。

4) 关闭水室放水门、稍开凝汽器停止侧循环水出口门，向凝汽器通水。 5) 空气排净后，将排空气门关闭。

6) 全开启停运侧凝汽器循环水出口门。 7) 开启凝汽器入口循环水联络门。

8) 开启停运侧循环水至冷却水联络门、调整冷油器油温、发电机风温各转动

设备冷却水。

9) 系统全部恢复，运行正常。汇报值长可以加负荷。

10) 完成加负荷过程中的调整，有关系统切换及工业抽汽的调整工作等。

第八节 除氧器

1.除氧器规范：

1#、2#除氧器规范：

型号：XM-85旋膜除氧器

汽源压力MPa 0.2 - 49 -

汽源温度℃ 162

工作压力MPa 设计压力MPa 水封动作压力MPa 水箱有效容积m3 工作介质 3#、4#除氧器规范：

0.02 0.2 0.035 35 水蒸汽、水 QJ/RDKF-03-01-2012

104 200 1.6/2.5 85 定压 工作温度℃ 设计温度℃ 腐蚀裕量、箱/塔 额定出力t/h 运行方式 型号： 旋膜除氧器

汽源压力MPa 0.2 汽源温度℃ 205 工作压力MPa 0.02 工作温度℃ 104 设计压力MPa 0.2 设计温度℃ 205 水封动作压力MPa 0.035 腐蚀裕量、箱/塔 水箱有效容积m3 60 额定出力t/h 200 工作介质 水蒸汽、水 运行方式 定压 安全门动作压力,MPa0.05 注：最低极限值 2.除氧器投入前的准备工作。

2.1 检修工作全面结束，工作票收回，现场清扫干净、无杂物。 2.2 联系电气有关设备送电，通知热工有关仪表投入。 2.3 准备好有关工具及记录本。 2.4 关闭下列各门。 1) 下水门；汽平衡门；

2) 加热蒸汽母管总门；非调整抽汽母管至除氧器供汽门； 3) 加热蒸汽母管一级减压器出入口门及旁路门、再沸腾门； 4) 加热蒸汽母管二级减压器出入口门及旁路门；

5) 锅炉疏水泵来水门；除氧器放水门，化学至除氧器补水门； 6) 凝结水母管至除氧器门；高加疏水母管至除氧器门。 2.5 下列阀门应开启： 1) 水面计考克门。 2) 排氧门适当开启，

3) 联系热工人员投入有关表计，开启自动装置一次门。 3. 除氧器投入：

1) 通知化学人员转除盐水泵、开启除盐水至除氧器补水旁路门上水至1.6M。 2) 开启加热蒸汽管道疏水门，并将疏水排尽，稍升加热蒸汽总门暖管，若发

生水击振动，立即关闭总门，管道温升速度应控制在每分钟3～5℃，全开加热蒸汽母管总管门。

3) 开启除氧器加热蒸汽一级减压器出入口门，用调正门调正压力。开启除氧

器在沸腾门对除氧水箱加热。

4) 开下水门启动给水泵，开启再循环门，进行给水短时间循环。

5) 当水温升至70℃后，关闭再沸腾门，投入加热蒸汽母管二级减压器用调整

门逐渐提高除氧器压力0.02Mpa，温度104℃.

6) 随着负荷的增加,当二段抽汽压力高于0.147MPa时可倒二段抽汽供除氧器。 7) 通知化学人员化验,除氧水升温速度应保持在每分钟3～5℃.

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