汽机运行规程

热电厂标准体系文件汽机运行规程试行版目录前言4第一章总则511工程概述512本规程引用资料513应该熟悉、掌握该规程的人员514重要操作规定515汽轮机运行基本要求6第二章汽轮机运行规程721汽轮机设备规范722汽轮机设备概述923油系统简介1324热力系统简介1325汽轮机的启动1526汽轮机的运行与日常维护2427汽轮机组的停机26第三章辅助设备运行规程2931辅助设备规范及设备概述2932给水泵的运行4233高加的运行4534除氧器的运行4935减温减压器的运行55第四章试验规程6141开机前的静态试验6142汽轮机额定转速时的动态试验6843机组运行中的试验7244汽轮机辅助设备试验73第五章事故处理7851汽轮机事故处理的原则7852紧急停机和故障停机7853紧急停机和故障停机的步骤7954主蒸汽参数不符合额定规范7955油系统运行失常8056轴向位移增大8257不正常的振动和异声8358汽轮机水冲击8359周波变化85510甩负荷85511汽轮机严重超速88512运行中叶片损坏或断落89513失火90514汽水管道故障91515厂用电全部中断91附录一饱和水蒸气表94附录二汽轮机油的质量标准97附录三热电厂汽水质量标准98前言根据原电力部颁发规程、行业标准、设计院及制造厂技术资料和图纸，参考有关单位的经验，结合本厂实际情况和特点，制定本规程，作为运行人员运行操作管理与事故处理正确性的依据。在编写此规程中，由于技术资料欠缺及机组未经安装、调试，其中部分内容尚不完善，有待根据现场执行情况进行完善修改。规程自颁发之日起执行，有关人员应加强学习，熟练掌握，并在运行工作中注意总结经验、积累资料，随时将发现的问题、建议或修改意见报生产部以便补充修订。第一章总则11工程概述火力发电厂一期工程为2240/H煤粉锅炉配130MW和14MW背压组。12本规程引用资料本规程主要依据部颁相关典型运行规程、厂家的技术资料、相关操作调试手册和调试运行实践经验编写。资料引用书目如下121全国地方小火电厂汽轮机组运行规程（SD2511988）122汽轮机设备运行及事故处理（热电厂实用技术丛书）123北重30MW汽轮机技术资料（资料不齐全）124北重4MW汽轮机技术资料（资料不齐全）125辅助设备使用说明书126电力工业安全工作规程热力机械部分13应该熟悉、掌握该规程的人员131值长、汽轮机运行班长应熟悉和掌握本规程的全部内容。132汽轮机其它岗位人员应熟悉和掌握本规程的相关部分。14重要操作规定141下列工作必须在值长或专业负责人监护下进行1411大小修汽轮机组的启动及大小修后的各项保护试验。1412设备经过重大改进后的启动或有关技术革新后的第一次试运行。1413调速系统静态特性试验及甩负荷试验。1414超速试验。1416特殊情况下的系统切除。142下列工作必须在班长的监护下进行1421运行中主汽系统、给水系统、循环水系统的切换操作。1422运行中的冷油器切换、滤油器的切换清洗。1423给水泵检修前的切换操作和检修后的启动。1424机组启动前的各保护试验。1425除氧器的并解列、投运、切换操作。143重要的切换操作，必须填写操作票，并在监护人员的监护下进行；在发布操作命令前，应按有关系统图检查预定的操作程序，保证正确；在紧急状态下处理事故时，来不及填写操作票，必须谨慎操作，并在交接班记录中记录清楚。15汽轮机运行基本要求151汽轮机运行值班人员在上岗之前，必须熟悉本规程及电力工业安全生产规程，并经考试合格。152运行值班人员在工作中还应遵守下列规定1521服从上级命令，正确执行各项指示，未经许可不得离开工作岗位。1522禁止无关人员接近运行中的设备及控制表盘。1523在未办好热力工作票做好安全措施前，不允许在设备上进行检修工作。153汽轮机生产车间应符合电力工业安全生产规程规定的安全条件，在生产中也应执行电力工业安全生产规程的有关规定。154生产现场应备有必须的使用工具如扳手、油壶、手电、安全帽、阀门扳手等，应备有随时可用的消防器材，并定期检验合格。第二章汽轮机运行规程21汽轮机设备规范211B30883/08型背压式汽轮机设备规范1汽轮机运行中，主蒸汽及背压排汽参数偏离额定值的允许变化范围和允许连续运行时间以及带负荷能力。见下表参数名称限制值任何12个月周期内的平均压力883MPA主压蒸力汽保持所述年平均压力下允许连续运行的压力927MPA名称内容汽轮机型号B30883/08型式高压、单轴、单缸背压式汽轮机额定功率30MW有功功率最大功率30MW额定转速3000RPM转子旋转方向从汽轮机向发电机看为顺时针方向主蒸汽压力863913MPA主蒸汽温度525540进汽量额定进汽量234T/H；最大进汽量257T/H；排汽量额定排汽量16696T/H；最大排汽量18461T/H；排汽压力08MPA额定给水温度215冷却水温度正常20，最高33汽耗额定工况779KG/KWH超速保护动作转速3360RPM轴承座振动额定转速下003MM,过临界转速时015MM汽轮机在下列情况下，允许保持额定功率长时间运行主汽门前蒸汽压力和温度同时变化在850903MPA及525540范围内。参数名称限制值例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间12小时106MPA任何12个月周期内的平均温度535保持所述年平均温度下允许连续运行的温度543例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间400小时543549例外情况下允许偏离值，每次15分钟，但12个月周期内积累时间80小时549563主蒸汽温度不允许值563212B4883/64型背压式汽轮机设备规范名称内容汽轮机型号B4883/64型式单缸、单轴、冲动背压式汽轮机额定功率4MW有功功率最大功率45MW额定转速3000RPM转子旋转方向从汽轮机向发电机看为顺时针方向主蒸汽压力863913MPA主蒸汽温度525540进汽量额定进汽量248T/H；最大进汽量258T/H；排汽量额定排汽量2405T/H；最大排汽量2505T/H；排汽压力额定64MPA，最大67MPA冷却水温度正常20，最高33汽耗额定工况6105KG/KWH超速保护动作转速3360RPM2汽轮机运行中，主蒸汽及背压排汽参数偏离额定值的允许变化范围和允许连续运行时间以及带负荷能力。见下表参数名称限制值任何12个月周期内的平均压力883MPA保持所述年平均压力下允许连续运行的压力927MPA主压蒸力汽例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间12小时106MPA任何12个月周期内的平均温度535保持所述年平均温度下允许连续运行的温度543例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间400小时543549例外情况下允许偏离值，每次15分钟，但12个月周期内积累时间80小时549563主蒸汽温度不允许值56322汽轮机设备概述2211号汽轮机系统结构特性2211我车间1号机组为北京北重汽轮电机有限责任公司生产的B30883/08型高压、单轴、单缸背压式汽轮机，通过刚性联轴器直接带动发电机。背压排汽经过减温后通过供汽管线直接向全厂提供08MPA低压蒸汽。2212本汽轮机采用喷嘴调节，锅炉主蒸汽母管来汽经一根主汽管道（27325）通过自动主汽门后，由四根导汽管（16814）分别引入四个调速汽门（100）进入汽轮机，调节阀的动作由油动机通过齿条及凸轮配汽机构而控制，随着负荷的改变，各调节阀依次开启或关闭。DEH系统通过控制电液伺服阀改变油动机位置，从而得到调速汽门不同的开度，以控制进汽量，达到控制转速或改变功率的目的。自动主汽门装于钢座架中，座架可视为固定点，轴承座振动额定转速下003MM过临界转速时010MM以承受锅炉来的蒸汽管道推力，不使推力直接作用到汽轮机的本体。从机头往后看,布置在汽缸上部及两侧的调节汽阀的排列方式为。34212213本机设计有两级非调整抽汽。转子为整锻加套装轮盘组合结构，整锻转子材料为30CR1MOV，后四级套装轮盘，材料为34CRNI3MO，轮盘通过端面径向键与转子相接，以减小轮孔部分的应力集中。级数为一列单列速度级和9级压力级，共计10级。2214汽缸由前汽缸、后汽缸组成，并用垂直法兰连接。前汽缸材料采用耐热合金钢ZG15CR2MO1,后汽缸材料采用ZG230450，中分面用双头螺柱联结，螺柱材料采用25CR2MO1V和25CR2MOV。前汽缸用上猫爪型式支承在前轴承箱上。汽缸的前后汽封和隔板汽封均为侧齿型汽封结构。2215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，可自定位，椭圆轴瓦。推力轴承瓦块为扇形，可摆动，工作瓦和非工作瓦各10块。后轴承为支持轴瓦，与发电机前轴承同装于后轴承箱内，支持轴瓦均为椭圆轴瓦。各轴瓦均用铂热电阻测量温度。2216汽轮机的膨胀死点在后汽缸处汽轮机纵向轴线与后汽缸下部两侧座架上定位销中心连线的交点上；在前轴承箱和前汽缸，有垂直纵向滑键，使汽缸向前热膨胀时保持汽轮机中心不变，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固定在中箱侧壁上的相对膨胀指示器测量。2217前轴承座内，除装有径向推力联合轴承外，还集中了主要的一次保安部套，如主油泵，危急遮断器及其保护动作机构，挂闸电磁阀，注油试验滑阀及手动停机解脱阀，以及转速测量探头、轴向位移指示器、飞锤击出位置指示器、推力瓦块温度、汽轮机前瓦瓦温等热工仪表和装置。主油泵通过齿形联轴器由汽轮机转子驱动，在汽轮机正常运行时，主油泵除对保安系统供油外，还对两台射油器供油。2218机组的盘车装置安装于后汽缸轴承箱盖上，为低速盘车装置，手动投入，当转子转速高于盘车转速时盘车装置自动退出工作位置。转子的盘车速度为56RPM。2219机组润滑系统供油装置包括主油箱、高压交流启动油泵、低压交流油泵、直流润滑油泵，两台射油器。润滑油牌号VG32，油质标准不低于NAS7级，为改善油质还设有油净化装置。22110排油烟装置安装在主油箱上面，运行时可调整风门开度，以排出油箱上部积存的油烟和湿汽，并在轴承箱和油箱内形成微负压利于回油畅通。22111蒸汽在汽轮机内作功后，由两根排汽管道（4269）排出，汇集后经减温（63011）至190，再通过两根供汽管道（53011）送往热网供热用户。背压排汽管道在电动截门前还分别安装有止回阀、对空排汽管和脉冲式安全阀（整定压力096MPA）。高压除氧器出水由给水泵升压后，再经过本机1、2高压加热器加热后进入锅炉给水母管。22112抽汽系统一抽为非调整抽汽，从第3级后抽出至1号高加加热给水。二抽为非调整抽汽，从第6级后抽出至2号高加加热给水。下表为纯背压工况下3、6级抽汽参数表22113汽封漏汽系统221131前轴封第一档漏汽接至第二级抽汽进2高加。221132前轴封第二档漏汽接至08MPA低压蒸汽供汽管。221133前轴封第三档漏汽接至低压除氧器。221134前轴封第四档漏汽由轴封加热汽抽出。221135后轴封第一档漏汽接至08MPA低压蒸汽供汽管。221136后轴封第二档漏汽接至低压除氧器。221137后轴封第三档漏汽由轴封加热汽抽出。221138自动主汽门和调速汽门高压门杆漏汽接至低压除氧器；221139自动主汽门和调速汽门低压门杆漏汽接至汽封加热器。2222号汽轮机系统结构特性抽汽序号加热器名称压力MPA温度抽汽量T/H1GJ127688385423802GJ217308328036892221我车间2号机组为北京北重汽轮电机有限责任公司生产的B4883/64型高压单缸、单轴、冲动、背压式汽轮机，通过刚性联轴器直接带动发电机。背压排汽经过减温后通过供汽管线向氧化铝高压溶出工序提供64MPA高压蒸汽。2222本汽轮机采用喷嘴调节，锅炉主蒸汽母管来汽经一根主汽管道（27325）通过自动主汽门后，由四根导汽管（16814）分别引入四个调速汽门（100）进入汽轮机，调节阀的动作由油动机通过齿条及凸轮配汽机构而控制，随着负荷的改变，各调节阀依次开启或关闭。DEH系统通过控制电液伺服阀改变油动机位置，从而得到调速汽门不同的开度，以控制进汽量，达到控制转速或改变功率的目的。自动主汽门装于钢座架中，座架可视为固定点，以承受锅炉来的蒸汽管道推力，不使推力直接作用到汽轮机的本体。从机头往后看,布置在汽缸上部及两侧的调节汽阀的排列方式为。34212223转子为整锻加套装轮盘组合结构，整锻转子材料为30CR1MOV（脆性转变温度121），叶片材料为1CR11MOV，轮盘通过端面径向键与转子相接，以减小轮孔部分的应力集中。本机组仅有一列单列速度级。转子重量为44吨。2224汽缸材料采用耐热合金钢ZG15CR2MO1，中分面用双头螺柱联结，螺栓材料采用20CR1MO1VTIB。前汽缸用上猫爪型式支承在前轴承箱上。汽缸的前后汽封和隔板汽封均为梳齿型汽封结构。汽缸总重25吨。2225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，可自定位，椭圆轴瓦。推力轴承瓦块为扇形，可摆动，工作瓦和非工作瓦各10块。后轴承为支持轴瓦，与发电机前轴承同装于后轴承箱内，支持轴瓦均为椭圆轴瓦。各轴瓦均用铂热电阻测量温度。2226汽轮机的膨胀死点在后汽缸处汽轮机纵向轴线与后汽缸下部两侧座架上定位销中心连线的交点上；在前轴承箱和前汽缸，有垂直纵向滑键，使汽缸向前热膨胀时保持汽轮机中心不变，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固定在中箱侧壁上的相对膨胀指示器测量。2227前轴承座内，除装有径向推力联合轴承外，还集中了主要的一次保安部套，如主油泵，危急遮断器及其保护动作机构，挂闸电磁阀，注油试验滑阀及手动停机解脱阀，以及转速测量探头、轴向位移指示器、飞锤击出位置指示器、推力瓦块温度、汽轮机前瓦瓦温等热工仪表和装置。主油泵通过齿形联轴器由汽轮机转子驱动，在汽轮机正常运行时，主油泵除对保安系统供油外，还对两台射油器供油。2228机组的盘车装置安装于后汽缸轴承箱盖上，为低速盘车装置，手动投入，当转子转速高于盘车转速时盘车装置自动退出工作位置。转子的盘车速度为56RPM。2229机组润滑系统供油装置包括主油箱、高压交流启动油泵、低压交流油泵、直流润滑油泵，两台射油器。润滑油牌号VG32，油质标准不低于NAS7级，为改善油质还设有油净化装置。22210排油烟装置安装在主油箱上面，运行时可调整风门开度，以排出油箱上部积存的油烟和湿汽，并在轴承箱和主油箱内形成微负压利于回油畅通。22211蒸汽在汽轮机内作功后，由两根排汽管道（32515）排出，汇集后经减温至290，再通过两根供汽管道（37722）送往氧化铝高压溶出工序。背压排汽管道在电动截门前还分别安装有止回阀、对空排汽管和弹簧式安全阀（整定压力69MPA）。23油系统简介24热力系统简介241主蒸汽系统主蒸汽管采用集中母管制，1、2炉来汽汇集到一根母管上，来自锅炉的新蒸汽经电动隔离门、电动主汽门、自动主汽门，然后由调节汽门控制分别进入1、2汽轮机通流部分作功。1、2汽轮机的排汽分别经过低压减温器和高压减温器后连接到热力综合管网，向氧化铝车间提供合格蒸汽。汽轮机的低压缸上装有安全膜板，当排汽压力过高时，安全膜板可直接自动向空排汽。242抽汽系统1汽轮机设有两级非调整抽汽，一级抽汽从第3级后抽出经过抽汽逆止门、电动隔离门至1号高加，二级抽汽从第6级后抽出经过抽汽逆止门、电动隔离门至2号高加。两级非调整抽汽用来加热给水，提高锅炉给水温度，以减少锅炉的热负荷，继而提高热电厂的热经济效益。纯背压工况下3、6级抽汽参数表抽汽序号加热器名称压力MPA温度抽汽量T/H243轴封及门杆漏气系统24311汽轮机轴封的结构形式为。前轴封有五段形成四个腔室，前轴封第一档漏接至第二级抽汽进2高加，前轴封第二档漏气接至高压除氧器，前轴封第三档漏汽接至08MPA低压蒸汽管道，前轴封第四档漏汽由轴封加热汽抽出。后轴封有三段形成二个腔室，后轴封第一档漏汽接至08MPA低压蒸汽管道，后轴封第二档漏汽由轴封加热汽抽出。此外自动主汽门和调速汽门高压门杆漏汽接至高压除氧器，自动主汽门和调速汽门低压门杆漏汽由轴封加热器抽出。24322汽轮机轴封的结构形式为。前轴封有四段形成三个腔室，前轴封第一档漏接至高压除氧器，前轴封第二档漏气接至低压除氧器，前轴封第三档漏汽由轴封加热汽抽出。后轴封同样有四段形成三个腔室，后轴封第一档漏接至高压除氧器，后轴封第二档漏气接至低压除氧器，后轴封第三档漏汽由轴封加热汽抽出。此外自动主汽门和调速汽门高压门杆漏汽接至高压除氧器，自动主汽门和调速汽门低压门杆漏汽由轴封加热器抽出。244疏水系统245给水除氧系统246供热系统热电厂汽水车间目前共有减温减压器4台，减温器2台，分别向热力管网输送二次蒸汽压力等级为64MPA、12MPA、08MPA的蒸汽，与背压式汽轮机排汽共同向全厂热用户供应对应压力和温度的合格蒸汽。1号减压器属于高温高压减压器，负责将高压锅炉98MPA，540的主蒸汽减温减压为64MPA，290的蒸汽，与4MW高背压机组排汽汇合后，通过两条供汽管道送往高压溶出车间（氧化铝采用高温溶出工艺时）；2、3号减温减压器负责将高压锅炉98MPA，540的主蒸汽减温减压为12MPA，200的蒸汽，通过两条供汽管道送往高压溶出车间（氧化铝采用低温溶出工艺）。4号减温减压器负责将高压锅炉98MPA，540的主蒸汽减温减压为08MPA，190的蒸汽，与30MW低背压机组排汽汇合后，通过两条供汽管道送往蒸发车间和厂区其他低压用户。1GJ127688385423802GJ21730832803689247循环水系统热电厂循环水提供热电厂及全厂空压站所有转机设备的冷却水，设有五台循环水泵（四运一备），三台玻璃钢冷却塔。热电厂循环水系统最大小时循环水量为1900M/H，供水压力03MPA。循环水系统采用闭式循环冷却方式，补给水由综合给水管网接入，水池容积为。为了保证循环水水质（硬度2度，悬浮物10MG/L,PH785），工业水先经过软化水装置再补充到循环水池，循环水池并设有旁滤系统。25汽轮机的启动251总则2511汽轮机启动工况划分凡停机时间在12小时以内再次启动或者前汽缸复速级处上缸内壁温度在350以上，则作为热态方式启动。新安装及大修后首次启动或停机时间超过72小时按冷态方式启动。2512发现下列情况之一时，汽轮机禁止启动25121自动主汽门、调速汽门、排汽逆止阀卡涩或不能关严。25122汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。25123汽缸上、下温差达50及以上。25124汽轮机的胀差达到3或15MM。25125主要热机保护装置之一失灵（如轴向位移保护、推力瓦块温度高保护、润滑油压低保护等）。25126主要仪表监视信号之一失灵（如转速、轴向位移、胀差等）。25127高压启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、盘车装置之一工作失常。25128润滑油质不合格或油温低于极限值。25129仪表或热机保护失去电源。2513发现下列情况之一时，汽轮机不能投入运行25131危急保安器动作不正常。25132调速系统不能维持空负荷运行和甩去全部负荷后不能控制转速，且两者均使危急保安器动作。252启动前的准备工作2521接到机组准备启动命令后，值班人员应对机组全部系统和设备进行详细检查。2511首先详细检查曾检修过的设备，确认安装或检修工作已全部结束，检修工作票已终结，人员已撤离现场，设备、场地已清扫干净。联系电气人员摇测发电机各部绝缘。2512对油系统的检查25121检查油管路、主油箱、冷油器、滤油器、高压交流油泵、低压交流油泵、直流润滑油泵均处于完好状况，油系统管路及阀门均没有漏油现象。25122确认主油箱内油质合格，油位正常，油位计的浮标上下活动灵活。25123油箱的放油阀、冷油器的放油阀应严密关闭。25124冷油器进、出油阀门应开启，冷却水进水阀应先关闭（出水阀门应在开启状态）。25125油箱油位不低于50MM。2513检查调速系统调门阀芯及其控制管路连接接头紧固无松动，各传动部套回转范围无阻碍，连接销无外窜。汽缸、各蒸汽管道均应能够正常自由膨胀，不受任何障碍。2514联系热工检查所有热工仪表及附件均正常，各压力表管阀门应开启。2515联系电气对自动保护、调整和信号装置的电气部份进行检查、试验确认正常。2516会同电气值班人员试验DCS机电联系信号、通讯正常。2517汽缸、主蒸汽管道上疏水阀门应适当开启，在启动时有可能使汽水倒回汽缸的阀门均应关闭。2518在汽机启动前，应全面检查和记录汽机汽缸膨胀、监视段温度等本体重要状态参数。2519启动低压交流油泵，检查油泵工作正常，润滑油压在010015MPA范围内，系统无漏油现象，投入电动盘车装置连续运行，倾听机组本体各部转动时无异常摩擦声音后投入低油压联锁。25110启动前各项检查准备完成后，做好详细记录，向班长和调度汇报。253机组冲转前的系统操作2531主蒸汽管道暖管25311得到暖管开机的指令后，检查确认所有检修项目已全部完结，工作票全部收回，现场无无关人员逗留。开始进行主蒸汽管道暖管操作。25312检查45米管道间启动疏水总门处于全开位置，开锅炉来汽门门后疏水门约3扣，全开电动主汽门，稍开其门前门后疏水以及自动主汽门前两组疏水门各1/3，采用控制锅炉来汽门旁路门的方式暖管到自动主汽门前。25313确认锅炉来汽总门门前已达额定压力后，全开其旁路一次门，稍开二次门，逐渐提升自动主汽门前压力至0306MPA，暖管1015分钟。25314通过逐渐开大锅炉来汽电动门旁路二次门进行升压暖管，升压速度按下表进行25315在暖管升压过程中，应安排专人打开导汽管四组疏水门和疏水总门不少于1/3开度，放尽导汽管内积水后，再压小导汽管各疏水门至2扣左右，保证冲转时蒸汽不能带水。25316根据汽温、汽压上升情况，适当调整各疏水门开度，保证汽温提升速度不大于5/MIN。25317当锅炉来汽总门前后压差不大于05MPA时，全开来汽总门，并关闭其旁路门。25318暖管过程中应注意检查主汽管道膨胀情况和支吊架情况应正常，主汽管道不应有明显的振动，否则应适当延长暖管时间。25319在暖管压力超过10MPA时，稍开门杆漏汽至高除截止门前疏水进行适当暖管。253110暖管期间，随着自动主汽门前压力的逐渐提高，应注意检查机前压力的变化情况，以监视自动主汽门关闭的严密性。253111暖管后期，应稍开室外排汽管道至各管线的电动总门前后疏水及零米排汽管低处疏水进行暖管，为并热网做好准备。254冲转前的准备工作2541冲转前应具备的条件（冷态、温态）25411主汽压力达80MPA以上，主蒸汽温度达480以上。压力范围MPA03060615154040883升压速度MPA/MIN00501020525412汽轮机上、下缸温差小于50。25413调速油压、润滑油压及轴承回油正常，冷油器出口油温在3545之间。25414盘车运行正常，汽缸内及轴封处无异声。连续盘车时间大于2小时。25415其它条件和参数应符合机组启动的要求。2542机组所有参数达到冲转要求后，检查确认对空排汽电动门处于全开位置。背压管道安全阀装置完备。2543准备冲转前，应分别开启四米西侧前、后轴封漏汽外排总门1/3开度。2544由值组长和岗位主操针对机组启动作业进行安全注意事项和操作要求进行告知，并进行人员分工和技术交底。256汽轮机冲转2561确认机组已具备冲转条件，报告领导后开始进行冲转操作。25611汽轮机冲转作业应由3人协同完成，以下主要步骤中按甲（主控开机组织者）、乙（八米作业负责者）、丙（零米、四米作业负责者）进行分工。乙负责在开机前准备好测振仪、测温仪、听针、阀门扳手以及电量充足的对讲机。丙需要同时承担必要的机动性作业。25612乙、丙携带好必要的工器具和对讲机，至现场后对所负责区域设备和系统进行全面检查，无异常后，汇报甲所在区域具备启动条件。25613（甲）记录开机前机组重要参数如缸温、缸胀、调节级温度，胀差、各油压与油温等的初始值。确认各调门阀位指示（03）和DDV阀阀位反馈正常（95），浏览DEH主控各界面，确认调门不在“维修开关”状态，“电调仿真”界面无按钮在投入状态。25614（丙）关小高压交流油泵出口门至3扣左右后通知甲启动，并在泵启动后逐渐打开其出口门，检查出口油压应为12MPA左右。（乙）应注意在油压升高过程中，由于挂闸油路较附加安全油管路长，存在启泵后自动挂闸的可能。若发现自动主汽门徐徐开启，应手按机头紧急停机按钮打闸。并通知甲。25615（乙）启动油箱抽油烟风机运行，确认前轴承箱已建立微负压，各轴承箱回油通畅。25616（甲）投入除“发电机油开关联锁”外的所有主机联锁保护。操作“电调主控”界面“挂闸”按钮。通知乙检查保安系统各油压变化和自动主汽门开启情况（若调速汽门严密性不好，存在挂闸冲转的可能，应做好应对准备。本机组设有转速超差保护当系统实际转速超过目标转速500RPM时，DEH将开出打闸指令停机。）25617（甲）“已挂闸”“主汽门开”指示灯亮后，操作“电调主控”界面“运行”按钮。“转速控制”模块变蓝激活。设定目标转速“500”RPM，速率“100”RPM，“转速给定”转速目标值逐渐增加，“CV阀控”开始自动增加阀位开度给定，转子开始转动。（乙）当机组转速超过56RPM时，注意检查盘车应能自动脱扣（否则应立即打闸停机）。盘车自动脱扣后，停止盘车电机运行，关闭盘车齿轮润滑油门。倾听机组内部和前后轴封、发电机内部和端盖等部位应无明显的碰、摩声音。机组轴系振动不高于002MM。无异常后汇报主控。25618（甲）转速升至500RPM后，观察机组转速控制情况应平稳，波动不应大于5RPM。通知乙检查门杆漏汽压力，若该压力超过04MPA，可打开门杆漏汽总门将其导入高除。再次记录机组各主要参数，并与冲转前参数进行对比，确认各参数指示值和变化趋势正常。必要时可进行动态打闸试验。（丙）对四米层的主蒸汽系统和油管道系统的管道膨胀和固定支吊架情况，不应有明显振动现象。根据润滑油温变化趋势，调整油温至3842之间。检查EH油站、高压交流油泵等设备及其连接系统运行状态和就地参数是否正常。无异常后汇报甲。25619（甲）根据机组缸温与调节级蒸汽温度的匹配关系决定暖机时间。若调节级蒸汽温度低于缸温达30以上时，不应进行停留暖机或只短时停留以进行系统检查。256110（甲）得到乙、丙检查无异常的汇报后。设定目标转速“1200”RPM，速率“200”RPM，点击“暖机”按钮取消转速保持状态，开始继续提升转速。根据胀差的变化情况，通知丙调整轴封漏汽外排总门开度。（乙）升速过程中间断监测轴系振动情况，有明显变化的应通知甲。256111（甲）根据上、下缸温差发展速度和机组缸温与调节级蒸汽温度的匹配关系决定中速暖机时间。若缸温低于调节级蒸汽温度达50以上时，应保持转速停留暖机。由于本机组调门配汽方式的和通流部分结构的特点，以及汽缸保温效果和蒸汽参数选择的差异，应同时考虑延长暖机时间使上下缸温差加大和缩短暖机时间造成汽缸和转子温升过快产生较大热应力的问题。当汽缸和转子金属温度水平在低温脆性转变温度（100120）之下时，可通过调整调门配汽方式、汽缸疏水开度等措施改善暖机效果和减弱上下缸温差加大；当汽缸和转子金属温度水平在低温脆性转变温度（100120）之上时，可适当缩短中速暖机时间，通过增加进汽流量强化传热从而减弱上下缸温差加大。但中速暖机时间不能少于20分钟。（乙）（丙）在暖机期间，对所在区域所有设备的运行情况进行全面检查，无异常后汇报甲。256112（甲）暖机结束后，设定目标转速“2200”RPM，速率“200”RPM，点击“暖机”按钮取消转速保持状态，继续提升转速通过轴系临界转速。“转速给定”转速目标值逐渐增加，“CV阀控”开始自动增加阀位开度给定。当转速在1400RPM1800RPM范围内时，DEH自动设定升速率为“400”RPM。此时应注意通过DCS远传振动测点指示值密切监控机组在通过临界转速时的轴系振动情况（汽轮机转子在额定转速之下无临界转速，发电机临界转速在1460RPM左右），任一轴承振动超过010MM时，应立即打闸停机。（乙）站在机头前箱处感觉机组振动、声音等情况，若机组突然剧烈振动或出现异常声音等不正常现象，应果断打闸停机。（丙）升速过程中，由于转子温度的升高和轴瓦的摩擦发热，加上主油泵和高压交流油泵的油流扰动，润滑油温会逐渐升高，应勤加调整冷油器，保持润滑油温在3842之间。同时应注意，不应造成油温大幅度波动，影响转子转动的稳定性。256113（甲）机组转速稳定在2200RPM后，通知乙、丙进行全面检查。根据缸胀、胀差、轴系振动、上下缸温差等参数的变化趋势和范围，进行各参数的调整。保持暖机状态至调节级后蒸汽温度不高于汽缸金属温度超过80，避免加热剧烈造成较大的热冲击。高速暖机时间不能少于15分钟。256114（甲）检查无异常后，设定目标转速“3000”RPM，速率“200”RPM，点击“暖机”按钮取消转速保持状态，继续提升转速至额定转速。“转速给定”转速目标值逐渐增加，“CV阀控”开始自动增加阀位开度给定。当转速在2950RPM3000RPM范围内时，DEH自动设定升速率为“50”RPM。（乙）机组转速升至额定转速后，全面检查机组各轴瓦水平、垂直、轴向振动值，并做好记录。根据油温变化趋势，指挥丁调节冷油器冷却水量。256115（甲）根据机组各主要参数变化和汽缸温升情况，决定暖机时间。做好机组动态试验和并网前的准备工作。257机组启动升速过程中注意事项如下2571倾听汽轮机和发电机转动部分，声音正常，动静部分无摩擦。2572轴承振动通过临界转速过程中不应超过015MM。如超过应立即打闸停机，待转子静止后，投入连续盘车。在重新启动前应查明原因，如停机惰走时间明显缩短并有异音，应避免连续盘车，期间可改为每10分钟手动盘车180度。必要时进行直轴检查和处理。2573检查汽轮机本体及各管道应无水击、振动现象。2574注意检查汽缸膨胀值应与汽缸温度水平对应，防止滑销系统卡涩。2575检查确认润滑油压、油温、油箱油压及各轴承油流均正常。2576注意蒸汽温升速度及汽轮机各点金属温升速度、温差等符合规定要求。258关于机组的热态启动2581本汽轮机的调节级处上汽缸内壁温度在350以上时启动称为热态启动。2582热态启动的条件25821启动前必须保持连续盘车，未有中断。25822主蒸汽温度至少高于汽轮机最高部分金属温度80以上。25823符合热态启动的其它条件。2583热态启动的操作要点25831以200RPM的升速率冲动转子到1200RPM，在1200RPM停留检查5MIN。25832以300RPM的升速率提升转速到3000RPM。25833提前通知电气主控，做好并网与接带负荷准备。25834尽快加负荷至高压调节级处汽缸内壁温度水平所对应的负荷值，此工况点后仍按冷态启动曲线进行增加负荷。25836热态启动过程中应特别注意机组的振动与胀差，若有不正常现象应立即打闸停机。259并列电网、热网与接带负荷2591并列电网25911按照标准完成必要的动态试验后，（乙）进行如下并网前的检查机组维持额定转速时，全面检查机组各轴瓦水平、垂直、轴向振动值，并做好记录。确认机头西侧主油泵出口压力表油压值为12MPA左右。25912（丙）全面检查零米设备和系统，无异常后联系甲，准备切换高压交流油泵。（甲）确认额定转速下各运行参数正常后，通知丙开始停止高压交流油泵运行。（丙）逐渐关闭高压交流油泵的出口门，阀门全关后通知甲停止高压交流油泵运行。停泵时应密切注意油压变化并根据油温变化趋势，调节冷油器冷却水量。25913（甲）系统检查和运行参数均无异常，具备并列电网的条件后，汇报值长，并向电气主控发“注意”“可并列”信号。接到电气主控发来“同期请求”信号，通知就地人员离开发电机周围后，点击“同期方式”按钮，将机组转速控制权转交同期装置，等待并网合闸。当同期条件均满足时，油开关合闸，机组并网运行，并网的同时DEH自动切为阀控状态。25914（甲）接到电气主控发来“注意”“已并列”信号后，并列电网操作“CV阀控”增加按钮，增加机组负荷至05MW，投“发电机故障”联锁保护。2592并列热网25921（丙）并列热网前应检查确认零米背压管道疏水，电动排汽门前后疏水，室外热网总门电动门前后疏水的积水已排尽，避免并列热网过程中管道水击造成振动。25922（丙）逐个压小背压管道至热网各疏水门后，成对开启室外热网电动门中需要向外供热的管线对应的截门。25923（甲）远控全开电动排汽门，在阀门开度均超过1/2以上时，（乙）先后就地电动关闭对空排汽电动门。（甲）在背压逐渐升高的过程中，应密切注意机组轴向位移和胀差的突变。25924（甲）并列热网过程中，机组有功负荷将降低。操作“CV阀控”快增按钮，增加机组负荷至05MW。25925（乙）（丙）检查轴封加热器水侧运行正常，汽侧排空门在开启位置。打开接至背压管道的轴封进汽总门，通过轴加进汽门控制轴加汽侧负压在10KPA左右。然后打开轴加抽汽管道上的所有阀门，最后逐一关闭各汽封漏汽排空门。25926检查并严密关闭所有主蒸汽管道和导汽管疏水。未投用的高加进汽电动门前疏水应稍开，但应检查四米疏水膨胀箱排水门应打开，本体压力表指示压力不超过01MPA。25927以上操作完成后，在机组各参数无异常情况下，可以按下表进行升负荷暖机。25928升负荷过程的有关要求和注意事项259281机组负荷高于24MW时，允许投入高压加热器运行。259282在增负荷时要注意调速系统、轴向位移、胀差、振动、轴瓦温度、油温、风温、汽缸膨胀等参数的变化情况，如发现机组有不正常现象，应立即停止加负荷，保持或低负荷运行30分钟暖机，直至找出原因并消除后方可继续增加负荷。259283在机组较高负荷时，根据前轴封漏汽情况和前汽封三漏的压力，通过合理分配三漏漏汽至低压除氧器和轴封加热器的汽量，控制三漏压力不高于02MPA。序号负荷（KW）时间（MIN）110002000KW暖机202升到5000KW1035000KW暖机304均匀加负荷到20000KW40520000KW暖机306升到30000KW30合计16026汽轮机的运行与日常维护261正常运行指标控制2611主要参数的正常值及允许范围正常运行监视和控制指标明细表序号参数名称单位正常最高最低备注1有功负荷MW30305额定参数2主蒸汽压力MPA883903833额定参数3主蒸汽温度535540525额定参数4排汽温度244195轴封加热器真空KPA2035106冷油器出口油温40245357主油箱油位MM100300300低于100MM应补油8主油泵进口压力MPA010059主油泵出口压力MPA1210安全油压MPA1211润滑油压MPA01001200812轴承金属温度9095发电机轴承温度8013轴承箱排油温度657514推力瓦块金属温度909515各轴承振动MM003005双振幅16发电机进风温度40552017发电机出风温度6065温升不大于3018发电机定子线圈温度9019发电机定子铁芯温度1202612启动、运行及负荷变化过程中温升、温差控制范围为防止温差过大导致金属疲劳，过早产生裂纹和部件变形，在启动、负荷变化、停机过程中应对金属温差严格控制，具体如下表262日常运行维护2621汽轮发电机组在运行时，值班人员应做好下列工作26211机组的所有联锁保护均应在投入位置，确认报警参数无人为变动或修改。26212每小时抄录有关仪表读数于运行记录表上，并结合运行工况进行分析，发现数值不正常，应立即查明原因，采取必要的措施。26213每小时对机组本体与辅助系统进行巡回检查，发现设备缺陷时，应填写设备缺陷处理联单，必要时汇报车间。对重大的设备缺陷应做好事故预想。26214每天定时测量、记录并分析汽轮发电机各个轴承振动。26215认真监盘，发现仪表数值异常，应立即查明原因，采取必要的措施。26216根据油温、风温变化及时进行相关调整。20轴向位移MM081212正推力瓦块定位21胀差MM31正推力瓦块定位项目单位控制范围主汽门前蒸汽温升率/MIN3主汽门前蒸汽温降率/MIN2汽缸法兰内、外壁温升率/MIN3汽缸法兰中心与螺栓温差45法兰上下之间、左右之间温差10上、下汽缸温差5026217根据锅炉热负荷情况和热用户用汽量及时对电、热负荷进行调整，注意各调门工作情况。26218按规定对设备进行有关的维护与试验操作。27汽轮机组的停机271汽轮机正常停机的操作原则2711停机方式因我单位主蒸汽系统采用母管制连接方式，停机方式为定压停机。2712为使汽轮机组能安全平稳的停止运行，停机前应完成低压交流油泵、直流润滑油泵、盘车装置的试验工作。若任一试验不合格，非紧急故障停机条件时应暂缓停机，故障消除后再继续进行停机操作。2713汽轮机的停机是启动的逆过程，启动过程的基本要求原则上适用于停机，但温降率要小于启动时的温升率，一般控制在152/MIN。2714随着机组负荷的降低，汽缸膨胀、胀差、轴向位移、润滑油压、各轴承温度等参数的变化应予足够重视，前汽封三漏压力、门杆漏汽及其它辅助各系统应及时调整和切换。2715发电机解列前后汽轮机的转速控制情况应密切关注，当发生不正常升高时，应立即采取打闸停机、关闭电动进汽总门、高加进汽电动门等措施，严禁开启对空排汽门。2716打闸后应准确记录汽轮机转子的惰走时间，这是判断汽轮机动静部分和各轴承工作是否正常的重要依据。转子静止后盘车装置应立即投入运行。272汽轮机停机过程中异常情况处理2721停机过程中，由于突发设备缺陷使停机工作不能正常进行，应制定行之有效的技术和安全措施，确保汽轮机安全停运。2722减负荷过程中发现调节保安系统部套卡涩应设法消除。此时不能带负荷解列发电机，必须先将汽轮机打闸停机，确认自动主汽门关闭到位，必要时关闭电动进汽总门，确认负荷到零后方能解列发电机。2723盘车装置或电机故障造成转子静止后不能电动连续盘车时，应查明原因尽快消除，同时设法手动间断盘车（由专人准确控制时间，在轴径或轴端做好标记，每15分钟盘动转子180度）。若热态转子在某一位置停留时间超过30分钟，应在恢复连续盘车前盘动转子180度，静置同等时间直轴，然后再投入盘车连续运行。当因为动静摩擦、转子弯曲等其他原因造成盘车不动时，禁止用机械手段强制盘车或强行冲转，防止造成转子永久性损伤。273汽轮发电机组正常停机操作步骤说明以下步骤中未给出DEH系统在停机过程中的参数变化和监控要点，需要在操作过程中除连续监视“电调主控”界面各参数变化外，必须间断浏览“电调试验”、“润滑油系统”等界面，注意DDV阀工作状态、调门给定与反馈的即时跟随性、油压波动情况、现场油管道有无喘振现象等，出现异常情况时应分析和查明原因，采取相应的措施正确处理。2731当接到热调“1号机组停机”的通知后，应由值班长组织相关岗位人员做好停机前的各项准备工作。全面记录机组当前主要参数指示，准备好必要的工器具。根据机组热、电负荷情况，通知锅炉和减温减压器岗位做好热负荷转移准备。2732分别试运低压交流油泵、直流润滑油泵、盘车电机各5分钟，无异常后停运并确认低油压联锁均在投。2733操作DEH“电调主控”界面“CV阀控”栏“快减”按钮，以1000KW/MIN的降负荷率均匀减少发电机有功负荷至25MW并保持5分钟。然后按照压力由高到低的顺序退出1号和2号高加的汽侧运行。注意解列过程中尽量保持电负荷相对稳定。2734继续以500KW/MIN的降负荷率均匀降负荷至15MW并维持不少于10分钟。期间注意根据机组胀差的变化情况和发展趋势，进行前汽封三漏压力的调整，此时较高的三漏压力，有利于阻止和改善胀差负向增加过快。2735继续以500KW/MIN的降负荷率均匀降负荷至5MW并运行不少于15分钟。2736继续降负荷至0MW。确认机组CV阀位给定、各调门行程反馈、主蒸汽流量等参数显示与往常机组空负荷工况数值接近。向电气主控发“注意”“机器危险”信号，请求解列电网。2737在等待电气解列电网的过程中，必须密切注意DEH“电调主控”界面的并网状态指示，当发电机与外电网断开的同时，“CV阀控”模块变灰，“转速控制”模块激活，DEH逻辑控制对象由调门阀位切换为系统转速。系统默认目标转速3000RPM，且波动不应超过5RPM。若发现机组转速上升应立即打闸停机，必要时还应迅速关闭相关电动隔断门。无异常时保持额定转速运行。2738收到并确认电气发来“注意”“已解列”信号后，根据情况可安排进行如注油试验、超速试验等非并网状态下机组的动态试验。2739准备打闸停机前，应先启动低压交流油泵，确认润滑油压和油温正常。然后点击DCS界面“ETS”按钮并“确认”，打闸停机。注意自动主汽门、各高压调门均应迅速关闭且到位。关闭轴封加热器进汽门和门杆漏汽至除氧器总门。开始记录机组惰走时间。27310转子惰走期间应倾听汽轮机缸内声音和各轴瓦温度变化情况。根据润滑油温的变化，及时调整冷油器出口油温，当油温降至35以下时，可停运冷油器水侧。27311转子静止后必须立即投入盘车连续运行。对机组进行全面检查，隔绝有可能使汽水返回汽缸内的所有阀门。27312当汽缸温度降至100以下时，可改为每小时180度的间断盘车；缸温低于50时允许停止盘车、停运润滑油泵和抽油烟机。停机3小时后允许解列空冷器冷却水。长时间停机还应按照国家有关技术要求做好防腐工作。第三章辅助设备运行规程31辅助设备规范及设备概述311高压交流油泵3111高压交流油泵3112高压交流油泵设备概述312交流润滑油泵3121交流润滑油泵设备规范3122交流润滑油泵设备概述313直流油泵3131直流油泵设备规范3132直流油泵设备概述314主油箱3141主油箱设备规范3142主油箱设备概述315冷油器3151冷油器设备规范3152冷油器设备概述316滤油器3161滤油器设备规范3162滤油器设备概述317盘车装置3171盘车装置设备规范3172盘车装置设备概述318轴封加热器3181轴封加热器设备规范3182轴封加热器设备概述319空冷器3191空冷器设备规范3192空冷器设备概述3110给水泵31101给水泵设备规范311011给水泵序号项目名称设计工况单位1介质温度1582比重9111M3/KG3给水泵入口流量297T/H4给水泵入口压力073MPA5给水泵出口压力147MPA6扬程1563M7效率768装置汽蚀余量10M9必须汽蚀余量65M10最小流量80T/H11最小流量下扬程1720M12泵轴功率1512KW13泵转速2980R/MIN14设备数量3台套15电机功率1800KW16定子电压10000V17功率因数09818效率96219电流121A20启动电流844A21外壳防护等级IP5422冷却方式空冷（IC616）311012稀有润滑站设备规范序号项目名称设计工况单位311013稀油站冷却器设备规范31102给水泵设备概述311021给水泵主机设备概述100SBP型給水泵是单壳