汽机运行规程

1、汽机运行规程（试行）批准：审核：编写：年月曰汽轮发电机组是垃圾焚烧发电厂的重要能源转换设备，为了保证设备和人员的安全，保证设备运行能够达到设计参数，特编制本规程，用以指导生产管理和运行操作。本规程吸收了“中科通用”公司多个垃圾焚烧发电项目的运行管理经验，并结合本厂的设备特点和管理模式编制而成，是指导汽轮发电机组运行管理，保证安全、文明、环保生产的重要文件，请各相关部门和人员遵照执行。本规程是根据厂家说明书、图纸以及电力工业标准工艺法规、部颁典型运行规程，并结合我厂实际编写而成，本规程自颁布之日起执行。下列人员必须熟知本规程：1、生产副总经理2、运行部、运行支持部经理及专业主管3、值长及运行人员

2、因编写人员水平及资料所限，错误和不足之处在所难免，希望生产人员在使用过程中不断总结经验，发现问题，及时提出，并反馈至运行部以便今后更好的修改完善。本规程由运行部负责解释。0O年十月二十日目录1汽轮机组设备特性41.1汽轮机结构及系统概述41.2汽轮机调节保安系统简介51.3设备规范82汽轮机的试验132.1汽轮机的试验项目132.2主要试验项目的试验方法133汽轮机组的启动和停止193.1禁止启动的条件193.2启动前的检查和准备203.3启动步骤（冷态）223.4汽轮机的停机274汽轮机组的运彳亍维护284.1正常运行中的维护要求284.2主要参数变化范围284.3蒸汽参数限制规定294.4

3、负荷限制规范304.5设备定期试验、切换项目规定305辅助设备的启停及运行维护315.1水泵的启、停及运行维护315.2除氧器的启停及运行维护355.3连排扩容器的投运与停用365.4加热器的投运与停375.5疏水箱与疏水泵的投运与停用385.6冷油器的投用与切换386事故处理396.1事故处理的原则与要求396.2紧急停机的条件与步骤396.3故障停机的条件与步骤406.4典型事故的判断和处理417机力冷却塔运行规程537.1机力冷却塔运行前的检查和启动537.2机力冷却塔停运537.3机力冷却运行注意事项541汽轮机组设备特性1.1汽轮机结构及系统概述1.1.1汽轮机结构概述本汽轮机为中压

4、、单缸、冲动冷凝式汽轮机，与锅炉、发电机及其附属设备组成一个成套发电设备。本汽轮机的设计转速为3000r/min。汽轮机转子由一级复速级和十一级压力级组成，除末级叶片为扭叶片夕卜，其余压力级叶片均为直叶片。转向导叶环在顶部和底部与汽缸之间采用“工”型键固定。装于前汽缶工上端蒸汽室内的配汽机构为提板式调节汽阀，借助机械杠杆与调速器油动机相连，调节汽阀由六只汽门组成。在汽轮机前轴承座的前端装有测速机构、主油泵、危急遮断装置、轴向位移传感器、径向及推力联合轴承。前轴承座的壳体上装有调速器。前轴承座与前汽缸用“半圆法兰”相连，在横向和垂直方向均有定位的膨胀滑销，以保证轴承座在膨胀时中心不致变动。有前座

5、架上装有热胀指示器，以反映汽轮机静子部分的热膨胀情况。汽轮机通过一副刚性联轴器与发电机相连，转子盘车置装于后轴承盖上，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。1.1.2汽轮机主要热力系统说明主蒸汽系统来自锅炉的新蒸汽经电动隔离阀到主汽门。主汽门内装有蒸汽滤网，以分离蒸汽中的水滴和防止杂物进入汽轮机。蒸汽经主汽门后分两路分别进入汽轮机蒸汽室两侧，蒸汽在汽轮机中膨胀做功后排入冷凝器凝结成水，先通过凝结泵升压再经过汽封加热器，锅炉冷灰器、冷渣器、低压加热器加热后进

6、入除氧器，经除氧器除氧后，借助给水泵升压，然后经高压加热器进一步加热后进入锅炉。凝结水泵后有一路凝结水可引入冷凝器上部，在启动、低负荷或作滑参数启动时用于冷却蒸汽和由主汽门前来的疏水。汽轮机有三级回热抽汽，分别从第二级、第六级、第八级后接出。三级回热抽汽按不同的压力等级分别供给高压加热器、除氧器、低压加热器的用汽。在一、二级抽汽管道上装有单向关闭汽阀，在三级抽汽管道上装有普通止回阀，以避免蒸汽倒流影响汽轮机运行安全。单向关闭汽阀的开启由阀门手轮进行控制。当主汽门关闭时控制油门亦随之动作，泄去操纵座活塞下方之安全油，使汽阀在弹簧力作用下自动关闭。第三级抽汽，由于汽压较低，采用了普通止回阀，同样可

7、以满足逆止的作用。汽封系统汽轮机前后汽封近大气端的腔室和主汽门、调节汽阀等各阀杆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凝结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均压箱相连，均压箱上装有汽封压力调整分配阀，使均压箱保持101?127.5kpa的压力，当均压箱中压力低于101kpa时，高于127.5kpa的抽汽通过该分配阀向均压箱补充，当均压箱中压力高于127.5kpa时，多余的蒸汽也通过汽封压力调整分配阀排入冷凝器中。真空系统蒸汽在汽轮机内膨胀做功后排入冷凝器凝结成水，在

8、冷凝器内即形成真空。为了去除在运行中逐渐积聚在冷凝器中的空气，在冷凝器两侧装有抽气管，合并后接到射水抽气器进气口，由射水抽气器将空气吸出排入大气。射水抽气器由射水泵提供压力水。射水抽气器也能代替起动抽气器，在较短时间内形成冷凝器的真空。1.2汽轮机调节保安系统简介1.2.1调节保安系统的主要技术规范序号项巨单位技术规范备注1汽轮机的额定传速r/min30002油泵进口油压Mpa0.073主油泵出口油压Mpa0.9534转速不等率%465迟缓率%<0.56油动机最大彳亍程mm96.57危急遮断器动作转速r/min3270?33308危急遮断器复位转速r/min28859转速表超速保护值（停

9、机）r/min336010轴向位移报警值mm+1.0负为反向11轴向位移保护值mm+1.3,-0.6停机值12润滑油压降低报警值（联交流润滑油泵）Mpa0.0413润滑油压降低报警值（联直流润滑油泵）Mpa0.03914润滑油压降低保护值（停机）Mpa0.0215润滑油压降低保护值（停盘车）Mpa0.01516润滑油压升局报警值（停局压油泵）Mpa17主油泵出口油压低报警值Mpa0.85启动交流电动油泵18轴承回油温度报警值C6519冷凝器真空降低报警值Mpa-0.08720冷凝器真空降低保护值（停机值）Mpa-0.06121轴承座振动报警值mm0.0622主蒸汽压力局报警值Mpa3.6323

10、主蒸汽温度局报警值C44524DEH空制器超速停机值r/min25主油箱允许最高油位（离顶板）mm140最局7立方主油箱允许最低油位（离顶板）mm520最低5立方1.2.2调节系统的工作原理和系统构成介绍N12-3.43-3型汽轮机调节系统采用数字电液调节系统（简称DEH,采用DEH系统将比一般液压系统控制精度高，自动化水平大大提高，它能实现升速（手动或自动），配合电气并网，负荷控制（阀位控制）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。它能使汽轮机适应各种工况并长期安全运行。DEH装置的核心部分采用了美国WOODWOR司的产品，型号为WOODWORD505是基于32位微

11、处理器的数字控制器，它集现场组态控制和操作盘于一体，操作盘包括一个两彳亍（24个字符）显示，一个有30个操作键的控制面板，操作盘用来组态505在线调整参数和操作汽轮机起停及运行。通过操作面板上的两行液晶显示房可观察控制参数的实际值和设定值。控制器有三种操作模式：程序模式、运行模式和服务模式。程序模式用于组态控制器的功能以适合具体的控制要求，程序模式一旦组态后不再改变直至需要改变控制功能时。运行模式主要用于操作汽轮机启动正常运行至停机的整个过程。服务模式可以在运行状态修改设定参数，根据控制需要通过编程组态用于相应的系统。基本原理并网前在升速过程中，转速闭环为无差控制，505控制器将测量的机组实际

12、转速和给定转速的偏差信号经软件分析处理及PID运算后作为给定输入到阀位控制器并与油动机反馈信号比较后将其偏差放大成电流信号来控制电液驱动器及调节阀开度，从而减少转速偏差，达到转速无差控制，当转速达到3000r/min时，机组可根据需要定速运行，此时DEH可接受自动准同期装置发出的或运行人员手动操作指令，调整机组实现同步，以便并网。机组并网后则以阀位控制方式运行，即通过增加转速设定，开大调节汽阀，增加进汽量达到增加负荷的目的。在甩负荷时DEH自动将负荷调节切换到转速调节方式。辅助控制用于在并网后低汽压限制，辅助控制与阀位控制低选输出，DEH!过进汽压力设定值与实测值比较，进而通过其执行机构改变调

13、节阀开度，达到改变进汽压力的目的。DEH系统构成DEH系统由下面五个部分构成：a、机械超速保安系统b、主汽门自动关闭器及控制装置c、伺服执行机构，包括电液驱动器，油动机d、电液驱动器供油系统e、DEH装置DEHS统功能汽轮机采用由数字式电液控制系统(DEH系统)实现的纯电调控制方式，并网前对汽轮机进行转速控制，在并网后对汽轮机进行负荷控制，并能在下述任何一种机组运行方式下安全经济的运行：负荷控制运行工况；滑压控制运行工况。DEHS统的基本自动控制功能是汽轮机的转速控制和负荷控制功能，同时它也具有其他辅助功能。具体为：启动升速及转速控制和保护可以选择自动、手动、半自动三种启动方式之一，这三种方式

14、的切换只有在停机后在控制器程序组态中改变来实现，本系统一般采用前两种方式。在DEHS制下可进行电超速保护试验、机构超速保护试验。具有超速保护(109%功能。同步及初负荷控制机组定速后运行人员通过手动或自动准同期装置发出转速增减信号调整机组转速以便并网。机组并网后DEHA即自动使机组带上一定的初始负荷以防止机组逆功率运行，当不采用功频控制时控制器将不设初负荷。负荷控制及甩负荷负荷控制可以通过在并网后增加或减少转速设定来实现。当机组甩负荷时控制器立即切换到转速控制方式并切除进汽压力控制，维持汽轮机在同步转速(2950r/min)下空转，以便汽轮子机能迅速重新并网。操作与通讯所有控制指令可以通过控制

15、器本身键盘、遥控或通讯方式输入。控制器配备有三种通讯接口供作选择与DCS!讯，通讯协议采用MODBUS、议。(1) 自诊断与系统保护每次启动前DEH控制器可以自诊断控制器组态、接线及内部硬件是否正常，可对运行过程中控制参数在线进行故障诊断并给出报警指示。当机组超速或程序组态中需要保护项目处于保护状态时DEH空制器执行停机。系数调节、监测DEH控制器可以在线调整控制参数，并监测设定参数、实际参数及控制参数。阀位控制器阀位控制器为双通道，每个通道接受505控制器的输出信号及油动机行程反馈信号，其差值经过功放后接到电液驱动器的输入，控制电液驱动器的输出。阀位控制器内部有PI调节，可达到较高的控制精度

16、，利用内部可调的颤震电流叠加到输出可以克服电液驱动器卡涩。该机只使用其一个通道。1.2.3供油系统本汽轮机是由主油泵组成供油系统，主要用于向汽轮发电机组各轴承提供润滑油及调节保安系统提供压力油；和DEH+的电液驱动器供油。供油系统主要包括主油泵，注油器I,注油器II,主油泵出口逆止阀，高压交流油泵，交、直流润滑油泵，油箱，冷油器，滤油器，润滑油压力控制器及过压阀等。本机组采用GB11120-89中规定的L-TSA46汽轮机油。1.2.4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；超速脱扣的危急遮断器；电动脱扣的电磁保护装置

17、。主要保护项目有超速、轴向位移、润滑油压降低，轴承回油温度偏高，冷凝器真空低及油开关跳闸等。当出现保护(停机)信号时立即使主汽门、调节汽阀、抽气阀关闭；当出现报警信号时声光信号同时报警。抽汽阀、主汽门的关闭是通过保安油的泄放来达到的，调节汽阀的关闭是通过建立事故油来实现的。当汽轮机发生下列5种监视参数中的任何一种超过规定值时，均应使磁力断路油门动作而使机组紧急停机：1.2.4.1 转速升至额定转速的112%(3360r/min)1.242轴向位移超过+1.3mm和-0.7mm124.3润滑油压力低于0.02Mpa1.244凝汽器真空低至-0.061Mpa1.2.4.5伺服油压低于1.0Mpa若

18、机组发生其它故障，运行人员认为必须停机或正常情况下需停机时就地用手拍装在前轴承座侧面的危急遮断油门或在集控室手动电磁保护装置按纽,泄去安全油建立事故油，使机组停机。1.3设备规范进汽量54.8t/h1.3.1汽轮机技术规范:汽轮机转向（从机头向机尾看）中压、单缸、冲动冷凝式型号3N12-3.43-型式正常3.43MPa(a)，最高3.63MPa(a),汽轮机额定功率最低3.14MPa(a)12MW主汽门前蒸汽压力正常435C,最高445C,最低420C顺时针方向主汽门前蒸汽温度汽轮机额定转速3000r/min汽轮机-发电机轴系临界转速1836r/min汽轮机单个转子临界转速排汽压力1534r/

19、min0.007Mpa汽轮机汽耗（额定负荷）4.568kg/kw.h汽轮机热耗（额定负荷）11915.6kJ/kw.h循环水温度25汽轮机轴承处允许最大振动过临界转速时轴承处允许最大振动汽轮机中心高（距运转平台）汽轮机机本体总重0.05mm0.15mm750mm45.3t汽轮机上半总重（连同隔板上半等）13.8t汽轮机下半总重（不包括隔板下半等）17t汽轮机转子总重6.45t汽轮机本体最大尺寸（长X宽X高）5325X3590X3530mm制造厂洛阳发电设备厂1.3.2辅机技术规范1.3.2.1汽封加热器型号JQ-14工作蒸汽压力0.095Mpa工作蒸汽温度260?435r工作蒸汽流量138kg

20、/h冷却水量40t/h冷却水最大压力0.4Mpa加热面积14m21.3.2.2冷凝器型号分列二道制表面式冷却面积1000m2冷却水量2835t/h水室内最大允许水压0.3Mpa(a)水阻26.5pa无水时净重23t1.3.2.3冷油器型号YL-20冷却面积20m2冷却水量44t/h水侧压力0.34Mpa油侧压力0.34Mpa冷却水温度25r-33r1.3.2.4高压加热器型号JG-65换热面积65m2管程设计压力6.1Mpa(a)1.1Mpa(a)耐压试验7.65Mpa(a)1.83Mpa(a)最高工作压力6.88Mpa(a)1.17Mpa(a)设计温度150r350壳程介质1.3.2.5低压

21、加热器型号换热面积JD-5050m壳程设计压力耐压试验最高工作压力0.64Mpa(a)0.8Mpa(a)0.24Mpa(a)0.3Mpa(a)4.9Mpa(a)1.96Mpa(a)设计温度80130管程1.3.2.6除氧器额定出力工作压力工作温度水箱容积介质60T/H0.02Mpa104C30m3射水抽气器型号60A-8抽汽量8.5kg/h抽汽压力0.004Mpa工作水压0.352Mpa(a)工作水量104m3/h空气冷却器型号(单组、共4组)5FD.430.809功率90KW风量3.35m3/S耗水量25m3/h冷却水温33C工作水压0.2Mpa(a)1.329连排扩容器型号DN800mm3

22、容积1.52m工作压力额定02Mpa温度250C1.3210各类转动机械设备参数设备名称型号流里m/h扬程mHO轴功率kW转速r/min配套电机型号电机功率kW额定电压V额定电流A数量凝结水泵4N6685415.22980Y180M-22238042.22*2周压电动油泵80AY-100501042950Y200L2-23738068.71*2交流润滑油泵65AY-60B2037.52950132S2-27.538014.91*2直流润滑油泵65AY-60B2037.52950Z2-415.522030.31*2循环水泵20SA-22231417128.1980Y355M1-61603803循

23、环水泵350S26A12641674.81450Y280M-4903801射水泵6SA-8A162402950Y200L1-230380572*2给水泵DG55-80AX8556401652950Y315L2-2200380/660318/2013疏水泵IR50-32-2501579.37.22980Y160M-2113802低位水泵ISG65-125A2512.51.462950Y90L-2V2.23802除盐水泵CDLF32-30FSWSC324029005.53802注：栏中数量是指每种设备的单机台数*机组数，给水泵、设备疏水泵、为公用1.3211其它油箱（正常油位）射水箱事故油池36m

24、10m3疏水箱20m1.3.3发电机技术规范型号QF-J12-2额定功率12MW频率50HZ额定电压10500V额定电流825A容量15000KVA额定转速3000r/min功率因数Cos二0.8励磁电流273A额定励磁电压188V制造厂洛阳汽轮电机（集团2汽轮机的试验）有限责任公司2.1汽轮机的试验项目2.1.1汽轮机启动前的试验项目2.1.1.1辅助油泵启动试验2.1.1.2盘车装置启动试验2.1.1.3调节保安系统的试验危急遮断油门试验磁力断路油门动作试验2.1.1.6低油压保护试验2.1.1.7轴承温升试验2.1.1.8低真空保护试验2.1.1.9轴向位移保护试验2.1.1.10电超速

25、保护试验2.1.1.11凝结水泵联缺试验2.1.1.12循环水泵联缺试验2.1.1.13发电机联跳试验汽轮机定速后的试验项目2.1.2.1自动主汽门严密性试验2.1.2.2调速汽门严密性试验2.1.2.3危急遮断油门试验2.1.2.4超速试验2.2主要试验项目的试验方法2.2.1辅助油泵启动试验2.2.1.1确证油箱油质合格，油位正常。2.2.1.2检查所有辅助油泵、电机及表计完好，转子盘动灵活。2.2.1.3 检查交流润滑油泵入口门在开启位置，出口门在关闭位置。2.2.1.4通过DCS系统的CRT或就地启动油泵，检查油泵的声音、振动、电流、油压及轴承和电机温度正常。2.2.1.5缓慢开启出油

26、门，检查油系统应无泄漏，各部位油压正常，汽轮机各轴承回油正常，油量充足。2.2.1.6同样方法试验高压电动油泵2.2.2盘车装置启动试验2.2.2.1启动交流润滑油泵，检查轴承回油正常。2.2.2.2检查盘车离合器在分闸位置并切除联锁。2.2.2.3启动盘车电机，检查电机空转方向正确，声音、温度正常。2.2.2.4停止盘车电机，逆时针方向旋转盘车电机手轮，并拔出离合器制动销，向机头方向推动手柄直至终点。2.2.2.5启动盘车，盘车电流正常，汽机转子约以6r/min转动。2.2.2.6投盘车联缺，倾听机内声音应正常。2.2.3调节保安系统的试验启动高压电动油泵，检查油压正常。合上危急保安器，开启

27、自动主气门约三分之一，开启单向关闭阀。223.1危急遮断油门试验，手拍危急遮断油门按钮，使其脱扣，主汽门、调速汽门、单向关闭汽阀均动作关闭。223.2磁力断路油门动作试验人为给其电磁铁通电或手按操作盘上停机按纽，磁力断路油门动作，主汽门、调速汽门、单向关闭汽阀控制油门动作之后手拉磁力断路油门卡销复位。2.2.3.3 手按操作盘上停机按钮，磁力断路油门动作，主汽门、调速汽门、单向关闭汽阀均关闭，手拉磁力断路油门卡销复位。2.2.4低油压保护试验2.2.4.1 起动高压油泵，投入盘车。224.2开启自动主汽门1520mm投入自动主汽门联锁。2.2.4.3投入交流润滑油泵、直流润滑油泵联锁。2.2.

28、4.4 关闭润滑油压力控制器进油门。2.2.4.5缓慢开启润滑油压力控制器泄油门，油压下降过程中，应出现下列变化：2.2.5.1 小于0.078Mpa发信号小于0.054Mpa交流润滑油泵自动投入小于0.039Mpa直流润滑油泵自动投入小于0.02Mpa自动停机小于0.015Mpa停盘车装置2.2.5轴承温升试验联系热工人员，由热工人员接通轴承温升65C回路，CRT上应发出轴承温度达65r的声光报警信号。2.2.5.2点击保护复归按纽，信号消除。2.2.5.3检查油压正常，稍开自动主汽门、单向关闭阀和调速汽门，由热工人员接通轴承温升75r回路，此时自动主汽门、单向关闭阀、调速汽门均应迅速关闭，

29、并发出声光报警信号。2.2.5.4 通知热工，断开回路，恢复正常。226.2 2.2.6低真空保护试验2.2.6.1联系热工，检查低真空保护值为-0.061Mpa,然后送上低真空保护电检查油压正常，稍开自动主汽门、调速汽门及单向关闭汽阀226.3热工人员将保护短接后，自动主汽门、调速汽门及单向关闭汽阀应迅速关闭，并发报警信号2.2.6.4正常后通知热工人员试验完毕2.2.7轴向位移保护试验2.2.7.1 联系热工人员，投入轴向位移联锁。227.2 稍开自动主汽门及调速汽门。2.2.7.3配合热工人员进彳亍试验，当轴向位移指示达+1.0mm或-0.6mm时应发报警信号，达+1.3mm或-0.7m

30、m时自动主汽门、调速汽门均应关闭，并发报警信号。2.2.7.4正常后将轴向位移投入工作位置。说明：试验时，先做轴向位移正向试验，再做轴向位移反向试验。2.2.8.1 2.2.8电超速保护试验联系热工人员,检查电超速保护值正确。228.2稍开自动主汽门、调速汽门和单向关闭汽阀，然后由热工人员接通电超速保护回路，CRT上发出电超速保护动作声光报警信号。2.2.8.3点击保护复归按纽，信号消除。2.2.8.4通知热工，断开回路，恢复正常。2.2.9凝结水泵联缺试验2.2.9.1检查凝汽器热水井水位正常，关闭低加进水门，开启凝结水再循环门。2.2.9.2 检查泵及电机地脚螺栓无松动，转子盘动灵活，油位

31、正常，油质良好,密封水通畅，表计完好。2.2.9.3 两台凝结泵均处于备用状态，入口门在开启位置。2.2.9.4在CRT上或就地启动#1泵，开启出口门，检查该泵声音、温度、压力、电流正常。停止#1泵，关闭出口门。同样方法试验#2泵，试验结果应正常。2.2.9.5启动#1泵运行，在DCS系统的CRT画面上将#2泵投入备用，联缺投入。2.2.9.6就地按#1泵事故按钮，或通过CRTB面停止#1泵运行，此时#2泵应联动。CRTB面上检查#2泵应启动，电流指示正常。2.2.9.7在CRT!面上点#1泵故障确认。就地检查#1泵应不倒转。2.2.9.8用同样方法试验#2泵联动#1泵。注：运行中试验时就首先

32、检查备用泵完好，然后启动备用泵，运行正常后再停止备用泵，此时可做联动试验，试验时注意凝汽器水位。若备用泵在10秒内不(1) 能联动应进行强送，否则启动原运行泵，并联系电气进行检查、处理。(有待清楚)2210循环水泵联缺试验2210.1循环水泵联缺试验(静态)检查泵及电机地脚螺栓无松动，转子盘动灵活，表计完好，电动入口门在开启位置，电动出口门在关闭位置。(2) 通知电气将电机开关放在试验位置，并送上电源。(3) 在CRT上启动#1循环泵，将该泵联缺开关放在联缺位置，将#2泵联缺开关放在备用位置。(4) 按#1泵故障按钮，发出声光报警信号，点动#2泵运行按钮和#1泵断开按钮，声光信号消失。(5)

33、切换两泵联缺，用同样方法试验#2泵。2.2.10.2 循环水泵联缺试验(1) 检查备用泵正常，转子盘动灵活，表计完好，电动入口门在开启位置，电动出口门在关闭位置。(2) 在CRT画面上或就地启动备用泵，开启泵体放空气门，出水后关闭。泵启动后声音、温度、压力、电流正常，电动出口门自动开启。(3) 停止备用泵，电动出口门自动关闭，泵不倒转，然后在DCS上将泵置于备用位置。(4) 就地按运行泵的事故按纽，或通过CRT画面停止该泵运行，此时备用泵应联动。CRT!面上检查备用泵应启动，电流指示正常，就地检查，泵运转正常，原泵停运后不倒转。(5) 在CRT画面上将原运行泵置于备用位置。注：若备用泵在10秒

34、内不能联动应进行强送，否则启动原运行泵，并联系电气进行检查、处理。(有待清楚)2.2.11发电机联跳试验(发电机差动、两点接地保护动作的连跳试验)2.2.11.1联系电气合上发电机开关。2.2.11.2启动高压油泵，稍开自动主汽门、调速汽门和单向关闭汽阀。2.2.11.3按发电机跳闸按钮，检查发电机开关应断开，自动主气门、单向关闭阀、调速汽门应迅速关闭，并发报警信号。2.2.11.4 正常后恢复试验前状态。2212自动主汽门严密性试验2.2.12.1调速汽门全开，汽轮机保持3000r/min的空负荷运行状态。2.2.12.2全关自动主汽门，汽轮机转速应下降，记录试验起始时间，当转速下降到100

35、0r/min时试验合格，记录终止时间。2.2.12.3试验结束后，缓慢开启自动主汽门，将转速升至3000r/min2.2.12.4试验过程中，随着转速的下降，主油泵出口油压也下降，当油压降至0.054MPa时交流润滑油泵应自动投入；试验结束，转速升高后及时停止交流润滑油泵。2.2.13调速汽门严密性试验2.2.13.1汽轮机保持3000r/min的空负荷运行状态。2.2.13.2全关调速汽门，汽轮机转速应下降，记录试验起始时间，当转速下降到1000r/min时试验合格，记录终止时间。2.2.13.3试验结束后，全开调速汽门，将转速升至3000r/min。2.2.13.4试验过程中，随着转速的下

36、降，主油泵出口油压也下降，当油压降至0.054MPa时交流润滑油泵应自动投入；试验结束，转速升高后及时停止交流润滑油泵。2.2.14危急遮断油门试验2.2.14.1起动高压油泵，稍开自动主汽门、调速汽门和单向关闭汽阀。2.2.14.2手拍机头危急遮断油门的小弹簧罩，自动主汽门、调速汽门和单向关闭汽阀均应关闭，并发出声光报警信号。2.2.14.3 按下大弹簧罩复位。2.2.15超速试验2.2.15.1在下列情况下应用提升转速的方法试验危急遮断器：(1) 新机安装后和设备大修后；停机拆装调速系统后；每运行2000小时后；停机一个月后再起动时；在运行中发现有超速误动和拒动现象时。2.2.15.2 在

37、下列情况下禁止进行此试验：(1) 危急遮断油门动作不良或卡涩；自动主汽门、调速汽门关闭不严或卡涩；调速系统大幅摆动或有卡涩现象。2215.3 试验步骤：(1) 机组定速后检查一切正常。(2) 用控制器提升转速，当转速达32703330r/min范围内某一值时，危急遮断器飞锤应飞出，主汽门、调速汽门迅速关闭。(3) 记录动作转速。当转速降至2850r/min左右时按下危急遮断装置的大弹簧罩，使危急遮断油门复位。2.2.15.4注意事项：(1) 试验中，当转速达到3360r/min而危急遮断器不动作时就立即手拍危急遮断油门的弹簧罩，降低转速，停机后进行调整。动作转速可通过调整危急遮断器的调节螺母，

38、改变弹簧预紧力而实现。(2) 超速试验在同一情况下应做两次；新安装和大修后的汽轮机，超速试验应做三次，前两次动作转速差不应超过额定转速的0.6%,第三次动作转速和前两次动作转速的平均数相差不应超过额定转速的1%=2.2.16真空严密性试验2.2.16.1首先与电气、锅炉取得联系，要求汽温、汽压、负荷稳定，记录好试验前凝汽真空、排汽温度，负荷一般控制在约80%额定负荷下。2.2.16.2缓慢关闭射水抽气器空气门(不允许停用射水泵)，关严后每隔半分钟记录一次凝汽器真空值、排汽温度，试验45分钟，真空下降速度平均每分钟不大于267-400pa为合格。2.2.16.3开启射水抽气器空气门，恢复正常运行

39、方式，真空应恢复至试验前读数。注意此项试验应得到值长同意后在班长监护下执行。在试验过程中，如果发现真空下降很快，应立即开启空气门，停止试验，然后查明原因，消除漏点后再进行。2.2.17自动主汽门活动试验此项目应在班长监护下进行。联系值长或电气班长、热工人员，缓慢少关自动主气门，主汽门连杆也随之下降。试验时主汽门行程指示变化在510mm之间，连杆无卡涩现象，恢复自动主汽门原位置。试验结束后汇报值长，并作好记录。3汽轮机组的启动和停止3.1禁止启动的条件3.1.1真空系统不严密，投入轴封后真空低于-0.060mpa无法提高时。3.1.2自动主汽门、调速汽门关闭不严密或卡涩。3.1.3调速系统不能维

40、持空转运行和甩去全负荷后不能维持转速。3.1.4任一保护装置动作不正常时。3.1.5主油泵、高压电动油泵、交流润滑油泵工作不正常、任一轴承无油流时。3.1.6 主要表计不正常或失灵，包括转速表、油压表、轴向位移、主汽压力、主汽温度、真空等表计。3.1.7 汽轮机盘车时内部有金属摩擦声。3.1.8 油质不合格或油位太低、油温低于25度。3.1.9 主要辅助设备运转不正常。3.1.10 505工作失常时。3.1.11汽轮机上下缸温差大于或等于50度时。3.1.12主汽门开启数转后转子冲不动时。3.2启动前的检查和准备3.2.1班长在接到汽轮机组起动的命令后，应立即与各岗位人员进行联系，做好启动前的

41、准备，并与电气、锅炉进行联系。3.2.2值班人员在起动前应对所属全部设备进行详细的检查，对新安装和检修过的机组，确证热力、电气、热工各部分的检修工作结束，工作票已注销。3.2.3机组及附属设备完整无损，保温良好，现场清洁。3.2.4准备好记录用具、听音棒、测振仪、阀门板手、手电等工具。3.2.5盘面、厂房照明齐全、消防设施齐全好用。3.2.6所有监视仪表齐全、完好，一、二次阀门开启。3.2.7有关辅机试运及联锁正常，正常后将操作开关置于解除位置。3.2.8联系热工送上所有热工电源，各热工保护开关撤出。3.2.9联系电气测量动力设备绝缘，并根据需要送上电源。3.2.10联系化学准备好合格足量的除

42、盐化水。3.2.11所有信号试验正常。3.2.12检查滑销系统完整，能自由膨胀，膨胀指示器完好。3.2.13对调速系统的检查：危急遮断油门在脱扣位置；调速系统各部件齐全完好，各保护开关均在断开位置；3.2.14对油系统的检查：3.2.14.1 油管、油箱、冷油器、各油泵等均处于完好状态，油系统的任何地方3.2.14.2 均不应有渗漏油现象；油箱内油位正常，油质合格，油位计的浮标上下灵活；油箱放油门、冷油器放油门等关闭严密，冷油器的进出油门3.2.14.3 开启，进水门关（出水门一般为常开状态）；每一轴承前为了滤油所临时添加的滤网或堵板均已拆除。3.2.15检查凝结水系统，设备完好，热水井放水门

43、关闭，向热水井补入合格、适量的除盐水。3.2.16检查射水箱水位正常，射水抽气器工作正常。3.2.17检查DEHDCS系统工作正常，画面完整，显示清晰。3.2.18对系统、阀门的检查：3.2.18.1 检查主蒸汽管、抽汽管道、疏水管道等各蒸汽管道，均应能正常自由膨胀，不受任何障碍，支吊、支座情况正常，保温良好。检查各系统阀门应处于下列位置：锅炉来汽门关主蒸汽隔离门关主蒸汽隔离门之旁路门（一次、二次门）关主蒸汽隔离门前疏水门开主蒸汽至2号机并汽联络门关2号机主蒸汽管道疏水门关主蒸汽管道疏水至疏水扩容器疏水门开电动主汽门关电动主汽门之旁路门（一次、二次门）关自动主汽门前疏水门开自动主汽门关汽封加热

44、器进出水门开汽封加热器旁路门关均压箱新蒸汽进汽门关均压箱至后汽封门开均压箱压力调整分配阀关导汽管疏水门开汽缸疏水门开一级单向关闭汽阀关二级单向关闭汽阀关一级抽汽疏水门开二级抽汽疏水门开高压加热器进汽门关高压加热器进出水门关高压加热器旁路门开高压加热器疏水排地沟门开高压加热器空气门关低压加热器进汽门关低压加热器进水门关低压加热器出水门关低压加热器旁路门关低压加热器空气门关汽封加热器进水门开汽封加热器出水门开汽封加热器旁路门关凝结器喉部凝结水再循环门开凝结水再循环电动门关凝结水再循环电动门前隔离门开启动放水门开局加疏水至低加串联门关凝汽器汽侧放水门关凝汽器两侧空气门开凝汽器循环水两侧进水门开凝汽器

45、循环水两侧出水门关凝汽器水侧放空气门开凝汽器热水井补水门关凝汽器真空破环门关凝结水泵进口门开凝结水泵空气门开凝结水至除氧器阀门*空冷器进、出水门关冷油器进水门冷油器出水门主汽系统有关疏水门3.3启动步骤（冷态）331有关辅机的启动操作：3.3.1.1启动交流润滑油泵，在低压的情况下驱除油管道及各部件中的空气，在冲动转子前开启高压电动油泵，停止交流润滑油泵。检查泵出口压力正常，润滑油压正常，电流、油箱油位符合要求，通过油循环将油温升至30?35Co3.3.1.2启动电动盘车装置。将盘车装置复位销拨出，并向车头方向推足，用手逆时针盘动盘车装置手轮，合上盘车电动机起动按钮，红灯亮，盘车启动，将盘车联

46、锁开关打入“联锁”位置，并注意倾听汽机转动部分声音正常，各轴承油流正常。3.3.1.3启动循环水泵，确保循环水系统正常，开启凝汽器循环水出水侧上的空气门，待空气放尽有水溢出时关闭。开启凝汽器循环水出水门。3.3.1.4调整凝汽器热水井补水门，使凝汽器热井水位保持在水位计3/4处，启动凝结泵，进行联锁试验后，一台运行，一台备用，并投入联锁。3.3.2.1 3.3.2暖管及升压暖管到电动主汽门前：开启机组隔离汽门的旁路门，旁路一次门全开，旁路二次门逐渐开启，提升管道压力在0.2?0.3Mpa压力下暖管2030分钟。再以每分钟0.01-0.15mpa、3-5度的速度升至额定值。然后全开隔离汽门，关闭

47、旁路门，适当关小疏水门。3.3.2.2 暖管到自动主汽门前：缓慢开电动主汽门旁路门，使自动主汽门前汽压达0.2?0.3Mpa，暖管10-20分钟，以以上升温升压速度达额定值，开启电动门，关闭旁路门。适当关小疏水门。暖管时严禁蒸汽漏入汽缸。3.3.3.1 3.3.3抽真空暖管过程中汽温升至350C后，可开始进行抽真空操作。3.3.3.2 启动射水泵，检查射水泵电流、出口压力正常，同时检查抽气器空气门在开启位置，注意凝汽器真空应缓慢上升。3.3.3.3当真空不再上升时，记录此时真空值，投用汽封加热器向汽封供汽。3.334开启均压箱新蒸汽进汽门，保持汽压在101?127.5Kpa左右。注意：冷态启动

48、时，在转子静止情况下严禁向轴封供汽；热态启动，应先向轴封供汽，然后再启动射水泵抽真空3.3.4汽轮机冲转及升速3.3.4.1冲动汽轮机转子前应具备下列条件：(1) 主蒸汽压力不低于2.94Mpa,主汽温度不低于420C。(2) 进入汽轮发电机组各个轴承的油流量正常，油温不低于30Co凝汽器内真空不低于-0.061Mpa。润滑油压不低于0.08Mpa。(1) 冲转?现场手动启动汇报值长汽轮机准备冲转。(2) 开启自动主汽门，冲动转子，渐升至500r/min进行暖机。冲动转子后检查盘车装置是否自动脱开。倾听汽轮发电机组内部声音，检查振动、汽缸膨胀情况。(3) 低速暖机10分钟，应作下列检查并调整：

49、检查轴承振动、回油温度、真空上升情况，汽缸膨胀等无异常，转速稳定，声音无异常，调整轴封供汽、热井水位。缓慢开大自动主气门，在10分钟内提升转速至1200r/min，维持15分钟。(5) 继续开大自动主汽门，在5分钟内提升转速至2500r/min。维持10分钟。升速过程应均匀、平稳，过临界转速(1836r/min)时应迅速而平稳的通过，并严格监视汽轮机组振动，一般不大于0.10mm,。(6) 当手动升速达到设定值时自动转为DEH控制，接着利用控制器将转速升到额定转速。控制器控制转速后可全开自动主汽门，关闭旁路门。?自动启动当选用自动启动方式时，其程序为先将控制器复位(按下RESETS),清除所有

50、报警及停机信号，油动机全关，打开主汽门、电动主汽门，接着操作控制器发出运行命令，控制器可以根据停机时间长短(自诊断汽机处于冷态、热态或二者之间)，作出相应的升速率及暖机时间，控制机组转速到3000r/min定速。在自动升速过程中，自动完成冲转、低速暖机、自动过临界、中速暖机、3000r/min定速、自动同期、等待机组并网。升速过程中的暖机时间也可根据现场情况，通过面板操作升速停止或继续。SCROO翻房,机组运行后，按下SPEED键，可以显示转速菜单，通过可以显示出升速状态、暖机时间。说明：手动启动与自动启动的切换只有在停机时改变，但在自动方式下也可外界人为干预。3.3.4.2 汽轮机在升速过程

51、中应注点下列各点:(1) 将各参数调整在正常范围内。(2) 升速时，注意调整汽封，真空应维持在-80Kpa以上，当转速升至3000r/min时真空应达到正常值。(3) 轴承进油温度不应低于30r。(4) 升速过程中，机组各轴承振动不得超过0.03mm一旦超过该数值，则应降低转速直至振动消除，维持此转速运转30min,再升速，如振动仍未消除，需再次降速运转120min,再升速，若振动仍未消除，则必须停机检查，过临界转速时振动不应超过0.10mm,当大于0.10mm，应立即降速至1200r/min下暖机，待振动减弱后再行升速。(5) 随时注意将转速控制到所需要的暖机转速。(6) 注意倾听机组声音和

52、检查机组热膨胀的变化情况。(7) 汽温达420C,关闭所有疏水门。油温达42C时投入冷油器水侧，保持其出油温度为38C。(8) 发电机出口风温达30E时投入空冷器水侧，保持风温在20-40C之间(9) 保持凝汽器正常水位，防止凝结泵汽化和振动，凝结水质经化验合格后及时回收至除氧器。(10) 当转速达2600rpm左右时，注意主油泵应开始做功，当主油泵出口油压稍高于电动油泵出口油压时，电动油泵应自动停止。(11) 定速后对机组进行全面检查。3.3.5汽轮机冷态启动、热态启动条件及时间分配3.3.5.1冷热态启动的区分：凡停机时间在12小时以内，或前汽缸复速级处上汽缸壁温度不低于300r、下缸壁温

53、度不低于250r时汽轮机再启动，为热态启动。其他情况下启动均为冷态启动。3.3.5.2 汽轮机冷态启动应遵守以下各点：(1) 在冲动转子前先抽真空，真空达-0.061MPa;升速至400r/min时向轴圭寸送汽；轴封送汽温度小于200r。335.3 汽轮机热态启动应遵守以下各点：(1) 进入汽轮机的蒸汽温度应高于汽缸进汽室温度50C以上，严禁出现冷3.3.5.4 却；在冲动转子前2小时应处于连续盘车状态；在连续盘车情况下先向轴封送汽，然后再抽真空；维持真空-0.08MPa;轴封送汽温度前汽封约250E,后汽封小于250EO润滑油温度大于35度汽轮机启动时间分配表：序号项目转速冷态启动时间(min)热态启动时间(min)1"转后升速至500r/min（热态为500r/min）222检查并维持500r/min（热态为500r/min）833均匀升速至1200r/min1054检查并维持1200r/min1535均匀升速至2500r/min556检查并维持2500r/min1027均匀升速至3000r/min1058合计60253.3.6并网及升负荷