电厂汽机规程

0-2-.7机组的停运2.8汽机设备保养2.8.1.汽机停运不超过10天的保养1）隔绝可能返回汽机内部的汽、水系统，开启抽汽管道及本体所有疏水阀。开启主、管道疏水阀。2）隔绝与公用系统连接的汽、水、气阀门，并放尽其内部余汽、余水、余气。3）放尽凝结器热井，循环水进、出水室，加热器汽侧，各水箱等存水。4）除氧器、加热器水侧采用湿储存保养。5）保持润滑油净化系统的连续运行，若油温大于70℃6）保持EH油系统的油循环泵连续运行。若油温大于60℃7）无特殊情况，应保持交流润滑油泵运行。8）在冬季，若上、下缸温差大，则应关闭汽缸本体疏水阀及抽汽管道疏水阀。2.8.2汽机停运超过10天的保养1）执行上述中1）～3）条2）主机润滑油盘车系统，EH油系统每周投运一次。3）润滑油取样分析每三月一次，EH油取样分析每月一次。4）设备的特殊保养方法，根据现场实际情况，由有关领导决定。第三章汽轮机正常运行调整维护3.1汽轮机正常运行中的维护工作3.1.1机组的日常检查和维护3.1.2检查机组的主辅设备运行正常。检查时应带必要的工器具和防护用具，仔细检查运行设备及备用设备所处的状况是否正常，发现异常情况，找出原因，采取措施，保证机组正常运行。3.1.3检查机组各系统的联锁、保护装置在投入位置，闪光装置、光字牌信号及音响正常，压板投切正确。3.1.4及时调整机组各设备、系统运行参数在正常范围。3.1.5根据机组负荷、主蒸汽流量，及时调节凝结水、给水流量，维持除氧器水位在正常范围。3.1.6调节凝结器热井补水流量，保持热井正常水位。3.1.7根据机组运行情况及季节性的变化，合理调整循环水系统运行方式。3.1.8根据各设备的油、风、水温度情况，调整冷却水量以维持参数在正常范围。3.1.9定时检查所有显示器画面、抄录机组运行参数，发现异常应立即查明原因采取必要的措施。3.1.10按时进行巡回检查，发现缺陷应按缺陷管理制度执行，对于重大缺陷应做好事故预想。3.1.11认真做好岗位仪表分析，及时调整有关参数，确保机组在经济状态下运行。3.1.12尽可能保证机组在额定工况下运行。3.1.13回热系统正常投运，各加热器水位正常，出水温度符合设计要求，疏水方式合理。3.1.14根据凝结器真空、端差、冷却水温升等情况，及时合理调度循环水泵运行方式，尽量保持凝结器在最有利工况运行。3.1.15每周一核对调节级压力一次，分析汽轮机通流部分结垢情况。3.1.16调节级及监视段压力相对增长率△P按下式计算：在相同的运行方式和相同蒸汽流量下：△P应不大于10%，若超限则及时分析并汇报。3.2汽轮机正常运行中数据控制值3.2.1主要运行参数及限额(动作值结果暂定)名称单位正常高高高低低低动作值备注主蒸汽压力MPa17.7518.6319.17主蒸汽温度℃540548514主蒸汽流量t/h93810041025汽压力Mpa3.72汽温度℃540548514汽流量t/h930高压缸排汽压力MPa3.86汽缸上下温差℃＜90凝结器真空kPa90.58181跳机低压缸排汽温度（带负荷）℃408080投减温水调节级压力MPa15轴向位移mm+0.3+0.5-0.5-0.7+0.5，-0.7跳机转速＞2900r/min时主机轴振(#1-6瓦)mm0.0760.100.130.13手动停机转速＜2900r/min时主机轴振(#1-6瓦)mm0.0760.140.180.18跳机转速＞2900r/min时主机轴振(#7、8瓦)mm0.0760.140.180.18手动停机转速＜2900r/min时主机轴振(#7、8瓦)mm0.0760.140.180.18跳机高压差胀mm6.67.4-1.2-2.0-2.07.4手动停机中压差胀mm6.07.0-3.5-5-57.0手动停机低压差胀mm8.09.1-2.2-3.3-3.39.1手动停机汽机轴承金属温度℃<9095110110手动停机发电机轴承温度℃110120120手动停机推力轴承回油温度℃758080手动停机汽轮机转速r/min3000327033003300跳机3.2.2辅助设备运行参数（动作值结果暂定）名称单位正常高高高低低低动作值备注凝结水系统凝泵出口压力MPa3.03.3凝结水母管压力MPa2.52.91.5联备用泵凝泵密封水压力MPa0.3--0.40.18报警凝泵推力轴承温度℃＜70708080跳凝泵凝泵电机轴承温度℃＜70707575跳凝泵凝泵电机线圈温度℃＜120130130跳凝泵凝泵进口滤网差压kPa＜6.08.0报警凝结水贮水箱水位mm1600800800报警跳凝输泵排汽装置水位mm6759001125100跳凝泵1号低加水位mm350550135015013507号低加水侧解列进水温度℃32.5出水温度℃60抽汽温度℃62.4抽汽压力MPa0.022抽汽流量t/h33.592号低加水位mm350550850850关六段抽汽电动门逆止门进水温度℃60出水温度℃85抽汽温度℃86.9抽汽压力MPa0.062抽汽流量t/h29.63疏水箱水位mm650800100100停运疏水泵除氧器水位mm19502150220022501750400跳给水泵压力MPa0.147～1.16791.2温度℃186抽汽温度℃341抽汽压力MPa0.999抽汽流量t/h42.08含氧量μg/l＜552号高加水位mm0300500-200-300-300解列高加进水温度℃182出水温度℃207抽汽温度℃258进汽压力MPa1.95抽汽流量t/h51.081号高加水位mm0300500-200-300-300解列高加进水温度℃207出水温度℃249抽汽温度℃335.3抽汽压力MPa21抽汽流量t/h92给水泵前置泵径向轴承温度高758585跳给水泵前置泵推力轴承温度高758585跳给水泵给泵进口压力MPa1.1报警前置泵进口滤网压差MPa＜0.0350.035报警给泵出口压力MPa22.68给水泵流量t/h698180<180再循环未开延时15秒跳给水泵给泵进口滤网差压MPa＜0.0350.035报警机械密封回水温度℃＜60808080跳给水泵油箱油位＞1/3润滑油压力MPa0.20.220.150.080.08跳给水泵工作油压力MPa工作冷油器进油温度℃60-100110130130跳给水泵工作冷油器出油温度℃35-70607085跳给水泵润滑冷油器进油温度℃45-60757070跳给水泵润滑冷油器出油温度℃35-50556060跳给水泵给水泵径向轴承温度℃759090跳给水泵给水泵推力轴承温度℃809090跳给水泵偶合器轴承温度℃859595跳给水泵电机轴承温度℃809090跳给水泵电机进风温度℃电机出风温度℃电机线圈温度℃105115115跳给水泵主机润滑油系统主油箱油量mm600700500400400跳机润滑油压力MPa0.150.130.120.1跳机，跳盘车，联启交直流油泵润滑油温度℃45556060跳机润滑油回油温度℃55707575跳机主油箱温度℃50顶轴油压力MPa17.8~18.2盘车滤网差压MPa0.05盘车电流A70EH油系统油箱油位mm500560430300200联停EH油泵压力MPa14.5±0.516.211.29.59.5跳机油箱油温℃30-55502020禁止启泵油泵出口滤网差压kPa0.55报警安全阀动作值MPa17±0.5冷却滤网差压MPa再生滤网差压MPa≤0.21油循环泵出口压力MPa0.5发电机进水压力MPa定冷水PH值7-8定冷水硬度mol/m³＜2×10-3机械杂质m＜5真空轴封系统气水分离器水位mm100开启补水阀电动门前真空kPa＞968585联泵低压轴封温度℃150200120低压轴封压力kPa9.219.26.2冷却水系统开式循环冷却水母管压力MPa0.250.20.2联动备用泵闭式循环冷却水母管压力MPa0.70.250.25联动备用泵开式循环冷却水滤网压差kPa20循环水系统冷却塔水位m循泵出口压力MPa0.12循环水母管压力MPa0.10循泵吸水井水位m循环泵网蓖压差mm100300300启动清污机高位油箱油位m1.350.151.35跳循环泵油泵低位油箱油位m0.150.15跳循环泵油泵排污坑水位m1.51.80.31.80.3联启循环泵排污泵停循环泵排污泵3.2.5汽轮机正常运行极限参数1)全真空惰走时间50min2)无真空惰走时间20min3)主开关断开不超速跳闸的最高负荷356000kW4)超速跳闸转速3300r/min5)超速试验飞升转速3380r/min6)允许运行的最大背压16kPa7)汽机报警背压16kPa8)汽机跳闸背压（不允许运行）21kPa9)允许运行的最高排汽温度12010)报警排汽温度8011)手操停机排汽温度12012)汽机低压缸喷水流量17.52t/h13)允许连续运行最低负荷为厂用电负荷，可以由中低压缸(高压缸隔离)带负荷长时间运行14)允许连续运行最低负荷时的最高背压8kPa15)允许连续运行最大主蒸汽压力18.64MPa16)允许连续运行最大主蒸汽温度54817)轴振动限值(相对振动双振幅)(额定转速)130μm18)轴振动限值(相对振动双振幅)(过临界转速时)180μm19)停用低压加热器时的负荷限制(从一台至全部)单台停运330/多台停运310MW20)对其它短期非正常工况的要求随机组运行说明书提供3.2.6油系统1)正常润滑油进油温度42)正常回油温度53)报警油温704)打闸停机油温755)允许停止润滑油泵的汽缸温度1506)正常油压0.16～0.17MPa7)报警油压0.13MPa8)连续起动交直流润滑油泵的油压0.13MPa9)紧急停机油压0.1MPa10)停盘车时油压0.1MPa3.4汽机专业定期工作（暂定）序号项目日期执行人监护人1真空泵切换每月1日、15日上午主值班长23凝结水泵切换每月3日、18日上午主值班长4抗燃油循环泵切换每月3日、18日下午副值主值5冷却水升压泵切换（开闭式泵）每月4日、19日上午主值班长6每月5日、20日下午主值班长7给水泵切换8排烟风机切换每月6日、21日上午副值主值9轴加风机切换10主机冷油器切换每月7日上午副值班长1112交/直流润滑油泵（软硬手操）试转每月9日、24日上午主值、副值班长14抗燃油泵联动试验主值班长15高/中压主汽门松动试验每周二下午主值值长、班长、热工人员16中压调速汽门松动试验17高加保护试验每月12日上午主值班长18抽汽逆止门活动试验每月13日上午主值班长19每月17日上午副值班长2021AST遮断通道试验每月26日上午主值专业、班长热工人员低真空通道试验润滑油压低通道试验EH油压低通道试验22真空严密性试验每三个月一次主值班长23高/中压主汽门、调门严密性试验每六个月一次主值班长、专业242526主机轴承振动测试每班一次副值主值276KV转动轴承振动测试每日上午班、前夜班副值主值28380V转动轴承振动测试每次切换后副值主值汽轮机组的各项试验4.1汽轮机挂闸/打闸试验4.1.1试验条件：4.1.1.1该试验应在汽轮机冷态下锅炉点火前进行，高中压主汽门前无汽、水，不与锅炉水压试验同时进行。4.1.1.2润滑油系统及设备、EH油系统及设备正常，油温、油质合格，系统油循环完毕，润滑油泵、抗燃油泵运行。4.1.1.3热工人员到场协助配合。4.1.2试验方法：4.1.2.1将DEH手操盘“手动/自动”开关置“自动”位置。4.1.2.2在DEH画面总图中将控制方式选择为“自动”方式。4.1.2.3检查隔膜阀关闭，按“挂闸”按钮，DEH画面上“脱扣”灯灭，“挂闸”灯亮，4.1.2.4开启高、中压自动主汽门及各调速汽门，开启各抽汽逆止阀并将其控制开关投“联锁”位。4.1.2.5同时按下手操盘上的“手动停机”和“手动停机确认”按钮或手打机头停机按钮，DEH画面“挂闸”灯灭，“脱扣”灯亮，高、中压自动主汽门及调速汽门、各抽汽逆止门及高排逆止门关闭。4.1.2.6复归光字及信号。4.1.3试验标准：4.1.3.1测定油动机自身动作时间，要求各油动机从全开到全关快关时间＜0.15s。4.1.3.2测定总的关闭时间，要求从打闸到油动机全关时间＜0.3s。4.2调速系统静态传动试验4.2.1试验条件：同挂闸/打闸试验。4.2.2试验方法：由热工人员从DEH工程师站给定目标值和速率信号，开启和关闭高中、压调速汽门测试调速系统静态特性。4.2.3试验标准：4.2.4.1各主汽门、调速汽门开关到位，动作灵活、无卡涩。4.2.4.2#1、2高调门开至70%时，#3高调门始开；#1、2高调门开至100%时，#3高调门开至90%时，#4高调门始开。4.3EH油压低保护试验4.3.1试验条件：4.3.1.1机组已挂闸。4.3.1.2试验前无异常报警出现。4.3.1.3与试验有关的热控人员已到场。4.3.1.4将画面置于DEH试验画面。4.3.2试验方法：4.3.2.1EH油泵运行，油压正常且无其他试验的情况下，在DEH试验画面上按下“EH油压低试验”按钮，进入EH油压低试验状态。4.3.2.1.1#1通道试验：在DEH画面上点击20－1/LPT试验按钮并按确认，检查相应的63－1/LP、63－3/LP压力开关动作正常；再点击20－1/LPT退出1通道试验。4.3.2.1.2#2通道试验：在DEH画面上点击20－2/LPT试验按钮并按确认，检查相应的63－2/LP、63－4/LP压力开关动作正常；再点击20－2/LPT退出2通道试验。4.3.2.2试验结束后按下“EH油压低试验”按钮，退出EH油压低试验状态。4.4高压遮断电磁阀（AST）试验4.4.1试验条件：4.4.1.1机组已挂闸，高压保安油压已建立。4.4.1.2无其它DEH试验（超速、喷油、润滑油压低、真空低、EH油压低试验）。ASP—1、ASP—2开关已复位不发讯。4.4.1.3四只AST电磁阀均处于关闭状态4.4.2试验方法及标准：4.4.2.1点击DEH操作员站“AST保护试验”键进入保护试验画面。4.4.2.2检查ASL1、ASL2、ASL3挂闸指示灯显示正常。4.4.2.3点击“AST试验”键进入“AST”试验画面。4.4.2.4确证63-2/ASP压力开关在断开位，压力低于4.8MPa指示灯为绿色，打开20-2/AST或20-4/AST（AST2或AST4）电磁阀，63-2/ASP压力开关接通，压力高于4.8MPa指示灯变红；关闭20-2/AST或20-4/AST（AST2或AST4）电磁阀，63-2/ASP压力开关断开，指示灯恢复绿色。4.4.2.5确证63-1/ASP压力开关在断开位，压力高于9.6MPa指示灯为绿色，打开20-1/AST或20-3/AST（AST1或AST3）电磁阀，63-1/ASP，压力低于9.6MPa指示灯变红；关闭20-1/AST或20-3/AST（AST1或AST3）电磁阀，63-1/ASP压力开关断开，指示灯恢复绿色。4.4.2.6试验完毕，点击“AST试验”键退出“AST”试验。4.5低真空保护试验DEH试验画面上按下“真空低试验”按钮，进入真空低试验状态。4.5.2#1通道试验：在就地关闭至#1通道试验装置总门，在DEH画面上点击20－1/LVT试验按钮并开启，检查相应的cndpL1压力开关动作正常后再关闭20－1/LVT试验按钮；开启#1通道试验装置总门退出1通道试验。4.5.3#2通道试验：在就地关闭至#2通道试验装置总门，在DEH画面上点击20－2/LVT试验按钮并开启，检查相应的cndpL2压力开关动作正常后再关闭20－2/LVT试验按钮；开启#2通道试验装置总门退出2通道试验。4.5.4#3通道试验：在就地关闭至#3通道试验装置总门，在DEH画面上点击20－3/LVT试验按钮并开启，检查相应的cndpL3压力开关动作正常后再关闭20－3/LVT试验按钮；开启#3通道试验装置总门退出3通道试验。4.5.5试验结束后按下“真空低试验”按钮，灯灭退出真空低试验状态。4.6主机低油压保护试验4.6.1在DEH试验画面上按下“润滑油压低试验”按钮，灯亮进入润滑油压低试验状态。4.6.2#1通道试验：在就地关闭润滑油至#1通道试验装置总门，在DEH画面上点击20－1/LUB试验按钮并开启，检查相应的LUB1压力开关动作正常后，再关闭20－1/LUB试验按钮；开启#1通道试验装置总门，退出1通道试验。4.6.3#2通道试验：在就地关闭润滑油至#2通道试验装置总门，在DEH画面上点击20－2/LUB试验按钮并开启，检查相应的LUB2压力开关动作正常后再关闭20－2/LUB试验按钮；开启#2通道试验装置总门退出2通道试验。4.6.4#3通道试验：在就地关闭润滑油至#3通道试验装置总门，在DEH画面上点击20－3/LUB试验按钮并开启，检查相应的LUB3压力开关动作正常后再关闭20－3/LUB试验按钮；开启#3通道试验装置总门退出3通道试验。试验结束后按下“润滑油压低试验”按钮，灯灭退出润滑油压低试验状态。4.7发电机断水保护试验4.8汽轮机启动后打闸试验4.8.1试验条件：4.8.1.1汽轮机定速后或进行超速试验前必须进行打闸试验。4.8.1.2试验前交流润滑油泵运行。4.8.1.3机组未并网运行在3000rpm高压主汽门关闭，高压缸被隔离并处于真空状态。4.8.2试验方法及试验标准：4.8.2.1联系锅炉，手打机头手动停机按钮或从集控室手操盘上按“手动停机”即“手动停机确认”按钮进行机组打闸。4.8.2.2检查中压主汽门、调速汽门关闭到位，转速下降；对应抽汽电动门及逆止阀关闭，并发出声光信号。4.8.2.3及时挂闸，开启中压主汽门，维持机组3000r/min；开启对应抽汽电动门及逆止阀。4.9主汽门、调速汽门严密性试验4.10超速保护试验4.11撞击子压出试验4.12阀门试验 4.13真空严密性试验4.13.14.13.1.1机组负荷保持在80%额定负荷。4.13.1.2确认备用真空泵处于良好备用。4.13.2试验方法：4.13.2.1记录试验开始前负荷、真空、排汽温度。4.13.2.2关闭运行水环真空泵入口闸门，待入口闸全关后即开始记录。4.13.2.3每分钟记录一次真空和排汽温度的数值。4.13.2.43—5分钟后，开启入口闸门，真空应恢复。4.13.2.5试验中若真空出现异常下降，真空第一分钟下降超过1kPa，应立即停止试验，恢复原工况运行。4.13.3试验标准：4.13.3.1真空下降率不大于0.13kPa/min（1mmHg/min）为优。4.13.3.2真空下降率不大于0.27kPa/min（2mmHg/min）为良。4.13.3.3真空下降率不大于0.40kPa/min（3mmHg/min）为合格。4.13.3.4真空下降率大于0.67kPa/min（5mmHg/min）应停机查找原因，消除故障后再启动。4.14轴向位移大保护试验4.14.1试验条件：同挂闸/打闸试验。4.14.2试验方法及试验标准：4.14.2.1汽轮机挂闸，开启高、中压主汽门。4.14.2.2投入“轴向位移大”保护开关。4.14.2.3机组大修后、轴向位移保护拆装调整后、运行中轴向位移保护发生异常时，由热工人员就地调整轴向位移测量装置，当轴向位移至＋0.3mm或－0.5mm时发“轴向位移大”报警信号，当轴向位移至＋0.5mm或－0.7mm时，发“轴向位移过大停机”信号，DEH主画面“挂闸”灯灭，“脱扣”灯亮，高中压主汽门关闭。ETS首出正常4.14.2.4其它情况下可由热工人员短接接点进行试验。4.14.2.5断开保护开关，恢复轴向位移正常，复位保护光字及信号。4.15甩负荷试验4.15.1甩负荷试验的目的：4.15.1.1测定控制系统在机组突然甩负荷时的动态特性。它包括：甩负荷时的转速最高动态飞升值，该值应小于超速保护装置动作值；甩负荷后的转速过渡过程，该过程应是衰减的，其转速振荡数次后趋于稳定并在3000r/min左右空转运行。4.15.1.2测定控制系统主要环节在甩负荷的动态过程。4.15.1.3确定各调节阀油动机集成块上电磁遮断阀的恢复时间。4.15.1.4测算万一控制系统失灵（或发生障碍）时，依靠保安系统工作，机组可能达到的最高动态飞升转速值。4.15.1.5检查主机和各配套设备对甩负荷的适应能力及相互动作的时间关系。为改善机组动态品质，分析设备性能提供数据。4.15.2试验条件：4.15.2.1人员及组织：具有强有力的领导组织机构，职责分工明确。具有经主管部门审批的，各方共同制定的试验大纲、技术措施，并为运行人员所熟悉。应有各有关专业人员参加，并设置可靠的通讯联络设施。运行、操作及工作人员应训练有素，岗位责任明确。试验取得调度同意。4.15.2.2设备及系统：空负荷、带负荷试验合格，主要设备、系统无重大缺陷，运转正常、操作灵活，监视仪表准确；调节系统静态特性符合要求，速度变动率率δ=4%～5%，迟缓率ε≤0.3%；手动遮断、远方遥控遮断装置动作正常；各主汽阀、调节汽阀严密性试验合格，关闭时间符合要求（高、中压主汽阀关闭时间t≤0.35s，高压调节汽阀t≤0.4s，中压调节汽阀t≤0.6s）；汽轮机抽汽回热系统，蒸汽旁路系统等工作正常，保护联锁可靠，高排、抽汽逆止门动作正常，关闭严密，关闭时间一般在1s以内；超速保护各试验合格（103%、110%和机械超速）高压油泵，交、直流润滑油泵调节联锁动作正常，运行可靠、系统用油油质合格；高压加热器保护试验合格；旁路系统动作正常，投入运行可靠；锅炉过热器、器安全阀调试校验合格；热工、电气保护试验合格；厂用电源可靠；试验用仪器、仪表校验合格，并已接入系统；临时加装的“甩负荷按钮”等起动装置（便于程序控制录波器、发电机主油开关、母线开关等）准备就绪，试验合格。制定对任何可能发生事故的处理措施。4.15.3试验方法：4.15.3.1甩负荷试验一般按甩50％、100％额定负荷两级进行。100％额定负荷工作下的甩负荷试验，应在主蒸汽、蒸汽参数为额定值，全部回热加热器等等系统正常运行情况下进行。不能采用发电机甩负荷的同时，锅炉熄火停炉、停机等试验方法。4.15.3.3高低压旁路系统处于自动热备用状态。4.15.3.4高、低压加热器水位保持低限，除氧器、凝汽器水位保持高限。4.15.3.5试验前开启汽缸本体疏水阀，疏水排尽后关闭。4.15.3.6试验前，厂用电源切换为可靠的备用电源。若进行甩负荷后自带厂用电试验，试验前厂用电源应由本机提供，备用厂用电源联锁装置投入。4.15.3.7根据机组的具体情况，必要时在甩负荷试验前，对设备的运行状态及参数，可做适当的调整。4.15.3.8准备工作就绪后，由试验领导人下达命令，由运行人员进行操作。4.15.3.9突然断开发电机主开关，机组同电网解列，甩去全部负荷，测取汽轮机调节系统动态特性。4.15.3.10在机组甩负荷以后，调节系统动态过程尚未终止之前，不得人为操作DEH来调节转速。4.15.3.11甩负荷试验过程结束，测试和检查工作完毕后，机组状况正常时，机组应尽快并网，根据汽缸金属温度接带负荷。4.15.4试验过程中的记录与监测项目如下：4.15.4.1记录仪表及传感器频率响应及精度,应满足测量对象的要求。4.15.4.2甩负荷过程中自动记录的项目有：功率、转速、油动机行程和有关油压量。4.15.4.3甩负荷过程中手动记录的项目有：功率、转速、油动机行程、主油泵入口和出口油压、脉动油压、蒸汽参数和同步器行程。4.15.4.4手抄写项目时应记录甩负荷前的初始值，甩负荷过程中的极值（最大值和最小值）和甩负荷过程中的稳定值。4.15.4.5记录中如发生仪表指针摆动或呆滞等异常现象时，应将摆动幅值或呆滞情况一并记录在表格中，以便作为分析依据。4.15.4.6在甩负荷试验过程中，应设专人重点监视机组转速。还要监视振动、轴向位移、胀差、高低压汽缸排汽温度、轴承乌金温度等指标。4.15.5甩负荷试验中应做好下列安全措施：4.15.5.1机组甩负荷时，应保证锅炉不超压，汽轮机不超速、发电机电压不超限，维持机组空负荷运行，尽快并网。4.15.5.2甩负荷后，本机自带厂用电运行时，应保持机组转速及发电机电压的稳定。用电液调节系统波动大时，可切换为液调运行，手动调节转速，如仍不能维持厂用电可采取瞬停的方式切换为备用厂用电源。4.15.5.3甩负荷带厂用电运行是以牺牲机组寿命为代价的，时间应不超过20min。此间，应密切监视高压汽缸，低压汽缸排汽温度的变化。4.15.5.4甩负荷后，机组在3000r/min运行时，应对下列项目进行检查和调整：a.汽轮机高低压旁路系统的开启情况。b.切缸成功。c.轴封压力，除氧器压力和水位，凝汽器水位。d.轴向位移、胀差、高压和低压汽缸排汽温度。e.各段抽汽逆止门阀关闭情况。f.检查汽轮机本体和管道疏水、低压缸喷水开启。g.高压加热器保护动作情况，必要时，可解除列高压加热器汽侧。i.机组振动情况。4.15.5.5当转速飞升过高超速保护动作时，应进行下列调整和检查：检查自动主汽阀、调节汽阀和抽汽逆止阀关闭情况。待机组转速降到挂闸转速以下时，重新挂闸，恢复机组3000r/min运行。4.15.5.6当机组甩负荷后，转速飞升到3300r/min而超速保护未动作时，应立即手动打闸停机，破坏真空。4.15.5.7机组甩负荷后，若调节系统严重摆动，无法维持空负荷运行时，应打闸停机。4.15.5.8机组甩负荷后，锅炉应停止全部给粉维持部分油枪运行，当机组恢复至空负荷运行时，应调整燃烧，使参数恢复到额定值。4.15.5.9若锅炉泄压手段失灵，锅炉超压，应紧急停炉。4.15.5.10试验期间交流润滑油泵运行。4.15.6甩负荷试验结束后，应按下列要求整理试验结果：4.15.6.1手抄写记录项目按甩负荷前、甩负荷过程中和甩负荷稳定后的数据列表整理。4.15.6.2根据自动记录曲线，整理初始转速n0、最高转速nmax、稳定转速ng、汽阀关闭后的飞升转速Δnv、转速波动值Δn、转速滞后时间tn、达到最高转速时间tmax、转速变化全过程时间t、油动机延迟时间t1、油动机关闭时间t2、油压变量延迟时间tp1和过渡时间tp24.15.6.3根据测取的数据计算如下参数：动态超调量Q＝（nmax-n0）/n0×100％转速变动率δ＝（ng-n0）/n0×100％动静差比B＝（nmax-n0）/（ng-n0）4.15.7试验结束后，应编写规范、详尽的试验报告。 第五章汽轮机事故处理5.1事故处理原则5.1.1发生事故时，应按“保人身、保设备、保电网”的原则进行处理。5.1.2当人员生命遇到严重威胁时，运行人员应迅速停运相关设备，事后向值长汇报5.1.3当运行设备发生故障时，应立即汇报值长并进行处理5.1.4机组发生事故时，应根据仪表指示、声光报警、保护动作情况以及其它象征，判明事故的性质、发展趋势、危害程度，然后采取相应的措施。5.1.5发生事故时，各岗位应互通情况，在值长统一指挥下密切配合、迅速处理，以便尽快恢复机组的正常运行。5.1.6事故处理时，如果故障发生在交接班时，应先处理故障，等处理完毕后再进行交接班。5.1.7在事故处理过程中不需要写操作票，事故处理后将发生事故的经过详细记录在值班日志上，并及时汇报值长5.1.8在工作过程中，遇到故障时应立即停止工作，等查明原因后再继续工作5.2机组紧急停运5.2.1汽轮发电机组遇到下列情况应立即停机处理。（保护动作，和这个是不是冲突）5.2.1.1危及人身或设备安全故障。5.2.1.2全部显示器系统死机。1）汽轮机组突然发生强烈振动，任一轴承振动突增50μm或#1—6瓦振动达130μm，或#7、8瓦振动达180μm。2）汽机断叶片或其内部发生明显的摩擦声。3）汽缸内发生水冲击。4）汽机侧主蒸汽或汽温度突降50℃以上，且汽温下降率大于105）主、蒸汽温度下降至460℃，仍继续下降。6）任一轴承断油或冒烟。7）#1－6任一轴承金属温度达到110℃，#7－8任一轴承金属温度达到1208）推力轴承回油温度达到80℃9）润滑油冷油器出口油温达到60℃10）轴封处环火。11）发电机冒烟、着火或发生氢爆炸。12）汽轮发电机组油系统着火，无法很快扑灭，严重威胁机组安全运行。13）转速升至3300r/min而保护未动。14）主油箱油位降至400mm而补油无效时。15）润滑油系统发生严重泄漏或润滑油母管油压低至0.1MPa。16）转子轴向位移达到-0.7mm或+0.5mm。17）汽缸任一胀差超出极限值。（高胀+7.4，-2.0；中胀+7.0，-4.5；低胀+9.1，-3.3）18）因中压主汽门或调门故障引起中压缸断汽(19)定冷水断水30秒（20）EH油压9.5MPa、油位低于200mm5.2.2机组紧急停运处理5.2.2.1紧急停机处理1）手按紧急停机按钮，汇报值长。2）开启真空破坏门，停止真空系统运行。5.3机组一般故障停运条件1）任一保护动作而主汽门未关闭跳闸2）汽机侧主蒸汽或蒸汽温度上升至568℃3）机组在凝结器真空禁止运行区运行保护未动作超过3分钟。4）机组空载时低压缸排汽温度超过100℃5）主油箱油位低至？报警后仍在下降，无法及时补油。6）EH油系统严重泄漏，经处理无效，或二台油泵运行，油压仍低于10MPa，无法维持机组的正常运行。7）高、中压调节汽门阀位控制回路故障。8）在进行汽机保护试验时，“试验装置故障”和“跳闸通道故障”同时出现。9）发电机密封油系统故障，无法保持油氢差压或油位。5.3.1机组一般故障停运的处理1）机组任一故障停机条件满足时，应立即汇报值长，停止机组运行。2）若是故障停炉，应快速减负荷，负荷至0MW时打闸停机。3）启动交流润滑油泵，确认油泵启动、顶轴盘车系统自启正常后，手按停机按钮，确认汽机转速下降，查各防进水保护动作正确。4）若是故障停机，除不破坏真空外，其它同紧急停机操作。5）完成正常停机的其它操作。6）当机组故障情况恶化，必须加快处理时，亦可按紧急停机处理。5.4机组综合性事故处理5.4.1DCS故障处理规定5.4.1.1全部显示器（CRT）死机a)现象1)所有显示器画面颜色变灰或异常。2)显示器画面参数显示、报警失常。3)显示器画面设备运行状态失真。4)显示器画面全部设备不能操作。b)处理1)确认显示器画面全部死机，锅炉、电气也无法监视，立即手按紧急停机按钮。通知热控人员，汇报值长。2)检查汽机跳闸，机组转速下降，查交流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电动机自动投入。3)查防进水保护动作正常。4)加强监视润滑油压、机组振动、凝结器真空等参数正常。必要时就地监视有关主要运行参数。5)调整除氧器、凝结器水位正常。6)完成正常停机的其它操作。7)确认显示器画面功能全部恢复，汇报值长决定是否重新开机。5.4.1.2汽机部分显示器（CRT）死机a)现象1)部分显示器画面颜色变灰或异常。2)部分显示器画面参数显示、报警失常。3)部分显示器画面设备运行状态失真。4)部分显示器画面全部设备不能操作。b)处理1)通知热控人员进行处理。2)维持机组工况稳定，利用控制台上的有关表计与其它显示器全面检查机组运行参数正常。3)若机组工况不能稳定，主要参数变化大，危及机组安全运行时，则立即停机并按全部显示器死机处理。5.4.1.3锅炉灭火保护（MFT）动作5.4.1.3.1处理a)查汽机转速下降，各主汽门、调门、高排逆止门及各抽汽电动门、逆止门关闭。交流润滑油泵、顶轴盘车自启动正常。d)调整除氧器、凝结器水位正常，注意各辅机运行情况。e)加强汽机振动、差胀、轴向位移、真空等参数监视，并注意惰走时间。f)若属于油系统、机组振动等原因引起，应紧急停机。g)若MFT动作，则按MFT处理。h)待查明跳闸原因并消除后，恢复机组运行。i)若跳闸原因不能短时消除，停止锅炉运行，并完成正常停机的其它操作。j)若系保护误动，须经总工批准，方可重新恢复机组运行。c)机组负荷下降。d)汽温、汽压、主汽流量下降。5.5厂用电全中断5.5.1现象a)汽轮机、发变组跳闸，有关声光报警发出。b)各运转设备电机电流到零，所有交流辅机跳闸。c)事故照明切换。5.5.2原因a)机组故障或系统故障，且无备用电源或备用电源自投不成功。b)备用电源带厂用电运行时发生故障。c)发生误操作。d)保护误动或越级跳闸。5.5.3处理a)确认汽机转速下降，直流润滑油泵、直流密封油泵自启，否则应手动启动。将旁路系统切至手动控制，关闭高、低压旁路，查汽机防进水保护动作正确，发电机油氢差压正常。b)保安电源恢复后，检查交流润滑油泵、密封油泵、顶轴盘车系统自启动正常，c)汽机惰走期间，应注意倾听机组各部分声音正常，各缸差胀、振动、轴向位移等参数的变化，注意惰走时间。关闭各疏水至凝结器的手动隔离门。d)厂用电恢复后，按需要启动有关辅机。5.6开、闭式循环冷却水系统故障5.6.1现象a)开式或闭式循环冷却水压力低报警。b)若闭式循环冷却水系统故障，则EH油温度上升，有关辅机油温，轴承温度上升。c)若开式循环冷却水系统故障，则电泵润滑油、工作油、主机润滑油温度上升。原因 a)补水泵跳闸或补水池水位低。b)运行循环冷却水泵跳闸而备用泵未自启。c)循环冷却水管路爆破。5.6.2处理a)闭式循环冷却水系统故障处理1)立即启动备用泵，若不成功则可关闭不重要用户的供水门，尽量维持低压闭式循环冷却水压力，并做好停机的准备。2)若引起机组MFT，则按MFT处理，但必须注意凝结器真空。b)开式循环冷却水系统故障处理1)立即启动备用泵。2)注意主机润滑油温度、轴承温度、真空泵密封水的温度、冷水器的温度、发电机线棒温度、励磁机空气温度的监视，视温度情况机组带相应负荷。3)减少各有关用户用水量。5.7蒸汽参数异常5.7.1主、压力异常a)现象1）主汽压力高至MPa，汽压力高至MPa,显示器和光字牌报警。2)机组负荷变化。3)轴向位移变化。b)原因1)炉、机故障或人工调节不当。2)机组负荷突变。3)高加保护动作。c)处理1)炉、机故障，应立即切至手动，并用DEH控制机组负荷，同时注意主汽压力的变化以防止高压限制的动作，尽快恢复汽压。2)若是主压力下降，应按滑压曲线要求带负荷。3)若是RB动作，则按RB规定处理。4)若是高加保护动作，应先减部分负荷，以防止末级叶片瞬间过流量，然后将机组负荷恢复至额定值。5)主汽压至MPa,,主汽压力在—MPa，一年累计时间不超过12小时。6)主汽压力高应进行检查，超过MPa，故障停机。7)冷再压力高应进行检查，超过5.25MPa，故障停机。5.7．2主再汽温度异常a)现象1)主、温度高至548℃，主、温度低至514℃2)机组差胀异常、负荷变化。3)有关光字报警。b)原因1)炉、机故障或人工设置不当2)汽机高加撤出c)处理1)主、温度在548℃～5542)主、温度在554℃～5683)主、温度达到568℃4)在额定蒸汽压力下，若主、温度继续下降，虽经调整仍不能恢复时，应降低主汽压力及机组负荷。由于汽温低减负荷应从515℃开始，每下降1℃应减5MW负荷，同时应使主汽温有150℃5)汽机侧主蒸汽温度或蒸汽温度突降50℃以上，且汽温下降率大于106)主、蒸汽温度下降至460℃7)汽温异常时，应加强对机组振动、差胀、轴向位移、推力轴承金属温度的监视。5.8频率异常5.8.1现象a)低频率时（至49.8HZ），显示器及炉、机、电综合数据画面盘显示转速下降，机组有功自行增加。b)高频率时(至50.2HZ)，显示器及炉、机、电综合数据画面盘显示转速上升，机组有功自行降低。c)频率变化时，机组声音异常。d)辅机出力减少或增大。5.8.2原因a)电网有功负荷大于机组有功出力将使频率下降。b)电网有功负荷小于机组有功出力将使频率上升。c)系统振荡。5.8.3处理a)频率异常时应立即汇报值长。b)低频率时可根据机组情况按值长命令增加出力，但必须限制发电机、汽轮机不过负荷。c)当频率低时，应注意润滑油压的变化，必要时可启动交流润滑油泵运行。d)低频率时，有关辅机出力将减少，应加强对主、参数、机组振动、轴向位移、推力轴承温度、凝结器真空及辅机电流等参数的监视。5.9火灾5.9.1原因：a)汽机油系统漏油。c)电气设备故障。5.9.2处理原则：a)根据集控火灾报警系统及现场情况，一旦发现火情应立即到现场，按消防规程的要求进行灭火处理，若火势严重应立即拔打5995119电话通知公司消防队，同时汇报公司、部领导。b)在消防队未到之前，各值班人员应在值长的统一指挥下进行灭火，并设法控制火灾蔓延。c)各值班人员不得擅自撤离岗位，加强对机组、运行设备的监视，保证非故障设备的运行，若火情危及设备或机组安全时，应紧急停止该设备或机组运行。d)对装有自动灭火系统的区域，应检查各自动系统是否投入，否则应立即手动投入。对装有卤代烷1211灭火系统的区域，在装置投入时各灭火人员必须立即撤出该区域。e)对于汽机油系统着火时，在盘车后应保证润滑油泵运行。当火势危及主油箱或临近设备时，应立即打开主油箱事故放油阀，但应尽可能保证汽机惰走时间所需的润滑油。f)若发电机着火或氢气爆炸时，应紧急停机并排空发电机内的氢气，充入N2进行灭火，同时应保证定冷水系统及盘车系统的运行，此时可降低定冷水压力及关闭氢冷器进水阀。g)遇电气设备着火应先切断电源，然后用CO2、1211灭火器灭火，禁止用砂、泡沫灭火器灭火。h)油系统着火应使用干粉、CO2、泡沫、1211等灭火器灭火，不得已时用砂或消防水灭火。高温管道着火，禁止使用1211或CO2灭火器，应用干粉或泡沫灭火器灭火。5.10蒸汽管道及其它管子故障5.10.1主蒸汽、蒸汽、给水、主凝结水、抽汽管道（或阀门、法兰）发生破裂不能隔离时，应按一般故障停机处理，但在严重威胁人身或设备安全时，应紧急停机。在停机的同时，尽快隔离发生故障部分的管路，同时打开各窗户进行排汽。管子爆破时切勿乱跑，以防被汽、水烫伤。5.10.2蒸汽管道或其它管子破裂可以隔离并维持机组运行时，应立即进行隔离，及时调整机组的运行方式，同时联系检修处理。5.10.3当各管子破裂虽不能隔离，但并不威胁机组运行及人身安全，应及时汇报值长，通知检修进行相应处理。5.10.4蒸汽管路发生水击，应进行疏水并查明原因，设法消除。对抽汽管道，必须仔细检查除氧器、加热器和疏水箱水位。5.10.5对蒸汽、给水、凝结水及其它管路发生较大振动时，应检查各管路支架及蒸汽管的疏水情况。对主、管道，还应注意主、再汽温度变化，严防汽轮机发生水冲击。如威胁有关设备安全时，应降低机组出力，并做好必要的隔离工作。5.11仪表电源中断5.11.1现象a)仪表电源中断信号出现。b)光字盘信号灯不亮，警铃不响。c)所有二次仪表指示失灵，所有信号灯灭。d)热电偶温度指示偏低。e)所有开度指示为零。f)记录表停止记录。5.11.2处理a)立即汇报值长，稳定负荷，将自动切为手动。b)联系热工人员迅速处理。c)对照汽温、汽压等参数指示，尽量保持各参数稳定。d)除氧器、凝结器、高低加以就地水位计为准，参照机械水位计加强上下水位计对照联系。e)加强运行分析，谨慎操作，避免大幅度操作。f)若因仪表电源故障，无法监视，失去控制能力，不能维持汽机运行时，或汽机仪表电源同时故障时，应紧急停机。g)当BMS、炉、机、DEH电源失去时，发出报警信号MFT或汽机跳闸动作，按机组故障停机处理。5.12汽轮机严重超速5.12.1现象a)负荷突然至零。b)机组转速升至超速保护动作值后继续上升且汽机转速高报警。c)润滑油压上升，汽轮机振动明显增大，声音严重异常。5.12.2处理a)一旦发现汽轮机超速事故，应按紧急故障停机处理。b)停运EH油泵。c)锅炉尽快泄压。d)尽快汇报并组织人员对机组进行全面检查，待查明超速原因，故障消除且确认设备正常，机组模拟超速试验合格后，方可重新启动。e)机组做真实超速试验合格后，才能允许并网带负荷。5.13汽轮机振动异常5.13.1现象a)轴承振动大报警且显示器显示值增大。b)就地振动明显增大。5.13.2原因a)机组转子中心未调整好。b)机组轴瓦间隙未调整好。c)汽缸金属温差大，引起汽缸变形或大轴弯曲过大。d)启动过程中暖机不充分。e)启动升速中发生油膜振荡。f)润滑油压过低或油质恶化。g)主、蒸汽参数发生剧烈变化。h)汽缸内发生水冲击。i)汽机断叶片或内部构件脱落。j)汽机滑销系统卡涩。k)低压缸轴封供汽不正常、空负荷排汽温度高或真空过高引起转子中心破坏。l)发电机定转子电流不平衡。m)测量装置异常。5.13.3处理a)汽轮机突然发生强烈振动，或内部有明显金属摩擦声音，应紧急停机。b)若机组在运行中，振动逐渐增加时，应观察相邻轴承振动是否明显增大，就地测量振动情况，必要时适当减负荷，检查原因并及时汇报值长，加强主汽温、轴向位移、润滑油压、轴承温度、真空、缸温等有关参数的监视。c)检查发电机定、转子电流情况并消除不平衡因素。d)当#1-6轴振动达0.13mm、#7-8轴振动达0.18mm或突增0.05mm应紧急停机，禁止降速消振。5.14轴向位移异常5.14.1现象a)轴向位移显示增大。b)轴向位移大报警。c)推力轴承回油温度异常升高。d)机组振动增大。5.14.2原因a)机组负荷突变或过负荷。b)蒸汽参数突变。c)汽机水冲击。d)推力轴承故障。e)通流部分结垢或叶片断裂。f)凝结器真空低。g)加热器突然停运。h)发电机转子窜动。i)电网频率下降。j)测量装置异常。5.14.3处理a)发现轴向位移异常，应立即核实查找原因，加强监视并作相应处理。b)若是机组负荷或蒸汽参数突变引起，应立即稳定工况，防止参数进一步变化。c)若是机组发生水冲击或断叶片引起，应紧急停机。d)若是通流部分结垢或凝结器真空低引起，应适当降低负荷。e)当轴向位移达－0.7mm或+0.5mm或推力轴承回油温度达80℃5.15机组胀差异常5.15.1现象a)胀差显示正增加或负增加。b)胀差大报警。c)汽缸内壁和法兰金属温差变化较大。d)高中压缸总胀比相应负荷偏大或偏小。5.15.2原因a)测量装置异常。b)启、停中加减负荷过快或正常运行中负荷突变。c)蒸汽温度突变。d)汽机滑销系统卡涩。e)机组从高负荷降至低负荷运行时间过长。f)轴封汽温度过高或过低。5.15.3处理a)在机组启、停的加减负荷过程中，根据胀差和缸温减小加减负荷速率，必要时延长暖机时间。b)正常运行中加减负荷应缓慢且保证蒸汽温度变化较小。c)当胀差至高Ⅰ值时，分析原因作相应处理，汇报上级，作好停机准备。d)当胀差至高Ⅱ值时，应紧急停机。5.16汽轮机水冲击5.16.1现象a)主蒸汽或汽温度急剧下降。b)各汽门门杆、汽缸结合面、轴封等处冒出白汽或溅出水滴。c)汽轮机内部或蒸汽管道有水击声。d)机组负荷晃动并自动下降。e)推力瓦块与回油温度上升，轴向位移增大，差胀大幅度变化，汽缸温度突然下降，机组剧烈振动。f)加热器、凝结器或除氧器水位异常。5.16.2原因a)炉、机故障或炉原因造成主、参数剧降。b)锅炉满水。c)加热器满水。d)主、管道、抽汽管道本体疏水不彻底。e)轴封汽源带水。f)旁路减温水误动。5.16.3处理a)上述现象不一定同时出现,若确证汽轮机发生水冲击,应紧急停机。b)开启主、管道，汽机本体及轴封母管等系统有关的疏水门。c)若由于加热器或除氧器满水而致，应立即切除故障加热器或打开除氧器事故放水门，并加强抽汽管道的疏水。d)准确记录并分析惰走时间，及时投入连续盘车，测量大轴弯曲值。e)严密监视推力轴承回油温度，轴向位移，上下缸温差及各缸的胀差。f)倾听机内声音，监视振动情况。g)若上述监视项目均未发生异常，则在发生水冲击原因消除后，并将主、管道上的疏水彻底疏尽后方可重新启动。h)若上述项目明显超限，则应及时汇报有关领导，由总工或主管生产的副厂长决定是否揭缸或推力瓦检查。5.17汽轮机轴承温度高5.17.1原因a)润滑油压力低或油质不合格。b)主油箱油位低或油流量减少。c)冷油器冷却水中断或减少，冷却水温度高或油温自动调节失灵。d)轴承损坏。e)机组过负荷。f)轴封漏汽大。5.17.2处理a)发现轴承温度突然升高或轴承回油温度突然升高，应立即核实并分析原因。b)及时调节润滑油温至正常值。c)若油质不合格，应加强滤油或换油。d)若机组过负荷，应适当减负荷至正常值。e)若轴封漏汽大引起轴承温度高，则视凝结器真空情况适当调整轴封汽压力。f)当任一轴承金属温度达到110℃（#7、8轴承金属温度达120℃）或推力轴承回油温度高达5.18凝结器真空下降5.18.1现象a)凝结器真空指示下降，排汽温度升高并报警。b)机组负荷自动下滑。5.18.2凝结器真空缓慢下降原因a)循环水量不足或水温过高。b)轴封汽压力偏低或带水。c)真空泵工作异常。d)真空系统阀门误操作。e)凝结器热负荷过大。f)真空系统泄漏。g)凝结器水位过高。5.18.3凝结器真空急剧下降原因。a)循环水中断。b)轴封汽中断。c)凝结器满水至抽气口。d)真空破坏阀误开。e)真空泵跳闸。f)旁路误动。5.18.4处理a)当真空下降时，应核对排汽温度。b)确认真空下降，应及时启动备用真空泵，并查明原因进行处理。c)当真空连续下降时，应适当减负荷，使各监视段压力不超正常允许值，但注意机组不在凝结器真空禁止运行区内运行。d)若一台循泵因故跳闸，调节凝结器出水门开度并根据凝结器真空带相应负荷。e)当凝结器真空达到76.8kPa，低真空保护应动作，若拒动应手按一般故障停机处理。f)故障停机时应及时投入后缸喷水，禁止投用低压旁路。g)若是循环水中断引起低真空保护动作，应关闭凝结器循环水进水门，待排汽温度降至50℃h)若是凝结器满水引起低真空保护动作，应立即启动备用凝泵进行放水并停止凝结器补水，必要时通知化学化验凝结水水质。5.19润滑油系统故障5.19.1主油箱油位下降a)现象1)油位计指示下降。2)主油箱油位低报警。3)润滑油压可能摆动。b)原因1)系统管道漏油或破裂。2)油系统有关阀门误开或误关。3)主油箱油温下降。4)油位计指示失常。C)处理1)核对各油位计显示是否正常，立即查明原因作相应处理，必要时应紧急补油。2)当油位迅速下降至16000L时，应紧急停机。3)若是润滑油管道破裂而致，应设法隔离或堵漏并联系检修处理，且视情况进行一般故障停机或紧急停机。4)若是密封油系统跑油，在不影响机组安全运行的前提下进行必要隔离，无法隔离则按一般故障停机。5)若是油温过低所致，则设法将其提高至正常值。5.19.2主油箱油位升高a)现象1)油位显示升高。2)油位高报警。b)原因1)轴封汽泄漏。2)冷油器泄漏。3)油位计指示失常。c)处理1)核对各油位计指示是否正常。2)当油位升高时，应进行油箱底部放水检查，并通知化学取样化验，若油质严重恶化应汇报值长，要求停机。3)检查润滑油净化装置工作是否正常。4)若轴封压力过高，应适当降低轴封压力。5)若是冷油器泄漏所致，应及时切换隔离，并通知检修堵漏。6)加强轴承振动、温度的监视。5.19.3润滑油压降低a)现象1)润滑油压指示下降。2)润滑油压低报警。3)轴承及回油温度升高。b)原因1)主油泵工作失常。2)主油箱油位过低。3)润滑油供油管道泄漏。4)交、直流润滑油泵出口逆止阀不严。5)润滑油过压阀误动。6)润滑油滤网脏。c)处理1)检查主油泵工作是否正常；当润滑油母管压力降至0.1MPa时，汽轮机跳闸，交、直流润滑油泵自启动，否则应手动启动。2)若是主油箱油位降低所致，应按“油位下降”处理。3)若是交、直流润滑油泵逆止阀不严或是过压阀误动，应及时联系检修处理。4)若是供油管道大量喷油且无法隔离，应进行故障停机，必要时紧急停机。并提前启动顶轴油泵。5)润滑油压下降时，应加强对轴承及回油温度和振动的监视。5.19.4润滑油温度高a)现象1)润滑油温指示增大。2)润滑油温度高报警。3)轴承金属温度升高并报警。4)推力轴承回油温度升高。b)原因1)冷却水温升高或冷却水量明显减少。2)冷油器脏污严重。3)润滑油压太低。4)润滑油恒温阀故障。5)油质恶化。c)处理1)若油温缓慢上升，应检查冷却水压及冷却水温，查明原因进行相应处理。2)若是油温调节失灵，应及时通知检修处理。3)若是冷油器脏所致，应及时切换并通知检修清洗。4)若油温高导致轴承温度升高，则按轴承温度高处理。5.19.5交、直流润滑油泵故障处理a)若在盘车期间，交流油泵跳闸，将导致盘车跳闸和直流油泵的联动，检查润滑油压正常后重新启动盘车运行，并尽快联系检修恢复交流油泵运行。b)机组在升速过程中，任一润滑油泵故障，原则上应停机处理。若此时转速＞2900r/min且主油泵工作已正常，则应将机组转速升至3000r/min，稳定运行，待故障排除后，方可并网。c)在停机降速过程中，若交润滑油泵故障，则启动直流润滑油泵，照常停机，并联系检修抢修，若两台润滑油泵故障，应立即紧急停机。5.19.6顶轴油泵故障的处理在盘车状态，若一台或两台顶轴油泵故障，盘车仍可运行，但应注意轴承温度及盘车电流的变化，并通知有关人员检查处理。盘车电机故障处理a)查明故障原因，并尽快联系有关人员处理。b)若当时汽缸金属温度＞150℃金属温度盘车间隔时间手动盘车角度＞450不停连续盘车350℃～15分钟每15分钟盘180度250℃～30分钟每30分钟盘180度150℃～1小时每1小时盘180度c)如果在盘180度以前，因盘车故障引起转子静止时间为t分钟，在盘过180度后，只能在t时间后，才能重新投入连续盘车。d)如果因某种原因需盘车几分之一转，那么在连续盘车前应手动盘车360度（含前面的几分之一转）。e)汽机热态时，如果手动盘车不动，则禁止盘车。但必须保证顶轴油泵，交流润滑油泵正常运行。待汽机冷却，手动盘车无卡涩后，按d）条执行。5.20EH油系统故障5.20.1EH油系统油压降低。a)现象1)EH油压显示下降。2)EH油压低光字牌亮。b)原因1)运行油泵出力不足。2)油箱油位低。3)运行油泵出口滤网差压高。4)过压阀误动。5)备用油泵逆止阀不严。6)油管路漏油。7)油压指示失常。c)处理1)发现EH油压下降，应立即查明原因并作相应的处理。2)当EH油压小于11.2MPa，备用油泵应自启，否则手动启动。3)若是油箱油位太低，应联系检修尽快加油。4)若是运行泵出口滤网差压大，应切换至备泵，联系检修进行清理，并检查过滤冷却系统运行情况。5)若是过压阀误动应及时恢复。6)若是油系统泄漏严重，其泄漏点无法隔离，危及机组安全时应故障停机。5.24加热器故障5.24.1加热器紧急停运条件a)加热器的汽水管道或阀门爆破，危及人身或设备安全。b)加热器的水位持续升高，经处理无效，水位上升至高Ⅱ值。c)加热器所有水位计均失灵，已无法监视水位。d)加热器水位保护失灵。5.24.2加热器紧急停运处理a)加热器紧急停运条件任一满足时，应立即解列故障加热器，水侧走旁路，并按规定适当减负荷。b)当加热器停运后，应及时调整主、及有关参数在正常范围。c)检查停用加热器的抽汽电动门、逆止门关闭，疏水门开启。d)完成其它有关操作。5.24.3加热器水位升高a)现象1)加热器水位指示上升。2)加热器水位高报警。3)加热器出水温度下降。b)原因1)疏水调节阀自动失灵。2)加热器泄漏。3)水位计失灵。c)处理1)发现加热器水位异常，应核对就地水位计。2)检查正常疏水气动调整门和事故疏水气动调整门动作是否正常。3)若判断为加热器管子泄漏，应撤出运行并隔离，并联系检修进行处理。4)当加热器水位高Ⅱ值时，加热器水位保护动作，否则，手动紧急停运。5.25发电机系统故障5.25.1发电机内部着火a)现象：1）从发电机端盖处及出风道中冒出烟气，火星或有绝缘烧焦气味，机内温度升高，氢气纯度下降。b)处理：1)紧急停机，维持发电机转速达300转/分左右。2)迅速排空发电机及其辅属设备的所有氢气，向发电机内充填二氧化碳。3)立即通知消防部门。4)在灭火过程中不得中断定子冷却水泵运行。机内不得用泡沫灭火器或干燥的沙子灭火。5.25.2发电机定子漏水处理a)现象：1)液位信号器报警。2)发电机冷却水压力流量可能有变化。3)发电机定子接地保护可能动作发信号。4)液位计可能排出油水。b)处理：1)适当降低冷却水进水压力，加强监视。2)检查发电机底部“液位信号器”是否有大量水排出。3)监视冷却水箱水位情况。4)确认有轻微漏水，申请停机；如发现有大量漏水或伴随“定子接地”信号，应立即解列停机。5.25.6灾害时的事故处理5.4.1.30.6.1汽机设备在运行中，可能遇到某些灾害，使部分设备受到损伤。5.4.1.30.6.2当值班人员遇到上述这些情况时，值班员一方面要防止设备发生故障，另一方面还应尽可能保持设备的正常运行，并立即汇报值长及有关领导，积极设法限制灾害的发展，如已判明灾害不可避免对设备有直接危害时，应将停止设备运行，联系电气切断电源。5.4.1.30.6.3当遇有洪水灾害时，应在厂有关防汛部门领导下，按照事先安排的防洪措施有条不紊地进行抗洪和维护好设备。5.4.1.30.6.4在汽轮机设备或其附近发生火灾时，应按消防规程的有关规定处理。5.25.7发电机甩负荷5.25.7.1主要危害1）造成汽轮机轴向推力急剧变化，严重时造成通流部分磨损。2）引起汽轮机超速。5.25.7.2现象1）机组有功负荷突然减小或到零。2）主蒸汽流量下降。5.25.7.3原因1）电网系统故障。2）汽机或电气故障保护动作。5.25.7.4处理要点1）首先确认汽轮机是否联动跳闸，同时检查转速飞升情况。2）若超速，应迅速采取果断措施使转速下降。原因未查明和消除之前，不应再次启动。3）检查确认润滑油系统供油正常。4）发电机变电动机运行时，逆功率保护应动作，否则应打闸停机。 第六章汽轮机辅助设备运行一般规定6.1辅助系统投运通则6.1.1检修工作完毕，工作票终结，安全措施已拆除，现场整洁。6.1.2管道保温完整，支吊架齐全，地脚螺栓牢固，电机绝缘合格且外壳接地良好。6.1.3各油箱、各转动机械轴承油室油位加至正常且油质合格，冷却水畅通。6.1.4给上辅机及有关阀门电源、气源，试验转动方向正确。6.1.5给上有关表计、信号、控制、保护电源，检查显示器及光字牌灯光指示正确。。6.1.6各辅机投入前的联锁及自动装置试验正常，定值准确。6.1.7投运后发现异常情况应及时汇报，并及时通知有关人员处理。6.2辅助转机启动前的检查6.2.1检查辅助转机及其电动机基础牢固，地脚螺栓、连结螺栓紧固，接地线良好，靠背轮无损且连接良好，转动部分的防护罩完好，辅助转机各冷却水系统正常。6.2.2检查辅助转机和系统各表计齐全完好，及时投入运行。6.2.3检查辅助转机各润滑部件已加好润滑油、脂，油位正常，油质合格。润滑油系统应在辅助转机启动前二小时以上投入运行。6.2.4对允许用手盘动的辅助转机，应盘动一下，确认其转动灵活，无卡涩现象。。6.2.5当辅机启动前的检查工作完成，确认已具备投运条件后，方可送上辅机及相关设备的动力电源和控制电源。6.3辅助转机启动后的检查6.3.1辅助转机启动时，应有专人至就地监视启动全过程，发现异常及时汇报，必要时使用事故按钮。当辅助转机运行正常后，巡检人员方可离开现场。6.3.2辅助转机启动后，操作员应监视其启动全过程，包括启动时间、启动电流，检查相关系统各参数正常。6.3.3对于事故处理时紧急启动的辅助转机，或因热控、电气联锁动作而自启动的备用辅机，在其启动后，巡检人员应到就地检查其运行状态。6.3.4各转动设备的轴承（瓦）以及减速箱的温升要符合规定。6.3.5辅机设备的振动，盘根温度符合要求。6.3.6输送介质设备的入口、出口压力和流量均正常。6.3.7确认各联锁和自动调节装置均正常投入。6.3.8辅助转机所属系统无漏水、漏汽（气）、漏油等现象。6.3.9辅助转机启动后发生跳闸，必须查明原因并消除故障。6.4辅助转机的正常运行6.4.1正常运行中应严格执行巡回检查制度，认真巡查，认真监视。发现异常应及时汇报。6.4.2正常运行中应按照有关规定进行定期切换和试验工作。6.4.3辅助转机及电动机运转平稳，无异音，电动机无过热现象，振动不超限。6.4.4各轴承润滑良好，油质合格，温度正常，盘根温度正常，冷却水畅通无泄漏。6.4.5根据轴承油位情况及时加油，保持油位正常。6.5辅助转机的停运6.6.1辅助转机停运前，应考虑相关系统和设备的情况，防止不必要的情况发生。6.6.2备用的辅助转机在冬季应做好防冻措施，并适当开启冷却水。6.5.3辅助转机紧急故障停运条件6.5.3.1发生危及人身及设备安全情况时；6.5.3.2转机出现强烈振动时；6.5.3.3转机内有清晰的金属磨擦声；6.5.3.4轴承温度急剧上升超过规定值；6.5.3.5电动机或轴承冒烟着火时。6.5.4辅助转机紧急故障停运的操作6.5.4.1按事故按钮停运故障转机，检查电流及出口压力降至零；6.5.4.2检查备用转机自启动，否则应手动启动备用设备，且检查其电流、压力正常；6.5.4.3关闭故障转机出口阀；6.5.4.4完成正常切换操作，隔离故障转机，并将有关设备停电，通知检修处理；6.5.4.5汇报上级并作好记录。6.5.5辅助转机一般故障停运条件6.5.5.1辅助转机运行时振动超过规定值；6.5.5.2轴承温度异常升高至报警值，经采取措施后仍继续升高时；6.5.5.3盘根发热、有轻烟或大量漏油（水）调整无效时；6.5.5.4电机电流超过允许值，经调整仍无法恢复正常时；6.5.5.5电机线圈温度超过允许值时。6.5.6辅助转机一般故障停运的操作：6.5.6.1汇报值长，请求停运故障转机；6.5.6.2启动备用转机，检查其电流及出口压力正常；6.5.6.3停运故障转机，关闭出口阀；6.5.6.4做好有关的安全措施，通知检修处理；6.5.6.5汇报上级并做好故障及处理情况记录。6.5.6.6当需要紧急故障停运转机时，如果因停止该转机可能造成机组停运或有损坏的危险时，可以先启动备用设备，然后再停运故障设备。第七章汽机辅机运行规程7.1循环水系统7.1.1循环泵的逻辑保护：7.1.2循环泵的联锁试验：7.1.2.1试验条件：7.1.2.1.1循环环泵电源开关送试验位置。7.1.2.1.2循环泵出口蝶阀油站及系统电动门送电,系统正常，出口蝶阀置“远控”位。7.1.2.2循环水泵出口碟阀联动试验：7.1.2.2.1在“顺控”方式下（顺控资料没有）7.1.2.2.2检查一切正常后就地按#1循环水泵事故按钮，泵跳闸联关出口蝶阀。7.1.2.2.3#1循环泵启动正常后，在“顺控”方式下，关出口蝶阀，指令发出延时5秒，泵自停。7.1.2.2.4用同样的方法做#2循环水泵出口蝶阀联关试验。7.1.2.3循环水泵出口蝶阀油站联动试验：7.1.2.3.1在循泵就地油站上缓慢开启油站泄压手动门，注意油站压力的变化，当油压降至4MPa时油站油泵联动。7.1.2.3.2缓慢关闭油站泄压手动门，当油压升至10MPa时油站油泵自停。7.1.3循环水系统投运前的检查和准备：7.1.3.1确认检修工作已经结束，系统各阀门位置正确，放水门关闭。7.1.3.2检查循环水泵电机轴承油位在(1/2-3/4)处，高、低位油箱油位正常，循环水泵的轴承、电机冷却器冷却水门开启，循环水泵出口蝶阀关闭。7.1.3.3检查冷水塔水池及吸水井以清理干净，滤网放好，循环水补给水系统投用正常。冷水塔水位补至正常，吸水池水位正常。7.1.3.4循环水化学加药系统可以投运。7.1.3.5检查循环泵出口碟阀液压油泵电机及凝汽器进、出口电动门已送电。7.1.3.6检查出口蝶阀控制箱各指示灯正确，蝶阀油站油位正常。7.1.3.7循环水泵电机绝缘良好送动力电源。7.1.3.8循环水泵保护联锁良好，各表计投入。7.1.4循环水系统的投运：7.1.4.1循环水泵“顺控”启动：7.1.4.1.1检查循环水泵处于完好的备用状态。7.1.4.1.2在DCS上将循环水泵联锁开关打置“解除”位置，顺控按钮打至“投入”位置，出口碟阀开关打至“自动”位置。7.1.4.1.3检查#1、#2凝汽器循环水出入口阀开启，开启凝汽器水室放空气门。7.1.4.1.4在DCS上按下循环水泵“顺控启动”按钮，其出口碟阀开至15度时，循环水泵自启动，循环水泵出口碟阀继续开启至全开（循环水系统无水或未充满水时，当循环水泵出口蝶阀开到30度，按下循环水泵出口门“停止”按钮，检查出口门液压油泵电机停运，循环泵出口门保持开度向循环水系统注水，待空气门见水后水后关闭，继续开启循环泵出口门）。7.1.4.1.5检查碟阀指示正常，循环泵的电流、出口压力、振动、轴承温度、电机线圈温度及泵组声音正常。7.1.4.1.6一台循环泵启动,将另一台循环泵投联备，备用泵顺控打置“投入”位置，当运行泵跳闸后备用泵自启。7.1.4.2循环水泵的手动启动：7.1.4.2.1检查循环水泵处于备用状态，检查凝汽器循环水出入口阀开启。7.1.4.2.2在DCS上将循环水泵联锁开关打置“解除”位置，顺控按钮打置“退出”位置，就地出口碟阀开关打置“自动”位置。7.1.4.2.3在DCS上点启循环水泵，循环水泵出口碟阀联开至全开位置。7.1.4.2.4检查碟阀指示正常，循环泵的电流、出口压力、振动、轴承温度、电机线圈温度及泵组声音正常。7.1.5循环水系统的停止：7.1.5.1检查循环泵出口碟阀就地开关在“自动”位置，解除循环泵“联锁”，顺控在“投入”位。7.1.5.2在DCS上按下循环水泵