电厂B25-8.83-0.981型背压汽轮机运行规程

第47页共47页B25-8.83/0.981型背压汽轮机运行规程（临运版）第一章

汽轮机的技术规范第一节

汽轮机本体的技术规范一、汽轮机主要技术数据1.1主要技术规范汽轮机型号：B25-8.83/0.981型汽轮机形式：高压单缸、冲动式、背压式汽轮机额定功率：25MW最大功率：30MW额定转速：3000r/min主汽门前额定蒸汽压力：8.83Mpa主汽门前蒸汽压力：最高9.31Mpa最低8.33Mpa主汽门前额定蒸汽温度：535℃主汽门前蒸汽温度：最高540℃最低525℃额定工况时主蒸汽流量：205t/h最大工况时主蒸汽流量：227t/h额定工况时排汽流量：166.31t/h最大排汽量：184.3t/h排汽压力：0.98Mpa（0.784─1.27Mpa调整）排汽温度：（新汽参数额定时）276.7转子临界转速：1652r/min盘车转速约为：5─6r/min级数：一个速度级和九个单列压力级转动方向：从机头看顺时针方向1.2汽轮机设备简介本汽轮机是由中国长江动力公司（集团）武汉汽轮机发电厂生产。B25─8.83/0.981型，汽轮机为高压冲击背压式，由单缸、单轴组成通过钢性连轴器直接带动发电机，容量25MW与锅炉、发电机及其附属设备组成发电机组。属于热电两用机组。汽轮机静子部分由前轴承座、前汽缸、中汽缸和后汽缸四部分组成，流通部分由一个单列速度级和九个单列压力级，轴上的叶轮、推力盘、汽机端联轴器均与轴整段为一体。汽轮机采用喷嘴调节、配汽部分有四个蒸汽室、每个蒸汽室装有一个调节阀，各自控制一组喷嘴，分别引进四个调节阀进入汽轮机。随着负荷的改变，各调节阀依次开启或关闭。调节阀的动作由油动机通过凸轮配汽机构而控制，控制信号由电液转换器给出。在汽轮机前端的轴承座内装有油泵组、危急遮断器、轴向位移发送器、推力支持联合轴承以及垂直调节系统其它部件。前轴承座由前座架支撑，在座架上沿汽轮机中心线有纵向键，当机组受热膨胀时，可以沿此纵向键向前滑动，前轴承座与前汽缸用猫爪相连，在横向以级垂直方向均有定位的膨胀滑销，以保证汽轮机中心在膨胀时不致变动。后汽缸由后座架支撑，座架上有横向销，后汽缸导板上有一纵向销，纵向销与横向销的交点构成了汽轮机的“死点”。当机组受热膨胀时，可沿纵向键和横向销膨胀。第二节热力系统B25─8.83/0.981型汽轮机为高温高压背压式汽轮机，其管路系统主要有主蒸汽系统、抽汽系统、汽封系统、疏水系统。其辅机设备主要有二台高压加热器、二台汽封加热器、一台弹簧式安全阀。一、主汽系统来自锅炉的新蒸汽通过电动隔离门进入自动主汽阀。主汽阀内装有蒸汽滤网，以分离蒸汽中的水滴和防止杂物进入汽轮机。蒸汽在同过调节阀后进入汽轮机内膨胀作功，作功后的背压蒸汽由排汽管道引向热用户。二、抽汽系统B25─8.83/0.981型背压式汽轮机共有三级回热：一级抽汽供#1高压加热器用汽，二级抽汽供#2高压加热器用汽，三级抽汽供除氧器用汽。回热抽汽管路均装有单项抽汽逆止门，一旦主汽门关闭，电磁启动阀动作，控制压力水，抽汽逆止门同时关闭，起到隔离作用。在排气管路上设有保护装置，有弹簧式安全阀组成。当排气压力超过1.3Mpa时，该阀动作向空排气，降低压力。三、汽封系统本机组前汽封有五段漏汽，后汽封有三段漏汽。前汽封第一段漏汽送至第二段回热抽汽管路上；前汽封第二段漏汽接至机组背压排汽管路上；前汽封第三段漏汽和后汽封第一段漏汽及主汽阀阀杆漏汽、调节汽阀阀杆漏汽接至除氧器；前汽封第三段漏汽和后汽封第二段漏汽接至汽封加热器；前汽封第四段漏汽和后汽封第二段漏汽接至汽封加热器Ⅰ；前汽封第五段漏汽和后汽封第三段漏汽被汽封加热器Ⅱ带走。四、减温减压装置出口蒸汽流量140t/h一次蒸汽压力9.81MPa一次蒸汽温度540二次蒸汽压力0.98MPa二次蒸汽温度276减温水压力14.6MPa减温水温度158水压实验压力2.4MPa安全阀整定压力1.058MPa结构简述：减温减压装置由减压系统、减温系统和安全保护装置，控制系统所组成。减压装置是由减压阀和节流孔板组成，主要任务是降低蒸汽压力，它的原理是：蒸汽在通过装置时，要经多次动能和势能交换和蒸汽流向要作多次拐弯，消耗介质能量，降低蒸汽压力。减压阀结构形式为套筒柱塞式、柱塞和执行器相连，执行器可带动柱塞做上下运动，可改变套筒上流通面积大小，可就控制了减压阀出口压力高低或流量大小，节流孔板主要消音也可降压。节流孔板多少取决于新蒸汽压力和二次气压力之比值大小来决定，通常孔板可把蒸汽压力降低近一倍。减温系统主要由调节喷咀、止回阀、截止阀、过滤器组成，调节喷咀集减压和机械雾化于一身，雾化的冷却水喷到混合管中高速蒸汽内，蒸汽流速足以破坏水珠表面的水膜，使冷却水与蒸汽充分接触，并能快速进行热交换，使水在最短时间能完全蒸发，水的蒸发速度取决于二次汽过热度。为保证喷水点的过热蒸汽有足够的流速，本装置规定最低负荷应在额定出口流量的20%以上。减温系统安全保护装置原理：安全保护装置主要作用是防止设备超压运行，保证设备安全。冲量安全阀的工作原理为：当设备内压力超过规定值后，蒸汽对阀瓣的作用力就大于重锤对阀瓣的作用力，阀瓣就跳起，把蒸汽排到主安全阀活塞内，冲量安全装置中的主安全阀实际上是一只汽动阀，由冲量安全阀来的蒸汽推动主阀活塞继而推动主阀瓣，主阀开启并向大气排汽。当设备压力恢复正常后，冲量安全阀关闭切断活塞室汽源，活塞室的蒸汽也从冲量安全阀的排汽口排出，这时阀瓣在蒸汽压力作用下自行关闭，停止排汽。第三节调节保安系统B25─8.83／0.98型背压式汽轮机调节系统系采用电液调节系统，它由DEH控制系统、电液转换器和错油门油动机等部分组成。其中，电液转换器采用直动式电反馈电液伺服器，错油门油动机侧采用中国长江动力公司（集团）生产的液压弹簧错油门双侧油动机。本系统是按照机组在正常的新蒸汽、背压等参数为基础的情况下进行设计的，由于背压式汽轮机是以热负荷来定电负荷的，因此常常需并入电网中运行，如果机组是向较大的电网供汽，那么调节系统主要是调节机组的热负荷；如果机组是单机供汽，那么调节系统主要是调节机组的背压，并维持机组的安全运行。一、系统技术参数：调节系统油压:1.96Mpa油泵进口油压:0.1Mpa脉冲油压：0.98Mpa转速不等率：4.5±0.5%(3%～6%可调)背压不等率：15%（0%～15%可调）系统迟缓率：≤0.3%二、DEH系统基本控制功能1、调节系统的功能（1）、启动功能根据机组热状态，可控制机组按经验曲线自动完成升速率，目标、转速、暖机、过临界转速区、直至3000r/min定速。（2）、自动同期并网与自动准同期并网装置配合，将机组转速调整到电网同步转速，有同期装置并网操作，并网后，自动使发电机带上初负荷，并具有手动同期功能。（3）、负荷控制根据设置的目标负荷，自动准确地调整机组负荷到目标值（4）、背压控制根据设置的背压目标值，自动准确地调整机组背压到目标值。（5）、主汽压力控制根据设置的目标主汽压力值，自动准确地调整机组背压到目标值。背压控制回路、负荷控制回路和主汽压力控制回路均可根据需要进行无扰切换。2、限制保护功能（1）、OPC超速限制油开关跳闸或转速超过3090r/min时，关调节汽门，控制机组最高飞升速度小于3270r/min，并自动稳定在3000r/min。（2）、阀位限制DEH系统具有调节阀阀位限制功能，阀位限制值可在线调整。（3）、高负荷限制DEH系统具有高负荷限制功能，电负荷限制可在线调整。（4）、主汽压力低限制DEH系统具有主汽压力低限制功能，其限制值可在线调整。（5）、超速保护DEH系统具有给出110%额定转速超速保护信号的功能。（6）、DEH系统在下列情况下可实现保护停机按手操盘停机DEH系统24VDC失电DEH系统两路220VAV同时失电脱网状态下，测速通道全部故障转速超过110%额定转速3、实验功能主汽门严密性实验：超速保护试验：可用于各超速保护的动作转速。做机械实验时，DEH超速保护的动作转速值自动设定为3360r/min。4、DEH系统具有一次调频限制功能，是否投一次调频限制功能可在线控制。5、DEH系统具有故障报警功能。6、DEH系统控制方式DEH系统应具有三种控制方式，它们之间可以实现无扰切换。三种方式分别是：（1）、手动控制方式利用系统中的启动阀，使危急遮断滑阀挂闸，开主汽门，再通过DEH-ⅢA系统的操作手动控制汽轮机进行升/减速和负荷。（2）自动控制方式利用系统中的启动阀，使危急遮断器挂闸，开主汽门，再由运行人员自行选定目标转速、升速率、暖机时间以及目标负荷和升负荷率等。（3）、程序控制方式利用系统中的启动阀，使危急遮断器挂闸，开主汽门，根据预先输入到DEH-ⅢA系统的最佳运行曲线做成程序控制启动，整个升速过程全部自动完成，无须人为干预。但可由运行人员任意切换以上两种方式且无扰。运行曲线可在线修改。三、保安系统保安系统在下述情况下，切断汽轮机的新汽供应机组转速超过额定转速（3000r/min）11～12%（即3300～3360r/min）时危急遮断器动作，关闭自动主汽门、调节汽门而停机。当转子轴向位移超过1.4mm允许值时；润滑油压下降到0.02MPa时；轴承的回油温度高于75℃时；背压压力低于正常值的0.2MPa时；转速超过3420r/min第四节

汽轮机辅助设备的技术规范一、电动机参数电机名称型号PkWU(V)I(A)N(r/min)接法绝缘等级功率因数防护等级总数(台)给水泵YKK6301-2160010K108.529804直流油泵Z2-511022053.830001交流油泵Y160M1-21138021.829001高压启动油泵Y315L2-2200380355.529801循环水泵Y250M-4553801031480△0.874工业水泵Y280S-2223801402970△0.891Y250M-455380102.51480△1疏水泵Y180M-22238042.22940△0.891Y180M-22238042.22940△0.891消防泵Y280MB5753801402970△2二、旋转设备参数名称型号流量m3/h扬程M转速r/min轴功率KW配用功率KW效率%汽蚀余量M给水泵ZDG-10270152029801490160075直流油泵80Y60B39.538295011交流油泵80Y60B39.538295011高压启动油泵150AY150×2B1602002980200循环水泵250S-3948030145055工业水泵IS125-100-25020080290075ALR200-500C25350145055疏水泵3N6X234120295022DG10-30×810240295022消防泵XBD7.8/55-1SG1980.78290055.915784.2三、汽封加热器参数换热面积30m水侧压力1.6MPa汽侧压力0.095MPa汽侧温度150本汽封加热器为JQ-30-Ⅰ型，换热面积为30m2。结构为焊接式。汽封加热器由壳体、水室及管系组成。管系由152四、高压加热器参数水腔蒸汽腔最高工作压力MPa14.93.51工作温度℃215418设计压力MPa16.753.7设计温度℃250425物料名称水过热蒸汽换热面积m2240焊缝系数φ1.01.0腐蚀裕度mm1.01.0容器类别Ⅲ外形尺寸φ1152×6375净重kg17200五、除氧器参数名称高压旋膜除氧器设计压力0.75MPa最高工作压力0.49MPa耐压实验压力1.14MPa设计温度310容积70m净重9700Kg第二章

汽轮机的启动与停止本机组可以按电负荷要求或按热负荷要求两种工况运行。但这两种工况不能同时运行。按电负荷要求运行时，控制系统在转速控制或功率控制下运行，所发出的电负荷及供热用户的蒸汽量完全取决于外界对电负荷的要求，这时机组必须并入热网运行，供热用户的热量由热网补偿。如按热负荷要求运行，机组在背压控制下运行，机组所发出的电负荷完全取决于热网负荷的变化。此时机组必须与电网并列运行，用电量由电网补偿。第一节汽轮机禁止启动条件下列情况下禁止启动汽轮机：危急保安器动作不正常，自动主汽门、调速汽门和抽汽逆止阀卡涩或不能关严时。汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声时。辅助油泵及盘车装置失常时。汽缸调节级区域上、下缸温差超过50℃主要仪表（轴向位移指示器、相对膨胀指示器、转速表等）失灵时。油质不合格或油温低于正常油温时。第二节联锁保护当润滑油压低于0.08MPa时发讯号。当润滑油压低于0.055MPa时，联动交流润滑油泵。当润滑油压低于0.04MPa时，联动直流润滑油泵。当润滑油压低于0.02MPa时，停机。当油压降到0.015MPa时，盘车自动停止。第三节启动前的准备工作一、仔细检查汽轮机，发电机及各辅助设备，确定安装（或检修）工作已全部结束。二、准备好各种仪表和使用工具，作好与锅炉、电气及热网的联系工作。电气对汽机所属电机测量绝缘，合格后恢复备用。联系热工仪表，对该汽轮机进行各项试验，试验完好，符合开机条件。

三、油系统进行检查：主油箱油位（）四、起动交流油泵五、起动高压启动油泵（注意油温≥35℃注意：起动高压启动油泵后检查回油正常六、启动前2小时投入盘车装置运行（注意盘车马达转向必须正确）并检查听音。七、做调速保护系统静态动作实验正常。八、本机组暖管和暖机工作，可以由主蒸汽管侧进行（即向空气排气启动），也可以由背压侧进行(背压暖机启动)，但任何启动方式均应注意下列要求：禁止盘车装置未投入时进行背压暖机。主蒸汽管壁和自动主汽门壁，暖升速度不大于4℃/min～5℃/min。汽缸壁，温升速度不大于3℃/min～4℃法兰与螺栓温度差小于30℃相对膨胀在（＋3.0）mm～（―1.2）mm内变化，不得超出此范围。轴向膨胀要均匀不允许有跳跃式增加现象。上下缸温度差小于50℃，左右法兰温度为10上述要求可控制蒸汽流量。如果采用背压暖机则暖管和暖机可同时进行并注意打开疏水门，在暖管，暖机过程中随着管道和汽缸中压力的升高关小疏水门，投入汽封加热器和汽封冷却器，检查自动主汽门和调速汽门是否全开，待下缸温度大于250℃后开启轴封漏汽至除氧器门，注意此时调速汽门阀杆和主气门阀杆如果下缸外壁温度高于250℃当下缸温度达350℃转速升至2800r/min左右根据油泵油压，完成高压启动油泵和主油泵的切换工作。注意切换过程要缓慢，严防瞬间断油，引起烧瓦事故。当冷油器前油温高于45℃转速升至3000r/min暖机结束，检查上下缸温度、差胀、新蒸汽参数、排汽参数、油温正常，并作危急遮断器试验及有关调速系统试验项目后开始并网。为了便于并网，允许同时调节电动主汽门之旁路门。并网后带负荷速度应小于等于300kw/min，同时先后开启电动主闸门，关闭旁路门，减温水门并且注意此过程要缓慢，使调速汽门缓慢地逐步关小，以保证调速汽门前平稳均匀地升温。带2000KW～3000KW电负荷后方可带热负荷。并先后关闭机组所有疏水门。增加热负荷应不大于4t/min为宜。升速和加负荷过程中应注意推力瓦温度，轴向位移，绝对膨胀，差胀，汽缸和法兰温度，机组振动等，如发现有不正常现象应立即停止升速或加负荷，直至找出原因和消除为止。若出现不正常振动应稍降转速或负荷直至不正常振动消除，并在此转速或负荷下稳定运行30min以上，再继续升速或增加负荷。如升速时仍然有过大振动应立即打闸停机，查明原因并予以消除后再启动。第四节汽轮机的启动汽轮机速度级下缸内壁金属温度≤150℃时为冷冷态方式启动时间分配如下：保持背压0.1MPa～0.2MPa暖机使下缸温度达120以上3h背压以0.05MPa／min的速度升至0.5MPa暖缸使下缸温度到达1801h背压以0.01MPa／min的速度升至1MPa暖缸使下缸温度到达2501h背压以0.01MPa／min的速度升至全压暖缸使下缸温度到达3505h冲转后均匀升速至400r／min～500r／min检查听音5min维持500r／min暖机30min～45min均匀升速至1500r／min～1600r／min25min维持1500r／min暖机60min均匀升速至2400r／min～2500r／min25min维持2500r／min暖机30min均匀升速至3000r／min15min维持3000r／min暖机30min全面检查并列操作15min并列后均匀加负荷至25min维持2000kw～3000kw负荷20min均匀加负荷到设计值60min若停机时间不长，此时下缸温度高于冷态启动额定转速时的汽缸温度，再启动，则作为热态方式启动，其他情况均按冷态方式启动（新机组第一次启动时间还可适当延长）。热态启动应遵守下列各点：进入汽轮机之前应是过热状态（应保证有高于汽缸内壁50℃的过热度要根据汽缸温度由该机冷态额定参数启动曲线决定启动工况，在启动工况前应减少不必要的停留暖机，并以200r／min～300r／min的速度升速达额定转速后及时并网，并以每分钟增加5%设计负荷的升负荷速度带到启动工况点，其后按冷态启动要求进行。冲动转子2h前改为连续盘车，此时润滑油温必须高于35℃。上下缸（速度级区域）温差应小于50℃。当此温度大于50严格控制相对膨胀在（＋3.0）mm～(-1.2)mm范围内。严格监视机组的振动,若发生较大振动应立即停机并在消除了引起振动的原因后才允许重新启动。若胀差出现负值则应加快升速并网。不管何种方式启动，冲转前应开启向空排汽阀。冲转升速暖机按启动时间表进行。对空排汽启动暖机可适当延长，使汽缸温升温差、胀差在规定的范围内。做完各试验后，逐渐关小对空排汽阀，提高背压，背压高于热网压力时开始向热网供热。背压达0.784MPa时完全关闭对空排汽阀，并投入调压器（按热负荷调控时）。第五节停机1、停机前的准备：试验高压启动油泵，交直流润滑油泵，盘车电机，活动自动主汽门，必须保证处于完好正常状态。2、减负荷过程中应控制下列指标：（1）、汽缸壁温下降速度不大于1.5℃/min。（2）、相对膨胀在（+3.0）mm～（-1.2）mm范围内。（3）、发电机解列时严格注意转速防止超速。（4）、在减负荷过程的同时应适当降低新蒸汽参数，并尽量缩短空负荷运行时间以免排汽温度过高。（5）、当新蒸汽过热度接近50℃时需降低主蒸汽压力减负荷。（6）、轴承出口油温低于40℃时停冷油器水侧。3、停机过程中连续盘车16h后并且上、下缸速度区域之温度已低于250℃可改为每隔1h盘车180第三章运行中的监视与维护运行时应特别注意下列主要参数，使其符合规范。新蒸汽参数535±5电网周波为50Hz±0.5Hz调节系统油压为：主油泵出口油压为2MPa±0.1MPa轴承润滑油压为0.08MPa～0.12MPa主油泵入口油压为＞0.03MPa轴承进口油温为35℃～45℃，轴承回油温度低于65℃滤油器的压力为0.02MPa～0.04MPa（保证润滑油压符合规范）。汽封加热器压力为0.095MPa～0.099MPa经常监视各表计的指示，并定时计录在负荷发生变化并稳定后，亦应记录各表计的读数。经常注意汽轮机各部件运转声音及振动情况，并且注意无油类及垫料等的焦味，发现异常情况，应及时采取措施，并将详细情况记入工作日志中。新蒸汽参数超过正常变化范围时应按要求减负荷或停机。定期对电动辅助油泵、主汽门、危急遮断设备、脉冲安全阀等部套作试验。定期对应加油的转动部件加油。除起动和加负荷时应遵守有关规定外，减负荷过程也应均匀，并严格控制好转子与汽缸的相对膨胀在（+3.0）mm~(-1.2)mm范围内。辅机部套的启动操作符合辅机部套中有关规定。调节部套的启动、操作、切换应符合调节系统说明书中有关规定。第四章事故处理与预防汽轮机事故处理的原则：1、发生事故时，运行人员应消除对人身和设备的危害因素，查明事故原因，消除故障点，正确、果断地处理，同时保证其它非故障设备和机组的正常运行，并及时向有关领导汇报，以便及时采取正确对策，防止事故扩大。2、运行人员必须坚守岗位，精力集中，严格执行规程，正确迅速地判断和处理事故。3、根据仪表指示和机组或设备外部现象，正确判断故障原因。迅速消除对人身和设备的危害，必要时立即解列故障设备。4、故障消除后，值班人员应将故障的经过、发生时间、发展程度及采取的对策，做出正确详细的记录。5、如遇本规程未规定的故障象征及运行人员不了解的情况时，应迅速报告值长，共同查明原因及时处理，并将整个处理情况记录在日志上。第一节紧急停机与故障停机一、汽轮机在下列情况下紧急停机机组突然发生强烈振动或金属撞击声。汽轮机转速升高到3360r/min时，而危急遮断设备不起作用。水冲击。轴端汽封冒火花。任何一个轴承短油或轴承回油温度急剧升高。轴承回油温度超过75℃油系统着火且不能很快将火扑灭。油箱内油位突然下降下最低允许油位以下。润滑油压降至0.02MPa以下。主蒸汽管破裂。转子轴向位移超过1.4mm（指表面刻度值）。发电机内冒烟。二、故障停机汽轮机在下列情况下应作故障停机：进汽压力高于9.81MPa，或气温高于545℃排汽压力小于0.68MPa，低压保护不动作。调节系统联杆脱落或折断，调节汽门卡住。调节汽阀全关，发电机出现电动运行方式，带动汽轮机运转达3min。排汽管道破裂。背压升高到1.42MPa，安全阀不动作，采取措施无效时。第二节典型事故处理一、汽轮机的水冲击现象：1、主汽温度急剧下降。2、主汽管道、调速汽门、自动主汽门的法兰及门杆、机前轴封等处冒出湿蒸汽或溅出水滴。3、蒸汽管道内部有撞击声。4、轴向位移增大，推力瓦块温度及推力轴承回油温度升高。5、机组振动增大，并发出不正常的噪声。6、上、下缸内壁温差急剧加大，汽缸金属温度下降。原因：1、锅炉汽包满水。2、暖管疏水不充分（尤其并炉时特别注意）。3、高压加热器泄漏严重，而水位高保护失灵。4、负荷增速太快（锅炉压力突然下降），使蒸汽带水。5、加热器、除氧器满水，抽汽逆止门不严或卡涩。6、锅炉减温水突然增大，发现和调节不及时。处理步骤：1、紧急停机，全开各部疏水。2、检查推力瓦温度、轴向位移、相对膨胀、机组振动，细听机组内部声音，并记录惰走时间。3、加强汽机盘车，确认机组正常，上、下汽缸内壁金属温差在规定的范围内、轴向位移和大轴晃度在正常范围内方可重新启动，并进行充分疏水，在整个升速及带负荷过程中，必须注意推力瓦温度、轴向位移、相对膨胀、机组振动及汽缸金属温度，仔细倾听机组内部声音。为防止水冲击运行中应做好以下工作：1、机组运行中严格监视主汽温度、压力的变化，主汽温度在10分钟内下降50℃时按紧急停机处理。2、高压加热器、除氧器水位保护试验合格，运行中发现水位急剧升高时，应及时关闭抽汽逆止门和电动门。3、热态启动前，主汽管道应充分暖管，保证疏水畅通。4、滑参数启动或停止时，汽温、汽压按规定的变化率逐渐升高或降低，并按要求保证有足够的过热度。5、停机中做好公用系统与汽机本体的隔离工作。6、轴封供汽前系统应充分疏水。二、油系统工作失常1、主油泵工作失常仔细倾听主油泵及前轴承箱内有关传动机构的声音，密切注意系统油压变化情况，若发现油压变化、主油泵有明显的运行异音、振动增大，经判断确为主油泵故障，应立即将就地跳闸把手推入跳闸位置，启动高压油泵，紧急停机。2、油压正常、油位降低1.检查事故放油门和油箱底部放水门是否严密。2.检查各轴承回油管是否漏油或破裂。3.油净化器装置是否漏油或误操作。4.若发现油箱油位不正常的降低时应设法消除，同时将油箱油位补至正常油位，若采取各种措施无效，油位降至最低油位（）mm以下油压不能维持时应紧急停机。3、油压下降、油位正常1.润滑油溢油门误动，应迅速启动润滑油泵，并调整溢油门，保证油压恢复至正常值。2.检查主油泵入口压力是否正常，判断注油器是否正常工作，若注油器出力不足应联系检修处理。3.备用油泵出口逆止门不严、使压力油返回油箱，应关闭备用泵出口门，保证油压正常，若油系统大量漏油无法消除，威胁机组的正常运行时应紧急停机。三、失火1、现象：汽轮发电机组失火部位有大量烟火、有焦糊气味。2、处理：1、根据着火的部位确定灭火措施，将火扑灭或控制在最小的范围，维持机组正常运行，并及时报告有关领导。启动消防泵并报警，切断火区有关电源，灭火时值班员不得擅自离岗。2、若调速油着火，用润滑油泵停机，威胁主油箱安全时，开启事故放油门，并控制油位下降速度，以保持转子在惰走过程中轴承不断油。待转子静止后，方可将油放完。3、油系统着火用泡沫、二氧化碳灭火器、干粉或沙子灭火。4、应经常检查油系统、辅助设备、电缆排架等各处，及时清扫积存的易燃物。5、发电机失火不能立即扑灭，威胁机组安全运行时，应紧急停机，当转速降到400r／min时，汽机挂闸，维持机组转速200r／min～300r／min范围内运行，直至将火扑灭方可停机。四、机组振动和异音振动原因：1、叶片损坏，包括围带和拉金松动或损坏。2、发电机中心不正，动静摩擦。3、轴向间隙不合格。4、某些部件变形。5、发电机转子部件松动或静子线圈短路接地。6、磁场不均造成转体不平衡。7、油温油压不稳、油膜破坏。8、轴承座和地脚之间结合面不符合要求，螺丝松动，膨胀死点移动。9、汽温、汽压突然降低造成水冲击。处理：1、机组突然发生强烈振动或有明显金属摩擦声音时，应紧急停机，注意记录惰走时间，倾听机内声音。2、汽轮发电机组发生振动增大或有异常声音时应迅速汇报同时检查处理。3、检查汽温、汽压、轴向位移、相对膨胀、排汽温度、油温、油压、油质、轴承回油温度，上下汽缸内壁温差是否正常并调整。4、若振动≥0.05mm时适当减少负荷，如振动不能减小，振动超过0.08mm按故障停机处理。5、启动升速过程中若振动是过临界时产生，通过临界转速后振动仍很大，必须降低转速至1200r/min中速暖机30分钟，如已三次返回中速暖机，振动仍比正常大，采取措施无效时，应停机。五、轴向位移增大原因：1、推力轴承断油或磨损。2、蒸汽质量不合格造成叶片结垢，断叶片或漏汽量增大。3、新蒸汽参数太低，通流部分过负荷。4、汽轮机发生水冲击。5、周波、负荷大幅波动。检查：1、迅速调整负荷，使轴向位移降至＋1mm～－1.2mm以内。2、检查推力轴承出口油温和推力瓦温度。3、检查汽轮机振动是否增大，并倾听汽轮机内部是否有异音。处理：1、若推力轴承金属温度急剧升高超过95℃以上应减负荷，减负荷无效而轴承温度升高至100℃以上或轴向位移增大至+1mm时应紧急停机。2、参数降低或发生水冲击按规程规定处理。六、汽轮机超速现象：1、转速超过额定值，超速保护未动作。2、汽轮机发出异常声音。3、机组的振动增大。4、主油压、调速油压迅速升高。处理：1、立即手打危急保安器停机，并检查主汽门、调速汽门、抽汽逆止门应关闭，否则立即关闭电动主汽门。2、其他操作可按正常停机进行。预防： 1、在额定蒸汽参数下调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能控制在危急保安器动作转速以下。2、各种超速保护均应正常投入运行。3、机组重要运行监视表计，尤其是转速表显示不正确或失灵，严禁机组启动。4、油系统的油质保证合格。5、坚持按本规程要求进行危急保安器试验、主汽门和调速器门严密性试验、主汽门活动和抽汽逆止门关闭试验。七、厂用电中断现象：1、交流照明熄灭，事故照明投入。2、给水泵、疏水泵、循环泵等交流设备停止转动。3、事故警铃响，锅炉灭火，汽温、汽压下降。处理：1、直流油泵启动，做好手动盘车的准备工作。2、确认机组已掉闸，负荷到零，主汽门、调速汽门，抽汽逆止门已关闭。3、调整轴封供汽压力。4、做好电源恢复时的机组重新启动准备工作。八、汽轮机运行中胀差增大原因：1、减负荷过快或突然甩负荷。2、主汽温度突然下降或发生水冲击。3、轴封供汽温度突然降低。处理：当机组胀差增大时，应仔细检查机组内部运行声音是否正常，查明原因进行处理。若处理无效，机组胀差继续增大到-1.2mm或+3mm时应立即打闸停机。九、汽轮机大轴弯曲原因：1、汽机上、下汽缸内壁温差大。2、汽机振动增大。3、轴封温度太低或蒸汽带水。4、主汽温度太低或主蒸汽带水。5、开机时没有充分疏水。6、盘车故障不能及时投入。处理：1、发现大轴弯曲超过0.05mm时严禁机组启动。2、立即盘车180度进行直轴，注意大轴弯曲的指示。3、立即查明原因，消除故障点。4、直轴后盘车连续运行，当大轴弯曲恢复到正常值后再连续盘车四小时以上方可启动机组，并做好记录。预防措施：1、冲转前必须确认大轴晃度在正常范围内。2、热态启动时主汽温度必须高于速度级处下缸内壁金属温度50℃，蒸汽过热度大于50℃。3、机组启动前上、下汽缸内壁金属温差必须小于50℃4、升速过程中，中速以前，机组振动超过0.055、主汽温度10分钟内直线下降50℃6、停机后转速到零立即投入盘车。当盘车电流比正常值偏大、摆动或有异常时，应查明原因及时处理。7、开机前必须充分疏水。8、停机后严密监视各加热器的水位，不得超过规定值。9、冷态启动严禁在未投盘车时向轴封供汽，热态启动时先送轴封蒸汽。停机后，转子静止，方可停止轴封供汽。10、轴向位移、胀差、低油压表、振动表、大轴晃度表不正常时，严禁机组启动。十、汽轮机断油烧瓦一、原因：1、润滑油压不稳，油温过高或过低。2、机组振动大。3、润滑油中带水。4、油系统故障，润滑油减少或中断。5、顶轴油泵未投时强行盘车。二、断油烧瓦的预防1、运行中切换冷油器应按规定进行，将备用冷油器的空气排净，切换过程中注意油温、油压的变化。2、定期进行高压油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵低压联动试验。3、运行中要加强轴承回油油压、油温和各瓦乌金温度的监视。4、停机后汽缸温度＞120℃5、机组启动时油系统的各表计必须全部投入，指示正确。6、顶轴油泵未启动前禁止投入盘车装置（厂用电中断时除外）。7、油系统油质按要求定期化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组启动。三、处理：发生下列任何一种情况时必须紧急停机。1、轴承回油温度超过75℃或推力轴承温度超过1002、主油箱油位急剧下降到（）mm时。3、轴承润滑油压低到0.02Mpa启动备用泵无效时。十一、给水泵的事故处理事故处理原则：1、运行给水泵发生故障，启动备用给水泵保证锅炉供水。2、遇有严重威胁人身和设备安全时，应迅速停止该泵并切除故障部分。3、停止故障泵后，检查备用泵自投良好，否则立即手启备用泵。遇有下列情况应紧急停止故障泵并启动备用泵：1、严重威胁人身和设备安全。2、电动机内部冒烟、着火。3、给水泵内部有明显的摩擦声。4、油系统着火或冒烟。5、振动急剧增大。6、给水泵严重汽化。给水泵汽化的原因：1、除氧器压力突然降低。2、给水流量太小再循环门未开。3、除氧器严重缺水，或给水泵入口滤网堵塞严重。4、入口门误关。给水泵汽化的现象：1、出、入口压力下降并摆动。2、给水泵内部有汽化冲击声，泵体振动增大。3、平衡室压力摆动增大。4、电动机电流摆动大。5、给水流量显著下降。给水泵汽化的处理：1、给水泵汽化不严重，轴向位移变化不大时，启动备用泵停止故障泵。停泵中应记录惰走时间，经检查处理正常后方可重新启动。2、给水泵汽化后，平衡盘磨损，电流增大时，应立即停止故障泵，并检查备用泵自投良好，否则手动启动。3、发现给水泵汽化后应查明原因，设法消除。第二节重大事故防范措施防止弯曲启动前，检查汽机主要监视仪表准备完好，大轴挠度表、振动表、汽缸金属温度表列为重要监视仪表，保证准确可靠，否则禁止启动。冲转前，转子应进行连续盘车。启动过程中有专人监视振动，如有异常应查明原因处理，过临界振动不应超过500μm。运行中正确操作，控制汽缸温度不超过限定值。机组启动中因振动异常而停止启动后，必须经全面检查，确认机组已符合启动条件后，经连续盘车后才能再次启动，严禁盲目启动。停机后立即投入盘车，当盘车电流较正常值偏大、摆动或有异常声音时，及时分析处理。当汽封摩擦严重时，应先盘车180度，待摩擦基本消除后，再投入连续盘车。当盘车不动时，禁止用行车强行盘车。因故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当转子弯曲度大时，应先盘车180度，待转子热弯曲消失后再投入连续盘车。防止水或低温汽倒入汽缸造成汽缸变形引起的轴弯曲由于疏水管堵塞或不畅，造成汽缸积水，应加强疏水的检查和调整。运行中加强高加水位的监视，防止由于加热器疏水失灵或管束漏水时，使水倒入汽缸。防止超速调速系统符合要求。危急保安器超速试验合格。自动主汽门、调速汽门无卡涩，关闭时间符合要求。抽汽逆止门联动正常，能迅速关闭。防止烧瓦运行中切换冷油器、滤油器，应由汽机负责人主持，按规程操作，防止断油。润滑油低油压联锁保护要定期进行检查，汽机启动前应进行直流润滑油泵负荷启动试验，交流润滑油泵应有可靠的备用电源。运行中要加强对轴承的油压、油温和乌金温度的监视，超限时立即打闸停机。油系统油循环结束后，所有的临时滤网全部拆除。防止误操作运行人员要充分培训，了解设备性能，熟悉系统，掌握规程及有关措施。对运行各系统各阀门编号、挂牌并标明开、关方向。凡属运行的系统及设备，除运行人员外，其它人员不得擅自操作。第五章重要试验与操作第一节启动前的静态试验及检查旋转设备联动实验给水泵、油泵、运行泵事故跳闸后，备用泵能自动启动运行油系统检查，油箱油位在高位油压继器电实验：投入交流润滑油泵联动开关，直流润滑油泵联动开关，盘车装置联动开关，启动高压油泵。配合热工，关闭低油压继电器采油门，缓慢开启放油门降低油压继电器内部压力。当润滑油压低于0.08MPa时发讯号。当润滑油压低于0.055MPa时，联动交流润滑油泵。当润滑油压低于0.04MPa时，联动直流润滑油泵。当润滑油压低于0.02MPa时，停机。当油压降到0.015MPa时，盘车自动停止。轴向位移实验：联系热工，将串轴继电器放到试验位置，串轴，相对膨胀，汽缸膨胀应在正常值。将串轴继电器放在工作位置，调整串轴指示+1.4mm电磁阀动作，关闭自动主汽门，调速汽门停机。试验完将串轴继电器恢复到原位置上。抽汽逆止门实验：开启来水总门及滤网前水门电磁阀自动门关闭严密。开启电磁阀后水门。发电机油开关接到超速限制阀的线暂时拆开。用关闭自动主汽门的方法，使电磁阀动作，抽汽逆止门应关闭，恢复自动主汽门，关闭滤网前水门后，电磁阀自动复位后再开启。再用操作盘上开关使电磁阀动作，关闭抽汽逆止门一切正常后接好油开关去电磁阀引线。投入水压逆止阀系统，作为备用。（六）空负荷实验：手动停机按钮，打闸作调汽门严密性试验转速下降时注意启动高压油泵，保持主油压和润滑油压。转速下降到零时，立即启动盘车，用系统中的启动阀挂闸开启主汽门，用调汽门冲动转子到3000r/min。停高压油泵，保持主油压和润滑油压正常。自动主汽门严密性试验：开启自动主汽门泄油阀关闭自动主汽门10分钟，转速下降到1000r/min以下为合格。回复额定转速。试验过程中密切注意主油压和润滑油压，及时起停高压油泵。超速实验：试验应具备的条件明确分工自动主汽门、调汽门严密性试验合格手动危急保安器试验合格危急保安器飞锤压出实验合格发电机不给励磁电动主闸门关闭，旁路门开启并节流汽压0.1～0.2MPa自动主汽门关到30～40mm转速提到3050～3100r/min打开超速错油门销子，调整转速。转速到3240～3360r/min危急保安器应动作，自动主汽门、调汽门迅速关闭。第六章汽机辅助设备的运行第一节除氧器和给水泵一、除氧器运行1、除氧器投运前的准备工作：（1）检查除氧器检修工作确已结束，现场清理干净，各种仪表、保护、试验正常并投入。（2）除氧器所有安全阀已整定好，在复位状态。（3）检查除氧器汽水系统 下水门关闭；水箱放水门关闭；事故放水门关闭；凝结水进口门关闭；高加疏水进水门关闭；热网疏水进水门关闭；全厂疏水进水门关闭；高加空气到除氧器门关闭；给水再循环至除氧器门关闭；除氧器水位计上、下取样门开启；除氧器进汽门关闭；再沸腾门关闭；除氧器汽平衡门关闭；除氧器排氧门部分开启。2、除氧器冲洗与投运：（1）凝结水系统冲洗合格后，开启凝结水至除氧器手动门，用调整阀控制上水量上水。（2）除氧器水位报警试验 当水位上升至600mm时，水位信号消失。当水位上升至2050mm时，水位高Ⅰ值信号发。当水位上升至2100mm时，水位高Ⅱ值信号发，同时溢流电动放水门开启。当水位上升至2200mm时，水位高Ⅲ值信号发，同时事故放水电动阀开启。（3）开启水箱放水门进行除氧器冲洗（4）除氧器也可以热冲洗，即在进凝结水的同时，开启加热汽源手动门，用进汽调整阀控制进汽量，使除氧器压力不高于0.49MPa，对除氧器进行热冲洗。（5）联系化学值班人员化验除氧器水质，待水质合格后，关闭放水门。（6）开启除氧水箱再沸腾门，将水温加热到锅炉上水所要求的温度。（7）开启除氧器下水门，（单独给锅炉冷态上水时暂不与其它除氧器并列，下水母管分段门应关闭），按锅炉要求投入给水泵再循环系统，启动给水泵向锅炉上水。（8）如和其它运行除氧器并列时，应调整进汽和进水门，使除氧器压力、水位、水温与其它除氧器尽量相近后，开启汽平衡门下水门，将除氧器并列。3、除氧器的正常维护除氧器在运行中应注意保持：压力≤0.49MPa且并列运行除氧器间压力要尽量相同，以免水位偏差过大。水位在+1700mm～+2050mm之间。出水温度158℃调整好排氧门开度，保证水溶氧值合格。注意水位压力自动调节工况，如自动失灵时，应改为手动（手动控制时要勤调小调）并通知热控人员尽快处理。4、除氧器的停运除氧器停运检修时应执行下列操作：关闭进入除氧头和水箱的所有各种水门，同时关小直至关闭进汽门，保持除氧器压力稳定。关闭除氧器下水门。关闭除氧器汽平衡门。检查除氧器所有进汽进水门均已关严，电动门停电。开启水箱放水门放水。检查除氧器压力、水位均到零。5、除氧器运行异常及处理：异常象征原因处理措施除氧器压力高压力自动调整失灵改手动，修复压力自控凝结水量骤减检查凝结水系统故障原因，关小进汽门，保持正常压力高加疏水装置失灵，除疏水外，蒸汽进入除氧器改手动，修复压力自控除氧器压力过低压力自动调整失灵改手动，修复压力自控加热器蒸汽母管压力过低增加机组负荷提高母管压力凝结水水温低且水量大检查消除凝结水温低故障原因，增加进汽量，恢复正常压力除氧器水位过高水位调整失灵，进水量过大改为手动调整，减少进水量，修复水位自控并列运行除氧器，该除氧头压力偏低调整平衡并列运行的各除氧器压力给水泵故障跳闸未联动备泵迅速启动备用泵锅炉上水量骤减减少除氧器进水量，水位过高时事故放水阀未动时，应手动放水，密切监视水位正常后立即关闭放水阀除氧器水位过低水位自动调整失灵时水量过小改为手动调节，增加进水量，修复水位自控除氧器水箱放水门误开关闭误开放水门凝结水泵故障，水量骤减启动备用凝结泵，如凝结水系统误开放水门，应检查关闭给水量突然增加（如：锅炉受热面泄漏，给水系统误开放水等）增加除氧器进水保持水位，等待锅炉停运，关闭误开放水门除氧器出水溶氧不合格排氧门开度过小适当开大排氧门凝结水温低，水量大，加热蒸汽压力低，汽量不足查找原因改变运行方式，提高凝结水温和加热蒸汽压力除氧头内部件损坏检修除氧头，修复损坏的部件凝结水含氧量过高降低凝结水含氧量二、给水泵的运行给水泵投运前的检查：检修工作已全部结束，现场清理干净；电动机测绝缘合格并送电，热工人员将各种仪表、信号、控制、保护装置试验完好并投入；给水泵油箱油位在油位计2／3处，油质合格；分别试转辅助油泵，检查转向正确，振动、声音、温度无异常，联动试验正常，然后保持一台辅助油泵运行，油压应在0.08～0.12MPa,检查给水泵出口门、入口门、再循环水门均在关闭中。检查除氧器水位在正常范围内。给水泵暖泵：暖泵的技术要求；泵壳壳体上下温差≤1泵体升温速度应为1～2℃／min泵体温度与给水泵温度之差＜8～10℃暖泵；检查关闭泵出、入口放水门；全开密封水出口门，缓慢开启密封水进口门，调整压力在规定范围内；开启泵出、入口空气门；稍开泵入口水门，待空气排完后关闭空气门；控制暖泵放水门的开度，使泵体温升率限制在允许范围内，直至泵体温度达到要求值后，暖泵结束，关闭暖泵放水门。3）给水泵启动 a)、开启给水泵入口门，检查泵入口压力达到入口水温对应的饱和压力1.13倍。b)、检查密封水已投入，压力在规定范围内，（0.8MPa）;c)、检查辅助油泵运转正常，油箱油位不低于油位计1/2处，润滑油压在0.08~0.1MPad)、给电动机空冷器和给水泵冷油器送冷却水；e)、开启给水泵再循环门；f)、启动给水泵，并对泵组进行全面检查，包括电机电流、泵出口压力、泵组振动、轴承与电机温度、泵组各部声音、机封漏水情况等，一切无异后，开启水泵出口门带负荷。当给水泵负荷大于100T/H时，可关闭再循环水门。当给水泵出水量小于90T/H时，且时间超过20秒后，再循环水门应自动打开。4）、给水泵装有下表所列各种监测报警和连锁保护序号项目测点数监测报警和保护的数值1泵和电机轴承前油压4P＜0.05gMPa备用油泵联动P＜0.04gMPa停给水泵电机P＜0.08gMPa发油压低信号2油箱油位1至最低油位时报警3泵和电机轴承温度4t≥70t≥80℃4电机功率1N≥1600KW停给水泵电机5再循环阀拒开保护1当Q＜90T/H超过20秒再循环阀不开，则停给水泵电机5）、在正常运行中，应密切监视给水母管压力，保证锅炉的正常给水。给水母管压力应保持在14MPa左右。当给水母管压力低至12MPa时，将联动备用给水泵。6）、给水泵的停止a).减小给水泵负荷；（可用勺管调节）b).开启给水泵再循环水门；c）.关闭出口水门；d）.停止给水泵，注意给水泵出口门应严密，泵不反转；（注意：泵反转时严禁关泵入口门或启动电动机，必须用关闭上一级出口系统阀门来阻止泵反转）然后关闭再循环水门。e).泵停转后，可停止辅助油泵；f).据要求，进行其他停泵操作；g).停泵检修时，当关闭入口门时，应密切注意泵入口压力，防止出口不严返水，造成泵入口超压损坏。当发现泵入口压力上升时，应迅速开启入口门，消除出口门返水缺陷后，方可关入口水门。7）、备用给水泵条件：a.电机绝缘良好，已送电；b.泵已暖好，泵出口门、入口门、再循环手动门均开启，再循环电动门投入自动；c.辅助油泵运行，润滑油压正常；d.密封水投入，电机冷却水、冷油器冷却水已送；e.给水泵已投入“联锁”。8）.紧急停泵规定当发生下列情况之一，须紧急停泵.运行参数达到保护动作值而保护未动作时；.电动机或轴承冒烟；.泵组内部发生碰磨，有明显的金属摩擦声；.泵组强烈振动；.给水泵体或出、入口大量跑水，运行中无法消除；.油箱油位降到低限补油无效时；.危及人身安全。9）、紧急停泵步骤：a).按给水泵电机事故按钮b).检查备用泵已联动，运转正常；c).注意故障泵的惰轴情况；e).进行其他消除故障工作。10）、给水泵常见故障的现象，原因和处理见下表：故障现象原因处理方法水泵运行后不出水；压力表计不显示压力进水压力低于汽化压力；水泵转向错误提高进水压力；改正转动方向工作中流量及压力不足进水压力低于汽化压力提高进水压力进水滤网或叶轮流通被堵解体检查进水管或泵内有空气没有排出放出空气动静间隙大，超过允许值保证图纸要求平衡装置间隙超过规定值修复电机过载水泵流量大于规定值检查减少流量泵动静部分碰磨调整灵活，合理暖泵泵体振动；泵振动峰值增加，永不消失；振动峰值增加，有时消失；联轴器轴向振动值偏大暖泵不合理，泵与电机不同心合理暖泵叶轮静平衡超差重新做静平衡转子动平衡超差重新找动平衡动静部分碰磨重新找正同心度管路对泵作用力，使其产生位移修改管道布置泵的动静间隙过大解体缩小动静间隙外界干扰，如管路或者系统共振消除外界干扰，减小共振可能泵与电机联轴器部同心重新找正同心度进出水段双向间隙不均匀过大间隙过大时，重新调整平衡机构严重磨损平衡装置径向间隙过小放大径向间隙，增大平衡力平衡套胶圈损坏不密封；泵汽化更换胶圈，增加平衡套的硬度节段处密封不严拉紧螺栓，紧力不够停泵冷却后，拉紧从新处理结合面损坏研磨水温温降大控制除氧器温降梯度给水泵汽化主机甩负荷除氧器应有充分汽源，并投自动泵进口滤网堵或泵流量过大清理滤网轴承工作不正常水泵和电机中心没找正热态复核中心轴瓦间隙太大和太小保证图纸要求油脏换新油管路振动出入口管路没有加固给水泵空排量小加固管路改进空排阀基于C8051F单片机直流电动机反馈控制系统的设计与研究基于单片机的嵌入式Web服务器的研究MOTOROLA单片机MC68HC（8）05PV8/A内嵌EEPROM的工艺和制程方法及对良率的影响研究基于模糊控制的电阻钎焊单片机温度控制系统的研制基于MCS-51系列单片机的通用控制模块的研究基于单片机实现的供暖系统最佳启停自校正（STR）调节器单片机控制的二级倒立摆系统的研究基于增强型51系列单片机的TCP/IP协议栈的实现基于单片机的蓄电池自动监测系统基于32位嵌入式单片机系统的图像采集与处理技术的研究基于单片机的作物营养诊断专家系统的研究基于单片机的交流伺服电机运动控制系统研究与开发基于单片机的泵管内壁硬度测试仪的研制基于单片机的自动找平控制系统研究基于C8051F040单片机的嵌入式系统开发基于单片机的液压动力系统状态监测仪开发模糊Smith智能控制方法的研究及其单片机实现一种基于单片机的轴快流CO〈,2〉激光器的手持控制面板的研制基于双单片机冲床数控系统的研究基于CYGNAL单片机的在线间歇式浊度仪的研制基于单片机的喷油泵试验台控制器的研制基于单片机的软起动器的研究和设计基于单片机控制的高速快走丝电火花线切割机床短循环走丝方式研究基于单片机的机电产品控制系统开发基于PIC单片机的智能手机充电器基于单片机的实时内核设计及其应用研究基于单片机的远程抄表系统的设计与研究基于单片机的烟气二氧化硫浓度检测仪的研制基于微型光谱仪的单片机系统单片机系统软件构件开发的技术研究基于单片机的液体点滴速度自动检测仪的研制基于单片机系统的多功能温度测量仪的研制基于PIC单片机的电能采集终端的设计和应用基于单片机的光纤光栅解调仪的研制气压式线性摩擦焊机单片机控制系统的研制基于单片机的数字磁通门传感器基于单片机的旋转变压器-数字转换器的研究基于单片机的光纤Bragg光栅解调系统的研究单片机控制的便携式多功能乳腺治疗仪的研制基于C8051F020单片机的多生理信号检测仪基于单片机的电机运动控制系统设计Pico专用单片机核的可测性设计研究基于MCS-51单片机的热量计基于双单片机的智能遥测微型气象站MCS-51单片机构建机器人的实践研究基于单片机的轮轨力检测基于单片机的GPS定位仪的研究与实现基于单片机的电液伺服控制系统用于单片机系统的MMC卡文件系统研制基于单片机的时控和计数系统性能优化的研究基于单片机和CPLD的粗光栅位移测量系统研究单片机控制的后备式方波UPS提升高职学生单片机应用能力的探究基于单片机控制的自动低频减载装置研究基于单片机控制的水下焊接电源的研究基于单片机的多通道数据采集系统基于uPSD3234单片机的氚表面污染测量仪的研制基于单片机的红外测油仪的研究96系列单片机仿真器研究与设计基于单片机的单晶金刚石刀具刃磨设备的数控改造基于单片机的温度智能控制系统的设计与实现基于MSP430单片机的电梯门机控制器的研制基于单片机的气体测漏仪的研究基于三菱M16C/6N系列单片机的CAN/USB协议转换器基于单片机和DSP的变压器油色谱在线监测技术研究基于单片机的膛壁温度报警系统设计基于AVR单片机的低压无功补偿控制器的设计基于单片机船舶电力推进电机监测系统基于单片机网络的振动信号的采集系统基于单片机的大容量数据存储技术的应用研究基于单片机的叠图机研究与教学方法实践基于单片机嵌入式Web服务器技术的研究及实现基于AT89S52单片机的通用数据采集系统基于单片机的多道脉冲幅度分析仪研究机器人旋转电弧传感角焊缝跟踪单片机控制系统基于单片机的控制系统在PLC虚拟教学实验中的应用研究基于单片机系统的网络通信研究与应用基于PIC16F877单片机的莫尔斯码自动译码系