发电厂实习报告正文

南华大学电气工程及其自动化实习报告第13页共14页一、耒阳发电厂简介大唐耒阳发电厂原名湖南省耒阳电厂，筹建于1983年，正式建厂在1987年。2002年，国家电力体制改革，在全国范围内成立五家发电集团公司。因此，湖南省耒阳电厂被归于中国大唐集团公司，改名大唐耒阳发电厂，属大唐集团公司独资企业。耒阳发电厂地处我国古代造纸发明家蔡伦的故乡——湖南省耒阳市（属衡阳市管辖），座落在耒水河畔，厂区占地260公顷，三面环水，一面靠山，是湖南省“花园式工厂”。一期工程两台20万千瓦国产燃煤机组分别于1988、1989年投产发电；二期扩建工程两台30万千瓦机组分别于2003年12月、2004年6月投产发电，为湖南第一个百万级火力发电厂。目前正在筹建三期扩建工程。建厂以来，该厂先后荣获全国文明单位、全国“五一”劳动奖状、全国模范职工之家、全国绿化先进集体、全国精神文明建设工作先进单位、全国企业文化先进单位、全国女职工先进集体等70多项省部级及以上荣誉称号。二、动力部分2.1锅炉大唐耒阳发电厂#1、#2炉系哈尔滨锅炉厂生产的HG670/13.72-WM10型超高压自然循环煤粉炉。采用四角切圆燃烧系统和中间储仓式热风送粉制粉系统，配四台DTM350/600型钢球磨煤机。燃烧器设计采用一次风相对集中、二次风分级送入的无烟煤燃烧器布置方式，一次风出口加装了阻塞率为零的稳燃钝体，燃烧器假想切圆直径为Ф800mm。采用燃烧器区水冷壁上敷设卫燃带面积339.6m2。锅炉设计燃用耒阳地区无烟煤，其特性为：Car=49.94%，Har=1.35%，Oar=O.94%，Nar=0.56%，Sar=0.66%，Aar=41.4%,War=6.14%，Vdaf=6.6%，Qnet，ar=17639kJ/kg。2.1.1防止锅炉灭火的处理措施（1）加强混煤掺烧，从源头上解决入炉煤的均匀性（2）对粗粉分离器进行技术改造，提高煤粉均匀性（3）通过技术攻关解决给粉机煤粉自流难题表1锅炉主要性能参数名称单位负荷工况B-MCRTHA主蒸汽流量t/h1025895主蒸汽压力Mpa17.08主蒸汽温度℃540再热蒸汽流量t/h849748再热蒸汽压力(进/出口)Mpa3.827/3.682再热蒸汽温度(进/出口)℃329/540给水温度℃280一次风温(进/出口)℃20/373二次风温(进/出口)℃20/367省煤器出口过剩空气系数1.25空预器出口过剩空气系数1.325排烟温度(修正前/后)℃121/116计算热效率91.5791.91炉膛容积热负荷Kw/m398.8炉膛断面热负荷(上/下炉膛)Kw/m34.55/2.45炉膛出口烟温℃10252.2汽轮机汽轮机本体设备技术规范：汽轮机型号：N300-16.7/537/537-7汽轮机型式：亚临界一次中间再热单轴高中压合缸、双缸双汽凝汽式汽轮机：汽轮机转速：3000r/min额定功率：300MW（ECR工况）最大功率：334MW（VWO工况）转动方向：从汽轮机向发电机方向看为顺时针方向汽轮机级数：共27级。其中高压缸为1调节级+8压力级；中压缸为6压力级；低压缸为2×6压力级。抽汽级数：8级（3台高加+1台除氧器+4台低加）临界转速（计算值）：高中压转子：1769.1r/min低压转子：1698r/min发电机转子一阶：1393.8r/min发电机转子二阶：3401.5r/min汽轮机热耗（额定工况下）：7854kj/kw.h额定蒸汽参数：主蒸汽压力：16.67Mpa主蒸汽温度：537℃主蒸汽流量：895.1t/h再热汽压力：3.17Mpa再热汽温度：537℃再热汽流量：748t/h背压（冷却水20℃）：5.39kpa三、电气主设备3.1发电机耒阳电厂Ⅱ期两台300MW发电机组采用的是东方电气公司生产的型号为QFSN-300-2-20B发电机，冷却方式为水－氢－氢，发电机、主变及高厂变接线为发变组单元接线，220KV系统为双母线带旁路接线，经3回出线与电网联络，励磁系统整体采用ABB公司成套的机端励磁变－静止可控硅即自并激励磁方式。3.1.1主要特性参数表3发电机的主要参数如下：序号项目单位参数备注1型号QFSN-300-2-20B2额定功率MW300（353MVA）3最大连续出力MW330（388MVA）4额定电压KV205额定电流KA10.1896额定功率因数7额定励磁电流A20478额定励磁电压V389100℃计算值9额定频率Hz5010额定转速rpm300011定子绕组接法2—Y12相数313出线端子数目614额定氢压Mpa0.2515最高氢压Mpa0.3516短路比（保证值）≥0.617效率（保证值）≥98.9%18强励顶值电倍数≥219强励电压响应比≥2/S20允许强励时间s1021轴承振动mm≤0.02522轴振mm≤0.07523漏氢m3/d≤1024瞬变电抗≤0.2525超瞬变电抗≤0.1526发电机噪声dB89距机座1m高1.2m发电机的主要参数如上表。4.发电机滑环上的碳刷应清洁完好，无卡涩、冒火、过短、刷辫断股现象，必要时进行更换。发电机大轴接地碳刷接触良好。5.发电机出口封闭母线各部温度正常，无过热变色现象，接地线完好无异常。6.发电机出口PT，中性点干式变以及发电机系统避雷器无过热，松动，放电现象，接地装置完好无异常。7.发电机氢气干燥器运行正常，定期排污。8.发电机绝缘过热装置运行正常，无漏气现象。9.发电机灭磁开关，灭磁电阻和转子过电压保护装置运行正常，接触良好无过热。各整流控制柜硅元件温度正常，冷却风扇运行正常，保险良好。10.保护盘上个继电器完好，装置运行正常，无异常报警，保护加用正确。3.1.2发电机运行的基本规则。1、承受负序电流能力不低于：I2/IN10％(I2/IN)2t10s

2、发电机在额定功率因数，电压变化±5%和频率变化±2%额定值范围内，能连续输出额定功率，温升不超过规定的限值。当发电机电压变化为±5％，频率变化为－5％～＋3％范围内运行时，发电机的输出功率仍为300MW，各部分温升不超过国标GB/T7064-2002中规定的限值。

3、漏氢量：在额定运行条件下24小时内漏氢量小于8m3（折算为标准气压下）。

4、发电机适合于中性点不接地方式运行，定子出线端头对地绝缘按额定电压设计，具有相同的绝缘水平和良好的密封性能。

5、发电机能在功率因数超前0.95工况下带额定负荷进相运行，发电机各部位温升不超过国标GB/T7064-2002中的规定值。

6、当汽轮机主汽门关闭时，发电机在正常励磁工况下，允许以同步电机方式运行的时间与汽轮机最高允许运行时间相适应。

7、发电机具有失磁异步运行的能力，当励磁系统故障后，在电网条件允许时，发电机在60s内将负荷降至60%，90s内降至40%，总的失磁运行时间不超过15min。此情况下，不影响发电机的寿命或使发电机受至伤害。

8、发电机组具有抗失步振荡的能力。失步振荡中心位于发电机升压变压器组内部时，允许启动发电机失步保护跳闸。如振荡中心位于发电机升压变压器组以外并且振荡电流低于发电机出口短路电流的60%～70%时，允许振荡持续时间为15～20个振荡周期，此情况下，不影响发电机的寿命或使发电机受到伤害。

9、发电机具有一定的短时过负荷能力。此情况下，不影响发电机的寿命或使发电机受到伤害。3.1.3发电机正常运行及备用中的检查1.发电机本体清洁无异物，运转声音正常，无异常振动，无异味。2.发电机系统各表计指示正常，本体各部温度符合规定值，无局部过热现象。3.发电机氢、油、水系统参数正常，无渗漏、结露现象。3.1.4发电机事故处理电气事故处理的总原则是：保命、保网、保主设备的安全。电气事故处理的任务：1.尽快限制事故的发展，消除事故的根源，隔离故障点，并解除对人身和设备的危险；2.发生事故时，设法保证厂用电及主机正常运行，防止事故扩大；3.在不影响人身、设备安全的情况下，尽可能保持设备继续运行，、、并根据事故需要和机组的可能，及时调整运行机组的有功、无功负荷；4.尽快对已停电的用户恢复供电；5.在事故根源已经消除及故障设备退出运行之后，尽快使系统恢复正常运行方式。3.2主变压器3.2.1电厂采用的变压器的主要参数电厂采用的变压器的主要参数见表主变压器的运行的一般规则变压器在规定的冷却条件下，可按照铭牌规定的额定参数运行。变压器运行，电压允许在额定值的±5%范围内变动时，其额定容量不变，最高运行电压不得超过各分接头相应额定值的105%。油浸式变压器上层油温应经常保持在85℃以下,最高不得超过95℃，温升保持在55℃以下。为防止变压器油劣化变质，上层油温不宜经常超过85℃运行。变压器允许正常过负荷运行，事故情况下，允许变压器短时过负荷运行，但应控制变压器上层油温不得超过规定值，干式变压器应监视其线圈温度不超过规定值。变压器存在较大缺陷时，如冷却系统故障、严重漏油、色谱分析异常等，不准过负荷运行。变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器，必要时可增加临时冷却设备。变压器经过事故过负荷后，应进行一次全面检查并将事故过负荷大小和持续时间记入变压器的技术档案中。此外变压器在运行情况下，应能安全地查看储油柜和套管油位、顶层油温、气体继电器，以及能安全取气样等，必要时应装设固定梯子。室(洞)内安装的变压器应有足够的通风，避免变压器温度过高。装有机械通风装置的变压器室，在机械通风停止时，应能发出远方信号。变压器的通风系统一般不应与其他通风系统连通。

变压器室的门应采用阻燃或不燃材料，并应上锁。门上应标明变压器的名称和运行编号，门外应挂“止步，高压危险”标志牌。

安装油浸式电力变压器的场所应按有关设计规程规定设置消防设施和事故储油设施，并保持完好状态。安装在震级烈度为七级及以上地区的变压器，应考虑下列防震措施：.将变压器底盘固定于轨道上；变压器套管与软导线连接时，应适当放松；与硬导线连接时应将过渡软连接适当加长；冷却器与变压器分开布置时，变压器应经阀门、柔性接头、连接管道与冷却器相连接；变压器应装用防震型气体继电器；柱上变压器的底盘应与支架固定，上部应与柱绑牢。如在变压器上安装反映绝缘情况的在线监测装置，其电气信号应经传感器采集，并保持可靠接地。采集油中溶解气样的装置，应具有良好的密封性能。

3.2.3有载调压装置的运行调整厂用母线电压时应注意：检查变压器高压侧中性点接地刀闸确已合上；调节分接头时，应注意分接开关位置指示，6KV母线的电压以及变压器的电流；载调压开关每次只能按一下，不允许连续按着不放松；有载调压变压器严禁在严重过负荷（即超过1.5倍的额定电流）的情况下进行分接头的切换；有载调压装置在调压时失控应立即按下调压装置的脱扣按钮，通知检修。若此时分接头没能调到所需位置，可手动进行调节。当集控室调压按钮损坏，可到就地电动或手动进行调节。当有载调压变压器并列运行时，正常情况下，必须联动同步进行调压操作，如果联动失灵，允许在85％变压器额定电流及以下的情况下进行分接开关变换操作，其调压操作应轮流逐级或同步进行，不得在单台变压器上连续进行两个分接变换操作，必须一台变压器的分接变换完成后再进行另一台变压器的分接变换操作。每进行一次分接变换后，都要检查电压和电流的变化情况，防止误操作和过负荷；多台有载调压变压器并列运行，在进行升压操作时，应先操作负载电流相对较小的一台，再操作负载电流相对较大的一台，以防止过大的环流。降压操作时与此相反。操作完毕后应再次检查并联的变压器负载电流大小和分配情况。每次分接变换操作都应将操作时间、分接位置、电压变化情况及累计动作次数记录在有载分接开关分接变换记录簿上，每次投停、试验、维修、缺陷与故障处理，都应作好记录。表2变压器的主要参数序号项目单位参数备注1型号SFP10—370000/2202冷却方式强制油循环风冷3额定容量KVA3700004电压组合KV242±2×2.5%/205连接组别YN，d116高压侧额定电流A8837低压侧额定电流A106818频率Hz9短路阻抗14.1%10调压方式无载调压11空载损耗KW190.812总损耗KW819.713允许环境温度℃-25—4014绕组平均温升℃6015油温升℃5016油泵额定输出功率W2200主变冷却装置17油泵电压V38018油泵电流A6.519风扇额定输出功率W110020风扇电压V38021风扇电流A变压器瓦斯保护运行的注意事项正常运行时变压器及其有载调压装置瓦斯保护必须投入运行。变压器在运行中补油、滤油、更换潜油泵或净油器的吸附剂时，应将重瓦斯改接到信号位置，此时变压器其他主保护装置严禁退出。工作完毕后运行初期瓦斯保护报警将气体排出，运行2小时后瓦斯保护报警，应及时联系化学进行气体分析。变压器完全停止排气后将重瓦斯投跳闸。新安装或大修后的变压器充电时，瓦斯保护应该投入跳闸，充电正常后改投至信号位置。运行初期瓦斯保护报警将气体排出，运行2小时后瓦斯保护报警，应及时联系化学进行气体分析。变压器完全停止排气后将重瓦斯投跳闸。变压器油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常时，要查明原因，需要打开放气或放油阀时，应先将重瓦斯改接至信号位置。3.2.5变压器的操作规定大修更换线圈的变压器投入运行时，应在全电压下作冲击合闸试验三次，新投入的变压器应在全电压下作冲击试验五次。主变与高厂变与发电机一起进行零起升压试验，冲击合闸时变压器采用高压侧开关进行。主变压器投入、停止运行操作前，均应合上高压侧中性点地刀，运行中切换中性点地刀应先合后拉。变压器投入运行时，一般先合高压侧开关，后合低压侧开关，停止运行时反之。变压器在安装或进行过有可能变动相位的工作后，应核对相序无误后，方可送电投入运行。四、厂用电系统4.16KV厂用电系统4.1.16KV系统标准运行方式＃3高厂变运行供6KVⅢA,ⅢB段，同时作为6KV公用A,B段联动备用电源。＃4高厂变运行供6KVⅣA,ⅣB段。＃02启动／备用变运行供6KV公用A,B段，同时作为6KVⅢA,ⅢB，6KVⅣA,ⅣB段联动备用电源。正常运行时，6KVⅢA,ⅢB，6KVⅣA,ⅣB段及6KV公用A,B段的备用电源联锁开关均应投入。6KV系统操作注意事项工作电源和备用电源之间切换，发电机负荷尽可能在60－100MW之间，请示值长行。工作电源和备用电源在同一系统时采用并列倒换，确认开关合上后（从电流及冲击情况来看）方可断开要断开关。6KV母线送电时，应先送电源开关，再送母线PT，正常后再投低电压保护。4.1.3厂用变运行方式正常运行方式：1、厂用6KV按单一系统运行，由相应的发电机和主变压器供电。即21B、22B、23B、24B供电，20B、30B充电作备用。2、正常情况20B作6KV1A、1B，2A、2B段的备用电源。即120开关，1202刀闸（1201刀闸），6201刀闸合上，6001刀闸拉开，6002刀闸合上。30B作6KV3A、3B，4A、4B段的备用电源，即130开关。1301刀闸（1302刀闸）。6302刀闸合上，6001刀闸拉开，6002刀闸合上。3、当20B作6KV1-4段的备用电源时。1202（1201）刀闸，120开关，6201刀闸。6001刀闸，6002刀闸合上，6302刀闸拉开，当30B作6KV1-4段备用电源时，1301（1302）刀闸，130开关，6302刀闸，6001刀闸，6002刀闸合上，6201刀闸拉开。4、每台机组的380V厂用电系统分甲、己两段运行，联络刀闸合上，由相应的厂低变供电。40B作备用。5、燃油380V厂用电，油1B、油2B、油3B分别供燃油1、2、3段，油0B作备用。6、化水1、2段母线运行规定。①正常化水1段油380V2段供电。化水2段由350V3段供电。380V1段作化水1、2段的备用电源。联锁开关BK投至Ⅱ位置。②如果化水1、2位置段备用电源（380V段）供电。工作电源380V2、3段作备用时，连锁开关BK投至1位置。③当化水母线由备用电源/工作电源供电时，而没有电源作备用时。连锁开关BK投至“切除”位置。④因为380V母线不允许在化水母线处并列，而化水负荷能短时停电。所以转换化水电源前，应联系化水有关人员。转电源时应先停电，后送电。最后将BK投至相应的位置。7、化水3、4段母线运行方式①正常由化水3B/化4B中的一台变压器供电，另一台作备用。每日转换一次，联络刀化303及化304都应合上。除厂用电转换过程外，化3B与化4B不并列运行。②6KV公用A段停电时，停电前将化3B停止运行，6KV公用B段停电时，停电前将化4B停运。8、#5、#6保安备用电源。由接于6KV4B段的保安备变56B供电。正常时充电备用。当#5（#6）机保安电源失压时自动投入运行，6KV4B段停电时，停电前应将56B停运。9、检修1、2段母线运行正常时，检修1、2段母线分别由1B和检修2B供电，检302刀拉开。五、配电装置的运行5.1配电装置运行的一般规定1、

配电装置的布置和导体、电器、架构的选择，应满足在当地环境条件下正常运行、检修、短路和过电压时的安全要求，并应考虑到远景发展。

2、

配电装置各回路的相序排列宜一致。对屋内硬导体及屋外母线桥应涂刷相色油漆，不涂相色油漆的应有相色标志。

3

、110KV

及以上屋外配电装置的架构荷载条件及电气距离，有条件时宜考虑带电

检修的要求。

4

、为保证电器和母线的检修安全，每段母线上宜装设接地开关或接地器；电压为63KV

及以上的配电装置，对断路器两侧的隔离开关和线路隔离开关的线路侧，宜配置接地开关。

屋内配电装置间隔内的硬导体及接地线上，应留有接触面和连接端子，以便于安装携带式接地线。

5、

屋内外配电装置均应装设闭锁装置及联锁装置，以防止带负荷拉合隔离开关，带接地合闸，有电挂接地线，误拉合断路器，误入屋内有电间隔等电气误操作事故。

6

、空气污秽地区屋外配电装置中的电气设备和绝缘子，应根据不同的污区等级采取相应的外绝缘标准(见《高压架空线路和变电所电瓷外绝缘污秽分级标准》)及其它防尘、防腐等措施，并应便于清扫。水电厂配电装置位置的选择应避开水雾、泥雾区及其紧靠的下风向。

7

、选择屋外高压电器及导体的气候环境参数，应取在短时间内出现的温度和湿度的年极值的平均值。在湿热带地区应采用湿热带型电器产品，在亚湿热带地区亦可采一般电器产品，但应加强防潮、防水、防锈、防霉及防虫害措施。

8

、周围环境温度低于电气设备、仪表和继电器的最低允许温度时，应装设加热装置或其它保温设施。在积雪、覆冰严重地区，应采取防止冰雪引起事故的措施。

隔离开关的破冰厚度，应大于安装场所最大覆冰厚度。

9

、设计配电装置及选择导体和电器时的最大风速，可采用离地10M高，30

年一遇10MIN

平均最大风速。最大设计风速超过35M/S

的地区，在屋外配电装置的布置中，降低电气设备的安装高度，加强其与基础的固定等。500KV

电器宜采用离地10M

高，50

年一遇10MIN

平均最大风速。

10

、地震基本烈度超过7

度的地区，配电装置设计应按有关的抗震规定采取抗震措施。

11

、海拔超过1000M

的地区，配电装置应选择适用于该海拔高度的电器、电瓷产品，其外部绝缘的冲击和工频试验电压应符合高压电气设备绝缘试验电压的有关规。

12、

配电装置设计应重视对噪音的控制，降低有关运行场所的连续噪声级。配电装置紧邻居民区时，其围墙外侧在居民区处的连续噪声级，应按国家有关标准的规定执行。

13

、电压为330KV

及以上的配电装置内设备遮栏外的静电感应场强水平(离地1.5M

空间场强)不宜超过10KV/M，少部分地区可允许达到15KV/M。配电装置围墙外侧处(非出线方向，围墙外为居民区时)的静电感应场强水平(离地1.5M空间场强)不宜大于5KV/M。

14

、电压为330KV

及以上的配电装置应重视对无线电干扰的控制。在选择导线及电气设备时应考虑到降低整个配电装置的无线电干扰水平。配电装置围墙外20M

处(非出线方向)的无线电干扰水平不宜大于50DB5.2配电装置投入运行，必须具备下列条件终结有关工作票，拆除临时安全措施，恢复常设安全措施。配电装置各接头紧固。设备本身及周围清洁无杂物。按配电装置的正常巡视检查项目检查正常。控制、信号、保护、仪表完好。开关分，合闸及保护传动试验合格。新投入或检修后的设备投入运行前应有合格的试验报告。5.3配电装置事故处理发生事故时，现场人员一定要沉着、冷静，不要慌乱，更不要匆忙或未经慎重考虑即行处理。要认真观察，要全面考虑，要正确、迅速、果断地处理，具体的措施是：1、尽快限制事故发展，消除事故的根源，并及时解除事故对人身和设备的威胁；2、用一切可能的办法使正常设备继续运行，对重要设备或停电后危及人身安全的设备力保不停电，对已停电的设备应迅速恢复供电；3、进行倒闸操作，改变运行方式，使供电恢复正常，并要优先恢复重要设备和车间的供电。4、为避免变配电所无统一指挥造成混乱，现场人员必须主动向公司调度、车间领导等汇报事故处理中每一环节，及时听取指5、在处理事故过程中，值班人员应有明确分工，有领导、有指挥地进行。要将事故发生和处理过程，详细地进行记录六技术措施6.1防止超速6.1.1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，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下；6.1.2各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行；6.1.3机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行；6.1.4透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组启动；6.1.5机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动；6.1.6正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列；6.1.7在机组正常启动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。在机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大制造厂规定的压力值；6.1.8在任何情况下绝不可强行挂闸；6.1.9对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验；6.1.10坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试；6.1.11危急保安器动作转速一般为额定转速的110%±1%；6.1.12进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值；6.1.13DEH应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件；6.1.14汽机专业人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠；6.1.15电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管；6.1.16主油泵轴与汽轮机主轴间采用齿型联轴器，应定期检查联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装；6.1.17要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证；6.1.18严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器）等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。6.2防止轴系断裂6.2.1机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振应小于0.025mm，轴振应小于0.076mm，达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势；6.2.2运行100kh以上的机组，每隔3~5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰启停频繁的转子，应适当缩短检查周期；6.2.3新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬试验；6.2.4不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行；6.2.5严格按超速试验规程的要求，机组冷态启动带25%额定负荷，运行4小时后立即进行超速试验；6.2.6新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施；6.2.7新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1/3；6.2.8防止发电机非同期并网。6.3防止汽轮机转子弯曲6.3.1应具备和熟悉掌握的资料转子安装原始弯曲的最大晃动度（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置；大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动度（双振幅），最高点在圆周方向的位置；机组正常启动过程中的波得图（振幅与转速关系）和实测轴系临界转速；正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压；正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线；停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线；通流部分的轴向间隙和径向间隙；应具有机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程；记录机组启停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态启动或汽缸金属温度低于150℃为止；0系统运行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后在执行。6.3.2汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入；大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，即原始值的±0.02mm；高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃；主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定整蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃；6.3.3机组启、停过程操作措施机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2~4小时，热态启动不少于4小时，若盘车中断应重新计时；机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4小时才能再次启动，严禁盲目启动；停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后再手动盘车160°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车；停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采取手动盘车160°，待盘车正常后及时投入连续盘车；机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理；机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配；疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机；停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水；启动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水；0汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。6.3.4发生下列情况之一，应立即打闸停机机组启动过程中，在中速暖机之前，瓦振超过0.03mm；机组启动过程中，通过临界转速时，瓦振超过0.10mm或轴振值超过0.260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机；机组运行中要求瓦振不超过0.03mm或轴振不超过0.060mm，超过时应设法消除，当轴振大于0.260mm应立即打闸停机；当瓦振变化±0.015mm或轴振变化±0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机；高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃；机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃；6.3.5应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃，最大不超过50℃；6.3.6疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点；6.3.7减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门；6.3.8门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门；6.3.9高压加热器应装设危急疏水门，可远方操作和根据疏水水位自动开启；6.3.10高、低压轴封应分别供汽。特别注意高中压轴封段，其供汽管道应有良好的疏水措施；6.3.11机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是转子晃度表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核；6.3.12凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置；6.3.13严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽；6.4防止汽轮机轴承烧损6.4.1汽轮机的辅助油泵及其自启动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组启动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量启动、联锁试验；6.4.2油系统进行切换操作（冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油；6.4.3机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程的要求果断处理；6.4.4在机组启停过程中应按制造厂规定的转速停启顶轴油泵；6.4.5在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等）的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新启动；6.4.6油位计、油压表、油温表及相关信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验；6.4.7油系统油质应按规程要求定期进行化验，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；6..4.8油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施；6.4.9应避免机组在振动不合格的情况下运行；6.4.10润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬时断油的可能，要求当润滑油压降至0.06MPa时报警，降至0.07~0.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.06~0.07MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车；6.4.11直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器使直流润滑油泵失去电源；8.4.12交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠；6.4.13安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道；6.4.14检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油；；6.4.15严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。6.5停机后防止汽缸进水、进冷汽的重点隔离操作6.5.1打闸后，应注意BDV阀自动开启，检查主汽门、调门及高排逆止门关闭严密（且EH油泵停运），及时投入盘车装置，并记录好机组惰走时间和金属温度；6.5.1转速到零时，应及时中断轴封供汽，同时真空到零；6.5.2关闭凝补水箱至凝汽器补水调整门及前、后手动门、旁路手动门；6.5.3关闭除盐水至凝汽器补水电动门、手动门，关闭除盐水至除氧器加热再循环泵补水门；6.5.4关闭三台给水泵中间抽头手动门；6.5.5关闭高旁减温水电动门、电动调整门和手动门，关闭低旁减温水电动门、电动调整门，三级减温水电动门；6.5.6联系锅炉关闭主蒸汽减温水手动门及再热器事故喷水手动门；6.5.7关闭高压主汽门、调门阀体疏水及高压导汽管疏水；6.5.8关闭主、小机汽缸本体各疏水；6.5.9关闭高排逆止门前疏水；6.5.10关闭高压、低压轴封减温水电动调整门及前、后、旁路手动门；6.5.11关闭高压、低压轴封站所有进汽电动门、电动调整门和手动门，关闭高中压缸、低压缸轴封进汽四个分门；根据情况关闭轴封回汽总门；6.5.12关闭主汽轴封站及站后疏水、开启冷再和辅汽轴封站及站后疏水；6.5.13检查各抽汽逆止门及电动门关闭严密；6.5.14关闭各抽汽逆止门前疏水；6.5.15关闭高中压门杆漏汽至除氧器两个手动门和高压门杆漏汽至三抽手动门；6.5.16关闭轴封漏汽至除氧器电动门；6.5.17关闭汽缸夹层加热联箱进汽一、二次门及至左、右汽缸夹层供汽电动门；6.5.18关闭辅汽至小机电动门，关闭该门前疏水至疏扩手动门，开启排地沟手动门；6.5.19开启主蒸汽母管疏水；开启高压主汽门前疏水；6.5.20开启再热器冷、热段，中联门前，高旁前、后，低旁前、后的各疏水；6.5.21开启高排逆止门后疏水；6.5.22开启主汽轴封站前疏水、开启冷再和辅汽轴封站前疏水；6.5.23开启各抽汽逆止门后、各抽汽电动门后疏水；6.5.24开启汽缸夹层进汽联箱疏水；6.5.25开启高压、低压轴封站管道疏水；6.5.26开启高、中、低压轴封供汽管道疏水；6.5.27开启高低加危急疏水；6.5.28开启除氧器排氧门，将除氧器按规程要求泄压至零；6.5.29经常核对凝结器、除氧器、高、低加就地与DCS水位是否相符；6.5.30定期测量大轴晃度；监视盘车正常运行；6.5.31小机参照主机以上措施进行隔离操作；6.5.32按照《停机后主、小机防止进冷水冷汽检查操作票》采取可靠隔离措施，防止冷汽、冷水倒灌入汽缸引起大轴弯曲和汽缸变形。6.6DCS故障的紧急处理措施6.6.1机组正常运行时，发生死机，利用工业电视严密监视汽包就地水位计；6.6.2立即联系热工人员处理，尽快恢复；6.6.3迅速安排人员到机头监视汽轮机转速及振动等运行情况，加强与集控室的联系；6.6.4安排人员到就地监视凝汽器、除氧器的水位，并做好与集控室的联系工作；6.6.5安排人员到12.6米监视主机润滑油压和发电机密封油压，加强与集控室的联系；6.6.6要求就地监视人员迅速到位，通讯畅通后，按故障停机处理，锅炉先手动MFT，汽机手动打闸，两台小机打闸并按规程投入盘车，同时通知就地注意汽机转速和润滑油压变化，主机交流润滑油泵没有联动，立即启动主机直流润滑油泵；6.6.7汽机打闸之后立即确认厂用电自投成功，否则就地将6KVⅤ、Ⅵ（Ⅶ、Ⅷ）段倒至#02高厂变供；6