汽轮机操作规程

汽轮机操作规程PAGE1PAGE2汽轮机操作规程（试行本）太平洋生物科技有限公司热电动力车间二○一二年三月二十日4、汽轮机静态下的调试22第四章汽轮发电机组的启停251、汽轮机启动前的检查和准备252、启动前的检查及操作263、冲转升速暖机274、机组冲转升速过程中的注意事项295、机组并网带初始负荷306、辅助设备投运307、并列带负荷过程中注意事项318、汽轮机冷、热态启动329、机组的停运33第五章汽轮机正常运行与维护341、汽轮机运行和维护的基本要求342、汽轮机运行中的维护353、正常运行中的定期工作364、设备监护操作规定365、电动阀门的校验376、截门的使用注意事项37第六章辅助设备的投退及使用381、辅机的启动与停止382、泵与电动机轴承振动标准383、泵类联锁试验394、辅助设备的定期试验395、高压加热器396、低压加热器的启停407、冷油器的投退及注意事项408、启动、切换射水泵41第七章汽轮机组事故处理411、汽轮机事故处理原则412、故障停机423、故障停机操作步骤424、主蒸汽压力异常435、主蒸汽温度异常436、汽轮机冷凝器真空下降437、汽轮机油系统工作失常448、油泵故障459、汽轮机水冲击4510、汽轮机轴向位移增大4611、汽轮机运行中发生不正常的振动和异声4612、汽轮机运行中叶片损坏或断落4713、运行中叶片损坏或断落的处理方法4714、汽轮发电机组甩负荷4715、汽轮机严重超速4816、ETS保护动作4817、厂用电源中断4918、热控电源中断4919、DCS故障的紧急处理措施4920、DEH常见故障及处理方法5021、热控保护拒动事故处理5022、蒸汽管道或高压给水管道或法兰破裂时5023、生产现场失火，但尚未危及机组设备时，值班人员应做好下列工作5024、辅机故障处理51第二篇拖动汽轮机操作规程52第一章、技术规范52第二章、机组启动与运行541、启动前检查与试验542、启动前的试验563、汽轮压缩机组的启动574、送空气、投抽汽585、汽轮压缩机组的停止586、汽轮压缩机组的运行维护59第三章、附属设备的启停及运行维护601、凝结水泵的启动、停止和维护602、射水泵的启动及停止603、高压加热器的投运、运行维护及停运61第四章、汽轮压缩机组事故处理611、事故处理原则612、常见事故的处理623、油系统工作失常的处理644、转子轴向位移增大645、机组不正常的振动和声音的处理656、发生水冲击时的处理657、风机喘振的处理658、防喘阀自动打开66第三篇除氧、给水系统67第一章除氧系统运行与维护671、除氧器主要设计参数672、除氧器的投入和停运673、除氧器的并列条件674除氧器的故障处理685、安全阀参数69第二章锅炉给水泵运行与维护691、给水泵技术参数692、汽轮机驱动给水泵693、电动给水泵的运行与维护714、给水泵运行中的检查745、减温器的投入、停运及维护74第三章循环泵运行与维护75第一篇发电汽轮机组操作规程第一章汽轮机设备技术规范和主要性能1、设备技术规范：1.1汽轮机设备规范：汽轮机型号C12-4.9/0.785-1型额定功率12MW最大功率15MW主汽门前主蒸汽压力正常：4.9MPa最高：5.1MPa最低：4.6MPa主汽门前主蒸汽温度正常：470℃最高：480℃最低：455℃排汽压力额定工况：3.99KPa汽轮机的工作转速3000r/min汽轮机的临界转速1470r/min汽轮机的旋转方向（从机头向机尾看）顺时针汽轮机的额定工业抽汽压力0.785MPa汽轮机抽汽压力变化范围0.588～0.981MPa汽轮机额定抽汽量40t/h汽轮机最大抽汽量50t/h安全阀动作压力1.05MPa额定工况时工业抽汽压力/温度0.785MPa/275.2℃汽轮机在抽汽情况下的汽耗与热耗（计算值）纯冷凝工况时汽耗4.02kg/kW·ｈ热耗1119kJ/kW·ｈ额定工况时汽耗6.523kg/kW·ｈ热耗8423kJ/kW·ｈ汽轮机轴承处允许最大震动0.03（mm）汽轮机过临界转速时轴承处允许最大震动0.10（mm）汽轮机在下列情况下，能发出额定功率，并允许长期运行：1．进汽压力降至4.6MPa，进汽温度降到455℃，冷却水进水温度不超过20℃；2．冷却水进水温度升高至30℃，主蒸汽参数合格；3．纯冷凝运行。1.2发电机设备规范： 设备名称发电机型号QFJ-15-2额定功率（MW）15额定电压（kV）10.5额定电流（A）1031频率（Hz）50转子电流（A）265转速（r/min）3000功率因数cos￠0.81.3辅机设备规范：1.3.1凝汽器：设备名称凝结器型号N-1200-4型式分列二道制表面式冷却面积（m2）1200水室内最大允许水压（MPa）0.6无水时净重（t）25设计冷却水量（t/h）30001.3.2汽封加热器：设备名称汽封加热器加热面积(㎡)16型号JQ-16-2冷却水最大压力(MPa)1.6冷却水量（t/h）301.3.3低压加热器：型号JD-75-1加热面积（m2）76设计蒸汽压力（MPa）0.15设计水压力（MPa）0.71.3.4高压加热器：型号JG-140-Ⅶ设计水压力（MPa）10.05设计蒸汽压力（MPa）2.0换热面积（m2）1401.3.5冷油器：型号YL-0-2冷却面积（m2）40油流量（l/min）800冷却水量（t/h）117.5水阻（KPa）11.6油阻（KPa）201.3.6空气冷却器：型号：LRW-360风量：(m³/s)10水量：（m³/h）100最大压力：（MPa）0.4风压降：（Pa）2222水压降：（Pa）8727冷却水温:(℃)≤33功率：（KW）3601.3.7轴封风机：型号：AZY06-87-008-0-01流量：（m³/h）480全压：（Pa）6870主轴转速：（r/min）2900电机功率：（KW）31.3.8射水泵：型号：125-200流量：（m³/h）160必需汽蚀余量：（m）5.5扬程：（m）50配用功率：（KW）37转速：（r/min）2960重量：（kg）3301.3.9油箱：主油箱EH控制油站油箱最高油位容积（L）6000600最低油位容积（L）53601.3.10凝结泵、油泵及所配电动机规范：名称型号功率(kW)流量(m³/h)扬程(m)转速(r/min)电压(V)电流(A)凝结水泵6N6A3780682950配用电机Y200L2-237295038068.8交流润滑油泵65Y60B5.5724342950配用电机YB2-192S1-25.5290038011.1交流高压油泵100Y-120B5586942950配用电机Y2-250M-2552970380103.2直流润滑油泵165Y60B5.525343000配用电机Z2-415.5300022030.31.3.11循环泵及所配电动机规范：设备名称循环泵型号KQSN700-M20J/621(T)流量：（m³/h）3850-4620转速：（r/min）740汽蚀余量：（m）5.3扬程：（m）23-19电机型号YKK5002-8功率：（kw）355电压：（V）10000电流：（A）25.6转速：（r/min）745接法Y绝缘等级F级频率：（Hz）501.3.12盘车电机：型号：Y2-160M1-8电压：380V电流：10.3A频率：50Hz功率：4KW效率：81.0%功率因数：COSΦ0.73转速：720r/min1.3.13冷却塔技术规范：设备名称双曲线自然通风逆流式冷却塔配水型式配水管、清水箱来、机泵冷却水回水型式竹子格栅水池深度：（m）2冷却面积：（m2）2500水池半径：（m）29.5塔全高：（m）802、汽轮机性能的一般说明2.1结构概述汽轮机转子由一级复速级和十一级压力级组成，除末二级为扭叶片外，其余压力级均为新型直叶片。根据工业抽汽的要求，调整抽汽由旋转隔板控制。转向导叶环在顶部和底部与汽缸之间采用“工”形键固定，在拆导叶环体时必须先用专用工具拆去“工”形键后方可起吊。装于前汽缸上端蒸汽室内的配汽机构是提板式调节汽阀，借助机械杠杆与调速器油动机相连，调节汽阀由6只汽门组成，第一、第二汽门是相互连通的，在正常参数时，三只汽门全开，纯冷凝运行即能发出额定功率。在汽轮机前轴承座的前端装有测速装置，在座内有油泵组，危急遮断装置，轴向位移发送器，推力轴承前轴承及调节系统的一些有关部套，前轴承座的上部装有油动机。前轴承座与前汽缸用“猫爪”相连，在横向和垂直方向均有定位的膨胀滑键，以保证轴承座在膨胀时中心不致变动。在前座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。汽轮机通过一副钢性联轴器与发电机相连，转子盘车装置装于后轴承盖上，由电动机驱动，通过蜗轮蜗杆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，盘车电动机的后轴伸出端装有手轮，可进行手动盘车。2.2蒸汽系统：2.2.1主蒸汽系统：来自锅炉的新蒸汽经隔离阀到主汽门。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。蒸汽由主汽门经三通接头分别进入汽轮机蒸汽室两侧，蒸汽在汽轮机中膨胀作功后排入冷凝器凝结成水，借助凝结水泵打入汽封加热器、低压加热器及除氧器。经除氧器除氧后的凝结水，借助给水泵升压，通过高压加热器加热后再进入锅炉。2.2.2抽汽系统：汽轮机具有调整抽汽和若干级回热抽汽，调整抽汽主要供工业用汽、除氧器用汽和高加用汽。回热抽汽按不同的压力等级分别为除氧器，低压加热器供汽。在各级抽汽管道上装有液压止回阀或者普通止回阀，以避免蒸汽倒流影响汽轮机运行安全。当主汽门关闭时，抽汽阀连动装置亦随之动作，泄去操纵座活塞下方的压力水，使抽汽阀在弹簧力作用下自动关闭。最后一道抽汽，由于压力较低，采用了普通止回阀，也同样可以满足逆止的作用。2.2.3轴封系统：前轴封第一档漏汽通入汽机0.785Mpa抽汽管道。第二档漏汽通入均压箱，第三档漏汽通入轴封加热器。后轴封第一段漏气通入均压箱，第二段漏气通入轴封加热器。自动主汽门第一段漏汽和提板阀第一段漏汽通入均压箱。自动主汽门第二段漏汽和提板阀第二段漏汽通入轴封加热器。均压箱溢流管接至凝汽器，除氧箱汽平衡管接至均压箱。汽轮机前后轴封近大气端的腔室和主汽门、调节汽阀及各抽汽阀门等各阀杆近大气端的漏汽均有管道与轴封加热器相连，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。前后轴封的平衡腔室和各阀杆的高压漏汽端均与均压箱相连，均压箱上装有轴封压力调整分配阀，使均压箱保持2.94～29.4kPa，当均压箱中压力低于2.94kPa时，高于2.94kPa的抽汽通过该分配阀向均压箱补充，当均压箱中压力高于29.4kPa时，多余的蒸汽也通过轴封压力调整分配阀排入冷凝器中。2.2.4疏水系统：汽轮机本体及抽汽管道的疏水，汇集到疏水膨胀箱，最后进入凝汽器。2.3油路系统：2.3.1低压供油系统主要包括主油泵，注油器Ⅰ，注油器Ⅱ，主油泵启动排油阀，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。离心式主油泵由汽轮机主轴直接带动，正常运转时主油泵出口油压为1.27MPa，出油量为3.0m3/min，该压力油除供给调节系统及保安系统外，大部分是供给两只注油器的。两只注油器并联组成，注油器Ⅰ出口油压为0.10～0.15MPa，向主油泵进口供油，而注油器Ⅱ的出口油压为0.22MPa，经冷油器，滤油器后供给润滑油系统。机组启动时应先开启低压润滑交流油泵，以便在低压的情况下驱除油管道及各部件中的空气。然后再开启高压交流油泵，进行调节保安系统的试验调整和机组的启动。在汽轮机启动过程中，由高压交流电动油泵供给调节保安系统和通过注油器供给各轴承润滑用油。为了防止压力油经主油泵泄走，在主油泵出口装有逆止阀。同时还装有主油泵启动排油阀，以使主油泵在启动过程中油流畅通。当汽轮机升速至额定转速时(主油泵出口油压高于电动油泵出口油压)，可通过出口管道上的阀门减少供油量，然后停用该泵，由主油泵向整个机组的调节保安和润滑系统供油。在停机时，可先启动高压电动油泵，在停机后的盘车过程中再切换成交流润滑油泵。为了防止调节系统因压力油降低而引起停机事故，所以当主油泵出口油压降低至1.0MPa时，由压力开关使高压交流油泵自动启动投入运行。当运行中发生故障，润滑油压下降时，由润滑油压力控制器使交流润滑油泵自动启动，系统另备有一台直流润滑油泵，当润滑油压下降而交流润滑油泵不能正常投入工作时，由润滑油压力控制器使直流润滑油泵自动启动，向润滑系统供油。正常的润滑油压力为：0.078～0.147MPa。油压降低时要求：小于0.078MPa发讯号； 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。注意：机组正常运行时，电动辅助油泵都应停止运行，除非在特殊情况下，允许启动投入运行。在润滑油路中设有一个低压油过压阀，当润滑油压高于0.15MPa左右即能自动开启，将多余油量排回油箱，以保证润滑油压维持在0.08～0.15MPa范围内。油动机的排油直接引入油泵组进口，这样，当甩负荷或紧急停机引起油动机快速动作时，不致影响油泵进口油压，从而改善了机组甩负荷特性。油箱上装有排油烟装置，使油箱内产生很小的负压，将油箱中的油烟排放到大气中。2.3.2电液驱动器供油系统电控专用供油系统与主轴驱动的，由主油泵提供润滑系统和安全用油的主供油系统分开,以保证电液转换器用油不受污染，确保机组安全可靠地运行。独立电控专用供油系统由油箱、叶片泵、溢流阀、单向阀、精密双筒滤油器、冷油器以及油压、油温报警、电加热器、蓄能器等设备组成。该套油系统为双泵系统，正常运行时一台泵工作，另外一台泵备用，当油温高时可投入冷却器，当工作压力降低时可投入另外一台油泵，运行前必须确保油质合格，双筒滤油器可在线切换，滤油精度为10μ，滤油器压差大时可报警。油箱容量为600L,系统工作压力为3.5MPa，油质采用L-TSA46汽轮机油，油液清洁度要求达到NAS6级。油箱安装在汽机中间平台。油压高低可用溢流阀调定，两个溢流阀调定压力可相差0.5MPa。蓄能器容积10L，最小有效供油2.5L，最少有效供油时间5秒。设系统最低工作压力1.2～2.5MPa、最高工作压力4MPa,蓄能器充气压力为1.0～1.5MPa。冷却水阻约0.1MPa，流量为60L/min。第二章机组的主要控制系统1、DCS控制系统1.1系统简介机组的监视与控制主要由分散控制系统（DCS）来实现。分散控制系统主要包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）等通过采用DCS的远程I/O柜纳入到DCS公用网络中，在单元控制室内对其进行监视及控制。1.2DCS运行操作规定1.2.1监控操作的LCD（窗口图）、键盘、鼠标连接完好，鼠标操作灵活可用。1.2.2热控系统及微机电源投入，操作画面中设备开、关，启、停颜色正确，符合要求。1.2.3电动门或电动机图形，开启或运行时为红色，关闭或停止时为绿色。1.3DCS运行注意事项1.3.1监控系统的操作人员必须经考试合格，其他无关人员不得在LCD上进行操作。1.3.2接班人员应在指定的LCD上进行翻页、查看，以了解上一班的运行情况。1.3.3值班人员要维护好鼠标，交接班时要进行检查，发现鼠标不好使用，应及时联系热工人员更换。1.3.4值班人员应经常检查各操作员站画面颜色运行情况，发现故障时应立即联系热工人员处理。1.3.5值班人员应每5分钟翻看一次运行中的各参数，以观察、了解各参数的变化趋势，便于及时调整。1.3.6值班人员应每10分钟查看一次报警列表，以掌握哪些报警。发现参数报警时及时处理，避免事故扩大。1.3.7运行人员只能在操作员级别下进行操作，不允许自行调整到工程师以上级别操作，以免影响热工系统的正常运行。1.3.8运行中各系统内的报表打印，运行人员不允许随便操作。1.3.9任何时刻底图上同一区域内最多只能有一个窗口为打开状态，否则进行操作时将有可能引起事故。1.3.10设备进行启、停（或开、关）时，要看准设备的名称，编号，当操作窗口弹出后应进一步核实需操作的设备名称，以防止误操作。1.3.11同一设备的操作只能由一名值班人员进行，不得有两个及两个以上值班人员同时操作同一设备。1.3.12当热工人员下载数据时，应经值长同意退出所有自动系统，进行手动调整。1.3.13当机组发生异常情况时，应经值长同意退出所有自动系统，进行手动调整。1.4DCS故障的紧急处理措施1.4.1当全部操作员站出现故障时（所有上位机“黑屏”或“死机”），若主要后备操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时通知热工人员排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机。1.4.2当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控操作任务，同时通知热工人员排除故障。1.4.3当调节回路控制出现故障时，应将自动改至手动维持运行，同时通知热工人员排除故障。1.4.4当涉及到机组稳定运行的泵、电机控制回路出现故障时，应将相关泵、电机的控制改至就地，保证泵、电机的稳定运行，同时通知热工人员排除故障。1.4.5当部分操作员站出现故障，后备操不能有效地控制各参数在正常范围内运行，则按故障停机处理。2、DEH系统2.1系统简介DEH-NK汽轮机数字式电液控制系统，由数字控制系统和EH液压执行机构组成，DEH系统设有转速控制回路、电功率控制回路、抽汽压力控制回路、主汽压控制回路、超速保护回路等基本控制回路以及同期、调频限制、解耦运算、信号选择、判断等逻辑回路。通过两台SVA9电液转换器控制调门，达到控制机组转速、功率及抽汽压力的目的。2.2DEH控制系统的主要功能概述如下：DEH对汽轮发电机组进行在线控制，控制装置由电子部件和液压系统两部分组成。2.2.1自动挂闸：自动挂闸的投入条件，需同时满足：（1）“脱扣”为真；（2）“挂闸”按钮按下。挂闸的复位条件，任一条件成立：（1）“挂闸”为真；（2）“自动挂闸”投入30s后。2.2.2界面手动挂闸：手动挂闸的投入条件，需同时满足：（1）“手动挂闸”开关投入；（2）手动开启动阀按钮或手动关闭启动阀按钮按下。本系统可以实现远方挂闸，挂闸动作依靠启动阀电机正转实现。2.3整定伺服系统静态关系阀位给定信号与油动机升程的关系为：给定0～100%←→升程0～100%。油动机整定在DEH-NK操作员站上操作，通过界面上的拉阀试验进行。允许整定条件为：需同时满足：（1）转速低于500转；（2）机组未并网；“阀位标定试验投入”按钮按下。整定结束后，应再将所有调门指令置为零，点击阀位标定“试验切除”按钮。注意：投入阀位标定时，应确保已经切断蒸汽通道。2.4启动前的控制DEH在每次挂闸时，可根据汽轮机汽缸壁温的高低选择启动方式，下面为参考范围：T＜150℃冷态150℃≤T＜300℃温态300℃≤T＜400℃热态400℃≤T极热态2.5升速控制在给定目标转速后，给定转速自动以设定的升速向目标转速逼近。当进入临界转速区时，自动将升速率改为600r/min（可设定）快速通过临界区。2.5.1目标转速除操作员可通过面板设置目标转速外，在下列情况下，DEH自动设置目标转速：汽机刚挂闸时，目标为当前转速；油开关断开时，目标为3000r/min；汽机已跳闸，目标为零。2.5.2升速率操作员设定，速率在（0，500）r/min。在临界转速区内，速率为600r/min。当汽轮机转速进入此临界区内时，DEH自动以较高速率冲过。2.5.3暖机默认的汽轮机转速为500，1200，2500，3000r/min，故目标值通常设为500，1200，2500，3000r/min，到达目标转速值后，可自动停止升速进行暖机。若在升速过程中，需暂时停止升速，可进行如下操作：在控制画面上用鼠标点击“保持”按钮。在临界转速区内时，保持指令无效，只能修改目标转速。2.5.43000r/min定速汽轮机转速稳定在3000r/min时，对各系统进行并网前检查，2.5.5同期DEH自动进入同期方式后，其目标转速在刚进入同期方式的值的基础上，按同期装置发来的转速增加指令，以100r/min的变化率变化，使发电机的频率及相位达到并网的要求。2.5.6发电机做假并网试验发电机并网侧的隔离开关断开发出假并网试验信号。与正常情况一样同期系统通过DEH、发电机励磁系统改变发电机频率和电压。当满足同期条件时，油开关闭合。由于隔离开关是断开的，实际上发电机未并网。2.6负荷控制2.6.1并网、升负荷及负荷正常调节2.6.1.1并网带初负荷当同期条件均满足时，同期装置发出油开关合闸指令使油开关闭合，DEH立即增加给定值，使发电机带上初负荷避免出现逆功率。有下列情况之一，则自动退出同期方式：转速小于2950r/min或大于3050r/min已并网汽机已跳闸2.6.1.2升负荷在汽轮发电机并网后，在试验或带基本负荷时，也可投入负荷反馈。在负荷反馈投入时，目标和给定值均以MW形式表示。在负荷反馈未投入时，目标和给定值以额定压力额定负荷的百分比形式表示。2.6.1.2.1目标除操作员可通过面板设置目标外，在下列情况下，DEH自动设置目标：负荷反馈刚投入时，目标为当前负荷值（MW）发电机刚并网时，目标为初负荷给定值（%）反馈刚切除时，目标为参考量（%）跳闸时，目标为零CCS控制方式下，目标为CCS给定2.6.1.2.2负荷率操作员设定，负荷率在（0～50%额定功率）MW/min内。CCS控制方式下,负荷给定变化每个脉冲，油动机按0.5%纯凝工况阀门开度变化。2.6.2负荷控制方式2.6.2.1负荷反馈在同时满足以下所有条件后，可由操作员投入控制器：已经挂闸无ETS动作在“操作员自动状态”已并网无“主汽压保护动作”功率通道无故障不在“遥控模式”在满足以下任何条件时，负荷控制器切除：未挂闸ETS动作在“手动状态”未并网主汽压保护动作功率通道全故障在“遥控模式”功率PID设定值与测量值偏差大（大于10%额定功率）“功率回路切除”按钮按下2.6.2.2一次调频通常为使机组承担合理的一次调频量，设置DEH的不等率及死区与液压调节系统的不等率及迟缓率相一致。不等率在3～6%内可调死区在0～30r/min内可调死区范围为：3000±死区值2.6.2.3CCS控制当满足以下条件时，可由操作员投入CCS控制：“操作员自动”状态遥控给定值通道无故障DCS遥控请求来抽汽准备未投入已并网无ETS在CCS方式下，DEH接受CCS给定，且切除负荷反馈。切除CCS方式仅需满足任一下列条件：“手动“状态遥控给定值通道故障DCS遥控请求未来抽汽准备已投入未并网ETS动作“遥控切除“按钮按下2.6.2.4快减负荷当汽轮发电机组出现某种故障时，快速减小阀门开度，限掉部分负荷，以防止故障扩大，在快减负荷功能投入期间，DEH接收到快减负荷输入信号时，立即以预先设定的目标值和降负荷率将负荷降到对应值。该功能分为自动快减和手动快减。其中自动快减为一档，手动快减分两档，快减1速率：每分钟快减20%额定功率，目标负荷为20%额定功率，快减2功率：每分钟快减50%额定功率，目标负荷为50%额定功率。2.6.2.4.1自动快减负荷投入需同时满足：“自动快减允许”投切开关投入RUNBACK为真负荷给定值大于20%额定功率2.6.2.4.2自动快减负荷切除仅需满足任一下列条件：“自动快减允许”投切开关切除RUNBACH为假负荷给定值小于20%额定功率2.6.2.4.3手动快减负荷1投入需同时满足：“手动快减1”按钮按下负荷给定值大于20%额定功率并网2.6.2.4.4手动快减负荷1切除仅需满足任一下列条件“手动快减复位”按钮按下解列2.6.2.4.5手动快减负荷2投入需同时满足：“手动快减2”按钮按下负荷给定值大于50%额定功率并网2.6.2.4.6手动快减负荷2切除仅需满足任一下列条件“手动快减复位”按钮按下解列2.6.3负荷限制2.6.3.1高负荷限制汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内不希望负荷带得太高时，操作员可设置高负荷限制值，使DEH设定目标值始终小于此限制对应的值。2.6.3.2低负荷限制汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内不希望负荷带得太低时，操作员可设置低负荷限制值，使DEH设定目标值始终小于此限制对应的值。注意：低负荷限制通常应设为0MW.2.6.4阀位限制汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内，不希望阀门开得太大时，操作员可设置阀位限制值。2.7主汽压力控制DEH-NK系统具有主汽压力控制功能（即汽机调压功能），通过开关高调门开度使主汽压力维持正常值。2.7.1主汽压力控制投入需同时满足：已经挂闸无ETS动作在“操作员自动状态”已并网无“主汽压保护动作”主汽压力通道无故障不在“遥控模式”“主汽压控制投入”按钮按下2.7.2主汽压控制切除仅需满足任一下列条件：未挂闸ETS动作在“手动状态”未并网主汽压保护动作主汽压力通道故障在“遥控模式”“主汽压控制切除”按钮按下2.8主汽压保护当主汽压力达到设定上限值，负荷闭锁增。当主汽压力低于设定下限值时，将逐渐关小调门，直到主汽压力回到正常范围。2.8.1主汽压力变化允许投入条件需同时满足：已经挂闸无ETS动作在“操作员自动状态”已并网无“主汽压保护动作”主汽压力通道无故障不在“遥控模式”负荷大于额定功率10%主汽压力在设定的上下限范围内“主汽压保护投入”按钮按下2.8.2主汽压力保护切除条件：仅需满足任一下列条件：未挂闸ETS动作在“手动状态”已并网主汽压保护动作主汽压力通道故障在“遥控模式”负荷小于额定功率10%“主汽压保护切除”按钮按下2.8.3主汽压力高保护动作需同时满足：“主汽压力保护”已经投入主蒸汽压力高于“主蒸汽压力高限设定值”注意：主汽压力高保护动作后，将闭锁负荷增减，即无法改变负荷目标值。2.8.4主汽压力低保护动作需同时满足“主汽压力保护”已经投入主蒸汽压力低于“主蒸汽压力低限设定值”注意：主汽压力低保护动作后，将强制切换为阀位控制方式，同时负荷将按照0.5%/s的速率减小；当实际负荷低于额定负荷的10%时（可修改），主汽压力低保护动作自动复位。2.9抽汽压力控制当机组并网稳定运行且负荷大于额定负荷30%后，可以投入抽汽压力控制回路。抽汽投入分两步，首先设定抽汽压力设定值（应高于抽汽母管压力0.03MPa），点击“抽汽准备投入”按钮后，机组进入抽汽准备状态，抽汽调门将逐渐关小。当抽汽压力接近设定值后点击“抽汽投入”按钮，机组进入抽汽状态，此时可以缓慢全开抽汽电动门，开始对外供汽。抽汽解除时，应首先减少抽汽压力设定值，以减少抽汽量，同时逐渐关小抽汽电动门。抽汽电动门全关后，点击“抽汽切除”按钮，停止抽汽。2.9.1抽汽压力控制投入条件：需同时满足：已并网无ETS动作在“操作员自动状态”无“OPC保护动作”“抽汽准备投入”按钮按下2.9.2抽汽压力控制切除条件仅需满足任一下列条件：抽汽压力通道故障“抽汽切除”按钮按下在“手动状态”“抽汽准备切除”按钮按下ETS动作“OPC保护动作”2.9.3抽汽投入需同时满足:负荷大于30%且“抽汽投入”按钮按下在“操作员自动状态”无“OPC保护动作”无“ETS保护动作”无解列2.9.4抽汽切除仅需满足任一下列条件：“抽汽切除”按钮按下在手动状态抽汽PID指令反馈偏差大于额定值50%“OPC保护动作”“ETS保护动作”解列“抽汽准备切除”按钮按下“抽汽切除”按钮按下2.10超速保护2.10.1超速限制为避免汽轮机因转速太高，离心力太大而被迫打闸的控制方式2.10.1.1甩负荷当油开关断开出现甩负荷时，超速时间继电器闭合带电迅速动作超速电磁阀，关闭所有调节汽阀，同时将目标转速及给定值改为3000r/min，当转速低于3000r/min后，超速限制电磁阀失电，调节阀恢复由伺服阀控制，恢复转速闭环控制，最终汽轮机转速稳定在3000r/min，以便事故消除后能迅速并网。2.10.1.2103%超速除对汽轮机进行超速试验时，转速需超过103%外，其它任何时候不允许超过103%（因网频最高到50.5HZ即101%）。并网前，转速超过3090r/min则迅速动作超速限制OPC电磁阀，关闭所有调节阀，待转速低于3050r/min时，超速限制电磁阀失电，调节阀恢复由伺服系统控制，即恢复调节系统控制。并网后，转速超过3090r/min则迅速动作超速限制OPC电磁阀，关闭所有调节阀，待转速低于3070r/min时，超速限制电磁阀失电，调节阀恢复由伺服系统控制，即恢复调节系统控制。2.10.2超速保护为防止汽轮机超速，DEH系统中配上了超速限制功能，转速超过预定转速（3300r/min）则立即打闸，迅速关闭所有主汽阀、调节阀。为了安全可靠，系统中设置了多道超速保护：DEH超速保护103%DEH电气超速保护110%危急遮断飞环机械超速保护110～112%另外，DEH还配有下列打闸停机保护：操作员界面手打停机操作台手动停机2.11EH设备控制EH油系统主要由两台EH油泵组成。两台EH油泵投入联锁后，一台泵工作，另一台备用，工作泵跳闸或出口压力低（2.5MPa），则联动备用泵。3、ETS系统ETS系统与DEH系统在一个控制柜内，由一对独立控制器及相应I/O卡件构成。ETS汽轮机紧急跳闸保护系统，用来监视对机组安全有重大影响的参数，以便在这些参数超过安全限值时，通过该系统去关闭汽轮机的全部进汽阀门，实现紧急停机。ETS系统具有各种保护投切，自动跳闸保护，首出原因记忆等功能。当某项ETS保护投入且停机条件满足时，ETS可发出汽机跳闸信号，使AST电磁阀动作（带电），立即关闭自动主汽门、调节汽门、旋转隔板和抽汽阀，实现紧急停机。主要停机项目：汽轮机超速、轴向位移超限、轴承润滑油压低、汽机真空低、伺服油压低、轴承回油温度高、轴瓦温度高、手动停机、发电机故障、振动超限、胀差超限。其中轴瓦温度高停机、伺服油压低停机由运行人员根据运行情况可以手动停机。注意：在实际运行中应根据汽机运行保护说明和实际情况进行各种保护条件的投切。ETS操作主要在ETS保护系统投切监视画面完成。进入ETS画面后，在画面上部显示了重要参数的状态，操作人员可以直观的监视送入ETS系统的各参数状态。ETS画面下部为各ETS投切控制及监视区。3.1保护投切控制3.1.1低真空保护三个真空低停机开关量经三取二处理后为“真”，且ETS总保护和低真空保护投切开关投入时，发出低真空保护停机指令。3.1.2润滑油压低保护三个润滑油压停机开关量经三取二处理后为“真”，且ETS总保护和润滑油压低保护投入时，发出润滑油压低保护停机指令。3.1.3发变组故障保护电气请求停机开关量为“真”，且ETS总保护和发变组故障保护投入时，发出发变组故障保护停机指令。3.1.4汽机超速保护三个转速信号分别判断是否超过停机值（3300r/min），三个超速停机状态信号经过三取二为“真”，且ETS总保护和汽机超速保护投入时，发出汽机超速保护停机指令。3.1.5轴承回油温度保护四个轴承回油温度中任一回油温度高于停机值，且ETS总保护和轴承回油温度保护投切开关投入时，发出轴承回油温度高保护停机指令。（如果通道传感器断线，则不发停机信号）。3.1.6推力瓦回油温度保护正推力瓦回油温度或负推力瓦回油温度高于停机值，且ETS总保护和推力瓦回油温度保护投入时，发出推力瓦回油温度高停机指令。（如果通道传感器断线，则不发停机信号）。3.1.7轴向位移保护轴向位移超出停机值，且ETS总保护和轴向位移保护投入时，发出轴向位移越限停机指令。3.1.8胀差保护差胀超出停机值，且ETS总保护和差胀保护投入时，发出差胀越限停机指令。3.1.9推力瓦温度高保护十个推力瓦温度中的任一推力瓦温度高于停机值，且ETS总保护和推力瓦温保护投入时，发出推力瓦温高停机指令。（如果通道传感器断线，则不发停机信号）。3.1.10径向瓦温度高保护四个径向瓦温中的任一温度高于停机值，且ETS总保护和径向瓦温度高保护投入时，发出径向瓦温度高停机指令。（如果通道传感器断线，则不发停机信号）。3.1.11EH油压低停机输入两路EH油压经过高选处理后得到当前EH油压，如果EH油压低于停机值，且ETS总保护和EH油压低停机保护投入时，发出EH油压低停机指令。3.1.12操作台紧急停机双按钮操作台紧急停机两按钮同时按下后将直接发出停机指令，无需任何保护投入，即可发出停机指令。3.1.13界面紧急停机按钮界面紧急停机按钮位于ETS画面右下部，当该按钮按下，且ETS总保护投入时，发出停机指令。3.2ETS运行当ETS动作时，“ETS保护动作”指示灯为红色，同时AST电磁阀将动作，机组所有调门和主汽门关闭。当ETS系统检测到主汽门关闭后，将自动复位AST电磁阀，此时ETS保护依然动作。当所有造成ETS条件均不满足时，操作人员可以点击“ETS复位”按钮复位ETS，否则ETS将保持动作状态。当某项造成ETS动作的条件满足时，操作员无法复位ETS。4、TSI系统在汽轮机盘车、启动、运行和超速试验以及停机过程中，可以连续显示和记录汽轮机转子、阀门位移和汽缸机械状态参数，并在超出预置的运行极限时发出报警，当超出预置的危险值时发出停机信号使机组自动停机。由轴向位移、转速、振动、机壳膨胀项目组成。第三章机组的保护、联锁、试验1、汽轮机主要保护手拍危急遮断手柄：泄去高压油，关闭自动主汽门及调门停机。操作台上紧急停机按钮或点击DEH手操面板上停机按钮：使AST电磁阀动作,关闭自动主汽门及调门停机。1.1汽轮机跳机保护（AST电磁动作）表:序号项目单位数值备注1汽机超速至110%（DEH来）r/min33002汽机转速超过110%（超速保护装置来）r/min3300～33603轴向位移增大（TSI来）mm＋1.3/～－0.74差胀值增大（TSI来）mm+3/-25轴承振动增大（TSI来）mm0.066#1～#4径向轴承温度高（4点）℃1107#1～#4径向轴承回油温度高（4点）℃758正推力瓦温度高（2点）℃1109正负推力瓦回油温度高（2点）℃7510润滑油压低（就地来）MPa0.02～0.0311凝汽器真空低（就地来）MPa-0.06112EH油压低（DEH来）MPa1.013发电机主保护动作（电气来）14DEH停机保护动作（DEH来）15手动停机（双按钮，布置在操作台上）（无投切）16手动停机（DEH画面上操作）1.2机械超速保护危急遮断器采用飞环式，当机组转速升至3300-3360r/min时，飞环因离心力增大克服弹簧力而飞出撞击危急遮断油门的挂钩，使其脱扣，保安油泄放，关闭主汽门，并通过建立事故油去关闭调节汽阀和旋转隔板。通过主汽门关闭接出的信号使抽汽阀联动装置动作泄去压力水，抽汽阀同时迅速关闭。1.3危急遮断及复位装置当机组发生特殊情况，可手拍危急遮断装置紧急停机，可用手推塑料罩“遮断”手柄，使活塞移动，油路改变，关闭主汽门和调节汽阀和旋转隔板。重新启动时需要将手柄拉出复位，使油路正常。复位手柄用于复位危急遮断油门。1.4电磁保护装置电磁保护装置实际由两部分组成，即两个电磁阀分别控制两个滑阀。一个电磁阀作用是接收不同来源的停机信号（即ETS系统停机信号），接通电磁阀电路而动作，去关闭主汽门，调节汽阀和旋转隔板，切断汽轮机进汽而使其停机。另一个电磁阀接收OPC信号，其结果只产生事故油开关调节汽阀和旋转隔板。1.5调节汽阀危急遮断装置--单向阀为了防止因结垢或阀杆弯曲而卡涩不能关闭，本机组设有调节汽阀危急遮断装置--单向阀，当需要关闭主汽门时，它受事故油控制同时动作。事故油通至错油门滑阀底部，使错油门滑阀和油动机活塞动作，迅速关闭调节汽门。正常运行事故油压应为零，至少应低于0.05MPa，否则将影响正常运行。1.6自动主汽门关闭器及启动挂闸装置启动挂闸装置控制主汽门执行机构（主汽门自动关闭器）上下动作进而控制主汽门开启，同时启动挂闸装置可以对机组机械超速复位。挂闸电磁阀得电建立复位油，压力油经过节流孔建立安全油。安全油启动挂闸装置将切换阀压下，接通启动油路开启主汽门，在停机时安全油泄掉，切换阀切断启动油，泄掉自动关闭器的油缸腔室中的油，使主汽门快速关闭。主汽门开关电磁阀正常时不带电，得电时切断压力油泄掉启动油关闭主汽门，可以用于做主汽门严密性试验。2、汽轮机主要联锁保护2.1汽轮机润滑油压联锁保护内容（见表）项目单位整定值联动内容润滑油压低Ⅰ值MPa0.078报警低Ⅱ值Mpa0.054联动交流润滑油泵低Ⅲ值Mpa0.039联动直流润滑油泵低Ⅳ值Mpa0.02停机低Ⅴ值Mpa0.015停盘车装置2.2抽汽逆止门联锁保护：当主汽门关闭或发电机跳闸，联锁抽汽逆止门电磁阀动作，关闭1～3段抽汽逆止门。3、汽机联锁保护试验3.1拉阀试验3.1.1在汽轮机首次安装或大修后进行,实验条件:EH系统工作正常,汽机实际转速<500r/min。3.1.2实验步骤：3.1.2.1在阀位标定画面，点击“实验投入”按扭；3.1.2.2投入拉阀实验功能；3.1.2.3检查所有调门的指令为零；3.1.2.4根据需要可设定不同的调门指令，系统能以一定速度将调门定位在给定值；3.1.2.5机组启动前必须先退出拉闸实验；3.1.2.6检查所有调门的指令为零；3.1.2.7点击界面“实验切除”按扭可退出拉阀实验。3.2ETS保护试验：3.2.1检查机组已具备试验条件；3.2.2启动高压辅助油泵运行；3.2.3机组挂闸，点击DEH控制主画面按钮，主汽门、调速汽门开启；3.2.4投入保护总开关，联系热工分别投入保护分开关并给出保护动作信号或短接热工信号，检查主汽门、调速汽门、低压旋转隔板、抽气逆止阀关闭，保护动作信号发；3.2.5机组重新挂闸，用同样方法做其它保护试验正常。3.3主汽门严密性试验3.3.1主汽门严密性试验投入条件：(需同时满足)3.3.1.1主汽门严密试验投入按钮按下且在自动模式下；3.3.1.2无挂闸脉冲；3.3.1.3未并网。3.3.2试验步骤在超速试验画面点击“主汽门严密性试验投入”按钮，本试验投入后启动阀电机反转，在主汽门关闭且主汽门开度小于5后，所有调门全开，汽机惰走，观察转速是否降到1000r/min以下。试验结束后，点击“主汽门严密试验复位”按钮，退出主汽门严密性试验。3.4高压调门严密性试验3.4.1试验条件：(需同时满足)3.4.1.1调门严密试验投入按钮按下且在自动模式下；3.4.1.1未并网。3.4.2试验步骤：在超速试验画面点击“调门严密试验投入”按钮，在主汽门全开后，所有调门全关，汽机惰走，观察转速是否降在1000r/min以下。试验结束后，点击“调门严密试验复位”按钮，退出调门严密性试验。3.5喷油试验为确保危急遮断飞环在机组一旦出现超速时，能迅速飞出遮断汽轮机，需经常对飞环进行活动实验。此活动试验是将油喷到飞环中增大离心力，使之飞出。但飞环因喷油试验飞出不应打闸。喷油试验在额定转速下进行，转速降至2800r/min左右，慢慢旋转喷油试验阀的手轮，试验油即充入危急遮断器飞环，再升速至2920±30r/min,飞环应飞出使危急遮断油门动作。此动作转速是与不喷油时作超速试验动作转速相对应的。在危急遮断油门动作的同时，危急遮断指示器指示“遮断”。3.6主汽门活动试验为确保发生事故时主汽门能可靠动作，DEH系统具备对主汽门进行在线活动试验的功能。注意：为保证机组安全运行建议在就地使用节流孔进行主汽门活动试验。3.6.1试验条件(需同时满)：3.6.1.1“主汽门活动试验投入”按钮按下；3.6.1.2已并网，3.6.1.3未发生挂闸，3.6.1.4功率回路未投入；3.6.1.5主汽压保护未动作；3.6.1.6主汽压控制回路未投入；3.6.1.7快减负荷未动作；3.6.1.8主汽门行程大于98%；3.6.1.9主汽门行程通道未故障；3.6.1.10调门活动试验未投入。3.6.2试验步骤：在活动试验画面点击“主汽门活动试验投入”按钮，试验投入后启动阀电机将反转，主汽门行程将减小。试验结束后，点击“主汽门活动试验复位”按钮，退出主汽门活动试验。注意：本试验应在主汽门系统正常情况下进行。3.7调门活动试验为确保调门活动灵活，可以对阀门进行活动试验，以防止卡涩。3.7.1试验条件(需同时满足)：3.7.1.1“调门活动试验开始”按钮按下；3.7.2.2调门已全开；3.7.2.3选择活动试验阀门按钮按下。3.7.2试验步骤：在活动试验画面点击需要试验的按钮，点击“试验开始”按钮，调门减小后即可点击“试验取消”按钮。试验结束后，点击“试验复位”按钮，退出调门活动试验。3.8超速保护试验3.8.1试验条件：3.8.1.1机组带20%～30%负荷运行3～4小时后；3.8.1.2手动停机试验正常，手动脱扣危急遮断油门正常；3.8.1.3DEH系统工作正常，调门开度指示符合要求，主汽门、调速汽门及抽汽逆止门活动试验动作灵活无卡涩，关闭严密；3.8.1.4汽轮机各保护投入，各表计指示正常、准确，轴向位移、差胀、轴振在正常范围内，各转速表显示转速相同；3.8.1.5启动启动油泵运行；3.8.1.6有关管理人员到位，监护人操作人和监盘人员分工明确。3.8.2超速开关切换在超速试验时，除在操作界面中进行按钮的投切外，还要将控制机柜中的超速试验投切开关进行投切，以屏蔽硬件回路的输出。投切开关切到左边则硬件超速保护组件的设定值为3305r/min，切到右边则硬件超速保护组件的设定值为3365r/min，切到中间则设定值恢复。3.8.3OPC电磁阀试验在超速试验画面，在解列状态下且转速低于200r/min时，点击按钮则发OPC动作信号（为2s脉冲），可用于试验OPC回路是否完好。3.8.4103%超速试验在超速试验画面，在解列状态下点击“103%超速”按钮，则转速目标值自动升为3095r/min，当实际转速超过3090r/min时，103%超速保护动作，转速目标值自动置为2950r/min，直至实际转速至目标值为止。3.8.5110%超速试验：在ETS保护投切画面中，将汽机超速保护投入投切开关切到投入状态，且DEH-NTK机柜内的超速保护投切开关切到左边使硬件超速保护组件的定值升为3302r/min，点击“OPC禁止按钮”，再点击“110%超速”按钮则转速目标值自动设为3305r/min，当实际转速超过3090r/min时，103%超速保护应不动作，当转速超过3300r/min时，送出110%超速保护动作信号到ETS停机，为防止ETS系统故障，在转速超过3302r/min时，硬件超速保护组件的OPC动作信号也随后同时输出。3.8.6机械超速试验：将机柜上的超速保护投切开关切到右边使硬件超速保护组件的设定值设为3362r/min，点击“机械超速”按钮则转速设定值设为3365r/min，当实际转速超过3090r/min时，103%超速保护应不动作，当实际转速超过3300r/min时，110%超速保护应不动作，当实际转速超过3360r/min时，危急遮断器应动作，主汽门、调门全部关闭，汽机脱扣，转速开始下降。为防止机械超速系统故障，在转速超过3362r/min时，硬件超速保护组件的OPC动作信号，110%超速信号同时输出。3.8.7复位在超速试验画面中，点击“复位”按钮后，可中止正在进行的超速保护试验，恢复试验前的正常定值。试验结束后,应将机柜上的超速保护切换开关切到中间使硬件超速保护恢复实验之前的正常定值.3.9在下列情况下应进行危急保安器超速试验3.9.1运行2000小时后不能做注油试验时；3.9.2危急保安器检修后；3.9.3停机一个月后再启动；3.9.4新安装机组或机组大修后；3.9.5甩负荷试验前。4、汽轮机静态下的调试在机组安装工作全部结束后，现场经过清理，就可以进行调试。将启动挂闸装置的挂闸电磁阀得电，主汽门开关电磁阀不带电，将主汽门开起。4.1手拍危急遮断装置试验按动手柄，行程为12mm，主汽门、调节汽阀、旋转隔板应关闭，抽汽阀联动装置动作，热工系统发停机信号，危急遮断指示器指示“遮断”。4.2危急遮断油门试验及复位试验拨动危急遮断油门挂钩，使其脱扣，危急遮断指示器指示“遮断”，主汽门、调节汽门关闭，然后操作危急遮断及复位装置复位手柄，危急遮断油门“复位”，危急遮断指示器指示“正常”。也可操作启动阀复位。4.3启动阀试验操作启动阀控制主汽门自动关闭器开启及复位危急遮断油门。同步器在最上端时建立复位油，其下移5mm时切断复位油，并开始建立启动油，开启自动关闭器。4.4电控油箱试验系统安装完毕后，不应使机组立即投入运行，而应取下电液转换器，用随机提供的专用冲洗板将电液转换器联结板上的P口与T口短路进行局部循环冲洗，如果滤油器堵塞发讯，则至少冲洗8小时，然后清理电液转换器前的滤油器并更换滤芯继续循环冲洗2小时，然后再安装上电液转换器，进行系统油路冲洗。4.5调节系统DEH的阀位标定电液控制系统供油正常，机组启动油泵启动，对错油门及电液转换器进行初步找中，电液转换器在电流为零时（此时向电液伺服阀供油），其输出位置在零位这时可以调整杠杆机构使错油门在中间位置，即油动机可以停留在某一个位置，为确保机组安全，可以使油动机缓慢向关闭方向移动，调好后可锁紧调节螺母。接着可采用可提供双级性电流的电流源向电液转换器SVA9供电（电流范围±250mA之内），控制油动机全关或全开（在电液伺服阀不供油时也可手动拉动伺服阀传动机构杠杆控制油动机全关或全开），然后通过DEH系统拉阀试验功能对每个油动机阀位进行阀位标定。注意：错油门滑阀与传动机构连接后（在伺服阀不供油时）应能活动自如。在传动机构脱开时手动提起错油门滑阀，松开后应能自动落下。4.6ETS系统试验该项试验指当前汽轮机保护信号发出后，电磁保护装置动作，主汽门、调节汽阀、低压旋转隔板、抽汽阀关闭。4.7汽轮机运行状态下调试：机组转数稳定后，便可进行运行状态下的调试。在发电机电气试验合格后机组即可并网带负荷。4.8手拍危急遮断装置试验按下手柄，主汽门、调节汽门、旋转隔板、抽汽阀关闭，危急遮断指示器指示“遮断”。4.9机械超速试验操作控制系统使汽轮机升速，当转速升至3300～3360r/min范围内某一值时，危急遮断飞环应飞出，否则，应调整危急遮断器调节螺母。飞环飞出与否，以试验时主汽门、调节汽门等关闭和危急遮断指示器指示“遮断”为准，试验二次动作，转速差不超过0.6%，大修后应做三次，第三次和前二次平均数值差不超过1%。4.10真空严密性试验：4.10.1试验条件：4.10.1.1机组负荷在10MW以上稳定运行。4.10.1.2真空泵运行正常，凝汽器真空、轴封供汽正常，如试验时真空下降速度过快应停止试验。4.10.2试验操作：4.10.2.1值长同意，在主值监护下进行。4.10.2.2解除射水泵联锁开关，关闭抽汽器空气进口门，此时冷凝器真空下降速速度低于533Pa/min为合格。4.11润滑油压低，润滑油泵自启动试验4.11.1联系电气测交流、直流油泵绝缘合格。4.11.2检查润滑油泵联锁开关在投入位置。4.11.3由热工短接油压低0.055MPa压力开关接点，检查交流油泵自启动，润滑油压低0.055MPa声光报警信号正常，由热工放开短接的0.055MPa压力开关接点，复归交流润滑油泵“启动”按钮，红灯亮，事故喇叭响消失，停止交流油泵；4.11.4由热工短接油压低0.04MPa压力开关接点，直流油泵自启动，由热工放开短接的0.04MPa压力开关接点，复归直流润滑油泵“启动”按钮，红灯亮，停直流油泵，检查润滑油压正常；4.11.5将试验情况记录在值班记录和定期试验记录本内。4.12汽轮机各项保护定值：4.12.1相对胀差：（待定）4.12.1.1报警值+3mm/-2mm.4.12.1.2停机值+3.5mm/-2.5mm.4.12.2轴向位移（转子以工作瓦定位，转子朝发电机方向位移为正）：4.12.2.1报警值+1mm/-0.6mm；4.12.2.2停机值+1.3mm/-0.7mm。4.12.3轴承振动控制值：4.12.3.1正常值＜0.03mm；4.12.3.2报警值≥0.05mm；4.12.3.3停机值≥0.06mm。4.12.4油温控制值：4.12.4.1轴承进油温度正常值40～45℃。4.12.4.2轴承箱回油温度正常值＜65℃。4.12.4.3轴承箱回油报警值≥65℃。4.12.4.4轴承箱回油停机值≥75℃。4.12.5轴瓦钨金温度：4.12.5.1轴瓦温度正常值＜80℃。4.12.5.2轴瓦温度报警值≥100℃。4.12.5.3轴瓦温度停机值≥110℃。4.12.6凝汽器真空值：4.12.6.1正常值＜-0.078MPa4.12.6.2报警值-0.087MPa4.12.6.3停机值-0.061MPa4.12.7凝结器水位调节值：（待定）4.12.7.1凝结器水位320mm发水位低“Ⅰ”报警4.12.7.2凝结器水位270mm发水位低“Ⅱ”报警4.12.7.3凝结器水位1020mm发水位高“Ⅰ”报警4.12.7.4凝结器水位1070mm发水位高“Ⅱ”报警4.12.8高加水位报警：4.12.8.1高加水位500mm发水位高“Ⅰ”报警4.12.8.2高加水位650mm发水位高“Ⅱ”报警4.12.8.2高加水位800mm水位高“Ⅲ”报警，高加解列，关闭进出口水门、进汽门、开启旁路门。4.12.9工业抽汽压力＞0.785MPa发压力高信号：4.12.10凝结水压力＜0.3MPa联动备用泵。4.12.11EH油系统值：4.12.11.1正常值3.5MPa4.12.11.2报警值2.5MPa，联动备用泵4.12.11.3停机值1.0MPa4.12.12主油泵出口油压＜0.98MPa，交流高压油泵联动4.12.13汽轮机排汽温度＞80℃,喉部减温水电动门自动开启。4.12.14主油箱油位（距油箱顶部）：450mm发油位高信号，150mm发油位低信号。（待定）4.12.15主汽门关闭，各段抽汽逆止门关闭。4.12.16除氧器水位高1800mm报警，水位低1400mm报警。第四章汽轮发电机组的启停1、汽轮机启动前的检查和准备1.1汽轮机启动必备条件：1.1.1各部套齐全，且各部套、各系统已按制造厂提供的技术文件要求安装、冲洗、调试完毕。各部套、各系统应安装准确、联接牢固、无松动和泄漏，各运转部分应动作灵活、无卡涩。1.1.2新机组安装完毕或老机组检修投运前，油系统必须进行冲洗，调节保安系统及润滑系统用油必须清洁，油质必须符合有关标准的规定。1.1.3需作单独试验的部套与系统必须试验合格，动作应灵活、准确。1.1.4机组配套的所有仪表、仪器应校验合格，安装、接线应正确牢固。1.1.5机组必须按制造厂提供的《汽轮机保温设计说明书》中的各项要求进行保温。机组保温层不得有开裂、脱壳、水浸、油浸等现象。保温层与基础等固定件之间应留有足够的膨胀间隙。1.1.6运行现场不得有任何妨碍操作运行的临时设施。1.1.7机组运行人员必须经过专业培训，应熟悉各分管设备的结构、原理、性能、操作方法及紧急状态下的应急处理措施。1.1.8现场应备有准确的振动表，每天对汽轮发电机组各轴承的垂直、横向、轴向测记振动一次，机组在安装和大修后以及振动显著增大时也应测量，各轴承振动，至少应达到“合格”标准（振幅在0.03mm以下）。1.1.9开机前拉阀试验，油压、阀位指示在标准范