N6-3.43-0.49汽轮机运行规程(

6MW凝汽式汽轮机操作规程 签发： 审阅： 审核： 编制：宋军 目  录 第一章  汽轮机设备概述.............................................4 第一节  汽轮机主要特性及结构概述.......................................................................4 第二节  汽轮机调节保安系统..........................................5 第三节  汽轮机的主要技术...............................................................................6 第二章  汽轮机的起动、正常维护及停机...............................12 第一节  冷态起动前的准备工作.......................................12 第二节  暖管.......................................................14 第三节  冲动汽轮机.................................................15 第四节  带负荷.....................................................18 第五节  热态起动...................................................19 第六节  停机.......................................................21 第三章  汽轮机事故的处理...........................................22 第一节  故障停机...................................................23 第二节  汽压、汽温不符合额定规范...................................24 第三节  真空下降...................................................25 第四节  油系统及调速系统故障.......................................27 第五节  汽轮机超速.................................................29 第六节  轴向位移增加...............................................29 第七节  水冲击.....................................................30 第八节  甩负荷.....................................................31 第九节  负荷突然增加..............................................31 第十节  不正常的振动和异音........................................31 第十一节  管道故障................................................32 第十二节  仪表故障................................................33 第十三节  厂用电中断..............................................33 第十四节  失火....................................................33 第四章  辅助设备故障及处理..............................................................................34 第一节  凝汽器故障...............................................34 第二节  凝结水泵故障.............................................35 第三节  加热器故障...............................................35 第一章  汽轮机设备概况 1.1汽轮机主要特性及结构概述 转子采用套装式转子。叶轮及汽封套筒“红套”于主轴上，用刚性联轴器与发电机转子联接。 喷嘴组为装配焊接式或围带焊接式结构，由螺栓固定在汽缸喷嘴室上。 高压级隔板为围带焊接式，低压级隔板为铸造隔板。下半隔板支持在汽缸中分面处的两个悬挂销上。底部与汽缸间有一定位键，上下半隔板在中分面处有密封键和定位销。 转向导叶环采用“拉钩”结构支持在汽缸上，顶部及底部与汽缸间有定位键，非进汽弧段带有护套。 汽缸具有垂直中分面和水平中分面，前后汽缸联接后不可再拆开。喷嘴室与前汽缸铸为一体。新蒸汽由前汽缸左右两侧的进汽管道进入汽缸，下半汽缸设有回热抽汽口，后汽缸排汽口与凝汽器采用挠性或钢性联接。前汽缸与前轴承座采用半圆法兰或“下猫爪”联接，后汽缸由两侧的侧支撑脚支撑在后座架上，撑脚与后座架间有横向滑销。横向滑销中心与前轴承座、前座架的纵向滑销中心形成汽缸热膨胀死点。 前轴承座装有推力轴承前轴承、主油泵、调速器、保安装置、转速表、温度表等。前轴承座安放在前座架上，其结合面上有纵向滑键，前轴承座可沿轴向滑动。热膨胀指示器装在轴承座下侧部。 后轴承座后轴承座下半与后汽缸铸为一体。装有汽轮机后轴承、发电机前轴承、盘车装置、温度表等。后轴承座下部左右两侧均有润滑油进回油口，便于机组左向或右向布置。 前、后径向轴承为椭圆轴承。前轴承和推力轴承组成球面联合轴承。推力轴承为摆动瓦块式，当前轴承直径 时，在推力轴承回油处设有调节针阀，可根据回油温度予以调节。 主汽门为单座截止阀。阀碟是带预启阀的型线阀碟，阀碟上方装有蒸汽滤网。 主汽门操纵座位液压式。压力油由保安装置控制，当保安装置挂闸，操纵座油缸内油压升到≈0.4MPa（表）后，顺时针旋转操纵座顶部的手轮，使丝杆下端的密封面密合，然后反时针缓慢旋转手轮，即可开启主汽门。当保安装置动作后，截断到油缸的压力油，在操纵座弹簧力的作用下，主汽门迅速关闭。 调节汽阀及连杆为群阀提板式结构，型线阀碟。负荷变动时，各阀碟按一定顺序开启。阀碟行程，出厂时已调整好。 1.2汽轮机调节保安系统 本机组采用两级放大全液压式调节系统，主要由主油泵、压力变换器、错油门、（启动阀）、油动机及同步器等组成。 调节变量为机组转速，当转速变化时引起主油泵出口油压的改变，油压变化值即为调速脉冲信号。 汽轮机启动前，脉冲油路无油压，压力变换器滑阀、错油门滑阀，（启动阀滑阀）在弹簧力作用下，处于最低位置，同步器应退至下限位置。当高压电动油泵或汽动油泵起动后，压力油经逆止阀后分为两路:一路经启动阀进入错油门下部，错油门滑阀上移，压力油经错油门进入油动机活塞下部，将调节汽阀关闭。（无启动阀时，压力油经错油门进入油动机活塞上部，经调节汽阀开启）。另一路经轴向位移遮断器、危急遮断油门、磁力断路油门进入主汽门操纵座油缸和抽汽逆止阀（单向关闭阀）油缸。开启主汽门，机组起动。当转速升高，主油泵出口油压达到值时，电动油泵或汽动油泵自动停止工作。当转速升到调节器动作时，调节器投入工作。 危急遮断器为飞锤式结构。当机组转速超过额定转速10≈12%（即转速达到3300≈3360r∕min）时，飞锤飞出，使危急遮断油门脱钩动作。危急遮断器的复位转速为3000r∕min。 危急遮断油门与危急遮断器一起组成对机组超速的保护。当危急遮断器飞锤飞出时，将该油门下端的拉钩打脱，油门滑阀在弹簧力作用下迅速移动，切断到主汽门操纵座及抽气逆止阀（单向关闭阀）油缸的高压油，使主汽门和抽气逆止阀迅速关闭。同时，高压油进入错油门下部，使调节汽阀叶迅速关闭。该油门叶可以手动脱扣。手击油门上部小弹簧罩，使拉钩脱扣，即可重复上述关闭动作。欲使油门复位，须待转速降到3000r∕min时进行。将油门上部的大弹簧罩压下，使拉钩重新挂上即可。不可在转速高于3000r∕min复位，以防损坏飞锤和拉钩。 轴向位移遮断器在汽轮机转子轴向位移超过允许值时报警及停机。安装时，喷油嘴与安装在主油泵体上的挡油盘保持0.5mm间隙（此时推力盘与主推力瓦块间隙为零），当转子相对位移为0.7mm。即喷油嘴与挡油盘的间隙增大到1.2mm时。滑阀上的弹簧力大于油压力，滑阀移动，切断到主汽门操纵座及抽汽逆止阀油缸的高压油，使主汽门和抽汽逆止阀迅速关闭。同时，高压油进入错油门滑阀下部，使调节汽阀叶迅速关闭。 该装置上还可接电接点压力表，用于指示控制油压。当转子轴向位移＞0.4mm时，电接点压力表给出报警信号，位移＞0.7mm时，使磁力断路油门动作，关闭主汽门、抽汽逆止阀、调节汽阀。该装置也可以手动实现停机。用手拉装置上的红色捏手，即可停机。欲使机组起动，须待高压油建立后，手推捏手，使滑阀端部的密封面与延伸臂端部的密封面密合，接通高压油路。 磁力断路油门该油门是电动停机保护装置。当电磁铁通电时，油门将保安高压油路切断，使主汽门、抽汽逆止阀，调节汽阀迅速关闭。油门动作后，须将油门上的安全闩向外拉一下 ，使滑阀复位，方能接通高压油路。 1.3汽轮机的主要技术规范 1.3.1本体主要技术数据： 产品代号 GD28 型号N6—3.43 额定功率 KW 6000KW 汽机额定转速 r/min 3000 发电机额定转速 r/min 3000 汽机转向   +0.2 顺汽流方向顺时针 进汽压力及变化范围 MPa -15 额定排汽压力 +10 -0.3 3.43 进汽温度及变化范围 ℃ 435 额定排汽压力 MPa 0.0078（绝对） 额定进气量 T/H 31.2 非调抽汽压力 MPa 0.49 抽汽量额定 T/H 5 冷却水温 ℃ 正常20℃，最高33℃ 给水回热级数   2 给水温度 ℃ 105 临界转速 r/min 1852 额定转速时振动值 mm ≤0.03（全振幅） 临界转速时振动值 mm ≤0.15（全振幅） 汽机安装时时最大件重量 t 8 汽机检修时时最大件重量   8 转子重量 t 2.73 汽机外形尺寸(平台上) m 3.727×3.15×2.035 汽机中心标高（平台上） m 0.63 转速不等率 % 4.5±0.5 调速迟缓率 % 0.5 空负荷同步器调速范围 % -4- +6 主油泵压增 MPa 0.6 脉冲油压与主油泵进口油压差 MPa 0.294 危急遮断器动作转速 r/min 3300-3360 轴向位移 mm 0.7 润滑油压 MPa 0.08-0.12 汽轮机油牌号 mm L-TSA 46# 汽轮油泵自启时主油泵出口压力 MPa 0.45（表） 汽轮油泵自闭时主油泵出口压力 MPa 0.55（表） 轴向位移遮断器动作时控制油压 MPa 0.245 润滑油压 降低保护 报警 MPa 0.055（表） 低压交流油泵投入 MPa 0.04（表） 低压交流油泵投入 MPa 0.03（表） 停机 MPa 0.02（表） 电动盘车不得投入 MPa 0.015（表） 轴承温度 升高报警 报警 ℃ 65（回油温度） ℃ 85（轴瓦金属温度） 停机 ℃ 70（回油温度） ℃ 100（轴瓦金属温度）         1.3.2主要辅机设备技术数据 凝气器 型号 N—560 表面式 冷却面积 m2 560 冷却水量 T/H 1000 冷却水温 ℃ 20 蒸汽压力 MPa 0.0078(绝) 蒸汽流量 T/H 23.12 冷却水压力 MPa 0.2（表） 无水重量 T 13 两级射汽抽气器 型号   C-20 工作蒸汽压力 MPa 1.18~1.37 抽气量 Kg/h 20 耗汽量 Kg/h 200 起动抽气器 型号   CD14 工作蒸汽压力 MPa 08~1.2 汽封加热器 传热面积 m2 20 水侧压力 MPa 0.785 抽气器工作蒸汽参数 压力 MPa 0.6-1.2 温度 ℃ 260-435 流量 Kg/h 36 冷油器 型号   YL—12.5-1 冷却面积 m2 12.5 冷却水量 T/H 45 冷却油量 L/min 400 冷却水温（max） ℃ 33 冷却管材质   HSn70-1A 冷却管规格   ∮12×1㎜ 台数   2 凝结水泵 型号   3N6×2 流量 m3/H 22 扬程 m 61 转速 r/min 2950 电机功率 KW 15 额定电流 A 29 主油泵 压增 MPa 0.6 流量 l/min 500 注油器 台数   1 出口油压 MPa 0.123 汽轮油泵 工作蒸汽压力 MPa 0.785-1.18 工作蒸汽温度 ℃ 420 转数 r/min 6000 压力 MPa 0.54 流量 m3/H 24 直流辅助油泵 型号   KCB300-3 流量 m3/H 20.5 电机功率 KW 5.5 额定电流 A 30.3   电机型号   Z2-61 排出压力 MPa 0.353 转速 r/min 1000 交流辅助油泵 型号   KCB300-1 流量 m3/H 20.5 电机功率 KW 5.5 额定电流 A 12.6 电机型号   Y132MZ-6 排出压力 MPa 0.353 转速 r/min 960 油箱 体积 m3 1.6 低压加热器 型号   JD-20 形式   单路四流程表面式 传热面积 m2 20 汽侧压力 MPa 0.196 水侧压力 MPa 0.6 循环水泵 型号   300S—32A 扬程 m 27 流量 m3/H 711 转速 r/min 1480 功率 KW 75 额定电流 A 138.3           1.3.3测点参数 测 点 单位 正常值 报警值 联锁值 备注 上限 下限 主汽门前蒸汽压力 MPa 3.43 3.63 3.13     调节级后蒸汽压力 MPa -0.875         排气室压力 MPa 0.0078         低加进气压力 MPa 0.074         汽封加热器工作蒸汽压力 MPa 0.8-1.2         汽封加热器汽侧压力 MPa 0.095-0.097         润滑油压 MPa 0.08-0.12   0.055 0.03   润滑油压 降低保护 低压润滑油泵投入 MPa       0.04   盘车不可投入 MPa       0.015   主油泵出口油压保护 辅助油泵停止 MPa       0.55   辅助油泵自动开启 MPa       ≤0.45   主油泵进口油压 MPa 0.0667         主油泵出口油压 MPa 0.6667         汽轮机前轴承回油温度 ℃ ＜60 65   70   汽轮机后轴承回油温度 ℃ ＜60 65   70   推力轴承回油温度 ℃ ＜60 65   70   推力瓦温度 ℃ ＜80 85   100   汽轮机前轴承轴瓦温度 ℃ ＜80 85   100   汽轮机后轴承轴瓦温度 ℃ ＜80 85       发电机前轴承轴瓦温度 ℃ ＜80 85       发电机后轴承轴瓦温度 ℃ ＜80 85       冷油器进油温度 ℃ 45-55         冷油器出油温度 ℃ 35-45 50 25     主汽门前蒸汽温度 ℃ 435 345 420     汽机调节级后温度 ℃ ～313       额定工况 排气室温度 ℃ ～41         凝汽器进气温度 ℃ ～41         凝汽器凝结水温度 ℃ ～41         凝汽器抽空室温度 ℃ ～41         低加进汽温度 ℃ ～100       额定工况 低加进水温度 ℃ ～41       额定工况 低加出水温度 ℃ ～86       额定工况 冷油器进水温度 ℃ ～20         冷油器出水温度 ℃ ～30         汽缸上下半温差 ℃ ≤50 50       汽缸上下法兰温差 ℃ ≤50 50       低加水位 mm 300 350 250   距底部法兰 凝汽器热井水位 mm 350 700 100   据凝结水出口 油箱油位 mm 225 100 350   距油箱底板 汽轮机转子轴位移 mm ≤0.4 ±0.4 ±0.7     汽轮机前轴承座振动 um ≤0.03 0.05 0.07     汽轮机后轴承座振动 um ≤0.03 0.05 0.07     发电机前轴承振动 um ≤0.03 0.05 0.07     发电机后轴承振动 um ≤0.03 0.05 0.07     汽轮机转速 r/min           汽轮机转 速连锁 启动盘车 r/min       ≤1   停盘车 r/min       ≥15   高压油动机行程 mm                             第二章  汽轮机的起动、正常维护及停机 2.1冷态起动前的准备工作 2.1.1一般要求 a肯定检修工作已全部结束，清除一切与生产无关的东西，保持机组及周围场地清洁。 b蒸汽管道等保温必须完好，汽缸及蒸汽管内放完积水。 c油箱内有足够的符合质量的油（油位应接近最高值）。 d各辅助设备完整好用。 e调节汽阀连杆上各油杯中加足润滑脂。 f各处仪表齐全完好，指示准确。 g各水位计、油位计装置良好，使用正常。 h各信号装置工作良好。 i由汽机主操通知其他有关岗位运行人员，说明起动时间。 j起动的时间及从暖管开始后的各项操作时间均应记录在运行日志中。 2.1.2调节、保安、油系统的检查 a油箱的油位应正常，打开油箱底部放油门，检查是否有积水及杂质，没有时关闭。 b检查调节、保安、油系统各压力表阀门应开启，各仪表应投入使用。 c同步器调压器手轮放至下限位置，调压器切换手柄放至“解列”位置，启动阀旋至放松位置。 d危急遮断器、轴向位移遮断器在掉闸位置，电磁阀、电磁换向阀送上电源。 e汽轮机各保护、联锁开关在断开位置。 f开启交流辅助油泵进、出口阀门，起动交流辅助油泵，检查其出口压力不小于0.353Mpa，油泵运转正常，油系统无渗漏，各轴瓦回油正常。 g投运盘车装置 ①起动盘车电机检查电机旋向正确，停下电机。 ②旋转盘车电机上的手轮，同时逆时针转动盘车手柄至“啮合”位置。 ③打开进油旋塞，起动盘车电机，投入盘车装置。 ④检查盘车装置运行正常，汽轮机内部无磨擦声，投入低油压保护开关。 2.1.3汽水及其他系统的检查 a检查并手动关闭下列阀门 ①电动主汽门（转换开关切至电动）及其旁路门，自动主汽门，Ⅰ、Ⅱ段抽汽供汽门，低压加热器进汽门，汽轮油泵自启动装置进汽总门及出口门，汽封供汽一、二次门及汽封回汽门，主、辅抽气器进汽总门、各进汽门。 ②凝结水泵出口门，管路放水门，主抽气器旁路门，轴封加热器旁路门，疏、放水门，低压加热器旁路门、出口门。 ③主、辅抽气器空气门，低加空气门、疏水器及危急泄水器进、出口及旁路门、汽平衡门。 ④Ⅰ、Ⅱ段抽汽管道及阀体疏水门，主抽气器疏水门、放水门，疏水膨胀箱放水阀门。 ⑤冷油器进水门，空冷器进水门。 ⑥轴封加热器排大气门。 b开启下列阀门 ①汽轮油泵自启动装置进、出口门，电动主汽门前疏水直排门，自动主汽门前疏水直排门，导汽管疏水门。 ②凝结水泵进口门、进口空气门，主抽气器水侧进、出口门，轴封加热器水侧进、出口门，低压加热器水侧进口门，凝结水再循环门（稍开），联系锅炉值班人员检查开启凝结水至除氧器阀门。 ③凝汽器甲、乙侧空气门，水侧放空气门。 ④冷油器进、出口油门、出水门，空冷器出水门。 ⑤投运空冷器滤水器、冷油器滤水器。 c给凝汽器热水井中补充化学补充水至3/4水位。 d起动前的准备工作完成后向班长及值长，在取得其许可后通知锅炉向汽机供汽、暖管。 2.2暖管 2.2.1缓慢开启主蒸汽管道锅炉至汽机侧总门进行电动主汽门前暖管。当电动主汽门前排地沟管路有蒸汽冒出时，应将其疏水切换至疏水扩容器，同时关闭排地沟阀门。 2.2.2随着电动主汽门前管道压力的升高，逐渐调小电动主汽门前疏水阀门，当电动主汽门前蒸汽压力接近正常后，稍开汽轮油泵进汽总门，开汽轮油泵进汽门对汽轮油泵进行疏水和暖机3-5分钟，然后全开汽轮油泵进汽总门，调整进汽门保持汽轮油泵出口油压不小于0.54Mpa。稍开自启动进汽门，开自启动上的排空旋塞有蒸汽冒出时关闭，开大自启动进汽门，出口门关汽动油泵进汽门。 2.2.3停运交流辅助油泵,检查润滑油压应高于0.08Mpa。 2.2.4再次检查汽轮机各轴瓦油流正常，油系统各处无渗漏。 2.2.5 起动凝汽系统，抽真空 a通知运行人员起动一台循环水泵向凝汽器供水。 b手动稍开循环水泵出口门向凝汽器充水，当发现其出口放空气门有水流出时关闭放空气门，全开循环水泵出口门及凝汽器两侧出水阀门，将凝汽器水侧投入运行。 c试开两台凝结水泵，并在试验联动装置后，停下其中一台。 d调整凝结水再循环门，使凝结水流量保持在10～15T/H。 e全开抽气器进气总门，稍开起动抽气器进汽门，保持0.3Mpa压力暖管3～5分钟。 f开大起动抽气器进汽门，调整进汽压力0.8～1.2Mpa,全开空气门抽凝汽器真空,保持真空高于0.06MPa。 2.2.6暖管 在凝汽系统投运正常后即可开始至自动主汽门前的暖管工作,其具体操作如下: a检查自动主汽门前疏水门已开启。 b全开电动主汽门旁路门一次门,用二次门控制自动主汽门前管道压力0.2～0.3Mpa(表),暖管20～30分钟。 c逐渐开大旁路二次门,以每分钟0.1～0.15Mpa的速度升压至额定值。 d升压过程中,应根据压力升高程度适当关小自动主汽门前疏水直排门,并检查管道膨胀及支吊架状况,当排地沟管道有蒸汽冒出时应将疏水切换至疏水扩容器,同时关闭疏水直排门。 e当自动主汽门前蒸汽压力升至额定值以后,主蒸汽管路暖管结束。 2.3冲动汽轮机 2.3.1冲动汽轮机前进行下列工作 a检查各参数需符合下列要求 ①主蒸汽温度高于350℃,主蒸汽压力高于3.0Mpa(自动主汽门前)。 ②凝汽器真空高于0.06Mpa。 ③主油压高于0.54Mpa,润滑油压高于0.08Mpa,润滑油温高于20℃。 b同步器、调压器手轮放在下限位置，调压器切换手柄放在“解列”位置。 c经电气人员检查发电机绝缘合格，检查汽轮机各轴承油流正常。 d打开导汽管疏水阀门。 e打开汽封管路疏水门，对其充分疏水后并闭，全开汽封供汽总门，全开轴加进汽门投运轴封加热器。 f投入除低真空保护之外的其余各保护装置。 2.3.2自动主汽门冲转 a全开电动主汽门，同时关闭其旁路一、二次门，关小自动主汽门前疏水门。 b危急遮断器、轴向位移遮断器挂闸。 c旋转启动阀手轮（启动阀手轮应开足）。 d缓慢开启自动主汽门，以主汽门后压力不高于0.5Mpa的汽压冲动转子，转子冲动后应立即关小自动主汽门，将汽轮机转速控制在200r/min。并注意检查通流部分、轴封、主油泵等处有否不正常声音。 e同时稍开前后汽封供汽门向汽轮机轴封系统供汽并检查后轴封信号管有蒸汽冒出。 f当汽轮机转速超过盘车装置转速，盘车齿轮应自动脱开，停转电机，手柄锁住，关闭进油门。 g调整低加凝结水放水门，保持热水井正常水位并开始记录各仪表数值。 h一切正常后，将转速保持在300～500 r/min，暖机20～30分钟，注意各轴承的温升及各部位的膨胀、振动情况。（第一次启动可适当延长暖机时间）。 i暖机过程中，应注意保持汽轮机后汽封信号管有少量蒸汽冒出，并维持真空不低于冲动前数值，通知化学化验凝结水品质。当真空达0.07Mpa以上时，倒用主抽气器，步骤如下： ①开主抽气器二级进汽门，保持压力1.2～1.4Mpa。 ②开主抽气器一级进汽门,保持压力1.0～1.2Mpa。 ③开主抽空气门，注意真空变化，主抽工作正常后，全关起动抽气器空气门，然后关闭其进汽门，停用起动抽气器。 j低速暖机后，肯定机组一切正常，可逐渐开大自动主汽门，用10分钟时间升速至1200～1400 r/min暖机10分钟。（在升速过程中，振动超过允许范围时，应延长暖机时间） k当轴承进口油温高于40～45℃时，将冷油器进水门开启，调整冷油器出口油温保持在35～45℃。 l用5分钟时间升速至2500 r/min，暖机2分钟，注意通过临界转速时应迅速平稳地通过，此时机组的振动应不大小0.15㎜。 m用5分钟时间均匀升速，约在2650 r/min时调速器开始动作，应注意调速器投入情况，并记录调速器动作转速。 n全开自动主汽门，用同步器将汽轮机转速提升至额定值，注意关小导汽管疏水，并记录汽缸膨胀指示值。 o在整个升速过程中应注意： ①随时监视机组声音、振动和热膨胀、油温、油压等的变化，出现不正常现象，应停止升速或降低转速进行检查处理。 ②当主油泵出口油压升高到规定值后，应注意检查汽轮油泵是否自动关闭，若不能自动关闭应手动关闭。 ③主蒸汽温度高于400℃时关闭主蒸汽管道各处疏水阀门。 ④汽轮机升速完毕后，真空应达到0.08Mpa以上，空负荷运行排汽温度应在100℃以下，投入低真空保护开关。 p凝结水化验合格后，关闭低加放水门，开启低加出水门回收凝结水。 q满速后全面检查汽轮机设备一次，并注意检查及调整油系统各油压正常，同步器控制升速、降速平稳。一切正常后，将自动主气门关1/3处，手击危急遮断器，检查调速气门、自动主气门的严密性。当转速下降低于3000r/m合危急遮断器开自动主汽门，保持转速3000r/m将同步器切换至电动位置向主控发出“注意”、“可并列”信号。 暖机升速时间表如下： 转速r/min 0～200 300～500 1200～1400 2500 3000 升速时间（分钟） 冲动 1 10 5 5 停留时间（分钟） 2 20 10 2 共计55分钟             2.3.3电动主汽门旁路冲转 a当主蒸汽管道暖管结束后，全关电动主汽门旁路二次门，放主汽门前蒸汽压力到压力到零，关闭疏水门 ； b将危急遮断器、轴向位移遮断器挂闸。 c逆时针方向旋转自动主汽门手轮，全开自动主汽门； d旋转启动阀手轮（启动阀手轮应开足）； e缓慢开启电动主汽门旁路二次门，冲动汽轮机转子； f用电动主汽门旁路二次门控制汽轮机暖机、升速的其它操作； g当汽轮机转速达到调速器动作转速时，电动全开电动主汽门，全关其旁路一、二次门，用同步器升速至额定值； h其余操作项目及注意事项同自动主汽门冲转操作。 2.4带负荷 a在机组带负荷时应注意下列情况： ①随时调整汽封，逐步关小汽封进汽门，直至关完开回汽门。 ②逐步开大低压加热器出水门，关小再循环门，保持凝结水流量不小于10-15t/h，热水井水位正常 ③在每一负荷停留时间里记录振动和轴向位移指示，若发现振动增加应停止加负荷，延长暖机停留时间。 ④加强对油流、推力瓦温度监视，加强听音并注意膨胀情况。 ⑤发电机入口风温达30℃时，开启空冷器进水门。 b接主控室“注意”“已合闸”信号后，检查负荷表是否有指示，周波表指示与汽机转速是否吻合。 c全面检查正常后，用5分钟时间，带负荷至500KW停留15分钟做全面检查（第一次起动可适当延长时间）。 d用 5分钟时间带负荷至1500KW停留5分钟，负荷达1300KW投运低压加热器。 e用5分钟时间带负荷至3000KW停留15分钟，Ⅱ段抽汽压力高于0.15Mpa时投运Ⅱ段抽汽,并开启除氧器加热汽门,向除氧器送汽。 g用20分钟带负荷至6000KW并记录膨胀指示及轴向位移。 h注意在增加负荷过程中，应随时检查机组运行情况，发现异常，应查明原因，采取相应对策。 2.5热态起动 停机在12小时以内，高压调节级后温度不低于150℃时，应作为热态启动，必须遵守下列规定： 2.5.1预知在短时间内将起动时，投运盘车装置连续盘车。 2.5.2先向汽封送汽，并投轴封加热器，再按操作顺序抽真空。 2.5.3当真空达到0.07Mpa以上时方可冲动。 2.5.4热态起动应根据停机时间长短适当缩短暖机和带负荷时间，主要根据机组振动、推力瓦温度是否正常判断。 2.5.5停机4～8小时期间一般不起动，若必须起动时应特别加强各方面的监视。 2.6运行中的检查与维护 2.6.1运行中应经常监视下列各项主要参数,使其符合规定: a 汽压：正常3.43Mpa 最高3.626Mpa 最低3.136Mpa; b汽温:正常435℃  最高:445℃ 最低:420℃ c冷却水温度:正常27℃ 最高33℃ d真空:高于0.081 Mpa e转速:3000r/min f周波:正常50赫±0.5周/秒 g油压: 主油压0.883Mpa 脉冲油压0.35Mpa 润滑油压0.08～0.12Mpa h油温:正常38～42℃ 最高45℃ 最低35℃ i排汽温度: 带负荷不大于60℃ 空负荷不大于100℃ j油箱油位: 最高+100㎜ 最低-100㎜ k轴承温度:不应高于65℃ l轴承各方向振动:小于0.05㎜ m发电机风温:进风5～40℃,出风小于70℃ 2.6.2主要维护事项: a经常监视各仪表指示变化情况,每小时记录一次，发现仪表读数与正常数值有差别时相应查明原因。 b经常检查机组运行情况，如发现异常情况，应积极采取措施，并作详细记录。 c定期作汽轮油泵投入运行试验。 d定期将主汽门阀杆上下移动，保持其灵活性。 e保安系统动作试验。 f定期检查油位、油压,并根据需要补充新油。 g根据负荷调整汽封，使信号管有少量蒸汽冒出。 h根据汽压经常调整两级抽气器、进汽压力,保持1.2Mpa—1.4 Mpa。 i定期对仪表及磨擦部分加油。 j设备周围场地以及生产现场保持整洁。 2.6.3在下列情况下禁止起动汽轮机: a油温低于20℃或润滑油压低于正常时。 b任一保安装置工作不正常。 c主汽门、调节汽阀、抽汽逆止阀有卡涩现象。 d辅助油泵自启动装置工作不正常。 e转速表及其他指示仪表出现不正常误差。 f机组振动超过0.07mm。 2.7停机 2.7.1停机准备: a降负荷前应通知各有关部门做好准备。 b低速试验汽轮油泵、起动交流辅助油泵试转良好。 c逐渐减去机组负荷并注意调整汽封供汽及凝结水再循环门。 d若抽汽投入时,应先切除抽汽。 2.7.2减负荷 a负荷在2000KW左右, 二段抽汽压力低于0.15 Mpa 关闭除氧器加热阀。 b负荷在1300KW左右,三段抽汽压力低于0.065 Mpa 时,关闭三段抽汽阀及低加进汽门,并逐渐关小低压加热器出水门,开大凝结水再循环门。 c注意检查调节汽阀有否卡涩,如调节汽阀卡住而且不能在运行中消除时,应逐渐关闭自动主汽门或电动主汽门,减负荷停机。 2.7.3停机 a接电气“注意”“已断开”信号，并确认发电机确已退出电网时，将同步器摇到下限位置，逐渐关小自动主汽门，约关到1/3开度时，打掉危急遮断油门，检查主汽门、调节气阀是否关闭，将主汽门手轮、启动阀旋紧，解除低真空保护，同时记录时间。 b停机降速过程中，应注意汽轮油泵是否自动投入，否则应手动起动油泵，维持润滑油压不低于0.055 Mpa(表),稍开起动抽气器空气门,保持惰走真空,并随时调整汽封进汽,经过临界转速后,逐步关小汽封进汽。 c在200r/min时,停主抽气器。先关空气门,然后关进汽门和疏水门,注意转子静止时间。 d转子静止,真空到零,立即关闭汽封进汽门,打开各疏水门,记录惰走时间。 e 投入盘车连续运行。汽轮油泵运行20分钟后，解除交流辅助油泵联锁开关，起动交流辅助油泵,全关汽轮油泵进汽总门，停止汽轮油泵运行。 f关闭机总汽门，关闭空冷器进水门。 g停机20分钟后，停止凝结水泵，汽缸温度低于50℃时停止循环水泵。 2.7.4停机后的盘车及注意事项 a油温低于35℃时关闭冷油器进水门 b交流辅助油泵连续运行,连续盘车,汽缸金属温度(调节级后)降为250℃后,每半小时盘转转子1800,直至汽轮机完全冷却(汽缸金属温度低于150℃)停止盘车。期间确需停运盘车或交流辅助油泵，需经有关领导同意。 c停机后必须打开与汽机相连的各疏水排汽管道,绝对禁止任何蒸汽从主汽门、抽汽阀或疏水管道等处进入汽机内部。 第三章    汽轮机事故的处理 3.1故障停机 3.1.1汽轮机在下列情况下应紧急停机： a汽温急剧下降，汽机严重水冲击。 b机组突然发生强烈振动或有清脆的金属响声。 c转速急剧上升至3360 r/min而危急保安装置不动作（不破坏真空）。 d轴承回油温度超过70℃或轴瓦金属温度超过100℃无法立即消除。 e油箱油位急剧下降到最低允许油位以下无法立即恢复。 f润滑油压突然下降至0.03Mpa且无法立即恢复。 g油系统着火不能立即扑灭。 h主油泵发生故障。 i主蒸汽管破裂（不破坏真空）。 j发电机内冒烟或着火。 k转子轴向位移超过+0.7㎜,轴向位移遮断器或轴向位移监视装置不动作。 3.1.2紧急停机的操作： a手打危急保安器，并破坏真空，关闭主汽门及各段抽汽门。 b向主控室发出“注意”“机器危险”信号联系电气解列发电机。 c起动汽轮油泵。 d打开各疏水阀、开启凝结水再循环门。 e向值长汇报事故情况。 f详细记录事故经过。 g其它按正常停机操作进行。 3.1.3一般事故停机 a在下列情况下班长与值长联系减负荷故障停机: ①真空低于0.06Mpa已运行半小时无法恢复正常。 ②汽温高于450℃，汽压高于3.9MPa已运行半小时无法恢复正常。 ③汽压低于1.6Mpa已运行半小时无法恢复。 b一般故障停机操作: ①向主控室联系,减完全部负荷解列发电机。 ②起动汽轮油泵。 ③开大凝结水再循环门。 ④完成其它停机操作。 3.1.4事故处理的原则: a值班人员根据仪表指示和机组外部的征象、声音应迅速判断故障的性质、范围以及可能造成的后果，沉着镇定地按有关规程进行处理。 b迅速消除对人身和设备的危险,必要时应立即解列发生故障的设备。 c设法保证厂用电的正常供应。 d保证所有未受损害的机组能正常运行。 e消灭故障的每一阶段都尽可能迅速地报告值长和班长。 f故障消除后，将现象、时间、经过和采取的措施等详细正确地记入运行记录。 3.2汽压、汽温不符合额定规范： 3.2.1汽压升高 a高于3.6 Mpa时,立即通知锅炉迅速降低压力。 b高于3.8 Mpa时,关小电动主汽门节流降低压力，保持汽轮机前压力正常。 c高于3.9 Mpa时,或在此情况下运行半小时无法降低时,应故障停机 3.2.2汽压降低： 3.2.2.1锅炉未压火： a低于3.3Mpa时通知锅炉迅速升高压力。 b低于3.0Mpa时报告值长。 c低于2.8Mpa时通知主控减负荷。 d低于1.8Mpa时或已运行半小时无法恢复时,故障停机。 各种压力情况下,允许负荷变化对照表 压力Mpa 2.8 2.6 2.4 2.2 2.0 1.8 负荷KW 5000 4000 3000 2000 600 0               3.2.2.2锅炉压火： a锅炉通知压火后，迅速降低负荷。 B主蒸汽压力低于2.2MPa时应故障停机。 各种压力情况下,允许负荷变化对照表 压力Mpa 2.8 2.6 2.4 2.2 负荷KW 5000 3000 1000 0           3.2.3汽温升高： 汽温在450℃或在运行半小时无法降低时应故障停机，（全年运行累计不超过20小时）。汽温超过450℃，应汇报值长后立即打闸停机。 3.2.4汽温降低： a低于430℃通知锅炉升高汽温。 b低于400℃开启电动主汽门前、自动主汽门前疏水门并通知主控减负荷。 c低于360℃或在此运行半小时无法升高，应故障停机。 d汽温下降时应严格监视蒸汽管路及本体，特别注意水冲击的发生。 E汽温急剧下降超过50℃，应立即打闸停机，以防水冲击事故的发生。 各种温度下允许负荷变化对照表： 汽温℃ 400 395 390 385 380 375 370 360 负荷KW 6000 5000 4000 3000 2000 1000 500 0                   3.3真空下降： 3.3.1真空下降时检查： a对照真空、排汽温度和主抽气器一、二级真空表判断真空是否确实下降。 b检查循环水入口压力，出口温度及冷却塔运行情况。 c检查汽封供汽是否中断，主抽气器进汽压力，汽侧水位是否正常。 d检查凝结泵出口压力、入口真空及热水井水位是否正常，检查真空状态运行的蒸汽管，疏水管是否严密。 e检查辅助抽气器空气门是否关严，主抽气器空气门是否全开，法兰、空气门盘根、水位计等处是否漏空气。 f检查无结果，真空继续下降，应报告值长。 g真空降至0.078MPa时，应起动辅助抽气器，并向主控联系减负荷。 h注意检查机组振动，推力瓦温度无大变化，汽缸的动静部分不磨擦，排汽温度空负荷不大于100℃，带负荷时不大于60℃。 i真空低于0.06MPa半小时内不能恢复正常时故障停机。 各种真空下允许负荷变化对照表: 真空MPa 0.08 0.078 0.076 0.073 0.071 0.069 0.064 0.062 负荷KW 6000 5000 4000 3000 2000 1000 500 0                   3.3.2真空下降原因及处理方法： a循环水中断： 现象：循环泵出口压力至零，电流到零，真空急剧下降。 处理：若电源正常，应迅速抢合循环水泵一次，并注意电机运行情况是否正常；抢合无效，应迅速起动备用泵，若无法恢复，真空继续下降，应根据真空降低通知主控减负荷。 b循环水量减少： 现象：真空下降到一定程度不再下降，循环水出口温度差增大，压力下降。 处理：增开循环水泵，开大凝汽器，循环水出水门，开启循环水管上部排空气门排空气，检查滤水网，检查水池水位。 c凝汽器堵塞： 现象：循环水进水压力升高，出水压力降低，进出水温差增大，压力下降。 处理：减负荷半边解列轮换检查情况。 d凝汽器铜管破裂： 现象：真空降低凝结水硬度增加，热水井水位升高，凝结泵在同负荷下电流升高，流量增大。 处理：减负荷半边解列轮换运行，判明故障侧质，处理堵漏。 e抽气器冷却水量不足： 现象：真空降低,抽气器信号管冒白气，凝结水进出口温差增加，抽气器本体温度升高。 处理：检查抽气器旁路门是否关严，开大凝结水再循环门，关小低压加热器出水门。 f抽气器喷嘴堵塞： 现象：外壁温度下降，凝结水进出口温差减小，疏水量减少，信号管吸气，真空急剧下降，进汽压力升高。 处理：开大进汽门，用小锤轻击喷嘴外壁，使汽压正常，连续开大关小进汽门冲刷喷嘴，若无效立即起动辅助抽气器维持运行，对故障抽气器进行处理。 g抽气器铜管破裂，胀口松驰： 现象：真空降低，疏水温度下降或信号管冒水。 处理：起动辅助抽气器，并减负荷，停主抽气器检修。 h真空系统漏气： 检查凝汽器、低压加热器水位计是否关严，检查真空状态工作的一切管道、阀门、盘根是否漏气。 3.4油系统及调速系统故障 3.4.1主油泵工作失常： 现象:主油压下降、主油泵处有异音或振动增大。 处理：a判断确定主油压下降时，起动汽轮油泵，并注意油系统变化。 b立即报告值长 c主油压继续下降无法恢复时，应故障停机。 3.4.2油位、油压同时下降： 处理:a检查压力油管是否破裂或泄漏，堵塞漏处并向油箱补油。 b冷油器铜管漏油时，应迅速切除泄漏冷油器。 3.4.3油压下降、油位不变： 处理:a起动辅助油泵，检查主油泵入口、出口油压是否正常。 b检查汽动、电动油泵逆止门是否不严。 c检查各滤网是否堵塞。 d检查调整节流止回阀。 3.4.4油位下降、油压不变： 处理:a检查各油位计是否正常。 b检查交流辅助油泵入口管、注油器油管、事故放油管、冷油器放油管、油箱放油是否漏油。 c消除漏油并向油箱补油。 3.4.5、油系统着火 处理:a立即报告值长，并用泡沫、二氧化碳灭火器、湿布、湿衣服等灭火。 b禁止用水和砂子灭火。 c情况恶化或油箱着火，应紧急破坏真空停机，并开启事故放油门。 3.4.6油管堵塞： 现象：轴承油温迅速上升，回油减少甚至中断而冒烟。 处理：a报告值长，起动汽轮油泵，提高油压，并敲击油管，切换滤网并清洗。 b若处理无效，或情况迅速恶化，破坏真空紧急停机。 3.4.7冷油器出油温度升高： 处理:a循环水及冷油器入口水压同时下降或到零，应开大循环水泵出口门或启动备用水泵，或倒用工业水。 b循环水压不变，仅冷油器入口水压下降，应打开滤水器旁路门，并清洗滤水器滤网。 3.4.8汽动油泵工作失常： 现象：振动，发出噪音，油压下降或波动。 处理：a若机组低速暖机尚未结束时发生应起动交流辅助油泵，停止主机启动。 b汽轮机升速时发生，若油压基本能保证润滑，应迅速继续升速，直至主油泵工作。 c 停机时发生，应起动交流辅助油泵，若交流辅助油泵也失常，应迅速升速，直至主油泵工作，并迅速抢修好一台油泵。 3.4.9调速系统故障： a调速汽门横担拉杆断裂或门头脱落： 现象：单机运行转速突然下降，并列时，负荷突然下降。 处理：故障停机处理。 b三角架、滑块、部分、调速汽门卡死： 现象：油动机摆动、转速，负荷摆动，带不上或减不下负荷。 处理：与主控联系，将负荷调到与调速汽门开度相适应位置并报告值长，检查各活动部分，清除杂物并加油，增减负荷或用撬扛试活动。 c调压器工作失常: 现象:调速系统摆动工作不稳定,工业抽汽压力波动大。 处理:①立即将调压器切换手柄切至“解列”位置，解除调压器工作。 ②检查机组负荷是否过低。 ③对调压器系统进行全面检查，消除缺陷。 3.5汽轮机超速 现象：声音不正常，转速表指示上升、转速超过危急遮断器动作转速。 处理：a手动危急遮断油门，故障停机。 b检查主汽门、调速汽门、抽汽逆止门是否关闭，如未关严应迅速设法关严。 c全面检查机组振动、声音、轴向位移、油压、轴承温度并报告值长。 3.6轴向位移增加 现象：轴向位移指示及轴向位移遮断器油压超过额定范围，推力瓦温度升高，机组发生振动，甚至有金属噪音。 处理：a迅速检查推力瓦温度、负荷、振动、汽压、汽温、真空等，倾听汽机内部及推力瓦声音，确信在同一负荷下，轴向位移是否增加。 b立即报告值长，要求减负荷，直至轴向位移恢复正常值。 c联系锅炉、电气、使造成影响的参数恢复正常（如消除过负荷，升高汽温等）。 d若采取上述措施后，仍无法恢复正常，或情况迅速恶化，应紧急停机。 3.7水冲击： 现象：a汽温急剧下降，汽封信号管、蒸汽管法兰处冒白汽，有水击声或滴水。 b轴向位移增加、推力瓦温度升高、机组振动，内有金属噪音。 c转速、负荷下降。 d若因加热器故障引起，则加热器的压力升高，抽汽管路振动。 处理：a迅速紧急破坏真空停机。 b记录惰走时间，开启所有疏水门，加强听音检查、监视推力瓦温度、轴向位移等。 c若惰走时间正常，推力瓦温度正常，机组不振动，内部没有磨擦声，并经处理有关参数正常，故障加热器切除，在得到值长同意后，可以重新起动，但要谨慎监视，加强疏水。 d水击时停机，若惰走时间缩短，其它也不正常，应汇报分场及生产部暂不能起动机组。 3.8甩负荷： 现象：共同点为负荷到零，几种不同情况为： a调速汽门关小、转速升高并稳定在一定数值。 1 危急遮断器、电磁阀，轴向位移遮断器等保护未动作。 2 机组声音突变，转速上升并稳定到某一数值上，即危急遮断器动作值以下。 3 有功功率为零。 4 调速器门关小到空载位置。 5 蒸汽流量及凝结水流量减少。 b调速汽门、主汽门关闭、转速先升高然后逐渐降低。 1 机组声音突变，负荷指示到零。 2 调速气门及自动主汽门关闭。 3 转速上升后又下降。 c调速汽门、主汽门关闭、转速下降。 d调速汽门、主汽门关闭、转速保持3000r/min。 处理：a危急遮断器未动作，机组已解列。 ①同步器摇至空负荷位置，降低转速。 ②调整汽封，开启凝结水再循环门，关小低压加热器出水门。 ③关闭各段抽汽。 ④全面检查推力瓦温度，轴向位移指示，振动、蒸汽参数。 ⑤一切正常后联系电气并列接带负荷。 b危急遮断器动作、机组解列。 ①检查调速汽门、主汽门和Ⅰ段抽汽逆止门是否已经完全关闭。 ②关严主汽门停用Ⅰ段抽汽。 ③调整汽封，开再循环门，关小低加出水门。 ④同步器摇至下限位置，关闭启动阀，转速低于3000r/min挂危急遮断器，投轴向位移遮断器，打开启动阀，升速至正常。 ⑤全面检查正常后，联系电气并列发电机，接带负荷。 c危急遮断器或汽轮机其它保护装置动作，机组解列，按b条规定操作，同时查明误动作原因，消除缺陷。 d危急遮断器或其它装置动作，机组尚未解列，迅速按b条操作，如超过3分钟没有完成各项操作，应通知主控解列发电机再进行操作。 3.9负荷突然增加： 处理:a检查负荷表，油动机行程，若超负荷，立即手摇同步器减负荷,并通知主控。 b全面检查机组运行情况,检查推力瓦温度、油压、汽压、汽温、真空、振动等是否正常，并注意热水井水位。 3.10不正常的振动和异音： a检查项目： ①油压是否下降，轴承进油、出油温度是否过高或过低。 ②轴承回油量是否减少。 ③主蒸汽温度是否过高或过低。 ④热膨胀是否均匀，有没有大的单向冷风吹袭机器。 ⑤推力瓦、主轴承、声音、温度是否正常，回油温度是否过高。 ⑥机器内部是否正常。 b、其它可能存在的原因： ①油膜不稳。 ②靠背轮中心不正。 ③发电机内部机件松驰。 ④轴承两侧间隙不合格，动静部分间隙调整不当，有磨擦。 ⑤大轴或其它部件变形。 ⑥调速传动装置、油泵有关部件结合不好或推力轴承前小轴折断。 ⑦发电机、汽轮机转子串动。 ⑧运行中叶片断裂、拉筋断裂、汽封磨擦、轮盘松动。 ⑨台板基础松动或振动。 c处理： ①冲动后振动增加，两端汽封有磨擦声，应停止起动，查明原因并消除。 ②起动升速中振动增加，若第二次升速仍然振动，应停机报告值长及分场。 ③发电机升压时振动增加，除去励磁后消除，这可能由于转子线圈短路而引起，应通知电气解决。 ④运行中振动增加，无法消除振动并超过0.05㎜时，停机。