汽轮机停机和事故
汽轮机停机和事故处理：
停机是指汽轮机从正常带负荷运行到盘车或静止状态的过程。包括减负荷、打闸、发电机解列、转子惰走、投盘车等过程。停机过程是汽轮机各金属部件降温冷却的过程，所以在汽缸内壁或转子表面产生拉应力，与启动相比更容易造成设备损坏。另外由于转子的冷却速度快于汽缸，胀差将出现负值，因此停机过程要注意汽轮机各部件的温度变化，主要是防止冷却不均匀或冷却过快产生过大的热应力、热变形、负胀差，造成设备损坏。
汽轮机的停机方式：正常停机和故障(事故)停机
一.正常停机：有计划地停机，如按预定计划检修停机或调度要
求停机。
正常停机:额定参数停机、滑参数停机
（一）额定参数停机
停机时,主蒸汽参数不变,依靠关小调节气门逐渐减负荷到零,直到转子静止的过程,称为额定参数停机.额定参数停机常用于短时间停机处理缺陷后,立即恢复运行的状况. 在这种情况下要求停机后汽轮机金属温度保持较高的水平。其优缺点:能保持汽缸处于较高的温度水平,便于下次启动,热应力小,负胀差较小;但是停机后要等较长时间,才能检修;不能利用锅炉余热。
（二）滑参数停机
停机如果是以检修为主要目的，希望机组尽快地冷却，则可选择滑参数停机方式。滑参数停机是指在调节气门全开状态下, 汽轮机负荷随着锅炉蒸汽参数的降低而下降，汽机的金属温度也随着相应下降。直至负荷到零为止。它可以使机组停机后汽缸金属温度降低到较低的水平,大大缩短了汽缸冷却的时间.其优缺点:采用滑参数停机有利于降低汽缸温度,有利于提前检修;可减少停机过程中的能量和汽水损失,可利用锅炉余热发电;滑参数停机对叶片喷嘴起清洗作用.但是采用此方式停机,热应力较大.
停机注意事项：
1. 汽轮机停机是启动的逆过程，启动过程的注意事项基本适用于停机。由于停机时汽轮机承受热拉应力，所以对新蒸汽的滑降有一定的规定，一般平均降温速度为1～1.5℃／min。
2.滑参数停机过程中，新蒸汽温度应始终保持50℃以上的过热度，以保证蒸汽不带水，在短时间内出现大的温降时，应果断打闸停机，以防出现动静间隙消失导致动静摩擦。
3. 停机前的准备工作：试转辅助油泵、盘车电机和顶轴油泵等。
4.滑参数停机过程中不得进行汽轮机超速试验。
5.按照先打闸，再解列发电机的原则操作
6、打闸发电机解列后,应准确记录汽轮机转子的惰走时间,这是判断汽轮机动静部分和轴承工作是否正常的重要依据.如果按同样的规律停机,若转子惰走时间明显缩短,可能是轴承工作恶化或是汽轮机内部动静部分发生摩擦,若惰走时间明显拉长,则是汽轮机的进汽阀或是抽汽逆止门关闭不严,有压力蒸汽漏入或返回汽轮机所致.
7、停机后转速到零，真空到零，断轴封汽，及时投入连续盘车，隔绝轴封漏汽及其它水源，防止进冷水冷气，导致大轴弯曲事故。
停机过程：
1. 滑降负荷或直接降负荷。
2. 启动油泵。
3. 打闸、查自动主汽门、调速汽门关闭、抽汽逆止门关闭。
4.发电机解列，转速下降。
5.打闸停机后要降低真空，使转子静止时真空到零。这是因为（1）惰走过程中真空降得慢，机组降速至临界转速时停留的时间就长，对机组的安全不利。（2）如果转子已经停止，还有较高真空，这时轴封供汽又不能停止，也会造成上下缸温差增大和转子变形不均发生弯曲。
6. 止速后投盘车。转子静止后,盘车装置应立即投入运行.
盘车的目的在于防止和消除大轴弯曲,均匀冷却轴颈,减少汽
缸温差.
停机后的维护措施
1.严密切断与汽缸连接的汽水来源，防止汽水倒入汽缸，引起
上下缸温差增大，甚至设备损坏。
2.认真监视除氧器、凝汽器，高低压加热器，汽封冷却器的水
位，防止满水进入汽轮机，造成汽轮机大轴弯曲事故。
3.认真做好停机记录
4.盘车运行期间定期检查盘车电流、润滑油泵、顶轴油泵的运
行情况。
．
二、故障（事故）停机：电网突然发生故障或汽轮发电机组
发生严重异常的情况下，保护装置动作或手动停机以达到保
护机组避免设备损坏或减少损坏的目的。当机组发生事故时，
为了不扩大事故，将设备损坏控制在最小范围，必须进行事
故停机。紧急事故停机的处理原则是先打闸切断汽轮机进汽，
然后在完成停机必要的其他操作。现代汽轮机组装有足够的
保护装置。事故停机的操作一般在相应的保护和连锁拒动的
情况下进行。
汽轮机事故处理原则：
1.机组运行中出现事故或故障时，均应按规程规定，以保人身、保设备、保电网为原则处理。
2.运行人员应根据仪表指示的变化和现象迅速准确地判断事故原因。及时处理，防止事故扩大，解除对人身和设备的威胁。
3.坚决执行紧急停机规定。
紧急停机的操作步骤：
1、手动停机按钮或手动危急保安器打闸
2、确认自动主汽门、调速汽门关闭、抽汽逆止门关闭。
3、启油泵
4、破坏真空
紧急事故停机时，可以不经过请示，立即打闸停机，根据事故性质，确定是否破坏真空。事故对设备造成的直接危害大，机组需要尽快停下来，以降低对设备的损坏，就应破坏真空，以缩短惰走时间；破坏真空停机，缩短惰走时间，是通过空气对转子剧烈摩擦，增加对转子的制动实现的，对汽轮机叶片有一定的影响。打闸后不再继续对设备造成直接危害，应不破坏真空。
汽轮机紧急停机条件
发生下列情况之一时，应破坏真空紧急停机：
1. 汽轮机升速至3360r/min，而危急保安器未动作。
2. 轴向位移达到极限，推力瓦温度明显升高时。
3. 胀差超限时。
4. 轴封摩擦冒火花。
5. 从汽轮机内部发出明显的金属摩擦声。
6.机组启动过程中，过临界时轴承振动超过0.1mm；轴振超过0.26mm。
7.机组发生强烈振动或任一轴承振动突然增加了0.05mm。
8.确认发生水冲击。
9.主汽温度急剧下降50℃或10min内下降50℃以上。
10．润滑油压下降到0.06Mpa.
11. 汽轮机发电机组任一轴承断油或回油温度急剧上升至75℃。
12.轴承冒烟或冒火花。
13.主油箱油位急剧下降到低限
14.油系统着火不能很快扑灭，危及机组安全时。
15.主轴瓦钨金温度超过85℃。
16.推力瓦钨金温度超过95℃。
17.主要系统管道破裂不能维持机组运行时。
18.发电机励磁机冒烟着火时。
发生下列情况之一时，应不破坏真空停机。
1.主汽温度升高到545℃运行30min，升高到546~550运行3min，主汽温度超过550℃。
2.主汽温度降至460℃。
3.主蒸汽压力升高至9.87Mpa，运行30min。
4.汽轮机无蒸汽运行超过3min，应立即联系发电机解列。
5.凝汽器真空降低到62KPa。
6.发电机断水时间超过30秒。
7.确认发电机内部漏水。
复习题
为什么停机时温降率比启机温升率小
为什么要求转速到0真空到0
紧急停机的条件
一.1999年3月3日5：02 #1机冲车，6：15并网带负荷，7：25 #1机负荷加至40MW，7：25 #1机副司机在接受班长投入“低真空停机保护”命令后，在“低真空停机”光字牌信号不亮的情况下投入保护，造成#1机跳闸，负荷甩到零，“主汽门关闭”信号发，“发电机跳闸”信号发，7：40 #1机恢复，并网带负荷。原因：运行人员没有及时发现“低真空停机”信号不亮的缺陷，造成信号已经复归的误判断，导致在投该保护时引起#机组解列停机。属于一类障碍。
二．8月22日#4机循环泵掉闸经过
事故经过：8月22日，15：50#4机监盘人员张淳光发现#4机A循环泵掉闸，B循环泵联动，B循环泵出口门蓝闪，恢复B循环泵电机操作开关，显示运行状态正常，这时B循环泵又掉闸，状态蓝闪，张淳光立即手动抢合A循环泵电机，启动
正常。期间#4机真空从-84KPa下降，最低至A侧-77Kpa，B 侧-73Kpa，负荷降至79MW,“凝汽器真空低报警”光字牌亮,#4机B射水泵联动。
15：51#3机监盘人员根据#4机事故状态，立即手动启动#3机B循环泵。
#4机副司机汇报在其巡检过程中，15：45左右发现在#4机循环泵坑排污泵处有两名头戴蓝色安全帽，身穿我厂工作服，脚穿雨鞋的工作人员在循环泵坑内。回到主控询问时，A 循环泵突然掉闸。速到就地检查时，发现两名工作人员已不在现场，循环泵事故按钮罩放在地上。
三．08年4月21日#3机自动主汽门犯卡分析
事件经过：
4月21日6：30，#3机准备冲车，关闭防腐门，开启电动主闸门，开启自动主汽门时，到70%犯卡开不动。手摇同步器和就地打闸、自动主汽门活动手轮均关闭不了，联系检修的同时，采取来回活动的措施，检修到场后认为主汽门门杆间隙不平衡导致卡涩，采取电动主闸门停电后稍开过汽暖门体，运行严密监视盘车转速。7：45停炉，8：44#3机全面停止检修主汽门。
事件原因：
检修解体自动主汽门后发现，门芯有氧化生锈皮，初步原因确定为氧化皮造成主汽门卡涩。
某厂一台凝汽式汽轮机为消除缺陷停机。在整个停机过程中未发现异常现象。停机后一小时又四十分钟，运行人员发现高低压汽封信号管冒出大量汽水，同时凝汽器水位已看不见。最初认为是凝汽器铜管破裂引起的。但化验水质合格，证明铜管不漏。班长到现场发现凝结水再循环门留在开启位置，主抽气器出水门未全关闭，约留两圈，因而凝结水母管的凝结水倒回凝汽器造成满水。经启动凝汽水泵排水，使凝汽器水位正常。约六小时后，检修工作完毕，启动汽轮机，当升速到1700~2200转/分时，汽轮机发生剧烈振动，轴向位移指示器摆动，降低转速继续暖机40分钟，再行升速，在转速达到1700~2200转/分时，同样.发生上述异常现象。遂又降速，加长暖机时间到1小时以上，重新升速到临界转速，其振动仍无好转，停机揭缸检查。检查发现第三、四级叶轮之间主轴永久弯曲为0.70毫米，在危急保安器偏心环处测定其晃动度为0.20毫米。由于主轴弯曲，在三次启动中，发生了很大振动，故已将1号和2号轴承局部磨损，高低压轴封及隔板汽封全部磨坏，并发现第七级叶轮部分叶片有松动现象。
原因分析：造成这次轮机满水严重损坏设备事故的主要原因是，停机停止凝结水泵后，未将主抽气器出口门完全关闭，同时又未注意凝汽器水位，致使其他正在运行机组的凝结水经联络母管返回该机凝汽器内，灌入汽缸，使下汽缸突然冷却，并
导致主轴弯曲。启动前，未检查转子弯曲情况及上下缸温度，在启动中一再发生较大的振动又未采取立即停机，而是继续启动，致将高低压轴封和隔板汽封严重磨坏，产生大轴永久弯曲。经验教训：
（1）停机后汽缸和转子在热态，如此时汽缸内进水，将发生激烈冷却，极易造成永久变形，必须严格防止。
（2）热态启动前必须检查轴弯曲度及上下缸温差
（3）启动过程中如发生强烈振动，必须打闸停机，进行检查，找出原因并加以消除后才可以再行启动，不得盲目进行低速暖机，造成事故扩大。
六.汽轮机典型事故：
（一）汽轮机发生水冲击
现象：
1)主蒸汽温度或再热蒸汽温度急骤下降。
2)汽轮机发生振动并有水击声。
3)蒸汽或抽汽管道发生振动并有水击声。
4)主汽门、调节汽门、汽缸结合面有湿蒸汽冒出。
5)轴向位移增大，推力瓦块温度升高。
6)CRT汽缸上下温差增大且报警。
原因：
1)锅炉汽包满水。
2)锅炉增加蒸汽流量过快，造成蒸汽带水。
3)锅炉减温水调整不当或失灵。
4)锅炉灭火后调整不当。
5)加热器满水，逆止门不严，向汽机倒水。
6)启动时，疏水未排尽或不畅。
处理：
1)如确认汽机发生水冲击，应立即打闸停机，并破坏真空。
2)开启汽机本体及有关蒸汽管道疏水门。
3)如由于除氧器、加热器满水引起水击，应立即关闭抽汽管道隔离门并放水。
4)检查主汽门、调节汽门及各段抽汽电动门关闭情况。
5)记录惰走时间，倾听机组内部声音。
6)检查串轴、胀差，推力瓦钨金温度，回油温度及振动等情况。
7)如惰走时未听到异音和摩擦声，且惰走时间、推力瓦温度，轴向位移，振动均正常，同时机组又符合热态启动条件，经有关领导同意可以进行启动，但汽机本体及管道必须经过充分疏水。升速时，应特别注意各项控制指标，并仔细倾听汽机内部
声音，测量振动，注意监视轴向位移、胀差的变化和汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水情况。如机组启动正常，可以并网带负荷，并随时注意检查轴向位移，推力瓦温度，胀差和振动情况。如机组重新启动时，发现有异音或转动部分有摩擦声，应立即破坏真空停机。
8)汽轮机发生水击时，如轴向位移增大至极限值或推力瓦钨金温度和推力瓦回油温度上升，惰走时间明显缩短，应停机检查。
9)主蒸汽温度在10分钟之内下降50℃或发现主蒸汽、再热蒸汽管道法兰、阀门、密封环、高中压缸结合面有白色蒸汽冒出，应按紧急停机处理。
（二）凝汽器真空下降
凝汽器真空下降的现象，原因及处理：
现象：
1)真空记录仪和指示表指示。
2) CRT显示汽机低压缸排汽温度上升。
3)光字盘发出“真空低”声光报警。
原因：
1)循环水泵故障。
2)轴封系统工作不正常。
3)凝汽器热井水位高。
4)射水抽气系统故障。
5)真空系统泄漏。
处理：
1)发现凝汽器真空下降至80Kpa，光字盘“真空低”声光报警，根据真空减负荷，保持凝汽器真空不低于80Kpa。
2)凝汽器真空下降至67Kpa，汽机自动事故跳闸，光字盘“真空低停机”声光报警，否则手动打闸停机。
3)检查循环水压力是否正常，若循环水压力低，应检查循环水泵运行是否正常，和循环水系统是否泄漏，否则应切换循环泵或增转一台循环泵。
4)检查轴封压力是否正常，若不正常应及时调整恢复其正常。检查轴封冷却器疏水是否正常，水封是否破坏，否则应调整使其恢复正常。
5)检查凝汽器水位是否高，应尽快查明原因进行处理。
6)检查真空系统工作是否正常。
7)检查小机真空系统是否泄漏，轴封系统是否正常，若小机系统泄漏使凝汽器真空不能维持在报警值以上时，应启动电泵，小机打闸停机，关闭排汽蝶阀。
8)检查低压抽汽法兰，低压结合面等是否有漏气的地方，真空系统是否严密，如真空系统泄漏使真空下降至汽机停机，应联系检修处理。
（三）汽轮机超速
一、超速的案例及原因
汽轮机转速超过额定转速的112％，即为超速。严重超速可以导致汽轮发电机组严重损坏，甚至毁坏报废，是汽轮发电机设备破坏性最大的事故。国内曾发生过以下几次超速造成的设备严重毁坏事故：
（1）1985年某厂一台国产200MW机组运行中，发电机开关掉闸甩负荷后，转速上升，危急保安器虽然动作基本上关闭了调节汽门，但由于调速系统故障使主汽门延时关闭，余汽的能量使机组转速继续上升，约在3800r/min时，机组剧烈振动，中、低压转子间的加长轴对轮螺栓断裂拉脱，高、中压转子继续上升到4500r/min左右，轴系断裂成5段，高中压转子、汽缸通流部分严重毁坏，轴承、油管损坏后透平油漏出起火，经抢救扑灭。事故后经鉴定，汽轮机本体报废，发电机修复后继续使用，经8个多月耗资1400多万元才恢复运行。
（2）1990年某自备厂一台50MW供热机组，在机组停机时，负荷减到7MW再也减不下来，操作人员未看功率表，只看到调节汽门已关闭，即打闸停机并将机组解列，主汽门、调节汽门虽然关闭，但与热网连接的抽汽逆止门卡涩未能关闭，导致热网系统蒸汽返入汽轮机造成机组严重超速报废。
（3）1993年某厂一台高压25MW汽轮发电机运行中处理励磁机整流子炭刷冒火时，突然形成环火，即打闸停机，但因自动主汽门、调节汽门卡涩未能完全关闭，继续向机内进汽，导致机组严重超速毁坏。
上述超速事故案例表明，造成汽轮机超速的主要原因是：（1）调节保安系统检修后调试项目不全，以及运行中透平油质不良导致调速部套卡涩锈蚀，致使机组甩负荷后调节系统不能维持飞升转速在危急保安器动作转速以下，以及危急保安器锈蚀、卡涩拒动，造成机组超速。
（2）自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门等由于积结盐垢、产生高温氧化皮、门杆弯曲等原因造成卡涩，在危急保安器动作后，不能迅速关闭严密，使机组继续进汽造成超速。
二、防止汽轮机超速应采取的主要措施
1985年某厂国产220MW机组严重超速事故后，原水电部以[85]水电生字85号文发了紧急通报，并以[1986]电生火字194号文发了“关于发送防止220MW机组严重超速事故的技术措施”，同时生产司、基建司先后两次发文要求新机组进行甩负荷试验。对其后的几次超速事故，能源部都发了通报并提出了防范措施。上述通报和技术措施，对防止超速事故提出了全面的、针对性的措施要求。并在1992年颁发的二十项反措中提
出重点要求，应该认真学习贯彻。这里对主要防范措施再作一些强调和说明：
（1）调节系统在机组额定参数下甩掉额定电负荷后，应能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下，这是防止超速的最基本措施。这就需要通过提高检修质量，做好调试工作，进行调节系统静态特性试验，确保调节系统的良好性能。
（2）提高调节保安系统和主汽门、调节汽门、抽汽逆止门检修质量，确保不发生机械卡涩及高温氧化皮卡涩缺陷。
（3）保持良好的透平油油质，保证不因油中水分引起调节保安部套锈蚀或油中杂质引起部套卡涩、拒动。
（4）坚持危急保安器的各项定期试验，防止危急保安器拒动。
（5）坚持进行定期的自动主汽门、调节汽门严密性试验，防止甩负荷后不能快速关闭严密。
（6）坚持执行运行中定期活动主汽门、调节汽门和抽汽逆止门定期试验的规定，并保持良好的蒸汽品质，防止积结盐垢等因素造成汽门卡涩。
（7）各种超速保护均应投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止将机组投入运行或继续运行。
（8）除发电机甩负荷外的停机时，在打闸后应先检查有功功率表到零，电能表停转或逆转后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。
（9）鉴于国产220MW机组调节保安系统存在的隐患，制造厂已明确将危急保安器的动作转速降低为额定转速的108％～110％，后备保护的动作转速降低为额定转速的112％；并且在未能确证超速滑阀改进效果前，进行超速试验时，先使用同步器提升转速到3150r/min以上，再用超速滑阀提升转速。
（四）锅炉灭火，汽机专业的处理：
一、确认锅炉灭火后，迅速降负荷至低限，并完成降负荷过程中的相关操作。
二、在此期间特别应加强对胀差、串轴、排汽缸温度、除氧器水位、凝汽器水位、振动等参数的监视。
三、在此期间密切监视汽温、汽压变化，始终确保主蒸汽有50℃以上的过热度，严格执行紧停规定。
四、锅炉点火后，炉侧主汽温度不降，机炉之间温差不超过40℃，在此期间加强与司炉联系。
五、加负荷后机侧温度下降幅度不得超过3℃/分钟。否则减缓加负荷速度。
六、加负荷后，炉侧温度回升，可继续回升负荷。
七、如加负荷后，炉侧温度下降速度加大，速降负荷至低限。
八、机炉之间温差大于40℃，不得加负荷。
汽轮机停机操作卡
华能吉林发电有限公司长春热电厂号机组汽机停机操作卡 华能长春热电厂运行部
下令人： 受令人： 操作人： 年月日
序号 操作内容 危险点辨识与预控 完成时间 执行人 停机前的准备 1 1 主机交流、直流润滑油泵及启动密封油泵启、停正常后置联动。 防止停机过程中交流润滑油泵不能启动,造成 润滑油系统断油轴瓦。 2 2 主机盘车电机、顶轴油泵启、停正常后置联动。 3 3 进行汽轮机高压主汽门、中压调门、抽汽逆止门的活动试验。 防止打闸后由于阀门卡涩造成汽门、抽汽逆止门不能关闭,从而造成汽轮发电机组超速。 4 4 对电泵组仔细检查，确保电泵处于完好备用。 5 5 做好辅汽、轴封、除氧器备用汽源的暖管工作，并将辅汽切到临机或者启动锅炉接带。 检查备用汽源正常，防止工作汽源失压造成汽 源中断。 6 6 阀门控制切换为单阀方式。 7 7 检查各控制装置均在自动位置并工作正常，DCS 上的各自动疏水阀、盘车装 置、低压缸喷水在自动位置。 机组滑压减负荷 8 8 按锅炉滑停曲线，在协调方式下减负荷至175MW 。 9 负荷180MW 时切换为顺序阀 10 9 目标负荷设定为175MW ，降负荷速率设定为3MW/min ，停机过程中保证机组负荷、主汽压力平稳下降及调节级温降率不大于165℃/h 。 严格控制降负荷速率和 汽温下降速度，防止蒸汽参数与负荷不相匹配,造成蒸汽过热度不 够,汽轮机发生水冲击，防止负胀差过大。 11 1 在175MW 负荷时，主汽压力维持13MPa ，主汽温度530℃，再热汽温510℃稳定运行20分钟。 12 停止热网供热系统 注意热网加热器温度变 化率＜5℃/min 13 启动电动给水泵，并入系统，停运一台汽泵 就地检查并调整电泵运 行正常。启泵后及时打 开电机冷却水。 14 1 1 将锅炉主控切换至手动，汽机主控切至自动，将机组控制方式置汽机跟随模式。 15 当机组负荷降至140MW 时，确认主汽压
30MW西门子汽轮机-停机操作票
发令人受令人发令时 间 年月日 时分 操作开始时间：操作结束时间： 年月日时分年月日 时分 （）监护下操作（）单人操 作（）检修人员操作 操作任务：停止汽轮发电机组运行 顺序操作项目√ 1 接值长命令后，做好停机前的准备工作。停机前详细记录各测点数据。 2 试转辅助油泵、直流油泵、顶轴油泵正常后停运，检查连锁在投入状态，各系统无故障报警。 3 通过锅炉正常曲线降温、降压、降负荷，机侧降温速度≤1.5℃/min，降压速度≤0.1MPa 4 检查主汽压力、温度、机组振动、轴向位移、推力瓦温度及回油温度正常 5 设定速率 KW/min减负荷，注意调整汽封压力、温度和凝汽器、加热器、除氧器水位正常。（需要真正停机时再做讨论） 6 负荷20MW，逐渐开大调门运行，检查上下缸温差、内外壁温差、轴向位移正常 7 三抽压力降至0.38MPa，分汽缸汽源切换为主蒸汽供，关闭三抽电动门并手紧，开启三抽逆止门前疏水。除氧器用汽倒为分汽缸供给，注意调整除氧器压力，注意调整汽封压力 8 负荷减至15MW，关闭#1、#2高加进气电动门，退出高加汽侧运行，注意调整高加水位，开启相应管道疏水。 9 给水流量降低时，调整# 给水泵勺管开度，注意检查# 给水泵再循环电动门及时开启 10 负荷降至6MW，退出除氧器、低加汽侧运行，检查开启管道疏水。减负荷过程中，除氧器出现振动现象关闭连排至除氧器阀门。 11 负荷5MW时，排汽温度＞80℃检查低负荷喷水自动开启。 12 负荷减至3MW以下时，检查疏水系统功能组动作正常，各管道，汽缸疏水门开启正常。 13 密切注意机组缸温变化，适当控制减负荷速度，使其保持在允许范围内；严密监视机组振动情况，发生异常立即打闸停机。 14 锅炉停止给料后，应联系锅炉立即关闭减温水总门及各分门，防止汽温快速下降引起汽轮机水冲击。 15 负荷减至2MW以下时，退出“机炉大连锁”，手动打闸，检查自动主汽门、调速汽门、各段抽汽逆止门、抽汽电动门关闭正常，注意转速下降；记录转子惰走时间；如果阀门不能正常关闭，立即联系检修处理，同时加强机组转速、汽缸温差、抽汽管道温度的监视。 16 汽轮机转速开始下降。当转速降至4963rpm时，辅助油泵自动启动，检查润滑油压力正常。 备注：
汽轮机的运行和维护
汽轮机的运行和维护 第一节汽轮机正常运行维护 20.1.1 汽轮机正常运行维护工作 1. 各岗位运行人员应认真监盘及操作、调整，随时注意各参数、各仪表的变化，发现情况及时处理及时汇报，并采取措施处理； 2. 操作员、巡检员按要求定时、正确抄表，对各参数进行分析比较，如发现有参数偏离正常值，应查明原因，采取相应的措施，并汇报主值班员或值长；将值班中机组发生的异常及操作情况完整记录在运行日志内，并做好交接班及各项记录； 3. 应定时、定线对设备进行巡回检查。巡检时应带必要的工器具及防护用具，认真做到看、摸、嗅、听，仔细核实各运行及备用设备所处的状况正常与否，发现异常情况应找出原因，采取措施，保证机组正常运行； 4. 发现缺陷，及时联系消缺并做好必要的防范措施，对于有可能影响机组或设备、系统安全、经济运行的缺陷，还应作好记录，做好事故预想，并汇报主值班员、单元长值长； 5. 机组保护必须正常、正确、可靠投入； 6. 按照定期工作制度要求完成设备定期切换、定期试验工作； 7. 经常检查辅助各辅机无异常振动、无异常声音，转机轴承油位、油温正常，油质良好，并及时监督有关人员添加或更换； 8. 配合化学,监督凝结水、给水、炉水、蒸汽、发电机定子冷却水、润滑油、EH油品质； 9. 进入电子间、6kV开关室、380V开关室、网控室，禁止无线通信设备的使用，若有携入者，必须呈关机状态； 10. 在接班前、交班前、巡回检查、工况变化应对设备进行听音检查； 11. 对油系统重点检查，严防漏油着火事故的发生。发现问题及时汇报联系相关部门进行处理，做隔离措施时，应注意不要影响热工信号，必要时，由热工确认、解除可能误动的保护； 12. 经常检查机组运行情况和监视表计指示。当发现表计指示和正常值有差异时，应查明原因。设备出现故障时，应及时联系、汇报，并采取必要措施；备用设备应处于良好的备用状态，联锁在投入位置，备用设备进、出口门应处于相关位置； 13. 异常情况下应特别注意机组运行情况： 1) 负荷急剧变化； 2) 蒸汽参数或真空急剧变化； 3) 汽轮机内部有不正常的声音； 4) 系统发生故障； 5) 自动不能投入时。 14. 设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，检查各运行设备的电流、声音、温度、振动、轴承油位等应正常。除事故处理外，严禁设备超出力运行； 15. 新投入运行或异常运行的设备要加强巡检和监视；
汽轮机停机维护的常识
安全管理编号：LX-FS-A37439 汽轮机停机维护的常识 In the daily work environment, plan the important work to be done in the future, and require the personnel to jointly abide by the corresponding procedures and code of conduct, so that the overall behavior or activity reaches the specified standard 编写：_________________________ 审批：_________________________ 时间：________年_____月_____日 A4打印/ 新修订/ 完整/ 内容可编辑
汽轮机停机维护的常识 使用说明：本安全管理资料适用于日常工作环境中对安全相关工作进行具有统筹性，导向性的规划，并要求相关人员共同遵守对应的办事规程与行动准则，使整体行为或活动达到或超越规定的标准。资料内容可按真实状况进行条款调整，套用时请仔细阅读。 一、停机前的准备 1、试转各高、低压泵，保证油泵正常工作，如果油泵不正常时，不允许停止汽轮机。 2、空转盘车马达，应正常。 3、与主控室进行联络信号试验。 4、活动自动主汽阀，其动作应灵活，无卡涩现象。 5、准备好必要的停机专用工具。 二、降低负荷 停机过程是机组从带负荷的运行状态转变为静止状态的过程，也是汽轮机金属部件由高温转变为低温的冷却过程，汽轮机在高负荷及热平衡状况下，迅速冷却将造成不可忽视的内、外壁温差，产生较大的热
汽轮机停机后高压缸上下缸温差大的原因分析
汽轮机高压缸上、下缸温差大的原因分析及处理措施 （广州市旺隆热电有限公司，广东广州511340） 摘要：针对广州市旺隆热电有限公司两台N110/C68-8.83/0.981汽轮机开机过程和停机后高压缸上、下缸温差大的现象，详细分析造成此现象的原因，在机组检修和开、停机过程中采取有针对性的处理措施，控制高压缸上、下缸温差。 广州市旺隆热电有限公司（以下简称旺隆公司）两台汽轮机为哈汽生产的N110/C68-8.83/0.981双缸、单轴、冲动式、单抽、凝汽式汽轮机，分别于2005年9月和10月投入运行。自投产后两台汽轮机多次在开机过程和停机后出现高压缸上、下缸温差大的现象，特别是当机组故障停机后三小时内汽轮机高压缸上、下缸温差就超过50℃，致使机组无法快速恢复运行。 1. 旺隆公司汽轮机高压缸上、下缸温差大现象 1.1 2006年12月24日1点31分，＃2机保护动作机组掉闸，机组停运后在3点30分时左右汽缸温差已扩大到50℃，机组停定后3小时内，下缸温度降幅10℃/h以上。 1.2 2008年5月8日15点35分，＃1机保护动作机组掉闸，掉闸前汽机上缸内壁温度50 2.6℃，下缸内壁温度498.5℃。17点34分上缸内壁温度降至477.4℃，下缸内壁温度降至426.4℃，上下缸温差51℃，机组停定后3小时内，下缸温度降幅10℃/h以上。 1.3 通过收集2009年两台机滑参数停机后缸温数据发现，机组停定8小时后两台机上、下缸温差均会超过50℃，机组停定后3小时内，下缸温度降幅10℃/h
以上。 1.4 2006年至2009年期间，机组热态开机过程中有数次高压缸上、下缸温差超过50℃，机组被迫打闸停机。 2. 缸温差大的影响和危害 当出现缸温差时，转子偏心会出现一定程度的变化。当出现较大偏心尤其异常性反弹时，可能会发生缸体内部的动静部分摩擦，摩擦处产生热量温度升高，动静部分间隙进一步减小，碰磨加剧，给机组带来严重损害。 另外，当缸温差较大时，缸体将发生“猫拱背”变形，轻则破坏汽机结合面的严密性，导致漏汽，重则致使动、静部分间隙变小，导致动静摩擦，另外缸体变形会使轴承中心发生变化，使机组发生剧烈振动。 因缸温差大会对汽轮发电机组产生严重危害，一般来讲，运行规程规定机组启动前当上、下缸温差超过50℃时机组不得启动，机组启动过程中上、下缸温差超过50℃应打闸停机，如机组启动过程中或热态停机后缸温差超标，则机组将被迫停机或延迟启动，特别是热态停机后如缸温差超标，通常只得等缸温下降至冷态水平上、下缸温差才降低到50℃以下，延误时间至少3天以上，给电厂带来极大的经济损失。 3. 旺隆公司汽轮机高压缸缸温差大形成的原因分析 3.1 热态开机缸温差大原因分析 汽轮机在启动初期蒸汽在汽缸内壁凝结放热，凝结水在重力作用下沿汽缸内壁向下流动，在下缸形成水膜，影响下缸传热，造成下缸温升比上缸慢，因此在机组启动初期会出现上缸温度高于下缸，且差值迅速增大。但是在机组带上一定的负荷之后，汽缸内壁已有较高的温度，蒸汽凝结放热过程逐渐结束，
汽轮机停机维护的常识
编号：SM-ZD-51648 汽轮机停机维护的常识Organize enterprise safety management planning, guidance, inspection and decision-making, ensure the safety status, and unify the overall plan objectives 编制：____________________ 审核：____________________ 时间：____________________ 本文档下载后可任意修改
汽轮机停机维护的常识 简介：该安全管理资料适用于安全管理工作中组织实施企业安全管理规划、指导、检查 和决策等事项，保证生产中的人、物、环境因素处于最佳安全状态，从而使整体计划目 标统一，行动协调，过程有条不紊。文档可直接下载或修改，使用时请详细阅读内容。 一、停机前的准备 1、试转各高、低压泵，保证油泵正常工作，如果油泵不正常时，不允许停止汽轮机。 2、空转盘车马达，应正常。 3、与主控室进行联络信号试验。 4、活动自动主汽阀，其动作应灵活，无卡涩现象。 5、准备好必要的停机专用工具。 二、降低负荷 停机过程是机组从带负荷的运行状态转变为静止状态的过程，也是汽轮机金属部件由高温转变为低温的冷却过程，汽轮机在高负荷及热平衡状况下，迅速冷却将造成不可忽视的内、外壁温差，产生较大的热应力；同时转子相对汽缸轴向急剧收缩，严重时会导致叶片、叶轮和喷嘴及隔板相摩擦，故在停机过程中，要注意金属部件的降温速度和温差。在降低负荷的过程中，金属的降温速度应不超过1.5~2.0℃/min。为了保证这个降温速度，以每分钟300~500kW的速度减负荷，每下降一定负荷后，必须停留一段时间，使汽缸转子的
汽轮机启停注意事项
汽轮机启停注意事项 汽轮机启动是指汽轮机从静止的或备用的状态，按一定的程序进行冲转、升速暖机、定速、并网接带负荷至额定值的全部过程。汽轮机启动过程可分为启动前准备、冲转升速暖机和并网带负荷三个阶段。汽轮机停机是指机组由带负荷运行状态到卸去全部负荷、发电机从电网中解列、汽轮发电机组转子由转动至静止的过程。汽轮机停机过程是金属部件逐渐冷却的过程。 汽轮机的启动和停机是汽轮机最重要的运行阶段。在启停过程中，汽轮机各金属部件和管道处于不稳定的传热过程中，机械状态的变化比较复杂。因此，启动和停机过程应充分考虑并处理各个金属部件的机械应力，热应力及在应力作用下的变形、推力、振动、汽缸和转子的热膨胀和胀差等问题。金属部件的温差大小主要取决于蒸汽参数，蒸汽温度变化率，暖机、暖管和疏水方式。冲转参数应根据高压缸第一级和中压缸金属温度，选择适当的主蒸汽和再热蒸汽温度。 针对机组启动、停机不同阶段的具体情况并结合托电#1～#8机组及#11、#12号机组近300次启停机的实际总结出各阶段的注意事项。 一、机组启动前的准备 （一）机组启动前各系统投入 1、循环水系统投入注意事项 1）循环水出口装有联络管的机组，循环水系统注水前，要充分排尽联络管内的空气，否则启动循环水泵时，管道内发生水锤导致管道阀门垫损坏大量漏水，循环水系统被迫停运。 #1、#2机组循环水系统“两机三泵”改造后，初次投入循环水系统时，由于循环水出口联络管位置较高，管道内积空气，系统注水时未排出聚集的空气，在启动循环水泵时，导致管道联络门垫损坏大量漏水，被迫停运循环水泵处理，延误了机组启动时间。 2）启动第一台循环水泵前，凝汽器水室上方8个自动排空气阀前手动门必须开启，否则水室内易造成水锤将凝汽器水室法兰垫损坏。即使自动排空气阀正常运行时漏水，在启泵前也必须开启，待启泵后水室内空气排尽后再关闭。 3）启动第一台循环水泵前，应防止另一台循环水泵因压力低联启。可联系热工
300MW汽轮机停机操作作业指导书
封面当前版次 第一版 文件编码ZJ-QJ-002 300MW汽轮机停机操作作业指导书批准：夏筠 审核：万谦左权 编写：邹显未 2013年12月20日
目录 一、编制目的-------------------------------（1页） 二、适用范围-------------------------------（ 1 页） 三、编制依据-------------------------------（ 1 页） 四、作业前危害辨识与风险评估--------（1 页） 五、作业准备--------------------------------（7页） 六、操作步骤及方法------------------------（7 页）
300MW汽轮机停机操作作业指导书 1、编制目的： 规范和指导操作人员作业行为，确保300MW汽轮机停机操作工作符合规定要求。 2、适用范围： 2.1本作业指导书仅适用于贵州黔西中水发电有限公司300MW汽轮机停机操作。 2.2本作业指导书为所有参加本项目的工作人员所必须遵循的质量保证。 3、编制依据： 3.1贵州黔西中水发电有限公司《作业指导书管理标准》。 3.2贵州黔西中水发电有限公司《300MW机组汽机运行规程》。 4、本项作业前危害辨识与风险评估： 作业名称关键 步骤 危害名称 危害及有关 信息描述 风险种类风险等级控制措施 300M W汽轮机停机操作1、准 备工 作 1.通讯不 畅 1.对讲机电 池电量低联 系不畅，延误 机组启动时 间； 2.对讲机原 件老化，联系 不畅，延误机 组启动时间。 中风险，需 要纠正 1.对讲机电池电量 低联系不畅，延误机 组启动时间； 2.对讲机原件老化， 联系不畅，延误机组 启动时间。 2.不合格 的搬钩 1、操作前未 检查搬钩是 否完好； 2、未选择大 小合适的搬 钩。 碰撞、撞击 中风险，需 要纠正 1、操作前未检查搬 钩是否完好； 2、未选择大小合适 的搬钩。 3.无操作 票操作 1.监护不到 位、不执行两 票三制。 2、操作出现 漏项或者跳 项，延误机组 启动时间； 设备损坏 中风险，需 要纠正 1.监护不到位、不执 行两票三制。 2、操作出现漏项或 者跳项，延误机组启 动时间；
汽轮机主要保护、监测参数及控制装置、启动和停机示范曲线图
DL / T608 — 2019 A A 附 录 A （规范性附录） 汽轮机主要保护、监测参数及控制装置 A.1 汽轮机的主要保护 A.1.1 汽轮机事故跳机保护： a)机械超速保护； b)电超速保护； c)轴向位移保护； d)真空低保护； e)润滑油压低保护； f)抗燃油压低保护； g)轴振动保护； h)汽轮机胀差保护； i)轴承金属温度高保护； j)推力轴承温度高保护； k)机炉电大联锁保护； l)DEH严重故障； m)高压缸压比低保护； n)高压缸排汽温度高保护； o)低压缸排汽温度高保护； p)润滑油箱油位低保护； q)抗燃油箱油位低保护； r)发电机定子冷水断水保护。 A.1.2 OPC防超速保护； A.1.3 热应力控制保护； A.1.4 负荷限制保护； A.1.5 主汽压控制保护； A.1.6 低压缸排汽安全阀保护； A.1.7 汽轮机防进水保护； A.1.8 高、低压旁路保护； A.1.9 手动停机保护。 A.1.10 汽轮机主要附属设备联锁保护： a)抗燃油控制系统联锁保护； b)润滑油控制系统联锁保护； c)密封油控制系统联锁保护； d)顶轴油控制系统联锁保护； e)除氧器控制联锁保护； f)高、低压加热器控制联锁保护； g)抽汽逆止门联锁保护；
DL / T608 — 2019 h)汽动给水泵辅助油泵联锁保护； i)电动给水泵联锁保护； j)凝结水泵联锁保护； k)循环水泵联锁保护； l)定子冷却水泵联锁保护； m)抽真空系统联锁保护。 A.2 汽轮机的主要监测参数 A.2.1 汽轮机转速。 A.2.2 汽轮机转子偏心度、振动。 A.2.3 汽轮机胀差、汽缸膨胀。 A.2.4 汽轮机转子轴向位移。 A.2.5 汽缸热应力、汽缸金属温度、高中压主汽门金属温度。 A.2.6 调节级及各段抽汽蒸汽压力、温度、金属温度。 A.2.7 主蒸汽、再热蒸汽及高中低压缸排汽压力和温度。 A.2.8 主蒸汽流量、主给水流量、凝结水流量。 A.2.9 支持轴承、推力轴承金属温度及回油温度。 A.2.10 润滑油、密封油、顶轴油、EH油油压和油温。 A.2.11 高、中压主汽门、调门的阀位指示。 A.2.12 凝汽器、除氧器、疏水箱、油箱液位指示。 A.2.13 加热器水位、进出口水温、疏水温度及疏水量。 A.2.14 高、低压旁路阀位、温度。 A.2.15 轴封蒸汽压力和温度。 A.2.16 发电机定子冷却水温度、流量及电导率； A.2.17 发电机内氢气纯度、压力及冷氢温度。 A.3 汽轮机主要调节控制装置 A.3.1 汽轮机控制系统； A.3.2 凝汽器、除氧器及加热器水位调节控制装置； A.3.3 给水泵调节控制装置。 A.3.4 高、低压旁路调节控制装置； A.3.5 轴封供汽压力、温度调节装置； A.3.6 润滑油、抗燃油温度调节装置； A.3.7 闭式冷却水、开式冷却水温度调节装置； A.3.8 疏水控制装置。
汽轮机开、停车操作票
汽轮机组正常停车操作步骤 接到停车操作指令后，方可进行如下操作： （）1.试验各辅助油泵运行是否正常，机电联系信号正常。 （）2.1.27MPa和0.49MPa减温减压器处于热备状态。 （）3.向主控室发出“注意”“减负荷”信号，逐渐降低机组负荷，同时逐渐关闭排汽阀。 （）4.抽汽和背压系统低于指标范围时，投入减温减压器。 （）5.抽汽调压器切除时，机组负荷不能低于25%，抽汽退出后关闭抽汽阀。（注意抽汽退出时，应缓慢进行，并且注意观察背压排汽压力。） （）6.机组负荷为零时向主控室发出“注意”“停机”信号，同时全关背压排汽阀，打开背压放空阀。 （）7.机组解列后，手拍危急遮断油门，关闭主汽门，退出保护电源，开启辅助油泵。 （）8.开启抽汽和背压管路，汽机本体各疏水。 （）9.停下轴封加热器，关闭蒸汽调节阀，打开排空阀，关闭汽封蒸汽调节阀。（）10.转子静止后投入盘车装置，连续盘车。 （）11.关闭前轴承滑销冷却水和空冷器冷却水。 （）12.冷油器出口油温低于35℃时停用冷却水，并且关闭空冷器冷却水。 （）13.关闭主汽轮机隔离阀打开主汽门前后疏水。 （）14.记录转子惰走时间并完成其他各项操作。 时间：负责人：操作工： 汽机突然断电停机操作步骤 一.停机操作步骤： （）1.手拍危急遮断器，迅速关闭主汽门。 （）2.启动汽动油泵，并且注意汽动油泵压力。 （）3、迅速开启1#、2#减温减压装置，调整1.27MPa及0.49MPa系统蒸汽压力，并维持正常。 （）4、手动关闭背压排汽阀，开启背压放空阀。 （）5、手动关闭抽汽排汽阀，手动打开对空排汽阀。 （）6、迅速开启汽动给水泵保证锅炉及后工段供水。先开1#、2#汽动给水泵，在与调度联系开3#、4#汽动给水泵。 （）7、退出保护电源开关。 （）8、转子静止后，利用8#、9#造气系统发电机发电，进行连续盘车。 二.注意事项： 1、启动汽动油泵时注意进汽压力，防止超速或润滑冷却油量不足。 2、汽轮机转速应明显下降。 3、在机组转速下降到临界转速时检查机组振动，推力轴承温度，倾听内部 声音。 4、转子静止后要连续盘车，并记录惰走时间。 5、注意监视1.27MPa及0.49MPa系统蒸汽压力，并且注意监视汽动油泵进 汽压力。 6、注意汽动给水泵主汽门的复位，电子调速电源送上后，迅速开启汽动给 水泵保证锅炉及后工段供水。 时间：负责人：操作工：
汽轮机505启动步骤
手动起动方式 当组态了手动起动方式，采用下列起动操作程序： 1、发一复位（RESET）指令（使所有报警和停机状态复位） 2、发出运行（RUN）指令（发指令时确认主汽门关闭） 这时，505调速器将以“阀位限制器速率（V ALVE LIMITER RATE）”开启调节阀至最大位置。 转速给定值以“至最低速速率（RATE TE MIN RA TE）”从零变化至最低控制转速。 3、以控制的速率打开主汽门 当汽轮机转速升高至最低控制转速时，505调速器的转速PID通过控制调节阀的开度来控制汽轮机的转速。 4、将主汽门开启至100%开度 转速维持在最低控制转速下直到操作人员进行操作，如果组态了“顺序自动起动”则就由顺序自动起动程序开始控制。 “限制器最大极限值（LIMITER MAX LIMIT）”，“阀位限制器速率”和“至最低转速速率”的设定值都可以在服务方式中进行调整。 警告 在手动起动方式中，按“RUN”键前主汽门必须处于关闭位置。如果在给出运行指令时主汽门处于开启位置，就有可能引起汽轮机飞车从而造成严重的人员伤亡事故。 半自动起动方式 当组态了半自动起动方式，采用下列起动操作程序： 1、发一复位（RESET）指令（使所有报警和停机状态复位） 2、打开主汽门（确认汽轮机没有加速） 3、发RUN指令 此时，转速给定值将以“至最低转速速率”从零变化到最低控制转速给定值。 4、以控制的速率提升505调速器的阀位限制器 当汽轮机转速升高至最低控制转速时，505调速器的转速PID通过控制调节阀的开度来控制汽轮机的转速。 阀位限制器将以“阀位限制器速率”开启，可以使用键盘，外部触点或MODBUS通信来控制。“限制器最大极限值”。“阀位限制器速率”和“至最低转速速率”的设定值都可以在服务方式中进行调整。 自动起动方式 当组态了自动起动方式，采用下列起动操作程序： 1、发一复位（RESET）指令（使所有报警和停机状态复位） 2、打开主汽门（确认汽轮机没有加速） 3、发RUN指令 505调速器将以“阀位限制器速率”开启调节阀至最大位置 转速给定值以“至最低转速速率”升高至最低控制转速 当汽轮机转速升高且与转速给定值一致时，505调速器的转速PID通过控制调节阀的开度来控制汽轮机转速。 转速维持在最低控制转速下直到操作人员进行操作，如果组态了“顺序自动起动”则就由顺序自动起动程序开始控制。 “限制器最大极限值”。“阀位限制器速率”和“至最低转速速率”的设定值都可以在服务方式中进行调整。自动起动程序能随时通过发一阀位限制器升或降指令，或者紧急停机来取消。 暖机/额定 505调速器配备了暖机/额定功能，该功能使505调速器能自动将汽轮机转速提升至额定转速，当不选择时，汽轮机转速自动降低至暖机转速（作为服务方式中的缺省值）。 暖机/额定功能能够和任何505调速器起动方式一起使用（手动、半自动、自动）。发出“运行”指令后，转速给定值从零提升至暖机转速高定值并维持这一转速。当发出“至额定转速”指令时，转速给定值以“暖机/额定速率”提升至额定转速给定值。在提升过程中，要以通过提升或降低转速指令或者输入一个有效的转速给定值来中止给定值的变化。 如果发电机断路器闭合，远程给定值投入，串给PID或辅助PID处于控制状态（服务方式中的缺省值），505调速器将抑制“至暖机转速”或“至额定转速”指令。不过，能够组态505调速器的“暖机转速优先（IDLE PRIORITY）”和“采用至暖机转速功能（USE RAMP TO IDLE
汽轮机启动步骤工作
汽轮机启动步骤工作 2009-12-11 20:04:05 阅读215 评论0 字号：大中小订阅 . 6.5汽轮机首次启动（冷态）步骤 6.5.1辅助设备及系统投入且参数符合要求 6.5.1.1循环水系统充水，正常后，启动一台循环水泵,向开式循环系统供水。 6.5.1.2 开式冷却水系统投入。 6.5.1.3 闭式冷却水系统投入,化验水质应合格,否则放水。 6.5.1.4 投入主机润滑油系统,油温35℃～40℃,润滑油压0.176MPa左右，主油泵进口油压0.098—0.147MPa。 6.5.1.5 投入发电机密封油系统. 6.5.1.6 发电机充干燥、清洁的压缩空气,机内空气压力0.05MPa。检查油压跟踪阀动作正常,密封油—气差压正常。 6.5.1.7 启动顶轴油泵及盘车运行，记录转子原始偏心率数值。 6.5.1.8 发电机定子冷却水投入，水质应合格。 6.5.1.9 投入凝结水系统。
(a) 检查凝结水储存水箱水位应正常。 (b) 启动凝结水输送泵,向凝汽器补水至正常位置,向凝结水泵供密封水和凝水系统注水。 (c) 启动凝结水泵,水质合格后向除氧器上水。 6.5.1.10 辅助蒸气系统投入,由启动锅炉供汽。 6.5.1.11 除氧器加热制水。 6.5.1.12 真空系统投入,根据情况确定真空泵投入的台数。 6.5.1.13 轴封系统投入,控制轴封进汽压力0.026～0.028MPa,温度150℃～260℃,轴端不应有明显外漏现象。 6.5.1.14电动给水泵的检查、准备,使之具备启动条件,锅炉上水根据情况确定由凝泵或给水泵。 6.5.1.15 EH油系统投入，EH油压11.2MPa左右，油温小于45℃。 6.5.1.16 检查并确认以下条件达到后通知锅炉点火。 (a) 盘车装置正常运行。
汽轮机停机保养措施
机组在停运后，如果不马上进行检修或根本没有检修项目，则应按制造厂的要求，对汽轮机及其附属系统作必要的防护、保养措施，以减少因较长时间停机而引起设备或系统损坏，如金属部件锈蚀、润滑油（油脂）老化或因冰冻而造成损坏。 1）汽轮机停运时间不足10天时，应做好以下保养工作。 1】隔绝一切可能进入汽轮机内部的汽、水系统，并开启本体疏水阀。 2】隔绝与公共系统连接的有关汽、水、气阀门，并放尽其内部的剩汽、剩水和剩气。 3】所有的抽汽管道，主、再热汽管道，旁路系统的疏水阀均应开启。 4】放尽凝汽器热井，循环水进、出水室等剩水。 5】放尽加热器汽侧剩水、加热器水侧采用湿保养。除氧器采用湿储存保养。 6】给水泵汽轮机的有关疏水阀打开。 7】注意监视汽机房污水排放系统是否正常，防止凝汽器阀门坑满水。 8】无特殊情况，应保持主机润滑油系统和润滑油净化系统连续运行。每天停运连续盘车半小时，并作好转子偏心度记录。 9】EHC油系统的油净化系统应保持连续运行。 10】冬季机组停运后，应进行防冻，若汽缸上、下缸温差大，则应关闭汽缸本体疏水阀和有关抽汽管道及主再热汽管道疏水阀。若穿堂风大时，应关闭所有汽机房的门窗。对于室外可能会造成冰冻的设备及系统，应采用保温、放尽剩水或定期启动等方法防止结冰。 2）汽机停运时间超过10天的保养。机组停运时间超过10天时，除以上保养措施外，应将所有停运设备和系统内的剩水全部放尽，对加热器和除氧器采用充氮保养，氮气压力为20kpa即可。3）G/A机组的保养要求。对于G/A汽轮机，若停运时间超过7天，必须对汽轮机本体进行热风干燥保养。高、中、低压缸可分别通过下列管道上各自的空气注入接头（￠100），向汽缸内充注压缩空气。 1】高压缸放气管注入压缩空气流量为70t/h（标准状态） 2】中压缸4段抽汽管注入压缩空气流量为70t/h（标准状态） 3】低压缸6段抽汽管注入压缩空气流量为260t/h（标准状态） 按制造厂要求，该压缩空气的品质为： 1】杂质含量小于1㎎/m3（标准状态） 2】含油量小于2mg/m3（标准状态） 3】湿度小于40%。 因此，可采用电厂的仪用压缩空气作为汽缸防护气源。各个空气注入口装有减压阀和滤网，经减压后的空气压力为1.5kpa。进入汽缸后的压缩空气，经轴封装置，高、中压缸调节阀下游的疏水管，凝汽器人孔门后排向大气。
汽轮机启动与停止概述
汽轮机启动与停止 第一节启动前的准备与检查 １.班长在接到值长的开机命令时，应立即通知有关人员进行准备及检查，填写开机操作票。 2. 对全部设备进行详细检查，肯定安装(或检修)工作已全部完毕，汽轮机、发电机及附属设备周围均已清理干净，无障碍物，其照明应良好。 3. 准备好听音棒、测振表、转速表、阀门扳子等工具，并做好与锅炉的联系工作。 4. 检查发电机大轴上的转速表反光纸可用（由热工人员进行），检查调节汽阀及连杆的锁轴和轴承情况应良好。 5. 除此之外，正值、付值应做好下列准备工作： （1）表盘、表针齐全完好，指示正确；各仪表一、二次门应开；保护装置、指示仪表、记录仪表及转动设备送电指示灯亮。 （2）危急保安器在脱开位置；同步器在低限位置；调压器在零位，调压器的切换手柄在“解除”位置；高低压调节阀开度指示在“0”位置；转速表指示在“0”位；膨胀指示器的指针在“0”位；一次、二次脉冲的油压阀开；轴向位移油阀开；轴向位移遮断器手把在拉开位置；磁力断路油门在工作位置；启动控制阀在旋紧位置；油箱油位正常（+70～+120mm），油面指示器的浮筒上下动作灵活。 （3）各轴承温度计完整；各轴承润滑油压表完好并在“0”值；盘车手柄在“脱开”位置，盘车油门开，盘车电源完好，盘车电闸在“拉开”位置；发电机出、入口风温表完整；发电机接地碳刷完好；发电机灭火装置完整；汽缸排汽温度计完好，汽缸真空表门开。 （4）电动主汽门及旁路门关，电动主汽门前疏水门开；主汽门关，开度指示在“0”位；汽轮油泵进汽门关，自启动装置出入口汽门关；新蒸汽至前、后汽封蒸汽门关，后汽封排冷凝器门关；汽封漏汽到除氧器门关；一级抽汽电动门及旁路门关；杠杆脉冲阀位置正确。 （5）轴封冷却器出、入口水门开，旁路门关；放空气考克关，疏水阀开。 （6）辅助抽汽器蒸汽门及空气门关，压力表及真空表完整，其表阀开；主抽汽器的蒸汽门及空气门关；出、入口水门开；一级疏水门开；二级疏水器完好，其出、入口门开，旁路门关；主抽汽器一、二级蒸汽压力表和抽气真空表完好，其表阀开，表针指示在“0”值。 （7）低压加热器入口水门关，出口水门关，旁路门关；进汽门关；放空气考克关，空气门开；疏水器完好，其出、入口水门开，旁路门关，放水门关；水位计完好，其上、下考克开，放水考克关，低压加热器蒸汽压力表完好，其表阀开，指示在“0”位；进出口凝结水温度计完好， （8）高压加热器出、入口水门关，旁路水门开；进汽门关；安全阀完好；疏水器完好，其出入、口水门关，旁路门关，放水门关；危急溢水器出、入口水门关；汽平衡、水平衡门关，旁路门关；水位计完好，上、下考克开，放水考克关；进汽压力表完好，压力表阀开，指示在“0”位；进、出口给水温度计和进汽温度计完好；高低加疏水管路的连接阀应关。 （9）第二级抽汽供低压加热器门开；凝结水再循环水门开，放水门关；主
汽轮机的正常停机
汽轮机的正常停机 1、正常停机前的准备 1. 停机前，应做好与其它岗位、总降值班人员的联系工作。 2. 试转电动辅助、润滑油泵。 3 记录膨胀、振动及有关仪表读数。 4. 填好停机操作票 2、停机操作程序 1. 以100—150kW/min的速度逐渐减电负荷。 2. 全开凝结水再循环门，维持凝汽器热水井水位在1/2～3/4间。 3. 用新蒸汽（主蒸汽）调整轴封冒汽管冒汽量。 4. 电负荷减至3000KW时，停止补汽，关闭补汽调节门，关闭补汽手动门；电负荷减至零，将机组解列。 5. 发电机解列后，手击危急遮断油门；关闭自动主汽门停机，注意检查自动主汽门和调节气阀应立即关闭，将启动阀手轮关到底；关闭补汽门关到底。第一次停机时，应绘制惰走曲线。开始记录惰走时间。检查主汽门、补汽门是否关闭严密。 6 . 停机降速过程中，监视润滑油压低于0.08 MPa时，辅助油泵应自动启动，否则手动启动辅助油泵。 7. 转速至临界转速应迅速通过，注意振动及声音。 8. 打开汽缸和主蒸汽管疏水阀门。 9. 汽机转速降到200转/分时，顶轴油泵应自动启动，否则手动启动顶轴油泵。 10. 汽机停止后，投入连续盘车。 11．停射水泵，停凝结水泵。 12．轴承回油温度低于40 ℃时，停止向冷油器送水。 13. 后汽缸温度降至50 ℃时，停循环水泵，循环水供水停止。 14. 停机后连续盘车8小时后，当汽缸温度≤150℃后，可改为每隔1小时盘车180。；当温度降至100℃时，停止盘车。停机3天内每天盘转一次180。，以后每星期1次盘车180。。 15. 在停机操作过程中应注意下列各项： （1）随负荷的减少，及时调整凝结水再循环门和轴封蒸汽； （2）在减负荷过程中，应注意调整系统工作，若调速汽阀卡涩不能消除时，可用隔离门减负荷停机；（3）在停机过程中，应随时注意倾听机组内部声音及振动情况，若出现异常需加速停机时，应破坏真空紧急停机。 16. 关闭汽水管道上的所有阀门，打开疏水门。 17. 关闭通向汽缸本体的疏水门，严防蒸汽漏汽进入汽缸内。 3、汽轮机在停止状态下的维护 1. 汽轮机完全停止后应做好防腐措施： （1）ASH过热器出口汽门、电动主汽门、自动主汽门、补汽门，必须严密关闭，防止蒸汽进入汽轮机内。 （2）有关一切阀门及疏水门按规程的规定开启或关闭。 （3）长期停机备用，应放掉凝汽器内存水。 （4）长期停机备用，应做好发电机防潮工作，放净空气冷却器内存水。 2. 做好停机期间的维护工作： （1）机组应处在随时具备起动状态。 （2）机组停止后对油箱应定期排除积水。 （3）掌握检修项目及检修时间。 （4）搞好清洁卫生，保持现场整洁。
正常停机操作票
陕西华电瑶池发电有限责任公司热力机械操作票 单位：发电部编号： 操作开始时间：年月日时分，终了时间：年月日时分操作任务：NO _ 汽机正常停机执行情况本次NO _ 机组停机为第次正常停机，共计为第次停机。 序号操作项目时间√ 1.接值长停机命令，通知各岗位做好停机准备工作。 2.试转交、直流润滑油泵正常。 3.试转盘车电机正常。 4.联系电气测试顶轴油泵电机绝缘正常。 5.根据压力逐步减负荷。注意随时调试汽封压力。 6.负荷降至60MW，解列高加运行。 7.负荷降至60MW，检查低压段各疏水门自动开启。 8.负荷降至50MW，将除氧器汽源切换为辅助汽源供给。 9.负荷降至45MW左右，将汽封汽源切换为辅助汽源供给。 10.负荷降至40MW，检查中压段各疏水门自动开启。 11.负荷降至20MW，检查低压段各疏水门自动开启。 12.负荷降至10MW时，联系电气解列发电机。 13.发电机解列。 打闸，根据锅炉要求投入旁路系统运行。开启低压旁路二、三级减温水，控制二级 14. 旁路减温后汽温在100℃以下；控制一级旁路阀后汽温高于319℃时投入减温水。 15.转速下降后启动交流润滑油泵。 16.检查直流油泵应联动，手动停止运行并投入联锁。 17.检查启动油泵应联动，手动停止运行。 18.关闭发电机空气冷却器水侧进出口电动门。 19.退出EH油泵联锁，停止EH油泵运行。 20.退出EH循环油泵联锁，停止EH循环油泵运行。 21.转速至1200rpm,检查顶轴油泵应自启动，否则手动启动。 22.检查高低旁已退出运行，主、再热蒸汽管道疏水全部关闭，排汽装置无进汽。
23.停止ACC功能组运行。 24.转速至300rpm，打开真空破坏门，解除真空泵联锁，停止真空泵运行。 25.转速至0，真空到0，停汽封系统运行，投入连续盘车运行，记录盘车电流。 26.停止凝结水精处理运行。 27.停机后，确认主油箱无油烟，停止排烟风机。 28.确认锅炉不再需要补水时，解列电泵联锁，停止电泵运行。 29.排汽温度降至50℃以下且电泵已停运时，解列凝泵联锁，停止凝泵运行。 30.关闭除盐水至排汽装置补水总门。 备注： 第项至项由值操作，监护人，机长，值长； 第项至项由值操作，监护人，机长，值长； 第项至项由值操作，监护人，机长，值长；
汽轮机的起动与停机技术问答题
汽轮机的起动与停机技术问答题 1．为什么说起动是汽轮机设备运行中最重要的阶段？ 汽轮机起动过程中，各部件间的温差、热应力、热变形大。汽轮机多数事故是发生在起动时刻。由于不正确的暖机工况，值班人员的误操作以及设备本身某些结构存在缺陷都可能造成事故，即使在当时没有形成直接事故，但由此产生的后果还将在以后的生产中造成不良影响。现代汽轮机的运行实践表明，汽缸、阀门外壳和管道出现裂纹、汽轮机转子和汽缸的弯曲、汽缸法兰结合面的翘曲、紧力装配元件的松弛、金属结构状态的变化、轴承磨损的增大、以及在投入运行初始阶段所暴露出来的其它异常情况，都是起动质量不高的直接后果。 2．汽轮机升速、带负荷阶段与汽轮机机械状态有关的主要变化是哪些？ 汽轮机升速、带负荷阶段与汽轮机机械状态有关的主要变化有： ⑴由于内部压力的作用，在管道、汽缸和阀门壳体产生应力。 ⑵在叶轮、轮鼓、动叶、轴套和其它转动部件上产生离心应力。 ⑶在隔板、叶轮、静叶和动叶产生弯曲应力。 ⑷由于传递力矩给发电机转子，汽轮机轴上产生切向应力。 ⑸由于振动使汽轮机的动叶，转子和其它部件产生交变应力。 ⑹出现作用在推力轴承上的轴向推力。 ⑺各部件的温升引起的热膨胀，热变形及热应力。
3．汽轮机起动操作，可分为哪三个性质不同的阶段？ 汽轮机起动过程可分为下列三个阶段： ⑴起动准备阶段。 ⑵冲转、升速至额定转速阶段。 ⑶发电机并网和汽轮机带负荷阶段。 4．汽轮机起动有哪些不同的方式？ 汽轮机的起动过程就是将转子由静止或盘车状态加速至额定转速并带负荷至正常运行的过程，根据不同的机组和不同的情况，汽轮机的起动有不同的方式。 按起动过程的新蒸汽参数分：额定参数起动和滑参数起动。 按起动前汽缸温度水平分：冷态起动和热态起动。 按冲动时的进汽方式分：高、中压缸进汽起动和中压缸进汽起动。 按冲动控制转速所用阀门分：调节汽门起动、自动主汽门起动和电动主闸门起动及总汽阀旁路门起动。 5．汽轮机滑参数起动应具备哪些必要条件？ 汽轮机滑参数起动应具备如下必要条件： ⑴对于非再热机组要有凝汽器疏水系统，凝汽器疏水管必须有足够大的直径，以便锅炉从点火到冲转前所产生的蒸汽能直接排入凝汽器。
机组停机操作票
机组停机操作票 1明确停机的原因、时间、方式和停机中所需要采取的特殊措施后，通知各相关部门及各辅助岗位做好停机前的准备及工作安排 2对机组进行全面检查并对机组缺陷进行统计 3仔细检查四管泄漏装置的历史记录值，分析受热面是否存在微漏 4机组大、小修或停炉时间超过七天，应将所有原煤仓烧空；注意根据预计停炉时间，与燃运部协调好各煤仓上煤量 5做好辅汽、轴封及除氧器气源切换的准备工作，使切换具备条件；电气人员做好厂用电切换的准备工作 6对炉前燃油系统全面检查一次，确认系统备用良好，燃油储油量能满足停炉的要求 7停炉前进行炉膛、受热面和空气预热器全面吹灰一次；通知零米值班员进行GGH吹灰 8分别进行主机交流润滑油泵、主机直流事故油泵、顶轴油泵、小气机备用润滑油泵和直流油泵、主机盘车电机试转，检查其正常并投自动备用，若试转不合格，非故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后再停机 9将本机辅汽切为由邻机或一期辅汽供气，确认辅汽系统运行正常，本机四抽至辅汽电动门关闭，若没有其他电源时，将辅汽气源切换至本机冷再气源供给 10汇报调度，停用AGG，接值长减负荷令，设定目标负荷为540MW、降负荷率为≯15MW|min,锅炉燃料量减少，保持主汽参数额定，按照机组滑参数或正常停机曲线，开始降负荷 11停机后需对汽轮机发电机组本体进行停机抢修，需要及早停止盘车时，按照锅炉、汽轮机滑停曲线要求，开始降温、降压减负荷。机组正常停止备用时，只降压减负荷，主再热蒸汽温度尽量维持额定值，负荷变化率不高于15MW|min 12逐渐减少上层F磨煤机负荷，磨煤机存煤走空后停止其运行 13负荷450MW左右，视燃烧情况逐步减少E磨煤机出力。磨煤机存煤走空后停止其运行14负荷450MW左右，视燃烧情况逐步减少E磨煤机出力。磨煤机存煤走空后停止其运行 辅汽供轴封蒸汽压力自动正常运行，轴封母管压力、温度正常 15当一二级减温水调节门全关后，解除一二级减温水自动，再热蒸汽事故减温水和烟气挡板全关后解除再热蒸汽自动 16负荷300MW，退出一台气动给水泵，保持一台气泵维持锅炉给水。检查停运气泵盘车正常投入 17开启省煤器出口至361阀暖管门，检查储水罐至疏扩电动门开启，注意分离器水位不要过高 18逐渐减少D磨负荷，磨煤机存煤走空后停止其运行。通知零米开启增压风机旁路挡板并检查挡板已开到位，停止增压风机运行 19当负荷降至300MW时检查各系统运行参数、自动控制正常，解除协调控制，改为气机跟踪模式运行，稳定15分钟 20检查炉膛、受热面、空气预热器吹灰结束。空气预热器投连续吹灰，将空气预热器密封间隙自动调节装置提升至最大位 21目标180MW逐步减负荷：在减负荷过程中，控制负荷下降速率≯3MW|min，主汽压下降速率≯0.1PA|min，滑参数停机时注意控制主再热蒸汽温度由额定开始下滑，控制主汽温度位0.7℃|min，再热气温降率为1|min，注意气温不得低于ETS动作值 22将厂用电由高厂变供电转为02启备变供电 23锅炉负荷降至240MW时，维持该负荷运行十分钟，对机组情况进行全面检查 24保持三台磨运行，视燃烧情况投入少油点火枪或者投入其他磨煤机对应油枪稳燃 25头油稳燃时应将空气预热器吹灰转连续，并通知零米退出电除尘