6000汽轮机运行规程

第一篇运行管理规程

第一章总则

第1条：运行值班人员必须做到严守岗位，认真检查，兢兢业业，居安思危，确保机组的安全经济运行。

第2条：严格遵守劳动纪律，认真贯彻执行各种规章制度，在值班中不做任何与工作无关的事情。

第3条：值班人员应加强技术学习，熟悉本职业务，练好基本功，努力攀登科学技术高峰。真正做到“三熟三能”（熟悉设备、系统、熟悉操作和事故处理、熟悉本岗位的规章制度；能分析运行状况，能及时发现故障，能掌握一般的维修技能）。

第4条：运行人员要服众领导，加强团结，分工协作，密切配合。同心同德，搞好本机组工作。

第5条：运行人员就是现场保卫人员，在搞好岗位运行工作的同时，要随时提高警惕，做好现场保卫工作，对与工作无关的人员有权禁止进入现场。

第6条：当班班长应对本岗位人员进行明确分工，一旦遇到紧急情况各负其责，忙而不乱。

第二章岗位责任制

第1条：根据本厂具体情况，汽机运行值班人员的职责划分为司机、副司机和助手。

第2条：司机的工作职责

（1）对汽机厂房内所有设备的安全经济运行负全责。对汽机本体，调速系统五个轴承的安全经济运行负全责。

（2）司机在工作上、操作上受车间主任及值班长的领导，并负责指导本机组其他值班人员的工作及重要操作。

（3）司机对车间主任及值班长发布的一切工作指示应严格执行。当有不同见解时，应申明理由。若发现车间主任或值长的指示有明显错误，将直接威胁人身及设备安全时，应拒绝执行。并应尽快报告上一级领导。

（4）对汽轮机所属辅助设备要按时检查，及时调整，经常查看运行记录，加强安全经济指标分析，努力保证安全、降低消耗。

（5）在值班中，要树立“常备不懈”的思想，做好事故予想，经常监视汽轮机声音、振动、汽压、汽温、油压、油温及发电机负荷、周波等变化情况。发现异常时，应及时汇报，并进行正确、迅速的处理。

（6）根据上级的安排，进行开、停机和定期试验工作。遵守劳动纪律，爱护设备和工具。

第3条：副司机的工作职责：

（1）对电动辅助油泵及汽轮机油泵、冷油器、滤油器、汽封冷却器安全经济运行负全责。

（2）副司机在工作上，操作上受司机领导，并配合司机做好全面工作，司机离开现场时代理司机职务。

（3）每小时按记录表各项记录一次，必须认真、真实，不准抄袭、估计。书写认真，记录整洁。

（4）保持环境、设备整洁卫生，每次交班前一小时应揩试设备和擦洗地面一次，禁用笤帚、扫帚等扬尘散灰而污脏设备。

第三章巡回检查制

第1条：在值班中，要认真进行巡回检查，对设备异常状态要做到及时发现，认真分析，正确处理，将事故消灭在萌芽之中。

第2条：每小时对所属设备检查一次，并做好运行参数记录，随时注意监视调整，

保证设备经常在正常情况下安全经济运行。

第3条：司机在交班前，对汽机主辅设备，应进行全面巡回检查，发现问题，设法消除，并做好记录。

第4条：司机在接班4小时后，对汽轮发电机组所有设备应全面检查一次，以掌握本机组的全面运行情况。

第四章交接班制

第1条：交班

（1）交班前30分钟做好交班准备工作，对设备进行全面仔细地检查，保持机组正常运行，为下班创造有利条件。

（2）审阅运行日志，填写或整理有关记录。

（3）搞好清洁卫生，保持现场整洁。清点工具等。

（4）向接班人员仔细交待机组运行情况，如运行方式，设备缺陷，异常现象，事故处理，领导指示等有关事项。

（5）交接班铃响后正式交班，并在有关记录签字。必须是主操作对主操作交接、副操作对副操作交接，并做到“你签字，我才走。”

第2条：接班

（1）接班前15分钟进入现场进行检查。

（2）查阅运行日志和有关记录。

（3）认真听取交班人员对运行情况的交待和分析。

（4）详细检查所属设备的运行状况及现场卫生情况，清点工具等。

（5）交接班铃响后正式接班。凡签字后发生的一切问题有接班者负责。

第3条：当发生事故或进行重要操作时，不得进行交接班，待事故处理完毕或操作告一段落，得到领导许可后方可进行交接班。

第4条：交接班应严肃认真，不得草率从事。

第5条：接班人员未能按时到达现场时，交班人员应继续留下值班，并回报领导处理，一般不得连值两班。

第五章操作票制和工作票制

第1条：开机和停机属于重要且复杂的操作，均应填写操作票。

第2条：开机、停机应经生产总负责人批准，车间主任实施执行，工段长或专业技术人员监护，司机或副司机具体操作。

第3条：在异常紧急情况下，如人身设备事故，自然灾害等，可由工段长或班长临时下达紧急操作任务，不受本制度限制。但事后须详细补填记录。

第4条：一张操作票不得填写两项操作任务。

第5条：操作票应完成一项划掉一项或做标记，只填写时间、备注等，签名即可。

第6条：操作中监护人与主操或班长、副操有同等责任，禁止非经监护人同意进行其他操作。如发现异常情况，应停止操作，以监护人意见为主。

第7条：一项操作应由一人负责到底，中途不宜更换。

第8条：对已执行过的操作票，由监护人或工段长在上签署“已执行”字样，交车间主任存档。

第9条：在生产场所进行热力检修时，为保证有安全的工作条件及设备的安全运行，防止发生事故，必须执行热力检修工作票制度。

第10条：工作票由检修主任或相关专业人员签发，事故及夜间抢修等特殊情况可不签发工作票，但应经工段长或班长许可并补填记录。

第11条：司机必须得到工段长或班长许可，并做好安全措施之后，方可允许检修人员进入现场工作。

第12条：工作票签发人对下列事项负责：

（1）工作票是否必要和可能。

（2）工作票上所填写的安全措施是否正确和完善。

（3）经常到现场检查工作是否安全的进行。

第13条：工作许可人（工段长、班长或司机）对下列事项负责：

（1）检修设备与运行设备确已隔断。

（2）安全措施确已完善地执行。

（3）对检修人员正确说明哪些设备有压力、高温及其他危险等。

第14条：一台设备或一个管路系统的检修工作，只可以签一项工作票，在全部工作时有效。

第15条：工作票应认真填写，不可任意涂改。一式两份，由检修人员交工作许可人，互相签字后各留一份。

第16条：运行人员在检修工作结束前不得将影响检修工作的设备投入运行。

第17条：全部工作结束后，工作票签发人和许可人及检修人员共同验收，并在工作票上签字注销，交车间主任存档。

第二篇运行操作规程

第一章设备规范

第一节汽轮机组设备规范

一、汽轮机

1、型式：中压单缸抽汽凝汽式（双层布置）

2、型号：C6—3.43/0.981

3、主汽压力：3.43MPa（绝压）

4、主汽温度：435℃

5、额定功率：6000KW

6、转速：3000r/min

7、旋向：从汽机向电机端看为顺时针

8、额定进汽量：62.6T/h

9、额定排气压力：0.006

10、工业抽汽压力：0.981 MPa ＋0.196

11、额定抽汽量：45 T/h －0.294

12、最大抽汽量：25 T/h

13、排汽压力：7.2×10－3MPa（绝压）

14、冷却水温：27--33℃

15、转子临界转速：1760 r/min

16、转子重量：3.06T

17、额定工况抽汽温度：312℃

18、额定工况汽耗率：10.43kg/kwh

19、

二、凝汽器

1、冷却面积：560m2

2、正常冷却水温：27℃

3、正常冷却水量：2000T/h

4、水阻/标高：2.69/2602m/mm

5、铜管规格：￠20×1×3800mm

6、铜管数量：1390根

7、铜管材料：HSn70—1A

8、进/出水口直径×数量：300×1 350×1

三、射汽式抽气器（立式两级）

1、型号：C—20

2、工作蒸汽压力：1.18—1.37Mpa

3、抽气量：20Kg/h

4、蒸汽耗量：200 Kg/h

四、启动抽气器

1、型号：CD—14

2、工作蒸汽压力：0.8—1.2Mpa

五、凝结水泵

1、型号：3N6

2、流量：22m3/h

3、扬程：61m

4、转速：2950r/min

5、配用电机：功率11KW

六、循环水泵：（3台）

1、型号：12SH—9B配用电机型号Y315M—4功率：132KW

2、流量：684m3/h

3、扬程：43m

4、转速：1470r/min

七、主油泵

压增：0.588Mpa

油流量：540r/min

八、冷油器

1、型号/台数：YL—12.5—1/2

2、冷却面积：12.5m2

九、汽轮油泵

1、台数：1

2、工作蒸汽压力：0.785—1.176Mpa

3、工作蒸汽温度：419℃

4、转速：6000 r/min

5、出口油压：0.539Mpa

6、油流量：24 m3/h

十、低压交流油泵

1、型号：Gn—1.5 CHY18

2、压力：0.353 Mpa

3、油流量：20.5m3/h

4、电机功率/电压：5.5/380KW/V

十一、冷水塔：（2台）

1、型式：玻璃钢逆流式

2、流量500T/h

3、配用风机电机：功率18.5KW

十二、天车

1、型号：电动、手动联合、单梁

2、起重量：16T/3.2T

3、配用电机：功率2.2KW

注油器：出口油压0.067Mpa

油箱：容积：1.6m3

空重：1323K/g

发电机技术规范：

1、型号：QF—7—2

2、容量：7000KW

3、电压：10500V

4、功率因数：0.8

5、额定电流：481A

6、额定转速：3000/Pm

7：励磁电流：680A

第二节主机结构及调节保安部套简介

一、主机结构简述

1、汽轮机本体为前、后两段组成的单汽缸结构。前缸前端的猫爪及纵向键和前轴承座连接。前轴承座安置在前座架（前台板）上，后缸安置在后座架（后台板）上。滑销系统形成的汽缸膨胀死点在后缸中部。

2、通流部分由一个复速级（速度级、调节级）一人单列级和6个压力级组成，共8级。前段为一个复速级和一个压力级：后段为一个单列级和5个压力级。各级均为直叶片。

3、汽轮机在前段采用喷嘴调节。前汽缸上部蒸汽中装有4个调节汽阀，随负荷变化，各阀依次开放或关闭。调节汽阀经群阀提板工配汽机构，同高压油动机控制。后段配汽采用中压调节汽阀，中压油动机控制。

4、汽轮机轴承为自位式推力，支持联合轴承。后轴承（￠140）和发电机轴承（￠140）皆为圆筒形轴承。

5、盘车装置为电动盘车。

二、调节系统动作原理简介

调节系统包括调速和调压两部分。通过开大和关小高、中压调节汽阀改变蒸汽流量，从而调整机组的转速或负荷，抽汽口压力或抽汽量，以适应电、热负荷的变化。调速部分和调压部分按一定的自整要求设计，当电负荷和热负荷中一个变化时，调节系统基本一能保证另一个不变（允许20%的变化）。其动作原理可参看调节保安系统图（书后附图）。

调速部分的感受元体为径向钻孔泵，依据离心力公式f=ω2mR（f为离心力，ω为角速度，m为转体质量，R为旋转半径）即P1P2=N12/N22（P为油压，N为转速），当转速变化时，油压将平方倍变化。油泵轴同汽机主轴相连，产生一次脉冲油压（调速油压）信号，中间经放大元件（压力变换器断流放大，高压错油门继流放大）二次放大，由执行元件高压油动机控制调节汽阀开度而实现调速目的。

调压部分孤感受元件为波纹管（胀缩盒），抽汽口压力通到波纹管底部作为压力脉冲信号，中间经放大元件（调压器断流放大，中压错油门继流放大）二次放大，由执行元件中压油动机控制中压调节阀开度而实现调压目的。

当汽轮机转速升高时，径向钻孔泵出油压上升，压力变换器滑阀上移，关小了泄油窗口，使二次一号、二次二号脉冲油压上升，高、中压油动机活塞上移，同时关小调节汽阀和旋转隔板，动作同时，高、中压油动机的反馈窗口开大，二次一号、二次二号脉冲油压恢复，高中压错油门滑阀回中，转速降低。系统稳定在新的平衡工况。当汽轮机转速降低时，则动作相反。

当抽汽口压力升高时，调压器滑阀上移，二次一号脉冲油压上升，二次二号脉冲油

压下降，高压油动机错油门滑阀上移，高压油动机活塞上移，关小调节汽阀，中压油动机错油门滑阀下移，中压油动机活塞下移，开大中压调节阀。动作同时，高压油动机反馈窗口开大，中压油动机反馈窗口关小，使高、中压错油门滑阀回中，抽汽口压力降低。系统稳定在新的平衡工况，当抽汽口压力降低时，则动作相反。

当纯凝工况，突然甩负荷后，一般调速系统能控制转速在危急遮断器动作转速（额定转速的108%）以内。

当抽汽工况下，甩负荷油开关跳闸，经辅助接点，使湿式电磁阀动作，高压油变为危保油通过启动阀直接进入错油门底部，瞬时将错油门滑阀推至顶部，关闭高压调节汽阀和中压调节汽阀。经过约2.5秒（时间继电器）超速电磁阀复位，关闭器复位，调节汽阀适当开启以维持汽机空转（3000r/min左右）。但由于调节汽阀关闭，抽汽口压力迅速下降，调压器滑阀下移，使二次一号脉冲油压下降，而产生使调节汽阀开大的反调作用。为消除此不安全影响，在油开关跳闸的同时，立即将调压器切除手柄至切除位置（逆时针搬），将调压器滑阀顶至上端，从而消除了反调作用。

三、保安系统动作原理简介

1、危急遮断器：

装在转子前端主油泵轴上，为离心飞锤式，当汽轮机转速为109—111%（3270—3330r/min）时，重锤所产生的偏离心力克服弹簧拉力而迅速飞出，打在危急遮断滑阀的拉钩上，使安全油拽掉，高压油进入危保油路，实现停机。

2、危急遮断油门（滑阀）：

它既如上所述接受危急遮断器飞锤的打击而自动停机，亦可手动停机。装在前轴承座上盖上（西侧），当需停机时，只需手打上端小红色按扭即可。欲使其复位，则应将上部的大弹簧压下即可，（必须在转速小于3000r/min时）

3、磁力断路油门：

为紧急停同保护装置，可接入电接点信号，如低油压（0.03Mpa）等，通电后可通过电磁铁将滑阀吸上，使安全油泄掉，高压危保油进入脉冲油路，而使主汽门，高压调速汽门，中间调节阀关闭，实现停机。亦可手动。

4、轴向位移遮断器：装于前轴承座西侧，为轴向位移保护装置，安装时调整滑阀下接的喷油嘴与转子上油挡环之间的间隙为0.50mm，此时调整轴向位移油压为0.38Mpa，当转子位移超过0.7mm时,轴向位移油压将至0.22Mpa，滑阀在弹簧力的作用下上移，安全油泄掉，高压油进入脉冲油路（既变为危保油），实现停机。亦可手动。

第二章汽轮机的启动

第一节启动前的检查和准备

第1条：司机接到启动命令后应：

1、通知本班人员作好启动前的准备工作，认真填写操作票，从暖管开始后的各项操作时间均应记录在运行日志中。

2、对全部设备进行详细检查，首先应检查所有曾经进行检修过的地方。肯定检修（安装）工作已全部结束，汽轮机本体，各辅助设备以及附近地面均已清扫完毕。

3、各种必要的工具及仪表准备齐全。电动盘车应投入。

第2条：对油系统进行下列检查：

1、油管、油箱、油泵、冷油器等均处于完好状态，油系统的任何地方均不应有漏油现象。

2、肯定油位正常，油位计灵活准确，均应在最高油位。尽量排除油箱积水及油渣。

3、配合化验室检查平油（汽轮机油）质量应符合标准。

4、油箱放油门，冷油器放油门及进水应在关闭状态；冷油器进、出油门及出水门应开启。

5、油系统中临时添加的滤网及堵板均应拆除。

第3条：对调速系统及保护系统进行下列检查：

1、同步器手轮应逆时针摇至低限位置。

2、调速汽门应在开启位置。

3、调压器手柄应在解除位置。

4、三角架与支架及提升杆等到联接各销轴处应活动自如，并注意汽缸油润滑。

5、高、中压油动机拉杆应升降灵活，无卡塞现象。

6、危急遮断油门的大弹簧罩应在合上位置，轴向位移遮断器的滚花环尖顺时针旋至下部。

7、磁力断路油门及湿式电磁阀应在断电位置。

第4条：隔离汽门及旁路门，一抽出口闸阀，主汽门等均应在关闭状态；主汽管路各疏水门及汽缸水门等均应开启。

第5条：汽机本体、主汽管路、抽汽管路等应能自由膨胀，不受阻碍。

第6条：一切信号应正常准确，各监测仪表应齐全完好。

第7条：所有汽水管道在冬季开机前应检查有无冻结现象。

第二节暧管

第1条：隔离门前后疏水门全开后关回半圈，通知锅炉送汽低压暖管至隔离门前，保持压力在0.2—0.3Mpa。10分钟后开启隔离汽门之旁路门，继续低压暖管至主汽门前，锅炉送气后根据压力情况适当关小疏水门。

第2条：而后以每分钟升高0.2—0.3Mpa的速度，逐渐升压暖管，升至3Mpa左右时，即可逐渐开启隔离汽门直至全开后关回半圈，关闭旁路门。20分钟左右升至额定压力3.4Mpa左右，同时注意各汽温表汽温升高情况，不宜太快。升压暖管后可适当关小各疏水门至少开两圈，严防汽机进水。

第3条：从暖管至主汽门前开始，应注意汽缸温度，若主汽门不严漏汽而使汽缸升温，必须连续盘车，直至冲动转子，严禁静止暖机，以防弯曲。

第4条：在暖机升压过程中，应注意是否存在应力及防碍热膨胀的情况，并防止管道发生水击，注意检查支吊架情况。

第三节启动辅助油泵

第1条：启动汽轮油泵，油压应在0.5Mpa以上。观察各轴承时油压应在0.1Mpa左右。（0.06—0.12Mpa）油温控制在35—45度范围内。.

第2条：在隔离门关闭且严密的情形下，可做主汽门，高压调速汽门，中压调节阀等的开启及关闭动作试验，即保安系统的静态试验。机组新安装或大修后，此试验必须做，其它时间可酌情处理。

第3条：应检查油箱油位下降情况，油压、油流等是否正常。油系统有无漏油现利象。

第四节启动凝汽系统、抽真空

第1条：启动凝汽系统：

1、向凝汽器汽侧充除盐水至水位计3/4处。

2、全开凝汽器进、出阀门及水侧排空气门。

3、试开三台220KW循环水泵，停下一台或二台，使其在备用状态。

4、试开两台凝结水泵，停下一台，使其在备用状态。

第2条：开启凝结水再循环门，保持热井水位3/4。

第3条：开启启动抽气器进汽门及空气门，开启主抽气器二段进汽门，疏水门及空气门。

第4条：观察抽气器喷嘴前压力应在1Mpa以上，观察真空表及盘上负压表真空升高情况。

第5条：可送前后汽封，观察真空应逐渐升至450mmHg（-0.06Mpa），严禁静止送汽封。

第五节冲动转子和低速暖机

第1条：冲动转子前必须：

1、同步器摇至低限位置。危急遮断油门及轴向位移遮断器均在合上位置。

2、高压调速汽门及中压调节汽阀在全开位置。

3、隔离汽门已全开，主汽门前汽压≥3Mpa；汽温≥350℃；

4、润滑油压≥0.06Mpa,油温≥25℃；

5、真空抽至‐0.06－-0.08 Mpa;

6、调节器手柄打至切除位置。

第2条：缓缓开启主汽门，待转子转动后立即关小主汽门，控制转速500r/min左右，低速暖机10分钟，而后以120 r/min的升速速度升至800r/min左右，继续低速暖机20分钟。热态启动可以以100-120r/min的速度缓慢升速至2500r/min，稳定5分钟，观察各指标情况，无异常现象，全开主气门，升至额定转速。

第3条：对机组进行全面检查，汽压.汽温.真空.油压.油温等是否正常。听音.测振。

第4条：及时调整前后汽封及热井水位。

第六节升速及在全速下对调节和保安系统的检查第1条：升速前确认汽压.汽温.油压.油温等正常。轴承进油温必须≥30℃。

第2条：逐渐开大主汽门，仍以120 r/min的升速速度升至1200 r/min，稳定运转20分钟，而后以较快的升速速度5分钟内升至2300 r/min。特别注意1500 r/min之后适当逐渐开大主汽门，迅速越过临界转速1625 r/min（可以150r/min的速度越过临界转速）。在2300 r/min稳定运转5分钟观察各指标情况。

第3条：越过临界转速1760 r/min的瞬间，应在＃3轴承处测试垂直双倍振幅，最大不应超过70μm(0.07mm)即7丝。

第4条：全面检查，特别注意油压.油温.振动等。

第5条：以200 r/min的较快升速速度升至2750 r/min左右。2300 r/min 之后，调速汽门开始动作，即高压油动机拉杆开始上升，随着转速的增高而对应上升，并稳定在2750－2850范围。缓缓全开主汽门，关回半圈。

第6条：顺时针摇同步器手轮，升速至3000 r/min左右。

第7条：停下汽轮油泵，滤油器前润滑油压应为0.17 Mpa左右，滤油器应为0.12 Mpa 左右，各轴承进油压应大于0.6Mpa。

第8条：冷油器出油温于40℃，可酌情投入冷却水。

第9条：及时调整前后汽封，使冒汽管冒汽正常。关闭所有疏水门，主让后疏水应稍开一些。

第10条：及时调正再循环门，保持热井正常水位。

第11条：汽机空转时，后汽缸真空一般在0.08 Mpa以上。排汽温度一般小于90℃。

第12条：汽机空转运行正常后，记录所有测量仪表的读数，并进行调节及保安系统的空转动作试验：

1.向两个方向旋转同步器手轮，检查转速是否平稳上升和下降，调速和配汽机构不应有卡塞和摩擦现象。

2.将主汽门关至20mm处，手按危急遮断装置小按钮，观察主汽门.高压调速汽门.中压调节汽阀是否严密关闭。抽汤逆止阀亦应关闭。

3.立即关死主汽门手轮，合上危急遮断装置大弹簧罩，使其复位，重开主汽门至20mm处，仍保持3000 r/min空转。

4.对磁力断路电磁阀和湿式轴向位移遮断器电磁阀可分别进行动作试验，步骤同

上。

5.在下列情况下，应对危急庶断器做超速试验：

（1）设备大修后。

（2）每运行2000小时后。

（3）停机拆开后调速系统后。

（4）停机一个月后再启动时。

6.进行危急庶断器超速试验时应：

A.统一指挥，做好组织分工。手动超速试验必须合格。

B.迅速向增速方向摇动同步器手轮。

C.至上限转速3210 r/min左右后，再用高压错油门顶部调节螺栓增速，同时观察转速上升及一号脉冲油上升情况。偏心重锤动作后，应记下动和转速。应在3240－3360 r/min内动作。

D.立即关死主汽门，待转速降至3000 r/min以下时，合上大弹簧使危急庶断油门复位。重开主汽门，保持3000 r/min。

E.超速试验应连做三次，动作转差地大应≤15 r/min。

7.本机安装主后危急遮断器动作转速如下：

超速试验三次：3306r/min；3295 r/min；3290 r/min；

第13条：汽轮机调节系统的性能应符合下列标准：

1.当汽压.汽温.真空为额定值.主汽门全开时，调速系统能维持汽轮机的空转运行。即3000r/min，负荷为零。

2.当汽机突然甩去全部负荷时，调速系统能控制转速在危急遮断器动作转数以内，即3240－3360 r/min之内。

3.危急遮断器动作后，能保证主汽门，高压调速汽门，中压调节汽阀严密关闭。

4.调速系统的调速不等率δ1＝（4.5±0.5）％。转速摆动值≤15r/min。

迟缓率ε≤0.5％。空负荷同步范围–5％－7％。

调压器的调压不等率δ2＝10％；抽汽压力不等率10%

调压范围0.392－0.686Mpa额定抽汽温度257℃。

第14条：在下列情况下，禁止汽轮机启动和投入运行。

1.危急遮断器动作不正常及主汽门，调速汽门及抽逆止门卡塞不能严密关闭时。

2.调速系统不能维持空转和甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以内。

3.转速表不正常时，即转速传感器不正常时。

第七节带负荷

第1条：接到主控发来的“注意”“已并列”信号后，对设备进行全面检查，联系锅炉做好带负荷准备。

第2条：接带负荷应缓慢进行,首次接待负何不应超过500KW,暖机15分钟后才能继续增加,每次增加后都要稳定15分钟,每次增加负荷不宜超过500KW。若单机运行，可由小至大逐个投入电器设备。切记猛增、快增而导致热膨胀剧烈及轴向推力过大。

第3条：增负荷过程中，应及时调整前后汽封及热井水位，逐渐关闭再循环门。

第4条：注意轴向位移变化情况及热膨胀指示器的变化。调整轴向位移油压至0.38Mpa后退回滚花环。

第5条：发至所能发负荷半小时后，做全面检查，听音、测振（垂直、横向、纵向）。

第6条：在增加负荷过程中，任一轴承上的振动值超过30μm时，应停止增加负荷，在该负荷下运行30分钟，如振动不减，可降低10—15%的负荷继续运行30分钟，仍不减少，应酌情报告值长及车间主任，商讨处理意见。

第八节热态启动

第1条：停机后12小时内再开机谓热态启动。

第2条：热态启动可不经低速暖机，直接平稳较快升速到1200—1400r/min，稳定运转10分钟后，逐渐开大主汽门，迅速越过临界转速，5分钟内升至2300r/min，稳定运转5分钟而后升至全速。

第3条：在连续盘车情况下，向轴封送汽，最好保持较高真空，在－0.08Mpa以上。

第4条：应注意热膨胀变化及各轴承振动情况。

第三章辅助设备的运行

第一节射汽抽气器

第1条：抽汽器的启动应在凝结水泵启动正常，管束内有冷却水流动后。

第2条：先开二段进汽门，调正压力在1.2Mpa以上，再开一段进汽门调整压力1Mpa 左右，可注意真空上升情况，注意观察自动浮子疏水器是否正常。排汽口不应大量排出蒸汽或有水溅出，更不应有倒吸现象。

第3条：观察真空升向后，再开空气门。

第4条：若启动抽气器已开进汽门及空气门，应配合主抽气器。

第5条：开抽气器时先开进汽门，后开空气门，停抽气器时先关空气门，后关进汽门。

第6条：汽机已至全速，凝汽器真空－0.09Mpa以上，应及时停用启动抽气器。

第四章汽轮机的运行维护和停机

第一节汽轮机运行中的维护和检查

第1条：值班人员应做好下列工作：

1、每小时记录一次，发现仪表和正常值差别较大时应立即查明原因，采取必要措施。

2、每半小时应对机组进行巡视，特别注意各轴承进油压力、回油温度、射气抽气喷嘴前汽压、抽汽真空、排汽缸真空及温度、热膨胀值，各轴承振幅等有无显著变化等。对本机组的运转状态应胸有成竹。

3、保持机组及现场清洁卫生，每班交班前擦机组一次。

第2条：特别注意监视主蒸汽温度、抽汽温度的变化及四个主轴瓦、推力瓦的温升情况。严防汽机进水及主轴瓦推力瓦片烧毁。

第3条：汽轮发电机组运行中，发电周波不应高于50.5周/秒，不应低于49.5周/秒。即转速不应高于3030r/min，不应低于2970r/min。

第4条：轴承进油压力应保持在0.08—0.15Mpa范围内，0.1Mpa左右为佳；进油温度即冷油器温度应保持在35—45℃范围，40℃左右为准。

第5条：滤油器前润滑油压正常为0.175Mpa左右，滤油器后为0.125Mpa左右，压差一般为0.05Mpa左右，增至0.08Mpa应带负荷倒换，清洗滤网，保持一侧运行，一侧备用。

第6条：轴承进出油温差一般应小于10℃，回油温度一般不超过55℃，轴瓦上回油温度不超过65℃，至75℃应紧急停机。

第7条：凝汽器真空应经常在-0.087Mpa（650mmHg）以上。排汽缸温度带负荷时应小于65℃，空负荷时应小于100℃。

第8条：终端温度差（也叫端差，即排汽温度和循环水出水温度之差）应小于8℃。端差过大时说明铜管脏污或结垢，应进行清洗或酸洗。

第9条：过冷度（即排汽温度和热水井凝结水温度之差）正常为1—2℃，不应过大。

第10条：在运行中应注意监视汽轮机通流部分的结垢情况，可用监视段（复速级后）压力表监视。在相同的运行方式和相同的蒸汽流量下，监视段汽压的相对增长值按下式计算：

ΔP=（P脏—P净/P净）×100%

式中P净为刚开机时压力，P脏为现时压力。

ΔP一般不应超过15%。

第11条：每班应测振一次，每个轴承处行垂直，横向（水平）、纵向（轴向）双倍振幅值，写运行日志背面。振动标准：优为20（微米）以下，良好30微米以下，合格为50微米以下，大于70微米时应停机检查处理。切忌在70微米以上的振幅下长期带病运行而损坏设备特别轴瓦乌金及主油泵密封环等。

第12条：凝汽器可低水位运行，但应保持凝结水泵出口压力在0.4Mpa左右，负荷须在2000KW以上。

第13条：配合化验做好凝结水、循环水监督工作，防止凝汽器铜管泄漏而影响凝结水质，及循环水含盐过多。

第14条：注意监视冷水塔下集水池水位及结净。

第二节定期工作

第1条：自动主汽门、隔离门等重要阀门，每天白班庆活动门杆一次，防止卡住或盐垢塞住。

第2条：各种自动保护装置，包括音响、灯光信号，凡运行中可以试验的，应每周试验一次，不能试验的可在每次开机前空转时试验。

第3条：对润滑油应每月化验一次，化验项目为酸价、抗乳化度、粘度、水分等。必要时可开滤油机过滤。

第4条：真空严密性试验，每月进行一次，最好在80%额定负荷下，两空气阀门关闭后，每分钟真空下降应小于0.0007Mpa（5mmHg），最多试验5分钟。

第5条：各联锁的辅助设备如凝结水泵、循环泵、给水泵等，每月应倒换一次，备用期间或倒换前应测试电机绝缘。

第6条：每月对油箱放水一次，微开放水门将水放净，有油流出后关闭。

第三节停机

第1条：停机前准备工作：

1、试验电动润滑油泵或汽轮油泵应正常，如不正常禁止停机，直至修复正常。

2、通知主控逐渐降低负荷，每次减电负荷最好500KW左右。至1200KW停一级抽汽，检查抽气逆止阀是否严密关闭。

3、及时调整前后汽封及凝结泵出水压力，如发生不能将电负荷减至0或发现主汽门，调高压调节汽阀卡死现象，绝对禁止手板危急遮断器等停车动作，只能用人工关闭主蒸汽隔离门或主汽门的方法来实现停车，以防飞车。

4、负荷降至零后，将主汽门关小至15—20mm处。通知主控解列。

第2条：接到主控“解列”信号后，手打危急遮断油门顶上红色按钮掰通磁力断路停机。注意观察转速是否下降，主汽门等是否关闭严密。将主汽门手轮关死。记录打闸时间。同时立即启动电动油泵或汽轮油泵。

第3条：关闭隔离汽门。开启汽缸、两导管、隔离门后的所有疏水门。

第4条：转速降至1000r/min左右时，停抽气器，掌握转速至零时真空降至零。带点真空（100—200mmHg）时关闭轴封。

第5条：转子停转后立即做好记号，记录惰走时间，而后必须进行连续盘车。

第6条：抽汽器停用后，停下凝结水泵。

第7条：润滑油泵必须继续运转，以带走一、二轴承的大量热量，使轴承逐渐冷却，直至轴承温度降至40℃以下，且停下油泵后不再升温为止。每次盘车都应在润滑油泵启动的情况下。

第8条：排汽缸温度降至50℃以下时，可停循环水泵。

第9条：若停机时间较长，可在每月1号、15号各盘转两圈或几圈，盘转时应启动

低压齿轮油泵。

第三篇事故处理规程

第一章事故处理原则规定

第一节事故处理原则

第1条：发生故障时运行人员迅速解除对人身和设备的危险。查明原因，排除故障。同时应注意保持非故障设备的正常运行，力争不停电、热或少停电、热。

第2条：运行值班人员必须坚守岗位，集中精力，居安思危，做好事故予想，尽量消除事故于隐形之中。

第3条：机组发生故障时，应按下述顺序进行工作：

1、根据仪表指示和机组外部象征，肯定设备确已发生故障。

2、迅速、正确判断事故性质、发生地点，及时、果断地采取处理措施。严防慌张失措，导至误操作而扩大事故。

3、消灭故障的每一阶段，都需尽可能地报告上级领导，以便及时采取措施。

第4条：从机组发生故障时起，直到消灭故障机组恢复正常状态为止，运行值班人员不得擅自离开工作岗位。假如故障发生在交班时间的，应延时交班，并在接班人员的协助下消灭故障。

第5条：禁止与处理事故无关的人员停留在故障现场。

第6条：如果值班人员发现自己所不了解的或本规程没有规定的故障象征时，应根据自己的知识和实践经验判断，主动采取对策。并及时向领导汇报。

第7条：故障消除后，司机应将全部过程，如实地详细地记录在工作日志中。

第二节故障停机规定

以下所讲“紧急停机”除发电机解列外，一律不准用手拍危急遮断器和手拉轴向位移手柄来实现停车，因为只有同时按两只“紧急停机”才能实现主汽门、MK、断路器同时跳闸。

第1条：在下列情况下应立即手按“紧急停机”按钮接通电磁开关，关闭主汽阀及抽汽逆止阀，紧急停机。（注意：两只按钮要一起按）。

1、机组突然发生强烈振动，振幅超过70μm。

2、汽机转速升高到3360转/分而危急遮断装置不动作。

3、清楚地听到汽缸内有金属响声。

4、汽轮机发生水冲击。

5、汽轮发电机组任一轴承断油冒烟或轴承温急剧升高至75℃。

6、轴向位移超过0.70mm而轴向位移遮断器未动作。（油压低于0.245Mpa）。

7、油系统严重漏油，油箱油位降至最低油位。

8、滤油器后润滑油压降至0.02MPa。

9、前后轴封处冒出火花。

10、汽轮机主蒸汽管破裂。

11、油系统失火并且不能及时扑灭。

12、发电机励磁机冒烟着火。

第2条：因发生故障而必须紧急停机时，司机必须执行下列操作：

1、手按“紧急停机”按钮（两只同时按）接通电磁阀开关，而后关闭主汽门，注意转速是否下降。

2、向电气发出“紧急停机”信号。

3、立即启动辅助油泵。

4、关闭隔离闸阀。

5、摇同步器手轮至低限位置。

6、开启汽缸疏水阀。

7、如果发电机失火停机应维持200—300转/分的低速继续运转一段时间。

8、完成其他停机操作。

第三条：发生紧急情况时，司机首先应判断发电机是否已解列，然后再进行其他的操作。若发电机已解列，则首先应控制好蒸汽压力，能开放空的开放空，尽量将蒸汽压力控制在允许指标范围内，同时要观察汽轮机转速，观察主汽门是否已关闭，哪个保护装置动作等，并将主汽门手轮旋到底部。观察润滑油压情况，及时启动电动油泵，避免轴瓦断油。若发电机未解列，则首先应观察发电机的功率、电压、频率、功率因数等，及时将励磁柜运行方式调至恒电压运行，将电压、频率、功率因数等指标调节好，并记录好哪些表记动作，根据表记反映查找问题。同时要根据蒸汽压力情况调整好压力，并根据负荷情况及时调节汽封、热井水位等，将各指标调节稳定后，再一起查找事故原因。

第二章常见事故处理规定及操作步骤

第一节主蒸汽参数不符合额定规定

第1条：当主蒸汽参数不符合规范时应立即按下列规定处理：

1、汽压：

A、升高至3.63MPa时和锅炉联系降压，至3.8MPa时紧急停机。

B、降低至3MPa时和锅炉联系升压，至2.8MPa可适当减负荷以恢复汽压。继续降压则按下表带负荷（最高值）：

汽压

2.7 2.6 2.5 2.3 2.2 1.8 1.4 （MPa）：

负荷

1800 1350 1050 900 600 0 停机（KW）：

2、汽温：

A、升高至445℃时应迅速汇报领导，10分钟后仍不下降则紧急停机。

B、降低至400℃时和锅炉联系升温，否则应适当减负荷（额定负荷时）。继续降温，则按表带负荷（最高值），并适当开启主汽管疏水阀。

汽温℃400 390 385 380 375 370 350

负荷KW 1800 1200 900 600 300 0 停机

第2条：温度和压力同时到达高限（455℃，3.8MPa），每次运行时间不准超过15—30分钟，全年不应超过20小时。

第3条：当主蒸汽参数降低时，应注意调速汽门的动作情况，严禁因参数降低而负荷不减导致蒸汽流量超极限。

第4条：参数变动幅度较大的过程中，应特别注意汽缸热膨胀及机组振动情况，如发现异常应降低负荷直至正常为止。

第二节真空下降

第1条：正常运行中真空允许在0.085—0.096MPa，即650—730mmHg，范围内变化。

第2条：凝汽器真空变化数值应符合下列标准：

真空功率

MPa MmHg KW

0.085 650 1500

0.079 600 1200

0.071 540 600

0.059 450 0

在以上真空下,汽轮机运行时间不应超过30分钟，如经30分钟真空不升高，应继续降负荷。在下列情形下，允许机组暂时维持原负荷运行，须迅速检查原因，消除缺陷。

1、真空不再继续下降，能维持一定程度。

2、振动正常，没有增大迹象。

3、轴向位移及推力瓦温度正常。

4、监视段压力无显著变化。

5、排汽温度升高后，轴封径向未发生磨擦。

第3条：经过迅速查对，发现真空确实急剧下降时应：

1、迅速检查凝汽器，循环水进出压力，轴封冒汽情况，凝结水泵出水压力，抽气器的进汽压力及真空等。

2、迅速通知主控降低负荷，如负荷已全减掉而真空继续降低至0.059MPa以下，即450mmHg以下，应紧急停机。即使带负荷来不及降至零，只要真空迅速下降，最少至0.03MPa，即已至200mmHg左右，必须毫不犹豫打紧急停机。严防排汽温度过高和防爆膜板动作。

第4条：查明真空下降原因，一般应检查：

1、凝汽器循环水进出压力。

2、轴封冒汽情况。

3、凝结水泵出水压力。

4、热井水位。

5、和凝汽器相连设备，如疏水膨胀箱、低加等的疏水门及空气门是否调正不当。

6、在真空下运行的管道、阀门盘根、法兰结合面等。

第5条：循环水断水、减水的象征和处理：

1、若真空迅速下降，循环泵出口水压及凝汽器进出口水压迅速下降，循环泵电机电流亦突然下降，则为断水。应迅速减掉负荷，根据真空下降程度，随时准备故障停机，冷油器等改为备用水源。由于断水使凝汽器温度明显升高时，应停机关闭进水门，待降温至50℃以下才能再开门送水。

2、若真空逐渐降落，同时凝汽器进出水温差增大，表示减水、水量不定，应采取并泵等手段加大冷却水量。

3、若真空逐渐降落，同时凝汽器进水压增高，出水压降低，冷水塔淋水减少，则表明铜管有堵塞，应酌情处理。

此外，由于厂用电中断，循环泵进水滤网堵塞，倒泵时的误操作等均可造成断水或减水，应注意防止。

第6条：由于轴封断汽，特别后轴封，也能降真空，多在负荷骤降及汽压降低时发生，应注意及时调正。

第7条：热井水位高至抽气口，甚至埋没抽气口的象征是真空不断下降，水位看不见，抽气器排汽口喷水等。处理如下：

1、凝结水泵出力故障，象征是出水压降低，电流减少，可启动备用泵，应检查吸入侧盘根是否太松，可适当拧紧，平衡门是否开启等。

2、凝结水泵水轮损坏，象征是发生卒音，出水压降低等，应及时启动备用泵。

3、凝结水泵电机故障，如断保险烧电机等。

4、备用凝结水泵逆止门不严，凝结水倒流，应及时启动备用泵。

5、铜管渗漏或破裂及管板胀口松动等。

6、误将再循环门开大。

第8条：由于空气侵入凝汽器侧或真空管路：

1、防爆膜板不严。

2、真空破坏门不严。

3、和凝汽器相连的各设备的疏水门、空气门、水位计接头等漏气等。

4、真空下运行的管道阀门盘根或法兰不严，特别两空气盘根不严等，必要时可注水以水封。

5、负荷低真空下降，负荷高真空恢复正常或开机时一切正常就是真空难提，一般是低压缸结合面漏汽（气）或抽汽管道漏汽（气）。

发现上述问题应针对情况及时处理。

第三节水冲击（汽机进水）

第1条：水冲击的主要象征如下：

1、进汽温度或抽汽温度急剧下降。

2、从主汽管或抽汽管法兰，轴封、汽缸结合面等冒出白色蒸汽或溅出水滴。

3、清楚地听到汽管或抽汽管内有水冲击声，管道发生振动。

4、主蒸汽压力下降，推力轴承温度升高。

5、机组振动逐渐剧烈。

6、机组内部发生金属噪声和冲击声。

以上象征不一定同时出现，主蒸汽温度或抽汽温度急剧下降为主要象征。

第2条：水冲击的处理原则：

水冲击为汽轮机组的恶性事故，地旦发现水冲击现象，必须果断，迅速紧急停机。否则将造成严重的设备损坏（如推力瓦熔化，汽封破损，叶片碰毁等）。

第3条：凡因水冲击停机时应：

1、正确记录惰走时间。

2、在惰走时仔细倾听机组内部声音。

3、测试机组振动。

4、检查推力轴承温度。

5、开启进汽管或抽汽管及汽缸疏水阀加强疏水。

第4条：假如在惰走时并未听出异音和未察觉转动部分有磨擦情况，惰走时间、推力瓦温度、振动等均正常，可以继续启动。在升速和带负荷时，要加强监视，仔细倾听机组内部声音，测试振动，注意推力轴承温升。

第5条：如果在水冲击时，机组内部有异音，转动部分有磨擦，推力轴承温升加快，惰走时间缩短。必须检查推力轴承，必要时揭缸检查。

第6条：为了予防水冲击发生应：

1、当蒸汽压力、温度不稳定和负荷骤然增大时要特别注意监视。

2、严格防止水通过不严密的逆止阀或管道（如抽汽管等）进入机内。

3、汽轮机启动前应正确暖管和疏水。

4、防止锅炉水位过高及喷水降温时喷水过量。

5、防止锅炉蒸发过强引起汽水共腾（尤其因增负荷降压时）。

第四节油系统工作失常

第1条：运行中主油泵声音失常，伴随着油压波动或下降，应根据异常情况的逐渐加剧而紧急停机。

第2条：油系统漏油的现象和处理原则如下：

1、油压和油箱油位同时降低：

一般是压力油漏到油箱外面。此时应酬检查高压和低压油管（特别法兰、管接头等处）是否破裂漏油，同时注意检查冷油器铜管是否泄漏（细观察冷却水出口有无油花）。发生上述情况应设法消除，必要时向油箱补油。

2、油压降低，油位不变：

一般是压力油从油管漏到油箱内辅助油泵逆止门不严等。可启动辅助油泵做一试验。油压下降可能引起调速系统性能变化，要注意防止。

3、油位降低，油压正常：

一般系油从油箱的放水门、放油门等或回油管泄漏油到油箱之外，应立即找出漏点，设法消除。

如采取各种办法，仍不能消除漏油，则按油压下降或油位降低紧急停机。

第3条：如有脏物进入油管或轴承，可能引起一个或几个轴承油量减少甚至断油，油温急剧升高甚至冒烟，要紧急停机，严防轴瓦乌金熔化。

第4条：油中有水，严重时能引起油膜破坏，机组振动加大；导致调速系统晃动、卡塞等，应根据轻重缓急情况而故障停机或现场滤油。

第5条：如发现各轴承油温普遍升高，可适当开大冷油器进水门增大冷却水量。

第6条：辅助油泵工作失常的处理原则如下：

1、汽轮机启动过程中，应启动汽轮油泵（如已升速至2700转/分以上，主油泵已能起作用维持高压0.6Mpa以上，滤油器后润滑油压0.08Mpa以上，可继续启动）。

2、停机过程中，齿轮油泵发生故障，则迅速启动汽轮油泵，继续停机。应高度注意：只要汽轮机转子在转动，每秒每瞬每刹那都不能断油。

3、停机时，发现辅助油泵都发生故障，应保持空转运行直于一个油泵修复。

4、若因油泵皆失常，停机后未能立即盘车时，应对转子位置作出标记。

第7条：运行中油系统着火不能立即扑灭时，应迅速紧急停机。采取最有效的灭火方法，尽量减少损坏范围。

第五节甩负荷

第1条：发电机主油开关掉闸而引起汽轮机甩负荷至零的象征和处理步骤如下：

1、象征：功率表（兆瓦表）降至0，转速（周波）升高，机组变音。

2、处理步骤：

A、调速器能控制转速在危急遮断装置动作转速以内时应：

（1）立即拔出行程限制销逆时针针摇同步器手轮降低转速至3000转/分左右；

（2）调整前、后轴封冒汽；

（3）关闭抽汽逆止阀和抽汽出口隔离阀；

（4）开启减温减压器继续供热；

（5）全面检查；

（6）一切正常后重新带负荷。

B、调速器不能控制转速而使危急遮断装置动作时应：

（1）立即关死主汽门，检查转速是否已下降；

（2）待转速降至3000转/分以下，危急遮断油门使其复位；

（3）摇步器手轮至低限；

（4）再度开启主汽门，保持空转，观察调速系统是否正常；

（5）全面检查；

（6）一切正常后再度带负荷。

C、由于危急遮断装置误动作而甩负荷时应：

（1）并网运行时象征是兆瓦降至零，转速不变，此谓电动机运行，不准超过3分钟，可按上述甩负荷后危急遮断装置动作处理，并查明原因，消除缺陷；

（2）单机运行时，象征是兆瓦表降至零，转速下降，处理步骤同上。

第六节负荷骤然升高

第1条：在并网运行时，因系统周波下降，可能导致调速汽阀开大而负荷骤增，此时应：

1、通知电气或直接操作同步器减负荷至正常值。

2、检查推力轴承温度。

3、测试机组振动。

4、检查机组热膨胀数值。

5、如发电机低周保护动作，则按“甩负荷”处理。

第七节厂用电断绝

第1条：厂用电断绝的象征在夜间则为照明突灭或改为直流照明，各电机停转，在白天则多伴随甩负荷至零，真空下降等。

第2条：厂用电断绝的处理步骤：

1、按甩负荷至零及真空下降处理。

2、如已打闸，迅速启动汽轮油泵、维持滤油器后润滑油至0.08Mpa以上。

3、完成其他停机操作。

第八节转子的轴向位移增大

第1条：由于电、热负荷突增，真空下降等原因均能造成转子的轴向位移增大。本机动、静最小轴向间隙（蒸汽室喷嘴弧段和调节级第一级工作叶子）仅为1mm，所以最大轴向位移不能超过0.70mm。超过0.70mm极限之后，将引起设备的严重损伤，所以不能掉以轻心，要特别加强监视。

第2条：转子轴向位移异常增大的象征：

1、推力轴承温度逐渐甚至急剧上升。

2、机组振动有所增大。

3、严重时从汽缸内部及轴封部位发出异常声音。

第3条：轴向位移异常增大时应：

1、迅速降低负荷，使轴向位移逐渐恢复正常。

2、检查推力轴承温度是否升高过快。

3、测试振动和所测声音是否正常。

4、上述三项均异常则紧急停机检查。

第4条：为防止运行转子轴向位移异常增大，应注意下列几条：

1、带负荷和投抽汽时，要逐渐增加，不要过多过快而产生负荷冲击。

2、负荷及蒸汽参数、真空等要稳定，严防忽高忽低起伏摆动。

3、安装或检修时隔板轴封间隙要调整正确。

4、严防水冲击等恶性事故的发生。

5、保证汽轮机油质量、洁净，严防推力瓦乌金熔化。

第九节不正常的振动和异音。

第1条：机组突然发生强烈振动或发生能清楚听出的金属声音时，应紧急停机。

第2条：在负荷无变动的情况下机组发生不甚强烈的振动，从汽轮机、发电机发出异音时，应降低负荷直到异常消除为止。同时应研究原因，应检查：

1、润滑油压是否下降。

2、油温是否过高或过低。

3、轴承温度是否过高。

4、主蒸汽温度是否过高或过低。

5、汽轮机汽缸热膨胀情况（冬季注意穿堂风的影响）。

第3条：如汽轮机发电机组在除去发电机的励磁后振动消失，或在提升电压时振动

加大，说明振动是由民电机侧引起，报告领导，研究处理。

第4条：在启动时，如冲动转子后，在前后轴封处或通流部分听出清楚的磨擦声时，应停机处理。

第5条：停机时，在惰走过程中前后轴封处或通流部分清楚地听出磨擦声时，则在停机后必须修好。

第6条：如上述振动原因并不存在时，则可能由下列原因引起：

1、叶轮破损或叶片脱落。

2、大轴弯曲。

3、轴封损坏。

4、某些部件变形。

5、汽轮机、发电机及励磁机的旋转部分与固定部分之间掉入杂物。

6、汽轮机通流部分及两端轴封、隔板轴封、油挡等和轴磨擦。

7、汽轮机转子和发电转子中心不正，周围位移或端面张口过大。

8、轴瓦间隙或紧力不合标准。

9、发电机机械部分松弛，转子线圈短路，通风不良等。

10、油膜不稳。

11、轴承座和台板（底盘）之间滑动受阻，地脚螺栓松动等。

12、汽轮发电机组基础不均匀下沉。

上述诸多原因，只有在故障停机后，扣分拆开或全部拆开后才能检查了解。

运行值班人员不能直接弄清上述诸多振动原因。因此，当其他一切正常，随着负荷下降，异音和振动并不消除时，则应报告领导，故障停机，研究处理。

第十节运行中叶片损坏或断落

第1条：冲动式汽轮机叶片在运行中损坏或断落的一般征象如下：

1、蒸汽通流部分发生不同程度的冲击。

2、蒸汽通流部分发生不同程度的异音。

3、机组振动增大。

4、监视段压力增大（速度级叶片损坏）。

5、真空降低（末级叶片损坏）。

第2条：汽轮机叶片在运行中损坏或断落时，不一定同时出现上条征兆，只要听到通流部分有金属响声，且伴随着振动增大。则可怀疑叶片脱落，紧急停机，揭缸检查。

第十一节严重超速

第1条：汽轮机转速超过危急遮断装置动作转速（3360转/分），危急遮断装置拒绝动作，转速继续上升，即为严重超速，如果不能迅速制止，即将发生重大恶性事故。

第2条：严重超速的象征：

1、转速表、周波表均迅速上升。

2、主油泵出口油压迅速增高。

3、机组发出不正常的升速异音。

4、机组振动增大。

5、一般情况下负荷降至零。

第3条：当发生严重超速事故时，应按照下列步骤操作：

1、立即手打危急遮断油门顶上的红色按钮，紧急停机。同时掰通电磁阀开关，切断一切进汽通路。

2、将主汽门、抽汽主闸阀关死，观察转速是否下降。

3、如发现主汽门卡塞不能关严，转速下降，则迅速关闭隔离汽门。

4、启动辅助油泵。

5、完成其他停机操作。

第十二节蒸汽管道和其他管路故障

第1条：汽管和其他管路发生故障，值班人员必须采取对策，不使人员和设备受到损坏，并按照“安全工作规程”所提示的方法操作。

第2条：汽轮机主蒸汽管破裂或主汽管法兰垫打穿时应：

1、紧急故障停机。

2、隔离故障部分汽管，开启汽机室门窗主放出蒸汽，切勿乱跑，防止被高压汽流所伤。

3、设法防止蒸汽喷至油系统上而失火。

第3条：主汽管发生水击时，应开启氖疏水门，加强疏水，查明原因，采取措施。

第4条：主汽管发生振动时，应检查疏水情况和支架情况。如振动威胁到汽管和设备的安全运行时，须减低负荷或故障停机。

第5条：油系统管路破裂或泄漏时应：

1、设法维持润滑油压，

2、立即采取措施，制止油管泄漏，无法制止而威胁到机组安全运行时，应紧急故障停机。

3、严防油喷射至蒸汽管道上而失火。

第十三节失火

第1条：汽机房内失火，但尚未延及机组设备和管路时司机应：

1、立即组织现场人员，动用一切灭火器材灭火。假如失火地点有电线时必须先切断电源，同进迅速汇报领导召集人员参加灭火。

2、应严防火灾蔓延到四周，必要时将设备周围复以沾湿的雨布（注意机组面转部分）。当火灾不能很快扑灭而危及到机组安全时，应紧急停机。

第2条：汽机房失火时，应根据情况分别使用泡沫灭火器、干燥粉灭火器、砂子、水或沾湿的布，动用一切灭火器材和方法保护机组不受损坏。

第3条：汽机房灭火时，值班人员必须：

1、不行擅自离开岗位。

2、加强机组运行监视。

3、随时准备紧急停机等操作。

第4条：汽机值班必须熟知在各种情况下的灭火方法：

1、未浸火油、汽油和其他油类的抹布及木材燃烧时，可以用水，泡沫或干粉灭火器和砂子灭火。

2、浸有火油、汽油和其他油类的抹布及木材燃烧时，应用泡沫或干粉灭火剂和砂子灭火。

3、油箱或其他容器中的油着火时，应用灭火器扑灭或排入事故油箱，有沾湿的雨布时也可使用。

4、带电的电动机、电线、电缆及其他带电设备着火时应在切断电源后进行灭火，电动机着火时不得使用砂子灭火。电动机冒烟，须迅速停止运转，不得再次起动。

第5条：发电机着火时的征兆：

1、从静子端盖窥视孔可看到火光或烟气。

2、从热风和冷风室等冒出明显的烟气。

3、有绝缘烧焦气味。

第6条：确认发电机或励磁机已着火时应：

1、立即打下危急遮断装置按钮或掰通电磁阀开关。

2、向电气发出“紧急停机”信号。

3、完成停机其他操作。

4、为了避免电机在灭火时由于单侧过热而使主轴弯曲，禁止在火灾最后熄灭前将

发电机完全停下，应保持低速（汽机200—300转/分左右）继续运转。

5、立即严密关闭进风、出风。

6、动用一切灭火装置和器材如消防水等及时灭火，但不得使用泡沫灭火器或砂子灭火，但要严防砂子落到发电机内或轴承上。

第十四节低压电停电

一、对于3MW发电机组来说，低压电停电后特征：

1、应急灯亮。

2、低压用电设备停运，热井满水，真空下降，锅炉液位下降。

3、励磁柜风机停运，并显示励磁限制等信号。

处理措施：

1、迅速开辅抽。

2、迅速减负荷（有功和无功），并启动循环水泵，尽量控制好真空。

3、切换应急电源，启动锅炉给水泵。

4、若低压电短时间内无法恢复，则按正常停车步骤进行操作。

二、对于1.5MW发电机组来说，低压电停电后特征：

1、发电机失磁，励磁电压、励磁电流为0。

2、负荷摆动。

3、低压用电设备停运，热井满水，真空下降。

处理措施：

1、迅速减负荷（有功和无功），并启动循环水泵，尽量控制好真空。

2、控制好蒸汽压力。

3、尽快恢复低压电，然后重新起励，加负荷。

4、若低压电短时间无法恢复，则减负荷，若负荷摆动厉害，可将同步器摇至0位线以

上，切除联锁保护，再解列，拍危保，关主汽门，按正常停车顺序进行操作。

第十五节突然单机时如何处理

一、特征：

1、观察频率：频率会有大的波动，偏离50赫兹比较大。

2、观察无功、电压：若恒无功运行，则电压会波动很大，而且偏离正常10千伏比较多。若恒电压

运行，则无功会波动大，而且偏离正常运行时无功的数值比较大。

3、观察有功、蒸汽压力：单机后，有功肯定会有变化，但不一定三套系统的有功都变化，变化的同

时蒸汽压力也会随之升高或降低。

4、观察各低压设备是否正常运行。

二、处理：

1、三套机组操作工首先应将励磁柜运行方式调至恒电压运行，将电压调至10---10.3千伏。

2、根据各自的负荷变化情况调整好各自的蒸汽压力，特别是发电一操作工应控制好机组频率，保证

频率在发电机低频保护动作值以上，而且尽量控制在50.2赫兹左右。

3、检查外网是否有电，并观察各低压设备的运行情况，特别是循环水泵、给水泵的运行，若循环水

泵跳闸，应立即启动辅抽，并在最快的时间内启动循环水泵。若给水泵跳闸将频率调整到50.5赫兹电压调至10.3千伏以上再启动给水泵。

4、通知全厂各部门“现已单机”，启动设备必须通知发电车间。而且给电业局打电话，了解故障原

因。

第十六节突然全厂停电

处理：

1、三套机组操作工首先确保各轴瓦不能断油，在柴油发电机启动之前全部使用手摇油泵，此时因循

汽轮机运行规程(改)概论

汽轮机运行规程 （试用版）

一、总则 1.5 汽轮机运行基本要求： 1.5.1 汽轮机运行值班人员在上岗之前，必须熟悉本规程及《电力工业安全生产规程》，并经考试合格； 1.5.2 运行值班人员在工作中还应遵守下列规定： 1.5. 2.1 服从上级命令，正确执行各项指示，未经许可不得离开工作岗位； 1.5. 2.2 禁止无关人员接近运行中的设备及控制表盘； 1.5. 2.3 在未办好热力工作票做好安全措施前，不允许在设备上进行检修工作； 1.5.3 汽轮机生产车间应符合《电力工业安全生产规程》规定的安全条件，在生产中也应执行《电力工业安全生产规程》的有关规定； 1.5.4 生产现场应备有必须的使用工具如扳手、油壶、手电、安全帽、阀门钩等，应备有随时可用的消防器材，并定期检验合格。 二、汽轮机的启动、运行维护和停机 3.1 汽轮机的启动： 3.1.1 启动前的准备工作： 3.1.1.1 班长接到值长的开机命令或接到开机操作票后，应立即通知各岗位值班人员，作好开机准备工作（如设备有检修，应检查检修工作是否已完结，尚未检修完毕的设备与准备投入的机组隔离，使之对机组投入运行无影响），现场及设备应整洁。 3.1.1.2 通知电气、热工人员检查设备，测量电动机绝缘，送上电源和投入必要的保护装置并按要求进行各项试验； 3.1.2 汽机启动状态的规定： 3.1.2.1 冷态启动：停机时间超过十二小时； 3.1.2.2 温态启动：停机后八至十二小时内启动； 3.1.2.3 热态启动：停机后八小时内启动； 3.1.2.4 极热态启动：停机后两小时以内再次启动。 3.1.3 汽轮机启动过程中注意事项： 3.1.3.1 及时调整油温在35℃～45℃，在升速过程中必须随时注意轴承回油温度变化（＜60℃）； 3.1.3.2 定速后真空至少应达到-0.087MPa； 3.1.3.3 越过临界转速时，轴承最大振动值不得大于0.10mm，若有超过情况，应降速使振动在

30MW汽轮机运行规程

30MW汽轮机运行规程 1 总则 1.1 下列人员应熟悉本规程 （1）生产副总、安监部相关专职技术人员，发电维护部部长、部长助理及相关专职技术人员。 （2）值长及所有集控运行值班员。 （3）相关专业检修人员应熟悉与本职工作存在联系部分。 1.2 规程的修订与执行 （1）本规程自宣布执行之日起，一切现场命令不得与本规程相抵触。如本规程规定不当与上级有关规定相抵触，可以临时修改，但需要有生产副总书面通知。 （2）本规程根据现场设备的变更及运行经验的总结，每年修订一次。（3）本规程规定了丰都凯迪电厂汽轮机设备的启动、运行、停机、正常维护及事故处理。 1.3 交接班制度总则 （1）按正点接班前二十分钟到达现场，认真全面检查设备运行情况。向交班 1

人员询问了解本专责全部设备系统，运行检修备用异常情况，检查安全措施查看有关记录和专责卫生情况、上级指令、工具等。检查中发现的问题，应向交班人员提出并要求处理。 （2）接班人员未到岗位时，交班人员应向值长汇报，并留下值班，不得离开岗位。待接班人到来，正式办理交接班手续后，方可离岗。 （3）交班前认真巡视检查本专责设备系统运行情况，交班时应将本专责设备运行方式、设备缺陷、操作项目、异常情况、检修安全措施、上级命令做好记录，并向接班人口头交待清楚。 （4）在交班未结束前，运行监视，正常操作，事故处理等工作仍由交班人员负责，如遇发生事故，应停止交接班，必要时接班人员在交班人员的指导下协助处理事故。 （5）在交班时，交班人员不得放松对设备的运行监视和其它工作，为了便于交接班顺利进行，一般在交班前三十分钟，接班后十分钟内，不安排重大操作，事故或异常情况下除外。 （6）接班人员检查完毕后，于接班前五分钟到达指定地点，由值长主持召开班前会，各专业汇报设备检查情况及运行方式，值长应对本次值班期间生产运行注意事项及上级命令做布置和传达，并宣布接班命令。 （7）交班人员如因交班时值班记录不清或交待错误引起下班发生问题时，交班人员应承担一定责任（以运行记录为准）。交接班工作必须认真严肃， 2

汽 轮 机 运 行 规 程

汽轮机运行规程 1、主题内容与适用范围 本规程规定了华润电力登封有限公司1、2号汽轮机的主要技术特性、设备规范、运行方式、启动、停止、正常维护、试验及事故处理。 本规程适用于华润电力登封有限公司#1、2汽轮机的运行技术管理 本规程适用于生产管理人员及运行人员 1引用标准与编订依据 本标准引用了下列文件中的部分条款： 东方汽轮机厂N300-16.7/537/537-8型机组技术说明书 原电力工业部颁《电业安全工作规程》电安生[1994]227号 原电力工业部颁《300MW级汽轮机运行导则》 DL/T609-1996 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发[2000]589号 河南电力设计院设计技术资料及有关辅机制造厂家规定编写。 2汽轮机设备规范及性能介绍 3.1 汽轮机设计规范表： 表3.1 汽轮机规范

3.2 汽轮机本体主要结构 3.2.1 高中压缸：本机组为双缸双排汽结构，高中压缸采用合缸结构，反向布置，缸体部分为双层缸；高压内外缸材料采用ZG15Cr1Mo1铸件，允许的最高工作温度不大于566℃；高压阀门组悬挂在机头前运行平台下面，中压阀门组置于高中压缸两侧。 高压内缸采用整体结构，中压内缸由#1、#2隔板套两部分组成；在内缸的进汽段装有高中压间汽封，分两段，在两段汽封体之间设有紧急排放口，保证机组甩负荷时高压缸进汽室余汽可靠排放，防止汽轮机超速。

3.2.2 高中压转子:高中压转子采用整锻结构，材料为30Cr1MoV,无转子中心孔，转子总长7364mm；在转子的叶轮上设有平衡孔；转子材料的脆性转变温度为121℃。高中压转子和低压转子及主油泵之间均采用刚性联轴器连接。 3.2.3 低压缸:低压缸采用焊接双层缸结构，材质为Q235-B，轴承座在低压外缸上；低压缸采用对称布置，低压外缸上半顶部进汽部位有带波纹管的低压进汽管与低压缸进汽口相连；低压缸顶部共装有4个内孔径为Φ500的安全阀，作为真空系统的安全保护措施，当缸内压力升高到0.118～0.137MPa时，安全阀中1mm厚的石棉橡胶板破裂，使蒸汽排空，保护低压缸、末级叶片和凝汽器的安全；低压缸排汽口与凝汽器采用弹性联接，凝汽器的自重和水重都由基础承受。 3.2.4 低压转子：低压转子采用整锻转子，材料为30Cr2Ni4MoV，总长度8320mm,无中心孔，和发电机转子的联接采用刚性联轴器，低压转子的脆性转变温度为27℃。 3.2.5 叶片：汽轮机调节级叶片采用三胞胎销钉整体围带叶片；所有压力级叶片顶部都设有围带，其中低压部分为斜围带，构成高效光滑子午面流道，低压末级采用具有高可靠性、高效率的“851”叶片。 高压2-9级围带铆钉采用埋头结构，中压6级和低压4-5级叶片较长，围带离心力较大，采用双铆钉结构；末级、次末级叶片穿有拉筋，以提高抗振动能力。为防止水蚀，低压末级动叶片顶部长约170mm一段的进汽侧采用高频淬火处理。 3.2.6 机组轴承：本机组共设7个支持轴承，汽轮机4个，发电机2个，发电机伸出端设稳定轴承1个。为了轴系定位和承受转子轴向推力，设有1个独立结构的推力轴承，位于高中压转子 后端。 #1、#2轴承采用可倾瓦轴承，#3～#6瓦采用椭圆形自位式轴承，单侧进油，另一侧设有排油孔。推力轴承采用活支可倾瓦块型（密切尔型），带有球面轴瓦套，工作推力瓦和定位推力瓦各11块，依靠球面的自位能力保证推力瓦块受力均匀，承受转子轴向推力，成为轴系的相对死点。 3.2.7 盘车装置：安装在盘车箱盖上，盘车转速 4.29rpm，驱动电机功率22KW。装置采用传统的蜗轮蜗杆减速机构和摆动齿轮离合机构，用润滑油压驱动，可远方或就地操作；盘车可连续或间断进行，冲转时能自动与转子脱离。 3.2.8 滑销系统和差胀：高压内缸相对于高压外缸的死点在高压进汽中心线前475mm处，以定位环凸缘槽定位，低压内缸相对与低压外缸的死点设置在低压进汽中心线处，高低压内缸分别由死点向前、后两个方向膨胀。 汽轮机外缸通过横键相对于基础保持两个固定点（绝对死点），一个在中低压轴承箱基架上#2轴承中心线后205mm处，另一个在低压缸左右两侧基架上低压进汽中心线前360mm 处，机组启动时，高中压缸、前轴承箱向前膨胀，低压缸向前、后两个方向膨胀。 转子相对于静子的固定点（相对死点）在中低压轴承箱内推力轴承处，机组启动时，转子由此处向前后两个方向膨胀。 在高中压转子的前端（前箱内）和低压转子后端（低压后轴承箱内）装有胀差传感器以测量高中压缸和低压缸的差胀；另外，在前箱的基架上装有热膨胀传感器，以监测汽轮机的缸体膨胀。

汽轮机运行规程第一版(草稿)

QB/**/**/** 山西中节能潞安余热发电有限公司 QB/**/**/**-01-09-2014 汽机运行规程 (试行版) 2014-09-01发布 2014-09-01实施山西中节能潞安余热发电有限公司发布

编制依据 本技术标准是为正确指导运行操作和维护，提高设备的可靠性，达到安全经济运行的目的而制定的一部标准化技术标准。 本标准是根据《中华人民共和国标准法》、《电力标准编写的基本规定》、《电力企业标准体系表编制导则》、《电力行业企业标准体系表编制的一般规定》、其他相关部颁标准及制造厂设备说明书的规定，总结各厂的运行经验编制而成。 本规程编制依据为： （1） （2） （3） （4）

说明 本规程为中节能潞安余热发电有限公司汽轮机运行规程。 下列人员必须熟悉本规程 生产副总经理、总工程师、副总工程师 生产技术部部长及部长助理、发电部部长及部长助理 生产技术部、发电部专业工程师（技术员）及相关人员 下列人员必须通晓并严格执行本规程： 值长、单元长、汽机主值、副值、巡操员 本标准由公司生产技术部归口并负责起草。 编写： 审核： 审定： 批准： 本标准由中节能潞安余热发电有限公司生产技术部负责解释。

第一章设备规范及技术参数 1 主机技术规范 1.1 概述 汽轮机是将蒸汽的热能转化为机械能的回转式原动机，是发电厂的主要设备之一。我公司汽轮机共三种类型：高压背压式汽轮机、次高压抽汽凝汽式汽轮机、中压抽汽凝汽式饱和蒸汽汽轮机。 1.1.1 1#、2#机简介 我公司1#、2#机为次高压抽汽凝汽式汽轮机，型号为转子为无中心孔的整锻主轴，采用套装结构，抽汽、凝汽式，无回热抽汽系统，纵向布置，直接空冷。 1.1.2 3#机简介 3#机为高压背压式汽轮机，整锻转子，单轴、双进汽、向下排汽布置，配有多个进汽调节阀带自动喷嘴控制，向下排汽布置，可倾瓦水平轴承及止推轴承，迷宫环级间密封及轴封。 1.1.3 4#、5#机简介 4#、5#汽轮机为中压抽汽凝汽式饱和蒸汽汽轮机，采用整锻转子，单轴、单缸，单排汽，抽汽、凝汽式，无回热抽汽系统，纵向布置，直接空冷系统。 1.2汽轮机主要技术性能 1.3 汽轮机主要技术参数

25MW背压式汽轮机运行规程

B25MW背压式汽轮机运行规程 批准： 审核： 修编： 宁夏伊品生物科技股份有限公司动力部

B25MW背压式汽轮机运行规程 前言 1．引用标准： 电力部《电力工业技术管理法规》 有关设计资料及厂家说明书。 2．本规程是汽轮机运行人员进行操作，调整，处理事故的技术标准，所有运行人员应按本规程的规定进行操作或调整。 3．在运行操作过程中如遇有编写内容与生产不符时，应及时提出修改意见，经审核批准后执行。

B25MW背压式汽轮机运行规程 1.适用范围及引用标准： 本规程适用于伊品企业型号为B25-8.83/0.981型（南京汽轮机厂）所生产的冲动式高压，单缸，抽汽背压式汽轮机.使用于动力部汽机专业。 2.工作原理： 该汽轮机为南京汽轮机厂生产的冲动式高压，单缸，抽汽背压式汽轮机，型号为B25-8.83/0.981，配用南京汽轮发电机厂所生产的 QFW-30-2C型空冷式发电机。 汽轮机转子由一级单列单列调节级和10级压力级组成。 喷嘴，隔板，隔板套均装在汽缸内。它们和转子组成了汽轮机的通流部分，也是汽轮机的核心部分。高压喷嘴组分成四段，通过T型槽道分别嵌入四只喷嘴室内。每一段喷嘴组一端有定位销作为固定点，另一端可以自由膨胀并装有密封键。为了缩短轴向长度，确保机组的通流能力，并有利于启动及负荷变化，本机组采用了多级隔板套。在隔板套中再装入隔板。 本机组有四只调节汽阀。均采用带减压式预启阀的单座阀，以减少提升力。油动机通过凸轮配汽机构控制四只阀的开启顺序和升程。 在汽轮机前轴承座前端装有测速装置，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

汽轮机运行操作规程

N4.5-1.25汽轮机 运行操作规程 汽轮机是在高温、高压下高速旋转的动力设备，是一个由许多零件、部件组成的复杂整体。除了优良的设计、制造、安装工作以外，正确地启动和运行极为重要。保证它的正常运行是一项复杂而细致的工作，操作人员必须熟悉汽轮机本体及相关的附属设备，掌握汽轮机的性能和要求。如操作不当，就会发生故障，甚至造成重大设备事故。因此必须建立正确的启动、运行和停机等操作程序。（根据冬季或夏季空气气温，结合停机、停窑时间长短以及汽轮机排汽温度等参数，确定汽轮机管道系统是冷态还是热态。） 一、启动前的准备 1、启动前必须进行周密严格的检查工作 a．检查清水箱、软水箱水位是否在2.0米以上，除氧器水位在+250mm以上，AQC、SP 锅炉汽包水位在±0mm以上，热水井水位100-150 mm左右，循环水池水位在3.7m以上；检查油箱油位是否在30以上，油泵进出油管道上阀门是否开启；检查窑头、窑尾锅炉紧急放气阀、给水电动阀、给水电动调节阀、主汽阀开关是否灵活；锅炉给水泵、清水泵、软水泵、凝结水泵进出阀门是否开启，系统正常。 b．检查各仪表测点必须正确且正常。发电机转子碳刷接触良好，滑环表面无积灰。 c．检查各部件应完整无缺，转动部分动作灵活，无卡涩现象。各紧固螺钉均须拧紧。开动盘车装置仔细倾听，应无金属摩擦声。 d．检查凝汽系统处于正常状况。 e．检查调速系统位置正确性，危急遮断油门处于脱扣位置。 f.检查窑头、窑尾锅炉辅助设备，现场确认FU下料管畅通无堵塞，设备无异常后按顺序起动FU、分格轮及振打装置。 f. 当水泥窑投料窑况稳定后，即通知窑中控开启SZZ03百叶阀。 g. 做静态停机试验，手拍危急遮断器及紧急停机按钮，检查速关阀动作及505报警情况，确认无误后可进行下一步操作。

[整理]12MW汽轮机运行规程

第一部分总则 第一节前言 本规程根据电力工业技术法规，部颁有关典型规程，制造厂设备使用说明书及有关技术资料等编写。在编写过程中参照其他兄弟电厂同类型机组的运行经验。 本规程自发布之日起有效，在执行过程中如遇到有同上级规程，规定条文相抵触时，则按上级规程规定执行。 下列人员应熟悉(知)本规程。 一、生产副经理，生产技术部正、副部长，专责工程师。 二、运行值长，汽机运行班长及本专业运行人员。 初审： 审核： 批准： 编写：方世伟张磊杨 2012年3月22日 第二节基本要求 1 值班岗位应配备有： 1)汽轮机运行技术标准、运行各项管理制度，电业安全工作规程； 2)本机组的汽、水、油系统图； 3)备有各种记录薄，运行日报、操行票等； 4)必须使用的工具，如：阀门搬子、听音棒、油壶、活搬子、手电筒 5)消防设备和清扫工具： 6)振动表、携带式转速表： 7)安全帽及必要劳动保护用品； 2 主要操作规定 下列操作必须在部长、值长、班长或指定人员监护下进行。 1)大、小修后汽轮机的起动。 2)危急保安器的超速试验。 3)进行调速系统试验，包括自动主汽门，调速汽门严密性试验。 4)设备经过重大改进后的起动及有关新技术的第一次试验。 5)运行中冷油器的切换，（事故情况下除外）。 6)大修后给水泵的起动和大修后高压加热器的投入。 7)汽轮机组的正常起动、停止及运行方式的正常改变应在值长的领导下，按 班长、值长的命令,由专责人按本规程进行操作。 8)机组的起动和停止及重要系统的切换应填写操作票,经值长批准后,在班长 的监护下进行。 9)重要系统的切换包括：主蒸汽系统、给水系统、凝结水系统、 对外供汽系统、冷却水系统、油系统的切换、凝汽器的半面清扫、高压加

N15-3[1]43型冷凝式汽轮机操作运行规程

N15-3.43型15MW凝汽式汽轮机 工艺操作技术规程 编制: 王小强 审核: 张建新 批准: 高炉煤气综合利用 电厂二期工程部 2006年3月10日

目录 第一章总则~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~3 第二章设备规范 第一节主机设备规范~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~4 第二节辅机设备规范~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~6 第三章本体系统介绍 第一节本体部件结构~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~8 第二节调节保安系统~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~9 第三节电气监视保护项目~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~11 第四章汽轮机启动操作程序 第一节辅机操作程序~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ ~~~~12 第二节汽轮机机组启动前的准备工作~~~~~~~~~~~~~~~~~~15 第三节汽轮机机组启动前的设备检查~~~~~~~~~~~~~~~~~~15 第四节汽轮机的冷态启动~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~16 一、暖管~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~16 二、在暖管升压的同时投入辅机~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~17 三、冲转~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~18 四、升速与暖机~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~19 五、并列与接升负荷~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~21 第五节汽轮机的热态启动~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~22 第五章汽轮机运行中的维护和检查~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~22 第六章汽轮机的停机操作程序 第一节正常停机~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~24 一、停机的准备工作~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~24 二、减负荷~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~24 三、解列~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~25 四、停机~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~25 第二节故障停机~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~25 第七章主要运行参数变化的处理~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~26

汽轮机运行规程(新)1

汽轮机组运行规程 目录 第一篇汽轮机技术性能要求 1．汽轮机设备规范及主要技术特性 2．汽轮机保护、联锁及试验 3．汽轮机启动 4．汽轮机运行维护 5．汽轮机停机 第二篇除氧器、给水及高压加热器运行1．除氧器运行 2．给水系统运行 3．高压加热器投入、停止及运行维护第三篇辅机启动、停止及运行维护1．一般水泵启动、停止及运行维护 2．凝结水系统运行 3．凝汽器投入、停止及运行维护 4．低压加热器投入、停止及运行维护 5．主机润滑油系统运行 6．密封油系统运行 7．顶轴油系统及盘车装置运行 8．EH油系统运行 9．净油装置运行

10．润滑油处理及存贮系统运行方式 11．闭式冷却水系统运行 12．发电机内冷水系统运行 13．真空系统运行 14．氢气系统运行 第四篇补充水、工业水、循环水系统运行1．补充水系统运行 2．工业水系统运行 3．循环水系统运行 4．开式水系统运行 第五篇主机事故处理 1．事故处理原则 2．紧急故障停机 3．蒸汽参数异常 4．负荷骤变处理 5．汽轮机水冲击 6．真空下降处理 7．机组强烈振动 8．轴向位移增大 9．偏离周波运行 10．机组通流部分损坏 11．火灾事故处理 12．汽轮机严重超速 13．发电机甩负荷

14．润滑油系统工作失常15．EH油压低处理16．主油泵联轴器故障处理17．汽水管道故障 18．厂用电中断处理19．循环水中断处理20．调节控制系统异常

第一篇汽轮机运行规程 1.1 汽轮机设备规范及主要技术特性 1.1.1 主要设备技术规范 型号：N300—16.70/537/537—6型 形式：亚临界、一次中间再热、双缸（高中合缸）双排汽凝汽式。 旋转方向：从机头向发电机方向看为顺时针。 制造厂家：东方汽轮机厂 额定功率：300WM ( E C R ) 最大功率：330WM ( V W O) 额定蒸汽参数：主蒸汽16.70Mpa/537℃ 再热蒸汽 3.2Mpa/537℃ 背压 5.19Kpa 额定主蒸汽流量：903.1T/H 最大主蒸汽流量：1025 T/H 转速：3000r/min 冷却水温：22.5℃ 给水温度：277℃ 额定工况净热耗：7923.8KJ/KW．H 轴系临界转速：（计算值） 高中压转子1769.1r/min 低压转子1698r/min 发电机转子（一阶/二阶）1393.8/3401.5r/min 通流级数：总共27级

汽轮机运行规程及管理制度

总则 目录第一部分汽轮机运行规程 第一章汽轮机规范及特性 第二章汽轮机的调速和保护装置第三章汽轮机的启动 一、启动总则 二、启动前准备 三、启动前的试验 四、锅炉点火及冲转前操作 五、汽轮机的冲转、定速 六、汽轮机并网及带负荷 七、汽轮机冲转、升速及增负荷中 注意事项 第四章、汽轮机组的停机 第五章、汽轮机的热态启动 第六章、汽轮机滑参数停机 第七章、正常控制数据及维护 一、正常控制数据 二、正常运行维护 三、机组带50MW负荷运行高压加热 器不停时注意事项 四、发电机风温低时的调整 五、机组正常运行中润滑油压低辅 助油泵联动试验 六、压出力装置注意事项 七、凝结水硬度异常的规定 八、油箱补油 第八章、事故处理 一、紧急事故处理和操作步骤 二、新蒸汽参数变化 三、凝汽器真空下降 四、甩负荷 五、油系统失常 六、水冲击 七、发电机氢压下降 八、轴向位移增大 九、汽轮机掉叶片 十、失火 十一、蒸汽管道故障 十二、泵类故障 十三、仪表失常 十四、厂用电中断 第二部分汽轮机辅助设备运行规程 第一章双流环密封瓦运行规程 一、密封瓦系统装置说明 二、密封油系统的运行 三、密封油系统系统异常处理 四、密封油泵试验 第二章启动前的热力系统检查一、主蒸汽系统 二、轴封供汽系统 三、抽汽疏水系统 四、凝结水系统 五、空气、疏水系统 六、高压加热器保护及给水管路系统 七、调速、润滑、密封油系统 八、循环水、工业水系统 第三章 2号机主、辅抽气器的启停第四章运行中凝汽器的单侧停运与恢复 一、停止 二、恢复 三、注意事项 第五章运行中凝汽器反冲洗 第六章高压加热器的启停 一、高压加热器的启动 二、高压加热器液位自动调节控制装 置调试 三、高压加热器的停止 第七章低压加热器的停止与投入 第八章冷油器的停止与投入 第九章胶球清洗 第十章泵类运行规程 一、凝结水泵 二、疏水泵 三、氢冷升压泵 四、射水泵

汽轮机运行规程B

目录 1 汽轮发电机组设备特性和规范 (1) 1.1设备简介 (1) 1.1.1汽轮机本体及保安系统、油系统简介 (1) 1.1.2高压纯电调系统简介 (2) 1.1.3给水泵简介 (3) 1.1.4除氧器设备简介 (4) 1.1.5循环冷却水系统概述 (5) 1.2设备规范 (6) 1.2.1汽轮机技术规范 (6) 1.2.2发电机及励磁机规范 (9) 1.2.3给水泵组技术规范 (10) 1.2.4除氧器技术规范 (12) 1.2.5 循环水泵技术规范 (13) 1.2.6其它辅助设备规范 (14) 1.3调节及保护定值 (23) 1.3.1汽轮机主机保护定值 (23) 1.3.2低压缸喷水保护定值 (24) 1.3.3凝结水系统保护定值 (24) 1.3.430%旁路保护定值 (25) 1.3.5低加水位保护定值 (25) 1.3.6高压加热器联锁保护定值 (26) 1.3.7抽汽逆止门及高排逆止门保护定值 (26) 1.3.8主再热蒸汽及其它报警定值 (27) 1.3.9发电机定子线圈冷却系统保护定值 (27) 1.3.10发电机氢系统保护定值 (28) 1.3.11发电机密封油系统保护定值 (28) 1.3.12给水泵组联锁保护及报警定值 (29) 1.3.13除氧器及辅助设备的保护及报警定值 (30) 1.3.14循环水泵组的保护 (30) 1.3.15DEH系统的联锁保护及报警定值 (31) 1.3.16 油净化器保护定值 (31) 2运行操作规定 (32) 3汽轮机组启动前后的保护试验 (34) 3.1总则 (34) 3.2保安器的手动试验 (34) 1

25MW背压式汽轮机运行规程

25MW背压式汽轮机运行规程 1.适用范围及引用标准： 本规程适用于伊品企业型号为B25-8.83/0.981型（南京汽轮机厂）所生产的冲动式高压，单缸，抽汽背压式汽轮机.使用于动力部汽机专业。 2.工作原理： 该汽轮机为南京汽轮机厂生产的冲动式高压，单缸，抽汽背压式汽轮机，型号为B25-8.83/0.981，配用南京汽轮发电机厂所生产的 QFW-30-2C型空冷式发电机。 汽轮机转子由一级单列单列调节级和10级压力级组成。 喷嘴，隔板，隔板套均装在汽缸内。它们和转子组成了汽轮机的通流部分，也是汽轮机的核心部分。高压喷嘴组分成四段，通过T型槽道分别嵌入四只喷嘴室内。每一段喷嘴组一端有定位销作为固定点，另一端可以自由膨胀并装有密封键。为了缩短轴向长度，确保机组的通流能力，并有利于启动及负荷变化，本机组采用了多级隔板套。在隔板套中再装入隔板。 本机组有四只调节汽阀。均采用带减压式预启阀的单座阀，以减少提升力。油动机通过凸轮配汽机构控制四只阀的开启顺序和升程。 在汽轮机前轴承座前端装有测速装置，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。

汽轮机通过一副刚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，通过蜗轮蜗杆副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，在盘车电动机的后轴承装有手轮，可进行手动盘车。 第一节主要技术规范 1.1汽轮机技术规范 1.生产厂家：南京汽轮机厂； 2.型号：B25-8.83Mpa/0.981Mpa； 3.额定功率：25MW最大功率:30MW 4.额定转速：3000r/min； 5.旋转方向：顺机头看，顺时针方向； 6.临界转速：3974 r/min （汽轮机转子一阶）1370r/min(发电机转子) 7.主气门前蒸汽压力：额定：8.83MPa、最高：9.03MPa最低：8.53MPa 8.主汽门前蒸汽温度：额定：535℃、最高545℃、最低520℃； 9.额定进汽量：198t/n； 10.额定排汽压力/温度：0.981MPa/265.3℃ 11.额定工况汽轮机汽耗：7.888Kg/Kw.h 12.排汽安全门起座压力：1.33MPa 13. .额定工况汽轮机热耗：3960 KJ/Kw.h 14.级数：11级； 15.给水温度229度

600兆瓦汽轮机运行规程汇总

600MW国产亚临界机组 汽轮机运行规程 （试行） 广东国华台山发电有限责任公司 2002年12月

前言 本规程依据制造厂说明书、设计院资料及部颁规程和标准，结合上级有关反措和公司具体情况编写而成。 本规程和《电气运行规程》、《锅炉辅机规程》、《汽机辅机规程》、《试验规程》配合使用。 在编写此规程中，由于部分技术资料欠缺及机组未经生产调试，其中部分内容尚不完善，有待根据现场执行情况进行完善修改。 本规程由总工程师批准后执行。 下列人员应熟悉本规程： 总经理、副总经理、总工程师、副总工程师，生产部室的部长、部长助理，专业专工。 下列人员应掌握并执行本规程： 发电部部长、部长助理，值长、运行专业专工，所有运行人员。 批准： 审核： 编写：

目录 1.汽轮机设备概述 (1) 2.汽轮机设备规范及技术参数 (5) 2.1主要技术规范（THA工况） (6) 2.2汽机组的主要热力工况 (6) 2.3各种工况下抽汽参数值 (8) 2.4轴系临界转速及叶片共振区域 (9) 2.5汽轮机旁路系统 (9)

3.汽轮机主要控制和调节系统 (10) 3.1 协调控制CCS (11) 3.1.1CCS的主要功能 (11) 3.1.2CCS的运行方式 (11) 3.2 数字电液调节系统DEH (11) 3.2.1 DEH的主要功能 (11) 3.2.2 DEH的运行方式选择 (11) 3.2.3 DEH的控制方式选择 (11) 3.2.4 TSI监视仪表 (12) 3.2.5 ETS危急跳闸装置 (13) 4.汽轮机主要保护与联锁 (13) 4.1 超速及跳机保护 (13) 4.2 各项联锁保护 (13) 4.3 调节级叶片保护 (13) 5. 汽轮机启动 (13) 5.1启动状态划分 (13) 5.2启动规定及要求 (14) 5.1.1 启动要求 (14) 5.1.2 禁启条件………………………………………………… 5.1.3 主要控制及调节装置 5.1.4启动方式选择 5.3启动前的联锁、保护传动试验………………………………… 5.3.1 试验规定………………………………………………… 5.3.2启动前试验方法……………………………………………

1×50mw机组汽轮机运行规程 技术标准

1×50MW机组 汽轮机运行规程 N50—8.83/535 （试行本） 成渝钒钛科技有限公司

第一章汽轮发电机组设备技术规范与特性 范围 本规程规定了成渝钒钛科技有限公司余热发电N50型汽轮机机组各系统的正常运行操作、试验、维护和事故处理的方法。本规程适用于N50-8.83型汽轮机机组运行操作和事故处理的指导操作使用。 1.汽轮机设备技术规范与特性 1.1.1汽轮机设备概况 型号：N50—8.83：凝汽式汽轮机 型式：单缸凝汽式 出产厂家：东方汽轮机股份有限公司 出厂代号： 出厂日期： 2012年12月 转子旋转方向：面对机头顺时针方向旋转。 1.1.2汽轮机设备技术规范

1.1.3汽轮机额定功率运行 汽轮机在下列情况下能发出额定功率： 1.2.3.1 自动主汽门前蒸汽压力降至8.24MPa，蒸汽温度降至520℃，而冷却水温为正常值。 1.2.3.2 冷却水温度升到33℃，而自动主汽门前蒸汽参数为正常值。 1.2.3.3 不投调整抽汽时。 1.1.4主要工况热力特性 1.1.5额定工况下各级抽汽参数（计算值） 1.2.5.1各段抽汽压力限制值

1.1.6调节系统技术规范 辅机设备技术规范与特性 1.1.7加热器 1.1.8凝汽器 1.3. 2.1 型号：N-3650-2 1.3. 2.2 型式：二流程二道制表面式1. 3.2.3 冷却面积：3650 m2 1.3. 2.4 冷却水量：9300 t/h 1.3. 2.5冷却水最大压力：0.3 MPa 1. 3.2.6无水时凝汽器净重68.3t 多通道射水抽气器 1.3.3.1 型号：CS-5.8-30 1.3.3.2 工作水压：0.32MPa

汽轮机运行规程(参考Word)

汽轮机运行规程（试行） 目录 1、目的 2、适用范围 3、引用标准 4、技术要求 4、1、总则 4、2、重要操作规定 5、N4.5-1.25/310型汽轮机运行规程 5、1、汽轮发电机组规范及技术特性 5、2、辅助设备规范 5、3、汽轮机启动前的准备 5、4、汽轮机的启动 5、5、汽轮机组的正常维护 5、5、1、值班人员的日常维护工作 5、5、2、机组正常运行时的控制数据 5、 6、汽轮机的正常停机 5、6、1、正常停机前的准备 5、6、2、停机操作顺序 5、6、3、汽轮机停机状态下的维护 5、7、汽轮机辅助设备运行规程 5、7、1、凝汽器

5、7、2、冷油器 5、7、3、空冷器 5、7、4、一般水泵的启、停及维护 5、7、5、射水抽气器 5、8、汽轮机组事故处理规程 5、8、1、事故处理原则 5、8、2、故障停机 5、8、3、主蒸汽压力和温度超过规定值 5、8、4、凝汽器真空下降 5、8、5、油系统工作失常 5、8、 6、汽轮机轴向位移增大 5、8、7、机组不正常的振动和异音 5、8、8、水冲击 5、8、9、周波变化 5、8、10、甩负荷 5、8、11、管道破裂 5、8、12、厂用电失去 5、8、13、失火 5、8、14、辅机故障 6、循环水系统 6、1、玻璃钢冷却水塔 6、2、循环水系统操作 7、给水除氧系统 7、1、组成 7、2、启动前的检查 7、3、启动 7、4、停运 7、5、事故处理

8、无阀过滤器的启动及运行 8、1、无阀过滤器的自动反洗 8、2、无阀过滤器的强制反洗 8、3、无阀过滤器的运行 8、4、异常处理 4.5MW汽轮机运行规程 1目的 加强运行人员运行操作管理，使其操作达到标准化、规范化、程序化的要求。 2适用范围 本规定适用于电厂4.5MW汽机设备的运行、操作和管理。 3引用标准 水利电力部《汽轮机运行规程》 水利电力部《发电厂厂用电动机运行规程》 水利电力部《电业安全工作规程》（热力和机械部分） 《电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇》DL5011—92 《BN9-2.29/0.15 使用说明书》

3000KW汽轮机运行规程完整

第一章3000千瓦汽轮机简明技术规程 一、汽轮机 型号：N3-24 名称：次中压冷凝式汽轮机 额定负荷：3000千瓦 经济负荷：2250千瓦 汽机转速：5600转/分 发电机转速：3000转/分 临界转速：3690转/分 汽机转向：顺汽流看为逆时针 制造厂家：汽轮机厂 制造年月：1985 叶轮级数：1个复速级，8个压力级 汽轮机本体重量：6吨，转子重量0.7吨；汽轮机上半部重：1.5吨。蒸汽参数：进汽压力2.25±0.2Mpa,进汽温度390+10 -20℃ 排汽压力：经济负荷：-0.090Mpa；额定负荷：-0.087Mpa 冷却水温：正常：27℃最高33℃ 汽耗：经济负荷：5.30kg/kw.h 额定负荷：5.57kg/kw.h 热耗：经济负荷：14741KJ/KW.h 额定负荷：15193KJ/KW.h 二、凝汽器 型号：N-280-1 型式：二道制二流程 冷却面积：280m*m 冷却水量:920m*m*m/h 冷却水温：27-33℃ 水道阻力:0.0298Mpa 无水总重:7.213吨 黄铜管规格：20*1*4050 黄铜管根数：1127根 自动排汽门工作压力：0.02-0.05Mpa 制造厂家：汽轮机厂 三、两级射汽抽气器 蒸汽压力：0.7-0.9Mpa 耗汽量：120kg/h 抽气量：20kg/h 间隙：一级193mm 二级126mm 四、凝结水泵 型号：GNL3-B 流量：18m*m*m/h 转速：2920r/min 扬程：40m 叶轮直径：147mm 吸水口径：80mm 轴功率：3.8kw

配用电机功率：5.5kw 泵重：140公斤 额定电流：11.1A 制造厂家：水泵厂 五、油箱 容积：2.5m*m*m；有油重量：3000kg 冷油器数量：2个；冷油器冷却面积：16m*m*2 六、电动油泵 型号：XZ18/6 出厂编号：0858 转速：1000r/min 容积效率：0.9 压力：6kg/cm*cm 进口口径：70mm 真空高：5m 重量：185kg 流量：18m*m*m/h 出厂年月：90年6月 制造厂家：省仙居机械厂 额定电流：17A 七、事故油泵 型号：2CY3.3/3.3 最高转速：1500r/min 额定电流：8.7A 辅助设备 八、循环水泵 型号：300S-32A 流量：720m*m*m/h 扬程：26m 转速：1450r/min 叶轮直径：318mm 允吸高度：Hs=5.2m 吸水口直径：300mm 出水口直径：350mm 轴功率：60.7kw 配用电机功率：75kw 泵重：709kg 额定电流：139.7A 制造厂家：水泵厂 出口阀门：Z945T-10 名称：电动暗杆楔式单板闸阀 制造厂家：公用设备阀门厂 九、玻璃钢冷却塔 型号：DBNL3-500

汽轮机运行规程

山东奥宝化工集团有限公司 余热余压废渣综合利用热电项目 汽轮机运行规程 （试行） 编写 审核 批准 2010年7月

本规程以原水利电力部颁发的《汽轮机组运行规程》、《电力工业管理法规》、《电业安全工作规程》为准则，根据青岛汽轮电机厂有关技术资料及现场具体情况所制定的。 本规程适应于本企业汽轮机运行专业安全经济运行的技术操作要求，必须严格执行。 下列人员应熟知本规程全部或有关部分，并认真学习，严格执行。 1、公司经理、总工程师、生产处长、车间主任、值长和汽机专业技术人员。 2、汽机运行人员。 3、汽机检修人员。 本规程自颁发之日起执行，若有与上级有关规定相抵触时，则以上级规定为准。 山东奥宝化工集团有限公司

1 总则 1.1 汽机运行值班人员岗位职责 1.1.1 热动运行班长职责 1.1.2 汽机司机职责 1.1.3 汽机副司机职责 1.1.4 汽机除氧给水值班员职责 1.1.5 汽机厂区泵站管网值班员职责 1.2 在汽机运行工作岗位应具有下列技术资料和物件 1.3 汽轮机组调速系统性能应符合下列技术要求 1.4 在下列情况时禁止汽轮机启动或投入运行 1.5 为了保证机组正常启动和安全运行，必须做好下列几项工作1.6下列工作必须在车间主任或由车间主任专门指定的人员监护下进行1.7 重要倒阀切换操作规定 1.8 汽机运行人员的注意事项 1.9 机电联系信号使用方法 2 汽轮机组运行 2.1 规范及性能 2.1.1 汽轮机规范及性能 2.1.2 发电机规范 2.1.3 凝结器技术规范 2.1.4 水泵技术规范

2.1.5 除氧器规范 2.1.6 高压加热器 2.1.7 低压加热器 2.1.8 汽封加热器 2.1.9 冷油器 3 汽轮机结构的一般说明 3.1.14 调速系统动作原理 3.1.15 保安系统 4 汽轮机的启动、运行维护和停机4.1 汽轮机启动前的准备工作4.2 对机组设备进行调整和检查4.3 启动前的检查 4.3.1 主蒸汽系统 4.3.2 汽机抽汽及减温减压系统4.3.3 汽封系统 4.3.4 低压给水及除氧器管道系统4.3.5 高压给水系统 4.3.6 凝结水系统 4.3.7 高压、低压加热器疏水系统4.3.8 疏水膨胀箱疏水系统 4.3.9 循环水及冷却水系统 4.3.10 汽机本体控制水系统

电厂汽轮机运行规程(修)解析

目录 第一部分：2×3MW汽轮机运行规程 第一章设备的规范及特性-------------------------------- 1 第一节汽轮发电机组技术规范----------------------------- 1 第二节汽轮机的主要特性--------------------------------- 4 第三节汽轮机调速及油系统与保护------------------------- 5 第二章 N3-2.35型汽轮机机组运行规程---------------------- 7 第一节总则--------------------------------------------- 7 第二节启动前的准备与检查--------------------------------7 第三节汽轮机的启动-------------------------------------11 第四节热态启动-----------------------------------------15 第五节运行维护与检查-----------------------------------15 第六节汽轮机的停机------------------------------------17 第二部分：2×3MW汽轮机事故处理 第一节事故处理原则 ------------------------------------18 第二节紧急故障停机的依据-------------------------------19 第三节事故处理-----------------------------------------20 第四节汽轮机并汽操作规程-------------------------------31 第五节除氧器的并列运行---------------------------------32

汽轮机运行规程#

汽轮机运行规程#

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第一篇汽轮机的运行 1 #１机组设备技术规范、特性及辅助设备规范 １.１#1机组设备技术规范 1.１.１型号：Ｂ60-8.８3／１.28 1.1.2 型式：高压、单缸、单轴冲动式背压机组 1.１．3 额定功率：60ＭW 1.1.４额定转速:３0０0r/min １.1.5 汽轮机临界转速：２２83r/min 1.1.6 发电机临界转速：1175～１34１r／min １.1.7 汽轮机的调节方式:喷嘴调节 1.１．８额定进汽参数(见表）: 项目额定工况最高工况最低工况单位 汽压8.8３９.31 ８.35 MPa 汽温５3５5４０525 ℃ 1.１.9 排汽参数（见表): 项目额定工况最低工况最高工况单位 排汽压力 1.２75 1．07９１.569 MＰa 排汽温度2８7 26９307 ℃ 1．1.10 额定工况进汽量：５05t/h 1.１.1１最大工况进汽量：530t/h 1.1.１2 额定工况下调节级后的压力：6.5MＰa １．2 ＃1汽轮机设备特性 1.2.1 Ｂ6０-8．８3/1.2８型汽轮机是哈尔滨汽轮机有限责任公司生产的容量6０MＷ单缸、单轴、冲动背压式汽轮机,配有哈尔滨电机厂制造的QF-５0-2型发电机。 １.2.2 新蒸汽通过两根管进入自动主汽门,通过四根主汽管分别进入四个调节汽门，最后进入汽缸中的4个喷嘴组,从机头向发电机看,四个调节汽门的门编如下图: 1.2.３本汽轮机共有10级,其中第一级为单列速度级,第二至十级为压力级。 1.2.４旋转方向:从机头向发电机方向看为顺时针。 １.２.5 本机有二级非调节抽汽分别从6、１０压力级后抽出，其参数（见表): 级 数 参数 1 2 额定工况压力ＭPａ 2.995 1．275 温度℃380 28７抽气量ｔ/h 29．85 15.2７ 4 2 3 1