汽轮机运行规程(修订版)
汽轮机组运行规程
CC60-8.83/3.73/1.27
（修订版）
2006-09-15发布2006-10-18实施
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
前言
本规程标准是根据部颁－72《汽轮机组运行规程》、部颁-82《发电厂厂用电动机运行规程》、部颁－83《火力发电厂高压加热器运行维护守则》、《电业安全工作规程（热力和机械部分）》、《DL558-94电业生产事故调查规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、汽机制造厂资料、设备特性、及设备调试后所供资料和有关成熟经验、现场实际情况制定的。制定本规程目的是确保#1、#2汽轮发电机组汽轮机设备的安全、稳定运行。
本规程由以下主要部分组成：设备规范特性、汽轮机运行维护、汽轮机组事故预防及处理、辅助设备运行维护、防止重大事故的技术措施等。规程主要规定了我厂CC60-8.83/3.73/1.27型汽轮机及其辅助设备的正常启停、运行维护及事故处理的方法、顺序与步骤。适用于我厂CC60-8.83/3.73/1.27型汽轮机及其辅助设备。
各级领导、技术人员及其他有关人员应严格贯彻执行本规程,所下达的任何技术安全措施和生产指令不得与本规程相抵触。在实际工作中,运行值班员应严格按照本规程规定的内容进行操作,遇有与本规程有抵触的技术措施和生产指令,拒绝执行（在特殊情况下,由热电厂厂长批准后方可执行）。
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
目录............................................................................. II
1.范围 (1)
2.规范性引用文件 (1)
3.汽轮发电机组的设备规范和性能介绍 (1)
4.汽轮机的启动 (10)
5.汽轮机的运行维护............................................................... 1
6.
6. 辅助设备的运行 (21)
7.汽轮机组的试验 (25)
8.汽轮机的停机 (31)
9.汽轮机组的事故预防及处理 (32)
10.给水除氧运行维护规程 (44)
11.防止汽轮机重大事故的技术措施 (49)
12.主要操作参数和工艺指标 (51)
13.装置定员 (54)
14. 运行时间和生产周期装置定员 (54)
15.开车确认表.................................................................. ．54
16.设备一览表．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．55
17.附录 (58)
附录1 (58)
附录2 (62)
18.联锁图表 (62)
19.工艺流程图（附后） (64)
20.原始记录表（附后） (64)
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
汽轮机组运行规程
CC60-8.83/3.73/1.27
1. 范围
本规程规定了#1、#2汽轮机组设备规范、运行调整方法和事故处理原则。
本规程适用于新浦化学（泰兴）有限公司自备热电厂#1、#2汽轮发电机组。
2. 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。
3. 汽轮发电机组的设备规范和性能介绍
3.1. 汽轮机本体设备技术规范
制造厂：上海汽轮机有限公司
型 号：CC60-8.83/3.73/1.27
型 式：高温高压、单缸、冲动、双抽汽凝汽式。
额定功率：60MW
经济功率：60MW
额定转速：3000r/min
旋转方向: 顺时针（从汽机向发电机看）
汽轮发电机组临界转速：1240r/min
汽轮发电机组轴系振动值：
额定转速下轴承座振动: <0.076mm
临界转速: <0.15mm
主蒸汽压力：8.83±0.49MPa (a)
主蒸汽温度：535+5-10
℃ 排汽压力：4.6KPa
排汽温度：31.4℃
冷却水温度：20℃
给水温度：212.9℃
汽耗率： 4.075 kg/（KW2h）
热耗率： 8432.5KJ/（KW2h）
本体总重量：124.7t
投产日期：1#机2006年4月 27日 2#机2006年5月 17日
注：1、汽轮机在下列情况下能发出额定功率并长期运行：
机组在夏季运行，真空为89.5KPa 、有5%补水时，可发出额定功率。
机组高加切除时，允许发出额定功率。
2、本规程中压力单位为MPa ，除注明绝对压力（a ）外，其余均为表压力。
3、当用压力单位KPa 表示大小时，本规程表示为真空值。
注：以上均为在额定参数下。
3.2. 汽轮机本体主要结构特性
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
3.2.1.#1、#2汽轮机为单缸、冲动、双抽汽凝汽式汽轮机,转子为整锻结构,共有16级叶轮,分别由两个单列调节级和14个压力级组成,1-10级叶轮与轴锻造成一体,其余各级均为套装结构,汽轮机转子与发电机转子用刚性联轴器联接,转子旋转方向从机头向后看是顺时针方向。
3.2.2.汽轮机本体由高、中、低压三段组成。高压段包括喷咀组和1-2级隔板,中段包括3-5级隔板,低压段包括6-14级隔板。排汽缸顶部装有排大气安全门。
3.2.3.汽轮机的膨胀死点在汽轮机纵向轴线与后汽缸横销中心线的交点上,并以此点向四方自由膨
胀。为保证机组胀缩时动静部分中心不变,各机均装有横、纵、立等滑销系统。
3.2.
4.新蒸汽由二路经一只自动主汽门后由两根导汽管进入四只高压调节汽门，再进入高压部分的
四组喷嘴室。新蒸汽在高压部分内膨胀做功后经四只中压调节汽门进入中压部分，在中压部分内做功后通过低压旋转隔板后进入低压部分继续做功，做完功的乏汽排入凝汽器，经过冷凝后循环利用。汽轮机设有六级抽汽，其中两级为可调整抽汽，分别供中、低压热网用汽。其余回热抽汽分别供高压加热器、除氧器、低压加热器、鼓泡除氧器用汽。鼓泡除氧器布置凝汽器热井内。
3.2.5.各机组均有自动主汽门一只,装于有弹性的座架中。座架可视为固定点,以承受锅炉来的蒸汽
及管道推力,不使其直接作用到汽缸本体上。其出口分成两根导汽管,分别通向四只高压调节汽门。导汽管具有一定的挠性,以补偿导汽管本身的热膨胀和汽缸热膨胀。自动主汽门、高压调节汽门、中压调节汽门、低压调节汽门共有10只油动机，分别控制1个自动主汽门、4个高压调门、4个中压调门和1个低压调门。
3.2.6.转子轴向推力由装在前轴承座上的推力轴承承担,推力轴承选用进口LEG均压轴承，能持续承
受在任何工况下所产生的双向最大推力,其他瓦则采用单油楔滑动轴承。
3.2.7.机组转子的电动盘车装置采用低速盘车,装于二、三号瓦的轴承盖上,由电动机传动经减速齿
轮减速后,其盘车转速为 4.3r/min,这种转速保证了上下缸内壁温度的均匀以及轴承中油膜的形成，保证转子不会产生热弯曲。
3.3.汽轮机热力系统特性
3.3.1.主汽系统
来自锅炉的新蒸汽,经电动主闸门和自动主汽门到调速汽门,自动主汽门内装有滤网,自动主汽门后,分成两根导汽管。蒸汽通过调速汽门后沿四根导汽管分别进入四只喷嘴室,在汽轮机内膨胀做功后,排入凝汽器凝结成水。
3.3.2.回热抽汽系统
各机组共有六段抽汽，其中两段为可调整抽汽。一段抽汽为 3.73Mpa(a)中压调整抽汽。二段抽汽接至#1高压加热器,三段抽汽分成三路,分别接至#2高压加热器,0.588Mpa(a)除氧器及1.27Mpa(a)低压调整抽汽,四段抽汽分成两路,分别接至#1低压加热器和鼓泡除氧器,五段抽汽接至#2低压加热器,六段抽汽接至#3低压加热器。
一至五段抽汽管上均装有一个气控式抽汽逆止门,六段抽汽压力很低故不装抽汽逆止门。
3.3.3.汽封系统
机组前后汽封均为高低齿迷宫式汽封,前汽封分为五档,后汽封分为两档。汽封各档排列顺序从高压到低压为：前汽封--5、4、3、2、1,后汽封--2、1。前、后汽封第2档均为进汽档,汽源有三个：除氧器汽平衡、除氧蒸汽母管和新蒸汽（来源于主蒸汽管道）。其他各档均为泄汽档,前后汽封第1档泄汽均泄到汽封加热器,前汽封第三档泄汽泄到六段抽汽,第四档泄汽到五段抽汽,第五档泄汽泄到三段抽汽。
3.3.
4.门杆泄汽
自动主汽门和调速汽门门杆的高压档泄汽并联后泄到除氧器。各机门杆泄汽均有一旁路通过逆止门与五档泄汽连接,当机组甩负荷后,高压门杆泄汽冲开逆止门向前汽封供汽,以减少机组负差胀。自动主汽门和调速汽门的低压档泄汽并联后泄至汽封加热器。
3.3.5.疏水系统
汽机本体、调阀及蒸汽管道的疏水,分别疏入疏水膨胀箱,再经疏水膨胀箱分别进入凝汽器的汽侧和凝结水水侧。
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3.3.6.设计工况下机组主要设计参数
主要蒸汽参数
设计工况下各级抽汽计算值
主要工况热力特性
汽轮机在下列情况下能发出额定功率（回热系统正常投入时）:
1、主汽门前蒸汽压力降为8.34 Mpa（a）,蒸汽温度降为525℃ ,而冷却水温度为额定值时。
2、冷却水温度升到28℃ , 而主汽门前蒸汽参数为额定值时。
3.4.高压抗燃油系统（EH油系统）
3.4.1.EH油箱
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材质：不锈钢焊接件容量：500加仑
结构：油箱板上有液位计（油位报警），过滤器、空气滤清器、控制块组件等液压组件。在油箱底部外侧安装有一个加热器。
3.4.2.油泵（两台）
性能参数：恒压变量活塞泵（100％容量）。
生产厂家：美国丹尼逊(DENISON)公司（PV292R5BC00/ PV292L5BC00）。
电机：30KW、380V～AC、50Hz、三相。
泵输出压力：0～20MPa 。
正常工作压力：11.03～15.0MPa 。
流量变化范围：0～90L/min。
结构：控制块装于油箱顶部，共装有下列部件：
四个3微米的金属丝网式滤芯，每个滤芯均分开安装及封闭，可以清洗和重复使用。
每个泵的出口侧高压油路中装两个逆止阀。
一个溢流阀，装在逆止阀后的高压油路中。
两个截止阀，装在逆止阀后的高压油路中。
3.4.3.磁性过滤器
四个装有磁钢的空心不锈钢全部浸在油中，每个杆可以分别拆出进行清洗。
3.4.4.高压蓄能器
一个气-液式高压蓄能器装在油箱附近，用来维持系统压力，减小压力波动。4个气-液式高压蓄能器分别装在8米平台两侧，吸收泵出口压力的高频脉动分量，维持油压平稳，并在系统需油量过大时向系统供油。
3.4.5.冷油器
二台冷油器装在油箱上，冷却水从管内流过，油在冷油器外壳内环绕管束流动。
弹簧加载逆止阀：一个弹簧加载逆止阀装在压力回油箱管路上，可在滤油器和冷油器两者中任一个堵塞时，或回油压力过高时，使回油直接通过该阀回油箱。
3.4.6.自循环冷却系统
正常情况时，回油通过冷油器回到油箱，进入冷油器的水应该被调节到使油温处在38—45℃之间，溢流阀作用：提供过压保护，装在高压油母管上，当系统压力高于16.2MPa 时，溢流阀打开。回座压力为15MPa 。
3.4.7.低压蓄能器
四个气-液式低压蓄能器装在回油箱的压力回油管道中上，作为缓冲器，在快速卸负荷时，吸收回油系统中的油，保证主汽门、调门快速关闭。
3.4.8.再生装置
抗燃油再生装置是用来储存吸附剂和使抗燃油得到再生的装置，使油保持中性、去除水份等。
包括：精密过滤器一个（即波纹纤维滤器，用于过滤纤维质等杂质）。
硅藻土滤器一个（用于改善油质酸度与水份等）。
两个滤器串联。当任一只滤器的油温在38～45℃之间，压力高达0.21MPa 时，需调换滤芯。
3.4.9.执行机构
本系统有10只油动机，分别控制1个主汽门，4个高压调节汽门，4个中压调节汽门，1个低压调节汽门。
执行机构的油缸属单侧进油的油缸，其开启由高压抗燃油来驱动，关闭时靠操纵座上的弹簧力来实现。空载时遮断关闭时间常数为0.2秒。液压油缸与一个控制块连接，在这个控制块上装有隔离阀、快速卸荷阀、逆止阀和伺服阀（用于调节控制的调门）或电磁阀（用于两位控制的主汽门）。
3.4.10.隔离阀
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高压油经过该阀供到伺服阀去操作油动机，关闭该阀便切断高压油路，便于在运行中对某一路更换滤网、检修或调整伺服阀、卸荷阀、油动机等。
3.4.11.滤网
进入伺服阀的高压油先经过此滤网，滤网过滤精度5μm。
3.4.12.伺服阀
在调节汽阀伺服机构上装有电液伺服阀。
伺服阀是一个带有永久磁钢的电力矩马达以及带有机械反馈的两级液压功率放大所组成。
第一级液压放大是双喷嘴和单挡板系统，第二级放大是四通滑阀系统：当有电气信号由伺服放大器输入时，力矩马达带动挡板，改变两侧喷嘴的泄油面积，使两边喷嘴前油压改变，将原来的电气信号转变为力矩而产生机械位移信号，再转变为油压信号，并通过喷嘴挡板系统将信号放大。喷嘴前油压的改变使滑阀两端油压产生相应变化，推动滑阀移动，滑阀上凸肩所控制的油口开启或关闭，便可控制油动机活塞下油压接通进油或回油，从而开大或关小汽门。
为了增加系统的稳定性，在伺服阀中设置了反馈弹簧，另外在伺服阀调整时有一定机械零偏，以便在运行中突然发生断电或失去电讯号时，可借助机械力量最后使滑阀偏移一侧，使汽门关闭。
3.4.13.卸荷阀
卸荷阀装在油动机液压块上。当机组发生故障必须紧急停机时，危急遮断油泄油失压后，油动机活塞下油压通过卸荷阀快速释放，达到阀门快关的目的。这时不论伺服放大器输出信号的大小，在阀门弹簧力的作用下，均使阀门关闭。
3.4.14.逆止阀
每个油动机液压块上均装有两个逆止阀，一只通向危急遮断油母管，阻止危急遮断油母管上的油倒流到油动机；一只通向回油母管，作用是阻止回油管里的油倒流到油动机。关闭油动机的隔离阀，可在线检修该油动机的电磁阀、伺服阀、卸荷阀、换滤网等。
3.5.危急遮断系统
3.5.1电磁阀组件
四只AST电磁阀：正常运行时，电磁阀通电，处于关闭状态，封死危急遮断油母管至泄油管路，建立起执行机构活塞下油压。电磁阀失电打开时，则母管泄油，关闭所有汽门。四只AST电磁阀组成串、并联布置，这样每个通道至少有一对电磁阀打开才可导致停机。保护动作接点输出跳AST电磁阀停机并自保持，自保持均由操作台上的“ETS复位”按钮复位。
两只OPC电磁阀：受DEH控制器的OPC部分控制，并联布置．正常时处于失电状态，该阀是常闭的。当转速达103％额定转速时，OPC动作信号输出，两个OPC电磁阀通电打开，使OPC母管油液泄放，相应执行机构上的卸荷阀快速开启，调节汽阀快速关闭。
两只单向阀：装在自动停机危急遮断油路（AST）和超速保护控制油路（OPC）之间，当OPC电磁阀动作，单向阀维持AST油压，保持主汽门全开。当转速降到额定转速时，OPC电磁阀关闭，调门重新打开，由调门控制机组转速在3000r/min。当AST电磁阀动作，AST油路油压下跌，OPC油路通过两个单向阀，油压也下跌，将关闭所有汽门而停机。
3.5.2隔膜阀
隔膜阀连接安全油系统和EH油（高压安全油））系统。当机械超速装置机构（即偏心环）动作或手动危急遮断油门，均能使隔膜阀上的安全油泄放，隔膜阀打开，泄去EH油关闭所有汽门。
膜片式隔膜阀正常运行时，EH油压为14.3MPa ，安全油压为1.0MPa 。当安全油压跌到0.36MPa 时，隔膜阀开始打开；当AST油压为0，安全油压升到约0.12MPa 时，隔膜阀开始复位。
3.6.润滑油供油系统
主油泵：为后弯式离心泵，由汽机主轴直接带动，供调节保安系统及I、Ⅱ级注油器用油。出口油压为1.13MPa ，油量270m3/h。
注油器：I级注油器以0.049MPa 的压力向主油泵进口供油。Ⅱ级注油器出口油压为0.2MPa ，经冷油器和滤网后供各轴承的润滑油。
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主油箱：容积23m3。
辅助油泵：系统中设有一台高压启动油泵，供机组启动时调节保安系统及润滑系统用油；一台低压交流油泵，供正常停机、盘车时轴承润滑用油；一台直流油泵，当交流电源失电时，代替低压交流油泵。
在线油净化装置：对汽轮机润滑油进行在线过滤和净化处理，提高油质，确保机组安全运行和延长润滑油使用寿命。
3.7.安全油系统
安全油系统由危急遮断器、危急遮断油门、手动危急遮断油门等组成。安全油仅通过汽轮机危急遮断装置或手动危急遮断油门控制。
机械式超速保护装置由一只偏心飞环油囊式危急遮断器和危急遮断油门组成。
危急遮断器安装在汽轮机前端的短轴上，飞环上有二个对称的月牙形油囊，以备充油试验时存油。危急遮断器动作后，通过危急遮断油门释放安全油，使自动主汽门和高、中、低压调节汽门全部关闭。
本机组可实现在线充油试验，试验时将机头前箱上试验切换阀打到“试验”位置，即可实现不停机的充油试验，试验完毕后将切换阀打到“运行”位置，以保证超速保护系统正常工作。
注：目前1#机试验切换阀功能正常，2#机尚不具备该功能。
3.8.数字式电液调节系统DEH
本机组纯电调型DEH-MICRONETTMTMR由美国WoodWard工程有限公司生产，主要有以下功能：自动升速、超速试验、自动同步、自动带初始负荷、升负荷控制及负荷限制、自动调节、一次调频、主汽压力控制及限制、机炉协调控制、电超速保护、低真空保护以及跟踪与切换等。
DEH－MICRONETTMTMR系统性能：
转速控制范围：0～3500rpm,精度：±1rpm。
负荷控制范围：0～110%，精度：±0.1%。
转速不等率：3～6%连续可调。
机组甩额定负荷，维持空负荷稳定运行时，转速超调量≤7%。
抽汽不等率：0～20%连续可调。
系统迟缓率：≤0.06％
系统响应时间：＜50ms。
负荷稳定度：±1%。
系统MTBF>10万小时。
备用通道：≦10%。
系统可用率≥99.9%。
系统完成用户指定的画面切换时间<1s。
环境温度：0～40℃，系统能正常工作。
系统各站点系统时钟误差为0s（系统显示和可分辨的时间量级内；不需停运校准系统时钟）。
相对湿度：5～95%，系统能正常工作。
开关量分辨率为1ms，模拟量为1s。
各类报警、运行参数在线保存时间不少于1个月。
3.9.汽轮机紧急跳闸系统（Emergency Trip System,简称ETS）
它与DEH一起构成汽轮机组的保护系统,ETS监视汽轮机转速、轴承振动、差胀、轴向位移、轴承润滑油压、以及电液调节系统的油压,当这些参数中任一个超过限制值时,ETS动作,关闭汽轮机所有进汽阀门,使汽轮机跳闸，以保证机组设备的安全。
3.10.发电机概述
3.10.1.发电机技术规范
制造厂：济南发电设备厂
型号：WX18Z-054LLT型
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
额定功率：60MW
额定容量：75MVA
额定电压：10.5KV
额定电流：4124A
功率因数：0.8（滞后）
周波：50Hz
额定转速：3000r/min
接线方式：Y
冷却方式：空气冷却。
励磁方式：自并励静态励磁方式。
3.10.2.发电机空冷器
发电机空冷器冷却水工业水循环冷却，由机械式冷却塔装置的循环水泵打出，经滤网及冷水器后送入空冷器，出水回到冷却塔再冷却。
型号：KRW1100
热交换容量：1100KW
耗水量：280m2/h
工作水压： 0.2MPa
最高进水温度:33℃
组数:4台
3.11.主要辅助设备技术规范
3.11.1.凝汽器
型号：N-3500-7
型式：表面式、双流程、带鼓泡除氧装置
热井容量：20m3
冷却面积：3500m2
冷却水量：9240t/h
冷却水温度：20～28℃
钢管规格：ф2531/ф2530.637220mm
冷凝管材质：冷却区铜管采用B10白铜管/空冷区采用钛管
钢管数目： 5588/634根
凝汽器允许最高工作温度:80℃
过冷度:≤1℃
制造厂：上海汽轮机有限公司
3.11.2.油系统
润滑油压：0.08～0.15MPa
主油泵出口油压：1.13MPa
主油泵出油量：270m3/h
主油箱容积：23m3
EH油箱油位：438～559mm
EH 油温：38～45℃
EH压力回油管压力：< 0.21MPa
EH压力油管压力：11.03～16.2MPa
EH油泵出口滤网压差：< 0.07MPa
3.11.3.润滑油冷油器（两台）
型号：YL-80-3
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
冷却面积：80m2
冷却水量：250t/h
水阻：0.017MPa
油阻：0.07MPa
3.11.3给水泵及电机
密封形式：机械密封
流量：254 m3
密封水压：1.0MPa
轴功率：1299KW
效率：77℅
密封水流量：4m3/h
密封水：凝结水
轴承型式：滑动轴承+推力轴承
生产厂家：沈阳水泵股份有限公司
稀油站油箱容积： 1 m3
油温： 40℃
油泵工作压力： 0.25MPa
电机功率： 3KW
轴承前监视油压 0.08~0.15MPa
电机冷却方式：空水冷
水质：工业水
电机生产厂家：沈阳电机厂
3.11.
4.液力偶合器
型号：YOTCP500
电机输入转速：2980r/min
调速范围：1:5
传递功率范围：670kW~1640kW
滑差率：1.5%
传动效率：97%
主油泵流量：440L/min
外供润滑油流量：50L/min
润滑油压力：0.3MPa~0.4MPa
液润滑油温度40℃~45℃
冷油器冷却面积：大35m2 小5m2
油压：1.0MPa
电动执行器电信号4—20mA DC
生产厂家：广东中兴液力有限公司
3.11.5.凝结水泵及电机
最小汽蚀余量：3.2m
轴承冷却水量：0.8-1.2m3/h
轴承冷却水压：0.25-0.4MPa
轴封密封水量：0.02-0.03 m3 /h
轴封密封水冷却水压：0.25-0.4MPa
流量:160t/h
转速:1480r/min
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
凝泵功率:67KW
凝泵电机功率:90KW
生产厂家：上海KSB泵有限公司
电机冷却方式：自然通风冷却
3.11.6.高压电动油泵及电机
出口压力:1.3MPa
流量:186t/h
电机功率132KW
额定电流231.6A
额定转速：2984r / min
3.11.7.除氧器及加热器
型式：高压旋膜式
型号：YGXC-440
工作压力：0.49Mpa(g)
工作温度：158℃
最大出力：440t/h
安全阀开启压力:0.63MPa
水箱容积：100m3
生产厂家：青岛磐石容器制造有限公司
回热加热器规范
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
4.汽轮机的启动
4.1.启动原则及准备工作
4.1.1.启动状态的划分
调节级下部汽缸温度200℃以下为冷态。
调节级下部汽缸温度200℃以上为热态。
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
4.1.3.汽轮机在下列情况下禁止启动
a)DEH系统不能维持空负荷运行或甩去负荷时，不能控制转速在危急保安器动作转速之内。
b)危急保安器不动作或动作不正常。
c)自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门及抽汽快关阀卡涩或不能关闭严密。
d)汽轮机大轴弯曲值超过原始值的0.03mm。
e)调节级处上、下缸外壁温差超过50℃时。
f)汽轮机保护装置、主要仪表失灵或动作不正常（轴向位移、相对膨胀、转速表、主要金属壁温度
等）。
g)油泵和盘车装置失常。
h)润滑油或EH油油质不合格。
i)盘车时汽轮机内有明显的金属摩擦声。
j)EH油箱油位低于300mm，EH油温低于21℃。
k)EH油泵工作不正常或由于其它原因造成EH油压低于11.03MPa 。
l)隔膜阀、OPC电磁阀或AST电磁阀卡涩，不能关闭严密。
m)任一伺服阀故障，造成某一个调速汽门不能正常开关。
n)安全油压低于0.44MPa。
4.1.4.接到开机命令后，应做好以下工作：
a)接值长准备启动汽轮机命令后，班长应通知主操和巡操，并主持汽轮机启动的各项工作。
b)确定机组检修工作全部结束（工作票已终结），现场已清理。
c)联系电气，测量各辅机电动机绝缘并送上电源。
d)联系热工，送上仪表、信号及保护电源，检查确定热工低真空保护开关在“解除”位置；试验灯
光、音响、DCS报警装置应良好；电动门应送电并试验；所有仪表和水位计一次门均开足。
e)联系热工送上DEH电源。
f)检查DCS系统通讯正常，CRT、键盘、轨迹球连接完好，球标灵活可用；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。
g)备齐开机用具，如振动表、听针、阀门扳手及启动操作票、各种记录表纸、运行报表等。
4.1.
5.启动前检查各系统阀门、设备、管道完整良好。按“阀门检查卡”检查各系统阀门置于启动前位置，电动门电源送上，限位校验良好，自动调节门处于良好状态，自动主汽门、中低压调节汽门、抽汽逆止门在关闭位置，调整抽汽快关阀快关试验正常后开足快关阀。
4.1.6.充油试验油门在正常位置。检查高、低压油系统的任何地方均没有漏油现象，油箱油位正常，污渣和积水应放清，各道轴承临时滤网或堵板均已拆除，高压油临时油循环堵板更换为伺服阀。
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
4.1.7.主油箱、EH油箱油位正常。润滑油冷油器出油温度应保持在35 –45℃，如油温过低，应及早启动高压油泵或投入油箱电加热以提高油温。高压EH油系统油温保持在37-55℃，如果油温过低，应及早启动EH高压油泵或投入油箱电加热以提高油温，但油温低于21℃，不允许投入高压抗燃油系统.
4.1.8.检查盘车装置正常，电源送上，低油压联锁开关投入。
4.1.9.除氧器、凝汽器、真空泵汽水分离器补水至正常水位。凝汽器水侧人孔门应关严，加水用的千斤顶应拆除。
4.1.10.联系电气，确定发电机绝缘合格。
4.1.11.各辅机试转应良好，各种联锁试验应正常。
4.1.12.通知化水化验水质、油质。
4.2.启动辅助设备
4.2.1.润滑油系统投运
1)分别试开交、直流电动油泵，检查油泵运转情况，正常后逐渐打开出口门。
2)检查油系统应无漏油现象，油箱油位正常。
3)检查轴承油压应在0.08-0.15MPa，各轴承回油正常。
4)交流电动油泵保持运行，直流电动油泵作联备，启动排油烟风机。
4.2.2.循环水系统投运
通知值长开取水泵时主操先开启凝汽器冷却水进水门，根据出口门调整循环水的压力，向凝汽器送水（当凝汽器出水室放空气阀门见水后，关闭放空气门，用出口门调整循环水压力）。
4.2.3.投入盘车设备
1)启动低压交流油泵，当高压油管道充油后，如润滑油温低或调速系统需要赶空气时，可切换高
压交流油泵运行。投入各油泵联锁开关。
2)盘动电机手轮，扳动盘车手柄。待盘车齿轮与大齿轮完全啮合后即启动盘车电机，检查盘车电
流，查听盘车及汽轮发电机转动部分声音应正常。
3)测量记录大轴弯曲值，各金属壁测点温度、差胀、绝胀、盘车电流。
4.2.4.高压油泵投运
1)启动高压油泵，逐渐开启出口门，正常后交流润滑油泵停作联备。
2)检查保安油压在1.13MPa左右，润滑油压在0.08-0.15MPa
3)检查保安系统应无漏油。
4)按“试验规程”进行低油压联动试验，盘车脱扣试验，保安系统试验，正常后维持高压油泵及
盘车运行，联锁开关均入系。
4.2.
5.EH油泵投运
1)检查系统油温在21℃以上，EH油高压蓄能器氮气压力在8.27-9.3Mpa之间，回油蓄能器压力
在0.165-0.207Mpa之间。
2)启动EH油泵，备用油泵投入联锁。
3)检查HP油压在13.7Mpa。
4)检查EH油系统无漏油。
5)根据抗燃油品质情况投入精密滤器。
6)按“试验规程”进行EH油低油压联动试验，正常后EH高压油泵投入运行，联锁开关投入。4.2.6.凝结水泵投运
1)给凝汽器补水至正常水位，凝结水去母管阀门关闭，再循环门开启。
2)分别试转三台凝泵，检查一切正常后按“试验规程”做互联及低水压联动试验。
3)试验正常后，保持一台凝泵运行，走再循环，另外二台，其中一台作联备，另一台作正常备用
泵。
4.2.7.投入高加液压控制水系统，并分别进行旁路手动，遥控手操甲、乙侧电磁伐动作试验。将后汽缸喷水联锁开关投入。
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
4.2.8.抽真空
开启真空泵气液分离器补水阀门，补水至正常水位，启动水环真空泵。一用一联备。
4.2.9.会同电气、热控维护人员进行下列保护装置试验：
-润滑油压低保护试验。
-低真空保护试验。
-轴向位移保护试验。
-“发～变组故障”保护试验。
-EH油压低保护试验。
-DEH 失电。
-EH油箱油位低保护试验。
-103%超速保护。
-110%超速保护。
-手动停机保护。
4.2.10.单元制启动时，锅炉点火后，每30分钟抄各金属温度一次，注意检查自动主汽门的严密情况，开启电动主闸门前疏水，进行暖管；此时应注意缸温、差胀、绝对膨胀的变化情况。
4.2.11.注意凝汽器真空、排汽温度的变化，及时调整凝汽器水位。
4.2.12.冲转前30分钟，向轴封送汽。维持轴封压力在0．015～0．035Mpa，投入汽平衡来汽。（注：严禁转子在静止状态下向轴封送汽）。
4.2.13.冲转前15分钟，开启电动主汽门暖管、开汽轮机本体疏水。
4.3.暖管
4.3.1.暖管有单元制和母管制二种方式：
单元制暖管：即锅炉到汽轮机机侧进汽总汽门前的主蒸汽管道全部打通，疏水排向大气，升温、升压根据锅炉启动曲线进行；汽压达2.5~3.0MPa，汽温达350 ℃以上即可冲转（此方法只适用于机组冷态启动）。
母管制暖管：逐渐开启机侧进汽总汽门旁路门（一次门开足，二次门调节），缓慢提升汽压到0.2~0.3MPa ，暖管20~30分钟，然后以0.1MPa/min的速度提升到3.0MPa，然后以0.5MPa/min的速度升到全压。
4.3.2.暖管中的注意事项：
1)暖管前必须启动凝结水泵，开再循环。通知值长和主操，开江边取水泵房，冷却水进凝汽器（必
须放尽空气），检查进、出口压力正常。
2)凝汽器冷却水必须通好；盘车必须投入运行并严密监视汽缸温度。
3)暖管中经常检查防腐汽门冒汽和主蒸汽管道膨胀及支吊架情况。
4)用疏水门和进汽门配合调整，控制温升率<5 ℃/min。
5)汽压到0.6MPa，疏水切换到启动疏水母管；汽压至4 MPa ，疏水切换至经常疏水母管。
注：如投入DEH全自动起动机组时，应暖管至自动主汽门前。
4.4.冲转、升速及满速后的试验
4.4.1.机组冷态启动冲转条件
在机组冷态启动时正常采用额定参数启动。其冲转条件如下：
-主蒸汽压力： 8.25 MPa ，主蒸汽温度：>400 ℃，甲乙管蒸汽温差：不大于20℃。
-EH油压14.0±0.5MPa ，EH油温40±5℃。
-安全油压1.18MPa 。润滑油压0.08～0.15MPa ，润滑油温≈40℃。
-主油箱、EH油箱油位、轴承回油正常。
-凝汽器真空在-60～-65KPa 左右。
-大轴弯曲：不大于原始值的0.03 mm。
-连续盘车在2～4小时（热态取大值）。
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
-上下汽缸壁温差：不大于50℃
-检查DEH“自检”画面，各部件正常工作状态。
-ETS系统除低真空保护外其他保护全部投入。
4.4.2.冲动转子
上述条件具备后，汇报班长、值长，联系各岗位，准备冲转。
DEH切换为并网前控制界面，选择主汽门模式，进行摩检试验，正常后手动启机，设定升速率150r/min，升速至500r/min，全面检查，正常后暖机15min；继续升速至1000r/min，全面检查正常，暖机40～50min；然后迅速升至2400r，全面检查，注意各控制数值不得超过规定值，暖机20～30min；升速至2900r/min时，将主汽门模式切换为高调门模式，升至3000r/min。
4.4.3.全速后停用高压交流油泵，检查各油压正常，投入该泵的联锁开关，并对机组进行全面检查，抄各表计一次。
4.4.4.启动过程中的注意事项及调整工作：
-倾听机组内部声音。
-各轴承振动：转速在1000r/min以下不得超过0.05mm，过临界转速时不得超过0.15mm，否则应立即打闸停机，严禁硬闯临界转速或降速暖机。
-启动过程中因振动异常而停机，则必须经过全面检查，确认机组已符合启动条件并经过连续盘车4小时后，才能再次启动，严禁盲目再次启动。
-过临界转速时DEH自动以500r/min越过。此时应加强监视，记录通过临界转速时第一道轴承的最大垂直振动值。
-随时调节凝汽器水位，通知化学化验水质，合格后逐渐开启#1低加出水门向除氧器送水。关闭﹟1低加出水门前事故放水门。
-及时投入后汽缸喷水，后汽缸排汽温度不得超过120℃。
-正差胀不超过+4mm，负差胀不小于-1.5mm ；轴向位移不超过±1.2mm。
-注意真空，调整轴封压力。
-根据油温、风温、水温情况，分别投入冷油器、空冷器。
4.4.
5.满速后的试验：按照试验规程的要求，进行满速后的相关试验。
4.5.并列与带负荷
4.5.1.满速后的各项试验结束后，主蒸汽温度>480 ℃，其他各项指标均符合规定，机组全面检查正常后，联系值长并在班长的监护下，通知热工检查保护系统，揿“复归”保护按钮，待各保护光字牌信号消失后，逐一投入未投的各保护装置。通知电气进行并列操作（自动并网见DEH操作说明），点击DEH 并网前界面上的“同期投入”按钮，等待电气并网。
4.5.2.DEH接到电气油开关闭合信号后，根据主蒸汽、温度、缸壁温度水平，联系锅炉带负荷，投入“功率自动”，设“目标值”，“调整率”，按“确认”键，逐渐开大调速汽门，接带负荷。
新浦化学热电厂汽轮机组运行规程
4.5.3.立即带负荷至2000 KW，进行暖机20～30 min后逐渐增加负荷至5000 KW，暖机30～40 min，再以1000 KW/min增负荷到10000KW，暖机60min.
4.5.4.当下汽缸外壁温度达350℃以上，绝对膨胀达10 mm以上，各部金属温差在规定范围内，再以1000 kw/min增负荷速度加负荷至30000KW暖机30min；然后以1000KW/min的速度均匀加负荷到额定负荷。
4.5.5.加负荷过程中的工作及注意事项：
1)加负荷的速度应按汽缸金属温度水平在正常规范内所相应的负荷来决定，必要时应适当延长暖机时
间。
2)2000 KW暖机时，关闭主蒸汽管道和导管疏水门。
3)5000 KW暖机时，关闭1#、2# 调门疏水。
4)10000 KW暖机时，关闭已投用的抽汽管道及逆止门底部疏水门。
5)负荷在30000 KW时，应完成下列操作：
- 投入二、三级抽汽及相关高加，疏水进除氧器（如高加随机启动，则蒸汽压力达0.6-0.7 Mpa 以上时，切换疏水）。
- 根据具体情况可投入“抽汽控制”。
6)带负荷暖机过程中，调节水位、油温、风温及轴封汽压力，并注意各轴承振动、油流、轴向位移、
差胀和各点金属温度均在正常范围内（包括主蒸汽参数、监视段压力、温度、排汽温度以及凝汽器真空）。
7)30000 KW暖机结束后，检查所有疏水门均应关闭（未投运的部分设备及管道疏水门应微开）。
注：鼓泡除氧的投入应视对外供汽情况决定。
4.5.6. 3.73MPa抽汽投入步骤：
负荷升至40MW时，可投入中压抽汽。
（1）对中抽管道及抽汽母管开启疏水阀门进行暖管，稍开中抽至母管电动隔离门（或开其旁路门）进行暖管，试验快关阀动作正常后开启；
（2）在辅助操作画面中将中压调门打到100％。。
（3）暖管结束后，逐渐开启中抽至母管电动隔离门。
（4）中抽允许投入灯亮，在中抽允许灯亮的情况下，按“中抽”投入，“中抽投入”灯亮，系统自动进入手动模式；打开抽汽逆止门。
（5）关阀位限制器中压调门，直至阀门的开度由拉阀试验中阀门开度调节（一般压力达到3.00MPa即可，也可根据压力的需要调节），监视压力以防安全门动作。把中抽投入自动，压力设置3.00MPa（有新用户可再调整）
（6）开启1#减温站出口电动门，直至母管压力略大于减温站后压力时慢慢开启1#减温站进口电动门。减温水一次门全开，二次门微开，根据出口温度用减温水调门调整。注意压力和温度的变化。
（7）投入正常后，关闭所有疏水门。
4.5.7. 2.2MPa抽汽投入步骤：
负荷升至40MW时，可投入中压抽汽。
（1）在辅助操作画面中将中压调门打到100％。
“中抽允许投入”灯亮，在中抽允许灯亮的情况下，按“中抽”投入，中“抽投入”灯亮，系统自动进入手动模式。
（2）关阀位限制器中压调门，直至阀门的开度由拉阀试验中阀门开度调节（一般压力达到3.00MPa即可，也可根据压力的需要调节），监视压力以防安全门动作。
（3）把中抽投入自动，压力设置3.00MPa（有新用户可再调整）。
（4）稍开启中抽母管所有疏水准备暖管，在DCS画面中打开中抽快关阀。稍开中抽至母管电动隔离门（或开其旁路），监视温度压力上升趋势，直至开足。
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（5）打开3#减温减压站出口电动门，母管压力略大于减温减压站后压力时慢慢开启减温站进口电动门（可中停）。把减压阀慢慢开启设定2.2MPa（可根据用户需求更改），减温水一次门全开，二次门微开，根据出口温度用减温水调门调整。注意压力和温度的变化。
（6）投入正常后，关闭所有疏水门。
4.5.8. 1.27MPa抽汽投入步骤：
负荷升至30MW时，可投入低压抽汽。
（1）对低抽管道及抽汽母管开启疏水阀门进行暖管，稍开低抽至母管电动隔离门（或开其旁路门）进行暖管，试验快关阀动作正常后开启；
（2）在辅助操作画面中将低压调门打到100％。
（3）暖管结束后，逐渐开启低抽至母管电动隔离门。
（4）在低抽允许灯亮的情况下，按“低抽”投入，“低抽投入”灯亮，系统自动进入手动模式；打开抽汽逆止门。
（5）关阀位限制器低压调门，直至阀门的开度由拉阀试验中阀门开度调节（一般压力达到1.1.00MPa 即可，也可根据压力的需要调节），监视压力以防安全门动作。把低抽投入自动，压力设置1.1MPa （有新用户再调整）。
（6）开启2#减温站出口电动门，直至母管压力略大于减温站后压力时慢慢开启2#减温站进口电动门。减温水一次门全开，二次门微开，根据出口温度用减温水调门调整。注意压力和温度的变化。
（7）投入正常后，关闭所有疏水门。
4.5.9 1#、2#减温减压装置正常运行时应处于良好热备用状态：进出口电动门开启、控制气源可靠、前后疏水开启、减温水手动门已正确开启。
减压阀及减温阀连锁开度值a%、b%值已正确设定；详细参数如下（根据实动试验数据整理）：
时联锁投入。
4.6.热态启动
4.6.1.接到机组启动的命令后，应向值长汇报缸壁温度、启动状态、预计启动参数。
4.6.2.汽轮机处于热态时，汽轮机各部件温度较高，转子弯曲度较大，故在暖机、升速时间的按排上应以调节级处下缸外壁温度为准，根据启动曲线查出工况点，为避免转子和汽缸的收缩，机组不宜在低、中速下暖机，只作重点检查，以汽机金属温度不下降为原则，尽快过渡到所查选的工况点，防止汽机各部受到急剧冷却，为此要求热态启动前的准备工作必须充分，同时对各点金属温度进行严格监视；出现情况异常必须及时分析，认真对待，同时也要防止盲目加快升速和带负荷的速度造成设备损坏。
4.6.3.热态启动时，锅炉点火前的操作按冷态启动的规定进行。
4.6.4.热态启动注意事项：
1)汽缸金属温度上下缸温差 <50 ℃。
2)启动前连续盘车不少于4小时，转子大轴晃动值不大于原始值的0.02mm或转子热弯曲指示不超过
0.03mm，盘车电流数值正常并稳定，动静部分确无异声。
3)先送轴封蒸汽，后抽真空。冲转前的真空不宜太高，一般保持在-63KPa 。此时应注意各汽门的严
密性，防止因漏汽引起汽轮机转动和冷却。
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