505E组态手动启动机组操作自动启动操作

手动启动机组操作：

l、外部条件已经具备，如高压油压及控制油压正常，电动主汽门及旁路门关闭, 将自动主汽门开启，按505E(复位键)Reset(作用是清除各项报警信号)，检查高压调门处于全关状态，旋转隔板油动机处于全开状态。

2、按505E面板上运行键RUN，则设定转速自动升至2800rpm后维持，(实际转速因未进蒸汽，转速仍为零)，此时高压调门自动全开，而旋转隔板油动机仍处于全开位置，在此条件下缓慢开启电动主汽门的旁路门进行冲转，在完成冲转暖机与过临界转速升至2800rpm后，505E自动接受控制，再开大电动主汽门的旁路门时, 高压调门向关的方向关小, 转速不再上升, 表示高压调门已控制转速，检查转速控制情况良好后, 打开电动主汽门，关闭电动主汽门旁路门, 按ADJ键增加转速至全速3000rpm., 通知电气并网。

自动启动操作：

505E按组态好的参数自动从零转速开始完成暖机，过临界等过程(要求调门严密性良好情况下)。

l、外部条件已经具备，如高压油压及控制油压正常，电动主汽门及旁路门关闭, 将自动主汽门开启，按505E(复位键)Reset(作用是清除

各项报警信号)，检查高压调门处于全关状态，旋转隔板油动机处于全开状态。

2、按规程完成启动前的工作, 按505E(运行)RUN键，则高压调门缓慢开启，从零转速下开始按步骤冲转。包括500rpm低速暖机(冷态停留10分钟)，低速暖机后,自动提高升速率升速过临界，过临界后升速率下降，并冲转至高速暖机2500rpm，(冷态停留10分钟)，高速暖机完成后，自动升速至3000rpm。

3.机组冲转后, 根据机组缸温决定是否进行1200 rpm中速暖机。操作见第7条。

4.自动开机时, 注意高压调门应缓慢开大, 如发生快速上升, 机组转速飞升, 立即果断停机。

5. 开机时, 如发生旋转隔板关闭, 立即果断停机.

6. 自动开机过程中, 为防止机组转速快速上升, 机组转速飞升, 可按6LMTR键, 翻菱纽上下键, 在第一屏中显示SPEED ？？？？rpm/ HP LMT SETPT ？？.？？%, 调整调门器(用ADJ键)定值＜30%, 然后确认。根据高压调门开度,随时调节调门器开度值(最大限度为115㎜)。

7.热态启动，505E自动判断机组状态（停机2小时内），此时启动无500rpm低速暖机与2500rpm高速暖机,机组直接从0rpm 升至3000rpm。在自动起机过程中，可按ADJ增减键人为干预，按下ADJ键(中间部位)后, 505E则在当前转速下维持，此时可手动按ADJ键的▲或▼人为操作继续升减转速，也可在(速度)Speed栏下翻菱纽上下

键至状态栏(启动)Start，按Yes键后将人为冲转切换自动升速程序，（在过临界时不要人工干预）。

并网带负荷：

在3000rpm下，505E接受并号，则505E设定转速会从当前值(如3000转)自动增加约5rpm，而实际转速与电网周波相同，约3000rpm，按DYN键可看到在并网前的(脱网)Off-Line, 并网后变成(并网)On-Line， 505E设定值在并网同时自动增加约5rpm, 是为了将机组带上一定初始负荷的防止逆功率。并网后按ADJ增减设定转速来增减电负荷(3000-3150rpm对应零负荷至满负荷)。

供热抽汽的投入：

在电负荷带10MW时, 按Ext/ADM键可进入抽汽栏，投入抽汽控制热负荷。

在Ext/ADM键下，按菱纽上下键，可看到(供热禁止)Extr is Disable一栏，此时在电负荷带至10MW时，按1Yes键，(供热禁止)Extr is Disable变成(供热允许)Extr is Enable时, 表示抽汽已投入，注意旋转隔板缓慢关小，同时抽汽测点压力开始升高，抽汽设定值按ADJ键来调整增减，相应的旋转隔板开度会随之变化至适应值。打开供热抽汽出口快关门, 缓慢打开供热电动门, 向外供汽。

供热抽汽的停用:

1当机组负荷降至10MW，(用ADJ的▼键减电负荷,检查给定转速下降,高调门关小)。

2先检查减温减压器处于热备用状态,另一台机组运行正常;再将本机热负荷逐渐减到“0”，具体操作:缓慢关闭供热电动门(减热负荷速度3—4T/min)，检查本机505E控制一抽压力稳定, 另一台机组热负荷增加(或减温减压器自投), 供热母管压力稳定, 操作505E,EXTR键, 按菱纽上下键, 调出(供热允许)Extr is Enable,按0NO,使机组处于纯凝工况运行(使旋转隔板全开)；开启一抽管道疏水门及供热电动门前疏水门（1/2--1圈）。正常关闭供热快关门。

C15-3.43/127抽汽凝汽式汽轮机保护设置

汽轮机设有下列保护 1、危急遮断器飞环保护

当机组转速升至3270-3330r/min时危急遮断器飞环动作撞击危急遮断器错油门的挂钩使其脱扣停机，泄安全油建立事故油关自动主汽门、调速汽门、旋转隔板、抽汽逆止阀。 2、DEH超速保护

当转速达到3270r/min时转速表立即发出自动停机信号去控制电磁保护装置动作停机。 3、电超速保护

当油开关跳闸时，迅速关闭调速汽门以机组转速飞升，2-4S后，调速汽门重新开启。 4、轴向位移保护

-06mm 10mm发信号

-07mm 13mm电磁保护装置动作停机 5、润滑油压降低保护

润滑油压低至0.078Mpa 发信号

润滑油压低至0.054Mpa 联动交流润滑油泵 润滑油压低至0.039Mpa 联动直流润滑油泵 润滑油压低至0.02Mpa 电磁保护装置动作停机 润滑油压低至0.015Mpa 盘车自动退出 6、压力油系统压力低保护

压力油系统油压力低至 1.0Mpa 联动高压油泵　 0.5Mpa 停机 7、凝汽器真空低

凝汽器真空低至 -87kpa 发信号　

-61kpa 电磁保护装置动作停机　 8、汽轮机相对膨胀:

＞35mm 发信号　

＞45mm 电磁保护装置动作停机 9、汽轮机轴承钨金温度高 90℃ 发信号　

100℃ 电磁保护装置动作停机 10、轴承振动 60um 发信号　

70mm 电磁保护装置动作停机

C15-3.43/127抽汽凝汽式汽轮机启动

汽轮机的启动 1 基本要求

1.1 汽轮机的下列操作须在专工或运行部领导在场，经值长同意后进行。

1.2 汽轮机大小修后的启动。

1.3 汽轮机调速系统、保安系统的试验与调整，包括超速、注油试验、自动主汽门、调速汽门严密性试验。 1.4 运行中冷油器油侧的解列。 1.5 新技术第一次使用。

1.6 大型操作须填写操作票，特殊情况下的操作可不填写操作票，但要做好记录。

1.7 汽轮机的启动或停机，应根据值长的命令在主值主持下进行。 1.8 汽轮机大小修后，启动前，应将检修工作票全部结束，安全措施拆除，并有设备检修的书面交待。运行人员在启动前必须了解设备改进、更换、检修情况后方可进行各项操作。

2.遇到下列任一情况汽轮机禁止启动。 2.1主要仪表失常及保护试验不合格。　

2.2 主要阀门有缺陷、电动主闸门、主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、中、低压旁路等。

2.3 盘车后机组转动部分有明显的金属磨擦声。 2.4 油质不合格或油箱油位低。

2.5 高压油泵、润滑油泵、盘车不能正常投入。 2.6 主要管道系统严重漏泄，油系统漏泄。 2.7 设备改进检修未作交待或交待不清　 3.下列情况禁止并网

3.1 危急保安器动作转速不合格。

3.2 调速系统不能维持空负荷运行或甩负荷后转速不能控制在危急保安器动作转速以下。 4、启动前的准备工作：

4.1检查汽轮机检修工作全部结束，工作票收回，安全措施拆除，现场清扫干净。

4.2 电动阀门试验良好，各保护试验合格。

4.3 主值接到值长开机命令后，组织人员备齐工具，如测振表、阀门钩子、盘车摇把、操作票及各种记录。

4.4 检查所有保护开关，操作开关，联锁开关在断开位置，同步器在零位，各仪表、保护电源送上。

4.5 联系电气各辅机送电进行启动、停止及联动试验。 4.6 按照操作票和阀门检查卡对系统进行全面检查。

4.7 向凝汽器、回水箱补水，补水化验合格，射水箱补水至溢流口主油箱补油至+100mm。

4.8 启动工业泵，向工业水系统供水

4.9 启动交流润滑油泵，检查油泵系统及轴承油流情况投入联锁开关，启动排烟机接入电箱加热装置，冲转前切换为高压油泵，启动电液驱动器供油系统。 4.10投入盘车装置。

4.11启动循环泵向凝汽器通水各放空气门见水后关闭。 4.12启动凝结泵开启再循环，调整凝汽器水位正常。 4.13启动射水泵投入射水抽汽器凝汽器抽真空。

4.14据锅炉情况投入旁路系统，注意真空及排汽缸温度变化。 4.15主蒸汽参数0.2-0.3Mpa、150-200℃条件下，对主汽门前管道暖管、轴封均压箱进汽管道及供热联箱暖管。

4.16升压暖管：按升压率01Mpa/min，升温率3-4℃/min的速度升高主汽参数，直到主汽压力1.3Mpa，温度260℃，暖管30min。 4.17冲转前5分钟向轴封送汽，启动轴抽风机。 5.冷态启动的条件

5.1主汽压力1.96mpa，主汽温度280℃，蒸汽温度高于汽缸温度50℃以上，并且有50℃以上的过热度。 5.2 凝汽器真空-61kpa以上

5.3 转子晃度不大于原始值的0.02mm 5.4 冷油器出口油温35℃以上　 5.5 调速油压1.078Mpa以上 5.6 润滑油压0.08-0.147Mpa 5.7 蒸汽品质合格

5.8 汽缸各部分温差在正常范围内

C15-3.43/127抽汽凝汽式汽轮机冲转及并网

1、冲动转子

1.1冲动转子应征得值长同意，通知锅炉、电气、全面检查机组，记录冲转参数。

1.2 投入超速、低油压、轴向位移、轴承温度高保护，确认抽汽调压阀在“零”位。

1.3 开电动主汽门的旁路。

1.4 在505E系统操作盘上按“复位”键(RESET)使505E系统复位。

1.5 在505E系统操作盘上设定目标转速400r/min，升速率200r/min发出运行命令(RUN)开启主汽门、调速汽门冲动转子，注意盘车装置应自动脱扣维持转速8min，全面检查。

1.6使505E系统复位后，在505E系统操作盘上设定目标转速1200r/min升速率为80r/min，检查并维持15分钟。

1.7在505E系统操作盘上设定目标转速2500r/mw升速率260r/min运行10min。　

1.8 设定目标转速3000r/min升速率50r/min机组转速升至额定转速，暖机30min全面检查机组。

1.9 停止旁路系统，检查高压油泵应自动停止。 2、 暖机升速中注意事项:

2.1 转子冲动后应听音，检查各回油温度，钨金温度，记录汽缸金属温度，相对膨胀，轴向位移变化。

2.2轴承振动在中速以下≯0.03mm，超过该值应降速至振动消除，维持30分钟再升速，如振动未消除再降速暖机120分钟后再升，若振动仍未消除则停机处理。

2.3过临界时振动≯0.1mm，严禁在转子临界转速下停留(1330-1530r/mw)和硬闯临界转速，过临界因振动大打闸停机惰走时间明显缩短并清楚听到汽轮机内部有异音时严禁连续盘车应每30分钟手盘转子180℃，待轴晃正常后投入连续盘车。

2.4定速后高压油泵自动停止。

2 .5升速过程中润滑油温应维持在35-45℃。 3. 并网加负荷

3.1全面检查机组无异常，报告值长可以并网。

3.2并入电网后立即带上06MW电负荷，暖机10分钟，提高真空至正常值，投入低真空，发电机内部故障及轴承振动保护，全开电动主汽门，关闭其旁路门。 3.3 以0.3MW/min的负荷率提升机组负荷至5MW低负荷暖机20分钟，据发电机风温投入空冷器。

3.4 以0.3MW/min的负荷率升负荷至10MW，暖机20分钟，抽汽口压力高于30kpa切换轴封汽源为抽汽供。

3.5以0.3mw/min的负荷率升负荷至15mw。

3.6当负荷达4MW时可做好工作准备恢复抽汽逆止伐联动装置接带热负荷。 3.7带热负荷时抽汽口压力升高速度控制在0.049Mpa/mi当 抽汽口压力高于外部热网(供热联箱)0.029Mpa时，可逐渐抽 汽至供热联箱电动门，向外供汽。

3.8当汽轮机尚未向外供汽而带了较大电负荷，至使抽汽压力已高出所要求的供汽压力时则应先减少电负荷使抽汽口压力高于所要求的供汽压力0.029Mpa。 3.9抽汽量增加速度不得大于5t/min。 3.10 电热负荷不能同时增加。 4、 加负荷过程中的注意事项

4.1加负荷中注意汽缸温升速度防止因加负荷过快使胀差和热应力越限。 4.2胀差正值增加过快时，通知锅炉停止升温升压延长暖机时间，增加进汽量，必要时减负荷运行。

4.3加负荷中注意轴向位移，各轴承温度变化当任一轴承振动明显增大，但未超过0.05mm时应停止加负荷，待查明原因后再继续加负荷。 4.4 据发电机风温投入空冷器冷却水。

4.5据循环 温度投入机力风机运行，汽轮机冷态启动冲转时间分配： 冲转后升速至 400r/min 2min 检查并维持 400r/min 8min 均匀升速至 1200r/min 10min 检查并维持 1200r/min 15min 均匀外速至 2500r/min 5min 检查并维持 2500r/min 10min 均匀升至 3000r/min 10min 合 计 60min

C15-3.43/127抽汽凝汽式汽轮机停机

1.停机前的准备工作:

1.1接到值长停机命令主值应组织助手准备所需工具报表、填写停机操作票。 1.2分别试转高压油泵，交直流润滑油泵，试转盘车方面确证其处于良好的备用状态。

1.3记录汽缸各金属测点温度。 2.减负荷:

2.1得到值长减负荷命令后以03MW/min的速度减负荷至75MW停留8分钟。 2.2以03MW的速度减负荷至06MW停留10分钟。 2.3 当电负荷减至4MW后准备停止热负荷。 2.4 抽汽量减小速度小于5t/min。

2.5 当抽汽压力高于供热管道压力0029Mpa时关闭抽汽阀停止供汽。

2.6 当抽汽口压力低于30kpa时切换轴封汽源为主蒸汽供。3.2.7减负荷至0，应锅炉要求投入旁路系统。

3、停机：

3.1手拍危急遮断器或停机按钮，检查主汽门，调速汽门，抽汽逆止门关闭。 3.2启动高压油泵，通知电气解列，记录惰走时间。

3.3关闭电动主汽门，停用旁路系统，开启汽缸本体蒸汽管道疏水门、检查门。

3.4停射水泵，开启真空破坏门。 3.5真空至零停轴封供汽，停轴抽风机。

3.6转子静止投盘车，测轴晃，切换高压油泵为润滑油泵，停用电液驱动供油系统，冷油器出口油温低于35℃停止冷却水，关闭发电机空冷器冷却水门。 3.7停止机力风机运行。

3.8排汽缸温度低于50℃停止凝结泵、循环泵。

3.9汽缸温度低于150℃停盘车，停润滑油泵，停排烟机。 4. 停机过程中的注意事项： 4.1减负荷速度不超过0.3MW/min。

4.2停机后每停半小时抄《机组启停记录表》一次，防止汽缸进冷汽冷水，防止跑油。

4.3连续盘车中发现上、下缸温差大，大轴晃度超过正常值，应改为定期手盘转子180°并查找原因，汽缸温度大于150℃要求盘车时，须经热机专工运行、生技部领导同意。

4.4按规定进行停机后的保养，冬季做好防冻措施。

C15-3.43/127抽汽凝汽式汽轮机事故处理

汽轮机事故处理

1.事故处理原则

1.1机组发生故障时，运行人员应迅速检查、分析、判断，找出事故原因，及时消除对人身和设备的危害，必要时，解列故障设备，同时保证非故障设备的继续运行。

1.2发生事故时，运行人员要据仪表指示，设备外部象征，查明事故性质、范围，肯定设备故障。

1.3处理事故时运行人员应沉着、冷静，操作时要准确、果断、接到命令要复诵，以防止盲目操作，命令执行后应向发令人汇报。 1.4主值在事故处理中受值长领导，但在自己管辖设备范围内工作，并及时向值长汇报。

1.5从机组发生故障到恢复正常运行，当班人员不得擅自离开工作岗位，如事故发生在交中应迟交，人员协助人员处理事故，事故处理告一段后经双方协商方可交。

1.6事故发生时，有关领导接到通知必须赶到现场监督处理，并给运行人员必要的指示，但不能与值长命令相抵触。

1.7当出现本规程内没有列出的故障现象时，运行人员必须根据自己的知识加以分析判断，主动采取对策，并尽快汇报上一级领导。 1.8事故消除后进行人员应将观察到的现象，处理事故的经过、时间如实记录在值班记录本上。 2。 事故停机

2.1发生下列情况之一立即破坏真空紧急停机。 2.1.1汽轮机转速上升至3360危急保安飞环未动作。 2.1.2机组运行中轴承振动突然增加0.05mm。

2.1.3汽轮机内有明显的金属磨擦声。

2.1.4正常运行中蒸汽温度10分钟内下降50℃。 2.1.5汽轮机发生水冲击。

2.1.6汽轮发电机组任一轴承钨金温度达到100℃回油温度急剧急高到75℃或轴承冒烟。

2.1.7油系统着火威胁设备、人身安全，无法扑灭时。 2.1.8主油箱油位急剧下降至，不能及时补油或补油无效。 5.2.1.9轴向位移突然超过极限值保护未动作。

2.1.10润滑油压下降至0.039mpa各辅助油泵启动无效。 2.1.11发电机、励磁机冒烟着火。

2.1.12主蒸汽管爆破，危及人身和设备安全。 3。 发生下列情况之一，减负荷故障停机

3.1蒸汽温度升高到450℃连续运行30分钟或超过450℃。

3.2蒸汽温度下降至370℃已减负荷至零运行15分钟或低于370℃。 3.3主汽压力升高至3.73mpa运行30分钟不能恢复或超过3.　73mpa。 3.4主汽压力低于2.06运行15分钟不能恢复或低于1.76。 3.5减负荷至零真空仍低于61kpa而保护未动作。 3.6厂用电全停。

4。 破坏真空紧急停机步骤

4.1手拍危急遮断装置或停机按钮，检查负荷至“零”自动主汽门，调速汽门，抽汽伐关闭，危急遮断器指示“遮断”字样出现，反转同步器电机退至“零”位，关闭抽汽至供热联箱电动门。

4.2启动高压油泵、注意润滑油压。

4.3注意发电机解列后转速应下降，如解列后机组转速上升下应采取降速措施。

4.4停止旁路系统，停射水泵，开启真空破坏门。 4.5调整凝结水压力，注意凝汽器水位。 4.6真空至零停轴封。

4.7转子静止投入连续盘车测量轴晃，记录惰走时间，完成其它操作。 4.8不破坏真空停机为除不执行破坏真空外其它操作相同。 5. 蒸汽参数不符合规定

5.1汽轮机正常运行中蒸汽参数应符合规定，超过额定范围时，联系锅炉人员调查。

5.2蒸汽温度升高到450℃时连续运行30分钟不能恢复或超过450℃打闸停机。

5.3 在额定蒸汽压力下蒸汽温度低于420℃开始减负荷，至415℃开启主蒸汽管道疏水。

5.4蒸汽温度下降按下表减负荷。

温度 ℃ 420 415 410 405 400 395 390 385 380 375 370 360 负荷 MW 15 13.5 12 10.5 9.0 7.5 6.0 4.5 3.0 1.0 0 停机

5.5蒸汽温度10分钟内下降50℃，紧急停机，并开启主蒸汽管道和汽缸疏水，蒸汽温度变化时应注意轴向位移，推力瓦块温度，轴承振动变化并听音。

5.6主蒸汽压力升高至3.63Mpa联系锅炉调整，升高至3.73Mpa运行超过20分钟或超过3.73Mpa，打闸停机。

5.7在下列情况下允许带额定负荷电功率长期进行。

5.7.1进汽压力降至3.14mpa，进汽温度降至420℃，冷却水温度不超过25℃。

5.7.2冷却水温度升高至33℃但进汽压力不低于3.43mpa，进汽温度不低于435℃。

压力压力

3.14 3.03 2.93 2.82 2.71 2.6 2.492.382.272.16 2.06 1.76

对应 kpa

负荷负荷 1500013500 12000105001000075006000450030001500 0 停机

kw

5.8 真空下降

5.8.1发现汽器真空下降应对应真空表，排汽缸温度及凝结水温度，确证真空下降，进行下列检查。

5.8.1.1循环泵、凝结泵、射水泵工作情况。 5.8.1.2轴封供汽情况。

5.8.1.3射水抽气器工作是否正常。 5.8.1.3射水箱水位及水温。 5.8.1.4凝结器水位是否过高。 5.8.1.5旁路系统是否动作。

5.8.1.6处于真空状态下的伐门管道、容器是否泄漏。 5.8.2真空下降的处理。 5.8.2.1真空下降按下表减负荷

真空87 85.3 83.6 81.9 80.2 78.5 76.8 75 73.4 71.7 70 61 kpa　

负荷15 11.5 12 10.5 9 7.5 6 4.5 3 1.5 0.6 停机mw

5.8.2.2循环水中断时应根据真空下降值迅速减负荷至零，并随时准备停机。

5.8.2.3真空下降循环水温升升高说明循环水量减少运行泵故障时应切换为备用泵。

5.8.2.4凝汽器水位高时应降低水位运行。 5.8.2.5射水箱水温升高时加大补水。 5.8.2.6轴封供汽不足时应调整轴封供汽。

5.8.2.7真空系统漏泄时采取措施隔离消除，当真空下降时严禁使用旁路系统，循环水中断时应等排汽缸温度低于50℃时通循环水。 5.9轴向位移增大 5.9.1轴向位移增大的原因 5.9.1.1负荷或蒸汽流量增加 5.9.1.2通流部分损坏 5.9.1.3叶片结垢严重 5.9.1.4真空下降 5.9.1.5蒸汽参数下降 5.9.1.6推力轴承磨损 5.9.1.7汽轮机水冲击 5.9.2轴向位移增大的处理:

5.9.2.1 轴向位移增大时，注意检查推力瓦块温度推力轴承回油温度，轴承振动，听音。

5.9.2.2 轴向位移大于1.0mm或小于-0.6mm发信号时应汇报值长减负荷使轴向位移恢复正常。

5.9.2.3轴间推力瓦块回油强度异常升高，推力瓦块温度超过90℃减负荷运行。

5.9.2.4轴向位移达极限值而保护未动作时应破坏真空紧急停机。5.8汽轮机水冲击 5.10.1水冲的现象: 5.10.1.1蒸汽温度极剧下降

5.10.1.2 电动主汽门、主汽门、调速汽门密封圈及轴封大量冒白气或溅有水珠。

5.10.1.3机组振动增大并伴有异音。

5.10.1.4推力轴承回油及瓦块温度明显升高，汽缸金属温度下降，相对膨胀，轴间位移发生变化。 5.10.2水冲击的原因: 5.10.2.1锅炉汽包满水。

5.10.2.2锅炉减温水调整不当或失灵。 5.10.2.3启动时管道内疏水没有排净。 5.10.2.4蒸汽流量突造成蒸汽带水。 5.10.3水冲击处理:

5.10.3.1发现水冲击时果断破坏真空紧急停机，开启管道及汽缸本体疏水。

5.10.3.2记录转子惰走时间，仔细倾听汽轮机内部声音。

5.10.3.3 若转子惰走情况及大轴晃度正常，无其它异常情况经充分疏水，符合机组启动条件，可重新启动。但升速及带负荷时特别注意机、声音、振动、推力承轴温度。 5.11汽轮机甩负荷

5.11.1发电机甩负荷至零电超速保护动作的现象。　

5.11.1.1 负荷至零，调速汽门关闭、2-4秒后从重开启，调速汽门，主汽压力升高旁路系统自动投入。 5.11.1.2转速稍有波动后稳定在3000r/min。 5.11.2发电机甩负荷至零电超速保护动作的处理。 5.11.2.1关闭抽汽至供热联箱电动门。 5.11.2.2调整凝结水流量，凝结水位。 5.11.2.3注意机组胀差，排汽缸温度。

5.11.2.4全机检查机组无异常，汇报值长据电气锅炉情况决定并网带负荷。

5.11.3汽轮机跳闸联跳发电机现象。

5.11.3.1自动主汽、调速汽门、抽汽逆止门关闭、主汽压力高旁路系统投入。

5.11.3.2负荷至零转速升高后下降。 5.11.4汽轮机联跳发电机处理。

5.11.4.1转速低于3000r/mw时启动高压油泵。

5.11.4.2立即检查各保护如无异常现象，确认属保护误动或误打闸，应暂时断开有关保护，反向旋转同步器电机重新挂闸，通知电气并网，若保护动作正确。则停机处理。 5.11.4.3联系热工人员消除保护缺陷。 5.12 汽轮机严重超速 5.12.1汽轮机严重超速的现象:

5.12.1.1负荷至零，主油泵出口压力升高，汽轮机转速超过危急遮断飞环动作转速继续上升。

5.12.1.2机组振动增大，声音异常。 5.12.2 汽轮机严重超速的处理：

5.12.2.1立即手拍危急遮断装置或停机按钮，关闭电动主汽门，检查主汽门，调速汽门抽汽逆止门关闭。

5.12.2.2旁路系统停用，转速低于3000r/min时启动高压油泵。 5.12.2.3完成破坏真空紧急停机其它操作,做好灭火准备. 5.12.2.4查明超速原因,待故障消除后方可重新启动定速后试置。 5.13厂用电中断: 5.13.1现象:

5.13.1.1交流照明熄灭,事故照明灯亮。 5.13.1.2机组声音突变。

5.13.1.3事故喇叭以响所有辅机电流至零备用辅机未联动,辅机出口压力流量下降.

5.13.1.4汽温、汽压下降。

5.13.2厂用电中断的处理： 5.13.2.1启动直流润滑油泵正常。 5.13.2.2手拍危害遮断装置或停机按钮。

5.13.2.3将各失电辅机联动开关至断开位置，完成其它停机操作。5.11.2.4 禁止投入旁路系统。

5.13.2.5待厂用电恢复经值长同意重新启动。

5.13.2.6转正静止后若出现主轴暂时性弯曲，应进行矫正工作。 5.13.2.7待排汽缸温度低于50℃，凝汽器才允许通循环水。 5.14油系统工作失常

5.14.1油压油位同时下降，一般是压力油漏到系统以外应检查边是否漏泄，冷油器铜管是否漏泄。

当现出上述情况时，应设法补救消除漏泄向油箱补油，解列冷油器、若油箱油位下降至规定值以下，补油无效时故障停机。 5.14.2油压降低而油箱油位不变，一般是压力油漏到系统内，如主油泵、注油器、过压阀、高压油泵，润滑油泵逆止门故障。 油压下降应迅速查明原因，并启动高压油泵保持压力。 5.14.3油箱油位下降，油压不变。

检查外部回道、轴承、法兰处是否漏油，事故放油门主油箱放油检查门是否误开。

若采取措施短时间油位不能恢复且油位降至规定值以下时，故障停机。

5.14.4油位升高时应进行油箱底部放水，通知化学对油取样化验。5.12.5在启动过程中若高压油泵故障，若主油泵出口压力在1.0以上期继续升速至3000r/mw停止高压油泵进行处理。 5.15不正常的振动和异音

5.15.1机组突然发生强烈振动或清楚的听到机内金属磨擦声音外，应立即破坏真空停机。

5.15.2当发现汽轮机内部有故障象征或任一轴承振动较正常值增大0.05mm应立即停机。

5.15.3 当汽轮机，轴承振动大于0.05mm时应汇报值长，查明原因，设法确除，并检查下列各项。

5.15.3.1蒸汽参数、真空、胀差、周波、轴间位移、汽缸金属温度的变化情况。

5.15.3.2 检查润滑油温度、压力是否正常。

5.15.3.3汽轮机内部声音、发电机、励磁机工作是否正常。

5.15.4机组振动异常原因较多，分析较复杂发现振动增大时及时汇报，尽快查明原因，其主要原因有以下几种。 5.15.4.1叶片断落，叶轮松动与隔板磨擦。 5.15.4.2 转予局部弯曲 5.15.4.3轴承座式轴承螺丝松动 5.15.4.4通流部分进入杂物

5.15.4.5油膜不稳定，油温调整不当 5.16 失火：

5.16.1汽轮发电机组发生失火时应按《电力安全工作规程》执行设法保护机组不受损坏。

5.16.2火势较大时立即向119发出火警信号，汇报有关领导，失火区有带电设备时必须切断电源，采取措施防止火势蔓延。 5.16.3油系统失火的处理:

5.16.2.1油系统着火不能立即扑灭时又严重威胁设备安全时应立即破坏真空紧急停机。

5.16.2.2启动润滑油泵，不得启动高压油泵。 5.16.2.3火势蔓延到油箱时应开启事故放油门。 5.16.3发电机着火的处理:

5.16.3.1发电机失火按破坏真空紧急停机处理，并通知电气人员。 5.16.3.2火灾过程中严禁停用盘车装置。

5.16.4用二氧化碳，四氯化碳灭火，严禁用水灭火。 5.17 3KV失压的事故处理

5.17.1 现象：事故喇叭，汽机循环泵及中压给水泵跳闸，真空急剧下降。

5.17.2 原因：3KV故障

5.17.3 处理：根据真空带负荷，断开中压给水泵、循环泵备用泵的联锁开关。

减负荷至零真空仍不能维持时，应故障停机，通知锅炉向空排，严禁使用旁路系统，完成其它停机操作。