新浦热电厂汽机培训教材

汽机专业新员工培训教材 主编：新浦化学热电厂汽机专工朱大伟

由于本公司人员流动率比较大，往往一年都要培训几十号人，特制订本培训内容以供新员工学习参考，本培训教材原理部分均是引用多本热力发电厂书籍，操作部分为自己编写，如有错误地方请大家多多指教。经过多次的实践，证明本培训教材确实适合新员工培训，特别是刚走出校门的学员。

目录

第一章汽机理论基础知识 一.汽机专业基础知识 二.汽轮机本体知识 三.汽轮机的辅助设备 四. 汽轮机的运行知识介绍 第二章汽机工段操作 第一节 辅机启停的操作步骤 (一)减温减压装置的投入步骤 (二)调速给水泵的启动、停止 (三)给水泵的启动、停止、切换 (四)凝结水泵的启动、停止、切换 (五)凝汽器的半侧停运及恢复 (六)水环真空泵的启动、停止、切换 (七)低加的解列与投用 (八)高加的解列与投用 (九)冷油器的切换

第二节 汽轮机的启动与停止 （一）冷态启动与热态启动 （二）停机

第三章汽机本体的试验步骤 一. OPC超速实验 二.真空严密性实验 三.注油实验 四.电超速实验 五.主汽门活动实验 六.调门活动性实验 七.机械超速实验 第四章事故处理

第一节 典型事故的现象及其处理

（一）真空下降的原因有哪些? （二）凝汽器水位升高的原因有哪些? （三）循环水中断 （四）油系统漏油 （五）油泵故障 （六）水冲击 （七）轴向位移增大 （八）超速 （九）厂用电中断 （十）发电机着火

（十一）差胀、绝对膨胀异常

第二节 CC60/8.83/3.73-1.27汽轮机组重大事故的处理过程 （一）4.26真空低停机事故 （二）4.29转速探头失效事故 （三）5.4后汽缸满水事故 （四）5.5差胀大停机事故 （五）6.29厂用电中断事故 （六）7.20低真空重大事故报告 （七）8.26停机事故

（八）9.6低真空停机事故报告 （十）9.29降负荷事故 （九）9.20轴加满水事故 第五章联锁 第一节 联锁图表 第二节 联锁保护整定值 第六章岗位安规

第一节 防止火灾事故的发生 第二节 防止误操作事故的放生 第三节 防止压力容器爆破事故 第四节 防止汽机超速和轴系断裂事故。 第五节 防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧坏事故

一.汽机专业基础知识

1.什么是表压力?什么是绝对压力?

用压力表测量压力所得的数值,是高于大气压力的数值,即表压力.它指的是在大气压力的基础上测得的压力值.

将大气压力计算在内的数值才是压力的真正数值,工程上称这个压力为绝对压力. 表压力和绝对压力的关系如下:

P表 = P绝 – p。 或 P绝 = P表 ＋ Po 式中 P表----------工质的表压力 P绝----------工质的绝对压力

Po--------------当时当地的大气压力(近似等于1工程大气压). 2.什么是真空?什么是真空度?

当密闭容器中的压力低于大气压力时,称低于大气压力的部分为真空.

用百分数表示的真空,叫真空度.即:用测得的真空数值除以当地大气压力的数值再化为百分数. 用公式表示:

h真空

真空度 = --------------×100% h大气

3.什么是经济真空? 什么是极限真空?

所谓经济真空是提高真空使汽轮发电机增加的负荷与循环水泵多消耗的电功率之差为最大时的真空.

如真空再继续提高,由于汽轮机末级喷嘴的膨胀能力已达极限,汽轮机的功率不再增加,此时真空称为极限真空.

4.气体的比容 与压力、温度有什么关系?

气体的比容与压力、温度有密切的关系,当温度不变,压力提高时,气体的比容 缩小；如果压力保持不变,只提高温度,则气体的体积膨胀,比容增大.它们之间的关系式为:

Pv = RT

式中 P ------- 压力； v ------- 比容； T ------- 绝对温度； R ------- 气体常数.

5.什么是汽化现象?什么是凝结现象?

物质从液态变为汽态的过程叫汽化.汽化方式有两种:蒸发,沸腾. 物质从汽态变为液态的现象叫凝结.

在一定的压力下,液态的沸点也就是蒸汽的凝结温度.凝结与汽化是两个相反的热力过程.

6.什么是过热蒸汽?什么是蒸汽的过热度?

在同一压力下,对饱和蒸汽再加热,则蒸汽温度开始上升,超过饱和温度,这时的蒸汽就叫过热蒸汽.

过热蒸汽的温度与饱和蒸汽的温度之差叫蒸汽的过热度.过热度越大,则表示蒸汽所储存的热能越多,对外做功的能力越强.

7.什么是焓?

焓是汽体的一个重要的状态参数.焓的物理意义为:在某一状态下汽体所具有的总能量,它等于内能和压力势能之和.

8.什么是熵?

熵是热力学中的一个导出参数.熵的微小变化起着有无传热的标志作用.熵的引入可以方便地反映出热力过程热量的转换及循 环的热效率.

9.什么是液体的汽化潜热?

在定压下把1千克的饱和水加热成1千克干饱和蒸汽所需要的热量,叫做该液体的汽化潜热.

10.什么是凝结热?

在定压下,1千克蒸汽完全凝结成同温度的水所放出的热量叫做凝结热. 11.汽化热与凝结热有什么关系?

在一定的压力和温度下,液体的汽化热与相同压力、温度下的凝结热相等,即在温度相等、压力相同的情况下,1千克饱和蒸汽凝结时放出的热量等于1千克饱和水汽化时所吸收的热量.

12.什么是循环热效率?它说明了什么?

工质每完成一个热力循环所做的有功和工质在每个热循环过程中从热源吸收的热量的比值叫做循环热效率.

循环热效率说明了循环中热能转变为功的程度,效率越高,说明工质从热源吸收的热量转变为有用功的比例越高；反之,效率越小,说明转变为有用功的热量越少.

13.什么叫汽耗率?汽耗率的计算公式是怎样的?

汽轮发电机组每发出1千瓦小时的电能所消耗的蒸汽量称为汽耗率.用字母 d 表示. 计算公式 : d = D/Nf

式中 d -------- 汽耗率, 千克/千瓦·时； D -------- 汽轮机每小时的汽耗量, 千克/时 ； Nf -------- 发电量, 千瓦 .

14.什么是热耗率? 凝汽式汽轮机的热耗率怎样计算?

汽轮发电机组每发1千瓦小时的电能,所需要的热量叫热耗率.用字母 q 表示. 计算公式 : q = d ( io --- t )

式中 q -------- 热耗率, 千焦/千瓦·时； d -------- 汽耗率, 千克/千瓦·时 ； io-------- 蒸汽初焓, 千焦/千克 ； t -------- 给水焓, 千焦/千克 . 15.什么是导热?

直接接触的物体或物体本身各部之间的热量传递现象叫导热.

火力发电厂中常见的导热现象如管壁、汽缸壁、汽包壁内外表面间的热量传递. 16.什么是对流换热?

流动的流体与固体壁面之间的热量交换或流动的流体与流体之间的热量交换均称为对流换热.火力发电厂中常见的对流换热现象如:烟气对省煤器；

工质对水冷壁；汽机排汽对凝汽器铜管；循环水对铜管；空气对暖器等. 17.什么是热辐射?

波长在0.4 ---- 40 微米的射线能被物体吸收后又可能转变为热能,这样的射线叫热射线.热射线传播热能的过程叫热辐射.热辐射是一种不需要物质直接接触而进行的热量传递方式.如火电厂中,炉膛内火焰与水冷壁屏式过热式,墙式再热式之间的传热.

18.什么叫热应力?

对厚重的金属部件受单向加热和冷却时,其各部分的温度是不均匀的,这样,热膨胀也不均匀.作为部件的整体是有连续性的,各部分之间有着相互约束和牵制的作用力,这使热的部分膨胀不出去而受到压缩；冷的部分被拉长,因而在部件内部产生了应力.这种由于加热不均而产生的应力称为热应力.

19.什么叫金属疲劳?

金属材料在长期交变应力的作用下,虽然应力数值远比强度极限小,但是仍能使金属材料遭到破坏,这种现象称为金属疲劳.汽轮机在启动、停机过程中,如果蒸汽温度变化较大,与金属温差加大,转子表面和汽缸壁都要受到很大的热应力的冲击.冲击时间虽短,但其冲击力很大,如果材料呈现脆性时更为危险,不仅要校检材料的屈服极限,也要考虑所引起的热疲

劳损伤.

汽轮机动叶片在冲击汽流力的多次反复作用发生共振现象,如果发生共振,严重时可能导致疲劳断裂.由于转子遭受到的热疲劳损伤则是由于多次交变的热应力所造成的.由于热应力循环的频率非常低,例如,启、停一次或负荷升、降一次做为一个同期，就整锻转子而言，启动时有热拉应力，停机时则有热压应力，整锻转子热应力方向与内孔相反，其热应力幅值叠加。在温度突变时可以达到8---10倍，所以容易产生热疲劳裂纹，在工况突变时使转子损坏。

二.汽轮机本体知识 1.国产汽轮机的型号 △ XX- XX- X

例如：CC60/8.83/3.73-1.27，为高温高压、双抽汽凝汽式汽轮机，额定功率60MW，额定压力8.83MPa，双抽汽额定压力分别为3.73 MPa，1.27 MPa。

（上图为我公司汽机本体图） 2.汽轮机本体是由哪些部分组成的? 汽轮机本体由 三个部分组成的:

(1) 转动部分: 由主轴、叶轮、动叶栅、联轴器及其它装在轴上的零件组成； (2) 固定部分: 由汽缸、喷嘴隔板、隔板套、汽封、静叶片、滑销系统、轴承和支座等组成；

(3) 控制部分: 由自动主汽门、调速汽门、调节装置、保护装置和油系统等组成. 3.什么是冲动式汽轮机? 什么是反动式汽轮机?

冲动式汽轮机指的是蒸汽只在喷嘴叶栅中进行膨胀做功,而在动叶栅中只改变流动方向不膨胀做功者.

反动式汽轮机指的是蒸汽不仅在喷嘴叶栅中膨胀,而且在动叶栅中也进行膨胀的汽轮机.

4.什么是凝汽式汽轮机? 什么是背压式汽轮机?

凝汽式汽轮机,是指进入汽轮机的蒸汽做功后全部排入凝汽器,凝结成的水全部返回锅炉.

汽轮机的排汽压力高于大气压力,其排汽全部供热给用户使用,因而可不设凝汽器.由于全部排汽均供热给用户使用,从而避免了在凝汽器内的冷源损失.这种汽轮机称为背压式汽轮机.

5.简述汽轮机滑销系统的作用及滑销种类.

汽轮机组在受热膨胀时是以死点为中心向周围膨胀,滑销系统的作用就是保证机组在受热膨胀时不受阻碍,同时在产生一定膨胀的条件下保证机组的中心位置不变.

滑销种类有纵销、横销、立销等.

纵销: 纵销的作用是只允许汽缸沿纵向膨胀,而不允许汽缸做横向膨胀. 横销: 它的作用是允许汽缸沿横向膨胀.

死点: 在死点处汽缸既不能有横向移动也不能有纵向移动. 立销: 作用是允许机组上下膨胀,不致产生扭转变形. 6.汽轮机的轴封起什么作用?

汽轮机的转子是转动的,汽缸是静止的,为防止高压缸的蒸汽大量顺轴向漏出,低压缸真空部分大量空气顺轴向漏入,因此在汽缸前后端要设置高、低压轴封.

7.何谓盘车装置?它的作用是什么?

在汽轮机启动以前或停机以后,使转子低速转动的装置称为盘车装置. 盘车装置的作用:

(1) 防止汽机转子受热不均产生的热弯曲: 在启动冲转前一般要向汽封送气,这些蒸汽进入汽缸后大部分留在汽缸上部,会造成汽缸上、下温差,停机后汽缸上、下部之间也会存在温差,此时若转子静止不动就会产生弯曲变形,因此必须盘动转子以防大轴弯曲；

(2) 启动前进行盘车以检查汽轮机是否具备运行条件,例如是否存在动静部分摩擦及主轴弯曲变形,是否超过规定值等；

(3) 在冲动转子时可减少惯性力.

8.汽轮机为什么会产生轴向推力? 运行中是怎样变化的? 汽轮机的轴向推力由以下几部分组成: (1) 汽流作用在动叶片上的轴向分力.

(2) 由于汽轮机叶片带有一定的反动度,因此它的每级叶轮前后都存在着压力差,这个压差作用在轮盘上就产生顺着汽流方向的轴向力.

(3) 作用在转子台阶上的轴向力.

以上几种力组成了汽轮机总的轴向推力.轴向推力的大小与蒸汽流量成正比,也就是负荷最大时轴向推力最大.

9.轴向位移变化过大有什么危害?

轴向发生位移说明汽轮机的动静部分相对位置发生了变化,如果轴向位移的数值接近或超过汽轮机动静部分最小轴向间隙,将会发生动静部分摩擦,使汽轮机严重损坏.

10.推力轴承损坏或烧坏的原因有哪些?

发生推力轴承磨损或烧坏的原因主要有以下几方面: (1) 水冲击； (2) 叶片积盐垢； (3) 隔板汽封间隙过大；

(4) 机组突然甩负荷,引起轴向推力增大； (5) 机组热膨胀受阻；

(6) 油系统不清洁、油质劣化、油中带水或缺油等原因造成推力轴承损坏.

11.引起转子轴向位移增大的原因有哪些? 轴向位移增大的主要原因有:

(1) 主机负荷变化大,例如突然甩负荷或加负荷过快； (2) 汽温急剧下降或发生水击； (3) 汽轮机过负荷运行； (4) 推力轴承工作失常； (5) 叶片结垢严重； (6) 真空恶化. 12.什么是相对胀差?

汽轮机在启停的工况变化时,转子和汽缸分别以各自的死点为基准进行膨胀或收缩.由于汽缸的质量大而接触蒸汽的面积小,转子的质量小,而接触蒸汽的面积大,以及由于转子转动使蒸汽对转子的放热系数大于对汽缸的放热系数等原因,汽缸在受热时,一般转子的膨胀数值大于汽缸的膨胀数值.汽缸与转子这种相对热膨胀的差值就叫相对胀差.转子的轴向膨胀大于汽缸的轴向膨胀则称正胀差.反之,称负胀差.

13.汽缸与转子相对膨胀在什么情况下会出现负值?

一般情况下,转子的热膨胀值大于汽缸的膨胀值,但在汽轮机减负荷过快或负荷突然下降,汽机过水时,转子收缩比汽缸快,胀差可能出现负值；汽机热态启动时,如果蒸汽的温度低于汽缸和转子的温度,使转子收缩比汽缸快,也会出现负值 ；当低压缸排汽量不变而真空急剧下降,排汽温度上升时,低压胀差也会出现负值 .

14.什么是汽轮机的临界转速?

汽轮机转子的重心不可能完全和轴的中心相符合,因此在轴旋转时就产生离心力,而引起转子的强迫振动；又因汽轮机转子是弹性体,具有一定的自由振动频率,当转子旋转的强迫振动频率与转子的自由振动频率相同或成整数倍时,就产生共振,这时的转速就称汽轮机的临界转速。

15.汽轮机在运行中胀差变化过大与哪些因素有关? 胀差过大与下列因素有关: (1) 暖机不当；

(2) 增、减负荷速度过快； (3) 空负荷或低负荷运行时间过长；

(4) 排汽温度过高时,引起低压缸负胀差增大； (5) 蒸汽参数变化.

(6) 启动时轴封供汽汽源选择不当 16.推力轴承的非工作瓦块起何作用？

推力轴承的非工作瓦块在正常运行时，不承受推力，所以称非工作瓦块。但当负荷突然减少时，有时会出现与汽流方向相反的轴向推力，这时非工作瓦块就起抵住推力盘的作用，使转子不能向前窜动。

三.汽轮机的辅助设备 1.汽轮机凝汽器有什么作用?

凝汽器的主要作用有以下三个:

(1)在汽轮机排汽口造成高真空,使蒸汽在汽轮机中膨胀到最低压力,增大蒸汽在汽轮机中的可用焓降,提高汽轮机的循环热效率；

(2)将汽轮机的排汽凝结成水,重新送回锅炉进行循环； (3)汇集各种疏水,减少汽水损失. 2.什么是凝结水的过冷度?

从理论上讲,汽轮机排汽是在饱和状态下凝结的,其凝结水的温度应等于排汽压力下的饱和温度.但实际上由于凝汽器构造和运行中的汽阻等因素,而使凝结水的温度总是低于排汽温度.

凝结水温度与排汽温度的差值称为凝结水的过冷度. 3.凝结水过冷度过大有什么危害?

凝结水过冷度过大,会使凝结水中的含氧量增加,不利安全运行.另外,凝结水过冷却时,凝结水自身的热额外地被冷却水带走一部分,这使凝结水回热 加热时,又额外地多消耗一些汽轮机抽汽,降低了电厂的热经济性.一般高压汽轮机凝结水过冷度要求在1℃以下.

4.何谓凝汽器端差?其大小说明什么?

在凝汽器中,汽轮机的排汽与冷却水出口温度之间具有一定的差值,这个差值就称为凝汽器端差.即:

凝汽器端差==汽轮机排汽温度-冷却水出口温度

运行中,在机组负荷不变的情况下,如果端差增大,说明凝汽器脏污.铜管结垢,影响传热；凝汽器内漏入空气,铜管堵塞,冷却水不足等,也使端差增大.冷却面积大.铜管清洁,则端差小.

5.凝汽器铜管漏泄的原因有哪些? (1)铜管在管板上的胀口不严密； (2)铜管受到腐蚀或铜管质量不良而破裂； (3)铜管断裂.

6.凝汽器真空下降的原因有哪些？ (1)真空系统严密性不好； (2)真空系统管道或设备损坏； (3)循环水温度高；

(4)循环水泵出力不足或故障跳闸； (5)真空泵效率下降或故障跳闸； (6)轴封蒸汽压力下降或中断；

(7)凝结水泵入口发生汽化,泵盘根密封水调整不当； (8)凝汽器热井水位过高； (9)凝汽器铜管脏污,结垢；

(10)轴加疏水下部的小U设计不合理或水封被破坏； 7.水环真空泵的工作原理是什么？

这种泵属于离心式机械泵.在圆筒形泵壳内偏心安装着叶轮转子,其叶片为前弯式.当叶

轮旋转时,工作水在离心力作用下形成沿泵壳旋流的水环,由于叶轮偏心布置,水环相对于叶片作相对运动,使相邻两叶片之间的空间容积呈周期性变化,有液体\"活塞\"在叶栅中作径向往复运动.随着叶轮稳定转动,每个容积轮番变化,使排汽过程持续下去,这就是水环机械真空泵的工作原理.

8.凝结水再循环管为什么要接至凝汽器上部?

凝结水再循环经过轴封冷却器后,温度比原来提高了,若直接回到热水井,将造成汽化,影响凝结水泵正常工作.因此把再循环管接至凝汽器上部,使水由上部进入还可起到降低排汽温度的作用.

9.凝汽器水位升高的原因有哪些? 凝汽器水位升高的主要原因有: (1)凝结水泵故障,不能正常工作； (2)凝汽器铜管漏泄,冷却水进入汽侧；

(3)疏水泵故障,大量低压加热器疏水导入凝汽器； (4)运行中,主机负荷变化大调整不当； (5)凝汽器补水量过大.

10.凝汽器水位升高有什么危害?

运行中必须保持凝汽器水位正常.水位过高,会淹没一部分冷却面积,降低凝汽器冷却效率,使真空下降,凝结水过冷度增大.如果水位高过空气管口时,则凝汽器中的空气无法抽出,抽气器将失去作用,真空会急剧下降.如因铜管漏泄水位升高,会造成凝结水硬度增大,水质不合格.

（上图为我公司凝汽器） 11.除氧器作用是什么?

(1)汇集机组的凝结水` 化学来的补充水和其它疏水；

(2)除掉水中氧和其它气体,提高锅炉给水水质,防止管道及锅炉设备的腐蚀； (3)回收热力设备各种疏水的排汽,并加以利用,减少发电厂的汽水损失； (4)除氧器是个混合式的加热器,可提高锅炉给水温度,提高发电厂的热经济性； (5)除氧器的水箱保证给水泵入口压头,防止给水泵汽化；储存大量给水。 12.除氧器运行中振动的原因有哪些？ 振动的原因有以下几方面：

(1)再循环管流速过大引起管道振动； (2)加热蒸汽量过大造成水冲击振动；

(3)除氧器满水,造成进水困难,内部压力不均造成振动； (4)凝结水量突然增大或进水温度过低,汽水温差过大,造成振动； (5)压力波动过大,引起进水管水流速度波动而造成振动； (6)启动除氧器时,汽水负荷不均,操作不当. 13.加热器的作用是什么?

加热器的作用,是利用已在汽轮机内做过一部分功的抽汽来加热凝结水和给水.由于这部分抽汽不再排入凝汽器中,因而减少了冷源损失.又因给水温度的提高,可减少给水在锅炉中的吸热量,节省了高品位热能,因而提高了电厂的热经济性.

14.加热器运行时为什么要保持一定水位?

加热器运行时必须保持一定水位,不能过高或过低.水位过高会淹没部分铜管,影响传热效果,严重时,汽轮机有进水的危险；水位过低,将有部分蒸汽经疏水管进入下一级加热器而排挤下一级抽汽降低热经济性.为此,在运行中对加热器水位必须严格控制.

15.给水泵液力偶合器的作用是什么? 它有哪些优点?

（上图为我公司调速给水泵）

液力偶合器是装在泵与电机之间的一种传动装置,它与一般联轴器不同之处是通过液体来传递转矩.它的优点是:

(1)可用来改变转速的方法来适应负荷变化的要求,故可减少节流损失,经济性高； (2)降低了压力损失,对管道 ` 阀门` 附件等都减少了冲蚀； (3)提高了管道` 高加等附件的运行可靠性； (4)可以减小给水泵的启动力矩,改善启动条件. 16.给水泵设置再循环的作用？

给水泵在出口门关闭的条件下运行时,全部功率都将转为加热泵内的给水,因而导致泵体发热.如果时间较长,可能使给水温度超过吸入压力下的饱和温度,从而发生汽化形成汽蚀.为防止出口门关闭时泵发生汽化现象,所以在泵和出口门间设置给水再循环.（上图为我公司给水泵）.

17.给水泵机械密封装置的结构特点及工作原理是什么？

由于给水泵在运行中出现了很高的圆周速度,所以采用了机械密封来密封壳体伸出的轴,密封的作用是动环和静环的密封面存在一个非常窄的径向间隙,为了获得长期使用寿命,必须防止损坏密封面.在水泵运转中,动静环之间形成很薄的水膜,且随着泵的运行密封室的温度升高.为了防止因密封面磨擦发热使水汽化,必须不断带走生成的热量,为此环绕密封部件设有冷却水通入密封件,进行闭式循环.

四.汽轮机的运行知识介绍

1.汽轮机启动时上下汽缸温差大的原因是什么? 在汽轮机启动时,造成上下缸温差大的主要原因有: (1)机组保温不佳； (2)启动方式不合理；

(3)热态启动时间过长或暖机转速不合理； (4)低转速时真空过高； (5)未抽真空就向轴封送汽； (6)汽缸疏水不畅； (7)暖机时间不充分.

2.启动汽轮机时为什么规定排汽温度不允许超过120度?

排汽温度过高,将产生热胀变形(后汽缸翘起),使汽轮机中心发生偏移,造成低压轴封摩擦,并且排汽温度过高,机组并列带负荷后又出现排汽温度剧降,将使排汽缸应力增大,所以,在启动中要严格控制排汽温度不能超过120℃.

3.汽轮机冲转前为什么要抽真空？真空过高过低有何影响？ 汽轮机冲转前抽真空的目的是为了： (1)减小汽轮机冲转时的阻力,使转子容易转动； (2)不致引起向空排汽门动作和排汽缸变形； (3)减少叶片的冲击力及冲转时的轴向推力； (4)减少冲转时所需蒸汽量； (5)使排汽温度不至于过高。

启动前抽真空过低则达不到上述目的,而产生不良后果.如果抽得过高,一方面由于时间过长,浪费蒸汽量,另外启动时也不易控制转速,对汽轮机暖机不利,因此一般规定启动真空为60--67千帕.

4.为什么真空降低到一定数值时要紧急停机? 因为真空降低到一定数值后会出现以下情况:

(1)真空降低到某一数值时,使轴向位移过大,会造成推力轴承过负荷而磨损； (2)若真空降低过多则使叶片因蒸汽流量增加,而造成过负荷；

(3)易引起排汽缸安全门动作.

因此主机真空降到某一规定值时,必须紧急停机. 5.造成汽轮机转子弯曲的原因有哪些?

(1)动静部分摩擦,在启动中由于参数控制不当,使转子局部过热` 膨胀,而膨胀受到周围材质的约束,从而产生热应力,这种热应力超过材料的屈服极限,就将产生塑性变形.从而造成大轴弯曲变形.

(2)停机后在汽缸温度较高时,因某种原因使冷水进入汽缸亦会造成大轴弯曲。 (3)转子的原材料存在过大的内应力,在较高工作温度下经过一段时间运转以后,内应力逐渐释放,从而使转子产生弯曲变形.

(4)套装转子在装配时,偏斜` 蹩劲等也会造成大轴弯曲. 6.引起汽轮机胀差过大的原因有哪些？ (1)启动时暖机时间不足.升速过快； (2)负荷运行时增负荷速度过快； (3)空负荷或低负运行时间过找；

(4)减负荷速度过快,或由满负突然甩到空负荷； (5)发生水冲击； (6)主蒸汽温度过低；

(7)停机过程中,轴封温度过低； (8)真空急剧下降,排汽温度迅速上升；

前两条原因将造成正胀差变化过大,而后几条原因将造成负胀差过大. 7.提高机组运行经济性的措施有哪些?

(1)维持额定的蒸汽参数.机组蒸汽参数降低,其效率降低,经济性就降低.

(2)保持最佳真空,提高真空可以增加可用焓降,减少凝汽损失,提高循环效率.为此应保持凝汽器铜管的清洁,提高传热效率,保持真空系统有良好的严密性等.

(3)提高给水温度,充分利用各加热器,使其经常投入运行.给水温度提高可减少工质在锅炉中的吸热量,从而节省了高品位的热能,同时还减少了排汽损失, 提高了机组的经济性.

(4)合理分配负荷,尽量使机组在经济工况下运行.注意凝汽器水位,减少过冷度；注意加热器疏水方式,使其处于合理状况等.

8.为防止大轴弯曲应采取哪些技术措施? 防止大轴弯曲的技术措施是： （1）要避免动静部分发生摩擦.

（2）冷态启动前必须检查大轴晃动度及上下缸温差要在规定范围之内； （3）热态启动时更应小心谨慎注意进汽温度.轴封供汽等,加强对机组监视； （4）升速到临界转数时要迅速而平稳的通过,如有晃动度,温差等超过规定值时,必须拉闸停机,停机后要切断与相连的各种水源、汽源,严防汽缸进水。

9.汽轮机打闸后为什么不立即关闭轴封供汽门,而要待转子静止真空降至零时才关闭轴封供汽门?

如果转子静止前且真空有一定数值时就关闭轴封供汽门,将会有部分冷空气漏入轴封,

使轴封受冷变形.停机后若过早关闭轴封供汽门,亦会使轴封套、汽缸局部急剧冷却,产生变形.待真空逐渐降至零时关闭轴封供汽门,可以避免冷空气从轴封进入汽缸,但若过迟关闭轴封供汽门将可能使凝汽器内造成正压导致排汽缸安全门动作,所以停机时要在转子停止，真空降至零时,关闭轴封供汽门.

10.为什么在转子静止时严禁向轴封送汽?

当转子在静止状态下向轴封送汽,会使转子局部受热,造成大轴弯曲.因轴封间隙很小,大轴稍有弯曲,就会使动静部分间隙减小甚至消失,转子转动时会将轴封齿磨损.同时汽缸内有部分蒸汽漏入时,也会造成同样后果,所以,在送轴封供汽前,一定先将盘车装置启动.如果发现已有蒸汽漏入汽缸时,也应将盘车投入连续运行,以消除大轴局部受热弯曲的因素.

11.连续盘车时间过长是否好?盘车时间如何规定较为合理?

盘车装置连续工作时间过长会增加耗电量；并且,由于转子在低转速下旋转,油膜较难建立,故对轴承钨金有些额外磨损.在停机后最初时间,冷却较急剧,转子弯曲速度相当大时,盘车间隔可短一些,当转子弯曲速度小时,可将时间适当延长.如果预计在停机后短时间内就要启动,为了保证机组随时启动,可使连续盘车时间较长一些,然后采取短时间间断盘车,以保证转子不产生弯曲.

12.汽轮机停机后转子最大弯曲度在什么地方?在哪段时间内启动最危险? 停机后转子最大弯曲度一般位于最高温度区,即在调节级附近.

一般情况下转子冷却稍滞后于汽缸的冷却,故可认为停机后2---4小时范围内,为各类汽轮机的危险启动时间.

13.停机后为什么转子静止后油泵尚须运行一段时间?

因为停机后转子虽然已静止,但轴承和轴颈受转体高温传导作用,温度仍然上升很快,这样就会使局部油质恶化,损坏轴承钨金,为了防止这种现象发生,停机后油泵必须再继续运行一段时间.

14.为什么在汽轮机打闸后转速下降很快,而低转速时却下降很慢?

汽轮机惰走时间及其惰走曲线的形状与汽轮机转子的惯性、转子的鼓风损失及机组的摩擦有关:

转子的鼓风损失与转速平方成正比,即转速降低1/2时,鼓风损失将减少四倍,因此在低转速时,转子鼓风损失极小；其它各轴承转动齿轮,调速器及主油泵等的摩擦损失,也是随着转速的降低而急剧减少,即在低转速时上述各项损失急剧下降,所以在打闸后高转速时,转速下降快；而低转速时,转速下降慢.

15.怎样测绘和分析汽轮机的惰走曲线和惰走时间?

从发电机解列,汽轮机打闸关闭主汽门和调速汽门开始,到转子完全静止

所经过的时间叫做惰走时间.用打闸后转速降低与时间的关系曲线绘成的曲线称为汽轮机的惰走曲线.测绘汽轮机惰走曲线时,必须用手携式转速表每隔2分钟测一次转速.

由图可见该曲线分为三个区域:

Ⅰ ------ 刚停止送汽时转速急剧下降阶段,这是由于鼓风损失很大所引起； Ⅱ ------ 转速缓慢下降阶段,这时各项损失总和为最小；

Ⅲ ------ 转动停止阶段,这时转速的迅速下降是由于轴承油膜条件改变所致。 第二章 汽机工段操作 第一节 辅机启停的操作步骤 (一) 减温减压装置的投入步骤 1. 3.73MPa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（或开其旁路门），监视温度压力上升趋势，直至开足。

（5）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。

（6）投入正常后，关闭所有疏水门。 2. 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。

（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。 3. 1.27MPa抽汽投入步骤： 负荷升至30MW时，可投入低压抽汽。

（1）在辅助操作画面中将低压调门打到100％。

低抽允许投入灯亮，在低压抽汽允许灯亮的情况下，按“低抽”投入，“低抽投入”灯亮，系统自动进入手动模式。

（2）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 MPa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）把低抽投入自动，压力设置1.1MPa（有新用户再调整）。

（4）稍开启低抽母管所有疏水准备暖管，在DCS画面中打开低抽快关阀。稍开低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。

（5）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。

（6）投入正常后，关闭所有疏水门。

4.1#、2#减温减压装置在两台机组同时发生跳闸或两台机组的中抽或低抽快关阀同时关闭时联锁投入。

(二)调速给水泵的启动、停止 1. 启动 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

确证检修工作已全部结束，工作票已终结，安全设施已拆除，无妨碍运行之物。 检查仪表完好，油箱油位、油质合格，除氧器水位正常

检查调速勺管调节手柄手电动操作正常后，勺管执行机构放于“最小位”位。 出口电动门，再循环门送电，再循环门开启。 给水泵电机送电

投入调速给水泵电动机空冷器冷却水系统 投入密封水和冷却水，检查轴封漏水情况

启动辅助油泵，检查油管道无漏油，润滑油压0.15~0.25MPa，各轴承油流正常。 根据油温投入偶合器及给泵冷油器冷却水系统，注意调节油温在正常范围内（润滑油温在38℃-42℃之间，工作油温在38℃—75℃之间）

微开给泵的进水门，打开泵的本体放水门，进行暖泵，（根据不同情况可进行正暖或倒暖）。

暖泵充分，开足进水门，关闭放水门（给泵第一次启动，若出口管没有水时进行正暖，若出口母管有水则进行倒暖）。

启动给水泵，检查电流、压力、轴承振动等一切正常

停用辅助油泵，严格监视润滑油压，检查偶合器主油泵工作是否正常，正常后作联备

慢慢调整开度由小到大，使给水泵出口压力接近给水母管压力。

打开给水泵出口门，监视给泵电流、压力，调整电机风温、轴承油温维持正常 关闭给水泵再循环门 将勺管调节投入自动

2. 停止 1 2 3 4 5 6 7 8

通知锅炉，做好相关准备 解除备用给水泵的联锁开关

开再循环门，关闭出水门，注意压力，电流的变化 启动辅助油泵 勺管开度逐渐调到最小

停调速泵，检查水泵应无倒转现象 注意并记录惰走时间 关闭再循环门

关闭调速给水泵入口门，注意入口压力不应升高，否则查明原因后，再全关泵入口9 门。 10

12

13

14

15

开启泵体放水门放水降压。 泵体冷却后关闭密封水门 关闭泵冷却水进水门和出水门 关闭空冷器和冷油器冷却水进、出水门

拉去给泵电动机、辅助油泵、出水门、偶合器和再循环电源并挂牌警告

(三)给水泵的启动、停止、切换 1.启动 1 2 3 4 5 6

确证检修工作已全部结束，工作票已终结，安全设施已拆除，无妨碍运行之物。 检查仪表完好，油箱油位、油质合格，除氧器水位正常 出口电动门，再循环门送电，再循环门开启。 给水泵电机送电

投入要启动给水泵电动机空冷器冷却水系统 投入密封水和冷却水，检查轴封漏水情况

启动# 辅助油泵，另一台作备用，检查油管道无漏油，润滑油压0.08~0.15MPa，7

各轴承油流正常。 8

根据油温投入稀油站冷油器冷却水（正常控制在38℃-42℃）。

微开给泵的进水门，打开泵的本体放水门，进行暖泵，（根据不同情况可进行正暖暖泵充分，开足进水门，关闭放水门（给泵第一次启动，若出口管没有水时进行正暖，若出口母管有水则进行倒暖）。 11

确认再循环系统应畅通

9

或倒暖）。 10

12 13 14 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 2 3 4 5 6

启动给水泵，检查电流、压力、轴承振动等一切正常

打开给水泵出口门，检查电流压力应正常，调整电机风温、轴承油温维持正常 关闭给水泵再循环门

2. 停止

通知锅炉，做好相关准备 解除原来备用给水泵的联锁开关

开要停止给水泵再循环门，关闭给水泵出水门，注意检查压力，电流变化 停给水泵，检查水泵应无倒转现象 记录给水泵惰走时间 关闭再循环门

关闭给水泵入口门，注意入口压力不应升高，否则查明原因后，再全关泵入口门。 开启泵体放水门放水降压。 泵体冷却后关闭密封水门 关闭泵冷却水进水门和出水门 关闭空冷器和冷油器冷却水进、出水门 解除油泵联锁，停用润滑油泵

拉去给泵电动机、辅助油泵、出水门和再循环电源并挂牌警告

3.切换

通知锅炉，做好相关准备

检查仪表完好，油箱油位、油质合格，除氧器水位正常 出口电动门，再循环门送电，再循环门开启。 给水泵电机送电

投入给水泵电动机空冷器冷却水系统 投入密封水和冷却水，检查轴封漏水情况

启动辅助油泵，另一台作备用，检查油管道无漏油，润滑油压0.08~0.15MPa，各根据油温投入稀油站冷油器冷却水（正常控制在38℃-42℃）

7

轴承油流正常。 8

微开给泵的进水门，打开泵的本体放水门，进行暖泵，（根据不同情况可进行正暖9

或倒暖）。 10

暖泵充分，开足进水门，关闭放水门（若出口管没有水时进行正暖，若出口母管有水则进行倒暖）。

11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

确认再循环系统应畅通

启动给水泵，检查电流、压力、轴承振动等一切正常

打开给水泵出口门，检查电流压力应正常，调整电机风温、轴承油温维持正常 关闭给水泵再循环门

开需停用给水泵再循环门，关闭需停用给水泵出水门，注意检查压力，电流变化 停给水泵，检查水泵应无倒转现象 记录需停用给水泵惰走时间 关闭再循环门

关闭停下来给水泵入口门，注意入口压力不应升高，否则查明原因后，再全关泵入口门。

开启泵体放水门放水降压。 泵体冷却后关闭密封水门 关闭泵冷却水进水门和出水门 关闭空冷器和冷油器冷却水进、出水门 解除油泵联锁，停用润滑油泵

拉去给泵电动机、辅助油泵、出水门和再循环电源并挂牌警告

(四)凝结水泵的启动、停止、切换 1. 启动 1 2 3 4 5

检查凝汽器内水位是否在正常范围内600mm-800mm 投入凝结水泵的密封水 投入凝泵的冷却水

缓慢开启空气门，同时密切注意真空值 缓慢开启凝泵进口门

6 1 2 3 4 5 6 7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

启动凝结水泵，出口电动门联开，检查电流、压力、振动，轴承温度应正常 解除原备用凝泵联锁，关闭要停泵的出口门 停凝泵，检查系统压力是否正常

缓慢关闭凝泵空气门，同时注意真空的变化 缓慢关闭凝泵的进口门 停凝泵冷却水 缓慢关闭凝泵密封水门

联系电气将已停运凝泵及出口电动门的电源拉去并挂牌警告 检查备用凝泵的密封水、冷却水、空气系统是否投入正常 缓慢开启备用泵的进口门，使凝结水泵内充满水

启动备用凝泵，检查运行泵的电流、压力应该正常，波动在允许范围内 检查备用泵的出口门联开，注意凝结水母管压力的变化 缓慢关闭要停凝泵的出口门

若有备用泵处在联锁位置需要解除联锁。 停凝泵，检查系统压力是否正常

完成停泵的其他操作，缓慢关闭凝泵空气门，同时注意真空的变化 缓慢关闭停下来凝泵的进口门 停凝泵冷却水 缓慢关闭凝泵密封水门

联系电气将已停运凝泵及出口电动门的电源拉去并挂牌警告

2.停止

3. 切换

（上图为我公司凝结水泵） (五)凝汽器的半侧停运及恢复 1. 凝汽器的半侧停运 1 2 3 4 5 6 7

征得值长同意， #机组减电负荷至25~30MW，可半侧停运。 联系相关岗位。

缓慢关闭 #机停运侧凝汽器空气门直至全关，同时注意真空的变化。 关闭 #机停运侧循环冷却水进、出水门。

断开 #机凝汽器循环水（隔离侧）进水门、出水门电源。 缓慢开启 #机停运侧的水侧放水门。

缓慢开启循环水出水管上的放空气门。严密注意凝汽器真空。

注意 #机凝汽器真空不低于-87kpa ，排汽温度不超过55℃，否则汇报值长适当调

8

降低负荷。

2. 凝汽器的半侧恢复 1 2 3 4 5 6 7 8

检查 #机凝汽器的隔离侧检修工作全部结束，工作票终结，人孔门已关闭。 送上 #机凝汽器循环水（隔离侧）进水门、出水门电源。 关闭 #机凝汽器循环水（隔离侧）进水管上的放水门。 关闭 #机凝汽器循环水（隔离侧）出水管道上的放水门。 稍开 #机凝汽器隔离侧后水室放空气门。 稍开 #机凝汽器循环水（隔离侧）进水门。

待 #机凝汽器隔离侧后水侧的放空气门冒水后关闭该放空气门。 全开 #机凝汽器循环水（隔离侧）进水门。

逐渐开启并调节 #机凝汽器循环水（隔离侧）出水门开度，同时适当关小并调节9

运行侧出水阀开度 10 11 12 13

检查 #机凝汽器两侧的循环水出水温度及温升应正常,凝汽器真空应有所上升。 待 #机凝汽器循环水（隔离侧）水侧投运正常后，缓慢开启凝汽器隔离侧空气门，直至全开。

联系化学，注意 #机凝结水水质应正常。

操作结束，全面检查正常后，汇报值长，并要求恢复机组负荷。

(六)水环真空泵的启动、停止、切换 1.启动 1 2 3

先启动真空泵，检查电流、现场水位应正常，泵运行稳定后手动打开入口蝶阀。 目前入口阀＞3KPA条件还不具备，人为可以随时打开或关闭

若备用泵打在联锁位置时，无论是操作员在DCS上启动真空泵或者是低真空引起的真空泵联启，入口蝶阀均联锁打开。

先关闭要停真空泵的入口蝶阀，检查真空正常，现场无异常再停真空泵，真空泵入口蝶阀在关闭反馈到位的情况下，真空泵才允许停止。

真空泵跳闸时入口阀联关

先解除真空泵的联锁，启动备用真空泵. 等真空稳定后手动打开真空泵入口阀.

观察真空无变化，现场检查确认无异常情况后关闭停用泵的入口蝶阀。 检查真空无异常，现场无异常后可停真空泵。

2.停止 1 2 1 2 3 4

3.切换

(七)低加的解列与投用 1. 低加的解列 2 3

关闭 #低加的进汽门，注意凝结水的温度变化

切换 #低加的疏水走向，关闭需隔绝# 低加的进、出疏水门、空气门。

4 5 6 7 8 9 10 1 2 3 4 5 6 7 8

开启 #低加的凝结水旁路门 关闭 #低加进水门，出水门

开启 #低加的汽测放水门，检查凝汽器真空应正常 调整其他运行低加的水位及凝结水温度 开启 #低加的抽汽管道疏水门 有关电动门拉电，阀门加锁并挂警告牌 若低加泄压，真空稳定后方可允许检修开工

2. 低加的投用

开启 #低加进水门

检查低加铜管应不漏,开启 #低加出水门 关闭 #低加旁路门

缓慢开启 #低加空气门，注意凝汽器的真空应正常 调整 #低加的水位及凝结水温度 开启 #低加疏水门，疏水走向应逐级自流

缓慢开# 低压加热器的进汽门，使凝结水温度逐渐提高（温升控制在5℃/min之内） 调整 #机低加出口凝结水温度符合要求，关闭该抽汽管道上的疏水

(八)高加的解列与投用 1. 高加的解列 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1

联系锅炉，准备停用 #机高压加热器 切除高压加热器保护装置（解除联锁。

逐渐关闭# 机1# 高加进汽门，控制温降率小于2℃/min 逐渐关闭# 机2# 高加进汽门，控制温降率小于2℃/min

关闭高加疏水至除氧器隔绝门，打开2#高加疏水至1#低加隔绝门(或危急疏水电动门)

开# 机二段抽汽抽汽管逆止门的疏水门 开# 机三段抽汽抽汽管逆止门的疏水门 逐渐关小高压加热器进汽门，直至关闭 关闭# 机# 1 高加空气门 关闭# 机# 2 高加空气门

根据检修情况隔绝水侧，先打开高加大旁路，关高加联成阀进水门，后关出水门 打开水侧放水门

若需扩大隔绝，关闭高加进出水电动门 打开汽侧放水门，放水泄压

4 15 1 2

将电动门拉电并挂牌警告

2.高加的投用

确认检修工作完成，现场打扫干净；工作票终结 联系电气将电动门送电

检查就地水位计、电接点水位计和差压水位计在良好状态（必要时可联系热工人3

员确认） 4

水门，向高加注水 5 6

开启# 机联成阀进出口门阀杆，打开高加进口电动门的旁路，开启高压加热器注检查确认高加无泄漏后，开足# 机高加出口电动门 全开# 机高加进口电动门，关闭进口电动门的旁路。

缓慢开启# 机#2和# 1 高加进汽门，维持汽压0.2～0.3Mpa，暖筒体10～15min，

7

温升率2℃/min

开# 机# 1和#2高加空气门，检查进水温度，保持内部压力小于0.25Mpa，疏水排8

至疏水扩容器 9 10 11 12 13 14 1 2 3 4 5 6 7 8

（上图为我公司冷油器） 足

关闭高压加热器进汽管道上的相关疏水门 投入# 机高加联成阀保护，紧急疏水门联锁， 核对表盘和就地水位计

高加保护试验值都合格，水位计和水位表指示正常后，汽测压力达0.7 Mpa以上 开启高加疏水至高压除氧器隔绝门，关闭至1#低加疏水门或高加危急疏水门 逐渐开启# 机# 2 和# 1高加进汽门，控制给水温升小于2℃/min，直至进汽门开

(九)冷油器的切换

确认# 机的备用冷油器的进油门、出水门开 确认# 机的备用冷油器的出油门、进水门关

缓慢开启# 机备用冷油器的出油门，注意油温和润滑油压的变化 缓慢开启# 机备用冷油器冷却水进水门，同时注意油温和油压的变化 逐渐全开# 机备用冷油器出油门

若油温增大，开大# 机备用冷油器的进水门进行调节

若油温降低，关小# 机运行冷油器的进水门进行调节，检查出油温度在38-42度 关闭# 机原运行冷油器的出油门以及进水门，注意总出油温度和润滑油压应正常

第二节 汽轮机的启动与停止 （一）冷态启动与热态启动 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。 2.启动时间

转速（r/min）

0↗500 500 500↗1000 1000 1000↗2400 2400 2400↗3000 合计

3.汽轮机在下列情况下禁止启动

(1) 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。

(2) 危急保安器不动作或动作不正常。

(3) 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。 (4) 汽轮机大轴弯曲值超过原始值的0.03mm。 (5) 调节级处上、下缸外壁温差超过50℃时。

(6) 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）。

(7) 油泵和盘车装置失常。 (8) 润滑油或EH油油质不合格。

(9) 盘车时汽轮机内有明显的金属摩擦声。 (10) EH油箱油位低于300mm，EH油温低于21℃。

(11) EH油泵工作不正常或由于其它原因造成EH油压低于11.03MPa 。 (12) 隔膜阀、OPC电磁阀或AST电磁阀卡涩，不能关闭严密。 (13) 任一伺服阀故障，造成某一个调速汽门不能正常开关。 (14) 安全油压低于0.44MPa。 4.接到开机命令后，应做好以下工作：

(1) 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。

(2) 确定机组检修工作全部结束（工作票已终结），现场已清理。

时间（min）

冷态 2 15 2 40～50 5 20～30 2 86～106

10 10 热态

(3) 联系电气，测量各辅机电动机绝缘并送上电源。

(4) 联系热工，送上仪表、信号及保护电源，检查确定热工保护开关在“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。

(5) 联系热工送上DEH电源。

(6) 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。

(7) 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。

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。

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。

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.

8.检查盘车装置正常，电源送上，低油压联锁开关投入。

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。

10.联系电气，确定发电机绝缘合格。 11.各辅机试转应良好，各种联锁试验应正常。 12通知化水化验水质、油质。 13启动辅助设备 (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。

(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）。

(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) 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。

(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。

(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。

(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。

(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。 (9) 会同电气、热控维护人员进行下列保护装置试验：

1）润滑油压低保护试验。 2）低真空保护试验。 3）轴向位移保护试验。 4）“发～变组故障”保护试验。 5）EH油压低保护试验。 6）DEH 失电。

7）EH油箱油位低保护试验。 8）103%超速保护。 9）110%超速保护。 10）手动停机保护。

(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。

(11) 注意凝汽器真空、排汽温度的变化，及时调整凝汽器水位。

(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）。

(13) 冲转前15分钟，开启电动主汽门暖管、开汽轮机本体疏水。 (14) 暖管

(15) 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 C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。

(16) 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。汽温达350℃ 以上时，关闭流量孔板前后疏水门。

注：如投入DEH全自动起动机组时，应暖管至自动主汽门前。 (17) 冲转、升速及满速后的试验 (18) 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：

1) 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℃。 2) EH油压14.0±0.5MPa ，EH油温40±5℃。

3) 安全油压1.18MPa 。润滑油压0.08～0.15MPa ，润滑油温≈40℃。 4) 主油箱、EH油箱油位、轴承回油正常。 5) 凝汽器真空在-60～-65KPa 左右。 6) 大轴弯曲：不大于原始值的0.03 mm。 7) 连续盘车在2～4小时（热态取大值）。 8) 上下汽缸壁温差：不大于50℃

9) 检查DEH“自检”画面，各部件正常工作状态。 10) ETS系统除低真空保护外其他保护全部投入。

(19) 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。

(20) 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。

(21) 启动过程中的注意事项及调整工作： 1) 倾听机组内部声音。

2) 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。

3) 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。

4) 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。

5) 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低加出水门前放水门。

6) 及时投入后汽缸喷水，后汽缸排汽温度不得超过120℃。

7) 正差胀不超过＋4mm，负差胀不小于-1.5mm ；轴向位移不超过±1.2mm。 8) 注意真空，调整轴封压力。

9) 根据油温、风温、水温情况，分别投入冷油器、空冷器。

10) 机组在启动、带负荷（停机、减负荷）过程中，应严格控制下列各项限额： 序号

1 2 3 4 5 6 7 8

名 称

主汽门前蒸汽温升

自动主汽门外壁温升 导汽管外壁温升 调门外壁温升 汽缸法兰内壁温升 汽缸法兰内外壁温差 汽缸内外壁温差 相 对 膨 胀

单 位 ℃/ min ℃/ min ℃/ min ℃/ min ℃/ min ℃ ℃ mm

数 值

升温<2.8-3.2 、降温 <2

<4.6-5 <7 <4.6-5 <4

升温<100、降温<80 升温<50、 降温<40

＋2.5 -1

9 10

汽缸外壁与螺栓温差

排 汽 温 度

℃ ℃

<50 <120

(22) 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。 (23) 并列与带负荷

(24) 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。

(25) 接到电气已并列信号后，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。

(26) 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.

(27) 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。

(28) 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（排汽流量不应低于30 t /h） (29) 热态启动

(30) 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。 (31) 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。

(32) 热态启动时，锅炉点火前的操作按冷态启动的规定进行。 (33) 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。

4) 冲转时主蒸汽温度应大于调节级处温度80～100℃（尽可能取高限值），并保证主蒸汽过热度应在50℃以上；

5) 为避免产生负差胀，冲转后只要操作跟得上，应尽快升速、并网、带负荷；升速过程中，汽缸温度不得下降，如下降，应加快升速。

6) 应严格监视机组振动，转速在1000r/min以下时各轴承振动如超过0.05mm,过临界时大于0.15mm时，应立即打闸停机，投入连续盘车，严禁硬闯临界转速或降速暖机。寻找原因并消除后，一切符合启动条件且连续盘车不少于4小时，方可重新启动。

7) 应加强监视各金属壁温度、温差、差胀、轴向位移、机组内部声音和轴承振动。除危急保安器试验外，禁止做其他试验（停机时危急保安器试验不合格）应特别加强检查汽轮发电机组转动部分声音、振动。

（二）停机 1.停机的方式及要求

2.额定参数下停机多用于异常或紧急故障情况下的停机，及具备停机后能够实施强迫冷却和热态启动不存在困难的机组。

3.滑参数停机适用于按计划安排，要求汽轮机停机后具有较低温度水平，完成了各项准备工作的正常停机。

4.正常停机前，高压油泵、交流和直流润滑油泵、盘车电动机的启动试验应合格。 5.额定参数停机 6.停机前的准备工作

1) 试开低压交流油泵、直流油泵、盘车马达应正常（严禁推动盘车手柄）汇报班长、值长。

2) 准备好停机用具、仪表、报表等。 3) 停用鼓泡除氧器。

7.停机前的准备工作做完后，要求值长下令减负荷。 8.以每分钟1000KW/min的速度均匀减负荷。

9.负荷减至30000KW时停留一段时间，同时进行以下操作：

² DEH切除抽汽控制；停止对外供热，关闭一级抽汽供母管隔绝门及三级抽汽至母管隔绝门，开启疏水门。

² 停用高压加热器，如想随机停用，则必须切换高加疏水至低加﹝高加汽侧压力＜

0.6Mpa﹞。

10.负荷减至25000KW，通知副值，改用外网供汽，关闭三级抽汽至除氧器隔绝门。 11.继续缓慢地减负荷，负荷减至10000 KW，应停留30分钟，严密监视差胀、缸胀、轴向位移及机组振动情况，直至负荷至零后通知解列发电机（负荷未到零严禁解列发电机）。特别要注意涨差不要超过-1mm，解列后检查汽机能否维持空转，如转速上升，应立即打闸停机。

12.启动交流润滑油泵运行，手动脱扣停机，检查自动主汽门、调速汽门关闭及旋转隔板开度，注意记录惰走时间。低转速下对汽轮发电机组进行听音检查。

13.关闭电动主闸门，关闭1# 低加出水门。

14.停用水环真空泵（备用泵连锁出系），微开破坏真空门，使转子到零真空到零，转子停止时，停止向轴封送汽，关闭轴封汽总门，开启疏水门。

15.开启有关疏水门。

16.减负荷、降速过程中的注意事项和调节工作： 1) 汽缸膨胀、差胀、轴向位移。 2) 调速系统工作情况。

3) 机组振动、声音、轴承油压、油流。

4) 调节凝汽器水位，轴封汽压；调节油、空、水温度至停用油、空冷却器。 17.转子静止后的工作

(1) 转子静止后投入连续盘车，测量大轴晃动值，记录金属温度，记录惰走时间。 (2) 排汽温度低于60℃ ，停凝结水泵，关闭后汽缸喷水门。

(3) 排汽温度低于55℃或排汽缸温度达到最高值后下降3℃，关闭凝汽器循环水进出水门。停循环水时必须通知水泵房停泵

(4) 开启本体疏水膨胀箱全部疏水（汽缸疏水待缸温降至200℃方可开启）,关闭化学补充水至凝汽器补水隔离门。

(5) 根据情况，将主蒸汽管隔绝，并开启有关疏水向大气，如停机时间不长，则应微开直放疏水，保持汽温。

(6) 当发电机进风温度下降至25℃以下时，停用空冷器。 (7) 第一道轴承温度降至40℃时，停用冷油器冷却水。

(8) 上缸内壁温度降至200℃，上下缸温差小于50℃时，可以停止盘车。（若检修需要可以放宽至250℃）。

(9) 停止盘车后，停用低压油泵。

(10) 关闭油动机固定架、猫爪冷却水（无检修工作时可以不操作）。 (11) 盘车期间每小时记录汽缸金属温度、大轴弯曲值及盘车电流数值等。

(12) 停机后应经常检查凝汽器水位，如有升高则应放水同时必须查明原因，针对处理，防止汽轮机进水。

(13) 机组在连续盘车期间，若因检修工作需要一般，可在连续盘车4～8小时后，改为定期盘车，改为定期盘车时，必须先在转子上做一记号，每隔30分钟将转子盘动180°，检修工作结束后由定期盘车改为连续盘车，其投入时间应选择在两次定期盘车时间的中间。

18.滑参数停机

为使汽轮机冷却较快，以便提前检修，在单元制运行时，可采用滑参数停机。滑参数停机主要的注意事项如下：

(1) 适当降负荷至45MW左右，逐渐切除热负荷，退出中、低压抽汽，开启抽汽管道疏水。

(2) 锅炉开始降温降压，负荷自然下降，使调节汽阀保持近于全开状态。降温速度、温差等，应控制在允许范围内。

(3) 保持自动主汽门前温度低于汽缸温度约30℃。

(4) 汽温降至250℃以下时，锅炉可以熄火。为防止锅炉熄火期间，因炉膛温度降低导致汽温下降，则要求熄火后焖火。用烟道挡板保持温度下降速度。转速接近2000r/min时关小高压调节阀，并将转速降至1000r/min。

19.汽轮机停机后的保养和维护

20.机组停运后，可靠隔绝一切与本机有联系的汽、水阀门，严防进冷水、冷汽。 21.凝汽器、低压加热器可使用放水保养。除氧器、给水泵和高压加热器汽水侧等高压管道、容器，根据停用时间的长短可以选用蒸汽密封保养、充联胺水保养等方法。

22.长期停运的汽轮机内部，采用热风干燥保养。 23.做好油箱油质管理，严禁任何水和杂质进入油箱。

24.冬季机组停运后，应注意执行防冻措施，特别是室外补给水系统及设备，循环水系统及设备，可采用放水、保温和定期启动等方法进行保养。

25.为了防止调速部套油管道因长期停用而产生锈蚀卡涩的可能，应定期启动高压启动油泵、EH油泵运行，活动调速系统。进行此试验时，应严防蒸汽管道中的积水和积汽进入汽轮机。

第三章 汽机本体的试验步骤 一. OPC超速实验

1) 操作员按住“OPC”按钮，系统自动升速。

2) 当转速升至3090RPM, OPC电磁阀动作，高中低压调门同时关闭。 3) 当转速降至3060RPM，OPC电磁阀恢复，高中低压调门逐渐打开。 4) 若转速再次超过3090RPM, 重复2)-3), 直至将转速控制在3000rpm。 5)注意事项

a) 超速试验一般情况在停机解列后做，如果大修后或调速系统检修后需在冷态开机时做，则应先做其它试验，待机组带25%的额定负荷暖机2～4小时，汽缸缸壁温度达200℃以上时，转子中心孔温度高于其脆性转变温度，方可进行超速试验。

b) 做超速试验前，不应做充油试验，以免影响超速试验动作的准确性。

c) 当转速升至3360r/min，危急遮断器不动作时，应立即手动停机，并汇报进行调整。 d) 安排专人监视机组振动，发现异常立即手动停机。 二. 真空严密性实验

真空严密性试验应由工段长或技术员主持，在班长监护下进行。 试验步骤：

1) 与值长、班长、锅炉联系，机组带80%负荷并稳定。 2) 记录主汽温度、主汽压力、周波、真空、排汽温度数值。 3) 关闭运行水环真空泵进口门。

4) 30秒钟后记录第一次真空数值，然后每分钟记录一次，5分钟后 。试验结束后开启水环真空泵进口门。

5) 求出每分钟真空下降平均值，不超过0.4KPa为合格。 6) 凝汽器真空低于87KPa 时，不应进行真空严密性试验。

7) 试验过程中，真空下降速度超过4KPa/min时，立即停止做试验。

（注：若采用停泵方法时，应先试备用泵正常。）

三. 注油实验

1) 启动高压油泵，将转速降至2850r/min。

2) 旋转试验油门，转动试验油门使其指示在试验位置。 3) 将喷油装置手柄拉出，向危急遮断器油囊充油。

4) 置DEH为“自动”，在“转速控制”软操盘中，设“目标值”为3050r/min，“速率”为50～60r/min/min。按下DEH“进行”键，机组升速。危急遮断器应动作，现场遮断指示器应显示出红标志，记录动作转速。

5) 松掉喷油手柄，按下喷油装置中间按钮，复位危急遮断油门。 6) 试验完毕，置试验油门“正常”位置。按需要恢复机组状态。 四. 电超速实验

1) 在超速试验允许灯亮的情况下，按下“超速试验”，进入超速试验模式。 2) 操作员按住“电超速”按钮，系统自动升速直到电超速设定点(3290RPM)停机。 3) 操作员在升速过程中任何时候松开按钮，转速自动回到3000RPM，并自动取消超 速试验模式。

4) 按“试验取消”按钮切除超速试验模式。 五. 主汽门活动实验

阀门活动试验应由工段长或技术员主持，在班长监护下进行。 试验措施：

主汽门活动试验（试验前要求加装机械限位装置，结束后必须及时拆除）： 1)当满足下列条件时，主汽门活动试验允许灯亮： - 不在后备手操盘控制 -不在功率遥控模式 -没有阀门处于活动试验 - 没有处于单阀/顺序阀切换过程 -主汽门开度大于试验关闭开度

2)按“试验投入”按钮，主汽门活动试验投入，系统逐渐关闭主汽门直到90%开度。延时5

秒后，主汽门活动试验完成。 主汽门逐渐全开。

3)取消主汽门活动试验指令，主汽门活动试验结束。主汽门全开。

4) 如果主汽门关闭到90%开度指令给出10秒后，主汽门没有关闭到指定开度，系统发出试验

失败报警。 六. 调门活动性实验 中压调门活动试验

可对任一中压调门单独进行活动试验。

1)当满足下列条件时，中压调门活动试验允许灯亮： -不在后备手操盘控制 -不在功率遥控模式 -没有阀门处于活动试验 -没有处于单阀/顺序阀切换过程 -中压调门开度大于试验关闭开度 -中压抽汽没有投入。

2)按“试验投入”按钮，活动试验投入，系统逐渐关闭中压调门到90%开度。延时5秒后， 中压调门活动试验完成。 中压调门逐渐开至控制开度。

3) 取消中压调门活动试验指令，中压调门活动试验结束。中压调门开到控制开度。 4) 如果中压调门关闭到90%开度指令给出10秒后，中压调门没有关闭到指定开度，系统发出

试验失败报警。 低压调门活动试验

1)当满足下列条件时，低压调门活动试验允许灯亮： - 不在后备手操盘控制 -不在功率遥控模式 -没有阀门处于活动试验 - 没有处于单阀/顺序阀切换过程 - 没有处于功率自动曲线模式 -低压调门开度大于试验关闭开度 -低压抽汽没有投入。

2)按“试验投入”按钮，活动试验投入，系统逐渐关闭低压调门到90%开度。延时5秒后， 低压调门活动试验完成。 低压调门逐渐开至控制开度。

3) 取消低压调门活动试验指令，低压调门活动试验结束。低压调门开到控制开度。 七. 机械超速实验

1) 在超速试验允许情况下，操作员按住“机超速”按钮，系统自动升速从而测试外部机械

超速设备。.

2) 若转速升至3330RPM时，机械超速保护仍未动作，DEH系统停机。 第四章 事故处理

第一节 典型事故的现象及其处理

（一）真空下降的原因有哪些? 1) 真空下降的原因

u 循环水中断或减少，循环水温过高。 u 凝汽器水位过高或满水。 u 真空泵故障。

u 汽水分离器水位低或水温过高。 u 真空系统泄漏。 u 轴封供汽减少或中断。 u 凝结水泵工作不正常。 u 轴封加热器工作失常。 2) 处理步骤

u发现真空下降时，应核对排汽温度表，判断真空是否确实下降，寻找原因予以消除。 u 真空降至89.5KPa 以下时，与锅炉和电气联系降低机组负荷，启动备用水环真空泵，并按下表减负荷：

真空（Mpa） 负荷（MW） 真空（Mpa） 负荷（MW）

-0.086 50 -0.074 10

-0.083 40 -0.071 5

-0.080 30 -0.068 0

-0.077 20 -0.063 停机

u 排汽缸温度升高至80℃以上，检查低压缸喷水应自投。

u 真空降至0.068MPa ，虽经减负荷至“0”，真空仍继续下降至0.063MPa 以下时，应与锅炉电气联系故障停机。

（二）凝汽器水位升高的原因有哪些? 1) 现象： u 水位计满水。 u 真空下降。 u 凝结水过冷度增加。 2) 原因：

u 凝结水泵自动跳闸或叶轮损坏。 u 备用凝结水泵逆止门不严倒水。 u 凝结水泵进口漏空气。 u 凝汽器钢管漏水。

u 补水量过大、凝结水再循环门误开或至除氧器系统阀门误关。 3) 处理：

u 迅速对照有关表计，发现凝汽器满水，立即启动备用凝结水泵。 u 并根据真空下降情况减负荷，报告班长。 u 检查凝结水系统阀门，如有误操作应及时纠正。

u 通知化学化验水质，确认凝汽器钢管泄漏，可依次半面查漏。

u 若因末级叶片断落，打断凝汽器钢管，凝汽器水位急剧上升，应故障停机尽快关闭凝

汽器循环水进出水门。

（三）循环水中断 1)现象：

u 真空迅速下降，排汽温度上升。 u 凝汽器循环水进水压力急剧下降。 2)处理：

a)确证循环水中断后，按真空下降处理。

b)由于循环水中断，排汽温度超过60℃以上时，应关闭凝汽器循环水进水门，等凝汽器冷却至50℃左右时，才可往凝汽器内送循环水。

（四）油系统漏油 1) 润滑油系统 a) 油压、油位同时降低

u 检查压力管路是否漏油，发现漏油应汇报班长，设法消除。 u 检查冷油器出水有无油花，发现漏油应及时切换。 u 润滑油压低于0.08MPa 时，应启动低压交流油泵。 u 油箱油位下降至-350mm且无法恢复时，应紧急停机。 b) 油压下降、油位不变

u 主油泵工作失常：立即启动高压交流油泵。 u 辅助油泵出口逆止门不严：关闭出油门。 u 润滑油过压阀误动作：进行调整。 u 滤油网堵塞：切换清洗。

u 主油泵进口注油器工作失常：启动高压交流油泵。 u 润滑油注油器工作失常：启动低压交流油泵。

u 发现主油泵及注油器工作失常，应汇报上级，停机检查。 c) 油位下降、油压正常 u 检查油位计指示是否正确。 u 检查油管路、冷油器是否漏油。 u 检查油箱放水门及事故放油门是否漏油。

u 油箱油位下降应及时加油，当油位降至-350mm且无法恢复时，应紧急停机。 2) EH油系统 a) EH油箱油位下降 现象：EH油箱油位下降 EH油箱油位低报警 原因：EH油温下降

EH油系统管路、接头及其附件漏油。 蓄能器气囊破裂或气囊漏气。 处理：

a) 发现EH油箱油位下降，首先应检查EH油系统管道、接头及其附件是否泄漏，EH油

系统漏油应设法隔离，并立即联系检修人员处理。如EH油系统大量漏油，且无法隔离和消除时，应立即执行故障停机，并停止EH油泵运行，联系电气拉电。如EH油箱油位下降而引起跳机，应立即停止EH油泵运行，联系电气拉电，并完成停机的各项操作。

b) 如EH油温下降引起油位稍有下降，应检查EH冷却油泵是否投入（或误投入），在寒冷季节如EH冷却油泵或冷却水误投入致EH油温低于规定范围，应及时停用EH冷却油泵和冷却水。

c) 如油温未变化，油箱油位突然下降10mm左右，应检查是否由于蓄能器气囊破裂或漏气引起。此时应逐一隔离蓄能器，由检修人员检查蓄能器氮气压力（隔离方法为关闭蓄能器进油门，开启蓄能器放油门）。如被检查的蓄能器氮气压力为0时，应将其放油门关闭，待检修人员更换。如被检查的蓄能器氮气压力低于8.27MPa ，应由检修人员补气，补气结束将蓄能器恢复运行（恢复方法为关闭蓄能器放油门，开启蓄能器进油门）。

（五）油泵故障 1.主油泵故障

发现主油泵声音不正常，应注意油压变化。若油压下降应启动高压交流油泵，并汇报班长。如油压严重下降无法恢复时，应紧急停机。

2.辅助油泵故障

机组在启动过程中高压油泵发生故障，如转速在2500r/min以上时，应立即启动低压润滑油泵或直流润滑油泵，并迅速提升汽轮机转速至额定值。转速在2500r/min 以下应立即启动低压油泵或直流油泵紧急停机，通知检修抢修故障油泵。

在停机前，若同时出现所有辅助油泵都失常时，应保持机组空负荷运行，直至一台油泵修复为止。

3.EH油泵故障

a) 运行EH油泵跳闸，备用EH油泵联动投入 现象：

u 运行EH油泵电流到0，出口压力到0，DCSEH油压低跳闸报警。 u 备用EH油泵自投，母管压力回升至正常。 处理：

复归联动泵的启动开关和跳闸泵的停用开关，检查跳闸泵机械部分，联系电气检查跳闸泵电机，如无异常或处理正常，应将泵试转正常后，方可投入联锁开关作备用。

b) 运行EH油泵跳闸，备用EH油泵未自投。 现象：

运行EH油泵电流到０，出口压力到０，母管压力逐渐下降。 4.备用EH油泵未自投。 处理：

u 迅速抢合备用EH油泵，检查母管压力应迅速恢复正常，复归跳闸泵的停用开关，检查跳闸泵机械部分，联系电气检查跳闸泵电机，如无异常或处理正常应将泵试转正常后方可投入联锁开关作备用。

u 若运行EH油泵跳闸，抢合备用EH油泵不成功，跳闸泵无明显故障可抢合一次，如不

成功，应立即联系电气查明原因，其间因EH油压下降，调门将下滑，负荷随之下降，运行人员应做好如下工作：

u 及时与锅炉运行人员联系，汇报班长、值长，降低负荷降，加强对各参数及机组运行情况的检查监视。

u 根据负荷完成有关调整操作：

负荷下降至接近机组逆功率运行时，如EH油泵仍未恢复运行，应请示班长、值长，执行停机。

负荷下降过程中，如EH油泵恢复运行，油压正常，运行人员应逐步加负荷至正常。EH油泵应查明原因并处理正常后，方可投入联锁。

5.油系统着火

u 油系统着火，应迅速隔绝热体、切断油流。灭火时应使用干式灭火器、泡沫灭火器，地面上油着火时可以用砂子灭火。

u 立即汇报班长、值长。

u 如果火势继续蔓延，威胁机组安全，应紧急停机。

u 火势影响主油箱安全时，应开启事故放油门放油，但此时应注意保持转子惰走用油。 u 因油系统泄漏着火而紧急停机时，应启动低压油泵，断开高压油泵联锁开关。 （六）水冲击 1) 现象

u 汽温急骤下降，铃响。 u 负荷下降，机声突变。

u 主蒸汽管、流量孔板法兰、汽封、主汽门、调速汽门门杆、汽缸结合面处冒出白汽或溅出水点。

u 蒸汽管道有水冲击声和振动。

u 机组振动增大，有金属摩擦声和水冲击声。 u 轴向位移增大，推力瓦温度上升，差胀减小。 2) 原因

u 锅炉满水或过负荷，产生汽水共腾。 u 锅炉燃烧不稳，或调节不当。

u 加热器或除氧器满水，抽汽逆止门不严。 3) 处理

出现上述现象应立即紧急停机。

u 开启主蒸汽管道、抽汽管道及本体疏水门。 u 仔细倾听汽轮机内部声音，正确记录惰走时间。

u 密切注意轴向位移、推力瓦温度、绝对膨胀、各金属壁温度。转子静止后投入连续盘车，测量大轴弯曲。

u 如惰走时间正常，上述仪表指示正常，应得到值长的同意后，方可重新启动。但在启动过程中，应充分疏水，并特别注意倾听机组声音、测量振动及监视主要仪表变化。

u 若惰走时间明显缩短，汽机内部有异声，推力瓦温度升高，轴向位移超过±1.2mm，

不经检查，不准重新启动。

（七）轴向位移增大 1) 现象

u 轴向位移增大。

u 推力瓦块温度、推力瓦回油温度升高。 u 机组声音正常，振动增大。 u 监视段压力增大。 2) 原因

u 主蒸汽参数不合格，汽机通流部分过负荷。 u 汽轮机动、静叶片结垢严重。 u 水冲击。 u 凝汽器真空低。

u 推力瓦断油，推力瓦磨损熔化。 3) 处理

发现轴向位移增大，立即核对推力瓦温度，并检查负荷、汽压、汽温、蒸汽流量、真空、差胀、振动等仪表指示。确认轴向位移增大，应报告班长，减少机组负荷。维持轴向位移不超过±0.9毫米。

u 主蒸汽参数不合格时，应要求锅炉及时调整。

u 如监视段压力超过允许范围，则是通流部分结垢，应降低机组负荷。 u 汽轮机进水，按水冲击处理。

u 推力轴承断油，推力瓦磨损，轴向位移超过±1.2mm时，应破坏真空紧急停机。 （八）超速 1） 现象

-机组突然甩负荷到零，机组发出不正常的声音。 -转速表和频率表指示值超过红线数字并继续上升。 -主油压迅速增加 -机组振动增大 2）原因

-汽轮机油的油质不良，使调节系统和保安系统拒绝动作，失去保护作用。

-未按规定的时间和条件进行危急保安器试验，以至危急保安器动作转速发生变化也不知道，而一旦发电机跳闸，转速可能升高到危急保安器动作转速以上。

-因蒸汽品质不良，自动主汽门和调节汽门门杆结垢，即使危急保安器动作，也可能因汽门卡住关不下来，引起超速。

-抽汽逆止门失灵，使蒸汽倒入汽轮机内，引起超速。 -DEH系统失灵。 3）处理

打闸停机，若超速保护动作或打闸停机后转速仍上升，应迅速关闭电动主汽门，关闭抽汽至除氧器电动门、至热网的供汽门，关闭加热器的进汽门。

（九）厂用电中断 1) 全厂厂用电中断： 现象： - 机声突变。

- 所有电动机停转，电流表指示到“0”。 - 交流照明熄灭，事故照明自投。 - 汽压、真空下降。 - 油温、风温升高。 - 循环水中断。 处理：

- 按照主蒸汽参数不符合规定、循环水中断、真空下降等方法处理。解除各泵联锁，保持重要辅机开关1分钟内在运行位置，1 分钟后复位停运泵停止按钮。停机时启动直流油泵，手动盘车。手动关闭#1低加出水门、对外供汽门。

- 厂用电恢复后应尽快恢复机组运行。 2) 部分厂用电中断 现象：

- EH油泵、凝结水泵、水环真空泵跳闸（部分380V厂用电中断），备用泵自动投入。 - 给水泵、循环水泵跳闸（部分10.5KV厂用电中断），备用泵自动投入。 处理：

- 如备用泵未自动投入，可立即启动备用泵。

- 如备用泵无法启用，应联系电气，要求恢复电源，如厂用电不能迅速恢复，时间超过1分钟，复置停止泵停止按钮，解除联锁。

- 10KV厂用电中断，按主蒸汽参数不符合规定或真空下降等方法处理。 - 停机时如交流油泵无电，应启用直流油泵。 - 转子静止后，如厂用电未恢复，应人工盘车。 （十）发电机着火 现象：

- 发电机检查孔、外壳结合面冒烟或着火。 - 有绝缘烧焦臭味。 - 负荷摆动或到“0”。 处理：

- 紧急故障停机。

- 转子严禁静止，应维持机组低转速（200～300r/min)运转。 - 协助电气人员将火扑灭。 注意事项：

确证发电机已解列，方可使用二氧化碳、1211等干式灭火器灭火（严禁使用水和泡沫灭火器）。

发电机冷却空气不得中断。

（十一）差胀、绝对膨胀异常 1) 差胀异常

差胀比正常值增大，应检查下列原因： - 增、减负荷速度是否过快。 - 暖机是否适当。

- 高峰负荷甩至低负荷或空负荷运行时间是否过长。 - 蒸汽参数是否变化过大。

- 差胀到＋2.5、-1.0mm。此时应继续寻找原因，并作好停机准备。 - 差胀到＋4.0、-1.5mm，应立即紧急故障停机。 2) 汽缸绝对膨胀异常

汽缸绝对膨胀比正常值增大，应检查下列原因： - 表计指示是否正确。 - 低压隔板结合面是否漏汽。 - 汽机负荷是否过高。 - 排汽温度是否过高。

第二节 CC60/8.83/3.73-1.27汽轮机组重大事故的处理过程 （一）4.26真空低停机事故

2006年4月26日丁班上早班，下午14点43分凝汽器真空低保护动作停机。 一、事故过程如下：

2006年4月26日下午14点30分汽机班长发现真空下降，向值长报告后凝汽器真空已下降到-78Kpa，值长下令锅炉降负荷、汽机将负荷36MW下降到26MW；命令化水增开一台取水泵（4#取水泵），3#、4#取水泵在运行，汽机1#、2#水环真空泵，1#，2#凝结水泵运行。真空由-78Kpa，拉至-93Kpa。此时班长到现场检查真空系统，水环真空泵大量喷水。由于DEH投入的是手动，真空上到-93Kpa时，负荷也跟着上升到40MW。于是值长将DEH投入自动，目标值设到35MW。14点36分真空再次下降，汽机班长开启3#凝结水泵，值长将DEH目标值设置到30MW，降速率为2MW/分钟，真空继续下降。这段时间DCS上凝汽器水位一直维持1900mm，现场水位计维持在1300 mm ，14点43分，真空下降至-74 Kpa，之后低真空保护动作停机。值长赶快看看10KV厂用电是否正常，发现快切装置没有动作。电气工段长到现场手动投入。同时汽机班长启动高压交流油泵向系统供油；启动2#给水泵向锅炉汽包供水。值长下令化水启动1#、2#循环水泵，2#空压机，2#脱盐水泵，1#工业水泵，3#、4# 取水泵。通知输煤除灰投2#电除尘。之后锅炉控制好汽包水位、压力，主蒸汽温度。令电气送上盘车等重要设备电源。

二、事故原因

原因：因凝汽器真空低保护动作导致汽机停机。 三、事故原因分析

分析：导致此次事故及其扩大的原因.

1、当人员发现真空在降低且水环真空泵大量喷水时应该意识到导致此种现象的原因（凝汽器水位过高导致其淹没抽汽口）.

2、DEH投入的是手动：这就意味着调门的开度不变化，当真空升高时负荷必然增大，在事故没有处理好的情况下应该控制负荷。说明运行人员对DEH负荷的手动、自动不是很了解。

3、开启3#凝结水泵：此时说明运行人员已经知道真空下降的原因了。此时应该打开1#低加出口的事故放水门迅速把水位降下来。

4、降速率为2MW/分钟。在这种情况下速率应该调到最大。

5、DCS上水位一直是1900 mm（正常运行水位在600 mm ～1000 mm），操作员没有意识到高水位的严重性，现场水位1300 mm（当现场水位超过1300 mm翻板式水位计已经超量程）巡操也没有意识到高水位的严重后果.同时也因水位计多次偏差太大没有处理好导致操作员无法判断真实水位。

6、现快切装置没有动作：第一次启机时，厂用电快切装置未复位。 四、总结：

经过这次的事故我们应该

1、 加强巡操路线及巡检内容的培训。 2、 提高班长处理事故的能力。 3、 加强DEH系统的学习。

4、 对主操进行严格要求，认真监视重点参数。有异常及时汇报班长。 （二）4.29转速探头失效事故

2006年4月29日15点39分1#机DEH显示跳机。DEH显示三个转速探头均失效、DEH最高转速记录3996r/min

一、事故过程如下：

2006年4月29日15时39分DEH显示跳机。主要原因是第一跳机信号：三个转速探头均失效。DEH记录最高转速3996r/min。

当时甲班班长在现场配合1#机主操进行减温减压装置安全阀的校验，主操并没有对DEH进行任何操作，巡操在现场。主操发现跳机后，首先启动高压交流油泵保证系统的正常供油。主操把画面打到本体抽汽系统，此时保护已动作中、低抽逆止门关闭，抽汽快关阀关闭，其他抽汽抽逆止门均关闭。此时DCS、DEH转速显示已经是0 r/min（假信号），直到转速降到1100 r/min时DCS、DEH上才显示转速，之后打开真空破坏门。真空到零转速到零。投入盘车。主操维持凝汽器、除氧器水位。

二、事故原因

原因是三个转速探头同时失效导致停机。 三、事故原因分析

这次事故的主要原因是下汽缸测点泄漏的蒸汽凝结到机头处，220V复位电磁阀经过水的导电对转速探头产生了干扰，导致跳机。

当DEH、DCS同时没有转速的时候操作员应该立即通知巡操打开真空破坏门，按照紧急停机处理。DEH显示3996 r/min最后确认为假信号，是DEH厂家为了保护设备，把转速切除。生产运行中这是不允许的。没有转速运行人员是没法监视机组是否正常运行的。

四、总结

这次事故操作员虽然稳定的把机组停下来了，但从操作的整个过程还存在一些问题: (1) 操作员对规程上需紧急破坏真空停机的条件不了解.当监视不了转速的时候就要破坏真空紧急停机。

(2) 运行人员应该加强巡检,细心检查重要设备. （三）5月4日后汽缸满水事故

2006年5月4日16时(2#机正在处理尾项准备冲转),发现2#机低压缸一热工测点漏水(凝汽器满水所致).

事故过程如下：

5月4日16时交接班后,巡操发现2#机低压缸一热工测点漏水,汇报班长后,班长开启1#低加出口事故放水门 (班长已经意识到凝汽器水位高所至).

事故原因

(1) DCS显示的差压式水位计.电接点水位计,帆板式水位计均不准确 (2) 凝汽器补水调门泄露. 事故原因分析

运行人员没有监视好水位,当没有真实水位的时候运行人员的正确反映是：水位不能监视一切工作都免谈.

总结

此次事故说明运行人员经验不足,假如此次是2#机组刚停下来或正冲转这次事故的严重后果是不可想象的.

（四）5月5日差胀大停机事故

2006年5月5日丙班上早班10点04分因负差胀大导致停机的重大事故. 一、事故过程如下：

5月5日10点04分DEH显示汽机跳闸,负荷甩到零.跳闸信号为差胀大保护动作(在跳机之前差胀最大的一次为-0.98mm).跳机后主操开启高压交流油泵.按照正常停机处理.转速到零真空到零,投入盘车.在转速下降的同时差胀也在下降.约11：00再次冲转.之后一切都正常.

二、事故原因

原因：是负差胀大保护动作导致停机. 三、事故原因分析

根据调查在5月3号19:00到20:00差胀由0.259 mm变化到-0.04 mm,到21:00变化到-0.74 mm在这一段时间内锅炉的压力由9.4Mpa变为7.45Mpa.运行人员在交接班时没有交代.5月4号全天差胀的平均值在-0.8mm.直到5月5日停机前差胀最大一次达到-0.98 mm(报警值为-1 mm ~~2.5 mm).即将达到报警值运行人员没有足够的认识到差胀大的危害性.

四、总结：

此次事故运行人员要是足够重视的话,负差胀大是完全可以避免的.当负差胀大时我们可以适当调整一下轴封供汽温度(打开调门前后疏水)或切换高温汽源.差胀再变大可向值长汇报,适当减点负荷.同时应该加强工段之间的沟通,锅炉尽力稳定压力和温度.

（五）6.29厂用电中断事故 事故过程:

2006年6月29日13：19分4#给水泵检修结束，要求试给泵，经值长同意启4#给水泵。4#给水泵没有启起来导致10KV三段失电，400V跳闸，之后厂用电中断，3#给水泵跳闸，2#机三台凝结水泵均失电，2#机1#水环真空泵失电跳泵,进口气动阀没有联锁关闭，DCS上手动也没有关上，备用真空泵也没有电，导致真空急剧下降（40秒后真空低保护动作）最终停机。两台锅炉此时因厂用电中断也已经停下来，1#机进口压力到3MPa被迫停机。之后检查发现1#机发电机有大量烟气(探刷与大轴发生摩擦)。1#机2#机盘车均没有电，联系电气，电气说已送上电，现场盘车指示灯不亮,联系电气检修，测量没有电，再次联系电气，电源恢复。此时汽机转速已经到零。我在现场迅速投盘车。

之后暖管准备冲转2#机，因轴封供汽温度太低（110℃）负差胀太大（-1mm左右）转速上升到1500r/min差胀保护动作。最后把轴封供汽切换为热汽源(主蒸汽管道过来的蒸汽)。此时轴封供汽温度已上升到160℃,差胀变小（到0.5mm）.之后15：34分冲转，15：50分并网带负荷，一切顺利。

15：30分1#机暖管,17：35冲转，17:52分并网，一切顺利。 事故分析及建议:

从停机（13：19）到启机并网（15：50）时间太长主要原因有

1.除氧器因温度太低（90℃），凝结水经过低加达到150℃难以进水（振动太大）。 2.负差胀太大。

经过这次事故可以看出工段之间配合不够完好，员工处理事故的能力需加强培训,针对汽机工段存在的问题有:

1. 循环水坑需加大功率水泵.事故放水时,循环水坑不能及时排水。 2. 盘车需加备用电源以防转速到零后能够及时投上盘车。 3. 1#低加出口电动门需加中停(为了更好的控制凝汽器水位)。 4. 停机时声光信号应该和其他报警音不同。 5. 真空泵进口阀需更改(解除和泵的联锁)。 6. 公用画面比如给水除氧需增加重要参数的显示。 7. 辐机(例如真空泵等)电源需分段。 （六）7.20低真空重大事故报告 事故经过:

2006年7月20日凌晨4点04分,电气切换400伏开关。#3给水泵稀油站油泵停电，使#3给水泵跳，#2给水泵联起,此时2#机真空已经开始下降,2#机主操发现真空泵已经失电进口碟阀未关，汇报值长,立即关闭进口门。此时#2真空泵未能联启为粉红色(已经没有电)，出口门未开。抢合#2真空泵未成功。真空继续下降，真空低引起2#机跳机。

我接到电话后在两分钟内赶到现场此时2#机转速已经下降到两百多转, #2机凝泵断电，轴加风机断电，排烟风机断电等等现象。安排吴延君准备投盘车。负差胀此时已经到-0.1mm,切换高温轴封汽源,差胀明显回升,此时就等待热工值班人员来解除低真空保护准备冲转,值长再次联系热工值班人员,总共约15分钟后热工人员赶到,解除了低真空保护。在ETS复位的过程中因AST电磁阀没有送电,EH油压不能建立起来。之后联系热工人员送电,我到现场确认了两次AST电磁阀均没有电,最后段继谱赶过来把AST电磁阀电源送上,此时已经是5点30

分。之后2#汽机冲转带负荷一切正常。

事故分析:

这次事故因真空泵进口门失电,没能够快速关闭,导致真空迅速下降。热工人员没能够以最快的速度解除低真空保护, 没能够以最快的速度送AST电磁阀电源,导致冲转耽误时间。

建议:

真空泵进口门安装一个逆止门,防止在出现厂用电中断事故时真空不会快速下降,电气可以有足够的时间迅速恢复厂用电。

汽机工段在处理事故过程中按照规程上的要求完成的比较理想。 （七）8.26停机事故 事故过程：

8月26日17：49分因天气的原因导致发电机故障汽机跳闸。之后汽机工段按照正常事故停机处理。在跳机过程同时400V I段辅机全跳：

1#EH油泵跳（2#EH油泵联启）。 1#凝泵、3#凝泵跳（2#凝泵联启）。

主油箱排烟风机跳（送电后需电气到现场复位才能启动）。 1#给泵稀油站跳，导致1#给泵跳。稀油站须到现场复位。

2#给泵辅助油泵跳需到现场复位。抽汽逆止门，电动门联关，本体疏水门联开，高压油泵联启。

2#机3抽至除氧器电动门关（需检查处理）。

21点47分1#机冲转，22点达到3000r/min，22点13分带负荷。 事故总结：

1#机跳机应该与2#机没关系，3抽电动门不应该关闭。联系相关专业检查。 打雷下雨各专业应该做好事故预想，巡操加强巡检，尽量减少损失。 （八）9.6低真空停机事故报告 事故过程:

9月6日因2#水环真空泵需保养，8点17分23秒分经值长同意开启1#水环真空泵，在检查正常后，8点19分17秒停2#水环真空泵（停泵时先关进口阀正常），之后进口阀变为黄色（故障颜色）。，主操发现后及时启动2#水环真空泵泵没有启动，多次启动后也没有启动，进口阀仍然为黄色，手动关闭也没有变化。8点22分58秒1#机低真空保护跳闸。

我听到停机后迅速赶到现场，发现1#水环真空泵汽水分离器大量喷水，2#水环真空泵汽水分离器没有水位。(此时因2#水环真空泵进口阀没有关闭，2#水环真空泵汽水分离器里的水被抽到1#水环真空泵，导致1#水环真空泵汽水分离器大量喷水，同时也严重影响了真空泵的工作)。

事故原因：

1. 据运行人员介绍真空泵在切换的时候进口阀出现异常情况（先关进口阀再停泵，等停泵时泵的进口阀门变为黄色）。1#机巡操在水环真空泵切换的时候没有及时掌握现场的情况。不知道现场2#水环真空泵进口阀是否关闭。

2. 根据热工人员调出的操作记录明显的发现是8点19分13秒停的泵，在运行人员发现真

空下降的时候才发现入口阀没有关，8点19分23秒关的入口阀，此时由于有大量的水被抽入1#真空泵，1#真空泵电流也明显上升，2#真空泵入口阀受到大的阻力没能够关上。

3. 班长监护不利，主操马虎执行操作导致此次事故的发生。 事故总结：

1、 汽机工段运行人员缺少。班长监巡操在事故状态下不能够起到指挥的作用。 2、 设备切换时巡操没能够和主操及时勾通。

3、 2#水环真空泵进口阀门存在问题（运行人员反映在DCS上发现真空下降时关不上），需进一步确认。

（九）9.20轴加满水事故

2006年9月20日2点41分（夜班），2#机主操发现DCS上汽机本体疏水门全部变为蓝色，班长到现场检查发现轴封加热器处大量漏水，轴加水位计显示满水，下面汽机本体疏水控制柜因轴封加热器漏的水落在上面导致失电。根据现象判断轴封加热器内部钢管泄露导致满水，轴封加热器进水管法兰处漏水，控制柜失电导致DCS上阀门变色。

（十）9.29降负荷事故 事故过程：

9月29日14点54分1#机2#水环真空泵，2#机2#水环真空泵线路改造，结速后电气检修人员要求把真空泵打到实验位置进行调试，经过值长同意后电气检修人员开始执行，当时电气和仪表一直保持联系的，我咨询值长会不会因为实验可能导致真空泵入口阀联开，值长说不会的，这只是实验。我通知1#机、2#机主操做好准备（把入口蝶阀的开关框打开，若入口蝶阀联开迅速把阀门关上）防止入口蝶阀联开。1#机已做好准备，在通知2#机主操的时候真空已经开始下降，我过去帮助根据真空降负荷，同时2#机主操关闭真空泵入口蝶阀，值长通知电气停止实验，同时送电启动2#真空泵。负荷从54.5MW下降到33.75MW，真空下降到-84Kpa，持续24分钟后真空恢复到-93 Kpa。

事故原因：

1、 各专业联系不到位。

2、 做实验时间太仓促，热工与电气人员配合不到位，没有跟运行人员说清楚实验就开始了。

3、 之前凝结水泵曾出现过类似情况，汽机运行人员交班没有交代清楚，交班日值上也没有交代。

第五章 联锁 第一节 联锁图表

汽机工段联锁图表

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

在联锁状态下

注：泵类联锁中，当运行中的泵故障跳闸，联锁中的泵联启。第二节 联锁保护整定值

汽机系统控制参数整定值

1、 报警整定值

名称

单位 定值

差胀 mm -1， ＋2.5

轴向位移 mm ±0.9

轴振动 mm 0.125 排汽温度高 ℃ 65 轴偏心偏大 mm 0.076 冷油器出口温度高

℃

45

备注

主蒸汽温度高、低 主蒸汽压力高、低

调节级压力高 推力瓦块温度 低压调整抽汽压力高、低

3#快减抽汽压力高、低

凝结水母管压力低 主油箱油位高、低 汽机前、后轴承回油温度

推力轴承正、负面回油温度

发电机前、后轴承回油温度

发电机出风温度高 发电机定子绕组温度 发电机定子铁心温度 润滑油压高、低 冷油器出口油温高、低 润滑油滤网压差

安全油压低 EH油压高、低 EH油箱油温高、低 ASP油压高

ASP油压低 EH油泵出口滤网前后

℃ 540，525 MPa 9.3，8.3

MPa 6.9 ℃ 80 MPa

1.15，0.9

Mpa 2.15，1.9

Mpa 0.7

mm 50，-200

℃

65

℃ 65

℃ 65 ℃ 75 ℃ 90 ℃ 130 mm 0.15，0.08 ℃ 45，35 Mpa 0.05

Mpa 0.883

Mpa 16.2，11.2 ℃ 45，38 Mpa 9.2

Mpa 4.2 M

0.7

油压报警表明：上游电磁阀误动作油压报警表明：下游电磁阀误动作清洗滤网

差压

EH油滤油泵滤油器差压

低加水位高（1#-3#） 给水泵进油温度高、低 给水泵润滑油压高、低 给水泵定子温度 给水泵马达线圈温度 液偶滤清器前后压差 液力偶合器进油温度 液力偶合器出油温度 除氧器水位低

除氧器水位高一 给水泵回油温度 凝汽器热井水位高、低

凝汽器真空低

EH油箱油位高、低

2、 连锁整定值

名称

排汽缸温度高 AST油压力低

安全油油压低

润滑油压低

润滑油压低

润滑油压低

pa Mpa

0.21

mm

950 ℃ 45，35 Mpa 0.14，0.06 ℃ 90℃ ℃ 95 Mpa 0.05 ℃ 75 ℃ 88 mm 2350

mm 2750 ℃ 65 mm 800，600 M-0.087Mpapa （g） m559mm，m

438mm

单定值

位

℃ 80 M7.0

pa

M0.88

Pa

M0.055

Pa

M0.04

Pa

M

0.015

清洗滤网

距油箱底部

备注

喷水电磁阀动作 跳机（ETS电磁阀动作）高压交流油泵自投

低压交流油泵自投

直流油泵自投

盘车自停

凝结水母管压力低

1#高加水位高

2#高加水位高

1#高加水位高

2#高加水位高

EH油压低

EH油箱油温低 EH油箱油温高 EH油箱油温高、低

给水泵出口压力低

给泵润滑油压低

给泵润滑油压低

给泵润滑油温高 除氧器水位高一

除氧器水位高二

凝汽器真空低

3、 保护整定值

名称

真空

危急遮断器动作

电超速遮断

Pa

M0.7

Pa

m

700

m

m

600

m

m

550

m

m

450

m

M11.03

pa

℃ 23 ℃ 55 ℃

45，38

M11.7

pa

M0.05

pa

M0.035

pa

℃ 50 m

2750

m

m

2790

m

M-0.085Mpapa

（g）

单

定值

位

M

-0.063Mpapa

（g）

r3330

/min

r

3300

联备泵自投

危急疏水门连锁开，

危急疏水门连锁开，

危急疏水门连锁关

危急疏水门连锁关

EH备用油泵自启动

电加热器自启动 电加热器自关闭

开启、关闭外循环冷油器冷却水电磁

阀（冷油泵联动）

给泵联起

辅助备用油泵联动

给水泵拒投入

电加热自动关闭 溢水门动作关

溢水门动作开

连锁开启备用真空泵

备注

停机

停机 停机

/min

振动

m

轴向位移超限

m

差胀超限

m

润滑油压低

oa

推力瓦块温度 轴承回油温度高 OPC电超速

℃ ℃ r/min

1#高加水位高

m

2#高加水位高

m

EH油压低

pa

给泵轴承润滑油压

pa

给泵轴承润滑油压

pa

给水泵推力轴承温度 给水泵支撑轴承温度 轴承回油温度

℃ ℃ ℃

95 95 75

停给水泵 停给水泵 停给水泵

M

0.035

停给水泵

M

0.035

禁止启动给水泵

M

9.2

m

800

m

900

联成阀动作，给水走旁路，进汽门关

闭

联成阀动作，给水走旁路，进汽门关

闭 停机

90 75 3090

停机 停机

不停机，只关调速汽门

M

0.02

停机

m

＋4；-1.5

停机

m

±1.2

停机

m

0.25

停机

说明：

所有连锁、保护动作时均有报警信号进DCS！ 第六章 岗位安规

第一节 防止火灾事故的发生。 （一）汽机油系统防火

1．油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。 2．油系统法兰，禁止使用塑料垫，橡皮垫和石棉低垫。

3．油系统附近及有可能漏油部件附近，不准有明火，必须进行明火作业时，要办理动火工作票。

4．油管道与热体管道相邻处，热体管道保温完好，保温外壳温度不大于50℃。 5．油管道法兰，应加装防护外罩，以防法兰漏油，喷到蒸汽管道，防止火灾。 6．所有油管道法兰、阀门、轴承、调速系统应保持严密不漏油，如有漏油，应及时消

除，严禁漏油渗透至蒸汽管道及阀门保温层，一时无法消除，应用存油盘接住，并对该部位进行监视和维护。

7．事故排油门、应有两个钢质截止阀，操作手轮应距油箱5m以上，不准上锁，应悬挂禁止操作明显标志。

8．机组油系统的设备及管道损坏，发生漏油，无法与系统隔离进行处理或热管道已渗入油，应立即停机处理。

9．油系统着火大多数是喷油引起，及时控制或切断油源，威胁机组安全运行则破坏真空停机，严禁启动高压油泵，只能起动低压油泵以尽快缩短惰走时间，开启事故排油门前应尽快使转子停止。

（二）其它（防火）

1．生产现场严禁堆放易燃易爆物品。

2．所有电气设备，在油区，必须符合防爆要求。

3．在高温设备区域，管道上，在运行中禁止放置脚手板，毛竹等易燃物品。 4．主厂房及油库区域严禁吸烟。 5．运行各岗位严禁使用明火。 6．生产厂房区域内严禁燃放烟火爆竹。 7．本公司仓库应制订防火细则。

8．本公司消防设备，应定期检查，各岗位人员应熟悉，会使用。 9．消防泵应有充足的水源，应确保水量及水压，消防泵电源可靠。 第二节 防止误操作事故

1．严格执行操作票，工作票制度，严格执行监护制度，并使两票制度标准化，管理规范化。

2．严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告值长，不允许随意修改操作票，不允许随意解除联锁装置。

3．严格执行汽机运行规程，加强设备维护管理，确保设备正常运行。 4．强化岗位培训，提高运行人员素质，要经考试合格，持证上岗。 第三节 防止压力容器爆破事故 1．防止压力容器超压

① 各种压力容器安全阀应定期进行检验和排放试验。

② 压力容器安全附件（安全阀、排污阀、压力表、温度表、水位表等）应处于正常工作状态。没有保护装置的压力容器不准投入运行。

③ 除氧器运行操作规程，应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》，严禁高压汽源直接进入除氧器。

④ 压力容器内部有压力时，严禁任何检修工作或坚固工作。

⑤ 压力容器上的压力表应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检。

⑥ 连续排污扩容器出汽进入除氧器，为防止高压汽温进入，对连排扩容器安全门动作值不得大于除氧器最高压力，并保持连排扩容器疏水开通。

⑦ 除氧器和其它压力容器安全阀的总排放能力应满足在最大进汽工况下不超压。

第四节 防止汽机超速和轴系断裂事故 （一）防止超速：

1．在额定参数下汽机调节系统维持汽机额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。

2．汽机各超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止汽机起动和运行。

3．汽机重要运行监视表计，尤其转速表失灵，严禁机组起动，严禁投入运行。 4．透平油油质应合格，油质及清洁度不合格禁止机组起动。

5．汽轮机正常停机时，应检查确认发电机有功到零，再将发电机与系统解列，严禁带负荷解列。

6．抽汽逆止门应严密，自动主汽门与调门严密可靠，抽汽管道必须设置有能快速关闭的抽汽截止阀，以防止抽汽倒流引起超速。

7．坚持规程要求进行危急保安器试验，按照汽轮机厂要求最高动作转速为3330转/分，定期对自动主汽门严密性试验，门杆活动试验，自动主汽门关闭时间测试，快关阀关闭时间测试。

（二）防止轴系断裂

1．汽机振动，各瓦振、轴振在优良范围。

2．每次开停机做汽机脱扣及复置试验，观察高压调门，及中压调门关闭开启情况。 3．可调抽汽管上的安全门校验正常，投用，以防热用户突然停止用汽或中压调门误关引起可调抽汽超压。损坏隔板。

4．防止发电机非同期并车，造成断轴。

5．汽机运行中按照规程规定防止超温超压运行，记载，汽机超温超压累计时间。 第五节 防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧坏事故 1．防止汽轮机大轴弯曲：

① 为了防止汽轮机大轴弯曲，应按照规程正确使用汽轮机盘车装置 A．汽机起动时，在暖机前应投入盘车装置，进行连续盘车。

B．汽机热态起动，应连续盘车二小时，汽机暖机，抽真空，送轴封汽前，应投入盘车装置，保持连续盘车。

C．汽轮机停机后，应连续盘车4小时，后可以间断盘车，每30分钟盘动大轴180°，至24小时。

D．如检修工作需要，要停止盘车，必须连续盘车4小时后进行，盘车恢复后，第一次盘180°，隔30分钟后，连续盘车，至24小时。

E．汽机大修前停机或停机时间较长，停机后机组应保持24小时连续盘车。 F．停机后连续盘车4小时因油系统工作需要，应改为手动盘车，每30分钟盘180°。 ② 防止疏水进入汽机

A．汽机暖管时，应按规定暖管，充分疏水，汽机冲转时，进汽温度应高于汽缸温度50℃。（蒸汽过热度应大于50℃）

B．高、低加疏水水位要严格控制，高加危急疏水保护应良好投用，危急疏水保护失灵，

不准投用高加。

③ 汽轮机在热态起动时，上下缸温差不得大于50℃，如超过50℃应按冷态起动，延长低速暖机时间，待上下缸温差小于50℃时，方能升速。

④ 汽轮机起动时，临界转速、轴承振动不得超过0.1mm。如超过应降速继续低速暖机。 ⑤ 每次停机应记录汽机惰走时间，并与前次对比。

⑥ 应采用良好的保温材料。（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃，最大不超过50℃。

2．防止汽机轴瓦烧坏。

① 油箱定期放水，每三个月对油箱进行滤油，保证油质不乳化，每半年对汽机油质进行全分析，不合格的油质，汽机不能投入运行。

② 油箱油位报警装置保证完好正常投入运行，运行人员应经常监视油位变化，保证补充油箱，有一定备用油位，当油箱油位降低到一定值时，随时可以补充。

③ 机组低油压保护应全部正常投入运行，每次开停机时，对低油压保护应进行校验，有缺陷及时处理。

④ 油箱滤网前后油位应经常检查，发现滤网前后油位差增大时，应及时清理滤网，冷油器出油滤网，前后压力应经常检查对比，出现压差太大时，应切换滤网，并进行清理。

⑤ 备用冷油器出油门应开启，进油门应关闭，使备用冷油器充满油，保证备用冷油器安全投用，冷油器的切换及备用冷油器的投用应用操作票，并有专业负责人监护进行操作。

⑥ 机组直流油泵每月试开一次，电气直流电源可靠、直流油泵保护可靠，保证在全厂失去交流电源的情况下，直流油泵投用正常。

⑦ 汽机在起动过程中，汽机转速上升到3000转/分，主油泵起作用，停用高压油泵前应检查，高压油泵电流下降至空负荷，表示主油泵逆止门已打开，方可停用高压油泵。

⑧ 每大小修时，应对主油泵逆止门进行检查，保证逆止门开关灵活，无卡涩现象。 ⑨ 汽轮机冷态起动时，油温最低不低于25℃，低于25℃不准起动，应提前用高压油泵打油循环，使油温上升至25℃以上时方能起动。

⑩ 汽轮机起动前应检查各道轴承油流正常，方可起动，汽机通临界前应检查冷油器出油温度，及各轴承温度在正常范围。

10