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C12MW汽轮机运行规程


12MW 汽轮机组运行规程
1 总 则

1.1 汽轮发电机技术规范 1.1.1 汽轮机技术规范:#1 机系次高压、单缸单抽汽冲动式汽轮机,南京汽轮电机厂制造 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 名称 型号 额定功率 最大功率 额定转速 临界转速 额定抽汽压力 抽汽压力变化范围

额定抽汽量 最大抽汽量 最大进汽量 转向 锅炉给水温度 主汽门前蒸汽压力 主汽门前蒸汽温度 冷却水温度 一抽安全阀动作压力 额定工况排汽压力 轴承处允许最大振动 过临界转速时允许最大振动 后汽缸排汽温度 额定工况 抽汽 压力/温度/流量 纯冷凝工况 抽汽 压力/温度/流量 额定工况汽耗 额定工况热耗 纯凝工况汽耗 一段 二段 三段 四段 一段 二段 三段 四段 计算值 保证值 计算值 保证值 计算值 保证值 kg/kW· h kj/kW· h kg/kW· h 7.364 7.585 8568 8825 4.150 4.275 Mpa/℃/ t/h 1.082/322.3/4.321 0.289/193.7/1.219 0.066/88.4/3.751 Mpa/℃/ t/h ℃ Mpa ℃ ℃ Mpa kpa ㎜ ㎜ ℃ MW MW r/min r/min Mpa Mpa t/h t/h t/h 单位 C12—4.9/1.27 12 15 3000 1430(单)1649(轴系) 1.27 0.981—1.471 50 80 120 机头向机尾看为顺时针方向 153 4.9(4.60-5.10) 470(455.-480.) 25-35 1.52 5.20 0.03 0.10 带负荷时<65,空负荷<100 1.27/324/7.692 0.178/160/3.054 0.042/76.5/2.037

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22

23 24 25

26 27 28 29 30 31 32 33 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9

纯凝工况热耗

计算值 保证值

kj/kW· h ㎜ t t t t kg?㎡ mm

11262.5 11600 800 58 15 19 7.308 910 6021?3590?3635 #1 QFW-15-2A 15 1031 10.5 50 Y <40 36905 100

中心高度(距运转平台) 汽轮机本体重量 上半总重(连同隔板上半等) 下半总重(连同隔板下半等) 转子总重 汽轮机转子转动惯量 汽轮机本体最大尺寸 名称 型 功 电 电 频 号 率 流 压 率 MW A KV Hz ℃ kg t/h 单位

1.1.2 发电机技术规范

接线法 冷却空气温度 重量 空冷器冷却水量

1.1.3 调节保安系统规范 1.1.3.1 转速不等率 5±1% 1.1.3.2 调压不等率 ≤10% 1.1.3.3 调速系统迟缓率 ≤0.5% 1.1.3.4 同步器空负荷时调节范围 2880-3180 r/min 1.1.3.5 主油泵、脉冲泵入口油压力为 0.1MPa 1.1.3.6 主油泵额定出口油压 1.08 MPa 1.1.3.7 脉冲泵额定出口油压 0.69Mpa 1.1.3.8 数字转速表超速停机转速 3360 r/min 1.1.3.9 轴承进口油温 35-45℃ 1.1.3.10 轴承最高回油温度 65℃ 1.1.3.11 轴承最高瓦温 100℃ 1.1.3.12 滤油器压力降 0.0196-0.0392MPa。 1.1.3.13 均压箱内压力 2.94-29.4kpa。 1.1.3.14 各抽汽(气)室真空-1.013-5.066kpa。 1.1.3.15 第一脉冲油压力 0.39 MPa 1.1.3.16 第二脉冲油压力 0.294 MPa 1.1.3.17 冷凝器低真空报警值-0.087 MPa 1.1.3.18 冷凝器低真空停机值-0.061MPa 1.1.3.19 主油泵出口油压低报警值 0.9MPa 1.1.3.20 #2 机胀差正向报警值+3mm 1.1.3.21 #2 机胀差负向报警值-2mm 1.1.3.22 额定电负荷时高压油动机行程 :56.5mm 1.1.3.23 额定电热负荷时高压油动机行程:97.7mm

1.1.3.24 高压油动机最大行程 :155mm 1.1.3.25 额定电负荷时低压油动机行程 :35mm 1.1.3.26 额定电热负荷时低压油动机行程:18mm 1.1.3.27 低压油动机最大行程 :90mm 1.2 辅助设备技术规范 1.2.1 汽封加热器 项目 型号 换热面积 冷却水量 冷却水最大压力 1.2.2 低压加热器 项目 型号 换热面积 设计蒸汽压力 设计水压力 1.2.3 高压加热器 项目 型号 换热面积 设计蒸汽压力 设计水压力 1.2.4 冷凝器 项目 型号 冷却面积 冷却水量 冷却水压力 铜管规格 铜管数量 无水时净重 水阻 型式 1.2.5 空气冷却器 项目 型号 冷却器容量 冷却水量 冷却水温度 Kw t/h ℃ 单位 #1 KJ52-2734 360 100 <33 ㎡ t/h MPa mm 根 t kpa 单位 #1 N-1000-1 1000 2835 0.34 ¢20?1?4562 3450 23 26.5 分列两道制表面式 ㎡ MPa MPa 单位 #1 JG-140 140 1.35 8.0 ㎡ MPa MPa 单位 #1 机 JD-50 50 0.118 0.49 ㎡ t/h MPa 单位 #1 JQ-16-1 16 30 0.49

1.2.6 冷油器 型号 冷却面积 油流量 水阻 油阻 油侧压力 水侧压力 冷却水量 1.2.7 射水抽汽器 型号 射水压力 射水流量 抽汽量 1.3 各类泵及配用电机主要技术规范 名 称 型号 Y4501-2 Y225M-4 Y180M-2 Y450—6 Y225M-2 Y225M-2 Y4501-2 额定功率 335Kw 45 Kw 22 Kw 250 Kw 45 Kw 5.5 Kw 5.5 Kw 额定电压 10KV 380V 380V 10KV 380V 380V 220VDC 额定电流 26.5A 84.2A 42.2A 19A 83.9A 11.1A 30.3A 转速 2980r/min 1480r/min 2940r/min 990r/min 2970r/min 2900 r/min 2980r/min 扬程 720m 50m 57m 22m 94m 38m 38m 流量 85m3/h 200m3h 60m3/h
3170m3h

YL-40 40 ㎡ 800L/min 11.6kpa 20kpa 0.22 MPa 0.20 MPa 117.5t/h GS-25-2 0.392MPa 143.5 m3/h 6.2Kg/h

给水泵 射水泵 凝结水泵 循环水泵 高压油泵 低压油泵 直流油泵

86m3/h 20m3/h 20m3/h

1.4 设备结构及系统说明 1.4.1 本体结构 汽轮机转子由一级复速级和十一级压力级组成,除末级为扭叶片外,其余压力级叶片均为 南京汽轮机厂自行设计的新型直叶片.工业抽汽由旋转隔板控制调节抽汽。 复速级和第二压力级分别为高、中压段的调节级,高压段配汽采用提板式调节汽阀,中压段 配汽采用带平衡室式旋转隔板。 1.4.1.1 配汽 前汽缸蒸汽室中六只调节汽阀分别控制五组喷嘴, 第一二只汽门是互相连通的, 正常参 数时,三只汽门全开纯冷凝运行即能发出额定功率。 旋转隔板为平衡室式,装在中汽缸内,旋转隔板油动机装在中压缸下半的右侧。 1.4.1.2 汽缸具有水平分面和垂直中分面,螺栓连接,用圆柱销定位.转向叶环在顶部和底部与 汽缸之间采用“I”形键固定。 1.4.1.3 前汽缸与前轴承座用“猫爪”结构联接,在横向和垂直方向均有定位的膨胀滑销, 以保证轴承座在膨胀时不致变动,后汽缸座落在左右两个后座架上,后座架和后汽缸间用圆 柱销作横向导向、后汽缸尾部设有汽缸导板(纵销) ,作为后汽缸轴向导向,圆柱销轴线和导 板平键(纵销)中心线的交点为后缸的死点,也就是本机汽缸热膨胀的死点。 1.4.1.4 前轴承座为铸造结构,内装轴向位移发送器,测速装置,油泵组,危急遮断油门, 推力轴承前轴承,危急遮断及复位装置,前轴承座的上部装有调速器,危急遮断指示器,轴 承温度计,侧部装有调压器,喷油试验阀。机头装有热膨胀指示器,以显示汽缸热膨胀数值。 1.4.1.5 后轴承座与后汽缸为一体铸造结构,装有汽轮机后轴承,发电机前轴承,刚性联轴

器,盘车装置,轴承温度计,后轴承座盖上装有转子盘车装置,由电动机驱动,通过涡轮涡 杆副及齿轮减速达到所需的盘车速度,转子转速高于盘车转速下,盘车装置能自动退出。无 电源的情况下,在盘车电动机的后轴装有手轮,可进行手动盘车。 1.4.1.6 轴承 汽轮机前轴承和推力轴承组成球面联合轴承,推力轴承为摆动瓦块式,主推力瓦块 10 块,副推力瓦块 12 块,主推力瓦面油处设两个调节针形阀,可根据面油温度调节油的油量, 前后径向轴承为椭圆轴承。 1.4.1.7 转子 转子为套装式转子,各级叶轮由汽封套管隔开,叶轮及汽封套筒装在主轴上,转子前部 有转速发讯齿轮、油泵组,飞环式危急遮断器,推力盘,后部用刚性联轴器与发电机转子连 接。 1.4.1.8 汽封:汽封为铜质梳齿式汽封,设有汽封抽汽装置。 1.4.2 系统说明 1.4.2.1 主汽系统 来自锅炉的新蒸汽经隔离阀到主汽门。主汽门内装有蒸汽滤网,以分离蒸汽的水滴和防 止杂物进入汽轮机。蒸汽由主汽门经三通接头分别进入汽轮机蒸汽室两侧,膨胀做功后排入 凝汽器凝结成水,由凝结水泵打入汽封加热器,低压加热器及除氧器,经除氧器除氧后的凝 结水,借助给水泵升压,经高压加热器进入锅炉。

1.4.2.2 抽汽系统 第一级抽汽在第一压力级后,抽出工业蒸汽及高压加热器用热;第二级抽汽在第六压力 级后,供除氧器用热,不足时由一级抽汽通过减压阀供给。第三级抽汽在第八压力级后,抽 出蒸汽供低压加热器用热; 第一、 二级抽汽管道上装有液压止回阀 (抽汽阀) 主汽门关闭时, , 抽汽阀连动装置动作,泄去操纵座下压力水,阀门自动关闭,第三级抽汽管道装设普通止回 阀。 1.4.2.3 汽封系统 汽轮机前后汽封近大气端的腔室和主汽门,调节汽阀及各抽汽阀门等各抽汽阀门等各阀 杆近大气端的漏汽均有管道与汽封加热器相连,使各腔室保持-0.1013kpa~-5.066kpa 的真空, 以保证蒸汽不漏入大气,并用此漏汽加热凝结水。 前后汽封的平衡腔室和各阀杆的高压漏汽端均与均压箱相连,均压箱上装有汽封压力调 整分配阀, 使均压箱压力保持 2.94~29.4kpa, 当均压箱中压力低于此限, 抽汽通过该阀向均压 箱补充,并且高出 29.4 kpa 的蒸汽也通过汽封压力调整分配阀排入冷凝器。 1.4.2.4 真空系统 蒸汽在汽轮机内膨胀作功后排入冷凝器, 在冷凝器内形成真空, 为了去除运行中逐渐积 聚在冷凝器中的空气和不凝结蒸汽, 在冷凝器两侧装有抽气管, 合并后接到射水抽汽器进气 口,由射水抽汽器将空气吸出排入大气,射水抽汽器由专门水泵提供压力水。射水抽汽器同 时起到启动抽汽器作用。 1.4.2.5 调节系统 1.4.2.5.1 构成 机组采用两级放大全液压式调节系统,能作自动调节。调节系统主要由主油泵、压力变 送器、错油门、同步器、调压器、高压油动机和旋转隔板油动机等组成。 调速部分采用脉冲泵作转速敏感组件,调压部分采用波纹管作为压力敏感组件。 汽轮机转速变化引起脉冲泵出口油压变化, 油压变化即为调速脉冲信号, 抽汽压力变化

为抽汽调压脉冲信号。 1.4.2.5.2 动作原理 1.4.2.5.2.1 纯冷凝运行 电负荷减少时转速上升,脉冲泵出口压力升高,压差推动压力变换器滑阀上行,引起两 路脉冲油压升高,一路脉冲油压控制高压油动机,关小调节阀,从而使转速下降。 动作过程中, 反馈油门使脉冲油压朝反方向变化, 保证油动机的开度停留在新的电负荷 位置。 电负荷增加时,动作过程与上述相反。 1.4.2.5.2.2 电热负荷运行(热负荷变化) 热负荷增加时,抽汽压力降低,调节器滑阀下行,使一路脉冲油压降低,二路脉冲油压 升高,高压油动机下行,旋转隔板油动机上行,调节汽阀开大,旋转隔板开度关小,使抽汽 压力升高,而电负荷基本维持不变,达到自动调节的目的。 动作过程中, 反馈油门使脉冲油压朝反方向变化, 保证油动机的开度停留在新的稳定工 况。 热负荷减少时,动作过程与上述相反。 1.4.2.5.2.3 电热负荷运行(电负荷变化) 电负荷增加时,转速下降,脉冲泵出口压力降低,压差推动压力变换器滑阀下行,引起 两路脉冲油压降低, 使高压油动机活塞和旋转隔板油动机活塞下移, 高压调节汽阀和旋转隔 板开度增大。 动作过程中, 反馈油门使脉冲油压朝反方向变化, 保证油动机的开度停留在新的稳定工 况。 电负荷减少时,动作过程与上述相反。 调节系统自动调节有一定范围,一种负荷变化时,另一种负荷允许有少量变化。 1.4.2.6 保安系统 机组保安系统为机械液压安全装置及电气热工安全装置。 1.4.2.6.1 危急遮断器和危急遮断油门 危急遮断器为飞环式结构,当机组转速超过额定转速的 9—11%,飞环飞出,使危急遮 断油门脱钩。油门滑阀移动,打开保安油和事故油门,泄保安油,关主汽门。压力油进入事 故油路,关闭调速汽门和旋转隔板,同时事故油将调压器解列。 1.4.2.6.2 危急保安器及复位装置 当需要人为停机时,手拍危急保安器手柄,使活塞移动,打开保安油和事故油门,泄保 安油,关主汽门。压力油进入事故油路,关闭调速汽门和旋转隔板。 机组启动前,先将“危急保安器”手柄拉出正常位置。 危急遮断器动作,应拉复位装置手柄使高压油进入危急遮断油门活塞上部,将其压下, 重新挂钩投入工作位置。 1.4.2.6.3 磁力断路油门 由电磁铁和受电磁控制的油门两部分组成。电磁铁通电时,油门活塞移动,泄保安油, 建立事故油,主汽门,调速汽门,旋转隔板和抽汽阀关闭,同时事故油将调压器解列。电磁 铁动作信号共有六个: a )转速:机组超过达 3360r/min 时,转速表发出信号停机。 b) 轴向位移: 当汽轮机转子发生轴向窜动时, 轴向位移盘与电涡流探头间的间隙改变, 转子正向移动 1 ㎜发生生光信号,1.3 ㎜停机,负向 0.6 ㎜停机。 c) 回油温度:当有任一轴承回油温度超过 75℃时,停机。

d) 低真空:当冷凝器真空低于-0.06Mpa 时,停机。 e) 手动:在需要停机或出现危急事故时,可手按停机按扭发出信号停机。 f) 润滑油压(低油压继电器) :当润滑油压降至 0.08Mpa 时,发出声光信号,低于 0.05Mpa 时,交流润滑油泵自动投入运行,低于 0.04Mpa 时,直流油泵投入,低于 0.02Mpa 时,电磁铁动作停机,低于 0.015Mpa,盘车装置自动停止。 1.4.2.6.4 电超速保护装置: 由电超速保护回路和电磁阀等组成, 在发电机真空开关跳闸时, 发信号接通时间继电器 和电磁阀,建立事故油,关闭调速汽门,此时主汽门不关闭。时间继电器延时开启触头,几 秒钟后打开,切断电源,电磁阀复位,切断事故油,使调速汽门打开(渐渐) ,维持机组在 空载状态。真空开关跳闸时,抽汽逆止阀也关闭,防止倒汽升速,若短时间内真空开关故障 不能排除,要按停机处理。 1.4.2.6.5 抽汽阀联动装置 由电磁铁、复位线圈和阀体组成,当发电机开关跳闸、主汽门关闭时都会关闭,若重新 开启逆止阀,须手拉复位拉杆或给复位线圈通电,让活塞回复正常位置。 1.4.2.7 油系统 1.4.2.7.1 在调节、保安和润滑系统中,采用 L—TS46 防锈透平油,主要由油泵组,注油器, 辅助油泵,冷油器,滤油器,油箱组成。 1.4.2.7.2 油泵组 由一个径向钻孔泵和一个后弯式离心油泵组成,供给调速器,调压器,油动机及其它安 全装置用油,并供给注油器及轴承用油。 1.4.2.7.3 注油器 为二级并联组成,第二级出口为 0.25Mpa 的压力油,经冷油器冷却后,供机组润滑系 统用油,第一级出口为 0.1Mpa 的压力油,送往油泵组进口,供油泵组正常工作用油。 1.4.2.7.4 辅助油泵 高压交流油泵机组启、停时使用,交流润滑油泵用于机组停机盘车时供润滑油,直流润滑油 泵在机组润滑油压降至 0.04Mpa 时启动。 2 汽轮机的启动、停机及运行中的维护

2.1 启动前准备和检查 2.1.1 准备 2.1.1.1 班长接到值长汽轮机启动的命令后,通知各岗位值班员做好启动前的准备工作。 2.1.1.2 认真填写启动操作票。 2.1.1.3 检查所有检修设施及杂物是否清理完毕。 2.1.1.4 联系热工投入各种仪表及 DCS 系统。 2.1.1.5 联系电气测电机绝缘并投入电气设备电源。 2.1.1.6 检查各表计的指示及开关位置。 2.1.1.7 检查油箱的油位是否正常,油质化验合格。 2.1.1.8 记录冷态膨胀值。 2.1.1.9 检查危急保安器在分闸位置, 喷油阀手轮在零位, 磁力断路油门电磁阀在投入位置, 同步器摇至下限位置。 2.1.1.10 检查调压器顶部手轮在空负荷位置,侧部手轮在解列位置,二次脉冲油路节流孔 开关在关闭位置。 2.1.1.11 以下情况禁止启动汽轮机

2.1.1.11.1 主要表计或自动保护装置之一失灵 2.1.1.11.2 危急遮断器动作不正常或自动主汽门、调速汽门、旋转隔板、抽汽逆止阀卡涩, 不能正常关闭或动作不灵活 2.1.1.11.3 调速系统不能维持空负荷运行(15 分钟左右) 2.1.1.11.4 辅助油泵工作不正常 2.1.1.11.5 油质不合格或油温油压不符合规定极限 2.1.1.11.6 盘车装置工作不正常 2.1.1.11.7 汽缸上、下温差大于规定极限 2.1.2 对主蒸汽系统的检查: 2.1.2.1 下列阀门应在关闭位置: 汽机截汽门及旁路门、电动主汽门及旁路门、自动主汽门、调速汽门、均压箱新蒸汽进 汽门,均压箱调整分配阀、均压箱疏水门、自动主汽门前疏水门。 2.1.2.2 下列阀门应在开启位置 截汽门后疏水门、三通疏水门、汽缸疏水门、电动主汽门前疏水门、疏水扩容器启动疏水入 口总门、疏水扩容器经常疏水入口总门、放水母管至疏水箱门,主蒸汽管道疏水门、汽封加 热器疏水门。 2.1.3 对抽汽系统的检查 2.1.3.1 下列阀门应关闭 高加进汽门、低加进汽门,各级抽汽止回阀,.抽汽口到调压器一次门、二次门、调压 器膜盒注水门、一级抽汽管道疏水门、抽汽至均压箱进汽门、一抽电动门及旁路门。二段抽 汽门及门前疏水门、一、二抽联络门。 2.1.3.2 下列阀门应在开启位置 各级抽汽止回阀底疏水门,均压箱至前、后汽封送汽门。均压箱疏水门稍开。 2.1.4 对凝结水系统的检查 2.1.4.1 下列阀门应关闭 凝结水泵出口门、汽封加热器旁路门,低压加热器进、出口水门,凝结水再循环门、凝 结水至冷渣机门,抽汽止回阀联动装置进、出水门、凝结水化学取样门、凝汽器补水门、喉 部喷雾冷却装置进水门、凝结水排地沟门,各级抽汽止回阀进水门。凝汽器热井放水门、均 压箱凝结水减温水门。 2.1.4.2 下列阀门应开启 凝结水泵入口门,汽封加热器进、出口门;低加旁路门、给水泵冷却水总门,凝结泵密 封水门稍开。 2.1.5 对循环水系统的检查 2.1.5.1 下列阀门应关闭 循环水泵出口电动门,循环水、工业水联络门、循环水取样门,射水泵出水门,冷油器 滤水器放水门及旁路门、冷油器进水门、凝汽器水侧放水门、放气门,冷油器水侧排气门、 放水门,射水池补循环水门、凝汽器进出口电动门、胶球清洗装置进水、出水、放水门、 。 循环水至空冷器总门、射水池放水门、空冷器滤水器放水门及旁路门。 2.1.5.2 下列阀门应开启 循环水泵入口电动门、冷油器滤水器进出口门、冷油器出水门、空冷器进出水门 循环水至冷油器总门、射水泵进水门。 2.1.6 对空气系统的检查 2.1.6.1 下列阀门应关闭 真空破坏门、高加空气门、低加空气门、高加至低加空气门、高加至凝汽器空气门、汽

封加热器至抽风机门、至射水抽气器抽气门。 2.1.6.2 下列阀门应开启 凝汽器气侧空气门、射水抽汽器进空气门、凝结水泵空气门。 2.1.7 高低压加热器疏水系统检查 2.1.7.1 下列阀门应关闭 高压加热器紧急放水电动门、至除氧器疏水门、高低加疏水排地沟门;疏水器旁路门、 出口门。高加疏水至疏水箱门、至凝汽器疏水门。 2.1.7.2 下列阀门应开启 高低压加热器疏水器进口门,汽、水平衡门,水位计上、下考克门。 2.1.8 对油系统的检查 2.1.8.1 油箱油位在正常位置 2.1.8.2 下列阀门应关闭 高压油泵、润滑油泵、直流油泵出口门,油箱放水取样门、事故放油门、冷油器油侧放 油门、放气门。 2.1.8.3 下列阀门应开启 高压油泵、润滑油泵、直流油泵进油门,冷油器进出口油门。 2.1.9 对工业水系统的检查 2.1.9.1 下列阀门应在开启位置 工业泵旁路门、工业水一次、二次门,增压泵进水门, 高压油泵、 润滑油泵、 直流油泵冷却水进出口门稍开,三台油泵的进水、回水总门,冷油器、 工业水进水总门 2.1.9.2 下列阀门应在关闭位置 工业水旁路门、增压泵旁路门、增压泵出口门、射水池补工业水门、机空冷器工业 水进水总门。 2.1.10 给水系统检查 2.1.10.1 下列阀门应关闭 给水泵出口门、高压给水冷热母管联络门、高加进出水电动门 2.1.10.2 下列阀门应开启 给水泵入口门,再循环门稍开,密封水、冷却水门稍开,#2、#3 给水泵高压冷 给水联络门、总减温水门、高加电动旁路门、均压箱减温水门、至高加给水总门。 2.1.11 对#1、2#机系统母管联络门的检查 2.1.11.1 下列阀门应关闭 除氧器加热蒸汽母管联络门、低压给水母管联络门、高压给水冷母管联络门、高压给水 热母管联络门、除氧器凝结水母管联络门、高加疏水母管联络门、给水泵再循环联络门、冷 渣器回水母管联络门、非调整抽汽母管联络门、汽平衡母管联络门。 2.1.11.2 下列阀门应开启 除盐水母管联络门,疏水母管联络门。 2.2 保护装置的试验及调整条件、项目及要求 2.2.1 主机各项保护试验前,油箱油质须合格,调速系统可以充油,交流油泵运行正常,润 滑油压符合规范。 2.2.2 除超速保护外,进行其它各项试验时,电动主汽门及其门前或门后疏水应关闭严密, 防腐门 开启,以保证自动主汽门开启后,无蒸汽进入汽 机内。 2.2.3 试验规定:

2.2.3.1 下列保护装置,每次冷态开机前,均应进行试验; a) 手动危急保安器; b) 手动磁力断路油门电磁阀操作开关; c) 发电机事故按钮; d) 自动主汽门联动抽汽逆止门试验。 2.2.3.2 下列保护装置,每次大小修后开机前,均应进行试验: a) 所规定的保护装置; b) 低真空保护; c) 低油压保护; d) 轴向位移保护; e) 自动主汽门联动抽汽逆止门; f) 轴承温度高保护。 2.2.3.3 停机一个月以后再起动,上述保护都应进行试验; 2.2.3.4 保护装置经过检修后,投入运行前,应进行试验; 2.2.3.5 机组大小修后,应做各辅助设备电动机试验及联动试验。 2.2.4 下列情况下应进行超速试验: a) 机组大修后; b) 调速系统拆装检修后; c) 每运行 2000 小时后; d) 停机一个月后再起动时; e) 甩负荷试验前。 2.2.5 上述各试验之动作数值, 应符合本规程前述之规定, 不符合者应由检修人员或热工人 员调整至合格动作值为止。 2.2.6 大修前后均应进行自动主汽门的严密性试验, 然后再做超速试验。 运行中每年应检查 一次主汽门的严密性。 ,严密性试验规定:①在额定汽压和汽轮机空负荷运行时进行。②当 自动主汽门单独迅速关闭而调速汽门全开的情况下, 保持正常真空, 转子转速应下降至 1000r /min 以下。记录憜走时间, 2.2.7 大修完第一次起动定速后,用自动主汽门保持 3000r/min 运行,由检修人员调整一、 二次油压使一、二次油压符合规范,并保证调速系统能维持机组在额定转速下,空负荷稳定 运转,同时,亦应保证机组并入电网后,在各种负荷及规定的参数下能稳定运行。 2.2.8 试验方法 2.2.8.1 磁力断路油门动作试验: a) 启动高压交流油泵,调整润滑油压在正常值(0.08~0.147mpa); b) 检查汽轮机各保护开关在断开位置,磁力断路油门复位卡销在投入位置; c) 拉出危急遮断器“复位”手柄,使危急遮断油门挂闸复位再将“复位”手柄推入, 拉出危急遮断器“打闸”手柄。 d) 将自动主汽门升至 l/3 处; e) 将试验机组的保护电源送上,磁力断路油门电磁阀转换开关打在“投入”位置,抽 汽逆止门电磁阀转换开关打在“复位”位置。 f) 手动停机时,自动主汽门立即关闭(时间≤lS),调速汽门,旋转隔板同时关闭; g) 试验完毕后,将危急遮断油门卡销复位,同时将保护电源切除。 2.2.8.2 危急遮断手动试验: a) 启动高压交流油泵,润滑油压应正常;

b) 危急遮断器“挂闸” ,调速汽门应全开,旋转隔板应全开。 c) 将自动主汽门开至 1/3 位置; d) 手动危急遮断器、自动主汽门、调速汽门、旋转隔板应迅速关闭。 2.2.8.3 轴瓦回油温度高保护,推力轴承回油温度高保护。 a) 启动高压交流油泵,润滑油压应正常。 b) 危急遮断器“挂闸”调速汽门应全开,旋转隔板应全开。 c) 将自动主汽门开至 1/3 位置。 d) 将试验机组保护电源送上,磁力断路油门电磁阀转换开关打在“投入”位置,抽汽 逆止门电磁阀转换开关打在“复位”位置。 e) 由热工人员分别将“l、2、3、4 瓦回油温度计 75℃处之接点接通(65℃处之接点接 通应出现声光报警)或由热工人员将推力轴承回油温度计 75℃处之接点接通(65℃处之接点 接通应出现声光报警)后,调速汽门、自动主汽门均应迅速关闭,同时声光信号应出现,报 警。 f) 试验完毕后,将磁力断路油门卡销复位。 2.2.8.4 低真空保护试验、数字式转速表超速保护试验: a) 启动高压交流油泵,润滑油压应正常。 b) 危急遮断器“挂闸”调速汽门应全开,旋转隔板应全开。 c) 将自动主汽门开至 l/3 位置。 d) 由热工人员将真空保护接点接通,当真空降至 0.06lmpa 时,调速汽门、自动主 汽门均应迅速关闭。 e) 重复上述操作,使自动主汽门开在 l/3 位置。 f) 由热工人员将转速保护接点接通,机组转速达 3360 转/分时,转速表发出信号停 机。 2.2.8.5 低油压保护试验: a) 启动盘车装置,投联锁开关。 b) 合上危急保安器,调速汽门自动全开,手动开启自动主汽门至 l/3 位置,在调整 低压油过压阀的过程中: 当润滑油压降至 0.05~0.055mpa,投交流泵报警。 当润滑油压降至 0.04mpa 时,投直流油泵报警。 当润滑油压降至 0.02~0.03mpa 时,停机 当润滑油压降至 0.015mpa 时,停盘车机构。 2.2.8.6 轴向位移保护试验: a) 将自动主汽门至 l/3 位置。 b) 联系热工人员投入轴向位移保护。 c) 由热工人员拔动轴向位移表指针: 当轴向位移指示表到 1.omm 时,报警。 当轴向位移指示表到 1.3mm 时,自动主汽门,调速汽门关闭(停机) 当轴向位移指示表到一 0.6mm 时,停机。 2.2.8.7 抽汽逆止门手动试验(首先检查热井水位正常) : a) 启动一台凝结泵缓慢开启出口门。 b) 开启凝结水至联动装置的出口总水门。 c) 分别开启一、二段抽汽逆止阀进水门,三个抽汽逆止门应全开位置。 d) 送上试验机组保护电源。 e) 将抽汽逆止门转换开关打在试验位置,则抽汽逆止阀应全关。

f) 试验完毕后,应将抽汽逆止门转换开关打在“复位”位置。 2.2.8.8 自动主汽门联动抽汽逆止门试验: a) 将自动主汽门开至 l/3 位置。 b) 送上试验机组保护电源,同时检查抽汽逆止门在开启位置,其转换开关在“投入” 位置。 c) 手打危急遮断手柄,这时主汽门关闭,各抽汽逆止门关闭。 d) 拔出磁力断路油门的复位卡销,自动主汽门恢复开启位置。 e) 试验完毕后,拉开保护电源,同时将抽汽逆止门电磁阀转换开关打在“复位”位置。 2.2.8.9 电超速保护装置试验(发电机油开关联动调速汽门) 电超速保护装置试验分别由热工人员及电气人员共同配合进行,其方法如下: a) 电气检查发电机出线刀闸开关断开。 b) 合上发电机油开关。 c) 启动交流油泵运行正常。 d) 挂好危急遮断器,开启自动主汽门调速汽门及旋转隔板。 e) 送上试验机组保护电源。 f) 检查电超速试验开关在投入位置。 g) 通知电气使发电机开关掉闸,注意“发电机油开关跳闸”信号是否明亮,调速汽门, 旋转隔板是否瞬时全关,在 3—4 秒后是否又开启,检查自动主汽门不应关闭。 h) 试验完毕后,恢复正常。 2.2.8.10 超速保护试验: 2.2.8.10.1 条件及人员组织:主机 3000r/min 稳定空转。无异常状态,调速系统调整工作 结束,自动主汽门、调速汽门严密性试验合格。手动危急遮断器及用电磁阀停机,自动主汽 门、调速汽门关闭迅速良好。 2.2.8.10.2 联系锅炉及有关专责人、专人测量和监视转速、振动等。 2.2.8.10.3 此项试验的各项操作,必须在运行、检修车间主任的监护下进行。 2.2.8.10.4 危急遮断器喷油试验: a) 将汽轮机转速降至 2800r/min 左右。 b) 顺时针旋转喷油阀手轮,使手轮上表示喷油孔径 1.5mm 的园周刻度线对准法兰上 的基准刻度线,即用φ 1.5mm 喷油孔向危急遮断器油腔充油。 c) 提升汽轮机转速到 2920±30r/min,危急遮断器应动作,自动主汽门、调速汽门关 闭。 d) 若在规定转速下,危急遮断器未动作,则应降低主机转速到 2850r/min 以下,用 φ 20mm 喷油孔向危急遮断器油腔充油,重复试验,若仍不动作,再次重复用φ 2.5mm 喷油 孔试验。 e) 危急遮断器动作后,立即逆时针旋转喷油阀手轮使其停止喷油。 f) 重新挂好危急遮断器, 开启自动主汽门, 提升转速至 3000r/min, 喷油试验合格. 并 告结束。 g) 若用φ 2.5mm 喷油孔进行喷油,危急遮断器仍不动作,则停止试验,分析原因,根 据情 况决定机组是否继续试验。 2.2.8.10.5 超速试验: a) 同步器摇至上限 b) 调整高压油动机错油门操作杆,顺时针旋转错 油门调整方头,缓慢将转速提升到 3270—3330r/min 范围内某一值时,危急遮断器应动作,自动主汽门,调速汽门,抽汽逆

止门迅速关闭。 c) 关闭自动主汽门强制手轮,将同步器退回到额定转速位置,将高压油动机错油门调 整杆方头拧到正常工作位置。 d) 当转速下降到 3050r/min 以下时,重新“挂钩”缓缓开启自动主汽门,使机组定 速,再次试验。 e) 若转速升至 3360r/min,危急遮断器仍不动用作 时,立即手动“打闸” ,检查自动 主汽门, 调速汽门应迅速关闭,停机进行调整。 2.2.8.10.6 合格标准: 超速试验在同一情况下应进行两次,两次的转速差不应超过 0.6%,大修后危急遮断 器超速试验应进行三次,第三次和前两次的平均数相差不应超过 l%。 2.2.8.11 真空系统严密性试验与汽轮机惰走试验: 2.2.8.11.1 条件: a) 机组大修后; b) 真空系统检修后; c) 停机和运行一个月以上; d) 启动和运行真空恶化时。 2.2.8.11.2 试验方法: a) 将电负荷到 9000 一 10000kW,凝汽流量不超过 25T/h。 b) 分别关闭凝汽器两侧空气门。 c) 试验 6 分钟,记录后 5 分钟的负荷,真空和排汽温度,注意真空不得下降太快,否 则,应立即投入射水泵,停止试验。(记录时间应从凝汽器两侧空气门关闭后开始)。 d) 真空下降率每分钟不超过 0.00065mpa 为合 格。 e) 试验完毕,分别开启凝汽器两侧空气门。 f) 待真空恢复正常,根据需要增加热负荷。 g) 注意在试验过程中,保持热负荷稳定。 2.2.8.11.3 汽轮机惰走试验: 每次停机应做惰走试验,记录惰走时间及惰走时的真空,转速试验方法如下: a) 以额定转速开始,刚一打闸,就对转速真空进行记录。 b) 每分钟记录一次,直至转子静止。 c) 在转子惰走过程中尤其在低速阶段,应注意对汽轮机内部听音。 d) 根据试验绘制出惰走曲线即转速,真空与时间关系曲线,与原始数值进行比较,发 现异常应查明原因。 2.3 信号使用规程 设置信号装置是为机电值班人员联系之用,从主控室发向汽机的信号及“复归”按钮, 只允许班长和值班员操作。汽机只允许班长、 司机、副司机操作。事故情况下值长可以使 用。在发出信号前应先发“注意”信号,否则无效,对方见到信号后应立即执行, 2.3.1 主控室发向汽机室的信号 2.3.1.1 “注意” :表示将要发出信号、提醒对方注意监视。 2.3.1.2 “已合闸” 表示发电机已与系统并列。 : 2.3.1.3 “已断开” 表示发电机已与系统解列。 : 2.3.1.4 “加负荷” 表示该机要增加负荷,请注意。 : 2.3.1.5 “减负荷” 表示该机要减少负荷,请注意。 : 2.3.1.6 “电话” :请对方接听电话。

2.3.1.7 “更改命令” :表示前一信号作废,不要执行。在发错信号后应立即发出此信号, 否则因错发信号出现的后果由错发信号的人负责。 2.3.1.8 “停机” :表示发电机已不能运行,要求汽机进行停机操作。 2.3.2 汽机室发向主控室的信号 2.3.2.1 “注意” :表示将要发出信号,请准备接受下个信号。 2.3.2.2 “机器危险” :表示汽机故障,需立即将发电机解列并恢复信号。 “机器危险”信号 的按钮,应装有防止误碰、误解而误送信号的装置(可在按钮上加防护置)。 2.3.2.3 “可并列” :表示该机已符合发电机并列的条件。接到该信号后应报告值长,复归 信号,按命令将发电机并列。 2.3.2.4 “减负荷” 表示由于汽机的原因,需要减少发电机的负荷,并立即恢复信号。 : 2.3.2.5 “更改命令” :表示原发的信号不要执行,要按新发的信号执行或用电话联系清楚 后再执行。 2.3.2.6 “汽机调整” :表示汽机由于某种原因需调整,主控室不准调整。见到此信号后即 复归,值班员应加强监视。 2.3.2.7 增减负荷均以 0.3MW 幅度。 2.3.3 使用信号的规定 2.3.3.1 接到对方信号后,应立即执行,不得拖延。 2.3.3.2 使用信号人员必须熟悉每个信号的概念和涵义。 2.3.3.3 凡接到对方信号后,无特殊情况应立即解除信号。 2.3.3.4 各班接班后应与电气联系将全部信号试验一次,发现失灵应立即汇报值长。 2.3.3.5 发出错误的信号或收到信号拒不执行,因此而造成的后果由个人负责,直至法律责 任。 2.4 启动前试验、暖管 2.4.1 暖管、升压 2.4.1.1 一段暖管从汽机截汽门至电动主汽门前,稍开截汽门的旁路门,保持 0.20~0.3Mpa, 暖管 20~30 分钟。 2.4.1.2 以每分钟 0.15~0.2Mpa,3—5℃的速度升至额定值。 2.4.1.3 达到额定压力后全开截汽门,关闭旁路门,根据气温情况适当关小各处疏水门。 2.4.2 在暖管和升压过程中进行如下操作: 2.4.2.1 开截汽门后疏水门、#1 机主蒸汽管道疏水门。 2.4.2.2 升压前开启电动主汽门前疏水门。 2.4.2.3 主蒸汽温度达 400℃时,关闭电动主汽门前疏水门。 2.4.3 启动润滑油泵 检查各油泵油位正常,轴承冷却水稍开,手动盘车灵活,启动交流润滑油泵(若油温 较低,可启动高压油泵) 。注意电流、出口压力、轴承振动等正常后,开启出口门。润滑油 压、各轴承回油正常后,投入联锁,开启高压油泵及直流油泵出口门。 2.4.4 启动连续盘车 拉出盘车装置离合器手柄销子, 逆时针旋转盘车电动机手轮, 同时将手柄推向机头方 向,合上离合器。启动盘车电机,倾听汽轮机内部声音正常后投入联锁,然后启动油箱排烟 机。 2.4.5 启动循环水泵 适当开启盘根冷却水门,检查手动盘车灵活,启动循环泵,注意电流、出口压力、轴 承振动等正常后, 开启电动出口门, 根据循环水出口母管压力情况, 决定启用几台泵。 然后, 凝汽器两侧逐步投入循环水,正常后投入备用泵联锁

2.4.6 启动射水泵、抽真空 检查轴承油位正常,手动盘车灵活,射水池水位正常,启动射水泵,注意电流、出口 压力、轴承振动等正常后,开启出口门。检查一切正常后,投入联锁,开启备用泵出口门。 运行中根据水温及时调整补水。 2.4.7 启动凝结水泵 检查轴承油位正常,手动盘车灵活,水封门、空气门热水井水位正常后,启动凝结水 泵。注意电流、出口压力、轴承振动等正常后,开启出口门。调整凝结水再循环门,保持热 水井水位。检查一切正常后,投入联锁,开启备用泵出口门。 2.4.8 冲转前 5-10min,真空仍达不到启动条件时,应投入汽封加热器及均压箱向前后轴封 供汽 2.4.8.1 启动汽封加热器 2.4.8.1.1 启动轴封抽风机,稍开汽封加热器至抽风机抽气门(也可不启动轴封抽风机,而 稍开汽封加热器至射水抽气器空气门) ,使汽封加热器真空不大于 0.0265Mpa。 2.4.8.1.2 检查汽封加热器疏水应畅通,开启汽封加热器疏水门 2.4.8.2 启动均压箱 2.4.8.2.1 全开新蒸汽进汽二次门, 稍开一次门 (#2 机只有一次门)保持均压箱压力在 2. , 94 kpa -29.4kpa,开启并调整均压箱减温水门,控制均压箱温度在 120℃-200℃之间。 2.4.8.2.2 稍开均压箱疏水门 2.4.8.2.3 机组启动正常后, 逐渐关小均压箱新蒸汽一次门直至关闭,注意均压箱压力及真 空变化。 2.4.9 确信电动主汽门及其旁路门已关闭严密,自动主汽门前无压力,做自动主汽门、调速 汽门开关活动试验正常。 2.4.10 做抽汽止回阀联动试验应正常。 2.4.11 做油压降低试验,自动主汽门掉闸油压试验应正常。 2.4.12 二段暖管。 2.4.12.1 开启自动主汽门前疏水门, 稍开电动主汽门旁路门, 保持 0.2-0.3MPa 暖管 10 分钟。 2.4.12.2 以每分钟 0.15-0.2MPa 的速度升至额定压力, 全开电动主汽门、 关闭电动主汽门的 旁路门。 2.5 冲动转子与升速 2.5.1 冲动转子前的条件 2.5.1.1 主汽压力在 4.0MPa 以上。 2.5.1.2 主汽温度在 400 度以上。 2.5.1.3 真空在-0.06Mpa 以上。 2.5.1.4 润滑油温度在 30 度以上,调速油压、润滑油压正常,即可冲动汽轮机转子。 2.5.1.5 高压油泵运行正常,危急保安器挂闸, 复位磁力断路油门手柄,检查危急遮断指示 在“正常”位置,调速汽门、旋转隔板应全开, 缓慢开启自动主汽门, 当转子转动,盘车装 置退出后,适当关小主汽门, 注意调整热水井水位。 2.5.2 冲动转子时应注意 2.5.2.1 动、静部分无摩擦声音 2.5.2.2 冲动时真空的瞬间下降,不得低于 0.04MPa。 2.5.2.3 转子转动后,盘车装置应自动退出工作位置,切除盘车电动机开关。 2.5.2.4 轴承入口油温达 35 度,油压、油流、振动均正常时,即可升速。 2.5.3 汽轮机冷态启动时间分配如下: 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 均匀升速至 2500r/min 5min 检查并维持 2500r/min 10min 均匀升速至 3000r/min 10min 全面检查 10min 2.5.4 汽轮机热态启动及时间分配 2.5.4.1 凡停机时间在 12 小时以内,或前汽缸复速级处上汽缸壁温度不低于 300 度以下, 下缸壁温度不低于 250 度,重新启动,均为热态启动。 2.5.4.2 热态启动应遵守以下几点: a) 进入汽轮机的蒸汽温度应高于复速级处汽缸壁温度 50 度。 b) 在冲动转子前 2 小时应连续盘车。 c) 连续盘车情况下,应先向轴封送汽,后抽真空。 d) 维持真空约-0.08MPa。 2.5.4.3 热态启动时间分配如下: 冲转后升速至 500 r/min 2min 检查并维持 500 r/min 3min 均匀升速至 1200 r/min 5min 检查并维持 1200 r/min 5min 均匀升速至 2500 r/min 5min 检查并维持 2500 r/min 2min 均匀升速至 3000r/min 5min 全面检查 10min 2.5.5 在升速过程中应注意: 2.5.5.1 机组振动不超过 0.03mm,否则应降低转速直至振动消除,维持此转速运转 30min, 再升速,如振动仍未消除,需再次降速运转 120min, 再升速若振动仍未消除,则必须停 机检查。 2.5.5.2 通过临界转速时应迅速平稳。 2.5.5.3 当转至 2600r/min 左右,注意调速器开始动作,调速汽门应缓慢地关小。 2.5.5.4 当转速升至 2850r/min,全开自动主汽门,用同步器提升转速至 3000r/min。 2.5.5.5 当转速升至 2950r/min,确认主油泵工作正常后,停止交流高压油泵。 2.5.5.6 冷油器出口油温升至 40℃投入冷却水;维持出口油温在 35—45℃之间。 2.5.5.7 发电机进口风温升至 30℃投入运行,维持风温在 20-40℃之间。 2.5.5.8 当排汽缸温度升至 80℃时投入汽缸喉部喷雾冷却装置,控制排汽温度不得超过 100℃。 2.5.5.9 对机组进行全面检查,化验凝结水水质合格,一切正常后向主控室发出“注意”“可 、 并列”信号。 2.6 并列与接带负荷 2.6.1 接“注意”“已并列”信号后,增负荷至 0.6MW,暖机 10 分钟,关闭三通疏水门、 、 汽缸疏水门, 2.6.2 以 0.3MW/min 的速度增负荷至 1/2 额定负荷,暖机 8 分钟。 2.6.3 以 0.3MW/min 的速度增负荷至额定负荷。 2.6.4 在增加负荷过程中,应注意监视各段压力,排汽室温度、真空,轴承温度,轴向位移

指示、振动、异音等。 2.6.5 根据负荷增加情况,调整均压箱压力和热水井水位。 2.6.6 凝结水合格后,关闭凝结水排地沟门,开启去除氧器凝结水门。 2.6.7 当负符增加至 1/3 额定负荷后,投入低加,调整疏水门开度,保持加热器水位正常。 2.6.8 当负荷增至 1/2 额定负荷时, 即可投入调压器和旋转隔离板油动机, 准备接带热负荷。 2.6.9 .当负荷增至 1/2 额定负荷,可投高加及除氧器加热。 2.7 带热负荷及回热抽汽的投入 当电负荷达 1/2 额定负荷后,即可投入调压器和旋转隔板 2.7.1 调压器投入前的检查与准备 2.7.1.1 检查调压器侧部手柄在“解列”位置,向调压器膜盒内灌注凝结水,待空气完全排 出后关闭放汽门及注水门,缓慢开启信号管一次门。 2.7.1.2 投入抽汽止回阀联动装置,开启一级抽汽止回阀, 使抽汽逆止门同抽汽电动门之间的 管道处于投入状态; 2.7.1.3 开启电动抽汽门的旁路门,以 0.2~0.3MPa 的压力暖管 30 分钟,检查疏水畅通。 2.7.2 调压器的投入 2.7.2.1 顺时针方向旋转调压器顶部手轮, 将调压器弹簧全部松开, 检查确认调压器液动阀处 于开启状态(液动阀下移为开启状态,否则应将把手按下) 。 2.7.2.2 逆时针方向转动调压器侧部节流孔板开关的手轮, 将第二脉冲油路的节流孔慢慢打 开,随着脉冲油压的建立,旋转隔板亦随之关小,抽汽口压力渐渐升高到约 0.883Mpa 左右。 2.7.2.3 将调压器侧部手轮缓慢、平稳转至“投入”位置。此时调压器和旋转隔板油动机已 开始投入正常工作。 2.7.2.4 调整调压器顶部手轮, 抽汽口压力升高速度控制在 0.049 Mpa/min, 抽汽压力达到要 求数值后,即可渐渐打开抽汽阀门,开始供汽。 2.7.3 调压器的投入应注意 2.7.3.1 调压器投入过程中调速系统摆动,电负荷摆动不超过 120kW,可继续操作。电负荷 摆动值超过 1200kW 应立即退出调压器,报告班长,值长,查明原因重新投入。 2.7.3.2 当汽轮机调整抽汽与其它汽源并列运行时,应调整调压器使抽汽压力高出送入管路 压力 0.029Mpa,方可开启抽汽阀门向外供汽。 2.7.3.3 在调压器和旋转隔板油动机未投入前,如果已带较大的电负荷,抽汽口压力高出所 要求的供汽压力,则应先减少电负荷,使抽汽口压力低于所要求的供汽压力 0.049Mpa,然 后投调压器,接带热负荷。 2.7.3.4 抽汽量增加速度不大于 5t/min。 2.7.3.5 电负荷和热负荷不允许同时增加。 2.7.4 调压器运行中的故障处理 2.7.4.1 抽汽工况运行中调速系统发生轻微摆动,应立即报告班长查明原因,摆动原因由调 压引起电负荷摆动值超过 1200kW,应立即退出调压器,停止抽汽运行,并报告班长、值长、 车间主任查明原因,决定如何处理。 2.7.4.2 抽汽压力低于抽汽可调范围下限时,应给予调整或限制电动抽汽门,使抽汽口压力 回升,采取措施无效,退出调压器,停止抽汽运行查明原因。 2.7.4.3 抽汽口压力升高超过安全阀动作压力,抽汽安全阀不动作时,应停止抽汽运行。 2.7.4.4 运行中应控制抽汽量不超过最大抽汽量,汽轮机总进汽量不超过最大进汽量。 2.7.4.5 由于调压器液压阀动作而使调压器自动解列后,应将调压器侧手轮转至 “解列” 位置, 并关闭调压器侧面第二脉冲油路节流孔,而后重新投入调压器和旋转隔板油动机。

2.7.5 调压器的解列 2.7.5.1 关小电动抽气门,抽汽流量降低速度不超过 5t/min。 2.7.5.2 旋转调压器上部手轮,将调压器弹簧压紧螺钉完全松开。 2.7.5.3 抽汽流量降至零,关闭电动抽汽门。 2.7.5.4 顺时针方向缓缓扳动调压器侧部手柄到“解列”位置,缓慢关闭第二脉冲油路节流 孔。 2.7.5.5 关闭抽汽信号管一、二次门。 2.7.5.6 减负荷速度和加负荷速度一样。 2.8 运行中的维护 2. 8.1 不得超过规范中规定的各项数值。 2.8.2 凝结水过冷却度不大于 1℃,端差不大于 8℃。 2.8.3 发电机进风温度不高于 40℃,若无法调整风温时应通知电气。 2.8.4 轴向位移应在+1.0-0.6mm 以内。 2.8.5 振动标准 振 动 标 准 优 良 合格

汽轮发电机 水泵、 油泵

0.02 0.05

0.03 0.07

0.05 0.10

2.8.6 每 30 分钟(下部每小时)全面检查一次,每小时记录运行日志一次。 2.8.7 根据规定进行设备定期切换和试验,确保备用设备达到随时可启动状态。 2.8.8 及时合理调整运行方式,做好运行分析,确保机组安全经济运行。对各种运转设备做 好巡检,每月一、十六日白班用振动表测量和记录振动一次。 2.8.9 发现设备缺陷要及时消除,若不能消除,应填写设备缺陷通知单并报告班长。 2.8.10 凡设备操作, 运行方式变更、异常、事故及处理等情况,均应详细做好记录。 2.8.11 凝汽器半侧清洗 2.8.11.1 停止 a) 得到班长通知后, 联系电气适当减去部分负荷,以达停后真空不低于 0.08MPa,排 汽温度不高于 65 度。 b) 关闭清洗侧循环水进水门、 出水门、 汽侧相应空气门, 开启清洗侧循环水室放水门, 放空气门,待水放净后,真空不低于-0.08Mpa,方可进行清洗。 c) 在清洗过程中,注意真空、负荷、排汽温度变化情况,发现异常及时处理。 2.8.11.2 投入 a) 关闭循环水室放水门,稍开循环水进水门,待空气放净后关闭水室放空气门,检查 大盖应无漏水处。 b) 全开出水门、进水门、汽侧相应空气门。 2.8.12 冷油器的切换 2.8.12.1 停止 a) 班长监护,副司机操作。 b) 检查运行冷油器进、出油门应全开,油温正常。 c) 缓慢关小停用冷油器出油门直至全关。司机应严格监视油压、油温、轴承温度、机 组振动,并及时调整油温,使其温度变化不大于 3℃。

d) 检查机组运行正常后,关闭进油门。 e) 关闭进水门后关闭出水门。全面检查正常后方准开始检修。 2.8.12.2 投入 a) 班长监护, 副司机操作。 b) 严格监视油压、油温、轴承温度、机组振动,上下密切配合。 c) 开启油侧放空气门, 缓慢开启进油门, 此时油压不得下降或摆动。放净空气后 有油溢出时关闭油侧放空气门。然后全开进油门、出水门。 d) 缓慢开启出油门,全面检查应无漏油处。 e) 根据油温及时调整入口水门,使油温变化不大于 3℃。 f) 投入后运行 30 分钟后,油压、油温、轴承温度、振动均正常方可停另一台冷油器。 2.8.13 为了保证机组安全可靠运行,每一机组必须通过试验求出以下各关系曲线,以供运 行中检查核对: 2.8.13.1 在汽轮机通流部分干净状态下,以及在相同的主汽、排汽参数与一定的运行方式 下各监视压力和蒸汽流量的关系曲线,供运行中判断盐垢积结程度和叶片运行情况: 2.8.13.2 汽缸膨胀和转速、负荷的关系曲线: 2.8.13.3 轴向位移和推力轴承乌金温度和负荷的关系曲线; 2.8.13.4 在正常情况下停机时,转子惰走曲线: 2.8.13.5 凝汽器的热力特性曲线: 2.8.13.6 加热器出口水温和负荷的关系曲线。 2.9 汽轮机组的停止 2.9.1 值长在停机前一小时通知汽机班长。 2.9.2 司机接到班长停机命令后,应做好下列工作: 2.9.2.1 联系锅炉、化学,准备好操作票。 2.9.2.2 联系电气测量高压油泵、润滑油泵电动机绝缘应合格,试验油泵应良好,盘车电机 试转,转向正确。 2.9.2.3 适当减去部分热负荷,然后以 0.3Mw/min 的速度减电负荷至 1/2 额定负荷停留 8min。 2.9.3 当电负荷减至 1/2 额定负荷时,即停用第一级调整抽汽,解列调压器。 2.9.3.1 顺时针方向旋转调压器顶部手轮,使抽汽压力逐渐降低,当抽汽压力低于供热系 统压力 o.049Mpa 以下时关闭抽汽门,停止供热。 2.9.3.2 当抽汽流量减至“o”时,将调压器侧手轮转至“解列”位置。此时调压器和旋转 隔板油动机关闭,旋转隔板逐渐开大。 2.9.3.3 顺时针方向旋转调压器侧面节流孔开关手轮, 将第二脉冲油路的节流孔缓慢关闭, 使旋转隔板全开。 2.9.3.4 逐渐减热负荷时,可以同时减小电负荷。 2.9.3.5 解除抽汽逆止门电磁阀电源。关闭抽汽逆止门进水门。 2.9.4 当抽汽压力低于加热器所需压力时,停用加热器。 2.9.5 通知电气按 0. 3Mw/min 速度减负荷至 “0” 减负荷过程中应及时调整均压箱压力, 。 凝结水再循环门,注意油温、风温。 2.9.6 若负荷减不到 0,禁止发电机解列。 2.9.7 电气发来“发电机已解列”信号,发电机已解列。注意汽轮机转速不得升高。 2.9.8 按规定做有关试验。 2.9.9 按下列方法打闸停机: 2.9.9.1 关回主汽门 1/ 2。

2.9.9.2 推进危急保安把手,关闭主汽门,关紧主汽门手轮。开启高压油泵、启用轴封抽风 机,停射水泵,待真空到 0 时,关闭均压箱进汽门及前后汽封门。 2.9.9.3 停止汽封加热器,关闭至抽风机抽汽门,停止轴封抽风机。 2.9.9.4 解除低真空信号及掉闸保护。 2.9.9.5 转子静止时,记录惰走时间。 2.9.10 转子静止后应: 2.9.10.1 解除高压油泵“联锁’ ’开关,开启交流润滑油泵,停止高压油泵: a) 关闭出油门。 b) 断开电源开关。 2.9.10.2 注意润滑油压不低于 0.08MPa。 2.9.10.3 开启盘车电机,连续盘车 18 小时。以后每隔一小时盘车 180°, 24 小时结束。 2.9.10.4 连续盘车结束后,解除交流润滑油泵、盘车设备“联锁”开关,停止交流润滑油 泵。 注:a) 盘车前先开油泵。 b) 油泵停止后,若轴承温度升至 75℃,应再次开启油泵冷却轴承。 2.9.11 转子静止后停凝结水泵: 2.9.11.1 解除“联锁”开关。 2.9.11.2 断开电源开关。 2.9.11.3 注意热井水位,关闭凝结水再循环水门。 2.9.12 排汽缸温度降至 50℃以下,凝汽器停用循环水,根据循环水母管压力停循环水泵。 2.9.13 停排烟机,关闭冷油器、空冷器进出水门。 2.9.14 关闭电动主汽门、截汽门,开启电动主汽门前疏水门。 2.9.15 开启三通疏水门,各级抽汽疏水门,汽缸疏水门,主蒸汽管道疏水,自动主汽门前 疏水门。 2.10 备用中的维护 2.10.1 隔绝汽轮机的一切汽源、水源。 2.10.2 禁止无工作票进行破坏备用的一切检修和消除缺陷的工作, 2.10.3 保持设备和现场的整齐清洁。 2.10.4 主、辅设备应处于启动前的准备状态。 2.10.5 长期备用时,隔绝一切汽源、水源,放净存水并进行干保护。动力设备停电。 2.11 事故处理 2.11.l 事故处理原则: 发生故障时, 运行人员应迅速解除对人身设备的危害, 找出发生故障的原因, 消除故障; 同时应注意保持非故障设备的继续运行, 必要时设法增加非故障设备的负荷, 以保证对用户 正常供电供热。在处理事故过程中,运行人员应当设法保证厂用电的照常供应。为了完成上 述任务,运行人员一般保持设备的正常运行,消除所有的不正常情况,正确迅速地执行上级 命令。 2.11.2 机组发生故障时,运行人员一般应按下面所述顺序进行工作,消除故障: 2.11.2.1 根据仪表的指示和机组外部的征象肯定设备已发生故障。 2.11.2.2 迅速消除对人身和设备的危害,必要时应立即解列故障的设备; 2.11.2.3 迅速查清故障的性质、发生点和操作的范围: 2.11.2.4 保证所有未受损害的机组能正常运行: 2.11.2.5 消灭故障的每一阶段都需要尽可能迅速地报告值长,以便及时采取更正确的对策 防止故障蔓延。

2.11.3 消灭故障时,动作应当迅速、正确,但不应急躁、慌张, 否则不但不能消灭故障, 反而使故障扩大。在处理故障时,接到命令后应复诵一遍,如果没有听懂,应反复问清。命 令执行以后,应迅速向发令者报告。 2.11.4 车间主任和副主任在机组发生故障时,必须到现场监督消灭故障工作,并给予运行 人员必要的指示,但这些指示不应和值长的命令相抵触。 2.11.5 禁止与消灭故障无关的人员停留在发生故障的地点。 注: 2.11.5.1 当主汽门前蒸汽压力为 5.30MPa 或蒸汽温度为 485℃时,每次运行不超过 30min, 全年累计不得超过 20h。 2.11.5.2 当主汽门前蒸压力小于 4.60Mpa 或蒸汽温度小于 420℃时,按规定减负荷运行。 2.11.5.3 在下列情况下,允许汽轮机带额定电功率长期运行。 2.11.5.3.1 进汽压力到 4.6MPa, 进汽温度降到 420℃, 冷却水进水温度不超过 25℃。 2.11.5.3.2 冷却水进水温度升高 33℃,但应满足下列条件: a) 进汽参数不低于额定值: b) 冷凝器保持计算耗水量: c) 进入高压加热器的给水量,不大于该工况下汽轮机总进汽量的 105%。 2.11.6 故障停机 2.11.6.1 紧急故障停机步骤: 2.11.6.1.1 向电气发出“注意” “机器危险”信号。 2.11.6.1.2 推进危急遮断器把手,关闭主汽门。 2.11.6.1.3 开启高压油泵、开真空破坏门、停射水泵。 2.11.6.1.4 停用一级调整抽汽、关闭一抽电动门、解列调压器。 2.11.6.1.5 关闭加热器进汽门及疏水器出口门,关闭一抽至二抽联络门。 2.11.6.1.6 适当开启凝结水再循环水门。 2.11.6.1.7 其它步骤按正常停机进行。 2.11.6.1.8 注意机内声音、振动、惰走时间。 注: a) 热力保护动作时,关闭主汽门,发电机解列。 b) 电超速保护动作时,发电机解列,只关调速汽门,不关主汽门,10 秒钟左右自 动恢复(同步器至空负荷 3000r/min 位置)。 c) 使用“危急按钮’ ’停机时,关闭主汽门,同时发电机解列。 d) 若不能用危急遮断器停机时,可用“危急按钮” 。 e) 为了更快的使转速降低,必要时可要求主控制室给发电机加上励磁。 2.11.6.2 下列情况应破坏真空停机: 2.11.6.2.1 机组突然发生强烈振动或金属撞击声和金属摩擦声音。 2.11.6.2.2 汽轮机转速升高至 3360r/min,而危急遮断器装置不动作。 2.11.6.2.3 水冲击。 2.11.6.2.4 轴端汽封处冒火花。 2.11.6.2.5 任何一个轴承断油或轴承回油温度急剧升高达 75℃。 2.11.6.2.6 瓦温超过 110℃或轴承内冒烟。 2.11.6.2.7 油系统着火且不能很快扑灭。 2.11.6.2.8 油箱内油位突然下降到最低油位以下。 2.11.6.2.9 润滑油压降至 0.0196MPa。 2.11.6.2.10 转子轴向位移超过+13mm 或,-0.6mm。

2.11.6.2.11 主汽管破裂。 2.11.6.2.12 发电机,励磁机内冒烟、着火。 2.11.6.2.13 后汽缸排汽门动作。 2.11.6.2.14 主油泵故障。 2.11.6.3 汽轮机在下列情况应不破坏真空故障停机: 2.11.6.3.1 进汽压力高于 5.2MPa 或进汽温度高于 485℃。 2.11.6.3.2 进汽压力低于 1.76MPa 或进汽温度低于 360℃。 2.11.6.3.3 冷凝器真空低于-0.06lMpa。 2.11.6.3.4 调节系统调节连杆脱落或折断,调节汽门或旋转隔板卡死。 2.11.6.3.5 轴承振动大于 0.07mm。 2.11.6.4 汽轮机出现下列情况而在 15min 内不能恢复时,应不破坏真空故障停机: 2.11.6.4.1 进汽压力低于 2.06MPa,但高于 1.76MPa。 2.11.6.4.2 进汽温度低于 370℃,但高于 360℃。 2.11.6.4.3 冷凝器真空低于-0.073MPa,但高于-0.061MPa。 2.11.7 蒸汽参数变化汽压、汽温、冷凝器真空下降允许出力表:

初 温、初 压 降 低 减 负 荷 曲 线 0 减 热 40 负 荷 量

455℃ 420℃ 度 温 410℃ 前 门 400℃ 汽 主 390℃ 380℃ 零负荷线 370℃ 故障停机线 360℃ 50 80

80

20 30 主汽门前压力

40

12

10

8

6

4

2 0 减电负荷量

真 空 降 低 减 负 荷 曲 线 MPa

冷 0.093 凝 . 093 器 700 真 空
0. 086 40 50 60 70 0. 079 80 80

0 15

减 热 负 荷 量

30

0. 073

12 10 8 6 2.11.7.1 汽压、汽温分别下降允许出力表 汽压 (MPa) 4.37 4.12 3.88 3.63 3.39 3.14 2.90 2.65 2.41 2.06 1.76 汽温 (℃) 415 410 405 400 395 390 385 380 375 370 360

4

2

0 减电负荷量

电负荷 (Mw) 热负荷(t/h) 11.2 10.3 9.4 8.6 7.7 6.8 6.0 4.0 2.0 0 打闸停机 68.5 57.1 45.7 34.2 22.8 11.4 0 0 0 0

2.11.7.2 真空下降允许出力表 真空(MPa) -0.090 -0.087 -0.084 电负荷 (Mw) 热负荷(t/h) 15.0 15.0 12.5 65.6 50 30

-0.080 -0.077 -0.073 -0.061

6.0 3.2 0 打闸停机

0 0 0

说明:1. 上两表汽轮机汽压、汽温、真空分别下降减负荷均是从汽轮机带最大热负荷及额 定电负荷开始的。 2. 若汽轮机汽压、汽温、真空同时下降,则汽轮机减负荷量为各自减负荷量之和。 3. 若汽温降至 420℃以下时,立即按规定减负荷运行,必要时开启主蒸汽管道疏水, 根据情况适当开启汽缸疏水检查。 2.11.8 油系统故障 2.11.8.1 主油泵工作失常: 主油泵发出杂音,同时压力降至 0.9MPa 以下,高压泵应自动投入,查明原因,如注 油器压力是否降低等,如仍维持不住正常油压,则应破坏真空故障停机。 2.11.8.2 油系统漏油: 2.11.8.2.1 油压、油位同时下降: a) 检查冷油器铜管是否泄漏,压力油管路是否有泄漏,并注意观察各油压值,油温、 振动、轴瓦温度等。 b) 油位下降较大时, 应及时向油箱补油。 c) 若属冷油器铜管破裂,应切换冷油器。属压力油管路泄漏,应通知检修尽快处理。 d) 若压力油管路漏油无法消除时,应破坏真空故障停机。 2.11.8.2.2 油压下降,油位不变。 a) 启动辅助油泵,维持正常油压。 b) 检查辅助油泵逆止门是否严密,低压油过压阀是否松动,设法调整使之恢复正常, 检查主油泵工作是否正常。 2.11 8.2.3 油位下降,油压不变: a) 检查油箱油位计是否灵活,滤网是否清洁。 b) 检查油管道、油箱放水门及事故放油门是否漏油。 c)向油箱补充新油,设法消除漏油。油位继续下降无法补充时,应破坏真空故障停机。 2.11.8.2.4 油位升高,油质浑浊: a) 联系化学化验油质。 b) 开启油箱放水门放出存水。 c) 适当调整汽封。 2.11.8.3 油系统着火: 2.11.8.3.1 首先查明着火地点,设法及时消除,汇报值长。 2.11.8.3.2 若火灾不能及时扑灭,并威胁机组安全,应破坏真空故障停机。 2.11.8.3.3 若火灾严重威胁机组、厂房、人身安全时,应立即开启事故放油门,并联系消防 队。 电话:119。 2.11.8.4 轴承温度升高: 2.11.8.4.1 原因: a) 轴承内有杂物。 b) 断油或油量减少。 c) 汽封过大或漏汽。 d) 冷油器断水或缺水使油温升高。

e) 轴向推力增大。 2.11.8.4.2 现象: a) 轴承回油量减少或中断。 b) 轴承温度升高或冒烟。 2.11.8.4.3 处理: a) 任何一个轴承温度升高 1-2℃应查明原因,设法消除。 b) 轴承油温升至 75℃或瓦块温度升至 110℃和回油中断,应破坏真空停机。 c) 如汽封过大或油温升高,应进行调整。 d) 推力轴承温度升高,应检查负荷、汽压、汽温、轴向位移、真空、振动等,适当减 去部分负荷。 2.11.9 轴向位移增大: 2.11.9.1 应检查推力瓦温度、负荷、汽温、汽压、真空、声音、振动是否正常,适当减去 部分负荷。 2.11.9.2 轴向位移增大至掉闸数值,同时推力瓦温度明显升高,应破坏真空故障停机。 2.11.9.3 如轴向位移保护失灵,应及时汇报,设法消除。 2.11.10 轴向位移动作使汽机掉闸: 2.11.10.1 关回主汽门手轮,停用第一级调整抽汽及加热器,检查推力瓦温度,轴向位移指 示、声音、振动、汽压、汽温、真空等正常时摇回同步器,重新合闸开机,否则不准启动。 2.11.10.2 在重合闸开机和带负荷过程中,若轴向位移急剧增大,应破坏真空停机。 2.11.11 汽轮机运行中发生振动 2.11.11.1 原因: a) 动、静部分发生磨擦。 b) 汽温过高或过低 c) 润滑油温过高、过低或油压过低 d) 发电机、励磁机工作失常。 e) 断叶片或排汽温度过高。 2.11.11.2 处理: a) 用恢复油压、油温和降低负荷等方法消除振动。 b) 突然发生强烈振动并清楚的听出金属磨擦声时,应破坏真空故障停机。 2.11.12 负荷突变 2.11.12.1 超负荷 a) 向电气发信号“注意” “减负荷” ,减去部分负荷。 b) 注意一抽压力,真空、油温、轴向位移、振动等有无异常,当转速下降较大时,增 开高压油泵。 2.11.12.2 甩负荷 2.11.12.2.1 甩部分负荷: a) 调整轴封压力及热水井水位。 b) 当高、低加水位满水时,解列高、低加。 c) 当机组带抽汽运行时,应通知电气恢复负荷。 2.11.12.2.2 甩负荷到零,汽机调整系统能维持汽机转速在额定转速附近处理如下: a) 手摇同步器,将汽机转速调到额定值。 b) 调整轴封压力和热水井水位。 c) 解列高、低加,关闭除氧供汽,若机组带抽汽工况运行,应将一抽电动门关闭,解 列调压器,检查无异常时,通知电气并列。

2.11.12.2.3 甩负荷到零,汽机转速升高到危急遮断器动作转速,危急遮断器动作,处理如 下: a) 关回主汽门手轮退同步器,及时启动高压油泵。 b) 调整轴封压力及热水井水位。 c) 解列高、低加、关闭一抽至二抽联络门,关闭除氧供汽。 d) 若机组带抽汽工况运行,应关闭一抽电动门,解列调压器。 e) 机组转速降至 2000r/min 时,手拉危急遮断器重定手柄,危急遮断油门复位。 f) 检查无异常时,重新开主汽门升速,并列带负荷。 2.11.12.2.4 甩负荷到零,汽机转速升高到危急遮断器动作动速,危急遮断器不动作,转速 继续升高,处理如下: a) 手拍危急保安器,开启高压油泵,开真空破坏门,停射水泵。 b) 关回主汽门手轮。 c) 解列高、低加,关闭除氧供汽,若机组带抽汽运行,应关闭一抽电动门,解列调压 器。 d) 转速到零时,注意投入盘车。 e) 待调速系统检修调整并做超速试验后,方可允许并网带负荷。 2.11.13 发电机、励磁机着火 2.11.13.1 破坏真空故障停机,汇报班长、值长,进行灭火。 2.11.13.2 转速降至 400r/min 时, 重新拉真空, 拉出危急保安器把手, 保持 200-400r/min, 直至火扑灭,得到值长命令后方准停机。 2.11.14 辅助设备工作失常 2.11.14.1 循环水泵故障 2.11.14.1.1 运行水泵掉闸,备用泵应“联锁”自投,解除“联锁”开关,全开出水门, 关 闭故障泵出水门。 2.11.14.1.2 若运行掉闸,备用泵未“联锁”自投,应立即重合运行泵,无效时启动备用泵。 2.11.14.1.3 若两台水泵均不能开启, 立即减负荷至 o, 开启工业水循环水联络门, 维持 3000r /min 断开循环水泵开关。 2.11.14.1.4 冷油器、空冷器根据情况改用工业水。 2.11.14.1.5 联系电气送电,将水泵恢复备用状态。电源恢复后立即开泵恢复运行。 2.11.14.2 凝结水泵故障 2.11.14.2.1 运行水泵掉闸,备用水泵 “联锁”自投。 2.11.14.2.2 若运行水泵掉闸,备用泵未“联锁”自投,应即重合运行泵,无效时开启备用 泵。 2.11.14.2.3 若两台水泵均不能开启,根据真空降低情况降负荷,如凝汽器满水,造成真空 偏低,应立即故障停机。 2.11.14.2.4 联系电气送电,将水泵恢复备用状态。 2.11.14.3 凝汽器铜管渗漏: 2.11.14.3.1 现象:凝结水硬度增大,水位升高,凝结水泵电流增大。 2.11.14.3.2 处理: a) 联系化学化验凝结水,根据化验人员的通知向循环水泵入口处锯末(不要大块或其 它杂物) 。 b) 加锯末无效时,应及时汇报值长。根据值长意见处理或停机。 2.11.14.4 加热器管子破裂; 2.11.14.4.1 现象:疏水水位高,出水温度降低。

2.11.14.4.2 处理:开启旁路疏水门,若疏水水位仍不下降,立即解列加热器运行。 2.11.14.5 仪表失灵: 2.11.14.5.1 热工仪表失灵,联系热工仪表人员校验。 2.11.14.5.2 电气仪表失灵,联系电气人员校验。 2.11.14.6 射水泵故障 2.11.14.6.1 运行水泵掉闸,备用水泵应自动投入运行,补合备用泵运行按钮,分跳闸泵开 关。 2.11.14.6.2 运行泵掉闸,若备用泵未自投应立即试合运行泵,无效时启动备用水泵。 2.11.14.6.3 若二台泵均不能开启,根据真空降负荷,若凝汽器真空急剧下降,应立即故障 停机。 2.11.14.6.4 联系电气送电,将水泵恢复备用状态。 2.11.14.7 凝结水位升高 11.14.7.1 原因: a) 凝结器铜管破裂。 b) 凝结水泵故障。 c) 压加热器管子破裂。 d) 再循环水门误开或补水误开。 2.11.14.7.2 处理: a) 联系化学化验凝结水水质。 b) 开启备用凝结水泵停止故障泵。 c) 检查再循环水门、补水门否关闭严密。 e) 若低加管子破裂应解除低加。 f) 若凝结器水位升高影响真空,应按真空下降处理 减温减压器运行规程 3.1 减温减压器做为向热用户供汽的汽源,机组正常运行有 1#、2#减温器(互为备用)以 #1 机抽汽作为外供汽汽源; #3 减温减压器作为#1 机组停运时 1#、 2#减温器的备用汽源。 有#1、#2 减温减压器互为备用。#4 减温减压器作为#2 机组停运时#2 机组抽汽外供热 的备用汽源。 3.1.1 减温减压器、分汽缸规范 3.1.1.1 1#(减温减压器) : 新蒸汽压力:5.29Mpa 二次蒸汽压力:2.546Mpa 新蒸汽温度:485℃ 二次蒸汽温度 400℃ 减压流量:0-10t/h 减温水压力 7.2Mpa 减温水温度 104℃ 3.1.1.2 2#(减温减压器) 新蒸汽压力:5.29Mpa, 二次蒸汽压力:2.546Mpa 3 新蒸汽温 度:485℃ 二次蒸汽温度 400℃ 减压流量:0-10t/h 减温水压力 7.2Mpa 减温水温度 104℃ 3.1.1.3 3#(减温减压器) 新蒸汽压力:5.29Mpa, 二次蒸汽压力:1.27Mpa 新蒸汽温度:485℃ 二次蒸汽温度 200℃

减压流量:0-80t/h 减温水压力 7.2Mpa 减温水温度 104℃ 3.1.1.4 4#(减温减压器) 新蒸汽压力:5.29Mpa, 二次蒸汽压力:0.981Mpa 新蒸汽温度:485℃ 二次蒸汽温度 300℃ 减压流量:0-100t/h 减温水压力 7.2Mpa 减温水温度 104℃ 3.1.1.5 1#(减温器) 新蒸汽压力:1.27Mpa, 新蒸汽温度:324℃ 二次蒸汽温度 200℃ 减压流量:0-80t/h 3.1.1.6 2#(减温器) 新蒸汽压力:1.27Mpa, 新蒸汽温度:324℃ 二次蒸汽温度 200℃ 减压流量:0-80t/h 3.1.2 分汽缸: 项目 最高工作压力(Mpa) 设计压力(Mpa) 设计温度(℃) 试验压力(Mpa) 1.57 1.65 350 2.5

3.2 减温减压器的启动 3.2.1 启动前的准备工作 3.2.1.1 关闭主蒸汽门到减温减压器截汽门及旁路门、减温水门,如供汽管内无压力,可开 启供汽 门,否则应关闭。 3.2.1.2 开启截汽门前的疏水门、减压器后疏水门、减温减压器调整门、减压门前后截门、 管道疏水门。调整门送电,开、关试验良好后关闭自调解除。 3.2.1.3 表计齐全良好,压力表门开启。 3.2.1.4 通知给水值班工,开启至减温减压水总门。 3.2.2 启动 3.2.2.1 微开截汽门之旁路门,减压减温器暖体及热网暖管,维持压力在 0.2-0.3Mpa 暖体暖 管 20-30 分钟。逐渐将压力升至 0.8 至 1.0Mpa 关小调整阀维持压力,全开截汽门,关闭旁 路门,关小疏水门。 3.2.2.3 当减温减压器后温度升至 300 度调整减温水门,维持减温器后温度在 250-300 度。 3.2.2.4 全面正常检查后, 投入减压减温器自动调整。 经常监视微机供汽压力和温度的变化。 3.2.2.5 关闭截汽门前疏水门及减温器疏水门、管道疏水门。 3.3 减温减压器的停止 3.3.1 逐渐关闭减压阀及减温水调整阀,解除自动调整。 3.3.2 关闭减温减压器进汽电动门及减温水门。 3.3.3 关闭减温减压器供汽门。 3..3.4 减压减温器停止备用时,只关减压阀,减温水门。 3.4 减温减压器事故处理 3.4.1 减压阀阀杆脱落或门杆折断。 3.4.1.1 现象 a) 流量减少或到“0” 。

b) 减温器后温度下降。 c) 供汽压力下降。 3.4.1.2 处理 a) 如供汽流量到“0”应立即关闭减温水门。 b) 若带一部分流量,应调整减温水门恢复减温器后正常汽温。 3.4.2 减温减压器自动调整失灵,应改为手动调整,并联系热工人员处理。 3.4.3 安全阀动作: 3.4.3.1 关小减压阀降低压力,使安全阀复位,注意调整温度。 3.4.3.2 如压力恢复正常后安全阀仍不能复位,应手动协助复位。 3.4.4 法兰、阀门严重泄漏。 3.4.4.1 设法切除故障部位,并尽量维持非故障部位运动。 3.4.4.2 若故障部位无法切除,并严重威胁人身和设备安全运行时应立即停止其运行。 4 凝汽器胶球清洗规程 4.1 胶球泵规范及性能 4.1.1 胶球泵规范及性能 名称 型号 流量 m /h 扬程 m 功率 kw 转速 r/min
3

125 SS—9 66 9 4 960

4.1.2 二次滤网:外旋 WE 型。 固定式圆形筒装于凝汽器入口管道上,胶球清洗时,防止胶球倒流,并能在运行中分别 清理网内杂物。 4.1.3 装球室:立式圆筒型,内有三通切换阀,操作把手使胶球自动投入系统,又能回收胶 球。 4.1.4 收球网:为栅格式,固定在排水管道上,为圆锥形,网为长方形,密度稀,水阻小。 4.1.5 三通分配器:为圆形透明活板式,清洗时只能甲或乙单侧清洗,不能甲、乙侧同时清 洗。 4.1.6 胶球:采用脱皮后的海绵胶球原料,为蜂窝状,耐磨性能强,不易变形。 4.2 胶球清洗原理 比重与水相近的海绵球,在胶球泵的作用下,胶球随同循环水混合进入铜管 由于胶球是多孔较软的弹性体,所以可在较小的压差作用下,胶球压缩变形进入铜管,在铜 管中胶球其形状成卵形, 并与铜管内壁有一整圈的接触, 这样胶球在管内进行过程中等于把 铜管内壁揉擦一遍,将管壁上的污垢擦下来,并带出铜管以外,也把停留在管壁上的静止水 膜破坏,从而提高管子的传热效能。当胶球流出铜管时,它在自身弹力的作用下,突然恢复 原状,将随循环水流至收球网,经过收球室重复以上运行。 4.3 胶球系统的操作 4.3.1 通知电气测电机绝缘应合格并送电。 4.3.2 检查水泵轴承油位正常,油质良好。 4.3.3 盘动靠背轮转动灵活。 4.3.4 检查三通切换阀应在装球位置。

4.3.5 加球 200-300 个,(球径比铜管内径大 1mm),上紧顶盖。 4.3.6 检查装球室底部放水门应关闭,顶部放空气门应关闭。 4.3.7 二次滤网左右侧排污门应关闭。 4.3.8 分配阀打至中间位置。 4.3.9 分配阀后至左右佩阀门应关闭。3.10 收球网后左、右阀门应关闭。 4.4 胶球冲洗的操作 4.4.1 开启收球网后左或右侧阀门。 4.4.2 开启分配阀至左或右侧阀门。 4.4.3 开启胶球泵,开启装球室空气门;放尽空气后关闭。 4.4.4 将装球室三通切换阀打至清洗位置。 4.4.5 将分配阀打至左侧或右侧进行循环清洗。 4.5 投入胶球时间按排及停止清洗 4.5.1 胶球清洗每天二班进行一次,左、右侧各清洗 l 小时(新按装或大修后的机组,清洗 30 分,15 天后改为 1 小时)。 4.5.2 清洗完毕,将三通切换阀打至收球位,收球 30 分钟,关闭清洗系统所有阀门,停止 胶球泵。 4.5.3 如清洗另一侧按上述各项操作即可。 4.5.4 胶球清洗前应做好负荷、抽汽量、真空,循环水进出水温端差记录。 4.5.5 清洗结束做好收球率的记录,收球率要求达到 95%以上,否则应查明原因。 4.5.6 清洗结束,记录计算清洗前后真空、端差的对比情况,并认真分析经济性。 4.5.7 #1 机清洗西侧凝汽器时应先关闭射水池补循环水门,射水池改工业水,清洗完毕后 恢复。 5 冷却塔运行规程 5.1 气象资料 按宁阳县自然条件:历年平均气温 13.4℃ 历年极端最高气温:40.7℃ 历年极端最低气温:—17.2℃ 年平均降水量:689.6mm 历年平均相对湿度:75.1% 年平均风速:2.7m/s 极端最大风速:25.3m/s 全年主导风向: SE 夏季主导风向: S、SE 冬季主导风向: N 地震烈度:6 度 最大冻土深度:0.48m 绝对地平标高:59.35 5.2 设备规范 塔顶标高:65.28m(相对) 进风口直径:50.286m 出风口直径:27.44m 进水井直径(外径):3m 进水井直径(内径):2.5m 最高水位 2m

贮水量 4500 m3(最高水位时) 5.3 冷却塔的启动 5.3.1 值班人员接到值长启动冷水塔的命令后,应做好下列准备工作: 5.3.1.1 水塔周围应清洁整齐,清除垃圾、杂物以及妨碍通风物品。 5.3.1.2 水塔塔壁、支柱、梯栏完整牢固,照明应充足良好。 5.3.1.3 回水沟滤网清洁并放在工作位置,绞车及钢丝绳应完整良好。 5.3.1.4 水沟及水池清洁无杂物。 5.3.1.5 水塔内部主水槽及分水槽应完整良好,内无杂物,喷咀、淋水板应完整良好。 5.3.1.6 关闭水池放水门。 5.3.1.7 通知机组关闭循环水泵出水门及顶部放空气门。 5.3.2 向冷水塔进水: 5.3.2.1 开补水门向冷水塔放水。 5.3.2.2 进入后通知化学取样分析水池水质,若不合格开启排污门,排污直至合格关闭。 5.3.2.3 水池水位离壁顶部 200-300mm 时,停止进水。 5.3.3 通知机组冷水塔已投好,循环水泵可以投入运行。 5.4 冷水塔的停止 5.4.1 通知机组停止循环水泵运行。 5.4.2 如循环水泵入口门检修,需在回水沟加堵板:其强度必须承受静压的两倍以上。 5.4.3 如水池检修或清理污泥,则必须开启放水门,使水池水放净。 5.5 运行中的维护及事故处理 5.5.1 滤网应经常保持清洁无杂物堵塞。 5.5.2 水塔周围必须经常保持清洁无杂物, 以防起风吹入水池内堵塞滤网或进入循环水泵内 部损坏设备。 5.5.3 根据化学通知,若水质不合格时开启排污门。 5.5.4 经常保持正常水位,不使水溢流或水位过低。 5.5.5 发现水塔落水不均匀,应进入水塔检查(进入水塔不少于两人)分水槽落水孔是否堵 塞,若堵塞应清扫杂物。 5.5.6 发现水塔支柱或内部支架严惩断裂,应立即汇报值班长并进行适当处理。 5.7 若因水池底或壁裂缝造成水位严重下降,应立即联系增大补水量,及时汇报值班长、值 长、车间主任,研究措施处理。 5.5.8 禁止冬季将水池放空,以免冻坏池壁、池底,如有特殊需要时应预先作好防止冻坏池 壁、池底的措施。 5.5.9 冬季因故需要临时切断冷水塔时,应将进风口盖好,防止水槽淋水装置上存水结冰, 压坏淋水装置。 5.5.10 冷水塔分水槽内水层不应低于 120mm,各水槽水流应畅通,水层应大致相同,相关 不应大于 10—15%,不允许从水槽壁上向外溢水。 5.5.11 冷水塔的主管道、配水管和分水槽不应有漏水地方。 6 给水除氧系统运行规程 6.1 设备规范 6.1.1 除氧器规范 名称 型式 单位 #1、#2 旋膜式

型号 工作压力 出水温度 水箱有效容积 除氧头尺寸 水箱尺寸 Mpa ℃ M
3

6XC 一 100——01 0.02 104 40 1500?1688 2500?9421

mm mm

1.2 疏水扩容器规范 容器容积:1.5m3 工作压力:0.25Mpa 工作温度:350℃ 试验压力:0.4 Mpa 6.2 除氧器的启动与停止 6.2.1 启动前的准备 6.2.1.1 检查下列阀门应关闭 凝结水母管进水门,高加疏水进水门,疏水泵来水母管进水门,补给水母管进水门,调 节器前后截门旁路门、汽平衡门、水平衡门,加热蒸汽进汽调节器前后截门及旁路门、给水 泵再循环水门,下水门、放水门,水位计放水门、定排至汽平衡门母管门,冷渣器回水门, 水封筒放水门、除氧器加氨门、#1、#2 除氧器二段抽汽进汽门。 6.2.1.2 检查下列阀门应开启: 开启除氧塔排气门,水位计汽水平衡门。 6.2.1.3 联系化学化验水质。开补充水泵送水。 6.2.2 启动 6.2.2.1 开启补充水调节器旁路门进水冲洗水箱,水箱水位升至 50%时,关闭补充水门,开 启放水门放水,放完水后关闭。二次再进水冲洗直到化验合格为止。 6.2.2.2 当水箱水质化验合格后,缓慢开启进汽门,维持压力 0.02-0.03Mpa 保持水箱水位 在上水位计 1/3 以上。 6.2.2.3 开启下水门、给水泵再循环水门,疏水泵进除氧器水门, 冷渣器回水门。 6.2.2.4 联系司机,根据情况开启凝结水进水门,高加疏水门。 6.2.2.5 投入进汽调节器: a) 电动关闭调节器阀。 b) 开启调节器前后阀门。 c) 缓慢关小调节器旁路门,当压力低时,开大调节器阀,直至旁路门全关,维持压力 0.02Mpao 当压力能维持正常时,投入自调,注意压力应正常。 6.2.2.6 投入补充水调节器: a) 当除氧器水位正常时,电动关闭调节器阀,关闭旁路进水门,开启前后截门。 b) 电动调节除氧器水箱水位,当水位正常时投入自调,注意水箱水位应正常,否则查 明原因。 6.2.2.7 除氧器汽源由加热蒸汽供汽时,应通知有关机组值班工启用加热蒸汽供汽。 6.2.2.8 除氧器汽源由机组抽汽供汽时,应通知有关机组司机启用抽汽供汽。 6.2.2.9 其它除氧器的启动,参照#1 除氧器的规定执行。 6.2.2.10 除氧器在并列前应: a) 各水箱水位接近相同。 b) 各除氧器的压力接近相等。 c) 水温相差不大于 10-15℃。

d) 水质合格。 e) 并列时必须先开汽平衡门,再开水平衡门。 f) 送向除氧器的各种水源,均应连续均匀送入,避免水源时断时续达不到除氧要求。 6.2.3 除氧器的停止 6.2.3.1 联系有关机组,准备停用给水除氧器,注意高加疏水水位,凝结器水位等。 6.2.3.2 检查除氧器有关进水门应开启。 6.2.3.3 关闭凝结水进水门、高加疏水门,疏水泵来水进水门、给水泵再循环门、冷渣回水 门。关闭补充水调节器后截门。 6.2.3.4 关闭下水门,除氧器进汽门。如需放水时开启放水门放水至疏水箱,注意疏水箱水 位。 6.3 给水泵的启动与停止 6.3.1 启动前的准备(以#1 给水泵为例): 6.3.1.1 检查水泵轴承油位充足,油质良好: 6.3.1.2 检查各表计齐全良好, 表门开启,表应有电源. 6.3.1.3 手动盘车灵活,靠背轮保护罩牢固完整. 6.3.1.4 清除水泵周围杂物,保持设备及环境清洁. 6.3.1.5 开启水泵进水门,适当开启再循环水门,轴承冷却水门,盘根冷却水进水门,关闭出 水门。 6.3.1.6 检查入口压力不低于 0.15Mpa. 6.3.2 启动 6.3.2.1 合上“启动”并关,检查轴承、水泵、电动机声音、振动等应正常。 6.3.2.2 开启出水门,根据水泵流量适当关小再循环水门或关闭。 6.3.2.3 联锁泵出水门,开 3-5 圈.合上“联锁”开关。 6.3.3 停泵 6.3.3.1 解除该泵“联锁”开关。适当开启再循环水门。 6.3.3.2 关闭出水门。注意系统压力,确保系统压力正常。 6.3.3.3 断开该泵开关关闭轴承冷却水门,适当调整盘根冷却水门。 6.3.3.4 该泵备用时,全开出水门.合上“联锁”开关。 6.4 加热器的启动与停止 6.4.1 启动 6.4.1.1 清除周围杂物,保持设备及环境卫生。 6.4.1.2 检查表计齐全良好,表门开启,水位计放水门关闭,汽水平衡门开启。 6.4.1.3 关闭高加疏水进低加疏水门及至凝汽器疏水门,关闭紧急疏水放水门及放水门.关 闭高加至低加空气门及至凝汽器空气门, 关闭疏水直通门及疏水器疏水出口门, 关闭给水进 水门、出水门、进汽门。 6.4.1.4 开启疏水进除氧器疏水门、疏水器汽、水平衡门、疏水器进水门。微开给水进水门, 检查疏水水位是否上升,如上提应停止投入运行。当疏水水位正常,全开给水进水门,出水 门,关闭直通门。 6.4.1.5 开进汽门暖体 20-30 分钟,然后全开进汽门.根据疏水水位情况,开启疏水器出水 门及至除氧器疏水门.注意疏水水位必须正常. 6.4.1.6 投入疏水水位高、低报警信号。 6.4.2 停止 6.4.2.1 联系锅炉.

6.4.2.2 缓慢开启给水直通门,关闭给水出水门、进水门。关闭进汽门。 6.4.2.3 关闭疏水器出水门及至除氧器疏水门,开启疏水放水门。 6.4.2.4 解除疏水水位高,低信号报警。 6.5 运行中的维护 6.5.1 给水泵值班人员的正常维护工作: 6.5.1.1 经常监视系统压力、水泵电流、轴承油位、温度、振动等;除氧器、给水加热器水 位。 6.5.1.2 下部每 30 分钟全面检查一次,每小时记表:上部每二小时全面检查一次。 6.5.1.3 为避免电源电断时水泵同时掉闸,如开两台水泵时,其电源不要在同一段母线上。 6.5.2 经常保持下列技术指针: 6.5.2.1 给水泵入口压力不低于 0.15MPa。给水泵电流不超过 29A。 6.5.2.2 各轴承温度最高 70℃; 轴承振动在 0.05mm 以内。 6.5.2.3 给水除氧器进汽压力 O.02-O.025MPa;下水温度 104-106℃:水箱水位 1.1m 一 1.3m 之间。 6.5.3 设备的定期试验与切换。 6.5.3.1 每月 25 日两班给水泵应进行切换。 6.5.3.2 给水泵切换应先测电动机组绝缘合格方可启动。 6.5.3.3 水泵停止不到一个月,可不切换,但应测绝缘。 6.6 备用中的维护 6.6.1 备用设备应达到随时可启动状态,没有值班长签字的工作票不得进行检修。 6.6.2 水泵应有电源,轴承油位充足,油质良好。 6.6.3 各备用设备的表计,应齐全良好。 6.6.4 设备、现场环境整洁。 6.7 事故处理 6.7.1 给水泵工作失常 6.7.1.1 值班工应本着下列原则进行处理: 6.7.1.1.1 迅速启动备用泵,停止故障泵。 6.7.1.1.2 迅速处理限制事故范围,保证锅炉不缺水;除氧器不缺水、满水而扩大事故。 6.7.1.1.3 在下列情况应紧急故障停泵: a) 威胁人身生命安全。 b) 电动机内部冒烟或着火。 c) 给水泵内部有清晰的摩擦声或冲击声。 6.7.2 给水泵电源中断: 6.7.2.1 现象: a) 运行水泵流量增加,系统压力下降。 b) 出口压力下降,电流指示为零。 6.7.2.2 处理: a) 迅速开启备用泵,保持系统压力。若备用泵“联锁”投入应解除“联锁”开关。 b) 开启轴承冷却水门,开大水泵出水门, 保证系统压力正常。 c) 关闭故障泵出水门。 6.7.3 给水泵汽化: 6.7.3.1 原因 a) 除氧器压力升高,温度变化使入口温度升高:除氧器水箱水位低或缺水。 b) 水泵入口滤网堵塞。

c) 水泵出水门未开,再循环水门未开或开的较少,水泵低负荷运行时间长。 6.7.3.2 现象 a) 入口管和泵内发出噪音。 b) 出、入口压力和电流摆动或降低。 6.7.3.3 处理 a) 启动备用泵。 b) 检查各有关放水门是否关严。 c) 除氧器水位不准低于 40%,否则应减少供汽量。 6.7.4 给水加热器疏水水位升高: 6.7.4.1 检查疏水器情况,开大直通疏水门。 6.7.4.2 水位仍不下降,适当开启放水门维持正常水位。 6.7.4.3 如高加内部钢管泄漏使水位升高,立即开启紧急放水门,停止加热器运行。 6.7.6 仪表和管道工作失常 6.7.6.1 仪表失常: 6.7.6.1.1 热工仪表失常,联系热工人员消除。 6.7.6.1.2 电气仪表失常,联系电气人员消除。 6.7.6.2 管道、阀门、法兰泄漏: 6.7.6.2.1 设法消除、泄报值班长。 6.7.6.2.2 若影响设备安全运行时,则应切换管道或有关设备。 6.8 疏水扩容器的启动与停止 6.8.1 启动: 6.8.1.1 保持现场及设备清洁。 6.8.1.2 根据有关单位通知,关闭或开启疏水门: a) 开启疏水扩容器至疏水箱门。 b) 开启锅炉疏水至疏水扩容器总门。 c) 开启经常疏水总门、启动疏水总门。 6.8.2 停止: 6.8.2.1 根据有关单位通知,关闭有关系统疏水门。 6.8.2.2 如需全停关闭所有疏水门即可。 6.9 疏水箱的启动与停止 6.9.1 启动: 6.9.1.1 保持现场及设备清洁,表计齐全良好,表门开启。联系电气测疏水水泵电动机绝缘 合, 油量充足,油质合格。 6.9.1.2 开启放水门,关闭出水至疏水泵进口门。 6.9.1.3 关闭疏水泵进水门,出水门。 6.9.1.4 关闭除氧器放水来水门。 6.9.1.5 开启疏水泵出水至疏水母管门,关闭至锅炉疏水门及疏水泵再循环门。 6.9.1.6 开启疏水箱补充水门进水冲洗水箱至化验合格为止。 6.9.1.7 关闭放水门,向疏水箱补水至水位计的 3/4 为止。 6.9.1.8 开启疏水泵进水门。 6.9.1.9 合上“启动”开关,开启出水门。 6.9.1.10 当疏水箱水位低时,应停止疏水泵。 6.9.2 停止: 6.9.2.1 关闭水泵出水门。

6.9.2.2 断开电机开关。 6.10 维护 6.10.1 不准超过规范中规定的各项数值。 6.10.2 每小时检查一次并记录运行日志。 6.10.3 根据水箱水位情况经化验合格后开启或停止水泵运行。 6.10.4 如一台泵连续运行一个月,可切换备用泵运行。 6.10.5 水泵声音、轴承温度、振动应正常,否则应切换备泵运行。 6.10.6 如水泵轴承温度高,电动机发热或冒烟,立即停止该泵运行。 6.10.7 如水箱水质化验不合格,立即停止水泵运行。将水箱水放出,水质合格后关闭放水 门。 7 设备定期切换 序号 工作内容 时 间 日 期 执行人 监护人

1

试验机电联络信号

每班一次

司机

班长

2

主汽门活动试验

白班

每周一

司机

班长

3

高压油泵试验

白班

每月一、十五号

司机

班长

4

交直流油泵试验

白班

每周一

付司机 付司机 化学人员

班长

5

油箱放水取样

白班

每周一

班长

6

试验备用泵

白班

每周五

司机

班长

7

切换滤油器

白班

司机

班长

8

清扫冷却塔滤网

白班

每周一

付司机

班长

9

测量轴承振动

白班

每天一次

司机

班长

10

运行泵轴承加油

白班

每周一

付司机

班长

11

切换滤水器

白班

每周一

付司机

班长

12

冷油器切换

白班

付司机

班长

13

调速系统绞合处加油

白班

每周一

司机

班长


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