1 机组简要特性
1.1 本汽轮机为单缸、中温中压、冲动式背压汽轮机, 与锅炉、发电机及其它附属设备组成成套发电设备. 汽轮机排出的背压蒸汽可供工业用汽, 适用于大、中型企业的自备热电站, 以提高其供热系统的经济性, 汽轮机可以按电负荷运行(此时背压蒸汽不可以调整), 可以与电网并列按热负荷运行(此时电负荷变化由电网承担), 电负荷与热负荷不能同时调整.
1.1.1 本汽机采用小岛式双层布置. 转子由一双列速级及两个压力级组成.
1.1.2 转子采用套装式柔性转子. 叶轮为刚性锥形薄片叶轮结构.
1.1.3 汽轮机转子以钢性联轴器与发电机转子相联. 在汽轮机端联轴器上
有盘车棘齿, 为电动盘车.
1.1.4 汽缸为20CrMo 铸钢铸成. 汽缸分上、下两半, 上、下两半又各分为前后两半. 前汽缸与前轴承座用半圆法兰连接, 后汽缸通过猫爪及立销与后轴承座相联, 前轴承座上装有推力轴承、主油泵、调节器、危急遮断油门、轴向位移遮断器, 危急遮断器为飞锤式, 前轴承座下有纵向滑销, 后轴承座与
后座架上有纵向横向平销, 其交点形成汽轮机热膨胀死点, 调节汽阀为群阀提板式, 公分六个阀, 其第一个阀为梨形阀, 其余为球形阀.
1.2设备型号
1.2.1汽轮机B6-3.43/0.981
1.2.2主油泵一台 压增0.588MPa 流量540I/MIN
1.2.3高压电动油泵一台, 型号65Y-60 压力0.6 MPa, 流量25I/Min.
1.2.4交流油泵一台, 型号CHY18, 压力0.353MPa, 流量20.5I/Min.
1.2.5注油器一台, 出口油压0.0687.
1.2.6冷油器两台, 表面式.
1.2.7汽封加热器一台, 抽汽器工作蒸汽参数: 压力0.588-1.18MPa, 温度
260-435度, 流量36Kg/h.
2.1总则
2.1.1汽机的启动及运行方式的改变须按运行主任的命令指示, 在班长的领导下进行操作, 在紧急情况下值班员可按事故处理规程操作.
2.1.1.1有计划的停机运行主任1小时前通知班长, 班长通知班组人员做好停机准备工作.
2.1.1.2准备停机操作票.
2.1.1.3记录热膨胀指示.
2.1.1.4冬季检查通往室外的排汽管应畅通.
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2.1.1.5停机开启汽动油泵(或高压电动油泵), 需继续供油3-4h 在盘车时开起电动油泵供应润滑油。
2.1.2汽轮机运行正常时运行员必做的工作。
2.1.2.1认真监盘及操作、调整，随时注意各种仪表的指示变化，采取相应的正确维护措施，认真填写运行日志。
2.1.2.2每60min 抄表一次，并进行分析，发现仪表读数和正常植有差别时，应立即查明原因，并采取必要的措施。
2.1.2.3定期对机组进行巡视，在巡视时应特别注意推力轴承乌金温度和各轴承的油温、油流及振动情况，汽、水、油系统的严密情况，严防漏油着火等。
2.1.2.4对汽轮发电机组进行听音测振，特别是在工况变化时。
2.1.2.5定期打扫，注意汽轮发电机组设备的清洁。
2.1.2.6运行中根据设备的具体情况，定期检查或联系检修清扫在水、油系统的滤网。
2.1.2.7运行中根据化学监督要求，定期检查汽轮机油质量及时调整汽封抽汽器的工作压力，使其工作蒸汽压力在0.588～1.176MPa ，并保证第一级热交换器压力为0.093MPa 左右，同时保证抽汽点真空度为0～5300MPa 之间，此时后轴封报信管有轻微蒸气逸出，防止由于漏汽压力过高漏气到油系统内使油质变劣化。
2.1.2.8调速油压正常0.657MPa ，润滑油压正常0.0784～0.1176MPa ，脉冲油压正常0.363MPa ，主油泵入口油压正常自行处理，但事后立即报告班长，班长报告运行主任。
2.1.3下列工作在分场主任或由分场主任指定人员监护下进行：
2.1.3.1大、小修后机组初次起动。
2.1.3.2危急保安器超速试验。
2.1.3.3调速系统试验。
2.1.3.4设备经过重大改进后，有新技术的试用。
2.1.4禁止汽轮机在下列情况下起动和运行，否则必须采取紧要有效措施，并取得运行主任和分场主任的同意。
2.1.4.1危急保安器不正常。
2.1.4.2主气门、调速气门、安全门卡住或关闭不严。
2.1.4.3汽轮机转速表指示不可靠。
2.1.4.4调速系统不能维持空负荷运行，当汽轮机甩负荷时不能保持汽机转速在危急保安器动作转速内。
2.1.4.5汽轮发电机组及某一轴承的任何方向的振动超过0.05mm 。
2.1.4.6主汽压、主汽温、调速及润滑油压表指示不可靠。
2.1.4.7油箱油位低于最低红线，主辅油泵不正常。
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2.1.4.8主蒸汽管路、背压排气管、轴封抽气管、轴封进气管不正常。
2.1.5机组起动与停止的准备工作：
2.1.5.1机组起动前的准备工作:
2.1.5.1.1班长得到运行主任起机通知后, 通知司机、副司机做好起机准备.
2.1.5.1.2联系锅炉班长确定用汽时间.
2.1.5.1.3通知电气测发电机绝缘电阻(停机超24h).
2.1.5.1.4准备操作票、工具、振动表、听音棒、搬手和手电筒等.
2.1.5.2机组停止准备工作:
0.068MPa ,如偏离该值应分析原因, 消除差值使其恢复正常.
2.1.5.2.9运行中要经常对冷油器进行检查, 保证其出口油温在35～45℃之间
2.1.5.2.10运行中应经常对冷油器进行检查, 保证其出口油温在25～35℃之间, 发电机定子温度在100℃之内.
2.1.5.2.11运行中要保持汽轮机经常在经济状态下运行. 为此, 要保持汽温, 汽
压正常, 变动范围不超过允许范围.
3.1运行与操作
3.1.1起、停机操作
3.1.1.1司机应进行下列检查:
3.1.1.1.1电动主汽门、旁路门和自动主汽门全关.
3.1.1.1.2同步器在下限位置(压力变换器).(保证转速达2880转/分).
3.1.1.1.3危急遮断油门、磁力断路油门、轴向位移控制器在断开的位置.
3.1.1.1.4调压器在断开位置(手柄向上) 一二、次门关闭.
3.1.1.1.5调速系统各杠杆和销子完整灵活, 调速汽门全关.
3.1.1.1.6转速表及所有表计齐全良好, 表的旋塞全开, 操作电源及表盘电源投
入.
3.1.1.1.7膨胀指示正常, 做好冷态指示记录.
3.1.1.1.8汽动油泵总、汽门抽汽器进气门全关.
3.1.1.1.9轴封加热器的进汽门、抽汽器进汽门全关.
3.1.1.1.10向空排汽门、背压管路疏水门、轴封加热器出入口软化水门开启. 软化水进路门关闭。
3.1.1.1.11油箱油位正常（200-250mm ），油系统无漏油处。
3.1.1.1.12起机时进行油泵自起动装置或联锁试验。
3.1.1.1.13起动电动油泵投入盘车装置。
3.1.1.2. 副司机应进行下列检查与操作；
3.1.1.2.1检查、调整汽动油泵进汽门和排汽管路疏水门。
3.1.1.2.2检查调整主蒸汽管路疏水门。
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3.1.1.2.3检查本体疏水。
3.1.1.2.4检查、调整背压排汽联箱及背压排汽管路疏水门。
3.1.1.2.5检查、调整大汽排出门的疏水门。
3.1.1.2.6电动排汽门及旁路门应全关。
3.1.1.2.7排汽管路的向空排汽门应在开启的位置。
3.1.1.2.8检查发电机空冷器循环水总门应全关，各组分路门及滤网前水门应全开。
3.1.1.2.9检查冷油器冷却水总门，冷油器出口水门及滤网前水门应全开，冷油器入口水门应全开。
3.1.1.2.10电动油泵入口门应全开。
3.1.2机组的起动
3.1.2.1起动汽动油泵（或高压电动油泵）进行调速系统试验。
3.1.2.1.1稍开汽动油泵总汽门保持压力0.3-0.5MPa 进行暖管疏水5分钟，通知副司机调整汽动油泵疏水，全开汽动油泵总汽门。
3.1.2.1.2、稍开汽动油泵进汽门，低速暖泵3分钟，然后逐渐开启进汽门使汽压在0.8-1.2MPa 左右，出口油压达到0.539MPa 。
3.1.2.1.3一切正常后进行下列试验。
3.1.2.1.3.1试验自动主汽门（挂危急保安器油门，强投轴向保护及磁力油门，开启自动主汽门至1/3位置，手打危急遮断器，主汽门应迅速关闭）。
3.1.2.1.3.2试验润滑油压保护（、挂上危急保安器，强投轴向保护、投入润滑油压保护开关，开启自动主汽门至1/3位置，降低润滑油压至0.03MPa 主汽门应迅速关闭）。
3.1.2.1.3.3试验润滑油压低联动（将电动油泵联锁投入，缓慢降低汽动油泵（或高压电动油泵）出口油压，当润滑油压降至0.04MPa 电灯油泵应自动投入运行）。
3.1.2.1.3.4试验轴向位移保护（挂上危急保安器，强投轴向保护投入轴向保护开关，降低汽泵（或高压电动油泵）出口油压，当轴向位移控制油压降至0.294MPa 时发出报警信号，降至0.245MPa 时主汽门应迅速关闭）。
3.1.2.1.3.5试验轴向位移（挂上危急保安器，强投轴向保护后，当轴向位移控制油压打0.294MPa 时，解开轴向保护强投，降低汽泵（或高压电动油泵）出口油压，当轴向位移控制油压降至0.245MPa ，自动主汽门应迅速关闭）。
3.1.2.1.3.6自动主汽门的低油压试验。
3.1.2.1.4检查一切正常后，将各保护装置挂闸，接通主汽门的高压油路。
3.1.2.1.5将同步器放在下限位置。
3.1.2.1.6将调压器的手柄放在断开的位置。
3.1.2.1.7检查主汽门是否关闭严密，调节汽阀是否开启。
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3.1.2.2暖管到自动主汽门前
3.1.2.2.1开启防腐门(导汽管疏水及本体疏水), 稍开电动主汽门的旁通门, 按每分钟(0.0981-0.147MPa(表) 速度将管路压力提至正常压力, 在提升压力过程中适当关小直接疏水门, 并检查管路支吊和膨胀情况.
3.1.2.2.2管道压力升到正常压力时, 应注意逐渐开大电动主汽门直至全开, 然后关回半圈, 关闭其旁通门.
3.1.2.3启动
3.1.2.3.1用盘车装置盘动转子, 测听声音.
3.1.2.3.2检查机组各轴承回油是否正常, 冷油器出口油温不低于25 ℃, 润滑油压0.0784-0.1176MPa ,主汽温度在350℃以上.
3.1.2.3.3旋转手轮慢慢开启主汽门, 转子冲动后立即关回保持一定转速, 检查测听通流部分, 轴封、主轴泵等处是否有不正常的声音.
3.1.2.3.4当一切正常后均匀慢慢升速, 在800r/min左右的转速下进行暖机, 暖机的时间约2.5-3h 进行检查, 并随时注意各轴承的温升及各部分的膨胀和振动情况.
3.1.2.3.5当轴承进口油温高于45℃时, 冷油器投入运行, 使冷油器出口油温保持在35-45℃.
3.1 2.3.6低速暖机后, 肯定汽轮发电机一切正常, 可逐渐打开主汽门, 缓慢将转速升高到1200r/min保持转速, 使机头热膨胀指数达到30mm, 并监视机组振动情况.
3.1.2.3.7一切正常后, 即可迅速平稳地越过临界转数1885r/min ,然后按每分钟300r/min的速度升速.
3.1.2.3.8在升速过程中, 应注意下列事项:
3.1.2.3.8.1当机组发生不正常的响声或振动超过允许值时, 应降低转速进行检查, 并消除之.
3.1.2.3.8.2当油系统有不正常现象时(如油温过高或油位过低等), 应迅速找出原因, 并采取有效措施.
3.1.2.3.8.3当发现汽轮机膨胀有显著变化时, 应停止升速进行检查.
3.1.2.3.9当转速打到2880r/min时, 调速器开始动作, 此时除第一个调节汽阀在稍微开启位置维持空转外, 其余各阀均应位于关闭位置.
3.1.2.3.10逐渐全开主汽门开足后将手轮关回半圈.
3.1.2.3.11当主轴泵出口油压达0.539MPa 时汽动油泵(或高压电动油泵) 应关闭(注意汽轮油泵(或高压电动油泵) 应在调速器开始动作之前关闭).
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3.1.2.3.12逐渐关小背压排汽管道上的向空排汽阀, 使背压逐渐增加(注意背压提升速度应以排汽温度每分钟升高不超过4℃为准), 试验排汽管路上的蒸汽压力管道安全设备(脉冲阀和安全阀的组合), 视其动作压力是否为1.43-1.44MPa.
3.1.2.3.13试验完毕后, 开启排空门, 关闭电动排汽门, 将蒸汽压力管道安全设备复位.
3.1.2.3.14联系运行主任, 汽机达到并网条件, 可并列.
3.1.2.3.15接到并列信号后, 通知副司机准备接通背压排汽管路.
3.1.2.3.16缓慢开启排汽电动阀的主闸门的旁路门, 然后开启电动阀的主闸门, 同时关闭向空排汽阀, 保持背压排汽管路的压力为工作背压.
3.1.2.3.17背压升至工作背压后, 打开汽封加热器冷却水阀门使水侧充水, 缓慢开启抽汽器, 调整抽汽器进汽阀, 使冒信管只冒少许蒸汽或使抽汽点真空度为0-0.0053MPa.
3.1.2.3.18关闭主蒸汽管路、汽缸调节级后及背压排汽管路上的直接疏水门.
3.1.2.3.19在空负荷运行情况下, 调整同步器使转速维持在3000r/min .此时应保证:
3.1.2.3.19.1主轴泵压增(即主油泵出入口油压之差为0.588MPa).
3.1.2.3.19.2脉冲油压与主油泵入口油压差为0.294MPa .
3.1.2.3.19.3各轴承油温正常.
3.1.2.3.19.4记录所有测量仪表的读数.
3.1.2.3.20当空负荷运行正常时, 对调节保安系统进行下列试验:
3.1.2.3.20.1手打危急遮断油门, 主汽门及调节汽门应迅速关闭.
3.1.2.3.20.2试验轴向位移遮断器.
3.1.2.3.20.3试验磁力断路油门.
3.1.2.3.20.4向两个方向旋转同步器手轮, 转速应平稳地上升和下降.
3.1.2.3.21汽轮机在第一次起动时, 大修后, 停机一个月后或已运行2000h 以上应进行危急遮断器动作试验, 步骤如下:
3.1.2.2.21.1将同步器销子拉出, 把同步器的心杆向下旋紧, 提升汽轮机转速达到3300-3360r/min , 此时危急遮断器必须动作, 否则应立即手击危急遮断油门停机, 调整危急遮断器的动作转速(也可拧紧错油门调节螺钉升速, 但试验后重新调整脉冲油压使恢复正常值).
3.1.2.3.21.2危急遮断器动作后, 应将主汽门手轮旋到底, 等转速下降到
3000r/min以下, 才可将危急遮断油门重新挂上, 再开主汽门使汽轮机恢复正常转速.
3.1.2.3.21.3汽轮机在第一次起动大修后, 危急遮断器动作试验应进行三次, 前二次动作转速差不应超过0.6%,第三次和前二次平均值差不应超过1%.
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3.1.2.4带负荷:
3.1.2.4.1汽轮机按电负荷运行(不并网时):
3.1.2.4.1.1与电气做好联系, 汽机准备带负荷.
3.1.2.4.1.2带负荷时严格监视汽轮机转速, 利用同步器调整汽轮机转速为额定转速.
3.1.2.4.2汽轮机按热负荷运行(此时汽轮机并入电网运行):
3.1.2.4.2.1由电气做好信号, 操纵同步器进行并列工作(此时同步器销子放在电动位置).
3.1.2.4.2.2利用同步器带上25%的负荷, 严格监视汽轮机的排汽压力.
3.1.2.4.2.3开启调压器脉冲管一次门, 注入软化水, 水进入调压器的下部开启二次门待蒸汽冲击后, 关闭排空气门, 慢慢开启调节器针型阀, 直至全开.
3.1.2.4.2.4旋转调压器上部手轮, 使调压器弹簧的紧螺钉全部松开.
3.1.2.4.2.5旋转调压器侧面手柄(调压器开关) 至接通位置.
3.1.2.4.2.6向增负荷方向慢慢旋转调压器上部手轮, 同时向减负荷方向旋转同步器手轮(注意保持调速汽门的开度不变, 背压不变) 到同步器处于汽轮机空转时的位置, 而调压器能保持该负荷时, 才确信已切换为调压器工作.
3.1.2.4.2.7切换过程中要严格注意调节系统与背压, 应保持稳定, 不允许发生背压升高至使安全阀动作的情况.
3.1.2.4.2.8逐渐增加热负荷, 在汽轮机与热网并列的情况下, 旋转调节器上部的手轮来增加热负荷, 在汽轮机单独供应的情况下, 旋转上部手轮调整背压值.
3.1.2.4.2.9在增加负荷过程中应严格监视汽轮发电机组的运行情况.
3.1.2.4.2.10注意调整前后汽封的漏汽量, 保持前、后出汽管有微微蒸汽溢出即可.
3.1.2.4.2.11负荷提升速度按每分钟增加150KW 进行, 增加速度应均匀.
3.1.2.4.2.12在增加负荷的过程中, 应适当调整冷油器冷却水量, 以使轴承进油温度保持在35-45℃ ,轴承温度不超过65℃ .
3.1.3停机
3.1.3.1与热网联系准备停机, 并对汽轮油泵及电动油泵(高压、低压) 进行试验. 检查主汽门阀杆活动情况.
3.1.3.2逐渐减负荷, 当电负荷降至750KW 时应当由调压器切换为同步器工作, 注意在切换过程中负荷变化要平稳, 断开调压器后关闭调压器蒸汽脉冲管上阀门.
3.1.3.3利用同步器将负荷降到零.
3.1.3.4开启汽动油泵进汽门保持进起压力0.3-0.5MPa .
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3.1.3.5得到控制盘发出 注意 已解列 信号, 手击危急遮断油门, 使汽轮机停止运转, 将主主汽门手轮关到底, 注意主汽门是否关闭严密.
3.1.3.6提升汽动油泵进汽压力为0.784-1.176MPa ,注意汽轮油泵运转情况.(或起动高压电动油泵)
3.1.3.7打开汽缸及主蒸汽管路的直接疏水门.
3.1.3.8关闭背压排汽管路上的电动门, 打开向空排汽门, 关闭汽封加热器的进汽门及抽汽汽门.
3.1.3.9停机降速过程中, 使用汽动油泵或高压电动油泵, 保持润滑油压不底于0.4Kg/cm (表).
3.1.3.10停机后汽轮油泵需继续供油3-4h 以冷却油颈, 在以后盘车时开启电动油泵供应润滑油.
3.1.3.11在转子惰走的时间内, 注意听测汽机内部声音及轴承振动情况.
3.1.3.12当转子完全停止后, 投入电动盘车, 电动盘车是手柄处于 合闸位置 ,操作人员必须手离盘车手轮, 才允许按启动钮进行盘车, 停止盘车时, 可按停止按钮, 使盘车断电停止盘车.
3.1.3.13当冷油器出口油温下降到35℃以下时, 关闭冷油器入口水侧阀门.
3.1.3.14关闭主蒸汽管路的电动主闸阀, 开启防腐门及有关直接疏水门.
3.1.4停机时不间断供汽的操作
3.1.4.1退出调压器用同步器控制背压.
3.1.4.2降低背压至0.7MPa 保持不变.
3.1.4.3减温减压器压力调整阀在关闭状态.
3.1.4.4 全开减温减压器入口电动门.
3.1.4.5 调整减温减压器压力调节阀, 使供汽压力略大于背压, 此时电负荷为零, 同时把同步器摇至空负荷位置.
3.1.4.6 温度超过350℃时投入减温水.
3.1.4.7 联系电器解列发电机.
3.1.4.8 关闭电动排汽门.
3.1.4.9 手打危急保安器.
3.1.4.10 关闭自动主汽门、电动主汽门.
3.1.4.11 开启背压管道排空门, 关闭背压至减温器联络门.
3.1.5起机时不间断供汽的操作
3.1.5.1稍开背压排汽管路至减温器联络门暖管10分钟后全开其联络门.
3.1.5.2调整减温减压器压力调整阀, 使其压力保持0.7MPa.
3.1.5.3 开启背压排汽管路电动阀的旁路门.
3.1.5.4 逐渐关小背压排汽管路向空排汽阀, 直至全关.
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3.1.5.5 开启背压排汽管路电动阀, 关闭其旁路门.
3.1.5.6 用同步器调整背压, 使背压大于减温减压器供汽压力.
3.1.5.7 关闭减温减压器减温水供水阀门.
3.1.5.8 关闭减温减压器入口电动门, 关闭出口门.
3.1.5.9 切换同步器为调压器(切换时保持背压负荷不变).
3.1.5.10 用调压器调整背压使供汽压力满足热用户需要.
4.1 运行与维护
4.1.1必须经常保持设备清洁，蒸汽管道上的绝热材料应小心维护.
4.1.2 定期检查校准各种仪表、机械式转速表的润滑油必须用仪表油, 禁止用透平油代替.
4.1.3对油系统要定期检查，保持管道的清洁和畅通，不得有漏油的地方，冷油器要定期清洗, 按时放出油箱底部的积水和油垢并补充新油保持油箱油位正常, 滤油网不得有堵塞现象，要定期对透平油进行过滤和更换.
4.1.4各轴承和杠杆活节处要定期加油润滑.
4.1.5 滤水器和滤油器的滤网要定期反冲洗，以免堵塞.
4.1.6 汽轮油泵的蒸汽管路总汽门应经常处于开启状态，使汽轮油泵随时处于准备启动状态.
4.1.7 经常检查蒸汽管路及疏水管路, 对其中的积水应清除干净.
4.1.8 汽轮机负荷不允许超过额定功率, 如果超过额定功率时应立即采取措施, 降低其功率为允许植.
4.1.9 汽轮机运行中周波变化范围不得超过50±0.5HZ/S.
4.1.10 每天定期将主汽门、电动主闸阀等重要闸门的阀杆上、下移动一、二次, 以免发生阀杆卡涩或咬死现象(此项操作应在低负荷时进行).
4.1.11 如果汽轮机经常带固定负荷应检查调节汽门开关情况, 防止阀杆卡涩.
4.1.12 所有自动保护装置(包括声、光信号) 均应定期进行试验.
4.1.13应保持汽轮机经常在经济状态下运行, 主汽门前蒸汽参数应保持在下列范围内: 设计参数 变化范围
3.43MPa 3.381—3.473MPa 435℃ 430～440℃
4.1.14 汽轮机在运行中各种轴承进油温度应保持在35℃—45℃范围内温升一般不超过10～15℃, 润滑油压应保持为0.0784—0.1176MPa.
4.1.15 定期作保安系统动作试验及低油压联动试验.
4.1.16 将备用冷油器投入运行时应:
4.1.16.1首先作放油门放油检查, 肯定备用冷油器油侧没有积水和油渣.
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4.1.16.2 向备用冷油器充油一般应在汽抡油泵(或高压电动油泵) 启动投入运行的状态下运行(此时出口油门应在关闭状态), 先慢慢开入口油门充油同时开启油侧空气考克放出空气，等有油流出确信空气已全部放净后再将空气门关上, 注意在充油过程中不使油系统油压发生波动.
4.1.16.3开启备用冷油器水侧空气考克和进水门(此时出水门应开启状态) 使水侧通水，排出空气后，关闭排汽旋塞.
4.1.16.4 慢慢开大油侧出油门和水侧进水门, 注意在操纵过程中不使润滑油压及油闻发生波动.
4.1.16.5 如把运行中冷油器停下时, 必须严密注视进入轴承的油压和油温, 缓慢关闭油侧和水侧阀门(先关进水门).
4.1.16.6 为了防止漏水到油内, 冷油器油侧压力应该经常大于水侧压力, 冷油器出口水门应经常在开启状态, 用进水门调整冷却水量.
4.1.17 在下列情况下禁止启动汽轮机:
4.1.17.1油温低于25℃(或润滑油压力低于正常植).
4.1.17.2 任一保安装置(如危急遮断器、危急遮断油门、轴向位移控制器等) 工作不正常时.
4.1.17.3 主汽门、调速汽门卡涩现象时.
4.1.17.4 汽轮油泵及其低油压保护工作不正常.
4.1.17.5 转速表及其它指示仪表出现不正常误差时.
4.1.17.6 机组振动超过0.07mm.
4.1.18 当机组不能维持空负荷运行和甩去全部负荷不能控制转速时, 禁止汽轮机带负荷.
4.1.19 禁止下列情况下, 汽轮机由同步器切换为调压器工作:
4.1.19.1 调压器接通后, 负荷少于25%时.
4.1.19.2 调压器接通后, 背压植小于汽轮机允许背压的最低限定植.
4.1.20 应定期对汽轮机进行听音检查, 在下列情况下更需要严格注意:
4.1.20.1 负荷有显著变化时.
4.1.20.2 主蒸汽压力和温度有较大变化时.
4.1.20.3 轴向位移增大时.
4.1.20.4 机组运行有异响时.
4.1.20.5 运行方式改变时.
4.1.21 当以热负荷方式运行时(即调压器投入工作) 为保证机组正常运行, 电负荷不应少于750KW.
5 事故预防及处理
5..1总则
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5.1.1 发生事故时, 值班员根据仪表的指示和机组的外部征象，迅速搞清故障点、原因、性质和影响范围, 消除故障, 保证人身和设备的安全, 避免事故扩大, 使非故障设备多发多供.
5.1.2处理事故的每个阶段，都应尽快地报告值班班长、植长, 以便值长统一指挥.
5.1.3 发生事故时, 值班员应集中精力坚守岗位，正确迅速的执行上级命令.
5.1.4 处理事故的动作要准确、严肃、认真, 不应急噪、慌乱. 接到命令后应重复一遍, 如没听清应反复问清.
5.1.5 发现不理解的现象时, 必须迅速报告班长，共同研究处理. 如遇不规程未规定的事故时, 值班员应主动采取对策进行处理, 并报告班长.
5.1.6 故障消除后，将观察到的现象、处理过程、班长记在操作记录薄内, 值班员记在运行日记内.
5.1.7 事故发生在交接班时, 应延时交接, 知道恢复正常后或接到值班长命令后方可交接.
5.1.8 于事故处理无关人员禁止停留在故障点.
5.2 汽轮机故障停机
当发生下列情况之一, 无法改善汽轮机的工作情况，应立即停机。
5.2.1 汽轮机转速上升到3360r/min,而危急遮断器不动作时.
5.2.2 汽轮机振动超过0.07mm 时.
5.2.3 主油泵发生故障时.
5.2.4 调速系统不稳定或不能满足调速油压及润滑油压时.
5.2.5 转子的轴向位移超过0.7mm, 而轴向位移遮器不动作时.
5.2.6 轴承温度超过70℃或轴承内冒烟时.
5.2.7 油系统着火而又不能很快扑灭时.
5.2.8 油箱油位突然降至下限时.
5.2.9 发生水冲击时.
5.2.10 汽轮机内部有不正常的响声或燃焦味时.
5.2.11 主蒸汽管路或背压排汽管路破裂时.
5.2.12 背压升高到1.43～1.44MPa, 而安全阀不动作时.
5.3 主汽门前蒸汽参数变化时的处理.
厂家规定机组进汽压力为35±2
3kgf/cm2, 但根据我们现在是单机单网的特点, 压
力确定为:
5.3.1 汽压下降:
30kgf/cm2时(厂家32), 报告班长, 要求锅炉恢复正常;
28kgf/cm2时, 继续下降, 联系值长, 减热电负荷;
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20kgf/cm时, 负荷减到零, 当继续下降到16kgf/cm2时, 联系值长, 故障停机.
5.3.2 汽压上升:
37kgf/cm2时, 报告班长, 要求锅炉恢复正常.
38kgf/cm2时, 报告值长, 坚决要求锅炉恢复正常.
38.5kgf/cm2时, 运行不超过30分钟, 超过时立即联系值长, 解列停机.
对机组进汽温度规定:
厂家规定机组进汽温度435±10
15℃, 根据单机单网特点, 温度确定为:
5.3.3 汽温下降
415℃时, 报告班长, 要求锅炉恢复正常.
400℃时, 开主蒸汽母管所有疏水门, 再降时减负荷.
300℃时, 负荷减到零, 连接运行不得超过30分钟, 超过时立即联系值长解列停机.
5.3.4 汽温升高:
440℃时, 报告班长, 要求锅炉恢复正常.
445℃时, 连续运行不超过30分钟, 超过时立即联系值长减负荷.
450℃时连续运行不超过30分钟超过立即联系值长, 解列停机.
5.4 汽轮机甩负荷(汽轮机并入电网按照热负荷运行).
5.4.1甩停电负荷时(电负荷骤降至零, 转速升高) 的处理.
5.4.1.1 迅速检查功率表, 确定电负荷已降为零.
5.4.1.2 断开调压器, 使汽轮机维持空负荷运行.
5.4.1.3 当转速稳定下来后, 将想空排汽阀打开, 关闭背压排气管道上电动住闸阀.
5.4.1.4 检查推力轴承温度, 检查机组振动的异音.
5.4.1.5 调整汽封抽汽.
5.4.1.6 在电气部分恢复正常后, 按向空排汽启动程序, 重新带负荷.
5.4.1.7 如果负荷引起危急遮断器动作, 则按上述程序操作外，还需重新开启主汽们, 维持机组空负荷运行.
5.4.2 甩热负荷, 引起背压升高，安全阀动作.
5.4.2.1 迅速检查功率表蒸汽流量指示, 确定负荷已降为零.
5.4.2.2 将向空排汽门开启, 关闭背压管道上的电动主闸阀, 断开调压器(此时安全阀应该复位)
5.4.2.3 检查轴承温度及振动情况，调整气封抽汽.
5.4.2.4 当用热部分恢复正常后，按向空排汽启动程序重新带负荷.
5.5 机组向空排汽方式运行: 2
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在正常情况下, 不允许在向空排汽方式下带负荷运行, 只有在危急的情况下，才允许本机组采用向空排汽方式带负荷运行, 但此时要严格规定复速后的极限压力, 并严格监视。
5.6 紧急故障停机的操作:
5.6.1 手打危急保安器, 检查自动主汽门和调速汽门应关闭.
5.6.2 按事故按钮, 同时向主控发出“注意”、“机器危险”的联系信号, 注意转速变化.
5.6.3 起动汽动油泵(或高压电动油泵).
5.6.4 解除调压器.
5.6.5 报告班长、值长、完成停机其他操作.
5.7 油系统泵工作失常;
5.7.1 油系统工作时常原因;
5.7.1.1 主铺油泵工作失常;
5.7.1.2 油系统流油;
5.7.1.3 油管内有杂物;
5.7.1.4 油系统着火;
5.7.1.5 注油器工作时常。
5.7.2 运行中主轴泵有异音, 但油压仍正常.
5.7.2.1 仔细听音.
5.7.2.2 注意油压的变化.
5.7.2.3 将不正常的情况报告班长、值长.
5.7.2.4 如果杂音越来越大, 影响油压时停机.
5.7.3油系统漏油:
5.7.3.1油压和油位同时下降的处理:
5.7.3.1.1 迅速查出漏油根源进行处理，并往油箱注油.
5.7.3.1.2 因某台冷油器影响，应停止该冷油器运行，切换另一台冷油器运行.
5.7.3.1.3 润滑油压至0.03MPa 时, 起动铺助油泵, 仍无效时, 故障停机.
5.7.3.1.4 若油压降低引起主汽门和保护装置动作时, 应起动辅助油泵, 故障停机.
5.7.3.2 油位降低而油压不变时的处理.
5.7.3.2.1检查油位指示器是否正常;
5.7.3.2.2 查找漏油处进行处理;
5.7.3.2.3 向油箱中补油;
5.7.3.2.4 当采取各种措施后油位仍下降到最低油位红线以下时, 故障停机.
5.7.3.3 油位不变而油压下降湿度处理.
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5.7.3.3.1 起动铺助油泵;
5.7.3.3.2 调整注滑油压调整阀;
5.7.3.3.3 找出故障点给予消除.
5.7.4 油管中进入杂物:
5.7.4.1 征象:
5.7.4.1.1 油管中油量减少;
5.7.4.1.2 轴承温度升高或冒烟;
5.7.4.1.3 调速系统晃动或卡涩.
5.7.4.2 处理方法:
当轴承温度超过70℃或轴承内冒烟时, 故障停机, 进行处理.
5.7.5 辅助油泵工作失常:
5.7.5.1 汽轮机起动过程中, 汽动油泵发生故障应迅速起动电动油泵, 停止故障泵并停止对汽轮机起动.
5.7.5.2 停机过程中汽动油泵发生故障, 应迅速起动电动油泵, 继续停机.
5.7.5.3 停机时发现两台辅助油泵都发生故障时, 应保持设备在正常转数下继续空负荷运行直到一台泵修复后在停机.
5.7.5.4 停机过程中, 若转数下降到额定转数的1/2转数以下时, 发现两台泵都故障应继续停机.
5.7.5.5 由于油泵发生故障或其它原因, 转子停止后，必须进行连续盘车.
5.8 水冲击:
5.8.1 水冲击现象:
5.8.1.1 汽温急剧下降.
5.8.1.2 从主汽管法兰盘、轴封报信管和汽缸结合面等处冒出大量白湿蒸汽或溅出水滴.
5.8.1.3 机组内发出金属噪音和冲击声.
5.8.1.4 振动逐渐加剧.
5.8.1.5 推力瓦温度升高.
5.8.2 汽机进水时紧急停机, 开本体疏水及主蒸汽管道上的所有疏水门.
5.8.3 凡因水冲击引起的停机时:
5.8.3.1 记录惰走时间.
5.8.3.2 听音测振, 检查推力轴承温度.
5.8.4 假如在惰走时一切正常，可继续起动, 但才需开大主蒸汽管路的直接疏水门, 升速时应特别注意听音、测振, 检查推力轴承温度，各部均正常可并列带负荷, 否则停机检查内部.
5.8.5 怎样预防水冲击:
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5.8.5.1 并炉时应注意汽温汽压的变化.
5.8.5.2 起炉时按规定进行暖管疏水.
5.8.5.3 负荷大、汽压低要特别注意汽温变化.
5.9 不正常的振动和异音:
5.9.1 机组突然发生强烈振动或能清楚的听出机内有金属摩擦声应进行紧急故障停机.
5.9.2 在负荷不变化情况下，汽轮发电机组发生不可理解的振动时, 需降低负荷, 直至消除为止.
5.9.3 蒸汽温度过高时发生振动须降低负荷, 要求锅炉恢复正常，汽温如达到465℃时, 立即联系主控解列停机.
5.1.9.4 汽温降低汽轮发生轻微振动是有湿蒸汽进入汽轮机的征象, 要开大汽机本体疏水门和主蒸汽管路疏水, 并应降低机组负荷.
5.9.5 机组振动是失掉励磁后消除的，说明振动是由发电机线圈短路引起的.
5.9.6以上现象发生后都应检查各轴承温度和振动情况.
5.9.7 除上述因素外，下列因素也可能引起振动.
5.9.7.1 叶片损坏。
5.9.7.2 轴前端折断.
5.9.7.3 汽轮机某部变形。
5.9.7.4 机组内部落入异物.
5.9.7.5 汽轮发电机组中心不正。
5.9.7.6 轴瓦间隙不合理或紧力不够.
5.9.7.7 暖机、升速、带负荷过快.
5.10 起动时振动和异音
5.10.1 机组启动时, 转子转动后在两端轴封处或机内清楚听到摩擦声应停机处理，如机组是在未完全冷却时起动发生摩擦需停止起动, 经过16～20小时后再启动.
5.10.2 机组升速时发生振动, 需降低转速再暖机10分钟后升速, 并连续不超过三次，超过时停机.
5.10.3 如在提升电压时产生振动, 需降低负荷待20分钟后再缓慢地增加负荷.
5.11 周波变化:
5.11.1 汽轮机频率应在不超过50±0.5HZ/s内运行, 超过时联系主控恢复正常.
5.11.2 周波变化时, 注意轴承温度和油压变化。
5.11.3 注意各水泵及电动机的运行情况, 不正常时及时联系处理.
5.12 汽机严重超速:
5.12.1汽机转速超过额定转速的10%时保安器不动作，应立即打闸停机.
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5.12.2 超速现象
5.12.2.1 机组发生不正常的响声;
5.12.2.2 转速表指示超高;
5.12.2.3 油压迅速增加;
5.12.2.4 一般情况机组负荷到零;
5.12.2.5机组振动增大.
5.12.3 超速原因:
5.12.3.1 调速系统工作失常;
5.12.3.2 保安器卡住或行程不够;
5.12.3.3 主汽门、调速汽门卡住或关闭不严.
5.13 运行中叶片损坏或断落:
5.13.1 叶片损坏或脱落应紧急故障停机;
5.13.2 征象:
5.13.2.1 产生剧烈振动;
5.13.2.2 通流部分能清楚的听到金属声音;
5.13.2.3 机内发出不同程度的冲击声.
5.14 蒸汽管道及其它管道发生故障:
5.14.1 蒸汽管道或其它管道发生故障时, 须采取对策使人身和设备，尤其是电气设备的安全不受损坏.
5.14.2 主蒸汽管道破裂时:
5.14.2.1 通知值长、解列故障停机.
5.14.2.2 切断故障部分管道, 放出室内蒸汽.
5.14.3 主蒸汽法兰盘结合面损坏时:
5.14.3.1 设法减少漏汽.
5.14.3.2 漏汽严重时切断汽源, 威胁安全时故障停机.
5.14.4 蒸汽管道发生水冲击或振动时应进行疏水, 威胁汽机和设备安全时故障停机.
5.14.5给水管道破裂时, 应隔断与本系统有关的给水泵切换给水系统.
5.15 水泵及电机故障:
5.15.1 遇到下列情况立即停止故障泵起动备用泵:
5.15.1.1 轴承冒烟.
5.15.1.2 有异音产生强烈振动.
5.15.1.3 电机冒烟和开关起火.
5.15.1.4 电机转速急剧下降发生强烈鸣音, 温度急剧升高.
5.15.1.5 电机发生两项运行.
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5.15.1.6 水泵和电机发生故障危胁人身安全时.
5.15.1.7 电机被水淹.
5.15.2 下列情况起动备用泵, 停止故障泵.
5.15.2.1 振动超过规定值.
5.15.2.2 轴承温度升高超过规定值, 经添油、换油、湿布冷却无效时.
5.15.2.3 电机温度、电流超过规定值.
5.15.2.4 电流表周期性摆动，电机发出鸣声.
5.15.2.5 水泵吸水中断.
5.15.3 发现电机跳闸后可立即强投一次, 如投不上, 切断电源起动备用泵.
5.15.4 遇下列情况禁止强投:
5.15.4.1电动机明显短路。
5.15.4.2 电缆头爆破.
5.15.5 轴盘根发热报告班长，检查盘根压盘是否太紧或紧力不够, 应处理, 密封水或冷却水中断, 应进行调整.
5.15.6 水泵不打水或压力下降，应分析原因及时报告班长.
5.16 失火
5.16.1 汽机室内失火, 尚未蔓延到机器设备时, 班长应领导所属人员进行下列工作.
5.16.1.1 立即报告值长通知消防人员.
5.16.1.2 消防人员未来之前, 按电业安全作业规程有关消防规定进行灭火.
5.16.1.3 不使火蔓延四周, 必要时将设备遮上沾湿的雨布威胁安全时请求值长停机.
5.16.2 油箱或其它容器中着火时, 应用沾湿的雨布或灭火剂灭亡, 油箱着火不能扑灭时故障停机, 将油从事故放油门放出.
5.16.3 发电机着火时:
5.16.3.1 立即打闸解列停机.
5.16.3.2 当转速降至500～750r/min时, 稍开主汽门保持低速回转, 直至灭火后或接到值长命令方可安全停机.
5.16.4 其它车间着火时, 值班员应做好准备减负荷停机.
5.17 仪表工作不正常:
5.17.1 总则
5.17.1.1 值班员不准修理和校正热工仪表.
5.17.1.2 表计失灵, 通知热工并做好记录.
5.17.1.3 仪表不正常的判断方法:
5.17.1.3.1 转数表
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5.17.1.3.1.1 用周波表校对.
5.17.1.3.1.2 用携带式转表校对.
5.17.1.3.2 蒸汽流量计不正常.
在汽温、汽压一定时, 可根据负荷调速汽门开度和监视段压力判断.
5.17.1.3.3 油压表:
5.17.1.3.3.1 润滑油压表可用冷油器油压表对照.
5.17.1.3.3.2 主蒸汽电阻式温度表用锅炉主蒸汽表校对.
5.18 厂用电全停:
5.18.1现象
5.18.1.1 机组发生异常声音.
5.18.1.2 各运行水泵全停, 电流到零.
5.18.1.3 工作照明全无.
5.18.2 处理:
5.18.2.1 确认厂用电全停以后，应立即报告值长减掉机组全部负荷, 并要求恢复厂用电, 不能恢复时, 机组按故障停机.
5.19 信号盘:
5.19.1 使用规则:
5.19.1.1 信号盘上设有音响和灯光信号及明显的文字牌.
5.19.1.2 得到信号后，应立即执行不得迟延
5.19.1.3 使用信号一次只能发出一个内容，如发现信号发错或须更改以发出的内容时, 应立即发出“更改命令”信号.
5.19.1.4 发信号时必须先发“注意”信号, 再发联系内容信号, 凡接到对方信号没有“注意”严禁执行.
5.19.2主控发给汽机信号的意义:
5.19.2.1 “注意”表示即将发来信号, 要求注意观查.
5.19.2.2 “电话”表示有紧急事项要求立即接电话
5.19.2.3 “增加负荷”表示要求汽机手动同步器增加负荷每联系一次增加负荷300KW.
5.19.2.4 “减负荷”表示要求汽机手动同步器减少负荷, 每联系一次减负荷300KW.
5.19.2.5 “已并列”表示发电机已与系统并列完了.
5.19.2.6 “已解列”表示发电机油开关以断开.
5.19.2.7 “更改命令”表示信号发错，要求立即停止执行.
5.19.2.8 “紧急停机”电气部分有事故，要求立即停机.
5.19.3 汽机发给主控信号的意义;
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5.19.3.1 “注意”即将发来信号，要求注意观查.
5.19.3.2 “可并列”表示机组一切正常，发电机可以并列.
5.19.3.3 “减负荷”表示机组有问题要求主控减少该机负荷每发一次减300KW.
5.19.3.4 “汽机调整”司机要求手动调整负荷.
5.19.3.5 “更改命令”表示信号发错，要求对方立即停止执行, 并恢复.
5.19.3.6 “机器危险”要求主控立即将发电机解列.
5.19.4 事故按钮:
当机组发生重大事故，须紧急故障停机时, 按此按钮, 使用此按钮后，油开关自动跳开, 发电机解列, 同时向主控发出警报.
5.19.5 异常信号:
5.19.5.1 轴向位移大于0.7mm.
5.19.5.2 12V电源消失.
5.19.5.3 主汽门关闭.
5.19.5.4 排汽压力不正常.
5.19.5.5 推力轴承回油温度高.
5.19.5.6 支持轴承回油温度高.
5.19.5.7 滤水器后冷却水压力低.
5.19.5.8 复速级压力低.
5.19.5.9 油箱油位低.
5.19.5.10 油箱油位高.
5.19.5.11 主蒸汽温度高.
5.19.5.12 主蒸汽温度低.
5.19.5.13 发电机油开关跳闸.
5.19.5.14 润滑油压低.
5.19.5.14.1 12V电源消失异常信号正常时, 灯光应亮, 此灯不亮, 应立即找热工处理, 以免影响热工保护和信号正常使用.
5.19.5.14.2 热工灯光和音响同时出现, 但看清后应立即复归音响信号, 以免烧坏喇叭.
6 减温减压器运行及操作
6.1 启动前检查:
6.1.1 全关入口电动总汽门.
6.1.2 出口门应全关.
6.1.3 调整疏水门.
6.1.4 热工电源投入.
6.1.5 温度表、压力表齐全, 旋塞全开.
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6.1.6 减温水入口门全关.
6.1.7 给水分配阀全关.
6.1.8 检查调节系统的调节装置应在手动位置.
6.2 启动
6.2.1 全开减温减压器的出口门, 开启入口电动总汽门用压力调整阀控制压力在0.1MPa —0.2MPa 暖管疏水10分钟, 检查各部是否正常.
6.2.2 逐渐升压至需要, 但最高不得大于1.2MPa.
6.2.3 温度升至350℃开启减温水门, 调整给水分配阀, 使汽温保持在300℃.
6.3 运行中注意事项:
6.3.1 减温减压器不应产生振动.
6.3.2 温度保持300℃, 压力不得高于1.2MPa.
6.3.3 温度高低可调整给水分配阀.
6.3.4 压力高低可调减压阀.
6.3.5 如减压阀失灵, 可调整入口电动总汽门, 保持压力.
6.4 停止
6.4.1 将调节装置切至手动位置.
6.4.2 调节给水分配阀至全关.
6.4.3 关闭入口电动总门.
6.4.4 开启疏水门至适当位置.
6.4.5 关闭出口汽门.
6.4.6 关闭出口汽门时应注意压力, 防止入口电动门关不严压力升高, 使安全门动作.
6.4.7 停止过程 应注意温度防止水击.
7 采暖系统远行及操作
7.1 采暖系统投入. 采暖系统投入前, 应对整个系统进行全面检查, 确认一切正常后进行下列操作.
7.1.1 打开直通除污器的入口水门.
7.1.2 用手盘动热网泵对轮, 看其转动是否灵活.
7.1.3 通知电气值员测热网泵电机绝缘电阻.
7.1.4 开启热网泵入口水门.
7.1.5 投入电动机电源开关.
7.1.6 听音、测振看其是否正常, 盘根有微量的水滴出为宜.
7.1.7 开启热网泵出口水门.
7.1.8 开启水—水加热器入水门.
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天成玉米开发有限公司
QW/TC-201
汽轮机作业指导书
7.1.9 开启水—水加热器输水门.
7.1.10 开启相应汽水加热器泄水器出入口门, 并观察泄水器工作是否正常.
7.1.11 开启相应汽水加热器出入口水门.
7.1.12 开启相应汽水加热器进汽门, 保持供汽压力, 维持采暖温度.
7.1.13 在正常起动情况下, 在检查过程中可把汽水加热器, 水—水加热器出入水门及疏水门和泄水器出入口门打开, 然后启动热网泵开启出口水门.
7.2 运行中注意事项;
7.2.1 送水压力应不大于0.5MPa, 回水压力不得小于0.1MPa, 低可调整补水定压泵出口水门.
7.2.2供热循环泵及补水定压泵没周六的二值班进行加油一次.
7.2.3送水温度不得大于90℃, 低可调整减温器温度及汽水加热器进汽压力.
7.3 采暖供热系统的停止:
7.3.1 关闭运行汽水加热器的进汽门.
7.3.2 关闭泵的出口水门.
7.3.3 断开电源.
7.3.4 关闭入口水门.
7.3.5 关闭相应的输水门及泄水器出入口门.
7.4 热网系统事故处理;
7.4.1 回水压力下降:
7.4.1.1 现象:
7.4.1.1.1 回水压力联箱压力逐渐下降, 供水流量减少，同时供水压力下降.
7.4.1.2 处理:
7.4.1.2.1 检查供水、回水管路是否有泄露处给以消除.
7.4.1.2.2 起动补水定压泵进行补水(补水定压泵起、停与热网泵操作类同).
7.4.2 回水压力突然剧降:
7.4.2.1 现象:
7.4.2.1.1 供热泵跳闸, 电流表指示到零.
7.4.2.1.2 供水流量到零.
7.4.2.2 处理:
7.4.2.2.1 发现供热泵跳闸时, 可立即强投一次, 如无效时切换备用泵, 停止故障泵, 汇报值长.
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1 机组简要特性
1.1 本汽轮机为单缸、中温中压、冲动式背压汽轮机, 与锅炉、发电机及其它附属设备组成成套发电设备. 汽轮机排出的背压蒸汽可供工业用汽, 适用于大、中型企业的自备热电站, 以提高其供热系统的经济性, 汽轮机可以按电负荷运行(此时背压蒸汽不可以调整), 可以与电网并列按热负荷运行(此时电负荷变化由电网承担), 电负荷与热负荷不能同时调整.
1.1.1 本汽机采用小岛式双层布置. 转子由一双列速级及两个压力级组成.
1.1.2 转子采用套装式柔性转子. 叶轮为刚性锥形薄片叶轮结构.
1.1.3 汽轮机转子以钢性联轴器与发电机转子相联. 在汽轮机端联轴器上
有盘车棘齿, 为电动盘车.
1.1.4 汽缸为20CrMo 铸钢铸成. 汽缸分上、下两半, 上、下两半又各分为前后两半. 前汽缸与前轴承座用半圆法兰连接, 后汽缸通过猫爪及立销与后轴承座相联, 前轴承座上装有推力轴承、主油泵、调节器、危急遮断油门、轴向位移遮断器, 危急遮断器为飞锤式, 前轴承座下有纵向滑销, 后轴承座与
后座架上有纵向横向平销, 其交点形成汽轮机热膨胀死点, 调节汽阀为群阀提板式, 公分六个阀, 其第一个阀为梨形阀, 其余为球形阀.
1.2设备型号
1.2.1汽轮机B6-3.43/0.981
1.2.2主油泵一台 压增0.588MPa 流量540I/MIN
1.2.3高压电动油泵一台, 型号65Y-60 压力0.6 MPa, 流量25I/Min.
1.2.4交流油泵一台, 型号CHY18, 压力0.353MPa, 流量20.5I/Min.
1.2.5注油器一台, 出口油压0.0687.
1.2.6冷油器两台, 表面式.
1.2.7汽封加热器一台, 抽汽器工作蒸汽参数: 压力0.588-1.18MPa, 温度
260-435度, 流量36Kg/h.
2.1总则
2.1.1汽机的启动及运行方式的改变须按运行主任的命令指示, 在班长的领导下进行操作, 在紧急情况下值班员可按事故处理规程操作.
2.1.1.1有计划的停机运行主任1小时前通知班长, 班长通知班组人员做好停机准备工作.
2.1.1.2准备停机操作票.
2.1.1.3记录热膨胀指示.
2.1.1.4冬季检查通往室外的排汽管应畅通.
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2.1.1.5停机开启汽动油泵(或高压电动油泵), 需继续供油3-4h 在盘车时开起电动油泵供应润滑油。
2.1.2汽轮机运行正常时运行员必做的工作。
2.1.2.1认真监盘及操作、调整，随时注意各种仪表的指示变化，采取相应的正确维护措施，认真填写运行日志。
2.1.2.2每60min 抄表一次，并进行分析，发现仪表读数和正常植有差别时，应立即查明原因，并采取必要的措施。
2.1.2.3定期对机组进行巡视，在巡视时应特别注意推力轴承乌金温度和各轴承的油温、油流及振动情况，汽、水、油系统的严密情况，严防漏油着火等。
2.1.2.4对汽轮发电机组进行听音测振，特别是在工况变化时。
2.1.2.5定期打扫，注意汽轮发电机组设备的清洁。
2.1.2.6运行中根据设备的具体情况，定期检查或联系检修清扫在水、油系统的滤网。
2.1.2.7运行中根据化学监督要求，定期检查汽轮机油质量及时调整汽封抽汽器的工作压力，使其工作蒸汽压力在0.588～1.176MPa ，并保证第一级热交换器压力为0.093MPa 左右，同时保证抽汽点真空度为0～5300MPa 之间，此时后轴封报信管有轻微蒸气逸出，防止由于漏汽压力过高漏气到油系统内使油质变劣化。
2.1.2.8调速油压正常0.657MPa ，润滑油压正常0.0784～0.1176MPa ，脉冲油压正常0.363MPa ，主油泵入口油压正常自行处理，但事后立即报告班长，班长报告运行主任。
2.1.3下列工作在分场主任或由分场主任指定人员监护下进行：
2.1.3.1大、小修后机组初次起动。
2.1.3.2危急保安器超速试验。
2.1.3.3调速系统试验。
2.1.3.4设备经过重大改进后，有新技术的试用。
2.1.4禁止汽轮机在下列情况下起动和运行，否则必须采取紧要有效措施，并取得运行主任和分场主任的同意。
2.1.4.1危急保安器不正常。
2.1.4.2主气门、调速气门、安全门卡住或关闭不严。
2.1.4.3汽轮机转速表指示不可靠。
2.1.4.4调速系统不能维持空负荷运行，当汽轮机甩负荷时不能保持汽机转速在危急保安器动作转速内。
2.1.4.5汽轮发电机组及某一轴承的任何方向的振动超过0.05mm 。
2.1.4.6主汽压、主汽温、调速及润滑油压表指示不可靠。
2.1.4.7油箱油位低于最低红线，主辅油泵不正常。
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2.1.4.8主蒸汽管路、背压排气管、轴封抽气管、轴封进气管不正常。
2.1.5机组起动与停止的准备工作：
2.1.5.1机组起动前的准备工作:
2.1.5.1.1班长得到运行主任起机通知后, 通知司机、副司机做好起机准备.
2.1.5.1.2联系锅炉班长确定用汽时间.
2.1.5.1.3通知电气测发电机绝缘电阻(停机超24h).
2.1.5.1.4准备操作票、工具、振动表、听音棒、搬手和手电筒等.
2.1.5.2机组停止准备工作:
0.068MPa ,如偏离该值应分析原因, 消除差值使其恢复正常.
2.1.5.2.9运行中要经常对冷油器进行检查, 保证其出口油温在35～45℃之间
2.1.5.2.10运行中应经常对冷油器进行检查, 保证其出口油温在25～35℃之间, 发电机定子温度在100℃之内.
2.1.5.2.11运行中要保持汽轮机经常在经济状态下运行. 为此, 要保持汽温, 汽
压正常, 变动范围不超过允许范围.
3.1运行与操作
3.1.1起、停机操作
3.1.1.1司机应进行下列检查:
3.1.1.1.1电动主汽门、旁路门和自动主汽门全关.
3.1.1.1.2同步器在下限位置(压力变换器).(保证转速达2880转/分).
3.1.1.1.3危急遮断油门、磁力断路油门、轴向位移控制器在断开的位置.
3.1.1.1.4调压器在断开位置(手柄向上) 一二、次门关闭.
3.1.1.1.5调速系统各杠杆和销子完整灵活, 调速汽门全关.
3.1.1.1.6转速表及所有表计齐全良好, 表的旋塞全开, 操作电源及表盘电源投
入.
3.1.1.1.7膨胀指示正常, 做好冷态指示记录.
3.1.1.1.8汽动油泵总、汽门抽汽器进气门全关.
3.1.1.1.9轴封加热器的进汽门、抽汽器进汽门全关.
3.1.1.1.10向空排汽门、背压管路疏水门、轴封加热器出入口软化水门开启. 软化水进路门关闭。
3.1.1.1.11油箱油位正常（200-250mm ），油系统无漏油处。
3.1.1.1.12起机时进行油泵自起动装置或联锁试验。
3.1.1.1.13起动电动油泵投入盘车装置。
3.1.1.2. 副司机应进行下列检查与操作；
3.1.1.2.1检查、调整汽动油泵进汽门和排汽管路疏水门。
3.1.1.2.2检查调整主蒸汽管路疏水门。
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3.1.1.2.3检查本体疏水。
3.1.1.2.4检查、调整背压排汽联箱及背压排汽管路疏水门。
3.1.1.2.5检查、调整大汽排出门的疏水门。
3.1.1.2.6电动排汽门及旁路门应全关。
3.1.1.2.7排汽管路的向空排汽门应在开启的位置。
3.1.1.2.8检查发电机空冷器循环水总门应全关，各组分路门及滤网前水门应全开。
3.1.1.2.9检查冷油器冷却水总门，冷油器出口水门及滤网前水门应全开，冷油器入口水门应全开。
3.1.1.2.10电动油泵入口门应全开。
3.1.2机组的起动
3.1.2.1起动汽动油泵（或高压电动油泵）进行调速系统试验。
3.1.2.1.1稍开汽动油泵总汽门保持压力0.3-0.5MPa 进行暖管疏水5分钟，通知副司机调整汽动油泵疏水，全开汽动油泵总汽门。
3.1.2.1.2、稍开汽动油泵进汽门，低速暖泵3分钟，然后逐渐开启进汽门使汽压在0.8-1.2MPa 左右，出口油压达到0.539MPa 。
3.1.2.1.3一切正常后进行下列试验。
3.1.2.1.3.1试验自动主汽门（挂危急保安器油门，强投轴向保护及磁力油门，开启自动主汽门至1/3位置，手打危急遮断器，主汽门应迅速关闭）。
3.1.2.1.3.2试验润滑油压保护（、挂上危急保安器，强投轴向保护、投入润滑油压保护开关，开启自动主汽门至1/3位置，降低润滑油压至0.03MPa 主汽门应迅速关闭）。
3.1.2.1.3.3试验润滑油压低联动（将电动油泵联锁投入，缓慢降低汽动油泵（或高压电动油泵）出口油压，当润滑油压降至0.04MPa 电灯油泵应自动投入运行）。
3.1.2.1.3.4试验轴向位移保护（挂上危急保安器，强投轴向保护投入轴向保护开关，降低汽泵（或高压电动油泵）出口油压，当轴向位移控制油压降至0.294MPa 时发出报警信号，降至0.245MPa 时主汽门应迅速关闭）。
3.1.2.1.3.5试验轴向位移（挂上危急保安器，强投轴向保护后，当轴向位移控制油压打0.294MPa 时，解开轴向保护强投，降低汽泵（或高压电动油泵）出口油压，当轴向位移控制油压降至0.245MPa ，自动主汽门应迅速关闭）。
3.1.2.1.3.6自动主汽门的低油压试验。
3.1.2.1.4检查一切正常后，将各保护装置挂闸，接通主汽门的高压油路。
3.1.2.1.5将同步器放在下限位置。
3.1.2.1.6将调压器的手柄放在断开的位置。
3.1.2.1.7检查主汽门是否关闭严密，调节汽阀是否开启。
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3.1.2.2暖管到自动主汽门前
3.1.2.2.1开启防腐门(导汽管疏水及本体疏水), 稍开电动主汽门的旁通门, 按每分钟(0.0981-0.147MPa(表) 速度将管路压力提至正常压力, 在提升压力过程中适当关小直接疏水门, 并检查管路支吊和膨胀情况.
3.1.2.2.2管道压力升到正常压力时, 应注意逐渐开大电动主汽门直至全开, 然后关回半圈, 关闭其旁通门.
3.1.2.3启动
3.1.2.3.1用盘车装置盘动转子, 测听声音.
3.1.2.3.2检查机组各轴承回油是否正常, 冷油器出口油温不低于25 ℃, 润滑油压0.0784-0.1176MPa ,主汽温度在350℃以上.
3.1.2.3.3旋转手轮慢慢开启主汽门, 转子冲动后立即关回保持一定转速, 检查测听通流部分, 轴封、主轴泵等处是否有不正常的声音.
3.1.2.3.4当一切正常后均匀慢慢升速, 在800r/min左右的转速下进行暖机, 暖机的时间约2.5-3h 进行检查, 并随时注意各轴承的温升及各部分的膨胀和振动情况.
3.1.2.3.5当轴承进口油温高于45℃时, 冷油器投入运行, 使冷油器出口油温保持在35-45℃.
3.1 2.3.6低速暖机后, 肯定汽轮发电机一切正常, 可逐渐打开主汽门, 缓慢将转速升高到1200r/min保持转速, 使机头热膨胀指数达到30mm, 并监视机组振动情况.
3.1.2.3.7一切正常后, 即可迅速平稳地越过临界转数1885r/min ,然后按每分钟300r/min的速度升速.
3.1.2.3.8在升速过程中, 应注意下列事项:
3.1.2.3.8.1当机组发生不正常的响声或振动超过允许值时, 应降低转速进行检查, 并消除之.
3.1.2.3.8.2当油系统有不正常现象时(如油温过高或油位过低等), 应迅速找出原因, 并采取有效措施.
3.1.2.3.8.3当发现汽轮机膨胀有显著变化时, 应停止升速进行检查.
3.1.2.3.9当转速打到2880r/min时, 调速器开始动作, 此时除第一个调节汽阀在稍微开启位置维持空转外, 其余各阀均应位于关闭位置.
3.1.2.3.10逐渐全开主汽门开足后将手轮关回半圈.
3.1.2.3.11当主轴泵出口油压达0.539MPa 时汽动油泵(或高压电动油泵) 应关闭(注意汽轮油泵(或高压电动油泵) 应在调速器开始动作之前关闭).
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3.1.2.3.12逐渐关小背压排汽管道上的向空排汽阀, 使背压逐渐增加(注意背压提升速度应以排汽温度每分钟升高不超过4℃为准), 试验排汽管路上的蒸汽压力管道安全设备(脉冲阀和安全阀的组合), 视其动作压力是否为1.43-1.44MPa.
3.1.2.3.13试验完毕后, 开启排空门, 关闭电动排汽门, 将蒸汽压力管道安全设备复位.
3.1.2.3.14联系运行主任, 汽机达到并网条件, 可并列.
3.1.2.3.15接到并列信号后, 通知副司机准备接通背压排汽管路.
3.1.2.3.16缓慢开启排汽电动阀的主闸门的旁路门, 然后开启电动阀的主闸门, 同时关闭向空排汽阀, 保持背压排汽管路的压力为工作背压.
3.1.2.3.17背压升至工作背压后, 打开汽封加热器冷却水阀门使水侧充水, 缓慢开启抽汽器, 调整抽汽器进汽阀, 使冒信管只冒少许蒸汽或使抽汽点真空度为0-0.0053MPa.
3.1.2.3.18关闭主蒸汽管路、汽缸调节级后及背压排汽管路上的直接疏水门.
3.1.2.3.19在空负荷运行情况下, 调整同步器使转速维持在3000r/min .此时应保证:
3.1.2.3.19.1主轴泵压增(即主油泵出入口油压之差为0.588MPa).
3.1.2.3.19.2脉冲油压与主油泵入口油压差为0.294MPa .
3.1.2.3.19.3各轴承油温正常.
3.1.2.3.19.4记录所有测量仪表的读数.
3.1.2.3.20当空负荷运行正常时, 对调节保安系统进行下列试验:
3.1.2.3.20.1手打危急遮断油门, 主汽门及调节汽门应迅速关闭.
3.1.2.3.20.2试验轴向位移遮断器.
3.1.2.3.20.3试验磁力断路油门.
3.1.2.3.20.4向两个方向旋转同步器手轮, 转速应平稳地上升和下降.
3.1.2.3.21汽轮机在第一次起动时, 大修后, 停机一个月后或已运行2000h 以上应进行危急遮断器动作试验, 步骤如下:
3.1.2.2.21.1将同步器销子拉出, 把同步器的心杆向下旋紧, 提升汽轮机转速达到3300-3360r/min , 此时危急遮断器必须动作, 否则应立即手击危急遮断油门停机, 调整危急遮断器的动作转速(也可拧紧错油门调节螺钉升速, 但试验后重新调整脉冲油压使恢复正常值).
3.1.2.3.21.2危急遮断器动作后, 应将主汽门手轮旋到底, 等转速下降到
3000r/min以下, 才可将危急遮断油门重新挂上, 再开主汽门使汽轮机恢复正常转速.
3.1.2.3.21.3汽轮机在第一次起动大修后, 危急遮断器动作试验应进行三次, 前二次动作转速差不应超过0.6%,第三次和前二次平均值差不应超过1%.
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3.1.2.4带负荷:
3.1.2.4.1汽轮机按电负荷运行(不并网时):
3.1.2.4.1.1与电气做好联系, 汽机准备带负荷.
3.1.2.4.1.2带负荷时严格监视汽轮机转速, 利用同步器调整汽轮机转速为额定转速.
3.1.2.4.2汽轮机按热负荷运行(此时汽轮机并入电网运行):
3.1.2.4.2.1由电气做好信号, 操纵同步器进行并列工作(此时同步器销子放在电动位置).
3.1.2.4.2.2利用同步器带上25%的负荷, 严格监视汽轮机的排汽压力.
3.1.2.4.2.3开启调压器脉冲管一次门, 注入软化水, 水进入调压器的下部开启二次门待蒸汽冲击后, 关闭排空气门, 慢慢开启调节器针型阀, 直至全开.
3.1.2.4.2.4旋转调压器上部手轮, 使调压器弹簧的紧螺钉全部松开.
3.1.2.4.2.5旋转调压器侧面手柄(调压器开关) 至接通位置.
3.1.2.4.2.6向增负荷方向慢慢旋转调压器上部手轮, 同时向减负荷方向旋转同步器手轮(注意保持调速汽门的开度不变, 背压不变) 到同步器处于汽轮机空转时的位置, 而调压器能保持该负荷时, 才确信已切换为调压器工作.
3.1.2.4.2.7切换过程中要严格注意调节系统与背压, 应保持稳定, 不允许发生背压升高至使安全阀动作的情况.
3.1.2.4.2.8逐渐增加热负荷, 在汽轮机与热网并列的情况下, 旋转调节器上部的手轮来增加热负荷, 在汽轮机单独供应的情况下, 旋转上部手轮调整背压值.
3.1.2.4.2.9在增加负荷过程中应严格监视汽轮发电机组的运行情况.
3.1.2.4.2.10注意调整前后汽封的漏汽量, 保持前、后出汽管有微微蒸汽溢出即可.
3.1.2.4.2.11负荷提升速度按每分钟增加150KW 进行, 增加速度应均匀.
3.1.2.4.2.12在增加负荷的过程中, 应适当调整冷油器冷却水量, 以使轴承进油温度保持在35-45℃ ,轴承温度不超过65℃ .
3.1.3停机
3.1.3.1与热网联系准备停机, 并对汽轮油泵及电动油泵(高压、低压) 进行试验. 检查主汽门阀杆活动情况.
3.1.3.2逐渐减负荷, 当电负荷降至750KW 时应当由调压器切换为同步器工作, 注意在切换过程中负荷变化要平稳, 断开调压器后关闭调压器蒸汽脉冲管上阀门.
3.1.3.3利用同步器将负荷降到零.
3.1.3.4开启汽动油泵进汽门保持进起压力0.3-0.5MPa .
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3.1.3.5得到控制盘发出 注意 已解列 信号, 手击危急遮断油门, 使汽轮机停止运转, 将主主汽门手轮关到底, 注意主汽门是否关闭严密.
3.1.3.6提升汽动油泵进汽压力为0.784-1.176MPa ,注意汽轮油泵运转情况.(或起动高压电动油泵)
3.1.3.7打开汽缸及主蒸汽管路的直接疏水门.
3.1.3.8关闭背压排汽管路上的电动门, 打开向空排汽门, 关闭汽封加热器的进汽门及抽汽汽门.
3.1.3.9停机降速过程中, 使用汽动油泵或高压电动油泵, 保持润滑油压不底于0.4Kg/cm (表).
3.1.3.10停机后汽轮油泵需继续供油3-4h 以冷却油颈, 在以后盘车时开启电动油泵供应润滑油.
3.1.3.11在转子惰走的时间内, 注意听测汽机内部声音及轴承振动情况.
3.1.3.12当转子完全停止后, 投入电动盘车, 电动盘车是手柄处于 合闸位置 ,操作人员必须手离盘车手轮, 才允许按启动钮进行盘车, 停止盘车时, 可按停止按钮, 使盘车断电停止盘车.
3.1.3.13当冷油器出口油温下降到35℃以下时, 关闭冷油器入口水侧阀门.
3.1.3.14关闭主蒸汽管路的电动主闸阀, 开启防腐门及有关直接疏水门.
3.1.4停机时不间断供汽的操作
3.1.4.1退出调压器用同步器控制背压.
3.1.4.2降低背压至0.7MPa 保持不变.
3.1.4.3减温减压器压力调整阀在关闭状态.
3.1.4.4 全开减温减压器入口电动门.
3.1.4.5 调整减温减压器压力调节阀, 使供汽压力略大于背压, 此时电负荷为零, 同时把同步器摇至空负荷位置.
3.1.4.6 温度超过350℃时投入减温水.
3.1.4.7 联系电器解列发电机.
3.1.4.8 关闭电动排汽门.
3.1.4.9 手打危急保安器.
3.1.4.10 关闭自动主汽门、电动主汽门.
3.1.4.11 开启背压管道排空门, 关闭背压至减温器联络门.
3.1.5起机时不间断供汽的操作
3.1.5.1稍开背压排汽管路至减温器联络门暖管10分钟后全开其联络门.
3.1.5.2调整减温减压器压力调整阀, 使其压力保持0.7MPa.
3.1.5.3 开启背压排汽管路电动阀的旁路门.
3.1.5.4 逐渐关小背压排汽管路向空排汽阀, 直至全关.
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3.1.5.5 开启背压排汽管路电动阀, 关闭其旁路门.
3.1.5.6 用同步器调整背压, 使背压大于减温减压器供汽压力.
3.1.5.7 关闭减温减压器减温水供水阀门.
3.1.5.8 关闭减温减压器入口电动门, 关闭出口门.
3.1.5.9 切换同步器为调压器(切换时保持背压负荷不变).
3.1.5.10 用调压器调整背压使供汽压力满足热用户需要.
4.1 运行与维护
4.1.1必须经常保持设备清洁，蒸汽管道上的绝热材料应小心维护.
4.1.2 定期检查校准各种仪表、机械式转速表的润滑油必须用仪表油, 禁止用透平油代替.
4.1.3对油系统要定期检查，保持管道的清洁和畅通，不得有漏油的地方，冷油器要定期清洗, 按时放出油箱底部的积水和油垢并补充新油保持油箱油位正常, 滤油网不得有堵塞现象，要定期对透平油进行过滤和更换.
4.1.4各轴承和杠杆活节处要定期加油润滑.
4.1.5 滤水器和滤油器的滤网要定期反冲洗，以免堵塞.
4.1.6 汽轮油泵的蒸汽管路总汽门应经常处于开启状态，使汽轮油泵随时处于准备启动状态.
4.1.7 经常检查蒸汽管路及疏水管路, 对其中的积水应清除干净.
4.1.8 汽轮机负荷不允许超过额定功率, 如果超过额定功率时应立即采取措施, 降低其功率为允许植.
4.1.9 汽轮机运行中周波变化范围不得超过50±0.5HZ/S.
4.1.10 每天定期将主汽门、电动主闸阀等重要闸门的阀杆上、下移动一、二次, 以免发生阀杆卡涩或咬死现象(此项操作应在低负荷时进行).
4.1.11 如果汽轮机经常带固定负荷应检查调节汽门开关情况, 防止阀杆卡涩.
4.1.12 所有自动保护装置(包括声、光信号) 均应定期进行试验.
4.1.13应保持汽轮机经常在经济状态下运行, 主汽门前蒸汽参数应保持在下列范围内: 设计参数 变化范围
3.43MPa 3.381—3.473MPa 435℃ 430～440℃
4.1.14 汽轮机在运行中各种轴承进油温度应保持在35℃—45℃范围内温升一般不超过10～15℃, 润滑油压应保持为0.0784—0.1176MPa.
4.1.15 定期作保安系统动作试验及低油压联动试验.
4.1.16 将备用冷油器投入运行时应:
4.1.16.1首先作放油门放油检查, 肯定备用冷油器油侧没有积水和油渣.
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4.1.16.2 向备用冷油器充油一般应在汽抡油泵(或高压电动油泵) 启动投入运行的状态下运行(此时出口油门应在关闭状态), 先慢慢开入口油门充油同时开启油侧空气考克放出空气，等有油流出确信空气已全部放净后再将空气门关上, 注意在充油过程中不使油系统油压发生波动.
4.1.16.3开启备用冷油器水侧空气考克和进水门(此时出水门应开启状态) 使水侧通水，排出空气后，关闭排汽旋塞.
4.1.16.4 慢慢开大油侧出油门和水侧进水门, 注意在操纵过程中不使润滑油压及油闻发生波动.
4.1.16.5 如把运行中冷油器停下时, 必须严密注视进入轴承的油压和油温, 缓慢关闭油侧和水侧阀门(先关进水门).
4.1.16.6 为了防止漏水到油内, 冷油器油侧压力应该经常大于水侧压力, 冷油器出口水门应经常在开启状态, 用进水门调整冷却水量.
4.1.17 在下列情况下禁止启动汽轮机:
4.1.17.1油温低于25℃(或润滑油压力低于正常植).
4.1.17.2 任一保安装置(如危急遮断器、危急遮断油门、轴向位移控制器等) 工作不正常时.
4.1.17.3 主汽门、调速汽门卡涩现象时.
4.1.17.4 汽轮油泵及其低油压保护工作不正常.
4.1.17.5 转速表及其它指示仪表出现不正常误差时.
4.1.17.6 机组振动超过0.07mm.
4.1.18 当机组不能维持空负荷运行和甩去全部负荷不能控制转速时, 禁止汽轮机带负荷.
4.1.19 禁止下列情况下, 汽轮机由同步器切换为调压器工作:
4.1.19.1 调压器接通后, 负荷少于25%时.
4.1.19.2 调压器接通后, 背压植小于汽轮机允许背压的最低限定植.
4.1.20 应定期对汽轮机进行听音检查, 在下列情况下更需要严格注意:
4.1.20.1 负荷有显著变化时.
4.1.20.2 主蒸汽压力和温度有较大变化时.
4.1.20.3 轴向位移增大时.
4.1.20.4 机组运行有异响时.
4.1.20.5 运行方式改变时.
4.1.21 当以热负荷方式运行时(即调压器投入工作) 为保证机组正常运行, 电负荷不应少于750KW.
5 事故预防及处理
5..1总则
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5.1.1 发生事故时, 值班员根据仪表的指示和机组的外部征象，迅速搞清故障点、原因、性质和影响范围, 消除故障, 保证人身和设备的安全, 避免事故扩大, 使非故障设备多发多供.
5.1.2处理事故的每个阶段，都应尽快地报告值班班长、植长, 以便值长统一指挥.
5.1.3 发生事故时, 值班员应集中精力坚守岗位，正确迅速的执行上级命令.
5.1.4 处理事故的动作要准确、严肃、认真, 不应急噪、慌乱. 接到命令后应重复一遍, 如没听清应反复问清.
5.1.5 发现不理解的现象时, 必须迅速报告班长，共同研究处理. 如遇不规程未规定的事故时, 值班员应主动采取对策进行处理, 并报告班长.
5.1.6 故障消除后，将观察到的现象、处理过程、班长记在操作记录薄内, 值班员记在运行日记内.
5.1.7 事故发生在交接班时, 应延时交接, 知道恢复正常后或接到值班长命令后方可交接.
5.1.8 于事故处理无关人员禁止停留在故障点.
5.2 汽轮机故障停机
当发生下列情况之一, 无法改善汽轮机的工作情况，应立即停机。
5.2.1 汽轮机转速上升到3360r/min,而危急遮断器不动作时.
5.2.2 汽轮机振动超过0.07mm 时.
5.2.3 主油泵发生故障时.
5.2.4 调速系统不稳定或不能满足调速油压及润滑油压时.
5.2.5 转子的轴向位移超过0.7mm, 而轴向位移遮器不动作时.
5.2.6 轴承温度超过70℃或轴承内冒烟时.
5.2.7 油系统着火而又不能很快扑灭时.
5.2.8 油箱油位突然降至下限时.
5.2.9 发生水冲击时.
5.2.10 汽轮机内部有不正常的响声或燃焦味时.
5.2.11 主蒸汽管路或背压排汽管路破裂时.
5.2.12 背压升高到1.43～1.44MPa, 而安全阀不动作时.
5.3 主汽门前蒸汽参数变化时的处理.
厂家规定机组进汽压力为35±2
3kgf/cm2, 但根据我们现在是单机单网的特点, 压
力确定为:
5.3.1 汽压下降:
30kgf/cm2时(厂家32), 报告班长, 要求锅炉恢复正常;
28kgf/cm2时, 继续下降, 联系值长, 减热电负荷;
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20kgf/cm时, 负荷减到零, 当继续下降到16kgf/cm2时, 联系值长, 故障停机.
5.3.2 汽压上升:
37kgf/cm2时, 报告班长, 要求锅炉恢复正常.
38kgf/cm2时, 报告值长, 坚决要求锅炉恢复正常.
38.5kgf/cm2时, 运行不超过30分钟, 超过时立即联系值长, 解列停机.
对机组进汽温度规定:
厂家规定机组进汽温度435±10
15℃, 根据单机单网特点, 温度确定为:
5.3.3 汽温下降
415℃时, 报告班长, 要求锅炉恢复正常.
400℃时, 开主蒸汽母管所有疏水门, 再降时减负荷.
300℃时, 负荷减到零, 连接运行不得超过30分钟, 超过时立即联系值长解列停机.
5.3.4 汽温升高:
440℃时, 报告班长, 要求锅炉恢复正常.
445℃时, 连续运行不超过30分钟, 超过时立即联系值长减负荷.
450℃时连续运行不超过30分钟超过立即联系值长, 解列停机.
5.4 汽轮机甩负荷(汽轮机并入电网按照热负荷运行).
5.4.1甩停电负荷时(电负荷骤降至零, 转速升高) 的处理.
5.4.1.1 迅速检查功率表, 确定电负荷已降为零.
5.4.1.2 断开调压器, 使汽轮机维持空负荷运行.
5.4.1.3 当转速稳定下来后, 将想空排汽阀打开, 关闭背压排气管道上电动住闸阀.
5.4.1.4 检查推力轴承温度, 检查机组振动的异音.
5.4.1.5 调整汽封抽汽.
5.4.1.6 在电气部分恢复正常后, 按向空排汽启动程序, 重新带负荷.
5.4.1.7 如果负荷引起危急遮断器动作, 则按上述程序操作外，还需重新开启主汽们, 维持机组空负荷运行.
5.4.2 甩热负荷, 引起背压升高，安全阀动作.
5.4.2.1 迅速检查功率表蒸汽流量指示, 确定负荷已降为零.
5.4.2.2 将向空排汽门开启, 关闭背压管道上的电动主闸阀, 断开调压器(此时安全阀应该复位)
5.4.2.3 检查轴承温度及振动情况，调整气封抽汽.
5.4.2.4 当用热部分恢复正常后，按向空排汽启动程序重新带负荷.
5.5 机组向空排汽方式运行: 2
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在正常情况下, 不允许在向空排汽方式下带负荷运行, 只有在危急的情况下，才允许本机组采用向空排汽方式带负荷运行, 但此时要严格规定复速后的极限压力, 并严格监视。
5.6 紧急故障停机的操作:
5.6.1 手打危急保安器, 检查自动主汽门和调速汽门应关闭.
5.6.2 按事故按钮, 同时向主控发出“注意”、“机器危险”的联系信号, 注意转速变化.
5.6.3 起动汽动油泵(或高压电动油泵).
5.6.4 解除调压器.
5.6.5 报告班长、值长、完成停机其他操作.
5.7 油系统泵工作失常;
5.7.1 油系统工作时常原因;
5.7.1.1 主铺油泵工作失常;
5.7.1.2 油系统流油;
5.7.1.3 油管内有杂物;
5.7.1.4 油系统着火;
5.7.1.5 注油器工作时常。
5.7.2 运行中主轴泵有异音, 但油压仍正常.
5.7.2.1 仔细听音.
5.7.2.2 注意油压的变化.
5.7.2.3 将不正常的情况报告班长、值长.
5.7.2.4 如果杂音越来越大, 影响油压时停机.
5.7.3油系统漏油:
5.7.3.1油压和油位同时下降的处理:
5.7.3.1.1 迅速查出漏油根源进行处理，并往油箱注油.
5.7.3.1.2 因某台冷油器影响，应停止该冷油器运行，切换另一台冷油器运行.
5.7.3.1.3 润滑油压至0.03MPa 时, 起动铺助油泵, 仍无效时, 故障停机.
5.7.3.1.4 若油压降低引起主汽门和保护装置动作时, 应起动辅助油泵, 故障停机.
5.7.3.2 油位降低而油压不变时的处理.
5.7.3.2.1检查油位指示器是否正常;
5.7.3.2.2 查找漏油处进行处理;
5.7.3.2.3 向油箱中补油;
5.7.3.2.4 当采取各种措施后油位仍下降到最低油位红线以下时, 故障停机.
5.7.3.3 油位不变而油压下降湿度处理.
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5.7.3.3.1 起动铺助油泵;
5.7.3.3.2 调整注滑油压调整阀;
5.7.3.3.3 找出故障点给予消除.
5.7.4 油管中进入杂物:
5.7.4.1 征象:
5.7.4.1.1 油管中油量减少;
5.7.4.1.2 轴承温度升高或冒烟;
5.7.4.1.3 调速系统晃动或卡涩.
5.7.4.2 处理方法:
当轴承温度超过70℃或轴承内冒烟时, 故障停机, 进行处理.
5.7.5 辅助油泵工作失常:
5.7.5.1 汽轮机起动过程中, 汽动油泵发生故障应迅速起动电动油泵, 停止故障泵并停止对汽轮机起动.
5.7.5.2 停机过程中汽动油泵发生故障, 应迅速起动电动油泵, 继续停机.
5.7.5.3 停机时发现两台辅助油泵都发生故障时, 应保持设备在正常转数下继续空负荷运行直到一台泵修复后在停机.
5.7.5.4 停机过程中, 若转数下降到额定转数的1/2转数以下时, 发现两台泵都故障应继续停机.
5.7.5.5 由于油泵发生故障或其它原因, 转子停止后，必须进行连续盘车.
5.8 水冲击:
5.8.1 水冲击现象:
5.8.1.1 汽温急剧下降.
5.8.1.2 从主汽管法兰盘、轴封报信管和汽缸结合面等处冒出大量白湿蒸汽或溅出水滴.
5.8.1.3 机组内发出金属噪音和冲击声.
5.8.1.4 振动逐渐加剧.
5.8.1.5 推力瓦温度升高.
5.8.2 汽机进水时紧急停机, 开本体疏水及主蒸汽管道上的所有疏水门.
5.8.3 凡因水冲击引起的停机时:
5.8.3.1 记录惰走时间.
5.8.3.2 听音测振, 检查推力轴承温度.
5.8.4 假如在惰走时一切正常，可继续起动, 但才需开大主蒸汽管路的直接疏水门, 升速时应特别注意听音、测振, 检查推力轴承温度，各部均正常可并列带负荷, 否则停机检查内部.
5.8.5 怎样预防水冲击:
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5.8.5.1 并炉时应注意汽温汽压的变化.
5.8.5.2 起炉时按规定进行暖管疏水.
5.8.5.3 负荷大、汽压低要特别注意汽温变化.
5.9 不正常的振动和异音:
5.9.1 机组突然发生强烈振动或能清楚的听出机内有金属摩擦声应进行紧急故障停机.
5.9.2 在负荷不变化情况下，汽轮发电机组发生不可理解的振动时, 需降低负荷, 直至消除为止.
5.9.3 蒸汽温度过高时发生振动须降低负荷, 要求锅炉恢复正常，汽温如达到465℃时, 立即联系主控解列停机.
5.1.9.4 汽温降低汽轮发生轻微振动是有湿蒸汽进入汽轮机的征象, 要开大汽机本体疏水门和主蒸汽管路疏水, 并应降低机组负荷.
5.9.5 机组振动是失掉励磁后消除的，说明振动是由发电机线圈短路引起的.
5.9.6以上现象发生后都应检查各轴承温度和振动情况.
5.9.7 除上述因素外，下列因素也可能引起振动.
5.9.7.1 叶片损坏。
5.9.7.2 轴前端折断.
5.9.7.3 汽轮机某部变形。
5.9.7.4 机组内部落入异物.
5.9.7.5 汽轮发电机组中心不正。
5.9.7.6 轴瓦间隙不合理或紧力不够.
5.9.7.7 暖机、升速、带负荷过快.
5.10 起动时振动和异音
5.10.1 机组启动时, 转子转动后在两端轴封处或机内清楚听到摩擦声应停机处理，如机组是在未完全冷却时起动发生摩擦需停止起动, 经过16～20小时后再启动.
5.10.2 机组升速时发生振动, 需降低转速再暖机10分钟后升速, 并连续不超过三次，超过时停机.
5.10.3 如在提升电压时产生振动, 需降低负荷待20分钟后再缓慢地增加负荷.
5.11 周波变化:
5.11.1 汽轮机频率应在不超过50±0.5HZ/s内运行, 超过时联系主控恢复正常.
5.11.2 周波变化时, 注意轴承温度和油压变化。
5.11.3 注意各水泵及电动机的运行情况, 不正常时及时联系处理.
5.12 汽机严重超速:
5.12.1汽机转速超过额定转速的10%时保安器不动作，应立即打闸停机.
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5.12.2 超速现象
5.12.2.1 机组发生不正常的响声;
5.12.2.2 转速表指示超高;
5.12.2.3 油压迅速增加;
5.12.2.4 一般情况机组负荷到零;
5.12.2.5机组振动增大.
5.12.3 超速原因:
5.12.3.1 调速系统工作失常;
5.12.3.2 保安器卡住或行程不够;
5.12.3.3 主汽门、调速汽门卡住或关闭不严.
5.13 运行中叶片损坏或断落:
5.13.1 叶片损坏或脱落应紧急故障停机;
5.13.2 征象:
5.13.2.1 产生剧烈振动;
5.13.2.2 通流部分能清楚的听到金属声音;
5.13.2.3 机内发出不同程度的冲击声.
5.14 蒸汽管道及其它管道发生故障:
5.14.1 蒸汽管道或其它管道发生故障时, 须采取对策使人身和设备，尤其是电气设备的安全不受损坏.
5.14.2 主蒸汽管道破裂时:
5.14.2.1 通知值长、解列故障停机.
5.14.2.2 切断故障部分管道, 放出室内蒸汽.
5.14.3 主蒸汽法兰盘结合面损坏时:
5.14.3.1 设法减少漏汽.
5.14.3.2 漏汽严重时切断汽源, 威胁安全时故障停机.
5.14.4 蒸汽管道发生水冲击或振动时应进行疏水, 威胁汽机和设备安全时故障停机.
5.14.5给水管道破裂时, 应隔断与本系统有关的给水泵切换给水系统.
5.15 水泵及电机故障:
5.15.1 遇到下列情况立即停止故障泵起动备用泵:
5.15.1.1 轴承冒烟.
5.15.1.2 有异音产生强烈振动.
5.15.1.3 电机冒烟和开关起火.
5.15.1.4 电机转速急剧下降发生强烈鸣音, 温度急剧升高.
5.15.1.5 电机发生两项运行.
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5.15.1.6 水泵和电机发生故障危胁人身安全时.
5.15.1.7 电机被水淹.
5.15.2 下列情况起动备用泵, 停止故障泵.
5.15.2.1 振动超过规定值.
5.15.2.2 轴承温度升高超过规定值, 经添油、换油、湿布冷却无效时.
5.15.2.3 电机温度、电流超过规定值.
5.15.2.4 电流表周期性摆动，电机发出鸣声.
5.15.2.5 水泵吸水中断.
5.15.3 发现电机跳闸后可立即强投一次, 如投不上, 切断电源起动备用泵.
5.15.4 遇下列情况禁止强投:
5.15.4.1电动机明显短路。
5.15.4.2 电缆头爆破.
5.15.5 轴盘根发热报告班长，检查盘根压盘是否太紧或紧力不够, 应处理, 密封水或冷却水中断, 应进行调整.
5.15.6 水泵不打水或压力下降，应分析原因及时报告班长.
5.16 失火
5.16.1 汽机室内失火, 尚未蔓延到机器设备时, 班长应领导所属人员进行下列工作.
5.16.1.1 立即报告值长通知消防人员.
5.16.1.2 消防人员未来之前, 按电业安全作业规程有关消防规定进行灭火.
5.16.1.3 不使火蔓延四周, 必要时将设备遮上沾湿的雨布威胁安全时请求值长停机.
5.16.2 油箱或其它容器中着火时, 应用沾湿的雨布或灭火剂灭亡, 油箱着火不能扑灭时故障停机, 将油从事故放油门放出.
5.16.3 发电机着火时:
5.16.3.1 立即打闸解列停机.
5.16.3.2 当转速降至500～750r/min时, 稍开主汽门保持低速回转, 直至灭火后或接到值长命令方可安全停机.
5.16.4 其它车间着火时, 值班员应做好准备减负荷停机.
5.17 仪表工作不正常:
5.17.1 总则
5.17.1.1 值班员不准修理和校正热工仪表.
5.17.1.2 表计失灵, 通知热工并做好记录.
5.17.1.3 仪表不正常的判断方法:
5.17.1.3.1 转数表
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5.17.1.3.1.1 用周波表校对.
5.17.1.3.1.2 用携带式转表校对.
5.17.1.3.2 蒸汽流量计不正常.
在汽温、汽压一定时, 可根据负荷调速汽门开度和监视段压力判断.
5.17.1.3.3 油压表:
5.17.1.3.3.1 润滑油压表可用冷油器油压表对照.
5.17.1.3.3.2 主蒸汽电阻式温度表用锅炉主蒸汽表校对.
5.18 厂用电全停:
5.18.1现象
5.18.1.1 机组发生异常声音.
5.18.1.2 各运行水泵全停, 电流到零.
5.18.1.3 工作照明全无.
5.18.2 处理:
5.18.2.1 确认厂用电全停以后，应立即报告值长减掉机组全部负荷, 并要求恢复厂用电, 不能恢复时, 机组按故障停机.
5.19 信号盘:
5.19.1 使用规则:
5.19.1.1 信号盘上设有音响和灯光信号及明显的文字牌.
5.19.1.2 得到信号后，应立即执行不得迟延
5.19.1.3 使用信号一次只能发出一个内容，如发现信号发错或须更改以发出的内容时, 应立即发出“更改命令”信号.
5.19.1.4 发信号时必须先发“注意”信号, 再发联系内容信号, 凡接到对方信号没有“注意”严禁执行.
5.19.2主控发给汽机信号的意义:
5.19.2.1 “注意”表示即将发来信号, 要求注意观查.
5.19.2.2 “电话”表示有紧急事项要求立即接电话
5.19.2.3 “增加负荷”表示要求汽机手动同步器增加负荷每联系一次增加负荷300KW.
5.19.2.4 “减负荷”表示要求汽机手动同步器减少负荷, 每联系一次减负荷300KW.
5.19.2.5 “已并列”表示发电机已与系统并列完了.
5.19.2.6 “已解列”表示发电机油开关以断开.
5.19.2.7 “更改命令”表示信号发错，要求立即停止执行.
5.19.2.8 “紧急停机”电气部分有事故，要求立即停机.
5.19.3 汽机发给主控信号的意义;
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5.19.3.1 “注意”即将发来信号，要求注意观查.
5.19.3.2 “可并列”表示机组一切正常，发电机可以并列.
5.19.3.3 “减负荷”表示机组有问题要求主控减少该机负荷每发一次减300KW.
5.19.3.4 “汽机调整”司机要求手动调整负荷.
5.19.3.5 “更改命令”表示信号发错，要求对方立即停止执行, 并恢复.
5.19.3.6 “机器危险”要求主控立即将发电机解列.
5.19.4 事故按钮:
当机组发生重大事故，须紧急故障停机时, 按此按钮, 使用此按钮后，油开关自动跳开, 发电机解列, 同时向主控发出警报.
5.19.5 异常信号:
5.19.5.1 轴向位移大于0.7mm.
5.19.5.2 12V电源消失.
5.19.5.3 主汽门关闭.
5.19.5.4 排汽压力不正常.
5.19.5.5 推力轴承回油温度高.
5.19.5.6 支持轴承回油温度高.
5.19.5.7 滤水器后冷却水压力低.
5.19.5.8 复速级压力低.
5.19.5.9 油箱油位低.
5.19.5.10 油箱油位高.
5.19.5.11 主蒸汽温度高.
5.19.5.12 主蒸汽温度低.
5.19.5.13 发电机油开关跳闸.
5.19.5.14 润滑油压低.
5.19.5.14.1 12V电源消失异常信号正常时, 灯光应亮, 此灯不亮, 应立即找热工处理, 以免影响热工保护和信号正常使用.
5.19.5.14.2 热工灯光和音响同时出现, 但看清后应立即复归音响信号, 以免烧坏喇叭.
6 减温减压器运行及操作
6.1 启动前检查:
6.1.1 全关入口电动总汽门.
6.1.2 出口门应全关.
6.1.3 调整疏水门.
6.1.4 热工电源投入.
6.1.5 温度表、压力表齐全, 旋塞全开.
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6.1.6 减温水入口门全关.
6.1.7 给水分配阀全关.
6.1.8 检查调节系统的调节装置应在手动位置.
6.2 启动
6.2.1 全开减温减压器的出口门, 开启入口电动总汽门用压力调整阀控制压力在0.1MPa —0.2MPa 暖管疏水10分钟, 检查各部是否正常.
6.2.2 逐渐升压至需要, 但最高不得大于1.2MPa.
6.2.3 温度升至350℃开启减温水门, 调整给水分配阀, 使汽温保持在300℃.
6.3 运行中注意事项:
6.3.1 减温减压器不应产生振动.
6.3.2 温度保持300℃, 压力不得高于1.2MPa.
6.3.3 温度高低可调整给水分配阀.
6.3.4 压力高低可调减压阀.
6.3.5 如减压阀失灵, 可调整入口电动总汽门, 保持压力.
6.4 停止
6.4.1 将调节装置切至手动位置.
6.4.2 调节给水分配阀至全关.
6.4.3 关闭入口电动总门.
6.4.4 开启疏水门至适当位置.
6.4.5 关闭出口汽门.
6.4.6 关闭出口汽门时应注意压力, 防止入口电动门关不严压力升高, 使安全门动作.
6.4.7 停止过程 应注意温度防止水击.
7 采暖系统远行及操作
7.1 采暖系统投入. 采暖系统投入前, 应对整个系统进行全面检查, 确认一切正常后进行下列操作.
7.1.1 打开直通除污器的入口水门.
7.1.2 用手盘动热网泵对轮, 看其转动是否灵活.
7.1.3 通知电气值员测热网泵电机绝缘电阻.
7.1.4 开启热网泵入口水门.
7.1.5 投入电动机电源开关.
7.1.6 听音、测振看其是否正常, 盘根有微量的水滴出为宜.
7.1.7 开启热网泵出口水门.
7.1.8 开启水—水加热器入水门.
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QW/TC-201
汽轮机作业指导书
7.1.9 开启水—水加热器输水门.
7.1.10 开启相应汽水加热器泄水器出入口门, 并观察泄水器工作是否正常.
7.1.11 开启相应汽水加热器出入口水门.
7.1.12 开启相应汽水加热器进汽门, 保持供汽压力, 维持采暖温度.
7.1.13 在正常起动情况下, 在检查过程中可把汽水加热器, 水—水加热器出入水门及疏水门和泄水器出入口门打开, 然后启动热网泵开启出口水门.
7.2 运行中注意事项;
7.2.1 送水压力应不大于0.5MPa, 回水压力不得小于0.1MPa, 低可调整补水定压泵出口水门.
7.2.2供热循环泵及补水定压泵没周六的二值班进行加油一次.
7.2.3送水温度不得大于90℃, 低可调整减温器温度及汽水加热器进汽压力.
7.3 采暖供热系统的停止:
7.3.1 关闭运行汽水加热器的进汽门.
7.3.2 关闭泵的出口水门.
7.3.3 断开电源.
7.3.4 关闭入口水门.
7.3.5 关闭相应的输水门及泄水器出入口门.
7.4 热网系统事故处理;
7.4.1 回水压力下降:
7.4.1.1 现象:
7.4.1.1.1 回水压力联箱压力逐渐下降, 供水流量减少，同时供水压力下降.
7.4.1.2 处理:
7.4.1.2.1 检查供水、回水管路是否有泄露处给以消除.
7.4.1.2.2 起动补水定压泵进行补水(补水定压泵起、停与热网泵操作类同).
7.4.2 回水压力突然剧降:
7.4.2.1 现象:
7.4.2.1.1 供热泵跳闸, 电流表指示到零.
7.4.2.1.2 供水流量到零.
7.4.2.2 处理:
7.4.2.2.1 发现供热泵跳闸时, 可立即强投一次, 如无效时切换备用泵, 停止故障泵, 汇报值长.
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