余热电站汽轮发电机组操作规程修改11年版

余热电站汽轮发电机组操作规程 1  范围 本标准规定了硫酸余热电站装置B6—3.43/0.69型汽轮机和QF—J6-2型汽轮发电机的工艺操作规程。余热发电装置是云南富瑞化工有限公司硫酸系统外部供电正常，生产稳定运行的情况下而实现余热发电的主要工序。 2  引用标准 下列标准包含的条文，通过在本标准中的引用而构成本标准的条文。在标准公布时，所有标准版本的为有效。所有标准都会被修订，使用本标准时应探讨。 《电业安全工作规程》（热力和机械部分） DL408-91 《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分） 3  岗位任务 3.1 硫酸余热发电装置的主要任务是将硫酸系统余热锅炉产生3.43+0.10/-0.10MPa，435+5/-15℃的过热蒸汽，作用于背压为0.69MPa的汽轮机，驱动发电机发电，并与厂内的外供电6KV系统联网供电。同时背压蒸汽与低压蒸汽总管并网供给热用户生产用，从而实现热电联产，合理利用热能。中压蒸汽并入中压蒸汽管网，供给生产用热负荷。 3.2 未发电时，由中压减温减压装置和低压减温减压装置将过热蒸汽降为中温中压和低温低压后，与中压、低压热网总管并网供给生产用热负荷。 4  生产原理与工艺流程 4.1 生产原理 4.1.1 汽轮发电机组工作原理 B6-3.43/0.69汽轮机是以蒸汽为工质的原动机，具有压力3.43+0.10/-0.10MPa（绝）和温度435+5/-15℃的过热蒸汽经过多组调节汽阀进入喷嘴后发生膨胀，高速蒸汽流经单列调节级叶轮动叶片产生冲动力，推动叶轮旋转做功，再依次通过压力级直至未级动叶片膨胀做功使汽轮机转子以3000r/min匀速旋转，带动QF-J6-2型发电机转子转动。将直流电源引入励磁绕组，产生磁场，定子绕组不断切割磁力线，就在其中感应出交流电势，当发电机与6KV系统并网带上负载后，三相定子电流通过定子绕组向负载馈送电能。 4.1.2 调节系统工作原理（按电负荷运行） 4.1.2.1 B6-3.43/0.69汽轮机采用两级放大全液压式调节系统。主要由感应机构（转速发送器），传送放大机构（压力变换器，断流式错油门），执行机构（油动机、调速汽阀）三大部分组成（见附图）。 作用：在稳定运行时，保证汽机转速不变，符合规定值。在异常情况下，保证汽机转速不超过规定 的范围。 原理：转速发送器（脉冲泵）受汽轮机转速变化输出与汽轮机转速平方式正比的一次油压（汽机转速升高油压升高，反之降低），传到压力变换器，压力变换器接受了一次油压变化信号而发一个较强的 脉冲油压变化信号传到断流式错油门接受了脉冲油压的变化而使一个更强的高压油驱使油动机活塞向上（脉冲油压降低时）或向下（脉冲油压升高时）运动。通过调节阀杠杆系统带动调节汽阀关小或开大进汽量，从而达到降低或增加转速，保证转速稳定。与此同时，反馈导板，弯角杠杆等共同作用产生与滑阀反向的运动使反馈弹簧力增加，错油门滑阀返回到中间位置，调整完毕（见附图） 4.1.2.2 B6-3.43/0.69汽轮机在调节系统中采用专门的调节装置——同步器 作用：在汽机单独运行（未并网前）时改变它的转速，而在汽轮机与系统并列运行（并电网后）时改变它的负荷。 原理：空负荷运行要增加转速或系统并列运行要提高负荷时，用手动操作或主控室电动操作同步器，顺时针转动同步器手轮，心杆向下位移使压力变换器弹簧紧力增加，滑阀下移，脉冲油压因回油增加而降低，错油门滑阀下移，压力油进入油动机活塞下油室，使活塞上移，调节汽阀关小，进汽量减少，从而达到降低转速或减少负荷的目的。 升高转速或增加负荷则相反，反时针转动同步器手轮，心杆向上移动。 4.1.2.3 保护装置及工作原理 汽机采用超速保护，轴向位移及磁力断路油门保护装置（各装置结构及原理见附录A，附图）。 保护装置的作用：为保证汽机在发生不正常的工作情况下，能及时动作迅速切断主蒸汽，使汽轮机停机，自动保护汽机的安全，不致于引起严重事故。 工作原理：主油泵出来的高压油一路经危急遮断油门，磁力断路器油门，通向主汽门油缸，在正常情况下高压油顶住主汽门活塞（全开）。当上述二个油门中任何一个发生动作时，自动切断高压油路，同时接通主汽门中高压油的泄油通路，使高压油立即泄掉，主汽门活塞在弹簧力的作用下迅速关闭，同时通过自动转换滑阀二次油路，使油动机动作迅速关闭调节汽阀，汽机停机。 4.2 工艺流程图 4.2.1 热力系统工艺流程图 4.2.2 油系统工艺流程图 4.3 工艺流程说明 4.3.1 热力说明 硫酸系统出来的蒸汽分进入电站集汽联箱分三路，一路到低压减温减压，一路到中压减温减压，一路到汽轮机。 4.3.1.1 发电时过热蒸汽通过调节汽阀进入背压汽轮机单列调节级叶轮，做功后从未级叶轮出来转变为0.59～0.89MPa的蒸汽进入背压管并入低压管网，送到热用户。 4.3.1.2 汽轮机经过热蒸汽做功后，转子带动发电机转子以3000r/min，匀速旋转，经电磁感应作用，定子线圈产生电流向6KV电网送电。 4.3.1.3 不发电时，过热蒸汽经旁路低压减温减压装置减温减压后变为0.70MPa，170℃～200℃的蒸汽送热用户。 4.3.2 油系统 油系统以保证液压调节系统，保安系统压力油及润滑系统用油。 4.3.2.1 机组正常运行时，由主油泵供给调节保安系统压力油及润滑用油。 4.3.2.2 在开、停机及盘车期间用辅助油泵供油，当停电或交流油泵故障时用直流油泵（事故油泵）供润滑用油。 4.3.2.3 在机组启动阶段，主油泵转速低，油压不能投入工作，用辅助油泵（经过冷油器）供油，直至汽轮机转速达到一定时，油动机动作，主油泵供油，停电动油泵。 5  主要设备及特征 5.1 主要设备 序号 设备位号 设备名称 规格型号 性能参数 1.   汽轮机 B6-3.43/0.69 3000r/min 2.   发电机 QF-J6-2 6000KW/h 3000r/min 3.   交流油泵 80Y-100A P=0.8MPa Q=750L/min 4.   注油器     5.   冷油器 YL-20 冷却水量：40t/h 2×20m2 6.   油箱   4m3 7.   汽封加热器 JQ-2016-2 冷却面积8/12m2 工作蒸汽：1.2MPa 8.   直流油泵 2CY-3.3/3.3-2 55L/min 0.33MPa 9.   滤油器 SQU-A63×25S 400L/min 25μ           5.2 主要设备特性 5.2.1 主要设备结构 汽轮机本体结构：转子、喷嘴组、隔板、转向导叶环、汽缸、前后轴承座、轴承、调节系统装置、保护系统装置、盘车装置。 5.2.1.1 调速系统：主油泵、转速发送器、压力变换器、调速器、错油门、油动机、调节汽阀。 5.2.1.2 保护系统：危急遮断器、危急遮断油门、轴向位移遮断器、磁力断路油门、自动主汽门。 5.2.2 主要设备性能 5.2.2.1 发电机组 A、发电机出线端额定功率6000KW 电流      频率：50Hz B、转速 汽机额定转速：3000r/min 发电机额定转速：3000r/min 汽机临界转速：～5200r/min C、旋转方向 从机头看发电机：顺时针 D、汽轮机额定进汽参数 额定压力：3.43+0.10/-0.10MPa 额定温度：435+5/-15℃ 额定进汽量：79.2t/h E、排汽端额定蒸汽参数 额定压力：0.69MPa F、汽轮机运行 额定转速时振动值：≤0.05mm（外壳上） 5.2.2.2 保安系统 A、危急遮断器动作转速：3270～3330r/min B、转子最大轴向位移：0.6mm C、辅助油泵自启动压力油压：≤0.55MPa E、轴向位移保护动作间隙：报警0.4mm 停机0.6mm 6 工艺操作指标 6.1 工艺操作指标 序号 工艺指标名称 单位 指标数值 1 主蒸汽压力 MPa 高限3.53 低限3.0 2 主蒸汽温度 ℃ 高限440 低限400 3 排汽压力 Mpa 高限0.65 低限0.40 4 排汽温度 ℃   5 汽轮机转速 r/min 高限3030 低限2970 6 润滑油压力 MPa 高限0.25 低限0.08 7 润滑油温度 ℃ 高限 45 低限35 8 润滑油回油温度 ℃ <65 9 轴瓦温度 ℃ <85         6.2 工序产品的质量指标 序号 工艺指标名称 单位 指标数值 1 排汽压力 MPa 最高：0.65 最低：0.40 2 发电机端电压 V 高限：6600 最低: 6000 3 发电机频率 Hz 高限：50.5 低限：49.5         6.3 工序控制分析项目（如表6.3） 表6.3 序号 分析项目名称 单位 标准值 取样点 频次 结论 1 主蒸汽 溶解氧含量 Mg/L <0.05 主汽管 一次/1小时（硫酸主控负责）   2 46# 透 平 油 酸值 m001mg/g <0.03 油箱 一次/半月（质量管理部负责）   粘度 M2/s (28/32)×10-6 闪点 ℃ >180 酸碱反应 PH 中和 水份   无 杂质   无                 7  操作程序 7.1 启动前的准备工作 汽机运行人员在汽机启动前，应进行准备及全面仔细检查。 7.1.1启动前应对全部设备进行详细的检查,确认安装（或维修）工作已全部结束，汽轮机、发电机组 及各辅助设备，附近的地面都已清扫干净。 7.1.2 对所有的电气、仪表、设备、工艺及其附件检查其完整性，并对静态、动态试验相关各项指示、报警、保护等动作信号进行测试确认完好。 7.1.3 对油系统与保安系统的检查。 7.1.3.1 油箱中的油位正常，油质检验合格。 7.1.3.2 拆除为清洁管道而设置的临时性滤网或堵板等。 7.1.3.3 启动辅助油泵，检查油系统有无漏油，油路是否畅通。 7.1.3.4 通往仪表的所有管路上的阀门均应打开。 7.1.3.5 检查进口润滑油的温度不应超过45℃，如果超过，应打开油冷却器的冷却阀门；如果润滑油温度低于25℃，应进行加热，使油箱中的油温上升到30℃即可停止加热。 7.1.3.6 调整润滑油的油压，使油压保持在0.2～0.25 MPa的范围，调节油压保持在0.8Mpa以上。 7.1.4 电动盘车试运转，确认无异常声音后保持盘车，检查汽轮机、发电机转动正常。                                                            7.1.5 对汽水系统进行检查 7.1.5.1 对主蒸汽管路上的隔离阀进行启闭检查。 7.1.5.2 主汽阀、调节阀、排汽管路上的闸阀、排汽放空阀、各疏水阀等均应处在关闭位置。 7.1.5.3 汽封管路上通向汽封冷凝器的阀门应打开，汽封抽汽器的蒸汽阀等均应处在关闭位置。 7.1.5.4 背压管道上的安全阀应处于投入状态。 7.1.5.5 检查调速系统正确性，危急遮断油门处于脱扣位置。 7.1.6对调节保安系统进行检查 7.1.6.1 检查油动机、调节阀及阀杆的外部情况，检查各转动交点的润滑情况、杠杆机构连接的灵活状况。 7.1.6.2 速关阀、调节汽阀等做人为的动作检查。 7.1.6.3 检查各保安装置均在对应的正确位置。 7.1.7 有下列情况之一汽轮机禁止启动。 A、经油质化验发现油质严重恶化。 B、无监视转速测量装置（转速表失灵）主要仪表失常，不能监视汽温、汽压、流量、轴承温度、油压等。 C、油系统油压达不到规定值。 D、严重威胁人身或设备安全的其它缺陷。 E、开车前油箱油位低于3/4和油系统严重漏油。 F、盘车装置工作失灵。 G、油温低于25℃。 H、无冷却水或水质恶化。 I、辅助油泵、事故油泵不能正常工作。 7.2 暖管 7.2.1 隔离阀前暖管 7.2.1.1 打开管道上各疏水阀门和中压电动放空阀。 7.2.1.2 联系调度 通知 关于发布提成方案的通知关于xx通知关于成立公司筹建组的通知关于红头文件的使用公开通知关于计发全勤奖的通知 30万硫磺制酸装置打开中压蒸汽阀门（或用自产蒸汽），对隔离阀前主蒸汽管路进行暖管，蒸汽用量为3—5t/h，维持管内压力在0.25 MPa左右，加热管道，温升速度5～10℃/ min。 7.2.1.3 当管内壁温度达130～140℃后,以0.25 MPa/min的速度提升管内压力,使管内压力升到规定数值。 7.2.1.4 当管道压力上升到正常压力后，检查管道的膨胀及吊支情况。 开始暖管时，疏水阀门尽量开大，以便及时排出凝结水，随着管壁温度和管内压力的升高，逐渐关小疏水阀门，以防大量蒸汽漏出。 暖管时注意: A、必须严格防止蒸汽漏入汽缸引起转子变形； B、管道各部分（如法兰和螺栓等）的温差不能过大； C、管壁温度不得小于相应压力下的饱和温度； D、对于新安装的机组或大修后的机组,则需先进行管道吹扫工作。 7.2.2速关阀前暖管 主蒸汽管暖结束后，缓慢打开主蒸汽管道上隔离阀的旁通阀,对速关阀前的蒸汽管进行暖管。控制加热速度，每分钟温升不超过10℃。当管道上的温度达到250℃以上,压力与主蒸汽管道一致时，可打 开手动隔离阀，之后再打开电动隔离阀，关闭旁通阀。当蒸汽温度达到300℃以上，压力达到3.4MPa以上时，关闭放空阀，准备启动汽轮机。 在暖管过程中应注意检查阀门应无蒸汽冒出，若有蒸汽冒出，应检查关严电动主汽阀及旁路阀，严防暖管时蒸汽漏入汽缸。 7.3 启动及暖机 7.3.1 复查润滑油压力在0.2～0.25MPa，调节油压力在0.8MPa以上，油冷却器出口温度在30℃-40℃。 7.3.2检查背压排汽管路上的放空阀处于全开位置、并网电动阀处于全关位置,并网阀前疏水全开。打开汽封抽射器和汽封冷却器上的阀门，将汽封冷却器投入使用。 7.3.3 发电机及附属设备经电仪人员检查合格,具备开车条件。 7.3.4 停下电动盘车装置，将盘车装置退出，处于分离位置。 7.3.5 扣上危急遮断器，建立启油压（0.8MPa）；逆时针缓慢旋转启动调速手轮，建立速关油压，打开速关阀；继续旋转启动调速手轮，建立二次油压，当二次油压＞0.15 MPa时，汽轮机开始冲转，调整汽轮机转速在600r/min暖机30分钟。暖机结束后，仔细检查机组有无异常声音，各监测参数（温度、振动、压力、位移、转速等）是否正常，确认机组运行正常后，继续旋转启动调速手轮，将汽轮机缓慢升速至2700r/min左右，用锁紧手柄锁紧启动调速手轮，使用同步器手轮继续升3000r/min（也可以到配电操作室用升速、降速按钮升速）。升速时一定要缓慢，注意检查汽轮发电机组各轴承润滑情况、有 无异常响声；检查机组各运行数据在正常范围内；特别要注意汽轮机振动值，若振动值升得过快或过高停止升速，必要时可降低转速，待振动值下降后再继续升速。 7.3.6 投入汽封加热器工作蒸汽压力0.2～1.18MPa，加热器内压力为-0.005MPa，调整抽汽使信号管微有蒸汽冒出即可。 7.3.7 当轴承进口油温高于45℃时，将冷油器投入运行，使冷油器出口油温保持在35～45℃。 7.4 并热网 7.4.1当汽轮机达到额定转速（3000r/min）时，减温减压装置在DCS控制上投入自动，将主汽压力设定为3.4MPa，保证主汽压力在额定范围； 7.4.2 缓慢关闭向空排汽阀，提升背压略高于热网压力0.05MPa时，缓慢开启背压管上隔离阀的旁路阀，保持背压稳定，开启电动隔离阀，同时关闭向空排汽阀，隔离阀开完后，关旁路阀。 7.4.3 关闭主蒸汽管路背压排汽管路的直接疏水阀，关闭汽缸疏水，汽封抽汽管路疏水应保持常开。 7.5并电网 并热网完成后通知电仪人员进行并电网操作，并网成功后，升负荷到1500KW-2000KW；运行稳定、各运行数据正常后，逐渐增加负荷，直至达到满负荷运行(负荷不允许超过汽轮发电机组最大功率6000KW)。 7.6升速和升负荷过程中应注意下列事项 A、升速前油温应达到35℃以上，在35℃～45℃，当油系统出现不正常的现象（油温过低或过高等） 应停止升速查明原因； B、当机组出现不正常的响声或振动，应降低转速检查。                                                          C、当汽轮机热膨胀发生显著变化时，应降低转速进行检查； D、注意保持中压蒸汽温度、压力在正常范围内。 7.7 正常操作要点 7.7.1 正确使用所管设备，严格控制操作指标合格。 7.7.2 每小时应将所有仪表的读数记录下来，如发现与上次记录有变化时，应立即查明原因并排除。同时听测风机、汽轮机内部的声响和轴承的振动情况；汽轮机的轴向位移情况。 7.7.3 经常检查轴承进口油压和油温，正常油压为0.2～0.25Mpa，正常油温为35～45℃，轴承出口油温不超过65℃。 7.7.4 经常检查油箱中的油位，不得低于允许的最低油位线；经常检查冷却水的流动情况及水压。 7.4.5经常检查油冷却器油的出口温度，并调节冷却水进口阀的开启量来保证油液的冷却要求。 7.7.6为提高热交换性能，防止水垢形成 ，冷却水的温度尽可能要低些，水流量要大一些。 7.7.7定期冲洗滤水器，定期检查各疏水管路，及时排出汽水。 7.7.8 滤油器前后压差超过0.05MPa时应切换，切换时不能引起润滑油系统断油，切换后即将滤油网清洗干净备用，并作好记录。 7.7.9 备用冷油器投入运行时（应有监护人）应注意： 7.7.9.1 缓慢开启备用冷油器入口油阀充油，同时开启油侧排气旋塞排出空气，出油时关闭旋塞，注意在冲油过程中不得使系统油压发生变动； 7.7.9.2 开启水侧出水阀，随后开进水阀开度为1/4转； 7.7.9.3 缓慢开大油侧出油阀和水侧进水阀，注意不得引起润滑油压和油温波动； 7.7.9.4 油侧压力应大于水侧压力，用进水阀调节冷却水量； 7.7.9.5 若将运行中的冷油器停下来，先关进水阀，后关出水阀，再关油进、出口阀。 7.8停车程序 7.8.1正常停车 7.8.1.1 接停机通知后，辅助油泵、事故油泵自启动检验，经检查确认能正常运行后，停下投入自动状态备用。 7.8.1.2逐渐降低负荷，当负荷降为0时，通知电仪人员将发电机解列，手击危急保安器，停下机组，注意转速下降情况，记录惰走时间，根据蒸汽变化情况调整减温减压装置。 7.8.1.3 机组停下后辅助油泵能自动启动，保持润滑油压在0.10～0.25MPa。 7.8.1.4 关中压蒸汽电动、手动隔离阀；关闭背压并网阀，打开背压放空阀，全开相应管道疏水阀。 7.8.1.5停止汽封加热器 7.8.1.6 转速下降过程中注意听测汽轮机内部声音及观察轴承振动及回油情况。 7.8.1.7 当冷油器出油温度降到35℃时，关闭进水阀。 7.8.1.8 转子停止转动（汽轮机转速为0r/m）后，投入电动盘车装置，连续盘车直至汽缸冷却。在盘车时，辅助油泵必须保持供油（若轴承供油中断时，禁止连续盘车）。当转子温度低于60℃（一般在停机36小时后）时，停下电动盘车装置，停下辅助油泵，改为手动盘车，每班盘车一次，盘车180°。 7.8.2 故障停机 汽机运行中，下列情况须紧急停车，手击危急保安器停下汽轮发电机组，其它操作同正常停机，并把故障原因详细记录。 7.8.2.1 转速超过3330r/min危急遮断器不动作。 7.8.2.2 主油泵发生故障，辅助油泵不能自动启动。 7.8.2.3 调节系统异常，不能维持调节油压或调节系统失灵。 7.8.2.4转子轴向位移超过0.6mm，轴向位移遮断器及自动保护装置不动作。 7.8.2.5 轴承回油温度超过70℃或轴瓦温度超过100℃。 7.8.2.6 油系统着火并且不能很快扑灭时。 7.8.2.7 油箱油位突然降到最低油位以下。 7.8.2.8 发生水冲击时。 7.8.2.9 机组有不正常的响声时。 7.8.2.10 主蒸汽管路或排汽管破裂时。 7.8.2.11排汽压力升高超过0.89MPa限定值，安全阀不动作或放空失灵时。 7.8.2.12 发电机组故障及功率超过额定功率而不能采取措施降低时。 7.8.2.13 当主汽压力低于2.2MPa或主汽温度低于370℃，高于450℃时。 7.8.3事故处理 7.8.3.1 根据仪表指示及外部征兆，判断设备正处在事故状态。 7.8.3.2 当发生事故时，值班人员应设法解除人身及设备的危险，保证非事故的设备正常运行。尽量保持热网压力的正常供给，不得使事故扩大。 7.8.3.3 当事故发生时，值班人员必须立即采取措施处理事故，并及时将故障情况和采取的措施汇报给技术人员、调度室及厂领导。 7.8.3.4 在处理事故时，接上级命令，应复诵一遍，执行后向发令人汇报执行情况。 7.8.3.5 当发生本规程没有的故障时，值班人员必须根据自己的认识和判断，主动采取措施处理，如果发现自己不了解的现象时，须迅速向上级 报告 软件系统测试报告下载sgs报告如何下载关于路面塌陷情况报告535n,sgs报告怎么下载竣工报告下载 ，作好监视，努力弄清原因。 7.8.3.6 从事故发生到事故消除，运行人员必须坚守岗位。 7.8.3.7 禁止无关人员停留现场。 7.8.3.8 主管技术人员在机组发生事故时，必须立即赶到现场，领导处理事故的工作，给值班人员 必要的指示。 7.8.3.9 事故处理结束后，值班人员应将事故的征兆、时间、地点、处理经过准确地做好记录。 8  常见故障处理（如表8.0） 序号 类别 常见故障名称 故障现象 故障原因 处理措施 1 汽轮发电机组的振动 1.机组在运行中突然出现不正常的振动和异常响声。 1.主蒸汽温度急剧下降； 2.轴承及汽缸法兰接合面，主蒸汽管道法兰处冒白色湿蒸汽或溅出水滴； 3.汽轮机振动逐渐剧烈； 4.汽机内有金属响声 5.转子轴向位移增大，推力轴承温度升高。 1.主蒸汽温度过低使湿蒸汽进入汽轮机。 2.润滑油温过高或过低； 3.润滑油压下降； 4.主蒸汽温度过高引起汽缸不正常的热膨胀 应降低负荷寻找原因，消除缺陷直至振动和异常响声消除，如振动强烈应紧急停机   2.机组在启动升速和升负荷过程中发生振动 振动激烈两轴封处或汽缸内听到清楚的磨擦声 1.疏水操作不当； 2.蒸汽带水； 3.暖机不够均匀； 4.升速或加负荷过快； 5.停机后盘车不当使转子有较大弯曲值； 1.振动较强听到清楚的磨擦声音应立即停止起动； 2.振动不大应减速或减负荷至振动消失，并在此转速，负荷段暖机10～15分钟，再逐渐升速或加负荷，否则停机检查。     若上述各点振动原因均不存在则应考虑机构内部设备缺陷： 1.叶片断裂； 2.轮盘和轴的结合松驰； 3.汽封损坏； 4.汽机内部某些部件变形或损坏； 5.发电机内掉入杂物； 6.汽轮机中心不正，轴承间隙不合格。 应紧急停机   3.水冲击 1.新蒸汽温度急剧下降； 2.轴封及放汽管汽缸法兰接合面，新蒸汽管道法兰盘处冒白色湿蒸汽或溅出水滴； 3.汽轮机振动逐渐剧烈； 4.机内有金属响声和撞击声； 5.转子轴向位移增大，推力轴承温度增高； 6.主蒸汽管内有清楚的水击声； 1.废锅满水，负荷聚增； 2.炉水品质不好，引起汽水共腾； 3.汽机疏水系统不正常或疏水不当使蒸汽系统积聚冷凝水。 必须立即紧急停机把管道及汽机内部所有疏水阀打开： 1.正确记录惰走时间； 2.检查推力轴承温度及轴向位移变化； 3.细听机声及注意机体振动； 4.检查确无不正确情况后充分疏水重新开机。             2   主油泵故障 油压下降主油泵有异常声 主油泵齿轮故障或注油器滤网堵塞 启动辅助油泵紧急停机 油系统漏油 1.主油泵压力侧漏油至油箱外 油压油位同时下降 高低压油管法兰漏油，管道破裂，冷油器放水检查，铜管破裂或泄油 应及时堵塞泄漏处，将油箱油位补充正常 2.主油泵进油测堵塞或无压力油漏回油箱 油压下降油位不变 1.辅助油泵出口逆止阀不严； 2.油箱内油管法兰接合面不严； 3.滤油网堵塞。 先检查油位计，再寻找漏油点，予以消除并加油。 油系统工作失常 轴承油温升高 所有轴承油温升高，油压系统正常 1.冷油器工作失常 2.水温水压异常。 1.立即投入冷油器； 2.调整水压。 某个轴承油温升高 该轴承内有杂物引起 检查原因时若温升至85℃应紧急停机 油系统着火 有火苗和浓烟气味 1.漏油接触蒸汽管高温而着火； 2.漏油接触到汽机高温部分而着火。 应用湿布或干燥性灭火机灭火，禁止用水和砂灭火，火势威胁机组时应紧急停机             3 负荷突变 发电机甩负荷 1.负荷指示为零，转速上升稳定在一定数值，调节汽阀自动关小，主汽流量减小 是电气故障引起发电机跳闸 用同步器降低转速至3000r/min检查各部件是否正常，才可接带负荷 2.负荷降至为零，转速上升后又下降，调速汽阀和自动主汽门全关 电气部分故障引起调节汽阀调整不及时转速已超过3330r/min危急保安器已动作 检查油压启动辅助油泵，排汽放空，只有消除调节机构缺陷后挂闸重新启动。 3.负荷降至为零，转速下降，调节汽阀，自动主汽门全关 由于保护装置动作或误操作引起 应检查油压启动辅助油泵，排汽放空，消除调节装置动作原因，消除缺陷重新启动带负荷。 4.主汽门和调节汽阀全关，但转速不变，有功功率表指示为零，电流表指示有电流（发电机变为电动机） 由于保护装置误动作，但发电机并未和电网解列，机组已转为电动机方式运行 立即将发电机与电网解列，起动辅助兴油泵，排汽放空，检查保护装置误动作原因，消除缺陷后，重新启动带负荷。 负荷骤增 负荷表指示突然上升，转速下降，排汽压力升高，机声突然下沉。 1.投入了大容量的设备， 2.外线路断路事故； 3.外供电源中断。 1.将负荷降回额定值，排汽升高时可适当放空； 2检查推力轴承温度，发电机温度和各主要参数应正常 严重超速 1.汽机运转声音不正常地变高和刺耳； 2.转速表，周波表指示超过极限数值并继续升高； 3.调速油压迅速升高； 4.机组振动增大。 甩负荷及空负荷下： 1.危急保安器失灵； 2.自动主汽门，调整汽阀漏汽或卡涩； 3.调节系统调整不当不能维持空转 1.立即击打保安器； 2.关闭主汽门紧急停机； 3.若主汽门和调节汽阀关不严，转速继续上升应尽快关闭隔离汽门。             表8.0 9  设备维护保养 9.1 汽轮机组运行中要努力做到：设备清洁润滑良好，无跑、冒、滴、漏。 9.1.1 及时消除漏油、漏水、漏汽现象； 9.1.2 电动阀每隔15天对螺杆加相应的润滑油； 9.1.3 调节系统铰合部位浇注适量润滑油，不应有卡涩松驰现象； 9.1.4 调节汽阀及连杆上的油杯15天加润滑脂，并旋紧一圈，不应有卡涩松驰现象； 9.1.5 开机前及升速中，前轴承座与座架滑动面处定期加注润滑油； 9.1.6 停机时清洗滤油器，滤水器滤网； 9.1.7 每天进行自动主汽门灵活性上、下旋动一次，以防卡死。具体详见维护《定期工作表》（附表） 9.2  停机维护保养 停机一个月以上，应外部加工面涂保护油（可用工业凡士林）。堵塞蒸汽管道，堵塞一切放水系统，并采取内部防锈蚀处理。 10  工艺安全注意事项 10.1  正常操作安全注意事项 10.1.1 由于机组温度高，压力高，转速高，电压高又为原动机，在运行操作中要集中精力，严密监视运行中的设备及仪表的变化状况，严禁蒸汽及油系统压力、温度超过规定值范围，有异常变化及故障要准确判断，立即采取相应措施，杜绝一切事故发生。 10.1.2负荷突增及主汽温度突降时，严防水冲击。 10.1.3 保证电动油泵定期检查试运行完好，以便随时待用。 10.1.4 严禁超温、超压、超转速、超负荷运行。 10.1.5 汽温降至400℃时，开启自动主汽门前疏水，防腐门和汽缸疏水，防止水击，并降负荷至相应值。 10.1.6 表盘及设备自动保护装置操作和检查中，要多加当心，避免误操作而造成停车或故障。 10.1.7 油系统及电器设备注意及防火，一旦失火要用湿布及干粉灭火器，忌用水和砂。 10.1.8 非有关人员及外来人员严禁临近运转中的设备。 10.2 非正常开停机安全注意事项 10.2.1 汽机大修或调节系统，保安系统检修和调整，开机调试时应注意。 10.2.1.1 拟订进行试验的组织计划及试验计划，人员分工明确，试验按计划进行。 10.2.1.2 为了准确地测量各有关温度、压力、转速及发电机功率等，应将各有关仪表、器具校验正确，精度符合要求。 10.2.1.3 充分做好有关供汽、用汽、配电等部门的联系工作。 10.2.1.4 准备好各种专用仪器、工具、 记录表 体温记录表下载消防控制室值班记录表下载体温记录表 下载幼儿园关于防溺水的家访记录表绝缘阻值测试记录表下载 格，并指定专人记录。 10.2.1.5 试验中各有关人员行动应服从指挥，以保证机组及人身安全。 10.2.2 非正常停机 当机组发生异常情况及缺陷时，应及时设法消除，不能消除时，应采取相应措施，避免事故扩大。 因各种故障停机时，应加强检查。 10.2.2.1 水冲击停机：确认水冲击应立即停机，正确记录转子惰走时间，惰走中要仔细倾听机构有无异常声音，振动有无增大，检查轴承温度及油温是否升高。如惰走时间较正常时间缩短，轴承温度升高，轴向位移超过规定，机构有异常响声，则应开盖检查。如一切无异常，则可再试行启动，此时应延长疏水时间，延长暖机时间，缓慢提升负荷，同时继续听测声音，检查轴向位移，振动、轴承回油温度。若有异常停止启动，报告领导开机检查。 10.2.2.2 发生危急人身安全及火灾事故时，必须积极抢救处理，并及时通知消防火警及附近岗位扑救，如失火地点有电，应设法切除电源，针对不同情况，使用室内灭火器材；发生人身事故时应进行现场紧急救护，并通知医务人员或组织专人送医院抢救。 附录A 1  危急遮断器及危急遮断油门 在汽轮机前轴段部份的径向孔中，装有导向环和导向套筒，导向环油压紧螺母压在装配孔中的接触面上，导向套筒由弹簧压住，在导向环和导向套筒内装着一个被弹簧顶着的飞锤，飞锤在离心力作用下克服弹簧力击出，打在危急遮断油门的拉块上，油门滑阀在弹簧作用下迅速移动切断到主汽门操纵座油缸的高压油路，使速关阀（自动主汽门）迅速关闭，同时转换滑阀切断二次油，使调节汽阀迅速关闭，使汽轮机立即停机。 危急遮断油门套装于汽轮机前轴承座上，滑阀可在装在壳体内的套筒中滑动，滑阀上有两个控制凸肩相应的端面起着对凸肩的限位和油路密封作用。危急遮断油门不投入工作时，弹簧将滑阀推向与套筒端面接触的位置。滑阀的一端是活塞，它与拉块相连，而拉块的另一端装在转子上的两个凸肩之间，在危急遮断油门处于工作位置时，压力油经节流圈形成速关油进入危急遮断油门，由于活塞的环形面积比凸肩的环形面积小，所以运行时速关油在滑阀上的作用力大于弹簧力，将滑阀的凸肩密封面压在套筒的端面上，这样回油被切断，速关油建立并通过启动装置进入速关阀。 如果危急遮断油门前的油压下降，则弹簧反滑阀推向套筒的端面，使进油切断，速关油与回油接通，速关阀关闭。 危急遮断油门通过下列途经遮断： A、手动：将手柄下压； B、转子轴向位移：拉块被转子上的凸肩击脱； C、危急遮断器动作：汽轮机转子超速，当转速高于额定转速的9～11%（即：3270～3330r/min）时，危急遮断器的飞锤击出将拉块击脱。 以上三种情况的结果，均是切断速关油的油路，同时泄掉速关油，使速关阀关阀，调节汽阀迅速关闭，汽轮机停机。 2  轴向位移遮断器 该装置在汽机转子轴向位移达0.4mm时报警，达0.6mm时停机。当转子相对轴向位移至0.6mm，测量信号传至.磁力断路器使之动作或凸肩使危急遮断油门动作，切断高压油，主汽门，调节汽阀均迅速关闭。 3  磁力断路油门 该油门是电动停机保护装置，当电磁铁通电时，油门将保安高压油路切断，使自动主汽门，调节汽阀迅速关闭。 磁力断路油门可以由控制室或某一保护装置来操纵，保护装置可将要求保护的物理量（如汽轮机振动. 轴向位移、轴承温度过高等）转换成电信号与磁力断路油门联锁，从而实现汽轮机自动停机保护。 油门动作后，须将安全阀向外拉一下，使滑阀复位，接通油路。 附图： 以电负荷方式运行时，其调节系统动作示意方块图： 附录B 减温减压装置操作程序 1  用途 本装置是用来将硫酸系统过热蒸汽压力、温度降到生产所需的蒸汽压力和温度，供给生产用汽。 2  结构 本装置由减压系统、喷水减温系统、安全保护系统、混合管所组成。 3  原理 3.1 减压过程：通过减压阀和节流孔板来实现，当出口管内蒸汽压变化信号传给变送器和比例积分单元再由电动执行器操纵执行，使节流阀的阀瓣在阀座内运行以改变通道面积的大小，使流过的蒸汽压力降低。 3.2 减温过程：蒸汽的降温是将锅炉给水由喷嘴喷入使水和蒸汽混合来实现的。蒸汽出口的温度变化信号传给执行器，执行器带动给水分配阀调节减温水量，减温水通过机械雾化喷嘴注入混合管内文丘管的最小面积处，由于该处蒸汽流速很高，喷入与蒸汽流动方向或同一角度的细小水柱，被高速蒸汽冲击破碎成雾状水珠，混合蒸发后使蒸汽温度降到所需温度范围。 3.3 安全保护装置：由脉冲安全阀和主安全阀组成。 3.3.1 作用：当减温减压后的蒸汽压力超过允许值，将蒸汽排在大气中，使管内蒸汽压力保持在规定值内，从而保证减温减压装置的安全运行。 3.3.2 动作原理：当蒸汽压力超过允许值时，冲量安全阀瓣下的蒸汽压力克服重锤所加的作用力，使阀瓣提起，蒸汽排入主安全阀上部空间，使主安全阀瓣打开，将多余的蒸汽排入大气，使压力降低。当压力降到规定值时，主安全阀关闭，主安全阀活塞上部空间的蒸汽由冲量安全阀排汽孔排出。 4  运行 4.1 启动前的检查 4.1.1 检查管道上的所有阀门、法兰与附件之间的连接正常； 4.1.2 检查管理上所有阀门，安全阀重锤稳固杠无障碍，开闭灵活； 4.1.3 现场的仪表执行器与仪表盘上的电路已接通； 4.1.4 在DCS控制盘上用手动遥控进行检查，减压阀、给水阀开启、关闭过程应灵活，自动装置完好，并检查电动执行器上的上、下限位置与减压阀、给水阀上、下限位置一样，如有故障应予排除后，再做一次实验，合格后在关闭位置； 4.2 运行前的准备工作（暖管） 4.2.1 开启出口阀后疏水阀，进口电动阀前疏水阀； 4.2.2 开启出口阀旁路阀（如出口电动阀后管道内有蒸汽，应缓慢开启作暖管蒸汽）； 4.2.3 开启进口电动阀旁路阀，以0.15～0.2MPa/mm蒸汽压力提升速度进行暖管，时间在20～30分钟，然后稍开调节阀暖管子外管； 4.2.4 减温减压在热备用状态下时，可不需暖管； 4.2.5 开启减温水总阀（硫酸来减温水阀）； 4.3 启动运行（以低压减温减压装置为例） 4.3.1 预热后，缓慢开启进口电动阀，同时关闭旁路阀及所有疏水阀； 4.3.2 升压，先在DCS控制上用手动开启电动执行器带动调节阀进汽，以0.15～0.2MPa/mm速度升压； 4.3.3 在升压过程中，应控制好蒸汽温度，应用DCS手操开启减温水阀，使出口蒸气参数稳定上升，并保持出口压力0.55～0.75MPa/mm，温度170～200℃范围内； 4.3.4 出口蒸汽压力、温度稳定后使用DCS自控； 4.3.5 安全阀启跳压力0.85~0.89MPa（表）； 4.3.6 当进口蒸汽压力变化较大时，在DCS上应改为手动，系统稳定后，再投入自动。 5  汽机开机进，减温减压的调整及停运。 减温减压装置在DCS控制上投入自动，将主汽压力设定在3.3MPa，排汽温度设为180℃,以保证主汽压力在额定范围。随着并热网带负荷后，压力和温度分别改为手动，根据情况，关闭减温水阀，停减温水阀，关进口电动阀即停止运行。 6  汽机停机时减温减压装置的投运 停机前，开启减温水手动阀，开启进口电动阀，在DCS控制上用手动减压和减温调节，当汽机背压隔离电动阀关闭，逐渐开大减压调节阀开度投入运行，同时调节控制好温度。 7  中压减温减压装置的操作参照低压减温减压装置操作，控制指标为：压力0.9-1.1MPa，温度200-250℃。