1、江 苏 沙 钢 集 团 有 限 公 司 作 业 文 件炼 焦 二 车 间 发 电 工 艺 规 程2010 年 月 日发布 2010 年 月 日实施1 、 主题内容本规程主要规定了本厂两套 23.8MW 纯凝式汽轮发电机组及其系统的运行操作标准和事故处理办法以及它们的安全注意事项和措施。2、 干熄焦余热发电基本工艺流程：炼焦二车间现有二套蒸发量为 83T/h 的干熄焦余热锅炉装置，为了回收蒸汽，降低能耗，减少大量的热量直接排入大气而产生的污染，炼焦车间又分别增加了与余热锅炉相配套的两台纯凝式汽轮发电机组。单台余热锅炉所产生的主蒸汽压力为 10.3MPa，蒸发量为 83T/h。通过单管制经减温减压
2、装置，主蒸汽压力 8.83MPa，温度 535，分别供给两台纯凝汽轮发电机组发电。高压蒸汽做功结束全部排入凝汽器，同时凝结成水，经过凝结水泵、凝结水箱、凝结水回送泵分别送回二座干熄焦余热锅炉循环利用。3、 干熄焦余热发电基本工艺参数及工艺设备：3.1 干熄焦余热发电基本工艺参数：主蒸汽压力： 8.83（8.349.32 ）MPa主蒸汽温度： 535 +5-10主蒸汽流量： 83 T/h频 率： 50Hz额定排气压力 0.0073 MPa（-94KPa）凝汽器内真空： -84KPaSG 第 0 次 修 改23.2 干熄焦余热发电基本工艺设备的功能及规格：干熄焦余热发电汽轮机设备及技术由青岛捷能汽
3、轮机厂提供，发电机设备及技术有四川东风发电机厂提供，其辅助设备如凝汽器、凝结水泵、循环水泵、回收泵、冷却塔风机等由国内各厂家生产，全部设备均实现国产。(1)汽轮发电机组：a)汽轮机：汽轮机是一种以一定温度和压力的水蒸汽为工质，将热能转化为机械能的回转式原动机，它在做功时把蒸汽的热能转化为机械能。额定功率 23.8MW最大功率 25.66MW额定转速 3000r/min正常汽压 8.349.32MPa 正常汽温 525540冷却水温度 33（正常 27）额定进气量 77T /h最大进汽量 83T /h 汽耗率 3.23kg/kw.h盘车转速 9r/min汽轮机旋转方向 面对机头为顺时针。b）发电
4、机：额定功率 25MW功率因素 0.8（滞后）SG 第 0 次 修 改3额定电压 10500V额定电流 1718A效率 97.7C）励磁机：容量 130KVA电压 172V电流 352A转速 3000rpm相数 3极数 2绝缘等级 F(2)汽轮机本体的主要辅助设备： a）主油泵 流量 120m 3/h输出压力 1.9MPa转速 3000rpmb）直流润滑油泵 流量 38m 3/h输出压力 0.28MPa轴功率 10KW转速 1460rpmSG 第 0 次 修 改4C) 交流润滑油泵流量 38m 3/h输出压力 0.28MPa轴功率 11KW转速 1460rpmd）高压电动油泵流量 93m 3/
5、h输出压力 2.4MPa轴功率 110KW转速 1750rpme)顶轴油泵流量 42.5ml/r输出压力 172.5bar轴功率 15KWf）注油器（1）出口油压 0.25 MPa出口油量 1000 l/ming)注油器（2）出口油压 0.15 MPa出口油量 1500 l/minSG 第 0 次 修 改5(h)油箱容积 12m3油面上真空度 0.001MPa(i)排油烟机型号 CQ2-J电机功率 0.37KWj)冷油器型号： YL-60冷却面积 600.8冷却油量 1000 l/min冷却水量 150t/h冷却水温 27水阻 0.01bar管子材质 HSn70-1A管子规格 151k）汽封冷
6、却器型号 LQ-40传热面积 40水侧压力（max） 1.5MPa水阻 1.9KPa冷却水量 5575t/h抽风机功率 2.2KW(3) 凝汽设备的功能及规格：凝汽设备主要由凝汽器、循环水泵、抽气器、凝结水泵等组成，主要作用是SG 第 0 次 修 改6在汽轮机的排汽口建立并保持高度真空，同时把汽轮机的排汽凝结成水，除去凝结水中氧气及其他不凝结气体，凝结水再由凝结水泵送至除盐水箱。a）凝汽器型号： N-2200型式 而流程二道制表面式冷却面积 2200蒸气压力 0.0076MPa蒸汽流量 82.4t/h冷却水量 5500 t/h冷却水温 27冷却水压力 0.6 MPa管子材料 HSn70-1A，
7、BFe30-1-1(空冷区)管子规格 251b)射水抽气器型号 CS-10.5工作水扬程 0.4 MPa工作水流量 145m3/h抽出干空气量 10.5kg/hSG 第 0 次 修 改7c）凝结水泵流量： 95m3/h扬程： 28m轴功率： 30KW转速： 1450r/mind）循环水泵流量： 5580m3/h扬程： 35m轴功率： 618KW转速： 980r/mine)冷却水泵流量： 350m3/h扬程： 50m轴功率： 61.1KW转速： 1450r/minSG 第 0 次 修 改8f)冷却塔风机型号： L92D叶片： BX24131速比： 11：55转速： 1480r/min(4)盘车电
8、机型号 Y132M2-6功率 5.5KW电压 380AC盘车转子转速 9r/minSG 第 0 次 修 改94、 干熄焦余热发电汽轮机组4.1 额定参数冷态起动一、起动前的准备工作：1、仔细检查汽轮机、发电机及各附属设备，确认安装（或检修工作已全部结束。2、与主控室、干熄焦联系通畅。3、检查油系统：（1）油管路及油系统内所有设备均处于完好状态，油系统无漏油现象。（2）油箱内油位正常，油质良好，液位计的浮筒动作灵活。（3）油箱及冷油器的放油门关闭严密。（4）冷油器的进出油门开启，并有防止误操作的措施，备用冷油器进出油门关闭。（5）电动油泵进出口阀门开启。4、对汽水系统进行检查：（1）主蒸汽管路上
9、的电动隔离阀已预先进行手动和电动开关检查。（2）主蒸汽管路及抽汽管路上的隔离阀、主汽门、逆止阀、安全阀关闭，直接疏水门、防腐门开启；汽缸上的直接疏水门开启。（3）汽封管路通向轴封冷却器的蒸汽门开启，轴封冷却器疏水门开启。（4）各蒸汽管路能自由膨胀。（5）冷油器冷却水总门开启，冷油器进水门关闭，出水门开启。5、检查调节、保安系统：（1）各部套装配合格、活动自如。SG 第 0 次 修 改10（2）调节汽阀预拉值符合要求。（3）电调节器自检合格。（4）各保安装置处于断开位置。6、各项检查准备工作完成后，通知干熄焦供汽暖管。二、暖管（到隔离阀前）暖管的时间长短和程序取决于管道的起始温度水平、蒸汽初参数
10、、管壁和法兰厚度、加热管段长度等。暖管分低压暖管和升压暖管。1、全开排大气疏水门，逐渐将压力升至 0.2-0.3MPa，金属温升速度不超过 5/min,暖管 20-30min。当隔离阀前汽温达到 130-150时，低压暖管结束。、升压暖管按下述要求：压力(MPa) 升压速度（MPa/min） 温升速度（5/min）0.3-0.6 0.05 50.6-1.5 0.1 51.5-4.0 0.2 54.0-9.0 0.3 5在升压过程中，应根据疏水量不断调整疏水门的开度，减少工质损失。三、起动辅助油泵，在静止状态下调节保安系统进行检查：1、起动低压电动油泵，检查：（1）润滑油压及轴承油流量；（2）油
11、路严密性；SG 第 0 次 修 改11（3）油箱油位。新安装及大修后第一次起动时，应预先准备好必需的油量，以备油管充油后向油箱补充油。2、起动顶轴油泵，试验盘车装置：（1）将各轴承前顶轴油支管上的节流阀关闭，顶轴油总管上的溢流阀全开。（2）起动顶轴油泵及润滑油泵，逐渐减少溢油阀的泄油量，使顶轴油总管的油压力升至规定值。（3）分别调整各轴承前的顶轴节流阀，使轴颈顶起 0.05-0.07mm。第一次起动，调整完毕应记录各轴颈顶起高度及顶轴油压。（4）起动盘车装置：1检查电机旋向；2投入盘车装置。3、起动高压电机油泵，进行保安装置动作试验：（1）起动盘车装置（2）将各保安装置挂闸（3）分别开启主汽门
12、和调节汽阀，使各保安装置动作，检查主汽门、调节汽阀、抽汽阀是否迅速关闭（4）检查合格后，将各保安装置重新挂闸，起动阀手轮关到底。（5）检查主汽门是否关严（6）电调“复位”四、暖管（到主汽门前）从隔离阀到主汽门的主蒸汽管暖管与暖机同时进行。五、起动凝汽系统抽真空：SG 第 0 次 修 改121、起动循环水泵（1）全开凝汽器循环水出口阀门，稍开进口阀门。（2）启动循环水泵，全开进水阀门。2开启凝结水再循环管道上的阀门，关闭到给水回热管路去的凝结水门。3轮流式开两台凝结水泵，联动装置试验后，使一台投入运行。（1）向凝汽器汽侧充水（凝结水或化学处理水）到热井水位 3/4 刻度处；（2）开启凝汽器水泵进
13、口阀门；（3）开启水泵外壳到凝汽器汽侧空气管道上的阀门；（4）检查水泵是否充满水，开启水泵盘根进水旋塞，起动凝结水泵，缓慢开启水泵进口阀门。 4.投入抽气器抽真空。5不允许过早向轴封供汽。6起动时真空应达到 0.0550.06Mpa(400450mmHg)。六起动：1起动高压电动油泵，冷油器出口油温不得低于 25。2起动顶轴油泵，投入盘车装置。3投入轴封冷却器，向轴封供汽。当均压箱进汽温度大于 300时，应喷减温水减温，调整风门使汽侧压力为 0.0970.099 MPa（绝） 。4,开启隔离阀的旁通门，起动暖机时，用旁通阀节流降压，使主汽门前压力为2.53.0MPa。5确认电调自检合格后，进入
14、起动模式，选择“手动”或“自动”方式起动机组。SG 第 0 次 修 改136转子转动后，检查通流部分，轴封，主油泵等处有否不正常响声；转速超过盘车转速时，盘车齿轮是否脱开，盘车点击停转；转速超过 200r/min 后顶轴油泵停止工作。7当轴承进油温度高于 4045时，投入冷油器，冷油器出口油温保持在 3045。8汽轮机升速控制起动曲线。冲转转速 暖机时间500 r/min 20 min1000-1200 r/min 80 min2200-2400 r/min 30 min3000 r/min 20 min升速率n=100r/minn 临界=500r/min9升速过程应密切监视：（1）油温、油压
15、、油位（2）轴承温度及回油(3)油泵运行状况及切换(4)气缸膨胀、转子轴向位移、胀差(5)气缸上下半温差、法兰内外温差、法兰与螺栓温差(6)机组振动10升速过程注意（1）调节主蒸汽管路、抽汽管路、气缸本体的疏水阀门，无疏水排出后，关闭SG 第 0 次 修 改14疏水阀门。（2）油系统出现不正常现象时，应停止升速，查明原因。（3）油系统出现不正常响声或振动时，应降速检查。（4）热膨胀不正常时应停止升速，进行检查。(5)排气室温度超过 120时，应投入喷水装置。(6)严格控制金属温升速度及气缸的金属温差：汽缸壁温升速度 4/min气缸上下半温差 50法兰内外壁温差 100(7)暖机结束，机组膨胀正
16、常，可逐渐开打隔离法，关闭旁通门。11达到额定转速后，检查：（1）主油泵进出口油压（2）脉冲油压（3）轴承温度、瓦温及润滑油压。12各保安装置分别动作，检查主汽门、调节气门、抽启阀是否迅速关闭。13.汽轮机第一次起动、大修后停机一个月后应进行超速动作试验，超速动作试验安排在带 20%额定负荷运行一个小时后进行。将负荷降到零，然后：（1）进行点超速试验.将转速提升至 3270r/min，电调超速保护应动作。（2）进行机械超速试验。将转速提升至 33003360r/min，危急遮断器应动作，否则手动停机（电调在 3390 r/min 自动停机） 。（3）危急遮断器动作后，带转速降至 3060303
17、0r/min 时复位。14.启动一切正常后，将发电机并入电网。SG 第 0 次 修 改15七、带电负荷1、除特殊需要外，汽轮机不应长时间空负荷运行，发电机并列后，及带上 5%的额定负荷。空负荷运行时，排气室温度不应超过 100120 ，带负荷后不应超过 6070.2、加负荷控制见加负荷曲线。负荷 暖机时间1.2 MW 15 min2.4 MW 25 min4.8 MW 20 min7.2 MW 15 min9.6 MW 15 min11.9 MW 10 min14.3 MW 10 min16.7 MW 10 min19.1 MW 10 min21.5 MW 10 min23.8 MWN=250
18、KW/ min3、在加负荷过程中，应注意控制气缸温升速度、相对膨胀、胀差、温差等。控制指标同升速要求。4、加负荷时，注意相关系统及设备的调整及切换。5、注意检查机组振动情况。当振动增大时，应停止增加负荷，在该负荷运行30 分钟，若振动没有消除，应降低 1015%负荷继续运行 30 分钟，若振动仍不能SG 第 0 次 修 改16消除，应查明原因4.2 滑参数启动滑参数启动前的准备工作与额定参数启动时相同，不同的在于启动过程中，汽轮机前的蒸汽参数随干熄焦锅炉的启动工况而变化，汽轮机组与干熄焦锅炉同时启动。一、干熄焦锅炉启动的准备1、电动主闸阀开启，主汽门、调节气阀关闭，汽机本体上的疏水开启。2、通
19、往低压热网的减温减压旁路进汽门、减温水进水门关闭，进汽门和进水们在启动过程中根据压力温度需要投入。3、投入循环水系统、凝结水系统。4、投入油系统、盘车装置。5、启动抽气器抽真空。二、干熄焦锅炉启动、升压1、真空达到 0.0267MPa,锅炉启动。2、蒸汽压力升至与低压热网压力平衡后，开启减温减压旁路进汽门。三、启动1、当蒸汽压力达到 1.5MPa、250300时，向轴封供气，维持凝汽器真空为0.060.067MPa。2、启动机组，按升速曲线暖机。3、投入排气喷水装置。4、升至额定转速后全面检查，进行保安系统试验。SG 第 0 次 修 改175、一切正常后，并入电网，此时主蒸汽压力达到 2.02
20、.5MPa，温度 300350。四、带负荷1、并列后即带上 5额定负荷，逐渐关闭减温减压旁路进汽门。2、调节气阀全开后，有锅炉升温升压来增加负荷。主蒸汽升压速度控制在0.20.3MPamin,升温速度为 23min，负荷提升速度为 250KWmin。3、严格控制气缸金属温升速度、相对膨胀、胀差、温差等指标。4.3 热态启动热态启动的划分，可以调节级后的气缸内壁金属温度 150为界限，高于 150为热态，低于 150为冷态。热态启动又可根据停机时间长短或气缸内壁金属温度高低分为热态启动和半热态启动。停机 24 小时以内或气缸内壁金属温度在300以上，机组重新启动定为热态启动；停机 48 小时以内
21、或气缸内壁金属温度在 150以上，机组重新启动定为半热态启动。一、热态启动的原则1、转子弯曲度不超过 0.06.2、上、下缸金属温差50;3、进气温度应比汽轮机最热部件高 50以上，防止处于高温状态的部件被冷却;4、在盘车状态下先向轴封供气，后抽真空，轴封汽应是高温蒸汽。5、在中速以下，汽轮机的振动超过 0.03时应立即停机，重新盘车;6、严密监视胀差变化。SG 第 0 次 修 改18二、热态起动的操作1、热态起动方式与额定参数冷态起动相同，只是升速和带负荷时间缩短。2、维持凝汽器真空在 0.067Mpa(500Hg)以上。3、冲转前润滑油温不低于 40（半热态启动）转速 暖机时间500 r/
22、min 10 min1000-1200 r/min 60 min2200-2400 r/min 15 min3000 r/min 10 min负荷 暖机时间2.4 MW 20 min4.8 MW 15 min7.2 MW 15 min9.6 MW 10 min11.9 MW 10 min14.3 MW 10 min16.7 MW 10 min19.1 MW 10 min21.5 MW 10 min23.8 MWn=120r/minn 临界=500r/minN=250KW/ minSG 第 0 次 修 改19（热态启动）转速 暖机时间0-3000 r/min 20 min3000 r/min 1
23、0 min负荷 暖机时间2.4MW 20 min11.9 MW 20 min23.8 MWn=150r/minn 临界=500r/minN=250KW/ min4.4 汽轮机的正常运行维护1、保持设备清洁，注意保护油温层。2、定时记录仪表数据。3、定期校验仪表。4、定期检查油系统：（1）保持管道清洁、畅通、无漏油。（2）冷油器冲洗。（3）油质分析。（4）滤油器前后压差超过 0.05Mpa 切换滤网清洗。（5）油净化装置运行情况。（6）油箱油位，排除积水和油垢，清洗吸油滤油器滤网。（7）电动油泵自动起动。5、杠杆活节、前轴承座与底板间滑动面定期加注润滑油，高温处用二硫化钼油剂。6、定期冲洗滤油器
24、滤网。7、保安系统定期试验。8、每天定时将主气门、电动隔离阀等重要阀门的阀杆活动检查，防止卡死。9、若汽轮机经常带固定负荷，应以短时间内变动负荷的方法，检查调节汽阀开关情况。SG 第 0 次 修 改2010、周波不应超过 48.550.5Hz。11、轴承进油温度应保持在 3545范围内，温升一般不超过 1015，润滑油压保持在 0.080.12Mpa 范围内。12、定期进行真空系统严密性试验及凝汽器水侧清洗。13、无特殊原因，不应停用回热系统。14、将备用冷油器投入运行时应注意：（1）从放油门放油检查，肯定备用冷油器油侧无积水和油渣。（2）缓慢开启备用冷油器入口油门冲油，同时开启油侧排气门排除
25、空气，空气全部排出后关闭排气门。注意在冲油过程中不应使油系统油压发生波动。（3）开启备用冷油器水侧排气门和进水门(出口水门应先开启),使水侧通水，空气排出后，关闭排气门（4）慢慢开大油侧出油门和水侧进水门，注意不应引起润滑油压和油温的波动。（5）若将运行中的冷油器停下来，应缓慢关闭油侧和水侧阀门。关水侧阀门时，应先关进水门后关出水门。（6）冷油器油侧压力应大于水侧压力，用进水门调节冷却水量。4.5 停机停机分两种类型正常停机和故障停机。一、正常停机1、 降负荷通知各有关部门做好准备。2、 试验各辅助油泵。3、 试验盘车装置电机和顶轴油泵。4、 检查主汽门、调节气阀阀杆有否卡涩现象。5、 检查减
26、温减压旁路。6、 切除热负荷。7、 减负荷。对于短期停用后需要再次起动的停机，采用快速减负荷，25min 内将负荷减完；对于较长时间的停机，采用缓慢减负荷到 1015%再甩负荷，减负荷速度为 250KW/min。8、 荷应注意：（1） 汽缸金属温降速度不超过 1.5/min。（2） 根据凝汽器热井水位调整住凝结水再循环门开度。（3） 根据负荷的降低及抽汽压力的变化，由高压侧开始顺序解列加热器，停用疏水泵。（4） 密切监视机组的膨胀、胀差、振动等情况。（5） 调整轴封供汽。（6） 若发现调节气阀卡住且不能在运行清楚时，应逐渐关闭主汽门或电动隔离SG 第 0 次 修 改21阀，减负荷停机。9、 负
27、荷减到零，得到“解列”信号后，打闸关闭主汽门，检查主汽门是否关闭严密。10、 停机降压过程中，注意电动油泵是否自动投入，否则应手动起动油泵，维持润滑油压不低于 0.055Mpa。11、 停止抽气器运行，使真空逐渐降低，随后停下凝结水泵。12、 真空降到零，转子停止转动即切断轴封供汽。13、 转子静止后投入盘车装置。投盘车前应先起动顶轴油泵，确信转子顶起后再投入盘车装置。连续盘车到汽缸金属温度降到 200后改为定时盘车，直至汽轮机完全冷却（汽缸金属温度低于 150） 。14、 盘车期间切换为润滑油泵运行，直至机组完全冷却。15、 在润滑油泵运行期间，调整冷油器出口油温为 3540。16、 转子停
28、止一小时后，排气室温度又不超过 50时，停下循环水泵。以后盘车时，改用备用水源向冷油器供水。17、 冷油器油温低于 35时，停下冷油器。18、 关闭汽水管道上的所有阀门，打开直接疏水门。关闭通向汽缸本体的疏水门，严防漏气进汽缸内。二、故障停机这是机组出现异常情况时，所采取的紧急停机方式。瞬间切断进汽，甩去全部所带负荷。故障停机时，应准照以下原则处置：1、 在最短的时间内对事故的性质、范围作出判断。2、 迅速解除对人身和设备的危险。3、 在保证设备不受损坏的前提下，尽快恢复供电。4、 防止误操作。4.6 事故预防及处理一、故障停机：当发生下列情况时，应立即停机。1、 转速超过 3360r/min
29、，危急遮断器不动作。2、 轴承座振动超过 0.07。3、 主油泵发生故障。4、 调节系统异常。5、 转子轴向位移超过限定值，轴向位移保护装置不动作。SG 第 0 次 修 改226、 轴承回油温度超过 70或轴瓦金属温度超过 100.7、 油系统着火并且不能很快扑灭时。8、 油箱油位突然降到最低油位以下。9、 发生水冲击。10、 机组有不正常的响声。11、 主蒸汽管破裂。12、 凝汽器真空降到 0.06 Mpa(450Hg)以下。二、主蒸汽温度和压力超出规范时的规定：1、主蒸汽压力超过允许裱画的上限时，应节流降压。节流无效时作为故障停机。2、主蒸汽压力低于允许变化的下限 0.2 Mpa 时，应降
30、低负荷。3、主蒸汽压力超过允许变化的上限 5时，运行 30 分钟后仍不能降低，应作为故障停机，全年运行累计不超过 400 小时。4、主蒸汽温度低于允许变化值 5，应降低负荷。5、正常运行时，两根主蒸汽管道的气温相差不得超过 17，短期不得超过 40。三、凝汽器真空将低规定：1、机组负荷在 40%额定负荷以上时，真空不低于 0.0867Mpa(650Hg)。2、机组负荷在 2040%额定负荷时，真空不低于 0.0800Mpa(600Hg)。3、机组负荷在 20%额定负荷以下时，真空不低于 0.0720Mpa(540Hg)。SG 第 0 次 修 改235、余热发电主控室技术操作指标：报警值测点单位
31、 正常值上限 下限联锁值 备注主气门前蒸汽压力 MPa 8.83 9.32 8.34调节级后蒸汽压力 MPa 3.233 额定工况排气室压力 MPa 0.0073 0.017 0.041均压箱调节压力范围 MPa 0.103-0.13轴封冷却器汽侧压力 MPa 0.095-0.097轴封冷却器风机入口压力 MPa 0.095-0.097轴封冷却器水侧压力 MPa 1.5射水抽气器混合室压力 MPa 0.0045射水抽气器进水压力 MPa 0.4冷油器进水温度 2733 必须38冷油器出水温度 3238冷油器进油温度 4555冷油器出油温度 3545 50 25顶轴油压 MPa 17.25 11
32、主油泵出口压力 MPa 1.9路脉冲油与主油泵进口油压差MPa 0.9润滑油压 MPa 0.080.12 0.55 0.03SG 第 0 次 修 改24低压润滑油泵投入 MPa 0.04润滑油压降低保护盘车不可投入 MPa 0.015报警值测点单位 正常值上限 下限联锁值 备注主气门前蒸汽温度 535 540 525汽机调节级后温度 431 额定工况汽缸上下半温差 50 55推力瓦快温度 80 85 100发电机前轴承轴瓦温度 80 85 100发电机后轴承轴瓦温度 80 85 100排气室温度 40 80 空负荷120凝汽器进气温度 40凝汽器凝结水温度 40凝汽器抽空室温度 38均压箱温度
33、 300轴封冷却器水位 50 70 额定工况凝汽器热井水位 650 1000 300 水位计油箱油位 300 150 450 距油箱顶板汽轮机转子轴位移 1.0 1.0 1.5胀差 1.5 +3 -2 +4/-3汽轮机前轴承座振动 0.03 0.05 0.07汽轮机后轴承座振动 0.03 0.05 0.07发电机前轴承振动 0.03 0.05 0.07发电机后轴承振动 0.03 0.05 0.07SG 第 0 次 修 改25汽轮机前轴相对振动 0.080 0.16 0.25汽轮机后轴相对振动 0.080 0.16 0.25发电机前轴相对振动 0.080 0.16 0.25发电机后轴相对振动 0
34、.080 0.16 0.25报警值测点单位 正常值上限 下限联锁值 备注绝对膨胀 11.2汽轮机转速 r/min 3000 3210 3270(DEH) 3390(TSI)启动盘车 r/min 1停盘车 r/min 15启动顶轴油泵 r/min 200停顶轴油泵 r/min 210凝汽器循环水进水压力 MPa 0.6凝汽器真空 KPa 94 84 60SG 第 0 次 修 改266、发电主控室岗位操作技术要点：6.1 发电主控室操作要点：（1）轴向位移保护：当汽轮机转子轴向位移达1.0mm 时，报警。当汽轮机转子轴向位移达1.5mm 时，停机。（2）低真空保护：当排气压力达到-84KPa 时，
35、报警；当排气压力达到 60KPa 时，停机。（3）低油压保护：当润滑油压低至 55KPa 时，报警；当润滑油压低至 30KPa 时，停机，电动直流油泵应自启动；当主油压1.7MPa 时，报警，高压电动油泵应启动正常。（4）发电机保护：当发电机因故障跳闸后联跳自动主汽门停机。（5）汽机推力轴承轴瓦温度达 85时，报警。汽机推力轴承轴瓦达 100时，自动保护跳机。（6）超速保护：调速器调速范围 03180r/min（可调）SG 第 0 次 修 改27机械超速保护 3270r/min危急遮断器动作转速 33003360r/min电超速保护 3390r/min （7）当发生上述保护动作停机后，报警要求
36、能及时地解除，可以缩短事故处理时间。（8） 运行人员每 60 分钟抄录表计一次，如果发现仪表读数与正常有不同，应加强仪表分析，及时处理，并报告班长。（9）运行人员每 30 分钟应对机组进行一次巡回检查时应特别注意推力瓦块温度，各轴承温度、回油情况，油系统是否有渗溢现象，如发现有应及时清擦干净，发电机进出风温度，发电机滑环和励磁机整流子，电刷等应无跳动和冒火花现象。（10）运行人员应严密监视：a）汽温、汽压的变化，及时联系干熄焦要求恢复，并作好记录；b）冷油器出口油温，汽轮机转速，凝汽器内真空，运行辅机之电流、出口压力等的变化，如有异常应及时汇报班长并及时调节至正常范围内；c)运行人员除进行以上
37、检查，监视外，还要经常倾听机器内部声音，做至眼看、鼻闻、耳听、手摸，加强对运行机组的维护，时刻作好事故预想，以防不测。6.2 发电凝汽设备启动前的检查与准备（1）凝汽设备的启动a、及时调节凝汽器热井水位，尽量排去存水，以尽早使水质合格;SG 第 0 次 修 改28b、及时调节冷油器出口油温，使之维持在 3545左右;c、经常检查凝泵运行状况;d、检查循环水进水压力在 0.3MPa，如水压不足应增开循泵;e、并列后及时检查循环水出水温度，进水压力，凝汽器水位，冷油器出油温度及凝泵运行状况;f、全面检查辅助设备的运行情况。（2）凝器设备的运行维护a、设备正常运行中应：经常检查(每 30 分钟)凝结
38、水泵运行情况，发现异常应及时汇报主控；检查热井水位及水温；检查冷油器出口油温；检查循环水进、出水温度，压力；检查空气冷却器进、出水温度；检查有关阀门、系统有无泄漏；每 60 分钟抄表一次，做到抄表到位，不准抄假表，发现有较大变化应及时汇报当班主控。b、运行中冷油器的切换运行得班长通知切换备用冷油器运行，(此项操作应在班长监护下进行)；将备用冷油器出水门开启，同时开启冷油器之间的连通阀；微开备用冷油器进水门 23 圈；联系主控，加强对冷油器出口油温及各轴承油温的监视；缓缓开启备用冷油器之出油伐(密切注意出口油温，及时调节进水门维SG 第 0 次 修 改29持正常油温)；备用冷油器投用运行正常后，
39、缓缓关闭原运行冷油器出油伐、应特别注意轴承油压及冷油器出口油温并及时调节，直至原运行冷油器出口油门关闭、关闭原运行冷油器进水门；对刚投入运行的冷油器出口油温加强监视使之在 3545；对刚投入运行的冷油器进行放水检查。注：所谓备用冷油器时冷油器侧已充满油并放尽空气，进油门开足，出油门关闭。冷却水进、出水门关闭。（3）凝器设备的事故处理：a、热井水位升高检查凝泵是否跳闸，及时联系汽机启动备用水泵；检查循环水进水压力，检查凝结水质量，如发现水已发混，及时通知化水对凝结水质进行化验，如硬度明显大应汇报班长，要求对凝汽器进行隔绝提漏；检查凝结水的出水压力，压力小时打不出水，调节凝泵水封阀门；对自己进行过
40、的操作进行全面检查，是否有误操作的情况。b、真空降低得司机通知凝汽器真空下降应检查；循环水进水压力是否在 0.6MPa 左右；循环水量是否达到要求；凝汽器水位是否处于报警状态；凝汽器热井水位计是否破裂；SG 第 0 次 修 改30真空系统疏水门是否误开；真空系统严密性；将检查到的异常情况及时汇报主控和班长。(在自己能独立处理的事项中应先处理后汇报)；c、运行辅机故障处理运行辅机电动机冒烟应立即手揿事故按钮停泵，并检查泵应自启动正常，如不能自启动应立即要求司机手操启动备用泵，事后将情况汇报班长，并作记录交班；运行辅机轴承断油或冒烟同上条；运行副机水泵或电机振动增大应汇报司机或班长共同检查，确认振动大并已超限应联系司机进行换泵，作好记录交班；运行冷油器出口油温升高应及时调节冷却水阀门，如冷却水门已开足，应汇报班长并得到同意后开启冷却水滤网旁路门，如出口油温开始下降则说明水滤网堵要求检修清洗，如油温仍不下降，要求班长增加循环水量，如已无法增加循环水量或虽增加循环水量仍不能降低出口油温时，应切换备用冷油器运行，并做好交接班记录。 6.3 循环水运行方法：（1）循环水阀门开启；（2）循环水运行流程1)凝汽器循环水回水母管冷却塔进水管冷却塔喷嘴冷却层冷却冷却塔吸水池循环水泵循环水供水母管凝汽器2) 循环水供水母管发电机空冷器、冷油器、轴封冷却器循环水回
