汽机运行规程.txt

华电丹东金山热电有限公司企业标准 Q/DDJS-218-2010汽轮机运行规程（试 用）2010-09-30 发布 2010-09-30 实施 华电丹东金山热电有限公司 发 布汽轮机运行规程（试 用）批准： 审核: 初审： 刘立勋编制： 郭连喜 候卫华 （红色字体代机组调试后修改确定）目 录1 汽机系统概述1 2 汽轮机设备技术规范10 3 机组启动26 4 汽轮机组运行的规定49 5 电动机运行的规定56 6 循环水系统的运行63 7 凝汽器胶球清洗系统的运行69 8 开式循环冷却水系统的运行709 闭式循环冷却水系统的运行73 10 润滑油、顶轴油泵和盘车装置系统的运行76 11 EH 油系统的运行79 12 定冷水系统的运行83 13 旁路系统的运行88 14 轴封系统的运行94 15 凝汽器真空系统的运行97 16 凝结水系统的运行98 17 高压加热器的运行111 18 低压加热器的运行117 19 除氧器的运行122 20 机组事故处理131 21 自动装置、保护及试验1491汽机系统概述 本汽轮机为北京重型电机厂引进法国阿尔斯通技术生产的 NC330-17.75/540/540/0.3 型亚临界蒸汽参数、 一次中间再热、单轴、三缸双排汽、采暖抽汽凝汽式汽轮机。汽轮机采用高、中压汽缸分缸、通流部分对称布 置，高、中压缸均采用双层缸；低压缸对称分流布置，在低压排汽口装有水雾化降温装置。高、中、低压转子 均为整锻转子，高压转子由一个单列调节级和 10 个压力级组成，中压转子由 12 个压力级组成，低压转子由 2×5 个压力级组成。高、中压转子和低压转子及发电机之间全部用刚性联轴器联接，联轴器采用偶合双头螺杆。 汽轮机高、中压缸采用上缸猫爪中分面支承方式，对中性好。轴承座固定在台板上，高中压缸通过镶有滑块的 猫爪在轴承座中分面上滑动。高中压缸利用跨过高中压轴承座的两根拉杆刚性连接，低压外缸放在台板上，台 板放在固定于机座的垫板上。其绝对死点设在中压缸后部靠近轴承中心线处。，当缸体温度升高时，高中压缸 由此点向前膨胀，并由高中压缸猫爪在高中压缸轴承箱和前轴承箱水平面滑动板上滑动。低压外缸向发电机膨 胀，也可横向膨胀，低压内缸以凝汽器排汽口中心线为死点，分别向两侧膨胀，也可横向膨胀。推力轴承位于 高中压缸之间的轴承座中间，通过与高压缸前猫爪两连杆刚性联接，可随同高压缸一起同向膨胀，整个汽轮发 电机转子以推力盘为相对死点，分别向前和向后膨胀。汽轮机盘车装置的主体安装在汽机前轴承箱内，驱动轴 穿过箱壁经液力偶合器与电动机相连，盘车电机设置在前轴承箱下的台板上。该盘车装置可实现自动投入或退 出，盘车电机启动后，当汽机转子速度低于盘车转速时，盘车 SSS 齿型离合器自动投入工作，并保持机组在 54rpm 运行，反之离合器退出工作状态。当盘车装置失去电源时，卸下轴承箱右侧上的罩盖，用棘轮扳手进 行手动盘车。 汽轮机设有七段不调整抽汽，高压缸本体不设抽汽口，高压缸排汽管设一个抽汽口为一段抽汽，供1 高加， 中压缸共设有三个抽汽口，在中压缸第五级、第九级后和中压缸排汽，分别供2 高加、除氧器、4 低加， 中压缸排汽还接有采暖抽汽口。低压缸设有三个抽汽口，在低压缸两端第二级后、第三级后、第四级后，分别 供3、2、1 低压加热器。本机组除氧器为高位布置方式，布置在加热站上层 22m，共设有三台 50容 量的的电动液力偶合器调速给水泵，正常运行中两台运行一台备用。 中压缸启动时防止高压缸过热的措施：高压缸抽真空隔离。 高压旁路系统从汽机入口前主蒸汽干管接出，经减压减温后接至冷再热蒸汽管道上。高压旁路装置由高压蒸汽 旁路阀及其驱动装置、喷水减温调节阀及关断阀组成，减温水来自锅炉给水泵出口母管。低压旁路系统从汽机 中压缸入口前热再热蒸汽干管接出，经减压减温后接至排汽装置喉部，喉部还设有消能装置，消能装置由卖方 提供设计，汽轮机厂家供货。低压旁路装置每台机组安装二套，每套由低压蒸汽旁路阀及其驱动装置、喷水减 温调节阀及关断阀组成，减温水来自凝结水系统。 汽轮机旁路系统采用高、低压串联两极旁路装置，高压旁路系统容量为 70%B-MCR，低压旁路系统容量为 2×40%B-MCR 以满足机组运行方式的要求，满足中压缸启动功能要求。 1.1 高低旁减温水 .1.1高旁减温水介质：高压给水 .1.2低压旁路减温水介质：凝结水 北京重型电机厂引进法国阿尔斯通技术生产的 NC330-17.75/540/540/0.3 汽轮机组，采用中压缸启动。 要求配有 70% B-MCR 的高压旁路一套和 2×40% B-MCR 低压旁路一套。机组甩负荷时旁路系统能自动投入， 旁路系统可纳入 DCS。配置高、低压旁路系统对提高机组运行的灵活性、安全性和负荷适应性十分有效。 330MW 高、低压旁路的具体参数如下表所示：表 1.1 330MW 高、低压旁路的具体参数 参数单位高压旁路 低压旁路 进口蒸汽压力 MPa 18.441.5(最大压力 5MPa) 蒸汽温度 543 540(最大温度 548) 蒸汽流量 t/h 700 222.5×2 出口蒸汽压力 MPa 4.4 0.30.6（消能装置进口） 蒸汽温度 338 140160（消能装置进口） 减温水减温水压力MPa 22.952.81 减温水温度184.732 减温水流量t/h 101 70×2 在采用上述容量的高、低压旁路系统后，330MW 机组就如虎添翼，具有优良的运行性能： .实现冷态、温态、热态、极热态下的中压缸启动，全过程自动控制，启动时间短，节约用油，如极热态启 动从冲转至满负荷仅 35 分钟。 .快速的调峰性能，在极热态下当负荷超过 70%时，升负荷率可达到 10%/分。 .100%甩负荷安全可靠，瞬间飞升转速控制在+8%以下，锅炉主安全阀不跳，能适应各种情况下的快速降负 荷(FCB)要求。 .当电网发生事故时，该机组可以长时间带厂用电运行，维持锅炉不投油燃烧。 一旦电网修复，可以立即带 上负荷。表 1.2 额定负荷时各级抽汽参数（TRL）： 抽汽级数 流量 kg/h压力 MPa(a) 温度允许的最大抽汽量 kg/h 第一段(至 1 号高加)894704.4068 338.84 96140 第二段(至 2 号高加)519602.1833 451.21 60210 第三段(至除氧器) 456901.0694 351.09 67110 第三段(厂用汽)/40000 第四段(至 4 号低加)572700.5055 258.04 58110 第四段(至厂用汽) /40000 第四段(至采暖抽汽)/600000 第五段(至 5 号低加)242500.1386 133.01 24620 第六段(至 6 号低加)316200.0707 90.2133170 第七段(至 7 号低加)154100.0261 66.0037990表 1.3 汽轮机抽厂用汽工况时各级抽汽参数 抽汽级数 流量 kg/h压力 MPa(a) 温度允许的最大抽汽量 kg/h 第一段(至 1 号高加)872704.3441 336.92 96140 第二段(至 2 号高加)537702.1197 449.04 60210 第三段(至除氧器) 503000.9793 341.65 67110 第三段(厂用汽)400000.9793 341.65 40000 第四段(至 4 号低加)466700.4443 245.08 58110 第四段(至厂用汽) 400000.4443 245.08 40000 第四段(至采暖抽汽)/600000 第五段(至 5 号低加)201600.1223 123.12 24620 第六段(至 6 号低加)272800.0627 87.0833170 第七段(至 7 号低加)284100.0225 62.6837990表 1.4 汽轮机平均抽汽工况时各级抽汽参数 抽汽级数 流量 kg/h压力 MPa(a) 温度允许的最大抽汽量 kg/h 第一段(至 1 号高加)885504.3656 337.55 96140 第二段(至 2 号高加)554002.1203 448.36 60210 第三段(至除氧器) 614000.9630 338.88 67110第三段(厂用汽)/40000 第四段(至 4 号低加)162800.291203.31 58110 第四段(至厂用汽) /40000 第四段(至采暖抽汽)550000 0.291203.31 600000 第五段(至 5 号低加)49900.0378 89.4524620 第六段(至 6 号低加)67100.0196 59.6633170 第七段(至 7 号低加)660 0.0076 40.6737990表 1.5 汽轮机最大抽汽工况时各级抽汽参数 抽汽级数 流量 kg/h压力 MPa(a) 温度允许的最大抽汽量 kg/h 第一段(至 1 号高加)961404.5082 340.74 96140 第二段(至 2 号高加)602102.1825 447.80 60210 第三段(至除氧器) 671100.9860 337.69 67110 第三段(厂用汽)/40000 第四段(至 4 号低加)176000.0291 200.37 58110 第四段(至厂用汽) /40000 第四段(至采暖抽汽)600000 0.0291 200.37 600000 第五段(至 5 号低加)48500.0319 86.3324620 第六段(至 6 号低加)60800.0165 56.0533170 第七段(至 7 号低加)720.0067 38.2237990表 1.6 汽轮机发电机组临界转速(轴系) 轴段名称 一阶临界转速 r/min二阶临界转速 r/min 设计值试验值设计值试验值 高压转子 2330接近设计值>4500 中压转子 2420接近设计值>4500 低压转子 1795接近设计值>4500 发电机转子1341接近设计值3614 励磁机转子无表 1.7 汽轮机发电机组临界转速(轴段) 轴段名称 一阶临界转速 r/min二阶临界转速 r/min 设计值试验值设计值试验值 高压转子 2400接近设计值>4400 中压转子 2440接近设计值>4400 低压转子 1800接近设计值4400 发电机转子1361接近设计值3515 励磁机转子无启动参数 表 1.8 预热蒸汽参数 参数单位启动状态 冷态温态热态极热态 主蒸汽压力MPa(a) 4.0 启动时不需要预热 主蒸汽温度380 主蒸汽额定流量kg/h160000 辅助蒸汽压力 MPa(a) 1.3 辅助蒸汽温度 350 辅助蒸汽流量 kg/h20163023表 1.9 转子轴颈双振幅振动值(m) 轴承第一临界转速振幅值额定转速时振幅值 正 常报 警跳 闸 1125 75100 130 2125 75100 130 3125 75100 130 4125 75100 130 5125 75100 130 6125 75100 130 7125 75140 180 125 75140 180表 1.10 汽轮机各阀门关闭时间 (s)(以现场实际数值为准) 阀门名称 时 间 特 性 关闭时间(s) 延迟时间(s) 主汽门0.250.05 主汽调节汽阀 0.250.05 再热汽门 0.250.05 再热调节汽阀 0.250.05 高压缸排汽止回阀 0.5S 一段抽汽止回阀0.5S 二段抽汽止回阀0.5S 三段抽汽止回阀0.5S 四段抽汽止回阀0.5S 五段抽汽止回阀0.5S 采暖抽汽止回阀0.5S 六段抽汽止回阀0.5S表 1.11 启动方式、条件及时间(min)（以现场实际数值为准） 起动状态 冲转方式 冲转至额定转速时间额定转速至并 网时间并网至额定负荷时间冲转 至额定负荷 时间蒸汽压力 MPa(a) 蒸汽温度() 高压缸调节级金属温度()中压缸第一级金属温度()凝汽器背压 kPa(a) 备注 冷态中压缸冲转60140 200 温态同上77380 热态同上64450 极热态同上62935运行参数 表 1.12 运行参数 项 目 单 位数 据 不破坏真空惰走时间min 50 破坏真空惰走时间 min 20 主开关断开不超速跳闸的最高负荷kW354000 超速脱扣转速 r/min33003360 最大运行背压 kPa(a) 16 汽机报警背压 kPa(a) 16 汽机脱扣背压 kPa(a) 21 汽机喷水流量 t/h 17.52 最大持续允许负荷(背压 0.0186MPa(a)时)kW330000 最大允许排汽压力(额定负荷时) kPa(a) 16 盘车转速 r/min54 允许盘车停止时汽缸最高温度150允许盘车停止时转子最高温度150 1.2 除氧器形式：内置式除氧器 1.2.1设备型式：卧式 1.2.2设备运行参数： 在进水含氧量无限制的情况下，除氧器满足在几个工况下的出水含氧量，达到要求。 抽汽压力：最高：1.0835MPa最低：0.3213MPa 抽汽温度：最高：358.81最低：337.69 启动时辅助汽源压力：最高：1.29 MPa汽源温度：最高：300 高压除氧器进口水温(汽机 VWO 工况)：151.05高压除氧器出口水温(汽机 VWO 工况)：183.40 高压除氧器最大出力： 1080 t/h 高压除氧器额定出力: 1025 t/h 1.2.3高压除氧器设备布置在汽机房 A 排外毗屋内 21m 层。 1.2.4高压除氧器型式和运行方式 高压除氧器型式：卧式，内置式除氧器。 高压除氧器启动方式：定压启动。高压除氧器运行方式：滑压运行。 1.2.5进入高压除氧器的凝结水水质： 含氧量：?30g/l； pH 值：8.5 硬度：mol/l； 电导率：?0.3s/cm； 含铜离子：81kPaEH 油压 12.3 MPa -14.6 MPa EH 油温 3550 润滑油压 0.15 MPa0.2MPa 润滑油温 3545 3.4.2 冲转条件满足后汇报值长，接冲转命令后全面检查正常，记录冲转前的重要参数，如主、再热蒸汽压 力、温度、轴向位移、真空、胀差、润滑油压、油温等。 3.4.3 在 DEH 升速控制画面上按下“中缸控制”按钮，检查“中缸控制”灯亮。 3.4.4 在 DEH 上按下“目标值”设定目标转速 1000 rpm，按下“升速率”设定升速率为 100rpm（若选择 程控升速升速率由 DEH 根据中压内缸上法兰中壁温度自动给出）。 3.4.5 按“进行”键“进行”灯亮，“保持”灯灭，注意中压调门慢慢开启进行升速,当实际转速大于约 140rpm 时检查盘车装置应自动脱扣，否则应立即打闸停机,待故障消除后重新冲转. 3.4.6 转速升至 600rpm 时可闭锁停留,按“保持”键“进行”灯灭、“保持”灯亮，机组停止升速，对机组 进行全面检查。 1)倾听机组声音正常,必要时可脱扣进行摩擦检查。 2)检查汽机本体、管道应无水击、振动现象,疏放水系统无异常。 3)检查轴承金属温度、回油温度、轴承振动、轴向位移、差胀等都在正常范围内。 4)注意高、中压缸各点温度、温升及上下缸温差的变化。 5)注意凝汽器水位、真空、除氧器和低加的水位。 6)注意润滑油压、EH 油油压、油温、油箱油位的变化情况。 7)检查高压主汽门开启，高排逆止门旁路阀开启，高排逆止门关闭，高缸抽真空阀关闭，高缸内部压力不大 于 1.7MPa，高排温度正常。 3.4.7 检查一切正常后按“进行”键,当机转速达到 1000rpm 时 “进行”灯灭，机组自动停止升速,保持该 转速下暖机 1 小时并进行以上各项目的检查。 3.4.8 当高压外缸下法兰金属温度（TE017）190，汽机开始升速，转速达 1020 rpm 时，检查高排逆 止门旁路阀应自动关闭,高压缸抽真空阀自动开启，确认高压缸处于真空状态，检查高缸内部压力 PT036 不大 于 140kPa。 3.4.9 当转速达到 1050 rpm 时检查高压主汽门应自动关闭。 3.4.10 升速期间应按规定项目进行全面检查,并重点检查各瓦轴颈振动变化情况。 3.4.11 高、低加应随机投入运行,并注意检查其运行正常。 3.4.12 转速达 3000rpm 时“进行”灯灭、“保持”灯亮，检查主油泵工作正常,出口油压正常, 检查润滑 油压正常后，停止盘车电机和顶轴油泵运行,停止交流润滑油泵运行。 3.4.13 转速达 3000rpm，应严密监视汽机轴振动,同时检查各轴承金属温度、凝汽器真空、高中低压缸胀差、 轴向位移、汽缸金属温度变化及上下缸温差、低压缸排气温度、轴封压力、温度，润滑油、EH 油、油温、油 位、油压等。 3.4.14 转速 3000rpm 下停留 20 分钟进行暖机,并对汽轮机组进行全面检查. 3.4.15 冲转升速过程中的注意事项： 1)汽机冲转升速、暖机过程中应尽量保持汽压、汽温及水位等参数稳定； 2)在升速过程中严禁在临界转速区域或振动较大区域停留； 3)程控升速时的升速率由 DEH 根据中压内缸上法兰中壁温度（TE038）自动给出： 4)当中压内缸上法兰中壁温度温度150时升速率 100rpm/min； 5)当中压内缸上法兰中壁温度温度150时升速率500rpm/min； 6)注意汽机本体、管道无水冲击及异常振动现象，汽机疏放水系统正常； 7)注意汽缸热膨胀、各缸差胀、轴向位移、上下缸温差、内外缸温差、轴振及各轴承温度正常。 8)注意润滑油压、润滑油温度、油箱油位变化。 9)注意凝汽器真空、水位及高低加、除氧器的水位变化正常。 10) 注意旁路及各辅机的运行情况。 11) 汽机过轴系临界转时要严密监视汽机振动，发现振动超过 180um 应立即打闸停机。 3.5 机组并网带初负荷 3.5.1 确认机组运行正常无禁止并网条件存在，汇报中调机组准备并网。3.5.2 发电机并网操作的条件： 1)发电机的电压与系统电压数值相等。 2)发电机的频率与系统频率相等。 3)发电机的电压相角与系统电压相角相等。 4)发电机与系统的一、二次电压相序一致。 3.5.3 并网后设定目标负荷 30MW、升负荷率60MW/MIN 按“进行”键灯亮，机组开始升负荷，联系热控人员 投入电跳机保护。 3.5.4 当设定目标负荷达到后依据启动曲线重新设定目标负荷和升负荷率,然后按“进行”键使负荷增加， 根据升负荷的要求，可逐渐增点油枪或提高燃油压力维持主汽压力和负荷。 3.5.5 升负荷期间防止蒸汽参数及负荷的大幅度波动,注意低旁应逐渐关闭且再热器出口压力应维持在 1.5MPa。 3.5.6 根据低加疏水箱水位及时启动一台低加疏水泵运行,检查其工作正常，投入低加疏水箱水位调节自动， 投入另一台低加疏水泵“联锁”。 3.6 高压缸切换（由中调门控制切换为高调门控制） 3.6.1 切缸前应汇报值长,维持主汽温度、主汽压力稳定,主汽温度保持 80以上的过热度，以防止高压调门 打开时产生的热应力或由于压力较低切缸后使汽机产生水冲击，振动增大。 3.6.2 当以下高压缸切换条件满足后高压缸允许切换且 DEH 自动进行切缸，此时机组负荷指令自动闭锁。 1)主汽温度“OK”；（高压缸入口金属温度和主汽温度偏差在正常值内，且相匹配） 2)负荷大于 10“OK”。 3)变送器正常“OK”；（主汽压力、再热汽压、发电机功率、高排压力、高排温度、汽缸金属温度等）。 4)高缸最小冷却流量“OK”。 5)旁路流量“OK”。 流量要求满足：高旁流量大于 DEH 当前流量（根据负荷指令折算）大于高缸最小冷却流量（根据再热汽压折 算）。 3.6.3 如果由于测点故障或变送器等原因高压缸不能自动切换，但机组负荷、流量等满足、主汽温度在切缸 曲线范围内， “切换允许”灯亮可手动按下 DEH 盘上“高缸控制”按钮进行高压缸切换。 3.6.4 切缸时高、低旁应在自动方式运行,低旁应逐渐关小至全关，切缸后当高压旁路自动完全关闭后，检 查旁路转入滑压运行（follow）方式。 3.6.5 切缸后锅炉要及时增加燃料量，汽机增加负荷，可投入功率回路,维持负荷稳定, 防止负荷小于 25MW 反切缸,。 3.6.6 切缸时注意高压主汽门缓慢开启,真空疏水门自动关闭,高排逆止门自动开启,高压缸自动投入运行， 此时注意高压缸排汽口金属温度的变化。 3.6.7 高压缸投运后如高压缸排汽口金属温度过高,应适当增加机组负荷或者降低再热器压力以增加蒸汽流 量（必须通过增加高调门开度或降低排汽压力来增加流量），以防高排温度高汽机跳闸。 3.6.8 切缸结束后负荷大约 45-50MW 低负荷暖机 30min，以提高、中压缸温度，控制低压轴封压力及温度， 防止低压缸差胀过大。 3.7 机组升负荷 3.7.1 当高压缸金属温度（TE008）220，汽机高、中、低压缸胀差正常，设定目标负荷 100MW、升负 荷率为 3MW/MIN,按下“进行”键“保持”灯灭，“进行” 灯亮机组开始升负荷。 3.7.2 视情况将 DEH 负荷控制投入功率回路。 3.7.3 当机组负 荷升至 20%(60-70MW)期间的操作: 1)检查汽机主、再热蒸汽管道疏水门关闭； 2)检查汽机本体疏水阀及抽汽管道疏水阀自动关闭； 3)检查低压缸后缸喷水调节阀自动关闭,注意排汽温度。 4)四段抽汽压力大于 0.2MPa 时除氧器汽源自动倒为三段抽汽供给, 联锁关闭低压辅汽联箱至除氧器电动 门，除氧器滑压运行. 5)启动另一台循环水泵运行。 3.7.4 升负荷至 30%50(90160MW)期间的操作 1)在汽机低负荷暖机结束后若运行工况稳定，机组负荷 100MW 可启动第二台给水泵，在并泵时要注意调整 汽包水位、给水母管压力稳定。 2)机组负荷 100MW 左右启动第二台磨煤机前启动另一侧吸风机及一次风机运行。 3)机组负荷 100MW 左右可启动第二台磨煤机，但必须在运行磨煤机的负荷带到 75%以上时且燃烧稳定后进 行。在第二台磨煤机启动后要及时调整燃料量，减少第一台磨煤机的煤量，保持燃烧工况稳定，防止汽压、负荷突升。 4)锅炉以0.125MPa/分钟的速度升压、以0.5/ 分钟的汽温温升率升温，负荷升至 99MW 应维持该负 荷运行 25 分钟(主汽压力 14.5Mpa、主汽温度 538) 。 5)做 6kV 工作分支开关的跳合闸试验合格，将其送至工作位置热备用。 6)当负荷大于 20额定负荷后且运行工况稳定，检查厂高变具备带负荷条件，将厂用电源切换至厂高变， 投入快切装置。 7)负荷升至 165MW 后维持该负荷运行 30 分钟。 8)根据情况逐步投入锅炉自动控制系统。 3.7.5 升负荷至 330MW 期间的操作： 1)根据负荷要求启动第三台,每四磨煤机运行，当锅炉负荷大于 65%(215MW)时，根据燃烧稳定情况可逐步 停运油枪直至断油燃烧。 2)检查锅炉燃烧稳定(不投油稳燃负荷)， 投运电除尘并将振打装置改为周期振打。 3)当机组负荷超过 70（230MW）时，根据机炉运行情况可联系热控人员投入 CCS 协调控制系统。 4)当机组负荷超过 300MW 时机组运行可改为定压运行方式。 5)负荷加至 300MW 时为防止机组超负荷或汽压超限，应稳定运行 1015 分钟，再升至额定负荷 330MW(时 间不少于 50 分钟)。 6)当空预器冷端金属温度大于 70后，根据需要决定是否停止暖风器运行。 7)按冷态启动曲线升负荷至额定值对机组所有设备及参数进行一次全面检查，并进行全面吹灰，同时检查各 备用辅机投入自动备用状态。 3.7.6 机组升负荷过程中注意事项 1)主、再热蒸汽升温率、升压率、升负荷率必须按照机组启动曲线执行； 2)高压调门进汽方式依据高压缸温度自动选择，当高压内缸上法兰中壁温度（TE008）80，主、再热蒸汽温差28。 4)负荷降至 150MW 时解列一台电泵，负荷大于 20%（66MW）时将厂用电切换至启/备变带。 5)当负荷减至 20%（66MW）时: 检查抽汽管道疏水阀、汽机本体疏水阀、高压进汽导管疏水、中压进汽导 管疏水阀开启，低压缸后缸喷水阀自动开启，并将除氧器汽源倒为低压辅汽联箱供给。 6)由高到低依次停用高压加热汽器汽侧运行，检查各段抽汽电动门，逆止门关闭，抽汽管道疏水阀开启。 7)根据机组滑停各参数的变化情况再决定是否进行中压缸切换，若切换则手动逐渐开启高、低旁维持再热汽 压 1MPa 左右，手动进行中压缸切换，若切换过程中出现异常应打闸停机。 8)启动交流润滑油泵运行，启动顶轴油泵和盘车电机运行。 9)按下汽机跳闸按钮或在机头手动脱扣，检查高、中压主汽门，调速汽门关闭，抽汽逆止门关闭，并就地确 认各阀门关到位，发电机解列灭磁，检查机组转速下降。 10) 机组进入盘车转速约 54rpm 时，检查盘车装置啮合良好，记录盘车电流、转子偏心率并记录转子惰走时 间。 4.5.3 机组滑停的注意事项： 1)滑停过程中，密切注意监视主、再热蒸汽温过热度>80，严防汽轮机发生水冲击事故。 2)严格控制降温、降压速度，主、再热蒸汽温度下降速度50/h。 3)滑停过程中，主、再热蒸汽温差28，再热蒸汽温度下降速度应尽量跟上主蒸汽温度下降速度。 4)滑停过程中，由于蒸汽参数较低，不允许进行汽机的相关试验。 5)滑停过程中，加强监视检查高、中、低压缸胀差、轴向位移、轴振、各轴承金属温度的变化，若出现异常 应停机。 6)滑停过程中，注意汽缸温度的下降速率，监视上、下缸温差50。 7)滑停检查高辅联箱压力正常，轴封压力、温度及除氧器、凝汽器各加热器水位。 8)滑停时为防汽包壁温差大，一定要注意在汽机打闸后锅炉再手动 MFT 灭火。 4.6 机组停运后的操作 4.6.1 锅炉停止上水后除氧器停止加热，压力调节切为手动，关闭辅汽联箱至除氧器隔绝门，经值长同意后， 停止电动给水泵的运行。 4.6.2 低压缸排汽温度小于 50并根据凝结水用户情况停止凝结水泵运行。 4.6.3 停止向凝汽器补水，关闭凝汽器水位调节门，停止凝结水输送泵运行。4.6.4 当主汽压力降至 0.8Mpa 时开启再热器进、出口疏水门及出口空气门，进行再热器疏水。 4.6.5 在冬季放水时应通知热工进行取样管、压力表管、变送器的放水，以防止冻坏设备。 4.6.6 停止真空泵运行，退出联锁并开启真空破坏门，真空到零后停轴封，关闭轴封供汽总门及各调节阀前 截门，开启轴封系统各疏水门，停止轴加风机运行。 4.6.7 高、低旁关闭后根据要求停止旁路油站油泵运行。 4.6.8 解除定冷泵联锁，停运定子冷却水系统。 4.6.9 当汽轮机最高金属温度150时停止盘车运行； 4.6.10 当汽轮机最高金属温度120时停交流润滑油泵运行；当汽机金属温度降至 100时停止顶轴油泵 运行。 4.7 汽轮机停运后的保养： 4.7.1 停机 10 天内的保养： 1)隔绝可能返回汽机内部的汽、水系统，并开启主、再热蒸汽管道、抽汽管道、旁路及本体所有疏水阀。 2)隔绝与公用系统连接的汽、水、气阀门，并放尽其内部余汽、余水、余气。 3)放尽凝汽器热井、循环水进、出水室、加热器汽侧及各水箱、管道内的存水。 4)除氧器、加热器水侧采用湿贮存保养。 5)保持润滑油净化系统的连续运行，若油温大于 70应停止运行。保持控制油系统的冷却再生泵连续运行， 若油温大于 60应停止冷却再生泵运行。 6)无特殊情况应保持交流润滑油泵运行，若主油箱油温大于 70应停止运行。 7)每天投运连续盘车半小时，并记录转子晃动度。 8)在冬季若上下缸温差大，则应关闭汽机本体疏水阀及抽汽管道疏水阀。 4.7.2 停机超过 10 天的保养： 1)隔绝可能返回汽机内部的汽、水系统，并开启主、再热蒸汽管道、抽汽管道、旁路及本体所有疏水阀。 2)隔绝与公用系统连接的汽、水、气阀门，并放尽其内部余汽、余水、余气。 3)放尽凝汽器热井、循环水进、出水室、加热器汽侧及各水箱、管道内的存水 4.9 辅机启动前的检查 1)检查检修工作确已结束，现场整洁无杂物和垃圾，转动部分的安全罩已装复，有关表计应投运。 2)检查道路畅通、楼梯、栏杆完好；常用照明及事故照明完好且光线充足。 3)检查管道保温完整，支吊架齐全完好；所有人孔门、检查门等已关闭严密。 4)检查各油箱、转机轴承油位正常，油质合格。 5)检查转机地角螺栓牢固，电机接地良好，有关系统恢复到备用状态，转机具备投运条件，测量电动机绝缘 合格后送上电源。 6)所有辅机处于良好备用状态，辅机联锁和保护试验正常并投运。 7)检查 DCS 操作系统及 CRT 画面显示正常，信号报警正常。 4.9 辅机启动 1)设备的正常启动、停止操作必须得到值长、机长的命令，操作完毕后应及时汇报。 2)当辅机在启动或运行中跳闸，在查明原因和故障消除前，不得再启动。 3)对拆掉电源检修后或第一次启动的转机，要试验转机方向正确。 4)每次操作结束后应全面检查，确认一切正常，并将操作内容认真清楚的记录在运行日志上。 5)设备系统投运后，其“联锁”开关一般均投入（缺陷情况除外），以保证自动联锁。 6)做好定期检查、维护、切换及试验工作，按时记录设备运行工况，认真填写定期试验结果。 4.10 辅机运行中的检查维护 1)设备运转平稳，无异音、泄漏等现象。 2)润滑油位、油质、油压、油温正常，冷却水、密封水压力、流量正常。 3)轴承温度、振动正常。 4)电机电流正常，电机线圈温度及轴瓦温度正常。 5)靠背轮接合处完整，防护罩罩好，地角螺丝牢固。 6)监测、保护装置运行正常。 7)运行中发现设备异常情况要及时汇报、联系，尽可能消除，并做好记录，影响安全的异常情况应做好事故 预想。 4.11 管道系统操作注意事项 1)较大系统的系统从检修转为运行前，应先进行充压，排尽系统内的空气；操作时应先开空气门，然后稍开 水（或其它介质）门，直至空气管中有水冒出，再关闭空气门，开大水（或其它介质）门；操作中注意控制进水速度，防止进水太快引起管道振动。 2)蒸汽管道等通过热介质的系统，投运前应先充分暖管，以排除积水，防止管道水击引起强烈振动。 3)热力系统中一、二次串联布置的疏水门、空气门，一次门用于系统隔绝，二次门用于调整或频繁操作，除 非特殊情况，不得将一次门做为调整用，防止一次门门芯吹损后，不能起到隔绝系统的作用。 5 电动机运行的规定（如与电气规程冲突以电气规程为主） 5.1 电动机运行通则 5.2 运行中的电动机在额定冷却空气温度时，可按照制造厂铭牌上所规定的额定数据运行。备用中的电动机应 经常检查，能保证随时起动，并按“定期轮换和切换试验制度”中规定，进行备用电动机的定期切换和定期启 动。 5.3 容量在 75kW 及以上高压电动机均装有加热器，在电动机不运行时，加热器应能自动投入。备用中的电动 机如果加热器投入正常，平时可不需测量绝缘电阻，但检修后必须测量其绝缘电阻。 5.4 保持电动机周围清洁干燥，防止水、汽、油的侵入，特别是通风口附近应无任何障碍物，通风口无积灰。 5.5 起动电动机的控制按钮及事故按钮等，均应有永久性标志，以指明其属于哪一台电动机，现场事故停用按 钮应加防护罩。 5.6 电动机转动部分应装设牢靠防护罩。 5.7 交流电动机绕组的引出线，应标明其相别，对于直流电动机，则应标明其极性。电动机的转向必须与机械 要求的转向一致，并应有明确的标识。 5.8 保护电动机用的各型熔断器的外壳上，都应写明其中熔体的额定电流值。 5.9 有爆炸和火灾危险的场所，应采用防爆式电动机，其出线处也应有防爆措施。 5.10电动机及启动装置的外壳，均应可靠接地。 5.11 电动机的允许运行方式 5.12 电动机供电电压的允许变化范围为额定电压的±10%。 5.13 电动机供电频率的允许变化范围为额定频率的±5%。 5.14 在频率变化不超过士 5%额定频率的情况下，电压与频率的综合变动不超过±10%。 5.15 直流电动机的电压允许变化范围为±10%，此时电动机能连续运行，电动机铁芯和绕组的温度不应 超过极限值。 5.16 电动机的相间电压应尽量平衡，电动机在额定出力运行时，相间电压的不平衡，不得超过额定电压 的±5%，不平衡电流不得超过 10%，超过时应注意电动机的定子铁芯的温度和转子的振动不应超限。 5.17 电动机运行时，每个轴承的振动值不应超过下列数值： 额定转速 rpm 300015001000750 及以下 振动值（双振幅）m5085100 120 5.18滑动轴承窜动不得超过 24mm, 对于滚动轴承不允许窜动。 5.19 电动机轴承温度和振动的限值：电动机的滑动轴承最高允许温度为 80，油温最高允许为 60； 轴承的最终温度应不超过 80( 对于滑动轴承)以及 95( 对于滚动轴承)。 5.20 电动机绕组绝缘材料的最高允许温度如下表所示，电动机在正常运行情况下不应超出此温度。 绝缘等级 AEBFH 极限允许温升（）607580100 125 极限温度（）105 120 130 155 180 环境温度（）4040404040 5.21 电动机线圈绝缘的监测 5.22 在下列情况下，应测量电动机的绝缘电阻值，并将测得的数据记录在 MIS 电动机绝缘记录中。 5.23新投运的电动机。 5.24检修后第一次送电的电动机。 5.25进水、受潮的电动机。 5.26停电时间超过一周的电动机需要送电时。 5.27运行中跳闸的电动机。 5.28 电动机测量绝缘的注意事项： 5.29测量绝缘前应核对设备的编号正确。 5.30检查电动机的电源已全部停电，确认无突然来电可能，并用合格的验电器验明确无电压。 5.31对被测试电动机及电缆进行放电。 5.32选择合适的摇表并检查摇表良好，检查回路无人工作。 5.33选好接地点，并检查证实接地点确实良好，断开影响测量准确性的回路。5.34测量绝缘的时间不得小于 1 分钟。 5.35测量完毕对被测量放电，恢复好断开影响测量准确性的回路。 5.36 电动机测量绝缘的规定： 5.376kV 交流电机用 2500V 摇表测量，其绝缘电阻 RM7M、吸收比1.3，检修后的绝缘电阻值不应 低于检修前的 80%。 5.38交流 380V 电机、电缆用 500V 摇表测量，其绝缘电阻 RM 0.5 M。 5.39直流 220V 电机、低压电