【汽机规程精选】-汽机安装规程.docx

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1、【汽机规程精选】 汽机安装规程 汽机规程精选1.汽轮机遇到下列情况，应采取措施设法消除，否则禁止机组启动或并网。 （1）高中压主汽门，调速汽门，高排逆止门，抽汽逆止门之一卡涩不能关严或动作失灵。 （2）主轴晃动值大于0.07mm（转子温度均匀状态允许的原始晃动值不大于0.05mm）（3）汽轮机高中、低压缸差胀或轴向位移超限。 （4）高中压缸上、下缸温差，内缸35，外缸50。 （5）盘车状态下机组动静部分有明显的金属摩擦声。 （6）交流润滑油泵、直流油泵、高压启动油泵、EH油泵、顶轴油泵及盘车装置之一工作失常。 （7）润滑油、抗燃油质不合格，润滑油温低于21,油位在最低油位以下。 （8）各主要参

2、数指示表计不正常（如转速，轴向位移，差胀，振动，膨胀、润滑油压、油温、调节级压力、温度、主、再热蒸汽压力、温度、真空、各支持轴承、推力轴承金属温度、回油温度、汽缸各金属温度,主油箱、EH油箱液位、润滑油压、EH油压、油温等）。 （9）各主要保护装置试验不合格（如低真空保护、EH油压低保护、润滑油压低保护、轴向位移保护、OPC超速保护、109%电超速保护、以及高、低加水位保护、各辅助设备的联锁保护等。）（10）仪表及热工保护电源失去，各软操及程控失常。 （11）厂用或仪用汽源失常或失去。 （12）保温不完善，通讯失灵，油系统漏油影响设备安全时。 （13）DEH不能在“自动”方式下正常工作。 （1

3、4）TSI工作失常，影响正常操作，且在短时间不能恢复时。 （15）调速系统动作失常，不能维持机组空负荷运行或甩负荷后不能控制机组转速在危急保安器动作转速以下。 （16）自动主汽门，调门严密性试验不合格。 （17）危急保安器动作不正常，OPC、109%电超速、ETS超速动作不正常。 2.冲转升速过程中的注意事项： （1）汽机冲转升速、暖机过程中，尽量保持汽温、汽压及水位等参数稳定。 （2）汽机冲转以后，检查盘车脱扣正常。不得靠近移向“脱开”位置的盘车装置操纵杆。 （3）在升速过程中严禁在临界转速区停留，本机的临界转速为1574r/min，升速率为100r/min，通过临界转速时应迅速平稳的通过,

4、升速率调整在200300r/min； 升速过程中各轴承振动不应大于0.05mm，通过临界转速时轴振动值不超过0.25mm，轴承振动值不超过0.08mm，超过此标准即为异常振动，应立即破坏真空打闸停机，严禁硬闯临界转速或降速暖机，机组启动中因异常振动停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。确认机组已符合启动条件时，连续盘车不少于2小时才能再次启动，严禁盲目再次启动。 （4）注意汽轮机本体、管道无水冲击及异常振动现象，汽机疏放水系统正常。 （5）注意汽缸热膨胀、各缸胀差、轴向位移、上下缸温差、内外缸温差、轴承振动及各轴承温度正常，以上各参数若上升趋势明显，则应延长暖机时间。 （6）注

5、意润滑油压、润滑油温度、油箱油位正常。 （7）注意凝汽器真空、水位及高、低加、除氧器水位的变化。 （8）注意旁路及各辅机的运行情况。 （9）整个升速过程中应保持润滑油温稳定在4045。 （10）升速暖机和加负荷期间，机组各部温升率不超过以下规定值。 a)主汽温度：2.5/minb)再热汽温：3.5/minc)高中压汽缸壁温：2.5/mind)主再热蒸汽管道壁温：7/mine)主汽门及调门壳体温度：5/min汽缸各部温差不应超过下列规定： f)高压内缸上下壁温差35g)内缸外壁与外缸内壁温差3040h)法兰左、右温差15i)法兰上、下温差20j)汽缸及法兰内、外壁80k)汽缸与法兰80l)外缸法

6、兰中壁与螺栓50高压差胀不得超过63.3，低压差胀不得超过743.增负荷过程中的注意事项： （1）并网后1分钟内，DEH盘上应有转速显示变为功率显示，否则立即解列发电机。 （2）注意监视汽机振动、胀差、轴向位移、检查润滑油压、油温、各轴承金属温度和回油温度正常。 （3）根据汽缸各部温差和胀差及时调整夹层加热装置； （4）注意检查各运行水泵、油泵的情况良好，油位正常，油质良好。 （5）注意检查凝汽器、除氧器、高、低加、的水位正常及“自动”调节正常。 （6）升负荷时，应监视发电机铁芯温度、线圈温度、进、出口风温。 （7）加强对各汽水品质的监督，发现不合格及时进行处理。 4.高压内缸下半内壁调节级区

7、域金属温度在300以上时，按热态启动。热态启动冲转前必须具备的条件： （1）主蒸汽，再热蒸汽温度比高中压内缸温度高50100以上。 （2）新蒸汽的过热度大于50。 （3）大轴晃动度值应与冷态启动时相同。 （4）高中压外缸上、下缸温差不大于50，内缸上、下缸温差不大于35。 （5）高中、低压缸胀差在允许范围内。 （6）其他条件同冷态相同。 5.热态启动中，除按冷态启动中的有关规定和操作进行外，须注意以下事项： （1）盘车状态下，先送轴封后抽真空，并检查汽缸本体疏水阀在开启状态。 （2）锅炉点火后，根据锅炉要求投入高、低压旁路。尽量维持较高真空,以便本体管道充分疏水； 冲转前真空一般保持在-74.

8、6KPa。 （3）热态启动时，若上下缸温差较大，冲转前即可投入汽缸夹层加热，以减少上、下汽缸温差小于35，并保持外缸比内缸低30； （4）热态启动冲转条件达到后，应及时冲动汽轮机转子，在500r/min下低速暖机5min，全面检查正常后，即可用1015min升至3000r/min； 汽轮机3000rmin定速后，全面检查机组运行无异常，应联系电气尽快并网带5MW负荷进行初负荷暖机。 （5）初负荷暖机结束后，视锅炉情况，尽快加负荷至汽缸温度水平所对应的冷态滑参数启动时的相应负荷值； （6）汽轮机冲转、升速及并列后的有关操作，同冷态滑参数启动程序相同； （7）主汽门、调速汽门、中压联合汽门停机后冷

9、却比较快，因此启动初期应注意控制温升速度、防止加热太快，温升速度5/min； （8）升速过程中，特别注意监视机组振动情况，如有明显增大超限时立即打闸停机，查明原因后决定是否再次启动。 （9）在机组升负荷的过程中，需密切注意胀差、轴向位移、振动、缸胀等参数，加强疏水，严防冷汽、冷水进入汽轮机。 6.103%”超速保护试验4.4.1试验条件:（1）机组带40MW负荷运行34小时,发电机解列后进行。 （2）DEH控制方式在“自动”方式下。 （3）控制盘及就地停机按钮动作正常。 （4）试验时无其它试验。 （5）有关热控及检修人员在场。 4.4.2试验步骤:（1）联系热控人员准备做试验,开始减负荷,退电

10、跳机保护。 （2）负荷5MW时解列发电机。 （3）在DEH上点击“超速试验”按钮。 （4）点击“OPC超速试验”按钮，按钮的字变色； DEH自动将目标转速设定为3095rpm，并以100rpm/min的速率提升转速； （5）当转速升至3090rpm时0PC电磁阀动作,联关高、中压调门及各抽汽逆止门,汽机转速低于3090rpm中压调门首先开启,高调门则在转速低于3000rpm后开启,维持3000rpm运行,目标转速自动置3000rpm。 （6）试验结束后，转速恢复3000rpm。 4.4.3注意事项： （1）后备手操盘上的OPC钥匙开关必须打在“试验”位，否则超速试验功能将被闭锁。 （2）OPC

11、超速试验过程中，当OPC电磁阀动作后不要立即将钥匙开关复位，必须等转速恢复3000转方可离开“试验”位。 （3）所有三项超速试验结束后，OPC钥匙开关应恢复到“投入”位。 4.5“109%”超速保护试验（TSI超速和DEH超速）4.5.1在下列情况下做“109%”超速保护试验:（1）机组大修后； （2）该联锁回路或机械装置检修后； （3）机组运行2000小时后； （4）停机一个月后机组再启动时。 （5）机组甩负荷试验前。 4.5.2试验条件及要求（1）超速试验应有总工程师和有关领导及检修维护人员参加,在运行部主任或专责的主持下进行。 （2）试验应在并网带负荷40MW暖机4小时后发电机解列进行。

12、 （3）就地转速表、DEH、TSI转速表及有关信号指示正常,远方、就地脱扣试验合格,调速系统动作正常,高、中压主汽门、调速汽门无卡涩现象,且阀门严密性试验合格。 （4）做机械超速试验前禁止做“喷油试验”,以免影响保安器动作的准确性。 （5）试验中应注意机组振动、差胀、轴向位移、各轴承金属温度的变化,轴封压力、温度正常。 （6）电超速保护试验和机械保护试验应分别做两次，两次动作转速差应小于18rpm。 （7）升速率应控制在100rpm/min左右，最大不超过150rpm/min。 （8）超速试验时高低压旁路严禁开启。 （9）DEH控制系统在“自动”方式。 （10）试验时应派专人到机头监视转速，必

13、要时，立即手动脱扣停机。 4.5.3试验步骤（1）试验前的人员分工准备工作已做好，机组开始减负荷。 （2）负荷减至5MW时退发电机主保护,发电机解列。 （3）启动交流润滑油泵和高压调速油泵运行。 （4）在DEH上点击“超速试验”按钮。 （5）点击“AST超速试验”按钮，按钮的字变色，DEH自动将目标转速设定为3270rpm，并以100rpm/min的速率提升转速； 检查振动、差胀、轴向位移、各轴承金属温度的变化正常。 （6）当转速达到3270rpm时，AST电磁阀动作，AST母管油压消失，检查高、中压主汽门、调速汽门、各抽汽逆止门、高排逆止门迅速关闭,机组转速明显下降,“主汽门关闭”信号发,记

14、录动作转速并检查ETS首出正常。 （7）试验结束后，按“复位”按钮。 （8）若先做DEH109超速则应先解除TSI109超速保护，若先做TSI109超速则应先解除DEH109超速保护，以试验该超速保护通道动作的正确性。 （9）试验中若机组转速超过3270rpm，109%超速保护未动,应立即就地或远方手动脱扣停机,原因未查清严禁启动机组。 4.6“机械超速”保护试验4.6.1试验周期、条件及要求同上。 4.6.2试验步骤（1）试验前的人员分工准备工作已做好，机组开始减负荷，（2）值长负责联系和协调全面的试验工作。 （3）负荷减至5MW时退电跳机保护,发电机解列。 （4）启动交流润滑油泵运行。 （

15、5）在DEH上点击“超速试验”按钮。 （6）点击“机械超速试验”按钮，按钮的字变色，DEH自动将目标转速设定在3365rpm，并以100rpm/min的速率提升转速； 检查振动、差胀、轴向位移、各轴承金属温度的变化正常。 （7）当转速至33303360rpm时，机械飞锤动作,隔膜阀上腔的附加保安油压消失，检查高、中压主汽门、调速汽门，各抽汽逆止门、高排逆止门迅速关闭,机组转速明显下降,“主汽门关闭”信号发,记录动作转速。 （8）试验中若机组转速超过3360rpm飞锤不动作,应就地或远方手动紧急停机,原因未查清严禁启动机组。 （9）试验应进行两次,转速差不应超过18rpm,动作转速在333033

16、60rpm范围内为合格。 （10）试验结束后挂闸恢复。 4.7喷油试验1)汽轮机正常运行2000小时或启动或停机过程中全速阶段进行此试验。 2)启动交流润滑油泵和顶轴油泵运行。 3)试验时，分别做“NO1”、“NO2”动作试验。 4)在保安操纵箱上取下试验手柄锁紧销，做“NO1”试验时，将试验手柄旋转置“NO1”位置。将“NO1”试验滑阀按下，当“NO1”顶出指示灯亮时记录试验油压，松开“NO1”试验滑阀，待指示灯熄灭后将试验手柄扳置原位。 5)“NO2”的做法与“NO1”相同。 6)试验完毕，将试验手柄置原位锁紧。 7)将飞锤动作油压与上次试验油压比较,若相差较大时应查明原因。 4.8.3调

17、门活动试验条件： （1）调速汽门在线活动试验必须满足下列条件： （2）油开关闭合（3）负荷小于100MW（4）阀门切换已经完成，并且汽机处于单阀方式运行（5）汽机处于自动控制方式（6）协调控制切除（7）伺服卡工作状态正常4.8.4调门活动试验步骤： （1）以1#高调门试验为例： （2）在DEH画面点击阀门试验画面，“调门活动试验允许”指示灯亮。点击“GV#1活动试验”按钮，按钮上的字变色，“调门活动试验允许”指示灯灭，1#高调门从当前位置开始缓缓关闭； （3）当阀门开度小于20%时，停止关闭，进入阀位恢复阶段，即1#高调门再重新缓缓开启； （4）当恢复到试验前的阀位时，停止开启，“GV#1活动

18、试验”按钮上的字恢复原来颜色，同时“调门活动试验允许”指示灯重新点亮，1#高调门试验结束。 （5）试验过程中各个调门的阀位变化可以从阀位棒图反应出来。阀门试验的关闭和开启速度为10%/min，即10分钟走完全行程。 （6）高调门可逐个进行试验，阀门开度小于20%时进入恢复阶段； 中调门不能逐个试验，只能同时活动，阀门开度小于85%时进入恢复阶段； 低调门阀门开度小于85%时进入恢复阶段。 （7）调门在线活动试验时应投入功率闭环，否则汽机负荷波动较大。 （8）调门活动试验开始后禁止立即取消试验，至少应等待30秒，否则可能导致阀位震荡。 （9）调门在线活动试验过程中，如果在阀门试验关闭阶段点击“阀

19、门试验取消”按钮，则该阀门停止继续关闭，立即转入阀门试验恢复阶段。阀门试验恢复阶段“阀门试验取消”按钮无效。 真空严密性试验4.12.1试验规定（1）机组大、小修后应进行此项试验； （2）真空系统检修后的启动做此项试验； （3）运行中每月做一次真空严密性试验或必要时做此项试验； （4）试验时机组负荷保持在80100额定负荷以上稳定运行； （5）试验前试转备用真空泵运行正常，处于良好备用状态； （6）无其它试验进行。 4.12.2试验步骤（1）抄录有关数据,如真空及排汽温度等。 （2）关闭真空泵入口空气门。 （3）关完后开始记时,每分钟记录一次真空值。 （4）第五分钟后开启真空泵入口空气门。 （

20、5）取第三分钟至第五分钟真空下降的平均值,其评价标准为:0.133Kpa/min以下为优； 0.27KPa/min以下为良； 0.4KPa/min以下为合格。 （6）试验时若真空下降5Kpa以下时应立即停止试验,开启真空泵入口空气门,必要时启动备用真空泵。 （7）若严密性试验不合格应分析查找其原因。 停机后的操作5.3.1全面检查所有可能使汽缸进汽、进水的阀门全部关闭严密，严防汽轮机进入冷气、冷水。 5.3.2注意监视上、下缸温差，低压缸排汽温度及凝汽器水位的变化，发现问题及时汇报，并查找原因积极采取措施，每30分钟记录一次缸温表。 5.3.3确认高、低压旁路均已停用，汽包压力已到零，方可开启

21、凝汽器真空破坏门，停止真空泵运行，关闭真空泵分离器水箱补水门，关闭真空破坏门密封水供水门，关闭真空泵冷却水门。 5.3.4真空到零停轴封，关闭辅汽至轴封供汽总门，开启轴封系统各疏水门。 5.3.5停止轴加风机运行。 5.3.6停止一台循环水泵运行。 5.3.7锅炉停止上水后，经值长同意后，停止电动给水泵的运行。 5.3.8锅炉停止上水后，除氧器停止加热，压力调整切“手动”，关闭辅汽至除氧器电动门、调节门、注意辅汽联箱压力的变化。 5.3.9除氧器停止上水，水位调节切“手动”，关闭除氧器水位调节阀及旁路门，注意监视凝汽器水位及凝结水母管压力的变化，凝结水再循环阀应联锁开启。 5.3.10停止凝结

22、水泵运行。 5.3.11凝汽器停止补水，热井水位调节切“手动”，关闭凝汽器水位调节阀及旁路门，关闭补水总门。 5.3.12停止EH油泵运行。 5.3.13汽机润滑油温度32，停开式循环冷却水升压泵运行。 5.3.14高压内缸下半内壁金属温度小于150，停止盘车运行。 5.3.15解除顶轴油泵联锁，停止顶轴油泵运行。 5.3.16解除交、直流油泵联锁，停止交流油泵运行。 5.3.17解除主油箱排烟风机联锁，停止排烟风机运行。 5.3.18停止另一台循环水泵运行，冷却塔停止补水。 5.4.停机过程中注意事项： （1）在负荷降低过程中，应经常注意检查调速汽门是否卡涩，胀差变化情况； （2）减负荷过程

23、中,要及时调整轴封供汽压力,凝汽器、除氧器水位； （3）注意高中、低压缸胀差,如胀差向负值增大,应放慢减负荷速度,必要时投用汽缸夹层加热系统； 如负胀差急剧增大时,应停止减负荷或提高轴封供汽温度； （4）汽轮机降速过程中，凝汽器保持真空供旁路系统的排汽，调节汽封供汽压力、注意倾听汽轮机声音，同时，利用较高真空、充分疏水。 （5）盘车装置运行及停止规定： a)高中压内缸内下壁温度在150以下，上下缸温差应小于50时应停止盘车运行。 b)在盘车装置连续运行中，因特殊原因需停止盘车时，应经总工同意。并且每30分钟手动盘车180度直至高压内下缸温度在150以下； 停止前应记录高中压上下缸温度和转子晃动

24、度，再次启动盘车时应先盘车180度再投入连续盘车。 c)盘车装置停运后，停止顶轴油泵； d)关闭盘车装置喷油门。 e)停止润滑油泵运行，停止排烟风机运行。 滑参数停机过程中的注意事项： （1）主蒸汽降温速度1.5min； （2）再热汽降温速度2.5min； （3）主蒸汽压力下降速度为0.0490.098MPa/min； 若汽压、汽温下降速度过快，应立即联系锅炉调整。 （4）高中压外缸及高压内缸温度与法兰温差40； 其它金属降温、温差控制指标按冷态滑参数启动规定执行。 （5）主蒸汽温度低于高压内缸下半内壁温度35时； 应停止降温降压。 （6）主、再热蒸汽温差 （7）主、再热蒸汽过热度50。 （8

25、）高中、低压缸相对膨胀接近允许值时,停止降温、降压和减负荷。 （9）滑参数停机过程中，由于蒸汽参数较低，不允许进行汽轮机的喷油试验、超速试验及影响高中压自动主汽门、调门开度的阀门活动试验和其它试验。 (10)注意监视轴向位移、胀差、热膨胀、振动、支持轴承金属温度、推力轴承温度及各轴承回油温度的变化。 2.1遇到下列情况之一，应破坏真空紧急停机。 （1）机组转速升至3330，而危急保安器不动作时。 （2）机组突然发生强烈振动，或轴振达到254um.（3）汽轮发电机组有明显的金属摩擦声和撞击声。 （4）汽轮机发生水冲击时。 （5）汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟,轴承回油温度急剧上升超过75。 （6

26、）油系统着火无法扑救，且严重威胁机组安全运行时。 （7）轴封、挡油环处发生多点火花或火环时。 （8）发电机冒烟着火时。 （9）油系统大量漏油，主油箱油位降至443mm无法补救时。 （10）轴向位移突然增大超过1.0或小于-1.2。 （11）推力瓦任一金属温度急剧上升到95。 （12）汽轮机高压差胀大于6mm或小于-3.30mm，低压差胀大于7mm或小于-4mm。 （13）润滑油压降至0.05MPa时。 7.2.2遇到下列情况之一，应立即汇报机长，值长，得到同意后按不破坏真空进行故障停机处理，并通知锅炉，电气值班员。 （1）主汽温度、再热汽温上升到545且运行超过30min，（2）主汽温度上升至

27、550。 （3）主、再热蒸汽温度非正常下降至432仍无法恢复时。 （4）主蒸汽压力升高到14.2MPa，连续运行30min不能恢复或超过14.2MPa。 （5）凝汽器真空降低,虽经减负荷至最低仍不能恢复并继续下降至-62.29kPa时。 （6）主、再热蒸汽管道、高压给水管道或承压部件破裂,机组无法运行时。 （7）DEH工作失常,不能控制汽机转速、负荷时。 （8）EH油泵或EH油系统故障,危及机组安全或EH油压小于9.8MPa时。 （9）高、中压主汽门、调门卡涩。 （10）厂用电源全部失去.（11）低压缸排汽温度高至121时。 （12）当热控DCS系统全部操作员站出现故障（所有CRT“黑屏”或“

28、死机”），且无可靠的后备操作监视手段时。 （13）当任一保护动作应跳而未跳时（属破坏真空停机的除外）。 7.2.3破坏真空紧急停机操作步骤（1）在控制盘上按“停机”按钮或机头就地“脱扣”,检查交流润滑油泵、顶轴油泵自动启动,否则手动启动，确认润滑油压正常。 （2）检查负荷到零,发电机逆功率保护动作,发电机解列,机组转速下降，高、中压自动主汽门、调门以及各抽汽电动门、逆止门和高排逆止门关闭。 （3）开启真空破坏门,停真空泵运行。 （4）检查主、再热蒸汽管道各疏水阀是否在关闭状态,否则应立即手动关闭,检查低压缸喷水减温阀自动开启。 （5）检查辅汽联箱汽源切换正常，轴封供汽压力、温度正常。 （6）尽

29、量切断或减少进入凝汽器的汽水,注意低压缸排气温度,凝汽器热井水位、除氧器水位的变化.（7）转速到0,检查盘车装置自动投入且运行正常,记录盘车电流、转子偏心率及转子惰走时间。 （8）完成停机的其它操作。 7.2.4不破坏真空故障停机的操作步骤（1）汇报值长、机长,申请停机,接到故障停机命令后,应快减负荷，并进行厂用电切换。 （2）通知锅炉注意调整水位。 （3）启动交流润滑油泵、顶轴油泵运行，检查顶轴油压、润滑油压正常。 （4）在汽机控制盘上按下“停机”按钮或在机头“脱扣”,检查负荷到零,发电机逆功率保护动作,发电机解列,机转速下降，高、中压自动主汽门、调门以及各抽汽电动门、逆止门和高排逆止门关闭

30、。 （5）检查主、再热蒸汽管道各疏水阀自动打开,汽机本体疏水阀开启，本体疏水扩容器减温水自动打开。 （6）手动开启高、低压旁路,检查旁路减温水自动投入,凝汽器后缸喷水阀联锁开启,凝汽器真空、注意监视凝汽器、除氧器水位。 （7）确认辅汽联箱汽源切换正常、压力正常，轴封供汽压力、轴封温度正常。 （8）转速到零,投入盘车运行,记录盘车电流、转子偏心率及转子惰走时间。 （9）完成停机的其它操作。 7.3主汽压力异常:（1）主蒸汽的额定压力为13.24MPa,主蒸汽压力超过13.24MPa时,应进行调整,正常运行中主蒸汽压力不应超过13.73MPa。（2）若负荷降低过快,引起主汽压力升高,应设法稳定负荷

31、,待汽压恢复后,再进行降低负荷工作。 （3）若锅炉原因造成蒸汽压力升高,在其它运行条件允许的前提下,可适当增加负荷,注意调节级不超压。 （4）若机组在满负荷下运行,可适当开启高、低压旁路或开启主蒸汽疏水,尽快恢复汽压,但要严密监视再热器压力,凝汽器真空及排汽缸温度。 （5）主汽压力超过14.2MPa应汇报机长、值长,连续运行时间超过30分钟不能恢复或者超过14.2MPa应故障停机，全年累计运行不超过20小时。 （6）主汽压力下降时,应尽快恢复,若因负荷增加过快,引起主蒸汽压力下降时,应稳定负荷,待汽压恢复正常后方可加负荷。检查高旁是否误开,若误开应及时关闭。 （7）若因锅炉原因造成主汽压力下降

32、,则应汇报值长、机长适当减负荷,待主汽压力恢复正常后,再加负荷。 7.4主、再热汽温异常（1）主、再热汽温额定值为535,正常运行中温度升至540时,应尽快调整恢复,主、再热汽温度在545全年累计运行时间不超过20小时。 （2）主、再热汽温上升至540时,汇报机长、值长,并尽快恢复,在负荷低的情况下可适当增加负荷,并记录超温时间,主、再热汽温上升至545连续运行超过30分钟时,应汇报值长，故障停机.（3）主、再热汽温上升超过545时应立即汇报机长、值长,故障停机。 （4）主、再热汽温下降至512,应汇报值、机长开始减负荷,汽温每下降1减负荷2.5MW,汽温下降至492时开启汽机导管疏水,汽温下

33、降至452,减负荷至零后,如汽温继续下降到432仍不能恢复,汇报值长、机长故障停机。 （5）汽压正常,汽温在10分钟内直线下降50以上,汇报值长、机长,故障停机。 （6）运行中汽温变化时,应加强对机组的振动、声音、差胀、轴向位移、推力轴承、支持轴承金属温度、高中压上、下缸金属温差及监视段压力的监视。 运行中主蒸汽压力、温度同时下降时,应以汽温下降处理为主,并尽快调整恢复。 机组异常振动7.10.1现象:（1）DEH及TSI轴径振动指示增大,“振动大”报警。 （2）就地机组振动明显增大。 7.10.2原因:（1）机组负荷、参数骤变。 （2）润滑油压、油温变化、油质恶化。 （3）汽轮发电机组动静部

34、分磨擦。 （4）发电机静子、转子电流不平衡。 （5）汽轮机进水或发生水冲击。 （6）汽机断叶片或内部构件损坏脱落。 （7）汽轮机膨胀不畅或不均。 （8）机组轴瓦工作不正常.（9）电网频率异常.（10）低压缸轴封供汽温度不正常引起转子中心破坏.（11）汽缸金属温差大，引起汽缸变形或大轴弯曲过大。 （12）转子存在着质量不平衡或轴瓦间隙未调整好。 7.10.3处理:（1）汽机在转速2900rpm，任一轴径振动125um,发“轴振动大”报警信号，必要时应打闸停机查找原因； 在机组转速大于2900rpm或并网后振动增大到125um发报警信号,应适当减小负荷,查找原因进行处理。 （2）若机组负荷或进汽参

35、数骤变,引起振动增加时,应稳定负荷和进汽参数,同时检查机组膨胀、胀差、轴向位移、上下缸温差的变化,如汽缸进水、汽轮机发生水冲击时应立即紧急停机。 （3）检查润滑油压、油温是否正常,否则调整润滑油温、油压至正常。 （4）就地倾听汽轮发电机内部声音，如发现汽轮机内部发出金属摩擦声或轴封内冒火花，应立即打闸停机。 （5）如因发电机引起振动,应降低负荷,检查发电机静子、转子电流是否平衡,否则应查明原因。 （6）在机组转速大于2900rpm或并网后当机组轴振达到254um应紧急停机。 7.11轴向位移异常7.11.1现象:（1）DEH及TSI轴向位移显示增大或者显示“轴向位移大”报警。 （2）推力轴承工

36、作异常,金属温度、回油温度升高。 （3）调节级压力、监视段压力升高。 （4）机组声音异常,振动增大。 7.11.2原因:（1）进汽参数低,蒸汽流量大,汽轮机叶片过负荷。 （2）汽轮机发生水冲击。 （3）汽轮机叶片通流部分严重结垢或叶片脱落。 （4）推力轴承断油或推力瓦块磨损。 （5）凝汽器真空下降。 （6）加热器故障切除。 （7）电网周波下降。 7.11.3处理:（1）发现轴向位移异常，应立即核实查找原因，汇报值长、机长,适当减负荷。 （2）由于主蒸汽参数、再热汽参数降低,引起机组过负荷,应提高蒸汽参数,适当减小机组负荷。 （3）若凝汽器真空下降,应立即查找原因,采取措施后,真空仍无法恢复,按规定减负荷。 （4）机组负荷超限应及时调整,减负荷至正常值。 （5）汽轮机叶片结垢,应汇报值长、机长降低机组出力,使轴向位移以及监视段压力恢复正常。 （6）汽轮机发生水冲击,应立即破坏真空停机。 （7）轴向位移小于1.0mm或大于+0.8mm时,轴向位移大报警，密切注意推力轴承金属温度,机组运行情况,并汇报机长、值长进行减负荷。 （8）当轴向位移增大,并出现不正常的声音或剧烈振动时,应紧急停机。 （9）轴向位移增大至动作保护值时,+1.0mm或-1.2mm时,停机保护未动应立即破坏真空停机。 第 26 页 共 26 页