想写好实用文档类型的文章，不妨来参考一下本文。好范文为大家带来了《锅炉主值作业指导书》，希望对你的范文写作有所帮助。
BT/SC/CZ/G***
汽机主值作业指导书
岗位名称 | 锅炉运行主值 | 所属部门 | 生技部 |
直接上级 | 值长 | 直接下级 | 锅炉主值 |
部门内联系 | 生技部经理、专工、值长、锅炉值班员、电气值班员 | 部门外联系 | 检修部、综合管理部、安环部 |
任职资格 | 外招人员 1.为同岗位及以上人员，特别优秀的副值需本职岗位5年以上工作经历。 2.年龄：≯40岁（特别优秀者适当放宽年龄限制）。 3.有较好的沟通、协调能力。 4.中专（中技）及以上文化程度。 5.认同百通文化。 | ||
专业技能 | 1.精通汽轮机运行相关知识，熟知锅炉主辅设备结构原理，了解汽机、电气、热控相关知识。 2.懂得汽机主辅设备逻辑、联锁保护。 3.熟悉office等办公软件。 | ||
主要职责 | 带领本专业人员做好当班期间锅炉安全、稳定、经济运行，做好运行调整工作，为汽机输送品质合格的蒸汽，稳定燃烧，发生事故和异常时，立即汇报上级领导，并迅速果断处理事故，同时正确的给副职下达必要的指示。 | ||
主要生产资料 | 安规（热机部分）、汽机运行规程、操作票及系统图、安全帽、手套、耳塞、F扳手、测温仪、测振仪、听针、对讲机、手电筒等。 | ||
工作内容 | 要 求 | ||
主要工作任务 | 1.班前掌握各系统的设备运行方式和状态、本班的工作任务，合理布置本班组成员工作任务。 2.组织本专业人员正确无误的完成值长发布的各项操作命令，接到违章指挥，有权杜绝执行。 3.主值接到命令时，应复诵命令内容，在确认无误后才能操作。 4.在值长带领下，确保汽轮发电机组安全经济运行。 5.组织本专业人员进行正常设备巡检、运行调整，发现设备缺陷及时汇报、联系检修处理并正确填写设备缺陷，缺陷消除后进行缺陷验收。发生重大缺陷应汇报专工、值长，配合专工制定有效的预防措施，并有效落实。 6.严格执行《锅炉运行规程》及现场有关规章制度。 7.组织本专业人员做好事故预想，防患于未然，发生异常或事故时，要认真分析，正确果断处理，将其影响降至最低。事后及时进行事故分析时要实事求是，做到“四不放过”，并撰写事故报告、上报。 8.每两小时对所管辖设备全面检查一次。 9.值班中应做到勤检查、勤联系、勤调整、勤分析，努力降低消耗指标，认真写好各种记录。 10.通过巡检和参数分析，发现设备及系统的运行情况，并及时优化，使设备及系统在最佳状态下运行。 11.认真审查、办理工作票、操作票，严格执行安措和反措，做好季节性事故预防。 12.按要求进行设备的定期切换、试验工作。 13.按要求建立设备技术台账，记录本专业的状态、经济、性能等参数。 14.执行“25项反措”相关规定。组织本专业人员开展业务学习和有关培训工作。 15.经常保持现场清洁，保持现场图纸、各种记录簿和表纸干净整洁，字迹工整，不准乱涂乱划、撕扯记录纸。 16.负责本专业的基础管理工作。 17.完成领导交办的其他任务。 | ||
记录台账 | 以下内容应记录清楚： 1.领导、专业交待的工作。 2.班中发现的重大缺陷、隐患及处理情况。 3.运行方式发生变化情况。 4.定期工作执行情况及结果。 5.异常和事故情况。 6.保护投退情况。 7.事故演习记录留档。 | ||
交接班管理 | 1.接班人员未签字确认接班前，不得交班。 2.接班人员酒后或身体异常，不得交班。 3.事故处理、重大操作未告一段落，不得交班。 4.交接班记录不清、不全，交待不明，不得交班。 5.重要生产资料丢失，不得接班。 6.文明生产卫生状况不合格，不得交班。 7.接班前检查主要设备运行状况、运行方式、缺陷情况、工作票执行情况等，并向值长汇报。 8.班后会总结本班生产情况、安全情况等。 9.对所辖范围内的工器具检查，有缺失不得交班。 | ||
日志填写 | 1.领导及专工交待事项。 2.主要设备及系统运行方式的改变。 3.班中发现的主要缺陷、隐患。 4.工作票执行情况。 5.班中进行的重大操作及原因。 6.异常和事故。 7.文明生产情况。 8.日志须详细记录操作时间、事件、主要处理过程及结果。 | ||
工作票办理 | 1.接收到检修人员提交的工作票。 2.审核工作内容、计划时间的合理性，审核安全措施的准确性，如不合理、主要安全措施不完善，应退回给检修人员。 3.工作票审核无误后登记工作票，并记录在运行日志中。 4.根据工作票所列安全措施完全、正确执行（如需调整运行方式，应汇报值长、请示专工）。 5.会同工作负责人到现场逐一确认安全措施确已正确、完成执行。 6.向检修人员交待安全注意事项。 7.检修结束、收到工作负责人申请后收回工作票，现场确认检修确已完成，按要求恢复安全措施。 8.试验正常（如需要），终结工作票；如试验不正常，应重新履行工作票许可手续。 9.根据需要恢复安全措施，并记录到运行日志中。 | ||
安健环工作 | 1.是本专业安全第一责任人，全面负责本专业安全环保生产工作。 2.监督、检查本专业生产区域文明生产。 3.熟知本岗位危险源，明确本专业重要控制点，熟知本岗位及与之相关工作的危险源控制措施。 4.每班开展安全检查，重点检查本岗位危险源，确保工作场所、安全通道平整、畅通，安全防护设施齐全、运行可靠； 5.按时参加安全教育活动，认真做好笔记。 6.严格执行“两票三制”和“停、送电单”制度。 7.对进入本岗位的相关方人员实施安全教育，告知其主要危险、有害因素、风险和安全要求，填写《安全环境告知卡》，并安排本专业人员陪同，不许相关方人员独自活动。 8.认真执行上级安全生产指令，严格遵守本岗位安全操作规程和各项安全生产规章制度，发现“违章指挥，违章作业，违反劳动纪律”行为应立即制止。 9.上班前穿戴好劳保护品，严禁酒后上岗、疲劳上岗、带病（影响本岗位工作的）上岗；督促、检查班组值班员正确穿戴和使用劳动防护用品；关注值班员思想、情绪状态。 10.严格按照大气污染物排放标准控制各环保参数不超标，监督、检查资源环境。 11.检查工作场所照明良好，岗位及作业环境安全警示标志齐全醒目，悬挂整齐清洁。 12.各梯、台、安全护栏牢固可靠，无缺损、锈蚀。 13.消防器材配置齐全有效，会正确使用。 14.各电气设备上接地线完整、牢固、无腐蚀，电机防护罩完好无损，保险装置齐全可靠，联轴器防护罩安装齐全可靠。 15.熟知本岗位应急预案及应急措施的内容，熟知事故报告和报警制度。按时参加应急预案演练。 16.定期检查燃气防静电、避雷设施，管道及其支架防腐情况良好。 17.按要求参加并落实季节性安全大检查、“安全生产月”等安全活动。 18.执行5S定置管理及现场文明生产相关规定。 | ||
作业内容 | 方 法 与 标 准 | 考核 |
1.汽轮机启动 | 1.接到值长启动锅炉命令。 1.1.进行以下启动前准备 1.1.1.详细检查设备系统，检查工作结束，现场清扫完毕，通道畅通、照明良好；工作票全部终结，检修人员全部撤离现场。 1.1.2.热力仪表和电器仪表应齐全完好，有关表计阀门应开启，操作开关位置正常，热工应送上仪表信号及保护电源。 1.1.3.检查各动力设备在热备状态。 1.1.4.危急遮断器及复位装置的“遮断”“复位”试验正常，并盖上保护罩。 1.1.5.调节连杆、销子、螺丝无松动卡涩。 1.1.6.汽缸滑销系统清洁，无卡涩，左右膨胀位置正常。 1.1.7.检查DEH系统已经复位，手动危急遮断器在遮断位置。 1.1.8.检查系统，阀门应符合启动位置。 1.1.9.测量电机绝缘合格。 1.1.10.联系锅炉、电气、化水、热工各岗位，做好启动前的各项准备工作。 1.1.11.准备好测振仪、测温仪、听针、手电筒、阀门扳手等操作工具，填写好操作票。 1.2.油系统检查 1.2.1.各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。 1.2.2.油箱内油位正常、油质良好。 1.2.3.油箱、冷油器及滤油器的放油门关闭严密。 1.2.4.冷油器的进出油门开启，并有防止误操作的措施。 1.2.5.油泵进出口阀门开启。 1.2.6.清洗管路时在各轴承前所加的临时滤网或堵板全部拆除。 1.3.汽水系统检查 1.3.1.主蒸汽管路上的电动隔离阀已预先进行手动和电动开关检查。 1.3.2.主蒸汽管路上的隔离阀、电动主汽门、逆止阀、排汽电动阀、安全阀关闭。汽缸疏水门、平衡管疏水及汽缸疏水门、背压向空排汽阀应开启。 1.3.3.汽轮机前后轴封漏汽管道排空门开启，轴封加热器疏水门开启； 1.3.4.管道支吊架完整良好，各蒸汽管路能自由膨胀。 1.3.5.冷油器、空冷器的冷却水进水门开启。 1.3.6.减温减压器压力调节阀、减温水调节阀应关闭。 0.4.调节、保安系统检查 1.4.1.各部套装配合格、动作自如。 1.4.2.调节汽阀预拉值符合要求；检查主汽门、调节汽门均应关闭。 1.4.3.电调节器自检合格。 1.4.4.各保安装置处于断开位置。 0.5.减速齿轮箱检查 1.5.1.各测量仪表、控制装置、开关等完好。 1.5.2.各螺栓、螺母等坚固，拧紧。 1.5.3.联轴器防护罩及其它防护装置完好。 1.5.4.盘车装置完好、可靠。 1.5.5.投入高压除氧器、给水泵已向锅炉上水。 1.5.6.各项检查准备工作完成后，通知锅炉供汽暖管。 2.汽轮机执行各静态试验 2.1.手动危急遮断器动作试验 2.1.1.启动辅助油泵，检查油泵出口油压正常，事故油压正常。 2.1.2.检查DEH、ETS系统已经复位。 2.1.3.复位手动危急遮断器，检查速关油压建立正常，速关阀开启。 2.1.4.手拍手动危急遮断器，检查速关油压到零，速关阀关闭。 2.2.电磁阀动作试验 2.2.1.启动辅助油泵，检查油泵出口油压正常。 2.2.2.检查手动危急遮断器、DEH、ETS系统已经已经复位。 2.2.3.检查速关油压建立正常，速关阀开启，调节油压正常。 2.2.4.手按急停按钮，检查电磁阀动作，速关油压到零、主汽门关闭，危急遮断器显示为“遮断”。 2.3.油泵试验和低油压保护试验 2.3.1.启动辅助油泵 a.启动前检查：油泵出口门关闭，手盘转子灵活，停运超过一周应测电机绝缘合格，轴承油位正常。 b.启动后检查空负荷电流正常，油泵和电机不应有异常振动和声音，轴承和盘根不过热，缓慢开启出口门，检查电流不超限。 c.开启出口门后注意检查油管路无漏油，油箱油位、油压正常，主机各轴承油流正常。 d.运行正常后停运，开出口门做备用。 2.3.2.启动交流油泵 a.启动前检查：油泵出口门关闭，手盘转子灵活，停运超过一周应测电机绝缘合格，轴承油位正常。 b.启动后检查空负荷电流正常，油泵和电机不应有异常振动和声音，轴承和盘根不过热，缓慢开启出口门，检查电流不超限。 c.开启出口门后注意检查油管路无漏油，油箱油位、油压正常，主机各轴承油流正常。 d.运行正常后停运，开出口门做备用。 2.3.3.启动直流油泵 a.启动前检查：油泵进口门全开，出口门关闭，手盘转子灵活，停运超过一周应测电机绝缘合格，轴承油位正常。 b.启动后检查空负荷电流正常，油泵和电机不应有异常振动和声音，轴承和盘根不过热，缓慢开启出口门，检查电流不超限。 c.开启出口门后注意检查油管路无漏油，油箱油位、油压正常，主机各轴承油流正常。 d.运行正常后停运，开出口门做备用。 2.3.4.润滑油压低试验： a.启动辅助油泵，DCS上投入直流油泵的联锁，投入低油压保护。 b.投入盘车装置，检查盘车运行正常。 c.联系热控将油压进行强制，当油压降至0.1MPa时DCS界面应出现油压低Ⅰ值报警，并联锁交流润滑油泵。 d.当油压降至0.08MPa时直流油泵应启动。同时DCS界面出现油压低Ⅱ值报警和主汽速关阀关闭信号，速关阀应迅速关闭。 e.油压降至0.04MPa时盘车自动停止。 f.低油压试验完毕后恢复。 2.3.5.试验盘车装置 a.启动交流油泵，投入盘车。 b.检查电机旋转方向，电流、声音应正常。 c.完毕后停下。 2.3.6.发电机主保护试验： a.发电机主保护动作，汽机停机。由热工人员负责试验。 2.3.7.ETS各项停机保护试验：由电气、热控配合将各保护短接后观察是否有停机、保护动作信号发出。 | |
序号 | 试验项目 | 结 果 |
轴向位移试验 | ±0.8mm 报警 | |
汽机前、后轴承 | 115℃ 跳机 | |
齿轮箱高、低速轴承温度 | 105℃ 跳机 | |
正副推力瓦块温度试验 | 115℃ 跳机 | |
发电机前、后轴承及回油温度 | 80℃/65℃ 跳机 | |
汽机前、后振动 | 90μm 停机 | |
齿轮箱高速轴振动 | 100μm 停机 | |
齿轮箱低速轴振动 | 120μm 停机 | |
发电机前、后轴承 | 150μm 停机 | |
汽机电超速 | 7033r/min 停机 | |
抽汽压力 | ≤2.02MPa 停机 | |
排汽压力 | ≤0.87MPa 停机 |
2.3.8.试验完成后将需投入的停机保护投入，检查各保护是否全部复位，并经DCS操作人员确认后方可启动。
2.3.9.汽机各项报警试验：由热工人员负责试验。
序号 | 试验项目 | 结 果 |
轴向位移试验 | ±0.56mm 报警 | |
汽机前、后轴承 | 105℃ 报警 | |
齿轮箱高、低速轴承温度 | 100℃ 报警 | |
正副推力瓦块温度试验 | 105℃ 报警 | |
发电机前、后轴承 | 75℃ 报警 | |
汽机前、后振动 | 65μm 报警 | |
齿轮箱高速轴振动 | 80μm 报警 | |
齿轮箱低速轴振动 | 100μm 报警 | |
发电机前、后轴承 | 120μm 报警 | |
调节油压力 | ＜0.65MPa 报警 | |
润滑油压 | ≤0.1MPa 报警 | |
润滑油压 | ≤0.08MPa报警并跳机(联直流油泵) | |
润滑油压 | ≤0.04MPa 报警(停盘车) | |
速关油压力 | ≤0.15MPa 速关阀关闭 | |
抽汽压力 | ≥2.60MPa 报警 | |
抽汽汽压力 | ≤2.07MPa 报警 | |
排汽压力 | ≥1.60MPa 报警 | |
排汽压力 | ≤0.92MPa 报警 |
3.建立油循环
3.1.检查油箱油位正常，油质检验合格，油箱油温若低于20℃需要加热器进行加热或使油泵提前投入运行来提高油温，汽轮机启动时轴承进油温度必须≥35℃。
3.2.启动辅助油泵，逐渐开启出油门，检查油压正常，油泵运行正常，油管道无漏油；启动主油箱排油烟风机。
3.3.开启交流油泵、直流油泵出口门作备用。
3.4.检查润滑油系统运行正常，各轴承油流、油量正常。
3.5.投入交流、直流油泵联锁。
3.6.投入低油压保护。
3.7.检查液压蓄能器的充氮压力正常。
3.8.启动盘车装置：
3.8.1.取下盘车电机护罩，将手柄压向发电机方向，同时按照盘车电机工作转动方向盘动电机，使手柄向发电机方向移动，直至无法移动位置，回装盘车电机护罩，注意行程开关是否到位。
3.8.2.启动盘车，检查盘车装置运行正常。
3.9.检查汽轮机转子转动正常，汽缸内部声音正常。
3.10.根据油温上升情况投入冷油器，控制油温在38～42℃。
4.暖管
4.1.暖管的时间长短和程序取决于管道的初始水平、蒸汽初参数、管壁和法兰厚度、加热管段长度等，暖管分为低压暖管和升压暖管。
4.2.检查汽机进汽电动隔离门、电动主汽门全关，电动主汽阀前疏水全开。全开汽机进汽电动隔离门旁路一次门，微开二次门，暖到电动主汽门前。
4.3.逐渐升压至0.2MPa后，暖管20～-30 min。再按照暖管升压表的要求进行暖管升压、升温，当电动隔离门旁路二次门全开后，逐渐开启电动隔离门控制暖管压力和温度。开足电动隔离门后，关闭电动隔离门旁路一、二次门。（暖管过程中，严防蒸汽漏入汽缸内，应注意监视缸温变化，检查盘车是否脱扣）
4.4.全开电动主汽门旁路一次门，微开二次门调整。打开主汽速关阀前疏水门，进行二段暖管。按照暖管升压表的要求进行升压、升温，当电动主汽门旁路二次门全开后，全开电动主汽门，关闭电动主汽门旁路一、二次门。（开启条件：电动主汽门前、后压差≤1.0MPa）
4.5.暖管升压表
压力（MPa） | 升压速度（MPa/min） | 温升速度（℃/min） |
0.3～0.6 | 0.05 | |
0.6～1.5 | 0.1 | |
1.5～4.0 | 0.2 | |
4.0～8.8 | 0.5 |
4.6.暖管升压过程注意事项
4.6.1.在升压过程中，应根据汽压、汽温上升情况，及时调整各疏水门的开度，减少工质的损失。
4.6.2.当主汽速关阀前汽温达480℃以上时，速关阀前疏水阀开度适当调整，其余主蒸汽管路疏水阀均可关闭。
4.6.3.检查管道的膨胀和支吊架情况应正常。
4.6.4.主蒸汽管道不应有明显的冲击振动，必要时应关小或关闭电动隔离阀加强疏水，待冲击振动消除后继续暖管。
4.6.5.在暖管过程中，应随时注意检查上、下汽缸温度，防止主汽速关阀、调速汽门不严密，蒸汽进入汽缸。
4.6.6.在暖管过程中，应随时注意检查油温、油压、油流、车及汽机转动情况。
5.冲转、升速、定速
5.1.全面检查冲转条件
5.1.1.主汽压力2.5～3.0MPa，主汽温度300～350℃。
5.1.2.油温35℃以上。
5.1.3.调速油压0.85MPa及以上，润滑油总管油压0.25～0.30MPa（各轴承入口油压0.1～0.15 MPa）。
5.1.4.电调自检合格，各保安装置挂闸、复位，检查调速汽门全关。
5.1.5.各辅机运行正常。
5.2.投入下列保护（排汽压力低保护待机组并入热网后根据情况投入）：润滑油压低保护、轴瓦温度高保护、振动、轴向位移保护、DEH 跳闸保护、DEH超速停机保护、DCS停机保护、发电机跳闸保护、汽轮机启动故障、DEH失电、机械超速保护、手动停机保护、保护总联锁。
5.3.冲转至并列
5.3.1.冲转
a.联系热控，将冲转方式设置为“自动冲转”或“半自动控制模式冲转”。
b.复置手动脱扣器，检查速关油压建立正常，启动油压到“0”。
c.用启动油换向阀开启速关阀。
d.点击DEH界面上的复位按钮，清除所有停机报警信号，检查调节汽门全关，转子不应有升速现象。
e.检查已经投入的保护无报警。
f.点击DEH界面上的启动按钮，转速设定值设定为800r/min，检查转速逐渐上升至800 r/min，高压调门逐渐开启，开始冲转。
g.转子转动后检查盘车柄已经脱开，盘车电机已停，如未停则人为停运。
5.3.2.低速暖机时投入汽封加热器
a.全开汽封漏汽总门。
b.全开汽封冷却器水侧进、出口门。
c.全开汽侧疏水至疏放水母管阀门。
d.逐渐关汽封漏汽向空排汽总阀。
e.开启喷射器入口阀门。
f.视机组信号管冒汽情况调节轴封加热器加汽门的大小。保持轴封加热器排气管微量冒汽。
5.3.3.800 r/min暖机结束后，继续设定转速进行升速，按照冷态启动暖机时间分配表的规定，使转速分别暖机停留在2000 r/min、5360 r/min进行暖机，直至6512r/min。
5.3.4.转速达到6512 r/min时，检查主油泵投入正常，对各油压进行检查，正常后，停止辅助油泵运行，投入辅助油泵联锁。
冷态启动升速暖机时间分配表
转 速 | 升 速 时 间 | 保持时间 |
0～800 r/min | （100 r/min）6min | 20 min |
800～2000 r/min | （100 r/min）12min | 30 min |
2000～5360 r/min | （100 r/min）13min | 65 min |
5360～6512 r/min | （100 r/min）13min | 全速共计120min |
5.4.启动过程注意事项
5.4.1.低速暖机注意事项：
a.检查油压，油温，回油温度及油流应正常，油温如超过规定限额及时投入冷油器并调节油温正常。
b.听汽轮发电机组内部有无异音，及时测量轴承振动等情况。
c.检查汽缸膨胀情况。
d.在汽机升速过程中，当冷油器出口油温升至45℃时，应调节冷油器水侧阀门，保持油温38～42℃。
e.升速过程中，根据汽封信号管排汽情况调节轴封冷却器。
5.4.2.在升速和定速过程中的检查和注意事项
a.监视汽压、汽温、转速、排汽温度、汽缸膨胀、振动等情况，发现异常查明原因，待消除后方可继续升速。
b.注意调整轴封加热器压力及轴封排气管冒气微量。
c.倾听汽轮发电机组各转动部分声音，运转应正常。
d.测量各轴承振动，低转速振动不应超过0.03mm，高转速振动不应超过0.05mm，如超过规定，应立即降低转速至振动符合规定为止，并在此转速下暖机30分钟后重新升速，如仍遇上述情况，再按上述处理方法降速暖机30分钟，第三次升速若发生上述振动，则应停机检查。
e.严格控制金属温升速度及汽缸的金属温差：汽缸壁温升速度<4℃><>
f.检查各轴承回油温度及油流、油温、油压应正常，如油温过高或过低、油压过低等，应停止升速，查明原因。
g.主汽速关阀前汽温至480℃时可关闭各路疏水阀。
h.在暖机升速过程中如发电机入口风温超过40℃，投入发电机空冷器。
5.4.3.达到额定转速后检查
a.主油泵进出口油压。
b.轴承油温、瓦温及润滑油压。
5.4.4.升速至6512r/min时，进行全面检查，待一切正常后，执行汽轮机各项试验。
6.并网前试验
6.1.主汽门严密性试验
6.1.1.检查汽轮机定速6512r/min，在空负荷下运行，各项参数均在正常范围内，各保护均已投入。
6.1.2.检查DEH盘中“电调试验”画面内“试验允许、机组已运行、解列状态、转速＞6446r/min”灯亮。
6.1.3.点击严密性试验操作框内“试验允许”按钮。
6.1.4.点击严密性试验操作框内“主汽门严试按钮”，检查按钮灯亮、主汽门关闭、调门逐渐缓慢全开，DEH系统自动记录惰走时间。（注意转速变化，防止超速）
6.1.5.汽轮机转速由6512r/min下降至1000r/min，用时10分钟内为合格。
6.1.6.当转速下降至1000r/min以下时，点击“停止严试”，DEH恢复转速6512r/min。
6.1.7.再次按下汽轮机严密性试验操作框内“试验允许”按钮，检查按钮灯灭，惰走时间清零。
6.1.8.汽轮机自动主汽门严密性试验操作完毕。
6.2.103%超速试验
6.2.1.检查汽轮机定速6512r/min，在空负荷下运行，各项参数均在正常范围内，主汽门严密性、调门严密性试验均合格，调速汽门、主汽门关闭时间合格，各保护均已投入。
6.2.2.点击汽轮机DEH盘“电调试验”画面中超速试验操作框内“103%试验允许”按钮，检查按钮灯亮。
6.2.3.设定汽轮机目标转速为6707r/min，升速率为100r/min，点击“运行”，检查汽轮机转速开始上升。
6.2.4.当汽轮机转速达到6707r/min时，103%超速保护动作，调速汽门关闭。
6.2.5.待汽轮机转速降至5300r/min，将各保护复位，机组重新挂闸，按正常启机方式将机组恢复至6512r/minm运行。
6.2.6.按上述步骤再做一次103%超速试验，对比两次试验动作转速差应小于18r/min，不合格严禁启动汽轮机。
6.2.7.再次按下DEH盘“电调试验”画面中“103%试验允许”按钮，检查按钮灯灭。
6.2.8.汽轮机103%超速试验操作完毕。
6.3.DEH（108%）电超速试验
6.3.1.检查汽轮机定速6512rpm/min，在空负荷下运行，各项参数均在正常范围内，103%超速试验、主汽门严密性、调门严密性试验均合格，调速汽门、主汽门关闭时间合格，各保护均已投入。
6.3.2.点击DEH盘“电调试验”画面中超速试验操作框内“电气超速试验允许”按钮，检查按钮灯亮。
6.3.3.设定汽轮机目标转速为7033r/min，升速率为100r/min，点击“运行”，检查汽轮机转速开始上升。
6.3.4.当转速达到7033r/min时，电超速保护动作，汽轮机跳闸。
6.3.5.检查主汽门、调速汽门、抽汽逆止门迅速关闭，机组转速下降。
6.3.6.待汽轮机转速降至5300r/min，将各保护复位，机组重新挂闸，按正常启机方式将机组恢复至6512r/minm运行。
6.3.7.按上述步骤再做一次DEH电超速试验，对比两次试验动作转速差应小于18r/min，不合格严禁启动汽轮机。
6.3.8.再次按下DEH盘“电调试验”画面中“电气超速试验允许”按钮，检查按钮灯灭。
6.3.9.汽轮机DEH电超速试验操作完毕。
6.4.机械超速试验（在下列情况下须做危急保安器超速试验：每次大修或调速系统解体检修后；停机时间超过1个月启动或连续运行2000个小时后；正常运行危急保安器误动作。）
6.4.1.对危急保安器超速试验的要求：超速试验必须在生产副总、专工主持下进行；超速试验前必须进行一次危急保安器手动试验及自动主汽门、调速汽门迅速严密性试验，动作灵活，无卡涩现象；超速试验用的转速表必须准确，并应有有效期内的校验报告，调速汽门、主汽门关闭时间合格，汽轮机下汽缸温度高于300℃，各保护均已投入。
6.4.2.检查汽轮机定速6512rpm/min，在空负荷下运行，各项参数均在正常范围内。
6.4.3.点击DEH盘“电调试验”画面中超速试验操作框内“机械超速试验”按钮，检查按钮灯亮。
6.4.4.设定目标转速为7163r/min，升速率为100r/min，点击“运行”，检查汽轮机转速开始上升。
6.4.5.当汽轮机转速达到7163r/min左右时，飞锤动作，汽轮机跳闸。
6.4.6.检查汽轮机主汽门、调速汽门、抽汽逆止门迅速关闭，机组转速下降。
6.4.7.待汽轮机转速降至5300r/min，将各保护复位，机组重新挂闸，按正常启机方式将机组恢复至6512r/minm运行。
6.4.8.按上述步骤再做一次飞锤超速试验，对比两次试验动作转速差应小于18r/min，不合格严禁启动汽轮机。
6.4.9.汽轮机机械超速试验操作完毕。
6.5.背压安全门试验
6.5.1.检查机组一切正常后可做此项试验；检查背压安全门外观应正常。
6.5.2.先将对外供汽门前疏水排净。
6.5.3.缓慢关小背压向空排汽门，使背压逐渐增加。
6.5.4.当背压达到1.55～1.56MPa检查安全门应动作；安全门动作后，立即开启背压向空排汽门。（当背压升高到1.57MPa时，而安全门不动作，应停止试验，立即开大背压向空排汽门，待相关部门检验合格后，再继续做试验；试验时，如汽轮机发生强烈振动，应立即停机，查明原因。）
6.5.5.当背压低于动作值时安全门应复位。
6.6.各项试验正常后准备并入电网。
7.并列与带负荷
7.1.并网
7.1.1.全面检查机组正常后，向值长、电气运行人员通知可并列。
7.1.2.接到电气并列通知后,检查“转速控制”自动转为“阀控”并带上5%的额定负荷，应注意控制汽缸金属温升速度、振动、相对膨胀、上下缸温差等。
7.1.3.投入发电机的主保护。
7.2.并低压热网:
7.2.1.确认供热母管已由外网反并至背压排汽电动门后，且供热母管本体疏水管已无水疏出时方可执行此操作。
7.2.2.逐渐关闭背压向空排汽阀，当排汽压力稍高于外网压力0.01～0.03MPa时，缓慢开启背压排汽电动阀门。待压力平衡时逐渐开启背压排汽电动阀门,向低压供热蒸汽母管供汽，同时逐渐关闭手动向空排汽阀，关闭减温减压器疏水门。
7.2.3.在并热网过程中如负荷降低，可逐渐加负荷。
7.2.4.在减温减压器投入的同时，当减温器减压出口温度升高至260℃时应及时投入减温水。同时注意调整双减的进汽量和减温水量，直至双减退出后热备。
7.3.并中压热网：
7.3.1.抽汽投入前检查：
a.抽汽液压逆止阀、电液联动速关阀在开启位置，b.抽汽至中压减温器入口门在关闭位置。
c.抽汽液压逆止阀前及壳体疏水开启，抽汽出口电动门前后疏水门开启。
d.检查中压供热母管疏水应开启。
e.确认抽汽安全阀良好且试验合格。
7.3.2.当机组负荷升至4.75MW以上时，将DCS界面上的DEH界面点击“高抽供热”，观察界面自动转入“抽汽阀控”状态，注意抽汽段压力和排汽压力及负荷的变化，如因变化太大则应将上述两按钮复位，查明原因后再投抽汽，如投入后无变化可设定给定值，当抽汽段压力缓慢升至2.0MPa后每次设定不超过0.01。当抽汽段压力升至稍高于中压外网压力时可并中压热网。
7.3.3.并中压减温器、退中压双减：当抽汽段压力升至比外网中压压力稍高时，缓慢开启中压减温器入口手动门、调节门，同时逐渐减少中压双减进汽量及减温水量，同时保证抽汽段压力必须高于外网压力，监视中压减温器出口温度，逐渐投减温水，导汽过程注意机组负荷和中压热网压力不应有过大波动。
7.4.升负荷注意事项
7.4.1.检查汽缸膨胀、机组振动应正常，任何轴承振动超过规定值，应停止增加负荷，并降负荷10%再运行30分钟，振动仍不能消除，应查明原因，并向值长及上级领导汇报。
7.4.2.检查各支持轴承，推力轴承瓦块温度应正常，根据油温上升情况，及时调整冷油器冷却水量，保持油温38～42℃。
7.4.3.检查润滑油压、调节油压、速关油压、滤网差压、错油门、油动机、调节汽门及调节连杆，机组膨胀等均应正常。
7.4.4.检查轴向位移应正常。
7.4.5.检查并调整轴加各参数应正常，轴加疏水应畅通。
7.4.6.检查调整发电机进岀口风温正常。
7.4.7.检查主油箱排油烟机运转正常。
冷态启动升负荷时间分配表
负 荷 | 升负荷时间 | 保持时间 |
0～1000 kW | （500 kW/min）2min | 10min |
1000～4000 kW | （500 kW/min）8min | 10 min |
4000～10000 kW | （500 kW/min）12min | 10 min |
10000～119500 kW | （500 kW/min）12min | 满负荷共计41min |
8.汽轮机启动操作完毕，根据需要升负荷。
2.汽轮机停运 | 1.停机前的准备 1.1.接到值长或主值停机指令后，应联系炉、电、化水、公用工程及本专业各岗位人员，做好停机前的准备工作。准备好操作工具及操作票。 1.2.检查双减具备送汽条件。 1.3.试验交、直流油泵、盘车装置正常。 1.4.检查主汽速关阀、调节汽阀门杆是否有卡涩现象。 2.减负荷 2.1.对于短期停用后再次启动的停机，采用快速减负荷，30分钟内将负荷减完。 2.2.对于较长时间的停机，采用缓慢减负荷到零，减负荷应注意： 2.2.1.汽缸金属温降速度不超过1.5℃/min。 2.2.2.密切监视机组的膨胀、振动、上下缸差等情况。 2.2.3.若发现调节汽阀、主汽速关阀卡住不能在运行消除时，应逐渐关闭电动主汽门或电动隔离阀，减负荷停机。 3.倒热负荷 3.1.减电负荷的同时，将热负荷移至双减，由双减向外供汽。 3.2.双减疏净水后，缓慢打开双减入口调节电动门，逐渐关闭双减入口电动门旁路门。用双减电动调节门调节，逐渐向外网送汽。注意随时保证双减压力高于外网压力，同时要及时调整减温水投入量，同时注意调门能够自动跟踪，供热压力不发生过大波动。 4.机组负荷降至1MW左右时，暂停降负荷，全面检查机组一切正常，等待电气倒厂用电操作。 5.电气通知倒厂用电操作完毕后，稍开背压向空排汽门，逐渐关背压排汽电动门，直至背压向空排汽门全开，背压排汽电动门全关。 6.机组快速降负荷至“0”MW。 7.启动辅助油泵。 8.打闸停机，确认发电机自动解列，检查自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门关闭，汽轮机转速下降。 9.打闸停机后及时对ETS首出复位及其它报警复位。 10.机组转速到零后，投连续盘车，检查转子惰走时间。 11.打开轴封漏汽排空门，退出轴封加热器汽侧运行。水侧根据情况可不退或者停止运行。 12.解除机组各保护。 13.关闭机组电动主汽门，开启导汽管疏水门、调节汽门疏水门、本体疏水门，待电动主汽门后压力降低至0.2MPa时，开启防腐汽门。 14.开启机组排汽电动门前疏水门。 15.根据发电机风温调整或停用空冷器冷却水，油温低于42℃时，调整冷油器冷却水，盘车期间油温按正常运行控制。 16.油泵停止后停用主油箱排油烟机。 17.较长时间停用，机组要采取防腐、防冻措施（放尽各容器与管道内的存水）。 18.机组连续盘车应不少于4小时，如有特殊情况可将盘车改为定期盘车。先是每隔30分钟转子转动180°，4小时后每隔60分钟将转子转动180°，24小时后每隔2小时盘车180°，正常情况下连续盘车，直到汽缸温度达到80℃以下，可停止盘车。 19.如在12小时内机组再次启动，则应连续盘车。 20.停机过程注意事项： 20.1.转子惰走过程中，应仔细倾听机组声音，检查汽缸膨胀与汽缸上、下壁温差、轴承温度、室内设备、管道、阀门发现异常应及时处理。 | |||||
3.给水泵启动 | 1.启动前的检查与准备 1.1.给水泵大修后的启动应在汽轮机专责、检修工作人、主值共同参加下启动。 1.2.主值命令“启动给水泵”，确认给水泵检修工作已结束，设备和现场清扫干净，准备好启动用的操作票和用具。 1.3.通知电气送电并测绝缘合格，接地线良好，地脚螺栓牢固。 1.4.投入润滑油站，检测压力油正常0.12～0.15MPa，油位、油温正常，油质良好。 1.5.投入给水泵、电机冷却水、各压力表正确已投入。盘动给水泵联轴器，灵活无卡涩，装好防护罩。 1.6.确认高压除氧器已投入运行，并向低压给水母管供水。 1.7.关闭给水泵出水阀，开启入口阀，开启空气阀放尽空气后关闭。开启再循环至高压除氧器阀门。 1.8.如给水泵处于冷备状态，应做好暖泵工作，暖泵后泵壳体上、下温差应小于15℃，壳体与给水温度之差小于8～10℃。 1.9.检查给水泵再循环电动门是否全开，检查水泵的进水压力和温度，进水压力不低于该温度下饱和压力的1.13倍。 2.启动给水泵 2.1.确认给水泵处于准备启动状态，投入给水泵保护，合上给水泵电机启动开关，注意电流表指示变化；（变频给水泵还应合上变频器启动开关，调节开度）。 2.2.检查水泵进出水压力、轴承温度、轴承振动均正常，倾听泵组运转声音正常。水泵振动应小于0.05mm，电动机轴承及水泵轴承回油温度正常不超过70℃，超过80℃停运给水泵。 2.3.出口压力正常后逐渐开启出水阀，同时关闭再循环门，注意电流及母管压力变化。 2.4.如发现异常，先打开再循环阀门，退出变频器，关闭出口阀门，停泵检查（必要时可用给水泵紧急停泵开关），然后检查，正常后可重新启动。 | |||||
4.给水泵停运 | 1.准备执行给水泵停运操作后，通知锅炉。 2.开启给水泵再循环电动门及调节门（若有其它运行给水泵则需保证高压给水母管压力在正常范围内）。 3.解除给水泵备用联锁。 4.关闭给水泵出口电动门。 5.停运给水泵。 6.检查给水泵惰走至零，无倒转。 7.停运30分钟后，根据需要停运给水泵辅助油泵，注意各轴承温度及电机线圈温度变化。 8.视情况关闭给水泵润滑油冷油器冷却水门。（冷油器出口油温需降至40℃以下） 9.根据需要投入给水泵备用联锁。 10.若泵退出备用检修，应先关闭出口阀后关闭入口阀，此时应特别注意泵入口压力防止高压水漏入泵内压力升高损坏泵及入口阀门，关闭给水泵密封水门及回水门，开启给水泵泵体放水门，达到检修状态挂好标识。 | |||||
5.除氧器投入 | 1.启动前检查 1.1.接到启动命令后检查检修工作已完毕，工作票已收回。现场清洁，通知化水、锅炉、汽机值班人员。 1.2.检查高压除氧器本体及管道、保温良好，各支吊架正常，表计齐全、完整。各仪表自动装置及水位计完整，处于工作位置。 1.3.各阀门状态正确。 2.投入 2.1.开启疏水泵来水向高压除氧器水箱灌水到1/3水位计水位处。大修后的首次启动时，进水至400mm左右时关闭进水门，由化学测定水质合格后方可进行启动操作，否则应手动开启放水门换水至水质合格为止。 2.2.对高压除氧器加热蒸汽管道进行送汽暖管，打开管道疏水门，维持加热蒸汽母管压力0.05～0.10MPa暖管20分钟，然后以0.05MPa/min速度提升压力至规定值，根据疏水情况调整管道疏水门。 2.3.确认高压除氧器除氧头排大气门已开启。 2.4.缓慢开启高压除氧器再沸腾门进行加热，控制温升1～2℃/min，加热至150℃以上。加热完毕后关闭再沸腾门。 2.5.缓慢开启汽平衡阀。 2.6.当化验水箱出水含氧量小于30ug/L后，开启高压除氧器下水门。 2.7.缓慢开启高压除氧器压力调节门、水位调节门，用压力、水位调节门调整除氧器压力和水位至正常。 2.8.开启给水再循环手动门。 2.9.开启冷渣器回水至高压除氧器手动门。 2.10.高压除氧器水位、压力正常后，缓慢开启汽平衡门、水平衡门。 2.11.关闭高压除氧器除氧头排大气门。 2.12.根据化验要求调整高压除氧器排氧门的开度，要求出水含氧量逐渐降至≤7ug/L。 | |||||
6.除氧器解列 | 1.接到停止命令后，填写好操作票。 2.联系汽机、锅炉、化水值班人员。 3.缓慢关小高压除氧器水位调节门，适当降低高压除氧器水位。 4.适当调整高压除氧器压力，使水位向高压除氧器转移。 5.关闭高压除氧器疏水泵进水手动门。 6.关闭高压除氧器给水再循环手动门。 7.关闭冷渣器回水至高压除氧器手动门。 8.缓慢关闭高压除氧器水平衡门。 9.缓慢关闭高压除氧器下水门，同时注意运行高压除氧器的水位。 10.关闭高压除氧器水位调节门及压力调节门。 11.关闭高压除氧器汽平衡门，同时注意调整运行高压除氧器的压力、水位至正常。 12.全开高压除氧器除氧头排大气门。 13.关闭高压除氧器余汽回收装置进汽门。 14.关闭 高压除氧器余乏汽回收装置进、出水门。 15.根据需要，开启高压除氧器放水手动门和电动门进行放水。 16.高压除氧器解列操作完毕。 | |||||
7.双减投入 | 1.启动前的检查 1.1.接到主值启动命令后，通知锅炉值班人员。 1.2.检查表计齐全完好，联系热工投入有关表计；检查设备及保温、支吊架；完整良好，所有检修工作已经全部结束，仪表及控制装置、报警装置均已正常，并可投入使用。 1.3.各电动阀门电源均已送上，校验正常。安全阀校验正常，动作值符合要求。 2.启动 2.1.分别开启减温减压器进汽电动门前疏水和出口电动门后疏水门，疏水完毕后关闭。 2.2.稍开减温减压器进汽电动门进行低压暖管，保持压力0.2~0.3MPa，暖管30分钟。 2.3.低压暖管结束后，逐渐开启减温减压器进汽电动门以0.05MPa/min的速度升压，并控制温升率5℃/min。 2.4.待温度上升至185℃左右时，稍开减温减压器进汽调节门，开启减温减压器出口电动门前疏水，疏水完毕后关闭；并用减温减压器减温水控制温度在210℃—250℃之间。 2.5.稍开减温减压器出口电动门对出口管道暖管，开启出口电动门后疏水，疏水完毕后关闭。（若首次投运，需启供汽管道上的所有相关疏水） 2.6.暖管结束后，用减温减压器进汽调节门和减温水调整压力比供热母管≥0.05MPa、温度差≤10℃后全开减温减压器出口电动门并入供汽母管。（若首次投运，需缓慢升温升压） 2.7.根据需要，调整减温减压器供汽压力、温度。 2.8.减温减压器投运操作完毕。 | |||||
8.双减退出 | 1.接到退出减温减压器命令。 2.通知锅炉准备退出减温减压器，锅炉注意调整主汽参数。 3.缓慢全关减温减压器进汽调节门，并用减温减压器减温水控制温度在210℃—250℃之间。 4.全关减温减压器进汽电动门。 5.全关减温减压器减温水调节门及前、后手动门。 6.根据需要，关闭减温减压器出口电动门，开启减温减压器本体和管道疏水门。 7.根据需要，汇减温减压器退出操作完毕。 | |||||
9.循环泵启动 | 1.循环水泵启动前检查 1.1.循环水泵电机绝缘合格并送电。 1.2.水池滤网清洁，冷却塔水位高于循环水泵入口50cm以上。 1.3.开启循环水泵入口门，打开循环水泵顶部放空气阀，放尽空气后关闭。 1.4.表计完整齐全。 1.5.靠背轮转动应灵活，油质良好，密封水正常。 1.6.循环水池水位正常。 1.7.出口阀门在关闭位置。 2.启动 2.1.接值长启动命令后，联系电气运行人员注意，准备启动循环水泵。 2.2.解除循环水泵相关联锁，启动循环水泵。 2.3.检查并测量各轴承振动正常，倾听各轴承无异音，检查各参数正常，循环水泵运行正常。 2.4.开启循环水泵出口门。 2.5.投入循环水泵备用联锁。 2.6.循环水泵启动操作完毕。 | |||||
10.循环泵停止 | 1.接停运循环水泵操作命令。 2.解除循环水泵联锁。 3.缓慢关闭循环水泵出口门（若有其它运行泵则需注意运行泵情况）。 4.停止循环水泵运行。 5.检查循环水泵惰走至零且无倒转。 6.根据需要，开启循环泵出口门，投入备用泵联锁。 7.循环水泵停运操作完毕。 | |||||
11.工业水泵启动 | 1.工业水泵启动前检查 1.1.工业水泵电机绝缘合格并送电 1.2.水池滤网清洁，进水池水位高于循泵50cm以上 1.3.工业水泵入口门，打开工业水泵顶部放空气阀，放尽空气后关闭。 1.4.表计完整齐全。 1.5.背轮转动应灵活，油质良好，密封水正常，工业水启动前应放尽空气。 1.6.泵吸水池内的水位 1.7.出口阀门在关闭位置正常。 2.工业水水泵的启动 2.1.接值长启动命令后，联系电气运行人员注意，准备启动工业水泵。 2.2.解除工业水泵相关联锁，启动工业水泵。 2.3.检查并测量各轴承振动正常，倾听各轴承无异音，检查各参数正常，工业水泵运行正常。 2.4.开启工业水泵出口门。 2.5.投入工业水泵备用联锁。 2.6.工业水泵启动操作完毕。 | |||||
12.工业水泵停运 | 1.接停运工业水泵操作命令。 2.解除工业水泵联锁。 3.缓慢关闭工业水泵出口门（若有其它运行泵则需注意运行泵情况）。 4.停止工业水泵运行。 5.检查工业水泵惰走至零且无倒转。 6.根据需要，开启工业泵出口门，投入备用泵联锁。 7.汇报值长，工业水泵停运操作完毕。 | |||||
定期工作 | ||||||
序号 | 项 目 | 规定时间及频次 | 操作人 | 监护人 | 应到场人员 | 达到标准要求 |
机械超速试验 | B级及以上检修结束机并网前或危急遮断器检修后 | 主值 | 值长 | 汽机专工 热控专工 生技部经理 生产副总 | 保护动作正常 | |
电超速试验 | C级及以上检修后机组并网前 | 主值 | 值长 | 汽机专工 热控专工 生技部经理 | 保护动作正常 | |
低油压联锁试验 | C级及以上检修机组启动前 | 主值 | 值长 | 汽机专工 热控专工 生技部经理 | 动作正常 | |
抽汽逆止门活动试验 | C级及以上检修机组启动前 | 主值 | 值长 | 汽机专工 热控专工 生技部经理 | 无卡涩、动作正常 | |
调门严密性试验 | C级及以上检修后并网前 | 主值 | 值长 | 汽机专工 生技部经理 | 无泄露关闭严密 | |
汽缸猫爪螺栓垫片 | 每月的5、15、25日 | 主值 | 值长 | 活动正常 | ||
汽轮机ETS保护静态试验（轴向位移、油压低、发电机甩负荷等、拉阀试验） | 机组计划检修结束后机组启动前 | 主值 | 值长 | 汽机专工 热控专工 生技部经理 | 保护动作正常 | |
远方（就地）打闸停机试验 | 机组冲转前 | 主值 | 值长 | 汽机专工 生技部经理 | 打闸动作正常 | |
高压油泵、交、直流润滑油泵启动试验 | 每月20日或机组停机前 | 副值 | 主值 | 汽机专工 热控专工 生技部经理 | 联锁动作正常 | |
自动主汽门活动试验 | 每月10、25日 | 主值 | 值长 | 汽机专工 热控专工 生技部经理 | 无卡涩，动作正常 | |
循环水泵定期切换 | 每月21日 | 副值 | 主值 | 汽机专工 | 运行正常 | |
工业水泵定期切换 | 每月21日 | 副值 | 主值 | 汽机专工 | 运行正常 | |
高压给水泵 | 每月21日 | 主值 | 值长 | 汽机专工 | 定频给水泵不作为长期运行泵，定期试运5分钟，无异常停止运行 | |
高压给水泵稀油站润滑油泵 | 每月21日 | 副值 | 主值 | 汽机专工 | 运行给水泵稀油站不具备切换条件，只切换备用给水泵的润滑油泵 | |
主油箱滤油 | 每日白班 | 副值 | 主值 | 滤油时，必须有汽机专业人员监护，避免跑油。滤油完成后，将滤油纸收置在规定位置 | ||
汽轮机主油箱底部放水 | 每月的5、15、25日 | 副值 | 主值 | 汽机专工 | 无水，见油 | |
就地远方液位计核对 | 每月28日 | 副值 | 主值 | 记录偏差数据，偏差超过10mm通知电仪检修处理。 | ||
备用给水泵盘车、直流油泵、备用工业循环水泵 | 每月15日 | 副值 | 主值 | 轴承盘180° | ||
循环水系统滤网定期清理工作 | 每月13日（视水质情况可延长周期） | 机务检修人员 | 副值 | 无杂物无堵塞 | ||
消防泵定期启动试验 | 每月21日 | 副值 | 主值 | 汽机专工 安全专工 | 正常启动 | |
消防器材定期检查 | 每月20日 | 副值 | ||||
调节油滤油器定期切换检查清洗 | 根据进出油压差报警进行检查清洗 | 机务检修人员 | 副值 | 汽机专工 检修主管 生技部经理 | 无杂物无堵塞 | |
润滑油滤油器定期切换检查清洗 | 根据进出油压差报警进行检查清洗 | 机务检修人员 | 副值 | 汽机专工 检修主管 生技部经理 | 无杂物无堵塞 | |
排烟风机管道放油 | 每周一 | 副值 | 放尽管道内存油 |
日常检查 | 1.是否严格执行公司各项规章制度，事故防范措施是否落实到位； 2.安全教育和安全活动是否按时开展，重大危险源事故演练是否定期举行； 3.运行按时巡检情况、交接班质量情况，设备缺陷记录和整改情况； 4.各类安全设施、防护和消防器材的维护情况，现场重大安全隐患是否制定临时安全措施和处理预案。 5.重要危险区域、设备安全措施落实情况，有无重大设备隐患以及隐患治理情况； 6.现场管线、设备运行情况，现场各种仪表等参数是否正常，各阀门现场是否有跑冒滴漏，是否处于正常运行状态 | |||||||||
常见异常及事故处理 | 1.汽轮机发生以下故障，应立即紧急停机 1.1.现象 1.1.1.机组突然发生强烈振动。 1.1.2.汽轮机内部中发岀清晰的金属摩擦声。 1.1.3.汽轮机转速超过额定转速的112%，而危急遮断器不动作。 1.1.4.任一轴承出现断油、冒烟、回油温度急剧升高至80℃及以上，汽机轴承温度115℃及以上，发电机轴承80℃及以上，正副推力瓦115℃及以上。 1.1.5.润滑油压下降至0.08MPa以下，启动直流油泵无效时。 1.1.6.油箱油位突然下降至最低允许油位以下，不能迅速提高时。 1.1.7.油系统失火，并且不能很快将火扑灭。 1.1.8.轴封异常摩擦冒火花。 1.1.9.发电机内冒烟着火。 1.1.10.轴向位移突然增大，而超过＋0.8mm及－0.8mm限定值，同时推力瓦块温度上升。 1.1.11.汽轮机水冲击。 1.1.12.转子与汽缸相对膨胀超过允许值时。 1.1.13.调节保安系统发生故障，无法维护运行。 1.1.14.主蒸汽管道或承压件破裂无法消除时。 1.2.处理： 1.2.1.手拍危急遮断器或手操手动脱扣器，或操作就地或辅盘“紧急停机”按钮，或DEH紧急停机按钮。 1.2.2.检查主汽速关阀、调节汽阀、抽汽速关逆止阀应关阀。 1.2.3.向电气室发“注意”、“机器危险”命令信号。启动辅助油泵； 1.2.4.退岀总保护及各分保护。打开背压排空门关闭背压排汽电动门； 1.2.5.接到电气已解列信号后，检查转速应下降。 1.2.6.检查油压正常。 1.2.7.将热负荷移至减温减压器向外网供热。 1.2.8.通知有关岗位值班人员。 1.2.9.倾听机组转动声音，进行全面检查，注意惰走时间。 1.2.10.完成停机的其它操作，做好有关记录。 1.2.11.如遇水冲击停机时，应及早开启主汽管和本体疏水阀，正确记录和比较惰走时间。 2.汽轮机发生以下故障，应故障停机 2.1.现象 2.1.1.辅助油泵工作失常，调速油压降至0.6MPa及以下，启动直流油泵无效时。 2.1.2.进汽压力高于9.3MPa或以上运行时间超过15分钟并节流无效时。低于5.88MPa以下，在15分钟内不能恢复时。 2.1.3.主蒸汽温度在545℃～550℃连续运行15分钟或以上经联系不能恢复时。 2.1.4.主蒸汽温度超过550℃，达到551℃时。 2.1.5.主汽温度下降到460℃或以下，在30分钟内不能恢复或下降至440℃时。 2.1.6.调速系统连杆脱落，折断，调门卡死，不能增减负荷或维持空负荷运行，经处理无效时。 2.1.7.电气发来故障“停机”信号。 2.1.8.主蒸汽管道或排汽管法兰垫破裂，严重威胁机组安全运行时。 2.1.9.主汽速关阀或调速汽门全关（调速系统故障，主汽速关阀行程开关失控）发电机变为同步电动机运行达3分钟以上。 2.1.10.厂用电源全部中断 2.2.处理：注：如条件允许，尽可能先通知电气要求停机，详述原因（尽量按常规解列停机操作）。 2.2.1.确认双减具备送汽条件后，联系电气及锅炉减负荷，将热负荷移至双减，将热负荷及电负荷减至“0”（进行背压排汽切换）。 2.2.2.手拍危急遮断器手柄或手操手动脱扣器，或操作就地或辅盘“紧急停机”按钮，或DEH紧急停机按钮。 2.2.3.检查主汽速关阀，调节汽阀应关闭。 2.2.4.向电气值班、值长通知已停机。 2.2.5.退岀总保护及各分保护。 2.2.6.收到电气值班通知已断开，检查转速应下降。 2.2.7.检查油压正常。 2.2.8.开启背压向空手动排汽阀。 2.2.9.进行全面检查，倾听转动声音，注意惰走时间。 2.2.10.完成规程规定的其它操作及复位工作，做好有关记录。 3.主蒸汽压力升高 3.1.现象 3.1.1.主蒸汽压力升高信号报警。 3.1.2.汽机调门突然关小负荷降低。 3.1.3.外网用汽量减少,供汽流量减少，排汽压力升高。 2.原因 3.2.1.锅炉压力高。 3.2.2.汽机甩热、电负荷。 3.2.3.汽机调门突然关小。 3.2.4.外网用汽量减少。 3.处理 3.3.1.主蒸汽压力升至9.0MPa，应通知锅炉迅速降低压力，同时应监视通过汽轮机的蒸汽流量，不得超过额定工况下的最大流量。 3.3.2.主蒸汽压力超过9.3MPa时，应立即通知值长，必要时可关小主蒸汽隔离阀节流，保持汽轮机前压力正常。机组在9.3MPa或以上运行时间不得超过30分钟。 3.3.3.主蒸汽压力超过9.3MPa节流无效时，则应与值长联系故障停机。 4.主蒸汽压力降低 4.1.现象 4.1.1.主蒸汽压力低信号报警。 4.1.2.外网用汽量增加时排汽压力降低流量增加。 4.1.3.主蒸管道大量泄漏时；汽机电负荷下降、供热压力下降。 4.1.4.供热管道大量泄漏时；供热流量、压力下降。 4.2.原因 4.2.1.汽机调门突然开大。 4.2.2.外网用汽量增加。 4.2.3.电负荷突增。 4.2.4.管道大量泄漏。 4.3.处理 4.3.1.主汽压力低于8.2MPa应通知锅炉升高汽压，如汽压降至8.0MPa以下时，应以压力每降0.2MPa时负荷减少1.5MW，汽压降到7.1MPa机组负荷减至“零”。（若排汽温度升高，则改为向空排汽）。 4.3.2.汽压降至6.9MPa时，在15分钟内不能恢复，则立即与电气联系故障停机。 主蒸汽压力降低减负荷参照表 | |||||||||
汽压MPa | 8.9 | 8.7 | 8.5 | 8.3 | 8.1 | 7.9 | 7.7 | 7.5 | 7.3 | 6.9 |
负荷MW | 停机 |
5.主蒸汽温度升高
5.1.现象
5.1.1.汽机主蒸汽温度高信号报警。
5.1.2.汽机各监视段温度相应升高。
5.2.原因
5.2.1.锅炉问题致使主蒸汽温度升高。
5.3.处理
5.3.1.主蒸汽温度超过540℃以上时应通知锅炉降低汽温，并通知值长采取措施。
5.3.2.主蒸汽温度在545℃～550℃之间连续运行时间不得超过15 分钟，(全年累计不得超过20小时)超过应故障停机。
5.3.3.主蒸汽温度超过550℃，达到551℃时，汇报值长，要求立即打闸停机。
5.3.4.如主汽温10min内上升50℃，应立即打闸停机。
6.主蒸汽温度降低
6.1.现象
6.1.1.主蒸汽温度低信号报警。
6.1.2.汽机各监视段温度相应下降。
6.2.原因
6.2.1.锅炉蒸汽温度低。
6.3.处理
6.3.1.主蒸汽温度低于525℃应通知锅炉提高汽温。
6.3.2.当主蒸汽温度下降到510℃时，应开启电动主闸门前、导汽管、汽机本体疏水门。
6.3.3.主汽温降至510℃以下时，汽温每降低4℃机组负荷由额定值下降1MW。
6.3.4.在主汽温度下降过程中，当遇有输煤系统蓬、堵煤时，应按照“保参数，不保负荷”的原则，迅速将机组负荷降至2MW。同时，应注意开启电动主闸门前疏水门，当主汽温度下降到470℃时，30分钟不能恢复或低于460℃时，汇报值长后，立即按一般故障停机。
6.3.5.主蒸汽汽压、汽温同时下降按汽温下降处理。
6.3.6.运行中发现主蒸汽参数不正常时，除了按上述要求处理外，还应加强监视机组振动情况，倾听转动部分声音，检查汽缸膨胀，轴向位移及推力瓦温度等。
主蒸汽温度降低减负荷参照表
汽温℃ | 525 | 521 | 517 | 513 | 509 | 501 | 497 | 493 | 485 | 480 | 470 |
负荷MW | 停机 |
7.油系统工作失常
7.1.油箱油位正常油压下降
7.1.1.现象
a.油压低信号报警。
b.调速油压低会造成主汽速关阀自动关闭后跳机。
c.润滑油压低时备用油泵未联动后跳机。
7.1.2.原因
a.油泵工作失常。
b.注油器工作失常。
c.油系统泄漏。
d.过压阀误动作。
e.滤油器压差过大。
f.备用泵出口逆止门不严。
7.1.3.处理
a.如主油泵工作失常，应汇报值长，必要时应紧急停机。
b.油系统泄漏应汇报班值长，进行相应处理。
c.阀门误动作时应将其恢复正常。
d.滤油器压差过大时，应切换备用滤油器，备用泵出口逆止门不严影响油压，应关闭该泵出口门，解除联锁开关，通知检修处理。
e.润滑油压下降至0.1MPa时报警，0.08MPa时应自动启动直流直流油泵及自动停机。调速油压力下降至0.65MPa时应自动启动辅助油泵。
7.2.油压正常油箱油位下降
7.2.1.现象
a.油位低信号报警。
7.2.2.原因
a.轴承油档严重泄漏。
b.压力油回油管道、管道接头、阀门漏油。
c.油箱事故放油门、放水门或油系统有关放油门、取样门误开或泄漏。
d.冷油器管芯漏油。
7.2.3.处理
a.确定油箱油位指示正常。
b.找出漏点消除。
c.联系检修加油，恢复油箱油位正常。
d.冷油器管芯漏油，则应切换冷油器运行。
e.如经采取各种措施不能消除漏油，油位下降到最低油位以前，则应汇报值长故障停机。
7.3.油压正常油箱油位升高
7.3.1.现象
a.油箱油位指示显示升高。
7.3.2.原因
a.轴封汽压太高。
b.主油箱排油烟机故障停用，冷油器铜管泄漏，水压大于油压进入油箱。
c.蒸汽及疏水漏入油箱。
7.3.3.处理
a.确定表计指示正确。
b.发现油位升高，应进行油箱底部放水。
c.联系化学专业化验油质。
d.调整轴加抽汽器压力至正常。
e.主油箱排油烟机故障则应立即恢复运行。
f.停机后，停用油泵前应关闭冷油器进水门。
7.4.油压和油位同时下降
7.4.1.原因
a.压力油管大量漏油（漏入油箱的除外）。
b.压力油管破裂。
c.法兰处漏油。
d.冷油器铜管破裂。
e.油管道放油门误开等引起。
7.4.2.处理
a.压力油管破裂时，应立即将漏油或喷油与高温部件临时隔绝，严防发生火灾，并设法在运行中消除。
b.冷油器铜管破裂时应立即将漏油冷油器隔绝并通知检修人员检修。
c.油管放油门误开时应关闭。
d.通知检修加油，恢复油箱油位正常。
e.压力油管破裂大量喷油，危及设备安全或无法在运行中消除时，汇报值长，进行故障停机，有严重火灾危险时，应按油系统着火紧急停机的要求进行操作。
7.5.辅助油泵工作失常
7.5.1.原因
a.油箱油位偏低。
b.油泵电机故障。
c.油泵本身故障。
7.5.2.处理
a.油箱油位偏低则应查明原因及时加油到油位正常。
b.油泵、电机故障应启动备用泵，通知检修处理。
7.6.主油泵工作失常
7.6.1.处理
a.仔细倾听主油泵及前轴承箱内有关传动机构的声音，密切注意系统的油压变化情况。
b.若发现油压也随之下降，主油泵发生明显异音前轴承箱振动增大，以判断确为主油泵故障，应立即手打危急保安器，向电气发信号紧急停机。
c.若油泵工作失常，油压还未下降。应迅速将异常情况汇报，请示处理。
8.转子轴向位移增大
8.1.现象
8.1.1.轴向位移指示增大或报警信号装置报警。
8.1.2.推力瓦块温度升高。
8.1.3.机组声音异常，振动增大。
8.2.原因
8.2.1.轴承断油，推力瓦块损坏。
8.2.2.叶片严重结垢，或静叶持环汽封漏汽增大。
8.2.3.水冲击。
8.2.4.汽轮机过负荷运行。
8.2.5.蒸汽参数不合格。
8.2.6.发电机转子轴向窜动。
8.2.7.通流部分损坏。
8.2.8.表计失常。
8.3.处理
8.3.1.发现轴向位移增大立即核对推力瓦温。
8.3.2.联系热工，检查轴向位移指示是否正确。
8.3.3.确认轴向位移增大，联系电气减负荷，汇报班值长，维持轴向位移不超过规定值。
8.3.4.若是主蒸汽参数不合格引起则应要求锅炉调整，恢复正常参数。
8.3.5.若是水冲击引起或推力轴承损坏，应紧急停机。
8.3.6.轴向位移达到停机值保护装置应动作，若不动作应立即打闸停机。
9.水冲击
9.1.现象
9.1.1.主蒸汽温度10min内下降50℃或50℃以上。
9.1.2.主蒸汽管道法兰、轴封及轴封信号管、汽缸结合面处冒出白汽或溅出水珠。
9.1.3.汽轮机内部发生金属噪声和水冲击声。
9.1.4.并列运行时负荷骤降，单独运行时转速骤降。声音变沉，机组振动增大。
9.1.5.推力轴承瓦块温度和回油温度急剧升高，轴向位移增大。
9.1.6.主蒸汽管发生水冲击声。
9.2.原因
9.2.1.锅炉满水。
9.2.2.锅炉负荷突增，产生蒸汽带水。
9.2.3.暖管疏水不当，并炉操作失误(并炉时应特别加强检查并汽阀前后疏水是否排净，疏水阀是否开启)。
9.2.4.锅炉减温器漏水或燃烧不稳定、调整不当。
9.3.处理
9.3.1.立即紧急故障停机；启动辅助油泵。
9.3.2.向电气室发“注意”、“机器危险”命令信号。
9.3.3.投双减保证供热。
9.3.4.打开汽机侧的所有疏水门。
9.3.5.密切监视推力轴承温度和回油温度以及轴向位移和汽缸膨胀值。
9.3.6.正确记录惰走时间，并仔细倾听汽机内部声音，在惰走时间中，发现汽缸内部有异声，或金属摩擦声应检查汽缸内部。盘车电动机电流应在正常数值。
9.3.7.如情况正常可以重新启动，但必须加强蒸汽管道疏水，适当延长暖机时间，转速提升中，应特别注意倾听汽缸内部声音，监视机组振动，当并列带上负荷时，随时检查轴向位移，推力轴承温度，回油温度和汽缸膨胀情况。
9.3.8.如重新启动中发现汽轮机内部有异声和摩擦声，则应紧急停机，进行揭缸检查。
9.3.9.如发现推力轴承温度和回油温度异常升高，轴向位移超过极限或惰走时间缩短时，禁止重新启动，必须停机检查推力轴承，根据推力轴承情况，决定是否要进行揭缸检查。
10.不正常的振动和异音
10.1.现象
10.1.1.机组突然发生强烈振动，发出清晰的金属声音，振动数值增大或振动信号报警；
10.1.2.在负荷变动情况下，机组发生不甚强烈的振动，或在汽轮机、发电机上发出可疑的声音时，需降低负荷直至振动消除为止。
10.2.原因
10.2.1.油温过高或过低；油膜振荡。
10.2.2.油压下降，油量不足。
10.2.3.油中进水，油质乳化。
10.2.4.油中含有杂质，使轴瓦钨金磨损，或轴瓦间隙不合格。
10.2.5.汽轮发电机组中心不正。
10.2.6.主蒸汽温度过高或过低。
10.2.7.叶片断裂。
10.2.8.大轴弯曲。
10.2.9.汽缸膨胀不均或单面膨胀。
10.2.10.汽轮机某部变形。
10.2.11.汽轮机通流部分及两端轴封内部发生摩擦，挡油环和大轴摩擦。
10.2.12.叶轮和轴的结合松动。
10.2.13.推力瓦块损坏，轴向位移增大。
10.2.14.轴承座台板之间接触面不符合要求，螺丝发生松动等。
10.3.处理
10.3.1.机组突然发生强烈振动，发现能听得出的金属声音，或轴封内发生火花时，应紧急故障停机。
10.3.2.汽轮机在升速时，发现振动超过0.05mm，应立即降低转速直至振动消失为止，暖机30min然后再提升转速，如振动再次发生时，需要再次降低转速，重复同样操作，不超过三次。
10.3.3.当汽轮机转子开始冲动后或停机过程中，在两端轴封处或通流部分听出清楚的摩擦声音时，应当停机进行检查。
10.3.4.如汽轮机在发电机去掉励磁以后，振动消除，或在提升电压时机组发生振动，说明振动是由发电机转子线圈短路所引起。此时应通知电气有关人员到现场研究处理。
10.3.5.汽机轴承振动超过正常值以上，应设法消除，当发现汽机内部故障的象征或振动突然增加或缓慢增加至90um时，应立即打闸停机；
10.3.6.机组异常振动时，应检查主蒸汽参数、轴向位移、汽缸金属温度、润滑油压、油温、轴承是否正常。
10.3.7.造成机组振动的原因很多，运行人员有时不能直接弄清一些原因，因此，当其它一切正常，随负荷下降而声音和振动并不消除时，应立即报告值长、专工和生产副总，共同研究处理。
11.甩负荷
11.1.发电机突然甩去负荷和电网解列，调速系统可以控制转速，危急遮断器未动作。
11.1.1.现象
a.负荷表指示在零位，主汽压力升高。
b.主汽速关阀未关闭，调节汽阀关闭。
c.转速上升后稳定在一定的数值。
d.排汽流量到“零”及低压供热母管压力下降。
11.1.2.处理
a.判断事故原因，确认汽机本体无故障，调整转速至6512r/min开背压排空门关背压排汽电动门、投入双减，保证供热。
b.调整汽封冷却器及减温器的减温水量；注意油泵运行情况。
c.调整高压除氧器进水门，根据情况开启给水泵再循环门。
d.开主蒸汽管、汽机本体与各排汽管道疏水门。
e.检查轴向位移，主蒸汽参数和推力瓦回油温度，汽缸膨胀，调速系统、测量振动正常。
f.如一切正常，联系电气迅速并列带负荷。
g.在恢复过程中，主蒸汽温度尽量提高，机组不宜在较低主蒸汽温度下运行，带负荷速度要快。
11.2.发电机组突然甩去负荷和电网解列，调速系统不能控制转速，危急遮断器动作。
11.2.1.现象
a.电力表和主蒸汽流量表指示在零位，主汽压力升高。
b.主汽速关阀，调速汽门关闭。
c.排汽流量到“零”低压供热母管压力下降。
d.转速上升后又下降。
11.2.2.处理
a.应立即启动辅助油泵。
b.关闭背压排汽电动门，打开背压向空排汽门。投入双减向供热母管供汽。根据情况调整减温器的减温水量。
c.检查确定主汽速关阀、调速汽门、排汽逆止阀已完全关闭，转速不再上升。
d.调整轴加、高压除氧器；开启给水泵再循环门。
e.退出总保护及分保护。
f.确认汽机本体无故障。复位所有的警报和跳机信号，挂闸，冲转至额定转速6512r/min。
g.全面检查正常后投入总保护和分保护。
h.一切正常后，通知电气室，机组“同期许可”可以重新并列。迅速带上负荷；并联系值长，并上热负荷。
11.3.发电机与电网解列，汽轮机调节系统不能维持空负荷运行，危急保安器拒绝动作，造成汽机严重超速。
11.3.1.现象
a.负荷到“0”各监视段的压力下降到空载数值，汽轮机转速升高，调节汽门关小到空负荷。
b.主蒸汽压力升高，机组声音异常（转速升高发出的声音）。
c.一次油压升高。
11.3.2.处理
a.迅速手按控制表盘上事故按钮或手打脱扣器，主汽门、调节汽门、排汽逆止门关闭，启动交流油泵。
b.进行上述操作后，如转速还不下降，应关闭电动主汽门，排汽电动门。使转速下降。
c.完成故障停机的其它操作，查明并消除造成严重超速的原因后，作超速试验，危急保安器动作转速合格后，机组才能重新并网。
11.4.保护装置动作，主汽速关阀关闭，发电机甩负荷，与电网未解列。
11.4.1.现象
a.电力表指示在零位。
b.主汽门关阀、调速汽门、排汽逆止阀关闭。
c.主汽压力升高，流量到“零”，转速不变。
d.排汽流量到“零” 及供热压力下降。
e.保护装置之一动作，事故光字牌报警。
11.4.2.处理
a.手按盘上的停机按钮，向电气发紧急停机信号。应立即启动辅助油泵。
b.投入双减分别向供热母管供汽。调整各减温器减温水量。
c.检查确定主汽速关阀、调速汽门已完全关闭，退出总保护及分保护。
d.完成停机的其它操作。
e.迅速查清跳闸原因，如属保护正确动作，则应将机组停下，等事故查明后方可启动，如属保护误动作，经领导同意后再启动，在投保护前由热工人员确认缺陷已消除。
11.5.运行中甩去部分负荷
11.5.1.现象
a.功率表指示突然大幅度降低，调节汽门关小，各监视段压力相应降低。
b.频率正常，主蒸汽压力升高，主汽流量降低。
11.5.2.处理
a.检查机组运行情况一切正常后和值长联系，要求迅速增加本机负荷。手动或自动投入旁路系统保证外网用汽压力。
b.联系锅炉运行人员，在电网负荷允许的情况下，迅速将本机负荷增加到原来所带负荷的70%以上。调整高压除氧器的压力至正常。给水流量低于允许值时，应开启再循环门，负荷恢复后根据给水流量上升情况关闭再循环门，停用旁路系统。全面检查和调整参数到正常。
12.电负荷突然升高
12.1.现象
12.1.1.负荷表指示增大，调速汽门开大。
12.1.2.主蒸汽压力低信号报警。
12.1.3.排汽压力突然降低，排汽流量突然增大。
12.1.4.电网系统频率严重降低。
12.1.5.调速系统工作失常。
12.1.6.机组声音突然变得沉闷。
12.1.7.推力瓦温度上升。
12.1.8.锅炉压力高时要求降至正常。
12.2.原因
12.2.1.供热量变化。
12.2.2.调节汽阀误开。
12.2.3.频率突然降低。
12.2.4.锅炉压力升高。
12.3.处理
12.3.1.迅速检查负荷表指示和调速汽门位置，如负荷超规定数值，应立即通知要求减负荷。
12.3.2.电网系统频率严重降低时须用信号通知电气减少负荷，并用电话联系(电网系统频率严重降低，减负荷必须由调度来完成，对非主要户进行拉电限电处理)。
12.3.3.如排汽管道破裂，DCS转入相关界面，控制排汽流量。
12.3.4.如供热量增加，应通知锅炉提高参数并调整供热压力正常。
12.3.5.检查推力瓦温度和回温温度。
12.3.6.巡视并测听机组，确定有没有振动和异音、汽温、汽压、油温、油压、发电机线圈及铁芯温度是否正常。
12.3.7.检查轴向位移，测量各轴承振动。
13.电负荷骤然降低
13.1.现象
13.1.1.负荷减少。
13.1.2.排汽压力降低。
13.2.原因
13.2.1.电网系统频率异常升高。
13.2.2.调速系统工作失常。
13.2.3.主蒸汽参数突然降低（锅炉故障或熄火）。
13.2.4.汽轮机断叶片。
13.2.5.调速汽门门芯（杆）脱落或误关主汽管道阀门。
13.2.6.排汽压力突然升高，热负荷突然减少。
13.2.7.汽轮机叶片严重结垢或蒸汽通道有杂物堵塞。
13.3.处理
13.3.1.发现负荷骤然降低应查明原因进行处理。
13.3.2.如系锅炉故障，应根据主汽压力降低况进行减负荷或停机，并联系值长，视情况投入双减。
13.3.3.检查轴向位移，推力轴承瓦块和回油温度，机组振动和运转声音是否正常，发现不正常情况按本规程有关条文规定处理。
14.热负荷骤增
14.1.现象
14.1.1.背压急剧降低。
14.1.2.负荷和主汽流量下降或上升。
14.2.原因
14.2.1.供热用户用汽量突然增加；
14.2.2.双减运行时工作失常。
14.2.3.供热管道系统爆破，或大量漏汽。
14.2.4.热管道系统切换误操作。
14.3.处理
14.3.1.根据主汽压力和机组情况，适当增加热，电负荷（机组最大岀力不超过11250KW最大进汽量不超过115t/h。
14.3.2.双减运行发生故障时应调整至正常，保证低压母管供热。
14.3.3.如排汽压力突然降低至0.5MPa以下时而无法恢复时，则根据情况关小送汽阀门，维持排汽压力。
14.3.4.原则上机组负荷不超过额定负荷的110%以上运行。
15.热负荷骤然降低
15.1.现象
15.1.1.背压急剧升高。
15.1.2.电负荷和主汽流量下降或上升。
15.2.原因
15.2.1.热用户用汽量突然大幅度下降。
15.2.2.双减调整不当或工作失常。
15.2.3.供热管道系统切换误操作。
15.2.4.调速系统工作失常。
15.3.处理
15.3.1.热用户用汽量正常减少时降低电负荷至外网压力正常。
15.3.2.双减调整不当时应加强监视调整至正常。
15.3.3.调速系统工作失常时，应汇报班值长进行相应处理，必要时投入双减。
15.3.4.若由于其他方面引起，应查明原因处理。
16.厂用电中断
16.1.厂用电全部中断
16.1.1.现象
a.锅炉MFT动作，汽机跳闸自动主气门关闭，调节汽门关闭，汽机负荷瞬间降至“0”转速先上升后下降。
b.常用照明熄灭，事故照明自动投入。
c.事故喇叭响，指示灯闪光及报警，运行泵停转，电流指示在“零”位。备用设备不联动。
d.主蒸汽压力、温度下降。
16.1.2.处理
a.及时投入事故直流油泵保证润滑油系统供油正常。
b.联系电气尽快恢复厂用电，若厂用电不能尽快恢复，超过1分钟后，解除跳闸泵联锁，复置停用开关。手动关闭主汽电动门。打开背压对空排汽门，关闭背压排汽电动门。
c.将各水泵油泵操作开关，联动开关，低水压联锁均断开，并复位至正常状态。
d.转子静止后手动盘车，若无法盘车，应关闭本体疏水进行闷缸，其他操作按事故停机处理。
e.厂用电恢复后，根据机组所处状态进行重新启动，禁止瞬间同时启动大容量辅机，应分别启动。并根据值长的命令迅速带上负荷。
16.2.部分厂用电中断
16.2.1.现象
a.部分厂用电中断，一般为一台机组或部分厂用电中断，备用泵自动投入，负荷下降。
16.2.2.处理
a.备用设备自动投入成功，调整运行参数至正常。
b.备用设备未自动投入则应手动启动，无备用设备，可将跳闸设备强制合闸一次，如无效降负荷或降负荷到零停机。马上联系电气尽快恢复厂用电，再进行启动。
c.当厂用电不能尽快恢复，各监视段的参数达到停机极限值时，按规定进行处理，如需停机应启动直流油泵。
17.汽轮机超速
17.1.现象
17.1.1.汽轮机组发出不正常声音。
17.1.2.转速表或频率表数据超限，并继续上升。
17.1.3.主油泵出口油压和调速油压急剧上升。
17.1.4.机组振动增大。
17.1.5.一般情况下，机组负荷降至零，发电机与电网解列。
17.2.原因
17.2.1.发电机甩负荷。
17.2.2.在停机时带负荷解列。
17.3.处理
17.3.1.手拍危急遮断器手柄或手操手动脱扣器或操作就地或辅盘“紧急停机”按钮，或DEH紧急停机按钮，进行停机。
17.3.2.检查主汽速关阀、调节汽门、排汽逆止阀应关闭，并及时关闭主汽隔离阀，切断汽源，开启疏水阀，检查转速下降情况。
17.3.3.启动辅助油泵；投入高低压双减，根据情况调整各减温器水量，关闭背压排汽电动阀、开启背压向空排汽阀；
17.3.4.完成其它停机步骤；
17.3.5.停机后检查设备有无明显重大故障，在查明严重超速原因和解决设备缺限后可重新启动，但全速后应进行手拍试验和危急遮断器超速试验，合格后方可并入电网运行。
18.运行中叶片损坏或断落
18.1.现象
a.蒸汽通流部分发生不同程度的冲击声和异声或瞬间发出清晰的金属声。
b.机组及平台振动增大。同时推力瓦块温度升高。
c.排汽压力升高，但负荷无变化或反而减小。
18.2.处理
a.发现有可疑象征时应逐级汇报，研究处理。
b.确定掉叶片后应紧急故障停机，准确记录惰走时间。
c.根据转子惰走时间和内部声音可确定转子静止后是否盘车或揭缸检查。将热负荷移至运行机组或投入高低压双减维持热网压力。
19.失火事故
19.1.汽机厂房内失火
19.1.1.立即报告各级领导，若有需要必须立即报火警119。
19.1.2.在消防人员未到之前，及时使用厂内消防器材进行灭火。
19.1.3.采取措施防止火势蔓延，危及人身及设备安全。
19.1.4.若火势危及人身及设备安全运行时，故障停机。
19.1.5.灭火时根据情况分别使用干粉灭火器、1211灭火器、砂子、水等。
19.2.发电机着火
19.2.1.当发电机着火、冒烟并有异味时，应立即汇报值长故障停机。
19.2.2.防止发电机发生火灾时，由于一侧过热使大轴弯曲，禁止在火灾未熄灭时将发电机停止转动，当汽轮机转速降至300r/min～400r/min时，将机组挂闸，开启主汽门保持转速直至将火扑灭，接到值长令后方可停止汽轮机。
19.2.3.若发电机着火须用水灭火时，必须确保发电机电源已切断，电压降至零，得到值长同意，方可向发电机内喷水灭火。
19.3.油系统着火
19.3.1.汽轮机油系统着火时，立即组织人员采取有效措施进行灭火，并查清火源，严防火势蔓延威胁人身设备安全运行，同时报火警119。
19.3.2.当油系统着火，火势无法扑灭，威胁机组安全运行时，应立即紧急停机。
19.3.3.当火势威胁主油箱时，在确保安全停机的前提下，开启事故放油门，立即启动直流油泵紧急停机。事故放油后应保持油箱最低油位，待转子静止，停止油泵后放掉油箱全部存油。
19.4.防止火灾的措施
19.4.1.油管路附近主蒸汽管道或其它热源要有紧固完整并包好铁皮。
19.4.2.油管道法兰、阀门盘根或接头等处有漏油或渗油，必须有可靠的收油措施并尽快将泄漏点消除，严防发生火灾。
19.4.3.为确保设备、系统运行时不发生漏油或渗油的问题，检修时必须严把工艺关，做好防渗、漏措施。凡是运行中发现油系统管道焊口、仪表管座等焊口出现泄漏，应立即采取可靠遮挡措施防范突然发展扩大，同时尽快汇报领导，研究停机处理。
19.4.4.油动机接触面及油系统设备、管道法兰、盘根等不得发生漏油、渗油现象。若运行中发生漏油、渗油时，应及时擦拭干净并及时进行消除。
19.4.5.机组检修后必须将设备系统上的跳板、脚手架等物拆除，并将现场卫生清理干净，若因检修将油洒、漏到保温上，则必须更换保温。
19.4.6.定期检查、试验现场防火设施和工器具等，并保证有足够的灭火器材。
19.4.7.在有油和可燃气体容器附近禁止烟火，禁止动用电、气焊，否则必须办理动火工作票并采取可靠的安全措施。
19.5.失火事故处理的注意事项
19.5.1.遇有油系统着火时，可使用泡沫灭火器、干粉灭火器进行扑救，当发生喷油起火时，要迅速堵住喷油处，改变油流方向，使油流不向高温热体喷射，并用1211、干粉灭火器灭火。使用多支直流消防水枪进行扑救时，尽量避免消防水直接喷射高温热体。为防止大火蔓延扩大到邻近机组，应组织消防力量用水或泡沫灭火器等将大火封住，控制火势，使大火无法蔓延。
19.5.2.遇有电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断，然后进行灭火。对可能带电的电气设备以及发电机、电动机等，应使用干式灭火器、1211灭火器灭火。对充油设备可使用干式灭火器、1211灭火器等灭火，不得已时可用干砂灭火。地面上的绝缘油着火，应用干砂灭火。扑救可能产生有毒气体的火灾（如电缆着火等）时，扑救人员应使用正压式消防空气呼吸器。
20.管道故障
20.1.现象
20.1.1.管道振动增大。
20.1.2.管道内发出清晰的噪声。
20.2.原因
20.2.1.管道内流体不稳定，大幅度波动。
20.2.2.蒸汽管道蒸汽带水，产生水击。
20.2.3.管道法兰连接处松动。
20.2.4.管道焊接处焊口胀开。
20.3.处理
20.3.1.汽轮机主蒸汽管道或其它管道发生故障，须采取积极措施，防止人身及设备受到威胁，迅速隔绝。如隔绝后影响汽轮机运行，应故障停机。
20.3.2.主蒸汽管、排汽管运行中发生水冲击，应立即开启汽管上所有直接疏水门，查明原因并监视汽轮机运行情况，检查汽温、推力瓦温度轴向位移及振动情况，防止汽轮机发生水击。暖管过程中发生水冲击可能是有积水造成，除开启疏水外，还应检查是否堵塞现象。
20.3.3.主蒸汽管道破裂时，应隔绝故障部分的管道，同时开启窗户，放出蒸汽，防止被汽流烫伤，无法隔绝时，迅速故障停机。
21.DEH故障
21.1.现象
21.1.1.DEH无法操作。
21.1.2.DEH死机。
21.2.原因
21.2.1.计算机电源失去。
21.2.2.计算机故障或VCC卡发生故障。
21.3.处理
21.3.1.利用硬手操对机组进行控制。
21.3.2.若需要改变负荷或转速，手操“负荷增加、负荷减少”按钮，从“转速”或“负荷”窗口观察转速或负荷变化。
21.3.3.注意汽轮机主蒸汽参数、润滑油温、轴承回油温度、轴向位移、缸胀和振动变化在正常范围内。
21.3.4.若DEH电源消失不能恢复时，应故障停机。
21.3.5.在机组启动并网前发生DEH故障，应停机处理。
22.DCS故障
22.1.现象
22.1.1.DCS无法操作。
22.1.2.DCS死机。
22.2.原因
22.2.1.计算机电源失去。
22.2.2.计算机故障或VCC卡发生故障。
22.3.处理
22.3.1.利用硬手操对机组进行控制。
22.3.2.若需要改变负荷或转速，手操“负荷增加、负荷减少”按钮，从“转速”或“负荷”窗口观察转速或负荷变化。
22.3.3.注意汽轮机主蒸汽参数、润滑油温、轴承回油温度、轴向位移、胀差、缸胀和振动变化在正常范围内。
23.减温减压器异常
23.1.减温减压器振动
23.1.1.原因
a.操作过快、暖管不充分、疏水不彻底。
b.支吊架异常。
c.负荷较低时，减温水量过大。
d.温度调整门失常。
e.误操作。
f.疏水阀故障。
g.压力提升过快。
h.自动控制装置失灵。
23.1.2.处理
a.减缓操作或停止操作、延长暖管时间、加强疏水。
b.支吊架异常时应停止操作，报告班值长并联系检修处理。
c.负荷较低时，注意控制减温水量。
d.温度调整门失常时应报告班值长，改投其它汽源，停用减温减压器联系处理。
e.开启自动疏水器旁路门或直接疏水门。
f.缓慢提升压力。
g.自动装置失灵时，应立即切换到“手动”方式运行，并联系热工处理。
23.2.双减压力异常
23.2.1.原因
a.主蒸汽压力变化。
b.热用户用汽量发生变化。
c.供热管道发生泄漏。
d.压力调整门失灵。
e.操作失误。
f.安全阀误动作。
g.与机组并列供汽时，机组供汽发生变化。
h.自动控制装置失灵。
23.2.2.处理
a.及时调整压力调整门的开度控制出口汽压并立即联系锅炉进行调整。
b.报告值长并采取相应措施进行应对。
c.立即报告班值长并通知热用户，得到值长令后方可停止供汽并进行检修处理。
d.压力调整门失灵时应报告班值长改投其它汽源，停用双减联系检修处理。
e.及时调整并向司机了解情况，如影响双减正常运行或热用户正常用汽时，应立即报告班值长。
f.自动装置失灵时，就立即切换至“手动”方式运行，并联系热工处理。
23.3.双减温度异常
23.3.1.原因
a.主蒸汽温度变化。
b.给水母管压力、温度变化。
c.供汽量发生变化时未及时调整温度。
d.温度调整门或减温水喷嘴失常。
e.操作失误。
f.自动控制装置失灵。
23.3.2.处理
a.及时调整温度调整门开度控制出口汽温并立即联系锅炉恢复主蒸汽温度至正常值。
b.及时调整温度调整门开度控制出口温度并立即调整给水母管压力、温度至正常值，必要时报告班值长。
c.根据供汽量的变化及时调整温度调整门的开度控制出口汽温在规定范围内。
d.温度调整门或减温水喷嘴失常时应报告班值长，改投其它汽源，停用双减联系检修处理。
e.自动装置失灵时，应立即切换至“手动”方式运行，并联系热工处理。
24.给水泵的事故处理
24.1.给水泵汽化
24.1.1.现象
a.给水泵出入口压力下降并摆动，电流晃动及减小。
b.泵内发生噪声，水泵振动增大，管道振动且有响声，泵壳温度升高，出水管发出噪音或逆止阀发出啪啪的碰撞声。
24.1.2.汽化原因
a.高压除氧器压力突然下降或水位过低。
b.水泵进口滤网堵塞或进口管道大量泄漏使水泵进口压力过低。
c.水泵进口温度升高。
d.给水流量减少，变频器未调节或未及时开启再循环门。
e.水泵并列运行时，由于特性变异使泵打不出水。
24.1.3.处理方法
a.迅速开启再循环阀，不能恢复时，立即启动备用泵，再停下故障泵。
b.根据表计判明进口滤网堵塞时，报告主值，切换给水泵清洗进口滤网。
c.检查高压除氧器水位、压力、温度、是否正常，如过低或压力突然下降应调整至正常。
d.如锅炉用水量减少使给水压力过高，应开启再循环阀，并了解锅炉用水情况。
e.水泵并列运行时，各泵出水压力要相等，否则要进行调整或切换给水泵。
f.给水泵汽化停运后，要待泵冷却并排尽泵内空气后才可重新启动。
24.2.给水泵倒转
24.2.1.现象
a.给水泵入口压力升高。
24.2.2.原因
a.停泵出口门未关闭, 逆止门不严或卡涩。
b.电机电源接错相序, 电机反转。
24.2.3.处理
a.当给水泵故障跳闸或停泵时，出口门关闭不严密，而发生水泵倒转或倒水, 应手动关闭电动出口门, 汇报领导。
b.电机检修后启动, 凡检修中拆卸电机接线，均应按原相序恢复接线。在联轴器脱开的情况下点转电机，确认转向正确后恢复联轴器。发现倒转立即停泵, 并联系电气处理。
c.给水泵倒转时严禁启动，同时严禁关闭入口门。
24.3.给水压力降低
24.3.1.原因
a.高压除氧器压力或水位降低。
b.给水泵发生汽化。
c.因电网频率或电压降低。
d.发生水泵进水滤网堵塞。
e.因水泵动、静间隙增大造成出水压力降低。
f.运行泵因再循环阀未关或放水阀误开
g.备用泵泄漏。
h.锅炉用水量突然增大造成压力降低。
i.如给水管道破裂。
24.3.2.处理
a.除氧器压力或水位降低时，应提高水位或压力。
b.给水泵发生汽化时，应开再循环阀，无效时，应切换给水泵。
c.因电网频率或电压降低时，应报告主值，要求恢复正常。
d.发生水泵进水滤网堵塞时，应切换给水泵并清洗故障泵进口滤网。
e.因水泵动、静间隙增大造成出水压力降低时，应切换给水泵并通知检修。
f.运行泵因再循环阀未关或放水阀误开时，应关闭再循环阀关严放水阀。
g.备用泵泄漏时，应退出备用，通知检修处理。
h.锅炉用水量突然增大造成压力降低，应报告主值，查明是工况变化还是系统设备故障造成。
i.当给水压力降至11MPa以下时，应启动备用泵保证供水。
j.如给水管道破裂应立即切断故障管路，保证非故障管路的正常供水。
24.4.给水泵轴承温度升高
24.4.1.原因
a.油质脏污、劣化或油中进水乳化。
b.轴承盘根磨损且密封水漏水量大造成给水泵轴承温度高。
c.轴承油位低或是假油位。
d.油环转动不灵活。
e.轴承冷却水中断或水温高。
f.轴承振动增大轴承温度升高。
g.润滑油温过高。
h.润滑油压不足。
24.4.2.处理
a.油质脏污、劣化或油中进水乳化，应切换水泵并对故障给水泵检查油、水隔离状况，更换新油。
b.检查轴承密封，若是轴承盘根磨损且密封水漏水量大造成给水泵轴承温度高，应均匀拧紧轴承盘根或切换水泵，更换盘根，调整密封水进水压力，清除存水，防止水顺轴进入轴承油室。
c.轴承油位低或是假油位时，应将轴承内加足润滑油，油位计脏污或堵塞，应切换水泵，拆下油位计进行清洗。
d.带油环转动不灵活时，应检查油位、油质是否正常，并拔动带油圈，仍不转动时，切换水泵，由检修处理。
e.轴承冷却水中断或水温高，应恢复冷却水并开大冷却水进水。
f.因轴承振动增大轴承温度升高，应切换水泵，由检修处理。
g.润滑油温过高时，应调整稀油站冷油器冷动却水门开度，保证油温正常。
h.润滑油压不足时，应检查各轴承进油门开度及稀油站油泵工作情况、油箱油位应正常。
i.电动机轴承温度升高时，应检查电流、电压是否正常，轴承加油是否过多使温度升高不能降低并发出异常声音时，同时观察泵轴承轴向窜动是否过大，必要时应报告，切换水泵，由检修处理。
25.除氧器异常
25.1.除氧器水位升高
25.1.1.原因
a.核对水位计是否正确。
b.检查并列运行高压除氧器水位是否平衡。
c.补水量过大或锅炉负荷减少。
25.1.2.处理
a.如水位计不准，应通知热工处理。
b.并列运行高压除氧器水位不平衡，可用调节高压除氧器压力的方法平衡各除氧器水位。
c.如补水量过大或锅炉负荷减少，应降低补水量。
d.检查其它系统阀门位置是否正常。
e.若高压除氧器水位继续升高至危险高水位时，检查电动溢水门应自动开启，否则应立即手动开启，待水位降至正常值时关闭溢水电动门。
25.2.除氧器水位降低
25.2.1.原因
a.核对水位计指示是否正确。
b.检查手动放水门及溢水电动门是否误开或有关闭不严密现象。
c.通知锅炉人员检查给水系统是否泄漏，或有关阀门误开。
d.锅炉上水量增加。
25.2.2.处理
a.如水位计不准，应通知热工处理。
b.手动放水门及溢水电动门有误开或关闭不来密时应设法消除。
c.锅炉阀门误开应关闭，给水系统若有泄漏现象应汇报班值长隔离处理。
d.锅炉上水量增加时应急时增加除氧器补水量。
e.若高压除氧器水位降低经采取措施未见回升时，应立即报告值长及时采取应急措施。
25.3.除氧器压力升高
25.3.1.原因
a.补水调整门自动失灵。
b.补水量减少。
c.进汽压力调整门自动失灵。
d.加热蒸汽压力过高。
25.3.2.处理
a.补水调整门自动失灵时应改为手动或是开旁路门增加进水量。
b.补水量减少时，应相当减少进汽量。
c.进汽压力调整门自动失灵时应改为手动。
d.加热蒸汽母管压力过高时应降低母管压力，或时减少除氧器进汽压力，（注意：降压速度不可过快），并核对压力调节门开度是否正确。
25.4.除氧器压力降低
25.4.1.原因
a.补水量过大。
b.进汽调整门失灵。
c.加热蒸汽母管压力过低。
25.4.2.处理
a.补水量过大，引起高压除氧器振动时应减少补水量。
b.调整门失灵时应改为手动调整。
c.加热蒸汽母管压力过低时应提高压力，必要时投入备用汽源。
d.若高压除氧器压力下降较快时，应迅速采取措施进行处理，必要时可根据水位情况暂时关闭补水门（注意水位不得低于允许值，压力恢复后就适当开启补水门）。
25.5.给水溶解氧不合格
25.5.1.原因
a.进汽压力不足。
b.进水温度过低。
c.排氧门开度过小。
d.补水不均匀。
e.取样管泄漏。
25.5.2.处理
a.如因汽压不足或进水温度过低时，应开大进汽阀增加进汽量。
b.除氧水箱温度过低时应开启再沸腾阀提高水温至设计压力下对应饱和温度。
c.调整进水量或机组加负荷时，相应调整进汽量，保持压力稳定。
d.如取样器泄漏或仪表失常造成时，应报告值长，联系检修消除。
e.排氧门开度过小应调整到适当开度，调整后加强监测。
f.如属内部损坏应报告值长，停运高压除氧器进行检修。
25.6.除氧器振动
25.6.1.原因
a.进水量过大或补水温度过低。
b.并列时，给水温度低于运行高压除氧器给水温度15℃以上。
c.高压除氧器下水母管检修后，在投入使用时往高压除氧器内排除空气量过大、过急。
d.高压除氧器内水位过高，产生水冲击或水进入供汽管道发生水冲击。
e.高压除氧器投入时，加热蒸汽直接通入水箱，开度过大发生水击。
25.6.2.处理
a.调整进水量时应均匀。
b.若水位过高引起振动，应立即采取排水措施，开启放水阀降低水位。
c.如因蒸汽管路发生水冲击应迅速停止蒸汽，进行充分疏水，待水击消除后再投入。
d.高压除氧器投入时应排尽除氧器内空气，管路充分疏水防止管路振动引起除氧器振动。
e.高压除氧器投入时再沸腾进汽阀应开度适当。防止水击造成大振动。
f.高压除氧器在运行所发生的一切不正常现象都应报告主值并作好当班记录。
巡检线路 | 集控室→汽机8米运转层→#1、2汽机本体及仪表→4.5米夹层轴封加热器→主油箱→0米层双减→空冷器及冷油器滤网→#1、2、3给水泵本体→分汽缸→综合泵房→冷却塔→15米除氧层→主蒸汽母管→汽机12.5米管道夹层→集控室 | |||||
逻辑保护及定值 | 1.汽轮机 | |||||
序号 | 名称 | 单位 | 定 值 | 备注 | ||
低报警 | 高报警 | 跳机 | ||||
汽轮机前轴承振动 | μm | ≥65 | ≥90 | 高高停机 | ||
汽轮机前轴承振动 | μm | ≥65 | ≥90 | 高高停机 | ||
汽轮机后轴承振动 | μm | ≥65 | ≥90 | 高高停机 | ||
汽轮机后轴承振动 | μm | ≥65 | ≥90 | 高高停机 | ||
汽轮机轴位移 | μm | ≥±0.56 | ≥±0.8 | 高高停机 | ||
汽轮机轴位移 | μm | ≥±0.56 | ≥±0.8 | 高高停机 | ||
齿轮箱高速轴振动 | μm | ≥80 | ≥100 | 高高停机 | ||
齿轮箱低速轴振动 | μm | ≥80 | ≥100 | 高高停机 | ||
发电机前轴承振动 | μm | ≥120 | ≥150 | 高高停机 | ||
发电机前轴承振动 | μm | ≥120 | ≥150 | 高高停机 | ||
发电机后轴承振动 | μm | ≥120 | ≥150 | 高高停机 | ||
发电机后轴承振动 | μm | ≥120 | ≥150 | 高高停机 | ||
汽机后轴承座胀差 | mm | ≥5.3 | ||||
汽机后轴承座胀差 | mm | ≥5.3 | ||||
润滑油总管压力A | Mpa | ≤0.08 | 三取二停机并联锁事故油泵 | |||
润滑油总管压力B | Mpa | ≤0.08 | ||||
润滑油总管压力C | Mpa | ≤0.08 | ||||
抽汽压力 | Mpa | ≤2.07 | ≥2.65 | |||
排汽压力 | Mpa | ≤0.92 | ≥1.6 | |||
润滑油总管压力 | Mpa | ＜0.1 | 联锁润滑油泵 | |||
＜0.04 | 禁止盘车 | |||||
抽汽压力A | Mpa | ≤2.02 | 三取二停机 | |||
抽汽压力B | Mpa | ≤2.02 | ||||
抽汽压力C | Mpa | ≤2.02 | ||||
排汽压力A | Mpa | ≤0.87 | 三取二停机 | |||
排汽压力B | Mpa | ≤0.87 | ||||
排汽压力C | Mpa | ≤0.87 | ||||
转速A | r/min | 7033 | 三取二停机（DEH） | |||
转速B | r/min | 7033 | ||||
转速C | r/min | 7033 | ||||
速关油压力 | Mpa | ≤0.15 | 速关阀关闭信号 | |||
汽轮机前径向轴承温度 | ℃ | ≥105 | ≥115 | 六取一停机 | ||
汽轮机后径向轴承温度 | ℃ | ≥105 | ≥115 | |||
汽轮机推力轴承正瓦温度 | ℃ | ≥105 | ≥115 | |||
汽轮机推力轴承正瓦温度 | ℃ | ≥105 | ≥115 | |||
汽轮机推力轴承副瓦温度 | ℃ | ≥105 | ≥115 | |||
汽轮机推力轴承副瓦温度 | ℃ | ≥105 | ≥115 | |||
齿轮箱高速轴1#轴承温度 | ℃ | ≥100 | ≥105 | ≥105℃ 八取一停机 | ||
齿轮箱高速轴1#轴承温度 | ℃ | ≥100 | ≥105 | |||
齿轮箱高速轴2#轴承温度 | ℃ | ≥100 | ≥105 | |||
齿轮箱高速轴2#轴承温度 | ℃ | ≥100 | ≥105 | |||
齿轮箱低速轴1#轴承温度 | ℃ | ≥100 | ≥105 | |||
齿轮箱低速轴1#轴承温度 | ℃ | ≥100 | ≥105 | |||
齿轮箱低速轴2#轴承温度 | ℃ | ≥100 | ≥105 | |||
齿轮箱低速轴2#轴承温度 | ℃ | ≥100 | ≥105 | |||
发电机进风温度 | ℃ | ≥60 | ≥65 | 只做报警 不做停机 | ||
发电机进风温度 | ℃ | ≥60 | ≥65 | |||
发电机定子铁芯温度A | ℃ | ≥105 | ≥115 | |||
发电机定子铁芯温度B | ℃ | ≥105 | ≥115 | |||
发电机定子铁芯温度C | ℃ | ≥105 | ≥115 | |||
发电机定子铁芯温度D | ℃ | ≥105 | ≥115 | |||
发电机定子铁芯温度E | ℃ | ≥105 | ≥115 | |||
发电机定子铁芯温度F | ℃ | ≥105 | ≥115 | |||
发电机前轴承温度 | ℃ | ≥75 | ≥80 | |||
发电机后轴承温度 | ℃ | ≥75 | ≥80 | |||
发电机定子线圈温度A | ℃ | ≥110 | ≥120 | |||
发电机定子线圈温度B | ℃ | ≥110 | ≥120 | |||
发电机定子线圈温度C | ℃ | ≥110 | ≥120 | |||
发电机定子线圈温度D | ℃ | ≥110 | ≥120 | |||
发电机定子线圈温度E | ℃ | ≥110 | ≥120 | |||
发电机定子线圈温度F | ℃ | ≥110 | ≥120 | |||
上汽缸壁温 | ℃ | Δ≥50℃ 上下汽缸壁温大于等于50℃延长暖机时间 | ||||
下汽缸壁温 | ℃ | |||||
油箱温度 | ℃ | ≤10 | 禁止启油泵 | |||
℃ | ≤25 | 开电加热器 | ||||
℃ | ≥35 | 关电加热器 | ||||
油箱液位 | mm | ≥1190 | ||||
mm | ≤1040 | 关电加热器 | ||||
调节油压力 | Mpa | ≤0.65 | 联锁辅助油泵 | |||
润滑滤油器差压 | Mpa | ≥0.08 | 滤油器切换 | |||
调节滤油器差压 | Mpa | ≥0.08 | 滤油器切换 | |||
转速A | r/min | 7033 | 108%超速，三取二停机 | |||
转速B | r/min | 7033 | ||||
转速C | r/min | 7033 | ||||
2.给水泵
序号 | 名 称 | 单 位 | 跳闸定值 | 备 注 |
给水泵电机驱动端X向振动 | μm | ＞80 | 任一，延时1S | |
给水泵电机驱动端Y向振动 | ||||
给水泵电机自由端X向振动 | ||||
给水泵电机自由端Y向振动 | ||||
给水泵电机线圈温度1 | ℃ | ＞145 | 六取二，延时1S | |
给水泵电机线圈温度2 | ||||
给水泵电机线圈温度3 | ||||
给水泵电机线圈温度4 | ||||
给水泵电机线圈温度5 | ||||
给水泵电机线圈温度6 | ||||
给水泵吸入端径向轴承温度 | ℃ | ＞85 | ||
给水泵吐出端径向轴承温度 | ℃ | ＞85 | ||
给水泵推力轴承温度 | ℃ | ＞85 | ||
给水泵电机驱动端温度 | ℃ | ＞85 | ||
给水泵电机驱动端温度 | ℃ | ＞85 |
主要参数控制 | ||||
名 称 | 单位 | 正 常 | 低 限 | 高 限 |
主蒸汽压力 | MPa | 8.83 | 8.2 | 9.3 |
主蒸汽温度 | ℃ | 535 | 525 | 540 |
主汽流量 | T/h | 115 | ||
排汽安全门动作 | MPa | 1.27 | 0.87 | 1.55 |
冷油器岀口油温 | ℃ | |||
润滑油总管压力 | MPa | 0.15～0.25 | ＜0.1联交流油泵 ＜0.08联直流油泵0.04禁止投盘车 | |
轴承进油压力 | MPa | 0.1～0.15 | ||
调节油压力 | MPa | 0.93 | ＜0.65启动辅助油泵 | |
启动油压力 | MPa | 0.85 | ||
辅助油泵岀口油压 | MPa | 0.90 | ||
直流油泵岀口油压 | MPa | 0.18 | ||
轴承回油温度 | ℃ | 45～60 | ||
推力瓦回油温度 | ℃ | 45～60 | ||
正付推力瓦块温度 | ℃ | ＜85 | 105报警 115停机 | |
前后径向轴承 | ℃ | ＜85 | 105报警 115停机 | |
油箱油位 | mm | 1100 | +100 mm | -100 mm |
滤油器 | MPa | 初压损＜0.03 | 切换压损0.08 | 破坏压损：＞0.48 |
轴位移 | mm | 0 | ±0.56报警 ±0.8停机 | |
汽机轴振动 | μm | ＜65 | 65μm报警 90μm停机 | |
辅机电机轴承振动 | mm | 3000r/min以下 1500r/min以下 | 最高0.06 最高0.1 | |
辅机电机轴承温度 | ℃ | 滑动轴承 | 最高70 | |
辅机电机轴承温度 | ℃ | 浸油式滚动轴承 | 最高80 | |
辅机电机轴承温度 | ℃ | 无冷却滚动轴承 | 最高100 | |
空冷器进水温度 | ℃ | |||
空冷器岀水温度 | ℃ | |||
发电机进风温度 | ℃ | 20～40 | 以不结露为准 | |
发电机进风两侧温差 | ℃ | ≯3 | ||
发电机岀风温度 | ℃ | ＜50 | ||
发电机定子线圈温度 | ℃ | ＜80 | 120停机 | |
发电机铁芯温度 | ℃ | ＜80 | 120停机 | |
发电机前后轴承温度 | ℃ | ＜75 | 75报警 | 80停机 |
排汽压力 | MPa | 1.27 | 0.92报警 0.87停机 | 1.60 |
维保工作 | 执行“紧固、调整、润滑、清洁”的设备维护保养八字方针，负责保管好自己使用的设备，熟练掌握设备使用、维护、保养规程、设备性能及运行参数，熟悉设备结构、原理，会做一般的调整和常见故障的排除，包括操作前的准备工作和操作事项，懂的紧急情况下处理预案和使用中的安全注意事项，熟知设备日常点检项目、标准和方法，明白设备故障汇报工作流程及各润滑部位使用的油品种类、牌号、给油脂标准。全面达到以下标准： 1.汽轮机的正常运行维护 1.1.保持设备清洁，注意保护保温层； 1.2.经常监视主要表计的变化，进行必要的调整，使机组保持在安全、经济的工况下运行。 1.3.每小时准点抄表一次，发现异常查明原因，采取必要措施。 1.4.按巡回检查路线、项目及巡检点进行定期巡回检查。 1.5.设备存在缺陷应加强监视，并作好事故预想。 1.6.设备缺陷严重时，应进行必要隔离，并逐级汇报，尽快处理。 1.7.定期检查油系统 1.7.1.保持管道清洁、畅通、无漏油。 1.7.2.冷油器冲洗；备用冷油器投入运行时应特别注意油压稳定无波动。 1.7.3.油质分析；根据油质情况投入滤油机运行。 1.7.4.滤油器前后压差超过规定值时切换滤网清洗。 1.7.5.油箱油位排除积水和油垢。 1.8.频率保持在50±0.5Hz范围内。 1.9.各轴承进油温度应保持在38～42℃范围内。 2.汽轮机停运后维护 2.1.汽轮机停运后，将疏水排尽，关闭蒸汽管道、疏水系统阀门。 2.2.汽轮机停运后，盘车停运后，每天早班盘车180°，检查汽缸内无摩擦声。 3.给水泵运行维护 3.1.经常检查倾听水泵和电动机的运转声音，各轴承温度，轴承转动及油质情况和油环转动情况等。 3.2.轴承冷却水、密封水畅通、各阀门、法兰、管道应无汇漏现象。 3.3.给水泵入口压力应保持不低于该温度下饱和压力的1.13倍。 3.4.给水泵出口压力在12-15MPa 范围内。压力高至15MPa时开启再循环阀，给水母管压力低于11MPa时，即应启动备用给水泵。 3.5.给水泵电动机电流额定范围内。 3.6.应定期检查油箱油位，停泵时油位应在最高油位线，运转时不能低于最低油位；检查油的质量，如发现变质，及时更换。 3.7.稀油站冷油器应根据油温情况，定期进行检查和切换清洗。 3.8.检查给水泵空冷器风温应在25～30℃之间。 4.循环水泵运行中的维护 4.1.设备清洁，现场干净，坑内积水不多，定期启动排污泵排水，防止淹没设备。 4.2.对循环水泵运行情况进行检查，发现异常及时采取措施。 4.3.检查循环水泵进口池水位应正常，若冷却塔水位低于规定应及时加大补水。 4.4.检查电机电流不应超过额定电流。 4.5.检查循环水母管压力≮0.21MPa，电动机外壳温度<> 4.6.检查循环水泵以及电机轴承温度正常。 4.7.检查各阀门控制装置正常。 5.工业水泵运行中的维护 5.1.设备清洁，现场干净，坑内积水不多，定期启动排污泵排水，防止淹没设备。 5.2.对工业水泵运行情况进行检查，发现异常及时采取措施。 5.3.检查工业水泵进口池水位应正常，若冷却塔水位低于规定应及时加大补水。 5.4.检查电机电流不应超过额定电流。 5.5.检查工业水母管压力≮0.35MPa，电动机外壳温度<> 6.高压除氧器运行维护 6.1.确认高压除氧器水温不低于对应压力下的饱和温度。 6.2.根据高压除氧器给水的含氧量，适当调整手动排气门的开度，保持排氧门微量冒汽并且无喷水现象，保证高压除氧器的安全经济运行。 6.3.每班应对集控室和就地水位表计、压力和温度表进行核对。 6.4.监视高压除氧器水位、压力调整门动作正常，发现异常时切至手动控制，以防高压除氧器满水或缺水,经常监视高压除氧器压力、温度、水位、含氧量规定范围内。 6.5.经常巡视检查高压除氧器本体及管道无振动及泄漏现象。 6.6.定期对高压除氧器安全阀、溢放水阀进行试验，确保动作正常。 6.7.水位计应及时冲洗，保证水位反映正确。 6.8.送入除氧器的各种水源应均匀连续，避免进水中断时达不到除氧效果。 | |
文明生产 | 1.值班室内卫生 1.1.地面清洁无灰尘，无垃圾和杂物 1.2.门、窗无破损，清洁无灰尘，玻璃齐全，无破损，洁净无灰尘、痕迹。 1.3.桌椅、灯具、操作台、消防器材、空调、墙面及悬挂物等表面无灰尘和杂物。 1.4.墙壁表面清洁无灰尘和蛛网，墙壁悬挂物整齐，表面清洁无灰尘。 2.水泵房、燃气炉泵房卫生 2.1.地面清洁无灰尘，无垃圾和杂物。 2.2.门、窗无破损，清洁无灰尘，玻璃齐全，无破损，洁净无灰尘、痕迹。 2.3.墙壁表面清洁无灰尘和蛛网。 3.汽机厂房卫生 3.1.地面清洁无灰尘，无垃圾和杂物。 3.2.窗户完好无破损，清洁无灰尘；玻璃齐全完好，无破损，洁净无灰尘、痕迹。 3.3.墙壁表面清洁无灰尘、蜘蛛网和杂物。 3.4.各辅机、设备及管道上表面无垃圾和杂物。 3.5.排水沟畅通，无杂物堵塞，无污泥。 3.6.除氧器周围地面清洁无灰尘、垃圾和杂物。 4.厂房外卫生 4.1.本岗位责任区域内地面清洁，无垃圾、杂物、砖块、废旧设备等物件。 4.2.所管辖区域内花池清洁，无杂草、垃圾，每轮次第二个早班浇水。 5.岗位办公用具各种记录、日志、茶杯等定置摆放，现场无跑、冒、滴、漏现象。 6.工具、消防器材、桌椅、设备、仪表柜、配电箱等按类摆放、整齐有序，图物相符，表面清洁无灰尘，无杂物，见本色。 7.认真、规范填写各记录本、汽机运行报表、汽机操作记录，记录准确、及时、真实、全面、整洁，正确填写设备缺陷单，便于检修人员对症检修。 8.饮水机等用电设备不使用时及时关闭，空调夏季温度不低于26度，冬季温度不高于20度。 9.岗位要节约生活用水，不能有长流水现象。 10.拖把、笤帚、撮子等卫生用具必须定置管理，放至应放位置。 | |
运行操作 | 1.监视设备运行状态、调整运行参数，确保设备处于正常状态。 2.组织本机组启、停等大型操作，协调本机组异常或事故状态下的运行操作。 3.热控等相关保护投退申请。 4.监督、检查、指导下属岗位的巡视和操作情况。 5.进行不定期现场巡视，掌握设备运行状况，发现设备缺陷、安全隐患、各类不安全因素等。 6.按要求进行定期工作，确保备用设备良好可靠备用。 | |
经济运行 | 1.组织本机组人员时时分析设备、系统、机组运行的经济性，及时调整运行参数，使设备在最佳工况下运行。 2.组织本机组人员开展小指标竞赛活动，实现节能降耗。 3.对本设备及系统的运行方式进行经济分析，对指标偏离正常情况进行分析、制定对策。 | |
考 核 | 1、按照主要职责及职责分解的内容进行检查考核。 2、按照《生技部管理考核细则》、《生技部网络管理办法》、《重要工艺参数控制标注管理办法》相关标准进行考核。 3、本岗位由值长进行考核。 | |
附 件 | 1.《生技部管理考核细则》 2.《生技部网络管理办法》 3.《汽轮机运行规程》 4.《重要工艺参数控制标注管理办法》 |