汽轮机的运行和维护
第一节汽轮机正常运行维护
20.1.1 汽轮机正常运行维护工作
1. 各岗位运行人员应认真监盘及操作、调整，随时注意各参数、各仪表的变化，发现情况及时处理及时汇报，并采取措施处理；
2. 操作员、巡检员按要求定时、正确抄表，对各参数进行分析比较，如发现有参数偏离正常值，应查明原因，采取相应的措施，并汇报主值班员或值长；将值班中机组发生的异常及操作情况完整记录在运行日志内，并做好交接班及各项记录；
3. 应定时、定线对设备进行巡回检查。巡检时应带必要的工器具及防护用具，认真做到看、摸、嗅、听，仔细核实各运行及备用设备所处的状况正常与否，发现异常情况应找出原因，采取措施，保证机组正常运行；
4. 发现缺陷，及时联系消缺并做好必要的防范措施，对于有可能影响机组或设备、系统安全、经济运行的缺陷，还应作好记录，做好事故预想，并汇报主值班员、单元长值长；
5. 机组保护必须正常、正确、可靠投入；
6. 按照定期工作制度要求完成设备定期切换、定期试验工作；
7. 经常检查辅助各辅机无异常振动、无异常声音，转机轴承油位、油温正常，油质良好，并及时监督有关人员添加或更换；
8. 配合化学,监督凝结水、给水、炉水、蒸汽、发电机定子冷却水、润滑油、EH油品质；
9. 进入电子间、6kV开关室、380V开关室、网控室，禁止无线通信设备的使用，若有携入者，必须呈关机状态；
10. 在接班前、交班前、巡回检查、工况变化应对设备进行听音检查；
11. 对油系统重点检查，严防漏油着火事故的发生。发现问题及时汇报联系相关部门进行处理，做隔离措施时，应注意不要影响热工信号，必要时，由热工确认、解除可能误动的保护；
12. 经常检查机组运行情况和监视表计指示。当发现表计指示和正常值有差异时，应查明原因。设备出现故障时，应及时联系、汇报，并采取必要措施；备用设备应处于良好的备用状态，联锁在投入位置，备用设备进、出口门应处于相关位置；
13. 异常情况下应特别注意机组运行情况：
1) 负荷急剧变化；
2) 蒸汽参数或真空急剧变化；
3) 汽轮机内部有不正常的声音；
4) 系统发生故障；
5) 自动不能投入时。
14. 设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，检查各运行设备的电流、声音、温度、振动、轴承油位等应正常。除事故处理外，严禁设备超出力运行；
15. 新投入运行或异常运行的设备要加强巡检和监视；
16. 值班人员在遇到异常工况或机组运行工况大幅度变化时，必须视情况解除有关自动调节，进行手动调整，使机组各项运行参数稳定。在解除自动进行手动操作时，必须小心谨慎且应互相联系，配合协调好，避免运行参数大范围的波动，以免造成机组异常或事故扩大；
17. 机组负荷变化时及时调整机组及各设备、系统运行参数在正常范围；
1) 根据调度要求，及时调整机组负荷，以满足外界负荷的需要。机组负荷调整采用定—滑—定方式，变负荷率应控制在3MW～6MW；
2) 根据机组负荷、主蒸汽流量，检查热井补水、凝结水、给水流量自动调整情况，维持排汽装置水位、除氧器水位在正常范围；
3) 根据机组运行情况及季节性的变化，合理调整开式、闭式冷却水系统的运行方式；
4) 根据各设备的油、风、水温度情况，调整冷却水量以维持在正常范围；
5) 负荷变化时注意监视并调整主汽、再热汽压力和温度，监视段压力、高排压力、真空、串轴、轴振、润滑油压、润滑油温、轴封蒸汽压力等参数在正常范围。
18. 及时合理调整运行方式，分析处理设备异常，保证机组在经济状态下运行：
1) 回热系统正常投运，各加热器水位正常，出水温度符合设计要求，疏水方式合理，疏水端差在正常范围；
2) 经常分析各参数，并及时进行调整，维持在经济工况运行；
3) 降低各项热损失，提高机组效率。
20.1.2 机组运行调整的主要任务及目的
1. 确保各主要参数在正常范围内运行，及时发现和处理设备存在的缺陷，充分利用计算机的监控功能使机组安全、经济、高效地运行；
2. 调整进入汽轮机的蒸汽量，使其满足机组负荷的要求；
3. 减少汽轮机各种热损失，提高汽轮机效率；
4. 保持汽温、汽压，汽包、除氧器、排气装置水位正常；
5. 通过凝结水系统放水和除氧器的排氧等手段保持各汽水品质合格；
6. 保持排汽装置真空在最佳值，提高机组热效率；
7. 合理安排设备、系统的运行方式，使之运行在最佳工况，提高机组的经济性。
20.1.3 汽轮机最高排汽背压和负荷对应关系表
汽轮机最高排汽背压和负荷对应关系表（参考）
负荷(%) 报警背压(Kpa) 停机背压(Kpa) 备注
5～20 20 25 延时 15 分钟跳闸30 24.2 28.2 延时 15 分钟跳闸40 28.4 32.4 延时 15 分钟跳闸50 32.5 37.5 延时 15 分钟跳闸75～100 43 48 延时 15 分钟跳闸0～100 60 65 无延时跳闸
第二节汽轮机正常运行控制指标
20.2.1 汽轮机正常运行保证的主要参数及限额
1. 主蒸汽压力
1) 主蒸汽额定压力16.7MPa，正常运行不应超过17.5MPa；
2) 主蒸汽压力在17.5MPa～21.67MPa之间，运行时间一年累计不许超过12小时；
3) 主汽压力超过20MPa时，应立即采取措施降至允许压力，否则应停机；
4) 主汽压力小于对应负荷压力时，应降低负荷，保持负荷与压力对应。
2. 再热蒸汽额定压力
3.7044MPa，正常运行时不超过
4.6MPa。
3. 主、再热蒸汽温度
1) 主、再热蒸汽额定温度538℃。正常运行时，主、再热汽温度不许超过546℃；
2) 主、再热蒸汽温度在546℃～552℃之间，一年运行累计时间不许超过400小时；
3) 主、再热蒸汽温度由额定温度最高波动至565℃不允许超过15 分钟，温度在552～565℃运行时一年累计时间不许超过80小时；
4) 主、再热蒸汽温度超过565℃时应手动停机；
5) 正常运行时，主、再热蒸汽两主汽门前温差应小于14℃；
6) 主、再热蒸汽两主汽门前温差允许为42℃，每次运行不能超过15分钟，如超过应手动停机，类似工况的重复出现应间隔至少4小时。温差达83℃时，应手动停机；
7) 主、再热蒸汽温度最低不许低于510℃，如低于此温度，应联系值长降低负荷并尽快恢复，汽温降至465℃时，应手动停机；
8) 各段抽汽管道上防进水热电偶温差大于40℃时，可认为汽缸进水，应立即采取措施排除积水；
9) 在启动、变负荷和停机时，在连续15分钟内主蒸汽温度和再热蒸汽温度的下降值应小于50℃，若达80℃以上应手打停机；
10) 低负荷时，再热蒸汽温度将低于主蒸汽温度，在这种情况下，当趋近于空载时，温差不许高于83℃，短暂的温度周期性波动应予避免。
4. 调节级后蒸汽温度和压力
1) 汽轮机调节级后压力不允许超过 13.2MPa；
2) 汽轮机调节级后温度正常不允许超过 497℃；
3) 汽轮机调节级后蒸汽温度和压力额定工况为 490℃和 12.0MP。
5. 汽缸金属温度
1) 蒸汽室内、外壁金属温差正常应小于83℃，超过83℃时，应保持机组负荷，查明原因；
2) 高中压缸外缸上、下温差达42℃报警，应查明原因，并检查轴向位移、胀差、振动等情况，达56℃时，应汇报运行部领导。
20.2.2 机组正常运行负荷调整注意事项
1. 机组负荷调节时，若负荷调节幅度较大时，注意汽轮机各参数变化。
2. 在负荷变化过程中，应密切注意主、再热汽压力、温度的变化，出现任何不正常的情况应立即及时联系调整。
3. 在负荷变化过程中，注意除氧器、凝汽器、排汽装置、加热器水位变化及给水泵运行状况。
4. 机组负荷变化率:
1）在 100%—50%MCR 范围内，机组负荷变化率不大于 6MW/min。
2）在 50%—20%MCR 范围内，机组负荷变化率不大于 3MW/min。
3）在 20%MCR 以下，机组负荷变化率不大于 3MW/min。
4）在 50%—100%MCR 之间的负荷阶跃为 30MW。
20.2.3 汽轮机运行控制指标（暂定）
系
统
名称单位正常值高值报警低值报警保护值
主再热蒸汽
主汽压力MPa 16.7 17.5 15.03 21.7 主汽温度℃530～545 545 525 565/465 主汽流量t/h 952 1085
再热蒸汽压力MPa 3.33 4.16
再热蒸汽温度℃530～545 545 525 565/465 高压缸排汽压力MPa 3.7 4.8
高压缸排汽温度℃324.5 380 424 低压缸排汽温度℃54 79 121
排汽装置排汽装置压力KPa 15 25～48 65
排汽装置水位mm 1100 1500/1700 700/400 400跳凝泵
润滑油润滑油母管压力MPa
0.096-0.2
4
0.080 0.060
润滑油油箱油位mm 0 2200 1600 1400
润滑油冷油器出
口温度
℃38--45 45 38
系统名称单
位
正常值高值报警低值报警保护值
E H 油
EH油母管压力
MP
a
12.6—14.6 15.2 11.03 9.3 EH油泵出口压力
MP
a
13—15
AST油压
MP
a
13.7
＞6.89（挂
闸信号来）
OPC油压
MP
a
13.7 6.89
ASP油压
MP
a
7.0 9.3 4.14
隔膜阀上油压
MP
a
0.70
危急保安器注油试验
压力
MP
a
EH油箱油温℃43--54 55 37
EH油箱油位mm 510—525 558.8 438.15 193.54
主机
轴向位移mm +0.9 -0.9
+1.0/-1.
胀差mm 15.7 -0.8
16.5/-1.
5 汽机径向轴承温度℃＜99 107 112 推力轴承温度℃＜85 99 107 发电机径向轴承温度℃＜85 99 107 轴承振动mm ＜0.07
6 0.125 0.254 高压缸压比 1.8 1.7
轴封
轴封母管压力
MP
a
0.025—0.031 0.031
低压轴封母管温度℃150 177 121
辅助蒸汽辅助蒸汽压力
MP
a
0.6—0.8 1.0 0.4 辅助蒸汽温度℃325
凝结水凝结水泵出口压力
MP
a
2.0 2.0工频凝结水泵出口温度℃55
凝结水流量
t/
h
＞200
除氧器除氧器温度℃166
除氧器水位mm 1850 2050/2100 1650/4002150/400 除氧器压力
MP
a
0.15-0.75 0.92 0.15
给水给水泵出口母管压力
MP
a
18 28 5
给水温度℃272.6
给水流量
t/
h
952
闭冷水闭冷泵出口压力
MP
a
0.6-0.75 0.6 0.4 凝结器出口水温℃38
闭式水箱水位mm 1100 1250/1400
950/600/
300
300
系统名称单位正常值高值报警低值报警保护值
密封油空侧密封油泵
出口压力
MPa
0.8
氢侧密封油泵
出口压力
MPa
氢油压差KPa 0.085 0.056/0.0
35
定子冷却水定子冷却水流
量
t/h 55 44 38.5 定子冷却水进
水压力
MPa 0.2—0.26
定子冷却水电
导率
μs/cm 0.5—1.5 5.0
定子冷却水箱
水位
mm 600 700 550 漏氢量m3/d 10
压缩空气仪用压缩空气
压力
MPa 0.6—0.8 厂压缩空气压
力
MPa 0.6—0.8
20.2.4 运行中汽、水控制品质指标（暂无资料，参考同类型机组）
给水品质
名称单位数值
pH值(25℃) 9～9.5
硬度μmol/L 0
溶氧(02) μg/L ＜7
铁(Fe) μg/L ＜15
铜(Cu) μg/L ＜2
SiO2 mg/L ＜20
联氨(N2H4) μg/L ＜30
导电率(25℃) μs/cm ＜0.15
锅炉炉水品质
名称单位数值
pH值9～9.7
硬度μmol/L 0
导电率(25℃) μs/cm ＜20
二氧化硅(SiO2) mg/L ＜0.20
蒸汽品质
名称单位数值
铁(Fe) μg/L ＜10
钠(Na) μg/L ＜5
二氧化硅(SiO2) μg/L ＜20
导电率(25℃) μs/cm ＜0.15
凝结水品质
名称单位数值
溶氧(02) μg/L ＜100
硬度μmol/L 0
导电率(25℃) μs/cm ＜0.3
钠(Na) μg/L ＜5
铁(Fe) μg/L ＜100
凝补水品质
名称单位数值
导电率(25℃) μs/cm ＜0.15
二氧化硅(SiO2) μg/L ＜15
钠(Na) μg/L ＜5
铁(Fe) μg/L ＜5
定子冷却水品质
pH值7～9
导电率(25℃) μs/cm ＜2
铜(Cu) μg/L ＜40
硬度μmol/L ＜2
闭式冷却水品质
导电率(25℃) μs/cm ＜20
pH值8～9.2
20.2.5 运行中透平油质量标准
项目GB/T7596质量指标建议指标和周期
牌号ISOVG32
外观透明透明，无机械杂质
颜色无异常变化
运动粘度（40℃），mm2/s 与新油原始测值相差≤20% 与新油原始测值相差＜±
10%
闪点（开口杯）℃与新油原始测值相比不低于
15℃与新油原始测值相比不低于15℃
颗粒度，级250MW及以上报告NAS ≤8
酸值mgKOH/g 未加防锈剂≤0.2,加防锈剂
≤0.3 未加防锈剂≤0.2，加防锈剂≤0.3
液相锈蚀无锈无锈
破乳化度，min ≤60 ≤30
水分200MW及以上≤100 mg/L 氢冷却机组≤80mg/kg 起泡沫试验，mL ≤600/10 ≤500/10
空气释放值，min ≤10 ≤10
20.2.6 运行中抗燃油质量标准
项目控制标准
牌号阿克苏XC46
外观透明
颜色桔红
密度20℃，g/cm3 1.13～1.17
运动粘度40℃mm2/s 37.9～44.3
凝点℃≤-18
闪点℃≥235
自燃点℃≥530
颗粒度NAS级≤6
水分（m/m）% ≤0.1
酸值mgKOH/g ≤0.2
氯含量%（m/m）≤0.010
泡沫特性24℃mL ≤200
电阻率20℃，Ω·cm ≥5.0×109
矿物油含量%（m/m）≤4
名称单位及备注数值
纯度≥98%
湿度g/m3 ≤5
CO2置换空气顶部排气管取样CO2含量≥85%
H2置换CO2 底部排气管取样H2含量≥96%
CO2置换H2 顶部排气管取样CO2含量≥95%
空气置换CO2 底部排气管取样CO2含量≤10%
20.2.8 正常运行定期工作（详见附件17：定期工作一览表）
第三节汽轮机控制方式
20.3.1 机组共有四种控制方式
1. 基本方式BASE；
2. 汽轮机跟随方式TF；
3. 锅炉跟随方式BF；
4. 协调方式CCS。
20.3.2 机组负荷在60%～100%额定负荷范围内均可在协调控制方式下运行。正常运行中只要系统没有故障应投入协调方式，切为滑压运行。机组在启动过程中，当燃料投入自动且负荷达60%后，就应逐级投入协调方式。
20.3.3 机组正常运行进行负荷调整时，最大负荷变化率不应超过6MW/min。20.3.4 正常运行中，根据主辅设备健康水平选择机组控制方式。出现下列情况之一时，应迅速解除协调控制，切为手动调整，以免事故扩大：
1. 出现RB工况，而RB功能未自动实现；
2. 调节特性变差，机组主要参数偏离正常控制范围，长时间不回复；
3. 机组在高负荷运行时，主蒸汽压力持续上升而主汽温急剧下降。
20.3.5 基本方式BASE下，锅炉控制器与汽轮机控制器都在手动，炉侧手动调整燃烧，机侧进行负荷及负荷变化率设定，以进行负荷调整。在此方式下，调整时应兼顾机侧、炉侧，以免出现主汽压力过高或过低现象。
20.3.6 汽轮机跟随方式TF下，锅炉主控在手动，汽轮机压力主控在自动，炉侧手动调整燃烧以进行负荷调节，汽机进行压力调节,自动将汽轮机主汽门前压力调至设定值。
20.3.7 锅炉跟随方式BF下，汽轮机压力和功率主控均在手动，锅炉主控在自动，汽机按手动设定负荷及负荷变化率进行负荷调节，锅炉进行燃烧自动调整，以维持主汽压力在设定值。
20.3.8 协调方式CCTF下，汽机功率主控、锅炉主控均在自动，汽机维持机前压力，锅炉控制机组负荷，通过协调进行负荷及负荷变化率的设定。
20.3.9 协调方式CCBF下，汽机功率主控、锅炉主控均在自动，锅炉维持机前
压力，汽机控制机组负荷，通过协调进行负荷及负荷变化率的设定，一般情况下投CCBF。
20.3.10 远方自动发电调度系统(AGC)
机组在CCS方式下投入单元主控自动即可进入AGC方式。在该控制方式下，允许远方调度员通过AGC对机组负荷进行控制，负荷控制范围在50%～100%额定负荷，正常运行中只要系统没有故障应投入AGC方式。
20.3.11 甩负荷RUNBACK工况
第四节汽轮机单阀控制与顺序阀控制的切换
20.4.1 顺序阀的进汽方式
采用对角进汽的方式，即投顺序阀方式时#1 和#2 高压调汽门先同时开启，然后是#4、5、#6 高压调汽门开启，最后是#3 高压调汽门开启。
20.4.2 单阀切顺序阀的条件
1. 机组在单阀方式下运行时间至少累计为六个月；
2. 机组运行中主蒸汽、再热蒸汽的压力和温度稳定；
3. 机组在顺序阀方式下经过 168 小时的试运行合格；
4. 机组负荷在 180—300MW 之间，且稳定至少 30 分钟；
5. 汽轮机运行已达准稳态点；
6. 机组负荷稳定。
20.4.3 单阀切顺序阀前的检查
1. 检查确认机组运行稳定,各主要参数在正常范围内；
2. 检查确认汽轮机 TSI 保护均已正常投入；
3. 检查机组轴封系统运行正常,机组真空稳定,且真空与机组负荷相对应；
4. 检查确认汽轮机 TSI 系统的参数如：胀差、轴向位移、第一级金属温度、第一级压力、各瓦金属温度、各瓦振动、各瓦回油温度、上下缸温差等在正常范围内；
5. 检查确认锅炉燃烧稳定,主再热汽压力和温度稳定；
6. 检查确认 EH 油系统运行正常,EH 油压力和温度在正常范围内；
7. 检查确认高压调汽门就地无异常振动现象；
8. 检查确认机组有功功率在 180MW～300MW 之间,且稳定运行在某一负荷下。
20.4.4 单阀切顺序阀步骤
1. 在 DEH总画面 VLV MODE 控制界面中检查机组控制方式在单阀 SINGLE VLV 投入方式；
2. 在 DEH总画面 VLV MODE 控制界面中点击顺序阀 SEQENTIAN VLV,然后点击TRANSFER 进行阀切换；
3. 机组6个高压调汽门同时动作,切换时间为 400 秒,400 秒后机组进入顺序阀SEQENTIAN VLV 控制方式。
20.4.5 顺序阀切为单阀的条件
1. 机组负荷稳定；
2. 机组负荷控制切至阀位控制；
3. 机组有功功率在 180MW～300MW 之间,且稳定运行在某一负荷下至少30 分钟，可由顺序阀切为单阀运行；
4. 顺序阀切为单阀步骤
5. 在 DEH 总画面 VLV MODE 控制界面中检查机组控制方式在顺序阀SEQENTIAN VLV 投入方式；
6. 在 DEH总画面 VLV MODE 控制界面中点击单阀 SINGLE VLV,然后点击TRANSFER进行阀切换；
7. 机组6个高压调汽门同时动作,切换时间为400秒,400秒后机组进入单阀SINGLE VLV 控制方式。
20.4.6 单阀切为顺序阀和顺序阀切为单阀的检查事项
1. 检查#1、#2 瓦瓦温无突增 5℃现象或缓慢上升时不超过 95℃；
2. 检查推力瓦瓦温无突增 5℃或突降 5℃现象和缓慢上升时不超过85℃；
3. 检查#1、#2 瓦轴振动无突增 0.05 ㎜现象或缓慢上升不超过 0.076 ㎜,最大不超过轴振动报警值 0.125 ㎜；
4. 检查第一级金属温度在同等负荷下下降(上升)幅度不超过 41.7℃；
5. 检查高压缸上下缸温差最大不超过 56℃；
6. 检查四个高调门无异常摆动现象；
7. 检查高压调汽门动作顺序正确；
8. 在正常运行中，应尽量避开调门拐点（34～44%），若遇到阀门在拐点处摆动，可采取改变主汽压力的方式进行调整；
9. 全面检查机组主要参数和 TSI 系统中各参数在正常范围内，无异常升高或降低现象。
20.4.7 单阀切顺序阀切换过程中应注意事项：
1. 切换过程不得进行任何有影响锅炉和汽轮机稳定工况的操作；
2. 在切换过程中，密切监视高压调门 GV1 、GV2 同步开启（开度逐渐增加到 100％）和 GV4、GV5 （开度逐渐变化）以及 GV6、GV3 （开度逐渐减小或全关）的动作情况；
3. 注意机组负荷的变化；
4. 注意锅炉水位及除氧器水位的变化；
5. 密切监视切换期间调节级温度的变化；
6. 在切换过程中，应密切监视汽轮机各支持、推力轴承瓦温、轴承回油温度及轴系振动幅值的变化；
7. 向顺序阀控制方式切换过程中，机组参数发生异常时应立即切回至原单阀运行方式，查明原因并消除后方允许再次向顺序阀控制方式切换；
8. 在切换过程中发生第 20.4.6 条任一现象时，应立即切回至原单阀控制方式；
9. 在单阀向顺序阀或顺序阀向单阀切换前应通知热控人员到场；
10. 机组启动、冲转、带低负荷时应采用单阀方式；负荷达 180MW 时应切为顺序阀方式；
11. 机组停运时最低减负荷到 180MW 应切为单阀方式。
20.4.8 发生下列情况之一时，禁止单阀向顺序阀切换：
1. 机组负荷低于 180MW 或满负荷时；
2. 主蒸汽压力、温度不稳，有较大波动时；
3. 运行中高低压加热器水位不稳定时；
4. 机组负荷不稳，波动达 20MW 时；
汽轮机在运行中的维护 常识 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
汽轮机在运行中的维护常识汽轮机正常运行中的维护，是保护汽轮机的安全与经济运行的重要环节之一。汽轮机的维护是汽轮机运行人员的职责，勤于检查分析情况，防止事故发生，并尽可能提高运行的经济性。 一、汽轮机运行人员基本工作 配备必要的操作、维护人员后必须进行专门训练，务必使他们熟悉机组的结构、运转特性和操作要领。运行人员的基本工作有以下几个方面： 1、通过监盘，定时抄表(一般每小时抄录一次或按特殊规定时间抄录)，对各种表计的指示进行观察，对比、分析，并做必要的调整，保持各项数值在允许变化范围内。 2、定时巡回检查各设备、系统的严密性，各转动设备(泵、风机)的电流，出口压力，轴承温度，润滑油量、油质及汽轮机振动状况，各种信号显示、自动调节装置的工作，调节系统动作是否平稳和灵活，各设备系统就地表计指示是否正常。保持所管辖区域的环境清洁，设备系统清洁完整。
3、按运行规程的规定或临时措施，做好保护装置和辅助设备的定期试验和切换工作，保证它们安全，可靠地处于备用状态。 4、除了每小时认真清晰地抄录运行记录表外，还必须填写好运行交接班日志，全面详细地记录8h值班中出现的问题。 二、汽轮机运行监视 在汽轮机运行中，操作人员应对汽轮机本体、凝汽系统和油系统进行全面的监视。主要监视的项目有：新汽压力和温度、真空(或排汽压力)、段压力、机组振动、转子轴向位移、汽缸热膨胀、机组的异声、凝汽器的蒸汽负荷、循环水的进口温度及水量、真空系统的密闭程度、油压、油温、油箱油位、油质和油冷却器进出口水温等。特别是对各项的变化趋势进行检查和记录，这对防止事故发生、查明事故原因和研究处理措施都是很必要的。 1、监视段压力检查 在汽轮机中，汽轮机第一级后压力与通过汽轮机蒸汽流量近似成正比，如因结垢使流通面积小于设计值，欲维持相同的蒸汽流量或功率，
中国长江动力公司（集团） 文件代号Q3053C-SM 2011年3 月日
产品型号及名称C7.5-3.8/1.0抽汽凝汽式汽轮机文件代号Q3053C-SM 文件名称使用说明书 编制单位汽轮机研究所 编制 校对 审核 会签 标准化审查 批准
目录 1前言--------------------------------- 2 2主要技术数据------------------------- 2 3产品技术性能说明和主要技术条件------- 3 4产品主要结构------------------------- 3 5安装说明----------------------------- 5 6运行和维护--------------------------- 17 7附录：汽轮机用油规范----------------- 25
1前言 C7.5-3.8/1.0型汽轮机系中温中压、单缸、冲动、抽汽凝汽式汽轮机，具有一级工业调整抽汽。额定功率为7500kW，工业抽汽额定压力为 1.0MPa，额定抽汽量为9.5t/h。本汽轮机与发电机、锅炉及其他附属设备成套，安装于企业自备电站或热电厂，同时供热和供电。机组的电负荷和热负荷，可按用户需要分别进行调节。同时，亦允许在纯凝汽工况下，带负荷7500kW长期运行。本机系热电联供机组，具有较高的热效率和经济性。机组结构简单紧凑，布置合理，操作简便，运行安全可靠。 2主要技术数据 2.1 汽轮机型式中温中压、单缸、冲动、抽汽凝汽式 2.2 汽轮机型号C7.5- 3.8/1.0 型 2.3 新蒸汽压力 3.8(2.03.0+-)MPa 2.4 新蒸汽温度390(1020+-)℃ 2.5 额定功率7500kW 最大功率9000kW 2.6 额定转速3000r/min 2.7 额定进汽量46t/h 2.8 最大进汽量50t/h 2.9 额定抽汽参数压力 1.0 MPa 温度272.3℃ 流量9.5 t/h 2.10 最大抽汽量15t/h
汽轮机的运行和维护 第一节汽轮机正常运行维护 20.1.1 汽轮机正常运行维护工作 1. 各岗位运行人员应认真监盘及操作、调整，随时注意各参数、各仪表的变化，发现情况及时处理及时汇报，并采取措施处理； 2. 操作员、巡检员按要求定时、正确抄表，对各参数进行分析比较，如发现有参数偏离正常值，应查明原因，采取相应的措施，并汇报主值班员或值长；将值班中机组发生的异常及操作情况完整记录在运行日志内，并做好交接班及各项记录； 3. 应定时、定线对设备进行巡回检查。巡检时应带必要的工器具及防护用具，认真做到看、摸、嗅、听，仔细核实各运行及备用设备所处的状况正常与否，发现异常情况应找出原因，采取措施，保证机组正常运行； 4. 发现缺陷，及时联系消缺并做好必要的防范措施，对于有可能影响机组或设备、系统安全、经济运行的缺陷，还应作好记录，做好事故预想，并汇报主值班员、单元长值长； 5. 机组保护必须正常、正确、可靠投入； 6. 按照定期工作制度要求完成设备定期切换、定期试验工作； 7. 经常检查辅助各辅机无异常振动、无异常声音，转机轴承油位、油温正常，油质良好，并及时监督有关人员添加或更换； 8. 配合化学,监督凝结水、给水、炉水、蒸汽、发电机定子冷却水、润滑油、EH油品质； 9. 进入电子间、6kV开关室、380V开关室、网控室，禁止无线通信设备的使用，若有携入者，必须呈关机状态； 10. 在接班前、交班前、巡回检查、工况变化应对设备进行听音检查； 11. 对油系统重点检查，严防漏油着火事故的发生。发现问题及时汇报联系相关部门进行处理，做隔离措施时，应注意不要影响热工信号，必要时，由热工确认、解除可能误动的保护； 12. 经常检查机组运行情况和监视表计指示。当发现表计指示和正常值有差异时，应查明原因。设备出现故障时，应及时联系、汇报，并采取必要措施；备用设备应处于良好的备用状态，联锁在投入位置，备用设备进、出口门应处于相关位置； 13. 异常情况下应特别注意机组运行情况： 1) 负荷急剧变化； 2) 蒸汽参数或真空急剧变化； 3) 汽轮机内部有不正常的声音； 4) 系统发生故障； 5) 自动不能投入时。 14. 设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，检查各运行设备的电流、声音、温度、振动、轴承油位等应正常。除事故处理外，严禁设备超出力运行； 15. 新投入运行或异常运行的设备要加强巡检和监视；
分析火电厂汽轮机常见故障诊断及检修 发表时间：2018-05-15T11:06:40.197Z 来源：《基层建设》2018年第1期作者：赵帅[导读] 摘要：汽轮机是火电厂发电系统中的重要组成部分，其运行与维护对发电系统运行的稳定性和安全性造成直接影响。 山东电力建设第三工程公司山东青岛 266000 摘要：汽轮机是火电厂发电系统中的重要组成部分，其运行与维护对发电系统运行的稳定性和安全性造成直接影响。因此，要对汽轮机运行过程中的常见故障及检修工作进行分析，确保汽轮机运行的稳定性。 关键词：火电厂；故障诊断；汽轮机 汽轮机在日常运行过程中，由于长期运行会出现各种各样的故障，这将会对其运行造成不良影响。因此，需要定期对容易出现损坏的零件进行检查，必要时及时更换；定期检查常见故障点，实现对故障的有效控制。确保汽轮机组运行的稳定性。 1 诊断汽轮机故障的措施 汽轮机在运行过程中如果出现故障，会出现不同程度的振动。在故障判断上应当做好以下工作：第一要对故障的特征进行仔细观察；第二要做好相应的研究与分析工作，找到故障所在。 （1）对振动特征以及相关的信息进行收集。振动特征主要包括振动频率、振幅、相位等；相关信息主要包括机组结构信息、运行情况、检查状况等各项内容。 （2）完成振动信息和其他信息的收集后，分析故障机理。通过分析，剔除故障的频谱特征、趋势特征，以及其它相关的特征内容，从而为故障的具体诊断提供相应的参考依据[1]。 （3）诊断汽轮机故障。目的是高效排除多发故障，因此在应用诊断方法时，应尽量选取简单、高效的方法，确保在短时间内可以发现故障，并且采取相应的措施解决，保证汽轮机运行的稳定性。 2 汽轮机异常振动及相应的检修 引起汽轮机异常振动的原因有很多种，其中比较常见的原因如下：（1）转子各部分的质量有所差异（2）轴承安装不精细（3）轴承安装存在错误（4）滑销系统间隙过小或过大。 针对轴承安装精度问题，通常情况下，汽轮机中采用的都为可倾瓦式的转子轴承，该轴承具有良好的稳定性，可以降低油膜震颤现象的发生，这也是该类型轴承在具体应用过程中的一项重要优点。此外，可倾瓦式的转子轴承在具体运行过程中实现一定程度的自由摆动，对振动能够起到一定吸收作用，从而使机体的支撑柔性得到提高，具有减震特点[2]。安装过程中，要控制好轴瓦与轴承盖件预紧力的大小，避免对汽轮机正常工作造成不良影响。预紧力过小，无法达到紧固效果，汽轮机运行过程中，零件将会发生颤动；预紧力过大将会导致机械零件变形，零件之间的接触力将会变大，零件容易老化，不耐用。 汽轮机在具体运行过程中将会伴随着高压环境，并且温度会发生变化，气缸内的气体发生膨胀将会对气缸的内壁造成挤压，这将会导致气缸的重心发生改变。在检修气缸时，需要做好以下几项内容。拆除仪表的顺序为，拆卸连接螺丝、移除化装板、标记序号、摆放。拆卸保温层时，要注意温度，待温度降低到120℃下后，进行拆卸，并且在该过程中要杜绝易燃易爆物进入到保温层的内部，避免发生安全事故。 装置中的滑销系统的作用就是为了对中心偏移现象进行控制，确保汽缸与转子的正确对中。安装时，要对系统间隙进行合理控制，从而使缸体在温度改变的情况下，中心不会发生偏移，实现对汽轮机异常振动的合理控制。 3 汽轮机调速系统故障及相应的检修 汽轮机组调速汽门在运行期间会发生振动，这将会加大汽轮机轴瓦振动，对机组运行的稳定性造成影响。主要表现为：开机运行时，转子难以定速；机组运行期间主油泵油压的振荡，导致了高调门的振动，情况严重时，会损坏轴瓦。 出现以上情况时，常用的解决措施如下： （1）做好油质管理工作，定期对过滤器进行更换，确保系统中各个滤网的畅通性。 （2）油质滤油化验达到标准后，要对电液伺服阀内滤网和电液伺服阀进行更换，并且要定期清洗[3]。 （3）汽门门杆与连接套的拧紧程度要达到标准要求。 4 汽轮机杂质沉积故障及相应的检修 （1）设备存在问题，或者水质质量都有可能成盐垢后，会导致汽轮机的出力下降。水中杂质引起的盐垢腐蚀主要有：点蚀、应力腐蚀裂纹、腐蚀疲劳、裂隙腐蚀、一般腐蚀等。其中应力腐蚀裂纹和疲劳腐蚀最为常见。 为了避免积盐情况的发生，一方面要严格监测水的质量，另一方面需监测过热蒸汽和饱和蒸汽中的含盐量。如果系统中的减温器发生了穿孔内漏现象，过热蒸汽中的含盐量将远超过饱和蒸汽中的含盐量。发生严重积盐时，应先将汽轮机揭缸，将隔板、转子等部套吊出。 （2）除盐是一项系统工作，处理起来难度较大。在除盐过程中，要对凝结水和除盐水的水质进行在线监测。如果采用了混合树脂床，要确保再生中的阴离子树脂和阳离子树脂分离[4]。如果分离不彻底，再生期间，采用具有腐蚀性的硫酸进行清洗，利用硫酸进行清洗过程中，混合床会释放硫离子和钠离子，因此，在该过程中要对系统发生化学保持严密控制，确保除盐的顺利进行。如果通过上述方式，无法完全清理，应当利用柠檬酸溶液或软水进行清洗。具体处理方法如下：（3）软水冲洗。利用蒸汽对软水进行加热，待温度达到85℃左右，利用泵从排气管的临时管打入汽缸体，然后从调速汽门流出，排入到地沟中。每30分钟，对出水口水的钠含量进行一次化验，当达到要求标准时，冲洗停止。 （4）柠檬酸溶液清洗。利用蒸汽对混合溶液进行加热，使溶液的温度达到90-95℃，加入氨，对溶液的PH值进行快速调整，然后打入汽缸体，使其在缸体内循环1小时，并且在该过程中要保持水的温度。利用柠檬酸完成相应的清洗操作后，应当利用温度超过80℃得到软化水将柠檬酸液顶回药箱内，对其进行循环利用，提高经济效益，冲洗工作应当在进水口与出水口的水质相同时结束。 5结束语： 汽轮机组的性能对火电厂运行的稳定性会产生直接影响。汽轮机组在运行过程中一旦出现故障，将会导致火电厂的运行出现问题。因此，火电厂中，需要做好对汽轮机组的运维管理。依据实际情况加强对汽轮机组的保养，降低安全事故的发生机率，从而使汽轮机组始终处于一个良好的状态，确保汽轮机机组稳定运行的同时降低维修费用。
工作行为规范系列 电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则 （标准、完整、实用、可修改）
编号：FS-QG-60953电厂运行中汽轮机用矿物油维护管 理导则 Guidelines for the maintenance management of mineral oil for steam turbines in power plant operation 说明：为规范化、制度化和统一化作业行为，使人员管理工作有章可循，提高工作效率和责任感、归属感，特此编写。 中华人民共和国国家标准 电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则 GB/T14541-93 Guidefornaintenanceandsupervisionofinserviceturbine mineraloilusedforpowerplants 国家技术监督局1993-07-11批准1994-05-01实施 本导则是参照了IECTC10236—85《汽轮机矿物润滑油使用与维护导则》和ASTMD4378—84a《运行汽轮机和燃气轮机的透平油监督》，并对国内部分电厂汽轮机油的使用维护情况作了调研与资料收集，在此基础上制定了本导则。由于各
单位情况不尽相同，在使用本导则时必须参考设备的类型和使用状况以及设备用油的特性，必要时还应参考制造厂家的说明。 1主题内容与适用范围 1.1本导则适用于电厂汽轮机系统用作润滑和调速的矿物油，也适用于水轮机调相机及给水泵等电站其他设备方面所用的矿物汽轮机油。 1.2本导则的目的是为电厂设备操作人员评价油品在设备中的使用状况，做好油质监督维护工作提供指导。对油质评价的要求、油在使用中质量发生变化的原因及防止油质劣化的措施也作了必要的说明。 1.3本导则不适用于各种用作汽轮机润滑和调速的非矿物质的合成液体。 2引用标准 GB264石油产品酸值测定法 GB/T265石油产品运动粘度测定法和动力粘度计算法 GB/T267石油产品闪点与燃点测定法(开口杯法) GB/T511石油产品和添加剂机械杂质测定法(重量法)
N30-3.43/435型汽轮机使用说明书 1、用途及应用范围 N30-3.43/435型汽轮机系单缸、中温中压、冲动、凝汽式汽轮机。额定功率30MW，与汽轮发电机配套，装于热电站中，可作为电网频率为50HZ地区城市照明和工业动力用电。 其特点是结构简单紧凑、操作方便、安全可靠。汽轮机不能用以拖动变速旋转机械。 2、主要技术数据 2.1 额定功率：30MW 2.1 最大功率：33MW 2.3 转速：3000r/min 2.4 转向：从机头看为顺时针方向 2.5 转子临界转速：1622.97r/min 2.6 蒸汽参数： 压力： 3.43MPa 温度：435℃ 冷却水温：27℃（最高33℃） 排汽压力（额定工况）：0.0086MPa 2.7 回热抽汽：4级（分别在3、6、8、11级后） 2.8给水加热：2GJ+1CY+1DJ 2.9 工况： 工 况 项 目进汽量抽汽量排汽量冷却水温电功率汽耗Go Gc Ge Ne t/h t/h t/h ℃kW Kg/kw·h 额定工况131.0 0.0 102.77 27 30007.1 4.366 夏季凝汽工况135.5 0.0 107.98 33 30029.4 4.512 最大凝汽工况145.0 0.0 114.14 27 33055.7 4.387 最大供热工况143.5 20.0 93.51 27 30049.2 4.776 70%额定负荷工况93.0 0.0 73.93 27 21013.9 4.426 50%额定负荷工况69.5 0.0 56.47 27 15009.0 4.631 高加切除工况122.0 0.0 107.8 27 30032.7 4.062 2.10 各段汽封漏汽流量 前汽封后汽封
1. 冷油器为什么要放在机组的零米层？若放在运转层有何影响？ 冷油器放在零米层，离冷却水源近，节省管道，安装检修方便，布置合理(能充分利用油箱下部位置)。机组停用时，冷油器始终充满油，可以减少充油操作。若冷油器放在运转层，情况正好相反，它离冷却水源较远，管路长，要求冷却水有较高的压力，停机后冷油器的油全部回至油箱。起动时，要先向冷油器充油放尽空气，操作复杂，而且冷油器放在运转层，影响机房整体美观和清洁卫生。 2．轴封间隙过大或过小，对机组运行有何影响？ 轴封间隙过大，使轴封漏汽量增加，轴封汽压力升高，漏汽沿轴向漏入轴承中，使油中进水，严重时造成油质乳化，危及机组安全运行。 轴封间隙过小，容易产生动静部分摩擦，造成转子弯曲和振动。 3. 影响轴承油膜的因素有哪些？ 影响轴承转子油膜的因素有：①转速；②轴承载荷；③油的粘度；④轴颈与轴承的间隙；⑤轴承与轴颈的尺寸；⑥润滑油温度；⑦润滑油压；⑧轴承进油孔直径。 4. 凝汽器底部的弹簧支架起什么作用？为什么灌水时需要用千斤顶顶住凝汽器？ 凝汽器底部弹簧支架除了承受凝汽器的重量外，当排汽缸和凝汽器受热膨胀时，补偿其热膨胀量。如果凝汽器的支持点没有弹簧，而是硬性支持，凝汽器受热膨胀时向上，就会使低压缸的中心破坏而造成振动。 如果停机，为了查漏，对凝汽器汽侧灌水。由于灌水后增加了凝汽器支持弹簧的负荷，会使凝汽器弹簧严重过载，使弹簧产生不允许的残余变形，故应预先用千斤顶将凝汽器顶住，防止弹簧负荷过大，造成永久变形。 在灌水试验完毕放水后，应拿掉千斤顶，否则低压缸受热向下膨胀时，由于凝汽器阻止而只能向上，会使低压缸中心线改变而出现机组振动。 5．什么叫凝汽器的热负荷？ 凝汽器热负荷是指凝汽器内蒸汽和凝结水传给冷却水的总热量(包括排汽、汽封漏汽、加热器疏水等热量)。凝汽器的单位负荷是指单位面积所冷凝的蒸汽量，即进人凝汽器的蒸汽量与冷却面积的比值。 6．什么叫循环水温升？温升的大小说明什么问题？ 循环水温升是凝汽器冷却水出口温度与进口水温的差值，温升是凝汽器经济运行的一个重要指标，温升可监视凝汽器冷却水量是否满足汽轮机排汽冷却之用，因为在一定的蒸汽流量下有一定的温升值。另外，温升还可供分析凝汽器铜管是否堵塞、清洁等。
TGQ06/7－1型锅炉给水泵汽轮机使用说明书 8QG22·SM·01－2003 北京电力设备总厂 2003.12
目录 一汽轮机概述4二汽轮机技术规范5三汽轮机本体结构7四汽轮机系统14第一节汽水系统14 第二节油系统16第三节调速控制系统19第四节保护装置21五汽轮机安装26六汽轮机运行及维护43第一节调速系统的静态试验43第二节汽轮机超速试验44第三节汽动泵组启动与停机45第四节汽轮机运行中的维护47
一．汽轮机概述 本汽轮机为300MW汽轮发电机组锅炉给水泵驱动汽轮机。每台机组配备两台50％容量的汽轮机驱动给水泵和一台50％容量的电动机驱动给水泵。正常运行时，两台汽动泵投入，一台电动泵作为起动或备用给水泵。 本汽轮机目前可与SULZER的HPTmK200－320－5S型也可与WEIR或KSB相应型号的锅炉给水泵配套。用叠片式挠性联轴器联接，为了满足运行的需要，汽轮机配有两种进汽汽源。正常运行时采用主机中压缸排汽即主机四段抽汽，低负荷或高负荷时采用主蒸汽，低压调节汽门和高压调节汽门由同一个油动机通过提板式配汽机构控制。在给水泵透平的起动过程中，高压蒸汽一直打开到接近40％主机额定负荷。15％主机额定负荷时开始打开低压主汽门前逆止阀，使低压汽进入；在15％～40％主机额定负荷范围内，高压汽与低压汽同时进入；在40％主机额定负荷以上时，全部进入低压汽；在60％主机额定负荷以下时可为单泵运行；在60％主机额定负荷以上时为双泵运行。 在低压主汽门前必须装有一只逆止阀，当高压进汽时防止高压汽串入主汽轮机。当主机四段抽汽压力升高到能顶开逆止阀后，低压汽进入汽轮机，配汽机构自动地逐渐将高压汽切断。该逆止阀应与主机抽汽门联动。 本汽轮机轴封及疏水系统与主机轴封系统、汽水系统相连，汽轮机布置在12.6米运行层，排汽由后汽缸的下缸排汽口通过排汽管道引入主凝汽器，排汽管道上装有一真空碟阀，以便在汽动给水泵停运时，切断本汽轮机与主凝汽器之间的联系，而不影响主凝汽器的真空。 本汽轮机采用数字电液控制系统（MEH），MEH接受4～20mA锅炉给水信号和来自油动机LVDT的位移反馈信号，MEH产生的控制信号作用于电液伺服阀，使电液伺服阀开启或关闭，进而控制油动机的行程，最终实现低压调速汽门和高压调速汽门开度的调节，以控制进入汽轮机的蒸汽量。 本汽轮机的润滑油系统采用两台同容量的交流油泵，一台运行，一台备用，供给汽轮机和主给水泵的润滑用油，另外还有一台直流油泵，在事故情况下供给汽轮机和主给水泵的润滑用油。 为了便于电站系统设计和现场运行，两台50％容量的汽动给水泵组设计成镜面对称布置。高压主汽门，低压主汽门，本体汽水管路和本体油管路分别布置在两台汽轮机的同一侧。 本汽轮机有较宽的连续运行转速范围，除能满足主给水泵提供锅炉的额定给水量外，还留有充分的调节裕度，因而能广泛地为各种运行方式提供最大限度的可能性。 二．汽轮机技术规范 1．汽轮机型号，名称和型式 （1）型号：TGQ06/7－1 （2）名称：300MW汽轮发电机组锅炉给水泵驱动汽轮机 （3）型式：单缸，双汽源，新汽内切换，变转速，变功率，冲动，凝汽式，下排汽2．最大连续功率：6MW
课程设计说明书 题目：12M W凝汽式汽轮机热力设计 2014年6月28 日
一、题目 12MW凝汽式汽轮机热力设计 二、目的与意义 汽轮机原理课程设计是培养学生综合运用所学的汽轮机知识，训练学生的实际应用能力、理论和实践相结合能力的一个重要环节。通过该课程设计的训练，学生应该能够全面掌握汽轮机的热力设计方法、汽轮机基本结构和零部件组成，系统地总结、巩固并应用《汽轮机原理》课程中已学过的理论知识，达到理论和实际相结合的目的。 重点掌握汽轮机热力设计的方法、步骤。 三、要求（包括原始数据、技术参数、设计要求、图纸量、工作量要求等） 主要技术参数： 额定功率：12MW ；设计功率：10.5MW ； ；新汽温度：435℃； 新汽压力：3.43MP a ；冷却水温：20℃； 排汽压力：0.0060MP a 给水温度：160℃；机组转速：3000r/min ； 主要内容： 1、确定汽轮机型式及配汽方式 2、拟定热力过程及原则性热力系统，进行汽耗量与热经济性的初步计算 3、确定调节级形式、比焓降、叶型及尺寸等 4、确定压力级级数，进行比焓降分配 5、各级详细热力计算，确定各级通流部分的几何尺寸、相对内效率、内功率与整机实 际热力过程曲线 6、整机校核，汇总计算表格 要求： 1、严格遵守作息时间，在规定地点认真完成设计；设计共计二周。 2、按照统一格式要求，完成设计说明书一份，要求过程完整，数据准确。 3、完成通流部分纵剖面图一张（一号图） 4、计算结果以表格汇总
四、工作内容、进度安排 1、通流部分热力设计计算（9天） （1）熟悉主要参数及设计内容、过程等 （2）熟悉机组型式，选择配汽方式 （3）蒸汽流量的估算 （4）原则性热力系统、整机热力过程拟定及热经济性的初步计算 （5）调节级选型及详细热力计算 （6）压力级级数的确定及焓降分配 （7）压力级的详细热力计算 （8）整机的效率、功率校核 2、结构设计（1天） 进行通流部分和进出口结构的设计 3、绘制汽轮机通流部分纵剖面图一张（一号图）（2天） 4、编写课程设计说明书（2天） 五、主要参考文献 《汽轮机课程设计参考资料》.冯慧雯 .水利电力出版社.1992 《汽轮机原理》（第一版）.康松、杨建明编.中国电力出版社.2000.9 《汽轮机原理》（第一版）.康松、申士一、庞立云、庄贺庆合编.水利电力出版社.1992.6 《300MW火力发电机组丛书——汽轮机设备及系统》（第一版）.吴季兰主编.中国电力出版社.1998.8 指导教师下达时间 2014 年6月 15 日 指导教师签字：_______________ 审核意见 系（教研室）主任（签字）
汽轮机的运行维护 运行中对汽轮机设备进行正确的维护、监视和调整，是实现安全、经济运行的必要条件。为此，机组正常运行时要经常监视主要参数的变化情况，并能分析其产生变化的原因。对于危害设备安全经济运行的参数变化，根据原因采取相应措施调整，并控制在允许的范围内。 汽轮机运行中的主要监视项目，除汽温、汽压及真空外，还有监视段压力、轴向位移、热膨胀、转子(轴承)振动以及油系统等。 在正常运行过程中，为保证机组经济性，运行人员必须保持：规定的主蒸汽参数和再热蒸汽参数、凝汽器的最佳真空、给定的给水温度、凝结水最小过冷度、汽水损失最小、机组间负荷的最佳分配等。 一、汽轮机运行中的监视 1．负荷与主蒸汽流量的监视 机组负荷变化的原因有两种：一种是根据负荷曲线或调度要求由值班员或调度员主动操作；另一种是由于电网频率变化或调速系统故障等原因引起。 负荷变化与主蒸汽流量变化的不对应一般由主蒸汽参数变化、真空变化、抽汽量变化等引起。遇到对外供给抽汽量增大较多时，应注意该段抽汽与上一段抽汽的压差是否过大，避免因隔板应力超限及隔板挠度增大而造成动静部件相碰的故障。 当机组负荷变化时，对给水箱水位和凝汽器水位应及时检查和调整。随着负荷的变化，各段抽汽压力也相应地变化，由此影响到除氧器、加热器、轴封供汽压力的变化，所以对这些设备也要及时调整。轴封压力不能维持时，应切换汽源，必要时对轴封加热器的负压要及时调整。负压过小，可能使油中进水；负压过大，会影响真空。增减负荷时，还需调整循环水泵运行台数，注意给水泵再循环门的开关或调速泵转速的变化、高压加热器疏水的切换、低压加热器疏水泵的启停等。 2．主蒸汽参数的变化 一般主蒸汽压力的变化是锅炉出力与汽机负荷不相适应的结果，而主蒸汽温度的变化，则是锅炉燃烧调整、减温水调整、直流炉燃水比不当、汽包炉给水温度因高压加热器运行不正常发生变化等所致；主蒸汽参数发生变化时，将引起汽轮机功率和效率的变化，并且使汽轮机通流部分的某些部件的应力和机组的轴向推力发生变化。汽轮机运行人员虽然不能控制汽压、汽温，但应充分认识到保持主蒸汽初参数合格的重要性，当汽压、汽温的变化幅度超 过制造厂允许的范围时，应要求锅炉恢复正常的蒸汽参数。 3．再热蒸汽参数的监视 再热蒸汽压力是随着蒸汽流量的变化而变化的。再热蒸汽压力的不正常升高，一般由中压调速汽门脱落或调节系统发生故障而使中压调速汽门或自动主汽门误关引起的，应迅速处理，设法使其恢复正常。 再热蒸汽的温度主要取决于锅炉的特性和工况。再热蒸汽温度变化对中压缸和低压缸的影响，类似于主蒸汽温度的变化，在此不再赘述。 4．真空的监视 真空是影响汽轮机经济性的主要参数之一，运行中应保持真空在最有利值。真空降低，即排汽压力升高时，汽轮机总的比焓降将减少，在进汽量不变时，机组的功率将下降。如果真空下降时继续维持满负荷运行，蒸汽量必然增大，可能引起汽轮机前几级过负荷。真空严重恶化时，排汽室温度升高，还会引起机组中心变化，从而产生较大的振动。所以，运行中发现真空降低时，要千方百计找到
汽轮机转子在线故障诊 断系统 Company Document number：WUUT-WUUY-WBBGB-BWYTT-1982GT
汽轮机转子在线故障诊断系统 谢诞梅1，阚伟民2，朱洪波3，朱定伟4，刘先斐1，王建梅1，胡念苏1（1. 武汉大学动力机械学院，湖北武汉 430072； 2. 广东省电力试验研究所，广东广州 510600； 3. 广东省电力集团公司，广东广州 510600； 4.韶关发电厂检修公司，广东韶关 512132） 摘要：汽轮机转子在线故障诊断是关系到发电厂安全运行的重要课题之一。为此，开发了基于Windows，采用DELPHI语言编程的汽轮机在线故障诊断系统（TRFDS）。其硬件包括传感器、振动数据采集卡和计算机设备；系统软件包括数据采集、振动信号的监测及分析、模糊故障诊断、数据库管理功能模块及其它辅助软件。TRFDS具有操作简单、采集分析速度快、精度高、故障诊断和预测功能较强等特点。模拟实验表明，该系统能满足现场在线监测和故障诊断的要求。 关键词：汽轮机；在线；故障诊断；自动化系统 汽轮机是火电厂的核心设备之一。在长期连续高速旋转过程中，汽轮机转子在某些情况下可能出现故障，而汽轮机故障程度不同将引起机组振动。异常振动对安全生产构成了重大隐患，并已经造成了一些严重的设备事故。如1988年我国秦岭发电厂200 MW汽轮发电机组的严重断轴毁机事故，就造成了巨大的经济损失。由此可见，汽轮机转子在线故障诊断是关系到发电厂安全运行的重要课题之一。为此，我们开发了基于Windows操作系统、采用Delphi语言编程的汽轮机转子在线故障诊断系统（TRFDS）。 1 系统的特点 TRFDS的主要任务是实现对汽轮发电机组转子的状态监测、报警处理、数据采集、数据管理、数据分析、故障诊断和维护咨询等。TRFDS的特点是：
汽轮机设备及系统安全运行常识参考文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
汽轮机设备及系统安全运行常识参考文 本 使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 对于汽轮机组除机组本身外，大部分转动机械是离心 式水泵，如锅炉给水泵、凝结水泵、循环水泵、工业水 泵、热网泵、疏水泵和油泵等。离心式水泵是电厂不可缺 少的重要辅助设备，它的安全经济运行将直接影响发电供 热的安全和经济效益。转动机械运行中应注意以下几点事 项： (I)泵体、电机及周围地面清洁，电机出入口风道无杂 物。 (2)轴承内润滑油合格，油温、油压、油位在规定值范 围内。 (3)搬动对轮轻快，对轮罩完好，牢固无刮碰。水泵盘
根压盖不斜，冷却水畅通，水量合适。 (4)转动机械运行值班人员上岗前，必须经过专业培训，并经上岗考试合格后方可上岗。 (5)转动机械的运行值班人员必须熟悉所管辖的设备的工作原理、设备结构、性能和各种运行参数指标。 (6)值班时工作服要符合要求，不应当有可能被转动机器绞住的部分，穿好绝缘鞋，戴好安全帽。 (7)检查或擦拭设备时，手脚或身体任何部位不能接触设备的转动部分，防止发生机械伤害事件。不允许运行中清扫转动部位的脏物和污垢。 (8)检查水泵盘根时，要侧对着盘根压盖部位，防止介质喷出造成人员伤害。监督无关人员禁止靠近转动的机械。 (9)运行中要把各冷却水管接头进行重点检查，防止松动冷却水喷出进入电动机内，造成电动机短路烧损。
喷水池、冷水塔和空冷岛的检修与维护 1 进入喷水池和冷水塔内工作，应办理工作票后方可进行。 2 喷水池或冷水塔运行时，一般不得进入其内部进行检修工作。如因特殊情况必须进入时，应制定安全、技术、组织措施，并经单位主管生产的领导（总工程师）批准。进入喷水池或冷水塔的储水池内工作不得少于两人，其中一人担任监护。在池内工作须使用安全带和安全绳，戴救生圈或穿救生衣。 3在运行中的水池内工作时，禁止靠近循环水泵的进水管口。禁止进入运行中的水沟内工作。从运行中的水池内进行化学取样或加药时应设有工作台，以防跌入池内。 4检修喷水池的喷嘴应站在木船或木排上进行，禁止在配水管上行走。 5 在水沟、水井、进水滤网及冷水塔水池周围等地点，应装设防止人员落入水中的栏杆、盖板、防护网等防护装置以及必要的照明。喷水池四周的池壁应高出地面至少200mm，旁边应有便道。 6 水池的隔墙应足够坚固，当一侧放水后，隔墙应能承受另一侧池水的静压力。放水检修水池或清除淤泥时，工作人员应避免站在隔墙下方，防止隔墙倒塌伤人。 7 进入水塔内部工作时，应确保塔筒内壁没有厚积的青苔等杂物落下。塔内走道及栏杆应保持完整、牢固，水塔中央竖井井口必须有栏杆和盖板。禁止翻越栏杆和踩踏填料。进入机力通风塔内工作时，应先停运风机，切断风机电源，设置“禁止合闸有人工作”标志牌，
并将风机叶轮制动；如机力通风塔运行时，则须将通向风机的门关闭上锁。 8 冬季清除水塔进风口和水池的积冰时，应有充足的照明，至少应有两人进行工作，做好防止落冰伤人及人员滑跌摔倒或掉入水池内的措施。 9检修冷水塔筒身时，地面四周应设置围栏，防止落物伤人。 10 检修冷水塔筒壁和喷淋层时，应遵守本规程高处作业的有关规定。工作人员必须站在脚手架或可靠的吊台上进行筒壁的检修工作，不准站在梯子上修理筒壁。工作人员应使用安全带和安全绳，安全带和安全绳应分别系在不同的牢固构件上，并戴好安全帽。 11 使用吊台必须有可靠的升降联系制度和操作方法。每次开始工作前，应对卷扬机、钢丝绳、安全绳和滑车详细检查。卷扬机应设专人操作。 12禁止在喷水池或冷水塔的水池内游泳或在喷水池、冷水塔区域内从事与生产无关的活动。冷水塔周围应设防护装置，并在明显处设置“禁止游泳”、“当心落水”标志牌。 13 进水口的旋转滤网（清污机）两侧应装防护罩。如需进入防护罩内进行人工清理时，必须停止旋转滤网（清污机）运行，切断电源，设置“禁止合闸有人工作”标志牌，至少应有两人进行工作。如有人员坠落危险时，应使用安全带。 14 登上冷水塔顶部作业前应检查爬梯、避雷针完好，栏杆完整、牢固，无锈蚀；冷水塔顶部禁止跨越、扶、靠栏杆；遇有大风、雷暴、
型 25MW背压式汽轮机产品说明书 南京汽轮电机（集团）有限责任公司
目录 1.汽轮机的应用范围及主要技术规范 2.汽轮机结构及系统的一般说明 3.汽轮机的安装说明 4.汽轮机的运行及维护
1、汽轮机的应用规范及主要技术规范 汽轮机的应用范围 本汽轮机为高压、单缸、背压式汽轮机，与锅炉、发电机及其附属设备组成一个成套供热发电设备，用于联片供热或炼油，化工、软纺、造纸等行业的大中开型企业中自备热电站，以提供电力和提高供热系统的经济性。 本汽轮机的设计转速为3000r/min，不能用于拖动不同转速或变速机械。 汽轮机的技术规范： 汽轮机技术规范的补充说明 汽轮机技术规范所列的汽耗是在新蒸汽参数为，535℃时的计算值，允许偏差3%。 绝对压力单位为Mpa（a），表压单位Mpa。 引用标准GB5578-1985“固定式发电机用汽轮机技术条件”。
汽轮机润滑油牌号 汽轮机润滑油推荐使用GBTSA汽轮机油，对本汽轮机一般使用L-TSA46汽轮机油，只有在冷却水温度经常低于15℃时，允许使用L-TSA32汽轮机油。 主要辅机的技术规范 冷油器 汽封加热器 2、汽轮机系统及结构的一般说明 热力系统 主热力系统 从锅炉来的高温新蒸汽，经由新蒸汽管道和电动隔离阀至主汽门，新蒸汽通过主汽门后，以车根导汽管流向四个调节汽阀。蒸汽在调节阀控制下流进汽轮机内各喷嘴膨胀作功。其中部分蒸汽中途被抽出机外作回热抽汽用，其余部分继续膨胀作功后排入背压排汽管。低压除氧给水经高压除氧器，然后经给水泵升压后送入二个高压加热器，最后进入锅炉。高压加热器具有旁路系统，必要时可以不通过任何一个加热器。 各回热抽汽的出口均有抽汽阀。抽汽阀控制水管路系统控制。正常运行时抽汽阀联动装置切断压力水，使操纵座活塞在弹簧作用下处于最高位置，这时抽汽阀全开。当主汽门关闭或甩负荷时，抽汽阀联动装置的电磁铁吸起活塞杆，压力水送入抽汽阀操纵座，使活塞上腔充满水迅速关闭抽汽阀。另外抽汽阀自身均有止回作用。 回热抽汽系统 机组有二道回热抽汽，第一道抽汽送入二号高压加热器。第二道抽汽送入一号高压加热器。汽封系统 机组的汽封系统分前汽封和后汽封。前汽封有五段汽封组成四档汽室；后汽封有四段汽封组成三档汽室。其中前汽封第一档送入抽汽管路，第二档会同后汽封第一档送入高压除氧器，第三档会同后汽封第二档送入低压除氧器，第四档会同后汽封第三档接入汽封加热器。汽封加热器借助抽风机在吸入室内形成一定的真空，使此几档的汽室压力保持在～的真空，造成空气向机内吸抽以防止蒸汽漏出机外漏入前后轴承座使油质破坏。此外并能合理利用汽封抽汽的余热加热补给水。主汽门、调节汽阀之阀杆漏汽和第一档均送往高压除氧器。疏水系统 汽轮机本体及各管道的疏水分别送入疏水膨胀箱。待压力平衡后送入补给水系统。
前言 本说明书是为帮助操作者按正确的程序操作和维护本汽轮机，进而帮助操作者辩认各零部件，以利于该机达到最佳性能和最长的使用寿命。 注意 1．在装运前后和开车前，应确认所有的螺栓和接头已恰当拧紧。 2．汽轮机运转时，转动部件不得裸露在外，所有联轴节及其它转动部件必须设防护设置以防人员接触发生事故。 3．本机备有手动脱扣（停车）装置，以便在紧急状态下能迅速停车。这个装置必须定期检查和试验。检查和试验的时间由使用者根据情况自行确定。建议对试验结果作好记录。 4．安装电气设备时，一定要检查，并拧紧所有端子接头，线夹，螺母，螺钉等连接元件。这些连接元件在运输中可能会松动，因此，设备在已经运行时及元件有温升后，最好再紧固一次。 5．从事这类工作时，一定要先断开电源。 6．与汽轮机有关人员应完整地阅读本说明书，以利于安全运行。
索引 第一部分：汽轮机………………………………………… 第一章： 概述…………………………………………… 第二章： 结构…………………………………………… 第三章： 运行与操作…………………………………… 第四章： 汽轮机的检修………………………………… 第五章： 主要图纸……………………………………… 第二部分：辅助设备………………………………………
第一部份：汽轮机
第一章：概述 第 1 节： 概述 第 2 节： 汽轮机性能曲线
第1节：概述 业主：辽宁华锦通达化工股份有限公司 设备名称：驱动给水泵用背压汽轮机 汽轮机位号： 汽轮机型号： 5BL-3 卖方服务处：辽宁省锦州市锦州新锦化机械制造有限公司电话：（0416）3593027 传真：（0416）3593127 邮编： 121007 地址：辽宁省锦州经济开发区锦港大街二段18号
汽轮机运行基础知识 1轴封冷却器的作用？ 答；汽轮机采用内泄式轴封系统时，一般设轴封加热器（轴封冷却器）用一加热凝结水，回收轴封漏汽，从而减少轴封漏汽及热量损失，并改善车间的环境条件。 随轴封漏汽进入的空气，常用连通管引到射水抽汽器扩压管处，靠后者的负压来抽除，从而确保轴封加热器的微真空状态。这样，各轴封的第一腔室也保持微真空，轴封汽不外泄。 作用：用来抽出汽轮机汽封系统的汽气混合物，防止蒸汽从端部汽封漏到汽机房和油系统中去而污染环境和破坏油质。这些汽气混合物进入轴封冷却器被冷却成水，将凝结水加热，剩余的没有凝结的气体被排往大气。 2轴封冷却器的运行。 轴封冷却器的投入与停止应与主机轴封供汽同步进行，即投入主机轴封供汽时就应立即投入轴封冷却器，停止轴封供汽时亦应停止轴封冷却器工作。轴封冷却器运行时，必须有足够的冷却水通过，即保证凝结水泵的良好运行，主要室在机组启动低负荷前，对凝结水流量进行调整。水侧投入后，投入轴抽风机。 正常运行时监视轴封冷却器的负压和水位，保证其在规定范围内运行，达到最佳效果。 3什么是回热加热器？ 答；是指从汽轮机某些中间级抽出部分做过功的蒸汽，用来加热锅炉
给水或凝结水的设备。 4采用回热加热器为什么能提高机组循环热效率？ 答；回热加热系统：汽轮机设备中，采用抽汽加热给水的回热系统的目的是减少冷源损失，以提高机组的热经济性。因为这样能使利用汽轮机中做工部分的蒸汽，从一些中间级抽出来导入回热加热，加热炉给水和主凝结水，不再进入凝汽器。这部分的抽汽的热焓就被充分利用了，而不被冷却带走。 采用回热加热器后，汽轮机总的汽耗量增大，而汽轮机的热耗率和煤耗率是下降的。汽耗率增大是因为进入汽轮机的每千克新蒸汽所做的功减少了，而汽耗率和煤耗率的下降是由于冷源损失减少使给水温度提高之故，所以采用回热加热系统后，热经济性便提高了。另外采用回热加热系统，由于提高了给水温度，可以减少锅炉受热面因传热温差过大而产生的热应力，从而提高了设备的可靠性。 5冷油器作用？ 答；作用：汽轮机发电机组正常运行，由于轴承摩擦而消耗了一部分功，它将转化为热量使轴承的润滑油温度升高，如果油温太高轴承有可能发生软化、变形或烧损事故。为使轴承正常运行，润滑油温必须保持一定范围内，一般要求进入轴承油温在35-45℃，轴承的排油温升一般为10~15℃，因而必须将轴承排出来的油冷却以后才能再循环进入轴承润滑。冷油器就是冷却主机润滑油的。温度较高的润滑油和低温的冷却水在冷油器中进行热交换，通过调节冷却水流量来达到控制润滑油温度的目的（同时由于转子温度较高，尤为高压缸进汽侧，
总则 目录第一部分汽轮机运行规程 第一章汽轮机规范及特性 第二章汽轮机的调速和保护装置第三章汽轮机的启动 一、启动总则 二、启动前准备 三、启动前的试验 四、锅炉点火及冲转前操作 五、汽轮机的冲转、定速 六、汽轮机并网及带负荷 七、汽轮机冲转、升速及增负荷中 注意事项 第四章、汽轮机组的停机 第五章、汽轮机的热态启动 第六章、汽轮机滑参数停机 第七章、正常控制数据及维护 一、正常控制数据 二、正常运行维护 三、机组带50MW负荷运行高压加热 器不停时注意事项 四、发电机风温低时的调整 五、机组正常运行中润滑油压低辅 助油泵联动试验 六、压出力装置注意事项 七、凝结水硬度异常的规定 八、油箱补油 第八章、事故处理 一、紧急事故处理和操作步骤 二、新蒸汽参数变化 三、凝汽器真空下降 四、甩负荷 五、油系统失常 六、水冲击 七、发电机氢压下降 八、轴向位移增大 九、汽轮机掉叶片 十、失火 十一、蒸汽管道故障 十二、泵类故障 十三、仪表失常 十四、厂用电中断 第二部分汽轮机辅助设备运行规程 第一章双流环密封瓦运行规程 一、密封瓦系统装置说明 二、密封油系统的运行 三、密封油系统系统异常处理 四、密封油泵试验 第二章启动前的热力系统检查一、主蒸汽系统 二、轴封供汽系统 三、抽汽疏水系统 四、凝结水系统 五、空气、疏水系统 六、高压加热器保护及给水管路系统 七、调速、润滑、密封油系统 八、循环水、工业水系统 第三章 2号机主、辅抽气器的启停第四章运行中凝汽器的单侧停运与恢复 一、停止 二、恢复 三、注意事项 第五章运行中凝汽器反冲洗 第六章高压加热器的启停 一、高压加热器的启动 二、高压加热器液位自动调节控制装 置调试 三、高压加热器的停止 第七章低压加热器的停止与投入 第八章冷油器的停止与投入 第九章胶球清洗 第十章泵类运行规程 一、凝结水泵 二、疏水泵 三、氢冷升压泵 四、射水泵