MW杭汽反动式背压汽轮机运行规程
第二部分
汽轮机运行规程
目录
1岗位管辖范围 (3)
2岗位职责 (3)
3流程简图 (4)
4.工艺控制指标 (4)
5.汽轮机启动前准备与检查 (5)
6.启机 (7)
7运行维护和检查 (9)
8.正常停机步骤 (12)
9紧急停机步骤 (13)
10异常状态的紧急处置规定 (13)
11.岗位巡检 (18)
12.设备操作 (19)
13.操作使用设备时应注意安全防范措施 (26)
14.交接班标准 (28)
15.主要设备参数 (29)
1岗位管辖范围
锅炉生产出的高温高压的主蒸汽并入主蒸汽母管后再进入汽轮机，在汽轮机中，工作蒸汽先在其喷嘴内进行膨胀，压力降低而速度增大，形成一股高速流，此高速气流推动转子转动，使蒸汽所携带的热能转变为转子转动的机械能，再经联轴器将机械能能传递给发电机转子，带动发电机发电。
在汽轮机中做过功的背压蒸汽首先经过减温器经减温后再进入分汽缸，由分汽缸经用汽管道输送至生产车间等热用户供工艺生产、采暖等用。蒸汽在热用户放出热量后凝结成水再返回，经补充并经化学处理除去硬度后送回到除氧器，除去水中溶解的氧和二氧化碳，再经给水泵提高压力后送至锅炉。这样工质（水、汽）就在热力系统中完成了一个循环，重复以上过程，便能在满足生产用汽的同时，连续地生产出电能。
上面的过程是一个以汽定电的过程，当出现汽电负荷不均衡，汽负荷大于电负荷时，投入减温减压器运行，满足热用户汽负荷的需要，此时高温高压蒸汽不经汽轮机作功，直接减温减压后使用。
2岗位职责
2.1汽机班长：
2.1.1对本专业所属设备巡检和维护。
2.1.2事故发生时领导班组人员进行事故处理。
2.1.3大修期领导本班人员进行设备检修。
2.1.4根据汽轮机操作规程对汽轮机进行控制与调整，保证机组的经济运行。
2.1.5定期检查当班运行人员的职责完成情况。
2.1.6做好本班人员的纪律管理。
2.1.7负责组织和落实班组的各项培训工作。
2.1.8保证人身安全、设备安全、运行安全。
2.1.9负责岗位消防器材的维护。
2.1.10根据车间的《交接班制度》进行交接班工作。
2.2汽机主操：
2.2.1设备启停操作及对设备的巡检、维护和保养。
2.2.2对本专业所属设备巡检。
2.2.3设备启停操作及对设备的巡检、维护和保养并协助维修工检修。
2.2.4汽轮机及辅机的启停。
2.2.5根据汽轮机操作规程对汽轮机进行控制与调整，保证机组的经济运行。
2.2.6监视运行参数，根据负荷变化并按照规定参数进行调整，并努力保证经济运行。
2.2.7减温减压器出口压力的控制与调整。减温器出口温度的调整和送汽压力的调整。
2.2.7保证人身安全、设备安全、运行安全。
2.3汽机副操：
2.3.1设备启停操作及对设备的巡检、维护和保养。
2.3.2对本专业所属设备巡检。
2.3.3协助维修工检修。
2.3.4汽轮机及辅机的启停。
2.3.5汽轮机运行调整及运行参数监督。
2.3.6保证人身安全、设备安全、运行安全。
2.3.7做好设备及周围的卫生。
3流程简图
4.工艺控制指标
汽轮机型号：NG50/40/25
生产厂家：杭州汽轮机股份有限公司
5.汽轮机启动前准备与检查
注意：汽轮机在下列情况下禁止启动
1、转速表及其它主要仪表不正常或失灵；
2、任意一种保护装置不动作（静态试验）；
3、速关阀或调速汽阀卡涩或关闭不灵敏；
4、冷油器出口油温低于25℃；
5、辅助油泵有故障；
6、油箱油位低于下限时；
7、盘车时，机组内部有金属摩擦声。
5.1启动前的准备与检查
班长接到值长启机命令后，应通知司机、副司机和有关人员，做好机组启动前的准备和检查工作，并填写操作票，经值长审批后方可有效。
5．1．1蒸汽系统的检查：
5．1．1.1速关阀前主蒸汽管路隔离阀及旁路阀关闭。
5．1．1.2速关阀、调节汽阀关闭。
5．1．1.3速关阀前疏水阀、汽缸疏水阀、平衡管疏水阀打开。
5．1．1.4排汽管路隔离阀：排大气放空阀打开，排汽管路上止回阀下游的隔离阀关闭；排汽管疏水阀打开。5．1．1.5汽封冷却器的抽汽器工作汽进汽阀关闭。
5．1．2进行油系统的检查：
5．1．2.1油系统所有设备及管道应处于完好状态，检修后的地方应仔细检查。
5．1．2.2油箱油位计动作灵活，油位不低于170-200mm。
5．1．2.3油泵进、出口隔离阀以及冷油器和滤油器的进出阀门均为开启状态；冷油器、滤油器的切换阀处于单侧工作位置；冷油器的进水阀关闭，出水阀打开。
5．1．2.4油箱油温若低于20℃需用加热器进行加热或使油泵提前投入运转来提高油温，汽轮机起动时轴承进油温度必须≥35℃。
5．1．2.5开动油泵：自带主油泵的汽轮机，起动辅助油泵；外泵供油的汽轮机，起动电动主油泵。
油泵运转后，振动、声响正常，出口油压稳定，调节油油压≥0.8Mpa，润滑油总管油压约0.25Mpa。5．1．2.6从各回油视窗观察各轴承回油是否正常，检查所有油管路接口无漏油。
5．1．2.7有液压蓄能器的汽轮机，检查蓄能器的充氮压力，要求的压力值见0-0300-T.Nr-00。
5．1．2.7起动排油烟机，在油箱、回油箱、回油管及轴承座内腔形成微弱负压，正常运行时，一般为5～10mm水柱，汽轮机起动前，油箱真空可略高于此值，若真空度过高，则会有大量不洁空气和蒸汽被吸入油系统。
5.1.3保安系统的检查：
在进行保安及调节系统的检查、调试之前，必须先确认进入汽轮机的汽源已被隔断，严防蒸汽漏入汽轮机。5.1.3.1危急遮断油门挂钩，手动停机阀、停机电磁阀、抽汽控制电磁阀均处于正常运行工作状态。
5.1.3.2速关阀的开启及速关试验：带有速关组件的汽轮机，开启速关阀的操作见1-2001-XX-XX的说明；无速关组件的汽轮机，速关阀的开启见1-1840-XX-XX 的说明；有抽汽的汽轮机，在速关阀全开后，接着开启抽汽速关阀，之后，在速关阀全开状态下，分别进行手动和遥控速关试验，发出速关指令后，速关阀及抽汽速关阀均应立即关闭，速关阀关闭时间小于1 秒。
5.1.3.3带有危急保安器试验滑阀的汽轮机，滑阀应处于正常运行状态。
5.1.3.4排汽、抽汽的压力保护功能暂时解除。
5.1.4调节系统的检查：
新安装机组或机组大修后第一次起动前，或调节系统检修后须进行调节系统调试，其它情况下，汽轮机起动前除常规检查外，一般不再重新整定和调试，若需要调试，请见3-1400-01-XX 汽轮机试运行一节的说明。
使用液压或机械——液压调速器的汽轮机，在速关阀开启后继续操作启动调节器，建立二次油压，二次油压0.15Mpa 和0.45Mpa 分别与调节汽阀的0 度和最大开度相对应。在速关阀发生速关动作时，调节汽阀也应同时关闭。在汽轮机起动前，调速器的给定值在下限位置；有抽汽时，抽汽调节置于0 抽汽位置；有背压或新汽压力调节的汽轮机，背压或新汽压力调节器对调速器给定值的作用，在投入控制前保持在下限位置。
使用数字式调节器的汽轮机，调节器选用开环调节手动操作方法，在速关阀开启后，改变调节器的输出，调节器的最小输出信号与电液转换器输出的0.15Mpa 二次油压相对应，这时调节汽阀为0 开度，调节器的最大输出信号与电液转换器输出的0.45Mpa 二次油压相对应，调节汽阀为最大开度，在速阀发生速关动作时，调节汽阀也应同时关闭。调节器的抽汽及背压或新汽压力调节均为“退出”状态。
5.1.5各仪表的检查
所有一次、二次仪表的示值与被测参数当时的状态相符。
5.1.6盘车的投入
汽轮机起动前必须先使盘车机构投入工作，热态起动时，这项操作尤为重要。
5.1.7暖管
隔离阀前主蒸汽管路进行暖管。
5.1.8暖管时的注意事项
5.1.8.1速关阀和速关阀后疏水门应关闭严密。
5.1.8.2做静态试验时，隔离阀及旁路门应关闭严密。
5.1.8.3提升压力时，温升速度不超过5℃/min。
5.1.9冲动转子前应具备的条件：
5.1.9.1主汽压力不低于4.0Mpa：
5.1.9.2主汽温度不低于４００℃：
5.1.9.3润滑油压不低于0.08Mpa：
5.1.9.4轴承入口油温不低于25℃：
5.1.9.5盘车时内部无异常，各部回油正常。
6启动冲转：
6.1对速关阀和隔离阀之间的主蒸汽管路进行暖管主汽隔离门旁路门保持压力0.2-0.3Mpa30分钟左右，低压暖管结束以每分钟0.5MPA速度升至额定压力。
6.2排大气起动的汽轮机，逐渐开启隔离阀的旁路阀，之后缓慢开启隔离阀，按规程规定的升压、升温速度进行暖管，在速关阀前压力达到额定值后全开隔离阀。
1)用新蒸汽暖机且无排大气放空阀的汽轮机，打开速关阀前疏水阀，主蒸汽管路旁路阀部分开启后，稍稍开启隔
离阀对速关阀前蒸汽管路作初步暖管，在机组升速时再缓慢开启隔离阀，对主蒸汽管路继续暖管。
2)采用背压暖机的汽轮机、速关阀前蒸汽管路暖管可与背压暖机同时进行。背压暖机须在速关阀、调节汽阀关闭，
并且盘车机构已投入工作的情况下进行，有控制的开启排汽管路暖机旁路阀，使汽缸内压力缓慢升高，在排汽管网蒸汽进入汽缸时，不得使转子加速，并且一定要注意充分疏水，在汽缸内压力稳定后，打开排汽管路隔离阀。
汽轮机热态起动时，须避免在排汽管网蒸汽温度低于汽缸调节级部位内壁温度的情况下进行背压暖机。
6.3开启速关阀
用启动调节器（1-1840-）或速关组件（1-2001-）中的启动阀开启速关阀。
6.4冲动转子低速暖机
6.4.1速关阀全开后应立即开启调节汽阀冲动转子。
6.4.2汽轮机冲转之前，手动或液压直行程盘车机构须退出工作，对热态起动或背压暖机的汽轮机，停止盘车到转子开始被冲转的间隔时间应不超过5min。
6.4.3使用液压调速器的汽轮机，通过继续操作启动调节器，建立、提升二次油压，开启调节汽阀，采用电液调节系统的汽轮机，按预先设定的操作方式（转速控制或阀位控制）增大调节器的输出，相应调节汽阀随电液转换器输出二次油压的升高而开启。
6.4.4冲动转子时，在与试运行相同操作条件下，若二次油压P2＞P2′+0.015Mpa，转子仍未转动，则应立即停机，迅速查明原因，P2′为试运行时转子开始转动的二次油压。
6.4.5转子冲转后，通过控制调节汽阀开度，使机组转速稳定在低速暖机转速运转，低速暖机转速一般取额定转速的10～15％，在低速暖机保持时间内，对机组运转情况进行仔细检查。
6.4.6根据背压变化情况及时调整抽汽器。
6.4.7转子冲转后，使用电动盘车机构的汽轮机，须检查确认盘车机构闭锁在退出位置；采用油涡轮盘车时，关闭油涡轮进油阀，之后顶轴系统停止运行。
6.4.8在冲动转子和低速暖机阶段，要充分注意疏水，疏水口冒出无色蒸汽时，可适时关闭该疏水阀。
6.5 升速
6.5.1分阶段使机组转速从低速暖机转速升至额定转速。
6.5.2机组转速达到80％N 后，轴承进油温度应不低于42℃，轴承进油温度大于42℃时，通n过调节冷油器进水
阀开度，使轴承进油温度维持在45±3℃范围内。
6.5.3升速过程中通过临界转速时应满足下列条件：
⑴、机组振动小于0.10mm。
⑵、排汽室温度不低于150℃。
⑶、机组热膨胀不低于2.0mm。
⑷、油温、油压正常。
6.5.4根据机组转速的上升情况，密切关注主油泵的工作情况。自带主油泵的汽轮机，在机组转速升至80～85％N 时，进行主、辅油泵切换，切换时n机组转速及油泵出口压力参照试运行时记录的数据。
6.5.5机组转速达到设定的调速器下限转速后，增加调速器的转速给定值，使机组转速升至额定转速。排大气起动的汽轮机，在机组转速高于调速器下限转速后，逐渐关小大气放空阀，使排汽压力逐渐升高，当汽轮机背压稍高于汽管网压力时，缓缓开启排汽隔离阀直至全开，之后关闭放空阀及排汽管疏水，关小汽缸疏水阀。用新蒸汽暖机且无排大气放空阀的汽轮机，在机组升速过程中，当背压上升到高于排汽管网压力时，排汽管路止回阀自动开启，待背压稳定后，关闭排汽管路疏水阀，关小汽缸疏水阀，逐渐开启主蒸汽隔离阀继续升速，隔离阀全开后关闭旁路阀，在背压升高时务必防止转速落入禁止停留范围。
6.5.6排汽并入管网后，排汽压力监视投入工作。在升速过程中，若出现振动过大等异常情况，一般先降低转速，进行检查，在稳定一段时间后再继续升速。机组达到额定转速后，对机组运转情况进行全面检查并作好并入电网的准备工作。
6.6带负荷：
6.6.1在机组并入电网后，应立即使机组接带约5％N 的负荷，以避免产生反向负荷冲击。
6.6.2机组带负荷过程中，应注意控制加负荷的速度，由于机组空负荷运转时，通过汽轮机的蒸汽流量较小，因此，汽轮机的暖机是不充分的，在加负荷过程中，随着蒸汽流量的增加，通流部分各级的压力和温度也随之提高，汽轮机被继续加热，为使受热构件的热膨胀、热应力不超出允许范围，必须控制加负荷的速度，按照允许温升速度的变化规律，在低负荷区加负荷速度可稍快一些，而在高负荷区域加负荷速度要放慢。
6.6.3冷态起动的汽轮机，用～0.35 A t的时间使机功率从～5％N 增加到50％，从50％PN增加到100％用～0.65 P N P N P A t 的时间；热态起动的汽轮机，不同负荷区的时间比例随停止时间长短而异，总的趋势是：随着停止时间的缩短，低负荷区占用时间比减少，而高负荷区占用时间比增大。
6.6.4带负荷过程中，当疏水口冒出无色蒸汽时，该疏水阀可关闭。当汽轮机带约10%～20％P N的负荷时，关闭汽缸本体疏水阀。
6.6.5并入电网后，汽轮机调节系统按电负荷方式运行时，背压或新汽压力调节不投入；按热负荷方式运行时，在机组接带～20％电负荷后，背压或新汽压力调节投入控制，电负荷随热负荷而变。N P
6.6.6有可调抽汽的汽轮机，在机组功率达到功率流量曲线（0.0306-T.Nr-00）给定的抽汽工况最小功率后，可使抽汽调节投入控制，当抽汽口压力高于抽汽管网压力时，开启抽汽速关阀，向管网供汽，之后关闭抽汽管路疏水阀，抽汽压力监视投入工作。抽汽量变化（增加或减少）的速度不应过快，一般每分钟变化量为额定抽汽量的～5％。起动过程中，轴振动，轴位移，轴承温度，汽缸膨胀，进、排汽参数等的监视见3-2010-XX-XX 运行监视的说明。
6.6.7一切正常后，可逐渐开大自动主汽门，将转速以120~140r/min的速度升至1200r/min保持30min，再次检查；
⑴、油温、油压、回油油流，高压油泵的工作情况。
⑵、各轴承温度及振动。
⑶、测听机组内部声音及振动，并注意膨胀指示器的指示情况。
⑷、检查热力系统，油系统有无异常现象。
6.6.8启动升速、暖机时间分配表：
6.6.8升速过程中应注意：
6.6.8．1当机组出现不正常的响声或振动时，应降低转速检查。
6.6.8．2在升速过程中，机组振动不得超过0.03mm，一旦超过该数值，则应降低转速直至振动消除，维持此转速运转30min，再升速如振动仍未消除，需要再次降速运转120min，如振动仍未消除，则必须停机检查，严禁在临界转速停留。
6.6.8．3当汽轮机热膨胀发生显著变化时，应停止升速，进行检查，记录好暖机、升速过程中各阶段的时间，主要参数及定速后的全部记录。
6.6.8．4下列情况之一禁止汽轮机并网（热、电）
1.排汽管路及减温器疏水未排掉。
2.排汽管道及减温器各门出现异常及故障。
3.背压安全阀未经调试或调整后动作不正常。
4.任意排汽压力温度指示失灵。
5.各保护试验未动作。
6 .7热态启动
6．7．1凡停机时间在12h内或汽缸复速级处上汽缸壁温度不低于300℃，下汽缸壁温度不低于250℃，汽轮机再启动则为热态启动。其他情况下汽轮机启动则为冷态启动。
6．7．2进入汽轮机新蒸汽温度应高于汽缸金属温度，一般不低于400℃，油温度不低于35℃。
6．7．3在冲动转子2小时前，将盘车方式改为连续盘车。
6．7．4在暖机及提升转速时，一定要严格监视机组振动，相对膨胀，热膨胀及轴向位移等。
7
7．1司机应根据所有仪表监视机组运行情况，随时对机组进行检查，每60min对运行参数记录一次，如发现与上次记录有较大差异时，应报告值长、班长查明原因并消除。
7．2定期对机组进行巡检，在巡检中应特别注意推力瓦温度，以及各轴承油温、回油流量及振动情况、冷油器运行情况、以及汽水油系统的严密情况、以严防漏油现象发生。
7．3注意对汽轮机进行听音检查，在工况变化时必须听音。
7．5下列情况必须测听机组声音：
7．5．1.启、停机时；
7．5．2.交接班时；
7．5．3.运行中有异常振动时；
7．5．4负荷突然增加、减少时（热、电负荷）；
7．5．5.主汽温度、压力剧烈变化时；
7．5．6.运行方式改变时；
7．5．7..轴向位移增加，引起机组不正常运行时。
7．6 主蒸汽系统、疏水系统、背压系统、油系统的维护
7．6．1保持设备清洁，保温层完整。发现问题及时通知检修人员，并向上级汇报。
7．6．2运行中通汽部分直接疏水门关闭，开启疏水器疏水，死头疏水应稍开。
7．6．3备用设备要定时放水。并炉时，应适当开启主蒸汽管道疏水，可根据主汽温度及时调整。
7．6．4注意监视各种仪表读数是否正常，如失常应及时通知热工人员处理（对照其它表计），汽机运行人员不得自行检修。
7．6．5油箱油位保持在规定范围内。油系统不许漏油，发现漏油现象应及时处理，特别是接近蒸汽管路的地方。 7．6．6排汽压力可根据生产需要随时进行调整，但不可使安全阀动作。（因机组排汽压力不在额定）
7.7调节系统试验
一、脉冲油压的整定
用同步器控制转速为额定值的情况下，调整错油门上部的调整螺栓，整定脉冲油路油压。调整值为0.39Mpa。
二、检查同步器的工作范围
手摇同步器手轮，使机组转速能在96%~106%额定转速范围内变化，如果达不到，要调换压力变换器弹簧垫片，或修同步器心轴下的支承。
三、润滑油压的整定
在额定转速下，润滑油压超过0.15Mpa时，可调整低压油过压阀的弹簧预紧力。使润滑油压维持在0.08~0.12Mpa 范围内。
四．超速试验：
(1).在下列情况应做超速试验：
1.机组安装和大修后的启动；
2.停机30天以上再启动；
3.停机拆开过调速系统。
(2)．试验方法：
1.试验前先手动操作危急遮断油门，油门应动作可靠，自动主汽门、调节汽阀应迅速关闭。
2.用同步器和拧紧错油门调节螺钉配合，将转速提升到3270~3330r/min时，危急保安器应动作,否则手打危急遮断油门停机，调整危急保安器偏心飞环的动作转速。
3.如危急保安器动作,应迅速关闭自动主汽门,将同步器退至下限，待转速下降到3050r/min以下时，可将危急遮断油门及复位装置的复位手柄拉出，使危急遮断油门复位。复位。该项试验后错油门螺栓应复原。在额定转速下，手推危急遮断油门及复位装置的“遮断”手柄，主汽门、调节汽门应迅速关闭，然后将手柄拉出复位，逐渐开启自动主汽门维持空转，并检查机组各部情况应正常。
(3).下列情况禁止做超速试验：
1.未经手动试验或手动试验不合格；
2.自动主汽门或调速汽门关闭不严；
3.转速表指示有误差或失灵时。
五、危急遮断油门喷油试验
用同步器降低转速至2800r/min左右，转动油阀的手轮，向危急遮断器飞环油囊充油，再升速至2920±30r/min 飞环应飞出，使危急遮断油门动作。如动作转速出入较大，可适当改变喷油油阀小孔的直径。
六、调速系统静态特性试验
在空负荷时（调压器解列），把同步器调到中限位置，转速为3075r/min，油动机在空负荷位置，操作主汽门或隔离阀的旁路阀，缓慢降低机组转速，分几次同时记录下转速、油动机行程，脉冲泵进、出口油压等。降低2900r/min 时为止。然后再升3075r/min，记录下资料。测出静态特性不等率的值在5%左右即可。上述试验还可以在上限（3180r/min）和下限（2880r/min）各做一次。
七、带负荷试验
空负荷试验结束后，可进行负荷试验，按运行规程并网带负荷，在主蒸汽参数为额定值时，每变化一次负荷，记录一次相应的油动机行程，一直做到额定负荷为止，升负荷试验完成后，还可以做降负荷试验。
八、电磁保护装置
它由两套电磁铁和受电磁铁控制的油门部分组成。N电磁铁接受保护信号，通电时油门活塞移动，泄掉保安油，建立事故油，使所有汽门关闭。M电磁铁接受油开关跳闸信号，通电时油门活塞移动，建立事故油，使调节汽门关闭。
使N电磁铁动作的信号共有五个，分述如下：
⒈转速：本机组所配SZG-04数字转速表兼有显示和报警功能。机组转速达3270r/min时，转速表发出信号，停机。
⒉轴向位移：当汽轮机转子发生轴向串动时，轴向位移盘与电涡流探头间的间隙改变。若超过允许值则报警，停机。
⒊轴瓦温度：当有任一轴瓦回油温度超过安全值时，温度计发出信息停机。
⒋润滑油压：润滑油压过低时，压力开关发出保护信号。
⒌手动：在需要停机或出现危急事故时，可手按停机钮发出信号停机。
使M电磁铁动作的信号有一个：
发电机油开关跳闸
在发电机油开关跳闸时，发信号接通电超速保护装置时间继电器和电磁保护装置的M电磁铁，建立事故油，关闭调节汽阀，此时主汽门不关闭。时间继电器延时开启触头，几秒钟后（现场整定）打开，切断电源，电磁阀复位切断事故油，使调节汽阀又渐渐开启，维持机组在空载状态。若在短时间内油开关故障不能排除，要按停机处理。
九、静止状态下的试验：
在进行试验前，应做下列工作：热工仪表一次组件，二次仪表校准，调整完毕，并能准确地发出测量和控制信号：所有的电信号控制设备受控正常，如油泵、盘车机构等，然后，解列调压器，给热工盘送电，启动交流辅助油泵，进行下列静止状态下的试验。
十、危急遮断油门动作试验，手拉“复位”手柄，观察危急遮断油门应复位，挂上扣。主汽门、调节汽门关闭。
十一、电磁保护装置动作试验：手拉热工盘“停机”按钮，电磁保护装置“N”电磁铁动作，主汽门、调节汽门关闭。
人为给其“M”电磁铁通电，调节汽门关闭，几秒钟（≯10秒）之后，M电磁阀失电，调节汽门重新开启。
8.正常停机步骤
8.1停机前的准备和检查
8.1.1准备：
1.班长接到值长停机命令后，通知司机、副司机做好停机准备工作。
2.准备好操作工具，并填写停机操作票。
8.1.2检查：
1.检查速关阀及电动主闸门手动操作时是否灵活。
2.检查高压电动油泵及润滑油泵工作是否正常。
3.检查盘车电机是否送上电源,转向是否正确。
8.2减负荷
8.2.1接到电气发来“注意．减负荷”后，应向电气发出“注意．汽机调整”信号。
8.2.2密切监视负荷下降情况，同时根据背压情况投入减温减压器，调整热负荷，并关闭减温器减温水入口门，适当开启减温器直排疏水门，同时注意机组转速。
8.2.3接到电气发来“注意，已断开”信号后，密切注意调速系统工作情况及机组转速。
8.3停机操作：
8.3.1启动高压油泵，关速关阀至25mm处，手打危急遮断油门，全关速关阀手轮，开启复速级和自动主汽门后疏水门。
8.3.2关闭分汽缸入口门，开启对空排汽门，开启排汽管路疏水门。
8.3.3关闭汽封加热器工作蒸汽门、水侧入口门及入口蒸汽门及机组二段轴封漏汽去汽平衡门。
8.3.4关闭电动主闸门，开启自动主汽门前疏水门，测绘转子惰走曲线。
8.3.5降速过程中，应注意润滑油压力下降情况，如有异常应消除，否则启动交流润滑油泵或直流润滑油泵（润滑油压低于0.05Mpa）
8.3.6转子静止后，立即投入盘车装置（按启动投入进行）。连续盘车8～10小时（也可根据汽缸壁温度而定）,盘车时必须先启动油泵，以后每隔30min，盘转180℃。四小时后每隔一小时将转子盘转180度，盘4小时。
8.3.7机组单独供热时，全关热用户截门，并开启分汽缸疏水门。
8.3.8当润滑油温度降至30℃时，停止冷却水。
8.3.9测定惰走时间
在机组打闸停机时，负荷减至空负荷与电网解列后，速关停机，记录从速关阀关闭到转子停止转动期间转速随时间变化关系，绘制出惰走曲线。
9紧急停机步骤
9.1在下列情况下，应紧急停机：
9.1.1汽机转速超过3330r/min，危急遮断器未动作；
9.1.2机组发生强烈振动或金属摩擦声；
9.1.3轴端汽封发生火花；
9.1.4发生水冲击，主蒸汽系统、背压系统发生破裂，无法运行时；
9.1.5任何一个轴承断油或轴承回油温度急剧升高；
9.1.6油系统失火而不能立即扑灭时；
9.1.7油箱油位降至下限，补充油无效时；
9.1.8润滑油压降至0.05MPa，调整调压阀无效；
9.1.9主油泵故障，调节汽阀连杆折断、脱落及工作失常；
9.1.10发电机，励磁机冒烟、失火；
9.1.11主汽压力降至最低限度，应请示值长故障停机；
9.1.12转子轴向位移超过1.0mm；
9.2停机步骤：
9.2.1手拍危急遮断油门，也可按动操作盘紧急停机按钮，全关速关阀。
9.2.2向电气发出“注意”“机器危险”信号。
9.2.3启动辅助油泵，需解热网时，可按正常操作进行。
9.2.4如果在较短时间内故障排除(转子未静止)，可按热态启动。发生水冲击时一定要加强主汽管道和汽缸疏水，并测听机组振动情况，注意推力瓦温度及油压变化情况。
9.2.5关闭减温器减温水门，开启直排疏水门。
10异常状态的紧急处置规定
10.1 现象：
(1) 电负荷降到零；
(2) 机组转速瞬时升高，经短时间波动后趋于稳定
(3)调节汽阀自动关小至空负荷开度位置。
(4) “并网”显示灯为绿色
原因：一般是由电气故障引起的甩负荷。
处理：应立即将调速器转速给定值调整到额定转速，在电气故障排除后，如机组运转情况正常，可重新并网、带负荷。
(1) 手拍危急遮断油门，也可按动操作盘紧急停机按钮（此项操作可只按操作盘下面的两个按钮，按下后要立
即旋出），全关自动主汽门。
(2)根据主油泵出口压力变化情况，启动高压油泵或交流润滑油泵保证轴承润滑；
(3)开启排空门，关闭减温器减温水入口门，需解热网时按正常操作；
(4)检查推力轴承温度、主蒸汽参数、机组振动和异音；
(5)根据主蒸汽温度变化情况，开启电动主闸门前及自动主汽门前疏水门
(6)检查调速、润滑、轴向位移，各轴承温度和回油温度，根据油温变化调整冷却水门；
10.2现象：
(1) 电负荷突然降至零
(2) 时转速飞升，超速保护系统动作
(3) 速关阀、调节汽阀关闭，机组停机
原因：电气故障引发甩负荷
处理：应立即将调速器转速给定值调整到额定转速，要注意供油系统运转是否正常，如无其它故障可使超速保护系统恢复正常、危急遮断油门复位，在调节系统调整正常后，机组重新起动、升速、并网带负荷。
10.3现象：
(1) 功率表示值降为0
(2) 转速略有升高后，随速关阀、调节汽阀关闭而降低，机组停机
原因：电气故障引发甩负荷，汽轮机保护系统缺陷致使机组停机
处理：
使用液压调节系统有可调抽汽的机组，发电机甩负荷时，液压给定值继动器（见1-1114-01-XX）动作，如液压给定值继动器调整不当，则会由于油动机动力油的瞬时用油量过大，使速关油压下跌而引起速关阀、调节汽阀关闭。出现这种停机时，可采取2 所述措施，同时适当减小液压给定值继动器中下活塞的动作行程，油动机动力油油路上有蓄能器的机组检查蓄能器的充氮压力是否符合要求；无蓄能器的机组在机组检修时加装蓄能器。
(1)监视DEH页面上的“并网”显示灯，若为红色表示发电机油开关没跳闸，电气在调整，汽机人员需做如下检
查与操作；
(2)若转速下降很多，须注意油压的变化，根据主油泵出口油压降低情况，启动高压油泵，以保证安全及润滑系
统用油；
（3）根据主蒸汽压力及温度的变化调整电动门及自动主汽门前疏水；
（4）根据排汽压力及温度的变化调整减温水及疏水并开启排空门；
（5）若“并网”灯显示为绿色，说明电气油开关已跳闸，汽机按紧急停机步骤操作。
10.4负荷突然降到零，保护装置动作，发电机未解列：
现象：
(1)汽轮机速关阀、调节汽阀关闭；
(2) 发电机甩负荷，功率表示值降为0，电流表示值不为0，机组转速维持不变，表示发电机未与电网解列。
原因：汽轮机保护系统---危急遮断油门或停机阀（手动或遥控）误动作引发甩负荷
处理：
这种情况下，机组以电动机方式运转的时间一般不得超过3 分钟，在这段时间内应立即甩负荷 3-3010-07-00
查明原因并予以消除，之后重新开启速关阀、调节汽阀，带负荷；如果事故处理未能在3分钟完成，则应通知控制室解列，机组停机，故障排除后重新起动。
(1) 迅速关闭自动主汽门手轮；
(2) 立即查明原因，消除缺陷，将动作保护投入；
(3) 缓慢开启自动主汽门，全面检查机组，一切正常后通知电气接带负荷；
(4) 发电机变电动机运行不得超过3min，否则向电气发“注意．机器危险”信号，使发电机与电网解列
10.5水冲击的象征：
(1) 主蒸汽温度急剧下降；
(2) 从主汽管法兰接合面、汽封信号管、轴封端部、主汽门和调速汽阀的门杆处冒出白色湿蒸汽；
(3) 主汽管路有水击声，机组发生异常振动，轴向推力增大，轴向位移增大，推力瓦温度升高；
(4) 并电网运行时，电负荷自动下降；并列运行时，转速下降。
产生原因：
(1) 锅炉满水或减温器调节失灵；
(2) 锅炉过负荷，蒸发过度强烈，产生汽水共腾（汽压低时）；
(3) 并炉时疏水不良；停炉后满水，截门不严倒入蒸汽母管；
(4) 启机时暖管时间不足或疏水不良。
处理：
立即手拍危急遮断油门或手按操作盘紧急停机按钮进行紧急停机。
危害：水冲击是汽轮机最危险的事故。如不迅速采取措施会导致汽缸裂纹,大轴弯曲,轴向推力增大、推力瓦损坏、动、静部分严重磨损，机组发生强烈振动，叶片、叶轮损坏等重大事故，因此，运行时应尽量杜绝这类恶性事故的发生。
10.6厂用电中断
现象：
电动给水泵停止运转，电流表指示为零，照明中断，控制盘各指示仪表无显示，所有电动设备停止运行，主汽压力也随之下降。
处理：
1.联系电气并报告值长，夜间应投入事故照明；
2.根据根据主油泵出口油压变化情况，启动直流润滑油泵，保证润滑用油。保证机组在额定转速；
3.注意主蒸汽压力下降情况，如果机组带电负荷，应按主汽压力不符合规范减少电负荷；
4.如果不能很快恢复厂用电时，当主汽压力和主蒸汽温度降至很低时，应报告值长，立即打闸停机。
10.7压力油油压偏低
10.7.1压力油意外泄漏
10.7.1.1 辅助油泵止回阀关闭不严，主油泵出油有一部分从该阀排放到油箱。如主、辅油泵切换前油压正常，停下辅助油泵后油压降低，很有可能是止回阀泄漏所致；
10.7.1.2 油泵选用容积泵的供油系统，泵出口溢流阀调整不当，泄放油量过大引起油压降低；
10.7.1.3 配置有高位油箱的油系统，油箱进油阀调节不当，油箱溢流量偏大，使油压降低；
10.7.1.4 装入油箱中的立式油泵，出油管连接法兰漏油，油泵出油有一部分喷入油箱。
10.7.2 电动油泵转向不对。
10.7.3 油箱油位过低，不仅油泵出口油压降低，而且油压波动。
10.7.4 系统配置缺陷
主、辅油泵切换过程瞬时出现油压降低，或是机组稳定运行时油压正常，而当油动机大幅动作时油压下降甚至引起速关阀关闭。在压力油或油动机动力油管路上装设蓄能器可避免出现油压大幅降低，有的机组虽配置有蓄能器，但由于充氮压力不符合要求等原因而不起作用。
10.7. 5 机组正常用油量大于泵的额定流量，造成油压降低。机组试运行时，主油泵投入工作后油压偏低，经检查证实油压偏低非上述原因所致，这时，在满足运行要求的前提下，先尝试尽可能减少系统用油量，如轴承进油、齿轮箱喷油等，如仍无明显改善，那就要考虑换泵：
10.7. 5.1 改用容量大的油泵；
10.7. 5.2 自带主油泵的汽轮机，条件允许时改变驱动组件齿轮速比，提高泵的运行转速。
10.7.2漏油
10.7.2.1 部件装配、油管路装接时操作不符合要求，造成密封不良，密封面损伤，与油接触连接面局部离缝等，这些缺陷引起的漏油、渗油在试运行时就会显露，根据对漏油部位的检查，作相应处理，消除漏油。
10.7.2.2 机组运行中因密封件磨损等原因引起的漏油，根据部件特点酌情处置：勿需停用可随时进行维修的设备如截止阀、闸门等，阀杆处漏油时，适当压紧密封填料，在检修时再作进一步处理；可切换运行的设备，如电动油泵，发现泵的轴封处漏油时，起动辅助泵，修理或更换停运泵的轴封；对只能在机组停机后通过检修消除缺陷的设备，如调节汽阀油动机，主要靠巡检查认真观察，在油动机活塞杆处发现渗油的蛛丝马迹时要引起重视并作好记录，若渗油日渐增多，应利用机组停机的机会，及时修理活塞杆或更换密封件，防微杜渐，以免发生油动机冒油强迫停机的故障。
10.7.3油管路振动
因油管道装接不规范而引起汽轮机振动的油管路振动，通常在试运行时都会采取措施予以消除，其它的油管路振动往往未引起足够重视，有些汽轮机运行时出现二次油管道的高频振动，也有一些汽轮机，正常运行时油管路无异常，而在速关停机时，保安油路管道出现振动。油管路振动使管道、接口、焊缝产生动载荷，很可能引起接口密封紧力松驰，焊口开裂而造成漏油、冒油，因此管路产生振动时及时采取措施予以消除。油管路振动与管道装接时的初应力，管内油流速度、状态等有关，大多通过适当设置管夹或支架可得以排除。
10.7.4主油泵故障：
1.主油泵运行声音异常；润滑油压同时下降。确认为主油泵故障后应进行故障停机。
2.其中某一油压降低时，应进行检查，并采取措施。运行中主油泵工作不正常时，应启动电动油泵，维持润滑油压，并检查油箱油位，注油器工作是否正常，采取一切措施不能恢复时故障停机。
10.7.5油压、油位同时下降：
1.检查高低压油管是否破裂，法兰、阀门结合面是否漏油，采取紧急堵漏措施无效时，应故障停机；
2.运行中冷油器出现漏油应及时切换，并向油箱补油。
10.7.6油压降低、油位正常：
1.压力油漏到油箱内，或油管不畅通，注油器故障，油压调节阀故障；
2.主油泵吸入侧滤网堵塞，滤油器滤网堵塞时，切换滤油器。注油器或主油泵出现故障，不能消除时，按主油泵故障进行操作。
3.检查高压油泵，交流润滑油泵或直流润滑油泵逆止门是否严密（关闭出口门后油压升高则证明逆止门不严）。
10.7.7油位下降、油压正常：
10.7.7.1.检查油位计动作是否灵活；
10.7.7.2.检查油箱各连接管是否漏油，检查油箱放水门、取样门、事故放油门、滤油机入口门是否关闭不严，查明原因后没法消除，并向油箱补油。
10.7.7.3.当无法消除漏油时，应在降到最低油位前故障停机。
10.7.8电动油泵工作失常：
10.7.8. 1.在启机过程中，高压电动油泵发生不正常声音，但油压正常，应继续运行，直到主油泵参加工作能保证正常油压为止。
10.7.8.2.如低速暖机未结束，高压电动油泵发生故障，应启动润滑油泵，停止高压电动油泵，停止启机。 10.7.8.
3.停机时高压电动油泵出现故障，应启动交、直流润滑油泵继续停机；如交流润滑油泵、直流润滑油泵同时发生故障，应维持机组正常转速，其中一台恢复后方可停机。
10.7.8.4.停机后交流润滑油泵、直流润滑油泵同时出现故障，应停止电动盘车，进行手动盘车(手动盘动转子180度)，时间根据汽缸壁温度而定。
10.7.9主、辅油泵切换困难
自带主油泵的汽轮机，起动过程中达到切换转速后，停用辅助油泵机组无法继续运行，其原因主要有：
10.7.9.1 油箱位置低于布置图要求的标高增大了油泵的吸油高度或油泵进口油管加长且增加了弯头使油泵进口压力降低，造成主油泵因吸油困难而无法正常工作，这种情况如增大引射器喷油量仍无改善，那最好是修改主油泵进油管路；
10.7.9.2 注油引射器底阀不能正常开启，达不到要求的开度，引射器吸油损失增大使主油泵吸油困难。检查底阀，如有卡涩，通过修理使其运作正常，必要时，对油箱的油用滤油机重新过滤；
10.8异常振动和异音及管路故障
10.8.1在机组启动过程中，发生异常振动时应：
1)当机组出现不正常的响声或振动时，应降低转速检查。
2)当油系统出现不正常现象（例如：油温过高、油压过低等），应停止升速，查明原因消除后方可正常升速。
3）当主蒸汽系统出现异常时（如：管道故障，阀门故障），应给予消除。
4）在升速过程中发生振动应降低转速，重新延长暖机时间。降低转速时，应在不发生振动转速保持，严禁在临界转速停留。
5) 当汽轮机热膨胀发生显著变化时，应停止升速，进行检查。
10.8.2机组启动后，接带负荷，提升电压时，发生振动说明发电机部分不正常，应向电气发出“注意机器危险”信号，停止升压。
10.8.3当负荷变动机组发生强烈振动，或从汽机、发电机、励磁机发出异音，需减负荷直到异音和振动消除，并检查：
(1) 润滑油温度是否发生变化，润滑油压是否下降，轴承温度是否偏高；
(2) 主蒸汽温度是否在规定范围内，超过下限时应加强疏水。
10.8.4如果减去发电机全部负荷，去掉励磁后，振动才完全消失，说明振动是由发电机转子线圈短路而引起，通知电气检查处理。
10.8.5运行机组突然发生强烈振动或听到清楚的金属声音，应紧急停机处理。
10.9转速异常
10.9.1．超速：
10.9.1．1.机组发生超速而危急保安器未动作，司机应立即手拍危急遮断油门，关闭速关阀。
10.9.1. 2.如需重新启动时，必须做超速试验。试验合格后方可接带负荷。
10.9.2．汽机脱网运行时周波下降：
10.9.2.1.如是电负荷突增，使汽机转速下降，应立即联系值长，主控进行减负荷。
10.9.2.2.如因主汽压力下降引起转速降低，孤网运行时，主汽压力降至机组转速及周波超过规定值，应开启排空门，保持周波不低于规定值，调整无效时应通知电气减少电负荷。如主汽压力降至最低限度，应请示值长故障停机。
10.9.2.3.由于周波过低时，会影响其它电动设备正常运行，应加强监视给水泵运行情况。
10.9.2．4.在正常情况下不允许排空带负荷运行，只有在危急情况下短时间内方可采用，但要严密监视复速级后的压力，不允许超过规定值。
10.10 速关阀开启不正常
10.10.1 操作不当引起的速关阀不能正常开启：用启动调节器开启速关阀的汽轮机，开启速关阀过程中，启动油与速关油要进行切换，但当调节器手轮连续操作且速度过快时，油缸中速关油的升压速度小于启动油的卸压速度，造成活塞盘与活塞脱开，致使速关阀无法开启。正常操作应该是，操作手轮时要注意观察压力表，在速关油压建立、启动油压开始下降时，操作要尽可能缓慢或暂停几秒钟，然后继续操作就可使速关阀正常开启。
10.10.2 油缸内泄漏引起的速关阀不能开启：由于油缸与活塞的径向间隙过大，造成启动油大量泄漏，压力降低，无力将活塞推向活塞盘，活塞与活塞盘脱开状态下速关油不能建立油压，因此速关阀无法开启。这种故障只能通过检修来消除，如在油缸与活塞间加装密封件或单配活塞。
10.10.3 阀杆结垢，阀杆弯曲等引起的速关阀开启不正常：定期进行速关阀动作试验（见1-2300-及3-1400-），如发现试验油压升高，很有可能存在阀杆结垢，油缸积垢或阀杆弯曲故障，应及时安排检修，查明原因并予排除。
为避免阀杆弯曲，备件阀杆不宜横卧搁置而应悬挂存放。
10.11速关阀油缸漏油（外泄漏）
10.11.1 密封圈装配不到位起不到密封作用。处理措施是重新装配密封件，压紧密封圈，如密封圈规格不对，须予以更换。
10.11.2 装配时阀杆与密封件套筒不同心或因阀杆弯曲阀杆与套筒接触，引起阀杆拉毛而损伤密封圈，致使油缸漏油。处理措施：修复或更换阀杆、套筒，更换密封圈，重新仔细装配。
10.11.3错油门滑阀故障
错油门滑阀由转动盘和滑阀体粘接而成（见1-1910-），在有些汽轮机中，因滑阀旋转阻力矩额外增大或胶粘剂强度下降而发生转动盘与滑前期体脱开的故障，这种情况下由于滑阀体不再转动，调节系统迟缓率明显增大，改变调节器给定值时，二次油压变化，但油动机要么不响应要么产生大幅过调动作，同时，错油门冒气器冒油，用手触摸错油门的进、回油管无振感。
处理措施：及时停机，更换备用错油门滑阀。换下的滑阀可自行重新粘接，粘接前，粘接面上固化的胶粘剂膜层用刮刀、砂布清理干净，胶粘剂可选用室温下剪切强度＞14.7Mpa的单组分厌氧胶，粘接操作按所用胶粘剂的要求进行。
10.12二次油压高频振荡
使用液压放大器的汽轮机，有时在某一工况因二次油压振荡而产生二次油压力表指针抖动，二次油管路振动，机组负荷或转速出现不衰减的快速波动，遇到这种情况可通过适度关小二次油路上的单向节流阀或调整错油门的调节阀，降低滑阀的转动频率，减小滑阀振幅，扼制二次油的振荡，必要时在二次油管路上加装管夹。
10.12.1 汽轮机不能正常起动
采用液压或机械液压式调速器的汽轮机起动时，冲转升速后，调节汽阀突然关闭，致使不能正常起动，这种情况大多是放大器“切断点”整定不当所致，见1-1830-。
10.12.2 荷（转速）波动
使用液压或机械液压调速器的汽轮机，有些在运行中会出现负荷（转速）或快或慢不衰减的波动，引起调节系统不稳定的原因有很多，这里例举其中的两种：
10.12 .1 放大器托叉与比例杠杆连接处轴向间隙过大，托叉窜动干扰随动活塞引起二次油压幌动，使负荷或转速
波动。处理措施：检修时重新配作垫片，连接处轴向间隙控制在0.02～0.03mm，使托叉既能灵活转动又不产生轴向窜动。
10.12.2 使用PG-PL 调速器的汽轮机，调速器补偿针阀开度与机组特性不适应会使调节系统不稳定。补偿针阀的开度可在机组运行时进行调整，如波动速度很慢，表明针阀开度偏小，需逆时针方向旋动针阀增大开度，如波动周期很短，则应关小针阀，针阀无论开大或关小，都应一面缓慢调整一面观察机组运行情况，直至系统稳定，之后改变调速器给定值，
系统立即响应，出现少量过调后很快恢复到稳定状态，则可认为补偿针阀调整符合要求，针阀调整好后通常不需要重新整定。
10.12.3 电液转换器
采用电液调节系统的汽轮机，在运行一段时间后，电液转换器电流信号与输出油压关系与试运行时测定数据相比较，同样电流信号对应的油压下降，很可能是因油系统清洁度较差，电液转换器进油滤网堵塞引起的。
处理措施：正常停机后，清洗滤网，重新装接好后测定电流与油压关系，若恢复正常，便可投入运行，同时要加强油系统的维护，提高油系统清洁度；如测试结果不正常，可尝试用校正初始值和范围的方法重新整定。
运行过程中，电液转换器出现非外部原因引起的故障时，最好是停机后更换备用的电液转换器，并与转换器制造厂商联系，商定修理事宜。如果自己将电液转换器解体进行检修，由于各方面条件限制，往往达不到预期目的。11.岗位巡检
11.1岗位巡检制度
11.1.1巡回检查工作是为了保障设备安全、经济运行采取的一项重要管理措施。
11.1.2巡检人员必须有高度的责任感，严肃认真地对待巡回检查工作，不断提高对设备缺陷的判别能力和巡回检查质量，把事故消灭在萌芽状态。
11.1.3巡回检查时应随身携带必须的工具和用具（如：电筒、听棒和其它检测工具等），检查时应认真细致，根据不同运行设备的特点，用听、看、摸、试的方法来分析判断运行状态是否正常。但必须执行安全工作规程，注意人身及设备的安全。
11.1.4检查重点应包括：
1)运行方式改变和操作过的设备；
2)检修试验中的安全措施；
3)班中设备缺陷消除后的运行情况；
4)运行参数异常的设备；
5)防火检查。
11.1.5巡回检查中发现设备缺陷时，加强监视，经检查判断有条件消除时，设法消除，防止事态扩大，同时应向班长报告，对威胁运行安全的问题，应立即报告值长和上级领导，处理情况及措施应详细记入班长日志，并向接班人员交待清楚。
11.2巡检路线:
11.3巡检周期:
11.3.1给水泵及除氧器每两小时巡检一次。
11.3.2对汽轮机运行情况的重要参数每一小时巡检并记录一次，其它每两小时巡检一次。
11.4汽轮机点检制度：
11.4.1重点巡检内容：
1.机组本体及周围卫生、内部声音正常。
2.油箱油位计动作情况。
3.压力表及温度表玻璃清洁无损坏，检验无过期，无泄露。
4.排污阀疏水阀无泄露。
5.机组本体汽缸的热膨胀情况。
6.汽轮机润滑油温、各油压应正常。
7.各轴承温度及振动正常。
8.汽轮机主蒸汽压力、主蒸汽温度在正常范围内。
9.检查油动机等调速部件的动作情况。
11.4.2点检方法：
第1-4条通过到汽轮机现场听、看、摸等方法进行检查，第5-9条通过汽轮机现场各计量表或指示器检查并记录到汽轮机运行日报表上。
11.4.3点检标准：
1.汽轮机本体表面不允许有灰尘及油垢，地面清洁，机组内部声音无异常
2.油箱油位计动作灵活，油位正常（-200，+200）mm
3. 汽机班长对压力表、温度表的有效期要定期检查，如有过期及时上报进行更换；压力表、温度表发现泄漏
及时检修，不能处理挂警示牌并做好记录，待停机处理
4.机组各回油管通畅不堵塞。
5.观察膨胀指示器的指示情况，反映汽缸的热膨胀问题
6.各轴承温度不超过65℃，若有温度超过标准的，应检查各表计是否正常或或冷油器工作是否正常及循环水
供应(循环水压力保证在0.18-0.35 MP之间)是否正常，分析原因，采取措施，予以解决
7.注意监视机组振动值，各轴承振动值不超过0.03mm
8.润滑油温及油压的检查标准是：
润滑油温30-45℃
润滑油压0.08-0.22MP
主油泵出口油压：1.0-1.25 MP
主油泵入口油压：0.08-0.22 MP
轴向位移：-0.6-1.0mm
９、主蒸汽压力及温度的检查标准是:
主蒸汽压力：4.6-5.1MP
主蒸汽温度:455-480℃
11.4.4点检人员：
当班运行人员：主操、副操或班长。
11.4.5点检周期：
每小时对重点设备各参数记录一次并记录在运行日报表上。
12、设备操作
12.1给水泵的操作
12.1.1给水泵启动前的准备与检查
1.联系电气人员测量电机绝缘，送上电源，做好启动给水泵工作。
2.检查给水泵出口侧母管至炉前给水母管截门及母管各分段截门是否开启，除氧水箱上再循环门应在开启位置。
3.检查除氧水箱出口门，低压给水母管各分段截门是否开启，初次启动时，检查是否有冷却水。
4.检查给水泵轴承是否缺油，盘动轴无卡涩现象。
5.先开启给水泵入口水门，再开启给水泵再循环门，给水泵出口二次门应在开启位置。
6.检查表计应完好无缺陷，压力表考克门应开启，冷却水总门应开启，盘根冷却水门应稍开有少量水流出即可。
12.1.2启动
12.1.2.1.给水泵的启动
1)开启给水泵再循环门和入口门，投入操作开关，检查空负荷电流正常，出口压力正常。
2)检查各轴承振动应正常，泵内无异音，轴承温度正常
3)稍开出口阀，系统充水，锅炉前压力正常后，全开出口阀。
4)关闭再循环门。
12.1.2.2.启动给水泵应注意：
(1) 泵组并列运行给水压力低时，应先检查并确认运行泵再循环门已关闭，方可按正常操作启动备用泵。
(2) 启动给水泵时，严禁先开出口门和再循环门，防止高压给水倒流，损坏设备；
(3) 备用泵启动并列后，可根据压力调整再循环门，防止单泵调整，造成过载或电流过大；
(4) 初次启动时应联系锅炉用水时间，防止压力过大，损坏系统及设备，可根据压力调整再循环门。调整再循环门无效时，应适量关小入口水门。
(5)投入泵出口门联锁，投入备用泵联锁及出口门联锁。
12.1.3维护
12.1.3.⒈电流不超过25A
12.1.3.⒉出口压力 7.0-8.5Mpa
12.1.3.3.轴承各方向振动不超过0.1mm
背压式地抽汽背压式汽轮机电液调节系统
用户培训资料背压式汽轮机电液调节系统 哈尔滨汽轮机厂控制工程有限公司目录 1. 背压式汽轮机调节 (1) 1.1 背压式汽轮机工作过程 (1) 1.2 背压式汽轮机液压调节系统 (2) 1.3 背压式汽轮机电液调节系统（DEH） (3) 1.3.1 背压式汽轮机电液调节系统构成 (4) 1.3.2 背压式汽轮机电液调节系统的基本原理 (7) 1.3.3 背压式汽轮机电液调节系统的主要功能 (8) 1.3.4 背压式汽轮机电液调节系统的性能指标 (11) 1.3.5 DEH控制系统设计要求 (12) 1.3.6 调节保安系统 (12) 2. 抽背式汽轮机调节 (14) 2.1 抽背式汽轮机工作过程 (14) 2.2 抽背式汽轮机电液调节系统 (15) 2.2.1 工作原理 (15) 2.2.2 基本功能 (17) 2.2.3 性能指标 (17) 2.2.4 DEH控制系统要求 (17) 2.2.5 调节保安系统（见图11） (17)
1. 背压式汽轮机调节 1.1 背压式汽轮机工作过程 背压式汽轮机是一种既供电又供热的电热联供的汽轮机，背压式汽轮机工作原理示意图如图1所示 从锅炉来的新蒸汽经过主汽门TV 和调节阀门GV ，进 入背压式汽轮机中膨胀做功。从背压式汽轮机排出的具有一定压力的蒸汽通过阀门V2进入热用户的热网。这种以电热联供的背压式汽轮机，可以提高循环效率，降低煤耗， 达到充分利用能源的目的。 由于热用户对所需蒸汽的质量有一定的要求，即要求背压保持一定，而流量是变化的。但因背压式汽轮机排汽的压力是基本保持不变的，所以蒸汽流量的改变必将引起 发电量的变化。因此，电用户和热用户之间如何协调工作 是背压式汽轮机调节系统的任务 背压式汽轮机通常有两种运行方式，一种是按电负荷进行工作，另一种是按热负荷进行工作，根据不同的运行方式，对调节系统的要求也不尽相同。 按电负荷工作的背压式汽轮机通常与其它热源共同向热用户供汽。热用户所需要的蒸汽量除了由背压式汽轮机提供外，还应有其它汽源。例如：抽汽式汽轮机，低压锅炉或锅炉的高压蒸汽经减温减压器等方案。汽轮机供给热用户的蒸汽量取决于电负荷的要求，供汽量的变化由其它汽源加以补偿。在这种情况下，背压式汽轮机按照满足电用户需要的运行方式工作，其调节系统和凝汽式汽轮机没有差别,即转速或负荷调节。调速器的作用是调节背压式汽轮机的转速。热用户所需的一定蒸汽压力的蒸汽是通过调节其他汽源供汽量来保证。这时背压式汽轮机的调压器实际上是不起作用的。 大多数情况下，背压式汽轮机是按热负荷特性进行工作的，这时通过汽轮机的蒸汽量随热负荷变化而变化，汽轮机的功率由热负荷决定，电能的需要由并列运行的其他机组来承担。 按热负荷运行的机组，所需的蒸汽量由调压器进行调节。当热用户所需用蒸汽量 图 1
背压式、抽背式及凝汽式汽轮机的区别
背压式、抽背式及凝汽式汽轮机的区别 1、背压式汽轮机 背压式汽轮机是将汽轮机的排汽供热用户运用的汽轮机。其排汽压力(背压)高于大气压力。背压式汽轮机排汽压力高，通流局部的级数少，构造简略，同时不用要巨大的凝汽器和冷却水编制，机组轻小，造价低。当它的排汽用于供热时，热能可得到充足使用，但这时汽轮机的功率与供热所需蒸汽量直接联系，因此不或许同时餍足热负荷和电(或动力)负荷变更的必要，这是背压式汽轮机用于供热时的部分性。 这种机组的主要特点是打算工况下的经济性好，节能结果昭着。其它，它的构造简略，投资省，运行可靠。主要缺点是发电量取决于供热量，不克独立调理来同时餍足热用户和电用户的必要。因此，背压式汽轮机多用于热负荷整年安稳的企业自备电厂或有安稳的根本热负荷的地区性热电厂。 2、抽汽背压式汽轮机 抽汽背压式汽轮机是从汽轮机的中间级抽取局部蒸汽，供必要较高压力品级的热用户，同时保留必定背压的排汽，供必要较低压力品级的热用户运用的汽轮机。这种机组的经济性与背压式机组相似，打算工况下的经济性较好，但对负荷改变的合适性差。 3、抽汽凝汽式汽轮机 抽汽凝汽式汽轮机是从汽轮机中间抽出局部蒸汽，供热用户运用的凝汽式汽轮机。抽汽凝汽式汽轮机从汽轮机中间级抽出具有必定压力的蒸汽提供热用户，平常又分为单抽汽和双抽汽两种。此中双抽汽汽轮机可提供热用户两种分别压力的蒸汽。 这种机组的主要特点是当热用户所需的蒸汽负荷猛然下降时，多余蒸汽可以通过汽轮机抽汽点以后的级持续扩张发电。这种机组的长处是灵敏性较大，也许在较大范畴内同时餍足热负荷和电负荷的必要。因此选用于负荷改变幅度较大，改变屡次的地区性热电厂中。它的缺点是热经济性比背压式机组的差，并且辅机较多，价钱较贵，编制也较庞杂。 背压式机组没有凝固器，凝气式汽轮机平常在复速机后设有抽气管道，用于产业用户运用。另一局部蒸汽持续做工，最后劳动完的乏汽排入凝固器、被冷却凝固成水然后使用凝固水泵把凝固水打到除氧器，除氧后提供汽锅用水。两者区别很大啊!凝气式的由于尚有真空，因此监盘时还要注意真空的境况。背压式的排气高于大气压。趁便简略说一下凝固器设置的作用：成立并维持汽轮机排气口的高度真空，使蒸汽在汽轮机内扩张到很低的压力，增大蒸汽的可用热焓降，从而使汽轮机有更多的热能转换为机械功，抬高热效果，收回汽轮机排气凝固水
凝汽式汽轮机汽耗率高的
凝汽式汽轮机汽耗率高的 原因分析及处理措施 动力厂汽机车间发电站 周光军 【摘要】动力厂汽机车间 1＃、2＃、4＃汽轮发电机自1999年1月份以来出现排汽温度高，汽轮机汽耗率大幅度增加、轴承润滑油乳化严重等现象，通过调整了汽轮机通流间隙，改造轴封结构并完善循环水水质处理工作，从而较好地解决上述问题。 【关键词】汽轮发电机、汽耗率、润滑油乳化 1、概述 动力厂汽机车间共有4台汽轮发电机组，其中3＃为背压式，1、2、4＃为凝汽式。1机1979年、2机1992年、4机1993年投产以来，运行状况一直比较稳定，各项技术指标良好。但自1999年1月初开始，该机组出现了排汽温度高、汽耗率、轴承润滑油乳化严重等问题。凝汽机组纯凝汽工况下，发电负荷6000时，耗汽量28时，排汽温度达63，汽耗率增加12，润滑油月消耗增加30，滤油工作量很大。 2、问题原因分析 2.1机组真空、循环水系统参数变化较大 2.1.1首先对1997年至2003年来每年5至8月份，真空系统的有
关数据进行比较，见表1 年份循环水入 口温度 （℃） 循环水出 口温度 （℃） 真空值 （MPa） 端差值 （℃） 汽耗率 不抽汽抽汽 1997 28.4 34.6 0.06 6.7 5.28 7.43 1998 27.5 35.3 0.061 8.2 5.32 7.55 1999 26.8 37.9 0.062 10.6 5.41 7.78 2000 27.2 39.8 0.063 14.3 5.56 8.01 2001 27.5 41.7 0.06 20.1 5.88 8.36 2002 27 39 0.058 20.3 5.89 8.33 2003 27 40 0.06 21 5.78 8.35 (表1) 从表1可以发现，机组平均温升为13℃，由此所造成的汽耗率增加是显而易见的。 2.1.2通过统计数据发现，机组凝汽器的疏通周期自1995年以来基本为半年左右，至2000年基本根据机组负荷变化的情况进行清扫，没有固定的疏通周期，时间较长，主要原因有： 发电循环水的补充水源由水电厂3、4干线工业水供给，水质较差；由于机组采用的是如图1所示的供汽方式，对于轴封供汽的温度和压力难以准确把握，运行中往往由于供汽压力较大，温度较高，造
25MW背压式汽轮机运行规程
B25MW背压式汽轮机运行规程 批准： 审核： 修编： 宁夏伊品生物科技股份有限公司动力部
B25MW背压式汽轮机运行规程 前言 1．引用标准： 电力部《电力工业技术管理法规》 有关设计资料及厂家说明书。 2．本规程是汽轮机运行人员进行操作，调整，处理事故的技术标准，所有运行人员应按本规程的规定进行操作或调整。 3．在运行操作过程中如遇有编写内容与生产不符时，应及时提出修改意见，经审核批准后执行。
B25MW背压式汽轮机运行规程 1.适用范围及引用标准： 本规程适用于伊品企业型号为B25-8.83/0.981型（南京汽轮机厂）所生产的冲动式高压，单缸，抽汽背压式汽轮机.使用于动力部汽机专业。 2.工作原理： 该汽轮机为南京汽轮机厂生产的冲动式高压，单缸，抽汽背压式汽轮机，型号为B25-8.83/0.981，配用南京汽轮发电机厂所生产的 QFW-30-2C型空冷式发电机。 汽轮机转子由一级单列单列调节级和10级压力级组成。 喷嘴，隔板，隔板套均装在汽缸内。它们和转子组成了汽轮机的通流部分，也是汽轮机的核心部分。高压喷嘴组分成四段，通过T型槽道分别嵌入四只喷嘴室内。每一段喷嘴组一端有定位销作为固定点，另一端可以自由膨胀并装有密封键。为了缩短轴向长度，确保机组的通流能力，并有利于启动及负荷变化，本机组采用了多级隔板套。在隔板套中再装入隔板。 本机组有四只调节汽阀。均采用带减压式预启阀的单座阀，以减少提升力。油动机通过凸轮配汽机构控制四只阀的开启顺序和升程。 在汽轮机前轴承座前端装有测速装置，在座内有油泵组、危急遮断装置、轴向位移发送器、推力轴承前轴承及调节系统的一些有关部套。前轴承座的上部装有油动机。前轴承座与前汽缸用“猫爪”相连，在横
中小型凝汽式或抽凝式汽轮机改造成背压式汽轮机的一种新方法
第26卷,总第149期2008年5月,第3期 节能技术 E NERGY CONSERVATI ON TECHNOLOGY Vol 26,Sum No 149 May 2008,No 3 中小型凝汽式或抽凝式汽轮机改造成背压式汽轮机的一种新方法 张玉峰1,管立君1,赵肃铭2 (1 石家庄双联化工有限责任公司,河北 石家庄 050200;2 哈尔滨工业大学,黑龙江 哈尔滨 150001) 摘 要:将凝汽式或抽凝式汽轮机改造成背压式汽轮机,由于排汽温度提高导致后汽缸热膨胀过大而影响汽轮机的正常运行。本文提出了一种新的改造方法,降低了后汽缸的温度,实现了改造后汽轮机的安全运行。 关键词:凝汽式汽轮机;抽凝式汽轮机;背压式汽轮机;压力匹配器;喷水冷却装置 中图分类号:TK266 文献标识码:A 文章编号:1002-6339(2008)03-0276-03 New Method of Transforming Condensing/Extraction S team Turbine into Back -Pressure S team Turbine ZHANG Yu-feng 1,GUAN Li-jun 1,Z HAO Su-ming 2 (1 Shijiazhuang Shuanglian Chemical Industry Group Co Ltd,Shijiazhuang 050200,C hina; 2 Harbin Institute of Technology Harbin 150001,China)Abstract:Transforming condensing or extraction-condensing steam turbine into back-pressure steam turbine will increase the temperature of exhaust,which would cause the excessive expansion of cylinder and have im pact on the nor mal operation of turbine In this paper,a new approach of transformation is proposed And it guarantees the safe operation of turbine by reducing the temperature of back cylinder Key words:transforming condensing stea m turbine;extrac tion-condensing steam turbine;back-pressure stream turbine;heat pump;steam-te mperature reducer 收稿日期 2008-03-26 修订稿日期 2008-04-06作者简介:张玉峰(1969~),男,段长。 1 前 言 中、小型凝汽式汽轮发电机组由于其发电煤耗高,按照国家能源政策的要求,属于被淘汰机型,中、小型抽凝式汽轮发电机组虽属热电联产机组,但对其供热量也有明确的规定,即热电比必须大于1,热效率必须大于45%,否则也属于关停机组之列。但我国目前许多企业自备发电站,有大量这类机组存在,其中有些还有相当长的使用寿命,弃置可惜,继续使用发电煤耗居高不下,处于随时被关停的境地。更换适合企业供热要求的新背压机组,不少企业或 者缺乏资金,或者考虑到企业长期规划要求而暂时搁置。因此,想到要将这类机组改造成符合政策要求的热电比大、热效率高的背压式汽轮发电机组,这样既能顾及到企业长期发展规划,又能满足企业的供热需求。不改变原机组的位置和主要结构形式,用很少的投资,就实现了汽轮机的排汽全部被生产所使用,从而大大提高了能源的有效利用率,是一种投资少,周期短,见效快的一种节能改造方式。 2 将凝汽式或抽凝式汽轮机改造成背压式汽 轮机组存在的问题、解决途径及改造方法 该类型汽轮机的共同特点是排汽排在冷凝器中,形成较高的真空,因此汽轮机的后汽缸和排汽管 ! 276!
凝汽式和背压式汽轮机区别
凝汽式汽轮机 科技名词定义 中文名称: 凝汽式汽轮机 英文名称: condensing steam turbine 定义: 蒸汽在汽轮机本体中膨胀做功后排入凝汽器的汽轮机。 所属学科: 电力(一级学科);汽轮机、燃气轮机(二级学科) 本内容由全国科学技术名词审定委员会审定公布 百科名片 凝汽式汽轮机,就是指蒸汽在汽轮内膨胀做功以后,除小部分轴封漏气之处,全部进入凝汽器凝结成水的汽轮机。 目录 简介 运行特性 排汽压力与机组功率 编辑本段 简介 实际上为了提高汽轮机的热效率,减少汽轮机排汽缸的直径尺寸,将做过部分功的蒸汽从汽轮机内抽出来,送入回热加热器,用以加热锅炉给水,这种不调整抽汽式汽轮机,也统称为凝汽式汽轮机。
火电厂中普遍采用的专为发电用的汽轮机。凝汽设备主要由凝汽器、循环水泵、凝结水泵与抽气器组成。汽轮机排汽进入凝汽器,被循环水冷却凝结为水,由凝结水泵抽出,经过各级加热器加热后作为给水送往锅炉。 汽轮机的排汽在凝汽器内受冷凝结为水的过程中,体积骤然缩小,因而原来充满蒸汽的密闭空间形成真空,这降低了汽轮机的排汽压力,使蒸汽的理想焓降增大,从而提高了装置的热效率。汽轮机排汽中的非凝结气体(主要就是空气)则由抽气器抽出,以维持必要的真空度。 汽轮机最常用的凝汽器为表面式。冷却水排入冷却水池或冷却水塔降温后再循环使用。靠近江、河、湖泊的电厂,如水量充足,可将由凝汽器排出的冷却水直接排入江、河、湖泊,称为径流冷却方式。但这种方式可能对河流湖泊造成热污染。严重缺水地区的电厂,可采用空冷式凝汽器。但它结构庞大,金属材料消耗多,除列车电站外,一般电厂较少采用。老式电厂中,有的采用混合式凝汽器,汽轮机排汽与冷却水直接混合接触冷却。但因排汽凝结水被冷却水污染,需要处理后才能作为锅炉给水,已很少采用。 背压 科技名词定义 中文名称: 背压 英文名称: back pressure 定义: 工质在热机中做功后排出的压力。一般指汽轮机的排汽压力。 所属学科: 电力(一级学科);通论(二级学科) 本内容由全国科学技术名词审定委员会审定公布 目录
探究凝汽式或抽凝式汽轮机改造成背压式汽轮机的方法
探究中小型凝汽式或抽凝式汽轮机 改造成背压式汽轮机的方法 摘要:由于中小型凝汽式或抽凝式汽轮在使用过程中具有发电煤耗高的缺陷，须将其改造成为热电比大与热经济性好的背压式汽轮机。然而在改造过程中，由于该类型汽轮机的排气温度会逐渐增高，造成汽缸后部热膨胀增大形成，最终会影响改造后汽轮机运行安全。针对这一问题，本文设计了一种新的改造方案，控制后汽缸温度，保障汽轮机正常、安全运行。 关键词：中小型；凝气式汽轮机；抽凝式汽轮机；背压式汽轮机 现阶段，受我国能源政策以及汽轮机自身因素等的影响，大多企业自备电站中，许多凝汽式或抽凝式汽轮机长期处于闲置的状态。例如，凝汽式汽轮机发电的热电比与热电效率非常低，不能满足国家的政策要求而被迫停运；抽凝式汽轮机的抽汽参数满足不了供热需要而被长期闲置。因此，为满足企业的供热需求与长期的规划需要，有必要将这些汽轮机组改造成为性能良好的背压式汽轮机组，在保证较少投资的前提下，提高汽轮机组的能源利用率。 一、改造具体实例与改造难题分析 （一）改造具体实例 1.原汽轮机改造的基本情况。某化工生产厂拥有一台C15-4.9/ 0.981型的抽凝式汽轮机组，0.00805MPa为该机组的平排汽压力，0.495MPa为其抽汽压力，3.435 MPa，435.5℃为其进汽参数。这一抽凝式汽轮发电机组共有7级汽轮机，分别分布在抽汽口前后的高低压段中。其中，有1个压力级和1个双列调节级的汽轮机分布在抽汽口前的高压段中，而抽汽口低压段中分布有4个压力级和1个双列的低压调节级。当该发电机组的抽汽流量与额定进汽量分别为5.5t/h，1 2.5 t/h的情况下，其发电功率达1550KW。 2.汽轮机组改造要求。由于该化工厂的实际化工生产量持续增加，从而导致了蒸汽量紧张的问题出现；同时，该抽凝式发电机组长期的运行环境为纯凝
背压式汽轮机
背压式汽轮机 排汽压力大于大气压力的汽轮机称为为背压汽轮机。排汽可用于供热或供给原有中、低压汽轮机以代替老电厂的中、低压锅炉。当背压汽轮机用于供给原有中、低压汽轮机以代替老电厂的中、低压锅炉时，又被称为前置式汽轮机，这样不但可以增加原有电厂的发电能力，而且可以提高原有电厂的热经济性。供热用背压式汽轮机的排汽压力设计值视不同供热目的而定；前置式汽轮机的背压常大于2兆帕，视原有机组的蒸汽参数而定。排汽在供热系统中被利用之后凝结为水，再由水泵送回锅炉作为给水。一般供热系统的凝结水不能全部回收，需要补充给水。 1、运行原理 背压式汽轮机发电机组发出的电功率由热负荷决定，因而不能同时满足热、电负荷的需要。背压式汽轮机一般不单独装置，而是和其他凝汽式汽轮机并列运行，由凝汽式汽轮机承担电负荷的变动，以满足外界对电负荷的需要。前置式汽轮机的电功率由中、低压汽轮机所需要的蒸汽量决定。利用调压器来控制进汽量，以维持其排汽压力不变；低压机组则根据电负荷需要来调节本身的进汽量，从而改变前置式汽轮机的排汽量。因此，不能由前置式汽轮机直接根据电负荷大小来控制其进汽量。 由于供热背压式机组的发电量决定于热负荷大小，宜用于热负荷相对稳定的场合，否则应采用调节抽汽式汽轮机。 背压式汽轮机的排汽压力高,蒸汽的焓降较小,与排汽压力很低的凝汽式汽轮机相比，发出同样的功率，所需蒸汽量为大，因而背压式汽轮机每单位功率所需的蒸汽量大于凝汽式汽轮机。但是，背压式汽轮机排汽所含的热量绝大部分被热用户所利用，不存在冷源损失，所以从燃料的热利用系数来看，背压式汽轮机装置的热效率较凝汽式汽轮机为高。由于背压式汽轮机可通过较大的蒸汽流量，前几级可采用尺寸较大的叶片，所以内效率较凝汽式汽轮机的高压部分为高。 在结构上，背压式汽轮机与凝汽式汽轮机的高压部分相似。背压式汽轮机多采用喷嘴调节配汽方式，以保证在工况变动时效率改变不大。因背压机常用于热负荷较稳定的场合，一般采用单列冲动级作为调节级。 2、常见故障及解决方案 背压式汽轮机在运行过程中，气缸由于铸造缺陷、受应力作用变形、隔板及汽封套或挂耳压板的膨胀间隙不合适、气缸密封剂杂质过多、螺栓紧力不足或紧固顺序不正确等原因，结合面常会出现变形、渗漏等现象，影响机组的安全运行。背压式汽轮机渗漏处理方法 针对气缸变形和泄漏的问题，首先要用长平尺和塞尺检查汽缸结合面的变形情况，再根据泄漏程度采取不同的解决方法： 1．汽缸变形较大或漏汽严重的结合面，采用研刮结合面的方法
25MW抽汽背压式汽轮机检修方法
25MW抽汽背压式汽轮机检修方法 路慧茹杨绍霞 中化二建集团有限公司 2017 年9月10日
25MW抽汽背压式汽轮机检修方法 路慧茹杨绍霞 作者单位全称：中化二建集团有限公司地址：太原市长风商务区谐园9号化建大厦邮编：030021 摘要：汽轮机是工业生产的重要设备之一，由于各种原因，汽轮机容易出现故障，故障的产 生会对汽轮机的运转造成一定的影响，为了保证汽轮机正常运行，需定期对汽轮机进行检修。 从节约检修费用和缩短工期两个方面考虑，并且结合以往的施工经验，采取了气缸结合面堆 焊，补焊中低压连接处裂纹，研磨阀座，一瓦二瓦间隙调整、刮研等方法对汽轮机进行检修。 实践证明，汽轮机运用此检修方法检修后，试车一次成功，运行正常，此方法切实可行，且 检修周期短，费用低，安全可靠，值得借鉴。 关键词：汽轮机检修质量 引言 汽轮机在电力、石油、化工等领域中广泛应用，是工业生产的重要设备，由于其结构复杂，运行环境特殊，在生产过程中，由于各种原因，汽轮机容易出现故障，因此汽轮机的检修非常重要，本文就以万华化学（烟台）氯碱热电有限公司热电厂汽轮机检修为例，阐述25MW抽汽背压式汽轮机的检修方法。 1 25MW抽汽汽轮机介绍 万华化学(烟台)氯碱热电有限公司热电工厂汽机工序1#汽轮机，型号为CB25-9.4/4.75/1.75，为高压、单缸、抽汽背压式汽轮机，额定转速3000r/min，最大功率30MW，额定工况下供热抽汽压力4.75Mpa，抽汽流量250t/h，排汽压力1.75Mpa，排汽供热流量3.86Mpa。 2 出现的问题 该机组于2014年开始投入运行，经过两年多的运行，出现了以下主要问题，1、前后汽封存在漏汽现象，造成润滑油水份
背压式、抽背式及凝气式汽轮机区别
关于背压式、抽背式及凝气式汽轮机区别 2010-04-07 21:25 1、背压式汽轮机 背压式汽轮机是将汽轮机的排汽供热用户使用的汽轮机。其排汽压力（背压）高于大气压力。背压式汽轮机排汽压力高，通流部分的级数少，结构简单，同时不需要庞大的凝汽器和冷却水系统，机组轻小，造价低。当它的排汽用于供热时，热能可得到充分利用，但这时汽轮机的功率与供热所需蒸汽量直接相关，因此不可能同时满足热负荷和电（或动力）负荷变动的需要，这是背压式汽轮机用于供热时的局限性。 这种机组的主要特点是设计工况下的经济性好，节能效果明显。另外，它的结构简单，投资省，运行可靠。主要缺点是发电量取决于供热量，不能独立调节来同时满足热用户和电用户的需要。因此，背压式汽轮机多用于热负荷全年稳定的企业自备电厂或有稳定的基本热负荷的区域性热电厂。 2、抽汽背压式汽轮机 抽汽背压式汽轮机是从汽轮机的中间级抽取部分蒸汽，供需要较高压力等级的热用户，同时保持一定背压的排汽，供需要较低压力等级的热用户使用的汽轮机。这种机组的经济性与背压式机组相似，设计工况下的经济性较好，但对负荷变化的适应性差。 3、抽汽凝汽式汽轮机 抽汽凝汽式汽轮机是从汽轮机中间抽出部分蒸汽，供热用户使用的凝汽式汽轮机。抽汽凝汽式汽轮机从汽轮机中间级抽出具有一定压力的蒸汽供给热用户，一般又分为单抽汽和双抽汽两种。其中双抽汽汽轮机可供给热用户两种不同压力的蒸汽。
这种机组的主要特点是当热用户所需的蒸汽负荷突然降低时，多余蒸汽 可以经过汽轮机抽汽点以后的级继续膨胀发电。这种机组的优点是灵活性较大， 能够在较大范围内同时满足热负荷和电负荷的需要。因此选用于负荷变化幅度较 大，变化频繁的区域性热电厂中。它的缺点是热经济性比背压式机组的差，而且 辅机较多，价格较贵，系统也较复杂。 4、小结 背压式汽轮机的排汽全部用于供热，虽然发电少了，但是机组总的能量利用 效率可以达到70～85，所以背压式是能量利用最好的机组。凝汽式汽轮机系统 目前能量利用率最多只有45％。背压式汽轮机一般只适合50MW以下机组，主 要原因是受排汽热力管网制约，因为热力管网的输送距离蒸汽一般在4km，热 水一般10km，因此无法采用大机组。对于季节性采暖机组一般采用抽汽凝汽式。 目前的国家产业政策是300MW以下不上全凝汽式汽轮机（除了煤矸石电厂或循 环流化床），上纯凝汽式汽机一般都是600MW以上机组。 凝气式汽轮机指的是蒸汽在汽缸内做完功后全部排入凝汽器被凝结成水的汽轮机。 背压式汽轮机指的是蒸汽在汽缸内做完功后以高于大气压的压力排出，供工业或者采暖用的汽轮机。 冲动式汽轮机是指蒸汽仅在喷嘴中进行膨胀的汽轮机，在冲动式汽轮机的动叶片中，蒸汽并不膨胀作功，而只是改变流动方向。 反动式汽轮机是指蒸汽不仅在喷嘴中，而且在动叶片中也进行膨胀的汽轮机，反动式汽轮机的动叶片上不仅受到由于汽流冲击而产生的作用力，而且受到蒸汽在动叶片中膨胀加速而产生的作用力。 凝气式汽轮机指的是蒸汽在汽缸内做功后排入凝汽器被冷却成凝结水的汽轮机。 抽汽凝结式式汽轮机指的是部分做功的蒸汽在一种压力或者两种压力下被从汽缸内抽出供工业或者采暖用汽，其余的蒸汽仍然在做功后排入凝汽器的汽轮机。 多级背压式汽轮机指的是汽轮机内级数很多，蒸汽在汽缸内做功后以高于大气压的压力送往热用户的汽轮机。
25MW背压式汽轮机运行规程版
最新资料推荐 B25MV背压式汽轮机运行规程 批准：___________ 审核：____________ 修编：____________ 宁夏伊品生物科技股份有限公司动力部
B25MW背压式汽轮机运行规程 1．引用标准： 电力部《电力工业技术管理法规》有关设计资料及厂家说明书。 2．本规程是汽轮机运行人员进行操作，调整，处理事故的技术标 准，所有运行人员应按本规程的规定进行操作或调整。 3．在运行操作过程中如遇有编写内容与生产不符时，应及时提出修改意见，经审核批准后执行 B25MV背压式汽轮机运行规程 1. 适用范围及引用标准：
本规程适用于伊品企业型号为B25-8.83/0.981 型（南京汽轮机厂）所生产的冲动式高压，单缸，抽汽背压式汽轮机. 使用于动力部汽机专业。 2. 工作原理： 该汽轮机为南京汽轮机厂生产的冲动式高压，单缸，抽汽背压式汽轮机，型号为 B25-8.83/0.981 ，配用南京汽轮发电机厂所生产的QFW-30-2C型空冷式发电机。 汽轮机转子由一级单列单列调节级和10 级压力级组成。喷嘴，隔板，隔板套均装在汽缸内。它们和转子组成了汽轮机的通流部分，也是汽轮机的核心部分。高压喷嘴组分成四段，通过T 型槽道分别嵌入四只喷嘴室内。每一段喷嘴组一端有定位销作为固定点，另一端可以自由膨胀并装有密封键。为了缩短轴向长度，确保机组的通流能力，并有利于启动及负荷变化，本机组采用了多级隔板套。在隔板套中再装入隔板。 本机组有四只调节汽阀。均采用带减压式预启阀的单座阀，以减少提升力。油动机通过凸轮配汽机构控制四只阀的开启顺序和升程。 在汽轮机前轴承座前端装有测速装置，在座内有油泵组、危急遮断装置、轴向位移发送器、推力轴承前轴承及调节系统的一些有关部套。前轴承座的上部装有油动机。前轴承座与前汽缸用“猫爪”相连，在横向和垂直方向均有定位的膨胀滑键，以保证轴承座在膨胀时中心不致变动。在座架上装有热胀指示器，以反映汽轮机静子部分的热膨胀情况。 汽轮机通过一副刚性联轴器与发电机相连，转子盘车装置装于后轴 承盖上，由电动机驱动，通过蜗轮蜗杆副及齿轮减速达到所需要的盘车 速度。当转子的转速高于盘车速度时，盘车装置能自动退出工作位置。在无电源的情况下，在盘车电动机的后轴承装有手轮，可进行手动盘车。 第一节主要技术规范
补汽凝汽式汽轮机使用说明书
使用说明书 产品名称：补汽凝汽式汽轮机 产品代号：HS5596 产品型号：BN10-1.6/0.35
目录 1. 前言 (3) 2. 汽轮机的技术规范及结构说明 (4) 2.1 技术规范 (4) 2.2 机组结构及布置说明 (6) 2.3 汽水系统 (6) 2.4 调节系统和保安系统………………………..…………………... ..7 2.4.1 调节和控制概述…………………………...……………….….. ..7 2.5 供油系统 (7) 2.5.1 供油系统概述 (7) 2.6主要部套简介................................................................ .. (8) 3. 汽轮机的安装 (16) 3.1 安装前的准备工作 (16) 3.2 安装 (16) 4. 起动和运行 (18) 4.1 起动前的准备 (18) 4.2 起动 (18) 4.3 停机 (19) 5. 运行维护及停机保养 (20) 6. WW505程序卡
1. 前言 本说明书向用户简单介绍汽轮机的结构及其一般特性, 帮助用户了解该机组的性能和结构特点, 用户和安装单位在编制详细的安装和操作规程时可作为参考。 各章节中提到的有关部件一般都有图例和说明。但有时它们并不能与机组的每一小部件都相吻合。用户不必对所提供图例和说明与实物的形状等过分追求，而只需理解其工作原理。 本型号汽轮机为凝汽式汽轮机。可驱动多种型式和电压等级的汽轮发电机。汽轮机与发电机直联。 本机组采用WOODWARD 505数字电子调节器，并配有必要的保安装置，以确保机组安全运行。多种监视仪表及保安信号集中在仪表柜上，以方便维护和监视。启动和停机都编制了程序，可在控制系统的面板上直接操作。因此，本机组具有安全可靠、结构紧凑、操作维护简单和自动化程度较高等一系列优点。 机组的布置为双层式, 运转平台标高为7.0m。 机组出公司时，我公司随机提供一套汽机易损件备件，其品种和数量详见备品备件清单，用户如有特殊需求时，可随时向我公司订购备件。
抽汽冷凝式汽轮机(中压抽凝式汽机)-空透
KDON-12000/8000型空分设备 抽汽冷凝式汽轮机(中压抽凝式汽机） 技术操作部分 1、技术规范 型号：C6.4-3.43/0.8 型式：调整抽汽冷凝式 额定功率：6450kw 汽机额定转速：8426r/min 汽机一阶临界转速：4493r/min 压缩机额定转速：8426r/min 转向：汽机流方向看汽轮机为顺时针 进气压力：3.53(+0.37/-0.37)MPa(a) 进汽温度：435(+15/-15)℃ 调整抽气压力：0.8MPa(a) 调整抽气量：45t/h 凝气压力：0.009MPa(a) 循环冷却水温：正常32℃ 1
振动：正常运转量，最大允许振动值（外壳上）0.03mm 调节系统：调速范围：577～28847r/min 压力电调输入信号：4～20mA 保安系统：危急遮断器动作转速：9732r/min 油路系统：调节油压：（二层平台上测点）≥0.85MPa(a) 润滑油压:(润滑油总管）0.25MPa(g) 汽水系统：冷凝器 冷却面积：630m2 冷却水量：1925t/h 凝结水泵： 型号：100NB-45 流量：31m3/h 扬程：42m 电机型号：YB132S2-2 电压及功率：380V AC,7.5KW 两级射汽抽汽器： 工作蒸汽压力：0.784～0.98MPa 2
抽气器：20kg/h 耗气量：～200kg/h 2、机组结构及布置说明（参见我公司的该机型总布置及有关套图） 本汽轮机以调整抽汽为界高、低压两部分。高压部分具有一个复速级，并设有调整抽汽口及蒸汽回流口；低压部分由一个调节级和六个压力级叶轮组成。高、低压部分的调节汽阀，通过505E 调节器分别控制汽阀开度，实现热功负荷自治调节。 汽轮机前汽缸选用耐热铬钼合金铸钢材料，后汽缸则采用20号钢板焊接。前后汽缸用垂直中分面法兰螺栓连接，上下半汽缸，由水平中分面螺栓联接，前汽缸用半圆法兰与前轴承座连接，前轴承座可在前座加上滑动，作为机组向前膨胀的导向。后汽缸支承在后座架上。后轴承座与后轴承支架连接。在后汽缸下半处，后汽缸与两侧后座架设有径向齐缝圆注销，构成气缸的膨胀死点。后汽缸排汽口通过排汽接管与冷凝器连接。 高压调节气阀为提版式结构，由布置在前轴承座上的油动机控制，阀碟位于前汽缸的蒸汽室内。低压调节汽阀为双座阀，由低压油动机控制，两者属于同一部套安装在运行平台上。 3
单级背压式小功率汽轮机系列
单级背压式小功率汽轮机系列-------在中小型热电厂节能技术中的应用 杭州浙大威尔科技有限公司
前言 在经济飞速发展的今天，中、小型热电企业,因其容量灵活、适应性强、启动方便、建设周期短等优点，得到了广泛的发展。 随着我国能源政策的改变及环境保护要求的日益提高，极大部分以发电为主的小火电必将会被淘汰，而真正的“热电联产”企业，特别是热电比大于100%的热电联产机组，因其较低的发电煤耗，却有可能获得更大程度的发展。但是，即使是热电联产企业，如果不注重提高系统循环效率，不能在电价与大火电厂实行同网同价，其生命力也是受限制的，因此，如何提高现有中、小型热电厂的综合热效率，降低发电煤耗及供热煤耗，以采用节能新技术为手段提高热电厂的经济效益，是我们广大能源工作者应该研究的课题。 由杭州浙大威尔科技有限公司成套提供的背压式汽轮机和驱动锅炉给水泵,采用“热功联产”方式，可明显提高现有热电企业的经济效益，因小功率汽轮机具有结构紧凑,操作简便,安全可靠的特点,因此在热电厂得到广泛应用。 一．热功联产节能技术的基本原理 众所周知，锅炉在正常运行过程中，必须对其给水进行除氧。现大多数均采用热力除氧，当锅炉给水量大、给水温度低时，除氧用汽量大。在供热量较大的热电厂或企业自备热电厂中，由于大量外供蒸汽的凝结水得不到回收，或部分回收其水温较低，因而热电厂不得不用低压热网的蒸汽进行给水除氧。值得指出的是，在一般情况下，热电厂低压热网的蒸汽来自背压式汽轮机排汽或抽汽式汽轮机的抽汽经减温减压装置送入给水除氧，这样一来，就会造成大量高品位的高压蒸汽被白白地通过减温减压装置转化为低品位的低压蒸汽，造成了极大浪费，降低了热电厂的综合热效率。在这种情况下，利用小功率单级背压式汽轮机取代减温减压装置驱动锅炉给水泵，做功后的蒸汽（排汽）用于锅炉给水除氧，这样用小功率背压式汽轮机取代给水泵用的电动机，使热电厂自用电减少，换言之，可以向电网多供电，从而提高电厂的经济效益和安全性，这就是热功联产节能技术的基本原理。 二．热功联产具备的条件及系统 2.1以背压式汽轮机为主的热电厂 在以背压式汽轮机发电的热电厂或自备热电厂中，其锅炉给水除氧用汽无一例外地都是取自汽轮机的排汽。一般都具备热功联产改造条件，其系统改造后如下图:
抽凝式汽轮机发电机组启动技术方案
XXXXXX有限公司 抽凝式汽轮机发电机组启动技术方案 编写人： 审核人： 审批人： 批准人： 批准日期：年月日
抽凝式汽轮发电机组正常启动技术方案 1 目的 1.1为确保生产运行稳定，工艺受控，减少因汽轮发电机组启动工艺变动造成生产异常波动和生产事故。 1.2 此方案适用于广西中粮生物质能源有限公司电站汽轮发电机组的正常启动全过程。 2 引用标准、依据 2.1 广西中粮生物质能源有限公司《电站车间汽轮运行规程》、《电站车间高压电气运行规程》。 2.2 《电业安全工作规程》热力和机械部分。 3 设备概况 本厂汽轮机为青岛捷能汽轮机厂制造的C12－3.43/0.9 81型汽轮机。是单缸、中温、中压抽汽凝汽式汽轮机，其额定功率为12000KW。 发电机型号为QF-15-2，定子额定电压为10.5KV，额定功率因数为0.8（滞后）；额定转速为3000r/min，频率为50 HZ。 目前汽轮机处于停机备用状态，因生产检修需要特申请计划XX年XX月XX日XX时开始冲转启动汽轮发电机组。 附：汽机主要设计参数表
4 汽轮发电机组启动组织机构 4.1汽轮机启动总指挥：XX 4.2汽轮机启动副总指挥：XX 4.3现场总指挥：当班值长 4.4现场技术指导：XX 4.5机组启动操作：当班汽机、电气人员 4.6设备保全：XX 5 汽轮发电机组启动过程和步骤：
5.1机组启动前准备： 5.1.1对机组、设备全面检查。 5.1.2动力设备送电DCS监控盘。 5.1.3各仪表电源送电。 5.1.4试验联络信号。 5.1.5检查同步器电机旋转方向。 5.1.6并调至下限位置检查油箱油位。 5.1.7投入冷油器及凝汽器。 5.1.8启动高压油泵，进行油循环。 5.1.9开启主汽门前和汽机本体疏水。 5.2机组静态试验： 5.2.1危机遮断油门手动试验。 5.2.2轴向位移遮断器试验。 5.2.3电磁阀手动试验。 5.2.4发电机跳闸保护试验。 5.2.5低真空保护试验。 5.2.6轴承油温及乌金温度升高试验。 5.2.7发电机主保护动作停机试验。 5.2.8抽汽逆止阀手动试验低油压保护试验。 5.3辅机联动试验： 5.3.1凝结水泵联动试验。 5.3.2射水泵联动试验。
自备电厂汽轮机背压式与抽凝式分析报告
自备电厂汽轮机背压式与抽凝式分析报告背压式机组：汽轮机的排汽为正压排汽，排汽直接送到热用户，其发电负荷的大小和供热大小有直接关系，所以运行方式不灵活。 抽凝式机组：部分没做完功的蒸汽从汽轮机的抽汽口抽出送到热用户，其余部分在汽轮机继续做功后排入凝汽器凝结成水，然后回到锅炉。其运行方式灵活，受供热负荷限制小。抽凝式汽轮机其实就是凝汽式汽轮机和背压式汽轮机的组合体。 背压汽轮机是以热负荷来调整发电负荷，也就是说发电量跟着外界供蒸汽的多少来变化的，汽轮机进多少汽它排多少汽。所以背压汽轮机的经济性最好，而抽凝汽轮机可以纯发电也可以通过抽汽向外界供热，它的电热相互调整性比较好，电厂可以根据外界负荷的变化作出相应的调整，保证机组经济运行。背压汽轮机是以热负荷来调整发电负荷，也就是说发电量跟着外界供蒸汽的多少来变化的，汽轮机进多少汽它排多少汽。所以背压汽轮机的经济性最好，而抽凝汽轮机可以纯发电也可以通过抽汽向外界供热，它的电热相互调整性比较好，电厂可以根据外界负荷的变化作出相应的调整，保证机组经济运行。 现在我厂需求蒸汽量比较大，用汽的地方比较多，因此在2011年6月底，自备电厂1#汽轮机由抽凝式机组改造为背压式机组。2011年7月引入外网电，现在自备电厂的运行模式是以汽定电，各分厂需要多少汽，就供一定量的电，不足部分由外网电来承担。现在1#汽轮机供汽量、温度、压力不满足各分厂需求，因而开着一部分减温减压蒸汽，这部分蒸汽直接从锅炉送出，没有通过汽轮机做功直接输送到各分厂，相对从汽轮机中出来的汽来说不经济。但是背压式汽轮机进多少汽，供出多少汽，这一点相对抽凝式汽轮机来更经济，所以现在一直都背压机组与外网电相结合的运行方式。 经核办 2012年3月15日
背压式汽轮机操作规程
背压式汽轮机操作规程 3.1 开机前的准备工作 3.1.1彻底清扫设备及环境卫生、清理杂物。 3.1.2检查设备、阀门、管线安装是否正确、牢固。 3.1.3准备好工器具，安装好各监测部位的压力表、温度计。交接班记录及操作记录本准备好。 3.1.4检查润滑油、密封油油箱油位是否合格，且油质采样分析合格。脱水并准备足够的备用油。 3.1.5相关专业人员到场，全面检查机组的各机械部位、手动阀门、调节阀、电气设备、仪表、报警联锁系统以及照明等，确保正常。3.1.6联系调度及有关单位，引进水、蒸汽、仪表风、氮气等，根据情况进行排凝检查，并确认各项指标正常。1.0MPa蒸汽引至机房。 3.5MPa蒸汽引至进机组，主蒸汽阀前排凝。N2引至油箱、瓦斯分液罐前排凝。 3.1.7所有冷却器引水置换空气以备用。 3.1.8背压管路打通，并由1.0蒸汽管网反向引汽至出口闸阀后排凝。 3.1.9调节油系统蓄能器充压。 3.1.10投用各仪表液位计、控制阀等。 3.1.11润滑油、密封油油箱加热器内加润滑油，并启动电加热器。 3.1.12压缩机体由入口N2支管线引N2置换，出口由出口放火炬排至低压管网。
3.2润滑油系统的启运 3.2.1各油箱充油至合适位置。 3.2.2检查清洗过滤器，更换滤芯。 3.2.3开主、辅油泵入口阀并盘车检查。 3.2.4全开泵出口返油箱阀门。 3.2.5检查过滤器、冷却器、液位指示器的排污阀是否关闭。 3.2.6联系电工送380V电到主、辅泵电机，启动润滑油泵。 3.2.7检查油压、油温、油量是否正常。无问题后缓慢开泵出口阀，关泵出口返油箱阀门，泵出口憋压至正常压力。 3.2.8打开两组冷油器和过滤器之间的旁通阀，并将六通阀板到一侧（来回扳几次，检查是否能切到位），同时分别打开冷油器和油过滤器的回油阀，排掉空气，检查回油视镜，有油流过即关回油阀。 3.2.9稍开去高位油箱的入口阀门，高位油箱充油直至溢流管线上有油通过，关闭充油阀。 3.2.10投用蓄能器，将蓄能器与管路连通阀打开。 3.2.11通过回流观察各轴承回油是否正常，检查油过滤器差压是否正常，差压高则拆下清洗或更换滤芯。 3.2.12主油泵自启动切除，手动停该泵。同时检查停机联锁灵敏度，停机报警时油压情况。切换油泵，重复检查上述情况。无问题后重新把油泵自启动投上。 3.2.13手动停主油泵，观察辅泵启动时集油管压力。切换润滑油泵，重复试验三次，确保两台润滑油泵及停机联锁灵敏好用。
什么是凝汽式汽轮机
什么是凝汽式汽轮机？ 凝汽式汽轮机是指进入汽轮机的蒸汽在做功后全部排入凝汽器，凝结成水全部返回锅炉。 进入汽轮机的蒸汽，对于一般中压机组来说，每1kg蒸汽含热量约3223kJ，这些热量中只有837 kJ左右是做了功的，凝结水中约有126 kJ 热量，约2240 kJ热量是被冷却排汽的冷却水带走了，这是一个很大的损失。对于高压汽轮机，由于进汽含热量大些（约3433 kJ左右），可用的热量相对来说要大些，但损失仍很大。为了减少这些损失，采用带回热设备的凝汽式汽轮机，就是把进入汽轮机做过一部分功的蒸汽抽出来，在回热加热器内加热锅炉的给水，使给水温度提高，节约燃料，提高经济性。 什么是调整抽汽式汽轮机？ 从汽轮机某一级中经调压器控制抽出大量已经做了部分功的一定压力范围的蒸汽，供给其它工厂及热用户使用，机组仍设有凝汽器，这种型式的机组称为调整抽汽式汽轮机。它一方面能使蒸汽中的含热量得到充分利用，同时因设有凝汽器，当用户用汽量减少时，仍能根据低压缸的容量保证汽轮机带一定电负荷。 什么是中间再热式汽轮机？
中间再热式汽轮机就是蒸汽在汽轮机内做了一部分功后，从中间引出，通过锅炉的再热器提高温度（一般升高到机组额定温度），然后再回到汽轮机继续做功，最后排入凝汽器的汽轮机。 汽轮机的盘车装置起什么作用？ 汽轮机冲动转子前或停机后，进入或积存在汽缸内的蒸汽使上缸温度比下缸温度高，从而使转子不均匀受热或冷却，产生弯曲变形。因而在冲转前和停机后，必须使转子以一定的速度连续转动，以保证其均匀受热或冷却。换句话说，冲转前和停机后盘车可以消除转子热弯曲。同时还有减小上下汽缸的温差和减少冲转力矩的功用，还可在起动前检查汽轮机动静之间是否有摩擦及润滑系统工作是否正常。 主油箱的容量是根据什么决定的？什么是汽轮机油的循环倍率？ 汽轮机主油箱的贮油量决定于油系统的大小，应满足润滑及调节系统的用油量。机组越大，调节、润滑系统用油量越多。油箱的容量也越大。汽轮机油的循环倍率等于每小时主油泵的出油量与油箱总油量之比，一般应小于12。如循环倍率过大，汽轮机油在油箱内停留时间少，空气、水分来不及分离，致使油质迅速恶化，缩短油的使用寿命。 汽轮机油箱为什么要装排油烟风机？