12MW汽轮发电机组和15MW汽轮发电机
15MW汽轮机规程
哈尔滨气化厂热电分厂四号汽轮机运行规程哈尔滨气化厂热电分厂四号汽轮机运行规程批准：审定：复审：初审：编写：2006—04—01发布2006—04—01实施哈尔滨气化厂发布1哈尔滨气化厂热电分厂四号汽轮机运行规程1．主题内容与适用范围1.1 本规程规程定了C12—8.83/3.82汽轮机启动、运行维护、停止、事故处理及试验等方面的安全、经济的要求和基本操作方法。
1.2 本规程适用于哈尔滨气化厂热电厂四号汽轮机组。
2．引用标准2.1 部颁《电力工业技术管理法规》2.2 部颁《工业安全工作规程》2.3 部颁《200MW汽轮机运行导则》2.4 设计院、制造厂有关技术资料2哈尔滨气化厂热电分厂四号汽轮机运行规程目录第一篇汽轮机运行规程1汽轮发电机组设备规范.主要热力数据及技术特性 5 1.1 汽轮发电机组设备规范 5 1.2 汽轮机主要热力数据 51.3 四号汽轮机主要技术特性 52 汽轮机的启动9 2.1总则9 2.2 汽轮机启动前的检查准备工作10 2.3 启动前的系统检查10 2.4 锅炉点火前的操作12 2.5 锅炉点火后的操作12 2.6 额定参数启动12 2.7 滑参数冷态参数启动14 2.8 汽轮机组的热态启动152.9 汽轮机的停止153 汽轮机的运行维护16 3.1 汽轮机正常运行各参数控制范围16 3.2 汽轮机运行中的检查维护和定期切换18 3.3 汽轮机的事故处理223.4 凝汽器真空下降234 四号机辅机设备参数29 4.1 辅机设备参数表29 第二篇辅机设备运行规程5辅助设备厂用电源分布34 5.1 四号汽轮机6KV设备电源分布34 5.2 四号汽轮机380V设备电源分布34 5.3 主厂房0米控制中心及汽机控制中心电源分布34 5.4 事故保安段和直流系统345.5 辅助设备启动停止运行维护和事故处理346 汽轮机的防冻与防腐39 6.1 总则39 6.2 防腐操作方法39 6.3 防腐注意事项39 6.4 汽轮机防冻39 第三篇电动机运行规程7 电动机运行标准40 7.1 温度及温升的规定40 7.2 电动机启动规定40 7.3 电动机启动电流延续时间规定40 7.4 电压变化时电动机的允许运行方式40 7.5 电动机的启动及停止40 第四篇汽动给水泵操作规程8 技术规范41 8.1 配用汽轮机的结构性能及运行维护41 8.2 启动前的准备工作42 8.3 暖泵43 8.4 暖管及疏水43 8.5 启动43 8.6 运行43 8.7 停车44 8.8 稀油站投运44 8.9 停机与保养443哈尔滨气化厂热电分厂四号汽轮机运行规程8.10 小汽轮机的转速跳闸规定44 第五篇电动给水泵操作规程一技术规范45 二启动前的检查45 三暖泵45 四准备工作45 五启动与运行46 六停车46 七稀油站的启动46 八热备用状态46 九电动给水泵稀油站备用状态投用方法46 十定期试验47 第六篇给水泵的倒泵一电动给水泵倒汽动给水泵47 二汽动给水泵倒电动给水泵47 第七篇高效旋膜除氧器操作规程一技术规范47 二除氧器的投运47 三除氧器的故障及消除方法48 第八篇减温减压器的操作规定一概述49 二减温减压器的启动49 三运行中注意事项50 四减温减压器的停止50 五减温减压器的事故处理50 第九篇#4发电机运行规程一设备规范50 二#4汽轮发电机的型式51 附录: 水蒸气饱和温度和压力关系表524哈尔滨气化厂热电分厂四号汽轮机运行规程第一篇汽轮机运行规程1汽轮发电机组设备规范、主要热力数据及技术特性1.1汽轮发电机组设备规范1.1.1 主机部分（一）主要技术规范气轮机型号： C12—8.83/3.82气轮机型式：高压单缸、冲动、单抽汽凝汽式调节方式：喷嘴调节额定功率： 12MW纯凝汽工况功率： 12MW最大抽汽工况功率： 15MW工作电网频率： 50HZ转速： 3000r/min额定工作参数新蒸汽压力： 8.83MPa新蒸汽温度： 535℃抽汽压力： 3.82 Mpa排汽压力： 0.0042Mpa冷却水温： 20℃（最高33℃）冷却水量： 2500t/h给水温度： 206.3℃额定工况进汽量： 100t/h最大抽汽工况进汽量： 128t/h额定抽汽量： 50 t/h最大抽汽量： 75 t/h转子临界转速： ~1833r/min转子旋转方向：从汽机向电机端看为顺时针级数： 18级气轮机总长： ~7.63m回热抽汽数： 6（在3、5、7、11、13、15级后）加热器数： 2GT＋1CY＋3DG最大吊装重量：安装： 23t（凝汽器）检修：12.3t（汽缸上部不带隔板）外形尺寸（长×宽×高）7.63×3.2×2.55m1.1.2 发电机设备规范额定容量：15MW额定电压： 6.3KV功率因数：0.8额定电流：1617A额定励磁电压：110V额定励磁电流：183.8A效率：97.4%1.2 汽轮机主要热力数据见后附《热力特性计算书》1.3 四号汽轮机主要技术特性1.3.1 汽轮机主机设备特性1、C12—8.83/3.82型汽轮机为高压单缸、冲动、单抽汽凝汽式汽轮机，通过刚性联轴器直接带动发电机。
15MW汽轮机作业指导书
1、适用范围本作业指导书适用于山西兴高能源股份有限公司15MW汽轮发电机组的安装。
2、编制依据2．1南京汽轮电机（集团）有限责任公司提供的随机图纸，技术文件。
2．2《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机机组篇（1998年版）2．3《电力建设施工及验收技术规范》管道篇（2000年版）2．4《火力发电厂焊接技术规程》DL/T869——20042．5《火电施工质量.检验及评定标准》汽机篇2．6《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）3、作业项目概述汽轮发电机组是余热电站的关键设备，具有中温中压高速的特点,属高级精密设备，安装技术含量较高。
本工程15MW汽轮机为南京汽轮电机（集团）有限责任公司生产的凝汽式汽轮机，为中压、单缸、冲动式汽轮机，与锅炉、发电机及其附属设备组成一成套的发电设备。
该机组于2005年8月份投产。
汽轮发电机的性能参数汽轮机：型号：N15-3.43-2型额定功率：15MW转速：3000/min 进汽温度：435℃进汽压力：3.43Mpa 汽轮转子: 6.45T排汽压力：7.83kpa 给水温度：164℃发电机：型号：QFW-15-2 功率：15000KW电压：10500V 电流：1031A4、安装前准备4、1劳动力计划4.2工机具配备5、作业条件5.1人员、工机具已到位；5.2施工方案已经批准；5.3行车已经验收并合格；5.4基础已经验收并合格；5.5厂房已经封闭，且不漏雨水能遮风沙；5.6洞口有盖板或栏杆，工作层栏杆已安装；5.7消防设施已安装；5.8设计文件和相应的制造文件、图纸满足作业要求5.9相关材料和设备已到货，质量和数量满足施工要求，确保连续作业6、作业顺序7、作业方法7.1基础验收汽轮发电机组基础为钢筋混凝土结构，待基础已充分固结，并拆除了模板后，应会同业主、监理、土建人员一起进行基础检查验收。
（1）基础浇灌质量的检查；a、基础表面应平整、无露筋、裂逢、蜂窝等现象，特别是布置垫铁的基础表面，不应有外露钢筋，更不应用水泥沙浆抹面；b、地脚螺栓检查：螺栓孔中心线对基础中心线偏差不大于0.1d(d为螺栓孔直径)且小于是10mm，孔壁铅垂度偏差不大于L/200（L为地脚螺栓长度）且小于是10mm。
15MW汽轮机运行规程
第一篇主机运行规程第一章概述第一节汽轮发电机设备规范第二节辅机设备规范与结构特性1. 凝汽器规范：1.1.N－1000型凝汽器为单壳体圆筒形全焊结构，主要部件有凝汽器壳体、水室端盖、凝结水热水井、弹簧座等。
凝汽器上喉部与汽轮机排汽缸用法兰连接，凝汽器底座有四组弹簧与基础固定，铜管用胀管法固定在管板上。
1.2.在汽轮机运行中，允许凝汽器两个水室中一个停运一个运行，以便进行对铜管的检查，但必须降低50%的额定负荷，同时运行时间应小于24小时，否则应停机处理。
2.2.1.汽封加热器是用来将汽轮机轴封漏汽、自动主汽门门杆及调节汽门门杆漏汽回收,并以此来加热凝结水的设备。
这些漏汽均呈汽水混合物状态，汽水混合物在汽封加热器内被冷却后，少量的未凝结蒸汽和空气的汽、气混合物经排大气管排入大气，蒸汽凝结成的凝结水则通过底部的“U ”型水封管排入地沟。
2.2.低压加热器是利用汽机三段抽汽来加热凝结水的设备。
疏水方式采用危急泄水器（浮球式疏水器），其疏水排入凝汽器。
为方便监视水位，在其下部设有玻璃管水位计。
当投入低加后，可提高全厂热效率。
3. 3.1.冷油器的作用是用来冷却汽轮机润滑油，保证机组各轴承的入口油温在规定范围内，其主要由外壳、铜管、管板、隔板、上下水室等组成。
铜管胀在两端的管板上，油在铜管外面流动，水在铜管里面流动。
为了提高冷却效率，增加油在冷油器内的流程和流动时间，用隔板将冷油器隔成若干个弯曲的通道。
高温的润滑油进入冷油器，经各隔板在铜管外面做弯曲流动；铜管内通入温度较低的冷却水，经热传导润滑油的热量被冷却水带走，从而降低了润滑油温。
运行中应注意冷却水压力应低于润滑油压力，防止铜管泄漏时冷却水进入润滑油中，使油质恶化。
3.2.空冷器的作用是用来冷却热空气（发电机线圈在运行中产生的热量被空气吸收后，空气温度升高变为热空气），保持发电机入口风温在规定范围内。
热空气从其上部进入，冷却后从下部排出。
冷却水在铜管内部流动，为提高换热效果，冷却水从空冷器下部进入上部排出。
我厂15万机组规程
萍乡钢铁有限责任公司设备使用、维护规程 QG动力厂蒸汽发电站15MW汽轮发电机组使用、维护规程文件编号：QJG/PG02.1201—2008受控状态：版本号：2受控号：编制：刘飞黄玲李蕾审核：廖明连付勇批准：刘建勋实施日期：2009年9月1日萍乡钢铁有限责任公司发布更改记录更改条款更改码更改性质（补充、更改、删除、新增）执行日期审核人批准人目录一、汽轮机组 51．汽轮发电机组的主要性能参数 51.1 汽轮机 51.1.1 1#汽轮机 51.1.2 2#汽轮机 61.2 发电机71.3 主要热交换器及辅助设备71.3.1 1#汽轮机主要热交换器及辅助设备71.3.2 2#汽轮机主要热交换器及辅助设备92．汽轮机的保护及试验112.1 汽轮机启动前的保护试验112.2 汽轮机超速试验133．汽轮机的启动 143.1总则143.2 启动前的准备工作153.3 机组各系统的启动操作153.4 机组的冲转、暖机、升速173.5 并列与带负荷193.6 热态启动194.正常停机194.1 停机前的准备工作204.2 汽轮发电机组的停机204.3 注意事项205.汽轮机的运行管理215.1 控制指标215.2 运行中的参数监视226.辅助设备的启动和停止236.1 凝结水泵的启动和停止236.2 其它离心泵类的启动和停止246.3 发电机空冷器的启停246.4 冷油器的启停256.5 滤油器的切换256.6 汽封加热器启停266.7 凝汽器运行中的胶球清洗266.8 电动机的有关规定277.事故处理277.1 事故处理原则277.2 紧急停机和故障停机287.3 汽温、汽压异常297.4 凝汽器真空下降307.5 油系统工作失常327.6 油系统着火337.7 水冲击337.8 轴向位移增大347.9 汽轮发电机轴瓦乌金熔化或损坏35 7.10 汽轮机叶片损坏或断落367.11 汽轮机组的异常振动 377.12 主要管道破裂387.13 厂用电中断 387.14 锅炉熄火407.15 发电机故障 407.16 辅助设备事故处理40二、给水除氧431．给水泵431.1 给水泵主要性能参数431.2 总则431.3 给水泵的启动431.4 运行中一台给水泵检修后的试运行44 1.4 给水泵的停止441.5 给水泵试验452．除氧器452.1 除氧器的概述452.2 除氧器的启、停及正常维护453．给水除氧事故处理 473.1 给水泵事故处理473.2 除氧器事故处理49附录二：饱和状态绝对压力与温度对照表（KPa—℃） 52附录三：常用单位换算53附录四：15MW汽轮机组启动前阀门检查卡53一、汽轮机组1．汽轮发电机组的主要性能参数1.1 汽轮机1.1.1 1#汽轮机主汽门前蒸汽压力 3.43（+0.2、-0.29）MPa 主汽门前蒸汽温度 435(+10 -15)°C汽轮机额定功率 15MW额定抽汽压力 0.981MPa抽汽压力变化范围 0.781~1.271MPa额定抽气量 30t/h额定工况一级回热抽汽点压力/温度 0.981/0.118MPa/310°C 额定工况一级回热抽汽量 3193kg/h额定工况二级回热抽汽点压力/温度 0.0621/0.0559MPa/86°C 额定工况二级回热抽汽量 3925kg/h纯冷凝工况一级回热抽汽点压力/温度 0.2939/0.118MPa/187°C 纯冷凝工况一级回热抽汽量 1212kg/h纯冷凝工况二级回热抽汽点压力/温度 0.1013/0.0912MPa/103°C 纯冷凝工况二级回热抽汽量 5552kg/h安全阀动作压力 1.4MPa汽轮机转向（从机头向机尾看）顺时针方向汽轮机额定转速 3000r/min汽机——电机临界转速 1735r/min汽机临界转速 1535r/min额定工况排气压力 0.0055MPa额定工况汽轮机汽耗（计算值） 5.733kg/kw*h额定工况汽轮机热耗（计算值） 10980.868kj/kw*h纯冷凝工况汽轮机汽耗（计算值） 4.197kg/kw*h纯冷凝工况汽轮机热耗（计算值） 12055.395kj/kw*h额定工况汽轮机汽耗（保证值） 6.02kg/kw*h纯冷凝工况汽轮机汽耗（保证值） 4.41kg/kw*h过临界转速时轴承处允许最大振动 0.15mm汽轮机中心（距运行平台） 750mm汽机总量 57t上半总重 15t下半总重 13t转子总重 7.72t汽轮机本体尺寸 5910*3590*3635mm1.1.2 2#汽轮机型号：N15-3.43工厂代号：KD26型式：凝汽式介质：蒸汽额定功率：15MW经济功率：15MW额定转速：3000r／min旋转方向：顺汽流方向看为顺时针额定进汽压力及变化范围：3.43 MPa，+0.2MPa-0.29MPa额定进汽温度及变化范围：435℃，420～445℃额定进汽量/最大进汽量：68.6/82.9t/h循环水：夏季最高供水温度：33℃夏季最高回水温度：40℃～43℃供水压力：0.4MPa(表)冷凝器循环水清洁系数按0.65考虑额定排汽压力：0.006MPa(绝对压力)给水回热级数：3给水温度：104℃额定工况保证汽耗率：≤4.29Kg/KW.h临界转速：～1605 r／min额定转速时振动值：≤0.03mm（全振幅）临界转速时振动值：≤0.15mm（全振幅）危急保安器动作转速：3260rpmⅠ路脉冲油压与主油泵进口油压差：0.294MPa润滑油压力：0.08 ～ 0.12MPa汽轮机油牌号：L-TSA32#当主汽门前蒸汽压力降至3.14MPa(a)或蒸汽温度降至420℃，允许汽轮机带负荷长期运行。
汽轮机设备选型原则
汽轮机设备选型原则一、汽轮机：1、汽轮机的一般要求1、1主要设计参数：汽轮机额定功率12MW汽轮机最大功率15MW进汽压力 3.43MPa进汽温度435°C额定进汽量/最大进汽量 90/120t/h抽汽压力0.687MPa抽汽温度200°C±20°C额定抽汽量/最大抽汽量 50/80t/h排汽压力 0.0049MPa(绝压)冷却水温 20℃～33℃1、2机组运行方式：定压方式运行，短时可滑压运行。
1、3负荷性质：带可调整的供热负荷：压力、温度为抽汽口参数，承包商根据现场用汽参数可进行计算调整。
1、4 冷却方式：机力通风冷却塔1、5汽轮机机组应满足规定的操作条件。
在规定的操作条件下，机组应能全负荷、连续、安全地运行。
1、6汽轮机的设计寿命(不包括易损件)不低于30年，在其寿命期内能承受以下工况，总的寿命消耗应不超过75％。
1、7汽轮机及所有附属设备应是成熟的、先进的，并具有制造类似容量机组、运行成功的经验。
不得使用试验性的设计和部件。
1、8机组的设计应充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然振动。
防止汽机进水的规定按ASME标准执行。
1、9机组配汽方式为喷嘴调节，其运行方式为定压运行,短时可滑压运行。
1、10汽轮机进排汽及抽汽管口上可以承受的外力和外力矩至少应为按NEMA SM23计算出的数值的1.85倍。
1、11所有与买方交接处的接管和螺栓应采用公制螺纹。
1、12轴封应采用可更换的迷宫密封以减少蒸汽泄漏量，优先选用静止式易更换的迷宫密封。
1、13转子的第一临界转速至少应为其最大连续转速120%。
1、14整个机组应进行完整的扭振分析，其共振频率至少应低于操作转速10%或高于脱扣转速10%。
1、15材料：所使用的材料应是新的，所有承压部件均为钢制。
所有承压部件不得进行补焊。
主要补焊焊缝焊后需热处理。
1、16 低压缸与凝结器联接方式为弹性连接。
2、汽轮机转子及叶片2、1汽轮机设计允许不揭缸进行转子的动平衡，即具有不揭缸在转子上配置平衡重块的条件，并设有调整危急保安器动作转速的手孔。
12MW汽轮发电机组规格书
12MW凝汽式汽轮发电机组技术规格书目录一、总则二、概述三、技术要求四、汽轮机本体结构设计技术要求五、汽轮机润滑油系统六、热力系统七、汽轮机调节控制及保护系统八、保温及罩壳九、仪表电气控制要求十、热控设备十一、仪表供货范围十二、制造、试验和验收十三、供货范围十四、技术资料十五、发电机一、总则1、本技术协议适用于1×12MW（发电机端最大输出功率为12MW）余热发电项目的汽轮机及其配套系统，提出了设备和系统的功能设计、结构、性能试验等方面的技术要求。
2、买方在技术协议中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，卖方应提供满足本招标文件和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。
对国家有关安全监察、环境保护等强制性标准,必须满足其要求。
3、本技术协议发出之后，如果买方有需要补充或说明的事项，将以书面形式提出，与本技术协议具有同等效力。
4、如未对本技术协议提出偏差，将认为卖方提供的设备符合技术协议中的要求，偏差（无论多少）都必须清楚地表示在附后的差异表中。
5、在签订合同之后，买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由合同双方共同商定。
6、卖方须执行本技术协议中所列标准。
有矛盾时，按较高标准执行。
7、卖方中标并签定合同后，本技术协议将作为合同的附件，与合同正文具有同等效力。
二、概述（一）、工程装设1台额定功率为12MW的凝汽式汽轮发电机组。
（二）、设备运行环境及厂址条件：1、设备安装地点：室内2、室外历年平均气温：27 ℃（三）、设备使用条件1、汽轮机运行方式：定压、滑压运行2、负荷性质：基本负荷3、汽轮机布置：室内双层布置4、汽轮机安装：运转层标高m5、冷却方式：冷却塔开式循环水冷却6、冷却水：循环水7、周波变化范围：48.5～50.5 Hz（四）、主要技术规范（五）、供货范围汽轮机供货范围包括从汽轮机主汽门入口开始，主要包括：主汽门、调节汽门、主蒸汽管道、汽轮机本体（含垫铁等）；冷凝器、排汽接管、射水抽气器、汽封加热器、疏水膨胀箱、汽封蒸汽调节装置、均压箱等；本体范围内的汽封管路、疏水管路及必需附件，润滑油系统（含交直流电动油泵）、调节油系统（含油管路及必需附件），DEH系统、ETS系统、TSI系统、汽轮机本体范围内的就地显示仪表等。
(整理)12MW汽轮发电机组操作规程.
12MW汽轮发电机组运行规程中国石化海南炼油化工有限公司二○○八年十月目录目录 (1)1 编写依据 (5)2 主题内容及适用范围 (5)3 基本要求 (5)4 重要操作规定 (5)5 汽轮机设备规范和技术特性 (6)6 机组禁止启动或投运的规定 (13)7 机组正常启动前的检查及试验 (14)7.1 启动前的准备工作 (14)7.2 启动前汽水系统检查 (14)7.3 调节保安系统及润滑油系统检查 (16)7.4 启动前的试验 (17)8 汽轮机组启动 (18)8.1 暖管 (19)8.2 凝汽器建立真空 (19)8.3 冲转暖机及升速 (20)8.4 危急遮断器试验 (21)8.5 并列与带负荷 (22)8.6 热态启动 (23)9 汽轮发电机组的正常运行和各种试验 (24)9.1 汽轮发电机组的正常运行 (24)9.2 正常运行参数一览表 (24)9.3 定期试验及切换 (25)10 正常停机 (26)11 辅助设备的运行 (27)11.1 凝汽器 (27)11.2 射汽抽气器 (28)11.3 冷油器 (28)12 汽轮机组事故处理 (29)12.1 事故处理的原则 (29)12.4 主蒸汽参数不正常的处理 (30)12.5 真空下降 (31)12.6 循环水量减小 (31)12.7 循环水中断 (32)12.8 凝汽器热井水位升高 (32)12.9 汽封汽压低或中断 (32)12.10 射汽抽气器工作失常 (33)12.11 真空系统漏空气 (33)12.12 油系统工作失常 (33)12.13 水冲击 (34)12.14 轴向位移增大 (34)12.15 汽轮机膨胀不正常 (35)12.16 运行中的叶片断落 (35)12.17 不正常的振动和异音的处理 (35)12.18 周波变化 (36)12.19 甩负荷 (36)12.20 负荷突然升高 (37)12.21 发电机励磁机冒烟或着火 (37)12.22 主汽管、抽汽管破裂事故 (38)13 机组HSE管理 (38)13.1 HSE管理体系 (38)13.2 中石化集团公司HSE方针 (38)13.3 中石化集团公司HSE目标 (38)13.4 海南炼化HSE目标 (38)13.5 职工应具备的HSE素质和能力 (38)13.6 装置HSE管理规定 (39)13.7 装置风险评估内容 (39)13.8 各种可能存在风险的预防及处理 (39)14 附表 (40)15 附图 (41)15.1 汽轮机组热力系统图 (42)15.2 汽轮机组润滑油系统图 (43)15.3 汽轮机组调节保安系统图 (44)15.4 汽轮机组循环冷却水系统图 (45)附录1 12MW汽轮机机组ITCC控制系统说明书 (48)1 系统概述 (48)1.1 功能介绍 (48)1.2 MCS控制系统主要功能 (49)1.3 ETS保护系统工作原理 (50)2 MCS控制系统(含ETS)配置 (50)2.1 系统概述 (50)2.2 系统配置 (51)3 MCS控制系统主要功能 (53)3.1 远方复位 (54)3.2 遥控遮断 (54)3.3 转速控制功能 (55)3.4 自动同期 (55)3.5 功率控制功能 (55)3.6 限制器功能 (55)3.7 抽汽压力控制功能 (56)3.8 主汽压力控制功能 (56)3.9 协调控制功能 (56)3.10 甩负荷 (56)3.11 调节汽阀 (56)3.12 抽汽逆止速关阀控制 (56)3.13 机组启动 (57)3.14 超速保护 (57)3.15 超速保护试验 (57)3.16 调门静态活动试验 (58)3.17 停机 (58)3.18 油泵及凝结水泵控制 (59)3.19 凝汽器液位控制 (59)附录2 发电机机组运行规程 (60)1 总则 (60)1.1 主题内容与适用范围 (60)1.2 引用标准 (60)1.3 一般要求 (61)2.1 概述 (62)2.2 发电机的技术参数 (62)2.3 励磁机的技术参数 (62)3 发电机组正常运行方式 (63)3.1 进风温度变化时的允许运行方式 (63)3.2 发电机电压变化时的允许运行方式 (63)3.3 功率因数变化时的允许运行方式 (64)3.4 频率变化时的允许运行方式 (64)3.5 发电机负荷不平衡时的允许运行方式 (64)3.6 发电机其它要求 (64)4 发电机正常运行下的操作检查和监视、维护 (65)4.1 发电机启动前的准备工作 (65)4.2 发电机启动、并列和加负荷的规定 (66)4.3 发电机供电系统的操作顺序 (67)4.4 发电机的监视和维护 (70)5 发电机不正常运行与故障处理 (70)5.1 发电机的过负荷 (70)5.2 发电机故障跳闸和处理 (71)5.3 发电机不正常运行及故障处理 (72)1 编写依据1.1 水利电力建设及施工验收规范（汽轮机机组篇）。
12MW汽轮机参数
1-1 主要技术规范1．型号：B12-8.83/5.0型2．型式：冲动式、高温、高压、单缸、单轴、背压式汽轮机3．额定功率(铭牌功率或保证功率)：12MW4．最大功率（低背压工况）：15MW5. 额定蒸汽参数：a）主汽门前蒸汽压力：8.83MPab）主汽门前蒸汽温度：535℃c）背压：5.0MPad) 主蒸汽流量：372.5 t/h6. 高背压工况参数：主蒸汽流量：440.5t/h排汽压力：5.5MPa排汽温度：475.8℃功率：12MW7. 低背压工况参数：主蒸汽流量：320t/h排汽压力：4.5MPa排汽温度：453.6℃功率：12MW8. 低背压最大出力工况参数：主蒸汽流量：385.9t/h排汽压力：4.5MPa排汽温度：451.5℃功率：15MW9. 转向：顺时针(从汽轮机端向发电机端看)10.额定转速：3000r/min11.轴系临界转速(计算值)：3663r/min (汽机一阶)编制校对审核标审*1410r/min (发电机一阶)*>4000 r/min (发电机二阶)*发电机临界转速值以电机厂提供数值为准。
12.通流级数：共3级(Ⅰ单列调节级＋2压力级)13.末级动叶片高度：39mm14.汽轮机本体外形尺寸：长×宽×高＝5772.5mm×3375mm×3543mm (宽为包括主汽管在内的宽度，高为油动机顶部至运行平台高度)20.主机重量：～70t (包括阀门、管道、基架和垫铁)21.最大吊装重量：～7.5t (检修时，上半汽缸组合)～8.5t (安装时，下半汽缸组合)22.最大起吊高度：～5m(距8m运行平台)23.运行平台高度：8m1-2 技术经济指标及保证条件1．符合下列条件时可保证发出额定功率12MW(额定工况)(此工况下汽耗为31.035kg/kW.h)：a) 主蒸汽压力：8.83MPab) 主蒸汽温度：535℃c) 主蒸汽流量：372.5t/hd) 排汽压力：5.0MPae) 排汽流量：361.1t/hf）发电机效率为97.3%，额定功率因数0.82．汽轮机在下述工况(高背压工况)运行时，功率12MW：a) 主蒸汽参数(压力、温度)为额定值b) 主蒸汽流量：440.5t/hc) 排汽压力：5.5MPad) 排汽流量：428t/he) 发电机效率为97.3%，额定功率因数0.83. 汽轮机在下述工况（低背压工况）运行时，功率12MW：a) 主蒸汽参数(压力、温度)为额定值b) 主蒸汽流量：320t/hc) 排汽压力：4.5MPad）排汽流量：309.7t/hg) 发电机效率为97.3%，额定功率因数0.84. 汽轮机在下述工况（低背压工况）运行时，最大出力15 MW：a) 主蒸汽参数(压力、温度)为额定值b) 主蒸汽流量：385.9t/hc) 排汽压力：4.5MPad）排汽流量：375.2t/hg) 发电机效率为97.3%，额定功率因数0.84. 机组投运后如未及时进行热力试验，按国际电工委员会IEC953-2-90规定执行老化折扣系数，效率折扣系数如下：a) 3～12个月，每月0.07%b) 13～24个月，每月0.042%热力鉴定试验的方法，测试仪表的精度，测试数据的误差修正，实测热耗的允许偏差都应符合ASME PTC6.1的规定。
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一 级计 量
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一 级 档案
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