6MW驱动给水泵汽轮机超速试验操作票
40.
在汽机手操盘上将“OVERSPEED TEST”钥匙开关置于“NORMAL” 位置。
41.
待转速下降至 5000rpm 以下，按下“TURBINE LATCH”按扭，灯 亮，使小机挂闸。此时“TURBINE TRIPPED”灯灭。
42.
按下“OPEN HP STOP VALVE”和“OPEN LP STOP VALVE”按扭， 灯亮，开启高、低压主汽门，并重新升速至 3000rpm 以上。
43. 打闸停机，记录惰走时间：
min
44. 试验结束后油泵运行两小时以上方可停运油泵进行检修工作。
操作人
监护人
主操
值长
注：带项目为安全控制关键点，操作人员应无条件认真执行。
2
14.
试验在主操作员的主持下，汽机主任工程师监护下，值长统一 指挥下进行。
15. 就地负责监视振动一人。
16. 集空室负责监视振动一人。
17. 就地转速监视并负责手打危机保安器一人。
机械超速保护试验
18. 确认机械超速隔离手柄在“正常”位置。
19. 确认此时小机 ETS 盘上“MOS OFF”指示灯灭。 20. 确认危机保安器喷油试验阀已关死。
21. 确认 MEH 在“转速自动”方式。
22.
在 汽 机 手 操 盘 上 将 “ OVER SPEED TEST ” 钥 匙 开 关 置 于 “MECHANICAL”位置。
23.
以 100rpmmin 升速率提升转速至 6000±50rpm，此时机械超速保 护应动作。
1
小机超速试验操作票
24.
确 认 高 、 低 压 主 汽 门 、 调 门 关 闭 ， 汽 机 手 操 盘 上 “ TURBINE TRIPPED”灯亮。
25. 确认机组转速明显下降，注意监视保护动作值，并做好记录。
26.
注意监视遮断指示牌窗口指示，此时应由“正常”指示转换为 “遮断”指示。
27.
检查一切正常后，在汽机手操盘上将“OVERSPEED TEST”钥匙 开关置于“NORMAL”位置。
28.
待转速下降至 5000rpm 以下，按下“TURBINE LATCH”按扭，灯 亮，使小机挂闸。此时“TURBINE TRIPPED”灯灭。
小机超速试验操作票
热机操作票
No：
操作
开始：
年
月日时分
时间
结束：
年
月日时分
操作 任务
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
# 机 小机超速试验
√
顺 序
操作项目
操作人
1. 值长汇报总值长。
2. 运行人员作好事故预想。
3. 确认检修工作结束，小机具备冲转条件。
4. 确认小机及给水泵所有保护试验合格。 5. 小机与给水泵之间的靠背轮已脱开。
36. 机组转速明显下降，注意监视保护动作值，并做记录。
37.
注意监视遮断指示牌窗口指示，此时应由“正常”指示转换为 “遮断”指示。
38.
检查一切正常后，将机械超速隔离手柄恢复至“正常”位置， 此时 ETS 盘上“MOS OFF”指示灯灭。
39. 按下“OS”按扭，灯灭，清除电超速保护动作的自保持接点。
6. 前置泵运行正常。
7. 8. 9.
小机低速及高速暖机结束。 转速在 3000RPM 以上。 记录机组试验各参数并确认合格。
10. MEH 在“转速自动”方式。
11. 试验泵出口电动门以及中间抽头门在关闭位置。
12. 再循环阀及其前、后截门在开启位置。
13. 小机交流和直流油泵联锁开关在“联锁”位置。
33.
在 汽 机 手 操 盘 上 将 “ OVER SPEED TEST ” 钥 匙 开 关 置 于 “ELECTRICAL”位置。
34.
以 100rpmmin 升速率提升转速至 6000rpm，此时电超速保护应 动作。
35.
确认高、低压主汽门、调门关闭，ETS 盘上“OS”灯亮汽机手操 盘上“TURBINE TRIPPED”灯亮。
29.
按下“OPEN HP STOP VALVE”和“OPEN LP STOP VALVE”按扭， 灯亮，开启高、低压主汽门，并重新升速至 3000rpm 以上。
电超速试验
30. 将机械超速隔离手柄拉出至隔离位置并保持。
31. 确认此时小机 ETS 盘上“MOS OFF”指示灯亮。
32. 确认 MEH 在“转速自动”方式。
主机械超速试验
汽机操作票盖章处
Q /PDSLY—2010编号：
操作任务：#汽轮机机械超速试验
操作开始时间
年月日时分
操作结束时间
年月日时分
顺序
执行√
危险因素预控项目
时间
1
试验前打闸一次，防止试验过程中机组超速保护不动作时能正常停机。
2
顺序
执行√
时间
1
联系总工(副总工)、发电运行部部长、汽机运行专工、汽机维护专工、安监部及生技部专工到现场监护。
2
查主机所有转速表、振动检测装置指示正确。
3
查主机静态ETS保护试验合格，注油试验电磁阀关闭严密。
4
查交、直流润滑油泵、主吸油泵试验合格，主油泵运行正常。
5
机组并网带25％额定负荷运行3小时以上。
6
手动脱扣试验正常。远方“手动停机”试验正常。
7
主汽门、调速汽门严密性试验合格。
8Hale Waihona Puke OPC超速限制（103%）试验合格。
转速在3300～3330 rpm，危急遮断飞环动作，否则应打闸停机。若3360 rpm未动作，电气超速保护作为后备保护动作停机。
18
进行第二次试验。试验合格标准：机械超速动作转速在3300～3330rpm为合格，超速试验应进行两次，两次动作转速差不应超过0.6%。
19
记录第一次实际动作值rpm，第二次实际动作值rpm。
9
试验参数要求：主再蒸汽温度≥450℃，主汽压力≤8.7MPa，再热汽压≤1.4MPa，背压10kPa左右。高中压缸金属温度≥350℃。
10
申请网调，汽机进行超速试验。
11
确认高低旁自动投入正常，运行参数稳定。
汽轮机电气超速保护试验操作卡
时间：年月日
一、试验目的：
此处盖章
1、验证汽机实际超速动作转速在规定范围之内。
2、检验汽机调速特性。
序号
二、试验条件
确认√
1.
汽轮机保护投入正常
2.
AST电磁阀试验正常，OPC电磁阀试验正常
3.
就地手动遮断动作正常，远方“手动停机”按钮试验正常试验”按扭
13.
点击“110%”试验键，超速试验开关显示投入，“110%”按钮变红色
14.
将汽轮机转速目标值设定为3330 r/min，设定升速率为100 r/min/min
15.
点击“进行”键，注意转速缓慢上升
16.
检查汽轮机转速在3270 r/min时，超速保护应动作，自动主汽门、调速汽门迅速关
5.
主汽门、调速汽门严密性不合格时不允许进行超速试验
6.
联系有关人员做好试验准备，派专人到机头监视转速，保持通讯畅通，升速过程中应与DEH、
TSI核对转速无误
7.
当转速升至3300r/min时电超速保护不动作，应手动打闸，查明原因
8.
试验过程中如出现机组振动增大、轴向位移增大、汽缸膨胀差增大、轴承金属温度升高等异常
闭，转速目标值自动定为3000r/min，DEH自动控制机组转速为3000r/min
8.
试验结束将手操盘上的钥匙开关指向“投入”位置，“103%”键上指示灯熄灭
109 %试验（TSI）
9.
确认机组运行正常，转速3000 r/min稳定
10.
DEH手操盘上的钥匙开关指向“试验”位置
11.
从CRT上调出“超速试验”画面
8.
汽缸温度不低于250℃，上下缸温差小于50℃
小机超速试验操作票
先进行MEH电超速试验，联系热工将MTSI电超速保护动作定值改为6000rpm，作为后备保护。
8
设定小机目标转速5940rpm，升速率200rpm/min，按“进行”
9
注意小机转速逐渐上升。转速到达5930rpm，注意小机MEH电气超速保护动作。低压主汽门、调门迅速关闭，转速迅速下降，小机ETS首显正确。
14
转速到达5930rpm，注意小机MTSI电气超速保护动作。低压主汽门、调门迅速关闭，转速迅速下降，小机ETS首显正确。
15
若转速上升至5930rpm，保护不动作，应立即打闸停机。
16
记录试验动作转速。退出小机电气超速试验，联系热工维护人员恢复小机MEH电超速设定为5930rpm。
17
联系热工恢复小机及汽泵组所有跳闸保护。
中电投平顶山鲁阳发电有限责任公司
汽机操作票盖章处
Q /PDSLY—2010编号：
操作ห้องสมุดไป่ตู้务：小汽轮机超速试验
操作开始时间
年月日时分
操作结束时间
年月日时分
顺序
执行√
危险因素预控项目
时间
1
小汽机超速试验时，保证汽泵不得盘动。
2
3
顺序
执行√
时间
1
确认小汽机与汽泵之间的联轴器已脱开。
2
联系热工维护人员，检查给水泵汽轮机所有保护回路正常，根据需要强制有关汽动给水泵组跳闸条件。
3
按正常启动步骤将小机冲转至2850rpm，检查小机运行正常。
4
按小机主遮断电磁阀试验要求试验主遮断电磁阀正常。
5
小机远方打闸，检查小机高、低压主汽门调门迅速关闭，转速迅速下降。
6
小机重新挂闸升速至2850rpm，就地打闸试验合格。小机重新挂闸以300 rpm/min升速至5500 rpm，稳定运行。
给水泵汽轮机大修后超速试验方案
华润电力（常熟）有限公司305B检修给水泵汽轮机超速试验方案编制：审核：批准：2013年10月305B检修汽轮机超速试验措施1.试验条件1.1.小机及其附属系统检修结束，工作票终结。
1.2.小机润滑油油质、EH油油质合格。
1.3.小机两台交流油泵、直流油泵、顶轴油泵正常，润滑油压、安全油压、EH油压正常。
1.4.小机盘车正常。
1.5.小机与给水泵联轴器脱开。
1.6.小机调速系统静态试验结束，结果合格。
1.7.小机速关阀、调阀关闭严密。
1.8.小机转速、振动、轴向位移等热控设备正常。
1.9.热控专业解除给水泵联跳小机保护。
1.10.小机就地、远方打闸试验正常。
2.试验过程中的危险点预控措施2.1.小机主汽门或调门不严密预防措施：➢试验前，小机静态试验结果合格。
➢就地检查确认小机主汽门全关行程开关位置正确，开关动作正常；调门LVDT指示正确，全行程活动无卡涩等异常现象。
➢在冲转前检查小机排汽缸温度是否异常升高。
2.2.小机转速失控预防措施：➢试验前确认小机主汽门、调门关闭严密。
➢小机进汽压力控制不超过0.6Mpa，至少有50度的过热度。
➢小机盘车状态下，对照DCS、就地转速表指示一致。
➢小机必须就地、DCS手动打闸试验正常后方可进行超速试验。
2.3.小机振动等参数异常，造成设备损坏预防措施：➢检查确认小机与给水泵联轴器已脱开。
➢冲转前，检查小机各紧固件紧固良好，小机膨胀不受阻挡。
➢小机振动、轴承温度等热控测点传动试验正常，测点显示正确。
➢小机冲转过程中，当小机振动超标或振动突然增大，应立即打闸停机。
3.试验步骤3.1.小机冲转3.1.1.小机汽源暖管结束，蒸汽过热度不小于50℃。
3.1.2.小机冲转至800rpm，暖机40分钟。
3.1.3.小机800rpm暖机结束，检查小机振动、排汽温度等参数无异常，冲转至3000rpm。
3.1.4.联系热控专业将小机TSI超速跳闸转速设为3500rpm。
3.1.5.投入小机转速“自动”控制模式，设定小机目标转速3700rpm，升速率100rpm/m。
汽轮机组操作票2014228132355622
___#汽轮机组操作票班值：_____________主操：___________________编号：________________ 操作开始时间：年月日时分，终结时间：年月日时分操作任务： #汽轮机组冷态低参数启动序号操作项目执行情况时间1 系统准备工作结束，试验高压调速油泵，交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机均正常。
2 冲车前连续盘车应大于24小时，开启交流润滑油泵，投入联锁，启动排油烟机，开启顶轴油泵，手动投入盘车：压住投入装置上的手柄，同时反时针旋转蜗杆上的手轮，直至小齿轮与转子上的盘车大齿轮完全啮合，启动盘车电机，投入连续盘车，将汽机总保护开关切换到投入位置，投入润滑油压低保护。
3 联系调度，开启一台循环水泵，开启凝汽器进、出水电动门，开启出水管放空气门，见水后关闭。
4 根据锅炉需要开启一台给水泵运行，根据锅炉汽包压力，适当调整给水泵频率，保证锅炉供水压力。
5 联系锅炉将主蒸汽压力升至1.0 Mpa以上后送汽暖管至#2电动主汽门前，开启门前所有疏水门，全开#1电动主汽门，开启锅炉至汽机隔离门之旁路门暖管，压力保持在0.2～0.3Mpa，金属温升速度不超过5℃/min,暖管时间20～30分钟。
6 开启一台凝结水泵，投入联锁，开再循环调整门调整凝汽器水位，保持凝结水泵出口压力1.0 Mpa以上，联系化水人员化验凝结水如不合格，开启凝汽器补水门，开启凝结水启动放水门2～3圈。
7 第一阶段暖管结束后，进行第二阶段暖管，暖至自动主汽门门前，开启防腐门及导汽管疏水门，开启#2电动主汽门之旁路门暖管，压力保持在0.2～0.3Mpa，暖管时间20分钟。
8 暖管结束后，关闭#2电动主汽门旁路门，联系锅炉以0.1Mpa/min的速度将压力提升到1.5～2.0 Mpa，适当控制疏水门。
备注：（注：√表示已执行，若有未执行项，在备注栏说明原因。
）9 抽真空，开启一台真空泵运行（真空值达到83kpa以上时，投入真空泵连锁）。
完整汽轮机操作票
⑽
空负荷运行时，后汽缸温度不应超过100—120
℃，带负荷后不应超过60—70℃。
⑾
汽轮机热态启动参照运行规程执行。但需要注意上
备注：505操作票与汽轮机启动操作票两者结合操作。
操作人：监护人：值长：负责人：
维高余热电厂操作票
编号：2011-8-01
操作时间：2011年8月8日8时8分
升速至1200r/min，中速暖机40~60分钟。
⑵
确认机组及各系统运行均正常后，控制以1200～
2500r/min的升速速率迅速平稳地越过临界转速
(1400~2000)。密切注意机组各部位振动，汽机热
膨胀是否顺畅。上.下汽缸温差不超过50℃
⑶
当转速升至2850r/min时，注意主油泵是否投入工
作，3000r/min正常后，停电动高压油泵。
至额定压力，温度提升速度不超过5℃/min开启电
动主汽门（注意：暖管时速关阀应关闭）。
⑸
暖管同时。首先启动循环泵向凝汽器水侧注水，
全开出口阀，用进口阀控制水侧压力为0.19Mpa。
⑹
启动凝结水泵，全开进口阀，开启泵出口阀门，并
开启再循环门，使热井水位保持正常。
⑺
投入启动抽气器。
待冲转准备工作就绪，蒸汽温度达210℃，真空度
6
说明
1涉及到505，按505面板操作票进行。
备注：以上为标准操作票，不妥之处按厂家资料及电力标准执行。
操作人：监护人：值长：负责人：
⑷
全面检查机组振动情况、油压、油温、热井水位、
轴向位移、排汽压力、排汽温度等工况值。
5、
带负荷：
⑴
一切正常后，关闭管道系统疏水及汽轮机本体疏
汽轮机组启动操作票
操作任务
一号汽轮机(冷、热)态启动（接2页）
顺序
操作项目
操作情况
操作人
32
投入汽轮机高压调速汽门油动机冷却水。
33
点火前盘面、系统检查。
34
轴封供汽暖管。
35
大、小机轴封供汽，记录汽缸金属温度。
36
启动真空泵，关闭真空破坏门。
37
启动一台轴抽风机运行。
38
小机调试用汽暧管。
39
联系热工解除MFT、主汽门关闭、发电机跳解列小机保护。
72
小机供汽切至四抽供，四抽至除氧器投入，辅汽至除氧器停止。
73
联系热工恢复主汽门关闭、发电机跳闸、MFT跳小机保护。
74
负荷180MW，根据轴封压力，开启轴封至七号低加进汽门。
75
负荷240MW，t0/t2=537℃，P0=16.7MPa，根据情况切换顺序阀运行。
76
负荷255MW，辅汽联箱汽源由四抽供。
备注操作任务一号汽轮机冷热态启动操作情况操作人71负荷150mwp53749072小机供汽切至四抽供四抽至除氧器投入辅汽至除氧器停止
N300－16.7/537/537型汽轮机
启机操作票
（冷、热态）
号机第次启动
启机前停机原因
值长
单元长
主控
记录人
操作开始时间：年月日时分
操作终了时间：年月日时分
国电双辽发电有限公司
16
各项试验合格，投入密封油系统。
17
发电机充氢。
18
各项试验合格，投入顶轴、盘车。转子偏心值：mm。
19
各项试验合格，投入开式水系统。
20
凝汽器补水至高水位，开热井放水门冲洗合格后补至正常水位。
汽轮机运行规程样本(6MW).(DOC)
第一章总则第一节规程的使用范围一. 本规程为汽机运行人员的操作依据，值班人员必须熟练掌握本规程，经考试合格取得上岗证之后，方能独立工作。
二. 主管经理、总工程师、汽机工程师、值长、车间主任、车间技术员、检修班长及检修工必须熟知本规程。
三. 本规程修改权属公司生产技术部，其它人不得任意修改。
第二节基本要求一. 在汽轮机运行中应使用准确的振动表,定期测量汽发电机组各轴承三个方向的振动情况(垂直、横向、轴心)并记录在专用记录本内.当机器大修后及振动显著增大时也应测量．汽轮机振动标准如下：制造厂允许该机组最大不超过0.05毫米,测量应同时记录当时的负荷及真空情况(一般在接近相同的运行方式下测量)．二. 汽轮机调速系统性能应符合下列要求：11. 当汽温,汽压,真空正常,自动主汽门完全开启时,调速系统能维持汽轮机空负荷运行．2.当汽轮机突然甩去全负荷时,调速系统应能控制汽轮机转速在危急保安器动作转速以内．3.调速系统迟缓率不大于0.25%．4.当危急保安器动作时,应保证自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭严密．三. 在下列情况下禁止汽轮机启动或投入运行：1. 主汽门、抽汽逆止门、调速汽门动作不良,有卡塞现象.2. 汽轮油泵及其自启动工作不正常．3. 重要保护装置（危急保安器、危急遮断器、轴向位移遮断器、电磁伐）工作不正常．4. 转速表、真空表、汽压、汽温表不全或指示不正常．5. 调速系统不能维持空负荷运行或甩去全负荷后,不能控制转速在危急保安器动作转速以内.6. 盘车装置不正常．7. 机器振动超过0.05毫米．8. 汽轮机油质不合格,油温、油压不符合规定值．第三节重要操作的规定一.下列工作必须在车间主任或主任指定人员的监护下填写操作票进行.1.大修后汽轮机组的启动及正常开、停机操作.2.危急保安器的定期超速试验.23.调速系统试验包括主汽门、调速汽门、抽汽逆止门严密性试验.4.机组在运行中对冷油器的切换操作.5.清洗运行中油系统的滤网.6.运行中半面清洗凝洁器.7.加热器的投入和停止.8.给水泵、循环泵的切换,联锁操作及检修后的启动9.主蒸汽系统、给水系统的切换操作.二.对疏水串联门的使用方法:按汽流方向第一个伐门为隔绝门(启闭门),第二个伐门为调整门.开时先开隔绝门,再开启或调整第二个伐门.关闭时,先关调整门,然后再关隔绝门.第四节机-电联系信号的使用规定一.机-电联系信号是在异常运行或事故处理中双方联系的命令信号,对方收到信号后立即执行.二.联系信号只有班长、司机有权使用.三.机电联系信号使用方法及含义:1.汽机发给电气信号的含义:(1)注意:为召换信号,在发出任何信号前首先发“注意”信号召换对方.(2)可并列:通知主控制室汽轮机已定速,发电机可以并列入电网.(3)减负荷:汽轮机不正常或进行某项试验时,通知电3气减发电机负荷,每次发出信号减负荷500千瓦.(4)汽机调荷: 因汽机方面原因要求自行调整负荷.(5)机器危险:汽轮机紧急故障停机.(6)更改命令:发出信号错误,主控室收到此信号后应立即复归信号,停止操作,等待正确信号.不论操作执行已否,责任均由信号发出方承担.2.电气发给汽机信号的含义:(1)注意:为召换信号,在发出任何信号前首先发“注意”信号召换对方.(2)增荷:电气通知增加负荷,汽机注意机组运行,当电气调整负荷不灵或调整权在汽机时,汽机接到信号后，手动增加负荷,每次增加500千瓦.(3)减荷:电气通知减少负荷,汽机注意机组运行.当电气调整负荷不灵或调整权在汽机时,汽机接到信号后手动减负荷,每次减少500千瓦.(4)已并列: 表示发电机已与电网并列.(5)已解列:表示发电机已与电网解列.(6)电气故障:发电机本身故障已与电网解列,告知司机按事故处理规程处理.(7)更改命令:发出信号错误,汽机收到信号后应立即复归信号，停止操作，等待正确信号,不论操作执行与否,责任均由信号发出方承担.⑻大修后的汽轮发电机组为防止信号装错,在投入前双方必须按顺序校对信号的正确性.4第二章设备技术规范第一节汽轮机技术规范第1条: 汽轮机型号: C6-3.43/0.49型型式: 中压、单缸、冲动、单抽凝汽式额定功率: 6000KW级数: 九级（两个双列复速级、七个压力级）转速: 3000转/分临界转速: ~1625转/分转动方向: 面对机头为顺时针进汽压力: 3.4（-0.3～+0.2）MPa(表压).进汽温度: 435（-15～+10）℃额定进汽量: 57.5T/H 额定抽汽量: 45T/H最大进汽量: 68T/H 最大抽汽量: 56.25T/H 调整抽汽温度: 248℃调整抽汽压力: 0.4（-0.01～+0.02）MPa(表压)非调整抽汽温度：87℃最大92.52℃非调整抽汽压力：0.0616 MPa (绝)冷却水温额定: 27℃最大33℃排汽压力: 0.0073 MPa(绝)汽耗: （带抽汽时）9.58kg/kwh （纯凝汽时）4.37 kg/kwh5制造厂: 青岛汽轮机厂第2条: 调节系统的主要参数速度变动率: 4.5%迟缓率: ≤0.25%调压不等率: 10%同步器调整范围: -4% ~ +6% (2880~3180) 转/分调压器调整范围: 0.3~0.6 MPa (表压)调速油压: 0.97 MPa (表压)一次脉冲油压: 0.37 MPa (表压)二次脉冲油压: 0.27 MPa (表压)主油泵入口油压: 0.07 MPa (表压)轴承润滑油压: 0.08~0.12 MPa (表压)第3条: 保护装置主要参数:1. 危急保安器动作转速: 3330~3360 转/分2.轴向位移达到0.7mm 、轴向位移油压降至0.25MPa 时，轴向位移遮断器动作,主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭.3.磁力断路油门，润滑油压低于0.03MPa或转子轴向位移油压低于0.25MPa时,磁力断路油门动作停机.4. 低油压保护，当润滑油压降至0.054MPa时报警,当调速油压降至0.54MPa时,汽轮油泵自启动装置动作,汽轮油泵自投. 第4条: 热工声光信号报警动作值主汽温度高: 445℃主汽温度低: 420℃主汽压力高: 3.6MPa主汽压力低: 3.2MPa6凝汽器真空低: -0.088MPa油箱油位低: 225mm轴向位移油压低：0.25MPa润滑油压低: 0.03 MPa轴承温度高: 65℃除氧器液位高: 8 m除氧器液位低: 2m疏水箱液位高: 1.7m疏水箱液位低: 0.5m主汽门关: 声光反应抽汽门关: 声光反应第5条:安全阀整定值1.抽汽安全阀动作值0.647 MPa (表)2.减温减压器安全阀动作值0.647 MPa(表)3.凝汽器安全膜板冲破值0.101--0.104 MPa (绝)4.高加安全阀动作值0.647 MPa (表)5.除氧器安全阀动作值0.6 MPa(表)第6条: 发电机型号: QF-6-2型容量: 6000 KW额定电压: 6300 V额定电流: 688 A额定转速: 3000转/分频率: 50 HZ功率因数: 0.87临界转速: 1960~1990 转/分制造厂: 济南生建电机厂. 第7条: 励磁机型号: ZLG 45容量: 45 KW额定电压: 150 V额定电流: 300 A励磁方式: 自激制造厂: 济南生建电机厂. 第8条: 凝汽器型号: N-560 型型式: 双路双流程表面式冷却面积: 560 m3冷却水温: 27℃冷却水量: 1660 m3/H水阻: 0.4 MPa铜管规格: ￠20×1×3800铜管数量: 2402 根铜管材质: H 68无水重量: 14.5 T第9条: 两级射汽抽汽器型号： C—60型工作压力： 1.2—1.4 MPa汽耗: 200 kg/h抽出干空气量: 20 kg/h8制造厂: 青岛汽轮机厂第10条: 启动抽汽器型号: CD—80 型工作压力: 1.4 MPa汽耗: 350 kg/h第11条: 空气冷却器冷却水量: 80T/H冷却水温: 27℃冷却空气量: 8米3/ 秒最高水压: 0.22 MPa组数: 3第二节泵类技术规范第1条: 给水泵（#1 ～ #5）型号: DG46-50×11型流量: 46m3／h扬程： 550 m转速: 2950 转/分转向: 从电机侧看为顺时针轴功率: 109.5 KW效率: 63%级数: 11级制造厂: 湖南长沙水泵厂配套电机: JS2 355 S2 - 29功率: 132 KW电压: 380 V电流: 236 A第2条: 循环水泵（#1～#3）型号: 500S—22流量: 2020 T/H扬程: 22m转速: 970 转/分转向: 从电动机方向看为顺时针轴功率: 144 KW效率: 84%制造厂: 湖南长沙工业泵厂配套电机:型号: JS—127—6功率: 185 KW电压: 380 V电流: 338 A第3条: 凝结水泵 (共6台)型号: 3 N 6 型流量: 30号T/H扬程: 58m转速: 2950 转/分转向: 从电动机方向看为逆时针轴功率: 8.8 KW效率: 54%10允许气蚀余量: 1.9 M 水柱制造厂: 沈阳市第一水泵厂配用电动机:型号: Y 160 M2 --2容量: 15KW电压: 380 V电流: 21 A第4条: 热网循环水泵（#1 ～ #4）型号: 250 R –62I流量: 450 T/H扬程: 62m转速: 1480 转/分轴功率: 96.18 KW效率: 79%制造厂: 湖南长沙工业泵厂配用电动机:型号: JS 115-4容量: 135 KW电压: 380 V电流: 245第5条: 疏水泵（#1 ～ #3）转速: 2930 转/分配用电动机:型号: Y 160 M -2容量: 15 KW11电流: 29.4 A第三节换热器技术规范第1条: 高压加热器（共三台）型号：ＪG-50 型型式: 单路双流程表面式换热面积: 50 m2进汽压力: 0.42 MPa (表压) 最高: 0.6 MPa (表压) 主汽温度: 248℃最高:290℃抽汽量: 4.1 T/H 最大: 6.65 T/H水测压力: 5.5 MPa制造厂: 青汽第2条: 低压加热器型号：ＪD-20-1型式: 单路四流程表面式换热面积: 20.25M2进汽压力: 0.0616 MPa (绝) 最高: 0.075 MPa (绝) 主汽温度: 87℃最高: 92.5℃抽汽量: 0.5 T/H 最大: 2.1 T/H水测压力: 0.55 MPa制造厂: 青汽第3条: 汽～水热交换器（#1 ～ #2）型号： GR – 250 型型式: 单路双流程表面式换热面积: 250m212进汽压力: 0.3 – 0.6 MPa(表)主汽温度: 248℃抽汽量: 66.4 T/H水测压力: 0.6 MPa水测进口温度: 80℃水测出口温度: 130℃出水流量: 500 T/H制造厂: 青岛锅炉铺机厂第4条: 水～水热交换器（ #1 ～ #2）型号: 116 T 80-0.8 / 1600 – 14型式: 不可拆螺旋板式换热面积: 80 m2公称压力: 1.6 MPa/Cm2出水流量: 39 m3 / H制造厂: 苏州化工机械厂第四节油系统设备技术规范第1条: 汽轮油泵 (共3台)型号： BL- 55 –2A型式: 立式单级汽轮离心式流量: 24 m3 /h进汽压力: 0.8 – 1.2 MPa出口油压: 0.54 MPa额定转速: 6000转/分13制造厂: 青汽第2条: 电动齿轮油泵 (共3台) 型号： CHY - 18型式: 齿轮啮合式流量: 20 m3/H出口油压: 0.353 MPa效率: 38%制造厂: 沈阳第一水泵厂配用电动机:电流: 12.5 A第3条: 电动盘车装置型式: 螺旋轴游动齿轮式转速: 11 转/分制造厂: 青汽配用电动机:型号: Y 100 L2 - 4容量: 3 KW电流: 6.8 A第4条: 冷油器型号：ＹＺ－125–1冷却面积: 12.5 m2冷却水量: 60 T/H钢管规格: ￠12×1×1499 mm钢管根数: 230根油侧压力: 0.97 MPa14水侧压力: 0.22 MPa制造厂: 青汽第5条: 主油箱容积: 1.6 m3低位油箱报警: 225 mm制造厂: 青汽第五节除氧设备及其它设备技术规范第1条: 除氧器（#1 - #2）型号: DS-50型型式: 热力喷雾大气混合式工作压力: 0.02 MPa进水温度: 20 – 40 ℃出水温度: 104 ℃出力: 75T/H水箱容积: 35 m3热网除氧器型式: 热力喷雾大气混合式工作压力: 0.02 MPa进水温度: 20 – 40 ℃出水温度: 104 ℃水箱容积: 35 m3第2条: 疏水箱有效容积: 40 m3 (带中间隔板)15第3条: 低位水箱有效容积: 10 m3第4条: 冷水塔 (2)型式: 自然通风双曲线钢筋混凝土冷水塔淋水面积: 500 m2塔高: 40 m底径: 31.5m进水高度: 8 m出水池深: 2m塔内填料: T 25 – 60 型进水温度: 40 ℃第5条: 减温减压器型号: YW 40 –3.3 / 450 –0.5 / 248- 5.5 / 104 一次汽压力: 3.5 MPa一次汽温度: 450 ℃二次汽压力: 0.5 MPa二次汽温度: 248℃流量: 40 T/H减温水压力: 5.5 MPa减温水温度: 104℃16第三章汽轮机组的启动及带负荷第一节启动前的准备工作一. 启动依据:1.启动依值长签发的操作票为依据,大修后启动由总工程师批准，车间技术负责人组织.2.班长接到机组启动命令后,安排司机、付司机、给水除氧值班工、水泵值班工、热网值班工完成机组的启动工作,学徒工和实习生可协助工作.3.司机接到启动命令后与机组其它人员作好启动前的准备工作,并完成机组启动工作的各项操作,认真填写操作票和作好详细的记录.二. 启动前的准备工作:（以1号机为例）启动前应对设备进行全面详细检查,确认检修工作已全部结束,检修工作票已全部收回,设备及周围场地清洁.1.联系电气人员测量电动机绝缘并送上电源.2.检查表计齐全、,各压力表一、二次门应在开启位置,各轴承温度计完好.3.联系热工投入热工所有仪表,送仪表电源.4.联系化学水处理值班员备好除盐水.5.备齐启动用的仪表,工具,记录本及灭火用具.176.与电气联系试验机、电联系信号.7.检查油系统.(1)检查下列油门应处于关闭状态.油箱底部放油一、二次门油箱事故排油总门 A197 (加封)冷油器油室放气门 A191 (A192)(2)检查下列油门应开启:电动齿轮油泵入口门冷油器进油门 A187 (A188)冷油器出油门 A189 (A190)(3)检查油箱油位应接近最高允许油位,备足合格的储备油.油位计应灵活无卡塞.8.对主蒸汽系统的检查:(1)关闭下列阀门:电动总汽门 A01电动总汽门的旁路门 A02、 A03自动主汽门汽轮油泵总汽门 A04轴封送汽一、二次门 A08、A09抽汽器进汽总门 A12主抽Ⅰ、Ⅱ级蒸汽门 A13 A14启抽蒸汽门 A18主汽管疏水门 A21(2)开启下列阀门：主汽管疏水检查门 A20 A22 A2318防腐门 A24（略开） A25汽轮油泵自启动进出门 A06 A079.抽汽疏水系统及真空系统的检查(1)关闭下列阀门抽汽门高加进汽门 A29低加进汽门 A39高加疏水门 A101、A102、A103、A104、A105 低加疏水门 A95、A96、A98 、A99轴封送汽调整门 A10疏水膨胀箱抽空气门 A89主、付抽空气门 A17 、 A19疏水膨胀箱至凝结器疏水门 A114抽汽器Ⅱ级疏水 A94 (排地沟)凝结器放水门 A129(2)开启下列阀门:抽汽管道疏水门 A88、 A86 、A87主汽门后疏水 A26 、A26’低压调门杆疏水 A85疏水膨胀箱至地沟疏水 A90主抽Ⅰ.Ⅱ级疏水 A91、A92、A93汽轮机汽缸疏水门 A109、A110 、A111 、A112A113(提真空以前关闭)12. 凝结水系统的检查:(1) 关闭下列阀门:19凝结水泵出水门 A46、A47主抽进出水门 A50 、A51主抽水室放水门 A55、A56主抽疏水门 A94凝结器汽侧灌水门 A128 (水位不足时灌水后闭) 低加进水门 A59、A60低加至地沟疏水门 A99高加进出水门 A71、A72(2) 开启下列阀门:凝结水泵空气门 A48 (A49)凝结水泵进水门 A42 (A43)主抽旁路门 A52凝结器再循环门 A57主抽疏水门 A91、 A92、A93低加疏水门 A97低加旁路门 A61高加疏水门 A100高加旁路门 A7313水泵系统的检查(1) 关闭下列阀门:凝结器水室放水门 A124 、A125 、A126 、A127 冷油器进水总门 A131、A132空冷器进水总门 A139空冷器出水门 A141、A143、A145发电机灭火消防门 A146、A147 (加封)20(2) 开启下列阀门:凝结器循环水进出水门 A116 、A117、A118、A119凝结器循环水放空气门 A120、 A121、 A122、A123(待有水溢出后关闭)冷油器进水门 A133 、A134冷油器出水门 A135 、A136空冷器进水门 A140 、A142、 A14414.启动电动齿轮油泵,检查油系统应无泄漏,油流回油正常.15.投入电动盘车装置,倾听机组内部声响.第二节凝结器设备的投入一. 通知水泵值班工启动循环水泵,注意凝结器循环水放空气门有水溢出时关闭.二. 启动凝结水泵,并进行水泵的联动试验,正常后投入运行.备用凝结泵应投入联动保护.调整再循环门A 57 ,保持凝结器的正常水位.第三节暖管一.汽机总汽门前的暖管工作，司机应密切监视主汽管的疏水情况,并要求锅炉将主汽管汽压保持在2-3kg/cm2.暖管20分钟,再以每分钟1-1.5kg/cm2的速度(约需30分钟)升至额定压力.二. 暖管升压期间,检查主汽管膨胀及吊架情况,视汽温情况适当关小疏水门 A23.21三. 暖管的同时进行下列工作:1.汽压升至10-15kg/cm2汽温在300℃以上时启动汽轮油泵,检查无异常后，停用电动齿轮油泵.2.调节保安系统的检查.(1)调整同步器转动应良好,然后将同步器摇至零位.(2) 调压器应在退出位置,并将调压器调至零位.(3) 危急遮断器处于断开位置.(4) 相对膨胀指示器调到零位.3. 机组启动前保安系统的试验(1) 将调速油压稳定在5～5.5kg/cm2,试验过程中，禁止停用盘车.(2) 合上危急遮断器,将轴向位移遮断器投入 ,电磁阀在断电状态,使主汽门高压油路接通,旋开主汽门手轮,检查各部分有无卡塞现象,检查完后,重新关紧主汽门手轮.(3) 将主汽门开至1/3开度,手打危急遮断器,检查主汽门、调速汽门、抽汽门是否关闭.(4) 重合危急遮断器,仍然维持主汽门1/3开度,分别使轴向保护和电磁阀动作,检查主汽门、调速汽门、抽汽门是否迅速关闭.(5) 一切正常后,在保证主汽门处于关闭状态下,将各保护投入,接通主汽门高压油路.四.主汽门前暖管及提真空:1.关小防腐门A25 ,全开电动总阀门的旁路门A02,略开调整门A03,按每钟1～1.5kg/cm2的速度升到额定汽压.2.压力升到正常值后检查总汽A01前后压差不大于1.5kg/cm222时，全开总汽门A01(全开后倒回半圈)，关闭旁路门A03、A02，关闭防腐门A25、A24,稍开至疏水扩容器的疏水门A21,关闭排地沟疏水门A23、A22.3.总汽门A01全开的同时,投入启动抽汽器,建立启动真空,启动真空不得低于-0.06MPa,为使真空迅速提高,允许在抽真空时向轴封送汽,但盘车装置必须在正常投入状态,为此,全开轴封送汽一次门 A08,调整二次门A09,保持轴封信号管有徐徐蒸汽冒出.4.当真空升到-0.06MPa以上时,投入主抽汽器,正常后,停用启动抽汽器.5.通知锅炉汽机准备启动,要求汽压、汽温稳定在额定值.第四节汽轮机的启动一. 冲动转子前应具备下列条件:1.轴承润滑油压在0.03MPa,轴承回油正常,冷油器出口油温不低于25℃，但不应超过45℃.2.主蒸汽压力3.4 MPa,主蒸汽温度:425℃～440℃.3.凝结器真空-0.08MPa以上.二. 启动:1.缓缓开启主汽门，冲动转子,转子冲动后立即关小主汽门，保持在500转/分以内的速度,仔细倾听机组内部声响,特别注意检查通流部分、汽封、主油泵等处是否声响正常,还应密切注意盘车装置应自动退出,盘车手柄回到非工作位置,盘车电动机自动停止.232.一切正常后,稍开主汽门，维持机组在800转/分的转速暖机20～30分钟，继续对机组全面检查,尤其是轴承温升,各部分膨胀及振动情况.3.低速暖机过程中,真空应维持在-0.08MPa,最低不得低于-0.07MPa.4.随时检查冷油器出口油温,高于40℃时，投入冷油器冷却水,使出口油温保持在35～45℃.5.低速暖机结束后,检查机组一切正常,逐渐开大主汽门,缓慢提速至1400转/分,保持中速暖机20 分钟.6.中速暖机结束后, 对机组再次进行全面检查一切正常后,将真空提升到额定值,继续升速，用5～10分钟的时间升至2700转/分，通过临界转速（约1625转/分）时,要迅速平稳,转速升到2700转/分左右时，注意调速系统开始工作,高压调速汽门逐渐关小.7.转速在2500转/分时主油泵投入工作,汽轮油泵自行停止.8.调速系统能自动控制转速,关小主汽门后疏水A26，全开主汽门(再倒回半圈)，转速应维持在2800转/分.9.手摇同步器升至3000转/分.10.升速过程中注意事项:(1)检查油系统油压、油流、油温及油箱油位,如有不正常现象，迅速查找原因并采取有效措施.(2)机组不正常声响或振动超过允许值时，应降低转速,直至振动正常，在该转速下继续暖机10～30分钟,然后再缓慢升速,振动仍超过允许值，应立即停机，查找原因并消除后，才能重新启动.24(3)发现机组膨胀有显著变化时,应停止升速，进行检查.(4)发电机入口风温达30℃时,投入空冷器冷却水,使入口风温保持在20～40℃.(5)及时调整凝结器水位和轴封送汽.11.额定转速后进行全面检查，进行下列工作:(1)汽温在430℃以上关小主汽门后疏水A26，并列后全关.(2)正确抄录表计,机组膨胀指示在3mm左右.(3)轴向保护油压不符合规定值时,通知检修班长调至额定值,并将轴向保护限位螺丝退出.(4)膨胀箱疏水倒入凝结器,关闭排地沟疏水门A90,开空气门A89和疏水门A114.12.空负荷运行时,密切注意排汽温度，达到100℃时报告班长,超过120℃时停机.13.根据操作命令完成机组各项试验工作 (见试验规程).14.额定参数下冷态启动开机时间:低压暖管: 20～30分钟升压至额定: 30分钟0～800转/分 5分钟低速暖机（800转/分）: 20～30分钟800～1400转/分: 20分钟中速暖机（1400转/分）: 20～30分钟1400转/分～额定转速: 5～10分钟额定转速检查: 10分钟共计: 120～145分钟25第五节并列带电负荷一.机组各项试验完毕,全面检查机组一切正常,向电气发出“注意”、“可并列”信号,密切注意机组声响和振动情况.二.接到电气发来“注意”、“已并列”信号后,注意机组升荷情况(升荷由电气操作)，并列后立即带500KW负荷,暖机10～30分钟,检查无异常状况，以300KW/分左右的速度增加电负荷,在3000KW负荷处停留10分钟,再次进行全面检查,一切正常后继续按照300KW/分的速度增至到6000KW负荷.带电负荷要求500KW: 暖机10～30分钟增负荷至3000KW: 10分钟在3000负荷下暖机: 10分钟增负荷至6000KW: 10分钟共计: 40～60分钟三.带负荷过程中作好下列工作:1. 注意调速汽门动作灵活，无卡塞.2. 负荷至1500KW后，通知给水除氧值班工投入除氧器.3. 接带负荷后，通知化学值班工进行凝结水分析,水质合格后通知除氧值班工将凝结水送入除氧器.如水质不合格,凝结器水位较高时,可以放水，但应维持凝结器正常水位。
长江6MW汽轮机运行规程修改2016.8
汽轮机运行规程（试用版）编写：长江热电站20015年5月目录前言 (1)一、总则 (1)1.1 工程概述 (1)1.2 本规程引用资料 (1)1.3 应该熟悉、掌握该规程的人员 (1)1.4 重要操作规定 (2)1.5 汽轮机运行基本要求 (2)二、概述2.1 汽轮机设备规范 (4)2.2 汽轮机设备概述 (5)2.3 油系统简介 (8)2.4 热力系统简介 (8)三、汽轮机的启动、运行维护和停机 (10)3.1 汽轮机的启动 (10)3.2 汽轮机的运行维护 (19)3.3 汽轮机的停机 (23)四、辅助设备运行规程 (25)4.1 辅助设备规范及简介 (25)4.2 主抽气器和辅助抽气器的运行 (27)4.3 凝汽器的运行 (29)4.4 凝结水泵的运行 (30)4.5 冷油器的运行 (31)4.6 空气冷却器的运行 (32)4.7 循环水泵的运行 (33)4.8 冷却塔运行 (36)4.8 电动机的运行 (37)五、供热 (39)5.1 设备简介及规范 (39)5.2减温减压器的运行 (40)5.3 机抽汽并入双减 (40)5.4 机抽汽并入供热蒸汽分配箱 (41)5.5 减温减压器的故障及事故处理 (41)六、试验规程 (44)6.1 自动主汽门速关阀阀杆活动试验 (44)6.2 真空严密性试验 (44)6.3 手动危急遮断器试验和磁力断路油门试验 (44)6.4 低油压保护试验 (45)6.5 汽轮机保护装置试验 (46)6.6 超速试验 (46)6.7 凝结水泵联锁试验 (47)6.10 汽轮机静态试验 (48)七、事故处理 (49)7.1 事故处理原则 (49)7.2 紧急事故停机 (50)7.3 故障停机 (51)7.4 主蒸汽参数不符合额定规范 (52)7.5 真空下降 (53)7.6 油系统工作异常 (57)7.7 水冲击 (59)7.8 不正常的振动和异音 (61)7.9 轴向位移增大 (61)7.10 频率变化 (62)7.11 甩负荷 (62)7.12 负荷突然升高 (65)7.13 汽机严重超速 (65)7.14 叶片损坏 (66)7.15 管道故障 (67)7.16 失火 (67)7.17 锅炉“三管”泄漏 (68)7.18 厂用电中断 (68)附录一：饱和水和饱和蒸汽性质表 (71)附录二：压力单位换算表 (72)附录三：常用能量单位的互换 (72)附录四：真空与排汽温度对照表 (72)前言根据原电力部颁发规程、行业标准、设计院及制造厂技术资料和图纸，参考有关单位的经验，结合本厂实际情况和特点，制定本规程，作为运行人员运行操作管理与事故处理正确性的依据。
汽轮机超速飞车损毁
汽轮机超速飞车损毁2015年6月11日20点11分许，位于海盐县沈荡镇工业园区的浙江恒洋热电有限公司汽轮机厂房内2号汽轮机设备爆炸引发厂房内发生重大火灾，接到报警后，消防人员迅速赶赴现场奋力扑救将大火扑灭。
2015年6月12日海盐县安全生产监督管理局牵头组织了事故调查组，开展事故现场查勘和人员访谈，了解事故发生、现场施救和企业损失情况。
事故发生经过：电站DCS系统记录的历史数据显示，2015年6月11日20点10分09秒在2#机组发电机带21MW左右负荷运行中的2#循环水泵发生断电，备用的循环水泵没有自动联锁启动，造成2#机组凝汽器循环冷却水中断，凝汽器压力从－80KPa开始上升，20点10分50秒凝汽器压力上升到－64.63KPa 触发停机信号，停机信号同时送2#汽轮机关闭主汽门和发电机出口油开关跳闸。
20点10分54秒发电机负荷从21MW甩至零，2#汽轮机的转速从2993.73rpm开始上升，20点10分57秒转速到3300rpm电超速保护动作信号送出，但保安油压没有释放，汽轮机主汽门和调节汽门没有关闭。
20点11分08秒转速继续飞升至4490rpm（超出转速表量程）以上，转速飞升过程中机械超速保护（120%机械超速保护装置）也没有起作用，保安油压始终没有释放，造成主汽门和调节汽门不能关闭切断汽轮机进汽，发生严重超速事故。
20点11分12秒保安油压小于1MPa报警信号才出现，此时2#汽轮机前后轴承箱已发生剧烈爆炸。
根据电厂汽轮机厂房监视录像记录，2015年6月11日20点09分29秒（显示时间与DCS时间不同步）控制室运行人员发现2号发电机负荷瞬间甩至零，其中一名运行主值跑出主控室到就地检查，在接近2号汽轮机头时前轴承箱就发生剧烈爆炸，所幸未伤及人员性命。
一、事故经过2018 年5月1日22:34分，贵定公司因雷击造成外供电线路失电，导致余热发电1#、2#机组同时跳停，当班操作员立即通过中控按钮启动应急油泵，并电话通知相关领导。