背压式汽轮机操作规程完整

1、工艺流程简述

1.1工艺原理

   汽轮机是利用蒸汽来做功的原动机，蒸汽的热能转换为汽轮机旋转的机械功需要两次能量转换。即蒸汽经过汽轮机的喷嘴时，将蒸汽的热能转换成蒸汽高速流动的动能，高速流动的蒸汽经过工作叶片时将蒸汽的动能转化成汽轮机旋转的机械功。

1.2工艺流程简述

来自锅炉的蒸汽经隔离阀、电动主汽门、自动主汽门、高压调节汽阀进入汽轮机，经一个双列复速级和二个压力级做功后的蒸气通过背压管路（背压排汽）经减温装置供给用汽母管。

1.3工艺流程简图

2、工艺操作指标： 

2.1技术参数

4.1在下列情况下，汽轮机保护动作：

4.1.1汽轮机的转速超过3300-3360 r/min。

4.1.2润滑油压下降至跳闸值0.02Mpa。

4.1.3转子轴向位移大于0.7mm，推力瓦回油温度超过跳闸值70℃。

4.1.4汽轮机振动达跳闸值0.05mm。

4.1.5发电机保护动作。

4.1.6主油箱油位低于极限值。

4.2在发生下列情况时，自动报警：

4.2.1主汽压力大于3.63Mpa（绝压）或主汽压力小于3.14Mpa（绝压）。

4.2.2主汽温度大于445℃或主汽温度小于420℃。

4.2.3直流电源中断。

4.2.4背压排汽压力大于1.27Mpa或小于0.785Mpa。

4.2.5发电机甩负荷。

4.2.6推力轴承温度≥85℃。

4.2.7径向轴承温度≥85℃。

4.2.8油箱油位升高或降低超限时。

4.2.9润滑油压低于0.08Mpa时。

4.2.10轴承回油温度为65℃。

5、汽轮机的启动

5.1启动前的检查和检查

5.1.1检查汽轮机、发电机及各附属设备，肯定安装（或检修）工作已全部结束。

5.1.2准备好各种仪表和使用工具，作好与主控室、锅炉、电气分场及热网的联系工作。

5.1.3油系统

5.1.3.1路及油系统内所有设备应处于完好状态，油系统无漏油现象。

5.1.3.2油箱内油位正常，油质良好，油面指示器的浮筒动作灵活。

5.1.3.3油箱及冷油器的放油门关闭严密。

5.1.3.4冷油器的进出油门开启，并有防止误操作的措施，背用冷油器进出油门关闭。

5.1.3.5电动油泵进出阀门开启。

5.1.3.6清洗管路时在各轴承前所加的临时滤网或堵板必须折除。

5.1.4汽水系统。

5.1.4.1主蒸汽管路及背压管路上的电动隔离阀应预先进行手动和电动开关检查。

5.1.4.2主蒸汽管路及背压管路上的电动隔离阀、主汽门、安全阀关闭，直接疏水及向空排汽门开启，汽缸上的直接疏水门开启。

5.1.4.3调压器信号管上的疏水门开启，排汽门开启。

5.1.4.4汽封管路通向汽封加热器的蒸汽门开启，汽封抽气器蒸汽门关闭。

5.1.4.5各蒸汽管路应自由膨胀。

5.1.4.6冷油器的冷却水总门开启，冷油器进水门关闭，出水门开启。

5.1.5调节保安系统

5.1.5.1调节器和调节汽阀装配情况。

5.1.5.2调节汽阀连杆上各转动支点的润滑情况。

5.1.5.3调节器蒸汽脉冲室内是否注满蒸馏水（按热负荷运行时）。

5.1.5.4各保安装置是否处于断开位置。

5.1.6检查滑销系统：在冷态下测量各间隙尺寸，记录检查结果。前座架上若带有滑动油槽，应注润滑油。

5.17检查所有仪表、保安信号装置。

5.1.8通往各仪表的脉冲管路上的阀门开启。

5.1.9启动辅助油泵，在静止状态下对调节保安系统进行检查。

5.1.9.1启动低压电动油泵检查。

5.1.9.2润滑油压及轴承油流量。

5.1.9.3油路严密性。

5.1.9.4油箱油位，新安装及大修后第一次起动时，应预先准备好必需的油量，以备充油后油箱补充油。

5.1.10起动高压电动油泵，检查油系统，然后：

5.1.10.1起动盘车装置。

5.1.10.2检查盘车电机转向，停下电机。

5.1.10.3旋转盘车电机上的手轮，同时逆时针转动盘车手柄至“啮合”位置，起动盘车。

5.1.10.4投入盘车时，带有润滑油进油旋塞的应开启旋塞。

5.1.11将保安装置挂闸。

5.1.12旋转主汽门操纵座手轮，开启主汽门到1/3行程后，分别使各保安装置动作，检查主汽是否迅速关闭。

5.1.13检查合格后，将各保安装置重新挂闸，接通高压油路。

5.1.14将同步器摇到下限位置，调压器开关放在“切除”位置。

5.1.15检查主汽门是否关严。

5.1.16检查合格后，通知锅炉分场供汽暖管。

5.1.17暖管

5.1.17.1隔离阀前主蒸汽管路的暖管，逐渐提升管道内压力到0.2-0.3MPa，暖管20-30分钟后，以0.1-0.15MPa/min压力提升速度至正常压力，汽温提升速度不超过5℃/min。

5.1.17.2在暖管过程中应注意检查防腐门是否冒出蒸汽，当有蒸汽冒出时，应检查关严隔离阀及旁路阀，严防暖管时蒸汽漏入汽缸。

5.1.17.3管道内压力升到正常压力后，注意将隔离阀前总汽门逐渐开大，直至全开。

5.1.17.4在升压过程中，应根据压力升高程度适当关小直接疏水门，并检查管道膨胀及支吊状况。

5.1.17.5然后暖管到主汽门前。

5.2汽轮机的试验和经常性试验

5.2.1保护性试验

5.2.1.1汽轮机调速系统静态特性试验：

5.2.1.1.1危急保安器手动试验。

5.2.1.1.2低油压保护试验。

5.2.1.1.3轴向位移保护试验。

5.2.1.2机、电、炉三大联锁试验。

5.2.1.3汽轮机跳闸时调节阀关闭试验。

5.2.1.4除氧器等主要设备的保护试验。 

5.2.1.5水泵、油泵等转动设备的联锁保护试验。

5.2.2汽轮机启动中的试验

5.2.2.1汽轮机转速在500 r/min时进行摩擦检测。

5.2.2.2危机保安器就地及远方打闸试验。

5.2.2.3自动主汽门、调速汽门严密性试验。

5.2.2.4超速试验。

5.3冲动转子应具备的条件

5.3.1主蒸汽压力和温度在额定范围以内。

5.3.2润滑油压在0.08Mpa以上。

5.3.3调速油压在0.7Mpa以上。

5.3.4润滑油温在25℃以上。

5.3.5油箱油位正常。

5.3.6热工保护正常。

5.3.7各辅助设备运行正常。

5.4启动操作顺序

5.4.1接值长通知后。做好启动前的准备工作（如听音棒、手电筒、手持转速表、测温仪、扳手、螺丝刀、记录表、运行规程等）。

5.4.2全开背压管路上的向空排汽阀，启动高压电动油泵，注意检查冷油器出口油温，不得低于25℃。

5.4.3投入直流油泵联锁，启动盘车装置。

5.4.4缓慢开启主汽门，转子冲动后立即关回，保持一定转速，检查通流部分 、轴封、主油泵等处有无不正常响声。转速超过盘车转速时，盘车齿脱开，电机停转，手柄锁住。

5.4.5一切正常后，将转速保持在300-500r/min，暖机20-3min，注意各轴承的温升及各部位的膨胀、振动情况。

5.4.6投入汽封加热器，调整加热器内压力为0.097-0.099MPa。

5.4.7当轴承进口油温高于40-50℃时，将冷油器投入运行，冷油器出口油温保持在35-45℃。

5.4.8低速暖机后，肯定机组一切正常，可逐渐开大主汽门，将转速升到1000-1200 r/min ，保持40-80min，再次检查

5.4.8.1油温、油压、油箱油位。

5.4.8.2各轴承的温度及回油情况。

5.4.8.3电动油泵的工作情况。

5.4.8.4汽轮机各部位的膨胀情况。

5.4.8.5上下半汽缸的温差，应不超过50℃。

5.4.9一切正常后，即可迅速而平稳地越过临界转速（1850 r/min），分钟升高300 r/min的升速率。当调节器开始动作后，全开主汽门（开足后将手轮关回半转），操作同步器调整转速至额定转速。

5.4.10升速过程中，注意：

5.4.10.1当机组出现不正常的响声或振动时，应降低转速检查。

5.4.10.2当油系统出现不正常的现象（如油温过高或油压过低等），应停止升速，查明原因。

5.4.10.3当汽轮机热膨胀发生显著变化时，应停止升速，查明原因。

5.4.10.4当主油泵出口油压升高到规定值或，电动油泵是否自动关闭，投入“低油压保护”。

5.4.11空负荷运行正常后，检查及调整：

5.4.11.1主油泵进出口油压。

5.4.11.2脉冲油压。

5.4.11.3轴承油温及润滑油压。

5.4.11.4使各保安装置分别动作，主汽门、调节汽阀是否迅速关闭。

5.4.11.5同步器控制升速、降速是否平稳。

5.4.11.6同步器上限转速是否符合规定值（ 电动操作时）。

5.4.11.7安全阀动作压力是否符合规定值。

5.4.12调整背压高于热网压力5%，通知热网准备接通排汽。提升时，排汽温度升高速度不超过5/min。

5.4.13缓慢开启背压排汽管路上的电动隔离阀（应先开启旁路阀），同时关闭向空排汽阀，保持背压稳定。

5.4.14关闭主蒸汽管路、背压排汽管路、汽缸本体上的直接疏水阀。

5.4.15当具备并网条件后，投入“发电机保护投入”、“发电机并网有效”，并通知电气并网。

5.5带负荷

5.5.1 机组并网。

 调压器，调压器手柄置于切除位置。

5.5.1.2以150KW/min负荷提升速度增加负荷。

5.5.1.3当负荷增至50%额定负荷时，停留30min，对机组进行全面检查。

5.5.1.4一切正常后继续增加负荷。

5.5.2汽轮机按热负荷运行

5.5.2.1机组并网。

5.5.2.2同步器带上25%的电负荷。

5.5.2.3开启抽汽调压器信号管路上蒸汽门，待蒸汽冲出后，关闭排空气门，慢慢开启到调压器去的截止阀。 

5.5.2.4旋转调压器上部的手轮，使调压器弹簧的压紧螺钉完全松开。

5.5.2.5投入调压器。

5.5.2.6向加负荷方向慢慢旋转调压器上部的手轮，同时减负荷方向旋转同步器上部的手轮（保持负荷不变）至同步器处于空负荷位置，由调压器控制运行。

5.5.2.7在切除过程中，要注意调节系统与热网压力，应保持稳定。

5.5.3热负荷增减速度不应超过5t/min。

5.5.4注意机组振动情况，当振动增大时，应停止增加负荷，在该负荷运行30分钟，若振动没有消除，应降低10-15%负荷继续运行30分钟，振动仍不能消除，应查明原因。

6、运行与调整

6.1轴封系统的调整

6.1.1冲转后，投入汽封加热器，使后汽封信号管冒汽量正常。

6.1.2随着负荷的增加，前后汽封的漏汽逐渐加大。可适当开大汽封加热器的进汽阀，并同时调整轴封加热器的抽气器的工作蒸汽压力，使后汽封信号管冒汽量正常。

6.1.3随着负荷的降低，前后汽封的漏汽逐渐减少。应关小或关闭汽封加热器的进汽阀，并同时调整轴封加热器的抽气器的工作蒸汽压力，使后汽封信号管冒汽量正常。

6.1.4前汽封的部分漏汽送往轴封加热器和背压排汽管路。

6.2供热品质调整

6.2.1供热蒸汽的汽源由背压汽机的背压排汽经减温装置和减温减压器出口蒸汽提供，背压排汽压力一般额定为0.981MPa（调整范围0.785-0.127Mpa。安全阀动作压力1.29-1.31MPa），出口温度200℃。

6.2.2新蒸汽经减温减压器后，再向用户母管供汽。供汽的品质也可通过减温减压器的调整来调整。

6.2.2.1减温减压器的调整

6.2.2.1.1通过减温水阀门的开度调整温度.

6.2.2.1.2通过调节手轮和减温减压器的进汽阀调整流量和压力.

6.3汽温、汽压、流量的调整

6.3.1主汽温度为420-445℃，主汽压力为3.14-3.63MPa，主汽流量与各种运行工况有关。严

禁超参数运行。

6.3.2主汽压力的

6.3.2.1压力大于3.63MPa时，应节流降压，节流无效时，应作为故障停机。

6.3.2.2压力低于3.14MPa时，应降低负荷。

6.3.3对主汽温度的

6.3.3.1温度高于450℃时，运行30分钟后仍不能降低应作为故障停机，全年累计不超过400小时。

6.3.3.2温度415℃时，应降低负荷。

6.4负荷的调整

6.4.1根据热力特性曲线中工况图及功率修正曲线调整电负荷和热负荷，在所有工况下，汽轮机进汽量不得大于115吨/时。在每种工况中都不允许超额定负荷运行。

6.4.2 在下列情况下，汽轮机可以保持额定功率长期运行

6.4.2.1新蒸汽压力降至3.14MPa，温度降至420℃，进水温度不超过20℃。

6.4.2.2虽然冷却水进水温度升高到33℃，但满足下列条件

6.4.2.3背压排汽压力在规定范围内。

6.5汽轮机的并汽操作

6.5.1并汽操作注意事项

汽轮机的并汽操作，实际上是指两台锅炉之间的并汽操作。操作过程主要是在锅炉专业和汽机专业之间协调进行，在保证锅炉在整个并汽过程中能安全运行的前提下，并汽操作主要注意以下几点：

6.6.1运行锅炉和汽轮机的所有疏水必须全关。

6.6.2并汽过程要尽量缓慢，以保证汽平衡过度。

6.6.3当运行炉和并汽炉之间的压力和温度相差不是很大时缓慢开启隔离门开始并汽。

6.6.4.并汽过程中，注意背压排汽和减温减压器之间的切换操作。

6.6.5本操作过程中汽轮机电负荷波动较大。

6.5.2 1＃炉并2＃炉主蒸汽操作票

6.5.2.12#主汽管及主汽母管疏水门检查在关闭状态；

6.5.2.2检查1#炉主汽管电动门和旁路门在关闭状态；

6.5.2.3当1#炉升压后，缓慢逐渐开大1#炉主汽管疏水门；

6.5.2.41#炉主汽温度、压力分别在420℃、3.14MPa；

6.5.2.5当温度相差在20-40℃，1#炉压力高于2#炉在0.2-0.3MPa以内；

6.5.2.6全开1#主汽电动门旁路一次门，缓慢开启二次门直到全开；

6.5.2.7 当1#炉主汽压力与母管压力一致时，主汽温度稳定，先手动开启1#炉主汽电支门，关闭旁路门，待温度、压力稳定后，全开该电动门；

6.5.2.8通知锅炉专业1#、2#炉已并汽，根据1#、2#炉负荷调整情况逐渐关1#炉主汽管疏水一、二次门。

6.5.2.9 1#炉负荷已基本能满足汽机要求，2#炉负荷相比影响很小时；

6.5.2.10通知锅炉专业后，开启2#炉主汽管疏水门，关闭2#炉主汽母管电动门；

6.5.3  2＃炉并1＃炉主蒸汽操作票

同1＃炉并2＃炉主蒸汽操作票过程

7、运行中的维护和检查

7.1 保持设备清洁，注意保护保温层。

7.2 至少每60 min记录一次，发现仪表读数与正常数值有差别时应查明原因。

7.3 定期检查和校准各种仪表。

7.4 对油系统定期检查，并做到：

7.4.1 保持管道清洁、畅通、无漏油。

7.4.2 冷油器定期冲洗。

7.4.3 按时放出油箱底部的积水和油垢，补充新油，保持油位正常，滤网无堵塞现象。

7.4.4 滤油器前后压差超过0.05Mpa时应切换、清洗滤网。

7.4.5 定期检查汽轮机油的质量。

7.5 各轴承、杠杆活节及前轴承座与座架间滑动面定期加注润滑油、脂。调节汽阀杠杆上的球形头拉杆及支架转轴处应使用耐高温油脂，叉形接头处使用二硫化钼油剂。

7.6 定期冲洗滤水器滤网。

7.7 汽动油泵、电动油泵及自启动装置 进行试验。

7.8 保安系统定期进行试验。

7.9每天定时将主汽门、电动隔离阀等重要阀门的阀杆上下移动一、二次，防止阀杆卡死。

7.10如果汽轮机经常带固定负荷，应每天将负荷大范围变动一下，检查调节汽阀开关情况。

7.11汽轮机运行中周波不应超过50±0.5Hz。

7.12各轴承进油温度应保持在35～45℃范围内，温升一般不超过10～15℃，润滑油应保持在0.08～0.12Mpa（表）。

7.13 电负荷不允许超过汽轮机的额定负荷。

7.14 备用冷油器投入运行时应注意：

7.14.1 从放油门放油检查，肯定备用冷油器侧无积水和油渣。

7.14.2 缓慢开启备用冷油器入口油门充油，同时开启油侧排汽旋塞排出空气，空气全部排除后关闭旋塞。注意在充油过程中不应使油系统油压发生波动。

7.14.3开启备用冷油器水侧排气旋塞和进水门（出口水门应先开启），使水侧通水，空气排除后，关闭排气旋塞。

7.14.4缓慢开大油侧出油门和水侧进水门，注意不应引起润滑油压和油温的波动。

7.14.5 冷油器油侧压力应大于水侧压力，用进水门调节冷却水量。

7.15 在下列情况下禁止启动汽轮机：

7.15.1 油温低于25℃或润滑油压低于正常值。

7.15.2 任一保安装置工作不正常。

7.15.3主汽门、调节汽阀有卡涩现象。

7.15.4 辅助油泵自启动装置工作不正常。

7.15.5 转速表及其它指示仪出现不正常误差。

7.15.6 机组振动超过0.05mm。

7.16在下列情况下，禁止又调速器切换为调压器控制。

7.16.1调压投入后，负荷低于25%。

7.16.2调压投入后，排汽压力低于最低限定值。

8、停机

8.1正常停机

8.1.1通知各部门做好停车准备。

8.1.2 辅助油泵进行试验。

8.1.3 检查主汽门阀杆有无卡涩现象。

8.1.4降负荷。当负荷降到25%时，由调压器切换为调速器（操作过程与调速器切换为调压器相反），注意切换过程中负荷应稳定。调压器切除后，关闭调压器信号管路上的蒸汽门。在减负荷过程中，注意调节气阀关闭情况，若发现有卡涩现象，发电机不应与电网解列，立即查明原因。

8.1.5用同步器将负荷降至零。

8.1.6 机组解列后，退出“发电机保护投入”、“发电机并网有效”，关闭主汽门。将主汽门操作手轮关到底，检查主汽门是否关闭严密。

8.1.7关闭排汽管路上的电动隔离阀，开启向空排汽阀，停下汽封加热器。

8.1.8在停机降速过程中，应注意电动油泵是否自动投入运行，否则应手动启动电动油泵，维持润滑油压不低于0.055MPa。

8.1.9停机时测绘惰走曲线与原始曲线比较。

8.1.10转子完全静止后，立即投入盘车装置。汽缸金属温度（调节级后）降到250℃时，改为定时盘车，直至汽机完全冷却（汽缸金属温度低于150℃）。

8.1.11盘车时，开启电动油泵。

8.1.12冷油器出口油温降至35℃以下，关闭冷油器水侧阀门。

8.2紧急停机

8.2.1向主控室发出机组危险信号。

8.2.2手按“紧急停车”按钮 或手拍危急遮断器。

8.2.3启动高压电动油泵，保证轴承用油，检查润滑油压，同时根据热网情况决定投用减温减压器，保证用户供汽。，

8.2.4检查机组转下降情况，自动主汽门、调节汽门应关闭，自动主汽门应旋到底限位置。

8.2.5关闭汽机主蒸汽管路和的背压排汽管路电动隔离阀。

8.2.6开启汽机的本体和主蒸汽管路及背压排汽管路疏水阀，背压排汽管路的向空排汽阀应开启。

8.2.7停机过程中，检查机组倾听内部声音，记录惰走时间。

8.2.8电机、励磁机冒烟着火时，禁止汽轮机停转，保证发电机300r/min，进行灭火，防止转子弯曲。

8.2.9事故原因汇报值班主任，若在停机过程中，没有其他异常情况，可决定是否重新开启 。

8.2.12完成正常停车的其他操作。

9、汽轮机的故障、处理及紧急事故停机

9.1事故处理原则

9.1.1当机组发生事故时，值班人员应根据仪表指示和象征，迅速判断其原因、性质、涉及范围，及时排除事故。

9.1.2在事故处理过程中，应尽力保证厂用电不中断。

9.1.3依据规程处理事故，如遇到规程没有规定的事故象征，值班人员应立即汇报值长或处理完毕后向值长汇报。

9.1.4发生事故时，应及时与领导报告情况，并正确执行上级命令。

9.1.5发生事故时，司机应及时与锅炉、电气值班人员取得联系，并迅速、果断地领导本机组人员进行排除事故的工作。

9.1.6从机组发生事故起，直到事故消除恢复正常状态止，值班人员不得擅自离开工作岗位。若事故发生在交时间，则应延长。在交接薄上签字前，当班的运行人员做好事故处理工作。直至机组恢复正常状态或接到值长的命令为止。

9.1.7事故消除后，司机应分别将机组事故原因、时间及处理情况，如实详细地记录在值班日记内。

9.2汽轮机紧急事故停机

9.2.1在下列情况下应破坏真空紧急停车

9.2.1.1机组突然发生强烈振动或金属撞击声。

9.2.1.2 转速超过3360r/min，危急遮断器不动作。

9.2.1.3水冲击。

9.2.1.4轴承汽封冒火花。

9.2.1.5轴承断油或回油温度急剧升高。

9.2.1.6轴承回油温度超过70℃或轴瓦金属温度超过100℃。

9.2.1.7油系统着火并且不能很快扑灭时。

9.2.1.8油箱油位突然降到最低油位以下。

9.2.1.9润滑油压降至0.02Mpa以下。

9.2.1.10主蒸汽管破裂或排汽管道破裂。

9.2.1.11转子轴向位移超过0.7mm，轴向位移遮断器或轴向位移监视装置不动作。

9.2.1.12发电机内冒烟。

9.2.1.13背压排汽压力升高超过限定植，安全阀不动作。

9.2.1.14调节系统异常。

9.2.1.15主油泵发生故障。

9.3常见异常情况

9.3.1系统工作失常

9.3.1.1下降，油压不变

⑴原因

①管道、法兰漏油；

②油器泄漏；

③故放油门、油箱放水门泄漏或误开；

④油系统各放油阀漏油或误开。

⑵处理

①检查油位指示是否正常；

②检查油位下降的漏点进行处理；

③根据油位下降情况向油箱补油；

④如油位降低至最低极限无法处理时应紧急停机。

9.3.1.2油压下降，油位不变

⑴原因

①备用油泵逆止阀不严；

②润滑油节流阀开度过大；

③滤油器滤网堵塞；

④压力道上阀门误操作；

⑤主油泵工作失常；

⑥表计失灵。

⑵处理

①查明原因，采取相应措施处理；

②油压下降应根据情况开启交流油泵维持油压，并注意各轴瓦油温及振动；

③减少机组负荷；

④启动交流油泵仍不能维持油压，应紧急停机。

9.3.1.3油箱油位、油压同时下降

⑴原因

    压力漏油到油箱外面

⑵处理

迅速查清漏油地点进行堵漏，并采取措施防止着火，如大量喷油无法处理应启动直流油泵故障停机。

9.3.1.4油位升高

⑴原因

①轴封漏汽压力高，均压箱汽压自动调整失灵；

②轴封及油档间隙大。

⑵处理

调整轴封漏汽量，根据油质化验情况，定期放水或滤油。

9.3.1.5轴承温度升高

⑴原因

①冷油器钢管结垢或堵塞；

②润滑油压下降或轴承进堵塞；

③轴承乌金脱落损坏；

④机组振动过大；

⑤超负荷运行；

⑥油内进水，油质不合格。

⑵处理

①根据冷油器出入口水温差确定冷油器是否结垢或堵塞，并切换冷油器进行检修；

②油压太低时检查滤油器滤网或调整润滑油过压阀，堵塞可停机处理；

③防止蒸汽漏入油系统；

④减少机组负荷，轴承温度超标应停机处理；

⑤经采取措施，轴瓦温度仍不能下降并超过规定值也应停机处理。

9.3.1.6冷油器出口油温升高

⑴原因

①冷却水中断或水量减少；

②冷油器污脏或滤水器堵塞；

③冷却水温升高。

⑵原因

①当冷却水中断或减少时，应立即联系恢复供给冷却水或调整冷却水进水门开度；

②如滤水器堵塞应开启旁路供水；

③冷油器污脏应切换冷油器。

9.3.1.7油泵故障

⑴主油泵故障

①主油泵声音失常，应检查听测主油泵的声音，并注意油温油压变化，并报告值长。

②如主油泵有逐渐增大的杂音，同时出现油压摆动或降低等情况，应迅速启动交流油泵，立即停车，缩短转子惰走时间。

⑵高压交流油泵故障

①在汽机启动过程中，高压交流油泵在2500r/min以上发生故障时，应立即启动润滑交流油泵或润滑直流油泵，增加汽机转速至主油泵能够正常油压为止，然后检修故障泵。

②机组在停机过程中，若高压交流油泵故障，应立即启动润滑直流油泵或润滑直流油泵运行。

9.3.1.8油系统着火

⑴原因

汽轮机油系统火灾事故大部分是由于油泄漏到热体面而未及时发现和清理引起。

⑵处理

①汽轮机油系统刚发生小火时，应设法切断油源，立即进行扑救，并及时报告值长。应采用干式灭火器，1211灭火器，石棉布灭火。

②系统发生大火，火势不能很快扑灭，严重威胁机组安全时，应及时拨打调度室电话报警，并紧急停机。当火势威胁主油箱和油系统时，在停机同时，开启油箱事故放油门，控制放油速度，以保证转子静止前润滑油不中断。转子静止后立即停下润滑交流油泵或润滑直流油泵，并在转子上作好记号，准备手动盘车。

③在消防队未到达前，应设法不使火势蔓延到回转部分及电缆。

④发生喷油起火时，要迅速堵住喷油口，改变油方向，使油流不向高温热体喷射，⑤并用1211干粉灭火器灭火。

⑤油系统着火时，禁止启动交流油泵，必要时应适当降低润滑油压以减少外泄油量。

并网条件后重新并列增加负荷至满负荷。

9.3.2甩负荷

9.3.2.1发电机油开关跳闸，联跳保护动作

⑴现象

①机声突变，负荷到零。

② “自动主汽门关闭”、报警信号报警。

③汽机转速上升至某一数值后开始下降。

④油动机动作。

⑵处理

①确认自动主汽门关闭、转速下降后，迅速启动交流油泵。

②转速下降至额定转速以下后，机组重新挂闸。

③根据需要投入减温减压器，保持热网负荷压力。

④全面检查机组情况，倾听机组声音，一切正常后汇报值长，在查明甩负荷原因后，机组具备并网条件重新并列增加负荷至满负荷。

9. 3.2.2发电机甩负荷，危急保安器动作

⑴现象

①机声突变，负荷到零。

②安全油压、油动机指示到零。

③转速上升后又下降，危急保安器动作。

④自动主汽门关闭。

⑵处理

①确认自动主汽门关闭、转速下降后，迅速启动交流油泵。

②将自动主汽门手柄旋转至全关位置，待转速下降至额定转速以后，机组重新挂闸，保持正常转速。

③根据需要投入减温减压器。

④注意调整加热器、除氧器水位。

⑤全面检查机组情况，一切正常后汇报值长，在查明甩负荷原因后，机组具备并网条件后机组并网待带负荷。

9.3.2.3发电机甩负荷，转速升到额定转速的10%以上，危急保安器不动作

⑴现象

①机声突变，负荷到零。

②机组振动增大。

③危急保安器不动作。

⑵处理

①按紧急停机处理。

②必要时关闭电动主汽门，切断汽源，防止事故扩大。

③转速下降过程中，应倾听机组内部声音，记录惰走时间。

④汇报值长、班长，并联系有关人员消除缺陷，危急保安器检查正常后，方可并网运行。

9.3.2.4保护装置动作

⑴现象

①机组声音突变，负荷到零。

②机组某一保护动作，并报警。

③自动主汽门关闭。

④转速下降。

⑵处理

①若保护动作正常，则紧急停机，根据热用户负荷情况，投运减温减压器。

②检查机组轴向位移，汽缸与转子胀差情况，各轴承回油温度，倾听机组各部声音。

③若是保护误动，立即联系热工检查，尽快重新启动，并列带负荷。

注：在发电机甩负荷时，若出现厂用电中断情况，应紧急停机处理。

9.3.3水冲击

⑴现象

①主汽温度急剧下降。

②从蒸汽管道法兰、门杆、轴封、汽缸接合面等冒出白色汽体或溅出水滴。

③清楚听到汽缸内、汽管内有水击声。

④负荷下降，机声变化，振动剧烈或有金属噪声。

⑤轴向位移增大，推力瓦温度升高。      

注：以上象征不一定同时出现，如加热器满水倒回汽缸，主汽温度不会急剧下降。

⑵原因

①锅炉满水或超负荷，产生汽水共腾。

②锅炉燃烧不稳或调整不当。

③汽机启动过程中没有充分暖管或疏水。

④加热器满水至汽缸内。

⑶处理

①发现水冲击象征时，应迅速果断地停车。

②开启汽机本体、蒸汽管道、背压排汽管道的所有疏水门。

③正确记录惰走时间，听测汽机声音。

④如由于加热器满水导致背压排汽管道水击时，应立即停用该加热器，全关进汽门，全开疏水门。

⑤在惰走时间内，如没有听到异音或摩擦声，同时惰走时间下降，推力轴承温度、轴向位移也正常，则在发生水冲击的原因消除后，加强汽机本体及主管道疏水，重新启动汽轮机。

⑥重新启动时，发现汽机内部有异常或转动部分有磨擦应紧急停机检查。

⑦在惰走过程中，发现推力瓦块温度和推力轴承出口油温升高，轴向位移超过极限，振动增大或惰走时间较正常缩短，则必须检查推力轴承，并根据推力瓦的状况，决定是否需要揭缸检查。

9.3.4轴向位移异常

⑴现象

①轴向位移增大或报警。

②推力瓦温度升高。

③汽机声音异常。

⑵原因

①负荷或蒸汽流量（背压排汽）增大。

②汽轮机通流部分结垢严重。

③叶片断裂。

④水冲击。

⑤汽压、汽温异常。

⑥电网周波变化。

⑦轴封损坏。

⑧推力轴承断油。

⑶处理

①发现轴向位移增大，立即检查推力瓦温度、推力轴承出口油温，并查看负荷、汽压、汽温、等仪表，确认轴向位移增大，应适当降低汽机负荷，维持轴向位移不超过0.7mm，当轴向位移达到0.7mm时，磁力断路油门应动作停机，否则应手动停机。

②动静叶片结垢严重，汇报值长，联系电气降低负荷，使监视段压力不超过极限。

③主汽参数过低，应及时调整负荷，立即联系锅炉调整。

④发生水冲击致使推力轴瓦损坏，应立即紧急停机。

⑤在减负荷过程中，注意保证热网的供汽。

9.3.5汽轮机振动和异常

⑴原因

①汽轮发电机转子中心不正或转子质量不平衡。

②汽缸金属温度上下温差过大引起热变或动静部分有异物磨擦。

③大轴弯曲超过规定值。

④润滑油压下降或润滑油温过高过低，油质恶化。

⑤轴瓦紧力不够或间隙不合格。

⑥主汽参数过高过低。

⑦轴向位移过大动静之间磨擦。

⑧汽机两侧热膨胀不均

⑨滑销系统卡涩

⑩由发电机、励磁机引起的振动。

⑵处理

①机组发生不正常的振动和异音，应及时分析并报告值长，适当降低负荷，测量振幅，查明原因处理。

②如机组在去除励磁后振动消失，或提升电压时发生振动，则是电气部分发生故障，应汇报值长处理。

③机组发生剧烈振动或未发生强烈振动，但清楚听到机器内部有金属磨擦声，应紧急停机。

④机组在升速过程中发生振动值超限或异音，禁止降速暖机，应立即手拍危急遮断手柄停机。

⑤若机组振动超过0.05mm应查找原因消除，如出现内部故障现象，振动突然增加到0.05mm以上，应立即手动保安器停机。

9.3.6全厂厂用电中断

⑴现象

①交流照明灯熄火，事故照明灯亮。

②运行时所有电机设备停转，备用设备不联动。

③主汽压力、温度迅速下降，油温升高。

④循环水中断。

⑤运行泵失电后，指示灯不亮。

⑵处理

①应立即紧急停机。

②启动直流油泵供润滑油。

③联系电气尽快恢复厂用电。

④转子停止后，若厂用电未恢复时，应及时组织手动盘车。

⑤检查自动主汽门自动关闭。

⑥厂用电恢复后，根据各系统情况，重新启动汽轮机。

9.3.7热工电源中断

⑴现象

①热控盘指示灯熄火。

②热控盘各仪表不指示或指示到零。

③汽机所有电动阀、调整阀失去操作电源，各自动调整失灵。

④汽机各保护联锁不能动作。

⑵处理

①短时无法恢复电源时，应立即汇报值长，通知热工，并联系锅炉、电气尽力保持机组负荷稳定。

②加强监视就地各表计及各辅机电流表，保持各设备的稳定运行。

③系统或设备发生异常，机组在失去操作与监视手段影响主设备安全运行时，汇报值长故障停机。

10、热力系统及辅助设备

10.1热力系统

为了运行安全、可靠、灵活，各子系统均采用母管制。其特点如下：

10.1.1主蒸汽系统：采用母管制。汽轮机既可以由主蒸汽母管供汽，又可以由相应的锅炉通过主蒸汽母管分段供汽。

10.1.2高低压给水系统：高压给水泵采用母管制，不设高压加热器，每台锅炉可切换到高压给水母，由高压给水母管供水。低压给水泵采用母管制，分别向各台给水泵供水。

10.1.3化学补充水系统：化学补充水采用母管制，直接进入除氧器的补水和疏水箱。

10.1.4供热蒸汽系统：背压式汽轮机背压排汽接入用汽母管。为了保证供汽的可靠性，并便于调整，设置了容量为80t/h和30t/h减温减压器的的减温减压器各一台，其中80t/h的减温减压器以坐备用，减温减压器的一次蒸汽为新蒸汽，减温减压器的二次蒸汽接入用户蒸汽母管。

10.1.5循环水冷却水系统：采用母管制，可对发电机和冷油器提供冷却水。

10.1.6冷态启动时采用疏水泵向锅炉上水方式。

10.2主要辅机运行规程

10.2.1电动给水泵的启动

10.2.1.1启动前的检查

①检查除氧器水箱水位在正常水位，开除氧水箱至给水泵各阀门。

②检查轴承润滑油位正常（20＃机油），用手盘车，检查转动是否灵活，有无卡涩、异响等现象，检查各仪表是否正常，并将管路上各压力表旋塞关闭。

10.2.1.2暖泵

①关闭密封水，冷却水。

②开启暖泵管。

10.2.1.3启动操作

①打开进口门，关闭出口门、放气门及暖管阀门，稍开再循环门。

②通知电气送电，解除联锁。

③合闸，待电机转速至额定转速且出口达到规定压力时，检查出口电动是否开启，并观察泵工作是否正常。

④备用泵投入暖管联锁。

⑤当锅炉补水大量或给水泵出口压力较低时，经调节再循环无效后启动。

10.2.2运行与维护

①注意泵吐出力压力，用再循环门调节，使其压力控制在规定范围内。

②注意轴承温升，一般轴承温度t≤70℃。

③注意冷却水，密封水是否正常（以滴状为宜），注意工作电流是否正常。

④定期检查轴承振动情况，全振幅值在垂直方向上应小于0.06mm，水平方向应小于0.08mm，否则应解体检验查。

10.2.3电动给水泵的停机

①接停机通知后，先稍开再循环门。

②停机前先解除联锁，再停机，检查出口电动门是否联动关闭。

③油温下降（轴承温度）后关冷却水门，密封水门。

④根据情况暖泵备用。

10.2.4电动给水泵的故障处理

10.2.2.1给水泵的故障处理

⑴紧急停泵条件

①电机或给水泵发生强烈振动并伴有金属声，轴向窜动剧烈。

②轴承冒烟，温度急剧升到75℃。

③给水泵失水，泵内汽化，给水泵出口压力、电流剧烈摆动，并且泵内出现噪声。

④电动机两相运行，电流超过额定值或到零，转速下降或电机发热。

⑤给水母管破裂。

⑥电动机冒烟或发生绝缘烧焦气味。

⑵紧急停泵操作注意事项

①手按紧急停泵按钮。

②备用泵应能自入，否则手动投入。

③解除联锁保护。

④关闭故障进出水门。

⑤完成其它各项水泵启动操作。

10.2.5厂用电中断

⑴现象

①电流和泵出口压力为零。

②声音突变。

⑵处理

①电流中断，短时间可以恢复时，应立即关闭出口门，稍开循环门，待厂用电恢复后合闸启动，视流量大小关小或关闭再循环门。

②厂用电中断，短时间不能恢复时，应按停泵步骤进行操作。

10.2.6高压给水母管压力低

10.2.6.1高压给水母管压力低，应作如下检查

①机组负荷是否升高。

②运行给水泵是否正常

③给水管道是否破裂。

④检查除氧器水位、压力是否正常。

⑤给水系统有无误操作。

10.2.6.2高压给水母管压力低，应作如下处理

①额定工况下，高压给水母管压力下降到低于锅炉汽压时，应启动备用泵。

②高压给水母管破裂，应根据具体情况决定是否降低负荷或停机。

10.2.7泵不能供水

⑴原因

①泵内或管内的气没有排净，吸入管路上有气囊，吸入端有气泡。

②泵的吸入管路没有完全充满液体。

③吸入压力和汽化压力的差值偏小。

④转向不对。

⑤系统所需的压头高于泵所产生的压头。

⑥叶轮里被异物堵塞。

⑵处理

①打开排汽阀或者压力表的排气螺丝。检查管路的铺设情况，以保证液体流动平稳。

②再向泵和管路内注满水，并将气排尽，检查管路的铺设情况。

③交换电机两个相位线。

④用再循环门调整压力，使之在规定范围内。

⑤清理泵，检查吸入系统的情况。

10.2.8泵供水不足

⑴原因

①泵内和管路内的气没有排净，吸入管路上有气囊，吸入端有气泡。

②由于前段密封环、中段密封环磨损严重，使级间泄漏量增加或叶轮损坏。

⑵处理

①打开排汽阀或者压力表的排气螺丝；检查管路的铺设情况，以保证液体流动平稳。

②更换新的前段密封环、中段密封环，检查转子的同心度，检查泵内有无异物，更换新的叶轮。

10.2.9扬程太低

⑴原因

①吸入压力和汽化压力的差值偏小，即NPSH值达不到要求。

②转向不对（如倒转）。

③系统所需的压头高于泵所产生的压头。

④被输送介质的比重与规定的不符（工作温度不同引起）。

⑤由于前段密封环、中段密封环磨损严重，使级间泄漏量增加或叶轮损坏。

⑵处理

①尽力提高除氧器水箱水位，以提高给水泵进口压头。

②交换电机两个相位线。

③用再循环门调整压力，使之在规定范围内。

④检查并调节输送液体的温度。

⑤更换新的前段密封环、中段密封环，检查转子的同心度，检查泵内有无异物，更换新的叶轮。

10.2.10启动后突然中断供水

⑴原因

①系统所需的压头低于泵产生的扬程。

②泵内和管路内的气没有排净，吸入管路上有气囊，吸入端有气泡。

③泵内吸入管路未完全充满液体。

⑵处理

①用再循环门调节压力，使之在规定范围内。

②打开排汽阀或者压力表的排气螺丝；检查管路的铺设情况，以保证液体流动平稳。

③再向泵和管路内注满水并将气排尽，检查管路的铺设情况。

10.2.11轴功率过高

⑴原因

①系统所需的压头低于泵产生的扬程。

②转向不对（如倒转）。

③被输送介质的比重与规定的不符（工作温度不同所引起的）。

④转动部件碰上静止部件，泵的运转很不平稳。

⑤由于前段密封环、中段密封环磨损过分，使级间泄漏或叶轮损坏。

⑥轴承体里的油量过多或过少，冷却不足，油质不符，油质太，油中有水等，

轴承内有脏物。

⑵处理

①用再循环门调整压力，使在规定范围内。

②交换电机两个相位线。

③检查并调节泵输送液体的温度。

④检查转子的同心度，检查泵内有无异物，检查平衡装置状况。

⑤更换新的前段密封环、中段密封环，检查转子的同心度，检查泵内有无异物，更换新的叶轮。

10.2.12泵振动或噪音太大

⑴原因

①泵内吸入管路未完全充满液体。

②吸入压力和汽化压力的差值偏小，即NPSH值达不到要求。

③转动部件碰上静止部件，泵的运转很不平稳。

④轴承严重损坏。

⑤由于前段密封环、中段密封环磨损过分，使级间泄漏或叶轮损坏。

⑥由于轴承磨损或轴系找中不对引起的轴振动。

⑦轴承体里的油量不多或不足，冷却不足，油质不符，油质脏，油中有水等到，轴承内有脏物。

⑧流量太低。

⑵处理

①再向泵和管路内注满水并将气排尽，检查管路的铺设情况。

②检查转子的同心度，检查泵内有无异物，检查平衡装置状况。

③更换新的前段密封环、中段密封环，检查转子的同心度，检查泵内有无异物，更换新的叶轮。

④检查泵运转时有无噪音，在冷态时检查联轴器的找正情况，检查油量和油的清洁度。

⑤检查油的质量和数量，彻底清洁轴承、轴承体管路和油箱，检查轴承密封状态。

10.2.13平衡水压力、流量突然增加或减少

⑴原因

①泵内吸入管路未完全充满液体。

②叶轮里被异物堵塞。

③转动部件碰上静止部件，泵的运转很不平稳。

④由于前段密封环、中段密封环磨损过分，使级间泄漏或叶轮损坏。

⑤轴向力过大（平衡回水管路的横向面积变化，平衡装置元件的过渡磨损，平衡装置静止元件的渗漏，平衡水管路压差过大）。

⑵处理

①再向泵和管路内注满水并将气排尽，检查管路的铺设情况。

②清理泵，检查吸入系统的情况。

③检查转子的同心度，检查泵内有无异物，检查平衡装置状况。

④更换新的前段密封环、中段密封环，检查转子的同心度，检查泵内有无异物，更换新的叶轮。

⑤检查平衡装置和转子间隙，检查转子的轴向窜量，检查平衡水管路；检查吸入压力和吐出压力。

10.3循环水泵的运行

10.3.1启动前的检查

①检查循环水池水位。

②检查进口阀门全开。

③检查电机转向是否正确。

④确定多功能水泵控制阀进口端的控制阀开启。

10.3.2启动操作

①解除联锁，启动循环水泵。

②泵运转正常后，检查出口蝶阀是否联动开启。

③投入联锁保护。

10.3.3循环水泵的停机

①解除联锁。

②停泵。

③检查出口蝶阀是否关闭。

10.3.4循环水泵的故障处理

10.3.4.1故障停泵

⑴紧急停泵条件

①电机或泵强烈振动或伴有金属声，轴向窜动剧烈。

②轴承冒烟，温度急剧升至75℃。

③电机两相运行，电机超过额定值或到零，转速下降或发热。

④轴承产生磨擦，电机电流增大。

⑵紧急停泵操作

①手按紧急停泵按钮。

②备用泵应自动投入运行，否则手动投入。

③解除联锁保护。

④关闭故障泵进出口水门。

10.3.4.2厂用电中断

⑴现象

①声音突变。

②泵出口压力迅速下降，电机电流到零。

③水泵停止转动。

⑵处理

①解除循环水联锁，待厂用电恢复后立即关闭出口阀门。

②合闸启动，运行正常后恢复联锁。

③短时不能恢复按停泵处理

10.3.4.3水泵不出水，泵入口出现高度真空

⑴原因

①入口阀未开启。

②入口管路被堵塞。

⑵处理

①开启入口阀。

②切换备用泵，清洗被堵塞管路。

10.4工业水泵的运行

10.4.1启动前的检查

①水池水位正常

②轴承油位在正常位置。

③电机空转方向正确，泵转动灵活，无卡涩。

10.4.2启动操作

①开启进口水阀。

②按通电源，检查泵工作是否正常。

10.4.3工业水泵的停机

①解除连锁

②停泵。

③确认工作电流到零。

10.4.4工业水泵的故障及处理

10.4.4.1水泵不吸水、压力表及真空表的指针剧烈摆动

⑴原因：吸水管路漏汽或吸入管路堵塞。

⑵处理：堵塞漏气或疏通管路。

10.4.4.2水泵耗费的功率过大

⑴原因：填料处压得太紧，动静部分卡涩。

⑵处理：重新装配。

10.4.4.3水泵振动

⑵处理：排除安装原因后，仔细检查轴承以及泵是否有汽蚀情况。

10.5除氧器的运行

10.5.1除氧器的启动与运行

10.5.1.1开启除氧塔上排向大气的排汽门，其余所有连接管道上的阀门均处于关闭状态。

10.5.1.2由补充水或凝结水向水箱充水至正常水位。

10.5.1.3缓慢开启再沸腾管和加热蒸汽，加热水箱内的水。

10.5.1.4启动给水泵，开启再循环管道上的阀门进行给水再循环。

10.5.1.5当水箱内水温升高到锅炉上水温度后，开始向锅炉上水，同时将水箱水位保持在正常水位（冷态启动时，不采用此上水方式，改用疏水泵向锅炉上水）。

10.5.1.6启动后由凝结水或补充水（除氧水）向除氧器供水。

10.5.1.7缓慢开启除氧器加热蒸汽管道上的阀门，并加大二次汽源的蒸汽压力，逐步提高除氧的工作压力和除氧水温度，要求控制除氧水的温升速度为3-5℃/min以上，保证除氧器壳体均匀受热膨胀。

10.5.1.8逐渐关小给水再循环阀。

10.5.1.9根据除氧水温升情况，逐渐关小再沸腾管的加热蒸汽门直至全关。

10.5.1.10定时记录除氧器各部分的压力、温度。

10.5.1.11适当关小通向大气的排汽门，以排汽口轻微冒汽和除氧水溶氧合格为止。

10.5.1.12适当关小二次汽的入口汽门，以保持除氧水达到饱和温度为宜。

10.5.2除氧器的停机

10.5.2.1首先切断给水，其次切断加热汽源，然后立即切断凝结水和补充水，严禁相反的操作，以免除氧器骤然降温产生很大的应力。

10.5.2.2当除氧器短期停运时，水箱可不放水，但应采取加氨或加联氨法防腐，如长期（10天以上）停运时，则应排尽水箱内的水。

10.5.3除氧器的故障及其处理

10.5.3.1给水箱水位高

⑴原因

①补充水量过大或水位自动高速失灵； 

②凝汽器钢管泄漏；

③水位计失灵。

⑵处理

①关小补充水阀，检查修复水位调节器；

②联系化水人员化验水质，若钢管泄漏，经值长同意后停机处理；

③水位失灵，联系检修人员处理。

10.5.3.2除氧器压力升高

⑴原因

①表计失灵。

②调整不当。

③除氧器进水量突然减少。

⑵处理

①核对表计，判断压力是否升高。

②发现压力升高，针对上述原因分别处理，当压力高于安全门的动作值，安全门未动作，应尽快报告值长联系有关人员进行处理。

③调节除氧加热蒸汽的调节阀，保证除氧器的正常工作压力不超过指标范围。

10.5.3.3除氧器压力不正常降低

⑴原因

①进水量过大。

②温度低。

③进汽量不足。

⑵处理

①核对表计，判断压力是否降低。

②针对上述原因分别进行处理，设法消除。

③进汽量不足时，可以调整蒸汽阀增加进汽量。

10.5.3.4除氧器内给水含氧量增大

⑴原因

①操作调整不当，除氧器进水量波动大。

②除氧器进水温度太低或进水量太大。

③除氧器加热汽量不足。

④除氧器向空排汽门开度过小。

⑤凝结水含氧太大。

⑥除氧器喷嘴雾化不良。

⑵处理

    检查上述原因作相应处理

10.5.3.5除氧器振动、冲击。

⑴原因

①除氧器进水量太大。

②加热阀门开启过大。

③进水温度过低。

④给水箱水位过高或满水。

⑵处理

    检查上述原因作相应处理。

10.6轴封加热器的运行

10.6.1轴封加热器的启动

①检查汽封加热器出入口水门应开启、旁路门关闭。

②检查水侧出入口压力指示，确认有凝结水通过轴封加热器。

③汽轮机冲转后，根据轴封排汽量逐渐开启轴封加热器蒸汽阀。

10.6.2轴封加热器的停机

①汽机减负荷，根据轴封排汽量调整蒸汽阀的开度。

②根据除氧器的水位情况，关闭轴封加热器的出入口水阀。

10.6.3故障及处理

10.6.3.1汽封加热器内水管破裂

⑴现象

①加热器内迅速满水；

②加热器发生水击或振动；

③手触本体温度下降。

⑵处理

①开启疏水阀；

②关闭汽封加热器进汽阀；

③开启汽封加热器旁路门；

④关闭汽封加热器进出水门；

⑤联系检修人员处理。

10.7减温减压器的运行

10.7.1减温减压器启动前的准备

①检查自动调节机构、各表计及安全阀应正常。

②将重锤压死冲量安全阀。

③减压阀打开20%的开度，打开疏水阀，开启减温水阀，检查减温水系统是否正常，检查完毕后，关闭减温水阀。

④暖管（以超过0.02-0.05MPa的过热蒸汽预热整个装置，暖管时间不少于30min）。

10.7.2减温减压器的启动

①预热后开启装置前的闸阀，以0.1-0.25MPa/min的升压速度升压，同时操纵减压阀和可调喷嘴，使出口蒸汽参数稳定地升高，并保持在规定的范围内。

②当蒸汽参数正常后，开启出口门，关闭疏水阀。

10.7.3减温减压器的停机

①关闭减温减压器的装置前的闸阀。

②开启疏水阀。

③逐渐关闭减压阀和可调喷嘴。

10.7.2减温减压器的维护

①定期记录蒸汽的运行参数，检查试验机械转动部分的灵活性。

②需润滑处应经常加油，并经常清洁设备。

③定期检查主安全阀启闭灵活性。

④定期检查喷水减温器机械雾化喷嘴状况。

⑤检修后的阀门应按规定重新进行水压试验。

10.7.2减温减压器的事故处理

10.7.2.1管道破裂

⑴象征

管道或法兰破损、严重泄漏。

⑵处理

    立即停止减温减压器的运行，联系检修人员处理。

10.7.2.2蒸汽管道振动

⑴象征

①管道振动明显增大。

②管道内有水击声。

⑵原因

①管道内疏水没排尽。

②运行中减温水门开得太大，引起汽温骤然下降，蒸汽带水。

⑶处理

①开启疏水门泄水。

②关小减温水调节门。

10.7.2.3汽压突然增高安全阀动作

⑴原因

热负荷突然减少。

⑵处理

    应手动调整减压器进汽量，控制压力到额定植。

11、安全生产注意事项

11.1操作人员在上班期间必须严格按照公司要求穿戴好劳动保护用品。

11.2随时检查本岗位的工用具、消防器材是否完好、齐全，摆放是否有利操作。

11.3操作人员在上班前严禁饮酒，在上班时，严禁做职责范围以外的事。

11.4操作人员在巡检和操作过程中应注意人身及设备安全，防止一切不安全事故的发生。

11.5正常运行时，应密切倾听机组内外运行声音，机体振动是否正常，每班测振动一次，如有异常，连续测量，并采取措施。

11.6随时监视仪表的变化，不得离开岗位，若有不正常现象，应迅速查明原因采取相应措施。

11.7禁止在各种保安装置及调速系统不正常情况下运行。

11.8禁止汽轮机超过运行参数所允许的范围之外运行。

11.9熟练掌握岗位运行规程中的每一步骤，严禁误操作。若规程中没有的内容，遵照值长的指示操作。

11.10随时与锅炉、电气、热用户保持紧密的联系。

11.11操作人员在平时的运行中应不断积累、总结经验，提高操作业务水平和判断处理事故的能力。若发生事故或故障时，应冷静分析，及时采取处理措施。

11.12严格遵守和认真执行国家电力部门有关热电系统的一切安全规定。