离心泵叶轮顺时针还是逆时针转?_百度知道
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离心泵叶轮顺时针还是逆时针转?
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来源：　　作者：王文彬;
离心式水泵叶轮转向的判别　 在同水泵打交道的人中间(其中包括一些常搞水泵的人)有时拿起一张水泵叶片木模图一时判断不清叶轮的旋转方向。也有个别水泵叶轮木模图,把转向绘反了,如叶轮木模图绘成顺时针而图纸文字却写成逆时针旋转。 关于绘制水泵叶片木模图时,工作面与背面绘制的位置,有的书上作了具体规定,一些书上未明确写出。设计人员有不同的习惯画法,如有的图把工作面与背面用实虚线条区别表示在同一个投影方向上。还有的木模图只绘叶片工作面等。绘制叶片木模图时,应尽力反映实物特征。对于叶轮的旋转方向特征一般是通过叶片木模图中的平面图反映出来的。目前我国的一些国标和部标中规定是从叶轮进口方向看叶轮旋转方向,为顺时针方向旋转或者为逆时针方向旋转。有的国际标准则用驱动方向定之。我认为为了直观和方便还是从叶轮进水口方向观察转向。正如图纸上常见“从叶轮进口方向看……”的字样。从这个方向看转向为顺时针或者为逆时针方向。叶片木模图的平面图中所绘实线应为所见真实表面上的线。这样,我们从进口方向看到叶片的那个表面上的曲线的旋转方向就确定了叶轮的旋转方向。对于离心式叶轮(圆柱叶片除外)、混流式叶轮和轴流式叶轮水泵的叶轮沿水流进入叶轮的方向看所看到的都(本文共计2页)　　　　　　　　　　
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辅机运行规程(正式版)
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汽机辅机设备规范 1
1.1 润滑油系统设备规范 1
1.2 EH油系统设备规范 4
1.3 汽动给水泵组设备规范 4
1.4 电动给水泵组设备规范 7
1.5 高压加热器设备规范 9
1.6 低压加热器设备规范 9
1.7 除氧器设备规范 10
1.8 轴封系统设备规范 10
1.9 凝结水系统设备规范 11
1.10 水环式真空泵设备规范 12
1.11 发电机定子冷却水系统设备规范 13
1.12 发电机密封油系统设备规范 13
1.13 循环水系统设备规范 16
1.14 冷却水及工业水系统设备规范 18
1.15 凝结水补充水系统设备规范 20
1.16 疏水系统设备规范 20
1.17 连续排污扩容器设备规范 21
1.18 汽机仪用压缩空气储气罐设备规范 21
1.19 旁路系统设备规范 21
汽轮机辅助设备运行通则 24
2.1 设备启停注意事项 24
2.2 离心水泵的运行 24
2.3 辅机振动大 25
2.4 管道系统、阀门操作注意事项 26
汽机辅机的启、停及正常维护 27
3.1 工业水系统的启、停及运行中的监视 27
3.2 冷渣器冷却水系统的启、停及运行中的监视 28
3.3 冷却水系统的启、停及运行中的监视 30
3.4 循环水系统的运行 31
3.5 凝结水补充水系统的启、停及维护 36
3.6 凝结水系统的运行 37
3.7 加热器、除氧器运行 39
3.8 电动给水泵系统的运行 45
3.9 汽动给水泵组的运行 48
3.10 润滑油系统的运行 54
3.11密封油系统的运行 57
3.12 顶轴油及盘车装置的运行 60
3.14 真空系统的运行 64
3.15 运行中单台凝汽器的投入与解列 65
3.16 发电机定子冷却水系统的运行 66
3.17 轴封系统的运行 69
3.18 胶球清洗系统的运行 72
3.19 输助蒸汽系统的启停及运行维护 71
3.20 EH油系统的运行 73
3.21 旁路系统及高排通风阀的运行 75
3.22 汽轮机快冷系统的运行 77
电气辅机运行规程 79
变压器规范 80
变压器正常运行方式 82
变压器的运行与维护 85
变压器的异常运行和事故处理 87
厂用电运行规程 90
厂用电系统技术规范： 90
厂用电系统的正常运行方式 95
厂用电系统有关规定 98
厂用电源系统的操作 99
厂用电系统的运行维护 102
厂用电系统的异常运行及事故处理 103
UPS系统 104
MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置： 106
柴油发电机系统 108
厂用电动机运行规程 110
电动机的运行方式 110
电动机的操作 110
电动机的异常运行及事故处理 112
直流系统技术规范 116
直流技术规范系统 116
直流系统运行方式 119
锅炉辅机运行标准 123
锅炉辅机设备规范 124
锅炉辅机运行 132
2.1 转动设备运行的一般规程 133
2.2 暖风器 134
2.3 空预器 135
2.4 引风机 138
2.5 二次风机 140
2.6 一次风机 142
2.7 高压流化风机 143
2.8 燃油系统 145
2.9 吹灰系统的运行 146
2.10 汽泡水位计 148
2.11 连排扩容器 148
2.12 给煤系统的运行 149
2.13 除渣系统运行 150
2.14 石灰石气力输送系统
2.15加床料系统 155
锅炉辅机事故处理 156
预热器故障跳闸 156
空气预热器着火 156
空气预热器轴承温度高 157
风机振动大 157
轴承温度高 157
高压流化风机流量低或喘振 158
转机轴承过热 158
轴承漏油 158
冷渣器事故处理 159
吹灰器故障 159
安全阀故障 159
气动疏水阀起闭失灵，疏水管道温升不正常 160
管道振动产生异常噪声 160
锅炉主要辅机运行参数限额 160
4.1空气预热器运行参数限额 160
引风机运行参数限额 160
二风机运行参数限额 160
4.4一次风机运行参数限额 161
生产标准是生产运行管理的法规，是建立正常生产秩序、保证安全与经济运行的基本条件。各部门务必严格贯彻执行，不得随意变动和修改。规程中与有关法规相冲突时，应以有关法规为准
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总则1 岗位责任制 1.1 各运行值班人员在值班期间应根据运行规程和车间管理制度的规定，直接担负本岗位所属 设备的操作监视、调整、维修、管理的责任，保证设备的安全经济运行和现场的整洁。 1.2 值班人员在行政上受车间领导，在运行操作上受值长领导。在运行操作中，如发现车间和 值长的命令有抵触时，应以值长的命令为准，如发现值长命令对设备和人身安全有影响，应报 告车间领导和值长协商解决。 1.3 值班时必须严守工作岗位，遵守劳动纪律，值班时应精力集中，不得做与生产无关之事。 1.4 值班人员应熟悉设备的原理、结构、性能、运行参数和质量指标，尤其应熟知设备的运行 方式，设备状况，存在缺陷以及防止事故所必须采取的全部措施。 1.5 值班期间应按规定时间和内容，对设备进行认真检查，对全面的设备异常和缺陷情况，进 行认真分析，设法排除或采取必要措施，并做好记录和汇报。 1.6 值班人员应按规定时间和内容，准确、清晰认真地抄表、分析、计算各种运行记录，为积 累运行资料，加强科学管理提供依据。 1.7 值班人员应按规定对所属设备进行定期维护、保养、加油换油、清扫和预防性试验及设备 轮换。 1.8 值班人员应了解本岗位所属设备的检修和变更情况，并会同检修人员参加设备检修后的验 收。 1.9 事故发生后应按“三不放过”的原则办事。对违犯规章制度，不遵守劳动纪律，工作不负责 任造成重大事故者，必须分别情况追究责任，情节严重者要严肃处理。 1.10 值班人员应按各岗位责任制规定的要求和内容，考试合格后经车间领导批准，才可正式值 班。值班人员离开生产岗位一个月以上者，应先熟悉设备三天并考试合格后才可担任值班工作。 2 重要操作的规定 2.1 下列操作应在车间主任、运行副主任或主任专门指定的人员监护下进行： （1）大修后汽轮机组的启动； （2）危急保安器的超速试验； （3）调节系统的试验调整； （4）抽汽、背压安全门试验调整； （5）设备经重大改进后。2.2 下列操作应在班长监护下进行： （1）汽轮机组正常启动、停止； （2）主蒸汽管的并汽和切换； （3）给水泵及给水系统的切换； （4） 除氧器的启动、停止； （5） 运行中冷油器的切换； （6）运行中滤油器滤网的切换； （7）循环水和冷却水系统的切换； （8）C12―50机组真空系统严密性试验； （9） C12―50机组凝汽器半面停止和投运； （10）辅助设备经检修后的投运。 3 联系信号的使用 3.1 联系信号使用原则： 3.1.1 联系信号是电气主控室与汽机控制室值班人员互相联系、配合的操作工具，值班人员必 须熟悉掌握，准确了解每个信号的意义； 3.1.2 主控室向汽机控制盘发出的信号有： （1）“注意”； （2）“增加”； （3）“减少”； （4）“已合 闸”； （5）“已断开”； （6）“停机”； （7）“更改命令”； （8）“电话”； 3.1.3 汽机控制室向主盘发出的信号有： （1）“注意”； （2）“可并列”（3）“减负荷”； （4）“汽机 （5）“更改命令”； （6）“机器危险”； 调整”； 3.1.4 收到对方发来的信号后，双方均须无条件执行，不得拖延。事故情况下除按信号要求进 行操作外，还应于操作完毕后用电话联系，说明执行情况及操作结果； 3.1.5 值班人员发错信号时，应在对方未执行前立即发“更改命令”信号。如对方已按错误信号 执行其后果由发错信号人负责； 3.1.6 按规定时间要求试验联系信号。 3.2 联系信号代表意义： 3.2.1 汽机发给主盘信号： （1）“注意”――召唤对方接受信号。在发出其它信号前必须同时发出此信号； （2）“可并列”――汽机已定速或故障已经消除，可并入电网； （3）“减负荷”――机组发生故障或参数不正常，要求减去部分负荷，每发一个“减负荷”信号，应减少汽机负荷1000kW； （4）“汽机调整”――汽机发生异常，要求自己调整负荷，电气接到此信号后不应再调整同 步器。调整完毕，应电话联系，交回调整权； （5）“更改命令”――上次发出信号发错、无效。对方接到此信号后，应立即停止操作并等 待正确信号； （6）“机器危险”――机组发生故障已打闸停机，要求主盘立即解列发电机。 3.2.2 主控室发给汽机信号： （1）“注意”――召唤对方接受信号。在发出其它信号前必须同时发出此信号； （2）“增加”――机组需增加负荷。每发一个“增加”信号，表示负荷增加1000kW。若调整权 在汽机方面时，要求司机手动增加负荷1000kW； （3）“减少”――机组需减少负荷。每发一个“减少”信号，表示负荷减少1000kW。若调整权 在汽机方面时，要求司机手动减少负荷1000kW； （4）“已合闸”――发电机已并入电网； （5）“已断开”――发电机已与电网解列； （6）“停机”――要求汽机紧急故障停机。值班人员应先执行此命令，后消除“停机”信号； （7）“更改命令”――上次发出信号发错、无效。对方接到此信号后，应立即停止操作并等 待正确信号； （8）“电话”――要求汽机值班人员接电话。B12―50/10型汽轮机运行规程1 设备规范和特性 1.1 汽轮机规范和特性 1.1.1 汽轮机型式为：B12―50/10型，次高压、单缸、冲动背压式供热汽轮机。武汉汽轮发电 机厂出品,#1机日投产，#3机日投产。 1.1.2 汽轮机额定功率：12000kW；额定进汽量：151t/h；额定工作转速：3000r/min。 1.1.3 主蒸汽参数为，主汽压力：4.9MPa；主汽温度：435℃； 排汽参数为，排汽压力：0.98MPa； 排汽温度：267℃。 1.1.4 设计工况下汽轮机内效率为74.63%，汽耗率为12.34kg/kW.h。 1.1.5 汽轮机通流部分由一个双列速度级和三个压力级共四级组成。采用喷嘴配汽方式，八个 调节汽阀分别控制五组喷嘴。 1.1.6 汽轮机设有低速盘车装置，盘车速度5.4 r/min。 1.1.7汽轮机转子和发电机转子采用靠背轮刚性连接。从机头向后看，转子为顺时针方向旋转。 1.1.8 汽轮机之临界转速～4620 r/min，发电机之临界转速～1387 r/min。 1.1.9汽轮机调节系统为径向钻孔泵全液压式调节方式，分调速和调压两部分，分别对机组转速 和排汽压力进行调整。 1.1.10 调节系统的速度变动率为5%，压力变动率为20%，迟缓率0.5%，同步器调整转速的范 围是（―6%~7%）n。 1.1.11 汽轮机设有下列自动保护装置： （1）危急保安器：当机组转速达到r/min时动作,关闭自动主汽门和调速汽门； （2）磁力断路器：当各种电保护信号发出时动作，关闭自动主汽门和调速汽门； （3）低油压联动继电器：当润滑油压低于0.054MPa时联动交流高压油泵；当润滑油压低于 0.039 MPa时联动直流润滑油泵；当润滑油压低于0.0196 MPa时使磁力断路器动作；当润滑油压 低于0.0147 MPa时停止盘车装置运行； （4）轴向位移发迅器:当转子轴向位移达到1.2mm时发出保护信号，使磁力断路器动作；（5）电超速保护电磁阀：当发电机主油开关跳闸时动作，使调速汽门瞬时关闭（关闭时间 4―6秒） 。 （6）脉冲式背压安全阀：当汽轮机排汽压力达到1.36―1.45MPa时动作。 1.1.12 汽轮机供油系统说明： 1.1.12.1 主油泵为径向钻孔泵，兼做汽轮机调速器，出油量为90m /h，出口油压为1.03MPa。 正常工作时分成两路，一路供调节保安系统，一路供注油器； 1.1.12.2 注油器采用两级串联式，设置在主油箱内，一级注油器出口油压0.147MPa，供主油泵 入口，二级注油器出口油压0.34MPa，供润滑系统用油； 1.1.12.3 主油箱容积7 m ； 1.1.12.4 设有交流高压油泵和直流润滑油泵各一台，以备机组启动、停机和事故处理时向调节 保安系统和润滑系统供油。 1.2 辅助设备规范 1.2.1 油泵： 油泵 流量 型号 m3/h 交流高压油泵 直流润滑油泵 YD100 16×6 80Y―60B 54 40 m 102 38 r/min YB180m― 0 Z2―51 10 220 53.9 22 380 42.2 扬程 转速 型号 kW V A 电机 功率 电压 电流3 31.2.2 高压加热器： 加热面积 型号 #1高加 #2高加 JG―110 JG―110 （m2） 110 110 水侧压力 （MPa） 9.0 9.0 汽侧压力 （MPa） 0.294 0.98 出水温度 （℃） 128 1701.2.3 汽封加热器： 工作压力 型号 加热面积 （MPa） 8―13 1.2.4 汽封冷却器： （℃） 267 0.8 工作温度 耗汽量（t/h） （MPa） 0.6 水侧压力型号 QL―17―1 1.2.5 冷油器：传热面积（m2） 17汽侧压力（MPa） 0.0931水侧压力（MPa） 0.6冷却面积 型号 #1冷油器 #2冷油器 YL―20―1 YL―20―1 （m2） 20 20 铜管规格 （mm）管数 （根） φ51×1×1832 φ51×1×出口油温 （℃） 38―45 38―451.2.6 空气冷却器： 冷却能力 （kW） 360 冷却水量 （t/h） 100 工作压力 进水温度（℃） （MPa） 0.196 ≤33 （℃） ≤40 4 出风温度 组数 （组）1.3 发电机、励磁机规范 1.3.1 发电机： 1.3.1.1 型式：QF―12―2型，武汉汽轮发电机厂出品； 1.3.1.2 功率：12000kW； 1.3.1.3 额定电压: 6300V，额定电流：1375A，功率因数：0.8； 1.3.1.4 发电机额定转速为 3000r/min，周波为50Hz，采用同轴直流机励磁，由汽轮机直接耦 合传动； 1.3.1.5 发电机采用二进一出封闭循环通风系统，空气冷却方式。 1.3.2 励磁机： 1.3.2.1 型式: ZLQ―70―3000型； 1.3.2.2 额定功率：70kW，额定电压230V，额定电流：304A，额定转速：3000r/min； 1.3.2.3 励磁方式为并激式励磁。 2 汽轮机保护试验 2.1 静止状态下的试验 2.1.1手动危急遮断器试验： 2.1.1.1启动交流高压油泵，检查油泵运行正常，各部油压正常； 2.1.1.2 挂上危急遮断器，开启自动主汽门40mm，并检查调速汽门全部开启； 2.1.1.3 手推危急遮断器手柄，自动主汽门和调速汽门应迅速关闭，主汽门关闭信号发出；2.1.1.4 试验完毕，恢复原状态。 2.1.2 磁力断路油门试验： 2.1.2.1 启动交流高压油泵，检查油压正常； 2.1.2.2 挂上危急遮断器，开启自动主汽门40 mm； 2.1.2.3 按动控制室停机按钮，自动主汽门、调速汽门应迅速关闭； 2.1.2.4 试验完毕，恢复原状态。 2.1.3 低油压保护试验： 2.1.3.1 启动交流高压油泵，检查出口油压正常，润滑油压应在0.078―0.147MPa之间，直流润 滑油泵处于备用状态； 2.1.3.2 挂上危急遮断器，开启自动主汽门40mm； 2.1.3.3 投入油泵联动开关和保护总联锁开关； 2.1.3.4 启动盘车装置运行并投入联动开关； 2.1.3.5 关闭低油压继电器进油总门，稍开放油门，使继电器压力表压力（相当于润滑油压） 缓慢下降，检查： （1）当油压降至0.078MPa时，发出声光报警信号； （2）当油压降至0.054MPa时，发出声光报警信号（交流高压油泵联动值） ； （3）当油压降至0.039MPa时，直流润滑油泵联动投入，同时发出声光报警信号，合上直流 油泵开关； （4）当油压降至0.0196MPa时，磁力断路油门动作，自动主汽门和调速汽门迅速关闭，同 时发出声光报警信号； （5）当油压降至0.0147MPa时，盘车装置自动停止运行，同时发出声光报警信号； 2.1.3.6 试验完毕，关闭放油门，开启进油门总门； 2.1.3.7 按动记忆按纽，消除发出的保护信号； 2.1.3.8 恢复原状态。 2.1.4 轴向位移保护试验： 2.1.4.1 启动交流高压油泵，检查油压正常； 2.1.4.2 挂上危急遮断器，开启自动主汽门40mm； 2.1.4.3 投入保护总联锁开关； 2.1.4.4 由热工人员缓慢旋转轴向位移试验旋钮，检查：（1）当轴向位移指示值达到-0.8mm时，发出声光报警信号； （2）当轴向位移达到+0.8mm时，发出声光报警信号； （3）当轴向位移达到+1.2mm时， 磁力断路油门动作，自动主汽门和调速汽门关闭，同时 发出声光报警信号； 2.1.4.5 试验完毕，将试验旋钮旋回零位并固定，按动记忆按纽消除发出的保护信号； 2.1.4.6 恢复原状态。 2.1.5 电超速保护试验： 2.1.5.1 启动交流高压油泵，检查油压正常； 2.1.5.2 挂上危急遮断器，开启自动主汽门40mm，并检查调速汽门应全开； 2.1.5.3 联系电气人员合上发电机主油开关； 2.1.5.4 投入电超速保护开关，投入调压器，检查调压器投入正常； 2.1.5.5 按动发电机跳闸按纽，调节汽门应迅速关闭，约4―6秒后重新开启，调压器被切除， 同时发出声光报警信号； 2.1.5.6 试验完毕，恢复原状态。 2.1.6 高压加热器保护试验： 2.1.6.1 检查高加保护总联锁处于投入位置； 2.1.6.2 将高加保护开关打到解列位置，高加进、出水门应自动关闭，旁路门自动开启；将高 加保护开关打到投入位置，高加进、出水门应自动开启，旁路门自动关闭； 2.1.6.3 检查高加紧急疏水门处于关闭状态； 2.1.6.4 将高加保护开关从投入位置打到自动位置； 2.1.6.5 联系热工接通高加水位电接点，检查： （1）当＃1、2高加水位高于Ⅰ值时，分别发出声光报警信号； （2） 当＃1高加水位高于Ⅱ值时，高加旁路门自动开启，进、出水门自动关闭，＃1高加 紧急疏水门开启； （3）当＃2高加水位高于Ⅱ值时，高加旁路门自动开启，进、出水门自动关闭，＃2高加紧 急疏水门开启； 2.1.6.6 试验完毕，恢复原状态。 2.2 汽轮机定速后的试验 2.2.1 自动主汽门严密性试验：2.2.1.1 保持转速在3000r/min，调节系统动作正常； 2.2.1.2 交流高压油泵投入运行； 2.2.1.3 逆时针旋转启动阀手轮，使自动主汽门关闭，调速汽门保持全开； 2.2.1.4 检查转速应逐渐下降，转速将至1000r/min以下为合格，降至零为优秀，并记录下降时 间； 2.2.1.5 开启自动主汽门，保持定速。 2.2.2 超速试验： 2.2.2.1 下列情况下应进行超速试验: （1）汽轮机大修后； （2）危急保安器检修或调整后； （3）汽轮机运行超过2000小时或停机时间超过一个月时； （4）汽轮机运行中危急保安器动作不正常时； 2.2.2.2 试验条件： 2.2.2.2.1 此项试验应在空负荷打闸试验和主汽门严密性试验合格的情况下进行； 2.2.2.2.2 调节系统动作正常、稳定，同步器调整范围正确； 2.2.2.2.3 试验要由专人指挥，分工明确； 2.2.2.3 试验步骤： 2.2.2.3.1 机组在3000r/min，空负荷对空排汽状态下运行，各部分工作正常； 2.2.2.3.2 将自动主汽门关至40mm处； 2.2.2.3.3 顺时针旋转同步器手轮提升汽轮机转速，至同步器上限位置，转速约3210r/min； 2.2.2.3.4 调整错油门顶端螺丝，使转速继续上升； 2.2.2.3.5 当转速升至r/min时，危急保安器应动作，自动主汽门、调速汽门迅速关 闭；检查汽轮机转速应下降，记录动作转速； 2.2.2.3.6 危急保安器动作后应迅速退回错油门顶端螺丝和同步器手轮； 2.2.2.3.7 当转速降至3000 r/min以下时，拉动复位手柄使危急保安器复位； 2.2.2.3.8 开启自动主汽门，用同步器保持定速； 2.2.2.3.9 当转速升3360r/min以上而危急保安器不动作时应迅速打闸停机； 2.2.2.3.10 试验过程中应密切注意各轴承温度、机组声音、振动和串轴现象。 2.2.3 危急保安器注油试验：2.2.3.1 机组在3000r/min,空负荷对空排汽状态下运行，机组各部分工作正常； 2.2.3.2 将自动主汽门关至40mm处； 2.2.3.3 逆时针旋转同步器手轮,使汽轮机转速降至2850 r/min左右； 2.2.3.4 将注油旋钮转至“工作”位置； 2.2.3.5 用同步器手轮提升汽轮机转速， 当转速至r/min时,危急保安器应动作,自动 主汽门、调速汽门迅速关闭，汽轮机转速应下降； 2.2.3.6 将注油旋钮转回至“正常”位置； 2.2.3.7 拉动复位手柄，使危急保安器复位； 2.2.3.8 用同步器保持汽轮机转速。 2.2.4 汽轮机背压安全门试验： 2.2.4.1 下列情况下应做背压安全门试验： （1）汽轮机大修后； （2）背压安全门解体或调整后； （3）机组运行6个月以上时； （4）运行中背压安全门动作不正常时。 2.2.4.2 试验步骤: 2.2.4.2.1 机组在3000r/min, 空负荷对空排汽状态下运行，机组各部分工作正常； 2.2.4.2.2 逐渐关小对空排汽门提升排汽压力，同时注意调节系统工作情况和排汽温度； 2.2.4.2.3 当排汽压力升至1.36―1.45MPa时安全门应动作，排汽压力下降，记录动作压力； 2.2.4.2.4 当安全门回座、排汽压力开始回升时，迅速开启对空排汽门，记录回座压力； 2.2.4.2.5 当排汽压力升至1.45MPa以上而安全门不动作时， 应迅速开启对空排汽门停止试验， 进行调整； 2.2.4.2.6 试验完毕后记录重锤力臂距离； 2.2.4.2.7 试验过程中注意机组振动、声音、串轴及各轴承温度。 3 汽轮机的启动 3.1 在下列情况下禁止汽轮机启动和投入运行 （1）调节系统不正常或不能维持空负荷运行时； （2）危急保安器及各保护装置动作不正常时； （3）自动主汽门，调速汽门卡涩或不灵时；（4）主要仪表不全或失灵时； （5）汽轮机内部有较明显金属摩擦声时； （6）油系统或盘车装置工作不正常时； （7）交直流油泵工作不正常时； （8）油质不合格时。 3.2 启动前的准备工作 3.2.1 班长在接到汽轮机启动的命令后，应通知各有关岗位，做好启动前的准备工作。 3.2.2 联系工作： 3.2.2.1 联系电气检查电气设备正常，电源送上，试验机电联系信号良好；同步器电动正常， 转向正确； 3.2.2.2 联系化学准备充足软化水； 3.2.2.3 联系热工投入热工信号、仪表及保护装置，检查声光信号良好； 3.2.2.4 联系锅炉，通报有关注意事项。 3.2.3 检查各系统处于下列状态： 3.2.3.1 调节系统： 3.2.3.1.1 危急遮断器在脱扣位置，自动主汽门在关闭状态； 3.2.3.1.2 同步器处于低限位置，拉扣在手动位置； 3.2.3.1.3 调压器在“切除”状态，手轮在全松位置； 3.2.3.1.4 危急保安器试验油门在“正常”位置。 3.2.3.2 油系统： 3.2.3.2.1 主油箱各事故放油门应关闭，门轮上有警告标志，补油门关闭； 3.2.3.2.2 油箱油位在250mm以上，油位计灵活； 3.2.3.2.3 冷油器一台运行，一台备用。运行冷油器进出口油门开启，备用冷油器进油门开启， 出油门关闭。也可两台冷油器同时运行； 3.2.3.2.4 滤油器投入一侧； 3.2.3.2.5 交流高压油泵和直流润滑油泵进口油门开启，出口油门关闭。 3.2.3.3 主蒸汽及疏水系统： 3.2.3.3.1 应关闭的阀门: 3.2.3.3.1.1本体来汽总门及旁路门；3.2.3.3.1.2 电动主汽门及旁路甲、乙门； 3.2.3.3.1.3 节流垫前后疏水至疏水扩容器门； 3.2.3.3.1.4 汽封加热器新蒸汽进汽一、二次门； 3.2.3.3.2 应开启的阀门: 3.2.3.3.2.1 来汽总门前疏水门； 3.2.3.3.2.2 节流垫前后疏水排大气门； 3.2.3.3.2.3 防腐汽门排大气门； 3.2.3.3.2.4 导管、调速汽门、车室疏水门； 3.2.3.4 背压及厂用蒸汽系统： 3.2.3.4.1 应关闭的阀门： 3.2.3.4.1.1 背压排汽门及旁路门； 3.2.3.4.1.2 ＃1、＃2高加进汽门； 3.2.3.4.1.3 高加疏水至疏水箱、除氧器门、高加紧急疏水门； 3.2.3.4.1.4 疏水膨胀箱排汽门； 3.2.3.4.1.5 0.98MPa蒸汽至汽封加热器、汽封冷却器进汽门； 3.2.3.4.2 应开启的阀门： 3.2.3.4.2.1 对空排汽门； 3.2.3.4.2.2 背压排汽二次门； 3.2.3.4.2.3 背压排汽母管两侧疏水门，背压排汽门门后疏水门； 3.2.3.4.2.4 高加进汽门前疏水门。 3.2.3.5 轴封漏汽系统： 3.2.3.5.1 应开启的阀门： 3.2.3.5.1.1 二段漏汽至汽封冷却器进汽门； 3.2.3.5.1.2 三段漏汽至汽封加热器进汽门； 3.2.3.5.1.3 汽封加热器、汽封冷却器疏水门； 3.2.3.5.1.4 汽封冷却器至汽平衡门稍开。 3.2.3.6 热软水系统： 3.2.3.6.1 应关闭的阀门： 3.2.3.6.1.1 汽封加热器、冷却器水侧直通门；3.2.3.6.2 应开启的阀门： 3.2.3.6.2.1 汽封加热器进出水门； 3.2.3.6.2.2 汽封冷却器出水门； 3.2.3.7 冷却水、循环水系统： 3.2.3.7.1 应关闭的阀门： 3.2.3.7.1.1 冷却水、循环水隔离门，循环水来水门； 3.2.3.7.1.2 空冷器进水总门；空冷器回水到循环水回水母管门； 3.2.3.7.1.3 冷油器进水门； 3.2.3.7.2 应开启的阀门： 3.2.3.7.2.1 冷却水进水总门； 3.2.3.7.2.2 空冷器、冷油器冷却水联络门； 3.2.3.7.2.3 各组空冷器进出水门； 3.2.3.7.2.4 空冷器回水到化学清水池门； 3.2.3.7.2.5 冷油器出水门； 3.2.3.7.2.6 自动主汽门冷却水门。 3.2.4 系统倒换正常后做下列工作： 3.2.4.1 联系电气，启动直流润滑油泵，缓慢开启出口门，向油系统充油，待系统内充满油后， 将出口门全开。 3.2.4.2 启动交流高压油泵，开启出口门检查油泵运行正常，油压正常，停止直流油泵作备用， 投入油泵联动开关； 3.2.4.3 启动排油烟机； 3.2.4.4 启动盘车装置运行，投入盘车联锁。 3.2.5 按规程要求做机组启动前的各项试验。 3.2.6 投入保护总联锁开关。 3.3 暖管升压 3.3.1 联系锅炉，准备暖管； 3.3.2 稍开来汽总门之旁路门，保持压力在0.196MPa下，暖管30分钟； 3.3.3 低压暖管完毕，开启节流垫疏水至疏水扩容器门，关闭排大气门； 3.3.4 以每分钟0.196MPa，5℃的速度升至全压，根据温度上升情况逐渐关小各疏水门；3.3.5 全开来汽总门，全关旁路门。 3.4 冷态启动、并列与接带负荷 3.4.1 冲转： 3.4.1.1 具备下列条件，即可冲转： （1）主汽压力高于4.6MPa； （2）主汽温度大于360℃； （3）润滑油压在0.078―0.147MPa之间； （4）润滑油温大于30℃； （5）发电机后轴承绝缘合格； 3.4.1.2 开启汽封加热器进汽门投气抽子运行，关闭防腐汽门； 3.4.1.3 挂上危急遮断器，全开自动主汽门； 3.4.1.4 冲转：全开电动主汽门旁路甲门，缓慢开启旁路乙门冲动转子，当转子转速超过盘车 转速（5.4r/min）后检查盘车装置应自动脱开，停止盘车运行，在低速下，仔细倾听汽缸声音。 3.4.2 暖机与升速 3.4.2.1 按下表暖机和升速： 冲动至500r/min 500r/min下暖机 均匀升速至1200r/min 1200r/min下暖机 均匀升速至2500r/min 2500r/min下暖机 均匀升速至3000r/min 全面检查、做主汽门关闭试验 总计 3.4.2.2 暖机升速过程中应注意事项： 3.4.2.2.1 每一阶段暖机结束后，应对机组进行全面检查，重点检查机组各部振动、声音、热 膨胀等情况并与过去相对照； 3.4.2.2.2 升速过程中如发现振动大于0.05mm时， 应降低转速至振动减小， 查明原因后方可继 2分钟 40分钟 10分钟 25分钟 5分钟 10分钟 10分钟 10分钟 112分钟续升速； 3.4.2.2.3 通过临界转速（～1378r/min）时应迅速平稳，不能停留； 3.4.2.2.4 当冷油器出口油温高于40℃时，将冷油器投入运行，稍开冷油器进水门进行调整， 保持油温在38―45℃； 3.4.2.2.5 当空冷器出口风温高于30℃时，将空冷器投入运行，开启空冷器进水总门进行调整， 保持风温在20―35℃； 3.4.2.2.6 中速暖机完毕后，开启疏水膨胀箱排汽门，全开汽封冷却器至汽平衡门； 3.4.2.2.7 注意调速系统的动作转速应在2550r/min―2660r/min，定速转速应在2820r/min左 右； 3.4.2.2.8 注意调速系统的动作情况，调速汽门应缓慢、平稳关小、无卡涩及突跳现象，调速 系统能维持空负荷运行； 3.4.2.2.9 用同步器将转速升到3000r/min，检查主油泵应正常工作，调速油压为1.03 MPa，润 滑油压为0.1176 MPa； 3.4.2.2.10 主油泵工作正常后，停止交流高压油泵运行，列入备用。 3.4.3 定速后的操作： 3.4.3.1 对机组进行全面检查后，按照规程要求进行定速后的试验； 3.4.3.2 全开电动主汽门，关闭旁路门； 3.4.3.3 当主汽温度达到400℃时关闭节流垫和导管疏水；当主汽温度达到410℃时关闭调速汽 门和车室疏水，关闭疏水膨胀箱排汽门。 3.4.3.4 并热网，操作如下： 3.4.3.4.1 检查背压排汽管道暖管完毕，背压排汽二次门处于全开状态，关小排汽母管两侧疏 水门； 3.4.3.4.2 缓慢关小对空排汽门，以每分钟0.098MPa的速度提升汽轮机背压，提至略高于热网 压力0.05MPa； 3.4.3.4.3 全开背压排汽电动门，关闭对空排气门； 3.4.3.4.4 注意排汽压力应在正常范围内。 3.4.4 并列与接带负荷： 3.4.4.1 全面检查一切正常后，向主控室发出“注意”“可并列”信号； 3.4.4.2 接到“注意”“已合闸”信号后带负荷500kW暖机，然后以每4分钟500kW的速度升至3000kW，暖机15分钟，以每4分钟500kW的速度升至5000kW，暖机15分钟，再以每分钟500kW 的速度升至12000kW； 3.4.4.3 加负荷过程中应注意调速系统、振动、轴向位移、油温风温及机组各部分运行正常； 3.4.4.4 注意与其它机组或减温减压器联系，做好热负荷的调整工作； 3.4.4.5 当电负荷增至3000kW以上，且背压不低于0.59MPa，即可投入调压器运行，操作方法 如下： 3.4.4.5.1 开启调压器注水门向波纹管注水，注水后将其关闭，开启蒸汽脉冲门； 3.4.4.5.2 按调压器投入按纽，检查投入正常； 3.4.4.5.3 缓慢顺时针旋转调压器手轮，至油动机刚开始动作，然后一面向减负荷方向退同步 器手轮，同时向增压方向旋转调压器手轮，直至同步器退到空负荷位置，在此过程中应注意保 持负荷不变； 3.4.4.5.4 汽轮机即在调压器控制下进行工作。 3.4.4.6 投入电超速保护开关； 3.4.4.7 根据情况投高压加热器运行。 3.5 热态启动 3.5.1 停机时间在12小时以内即可作为热态启动。 3.5.2 启动前两小时应投入连续盘车。 3.5.3 当主汽压力达4.0 MPa、主汽温度达350℃且高于调节级上缸温度50℃以上，油温大于 35℃，即可冲转。 3.5.4 升速暖机时间分配如下： 冲动至500r/min并暖机 均匀升速至1200r/min 1200r/min下暖机 均匀升速至2500r/min 2500r/min下暖机 均匀升速至3000r/min 全面检查、做主汽门关闭试验 总计 10分钟 5分钟 20分钟 5分钟 2分钟 5分钟 10分钟 共57分钟3.5.5 接带负荷与冷态相同。 3.5.6 热态启动过程中应注意事项： 3.5.6.1 热态启动中不应使汽缸金属温度下降较多，应根据汽缸温度和膨胀情况适当加快升速 和带负荷速度； 3.5.6.2 不应采用背压方式启动； 3.5.6.3 启动过程中应特别注意汽轮机振动情况，如振动增大时，应降低转速，延长暖机时间 待振动正常后方可继续升速或增加负荷，降速暖机不能超过两次，否则应停机处理。 3.6 背压启动 3.6.1 启动前的准备工作： 3.6.1.1 做与冷态启动相同的系统检查，主蒸汽一段暖管和背压排汽管暖管完毕（主蒸汽一段 暖管亦可与背压暖机同时进行） ； 3.6.1.2 启动油泵运行，检查油泵工作良好，油压正常，启动盘车装置和排烟机； 3.6.1.3 挂上危急遮断器，开启自动主汽门，关闭对空排气门； 3.6.1.4 背压暖机： 3.6.1.4.1 开启汽封加热器抽汽器进汽门，稍开背压排汽门之旁路门； 3.6.1.4.2 逐渐提高背压至0.196 MPa，暖机30分钟； 3.6.1.4.3 开启防腐汽门至疏水扩容器门，关闭排大气门，关小排汽母管和车室、调速汽门疏 水门； 3.6.1.4.4 以每分钟0.098MPa的速度升至全压后，全开背压排汽门，全关旁路门； 3.6.1.4.5 继续暖机10分钟。 3.6.2 启动： 3.6.2.1 具备下列条件即可冲转： （1）绝对膨胀大于1.5mm，相对膨胀在+3～-1mm之间； （2）主蒸汽压力高于4.6 MPa、温度大于400℃、润滑油温大于35℃； 3.6.2.2 冲转：缓慢开启电动主汽门之旁路门冲动转子，当转子转速高于盘车转速时，检查盘 车装置应自动脱开，检查机组各部分正常； 3.6.2.3 按下表升速暖机： 冲转检查、升至1200r/min 1200r/min下暖机 10分钟 20分钟均匀升速至3000r/min 全面检查、主汽门关闭试验 总计 3.6.2.4 接带负荷同冷态。 4 汽轮机正常运行中的维护 4.1 正常运行中的控制指标 4.1.1 主蒸汽压力：4.6―5.1 MPa， 主蒸汽温度：420―445℃； 4.1.2 排汽压力：0.78―1.28 MPa， 排汽温度：238―290℃； 4.1.3 轴承振动：＜0.05mm； 4.1.4 相对膨胀：-1～+3mm，轴向位移：不大于正常值的0.1 mm； 4.1.5 冷油器出口油温：38～45℃， 轴承回油温度：75℃， 推力瓦块温度：90℃； 4.1.6 发电机入口风温：25～40℃, 发电机出口风温：＜75℃， 发电机铁心温度：＜80℃， 发电机转子绕组温度：＜105℃； 4.1.7 调速油压：1.03 MPa，4.1.8 润滑油压：0.078―0.147MPa； 4.1.8 主油箱油位：50―350mm, 油箱前后油位差：100mm； 4.1.9 监视段压力:1.99MPa。 4.2 日常维护和注意事项10分钟 10分钟 共50分钟4.2.1 工作人员应认真监视机组运行工况，注意负荷、汽压、汽温、排汽压力和温度、油压、 油温、风温等的变化，发现问题及时处理和汇报，每小时抄表一次。 4.2.2 司机应每半小时对机组重点检查一次，每一小时全面检查一次。检查中应特别注意推力、 支持轴承的温度、振动、调速系统等是否正常。4.2.3 司机助手应每一小时对辅助设备全面检查一次。 4.2.4 掌握好当班汽、水、电各系统的运行方式，设备开、停、检修、备用等情况。 4.2.5 当班发生的异常情况，无论是否处理，均应在值班日志中填写清楚，并向接班者口头交 待。 4.2.6 根据定期工作表进行设备的轮换及试验。 5 汽轮机的停止运行 5.1 正常停机 5.1.1 停机前的准备工作： 5.1.1.1 班长在接到停机命令后，应通知各有关岗位，做好停机前的准备工作； 5.1.1.2 试验交、直流油泵及盘车电机应正常； 5.1.1.3 检查减温减压器应处于良好备用状态。 5.1.2 停机步骤： 5.1.2.1 与主控室进行联系，减负荷，同时可向其它机组或减温减压器移热负荷； 5.1.2.2 当负荷减至3000kW时，应将调压器倒为同步器调整，操作方法如下： 5.1.2.2.1 缓慢向减压方向旋转调压器手轮，同时向加负荷方向旋转同步器手轮，直至调压器 退出工作状态为止（旋转手轮，油动机不再动作） 。切换过程中应注意保持负荷不变； 5.1.2.2.2 将调压器手轮摇至全松位置； 5.1.2.2.3 按调压器切除按纽，注意调压器切除正常； 5.1.2.2.4 关闭蒸汽脉冲门； 5.1.2.3 当负荷减到零后，断开保护总联锁和电超速保护开关，联系主控室解列发电机； 5.1.2.4 接到“注意”“已断开”信号后，启动交流高压油泵，将自动主汽门关至40mm位置； 5.1.2.5 手打危急遮断器，自动主汽门启动阀关回； 5.1.2.6 关闭电动主汽门及富裕行程，开启防腐汽门； 5.1.2.7 关闭背压排汽门； 5.1.2.8 开启车室、调速汽门、导管和排汽母管疏水门； 5.1.2.9 汽缸内部压力到零后停汽封加热器抽汽器； 5.1.2.10 转子静止后投入盘车装置运行，记录惰走时间； 5.1.2.11 当油温低于35℃、风温低于20℃时停冷油器、空冷器水侧； 5.1.2.12 根据情况停止高压加热器运行；5.1.2.13 背压对空排汽门可视情况开启。 5.2 盘车装置的使用 5.2.1 转速到零后立即投入盘车装置及连锁，连续盘车24小时后改为每小时定期盘车180℃，定 期盘车的时间根据汽缸温度状况和热膨胀确定，最短不少于24小时。 5.2.2 当机组处于热备用状态时，油泵和盘车连续运行。 5.2.3 热态启动冲转前，盘车装置应连续运行2小时以上。 5.2.4 连续盘车过程中，如前后汽封或通流部分有金属摩擦声时应及时查明原因并处理，否则 应停止连续盘车运行，改为定期盘车并汇报。 6 辅属设备的运行和轮换 6.1 高压加热器的启动和停止 6.1.1 启动： 6.1.1.1 联系锅炉及给水除氧值班工； 6.1.1.2 通知热工将高压加热器保护装置送电，保护装置应动作良好； 6.1.1.3 检查各表计完好并投入，疏水器浮子手动灵活无卡涩； 6.1.1.4 检查高压加热器疏水系统处于下列状态： 疏水器前后门、汽水平衡门、汽侧放水门、水侧放空气门开启；疏水器旁路门、疏水到 除氧器、疏水箱门、高加串联疏水门、紧急疏水门关闭； 6.1.1.5 开启高压加热器注水门，注满水后关闭水侧放空气门和注水门，注意给水压力及水位 计水位，确认无泄漏现象； 6.1.1.6 全开高压加热器进出水门，关闭旁路门； 6.1.1.7 稍开高压加热器进汽门，保持压力在0.098MPa，暖加热器15分钟； 6.1.1.8 逐渐开大进汽门，关闭汽侧放水门； 6.1.1.9 当＃1高压加热器压力高于0.25MPa以上且水位计水位高于1/2时，即 可将疏水导入除氧器； 6.1.1.10 当＃2高加压力高于0.05MPa以上时，开启高加串联疏水门； 6.1.1.11 稍开抽空气门； 6.1.1.12 投入高加保护联锁开关（执行专项报告） 。 6.1.2 停止： 6.1.2.1 联系锅炉及给水除氧值班工；6.1.2.2 解除高保护联锁开关； 6.1.2.3 逐渐关闭高加进汽门； 6.1.2.4 关闭串联疏水门和到除氧器疏水门； 6.1.2.5 关闭抽空气门，开启汽侧放水门； 6.1.2.6 开启进水旁路门，关闭进出水门； 6.1.2.7 稍开两台加热器进汽门前疏水门。 6.2 冷油器的倒换 6.2.1 注意事项： 6.2.1.1 冷油器的倒换工作应在班长主持和监护下进行； 6.2.1.2 倒换过程中必须密切注意油压和油温的变化。 6.2.2 倒换步骤： 6.2.2.1 检查备用冷油器进油门全开，出油门全关，冷油器充满油； 6.2.2.2 检查备用冷油器进水门全关，出水门全开，水侧放空气门开启； 6.2.2.3 缓慢开启出油门，待油温上升后全开，注意油压变化； 6.2.2.4 当出口油温达40℃以上时，开启进水门，保持油温38―45℃； 6.2.2.5 如需停止运行冷油器，应缓慢关闭出油门和进水门，同时注意对油温进行调整。C12―50/10型汽轮机运行规程1 设备规范和特性 1.1 汽轮机规范和特性 1.1.1 汽轮机型式为：C12―50/10型，次高压、单缸（冲动） 、抽凝式汽轮机。武汉汽轮发电机 厂出品，日投产。 1.1.2 汽轮机额定功率：12000kW，最大功率：15000kW；额定工作转速：3000r/min。 1.1.3 主蒸汽参数为， 主汽压力： 4.9MPa； 主汽温度： 435℃； 调整抽气参数为， 压力： 0.98MPa， 温度：268℃ ，排汽压力为0.0049MPa。 1.1.4 汽轮机可以在三种工况下运行：纯凝工况、额定工况和最大抽汽工况。三种工况下进汽 量分别是：54t/h、91t/h和116t/h；抽汽量分别是：0t/h、50t/h和75t/h。 1.1.5 三种情况下汽轮机汽耗率分别是：4.34 kg/kW.h，7.44 kg/kW.h和8.00 kg/kW.h，汽轮机内 效率为80.59%。 1.1.6 汽缸分为高、中、低压三段（高、中压段以旋转隔板为界） 。通流部分由一个双列速度级 和十一个压力级共十二级组成。汽轮机进汽采用喷嘴配汽方式，八个调节汽阀分别控制五组喷 嘴，中压段采用旋转隔板配汽方式，共有四组喷嘴。 1.1.7 汽轮机共有一级调整抽汽和二级非调整抽汽，分别在第三、五、八级后抽出，调整抽汽 供热网和二号高加用汽，非调整抽汽分别供一号高加、除氧器和低加用汽。 1.1.8 汽轮机设有低速盘车装置，盘车速度为5.4r/min。 1.1.9 汽轮机转子和发电机转子采用靠背轮刚性连接，从机头向后看，转子为顺时针方向旋转。 1.1.10 汽轮机之临界转速～1820r/min，发电机之临界转速～1378r/min。 1.1.11 汽轮机调节系统为径向钻孔泵全液压式调节方式，分调速和调压两部分，分别对机组转 速和抽汽压力进行调整。1.1.12 调节系统的速度变动率为4%，压力变动率为10%，迟缓率＜0.5%，同步器调整转速的 范围是（-5%～+7%）n。 1.1.13 汽轮机设有下列自动保护装置： （1）危急保安器：当机组转速达到r/min时动作,关闭自动主汽门、调节汽门和 旋转隔板。 （2） 磁力断路器： 当各种电保护信号发出时动作， 关闭自动主汽门、 调节汽门和旋转隔板。 （3）低油压联动继电器：当润滑油压低于0.054MPa时联动交流高压油泵；当润滑油压低 于0.039MPa时联动直流润滑油泵；当润滑油压低于0.0196MPa时使磁力断路器动作；当润滑油 压低于0.0147MPa时停止盘车装置运行。 发出保护信号,使磁力断路器动作。 （4） 轴向位移发讯器:当转子轴向位移达到+1.4mm时， （5）电超速保护电磁阀：当发电机主油开关跳闸时动作，使调速汽门和旋转隔板瞬时关闭 （关闭时间约4－6秒） 。 （6）低压缸流量限制器：当汽轮机二段抽汽室压力超过0.49MPa时接通保护电路，使同步 器减负荷。 （7） 逆止门联动装置： 当自动主汽门关闭或电超速保护动作时动作， 关闭各段抽汽逆止门。 （8）脉冲式抽汽安全阀：当调整抽汽压力达到1.28―1.36MPa时动作。 1.1.14 汽轮机供油系统说明： 1.1.14.1 主油泵为后弯式离心泵，出油量为180m3/h，出口油压为1.176MPa。正常工作时分成 三路：一路经逆止阀进入油动机；一路通往各保安部套；一路供注油器。 1.1.14.2 用作调速器的径向钻孔泵出油量为62m3/h，出口油压为1.078MPa，供调节系统用油。 1.1.14.3 注油器采用两级并联式，设置于主油箱内，一级注油器出口油压0.215MPa，供油泵组 入口；二级注油器出口油压0.343MPa，供润滑系统用油。 1.1.14.4 主油箱容积11m3。 1.1.14.5设有交流高压油泵和直流润滑油泵各一台，以备机组启动、停止和事故处理时向调节 保安系统和润滑系统供油。 1.2 辅助设备规范 1.2.1 转动设备规范 1.2.1.1 油泵 油泵 电机流量 型号 m3/h 交流高压油泵 直流润滑油泵 100Y1 ―120A 80Y1 ―60B 93 40扬程 m 108 38转速 型号 r/min
Y250m―2 Z2―51功率 kW 55 10电压 V 380 220电流 A 102.6 53.81.2.1.2 各种水泵： 水泵 流量 型号 m3/h #1#2凝结水泵 #1#2射水泵 ―400 #1#2循环水泵 补充水泵 1.2.2 加热器规范 1.2.2.1 高、低压加热器 加热面积 型号 #1高加 #2高加 低加 JG―110 JG―110 JD―40―II （m2） 110 110 40 水侧压力 （MPa） 9.0 9.0 0.6 汽侧压力 （MPa） 0.27 0.98 0.062 出水温度 （℃） 128 170 90 500S―22A 10Sh―13 576 29 ～ 17 27～ M―4 45 380 84.2 970 JS215―6 130 380 238 4N6 IS150―125 48 200 m 59.5 50 r/min
Y180m―2 Y225M―4 扬程 转速 型号 kW 22 45 V 380 380 A 42.2 83.4 电机 功率 电压 电流1.2.3 冷却器规范 1.2.3.1 凝汽器 冷却面积 型号 N―975 （m2） 975 冷却水量 （t/h） 2670 冷却水温 （℃） 26―33 铜管规格 管数 （根） 管道数 （mm） φ20×0.7×1.2.3.2 冷油器 冷却面积 型号 #1冷油器 #2冷油器 YL―42 YL―42 （m2） 42 42 铜管规格 （mm） （根） φ51×1×1940 φ51×1× （℃） 38―45 38―45 管数 出口油温1.2.3.3 空气冷却器 冷却能力 （kW） 450 冷却水量 （t/h） 125 工作压力 进水温度（℃） （MPa） 0.196 ≤33 （℃） ≤40 5 出风温度 组数 （组）1.2.3.4 射水抽气器规范 型号 工作水压 （MPa） 耗水量 （t/h） 抽空气量 （kg/h） 工作水温 0.49 1.3 发电机、励磁机规范 1.3.1 发电机 1.3.1.1 型式：CQF―15―2型，武汉汽轮发电机厂出品。 1.3.1.2 功率：15000kW。 1.3.1.3 额定电压: 6300V，额定电流：1618A，功率因数：0.8。 1.3.1.4 发电机额定转速为 3000r/min，周波为50Hz，采用同轴直流机励磁，由汽轮机直接耦 合传动。 1.3.1.5 发电机采用二进一出封闭循环通风系统，空气冷却方式。 1.3.2 励磁机 1.3.2.1 型式: ZLQ―70―3000型。 1.3.2.2 额定功率：70kW，额定电压230V，额定电流：304A，额定转速：3000r/min。 1.3.2.3 励磁方式为并激式励磁。 2 汽轮机保护和联动试验 2.1 静止状态下的试验 2.1.1 手动危急遮断器试验： 2.1.1.1 启动交流高压油泵，检查油泵运行正常，各部油压正常； 2.1.1.2 启动凝结水泵，检查出口压力正常，水压装置工作正常； 143.5 6.2 20 （℃）2.1.1.3 挂上危急遮断器，检查调速汽门和旋转隔板全部开启； 2.1.1.4 开启自动主汽门40mm； 2.1.1.5 将各水压抽汽逆止门全部开启，检查逆止门关闭信号消失； 2.1.1.6 手推危急遮断器手柄，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板和抽汽逆止门应迅速关闭， 主汽门、抽汽逆止门关闭信号发出； 2.1.1.7 试验完毕，恢复原状态。 2.1.2 磁力断路油门试验： 2.1.2.1 启动交流高压油泵，检查油压正常； 2.1.2.2 挂上危急遮断器，开启自动主汽门40mm； 2.1.2.3 按动控制室停机按钮，自动主汽门、调速汽门和旋转隔板应迅速关闭； 2.1.2.4 试验完毕，恢复原状态。 2.1.3 低油压联动试验： 2.1.3.1 启动交流高压油泵，检查出口油压正常，润滑油压应在0.078－0.14MPa之间，直流润 滑油泵处于备用状态； 2.1.3.2 挂上危急遮断器，开启自动主汽门40mm； 2.1.3.3 投油泵联动开关和保护总联锁开关； 2.1.3.4 启动盘车装置并投上联动开关； 2.1.3.5 关闭低油压继电器进油总门，稍开底部放油门，使继电器压力表压力（相当于润滑油 压）缓慢下降，检查： （1）当油压降至0.078MPa时，发出声光报警信号； （2）当油压降至0.054MPa时，发出声光报警信号（交流高压油泵联动值） ； （3）当油压降至0.039MPa时，直流润滑油泵联动投入，同时发出报警信号，合上直流油 泵开关； （4）当油压降至0.0196MPa时，磁力断路油门动作，同时发出报警信号； （5）当油压降至0.0147MPa时，盘车装置自动停止运行，同时发出报警信号； 2.1.3.6 试验完毕，关闭放油门，开启进油总门； 2.1.3.7 按动记忆按纽，消除发出的保护信号； 2.1.3.8 恢复原状态。 2.1.4 轴向位移保护试验：2.1.4.1 启动交流高压油泵，检查油压正常； 2.1.4.2 挂上危急遮断器，开启自动主汽门40mm； 2.1.4.3 投入保护总联锁开关； 2.1.4.4 由热工人员转动轴向位移试验旋钮，检查： （1）当轴向位移表指示值达到-0.8mm时，发出声光报警信号； （2）当轴向位移达到+0.8mm时，发出声光报警信号； （3）当轴向位移达到+1.4mm时，磁力断路油门动作，自动主汽门、调速汽门和旋转隔板 关闭，同时发出声光报警信号； 2.1.4.5 试验完毕，将试验旋钮旋回零位并固定，轴向位移指示亦应回零； 2.1.4.6 按动记忆按纽，消除发出的保护信号； 2.1.4.7 恢复原状态。 2.1.5 电超速保护试验： 2.1.5.1 启动交流高压油泵，检查油压正常； 2.1.5.2 启动凝结水泵，检查出口压力正常，水压装置工作正常； 2.1.5.3 挂上危急遮断器，检查调速汽门和旋转隔板全部开启； 2.1.5.4 开启自动主汽门40mm； 2.1.5.5 将各水压抽汽逆止门全部开启，检查逆止门关闭信号消失； 2.1.5.6 联系电气合上发电机油开关； 2.1.5.7 投入电超速保护开关，投入调压器（检查调压器投入正常） ； 2.1.5.8 按动发电机跳闸按纽，调节汽门和旋转隔板应迅速关闭，约4―6秒钟后重新开启，各 水压逆止门关闭，调压器被切除，同时发出声光报警信号； 2.1.5.9 试验完毕，恢复原状态。 2.1.6 高压加热器保护试验： 2.1.6.1 将#1、#2高加保护开关打到投入位置，检查#1、#2高加进、出水门应自动开启，旁路 门自动关闭； 2.1.6.2 将#1、#2高加保护开关打到自动位置，检查高加紧急疏水门处于关闭状态； 2.1.6.3 联系热工接通水位计电接点，检查： （1）当＃1、#2高加水位高于Ⅰ值时，分别发出声光报警信号； （2）当＃1高加水位高于Ⅱ值时，#1高加旁路门自动开启，进、出水门自动关闭，紧急疏水门自动开启；当＃2高加水位高于Ⅱ值时，#2高加旁路门自动开启，进、出水门自动关闭，紧 急疏水门自动开启； 2.1.6.4 试验完毕，恢复原状态。 2.1.7 凝结水泵联动试验： 2.1.7.1 凝结器补水至1/2－1/3水位处，启动两台凝结水泵，检查运行正常后停止一台备用； 2.1.7.2 将联动开关放到联动位置； 2.1.7.3 按运行泵事故按纽，检查运行泵应自动停止，备用泵应联动投运； 2.1.7.4 合备用泵开关，拉掉运行泵开关； 2.1.7.5 按相同方法试验另一台泵； 2.1.7.6 试验完毕，恢复原状态。 2.1.8 射水泵联动试验： 2.1.8.1 射水池补水，至正常水位，启动两台射水泵，检查运行正常，母管压力正常后，停止 一台备用； 2.1.8.2 将联动开关放到联动位置； 2.1.8.3 按运行泵事故按纽，检查运行泵应自动停止，备用泵应联动投运； 2.1.8.4 合备用泵开关，拉掉运行泵开关； 2.1.8.5 按相同方法试验另一台泵； 2.1.8.6 在一台运行、一台备用情况下，逐渐关闭运行泵出口门，使出口母管压力缓慢下降， 当母管压力降至0.3MPa时，备用泵应联动投运，合备用泵开关； 2.1.8.7 试验完毕，恢复原状态。 2.1.9 循环水泵出口门联动试验： 2.1.9.1 检查循环水池水位正常后，分别启动两台循环水泵，检查水泵运行正常； 2.1.9.2 循环水系统充水后，全开泵出口门； 2.1.9.3 将两台泵出口门联锁开关分别打到联锁位置； 2.1.9.4 分别拉掉两运行泵开关，检查泵应停止运行，同时出口门自动关闭； 2.1.9.5 分别合两泵开关，检查泵应启动运行，约10秒钟后出口门自动开启； 2.1.9.6 试验完毕，恢复原状态。 2.2 汽轮机定速后的试验 2.2.1 自动主汽门严密性试验：2.2.1.1 保持转速在3000r/min下，调节系统工作正常； 2.2.1.2 高压交流油泵投入运行； 2.2.1.3 用手轮关闭自动主汽门，调速汽门和旋转隔板保持全开； 2.2.1.4 检查转速应逐渐下降，转速降至1000r/min以下为合格，降至零为优秀； 2.2.1.5 试验完毕，开启自动主汽门，保持定速。 2.2.2 超速试验： 2.2.2.1 下列情况下应进行超速试验: （1）汽轮机大修后； （2）危急保安器检修或调整后； （3）汽轮机运行超过2000小时或停机时间超过一个月时； （4）汽轮机运行中危急保安器动作不正常时。 2.2.2.2 试验条件： 2.2.2.2.1 此项试验应在空负荷打闸试验和主汽门严密性试验合格的情况下进行； 2.2.2.2.2 调节系统动作正常、稳定、同步器调整范围正确； 2.2.2.2.3 试验要由专人指挥分工明确。 2.2.2.3 试验步骤: 2.2.2.3.1 机组在3000r/min、空负荷状态下运行，各部分工作正常； 2.2.2.3.2 将自动主汽门关至40mm； 2.2.2.3.3 顺时针旋转同步器手轮提升汽轮机转速至同步器上限位置，转速约3210r/min； 2.2.2.3.4 调整错油门顶端螺丝，使转速继续上升； 2.2.2.3.5 当转速升至r/min时，危急保安器应动作,自动主汽门、调速汽门和旋转 隔板迅速关闭。检查汽轮机转速应下降，记录动作转速； 2.2.2.3.6 危急保安器动作后应迅速退回错油门顶端螺丝和同步器手轮； 2.2.2.3.7 当转速降至3000 r/min以下时，按动保安操纵箱上复位按纽，使危急保安器复位； 2.2.2.3.8 开启自动主汽门，用同步器保持定速； 2.2.2.3.9 当转速升至3360 r/min以上而危急保安器不动作时应迅速打闸停机。 2.2.3 危急保安器注油试验： 2.2.3.1 机组在3000r/min、空负荷状态下运行，机组各部分工作正常； 2.2.3.2 将自动主汽门关至40mm处；2.2.3.3 逆时针旋转同步器手轮,使汽轮机转速降至2850r/min左右，启动高压交流油泵； 2.2.3.4 将保安操纵箱上喷嘴试验钥匙旋钮拨向试验位置； 2.2.3.5 用同步器提升汽轮机转速， 当转速至r/min时,危急保安器应动作,自动主汽 门、调速汽门和旋转隔板迅速关闭，汽轮机转速应下降； 2.2.3.6 将试验旋钮拨回到停止位置； 2.2.3.7 按动保安操纵箱上复位按纽，使危急保安器复位； 2.2.3.8 用同步器保持定速，停高压交流油泵。 2.2.4 抽汽安全门试验： 2.2.4.1 下列情况下应做抽汽安全门试验： （1）汽轮机大修后； （2）抽汽安全门解体或调整后； （3）机组运行6个月以上时； （4）运行中抽汽安全门动作不正常时。 2.2.4.2 试验步骤: 2.2.4.2.1 机组在6000kW负荷下运行,调节系统工作正常； 2.2.4.2.2 开启一段抽汽逆止门,并检查抽汽电动门在关闭状态； 2.2.4.2.3 用重块将#1安全门杠杆压住，试验#2安全门； 2.2.4.2.4 向投入方向旋转节流油口手轮，逐渐全开节流油口； 2.2.4.2.5 检查调压器手轮在减压状态，按动保安操纵箱调压器投入按纽； 2.2.4.2.6 向增压方向缓慢旋转调压器手轮； 2.2.4.2.7 当抽汽压力升至1.28～1.36MPa时，#2安全门应动作，抽汽压力下降，记录动作压 力； 2.2.4.2.8 当安全门回座，抽汽压力开始回升时，迅速向减压方向退回调压器手轮和解列节流 油口，记录回座压力； 2.2.4.2.9 按相同方法试验#1安全门； 2.2.4.2.10 当抽汽压力升至1.36MPa以上而安全门不动作时， 应迅速向减压方向退回调压器手 轮和节流油口手轮，停止试验，进行调整。 2.2.5 真空严密性试验： 2.2.5.1 与主控室联系，机组在10000kW负荷下运行；2.2.5.2 记录当时真空和排汽温度； 2.2.5.3 关闭凝结器两侧抽空气门； 2.2.5.4 每分钟记录一次真空，连续进行五分钟，真空下降率不大于0.67kPa/min(5mmHg/min) 即为合格； 2.2.5.5 试验完毕,开启抽空气门； 2.2.5.6 若试验中真空下降较快应立即停止试验，并按规程规定进行减负荷。 2.2.6 电磁阀动作试验： 2.2.6.1 机组运行250小时以上，应做此试验； 2.2.6.2 将保安操纵箱上电磁阀试验钥匙旋钮拨向试验位置，检查试验指示灯亮； 2.2.6.3 依次按动磁力断路油门、电超速电磁阀、危急保安器试验按纽2～3次，活动各电磁阀； 2.2.6.4 将电磁阀试验钥匙旋钮拨回到投入位置，检查投入指示灯亮。 3 汽轮机的启动 3.1 在下列情况下禁止汽轮机启动或运行 （1）调节系统不正常或不能维持空负荷运行时； （2）危急保安器及各保护装置动作不正常时； （3）自动主汽门，调速汽门和旋转隔板卡涩或不灵活时； （4）主要仪表不全或失灵时； （5）汽轮机内部有较明显金属摩擦声时； （6）盘车装置工作不正常时； （7）高低压油泵工作不正常时； （8）油质不合格时。 3.2 启动前的准备工作 3.2.1 班长在接到汽轮机启动的命令后，应通知各有关岗位，做好启动前的准备工作。 3.2.2 联系工作： 3.2.2.1 联系电气检查电气设备正常，电源送上；试验机电联系信号良好；同步器电动正常， 转向正确； 3.2.2.2 联系化学准备充足软化水； 3.2.2.3 联系热工投入热工信号、仪表及保护电源,检查声光信号良好； 3.2.2.4 联系锅炉，通报有关注意事项。3.2.3 检查各系统处于下列状态： 3.2.3.1 调速系统： 3.2.3.1.1 危急遮断器在脱扣位置，自动主汽门在关闭状态； 3.2.3.1.2 同步器处于低限位置，拉扣在手动位置； 3.2.3.1.3 调压器在“切除”状态，手轮在减压位置，节流油口手轮在解列位置； 3.2.3.1.4 危急保安器喷油钥匙旋钮在停止位置。 3.2.3.2 油系统： 3.2.3.2.1 主油箱各事故放油门应关闭，门轮上有警告标志，补油门关闭； 3.2.3.2.2 油箱油位在250mm以上，油位计灵活； 3.2.3.2.3 冷油器一台运行、一台备用。运行冷油器进出油门开启，备用冷油器进油门开启， 出油门关闭； 3.2.3.2.4 滤油器投入一侧； 3.2.3.2.5 交流高压油泵和直流润滑油泵进口油门开启，出口油门关闭。 3.2.3.3 主蒸汽、抽汽及疏水系统： 3.2.3.3.1 应关闭的阀门: 3.2.3.3.1.1 来汽总门及旁路门； 3.2.3.3.1.2 电动主汽门及旁路甲、乙门； 3.2.3.3.1.3 节流垫前和电动主汽门前疏水至疏水扩容器门； 3.2.3.3.1.4 均压箱新蒸汽进汽一、二次门； 3.2.3.3.1.5 轴封供汽到汽平衡门； 3.2.3.3.1.6 ＃1、＃2、＃3抽汽水压逆止门； 3.2.3.3.1.7 ＃1、＃2高加进汽门，高加疏水至除氧器门、低加门，高加紧急疏水门； 3.2.3.3.1.8 一段抽汽电动门，二段抽汽至除氧器、均压箱门，二、三段抽汽联络门。 3.2.3.3.2 应开启的阀门: 3.2.3.3.2.1 来汽总门前疏水门； 3.2.3.3.2.2 节流垫前、电动主汽门前疏水排大气门，防腐汽门； 3.2.3.3.2.3 导管、调速汽门、车室、小轴疏水门； 3.2.3.3.2.4 三段水压抽汽逆止门、低加进汽门； 3.2.3.3.2.5 各抽汽逆止门前、底、后疏水门；3.2.3.3.2.6 均压箱底部疏水门，汽平衡门门后疏水门； 3.2.3.3.2.7 汽封加热器疏水门； 3.2.3.3.2.8 抽汽电动门门后疏水门，高加进汽门前疏水门。 3.2.3.4 凝结水、软化水及水压系统： 3.2.3.4.1 应关闭的阀门: 3.2.3.4.1.1 凝汽器放水门、凝汽器补水门和冷却水门； 3.2.3.4.1.2 凝结水泵出水门； 3.2.3.4.1.3 汽封加热器、低压加热器水侧旁路门； 3.2.3.4.1.4 凝结水事故放水门、凝结水至除氧器门； 3.2.3.4.1.5 一、二段水压抽汽逆止门进水门。 3.2.3.4.2 应开启的阀门: 3.2.3.4.2.1 凝结水泵进水门、格栏密封水门； 3.2.3.4.2.2 凝结水再循环门； 3.2.3.4.2.3 汽封加热器、低压加热器进、出水门； 3.2.3.4.2.4 水压装置进、出水门，＃4抽汽逆止门进水门，均压箱冷却水门稍开； 3.2.3.4.2.5 各密封水门。 3.2.3.5 空气及射水系统： 3.2.3.5.1 应关闭的阀门: 3.2.3.5.1.1 真空破坏门，汽封排大汽门； 3.2.3.5.1.2 高加至低加和凝汽器空气门； 3.2.3.5.1.3 射水泵出水门； 3.2.3.5.1.4 射水池补水门、放水门； 3.2.3.5.2 应开启的阀门: 3.2.3.5.2.1 凝汽器两侧空气门； 3.2.3.5.2.2 汽封加热器空气门； 3.2.3.5.2.3 低加空气门，＃1、＃2凝结水泵空气门； 3.2.3.5.2.4 射水泵进水门； 3.2.3.6 循环水、冷却水系统： 3.2.3.6.1 按循环水供水方式：3.2.3.6.1.1 应关闭的阀门: 3.2.3.6.1.1.1 循环水泵出水门； 3.2.3.6.1.1.2 凝汽器两侧出水门，凝汽器水侧放水门； 3.2.3.6.1.1.3 冷却水进水总门； 3.2.3.6.1.1.4 空冷器进水总门，空冷器回水到化学清水池门； 3.2.3.6.1.1.5 冷油器进水门； 3.2.3.6.1.2 应开启的阀门: 3.2.3.6.1.2.1 循环水泵进水门； 3.2.3.6.1.2.2 凝汽器两侧进出水门、凝汽器水侧放空气门； 3.2.3.6.1.2.3 循环水、冷却水联络门； 3.2.3.6.1.2.4 冷油器、空冷器冷却水隔断门； 3.2.3.6.1.2.5 冷油器、空冷器滤网前、后门； 3.2.3.6.1.2.6 各级空冷器进出水门、空冷器回水到回水母管门； 3.2.3.6.1.2.7 冷油器出水门。 3.2.3.6.2 按冷却水供水方式： 3.2.3.6.2.1 开启冷却水进水总门，空冷器回水到化学清水池门； 3.2.3.6.2.2 关闭循环水、冷却水联络门，空冷器回水到回水母管门； 3.2.3.6.2.3 其余阀门开关位置不变。 3.2.4 系统倒换正常后，做下列工作： 3.2.4.1 联系电气，启动直流润滑油泵，缓慢开启出口门，向油系统充油，待系统内充满油后， 将出口门全开； 3.2.4.2 启动交流高压油泵，开启出口门，检查油泵各部正常，油压正常，停止直流油泵作备 用，投入油泵联动开关； 3.2.4.3 启动排油烟机； 3.2.4.4 启动盘车装置运行，投入盘车联锁； 3.2.4.5 启动循环水泵、缓慢开启出水门向凝汽器充水，待水侧放空气门冒水后将其关闭，全 开循环水泵出口水门； 3.2.4.6 启动凝结水泵： 3.2.4.6.1 开启凝汽器补水门向凝汽器补水，至水位计1/3～1/2处，将其关闭；3.2.4.6.2 启动凝结水泵，检查运转正常及联动试验正常后，停下一台做联动备用。 3.2.4.6.3 开启运行泵出水门（备用泵出口门也在开启位置） 。 3.2.4.7 投入保护总联锁开关。 3.3 暖管、抽真空 3.3.1 暖管与升压： 3.3.1.1 联系锅炉准备暖管； 3.3.1.2 稍开来汽总门旁路门，保持压力在0.196MPa下，暖管30分钟； 3.3.1.3 低压暖管完毕，开启节流垫前和电动主汽门前疏水至疏水扩容器门，关闭排大气门； 3.3.1.4 以每分钟0.196MPa、5℃的速度升至全压； 3.3.1.5 全开来汽总门，全关旁路门。 3.3.2 抽真空： 3.3.2.1 启动射水泵： 3.3.2.1.1 开启射水池补水门补水，待射水池水位至溢流管口时，将其关闭； 3.3.2.1.2 启动射水泵，检查运转正常和联动试验正常后，停下一台做联动备用； 3.3.2.1.3 开启运行泵出水门（备用泵出口门也应开启） ； 3.3.2.1.4 保持射水池补水门一定开度，使射水池水温不大于30℃。 3.3.2.2 当真空抽至26.66kPa（200mmHg）以上时，开启均压箱新蒸汽门向轴封供汽，保持门后 压力约在0.06MPa，同时稍开均压箱冷却水门，使蒸汽温度在150～250℃范围内。 3.4 冷态启动、并列与接带负荷 3.4.1 冲转： 3.4.1.1 具备下列条件即可冲转： （1）主汽压力高于4.6MPa； （2）主汽温度大于360℃； （3）真空高于（-0.053 MPa～-0.061 MPa） ； （4）润滑油压在0.078－0.147 MPa之间； （5）润滑油温大于30℃； 3.4.1.2 挂上危急遮断器，全开自动主汽门，关闭防腐汽门； 3.4.1.3 冲转：全开电动主汽门旁路甲门，缓慢开启旁路乙门冲动转子，当转子转速超过盘车 转速（5.4r/min）后，检查盘车装置应自动脱开，停止盘车运行，在低速下，仔细倾听汽缸内部声音。 3.4.2 暖机与升速： 3.4.2.1 按下表暖机和升速： 冲动至500r/min 500r/min下暖机 均匀升速至1200r/min 1200r/min下暖机 均匀升速至2500r/min 2500r/min下暖机 均匀升速至3000r/min 全面检查、做主汽门关闭试验 总计 3.4.2.2 暖机升速过程中应注意事项： 3.4.2.2.1 每一阶段暖机结束后，应对机组进行全面检查，重点检查机组各部振动、声音、排 汽缸温度、热膨胀等情况，并与过去相对照； 3.4.2.2.2 及时调整凝汽器水位（用事故放水门和再循环门） ，联系化学化验水质，合格后送除 氧器回收； 3.4.2.2.3 升速过程中如发现振动大于0.05mm时， 应降低转速至振动减小， 查明原因后方可继 续升速； 3.4.2.2.4 通过临界转速（1387r/min和1820r/min）时应迅速平稳，不得停留； 3.4.2.2.5 当排汽温度升至60℃以上时，应投入凝汽器减温水； 3.4.2.2.6 当冷油器出口油温高于40℃时，将冷油器投入运行，稍开冷油器进水门进行调整， 保持油温在38－45℃； 3.4.2.2.7 当空冷器出口风温高于30℃时，将空冷器投入运行，开启空冷器进水总门进行调整， 保持风温在20－35℃； 3.4.2.2.8 注意调速系统的动作转速应在r/min，定速转速应在2850r/min； 3.4.2.2.9 注意调速系统的动作情况，调速汽门应缓慢平稳关小，无卡涩、突跳现象，调速系 统能维持空负荷运行； 2分钟 15分钟 10分钟 30分钟 5分钟 10分钟 10分钟 10分钟 共92分钟3.4.2.2.10 用同步器将转速升到3000 r/min，检查主油泵应正常工作，主油泵出口油压为 0.1176MPa，调速油压为1.078MPa，润滑油压为1.176MPa； 3.4.2.2.11 主油泵工作正常后,停止交流高压油泵运行，列入备用。 3.4.3 定速后的操作： 3.4.3.1 对机组进行全面检查后，按照规程要求进行定速后的试验； 3.4.3.2 全开电动主汽门，关闭旁路门； 3.4.3.3 当主汽温度达到400℃时，关闭节流垫和导管疏水；当主汽温度达到410℃时关闭调速 汽门，车室和小轴疏水。 3.4.4 并列与接带负荷： 3.4.4.1 全面检查一切正常后，向主控室发出“注意”“可并列”信号； 3.4.4.2 接到“注意”“已合闸”信号后，带负荷500kW暖机，然后以每4分钟500kW的速度升至 2000kW，暖机15分钟，以每4分钟500kW的速度升至5000kW，暖机15分钟，再以每分钟500kW 的速度升至12000kW； 3.4.4.3 加负荷过程中应注意调速系统、振动、轴向位移、油温风温等机组各部分运行正常， 注意凝汽器水位。 3.4.4.4 当轴封供汽压力高于0.0369MPa时，开启轴封供汽至汽平衡门，关闭均压箱新蒸汽门 和减温水门； 3.4.4.5 当电负荷增至3600kW以上时，即可投入调节抽汽，操作方法如下： 3.4.4.5.1 开启调压器注水门向波纹管注水，注水后将其关闭，开启蒸汽脉冲门； 3.4.4.5.2 开启一段抽汽逆止门； 3.4.4.5.3 向投入方向缓慢旋转节流油口手轮，逐渐打开节流油口直至全开，检查＃2脉冲油压 应在0.48 MPa左右； 3.4.4.5.4 当节流油口全开后，检查抽汽室压力应低于0.784 MPa，否则应降低电负荷； 3.4.4.5.5 按动保安操纵箱上调压器投入按纽，检查调压器投入正常； 3.4.4.5.6 向增压方向缓慢旋转调压器手轮，至抽汽室压力高于热网压力0.05 MPa左右； 3.4.4.5.7 开启抽汽电动门； 3.4.4.5.8 摇调压器手轮至所需抽汽量，抽汽量增加速度每分钟不大于2.5t。 3.4.4.6 当二段抽汽压力达到0.294MPa时，即可投入高压加热器运行和向除氧器供汽； 3.4.4.7 机组纯凝工况运行时，应将同步器拉扣打到电动位置。3.5 热态启动 3.5.1 停机时间在12小时以内即可作为热态启动。 3.5.2 启动前两小时应投入连续盘车。 3.5.3 先送轴封供汽，后抽真空。 3.5.4 当主汽压力达4.0 MPa，主汽温度达350℃且高于调节级上缸温度50℃以上，真空高于 -0.061 MPa，油温高于35℃时即可冲转。 3.5.5 升速暖机时间分配如下： 冲动至500r/min下暖机 均匀升速至1200r/min 1200r/min下暖机 均匀升速至2500r/min 2500r/min下暖机 均匀升速至3000r/min 全面检查、做主汽门关闭试验 总计 3.5.6 接带负荷与冷态相同。 3.5.7 热态启动过程中应注意事项： 3.5.7.1 热态启动中不应使汽缸金属温度下降较多，应根据汽缸温度和膨胀情况，适当加快升 速和带负荷速度； 3.5.7.2 启动过程中应特别注意汽轮机振动情况，如振动增大时，应降低转速，延长暖机时间， 待振动正常后方可继续升速或增加负荷，降速暖机不得超过两次，否则应停机处理。 4 汽轮机正常运行中的维护 4.1 正常运行中的控制指标 4.1.1 主蒸汽压力：4.6―5.1 MPa， 主蒸汽温度：420―445℃； 4.1.2 排汽压力：0.0049 MPa， 排汽温度：带负荷时＜56℃； 空负荷时＜90℃； 5分钟 5分钟 15分钟 5分钟 5分钟 5分钟 10分钟 共50分钟4.1.3 轴承振动：＜0.05mm； 4.1.4 轴向位移：不大于正常值的0.1 mm； 4.1.5 冷油器出口油温：38～45℃， 轴承回油温度：75℃， 推力瓦块温度：90℃； 4.1.6 发电机入口风温：25～40℃, 发电机出口风温：＜75℃， 发电机铁心温度：＜80℃， 发电机转子绕组温度：＜105℃； 4.1.7 调速油压：1.078 MPa， 润滑油压：0.078―0.147MPa； 4.1.8 主油箱油位：-50―+350mm, 油箱前后油位差：100mm； 4.1.9 监视段压力:额定工况：1.95MPa，最大抽汽工况：2.08MPa； 4.1.10 凝结水硬度：＜5微克当量/升； 4.1.11 凝汽器端差：＜10℃。 4.2 日常维护和注意事项 4.2.1 工作人员应认真监视机组运行情况，注意负荷、汽压、汽温、排汽真空和温度、油压、 油温、风温的变化，发现问题及时处理和汇报，每小时抄表一次。 4.2.2 司机应每半小时对机组重点检查一次，每一小时全面检查一次，检查中应特别注意推力、 支持轴承的温度、振动、调速系统等是否正常。 4.2.3 司机助手应每一小时对辅助设备全面检查一次。 4.2.4 掌握好当班汽、水、电各系统的运行方式，设备开、停、检修、备用等情况。 4.2.5 当班发生的异常情况，无论是否处理，均应在值班日志中填写清楚，并向接班者口头交 待。 4.2.6 根据定期工作表进行设备的轮换及试验。 5 汽轮机的停止运行 5.1 正常停机 5.1.1 停机前的准备工作：5.1.1.1 班长在接到停机命令后，应通知各有关岗位，做好停机前准备工作； 5.1.1.2 试验交、直流油泵，盘车电机应正常； 5.1.1.3 检查减温减压器处于良好备用状态。 5.1.2 停机步骤： 5.1.2.1 与主控室进行联系，减负荷； 5.1.2.2 当二段抽汽压力低至0.294MPa时，应停止向除氧器供汽和高压加热器运行； 5.1.2.3 负荷减至3600kW时，应停止调节抽汽。操作方法如下： 5.1.2.3.1 向减压方向缓慢旋转调压器手轮，逐渐减少抽汽量，同时可向其它机组或减温减压 器移热负荷； 否则应降低电负荷， 5.1.2.3.2 当调压器手轮摇至全松位置后检查抽汽室压力应低于0.98 MPa， 使抽汽室压力符合要求，并确认本机组抽汽流量到零； 5.1.2.3.3 按动保安操纵箱上调压器切除按纽，检查调压器切除正常； 5.1.2.3.4 关闭抽汽电动门； 5.1.2.3.5 向解列方向缓慢旋转节流油口手轮，直至节流油口全关； 5.1.2.3.6 关闭一段抽汽逆止门； 5.1.2.3.7 关闭蒸汽脉冲门。 5.1.2.4 根据情况及时调整汽封压力，切换到新蒸汽供汽，保持凝汽器真空； 5.1.2.5 负荷减至3000kW，注意调整凝结水再循环门保持凝结器水位，凝结水倒排地沟； 5.1.2.6 当负荷减至零后，断开保护总联锁和电超速保护开关，联系主控室解列发电机； 5.1.2.7 接到“注意”“已断开”信号后，启动交流高压油泵，将自动主汽门关至40mm位置； 5.1.2.8 手打危急遮断器，自动主汽门手轮关回； 5.1.2.9 关闭电动主汽门及富裕行程，开启防腐汽门； 5.1.2.10 降真空，保证转速到零时，真空降至13.36KPa； 5.1.2.11 开启车室、调速汽门、导管疏水门； 5.1.2.12 转子静止后，投入盘车装置运行，记录惰走时间； 5.1.2.13 真空降到零后，停止射水泵运行和轴封供汽； 5.1.2.14 当油温低于35℃、风温低于20℃时停冷油器、空冷器水侧； 5.1.2.15 当排汽缸温度低于65℃时，停止凝结水泵运行，放掉热水井内的存水； 5.1.2.16 当排汽缸温度低于50℃时，停止循环水泵运行（全厂冷却水为循环水时，停循环泵前要倒换为工业水） 。 5.2 盘车装置的使用 5.2.1 转速到零后应立即投入盘车装置及联锁，连续盘车24小时后改为每小时定期盘车180度， 定期盘车的时间根据汽缸温度状况和机组热膨胀确定，最短不少于24小时； 5.2.2 当机组处于热备用状态时，油泵和盘车应连续运行； 5.2.3 热态启动冲转前，盘车装置应连续运行2小时以上； 5.2.4 连续盘车过程中，如前后汽封或通流部分有金属摩擦声时应及时查明原因并处理，否则 应停止连续盘车运行，改为定期盘车并汇报。 6 辅属设备的运行和轮换 6.1 高压加热器的启动和停止 6.1.1 启动： 6.1.1.1 联系锅炉及给水除氧值班工； 6.1.1.2 通知热工将高压加热器保护装置送电，保护装置应动作良好； 6.1.1.3 检查各表计完好并投入，疏水器浮子手动灵活无卡涩； 6.1.1.4 检查高压加热器疏水系统处于下列状态： 疏水器前后门、汽水平衡门、汽侧放水门、水侧放空气门开启；疏水器旁路门、高 加串联疏水门、#1高加至低加疏水门、紧急疏水门关闭； 6.1.1.5 启高压加热器注水门，注满水后关闭水侧放空气门和注水门，注意给水压力及水位计 水位，确证无泄漏现象； 6.1.1.6 全开高压加热器进出水门，关闭旁路门； 6.1.1.7 检查高压加热器进汽门前疏水门处于开启状态，开启抽汽水压逆止门； 6.1.1.8 稍开高压加热器进汽门，保持压力在0.098MPa，暖加热器15分钟； 6.1.1.9 逐渐开大进汽门，关闭汽侧放水门； 6.1.1.10 当＃1高压加热器压力高于0.25MPa及水位计水位高于1/2时，即可将疏水倒入除氧 器； 6.1.1.11 当＃2高加压力高于#1高加0.05MPa以上时，开启高加串联疏水门； 6.1.1.12 稍开抽空气门（开空气门时注意真空变化） ； 6.1.1.13 投入高加保护联锁开关（执行专题报告） 。 6.1.2 停止：6.1.2.1 联系锅炉及给水除氧值班工； 6.1.2.2 解除高加保护联锁开关； 6.1.2.3 逐渐关闭高加进汽门； 6.1.2.4 关闭串联疏水门和到除氧器疏水门； 6.1.2.5 关闭抽空气门，开启汽侧放水门； 6.1.2.6 开启高加进水旁路门，关闭进出水门。 6.1.2.7 稍开两台加热器进汽门前疏水门。 6.2 冷油器的倒换 6.2.1 注意事项： 6.2.1.1 冷油器的倒换工作应在班长的主持和监护下进行； 6.2.1.2 倒换过程中必须密切注意油压和油温的变化。 6.2.2 倒换步骤： 6.2.2.1 检查备用冷油器进油门全开，出油门全关，冷油器充满油； 6.2.2.2 检查备用冷油器进水门全关，出水门全开，水侧放空气门开启； 6.2.2.3 缓慢开启出油门，待油温上升后全开，注意油压变化； 6.2.2.4 当出口油温达40℃以上时，开启进水门，保持油温在38―45℃； 6.2.2.5 如需停止运行冷油器，应缓慢关闭出油门和进水门，同时注意对油温进行调整。 6.3 凝汽器的半面停止和恢复 6.3.1 注意事项： 6.3.1.1 此项工作应经值长同意，在班长主持和监护下进行； 6.3.1.2 操作过程中应密切监视凝结器真空，并视真空及排汽缸温度而适当降低负荷。 6.3.2 停止步骤： 6.3.2.1 降低汽轮机负荷至70％； 6.3.2.2 关闭要停侧空气门； 6.3.2.3 关闭要停侧凝汽器循环水进水门； 6.3.2.4 关闭要停侧胶球清洗装置的进出水门； 6.3.2.5 关闭要停侧凝汽器循环水出水门； 6.3.2.6 开启要停侧水侧放空气门、放水门（此时应注意真空变化） 。 6.3.3 恢复步骤：6.3.3.1 确认检修工作已完，人孔盖盖好； 6.3.3.2 关闭水侧放水门。 6.3.3.3 稍开凝汽器循环水进水门，当水侧放空气门见水后关闭放空气门，确认无泄漏时，全 开出水门； 6.3.3.4 全开凝汽器循环水进水门； 6.3.3.5 缓慢开启凝汽器空气门。汽轮机事故处理规程1 事故处理原则 1.1 汽轮机组发生故障时，运行人员应按照下述顺序、方法进行工作，消除故障： （1）根据仪表指示和机组外部征象，判断设备确已发生故障； （2）迅速消除对人身和设备的危险，必要时应立即解列发生故障的设备； （3）迅速准确地判断并查明故障的原因、性质，发生的部位及损伤的范围，果断地进行处 理，同时应注意保证非故障设备的正常运行，防止故障的蔓延和扩大，保证正常供电供热。 1.2 处理故障时头脑应冷静，动作应迅速、正确、不应急躁、惊惶，避免事故扩大。接受命令 应复诵一遍，如果没有听懂或听清，应反复问清，命令执行后应迅速向发令人报告。 1.3 从发生故障起直到消灭故障机组恢复正常状态止，值班人员不得擅自离开工作岗位，如果 故障发生在交班时，应推迟交接班，接班人员得到交班者允许，可协助共同进行处理。 1.4 发生故障时，班长应迅速参加消除故障的领导、指挥工作，并应将情况和处理措施及时报 告值长和车间领导，当值长命令与车间指示有抵触时，应以值长的命令为准。 1.5 故障消除后，班长和值班人员应将观察到的现象和所采取的处理措施、故障发展的过程和 时间等详细地记录在运行日志内，不得隐瞒。 2 故障停机的条件及步骤 2.1 紧急故障停机2.1.1 出现下列情况时，应紧急故障停机： 2.1.1.1 机组突然发生强烈振动或金属撞击声； 2.1.1.2 汽轮机转速升高至3360r/min而危急保安器不动作； 2.1.1.3 发生水冲击； 2.1.1.4 轴端汽封冒火花； 2.1.1.5 任一轴承断油、冒烟或回油温度超过75℃； 2.1.1.6 油系统着火，无法很快扑灭，威胁机组安全； 2.1.1.7 油箱油位迅速下降，经采取措施，补油无效，致使油箱油位低于50mm； 2.1.1.8 润滑油压下降至0.0196MPa，保护未动作； 2.1.1.9 转子轴向位移B12－50机组超过1.2mm，C12－50机组超过1.4mm，保护未动作； 2.1.1.10 主蒸汽管破裂无法处理； 2.1.1.11 发电机冒烟。 2.1.2 紧急故障停机步骤: 2.1.2.1 B12－50机组 2.1.2.1.1 手打危急遮断器或按动控制盘上“停机”按钮，检查自动主汽门、调速汽门应迅速关 闭； 2.1.2.1.2 向主控室发出“注意”“机器危险”信号， 发电机解列后检查汽轮机转速是否下降，调 压器是否切除（可在发出信号后，按动“发电机解列”按钮解列发电机） ； 2.1.2.1.3 启动油泵，关闭电动主汽门； 2.1.2.1.4 启动减温减压器运行，或增加其它机组供汽量，保证对外供汽压力； 2.1.2.1.5 按正常停机完成其它操作。 2.1.2.2 C12－50机组 2.1.2.2.1 手打危急遮断器或按动控制盘上“停机”按纽，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆 止门应迅速关闭； 2.1.2.2.2 向主控室发出“注意”“机器危险”信号， 发电机解列后检查汽轮机转速是否下降，调 压器是否切除（可在发出信号后，按动“发电机解列”按钮解列发电机） ； 2.1.2.2.3 启动油泵，关闭电动主汽门； 2.1.2.2.4 关闭一段抽汽供热电动门和二段抽汽至除氧器手动门； 2.1.2.2.5 停射水泵，开启真空破坏门；2.1.2.2.6 开启再循环门，保持凝结水流量； 2.1.2.2.7 高加疏水倒至低加； 2.1.2.2.8 按正常停机要求完成其它操作。 2.2 故障停机 2.2.1 出现下列情况时，应不破坏真空故障停机： 2.2.1.1 主汽压力大于5.3 MPa或主汽温度高于450℃； 2.2.1.2 主汽压力小于3.1 MPa或主汽温度低于370℃； 2.2.1.3 B12－50机组背压低于0.592MPa，C12－50机组真空低于-0.061MPa； 2.2.1.4 调速系统连杆脱落或折断，调节汽门卡涩； 2.2.1.5 调节汽门全关，发电机变为电动机运行，带动汽轮机转动超过三分钟； 2.2.1.6 B12－50机组背压高至1.45 MPa以上而背压安全门不动作，采取措施无效时； 2.2.1.7 C12－50机组后汽缸排大气门动作。 2.2.2 故障停机步骤: 2.2.2.1 B12－50机组 2.2.2.1.1 向主控室发出“注意”“汽机调整”信号； 2.2.2.1.2 迅速减去全部负荷，向减温减压器或其它机组移热负荷； 2.2.2.1.3 手打危急遮断器或按动控制盘上“停机”按钮, 检查自动主汽门、调速汽门应迅速关 闭； 2.2.2.1.4 向主控室发出“注意”“机器危险”信号，发电机解列后检查汽轮机转速是否下降； 2.2.2.1.5 启动油泵，关闭电动主汽门； 2.2.2.1.6 按照正常停机要求完成其它操作。 2.2.2.2 C12－50机组 2.2.2.2.1 向主控室发出“注意”“汽机调整”信号； 2.2.2.2.2 迅速减去全部负荷，向减温减压器或其它机组移热负荷； 2.2.2.2.3 手打危急遮断器或按动控制盘上“停机”按钮, 检查自动主汽门、调速汽门和抽汽逆 止门应迅速关闭； 2.2.2.2.4 向主控室发出“注意”“机器危险”信号，发电机解列后检查汽轮机转速是否下降； 2.2.2.2.5 启动油泵，关闭电动主汽门； 2.2.2.2.6 开启再循环门，保持凝结水流量；2.2.2.2.7 关闭一段抽汽供热电动门和二段抽汽至除氧器手动门； 2.2.2.2.8 按正常停机要求完成其它操作。 3 主汽参数不符合要求 3.1 主汽压力不正常时： 3.1.1 当汽压升高超过5.1MPa或下降低于4.7MPa时,应联系锅炉恢复正常并报告值长； 3.1.2 当汽压超过5.2MPa而小于5.3MPa时，连续运行时间不得超过30分钟，此时应用电动主 汽门节流，保持正常汽压； 3.1.3 当汽压超过5.3MPa时，应立即报告值长并故障停机； 3.1.4 当汽压低于4.6MPa时，应按下列规定减负荷： B12－50机组每降0.1MPa减负荷800kW，当汽压降至3.1MPa时负荷减到零；C12－ 50机组纯凝工况下每降0.1MPa减负荷1200kW，当汽压降至3.6MPa时负荷减到零；抽汽工况下 每降0.1MPa，进汽量减少9t/h，当汽压降至3.6MPa时，保持空转。 3.1.5 当汽压低于3.1 MPa时，应报告值长并故障停机。 3.2 主汽温度不正常时： 3.2.1 当汽温升高达到445℃或下降至420℃时,应联系锅炉恢复正常并报告值长； 3.2.2 当汽温超过445℃而低于450℃时连续运行时间不得超过30分钟； 3.2.3 当汽温超过450℃时应立即报告值长并故障停机； 3.2.4 当汽温低于420℃时，应按下列规定减负荷： B12－50机组每降低3℃减负荷800kW，当汽温降至375℃时，负荷减到零；C12－50 机组纯凝工况下每降低3℃减负荷800kW，当汽温降至375℃时负荷减到零；抽汽工况下每降低 3℃，蒸汽流量减少6t/h，当汽温降至375℃时，保持空转。 3.2.5 当汽温低于370℃时，应报告值长并故障停机； 3.2.6 汽温降低至400℃时开启电动主汽门前疏水，降低至390℃时开启导管、调速汽门及车室 疏水。 3.3 主汽温度、压力同时下降时，总的减负荷量为其各自减负荷量之和。汽压下降与减负荷值对照表 C12―50机组 ―机组（） 纯凝工况（kW） 抽汽工况（t/h）4.6 4.5 4.4 4.3
90 81 72 634.2 4.1 4.0 3.9 3.8 3.7 3.5 3.4 3.3 3.2 3.1 ＜3.100 00 00 800 0 停机00 00 054 45 36 27 18 9 保持空转停机停机汽温下降与减负荷值对照表 C12―50机组 ―机组（） 纯凝工况（kW） （℃） 420 417
90 84 抽汽工况（t/h）414 411 408 405 402 399 396 393 390 387 384 381 378 375 ＜370 00 00 00
停机 00 00 00 800 078 72 66 60 54 48 42 36 30 24 18 12 6 保持空转停机停机真空下降与减负荷值对照表 C12―50机组 负荷 纯凝工况（kW） （） 抽汽工况（t/h） 真空-0.3 -0.7 -0.0 -0.3 -0.7 -0.0 00 00
停机90 81 72 63 54 45 36 27 18 9 保持空转 停机650 640 630 620 610 600 590 580 570 560 550 4504凝汽器真空下降 4.1 发现凝汽器真空降低时，应立即对照排汽温度和其它表计，判断真空是否确实下降，如确 系真空下降应迅速检查原因，采取措施及时处理。4.2 真空下降时应按下列规定减负荷： 4.2.1 纯凝工况下，当真空低于-0.087MPa(650mmHg)时，每降-0.0014MPa(10mmHg)减负荷 1200kW，降至-0.073MPa(550mmHg)时负荷减到零； 4.2.2 抽汽工况下当真空低于-0.087MPa(650mmHg)时，每降-0.0014MPa(10mmHg)主汽量减 少9t/h，降至-0.073MPa(550mmHg)时保持空转； 4.2.3 当真空降至-0.061MPa(450mmHg)以下时，应报告值长并故障停机。 4.3 凝汽器真空下降的原因和处理方法： 4.3.1 原因： 4.3.1.1 循环水系统：循环水量少或中断；凝汽器水侧积空气；凝汽器铜管结垢； 4.3.1.2 凝结水系统：凝结水泵故障；再循环门调整不当；凝汽器铜管泄漏等原因致使凝汽器 水位升高； 4.3.1.3 抽气系统：射水泵故障，供水失常；射水池水位低或水温过高；抽气器喷嘴阻塞； 4.3.1.4 轴封供汽压力过低或中断； 4.3.1.5 真空系统的设备、管路、阀门、法兰等处漏空气。 4.3.2 处理方法： 4.3.2.1 启动备用循环泵增加冷却水量；恢复正常供水，开启凝汽器水侧放空气门放空气； 4.3.2.2 检查凝结水泵格兰盘根、水封、空气门是否开启；启动备用凝结水泵；调整再循环门； 化验水质，停半面凝汽器检查堵漏； 4.3.2.3 检查运行射水泵工作是否正常；启动备用射水泵；射水池补水； 4.3.2.4 调整轴封供汽压力； 4.3.2.5 真空系统找漏。 5 汽轮机发生水冲击 5.1 象征： 5.1.1 汽温急剧下降； 5.1.2 突然从主蒸汽管道阀门、法兰、轴封、汽缸结合面等处大量冒白汽； 5.1.3 主蒸汽管道或抽汽管道有水击声，机组内部发出不正常声音； 5.1.4 会引起轴向位移增加，推力瓦块温度升高，振动增加，负荷降低等现象。 5.2 原因： 5.2.1 机组启动暖管、暖机时间过短，疏水不良；5.2.2 并汽时操作过快，汽温过低； 5.2.3 负荷增加过快，引起锅炉强烈蒸发，蒸汽带水； 5.2.4 锅炉汽包满水； 5.2.5 锅炉减温器故障，炉水不良，产生汽水共腾； 5.2.6 加热器故障，逆止门不严，水倒返汽轮机内。 5.3 处理： 5.3.1 发现前面所述现象之一，经判断属实，应紧急故障停机； 5.3.2 开启主蒸汽管道、导管、调速汽门、车室等处所有疏水门； 5.3.3 如系高加钢管破裂，应立即停止高加，给水倒走旁路；开启逆止门前后疏水门； 5.3.4 记录惰走时间,仔细倾听机内声音，注意推力瓦块温度、轴向位移等的变化； 5.3.5 若停止过程中惰走时间正常，机内无摩擦声、推力瓦块温度、振动等参数均正常，经车 间主任或值长同意可重新启动汽轮机，但在启动过程中要充分暖管，加强疏水和对机组各部分 的检查；如出现异常，应立即停止启动。 6 油系统失常 6.1 油压下降，油位正常： 6.1.1 启动交流高压油泵； 6.1.2 检查主油泵工作情况，如系主油泵故障引起的应紧急故障停机； 6.1.3 检查过压阀、注油器工作是否正常，滤油器前后压差是否增大，对症进行调整，切换滤 油器滤网,； 6.1.4 检查前箱内压力油管是否破裂，各油泵逆止门是否严密，不严时应关闭油泵出口门； 6.1.5 在采取各种措施后油压仍不能恢复，应汇报领导停机处理。当油压维持不住，影响到调 速系统和润滑系统工作时，应立即紧急故障停机。 6.2 油位下降，油压正常： 6.2.1 检查油位计是否正常； 6.2.2 检查油管各回油管、油泵入口管、注油器管路及冷油器