6000KW抽凝式余热发电的汽轮机操作规程
工艺操作参数
设备概述及技术规范
本汽轮机为C6—35/5型，单缸单抽汽凝汽式汽轮机，额定功率为6000KW。机组在运行中可发电，也可按照用户的要求进行调节。机组允许带额定电负荷长期运行。
中压单缸单抽汽凝汽式
武汉汽轮发电机厂
额定/最大功率
从汽机向电机端看为顺时针
额定/最大进汽量
57.6/70t/h
430℃
转子及联轴器重量
汽轮机本体外形尺寸
4.2.2汽水部分
双路双流程表面式
560㎡
2、低压加热器
最大蒸汽压力
单路器流程表面式
20.25㎡
3、汽封加热器
4、凝结水泵
16.5~30m3/h
0.61~0.57MPa
22KW& 380V
射水抽汽器
抽出干空气量
工作耗水量
6.2㎏/h
IS150—125—315
Y200L—4& 1470rmp
30KW& 380V
4.2.3 油路部分
无油时重量
双联具三通切换阀
20㎡
汽机驱动离心式
4、交流电动油泵
26—55m3/h& 配电机Y100L—2
30KW& 380V
0.89~0.765MPa
5、直流电动油泵
65Y—60B&&
2950rmp 配电机Z2—41& 5.5KW&
6、并联双注油器
吸油量m3/min
喷油量m3/min
出油量m3/min
出口油压 MPa
1、信号装在控制盘上，为汽机控制室与电气控制室相互联系配合操作的工具。
2、凡得到信号盘的操作信号后，双方无条件执行，不得有任何延迟，执行完毕后，应视情况双方联系，了解发出信号的原因和执行的结果，并做好记录。
3、汽机控制室信号由司机负责使用，电气控制室信号由发电机监盘人使用。
4、使用信号要严格符合规程的规定，使用前必须准确地了解信号的意义。
5、发出错误信号时，发错信号人应立即发出“更改命令”的信号，要求对方不要执行。否则，由此引起的不良后果，由发错信号人负责。
6、信号发出后，要监视有关表计的变化，注意对方的执行情况，如对方不执行信号或执行错误，所造成的不良后果由执行人负责。
5.2 信号的使用和说明
5.2.1 电气控制室到汽机控制信号
注意——此信号使司机对信号盘的加以注意，同时伴有其它操作信号。司机收到信号后应看操作信号内容，然后复归，并按信号指示进行操作或处理。
&② 已合闸——此信号说明发电机已与系统并列运行或主开关已合闸。
已断开——此信号通知司机，发电机已与系统断开。当司机接到此信号后，应立即进行必要的调整，使机组稳定空载运行。在未得到班长“停机”通知前，不应进行停机操作。若在正常情况下，突然发生解列情况，应尽快保持汽机的稳定，以便重新并网。在正常情况下停机时，电气值班员将负荷降到“零”后，应先与司机联系，双方认可后，电气才能作解列。
④ 增加——此信号是通知司机，发电负荷已增加。
⑤ 减少——已减少。
停机——此信号一般作为电气方面紧急处理故障之用。待电气查明故障性质，将发电机空载运行或系统解列，然后按具体情况作紧急停机或正常停机操作。
⑦ 电话——此信号表示有电话联系。
5.2.2 汽机控制室发出信号到电气控制室
注意——此信号为使电气人员对信号盘加以监视，随后有其它信号发出。电气人员接此信号，应立即复归，并按信号指示进行操作处理。
可并列——当汽机启动并稳定在额定转速下可以并列时，司机应向电气控制室发出此信号。
减负荷、增负荷——根据汽机的汽压、汽温及真空状况，可通知电气人员，汽机马上增、减负荷。但每次变化不应超过300~500KW，否则，应连续发出第二次或多次信号。
汽机调整——司机根据汽机运行情况自己在一定范围内增减负荷。
汽机危险——只有汽机和发电机发生重大故障时，才使用此信号。电气人员接此信号后，应先将负荷减到“零”，再将发电机解列并发出信号通知停机。
⑥ 电话——同与5.2.1第七条。
6、汽轮机的启动与停机
6.1 启动前的检查工作
班长在接到汽轮机机组启动的命令后，应立即通知司机，由司机转告其它有关岗位人员，明确开机时间、运行方式，并认真填写操作票。
通知值班电工检查电动油泵、凝结水泵、射水泵、盘车装置等电机绝缘情况，检查各操作开关，联锁开关，应在断开位置，有关指示灯应齐全完好。
联系仪表工检查热工仪表，应齐全完好，送上仪表信号及保护电源，投入相关表计，各种保护控制装置应确能正常工作。
通知循环水岗位做好凝汽器用水准备工作，并告之用水时间及用水量等情况。
6.1.5 汽机运行人员应进行的检查工作
6.1.5.1 主要检查项目
司机检查项目：
机组附近清扫完毕；
检查检修任务完成情况（工作票终结）；
调速系统及各转动机件加润滑油；
油位计灵活，油位正常（3/4以上）；
各轴承外加滤网已拆除（工作票已终结）；
事故放油阀严密不漏；
危急遮油门，轴向位移，遮断器已合闸，磁力断给油门在工作位置上；
试转动主汽门手轮后关闭（开关应灵活）；
调节部位灵活正常；
10）实验压力变换器转向摇至最低限（应正确）；
11） 调压器处于解除装置；
12） 测量汽缸膨胀原始值（作好记录）；
13） 与电气联系电话，联系信号实验正常；
14） 热工盘表计齐全完好，电源已合上；
15） 盘车设备齐全正常；
16）水泵、油泵动力操作电源已合上，控制开关在停止位置，联锁在切除位置；
17） 各种表计限额红线正常；
18） 热工声响实验信号正常；
各种记录表工具齐全；
副司机检查项目：
机组周围清理完毕；
检查检修任务完成情况（工作票终结）；
辅助设备轴承注润滑油；
放尽油箱中积水和油渣（放至有油流出）；
油箱、冷油器放油门严密不漏油；
冷油器进出油门开出有标志（线杆伸出）；
凝水泵、油泵盘车灵活，安全罩完备；
辅助设备照明齐全；
下机地面整洁，地沟有盖和围栏；
检查电动机接地线良好，罩壳齐全；
6.1.5.2 检查各系统阀门开关情况
1）蒸汽阀门检查
汽机隔离汽阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
汽机隔离汽阀旁路阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&
主汽门&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
前轴封进汽阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
后轴封进汽阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
2）疏水系统
汽机隔离阀前、后疏水阀&&&&&&&&&&&&&
主氧汽箱疏水阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
抽汽速关阀前、后疏水阀&&&&&&&&&&&&&&
抽汽电动阀疏水阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
低压加热器疏水阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
前汽缸疏水阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
疏水扩容器直放地沟阀&&&&&&&&&&&&&&&&
扩容器至冷凝器底部直放水阀&&&&&&&&&&
扩容器至凝冷器混合汽阀&&&&&&&&&&&&&&
3）抽汽阀门检查
抽汽电动隔离阀及旁路阀&&&&&&&&&&&&&&
抽汽（连通热网）&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
抽汽（送余热锅炉）阀门&&&&&&&&&&&&&&
抽汽逆止阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
同热汽阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
4）真空阀门检查
凝汽器两侧抽汽总阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
冷凝器排大气阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
冷凝器防爆门&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
低压加热器和汽封加热器空气阀&&&&&&&&&
凝水泵进口空气阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
射水泵进水阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
射水泵出水阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
5）凝结水阀门检查
凝水直放地沟阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
凝结水泵进水门&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
凝结水泵出水门&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
凝结水再循环阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
6）冷水阀门检查
&&&&&&&&&&&&
a、凝汽器循环水进水阀&&&&&&
①凝汽器&&&&
b、凝汽器循环水出水阀&&&&&&
&&&&&&&&&&&&
c、凝汽器上部水侧放气门&&&&
&&&&&&&&&&&&
d、凝汽器两水侧放水门&&&&&&
②冷油器&&&&
a、冷油器进水门&&&&&&&&&&&&
&&&&&&&&&&&&
b、冷油器出水门&&&&&&&&&&&&
③空冷器&&&&
a、空冷器进水门&&&&&&&&&&&&
&&&&&&&&&&&&
b、出水门&&&&&&&&&&&&&&&&&&
&&&&&&&&&&&&
a、滤水器进水阀&&&&&&&&&&&&
④滤水器&&&&
b、滤水器出水阀&&&&&&&&&&&&
&&&&&&&&&&&&
c、滤水器排污阀&&&&&&&&&&&&
7）油路阀门检查
事故放油阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
冷油器进、出油门&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
冷油器进、出油门（备用）&&&&&&&&&&&&&
油箱放水阀&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
6.2启动准备工作
6.2.1 几项主要规定
6.2.1.1 下列情况禁止启动或投入运行
1）无转速表或转速表不正常；
2）任一安全装置为修复时；
3）调速系统不能维持空转；
4）危急遮断器动作不可靠；
5）主汽门、调速汽门卡涩；
6）油系统严重漏油；
6.2.1.2 下列情况启动应校验危急保安器
1）新安装机组和机组大修后；
2）调速系统拆修后；
3）运行2000小时后：
4）停用一个月后；
下列启动在车间专职人员在场下进行
1）机组大小修后；
2）设备景重大改进后；
3）主要操作的改革：
4）推广新技术；
5）故障后试启动；
6）调节系统调整试验；
6.2.1.4 值班人员应严格遵守下列各项规则
1）坚守工作岗位；
2）服从命令听指挥；
3）执行各项规程制度；
4）做好安全保卫工作；
6.2.1.5 下列情况在班长监护下进行
1）机组的运行停用；
2）冷油器的切换；
3）汽源的切换；
4）水源的切换；
5）滤水器滤网反洗；
6）机组运行方式切换；
6.2.2 暖管（至汽机隔离法前）
1、接到汽轮机组启动命令后，检查准备工作就绪后，即可打开蒸汽母管上电动阀，进行暖管，打开主蒸汽前放空阀和蒸汽母管电动阀前放空阀。
2、逐渐提升管道压力到0.2MPa，暖管20分钟后按每分钟增加0.1~0.15MPa速度提升压力，通过两放空阀的开度控制升压速度。
6.2.3 启动电动油泵
1、注意油泵的电流、压力、振动和温度是否正常；
2、检查汽轮发电机组各轴承油流情况；
3、检查油箱油位，有关油压是否正常；
4、检查油系统管路有无漏油点；
6.2.4 启动盘车装置
1、打开盘车装置润滑油进油阀；
2、启动盘车电机；
3、拉出盘车装置手轮定位销，逆时针扳动手轮旋转，此时大轴开始转动；
6.2.5 调速保安装置实验
1、检查危急遮断油门，磁力断路油门等在工作位置；
2、检查调速汽门，抽汽逆止阀处于全开位置；
3、缓慢打开主汽门1/3开度，手拍危急遮断油门，小弹簧罩，此时主汽门、调门、抽汽阀应迅速关闭；
4、将主汽门手轮顺时针旋转到底，再挂上危急遮断油门，主汽门开启1/3，手按“紧急停机”按钮，此时主汽门、调门、抽汽阀应能迅速关闭；
5、投入低油压联锁开关，停电动油泵，当润滑油压降至0.05MPa时，电动油泵自动启动；润滑油压降至0.039MPa时，电直流油泵启动；当润滑油压降至0.0147MPa时，盘车装置停运；
6、实验正常后将各装置恢复正常；
6.2.6 暖管（至主汽门）
1、全开隔离汽门各处疏水；
2、微开隔离汽门旁路阀；
3、适当调节隔离汽门旁路阀和疏水阀进行低压暖管，（汽压0.2~0.3MPa）5~10分钟；
4、缓慢开足蒸汽母管的电动阀，逐渐开大隔离汽门旁路阀，关小疏水阀，进行低压暖管10分钟左右，（汽压提速0.2~0.3MPa/min）；
5、汽压升至额定值后开足汽机隔离汽门，关闭隔离汽门旁路阀，关小疏水直至全关，此时检查管道膨胀、支吊架情况；
6.2.7 启用凝气设备
6.2.7.1 启用凝汽器
1）升压暖管至0.5MPa时，开始启用凝汽器；
2）逐渐开启循环水进水阀至全开；
3）开启凝汽器水侧放水阀有水冒出后关闭；
4）向凝汽器热井冲水至适当高度后（3/4水位以上）关闭冲水阀；
5）全开凝汽器循环水出水阀；
6.2.7.2 启动凝结水泵
1）升压暖管至1.0MPa时，开始启用凝结水泵；
2）启动凝结水泵开关，检查转向、电流、压力、温度、振动是否正常；
3）开启凝结水泵进口抽空气门；
4）缓慢开启水泵出口阀门和再循环门；调整出口水压，维持凝汽器热井水位正常；
6.2.8 启用真空设备
1）升压暖管至2.0MPa时，启用抽汽器；
2）启动射水泵开关，检查泵运转是否正常；
3）开启抽汽阀，注意凝汽器真空是否正常升高；
4）根据需要可用主蒸汽向轴封供汽，以提高真空，并视真空情况，调节蒸汽流量；
6.3 汽机启动
6.3.1 冲动转子
6.3.1.1 冲转前复查下列各项
1、保安系统正常；
2、调压器在解除位置；
3、汽封、汽缸疏水阀均已开启；
4、主汽门关严密；
5、记录汽缸、转子膨胀原始值；
6.3.1.2 冲动转子应具备下列条件
a 主蒸汽压力不低于3.0MPa，温度不低于300℃；
转子一转动后即关回主汽门，保持在一定转速（300~500rpm）下，低速暖机40分钟左右；
严密监视转子冲动时汽压值（0.5MPa），如转子不动应停止启动，查明原因；
及时调整轴封冒汽管和抽气器工作情况，注意各仪表指示的变化；
e 严密监视冲动转子时真空降落值（400mmHg）；
当转速达到约300rpm时，电动盘车自动退出，此时应锁紧盘车装置手轮，停盘车电机，关掉盘车装置润滑油阀门。
6.3.1.5 暖机注意事项
1、倾听汽缸、汽封、油泵等处有无摩擦声响；
2、检查轴承油流油温是否正常；
3、检查汽缸、润滑系统系统、台板等处膨胀情况；
6.3.2 暖机升速
6.3.2.1 机组暖机升速按下列速度进行
全面检查主汽门关闭实验并列操作
6.3.2.2 升速过程中进行下列各项操作
a 升速前适当调节油温（≮30）；
b 适当调整疏水，使各处热膨胀均匀；
c 升速中主油泵工作时，油压增高至0.55MPa，电动油泵停；
d 及时调整凝水管放水阀维持热井水位稳定；
6.3.2.3 升速暖机时应进行下列检查
a 检查轴承温度、油流情况，油箱油位等正常；
b 测量轴承振动，倾听内部声音，发现异常应降速暖机，消除后方可继续升速；
c 全面检查机组膨胀情况，发现异常应延长暖机时间，查明原因；
6.3.3 汽机空转运行
6.3.3.1 额定转速前的检查操作
1）升速至rpm时应注意调速器是否开始动作；
2）当调速器动作后，视汽温情况逐步关小疏水，直至全关；
3）全开主汽门（转速不升高），用同步器调至额定转速；
4）实验危急保安装置；
5）检查同步器和配汽机构的动作；
6）符合6.2.1.2条，应进行危急保安器动作试验；
6.3.3.2 汽机空转时检查项目
1）汽机调速系统应能稳定运行；
&&&&2）油路系统（油压、油温、油位）正常；
3）测量机组振动，汽缸膨胀，转子位移；
4）倾听机组各部声音正常；
5）排气温度不超过100℃；
6.3.3.3 汽机空转时的操作
1）调节冷油器进水阀，使冷油器进口油温稳定（35~45℃）；
2）调节空冷器进水阀，维持发电机进风温度负荷规定（一般20~35℃3）；
3）应进行全面抄表一次，做好各项记录；
4）对机组全面检查正常后，向主控室发出“注意”、“可并列”信号；
6.3.4 热态启动规定
6.3.4.1 热态启动概念
1）凡停机时间在12小时以内；
2）前汽缸复速级处上缸壁温度300℃左右，下缸壁温在250℃左右；
6.3.4.2 热态启动应严格执行以下条款
1）进入汽缸之新蒸汽温度应高于汽缸金属温度；
&&&&&&&&&&&&
a 停机12小时内，汽温在300&#℃；
&&&&&&&&&&&&
b 停机6小时内， 汽温在350&#℃；
&&&&&&&&&&&&
c 停机2小时内， 汽温在380&#℃；
2）在冲动转子2小时前，机组应处于连续盘车状态中；
3）在持续盘车情况下，应先向轴封送汽，然后抽真空；
4）须维持较高的真空约在4.7&10-3MPa左右；
5）冲转前按6.3.1.5条检查；
6）按热态升速，带负荷规定执行；
6.4 并列带负荷
6.4.1 并列后的工作
汽机接到发电机控制室发来“注意”、“已合闸”信号后，检查机组带负荷情况及联锁保护正常投入复归所接信号，联系有关人员。
1）适当调节轴封，保持信号管冒汽；
2）关闭主蒸汽管道、汽机本体有关疏水；
3）关小凝水再循环阀；
4）关闭凝水管放水阀；
5）记录开始带负荷时间；
6.4.2 机组带负荷规定（见表）
带负荷过程
负荷（KW）
时间（min）
并列后立即可带负荷
均匀增荷至2000KW
在该负荷下暖机
均匀升荷至5000KW
在该负荷下暖机
增至额定6000KW
根据负荷增加程度，调整轴封蒸汽压力。
负荷增至2000KW时，可关闭凝水再循环泵，投入低压加热器。
1）全开低压水侧进出口阀门，旁路阀全关；
2）关蒸汽侧放水阀，开通向凝汽器的空气阀抽出汽侧空气；
3）缓慢开启进汽阀，向加热器送汽；
4）注意加热器水位，保证加热器有一定的水位；
5）加热器投入正常后，逐步关掉疏水阀；
当负荷增至3000KW时，适当调节油温，发电机风温和凝汽器真空。
6.5 运行中的检查
6.5.1 蒸汽参数及负荷限制
当汽压超过3.68MPa而小于或等于3.73MPa；或当汽温超过445℃，而小于或等于450℃连续运行时间不得超过30分钟，全年累计不得超过20小时。
为保证机组安全运行，必须根据蒸汽参数和凝汽器真空调整电负荷和热负荷。
在下列工况下，汽机可保持额定功率6000KW，允许长期运行。
1）新蒸汽压力降至3.14MPa，温度降至420℃，冷却水温不超过正常值时；
2）冷却水进水温度升至33℃，但须有下列条件：
a 新蒸汽参数不低于额定值；
b 凝汽器保持计算耗水量；
c 凝汽器具有保证的严密性；
6.5.1.4 当电负荷超过额定值时，应注意：
a 经常监视轴向位移指示；
b 检查各轴承温度、油温不超过65℃；
c 蒸汽参数降低、真空降低或后汽缸温度升高时，按规范及时减少负荷；
6.5.1.5 减负荷规定
1）汽温低于420℃时，每降低3℃，由额定负荷降低400KW，汽温降至375℃时，减负荷到零；
2）汽压降至3.14MPa时，每降低0.0981MPa。由额定负荷降低600KW，汽压降至2,158MPa时，降负荷到零；
3）后汽缸真空低于0.0147MPa、52℃时，真空每降低0.00133MPa，由额定负荷降低600KW，真空降至0.0279MPa、67℃时，减负荷到零；
4）汽温、汽压、真空同时降低时，总减荷量为各自应减负荷之和；
减负荷过程中发生下列情况，在15分钟内不能恢复时，即须停机：
a 汽温360~370℃之间；
b 汽压1.86MPa~2.158MPa之间；
c 真空低于0.028MPa，高于0.0387MPa时；
d 减负荷到零运转；
6.5.2 运行检查调整
汽机运行人员应对下列各项进行适当调整
1）司机调整项目
a 经常调节汽封保持信号管冒汽；
b 适当调整抽汽器有利维持较高真空；
c 适当调整冷油器油温和发电机风温；
d 必要时利用隔离汽门节流使汽机不超压；
e 必要时开启疏水使汽温不致太低；
f 通知副司机调节循环水量额外你吃有利真空；
2）副司机调整项目
a 必要时调节加热器疏水阀；
b 适当调整保持热井水位和射水箱水位正常；
c 调节循环水量提高真空；
汽机运行人员应对下列各项进行仔细检查
1）司机检查项目
a 检查轴承温度、振动、油流情况；
b 检查汽机膨胀和转子位移；
c 倾听机组声音无异常；
d 检查调节系统灵活正常；
e 油系统无漏油，油位正常，油压稳定；
f 各项汽、水、油参数应符合规定；
g 检查凝汽器真空变化情况；
h 各备用设备是否完好；
j 各表计信号通讯良好；
2）副司机检查项目
a 热井水位、射水箱水位正常；
b 汽水管路无泄漏；
c 检查凝水导电度是否合格；
d 检查滤水器压差变化；
e 各传动设备轴承、电机温度和振动情况；
f 疏水扩容器运行正常；
g 检查油中进水情况；
6.5.3 运行维护项目
6.5.3.1 司机负责项目
1）每半小时巡回检查一次；
2）每小时抄表一次；
3）每二小时对机组全面听音一次；
4）每班对调节部套注油一次；
6.5.3.2 副司机负责项目
1）每半小时巡回检查一次；
2）每半小时抄表一次；
3）每二小时对机组听音一次；
4）每班清扫场地一次；
6.5.4 设备定期试验
6.5.4.1 司机校验项目
1）每班校验热工信号一次；
2）每天白班活动主汽门一次；
3）每日测振动一次；
4）每月一日白班试验电动油泵；
5）每月一日、十五日白班切换凝水泵、射水泵；
6）每运行2000小时校验危急保安器；
6.5.4.2 副司机校验项目
1）每班检查冷油器出水一次；
2）每天白班检查事故放油阀；
3）每月对电动油泵、凝水泵、射水泵测振动一次；
4）每天白班对油箱放水一次；
6.5.5 冷油器切换操作
6.5.5.1 投入运行操作
1）联系司机监视油位、油压和油温；
2）开冷却水进水阀；
3）稍开水侧放气考克排尽空气，检查是否有油花，然后关闭；
4）缓慢开启备用冷油器出油阀；
5）调节冷却水出水阀控制油温；
6.5.5.2 切出运行冷油器操作
1）联系司机监视油位、油压、油温；
2）缓慢关闭备用出油阀；
3）关闭进油阀；
4）关闭冷却水进出水阀；
6.5.5.3 空冷油器充油并列操作
1）联系司机检查油箱油位是否处于高限；
2）开启放油阀排尽积水油渣后关闭；
3）稍开空冷油器油侧放气考克；
4）稍开进油阀，待放气考克有油冒出即关闭排气考克；
5）全开进油阀，检查油箱油位下降情况；
6）按6.5.5.1进行操作；
6.6.1 停机准备工作6
6.6.1.1 接停机命令后
1）联系电气、锅炉等有关人员；
2）试开电动油泵正常2~3分钟；
6.6.1.2 卸电负荷操作
1）按150KW/min的速度减负荷；
2）负荷降至2000KW时，停用低加，开凝水再循环阀；
3）随负荷下降调整好轴封供汽；
6.6.1.3 降负荷过程中检查项目
1）主汽门、调节系统无卡涩；
2）汽缸收缩情况与机组振动正常；
3）监视转子轴向位移；
4）逐步调节凝水再循环阀；
5）检查一切正常后停机；
停机时的操作
6.6.2.1 拍危急遮断器
1）接“解列”信号后检查机组能否维持空转；
2）手动关小汽门尚留1/3行程开度；
3）接“停机”信号后，手拍危急遮断器油门停止，作好惰走记录；
4）检查主汽门、调节阀是否关闭严密，机组转速是否下降；
6.6.2.2 降速过程中的检查调整
&&&1）关闭主汽门手轮，将同步器手轮摇至底限；
2）适当调节汽封冒汽；
3）随转速降低，主油泵停止工作，此时电动油泵启动，投入运行；
4）当转速降至临界转速一下停用抽汽系统；
5）机组转速到零，真空到零；
6）转速到零后关闭汽封调节阀；
7）全部惰走时间一般为23分钟；
6.6.2.3 停转后的操作
1）关闭汽机隔离汽门，开启疏水；
2）投入盘车装置进行盘车；
6.6.3 停机后的操作
1）停机一小时后停凝水泵；
2）回油低于40℃，关冷油器进出水阀；
3）发电机风温低于30℃，关空冷器进出水阀；
4）停转一小时后，汽机排汽低于50℃，关循环水进出水阀；
5）盘车规定：停转后一小时进行连续盘车；停转后1～4小时内每15分钟盘车180°；停转后4～12小时内每30分钟盘车180°；此后每小时盘车180°；
7. 汽轮机事故处理
7.1事故处理原则规定
7.1.1 预防处理事故原则
7.1.1.1 预防事故原则
1）运行人员坚守岗位，集中精力，加强维护，发现缺陷；
2）严密监视各仪表指示；
3）运行汇中勤检查、勤联系、勤调整，保证正常运行；
4）确立“预防为主”的思想；
7.1.1.2 处理事故原则
1）迅速消除对人身设备的严重威胁，必要时停用故障设备；
2）迅速查清故障并采取果断有效措施；
3）及时汇报领导，统一指挥；
&&&&&&4）事故处理中尽量保证厂用电的正常供应；
7.1.2 紧急停机处理
7.1.2.1 紧急停机规定
1）机组突然发生强烈振动或金属撞击声；
2）汽机转速升高到3360r/min而危急遮断器装置不动作；
3）水冲击；
4）轴端汽封冒火花；
5）任何一个轴承断油和轴承回油温度急剧升高；
6）轴承回油温度超过了75℃或轴承内冒烟；
7）油系统着火且不能很快扑灭；
8）油箱油位突然下降到最低允许油位以下；
9）润滑油压降至0.0196MPa以下；
10）主蒸汽管路破裂；
11）转子轴向位移超过1.4mm；
12）发电机内冒烟；
7.1.2.2 紧急停车程序
1）拍危急遮断油门；
2）揿汽机危急按钮；
3）发“汽机危险”信号；
4）关闭主汽门手轮；
5）摇同步器至低限；
6）开电动油泵；
7）开汽封阀门；
8）完成正常停机时的其他操作；
9）汽机水冲击停机时要打开全部疏水阀；
10）发电机失火停机时，转速应维持在300rpm左右转动；
7.1.3 故障停机处理
7.1.3.1 故障停机规定
1）进汽压力大于3.73MPa或气温大于450℃；
2）进汽压力低于1.86MPa或汽温低于360℃；
3）凝汽器压力高于0.0392MPa；
4）调速系统连杆脱落或折断，调节汽门卡住；
5）调节汽阀全关，发电机出现电动机运行方式，带动汽机运转3分钟；
6）凝汽器排大气动作；
7.1.3.2 故障停机程序
1）减热负荷、减电负荷；
2）接“停机”信号后停机；
3）拍危急遮断油门；
4）关主汽门；
5）摇同步器至低限；
6）开电动油泵；
7）开凝水再循环阀；
&&8）完成正常停机的其它程序；
7.2 汽机初级参数异常
7.2.1 主蒸汽压力升高
7.2.1.1 故障现象
a 主汽门前后压力湿度指示升高；
b 汽缸膨胀，转子位移增加；
7.2.1.2 故障原因
a 电气或锅炉负荷突然降低；
b 锅炉运行调整操作不当；
c 锅炉严重缺水，减温器失灵；
7.2.1.3 处理方法
a 汽压升至3.63MPa或汽温升高445℃，联系锅炉降压降温；
b汽压升至3.73MPa或汽温升高450℃，紧急联系锅炉、电气，汇报班长、值长；
c汽压升至3.73MPa或汽温升高450℃，连续运行30分钟，无下降趋势，按故障停机处理；
d汽压超过3.73MPa或汽温超过450℃，应立即按故障停机；
7.2.2 主蒸汽压力下降
7.2.2.1 故障现象
a 主汽门前后压力温度下降；
b 推力轴承温度上升；
c 汽封信号管冒汽湿度增加；
&&d 汽缸膨胀转子位移减少；
7.2.2.2 故障原因
a 电气或锅炉负荷突然增加；
b 锅炉运行不当；
c 锅炉满水或汽水共腾；
d 锅炉负荷太低；
7.2.2.3 处理方法
a 汽压降至3.14MPa或汽温降至420℃，联系锅炉升压升温；
b 汽压或汽温继续降低，按规定减负荷，并汇报领导；
c 汽压降至2.158MPa或汽温降至370℃，紧急联系锅炉、电气，汇报领导；
d 汽压降至1.86MPa或汽温低于360℃，故障停机；
7.2.3 凝汽器真空下降
7.2.3.1 故障现象
a 真空表指示下降；
b 排气温度升高；
c 调速汽阀开度增加，负荷自动下降；
d 热井水位升高；
e 凝汽器端差增加；
7.2.3.2 故障原因
a 监视不严，汽封断汽；
b 抽汽器调整不当；
c 循环水中断或水量调整不当；
d 凝水泵或射水泵运行正常；
e 凝汽器滤网堵塞；
f 凝汽器铜管破裂，水位异常升高；
7.2.3.3 处理方法
a 每降5~10mmHg真空，迅速检查排汽温度是否升高；
b 检查汽封进汽，凝水泵、射水泵、循环水进出温差和热井水位；
c 按规定减负荷；
d 真空低于0.0387KPa时，故障停机；
e 如真空急剧下降，应设法迅速降负荷，并紧急停机；
7.2.4 汽机进水（水冲击）
7.2.4.1 故障现象
a 主蒸汽温度急剧下降；
b 从法兰、信号管、主汽门杆结合面处冒出白色湿汽；
c 主汽管内有水击声，管道发生振动；
d 轴向位移显示增大或超过规定值；
e 机组内部有冲击声；
f 机组负荷、真空下降；
7.2.4.2 故障原因
a 锅炉满水或蒸汽带水；
b 锅炉给水品质不良，造成汽水共腾；
c 汽机启动操作中暖管疏水不当；
d 低加破裂；
7.2.4.3 处理方法
a 按紧急停机处理；
b 立即开启主汽管各处疏水阀；
c 仔细倾听汽机内部声音，作好惰走记录；
d 检查真空度、推力温度、轴向位移变化；
e 停机过程中如无异常现象，待汽温恢复后可重新启动；有异常情况，应检查处理后方可启动；
油系统工作失常
7.3.1 主油泵工作失常
7.3.1.1 故障现象
a 油泵内部有不正常声音；
b 油泵进出油管温度超过正常值；
c 泵壳处温度比正常升高；
7.3.1.2 故障原因
a 装配不当，轴承发热；
b 油泵内部落入杂质；
c 密封圈发生故障；
7.3.1.3 处理方法
a 将发现额定问题汇报班长；
b 油压正常时，仔细倾听油泵及有关部件声音；
c 油压异常时，主油泵异常声响加剧，立即启动电动油泵，按紧急停机处理；
7.3.2 油系统漏油
7.3.2.1 油压和油箱油位同时下降
1）故障原因
a 压力油管破裂或法兰结合面漏油；
b 冷油器铜管破裂；
c 油箱渗漏或放油阀不严密；
2）处理方法
a 检查有关泄漏点设法处理，同时向油箱加油；
b 检查冷油器铜管是否泄漏，及时切换备用冷油器；
c 虽采取措施仍有漏油现象，应在油位未降到最低油位前，启动电动油泵，进行故障停机；
d 如油压、油位已至最低限仍下降，启动直流油泵，紧急停机；
7.3.2.2 油压降低但油位不变
1）故障原因
a 主油泵故障或其吸入侧滤网堵塞；
b 油系统中的油滤网堵塞；
c 油箱内油管法兰泄漏；
d 辅助油泵逆止阀关不严；
&&&2）处理方法
a 检查主油泵是否正常；
b 设法检查各滤网、油路法兰；
c 检查辅助油泵逆止阀是否严密；
7.3.2.3 油位降低，油压正常
1）故障原因
a 油箱放水阀不严漏油、油箱损坏；
b 冷油器渗漏；
c 油系统管路渗漏；
2）处理方法
a 检查油箱、回油管、放油阀、放水阀，消除泄漏点；
b 补充油箱油位至正常；
c 检查油位计指示确实正确；
油系统失火或进水
7.3.3.1 油系统失火
1）故障原因
a 油管的接头不严，由外来火种而引起；
b 油漏至主蒸汽管或与汽机热体接触而着火；
2）处理方法
a 立即用四氯化碳、二氧化碳或泡沫灭火器灭火；
b 报告领导迅速与消防人员联系，集中力量灭火；
c 火势无法扑灭且威胁机组安全运行时，立即紧急停机；
d 油箱着火时除破坏真空紧急停机外，应逐渐开启事故放油阀，确保机组停下油箱把油放完；
7.3.3.2 油中进水
1）故障原因
a 汽封间隙增加漏汽增大；
b 停机后冷油器进水阀未关，铜管泄漏；
2）处理方法
a 检查冷油器是否泄漏；
b 油箱底部放水；
c 联系化验员检查油质；
7.3.4 油温异常升高
&&&1）故障原因
a 冷油器故障或冷却水中断；
b 冷油器进水，滤水器积污严重；
c 油中含水和杂质；
d 主油泵故障减少供油和中断；
e 轴承、回油温度升高；
2）处理方法
a 检查冷油器，调整冷却水；
b 滤水器进行清洗；
c 检查机组振动和轴承发热情况；
d 经处理无效，油温达到75℃时，按紧急停机处理；
7.3.5 辅助油泵故障
1）故障现象
a 油泵发出不正常声响；
b 油泵不能运转；
c 油压表无指示或油压下降；
2）故障原因
a 油泵入口滤网积污严重；
b 油泵转动部分故障；
&&&&&&&&&&
3）处理方法
&&&&&&&&&&
a 启动过程中电动油泵故障，立即启动直流油泵并停止启动汽机；
&&&&&&&&&&
b 停机过程中电动油泵故障，立即启动直流油泵继续；
&&&&&&&&&&
c 停机时发现两个辅助油泵都发生故障，应提升转速至空转运行，直到一个油泵修复为止；
负荷突然变化
7.4.1 负荷突然升高
&&&&&&&&&&
1）故障现象
&&&&&&&&&&
a 负荷表指示增加，转速和周波下降；
&&&&&&&&&&
b 调速汽门开度增大；
&&&&&&&&&&
2）故障原因
&&&&&&&&&&
a 负荷调整不当或同步器失灵；
&&&&&&&&&&
b 电网负荷突增；
&&&&&&&&&&
3）处理方法
&a 迅速检查调速门开度，确定机组负荷升高；
&&&&&&&&&&
b 负荷超过额定值，通知电气降负荷；
&&&&&&&&&&
c 巡视和听测机组，确定无振动和异响，各参数正常；
&&&&&&&&&&
d 检查调整凝汽器和加热器水位；
7.4.2 甩负荷
7.4.2.1 发电机甩负荷，危急保安器未动作
&&&&&&&&&&
1）故障现象
&&&&&&&&&&
a 功率表指示至零，发电机与电网解列；
&&&&&&&&&&
b 转速上升，但不超过危急保安器的工作转速；
&&&&&&&&&&
c 调速系统可维持机组空载运行；
&&&&&&&&&&
d 频率表指示升高或在任意位置；
&&&&&&&&&&
e 汽压表指示升高；
&&&&&&&&&&
2）故障原因
&&&&&&&&&&
a 电气部分发生故障，主油开关跳闸；
&&&&&&&&&&
b 操作失误；
&&&&&&&&&&
3）处理方法
&&&&&&&&&&
a 立即手摇同步器降低转速至正常值；
&&&&&&&&&&
b 切除调压器（电磁阀已动作），调整轴封抽汽；
&&&&&&&&&&
c 检查轴向位移，轴承回油温度，蒸汽参数；
&&&&&&&&&&
d 检查机组是否振动，听测机内声音；
&&&&&&&&&&
e 开启凝水再循环阀，保持热井水位；
&&&&&&&&&&
f 一切正常后向主控室发出“注意”、“可并列”信号；
&&&&&&&&&&
g 机组和电网并列后按规定带负荷；
7.4.2.2 发电机甩负荷，危急保安器动作
&&&&&&&&&&
1）故障现象
&&&&&&&&&&
a 功率表指示为零；
&&&&&&&&&&
b 转速急剧升高，危急保安器动作，主汽门关闭，转速下降；
&&&&&&&&&&
c 机组有冲击响声；
&&&&&&&2）故障原因
&&&&&&&&&&
a 主油开关突然跳闸；
&&&&&&&&&&
b 调速系统不正常；
&&&&&&&&&&
3）处理方法
&&&&&&&&&&
a 检查主汽门、调速阀、各逆止阀完全关闭，否则关闭相应阀门；
&&&&&&&&&&
b 油压降低时立即启动电动油泵；
&&&&&&&&&&
c 重复7.4.2.1条第三款中b~e项操作；
&&&&&&&&&&
d 将同步器摇到相对最低转速位置；
&&&&&&&&&&
e 当危急安全器击锤恢复原位后，将危急保安器合闸；
&&&&&&&&&&
f 开启主汽门，平稳提升转速正常；
&&&&&&&&&&
g 调整调速系统正常后，方可重新并列带负荷；
7.4.2.3 发电机出现电动机运行方式
&&&&&&&&&&
1）故障现象
&&&&&&&&&&
a 功率表指示为零，电流表有指示；
&&&&&&&&&&
b 主汽门和调整汽阀全关，转速不变；
&&&&&&&&&&
2）故障原因
&&&&&&&&&&
a 危急保安器或连杆误动作；
&&&&&&&&&&
b 发电机与电网未解列；
&&&&&&&&&&
3）处理方法
&&&&&&&&&&
a 按7.4.2.2条处理，并查明原因消除缺陷；
&&&&&&&&&&
b 3分钟内完成上述操作，否则应发出“汽机危险”信号；接电气“解列”信号后，再进行处理；
汽机转子故障
7.5.1 转子轴向位移
&&&&&&&&&&&
1）故障现象
&&&&&&&&&&&
a 轴向位移指示增大；
&&&&&&&&&&&
b 推力温度升高；
&&&&&&&&&&&
c 机组振动、有异常声响；
&&&&&&&&&&&
2）故障原因
&&&&&&&&&&&
a 水冲击、叶片积垢、负荷变化或过负荷等使汽机推力增加；
&&&&&&&&&&&
b 隔板道流部分间隙汽封不合标准；
&&&&&&&&&&&
c 推动轴承安装不良；
&&&&&&&&&&&
3）处理方法
&&&&&&&&&&&
a 迅速减轻负荷，使轴向位移降低到额定值以下；
&&&&&&&&&&&
b 检查推力轴承出口油温和推力瓦温度；
&&&&&&&&&&&
c 倾听汽机内部及轴封处有无不正常的声音；
&&&&&&&&&&&
d 检查各轴承的振动和汽机振动情况；
&&&&&&&&&&&
e 报告班长和值班长；
&&&&&&&&&&&
f 如轴向位移增大，并有不正常的声响和振动，或轴向位移在空负荷运行仍超过极限值，立即紧急停机处理；
7.5.2 运行中叶片损坏或断落
&&&&&&&&&&&
1）故障现象
&&&&&&&&&&&
a 蒸汽通流部分发生不同程度的冲击；
&&&&&&&&&&&
b 通流部分听到清楚的金属响声或撞击声；
&&&&&&&&&&&
c 机动振动增大；
&&&&&&&&&&&
d 当未级叶片断落打破凝汽器铜管时，凝水导电度增大；
&&&&&&&&&&&&
e 推力轴承温度升高；
&&&&&&&&&&&&
2）故障原因
&&&&&&&&&&&a
叶片缺陷，组装不良；
&&&&&&&&&&&&
b 因腐蚀而损坏叶片或结垢叶片过负荷；
&&&&&&&&&&&&
c 汽机在热变形很大时启动；
&&&&&&&&&&&&
d 通流部分落入杂物；
&&&&&&&&&&&&
e 机组在不正常参数下运行；
&&&&&&&&&&&&
3）处理方法
&&&&&&&&&&&&
破坏真空，紧急停机
7.5.3 汽机严重超速
&&&&&&&&&&&&
1）故障现象
&&&&&&&&&&&&
a 机组发生不正常声音或震动加大；
&&&&&&&&&&&&
b 转速表、周波表指示超过规定值并继续升高；
&&&&&&&&&&&&
c 主油泵调速油压、润滑油压迅速增加；
&&&&&&&&&&&&
d 一般情况下机组负荷突降至零；
&&&&&&&&&&&&
2）故障原因
&&&&&&&&&&&&
a 危急保安器调整不当；
&&&&&&&&&&&&
b 调速系统工作失常；
&&&&&&&&&&&&
c 传动机构损坏；
&&&&&&&&&&&&
d 机组大量甩负荷；
&&&&&&&&&&&&
3）处理方法
&&&&&&&&&&&&
a 立即拍打危急遮断油门，破坏真空紧急停机；
&&&&&&&&&&&&
b 关严主汽门；
&&&&&&&&&&&&
c 如转速仍上升，迅速关闭隔离汽门；
&&&&&&&&&&&&
d 消除故障，实验危急保安器，方可重新启动汽门；
7.6.1 不正常振动和异音
&&&&&&&&&&&&
1）故障现象
&&&&&&&&&&&&
a 明显地觉察机组有不正常振动；
&&&&&&&&&&&&
b 汽机内部发出金属响声和摩擦声；
&&&&&&&&&&&&
c 推力轴承和支持轴承温度升高；
&&&&&&2）故障原因
&&&&&&&&&&&&
a 润滑油压、油温和主蒸汽参数不正常；
&&&&&&&&&&&&
b 汽机膨胀不均；
&&&&&&&&&&&&
c 通流部分及两端轴封内部发生摩擦；
&&&&&&&&&&&&
d 发电机转子线圈短路；
&&&&&&&&&&&&
e 检修不良，机组中心不正；
&&&&&&&&&&&&
3）处理方法
&&&&&&&&&&&&
a 有清楚的金属响声和强烈的振动，应禁忌停机；
&&&&&&&&&&&&
b 机组有不甚强烈的振动和异常，需降负荷检查；
在启动中有不大的振动，需迅速降低转速至振动消除，并在此转速下暖机5~15分钟，然后升速。如仍有振动，可重复同样操作，但不得超过三次；
&&&&&&&&&&&&
d 除去发电机励磁后振动消除，或在提升电压时发生振动，应会同电气人员处理；
&&&&&&&&&&&&
运行人员如不能判断振动原因，当其他一切正常，随负荷下降而声音和振动并不消除时，应立即汇报值长、分管领导到场处理；
7.6.2 发电机冒烟
&&&&&&&&&&&&
1）故障现象
&&&&&&&&&&&&
a 从发电机静子端盖窥视孔冒火，有明显的烟气或火花；
&&&&&&&&&&&&
b 有绝缘烧焦的气味；
&&&&&&&&&&&&
2）处理方法
&&&&&&&&&&&&
a 立即破坏真空，紧急停机，发出“汽机危险”信号；
&&&&&&&&&&&&
b 启动电动油泵；
&&&&&&&&&&&&
c 在火灾扑灭前，保持机组转速300rpm左右；
&&&&&&&&&&&&
d 收到“解列”信号后，可投入灭火装置向发电机内喷水；
7.6.3 主蒸汽管破裂
&&&&&&&&&&&&
1）按紧急停机处理；
&&&&&&&&&&&&
2）隔离主蒸汽管，开启汽机房门窗，放出蒸汽；
&&&&&&&&&&&&
3）立即汇报上级领导；
辅助设备故障
7.7.1 凝结水泵故障
&&&&&&&&&&&&
1）故障现象
&&&&&&&&&&&&
a 泵振动并发出冲击声；
&&&&&&&&&&&&
b 泵压力、电机电流下降并摆动；
&&&&&&&&&&&&
2）故障原因
&&&&&&&&&&&&
a 热井水位过低；
&&&&&&&&&&&&
b 泵进出口阀未开足；
&&&&&&&&&&&&
c 泵进入口侧漏如空气；
&&&&&&&&&&&&
d 补水温度过高，使凝水产生过热度；
&&&&&&&&&&&&
3）处理方法
&&&&&&&&&&&
　a 提高热井水位；
　　　　　　　ｂ检查空气阀是否开启；
　　　　　　　ｃ检查凝水温度；
　　　　　　　ｄ启用备用泵，停运行泵；
７.７.１.２　凝水泵出力不足
　　　　　　１）故障现象
　　　　　　ａ出口压力和电流下降；
　　　　　　ｂ水泵内部有异声和振动；
　　　　　　２）故障原因
　　　　　　ａ泵叶轮损坏；
　　　　　　ｂ泵发生气蚀；
　　　　　　ｃ进口侧有堵塞现象；
　　　　　　３）处理方法
　　　　　　ａ启用备用泵；
　　　　　　ｂ如发生气蚀换叶处理；
　　　　　　ｃ检查进出水阀；
７.７.１.３　凝水泵电源中断
　　　　　　１）故障现象
　　　　　　ａ热水井水位升高；
　　　　　　ｂ凝水泵停运；
　　　　　　２）故障原因
　　　　　　ａ厂用电中断；
　　　　　　ｂ电机过载或电压太低，引起跳闸；
　　　　　　３）处理方法
　　　　　　ａ因开关跳闸立即重合一次，如合不上即停泵；
　　　　　　ｂ厂用电中断，待来电后立即启动凝水泵；
　　　　　　ｃ电源不恢复，立即要求减负荷，当热水井水位上升，应严密监视真空准备停机；
７.７２　凝汽器故障
７.７.２.１　凝汽器汽侧满水
　　　　　　１）故障现象
　　　　　　ａ热井水位上升；
　　　　　　ｂ凝水泵停止工作；
　　　　　　ｃ凝水硬度增加，过冷却度增加；
　　　　　　２）故障原因
　　　　　　ａ凝汽器铜管漏水；
　　　　　　ｂ凝水泵故障；
　　　　　　ｃ热井补水阀关不严；
　　　　　　３）处理方法
　　　　　　ａ投入备用泵；
　　　　　　ｂ检查热井水位，要求减负荷运行；
　　　　　　ｃ通知化验凝水硬度；
　　　　　　ｄ当采取措施无法降低水位时，应按故障停机；
７.７.２.２　凝汽器漏入空气
　　　　　　１）故障现象
　　　　　　ａ真空下降；
　　　　　　ｂ排汽温升高；
　　　　　　ｃ凝水过冷却度增加；
　　　　　　２）故障原因
　　　　　　ａ防火门或空气门泄漏；
　　　　　　ｂ真空系统的阀门、管路不严密；
　　　　　　ｃ汽封调节不当；
　　　　　　３）处理方法
　　　　　　ａ全面检查并设法及时处理；
　　　　　　ｂ真空继续下降，按规定处理；
７.７．３　射水泵故障
　　　　　　参照凝结水泵故障处理方法。
203汽轮机抽汽操作规程
1. 热力系统
来自热力车间锅炉主蒸汽管与来自华兴公司硫酸余热锅炉的主蒸汽管相互连接，组成了切换母管制供汽系统。
主蒸汽经202背压汽轮机组膨胀做功发电后，其排汽供生产使用。主蒸汽经203抽凝汽轮发电机组后，一部分为非调整抽汽供生产使用，一部分蒸汽排入凝汽器被凝结成水。
系统供热运行方式及操作
202机组或0.5MPa减温减压器已投入，203机组抽汽并热网操作。
203机组投入非调整抽汽前的检查和实验。
机组负荷已达到额定负荷1/2以上；
2.1.1.2 检查旋转隔板处于全开的位置；
检查抽汽系统，打开抽汽阀前后疏水阀；
检查调整凝水压力在0.3MPa以上；
检查凝水管道、阀门、持纵座的严密性完好后，做抽汽联动试验：打开凝水进水阀，关闭滤水器放水阀，将抽汽联动打到正常运行位置，关闭其泄水阀，在水压及抽汽口压力作用下，抽汽阀缓慢打开，按“抽汽阀关闭”按钮，抽汽联动装置动作，其泄水阀自动打开，抽汽阀操纵座之压力水经联动装置泄水通路泄出，抽汽阀在弹簧力作用下快速关闭；
抽汽联动装置共两套，可进行独立实验和联合试验；
打开抽汽管道及外联箱疏水、供热外管疏水阀；
2.1.2.2 缓慢打开隔离阀进行暖管；
调整203汽机负荷，保证抽气口压力高于外界压力0.03~0.05mpa，待充分暖管后，打开抽汽阀；
2.1.2.4 缓慢打开抽汽隔离阀，向外供汽；
关闭抽汽阀前后疏水、隔离阀旁路及外管疏水；
缓慢增加203机组负荷，高速供汽量；202机组做相应的操作调整（减少202机组负荷或关闭减温减压器）；
203机组抽汽供热已制胜，202机组或0.5MPa减温减压并热网操作
2.2.1 参照原操作规程执行
并热网后，控制202机组排汽压力或0.5MPa减温减压出口压力稍低于203机组抽汽出口压力；
203机组单独抽汽供热网
2.3.1 同2.1.1
机组并电网带负荷后，抽汽管道有一定压力时，打开抽汽阀及抽汽管道疏水进行暖管；
机组负荷达到3000KW之上，开启隔离阀旁路阀及外管疏水阀进行暖管；
充分暖管后，逐步开启隔离阀对外供汽，同时关闭各处疏水；
缓慢调整机组电负荷，增加抽汽量满足热用户的需要；
抽汽量不能满足要求时，投入减温减压器；
运行中的检查和调整
3.1 检查内容
203抽汽阀前后管道应充分暖管，并热网时需及时调整电负荷；
203机组正常负荷控制在6000KWh左右，最高不允许超过7500KWh，杜绝低压减汽时，抽汽量减少，可能导致的汽机超负荷；
两只抽汽阀联动装置必须并列运行，当停运一台检修时，需关闭该台前后的阀门；
若两只抽汽阀联动装置同时发生故障，应停止抽汽，可采用手动关闭抽汽阀，进行检修；同时及时通知202汽机人员做相应的调整；
抽汽压力波动较大时，应密切监视机组负荷、轴向位移、推力瓦温度、排汽温度变化，抽汽阀阀杆是否上下移动及水压是否稳定；
3.1.6 202机组按规程检查运行情况
3.2 负荷调整
主蒸汽压力偏高时，采用203机组增负荷调节；
在外界少量减汽时，采用203增负荷、202减负荷调节；反之，要求锅炉增负荷；202和203记性适当调整；
在外界大量减汽低压蒸汽总流量少于35t/h时，可将机组变纯冷凝机组运行，202机组增负荷，锅炉相应调整（压火）；
外界减汽压，蒸汽流量大于35t/h时，203机组稳定符合5000KWh左右，202机组高速，锅炉岗位相应调整；
203机组停止抽汽的操作
4.1 正常停止抽汽
4.1.1 通知202汽机岗位
缓慢关闭抽汽隔离阀，根据电负荷的上升情况，调整同步器手轮，确保机组不超负荷运行（要求班长、主操、副操密切分工合作）；
待隔离阀全关后，按“抽汽阀关闭”按钮；
抽汽阀关闭后，关凝水进水阀，开滤水器出水阀；
4.1.5 开启抽汽阀与隔离阀之间管道疏水阀；
抽汽系统故障停汽
4.2.1 同上操作
待隔离阀关闭后，手动关闭抽汽单向阀。操作如下：
1）将抽汽联动装置上部滑销拉出；
2）外部手柄打开；
3）其泄水阀打开；
4）抽汽阀迅速关闭；
203汽机减压器操作规程
减压器的使用目的
将华兴公司硫酸开车初期不能用的蒸汽减压到0.3MPa，送入低压热网以供使用，达到减少热能损失及环保污染的目的。
203汽机岗位在硫酸开车后，打开小排空阀门、减压器前后疏水阀及低压管网疏水（203汽机未开或抽汽未开）阀门，暖管，其它阀门处于关闭状态。
待华兴公司硫酸蒸汽温度达到200℃以上，压力高于低压系统0.2~0.3MPa，系统内无冷凝水时，通知202、203汽机岗位注意低压压力，缓慢开启减压器暖管5分钟，根据进汽压力及低压母管压力逐渐开启减压器，并加强负荷调整确保高低压管网安全及机组安全。
待Dg150截止阀打开后，关闭所有疏水阀门，维持小排空阀微开状态，并注意调整低压管网压力不得超过0.4MPa。
当减压器进汽温度达到380℃，对Dg150截止阀进行调整，使其进汽压力比203或202汽机进汽低0.2MPa，203高压母管与华兴公司并网。
并高压热网后，缓慢关闭减压阀系统，202、203汽机调节低压压力，操作结束。
操作注意事项
在外界低压负荷低于5t/h时，严禁投运减压器。在低压用汽5~10t/h投入减压器运行时，必须加强监督低压压力变化，在华兴公司硫酸蒸汽压力逐渐升高时，逐渐关小Dg150截止阀，适当开启小排空阀门，确保高、低压母管安全稳定运行。
341主控室电气运行操作规程
1. 岗位任务
负责将发电机发出的合格电能并入电网，保证发电机安全运行。
1.2 保证6KV
供电系统及低压配电系统正常运行。
2. 系统运行方式
2.1 6KV供电系统运行方式。
本装置设一台装机容量为7500KW汽轮发电机组，它向本站6KV母线供电，并通过联络断路器与301总变的6KVⅡ段母线并网。本站6KV母线通过母联断路器向302变电所6KV段母线供电。
2.1.2 本站6KV母线上装有电容补偿装置。
本装置配有BZGN&30&75/220型中倍率镉镍蓄电池直流屏一套，给直流负荷供电。
&0.4KV站用电运行方式：
本站装有一台容量为400KVA的站用变压器，高压侧接于6KV母线上，低压侧0.4KV采用单母线接线。
为保证供电可靠性，从302变电所0.4KVⅡ段母线上引回一备用电源到本站0.4KV母线上作热备，装有BZT自投装置，当厂用电或发电机故障时，保证供电正常。
严禁站用变工作时，同时送上备用电源。
3. 电气网络路
发电机、励磁机设备规范
4.1 发电机设备规范
有功功率（KW）
频率（HZ）
定子电流（A）
定子电压（V）
转子电流（A）
转子电压（V）
转速（rpm/min）
额定进风温度（℃）
武汉汽轮发电机厂
4.2 励磁机设备规范
ZFL&48&3000
转速（rpm/min）
最低稳定电压(V)
顶值电压（V）
最大电流（A）
武汉汽轮发电机厂
4.3 电刷牌号
&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
32&25&60&&&&&&&
发电机碳刷&&&&&&&
D172& …………&
&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
BG18&&&&&&&&&&
&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
20&32&40&&&&&&&
&励磁机碳刷&&&&&&&
D172& …………&
&&&&&&&&&&&&&
&&&&&&&&&&&&&BG18&&&&&&&&&&
5. 系统运行
5.1发电机运行
5.1.1发电机正常运行方式
5.1.1.1 发电机须在
制造厂铭牌规定的额定参数下长期运行，未经批准，不允许超过铭牌运行。
发电机定子线圈、转子线圈和定子铁芯最高允许监视温度为发电机在额定冷却空气温度计额定功率因素下，带额定负荷连续运行时产生的温度，根据制造厂的规定及温升实验结果，发电机各部分所允许最高温度见下表：
发电机部件
允许温升限值
冷却介质温度
100℃
120℃
轴承的出油& 温度计法
汽轮发电机的空气冷却器在进水温度不超过30℃时，应能保证冷却后空气温度不超过40℃；当进水温度提高到33℃，可按提高的进风温度，相应降低发电机绕组的允许温升，此时发电机的功率以温升不超过降低的允许值为限。
发电机的气体冷却器进水温度不得超过＋33℃，当一个冷却器因清洗而停止使用时，能担当电机三分之二额定负荷连续运行，电机不超过允许温升。
发电机的进风温度超过额定值时，如果转子和定子线圈及定子铁芯温度不超过允许值，可不降低发电机的容量，否则应降低定子和转子线圈电流，到允许温度为止。
发电机定子电流允许值与进风温度有关系，对于额定冷却气体温度为40℃的发电机，在40~50℃范围内每增1℃，定子电流的允许值较额定值降低1℃，定子电流的允许值较额定值降低1.5%。在45~50℃范围内每增1℃降低额定值的2%，超过50℃，每增1℃降低额定值的3%。
进风温度低于额定值时，降低1℃，定子电流允许比额定升高0.5%，此时，转子电流也会有相应增加，但冷却气体的温度不能过低，要求进风风温不低于20℃。
电压、频率、功率因素变动时运行方式：
当发电机频率为额定值时，运行电压在额定值的偏差不超过±5%，当发电机电压为额定值时，频率变动的范围不应超过±0.5HZ（±1%）发电机能输出额定功率，最高不得超过额定值的±5%。
发电机最高运行电压不得大于额定值额定110%，发电机最低运行电压根据稳定运行的要求来确定，一般不低于额定值的90%。
发电机电压降到低于额定值95%时，定子电流长期允许的数值，不超过额定值的105%。
运行中功率因素变化时，应使定子和转子电流不超过在当时进风温度下所允许的数值。
5.1.2 发电机启动前的准备和检查
电气运行工接班长通知启动发电机之前，应作下列检查
清扫发电机和励磁机及其所属设备，移去与运行无关的物件，周围清洁，无灰尘、油污。
收回该发电机和励磁机所有的工作票，拆除短路线和接地线、标识牌等。
发电机仪表、信号、继电保护及自动装置及二次线保护板位置等均应正确，并进行必要的试验检查。
发电机及辅助设备开关、刀闸、母线互感器、空气冷却器应清洁完好。
检查整流子，滑环和接地电刷应表面清洁，牌号一致，在刷框内起落自如，软连线无断股松动，弹簧、压力均匀正常，刷架固定可靠，位置正确。
⑹ 发电机灭火装置应完备，水源畅通。
⑺ 检查出线小室清洁，无杂物。
⑻ 检查主油开关及闸刀无异常，并在分闸位置。
⑼ 轴承、油管、绝缘垫应完整无泄漏。
5.1.2.2 测量绝缘电阻
用500V摇表测量励磁回路的绝缘电阻应不小于0.5MΩ。
用2500v摇表测量发电机定子回路绝缘电阻，在接近工作温度时，定子线圈对地及相间绝缘电阻不低于5.8MΩ，测量吸收比R60˝≥1.3R15˝。
发电机励磁绕组的绝缘电阻在冷态（20℃），用500V摇表测不小于1MΩ。
发电机励磁机端轴承绝缘电阻与底板、油管间必须绝缘，用1000V兆欧表测量，绝缘电阻不低于1MΩ。
5.1.2.3 开机前下列设备须进行试验
⑴ 联系汽轮机信号实验；
发电机开关、灭磁开关进行分、合闸与连锁实验；
⑶ 磁场变阻器动作实验；
&发电机启动、升压、并列步骤
班长在接电汽运行工的发电机启动准备工作完毕的报告后，即可通知汽机工开启主汽门，冲动汽轮机转子，汽轮机处于低速下暖机，以使汽轮机内各部分受热膨胀均匀。
发电机开始转动后，应认为发电机及其全部设备均已带上电，此时，除安全规程所规定的工作外，任何人不允许在这些回路上作任何工作。
当发电机转速达1500r/min左右时，应进行下列检查。
⑴ 发电机、励磁机应无振动，无摩擦声；
所有电刷运行，如有接触不良和跳动、卡涩，应设法消除；
⑶ 轴承油温，轴承振动及其它运行部分应正常；
检查发电机控制屏上所有操作，控制开关在分断位置，所有表计无指示；
⑸ 发电机各部分温度有无异常、升高现象；
发电机冷却器的水门和风门是否在规定的开关位置；
当发电机转速达3000r/min时，接汽机“可并列”信号后，进行发电机升压操作。
⑴ 检查强磁开关额，自磁装置应在切除位置；
检查磁场变阻器在电阻最大值位置，检查时用手动、电动（复磁）向增、减方向各试调一次，转动应正常；
检查投入发电机电压互感器5TV1、5TV2侧的熔断器和闸刀；
合上灭磁开关，再合上发电机断路器的母线侧隔离开关和合上发电机出口隔离开关并将转子通入电流；
在磁场变阻器向“升压”方向调整，渐渐增加励磁电流，将发电机电压升至额定值。
注意：1）定子三相电流为“0”；2）定子空载额定电压时励磁电流值为97.835A；3）空载时压力磁电压为30V。
5.1.3.4 发电机的并列操作
将手动准同期开关放在粗调位置，调整发电机频率与系统频率一致，投入发电机的同期开关和同期闭锁开关（正常放于投入位置）；
当调整到发电机电压、频率与系统相等时，将手动准同期开关打到“细调”位置，同步表开始旋转；
将发电机控制开关放在预合位置，待同步表缓慢均匀旋转接近零位时，迅速将控制开关合在“合闸”位置，并向汽机发出发电机已并列信号；
及时调整磁场变阻器，略带有功、无功，避免失步；
⑸ 分断同期开关和手动准同期开关；
⑹ 将强磁开关投入运行；
⑺ 将自动调整励磁装置投入运行；
5.1.4 发电机解列的操作步骤
5.1.4.1 切除强磁开关；
5.1.4.2 将有功、无功负荷逐步减为零；
5.1.4.3 切除自动励磁装置；
拉开发电机出口主开关，向汽机发信号“注意”、“停机“；
将磁场变阻器回到最大位置，将灭磁开关跳闸；
发电机开关退出热备用时，拉下发电机电压互感器侧向刀；
5.1.5 发电机并列时注意：
同步表指针转动不均匀，过快、跳动过大或停在红线上不动时，禁止合闸；
同步表使用时时间不超过20分钟；
5.1.5.3 禁止同时使用两项并列操作任务；
KFD—3型自动励磁装置运行
5.2.1 投入前检查。
检查自耦变压器，首轮指针应在“电压降低”最终位置，电动手动转动手轮灵活，电动开停正常；
对自动励磁装置外部检查，接线没有松动；
5.2.1.3 检查电压互感器，高压熔丝完好；
发电机并列后，投入自动励磁装置步骤。
将自动调整励磁开关打在“投入”位置；
缓慢将磁场变阻器向“电压降低”方向调整，同时将自耦变压器向“电压升高”方向调整，使磁场变阻器调至带“复磁”位置，保持发电机无功出力不变；
正常运行时，自动励磁装置的输出电流如超过上限，应将磁场变阻器向“电压升高”方向调整，反则反之；
运行时，功率因素不应超过迟相0.95，以保证复磁装置工作稳定性；
自动调整励磁装置的切除。& 在发电机解列以前先卸去有功、无功、再切除自励装置；
自耦变压器向“电压降低”方向调整，复磁缓慢降至零，同时调整磁场变阻器向“电压升高”方向，以维持发电机的正常电压值；
当复磁输出电流低于0.4A，应略迅速调整以防校正器输出线圈过热；
5.2.3.3 拉开自动励磁开关，切除它；
若发出“电压断线信号，不允许投入自励装置；
运行中的监视和维护
6.1 发电机运行中的监视和维护。
6.1.1 发电机的运行的监督。
6.1.1.1 尽可能使机组经济运行；
监视发电机运行情况，勿使运行参数超过设定值；
6.1.1.3 每小时抄表一次；
利用绝缘监察装置检查定子及转子绝缘情况，每班三次记录；
电气值班人员对发电机、励磁机及附属设备外部应详细检查，应在交接班和本班各进行一次，检查项目如下：
1）发电机、励磁机和附属设备各部分必须十分清洁；
2）发电机运行声音应正常；
3）发电机运行时温度应正常；
4）厂变盘、厂用电配电室检查；
6.2 滑环与整流子电刷的维护。
对于整流子和滑环的检查和维护，由电气运行人员每班两小时检查一次，检查项目如下：
1）整流子、滑环上电刷的火花情况；
2）电刷在刷框内应无摇动和卡住情况，能上、下起落为适宜；
3）电刷有无破裂，边缘是否有剥落，有则更换；
4）当电刷最短一面长度小于2cm或因电刷磨损使软线绷紧者，电刷保险已搁在刷框上，应更换电刷；
5）各电刷电流分担是否均匀，弹簧力是否正常，软连线是否完整，适当调整；
6）有无由于整流子磨损不均，整流子片间云母突出或电刷松弛，以及励磁机电枢或全机震动而引起电刷跳动；
7）刷框与刷架应无积灰，若有灰，用刷子扫除或用风机吸去；
8）检查电刷时，可顺次将其由刷框内抽出，更换电刷时，在同一时间内每个刷架只许换一个电刷，新旧电刷牌号必须一致，调整弹簧压力与其它的一致；
9）运行中电刷的更换，整流子、滑环的清扫，工作人员应穿绝缘鞋，站在绝缘垫上，使用绝缘良好的工具，采取防止短路或接地的措施；
机电联系信呈使用规范
7.1 发电机控制室发给汽轮机控制室的信号。
“注意”表示发电机与系统并列或复合有较大的变化；
7.1.2 “增负荷”表示发电机要求增加负荷；
7.1.3 “减负荷”表示发电机要求减负荷；
“发电机已合闸”表示发电机主开关已合闸，与系统并列运行；
“发电机已断闸”表示发电机主开关已断开；
“停机”表示大电机保护动作跳闸或发生紧急情况，控制室已紧急停机，汽机应立即停机；
7.1.7 “电话”表示有电话联系；
7.2 由汽机房到发电机控制室的信号。
“注意”此信号使电气运行人员对信号盘面加以监视，注意别的信号发出；
“增负荷”“减负荷”根据汽轮机的汽压、汽温及其它状况，通知电气运行人员，汽机马上增减负荷；
“可并列”汽机在额定转速下运行时，发出通知发电机并网信号；
“气压降低”通知电气运行人员汽压减少；
“更改命令”表示前次所发出的信号无用，接此信号，迅速复归；
“汽机调整”表示根据汽机运行情况，在一定的范围内增减负荷；
“汽机危险”当汽机和发电机发生重大故障时，汽机所发出信号。汽机发出信号后，电气运行人员若见有负荷，立即进行厂用电转移操作，然后卸去负荷，将发电机解列；
8 故障原因及处理
8.1 发电机不正常及事故处理。
8.1.1 发电机的允许过负荷。
事故情况下，允许发电机的定子线圈在短时间内过负荷运行；
定子线圈短时过负荷
电流/额定电流持续时间（min）
当发电机定子电流过负荷时，电气运行人员首先检查发电机的功率因素和电压，并注意电流达允许值所经过的时间，按规程规定在允许时间内，用减少励磁电流的方法，减低定子电流降到正常值但不能使功率因素过高或电压过低，如果降低励磁电流仍不能降低定子电流，须降低发电机的有功负荷；
8.1.2 发电机的事故处理。
当发电机发生剧烈振荡或是去同期时，仪表有下列情况：
1）定子电流表指针来回剧烈地摆动，有超过正常值的情形；
2）发电机和母线上各电压表的指针都发生剧烈的摆动，经常是电压降低；
3）功率表指针在全盘上摆动；
4）转子电流表的指针子啊正常附近摆动，当发电机发出鸣声，其节奏与上列各项表计的摆动合拍时，电气运行人员应采取以下措施：
a 尽可能增加其励磁电流，以创造恢复同期的有利条件；
b 如不能恢复同期时，应将发电机与系统解列；
当发电机主开关以外发生长时间短路，且定子电流表指针指向最大而电压剧烈降低时，如发电机保护装置拒绝动作，应手动解列；
当发电机短路器自动跳闸时，运行人员应立即检查：
⑴ 检查厂变开关盒自动灭磁开关是否跳开，如未跳开，应立即切断灭此开关；
⑵ 检查何种保护装置运作而引起发电机跳闸；
⑶ 检查危急保安器是否动作；
检查是否人员误操作引起，如确定是人为原因，应立即讲过发电机重新并网；
⑸ 根据继电器掉牌，查明保护装置的动作原因；
若汽机保护动作使发电机跳闸，待汽机故障消除后启动并网；
若发电机由于内部故障保护装置动作而跳闸，应测量定子线圈的绝缘电阻，并对发电机及其有关设备和保护区域内的一切电子回路状况作详细检查，看发电机有无损坏；
当中性点不接地运行的发电机，若发现系统中有一点接地，应立即查明接地点，并设法消除。当接地电容电流小于5A，在未消除接地点前允许发电机短时间运行，不得超过2小时。若大于5A，立即将发电机解列并断开灭此开关；
8.1.3 发电机的故障和不正常运行。
当发电机或汽轮机发生需要立即切断发电机的事故时，汽轮机的值班人员应按“紧急停机”并发出“汽机危险”的信号，电气运行人员发现信号时，若同时看到发电机没无功负荷，应立即从电网断开发电机，断开励磁；
当励磁系统发生一点接地时，应投入两点接地保护，当两点接地，保护动作停机，否则立即解列发电机。当转子线圈有层间短路而引起不允许的振动或转子电流急剧增加时，须减少负荷使转子电流减少在允许范围内，必要时切断发电机及励磁；
当发电机运行时，如汽机危急保安器误运作将主汽门关闭，汽机失去原动力，发电机变为电动机（调相机）的方式运行，仪表变化如下：
1）有功功率表指示反向越过零点；
2）功率因素指示进相；
3）无功功率表指示升高；
4）定子电流表指示可能偏低；
5）定子电压表和励磁回路仪表指示均正常；
&&&&&&&&&&&&&
上述情形，若汽机未发“机器危险”信号，则不应将发电机解列，运行人员立即①与汽机联系，将危急保安器重新挂上，用主汽门，逐渐增加负荷，进入发电状态；②在三分钟内不能使发电机脱离调相机状态，应解列发电机。
8.1.3.4 当发电机失磁时，表示指示如下：
⑴ 转子电流等于零或近似等于零，励磁电压表接近于零；
⑵ 定子电压下降，有功负荷稍有下降；
⑶ 定子电流表指示升高；
⑷ 功率因素指向进相；
⑸ 无功功率指针反向；
当确定失磁时，应与汽机联系后，发电机解列，作好记录、处理。
8.1.3.5 发电机非同期并列现象：
⑴ 定子电流表刻度摆动；
⑵ 机体发生剧烈振动或超过正常值；
⑶ 发出严重的周期性嗡鸣声；
过载或过流保护动作，有声响和指示灯光信号，或自动跳闸，解列发电机后检查情况，重新并网；
当定子和转子仪表之一读数突然消失时，须按其余仪表的指示检查是否由于仪表本身或其一、二次回路的损坏，尽可能不改变发电机的运行方式；
发电机升压过程中，如定子电压升不起来，应检查：
⑴ 励磁电压表、电流表是否有指示；
⑵ 发电机转子电流是否有指示；
⑶ 电压互感器保险是否完好；
励磁回路是否断线，电刷位置是否正确，接触是否良好；
⑸ 发电机定子电压表及二次回路有无断线等；
⑹ 励磁机是否失去剩磁；
发电机着火时，应立即解列停机，切断励磁，按电气消防措施启用灭火装置，用四氟化碳或二氧化碳灭火，但不得用泡沫灭火器；
励磁系统的故障。
如发现自动灭磁装置有故障，应立即消除，故障消除之前，不得将发电机投入运行；
当整流子火花强烈时，不必立即停止，但应采取措施、消除火花；
运行中，发现励磁机极性方向时，转子电流表、电压表指针向反侧倾斜到头，但发电机定子表计正常，此时，值班人员不应切断发电机，只须将转子仪表的端子互换；
从励磁回路绝缘监测电压表，发电机励磁回路绝缘电阻突然降低，应以压缩空气吹净整流子或滑环，以恢复绝缘电阻，若不能恢复应对发电机严密监视待停机查明原因；
运行中若自动调整励磁装置故障时，应立即停用，改用磁场变阻器调整励磁；
变压器的运行于维护
9.1 变压器的正常运行。
变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌规范运行；
变压器在运行中，温度应按上层油来检查，油温不宜经常超过85℃；
变压器运行电压允许在额定电压的±5%以内变动，其额定容量不变，加在变压器分接头上的一次电压不得大于额定值105%，则变压器二次侧可带额定电流；
9.2 变压器投入和停运操作。
变压器在大修或长期停用后，投运前必须检查绝缘电阻及其它试验项目；
9.2.2 检查各种保护装置正确性；
储油柜油面是否合适，储油柜与变压器之间联管中油门一定要开启；
变压器外壳应接地，出线上用按相涂色；
9.2.5 变压器各部位应无漏油和渗油现象；
9.2.6 拆除临时接地线，标示牌遮栏；
9.3 变压器投入和停运操作。
9.3.1 投入运行；
9.3.1.1 收回工作票，拆除安全措施；
9.3.1.2 对变压器作全面检查；
检查变压器高压侧油断路器确在断开位置；
9.3.1.4 投入变压器保护装置；
合上断路器向变压器充电3分钟，检查断路器在合闸位置；
9.3.1.6 合上变压器负荷侧的闸刀；
9.3.2 停运操作与操作顺序相反。
9.4 变压器正常运行监视和维护。
运行人员应监视变压器负荷、电压、电流、温度等表计，每小时记录一次；
运行人员每班至少检查两次，检查变压器油色、油面高度、有无漏油和渗油现象，并听变压器内部有无异常声音；
9.4.3 检查干燥剂是否失效；
9.4.4 每年取变压器油筒化（试）验一次；
9.5 常见事故及处理。
变压器出线下列之一情况时，应立即从系统解列：
1）变压器内部音响很大，很不均匀有爆裂声；
2）在正常冷却条件下，变压器温度不正常且不断上升；
3）油枕喷油或防爆管喷油；
4）套管有严重的破损和放电现象；
5）漏油致使油位油位指示计的限度，油色变化过甚，油内出现碳质等；
9.5.2 变压器油温过高时，应作如下检查：
1）检查变压器负荷及环境温度；
2）校核温度计是否失灵；
3）冷却装置是否运行正常以及变压器室的通风情况；
4）以上均属于正常，但油温高出正常条件下10℃，还有上升的趋势时，可判断为变压器内部故障，应汇报车间和有关部门处理；
变压器着火时，应将其两侧断路器、闸刀都拉开，顶盖上部着火，打开事故放油阀，用四氟化碳灭火器或砂子灭火，同时注意油流方向，严禁用水灭火。
本站装一台S6—400/10型，6.3/0.4KV铜芯低损耗变压器供厂站用电，操作和运行规程如上所述。
9.8 本变压器的设备规范如下：
型号规格&&&
S6—400/10
容量（KVA）
高压侧电流（A）
高压侧电压（KV）
低压侧电流（A）
低压侧电压（KV）
合肥变压器厂
油开关的运行于维护
10.1 本站用油开关的规范
额定电流（A）
额定电压（KV）
额定开断电流（KV）
最大关合电流（KA）
SN10&10Ⅱ
CD10Ⅱ
10.2 手车开关柜投运前检查。
10.2.1油开关及附近无杂物；
10.2.2分合闸位置指示正确；
二次插头完好，插接可靠，接地牢固；
油位正常，不漏油、渗油，邮箱内无不正常声音；
10.2.5 操作机构固定正常，接地线牢固；
继电保护系统整定完毕，符合运行要求；
所有掉牌作指示，继电器掉牌已复旧；
手动对断路器操作机构进行分合闸操作，无卡涩现象，辅助接点合分可靠，接触良好；
10.2.9 各弹簧完好无损；
10.3 手车操作。
10.3.1 手车推入实验位置的操作步骤：
1）将操作机构手柄拉下（“分”的位置）；
2）插入二次插头，二次回路投入工作；
10.3.2 手车推向“工作位置”的操作步骤：
1）抓住手车两边把手，推动手车；
2）用力快速推进手车移动机构，使手车迅速进入“工作位置”；
开关柜手车拉出或退出时，务必运作迅速；
油开关运行监督和检查项目。
10.4.1 检查周期；
10.4.1.1 交接班时；
每班二至三小时检查一次，并结合抄写报表，夜班至少进行一次熄灯检查；
10.4.2 正常检查项目：
1）油色、油位有无漏油，渗油现象；
2）套管有无破损、放电现象；
3）根据信号灯检查合闸和操作回路是否正常；
4）运行中开关无异声；
10.4.3 正常或事故跳闸后的检查：
1）油色、油位和各部分绝缘瓷套管情况；
2）检查操作机构的灵活性；
3）故障跳闸后，应记录跳闸时间、原因、故障相别，保护情况；
油开关异常运行及事故处理：
10.5.1 油开关拒绝合闸：
1）操作方法是否正确，在合闸位置停留时间是否太短；
2）检查直流接触器开关的操作机构；
3）根据信号灯的变化检查二次回路的操作电源、电压是否正常；
4）检查合闸、跳闸继电器有无异常；
10.5.2 油开关合上又跳：
1）检查是否是两点接地，指示灯、信号灯有无瞬间变化；
2）保护是否动作；
3）直流操作电压是否正常；
10.5.3 油开关拒跳：
1）检查表计及指示灯是否正常，操作方法是否正确；
2）检查跳闸回路是否开路，跳闸铁芯是否卡涩；
3）直流电源是否正常，辅助接点接触不良；
4）继电保护系统是否有故障；
10.5.4 油开关缺油：
1）断路器因漏油而看到油位时，严重缺油；
2）拉开油开关的操作电源，并合上“禁止合闸”；
如瓷瓶炸裂，并有放电现象，手车着火：
1）立即切断该开关，拉开操作电源，必要时拉开其上一级开关；
2）用干粉式、泡沫式灭火器进行灭火；
继电保护及自动装置运行
11.1 一般运行规程。
电气运行人员应了解保护及自动装置的结构、简单工作原理、使用方法，能根据保护工作情况处理事故，分析事故原因；
继电保护投入运行和使用，应按上级要求来进行；
11.2 保护及自动装置投入运行的检查。
检修后投入运行的保护之前，首先检查光字牌良好，信号灯、警铃和蜂鸣器正常，核对整定值的正确性；
检查继电器的接点位置正确，信号无掉牌，定值符合要求；
保护压板状态应符合运行方式的要求，与运行设备有联系的保护压板应在断开位置；
接上直流操作电源（先接负极，后接正极）；
若一次设备已在运行，须将停用的继电保护投入运行，须遵照规定，用高内阻电压表测定压板两端无电压后投入压板；
11.3每周电气运行人员应定期对控制室保护全面检查。
保护装置闸刀、熔丝、实验部件、压板位置应正确接触良好；
继电器盖子、封印、玻璃应清洁完整；
11.3.3 继电器无脱轴，动作掉牌无落下；
常用继电器外壳不过热，线圈不冒烟、变色，接头游丝、工形、舌形卸铁、铅盘应无抖动、掉毛和发黑过热现象；
11.4 运行中更改整定值须按以下操作：
1）拆除保护装置的跳闸压板；
2）小心取下继电器的外盖；
3）缓慢移动或整定旋钮到需整定的刻度值；
4）轻轻盖上盖子，并固定好；
5）核对整定值是否正确；
6）检查接点断开，接上保护跳闸回路压板；
更改、切换运行中保护装置的电压与电流端子时应注意：
a 电压端子不能短路；
b 电流端子不能开路；
11.6 事故处理后，应记录各种保护动作情况。
11.7 定期每班清扫保护盘、配电盘。
11.8 下列情况下，可申请退出保护：
1）带电短接继电器；
2）倒换有关电压互感器；
3）保护本身有故障；
4）检查保护装置，调整保护整定值；
11.9 本变电所继电保护的装设情况。
变压器压器的保护设有：电流速断保护、过流保护、轻瓦斯保护、重瓦斯保护、温度限时保护；
&6KV母联装有速断保护；
6KV母线装有接地保护；
6KVⅠ段至301设有纵联差动保护；
6KV、630KW空气鼓风机设有：电流速断保护、过负荷保护、接地保护；
6KV、SO2鼓风机设有：过负荷保护、低电压保护、差动保护、接地保护；
6KV、380KW·P440·B离心泵设有：过负荷保护、电流速断保护、接地保护；
避雷针运行
避雷针的投入运行，其退出运行的时间应根据季节和雷电活动情况决定，应得到领导比准.
避雷针的绝缘电阻用2500V摇表测量，其值不作规定，但与前一次比较不应显著下降。
避雷针停用或检修后，投入运行前应作下列检查：
12.2.1 测量绝缘电阻；
引出线与接地线部分连接良好无松动；
瓷套胶合法兰处无裂纹，完整、清洁；
在可能时将避雷针左右倾斜20°~30°，然后轻轻地振动，检查内部原件有无损坏或变动情况；
12.2.5 避雷针应无放电现象；
当避雷针有下列情况时，应将其与电源断开：
12.3.1 瓷瓶套管破裂或爆炸；
雷击放电后，连接阴险严重烧伤或烧断；
12.3.3 接地线松脱、接触不良、发生锈损；
当避雷针发生损坏、冒烟、闪络接地等故障，严禁拉开避雷器闸刀，并不得进入故障地点，此时应用油开关或其它适当措施切除避雷器上的电压。
电压互感器和电流互感器运行
任何情况下，电压互感器二次侧不得短路，电流互感器二次侧不得开路；
13.2 互感器启动前检查，运行中监督；
瓷瓶、瓷套管和外壳应清洁完整，运行中无放电现象；
13.2.2 外壳接地良好，工作接地完整；
一、二次接地线牢固良好，运行中无放电现象；
13.2.4 运行中互感器应无异声；
电压互感器启用前，其一、二次熔断器完好；
13.3 故障情况下应停运。
1）发热温度过高、冒烟、有异味；
2）线圈内部、引线与外壳之间有放电现象；
3）高压侧熔断器连续熔断二至三次；
4）互感器外壳瓷套破裂；
若故障严重，禁止拉闸刀或取下熔断器来切除故障互感器，此时应设法用油开关切断电压互感器。
若电流互感器二次回路开路，应设法将其短路，若不能短路，则停用。
母线与闸刀运行
14.1 母线与闸刀送电前准备。
拆除短路线、接地线、指示牌、临时遮拦、设备场地清洁；
14.1.2 检查瓷瓶外部无损坏及裂纹；
绝缘电阻测量。闸刀、6KV母线，用2500V摇表测，不得低于300MΩ；0.4KV母线，用500V摇表测，不低于1MΩ；
14.1.4 闸刀、母线各接头都应紧密；
若闸刀合不上，不可冲击强拉，应查明原因，消除缺陷再拉闸。
严禁带负荷拉刀闸，禁止接触闸刀与相应开关的联锁装置，以防误合闸刀发生接地或短路，用油开关切断电流后，合闸刀。
14.4 母线与闸刀异常运行及处理。
母线与闸刀有发热变色现象，可用测温蜡片绑在绝缘棒上检查器发热程度；
若发热严重时，尽可能减少设备的用电，降低周围环境温度；
若由于机械故障合不上闸刀或拉不开时，应利用绝缘棒进行操作，并申请计划检修。
电容器的运行
15.1 电容器投入前检查。
电容器应完好，无鼓胀、鼓肚子和漏油现象；
接线正确，三相电容之间的差值不超过一相总电容值的5%；
15.1.3 各部分支柱瓷瓶、套管清洁完好；
15.1.4 其熔断器完好；
15.2 电容器正常巡视检查。
15.2.1三相电流是否平衡；
电容器内部无吱吱放电声，外壳无鼓肚子及渗油现象；
15.2.3 外壳接地应良好；
15.2.4 室内温度及通风情况的检查；
15.3 下列故障应切除、停运电容器。
15.3.1电容器爆炸；
15.3.2 接头过热和熔化；
15.3.3 套管发生严重闪络和放电；
外壳温升高于55℃以上，承温片脱落；
运行电压超过其额定电压1.1倍，电流超过额定电流的1.3倍。
电力电缆的运行
16.1 电力电缆设备的规范（如表）：
302/1HT&1B
302(3HT)/301(HT)
2（3&150）
&825(CSO2)
P440B1离心机
P440B2离心机
P440B3离心机
P440B4离心机
&822(C201)
C201鼓风机
302（19HT）&4B
2（3&150）
16.2 电力电缆的运行方式。
电力电缆起用之前测量绝缘电阻，电缆在测量电阻之前必须充分放电：
① 6KV电缆绝缘电阻不作规定；
&#KV及以下电缆不低于1MΩ；
正常运行时，不允许过负荷，特殊情况下允许过负荷：6KV电缆允许过负荷15%，连续2小时；500V以下的电缆允许过负荷10%，连续2小时；间歇过负荷，必须在前一次负荷12小时后，才允许过负荷；
电力电缆线路上的正常工作电压，不应超过电缆额定值的15%；
6KV电缆线路单相接地，电缆对地绝缘等于升压&
倍运行，值班员应及时汇报车间，消除故障；
16.3 电缆运行中检查项目和要求：
1）检查敷设在地下电缆，其盖板是否有踏陷断裂或堆放重物；
2）电缆头不漏胶，不放电，管道清洁良好；
3）电缆头接地线应良好，无松动断股现象；
4）电缆沟无积水、油质物质；
当电缆过负荷时，电缆头接触紧固无松弛、过热、变色现象，外面温度不得超过规定；当系统短路，电缆外皮无发胀的现象。
电缆发生爆炸或损伤时，应立即切断故障电缆负荷开关，并迅速灭火。
16.6 电力电缆的维护。
新敷设的电缆投入运行工作前，应试验合格后再投入运行，正常运行应每年做预防性试验一次；
电缆停运超过48小时以上，重新投入运行前应测定其绝缘电阻，如有问题，应进行泄漏试验或直流耐压实验。
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