汽轮机保护整定值表

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汽轮机ETS保护

主汽门和调门关闭。
J1
K1（63-2/ASP-1）
K2（63-2/ASP-2）
20-1/AST
20-2/AST
P1
P2
20-3/AST
20-4/AST
J2
（图1）
▪
由于整个跳闸块采用“双通道”原理，当一个通道中
的任一只电磁阀打开都将使该通道跳闸；但不能使汽
轮机进汽阀关闭，只有当两个通道都跳闸时，才能使
▪
10、DEH110%超速：DEH判断三路转速信号，实行
三取中，当转速大于3300RPM时发出保护动作信号，
到ETS停机。
▪
11、发电机保护动作：当发电机保护动作时，发
出保护动作信号，到ETS停机。
▪
其中发电机断水保护由内冷水站内冷水进出口差
压低开关三取二延时30S实现，逻辑做在SC4控制器，
DO输出硬接线经ETS机柜至电气。
▪ 试验块电磁阀的电源是220VAC。试验完毕后，要注意表压是否恢复到正常值，否则不准试验另一路，以免引起误跳机.
▪
设备正常工作时，首出跳闸信号灯是绿色的，当有信号跳闸
时，相应信号的灯会不断的闪烁（由绿变红色在变绿…），随后
到来的报警信号只能是常亮（平光红色），这就是具有首出的功
能。ETS跳闸后，汽机停机灯会常亮(由绿色变为红色)。
汽门、调门实现停机
▪
DEH超速：汽机转速＞3300rpm（信号来自DEH）
▪
TSI超速：汽机转速＞3300rpm（信号来自TSI）
▪
轴向位移大：汽机轴位移达到±1.0mm（零位在推
力中心线）
▪
真空低：汽机凝汽器真空小于70 kPa（绝对压力大
于28.0kPa）

2×200MW发电机-变压器组继电保护设计

电力工程基础课程设计报告题目2×200MW发电机-变压器组继电保护设计系别电子与电气工程系专业电气工程及其自动化（电力系统）班级0920325学号092032502姓名颜丽芬指导教师黄新完成时间2012年11月29日评定成绩绪论 (3)0引言 (3)继电保护概述 (3)第一部分设计任务书 (4)0.1设计项目 (4)0.2设计要求 (4)0.3设计材料 (5)0.4设计任务 (5)第二部分设计计划书 (5)1主变压器的选择 (5)1.1主要设备型号及参数 (5)1.2系统运行主变压器和发电机中性点接地方式 (7)1.3发电机变压器组参数及系统运行方式 (8)2保护配置 (8)2.1发电机的保护部分 (9)2.2变压器部分继电保护整定 (11)2.3相间短路的后备保护 (12)3继电保护整定计算 (13)3.1发电机继电保护整定 (16)3.2继电保护整定计算结果一览表 (17)4收获和体会 (17)5参考文献 (18)绪论0引言继电保护概述电力系统在运行中，由于电气设备的绝缘老化、损坏、雷击、鸟害、设备缺陷或误操作等原因，可能发生各种故障和不正常运行状态。

最常见的而且也是最危险的故障是各种类型的短路，最常见的不正常运行状态是过负荷，最常见的短路故障是单相接地。

这些故障和不正常运行状态严重危及电力系统的安全和可靠运行，这就需要继电保护装置来反应设备的这些不正常运行状态。

所谓继电保护装置，就是指能反应电力系统中电气设备所发生的故障或不正常状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。

它的基本作用是：⑴当电力系统发生故障时，能自动地、迅速地、有选择性地将故障设备从电力系统中切除，以保证系统其余部分迅速恢复正常运行，并使故障设备不再继续遭受损坏。

⑵当系统发生不正常状态时，能自动地、及时地、有选择性地发出信号通知运行人员进行处理，或者切除那些继续运行会引起故障的电气设备。

可见，继电保护装置是电力系统必不可少的重要组成部分，对保障系统安全运行、保证电能质量、防止故障的扩大和事故的发生，都有极其重要的作用。

汽轮机运行规程完全最新版

目录1 概述2 汽轮机的功能3 工艺限值，指示和安全措施4 汽轮机启动准备5 汽轮机启动的步骤6 汽轮机运行期间的维护7 汽轮机停运步骤8 汽轮机停运后转维修9 汽轮机维修后再启动10 常见故障和排除方法附录А汽轮机К-1000-60/3000主要参数附录ВК-1000-60/3000型汽轮机工作原理和简要描述附录С系统设备的电源及供电等级附录D 根据汽轮机的热工状态，汽轮机功率定值和升功率定值附录E1 1МYD00FТ911形成信号“汽轮机支持轴承乌金温度最大值”附录E2形成信号1MAD15CT901 “止推轴承巴比合金最高温度”附录E3形成信号1МYD0FТ901 “汽轮机轴承回油最高温度”附录E4形成信号1МАА00FТ901 “低压缸排汽最高温度”附录E5形成信号1МАY00СY907 “相对胀差正常范围内(n=3000 转/分)”附录E6形成信号1МАА10FТ911 “高压缸金属上、下温差”附录E7形成信号1MYD00FY901 “汽轮机轴承振动最大值”(竖直方向和水平方向分量)附录E8形成信号1MYA00EY911 “汽轮机热力机械参数在正常范围内”附录E9形成信号1LBА00СF901 “蒸汽发生器蒸汽总流量”附录E10形成信号1MKA00EU001 “发电机可以启动”附录F 汽轮机预报警信号附录G 汽轮机事故停机信号附录H 汽轮发电机自动降功率逻辑附录J 汽轮机冷态启动曲线图附录K 停机48-60小时后汽轮机启动曲线附录L 停机6-8小时后汽轮机启动曲线附录M 凝汽器最大允许压力附录N 蒸汽参数允许偏差附录P 汽轮机破坏真空时惰转曲线附录Q 汽轮机正常停机时惰转曲线缩略语参考文件修改记录表修改签阅表供方签阅表买方签阅表1概述1.1本规程“田湾核电站 1 号机组К-1000-60/3000型汽轮机运行规程”（LYG-1-MA.ИЭ–R001）是为了履行“田湾核电站总合同”№ LYG NPP-R-97-003/85-262-79000，而根据工程程序《对系统（设备）运行规程的要求》而制定的初步运行程序。

汽轮机组联锁、保护整定值及功能说明

汽轮机组联锁、保护整定值及功能说明一．汽轮机主保护二．DEH联锁保护1．EH油温联锁（发讯元件：温度控制器）油温升至54℃，冷却水出水电磁阀打开油温升至55℃，冷却泵自启动油温降至38℃，冷却泵自停油温降至35℃，冷却水出水电磁阀关闭2．油位联锁EH油箱油位：560mm 高Ⅰ值报警（油位开关71/FL1）430mm 低Ⅰ值报警(油位开关71/FL2)300mm 低Ⅱ值报警(油位开关71/FL1)200mm 串300mm证实跳机(油位开关71/FL2)3．低油压联锁(63MP)EH油压≤11.2MPa,备用EH油泵自投，(打开20/MPT试验电磁阀或就地打开其旁路门，则备用EH油泵自启动)。

4．OPC保护：（当带部分负荷小网运行时，该保护不要求动作）(发讯设备：OPC板)其任一条件a.汽轮机转速≥103%，额定转速(即3090rpm)（转速探头，3取2）b.机组甩负荷≥30%,额定负荷时，发电机跳闸。

（BR和IEP>30% 3取2）满足，OPC电磁阀动作，调门快关，机组转速降至3000rpm以后，调门开启，维持空转。

5．MFT RUN BACK：其任一条件a.机组额定参数，额定负荷运行，锅炉MFT动作(降负荷速率为67MW/min)b.发电机失磁保护动作(降负荷速率为135MW/min)满足，机组从额定负荷125MW，自动快降至27MW。

三．其他主要保护1．发电机断水保护：当发电机转子或定子进水流量降至5t/h，同时进水压力降至0.05MPa 或升至0.5MPa时，延时30秒保护动作，使发电机油开关跳闸、同时主汽门、调门、抽汽逆止门关闭。

(流量孔板和电接点压力表)2．抽汽逆止门保护，当主汽门关闭或发电机油开关跳闸时，通过联锁装置使抽汽逆止门电磁阀动作，气控关闭1-5级抽汽逆止门。

3．高加水位保护（电接点水位计）a.当#1、#2高加水位高至Ⅰ值(550mm加650mm)，高加危急疏水门自动打开；b.当#1高加水位高至Ⅱ值(650mm加850mm),报警保护动作，关闭#1高加进水门、1-2级抽汽逆止门及电动门，给水自动走旁路。

发电机保护整定计算

定子绕组单相接地短路保护接地电容电流 5A , 动作于跳闸接地电容电流 < 5A , 动作于信号100MW及以上发电机，设保护区为100%旳单相接地短路保护定子绕组单相匝间短路对有六个引出端旳双绕组发电机，应设置简朴、敏捷旳单元件横差保护
4. 发电机外部故障引起旳定子过流(1)过流保护用于1WM下列旳小容量发电机保护(2)复压开启旳过流保护用于过流保护敏捷度不足旳发电机保护(3)负序过电流及单相低电压起动旳过流保护用于用于50WM及以上旳发电机保护5. 发电机旳其他保护定子绕组过负荷/过电压发电机失磁保护发电机失步保护
按条件(2）整定，有： Iop= （0.40.6)Ign 动作更敏捷；但LH二次回路断线、同步区外故障将造成保护误动Iop< Ign (如上) 不使用1)中旳LH二次回路断线闭锁: 保护定值不能躲过断线故障机率很小,且加强运营维护,可大大降低断线旳可能性:倾向于条件(2）整定保护定值微机保护具有更强旳装置故障监测手段,可按条件2）整定保护定值,辅下列述条件区别故障或断线:任意一相电压工频变化量元件起动任意一相正、负、零序电压元件起动起动后任意一相电流不小于1.1Ign 满足任一条件为故障
100%定子绕组接地短路旳保护
四、定子、转子绕组旳电流保护涉及：定子、转子绕组过负荷保护发电机旳负序过电流保护对于大容量发电机，因为热容量降低，过负荷能力下降，需考虑反时限动作特征：动作时间与故障电流成反比
（一）定子、转子绕组过负荷保护（1）中小机组：单相定时限过电流保护（2）大型机组：发电机旳热容量明显下降，过负荷能力随之下降发电机过电流倍数越大，允许运营时间越短：过负荷能力具有反时限特征应使用具有反时限特征旳过负荷保护 t = K/[(I/Ign)2–(1+)]K:与发电机热容量ຫໍສະໝຸດ 关旳常数=0.010.02,修正系数

在300MW机组发变组保护中发电机零功率保护的应用

在300MW机组发变组保护中发电机零功率保护的应用摘要：在300MW机组运行过程中，由于机组的突然甩负荷可能导致汽轮机超速。

当前为了确保300MW机组在甩负荷后运行的安全性，通常采用两种方法：一种是利用汽机调速系统进行调整，使汽轮机转速迅速下降。

二是在极端运行条件下，当机组调速系统无法及时调节转速时，通过机械式过速保护或汽轮机危急遮断系统来实现主汽门的自动闭合，然而这两种方法都无法在突发负载条件下实现对汽轮的全面安全防护。

所以在300MW机组甩负荷的条件下，想要对汽轮机超速进行有效保护，就需要对零功率保护进行应用。

因此，本文针对发电机零功率保护原理、改造方案设计等内容进行详细分析，同时也提出相应注意事项。

关键词：300MW机组；发变组保护；发电机零功率保护发电机零功率保护也可以称为主变正功率突降保护或发电机低功率保护。

在300MW机组有功功率急剧下降或因电网故障造成发电机无法正常工作的情况下，发电机将迅速升压、升速，也可能导致发电机变压器组过压。

此时这一保护会将汽轮机的主汽门关闭，将汽轮机的速度降到最低，也将发电机的机端电压降到最低，然后启动厂用快切装置，并对热控的机炉逻辑出口进行触发，从而引起锅炉MFT动作，以此来提高300MW机组的安全性。

一、发电机零功率保护原理发电机零功率保护也称为发电机低功率保护。

大容量火电机组在重载工况下，由于300MW机组电压和转速的骤升，导致锅炉水位发生振荡和波动，从而对机组造成损伤。

在这种情况下，如果不能及时进行锅炉熄火，关闭主汽门等一系列措施，将会对机组的安全造成直接影响，甚至会对热力设备造成损害，因而在大容量机组中，必须安装发电机零功保护。

在机组输出功率较低的情况下，即便出现正功率骤降，也不会给热电厂带来较大安全隐患，所以只有在确定发电机功率高于故障前功率定值后，保护装置才会自动投入到发电机的零功率判据中。

同时，为了确保保护工作的可靠性，需要在故障发生之前需要加强功率元件的自保持特性[1]。

第八章汽轮机危急遮断系统-图文

第八章汽轮机危急遮断系统-图文第一节ETS危急遮断的项目及整定值为了防止汽轮机在运行中因部分设备工作失常可能导致的汽轮机发生重大操作事故，在机组上装有危急遮断系统。

危急遮断系统监视汽机的某些运行参数，当这些参数超过其运行限制值时，该系统就送出遮断信号关闭全部汽轮机蒸汽进汽阀门，实现紧急停机。

一、ETS危急遮断的项目及整定值1、★汽机转速达到110%额定转速（OPT）；（动作转速值为3300rpm）注：机械遮断110%-112%额定转速（MOPT）；(动作转速值为3330rpm）2、●真空低于规定的极限值；（68kPa）3、●润滑油压下降超过极限值；（0.10MPa）4、★EH油压下降超过极限值；（9.5MPa）5、●转子轴向位移超过极限值；（≥+0.5mm或≤-0.7mm）6、●高压缸排汽温度超过极限值；（>427℃）7、★透平压比低于极限值；（调节级压力与高缸排汽压力比低于1.7）8、●汽机轴振动达到危险值；（汽机侧≥130μm,发电机侧≥180μm）9、●轴瓦、推力瓦钨金温度超过极限值；（汽机侧≥110℃,发电机侧≥120℃）10、★集控室/就地手动停机（双按钮）；11、●DEH失电；12、●发电机冷却水断水保护；13、●备用四路；（电气遮断、锅炉遮断、旁路遮断、遥控遮断）带★标志的保护机械遮断油路控制信号为三取二方式。

ETS危急遮断系统的逻辑关系如图8-1所示图8-1ETS危急遮断系统的逻辑关系二、危急遮断的组成危急遮断系统分为两种情况。

一种是机组运行中，为防止部分设备失常造成设备严重损坏，装有自动停机危急遮断系统(AST)，当发生异常情况时，关闭所有进汽阀，紧急停机。

；二是超速保护控制系统(OPC),使高压调节汽阀及再热调节汽阀暂时关闭，减少汽轮机进汽量及功率，但不能使汽轮机停机。

因此机组相应设有自动停机危急遮断油路（AST）和超速保护控制油路（OPC）及机械遮断油路（MOPT），此外，手动停机也借助于机械遮断油路。

第二部分汽轮机联锁与保护

第⼆部分汽轮机联锁与保护第⼆部分联锁与保护试验（保护定值暂供参考须经调试整定后再及时补充修改）1试验总则1.1 试验条件1.1.1 机组⼤⼩修后或联锁、保护回路检修后，要进⾏联锁与保护试验。

1.1.2 在特殊情况下，经⽣产技术部门研究认为有必要，可做机组的某项或全部的联锁与保护试验。

1.1.3 机组的横向保护应在机、电、炉各⾃分项联锁与保护试验合格后⽅可进⾏1.1.4 试验所有设备的指⽰仪表、信号、保护电源、⽓源、⽔源投⼊正常；试验所有电动头、调整门。

校验合格，确认试验对系统⽆影响。

1.1.5 试验前DCS、DEH系统应正常运⾏，试验中各相关报警信号发讯正确。

1.1.6 联锁与保护试验分为静态和动态两种。

1.1.7 参加动态试验的有关辅机试验应合格。

1.2 电动门、调整门校验1.2.1 按下列⽅法校验各电动门、调整门⾄正常:1.2.1.1 联系热⼯送上调整门电源、检查讯号指⽰、表计指⽰、开度指⽰正确。

将调整门⼿柄切⾄⼿动，检查调整门开关灵活，将调整门置于全关位置，⼿柄切⾄⾃动。

1.2.1.2 打开DCS相应画⾯，检查调整门阀位指⽰正确，检查调整门开度指⽰与实际位置⼀致。

联系电⽓送上电动门电源，检查讯号指⽰正确。

1.2.1.3 确认电动门在关闭状态，由检修⼈员定好上、下限圈数。

1.2.1.4 将电动门“远⽅/就地”控制⽅式切⾄“就地”，就地电动开10秒后停，再电动关⾄下限，动作正常。

检查动作圈数，时间与开启相符。

1.2.1.5 就地⼿动全开电动门，再⼿动关⾄上限所需圈数，由检修⼈员调好上限圈数。

就地电动关10秒后停，再电动开⾄上限动作正常，检查动作圈数、时间关闭相符。

1.2.1.6就地电动全⾏程开关⼀次，检查开度指⽰、灯光、讯号应正确，记录全开、全关时间，电动圈数及上、下限⼿动圈数。

1.2.1.7将该电动门“远⽅/就地”控制⽅式切⾄“远⽅”位置，打开DCS相应画⾯，全⾏程开关该电动阀⼀次，检查开度指⽰、灯光讯号应正确，全开、全关时间应与就地试验记录⼀致。

汽轮机启动运行须知1

汽轮机启动运行须知一．注意事项1．当汽轮机被充分地加热并在正常情况下运行时，短时间不带负荷不会给机组造成损害。

然而，在低负荷下长期运行是不推荐的。

2．机组甩负荷以后，在主发电机上带辅助负荷（厂用电）不应大于几分钟（3分钟）。

3．任何时候均应避免在转子静止状台下有蒸汽流过汽轮机。

4．在转子静止时应避免有空气流过汽封档。

所以，当汽轮机汽封中没有密封蒸汽通入时，不要启动真空泵或者抽气器。

5．不要使中压缸进汽温度超过在一定真空度下运行所要求的值，所以避免汽轮机低压部分过热。

这是为了避免由于排汽部分的零部件膨胀而产生不必要的应力以及低压内缸中心走动而使汽封片产生摩擦。

因此，在启动期间要通入密封用蒸汽、启动抽汽设备并保持尽可能高的真空度。

6．当打闸停机或正常停机时，建议在机组惰走至10%额定转速以前应保持真空。

如在跳闸停机后出现紧急情况要求立即破坏真空时，此条不适用。

7．启动时，为使冲动级金属温度和蒸汽温度很好匹配，建议主汽阀前的启动蒸汽参数按下列原则选取：A．态冷态启动的蒸汽的焓应低。

按压力高和温度低的原则选取焓。

实际启动蒸汽参数可在蒸汽图上按上述等焓原则选取。

冷态启动用的启动蒸汽参数至少应有100ºF（55.6℃）的过热度。

B．热态启动应采用压力低和温度高的蒸汽，以减少蒸汽流过主汽阀和/或调节阀时因节流而造成的温度损失。

这是避免在转子和汽缸间产生轴向膨胀问题所必要的。

8．在进行转子实际超速试验以前，机组应在额定转速和10%额定负荷以上至少运行4小时。

9．在没有蒸汽进入汽轮机部件前时，汽轮发电机组不应长期被发电机倒拖。

建议这样的倒拖运行应限制在不超过一分钟之内。

10．机组跳闸后供应的蓄电池电源，应使危急（DC）油泵至少能运行45分钟。

11．带动机组到额定转速的蒸汽流量约为最大计算流量的2—3%。

然而，在选定设备大小和启动蒸汽容量时，推荐采用3—5%的最大计算流量。

这是为了在以外情况（如真空度变坏等）时有足够的裕量所必须的。

600MW火力发电汽轮机轴系保护与谐波抑制装置共同作用机理下的机组稳定性研究

600MW火力发电汽轮机轴系保护与谐波抑制装置共同作用机理下的机组稳定性研究摘要：汽轮机轴系断裂事故是汽轮机事故中最严重的事故，它不但会造成主设备严重损坏，而且还极易引发火灾和人员伤亡。

在国内外众多已发生的轴系断裂事故表明，有些事故是由于汽轮机严重超速，有些是由于扭振、螺栓材质及装配工艺而发生疲劳断裂。

电网为了实现远距离电力系统互联，提高输电能力，实现大功率的中、远距离输电，我国的特高压输电线路已逐步建成。

特高压输电线路中的大容量机组、长距离输电需要电网采用可控串补（TCSC）技术提高输电能力。

输电线路中串联电容补偿、直流输电、电力系统稳定器的加装，可控硅控制系统、发电机励磁系统、汽轮机电液调节系统的反馈作用等，均有可能诱发机组产生次同步振荡现象。

解决次同步谐振带来的危害，对各火电厂而言，显得更加的迫切。

可控串联电容补偿(TCSC)、附加励磁阻尼控制(SEDC)、机端附加阻尼控制（GTSDC）等方法虽然可对次同步谐振产生抑制效果，但并不能准确评估每次抑制后，对汽轮机轴系产生的影响。

这些抑制手段与汽轮发电机组轴系扭振控制保护装置（TSR）互相配合，可有效解决这一问题。

关键词：疲劳断裂；特高压；次同步振荡；TCSC；SEDC；GTSDC；TSR；抑制。

Abstract:Steam turbine shafting fracture accident is the most serious accident insteam turbine accidents. It not only causes serious damage to main equipment, but also easily leads to fire and casualties. Many shafting fracture accidents at home and abroad show that some accidents are caused by severe overspeed of steam turbine, and some are caused by fatigue fracture due to torsional vibration, bolt material and assembly process.In order to realize the interconnection of long distance power systems, improve the transmission capacity, and realize the medium andlong distance transmission of high power, China's ultra-high voltage transmission lines have been gradually built. Large capacity units and long distance transmission in UHV transmission lines need to use thyristor controlled series compensation (TCSC) technology to improve transmission capacity. The installation of series capacitor compensation, DC transmission and power system stabilizer in transmission lines, as well as the feedback effect of silicon controlled rectifier control system, generator excitation system and turbine electro-hydraulic control system, may induce sub synchronous oscillation of units.It is more urgent for thermal power plants to solve the harm of subsynchronous resonance. Although methods such as thyristorcontrolled series capacitor compensation (TCSC), additional excitation damping control (SEDC) and generator terminal additional damping control (GTSDC) can suppress subsynchronous resonance, they cannot accurately evaluate the impact on turbine shafting after each suppression. These suppression measures can effectively solve this problem by cooperating with the turbine generator shaft torsional vibration control and protection device (TSR).Key words: Fatigue fracture;UHV;Subsynchronous oscillation;TCSC；SEDC；GTSDC； TSR；inhibition.一、概述随着电网中单机容量的不断增大，功率密度亦相应增加，轴系长度加长和轴系截面积相对下降，整个轴系不可再视为转动刚体，而是由多跨转子组成的弹性质量系统。

上汽汽轮机运行说明

ATC 流程图
整定点
(P11)
输入电流 mA
(记录仪及 DEH)
名称
遮断
遮断点 1
14．56
转子伸长
报警
报警点 1
14．304
冷态*
7．200
转子缩短
遮断
遮断点 2
6．016
报警高压差胀-刻度0-20mm
整定点
．报警点 2
ATC 流程图 (P11) 名称
5．76
输入电流 mA (记录仪及 DEH)
／MPFl，2
23／EHR 一 1，2／OVR 一 l，2／OVG
／HPE
／XO
／EHSl，2 ／OPC
／BLSl ／BLS2
／BLDl，2 ／TG 23／ORR 23／EHR
开关号
1 2 l 2 1 2 1 2 l
1 2 l
l
l 2 1 2 3 工 2 1 2 1
1
1 1 2 1 2 l 2
常开接点*
交流顶轴油泵
A
14.0-16.0
压力整定
润滑油
A
0.096-0.124
(在额定转速) 自动停机油压-溢流阀#1
0.689-0.758
自动停机油压-溢流阀#2
0.861-0.930
超速保护遮断整定值
3330r/min
符号A——在调整油压之前，油温必须大于或等于32'C，所有的压力均在透平中。
1．2 高压油数值
偏心仪配备报警信号，达到极限偏心值时就发挥功能。偏心仪的另一输出信号是瞬时偏心值。这一信号显示于装在盘车装置仪表板上的一只仪表上。在汽轮机盘车时，这一仪表显示出转子至检测器是瞬时间隙的周期性变化。如机组不再盘车而停车时，应停于转子向下弓弯的位置，这样可减少转子上下部分的温度梯度。瞬间偏心值仪表读数最小时，就是最佳转子停车位置。注意偏心值检测器位于汽轮机调阀端轴承座垂直中心线之顶端。其读数之最小值便是转子至检测器的最小间隙。在这一位置，转子的上半部(较冷部分)在较高的温度中，如此可减少弓弯。

300MW机组-汽机热工控制系统保护连锁定值

ETS超速
≥3330r/min
跳闸
转速探头
汽轮机运行说明书
4
10MAD10CS（156/157/158）
DEH超速
≥3330r/min
跳闸
转速探头
汽轮机运行说明书
5
10MAA10CT654
高压缸排汽温度高
≥480℃
跳闸
热电偶
技术协议
6
10MAA10CP001
高压缸排汽压力高
≥4.8MPa
跳闸
压力开关
热电阻
厂家说明书
12
10LAC10CT361
给水泵电动机B相绕组温度高
≥120℃/≥130℃
报警/跳泵
热电阻
厂家说明书
13
10LAC10CT363
给水泵电动机C相绕组温度高
≥120℃/≥130℃
报警/跳泵
热电阻
厂家说明书
14
10LAC10CT(365/366)
给水泵电动机冷却器风温
≥55℃
报警
热电阻
≤0.9MPa
跳泵
压力开关
厂家说明书
序号
设计编号
测点名称
整定值
动作简述
测点类型
备注
10LAC20CP(052/001/002)
10LAC30CP(052/001/002)
5
10LAC10CT(375/051)
给水泵液偶工作油冷却器进油温度高
≥110℃/≥130℃
报警/跳泵，同时关闭给水泵出水阀
热电阻/温度开关
压力开关
厂家说明书
2
10LAC10CP0(55/56)
给水泵液偶润滑油母管压力低Ⅰ/低Ⅱ
≤0.1MPa/≤0.08MPa

汽轮机运行规程完整版【】

台数
2
冷却面积
42
M2
冷却油量
650
L/min
冷却水量
95
t/h
冷却水温
20
℃
出口油温
45
℃
2.2水泵及风机
2.2.1给水泵
给水泵
电动机
型号
25SB-P型
型号
YKS5004-2
扬程
1487
m
功率
1000
KW
流量
160
m3/h
电压
10000
V
必须汽蚀余量
6
m
电流
69.1
A
轴功率
772
KW
效率
95.4%
Mpa
0.055(表)
直流电动油泵投入
Mpa
0.04(表)
停机
Mpa
0.02(三取二)(表)
电动盘车不得投入
Mpa
0.015(表)
轴承温度
升高保护
报警
回油温度
℃
65
轴瓦温度
℃
85
停机
回油温度
℃
70
轴瓦温度
℃
100
2.
2.1油系统设备
2.1.1主油泵
压增
1.96-2.05
Mpa
流量
2000
L/min
2.1.2高压电动油泵
循环水泵
电动机
型号
24SH-28
型号
Y2-355M3-6
扬程
13-15
运转平台高度
m
8
盘车停止时汽缸最高温度
℃
150
盘车停止时转子最高温度
℃

汽轮机保护定值

报警；自启动辅助油泵
143.
给水泵润滑油压低Ⅱ值
≤0.05MPa
给水泵拒启、联停给水泵
144.
给水泵润滑油压正常
0.15MPa
允许启泵
145.
给水泵润滑油滤网压差大
0.06MPa
报警
146.
给水泵再循环阀
15s未开
联停给水泵
147.
给水泵再循环流量
＜141t/h
再循环阀自动打开
148.
给水泵再循环流量
118.
除氧器水位正常值
1900 mm
119.
除氧器水位低Ⅰ值
1700mm
报警
120.
除氧器水位低Ⅱ值
650 mm
报警并连动关闭进汽总门，进汽调正门，除氧器给水泵跳闸，除氧器此时应停运.
121.
给水泵出口压力低
16MPa
报警
122.
给水泵出口母管压力低
16MPa
报警,联启备用泵
123.
给水泵进口压力低
104.
＃4、5、6低加水位低Ⅰ值
600 mm
报警
105.
＃4、5、6低加水位低Ⅱ值
450 mm
报警
106.
＃7低加水位正常值
330
107.
#7低加水位高Ⅰ值
370
报警
108.
#7低加水位高Ⅱ值
410
报警
109.
#7低加水位低Ⅰ值
290
报警
110.
#7低加水位低Ⅱ值
250
报警
111.
低压汽封蒸汽温度低
1.5
转速>2850r/min且润滑油母管压力正常，手动停

汽轮机检修规程(新编制)

目录1 机组的技术规范及主体结构 (3)1.1 机组的技术规范 (3)1.2 1#、2#汽轮机主要技术规范 (3)1.3 3#汽轮机主要技术规范 (4)1.4 1#、2#汽轮机辅助设备技术规范 (6)1.5 3#汽轮机辅助设备技术规范 (10)1.6 汽轮机组的结构性能使用说明 (13)1.7 3#汽轮机组结构性能使用说明 (21)2 汽轮机本体检修 (23)2.1 汽缸的检修 (23)2.2 隔板及隔板套的检修 (27)2.3 轴承的检修 (28)2.4 汽封的检修 (32)2.5 转子检修 (34)2.6 联轴器找中心 (36)2.7 盘车装置检修 (38)3 油系统检修 (39)3.1 油箱清洗与检修 (40)3.2 冷油器检修 (40)3.3 油管道及阀门检修 (41)4 汽轮机调节部件检修 (42)4.1 作用： (42)4.2 要求：调速系统的安装或检修，必须满足下述各项基本要求。

(42)4.3 调节部件检修注意事项： (43)5 主汽门及操纵座的检修 435.1 主汽门操纵座检修 (43)5.2 主气阀的检修 (45)5.3 调节汽门及连杆的检修 (46)5.4 调速系统的检修 (47)6 辅机部分检修 (48)6.1 凝汽器的检修 (48)6.2 加热器及除氧器检修 (49)6.3 热网加热器的检修 (50)6.4 疏水器的检修 (50)6.5 除氧器的检修 (51)6.6 水泵检修 (51)6.7 气动泵的检修 (53)6.7.1 总述 (53)6.7.1.1 给水泵 (53)6.7.1.2 驱动小汽轮机 (53)6.7.1.3 一般说明 (53)7 阀门及管道的检修 (58)7.1 阀门的检修 (58)7.2 阀门的研磨 (59)7.3 填料和衬垫 (59)7.4 管道的检修 (60)8 机械设备的日常维护保养及验证标准 (61)8.1 设备的检查 (61)8.2 保养的类别 (61)9汽机检修职业危害 (62)9.1职业危害的定义： (62)9.2职业危害分类 (62)9.3汽机检修职业危害控制措施 (65)1 机组的技术规范及主体结构1.1 机组的技术规范1.2 1#、2#汽轮机主要技术规范1.3 3#汽轮机主要技术规范1.4 1#、2#汽轮机辅助设备技术规范1.4.3 凝汽器技术特性表1.5 3#汽轮机辅助设备技术规范1.6 汽轮机组的结构性能使用说明1.6.1 1#、2#汽轮机组结构性能使用说明1.6.1.1 1#、2#汽轮机热力系统简述1#、2#汽轮机为C15-4.9/0.49型次高压单缸单抽凝汽式汽轮机，额定功率为15000kW，其有一级压力为0.49MPa的工业抽汽额定抽汽量为50t/h，可同时供电和供热，机组的电负荷和热负荷可按用户需要进行调节，亦可长期作凝汽式运行。

3000KW汽轮机运行规程

汽机运行规程目录第一篇汽机运行通则第一章汽机运行人员注意事项第一节值班人员注意事项第二节运行值班人员日常工作第二章汽机运行基本要求第一节轴承振动标准第二节对调节及保安系统性能的要求第三节在下列情况下，禁止汽轮机起动或投入运行第三章对重要操作的规定第四章正确使用联系信号盘第五章汽轮机设备的定期切换和试验第一节设备定期切换和试验第二节电气、热工联锁和保护试验第三节危急遮断器超速试验第四节自动主汽门严密性试验第五节真空严密性试验第六节调速汽门活动试验第六章汽轮机运行的事故处理第一节处理事故的原则第二节紧急停机及操作步骤第三节主蒸汽参数异常第四节油系统工作异常第五节轴向位移增大第六节水冲击第七节异常振动和异音第八节机组甩负荷第九节汽轮机严重超速第十节厂用电中断第十一节失火第十二节突然超负荷第十三节凝汽器真空降低第十四节凝汽器铜管泄漏第二篇汽轮机组运行规程第一章 1#汽轮机组概况及规范第一节1#汽轮机概况第二节1#汽轮机的主要技术规范第三节1#机辅助设备技术规范第四节1#机热工保护整定值第二章 2#汽轮机组概况及规范第一节2#汽轮机概况第二节2#汽轮机热力系统技术特点第三节2#汽轮机调节保安系统及供油系统第四节2#汽轮机的主要技术规范第五节2#汽轮机辅助设备技术规范第六节2#汽轮机调节、保安及供油系统主要技术指标第七节2#汽轮机热工保护整定值第三章 3#汽轮机组概况及规范第一节 3#汽轮机概况第二节 3#汽轮机的调节、保安系统第三节 3#汽轮机的主要技术规范第四节 3#汽轮机辅助设备主要技术规范第五节 3#汽轮机调节、保安及供油系统主要技术指标第六节 3#汽轮机热工保护整定值第四章汽轮机组的起动第一节起动前的检查及必须具备的条件第二节汽轮机起动暖管前的辅助设备试验第三节暖管及开启汽动油泵第四节辅助设备的启动第五节汽轮机冲转及低速暖机第六节升速及全速第七节汽轮机并网接带电、热负荷第八节 2#机低压加热器，3#机高、低压加热器和供热抽汽系统的投用第九节机组的热态启动第十节机组冷、热状态起动的规定及时间分配第五章汽轮机组的运行第一节一般规定第二节运行中的检查、调整、维护和定期试验第六章汽轮机组的停机第三篇汽轮机辅助设备运行规程第一章除氧器运行规程第二章锅炉电动给水泵运行规程第三章汽动给水泵、工业汽轮机运行规程第四章循环水泵运行规程第五章冷却塔运行规程第六章减温减压器运行规程第七章深井泵、黄河水取水泵运行规程附录：汽轮机阀门检查卡第一篇汽机运行通则第一章汽机运行人员注意事项第一节值班人员注意事项1.汽机运行值班人员在独立工作之前，必须熟悉与本专业有关的各项规程，并经考试合格。