苏联制ВК-100-6型汽轮机运行规程（五）

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5.3.3  当发电机内保持一定风压后开启发电机两侧密封瓦调整门向密封瓦供油，保持油压大于风压0.03"0.05 Mpa，调整手动再循环门，使泵出口油压在0.25Mpa；
5.3.4  开启至空抽器空气门，关闭三个油箱平衡油门，根据真空上升情况，稍开油箱补油门，观察油位波动情况及时调整补油门，使油位趋于稳定；
5.3.5  油冷器出口油温达45℃时向油冷器通水。
5.4  运行注意事项
5.4.1  发电机充氢运行时，净油装置不应停止，否则氢气消耗量过大，氢气纯度低，油系统有氢爆炸危险；
5.4.2  密封油泵出口压力应保持0.25Mpa为宜，或根据发电机氢压情况再提高；
5.4.3  真空箱内真空应保持-0.088Mpa以上，当油箱中泡沫较多时，应适当关小至空抽器空气门，降低真空，使泡沫减少（真空箱压力不得低于-0.08Mpa）；
5.4.4  注意各油箱油位调整器浮子工作情况，应自动保持油位在1/3"3/4位置，否则应手动调整保持正常油位；
5.4.5  油冷器出口油温应在38"42℃之间，密封瓦回油温度不应超过85℃；
5.4.6  密封油泵盘根不应过热、漏油，电机振动不大于0.13mm；
5.4.7  发电机两侧密封油压应大于发电机氢压0.03"0.05Mpa；
5.4.8  净油装置在运行中，直流密封油泵备用，入口油门应开放，联动开关应投入。
5.5  净油装置的停止
5.5.1  净油装置的停止应在发电机排氢后进行根据发电机内风压下降情况调整两侧密封油压直至全关为止，当油压降至0.05Mpa时应断开密封油泵联动开关，副司机应配合操作逐渐开大手动再循环，保持泵出口油压为0.25Mpa；
5.5.2  密封瓦停止供油后，关闭密封油泵入口门，停止密封油泵，关闭至空抽器空气门；
5.5.3  关闭主油箱来注油门，停止油冷器供水。
5.6 主机运行中停止净油装置：
5.6.1  确证油封箱出、入口门，“U”型管至主油箱截门全开放；
5.6.2  关闭真空箱至空抽器空气门，随着真空逐渐下降开启补助油箱、真空箱两个平衡门；
5.6.3  关闭润滑油及主油箱至补助油箱注油门；
5.6.4  关闭氢分离箱密封瓦回油门；
5.6.5  待三个油箱油位降至玻璃油面计1/4后投入高压备用油源，开大净油装置再循环门，司机应调整密封油压不使其变化过大；
5.6.5.1  #9机没有高压备用油源，因此净油装置在停止前，必须通知电气将发电机氢压降至0.03Mpa后再进行操作；
5.6.5.2  #9机使用低压备用油源，其油压是油冷器后润滑油压，所以发电机氢压不应高于0.03Mpa。
5.6.6  确证润滑油已供给密封瓦之后，断开联动开关，停止密封油泵；
5.6.7  关闭氢分离箱回氢气门及补助油箱至主油箱回气门，开启氢气分离箱排大气气门；
5.6.8  拉掉两台密封油泵电源；
5.6.9  排烟机应可靠连续运行。
第六节    凝汽器
6.1  凝汽器运行注意事项：
6.1.1  汽轮机空负荷运行时，排汽室温度不超过120℃，带负荷运行时不超过60℃
6.1.2  汽轮机不允许排大气运行；
6.1.3  正常运行中凝汽器凝结水硬度不超过3微克当量，否则应及时停止凝汽器运行找漏；
6.1.4  循环水出口两侧温差不超过3℃；
6.1.5  凝汽器应保持冷却面清洁，水管不堵，否则应及时停止半侧运行，联系检修人员清扫；
6.1.6  两台循环泵运行时，入口联络门应关闭；
6.1.7  循环系统各电动门应经常处在电动位置，信号指示灯完整，电源不许中断，操作好用。
6.2  停止半侧凝汽器运行：
6.2.1  减掉部分负荷，以排汽室温度不超过60℃为依据；
6.2.2  检查运行半侧凝汽器循环泵应可靠运行；
6.2.3  关闭停止侧凝汽器空气门；
6.2.4  关闭停止侧滤水器总水门，注意油、氢冷器温度；
6.2.5  关闭循环水出、入口联络门；
6.2.6  两台循环泵运行时，应将停止侧循环泵出口门关闭，停止循环泵；
6.2.7  关闭停止侧凝汽器出口门；
6.2.8  开水室放空气门及出、入口水管放水门；
6.2.9  将凝汽器出、入口联络门，停止侧循环泵及凝汽器出口门电源拉掉；
6.2.10  注意排水坑水位及时启动排水泵；
6.2.11  水室水放净后，通知司机注意真空，然后开启人孔盖。
6.3  恢复半侧凝汽器运行：
6.3.1  关好人孔盖；
6.3.2  通知电气将泵及电动门电机送电；
6.3.3  关闭出、入口水管放水门；
6.3.4  稍开凝汽器出口门注水，待水室充满水后关闭空气门，全开出口门：
6.3.4.1  水室注水要缓慢；
6.3.4.2  从注水到全开凝汽器出口门过程中应将凝结水压力保持1.0MPa以上；
6.3.4.3  注意虹吸井变化及时调整。
6.3.5  如需要两台循环泵运行，可启动循环泵，否则可开启入口联络门；
6.3.6  开启滤水器总水门，注意氢、油温度；
6.3.7  开凝汽器空气门，冲灰水门，增加负荷，若需要停止另一侧凝汽器时，应检查各部正常后方可停止。
第七节   循环水泵
7.1  启动前准备：
7.1.1  通知电气测电机及阀门电机绝缘，送电。
7.1.2  凝汽器已通水，入口联络门、凝汽器两侧出口门、滤水器总水门已开放；
7.1.3  泵出口门已关闭，泵体放空气门开放；
7.1.4  各压力表门开启，循环水位800mm以上；
7.1.5  给好轴瓦冷却水，稍开密封水门；
7.1.6  轴瓦油位在2/3以上，搬动对轮轻快回转。
7.2  启动：
7.2.1  开汽抽子汽门保持1.6Mpa；
7.2.2  待泵内空气排除后，通知司机投入转向开关；
7.2.3  泵出口压力达0.3Mpa以上，电流达空负荷值后开启泵出口门；
7.2.4  停止汽抽子运行，关闭泵空气门。
7.3  运行中注意事项：
7.3.1  电机温度不超过80℃，电流不超过额定值；
7.3.2  轴瓦油位在1/2以上，油环带油回转，温度不超过65℃，振动不大于0.16mm,盘根不许发热，有少量水流出；
7.3.3  泵及电机不应有异音，流瓦水应通畅；
7.3.4  循环水位应在 800mm以上，低于 500mm时应汇报班长，采取措施；
7.3.5  室内温度为35℃时，电机静子铁芯、线圈最大允许温度为90℃时；
7.4  循环水泵停止：
7.4.1  运行中需停止一台循环泵时，首先应检查另一台循环泵运行正常、可靠；
7.4.2  开凝汽器入口联络门；
7.4.3  关闭要停泵的出口门；
7.4.4  确证出口门关闭后，泵出口压力及电流已达空负荷值；
7.4.5  拉掉转向开关；
7.4.6  转子静止后方可离开；
7.4.7  调整氢、油温度。
第八节   胶球清洗装置
8.1  凝汽器胶球清洗方法：
8.1.1  通知电气测电机绝缘，送电；
8.1.2  检查胶球泵出、入口门关闭，投球罐放水门应开放，栅网在关闭状态；
8.1.3  搬动泵对轮轻快回转；
8.1.4  开启投球罐上盖，投入胶球200个，投球后将盖扣好，拧紧螺丝；
8.1.5  关闭投球罐放水门；
8.1.6  开启胶球泵入口门；
8.1.7  合上启动开关，启动胶球泵；
8.1.8  开启泵投球罐栅网及出口门。
8.2  运行中注意事项：
8.2.1  电机、泵及轴瓦无异音，盘根不过热，振动小于0.13mm；
8.2.2  应经常通过透明监视孔，检查运行情况；
8.2.3  胶球清洗装置为不定期运行设备，应根据凝汽器端差情况随时投入；
8.2.4  投球数量最多不应超过凝汽器铜管数的百分之十；
8.2.5  每次投球颜色应一致，以便前、后比较丢球情况；
8.2.6  司机应将清洗前、后负荷，循环水温、真空、端差记录于日记中；
8.2.7  收球率可由下式计算：
      
                洗后收球数
          η=———————— X 100%
                洗前投球数
8.3  胶球清洗装置停止：
8.3.1  关闭投球罐栅网运行10分钟收球；
8.3.2  关闭泵出口门，停止泵运行；
8.3.3  关闭泵入口门；
8.3.4  开投球罐放水门；
8.3.5  取出胶球，计算收球率。
第九节  发电机冷却水升压泵
9.1  升压泵启动：
9.1.1  通知电气测电机绝缘，送电；
9.1.2  轴瓦油位应正常，给好盘根、轴瓦冷却水；
9.1.3  泵入口门应开放，出口门应关闭；
9.1.4  搬动对轮轻快回转；
9.1.5  通知司机投入转向开关；
9.1.6  稍开出口门，关闭直通水门后再全开出口门；
9.1.7  投入联动开关。（备用泵出口门开放）
9.2  运行中注意事项：
9.2.1  水泵出口压力不小于0.2Mpa，电流不超过106A；
9.2.2  轴瓦及电机不应有异音，振动不大于0.1mm；
9.2.3  升压泵检修后启动，必须做联动试验，水压应在0.08Mpa时联动。
9.3  停泵：
9.3.1  先将泵出口门关至1/4；
9.3.2  开放直通水门；
9.3.3  全关泵出口门；
9.3.4  断开联动开关后，拉掉转向开关；
9.3.5  泵在备用中，出口门应开放。
第十节   氢气冷却器
10.1  启动前检查：
10.1.1  滤水器放水门关闭，出、入口门开放；
10.1.2  各氢冷器及励磁机供、回水分门均开放；
10.1.3  氢冷器补工业水门，直通水门关闭，总水门、回水总门开放；
10.1.4  升压泵入口门开放，出口门、再循环门关闭。
10.2  启动与停止：
10.2.1  主机启动暖机升速中，当发电机入口氢气温度升高35℃时，开启直通水门；
10.2.2  主机停机转子惰走中，当发电机入口氢气温度低于35℃，逐渐关小直通水门，直至全关。
10.3  运行中注意事项：
10.3.1  发电机入口氢气保持在25～35℃之间；
10.3.2  发电机入口氢气温度不得低于25℃，高于40℃时，应通知电气，最高不许超过45℃；
10.3.3  发电机两端入口氢气温差不大于3℃，出口氢气温度不许超过75℃；
10.3.4  氢冷器内部水压不应超过0.2MPa，压力过高时应用入口总水门控制。
第十一节   凝结水泵
11.1  启动前准备：
11.1.1  断开联动，通知电气测电机绝缘，良好后送电；
11.1.2  轴瓦油位在2/3处，油质良好；
11.1.3  给好轴瓦、盘根冷却水及密封水；
11.1.4  泵体空气门，各压力表门开放；
11.1.5  泵入口门应开放，出口门关闭；
11.1.6  搬动对轮轻快回转。
11.2  启动：
11.2.1  联系司机投入转向开关；
11.2.2  出口水压达1.2Mpa，各部正常慢慢开启出口门；
11.2.3  投入联动开关。
11.3  运行中注意事项：
11.3.1  轴瓦、盘根冷却水、密封水不许中断，盘根不过热；
11.3.2  轴瓦油位在1/2以上，温度不许超过65℃；
11.3.3  电机温度不超过80℃，电流不超过额定值；
11.3.4  油环应带油回转，振动不大于0.13mm；
11.3.5  正常运行中联动开关应投入，备用泵出口门应开放。
11.4  主机运行中凝结水泵做检修措施：
11.4.1  通知电气拉掉检修泵电源；
11.4.2  关闭泵出口门、入口门、空气门、密封水门；
11.4.3  确证泵内真空已到“0”，方可允许开工。
11.5  凝结水泵检修后恢复：
11.5.1  设备检修完工后，应详细检查解体部位确证完好，卫生合格方可恢复；
11.5.2  给好轴瓦、盘根冷却水，密封水，轴瓦油位应在2/3；
11.5.3  通知司机注意真空，缓慢开启泵体空气门；
11.5.4  当泵内压力达-0.068Mpa以上时，方可缓慢开启泵入口门（注意运行泵情况）；
11.5.5  搬动对轮轻快回转，通知电气送电；
11.5.6  联系司机试转良好后，切换运行或备用；
11.5.7  投入联动开关，全开泵出口门。
11.6  凝结水泵停止：
11.6.1  断开联动，通知副司机关泵出口门；
11.6.2  拉掉转向开关。
第十二节   疏水泵
12.1  启动前准备：
12.1.1  断开联动，通知电气测电机绝缘，送电；
12.1.2  轴瓦油位在2/3处，油质良好；
12.1.3  给好轴瓦、盘根冷却水，密封水；
12.1.4  开启泵入口门、空气门、各压力表门；
12.1.5  关闭泵出口门，搬动对轮轻快回转；
12.2  启动：
12.2.1  投入操作开关转泵，压力正常；
12.2.2  各部良好后开出口门。
12.3  运行注意事项：
12.3.1  空负荷运行时间不可太长；
12.3.2  轴瓦及盘根不许过热，油环代油回转，振动不大于0.1mm;
12.3.3  轴瓦油位应在1/2以上，温度不许超过65℃；
12.3.4  备用泵出口门应开放，联动开关应投入。（电机电流不超过76A）
12.4  停泵：
12.4.1  关闭泵出口门；
12.4.2  断开联动开关后，断开操作开关，停止泵运行。
第十三节    低压加热器
13.1  一般说明：
13.1.1  #1、2加热器组装在一起，装在凝汽器外壳上，采用黄铜管，用胀管法固定在管板上，水流程为四次；
13.1.2  #3～5加热器外壳采用焊接钢板制成，U型管用胀管法固定在管板上，水流程#4、5为六次，#3为四次，都装有水位自动调整器。
13.2  运行注意事项
13.2.1  #1、2加热器水面计应无水位；
13.2.2  #3加热器水面计应有1/3水位，#4、5加热器水面计水位应在3/4"4/5处；
13.2.3  疏水器动作应灵活，汽、水法兰不应漏泄；
13.2.4  加热器及其管路如有水击声、振动大应查明原因及时处理；
13.2.5  #3加热器导凝汽器疏水门不许关闭。
13.3  主机运行对#3"5加热器做临检措施：
13.3.1  减负荷（以#6加热器内部压力达0.65MPa为依据）保证高压疏水可靠导向脱氧器，导低压疏水门全关；
13.3.2  改用二次抽汽导脱氧器；
13.3.3  停止疏水泵运行；
13.3.4  切换法兰漏汽，将法兰漏汽导入凝汽器，关闭导低加漏汽门。
13.3.5  关闭#3"5加热器抽汽门；
13.3.6  将高压加热器空气门切换为导凝汽器；
13.3.7  关闭加热器出、入口门的同时，应开启加热器进路门（操作要缓慢、谨慎，避免凝结水压力波动过大）；
13.3.8  关闭#3加热器导凝汽器疏水门，空气门；
13.3.9  开启加热器故障放水门，应注意真空。
13.4  在停止加热器操作及检修期间注意事项：
13.4.1  负荷不要带得过大或过小，保持稳定，应根据#6加热器内部压力能导入脱氧器最低值为准，一般负荷应在60"65MW范围内，以防脱氧器振动；
13.4.2  高、低压加热器全部停止中，负荷不应超过50MW。
13.5  检修后恢复：
13.5.1  关闭各加热器故障放水门；
13.5.2  缓慢开启水侧入口门向加热器充水，直至全开；
13.5.3  开水侧出口门，同时关闭近路门，注意凝结水压力；
13.5.4  稍开低压加热器导凝汽器空气门，并注意主机真空。
13.5.5  待加热器内压力接近凝汽器真空时，开启#3"5加热器抽汽门、疏水门；
13.5.6  启动疏水泵；
13.5.7  切换高压加热器空气门为导低压运行；
13.5.8  增加负荷，切换法兰漏汽；
13.5.9  改用三次抽汽导脱氧器。
第十四节   空气抽出器
14.1  启动前准备
14.1.1  全开凝汽器总空气门；
14.1.2  关闭真空破坏门，注满水；
14.1.3  一段导凝汽器疏水门关闭，三段导二段、二段导一段疏水门及导凝汽器疏水总门开放；
14.1.4  空抽器空气门关闭，空抽器总汽门开放。
14.2  主空抽器启动：
14.2.1  凝结水泵已正常运行，空抽器出入口水门、再循环水门已开放，空抽器近路门关闭；
14.2.2  开启蒸汽门，保持0.2"0.3Mpa，暖管3分钟后提升汽压，#1组为1.6Mpa，#2组提升到0.6Mpa；
14.2.3  检查空抽器本身效率（压力不低于-0.099Mpa），然后全开空气门；
14.2.4  开一段导凝汽器疏水门，用三段导入二段的疏水门保持疏水少量流出进入漏斗。
14.3  运行中注意事项：
14.3.1  保持蒸汽压力#1组为1.6Mpa，#2组为0.6Mpa，当真空系统严密性不良时，可适当提高汽压；
14.3.2  内部不得有水击声或振动；
14.3.3  排汽孔排汽应通畅，不准汽化。
14.4  空抽器停止：
14.4.1  主机打闸后，发电机已解列，立即关闭空抽器蒸汽门，此停止方法应用于破坏真空，紧急故障停机及开停机调峰时停机；
14.4.2  主机打闸后，转子惰走至1500转/分时全开蒸汽门，主轴静止，真空到“0”，此方法应用于正常停机时停止空抽器；
14.4.3  先关空气门，关闭一段至凝汽器疏水门，而后关闭蒸汽门，此方法应用于切换空抽器运行后的停止。
14.5  辅助空抽器
14.5.1  启动时应慢开蒸汽门保持0.2"0.3Mpa暖管3分钟，然后将汽压提升至1.6Mpa，开放空气门；
14.5.2凝汽器压力达-0.082Mpa时，可以停止辅助空抽器，先关空气门，后关蒸汽门。
第十五节   高压加热器
15.1  随机启动高压加热器：
15.1.1  通知给水专责联系锅炉准备启动加热器；
15.1.2  检查所有测量仪表都处于工作状态；
15.1.3  检查水面计上、下阀门开启；
15.1.4  开启出口活塞强制手轮，导低压疏水门、空气门开放；
15.1.5  通知热工测好保护装置线圈绝缘，送电，电源开关应投入工作位置，水位发讯器上、下阀门开放，放水门关闭。
15.1.6  关闭汽、水侧所有放水门，出、入口管空气门开放；
15.1.7  稍开加热器入口总门，向加热器管路注水，空气管见水后关闭空气门，定压后逐渐将入口总门开至1/4，出口总门全开（保持给水流量为50"100吨/小时）
15.1.8  开放注水门向加热器注水，待内部满水定压后，关闭注水门，检查管束泄漏情况，不漏时可稍开注水门，启动加热器活塞：
15.1.8.1  待凝结水泵启动正常后，全开总水门，电磁阀出、入口水门，活塞下部放水门关闭；
15.1.8.2  开启动水门，活塞自行抬起，而后关闭启动水门；
15.1.8.3  开放活塞下部放水门，适当稍开活塞上部放水门，关闭注水门。
15.1.9  保护装置试验：
15.1.9.1  手动跳闸水门试验；
15.1.9.2  手动电磁阀开关试验；
15.1.9.3  运行中可用关闭水位发迅器上部阀门的方法，来提高发讯器水位进行跳闸试验。
15.1.10  全开#6"8加热器抽汽门；
15.1.11  主机并列后随着负荷的增加逐渐开大入口总水门，直至全开；
15.1.12  当#6加热器内部压力达0.65Mpa将高压疏水导向脱氧器，关闭导低压疏水门。
15.2  加热器作检修措施：
15.2.1  联系给水通知锅炉；
15.2.2  应减掉部分负荷（以调整段及#1"8次抽汽压力不超过规定值为依据）；
15.2.3  依次关闭#8、7、6加热器抽汽门，保持给水温度下降速度不大于2℃/分；
15.2.4  关闭空气门；
15.2.5  适当开放冷水门，关闭加热器入口总水门，而后关闭出口总水门；
15.2.6  开启汽、水侧放水门：
15.2.6.1  应先切换疏水系统排大气 ，#8机“U”型管放水门应缓慢逐渐开大；
15.2.6.2  故障放水门开放后关闭疏水门。
15.3  检修后恢复：
15.3.1  联系给水通知锅炉；
15.3.2  关闭汽、水侧放水门，检查门开放；
15.3.3  向加热器管路通水，开放出、入口管空气门排除空气后关闭；
15.3.4  稍开抽汽门保持0.1Mpa，暖加热器10"15分钟，而后提升至0.5Mpa，保持10分钟，关闭抽汽门放掉疏水；
15.3.5  开启注水门向加热器注水，定压后关闭注水门，检查管束漏泄情况，不漏时可稍开注水门，启动加热器入口活塞，关闭注水门及检查门；
15.3.6  全开加热器出口总水门，入口总水门开1/4；
15.3.7  依次缓慢开启#6"8加热器抽汽门，保持给水温度上升速度不大于5℃/分；
15.3.8  根据水位上涨情况，及时开放疏水门；
15.3.9  通知司机缓慢开启空气门；
15.3.10  全开入口总水门，切换放水系统排至低位水箱。
15.4  运行注意事项：
15.4.1  疏水水位不应过高；
15.4.2  加热器内部不应有振动和水冲击声；
15.4.3  为保证加热器经济运行，抽汽门应全开；
15.4.4  各汽水管路及法兰、阀门不应有漏汽、漏水；
15.4.5  给水温度较正常降低时，应查找原因；
15.4.6  入口活塞自动关闭时，应查找原因进行处理。
15.4.7  加热器保护应经常投入并可靠好用，每月10日二值班试验一次；
15.4.8  加热器发生满水紧急情况时，可手动电磁阀或手动跳闸水门，关闭入口活塞，停止加热器。
第五章   事故处理规程
第一节  总 则
1.1  本章详述高压汽轮发电机组可能发生的主要事故及预防和消灭事故的措施。1.2  发生事故时，运行人员应迅速消除事故，并解除对人身及设备危害，运行人员应采取
一切措施保证厂用电源。
1.3  处理事故时应周密思考、动作敏捷、操作正确，不得惊慌失措，否则会扩大事故。
1.4  发生事故时应遵照下列指示：
1.4. 1  根据仪表的指示及机器外部象征，首先判明事故发生的原因由哪些地方引起的；
1.1.2  查明事故损伤地方的性质及范围；
1.4.3  保证运行设备的正常运行；
1.4.4  事故消除后，立即向班长汇报处理经过。
1.5  发生事故时分厂厂长或副厂长如正在现场，必须指挥消除事故，并给予班长正确的指示。
1.6  在交接班时间内发生事故时，则应停止交接班，由交班人员处理，接班人协助处理，待事故消除后得到班长或值长的通知后方可进行交接班。
1.7  事故期间，班长向运行人员发出命令时应考虑到不使运行人员影响监盘。
第二节   故障停机
2.1  操作步骤：
2.1.1  手打危急保安器（或断开停机开关），并确证主、调速汽门已关闭，负荷表指示到“0”，各段逆止门发出关闭信号；
2.1.2  联系值长要求电气快速解列发电机；
2.1.3  转低压交流油泵；
2.1.4  关闭#5加热器出口门，开启凝结水再循环门；
2.1.5  接到值长“发电机已经解列”电话、表盘《油开关跳闸》信号亮后，停止空抽器、开真空破坏门；
2.1.6  停止疏水泵，关闭导脱氧器抽汽门；
2.1.7  完成停机其它各项操作，记录转子惰走时间。
注释：打落危急保安器，主、调速汽门已关闭三分钟内电气没将发电机解列时，可以使用解列按钮自行解列。
2.2  如有下列情况之一者必须紧急故障停机：
2.2.1  机器突然发生强烈振动，骤增至0.06mm；
2.2.2  汽轮机内有清晰的金属噪音；
2.2.3  汽轮机发生水击；
2.2.4  汽轮发电机组任意轴承回油温度急剧升到75℃。
2.2.5  油系统着火，不能及时扑灭；
2.2.6  发电机或励磁机冒烟着火；
2.2.7  调速部件失常，主、调速汽门关闭后不能开启；
2.2.8  转速上升至3360转/分，而危急保安器未动作；
2.2.9  由于漏油而引起的主油箱油位下降至“0”mm，又不能及时补新油；
2.2.10  转子串轴达 1.7mm串轴保护未动作或推力瓦片钨金温度急剧升高至100℃，负荷减至“0”仍无效时，胀差超过规定极限值时；
2.2.11  负荷已减到“0”自动主汽门前蒸汽温度仍高于545℃；
2.2.12  负荷已减到“0”自动主汽门前蒸汽温度仍低于430℃；
2.2.13  负荷已减到“0”自动主汽门前汽压仍低于5.9Mpa；
2.2.14  自动主汽门前汽温、汽压同时升高到极限数值；
2.2.15  主机负荷到“0”，凝汽器压力仍高于-0.061Mpa；
2.2.16  润滑油压下降到0.04Mpa，起动低压油泵，调整溢油阀仍然无效时。
2.2.17  主蒸汽管路及部件破裂不能切除。
注意：2.2.1"2.2.10，2.2.16项应破坏真空紧急故障停机。
第三节   主蒸汽参数变化
3.1  正常运行中自动主汽门前汽压应为8.9±0.5Mpa，汽温应为535±5℃，超出此范围时，及时联系锅炉恢复正常。
3.2  当自动主汽门前汽压低于8.5Mpa，汽温低于500℃时，司机应向联系值长，按规定减负荷。
3.3  汽温降至480℃时应开启直排大气疏水门，下降至460℃时开放车室各段疏水门。
3.4  当自动主汽门前混合蒸汽温度急剧下降60"70℃时应故障停机。
3.5  当自动主汽门前汽压、汽温下降时应按下表规定减少负荷或故障停机：





汽压Mpa

8.5

8.0

7.5

7.0

6.5

6.0

5.9以下


负荷MW

100

80

60

40

20

0

停机


汽温℃

500

490

480

470

460

450

430以下


负荷MW

100

80

60

40

20

0

停机
3.6  当汽温升高到541"545℃或汽压升高到9.8"10.0Mpa时，不允许连续运行超过30分钟，在上述参数下全年累计运行时间不得超过20小时。
第四节   凝汽器真空下降
4.1  凝汽器真空下降时，应将真空表与排汽室温度相对照，以便确定是表计失灵，还是真空确实下降，查明原因进行处理。
4.2  凝汽器真空急剧下降应检查如下设备：
4.2.1  循环泵电流、出口压力判断循环泵是否跳闸或出口门误关。
4.2.2  凝结水泵电流、出口压力判断凝结水泵是否跳闸或不打水。
4.2.3  轴封压力调整器失灵。
4.2.4  虹吸井汽化。
4.2.5  过冷度增加，凝结水位升高。
4.2.6  空抽器工作失常。
4.2.7  轴封加热器失常。
4.3  主机真空缓慢下降应检查：
4.3.1  循环泵电流，出力压力是否摆动，判断循环泵运行状况。
4.3.2  凝结水泵电流，出口压力是否摆动，判断凝结水泵运行状况。
4.3.3  循环水出、入口温度差及出口两侧温差判断凝汽器内是否有空气或堵塞。
4.3.4  空抽器汽压及排气状况，判断空抽器是否工作失常。
4.3.5  检查轴封加热器水位，轴封排汽筒排气及轴封汽抽子汽压判断轴封加热器运行情况。
4.3.6  由轴封供、回汽联箱压力及各前后轴封供汽压力，判断轴封供汽是否失常。
4.3.7  检查凝结水过冷度，判断凝结水位是否高。
4.3.8  主机正常运行中真空偏低或者由于减负荷后主机真空下降都说明真空系统不严密，若由减负荷引起的应联系值长要求增加负荷恢复真空，待缺陷消除后再减少负荷。
4.4  若真空下降由于误操作造成的，则应及时恢复原状态，以恢复真空，查明原因，做好措施后，再执行操作。
4.5  凝汽器真空降低，达到规定值应按下表规定减负荷：





真空MPa

-0.088

-0.086

-0.083

-0.080
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              源自：