3.6.7.2 机组振动异常的处理
（1）若机组发生不甚强烈的振动，需降低负荷直到振动消除为止。
（2）机组突然发生剧烈振动或发出清晰的金属摩擦声时，应立即破坏真空紧急停机，并注意转子惰走时间，倾听声响变化情况。
（3）在运行中由于叶片脱落或折断引起强烈震动，应紧急故障停机。
（4）机组产生振动，但在发电机解列后，振动消失时，应报告有关领导，通知电气检查发电机，查找原因进行处理。
（5）在汽轮机启动升速过程中产生振动，应检查是否处于临界转速区域，否则应迅速越过临界转速区；若不再临界转速区域，应降低转速，暖机10－20分钟重新升速，但不能连续超过三次，否则应停机并报告有关领导进行处理。 3.6.8 水冲击
4.6.8.1 水冲击的象征： （1）进汽温度急剧下降。
（2）从蒸汽管法兰盘、前后轴封、汽缸结合面、主汽门杆、调速汽门杆大量冒白汽或溅出水点。
（3）主蒸汽管道内、汽轮机内有水击声和杂声。
（4）负荷突降，轴向位移增大，轴向位移油压下降，推力瓦温度升高。 （5）机组振动增大。 3.6.8.2 水冲击的处理
（1）发生水击时必须紧急故障停机破坏真空，打开所有直接疏水门进行大量疏水。
（2）在停机惰走过程中细听内部声音，推力轴承温度不过高，轴向位移也正常，在大量疏水后根据主蒸汽压力和温度，可以重新起动和升速，但在升速过程中应特别注意机器内部有无异音和振动是否正常。
（3）发生水击时推力轴承温度升高和轴向位移均超过规定数字，引起保护动作，应停机检查推力轴承，查看是否有摩擦现象。
（4）发生水击故障停机惰走时间缩短，并听测到机组内部有摩擦声时，应停机解体检查。 3.6.8.3 预防水击措施
（1）当主蒸汽压力温度不稳定时，应加强监视，按规定开疏水门。 （2）轴封加热器铜管破裂时，应立即关闭给汽门，加大疏水。 （3）起动时应正确暖管和疏水。 （4）严格控制凝汽器水位不超限 3.6.9周波变化
汽轮发电机应在50土0.5Hz周波下运行，超出此范围时： （1）迅速将周波恢复正常。
（2）为防止自动主汽门关闭，周波降至～45Hz时应启动高压交流油泵。 （3）当周波下降引起负荷升高，应立即调整负荷至正常值。 （4）检查机组振动、轴向位移、推力瓦温度。 3.6.10甩负荷
3.6.10.1在发电机突然甩掉负荷和电网解列后，调速系统能维持在危急保安器不动作转速内，值班员应按下列顺序操作：
（1）立即调整降低转速至3000 r/min。
（2）调整轴封供汽，保证轴封有轻微蒸汽冒出。 （3）检查推力轴承温度及轴向位移情况。 （4）检查机组振动情况和有无异常声音。
（5）调整凝汽器水位，保持水位在1/2～3/4。
（6）各参数调整正常后联系调度，尽快将机组并列接带负荷。
（7）在汽轮机空负荷运行中，应注意主蒸汽参数、油温、油压、真空和排汽温度。
3.6.10.2在发电机突然甩去负荷和电网解列，调速系统不能控制转速，使转速升至危急保安器规定转速动作后，应按下列操作顺序进行：
（1）将主汽门手轮全部关回，确认调速汽门全关，转速不再上升。 （2）启动高压油泵，保持正常油压。 （3）把调速器调到最低限并切除。
（4）当转速降至危急保安器回归转速2700 r/min以下时，重新挂上危急保安器，按正常起动升至3000 r/min。
（5）汇报值长一切正常，发电机可以并列。 （6）其他按正常操作执行。
3.6.10.3在发电机突然甩负荷和电网解列，转速突然升至危险转速3360 r/min，危急保安器不动作，应按下列顺序进行操作：
（1）手打危急保安器，关闭自动主汽门，破坏真空紧急停机。 （2）启动高压电动油泵或低压电动油泵，完成停机操作。 （3）汇报部门主管领导做危急保安器的超速试验。 4.6.10.4 发电机突然甩掉负荷
（1）立即检查机组保护系统是否有误动作现象。
（2）在确信自动主汽门已经关闭，立即关回手轮，把调速器调至空负荷位置，投入误动作保护开启主汽门，维持空负荷运行。
（3）通知热工消除缺陷，重新做保护试验。 （4）保护动作原因不明时应有停机检查。
（5）危急保安器及其它保护装置误动，主汽门关闭，发电机甩去负荷，但没有与电网解列时一般象征如下：
主汽门和调速汽门全关，主蒸汽流量到零，转数不变，此时证明发电机在电动机方式运行，应立即汇报值长，拉开发电机出口开关。
注意：汽轮机无蒸汽运行时间不得超过3分种。 3.6.11管道破裂
（1）汽、水、油管破裂时，应注意先切断来源，不得使人身和设备损坏。主蒸汽管破裂时，应立即停机并做好防火准备。
（2）不可能迅速隔离破裂部分的汽、水、油管道，应破坏真空紧急停机。 （3）高压给水管道破裂，应立即切换，保证锅炉供水。 3.6.12厂用电中断
3.6.12.1 厂用电中断现象
（1）各运行泵电流到零，电动机停止转动。 （2）交流照明熄灭。
（3）主蒸汽压力、温度下降，真空迅速降落。 4.6.12.2 厂用电中断的处理
（1）手击危急遮断器，故障停机，应不开各管道疏水门以保持锅炉水位。 （2）.根据润滑油压，启动直流事故油泵。
（3）若在停机过程中，厂用电恢复，可重新开机。 3.6.13失火
3.6.13.1 汽机间设备失火
（1）迅速通知消防人员并报告有关领导。 （2）首先切断有关电源，组织人员进行灭火。 （3）危及设备的安全时，故障停机。
（4）加强运行设备监视，若火势有蔓延趋势，应做好停机准备。 （5）汽机油系统着火，应用干式灭火器、1211灭火器、石棉布等灭火，不得用水和沙子（地面油着火可用沙子）。当失火无法扑灭，威胁机组安全时，应破坏真空紧急停机，禁止启动高压油泵。若火灾危及油箱时，可开启油箱事故放油门，但必须保证停机过程中润滑用油，机组完全静止时才可放尽。 3.6.13.2 发电机着火
（1）立即破坏真空，紧急停机。
（2）接好消防带，确认机组解列后，向发电机内喷水。
（3）机组转速降至500 r/min时，关闭真空破坏门，恢复真空至0.053 MPa（400 mmHg）。 （4）维持发电机转速在300～500 r/min运行，直至灭火工作结束，经值长同意方可将汽机停下。
（5）若无法维持转速300 r/min 时，可在静止后立即投入盘车连续运行。 （6）电气部分失火应在切断电源后灭火或用干式灭火器灭火。 3.6.14 辅机故障
3.6.14.1 发生下列情况之一，应紧急停运辅机 （1）设备发生强烈振动已威胁设备安全运行时。 （2）设备内部听到有明显金属摩擦声。 （3）电动机着火或冒烟。
（4）轴承冒烟或轴承温度超过75℃。
3.6.14.2 下列情况下先启动备用泵，再停故障泵： （1）盘根发热或冒烟。
（2）轴套处大量漏水经调整无效。
（3）轴承温度达65℃，且有升高趋势。 （4）电机外壳温度达70℃并继续上升。
3.6.12.3 运行中的辅机跳闸后，在无明显故障象征而又无备用泵的情况下，可重合闸一次。 第七节 除氧给水系统运行规程 3.7.1启动前的准备工作
（1）检修工作完毕，工作票收回并终结，各部完好，所有阀门、法兰连接处严密，现场清洁。
（2）检查下列阀门处于关闭位置：射水箱及除氧水箱底部放水门、前置泵再循环门、纯水至除氧器补水旁路门及调节门、两侧水位计排污门、前置泵出口旁路门。
（3）检查下列阀门在开启位置：两侧水位计联通门、各表计信号门、给水泵进出口门、给水泵轴承冷却水门、给水泵再循环门、纯水至除氧器补水调节门前后隔绝门、前置泵进出口门、凝结水至除氧器手动门、纯水至射水箱补水门。
（4）启动一台纯水泵将射水箱及除氧水箱补水至水位计的2/3。 （5）对前置泵、给水泵、除氧器真空泵测量绝缘合格后送上电源。 （6）纯水至除氧器补水调节门测量绝缘合格后送上电源。 （7）开启各变送器信号门、关闭变送器排污门。
（4）除氧器下水门开启，开启溢流管密封水门使其充满水后关闭，稍开排气门。 3.7.2 除氧器启动
（1）将两侧水箱水位补至2/3位置后，启动除氧器真空泵运行，维持除氧器真空在
-0.05~-0.07MPa之间。
（2）启动一台给水泵运行向窑头AQC锅炉及窑尾SP锅炉上水，维持两汽包水位在正常水位（0mm）。
（3）通知化学注意测量除氧器溶氧量，溶氧应≤50mg/L。 3.7.３ 除氧器的停运
（1）关闭凝结水至除氧器进水门、纯水至除氧器两侧水箱补水门 （2）停运给水泵和前置泵 （3）停运真空泵 3.7.4除氧器事故处理 （1）水位过高 原因：
a. 值班人员未监视好水位，调整凝结水或软化水流量不及时，致使补充过多。 b. 锅炉负荷突然下降而没有及时调整软化水进水门。 C. 凝结器铜管漏水过大。 处理方法：
a. 及时关小或关闭软化水或疏水补水门。
b. 根据运行方式及时调整水位，必要时可打开放水门放水，保持水位。 （2） 除氧器缺水 原因：
a. 除氧器放水门不严。 b. 凝结水中断或过少。
c. 除氧器软化水进水门故障。 d. 锅炉负荷增加。 处理方法：
a. 及时调整凝结水流量及软化水补水流量。
b. 如已严重缺水短时间不能恢复，应减少疏水损失，并减少机炉的负荷。 （3） 除氧器压力真空过低 原因：
a. 除氧器真空表失灵。 b. 真空泵或抽气器故障。 c. 系统泄漏空气。 d. 射水箱水门过高 处理方法：
a. 更换真空表。
b. 如果能维持除氧效果，待有停机机会时再停机处理真空泵或抽气器。 c. 查找泄漏点并隔绝。
d. 开启射水箱补水门进行换水降低水温 （4）除氧器溶氧量超过规定值 原因：
a. 除氧器水位过高。
b. 补水量过大，除氧器过负荷。 c. 真空过低。
d. 进水含氧量超标 处理方法：
a. 适当降低水位运行，维持水位在1/2~2/3之间。 b. 调小补水量，维持除氧器正常负荷。 c. 设法提高除氧器运行真空。
d. 检查凝汽器真空系统是否漏空气，软水补水改为从凝汽器补充。
第四章 电气运行规程
第一节 发电机及励磁系统介绍 4.1.1发电机技术规范
(1) 汽轮发电机型号及规格 型 号：QF2-4.5-2A
额定功率：4500kW 额定电压:10500V 额定电流：309.3A 功率因素：0.8
额度频率：50Hz 额定转速：3000r/min 相 数 ：3 极 数：1 接 法:Y 效 率：95.6%
(2) 定子三相短路电流为额定值（309.3A）时的励磁电流：115.3A (3) 空载励磁电流： 104A （4）空载励磁电压： 35V （5）满载励磁电流： 210A （6）满载励磁电压： 97V
（7）定子绕组直流电阻（75℃） 0.0613Ω (8) 转子绕组直流电阻（75℃） 0.3805Ω (9) 短路比: 0.90 (10) 漏磁电抗（Xe）： 5.69% （11）纵轴同步电抗（Xd）： 126.6%
（12）励磁方式： 静止可控硅励磁 （13）绝缘等级： F/F
（14）冷却方式： 密闭自循环通风冷却
（15）旋转方向： 从汽轮机端看为顺时针方向
4.1.2励磁方式及装置技术参数
4.1.2.1 励磁方式：自并励方式，即发电机未并列之前，励磁电源取自启备变，发电机升压并列过程中自动转为发电机出口母线上的励磁变供给励磁电源。 4.1.2.2 励磁系统主要技术参数指标 ⑴．模拟量输入
a．发电机励磁ＰＴ： ＡＣ3φ100Ｖ b．发电机仪表ＰＴ： ＡＣ3φ100Ｖ c．发电机定子电流ＣＴ： ＡＣ3φ5Ａ
d．发电机转子电流： ＡＣ5Ａ或电流变送器ＤＣ5Ｖ e．三相交流同步电压信号： ＡＣ100Ｖ ⑵．控制脉冲
a．分辨率： 0.05度／位码 b．移相范围： （10～150）度 ⑶．调压精度： ≤0.5％