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| 1 | 接值长令：# 机准备做真空严密性试验，准备好试验表单，调整机组负荷符合要求。 | |
| 2 | 保持负荷、主汽压力、主汽温度、给水温度、抽汽压力，汽封压力参数稳定运行，空冷风机频率手动控制，频率保持不变。 | |
| 3 | 将负荷保持在480MW以上稳定运行。 | |
| 4 | 试验前，记录负荷、凝汽器真空、排汽温度，机组背压。 | |
| 5 | 切除# 机备用真空泵“联锁”，启动备用真空泵试验正常后停运。 | |
| 6 | 停止# 机运行真空泵，就地检查入口门关闭严密。 | |
| 7 | 记录关闭空气门的时间及此时的机组真空。 | |
| 8 | 每隔一分钟记录一次凝汽器真空值。 | |
| 9 | 真空严密性试验进行8分钟，真空下降速度取最后5分钟平均值。 | |
| 10 | 试验结束后后，启动# 机真空泵运行，注意机组真空恢复正常。 | |
| 11 | 投入# 真空泵“联锁”。 | |
1）机组负荷保持80%额定负荷；
2）备用真空泵联锁正常。
3）机组CCS退出，汽机负荷，锅炉蒸汽参数稳定。
4）轴封系统正常,无影响机组正常运行的缺陷。
5）空冷机组背压小于30KPa，空冷风速小于风速在1.5m/s以下且风向稳定。
1）试验中若排气装置压力升至45Kpa，排汽温度高于70℃，应停止试验。
2）如果真空下降过快或真空下降总值超过3KPa，应立即启动真空泵停止实验，查明原因。
3）若真空泵入口门关不严，真空下降过快，应立即停止试验，查明原因。
4）试验时应退出CCS，保持机组负荷及蒸汽参数稳定，对于空冷机组，如遇风速突增导致真空快速下降，应恢复原运行方式。
1、为什么不定在额定负荷时做？
做真空严密性试验时，总是不可避免的会出现真空下降，如果此时机组处于额定负荷运行，会有什么现象？真空差了，协调指令还是额定负荷，那势必会造成蒸汽流量的增加，如果真空变得很差，那蒸汽流量就会增加更多，在额定负荷下，蒸汽流量只要少许增加，汽机就会过负荷，就会造成轴向位移增加等一系列不正常变化，影响机组的安全性，因此，这个试验不能在额定负荷下做。
1）负荷越低，真空系统漏点越多，再加上低负荷真空过低，低压缸汽流不畅快，会造成鼓风摩擦，这时做试验，部分未完全凝结的蒸汽，这些蒸汽进入真空系统。这样会导致得到的数据不准确，不能很好地反映真空系统的严密性。
2）还有一个原因就是考虑到试验时的方便性与可操作性，想想看，如果放在50%负荷做，为了这个试验运行人员还得停磨煤机，这样操作起来不经济也麻烦，而且还增加了安全风险。一般的机组都能在70-100%负荷范围内不用切磨的，这时候操作就会少了，也会使工作量减少，也少了一个危险点。另外，为了试验把负荷降到50%负荷，不但影响机组运行的经济性，也影响电厂的总的发电量。
3）影响汽机真空的不仅仅是漏点，还有一个重要的方面就是凝汽器的热负荷。在循环水流量不变的情况下，如果漏点少了，低负荷时的真空一定会比高负荷时少。我们没有看到高负荷时真空变差，也没有看到低负荷时真空变好，也就是这两个方面的因素的综合作用的结果。还有，真空泵与凝汽器工作匹配也是个问题。
凝汽器的最佳工作点是80%负荷，如果负荷到了80%负荷以上，循环水开足了，还不能保证真空，那怎么办，一般电厂的做法是再开一台真空泵，想想看，为什么要这样，难道说是负荷高时漏进的空气多了吗？不是的，是不凝结气体多了，这部分不凝结气体不是空气，而是水蒸汽。
如果我在90%负荷做真空严密性试验，那么，试验的结果不能准确地反映出真空系统的严密性。负荷太高时，一部分未完全凝结气体，也就是未凝结的水蒸汽也会使试验结果变差的。
因此，真空严密性试验要求在80%负荷做，才能保证数据最能真实地反映出机组真空系统的严密性，而且对于电网的安全性影响也最小。
八、破坏真空，紧急停机：
破坏真空，就是让低压缸排汽侧的压力迅速上升，减少机组的焓降，也就是作功能力大大降低，起到制动作用。比喻的说，就是来个急刹车，大大减少机组惰走时间，减少设备受到严重危害的可能性，比如动静摩擦，水冲击，超速，油系统故障等严重事故时。
一般为了减少机组低压缸末级叶片在破坏真空时受到的强大扭应力和摩擦鼓风热量，所以一般在在转速低于2000转以下采取破坏真空还是较为安全的。
在危急情况下，汽机跳闸后为了使汽轮机转子加速停止转动，采用开启真空破坏阀，破坏凝汽器真空。这样将使冷空气进入汽缸，增大鼓风摩擦损失，也就等于增加了对转子的制动力矩，可以减少转子惰走时间，加速停机。
但转子同时会受到很大的制动力，严重的会导致末级叶片折断。该制动力既与转子转速有关，又与气体密度也可说气体压力相关，转速越快、压力越高制动力越大、产生的热量也越多。为限制叶片受力，对真空破坏阀开启时转速的上限进行规定，以保护叶片的安全，上海汽轮机厂家要求汽机转速低于400rpm时对汽机无影响，汽机转速低于2000rpm后破坏真空对汽轮机的损害已经不大。
1）汽轮机转速超过3300r/min保护拒动时。
2）汽轮发电机组突然发生强烈振动超过0.25mm，保护拒动时。
3）汽轮机内部有清楚的金属摩擦声或撞击声时。
4）轴向位移达极限值(＋1.0mm或－1.0mm。)或推力轴承金属温度超限。
5）润滑油供油中断或油压下降至极限值(0.06MPa)，备用油泵启动仍无效。
6）润滑油箱油位下降至极限值(-300mm)，补油无效。
7）汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或任一径向轴承金属温度达113℃、或推力瓦金属温度达107℃。（测点异常除外）。
8）汽轮机发生水冲击，上下缸温差超过56℃。10min内主、再热汽温急剧下降50℃，抽汽管道进水报警且超过跳闸值。
9）汽轮机轴封异常磨擦冒火花。
10）汽轮机油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁机组安全。
11）发电机冒烟、着火、爆炸。
12）厂用电全部失去。
1）机组的运行已经危及人身、设备安全，必须停机才可避免发生人身、设备事故时。
2）发生火灾直接威胁机组安全运行。
3）汽轮机重要运行监视表计或装置，显示不正确或失效，在无任何监视手段。
4）汽轮机EH油压下降至8.5MPa而保护未动或油路发生泄漏无法隔离。
5）排汽装置背压大于65kPa。
6）发电机严重漏水，危及安全运行时。
7）发电机密封油系统故障，无法维持运行时。
8）发电机定子线棒温差大14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时。
9）当发电机内氢气纯度急剧下降到92%以下或氢气压力急剧下降到下限值以下，且无法维持时。
10）发电机滑环严重打火，危及设备安全时。
11）机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10分钟内下降50℃。
12）当热控DCS系统全部操作员站出现故障时（所有操作员站“黑屏”或“死机”），且无可靠的后备操作监视手段，短时无法恢复时。
13）主变压器、励磁变压器、高厂变压器发生严重故障时。
14）达到机组跳闸条件而保护拒动时。
汽轮机在破坏真空后停机速度会加快，因为破坏真空，就是让低压缸排汽侧的压力迅速上升，减少机组的焓降，也就是作功能力大大降低，即大量空气进入汽轮机，产生鼓风摩擦，对转子起制动作用，使转子迅速停止转动，起到制动作用。
根据现场实际经验：350MW东汽机组，不破坏真空的情况下，转子的惰走时间在48-52min之前，而破坏真空后惰走时间为30-36min之间。
主机润滑油冷油器切换操作危险性比较大，切换操作失误带来的就是断油烧瓦事故。下面图文展示润滑油切换操作步骤。
1.准备将大机冷油器由A冷油器切换B冷油器运行,就地检查确认B冷油器放油门和润滑油取样门已关闭。如图：
2.检查开启B冷油器油侧顶部至主油箱放空气门，（注：正常运行时在开启状态，冷油器检修时在关闭状态）。如图：
3.开启B冷油器润滑油注油阀(A、B冷油器联络阀)（注：正常运行时在开启状态，冷油器检修时在关闭状态），联系DCS监视润滑油压力、温度、润滑油位变化正常。如图：
4.确认B冷油器出口排气口有油流过,待手感冷油器油侧顶部至主油箱放空气管路温度升高且有油流过时判断注油充分。如图：
5.检查B冷油器冷却水底部放水门关闭。如图：
6.开启B冷油器顶部冷却水放空气门，稍开B冷油器冷却水回水门，待B冷油器顶部冷却水放空气门有连续水流后关闭。如图：
7.开启B冷油器冷却水回水门、进水门，结束后检查冷却水进、回水已投入良好，如图：
8.逆时针方向松动冷油器切换阀大手轮，约一圈左右，使大手轮旋转到松开状态时的位置指示。如图：
9.将冷油器切换阀（小手轮）旋转90度置向B冷油器运行位置,根据切换阀上箭头指示，箭头指向的为运行冷油器，如果将冷油器切换阀旋转45度，则为两台冷油器并列运行。如图：
10.切换阀操作完毕后，将大手轮顺时针方向锁紧。如图：
11.检查大机润滑油压力、温度正常。润滑油温度调节门动作正常、油温正常、润滑油箱油位正常，切换完毕。
12.大机冷油器切换注意事项：
1）冷油器切换前，要检查交流辅助油泵连锁投入，直流润滑油泵连锁投入，严格按照操作票执行，操作过程要缓慢，冷油器注油一定要充分，防止切换过程中油压下降。
2）冷油器切换过程中，可根据润滑油压变化，来控制操作速度，避免油压大幅波动。
3）投入冷却器水侧时缓慢进行，确保注水充分，防止注水过快造成冷却器冲击和注水过快造成注水不充分，从而造成切换后冷却器效果差，造成润滑油温波动。
4）冷油器切换后，检查冷却水是否良好，确认冷油器出油温度在40℃～45℃之间。
5）冷油器切换后要检查切换阀锁紧情况，防止冷油器切换阀未锁紧造成切换阀芯自主转动造成切换不到位。
造成凝汽器真空下降的原因较多，现在就生产实际工作中遇到的造成凝汽器真空下降常见的原因与处理方法介绍给大家仅供参考、交流。
（3）处理：当确证为凝汽器的热水井水位升高造成凝汽器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查究竟是什么原因使凝汽器水位上升，迅速想办法将凝汽器水位降至正常水位值。
在汽轮机机组启动过程中，经常碰到的凝汽器真空缓慢下降的原因主要就是这几种。当然，这不是绝对的，但是应该遵循这样的原则：当凝汽器真空缓慢下降时，值班员应根据有关仪表，象征，工况进行综合判断，然后进行相应的处理。
（3）处理：当确证为是运行中机组低压加热器无水导致凝结器真空缓慢下降时，值班员只要将低压加热器调整至有水位显示即可。
②两台机组运行时，若一台机组发生事故，则视除氧器的压力高、低而决定是否将轴封汽源切换至辅汽供应，以保证轴封压力正常。
（3）处理：当确证为凝汽器热水井满水造成凝汽器真空缓慢下降时，值班员应迅速想法将凝结器热水井的水位降至正常水位。
（3）处理：当确证为高压轴封漏汽至六抽手动门调整不及时造成凝汽器真空缓慢下降时，当班人员迅速到就地适当关小高压轴封漏汽至六抽手动门即可。
以上为机组各工况下较为常见的凝汽器真空缓慢下降的原因、现象与处理方法。当然，这些不是绝对原因、现象与处理方法，这就需要我们大家在工作的过程中，不断地总结和提高各方面的知识与技能。
6、提高真空泵的工作效率，防止不凝结气体无法及时排出而影响机组真空。
机组正常运行时凝结水泵处于负压环境运行，若凝结水泵需要隔离检修或入口滤网需要清理时，一旦凝结水泵入口门隔离不严或操作顺序不当则会有造成机组漏真空风险。因此凝结水泵隔离\恢复时应严格按照操作顺序，每一步操作都要观察机组运行参数变化。
2001年7月某电厂曾发生一起因凝泵检修而导致机组掉真空跳机事件。
2001年7月4日某电厂发生了一起因凝结水泵检修而引起机组跳闸和一台给水泵损坏的事故。当时2号机运行，因发现凝结水泵出力不足，负荷带不起来，于是联系检修。检修人员办票清理B凝结水泵入口滤网。约半小时后，检修人员将B凝结水泵入口滤网打开。这时运行人员发现机组真空急剧下降，A凝结水泵电流剧烈波动，除氧器水位下降，凝汽器水位上升。运行人员立即启动备用射水泵 以维持真空，并降负荷。约2min后真空降至-80.99 kPa，但低真空保护没有动作。此时运行人员意识到可能是凝结水泵检修引起的，立即去紧B凝结水泵入口手动门并终止检修工作，但效果不明显，除氧器水位继续下降，于是继续大幅降负荷。约7min后，A给水泵电流开始波动，A给水泵汽蚀。4 min后，停A给水泵，启动B给水泵，B给水泵仍处于轻微汽蚀状态中。此时运行人员意识到了关键所在，立即去关A、B凝结水泵的空气门，但为时已晚，凝结水泵中的空气一时没法排出，水不能打走。又约4 min后，凝汽器满水，真空由-83.9 kPa降至-77.9 kPa，低真空保护动作。就地检查，发现B给水泵的平衡管被打坏，漏水严重，于是停B给水泵。
1 事故原因
1.1 检修人员和运行人员均忽视了关闭凝结水泵空气门1、2。检修票签发人没有在工作票中填写这一安全措施，运行人员也没有进行补充，从而当检修人员打开B凝结水泵入口滤网时，大气与凝汽器和A凝结水泵泵体相通，导致真空急剧下降、A凝结水泵进空气打不出水来。这是根本原因。
1.2 低真空保护没有按规定动作(真空低至-83 kPa时保护应动作)，导致了事故扩大， 使B给水泵损坏。
1.3 运行人员判断事故不及时，处理事故不果断，导致了B给水泵损坏。经认真分析判断，B给水泵损坏是因处理故障的时间 过长导致除氧器水位下降，使给水泵发生汽蚀，造成给水泵平衡鼓与衬套咬死，以及叶轮与密封环轻度碰磨。
2 防事故措施
2.1 重新对工作票签发人和工作票许可人进行资格认定这是一起因运行人员对系统不熟悉而产生的事故。但作为工作票签发人和工作票许可人却同时忽视了一条明显的安全措施，暴露出工作责任心不强的问题。工作票签发人接到检修任务就填票，但填写安全措施时较随便，考虑不全面；工作票许可人接票后只按照所填写的安全措施去完成，却不考虑措施是否全面，过分相信和依赖检修人员。因此，对于工作 票签发人和工作票许可人的人选，一方面要求他们有较高的业务技能，对现场系统相当了解；另一方面要求他们有很强的工作责任心。
2.2 加强技术培训，提高运行人员的业务水平 在这起事故中，作为运行人员，一是没有将系统可靠地隔离开来，就交与检修；二是判断事故能力欠缺，当凝结水泵电流摆动而打不出水时，没有作出及时而准确的判断。三是处理事故不果断，当除氧器水位降至危险水位时没有及时打闸停机，从而导致给水泵损坏。这都说明运行人员业务水平欠佳。因此，要抓好以下两方面的工作：一是组织系统图背画考试，以加强对现场系统的了解；二是经常开展反事故演习，以提高判断和处理事故的能力。
2.3 对机组运行中的设备检修要加强管理 机组运行中有设备要检修时，应将检修方案报告相关领导和专业技术人员，并经领导批准。同时强调，应将设备可靠退出系统，技术人员应到现场进行确认和指导，然后方可动工检修。很显然，在此次凝结水泵检修过程中，如果有专业技术人员在场监督和指导，事故是可以避免的。
2.4 加强保护装置的检查，确保其动作的准确性 一方面要在启动前对保护进行动作试验，另一方面要加强平时的维护和检查工作。
2.5 搞好备用机组的可靠性管理，尽量减少机组运行时对重要设备进行检修 对凝结水泵出力不够这一缺陷，虽在2号机启动前已提出，但检修人员没有提前检修，从而导致在运行中检修而发生了事故。
凝结水泵隔离操作
凝结水泵阀门隔离严密时操作
凝结水泵隔离时，应先关闭出口，后关闭入口门。这样是为了防止出口逆止门不严，若先关闭入口门则有可能因出口逆止门不严造成凝泵入口管路破裂事故。最后关闭凝泵机械密封水门，是为了防止掉真空，关闭时应确认凝泵入口压力逐渐变为常压即大气压。（详细操作见操作票）
凝结水泵阀门无法隔离严密时操作
因凝结水泵入口为蝶阀，很难保证其严密性。在凝泵入口阀门严密情况下，关闭凝结水泵出口电动门、入口电动门、泵体及出口管路抽空气门后则凝泵入口压力即应该逐渐变为常压。此时不影响凝泵检修相关工作。若凝结水泵入口阀门不严，则需要采取一些特殊措施，来保证凝结水泵安全隔离。
下面就本厂某次机组运行中清理备用凝泵入口滤网及处理备用凝泵出口法兰漏水（停泵时则漏真空）进行经验反馈：
凝结水泵隔离后，若凝泵入口仍为负压状态，且稍开滤网放空气门检查吸气情况，若吸气则可以判断入口门不严。采取以下措施：
1.在运行凝泵出口放水门处增加一道注水管路接至需隔离泵入口滤网放水门处。（如图所示）
2.稍开运行泵出口放水门对检修凝泵滤网开始注水，同时开启滤网放空气观察是吸气还是出气（水）。若凝泵滤网放空气门出水，则证明通过此注水管路可以在检修凝泵滤网处形成水封，确保检修时机组不掉真空。
3.维持运行凝泵出口压力稳定，调整注水量大小与阀门内漏相平衡，即保持凝泵入口滤网水位，能够形成水封封住凝泵入口，确保入口蝶阀不吸入空气。
4.若注水全开仍无法维持平衡，则说明凝泵入口门严密性太差，故障凝泵无法进行隔离检修。
用以上操作方法即可完成机组运行中凝泵检修工作。
凝结水泵隔离后恢复
凝结水泵隔离后恢复过程也要防止机组掉真空，且不能通过滤网放空气门进行注水操作。而应先投入密封水进行抽真空，建立真空后方可缓慢开启入口电动门注水。具体操作如下：
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