机炉装置汽机操作规程

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目录

1机组概述1

1.1机组简介1

1.2机组主要设计参数1

1.3机组工艺流程叙述I

2机组结构性能及ETS紧急停机保护4

2.1主机本体4

2.2油系统部分5

2.3汽轮机ETS紧急停机保护6

3机组试验6

4机组启动20

4.1机组启动的划分20

4.2机组启动应具备的条件20

4.3机组启动前的准备工作21

4.4机组启动前需做的试验22

4.5机组额定参数启动23

5机组运行27

5.1机组运行调整的主要任务及目的27

5.2机组运行中的正常维护28

5.3机组DEH运行控制33

5.4机组的定期轮换35

6机组正常停运36

6.1停机前的准备工作36

6.2额定参数停机37

6.3额定参数停机控制数据及注意事项38

6.4机组的维护、保养和防冻39

7机组主要辅机的运行44

7.1辅机运行基本规定44

7.2电动机运行基本规定46

7.3润滑油系统的运行46

7.4高压启动油泵的运行53

7.5辅助蒸汽系统的运行54

7.6抗燃油（EH油）系统的运行54

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目录

7.7辅机冷却水系统的运行59

7.8凝结水泵的运行60

7.9给水泵的运行63

7.10轴封系统的运行70

7.11真空泵的运行71

7.12空冷系统的运行73

7.13低压加热器的运行76

7.14低压除氧器的运行79

7.15中继水泵的运行82

7.16减温水泵的运行82

7.17高压除氧器的运行83

7.18高压加热器的运行89

7.19供热系统的运行93

7.20减温减压器的运行96

8机组异常和事故的预防及处理98

8.1机组事故处理原则98

8.2事故停机98

8.3典型事故的预防及处理100

9设备规范116

10安全阀整定数值表132

11附录133

附录A：饱和蒸汽压力与温度对应表

附录B：汽轮机定参数冷态启动曲线

附录C：汽轮机背压保护曲线

附录D：汽轮机热力系统简图

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总则

1概述

煤化工分公司是以煤矿生产的煤为原料生产甲醇，甲醇通过MTO装置转化为烯烧，再通

过聚合装置生产出聚乙烯和聚丙烯，同时副产硫磺、丁烯、丙烷和乙烷等副产品。该项

目联合装置主要包括煤气化装置、180X10000t/a甲醇装置、60X10000t/aUTO装置、

3Ux10U0Ut/a聚乙烯装置、3UXWUOUt/a聚丙烯装置。

热电站有4台480t/h高压煤粉锅炉（三运一备），配套2X50MW汽轮发电机组，化学水

装置是为热电站及化工装置配套的水处理装置。

2编制依据

现行电力工业管理规范；

化工行业管理规范：

制造厂、设计院提供的说明书、图纸：

二十五项反事故预防措施等资料。

3适用范围

本部分适用于所有汽轮机运行人员，是运行人员正确运行操作的指导规范。

下列人员应熟知本规程：

热电中心经理、副经理

经理助理

热电中心工艺、设备主管及专业人员

值长

下列人员应熟练掌握并严格执行本规程：

专业主管及工程师

全体汽轮机运行人员

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1机组概述

1.1机组简介

热电站配置四台48（k/h煤粉锅炉、两台50股汽轮发电机组。汽轮机选用哈尔滨汽轮机厂

有限责任公司生产的型号为CZK50-9.3/4.2高压单缸、单抽冷凝式、直接空冷汽轮机。锅

炉主要为空分提供9.8MPa高压蒸汽，汽轮机主要为甲醇装置、聚乙烯装置、MT0等装置提

供4.2MPa工业抽汽，同时热电站凝结水系统还接收空分透平冷凝水。

热电站期配套3X480t/h高压煤粉锅炉己于2010年投产。原有三台锅炉产生的蒸汽量仅

能满足化工区正常生产运行用汽量，当其中1台锅炉故障时，化工用汽量将无法保证。由

于化工生产的特殊性及重要性，为保障供汽安全性，后续工程扩建lX480t/h高温、高压

煤粉锅炉，做为一期3X480l/h高温高压煤粉锅炉的备用锅炉。

1.2机组主要设计参数（见表1.2）

表1.2机组主要设计参数表

序号名称数值

1汽轮机型号CZK50-9.3/4.2

2额定功率50MW

3最大功率60MW

4主汽门前额定进汽压力9.3MPa

5主汽门前额定进汽温度535℃

6调整抽汽压力4.2MPa

7调整抽汽温度438℃

8额定背压15KPa

9夏季满发背压34KPa

10额定转速^000r/min

11旋转方向（从机头向发电看）顺时针

12给水回热级数：6级（3级低ER加热器，1级高压除氧器，2级高压加热器）

1.3机组工艺流程叙述

1.3.1主蒸汽系统

主蒸汽系统采用单母管、分段系统，每炉二路出口管引出，在炉前合并一路支管与母管相

I

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通。从主蒸汽母管引一路支管至汽轮机电动主汽门前，再分成两根支管与自动主汽门连接,

各自动主汽门入口支管均设有电动闸阀，带有小旁路，供暖管用。从主蒸汽母管引一路出

厂房外，通过厂区管架向空分供高压蒸汽。

1.3.2给水系统

给水系统采用单母管制，设有高压给水热母管、高压给水冷母管和低压给水母管，系统设

置4台580m额定流量的电动定速给水泵(P1021A,P1021B,P1021C,P1021D),3台运

行、1台备用，后续工程新增2台660m3/h额定流量的电动定速给水泵。自给水泵出口经

高压加热器(H2103A,H2103B)至高压给水热母管，再分别引支路接至每台锅炉的省煤器入

口。在高压给水冷母管与热母管之间增设联络阀，当任意一台高压加热器水侧退出运行前,

将该联络阀开启，防止另外一台高压加热器水侧超流量运行。

1.3.3抽汽系统

机组设一级4.2MPa调整抽汽和六级非调整抽汽，4.2MPa调整抽汽供甲醇装置、聚乙烯装

置、MTO等装置，非调整抽汽供给2台高压加热器(H2103A,H2103B),3台低压加热器

(H2104AJI2104B,H21O4C)和4台高压除氧器(R1120,R1220,R1320,R1420)。其中1、2

段抽汽分别向#2、#1高压加热器供汽，3段抽汽向高压除氧器供汽，4、5、6段抽汽分别

向#3、#2、#1低压加热器(H21O4C,H2104B,H2104A)供汽，其中4段抽汽还作为#1、#2

低压除氧器的汽源。为防止汽轮机超速和进水，各级抽汽管道上均设置气动逆止阀和电动

闸阀，其中4.2MPa调整抽汽管道上还增设快关阀和安全阀。化工装置投产后1.7MPaU.IMPa

和0.46MPa三个压力等级的多余蒸汽返回热电站，进入汽轮机回热系统，分别作为#1高压

加热器(H2103A),高压除氧器(RU20.R1220,R1320,R1420)和#3低压加热器<1121040.

#1、#2低压除氧器的加热汽源。

高压加热器疏水为逐级回流，最后一级疏入高压除氧器，启动、低负荷时#1高压加热器疏

水可进入#3低压加热器(1121040o低压加热器疏水也为逐级I可流，最后一级低压加热器

疏水至热井。高、低压加热器事故疏水直接至热井。

1.3.4凝结水系统

每台机组设有3台ZD135/2NLT-J立式凝结水泵(P2106A,P2106B,P2106C),凝结水由汽轮

机排汽装置下的热井引出进入凝结水泵，经轴封冷却器、3台低压加热器后进入高压除氧

器。

主凝结水采用单母管，1〜2号机组低压加热器凝结水引出至凝结水母管，通过凝结水母管

再引支管接至1〜3号高压除氧器。3台低压加热器各设有独立旁路，任何一台低压加热器

故障，均可单独解列。

凝结水系统还接受来自空分透平机的冷凝水，分别进入2台汽轮机的凝结水系统(在凝结

水泵出II及化学除铁器前处合并)。此外，凝结水系统还负责提供本体疏水扩容器减温水、

2

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真空泵补充水、真空破坏门注水、中压减温减压器一线（J2032B）减温水、轴封供汽减温

水、排汽缸喷水以及暖通减温减压站减温水。

1.3.5除盐补充水系统

除盐水一线大部分引至低压除氧器（R1036）,作为3台炉的补水；一部分除盐水分别接至

#1、#2机热井，用于调节热井的水位；一部分除盐水接至疏水箱，通过疏水泵（兼作上水

泵）用于锅炉冷态启动时为锅炉上水；除盐水二线引至中继水泵入口母管处；同时，除盐

水一线、二线均作为6台给水泵机械密封冷却水套冷却水源，该冷却水回水分别引至2台

机组排汽装置热井。后续工程新增一条化学除盐水三线DN250至#2低压除氧器作为系统补

充水，该三线引一分支DN150接至4#锅炉疏水箱，通过疏水泵（兼作上水泵）用于锅炉冷

态启动时为锅炉上水，#2低压除氧器下水接至原中继水泵入口。

1.3.6空冷系统

每台机组设置1套空冷凝汽器，汽轮机低压部分排汽，经1根DN3000的排汽管道，分成3

根支管DN1800进入空冷凝汽器，每根支管对应一列冷却单元。在汽轮机的排汽口下方设置

排汽装置（S2102）,排汽装置的底部设有冷凝水收集箱（热井），供机组启动和正常运行

时收集空冷凝汽器的凝结水。空冷凝汽器共有9个冷却单元，9个冷却单元沿汽轮机房纵

向排成3歹力共3行。排汽由顺流凝汽器单元顶部进入，其中大部分蒸汽凝结进入顺流凝

汽器单元底部的凝结水收集母管，经空冷平台上的凝结水收集母管汇合，然后自流进入排

汽装置热井，少量蒸汽和不凝结气体由底部进入逆流凝汽器单元进一步冷却，不凝结气体

由真空泵抽出排向大气。

1.3.7抽真空系统

凝汽器抽真空系统在机组启动初期将空冷凝汽器以及附属管道和设备中的空气抽!I；,以达

到机组启动要求：在机组正常运行中除掉逆流凝汽器单元顶部积聚的不凝结气体，聚集在

逆流凝汽器单元顶部的不凝结气体串联接至一个母管，然后由真空泵（P2107A,P2107B）

抽出排至大气中。每台机组安装2台100%容量水环式真空泵组，水环真空泵组主要由水环

式机械真空泵及电动机、气水分离器、热交换器等部件组成。机组正常运行时，1台运行,

1台备用。机组启动时，为加快抽真空速度，2台真空泵同时运行。

1.3.8供热系统

热电站负责向全厂提供9.8MPa和4.2MPa二种压力等级的工业蒸汽。与此同时。，还接受来

自外管网的1.7MPa和LIMPa、0.46MPa三种压力等级的自产蒸汽,分别用于#1高压加热

器、高压除氧器、#3低加与低压除氧器。9.8MPa与4.2MPa蒸汽之间设置2台减温减压器

（一、二线），用于汽轮机事故停机时能够继续向化工提供4.2MPa蒸汽。同时为确保高压

除氧器的加热用汽，在4.2MPa蒸汽管与1.IMPa蒸汽管之间设立1台减温减压器（J2032B）。

因汽轮机组4.2MPa工业抽汽温度高，在抽汽管道上增设•台减温器，以保证4.2MPa外送

3

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蒸汽温度合格。

考虑全厂蒸汽平衡，在全厂开、停车工况下及甲醉装置停车、烯煌装置开车工况时，全厂

4.2MPa蒸汽管网存在供汽量不足，新增一套300t/n9.8/4.2MPa减温减压器三线至甲醇装

置（外送化工装置150t/h,至新增4.2/1.IMPa减温减压器二线150t/h）。考虑全厂开、

停车工况、零机工况或气化装置停运两套以上时，由于化工1.IMPa返汽不足，为保证锅炉

给水温度,新增一套231t/h4.2/1.1减温减压器、一套72t/hLl/0.49MPa减温减压器,

分别对高工除氧器、低压除氧器及#3低压加热器进行加热。

1.3.9减温水系统

#5、#6给水泵增设中间抽头7.4UPa、50t/h减温水至9.8/4.2MPa减温减压器一、二、三

线及汽轮机抽汽减温器，原取自高压给水冷母管的减温水作为备用水源。#5、#6给水泵均

运行或任意一台运行且另外一台投入联锁备用时，中间抽头作为减温水源；当#5、#6给水

泵均不运行或任意一台运行且另外一台退出备用时，减温水源应切为高压给水冷母管。新

增2台减温水泵出口3.5MPa、46t/h减温水至4.2/1.IMPa减温减压器二线、1.1/0.49MPa

减温减压器。

1.3.10循环冷却水系统

主厂房辅机设备的冷却水为第二循环水场提供的循环水，循环水供/回水压力为0.4〜

0.45/0.2〜0.25MPa。冷却水供水分为三路，一路供水自冷却水供水管道上接出并经过滤水

器过漉后，直接送至被冷却设备，这些被冷却设备包括汽轮机油冷却器、发电机空气冷却

器。另一路供水自冷却水供水管道上引出并经过滤水器过滤后，再由工业水泵（P2023A,

P2023B,P2023C）刀3后，向锅炉、汽机的转机设备提供冷却水。第三路供水自冷却水供水

管道上引出向锅炉引风机、定连排、脱硫提供冷却水。所有冷却水回水经回水母管接至主

厂房外冷却水回水管道上，通过厂区管道回至第二循环水场。

1.3.11轴封系统

轴封系统的汽源来自高压除氧器汽平衡母管、辅助蒸汽母管，首台机组启动或热态启动时

应选择辅助蒸汽母管汽源。高压除氧器汽平衡母管投运正常后，考虑机组冷态启动中正胀

差的控制，轴封汽源可选择汽平衡母管（轴封供汽温度较低），待机组正常运行后，再将

汽源切换至辅助蒸汽母管汽源。轴封一段漏汽经门杆漏汽母管后回到高后除氧器

（R1120,R1220,R1320）,轴封二段漏汽回到#1低压加热器（H2104A）,轴封外端漏汽回

到轴封冷却器（H2105）,经过换热后疏水经多级水封回到排汽装置（S2I02）热井。

2.机组结构性能及ETS（紧急停机保护）

2.1主机本体

2.1.1CZK5O9.3/4.2型汽轮机为高压、冲动、直接空冷、抽汽凝汽式汽轮机。

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2.1.2汽轮机采用喷嘴调节，进入高压缸的新蒸汽由两只自动主汽门及四只调速汽门（一只主汽

门和两只调速汽门连在一起）控制，分别布置在机组两侧的基础上。

2.1.3工业抽汽由中压调节阀控制，中压调节阀为双座阀结构。中压调节阀在汽缸前上半部左右

各一个，汽缸前下半部左右各一个。

2.1.4汽缸由前、中、排汽三部分用垂直法兰联结而成，排汽缸采用焊接结构。汽缸前部采用平

斜法兰，用双头螺栓联接，汽缸用下猫爪支承在前轴承箱上。

2.1.5转了采用整锻加套装叶轮结构，高中以部分为整锻，低压部分后5级为红套结构，叶轮通

过端面径向键与转子相接，以减小轮孔部分的应力集中，后端采用套装的刚性联轴器与发

电机相联。

2.1.6本机组共有2个喷嘴组和15级隔板，所有隔板均为焊接隔板。

2.1.74.2MPa工业抽汽、1、2、3、4、5、6段抽汽分别位于汽轮机3级后、4级后、6级后、8

级后、H级后、13级后、15级后抽出。

2.1.8汽轮机采用分部罩壳，本体在其壁温高于100c的区域均安装隔热保温装置，以喊小散热

损失，保证安全。

2.1.9汽缸的前、后汽封和隔板汽封为常用的梳齿形结构，汽封间隙合理，能满足经济性和安全

性要求，旦检修方便。在后汽封处，开有转子现场动平衡的螺孔。

2.1.10转子进行了调整动平衡，以满足安全运行的需要，汽轮机转子一阶临界转速为1383r/mino

2.L11为控制法兰内外壁温差，防止产生过大的温度应力，缩短机组启动时间，机组汽疝法兰按

引进技术设计为高窄法兰结构，取消法兰加热装置。

2.1.12高压喷嘴组采用子午面收缩型线，全部动叶自带围带，隔板静叶与自带围带动叶形成光滑

的子午面流道。

2.1.13汽轮机绝对膨胀死点位于排汽缸后基架横键中心线与汽轮机中心线的交点，以横句及纵向

滑键定位于基架上。汽缸整体向前纵向膨胀，并以汽轮机中心线为基准向两侧均匀膨胀，

转子则以推力轴承定位，整体向后膨胀，汽缸与转子之间的相对膨胀有专门装置进行测量。

2.2润滑油系统

2.2.1本机组润滑油系统由主油箱、油位指示器、汽轮机主轴驱动的主油泵、射油器、高压启动油

泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、冷油器、滤油器、溢油阀、排烟系统、盘车装置、顶轴

装置、交直流泵自启动试验装置以及连接管道、阀门及各种监测仪表等构成。

2.2.2主油箱由焊接而成，油箱内悬挂有两台射油器：油箱回油处设置有方便清洗的滤网用以过滤

杂质；油箱底部设置一定坡度，用以沉淀水份和杂质使之汇集到排污口排走。油箱上盖设

有排烟口与排烟装置相连接，用于排除油烟，同时保证油箱内保持一定的负压，利于回油。

油箱上的两只油位指示器设置有行程变送器和远传发迅器，可就地指示油位及远传报警。

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油箱内装有6个电加热器，油温控制在40℃左右。

2.2.3机组启动前，先启动交流润滑油泵进行油循环，为系统设备、管路充油排气，同时提供盘

车装置的润滑用油和机组轴承顶起用油。这时因由主轴驱动的主油泵不能立即投入工作，

高压启动油泵代替主油泵向调节系统提供压力油。高压启动油泵出口设有调压阀，压力整

定在1.96MPa,直至达到一定转速，主油泵能提供1.96\1Pa左右的压力油。机组定速后，

切断高压启动油泵和交流润滑油泵。

2.2.4主油泵装在前轴承箱内，泵釉通过齿形联轴器与汽轮机主轴相连。主油泵进口油管与井1

射油器出口相连，排油口接到油箱内部的#1、#2射油器入口。正常运行时，主油泵提供

1.96MPa（g）、3000L/min的压力油到#1、-2射油器入口。

2.2.5安装在油箱内部的射油卷主要由喷嘴、混合室、喉部和扩散段组成。来自主油泵的高压油

经过喷嘴时速度增加，在混合室内形成低压，吸入油箱内的静止油，混合后的油高速通过

射油器喉部，经过扩散管，将动能转换成压力能，形成一定的出口压力。其中，#1射油

器出口通向主油泵入口；#2射油器出口经冷油器和润滑油过滤器后提供给各轴承

0.08-0.12MPa的润滑油。

2.2.6为保证各润滑部分获得稳定的油量和压力，系统设置溢油阀及低润滑油压停机装置，其中

溢油阀调节润滑油压。低润滑油压设定3个整定值：机组因故障润滑油压降至0.075MPa

时，交流润滑油泵启动以维持必要润滑油压；当润滑油压继续降低到0.06MPa时，直流润

滑油泵后动同时机组跳闸；当润滑油压降低到0.029MPa时，盘车跳闸。

2.3汽轮机ETS紧急停机保护

2.3.1当润滑油压降低到0.075MPa时，联锁启动交流润滑油泵；当油压降低到0.06MPa时，联锁

启动直流润滑油泵且机组跳闸；

2.3.2当排汽装置内压力升高到45KPa时，发出报警信号；当升高到55KPa时机组跳闸：

2.3.3当推力盘轴向位移＞0.8mm时发出报警信号，＞1.0mm时机组跳闸，VT.0mm时（朝机头

方向）发出报警信号,VT.2mm时机组跳闸;

2.3.4汽轮机各轴瓦振动大于0.1mm时机组跳闸；

2.3.5汽轮机胀差超限：＜-2.5iiuii或＞3.Sumi时机组跳闸；

2.3.6汽轮机超速110%时（TSI超速、DEH超速）机组跳闸；

2.3.7DEH（数字电液调节系统）失电机组跳闸；

2.3.8发电机故障机组跳闸；

2.3.9EH（抗燃油）油压下降至9.8MPa机组跳闸；

2.3.10EH油箱油位低UI值（230mm）时EH油泵停运且机组跳闸;

2.3.11各轴承巴氏合金温度达95c时报警，105℃时机组跳闸。

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机炉装置汽机操作规程

2.3.12远控手动停机。

3机组试验

3.1试验目的

汽轮机组试验的目的是以动态或模拟动态（短接保护接点）的方式来检验各种保护和自动

装置是否处于•正常的工作状态。新安装和大修后的机组应采用各种试验手段对各种阀门、

转动机械、低油压、低水压联动装置，辅助设备的相互联动装置，主机各种保护和各种容

器的液位保护进行试验，以保证投入运行后动作正确，以确定该机组的经济指标是否符合

设计水平。

3.2阀门（电动阀门和调节阀门）开关传动试验

3.2.1每次启机前检查恢复系统时，应做阀门开关传动试验；

3.2.2联系电气、仪表人员，将试验的阀门送电；

3.2.3试验开关量阀门时，配合电气检修人员整定阀门“全关”、“全开”位置正确；并于DCS

上分别发出“关”、“开”指令，观察阀门动作灵活好用，开关方向正确，阀位正常，阀

门反馈与DCS上指示一致；

3.2.4试验模拟量阀门时,于DCS上分别输出0%、25%、50%、75%、100%指令,检查阀门动作灵

活无卡涩，方向正确，阀位反馈与DCS上指示一致：

3.2.5试验后将各阀门放至规定位置，并做好记录。

3.3转机启停及联动试验

3.3.1试验条件

（1）做转机动态启停及联动试验前，检查该转机及所在系统检修完毕，工作票收回，转机

应处于良好的备用状态；

（2）联动试验的转机应经过启动、停止试验正常，处于联动备用状态；

（3）启动与停止时联动出口门及再循环门自动开关的转机，试验前做好相应系统隔离措施;

（4）给水泵联动试验应在静态试验合格条件卜，根据系统及设备情况做动态试验：

（5）所有泵在试验前其入口处必须具有正常的液位，且泵内充满液体；

（6）联系电气测试验泵电机绝缘合格后送电，电动门开关良好，限位正确；

（7）试验时仪表人员及电气人员参加；

（8）检修后第一次启动转机时，检修人员应在场。

3.3.2下列情况应做转机启停及联动试验

<1）转机新安装或大、小修后；

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机炉装置汽机操作规程

（2）DCS系统检修或逻辑联锁回路修改后；

（3）机组启动前。

3.3.3转机启动、停止试验及事故按钮试验

（1）检查DCS上转机联锁开关在“解除”位置，画面上转机显示为绿色停止状态：

（2）发出转机的启动指令，转机由绿色停止状态转为红色运行状态。记录电流从启动电流

返回到空载电流的时间及数值。如果启动电流超过30秒不返回或电流表无指示或合闸

后电机不轨动，应立即停止该花机；

（3）记录空载电流、出口压力，检查转机及电机工作情况；

（4）转机运行正常后，发出停止指令，转机由红色运行状态转为绿色停止状态，电流回零,

转机静止后，不应倒转；

（5）重新启动转机运行正常后，手按事故按钮，此时发出声光信号，转机跳闸，由红色运

行状态转为绿色闪光状态；

（6）复位转机的停止按钮，解除警报。

3.3.4转机互为联动试验

（1）转机的启动、停止试验及事故按钮试验合格后，做转机的互为联动试验；

（2）启动一台转机保持运行，另一台转机处于联动备用状态，联锁开关投入；

（3）手按运行转机的事故按钮，运行转机跳闸，由红色运行状态变为绿色闪光状态，电流

回零，同时备用转机自动投入运行，由绿色停止状态转为红色闪光状态，同时发出报

警信号：

（4）复:位联动转机启动按钮，转机转为红色；更位跳闸转机停止按钮，转机转为绿色，解

除警报；

（5）用同一种方法做另一台转机的联动试验。

3.3.5转机低压联动试验

（1）保持该系统中一台转机运行，工况正常稳定，另一台转机处于联动备用状态,联锁开

关投入：

（2）根据情况用关闭运行转机出口门或由仪表人员短接低压联动接点的方法进行贰验，当

压力降至联动俏时，备川转机应联动：

（3）复位备用转机启动按钮，停止原运行转机：

（4）用同样方法做该另一台转机联启试验；

（5）在运行中如果用关闭运行转机出口门的方法做低压联动试验，应注意不影响机组的正

常运行，并做好必要的安全措施，否则不允许试验；

（6）试验结束后，应恢复低压联动接点，或开启转机的出口门，恢复原运行方式.

8

机炉装置汽机操作规程

3.4高、低压除氧器液位保护试验（以#1高压除氧器液位试验为例）

3.4.1在下列情况下应做#1高压除氧器（R1120）或低压除氧器（R1036）液位保护试验

（1）新安装或大修后；

（2）DCS系统检修或；H高压除氧器（R1120）、低E除氧器（R1036）水位联锁逻辑调整修

改后；

（3）#1高压除氧器1RU20）或低压除氧器（R1036）水位报警、放水装置失灵后。

3.4.2试验方法

（1）此项试验应有仪表人员配合；

（2）联系电气值班员将#1高压除氧器（R1120）事故放水门送电；

（3）由仪表人员短接各除氧器液位开关，强制除氧器液位模拟量数值；

（4）当#1高压除氧器（R1120）水位升至高I值（2270mm）时,发出液位高I值报警信号；

当水位升至高II值（2420mm）时，发出水位高II值报警信号，同时事故放水电动门开

启，且对应凝结水上水调节门强制关闭随后释放；当水位升至高HI值（2470mm）时，

发出水位高HI值报警信号，同时#1高压除氧器（RH20）加热蒸汽进汽门强制关闭随

后释放；当水位降至低I值（1970mm）时，发出水位低I值报警信号，同时事故放水

门自动关闭；当4台面压除氧器水位（6个液位测量值）同时降至低II值（1000mm）

且均发液位低低时，发出水位低I【值报警信号，延时5秒所有运行给水泵跳闸；

（5）对于#1低压除氧器（R1036）：当低压除氧器（R1036）水位升至高I值（1970mm）

时，发液位高I值报警信号；当水位升至高H值（2020mm）时，发水位高II值报警信

号，水位高溢流，同时进水调节门强制关闭随后释放；当水位升至高III值（2200mm）

时，发水位高HI值报警信号，同时低压除氧器（R1036）加热蒸汽进汽门强制关闭随后

释放；当水位降至低I值（1570mm）时，发水位低I值报警信号；当2台低压除氧器

水位降至低II值（550mm）时，发水位低H值报警信号，联动中继水泵（P2028A、P2028B

或P2028C）跳闸（联锁开关投入时）；

（6）试验结束后，做好记录，将系统恢复至试验前状态。

3.5高压加热器液位保护试验

3.5.1在下列情况下进行高压加热器液位保护试验

（1）新安装或大、小修后；

（2）DCS系统检修或高压加热器联锁逻辑回路重新更改、调整后；

（3）高压加热器保护系统发生误动或拒动后。

3.5.2试验方法

（1）此项试验应由仪表人员配合进行；

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机炉装置汽机操作规程

(2)联系电气值班员将一、二段抽汽电动门及#1、#2高加事故放水电动门、高加电动三通

阀、#2高加出口电动门送电；开启一、二段抽汽电动门、抽汽逆止阀、化工1.73MPa

返汽电动门、高加电动三通阀、#2高加出口电动门，关闭高压加热器事故放水电动门：

(高加如果通水，在开启电动三通阀前高加水侧需注水)

(3)投入“高压加热器液位保护联锁开关”；

(4)由仪表人员分别短接#1高压加热器(H2103A).#2高压加热器(H2103B)液位开关,

强制液位模拟量数值；

(5)当#1高压加热器(H2103A)、#2高压加热器(H2103B)液位升至高I值(500mm)时，

发出水位高1值报警信号；当液位升至高II值(700mm)时，发出水位高II值报警信号,

并开启事故放水门；当液位升至高HI值(900mm)时，发出水位高III值报警信号，一、

二段抽汽逆止阀动作关闭，一、二段抽汽电动门、管网1.73MPa返汽电动门关闭，同

时#1高压加热器(H2103A),#2高压加热器(H2103B)旁路保护动作，进水三通阀关

闭延时2s后,#2高加出口电动门关闭，当高压加热器液位降至低I值(180mm)时，

高压加热器事故放水门联动关闭；

(6)记录试验动作结果；

(7)保护试验不正常，高压加热器(H2103A.H2103B)不得投入运行。

3.6低压加热器液位保护试验

3.6.1在下列情况下进行低压加热器液位保护试验

(1)新安装或大、小修后；

(2)DCS系统检修或低压加热器联锁逻辑回路重新更改、调整后；

(3)低压加热器保护系统发生误动或拒动后。

3.6.2试验方法

(1)此项试验应由仪表人员配合进行；

(2)联系电气值班员将四、五、六段抽汽电动门及#3、#2、#1低加事故放水电动门送电；

开启四、五、六段抽汽电动门、四、五段抽汽逆止阀，关闭3台低压加热器事故放水

电动门：

(3)由仪表人员分别短接#1低压加热器(H2104A),#2低压加热器(H2104B)>#3低压

加热器(H2104C)液位开关，强制液位模拟量数值；

(4)当#1低压加热器(H2104A)>#2低压加热器(H2104B)>#3低压加热器(H2104C)

液位分别升至高I值(1190mm)时，发出水位高I值报警信号，各低压加热器对应事

故放水电动门开启；当液位分别升至高11值(1345mm)时，发出水位高II值报警信号,

各低压加热器对应抽汽电动门、抽汽逆止阀关闭；当各低压加热器液位降至诋I值

(880mm)时，对应事故放水门联动关闭;

10

机炉装置汽机操作规程

（5）记录试验动作结果；

（6）保护试验不正常，低压加热器（H2104A.H2104B、H2104C）不得投入运行。

3.7排汽装置热井液位保护试验

3.7.1在下列情况下进行排汽装置热井液位保护试验

（1）新安装或大、小修后；

（2）DCS系统检修或热井液位联锁逻辑回路重新更改、调整后；

（3）热井液位保护系统发生误动或拒动后。

3.7.2试验方法

（1）此项试验应由仪表人员配合进行；

（2）联系电气值班员将3台凝结水泵送电至“试验位”；

（3）由仪表人员分别短接热井液位开关，强制液位模拟量数值；

（4）当热井液位升至高I值（900mm）时，发出水位高I值报警信号；当液位升至高【I值

（1100mm）时，发出水位高I【值报警信号，投入联锁开关的凝结水泵联锁启动；当液

位升至高HI值（1300mm）时，发出水位高IH值报警信号；当热井液位降至低I值（500mm）

时，发水位低I值报警信号，投入联锁开关的凝结水泵闭锁启动：当热井液位降至低

II值（300mm）时,发水位低H值报警信号。

（5）记录试验动作结果。

3.8低真空联泵试验

3.8.1在下列情况下应做低真空联泵试验

（1）机组安装或大、小修后；

（2）低真空保护压力开关检修后；

（3）低真空联泵保护误动作或失灵后。

3.8.2低真空联泵试验：

（1）启动#1真空泵（P2107A）,检查各参数正常，#2真空泵（P2107B）处于备用状态；

<2）投入#2真空泵（P2107B）备用联锁开关及低真空联锁开关，#2真空泵（P21O7B）应联

启，复位#2泵（P2107B）操作开关；

（3）断开#2真空泵（P2107B）备用联锁开关及低真空联锁开关，停止#1泵（P2107A）运行,

用同样方法做#1泵（P2107A）的低真空联锁试验；

（4）为检验低真空联泵压力开关动作值，启动一台真空泵，建立真空40KPa左右,停运真

空泵后投入备用真空泵联锁开关，当真空低至45KPa（a）时，备用真空泵联启正常；

同样方法做另外•台真空泵联启试验；

II

机炉装置汽机操作规程

（5）试验结束，断开#1真空泵（P2107A）联动及低真空联锁开关，停止两台真空泵。

3.9抽汽逆止阀活动试验

3.9.1下列情况下，应做抽汽逆止阀活动试验

（1）机组新安装或大、小修后；

（2）机组运行中按定期轮换表进行试验。

3.9.2试验条件

（1）DCS系统运行正常；

（2）压缩空气系统运行正常；

（3）机组运行中做逆止阀活动试验时，运行参数不得超过规定值，尽量在低负荷时进行，

并做好事故预防措施，4.2MPa工业抽汽投运时，禁止做该抽汽逆止阀活动试验。

3.9.3试验方法

（1）在机组启动前进行活动试验时

a）先开启各段抽汽电动门，然后开启各段抽汽逆止阀，就地观察阀杆在开位；

b）手打危急保安器，自动主汽门关闭，各段抽汽电动门、抽汽逆止阀关闭，就地观察阀

杆在关位；

c）试验结束后，做好记录。

（2）在汽轮机正常运行中因定期工作进行活动试验时：为防止抽汽止逆门卡涩，每月活动

两次，检查灵活性。远方发出逆止阀“关闭”指令，就地检查阀杆活动自如无卡涩，

DCS显示关闭反馈正确；远方发出逆止阀“开启”指令，检杳阀杆开启到位，试验完

毕后汇报班长，并做好记录。

3.10汽轮机ETS跳机保护试验

3.10.1在下列情况下应做ETS跳机保护试验

（1）机组安装或大、小修后；

（2）任一保护装置调整或检修后；

（3）任保护装置发生据动或俄动作后；

（4）电动主闸门及其旁路门全部关闭严密，自动主汽门前无压力。

3.10.2试验条件

（1）联系仪表人员参加，DCS系统工作正常，保护电源投入，各ETS跳机保护投入：

（2）启动EH油泵、高压启动油泵（P2110）、交流润滑油泵（P2111）,机组挂闸，自动

主汽门、中压调节汽门开启。

3.10.3试验方法

12

机炉装置汽机操作规程

（1）由仪表人员进行，分别短接ETS各保护报警值时，发出相应报警信号；

（2）短接ETS各保护跳机值时，发出相应报警信号，危急保安器动作，同时自动主汽门、

中压调节汽门关闭；

（3）试验结束后，将系统恢复至原来状态，并做好记录。

3.11调速系统静态试验

3.11.1试验条件

（1）电动主闸门及其旁路门全部关闭严密，防腐汽门开启，自动主汽门前无压力：

（2）检查调速系统部件，操作滑阀在中间位置；

（3）油系统已进行充分的油循环，油质化验合格，油管路及调速系统已排净空气：

（4）高压启动油泵（P2110）运行，调速油压1.96±0.05MPa,冷油器出口油温40±5℃；

（5）抗燃油系统EH油泵运行,油压14±0.5MPa；

（6）各种表计、信号、报警齐全好用，阀门、操纵座、LVDT（阀门线性位移传感器）及油

动机已按要求总装完毕，各运行部分动作灵活无卡涩，传动杆无松动现象，且已与DEH

电气部分正确连接并全部投入使用；

（7）机电仪热工仪表人员到场。

3.11.2高压GV、中压LV调节汽门阀位整定试验（此项试验联系机电仪中心仪表人员进行）

（1）DEH画面选择“阀门整定”、“阀门类型选择”选择“GV”，分别进行#1、#2、#3、

#4高压调节汽门阀位整定：

（2）“阀门号选择”依次输入T、“2”、“3”、“4”：

（3）“整定速率”输入“1”；

（4）“整定周期”输入“1”；

（5）点击“进行/保持”按钮选择“进行”；

（6）试验结束后点击“stop”；

（7）“阀门类型选择”选择“LV”，分别进行#1、#2、#3、#4中压调节汽门阀位整定，方

法同上，试验结束后点击“stop”；

（8）而、中压调节汽门阀位整定试验过程中，注意检直阀位反馈正确，就地阀门动作正常

无卡涩。

3.12危急保安器就地/远方停机打闸试验

（1）#1汽轮机（S21D1）挂闸，检查自动主汽门、中压调节汽门处于全开状态；

（2）就地手打危急保安器，自动主汽门、中压调节汽门迅速关闭严密，发声光报警，注意

两侧油动机应同步；

13

机炉装置汽机操作规程

（3）重新挂闸，开启自动主汽门、中压调节汽门，在控制室手按停机按钮，自动主汽门、

中压调节汽门迅速关闭严密，发声光报警；

（4）试验完毕后，将机组恢复至原状态。

3.13低油压联泵、停机保护试验

3.13.1下列情况下应做交流润滑油泵、直流润滑油泵低油压自启动试验

（1）低油压压力开关检修后；

（2）机组准备启动前；

（3）每月定期试验。

3.13.2试验条件

（1）DCS系统工作正常；

（2）润滑油油质化验合格；

（3）油系统包括冷油器、过滤器、交直流润滑油泵出口排尽空气，交流润滑油泵（P2111）、

直流润滑油泵（P2112）单独试验良好后，将泵停运备用；

（4）检查抗燃油压、调速油压、润滑油压正常后，投入低油压联锁开关；

（5）检查#1、#2轴承箱自启动装置供、回油手动总门开启。

3.13.3试验步骤

（1）做#1交流润滑油泵、直流润滑油泵自启动装置试验；

（2）缓慢开启交流润滑油泵自启动装置手动放油门或放油电磁阀SV44-01；

（3）装置润滑油压降至0.075MPa时，联启交流润滑油泵（P2111）,复位交流润滑油泵操

作开关；关闭手动放油门或放油电磁阀SV44-01,将交流润滑油泵（P2111）停运；

（4）缓慢开启直流润滑油泵自启动装置手动放油门或放油电磁阀SV44-02；

（5）装置润滑油压降至0.06MPa时，联启直流润滑油泵（P2112）,