设备管理_某发电公司设备系统调试措施

大唐国际潮州发电有限责任公司1、2号机组汽机控制油系统调试措施编号：潮电1、2号机/汽机-011-2005编制：姚华审核：田云峰批准：郑浦水华北电力科学研究院有限责任公司广东省电力试验研究所2005年12月报告名称：大唐国际潮州发电有限责任公司1、2号机组汽机控制油系统调试措施报告编号：潮电1、2号机/汽机-011-2005 出报告日期：2005年12月 保管年限： 长期 密 级： 一般 试验负责人： 姚华、孙曰泰 试验地点：大唐国际潮州发电有限责任公司 参加试验人员：李桂春、韩功昭、陈明辉、陈恒等 参加试验单位：华北电力科学研究院有限责任公司、广东省电力试验研究所、广东火电安装公司、东北电建一公司、广东大唐国际潮州发电公司 试验日期：2005年11月2006年7月 打印份数： 10 拟 稿： 姚华 校 阅： 孙曰泰 审 核： 田云峰 批 准： 郑浦水 目 录 1、设备系统概述2、联锁保护清单3、编制依据4、调试范围及相关项目5、组织与分工6、调试前应具备的条件7、调试项目和程序8、调试质量的检验标准9、安全注意事项10、调试项目的记录内容附表1 ： 试运记录表附表2 ： 联锁保护传动记录表附表3 ： 质检表汽机控制油系统调试措施1 设备系统概述大唐国际潮州发电公司1、2号机组为国产600MW超临界机组，其锅炉部分为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超临界参数、变压运行直流锅炉，锅炉型号为HG-1950/25.40-YM4型，带启动循环泵、单炉膛、一次再热、平衡通风、对冲燃烧、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型布置；其汽机部分是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的CLN600-24.2/566/566型,为国产600MW超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽凝汽式汽轮机，汽轮机具有八级非调整回热抽汽；发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司制造生产，型号为QFSN-600-2YHG型。其调节系统采用哈尔滨汽轮机厂有限责任公司的调节保安系统。1.1 EH系统的工作原理本机采用的是数字式电液调节系统（简称DEH），其液压调节系统（简称EH）的控制油为14MPa的磷酸脂抗燃液，而机械保安油为0.81.0MPa的低压透平油，该系统有一个独立的高压抗燃油供油装置。每一个进汽阀门均有一个执行机构控制其开关，其中中压主汽阀执行机构为开关型两位式执行机构，高压主汽阀执行机构、高、中压调节阀执行机构为伺服式执行机构，可以接受来自DEH控制系统40mA的阀位控制信号，控制其开度。所有阀门执行机构的工作介质均为高压抗燃油，单侧进油，既所有阀门执行机构均靠液压开启阀门，弹簧力关闭阀门。起机时首先通过挂闸电磁阀使危急遮断器滑阀复位，并通过ETS系统将AST电磁阀带电，然后由DEH开启高压主汽阀，全开后，高、中压调节阀执行机构接受DEH的阀位指令信号开启相应的蒸汽调节阀门，从而实现机组的启动、升速、并网带负荷。在超速保护系统中布置有两个并联的超速保护电磁阀（OPC）当机组转速超过103额定转速时或机组发生甩负荷时，该电磁阀得打开，迅速关闭各调节气门，以限制机组转速的进一步飞升。在保安系统中配置有一只飞锤式危急遮断和危急遮断滑阀，危急遮断器滑阀和危急遮断杠杆的工作介质为0.81.0MPa的低压透平油。当转速达到109110额定转速时，危急遮断器的撞击子飞出击动危急遮断器杠杆，拨动危急遮断器滑阀，泄掉薄膜阀上腔的保安油，使EH油系统危急遮断母管的油泄掉，从而关闭所有的进汽阀门，进而实现停机。除此以外在EH系统中还布置有三个自动停机（AST1、AST2、AST3）电磁阀，它们能接受各种保护停机信号，遮断汽轮机。1.2调节保安系统的基本组成调节保安系统的组成按其功能可分为四大部分：供油系统部分、执行机构部分、危急遮断部分、机械超速部分和手动遮断部分。供油系统又可分为:供油系统、冷却系统、自然循环再生系统、油管路及附件（油管路、高压蓄能器、膨胀支架等）。执行部分包括:高中压主汽阀执行机构各两台，高压调节阀执行机构四台，中压执行机构四台。危急遮断保护系统包括:AST-OPC 电磁阀组件、薄膜阀、危急遮断试验装置。机械超速和手动遮断部分包括危急遮断器、危急遮断滑阀、保安操作装置及手动喷油截止阀。1.3系统的基本功能有：系统挂闸；适应高、中压缸联合启动的要求；精确地控制机组的负荷；系统具有超速保护功能（OPC-103%）；系统能够快速可靠地遮断汽轮机发电机组，保证机组的安全；具有阀门活动试验功能。1.4具体设备和参数如下：设备名称设备参数a.两台主油泵电机：45KW 380VAC 50HZ 三相 60A一台循环泵电机：1.5KW 380VAC 50HZ 三相 3.7A一台再生油泵电机：0.75KW 380VAC 50HZ 三相 2.2A一组电加热器：3.6KW 380VAC 50HZ 三相 15A油动机过滤器过滤精度：10umEH主油泵出口过滤器过滤精度：10um系统回油过滤器过滤精度：3umEH油箱有效容积：1300L系统工作压力：14MPa系统工作温度：40-50系统工作介质：三芳基磷酸脂抗燃油主油泵最大流量：180L/min循环泵最大流量：40L/min再生泵最大工作流量：10L/minEH系统高压蓄能器：240L2EH油箱出口蓄能器：220L冷油器冷却面积：4冷却水通径：1”密封圈材料：氟橡胶或丁基橡胶1.4.1 EH油泵EH油泵采用变容量高压柱塞泵，两台100容量，互为备用，以提高供油系统的可靠性，每台EH油泵有一压力补偿装置，维持EH油泵出口压力稳定。每台EH油泵入口在油箱内有一粗滤网，其出口管路也有一精滤网。两台EH油泵出口合并进入EH油母管，母管上装有4个60升的高压蓄能器。1.4.2 EH油箱及油再生装置EH油箱有效容积1300升，其补油通过EH油循环泵来实现，EH油的净化通过EH油再生装置及EH油再生泵实现。油箱上有一液位指示，还有一液位开关，用于油位高/低报警。同时EH油箱上还有EH油温度开关，用于油箱EH油温度报警。油箱上还有一空气滤清器。1.4.3冷油器两个EH油冷油器装在油箱旁，冷却水在管内流过，EH油在冷油器外壳内环绕管束流动。冷却水来源于闭冷水。一台EH油循环泵用于EH油箱油的加热及冷却，通过一热电偶实现自动控制，其出口分两路，一路去EH油冷却器，另一路用于再循环。EH油箱油温控制在4050。2 联锁保护清单2.1抗燃油泵逻辑2.1.1启动允许条件：无电气跳、无联锁跳、无保护跳、无MCC不可用、远方控制；EH油箱油位不低。2.1.2启停试验：2.1.2.1满足启动允许条件，手动启/停EH油泵，EH油泵启/停正常。2.1.2.2EH油泵运行，就地事故停泵正常。2.1.3联锁及保护逻辑2.1.3.1一台EH油泵运行，当运行泵事故跳闸，联启备用泵。2.1.3.2一台EH油泵运行，EH油泵出口母管压力低，联启备用泵。2.1.3.3EH油箱油位低低（230mm），保护联停EH油泵。2.2EH循环油泵逻辑2.2.1 EH循环油泵MCC开关站在远控方式，DCS在手动方式，手动启或停EH循环油泵，EH循环油启或停。2.2.2 EH循环油泵MCC开关站在远控方式，EH循环油泵故障，EH循环油泵停运。2.2.3EH循环油泵MCC开关站在远控方式，DCS在自动方式，当EH油温度大于49，EH循环油泵泵联启。2.2.4油位低于370mm,不允许投加热。2.3保护装置试验当EH油母管的压力降到9.30.05MPa时，压力开关动作，机组跳闸。2.4报警试验2.4.1当EH油母管的压力降到11.2MPa时，发EH油压低报警。2.4.2当EH油母管的压力升到16.20.5MPa MPa时，发EH油压高报警。2.4.3 EH油箱温度低于20时，发EH油温度低报警。2.4.4 EH油箱温度高于55时，发EH油温度高报警。2.4.5 EH油箱液位低于NOL450mm时，发液位低报警。2.4.6 EH油箱液位低于NOL370mm时，发液位低低报警。2.4.7当EH油泵A出口过滤器差压大于0.24MPa时，发出口滤网A差压高报警。2.4.8当EH油泵B出口过滤器差压大于0.24MPa时，发出口滤网B差压高报警。2.5再生泵逻辑2.5.1 EH油再生泵MCC开关站在远控方式，DCS在手动方式，手动启或停EH油再生泵，EH油再生泵启或停。2.5.2 EH油再生泵MCC开关站在远控方式，EH油再生泵故障，EH油再生泵停运。3 编制依据3.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996）3.2大唐国际潮州发电有限责任公司1、2号机组启动调试大纲3.3汽轮机及辅助设备（电力工业标准汇编，火电卷3）3.4电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）DL5011-923.5火电工程启动调试工作规定3.6火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）3.7调节保安系统运行维护说明书3.8调节保安系统说明书3.9CLN600-24.2/566/566型汽轮机启动运行维护部分说明书3.10EH系统设备原理及结构说明书3.11广东省电力设计院设计图纸3.12本措施与运行规程不符之处，应按本措施执行；本措施未尽之处，按电厂运行规程执行。4 调试范围及相关项目4.1本系统所设计的两台EH油泵以及与其相连接的整个系统，具体试运所包括：油箱、高压供油泵、高压蓄能器组件、低压蓄能器组件、再生装置、滤油器、冷却装置、执行机构。4.2主汽机的调节控制系统的调试包括：EH油系统的联锁保护传动；蓄能器充氮压力检查；卸压阀等动作整定；执行机构的调整；危急遮断系统试验；注油试验；闭锁阀试验；各汽门严密性试验；阀门快关试验；电超速试验；机械超速试验；OPC试验；AST电磁阀试验；阀门活动试验。4.3相关项目：4.3.1油系统冲洗及油循环，该项目由安装单位负责；4.7.2系统热工仪表投入，该项目由安装单位负责。5 组织与分工参与机组分部试运的有关单位主要有建设单位、施工单位、调试单位、生产单位、设计单位、设备制造单位、质量监理部门等。依据火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）有关规定，现将参与机组分部试运的有关单位的主要职责分述如下：5.1 建设单位主要职责： 5.1.1建设单位是代表建设项目法人和投资方对工程负有全面协调管理责任，全面协助试运指挥部做好机组分部试运全过程的组织管理工作。5.1.2协助试运指挥部建立，健全机组分部试运期间的各项工作制度，明确参加试运各有关单位之间的工作关系。5.1.3 参加试运各阶段的工作检查和交接验收、签证等日常工作。5.1.4协调解决合同执行中的问题和外部关系。负责协调解决非施工、调试原因造成的，影响机组正常启动试运、无法达到合同规定的考核指标和设计水平，所必须进行的消缺、完善化工作。5.1.5 组织对非主体调试单位进行的局部调试项目的检查验收工作。5.1.6 组织协调设备及系统代保管有关问题。5.1.7协助试运指挥部做好对整套启动试运须具备的建筑、设备及系统安装等现场条件的巡视核查工作。5.1.8 组织协调试运现场的安全、消防和保卫工作。5.1.9协助试运指挥部组织研究处理分部试运过程中发生的重大问题，并提出解决方案。5.1.10 按原电力工业部机组达标考评要求，组织协调落实机组分部试运验收有关事宜。5.1.11 提供联锁保护整定值；完成系统隔离和设备启停操作。5.2 施工单位主要职责： 5.2.1完成合同规定的建筑和安装工程，完成分部试运需要的建筑、安装工程及试运中临时设施的施工。5.2.2 做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施和临时连接设施。5.2.3 在试运指挥部领导下，在调试等单位配合下，协调各有关单位之间的配合协作。组织编审并实施分部试运阶段的计划、方案；全面完成分部试运中的设备单体、单机试运工作；负责召集有关单位和有关人员研究解决分部试运过程中出现的有关问题；在试运指挥部领导下，负责分部试运工作完成后的交接、验收、签证工作。5.2.4 提交分部试运阶段的记录、总结和有关文件、资料。5.2.5 负责向生产单位办理设备及系统代保管手续。5.2.6 按照委托单位要求，做好机组性能试验所需测点和测试装置的安装工作。5.2.7 负责试运现场的安全、消防、治安保卫工作。5.3 调试单位主要职责：5.3.1 按合同要求负责编制调试大纲，分系统及机组整套启动试运的调试方案和措施。5.3.2 按合同要求完成所承担的分系统调整试运工作，确认非主体调试单位承担的调试项目是否具备进入分系统试运和整套启动试运条件。5.3.3 参与分部试运后的验收签证工作。5.3.4 提出技术问题的方案或建议，全面检查机组所有系统的完整性和合理性。5.3.5 组织填写调整试运质量验评表格，整理所承担分系统试运阶段的调试记录。5.4 生产单位的主要职责：5.4.1在机组试运前，负责完成各项生产准备工作，包括电、燃料、水、汽、气等物资的供应。5.4.2 配合调试进度，及时提供电气、热控等设备的运行整定值。5.4.3 参加分部试运及分部试运后的验收签证。5.4.4 做好运行设备与试运设备的安全隔离措施和试运所需临时系统的连接措施。5.4.5在分部试运中，负责设备代保管和单机试运后的启停操作、运行调整，对分部试运中发现的各种问题及时报告，提出处理意见或建议。5.4.6 认真编写设备的运行操作措施、事故处理措施和事故预防措施。5.4.7 组织运行人员配合调试、安装单位做好各系统、设备调试工作。5.5 监理单位主要职责：5.5.1 按合同要求代表建设单位对机组各试运阶段的全过程进行监理工作。5.5.2 参与审查调试计划、方案、措施和调试报告。5.5.3 协助试运机组的分部试运工作，协调调试进度，参与试运验收签证。5.5.4 对试运设备在分部试运阶段出现的设计问题、设备质量问题，施工问题等，提出监理意见。5.6 设计单位的主要职责：5.6.1 负责必要的设计修改和必要的设计交底工作。5.6.2 配合处理机组分部试运阶段发生的涉及设计方面的问题和缺陷，及时提出设计修改和处理意见，作好现场服务工作，5.7 制造单位的主要职责：5.7.1完成合同规定的，由制造厂家承担的调试项目，并及时提供相应的调试资料和技术报告。5.7.2 按合同规定对设备分部试运进行技术服务和技术指导。5.7.3 及时解决影响机组启动试运的设备制造缺陷，协助处理非制造厂家责任的设备问题。5.7.4 试运设备未能达合同规定性能指标的制造厂家，应与建设单位及有关单位研究处理意见，提出改进措施，或做出相应结论，并提出专题报告。5.8 本措施未涉及属正常范围的操作和处理按运行规程执行，运行规程如有与本措施相冲突的地方按本措施执行。6 调试前应具备的条件：6.1 试运前现场应具备的条件6.1.1 厂区内场地平整，道路畅通。6.1.2 试运范围内环境干净，现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，平台有正规的楼梯、通道、栏杆及其底部护板。6.1.3排水系统及设施能正常使用。6.1.4现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。6.1.5设备及系统按要求安装完毕，根据安装后检查项目表，对机械、电气、热控部件及设备进行检查，质量符合设计要求。6.1.6具有可靠的操作和动力电源及压缩空气气源。6.1.7各种阀件传动检查合格，已编号、挂牌并处于备用状态。6.1.8厂内消防系统已经调试完毕，具备投运条件。6.2试运前设备应具备的条件6.2.1根据流程图和安装图检查以保证抗燃油系统设备和管路安装正确。6.2.2油系统设备及管道安装完毕，并经油循环冲洗合格，恢复正常系统。6.2.3抗燃油油质达到MOOG2（NAS5级）标准。6.2.4系统中的各温度计、压力表、差压表等校验合格；热工测点、信号、保护和自动控制部分调试完毕，在DCS的CRT上有正确显示；各保护、报警讯号整定好。各仪表、液位计安装正确；转动机械加好符合要求的润滑油脂，并达到规定的油位。6.2.5系统中各电动阀门传动试验合格，并记录开关时间；手动阀操作灵活可靠。6.2.6参加试运的各设备已进行必要的清理和冲洗；检查系统中所有管道及滤网应当清理干净，没有任何影响设备运转的杂物；设备及表计清理擦拭干净并标注名称。6.2.7电气部分安装完毕，其回路及电机绝缘合格；电机空载试运完毕，转向正确。确认电机线圈温度、电机电流、电机轴承温度、轴承振动正常，可以投入正常使用。 6.2.8泵单体试运合格，排烟机试运正常；正式电源已经接好，系统检查无泄漏。6.2.9油箱装满合格的抗燃油，并备有足够合格的备用油。6.2.10油系统设备、管道表面及周围环境清理干净，无易燃物，工作区域内无明火作业。6.2.11备好砂箱、灭火器等足够的消防工具，并有专人负责消防工作。6.2.12冷却水系统投入运行，压力正常，各阀门操作灵活。6.2.13油净化装置设备安装调试完毕。6.2.14汽轮机润滑油系统的滤油工作结束，油质合格并已经投入运行。6.2.15检查各节流孔、伺服阀、电磁阀、OPC电磁阀、AST电磁阀及LVDT传感器的准备工作已经完成。6.2.16高压备用密封油泵可以使用。6.2.17主机密封油系统已经投入运行。6.2.18 DEH系统送电。6.2.19准备充足的氮气，准备好充氮工具。6.2.20备好振动表、卡式电流表、通讯设备等。7 调试项目及程序7.1安全油的调整7.1.1检查确认润滑油系统正常运行，油箱油位正常。7.1.2检查确认高压备用密封油泵电动机绝缘合格，送上电源。7.1.3手盘高压备用密封油泵电动机转子，检查确认转子轻便、灵活。7.1.4检查确认油箱的油温在10以上。7.1.5启动高压备用密封油泵。7.1.6调整高压备用密封油泵出口溢流阀使薄膜阀上的危急保安油压在0.831.0MPa。7.2EH系统液压元件的检查及复装7.2.1检查EH油系统设备及油管路已按正常运行要求回装完毕，各压力表、温度计、压力开关和差压开关安装完毕，各油动机及伺服阀安装完毕，热控完成接线检查工作。油质化验合格（以化验报告为准）。7.2.2复装各节流孔、伺服阀、电磁阀、OPC电磁阀、AST电磁阀及位移发讯器。7.3确认EH油箱油位指示正确， 油位正常。7.4高压蓄能器气压的检查和充氮7.4.1关闭要调整的蓄能器进油截止阀，开启回油阀，使蓄能器活塞下的油压消失（如系统压力为零时可省去这一步）。7.4.2读出蓄能器气压表读数，如果小于9.4MPa表压时，就要进行重新充气。每次充气时要充到10.2MPa0.2MPa表压。7.4.3高压蓄能器的充氮方法。7.4.3.1拆掉蓄能器氮气阀门上的保险；7.4.3.2把氮气瓶的软管与蓄能器氮气阀门连接；7.4.3.3将蓄能器氮气阀的进气盖拧下，装上充气工具；7.4.3.4开启氮气瓶上的阀门进行充气；7.4.3.5充气到蓄能器气压表读数为10.2 MPa时，关闭氮气瓶上的阀门，拧上蓄能器的进气盖，拆掉软管；7.4.3.6关闭蓄能器回油阀，缓慢开启蓄能器隔绝阀至全开位置。7.4.4 每个星期测一次蓄能器的压力，也可以根据实际情况决定测压力的间隔时间。六只高压蓄能器的整定值是9.410.2MPa。7.5低压蓄能器气压的检查和充气7.5.1在EH油泵停运时，检查低压蓄能器的气压，如果气压小于0.18MPa，就需要进行充气。7.5.2拆掉蓄能器气阀帽盖，接上氮气瓶软管和压力表，检查蓄能器的气压；7.5.3需要充气时，开启氮气瓶的阀门进行充气，充气至整定值0.210.02MPa表压。7.5.4充气结束后拆掉软管，将保护帽盖重新装上。7.5.5每个星期测一次蓄能器的压力，也可以根据实际情况决定测压力的间隔时间。低压蓄能器的整定值是0.210.02MPa MPa。高、低压蓄能器充氮的压力可能偏低，当EH油压到9.3MPa时汽机就跳闸了。7.6EH油泵的调试7.6.1手盘EH油泵电动机的转子，确认转子轻便、灵活。7.6.2检查确认EH油泵电动机绝缘合格，送上电源。确认EH油泵的转向正确。7.6.3检查EH油系统各阀门位置正确，检查EH油温21,EH油箱油位正常。启动A EH油泵，检查振动60um(80um手动停泵)。7.6.4在油温达到40-50范围内时，关闭EH油泵的隔离阀，调整A EH油泵的压力补偿器，使其设定值达到14.0MPa。缓慢打开供油隔离阀，检查整个系统有无泄露，如有泄露应立即采取措施；7.6.5停A EH油泵，启动另一台油泵，调整方法同上。7.6.6运行10分钟以上后，整定EH油泵的溢流阀调压手柄，使EH油母管压力缓慢达到21MPa，保压5分钟进行系统耐压试验。注意：升压过程中系统中不得有泄露的地方，如有泄露须停泵处理。（B泵的调整过程和A泵相同）。7.6.7 耐压试验完成后，重新设定EH油箱出口溢流阀于17.2MPa。7.6.8 调整EH A、B油泵压力补偿器，使其压力设定值缓慢降至14MPa0.5MPa。7.6.9 整定隔膜阀，使其在高压供油压力为14Mpa、自动停机安全油压降到0.45MPa表压时，隔膜阀打开；在高压供油压力为0MPa，自动停机安全油压上升到0.2MPa时，隔膜阀应关闭。7.7自然循环冷却-滤油系统调试7.7.1 检查闭式水系统已经调试完毕，且系统已经投运，冷却水调整门灵活可用。7.7.2 检查确认EH油箱油位不低于450 mm。7.7.3 手盘冷却油泵电动机转子，检查确认转子轻便、灵活。确认冷却油泵电动机绝缘合格，送上电源。7.7.4 启动再循环冷却油泵，检查冷却油泵的运行情况正常。7.8再生装置调试7.8.1手盘再生泵电动机转子，检查确认转子轻便、灵活。7.8.2检查确认再生泵电动机绝缘合格，送上电源。7.8.3确认油箱油位不低于450 mm。7.8.4确认油箱油温大于207.8.5开启再生泵进口门，开启过滤器进出口门，启动再生泵。7.8.6将该油路的硅藻土滤器、纤维素滤器、精密滤器投入系统。7.8.7检查过滤器的压降不大于0.24MPa，如大于0.24MPa须停泵清洗或更换滤网。7.9油泵联锁报警试验7.9.1启动泵，检查系统油压正常；7.9.2 B泵在DCS站投入备用状态；7.9.3 缓慢打开EH油泵试验油门；7.9.4 当油压降至11.20.05MPa时，备用EH油泵应立即启动；7.9.5 如不立即启动，应重新整定压力开关定值。7.9.6 关闭EH油泵试验油门；7.9.7 备用泵切换试验：将B泵投上自动连锁； 7.9.8 停泵，检查B泵联启正常；7.9.9 同样方法做B泵自启动试验及备用泵切换试验。7.10 EH油箱油温控制及油位联锁试验7.10.1 投入油箱电加热器；7.10.2 短接油箱油温高至45接点，电加热器自动切断；7.10.3 短接油箱油温低至21接点，油温低报警；7.10.4 短接油箱油位低至370mm接点，电加热器自动切断；7.10.5 停电加热器。7.11 油箱油位高低报警7.11.1 模拟油箱油位高至559mm，发出高油位报警；7.11.2 模拟油箱油位低至450mm，发出低油位报警；7.11.3 模拟油箱油位低至370mm，发出低低油位报警，预遮断并停加热；7.11.4 模拟油箱油位低至230mm，EH液位低低遮断（并停主油泵）。7.11.5 检查并确认相应报警信号后，恢复原状态。7.12 各油压、压差、油温超限报警试验 分别短接下述各报警信号接点相应信号报警，各报警值如下： EH油箱油温高 60 EH油压低 11.20.05MPa报警 9.3MPa跳机 EH回油压力高 0.21MPa EH油泵出口滤网压差高 0.24MPa 断开短接的接点相应报警信号消失7.13 执行机构的调整7.13.1 高、中压主、再热主汽门执行机构的调整 a. 在高压主汽门执行机构处装临时标尺； b. 手动控制开启主汽门达到最大行程，检查该执行机构的实际行程是否与设计值相符； c. 将执行机构关到关闭位置，调LVDT外壳的位置，使LVDT输出电压近似于“0”； d. 松开LVDT芯杆锁紧螺母，进行细调使LVDT输出电压为“0”，调好后锁紧螺母；7.13.2 高压主汽门及调门、再热主汽门及调门执行机构关闭时间测定 a. 确认各执行机构具备测试条件，包括抗燃油油温在3560、透平油温在4555内； b. 热工人员配合引出高压主汽门、高压调门、中压主汽门、中压调门的位移信号，并将信号引至录波仪上。 c. 引出打闸信号，作为试验起始信号；如实在无法引出，则在手动跳闸手柄旁安装一个串联3V电源的微动开关，开关的触头与正常位置的手柄侧面相接触，此开关作为试验起始信号； d.运行人员启动一台EH油泵，检查并确认油系统正常，使系统挂闸，开启各主汽门及调门； f.开录波仪录波，手动打闸，记录各阀门关闭时间。7.13.3 隔膜阀、空气引导阀动作试验 手动遮断手柄置遮断位置,隔膜阀开启，AST油压消失，各进汽门关闭，空气引导阀动作关闭。7.14 危急遮断系统调试7.14.1 机械手动停机试验 a. 将手动超速试验手柄放在工作位置，手动遮断及复置手柄扳到遮断位置，此时隔膜阀开启、关汽门； b. 将手动超速试验手柄放在试验位置，将手动遮断及复置手柄扳到遮断位置，此时隔膜阀不开启； c. 手动遮断手柄至遮断位置，集控室汽轮机跳闸报警；手动复位按钮，气动阀动作危急遮断机构复位，报警信号解除。7.15 注油及超速试验7.15.1注油试验 a. 在机组首次升速到3000r/min时，进行注油试验； b. 将超速试验手柄扳至试验位置，并握住不放； c. 缓慢打开注油阀开始充油，监视油压表指示，直到手动遮断手柄跳至遮断位置，记录此时油压值，关闭注油阀；d. 将手动遮断及复置手柄扳至复位位置，并慢慢放开，手柄返回到“正常”位置后，再放开超速试验手柄。7.15.2 机组启动点火前的试验 a. 检查ETS、DEH的控制、动力电源已经送好。 b. 启动EH液压系统正常，送上抽气逆止门仪用气源及有关疏水门的电源及气源。 c. 置DEH于OA方式，手动关闭高旁隔离门。 d. 在手动盘按下“汽机挂闸”按钮保持二秒钟，汽机挂闸，跳闸信号消失，检查中压主汽门及中压调门开启。 e. 提升阀位限制值到120%使高调门全开。 f. 选择设定目标转速5r/min，检查TV1、2开启。 g. 在跳闸报警盘上按下“汽机跳闸”按钮，检查TV1、2，GV14，RSV14，IV1、2关闭，所有抽汽逆止门关闭，有关疏水门联锁动作情况应正常。7.15.3 超速试验7.15.3.1注意事项a. 机组并网带20%以上负荷，再热汽温不低于400下运行满7小时以后进行；b. 超速试验前应先进行手动脱扣及注油试验，试验正常并确认高中压主汽门、调门无卡涩、关闭严密后方可进行；c. 其余事项由运行人员按运行规程操作、监视；7.15.3.2 OPC试验a. 机组定速3000r/min；b. OPC模拟测试：点击“OPC方式”按钮，打开操作面板，点击“OPC试验”，将其置“投入”状态，OPC电磁阀动作，GV/IV关闭。点击“OPC试验”切除，重新开启GV/IV，维持3000r/min。c. 进行103%超速试验时，点击“103%超速试验”按钮，并执行；DEH自动将目标转速设定为3100RPM,并以100RPM/min的速率提升转速。d. 当转速大于3090r/min时，OPC电磁阀动作，GV/IV关闭，转速小于3030后重新开启GV/IV，维持3000r/min；如转速有上升 ，就地打闸汽轮机，谨防超速。7.15.3.3 电超速试验 a. 点击“超速试验”按钮，打开操作面板。b. 点击“110%超速试验”按钮，并执行；DEH自动设定目标转速3300r/min，并以200RPM/min的速率提升转速到3200RPM，然后以100RPM/min的速率提升转速，当转速大于3090r/min时，OPC未动作，表示OPC被屏蔽，当转速达到3300r/min时，AST电磁阀动作，汽机跳闸，转速下降。7.15.3.4机械超速试验 a.机组减负荷、解列，维持转速在3000r/min。 b. 点击“超速试验”按钮，打开操作面板，点击“机械超速试验”按钮，DEH自动设定目标转速3300r/min，并以200RPM/min的速率提升转速到3200RPM，然后以100RPM/min的速率提升转速。 e. 当转速大于3090r/min时，OPC电磁阀未动作，表示OPC被屏蔽； f. 当转速大于3280r/min时，AST电磁阀未动作，表示电超速跳闸被屏蔽； g. 当转速达到3300r/min时，机械撞击子飞出，危急保安器动作，保安油压消失，汽机跳闸，转速下降 h. 危急保安器动作后，立即记下动作转速值，并确认各高中压主汽门、调门应关闭，转速下降，检查各跳闸报警信号动作正常； i. 在机头和控制室应有专人监视转速，若转速超过3300r/min危急保安器仍不动作，应立即手动停机； j. 当转速降至2900r/min以下时，重新挂闸； k. 设定目标转速为2900r/min，加速率为100r/min/min，按GO键升速至2900r/min，在VALVE MODE显示窗上，进行TV-GV切换，升速至3000r/min定速； l. 再进行一次超速试验，二次试验动作转速差不超过18r/min。7.16 主汽门、调门严密性试验7.16.1 执行主汽门严密性试验a. 按照汽机冲转程序，将转速提升到2950r/min以上；b. 在主画面上弹出“主汽门严密性试验”操作画面，点击“试验”按钮；c. TV/RSV全关，GV/IV维持不变，检查转速下降开始惰走，否者打闸停机；d. 试验结束后，点击“取消阀门试验按钮”，TV/RSV重新打开，转速恢复3000RPM；为防止超速，最好以停机结束试验。7.16.2 执行调门严密性试验a. 按照汽机冲转程序，将转速提升到2950r/min以上，完成“TV/GV切换”，此时TV全开，GV/IV控制转速；b. 在主画面上弹出“汽机启/停”操作画面，点击“停机”按钮；c. GV/IV关闭，TV/RSV保持开启状态，转速惰走；d. 试验结束后，需打闸汽机；7.16.3 记录转速下降情况，转速应降至实验汽压/额定汽压1000r/min以下时为合格7.16.4 试验中注意监视机组振动、差胀等情况，其余事项按运行规程进行。7.17 ETS系统试验7.17.1 ETS 系统的保护功能试验主要包括：EH 油压低、润滑油压低、凝汽器真空低、超速。7.17.2 为保证在线试验不会导致汽轮机真的遮断，因此要求同时只能对以上四个重要保护中的一个进行试验；同时对于选择的保护亦只能做单通道试验；以下以“EH 油压低”的“通道 1”试验为例，说明 ETS 系统在线试验的操作步骤。7.17.3 运行中在线试验方法具体如下： a. 确认“超速投入”指示灯为“绿色”，“超速切除”指示灯为“红色”； b. 点击“进入试验”按钮，该按钮指示灯变“绿色”； c. 点击“通道 1”按钮，该按钮指示灯变“绿色”； d. 点击“EH 油压”按钮，该按钮指示灯变“绿色”； e. 确认“通道1”f. 按钮指示灯均变为“红色”； g. 点击“复位”按钮及“首出复位”按钮，将 ETS 系统恢复到正常工作状态； h. 试验过程结束； i. 通道1试验完成后用同样的方法进行“通道2”的各项跳闸试验。7.18 高、中压主汽门、调门关闭活动试验7.18.1 注意事项 a. 试验可在线进行，单阀控制方式。b. 试验时冲动压力反馈和MW反馈回路可根据情况投入或切除。 c. 试验时机组负荷应在“主蒸汽进汽阀推荐负荷”曲线的推荐范围内，功率低于400MW。 d. 试验应在单阀方式下进行，但负荷不应过低，以防止发生倒拖。e. 试验时必须有专人就地观察阀门实际动作情况。7.18.2 高压主汽门关闭活动试验 a点击“高压主汽门活动试验”按钮，打开操作面板，点击TV1”或“TV2”按钮并执行，试验开始进行；每次只能做单个的主汽门试验。 bDEH系统先关TV同侧的GV（TV1对应GV1/GV4，TV2对应GV2/GV3）； cTV同侧的GV逐渐关小至0； dTV阀门逐渐关小到0； eTV阀门关到0 2秒后，TV阀门逐渐开启至100； fTV同侧的GV逐渐开启至原始位置；7.18.3 中压主汽门关闭活动试验 a. 点击“再热主汽门活动试验”按钮，打开操作面板，点击RSV1”或“RSV2”按钮并执行，试验开始进行；每次只能做单个的主汽门试验。 b. DEH系统先关RSV同侧IV（RSV1对应IV1/IV3，RSV2对应IV2/IV4） c. RSV同侧IV首先关闭至0，而后发指令关闭中主门； d. 当中主门关闭后，DEH 自动发指令将中主门再次开启；e. 当中主门全开后，中调门将再次开启到试验前的位置。8 调试质量的检验标准见附表9 安全运行注意事项9.1 机组试运期间，参加调试的所有工作人员应严格执行安规及现场有关安全规定，确保调试工作安全可靠地进行。9.2 现场要平整，照明良好，防止高空坠物和脚底不安全因数。进入现场时，注意警戒标志，对不符合规定的走道和明显危及人生安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作；9.3 如在调试过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情况，应立即停止调试工作，并分析原因，提出解决措施.9.4 EH抗燃油有轻微毒性，调试过程中应注意安全,工作中应防止EH泄露，避免EH油溅入眼睛、接触到皮肤、避免吸入EH油蒸气、溅到保温材料或电缆的绝缘层和涂层上,如沾上应及时用水冲洗掉。9.5 如在调试过程中，应注意出口压力、电流、振动情况，发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。如运行中发现设备或管道发生剧烈振动以及运行参数明显