1000MW氢油水控制系统说明书

1、华能沁北电厂三期2X1000MW超超临界机组发电机氢油水控制系统说明书2011年04月目 录第一部分 发电机氢气控制系统21.用途与功能22.主要技术参数23.工作原理24.系统组成35.系统设备的工作原理36.关于发电机的气体置换57.氢气控制系统设备布置与安装要点：68.安装调试（参照氢气系统图）69.运行注意事项：710.其它8第二部分 发电机密封油控制系统81.概述：82.主要技术参数：83.系统工作(运行)原理：84.密封油系统主要设备：95.设备布置和安装注意事项：116.密封油系统的调试与整定：127运行中注意事项128.定期重点检验项目149密封油量测定方法1510.日常监视与

2、检修15第三部分 发电机定子线圈冷却水控制系统161.主要功能：162.主要技术参数163.系统工作原理（参见另行提供的系统原理图）164.系统主要设备：185.设备布置和安装注意事项216.定子冷却水系统的调试与整定。217.运行与维护22第一部分 发电机氢气控制系统1.用途与功能发电机氢气控制系统专用于氢冷汽轮发电机，具有以下功能 :a.使用中间介质(一般为C02)实现发电机内部（以下简称机内)气体置换；b.通过压力调节器自动保持发电机内氢气压力在需要值；c.通过氢气干燥器除去机内氢气中的水份；d.通过真空净油型密封油系统，以保持机内氢气纯度在较高水平；e.采用相应的表计对机内氢气压力、纯

3、度、温度以及油水漏入量进行监测显示，超限时发出报警信号。2.主要技术参数2.1发电机内额定运行参数： a.氢气压力：0.52MPa（g）注：（g)一表压b.氢气温度：46c.氢气纯度：98%注：气体纯度均用容积百分比值表示。d.氢气耗量：12 m3/d2.2对供给发电机的氢气要求a.压力不高于3.2Mpa.（g）b.纯度不低于99.5%c.露点温度-502.3发电机充氢容积 143 m32.4发电机静止状态下气体置换耗气量估计值，如下表：置换操作内容耗用气体名称耗用气体数量备注驱赶机内空气C02200 m3C02纯度98%以上驱赶机内CO2H2300 m3机内升氢压至额定值H2750 m33.

4、工作原理3.1发电机内空气和氢气不允许直接置换，以免形成具有爆炸浓度的混合气体。通常应采用C02气体作为中间介质实现机内空气和氢气的置换。本氢气控制系统设置有专用管路、C02加热装置、置换控制阀等用以实现机内气体间接置换。3.2发电机内氢气不可避免地会混合在密封油中，并随着密封油回油被带出发电机，有时还可能出现其他漏气点。因此机内氢压总是呈下降趋势，氢压下降可能引起机内温度上升，故机内氢压必须保持在规定的范围之内，本控制系统在氢气的控制排中设置有两套氢气减压器，用以实现机内氢气压力的自动调节。3.3氢气中的含水量过高对发电机将造成多方面的不良影响，通常均在机外设置专用的氢气干燥器，它的进氢管路

5、接至转子风扇的高压侧，它的回氢管路接至风扇的低压侧， 从而使机内部份氢气不断地流进干燥器内得到干燥。3.4发电机内氢气纯度必须维持在98%左右，氢气纯度低，一是影响冷却效果，二是增加通风损耗。氢气纯度低于报警值 (90%)是不能继续正常运行的，至少不能满负荷运行。当发电机内氢气纯度低时，可通过本氢气控制系统进行排污补氢。采用真空净油型密封油系统的发电机，由于供给的密封油经过真空净化处理，所含空气和水份甚微，所以机内氢气纯度可以保持在较高的水平。只有在真空净油设备故障的情况下，才会使机内氢气纯度较快下降。3.5发电机内氢气压力、纯度、温度是必须进行经常性监视的运行参数，机内是否出现油水也是应当定

6、期监视的。氢气系统中针对各运行参数设置有不同的专用表计，用以现场监测，超限时发出报警信号。4.系统组成氢气控制系统主要由下列设备(部套件)组成：a.氢气控制排(又称氢气供给装置）b.C02供给汇流排c.C02 气体加热装置d.氢气去湿装置e.置换控制阀f.油水(探测)报警器g.氢气湿度仪h.管路阀门等辅助件i.氢纯度检测装置5.系统设备的工作原理5.1氢气控制排5.1.1氢气控制排由控制地向发电机内供给氢气。通常，氢气来自储氢站。本氢气控制排设置两个氢气进口、两只氢气过滤器、两只氢气减压器。氢气进口压力最大允许值为3.2Mpa，供给发电机的氢气由双母管引入接至氢气控制排，然后经减压器调至所需压

7、力送入发电机。5.1.2氢气控制排上装有一只角型安全阀，它的开启和回座压力取决于内装弹簧的松紧程度。设备出厂前已将该安全阀调整至压力升到0.56MPa时开启，压力回落至0.52MPa回座并关严。安全阀在电厂安装投运之前应重新调试，而且投入电厂运行之后每6个月也应重新调试一次，最大开启压力值也可以稍加调整，以不突破0.6MPa为宜。5.1.3气体过滤器氢气控制排上装有气体过滤器。如其被脏物堵塞，则需取出滤芯进行清洁。5.1.4压力开关和压力表氢气控制排上还设置有压力监视表计，其中压力开关用于供氢压力偏低时发报警信号，普通型压力表用来监测减压器进出口的氢气压力。5.2 CO2气体加热装置CO2气体

8、加热装置用于给进入发电机的CO2气体加热，从而有效克服发电机气体置换时的骤冷骤热问题，防止发电机内部及管路冷凝结露，防止发电机绝缘老化，保证发电机的工作状态稳定。5.3 CO2汇流排CO2气体通常由瓶装供给。瓶装CO2一般呈液态且压力很高，必须经过特别另行设置的汇流排释放气化，降压至1.6MPa以下，再用管路引至CO2气体加热装置。CO2汇流排一般有五至十个瓶位。CO2汇流排的设置由用户方按共用设施统一考虑，氢气控制系统图中未予反映。5.4置换控制阀置换控制阀仅仅是几只阀门的集中组合、装配。发电机正常运行充氢完毕时，除47 号阀门开启外其余几只阀门必须全部关闭，只有发电机需要进行气体置换时，才

9、由人工手动操作这几只阀门，使其各自按照机内气体进、出的需要处于开、关状态。5.5氢纯度检测装置氢纯度检测装置是用以测量机内氢气纯度的分析器(量程80100%氢气)该检测装置出厂时下限报警点巳设置在92%，下下限报警点设置在90%，若用户需另外设置，可参看使用说明书。该设备详细的使用说明书(包括原理结构、安装、调试、维护等内容)将随机提供给用户。5.6氢气去湿装置氢气去湿装置用以干燥机内氢气，去湿装置采用分子筛式。冷凝式氢气去湿装置机电自成一体，用户按氢气系统图要求接氢气管路，氢气进、出管路的阻力应尽可能缩小。该设备详细的原理、安装、维护、使用参见随机供给用户的产品说明书。5.7油水探测报警器如

10、果发电机内部漏进油或水，油水将流入报警器内。当报警器内油水积聚液位上升高于设定值时将发出报警信号，运行人员接到报警信号后，即可手动操作排污阀进行排污。油水探测报警器氢气系统中设置有两件。另外密封油系统中设置有一件，用于探测密封油扩大槽的油位是否超限。6 关于发电机的气体置换6.1充氢时，先用二氧化碳(CO2驱赶发电机内的空气，待机内二氧化碳含量超过85% 以后，即可引入氢气驱赶二氧化碳，这一过程保持机内气压在0.020.03MPa之间。排氢时，先将机内氢压降至0.020.03MPa之间，再用二氧化碳驱赶发电机内的氢气，待二氧化碳含量超过95%以后，即可引入压缩空气驱赶二氧化碳，直至二氧化碳含量

11、少于5%以后，才可终止向发电机内送压缩空气，这一过程也应保持机内气压在0.020.03MPa之间。6.2气体置换作业时几点注意事项：6.2.1密封油系统必须保证供油的可靠性，且油-气压差维持在0.056MPa左右，发电机转子处于静止状态。（盘车状态也可进行气体置换，但耗气量将大幅增加）6.2.2密封油系统中的扩大槽在气体置换过程中应定时手动排气。排气时打开S-78、S-79号阀门，每次连续5min（分钟)左右。置换过程中使用的每种气体含量接近要求值之前应当排一次气。操作人员在排气完毕后，应确认两只阀门S-78、S-79已关严之后才能离开。同样氢气去湿装置排空管路(GVD)上的42号阀门，氢气系

12、统中的54、53号阀门也应手动操作排污，排污完毕应关严这些阀门之后操作人员才能离开。6.2.3气体置换之前，应对分析仪表进行校验，仪表指示的CO2和H2纯度值应与化验结果相对照，误差不超过1%，否则6.1条中给出的纯度值应相应增高，以补偿分析仪表的误差。6.2.4气体置换之前，应根据氢气控制系统图检查核对气体置换装置中每只阀门的开关状态是否合乎要求。6.2.5气体置换装置控制阀的操作(参照氢气系统图）气体置换装置上共有控制阀五只：6.2.5.1用二氧化碳驱赶发电机内空气时应操作的阀门：a.氢气控制排中的氢气进口3号阀门应当关闭(4号阀门已处于关闭状态)；b.二氧化碳总进气阀14号阀门开启；c.

13、置换控制阀中43、 46、 45号阀门开启，其中45号阀门（开度)用于控制机内气压； （保持在0.020.03MPa之间）6.2.5.2用氢气驱赶发电机内二氧化碳时的阀门操作：a.关闭二氧化碳进口 14号和43号阀门；b.置换控制阀中的46号阀门关闭，47号阀门开启（45号阀门保持开启状态）c.开启氢气控制排中的氢气进口3号阀门，调整氢气减压器出口压力，以控制进氢压力。（以发电机内压力维持在0.020.03MPa之间）d.置换合格后，关闭47、 45号阀门，46号阀门保持关闭状态，然后继续升高机内氢压。6.2.5.3发电机排氢过程中，当机壳内二氧化碳含量合乎要求(CO2含量高于95%)以后再引

14、入压缩空气驱赶二氧化碳，此时阀门操作(开、关状态)为：a.氢气控制排中供氢阀门关严(3号、4号阀门)；b.二氧化碳控制排中总进气门14号阀关闭；c.气体置换装置控制阀中的43、 46号阀门关闭，47、 45号阀门开启；d.然后打开49、 50号阀门引入压缩空气直至置换过程完毕。6.2.6气体置换期间，系统装设的氢气湿度仪必须切除。因为该仪器的传感器不能接触C02气体，否则传感器将“中毒”，导致不能正常工作。7.氢气控制系统设备布置与安装要点：7.1氢气控制排为墙挂式安装。7.2吸附式氢气去湿装置为柜式结构，柜子后面离墙应至少留出500mm检修通道。7.3气体置换装置上控制阀及其它阀门的布置以便

15、于操作为准。7.4氢油水控制系统主要设备布置参考图另行提供给电力设计院。7.5排污阀门（代号为54、53）应安装在管路最低点且需人工操作方便。7.6所有管路均须用无缝钢管且须承受气密试验的压力。管路焊接必须保证气密试验时不泄漏，波纹管截止阀参加焊接时一定要使阀门处于开启状态，以免密封垫灼伤。7.7关于管路气密试验：7.7.1系统中分析仪表及设备的气密试验最好是单独进行，试验压力按仪表的说明书要求进行，合格后分别关闭所试仪表两端的阀门，待发电机及其管路系统气密试验合格后，按操作状态或开或闭其中的阀门。7.7.2管路(排空管路除外)的气密试验最好是单独进行，试验压力为0.8MPa无漏点合格。单独进

16、行气密试验将使发电机整体气密试验容易得多，如果仅仅因为管路有漏点， 使整个发电机气密试验不合格而导致重做，是很不合算的。当然，即使这些管路和设备单独进行气密试验合格，也还要与发电机一起进行整体气密试验。8.安装调试（参照氢气系统图）氢气系统安装完毕后，对系统中的所有自动化元件及仪器仪表均须进行重新调试，其主要项目有：8.1氢气系统自动化元件调试：8.1.1氢气纯度检测装置调试a.调试步骤按氢气纯度检测装置生产(和配套)厂家提供的使用说明书进行；b.调试用气样由用户自行配制，至少需要三种氢气气样，其纯度分别为80%、90%和高于98%，以便校定氢气纯度检测装置的最低指示值、报警值和最高指示值；c

17、.校表时关闭56号阀门，从氢气纯度检测装置校准口处通入气样，废气从专门的棑气口排走。8.1.2压力表应进行常规校验。8.1.3氢气湿度仪按使用说明书进行常规校验。8.2氢气控制排中的自动化元件调试：8.2.1安全阀调试。气密试验时或气体置换过程中进行，安全阀开启压力整定在0.56MPa0.60MPa之间，回座并关严压力不低于0.53MPa为合适，打开安全阀的上盖，调整内部弹簧的压缩量可以改变安全阀的开启压力和回座压力。8.2.2减压器输出压力调试在气体置换过程中进行：a.氢气减压器输出压力整定在0.52Mpa，关闭10号阀门，输出压力维持不变为合适：b.二氧化碳减压器输出压力整定在0.52Mp

18、a，关闭43号阀门，减压器输出压力维持不变为合适。8.2.3压力开关(代号PSL-311)报警值在气体置换(或气密试验)时进行整定。关小1、2号阀门使供氢压力降至0.6MPa，调节压力开关，使其中的报警接点动作发出信号即为合适。8.3油水探测报警器调试： 气密试验合格之后，发电机内无气压，从65和63号试验用阀门处灌入800cm3左右的润滑油，报警器应能发出报警信号(开关动作)。试验完毕排尽积油，关闭排污和试验阀门。8.4氢气干燥装置安装调试按配套厂家提供的说明书进行。9.运行注意事项：9.1 氢气纯度检测装置的进、出口管路上安装的两只排污阀（编号为54、53），运行初期每个月至少排放34次，

19、检查是否有油污，如没有油或水排出，则以后可每周排放一次。如有油污可能会造成氢气纯度检测装置分析能力下降。被油水污染的氢气纯度检测装置应退出运行。使用四氢化碳可以去除油水污垢。9.2检査监视：9.2.1每日均应检査监视项目：a.监视油水探测报警器内是否有油水，如发现油水则应排放；b.氢气除湿装置是否正常运行：c.氢气纯度、压力、温度指示是否正常。9.2.2每周检査项目：a.氢气纯度检测装置的过滤干燥器(如有时)中的干燥剂更换。b.氢气系统管路中的排污阀门，尤其是氢纯度检测装置和冷凝式氢气去湿装置管路中的排污阀门，每周均需作一次排污，以排除可能积存的液体。9.2.3每月检査监视：排污（排放)阀门开

20、启，排油污、水份。9.2.4每36个月的检查事项：a.报警用开关、继电器类的动作试验；b.安全阀动作试验；c.氢气纯度检测装置校验。9.2.5每612个月的检査事项：压力表等指示表计校验。9.2.6每12个月检査事项：继电器类的检査、清扫。10.其它10.1发电机氢气控制系统、密封油系统、定子线圈冷却水系统，制造厂还有一些共用资料，如控制逻辑图、管口表、阀门表、各类装置外型图等将提供给用户方(详见随机文件目录)。10.2主要外购配套件的说明书将在交货时移交给用户方(详见交货明细表中所列出的移交资料项目栏)。第二部分 发电机密封油控制系统1.概述：发电机密封瓦(环)所需用的油(其实就是汽轮轴承润

21、滑油)，人们习惯上按其用途称之为密封油。密封油系统专用于向发电机密封瓦供油，且使油压高于发电机内氢压(气压)一定数量值，以防止发电机内氢气沿转轴与密封瓦之间的间隙向外泄漏，同时也防止油压过高而导致发电机内大量进油。密封油系统是根据密封瓦的形式而决定的，最常见的有双流环式密封油系统和单流环式密封油系统。本说明书专用于本公司设计、生产的单流环式密封油系统。其系统图号另行提供，并请参看。2.主要技术参数：密封油油质：同汽机润滑油密封油油量：250L/min密封瓦进油温度：45密封瓦出油温度：70密封瓦油压大于机内氢压：0.0550.02（MPa）3.系统工作(运行)原理：密封油系统的运行方式：密封油

22、系统有四种运行方式，能保证各种工况下对机内氢气的密封。3.1正常运行状态3.2 备用运行状态 一旦主油泵不工作，备用油泵投入工作，并且将真空油泵关闭。此种情况，发电机应进行净油处理。3.3 汽轮机供油运行状态一旦主油泵和备用油泵都不工作，就需要用轴承油压来维持油封，此时发电机内氢气压力应减到7.2psig (50kPag)。3.4闭式循环运行状态一旦油系统出现故障或者汽轮发电机停机，密封油还要处于工作状态，此时密封油不会回到油系统，而是会直接从空侧排油箱回到真空油箱。4.密封油系统主要设备：4.1扩大槽（参见另行提供的图纸）发电机氢气侧(以密封瓦为界)汽端(简称T)、励端(简称G)各有一根排油

23、管与扩大槽相连，来自密封环的排油在此槽内扩容，以使含有氢气的回油能分离出氢气(H2)。扩大槽里面有一个横向隔板，把油槽分成两个隔间，之间可通过外侧的U形管连接，目的是防止因发电机两端之间的风机压差而导致气体在密封油排泄管中进行循环。扩大槽内部有一管路和油水探测报警器（LSH-202）相连接，当扩大槽内油位升高超过预定值时发出报警信号。4.2浮子油箱（参看另行提供的图纸）氢侧回油经扩大槽后进入浮子油箱，该油箱的作用是使油中的氢气进一步分离。浮子油箱内部装有自动控制油位的浮球阀，以使该油箱中的油位保持在一定的范围之内。浮子油箱外部装有手动旁路阀及液位视察窗，以便必要时人工操作控制油位。4.3空气抽

24、出槽（参看另行提供的图纸）发电机空侧密封油和轴承润滑油混合后排至空气抽出槽内，油中的气体分离后经过管路(GBV)排往厂外大气，润滑油经过管路流回汽机主油箱。4.4密封油控制装置（参见系统图和另行提供的图纸）密封油控制装置中的主要设备有两台主交流油泵、一台事故油泵、真空装置、一只压差阀、二只滤油器、仪表箱和就地仪表及管路阀门等。4.4.1真空装置：真空装置主要是指真空油箱、真空泵和再循环泵。它们是单流环式密封油系统中的油净化设备。4.4.1.1真空油箱（参看另行提供的图纸）正常工作(此处指交流主密封油泵投入运行为正常工作)情况下，轴承润滑油不断地补充到真空油箱之中，润滑油中含有的空气和水份在真空

25、油箱中被分离出来，通过真空泵和真空管路被排至厂房外，从而使进入密封瓦的油得以净化，防止空气和水份对发电机内的氢气造成污染。真空油箱的油位由箱内装配的浮球阀进行自动控制，浮球阀的浮球随油位高低而升降，从而调节浮球阀的开度，这样使得补油速度得以控制，真空油箱中的油位也随之受到控制。真空油箱的主要附件还有液位信号器，当油位高或低时，液位信号器将发出报警信号。当油位变化时，液位信号器将输出模拟信号。4.4.1.2真空泵不间断地工作，保持真空油箱中的真空度。同时，将空气和水份(水蒸汽)抽出并排放掉。为了加速空气和水份从油中释放，真空油箱内部设置有多个喷头，补充进入真空油箱的油通过补油管端的喷头，再循环油

26、通过再循环管端的喷头而被扩散，加速气、水从油中分离。4.4.1.3再循环泵工作，通过管路使真空油箱中的油形成一个局部循环回路，从而使油得到更好的净化。真空泵和再循环泵的结构图以及维护使用说明在随机资料中提供。4.4.2油泵两台主油泵，一台工作，另一台备用。它们均由交流电动机带动，故又称交流油泵。一台事故油泵，当主油泵故障时，该泵投入运行。它由直流电动机带动，故又称直流油泵。它们均是三螺杆油泵，它们的安装维护使用见后，其结构图和说明书在随机资料中提供。4.4.3差压调节阀该调节阀用于自动调整密封瓦进油压力，使该压力自动跟踪发电机内气体压力且使油-气压差稳定在所需的范围之内。4.4.4滤油器二台滤

27、油器设置在压差调节阀的进口管路上，用以滤除密封油中的固态杂质。该型式的滤油器为滤芯式滤油器。滤油器组装在密封油控制站上，产品出制造厂时，滤芯已被从滤油器上取出，装滤芯一般应在电厂进行油系统管路安装并经过油循环冲洗后，再装入滤芯。4.4.5仪表箱密封油控制装置中每台油泵出口装有一块就地压力表，用于指示每台油泵出口压力，下列表计则集中装在仪表箱中。a.压力表和真空表各1块用于指示管路上密封油压力和真空油箱中的真空（压力）。b.压力开关2只：一只用于真空油箱中真空度降低时发出报警信号（报警信号均为开关量接点，下同），另一只用于密封油压力低信号发送报警信号，供备用主密封油泵和事故密封油泵的启停控制用。

28、c.压力表1块，用于指示密封油压与发电机内气体压力之差值（简称油-气压差）。d.差压开关1块，用于油-气压差超限时发出报警信号。5.设备布置和安装注意事项：5.1密封油控制装置应布置在发电机零米层，密封油扩大槽应尽量靠近发电机底部安装，它和空气抽出槽的标高间距参看系统图，而空气抽出槽的安装标高应高于润滑油回油管，扩大槽附设的液位信号器可设置在零米层。浮子油箱安装高程：一是必须低于扩大槽，以便扩大槽中的油能自然流进浮子油箱；二是尽可能接近空气油出槽，以便浮子油箱中排出的油能顺利流回空气抽出槽内：三是必须考虑检修操作方便。5.2安装中的管道除系统图上规定的要求外，一般应平直，避免直角弯，水平走向的

29、回油管坡降不得小于1/50。为了保证管子内部的清洁，DN15以下的管路应便用1Cr18Ni9Ti材质，且管子对接时外部加套(如下图示，不采用直接对焊，以避免管路诸塞。5.3系统设备从制造完毕到投入运行一般要经历相当长的时间，因此工地安装时必须作下列检査和维护：a.油泵在油循环前必须进行一次常规检査，维护具体内容按泵厂说明书进行；b.密封油箱是在运到工地后再就位对接，因此在对接前内部应进行再清理；c.全部仪表应进行常规校验。5.4真空泵棑气管路的安装：a.排气管路应确保洁净，无杂质；b.真空泵的排气管路应是独立的管线，不得和其它排气管共用；c.伸出厂房外的排气管出口端应有遮蔽罩，以防雨水进入，并

30、把由于风而产生的回压效应减少到最低限度；d.排气管的位置应能避免排放出来的气体与火星偶然接触，且应避开高压线路，当然排气口附近也不得有吸气管口；e.排气管线与泵对接时，应有支撑，以使没有外力加到泵的分离器箱上。5.5由于运输高度的限制，单流环式密封油系统的真空油箱必须从集装装置中拆下另行包装运输，电厂安装时再回装。回装时应特别注意油泵的吸油管路中的各个法兰结合面，必须把合严密，防止产生漏点。因为在真空状态下，空气漏入吸油管路，会随着油流进入泵体内，至使油泵输出压力或流量达不到要求。5.6单流环式密封油系统中的真空油箱的油位必须控制在真空油箱水平中心线及以上60cm范围之内。油位偏低，使油泵“气

31、蚀”量增大，从而输出压力和流量将下降，甚至没有流量输出。真空油箱中的油位取决于油箱内浮球阀的浮球的机械装配高度。真空油箱和浮子油箱内装设的浮球阀的浮球和连杆，正常安装时呈悬臂梁状态， 其本身具有一定的重量，为了防止运输中损坏阀内部件，必须拆出另行包装运输，电厂安装时再回装。制造厂拆出时在浮球阀的连杆上一般会作出复位标记，回装时按标记复位即可。5.7密封油集装和定子冷却水集装中的过滤器，其滤芯均是精密滤芯，制造厂也是单独包装发运，必须待系统冲洗或油循环合格后才允许回装。6.密封油系统的调试与整定：6.1压力开关（PCL-201）的整定值。当泵口油压低到0.85MPa时，（PCL-201）应动作。

32、接通备用泵控制回路，延时35s（秒)使备用油泵启动。当备用油泵仍不能维持正常工作的密封压力，延时58s（秒)接通直流泵控制回路，使直流泵启动。油泵启停控制须符合制造厂提供的控制逻辑图。6.2真空油箱的真空度低限整定值：正常运行时真空油箱内的真空度维持在-90-96KPa.g甚至更高，当真空降低至-88KPa.g时，真空开关（PSH-202）动作，发出真空压力低报警信号。6.3真空油箱液位信号器报警位置整定值：以真空油箱油位人孔盖水平中心线为基准，往上80100mm，往下5575mm，发出高，低液位信号。6.4压差调节阀的低限值整定：油-气压差值0.056MPa为基准值，当差压值降至0.036M

33、Pa时为下限报警信号值7运行中注意事项7.1只要发电机轴系转动或机内有需要密封的气体,密封油系统均需向密封瓦供油。发电机轴系转动时：密封油压高于机内氢压0.050.07MPa.g最为适宜；发电机轴系静止时：密封油压高于机内氢压0.0360.076MPa.g均可。7.2两台主油泵，一台循环油泵 一台事故油泵，均是螺杆泵。7.2.1配置螺杆泵的密封油系统(密封油集装装置)中的螺杆泵体上带有安全阀，泵体上的安全阀在安装调试阶段应进行校正或调试。可参照泵的额定输出压力整定安全阀的开启压力，以限制泵的最高输出压力Pmax不超过泵铭牌中标注的输出压力（P）的1.1倍，即Pmax1.1P。电厂定期维护时也按

34、此调校安全阀。安全阀回座压力不小于0.8P。7.2.2配置螺杆泵的密封油装置，制造厂同时在泵的出口管路上装有溢流阀，溢流阀的开启压力也须进行校正或调试。溢流阀的开启压力按泵铭牌压力（P）进行整定。溢流阀开启后，泵的输出压力可能会下降，但下降幅度不要超过0.2P。7.2.3螺杆泵的出口管路还设有手动旁路门，该旁路门采用了集节流、逆止、截止三种功能于一体的专用阀门。手动旁路门用于人工调整（限制）螺杆泵的出口油压。当机内气压不足0.2MPa，或启动期间，因为密封瓦需油量小(或者当安全阀、溢流阀故障时)，有可能会出现螺口油压高的问题，在这种情况下，可通过旁路门调整泵的输出压力。7.2.4螺杆泵的机械密

35、封必须进行定期检査和维护，尤其是交流电动机带动的螺杆泵。当机械密封磨损后，空气会从机械密封处被吸入泵体内(因为泵的吸油管路与真空油箱连接，泵吸入端为高负压)。7.3油-气压差值需要改变时，应重新调整压差调节阀的压缩弹簧。7.4压差调节阀故障需要检修时，应将其主管路上前后两只截止阀以及引压管上的截止阀关闭，改由旁路门(临时性)供油。旁路门的开度应根据油-气压计的指示值而定，以油-气压差符合要求为准。7.5发电机处于空气状态时，如密封瓦需要供油，按笫三供油回路运行方式向密封瓦供油是比较经济的。7.6 事故密封油泵(直流泵)投入运行时，由于密封油不经过真空油箱而不能净化处理，油中所含的空气和潮气可能

36、随氢侧回油扩散到发电机内导致氢气纯度下降，此时应加强对氢气纯度的监视。当氢气纯度明显下降时，每8h(小时)应操作扩大槽上部的排气阀进行排污，然后让高纯度氢气通过氢气母管补进发电机内。7.7事故密封油泵投入运行，且估计12h（小时)之内主油泵不能恢复至正常工作状态，则真空油箱补油管路上的阀门以及真空泵进口阀门应关闭，停运再循环架及真空泵，然后操作真空破坏阀门破坏真空，真空油箱退出运行。7.8除主密封油泵故障需要投入事故密封油泵之外，真空油箱中的浮球阀故障需要检修，也应改用事故密封油泵供油，真空油箱退出运行。7.9如果真空泵故障停运，主密封油泵仍可正常运行供油，此工况也应按7.7条进行机内排污、补

37、氢，以保持机内氢气纯度，此工况下还应对真空油箱的油位进行密切监视， 如无法维持允许的油位，则应停运主密封油泵，而改用事故密封油泵供油。7.10事故密封油泵故障，且主密封油泵或真空油箱真空泵不能恢复运行，则发电机内氢压下降至0.05MPa.g以下(此时发电机负荷按要求递减)改用第三供油回路供油，扩大槽上部的排氢管也应连续排放且向发电机内补充高纯度氢气以维持机内氢气纯度。7.11如果扩大槽油位过高而导致其溢油管路上装设的液位信号器报警，则应立即将浮子油箱退出运行，改用旁路排油，此时应根据旁路上的液位指示器操作旁路上阀门的开度，以油位保持在液位信号器的中间位置为准，且须密切监视。因为油位逐步增高，可

38、能导致氢侧排油满溢流进发电机内；油位过低则有可能使管路“油封段”遭到破坏，而导致氢气大量外泄，漏进空气抽出槽，此时发电机内氢压可能急剧下降。因此也必须对浮子油箱中的浮球阀进行紧急处理，以使尽快恢复浮子油箱至运行状态。浮子油箱退出运行状态时应先关闭进油和出油管路上的截止阀，气管路上的截止阀S-72也应关闭，然后开启S-78阀释放箱内气体压力，且须将油箱内存油从S-67阀门处排完。确信箱内气压为零时才可打开箱盖对浮球阀进行检修。浮子油箱退出运行时还应密切监视发电机内氢压，如机内氢压下降过快应采取相应补救措施，或者先让发电机减负荷运行。7.12发电机内气压偏低(低于0.05MPa.g)浮子油箱必然排

39、油不畅，甚至出现满油是正常的，只要扩大槽用的油水探测报警器内不出现油，则说明氢侧回油依靠扩大槽与空气抽出槽两者之间的高度差已自然流至主回油装置(空气抽出槽)。尽管如此，气压偏低时仍然必须对油水探测报警器加强监视，一旦出现报警信号或发现有油，应立即进行人为排放，以免油满溢至发电机内。机内气压升高，浮子油箱排油才会通畅。7.13密封油系统中的计量（测量)仪表有油泵出口压力表、主供油管路上的压力开关及压力表、真空油箱液位信号器、真空表及真空压力开关、差压表及差压开关等。其中密封油与机内氢气差压指示表计比实际差压要略高些，因为机内氢压取自扩大槽底部，而密封油压取自密封油管口，两根管子高程差引起的液柱差

40、将反映到压差表计，因此压差表计显示值应是实际油-氢压差与液柱压差之和。7.14真空油箱故障及其处理对策：a.真空油箱真空低引起原因：一是管路和阀门密封不严，二是真空泵抽气能力下降。前者需找出漏点，然后消除，后者需按真空泵使用说明书找原因，并且消除缺陷。b.真空油箱油位高引起原因主要是真空油箱中的浮球阀动作失灵所致，说明浮球阀需要检修，假如一时不能将真空油箱退出运行，则作为应急处理办法，可以将浮球阀进油管路的阀门S-58开度关小，人为控制补油速度。c.真空油箱油位低引起原因一是浮球阀动作失灵，二是浮球阀出口端（真空油箱体内）的喷嘴被脏物堵住，这两种情况必须将真空油箱退出运行，停运真空泵、再循环泵

41、、主密封油泵（改用事故密封油泵供油）破坏真空后，排掉积油然后打开真空油箱的人孔盖进行检修。另外，因密封瓦间隙非正常增加也可能引起真空油箱油位始终处于低的状况，此时可对密封瓦的总油量进行测量，测量结果与原始记录相对照即可判断密封瓦间隙是否非正常增大。如果得到确认，则须换用新密封瓦才能解决问题。测量密封瓦总油量的办法，以下条款另行说明。7.15油-气压差低及其处理办法：a.压差调节阀跟踪性能不好，可能引起油-氢压差低，此时重新调试压差调节阀，并结合以下两项处理结果判断压差调节阀是否要处理或换新。b.油过滤器堵塞也可能引起油-氢压差低，此时应对油过滤器进行清理。c.重新校验压差表计。8.定期重点检验

42、项目8.1交流备用油泵和事故密封油泵(直流泵)每星期应自动启动一次，以确保其处于良好的备用状况，发现问题应提请检修人员及时处理。8.2油过滤器上设有压差（阻力)开关，当其油过滤器阻力大于等于0.110.02MPa时，压差(阻力)开关发出报警信号运行人员应及时开通备用滤油器，并应更换旧滤芯，以便作为下次备用使用。8.3浮子油箱是巡回监视的重点之一，至少每三个月要做一次人为地使油面上升以确认浮球阀是否能可靠地运行，同时应检査扩大槽溢流管路上的油位高报警装置是否能可靠地动作并发出信号。8.4密封油压、真空油箱和浮子油箱的油位指示,真空泵油室中的油位及油中含水量，还有油-气压差值应属于经常性监视项目。

43、8.5排污门紧初投运时，每个月应试排一次，以排除油污、水份，以后每两个月至少试排污一次。8.6真空油泵新旧更换，以及系统中各种油泵的润滑油更换，按泵的使用说明书要求进行。真空泵油中含水每周必须排放一次，油少了还须添油。8.7真空油箱油位信号器至少每三个月应人为地让其发送信号以检验报警回路动作的可靠性。8.8密封油量至少每三个月测定一次。9.密封油量测定方法9.1氢侧油量测定：系统正常运行，先关闭浮子油箱的出口阀门S-65，测出油位从浮子油箱中心线上升50cm高度所需时间，然后计算，即得两个密封瓦的氢侧油量。测定后多余的油可以打开手动阀排放掉，使浮子油箱保持正常油位。9.2空侧油量的测定：主密封

44、油泵运行，关闭真空油箱补油管路上的阀门GT-005观察并测定真空油箱油位从其中心线下降5cm所需时间，然后计算可知两只密封瓦所需总油量，再减去氢侧油量即可知空侧油量。测量完毕后务必打开补油管路上的阀门，监视真空油箱油位直至恢复正常。10.日常监视与检修10.1日常监视项目：a.发电机内气体和密封油之间的差压值；b.真空油箱和浮了油箱中的油位；c.液位信号器（LSH-202）中是否有油；d.密封油真空泵的运行情况是否正常；e.所有仪表指示是否正常；f.密封油泵的排出压力是否正常。10.2 设备检修： a.所有油泵以及真空泵的维护、检修按生产厂家的使用说明书要求进行。 b.从第二个大修期开始，每逢

45、机组大修，应检查真空油箱、扩大槽、浮子油箱内表面的腐蚀情况，微量腐蚀是允许的，但微量腐蚀深度不得超过3cm，否则应采取措施进行处理。 第三部分 发电机定子线圈冷却水控制系统1.主要功能：大容量汽轮发电机常用的冷却介质为氢气和水，这是因为氢气和水具有优良的冷却性能。氢气和空气、水与油之间的冷却性能相互比较如下表所示设空气=1.0介质比热密度所需流量冷却效果空气1.01.01.01.0氢气(压力4.14MPa)14.350.351.05.0油2.090.8480.01221.0水4.161.0000.01250.0定子线圈冷却水系统的主要功能是保证冷却水纯水）不间断地流经定子线圈内部，从而将该部份

46、由于损耗而引起的热量带走，以保证温升温度）符合发电机的有关要求，同时，系统还必须控制进入定子线圈的压力、流量、温度、水的电导率等参数，使之符合相应规定。2.主要技术参数 额定流量 2030L/min 进水压力（计算值） 260310Kpa 进水温度 453 出水温度 72 水的电导率 不高于0.5us/cm进水温度高报警值 50出水温度高报警值 72出水温度高保护动作值 76进水压力低报警值 180KPa进水压力低保护动作值 140KPa进水流量低报警值 1606L/min进水流量低保护动作值 1377L/min 3.系统工作原理（参见另行提供的系统原理图）3.1定子冷却水系统中的工作介质为除

47、离子水（化学除盐水或汽机凝结水），补充进入系统中的除离子水（补充水）应符合以下要求：a.硬度不高于2（微克当量/L），其中二氧化硅、铜、铁离子含量均不超过50ppm，硫、氯离子含量均不超过1ppm。b.PH值为79c.电导率不高于1.0us/cm（20时）3.2主要工作流程如下：发电机定子线圈Y型拦截器流量孔板水泵冷却器温度调节阀压力调节阀主水虑过滤器水箱离子交换器树脂拦截器补水过滤器补充水 3.3系统运行时，内冷水在系统内部不断循环。只有因系统排污等原因引起水箱水位下降时，才由人工操作阀门向系统中补水。补水进入系统的压力控制在0.20.7MPa之间，补水流量不高于250L/min。当外部补水

48、压力高于0.20.7MPa时，应减压至系统所需的补水压力值。补水过程中，应观察水箱水位变化，当水箱水位回升至正常水位后，由人工操作关闭补水阀门。人工补充进入系统中的水先经离子交换器(进入离子交换器的水压不得高于0.6MPa)后再进入水箱，再由水箱进入水泵、冷却器等主循环回路。3.4系统中的水是由水泵驱动进行循环的。系统中设置有两台水泵，一台丁作，一台备用。备用泵按压力下降值整定启动点，即工作泵的输出压力低至某一数值时，备用泵自启动投入运行，从而保证冷却水不间断地流经发电机定了线圈，带走损耗(热量)。3.5系统中设置有两台冷却器，正常运行时一台工作，一台备用（特殊情况下，也可两台同时投入运行)。

49、冷却器的作用是让冷却水吸收的热量再进行热交换。由另外的水源(普通冷却用水-又称循环水)将热量带走。3.6从发电机定子线圈出来的水的温度随发电机负荷而变化，最高可达72甚至更高，而进入定子线圏的水的温度希望稳定在483的范围之内。为此，系统中设置有自动调节水温的气动温度调节阀。温度调节阀为三通式阀门，它不改变定子冷却水(热介质)的总流量，而只是控制其流经冷却器和旁路的流量比，从而使调节阀下游端，也即进入发电机定子线圈的冷却水温度稳定在整定值。温度讯号测点来自调节阀下游管路。气动温度调节阀上电气定位器接收的调节信号来自电厂中控室DCS的电信号。3.7正常运行期间，整个系统中的冷却水必须保持高纯度，

50、其中电导率应不高于0.5us/cm。为此，在温度调节阀出口端设置一条旁路管道，使系统中的部份冷却水经这一旁路管流入离子交换器进行净化，净化后这一部份水的电导率可高达0.2us/cm左右，之后再流回水箱。通常，这一旁路的最大流暈不应高于系统额定流量的20%。3.8冷却水进入定子线圈的计算压力为310KPa，为保证这一压力稳定，系统中设置有气动压力调节阀。它主要是通过阀门开度的变化来调节阀门下游端的压力，使之稳定在整定值，压力讯号取自调节阀下游管路上的压力变送器。气动压力调节阀上电气定位器接收的调节信号来自电厂中控室DCS的电信号。3.9系统中设置的主过滤器用以滤除水中的机械杂质。丫型拦截器是冷却

51、水进入定子线圏之前的最后一道滤网。3.10在发电机内部，冷却水从进水接管口进入，依次经进水端集水环（即汇流管)绝缘引水管、空心铜线、出水端绝缘引水管、集水环(汇流管)至出水接管口流出，然后回至水箱。3.11水箱水位、水泵输出压力、主过滤器进、出口压差、进水压力、温度、电导率、流量、回水温度等各种运行参数均设有专用表计进行监视，重要参数超限时发出报警或保护动作讯号。4.系统主要设备：4.1定子冷却水控制装置(参见另行提供的图纸）本装置包括水箱、两台水泵、两台冷却器、气动温度、压力调节装置（包括电/气定位器、阀位变送器等）主水过滤器、补水过滤器、离子交换器及其之间的相互联接管路、阀门及部份就地压力

52、表、测温元件。装置上还设置有仪表箱，装有电导率发送器和与内外电气接口相连的端子。4.1.1水箱水箱本身容积约1.93m3。运行正常水位线在水箱体轴心线上方约60 mm位置。水箱体内部结构很简单，只有一个网板用以拦截回水管中由于偶然原因而可能出现的固态杂物。水箱人孔盖上设冇一个观察窗，用以观察箱内水位及回水动态。水箱上设置有液位信号计，液位信号计上配置了液位信号接点和液位变送器，实现液位高或低时的报警和液位连续信号。4.1.2水泵两台水泵均是由交流电机带动，一台工作，一台备用。当工作泵输出压力低时，通过压力开关信号应能使备用泵自动投入运行。水泵为单级式耐腐蚀离心泵，其结构图和使用说明书将在产品交

53、货时提供给用户。4.1.3冷却器两台水冷却器。发电机在额定工况运行时一台工作，另一台可作为备用，冷却器型式为板式。4.1.4离子交换器及其使用离子交换器由不锈纲制成，树脂装填容积0.36 m3。该离子交换器为混合床式，即采用强缄性阴树脂和强酸性阳树脂且按2：1的比例混合装填。离子交换器的最大允许流量为6.2 L/S(22.3m3/h)，为流入发电机的水量的约百分之二十，最高允许水温60，压力损失不高于98 KPa。正常运行期间，离子交换器的水流量控制在250 L/min左右。当进入离子交换器的水的电导率不高于1.0 S/cm巾时，其出水的电导率将不高于0.1 S/cm，当进入离子交换器的水的电

54、导率不高于9.9 S/cm时，其出水的电导率将不高于0.2 S/cm。如果系统中水的电导率不能维持在 0.5 S/cm以下，或者压力损失超过98 KPa，则说明交换树脂已经失效，应进行更换。装填或更换树脂应注意以下项。(a)树脂装填 通常所需树脂取自电厂化学除盐设备中的所需使用的已经处理好的树脂。系统内部冲洗合格后水泵静止状态下装填树脂。先将离子交换器进、出水管路上CH-311和BF-321号阀门关闭，打开顶部排气门(CU-317号)以确认筒体内无残余压力，然后拆下上盖，将预先处理好的树脂充分混合后装入筒体之中再回装上盖及螺栓等。这一过程要检査垫片是否完好，如不能继续使用则应换新。新装入的树脂

55、必须进行充分的预处理和混合，否则出水水质将难以合乎要求。(b)排气与充(补)水开启交换器顶部的排气阀门(CU-317号)和水集装上补水管路的阀门(BF-312和CH-315号门)让水流入交换器筒体内、并将内部气体排尽。然后打开BF-312号阀门向系统充水，待水位升到水箱液位观察窗可视最高水位时停止充水。凡是停止充(补)水时，应关闭补水一、二次门BS-306和BS-305或BS-304和BS-303。再开启水泵， 打开CH-311号阀门让系充中的水按正常运行状态循环运行。之后再根据水箱水位决定是否需要再补水或者需要排水，如需排水，可通过CU-320或(CU-356)号门排放。(c)关于运行中进行树脂更换离了交换器中的树脂更换通常需要4小时左右，而发电机在离子交换器不投入运行的条