津西调试报告

1、河北津西钢铁集团股份有限公司1×80MW高温超高压煤气发电工程汽机系统调试报告编制： 审核： 批准： 邯郸市冀华电力工程有限责任公司调试中心2015年4月 目 录 1 机组设备概况2 调试过程介绍3 调试质量4 评语5 存在的问题及处理建议6 附录津西集团发电厂新建80MW机组汽机整套启动调试报告津西集团发电厂新建80MW机组已于2015年4月7日顺利完成72小时试运行，正式移交生产。该机组锅炉由杭州锅炉厂制造，汽轮机由东方汽轮机厂制造，发电机由哈尔滨电机厂制造。整套机组由浙江铂锐工程公司承建，冀华电力有限责任公司负责调试。现对汽轮发电机组整套试运情况进行总结。1、汽轮发电机组概况1

2、.1 机组简介及主要技术规范津西集团电厂80MW机组是东方汽轮机厂有限责任公司生产的80MW、超高压、一次中间再热、凝汽式汽轮机组，具有较高的效率和安全可靠性。技术规范如下：汽轮机形式超高压、中间再热、凝汽式额定功率（MW）80主蒸汽参数：主汽阀前额定压力（MPa）13.2主汽阀前额定温度（）535再热汽参数中压主汽门前额定压力（MPa）2.2中压主汽阀前额定温度（）535额定工况下主蒸汽流量（t/h）265额定背压（kPa）4.8给水回热加热器数目6最大保证工况热耗（KJ/KWh）8394主汽阀前蒸汽最大允许压力（MPa）15.6额定转速（r/min）3000旋转方向（从汽轮机向发电机看）顺

3、时针调节控制系统型式DEH最大允许系统周波摆动（Hz）48.551.5空负荷时额定转速摆动（r/min）±1各轴颈双振幅值（mm）0.076通流级数22第一共振转速（r/min）1684第二共振转速（r/min）>4000发电机一阶临界转速（r/min）1437发电机二阶临界转速（r/min）3671盘车转速（r/min）3.35 机组高压缸采用双层结构，由内缸与外缸组成；高压和中压调节汽阀与汽缸之间都是通用管道联接。高压主汽阀调节阀布置在汽机运行层高中压缸两侧，中压主汽阀调节汽阀置于高中压缸两侧。高压通流部分采用冲动式和反动式组合设计、来自锅炉的新蒸汽从下部进入置于该机两侧两

4、个固定支承的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过4根高压导汽管进入高压汽轮机，高压进汽管位于上半两根、下半两根。进入高压汽轮机的蒸汽通过一个冲动式调节级和9个反动式高压级后，由外缸下部两个排汽口进入再热器。再热后的蒸汽流入机组两侧的两个再热主汽调节联合阀，再由每侧各两个中压调节阀流出，经过二根中压导汽管由中部进入中压汽轮机，中压进汽管位于左右两侧。进入中压汽轮机的蒸汽经过6级反动式中压级后，从低压缸下部进入凝汽器。汽缸下部留有抽汽口，抽汽用于给水加热。1.2 机组运行特点1.2.1 机组启动采用高、中压联合启动方式，启动过程由高调门和中调门控制转速，高压主汽门和中压主汽门保持全开。

5、机组启动状态根据高压调节级后内缸下半内壁温度判断，由不同的启动状态决定启动参数：冷态启动：<150温态1启动：150300热态启动：300400极热态启动：>4001.2.2 机组可按照定压方式和滑压方式运行。 1.3 主蒸汽、再热蒸汽及回热系统1.3.1 主蒸汽及再热蒸汽系统 机组主蒸汽及再热蒸汽系统采用单元制。从锅炉过热器过来的主蒸汽经过两根主蒸汽管进入高压主汽调节阀，然后再由四根高压主汽管导入高压缸。在高压缸内作功后的蒸汽通过一个高压排汽止回阀，经冷段再热蒸汽管进入锅炉再热器。再热蒸汽经过热段再热蒸汽管道进入中压联合汽阀，然后由两根中压主汽管导入中压缸。高压旁路蒸汽从高压主汽

6、门前引出，经一级减温减压后排至再热器冷段管。低压旁路蒸汽由中压主汽门前引出，再经二级和三级减温减压后排至凝汽器。1.3.2 回热系统该机组回热系统配备青岛磐石有限公司生产的2台双流程高压加热器和三台东方汽轮机厂有限责任公司配套的低压加热器，以及一台由青岛平度压力容器厂生产的型压力式除氧器，除氧器采用滑压运行。表 1 额定工况下各级抽汽压力和温度抽汽级数流量kg/h压力MPa(a)温度允许的最大抽汽量kg/h第一级（至1号高加）第二级（至2号高加）第三级（至除氧器）第四级（至4号低加）第五级（至5号低加）第六级（至6号低加）1.4 配汽和阀门管理机组控制系统具有阀门管理功能，可以实现调节阀的顺序

7、阀控制和单阀控制以及高中压阀门的关系协调，以适应不同的启动运行要求。机组运行中可进行两种方式的无扰切换。为减小启动过程的热冲击，以单阀方式（全周进汽方式）启动，避免汽缸和转子的应力过大。达到目标负荷且温度场趋于稳定后可切换到顺序阀方式（部分进汽方式），以保证较好的经济性。在启动后，建议保持一天的单阀运行方式，以减少固体粒子的腐蚀。机组配汽方式的选择，应根据汽轮机启动运行方式决定，如运行中机组负荷变动频繁且变动率较大时，应选用节流调节方式。若机组长期在低于额定负荷稳定运行时，则应选择喷嘴调节方式。机组停机过程中，对于正常停机且计划停机后检修，采用喷嘴调节方式较为有利，因采用该方式停机后机组金属温

8、度较低可缩短机组冷却时间。对于其它短暂的临时停机，为使停机后保持较高金属温度，通常采用节流调节方式，以利于再次快速启动投运。1.5 汽封系统机组的高压缸汽封为迷宫式汽封，低压缸外汽封为迷宫弹性汽封。高中低压汽封的自密封接口用管道与均压箱相连接，由高压供汽调节阀、溢流调节阀、喷水减温阀组成。在低负荷时，根据启动状态选用新蒸汽向高、低压汽封供汽。在高负荷时，由高中压汽封漏汽向低压汽封供汽，此时均压箱的溢流调节阀投入工作，维持自密封系统压力。通过喷水减温阀喷水，以自动维持汽封供汽温度不超过280。此外，为防止未充分雾化的喷水进入汽封，在均压箱上装有一个疏水阀。 高、中低压最末段汽封都通过管路与轴封加

9、热器相连接。该系统主要由一台轴封加热器与两台轴加风机组成，用于抽出最末段轴封腔室的汽气混合物，维持该腔室微负压-690Pa。机组冲转前，向汽封供汽的蒸汽参数应考虑机组状态，选择与转子温度匹配的汽源。在机组冲转、升负荷过程中，分别切换不同的供汽汽源以满足系统参数要求。1.6 汽轮机本体和管道疏水系统汽轮机本体、高压主汽管道、高压主汽阀前、高压导汽管、中压主汽阀前、再热冷段、再热热段和回热抽汽管道的疏水，构成汽轮机本体和管道疏水系统，该系统疏水经汇集后导入疏水扩容器。扩容后的蒸汽由扩容器的汽管进入凝汽器，凝结的疏水则引入凝汽器热井。疏水系统采用气动疏水阀，在机组升负荷过程中，25%负荷时手动关闭疏

10、水，相应降负荷过程中或机组跳闸时需手动开启。1.7 旁路系统该机组的汽轮机旁路系统设置一套高压和低压两级串连汽轮机旁路系统，容量按40BMCR设置。高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出，经减压、减温后接至再热冷段蒸汽管道，高压旁路的减温水取自电动给水泵的抽头。低压旁路每台机组安装两套，从汽机中压缸入口前热再热蒸汽主管接出，经减压、减温后接入凝汽器，减温水取自凝结水系统。高压旁路包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统中设置预热管，保证高、低压旁路蒸汽管道再机组运行时始终处于热备用状态。1.8 真空系统机组的真空系统由凝汽器和真空泵组成。凝汽器为N-5000-1型采用双进双出、双流程、

11、横向布置结构，额定背压为0.0018MPa。机组正常运行时一台真空泵运行，一台备用。在机组启动时，两台真空泵同时运行，以加快真空建立的速度。凝汽器壳体上还设置1只带水封的真空破坏阀。1.9 润滑油系统润滑油系统由汽轮机主轴驱动的主油泵、冷油器、顶轴装置、盘车装置、排烟系统、油箱、润滑油泵、事故油泵、滤网、加热器、油位指示器、轴承箱油挡、联轴器护罩、阀门、逆止门、各种监测仪表等构成。润滑油系统供回油管采用套装管路。润滑油系统为机组各支承轴承、推力轴承及盘车装置提供润滑油；为汽机危机保安器提供复位及注油试验用油，为顶轴油系统提供工作用油。 汽轮机主轴驱动的主油泵是蜗壳型离心泵，安装在前轴承箱中的汽

12、轮机外伸轴上。在启动、运行和停机时，必须向泵提供压力油。主油泵的进油管和1射油器出口相连接。排出压力油管进入油箱和射油器进口管相连接。正常运行时，主油泵供给汽轮发电机组的全部用油，它包括轴承用油、机械超速脱扣用油。在机组启、停时由交流润滑油泵经冷油器向润滑油系统供油。本系统设有二台板式冷油器，一台正常运行，一台备用，可通过三通阀进行相互切换。系统设有自启动试验装置，在润滑油系统油压低时联动交、直流润滑油泵；有低油压试验装置。此外，机组还设计有一套移动式润滑油净化装置。1.10 轴承和支撑系统机组共有4个轴承，其中，汽轮机转子两个，发电机转子两个。1和2瓦为四个键支撑的具有自位功能的可倾瓦轴承，

13、其他为椭圆瓦。此外，在汽机转子调速器端，安装有推力轴承，用于平衡整个转子的轴向推力。1.11 滑销系统和胀差在机组启动、运行和停机时，为了保证汽轮机各个部位正确的膨胀、收缩和定位，同时保持汽缸和转子正确对中，机组设计了滑销系统。机组膨胀的绝对死点在低压缸的中心，由预埋在基础中的两块横向定位键和两块轴向定位键限制低压缸的中心移动，形成机组绝对死点。转子之间采用法兰式刚性联轴器联接，形成了轴系。轴系轴向位置是靠汽轮机转子前端的推力盘来定位的。推力盘包围在推力轴承中，由此构成了机组动静之间的死点，称之为相对死点。机组在低压缸中安装有胀差传感器，用于测量汽轮机的胀差。前轴承箱基架上安装有热膨胀传感器，

14、用于测量缸体的绝对膨胀。1.12 选配辅机及其他机组配备三台100%的循环水泵，正常运行时使用一台泵，夏季运行时使用两台泵。循环水系统采用安徽三联泵业股份有限公司hs900-800-800B型卧式、单级双吸泵。机组配备两台100%的凝结水泵，一台运行，一台备用。凝结水泵为浙江水泵总厂生产的250LDTN-150x7立式多级筒袋型凝结水泵，流量165m3/h，扬程227m。凝结水热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经汽封加热器和三台低压加热器后进入除氧器。机组配备两台50%容量的电动给水泵。电动给水泵采用调速给水泵，配有1台变频器。机组设计有两台100容量开式工业水泵，作为汽机房各用户的冷却水。开式

15、冷却水的冷却水源取自工业水池，冷却水回水回到循环水回水管道。机组设计有一个30m3水箱，补充水来自化学除盐水。机组启动时由上水箱向凝汽器补水，同时可以通过上水泵向除氧器上水，正常运行时可以通过凝汽器负压向凝汽器补水。2、调试过程介绍机组整套启动过程从2015年3月31日第一次整套启动时锅炉点火开始，到2015年4月6日完成72小时满负荷运行为止，历时7天，该过程分为空符合调试、带负荷调试两个阶段进行。2015年3月12日开始分部试运，进行分系统调试。2015年3月22日锅炉吹管工作结束。2015年3月24日，吹管后系统恢复完毕，油质合格，机组具备整套启动试运条件。2.1 空负荷调试该阶段从机组

16、启动冲转开始至机组初次并网，其间进行的调整试验工作主要包括：按启动曲线开机，机组轴系振动监测，调节保安系统有关参数的调试和整定、喷油试验、电气试验、并网带初负荷、汽门严密性试验、超速试验。整套启动准备工作基本就绪，所有热工仪表、电动门、调节门等均已送电，转动设备按电厂规程要求分别送电。主、辅机进行各项电气、热工保护连锁试验及高、低压旁路活动试验， DEH仿真试验和机、炉、电大连锁试验合格。阀门静态关系整定完成，汽轮机辅助设备及系统正常投入，盘车装置投入运行。机组首次整套启动 首次启动前参数记录主蒸汽1.98MPa/280再热蒸汽0.50MPa/260偏心43m盘车电流6.5A轴位移0.03mm

17、/0.11mm绝对膨胀5.38mm/5.63mm胀差0.49mm润滑油压力0.15MPa凝汽器真空-93.6kPa润滑油温度41.5EH油压力14.41MPa机组挂闸。机组开始首次冲转。选择操作员自动方式，目标转速500r/min，升速率100r/min2。机组转速500r/min，进行摩检。就地检查未见异常，摩捡退出。目标转速1250r/min，升速率100r/min2。转速升至1000 r/min做就地打闸试验，成功后重新挂闸升速。然后暖机15分目标转速2300r/min，升速率100r/min2。暖机15分。目标转速3000r/min，升速率100r/min2。定速后做主汽阀严密性试验和

18、调速汽门严密性试验。均降至1000转以下，速度变化率大于240转每分。转速3000r/min机组参数如下：表 2 首次启动暖机参数记录表项目单位1250 r/min暖机2000r/min暖机3000r/min定速1轴承振动m10/11/418/17/417/18/92轴承振动m12/11/420/21/421/15/33轴承振动m12/10/536/37/1127/23/94轴承振动m11/12/334/33/1341/48/361轴承金属温度46.96/45.1948.96/45.1951.55/50.102轴承金属温度54.77/60.5556.77/60.5563.60/65.023轴承

19、金属温度71.54/64.2474.54/64.2473.15/74.294轴承金属温度65.11/75.5169.11/75.5178.18/73.671瓦回油温度43.8549.8547.732瓦回油温度44.5646.5647.133瓦回油温度48.5149.5150.474瓦回油温度46.2953.2953.79推力瓦温度（工作面）41.27/43.7971.27/73.7971.64/72.99推力瓦温度（非工作面）42.68/44.9862.68/64.9868.81/70.24润滑油供油温度42.0942.0942.39注1：各瓦振动依次为X向轴振、Y向轴振、瓦振，单位均为m。

20、进行OPC103%动作试验。目标转速3105r/min，升速率300rpm/min，转速3090.5r/min时OPC动作，调门全关，OPC动作时间0.5s，17s后调门开始开启，将转速稳定在3000rpm，其间转速最低降至2880r/min。进行OPC110%动作试验。目标转速3305r/min，升速率300rpm/min，转速3289.5r/min时ast动作，主汽门和调门全关，ast动作时间0.5s。转速降至2980时重新挂闸定速。4月1日进行第一次机械超速试验。检查确认OPC动作保护切除，目标转速3345r/min，升速率300rpm/min，转速达到3248r/min时机械超速保护动

21、作。 机组跳闸后重新挂闸，定速3000r/min。进行第二次机械超速试验。检查确认OPC动作保护切除，目标转速3345r/min，升速率300rpm/min，转速达到3220r/min时机械超速保护动作。 机组跳闸后重新挂闸，定速3000r/min。两次机械超速保护试验动作定值相差20r/min，低于28r/min，机械超速试验结果合格。3月30日进行调门严密性试验。主蒸汽压力1.98MPa，再热蒸汽压力0.7MPa，转速降低至132r/min，调门严密性试验完成。机组打闸后重新挂闸，定速3000r/min。按照主蒸汽压力计算：按照再热蒸汽压力计算：调门严密性试验结果符合要求。主蒸汽压力1.9

22、8MPa，再热蒸汽压力0.7MPa，进行主汽门严密性试验。按照主蒸汽压力计算：按照再热蒸汽压力计算：主气门严密性试验结果符合要求。2.2 带负荷调试该阶段从机组并入电网开始至机组带满负荷为止，主要完成的调试项目有厂用电切换试验，润滑油泵启停试验，真空严密性试验，甩负荷试验等。2015年4月1日甩负荷试验参数：主蒸汽压力13.1MPa，主蒸汽温度529.1，再热蒸汽压力1.82MPa，再热蒸汽温度518.8。负荷65MW。甩负荷后转速升至3212.5时手动操盘停机。发电机首次并网参数项目单位3000r/min定速并网带初负荷1轴承振动m19/17/517/12/62轴承振动m21/17/519/

23、22/43轴承振动m26/19/924/33/114轴承振动m38/47/3026/36/231轴承金属温度70.672.42轴承金属温度65.066.43轴承金属温度71.578.04轴承金属温度78.870.31瓦回油温度52.054.52瓦回油温度55.559.23瓦回油温度54.858.94瓦回油温度56.858.9推力瓦温度（工作面）5862推力瓦温度（非工作面）5257润滑油供油温度44442015年4月4日 72小时试运正式计时 不同功率下参数项目单位40MW50MW60MW主蒸汽压力MPa10.9411.5712.9主蒸汽温度510534.2534.5再热蒸汽压力MPa11.4

24、1.8再热蒸汽温度507.3524.6529.8高压上缸温度448458468高压下缸温度448458468中压上缸温度469499499中压下缸温度463493493低压缸排汽温度A46.747.548.2低压缸排汽温度B50.450.650.8A侧凝汽器真空kPa-90.8-92.2-91.9B侧凝汽器真空kPa-89.5-90.2-89.8一段抽汽压力MPa2.432.723.1一段抽汽温度206235276二段抽汽压力MPa1.21.761.9二段抽汽温度279298310三段抽汽压力MPa0.470.580.64三段抽汽温度356388400四段抽汽压力MPa0.120.150.17

25、四段抽汽温度233245256五段抽汽压力MPa0.030.070.1五段抽汽温度154169180六段抽汽压力MPa-0.01-0.000.01六段抽汽温度768085#6低加入口水温333333#6低加出口水温515562#5低加入口水温5054.859#5低加出口水温85.489.797#4低加入口水温8486.596#4低加出口水温103114.8120除氧器压力MPa0.260.30.4EH油压力MPa14.814.814.8轴封压力kPa26.027.629.1均压箱温度341.9323.7314.8润滑油进油温度45.043.243.3#1轴承振动m18/17/627/21/11

26、21/19/9#2轴承振动m32/40/731/38/1239/41/8#3轴承振动m30/53/2522/41/1425/46/17#4轴承振动m14/24/2616/16/1815/20/20#1轴承金属温度62.162.462.9#2轴承金属温度64.566.668.8#3轴承金属温度60.361.463.1#4轴承金属温度61.262.362.8#1轴承回油温度52.352.453.0#2轴承回油温度60.258.959.2#3轴承回油温度56.555.856.2#4轴承回油温度59.158.158.3推力瓦温度（工作面）63.866.468.1推力瓦温度（非工作面）55.352.15

27、2.2轴位移mm-0.06-0.08-0.12绝对膨胀mm18.54/18.4419.73/19.4219.73/19.55胀差Amm1.31.52.34胀差Bmm1.291.482.232015年4月2日发生厂用电中断2.3评价报告机组满足设计要求2.4 调试期间发现的主要问题及其解决方案问题：1、 自动主汽门前疏水需接入专用疏水扩容器。2、 疏水系统气动阀开关动作不灵活2.5附表惰走时间13:54：02停机14:15:06投盘车惰走时间21分钟惰走震动转速1#瓦2#瓦3#瓦4#瓦300063.7/117.735.4/81.927.9/97.650.9/40.8200057.8/107.34

28、2.6/72.837.5/101.749.6/39.7100047.7/40.896.7/81.867/105112.9/40.850033.4/94.557.9/117.954.8/93.792/30分部试运后签证验收卡工程名称：津西钢铁1X80MW煤气发电工程 试运阶段： 分系统调试 分系统名称： 给水系统 性 质： 主 要 序号验收内容评价备注合格不合格1电动给水泵入口门检查合格2电动给水泵在运行状态禁关合格3电动给水泵出口门联锁检查合格4电动给水泵投备用，联开此阀门合格5电泵启，联开出口门合格6电泵停，联关出口门合格7再循环门检查合格8当给水流量160t/h，自动打开合格当给水流量26

29、0t/h，自动关闭合格分部试运后签证验收卡分系统名称： 给水系统 专业： 汽机 评价 合格该系统已于 2015 年3 月 24 日完成分部试运，经按火电工程调整试运质量检验及评定标准（2013版）验收，被评为优良，已具备代管条件，同意进入整套启动阶段。主要遗留问题和处理建议安装方代表（签字） 年 月 日调试方代表（签字） 年 月 日总包方代表（签字） 年 月 日建设方代表（签字） 年 月 日分系统调试及试运记录工程名称津西钢铁1X80MW煤气发电工程专业名称汽机系统名称给水系统设备名称给水泵调试单位邯郸市冀华电力调试日期2015年3月24日系统或设备调试检查管道及支吊架电机绝缘冷却水阀门及调节

30、门运行参 数电机电流40.9A主泵吸入端轴承温度38主泵排放端轴承温度37泵出口压力18MP电机前轴承温度38泵出口温度37功能动作保护运行描 述1、 保护开出动作正确；2、 连锁启动备泵正确是否符合设计运行要 求 符合要求安装方代表（签字） 年 月 日调试方代表（签字） 年 月 日总包方代表（签字） 年 月 日建设方代表（签字） 年 月 日 连锁、保护逻辑传动验收记录工程名称：津西钢铁1X80MW煤气发电工程 设备系统名称：汽机序号传 动 项 目传动结果备注11、当锅炉负荷50%，A汽泵跳闸，联锁启动备用电动给水泵正确22、当锅炉负荷50%，B汽泵跳闸，联锁启动备用电动给水泵正确电动给水泵保

31、护联锁跳闸条件检查正确1、除氧器水位低值且模拟量正确2、润滑油压<0.08Mpa正确3、温度保护条件正确1、当锅炉负荷50%，A汽泵跳闸，联锁启动备用电动给水泵正确2、当锅炉负荷50%，B汽泵跳闸，联锁启动备用电动给水泵正确电动给水泵保护联锁跳闸条件检查正确1、除氧器水位低值且模拟量正确2、润滑油压<0.08Mpa正确3、温度保护条件正确安装方代表（签字） 年 月 日调试方代表（签字） 年 月 日总包方代表（签字） 年 月 日建设方代表（签字） 年 月 日监理方代表（签字） 年 月 日 系统试运条件检查确认表工程名称：津西钢铁1X80MW煤气发电工程 设备系统名称：汽机给水系统序号

32、检 查 项 目检查结果备注1电动给水泵马达启动允许条件检查合格21、润滑油压0.12Mpa合格32、电泵出口阀关合格43、除氧器水位正常合格54、给水泵再循环阀已开合格65、前置泵入口门已开合格76、电泵温度不高合格87、入口给水压力不低合格99、暖泵电泵壳体上下温差20度（两对点）合格10、电泵无反转信号合格11、电泵远方控制 合格安装方代表（签字） 年 月 日调试方代表（签字） 年 月 日总包方代表（签字） 年 月 日建设方代表（签字） 年 月 日监理方代表（签字） 年 月 日 设备系统试运记录表工程名称：津西钢铁1X80MW煤气发电工程 设备/系统名称：1#给水泵设 备 名 牌驱动设备生

33、产厂家佳木斯电机股份有限公司型 号YPT-560-2被驱动设备沈阳鼓风机集团石化泵有限公司2DG-10H形式多级额定出力293出口压力15.7额定功率2000KW额定电压10.5额定电流133.9额定转速2980转动方向从驱动设备向被驱动设备看：顺时针分部试运稳定运行工况参数记录试运日期2015-3-24试运时间4转动方向正确运转声音正常启动电流1632稳定电流43转 速2980出 力30%入口压力0.1出口压力18介质温度15温度记录驱动设备轴承被驱动设备轴承电动机绕组23272827振动记录 驱动设备轴承被驱动设备轴承0.60.60.50.4满负荷试运工况参数记录出力95%入口压力0.3出

34、口压力15介质温度稳定电流转 速温度记录驱动设备轴承驱动设备轴承电机绕组434344445050振动记录驱动设备轴承驱动设备轴承0.40.50.50.4测试仪表说明仪表型号： 检验证编号: 有效期：记录人张兴雷负责人刘海峰设备系统试运记录表工程名称：津西钢铁1X80MW煤气发电工程 设备/系统名称：2#给水泵设 备 名 牌驱动设备生产厂家佳木斯电机股份有限公司型 号YPT-560-2被驱动设备沈阳鼓风机集团石化泵有限公司2DG-10H形式多级额定出力293出口压力15.7额定功率2000KW额定电压10.5额定电流133.9额定转速2980转动方向从驱动设备向被驱动设备看：顺时针分部试运稳定运

35、行工况参数记录试运日期2015-3-24试运时间4转动方向正确运转声音正常启动电流1632稳定电流43转 速2980出 力30%入口压力0.1出口压力18.7介质温度15温度记录驱动设备轴承被驱动设备轴承电动机绕组32303839振动记录驱动设备轴承被驱动设备轴承13101112满负荷试运工况参数记录出力95%入口压力15出口压力0.3介质温度128稳定电流129转 速2960温度记录驱动设备轴承驱动设备轴承电机绕组4545.842416062振动记录驱动设备轴承驱动设备轴承12111310测试仪表说明仪表型号： 检验证编号: 有效期：记录人张兴雷负责人分部试运后签证验收卡工程名称：津西钢铁1

36、X80MW煤气发电工程 试运阶段： 分系统调试 分系统名称： 真空系统 性 质： 主 要 序号验收内容评价备注合格不合格1真空泵管道连接完好合格2真空泵运行正常合格3真空泵联锁备用正常合格4真空低自动联起备用泵合格分部试运后签证验收卡分系统名称： 真空系统 专业： 汽机 评价 合格该系统已于 2015 年3 月 24 日完成分部试运，经按火电工程调整试运质量检验及评定标准（2013版）验收，被评为优良，已具备代管条件，同意进入整套启动阶段。主要遗留问题和处理建议安装方代表（签字） 年 月 日调试方代表（签字） 年 月 日总包方代表（签字） 年 月 日建设方代表（签字） 年 月 日分系统调试及试

37、运记录工程名称津西钢铁1X80MW煤气发电工程专业名称汽机系统名称真空系统设备名称真空泵调试单位邯郸市冀华电力调试日期2015年3月24日系统或设备调试检查管道及支吊架电机绝缘冷却水阀门及调节门运行参 数电机电流150.4A主泵吸入端轴承温度28主泵排放端轴承温度27泵出口压力-86MP电机前轴承温度28功能动作保护运行描 述3、 保护开出动作正确；4、 连锁启动备泵正确是否符合设计运行要 求 符合要求安装方代表（签字） 年 月 日调试方代表（签字） 年 月 日总包方代表（签字） 年 月 日建设方代表（签字） 年 月 日 连锁、保护逻辑传动验收记录工程名称：津西钢铁1X80MW煤气发电工程 设备系统名称：汽机真空系统序号传 动 项 目传动结果备注11#泵跳闸，联锁启动备用真空泵2真空低联锁启动备用真空泵3真空泵保护联锁跳闸条件检查1、除氧器水位低值且模拟量2、润滑油压<-0.85Mpa3、电机温度高停真空泵安装方代表（签字） 年 月 日调试方代表（签字） 年 月 日总包方代表（签字） 年 月 日建设方代表（签字） 年 月 日监理方