霍林河300MW工程1号汽机调试报告

1、.PAGE ：.；NEPRI编 号：HLHMDTBNEPRI 密 级： 霍林河电厂2300MW机组工程5号机组汽机专业调试报告东北电力科学研讨院辽宁东科电力2021年6月摘 要：本报告是对霍林河电厂2300MW机组工程5号机组汽机专业在机组分系统试运、整套启动、带负荷试运及168小时满负荷试运的基建调试总结，主要论述了试运过程中的静态实验及动态实验等调试工程，对系统实验中的主要技术数据进展了记录及分析，对实验过程中出现的问题及处置进展了论述，从而得出结论。关键词：霍林河、5号300MW 基建调试 静态实验 动态实验本报告规范性援用文件：电力部电建1996159号电力部建立协调司建质199640

2、号电力部建立协调司建质1996111号DL 5011-92DL 5009.1-92国电电源2001218号国家电力公司国家电力公司目 录 TOC o 1-3 h z HYPERLINK l _Toc206161167 第一篇 辅助蒸汽及汽封系统蒸汽吹扫调试报告 PAGEREF _Toc206161167 h 5 HYPERLINK l _Toc206161168 第二篇 电动给水泵组调试报告 PAGEREF _Toc206161168 h 11 HYPERLINK l _Toc206161169 第三篇 开式循环冷却水系统调试报告 PAGEREF _Toc206161169 h 32 HYPE

3、RLINK l _Toc206161170 第四篇 闭式冷却水系统调试报告 PAGEREF _Toc206161170 h 42 HYPERLINK l _Toc206161171 第五篇 凝结水系统调试报告 PAGEREF _Toc206161171 h 50 HYPERLINK l _Toc206161172 第六篇 除氧器及其系统调试报告 PAGEREF _Toc206161172 h 61 HYPERLINK l _Toc206161173 第七篇 高压加热器系统调试报告 PAGEREF _Toc206161173 h 67 HYPERLINK l _Toc206161174 第八篇

4、真空泵及其系统调试报告 PAGEREF _Toc206161174 h 85 HYPERLINK l _Toc206161175 第九篇 汽机旁路系统调试报告 PAGEREF _Toc206161175 h 91 HYPERLINK l _Toc206161176 第十篇 光滑油及顶轴盘车系统调试报告 PAGEREF _Toc206161176 h 97 HYPERLINK l _Toc206161177 第十二篇 调理保安系统调试报告 PAGEREF _Toc206161177 h 112 HYPERLINK l _Toc206161178 第十三篇 发电机氢气系统调试报告 PAGEREF

5、_Toc206161178 h 119 HYPERLINK l _Toc206161179 第十四篇 发电机定子冷却水系统调试报告 PAGEREF _Toc206161179 h 123 HYPERLINK l _Toc206161180 第十五篇 发电封油系统调试报告 PAGEREF _Toc206161180 h 128 HYPERLINK l _Toc206161181 第十六篇 汽轮发电机组整套启动调试报告 PAGEREF _Toc206161181 h 133 HYPERLINK l _Toc206161182 第十七篇 汽轮发电机组振动在线监测报告 PAGEREF _Toc2061

6、61182 h 166 HYPERLINK l _Toc206161183 第十八篇 机组甩负荷实验报告 PAGEREF _Toc206161183 h 177 HYPERLINK l _Toc206161184 第十九篇 直接空冷系统调试报告 PAGEREF _Toc206161184 h 192第一篇 辅助蒸汽及汽封系统蒸汽吹扫调试报告摘 要：本报告主要对霍林河电厂5号机组辅助蒸汽及汽封系统静态实验、动态实验及蒸汽吹扫情况进展了总结，对系统实验中的主要技术数据进展了记录及分析，对实验过程中出现的问题及处置进展了论述，从而得出结论。关键词：辅汽、轴封系统 静态实验 动态实验引言辅助蒸汽系统为

7、全厂提供公用汽源。本机组辅助蒸汽系统设计一个0.81.3MPa、350的辅助蒸汽联箱。联箱的供汽汽源有：600MW机组备用汽源来汽、本机主机冷再低负荷形状运用、四段抽汽正常运转运用、以及5段抽汽辅助供汽。辅助蒸汽系统供除氧器启动用汽、汽机轴封、热网汽水换热安装用汽、暖通分汽缸用汽、锅炉防冻用汽、暖风器用汽、制粉系统用汽等。暖风器用汽可以由5段抽汽切换提供。汽机周围蒸汽系统管道在存放及安装过程中，其内部不可防止地存在铁屑、焊渣等杂物，汽机周围蒸汽系统管道吹扫的目的就是在系统投运之前经过蒸汽吹扫，将管道内部吹扫干净，以保证合格的蒸汽质量。机组启动时辅助蒸汽自备电厂主蒸汽或汽机抽汽，低负荷时取自本机

8、二段抽汽，正常运转带负荷后由本机四段抽汽供汽。1 实验根据的规范辅助蒸汽及轴封系统实验根据的有关规范如下：1.1 电力部电建1996159号1.2 电力部建立协调司建质199640号1.3 电力部建立协调司建质1996111号1.4 DL 5011-921.5 电力工业部1.6 1998国家电力公司1.7 DL 5009.1-92能源部能源基1992129号1.8 东北电力科学研讨院质量管理规范1.9 设计院，1.10 汽轮机轴封系统阀门表轴封系统阀门确认表序号阀 门 名 称阀门编号开关时间(s)确认日期确认人1辅助供汽调理站电动门50LBF20AA10230/3009.04.24张永宏2辅助

9、供汽调理站电动调阀50LBF20AA10318/142021.05.08张永宏3辅汽供汽调理站旁路电动门50LBF21AA10120/2709.06.11于洪源4高压供汽调理站电动门50LBF10AA10124/242021.05.08张永宏5高压供汽调理站电动调阀50LBF10AA10219/1809.06.11于洪源6高压供汽调理站旁路电动门50LBF11AA10120/202021.05.08张永宏7高压供汽调理站前疏水门50LBF10AA2015/52021.06.02张永宏8再热冷端供汽调理站电动门50LBF30AA10125/2309.04.24张永宏9再热冷端供汽调理站电动调阀5

10、0LBF30AA1023/32021.05.08张永宏10再热冷段供汽调理站疏水门50LBF20AA20115/1809.04.24张永宏11溢流调理站旁路电动门50LBF41AA10123/2609.06.11于洪源12溢流调理站电动调阀50LBF40AA10114/142021.05.08张永宏13低压缸轴封供汽管路疏水电动门50LBF30AA20112/1209.06.11于洪源2 实验目的及范围2.1该系统实验目的：经过系统试运前的蒸汽吹扫、系统各设备的静态调试，动态调试使机组的辅助蒸汽及汽机轴封系统可以平安稳定投入正常运转，满足机组辅助汽源及汽机轴封的要求。2.2 吹扫范围2.2.1

11、 坑口电厂600MW机组2.2.22.2.3 辅助蒸汽联箱至除氧器管道；2.2.4 辅助蒸汽联箱至四段抽汽、除氧器蒸汽管道；2.2.5 冷再蒸汽管道至辅汽联箱蒸汽管道；2.2.6 辅助蒸汽联箱至暖通、锅炉暖风器、空预器、炉底加热以及燃油用汽管道；2.2.7 3 辅助蒸汽系统静态实验3.1 系统各电动门及调理门开关检查及开关时间测试于2021年4月24至07月10日进展了该系统的阀门实验。实验方式为在控制室操作员站发出阀门开关指令，就地察看阀门动作情况，并检查确认阀门形状反响的正确性，同时记录阀门开关时间。详细实验结果详见附表A：辅助蒸汽轴封系统电动门开关实验记录表。3.2 辅助蒸汽系统吹扫汽机

12、辅助蒸汽系统管道在存放及安装过程中，其内部不可防止地存在铁屑、焊渣等杂物，汽机周围蒸汽系统管道吹扫的目的就是在系统投运之前经过蒸汽吹扫，将管道内部吹扫干净，以保证合格的蒸汽质量。辅助蒸汽系统蒸汽吹扫共分如下阶段进展：3.2.1 辅汽系统管路吹扫，该系统于2021年5月19日6月3.2.1.1 七号机辅汽联箱、冷再供辅汽暂时措施：冷再供辅汽管道接近冷再处断开，接至#7-8机辅汽联络管处，冷再侧暂时封堵；#8机辅汽联箱侧接暂时管道排至厂房外；吹扫流程：#7号机辅汽联箱至#8号机辅汽联络管冷再供辅汽管道暂时管道排大气。采用冷再供辅汽电动门控制。3.2.1.2 辅助蒸汽联箱、四段抽汽至除氧器加热管道串

13、联吹扫暂时措施：将辅汽供除氧器加热管道在除氧头处断开，在除氧器侧加堵板；四段抽汽管道断开，除氧器侧加堵板；用暂时管道衔接除氧器加热管道及四段抽汽至除氧器管道。管路上调理门、逆止门芯撤除。吹扫流程：辅汽联络管辅汽供除氧器加热管道暂时管道四抽供除氧器加热管道暂时排汽管道排大气。采用辅汽至除氧器加热电动门控制。3.2.1.3 辅助蒸汽联箱、四段抽汽吹扫暂时措施;将四段抽汽电动门后法兰断开加暂时管道排大气，四抽至除氧器抽气电动门封锁，辅汽联箱至除氧器电动门封锁。吹扫流程：辅汽联箱-四抽管道暂时管道-排大气。上述三路吹扫于2021年6月22日进展；采用定压法吹扫；采用自备电厂来汽作为汽源。吹扫于晚16时

14、开场，16时50分暖管终了，开场进展试吹，上述三个回路分别进展试吹，经检查系统没有泄露后，分别进展正式吹扫，各回路吹扫10min至15min后切换至下一回路吹扫。各回路均吹扫后，重新循环进展吹扫，共进展三次。吹扫于22时10分全部终了。吹扫中蒸汽压力最高0.72MPa，最低0.3MPa，稳定时平均0.5-0.6MPa。经察看排放口，蒸汽干净无杂质。吹扫终了后，检查管道内无大颗粒杂质及明显锈迹。吹扫效果很好，到达吹扫要求，合格。3.2.2 辅汽供锅炉侧暖风器等管路吹扫该回路由锅炉专业担任进展。暂时措施：在锅炉侧暖风器入口等处衔接暂时管道排至厂房外。吹扫流程：#7辅汽联箱辅汽至锅炉暖风器等管道暂时

15、管道排大气。3.2.3 轴封系统管路吹扫暂时措施：管路各减温器撤除，高中压缸轴封供汽节流孔撤除；各分支管路滤网处解开，用暂时管路并一路后借用轴封加热器排汽管道排汽至厂房外；冷再供轴封管路在冷再处断开，接上述暂时管排至厂房外。轴封蒸汽管路吹扫于轴封暂时吹扫管道安装终了后进展。采用自备电厂来辅助蒸汽为汽源，吹扫时各回路蒸汽参数控制在0.2MPa，250吹扫终了后，检查管道内无大颗粒杂质及明显锈迹。吹扫效果很好，到达吹扫要求，合格。4 辅助蒸汽系统动态实验4.1 辅助蒸汽系统的投入 本机组辅助蒸汽系统首先投入的是厂房内供暖及暂时采暖系统，初次投入的时间是2021年11月03日。 轴封汽源汽源的初次投

16、入是07月1日空冷岛热态冲洗前进展的。除氧器加热的初次投入是 各系统在投入期间经过充分的暖管、疏水，没有发生管道震动等问题。各系统可以正常投入，满足各蒸汽用户的要求。4.2 辅助蒸汽系统各自动调理系统的投入4.2.1 除氧器加热自动的投入 除氧器加热自动于2021年7月6日机组启动期间投入。4.2.2轴封自动的投入 轴封系统各项自动于7月4.2.3低压辅汽压力温度自动调理的投入 轴封系统各项自动于7月23日4.2.4 冷再供辅汽系统的投入冷再供辅汽系统于12月19日机组启动期间投入，投入时冷再压力1.0MPa，温度330.投入后辅汽压力0.86MPa，温度4.3 轴封系统质量检验评定，详见。5

17、 调试期间出现的问题5.1 轴封蒸汽压力及温度指示不准轴封系统初次投入时轴封压力共两台变送器均指示不准确，经判别系变送器安装标高与管道标高不一致，信号管内凝结水呵斥。待机组停机后，对上述变送器均进展调零处置，问题得到处理。5.2 辅汽系统压力缺乏 辅汽系统在试运期间不断难于满足机组运转的需求，其缘由主要如下：5.2.1 冬季采暖期，厂房采暖蒸汽用量较大，加之当时厂房未到达全部暖封锁，厂区内又有多处增设采暖设备，导致辅汽母管压力较低。5.2.2 自备电厂汽源在运用主汽作为汽源的情况下压力可以保证，但采用抽汽作为汽时压力仅能到达0.5MPa左右，流量也很小，本厂机组启动时压力流量均难于满足。 上述

18、问题的处理主要是对60万来汽的设备进展调整。如该汽源不能保证机组运转，那么将辅汽汽源倒至本机冷再。经上述调整，辅汽系统目前可以满足机组运转要求。5.2.3 在试运过程中机组带大负荷时，发现轴封压力比正常压力高，轴封溢流调整门及旁路们已全开。停机后将旁路管直接，接到排气安装，再次起机后压力高的问题得到处理。5.2.4 在试运过程中在投轴封时发现低压缸前后轴封漏气量比较大，即影响环境又影响油质长时间运转能使油质乳化，机组停机后，在低压轴封供气管上加装分门后问题得到处理。6 结论辅助蒸汽系统目前正确投入，168小时试运转期间不断稳定运转，阅历证到达设计要求，可以满足机组运转要求。 第六篇 除氧器及其

19、系统调试报告摘 要：本报告主要对霍林河电厂5号机组除氧器及其系统的静态实验、动态实验情况进展了总结，对系统实验中的主要技术数据进展了记录及分析，对实验过程中出现的问题及处置进展了论述，从而得出本结论。关键词：除氧器系统 静态实验 动态实验引言霍林河电厂一号机组除氧器为无头内置式除氧器，除氧水箱为圆筒形压力容器，是汽轮发电机组回热系统内的混合式加热器，运转期间该当留意控制除氧器水位及内部压力。相关系统主要包括：凝结水系统、给水系统、低压加热器、高压加热器及疏水系统等。除氧器启动时直接上水锅炉上水泵，启动加热蒸汽采用厂用辅助蒸汽汽源，正常运转时其加热蒸汽采用本机四段抽汽汽源。本机四段抽汽抽出口位置

20、在中压缸第22级后，机组额定工况下其压力为0.81MPa，温度为334.6。1主要设备参数1.1 除氧器主要规范：型式无头内置式除氧器型号GY-1060内置式有效容积150额定出力1060t/h总容积219最大出力1200t/h设计压力1.4MPa(a)净重66t任务压力1.04MPa(a)平安阀开启压力1.3Mpa设计温度380250平安阀排汽量1112521任务温度185.7任务压力 (最高)1.27Mpa制造厂商济南市压力容器厂实验压力2.35 Mpa2 报告的编写根据经过系统各设备的静态调试及动态投入，使机组的除氧给水系统可以平安稳定投入正常运转，满足机组除氧水的要求，并保证机组的热经

21、济性能。报告编写根据：2.1 电力部电建1996159号2.2 电力部建立协调司建质199640号2.3 电力部建立协调司建质1996111号2.4 DL 5011-922.5 中电投内规2003340号2.6 1998国家电力公司2.7 DL 5009.1-92能源部能源基1992129号2.8 辽宁东科电力质量管理规范2.9 上海动力设备2.10 内蒙东北电力设计院有关图纸3 除氧器及其系统清洗除氧器及其系统的清洗过程是先采用化学除盐水冲洗的方法：将凝结水系统补水至正常水位，启动凝结水泵经过加热器旁路送至除氧器。进展除氧器清洗的暂时措施是在给水泵前置泵入口处短接一根暂时排水管道，将水排至厂

22、房内无压放水母管。当水质合格后将暂时管道撤除，给水泵入口管路安装就位。4 除氧器系统的静态实验除氧器系统的静态实验包括系统的电动、气动阀门检查实验、静态联锁维护实验；除氧器系统的阀门、联锁检查实验工程及结果详见附表A、B。5 除氧器系统的动态投运2021年3月19日 除氧器初次上水。2021年5月23日 15：30锅炉碱洗前汽机侧水管路冲洗，除氧器水侧投入运转。2021年5月24日 00：50开场进展碱洗，除氧器辅汽加热投入运转正常2021年5月24日18：33碱洗终了。除氧器开场进入正常汽水运转过程。2021年7月1日 空冷岛热太冲洗过程中，除氧器进展正常投运.2021年7月25日至 一号机

23、组历次启动过程中以及2021年8月25日机组168整体试运中除氧器进展了整套的系统投入运转：5.1 启动前，全开除氧器上部排汽阀，其它阀门全部封锁，启动凝结水泵向除氧器上水至启动水位即30%正常水位处。5.2 检查辅助蒸汽母管运转正常，开启辅汽母管至除氧器加热蒸汽管道中的调门向除氧器进汽加热，适当开启启动排气门。5.3 除氧器加热过程中，逐渐开大加热蒸汽汽门，检查管路疏水防止除氧器振动。控制升温升压速度保证温升率小于105.4 当除氧器压力接近0.147MPa时，将除氧器的压力调理阀投入自动，除氧器压力调阀自动维持除氧器定压运转。5.5 机组启动前由辅助蒸汽向除氧器供汽，除氧器内部压力到达0.

24、149MPa，水位正常，投入水位及供汽压力自动，调理排汽阀开度，留意监测含氧量到达技术规范。5.6 维持温度和压力，启动凝结水泵向除氧器上水至正常水位。5.7 当除氧器水温到达1115.8 当除氧器出水含氧量到达启动运转规范(普通小于30微克/升)，给水泵注水，启动电动给水泵再循环运转。5.9 在向锅炉供水的过程中，除氧器的进水量将增多，控制经过喷嘴的凝结水量与所需的蒸汽量相对应。此时留意检查除氧器的振动，不允许有较大的水量突变。5.10 当汽机冲转后，在除氧器的四段抽汽压力到达0.147MPa，机组运转稳定后，切换到四抽供汽，投入辅助汽源门为自动，除氧设备开场滑压运转。5.11 投入除氧器相

25、关热工维护。5.12 除氧器滑压运转，机组负荷变化速度按35/min控制，使除氧器压力平稳变化。5.13 机组降负荷时，四抽压力小于0.147MPa，自动切换为辅助汽源，维持此压力下定压运转；机组甩负荷时，备用汽源(辅助蒸汽)根据除氧器内水温，定压运转，防止给水泵入口水汽化。6 除氧器的停顿6.1 在机组正常带负荷运转的情况下，随着机组负荷的下降，抽汽压力降低，当抽汽压力小于设定值0.149MPa时，封锁四段抽汽电动门及逆止门，除氧器切换为辅助汽源供汽运转，压力自动调理维持定压运转；6.2 给水泵停运后，封锁辅助汽源，封锁各进、出口水门，除氧器停运。7 除氧器系统试运参数记录及分析除氧器系统经

26、试运检验，给水温度及含氧量均可到达设计要求。根据哈尔滨汽轮机厂提供的300MW机组的热力特性。由试运数据可以看出在各个负荷工况下，除氧器及其相应四段抽汽系统各主要参数根本与热力特性相符。运转参数参考附表C ： 除氧器系统试运参数记录表8 调试过程中出现的问题及处置8.1 除氧器水位报警值确实定：在除氧器中心线下1400mm为除氧器零水位除氧器正长水位，2050 mm。除氧器低一值水位1850mm。除氧器低二值水位1400mm。除氧器高一值水位2200mm。除氧器高二值水位2350mm。除氧器就地水位标尺为3mm，中心线上下各1500mm，正常水位在标尺上2050mm处，DCS画面上水位模拟量与

27、就地水位计根本一致。8.2 除氧器运转初期，除氧器液位模拟量与就地水位计指示偏向较大，大约400mm右，经过检查发现除氧器模拟量液位差压表计取值零点在除氧器底部引出管路最低点，而就地液位计零点为就地水位计接出管道下部，因此水位具有400mm的偏向，经过与河北一建公司协商，将模拟量液位参数进展修正，现模拟量液位计与就地液位计相符。8.3除氧器运转初期，除氧器溢流阀与除氧器放水门在DCS上装反，开溢流阀时除氧器放水门开，通知河一处置后正常。9 结论该系统经过上述静态调整实验及动态投运实验，确定在平安上可以到达设计的平安目的，可以满足电厂平安消费。经济性可以满足对锅炉给水质量的要求：除氧水溶氧合格，

28、水温到达设定值。系统可以保证在设计工况下平安稳定运转。10 附表除氧器联锁控制实验确认表序号实验工程设计值检查结果检查时间确认人一、四段抽汽阀门联锁1、四段抽汽逆止阀允许翻开条件1无联锁封锁条件正确2021.07.16于洪源2、四段抽汽逆止阀联锁封锁条件1汽机跳闸，联关正确2021.07.16于洪源2OPC动作，联关正确2021.07.16于洪源3发电机跳闸，联关正确2021.07.16于洪源4除氧器高值且高值，联关正确2021.07.17于洪源3、四段抽汽气动阀允许翻开条件1无联锁封锁条件正确2021.07.16于洪源4、四段抽汽气动阀联锁封锁条件1汽机跳闸，联关正确2021.07.16于洪

29、源2OPC动作，联关正确2021.07.16于洪源3发电机跳闸，联关正确2021.07.16于洪源4除氧器高值且高值，联关正确2021.07.17于洪源5、四段抽汽至除氧器电动门允许翻开条件1无联锁封锁条件正确2021.07.17于洪源6、四段抽汽至除氧器电动门联锁封锁条件1汽机跳闸，联关正确2021.07.17于洪源2OPC动作，联关正确2021.07.17于洪源3发电机跳闸，联关正确2021.07.17于洪源4除氧器高值且高值，联关正确2021.07.17于洪源5四抽压力低于0.147MPa正确2021.07.17于洪源二、四段抽汽疏水系统联锁1、四段抽汽逆止门前/后疏水阀允许翻开条件(1

30、)无排汽安装压力高三取二正确2021.07.17于洪源2、四段抽汽逆止门前/后疏水阀联锁翻开条件(1)四段抽汽气动阀全关，联开正确2021.07.17于洪源(2)四段抽汽电动门全关，联开正确2021.07.17于洪源(3)四段抽汽逆止阀全关，联开正确2021.07.17于洪源(4)低压疏水阀自动开正确2021.07.17于洪源3、四段抽汽逆止门前/后疏水阀联锁封锁条件(1)低压疏水阀自动关正确2021.07.17于洪源4、四段抽汽电动门前/后疏水阀允许翻开条件(1)无排汽安装压力高三取二正确2021.07.17于洪源三、除氧器水位调理阀门逻辑1、除氧器溢流阀逻辑(1)水位高一值或水位高二值时，

31、联开延时10s正确2021.06.10于洪源(2)除氧器水位未高一值且水位未高二值时，联关正确2021.06.10于洪源2、除氧器紧急放水门(1)水位高一值且水位高二值时，联开延时10s正确2021.06.10于洪源(2)除氧器水位未高一值或水位未高二值时，联关正确2021.06.10于洪源附表A：除氧器系统阀门开关实验记录表序号阀门称号阀门编号开关时间实验日期确认人除氧器至磨煤机消防蒸汽电动门50LBG41AA201开40秒关40秒2021.78于洪源辅汽至除氧器气动调整门后电动门50LBG30AA202开秒关秒2021.04.24张永宏辅汽至除氧器气动调整门50LBG30AA301开52秒

32、关52秒2021.04.24张永宏辅汽至除氧器气动门前电动门50LBG30AA201开125秒关129秒2021.04.24于洪源除氧器排污电动门50LCH50AA202开96秒关95秒2021.05.08张永宏四段抽汽至除氧器电动门50LBD40AA202开130秒 关130秒2021.7.10张永宏除氧器至排汽安装溢流电动门50LCH50AA201开90秒关89秒2021.05.08张永宏除氧器至排汽安装紧急放水电动门50LCH60AA201开96秒关95秒2021.05.08张永宏 表C： 除氧器系统试运参数记录表项 目单位启动调试机组168小时试运日期2021.11.172021.11

33、.27时间9：192:0010：10机组负荷MW0205261除氧器水位mm210020402060除氧器水温105105145154除氧器压力MPa0.150.490.61除氧水溶氧g/L未丈量0.630.52四段抽汽压力MPa未投0.500.65四段抽汽温度未投314311辅汽母管温度256267285辅汽母管压力MPa0.610.550.62第八篇 真空泵及其系统调试报告摘 要：本报告主要对霍林河电厂5号机组真空泵及其系统静态实验、动态实验情况进展了总结，对系统实验中的主要技术数据进展了记录及分析，对实验过程中出现的问题及处置进展了论述，从而得出结论。关键词：真空泵 静态实验 动态实验引

34、言真空系统的功能是在机组启动时，将凝汽器内的空气抽出，以到达机组启动所需的真空值。在机组正常运转时，抽出凝汽器汽侧的一些不凝结气体，以维持凝汽器内的真空值。本机有两台排汽安装即：汽轮机侧排汽安装和发电机侧排汽安装，两台排汽安装的热井联通，凝结水从发电机侧排汽安装热井中由凝结水泵抽出。真空系统包括3台100%容量的水环式真空泵及相关空气抽出管道，此外，排汽安装、直接空冷安装、低压加热器汽侧也属于真空系统。水环真空泵以除盐水为任务用水，补水凝结水系统，冷却器冷却水开式循环水系统。本机组真空泵由淄博真空设备成套提供。1 概述及主要设备技术规范1.1 水环式真空型 号： JDL-353极限真空： 3.

35、3kPa转 速： 590 r/min 轴 功 率： 160 KW任务液温度：37制造厂：淄博真空设备厂1.2 真空泵电机型 号： Y2-355L2-10功 率： 160 KW转 速： 590 r/min电 压： 380V电 流： 333 A绝缘等级： F制造厂：湘潭电机微特电机2 实验目的及编写根据实验目的是经过系统各设备的静态及动态调试，使机组真空系统可以平安稳定投入正常运转，满足机组平安稳定运转及其经济性的要求。报告编写根据如下：2.1 电力部电建1996159号2.2 电力部建立协调司建质199640号2.3 电力部建立协调司建质1996111号2.4 DL 5011-922.5 中电投

36、内规2003340号2.6 1998国家电力公司2.7 DL 5009.1-92能源部能源基1992129号2.8 辽宁东科电力质量管理规范2.9 霍林河电厂2300MW机组工程调试合同2.10 鹤见真空工程上海水环式真空泵运用阐明书2.11 东北电力设计院图纸3 系统静态实验2021年05月08日至2021年07月02日进展了以下各项静态实验。3.1 真空系统阀门检查实验详细实验结果详见附表A、B、C。3.2 真空系统联锁维护实验系统模拟量采用就地加模拟信号方式，开关量采用实践动作的方式进展系统联锁维护实验。3.3 真空系统打风压找漏该项任务于2021年07月10日进展，系统打风压找漏过程中

37、发现几处漏点，处置完成后，效果较好。4 系统动态实验4.1 真空泵单机启动试运2021年06月06日对三台真空泵电机进展了试转，2021年06月07日进展了三台真空泵启动调试，启动前经过闭式水泵将真空泵补水管路冲洗干净， 再将气水分别器冲洗干净。下面是各真空泵试运转时的电流值：A真空泵 215B真空泵 219C真空泵 2104.2 真空泵8小时试运2021年06月07日对A、B、C三台真空泵分别进展了延续8小时试运。4.3 真空系统分系统调实验评表系统质量检验评定详见。4.4 系统抽真空实验2021年07月04日空冷岛热态冲洗前进展了系统抽真空实验，抽真空前轴封投入，轴封供汽压力为24kPa左

38、右，启动三台真空泵将真空抽到75kPa.g，待锅炉点火再热器产生蒸汽后真空会有所提高。在2021年6月24日至7月21日机组带负荷及168小时试运期间机组真空值最高到达80kPa.g左右。 4.5机组运转期间负荷260MW时，#3真空泵运转电流；215A真空泵入口压力为-78KPa排气安装真空为-76.8Kpa轴承温度及震动一切正常。5 调试过程中出现的问题及处置5.1 气水分别罐补水问题气水分别罐补水水源原采自凝结水系统，由于凝泵运转后凝结水压力过高，导致气水分别罐水位动摇猛烈；整套启动初期，凝结水水质差，杂质较多，也不利于真空泵的运转。故从凝补水泵出口母管上引出一管至气水分别罐补水母管，保

39、管凝结水补水管。问题得到处理。5.2 泵入口滤网堵塞问题空冷岛热态冲洗期间，发现真空泵入口阀前压力有明显下降，真空泵电流也相应下降，对入口滤网进展清扫并恢复系统后，该景象没有再次出现，问题得到处理。5.3真空泵就地控制回路在设计及设备厂家出厂接线过程中，出现功能不完善的情况，经在现场进展更改，目前已能实现所需功能，问题得到处理。真空系统投入早期，当旁路投入，空冷系统初次进入大量蒸汽时，出现真空非正常下降的景象。经查，发现真空泵入口管道、任务液温度较高。经分析，是真空泵至排汽安装真空管总门因缺点未关，蒸汽直接从排汽安装进入真空泵所致，将该阀就地手动封锁后，问题得到处理。5.4 真空低问题本机组设

40、计真空值为14kPa.a，夏季为15kPa.a。当负荷到达 160MW时，进展了真空严密性实验，实验结果是严密性不合格，实验值为200Pa/min，小于国家规范优良的300Pa/min，但大于空冷机组达标优良规范100Pa/min。找漏后再次在负荷30MW时，进展了真空严密性实验，实验值为105Pa/min，到达国家优良规范。6 结论该系统经过上述静态调整实验及动态实验，真空系统能满足机组机组启停及带负荷的要求。真空严密性到达设计要求，实验结果为优良。7 附表真空泵系统联锁、维护工程实验表序号实验工程设计值动作值检查时间确认人一、1号真空泵未标注DCS项为就地实现1.泵联锁条件，备用泵联锁投入

41、，满足以下任一条件，真空泵联启(1)2号泵事故跳闸正确2021.7.2于洪源(2)3号泵事故跳闸正确2021.7.2于洪源(3)1号真空泵入口压力高48KPa正确2021.7.2于洪源(4)2号泵事故分闸(DCS)正确2021.7.2于洪源(5)3号泵事故分闸(DSC)正确2021.7.2于洪源(6)空冷凝汽器真空低DCS4取2正确2021.7.2于洪源2.泵与入口蝶阀联锁条件(1)泵运转且蝶阀前后差压建立，联开入口蝶阀4KPa正确2021.7.2于洪源(2)泵停顿，联关蝶阀正确2021.7.2于洪源3.补水电磁阀联锁条件(1)气水分别器液位低，联开正确2021.7.2于洪源(2)气水分别器液

42、位高，联关正确2021.7.2于洪源4.真空泵就地切换开关(1)切至就地，就地手动控制正确2021.7.2于洪源(2)切至远控，DCS控制正确2021.7.2于洪源(3)切至联锁，DCS控制，联锁投入正确2021.7.2于洪源DCS修正：真空泵入口压力低改为空冷凝汽器真空低模拟量三取中真空泵系统联锁、维护工程实验表续序号实验工程设计值动作值检查时间确认人一、2号真空泵未标注DCS项为就地实现1.泵联锁条件，备用泵联锁投入，满足以下任一条件，真空泵联启(1)1号泵事故跳闸正确2021.7.2于洪源(2)3号泵事故跳闸正确2021.7.2于洪源(3)2号真空泵入口压力高48KPa正确2021.7.

43、2于洪源(4)1号泵事故分闸(DCS)正确2021.7.2于洪源(5)3号泵事故分闸(DSC)正确2021.7.2于洪源(6)空冷凝汽器真空低DCS4取2正确2021.7.2于洪源2.泵与入口蝶阀联锁条件(1)泵运转且蝶阀前后差压建立，联开入口蝶阀4KPa正确2021.7.2于洪源(2)泵停顿，联关蝶阀正确2021.7.2于洪源3.补水电磁阀联锁条件(1)气水分别器液位低，联开正确2021.7.2于洪源(2)气水分别器液位高，联关正确2021.7.2于洪源4.真空泵就地切换开关(1)切至就地，就地手动控制正确2021.7.2于洪源(2)切至远控，DCS控制正确2021.7.2于洪源(3)切至联

44、锁，DCS控制，联锁投入正确2021.7.2于洪源真空泵系统联锁、维护工程实验表续序号实验工程设计值动作值检查时间确认人一、3号真空泵未标注DCS项为就地实现1.泵联锁条件，备用泵联锁投入，满足以下任一条件，真空泵联启(1)1号泵事故跳闸正确2021.7.2于洪源(2)2号泵事故跳闸正确2021.7.2于洪源(3)3号真空泵入口压力高48KPa正确2021.7.2于洪源(4)1号泵事故分闸(DCS)正确2021.7.2于洪源(5)2号泵事故分闸(DSC)正确2021.7.2于洪源(6)空冷凝汽器真空低DCS4取2正确2021.7.2于洪源2.泵与入口蝶阀联锁条件(1)泵运转且蝶阀前后差压建立，

45、联开入口蝶阀4KPa正确2021.7.2于洪源(2)泵停顿，联关蝶阀正确2021.7.2于洪源3.补水电磁阀联锁条件(1)气水分别器液位低，联开正确2021.7.2于洪源(2)气水分别器液位高，联关正确2021.7.2于洪源4.真空泵就地切换开关(1)切至就地，就地手动控制正确2021.7.2于洪源(2)切至远控，DCS控制正确2021.7.2于洪源(3)切至联锁，DCS控制，联锁投入正确2021.7.2于洪源第十篇 光滑油及顶轴盘车系统调试报告摘 要：本报告主要对霍林河电厂5号机组光滑油、顶轴油、盘车、油净化系统静态实验、动态实验情况进展了总结，对系统实验中的主要技术数据进展了记录及分析，对

46、实验过程中出现的问题及处置进展了论述，从而得出结论。关键词：光滑油、顶轴油、盘车、油净化系统 静态实验 动态实验引言 汽机光滑油系统由主油泵、交流光滑油泵、直流事故油泵、交流高压密封备用油泵、顶轴油泵 盘车安装、冷油器、排烟系统、主油箱、射油器、油净化安装等组成，光滑油系统供回油管采用套装管路。 汽机主轴驱动的主油泵是蜗壳式离心泵，正常运转时，主油泵出口油管向1号射油器、机械超速脱扣和手动脱扣总管、高压密封备用油管供油。1号射油器出口向主油泵入口及密封备用油管供油。在机组启、停时由交流光滑油泵经冷油器向光滑油系统供油。汽机主轴驱动的主油泵是蜗壳式离心泵，正常运转时，主油泵入口压力为0.0980

47、.0196MPa，出口油压为1.6661.764MPa，主机光滑油压为98118kPa。主油泵出口油管向射油器、机械超速脱扣和手动脱扣总管、氢密封备用油管供油。射油器出口向主油泵入口及低压密封备用油管以及光滑油系统供油。在机组启、停时由交流光滑油泵经冷油器向光滑油系统供油，射油器出口分散段后设置逆止门，防止运转时油流倒回主油箱。本系统设有二台冷油器，一台正常运转，一台备用，可经过三通阀进展相互切换。系统设有低油压实验安装，在光滑油系统油压低时联动交、直流光滑油泵。1系统主要设备规范1.1 交流光滑油泵泵 类 型： 立式离心油泵泵 流 量： 294m3/h扬 程: 32m转 速： 1450 r/

48、min电机型号： YB225M-4电 压： 380 V频 率： 50 Hz电 流： 84.2A功 率： 45 KW功率因数： 0.881.2 直流光滑油泵泵 类 型： 立式离心油泵泵 流 量： 240m3扬 程: 32m转 速： 1450 r/min电机型号： Z2-82-L3电 压： 220 V功 率： 40KW电 流： 208 A1.3 高压密封油备用油泵型 号： 螺杆泵 SNH280R54E6.7制 造 厂： 天津工业泵业转 速： 2900r/min流 量： 712 L/min 轴 功 率： 15.8 KW压 力： 1.0 Mpa1.4 冷 油 器2台型 号： M15-BFG制 造 厂：

49、 阿法拉伐冷却油量： 158 t/h油 阻： 49.8kPa冷却水量： 248 t/h水 阻： 47 kPa 冷却面积： 2X258 m2冷却水温度： 38/44.1 入口油温： 65 出口油温： 45 1.5 顶轴油泵型 式：轴向柱塞泵型 号：A3H37-FR01KK-10-X33排油流量： 37.1 ml/r最小调理排量：16 ml/r额定排油压力： 28MPa 最高排油压力： 35MPa 最高转数：2700r/min最低转数：600r/min电机型号：YB2-200L-4功 率： 30KW电 压：380V电 流： 57.6A 转 数：1470 r/min制 造 厂：南阳防爆集团1.6 盘

50、车安装型 号： Y225S-6转速： 980/3 r/min功 率： 30 KW电压： 380 V1.7 光滑油箱排烟风机型 号： 70-411-12Z转 速： 2900 r/min风 量： 1500 m3/h 全 压： 4.116 kPa 电机功率： 4 kW介质温度： 20 制 造 厂： 杭州余杭特种风机厂2. 实验目的及编写根据实验目的是经过系统各设备的静态调试及动态投入，使机组光滑油、顶轴油系统及盘车安装、油净化安装可以平安稳定投入，保证机组油质情况良好，满足机组要求。报告编写根据如下：2.1内蒙设计院设计图纸；2.2汽轮机光滑油系统阐明书。3. 系统静态调整实验过程3.1 光滑油系统

51、油循环冲洗汽机光滑油系统在施工、安装的过程中难免机械杂质不进入系统，为保证油质，应进展光滑油系统的油循环冲洗。本机光滑油系统于2021年2月26日开场上油冲洗，至2021年4月10日油质化验合格。 光滑油系统的循环冲洗是采用“大流量油冲洗净化安装进展的。“大流量油冲洗净化安装的任务原理是：利用大流量、高流速并结合油温交替变化的方式使贴附于油系统内壁上的污物零落并被冲走，然后由过滤器将杂质滤掉。该安装使一切进入油系统的光滑油都经过净化过滤，因此可以大大缩短油净化时间。 大流量油冲洗净化安装的技术参数：冲 洗 泵：流 量： 600 t/h出口压力： 0.55 MPa任务电压： 380 V电机功率：

52、 150 KW反冲洗滤网：数 量： 24 个滤网规格： 400 目电加热器：功 率： 60 KW数 量： 12 个3.2 光滑油系统循环冲洗步骤3.2.1 主油箱循环冲洗 主油箱上油前进展了彻底清扫，新油取样化验作为原始油样。 冲洗循环回路：主油箱暂时管道阀门“大流量油冲洗净化安装暂时管道阀门主油箱。3.2.2 在此步循环冲洗过程中先用暂时短管将两台冷油器旁路掉进展冲洗。根据现场实践情况先冲洗汽机的部分供回油管道，发电机等各轴承因安装未完成暂时不参与冲洗，供油口用暂时堵板堵上。待前期冲洗的供回油管道冲洗合格后，将其他瓦的供油口上的暂时堵板撤除，继续对其他瓦供回油管道的冲洗，直到油质合格。冲洗过

53、程中同时对盘车安装供油管及机械超速母管进展了冲洗。在油质合格后，启动顶轴油泵冲洗顶轴油管。 冲洗循环回路：主油箱暂时管道阀门“大流量油冲洗净化安装冷油器光滑油系统母管各个轴瓦入口油管轴承箱回油管主油箱3.2.3在此回路冲洗过程中同时冲洗密封油供油管。 冲洗循环回路：主油箱1号射油器油泵主油泵入口管主油泵主油泵出口管主油箱3.2.4 机械超速母管冲洗此回路的冲洗经过前箱内解开法兰直接冲洗来完成。3.2.5 恢复系统分别启动交、直流光滑油泵同时投入3.3 交流油泵、直流油泵及氢密封备用油泵分系统单体试转在光滑油系统油循环冲洗的过程中，分别进展了交流光滑油泵、直流油泵及氢密封备用油泵的分系统单体试转

54、。3.4 油泵切换实验2021年7月26日机组第一次启动中，主机达3000r/min后，进展了油泵切换实验，切换后交流、直流、氢密封油备用泵均停顿运转，机组运转正常，油压稳定，切换胜利。切换前后的数据如下表：表1：油泵切换实验记录切换前切换后主油泵出口1.821.82主油泵入口0.330.34光滑油0.1050.1031号射油器入口1.821.821号射油器出口0.320.32交流油泵出口0.310直流油泵出口0.330氢密封油备用泵出口1.00油箱油位-72268光滑油温40.640.2薄膜阀上油压0.780.783.5顶轴油系统调试在光滑油系统循环冲洗后期油质合格后，分别启动两台顶轴油泵冲

55、洗顶轴油管，冲洗的同时对两台顶轴油泵分别进展了单体考核试转。在光滑油系统、顶轴盘车系统恢复后，进展了顶轴实验，实验过程如下：首先翻开各泵再循环阀，分别启动两台顶轴油泵，缓慢封锁再循环阀，经过调整泵本体上的调压阀将泵的出口油压整定为19MPa以上；分别调整各个顶轴支管上的油压，保证转子的顶起高度。调整实验记录如下：汽机转子顶起高度记录 2021.06.011号顶轴油泵，母管压力13.2MPa轴承号顶起高度分支压力3号115m7.1MPa4号130m9.4 MPa5号75m11.8 MPa6号133m12.2 MPa2号顶轴油泵，母管压力13.8MPa轴承号顶起高度分支压力3号45m7.4 MPa

56、4号102m3.6 MPa5号100m10.4 MPa6号50m6.6 MPa汽机转子顶起高度记录 2021.06.091.2号顶轴油泵，母管压力15.2MPa轴承号顶起高度分支压力3号80m7.7MPa4号70m7.7 MPa5号100m11.4 MPa6号80m10.7 MPa2号顶轴油泵，母管压力15MPa轴承号顶起高度分支压力3号40m8 MPa4号55m10 MPa5号35m10 MPa6号40m9.5 MPa3.6 盘车安装的调试在光滑油、顶轴油及密封油系统调试终了后，于2021年06月09日进展了盘车安装调试及投运任务。首先将盘车安装与汽机主轴脱开，单独试转电机，检查电机的转动方

57、向；其次检验光滑油压低盘车安装自动跳闸联锁维护动作的可靠性，此实验是经过油压开关实践降低油压的方法完成的；最后将盘车安装投入，检查盘车电流、汽机大轴转速、汽机大轴偏心及轴系的听音检查。盘车安装调整实验记录如下：实验日期2021年06月09日盘车电机电流A32汽机主轴转速r/min)3盘车电机壳温38汽机偏心m843.7 光滑油、顶轴油系统及盘车安装联锁维护及报警实验交、直流光滑油泵、顶轴油泵及盘车安装的有关低油压联动实验是经过油压开关实践降低油压的方法进展的；其它开关量信号的实验方法是经过实践动作开关进展的。交、直流光滑油泵及顶轴油泵的电气跳闸联动实验方法是经过事故按钮跳闸实现备用直流油泵的联

58、锁的。于2021.05.212021.07.16进展了系统控制逻辑实验，详细实验内容及实验结果见附表A、B。4 系统动态运转考验汽机光滑油系统经单体调试，分系统试运转稳定后，正常投入。在机组整套启动及168小时试运转中，系统运转稳定，主机光滑油压力正常，油温控制良好系统运转稳定，油温及轴瓦温度正常。5 调试过程中存在的问题及处理方法5.1# 6瓦顶轴油管路断裂油压低；在调整大轴顶起高度时，发现6号顶轴油压低，大轴没有顶起来有异音，判别油管漏油。经过解体检查发现顶轴油管路断裂，经处置现已正常。5.2顶轴油压力问题。在机组整套启动停机后，投入顶轴油及盘车，发现顶轴油压力较试运期间有所降低。经察看及

59、分析，光滑油温度偏高时油压有所降低，将油温适当降低，顶轴油压即可恢复正常值。经分析，油中含有杂质进入油泵调压阀及泵体使泵间隙增大，也能够呵斥油压变化，发现油泵入口差压大及时清扫入口滤网，假设压力还低及时换泵。5.2 光滑油系统BOP.油压开关报警不准； 在做光滑油低油压实验，发现EOP油压低开关报警压力较高。联络河一建公司将压力开关高度降低一米后开关报警现已正常，现已运转正常。5.3 射油器出口逆止阀顶丝调整长度不适宜；逆止阀开度过小，主油泵入口压力动摇大将逆止阀顶丝开度放开后压力正常。5.4 冷油器切换阀阀芯与转轴脱开 在做光滑油冷却器切换实验中，冷却器后油压由0.22MPa降到0.2MPa

60、，检查切换冷油器手柄已到位，判别冷油器切换阀有缺点。联络河一建解体检查发现切换阀 阀芯与转轴脱开，经过处置现已运转正常。 5.5 2021年9月8日主机定速后，停顿交流油泵时发现直流油泵联起，发油压低信号，油泵停不下来，判别是射油器及交、直流油泵逆止门有问题，于9月26日油箱排油后检查主油箱内射油器时发现射油器吸油盘有划痕及卡涉景象射油器出口法兰有漏油景象，在检查交流油泵时发现出口逆子门安装不垂直有卡涩景象，河一公司对划痕法兰及交流油泵出口逆子门进展处置，经公司处置后再次起机油压低问题得到处理。5.6 直流油泵远方停后自启。该问题多次出现，但有一定随机性，主要出如今直流油泵运转一段时间之后。经