江西某发电厂扩建工程发电机密封油系统调试方案.docx

1、江西某发电厂扩建工程发电机密封油系统调试方案 国电九江发电厂“上大压小”2660MW扩建工程7机组密封油系统调试方案编写： 审核：审定：批准：2012年8月 8日目 录1 调试目的 22 编制依据 23调试系统及设备的概况 34 组织与分工 45系统调试应具备的条件 56调试内容及质量控制目标 57调试的程序与工艺 68精细化调试质量控制措施 79调试过程需注意的事项 810环境、职业健康、安全风险因素控制措施 811国家相关强制性条文 10附录1 危险源辩识、控制措施卡 11附录2 系统试运条件检查确认表 13附录3 密封油系统启动操作卡 14附录4 密封油系统试运前阀门状态确认单 15附录

2、5 分系统试运行记录表 17附录6 分项调整试运质量检验评定表 18附录7 分系统调试验收签证书 191 调试目的在7号机组发电机密封油系统安装结束并完成设备单体调试后，进行分系统的调试工作，以确认发电机空、氢侧交、直流密封油泵、系统管道及辅机设备等安装正确无误，设备运行性能良好，控制系统工作正常，联锁保护动作准确无误，对密封油系统进行动态工况下的试验、调整，确认其性能符合制造、设计及生产要求。2 编制依据2.1中国国电集团公司火电机组达标投产考核办法（2010版）2.2中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006版）2.3中国国电集团公司火电工程启动调试工作管理办法（2006

3、版）2.4 DL5009.1-2002电力建设安全工作规程（第1部分：火力发电厂） （强制性条文）2.5国电发2000589号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2.6中国国电集团绿色电站建设指导意见2.7中国国电集团公司二十九项重点反事故措施2.8中国国电集团公司火电机组启动验收性能试验管理办法（2007年版）2.9 DL/T54372009火力发电建设工程启动试运及验收规程2.10电力工程达标投产管理办法（2006版）2.11 GB/T 19001-2008质量管理体系要求2.12 GB/T 28001-2001职业健康安全管理体系规范2.13 GB/T 24001-2004环境管理体系

4、要求及使用指南2.14 国家电网公司安全工作规程（火电厂动力部分）2.15 密封油系统图（2012版）2.16 660MW密封油系统操作和维护手册（2012版）2.17 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国家电力公司2000年版）2.18 工程建设强制性标准条文电力工程部分2006年版（建标【2006】102号 建设部 ）3调试系统及设备的概况本机组发电机密封瓦为单流环式瓦，密封油系统用于向发电机密封瓦供油，且使油压高于发电机内氢压80Kpa，以防止发电机内氢气转轴与密封瓦之间的间隙向外泄露，同时也防止油压过高而导致发电机内大量进油。正常运行期间，主密封油泵从密封油真空油箱中抽出密封油，

5、然后通过冷却器和滤油器把密封油送到轴封。向轴封提供的密封油分别以大约相同的数量通过轴与密封环间的间隙流向轴封的氢气侧和空气侧。从轴封的空气侧排出的密封油直接流入轴承油回油管路，再返回到密封油真空油箱；流向氢气侧的密封油则首先汇聚到发电机消泡室（前室），然后到氢侧回油箱。油压通过氢油压差调节阀调节。为了防止密封油进入发电机内，对密封油的油位采取多级报警手段，第一级为汽、励端消泡箱液位报警，第二级是在发电机内部各最低部位设置了5个液位报警器，一旦有油液进入将及时报警，所有的报警讯号送主控室DCS报警。3.1系统主要设备及技术参数密封油系统主要由下面设备组成：真空油箱、储油箱、主油泵（2台交流油泵）

6、、真空泵、事故油泵（1台直流油泵）、过滤器、冷油器、压差阀、浮子阀、排烟风机等。3.1.1交流密封油泵油泵配用电机项 目单位规 范项 目单位规 范型 号HSNSQ 3440-46型 号Y2-160L-4流 量m3h25.08功 率kW15最大输出压力MPa1.5电压电流VA38030转 速r/min1460转 速r/min14603.1.2直流密封油泵油泵配用电机项 目单位规 范项 目单位规 范型 号HSNSQ 3440-46型 号流 量m3h25.08功 率kW最大输出压力MPa1.5电压电流VA转 速r/min1500转 速r/min15003.1.3密封油真空泵油泵配用电机项 目单位规

7、范项 目单位规 范型 号D8B型 号AM71ZBA4型式旋转式滑片泵功 率kW0.37气镇极限压力Pa0.5电压电流VA3801.25/2.2转 速r/min1500转 速r/min1370-16403.1.4排油烟风机排烟风机配用电机项 目单位规 范项 目单位规 范型 号型 号型式离心式功 率kW3风 压Pa电压/电流V/A380/转 速r/min转 速r/min3.1.5密封冷油器项目单位内容型号N35 MGS-16C/3型式板式换热器换热面积m232.9最大设计压力(热侧)MPa1.6检测压力（热侧）MPa2.4最大设计压力（冷侧）MPa1.6检测压力（冷侧）MPa2.4设计温度（最大/

8、最小）95/04 组织与分工4.1调试单位（江西科晨高新技术发展有限公司）负责试运措施的编制、系统试运前技术交底、系统调试过程中技术指导、协助指导运行人员操作以及试运质量验评表的填写和调试报告的编写。4.2 安装单位（江西火电建设公司）负责设备的安装和设备的单体调试以及在试运过程中设备的巡查监护、检修维护和消缺。4.3 建设单位(国电九江发电厂工程部)负责与各厂家联系并提供调试资料和图纸，以及负责调试的组织与协调。4.4 生产单位（国电九江发电厂运行部门）负责系统试运中的操作、运行调整、巡检、正常维护及异常情况处理。4.5 监理单位（江西诚达工程咨询监理有限公司）负责监督检查工程施工进度及工程

9、安装、调试质量，并协助业主负责各参战单位在工程建设中的协调和调度。4.6 制造厂家负责其设备的联调及调试过程中的监护和技术指导。5系统调试应具备的条件5.1密封油回路已经过油循环冲洗合格，油质洁净，化验合格符合要求；5.2密封油油泵已经单体试转合格，泵轮手盘灵活、无卡涩；5.3过滤器转动灵活；5.4各压力表、温度表、油位计已经校验；5.5有关热工信号、联锁保护试验已完成，动作正确；5.6所有测量仪器表计安装检验完毕； 5.7发电机油水探测器报警动作校验合格；5.8润滑油系统投运正常；开式冷却水系统运行正常。5.9现场整洁，消防措施得当，符合试验要求。具体签证详见附录2系统试运条件确认表。6调试

10、内容及质量控制目标6.1调试内容发电机氢油系统调试从主密封油泵、事故密封油泵、再循环油泵和排油烟风机电机单体试转后的交接验收开始，包括机组密封油流程回路沟通、系统投运、设备试转、系统油压整定、低油压保护及低油压联锁校验及动态调整等项目。6.2调试质量控制目标额定压力下系统管道无泄漏；油氢差压85kPa；密封油泵及真空泵轴承振动小于40m。分部试运签证验收合格，满足机组整套启动要求。7调试的程序与工艺 注意：在密封油系统运行前，必须首先打开真空油箱的手动盖和氢侧油箱的上盖，取出固定浮球的运输工具，使浮球阀处于自由调节状态。7.1 系统注油7.1.1 按照附录4 发电机密封油系统试运前阀门状态确认

11、单进行密封油系统阀门的检查；7.1.2密封油冷油器水侧注水排空气后，运行侧冷油器的进水门置调节位置，出水门全开，备用侧冷油器将进水门关闭，出水门全开。7.1.3 启动主机交流润滑油泵，开启真空油箱和氢侧回油箱的补油门进行补油；7.1.4 启动一台密封油储油箱排烟风机，调整入口真空度为50150Pa之间，将另一台排烟风机投为联锁备用；7.1.5 检查真空油泵旁路阀关闭，开启泵体上的气体镇定阀并关闭抽真空阀，以避免泵在冷态条件下产生水汽凝结。当真空油泵运行30分钟后开启抽真空阀，调整真空控制阀，使真空油箱的真空约-40Kpa。7.1.6 启动一台交流密封油泵 当真空油箱油泡沫上升到密封油真空油箱中

12、视察窗的顶端时，小心打开真空控制阀，直到通过油位视察窗能看到油泡沫再调整真空控制阀的开度。运行几分钟后停运运行油泵，依次启动另一台交流密封油泵和直流密封油泵，并分别运行几分钟以便排净泵内空气再切换到一台交流润滑油泵运行，投入备用密封油泵的联锁。71.7 注意监视密封油氢侧回油箱的油位。在发电机内无压力或压力低于0.10MPa时，密封油氢侧回油箱中的油位可能与密封油贮油箱中的油位齐平，此时无法通过油位计观察油箱内的实际油位，需要密切注意消泡箱液位高报警信号发出及浮子检漏计是否有油水放出，防止发电机进油。7.1.8 冷却器的注油和排气：打开冷油器注油阀，开启冷油器的排污阀和排气阀，当排污阀和排气阀

13、不带气泡后，先关闭注油阀，关闭相应的排污阀和排气阀，然后再打开一圈注油阀，使备用冷却器处于满油状态。当密封油温升高到38，投用冷油器开式水，控制密封油温在4349之间。7.1.8 过滤器的注油和排气：打开过滤器注油阀，开启过滤器的排污阀和排气阀，当排污阀和排气阀不带气泡后，先关闭注油阀，关闭相应的排污阀和排气阀，然后再打开一圈住油阀，使备用过滤器处于满油状态。7.2 密封油压力的设定密封油压力的压力调节阀已在制造厂进行设定，到了现场只需微调。在发电机额定转速、额定氢压时再进行准确调节。7.2.1 密封油泵出口压力的调整：调整交流油泵和直流油泵再循环阀，使得当每台泵50%输送流量通过相应的再循环

14、阀时，泵的出口压力为1.2MPa。调节完毕后锁定。7.2.2 差压阀的调整：本密封油系统有主差压阀和备用差压阀，调试时采用分级设定值进行调节，以防它们在实际应用中同时响应。当流量为100%时，备用差压阀应将轴封处的密封油压力维持在高于发电机中氢气压力85kPa的水平。当流量为20d m3/min时，备用差压阀所产生的压差值应等于主差压阀在流量为100%时产生的密封油压差值。7.2.3 密封环浮动油流量的设定：发电机转子静止或盘车状态下，对通浮动油流量进行初步调节，调节时确保密封油温度在38稳定。对照励端和汽端差压阀后的流量，通过流量调节阀调整对应的浮动油量。当发电机在额定转速和额定气压时需对流

15、量阀进行最终设定，否则将影响发电机的振动水平。7.3密封油系统的停止7.3.1密封油系统停运许可条件：发电机气体置换完毕，机内压力到零。汽机盘车已停运。7.3.2密封油系统停运操作：解除密封油交、直流备用泵联锁，停用运行油泵，停运密封油真空油泵，打开真空破坏阀。解除备用排烟风机联锁，停运排烟风机。7.3.3如果密封油系统停运后，主机润滑油系统仍在运行时，需监视消泡箱液位高报警信号，防止发电机进油。7.3.4发电机气体置换结束，且所有密封油泵都已停运，关闭密封油真空油箱的进油门，并做好油位的监视。8精细化调试质量控制措施8.1 以下作为调试的质量检查控制点，需要作业负责人签字：8.1.1密封油压

16、整定完后；8.1.2联锁保护试验完成后；8.2密封油系统运行期间，密封油箱排烟风机应保持连续运行，避免溶入密封油中的氢气在密封油贮油箱内积聚，而混入润滑油系统；8.3密封油滤网应每8h转动密封油刮片式滤网手柄一次 发电机内有氢气、主机处于转动或盘车状态，密封油系统必须维持运行。8.4 油氢差压和密封环浮动油流量随着发电机转速的变化会发生变化，必要时需进行相应调整。9 调试过程需注意的事项9.1 记录轴承振动，轴承温度；9.2 监视泵出口压力及电机电流，防止电机过载；9.3监视泵进出口压力等正常，密封油泵严禁在阀门关闭的状态下试转或运行。；9.4泵组在运行时如有异声或振动大于120um应立即停泵

17、；9.5轴承温度升高到75应立即停泵； 9.6盘根温度升高导致冒烟应立即停泵； 9.7调试过程中发生异常情况，如运行设备或管道发生剧烈振动以及运行参数明显超标等，应立即紧急停泵，中止调试，并分析原因，提出解决措施；9.8油泵启动后对系统进行检查，发现大量漏油时及时停泵，并关闭泵进出口门；9.9严禁火种带进油区，油区内严禁吸烟，油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火；必须明火作业时要采取有效措施，严格执行动火制度；9.10密封油泵进行停止运行或备用泵倒换时，应安排运行人员现场监护，防止泵出口逆止门损坏而造成系统大量漏油9.11密封油系统在机组盘车前、充氢前必须投入，在发电机内充有气体（氢气

18、、压缩空气、CO2）时或转子转动的情况下，必须保持密封油压。10 环境、职业健康、安全风险因素控制措施10.1 环境因素识别与控制10.1.1环境因素识别：本项目可能造成不良环境因素所采取的对策：采取降低噪音措施，工作人员离开噪音区，工作人员佩戴防护耳塞进行防；密封油系统漏油。10.1.2环境因素控制措施：本项目可能造成不良环境因素所采取的措施：对机组产生噪音大的地方装设隔音罩；联系安装单位做好油泄漏预防和处理措施,防止泄漏的油流入土地对环境造成影响。10.2 职业健康识别与控制10.2.1 职业健康识别本项目可能造成职业健康因素：机组试验及运行时产生的噪音影响人的听觉。10.2.1 职业健康

19、控制措施本项目可能造成职业健康因素所采取的措施：工作人员离开噪音区，工作人员佩戴防护耳塞进行防护。10.3危险点、危险源辨识与控制措施10.3.1危险点、危险源辨识： a) 密封油系统故障，造成大量氢气外泄；b)密封油氢差压异常,造成发电机进油；c)密封油差压因油氢差压大，造成差压阀损坏或跟踪不灵敏；d)油泵进口门未开或出口回路不通，造成打空泵或闷泵。10.3.2危险点、危险源控制措施10.3.2.1 遵守安规条例，穿工作服，戴安全帽。10.3.2.2 密封油系统未调试完成前，发电机内不得充氢；不允许在带氢或转子转动的情况下，密封油断油。10.3.2.3 调试过程中，应注意油泵出口压力、电流、

20、振动情况，并注意监视油气压差和各回油箱、消泡箱、发电机内液位，发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。10.3.2.4 密封油装置初次运行时，注意排放压差调节阀波纹管内气体，保证压差调节阀稳定运行。10.3.2.5 密封油冷却器出口油温应保持在3849之间。10.3.2.6 发电机充氢时，排烟风机应连续运行。10.3.2.7 密封油滤油器应每8小时旋转一次刮片，清理污垢；并根据情况及时清理滤网。10.3.2.8如空侧交流密封油泵和高压备用油源故障，短期内无法恢复供油，而仅靠低压备用油源供油时，需将发电机内氢压降至0.014MPa或更低运行。10.3.2.9 试运行中应经常检查油系统是否漏

21、油。严防油漏至高温设备及管道上。10.3.2.10同时在调试过程中严格执行下列强制性条文（电力建设安全工作规程第一部分火力发电厂）条款：3.1.7、 24 机组试运行各条款。10.3.2.11 调试过程中应正确区分危险源，保护人身和设备安全密封油系统危险源辨识、预控详细措施见附录1危险源辨识、控制措施卡。10.4其他未列出的危险源辨识及措施将依据工程建设标准强制性条文(电力工程部分)2006版（建标【2006】102号 建设部 ）和国家及电力行业施工及验收规程相关部分规定执行。11 国家相关强制性条文11.1 大容量汽轮机的主油箱、油泵及冷油器等设备，宜布置在汽机房零米层机头靠A列柱侧处并远离

22、高温管道。对200MW及以上机组，宜采用组合油箱及套装油管，并宜设单元组装式油净化装置。对汽轮机主油箱及油系统，必须考虑防火措施。在主厂房外侧的适当位置，应设置事故油箱（坑），其布置标高和油管道的设计，应能满足事故时排油畅通的需要。事故油箱（坑）的容积不应小于一台最大机组油系统的油量。事故放油门应布置在安全及便于操作的位置，并有两条人行通道可以到达。11.2 发电机的轴瓦与轴肩、风扇与风挡等的轴向间隙值，都应符合制造厂的规定，保证在满负荷条件下转子热胀时不发生摩擦。11.3 油管道阀门的检查与安装应符合下列要求：(1) 事故排油阀一般应设两个闸阀，靠油箱的一个应为钢质的。事故排油阀的操作手轮应

23、设在运转层距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道。手轮应设玻璃保护罩。(2) 阀门应有明确的开关方向标志，应采用明杆阀门，不得采用反向阀门。(3) 管道上的阀门门杆应平放或向下，防止运行中阀蝶脱落切断油路。(4) 阀杆盘根宜采用聚四氟乙烯碗形密封垫。(5) 特殊阀门（减压阀、溢油阀、过压阀、特殊止回阀等）应按制造厂规定检查其严密性、各部间隙、行程和调整尺寸应符合图纸要求，并记11.4 油管清扫封闭后，不得再在上面钻孔、气割或焊接，否则必须重新清理、检查和封闭。附录1危险源辩识、控制措施卡序号危险源活动/场所伤害可能如何发生伤害对象人/物伤害后果三种时态三种状态风险评价危险等级拟采取控制措施过

24、去现在将来正常异常紧急事故发生的可能性L暴露于危险环境的频繁程度E事故后果C风险水平D1生产场所未配备安全帽或未正确佩带安全帽调试服务场所被落物击中身体人物体打击伤/亡3315135显著风险加强安全意识，并保证能正确使用2在起重或高处作业区域内行走、停留调试服务场所高处物体坠落击中人体人人员伤/亡321590显著风险加强安全意识，尽量减少行走和停留3生产场所有沟、孔、洞，楼梯无防护栏，照明不足调试服务场所在调试、试验服务现场行走不慎跌落人跌落伤/亡3315135显著风险加强照明等硬件措施，同时加强安全意识4使用梯子时，不符合“安规”要求调试服务场所防护或控制不当人伤/亡611590显著风险加强

25、安全意识，正确使用梯子5未按规定着装；未正确穿戴；工作时注意力不集中违章作业；调试服务场所设备未隔离，在检查设备时，人体碰到转动设备，被转动设备绞、碾、扎等人机械伤害；131545一般风险加强安全意识，正确着装和穿戴，并要求集中注意力工作6电气设备金属外壳接地不良调试服务现场设备漏电时人体接触人人员伤/亡321590显著风险定期检查确保电气设备正常运行7工作时间超过8h调试服务现场体力负荷超限人伤/亡62784显著风险合理安排工作量8设备内作业未使用安全电源调试服务现场电器或线路漏电，导致人体触电人人员伤/亡重大风险加强安全意识，使用安全电源，并保证设备外有人监护附录1危险源辩识、控制措施卡序

26、号危险源活动/场所伤害可能如何发生伤害对象人/物伤害后果三种时态三种状态风险评价危险等级拟采取控制措施过去现在将来正常异常紧急事故发生的可能性L暴露于危险环境的频繁程度E事故后果C风险水平D9旋转部件无遮盖调试服务现场衣服、人体部分被转入而损伤人/衣服伤/亡3315135显著风险加遮盖10工作时通讯不畅、沟通交底不够而导致误操作调试服务现场人员或设备损坏人/设备伤或亡，设备损毁13721一般风险确保通讯畅通、人员沟通良好11流道不畅、汽水两相流调试服务现场泵汽蚀、转子或管道折断人/设备设备损毁/伤人121530一般风险流道畅通、疏水充分等12仪器、设备损坏调试服务场所操作不当；保管方法不正确设

27、备设备损坏16742一般风险1. 做好防水、防潮、防尘等措施；2.工作前检查电源电压与设备工作电压是否相符；3.无关或不熟悉设备人员不得擅自操作设备。安规第4节13工作票签发，工作有交叉、安措不完备、工作资格不够、缺乏安全认识和教育调试服务现场人员伤亡、设备损毁人/设备伤亡/设备损毁161590显著风险严格工作票制度、有效监督、有效监护等辨识评价人员/日期： 审核人/日期： 批准人/日期： 附录2 系统试运条件检查确认表专业： 汽机 系统名称： 密封油系统 序号检 查 内 容检查结果备注1试运区域内场地平整，照明充足，道路畅通。2油系统设备、管道表面及周围环境已清理干净，无易燃物，试运区域禁止动火作业，备好消防器材，消防系统投运正常。3试运范围内的设备、阀门、测量元件已挂牌命名，标示醒目正确。4试运系统的调试措施已审批完成，同意按调试措施进行试运。5已完成试运的技术、安全交底。6试运相关单位人员已明确职责、准备就绪，各岗位通讯联络正常。7润滑油、顶轴油、密封油系统及油净化装置油循环已结束，冲洗的临时滤网及管道已拆除，系统已恢复，油质化验合格。密封瓦具备进油条件。8浮子油箱、真空油箱浮球阀安装时已检查灵活无卡涩。9主机润滑油系统调试完毕，投运正常。10直流电源及保安电源系统能正常投入。11主密封油泵、直流密封油泵、密封油真空泵、排氢风机已单转完毕。12开式水系统调试完