江西某发电厂扩建工程发电机密封油系统调试方案Word文档格式.docx

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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）

2.9DL/T5437—2009《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）

2.11GB/T19001-2008《质量管理体系要求》

2.12GB/T28001-2001《职业健康安全管理体系规范》

2.13GB/T24001-2004《环境管理体系要求及使用指南》

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，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）、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

型号

HSNSQ3440-46

Y2-160L-4

流量

m3／h

25.08

功率

kW

15

最大输出压力

MPa

1.5

电压／电流

V／A

380／30

转速

r/min

1460

3.1.2直流密封油泵

1500

3.1.3密封油真空泵

D8B

AM71ZBA4

型式

旋转式滑片泵

0.37

气镇极限压力

Pa

0.5

380／1.25/2.2

1370-1640

3.1.4排油烟风机

排烟风机

型　式

离心式

3

风压

电压/电流

V/A

380/

3.1.5密封冷油器

项目

内容

型　号

N35MGS-16C/3

板式换热器

换热面积

m2

32.9

最大设计压力（热侧）

1.6

检测压力（热侧）

2.4

最大设计压力（冷侧）

检测压力（冷侧）

设计温度（最大/最小）

℃

95/0

4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40μm。

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50～150Pa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。

7．1.7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43～49℃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20dm3/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；

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、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、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38~49℃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

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D

1

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

√

135

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

高处物体坠落击中人体

人员伤/亡

90

加强安全意识，尽量减少行走和停留

生产场所有沟、孔、洞，楼梯无防护栏，照明不足

在调试、试验服务现场行走不慎跌落

跌落伤/亡

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

防护或控制不当

伤/亡

6

加强安全意识，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；

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

机械伤害；

45

一般

加强安全意识，正确着装和穿戴，并要求集中注意力工作

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

定期检查确保电气设备正常运行

7

工作时间超过8h

体力负荷超限

84

合理安排工作量

8

设备内作业未使用安全电源

电器或线路漏电，导致人体触电

重大

加强安全意识，使用安全电源，并保证设备外有人监护

9

旋转部件无遮盖

衣服、人体部分被转入而损伤

人/衣服

加遮盖

10

工作时通讯不畅、沟通交底不够而导致误操作

人员或设备损坏

人/设备

伤或亡，设备损毁

21

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

泵汽蚀、转子或管道折断

设备损毁/伤人

30

流道畅通、疏水充分等

12

仪器、设备损坏

操作不当；

保管方法不正确

设备

设备损坏

42

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

人员伤亡、设备损毁

伤亡/设备损毁

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

检查内容

检查结果

备注

试运区域内场地平整，照明充足，道路畅通。

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。

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。

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。

已完成试运的技术、安全交底。

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。

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。

浮子油箱、真空油箱浮球阀安装时已检查灵活无卡涩。

主机润滑油系统调试完毕，投运正常。

直流电源及保安电源系统能正常投入。

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。

开式水系统调试完