号机组调节保安系统及EH油系统调试方案

1、一般调试方案报审表表号：A-07 编号：ZDZS-BS-AQ013工程名称福建华电漳平火电有限公司2300MW机组“上大压小”工程致福建闽能咨询有限公司漳平电厂2300MW机组工程项目监理部：现报上福建华电漳平火电有限公司2300MW机组“上大压小”工程5号机组调节保安系统及EH油系统调试方案，请审查。附件：福建华电漳平火电有限公司2300MW机组“上大压小”工程5号机组调节保安系统及EH油系统调试方案 承包单位（章） 项目经理： 日期： 年 月 日项目监理部审查意见： 项目监理部（章）总监理工程师： 专业监理工程师： 日期： 年 月 日建设管理单位审批意见： 建设管理单位（章）代 表： 专业

2、工程师： 日期： 年 月 日本表一式5份，由承包单位填报，建设管理单位1份、生产单位1份，项目监理部1份，承包单位存2份。福建华电漳平火电有限公司2300MW机组“上大压小”工程5号机组调节保安系统及EH油系统调试方案福建中试所电力调整试验有限责任公司华电漳平电厂调试项目部二一年十二月二十日编 写：校 核：批 准： 目 录 TOC o 1-1 h z u HYPERLINK l _Toc278963706 1 系统概述 PAGEREF _Toc278963706 h 1 HYPERLINK l _Toc278963707 2 调试目的 PAGEREF _Toc278963707 h 1 HYP

3、ERLINK l _Toc278963708 3 EH油泵技术规范 PAGEREF _Toc278963708 h 1 HYPERLINK l _Toc278963709 4 编制依据 PAGEREF _Toc278963709 h 1 HYPERLINK l _Toc278963710 5 调试前应具备的条件 PAGEREF _Toc278963710 h 2 HYPERLINK l _Toc278963711 6联锁保护及报警试验 PAGEREF _Toc278963711 h 3 HYPERLINK l _Toc278963712 7 EH油系统调试 PAGEREF _Toc278963

4、712 h 3 HYPERLINK l _Toc278963713 8 调节保安系统调试 PAGEREF _Toc278963713 h 4 HYPERLINK l _Toc278963714 9 注油试验 PAGEREF _Toc278963714 h 6 HYPERLINK l _Toc278963715 10 汽门严密性试验 PAGEREF _Toc278963715 h 7 HYPERLINK l _Toc278963716 11 阀门活动试验 PAGEREF _Toc278963716 h 8 HYPERLINK l _Toc278963717 12 超速试验 PAGEREF _To

5、c278963717 h 9 HYPERLINK l _Toc278963718 13 试运质量检验评定 PAGEREF _Toc278963718 h 10 HYPERLINK l _Toc278963719 14 试运范围 PAGEREF _Toc278963719 h 10 HYPERLINK l _Toc278963720 15 职责与分工 PAGEREF _Toc278963720 h 11 HYPERLINK l _Toc278963721 16安全、健康与环境技术措施 PAGEREF _Toc278963721 h 12 HYPERLINK l _Toc278963722 17

6、危险点分析与预控措施 PAGEREF _Toc278963722 h 13 HYPERLINK l _Toc278963723 18工程建设标准强制性要求 PAGEREF _Toc278963723 h 141 系统概述福建华电漳平火电有限公司2300MW “上大压小”工程5号机组调节保安系统采用数字式电调系统（DEH），液压部分采用高压抗燃油系统（EH）。调节保安系统大致可分为DEH系统、EH供油系统、EH执行机构、危急保安部分、ETS（电子部分）和TSI系统几大部分。EH油系统由油箱、冷油器、滤油器、高压蓄压器、低压蓄压器、各种压力控制阀、油泵及马达等组成。EH执行机构包括高压主汽门油动机

7、2台，高压调节汽门油动机4台，再热主汽门油动机2台和再热调节汽阀油动机2台。危急遮断保护系统包括：高压遮断模块、超速限制集成块、遮断隔离阀组、复位试验阀组、危机遮断器、危机遮断器装置、机械遮断机构、手动停机机构、机械停机电磁铁和导油环等。主油泵除通过射油器将润滑油供给汽轮机及发电机的轴承外，还供给复位试验阀组用油。2 调试目的通过系统各部套调试，以考核该系统设计、设备安装正确无误，运行状况良好，系统工作正常，检验EH油系统及调节保安系统逻辑控制正确可靠，控制保护功能正确，以保障机组安全稳定运行。3 EH油泵技术规范型式：柱塞式变量泵出口压力：14MPa电机型号：Y200L-4功率：30kW转速

8、：1470r/min电源：380V电流：56.8A4 编制依据a）火电工程启动调试工作规定（建质199640号）；b）电力建设施工及验收技术规范汽机篇DL5011-92；c）电力建设施工质量验收及评定规程第3部分汽轮发电机组，DL5210.3-2009；d）火电工程调整试运质量检验及评定标准（建质1996111号）；e）火力发电建设工程启动试运及验收规程DL/T 5437-2009；f）汽轮机启动调试导则DL/T 863-2004；g）电力建设安全健康与环境管理工作规定（2003年版）；h）电力建设安全工作规程DL5009.1-2002；i）电力工程建设标准强制性条文（火力发电工程部分）200

9、6 年版；j）东方汽轮机有限公司D300N型汽轮机调节保安系统说明书。5 调试前应具备的条件a）试运组织机构、职责分工、人员到岗及试运现场通信联络情况；b）试运方案或措施审批和组织学习交底情况；c）EH油单元模块及相连管路按安装手册和设计图纸安装完毕，经验收合格；d）调门、主汽门及相连按安装手册和设计图纸安装完毕，经验收合格；e）执行机构及油管路安装完毕，经验收合格；f）机械超速保护装置、AST电磁阀、OPC电磁阀、遮断隔离阀组等危急遮断系统的设备和管路安装完毕，经验收合格；g）油泵电机绝缘电阻合格，电气一、二次试验工作结束，保护回路调试结束且试运合格；h）油泵单机试转和油循环冲洗结束，油质化

10、验合格并恢复正式系统；i）油箱已加油至正常油位；j）高、低压蓄能器已充氮至正常压力；k）各过滤器已换上干净的滤芯；l）循环冷却水、润滑油系统已经试运，能够正常投入；m）调速保安及EH油系统逻辑控制、仪表校验及报警信号经调试完毕，具备试验条件；n）现场条件清理干净，道路通畅，照明充足，联络方便；o）消防系统投运及消防设施布置完善；p）设备标识齐全；q）系统试运所应具备条件已经过各方签证，试运条件检查确认表见附表1。6联锁保护及报警试验调节保安系统及EH油系统联锁保护及报警试验一览表见汽机专业辅机联锁保护试验汇总表。7 EH油系统调试7.1系统及热工信号检查a）系统各压力、温度测点读数正确，报警定

11、值符合设计要求；b）EH油箱冲油结束、液位正常，油质经化验合格；c）按照运行规程导通EH高、低压油路系统，阀门开关状态正确；d）EH油单元模块压力测量元件均已正常投入；e）各油泵动力电源及控制回路电源正常；f）EH油温度应高于21，否则应投入电加热器，通电加热油箱。7.2 系统耐压试验a）EH控制油泵吸入侧和出口侧阀门打开，吸入压力正常且回油畅通；b）启动A泵，调整溢流阀，使泵出口压力逐步上升到19MPa，工作5min，停泵；c）按上述方法启动B泵；d）在升压过程中应检查系统所有各部件、接口、焊口等不应有泄漏，如有泄漏应立即停泵进行处理。7.3 溢流阀整定a）启动EH油泵，调整溢流阀，将系统的

12、油压调整至17.00.2MPa后，停泵；b）启动另一台EH油泵，调整溢流阀，将系统的油压调整至17.00.2MPa。7.4 EH油系统压力调整a）EH油泵吸入侧和出口侧阀门打开，吸入压力正常且回油畅通；b）启动EH油泵，使用泵体上的调压螺钉，使系统油压为14.00.5MPa，运行5min停泵，期间检查泵组运行正常，确认承压管线无泄漏；c）启动另一台EH油泵，按上述同样方法，对系统油压进行整定，运行5min停泵，期间检查泵组运行正常，确认承压管线无泄漏。7.5 蓄能器压力的整定a）开启蓄能器进口隔离阀，确认蓄能器油压与控制油母管压力相当；b）关闭蓄能器进口隔离阀，缓慢开启放油阀，蓄能器油压开始缓

13、慢下降，油压降至某一点时将突降至零，记下该点油压，即为气囊压力；c）整定高压蓄能器氮气压力10.0MPa，低压蓄能器氮气压力0.2MPa，如气囊压力达不到要求，要进行充氮。8 调节保安系统调试8.1执行机构行程测定a）用伺服阀信号发生器给伺服阀正负信号，使油缸带动阀杆上下运动至上下极限位置，测出其实际的最大行程应能满足设计要求；b）在高压主汽门和高、中压调速汽门上安装临时标尺，手动控制开启各汽门达到最大行程，检查各执行机构的实际行程是否与设计值相符；c）配合DEH和DCS系统将各执行机构中的LVDT的机械零位标定好；d）高、中压主汽阀阀杆最大行程分别为127.5mm、145mm，油动机总行程分

14、别为181mm、254mm，高、中压调节汽阀阀杆最大行程分别为492mm、2103mm，油动机总行程分别为204mm、261mm。8.2 汽门关闭时间测定a）测试仪器采用日本横河公司生产的DL-750快速录波仪；b）DEH控制系统调试合格，所有执行机构调整合格；抗燃油度控制在3554，透平油温控制在3545；c）将主汽门和调门的关闭模拟量信号接入快速录波仪；d）跳闸信号采用手动或自动跳闸接点串接干电池后接入录波仪；e）启动一台EH油泵，检查并确认油系统油压正常；f）运行人员按阀门试验和有关复置按钮，使安全系统电磁阀组件AST和OPC电磁阀复位，开启主汽门、再热汽门、高压调门和再热调门；g）试验

15、由专人指挥，在启动录波器后，试验操作人员手动跳闸按钮，进行汽门关闭时间测试；h）模拟汽机危急保护开关动作，重新进行汽门关闭时间测试；i）主汽门总时间应小于0.3s，调节汽门总时间应小于0.4s。8.3 保安系统静态调试8.3.1试验条件a）开启交流润滑油泵和一台EH油泵，确认润滑油系统、EH油系统运行正常；b）联系热工暂时解除低真空保护等跳闸信号；c）确认ETS系统各电磁阀功能正常；d）按“挂闸”按钮，点击“运行”使高中压主汽门开启。8.3.2手动停机试验a）将遮断隔离阀组的隔离阀4YV带电，手拉手动停机机构，此时机械遮断阀动作，但AST高压保安油排油被截断，高中压主汽门不动作；b）将遮断隔离

16、阀组的隔离阀4YV失电，手拉手动停机机构，此时机械遮断阀动作，泄掉高压保安油，高中压主汽门应快速关闭；c）重新挂闸开启高中压主汽门，在集控室按“打闸”按钮，高中压主汽门应快速关闭。机械停机电磁铁试验一旦机械停机电磁铁3YV接收到电气遮断信号，机械停机电磁铁带电动作，遮断隔离阀组的遮断阀打开，泄掉高压保安油（AST油），迅速关闭主汽阀和调阀。8.3.4 AST阀试验a）指示灯完好，按试灯钮，全部灯亮，释放该灯钮，指示灯灭；b）四只AST阀应单独进行试验，以防汽轮机遮断停机；c）调出“AST阀试验”画面软手操盘；d）按“AST试验”钮，灯亮；e）按“AST1”（或“AST3”），该阀断电开启，高压

17、遮断集成块前后信道结合处油压上升至9.2MPa时，通过压力开关对外发讯；f）按“试验复位”键，“AST试验”灯灭；g）选“AST2”（或“AST4”），该阀失电打开，高压遮断集成块前后信道结合处油压降至4.5MPa时，通过压力开关对外发讯；h）按“试验复位”键，“AST试验”灯灭。8.3.5 ETS联锁保护试验8.3.5.1 EH油压低保护试验a）确认EH油系统正常；b）缓慢开启试验块泄油门，注意试验块油压的变化；c）当EH油压降至7.8MPa时，四只AST电磁阀失电，高中压主汽门应立即关闭，汽机跳闸；d）试验完毕，关闭试验块泄油门，机组保护恢复。 8.3.5.2 润滑油压低保护试验按上述8.

18、3.5.1项方法进行润滑油压低保护试验，当润滑油压降至0.04MPa时，ETS保护动作。8.3.5.3真空、轴向位移、超速、胀差等保护试验，在挂闸的条件下，采用短接信号的方法分别进行，直至确认ETS保护动作为止。8.4 OPC超速保护静态试验8.4.1试验条件a）开启交流润滑油泵和一台EH油泵，确认润滑油系统、EH油系统运行正常；b）联系热工暂时解除低真空保护、MFT停机等信号；c）机组挂闸，点击“运行”使高中压主汽门开启，略微开启高、中压调门。8.4.2 静态试验a）模拟机组负荷在30%额定负荷以上，中压主汽门前压力高于30%额定负荷对应值；b）模拟机组转速达到103% ，确认OPC超速保护

19、动作，高、中压调门快速关闭；c）模拟发电机出口开关动作，确认OPC超速保护动作，高、中压调门快速关闭。9 注油试验a）在机组首次升速到3000r/min时，进行注油试验；b）调出DEH“喷油试验”画面，按“喷油试验”按钮；c）遮断隔离阀组的隔离阀4YV带电动作，高压安全油被隔离阀截断，行程开关ZS4的常开触点闭合、ZS5的常开触点断开， DEH检测到该信号后，喷油电磁阀2YV带电动作，透平油压力油从导油环进入危急遮断器腔室，危急遮断器飞环被压出，打击危急遮断装置的撑钩，使危急遮断装置撑钩脱扣，通过机械遮断机构使遮断隔离阀组的机械遮断阀动作。由于AST高压安全油至机械遮断阀的油路被截断，机组在喷

20、油试验情况下不会被遮断；d）危急遮断电指示器发出飞环压出信号，DEH检测到上述信号使复位试验阀组的喷油电磁阀2YV失电，复位电磁阀1YV带电，使危急遮断器装置的撑钩复位，检测到机械遮断机构上设置的行程开关ZS1常开触点闭合，ZS2常开触点断开信号后，遮断隔离阀组的隔离阀4YV失电，喷油试验完成，退出喷油试验。10 汽门严密性试验10.1试验条件a）机组已经冲转至3000r/min空负荷运行；b）试验主蒸气压力应不低于50%额定压力，主蒸气温度应在450以上；c）密封备用油泵、交流润滑油泵运行，真空不低于90kPa；d）高压、再热主汽门应处于全开状态。10.2 汽门严密性试验主汽门严密性试验a）

21、按“试验允许”按钮灯亮；b）在DEH操作画面中调出阀门严密性试验操作盒，选择“MV/RSV严密性试验”并确认，所有高、中压主汽门全关，保持各调门开启状态，观察转速下降直至合格转速为止，并记录转速下降时间；c）试验完毕，退出“MV/RSV严密性试验”，重新升速至3000r/min；d）根据主蒸气压力计算合格转速，合格转速n(Pms/ Prms)1000r/min。 调门严密性试验a）按“试验允许”按钮灯亮；b）在DEH操作画面中调出阀门严密性试验操作盒，选择“CV/IV严密性试验”并确认，所有调门全关，保持各主汽门开启状态，观察转速下降直至合格转速为止，并记录转速下降时间；c）试验完毕，退出“C

22、V/IV严密性试验”，重新升速至3000r/min；d）根据主蒸气压力计算合格转速，合格转速n(Pms/ Prms)1000r/min。 注意事项a）试验时尽量保持主汽压力，真空稳定；b）试验过程中机组过临界转速时注意振动情况；c）每下降50r/min，要记录一次时间、转速、蒸汽参数和真空值，一直记录到合格转速时为止；d）转速下降过程中，注意润滑油压的变化。11 阀门活动试验11.1 试验条件a）DEH运行在操作员自动方式；b）机组负荷在60%额定负荷左右（单阀试验无此要求）；c）功率反馈回路投入（单阀试验无此要求）；d）阀门控制方式选择单阀控制；e）切除调节级压力反馈回路。11.2 高中压主

23、汽阀活动试验a）按“试验允许”按钮灯亮；b）按下“MV1试验”（或“MV2”试验）键；c）按下“确认”键，灯亮，此时与选中的主汽门同一侧汽室的高压调门CV2、CV4（或CV1、CV3）在60秒内，相继关下，待同侧调门全关后，则主汽门MV1（或MV2）在1秒内迅速自关（指令至66%，阀位降至255左右），从阀门活动试验画面或就地观察各门开度变化，关闭过程中应无卡涩跳动现象；d）按“取消”键灯灭，则MV1（或MV2）先开启，然后CV2、CV4（或CV1、CV3）相继开启；e）在关闭或开启过程中，如发现异常情况，立即取消阀门活动试验；f）必须在各阀门恢复至试验前开度且“阀门活动试验”键灯灭后，才能做

24、另一个阀门的活动试验或退出阀门活动试验；g）按照上述方法进行MV2阀门活动试验；h）中压主汽门活动试验与高压主汽门活动试验步骤相同，在同侧中调门全关后，DEH会输出一开关量去关RSV，“试验”结束后先取消开关量输出，延时30s，再恢复中压主汽门RSV指令输出；i）按试验取消钮，“阀门活动试验”钮灯灭，退出阀门活动试验。11.3 单阀试验a）“单阀试验”键与“阀门活动试验”键是互锁的，同一时刻只能有一个灯亮；b）按下“试验允许”键灯亮；c）按下“MV1试验”按钮，并点“确认”键，灯亮；d）被选阀门关当前值的15%；e）按“取消”键，所选阀门恢复原开度；f）重复ce的步骤做MV2、RSV及IV的单

25、阀试验；g）试验结束，退出单阀试验。11.4 注意事项a）在试验期间，如遇到控制装置切手动时，应立即终止试验；b）试验时保持汽温、汽压稳定，在试验的最低负荷要避免汽轮机变为电动机导致逆功率保护动作的可能性；c）注意轴承金属温度、推力轴承温度、轴向位移的变化；d）禁止两侧阀门同时进行试验。12 超速试验12.1 试验条件a）手动停机机构停机试验正常；b）注油试验飞环动作正常；c）确认汽门关闭时间和汽门严密性试验合格；d）机组带20%额定负荷至少连续运行4h以上，ETS试验正常；e）机头手动停机机构应有专门运行人员看管，以做好手动停机的准备；f）机组与系统解列，DEH运行方式“转速控制”，转速稳定

26、在3000r/min；g）主机交流润滑油泵和密封备用油泵运行，低油压联锁投入；h）停止汽缸加热装置。12.2 OPC超速试验a）在DEH画面上调出“超速保护试验”画面，按“103%试验允许”键灯亮，输入设定值3100rpm，升速率50r/min, 按“进行”键开始升速；b）监视机组转速，当转速升至3090r/min时，OPC超速保护应动作，此时，“103%保护动作”指示灯亮，高、中压调门应关闭。记录当时的动作转速；c）按“103%试验允许”键灯灭，CV、IV阀位指示应返回原位，试验结束；d）输入设定值3000 r/min，观察实际转速降至3000r/min，CV、IV阀位恢复至原来状态。12.

27、3 电超速试验a）按“110%试验允许”键灯亮，103%电超速保护被屏蔽；b）设定目标转速为3310r/min，设定升速率为50r/min，开始升速，当转速升至3300r/min，电超速保护应动作，各主汽门、调速汽门及抽汽逆止阀应迅速关闭，记录动作转速；c）检查103%超速信息及110%超速应报警；d）电超速动作后，试验结束，按下“110%试验允许”键灯灭，待转速降至3000r/min时，在DEH画面上挂闸，升速率300r/min2恢复3000r/min运行；e）当转速升至3300r/min时，电超速保护不动作，应立即手动脱扣汽机，注意各阀门应迅速关闭，转速下降。同时查明原因，否则不准启动。1

28、2.4 机械超速试验a）在DEH“超速保护试验”画面上按下“机械超速允许”按钮，103%及110%电超速保护被屏蔽；b）设定目标转速为3360r/min，机组升速率为1015r/min2进行升速；c）监视机组转速，直至飞环击出危急遮断器动作为止，同时记录危急遮断器的动作转速，各主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门应立即关闭；d）当机组转速降至3000r/min时机头就地挂闸，DEH盘面挂闸，机组恢复至3000r/min空负荷运行；e）按“机械超速允许”灯灭，试验结束；f）危急遮断器的动作转速应在32703330r/min范围内，若不在此范围，应停机进行调整；g）超速试验应连续进行两次，两次动作的转速

29、差应小于18r/min；h）试验时如果转速超过3360r/min而飞环没有动作，应立即打闸停机；i）超速试验过程中，应注意监视机组差胀、轴向位移、轴振动、轴承温度等参数不超限；j）整个试验要求在30min内结束。13 试运质量检验评定调节保安系统及EH油系统试运质量应达到附表4、附表5中规定的各项要求。14 试运范围调节保安系统及EH油系统试运范围从EH油箱、EH油泵、高中压主汽门、调门、蓄能器及危急保安系统等。15 职责与分工参与机组分部试运的有关单位主要有施工单位、调试单位、福建华电漳平火电有限公司、设备制造单位、质量监理部门、设计单位等。设组长一名，由主体施工单位出任的副总指挥兼任，副组

30、长若干名，由调试、监理和福建华电漳平火电有限公司出任的副总指挥或成员担任。依据火力发电建设工程启动试运及验收规程（DL/T 5437-2009）有关规定，将参与机组分部试运的有关单位的主要职责分述如下：15.1福建华电漳平火电有限公司a）在机组试运前，负责完成各项生产准备工作，包括电、燃料、水、汽、气等物资的供应；b）配合调试进度，及时提供电气、热控等设备的运行整定值；c）参加分部试运及分部试运后的验收签证；d）做好运行设备与试运设备的安全隔离措施和试运所需临时系统的连接措施；e）在分部试运中，负责设备代保管和单机试运后的启停操作、运行调整，对分部试运中发现的各种问题及时报告，提出处理意见或建

31、议；f）编写设备的运行操作措施、事故处理措施和事故预防措施；g）组织运行人员配合调试、安装单位做好各系统、设备调试工作。15.2施工单位a）主持分部试运阶段的试运调度会，全面组织协调分部试运工作；b）负责分部试运工作过程中的单体调试、单机试运；c）负责分部试运阶段设备与系统的就地监视、检查、维护、检修、消缺和完善，调试临时设施的制作、安装和系统恢复等工作；d）负责做好试运设备与施工设备的安全隔离措施；e）负责试运现场的安全、保卫、文明试运工作。15.3监理单位a）负责试运过程的监理工作，参加试运条件的检查确认和试运结果确认；b）负责试运过程中的缺陷管理，建立台帐，确认缺陷性质和消缺责任单位，组

32、织消缺后的验收，实行闭环管理； c）负责组织分部试运后的质量验收签证；d）负责组织或参加重大技术问题解决方案的讨论。15.4 福建中试所电力调整试验有限责任公司a）按合同要求负责编制分系统试运调试方案和措施；b）按合同要求完成所承担的分系统调整试运工作，确认非主体调试单位承担的调试项目是否具备进入分系统试运条件；c）参加分部试运工作，并负责调试过程中现场技术交底和技术指导，参与分部试运后的验收签证工作；d）全面检查机组所有系统的完整性和合理性；e）组织填写调整试运质量验评表格，整理所承担分系统试运阶段的调试记录；f）负责便携各系统分部试运结束后的调试报告。15.5设计单位a）负责必要的设计修改

33、和必要的设计交底工作；b）配合处理机组分部试运阶段发生的涉及设计方面的问题和缺陷，及时提出设计修改和处理意见，作好现场服务工作。15.6设备制造单位a）完成合同规定的，由制造厂家承担的调试项目，并及时提供相应的调试资料和技术报告；b）按合同规定对设备分部试运进行技术服务和技术指导；c）及时解决影响机组启动试运的设备制造缺陷，协助处理非制造厂家责任的设备问题；d）试运设备未能达合同规定性能指标的制造厂家，应与建设单位及有关单位研究处理意见，提出改进措施，或做出相应结论，并提出专题报告。16安全、健康与环境技术措施16.1安全、健康技术措施a）进入现场时，注意警戒标志，对不符合规定的走道和明显危及

34、人生安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作；b）正确的戴好安全帽，发现高空有施工工作，禁止进入；c）检查电气设备必须有良好的接地，靠背轮无防护罩禁止启动；d）调试人员应遵守电厂和电业安全规程的的有关安全规定，防止人身和设备事故发生；e）试运期间应有统一指挥，各有关单位职责分工明确； f）试运前的条件检查应严格按照方案执行；g）抗燃油有毒性，腐蚀性强，调试过程应防止油溅到皮肤或眼睛内，如果沾上应及时用清水清洗；h）机组启动前应确保危急遮断系统工作正常；i）EH油泵启动前，必须将油温加热到20 以上，否则不准启动；油温加热至35以上，EH油方可进入调节系统；j）在进行超速试验前，应

35、满足12.1项中的所有试验条件。试验时，应有专人监视机组转速的变化，如转速超过3360r/min而飞环仍未动作，应立即打闸停机；k）严格按照防止汽轮机超速事故的要求，做好防止汽轮机超速的控制措施；l）EH油系统启动前注意检查高、低压蓄能器入口处排油门处于关闭位置；m）定期对EH油取样化验，确认工作流体合乎油质标准；n）系统正常运行时注意管路的严密性，如有泄漏应立即处理；o）试验过程中，如发生事故，与试验无关的人员立即退出现场；p）试运期间，现场灰尘大空气差，应该佩戴口罩；q）试运期间，现场有些地方在施工焊接，应该躲开这些危险地方保护好自己不被伤害；r）试运期间，如有遇管道探伤，应该远离警戒线保

36、护好自己不被伤害。16.2环境技术措施经分析与评价，本分系统调试工作不涉及影响环境因素方面的控制。17 危险点分析与预控措施危险点分析与预控措施见表1所示。表1 危险点分析与预控措施作业活动危险点/危险源危害后果风险等级预控措施调速保安系统及EH油系统调试油系统油系统着火三级1）油系统周围应配备经验收合格的消防设备；2）油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层；3）试验期间机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。油泄漏人生伤害三级抗燃油有毒性，腐蚀性强，调试过程应防止油溅到

37、皮肤或眼睛内，如果沾上应及时用清水清洗；超速试验机组超速三级1）主控和就地手动紧急停机试验合格，电超速保护、机械超速保护试验合格，主汽阀和调节汽阀严密性良好，阀杆无卡涩，各主汽门、调门关闭时间符合要求；2）汽机就地和集控室手动停机要有专人监护，实验过程密切监视汽轮机转速的飞升情况，若转速3360r/min且保护未动作时，应立即打闸停机，检查主汽阀、 调节汽阀应迅速关闭；3）试验工作应统一指挥、统一行动，指挥命令应简便明了，通讯应畅通。18工程建设标准强制性要求18.1分系统调试应严格执行工程建设标准强制性条文(电力工程部分) 2006年版条款。18.2设备在安装前，必须按本规范的规定对设备进行

38、检查。如发现有损坏或质量缺陷，应及时通知有关单位共同检查。对于设备制造缺陷，应联系制造厂研究处理。由于制造质量问题致使安装质量达不到本篇规范的规定时，应由施工单位、制造单位、建设或使用单位共同协商，另行确定安装质量标准后施工，设备检查和缺陷处理应有记录和签证。 18.3各类管道应按照设计图纸施工，如需修改设计或采用代用材料时，必须提请设计单位按有关制度办理。附表1 EH油系统试运条件检查确认表福建华电漳平火电有限公司2300MW“上大压小” 工程 5号 机组专业： 汽机 系统名称： EH油系统 序号检查内容检查结果备注1试运组织机构、职责分工、人员到岗及试运现场通信联络情况2试运方案或措施审批

39、和组织学习交底情况3EH油单元模块及相连管路按安装手册和设计图纸安装完毕，经验收合格4调门、主汽门及相连按安装手册和设计图纸安装完毕，经验收合格5执行机构及油管路安装完毕, 经验收合格6机械超速保护装置、AST电磁阀、机械停机电磁铁等危急遮断系统的设备和管路安装完毕，经验收合格7油泵电机绝缘电阻合格, 电气一、二次试验工作结束，保护回路调试结束且试运合格8油泵单机试转和油循环冲洗结束，油质化验合格并恢复正式系统9油箱已加油至正常油位10高、低压蓄能器已充氮至正常压力11各过滤器已换上干净的滤芯12循环冷却水、润滑油系统已经试运，能够正常投入13调速保安及EH油系统逻辑控制、仪表校验及报警信号经

40、调试完毕，具备试验条件14系统联锁及报警保护试验合格15现场条件清理干净，道路通畅，照明充足，联络方便16消防系统投运及消防设施布置完善17设备标识齐全结论经检查确认，该系统已具备试运条件，可以进行系统试运工作。施工单位代表（签字）： 年 月 日调试单位代表（签字）： 年 月 日监理单位代表（签字）： 年 月 日建设单位代表（签字）： 年 月 日生产单位代表（签字）： 年 月 日附表2 汽机ETS跳机联锁保护试验序 号参数名称单位跳闸值试验结果1凝汽器真空低kPa80.32低压缸排汽温度高1103轴承润滑油压力低MPa0.044支持轴承温度高1155推力轴承温度高1106轴向位移大mm+1.2-1.657汽机轴振大m2508DEH超速r/min33009EH油压低MPa7.810高压差胀大mm+7-411低压差胀大mm+1512高压缸排汽温度高42013就地手动打闸试验14BTG手动打闸试验15DEH失电跳闸16发电机故障跳闸 调试人员： 日期：附表3 调