1.1 秦皇岛安丰钢铁新建2×100MW机组发电工程，机组控制油（EH油）系统主要由油箱、两台压力补偿式变量柱塞EH油泵，蓄能器组件、油加热器、一台循环油泵组、冷油器、过滤器组件、回油过滤器、油加热器、溢流阀等组成。系统工作压力14MPa，工作温度40－50℃。由交流电机驱动的高压柱塞泵输出压力可在0～14MPa之间任意设置。本系统允许工作压力设置在10.0～14.0MPa，额定工作压力为14.0 ±0.2MPa。油泵启动后输出的压力油经过EH供油控制组件、滤油器、逆止阀及溢流阀进入供油母管和高压蓄能器。供油母管和蓄能器形成14.0 MPa压力时，高压油推动衡压泵上的控制阀，控制阀操作泵上的变量机构，使泵的输出流量减少，当泵的输出流量和系统用油流量相等时，泵的变量机构维持在某一位置，当系统需要增加或减少用油量时，泵会自动改变输出流量，维持系统油压在14.0 MPa。当系统瞬间用油量很大时，蓄能器将参与供油。油路中逆止阀防止油泵卸载时系统中的油回流。溢流阀作为卸载的后备，一旦高压油母管压力升高大于17MPa时，溢流阀将高压油排回油箱，以防止系统超压。执行机构的回油经无压回油管路和压力回油管路返回油箱。

高压油母管上压力开关能为自动启动备用油泵提供信号，并在油压偏离正常值时发出报警。

运行参数如下：

EH油压：                13.5～14.5 MPa

EH油油温：              正常运行维持在35～54 ℃，额定值为 45 ℃

EH油温开关：            60℃油温高报警，55℃投冷却器，自动切除加热器，35℃油温低报警，切冷却器，20℃油温低报警，禁启主泵，投加热器

溢流阀定值：             17MPa

循环油泵溢流阀定值：     0.5MPa

油压低报警，联启备用泵： 11.2MPa

滤油器差压高报警：       0.24 MPa

蓄能器充氮压力：         10MPa

1.2  调节保安系统按功能可分为三大部分：执行机构部分、危急遮断部分、机械超速和手动遮断部分。执行机构部分包含高压主汽阀（MSV）高压调节阀执行机构(CV×4)，中压联合汽阀执行机构(ICV×4)。危急遮断保护系统包括AST-OPC电磁阀组件、薄膜阀、危急遮断试验装置。机械超速和手动遮断部分包括：危急遮断器、危急遮断器滑阀、保安操纵装置及手动喷油电磁阀。

系统基本功能：系统挂闸；适应高、中压汽门联合启动的要求；精确地控制机组的负荷；系统具有超速保护功能（OPC－103％）；系统能够快速可靠地遮断汽轮发电机组，保证机组安全；具有阀门活动试验功能。

1.3 执行机构部分：汽轮机进汽阀的开度由油动机控制，油动机由油缸和弹簧组成。油缸中的压力油用来打开阀门，弹簧用来关闭阀门。油缸与控制组件相连，油缸上装有卸载阀、隔离阀和逆止阀。加上相应附件构成两种基本类型油动机。

CV和ICV油动机可以将阀门控制在任意的中间位置上，成比例地调节进汽量以适应需要。油动机配有电液伺服阀（简称MOOG阀）和线性差动变送器（简称LVDT）。高压油经过一个过滤器至电液伺服阀，电液伺服阀根据来自伺服放大器的位置信号控制油动机的位置。LVDT将阀门的实际位移反馈给伺服放大器，实现阀门的闭环控制。隔离阀用于油动机油缸中零部件的在线检修，逆止阀可阻止回油或危急遮断油路中的回流。

MSV油动机使阀门仅处于全开或全关位置。高压油通过一节流孔供到油缸活塞下部腔室。此腔室的油压是由一个先导控制的卸载阀控制的。当汽机自动停机结构复位后，卸载阀关闭，在油缸活塞下面建立起油压，开启主汽阀。一个供试验用的电磁阀，打开该电磁阀后，缓慢开启卸载阀，通过节流孔泄油，可将主汽门慢慢地关小（活动试验）。

在每个执行机构中都配有一个与危急遮断系统相连的卸载阀，一旦危急遮断系统动作造成危急遮断母管压力降低，卸载阀既开启，从而快速关闭MSV、CV和ICV。

1.4 危急遮断系统：危急遮断系统主要包括电磁阀组、危急遮断试验装置、危急遮断器、危急遮断器滑阀以及用以远方复位的保安操纵装置。

电磁阀组中有六个电磁阀，其中四个电磁阀是自动停机遮断电磁阀（AST），正常运行中它们是带电关闭的。四个AST电磁阀串并联布置，即每个通道中至少必须有一个电磁阀打开才可导致停机。其余两个电磁阀是超速保护电磁阀（OPC），它们受DEH控制器的超速保护（OPC）部分控制，并联布置，在正常运行时失电关闭。在关闭位置OPC电磁阀封闭了OPC总管油的泄放通道，使高、中、压调节阀油动机活塞下建立起油压。若机组转速达到额定转速的103%，则OPC动作，电磁阀打开，使OPC母管油泄放，导致卸载阀快速开启，使高、中调节汽阀立即关闭。OPC动作时，在AST油路和OPC油路之间的逆止阀维持了AST总管中的油压，使高压主汽阀保持开启。随着转速的降低，电磁阀将关闭，高、中、低压调节阀将重新开启，以控制汽轮机的额定转速。

通过调节保安系统的调试，对系统的完整性及正确性进行检查，确定其是否具备参加机组整套启动的条件；消除设备和系统缺陷，使该系统顺利投入正常运行，保证机组在各种方式下正常运行，为机组安全运行提供可靠的保证。

3.  本工程机组调试大纲
3. 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》【DL/T 5437-2009】
3. 《火力发电建设工程机组调试技术规范》【DL/T 5294-2013】
3. 《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》【DL/T 5295-2013】
3. 《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分) 【DL5009.1-2014】
3. 《防止电力生产事故的二十五项重点要求》【国能安全〔2014〕161号】
3. 《火电工程达标投产验收规程》【DL 5277-2012】
3. 《汽轮机启动调试导则》【DL/T 863-2004】
3. 《电力建设施工质量验收及评价规程》（汽轮发电机组篇DL/T5210.3-2009）
3. 设备供货商提供的图纸﹑质量保证书﹑安装和使用说明书及有关试验文件等
3. 设计院提供的工程系统图纸﹑设计说明书等技术资料

作为调试依据的标准、规程、规范、导则等均应以最新版本为准。

4.1　系统测点、阀门检查

4.2  系统联锁保护传动

4.3  系统投运及静态、仿真试验

5 调试前应具备的条件

6.1系统及仪表、测点检查

6.2系统联锁保护传动

6.3 EH油系统蓄能器投运

6.4 EH油系统压力调整

6.5 循环、再生装置投入

6.6调节保安系统静态调试

6.6.1  调节保安系统的投运条件

投运EH油及低压安全油系统，检查两系统投运正常，相关测点温度、压力正常。在此条件下，调节保安系统具备正常投运条件。

6.6.2  机组挂闸试验

由热工人员强制退出汽机各跳闸信号，按下挂闸按钮，挂闸电磁阀带电使危急遮断滑阀复位，并通过ETS系统将AST电磁阀带电，检查AST油压正常，检查高压和中压主汽门开启，挂闸完成。

6.6.3  阀门全行程检测

汽轮机挂闸，在工程师站上手动调整各阀门指令，使得机组的各个进汽调整门分别到全开和全关位置，中间形成的指令与反馈不应有过大偏差，记录各个阀门行程。

6.6.4  就地及远方打闸试验

6.6.4.1 汽轮机挂闸，通过热工人员强制将主机各阀门全开。

6.6.4.2 旋转位于前轴承箱前的手动跳闸手柄手动跳闸停机，检查主汽门、CV和ICV、调速汽门、抽汽逆止门、抽汽快关阀关闭。

6.6.4.3 重新挂闸，开启各阀门，手动按集控室停机按钮，检查项目同上。

6.6.5  主机阀门关闭时间测定

6.6.5.1 本试验的目的是测取主汽门及调节汽门的关闭时间，以检测该项指标是否达到验标要求。

6.6.5.2 试验标准：主汽门关闭时间、调门总关闭时间厂家标准。

6.6.5.3 试验方法:将高、中压主汽门、高调门、中调门关反馈信号及打闸的开关量信号接入电子表，挂闸后全开主汽门及调门，打闸，记录各阀门关闭时间。

6.6.6  ETS通道试验:ETS通道试验在静态试验，试验前检查与试验有关的保护信号投入。

6.7  调节保安系统动态试验。

6.7.1 空负荷试验

6.7.2油泵切换试验

· 机组空负荷3000 r/min稳定运行，主油泵工作正常后，缓慢关闭高压油泵出口门，主油泵出口油压、调节保安油压、润滑油压等均正常后，停止高压油泵运行，油泵切换试验完成。

6.7.3 汽门严密性试验

6.7.3.1 检查确认自动主汽门和高压调节汽门是否严密，符合控制汽机转速和在机组事故跳闸后防止机组超速的要求。

6.7.3.2 机组运行正常，主蒸汽压力在7.0MPa以上，维持机组真空在正常值，开启高压油泵,油压正常。

6.7.3.3 发电机解列，空负荷3000r/min运行状态。

6.7.4 调节汽门严密性试验：操作DEH上的“高压调节汽门严密性试验”按钮，投入高调门严密性实验。维持高压调节汽门关而主汽门全开，观察并记录机组转速下降情况；当机组转速下降至[（试验时主汽压/额定主汽压）×1000]r/min以下为合格，即可恢复机组3000r/min运行。

6.7.5 主汽门严密性试验: 操作DEH上的“主汽门严密性试验”按钮，投入主汽门严密性实验。维持主汽门关而高压调速汽门全开，记录机组转速下降情况；当机组转速下降至[（试验时主汽压/额定主汽压）×1000]r/min以下为合格，即可恢复机组3000r/min继续运行。

6.7.6主汽门活动试验

6.7.6.1 机组转速3000r/min，运行稳定。

6.7.6.2 操作DEH画面主汽门活动试验按钮

6.7.6.3  观察主汽门缓慢关闭百分之十左右，然后恢复全开。

6.7.7 汽机超速保护试验

6.7.7.1 汽机空负荷注油试验合格,自动主汽门,调门动作灵活无卡涩。

6.7.7.2 机组带25%负荷至少运行4小时以上。

6.7.7.3 汽机运行于额定转速,发变组开关断开,机组解列,启动高压油泵。

6.7.7.4 汽机主汽门,调门严密性试验正常.各级抽汽逆止门,电动门关闭严密。

6.7.7.5 汽机遥控跳闸按钮或手动跳闸手柄动作正常。

6.7.7.6 OPC电超速试验(热工配合完成),应满足DEH设计的OPC动作逻辑和转速。

6.7.7.7 机械超速试验

·运行参数符合“空负荷和低负荷运行导则”，机组运行正常。

·机组转速达到3360r/min，而危急保安器未动作，应立即打闸停机。

·将DEH超速遮断钥匙开关切至机械超速试验位置。

·超速试验：通过DEH系统操作汽机升速，当机组转速升至3270—3330r/min时，危急遮断器飞锤应动作，主汽门、调门全部关闭，汽机转速应下降，记录动作转速。

·转速降至接近3000r/min时危急遮断器复位，记录复位转速，手动或遥控将机组挂闸维持机组3000r/min运行。

· 危急遮断器飞锤再进行两次同样试验，两次动作转速差不大于0.6%额定转速，第三次动作转速差与前两次动作转速平均值之差不大于1％额定转速即为合格。

·升速过程中禁止在高转速下停留，高转速下机组振动突然增大时应紧急停机。

6.7.7.8 电超速（OPC）103％和110％试验（热工配合完成），应满足DEH设计的动作逻辑和转速要求。

6.7.8 单阀、顺序阀切换试验

    进行单阀、顺序阀之间的切换试验，检查确认高压调节阀门开启顺序及重叠度设置符合厂家设计要求。

参见《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》

8.1  试运现场应场地清洁，照明良好，通信畅通，现场无易燃易爆物品，临时脚手架拆除，消防设施齐全，无关人员不得进入试转现场。

8.2  试运范围内的扶梯、栏杆要完好，孔洞要作好防护措施，要做到以人身安全及设备安全为原则。

8.3  如在调试过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情况，应立即停止调试工作，并分析原因，提出解决措施。

8.4  在调试过程中，应注意温度、振动情况，发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。

8.5  试运区域禁止危及试运的施工工作，如必须进行施工工作要严格执行工作票制度。

8.6  试运期间，有专人巡查系统运行情况。

8.7  抗燃油有轻微毒性，调试过程中应注意安全，防止溅到皮肤上或眼睛内，否则应及时用水冲洗。

8.8  定期检查EH油系统，如有泄漏及时消除。

8.9  油系统拆装时，不得让任何杂质进入。

8.10  透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组启动。

8.11  电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。

8.12  机组启动前必须按要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动。

8.13 本措施未尽事宜参照《运行规程》及厂家说明书进行。

9.1 本项目在试运指挥部统一安排下进行。

9.2 调试单位提出调试措施，负责调试工作，编写调试报告；

9.3施工单位具体组织和安排调试条件及准备，配合调试并在设备发生问题时负责处理和消除缺陷；

9.4设备厂家负责对设备调试中的监护和技术指导；

9.5生产单位在调试人员的指导下负责运行操作和系统的监护。