核电汽轮机调节油系统调试案例分析
某核电厂旁排系统调试典型事件分析
某核电厂旁排系统调试典型事件分析摘要：某核电厂旁排系统调试工作中遇到了一些问题，调试人员在处理这些问题时采取分析可能原因、逐项验证的方式，最终使GCT系统各项功能均满足设计要求。
调试人员分析和解决问题的思路、方法以及经验教训对于后续机组的调试工作均有借鉴意义。
关键词：旁排；调试；典型事件1.前言汽轮机旁排系统作为一个关系到一二回路功率匹配的重要系统，调试质量好坏将直接影响机组后续的安全稳定运行。
某核电GCT系统调试过程中出现了旁排减温水压力不足，旁排减温水压力建立时间偏长及阀门限位开关回差偏大等问题。
本文通过对以上典型问题进行分析和总结，以期为后续机组的调试工作起到借鉴作用。
2.本论2.1旁排减温水压力不足问题2.1.1问题描述GCT125/127VL是旁路蒸汽排放系统GCT的减温水隔离阀，GCT-c旁路排放阀开启时，GCT125/127VL开启提供减温水，使凝汽器有足够的冷却。
GCT125/127VL开启后，阀后稳定压力应不低于0.45MPa.a，但某核电厂初次试验得出的GCT125/127VL阀后压力均为0.41MPa.a左右，低于设计要求的0.45MPa.a，并且距离0.40MPa.a报警值很近，瞬态工况下容易触发报警，如果报警信号时间持续22s以上，将触发C9非信号，导致凝汽器不可用，造成停机，并且在二回路甩负荷或停机时会增大停堆风险。
2.1.2原因分析GCT125VL/127VL阀门实际的机械开度还有20%的裕量，机械人员尝试将阀门开度增大12%（开度过大可能造成阀门密封比压不足、开关时间超标等），再次对GCT125/127VL阀后压力进行了试验验证，但试验结果和阀门调整前的试验结果一致，说明阀门开度调整方案不可行。
GCT125/127VL无核安全等级要求，对阀门的阀笼进行扩孔可以增强流通能力，且不会影响其他性能。
但应根据实际情况逐渐扩孔，避免阀后压力过高情况的出现。
为确保机组出现瞬态时，减温水仍能满足凝汽器要求，最终决定扩孔后阀后压力应不小于0.6MPa.a，将裕度提高到33%。
核电汽轮机主油泵及压力调节阀试验方案
核电汽轮机主油泵及压力调节阀试验方案核电汽轮机主油泵及压力调节阀试验方案引言：核电汽轮机主油泵及压力调节阀在工程应用之前需对其性能进行验证，出厂前必须进行工厂试验。
本文主要介绍了主油泵性能验证试验方法以及压力调节阀在系统中的设定方法，着重阐述试验系统的原理及设计方案，详细说明试验系统主要设备的功能及使用方法。
通过对该试验方案的研究，指导试验台的建设及试验规程的制订，指导了试验数据处理及试验结果验证，为核电主油泵及压力调节阀型式试验和出厂试验提供理论依据。
一、前言核电汽轮机的特点是功率大、进汽参数低，因此转子重量大，轴承所需润滑油量大。
为了保证平安、稳定的轴承供油，润滑油系统采用主轴驱动式主油泵直接供油，压力调节阀调节系统油压。
核电汽轮机主油泵为齿轮泵，齿轮泵结构相对简单，润滑油系统平安、稳定性高，在工程应用经验核电汽轮机主油泵的试验研究为其国产化提供了理论依据。
二、目的对于首次研制的主油泵，按照机械行业标准要求须对其进行型式试验，以检验其性能是否到达设计指标，能否满足使用要求。
为了完成试验，设计一套试验系统来进行测试。
三、试验工程及试验方法根据机械行业标准要求以及核电汽轮机润滑油系统的运行特点，确定主油泵、压力调节阀的试验工程以及试验方法，本试验工程包括：1、排量验证试验测量泵在空载稳态工况下设定转速的流量和转速，转速测量分3档，额定转速、停辅助油泵转速及二者中间转速；2、效率试验在额定转速至最低转速范围内的六个等分转速下，分别测量空载压力至额定压力范围内至少六个等分压力点的有关效率的流量、压力、转速、输入扭矩等各组数据；3、压力振摆检查在额定工况下，观察并记录被试泵出口压力振摆值；4、自吸试验检验泵的吸油能力，在额定转速、空载压力工况下，测量被试泵吸入口真空度为零时的排量。
以此为基准，逐渐增加吸入阻力，直至排量下降1%时，测量其真空度；5、噪声试验在额定转速下，进口压力在-16kPa至设计规定最高的进口压力的范围内，分别测量被试泵空载压力至额定压力范围内，至少六个等分压力点的噪声值；6、低速试验在输出稳定的额定压力，连续运转10分钟以上测量流量、压力数据，计算容积效率并记录最低转速；7、超速试验分别在空载压力及额定压力下，逐渐升速至额定转速的115%，各自连续运转15分钟以上；8、超载试验在被试泵的进口温度为52～55℃、额定转速和125%额定压力下作连续运转1分钟以上；9、效率检查完成上述规定工程试验后测量额定工况下的容积效率和总效率。
汽轮机调节系统典型问题的分析与解决
[收稿日期]2010-06-22[作者简介]辛晓钢（1974—），男，内蒙古人，硕士，工程师，从事热控自动化试验研究工作。
1．1．1实例1A 电厂2号机组为亚临界、一次再热、双缸双排汽、直接空冷凝汽式、300MW 汽轮发电机组，DEH系统采用艾默生公司生产的OVATION 系统。
该汽轮机采用高中压缸联合启动方式，冲转过程如下：选择旁路方式→挂闸（全开高调门、中压主汽门）→用主汽门冲转、升速至600r/min →保持2min→切为主汽门与中调门同时调节转速方式→升速至中，仅靠设定参数K 2的调节前馈量往往不能适合所有工况，在不同的工况下，比例增益K 2应该不同。
否则，再热蒸汽压力变化会引起中调门开度的变化，造成机组转速波动。
1.1.1.3解决方法为维持转速稳定，利用低压缸旁路阀使热再蒸汽压力保持不变。
但是由于锅炉燃烧的不稳定性，再热蒸汽压力往往很难保持恒定，因此在试验时应减小K 2值、增加K 1值，即增加转速闭环调节的比重以保持中调门开度稳定。
修改后，汽轮机转速保持稳定，再未发生类似现象。
1.1.2实例2B 电厂2号机组为50MW 汽轮机，冲车时转速至2400～2800r/min 时，转速跟踪速度很慢；超出这个范围，则汽轮机转速迅速稳定。
1.1.2.1原因分析试验发现，即使系统调门指令变化很大，转速、主汽流量的变化也不明显，故认为转速跟踪速度慢是阀门流量特性不好导致的。
1.1.2.2解决方法因这一转速段不是位于冲车或运行的关键区域，不影响机组的正常运行，因此建议冲车时采用快速通过该区域的办法来解决。
1.2阀门切换不成功A 电厂2号汽轮机在冲车至转速2900r/min 、主汽阀切高调阀时，调门全关后，转速仍未降至切换主汽门的开启转速2870r/min ；降低再热蒸汽压力后仍未降至切阀转速，只能在逻辑中强制切阀。
原因分析和解决方法如下。
（1）汽轮机冲车、转速在600～2900r/min 过程中，主汽门与中调门按比例开大，该比例应与进汽量和暖机要求有一定的对应关系。
核电厂汽轮机油颗粒度异常情况分析
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收稿 日期 ：２ ｌ—Ｏ 一ｌ ０Ｏ ５ ０
作者简介 ：徐
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燕 （９ ５ 】 ７ 一），女 ，高级工程师 ，现在秦 山第二 核电厂从 事核电站化学监督工 作。
中 国 核 电 核
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核电汽轮机机调试中存在的问题及处理方法
核电汽轮机机调试中存在的问题及处理方法摘要：本文简要地阐述了AP1000核动力蒸汽透平机组的特性，着重分析了在机组运行中遇到的一些问题，并根据具体情况提出了一些对策，得到了较好地解决，对类似装置的试车具有一定的借鉴意义。
关键词：核电汽轮机组：问题分析：处理引言核电设备的试车周期长，工艺控制严格。
某AP1000核电厂采用了美国的第三代核能技术和三菱公司的蒸汽涡轮技术。
在实际运行中，发现了汽轮机转子顶起高度不够，汽轮机主蒸汽疏水阀门控制不当，汽轮机盘车时的电流变化较大等问题。
通过对设备运行过程中出现的故障进行理论剖析，并结合实际进行故障排除，取得了良好的效果。
1、机组简介某核电厂AP1000型核动力涡轮是由日本三菱公司生产的。
汽轮机主体阀包括4台高压主汽阀，4台高压调节阀，6台再加热主汽阀，6台再加热调节阀。
高压主汽阀是一种带有预启阀的调节阀，它是通过主汽阀来对启动初期的速度进行控制的，在速度达到额定速度1500 r/min后，将主汽阀控制切换为调节阀控制。
汽轮机润滑油系统的基本构成单元包括了油净化、储存、输送单元、轴承润滑、顶轴、盘车单元、排油烟单元，高压控制油单元和事故排油单元等。
从油母管道中流出的机油，在通过不同的滤清器后，被送到两个顶部轴向油泵中。
上轴油由上轴油泵增压，然后通过上轴油母管，再通过每个支承的上轴油分支管道输送到各个支承轴承。
在蒸汽透平机3~8号瓦和发电机9~10号瓦中，分别配有顶轴油，在每个顶轴油分支管道中都装有一个流量调节阀，用来控制流入每个轴承的顶轴油的流量。
然后，上轴油流入到发电机轴承中，上轴油的流速由节流孔的直径来控制[1]。
2、调试中的主要问题分析及处理2.1发电机转子顶起高度不足2.1.1问题描述在开启了润滑油系统之后，某AP1000机组开启了顶轴油泵 B，它的出口压力为13.4 MPa，测得了发电机大轴顶起高度：9号瓦0.02 mm,10号瓦0.06 mm，这并不符合大轴顶起高度超过0.07 mm可以启动盘车的要求。
秦山第二核电厂汽机调节油系统油动机运行原理及故障分析
秦山第二核电厂汽机调节油系统油动机运行原理及故障分析【摘要】本文介绍了秦山第二核电厂汽机调节油系统的功能、油动机的工作原理，并对油动机各组成部件的作用进行了说明；以及从工作原理角度详细阐述了汽机调节油系统的特点，分析了MOOG阀故障在机组运行时的现象及处理方法。
【关键词】油动机；MOOG阀；卸载阀；控制方式1 汽机调节油系统简要介绍秦山二期核电厂汽轮机调节油系统向控制汽轮机进汽阀阀位的伺服执行机构和汽轮机超速保护控制器（OPC）及自动停机脱扣装置（AST）提供高压动力油；它不仅是一个单元系统，也是一个闭环流动的油系统。
系统所使用的动力油为三芳基磷酸脂型抗燃油。
2 汽机调节油系统油动机的组成及动作原理秦山二期核电厂汽机的进汽阀门均采用单侧进油的油动机控制，机组共有18个蒸汽阀门要控制，其中4个调节阀、2个主汽阀、6个再热主汽阀和6个再热调节阀。
每一个阀门均有单独的1个单侧油动机带动，阀门的阀杆上均有1个圆柱形压缩弹簧，弹簧的作用力与油动机的作用力相反，油动机关闭时完全靠弹簧作用力来实现。
由于机组采用节流调节，因此，调节阀油动机是可以控制调节阀在任意中间位置上成比例的调节进汽量以适应外界需要，而其它主汽阀、再热主汽阀和再热调节汽阀的油动机只能全开或全关，本文着重介绍主汽阀与主调阀的油动机。
2.1 主汽阀油动机及其阀门控制块主汽阀由油动机操作，它的活塞杆与汽阀杠杆相连，油动机是单侧作用的，油动机提供提升力用以开启汽阀，此时，油动机活塞向上，关闭汽阀靠活塞上的强力弹簧。
主汽阀油动机主要由油缸组合块、油阀、隔离阀、逆止阀和电磁阀组成。
组合块是用来将所有的部件安装组合接在一起的，它也是所有电气接点及液压口的连接件。
主汽阀油动机工作原理如图1：2.1.1 动作原理通过隔离阀到油动机去的高压油流只受1个节流孔控制的。
高压油通过1个油孔进入油缸去开启主汽阀，而溢油阀从中泄去工作油使主汽阀门关闭。
由导阀控制的溢流阀是用来作为快速卸载阀的，该导阀是由危急遮断总管（AST）油压卸压而起到快速关闭作用，这种关闭与电气线路无关，当溢油阀动作时，它将所有的工作油卸到回油去，该回油还与缸上部相连，使回油进入油缸上部，从而使阀门关闭速度加快。
汽轮机调节系统常见故障及案例分析
汽轮机调节系统常见故障及案例分析摘要：对汽轮机调节系统常见故障进行原因分析，根据我厂南汽135MW机组实际运行情况提出相关解决方案。
关键词：汽轮机；调门；EH油；蓄能器目前容量125MW以上的机组调节系统用油广泛采用高压抗燃油（以下简称EH油），该介质为三芳基磷酸脂油，具有很好的阻燃性和润滑特性，但运行条件和要求极高。
在使用过程中高温环境会加速它的劣化，造成酸值升高和固体颗粒物增加。
酸值升高会对液压部件产生腐蚀，颗粒污染会使液压部件卡涩和磨损，进而会造成调节系统调门波动或卡涩等故障的出现。
因此运行中必须加强抗燃油系统的运行维护管理，监视其酸度、黏度、含水量、颗粒度、电阻率等指标。
汽轮机调节系统主要由EH油站、EH油管道、高低压蓄能器、AST/OPC电磁阀组件、各主汽门油动机、各主汽门油动机、危急保安装置等部分组成。
在机组启停、运行中常见的故障主要有EH油水分酸值过高、主汽门无法全开、运行中调门波动、调门卡涩、EH油泵流量异常、DDV阀阀芯位置波动等，下面就对这些常见故障配合我厂南汽135MW一次中间再热机组运行实际逐一进行案例分析，提出解决对策。
同时根据本厂EH油系统冲洗维护经验，提出相关的建议。
一、EH油水分酸值过高的问题机组运行中EH油水分过高即会造成酸值超标，长期存在会对系统中元件(比如密封圈、滑阀凸肩、阀杯密封面等)的腐蚀作用，降低系统工作的安全性，造成漏油、内漏、元件卡涩拒绝动作等故障。
以我厂两台南汽135MW机组为例，油样分析时经常会发现油色加重，水分酸值超标。
原因分析：1）EH油温度过高，主要表现在靠近汽轮机本体保温不完全，造成EH油管道局部过热，长期存在造成油质老化，酸值超标。
2）EH油站周围空气中水分高，油站排气口硅胶失效。
应对措施：1）对汽轮机本体靠近EH油管道部位加强保温或采取隔离手段，保证油管道局部不超过65℃。
2）日常运行中及时查看EH油站顶部排气口硅胶颜色，发现变色及时更换。
汽轮机调节油系统油质劣化分析及处理
调节油系统的动力传递工质是磷酸酯抗燃油。
抗燃油油质易发生劣化，开展调节油系统油质劣化原因分析和研究并及时对劣化油质进行处理，对机组运行可靠性有着重要的意义。
一、 油品劣化分析1.油品劣化现象分析。
某电厂运行机组调节油系统为东方汽轮机HN1089-6.43/280/269-H型汽轮机配套系统，其1号机组在第3个运行期间分别以下油质劣化现象：（1）阀芯卡涩。
该机组日常运行期间曾出现3号、4号高压调节阀定期快关试验失效现象，确认为阀门油压执行机构内安装的卸荷阀CVS存在动作卡涩。
若漆膜形成造成配合工作间隙过小或抗燃油含有微小杂质，都可能引起卸荷阀动作不畅。
经油质化验，其漆膜倾向指数69.9，超出≤20的标准值；（2）定期取样电阻率不合格。
在日常运行期间对抗燃油定期取样时发现，抗燃油体积电导率仅6.7×108Ω·cm，不满足≥6×109Ω·cm的标准要求，表明油质存在劣化情况；（3）混油试验有沉淀物析出。
为保障大修加油后油质合格，加油前进行混油试验结果显示有油泥析出。
经检测，旧油酸值已临近运行控制指标而新油酸值较低，混油后整体酸值降低，油泥从溶解态向沉淀态析出。
混油有油泥析是油质劣化的直接表现；（4）过滤器压差高报警。
在机组经过第三次停机大修并更换调节油再生回路过滤器滤芯后的三个月内，系统即发出再生过滤器压差高报警，更换滤芯后报警解除，确认滤芯已失效。
当抗燃油内杂质含量较高时，滤芯易发生堵塞并迅速失效。
虽然该运行周期内抗燃油油质水分、颗粒度、酸值等部分指标仍处于合格范围内，但系统运行状态的偏差已暴露出抗燃油油质已处于劣化过程的事实。
2.油品劣化指标分析。
磷酸酯抗燃油的劣化形式多样，了解这些主要技术指标的含义并进行分析，就能对影响指标的因素进行处理和维护。
（1）颜色。
健康的磷酸酯抗燃油通常为淡黄色的澄清透明液体，观察抗燃油的色泽能够直观判断抗燃油油质的劣化情况。
当抗燃油油质出现污染、水解、老化等劣化现象时,油液的颜色会明显加深；（2）酸值。
汽机调试导则调试技术及典型案例
电力行业标准DL 5031-94《电力建设施工及验收技术规范(管道篇)》
电力行业标准DL/T 863-2004《汽轮机启动调试导则》
电力行业标准DL/T 711-1999《汽轮机调节控制系统试验导则》
电力行业标准DL/T 824-2002《汽轮机电液调节系统性能验收导则》
电力行业标准DL 5009.1-92《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》
➢ 循环水泵启动前注意检查水泵橡胶轴承室冷却水的流量 及压力，并且注意润滑冷却水系统的设计及布置。
➢ 注意循环水泵出口液控(电动)蝶阀的静态试验及动态试验， 避免水泵启停期间的水锤造成系统损坏。
a) 系统超压保护的静态及动态试验：一般来讲循环水泵出 口压力超过时，水泵应自动跳闸。
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2.2 开式循环冷却水系统调试
引言
➢ 新建大型火电机组的启动调试工作是工程建设的一个 重要环节，调试过程管理的标准化、规范化、科学化 将直接影响项目建设的工期，并且对机组能否安全、 优质、高效、如期地完成各项调试工作起着至关重要 的作用，同时为机组的安全长周期运行打下良好的基 础。
➢ 根据国家、电力行业及集团公司的有关标准、规程， 科学的安排调试项目、步序，能够科学地缩短建设工 期，降低调试过程的成本消耗。
道：
除氧器加热用蒸汽管； 给水泵汽轮机调试用蒸汽管； 汽轮机轴封蒸汽管； 化学水处理加热蒸汽管； 采暖加热蒸汽管； 暖风器加热蒸汽管； 空气预热器辅助吹灰蒸汽管； 锅炉燃油雾化蒸汽管； 锅炉防冻用蒸汽管； 抽汽至辅助蒸汽母管管道(在锅炉蒸汽吹管后阶段，通过临时管排放进行吹管)； 冷再热蒸汽管道至辅助蒸汽母管管道(在锅炉蒸汽冲管后阶段，通过临时管排放
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2.4 汽机周围蒸汽管道吹扫及辅助蒸汽系统调试
核电厂汽轮机调试方法论文
核电厂汽轮机调试方法论文摘要：核电厂汽轮机安全调试，包括调试现场的准备工作、汽轮机调试过程中的检查操作步骤、调试前的试验和暖管前的操作、汽轮机的启动等一系列方法要点，做好这些环节的同时，准确预测可能出现的风险，提高工作人员专业能力和安全意识，制定高效的预防措施也是重中之重。
把科学的调试方法和风险预防结合起来，核电厂汽轮机的安全调试才能有效实现。
1 汽轮机调试的先决条件1.1 确保调试现场准备充分调试前，首先确保消防通道畅通，消防水源充足，火警探测和消防系统全部可用，高温区域不存在任何易燃物品，临时消防设施已经到位，排水设备完善，排水沟通畅，调试区域无任何杂物以及无关人员，同时保证充足的照明和可靠的通讯设施。
1.2 确认必须系统试验完成最小边界内的系统确认可用，相关的单体试验或部分启动试验已经完成，未投用的系统确保隔离完毕。
给水系统应当冲洗合格，辅汽系统吹扫完成，热工、电气设备均已试验合格，保证气源和电源的供应。
1.3 落实调试人员安排各个系统经过培训的人员分班配齐，专人负责安全和消防工作。
调试人员及时到岗，现场配备调试的热力系统图。
专用工具齐全，试验仪表安装到位。
汽轮机周围不得有无关人员，以免影响调试。
2 汽轮机调试中的注意事项2.1 冲转前准备确认无影响冲转试验的临时控制变更，冲转关键参数在DCS监视画面无坏点，执行润滑油箱液位保护及汽轮机辅助系统功能组定值修改的临时控制变更。
顶轴油泵与润滑油泵运行正常并已投入备用，无异常报警。
就地检查确认发电机与励磁机油水检漏计无液位，相关报警与现场实际相符。
确认真空泵、轴封投入运行，真空合格。
现场巡检人员检查确认主厂房内就地无蒸汽泄漏。
确认所有系统疏水阀已投入自动，状态设置正确。
确认低压缸喷淋水控制阀自动打开，低压缸喷淋水压力正常。
确认盘车投运，主蒸汽隔离阀与调阀处于关闭状态，蒸汽未通入汽轮机的情况下，完成主汽门与调门的活动性试验。
确认蒸汽品质，蒸汽发生器处于额定压力下，完成主调阀与主汽阀的严密性试验。
核电厂汽轮机润滑油系统及设备的调试
核电厂汽轮机润滑油系统及设备的调试摘要：为了充分的保障核电厂运行的安全性，要根据要求进行核电厂汽轮机润滑油系统以及设备的调试管理，根据要求进行处理，明确要求以及重点内容，进而为核电厂的安全稳定运行奠定基础。
关键词：核电厂；汽轮机润滑油系统；设备的调试核电厂汽轮机润滑油系统及设备的主要作用就是为充分的保障系统运行的安全，为汽轮机发电机的轴承提供充足的压力、温度以及润滑油，支持电厂的正常运行及事故需要。
进行核电厂汽轮机润滑油系统及设备可以分析隐患问题，避免事故，是保障核电厂安全性的关键因素。
一、核电厂汽轮机润滑油系统及设备要求（一）做好现场调试准备在系统调试之前，要根据职业安全的要求开展现场的准备工作。
确保消防通道的通畅性，保障消防水源的充足性，进行火警以及消息系统的调试。
避免在高温区域中出现易燃易爆物品，根据要求进行临时消防设施的准备，完善排水设施，确保调试区域中不存在安全隐患问题，保障照明系统充足，通信设施稳定性。
（二）完成系统试验根据要求进行最小边界系统的确认分析，相关单体试验以及部分启动试验要及时处理，未经投用的系统要进行隔离处理。
做好给水系统的冲洗处理，辅汽系统进行吹扫处理；热工以及电气设备要进行试验处理，合格之后方可开展后续的作业，要充分保障各项资源供应充足。
（三）合理配置工作人员试验人员上岗前要根据要求进行培训、授权，明确安全以及消防管理的要求，合理进行人员的配置以及管理。
调试人员要及时进入岗位，进行现场配备并调试热力系统；做好工具，仪表设备的配置处理，避免在工作区域以及周围出现其他人员而影响调试工作。
二、核电厂汽轮机润滑油系统及设备调试关键点在进行核电厂汽轮机润滑油系统及设备调试之前，要进行系统、全面的管理，其关键点如下：（一）汽轮机润滑油系统冲洗虽然汽轮机润滑油系统的设备、管道在制造、运输、保管及安装过程中采用了预防措施，但仍不可避免地有不少环境污染物存在于油管路中，如砂砾、焊渣飞溅物等，为了确保汽轮机轴瓦、轴颈、油档或调节保安部件不受损伤，在设备试运前必须对整个系统进行油冲洗，直至油质合格为止。
汽轮机组安装调试常见案例分析
汽轮机组安装调试常见案例分析作者：秦云秋来源：《科学与技术》2015年第01期【摘要】在安装机组和调试过程中由于时间等各种客观原因使最初安装时没有检查，所以在调试时不可避免地出现了一些问题，这导致了工作的不顺利。
本文对汽轮机组安装调试章常见的问题及分析处理措施进行探讨，希望对汽轮机安装调试施工有所帮助。
【关键词】汽轮机组；安装；调试；问题；分析；处理一、机组简介某汽轮机组是凝气式汽轮机组，有四个主轴段，盘车是每分钟两转的低速盘车，整个汽轮机组中有四个调速汽门将调控与之相同数量以及相对应的高压缸进气嘴，这也决定了蒸汽的整个流转过程是先经过两个高压缸进气嘴入其中两个汽门，之后流入调速汽门。
进行运转的控制系统采用的是具备三大主要处理汽轮运转和维护问题系统的Symphony式系统，此系统智能化水平较高且具有较高的延伸性，在系统自身出现问题时，系统会自动检测问题所在，并提出解决的有效措施，这样能够从根本上保证汽轮机组的安全和稳定运行。
高压抗燃油系统，电液转换机构和油动机构成了执行器，它的作用是负责汽轮机的挂闸和通过自动判断汽轮机制热的状态也便选择最为合理的启动方式，当系统出现故障时，其可扩展性和冗余性则会发挥作用来判断故障的类型从而选择最为合适的解决方案，以此来保障汽轮机组的安全。
其具有两极串联的低压旁路系统是在系统处于低负荷时起到保护的作用。
二、调试中存在的问题及分析处理（一）主机瓦振、轴振的分析及处理1号汽轮机进行首次冲转运动时，显示在超速试验的试验数据上的2号与3号轴承的轴振和瓦振的相关数据都有异常现象，而且轴振和瓦振的超速度数据都超出标准，极不稳定，都有一定的安全风险并随时可能出现跳机事故，所以必须加以重视。
超速试验完成后，必须对汽轮机进行全面的检查，尤其是轴承部位。
通过检查可以发现2号轴承的轴颈部位有着许多程度不一的磨损，而3号轴承的轴承箱里也有很多铜屑，且距离盘车部位越近的轴承箱部位，铜屑的量就越大。
秦山核电60万汽轮机调节油系统运行与控制
秦山核电60万汽轮机调节油系统运行与控制□程嘉林刘通王绪懿【内容摘要】本文主要对秦山核电60万汽轮机调节油系统（EH油系统）进行分析，从汽轮机调节油系统（EH油系统）的工作原理、油源设计和事故预想分析三方面进行阐述并针对运行期间出现的异常进行了分析并提出对应的措施。
【关键词】工作原理；油源设计；事故分析；汽轮机；调节油系统【作者单位】程嘉林，刘通，王绪懿；中核核电运行管理有限公司汽轮机调节油系统（EH油系统）对于汽轮机的安全运行有着非常重要的作用。
本文主要从工作原理、油源设计、事故预想三个方面对汽轮机调节油系统进行分析，探讨系统存在的安全隐患，提供必要的安全措施，有利于机组安全稳定运行。
一、汽轮机调节油系统工作原理秦山核电二厂60万汽轮机调节油系统是向汽机提供高压抗燃油并由它驱动伺服执行机构，来开启和控制汽机各蒸汽阀门。
在机组启动之前汽轮机调节油系统启动，对各蒸汽阀门的执行机构供动力油，以保证各阀门的正常动作。
在汽轮机启动正常运行时，调节油系统维持保证各蒸汽阀门在固定的开度的油压，以防止阀门误动作导致汽轮机运行出现异常。
汽轮机调节油系统由供油泵从储油箱吸油，通过供油管向用户提供动力油。
由于供油系统是一个密闭系统，用户所需供油在工作结束后多余的动力油会通过回油管路进入储油罐。
由于汽轮机调节油的油质要求，动力油在回到储油罐前经过油冷器冷却以降低油温，保证油质的良好。
二、汽轮机调节油系统油源设计汽轮机调节油是一种磷酸酯，外观透明均匀，无沉淀，密度大，具有一定的挥发性，有微毒。
EH油在一定温度下会产生氧化、分解，产生一定的沉淀物。
该系统有两路独立的供油管及汽机调节油泵，两台油泵的控制电源来自两路不同的电源，动力电源也是两路。
正常运行时，只需一台泵运行供油。
当一路供油设备运行时，油泵发生故障或汽机调节油压低于11.2Mpa，另一路供油设备自动投运。
运行的泵在失去动力电源时，备用的泵会自动启动。
供油泵启动后，从储油箱吸油，并通过其出口压力油管线将动力油供给用户。
AP1000核电汽轮机润滑油系统调试
台备用 ；顶轴 油来 自润 滑油 母管 ，经过 顶 轴油 泵 升 压后 分别 向汽轮机 和发 电机 提供 顶轴 油 。
润 滑油 系统 配 置有 油 净 化 装 置 、冲洗 过 滤 器 及循 环过 滤 器 ，对 润滑 油 系统进 行在 线滤 油 ，确保 润滑油 系统 油质 合格 。
润滑 油 油 温 采 用 闭 式 冷 却 水 回 收 调 节 阀 控 制 ，冷 油器 为管 壳式 、Ｕ 型 管式换 热 器 ，采 用 Ａ、Ｂ 两列 卧式 布置 ，正常 运行 时一 用一备 。
润滑油系统管道 布置与结 构采用套 装油管 路 。顶轴 油管 路 和 主油 泵 供 、回油 管 道 均 布 置 在 回油管道 内。
主油 泵安 装在 汽 轮 机 前 轴 承 箱 ，与汽 轮 机 转 子同轴，机组正常运行时由主油泵提供润滑油 ，停 机 时 切换 至盘 车油泵 供 油 。
汽轮机 各 轴承润 滑 油的供 油 管道 既未 安装 节 流孔 ，也未 安装 调节 阀 ，各 轴承 的润 滑油 供 油量 是 由供油母管 的油压确定的，不需要进行调节 。
ＡＰＩＯ００核 电汽轮 机 润 滑 油 系 统 主要 由油 净
化 、储存 、输 送单元 ，轴 承润 滑 、顶轴 、盘车 单 元 ，排 油 烟单 元 ，高压 控 制 油单 元 以及 事 故 排 油单 元 等 组 成 。 １．１ 系统特 点
ＡＰ１０００润滑油 系统采 用集 中供油 系统，盘 车 油泵 、紧急 直 流 油泵 及 控 制 油 泵 均 安装 在 主油 箱 上部 。
详细讨论汽轮机调节油系统——秦山二期扩建端机组
详细讨论汽轮机调节油系统——秦山二期扩建端机组发表时间：2019-03-29T15:28:41.243Z 来源：《电力设备》2018年第28期作者：彭京辉1 刘亮2 曹瑞国3[导读] 摘要：秦山二扩汽轮机调节油系统，又称EH油系统，是向控制汽轮机进汽阀阀位的伺服执行机构、汽轮机超速控制器和自动停机脱扣装置提供油温、油压稳定和油质合适的高压动力油的供油系统，由供油系统部分、执行机构部分、危急遮断部分组成。
（中煤新集利辛发电有限公司安徽亳州 236744）摘要：秦山二扩汽轮机调节油系统，又称EH油系统，是向控制汽轮机进汽阀阀位的伺服执行机构、汽轮机超速控制器和自动停机脱扣装置提供油温、油压稳定和油质合适的高压动力油的供油系统，由供油系统部分、执行机构部分、危急遮断部分组成。
该机组汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂生产的HN650-6.41型汽轮机。
EH供油系统由供油装置、抗燃油再生装置和油管路系统组成。
EH油从主油箱经入口滤网进入变量柱塞泵，经由泵出口滤网、单向阀、高压蓄能器进入EH油母管，形成高压EH油。
变量柱塞泵出口压力设定为14MPa工作压力，在此压力下，泵的流量范围在0——90L/min变化，保证油的供给与系统的消耗平衡。
挂闸前，整个系统流量大约为80L/min，挂闸后，流量降至10L/min，挂闸前后系统压力保持不变。
当系统流量超过90L/min时，母管压力将迅速下降。
关键词：汽轮机；节油系统Discuss in detail the steam turbine regulating oil system - Qinshan Phase II expansion end unitPengJinghui 1 Liu Liang 2 Cao Ruiguo 3China Coal New JiLixin Power Generation Co., Ltd., Zhangzhou, Anhui 236744, ChinaAbstract：The Qinshan two-expansion turbine oil control system, also known as the EH oil system, provides oil temperature, oil pressure stability and oil quality to the servo actuator, steam turbine overspeed controller and automatic shutdown trip device that control the steam turbine inlet valve position. A suitable high-pressure power oil supply system consists of a fuel supply system part, an actuator part, and a critical interrupting part.The steam turbine of this unit adopts the HN650-6.41 steam turbine produced by Harbin Steam Turbine Works. The EH fuel supply system consists of an oil supply unit, an anti-fuel regeneration unit and an oil line system. EH oil enters the variable displacement piston pump from the main tank through the inlet filter, and enters the EH oil-feeding tube through the pump outlet filter, check valve and high-pressure accumulator to form high-pressure EH oil. The variable plunger pump outlet pressure is set to 14 MPa working pressure. Under this pressure, the pump flow range is varied from 0 to 90 L/min to ensure oil supply and system consumption balance. Before the gate is closed, the flow rate of the whole system is about 80L/min. After the gate is closed, the flow rate is reduced to 10L/min, and the system pressure remains unchanged before and after the gate is closed. When the system flow rate exceeds 90L/min, the pressure of the main pipe will drop rapidly.Key words：steam turbine; fuel economy system1 设备构成及性能介绍1.1 系统组成及参数1.1.1 供油装置EH油系统供油装置包括两台各为100%容量的主油泵，正常运行时一用一备，当系统油压降低到设定值11.2MPa时，备用泵自动启动。
核电汽轮发电机密封油系统调试质量问题分析_1
核电汽轮发电机密封油系统调试质量问题分析发布时间：2023-05-15T05:59:43.647Z 来源：《福光技术》2023年6期作者：陈林李书州[导读] 密封油油氢压差设计值50kPa是指密封瓦中分面的油压与发电机内部气体压力的差值。
中国核电工程有限公司江苏省连云港市 222042摘要：氢气密封油系统为发电机氢气与二氧化碳系统提供密封油，以防止发电机氢气系统向外泄漏和外界的水分等带入发电机内部，确保机组的安全、稳定运行。
对AP1000发电机氢气密封油系统的特点进行了介绍，重点对氢气密封油系统调试过程中的问题进行了分析。
并对机组运行的注意事项提出建议，为同类机组的调试与运行提供借鉴。
关键词：核电；氢气密封油系统；调试；分析1氢气密封油系统简介AP1000发电机密封油系统采用模块化设计，集装式布置，安装在发电机下方。
采用双流环式密封油系统；当浮环油泵故障时，通过空侧密封油母管上单独设置的一路浮环油管线提供。
发电机密封油有三路备用油源，第一路来自主油泵，第二路来自控制油泵，第三路来自润滑油事故油泵。
当发电机油氢压差降至0.056MPa时，备用压差阀自动开启，备用油源自动投入运行。
空侧密封油压通过差压阀或备用差压阀调节，保证空侧密封油压高于氢压0.085MPa或0.056MPa。
氢侧密封油压的控制则通过氢侧密封油平衡阀控制，正常维持氢侧密封油压大于空侧密封油压。
2密封油系统调试问题分析及处理2.1静压未作修正密封油油氢压差设计值50kPa是指密封瓦中分面的油压与发电机内部气体压力的差值。
因密封油油氢压差的取样位置及仪表安装位置与设计有差异，因此需要进行静压修正。
密封油系统主要设备布置在6.2m，发电机位于16.2m，油氢压差阀出口与发电机密封油进口法兰存在高差，静压修正P1约80kPa；密封瓦为环形结构，发电机密封油进口法兰位于密封瓦底部，进口法兰与密封瓦中分面存在高差2m，取发电机端盖中分面为参考点，静压修正P2约15kPa；发电机内压力记为P0，油氢压差正常约50kPa，记为P3，则密封油系统正常运行时，理论压力P=P0+P1+P2+P3。
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核电汽轮机调节油系统调试案例分析
汽轮机调节油系统（GFR）向控制汽轮机进汽阀位的执行机构和汽轮机超速保护和自动停机脱扣（OPC/AST电磁阀组）以及油压低保护试验装置等提供高压动力抗燃油（EH油）。
汽轮机调节油系统（GFR）是国内发电厂比较成熟的系统，该系统在调试过程中没有发生过多的异常和故障，但也遇到些小问题。
标签：调节油系统；油压；阀门
一、调试过程简介
汽轮机调节油系统（GFR）向控制汽轮机进汽阀位的执行机构和汽轮机超速保护和自动停机脱扣（OPC/AST电磁阀组）以及油压低保护试验装置等提供高压动力抗燃油（EH油）。
汽轮机调节油系统（GFR）是国内发电厂比较成熟的系统，该系统在调试过程中没有发生过多的异常和故障，但也遇到些小问题。
二、试验主要问题及处理
（一）低压再热主汽门和低压截止阀的油动机进油截止阀内漏问题
1.问题描述：封闭管道阀门内漏问题在调试中是比较难以发现的，加之施工噪音在阀门开关过程中也很难听出来。
汽门油动机的泄漏量规定在50L/min内合格，我们在测试时发现，当所有汽门油动机进油截止阀未开时，截止阀流量为46L/min。
逐只打开GSE006VV汽门，截止阀流量为62L/min；GSE008VV汽门，截止阀流量为63L/min；GSE010VV汽门，截止阀流量为64L/min；GRE005VV 汽门，截止阀流量为64L/min；GRE006VV 汽门，截止阀流量为69L/min。
GSE008VV、GSE010VV、GRE005VV油动机进油截止阀流量几乎没有变化，由此判断这三个阀门内漏。
2.后果及潜在风险：检修油动机时，油路隔离不掉。
3.原因分析：阀门质量不合格。
4.处理措施：联系厂家更换阀门。
5.调试经验：EH油系统做汽门油动机的泄漏量是非常有必要的，当初汽轮机厂家和施工部都说做这个试验没有意义，不但可以测试汽门油动机的泄漏量是否合格，也能发现阀门是否内漏。
（二）低压再热主汽门和低压截止阀的油动机进油滤网差压高误报
1.问题描述：2#机GFR系统12个再热汽门的进口油动机滤网差压开关均在误报状态，按GFR系统定值手册，当滤网差压高至0.5MPa时报警。
滤网差压
高的主要原因是滤网堵塞，而EH油系统在循环冲洗过程中油动机是短路隔绝不进油的，并且也不可能同时12个汽门的滤网同时脏污堵塞，分析可能是航空插头接线有问题。
经向厂家要来图纸，果然航空插头的常开接点1-3，误接在常闭1-2接点上。
2.后果及潜在风险：信号误报到没多大风险，只会造成误判断，影响调试时间。
3.原因分析：安装单位误将航空插头应接常开接点接到常闭接点上。
4.处理措施：联系安装单位重新改线。
5.调试经验：安装初期会遇到许多报警信号误发和不发的情况，我们要结合报警接线设计原则“高报警接常开，低报警接常闭”分析检查线路，一般会少走弯路，尽快地解决类似的问题。
（三）AST油压低
1.问题描述：某次起动EH油泵后挂闸，发现AST油压9.53MPa左右，检查AST4只电磁阀也都带电是关闭的，高备泵出口油压也正常，薄膜阀上腔安全油压GFR042LP在0.71MPa左右也正常。
后检查薄膜阀GFR512VD，发现薄膜阀EH油进、出口侧油温差不多，怀疑薄膜阀阀芯没有关闭到底，造成漏油致使AST油压低。
联系机械重新紧固薄膜阀芯调节螺丝将阀芯压到底，AST油压上升到正常13.6MPa
2.后果及潜在风险：汽机挂不上闸。
3.原因分析：上次恢复薄膜阀芯时没有紧固到位。
4.处理措施：重新调整薄膜阀芯。
5.后果及潜在风险：汽机挂不上闸。
6.原因分析：上次恢复薄膜阀芯时没有紧固到位。
7.处理措施：重新调整薄膜阀芯在挂闸后压到底。
8.调试经验：对于调试中发现参数不符合要求情况，在系统进行全面检查时重点要放在前期进行过的检修或调整工作部位上，有可能是没有恢复到位或检修中造成新的故障。
（四）、EH油压力低
1.问题描述：在调试中，一次起动1#EH油泵后发现油压只有3MPa左右，
换另一台2#EH油泵后，油压仍是这么低。
查找系统在线正常，油位也正常，也没有发现有漏油点。
后来关闭高压2个主汽门油动机进油阀，压力仍没有变化。
接着逐只关闭高压调门油动机进油阀。
这时关闭一只进油阀，EH油压上涨2.5MPa左右，四只全关后EH油压恢复到正常的14MPa。
起初怀疑卸荷阀故障漏油，但不可能4只卸荷阀故障同时都有问题。
后经仪控检查，原来是四只高调门伺服阀在全开位置，油动机的油通过卸荷阀泄掉，致使EH油压母管压力低。
2.后果及潜在风险：EH油压低，汽机挂不上闸。
3.原因分析：系统状态不对或仪控做试验时强制打开后没有恢复。
4.处理措施：仪控对四只高调门伺服阀恢复到正常状态。
5.调试经验：EH油压低的原因很多，查找中首先要排除油位低和外部漏油，再针对汽门油动机逐一关闭进油阀排除内漏点。
三、总结及改进意见
1.汽轮机调节油系统（GFR）是重要的系统之一，调试过程中应注意安全，检查仔细，系统在线要严格执行点钞票。
2.在安装阶段就要跟踪好设备的安装过程，冲洗滤油一定要保证油质合格。
3.调节油压力高，管道接头等活接头极易发生泄漏和内漏，在安装阶段就要盯着安装单位消除所有漏点。
4.调节油系统（GFR）设备精密复杂，一定要熟悉系统，在系统发生异常故障时要全面分析，找到关键点。