2024年5月13日发(作者：向景山)
２０１２年第６期（总第８１期）
ＥＮＥＲＧＹ ＡＮＤ ＥＮＥＲＧＹ ＣＯＮＳＥＲＶＡＴＩＯＮ
ｉ｛Ｉ与 饪
２０１２年６月
３３０ ＭＷ供热汽轮机组润滑油泵联锁保护试验
所遇问题的对策及改造探讨
张瑞山 ， 郑宗晖 ， 冯志强：
（１．甘肃电力科学研究院， 甘肃 兰州 ７３００５０；２．国电酒泉热电厂， 甘肃
摘
酒泉７３５０００）
要：对国电酒泉热电厂２ Ｘ ３３０ ＭＷ供热汽轮机组基建调试时，做交流润滑油泵跳闸联启直流润滑油泵试验所遇到
的问题进行了详细的介绍，并对问题采取的应对策略做了详尽的阐述，最后对设备改造进行了探讨。
关键词： 润滑油泵；联锁保护试验；对策；改造探讨
中图分类号：ＴＫ２６ 文献标识码： Ａ 文章编号： ２０９５—０８０２一（２０１２）０６—００９４—０３
Ｔｈｅ Ｓｔｒａｔｅｇｙ ｏｎ ｔｈｅ Ｐｒｏｂｌｅｍｓ Ｍｅｔ ｄｕｒｉｎｇ ｔｈｅ Ｔｕｒｂｉｎｅ Ｌｕｂｒｉｃａｔｉｎｇ Ｏｉｌ Ｐｕｍｐ Ｉｎｔｅｒｌｏｃｋ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ
Ｔｅｓｔ ｏｆ ３３０ＭＷ Ｈｅａｔ Ｓｕｐｐｌｙ Ｓｔｅａｍ Ｔｕｒｂｉｎｅｓ ａｎｄ Ｄｉｓｃｕｓｓｉｏｎ ｏｎ Ｍｏｄｉｉｆｃａｔｉｏｎｓ
ＺＨＡＮＧ Ｒｕｉ ｓｈａｎ’，ＺＨＥＮＧ Ｚｏｎｇ—ｈｕｉ’，ＦＥＮＧ Ｚｈｉ—ｑｉａｎｇ
（１．Ｇａｎｓｕ Ｅｌｅｃｔｔｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｌａｎｚｈｏｎｇ ７３００５０，Ｇａｎｓｕ，Ｃｈｉｎａ
２．ＧｕｏＤｉａｎ Ｊｉｕｑｕａｎ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ，Ｊｉｕｑｕａｎ ７３５０００，Ｇａｎｓｕ，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ ｔｏ ｔｈｅ ｐｒｏｂｌｅｍｓ ｏｆ ｌｕｂｒｉｃａｔｉｎｇ ｏｉｌ ｐｕｍｐ ｏｆ ３３０ＭＶ ｈｅａｔｉｎｇ ｓｔｅａｍ ｔｕｒｂｉｎｅｓ ｉｎ ｉｎｔｅｒｌｏｃｋ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｔｅｓｔ ａｎｄ ｄｉｓ—
ｅｕｓｓｉｏｎ ｏｎ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｕｐｇｒａｄｉｎｇ．Ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ ａｎｄ ｔｅｓｔ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｗｏ ３３０ＭＶ ｈｅａｔｉｎｇ ｓｔｅａｍ ｔｕｒｂｉｎｅｓ ｏｆ ＧｕｏＤｉ——
ａｎｇ Ｊｉｕｑｕａｎ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ，ｔｈｅ ｐｒｏｂｌｅｍｓ ｗｈｅｎ ｔｈｅ ＡＣ ｌｕｂｒｉｃａｔｉｏｎ ｏｉｌ ｐｕｍｐ ｆａｉｌｓ ａｎｄ ｔｈｅ ＤＣ ｌｕｂｒｉｃａｔｉｏｎ ｏｉｌ ｐｕｍｐ ｒｅｐｌａｃｅｓ，ａｒｅ ｉｎ—
ｔｒｏｄｕｅｅｄ ｉｎ ｄｅｔａｉｌ ａｎｄ ｔｈｅ ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ ｔｏ ｔｈｅ ｐｒｏｂｌｅｍｓ ａｒｅ ｉｌｌｕｓｔｒａｔｅｄ．Ａｌｓｏ，ｔｈｅ ｉｓｓｕｅｓ ａｂｏｕｔ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｕｐｇｒａｄｉｎｇ ａｒｅ ｄｉｓｃｕｓｓｅｄ．
Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｔｕｒｂｉｎｅ ｌｕｂｒｉｃａｔｉｎｇ ｏｉｌ ｐｕｍｐｓ；ｉｎｔｅｒｌｏｃｋ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｔｅｓｔ；ｓｔｒａｔｅｇｙ；ｄｉｓｃｕｓｓｉｏｎ ｏｆ ｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎ
０引言
近年来，由于国家大力发展城市“集中供热”和“热
冷凝汽式汽轮￡兀，型号为：ＣＺＫ３３０／２７８—１６６７／（Ｍ／５３８／５３８。
机组润滑油系统包括主油箱、主油泵、交流润滑油
泵、直流润滑油泵、顶轴油系统及顶轴油泵、两台冷油器
等组成。润滑油系统图见图１。主油泵由汽轮机主轴直接
驱动，且与汽轮机主轴采用刚性联接。汽轮发电机组在额
定转速下运行时，主油泵供应润滑油系统所需的全部用
油。交流润滑油泵在起动和停机阶段中（当汽机主轴转速
电联产”，供热式汽轮机组在电网中所占的比重越来越
大。因为机组容量较大且在供暖季节担负向城市供暖
的民生任务，其一旦发生故障时对电网及城市供热成
为一个不可忽视的重要问题，它们的安全稳定运行对
社会民生及电力生产都有重要的意义。
汽轮机系统的重要组成部分之一为汽轮机的润滑
油系统。汽轮发电机组的各轴承、盘车装置、顶轴装置
所需的润滑油均由润滑油系统提供。润滑油系统主要
的两个转机设备是：交流润滑油泵和直流润滑油泵。如
果这些设备工作不正常或出现故障，就会危及的汽轮
机的安全，严重的会造成机组断油烧轴瓦的重大事故。
做好两个油泵的所有相关联锁保护试验并关注试验细
节是为了严把调试质量的关口。
小于２ ７００ ｒ／ｍｉｎ ２ ８００ ｒ／ｍｉｎ，主油泵不能提供足够的
油压和流量ａＪ），泵排油至主油泵进油管另一路经冷油器
至轴承润滑油母管。直流油泵作为交流油泵的备用泵。
１机组及设备概况
国电酒泉热电厂 ２￣３３０ Ｍｗ 丑 ｝ 建２台直接空
收稿日期：２０１２—０５—０５
第一作者简介：张瑞山，１９７５年生，男，河北唐山人，１９９８年毕业
于华北电力大学火电厂集中控制专业，高级工程师。
・
图１ 国电酒泉热电厂润滑油系统图
９４・
２０１２年第６期 张瑞山，等：３３０ ＭＷ供热汽轮机组润滑油泵联锁保护试验所遇问题的对策及改造探讨 ２０１２年６月
２调试所遇问题及对策
２．１汽轮机润滑油泵试验中遇到的问题
１号机组润滑油系统调试过程中，单独运行交流润
滑油泵时，仔细观察汽机平台１２．６ ｍ汽机机头处精密
压力表显示润滑油压力为：０．１４５ ＭＰａ。切除低油压联
启直流润滑油泵联锁后，只投人交流润滑油泵跳闸联
启直流润滑油泵联锁。开始停止交流润滑油泵，此时，
润滑油压随即下降，直流润滑油泵开始联启。从停止交
流润滑油泵那一时刻算起，约７秒时间，仔细观察润滑
油压力一直下降至０．０１６ ＭＰａ（后该油压暂命名为下降
最低油压）后，油压才开始迅速回升至０．０８８ ＭＰａ（后该
油压暂命名为恢复油压）。
根据试验现象，重复该项联锁保护试验。试验同
时，通过现场用秒表测量时间和分析ＤＣＳ趋势图，又查
询相关资料。具体针对试验的时间因素进行分析。开始
停止交流润滑油泵，润滑油压随即下降，约１．５ Ｓ（此时
间为热工ＤＣＳ控制系统的反应及自身扫描时间和电气
直流油泵接受联启指令时间之和）后，直流油泵开始启
动，但６ ｓ（直流油泵电机启动采用的为软启动控制系
统）后才能达到本泵的额定出力。从停止交流润滑油泵
那一是刻算起，观察到下降最低油压和恢复油压数据
与前一次一样。再接下来的２次重复试验中，试验结果
同上。
然后用调整的单独运行交流润滑油泵时的油压值
与汽轮机制造厂提供的定值进行比较。根据汽轮机制
造厂的汽轮机组启动、运行说明书上所提供的机组润
滑油压的定值，油压调试值０．１４５ ＭＰａ略高一些。具体
数值见表１。
表１ 制造厂说明书上提供机组润滑油压的定值与调试数值
正常值 ０．０７８ ５ＭＰａ一 动作情况
汽轮机制造厂 ０．０９８ １ ＭＰａ
提供数据 报警值 ０．０４９ ２ＭＰａ 联启交流润滑油泵
停机值 ０．０４９ ２ＭＰａ 联启直流润滑油泵
单转交流润滑油泵 调试值 ０．１４５ ＭＰａ
对比后，决定把润滑油压降低，再做以上联锁保护试
验。后经调整主油箱内的溢油阀，降低润滑油系统油压，
单独运行交流润滑油泵润滑油压力为０．１２１ ＭＰａ。重复以
上试验。润滑油压力持续下降至０．０１６ ＭＰａ后，油压回升
至０．０８８ ＭＰａ。此试验又重复多次。都为同一结果。
根据调试所得的试验数据可以看出，试验所得润
滑油压值（０．０１６ ＭＰａ）比说明书所提供的停机值（０．０３９
ＭＰａ）低很多。虽然数据为静态试验所得出的，并不能完
全模拟机组在实际运行有旋转转速的情况，但应提出
事故预想，汽轮机组在启动升速过程中，当转速未到达
主油泵工作转速时，整个润滑油系统的用油都为交流
润滑油泵提供。若此时，交流润滑油泵一旦出现跳闸故
障，直流润滑油泵开始联启，但润滑油压持续下降至某
一
定值（比说明书要求的停机值还要低），油压才开始
迅速回升。这种情况，有造成轴承断油可能性，假如断
油将造成轴瓦的烧毁等严重事故。同样，在汽轮机停机
惰走期间，当转速下降至主油泵工作转速以下时，交流
润滑油泵一旦出现跳闸故障。也有可能出现类似情况。
２．２针对问题的应对策略
针对上述情况，全面分析及处理问题。首先对整个
润滑油系统的相关泄漏点进行检查并一一排除［ ；并且
检查原始安装记录，对每一个轴瓦的进油节流孔进行
复查，都未发现问题。后来，又采用减小直流润滑油泵
电机的软启动时间，由６秒减少为５秒，效果并不理
想。与制造厂家沟通同时，结合现场实际情况，由于此
机组电气不具备并网条件。首次开机的任务只是汽机
定速３ ０００ ｄｍｉｎ，在空负荷的情况下全面检查机组的
安装调试情况。此时，汽机制造厂家还在对调试中出现
的情况和提供的数据进行全面核算，尚未给出结论。
由于该机组牵扯到冬季供热，基建工期紧张，在征
得制造厂家同意后，提出了暂采用交、直流油泵并列运
行的的办法来实现汽机首次冲转。为了确保制定的对
策切实可行、安全有效。首先，做了一个交流和直流润
滑油泵并泵运行的静态试验。单运行交流润滑油泵润
滑油压力为０．１２１ ＭＰａ，接着交流和直流润滑油泵并泵
运行，润滑油压力为０．１２２ ＭＰａ，然后停交流润滑油泵，
瞬间油压有波动，下降最低油压为０．０８１ ＭＰａ，恢复油
压为０．０８８ ＭＰａ。这样为采用交、直流油泵并列运行提
供了数据支持。然后，针对此对策提出一系列相关的安
全措施如下：
ａ）润滑油系统所有联锁保护试验及ＥＴＳ中润滑
油压低跳机试验等都已做完且符合运行要求；
ｂ）此次汽轮机启动，采用交流和直流润滑油泵并
泵运行的全部过程中，一定要保证直流油泵在直流电
源、电机及油泵各方面均安全可靠；
ｃ）并泵运行过程中，交流和直流润滑油泵若有任
何一油泵不能正常运行，即刻打闸停机；
ｄ）并泵运行过程中，若汽机润滑油系统实际润滑
油压力（１２．６ ｍ汽机机头处精密表显示油压）降到０．１
ＭＰａ，即刻打闸停机；
ｅ）在并泵运行机组冲转过程中，严密监视主油泵工
作情况。当机组定速３ ０００ ｄｍｉｎ时，观察主油泵出、人口
压力正常后，先停交流油泵，作为备用，再停直流油泵；
ｆ）维持顶轴油泵转速联锁：转速大于２ ０００ ｄｍｉｎ
时，允许停泵；即转速小于２ ０００ ｄｍｉｎ时，联锁启泵；
ｇ）在此次冲转过程中，需派专人就地严密监视冷
油器出口油温及主油箱油温，保证冲转过程中润滑油
温正常；
・
９５・
２０１２年第６期
油位补至正常油位。
油倍
漾与 ｛差
运行过程中，由安装公司把主油箱 ３ 结语
；日恫
２０１２年６月
由于保护措施得当，１号机组首次启动顺利定速。
全过程润滑油系统运行正常。但以后长期运行，并不能
采用交、直流油泵并列运行的的办法来实现。后来，汽
轮机制造厂家进行了回复：经过相关专业的核算与分
析，在运行中出现此类问题，也不会出现断油烧瓦情
况。在以后的开机过程中，按照制造厂家回复，启、停机
组只运行交流润滑油泵，直流润滑油泵作为备用，机组
在汽轮机组润滑油系统调试过程中，在做交流润
滑油泵跳闸联启直流润滑油泵联锁保护试验时，发现
问题，并采取对应策略实现了首次冲转。后来此问题经
制造厂回复，在运行中出现此类问题，也不会造成危
害。最后，又对直流油泵电机启动控制系统进行了尝试
改造，从试验数据上分析，其增强了汽轮机组的运行安
全性。同时，针对传统的直流接触器切换电阻方式的电
运行都顺利正常。
２．３对此问题的后续改造探讨
２号机组在润滑油系统调试过程中，同样出现了类
似问题。单独运行交流润滑油泵时，汽机机头处精密压
力表显示润滑油压力为：０．１２７ ＭＰａ。继续做该项联锁
保护试验。开始停止交流油泵，约７ ｓ时间，下降最低
油压为０．０２６ ＭＰａ，恢复油压为０．０９２ ＭＰａ。
２号机组原有的直流油泵电机的采用的为基于现
代电力电子技术的软启动控制系统，此种启动控制系
统，起停时对直流系统无冲击；实现对电机短路和限流
保护，从而使系统具有工作安全可靠、耗能降低和维护
量小的特点。但整个启动过程（电机转速达到额定后）
约需６ ｓ时间。
后来，又进行相关探讨，在２号机组尝试进行了直
流润滑油泵电机控制系统的改造，改为传统的直流接
触器切换电阻方式的电机控制系统。即在直流电机的
电枢回路中串人大功率电阻。当电机启动时，通过电阻
降压来限制电动机的起动电流，使之电流或转速达到
额定值的一定百分比时，通过直流接触器将电阻旁路。
该控制得具有一定的缺点为：在电阻切换时会对直流
电源和电机产生较大的浪涌电流冲击。但此种控制方
式直流油泵启动约需４ Ｓ。随即又重复做以上联锁保护
试验，发现单独运行交流润滑油泵时，汽机机头处精密
压力表显示润滑油压力为：０．１２７ ＭＰ。开始停止交流润
滑油泵，润滑油压随即下降，约１．５ ｓ后，直流油泵开始
启动，用约４ ｓ后达到本泵的额定出力。下降最低油压
为０．０４３ ＭＰａ，恢复油压为０．０９２ ＭＰａ。
原设计的直流油泵电机，采用的软启动控制系统
为近年来研制的，基于现代电力电子技术新型启动系
统，优点明确。此种直流油泵电机启动控制方式下，所
做该项联锁保护试验时，下降最低油压为０．０２６ ＭＰａ，
恢复油压为０．０９２ ＭＰａ。而尝试改造的２号机组，流油
泵电机启动控制方式采用的为２０世纪６Ｏ年代开始使
用的直流接触器切换电阻方式，下降最低油压为０．０４３
ＭＰａ，恢复油压为０．０９２ ＭＰａ。下降最低油压高于软启
动模式对应油压０．０２６ ＭＰａ，也高于汽机制造厂说明书
所提供的停机值（０．０３９ ＭＰａ），这样就提高了机组运行
的安全性。
・
９６・
机控制系统所存在的本身客观缺点，还要在设备运行
及检修时有针对性的多下功夫，确保汽轮机组润滑油
系统的长期安全稳定运行。
参考文献：
［１］ 吴季兰．汽轮机设备及系统［Ｍ］．北京：中国电力出版社，
２００６．
［２］马建伦，徐小锋，陈志强．上湾电厂汽轮机润滑油压过低的原
因及解决措施［Ｊ］．黑龙江科技信息，２０１０（３６）：９．
（责任编辑：张楠）
啦啦 业业
能源知识
恭恭恭带芥
气田的概况及其形成原因
气田是天然气田的简称，是富含天然气的地域，是
指受构造、地层、岩性等因素控制的圈闭面积内，一组
气藏的总和。有时１个气田仅包含１个气藏，有时包括
若干个气藏，还可能有油藏。通常，有机物埋藏在１ ｋｍ
～
６ ｋｍ深，温度在６５℃至１５０ ｏＣ，会产生石油，而埋
藏更深、温度更高的会产生天然气。
依据经济、技术和政治等许多综合性因素可分为
商业性气田、非商业性气田和边际性气田三大类。依据
成因可分为凝析气田、煤型气田、裂解气田等。依据成
分属性还可分为高含硫酸性气田等。
气田的形成原因：ａ）生物成因气指成岩作用（阶段）
早期，在浅层生物化学作用带内，沉积有机质经微生物
的群体发酵和合成作用形成的天然气。其中有时混有早
期低温降解形成的气体。生物成因气出现在埋藏浅、时
代新和演化程度低的岩层中，以含ＣＨ 气为主；ｂ）油型
气包括湿气（石油伴生气）、凝析气和裂解气。它们是沉
积有机质特别是腐泥型有机质在热降解成油过程中，与
石油一起形成的，或者是在后成作用阶段由有机质和早
期形成的液态石油热裂解形成的；ｃ）煤型气是指煤系有
机质（包括煤层和煤系地层中的分散有机质）热演化生
成的天然气；ｄ）无机成因气或非生物成因气包含地球
深部岩浆活动、变质岩和宇宙空间分布的可燃气体，以
及岩石无机盐类分解产生的气体。它属于干气，以ＣＨ
为主，有时含ＣＯ 、Ｎ 、Ｈｅ及Ｈ Ｓ、Ｈｇ蒸汽等，甚至以它
们的某一种为主，形成具有工业意义的非烃气藏。
2024年5月13日发(作者：向景山)
２０１２年第６期（总第８１期）
ＥＮＥＲＧＹ ＡＮＤ ＥＮＥＲＧＹ ＣＯＮＳＥＲＶＡＴＩＯＮ
ｉ｛Ｉ与 饪
２０１２年６月
３３０ ＭＷ供热汽轮机组润滑油泵联锁保护试验
所遇问题的对策及改造探讨
张瑞山 ， 郑宗晖 ， 冯志强：
（１．甘肃电力科学研究院， 甘肃 兰州 ７３００５０；２．国电酒泉热电厂， 甘肃
摘
酒泉７３５０００）
要：对国电酒泉热电厂２ Ｘ ３３０ ＭＷ供热汽轮机组基建调试时，做交流润滑油泵跳闸联启直流润滑油泵试验所遇到
的问题进行了详细的介绍，并对问题采取的应对策略做了详尽的阐述，最后对设备改造进行了探讨。
关键词： 润滑油泵；联锁保护试验；对策；改造探讨
中图分类号：ＴＫ２６ 文献标识码： Ａ 文章编号： ２０９５—０８０２一（２０１２）０６—００９４—０３
Ｔｈｅ Ｓｔｒａｔｅｇｙ ｏｎ ｔｈｅ Ｐｒｏｂｌｅｍｓ Ｍｅｔ ｄｕｒｉｎｇ ｔｈｅ Ｔｕｒｂｉｎｅ Ｌｕｂｒｉｃａｔｉｎｇ Ｏｉｌ Ｐｕｍｐ Ｉｎｔｅｒｌｏｃｋ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ
Ｔｅｓｔ ｏｆ ３３０ＭＷ Ｈｅａｔ Ｓｕｐｐｌｙ Ｓｔｅａｍ Ｔｕｒｂｉｎｅｓ ａｎｄ Ｄｉｓｃｕｓｓｉｏｎ ｏｎ Ｍｏｄｉｉｆｃａｔｉｏｎｓ
ＺＨＡＮＧ Ｒｕｉ ｓｈａｎ’，ＺＨＥＮＧ Ｚｏｎｇ—ｈｕｉ’，ＦＥＮＧ Ｚｈｉ—ｑｉａｎｇ
（１．Ｇａｎｓｕ Ｅｌｅｃｔｔｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｌａｎｚｈｏｎｇ ７３００５０，Ｇａｎｓｕ，Ｃｈｉｎａ
２．ＧｕｏＤｉａｎ Ｊｉｕｑｕａｎ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ，Ｊｉｕｑｕａｎ ７３５０００，Ｇａｎｓｕ，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ ｔｏ ｔｈｅ ｐｒｏｂｌｅｍｓ ｏｆ ｌｕｂｒｉｃａｔｉｎｇ ｏｉｌ ｐｕｍｐ ｏｆ ３３０ＭＶ ｈｅａｔｉｎｇ ｓｔｅａｍ ｔｕｒｂｉｎｅｓ ｉｎ ｉｎｔｅｒｌｏｃｋ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｔｅｓｔ ａｎｄ ｄｉｓ—
ｅｕｓｓｉｏｎ ｏｎ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｕｐｇｒａｄｉｎｇ．Ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ ａｎｄ ｔｅｓｔ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｗｏ ３３０ＭＶ ｈｅａｔｉｎｇ ｓｔｅａｍ ｔｕｒｂｉｎｅｓ ｏｆ ＧｕｏＤｉ——
ａｎｇ Ｊｉｕｑｕａｎ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ，ｔｈｅ ｐｒｏｂｌｅｍｓ ｗｈｅｎ ｔｈｅ ＡＣ ｌｕｂｒｉｃａｔｉｏｎ ｏｉｌ ｐｕｍｐ ｆａｉｌｓ ａｎｄ ｔｈｅ ＤＣ ｌｕｂｒｉｃａｔｉｏｎ ｏｉｌ ｐｕｍｐ ｒｅｐｌａｃｅｓ，ａｒｅ ｉｎ—
ｔｒｏｄｕｅｅｄ ｉｎ ｄｅｔａｉｌ ａｎｄ ｔｈｅ ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ ｔｏ ｔｈｅ ｐｒｏｂｌｅｍｓ ａｒｅ ｉｌｌｕｓｔｒａｔｅｄ．Ａｌｓｏ，ｔｈｅ ｉｓｓｕｅｓ ａｂｏｕｔ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｕｐｇｒａｄｉｎｇ ａｒｅ ｄｉｓｃｕｓｓｅｄ．
Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｔｕｒｂｉｎｅ ｌｕｂｒｉｃａｔｉｎｇ ｏｉｌ ｐｕｍｐｓ；ｉｎｔｅｒｌｏｃｋ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｔｅｓｔ；ｓｔｒａｔｅｇｙ；ｄｉｓｃｕｓｓｉｏｎ ｏｆ ｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎ
０引言
近年来，由于国家大力发展城市“集中供热”和“热
冷凝汽式汽轮￡兀，型号为：ＣＺＫ３３０／２７８—１６６７／（Ｍ／５３８／５３８。
机组润滑油系统包括主油箱、主油泵、交流润滑油
泵、直流润滑油泵、顶轴油系统及顶轴油泵、两台冷油器
等组成。润滑油系统图见图１。主油泵由汽轮机主轴直接
驱动，且与汽轮机主轴采用刚性联接。汽轮发电机组在额
定转速下运行时，主油泵供应润滑油系统所需的全部用
油。交流润滑油泵在起动和停机阶段中（当汽机主轴转速
电联产”，供热式汽轮机组在电网中所占的比重越来越
大。因为机组容量较大且在供暖季节担负向城市供暖
的民生任务，其一旦发生故障时对电网及城市供热成
为一个不可忽视的重要问题，它们的安全稳定运行对
社会民生及电力生产都有重要的意义。
汽轮机系统的重要组成部分之一为汽轮机的润滑
油系统。汽轮发电机组的各轴承、盘车装置、顶轴装置
所需的润滑油均由润滑油系统提供。润滑油系统主要
的两个转机设备是：交流润滑油泵和直流润滑油泵。如
果这些设备工作不正常或出现故障，就会危及的汽轮
机的安全，严重的会造成机组断油烧轴瓦的重大事故。
做好两个油泵的所有相关联锁保护试验并关注试验细
节是为了严把调试质量的关口。
小于２ ７００ ｒ／ｍｉｎ ２ ８００ ｒ／ｍｉｎ，主油泵不能提供足够的
油压和流量ａＪ），泵排油至主油泵进油管另一路经冷油器
至轴承润滑油母管。直流油泵作为交流油泵的备用泵。
１机组及设备概况
国电酒泉热电厂 ２￣３３０ Ｍｗ 丑 ｝ 建２台直接空
收稿日期：２０１２—０５—０５
第一作者简介：张瑞山，１９７５年生，男，河北唐山人，１９９８年毕业
于华北电力大学火电厂集中控制专业，高级工程师。
・
图１ 国电酒泉热电厂润滑油系统图
９４・
２０１２年第６期 张瑞山，等：３３０ ＭＷ供热汽轮机组润滑油泵联锁保护试验所遇问题的对策及改造探讨 ２０１２年６月
２调试所遇问题及对策
２．１汽轮机润滑油泵试验中遇到的问题
１号机组润滑油系统调试过程中，单独运行交流润
滑油泵时，仔细观察汽机平台１２．６ ｍ汽机机头处精密
压力表显示润滑油压力为：０．１４５ ＭＰａ。切除低油压联
启直流润滑油泵联锁后，只投人交流润滑油泵跳闸联
启直流润滑油泵联锁。开始停止交流润滑油泵，此时，
润滑油压随即下降，直流润滑油泵开始联启。从停止交
流润滑油泵那一时刻算起，约７秒时间，仔细观察润滑
油压力一直下降至０．０１６ ＭＰａ（后该油压暂命名为下降
最低油压）后，油压才开始迅速回升至０．０８８ ＭＰａ（后该
油压暂命名为恢复油压）。
根据试验现象，重复该项联锁保护试验。试验同
时，通过现场用秒表测量时间和分析ＤＣＳ趋势图，又查
询相关资料。具体针对试验的时间因素进行分析。开始
停止交流润滑油泵，润滑油压随即下降，约１．５ Ｓ（此时
间为热工ＤＣＳ控制系统的反应及自身扫描时间和电气
直流油泵接受联启指令时间之和）后，直流油泵开始启
动，但６ ｓ（直流油泵电机启动采用的为软启动控制系
统）后才能达到本泵的额定出力。从停止交流润滑油泵
那一是刻算起，观察到下降最低油压和恢复油压数据
与前一次一样。再接下来的２次重复试验中，试验结果
同上。
然后用调整的单独运行交流润滑油泵时的油压值
与汽轮机制造厂提供的定值进行比较。根据汽轮机制
造厂的汽轮机组启动、运行说明书上所提供的机组润
滑油压的定值，油压调试值０．１４５ ＭＰａ略高一些。具体
数值见表１。
表１ 制造厂说明书上提供机组润滑油压的定值与调试数值
正常值 ０．０７８ ５ＭＰａ一 动作情况
汽轮机制造厂 ０．０９８ １ ＭＰａ
提供数据 报警值 ０．０４９ ２ＭＰａ 联启交流润滑油泵
停机值 ０．０４９ ２ＭＰａ 联启直流润滑油泵
单转交流润滑油泵 调试值 ０．１４５ ＭＰａ
对比后，决定把润滑油压降低，再做以上联锁保护试
验。后经调整主油箱内的溢油阀，降低润滑油系统油压，
单独运行交流润滑油泵润滑油压力为０．１２１ ＭＰａ。重复以
上试验。润滑油压力持续下降至０．０１６ ＭＰａ后，油压回升
至０．０８８ ＭＰａ。此试验又重复多次。都为同一结果。
根据调试所得的试验数据可以看出，试验所得润
滑油压值（０．０１６ ＭＰａ）比说明书所提供的停机值（０．０３９
ＭＰａ）低很多。虽然数据为静态试验所得出的，并不能完
全模拟机组在实际运行有旋转转速的情况，但应提出
事故预想，汽轮机组在启动升速过程中，当转速未到达
主油泵工作转速时，整个润滑油系统的用油都为交流
润滑油泵提供。若此时，交流润滑油泵一旦出现跳闸故
障，直流润滑油泵开始联启，但润滑油压持续下降至某
一
定值（比说明书要求的停机值还要低），油压才开始
迅速回升。这种情况，有造成轴承断油可能性，假如断
油将造成轴瓦的烧毁等严重事故。同样，在汽轮机停机
惰走期间，当转速下降至主油泵工作转速以下时，交流
润滑油泵一旦出现跳闸故障。也有可能出现类似情况。
２．２针对问题的应对策略
针对上述情况，全面分析及处理问题。首先对整个
润滑油系统的相关泄漏点进行检查并一一排除［ ；并且
检查原始安装记录，对每一个轴瓦的进油节流孔进行
复查，都未发现问题。后来，又采用减小直流润滑油泵
电机的软启动时间，由６秒减少为５秒，效果并不理
想。与制造厂家沟通同时，结合现场实际情况，由于此
机组电气不具备并网条件。首次开机的任务只是汽机
定速３ ０００ ｄｍｉｎ，在空负荷的情况下全面检查机组的
安装调试情况。此时，汽机制造厂家还在对调试中出现
的情况和提供的数据进行全面核算，尚未给出结论。
由于该机组牵扯到冬季供热，基建工期紧张，在征
得制造厂家同意后，提出了暂采用交、直流油泵并列运
行的的办法来实现汽机首次冲转。为了确保制定的对
策切实可行、安全有效。首先，做了一个交流和直流润
滑油泵并泵运行的静态试验。单运行交流润滑油泵润
滑油压力为０．１２１ ＭＰａ，接着交流和直流润滑油泵并泵
运行，润滑油压力为０．１２２ ＭＰａ，然后停交流润滑油泵，
瞬间油压有波动，下降最低油压为０．０８１ ＭＰａ，恢复油
压为０．０８８ ＭＰａ。这样为采用交、直流油泵并列运行提
供了数据支持。然后，针对此对策提出一系列相关的安
全措施如下：
ａ）润滑油系统所有联锁保护试验及ＥＴＳ中润滑
油压低跳机试验等都已做完且符合运行要求；
ｂ）此次汽轮机启动，采用交流和直流润滑油泵并
泵运行的全部过程中，一定要保证直流油泵在直流电
源、电机及油泵各方面均安全可靠；
ｃ）并泵运行过程中，交流和直流润滑油泵若有任
何一油泵不能正常运行，即刻打闸停机；
ｄ）并泵运行过程中，若汽机润滑油系统实际润滑
油压力（１２．６ ｍ汽机机头处精密表显示油压）降到０．１
ＭＰａ，即刻打闸停机；
ｅ）在并泵运行机组冲转过程中，严密监视主油泵工
作情况。当机组定速３ ０００ ｄｍｉｎ时，观察主油泵出、人口
压力正常后，先停交流油泵，作为备用，再停直流油泵；
ｆ）维持顶轴油泵转速联锁：转速大于２ ０００ ｄｍｉｎ
时，允许停泵；即转速小于２ ０００ ｄｍｉｎ时，联锁启泵；
ｇ）在此次冲转过程中，需派专人就地严密监视冷
油器出口油温及主油箱油温，保证冲转过程中润滑油
温正常；
・
９５・
２０１２年第６期
油位补至正常油位。
油倍
漾与 ｛差
运行过程中，由安装公司把主油箱 ３ 结语
；日恫
２０１２年６月
由于保护措施得当，１号机组首次启动顺利定速。
全过程润滑油系统运行正常。但以后长期运行，并不能
采用交、直流油泵并列运行的的办法来实现。后来，汽
轮机制造厂家进行了回复：经过相关专业的核算与分
析，在运行中出现此类问题，也不会出现断油烧瓦情
况。在以后的开机过程中，按照制造厂家回复，启、停机
组只运行交流润滑油泵，直流润滑油泵作为备用，机组
在汽轮机组润滑油系统调试过程中，在做交流润
滑油泵跳闸联启直流润滑油泵联锁保护试验时，发现
问题，并采取对应策略实现了首次冲转。后来此问题经
制造厂回复，在运行中出现此类问题，也不会造成危
害。最后，又对直流油泵电机启动控制系统进行了尝试
改造，从试验数据上分析，其增强了汽轮机组的运行安
全性。同时，针对传统的直流接触器切换电阻方式的电
运行都顺利正常。
２．３对此问题的后续改造探讨
２号机组在润滑油系统调试过程中，同样出现了类
似问题。单独运行交流润滑油泵时，汽机机头处精密压
力表显示润滑油压力为：０．１２７ ＭＰａ。继续做该项联锁
保护试验。开始停止交流油泵，约７ ｓ时间，下降最低
油压为０．０２６ ＭＰａ，恢复油压为０．０９２ ＭＰａ。
２号机组原有的直流油泵电机的采用的为基于现
代电力电子技术的软启动控制系统，此种启动控制系
统，起停时对直流系统无冲击；实现对电机短路和限流
保护，从而使系统具有工作安全可靠、耗能降低和维护
量小的特点。但整个启动过程（电机转速达到额定后）
约需６ ｓ时间。
后来，又进行相关探讨，在２号机组尝试进行了直
流润滑油泵电机控制系统的改造，改为传统的直流接
触器切换电阻方式的电机控制系统。即在直流电机的
电枢回路中串人大功率电阻。当电机启动时，通过电阻
降压来限制电动机的起动电流，使之电流或转速达到
额定值的一定百分比时，通过直流接触器将电阻旁路。
该控制得具有一定的缺点为：在电阻切换时会对直流
电源和电机产生较大的浪涌电流冲击。但此种控制方
式直流油泵启动约需４ Ｓ。随即又重复做以上联锁保护
试验，发现单独运行交流润滑油泵时，汽机机头处精密
压力表显示润滑油压力为：０．１２７ ＭＰ。开始停止交流润
滑油泵，润滑油压随即下降，约１．５ ｓ后，直流油泵开始
启动，用约４ ｓ后达到本泵的额定出力。下降最低油压
为０．０４３ ＭＰａ，恢复油压为０．０９２ ＭＰａ。
原设计的直流油泵电机，采用的软启动控制系统
为近年来研制的，基于现代电力电子技术新型启动系
统，优点明确。此种直流油泵电机启动控制方式下，所
做该项联锁保护试验时，下降最低油压为０．０２６ ＭＰａ，
恢复油压为０．０９２ ＭＰａ。而尝试改造的２号机组，流油
泵电机启动控制方式采用的为２０世纪６Ｏ年代开始使
用的直流接触器切换电阻方式，下降最低油压为０．０４３
ＭＰａ，恢复油压为０．０９２ ＭＰａ。下降最低油压高于软启
动模式对应油压０．０２６ ＭＰａ，也高于汽机制造厂说明书
所提供的停机值（０．０３９ ＭＰａ），这样就提高了机组运行
的安全性。
・
９６・
机控制系统所存在的本身客观缺点，还要在设备运行
及检修时有针对性的多下功夫，确保汽轮机组润滑油
系统的长期安全稳定运行。
参考文献：
［１］ 吴季兰．汽轮机设备及系统［Ｍ］．北京：中国电力出版社，
２００６．
［２］马建伦，徐小锋，陈志强．上湾电厂汽轮机润滑油压过低的原
因及解决措施［Ｊ］．黑龙江科技信息，２０１０（３６）：９．
（责任编辑：张楠）
啦啦 业业
能源知识
恭恭恭带芥
气田的概况及其形成原因
气田是天然气田的简称，是富含天然气的地域，是
指受构造、地层、岩性等因素控制的圈闭面积内，一组
气藏的总和。有时１个气田仅包含１个气藏，有时包括
若干个气藏，还可能有油藏。通常，有机物埋藏在１ ｋｍ
～
６ ｋｍ深，温度在６５℃至１５０ ｏＣ，会产生石油，而埋
藏更深、温度更高的会产生天然气。
依据经济、技术和政治等许多综合性因素可分为
商业性气田、非商业性气田和边际性气田三大类。依据
成因可分为凝析气田、煤型气田、裂解气田等。依据成
分属性还可分为高含硫酸性气田等。
气田的形成原因：ａ）生物成因气指成岩作用（阶段）
早期，在浅层生物化学作用带内，沉积有机质经微生物
的群体发酵和合成作用形成的天然气。其中有时混有早
期低温降解形成的气体。生物成因气出现在埋藏浅、时
代新和演化程度低的岩层中，以含ＣＨ 气为主；ｂ）油型
气包括湿气（石油伴生气）、凝析气和裂解气。它们是沉
积有机质特别是腐泥型有机质在热降解成油过程中，与
石油一起形成的，或者是在后成作用阶段由有机质和早
期形成的液态石油热裂解形成的；ｃ）煤型气是指煤系有
机质（包括煤层和煤系地层中的分散有机质）热演化生
成的天然气；ｄ）无机成因气或非生物成因气包含地球
深部岩浆活动、变质岩和宇宙空间分布的可燃气体，以
及岩石无机盐类分解产生的气体。它属于干气，以ＣＨ
为主，有时含ＣＯ 、Ｎ 、Ｈｅ及Ｈ Ｓ、Ｈｇ蒸汽等，甚至以它
们的某一种为主，形成具有工业意义的非烃气藏。