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1、印度拉马230MW自备电厂1汽机整套启动方案施工技术方案报审表编 号：HTPCC-TS-002工程名称INDORAMA 230MW机组合同编号CT-001I-02-H-002致 厦门华电INDORAMA 现场项目部 ： 1汽机整套启动方案 已经我单位审定，现报上，请予审批。附件：1汽机整套启动方案 承包商（章） 负责人： 年 月 日 总承包商审批意见： 总承包商（章） 代表： 年 月 日业主审批意见： 业主（章） 代表： 年 月 日本表一式三份，业主、总承包商、承包商各存一份。 河南第二火电建设公司编号：HTPCC-QJ-F-01印度尼西亚INDORAMA电站工程 （230MW机组）#1汽机整
2、套启动方案河南第二火电建设公司印尼项目部二00六年十月二十日批准：质检科：安检科施工科：审核：编制：1 目的为加强印度尼西亚INDORAMA230MW机组工程调试工作管理，明确启动调试工作的任务和各方职责，规范调试项目和程序，使汽轮机整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地进行，全面提高调试质量，确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，特制定本方案。机组整套启动调试是基建工程的最后一道工序，通过整套启动调试使机组达到验标规定的技术指标。本方案仅作为机组启动试运导则，提供了机组调整试运指导性意见，各参建单位可遵照执行。2 编制依据2.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及
3、相关规程；2.2火电工程调整试运质量检验及评定标准；2.3火电工程启动调试工作规定；2.4电力建设施工及验收技术规范；2.5制造厂家及设计院相关数据。3 设备系统简介 3.1 主热力系统从锅炉来的高温高压新蒸汽，经由新蒸气管道和电动隔离阀至主汽门。新蒸汽通过主汽门后，经四根导汽管流向四个调节汽阀。蒸汽在调节汽阀控制下流进汽轮机内各喷嘴膨胀做功。其中部分蒸汽中途被抽出机外做工业用汽和回热抽汽用，其余部分继续膨胀做功后排入冷凝器，并凝结成水。借助凝结水泵将凝结水打入汽封加热器，再经过三个低压加热器后进入高压除氧器，然后经给水泵升压后送入两个高压加热器，最后进入锅炉。汽封加热器、低压加热器和高压加热
4、器均具有旁路系统，必要时可以不通过任何加热器。凝结水泵后有一路凝结水可以进入冷凝器上部。在低负荷运行时，此回水可保持冷凝器内一定的水位已维持凝结水泵的正常工作。各回热抽汽和工业抽汽的出口均有抽汽阀。抽汽阀由抽汽阀控制水管路系统控制。正常运行时抽汽阀联动装置切断压力水，使操纵座活塞在弹簧作用下处于最高位置，这时抽汽阀全开。当主汽门关闭或甩负荷时，抽汽阀联动装置的电磁铁吸起活塞杆，压力水送入抽汽阀操纵座，使活塞上腔充满水迅速关闭抽汽阀。另外抽汽阀自身均有止回作用。3.2 回热抽汽系统机组有六道抽汽，第一道抽汽送入二号高压加热器和第一工业抽汽用。第二道抽汽送入一号高压加热器和第二工业抽汽用；第三道抽
5、汽经过减压阀后送入除氧器；第四道抽汽送入三号低压加热器；第五道抽汽送入二号低压加热器；第六道抽汽送入一号低压加热器。前五道抽汽均装有压力水控制抽汽阀。第六道抽汽则采用了普通的拟止阀。机组的补给水送入除氧器。3.3 汽封系统机组的汽封系统分前汽封和后汽封。前汽封有六段汽封环组成五檔汽室；后汽封有三段汽封环组成两檔汽室。其中前汽封第一檔送入第二道抽汽管路，第二檔送入第四道抽汽管路，第三檔送入第六道抽汽管路，第四檔会同后汽封第一檔接入均压箱，第五檔会同后汽封第二檔及主汽门、调节汽阀阀杆漏汽的第二檔接入汽封加热器。汽封加热器借助抽风机在吸入时内形成一定的真空（-4.9KPa），使此几檔的汽室压力保持-
6、2.94-1.96 KPa的真空，使空气向机内吸抽以防止蒸汽漏出机外、漏入前后轴承座使油质变坏。此外并能合理利用汽封抽汽的余热加热补给水。主汽门、调节汽阀之阀杆漏汽的第一檔均送往除氧器。3.4 疏水系统汽轮机本体及各管道的疏水分别送入疏水膨胀箱。待压力平衡后送入冷凝器。3.5 法兰螺栓加热系统为加速机组启动、带负荷及见低热应力余热变形，本机有外引蒸汽的自流式法兰螺栓加热系统。本系统汽源由新蒸汽供给。新蒸汽节流后进入加热联箱，然后分两路：一路进入左侧法兰，加热法兰和螺栓；另一路进入右侧法兰，加热法兰和螺栓。乏汽及疏水进入疏水膨胀箱。加热联箱上装有安全阀。根具启动要求，监视法兰壁及螺栓温度，随时控
7、制进汽量。当箱内压力大于0.685MPa时应排空。3.6 局部冷却系统为减少汽缸对凸轮机构及前轴承座的热传导，以避免凸轮机构和前轴承座的温度过高，其座架的内腔室可通过冷却水。系统示意图如下：凸轮机构座架猫爪下左滑键猫爪下右滑键自动关闭器 凸轮机构座架及猫爪下滑键冷却水系统图同时为减少前汽缸猫爪对前轴承座的热传导，以避免前轴承座温度过高，猫爪下的滑键以及自动关闭器也通入冷却水。3.7主要设备技术规范3.7.1 汽轮机序号名 称单 位数 据1汽轮机型式高压、单缸、非调整双抽凝汽式汽轮机2汽轮机型号CC30-8.83/3.34/1.663额定功率MW304最大功率MW305工作转速r/min3000
8、6旋转方向顺时针（从汽轮机向发电机看）7主汽阀前额定压力MPa8.838主汽阀前额定温度5359纯冷凝工况排汽压力MPa0.010710抽汽工况排汽压力MPa0.010311冷却水温度3312额定给水温度230.313给水回热加热器数目3低+1除氧+2高14额定工况蒸汽耗量t/h143.515纯冷凝工况蒸汽耗量t/h124.516额定第一工业抽汽压力MPa3.3417额定第一工业抽汽温度422.218额定第一个工业抽汽量t/h14.4519额定第二工业抽汽压力MPa1.6620额定第二工业抽汽温度339.121额定第二工业抽汽量t/h4.622汽轮机单个转子临界转速r/min180723轴系一
9、阶转速（汽轮机）r/min214824轴系一阶转速（发电机）r/min188325汽轮机轴承处允许最大振动0.0326过临界转速时轴承处允许最大振动0.103.4.2 锅炉序号项 目单位数 据1锅炉型式高压、单锅筒、固态排渣炉2锅炉型号WG150/9.8-1型3额定主蒸汽流量t/h1505过热器出口蒸汽压力MPa9.86过热器出口蒸汽温度54013给水温度22023314冷空气温度304 调试内容及验评标准4.1 调试内容：4.1.1减温减压器的投入及调整；4.1.2 汽轮机组空负荷调试工作（1）各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运。（2）汽轮机冷态、温态、热态启动试验（包括DEH投入试验）
10、。（3）汽轮机按首次冷态启动曲线冲转及首次并网。1) 手动及保安掉闸试验；2) 危急遮断器撞击子喷油试验；3) 主油泵切换试验；4) 机组振动监测；5) 自动主汽门及调速汽门严密性试验；6) 机组并网带负荷调试；7) 汽轮机超速试验； 8) 高、低压加热器投入试验；9) 汽轮机惰走时间曲线记录。4.1.3 汽轮机组带负荷调试工作（1）机组振动监测；（2）热工自动试投入；（3）配合电气进行厂用电切换试验；（4）厂用汽源切换试验；（5）真空系统严密性试验；（6）备用设备并列运行及切换试验。4.1.4汽轮机满负荷试运行工作（1）机组负荷变动试验。（2）50%、100%甩负荷试验。（3）72小时满负荷
11、连续试运行。4.2 验评标准4.2.1 转子偏心率0.05mm。4.2.2 主机启动时，胀差在-23mm，轴向位移-0.61.0mm。 4.2.3 真空严密性试验，真空下降率0.4kPa/min。4.2.4 主机正常运行时，凝汽器真空87kPa，轴承金属温度100，轴承振动0.05mm。4.2.5 汽轮机润滑油压力0.0780.147MPa，润滑油温3545。4.2.6 汽轮机控制油压力3.5 MPa，控制油温度4060。4.2.7甩负荷试验转速在危急保安器动作转速以下。4.2.8 主汽门、调速汽门严密性试验最终转速1000/min。5 组织分工5.1 调试单位负责方案的编写、实施及指导，并做
12、好记录；5.2 安装单位负责设备维护，配合系统检查，消除缺陷，现场消防保卫；5.3 运行人员负责设备及系统检查操作、调整控制运行参数并做好记录。6 使用仪器设备序号设备名称型号备注1便携振动表Vm-63或TK812红外线测温仪PM3在线表计7 整套启动应具备的条件7.1 汽轮发电机组及其辅助设备安装工作全部完毕，并检验合格，有验收签证；7.2 汽机本体、各加热器、高温蒸汽管道保温工作结束，设备及管道油漆工作结束，管道色环及介质流向标注正确；7.3 各压力容器及系统管道水压试验合格，经有关质检部门检验合格，并有报告和签证；7.4 各转动辅助设备经分部试运正常，热工、电气保护、程控联锁动作正常，信号正常。分部试运记录完整并有签证，已交运行人员代管；7.5 疏排水设备可靠，保证地沟排水畅通，疏水排放符合设计要求，阀门操作方便；7.6 主蒸汽、汽封供汽、除氧器加热蒸汽及厂用蒸汽管道经蒸汽吹扫干净，并办理签证。7.7 主给水管道、凝结水管道、工业冷却水管道冲洗干净，临时系统恢复正常；7.8 主机润滑油系统、调节保安油路系统，电动给水泵油系统，油循环冲洗合格，并有油质化验合格报告。轴承进口加临时滤网检查合格后，将临时滤网拿掉；7.9 压缩空气系统吹洗干净、合格并有验收签证；7.10
