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1、编号：时间：2021年x月x日书山有路勤为径，学海无涯苦作舟页码：第1页 共1页印尼BKR项目375t/h抛煤炉+215MW机组工程Indonesia BKR Project375t/h Coal-Spread Boiler+215MW Sets Project#1汽机调试报告 Commissioning report for Turbine 1# 编制： Compiled:审核： Audited:批准： Ratified:陕西英华电力工程有限公司ShanXiYhua Electric Power Engineering Co Ltd编 写： 审 核：批 准： 目 录1、 概述 2、 机组调试
2、项目汽轮机真空系统及盘车装置调试 汽轮机调节、保安系统的静态调试3、 汽轮机整组启动调试 机组空负荷及带负荷试验 1 概述：1.1本体部分印尼BKR项目为375t/h抛煤炉+215MW机组项目，二台青岛捷能电站工程有限公司生产的15MW汽轮发电机组，热控系统采用DEH系统，本汽轮机与中国无锡华光锅炉股份有限公司生产的75t/h次高温次高压倒转抛煤锅炉和中国山东济南发电设备厂生产的QF-15-2型空冷发电机组配套，锅炉与汽轮机热力系统为母管布置。汽轮机型号C15-4.9/0.49型抽凝式汽轮机；1.1.1 汽轮机主机技术数据 汽轮机型式 冲动式抽凝汽轮机 汽轮机型号 C15-4.9/0.49 汽
3、轮机额定功率 15 MW 主汽阀前额定蒸汽压力 4.9(+0.2, -0.3) MPa (绝对Absolute)主汽阀前额定蒸汽温度 470（+10，-15） 额定工况主蒸汽流量 91.5t/h冷却水温度 （正常） 25 （最高） 33 设计工况排汽压力 -0.0056Mpa回热级数 4 额定工况给水温度 150 额定转速： 3000 rpm旋转方向： 从汽轮机端向发电机端看为顺时针制造厂家 青岛捷能电站工程有限公司 1.1.2 设计运行工况项 目单位数 据备注电功率kw15000主汽门前压力MPa4.9+0.2 0.3温度470+10 15流量t/h91.5额定工况调节级压力MPa1.81温
4、度341一级回热抽汽压力MPa0.818供高压加热器温度273二段抽汽压力MPa0.49工业用汽温度207三级回热抽汽压力MPa0.099供除氧器温度99四级回热抽汽压力MPa0.01供低压加热器温度46 排汽压力MPa0.0056至凝结器温度凝结水温度46压力Mpa低加出口温度94额定工况流量t/h63.654除氧器出口温度104额定工况流量t/h70高加出口温度150额定工况流量t/h70汽 耗kg/kw.h4.67额定工况热 耗kJ/kw.h12469额定工况1.1.3 汽轮发电机转子临界转速汽轮机转子临界转速 1605 r/min发电机转子临界转速 1350 r/min1.1.4 危急
5、遮断机动作转速 33003360 r/min危急遮断机复位转速 3000 r/min汽轮机高最高飞升转速 3420 r/min1.2. 设备主要技术性能1.2.1 转子转子采用套装式柔性转子。叶轮共11级，由1级双列复速级和10级压力级组成。叶轮、汽封套筒及联轴器“红套”在主轴上。通过刚性联轴器与发电机转子联接，汽轮机端半联轴器上带有盘车齿轮。转子前端装有主油泵，主油泵体上装有危急保安器。汽机转子在制造厂内进行严格的动平衡测试。1.2.2 喷嘴组、隔板、转向导叶环喷嘴组为装配焊接式或围带焊接式结构，高压级隔板为围带焊接式，低压级隔板为铸造隔板。1.2.3汽缸汽轮机的汽缸由前、中、后汽缸组成。蒸
6、汽室与前汽缸铸为一体。新蒸汽由前汽缸蒸汽室左右两侧的进汽管进入汽缸，下半汽缸设有回热抽汽口，后汽缸排汽口与凝汽器采用刚性联接。1.2.4 汽缸滑销系统前汽缸与前轴承座采用“下锚爪”结构联接，前轴承座与前座架间有纵向滑销。后汽缸由两侧的侧支撑脚支承在后轴承座架上，撑脚与后座架间有横向滑销。后汽缸底部装有后汽缸导板。横向滑销与纵向滑销中心线的交点为汽缸热膨胀“死点”。汽缸受热膨胀时，推动前轴承座向前滑动。1.2.5 轴承汽轮机前轴承和推力轴承组成环面联合轴承。推力轴承为摆动瓦块式。前、后径向轴承为椭圆轴承。发电机前、后轴承分别为椭圆瓦和园筒形瓦。1.2.6 盘车装置采用转速为 15 r/min的低
7、速盘车1.2 热力系统1.2.1 系统概况本机组热力循环由四级调整抽汽：一级抽汽供高压加热器、二级抽汽供工业用汽、三级抽汽供除氧器.四级抽汽供低压加热器组成的给水回热系统。锅炉出口母管的主蒸汽通过主蒸汽管进入汽机主汽门后，经二根导汽管进入调门汽室，然后进入汽缸做功，作完功的乏汽排入凝汽器凝结水成水。凝结水经凝结水泵升压后经轴封加热器、低压加热器、除氧器、再由给水泵升压经高压加热器回热加热后送入锅炉，完成一个完整的热力循环。高压加热器疏水经疏水器回流至除氧器，低压加热器疏水经疏水器回流至凝汽器。轴封加热器疏水经U形疏水管排至凝结器。系统配置有2台100%容量凝结水泵，一台运行、另一台备用。凝汽器
8、真空由射水抽气器维持，射水抽气器配有2台射水泵，也是一台运行、另一台备用。1.2.2汽机轴封系统汽机轴封系统由轴封汽源、均压箱、轴封抽气器和轴封（汽封）加热器组成。汽机前汽封（高压端）内侧一段漏汽接至除氧器汽平衡母管排入除氧器。前汽封二段漏汽与均压箱相连，正常高负荷时前汽封二段漏汽作为汽机后汽封（排汽端）的自供汽源，低负荷时汽机高、低压汽封均由外部汽源供汽。汽机前汽封三段和后汽封二段轴封漏汽则由轴封抽气器（射汽抽气器）抽出后排入轴封加热器（或称轴封蒸汽冷凝器），也作为凝结水的加热蒸汽。汽机轴封系统外部汽源分为高、低压二路：高压汽源由电动主汽门前主蒸汽管道上接出，作为机组热态启动时的轴封供汽汽源
9、。低压汽源则由三级抽汽母管管上接出，作为机组冷态启动和低负荷时的轴封供汽汽源。本轴封系统均压箱上还配置有二只直接作用的压力调节阀门，一只为均匀压箱压力低进汽（来自三级抽汽），另一只为均匀压箱压力高排汽（排至凝汽器），以维持轴封均匀压箱的工作压力在0.1010.127MPa(绝对)。轴封抽气器的汽源由电动主汽门前主蒸汽管道上接出，作为机组启动及运行时轴封抽气器的汽源。轴封加热器（或称轴封蒸汽冷凝器）内压力要求维持在0.0970.099MPa(绝对)。1.2.3本厂2台机组锅炉给水系统采用母管制布置。给水泵进水来自除氧器出口低压给水母管，给水泵出水进入高压给水母管后，再分别进入2台锅炉省煤器。给水
10、泵出口再循环管也接至再循环母管，然后再分别进入除氧器。2台机组共配置有4台变频调节给水泵，#2、3给水泵间给水母管可相互隔离。#1机单独运行时1台给水泵运行、1台备用。2台机组给水母管方式运行时，3台给水泵运行、1台备用。1.2. 4本厂2台机组除氧器也采用母管制布置。相邻两台机组的除氧器水箱的汽、水侧有汽平衡管道相连通，两台除氧器的压力可以相互补偿。除氧器正常由三级抽汽母管供汽，低负荷时或机组甩负荷时可由二级抽汽经减压后通过三级抽汽母管向除氧器补充供汽。此外，高压加热器疏水回流至高加疏水母管后进入除氧器，也作为除氧器的加热源。2 机组调试项目 2.1汽机辅机分部试运2.2汽轮机调节、保安系统
11、的静态、动态调试2.1.1 11月17日给水泵试验：#1#2给水泵运转及保护联锁正常 11月27日高压调速油泵，交流润滑油泵，直流润滑油泵运转及低油压试验正常 12月11日#1#2凝结水泵运转及保护联锁正常，凝结水系统清洗完毕，低压加热器注水试验正常 12月13日#1海水泵运转正常，但出口压力偏低。2010年1月7日#2海水泵运转正常，出口压力同样偏低。 12月13日#1#2射水泵运转及保护联锁正常 12月13日高压加热器注水打压试验正常，试验压力7.0Mpa以上辅机分部试验数据详见辅机试运表2.2 汽轮机调节、保安系统的静态特性调试，2.2 .1机组保护及联锁系统调试2.2.1.1 油系统联
12、锁主油泵出口油压低于1.7Mpa联动调速油泵正常，润滑油压低于0.04Mpa联动交流润滑油泵正常，低于0.03Mpa联动直流油泵正常，盘车脱扣及转速50转停电机正常。2.2.1.2机组跳机保护静态、动态试验项目各保护报警信号经模拟信号试验；润滑油压低于0.02Mpa停机；真空低于-60kpa停机；汽机超速3360r/min停机；轴承回油温度高于80停机；轴向位移大于+1.0mm停机；轴承座振动大于0.16mm停机；505超速103%OPC动作；505电调故障停机；手动停机按钮等试验；油开关跳闸、停机,以上各跳机保护动作主汽门关闭联动关闭一、二级抽汽油动速关阀。2.2.1.3 机组调速系统静态调试12月17日启动调速油泵，油温40.8，机组做静态试验，机组挂闸正常，手打危急遮断油门试验正常，主汽门及调速汽门关闭迅速无卡涩，调门动作正常。启动阀试验正常。进行经模拟信号试验各保护报警信号正常，505系统保护试验,其中润滑油压低于0.02MPa停机、凝汽器真空低于-0.060MPa停机、轴承回油温度高于80停机、轴向位移大于+1.0mm停机、轴承座振动大于0.16mm停机、推力瓦块温度高于100停机、505电调故障停机；界面手动停机按钮、手操盘手动停汽轮机按钮等试验正常。青岛汽轮机厂人员对调节系统505的阀位进行了标定。3.汽轮机整组启动调试 3.1 危急
