15MW汽轮机调试报告1.docx
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15MW汽轮机调试报告1
15MW汽轮机调试报告
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工程有限公司
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目录
1、概述
2、机组调试项目
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
一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505调节系统，本汽轮机与锅炉股份有限公司生产的t/h锅炉和中国发电设备厂生产的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。
汽轮机型号型凝式汽轮机；
1.1.1汽轮机主机技术数据
汽轮机型式
汽轮机型号
汽轮机额定功率15MW
主汽阀前额定蒸汽压力
主汽阀前额定蒸汽温度
额定工况主蒸汽流量
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：
3000rpm
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
kw
15000
主汽门前
压力
MPa
+0.2—0.3
温度
℃
+10—15
流量
t/h
额定工况
调节级
压力
MPa
温度
℃
一级回热抽汽
压力
MPa
0.818
供高压加热器
温度
℃
273
二段抽汽
压力
MPa
0.49
工业用汽
温度
℃
207
三级回热抽汽
压力
MPa
0.099
供除氧器
温度
℃
99
四级回热抽汽
压力
MPa
0.01
供低压加热器
温度
℃
46
排汽
压力
MPa
0.0056
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/h
63.654
除氧器出口
温度
℃
104
额定工况
流量
t/h
70
高加出口
温度
℃
150
额定工况
流量
t/h
70
汽耗
kg/kw.h
4.67
额定工况
热耗
kJ/kw.h
12469
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1605r/min
发电机转子临界转速1350r/min
1.1.4危急遮断机动作转速3300～3360r/min
危急遮断机复位转速 ≤3000r/min
汽轮机高最高飞升转速 ≤3420r/min
1.2.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15r/min的低速盘车
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。
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0.101～0.127MPa（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0.097～0.099MPa（绝对）。
1.2.3本厂1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。
1台机组共配置有2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。
1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1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、保安系统的静态、动态调试
2.1.1月日给水泵试验：
#1#2给水泵运转及保护联锁正常
月日高压调速油泵，交流润滑油泵，直流润滑油泵运转及低油压试验正常
月日#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
月日#1#2射水泵运转及保护联锁正常
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危急保安器超速试验
月日在机组膨胀及各项指标具备条件后，联合厂家及相关人员对机组进行了汽轮机电超速试验，两次动作值均为3270r/min.经请示项目部，不再做汽轮机机械超速试验。
3.2转子惰走曲线
经几次停机惰走时间统计，正常转子惰走时间为min。
3．3机组空负荷调试及带负荷调试
整组启动调试自年月日，至年月日机组共启停次，全部辅助系统及设备调试合格，投入运行，调试工作完成交给业主。
3.3.1机组第一次启动前参数
参数名称
实时数据
单位
测量表记
汽缸膨胀
1
mm
一次表记
润滑油温度
40.4
℃
DCS显示
推力轴承回油温度
42
℃
一次表记
排汽缸温度
33
℃
一次表记
润滑油压力
0.155
MPa
一次表记
主油泵进口压力
0.183
MPa
一次表记
主油泵出口压力
1.89
MPa
一次表记
3.3.2机组空负荷调试
3.3.2.1汽轮机冲转
月日，升压暖管至电动主汽门前，通知安装人员热紧法兰，各项准备工作完成。
汽机准备冲转，发现主蒸汽导管漏气，停止暖管并处理漏气处。
月日：
汽机满足冲转条件，第二次冲转，转速升至3000转/分，因主油泵不工作停机，期间做汽机动态试验均正常。
月日再次启动汽轮机并与并网发电。
月日因除盐水不足被迫停炉停机，
月日，期间因网电停电造成无厂用电数次，并网成功。
年月日解列停机，期间负荷最高为MW（业主最大用电负荷）,72小时试运中，汽机本体运转良好，发现缺陷数处停机处理。
年月日：
汽机满足冲转条件，第四次冲转，：
转速升至3000转/分，：
机组并网带负荷，进入72试运消缺后的24小时试运。
1月7日冲转参数如下：
主蒸汽压力3.3Mpa,
主蒸汽温度349℃，
凝结器真空-0.062mpa
胀差-0.36mm
汽轮机转速500r/min,单位：
um
#1轴承
#2轴承
#3轴承
#4轴承
24
19
23
48
29
24
23
15
主蒸汽压力3.2Mpa,
主蒸汽温度386℃，
凝结器真空-0.068mpa
胀差-0.86mm
汽轮机转速1200r/min单位：
um
#1轴承
#2轴承
#3轴承
#4轴承
27
21
26
54
33
23
21
29
主蒸汽压力3.0Mpa,
主蒸汽温度413℃，
凝结器真空-0.074mpa
胀差-1.15mm
汽轮机转速3000r/min单位：
um
#1轴承
#2轴承
#3轴承
#4轴承
12
48
16
21
13
39
21
31
年月日：
，汽轮机移交业主运行
因现场不具备带满负荷的条件,故无法满负荷运行
调试评价：
汽轮机经过全体调试人员的努力,完全具备连续稳定运行的条件,达到了设计目的.
调试人员:
年月日
升级会员 