印尼泗水BKR项目#1汽轮机调试报告

1、PAGE PAGE 15印尼BKR项目375t/h抛煤炉+215MW机组工程Indonesia BKR Project375t/h Coal-Spread Boiler+2155MW Setts PProjjectt#1汽机调调试报告告 Commmisssionningg reeporrt ffor Turrbinne 11# 编制： Compiiledd:审核： Auditted:批准： Ratiffiedd:陕西英华电电力工程程有限公公司ShanXXiYhhua Eleectrric Powwer Enggineeeriing Co Ltdd编 写： 审 核：批 准： 目 录概述 机组调试

2、项项目汽轮机真空空系统及及盘车装装置调试试 汽轮轮机调节节、保安安系统的的静态调调试汽轮机整组组启动调调试 机组空空负荷及及带负荷荷试验 概述：1.1本体体部分印尼BKRR项目为为3755t/hh抛煤炉炉+215MMW机组组项目，二二台青岛岛捷能电站工工程有限限公司生生产的115MWW汽轮发发电机组组，热控控系统采采用DEH系统统，本汽汽轮机与与中国无无锡华光光锅炉股股份有限限公司生生产的775t/h次高高温次高高压倒转转抛煤锅锅炉和中中国山东东济南发发电设备备厂生产产的QFF-155-2型型空冷发发电机组组配套，锅锅炉与汽汽轮机热热力系统统为母管管布置。汽轮机型号C15-4.9/0.49型抽

3、凝式汽轮机；汽轮机主机机技术数数据 汽轮机机型式 冲冲动式抽抽凝汽轮轮机 汽汽轮机型型号 C15-4.99/0.49 汽汽轮机额额定功率率 115 MMW 主主汽阀前前额定蒸蒸汽压力力 44.9(+0.2, -0.3) MMPa (绝对对Abssoluute)主汽阀前额额定蒸汽汽温度 4770（+100，-155） 额额定工况况主蒸汽汽流量 91.5t/h冷却水温度度 （正正常） 225 （最最高） 33 设设计工况况排汽压压力 -0.000566Mpaa回热级数 4 额额定工况况给水温温度 1550 额定转速： 30000 rrpm旋转方向： 从汽轮轮机端向向发电机机端看为为顺时针针制造厂家

4、 青岛岛捷能电电站工程程有限公公司 1.1.22 设计运运行工况况项 目目单位数 据备注电功率kw150000主汽门前压力MPa4.9+0.2 0.33温度470+10 15流量t/h91.5额定工况调节级压力MPa1.81温度341一级回热抽抽汽压力MPa0.8188供高压加热热器温度273二段抽汽压力MPa0.49工业用汽温度207三级回热抽抽汽压力MPa0.0999供除氧器温度99四级回热抽抽汽压力MPa0.01供低压加热热器温度46 排排汽压力MPa0.00556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/h63.6554除氧器出口口温度104额定工况流量t/h

5、70高加出口温度150额定工况流量t/h70汽 耗kg/kww.h4.67额定工况热 耗kJ/kww.h124699额定工况 汽轮发电电机转子子临界转转速汽轮机转子子临界转转速 16605 r/mmin发电机转子子临界转转速 13350 r/mmin1.1.44 危急急遮断机机动作转转速 3330033660 r/mmin危急遮断机机复位转转速 30000 r/minn汽轮机高最最高飞升升转速 334200 rr/miin1.2. 设设备主要要技术性性能1.2.11 转子转子采用套套装式柔柔性转子子。叶轮轮共111级，由由1级双列列复速级级和100级压力力级组成成。叶轮轮、汽封封套筒及及联轴器

6、器“红套”在主轴轴上。通通过刚性性联轴器器与发电电机转子子联接，汽汽轮机端端半联轴轴器上带带有盘车车齿轮。转转子前端端装有主主油泵，主主油泵体体上装有有危急保保安器。汽汽机转子子在制造造厂内进进行严格格的动平平衡测试试。1.2.22 喷嘴组组、隔板板、转向向导叶环环喷嘴组为装装配焊接接式或围围带焊接接式结构构，高压压级隔板板为围带带焊接式式，低压压级隔板板为铸造造隔板。1.2.33汽缸汽轮机的汽汽缸由前前、中、后后汽缸组组成。蒸蒸汽室与与前汽缸缸铸为一一体。新新蒸汽由由前汽缸缸蒸汽室室左右两两侧的进进汽管进进入汽缸缸，下半半汽缸设设有回热热抽汽口口，后汽汽缸排汽汽口与凝凝汽器采采用刚性性联接。

7、1.2.44 汽缸滑滑销系统统前汽缸与前前轴承座座采用“下锚爪爪”结构联联接，前前轴承座座与前座座架间有有纵向滑滑销。后汽缸由两两侧的侧侧支撑脚脚支承在在后轴承承座架上上，撑脚脚与后座座架间有有横向滑滑销。后后汽缸底底部装有有后汽缸缸导板。横横向滑销销与纵向向滑销中中心线的的交点为为汽缸热热膨胀“死点”。汽缸缸受热膨膨胀时，推推动前轴轴承座向向前滑动动。1.2.55 轴承汽轮机前轴轴承和推推力轴承承组成环环面联合合轴承。推推力轴承承为摆动动瓦块式式。前、后后径向轴轴承为椭椭圆轴承承。发电电机前、后后轴承分分别为椭椭圆瓦和和园筒形形瓦。1.2.66 盘车装装置采用用转速为为 155 r/minn

8、的低速速盘车1.2 热力系系统1.2.11 系统概概况本机组热力力循环由由四级调整抽抽汽：一一级抽汽汽供高压压加热器器、二级级抽汽供工业用用汽、三级级抽汽供供除氧器器.四级级抽汽供供低压加加热器组组成的给给水回热热系统。锅炉出口母母管的主主蒸汽通通过主蒸蒸汽管进进入汽机机主汽门门后，经经二根导导汽管进进入调门门汽室，然然后进入入汽缸做做功，作作完功的的乏汽排排入凝汽汽器凝结结水成水水。凝结结水经凝凝结水泵泵升压后后经轴封封加热器器、低压压加热器器、除氧氧器、再再由给水水泵升压压经高压压加热器器回热加加热后送送入锅炉炉，完成成一个完完整的热热力循环环。高压加热器器疏水经经疏水器器回流至至除氧器器

9、，低压压加热器器疏水经经疏水器器回流至至凝汽器器。轴封封加热器器疏水经经U形疏水水管排至至凝结器器。系统配置有有2台1000%容量量凝结水水泵，一一台运行行、另一一台备用用。凝汽汽器真空空由射水水抽气器器维持，射射水抽气气器配有有2台射水水泵，也也是一台台运行、另另一台备备用。1.2.22汽机轴轴封系统统汽机轴封系系统由轴轴封汽源源、均压压箱、轴轴封抽气气器和轴轴封（汽汽封）加加热器组组成。汽机前汽封封（高压压端）内内侧一段段漏汽接接至除氧氧器汽平平衡母管管排入除除氧器。前前汽封二二段漏汽汽与均压压箱相连连，正常常高负荷荷时前汽汽封二段段漏汽作作为汽机机后汽封封（排汽汽端）的的自供汽汽源，低低

10、负荷时时汽机高高、低压压汽封均均由外部部汽源供供汽。汽汽机前汽汽封三段段和后汽汽封二段段轴封漏漏汽则由由轴封抽抽气器（射射汽抽气气器）抽抽出后排排入轴封封加热器器（或称称轴封蒸蒸汽冷凝凝器），也也作为凝凝结水的的加热蒸蒸汽。汽机轴封系系统外部部汽源分分为高、低低压二路路：高压压汽源由由电动主主汽门前前主蒸汽汽管道上上接出，作作为机组组热态启启动时的的轴封供供汽汽源源。低压压汽源则则由三级级抽汽母母管管上上接出，作作为机组组冷态启启动和低低负荷时时的轴封封供汽汽汽源。本轴封系统统均压箱箱上还配配置有二二只直接接作用的的压力调调节阀门门，一只只为均匀匀压箱压压力低进进汽（来来自三级抽汽汽），另另一

11、只为为均匀压压箱压力力高排汽汽（排至至凝汽器器），以以维持轴轴封均匀匀压箱的的工作压压力在00.10010.1127MMPa(绝对)。轴封抽气器器的汽源源由电动动主汽门门前主蒸蒸汽管道道上接出出，作为为机组启启动及运运行时轴轴封抽气气器的汽汽源。轴轴封加热热器（或或称轴封封蒸汽冷冷凝器）内内压力要要求维持持在0.09770.0099MMPa(绝对)。1.2.33本厂2台机组组锅炉给给水系统统采用母母管制布布置。给给水泵进进水来自自除氧器器出口低低压给水水母管，给给水泵出出水进入入高压给给水母管管后，再再分别进进入2台锅炉炉省煤器器。给水水泵出口口再循环环管也接接至再循循环母管管，然后后再分别别

12、进入除除氧器。2台机组共共配置有有4台变频调调节给水水泵，#2、3给水泵泵间给水水母管可可相互隔隔离。#1机单单独运行行时1台给水水泵运行行、1台备用用。2台机组组给水母母管方式式运行时时，3台给水水泵运行行、1台备用用。1.2. 4本厂厂2台机组组除氧器器也采用用母管制制布置。相相邻两台台机组的的除氧器器水箱的的汽、水水侧有汽汽平衡管管道相连连通，两两台除氧氧器的压压力可以以相互补补偿。除氧器正常常由三级抽汽汽母管供供汽，低低负荷时时或机组组甩负荷荷时可由由二级抽汽汽经减压压后通过过三级抽汽汽母管向向除氧器器补充供供汽。此此外，高高压加热热器疏水水回流至至高加疏疏水母管管后进入入除氧器器，也

13、作作为除氧氧器的加加热源。2 机组组调试项项目 2.1汽机机辅机分分部试运运2.2汽轮轮机调节节、保安安系统的的静态、动动态调试试2.1.11 111月177日给水水泵试验验：#11#2给给水泵运运转及保保护联锁锁正常 11月月27日日高压调调速油泵泵，交流流润滑油油泵，直直流润滑滑油泵运运转及低低油压试试验正常常 122月111日#11#2凝凝结水泵泵运转及及保护联联锁正常常，凝结结水系统统清洗完完毕，低低压加热热器注水水试验正正常 122月133日#1海水泵泵运转正正常，但但出口压压力偏低低。20010年年1月77日#22海水泵泵运转正正常，出出口压力力同样偏偏低。 122月133日#11

14、#2射射水泵运运转及保保护联锁锁正常 122月133日高压压加热器器注水打打压试验验正常，试试验压力力7.00Mpaa以上辅机分分部试验验数据详详见辅机机试运表表2.2 汽汽轮机调调节、保保安系统统的静态态特性调调试，2.2 .1机组组保护及及联锁系系统调试试2.2.11.1 油系统统联锁主主油泵出出口油压压低于11.7Mpaa联动调速速油泵正正常，润滑油油压低于于0.004Mppa联动动交流润润滑油泵泵正常，低低于0.03MMpa联联动直流流油泵正正常，盘盘车脱扣扣及转速速500转停电电机正常常。2.2.11.2机组组跳机保保护静态态、动态态试验项项目各保护报警警信号经经模拟信信号试验验；润

15、滑油压低低于0.02MMpa停停机；真真空低于于-600kpaa停机；汽机超超速33360rr/miin停机机；轴承承回油温温度高于于80停机；轴向位位移大于于+1.0mm停机机；轴承承座振动大大于0.16mmm停机；5055超速1003%OOPC动动作；5505电电调故障障停机；手动停停机按钮钮等试验验；油开开关跳闸闸、停机机,以上各各跳机保保护动作作主汽门门关闭联联动关闭闭一、二二级抽汽汽油动速速关阀。2.2.11.3 机组调调速系统统静态调调试12月177日启动调调速油泵泵，油温温40.8，机组组做静态态试验，机机组挂闸闸正常，手手打危急遮遮断油门门试验正正常，主主汽门及及调速汽汽门关闭

16、闭迅速无无卡涩，调调门动作作正常。启启动阀试试验正常常。进行行经模拟拟信号试试验各保保护报警警信号正正常，5505系系统保护护试验,其中润润滑油压压低于00.022MPaa停机、凝凝汽器真真空低于于-0.0600MPaa停机、轴轴承回油油温度高高于80停机、轴轴向位移移大于+1.00mm停停机、轴轴承座振振动大于于0.116mmm停机、推推力瓦块块温度高高于1000停机、5505电电调故障障停机；界面手手动停机机按钮、手手操盘手手动停汽汽轮机按按钮等试试验正常常。青岛岛汽轮机机厂人员员对调节节系统5505的的阀位进进行了标标定。3.汽轮机机整组启启动调试试 3.1 危危急保安安器超速速试验 1

17、2月188日在机组组膨胀及及各项指指标具备备条件后后，联合合厂家及及相关人人员对机机组进行行了1#汽轮机机电超速速试验，两两次动作作值均为为32700r/mmin.经请示示陕西英英华印尼尼BKRR项目部部，不再再做汽轮轮机机械械超速试试验。3.2转子子惰走曲曲线 经几次停机机惰走时时间统计计，正常常转子惰惰走时间间为20300minn。33机组组空负荷荷调试及及带负荷荷调试整组启动调调试自220099年12月18日，至至20100年1月10日机机组共启启停4次，全全部辅助助系统及及设备调调试合格格，投入入运行，调调试工作作完成交交给业主主。 3.3.1 机组第一一次启动动前参数数参数名称 实时

18、数据单位测量表记汽缸膨胀1 mmm一次表记 润滑油温度度40.4DCS显示示推力轴承回回油温度度42一次表记排汽缸温度度33一次表记润滑油压力力0.1555MPa一次表记主油泵进口口压力0.1833MPa一次表记主油泵出口口压力1.89MPa一次表记3.3.22 机组空空负荷调调试 3.3.22.1汽轮轮机冲转转 12月177日 7：10，#1炉炉升压暖暖管至电电动主气气门前，通通知安装装人员热热紧法兰兰，144：000各项准准备工作作完成。汽汽机准备备冲转，发发现主蒸蒸汽导管管漏气，停停止暖管管并处理理漏气处处。 12月118日12：16 ：汽机满满足冲转转条件，第第二次冲冲转，18：38转速速升至330000转/分，因主主油泵不不工作停停机，期期间做汽汽机动态态试验均均正常。12月211日14：00再再次启动动汽轮机机并与221：330并网网发电。12月22日因除盐水不足被迫停炉停机， 122月28日7：448#11炉扬火火，期间间因网电电停电造造成无厂厂用电数数次，117：555并网网成功。2010年1月1日19：26解列停机，期间负荷最高为3.4MW（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