15MW汽轮机调试报告
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遥控器外壳
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⼯程有限公司
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1、概述
汽轮机调节、保安系统的静态调试
3、汽轮机整组启动调试
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15 MW
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 ℃
氧气过滤器
（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
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/min
1.1.4 危急遮断机动作转速3300～3360 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/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汽缸高增益天线
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。机控网
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
银膜
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
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℃，
太阳影子定位技术凝结器真空-0.062mpa
胀差-0.36mm
汽轮机转速500r/min, 单位：um
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
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
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
豫公网安备41160202000603
站长QQ:729038198
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