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超超临界1000MW汽轮机组设备系统简介：汽轮机作用：汽轮机（steam turbine）又称蒸汽透平。是以水蒸汽为工质的旋转式热能动力机械，它接受锅炉送来的蒸汽，将蒸汽的热能转换为机械能，驱动发电机发电。 汽轮机具有单机功率大、效率高、运行平稳、单位功率制造成本低和使用寿命长等优点。主要用作发电用的原动机，也可直接驱动各种泵、风机、压缩机和船舶螺旋桨等。还可以利用汽轮机的排汽或中间抽汽满足生产和生活上的供热需要 。汽轮机分类：1、工作原理：冲动式：蒸汽只在喷嘴(nozzle )中膨胀，在动叶（blade ）中不膨胀。国产200MW和哈汽、东汽1000MW机组。反动式：蒸汽在喷嘴和动叶中都膨胀。部分进口300MW和玉环1000MW机组（上汽）。2、工作参数（新蒸汽压力）：低压：新蒸汽压力为1.2 MPa 2MPa；中压：新蒸汽压力为2.1 MPa 8MPa；高压：新蒸汽压力为8.1 MPa 12.5MPa；超高压：新蒸汽压力为12.6 MPa 15.1MPa；亚临界：新蒸汽压力为15.1 MPa 22MPa；超临界：新蒸汽压力为22.12 25MPa； 超超临界：新蒸汽压力为25MPa以上。 3、热力特性：凝汽式：全部排汽进入凝汽器，为纯凝汽式汽轮机。 回热抽汽式：将汽轮机中做过部分功的蒸汽抽出用来加热给水。 中间再热式：新蒸汽在汽轮机前几级作功后，全部引至加热装置再次加热到某一温度，然后再回到汽轮机继续作功。 背压式：排汽压力高于大气压力的汽轮机。 调节抽汽式：部分蒸汽在一种或两种给定压力下抽出对外供热，其余蒸汽作功后仍排入凝汽器。 4、其它分类：大轴：单轴、双轴。汽缸：单缸、双缸、多缸。排汽缸：单排汽、双排汽、多排汽。汽轮机发展：1882年，瑞典工程师拉瓦尔（Laval ）制成了世界上第一台5马力(3.67千瓦)的单级冲动式汽轮机。速度级：又称双列调节级（汽轮机的第一级称调节级）。20世纪初，由美国人柯蒂斯（Curtis ）发明，所以又称柯蒂斯级（Curtis stage）。速度级一般有两列动叶，在第一列动叶后在汽缸上装有导向叶片，将汽流导向第二列动叶。早期速度级只用于中小型汽轮机的第一级上。优点是能有效降低汽轮机转子长度，缺点是效率低。20世纪初，电站汽轮机单机功率已达10MW。20年代时单机功率发展到60MW。30年代初发展到200MW的汽轮机。50年代，随着战后经济发展，单机功率又逐渐发展到600MW。60年代制成了1000MW汽轮机（双轴）。70年代，制成了1300MW汽轮机（双轴）。 发展方向：其一：整体燃气联合循环（IGCC）和增压流化床燃烧技术（PFBC）。其二：超临界（SC）和超超临界(USC)蒸汽压力大于25MPa、温度高于580、单轴、一次中间再热、高效环保（热效率大于45%、脱硫、脱硝、除尘）、大功率（1000MW及以上）。发展之最：单机最大：1300MW，美国，1972年，共9台，双轴，超临界，24.2MPa、538/538，锅炉：B&W，汽机：ABB。1200MW，苏联，1978年，只1台，单轴，超临界，23.5MPa、540/540。参数最高：325MW，美国，1959年，超超临界，34.5MPa、649/565/565。效率最高（49%）：410MW，丹麦，超超临界，30.5MPa、582/600。1000MW超超临界机组现状：目前，世界上共有18台（单、双轴）投入运行，其中日本9台（单轴2台、双轴7台）、德国1台（单轴）、中国8台（华能浙江玉环4台、华电山东邹县2台、国电江苏泰州2台 ，全部为单轴）。1000MW机组也是目前中国单机容量最大的火电机组。国内1000MW汽轮机生产厂家：上海汽轮机厂（ABB、WH、 SIEMENS）哈尔滨汽轮机厂（ TOSHIBA）东方汽轮机厂（ HITACHI ）汽轮机组效率：提高汽轮机组热效率的方法：1. 提高蒸汽初参数。2. 降低蒸汽终参数。3. 采用回热循环和再热系统。4. 常规亚临界机组的典型参数：16.7MPa、538/538，其发电热效率约为38%。5. 常规超临界机组的典型参数：24.1MPa、538/538，其发电热效率约为41%。6. 超超临界机组的参数：2531MPa、580600，其发电热效率比常规超临界机组高4%以上。在超超临界参数范围内：主蒸汽压力提高1MPa，机组热耗率约下降0.130.15%。主蒸汽温度每提高10 ，机组热耗率约下降0.250.30%。再热蒸汽温度每提高10 ，机组热耗率约下降0.150.20%。采用二次再热，机组热耗率约下降1.41.6%。目前世界上采用二次再热的超超临界机组：美国3台、日本2台、丹麦2台采用二次再热的缺点：机组结构、系统复杂化。造价高，初投资增加。大容量机组的优点：效率高。单位造价低。建筑占地少、建设周期短。电厂人员少、维护费用低。造价：火电造价4000元/千瓦。核电造价1300美元/千瓦。风电造价8000元/千瓦。水电造价700010000元/千瓦。机组容量：决定机组容量上限的因素：关键技术问题（设计,etc.）。材料强度（外购）。汽轮机末级排汽面积和湿度。（单轴）转子长度。加工制造能力。运输（内陆电厂，只能铁路运输），双轴不存在运输问题。电网（accepted ）。汽轮机末级排汽面积和湿度：增加排汽面积的途径有二：一是增大末级叶片的长度，使单个排汽口的面积增加；一是增加低压缸的数量，使排汽口数量增多。目前末级叶片的长度最大为1430mm。目前大容量单轴汽轮机的排汽口不超过6个。汽轮机末级的湿度不应超过12%。华能玉环1000MW汽轮机本体简介：主厂房结构：主厂房布置采用四列式布置方案，布置顺序依次为汽机房除氧间 煤仓间 锅炉房，炉后依次布置：电除尘器 引风机 烟囱。汽机房运转层和夹层采用大平台布置，两机之间设中间检修场地，汽轮发电机组采取纵向顺列布置，机头朝向固定端。主厂房的柱距为10m。汽机房跨度为34m，汽轮发电机机组中心距A列柱15m。汽机房分三层：底层（0.0米），中间层（8.6米），运转层（17.0米）。汽轮发电机基座为岛式布置，给水泵汽轮机采用弹簧基座。 汽机房零米层：汽机房的零米层从固定端向扩建端顺次布置：电气配电室、闭式冷却水泵、闭式水热交换器、疏水扩容器、水室真空泵、凝汽器、轴封冷却器及轴封风机、凝结水泵、真空泵、定子水冷却装置、发电机密封油装置、精处理装置及再生装置。汽机房中间层：在汽轮机的机座前端布置有汽轮机润滑油系统的油箱、油泵、油冷却器等设备，主机润滑油系统布置在单独的房间内，在17米运转层的相应位置留有起吊孔，平时铺钢板。给水泵汽轮机油装置布置在小机基座上。高压旁路在汽机基座左前方。两台凝汽器喉部分别布置7号和8号低压加热器，抽芯朝向C排。靠A排柱一侧布置低压旁路装置及其排入凝汽器的管道，发电机封闭母线从A排柱侧引出。在靠近B排柱一侧，给水泵汽轮机排汽口下部布置相应的排汽管道和排汽蝶阀。中间层还布置轴封系统控制阀门站等。汽机房运转层：运转层为大平台结构，每台机组配置的两台汽动给水泵组及电动给水泵组纵向布置在靠近B排柱侧。小汽机排汽口向下，排汽至主机凝汽器。除氧间：跨距为10.0m，共五层，即底层（0.0m，布置化学加药站、凝结水输送泵、低加疏水泵、低加疏水冷却器等设备）、中间层（标高8.6m，布置2台#2高压加热器、#6低压加热器）、运转层（17.0m，布置2台#1高压加热器、#5低压加热器）、3高加层（标高25.0m ，布置2台#3高压加热器、闭式冷却水膨胀水箱布置在25.0米层上。 ）、除氧层（标高34.5m，布置除氧器及储水箱）。热力系统特点：除辅助蒸汽系统按母管制设计外，其余热力系统均采用单元制。热力循环采用八级回热抽汽系统，设有2（即双列）3台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器和一台疏水加热器。主蒸汽、再热蒸汽系统：主蒸汽管道和热再热蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱的两侧引出，平行接到汽轮机前，分别接入高压缸和中压缸左右侧主汽关断阀和再热关断阀，在汽轮机入口前设压力平衡连通管。冷再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，在机头处汇成一根总管，到锅炉前再分成两根支管分别接入再热器入口联箱。这样既可以减少由于锅炉两侧热偏差和管道布置差异所引起的蒸汽温度和压力的偏差，有利于机组的安全运行，同时还可以选择合适的管道规格，节省管道投资。过热器出口及再热器的进、出口管道上设有水压试验隔离装置，锅炉侧管系可做隔离水压试验。主蒸汽管道上不设流量测量装置，主蒸汽流量通过设在锅炉一级过热器和二级过热器之间的流量装置来测量。旁路系统：高压和低压两级串联旁路系统。旁路容量为40%BMCR。高压旁路从汽机入口前主蒸汽联络管接出，经减压、减温后接至再热（冷段）蒸汽管道，高压旁路的减温水取自汽动给水泵和电动给水泵出口的给水系统。低压旁路从汽机中压缸入口前再热蒸汽两根支管分别接出，经减压、减温后接入凝汽器。减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。高、低压旁路包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统中设置预热管，保证高、低压旁路蒸汽管道在机组运行时始终处于热备用状态。抽汽系统1：机组采用八段非调整抽汽。一、二、三段抽汽分别供给2x3台高压加热器；四段抽汽供汽至除氧器、给水泵汽轮机和辅助蒸汽系统等；五、六、七、八段抽汽分别供给四台低压加热器用汽。为防止汽机超速，除了最后两段抽汽管道外，其余的抽汽管上均装设强制关闭自动逆止阀（气动控制）。四段抽汽管道上由于连接有众多的设备，在机组启动、低负荷运行、汽轮机突然甩负荷或停机时，其它汽源的蒸汽有可能串入四段抽汽管道，造成汽轮机超速，因此设有双重气动逆止阀。汽机的各段抽汽，除了最后两级抽汽外，均装设具有快关功能的电动隔离阀作为汽轮机防进水保护的主要手段。隔离阀的位置位于抽汽逆止阀之前。在各抽汽管道的顶部和底部分别装有热电偶，作为防进水保护的预报警，便于运行人员预先判断事故的可能性。抽汽系统2：四段抽汽去除氧器管道上安装一个电动隔离阀和一个逆止阀。除氧器还接有从辅助蒸汽系统来的蒸汽，用作启动加热和低负荷稳压及防止前置泵汽蚀的压力跟踪。给水泵汽轮机的正常工作汽源从四段抽汽管道上引出，装设有电动隔离阀和逆止阀。给水泵汽轮机排汽口垂直向下，排汽管上设置一组水平布置的压力平衡式膨胀节，给水泵汽轮机汽缸上设有一个薄膜泄压阀，以保护给水泵汽轮机及排汽管。排汽管上还设一个电动蝶阀，安装在紧靠凝汽器的接口处，便于给水泵汽轮机隔离检修。汽机最后两段抽汽，因加热器位于凝汽器喉部，未装设阀门，四根七段抽汽管和四根八段抽汽管均布置在凝汽器内部，管道由凝汽器制造厂设计供货。在抽汽系统的各级抽汽管道的电动隔离阀前后和逆止阀后，以及管道的最低点，分别设置疏水点，以保证在机组启动、停机和加热器发生故障时，系统中不积水。各疏水管道单独接至凝汽器。给水系统：系统设置两台50容量的汽动给水泵和1台25容量的电动启动/备用给水泵。每台汽动给水泵配置1台同轴给水前置泵。电动给水泵采用调速给水泵，配有1台与主泵用同一电机拖动的前置泵和液力偶合器。在一台汽动给水泵故障时，电动给水泵和另一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机83%铭牌负荷的需要。系统设2(即双列) 3台全容量、卧式、双流程高压加热器。每列三台高加给水采用电动关断大旁路系统。当任一台高加故障时，同列三台高加同时从系统中退出，给水能快速切换到该列给水旁路，此时运行的1列高加可通过60%65%的给水流量。机组在双列高加均解列时仍能带额定负荷。这样可以保证在事故状态机组仍能满足运行要求。给水泵出口设有最小流量再循环管道，以确保在机组启动或低负荷工况流经泵的流量大于其允许的最小流量，保证泵的运行安全。每根再循环管道都单独接至除氧器水箱。凝结水系统1：凝结水系统采用中压凝结水精处理系统。凝汽器热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、汽封冷却器、疏水冷却器和四台低压加热器后进入除氧器。系统采用2100%容量的凝结水泵。泵进口管道上设置电动隔阀、滤网及膨胀节，出口管道上设置逆止阀和电动隔离阀。进出口的电动阀门有闭锁，以防止凝泵在进出口阀门关闭状态下运行。系统设置1台汽封冷却器、疏水冷却器和4台表面式低压加热器和1台喷雾淋水盘式除氧器及其除氧水箱。汽封冷却器、疏水冷却器设有单独的100容量的电动旁路；#5、6低压加热器为卧式、双流程型式，#7、8低压加热器采用独立式单壳体结构，置于凝汽器喉部与凝汽器成为一体，4台低加均采用电动隔离阀的小旁路系统，以减少除氧器过负荷运行的可能性。凝结水系统2：每台机组设有一台500m3的储水箱，在正常运行时向凝汽器热井补水和回收热井高水位时的回水，以及提供化学补充水；机组启动期间向凝结水系统及闭式循环冷却水系统提供启动注水。储水箱水源来自化学水处理室来的除盐水。每台储水箱配备二台100%容量的凝结水输送泵（互为备用），主要用于启动时向热力系统、锅炉、闭式循环冷却水系统注水。泵入口设有滤网和手动隔膜阀，泵出口设有逆止阀和手动隔膜阀，在泵出口与逆止阀间接出最小流量再循环管路。此外，该泵设有由一逆止阀和一手动隔膜阀组成的旁路，机组正常运行时通过该旁路靠储水箱和凝汽器真空之间的压差向凝汽器补水。当真空直接补水不能满足时，开启凝结水输送泵向凝汽器补水。凝汽器补水控制装置设置两路：一路为正常运行补水，另一路为启动时凝结水不合格放水时的大流量补水。加热器疏水系统：每列高加的疏水均采用逐级串联疏水方式，即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器，#3高加的疏水至除氧器；#5低加正常疏水接至#6低加，然后通过疏水泵引至#6低压加热器前凝结水管道。#7、#8低加正常疏水分别接至疏水冷却器，疏水冷却器疏水接至凝汽器。除了正常疏水外，各加热器还设有危急疏水管路。每个加热器的疏水管路上均设有疏水调节阀，汽封冷却器的疏水经U形水封管进入凝汽器。循环水及冷却水系统1：循环水流程：取水口（15m等深线附近海域）隧道循环水泵供水管道凝汽器排水管道虹吸井排水沟排水口（ 5m等深线海域）。两根来自厂房外的循环水管道先后经低压凝汽器和高压凝汽器排入厂房外的循环水管。在低压凝汽器水侧进口和高压凝汽器水侧出口的循环水管道上设有电动蝶阀，以便隔离凝汽器。凝汽器管子采用钛管。由于当地海水的含砂量较高，所以无胶球清洗装置。冷却水系统采用除盐水作为冷却介质，可减少对设备的污染和腐蚀，使设备具有较高传热效率。同时又可防止流道阻塞，提高各主、辅设备运行的安全性和可靠性，大大减小设备的维修工作量。循环水及冷却水系统2：系统设100%容量的闭式循环冷却水泵和100%容量的全钛水水热交换器两套，在正常情况下，一套运行一套备用，在夏季当海水温度高时，可二套同时运行，以满足要求。系统设有一只高位布置的膨胀水箱，其作用是对系统起到稳定压力，消除流量波动和吸收水的热膨胀等作用，并且给冷却水泵提供足够的净正吸水头。闭式循环冷却水系统的补水和启动前对系统的充水都通过膨胀水箱进行。在运行时，膨胀水箱的水位由补水调节阀进行控制，补水自凝结水系统中凝结水精处理设备出口接出。启动前系统的充水来自凝结水储水箱，由凝结水输送泵输入。抽真空系统：凝汽器汽侧抽真空系统设置3套50%容量的水环式真空泵。真空泵与低压凝汽器壳体连接，在凝汽器内部高压抽真空系统连接到低压抽真空系统。正常运行时，一套真空泵作为备用。主要辅助设备：凝汽器(Condenser)：凝汽器采用双背压、双壳体、单流程、表面冷却式。底部采用轴承支座支撑，上部与低压缸排汽口之间的连接采用刚性连接。由于冷却介质为海水，因此凝汽器传热管采用钛管，管板采用复合钛板，水室采用衬胶保护以防海水腐蚀。管子与管板连接方式为胀接加密封焊。凝汽器单侧运行时，机组能带75%额定负荷。凝汽器内设置汽轮机旁路三级减温减压装置。凝汽器主要数据：凝汽器总有效面积：49000m2(11220)抽空气区有效面积：2061m2流程数/壳体数：单/双(双/3)循环水流量：31.06 m3/s(6.94m3/s)VWO工况循环水温升：8.661 凝汽器设计端差：6.322/5.58 循环倍率(VWO工况)：64.55凝汽器净重：960,000 kg凝汽器重量（运行时）：2,350,000kg （满水时）：3,890,000 kg高压加热器(HP Heater)：机组配置23台50%容量、卧式高压加热器。每台加热器均按双流程设计，由过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三个传热区段组成，为全焊接结构。高压加热器按汽轮机最大连续出力(TMCR)工况作为容量设计选择的基础，并留有裕度。同时加热器在堵管5%的情况下仍不影响其热力性能，并且在性能上适应汽轮机组变工况运行的要求。低压加热器 (LP Heater)：机组配置4台低压加热器，按双流程设计。其中#7、#8为独立式设计，置于凝汽器接颈部位；#5、#6两台低压加热器采用卧式U形管， #5加热器由蒸汽凝结段和疏水冷却段二个传热区段组成，#6加热器由蒸汽凝结段组成。壳体均为全焊接结构，传热管采用不锈钢材料。低压加热器及疏水冷却器按汽轮机组TMCR工况下的热平衡作为容量设计的基础，并留有裕度。在堵管5%的情况下仍不影响其热力性能，在性能上适应汽轮机组变工况运行的要求。除氧器(Dearator) ：除氧器按汽轮机TMCR工况下的参数容量设计，并能满足汽轮机阀门全开工况（VWO）的运行要求。除氧器最大出力不应小于BMCR蒸发量105%时所需给水量。除氧器采用卧式，直接布置在水箱上，采用喷雾除氧（恒速喷嘴）和深度除氧两段除氧。除氧器滑压运行，即除氧器的工作压力随汽轮机4段抽汽压力的变化而变化。当4段抽汽的压力低至一定数值时，自动切换至辅助蒸汽。除氧器也能适应定压运行方式。除氧水箱有效容积为280m3，能满足锅炉最大蒸发量5.7分钟给水消耗量。除氧水箱内设置再沸腾管。给水泵（BFWP:Boiler Feed Water Pump)：给水泵配置为250%容量汽动泵和125%BMCR容量电动泵方案。汽动泵的前置泵由给水泵汽轮机驱动，电动泵的前置泵与电动泵采用同一电动机驱动。给水泵汽轮机为单缸、双流、凝汽式，汽源采用具有高、低压双路进汽的切换进汽方式，正常运行时，由主汽轮机的四段抽汽（至除氧器的抽汽）供给，启动和低负荷时由冷段蒸汽系统供给，调试时由辅助蒸汽系统供给，同时辅助蒸汽系统也可满足给水泵汽轮机启动要求。给水泵汽轮机排汽向下直接排入凝汽器。每台给水泵汽轮机各自设有一套润滑和控制油系统。凝结水泵CP(Condensate Pump)：凝结水泵为2台100%容量的立式筒型泵（瑞士苏尔寿公司生产的电动、立式、多级、筒型离心泵）。全容量凝泵的容量满足汽机VWO工况下的凝结水流量，再加上10%的裕量，且能适应机组变工况运行的要求。循环水泵CWP(Circulating Water Pump)：泵：250。固定叶片立式混流泵。壳体和叶片采用双相不锈钢，泵轴承采用碳化硅轴承。德国KSB泵，TOSHIBA电机，流量16.1m/s ，压头21.89mH2O，转速297 rpm，效率88%。泵出口液控蝶阀：与泵联锁启闭，采用二阶段关闭方式工作，既避免大量倒灌水，又不产生水锤现象。真空泵VP（Vacuum Pump）：3台50%容量的水环式真空泵，转速：495r/min。正常运行时，一台真空泵作为备用。水环式真空泵在低真空时抽气能力很大，故在机组启动时可快速建立所需真空。水环式真空泵运行方便可靠，不易损坏，噪音低，耗电量小，不需另设供水泵或汽源。但价格较贵，而且真空越高，抽气能力越小。旁路系统（By-pass）的作用：改善机组启动性能，缩短启动时间。汽机甩部分负荷或甩全负荷时，可迅速平衡锅炉和汽机之间的不平衡汽量，保护再热器。回收工质和部分热量，减少噪音。热力系统的主要经济指标：汽轮发电机组保证热耗(TMCR工况) 7316kJ/kWh锅炉保证效率(汽机额定工况) 93.65% 汽轮机内效率：92.03%（高：90.39、中：93.31、低：88.24/89.89）管道效率98 %发电热效率45.16 %供电热效率42.22 %发电标准煤耗272g/kWh供电标准煤耗290.9g/kWh厂用电率6.5 %本体介绍：该汽轮机的整个流通部分由四个汽缸组成，即一个高压缸、一个双流中压缸和两个双流低压缸。对应四个汽缸的转子由五个径向轴承支承，并通过刚性联轴器将四个转子连为一体，汽轮机低压转子通过刚性联轴器与发电机转子相连 。该汽轮机采用节流调节，高压缸进口设有两个高压主汽门和两个高压调节门，高压缸排汽经过再热器再热后，通过中压缸进口的两个中压主汽门和两个中压调门进入中压缸，中压缸排汽通过连通管进入两个低压缸继续作功后分别排入两个凝汽器。机组布置特点：机组型式为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽反动式汽轮机。高、中压缸及低压内缸由猫爪支撑于前后轴承座上。阀门布置于汽缸两侧，与汽缸直接连接，无导汽管。单连通管导汽进低压缸。低压外缸直接座于凝汽器上，与基础不直接接触。转子由单轴承支撑，结构紧凑，并能减少基础变形对轴承载荷及轴系对中的影响。机组总长29m,比同等级的其他机组缩短约810m。主要技术规范：型号：N1000-26.25/600/600（TC4F）。型式：超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽反动式。进汽参数：26.25MPa/600/600TMCR背压：4.4/5.39 kPaTMCR功率：1000MW（ VWO ：1050）TMCR热耗率：7316kJ/kwh（ VWO ：7368）TMCR主汽流量：2733t/h（ VWO ：2953）TMCR再热汽流量：2274t/h （ VWO ：2446）TMCR给水温度：293（ VWO ：298）汽轮机内效率：92.03%（高：90.39、中：93.31、低：88.24/89.89）级数：14+213+226=64外型尺寸：2910.47.75m（长宽高）配汽方式：全周进汽汽轮机国际通用型号：TC4F-48（CC4F-48） T：Tandom串座双人自行车C：cross-compound C：Condensate4F：4-Flow48： 48指末级叶片高度为48英寸，即1219.2mm 英寸：或【吋】，简写为【in】或【“】。“吋”为近代新造字，念作“英寸”，大陆于1977年废除（台湾与香港“吋”仍在使用）。1 英寸= 2.54 cm。汽轮机工况：TRL工况： TRL 是Turbine Rated Load的词头缩写，即铭牌功率、铭牌出力、额定功率。 指汽轮机在额定主蒸汽和再热蒸汽参数工况下，排汽压力为11.8kPa(a)、补水率为3%，能在发电机接线端输出供方所保证的功率。如果背压升高到夏季的平均值，仍要发出设计功率，进汽量就要增加，这就又有了一个边界条件，重新计算得到TRL工况，所以TRL也称夏季工况。 TMCR工况： TMCR 是Turbine Maximum Continue Rate的词头缩写，即汽轮机最大连续出力。指汽轮机在TRL工况下的进汽量、额定主蒸汽和再热蒸汽参数工况下，排汽压力为THA 工况下数值【4.9kPa（a）】、补水率为0%，机组能保证达到的功率。 VWO工况： VWO 是Valve Wide Open 的词头缩写，即汽机最大连续出力。指汽轮机在调节汽阀全开时（最大进汽量），在额定主蒸汽和再热蒸汽参数工况下，排汽压力为4.9kPa(a)、补水率为0%，机组能达到的功率。THA工况： THA是Turbine Heat Acceptance的词头缩写，汽轮机热耗率验收（保证或考核）工况。 当机组功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，已扣除各项所消耗的功率）为铭牌功率时，除进汽量以外其它条件同TMCR工况时称为机组热耗率验收工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。独特的液压盘车设备：（Hydraulic Turning Gear ）盘车设备安装于前轴承座前，采用液压马达进行驱动，工作油压力145bar。盘车装置是自动啮合型的，能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，盘车转速为60转/分。盘车装置配有超速离合器，能做到在汽轮机冲转达到一定转速后自动退出，并能在停机时自动投入。盘车装置与顶轴油系统、发电机密封油系统间设联锁。高压缸结构特点：高压缸采用双层缸设计。外缸为桶形设计，由垂直径向中分面分为进汽缸和排汽缸。内缸为垂直纵向平分面结构。由于缸体旋转对称，使得机组在启动停机或快速变负荷时缸体的温度梯度很小，热应力保持在一个很低的水平。 内缸为垂直纵向平分面结构，中分面螺栓应力也很小，安全可靠性高。高压缸整体发运。高效率单流程高压缸：高压通流部分采用小直径多级数的设计原则。单流程叶片级通流面积比双流程要增加一倍，叶片端损大幅度下降。全部采用“T”型叶根、漏汽损失小。独特的高压第一级设计：第一级低反动度20%，降低转子温度。切向进汽、斜置静叶、效率高。全周进汽、无附加汽隙激振。大的动静间隙有利防冲蚀。滑压运行低负荷效率高。滑压运行大幅降低第一级载荷，解决强度问题。主调门的独特连接：布置在汽缸两侧，切向进汽，损失小。无蒸汽管道，直接与汽缸相连。阀门与汽缸间采用大型螺纹连接，有利于大修拆装。阀门直接支撑在基础弹性支架，对汽缸附加作用力小。阀门采取小网眼、大面积的不锈钢永久性滤网。其特点是过滤网直径小，滤网刚性好，不易损坏。高效高中压通流结构：小直径、多级数。各级转子均有汽封。全部采用“T”型叶根、漏汽损失小。中压缸结构特点：中压缸采用双流程和双层缸设计。中压高温进汽仅局限于内缸的进汽部分。而中压外缸只承受中压排汽的较低压力和较低温度。这样汽缸的法兰部分就可以设计得较小。同时，外缸中的压力也降低了内缸法兰的负荷，因为内缸只要承受压差即可。内外缸双层结构，水平中分面分成上下半。中压外缸通过上猫爪搭在轴承座上，调阀端直接固定在二号轴承座上。轴承座与猫爪之间的滑动支承面均采用耐磨低摩擦合金。双分流形式，213级，中部两侧切向进汽，排汽口位于汽缸顶部中间位置。再热门与汽缸通过法兰连接，无导汽管，损失小，阀门直接支撑在基础弹性支架，对汽缸附加作用力小。 中压内外缸之间装有遮热板减少热辐射。中压缸整体发运。主、再热门的特点:主汽门及调门阀壳合为一体，结构紧凑，易于维护。再热门与汽缸通过法兰直接相连，无导汽管，损失小，阀门支撑于基础上，对汽缸附加力小。最优扩散口流道设计，压力损失小。阀门采用电液调节的油动机进行控制，弹簧关闭。阀门动态控制性能好。小网眼永久滤网，滤网刚性好，不易损坏。低压缸结构特点：低压缸采用二个双流设计。低压外缸由二个端板、二个侧板和一个上盖组成。外缸与轴承座分离，直接坐落于凝汽器上。它大大降低了运转层基础的负荷。低压内缸通过其前后各二个猫爪，搭在前后二个轴承座上，支撑整个内缸、持环及静叶的重量。 低压内缸两侧底部设有横向定位键槽与基础埋件相连接，防止低压内缸横向和周向移动。低压外缸现场焊接，和凝汽器刚性连接，减少了基础载荷。低压外缸通过轴封补偿器和端部汽封弹性连接，轴封补偿器可以吸收内外缸相对膨胀。从外缸伸入缸内的各部件也均采用补偿器进行连接。低压内缸和中低压连通管弹性连接。通过补偿器吸收径向差胀，连通管本身有补偿器吸收轴向差胀。低压内缸和连通管通过法兰螺栓相连。低压外缸和连通管现场焊接。低压缸布置方式单联通管，直径2000，与外缸柔性连接。低压缸双层缸双分流结构，汽缸沿水平中分面分为上下半，内外缸均为钢板焊接形式。外缸与轴承座分离，直接与凝汽器刚性连接，不与基础连接。低压除末级叶片为自由叶片外其他叶片均为自带围带叶片高效全新的反动式叶片：马刀型动、静叶片：所有的高中低叶片级（除末三级）均为弯扭的马刀型动、静叶片。较低反动度的叶片级。根据最佳的气动设计，已不是50%反动度的纯反动式叶片级，目前级的反动度控制在30%40%的水平。整体围带叶片、全切削加工；强度好、动应力低、抗高温蠕变性能好。不同反动度叶片级的组合：从气动力学角度，提出了变反动度的设计原则；即每一叶片级的反动度是不相等的。反动度是与叶片的几何尺寸、焓降、进出角特性对应的；变反动度的设计是以最佳的气流特性决定各级的反动度，而不是按统一的反动度去牺牲某些气动性能。不同反动度叶片级的组合将提高整个缸的通流效率。独特的末级叶片结构和激光硬化技术：末级静叶片采用空心叶片结构，在内部抽出水分。结构上有足够的疏水槽。相当大的轴向间隙，这是公认十分有效的防冲蚀措施。末端叶片采用抗腐蚀性能好的17-4PH材料。末级动叶片采用新型的激光表面硬化技术，这是西门子公司的一项特有技术，其特点在于最新的激光表面硬化技术。激光硬化的最大优点在于在表面形成压应力不但不会降低（一般下降20%-50%），反而有利于提高材料的抗疲劳强度和抗应力腐蚀能力。1146低压转子：强化设计的自由叶片（free-standing steel blade）。叶轮直径1900mm。叶片高度1146mm。52个叶片。叶片材料17-4PH。 弯曲枞树型叶根(curved fir-tree root)。 弯曲静叶片(Stationary blade) （bowed blade）动叶片(rotating blade) 整体自带围带(integral shroud blade )（其它机型）。轴承布置与设计特点：除高压转子由2个径向轴承支撑外，其它转子均为单轴承支撑。推力轴承位于高压和中压转子之间，与#2径向轴承组成径向推力联合轴承。推力轴承为可倾瓦型式，径向轴承为椭圆轴承。高中压轴承为球面支撑，低压缸轴承为柱面支撑。轴承的承载力大，稳定性高。每个径向轴承均设顶轴油接口。机组的轴向尺寸紧凑。总的润滑油流量小，油泵耗功少。采用ISO VG 46高粘度润滑油。每个汽缸之间仅一个轴承，四个缸仅5个轴承。汽机轴向长度比其它型机组短810m 。ISO VG 46高粘度润滑油：ISO VG 46：是国际标准化粘度等级（ISO Viscosity Grade），温度在40 时油的粘度中心值为46mm2/s。常用汽轮机油为ISO VG 32、46、68等。轴系结构稳定性：单流程高压缸轴向跨度小，转子刚性好。全周进汽的运行模式，消除了一大汽隙激振源。单轴承；轴承少、承压比大、稳定性较好。采用粘度较高的润滑油。各叶片级转子均有多道汽封。管道接口少、动静相对膨胀小。汽缸支撑结构及膨胀特点：5个轴承座均固定在基础上，不随静子的膨胀而移动。#2轴承座内装有径向推力联合轴承。高、中压缸搭在#2轴承座上的猫爪与其固定不动。机组的绝对死点及相对死点均在高中压之间的轴承座上。中压外缸与低压内缸间用推拉杆在猫爪处连接，同时轴承座与需滑动的汽缸猫爪之间的滑动支承面均采用耐磨低摩擦合金。有利于汽缸的轴向滑动，减少汽缸与转子间的相对膨胀。低压外缸直接连接在凝汽器上，不参与整个静子滑销系统的膨胀，大大降低了静子部件的膨胀推力。各转子均采用无中心孔整锻转子，刚性好，应力小。轴系为单轴承支撑；轴承少、承压比大、稳定性较好。转子与转子之间以超紧配液压拆装的联轴器螺栓连接，扭矩传输能力高，安装拆卸迅速、简便，对中精确。2号轴承座位于高压缸和中压缸之间，是整台机组滑销系统的死点。在2号轴承座内装有径向推力联合轴承。因此，整个轴系以此为死点向两头膨胀；而高压缸和中压缸的猫爪在2号轴承座处也是固定的。因此，高压外缸受热后也是以2号轴承座为死点只向机头方向膨胀。中压外缸与中压转子的温差远远小于低压外缸与低压转子的温差。因此，这样的滑销系统在运行中通流部分动静之间的差胀比较小，有利于机组快速启动。补汽技术：玉环汽轮机整体结构特点基本与外高桥900MW汽轮机相同，所不同的是玉环汽轮机采用了补汽技术。补汽技术是西门子公司特有的技术，是从某一工况（玉环工程在TMCR工况）开始从主汽阀后、主调阀前引出一些新蒸汽（额定进汽量的510%，玉环工程约为8%），经补汽阀节流降低参数（蒸汽温度约降低30）后进入高压第五级动叶后空间，主流与这股蒸汽混合后在以后各级继续膨胀做功的一种措施。补汽技术提高了汽轮机的过载和调频能力，它使全周进汽机型的安全可靠性、经济性全面超过喷嘴调节机型。西门子供国内的阳城电厂6台350MW机组就采用了补汽技术。与补汽阀相关的高压缸结构：在高压外缸与内缸之间有一个封闭腔室，该腔室通过高压内缸上的径向孔与高压通流部分第五级动叶出口相通，因此该腔室的压力相当于高压通流部分第五级动叶的出口压力。由补汽阀来的蒸汽经过该腔室再流入高压通流部分。由于该腔室的压力和温度要低于主蒸汽压力和温度，因此，对于高压汽缸是非常有利的。补汽调节阀技术特点：在原主汽门后、调门前引出一个管道，接入一个补汽阀，该补汽阀的结构与主调门相同，位于高压缸下部。补汽阀的存在使滑压运行机组在额定流量下，进汽压力达到额定值，避免了全周进汽滑压运行模式没有用足蒸汽压力的能力。机组在实际运行时，不必通过主调门的节流就具备调频功能，可以避免节流损失，而且调频反应速度快，同时可以减少锅炉的压力波动。等焓节流,降低温度同时还可起到冷却高压汽缸作用。补汽阀：补汽阀的结构类同于所提供的其它进汽调节阀，它是一只单阀座的阀门，位于高压缸下部。蒸汽从二根主调门中间的支管连接到补汽阀，然后经过补汽阀再从高压缸下部的供汽管道进入高压缸。 补汽阀的特点：l电液控制调节阀l由弹簧安全关闭补汽的工作原理补汽阀在主调节阀门开足的情况下，由该阀向机组供汽。玉环机组该阀的流量约占最大汽量的8%左右。 由于从TMCR工况起，补汽阀才开始进汽，因此又可称为过载调节阀。 该阀实际上是一个在主汽门后与主调门并列而引出的调节阀，阀门布置在汽缸下部。阀门接入高压第五级后，根据等焓节流原理，蒸汽进入第五级处的温度将降低约30度，使得补汽阀的蒸汽与主流蒸汽的温差明显缩小。加上该汽流与主汽流来源相同，焓相同，因此补汽与主汽的温差在所有工况下均是稳定的，汽缸不存在附加的热应力。补汽阀的主要功能：当汽轮机的最大进汽量与THA工况流量之比较大时，可采用补汽技术，将超出额定流量的部分由这个外置的补汽调节阀提供；此时主调节阀在额定流量下就可设计成全开，从而提高额定负荷以下所有工况的效率。以玉环机组为例,机组热耗可至少下降40kJ/kWh 。 对超超临界高温汽轮机，补汽还能起到对汽缸的冷却作用。该阀通过保持一定的漏汽，充分利用补汽温度始终低于主蒸汽30度的特点，对汽缸起到冷却作用。这个额外的得益有利于提高高温部件的可靠性。 整体特点：结构特点：单轴、HMN组合机型。反动式汽轮机，变反动度。无调节级，第一级斜置静叶，切向进汽独特的汽缸结构（高缸单流圆筒型，中缸双流）和中缸进排汽方式（2个侧面进汽口切向进汽和单个排汽口）。独特的末级叶片结构和技术。单轴承支撑（N+1），有效降低机组长度。主调门的独特连接方式（无导汽管）。独特的支撑和膨胀系统设计。高中低内缸通过猫爪支撑在轴承座上；轴承座支撑在基础上；低压外缸与凝汽器刚性连接；中压外缸与低压内缸以及低压内缸之间有推拉装置。高中压缸整体发运，缩短现场安装周期。超长的汽轮机大修周期（允许间隔时间96000小时）。独特的液压盘车装置。运行特点：全周进汽，节流调节。良好的启停（5分钟达到3000r/min，温态启动时间仅为55min）和变工况性能。补汽阀技术。汽缸空气快冷装置。正常运行为自密封，高中压汽封漏汽直接为低压汽封供汽，不需要减温装置。疏水阀功能组控制。辅助设备及系统特点：无主轴驱动的主油泵。真空泵、汽动给水泵、双压凝汽器、双列高加、加热器卧式布置。单独的冷却水系统。机组调节采用高压（16MPa）抗燃油系统。无胶球清洗装置。油管道采用套管式结构。旁路热备用。凝结水精处理装置。调节及保安系统概述一、汽轮机调节系统特性 ：1、汽轮机调节系统的任务：调节汽轮机的转速。调节汽轮机的负荷。参与电网的一次调频。2、要求静态和动态调节具有足够的稳定性。速度变动率（也称转速不等率）：代表汽轮机的静态调速特性，是汽轮机调节过程中一个重要参数，它是指汽轮机空负荷时所对应的最大转速和额定负荷时所对应的最小转速之差，与汽轮机额定转速之比，即 速度变动率与机组运行特性的关系：1. 机组间负荷的自动分配与一次调频：现代汽轮发电机组通常都是并网运行的。对并列运行的机组，当外界负荷变动引起电网频率变动时，电网中各机组的调速系统动作、负荷就自动增减，以适应外界负荷变化的需要。这种由调速系统自动控制机组负荷的增减，以减小频率变化幅度的方式，称为一次调频。对并列运行的机组，当外界负荷变化时，速度变动率小的机组负荷变动百分数大；而速度变动率大的机组负荷变化百分数小。因此，对于不同性质的机组应有不同的速度变动率,承担尖峰及变动负荷的机组,其速度变动率应较小些，取为34%；带基本负荷的机组，则速度变动率应大些，取46%，以便在电网频率变化时，仍尽量保持基本负荷不变。然而，随着电网容量的增大以及电网负荷峰谷差的扩大,大容量机组也需参加一次调频,故速度变动率已趋于选较小值。当汽轮机参与电网一次调频时，通常设定在4.55.5之间。一般希望将设计成连续可调，即视运行情况可进行调整。在机组处于空负荷区段以及额定负荷区段，取大一些，在中间负荷区段，可取相对小一些。在空负荷区段速度变动率取大一些，目的是为了提高机组在空负荷时的稳定性，以便机组顺利并网；在额定负荷区段，速度变动率取大一些，可使机组在经济负荷运行时稳定性较好。也不能太大，以免动态过程发生严重超速。 迟缓率在调速系统调节过程中,存在着迟缓现象,使得调速系统的静态特性线不再是一根,而是一条带状区域。通常用迟缓率来表示迟缓程度的大小：迟缓率表示在一定功率下，上行特性线与下行特性线之间的转速差n与额定转速n0之比的百分数。显然，迟缓率越大，则迟缓现象越严重。希望迟缓率越小越好。国际电工委员会建议大功率汽轮机调节系统的迟缓率0.06。 一次调频与二次调频概念：(1)一次调频是按并列运行机组的静态特性自动分配负荷，而二次调频要靠同步器人为地进行；DEH改变给定值。(2)并列运行的机组通常都参与一次调频，但一次调频通常不可能保持电网周波不变而只能减小周波变化的程度；(3)一次调频可以认为是暂态的。即当电网负荷变化后，二次调频来不及立即保证电网有功功率的供求平衡，暂时由一次调频来维持电网周波不致有过大变化而造成严重后果，当二次调频使周波恢复正常后,一次调频作用便消失。 汽轮机、锅炉的控制方式：(1)汽轮机跟随控制方式：当汽轮机定压运行时(图a)，外界负荷改变的讯号选送给锅炉,待锅炉出力改变使新汽压力改变后,汽轮机根据新汽压力的改变再相应改变负荷。这种方式可维持新汽压力不变，当新汽压力有微小改变时，压力调节器即改变调节阀的开度，使流量(功率)改变。当汽轮机滑压运行时，调节阀全开，功率(流量)将随新汽压力的增减而变化，如图(b)所示。这种控制方式因锅炉燃烧过程的迟滞将使机组功率的响应延滞。(2)锅炉跟随控制方式：汽轮机根据功率讯号增加负荷，此时蒸汽流量的增大使新汽压力降低，锅炉根据流量、压力的变化讯号控制燃烧调节系统,以维持新汽压力不变。这种控制方式的特点是暂时利用锅炉的蓄存能量以适应外界负荷的变化。当负荷变化较小时，能实现快速响应,可参加一次调频,但在负荷变化较大时,由于锅炉燃烧的迟滞时间较长，主蒸汽压力的变化较大。(3)机炉协调控制方式：这种控制方式综合了前两种控制方式的特点，将功率变化指令同时发给锅炉及汽轮机控制系统，对调节阀开度及锅炉燃烧进行同步调整，协调控制。其特点在于它一方面可利用锅炉蓄存能量，使汽轮机出力迅速作出调整；另一方面又可同时改变锅炉的出力，共同适应外界负荷变化的要求，使新汽压力波动较小。 二.汽轮机数字电液控制系统（DEH）：为了实现机炉协调控制要求：机、炉、电及与之有关的各工作系统在工况变化时，有及时、准确的监测手段，并迅速地发出相应的指令，使机、炉、电及有关系统能在新的工况下，协调、稳定地工作。采用电液调节方式是达到上述要求的最有效方法。汽轮机的数字电液控制系统（DEHC是Digital Electro-Hydraulic Control System 的缩写）是：汽轮机的数字电液控制系统（DEHC是Digital Electro-Hydraulic Control System 的缩写）是：采用电子元件和电气设备对机、炉、电及其有关的各工作系统的状态进行监视，以数字的方式传递信号、计算机分析判断、发出（电气的）控制指令，然后通过电液转换器（伺服阀、伺服放大器）将电气指令信号转换为液压执行机构能够执行的液压信号，达到完成控制操作的目的。DEH功能：监视功能、保安功能、控制功能、