600MW机组培训教材之汽轮机部分

1、600mw机组培训教材 汽轮机部分 600mw汽轮机培训教材2002年 第一版目 录第一章 汽轮机基本知识第二章 汽轮机本体系统第三章 汽轮机主要热力系统第四章 凝汽器及其辅助系统第五章 旁路系统第六章 辅助蒸汽系统第七章 汽缸快冷系统第八章 凝结水与给水系统第九章 开式水与闭式水系统第十章 汽轮机油系统第十一章 发电机冷却与密封系统第十二章 汽轮机启动与停运第十三章 汽轮机控制与保护系统第十四章 循泵房与综合泵房控制系统第十五章 循环水与综合水系统第十六章 消防系统附录a 机组危险点控制附录b 机组热工控制系统 第二篇 汽轮机部分第一章 汽轮机基本知识第一节 概述汽轮机（steam turb

2、ine）是由水蒸汽驱动作旋转运动的原动机，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。一.汽轮机发展简史1883年瑞典制造了第一台由喷嘴冲动的单级叶轮汽轮机，功率仅为3.67kw。1884年英国制成了7.46kw的多级反动式汽轮机。进入20世纪，世界上出现了多级冲动式汽轮机。这些便是现代大容量汽轮机的先驱。随着电力负荷的快速增长，汽轮机也得到了迅猛发展。在单机容量增大的同时，蒸汽参数也向亚临界、超临界、超超临界方向发展。目前世界上大机组的单机容量一般在500-800mw，最大单轴汽轮机为1200mw，双轴为1300mw，蒸汽压力一般为16.5-18mpa的亚临界或24mpa

3、的超临界，主汽温在538或566。大机组一般都配有完善的电液调节保安系统、汽轮机监视仪表和转子应力及寿命检测系统。中国1956年投运了自己制造的第一台6000kw汽轮机。目前已具备了设计、制造60万kw汽轮机的能力。亚临界机组作为近期的主力机组已逐步过渡到600 mw等级。从容量等级来说，国产超临界机组从600 mw起步，更大容量应考虑采用1 000 mw等级，对1 000 mw机组选用单轴方案在技术上是可行的，并有利降低机组造价。从机组参数来说，对首批国产化机组原考虑用24 mpa、538 /566 参数，由于材料技术的发展，国外超临界机组已出现逐步提高蒸汽参数的趋势。我国新研制超临界机组参

4、数应有所提高，如采用566 /566 。超超临界机组的参数已达30 mpa、610 /610 的水平，目标是1 000 mw等级机组，采用超超临界机组是当今世界火电机组一个新的动向。因此，在我国研制超临界机组的同时可着手开展超超临界机组的技术准备工作，同样要通过引进技术或合作制造的道路，先建设一座600 mw超超临界机组的示范电站，以掌握机组的设计技术和运行性能，采取超超临界机组的国产化紧跟超临界机组的国产化的技术路线，实现技术上的跨越。二.汽轮机技术的主要派系20世纪世界汽轮机制造业竞争激烈，发电用汽轮机仅留下了多级轴流的反动式和冲动式汽轮机。有代表性的是美国通用公司、西屋公司及欧洲的abb

5、公司。世界上许多有名的汽轮机制造厂家，均有长期独立发展的历史，也有不少是引进上述三家的制造技术。如制造冲动式汽轮机的除美国通用公司外，还有日本的toshiba 、hitachi，法国的alsthom、英国的通用公司等。中国大型汽轮机制造厂如哈尔滨、上海、东方等，除了继承前苏联、捷克的冲动式汽轮机制造技术外，也多方引进美国西屋、日本日立、法国alsthom等的技术。三.汽轮机的系统组成及运行特点汽轮机组主要包括汽轮机本体（转子、汽缸、滑销、盘车等）、凝汽器、抽汽回热系统、调节保安系统、监视仪表系统、汽水系统、油系统等。现代汽轮机及其辅助系统一般都采用了先进的监视、控制、保护系统，辅以少量的就地操

6、作，在控制室内即可实现机组的自动启停、系统投停、事故处理。不少机组还装设了专家分析与诊断系统，对机组的运行工况作出科学的分析预测并给出操作指导，以使其工作在最优化的经济状态。第二节 汽轮机主要技术名词与有关标准一、主要技术名词1. 热耗率：汽轮发电机组每生产1kwh电能所消耗的热量，它比较全面地反映汽轮发电机组的性能特性2. 汽耗率：汽轮发电机组每生产1kwh电能所消耗的蒸汽量，它是一项汽轮机系统性能的综合性经济技术指标。可用于发电厂热力系统的汽水平衡计算或同类型机组间的经济性比较。3. 汽轮机转子寿命：汽轮机从初次投运到转子表面出现第一条宏观裂纹的时间。4. 加热器端差：加热器正常疏水温度与

7、进水温度的差值称为下端差；加热器进汽压力下的饱和温度与出水温度的差值称为上端差。5. 凝汽器端差：凝汽器排汽压力所对应的饱和蒸汽温度与循环水出水温度的差值。6. 凝汽器过冷度：凝汽器排汽压力所对应的饱和蒸汽温度与凝结水温度的差值。7. 水击（水锤）：当液体在压力管道中流动时,由于意外原因(如阀门突然开启或关闭，或者水泵突然启动或停运及其它一些停运情况)造成液体流动速度突然改变，引起管道中的压力产生反复的、急剧的变化，这种现象叫做水击（水锤）。8. 水冲击：水或者冷蒸汽进入汽轮机造成水滴与高速旋转的叶片相撞击，导致推力轴承磨损、叶片损伤、汽缸和转子热应力裂纹、动静摩擦、高温金属部件永久性热变形，

8、以及由此而来的机组振动。水冲击是现代汽轮机发生较多且对设备损伤较严重的恶性事故之一。9. 浓缩倍率: 循环水浓缩倍率：循环水中氯根与补充水中氯根的比值。10. 循环水不结垢系数：循环水浓缩倍率-（循环水中钙离子与补充水中钙离子的比值）。11. 临界转数：是指当汽轮机升到一转速时，汽轮机转速与转子自振频率重合，汽轮机转子与轴承发生较为强烈的振动，而越过这一转速后，振动将大大减小至正常范围。这一转速称为临界转速。12. 最佳真空与极限真空：蒸汽在汽轮机末级叶片中膨胀达到最大值时，与之对应的真空称为极限真空；最佳真空是指真空提高后所多得到的电力与提高真空所消耗的电力之差为最大时的真空值。13. 半速

9、涡动与油膜振荡：当转子受力均匀的时候，转子中心在轴承中处于一个稳定的平衡位置。转子在绕转子中心点旋转的同时，转子中心点还围绕平衡位置沿某种轨迹运行，即为涡动。涡动频率约为转子转动频率的一半，又称半速涡动。当转子的半速涡动与转子轴系的临界转速相遇时，涡动振幅将急剧增大，即为油膜振荡。油膜振荡时振幅很大，将使油膜损坏而引起轴承损坏甚至轴系的损坏等严重事故。14. 转子扭振：当汽轮发电机的原动力与输出功率失衡时，将在转子两端产生一种促使扭转变化的力量，随着失衡的变化，扭转的幅度与方向也出现相应变化，即形成扭振。15. 汽蚀和汽化：工作泵进口叶轮处的介质压力低于介质温度所对应的饱和压力，从而引起一部分

10、介质蒸发，发生汽化；汽化后的介质进入压力较高的区域时，突然凝结，四周的介质就向凝结处迅速补充，造成压力急剧地高频变化，严重时会使附近金属表面局部剥落，发生汽蚀。16. 调速系统的静态和动态特性：汽轮机在稳定运行时，在调节系统的作用下，其转速变化与功率输出变化的对应关系被称为静态特性。转速变动率和迟缓率是衡量静态特性的两个重要指标。汽轮机在稳定运行中当负荷突然变化后所表现出来的过渡品质称为动态特性。一般着重把汽轮机突然甩去满负荷后所表现出来的转速飞升状态表征为汽轮机的动态特性。17. 一次调频和二次调频：当电网负荷变化引起电网频率变化时，并列运行的汽轮机按照各自的静态特性分担变化的负荷，使变化了

11、的电网频率有所恢复，这个过程称为一次调频，可在数秒内完成。但这时频率仍又偏差，可通过调整电网中的某些机组的调节系统，使电网输出功率超过负荷需求以使电网恢复到额定值。这一过程称为二次调频，可在数分钟内完成。18. 氢气的露点温度：氢气在等压下进行冷却时，其中水蒸汽开始凝结时的温度。二、汽轮机有关技术标准1. 汽轮机振动技术标准汽轮机的振动可由轴承和轴两个地方测得。在轴承上测量虽然较为简便，但所测振幅受到轴承刚性和油膜刚度的影响，往往不能正确反映转轴振动的大小。随着测振技术的改进，国内外均已生产并装备了直接测量轴振的仪表。我国现阶段同时规定了轴承和轴的振动标准：评价优良正常合格须找平衡允许短时运行

12、立即停机全振幅（um）轴承12.520253030-585050-63轴38647689102-127152振动一般有两个衡量标准：双振幅和振动速度。双振幅指的是转子往复运动全幅度的峰值。随着机组容量的增大，在振动分析中发现除了50hz的低频振动外，还存在高频振动谐波。高频谐波一般振幅较小，但加速度较大。因此国内外普遍认可以振动速度作为评价和考核机组的安全标准。振动速度的表达式为；具有各种频率的当量振动速度为：式中 a1、a2.an 为各谐振分量的振幅（单振幅）（m） 1、2.n 为相应振动的圆频率（rad/s）按以上标准，设备的振动速度分为四级：0.16、4、10、25mm/s。对于大型汽轮

13、发电机组振动速度的极限值规定为10mm/s。国际标准化组织iso提出振动烈度（即振动速度的有效值或均方根值vf）的评价值表：振动烈度（mm/s）0.460.711.211.802.804.607.1011.2018.028.071.0振幅（um）461016254060100160250600刚性支撑好满意不满意不允许挠性支撑好满意不满意可短期运行不允许应采取紧急措施2. 汽轮机汽水品质名称项 目控制指标（不同汽包压力下（mpa）3.8-5.85.9-12.612.7-15.615.7-18.3补给水硬度（umol/l）0000二氧化硅（ug/l)100202020电导率(us/cm)50.2

14、0.20.2给水硬度（umol/l）3.02.02.00溶氧（ug/l)15777铁（ug/l)50302020铜（ug/l)10555二氧化硅（ug/l)20联氨（ug/l)105010501050ph8.59.59.09.59.09.59.09.5油（mg/l)1.00.30.30.3炉水ph911910.5910910磷酸根（mg/l)515210280.53电导率(us/cm)805025二氧化硅（mg/l)2.00.450.25氯离子（mg/l)441蒸汽钠（ug/kg）15101010二氧化硅（ug/kg)20202020铁 (ug/kg)2020铜（ug/kg)55电导率(us/

15、cm)0.30.30.3凝结水硬度(umol/l)3.02.02.00溶解氧(ug/l)50504030电导率(us/cm)0.30.3钠（ug/l）1010二氧化硅（ug/l)15凝混出口硬度(umol/l)00电导率(us/cm)0.150.15钠（ug/l）55二氧化硅（ug/l)1515铁（ug/l)88铜（ug/l)33内冷水电导率(us/cm)5555ph7777铜（ug/l)2002002002003. 汽轮机润滑油新油质量标准序号项 目质 量 标 准备 注#20#301外 观透明透明2机械杂质无无3运动粘度(mm2/s)18-2228-32304开口闪点()1801805凝 点

16、()-15-156酸值(mg koh/g)0.030.037氧化酸值(mg koh/g)0.20.28氧化后沉淀物（%）0.10.19破乳化度(min)8810水溶性酸或碱无无11氢氧化钠试验（级）224. 汽轮机润滑油油质量标准序号项 目质 量 标 准监测方法或使用标准1外 观透 明外观目测2水 分无目测或ys-12-1-783运动粘度(mm2/s)小于或等于1.2新油标准gb265-75 ys-9-1-844闪 点()1.不比新油标准低72.不比前次测定值低8gb267-775机械杂质无gb511-77或外观目测6酸值(mg koh/g)0.2gb264-837液相锈蚀无 锈ys-21-1

17、-848破乳化度(min) 60ys-c-1-1-845.汽轮机抗燃油标准分析项目油质规格外状透明酸值mgkoh/g油0.2电阻率(w.cm)/粘度（mm2/s）（/ ）c/闪点（开式）（c）/机械杂质无水分(v/v%)0.1颗粒污染度(个/100油）/第三节 .邹县600mw汽轮机简介一、600mw汽轮机整体介绍邹县电厂三期工程安装有两台600mw燃煤汽轮发电机组，电力通过500kv输电线路送入山东电网。邹三工程为世界银行贷款与国内投资相结合的建设项目。汽轮发电机组由东方电站成套设备公司和日本株式会社日立制作所合作设计生产；热控设备采用wdpf-ii型分散控制系统，由美国西屋公司提供。汽轮机

18、为亚临界、中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式，设计额定功率为600mw，最大连续出力658mw。汽机采用高中压缸合缸结构，低压缸为双流反向布置。本体设有内部法兰螺栓加热、冷却系统。汽轮发电机组轴系中除#1、2轴承采用可倾瓦式轴承外，其余均采用椭圆形轴承。各轴承上瓦的x、y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温装置。推力轴承位于高中压缸和低a缸之间的#2轴承座，采用倾斜平面式双推力盘结构。高中压缸的膨胀死点位于#2轴承座，低a缸、低b缸的膨胀死点分别位于各自的中心附近。死点处的横键限制汽缸的轴向位移。同时，在前轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键，引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制其横向跑偏。汽机

19、给水系统设计有2台50%容量的汽动变速给水泵和一台30%容量的电动定速给水泵作为备用。小机设计有高低压两路汽源，自动内切换，并可采用辅汽冲转。小机排汽至主机凝汽器。凝汽器设计为双壳体、双背压、单流程，可在机组最大出力、循环冷却水温33，背压不大于8.7/10.9 kpa工况下长期运行。循环水系统为闭式循环。厂外供水按全厂2400mw容量半年地下水、半年地表水进行设计。主机控制油系统采用高压抗燃油，与润滑油系统完全分开，提高了调速系统动作的快速性、可靠性、灵活性。机组设计为中压缸启动方式。旁路系统不能投入时，也可用高压缸方式，但冲转时应注意高排逆止门的摆动情况。旁路系统采用二级串联的启动旁路，容

20、量为300t/h，只能满足机组启动需要，不具备保护功能。机组甩负荷时，不能实现停机不停炉。三期工程的热控自动化设备按“安全可靠，中等实用”的原则进行配置，采用以wdpfii型分散控制系统为控制中心，辅以fsss、hitass、deh、meh、bypass、ass-2、avr等系统协调配合，构成了机组完整的控制系统。可以在集控室（辅以少量的就地操作）实现机组的启停、事故处理、全过程的运行监视操作。三期循泵房、综合泵房采用以上海新华控制工程公司xdps系统为中心的控制系统，可以实现主要设备的操作、监视、事故处理。 #5机组于1997年1月17日投产；#6机组于1997年11月5日投产。 二、主要技

21、术规范序号名 称有 关 参 数1机组型号dh-600-40-t2机组型式亚临界、中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式3功率额定： 600 mw； 最大： 658 mw4转速3000 r/min5转向逆时针（从汽轮机端向发电机端看）6凝汽器设计冷却水温20 （夏季最高33 ）7通流级数共40级高压缸： 1个单列调节级6个压力级中压缸： 5个压力级低压缸： 4 7个压力级（两个双流低压缸）8末级叶片高度1016 mm（40 inch）9配汽方式复合调节（部分进汽+全周进汽）10给水回热级数3级高加1级除氧4级低加11给水温度271.5 （最大工况下278.6 ）12额定工况下保证热耗值（扣除励磁功

22、率）不大于 7888 kj /kwh（1884kcal/kwh）13保证工况1. 主蒸汽在额定参数下，冷却水温33时，机组能在600mw负荷下长期连续运行；2. 主汽压力超过5，冷却水温20，机组在658mw负荷下可长期连续运行 14负荷限制工况（加热器退出运行时）1.所有低加退出运行，负荷限制为70；2.#6#8低加退出运行，负荷限制为80；3.任两相邻低加退出运行，负荷限制为90；4.#2、#3高加退出运行，负荷限制为90；5.其它工况，均可以带100负荷15汽机转子原始偏心度#5机：26 um (大修后：29 um)#6机：26 um（大修后：15 um）16允许长期连续运行的周波变化范

23、围48.550.5hz17盘车转速1.5 r/min18汽轮机总长27.24 m19汽机中心线距运行层标高914 mm20噪音水平不大于90db（距机组平台1.5米，距机组罩壳1米处）第二章 汽轮机本体系统邹县发电厂600mw汽轮机本体由日本日立公司和四川东方汽轮机厂合作生产，其中#5汽轮机日立制造的部分占66%，#6机为57%，其余部分由东方汽轮机厂提供。一系统流程与布置#5、6汽轮发电机运转层标高为13.8米，本体均按西机东电方向布置。机组型式为单轴三缸四排汽，其中高、中压缸反向布置，低压缸对称分流反向布置。主蒸汽经主汽门、高调门由对称布置的四个进汽口进入高压缸，做功后的蒸汽进入再热器。主

24、再热汽经中压联合汽门由两个进汽口进入中压缸，中压排汽经一根异径连通管分别进入两个双流反向布置的低压缸，乏汽排入高、低压凝汽器。二.系统设备1. 汽缸和转子汽轮机转子为整锻转子，可在不揭缸的情况下进行动平衡调整。其中高中压转子重25.7吨，低压a转子重60吨，低压b转子重67吨。高中压转子采用cr-mo-v锻钢，是用于566转子的标准材料。低压转子采用ni-cr-mo-v钢。汽轮发电机组轴系临界转速（单位：r/min）序 号转 子设 计#5机实测#6机实测1高中压转子1864190018002低压a转子17921600180017003低压b转子1809160016504发电机转子982 （阶）

25、100010405发电机转子2671（阶）270028502670汽缸采用高中压缸合缸、双层缸结构。为降低高温部位中分面发兰螺栓的工作温度，在高中压外缸和高压内缸进汽口处设置了法兰螺栓冷却系统。如图所示，作功后的低温蒸汽经内外缸间隙进入外缸#17螺栓，至#31螺栓处排汽；低温蒸汽直接进入内缸#71螺栓，至#81螺栓排汽。而在机组启动时，蒸汽则按上述系统对螺栓和法兰进行加热，从而提高了机组快速启动的灵活性。汽机低压缸采用分流式三层焊接结构，设有自动控制的喷水系统。在每个排汽口上部设有防爆铜膜，当排汽压力上升到2.0bar时，防爆铜膜被剪切成自由圆盘，低压缸迅速泄压，起到保护作用。 2.汽机轴承

26、汽轮发电机组轴系中除#1、2轴承采用可倾瓦式轴承外，其余均采用常见的椭圆形轴承。可倾瓦轴承采用水平剖分型式，上下各有3个瓦块，表面涂有巴氏合金层。机组运行时每块瓦均可在轴的旋转方向上自由摆动，从而在轴瓦和轴表面形成最佳的油膜。各轴承上瓦的x、y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温热电偶装置。 推力轴承位于高中压缸和低a缸之间的#2轴承座，采用倾斜平面式双推力盘结构，每面由10个瓦块组成。推力轴承可承受的推力数据：推力因素轴向推力（kg）应力（kg/cm2）允许应力 （kg/cm2）正常推力+15820.2+6.2+/-14.1真空推力+169.6+0.1+/-2.1bottle up+8513.5

27、+3.3+/-31.7中联门全关-89180.0-34.5+/-45.7 注：1.+ 表示推力推向发电机侧，-推向汽轮机侧。 2. 汽轮机推力轴承面积 2580cm2 3. 通流部分汽轮机通流部分由40个结构级组成，采用冲动级设计，其中高压部分有7级（含1个调节级），中压部分为5级，两个双流低压缸部分共2*2*7级。低压缸末级叶片长度达40(1016mm)，系由日立公司3600r/min的33.5 叶片相似模化而来。隔板汽封和轴端汽封采用迷宫式高低齿结构的椭圆汽封。该机组在高压调门全开和主汽超压5%的条件下最大可输出功率658mw。4.滑销系统 高中压缸的膨胀死点位于#2轴承座，低a缸、低b缸

28、的膨胀死点分别位于各自的中心附近。死点处的横键限制汽缸的轴向位移。同时，在前轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键，引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制其横向跑偏。5.盘车装置盘车装置用于带动转子低速旋转，以使转子均匀加热或冷却，减少转子变形的可能性。还可以在进行转子检查时进行旋转定位。盘车装置安装在发电机和汽轮机低压b缸之间的轴承座上，由电机和齿轮组组成，齿轮由电机通过一个无声链驱动。在齿轮箱中的一个可移动的小齿轮与套在汽轮机转子联轴器法兰上的齿圈啮合。转子冲转时，当转子产生的转矩超过了盘车装置的驱动力矩时，可移动的小齿轮在没有冲击的情况下立即脱开至配重脱开位置，并闭锁不再投入，盘车脱开啮合后

29、，盘车电机自动跳闸。 如上左图所示（180反转图），左侧为链条齿轮，右侧伸出部分为可摆动式啮合小齿轮。上右图为啮合齿轮圈。对于盘车装置，还专门设置了一路来自主供润滑油管道的润滑油，只要有油泵运行，润滑油就会通过一个节流孔式的连接器进入盘车装置。当盘车退出运行时，至盘车的供油仍保持供应。盘车转速为1.5r/min，设有完善的启停控制系统和低油压闭锁保护。在自动状态，当汽轮机零转速信号发出30秒后，盘车电机自启动，再经过10秒，齿轮自动啮合。当轴承润滑油压0.103mpa或顶轴油压2.7mpa时，盘车电机自动跳闸，但齿轮仍处于啮合状态。条件恢复后可盘车直接启动。盘车啮合的方式有两种：远方（集控室或

30、现场控制盘）啮合信号激励一电磁阀，啮合气缸充气，经连杆运动啮合；或在就地利用扳手进行手动啮合。另外，盘车装置还配备了单向棘轮式手柄，可进行手动盘转转子。6.管道和阀门 汽轮机蒸汽阀门由二只高压主汽门、四只高压调门、二只中联门组成。其中#2主汽门特设了伺服阀，可以控制主汽门开度，用于冲转前的高压调门室预暖。由于600mw 机组采用了先进的deh控制系统和独立的抗燃油系统，为完整起见，有关主汽门和调门的内容将在有关章节中重点叙述。三.本体热工测量系统和有关保护值（一）热工测量系统邹电#5、#6机本体tsi由东方汽轮机厂供货，采用的是美国bently nevada公司生产的3300系列产品，主要监测

31、内容包括:#1-#8轴的相对振动、#9轴承盖的绝对振动、键相以及转速、零转速、偏心、缸胀、高压缸差胀、低压缸差胀、轴向位移等，各监测值超限均提供热工报警信号，还提供联锁投盘车及联启停顶轴油泵信号。高中压缸差胀及#1-#9振动，均参与主机跳闸保护。1. 轴系测量系统 如上图所示，#1-8轴承均布置了两只位移传感振动探头（黑点），按北x、南y呈90分布，#9轴承布置了一只速度传感振动探头。 高压中缸差胀零位，即发电机侧间隙11.30.5mm，汽机侧间隙为16.30.5mm，tsi显示15mm。 轴向位移零位,即探头间隙为3.00.05mm,棒图显示为2mm, 低压缸差胀零位,即发电机侧间隙为40.

32、50.05mm,汽机侧间隙为14.50.05mm，棒图显示为12mm。键相与汽机前箱处的偏心探头配合使用，键相探头用在峰峰值调节电路上，每转一圈产生一脉冲,这个脉冲建立起用于计算峰峰值的频率。2. 前箱测量系统偏心探头用于测量转子低速下的振动情况，实际上当汽机转速大于50r/min时偏心度就无法显示了。3.其它测量探头除了以上热工测量部分，大机本体还布置了轴承金属温度、轴承回油温度、汽轮机汽缸温度等探头，用于汽轮机的运行监视。 （二）关于汽轮机差胀的变化及处理：如上图所示，高中压缸与转子无相对胀缩时，tsi显示为15mm，当显示值由15减小时，为正差胀，转子相对长。低压缸与转子无相对胀缩时，t

33、si显示为12mm，当显示值由12增大时，为正差胀，转子相对长。当差胀变化时的处理对策如下表：高中压差胀 0 3.4 转子长 15 短 21.6 25mm处理方法进入此区域，立即停机。当向转子长的方向缓慢发展时，保持负荷、温度不变，直到发展趋势变慢或稳定。如果趋势继续增加，可降低机组负荷、转速或降低汽温。当向转子短的方向缓慢发展时，保持负荷、温度不变，直到发展趋势变慢或稳定。进入此区域，立即停机。低压差胀变化时处理方法：差胀 0 7.4 转子短 12 长 31.8 43.1 50mm处理方法进入此区域，立即停机。盘车状态时若指示转子短，禁止升速，保持盘车直到指示转子长。运行中当向转子短的方向缓

34、慢发展时，保持负荷、温度不变，直到发展趋势变慢或稳定。 任何情况下，禁止进入此区域，除非因跳闸进入。在进入此区域前，如有可能可停运机组。运行中进入此区域，可降低汽温，直到趋势降低。在退出此区域前严禁停机。在此区域停机有可能使机组进入下一区域。禁止此区域。在上一区域就应控制好。第三章 汽轮机主要热力系统一、汽轮机热力系统概述汽轮机热力系统是汽轮机完成能量转换的装置系统，主要包括主、再热汽系统、抽汽系统、汽封系统、本体疏水系统、旁路系统等。为叙述方便，在本部分教材中，将只介绍主、再热系统、抽汽系统、本体疏水系统、汽封系统，其余系统将在有关章节中详述。二、主、再热汽系统（一） 系统流程：锅炉来主蒸汽

35、，经一根主蒸汽管道至汽轮机主汽门前，分成两路进入主汽门、调门、高压缸。主蒸汽门前的管道上接引一路高压汽，向汽动给水泵供汽，还有一路经高压旁路进入再热器冷段。高压缸有两个排汽口，集成了一根排汽母管，布置一只高排逆止门。排汽进入再热器冷段经锅炉再热器受热后经中压联合汽门进入中压缸作功。在中联门前分出一路经低压旁路系统进入凝汽器。中压缸排汽经一单列连通管分流至两个低压缸，低压缸排汽经四个排汽口进入凝汽器。另外，系统还布置了三只特殊用途的阀门：倒暖阀、vv 阀和bdv阀。详见下图。1. 高压缸vv阀（通风阀）的作用 vv阀含义为：ventilate valve。在使用低旁系统进行机组启动和低负荷运行时

36、，高压缸不进汽或进汽量较少，高旁逆止门处于关闭状态。这种情况会引起高压级叶片因摩擦鼓风而过热。为此，在高压缸排汽管上安装了一通风阀，直接通至凝汽器，保持高压缸内真空。另外，汽轮机跳闸后，该阀自动打开，使高压缸内的蒸汽迅速排入凝汽器，防止因高压蒸汽通过高中压缸轴封漏入中压缸（此时中压缸内为真空状态）造成转子超速。vv阀由一气源门控制，自动动作。该阀上部为一气缸，失气时，在弹簧作用下，向上提升打开；电磁阀带电时，截断气源，vv阀打开；电磁阀失电时，接通气源，空气活塞压缩弹簧，vv阀向下关闭。2. 高压缸倒暖阀的作用及高压缸的倒暖倒暖阀用于在汽轮机冷态冲转前对高压缸进行倒暖。当高压缸第一级内壁金属温

37、度小于150时，强制关闭vv阀、一抽管道疏水阀，辅汽由倒暖阀经高压缸末级倒流至高压缸进口，经高压调门导管疏水回路进入凝汽器。当高压缸第一级金属内壁温达到150时，就可以关闭倒暖阀、解除一抽管道疏水阀强制，vv阀自动打开。利用高压缸倒暖可以在汽轮机冲转前将高压缸金属温度加热到一个较高的水平，有利于缩短机组启动时间，延长机组寿命。倒暖阀为电动门，开启或关闭信号为短脉冲式，阀门具有0、25、50、75、100%五个调节位置。3. bdv（紧急排放阀）阀的作用bdv的含义为：blowdown valve。高压缸和中压缸之间没有轴承，蒸汽通过转子轴封部件和密封部件相通。当汽机带负荷跳闸后，高中压主汽门、

38、调门快速关闭，切断汽机进汽以防超速。但是由于中低压部分已是真空状态，积存在高压缸内的高温高压蒸汽会通过高中压缸间的轴封泄漏，继续膨胀做功，从而引起超速。为防止这种情况发生，安装了一个气动卸载阀（bdv），当中压调门关闭时开启，将大部分泄漏的蒸汽直接引至凝汽器。bdv由一气源门控制，自动动作。该卸载阀为一提升式蒸汽阀门，内有一弹簧开启式活塞，活塞上部通有压缩空气，克服弹簧力使阀门严密关闭。当气压失去时，该阀内部同轴安装的小旁通首先开启10mm，以建立门后压力，这样，阀门会容易开启，把高压蒸汽引入凝汽器。4. 主、再热汽蒸汽阀（1） 主汽门：本机组设置了两只高压主汽门，主要功能是当停机保护装置动作

39、或停机时快速切断汽源，防止因调速系统失控而引起机组超速。主汽门阀盘的设计是按总体不平衡考虑的，不能克服全压降而打开。#2主汽门内部设置了预启阀，可以通过大约75%的无载流量，并利用预启阀对阀体及各部件、调节阀柜进行预暖，减轻热应力。随着预启阀的开启主汽门后压力逐渐提高，当前后差压为门前压力的15-20%时，主汽门开始开启。因此，停机时应注意检查预启阀和主汽门的关闭情况。主汽门关闭时间0.15秒。每个主汽门为液压开启，弹簧关闭。dehg可在运行中进行主汽门全关活动试验。两个主汽门的试验回路设有电气闭锁，不能同时进行全关试验。（2） 高压调门：本机设置了4只高压调节汽门，根据机组转速和负荷要求来调

40、节进入汽轮机的蒸汽量。4只调门安装在一个公用的阀柜内，并与两只主汽门焊成一体后悬挂在机头前面的运行平台下。4个调门分别由各自的油动机控制，液压开启、弹簧关闭。关闭时间0.2秒。dehg可在运行中进行调门全关活动试验。（3） 中压联合汽门本机设置了2只中压联合汽门。中压主汽门和调门共用一个阀壳，中压主汽门为套阀，调门为球型阀，二者可以各自独立的进行全行程移动。在正常运行中，两只中压联合汽门都是全开的。中压主汽门和调门分别由各自的油动机控制，液压开启、弹簧关闭。中压主汽门关闭时间0.15秒；中压调门关闭时间0.2秒。dehg可在运行中进行联合汽门全关活动试验。两个中压联合汽门的试验回路设有电气闭锁

41、，不能同时进行中压主汽门或调门的全关试验。（二） 主汽、再热汽系统有关参数运 行工 况发电机功率主蒸汽再热汽低压缸排汽补给水率热耗mwt/hatat/hatat/hata%kcal/kwh100%load6001810170538151736.853811000.045/0.05501884*保证工况600*1931170538160238.953811630.087/0.11231959vwo+5%o.p6582020178538167940.753812010.045/0.05501879vwo6281917170538160038.853811540.045/0.0550tmcr631.

42、71931170538161139.153811600.045/0.0550188450%滑压30088790.453877518.85386080.045/0.0550202650%定压30091817053880219.45386130.045/0.05502065表中带*为热耗保证值及出力保证值。三、抽汽系统（一） 系统流程抽汽系统有8级非调节抽汽（滑压），分别供给3台高加、1台除氧器、4台低加。其中#1-3高加及除氧器由上海电站辅机厂制造；#7、8低加为单壳体组合式加热器，由东方汽轮机厂制造，布置在凝汽器喉部。各加热器的疏水采取逐级自流方式，最后一级高加疏水进入除氧器，并设一路疏水可排

43、至凝汽器。低加最后一级疏水进凝汽器。#4抽蒸汽还可供小机用汽和机组低压辅汽系统用汽。各级抽汽参数如下： 抽汽级数抽汽点抽汽压力(mpa)抽汽温度()抽汽量(t/h)额定最大额定最大额定最大1第5级5.906.59385.3391.8104.4124.32第7级3.964.38331.9336.5158.9183.43第10级1.822.01437.5437.340.246.04第12级1.151.25374373.357.662.368.570.95第13级0.660.72304.9303.996.0108.86第15级0.210.23182.8182.143.248.67第16级0.110.

44、13124.712451.758.58第17级0.050.05581.583.788.6102.5(注：4抽抽汽量栏中，前一项为小机抽汽量，后一项为除氧器抽汽量。)（二） 设备介绍： 1. 高低压加热器：加热器的作用是利用汽机的抽汽加热锅炉给水，以提高机组的热效率。加热器为u形传热管、双流程，水室采用自密封结构，结构见图。（1）设计特点a、 过热蒸汽冷却段过热蒸汽冷却段是利用从汽轮机抽出的过热蒸汽的一部分显热来提高给水温度；采用过热蒸汽冷却段可提高离开加热器的给水温度，使其接近或略超过该抽汽压力下的饱和温度。从进口管进入的过热蒸汽在一组隔板的导向下以适当的线速度和质量速度均匀流过管子，并使蒸汽

45、保留有足够的过热度，以保证蒸汽离开该段时呈过热状态。这样，当蒸汽离开该段进入凝结段时，可防止湿蒸汽冲蚀和水蚀的损害。b、 凝结段凝结段是利用蒸汽冷凝时释放的潜热加热给水，直至由饱和蒸汽冷凝成饱和水，并汇集在加热器的尾部或最低部，然后流向疏水冷却段。隔板使蒸汽沿着加热器长度方向均匀分布，另外还起支撑传热管作用。位于壳体上的排气管，可以排除非凝结气体，收聚非凝结气体的排气管必须置于管束最低压力处以及壳体容易积聚非凝结气体处。非凝结气体的聚集会影响传热效果，降低高加效率并造成管束腐蚀。c、 疏水冷却段疏水冷却段是把离开凝结段的疏水的热量传给进入加热器的给水，将疏水温度降至饱和温度以下。疏水冷却段位于

46、给水进口流程侧，并有包壳板密闭。疏水温度降低后，当流向下以个压力较低的加热器是，减弱了在疏水管道中发生汽化的可能。包壳板在内部与加热器壳侧的总体部分隔开，从端板和吸入口或进口端保持一定的疏水水位，使该段密闭。疏水进入该段，由一组隔板引导流动，从疏水出口管流出。（2）结构特点a、 壳体壳体由钢板焊接而成，壳体和水室通过焊接连接在一起。还安装了吊耳及壳体滚轮使加热器在运行时可以自由膨胀。b、 水室组件水室组件由半球形封头、圆柱形筒身和管板组成，管板上钻有小孔，以便于插入u形管，水室组件还包括给水进口连接管、出口连接管、排气管、安全阀、化学清洗接头和引导水流流向的隔板，以及带密封垫的人孔盖、人孔座。

47、c、 隔板和支撑板钢制隔板沿着加热器长度方向布置。这些隔板支撑着管束并引导蒸汽沿着管束按90度折向流过管子。隔板借助拉杆和定距管固定。d、 防冲板在加热器内装有不锈钢防冲板，可使壳侧液体和蒸汽不直接冲击管束，避免管子受冲蚀。防冲板都布置在壳体各进口处。（3）运行a、 温度变化率规定及限制加热器冷态启动或加热器运行工况发生变化时，温度的变化率限制在58/h，必要时可以允许温度变化率110/h，但绝不能超过此值，以防止加热器部件受到较大的热冲击。运行经验表明，当总的温度变化率69/h时，热冲击不会造成损坏。但是随着温度变化的加剧，加热器故障几率增加，各种温度变化率的预计循环寿命如下：温升率（/h）

48、 循环次数780 1250440 20000220 300000110 无限次当温度变化率限制在110/h，允许运行无限次热循环，对加热器的热冲击在安全范围内，不降低加热器的预计寿命。但是，当温度变化率增加到220/h，加热器的预计寿命减少到300000次循环。如果加热器温度变化率剧增到780/h，加热器的寿命急剧缩短为1250次循环。b、 加热器的投运 低加可以采取随机滑启。随机滑停的好处是操作方便，温度变化率较小，热冲击小，缩短机组达到满负荷的时间。高加一般在机组负荷20-25%时进行投运。c、 加热器的停运随机停运（设计上可以使用）当末级高加抽汽压力下降到一定值时，关闭至除氧器的疏水截止

49、门。打开至凝汽器或其它疏水扩容器的疏水调节门。机组停机后，打开管、壳侧启停放气、放水门，排尽给水。带负荷停运因为加热器属于带负荷解列，因而需要严格控制温升率。详见运行规程相关章节。事故条件下高加解列当高加发生泄漏，水位急剧上升，高加高值开关动作，自动打开危急疏水，如果高加水位继续上升，高值开关动作，高加解列。如果高加自动解列故障，应就地手动操作解列高加，此时应注意防止高加断水。（4）保证高加最佳运行工况a、 排气管接口和控制加热器排气主要有启动排气和运行排气。启动排气是在高加投运时将高加内的不凝结气体排除，当有蒸汽冒出时将启动放气关闭。运行排气即连续放气，由内置的节流孔控制，排汽（气）进入除氧

50、器，不能将这些排气逐级排到下一级压力较低的加热器中，防止不凝结气体积聚。运行排气的最小排气量大约是进入加热器蒸汽量的0.3%，每台加热器排气装置的尺寸是经过计算后分别确定的。为了将排气节流孔正常工作，位于加热器接头处的排气管的压力，一定要比各加热器的饱和压力低50%。 注意事项所有的加热器在启动时，应单独通过排气接头排气，一旦出现非凝结气体积聚，会引起有效换热面积减少，导致性能降低。更严重的结果是长期运行会导致加热器内部腐蚀、泄漏。b、 水处理给水应保证以下品质，防止加热器损坏：溶解氧浓度不超过7g/l；为使碳钢加热器的腐蚀最小，ph值不得小于9.5；省煤器入口和加热器疏水的铁离子浓度应低于5ppb；整个系统设计要求在ph值为9.09.5之间运行，如果ph值过低，将导致腐蚀速率增加。c、 疏水水位控制正常水位正常水位即控制水位，当加热器达到运行温度并稳定运行时，一定要保证控制水位。卧式加热器允许水位在正常值38mm范围内运行。低水位卧式加热器运行时，水位低于正常水位控制水位-38mm为低水位，如果水位低于正常水位-63mm，会使疏水冷却段进口（吸水口）露出水面，造成蒸汽进入该管段，并将造成以下后果：i、 加热器疏水端差变化；ii、 由于泄漏蒸汽的热量损失，使加热器效率降低；iii、 在疏水冷却段进口处和疏水冷却段内造成冲蚀性危害，使管