1、目 录1第 1 章 汽轮机及其附属系统总体介绍 11.1. 汽轮机概述 11.1.1. 600MW 汽轮机现状及发展趋势 11.2. 汽轮机型式 31.2.1. 汽轮机布置方式 31.2.2. 汽轮机主要特点 31.2.3. 技术规范 61.2.4. 汽轮机主要系统 71.2.5. 汽轮机保护及控制 91.3. 汽轮机主要数据表 91.4. 汽轮机设备有关数据 121.4.1. 汽轮机本体有关数据 121.4.2. 汽轮机 TRL 工况下各级抽汽参数 131.4.3. 汽轮机 TMCR 工况下各级抽汽参数 141.4.4. 汽轮机 VWO 工况下各级抽汽参数 141.4.5. 汽轮机轴瓦 14
2、1.4.6. 汽轮机发电机组临界转速 141.4.7. 汽轮机主要部件材质表 151.4.8. 机组变工况热力特性 151.5. 汽轮机启动参数 161.5.1. 预热蒸汽参数 161.5.2. 转子轴颈振动双振幅值 161.5.3. 汽轮机各阀门关闭时间 161.5.4. 启动方式及时间 161.5.5. 汽轮机运行参数 171.6. 汽轮机启动和停机 171.6.1. 机组启动 171.6.2. 机组停运 18第 2 章 汽轮机本体 192.1. 汽缸 192.1.1. 概述 192.1.2. 高中压缸 192.1.3. 低压缸 252.1.4. 运行注意事项 272.2. 转子、叶片及联
3、轴器 302.2.1. 转子和叶片 302.2.2. 转子联轴器 322.3. 汽封 322.3.1. 通流部分汽封 332.3.2. 轴端密封 342.4. 滑销系统 362.4.1. 汽缸膨胀 362.4.2. 转子膨胀 362.5. 汽轮机轴承 362.5.1. 径向支持轴承 372.5.2. 推力轴承 382.6. 盘车装置 38第 3 章 汽轮机配汽系统 443.1. 概述 443.2. 高压主汽阀 453.2.1. 高压主汽阀工作性能 45目 录23.2.2. 高压主汽阀结构 473.2.3. 高压主汽阀材质 483.3. 高压调节阀 483.3.1. 高压调节汽阀工作性能 483
4、.3.2. 高压调节阀结构 483.4. 中压联合汽阀 493.4.1. 中压主汽门结构 503.4.2. 中压调速汽门结构 503.5. 导汽管和喷嘴室 51目 录3汽轮机及其附属系统总体介绍汽轮机概述汽轮机是将蒸汽的热力势能转换成机械能，借以拖动其它机械旋转的原动机。为保证汽轮机安全经济的进行能量转换，需配置若干附属设备，汽轮机及其附属设备由管道和阀门连成的整体，称汽轮机设备。在火电厂中汽轮机用于拖动发电机，将机械能转换成电能，此汽轮机与发电机的组合称汽轮发电机组。具有较高压力和温度的蒸汽经过主汽门，调节阀进入汽轮机。由于汽轮机排汽口处的压力低于进汽压力，在这个压力差的作用下蒸汽向排汽口流
5、动，逐渐降低，将一部分热力势能转换成机械能，最后从排汽口排出。汽轮机的排汽仍具有一定的压力和温度，因此仍具有一定的势能，这一部分能量没有转换成机械能，称为冷源损失。排汽的压力和温度越高，它所具有的能量就越大，冷源损失所占比例也就越大。为了减少冷源损失，提高蒸汽动力循环的效率，常采用凝汽设备来降低排汽的压力和温度，此时汽轮机的排汽排入凝汽器，在较低的温度下凝结成水，由凝结水泵抽出供锅炉继续使用。为了吸收排汽在凝汽器内凝结所放出的热量，保持较低的凝结温度，必须用循环水不断地向凝汽器供应低温冷却水。在正常情况下凝汽器内的压力等于凝结水温度所对应的饱和压力，若冷却水温度为 20，凝汽器内的压力约等于
6、0.05 公斤/厘米 2。由于汽轮机的尾部及凝汽器的接合面并非绝对严密，其内部压力又低于外界大气压，故周围的空气会漏入，最后进入凝汽器。空气在常温下不凝结，必须用抽气器将它抽出，否则空气在凝汽器内逐渐积累，会使凝汽器内的压力升高，从而导致冷源损失增大。因此凝汽设备由凝汽器，凝结水泵，循环冷却水和抽气器组成。它的作用是建立并保持凝汽器的真空，使汽轮机有较低的排汽压力，同时回收凝结水供锅炉使用，以减少冷源损失，提高汽轮机设备的经济性。除特殊用途的背压式汽轮机（排汽压力高于当地大气压）之外，所有的汽轮机都配置有凝汽设备。即使这样，机组的冷凝损失仍占总能源的 60以上。为了进一步减少冷源损失，火电厂所
7、采用的汽轮机都配置有除氧器和若干台表面式回热加热器所组成的回热加热设备。凝结水泵出口的主凝结水经过几台低压加热器（因主凝结水的压力较低，故称低压加热器）送往除氧器（除氧器是一台混合式加热器，同时承担除去给水中溶解氧的任务） ，再由给水泵升压后经过几台高压加热器（因给水的压力较高，故称高压加热器）送往锅炉的省煤器。从汽轮机内抽出几股不同压力的蒸汽分别送入各加热器和除氧器，加热主凝结水和锅炉的给水，此时可使汽轮机的排汽量相应减少 2030，冷源损失也相应减少。为了保证供电的数量和质量，汽轮机的功率和转速都要根据用户的要求经常进行调整，所以每台汽轮机都必须有一套由调节装置所组成的调节系统。另外汽轮机
8、的工作转速很高，动静部分间隙较小，又是火电厂的核心设备，为保证其安全，必须有一套自动保护装置，在异常情况下，能自动发出声光报警提醒运行人员注意，在危急情况下能自动关闭主汽门切断汽轮机的进汽，紧急停机，或自动启动备用的附属设备。调节系统和保护装置常用压力油来传递信号和操纵有关部件，汽轮机的各轴承也需要不断地油来润滑和冷却，故每台汽轮机都配置供油系统向调节，保护装置及各轴承供油。综上所述，汽轮机设备是以汽轮机为主体的一种动力设备，它的附属设备一般包括：凝汽设备（背压式汽轮机） 、回热加热设备和调节、保护装置及供油系统，它们协同工作，保证汽轮机安全经济地进行能量转换。600MW 汽轮机现状及发展趋势
9、从上世纪 60 年代至今，电站汽轮机产品在单机功率和蒸汽参数上都没有重大的突破，只是在产品的可靠性、机动性、控制水平和经济性等方面有所发展。至今火力发电站最大的单轴汽轮机是俄罗斯的科斯特罗姆电站的 1200MW 机组（23.5MPa，540/540） ；最大的双轴汽轮机组是美国阿摩斯电站的 1300MW 机组目 录4（24.7MPa，538/538） 。在汽轮机的生产能力方面，目前我国大型汽轮机制造厂有哈尔滨汽轮机厂，东方汽轮机厂，上海汽轮机厂。为了进一步降低机组单位功率的重量，提高机组的内效率，有的制造厂正在研制更高参数的大型机组。如日本川越电站 700MW 燃用天然气的超临界压力机组，其初
10、参数压力为31.6MPa，温度为 566/566，汽轮机的设计热耗为 7461 kJ/ kWh，汽轮机组热循环效率为48.26。国内外 600MW 等级汽轮机组的蒸汽参数多数为：采用亚临界压力约为 1619MPa，温度530566的参数，且以 16.616.7 MPa，540最为普遍；而采用超临界压力的蒸汽压力约为 24 MPa，温度 536566。汽轮机组的热耗，亚临界压力机组约为 77908000 kJ/ kWh（GE 公司的 600MW 调峰机组热耗为 8441 kJ/ kWh） ，超临界压力机组约为 76507910 kJ/ kWh。汽轮机末级叶片长度对机组的功率和效率有明显的影响。目
11、前用于 3000r/min 的 600MW 等级机组的合金钢末级叶片长度约为 7871072mm；已研制成功的钛合金叶片长度有700、900、1000、1200、1300mm，长度为 1500mm 的钛合金叶片正在研制之中。我国早期安装的 600MW 等级汽轮机组的末级叶片长度为 850900mm，近期安装的机组末级长度为 10001072mm。在汽轮机组的总体结构方面，600MW 等级机组多数采用四缸四排汽的形式，即高压缸、中压缸（单流程、双流程均有采用） 、两个双流程低压缸。也有采用高中压缸合缸的结构，构成三缸四排汽的总体结构，其好处是使机组更加紧凑。但由于合缸高中压缸尺寸较大，热惯性大，
12、有可能造成调峰性能较差。这种结构形式的中压缸级数较少，有可能限制中压缸效率的提高。600MW 等级机组的高、中、低压缸采用双层（内、外）缸形式。高、中压缸由铸造制成，低压缸多数为焊接结构。绝大多数制造厂的汽缸采用带法兰的水平中分面。现代 600MW等级汽轮机汽缸采用窄法兰，不设法兰螺栓加热，运行、检修较为方便。采用双层缸结构，汽缸壁可以较薄，有利于降低启动、停机过程的热应力。600MW 等级机组的汽轮机转子，绝大多数制造厂采用整锻转子或焊接转子，只有俄罗斯和日本的三菱公司还有套装转子。汽轮机转子的支承方式，有采用两根转子四个轴承和两根转子三个轴承两种基本形式（即四支承和三支承） 。中国、俄罗斯
13、、美国的 CE 公司和 WH 公司、法国 Alsthom、英国 GEC公司、日本等多数采用每根转子由两个轴承支承。瑞士的 ABB 公司和德国的 KWU 公司在两根转子中间只用一个轴承，组成单支点轴系。支持轴承的形式，中国的哈汽和上汽、美国的 GE 公司和 WH 公司、日本的三菱和东芝公司，对承受负荷不很重的轴承（如高中压转子和第一根低压转子的） ，采用可倾瓦轴承，对公司，对承受负荷很重的轴承（如第二根低压转子和发电机转子的） ，则采用圆筒形轴承，轴系的稳定性较好。中国的东方汽轮机厂、俄罗斯、日本的日立公司，对负荷不很重的轴承，采用可倾瓦轴承，对承受负荷很重的轴承，采用椭圆形轴承，瑞士的 ABB
14、 公司采用类似于椭圆形轴承的改良型袋式轴承。汽轮发电机轴系的盘车，多数采用低速盘车方式。在重载轴承处，有用顶轴油设施和不用顶轴油设施两种形式。为了提高大型汽轮机组的经济性和可靠性，各制造厂正在对大型汽轮机从参数、单机功率、控制水平、安全设施等方面进行不懈的努力。美国的西屋公司正在研制 800MW、31.0MPa/593/566/566的超临界压力两次再热汽轮机组。在煤、水耗量不变的条件下，效率和功率各提高 10，厂用电降低 4，在整个机组目 录5寿命期内估计可节约 1.4 亿美元。俄罗斯正在研制 23.5MPa、585/585 和 31.5MPa、650/570的 8001000MW 和 20
15、00MW的电站汽轮机。这些努力的主要目的是提高机组的经济性和可靠性。如西欧、俄罗斯和日本各公司都制定了电站汽轮机的可靠性指标：可用率不得低于 0.97，大修间隔不得小于 4 年，无事故累计运行时间不得少于 5000h，使用寿命不得少于 30 年。俄罗斯国家标准规定超临界压力参数汽轮机组的热耗率，300MW 机组为 7725 kJ/kWh，500800MW 机组为 7641kJ/kWh。目前各国公司正在积极采取措施来达到或超过上述指标。汽轮机型式我公司三期汽轮机为东方汽轮机厂引进日立技术生产制造的超临界压力汽轮机，型号为：NZK643-24.2/566/566，是典型的超临界、一次中间再热、单轴
16、、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机 ；最大连续出力为 684MW，额定出力 643 MW；。该汽轮机采用复合变压运行方式；汽轮机具有七级非调整回热抽汽，设计寿命不少于 30 年。汽轮机布置方式汽轮机运行平台标高 13.7 米，机组总长度为 26.75 米，最大宽度为 7.5 米，室内纵向布置，机头朝向扩建端。高压主汽阀、调节阀悬吊在运行平台下面，通过导汽管与高压汽缸相接；中压联合阀布置在高中压缸左右两侧，通过中间进汽管与汽缸焊接，并采用浮动式弹簧支架固定在平台上。主蒸汽从高中压外缸中部，通过上、下对称布置的 4 个进汽口进入汽轮机，通过高压 8 级作功后去锅炉再热器。再热蒸汽经过中压联合汽阀进
17、入汽轮机的中压部分作功，作功后的蒸汽,经一根异径连通管分别进入两个低压缸,作功后的乏汽排入空冷凝汽器。图 11 和图 12 是本汽轮机的高中压缸和一个低压缸的纵剖面图，从图中可以看出汽轮机的结构特点：高中压缸合缸、两个低压缸都是双层缸结构，高压缸共有 8 级，中压缸共有 6 级，低压缸共有 46 级，全机共有 38 级。额定工况下，汽轮机的效率分别是：高压缸：86.4 %，中压缸：92.25，低压缸：92.41，汽轮机效率为 91.56。三根整锻无中心孔转子分别放置在 1 号轴承座与 2 号轴承座、3 号轴承座与 4 号轴承座、5号轴承座与 6 号轴承座上；1 号轴承座内除了 1 号轴承外，还
18、装设有测速齿轮、主油泵等；2 号轴承座内装设有轴振传感器、轴向位移传感器、推力轴承、平衡盘、推力轴承磨损传感器，支持轴承、联轴器等；6 号轴承座主要有支持轴承，盘车装置、测量装置等组件构成。汽轮发电机组轴系中除 1 号、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压A 缸之间的 2 号轴承座。高中压缸的膨胀死点位于 2 号轴承座，低压 A 缸、低压 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
19、横向跑偏。汽轮机主要特点本汽轮机为纯冲动式汽轮机，级数相对较少，高中压缸采用合缸，减小了轴向长度和轴承数量。端汽封和轴承箱均处在温度较低的高、中压排汽口区域。高中压缸采用头对头布置方式，两个低压缸对称双分流布置，可大大减少轴向推力。汽轮机各个转子与发电机各转子采用刚性连接方式，轴系为挠性轴系。叶片采用弯曲/弯扭静叶和弯扭动叶，末级叶片为 661mm 空冷末级叶片。汽轮机的汽封采用椭圆汽封。目 录6汽轮机启动方式是中压缸启动。低压缸采用落地轴承。目 录7图 11 汽轮机高中压缸布置剖面图目 录8图 12 汽轮机低压缸布置剖面图目 录9技术规范表 11 汽轮机主要参数项 目 单位 THA 工况 T
20、RL 工况 TMCR 工况 VWO 工况 阻塞背压工况机组出力 kW 643011 643036 68428 712888 698974热耗值 kJ/kWh 7755 8139 7747 7735 7585主蒸汽压力 MPa(a) 24.20 24.20 24.20 24.20 24.20再热蒸汽压力 MPa(a) 3.982 4.230 4.257 4.451 4.257高压缸排汽压力 MPa(a) 4.424 4.701 4.730 4.945 4.730主蒸汽温度 566 566 566 566 566再热蒸汽温度 566 566 566 566 566高压缸排汽温度 318.1 324
21、.5 325.2 330.1 325.2主蒸汽流量 kg/h 1877404 2019040 2019040 2120000 2019040再热蒸汽流量 kg/h 1565537 1667340 1676005 1754175 1675999背压 KPa 15 32 15 15 6.77低压缸排汽干度 % 93 97 93 92 92低压缸排汽焓 kJ/kg 2441.2 2543.9 2433.2 2428 2383.3低压缸排汽流量 kg/h 1228184 132395 1304950 1358813 1271147补给水率 % 0 3 0 0 0能力工况（铭牌出力工况）:汽轮发电机组能
22、在下列条件下安全连续运行，发电机输出铭牌功率 643MW（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率） ，此工况称为能力工况（TRL） ，此工况也称铭牌出力工况。此工况条件如下：额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；背压为 32kPa；补给水率为 3%；对应该工况的设计给水温度；全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；采用电动给水泵；发电机效率 98.8%，额定功率因数 0.9（滞后） ，额定氢压。此工况为机组出力保证值的验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机铭牌进汽量。汽轮机最大连续出力（TMCR）工况: 汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量（铭牌进汽量） ，在下列条件下安全连续运行
23、，此工况下发电机输出功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率）称为机组最大连续出力（TMCR） ，输出功率值为 684286 kW。额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；背压为 15kPa；补给水率为 0%；最终给水温度 286.1；全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；采用电动给水泵；发电机效率 98.8%，额定功率因数 0.9（滞后） ，额定氢压。此工况也为机组出力保证值的验收工况。调节阀门全开（VWO ）工况 :汽轮发电机组能在调节阀全开，其它条件同汽轮机最大连续出力（TMCR）工况时，汽轮机的进汽量为 105%的能力工况进汽量（铭牌进汽量） ，此工况称为阀门全
24、开（VWO ）工况。汽轮发电机组在阀门全开工况下的输出功率值为 712888 目 录10kW。热耗率验收（THA）工况:当机组功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率）为 643MW 时，除进汽量以外其它条件同 2.1.2.2 时称为机组的热耗率验收（THA ）工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。热耗率保证值为 7755 kJ/kWh。阻塞背压工况:汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量（铭牌进汽量） ，在下列条件下，当外界气温下降，引起机组背压下降到 6.77KPa 时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为铭牌进汽量下的阻塞背压工况，汽轮机能在此工况条件下安全连续运行。此时，汽
25、轮机的背压称作铭牌进汽量下的阻塞背压，输出功率值为 698974 kW。额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；补给水率为 0%；对应该工况的设计给水温度；全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；采用电动给水泵；发电机效率 98.8%，额定功率因数 0.9（滞后） ，额定氢压。供方提供阻塞背压与汽轮机进汽量的关系曲线。汽轮机能够安全连续运行的最高允许背压为 65 kPa，跳闸背压为 80 kPa。汽轮机主要系统主蒸汽系统主蒸汽管道采用 212 连接方式，在主蒸汽进入主汽阀前分成两路，分别接至汽轮机左右侧主汽阀。再热蒸汽系统再热冷段和再热热段管道，均采用 212 连接方式，锅炉和汽机接
26、口均为 2 个。旁路系统本汽轮机为中压缸启动方式，设置旁路系统可改善机组的启动性能，缩短启动时间和减少汽轮机的循环寿命损耗，回收工质，保护锅炉再热器。本机组采用高、低压二级串联旁路系统，其中高旁容量为 40%BMCR，高旁阀数量为 1 个，低旁总容量为 71%BMCR，低旁阀数量为 2 个。抽汽回热系统汽轮机具有七级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向辅助蒸汽系统供汽；二级抽汽作为辅助蒸汽系统的备用汽源。五至七级抽汽分别向三台低压加热器供汽；为防止汽轮机超速和进水，除七级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀，前者作为防止汽轮机超速的
27、保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施；后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。给水系统采用单元制给水系统，每台机组配置二台 50%容量的电动主给水泵，一台 30%容量的电动调速给水泵作为启动和备用给水泵，各给水泵前均设有前置泵。在 1 号高加出口、省煤器进口的给水管路上设有电动闸阀，并设有 35%BMCR 容量的启动旁路，在旁路管道上装有气动控制阀，给水系统三台高压加热器采用大旁路系统。凝结水系统从空冷塔冷却凝结下来的水汇集成一个母管，经一个用排汽再热除氧的设备后，回到凝结水箱。机组设两台 100%容量立式定速凝结水泵，三台低压加热器，一台轴封冷却器，一台内置式无头除氧器，两台 10000 m的除盐水箱、一台凝结水输送水泵和两台凝结水补水泵，凝结水精处理采用中压系统。除氧器为内置式除氧器，水箱有效容积为 235m，相当于约 6
